馬兆穎 李 鵬 劉 鋒 翟興國 馬偉平

(1. 中國石油集團工程設計有限責任公司華北分公司，北京 100120；2. 中石油生產經(jīng)營管理部，北京 100007；3. 中國石油天然氣股份有限公司管道丹東輸油氣分公司，遼寧 丹東 118001；4. 中油管道長沙輸油氣分公司，湖南 長沙 410006；5. 中國石油管道研究中心，河北 廊坊 065000)

美國原油管道輸送損耗標準先進性研究

馬兆穎1 李 鵬2 劉 鋒3 翟興國4 馬偉平5

(1. 中國石油集團工程設計有限責任公司華北分公司，北京 100120；2. 中石油生產經(jīng)營管理部，北京 100007；3. 中國石油天然氣股份有限公司管道丹東輸油氣分公司，遼寧 丹東 118001；4. 中油管道長沙輸油氣分公司，湖南 長沙 410006；5. 中國石油管道研究中心，河北 廊坊 065000)

評價了國內油氣管道輸損研究現(xiàn)狀，存在的主要問題是缺少針對管道損耗特性的研究方法。介紹了美國石油協(xié)會標準API Std2650-2003《液體管道質量計量協(xié)調》，該標準的先進性主要體現(xiàn)在首次提出了原油管道損耗特性分析方法，綜合利用損耗控制圖、儀表控制圖、儀表趨勢圖和損耗累計圖等多種方式，應定期監(jiān)測管道損耗以確定正常損耗值和異常損耗。此外，規(guī)定了嚴格細致故障排查程序和影響因素分析程序。最后，提出了該標準的采標建議。

管道 標準 損耗 控制圖 趨勢圖 累計圖

0 前言

油氣長輸管道具有距離長、覆蓋面廣的特點，加之輸送壓力、溫度以及環(huán)境條件的影響，不可避免的存在輸送損耗的問題。國內學者針對天然氣管道輸損問題進行了深入研究[1]，指出輸損的影響因素是計量系統(tǒng)準確度、管存量準確度、管道閥門泄漏和放空作業(yè)管理水平等。我國管輸原油交接損耗定為0.35%，在此范圍內的損耗由買方承擔，其依據(jù)能源油[1990]943號文件，但未提及損耗量構成[2]。原油管道輸損包括蒸發(fā)損耗、泄漏損耗和計量誤差。存在的主要問題是缺少針對管道損耗特性的研究分析[3,4]，降低損耗的辦法主要依靠測量儀表選型、加強設備管理、盡量減少放空作業(yè)等。文獻提出了典型含蠟原油管道運行數(shù)據(jù)分析方法[5]，但主要用于制定安全優(yōu)化運行方案，不涉及管道損耗分析。

實際上，管道長時間運行后會產生不同程度的損耗，損耗反映了一條管道的計量準確度能力，應定期監(jiān)測管道損耗以確定正常損耗值和異常損耗，并采取減緩措施，超過正常值的損耗會引起利益相關方面的爭執(zhí)，甚至需要追加投資解決異常損耗。此外損耗可能是有形的，例如通過調整成品油批次或者庫存以減少損耗，更多情況下?lián)p耗難以精確計算，主要是由于日積月累的誤操作或者計量系統(tǒng)的缺陷造成的。

1 API Std2650-2003簡介

美國石油學會API Std2650-2003《液體管道質量計量協(xié)調/Reconciliation of Liquid Pipeline Quantities》，2010年重新確認繼續(xù)有效，核心內容是監(jiān)測液體管道損耗、確定管道正常損耗值和異常損耗的統(tǒng)計分析方法，以及故障排查建議等。該標準適用于密閉輸送液體管道，不適用于氣體管道和多相流管道。該標準首次提出了原油管道損耗特性分析方法，對于完善管道損耗研究是有益的補充，限于篇幅，本文列出該標準的重要技術性條款，以供參考。

2 國內管道損耗標準簡介

針對油氣管道計量技術國內標準比較完善，例如Q/SY 1448-2011《輸油管道計量導則》，但主要針對計量系統(tǒng)的工程設計、設備選型、施工安裝和操作維護，較少涉及輸油管道計量誤差分析方法。

針對管道損耗計算方法，國內標準主要是Q/SY 197-2012《油氣管道輸送損耗計算方法》，規(guī)定管道輸送損耗量計算公式見式(1)，該公式適用于油氣管道，不區(qū)分介質；部分參數(shù)(例如自用量)難以準確確定；僅能得到損耗數(shù)值，缺少系統(tǒng)的評價體系和判定準則，不能直觀的反映管道運行狀況。

式中Δmh損耗量；ma、mb收銷油氣量；mP1、mS1、mP2、mS2期初和期末對應的管存量、儲油氣庫存量；mc自用量；mf放空量，單位為t或者m3。

3 API Std2650-2003損耗分析方法

3.1 損耗定義

損耗指指定期限內發(fā)油方和收油方之間的差異，可能是有形的(體積或者質量)，例如滲漏、泄漏或者蒸發(fā)等，見式(2)。

式中Loss損耗；CI規(guī)定期限內終止節(jié)點對應的管存；D規(guī)定期限內發(fā)油量；BI規(guī)定期限內初始節(jié)點對應的管存；R規(guī)定期限內收油量。

損益分析包括采集數(shù)據(jù)、計算損耗值，繪制不同類型損耗曲線圖(控制圖、趨勢圖和累積圖)，圖中應標注控制界限以及統(tǒng)計分析工具等。管道損耗檢測圖應根據(jù)運行數(shù)據(jù)實時更新，一定時間累計的數(shù)據(jù)或者周期性更新的數(shù)據(jù)是沒有意義的。

3.2 損耗控制圖

控制圖適用于連續(xù)監(jiān)測數(shù)據(jù)，確認管道和設備運行正常，以及是否在控制極限內?？刂茦O限(上限、下限)可根據(jù)歷史數(shù)據(jù)確定(至少基于1年歷史統(tǒng)計數(shù)據(jù))，也可以人為設定。管道如無較大規(guī)模改造或者工藝變更，控制極限有效期為1年。損耗典型控制圖如圖1所示，監(jiān)測數(shù)據(jù)圍繞著中間(平均)值分布，中間值是監(jiān)測數(shù)據(jù)的算術平均值，在控制圖中以水平線表示。

控制圖可以直觀的反映管道運行穩(wěn)定性、周期性趨勢以及性能變化情況，特殊原因產生的數(shù)據(jù)點，應標注在控制圖上，但不用于平均值、標準偏差和控制界限的計算，特殊原因包括儀表故障、作業(yè)票延遲、管道在液壓試驗時產生位移等)，在特定期限內可能會產生測量值誤差，但屬于管道非正常工況。

原則上如有高于、低于平均值的五個連續(xù)點，且趨向于一個方向(上或者下)，表明管道控制較差或者改變到新的性能狀態(tài)，應引起重視，例如檢查罐體滲漏、計量儀表校準等。如管道處于受控狀態(tài)，但平均偏差與零相差很大，則仍屬于不良狀態(tài)。同理，如果控制極限上限和下限的間距較寬，管道穩(wěn)定性可能并不理想。超出控制極限的數(shù)據(jù)點，可能原因是設備故障、誤操作等，應立即調查確定原因。

圖1 損耗控制圖

3.3 儀表控制圖

儀表控制圖即通過監(jiān)測儀表性能確認管道狀況，見圖2，圖中儀表系數(shù)是時間或者輸量的函數(shù)。與損耗控制圖不同，由于儀表允許校準總次數(shù)有限，一般每隔5次儀表校準后重新設置控制極限。

圖2 儀表控制圖

可繪制多功能儀表控制圖，例如儀表系數(shù)是可預測的，如果管道運行平穩(wěn)且儀表狀態(tài)良好，儀表控制圖還可設置報警極限、處置極限和容許極限等。如果管道運行工況或者輸送介質性質不穩(wěn)定，報警極限或者處置極限可能差別不大；此外，儀表控制圖橫坐標還可以是流量、溫度、壓力或者輸送介質性質參數(shù)等。

3.4 儀表趨勢圖

監(jiān)測數(shù)據(jù)表現(xiàn)為持續(xù)向上或者向下趨勢時，而不是沿平均值上下浮動時，宜采用趨勢圖，例如對于服役時間較長但不屬于報廢等級的儀表，儀表系數(shù)會隨著時間不斷增加，見圖3。趨勢圖中的控制極限和平均值應采用線性回歸的公式計算，而不是定值。

3.5 損耗累計圖

累計圖表征某些變量的累積值，累計圖與趨勢圖類似，表現(xiàn)出向上或者向下的趨勢，例如損耗-時間累計圖，見圖4，損耗單位可以是累積桶數(shù)，也可以是累積百分比。累計圖可結合控制圖使用，損耗累計圖斜率突然變化，往往是異常事件的先兆。

圖3 儀表趨勢圖

圖4 損耗累計圖

4 API Std2650-2003管道故障排查建議

管道損耗超過控制極限，應啟動故障排查程序，包括計量數(shù)據(jù)分析、人員訪談、站場考察、測量設備評估和檢定等階段。

4.1 儀表系數(shù)

儀表系數(shù)對工作條件很敏感，輸送介質的流量、溫度、壓力和密度都可能導致儀表系數(shù)變化，例如接近測量極限運行的儀表，流量系數(shù)變化非常敏感；渦輪流量計用于計量高粘度油品時誤差較大；汽油儀表用于柴油，誤差可達3%；儀表啟動和停機間隔過短，也會產生誤差。

4.2 儲罐計量

罐壁傾斜、罐底不平整、罐底沉積物(游離水)都可能對計量值產生誤差；溫度計未能在液體中保持足夠時間已達到熱平衡，油品溫度測量值會產生誤差；熱應力、收發(fā)油操作、蒸發(fā)損耗等對儲罐液位也可能造成影響。

其他因素也可能對管道損耗產生影響，例如管道結蠟、混油界面密度差、管道埋深地溫季節(jié)性變化、泄漏未遂事件等。

5 結論

綜上所述，API Std2650-2003的技術先進性主要體現(xiàn)在首次提出了原油管道損耗特性分析方法，綜合利用損耗控制圖、儀表控制圖、儀表趨勢圖和損耗累計圖等多種方式，應定期監(jiān)測管道損耗以確定正常損耗值和異常損耗。此外，規(guī)定了嚴格細致故障排查程序和影響因素分析程序，具有借鑒意義。建議國內標準進行采標。

[1] 李鍇, 牛樹偉, 劉治華. 長輸天然氣管道輸損管理[J]. 油氣儲運, 2010, 29(9): 708-710.

[2] 王劍梅, 卜文平, 張勁軍. 管輸原油損耗原因與改進措施[J]. 油氣儲運, 2006, 25(6): 41-43.

[3] 梁光川, 袁宗明, 蒲愛華. 天然氣輸差問題分析與研究[J]. 天然氣工業(yè), 1999, 19(5): 70-75.

[4] 張書麗, 尤永建. 天然氣輸差的產生原因及降低途徑[J]. 天然氣與石油, 2005, 23(3): 20-22.

[5] 于濤, 李岳. 典型含蠟原油管道運行數(shù)據(jù)分析[J]. 天然氣與石油, 2013, 31(4): 8-11.

Research on the Advancement of American Crude Oil Pipeline Loss Standard

MA Zhao-ying1, LI Peng2, LIU Feng3, ZHAI Xing-guo4, MA Wei-ping5
(1. China Petroleum Engineering CO., LTD North China Company, Beijing 100120, China; 2. China National Petroleum Corporation Production & Operation Management Department, Beijing 100007, China; 3. Dandong Sub-Company of PetroChina Pipeline Company, Dandong 118001, China; 4. Changsha Sub-Company of PetroChina Pipeline Company, Changsha 410006, China; 5. PetroChina pipeline R&D Center, Langfang 065000, China)

The research situation of domestic oil and gas pipeline loss was assessed. The main problem was short of special pipeline loss study method. The paper introduced American Petroleum Association standard API Std2650-2003, Reconciliation of Liquid Pipeline Quantities, with the advancement were expounded in detail form firstly putting up the crude oil pipeline loss analyse method, and periodically monitoring pipeline loss for determinating normal loss and abnormal loss by means of comprehensive application of loss control figure and meter control figure and meter trend figure and loss accumulating figure. The standard specified strict failure inspection procedure and influence reasons analyse procedure. Finally, the suggestion of adopting of API Std2650-2003 is made.

pipeline; standard; loss; control figure; trend figure; accumulating figure

TE988

A

10.13726/j.cnki.11-2706/tq.2014.11.022.03

馬兆穎 (1978－) ，女，山東龍口人，工程師，現(xiàn)主要從事長距離油氣管道節(jié)能評估工作。