郭永，孟虎林，朱興艷，陳相均，楊艷

(1. 國家管網(wǎng)集團西部管道有限責任公司 塔里木輸油氣分公司，新疆 庫爾勒 841000；2. 中國石油青海油田分公司 管道處，青海 格爾木 816000；3. 國家管網(wǎng)集團西南管道有限責任公司 油氣計量中心，四川 成都 610000；4. 國家管網(wǎng)集團 山東天然氣管道有限公司，山東 淄博 255000)

以西氣東輸、陜京線、中俄東線大型天然氣管道為代表，天然氣管道在促進國民經(jīng)濟發(fā)展和改善能源結(jié)構(gòu)中發(fā)揮重要作用[1]。輸差是長輸天然氣管道運行管理中的重要內(nèi)容，也是衡量管道企業(yè)經(jīng)濟效益和運營管理水平的重要指標[2]。以某輸送能力為1×1010m3/a長輸天然氣管道為例，若輸差率為1%(轉(zhuǎn)、接、銷氣站輸差可能高達2%～3%)，則實際天然氣損失量高達1×108m3。輸差對于管道企業(yè)的經(jīng)濟效益損失、環(huán)境危害以及社會影響都是巨大的[3]。為保證管道行業(yè)高效運行、降本增效，應(yīng)建立科學(xué)、系統(tǒng)的管道輸差分析方法和機制。

1 天然氣管道輸差定義及分類

輸差定義為長輸天然氣管道輸送過程中天然氣中間計量與交接計量之間輸送量的差值。從表征方法角度，輸差分為絕對輸差和相對輸差；從統(tǒng)計描述角度，輸差分為站輸差、線輸差和綜合輸差，綜合輸差等于所有站輸差和線輸差之和。長輸天然氣管道輸差計算如式(1)所示：

ΔV=(V1+V2)-(V3+V4+V5+V6)

(1)

式中： ΔV——某時刻輸氣管道輸差，m3；V2，V3——某時刻輸氣管道輸入、輸出氣量，m3；V4——某時刻管道生產(chǎn)運行用氣量，m3；V5——某時刻管道放空氣量，m3；V1，V6——管道計算管段內(nèi)儲存氣量，m3。

相對誤差計算如式(2)所示：

(2)

式中：η——相對誤差，%。

2 天然氣管道輸差產(chǎn)生原因分析

天然氣管道輸差產(chǎn)生原因分為三類： 一是計量系統(tǒng)誤差，即儀表安裝不合理、精度低、故障失準；二是非計量系統(tǒng)誤差，即輸氣管道因設(shè)備質(zhì)量、腐蝕、運行管理等造成泄漏損失[3]；三是計量系統(tǒng)不確定度，即由天然氣計量測試中人員、環(huán)境等客觀因素影響，使得天然氣計量過程中產(chǎn)生輸差。

1)計量系統(tǒng)誤差。計量系統(tǒng)誤差是指由于計量儀表故障或測試方法誤差產(chǎn)生輸差。計量系統(tǒng)誤差典型示例是節(jié)流裝置制造或安裝誤差，例如孔板偏心和彎曲變形，孔板與節(jié)流裝置直管段不完全對中；天然氣相對密度、壓力、溫度測量誤差，例如天然氣除塵處理不徹底，內(nèi)腐蝕產(chǎn)物及雜質(zhì)附著在孔板截面和孔口邊緣處流速突變，影響孔板內(nèi)壁摩阻系數(shù)和流出系數(shù)，并對孔板產(chǎn)生沖刷磨蝕。

2)計量系統(tǒng)不確定度。天然氣計量技術(shù)是一種多參數(shù)、間接動態(tài)測量過程。由于人員操作、環(huán)境條件和管理因素，天然氣計量具有一定不確定度，可能高于行業(yè)標準SY/T 6143—2004《用標準孔板流量計測量天然氣流量》中計算方法確定的不確定度[4-5]。

目前，超聲波流量計最高精度等級為0.5級，但成本高、檢定困難，只在主干線關(guān)鍵站點應(yīng)用，輸氣管道計量主要還是采用孔板和渦輪流量計。以中國天然氣管道廣泛應(yīng)用的孔板智能型差壓式流量計系統(tǒng)為例，基本配置為差壓變送器(精度為0.2級)、壓力變送器(精度為0.2級)、溫度變送器(精度為0.5級)和求積儀(精度為0.5級)。根據(jù)誤差理論，計量系統(tǒng)標準偏差是流量測量不確定度的0.5倍。經(jīng)測算，流量測量不確定度最大值和最小值分別為1.02%和0.79%，計量系統(tǒng)標準偏差為0.385%和0.51%。

肉牛日增重、日糧養(yǎng)分消化率和氮利用率隨日糧蛋白質(zhì)水平從10.91%增加到13.07%，或添加75 mg RPFA顯著提高。但日糧蛋白質(zhì)水平與RPFA之間沒有交互作用。

3)非計量系統(tǒng)誤差。非計量系統(tǒng)誤差是由于管道運行條件突變產(chǎn)生測量誤差，或者設(shè)備質(zhì)量維護不佳產(chǎn)生內(nèi)部漏失，輸氣管道第三方破壞、打孔盜氣或腐蝕穿孔泄漏，以及輸氣站場維修改造進行放空作業(yè)造成氣體損失[6]。

孔板流量計設(shè)計依據(jù)是穩(wěn)定流動參數(shù)，如氣田來氣量變化，或者輸氣管道干線末段儲氣或用戶氣量波動，引起流速突變，管道內(nèi)氣體液態(tài)產(chǎn)生紊流脈動，脈動氣流是由多個脈動源形成的非周期性變化的復(fù)雜流型，脈動流對孔板流量計的信號傳遞、轉(zhuǎn)化系統(tǒng)和計算方法產(chǎn)生影響，對測量產(chǎn)生較大誤差。以輸氣管道運行壓力2 MPa，運行溫度20 ℃為例，管存變化過程中，壓力誤差為0.1 MPa，產(chǎn)生輸差率為4.76%；溫度偏差為±1 ℃，產(chǎn)生輸差率為0.34%。

天然氣管道運行過程中不能保證完全密閉性，設(shè)施漏氣產(chǎn)生輸差，例如管道接頭質(zhì)量差、松動，設(shè)備管件腐蝕開裂，輸氣站由于環(huán)境溫度、管內(nèi)氣體溫度變化造成漏氣，自然災(zāi)害造成管道損壞、閥門及儀表接頭處漏氣等[7]。

統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，國內(nèi)某省輸氣管網(wǎng)在社會治安較差地區(qū)，可能引起輸氣量1%的輸差。

3 天然氣管道輸差分析方法

管道輸差分析應(yīng)從計量數(shù)據(jù)入手，定量分析輸差異常程度，定性分析輸差產(chǎn)生原因，定位輸差發(fā)生區(qū)域。如必要，采取管道運行控制措施，將輸差控制在標準規(guī)定范圍內(nèi)。輸差分析應(yīng)每日進行，分析結(jié)果應(yīng)及時反饋給計量人員和巡護人員，計量人員校準計量儀表，確認輸差原因；增加巡護人員巡線頻率，盡快找到泄漏位置。目前較為公認的輸差分析方法和基本原則如下：

1)計量優(yōu)先原則。輸差異常應(yīng)首先考慮計量儀表原因，不應(yīng)將輸差異常歸結(jié)于管道泄漏，原因是計量儀表系統(tǒng)故障概率遠高于管道腐蝕泄漏和打孔盜氣概率。因此，應(yīng)堅持輸差異常、計量先行的原則，也有利于輸差異常事件的解決。

3)計量數(shù)據(jù)追溯法。天然氣管道計量數(shù)據(jù)具有量值傳遞特性，判斷某個計量儀表的準確性，可通過對比分析該儀表上下游計量節(jié)點的數(shù)據(jù)。例如貿(mào)易交接計量儀表下游安裝的用戶核查流量計，通過分析該流量計量差規(guī)律，判定貿(mào)易交接計量儀表是否準確以及管道輸差變化趨勢。

4)多輸差曲線對比法。采集統(tǒng)計大量歷史管道計量數(shù)據(jù)，可繪制多條站輸差、線輸差和綜合輸差曲線，如發(fā)現(xiàn)與歷史輸差曲線存在較大偏差，該輸差存在問題可能性較大。

5)運行參數(shù)增加分析頻次。天然氣管道輸差是一個長期累積的過程，一些情形下僅日輸差分析不能查找原因，應(yīng)縮短分析周期，調(diào)度人員可利用監(jiān)控及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)(SCADA)自動分析輸差及預(yù)警，每1～2 h分析管線各站壓力、溫度和流量數(shù)據(jù)，準確確定管道輸差規(guī)律，及時作出應(yīng)急措施，降低輸差[8]。

6)輸差異常定位技術(shù)。輸氣管道輸差異常定位技術(shù)原理是建立管道運行參數(shù)數(shù)據(jù)庫，存檔管道每時刻運行參數(shù)，利用商業(yè)仿真軟件判定各段管道水力摩阻系數(shù)細微異常情況，通過分析異常壓降預(yù)警輸差，進而定位發(fā)生輸差異常的管段。輸氣管道水力摩阻系數(shù)計算如式(3)所示：

(3)

式中：λ——天然氣管道水力摩阻系數(shù)，量綱一的量；C——單位換算系數(shù)，量綱一的量；p1，p2——管道首站、末站壓力，MPa；δ——天然氣相對密度，量綱一的量；D——管徑，m；L——管段長度，m；Z——天然氣壓縮因子，量綱一的量；T——管道內(nèi)氣體平均溫度，K；qVn——管道體積流量，m3/s。

7)建立量值溯源管理體系。量值溯源管理體系是指涵蓋不確定度的連續(xù)性、不間斷的比較鏈條曲線，使得測量結(jié)果與執(zhí)行的計量標準規(guī)范相關(guān)聯(lián)，從而實現(xiàn)天然氣管道輸差實時監(jiān)控，既保證計量數(shù)據(jù)準確可靠，可有助于及時發(fā)現(xiàn)計量儀表故障，也是天然氣管道輸差分析技術(shù)的發(fā)展方向。

4 天然氣管道輸差減緩控制措施

管道輸差控制應(yīng)考慮時效性和技術(shù)可行性，即及時發(fā)現(xiàn)輸差異常，應(yīng)對措施可行有效，都需要在管道設(shè)計、施工、運行、精細化管理等多個方面加以改進。

1)提高管道計量設(shè)施設(shè)計標準[9]。高精度計量設(shè)備配備不足是造成天然氣管道輸差的重要原因。在管道設(shè)計階段，應(yīng)保證專用計量資金投入，設(shè)計采用高可靠性、高精度計量設(shè)備，減少人為操作因素影響，例如除進站位置外，加熱爐、放空火炬等重要設(shè)施配備計量裝置；此外還應(yīng)配備一定數(shù)量和等級的標準檢定儀器，可隨時進行量值溯源和儀表檢定/校準，按照規(guī)定周期進行計量設(shè)備維護、保養(yǎng)和檢定，保證投運率和準確率，最大限度降低計量儀表精度不足造成輸差。

2)重視計量儀表對比驗證和運行狀態(tài)監(jiān)控。從管道運行管理角度，應(yīng)加強計量儀表對比檢驗工作，特別是保證在貿(mào)易交接中氣量的對比計量。如在某管段或區(qū)域產(chǎn)生輸差異常，運行參數(shù)應(yīng)增加分析頻次。建立流量計運行檢定數(shù)據(jù)庫，及時掌握設(shè)備工作性能和實際狀況，為輸差分析提供依據(jù)。

3)計量數(shù)據(jù)核實確認保證真實有效。計量數(shù)據(jù)雖然是客觀存在，但應(yīng)核實數(shù)據(jù)真實性，否則會給計量造成偏差。計量數(shù)據(jù)管理也是輸差研究的重要內(nèi)容，基本原則是專職人員進行計量儀表操作、維護、檢定和計算處理；儀表回零、校準應(yīng)由2人以上合作完成；流量計算結(jié)果應(yīng)交接雙方核實確認，簽訂《天然氣計量交接憑證》；計量管理部門定期抽檢計量設(shè)備完好性和歷史計量數(shù)據(jù)。

4)實現(xiàn)輸差網(wǎng)格化、精細化管理。以往管道企業(yè)輸差是粗放式管理，側(cè)重關(guān)注外銷計量，忽視內(nèi)部計量準確性要求，分公司部門間缺乏主動降低輸差的意識和責任。實際上管道企業(yè)的輸差應(yīng)具體分解到單個輸氣站場。應(yīng)制訂網(wǎng)格化、精細化輸差管理制度非常必要，此外還應(yīng)建立周期化輸差分析制度，及時發(fā)現(xiàn)、處置、控制輸差異常。

5)應(yīng)用管道泄漏監(jiān)測及預(yù)警技術(shù)，預(yù)防第三方施工破壞管道[10]。第三方施工打孔盜氣，以及管道搶修過程放空均造成氣體損失，加強管道巡線，注意關(guān)注管道沿線新動土、新建筑、新種植物等，關(guān)注是否有天然氣泄漏特征，例如樹葉變黃、土質(zhì)變黑并白色霉變，水域出現(xiàn)氣泡等。

5 結(jié)束語

隨著國家對管道企業(yè)經(jīng)濟效益和環(huán)境保護監(jiān)管政策要求，天然氣管道輸差會得到企業(yè)管理層更加重視。管道運行控制技術(shù)進步以及管道設(shè)計標準、計量儀表精度提高，天然氣管道輸差也會得到有效控制。可以預(yù)見，將管道輸差控制在較低范圍內(nèi)成為行業(yè)普遍共識和國家硬性規(guī)定，也將成為管道核心競爭力的重要體現(xiàn)和發(fā)展目標。