天然气集输系统计量输差原因分析与控制措施

前言

随着我国天然气产业的迅速发展，天然气作为清洁且高效的优质能源，其在国民经济和社会发展中的战略地位日益重要。集输系统作为连接天然气生产与销售的重要环节，其运行效率和计量精度直接关系到资源利用率和企业经济效益。特别是在自动化和智能化程度不断提升的背景下，计量输差问题越来越受到行业内的广泛关注[1]。天然气集输系统涉及管道输送和站场管理等多个环节，受制于设备性能和人为操作等多种因素，天然气在采集与传输过程中不可避免地出现一定的输差现象。尽管部分企业已建立了计量管理体系，并对输差进行一定程度的监控和调整，但是在计量输差控制方面仍然存在一定的不足。针对该问题，本次研究将结合计量输差问题出现的原因，提出综合性的控制措施，为保障资源合理利用和促进企业精细化管理奠定基础。

1 天然气集输系统计量输差原因分析

（1）仪表精度因素

仪表精度因素是造成输差的主要原因之一，仪表精度受多方面影响，首先是计量仪表自身的基本误差。现场使用的涡轮流量计和超声波流量计等设备均存在一定量程范围的示值误差，即使在标定合格范围内，也会产生约 ±1.0% 的系统误差。仪表的安装条件对精度影响显著，不规范的安装会导致气流扰动，特别是上下游直管段长度不足时，会使流场分布不均匀，导致测量偏差增大[2]。同时，仪表的运行环境也是关键因素，温度和压力波动会使仪表性能发生变化，尤其在极端温度下，电子元件性能衰减，造成数据失真。

（2）气体组分变化

天然气主要由甲烷和乙烷等烃类气体和二氧化碳和氮气等非烃组分构成，各组分的比例并非恒定不变。当气源混输或供气来源发生切换时，组分差异尤为明显，这直接影响天然气的物性参数，从而导致计量误差。组分变化会改变天然气的密度和分子量，按照 PVT 状态方程，在相同温压条件下，气体密度变化将直接影响体积计量结果。重烃含量增加时，气体密度增大，同等质量的气体体积减小，导致体积法计量值偏低。

（3）管道系统泄漏

管道材质缺陷与腐蚀问题，长期运行的钢质管道在地下环境中易受土壤腐蚀和应力腐蚀开裂等影响，特别是在地质复杂区域，外部环境加速了管道腐蚀进程，导致微小裂缝形成并逐渐扩大。管道连接部位存在隐患，法兰连接和阀门接口等部位由于密封材料老化和紧固件松动，极易发生渗漏。特别是在温度剧烈变化的区域，热胀冷缩使连接部位的密封性能下降，同时，第三方施工破坏也是不容忽视的泄漏原因，尤其在城市地区，未经协调的挖掘作业可能损伤埋地管道[3]。

（4）管存因素

管存即管道中实际存留的天然气量，其变化会直接影响入出口计量数据的对应关系。在大型天然气管网中，管道长度通常达数百甚至上千公里，管存量可达数百万立方米，当系统运行状态发生变化时，管存量随之波动，导致入出口计量产生时间差异。压力变化是影响管存的关键因素，当上游增压或下游减压时，管道内气体密度变化，相同体积内气体质量随之改变。温度波动也会引起管存变化，特别是季节交替期，昼夜温差导致的气体膨胀收缩会使计量数据产生波动。

2 天然气集输系统计量输差控制措施

（1）完善计量流程

应建立统一的计量管理制度，明确各计量点的测量频次和数据传输流程，确保入口与出口计量在同一时间节点进行对比分析，避免时间差异导致的虚假输差。优化计量仪表选型和安装规范，根据流量特性选择适当量程和精度等级的仪表，严格执行直管段长度等安装要求，减少安装因素对精度的影响。数据处理环节尤为重要，应构建计量数据实时采集与监控平台，实现异常数据的自动识别与报警功能，建立输差分析模型，将温度和组分等因素纳入考量，准确评估合理输差范围。

（2）确保气质组分录入及时

应在系统关键节点配置在线气相色谱分析仪，实现组分数据的实时监测，并将分析数据自动传输至计量系统，确保流量计算使用最新的组分参数，对于不具备在线分析条件的站点，应制定严格的人工取样分析制度，明确取样时间及送检流程，确保分析结果能够及时反映管道中气体的实际组分状况。建立组分数据自动校验机制，设定合理的组分变化阈值，当检测到组分异常波动时，系统自动报警并触发重复分析程序，防止异常数据误导计量结果。

（3）加强管道防护

建立完善的管道完整性管理体系，定期开展管道腐蚀检测和内检测工作，及时发现管道缺陷并进行修复。对于易受腐蚀区段，应采用主动阴极保护技术，配置牺牲阳极或外加电流阴极保护系统，降低腐蚀风险，同时优化管道防腐层设计，选用高性能防腐材料，确保长期防护效果。建立科学的管道巡检制度至关重要，通过人工巡检与无人机航拍相结合的方式，全面监控管道走廊状况，重点关注第三方施工活动。

（4）合理调配外输气

建立科学的气量平衡管理模式，根据上游来气和下游用户需求，制定合理的日输气计划，避免频繁调整管网运行工况，减少因压力波动导致的管存变化，对于多气源系统，应优化气源分配方案，尽量保持混输比例稳定，降低组分波动对计量精度的影响。建立基于管网模拟的智能调度系统，预测不同调度方案下的管存变化，选择输差影响最小的调配方案。

（5）动态误差标定

传统计量仪表标定通常采用静态条件下的实验室校准，难以反映现场复杂工况下的实际性能。动态误差标定则通过在实际运行环境中对计量装置进行标定，获取更符合实际的误差曲线。可采用便携式高精度标准流量计作为现场标准器，在不同流量点对工作计量表进行比对标定，建立流量和误差曲线，实现对全工况范围内的误差修正。对于不便直接标定的大口径流量计，可利用小流量并联标定技术，将大流量分配至多个小流量计同时计量，通过数据融合获取系统整体误差特性。

3 结论

综上所述，天然气计量数据是企业生产调度和成本核算等多项管理工作的基础，输差过大不仅影响内部管理的科学性和合理性，还可能造成数据失真和指标失效，同时，输差可能掩盖管道泄漏和设备故障等安全隐患，因此，需要根据集输系统计量输差问题出现的原因，制定系统性的控制策略，进而推动企业从粗放型向精细化管理转型，提升整体运营水平和数字化管理能力。

参考文献

[1]郭东,黄伟杰,王猛.天然气集输系统计量输差原因及控制对策[J].化工设计通讯,2020,46(07):197-198.

[2]熊雅琴.天然气集输系统计量输差原因与控制措施[J].化工管理,2020,(18):7-8.

[3]吕其,彭吕军,汪彦军.天然气集输系统计量输差原因分析与控制措施[J].石化技术,2017,24(09):251.