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天然气长输管道输差控制方法

日期:2022-02-18 11:59:01


随着天然气的蓬勃发展,其在一次能源消费中的比例逐渐上升。管道输送是天然气运输的主要工具。长输管道的第一和最后一段为气田和用户。我国管道主要为网络结构布置,具有线长、点多、面广的特点。在资源测量方面,测量设备一般安装在进气点和出气点。在输送过程中,由于仪表精度、人员操作和计算方法,天然气将导致销售资源不平衡,即输送差异。输送差异是输送过程中不可避免的问题,但如何将输送差异控制在合理范围内是管道管理企业面临的技术问题,输送差异已成为企业评价管理水平的关键指标。

1.分析输差产生的因素

造成差异的因素有很多,根据差异产生的类别可分为以下类别:一是输气设备产生的差异,如仪表精度、数据传输系统故障等;二是操作错误、管理不善、技术不足等人为因素;三是气质组件突变、冲孔、气体盗窃等外部因素造成的差异。分析了几个频率高、对差异影响大的因素。

1.1 计量仪器造成的误差

计量仪表是表征计量数据的直接设备,也是产生误差的主要因素。

首先,测量仪器的选择不当。目前,长输管道常用的测量设备包括超声波流量计、涡轮流量计和孔板流量计。不同的仪器有不同的测量精度和范围。企业应根据测量点的重要性、气体尺寸、压力等级等因素,综合选择合理的仪器,使其能够在仪器的优良测量范围内运行。

第二,参与测量点的压力和温度仪表的精度降低。测量数据应转换为标准条件参数。测量点的压力和温度应直接参与转换。传输测量压力和温度的变送器应按测量要求配置。如果仪表参数设置不当,安装位置不合理,仪表返回不到位,仪表验证不及时,会造成测量误差。

第三,仪器损坏。仪表故障总是发生在输气过程中,导致数据无法测量。在实际生产中,甲乙双方应安装测量仪器。在正常生产过程中,通过对两个仪器进行比较和测量误差;在异常生产过程中,可以协调乙方的仪器,以确保数据的正常测量,并将差异降低到最低。

1.2 人为因素造成的误差

人为因素主要是指输送企业天然气计量管理人员因各种不合理的计量管理措施而造成的输差。

一是计量人员无证上岗。根据计量管理规范,所有计量管理人员在上岗前都应具备必要的计量管理知识。

二是计量人员法律意识低,故意改变影响计量仪表精度的参数或常数,导致计量失真。

第三,计量人员责任心不强,数据统计粗心大意,气质参数变化,仪表故障未及时更新,维护损失。

第四,测量人员技能水平不够,未能掌握先进仪器的管理和使用方法,导致仪器运行不合理造成误差。以上是由人为因素引起的测量误差的四个问题。这类问题是可以避免的,企业应加强人力资源的培训,尽量消除这类误差。

1.3 事故造成的误差

事故主要是管道本身的问题,导致测量误差。事故造成输差的概率较小,但发生后损失较大。

首先,输送管道的工艺结构不完善。通过不同的工艺电路,气体可以直接损失,而无需测量。这种工艺在天然气的早期设计阶段更为常见。

天然气长输管道输差控制方法

二是计量仪本身或流量计算机故障,导致仪器不计量或异常计量。

第三,由于输气管道密封性差、管壁腐蚀穿孔、人为损坏等,导致天然气直接泄漏损失。天然气是一种无色无味的气体,很难检测到少量的泄漏。

统计数据显示,管道企业每年因气体泄漏和盗窃造成的差异约占5%%,造成巨大的经济损失。

2.输差分析方法

管道企业的计量管理人员应每天收集各计量点的数据,编制差异分析报告,并根据分站和管道进行统计分析,使综合差异控制在合理范围内。具体的差异分析方法如下:

(1)先测量。当发现测量差异较大或异常时,应首先检查测量仪器,因为测量设备故障误差的概率较大,仪器故障的维护相对简单,行业同意输差、测量第一的检查方法。

(2)瞬时流量平衡法。该方法指的是在发现输差后,通过比较分析进气点、出气点仪表量程,调整彼此参数使得计量瞬时量一致。小范围的计量误差只需要对计量仪器进行校验,计算参与计量仪表的瞬时值,再调整流量计算数据可解决,若误差较大,需要深入分析。

(3)缩短周期法。在正常情况下,差异按天分析。如有异常数据,应缩短周期,改为每小时或几小时分析。根据每小时差异变化的趋势分析差异的原因,确定差异,并制定有针对性的措施来控制差异。该方法是一种更常用的分析方法。

(4)量值可追溯性法。量值可追溯性主要针对测量仪器的精度。如果发现仪器本身的差异较大,应通过不确定性的连续比较链接,将测量结果与更高标准的仪器连接起来,追溯误差来源。天然气管道输送企业应根据实际情况建立量值可追溯性系统,确保测量准确可靠,为差异评估提供准确的数据。

三、输差控制措施

输差的许多因素可以通过有效手段控制。企业应投入一定的人力物力,加强计量管理,严格控制输差,确保合理公平的贸易交接。

(1)健全计量管理流程。首先公司应该成立计量管理组织机构,设置从下到上的计量管理体系,配置合理的计量管理人员,逐层开展计量管理工作,确保计量工作落到实处。二是完善计量管理流程,努力实现各交接气量的对比计量,达到对流量计运行情况的实时对比分析,若无法达到仪表均可对比,可以将管道分区、分段对比,在出现较大输差时,可以将引起输差的原因锁定在较小的范围内。三是建立流量计检定、运行监控数据库,为及时掌握设备运行状况与性能提供依据。四是配备一定等级与数量的标准表,便于开展量值溯源与仪表校准,保证现场所有仪表及备用仪表的精确度,从而实现输差降低幅度大化。

(2)加强管道运行监控。长输管道不断向大口径、高压、长距离发展。如果仅仅依靠人工监控判断无法保证管道的长期完好运行,就必须采用先进的系统控制系统进行监控。SCADA系统已用于主要管道,实现全管道运行参数的自动收集和控制。如果压力异常,系统会自动报警,及时发现问题。同时,大型管道公司也引进了泄漏检测系统。通过检测管道中气流速度和声波的变化,判断管道是否受到外力损坏或泄漏,确保及时发现各种人为损坏事件和事故损坏事件。

(3)严格控制设备采购质量。测量仪器是决定输差大小的直接因素。要做好输差管理工作,必须从源头开始,做好仪器的选择和质量控制。对于较大的流量测量参数,选择合理的标准节流装置。如果流量范围变化较大,应考虑选择宽范围的流量计和变送器,以确保仪器能够在良好的范围内测量。同时,好测量仪器的采购质量,严格按照设备安装说明书进行检查、安装和使用,确保每道工序科学合理。

(4)加快测量技术的创新。天然气测量方法经历了三个阶段:体积测量、质量测量和热值测量,其中热值测量科学、公平、合理。目前,国外发达国家正在使用热值测量技术。我国大面积采用体积测量方法,仅在国外资源采购环节采用热值测量。然而,随着天然气的蓬勃发展和符合国际市场的趋势,必须加快新技术的使用,实时将色谱数据引入测量仪表计算系统,不断推进测量技术的自动化和智能化,通过技术研究提高差异控制水平。

4、小结

大力发展天然气是未来改善能源结构和环境质量的主要途径。大型长输管道的建设非常迅速,中国的管网正朝着网络布局发展。随着天然气消耗量的大幅增加,必须更加重视天然气的测量工作。输差是评价测量管理水平的重要参数,因为输差不仅影响企业之间的贸易结算,反映管道运行的良好状态,而且直接关系到企业的经济效益。因此,企业必须加强输差控制,做好输差分析,及时发现输差异的异常原因,提出有效的控制措施,将输差降低到可控范围,提高企业的经济效益。


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