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摘要：中原油田天然气产销厂是以天然气的生产、销售、代输为主要业务的企业，因此天然气气量的计量管理就尤为重要，天然气计量管理工作的重中之重就是输差管理，天然气产销厂的全厂绝对输差（气源平衡输差）直接影响全厂经济效益，而全厂输差又由各站、线、系统输差组成。本文对天然气产销厂常见的输差影响因素进行了分类，包括仪表自身因素、工艺因素、环境因素、气体泄漏、人为因素等五类，并列举了天然气产销厂5例典型输差异常情况的分析与排查过程，最后针对这些影响因素提出了7条措施以进一步控制输差。

关键词：天然气；输差；影响因素；原因分析；输差控制

1  背景介绍

中国石化中原油田分公司天然气产销厂地处河南省濮阳市，其集输系统主要由25座集输气站场和连接各站场、用户之间的管线组成，遍布鲁豫两省4县（区）8镇，肩负着中原油田所有气藏气井气和油藏伴生气的集输和附近一百余家企业（单位）的天然气的销售任务。即上游生产、接收各种气源后经过集气、过滤分离、调压、分输等工艺流程后，供给各下游各用户。作为以天然气集输、产销为主要业务的企业，其天然气气量的计量管理工作就尤为重要，而天然气计量管理的重中之重就是输差管理。

天然气产销厂的输差可分为气源平衡输差、站输差、线输差和某些系统输差四类，按天然气产销厂相关管理规范的定义：绝对输差=出气量-进气量，相对输差=（绝对输差/进气量）×100%。因全厂绝对输差（气源平衡输差）直接影响经济效益，全厂输差又由各站、线、系统输差组成，因此，天然气产销厂的输差分析及控制工作的效果直接体现在经济效益上。

2  输差的影响因素

输差的影响因素相当复杂，根据生产现场的实际情况可以大致分为仪表自身因素、工艺因素、环境因素、气体泄漏、人为等几类因素。需要说明的是，各个因素之间可能会相互影响，例如，工艺、环境、人为因素都可能引起仪表自身计量失真；工艺、环境因素可能引起天然气重烃组分变化，进而导致密度变化，造成计量失真；环境、人为因素可能造成工艺变化，再间接影响计量，等等。下文将具体说明各因素对输差造成的影响。

2.1  仪表自身因素

天然气产销厂共有天然气流量计量点208个，其中贸易交接计量点126个，在用流量计分为4类，各类型流量计的原理与特性不尽相同（表1），其中Rosemount FloBoss 103流量管理器（以下简称FloBoss 103）和旋进旋涡流量计两类流量计占全厂流量计总数的90%以上。

仪表自身因素主要包括：

（1）仪表不确定度：任何仪表都有测量不确定度，即测量是无法达到绝对准确的。仪表整体的不确定度往往都在一定范围之内，例如不确定度等级为1.0级的旋进旋涡流量计的流量误差应在±1%以内，因此输差是否异常是可以根据气量测量结果进行计算的。

（2）仪表选型不合适：流量、压力、温度等测量范围，气质、组分等不符合工艺要求。任何一项不符都可能造成计量失真，严重的还会损坏仪表或造成各类事故。

（3）仪表安装不符合要求：大部分流量计都对安装方向、前后直管的段长度有要求，涡轮、腰轮等含转动部件的流量计还要求安装前置过滤器。安装不符合要求也可能造成计量失真，严重的也会损坏仪表或造成各类事故。

（4）仪表参数、配置等不正确：天然气组分、仪表系数、孔板孔径等参数设置不正确会造成计量失真。

（5）压力、温度、频率等传感器故障，孔板变形、脏污、胶圈密封不严，转子卡阻等计量仪表自故障身造成的计量失真。

2.2  工艺因素

工艺因素主要体现在因生产状况变化、设备运行状况变化、流程切换等，造成的气质、流量、温度、压力等波动，超出了流量计的测量范围或预设参数造成的计量失真，或系统存气量的变化。

例如，管线压力变化造成的管存气量变化、降温脱水等造成的密度降低、间歇性用气造成的流量超过计量上下限运行等。

2.3  环境因素

仪表的整个测量过程和体积换算过程时刻都受环境温度、当地大气压等环境因素的影响，还有压缩机等设备振动干扰，附近电能设备的电磁干扰等，都可能造成一定计量误差和输差。

2.4  气体泄漏

工艺放空、管道腐蚀穿孔、打孔窃气、流程之间的阀门内漏等情况，都会造成输差。

2.5  人为因素

输差分析中，最难发现的问题往往就是人为因素，但是最容易出问题的往往也是人为因素。生产实际中人为因素往往不是有人故意为之，大部分人为因素是因为对计量知识不熟悉或没有考虑到其他因素对计量的影响而造成的。

例如，参数录取错误、孔板安装不到位、流量计启停操作不当造成仪表损坏超差等情况。

3  案例分析

通过对天然气产销厂生产过程中遇到的5个真实输差案例进行分析，对几种常见输差影响因素进行具体说明。

3.1  仪表自身故障造成文二联增压站供乡企系统负输差增大

文二联乡企系统进气为1台乡企总计量旋进旋涡流量计，出气为4台旋进旋涡流量计和1台涡轮流量计之和。2019年3月3日～4日，连续两天出现乡企系统负输差增大情况，这两天出气的5台流量计在用3台，另2台停用，5日到现场检查各流量计运行状况，压力、温度、流量都正常，逐条管线停气检查，发现“用户C（南）”旋进旋涡流量计管线压力下降的过程中，表头压力示值不变，故判断输差原因为该流量计压力传感器故障，造成计量失真，遂安装旁通“用户C（北）”流量计并切换为此支路计量，6日开始乡企系统输差恢复正常（表2）。

3.2  管输压力变化引起柳文φ325线正输差增大

柳文φ325进气为柳屯工业配气站1套孔板配FloBoss 103，出气为文留两个站共3套孔板配FloBoss 103之和，气源为天然气分公司榆济来气，管输压力在（1.0～3.0）MPa之间变化，管线距离约12公里，计算管线容积约为：

2019年4月9日，该线进气683092 m3，出气和691942 m3，绝对输差正8850 m3，相对输差正1.28%，查看全天历史数据，4月9日0时管线压力约为2.23 MPa，4月10日0时管线约为1.24 MPa（图1）。

根据起止压力变化计算管存气量减少约：

*为方便计算将天然气作为理想气体估算且不考虑温度变化，结果仅用于分析原因。

压力差造成管存气量减少量转化为下游出气量，气量与实际输差基本吻合。

3.3  天然气降温脱水造成文二联增压站伴生气系统负输差

文二联增压站伴生气系统进气为1套孔板配FloBoss 103和1台旋进旋涡流量计之和，出气为1套孔板配FloBoss 103，中间经过了过滤分离和压缩机组增压。2019年4月3日开始，文二联伴生气系统负输差突然增大，到现场查看发现压缩机后空冷器于4月3日10时开机运行，该空冷器的作用是通过降低增压后天然气的温度使部分重烃组分和水蒸汽凝析出来，以减少管道中天然气水合物的形成，由于春季气温逐渐升高，仅靠环境温度自然冷却已不能满足要求，故开启了该空冷器，由于部分水蒸气和重烃组分析出，天然气实际密度已经比FloBoss 103中设置的密度低，根据密度方程ρ=m/V，计算密度大于实际密度，计量气量（体积）就小于实际值，即出气量比实际偏低，进而造成系统负输差。

4月4日重新取天然气样并化验分析，更新了出气FloBoss 103中组分后，系统输差恢复正常（图2）。

3.4  阀门内漏引起LNG-中开φ219线输差变负

LNG-中开φ219线原本进出气均为1套孔板配FloBoss 103，2019年3月8日，由于生产需要，将该线出口切换为另一套临时流程，切换后该线出气变为1台旋进旋涡流量计，旋进旋涡流量计上游另有一套旁通流程常年关闭（图3）。

切换为临时流程后，该线就一直负输差，期间对临时流程上旋进旋涡流量计及上游进气流量计的压力、温度、参数等进行了较为细致的检查，未发现问题，之后又更换了一台刚检定合格的同型号旋进旋涡流量计，输差依旧，因此初步判断负输差产生原因为临时流程的旁通阀门内漏严重。直到3月22日恢复为正常流程之后，该线输差也随之恢复正常，验证了临时流程旁通阀门内漏的因素（图4）。

3.5  综合因素造成濮城配气区干气系统负输差增大

濮城配气区干气系统进气为1套孔板配FloBoss 103，出气为分布在4座站场的共28台各类型流量计之和，输差一直很稳定，直至2018年10月17日新用户润通燃气公司管线施工完毕，开始投产供气，片区干气系统就出现了负输差。新用户用气量为（4～8）×104m3/d，使用的也是孔板配FloBoss 103，因节省成本原因管线施工使用的利旧孔板阀和流量计，恰逢基层计量操作人员换新，新人岗位技能水平有限，未能发现问题所在，仅初步判断负输差为新投计量装置存在问题所致。10月20日，大流量站技术人员到现场进行排查，经过详细排查发现原因为：利旧孔板阀高压端取压孔堵塞，计量管段施工人员错误使用非密封垫片，基层计量操作人员技能水平有限，多种因素综合导致FloBoss 103运行时正压室压力偏低，造成差压测量偏低，导致计量气量低于实际气量，因此造成了濮城片区干气系统的负输差。

4  输差控制措施

全厂计量人员正在通过以下七个方面措施来进一步控制全厂输差。

4.1  计量专业化改革

对天然气产销厂本部计量管理人员及业务进行整合，建立“以天然气大流量站为运行主体，分区域管理，基层班站辅助”的工作机制，基层单位不再设置计量管理工程师和仪表工岗位，原从事计量工作的人员统一划归天然气大流量站，利用计量技术和人才优势开展计量仪表维护、自动计量系统优化、计量技术研究及推广工作。

4.2  完善和落实各项规章制度

（1）严格落实国家、地方政府、集团公司和油田相关计量管理法律法规、标准、规程、规范、制度、规定及各相关体系的要求。

（2）完善天然气产销厂计量管理细则和测量管理体系，进一步明确各机构的职责、对测量人员的管理、测量设备和过程的管理、高度控制和风险管理、交接管理、对文件资料的要求、计量监督考核机制等进行详细规定。

4.3  加强计量仪表的检查维护

前线计量维保人员加强对计量仪表的检查与维护，杜绝仪表带病运行，大流量站相关技术人员负责对仪表的校准、维修及现场技术指导，共同保障计量仪表的准确性。

4.4  优化工艺流程、阀门

针对因工艺流程等原因造成输差的，由厂相关科室负责对问题流程进行改造优化，故障阀门进行维修或更换。

4.5  提高计量人员的技术水平

加大对计量人员的培训力度，提高相关人员的取证率，并定期对所有计量操作及管理人员进行考核，通过各种手段逐步提高计量人员的技术水平，对现场计量仪表的管理和异常情况处理提供技术支持。

4.6  完善“天然气产销厂自动计量网络监控系统”的各项功能

（1）全厂在用流量计均为带信号传输功能的智能型流量计，且均配套有铂热电阻和压力变送器等温压补偿仪表，目前大流量站正在逐步提高计量数据远传率，以实现远程实时监测全厂所有计量数据。

（2）将柳屯配气站在线气相色谱仪的分析数据联入远程服务器，服务器对各重点管线的天然气组分自动分析的结果进行采集，并将组分结果实时下发更新至全厂相关流量计的组分参数，以实现对天然气密度换算的实时补偿。

（3）完善服务器端功能，使之可以自动计算实时输差，并报警显示异常的输差和计量点。

4.7  加强输差分析

（1）充分利用“自动计量网络监控系统”的各项功能，加大对关键输差和计量点的关注。

（2）落实输差分析工作，相关人员做到输差日分析、周总结、月汇报。

（3）建立异常输差处理机制，出现输差异常情况后能及时发现并处理。

5  结语

“计量就是计钱”，天然气产销厂的输差直接影响全厂经济效益，因此输差控制已是全厂计量工作的重点，然而天然气产销厂的输差管理又是一项系统而庞杂的工作，管线多、流量计多、交接点多、输差影响因素多，虽然近年来输差控制效果较为良好，但随着内部气源逐渐减少，外来气源占比逐年增多的趋势，未来的输差控制工作更加任重而道远。

参考文献

［1］国家能源局. 天然气：GB 17820-2018[S]. 北京：中国标准出版社，2019.

［2］全国天然气标准化技术委员会. 天然气 发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法：GB/T 11062[S]. 北京：中国标准出版社，2015.

［3］全国天然气标准化技术委员会. 天然气的组成分析 气相色谱法：GB/T 13610-2014[S]. 北京：中国标准出版社，2014.

［4］国家质量监督检验检疫总局. 天然气标准参比条件：GB/T 19205-2008[S]. 北京：中国标准出版社，2009.

［5］国家发展和改革委员会. 用旋进旋涡流量计测量天然气流量：SY/T 6658-2006[S]. 北京：中国标准出版社，2006.

［6］国家质量监督检验检疫总局. 用标准孔板流量计测量天然气流量：GB/T 21446-2008[S]. 北京：中国标准出版社，2008.