天然气管道输送计量输差的控制

结合天然气管输计量现状,对天然气管道输送企业在日常运行过程中出现的计量输差问题,从技术角度进行探讨。通过计量流程配置、气体组分分析、系统泄露等五个方面对输差产生的原因进行分析,同时结合输差的成因,从技术措施和输差管理两个方面提出解决输差问题的措施和建议。本文所探讨的问题不适用于城市输配气管网。     

苏里格气田天然气输差的产生原因

随着天然气的大量开采,天然气市场供需双方对计量准确度要求越来越高,输气系统的输差问题就越发突出起来。目前国内天然气市场以供方计量为准,由于诸多因素的影响供需双方交接差较大,不能反映实际,常引起计量纠纷。本文针对气田投产初期输差较大的问题,从仪表安装、组分变化、程序参数设置及使用条件变化等几个方面分析了输差问题产生的原因,并提出了问题的解决方法及建议。     

苏里格气田天然气输差的产生原因

随着天然气的大量开采，天然气市场供需双方对计量准确度要求越来越高，输气系统的输差问题就越发突出起来。目前国内天然气市场以供方计量为准，由于诸多因素的影响供需双方交接差较大，不能反映实际，常引起计量纠纷。本文针对气田投产初期输差较大的问题，从仪表安装、组分变化、程序参数设置及使用条件变化等几个方面分析了输差问题产生的原因，并提出了问题的解决方法及建议。     

天然气管网输差计算方法研究与应用

在天然气管道输送过程中,不可避免地会出现输送差异,导致输送成本和经济损失的增加,研究天然气管网输差计算的准确性,可为后续输差分析和控制提供依据。从输差的构成角度,分析了影响输差计算准确度的因素,定量计算了压力、温度和气体成分对输差计算的影响程度,其排序为：压力>温度>气体组分。将本文输差计算结果中石油PPS系统的计算值进行比较,验证了本计算方法的准确性和适用性。该计算方法适用于TY天然气管网。与本项目采用的等温流动模型推导计算方法相比,两种方法计算的月输差最大偏差为568 638 m³,输差率最大偏差为0.097 1%,日输差率最大偏差为0.846 3%。本文提出的管网输差计算方法考虑了管道输送过程中管道沿线温度变化和管道高差的影响,更符合现场实际情况。     

轻烃管输过程中的计量输差控制

轻烃作为一种石油产品的衍生产物,由碳和氢两种元素组成,其来源包括两部分:压缩制冷天然气并分离出其中重组分,密度为0.58~0.64 t/m~3;对原油进行加热,并分离出其轻组分,密度为0.62~0.69 t/m~3,两者皆为物理过程。以使用不确定度为0.2的质量流量计为前提,对轻烃管输进行简要介绍并对轻烃计量输差的成因进行分析,从而提出避免或减小输差的措施。     

长输天然气管道输差分析及改进探讨

输差分析是长输天然气管道运行降本增效的重要举措。阐述了天然气管道输差分类原则,定量分析了计量系统标准偏差以及管道压力温度变化、第三方破坏造成的输差。分别从技术和管理角度,探讨了天然气管道输差分析方法和工作机制,涵盖基本原则、追溯原则、分析频率和管理体系等。提出基于计量数据库、水力摩阻系数和仿真软件工具的输差定位和预警技术,以及管道企业输差网格化、精细化管理模式。研究成果对于管道企业控制输差在较低水平以及保障管道安全高效运行具有指导意义。     

天然气输差的产生原因及降低途径

随着天然气能源的不断开发利用，管道输送企业要提高经济效益就必须采用多种途径来降低输差。通过对影响天然气输差的各相关要素如计量系统误差等产生的原因进行分析，提出了正确选用测量仪表等降低输差的主要途径，为管道输送企业控制输差提供了一种思路。     

燃气输差的成因分析与管网输差控制

为保证天然气的准确计量,尽量减小天然气的流量输差给企业经济效益和用户利益带来的直接影响,从分析天然气购销输差产生的原因入手,对输差的特性进行分析,并提出了从设计方案、计量仪表选型及管理、施工管理、管网运行管理到落实责任、切实加强全面控制等一系列控制天然气输差的措施。     

油田湿气外输微机计量方法分析

1 .影响湿气外输计量的主要因素差压变送器、压力变送器输出信号漂移及性能的稳定是影响湿气外输计量准确的重要因素。天然气外输计量均采用工控机进行数据采集 ,信号转换 ,综合计算 ,自动显示 ,这样保证了外输气计量的准确 ,因而对一次仪表的准确度要求也很高。改造前三座联合站均采用ＤＢＣ—Ⅲ型压力变送器。该仪表是把正负压室的压力差 ,通过膜盒转换成集中力 ,而后经过放大器放大 ,转换成输出电流。这种仪表机械结构复杂 ,零点恢复性能较差 ,经常发生漂移。当差压变送器和压力变送器的零点偏低或偏高时 ,其量程也相应偏低或偏高。也就…     

西气东输管道天然气贸易交接计量系统的设计与应用

贸易交接计量系统是天然气输气管道中最重要的测量系统之一。以分析西气东输管道计量系统的设计与应用背景为出发点，通过对西气东输管道计量系统的创新设计和应用情况介绍，说明该系统的设计理念、设计思路以及技术方案，以期为今后输气管道类似设计或水平提升提供借鉴和参考。     

天然气计量误差分析及改进措施

天然气计量现在仍以差压式流量计中的孔板流量计为主。在实际生产中，由于影响差压式流量计测量误差的原因非常复杂多变，往往导致其不能满足测量精度要求，因此．找出影响其计量误差和提出改进措施对现实生产活动有着重要的意义。从计量仪表误差、使用条件变化误差和其他因素引起误差3个方面分析了引起计量误差的主要因素，并提出了6方面的改进措施，最后对现在的计量工作提出了建议，展望了未来孔板流量计的发展方向。     

天然气输气末站计量系统误差分析及措施

为了确保天然气贸易交接计量的公平、公正,结合塔里木油田南疆天然气管网计量系统现状,分析了影响计量系统准确度的3种因素,即流体状态对气体超声波流量计的影响、调压后计量对气体超声波流量计的影响及压力波动对智能旋进流量计的影响。基于国家相关标准要求,为实现经济效益最大化,对原有计量工艺流程进行改造,设计了小流量计量工艺流程和大小流量自动切换计量流程,优化了计量仪表选型,既提高了计量系统的测量准确度,又避免了前端压力波动造成流量计准确度降低的问题。应用结果表明,优化后的计量系统可满足最小工况1.2 m^3/h天然气流量连续计量,天然气输差降低50%以上,天然气商品转换率显著提高。     

天然气分析测试的溯源性准则

以能量计量为实例,提出了建立天然气分析测试溯源性准则的基本原理,后者与国际标准ISO14111：1996的规定是一致的。建议通过室间试验和实验室——现场比对试验,进一步判明气相色谱法分析天然气组成（GB／T13610-2003）的精密度;并通过与直接燃烧（热量计）法的比对确认测定结果的准确度。     

天然气输气管道环境风险评价

结合川、渝天然气输气管线情况,对输气管道环境风险评价方法进行了介绍和讨论.据资料调查分析,输气管道事故主要来自于腐蚀、管材及施工缺陷.统计结果表明,天然气输气管道事故发生概率约为3.21次/103千米*年.     

天然气计量有关公式剖析

随着石油天然气企业经济体制改革的深化，经营机制的转换以及西部大开发使天然气的应用越来越广泛，如何发挥每一立方米天然气的最佳经济效益，缓解供需矛盾，这对天然气计量工作提出了更高的要求。文中介绍了欧洲、美国燃料市场应用孔板流量计的设计、安装、维修和分析处理方法，以及我国天然气计量系统的误差评定等，以供天然气计量时参考。     

对天然气能量计量溯源性的若干认识

天然气分析测试的溯源性在本质上就是标准气混合物（RGM）的溯源性。虽然我国目前尚未发布适用于天然气分析测试的溯源准则国家标准,但实际操作是与ISO14111的规定相一致。     

天然气计量及标定系统的应用

结合轮南集气总站的工艺流程,介绍了天然气计量及标定系统的体系结构、硬件及软件组成等情况。本文重点从系统功能等方面阐述了天然气计量及标定系统在轮南集气总站的应用。     

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本文叙述了天然气分析用的烷烃、非烃、含硫化合物和水四个系列标准气的制备方法,系列构成,浓度范围,精度和稳定性考察结果。初步形成了天然气分析用标准气制备和质量传递系统。     

LWJG天然气微机计量管理系统运行评价

为了有效保障天然气交接计量的准确性、公平性和公正性,垫江分厂2001年10月开始采用LWJG天然气微机计量管理系统。本文介绍了该厂LWJG天然气微机计量管理系统的概况,并对几年来的运行情况进行了评价,提出了今后的运行建议。