浅谈CNG加气站的供销气差率
管道燃气供销差管理的探讨
管道燃气供销差管理的探讨供销差是一个长期影响管道燃气经营企业效益的难题。
供销差居高问题不解决好会造成管道燃气经营企业的经济效益的严重流失，务必要引起高度重视。
标签：燃气；供销差；管理供销差率的高低直接影响到燃气企业的经济效益，体现着企业的管理水平，是真正衡量管理者管理能力的重要指标。
以一个中等城市为例：年购人工煤气气量2.2亿m3，销售单价为1.70元/ m3，每降低1% 供销差率，燃气企业可增加利润354万元。
1 燃气供销差的定义燃气供销差：购进燃气量与销售燃气量之差。
购进燃气量与销售燃气量的差量称为供销差量；供销差量与购进气量之比称为供销差率。
原国家建设部在1990年6月颁布的《城市煤气企业升级考核标准》中规定，燃气供销差率的计算公式：λ=[QG - Qx- （Q1 + Q2 + Q3 + Q4）] /（QG-Q4）λ：供销差率考核指标，QG：购气总量，Qx：销气总量，Q1：温压补偿量，Q2：抢险放散量，Q3：自用气量，Q4：管存变化量。
即：λ=[购气总量- 销气总量- （温压补偿量+ 抢险放散量+ 自用气量+ 管存变化量）] /（购气总量-管存变化量）2 燃气供销差率产生的原因与控制燃气供销差率产生的原因有：管网漏损、计量偏差、抄收漏失、窃气损失。
并且与人文、机制、管理、燃气温度和压力等因素有关。
见下表：贸易计量作为源头。
对燃气供销差影响较大，必须认真对待与上游企业的贸易计量。
目前，贵阳市中心城区燃气供应主要是人工煤气和管道天然气，贸易计量略有不同。
（1）人工煤气购入计量。
因人工煤气杂质较多，对计量装置影响较大，燃气企业应加强与上游焦化企业的贸易计量准确性工作：协助贵阳管道燃气质量计量公正站（第三方，以下简称“公正站”）完成计量装置的日常运行、维护、检修及计量装置的年度检定工作；对特殊情况下发生的故障及时配合处理，确保公正站计量设备准确、可靠运行；定期完成与供气各方流量结算数据的核对、计算工作，解决贸易计量中出现的技术问题。
燃气供销差的成因、计算方法和解决方案
燃气供销差的成因､计算方法和解决方案1 概述燃气供销差是指当期燃气供应量与当期燃气销售量的差值,而燃气供销差率则为该差值与当期燃气供应量之比[1]｡一般城市燃气经营企业的燃气供销差多为正值,说明通过终端用户抄表计量的燃气销售量少于企业供给的燃气总量,供销差率因此对企业的经营效益产生直接影响[2~3]｡以吉安市天然气有限公司为例,自2004年5月实施天然气置换水煤气以来,较高的供销差率已成为影响公司经营效益和燃气设施安全运行的重要因素｡围绕如何降低供销差率､减少经营亏损和由此带来的运营风险､缓解经营压力､创造安全稳定的经营环境方面,进行了大量人力､物力的投入,通过各种有效措施使供销差率大幅下降,在此过程中积累了独特而富有成效的实践经验｡本文分析供销差率的主要成因,探讨其计算方法,对存在的问题提出相应的解决方案和措施｡2 吉安市天然气利用工程现状① LNG气化站1座,100m3的LNG储罐6台,60t地磅1台｡② 市政燃气管网共计97km,其中铸铁管燃气管网49km,PE管燃气管网48km｡③ 雷诺式区域调压站13座,自力式区域调压柜26台,楼栋式调压箱204台｡④ 居民用户4.2×104户,商业用户193户,工业用户暂无,年供气规模为500×104m3/a｡3 燃气供销差率成因分析及其计算3.1 LNG卸车损失及气化率的综合影响LNG汽车槽车储罐容积一般为40m3,每次装载LNG约19t｡对于作为城市主气源的LNG 气化站,LNG的气质､组成､运输距离､LNG槽车储罐的绝热性能､卸车操作工艺､市政燃气管网运行压力等因素都会对供销差率产生影响｡3.1.1 LNG卸车前后损失① LNG实际装车量与上游LNG供应商提供的LNG出厂票据上的数量存在差异,由于LNG供应商的计量存在误差,一般实际装车量偏小｡② LNG槽车运输距离较长,途中因LNG超压放散而导致实际到站的LNG数量比出厂时减少｡③ 卸车时,因操作人员技能不熟练､市政燃气管网压力较高等原因,造成LNG卸车不彻底,槽车内残留的液态､气态天然气无法充分卸进LNG储罐或进入市政燃气管网,形成卸车损失｡以上第①､②项为燃气企业不可控制因素,很难计算具体数值,所造成的损失只能与第③项一起通过LNG槽车到站过磅后得出累计值,这3项因素造成LNG槽车实际卸车的LNG 数量与其出厂票据上的数量之间存在差异,导致供销差率的产生｡3.1.2 LNG气化率的理论值与实测值的差异因产地不同,不同供应商提供的LNG气化率的理论值各不相同｡通过进一步检测发现,LNG气化率的实测值普遍比其理论值小,二者之间的差异最高可达3.01%｡3.1.3计算公式全年因LNG卸车前后损失､LNG气化率理论值与实测值间差异的综合作用产生的供销差率δ1的计算公式为:式中δ1——全年因LNG卸车前后损失､LNG气化率理论值与实测值间差异的综合作用产生的供销差率 V L,sup——全年因LNG供应商计量误差产生的燃气损失,m3V L,dif——全年因LNG槽车超压放散产生的燃气损失,m3V L,unl——全年因LNG卸车不充分产生的燃气损失,m3V ann——根据各供应商LNG出厂过磅量和相应理论气化率计算出的全年燃气供应总量,m3全年燃气供应总量V ann的计算公式为:式中n——全年到站LNG槽车总数i——到站LNG槽车的顺序号m sup,i——LNG供应商提供的第i车LNG出厂过磅量,tφsup,i——LNG供应商提供的第i车LNG的理论气化率,m3/t全年燃气实际卸车总量V uul的计算公式为:式中V uul——全年燃气实际卸车总量,m3n——一全年到站LNG槽车总数i——到站LNG槽车的顺序号m act,i——第i车到站LNG实际卸车量,tφact,i——第i车到站LNG对应的实测气化率,m3/t全年因LNG卸车前后损失､LNG气化率理论值与实测值间差异的综合作用产生的供销差的计算公式为:V L,sup+V L,dif+V L,unl=V ann-V unl (4)将式(2)~(4)代入式(1),则δ1的计算公式为:式中n——全年到站LNG槽车总数i——到站LNG槽车的顺序号3.2 燃气表未作温压补偿城市燃气企业对燃气体积的计量都是以绝对压力p0=101325Pa､温度t0=20℃的标准状态为基准进行计算的[4]｡① 随着季节的不同,进入终端用户燃气表前的燃气温度会相应发生变化,当其低于20℃时,未作温度补偿的燃气表显示的读数比其在t0时的体积小｡② 由于终端用户燃气表前的燃气压力P meter是在p0的基础上增加了低压庭院管网压力(约2000Pa),供给终端用户的燃气都处于被压缩的状态,未作压力补偿的燃气表显示的体积比其在p0时的体积小｡未作温压补偿的燃气表的计量损失V L,meter的计算公式为:V L,meter=V0,meter-V re,meter (6)式中V L,meter——未作温压补偿的燃气表的计量损失,m3V0,meter——未作温压补偿的燃气表的计量读数对应在标准状态下的燃气体积,m3V re,meter——未作温压补偿的燃气表显示的读数(即抄表数),m3根据理想气体状态方程有:式中p0——标准状态压力,Pa,取101325PaT0——标准状态温度,K,取293.15Kp meter——燃气表前的燃气压力,Pa,取p0+2000PaT meter——燃气表前的燃气温度,K将式(7)代入式(6),则V L,meter的计算公式为:全年因燃气表未作温压补偿造成的供销差率δ2的计算公式为:式中δ2——全年因燃气表未作温压补偿造成的供销差率n——全年未作温压补偿燃气表的总数i——未作温压补偿燃气表的顺序号V L,meter,i——第i只未作温压补偿燃气表的全年燃气计量损失,m3令全年燃气平均温度T av=T meter,并将式(8)代入式(9),则δ2的近似计算公式为:式中T av——全年燃气平均温度,Kn——全年未作温压补偿燃气表的总数i——未作温压补偿燃气表的顺序号V re,meter,i——第i只未作温压补偿燃气表的全年显示总读数,m33.3 燃气管网泄漏随着燃气用户的增长和供气规模的扩大,在城区范围内燃气管网的长度､分布密度也在不断增加,管网泄漏的概率也相应升高｡燃气管网泄漏的原因主要有以下3方面｡3.3.1燃气管网施工质量差① 对于铸铁燃气管道,特别是灰铸铁管道,存在诸如抗拉强度和抗冲击力低､容易断裂等缺陷,如果地基处理不达标,再加上地表有重荷载,则会造成管基下沉,导致接口泄漏,或沟槽底部硬物未清除而造成管道开裂､燃气泄漏｡② 对于PE管燃气管道,出现较多的问题是电熔配件泄漏,例如电熔焊机外接电压不稳,则会出现PE管道和电熔配件因电压低未充分熔接,或电熔配件因电压高导致过热､短路造成喷料冒烟等问题,若未返工处理则形成泄漏隐患｡热熔焊缝泄漏的情况虽较少,但也有PE管道热熔焊缝在投用后发生脱落的个别案例｡③ 对于镀锌燃气钢管,早期螺纹连接的密封采用“麻丝+厚白漆”施工工艺,在使用干燥的天然气后,密封填料会脱水､干裂,使接口密封性能下降,最终导致泄漏｡另外,由于埋地钢管防腐层质量低劣､穿越下水道时未加保护套管､采用冷镀锌钢管等问题造成管道严重锈蚀､穿孔泄漏的情况也有不少[5]｡3.3.2外界施工对燃气管网造成破坏和扰动除野蛮施工､违章占压对燃气设施造成直接破坏外,正常的施工建设也可能对燃气管道及其周边土壤造成剧烈扰动,使管道接口错位､紧固件松动,最终导致燃气泄漏,铸铁管道在这方面表现得尤为明显｡3.3.3铸铁燃气管网自身原因造成泄漏① 使用干燥的天然气导致橡胶圈内部脱水收缩,铸铁管道柔性接口的密封性能下降,造成燃气泄漏｡② 低温季节埋地铸铁管网周边土壤温度或输送的燃气温度较低时,橡胶圈遇冷会产生轻微收缩,从而进一步降低柔性接口的密封性能｡吉安市2004年以来的燃气巡检记录显示,在管道埋深为0.6~0.9m的范围内,随着季节的不同,燃气泄漏报警指数有较大的差异:同一处泄漏点冬季报警指数要比夏季高20%左右,同一区域的泄漏点数量在冬季可增加30%｡3.3.4计算公式将燃气管网泄漏情况分为3种:燃气泄漏事故､燃气泄漏事件､燃气泄漏点｡这3种情况各自对应的全年燃气泄漏量分别以V ac､V ev､V leak表示｡① 燃气泄漏事故对于能造成市政燃气主管网供气压力明显下降､短时间内燃气大量外泄的燃气泄漏事故,区域流量计､燃气出站总流量计､无纸记录仪会记录下事故时段内燃气流量异常变动情况,此时,可参照事故前3d内同时段正常燃气流量的平均值,根据事故的持续时间进行燃气泄漏量的计算,则全年燃气管网泄漏事故的泄漏总量的近似计算公式为:式中V ac——全年燃气管网泄漏事故泄漏总量,m3n——全年燃气管网泄漏事故总数i——燃气管网泄漏事故顺序号q V,ac,i——一在第i次燃气泄漏事故时段内的燃气流量的平均值,m3/hq V,av,i——在第i次燃气泄漏事故发生前3d内同时段正常燃气流量的平均值,m3/ht ac,i——第i次燃气泄漏事故的持续时间,h② 燃气泄漏事件对于尚不能造成市政燃气主管网压力明显变化的燃气泄漏事件,可以将泄漏口上游燃气压力视为稳定值,燃气泄漏量理论上可以根据泄漏口上游管网压力和质量流量､泄漏口面积､泄漏时间､管道内壁摩阻系数､土壤渗透阻力等参数[6],利用伯努利方程(动态)和绝热方程可以计算出通过泄漏口的燃气流量,与对应的泄漏时间相乘,则可得全年燃气管网泄漏事件的燃气泄漏总量为:式中V ev——全年管网燃气泄漏事件的燃气泄漏总量,m3m——全年燃气管网泄漏事件总数i——燃气管网泄漏事件顺序号C i——第i次燃气泄漏事件中燃气泄漏口的圆度修正值,取值范围为0.6~1.0,圆形泄漏口取1.0A i——第i次燃气泄漏事件中燃气泄漏口的面积,m2v i——第i次燃气泄漏事件中燃气从泄漏口流出的流速,m/ht ev,i——第i次燃气泄漏事件中燃气泄漏的持续时间,h由于泄漏口燃气流速的计算比较复杂,一般都是根据设定的参数事先计算出不同运行压力下､不同面积的泄漏口所对应的燃气泄漏流量,并列表以方便查阅｡燃气泄漏事件中,不同泄漏口直径的燃气泄漏量见表1｡表1 不同泄漏口直径的燃气泄漏量泄漏口直径/mm燃气泄漏量/(m3·h-1) 人工煤气天然气中压B(0.06MPa) 低压(1500Pa) 中压B(0.06MPa) 低压(2500Pa)1 1.55 0.23 1.08 0.2045 3130.65 458.66 2179.10 412.90100 15460.00 2265.O0 10761.00 2039.00③ 燃气泄漏点对于其他泄漏持续时间长､泄漏点众多且分布范围广､单点泄漏流量小､难以单独计量且不易被发觉的泄漏点,可以根据某段时期内燃气出站总流量计和无纸记录仪测量的管网最小流量,排除其中的正常用气流量后,剩余的流量即为燃气泄漏点泄漏流量｡实际计算时,通常将燃气管网最小流量乘以系数k进行近似计算,其计算公式为:q V,leak=kq V,min (13)式中q V,leak——燃气管网泄漏点泄漏流量,m/hk——系数,取值范围为0~1q V,min——通过燃气出站总流量计以及无纸记录仪测量的燃气管网最小流量,m3/h式(13)中,k为经验取值,它反映了燃气管网泄漏点泄漏流量占燃气管网最小流量的比例,该数值与燃气管网的运行状况､燃气企业的管理水平､燃气用户的用气特征等多种因素有关,燃气企业可以根据实际情况选取南的合理值｡例如,吉安市天然气有限公司在2008年度矗的取值为30%｡为计算方便起见,可将全年各月的燃气管网最小流量累加后取其平均值,用于对全年燃气管网泄漏点泄漏总量的近似计算,计算公式为:式中V leak——全年燃气管网泄漏点泄漏总量,m3i——月份顺序号q v,min,i——第i月测得的燃气管网最小流量,m3/ht ann——全年时间,h,取8760h全年因燃气管网泄漏所形成的供销差率δ3的计算公式为:式中δ3——全年因燃气管网泄漏形成的供销差率3.4 施工､运行中的燃气放散燃气放散量的大小与企业的管理水平､工作人员的操作技能水平､放散口管径和位置､燃气流速的控制､燃气浓度的检测手段､工程管理水平等因素有关,一般可根据实际操作经验进行估算｡以吉安市天然气有限公司为例,居民用户在通气前,平均燃气放散量q res=0.5m3/户｡① 全年新开通居民用户燃气放散量V dif,res的计算公式为:V dif,res=N res q res (16)式中V dif,res——全年新开通居民用户燃气放散量,m3N res——全年新开通居民用户总数,户q res——新开通居民用户燃气放散量平均值,m3/户② 全年新开通工商业用户燃气放散量V dir,res的计算公式为:式中V dir,res——全年新开通工商业用户燃气放散量,m3n——全年新开通工商业用户总数,户i——新开通工商业用户顺序号V dif,ind,i——新开通第i家工商业用户的燃气放散量,m3③ 全年燃气管网置换､抢修､碰接作业中的燃气放散量V dif,pipe的计算公式为:式中V dif,pipe——全年燃气管网置换､抢修､碰接作业中的燃气放散量,m3m——全年燃气管网置换､抢修､碰接作业的燃气放散总次数i——燃气管网置换､抢修､碰接作业顺序号V dif,pipe,i——第i次燃气管网置换､抢修､碰接作业的燃气放散量,m3全年因施工､运行中的燃气放散所形成的供销差率δ4的计算公式为:式中δ4——全年因施工､运行中的燃气放散所形成的供销差率3.5 抄表率低燃气市场的快速发展导致抄表人员的增加滞后于燃气用户的增长速度,在一定时期内造成平均抄表率下降或无法达到预期水准;另外,部分用户长时间外出､不配合入户抄表工作,导致相关燃气用量无法及时抄报,从而形成供销差,其中以居民用户最具代表性｡从全年的角度来看,抄表率对供销差的影响是一种动态平衡的影响:即每个抄表周期内,尽管用户的组成可能会发生变动,但未抄表居民用户的数量总体上保持相对稳定,全年未抄表居民用户用气产生的供销差率瓦的计算式如下:式中δ5——全年未抄表居民用户用气形成的供销差率q est——抄表周期内平均每户未抄表居民用户燃气用量的估算值,m3/户N unread——全年各个抄表周期内,未抄表居民用户的平均数量,户3.6 燃气表计量偏差① 按照有关标准,民用膜式燃气表的使用年限为:当使用人工煤气时为6年,当使用天然气时为10年[7]｡接近或超过使用年限的燃气表计量偏差大或小流量用气不计量的问题比较普遍,而且燃气表使用时间越长,产生的计量偏差越大,导致供销差的产生[8~9]｡吉安市天然气有限公司于2007年对40只使用时间在10年以上的超期服役民用膜式燃气表的检测结果显示,计量偏差多为负值,且平均值在-4%左右｡全年因超期服役民用燃气表计量偏差产生的供销差率δ6的计算公式为:式中δ6——全年因超期服役民用燃气表计量偏差产生的供销差率ηres——全年抽检的超期服役民用燃气表计量偏差平均值n——全年超期服役民用燃气表总数i——超期服役民用燃气表顺序号V res,exc,i——第i只超期服役民用燃气表全年抄表累计值,m3考虑到数据收集､分类工作的难度,为方便计算,上述供销差率δ6也可按以下计算公式进行近似计算:式中N res,exc——在用超期服役民用燃气表总数N all——在用民用燃气表总数② 对于燃具种类和数量较多､用气量范围较大的工商业用户,会因以下问题影响燃气表计量精度,导致供销差的产生:a. 如果未在各台燃具前分别设置燃气表,则会由于燃具非同时工作的特性,导致在小流量用气时燃气表的量程相对过大,计量偏差随之增大｡b. 用户私自增加燃具,用气负荷超出燃气表量程,导致计量偏差增大｡c. 设计时由于欠缺对燃气表量程与燃具额定耗气量匹配程度的考虑,实际使用时燃气表量程过大或过小,导致计量偏差增大｡d. 施工时由于缺乏严格的质量管理,导致存在质量问题或者因施工损坏的燃气表投入使用,产生计量偏差｡吉安市天然气有限公司于2007年对5家存在上述情况的工商业用户燃气表的检测结果显示,计量偏差多为负值,平均值在-3%左右｡全年因工商业用户燃气表计量偏差产生的供销差率δ7的计算公式为:式中δ7——全年因工商业用户燃气表计量偏差产生的供销差率ηind——全年抽检的工商业用户燃气表计量偏差平均值n——全年工商业用户燃气表总数i——工商业用户燃气表顺序号V ind,i——第i只工商业用户燃气表全年抄表累计值,m33.7 用户违规用气部分用户违反《燃气安全管理条例》的有关规定,通过破坏燃气表计数器､反装燃气表､私接燃气管道等方式违规用气,在形成安全隐患的同时,也给燃气企业造成了损失｡违规用气量一般是在违规用气行为查实后,根据违规用气的实际情况和《燃气安全管理条例》规定的标准进行计算｡全年因违规用气行为产生的供销差率δ8的计算公式为:式中δ8——全年因违规用气行为产生的供销差率n——全年查处的违规用气行为总次数i——查处的违规用气行为顺序号q v,vio,i——查处的第i例违规用气行为的日平均用气量,可参照同等用气规模用户的日平均用气量进行估算,m3/dt vio,i——查处的第i例违规用气行为的用气持续时间,d4 燃气供销差解决方案4.1 选择高品质气源在这里LNG品质的含义即为其性价比｡同等价格水平下,高品质LNG的气化率不仅理论值高,而且实测值与理论值的差距也小｡因此,对于以LNG为主气源的燃气企业,LNG品质的高低对全年供销差率的影响至关重要｡国内各主要品种LNG气化率理论值与实测值对比分析见表2｡序号LNG供应LNG气化彰(m3·t-1) 相差幅度/% 供应商产地理论值φsup实测值φact1 甲A 1400 1380 1.43B 1480 1450 2.032 乙C 1434 1400 2.37D 1480 1450 2.033 丙 E 1434 1400 2.374 丁 F 1332 1300 2.405 戊G 1495 1450 3.016 己H 1480 1450 2.03若能大幅度地提高气化率高的高品质LNG在企业全年燃气供应量中的比例,将会在降低燃气供销差方面产生积极的影响｡4.2 降低卸车损失① 坚持对到站LNG槽车进行卸车前､后的过磅称重,一方面可以获取LNG的实际卸车量,对卸车情况有一个真实､直观的了解;另一方面可以对供应商提供的LNG出厂票据上的数量进行复核,如果二者数据相差较大,可对其索赔以挽回部分损失｡② 在卸车方面,与LNG槽车连通的燃气主管网压力越低,LNG槽车内残留的气态天然气进入到燃气管网内的数量就越多｡例如,吉安市LNG气化站内设置了中压A､中压B两条出站燃气管道,连通LNG卸车台､LNG储罐的BOG管道与运行压力较低的中压B级市政燃气管网(压力为0.025MPa)相接,在用气高峰期间,通过一系列操作可以将LNG槽车内残留的液态､气态天然气通过BOG管道､经BOG加热器加热后卸入市政燃气管网,最终LNG槽车内压力与管网压力相等,均为0.025MPa,并达到无液态LNG残留的程度｡LNG槽车卸车后的空罐容积为40m3､温度为-162℃､余压为0.025MPa,按理想气体状态方程计算,槽车内残留的气态天然气约132m3｡若LNG槽车实际装载LNG量为19t､LNG气化率为1400m3/t,则卸车损失率不到0.5%｡③ 值得注意的是,近年来以LNG作为燃料的油气两用型LNG槽车逐渐增多,在这种情况下,LNG的结算数量是由LNG槽车卸车前､后的两次过磅数据的差值决定,其原因是槽车储罐内必须留下不少于500kg LNG作为槽车回程的备用燃料｡对下游燃气企业而言,使用这种LNG槽车不会产生LNG卸车前､后的损失,因卸车而产生的供销差也可以降至最小并接近于0｡4.3 合理提高燃气供应温度对于未作温压补偿的燃气表,若要使燃气表的读数与其所计量的燃气的标准状态体积相等,此时燃气表前燃气温度T meter的计算式为:式中T meter——燃气表前燃气温度,Kp meter——燃气表前燃气压力,PaT0——标准状态温度,Kp0——标准状态压力,Pa将p meter=p0+2000Pa,T0=293.15K,p0=101325Pa代入式(25),求得此时的燃气表前燃气温度T meter=298.94K,即25.79℃｡可见,从理论上看,如果提高燃气的供应温度,并使燃气管网末端用户表前燃气温度维持在25.79℃以上,即可消除燃气表因未作温压补偿而造成的计量值偏小的负面影响｡但是,通过加热使燃气管网末端用户表前燃气温度达到25.79℃以上并非易事｡这是因为:一方面,PE燃气管道的特性决定了燃气温度最高不能超过40℃,否则高温会导致PE管的强度､韧性大幅度下降,影响燃气管网的安全运行,因此不能盲目地提高燃气的出站温度｡另一方面,低温季节由于燃气管道特别是金属燃气管道的散热作用,会使燃气中的大量热量散失到周边环境中,管网上各处的燃气温度分布不均衡,用户燃气表前燃气温度低于出站温度｡若要使终端用户燃气表前燃气温度达到预定值,并在燃气加热和管网散热之间找到最佳平衡点,必须通过多次试验､计算来确定出站燃气经济合理的加热温度｡以吉安市LNG气化站为例,天然气冬季出站温度一般控制在30℃左右｡吉安市LNG气化站经过多年的运行测试,对于全年日平均用气规模为2×104m3/d的LNG气化站,在低温季节开启水浴式加热器,使出站天然气温度由0℃以下升至30℃,可以保证管网末端用户燃气表前燃气的平均温度由0℃升至15℃左右,此时LNG气化站的燃气热水锅炉的天然气耗量为60m3/d｡虽然因为加热需要额外增加0.3%的燃气消耗量,但是减少了因用户燃气表未作温压补偿而产生的计量损失(约为供应量的5.49%)｡可见,使用燃气热水锅炉对出站燃气进行加热经济可行｡4.4 加强用户及燃气表管理① 选用计量精度高､质量信誉好的燃气表,并且按照相关规定在使用前进行强制检验,获得合格证明后方可用于施工安装｡② 对于工､商业等用气量大的用户,优先考虑选用带温压补偿的燃气表,或逐步对在用燃气表加装温压补偿装置｡③ 加强工､商业用户的管理,统计燃具和燃气表信息并建立档案,根据燃具的额定热功率或实际用气情况对燃气表的量程､数量进行合理配置,采取各类型燃具单独设置燃气表进行计量等方式,避免出现多表并联或多台燃具共用1只燃气表计量的情况[10],提高用气量与燃气表量程的匹配程度,减少计量损失｡④ 建立规范的用户资料档案,制定完善的燃气表检测､更新方案,对于超期服役的燃气表实行分期､分批更换制度｡考虑到产权归属及需要用户负担改造费用等棘手问题,比较可行的做法是:在加大安全用气宣传力度的同时,及时向用户下发整改通知单并要求用户更换;对存在严重安全隐患､计数器不计数､小流量用气时不计量等现象的燃气表则必须强制更换｡⑤ 加强燃气表的施工和验收质量管理,防止因安装问题造成燃气表计量失准｡4.5 提升抄表率① 根据抄表工作量和用户分布合理配备抄表人员,通过将抄表率纳入员工绩效考核等方式挖掘员工的自身潜力､增加抄表动力,减少漏抄､少抄等现象｡② 提升企业内部沟通效率,使新增用户信息及时纳入用户管理系统,避免因用户信息传递的滞后导致抄表率下降｡③ 对于部分用户长时间外出无法入户抄表的情况,可采取在节假日等合适时间集中､突击抄表的方式,将累积用气量抄回,并及时回收燃气款｡④ 推广户外集中燃气表箱挂表和户内IC卡燃气表的安装使用｡4.6 查处违规用气行为① 结合抄表员的安检工作,重点检查燃气表接头塑封､计数器铅封等防盗措施是否完好;对用户燃气设施进行检查的同时,增加对未开户居民室内燃气管道的安全检查内容;对于经查实确有违规用气行为的用户,除按规定对其进行追偿外,还可以采用户外挂表､更换IC卡燃气表等措施杜绝其继续违规用气的可能性,确保燃气设施安全､正常运行｡② 随着全社会诚信机制的逐步建立､完善,燃气企业可以考虑将违章窃气､恶意拖欠气款､破坏燃气设施的行为信息列入有关单位或个人的诚信档案,存在不良记录的单位或个人将在社会活动的诸多方面受到限制或存在不便｡目前我国部分城市已在实施,这将有效地遏制违章用气行为｡4.7 旧管网改造结合市政道路新建､扩建､改造规划,编制旧燃气管网的改造计划,对存在老化､泄漏问题及其他安全隐患的燃气管网,特别是铸铁燃气管网进行分期､分批更换;或者利用旧管道作为套管直接穿插PE管,将旧管网逐步改造;对不能及时改造的旧管网除采取停气､降压运行措施外,还应做好明显标志和妥善保护,避免受到外界过多扰动而产生新的泄漏点｡4.8 工程施工中的规范化管理。
CNG加气站天然气输差的控制技术与综合管理
CNG加气站天然气输差的控制技术与综合管理赵海邦张义龙陈贤忠成都鲁能压缩天然气有限责任公司成立于20 01年1月，同年11月公司第一座加气站（八里庄加气站）竣工投产,实现了当年建设当年投产当年见效•经过近年的发展,公司已建设了5座加气站,2 0 0 8年生产、销售压缩天然气4000万立方，实现产值1。
08亿元。
一、天然气輸差产生的原因分析自2001年11月八里庄加气站投产以来，公司购入、销售的天然气输差一直在7% - 9%之间徘徊，居高不下,每年因此影响将减少销售收入约700 - 97 0万元。
天然气的成本支出占销售收入的61%,如何降低天然气输差,增加销售收入提高经济效益成为公司成本管理的重点工作。
在CNG加气站中，从煤气计*柜送入的天然气量与公司销告出的天然气量之间的差称为输差。
影响天然气输差的主要因素可能是: 原料天然气生产过程中正常的损耗、系统内、外泄漏、计量器具漂移或其它原因。
1、加气站工艺流程系统简介压力不大于0。
3MPa的管道天然气经天然气计量柜计量后,至脱硫塔脱硫处理，再经天然气缓冲罐后至天然气压缩机压缩成2 5 MPa的压缩天然气,压缩天然气经高压月胁装置0胁处理后经顺序控制盘至高压储气罐（井）,最后通过售气机到用户。
2、工艺流程系统分析公司组织了调硏小组，通过对成都市内各加气站和公司的生产工艺系统进行全面的分析，认为造成输气差较大的原因是:1、计量管理装置原因本身存在的问题。
天然气原料的购入与成品的销售直接由加气站计量系统负责,其主要由购气计量装置与销售计量装置构成（其中购气计量装置为天然气涡轮表，销售计量装置为天然气质量流量计）O计量器具是否合格对计量的准确性起决定性作用。
而购气计量装置天然气涡轮表的计量精度与：计量装置的选型、安装质量、介质压力、温度、密度、流速及使用环境、操作与维护方法、自旋时间等有关。
销售计量装置天然气质量流量计的计量精度与:介质压力、密度、粘度、环境温度、振动、管道应力等因素有关。
CNG加气站的输差分析及控制措施探讨
油田管理CNG加气站的输差分析及控制措施探讨赵宁（中国石油冀东油田公司北田（能源）公司，河北唐山063299）摘要：随着社会经济的迅猛发展和科学技术的不断进步，我国的燃气事业取得了显著成就。
特别是在我国各乡镇地区，燃气的引入在很大程度上改变了人们的生活方式，提高了乡镇居民的生活水平。
然而，目前我国燃气的使用仍存在着输差方面的问题，导致整个燃气行业的发展受到很大影响。
基于此，本文针对CNG加气站存在的输差问题展开了分析，并提出了相应的控制措施，旨在能够对促进我国乡镇燃气事业的整体发展起到帮助作用。
关键词：CNG加气站；输差分析；控制措施对于能源企业而言，对输差进行有效的分析和控制能够使油气生产企业取得更好的发展，从而进一步实现综合效益的最大化。
输差与企业的生产成本及能够获得的经济效益有着密不可分的关系。
天然气的输差主要指的就是天然气在输送的过程当中其相对应的量值所产生出的差值。
燃气的输差不仅会受到相关的设备、测量、环境、仪器仪表的型号以及管线段的影响，同时还极易因气体的温度和压力的改变等因素而产生浮动。
尽管现阶段检测技术的逐步完善与管理的水平的不断提高减小了误差的变化量，但仍无法彻底消误差。
1CNG加气站的输差分析1.1影响因素在CNG加气站中，末段管道的储气量在计算时所产生的误差极易影响整个加气站的输差。
而可能会导致末段管道储气量出现误差的因素又包括了气体的平均温度、管段内部储气开始与储气结束时的平均压力、气体压缩系统的选择以及加气站内部管段的总容积。
1.2计算方法存在的不确定度通过气体输差测量的不确定度估算公式（详见规范）得知，对CNG加气站的输差构成影响的基本因素有操作时的流量计准确度等级、绝对静压的测量、热力学温度的测量、安装检测仪表的不确定度和压缩因子。
1.3气体的泄漏其一，因设计而导致的泄漏。
具体包括场地的地基下沉、材料的选择缺乏合理性、设备过于粗糙、工艺流程不规范、不同系统之间的设计参数存在偏差以及相关的功能参数不相符等；其二，因相关设备本身存在的问题而导致的泄漏。
CNG加气站的输差分析及控制措施探讨 褚春久
CNG加气站的输差分析及控制措施探讨褚春久发表时间：2020-12-08T10:39:17.403Z 来源：《基层建设》2020年第23期作者：褚春久[导读] 摘要：天然气的输差主要指的就是天然气在输送的过程当中其相对应的量值所产生出的差值。
华油天然气股份有限公司四川成都 610000摘要：天然气的输差主要指的就是天然气在输送的过程当中其相对应的量值所产生出的差值。
燃气的输差不仅会受到相关的设备、测量、环境、仪器仪表的型号以及管线段的影响，同时还极易因气体的温度和压力的改变等因素而产生浮动。
尽管现阶段检测技术的逐步完善与管理的水平的不断提高减小了误差的变化量，但仍无法彻底消误差。
关键词：CNG加气站；输差分析；控制措施一、GNG加气站分类CNG加气站的分类CNG力口气站按其获取原料天然气的途径和供应对象主要分为：CNG常规加气站、CNG加气母站和CNG加气子站。
CNG就是在加压站内将天然气加压至20～25MPa。
CNG常规加气站的气源采用城镇管道天然气，将城镇管道敷设至加气站，经计量、调压后，由压缩机增压至25.0MPa，存儲在站内固定储气设施内，进站天然气的计量以进站管道流量计计量为准。
CNG加气母站气源采用高压、次高压燃气管道天然气，将高压、次高压燃气管道敷设至加气母站，经计量、调压、脱硫、脱水等工序，保证气质符合车用气的标准后，经压缩机增压至后，通过加气柱给车载储气瓶组拖车充装CNG。
另外，可在加气母站周边建设加气子站，依托母站压缩机提供CNG，在加气子站内设置优先顺序控制盘、固定储气设施、加气机，为天然气汽车充装CNG。
加气母站负责为加气子站提供气源，是生产、销售为一体的综合场所，由于站内存在过滤、脱水、增压等气体预处理操作，动设备多，转运槽车工作压力高（20MPa），司机等人员进出站频繁，易出现设备管理、进出站管理、人员管理等方面的薄弱环节。
CNG加气子站气源由母站供应，通过车载储气瓶组从加气母站配送，兼作站内低压储气设施，经卸气柱计量、压缩机增压至25.0MPa 后，存储在固定储气设施内。
对CNG加气站天然气供销差率问题的分析
量 单位 由 ｍ 改为 ｋ ，使质 量 流 量计 不 再 由密 度换 ｇ 成 体 积 ，避 免 密 度 偏 离 造 成 的影 响 。对 于 贸 易 结 算 来讲 ，只要 将 天 然气 售 价 由元 ， 调 整 为元／ ， ｍ 就 可 以解 决 收 费 问题 。
２进气 计 量 与售 气 机 计 量 ，应 选择 带 有 压 力和 温 度 ） 补 偿 的 计 量 仪 表 ， 并 且 标 准 状 态 参 数 的设 定 应 按 国标 设 定或 计算 。
适 用 范 围和 准 确度 也 不 同 ，计 量 结果 也 不一 样 。 １ ． ２计量 的标准 状 态 不 同 进 气 计 量 与 售 气 机 计 量 都 是 以体 积 流 量 为 单
位 。而 体 积 流 量 受 压 力 ，温 度 变 化 的 影 响 。 因此 ，
实 践 表 明 ， 由 压 缩 机 出 口至 售 气 机 出 口的 过 程 中 ，环 境 温 度 的变 化 对 储 气 瓶 的容 积 是 有 明显 影 响 的 。 如 ， 夏 季 ，白天将 瓶 库 加 压 至 ２ ＭＰ 。 例 在 ５ ａ
然气行业按照 Ｓ ／７４ 标准确定的标准状态参数 ＹＴ ５ ６
是 ：２ ℃ ，１ １３ ５ Ｐ 。 Ｏ ０ － ｋ ａ ２
进气 计量 所 采 用 的பைடு நூலகம்国产 涡 轮 流 量 计 ，是按 ２ Ｏ
℃ ， １ １ ２ ｋ ａ对 工 况 状 态 下 的 体 积 流 量 进 行 温 ０ ． ５Ｐ ３
通过实际调查和观测，现对此 问题作以下分析：
确 定 公 认 的标 准 状 态 是 计 量 的 重 要 基 础 。 我 国天
到 了晚上 ，即使没有给 车辆加气 ，瓶库压力就 已
１ ｗｗｗ． ３ ７ ．ｏ Ｉ ８ ７ ７ｔ ｍ
浅谈CNG加气站的供销气差率
浅谈CNG加气站的供销气差率第一篇：浅谈CNG加气站的供销气差率摘要：近几年，在国家大力提倡“节能减排”和利用绿色能源的政策下，压缩天然气(CNG)汽车在迅速发展，在CNG加气站运行管理中，天然气供销差率是影响CNG加气站的经济效益主要原因，本文通过分析影响CNG加气站供销气差率的原因，找出解决问题的办法，一方面可以减少天然气排放，起到节省能源，提高CNG加气站的经济效益；另一方面提高加气站的整体管理水平。
关键词：节能减排；CNG；供销气差率 1 前言随着我国国民经济和汽车工业的迅猛发展，对能源的需求越来越大；石油大量消耗和汽车尾气大量排放加重了我国的环保压力，再加上国际石油价格不断攀升，迫切需要我们寻找新的替代能源。
我国“十一五”规划纲要提出了“节能减排”的工作部署，2008年各地市把“节能减排”工作作为一把手工程，这是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择。
而CNG汽车是清洁能源汽车中较理想的一种。
“西气东输”工程为下游用户的城市提供了难得的机遇。
在我国，CNG汽车加气站的发展呈蓬勃之势，许多城市都迅速建设CNG加气站。
但在CNG加气站运行过程中，如何既能降低供销差率，又能公正、准确地对天然气进行计量，已经成为燃气企业生产经营管理中一项重要工作。
2 影响CNG加气站供销气差率的主要原因2.1 影响CNG液压子站的供销气差率2.1.1 CNG液压子站购气量与销售气量的偏差大液压子站的购气量是槽车在母站的充装气量。
母站充装一般通过加气机给槽车加气，目前，国内加气母站采用的加气机，无论是进口的还是国产的，其核心绝大多数采用进口的质量流量计(如美国的罗斯特质量流量计、丹麦massflo质量流量计和德国promass60型质量流量计)，目前，绝大部分质量流量计是依据科氏力原理来测量流体的质量流量的。
科氏力是指物体在旋转系统中作直线运动时所受的力：Fc=2×△m(v.W)式中，Fc为科氏力；△m为移动物体的质量；W为角速度；v为旋转或震动时的径向速度。
加气站输差整改措施（多篇）
加气站输差整改措施（多篇）第1篇：加气站供销差的分析浅谈CNG加气站的供销气差值问题随着我公司北地加气站的正式投产运营，日销售量也在不断增加，平均每天加气车辆达五六十辆，约800方气量，加之改装车辆的扩充，作为新营业的气站成绩也十分可喜。
同时，我从加气站驻站人员口中，了解到加气站的运行过程中，也出现了一些问题，尤其是供销气差的情况比较突出，需要讨论并解决。
1、加气机的计量偏差影响我通过询问其他从事本行业的朋友，发现这种供销差问题普遍存在。
目前所有加气站选用的售气机，无论是进口机还是国产货，其核心部分，绝大多数都是采用进口的质量流量计(如美国的罗斯特、丹麦的丹佛斯)，其标定精度一般为0.5%。
我公司采用的加气机设备也是选择质量流量计，正是由于质量流量计能降低温度、密度等物理因素的变化对天然气计量的影响。
而售气机通过密度设定，将质量指标换算为体积指标，似乎也是道理。
可是，仔细分析，问题应该就出在天然气密度的设定上。
当质量一定时，气体的密度大小跟体积大小成反比。
通过查询资料我了解到，加气站售气机使用时，天然气的密度值的设定范围为0.64kg/m3～0.74kg/m3。
这样的话，售气机显示的体积指标的实际偏差常在5%～10%之间，一座CNG加气站日供气能力按__m3计算，每天损失气量为500m3～1000m3左右。
密度偏离真实值的原因主要有两个方面。
一是客观因素，如加气温度变化的影响，当加气温度高达50℃时，其密度值则比标准状态时要小约10%，相应的体积便会虚大10%。
而加气温度既受环境温度影响，又跟加气速度相关。
加气温度经常变化，加气速度控制也较有限。
再如天然气化学成分的变化也会对其密度带来一定影响。
二是人为调整设定加气机天然气的密度，导致误差的情况。
在允许范围内，将天然气密度参数调低，加气站会盈气，反之势必亏气。
当然，对其进行人为设定必须符合贸易计量的标准，达到购气和售气的计量统一，尽量缩小天然气购销气差率。
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摘要：近几年，在国家大力提倡“节能减排”和利用绿色能源的政策下，压缩天然气(CNG)汽车在迅速发展，在CNG加气站运行管理中，天然气供销差率是影响CNG加气站的经济效益主要原因，本文通过分析影响CNG加气站供销气差率的原因，找出解决问题的办法，一方面可以减少天然气排放，起到节省能源，提高CNG加气站的经济效益；另一方面提高加气站的整体管理水平。
关键词：节能减排；CNG；供销气差率
1 前言
随着我国国民经济和汽车工业的迅猛发展，对能源的需求越来越大；石油大量消耗和汽车尾气大量排放加重了我国的环保压力，再加上国际石油价格不断攀升，迫切需要我们寻找新的替代能源。
我国“十一五”规划纲要提出了“节能减排”的工作部署，2008年各地市把“节能减排”工作作为一把手工程，这是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择。
而CNG汽车是清洁能源汽车中较理想的一种。
“西气东输”工程为下游用户的城市提供了难得的机遇。
在我国，CNG汽车加气站的发展呈蓬勃之势，许多城市都迅速建设CNG加气站。
但在CNG加气站运行过程中，如何既能降低供销差率，又能公正、准确地对天然气进行计量，已经成为燃气企业生产经营管理中一项重要工作。
2 影响CNG加气站供销气差率的主要原因
2.1 影响CNG液压子站的供销气差率
2.1.1 CNG液压子站购气量与销售气量的偏差大
液压子站的购气量是槽车在母站的充装气量。
母站充装一般通过加气机给槽车加气，目前，国内加气母站采用的加气机，无论是进口的还是国产的，其核心绝大多数采用进口的质量流量计(如美国的罗斯特质量流量计、丹麦massflo质量流量计和德国promass60型质量流量计)，目前，绝大部分质量流量计是依据科氏力原理来测量流体的质量流量的。
科氏力是指物体在旋转系统中作直线运动时所受的力：
Fc=2×△m(v.W)式中，Fc为科氏力；△m为移动物体的质量；W为角速度；v为旋转或震动时的径向速度。
由此可见，科氏力与运动流体的质量△m、速度v成正比，即与流体的质量流量成正比，而与流体温度、压力、粘度及流量特性等无关。
式中恒定的角速度W 可以用流量计测量管的震动来代替，当流体流过两根平行的(或其他形式的)测量管时，测量管受科氏力的作用产生反向振动。
在测量管中产生的科氏力会引起测量管变形，从而产生进口和出口的相位差，通过入口和出口的相位传感器即可测出测量管的震动相位。
加气机厂家之所以选择质量流量计，是为了避免密度、温度等物理因素的变化对天然气计量的影响。
根据物理学原理，单位体积的气体，当质量一定时，气体的密度与体积大小成反比，而加气机通过密度设定，将质量换算为体积，作为计量。
加气机的密度设定是由厂家出厂前设置的，加气机质量流量计的天然气密度值一般为0.64kg/m3～0.74kg/m3。
CNG加气母站和CNG加气子站通常不在同一城市，母站加气机和子站销售的加气机可能不是同一厂家的，即使是同一厂家的，出厂时密度设置值也不可能完全一样，另外，充装时温度和加气速度不同，这就造成了母站加气机和子站销售的加气机质量流量计的天然气密度是一个不确定因素，CNG加气子站购气量和销售气量不可能是完全吻合的，天然气体积
实际偏差在5%～10%范围之间。
一座CNG加气站日供气能力按20000m3计算，每天损失气量为1000m3～2000m3左右。
2.2 CNG加气标准站、加气母站的供销气差率
2.2.1 高压天然脱水装置天然气排污放散量
天然气在加气站脱水采取两种方式，一种是前置干燥塔，即压缩机前脱水，脱水装置采用固体吸附法，采用活性氧化铝-分子筛或硅胶-分子筛两级脱水装置；另一种是后置干燥塔，即压缩后深主脱水，采用分子筛一级脱水装置。
干燥塔的前、后置过滤器每天排污一次，排污时间一般为5s，排污管直径为D=0.1m，压缩天然气温度t=50℃
高压天然气放散时出口流速为临界流速，根据工程热力学计算公式，临界流速为：
Cc—出口流速，m3/s
n—绝热指数，对于多原子气体，n取1.30
R—气体常数，R=Ro/M，M为分子量
对于空气R=287，天然气R=519.6J/kmol·k
T1—进口气体温度，高压天然气T1=333K
根据上式可知放散过程下的出口流速仅与气体的种类、进口气体温度及气体的绝热指数有关，与放散管截面积无关。
将天然气参数代A式1-1，得：
Cc=442.3m/s
三个排污口天然气的放散量(工况)
V1=3CcπD2t/4=3×442.3×3.14×0.01×0.01×5/4=0.52m3
由气体理想状态方程
P1V1T1==P2V2T2
P1=25MPa
V1=0.52m3
T1=273+50=333K
P2=0.1MPa
T2=273+20=293K
所以V2=P1V1T2/P2T1=114.4Nm3
每天排污放散的天然气为114.4m3，一个月放散的天然气为3432m3左右，每立方米天然气按3.3元计算，一个月加气站直接经济约11325.67元。
2.2.2 加气标准站、加气母站压缩机放散量
压缩机在停机、维修时需要将压缩机中的气体进行逐级放散，压缩机在运行过程中，停机和维修次数越多，放散量越多。
2.2.3 加气标准站、加气母站储气瓶组放散量
储气瓶组的放散与气质有关，气质越差，定期排放的次数越多。
3 降低供销气差率的措施
3.1 降低CNG液压子站购销气差率的措施
降低CNG液压子站购销气差率的措施有两种：一种是改变加气机的计量单位，把元/m3改为元/kg，真正意义发挥质量流量计的作用，实现天然气以质量计
量，避免因天然气密度值不同而影响体积误差。
另一种是对加气母站和加气子站的天然气进行气质进行分析，根据气质情况，统一设定加气机的密度值，达到购气和售气的计量标准统一，尽量缩小天然气购销气差率。
3.2 降低高压天然脱水装置天然气排污放散量的措施
在高压天然气脱水装置后设置高压回收罐和高中压调压器，先将经高压脱水装置的天然气回收到高压回收罐中，然后经高中压调压器把天然气降低到进站天然气压力范围内，输送到压缩机前管道中，循环利用。
此措施需要根据高压脱水装置放散量，设计合理的高压回收罐和选择合理的高中压调压器。
3.3 降低加气标准站、加气母站压缩机放散量的措施
合理安排压缩机运行时间，减少压缩机的停开机次数和维修次数，减少压缩机向空气中的排放量。
3.4 降低加气标准站、加气母站储气瓶组放散量的措施
利用国内外先进的脱水、脱硫装置，提高压缩天然气的质量，减少储气瓶组排污放散量。
4 结论
随着国内CNG加气业务迅速发展，CNG加气站的供销差问题已引起加气站管理部门的高度重视，如何有效地降低CNG加气站供销差率成为国内燃气行业管理中一项重要工作，也是衡量加气站“节能、减排和增效”工作的重要指标，本文结合CNG加气站管理的实际情况，分析了影响供销差率的几个重要因素及采取的相应措施，目的是能有效地降低供销气差率，增加CNG加气站的经济效益，提高CNG加气站的管理水平。