天然气计量系统构成、分析及实践
天然气计量管理与输差控制分析
天然气计量管理与输差控制分析天然气是一种重要的能源资源，广泛应用于工业、民生等领域。
在天然气的流动过程中，计量管理和输差控制是保证天然气供应质量和计量准确性的重要环节。
本文将对天然气计量管理和输差控制进行详细分析和讨论。
一、天然气计量管理天然气计量管理的内容包括计量器具的安装、使用和维护、计量监管机构的监督和检查，以及计量站点的管理和维护等。
在天然气计量过程中，需要采用先进的计量设备和技术手段，确保计量过程的准确性和可靠性。
同时，计量过程需要符合相关的计量法规和标准，以确保计量结果的合法性和权威性。
天然气计量管理需要建立完善的管理体系和监管机制。
首先，需要建立天然气计量管理的法律法规体系，明确责任和权力分配，加强对天然气计量过程的监督和检查。
其次，需要建立计量技术和设备的标准体系，规范计量设备的选择、安装和使用。
最后，需要建立计量结果的审计和争议解决机制，确保计量结果的公正性和可信度。
二、天然气输差控制天然气输差是指天然气在输送过程中的损耗和泄漏问题。
天然气输差控制是为了减少或避免天然气在输送过程中的能源损耗和损害环境的问题。
天然气输差控制的目标是提高能源利用率，减少环境污染，降低运营成本。
天然气输差控制主要从以下几个方面入手。
首先，采取先进的输送技术和设备，减少能源损耗和泄漏。
可以采用高效的压缩机、泵和管道等设备，提高输送效率和能源利用率。
同时，需要定期检查和维护管道和设备，确保其正常运行和安全性。
其次，加强对天然气输送过程的监控和管理，及时发现和处理问题。
可以采用远程监控和自动化控制技术，实时监测输送过程中的参数和状态，以及及时进行调整和修复。
最后，加强对天然气输送过程的安全培训和管理，提高操作人员的安全意识和技能水平。
同时，建立天然气溢漏应急预案，及时应对突发情况。
三、天然气计量管理与输差控制的关系天然气计量管理和输差控制可以互为补充，优势互补。
计量管理通过对计量过程的监督和管理，提高计量结果的准确性和权威性，为输差控制提供可靠的数据和依据。
天然气计量方法及其分析
天然气计量方法及其分析天然气计量是指对天然气进行测量、计量，并确定其质量、体积和能量等参数的过程。
天然气计量方法主要包括物理计量方法和化学计量方法。
物理计量方法主要通过测量天然气的压力、温度和体积等参数来确定其质量和能量。
化学计量方法则是通过对天然气中特定组分的浓度进行分析，进而确定其质量和能量。
以下将详细介绍天然气计量方法及其分析。
物理计量方法：1.压力计量法：利用压力变化来测量天然气的体积。
常用的方法包括差压式计量、活塞式计量和膜片式计量等。
-差压式计量方法：通过测量天然气进出口的压力差，配合标定的流量压降关系曲线，计算出天然气的实际体积。
-活塞式计量方法：利用活塞在容器内前后移动的体积变化来计量天然气。
-膜片式计量方法：利用天然气压力的波动使膜片发生位移，通过对位移量的测量来计算天然气体积。
2.温度计量法：通过测量天然气的温度，结合物理性质的变化规律，计算天然气的体积。
常用的方法包括恒温法和恒压法。
-恒温法：将天然气保持在恒定的温度下，测量其体积，然后根据恒定温度下的体积-温度关系曲线，计算出天然气的实际体积。
-恒压法：将天然气保持在恒定的压力下，测量其体积，然后根据恒定压力下的体积-温度关系曲线，计算出天然气的实际体积。
化学计量方法：1.红外光谱分析法：利用天然气中特定成分对红外光的吸收特性，通过测量红外光谱中特定峰位的吸光度，计算出天然气中该成分的浓度。
2.质谱分析法：将天然气样品通过电离、加速和分离等过程，使天然气中的各种组分在质谱仪中形成特定的质谱峰，通过测量质谱峰的强度，计算出天然气中各组分的浓度。
3.气相色谱分析法：利用天然气中各组分在气相色谱柱中的分布系数和保留时间的差异，通过测量色谱图中峰的面积或峰的高度，计算出天然气中各组分的浓度。
综上所述，天然气计量可以通过物理计量方法和化学计量方法进行。
物理计量方法主要通过测量压力、温度和体积等参数来确定天然气的质量和能量；化学计量方法则是通过分析天然气中特定组分的浓度来计算天然气的质量和能量。
油田天然气交接计量系统的管理探析
油田天然气交接计量系统的管理探析
油田天然气交接计量系统的管理涉及到天然气的计量、数据记录、数据传输和数据分析等多个环节，对于天然气生产和交易具有重要的意义。
本文将从管理的角度对油田天然气交接计量系统进行探析。
油田天然气交接计量系统的管理需要建立完善的计量管理制度和规范。
这包括制定计量管理流程、计量标准和计量方法等，确保天然气计量的准确性和可靠性。
还需建立计量设备的档案管理系统，对设备的使用情况、维护情况等进行记录和监控。
油田天然气交接计量系统的管理需要进行数据管理和数据分析。
通过对计量数据的收集、传输和处理，可以及时了解天然气的产量、消耗和损耗等情况，为生产决策和优化提供依据。
还可以通过对计量数据的分析，发现潜在的问题和隐患，及时进行调整和改进。
然后，油田天然气交接计量系统的管理需要加强对计量设备的监测和维护。
计量设备是保证计量准确性的关键，必须定期进行检修和校准，确保设备的正常运行和准确度。
还需建立设备故障和事故的记录和报警机制，及时发现和解决问题，减少损失和风险。
油田天然气交接计量系统的管理还需加强对人员的培训和管理。
计量操作人员需要具备相关的专业知识和技能，以确保计量操作的准确性和安全性。
还需制定和执行严格的操作规程和安全制度，加强对人员的考核和监督，确保操作的规范性和一致性。
油田天然气交接计量系统的管理涉及到计量管理制度、数据管理和分析、设备监测和维护以及人员培训和管理等多个方面。
只有通过建立完善的管理体系和有效的管理措施，才能确保油田天然气交接计量系统的正常运行和高效管理。
对气田天然气计量的实践和认识
人员定期到生产一线进行巡检,做到发现问题及时解决,保证计量器具处于良好状态。
5 加强计量器具的周检、使用保养的考核计量数据产生于计量器具,完好合格的计量器具才能获取真实、准确的数据。
保证在用的计量器具处于良好状态,真正起到生产眼睛的作用,进行周期检定、校验、巡检必不可少,人的因素,即员工对其维护保养也很关键。
为此,公司加大考核力度。
ISO9002质量保证体系文件中明确规定:使用计量器具的部门和个人应维护保养好,保证计量器具完好率达95%以上,否则每降低1%,扣使用部门1～5分;在用计量器具的受检率达98%以上,否则每降低1%,扣使用部门1～5分;对使用计量器具的部门有丢失、破损或擅自拆封及调修给予经济处罚;人员调离应由品保部领导签字,收缴计量器具,否则对部门进行处罚;计量器具标志清晰,如发现无标志扣使用部门分;贵重仪器发生事故,使用部门写出书面报告,视情节予以经济处罚;个人领用或借用的计量器具,如丢失,按原价赔偿等。
由于考核力度加大,公司各使用计量器具的部门每月周期受检率达98%以上,完好率合格率达95%以上。
通过加强计量器具系统化管理,使计量管理形成一个闭环。
保证了公司计量器具处于良好状态,确保计量数据无误,生产出质量好的产品,从而提高了公司的经济效益。
(收稿日期:1999-02-05)对气田天然气计量的实践和认识孔大鹏(四川石油管理局川西北石油矿区 江油 621709)摘 要 阐述了气田天然气计量的现状以及存在的不足,总结有关天然气计量的经验,对提高气田计量水平提出了建议。
关键词 天然气计量 认识 建议 随着社会经济的发展,作为商品的天然气应用范围日益广泛,社会对天然气的计量结果更加重视,另一方面气田的合理开发和科学管理也离不开天然气计量工作。
因此,搞好天然气计量不仅是市场经济条件下企业间贸易结算的必然要求,同时也直接关系到石油企业的效益与信誉。
在气田计量现状的基础上就影响天然气计量的原因加以分析,并提出搞好天然气计量工作的几点认识。
天然气计量方法及其分析
天然气计量方法及其分析1 概述天然气相对于煤、石油而言，属于高效节能的一种资源，因此广受社会各界的青睐。
我国是一个天然气资源储备丰富的国家之一，而工业的发展、城市化建设均离不开能源的支持，因此，合理利用天然气资源对于我国工业发展具有重要意义。
然而，我国在天然气计量方面仍处于落后阶段，如何提高天然气计量的准确性，是当前面临的重要问题。
天然气的计量影响因素较多，我们必须了解各种因素，才能采取有效的措施，提高天然气计量的赚取额度，为天然气的利用提供可靠的数据参考。
2 天然气计量方法及其分析2.1 差压流量计差压流量计主要包括孔板式、阿牛巴以及弯管式。
①孔板式流量计。
孔板式流量计原理为质量守恒定律和能量守恒定律，即流体连续性方程和伯努利方程。
流体流量越大，差压越大，以此为依据对流体流量进行测量。
该样式的流量计所用的节流件全球通用，无需进行实流校准，且结构简单、牢固、性能稳定可靠、价格较低，因此具有广泛的应用。
缺点是范围宽度为3：1，限制了其应用范围，而法兰连接法容易导致跑冒滴漏现象，增加了后期的维护成本。
② 阿牛巴流量计。
阿牛巴流量计工作原理为充满导管的流体流经流量计的检测杆时，检测杆的迎流面和背流面会产生不同的压力值，前者为全压平均值，而后者则被称为静压值，两者的差值就是计算流体流速和流量的主要依据。
阿牛巴流量计安装较为简单，压损较小，准确度高，强度好，耐磨损性能较好，防泄漏性能好。
但缺点是迎流面和背流面的取压孔容易发生堵塞，且迎面取压孔的边缘处容易受流体的磨损，因此容易出现测量性能不稳的现象。
③ 弯管流量计。
弯管流量计以质量守恒、能量守恒和动量矩守恒三大定律为测量技术，流体经过管道的拐弯处时，内侧流速大于外侧流速，且呈现一定的规律性，当弯管的角度为45°时，只要测量弯管内外压差和流体的密度时，就可计算出流体的流速，然后根据流体所经弯管的横截面积，即可求得流体的流量。
弯管流量计不受插入件或节流件的影响，无压力损失，精度高，可重复性好。
天然气超声流量计量系统介绍
天然气超声流量计量系统介绍天然气超声流量计量系统是用于测量天然气流量的一种重要设备。
它采用超声波技术，利用超声波在气体中传播的特性，通过测量声波传播时间的变化来确定天然气流量。
天然气超声流量计量系统具有高精度、高可靠性、无污染等优点，广泛应用于石油、化工、冶金、天然气输送等行业。
天然气超声流量计量系统由传感器、转换器和显示器等主要组成部分。
其中，传感器是测量系统的核心部分，它主要通过超声波探头对天然气流体进行测量。
传感器通常采用插入式结构，通过插入到天然气管道中来进行测量。
超声波探头发射一束超声脉冲，当脉冲遇到流体时，会发生折射、散射、多次反射等现象。
传感器通过接收反射的超声波信号，并根据信号的强度差和时间延迟来计算天然气的流速和体积。
转换器是将传感器接收到的超声波信号转换为电信号，并进行信号放大和处理的设备。
转换器通常具有多种接口和输出方式，可以通过数字和模拟信号输出。
根据实际需求，转换器还可配备温度、压力和湿度等传感器，用以对流体的各项参数进行监测和记录。
显示器是用于显示和记录流量计量数据的设备，它通常采用LCD或LED显示屏，可以实时显示流体的流速、体积、温度等信息。
显示器还可连接到计算机或数据存储设备，实现数据的远程监控和管理。
同时，显示器还具备报警功能，当流速、压力等参数超过设定范围时，会自动发出警报信号。
天然气超声流量计量系统的工作原理是基于多路径多普勒效应。
它通过发送多个超声脉冲，利用多路径的反射，测量得到多个时间差，从而计算出天然气的流速和体积。
系统的测量精度主要取决于超声波的频率、信号处理算法和传感器的质量。
目前，天然气超声流量计量系统已经广泛采用了数字信号处理和高频率超声波技术，可以实现非接触测量、高精度测量和大流量测量。
与传统的测量方法相比，天然气超声流量计量系统具有多项优势。
首先，它可以测量多种流态的天然气，包括压缩态、液态和气态等。
其次，它具有较低的测量误差和较高的测量精度，可以满足工业生产和交易结算的要求。
油田天然气交接计量系统的管理探析
油田天然气交接计量系统的管理探析天然气交接计量系统是指在天然气生产过程中，将油田或生产公司供给的天然气与加工厂或用户所采用的天然气之间进行计量并交接的一种计量系统。
该系统是保障天然气生产过程中安全生产和技术标准的按照计量要求进行生产的技术措施，是确保合同执行、保证数据的准确性和公正性，实现能源节约和资源利用的重要手段。
油田天然气交接计量系统主要包括：天然气流量计、温度计、压力计、防爆柜、计量软件、数据传输系统等组成，通过这些设备提供的数据进行计量、检定以及传输计量数据等，从而确保天然气供应商和天然气使用者之间天然气的交接和计量过程的准确性和公正性。
1、加强技术管理技术管理是计量系统成功运行的关键，该管理体系具备以下特点：规范性、精准性、可追溯性、可靠性和可管理性等，通过技术管理可以确保整个交接计量系统的准确性和公正性。
技术管理关键包括日常巡检、检定管理、监测计量设备、技术文件管理、技术培训等内容。
2、规范操作管理规范操作管理是为了确保计量数据的准确性和公正性，这包括流程规范、制度标准、标准操作程式(SOP)等。
在未经过规范的操作管理之前，人口和系统中总存在误差和习惯性的操作和维护。
因此，需要在操作管理中规范化整个计量过程，统一标准，避免不应该发生的误差和失误。
3、信息系统管理信息系统管理是确保计量系统运行的副产品、数据记录和处理的重要工具，信息系统管理涉及计量计划管理、数据质量管理等。
通过信息系统的建立和管理，能够建立长期稳定的计量数据体系，实现计量数据的自动化处理和管理，有效地预防数据篡改、信息保护等问题。
三、结论油田天然气交接计量系统的管理对于我国石油工业的现代化和天然气产业的成长具有重要的意义。
要加强技术管理、规范操作管理和信息系统管理，提高整个计量系统的准确性和公正性。
通过制定和落实更为规范化和标准化的油田天然气交接计量管理措施，引领我国计量工作进入新阶段，进一步促进我国石油工业的发展。
天然气计量的原理与方法
天然气计量的原理与方法摘要：天然气作为一种重要的能源资源，在现代社会的生产和生活中发挥着不可替代的作用。
为了更好地利用天然气资源，确保资源的合理利用和应用，以及保障公众的能源需求，天然气计量成为一个必要且关键的工作。
本文旨在介绍天然气计量的原理和方法，包括基本概念、计量单位和分类方法等多个角度，分析天然气计量存在的问题，并就其原理和方法进行重点探讨。
关键词：天然气；计量；原理；方法1天然气计量存在的问题及原因分析1.1测量误差大的问题及原因分析天然气计量是指对天然气的流量、质量、体积及储量等参数进行测量和计算。
然而，天然气计量存在着很多问题，最为突出的是测量误差大的问题。
测量误差是指实际测量值与真实值之间的差异，影响着计量设备的精度和准确性。
测量误差大的问题主要有两个原因：其一是计量设备本身的精度不高，其二是人为操作不严谨。
对于前者，需要加强设备的维护和更新，提高设备精度；对于后者，需要加强操作规范和监督，减少人为失误。
1.2操作不方便的问题及原因分析除了测量误差大的问题外，天然气计量还存在着操作不方便的问题。
操作不方便主要是指计量设备的功能不完善，操作流程不规范等问题。
操作不方便的问题主要有两个原因：其一是计量设备的功能不完善或陈旧，其二是操作流程不规范，导致操作不方便。
对于前者，需要更换新型计量设备或升级原有设备的功能；对于后者，需要规范操作流程，加强培训和督促操作人员按照流程操作，提高其操作技能和熟练度。
1.3设备老化的问题及原因分析天然气计量设备的寿命一般为5-10年，设备老化也是天然气计量存在的问题之一。
设备老化主要是设备长时间运行，受到自然元素、介质等因素的影响而产生的质量和性能变化。
设备老化问题主要有两个原因：其一是设备的使用寿命已到，其二是设备的质量不达标，使用寿命过短。
对于前者，需要及时更换老旧设备，减少设备老化对计量精度的影响；对于后者，需要优化选材和生产工艺，提高设备的质量和使用寿命。
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系统误差的意义
针对实际应用，选取最合理的计量系统 合理配置计量系统，达到最佳的性价比 有助于对输差的判断 有助于计量系统的诊断
2005年3月
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四、计量标准的传递
2005年3月
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流量的计量传递
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2005年3月
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三、系统误差的来源及合成
2005年3月
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系统误差的来源
传感器的误差
包括：流量、温度、压力、天然气特征值
压缩因子计算的不确定度 带误差的测量值的运算
2005年3月
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系统误差的合成
2005年3月
原始基准采用Mt法 音速喷嘴作为传递 基准
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五、天然气计量系统实践
2005年3月
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对天然气气质的考虑
正常进行输气和配气条件范围内的管输干气。 温度为：263K ~ 338K，压力为：不超过12MPa 气体组分的要求：
2005年3月
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实流标定的意义
不同的流体介质，特性不同，导致标定结果不 同 即使相同的流体介质，在不同的工况条件下， 特性也不同，标定的结果也不同 通常的标定条件：
空气标定 中、低压天然气标定 中、高压天然气标定
2005年3月
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标定周期
速度式流量计，包括涡轮、超声
2005年3月
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0.5%，1年 1%，涡轮：2年，超声：3年 2%，2年
《JJG 198-1994 计量检定规程 速度式流量计》
气体腰轮流量计，半年
《JJG 633-1990 计量检定规程 气体腰轮流量计》
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2005年3月
最新标定中心的进展
原始基准 Mt 法 达 ±0.1% 传递基准 音速喷嘴 达 ±0.2% 工作基准 标准表 达 ±0.5% 现场流流量计 达 ±1.0%
《GB/T 17820-1999 天然气》
2005年3月
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天然气的标准参比条件
天然气：101.325kPa，293.15K 也可以采用合同规定的其他压力和温度作为标 准参比条件 涉及到标准参比条件的物理性质包括：体积、 密度、相对密度、压缩因子、高位发热量、低 位发热量、沃泊指数
《GB/T 17747-1999 天然气压缩因子的计算》
天然气的摩尔组分，用于AGA8 天然气的物性，用于SGERG 88
2005年3月
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压缩因子的计算
天然气压缩因子的计算
用摩尔组成进行计算 ( AGA8-92DC )
《GB/T 17747.2-1999 天然气压缩因子的计算 第2部分：用摩尔 组成进行计算》
用物性值进行计算 ( SGERG-88 )
《GB/T 17747.3-1999 天然气压缩因子的计算 第3部分：用物性 值进行计算》
AGA-NX-19 常数
2005年3月
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标况体积的计算
p0 * Tn 1 * Vn = V0 * T0 * pn k Z0 k= Zn
2005年港华集团工程工作坊
天然气计量系统 构成、分析及实践
俞承玮 2005年3月 厂网安全、你我有责
Shanghai Elster-AMCO Gas Equipment Co., Ltd.
一、天然气技术要求
2005年3月
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天然气的技术要求
高位发热量：>31.4 MJ/m3 按硫和二氧化碳含量分为三类，其中一、 二类为民用燃料气体，三类主要用作工 业原料。
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压力的测量
绝对压力
区别于表压
多种信号类型
4-20mA、HART、…… Nhomakorabea2005年3月
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温度的测量
热力学温度 Pt100热电阻 多种型号类型
四线制、HART、……
2005年3月
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气体特征的表达
气体特征的表达方式
高压
原始基准 基准体积管 达 ±0.1%
常压
原始基准 钟罩式基准器 达 ±0.1%
原始基准 Mt, PVTt 法 达 ±0.1% 传递基准 音速喷嘴 达 ±0.2% 工作基准 标准表 达 ±0.5% 现场流流量计 达 ±1.0%
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传递基准-标准表 达±0.2%
现场流流量计 达 ±0.5%
计量橇
2005年3月
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天然气计量系统构成
工况体积 压 力 压 缩 因子 计算 温 度 气体特征
2005年3月
标况体积
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工况体积的测量
基于速度的测量
涡轮流量计、超声流量计、孔板流量计、……
基于体积的测量
皮膜表、腰轮表、……
2005年3月
《GB/T 19205-2003 天然气标准参比条件》 《GB/T 17291-1998 石油液体和气体计量的标准参比条件》
2005年3月
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二、计量系统的构成
2005年3月
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西气东输的一个例子
分析小屋 计量柜 SCADA
取样探头
A级 B级 测量参数 （1%） （2%） ≤0.5K ≤0.5K 温度 ≤0.2% ≤0.5% 压力 ≤0.5% ≤1.0% 密度 压缩因子 ≤0.3% ≤0.5% 发热量 ≤0.5% ≤1.0% ≤0.75% ≤1.0% 流量
GB/T 18603-2001 天然气计量系统技术要求
2005年3月
C级 （3%） ≤ 1K ≤2.0% ≤1.0% ≤0.5% ≤1.0% ≤1.5%
系统的启动
启动的一般步骤 启动步骤的意义
2005年3月
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计量系统的维护
日常的启停 启动滤网的拆卸 润滑 自诊断 比对
2005年3月
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您有问题吗？
2005年3月
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2005年港华集团工程工作坊
谢谢!
甲烷的摩尔分数大于0.7 高位发热量通常为 27.95 ~ 41.93 MJ/m^3 相对密度为 0.55 ~ 0.8 氮气与二氧化碳是主要的稀释物，各自的摩尔分数最高为0.2 C2H6、C3H8、C4H10、C5H12和更高碳数烃类的含量，随碳数增 加呈现降低趋势。 没有其他的组分（如水蒸气、硫化氢等）以大于痕量的含量存在。
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计量系统的配置
了解现场条件
选取合适的系 统误差限
系统通讯、集 成能力
选取合适的流量计、温度传感器（变送器）、压 力传感器、流量计算机（体积修正仪）
2005年3月
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计量系统的操作
系统的操作准备
管道连接 吹扫 润滑 试压 置换