浅谈国家石油天然气大流量计量站分站建设

管输天然气贸易计量中压缩因子的计算肖迪;巩大利【摘要】管输天然气的贸易结算经常采用体积计量和能量计量两种方式,压缩因子作为计算参数直接影响到计量准确度.国家标准GB/T 17747提供了天然气压缩因子的两种计算方法:摩尔组成法和物性值法.目前国内管输天然气压力普遍在6 MPa 以上、12 MPa以下,在这种工况条件下,物性值法计算压缩因子与摩尔组成法计算结果偏差比较大,尤其是非烃含量高(高含N2或CO2)的气体,采用物性值法更需慎重.在管输天然气贸易计量中,应采用适用范围更广,计算精度更高的摩尔组成法；物性值法是在现场增设在线物性参数测量仪器而采用的简单方法,此方法适用于无法得到气体组成且对计量准确度要求不高的情况.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2011(030)009【总页数】1页(P24)【关键词】天然气;压缩因子;摩尔组成法;物性值法【作者】肖迪;巩大利【作者单位】国家石油天然气大流量计量站;国家石油天然气大流量计量站【正文语种】中文近年来，我国天然气工业迅速发展，建设了一批管道工程项目，引进了多条跨国管道。

管输天然气的贸易结算经常采用体积计量和能量计量两种方式，压缩因子作为计算参数直接影响到计量准确度。

国家标准《天然气压缩因子的计算（GB/T17747-1999）》规定了天然气压缩因子的两种计算方法，通过对两种方法比较，可明确各自的适用范围，确保国家和企业的合法权益。

国家标准《天然气压缩因子的计算GB/T 17747）》提供了天然气的压缩因子的两种计算方法：摩尔组成法和物性值法。

摩尔组成法也叫详细特征法（源自AGA8-92DC），采用已知天然气的详细摩尔组成和相关压力、温度计算压缩因子；物性值法，又称为总体特征法（源自SGERG-88），通过获取天然气的高位发热量、相对密度、CO2含量和N2含量中任意3个变量作为输入变量的压缩因子计算方法。

利用物性值计算压缩因子时，GB/T 17747不推荐采用N2含量作为输入变量之一，只给出了前3个变量作为输入变量时的压缩因子计算方法。

中压天然气流量计实流标定的气温调控研究摘要:在中压天然气流量计实流标定中,压力调节引起检定用天然气温度变化,温度的波动将会影响测量的准确度。

本文分析研究了中压天然气流量计实流标定装置中天然气温度的调节控制策略问题:根据检定装置调压前后天然气压力变化计算绝热节流引起的天然气低温,通过控制一定量天然气进入加热器加热来保证标定中天然气的温度在规定的范围。

这对保证检定用天然气温度的波动符合检定规程的要求具有一定的实际意义。

关键词:中压天然气流量计量实流标定气体温度调节控制目前,随着天然气用量的增加,中压天然气流量计强制检定及实流检定流量仪表是天然气计量检定的一种趋势,并在相关标准中提出了技术要求[1～2]。

因此,需要建立中压天然气流量计实流标定装置保证流量计长期的准确性,可靠和有效。

由于建立中压天然气流量计实流标定装置需要考虑多方面因素,因此,中压天然气流量计实流标定装置适合建在地区门站处[3～5]。

然而,由于门站天然气压力较高,需要进行调压。

而高压天然气经过调压器时,会因温度降低过大引起天然气含水量的变化,从而对流量计量精度有较大影响。

因此,中压天然气流量计实流标定装置需虑调压引起天然气绝热节流的温降计算,并采取措施减少温度测量引起的测量误差。

所以,研究中压天然气温度的调节控制对天然气流量计实流标定装置的影响,具有一定的实际应用意义和价值。

1 天然气流量计实流标定及绝热节流的温降计算1.1 中压天然气流量计实流标定国内现有的天然气实流标定装置有南京龙潭国家石油天然气大流量计量站等,南京国家站标定压力为 4.5～9.6 MPa,主要解决“西气东输”主管道高压管线上天然气流量计的标定,不负责解决一般城市管网所用中低压等级流量计的标定。

各地区门站下方中压天然气流量计涉及贸易结算,属于强制检定范畴,需要保证流量计长期的准确、可靠及有效性。

建立中压天然气流量计实流标定装置时,一方面要考虑标定时进口气源的要求,需要选择高压、大流量的气源;另一方面要考虑检定后气体排放的问题,需要天然气能及时排放,不会引起积压现象。

西气东输管道天然气贸易交接计量系统的设计与应用工程设计及标准石油化工自动化,2008,1:30 AUToMATIoNINPETRo—CHEMICALINDUSTRY西气东输管道天然气贸易交接计量系统的设计与应用徐志强,迟彩云,周娟(中国石油天然气管道工程有限公司,河北廊坊O65OOO)摘要: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.关键词:天然气;贸易交接;计量系统;西气东输中图分类号:TP273文献标识码:B文章编号:1007—7324(2008)01—0030—05 TheDesignandApplicationoftheMeasurementSystemforNaturalGasTrade OfWest-EastNatureGasTransmissionXuZhiqiang,ChiCaiyun,ZhouJuan (CNPCPipingEngineeringCo.Ltd.,Langfang,065000,China)Abstract:Thetrademeasurementsystemistheoneofthemostimportantmeasur ementsystemsinnaturalgastransmissionpipelines.Totakethedesignandapplicationofthemeas urementsystemof west—eastnaturegastransmissionasanexample.thenewdesignandapplicatio ninthemeasurementsystemisintroduced,thedesignconcept,designideaandtechnicalschemeofthe systemisdescribed.Keywords:naturalgas;tradehandover;measurementsystem;west—eastnatur algastransmission1引言西气东输管道是中国迄今为止建设规模最大的一条天然气输气管道,也是倍受世人瞩目的本世纪初中国”四大重点工程”之一.本文将从计量系统设计原则,系统功能设计,可靠性设计,系统配置,系统准确度,系统标定等方面,介绍西气东输管道天然气计量系统的设计理念和技术方案,同时对计量系统在该管道的实际应用情况进行阐述与分析.2设计与应用背景西气东输管道横贯中国东西部,是目前国内设计压力最高(10MPa),管径最大(1016mm),输送距离最长(干线近3900km),跨越地域最广(10省/市),沿线分布站点最多的一条天然气管道.在该管道设计初期,具有分输功能的站场共计28座, 下游用户达40多个,以城市燃气和工业用户为主. 目前在国际上天然气贸易计量交接有3种体系,一是体积量计量,以标准参比条件下的体积量作为结算单位;二是质量计量,以天然气质量作为结算单位;三是能量计量,以天然气发热量作为结算单位,按质论价.针对西气东输管道沿线用户多,各用户用气量和用气量范围差异较大,管道输气压力较高等其他管道未曾遇到的情况,对该管道的计量系统在准确性,可靠性,安全性,适用性以及可操作性等方面提出了更高的技术要求.经过技术经济比较,西气东输管道在不同的分输站采用了当今技术先进的气体超声流量计或气体涡轮流量计作为贸易计量仪表,并配置了在线气相色谱分析仪,为各站分输天然气的准确计量以及今后采用能量交接方式与国际接轨奠定了坚实的基础.3计量系统设计3.1设计原则该计量系统设计的基本原则,首先是要保证站场安全,输气可靠.计量系统中所有承压设备及部件至少应与站场管道及设备的设计压力相同,并且收稿日期:2007—1O一11(修改稿).作者简介;徐志强,男,现工作于中国石油天然气工程有限公司,一直从事油气长输管道的仪表和自动控制专业的设计和咨询工作,任高级工程师,础总工程师.第1期徐志强等.西气东输管道天然气贸易交接计量系统的设计与应用不得带压进行拆装;其次是在符合计量法规的前提下,满足与沿线各用户的贸易交接条件,即根据国内外天然气输气管道贸易计量系统的使用现状及发展趋势,选择合理的计量仪表和计量系统配置方案,使其适于该管道高压力,大流量,量程比大的特点,并能适应将来计量交接方式的转变;再有就是在技术先进及经济合理的前提下,以提高设备性能和优化系统结构来提高计量系统的准确度和管理水平,维护供需双方的经济利益.计量系统的设计原则还应符合整条管道的自动控制要求.在进行系统配置,设备选型以及操作方式设计时,应充分考虑与管道总体自动化及管理水平协调一致,确保该系统投用后具有较高的可靠性和可操作性.此外,计量系统设计还应与国内天然气实流标定能力相结合,确保量值的传递与溯源. 总之,计量系统的设计应当尽量使输气管道能够以最经济合理的运行成本,最优的工况正常运行. 3.2计量系统功能设计3.2.1系统基本功能根据天然气管道计量系统发展需要以及西气东输管道确立的计量系统设计原则,对西气东输管道计量系统的基本功能确定如下.f1)由于西气东输管道的计量系统在大流量,高压力的工况下运行,采用国际通行的先进标准能够更好地确保其质量.根据相关标准,计量系统可以完成标准体积流量,能量流量等瞬时工况流量, 瞬时标况流量的计算以及各自的累积流量计算,并进行显示,记录和存储.b)采用量程比大且具有较高准确度的流量计量仪表,在其正常流量范围内准确度按0.5考虑, 计量系统准确度争取优于1.0.c)计量系统不但能完成设计最大流量下的准确计量,而且应保证小流量时的准确计量.d)计量系统具有在线比对和在线标定功能,能及时纠正输气过程中的计量偏差以及定期对流量计进行在线标定.e)计量系统采用流量计算机的计算结果与下游用户进行贸易交接.流量计算机能够存储系统工作中的累积流量,压力,温度,报警等数据资料.f)计量系统中配置在线气相色谱分析仪,既可以提高系统计量的准确度,又在满足体积量交接要求的同时具有能量交接(热值计算)的功能.g)设置贸易管理系统,以各站计量系统数据为基础,为企业的商业运营提供贸易管理平台. h)计量系统需与管道SCADA系统进行数据交换,由sCADA系统对其进行统一监视,操作与管理,并对流量计算机进行时钟同步.3.2.2贸易管理系统在西气东输管道调度控制中心设置1套电子流量管理系统EFM(ElectricFlowManagement System)作为贸易管理系统.该系统从SCADA系统实时数据服务器获得所需的各站计量数据,用于对全线天然气交接,销售及输送的管理.采用与现场流量计算相一致的流量计算标准,计算管存气量,销售的商品气量,输气损耗及其他未计入的气量,并进行统计,记录以及对各站计量系统的数据进行核查和比对;为公司财务提供所需的数据,提供用户查询所需的数据,完成贸易结算所需的功能并将数据存档.根据管道进气量计划和各个用户的用气计划,实际进出的气量,天然气的热值,市场价格,用气合同价格,市场预测等因素制定未来的销售策略及计划.3.3计量系统可靠性设计f1)计量系统中至少配置一路备用流量计及其配套设备,以便在其中1套计量设备发生故障或进行标定时,不影响与下游用户的正常贸易计量.b)计量系统中的每条计量管路上的仪表(如压力变送器,温度变送器)均独立设置,流量计算机与流量计一对一配置,保证每条计量管路均可独立运行,避免”一损俱损”的情况发生.c)计量系统在现场设置比对流程,同时,管道调度控制中心的EFM系统与各站场的计量系统进行实时比对,校验,以便及时发现系统偏差和故障.d)每台流量计算机与气相色谱分析仪均采用点对点数字数据通信方式,提高了流量计算机采集气体组分信息的及时性,准确性和可靠性.e)计量系统的数据能够在流量计算机中至少存储30天,同时在站控制系统及管道调度控制中心的EFM系统中存储计量系统的重要数据,以保证在异常情况下系统的重要历史数据不丢失.f)计量系统及SCADA系统均设置有运行人员的管理权限及操作记录,保证计量系统数据不被人为修改.g)计量系统具有自诊断功能,能够对系统运行中出现的异常情况进行报警,记录和分析.h)对计量系统中的电源,信号传输通道设置防浪涌保护功能,避免雷电感应引起的过电流与过电压损坏系统设备.3.4计量仪表选型计量仪表的主要选型依据是流量范围,准确度石油化工自动化等级,使用条件,输量递增台阶,价格等因素.根据上述对国际上流行的天然气计量仪表的性能及使用情况对比.考虑到气体超声流量计在性能和使用方面比气体涡轮流量计具有更高的可靠性和可操作性,西气东输管道计量系统,在流量计口径不小于DNI50时采用气体超声流量计,流量计口径不大于DNI50时采用气体涡轮流量计.鉴于当时国内对气体流量计的标定能力以及拟建的西气东输计量测试中心设计规模和移动标定设备标定站控制室能力,同时考虑尽量减少全线设备的规格及价格因素,西气东输管道贸易计量流量计的口径选择最终按照不宜大于DN300设计.另外,流量计在选型计算时要求:气体在超声流量计中的最大流速不应大于25m/s,气体在涡轮流量计中的最大流速不应大于15m/s.3.5系统配置为完成西气东输管道计量系统所要求的功能,计量系统按照图1进行配置(以2路计量管路为例).I接放空汇管图1天然气计量系统配置注:1——强制密封球阀;2——升压阀;3——氮气注入阀;4——整流器(超声流量计);5——流量计(超声或涡轮流量计);6——普通球阀;7——比对阀(强制密封球阀)图1中,气体超声流量计的上游直管段长度按30D设计,气体涡轮流量计的上游直管段长度为10D(D为流量计内径).为避免现场安装的不确定因素对计量系统准确度造成影响,西气东输管道计量系统按照成套方式设计及供货.流量计及计量管路,流量计算机,气相色谱分析仪等系统设备及配件,均在工厂安装并完成整体试验后,按成撬方式运到现场安装.根据各用户的用气需求及可靠性设计原则,计量系统按照一用一备或多用一备的方式配置,以便在其中1套流量计发生故障或进行标定时,不影响天然气流量的正常计量,同时满足输量递增台阶以及用气量波动的工况.在投产初期及投产后的一段时间内,各分输站下游用户的用气量可能很小(具体用量无法估计).另外,用气量变化范围比较大的下游用户(如城市燃气用气),在用气低峰时天然气流量较小.针对上述情况,为了既适应流量变化,又保证计量系统的准确度,对其中一些分输站的计量系统增设了较小口径的流量计,流量计的类型保持与正常使用的流量计一致,以满足实际流量超出流量计正常工作范围时的流量计量,尽量减少计量不准确造成的经济损失.第1期徐志强等.西气东输管道天然气贸易交接计量系统的设计与应用每台流量计成套配置1台流量计算机.流量计算机除接收流量检测信号外,还接收来自其他检测仪表的压力,温度,气体组分等信号,并根据有关标准进行计算,将工况流量转换为标准状态下的体积流量或能量流量.流量计算机还能完成流量的指示,累计,存储等功能,并与SCADA系统进行数据通信.3.6计量系统数据传输气体超声流量计的流量检测信号通过RS一485通信接口,采用串行数据通信方式传输到配套的流量计算机.气体涡轮流量计输出3路高频脉冲信号;2路传输到配套的流量计算机;另一路高频脉冲信号输出至站控制系统并传送到管道调度控制中心的EFM系统.EFM系统接收来自气体超声流量计或气体涡轮流量计输出的流量信号,同时接收相应的流量计算机输出的压力,温度信号以及气相色谱分析仪提供的组分信息,经与流量计算机相同的标准进行流量计算后,将其结果与站内流量计算机的计算结果进行比较,完成计量系统的实时比对与校验功能.流量计算机和气相色谱分析仪均采用RS一485通信接口相互问及与站控制系统问进行通信, 通信协议为Modbus.站控制系统将所接收到的流量,压力,温度等信号处理后传送给调度控制中心的EFM系统.3.7计量系统准确度西气东输管道贸易交接计量系统的流量计准确度等级按国家标准统一归类为1.0级,计量系统的整体准确度等级按照优于1.0级设计.所选用的流量计工作在分界流量点q与最大流量qVm之间时准确度为0.5,工作在q与流量计最小流量qVmin之间时准确度为1.0.其中,气体超声流量计的分界流量点为10qv,气体涡轮流量计的分界流量点为20q.为保证计量系统的准确度,西气东输管道计量系统中配套仪表及检测参数的准确度要求如表1所列. 表1配套仪表及检测参数的准确度要求测量仪表/变量名称准确度流量计温度/℃压力压缩因子(计算准确度)密度热值≤0.5≤士0.1≤0.075≤0.250A≤0.250A≤0.50A3.8计量系统标定气体超声流量计和气体涡轮流量计同属于速度式流量计,因此西气东输管道计量系统设计中的流量计检定主要参照JJG198—1994<<速度式流量计检定规程》和AGAReportNo.7,No.8,No.9以及ISO/TR12765等规范.西气东输管道计量系统设计时要求系统中的流量计在出厂前进行100干标和样气(如空气)标定.按每种规格10随机抽样(由业主指定的代表抽样)进行实流标定,进行实流标定的流量计其每种规格不少于1台.流量计在安装前须在国内被授权的法定计量标定部门进行1009/6实流标定.因西气东输计量测试中心未能与管道同步建设,西气东输管道各分输站实际使用的流量计全部在经国家计量局认可的国外权威计量标定部门进行了100实流标定.实流标定的工况要求与实际使用的工况类似,如流量,压力,温度,气体组分等,并要求提供标定装置的测量不确定度数据.西气东输管道计量系统要求对流量计的下列流量点进行实流标定: qvm.,0.1qvm,0.25qm,0.4qvm,0.7qm,qm.流量计实流标定后,采用标定系数消除仪表的偏差,使流量计的性能达到最佳.在西气东输计量测试中心建成投用之前,已使用的流量计及计量系统将采用计量测试中心购置的移动标定车对其进行在线标定.3.9计量系统与调压系统之间的关系通常,在天然气输气管道沿线的分输站中均具有计量和调压功能.相对于控制阀,站内流量计的安装位置对计量系统的性能影响较大.流量计宜安装在控制阀的上游.气体超声流量计和气体涡轮流量计均为速度式流量计.对该类流量计而言,在流量计进口和出口处,特别是进口处,被测气体的流动状态对测量的准确度影响较大.如被测气体的流态为脉动流, 非均匀速度分布或有较大的漩涡,将极大地增加流量计的测量不确定度.另外,针对气体超声流量计,来自被测介质内部的噪声也会影响流量计的准确测量,这一点往往有可能被忽略.在分输站中,控制阀是产生上述不利条件的主要设备之一,特别是在大差压的工作条件下.控制阀除对流态的破坏以外,其产生的噪音能量主要向下游传播.从上面的分析可以看出,将控制阀布置在流量计的下游则可大大削弱其对计量的不利影响,更有利于计量系统的稳定性及准确计量.另外,控制阀石油化工自动化2008正的上游侧相对压力较高,流量计的口径可适当减小,既能减少计量系统的投资,节省占地面积,又便于维护和维修,且易于标定.此外,当分输站的下游用户与上游管道在差压较大的条件下投入运行时,利用安装在流量计下游的控制阀可完成限流功能,以保护流量计不会因过负载而被损坏.4计量系统应用4.1正常运行方式西气东输管道计量系统按照在正常情况下无人操作原则进行设计.计量系统的流程由所在站场的站控制系统自动进行控制.正常情况下,由站控制系统采集计量系统的运行参数,如:流量,压力,温度,阀门工作状态等信息,根据调度控制中心的命令自动启动适当的计量管路.当正在运行的计量管路出现故障时,站控制系统将计量管路自动切换到备用管路,以保证计量系统的正常工作,同时保证连续地向下游用户供气.当投产,重新启动,设备检修以及流量计现场标定时,流程切换将由人工现场手动完成.4.2流量计运行台数选择及低流量运行操作在计量系统设置备用流量计的站场,当分输天然气瞬时流量不小于单台流量计额定最大流量的80时,由站控制系统自动打开第2台流量计所在计量管路的阀门,增加1台流量计工作;若流量再增加则再投入1台流量计,以此类推.反之,当分输天然气瞬时流量总和不大于单台流量计额定最大流量的40%时,站控制系统自动关闭1路计量管路的阀门,减少1台流量计工作.为防止信号干扰造成的频繁切换,站控制系统进行上述操作时, 均需延时60S以上才动作.在设置较小口径流量计的站场,应在低流量时使用小口径计量设备.即当分输天然气瞬时流量不大于正常使用的单台流量计额定最大流量的30,并持续60S以上时,由站控制系统自动切换到小口径计量管路;当分输天然气瞬时流量不小于小口径流量计额定最大流量的80,并持续60S以上时,站控制系统自动将计量管路切换到正常使用的流量计管路.4.3计量系统投用及设备检修后的操作方法计量系统设备首次投用时,为防止流量计超速运行对设备造成损坏,尤其是涡轮流量计最多只能在短时间内承受20的过载量,在实际操作时,应通过流量计上游截断阀处安装的小口径旁路进行缓慢加压,使流量计缓慢启动,直到正常运行.当某计量管路中的设备进行检修或更换时,需关闭该路流量计的上,下游截断阀,放空管道中的天然气,使管路及设备处于安全状态下进行相应的操作.在设备检修或重新安装后,先通过流量计上游截断阀处的N.注入I:1进行氮气置换,然后打开流量计上游截断阀,使该计量管路投入备用状态.4.4比对及在线标定计量系统各管路之间设置有互相比对的连接管路,当一路流量计可能出现偏差时,应打开比对阀门,使气体同时通过2台流量计,以检查,核实流量计的工作情况.在使用比对流程时,比对阀的开启状态将传送到站控制系统,由站控制系统对使用时段进行记录,并将相应的信息回传到计量系统, 避免对下游用户产生重复计量.计量系统中设置了连接在线标定设备的流程.采用移动式标定设备在实际工作条件下可以对单台流量计及单路计量系统进行在线标定.进行在线标定时,天然气将通过被标定的流量计和移动式标定车的流量计,对流量测量结果以及流量计算机的计算结果进行比对和校准,将基于国家标准的量值传递到现场计量系统中.4.5应用效果从2003年10月西气东输管道东段正式投产开始,计量系统陆续应用到全线40多个用户的分输系统中.通过近4a的运行,从现场使用情况反映,计量系统运行稳定,准确,可靠,并且操作灵活, 方便,在与下游用户的贸易交接中未出现过贸易纠纷,完全能够达到设计预期的功能,并且具有良好的使用效果.5结束语随着西气东输管道的建成投产,气体超声流量计和气体涡轮流量计开始大面积应用到天然气输气管道贸易计量系统中,并迅速推广到后续建成的陕京二线管道,忠-武输气管道,冀宁联络线,广东LNG输气管道等国内多条重要的天然气输气管道.此外,还带动了下游用户采用同种类型的高准确度计量仪表和计量系统配置方案.西气东输管道计量系统的设计和应用,带动了中国天然气计量技术的快速提升,使国内天然气输气管道计量技术达到了国际先进,国内领先的技术水平.同时,推动了多项国家标准的发布与实施Llq].参考文献:1GB/T186o3—2OOl,天然气计量系统技术要求2GB/T18604—2001,用气体超声流量计测量天然气流量3GB/T18940—2003,封闭管道中气体流量的测量涡轮流量计。

浅谈降低燃气供销差率的措施和办法当前，燃气供销差率高气量损失大，对于燃气公司的经济效益造成很大的影响，更重要的是对国家和人民群众的生命财产安全构成了严重的隐患。

如何降低燃气供销差率是当前燃气公司需要研究的一个课题。

基于此，文章对降低燃气供销差率的措施进行分析，以期能够提供一个借鉴。

1.影响供销差率的因素1.1燃气表计量精度各公司出站燃气流量计的精度等级一般为1.5级，允许的误差为1.5%，居民用户和一般公建用户大多数使用的是B级皮膜表，允许其在最小流量和10%的最大流量之间的误差为±3%。

在10%的最大流量到最大流量之间的误差允许值为±1.5%；同一精度的计量表在检定周期内和周期外所差生的误差值是不同的，寿命周期内的皮膜表的误差与超过使用寿命的皮膜表的误差相比，前者远远大于后者。

1.2计量工况不同造成的误差（即压力和温度因素引起的误差）1.2.1出站计量工况：天然气行业的体积计量标准状态为20℃，101.3Pa，上游的天然气供应单位以此为依据和燃气公司进行交割。

燃气公司的出站计量一般不再设计量表，因此出站天然气的体积状态为20℃，101.3Pa。

1.2.2用户计量工况：燃气公司的居民用户和一般工商用户的煤气表采用的是膜式表，不带压力温度补偿，只显示的是煤气表处的工况。

由于压力、温度因素对供销差率核算影响的校核，目前，行业内仍没有统一的计算规则。

有关统计显示，因温度补偿产生的最大误差高达15.88%，最低为-0.22%，差别达到72倍，其主要原因是计算规则的不统一。

对任何公司，从提高内部管理的角度出发，可根据理想气体状态方程，对没有压力温度补偿计量的燃气体积在出站计量表处所对应的体积，简化计算为用户燃气表处燃气工况的体积后进行供销差率的核算，方可找出真正降低供销差率的措施。

1.3抄表、结算时间的不一致而产生的误差抄表、结算不一致造成的误差是指：当抄表时间延续数日甚至一个月，供销差率计算时，供应总量所对应的日期与抄表日期不一致所造成的误差，并非是某月没有抄表而导致的误差。

城市燃气管网系统门站的设计方案1.1设计目的和作用1.1.1设计目的为向城市、居民点和工业区供应燃气，在输气干管的终端设置设燃气门站，在燃气门站将压力降至城市或工业区燃气供应系统所需的压力。

1.1.2设计作用燃气门站是长距离输气干线的终点站，是城市、工业区的气源站，在该站内接收长输管线输送来的燃气经过除尘、调压、计量和加臭后送入城市或工业区的管网。

1.2设计规模和参数1.2.1设计规模门站是为郊区供应不到的用户而设计的，考虑到城市将来的发展，该门站设计用气人数为19万人，天然气的人均用气指标定为205(MJ/人*年，该门站的设计规模为7774Nm3∕h o表1.1门站设计参数1.3工艺流程城市门站的主要功能是对信丰县高压管网来气进行过滤、计量、加臭，经调压后送往城市中压管线。

门站必须保证把来气可靠的送往城市输配系统，保证用户的正常用气。

门站的工艺流程为：正常情况下来气以压力P1=O.4Mpa进入城市门站，经过滤器除去机械性杂质，由调压器调压至0.2MPa 计量后出站，非正常情况下，当来气压力P1N16Mpa时调节管束区进气端电动蝶阀启动，保护后面的设备；当该动作有所迟缓，为设计压力的11倍时，即P1=176MPa时，进气端汇气管上安全放散阀自动打开，进行超压放散，压力正常后，各设备重新恢复工作。

站内采用的调压器稳压精度高，带安全切断功能，当出气端超压P2=0.2MPa时，出气端汇气管上安全放散阀自动打开，进行超压放散，P2=0.2MPa时，调压器安全切断发挥作用，待压力回落后，再重新恢复各设备工作。

本站设有过站总旁通管，站场事故时，关闭进出站阀门井内的手动阀，同时开启过站旁通管道上的节流阀，以保证事故情况下不中断城市供气。

由于城市燃气是具有一定毒性的爆炸性气体，又是在压力下输送和使用的，当管道及设备材质和施工方面存在的问题和使用不当，容易造成漏气，有引起爆炸、着火和人身中毒的危险。

因此，当发生漏气时能被人发觉进而消除漏气是很必要的。