长输管道天然气取样现状及问题分析

2022-03-02谢跃辉韦荣方蒋斌巍刘宗玉刘海洋杨大珂

石油工业技术监督 2022年2期

关键词：气源长输管网

谢跃辉,韦荣方,蒋斌巍,刘宗玉,刘海洋,杨大珂

1.国家管网集团西南管道有限责任公司油气计量中心（四川成都610041）

2.中国石油化工股份有限公司中原油田普光分公司（四川达州635000）

3.国家管网集团西南管道有限责任公司贵阳输油气分公司（贵州贵阳 550081）

1 天然气取样的目的

长输管道天然气取样就是从管道中取出微量天然气（与管道输量相比），并对取出的天然气（样气）进行品质分析，包括组分分析、水露点和烃露点测量、硫化氢含量测量、总硫含量测量等。天然气取样的目的有：①进行气质监测，分为污染物（杂质）监测、气质是否满足交接各方约定和规范标准要求监测，以及政府部门质量监督检测。文献[1]设计了一种便携式LNG取样器，用于监管部门对LNG产品开展质量监督取样。②获得气质组分数据，进行密度、压缩因子、发热值等物性参数计算，参与流量（贸易交接计量）计算。中海油文昌9-2/9-3/10-3气田采用累计取样采样法获取气样，每月送至由买卖双方认可的第三方实验室分析单位热值及组分，输入超声波流量计算机，作为计量参数计算出产量[2]。

通常在一个位置只设置一路取样，部分输气量较大或对气质敏感的场站会在同一位置同时设置两路取样，一方面互为备用，另一方面可以开展两路之间的比对，及时发现问题。中缅天然气管道（国内段）瑞丽首站在同一位置同时设置在线气质分析设备和在线自动取样系统[3]。

2 天然气取样方法

我国从20世纪90年代初开始对长输管道天然气取样技术进行系统研究，先后研发了直接取样和间接取样技术[4]，形成了GB/T 13609—2017《天然气取样导则》、GB/T 20603—2006《冷冻轻烃流体液化天然气的取样连续法》、GB/T 30490—2014《天然气自动取样方法》等技术标准[5-7]。当前，在长输管道广泛采用的取样方法有直接取样法、间接取样法。其中直接取样法应用最广，间接取样法也得到局部应用，其特点和应用场合对比见表1。中缅天然气管道（国内段）瑞丽首站为了满足政府机构天然气检验需求，在进站处除设置在线气质分析设备外，还设置了在线自动取样系统[3]，开展累积取样；中缅天然气管道（国内段）分输量较小的场站还预留了取点样口，为间接取样的推广奠定了基础。

表1 天然气取样方法特点及应用场合对比

3 天然气取样问题分析及建议

3.1 现有取样位置设置不合理

根据统计，现有取样位置一般设置在输气站进站位置（进站ESD阀后、过滤分离器前），部分设置在过滤分离器下游、流量计上游位置。在管道互联互通大规模建设、管网设施全面公平开放前，多气源混输、正反输工艺较少，一条管道往往只有首站进气，管道沿线没有新的进气点，管道内天然气沿着一个方向流动（正输），气质单一且稳定，只需在气体流动的位置取样即可，无需考虑气体混合和反向流动的情况。管道内气体混合、气体流向频繁切换成为常态，现有取样位置的设置已不适应多气源混输、流向频繁切换的新情况，部分取样点在某一工艺条件下取不到有代表性的天然气，取到的是“没有充分混合均匀的”天然气或“不流动的”天然气，部分计量站流量计处的天然气与取样点的天然气不是一种气源，气质差异较大。

对于存在双气源或多个气源的站场，由于不同气源的气质组分存在差别。因此，为了保证混合气气质组分测定的精确性，必须待气体混合均匀后方可取样，故对于存在两种或多种气源的输气站场，天然气取样点位置的选取尤为重要[8]。多种天然气混合均匀所需要的长度与每种天然气的气质、流速、压力、温度混合方式、是否加装混合器等相关。目前还没有理论公式可以计算不同气质天然气混合均匀所需的距离，只能按照经验进行估测或者采用模拟软件进行模拟估算[9]。闫文灿[9]对川气东送天然气管道普光首站天然气混合情况进行FLUENT仿真模拟，提出对于普光首站，建议在距混合点280 m处位置安装气相色谱仪。280 m的距离可能已不在输气站内，需要在站外管道上选择取样点，即在站外设置气体取样分析撬（小屋）。

一般情况下，在选择天然气取样位置时，需要根据工艺流程和流量计位置综合确定，确保流量计处的天然气与取样位置处的天然气一致，同时兼顾监测输气站进口、上载口气质变化情况。必要时，可以单独设置气质监测取样口，专门用于气质监测，不直接用于计量计算。当需要在站外管道上设置取样点时，应选用自动化水平高、稳定可靠的气质取样分析撬或自动取样系统，且管道企业应加强站外气质取样分析撬或自动取样系统的运营管理。

3.2 现有在线色谱仪分析能力不足

直接取样法在取样的同时进行气质分析，配套有在线气质分析设备，通常为在线色谱仪。因此，直接取样法的应用受制于在线色谱仪的特点。当前，长输管道配置的在线色谱仪分析到C6+已是基础能力，但能够分析到C9+的在线色谱仪较少。与轻组分相比，同样体积的重组分热值更大，因此，能够分析到更重组分的色谱仪测出的气质组分计算出的发热值更大。夏宝丁[10]提出天然气中的微量重组分在天然气发热量的计算中占有较大权重，重组分体积发热量相当于甲烷的5～7倍，对某一样品而言，全组分的高位发热量提高了1.2%左右。

国家发展改革委、国家能源局等发布《油气管网设施公平开放监管办法》，其中第十三条特别明确了建立天然气能量计量计价体系的要求，提出：门站等天然气批发环节应以热量作为贸易结算依据；暂不具备热值计量条件的，应于《油气管网设施公平开放监管办法》实施之日起24个月内实现热值（能量）计量。2019年12月9日，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网）正式挂牌成立，国家管网成立一年多来，致力于促进管网互联互通、加快管网投资建设步伐，实现天然气管网全面公平开放，真正形成全国一张网，这在一定程度提高了天然气能量计量的紧迫性。

综上，建议天然气管道企业开展在线色谱仪C6+升级到C9+改造，标准气体制造企业开展C9+标气研制工作，新增在线色谱仪应选用能够分析到C9+的最新型号。

3.3 间接取样法推广应用不足

中缅天然气管道（国内段）分输量较小的场站预留了取点样口，但未正式投用开展间接取样分析工作。与直接取样法（配置在线气质分析设备）相比，间接取样法推广应用存在如下问题：

1）人工间接取样操作安全风险大，需要人员持证上岗并接受安全培训。

2）间接取样需要用到气瓶，符合TSGR0006—2014《气瓶安全技术监察规程》[11]的气瓶需按照特种设备进行管理，其运输需要有资质的单位负责[12]，大部分输气站位置偏僻，这增加了管道企业的运营风险和管理成本。

3）天然气能量计量尚未全面推广应用，管道企业、托运商、生产者、用户等对天然气发热值的关注还不足，市场需求不强烈，推广动力不足。

虽然以上问题导致间接取样法推广不足，但间接取样法有以下两个明显优势：①间接取样法应用灵活、节省投资，可实现相互间的比对；②在分输量不大、气质变化不大、使用赋值法实现能量计量的场所，可以通过间接取样法对赋值情况进行监测、验证，且取得的样品可以长期保存，便于追溯。建议天然气管道企业和相关方开展间接取样试点，第三方气质分析机构提供技术支持，共同推广间接取样法。