燃氣供銷差的成因、計算方法和解決方案

摘 要

摘要：燃氣供銷差率反映了燃氣企業的經營管理狀況，是影響企業經濟效益、社會效益的重要因素。結合實例，針對以LNG作為城市燃氣主氣源時燃氣公司的運營現狀，分析了燃氣供銷差的主
摘要：燃氣供銷差率反映了燃氣企業的經營管理狀況，是影響企業經濟效益、社會效益的重要因素。結合實例，針對以LNG作為城市燃氣主氣源時燃氣公司的運營現狀，分析了燃氣供銷差的主要成因，給出了供銷差率的計算方法，提出了降低供銷差率的措施。
關鍵詞：液化天然氣；供銷差；供銷差率；燃氣表；溫壓補償；泄漏
Causes，Calculation Method and Solution of Difference between Supply and Sale
PAN Zhijun，LI Rong，PAN Lazhen，HUANG Yongsheng，PAN Jianping，WANG Jing
Abstract：The difference between gas supply and sale reflects the operations and management of gas enterprise，which is an important factor affecting the economic and social benefits of enterprise. Aimed at the present operation status of gas companies using LNG as its main gas source，the main causes of difference between gas supply and sale is aria]yzed with all example，the calculation method of difference rate between gas supply and sale is presented，and the measures for reducing the difference rate between gas supply and sale are put fonvard.
Key words：LNG；difference between supply and sale；difference rate between supply and sale；gas meter；temperature-pressure compensation；leak
1 概述
    燃氣供銷差是指當期燃氣供應量與當期燃氣銷售量的差值，而燃氣供銷差率則為該差值與當期燃氣供應量之比[1]。一般城市燃氣經營企業的燃氣供銷差多為正值，說明通過終端用戶抄表計量的燃氣銷售量少于企業供給的燃氣總量，供銷差率因此對企業的經營效益產生直接影響[2～3]。
    以吉安市天然氣有限公司為例，自2004年5月實施天然氣置換水煤氣以來，較高的供銷差率已成為影響公司經營效益和燃氣設施安全運行的重要因素。圍繞如何降低供銷差率、減少經營虧損和由此帶來的運營風險、緩解經營壓力、創造安全穩定的經營環境方面，進行了大量人力、物力的投入，通過各種有效措施使供銷差率大幅下降，在此過程中積累了獨特而富有成效的實踐經驗。
    本文分析供銷差率的主要成因，探討其計算方法，對存在的問題提出相應的解決方案和措施。
2 吉安市天然氣利用工程現狀
    ① LNG氣化站1座，100m3的LNG儲罐6臺，60t地磅1臺。
    ② 市政燃氣管網共計97km，其中鑄鐵管燃氣管網49km，PE管燃氣管網48km。
    ③ 雷諾式區域調壓站13座，自力式區域調壓柜26臺，樓棟式調壓箱204臺。
    ④ 居民用戶4.2×104戶，商業用戶193戶，工業用戶暫無，年供氣規模為500×104m3/a。
3 燃氣供銷差率成因分析及其計算
3.1 LNG卸車損失及氣化率的綜合影響
    LNG汽車槽車儲罐容積一般為40m3，每次裝載LNG約19t。對于作為城市主氣源的LNG氣化站，LNG的氣質、組成、運輸距離、LNG槽車儲罐的絕熱性能、卸車操作工藝、市政燃氣管網運行壓力等因素都會對供銷差率產生影響。
3.1.1 LNG卸車前后損失
    ① LNG實際裝車量與上游LNG供應商提供的LNG出廠票據上的數量存在差異，由于LNG供應商的計量存在誤差，一般實際裝車量偏小。
    ② LNG槽車運輸距離較長，途中因LNG超壓放散而導致實際到站的LNG數量比出廠時減少。
    ③ 卸車時，因操作人員技能不熟練、市政燃氣管網壓力較高等原因，造成LNG卸車不徹底，槽車內殘留的液態、氣態天然氣無法充分卸進LNG儲罐或進入市政燃氣管網，形成卸車損失。
    以上第①、②項為燃氣企業不可控制因素，很難計算具體數值，所造成的損失只能與第③項一起通過LNG槽車到站過磅后得出累計值，這3項因素造成LNG槽車實際卸車的LNG數量與其出廠票據上的數量之間存在差異，導致供銷差率的產生。
3.1.2 LNG氣化率的理論值與實測值的差異
    因產地不同，不同供應商提供的LNG氣化率的理論值各不相同。通過進一步檢測發現，LNG氣化率的實測值普遍比其理論值小，二者之間的差異最高可達3.01%。
3.1.3計算公式
全年因LNG卸車前后損失、LNG氣化率理論值與實測值間差異的綜合作用產生的供銷差率δ1的計算公式為：
 
式中δ1——全年因LNG卸車前后損失、LNG氣化率理論值與實測值間差異的綜合作用產生的供銷差率
    VL,sup——全年因LNG供應商計量誤差產生的燃氣損失，m3
    VL,dif——全年因LNG槽車超壓放散產生的燃氣損失，m3
    VL,unl——全年因LNG卸車不充分產生的燃氣損失，m3
    Vann——根據各供應商LNG出廠過磅量和相應理論氣化率計算出的全年燃氣供應總量，m3
全年燃氣供應總量Vann的計算公式為：
 
式中n——全年到站LNG槽車總數
    i——到站LNG槽車的順序號
    msup,i——LNG供應商提供的第i車LNG出廠過磅量，t
    φsup,i——LNG供應商提供的第i車LNG的理論氣化率，m3/t
全年燃氣實際卸車總量Vuul的計算公式為：
 
式中Vuul——全年燃氣實際卸車總量，m3
    n——一全年到站LNG槽車總數
    i——到站LNG槽車的順序號
    mact,i——第i車到站LNG實際卸車量，t
    φact,i——第i車到站LNG對應的實測氣化率，m3/t
    全年因LNG卸車前后損失、LNG氣化率理論值與實測值間差異的綜合作用產生的供銷差的計算公式為：
    VL,sup+VL,dif+VL,unl=Vann-Vunl   (4)
將式(2)～(4)代入式(1)，則δ1的計算公式為：
 
式中n——全年到站LNG槽車總數
    i——到站LNG槽車的順序號
3.2 燃氣表未作溫壓補償
    城市燃氣企業對燃氣體積的計量都是以絕對壓力p0=101325Pa、溫度t0=20℃的標準狀態為基準進行計算的[4]。
    ① 隨著季節的不同，進入終端用戶燃氣表前的燃氣溫度會相應發生變化，當其低于20℃時，未作溫度補償的燃氣表顯示的讀數比其在t0時的體積小。
    ② 由于終端用戶燃氣表前的燃氣壓力Pmeter是在p0的基礎上增加了低壓庭院管網壓力(約2000Pa)，供給終端用戶的燃氣都處于被壓縮的狀態，未作壓力補償的燃氣表顯示的體積比其在p0時的體積小。
    未作溫壓補償的燃氣表的計量損失VL,meter的計算公式為：
   VL,meter=V0,meter-Vre,meter    (6)
式中VL,meter——未作溫壓補償的燃氣表的計量損失，m3
    V0,meter——未作溫壓補償的燃氣表的計量讀數對應在標準狀態下的燃氣體積，m3
    Vre,meter——未作溫壓補償的燃氣表顯示的讀數(即抄表數)，m3
根據理想氣體狀態方程有：
 
式中p0——標準狀態壓力，Pa，取101325Pa
    T0——標準狀態溫度，K，取293.15K
    pmeter——燃氣表前的燃氣壓力，Pa，取p0+2000Pa
    Tmeter——燃氣表前的燃氣溫度，K
將式(7)代入式(6)，則VL,meter的計算公式為：
 
全年因燃氣表未作溫壓補償造成的供銷差率δ2的計算公式為：
 
式中δ2——全年因燃氣表未作溫壓補償造成的供銷差率
    n——全年未作溫壓補償燃氣表的總數
    i——未作溫壓補償燃氣表的順序號
    VL,meter,i——第i只未作溫壓補償燃氣表的全年燃氣計量損失，m3
令全年燃氣平均溫度Tav=Tmeter，并將式(8)代入式(9)，則δ2的近似計算公式為：
 
式中Tav——全年燃氣平均溫度，K
    n——全年未作溫壓補償燃氣表的總數
    i——未作溫壓補償燃氣表的順序號
    Vre,meter,i——第i只未作溫壓補償燃氣表的全年顯示總讀數，m3
3.3 燃氣管網泄漏
    隨著燃氣用戶的增長和供氣規模的擴大，在城區范圍內燃氣管網的長度、分布密度也在不斷增加，管網泄漏的概率也相應升高。燃氣管網泄漏的原因主要有以下3方面。
3.3.1燃氣管網施工質量差
    ① 對于鑄鐵燃氣管道，特別是灰鑄鐵管道，存在諸如抗拉強度和抗沖擊力低、容易斷裂等缺陷，如果地基處理不達標，再加上地表有重荷載，則會造成管基下沉，導致接口泄漏，或溝槽底部硬物未清除而造成管道開裂、燃氣泄漏。
    ② 對于PE管燃氣管道，出現較多的問題是電熔配件泄漏，例如電熔焊機外接電壓不穩，則會出現PE管道和電熔配件因電壓低未充分熔接，或電熔配件因電壓高導致過熱、短路造成噴料冒煙等問題，若未返工處理則形成泄漏隱患。熱熔焊縫泄漏的情況雖較少，但也有PE管道熱熔焊縫在投用后發生脫落的個別案例。
    ③ 對于鍍鋅燃氣鋼管，早期螺紋連接的密封采用“麻絲+厚白漆”施工工藝，在使用干燥的天然氣后，密封填料會脫水、干裂，使接口密封性能下降，最終導致泄漏。另外，由于埋地鋼管防腐層質量低劣、穿越下水道時未加保護套管、采用冷鍍鋅鋼管等問題造成管道嚴重銹蝕、穿孔泄漏的情況也有不少[5]。
3.3.2外界施工對燃氣管網造成破壞和擾動
    除野蠻施工、違章占壓對燃氣設施造成直接破壞外，正常的施工建設也可能對燃氣管道及其周邊土壤造成劇烈擾動，使管道接口錯位、緊固件松動，最終導致燃氣泄漏，鑄鐵管道在這方面表現得尤為明顯。
3.3.3鑄鐵燃氣管網自身原因造成泄漏
    ① 使用干燥的天然氣導致橡膠圈內部脫水收縮，鑄鐵管道柔性接口的密封性能下降，造成燃氣泄漏。
    ② 低溫季節埋地鑄鐵管網周邊土壤溫度或輸送的燃氣溫度較低時，橡膠圈遇冷會產生輕微收縮，從而進一步降低柔性接口的密封性能。吉安市2004年以來的燃氣巡檢記錄顯示，在管道埋深為0.6～0.9m的范圍內，隨著季節的不同，燃氣泄漏報警指數有較大的差異：同一處泄漏點冬季報警指數要比夏季高20%左右，同一區域的泄漏點數量在冬季可增加30%。
3.3.4計算公式
    將燃氣管網泄漏情況分為3種：燃氣泄漏事故、燃氣泄漏事件、燃氣泄漏點。這3種情況各自對應的全年燃氣泄漏量分別以Vac、Vev、Vleak表示。
    ① 燃氣泄漏事故
對于能造成市政燃氣主管網供氣壓力明顯下降、短時間內燃氣大量外泄的燃氣泄漏事故，區域流量計、燃氣出站總流量計、無紙記錄儀會記錄下事故時段內燃氣流量異常變動情況，此時，可參照事故前3d內同時段正常燃氣流量的平均值，根據事故的持續時間進行燃氣泄漏量的計算，則全年燃氣管網泄漏事故的泄漏總量的近似計算公式為：
 
式中Vac——全年燃氣管網泄漏事故泄漏總量，m3
    n——全年燃氣管網泄漏事故總數
    i——燃氣管網泄漏事故順序號
    qV,ac,i——一在第i次燃氣泄漏事故時段內的燃氣流量的平均值，m3/h
    qV,av,i——在第i次燃氣泄漏事故發生前3d內同時段正常燃氣流量的平均值，m3/h
    tac,i——第i次燃氣泄漏事故的持續時間，h
   ② 燃氣泄漏事件
對于尚不能造成市政燃氣主管網壓力明顯變化的燃氣泄漏事件，可以將泄漏口上游燃氣壓力視為穩定值，燃氣泄漏量理論上可以根據泄漏口上游管網壓力和質量流量、泄漏口面積、泄漏時間、管道內壁摩阻系數、土壤滲透阻力等參數[6]，利用伯努利方程(動態)和絕熱方程可以計算出通過泄漏口的燃氣流量，與對應的泄漏時間相乘，則可得全年燃氣管網泄漏事件的燃氣泄漏總量為：
 
式中Vev——全年管網燃氣泄漏事件的燃氣泄漏總量，m3
    m——全年燃氣管網泄漏事件總數
    i——燃氣管網泄漏事件順序號
    Ci——第i次燃氣泄漏事件中燃氣泄漏口的圓度修正值，取值范圍為0.6～1.0，圓形泄漏口取1.0
    Ai——第i次燃氣泄漏事件中燃氣泄漏口的面積，m2
    vi——第i次燃氣泄漏事件中燃氣從泄漏口流出的流速，m/h
    tev,i——第i次燃氣泄漏事件中燃氣泄漏的持續時間，h
    由于泄漏口燃氣流速的計算比較復雜，一般都是根據設定的參數事先計算出不同運行壓力下、不同面積的泄漏口所對應的燃氣泄漏流量，并列表以方便查閱。燃氣泄漏事件中，不同泄漏口直徑的燃氣泄漏量見表1。
表1 不同泄漏口直徑的燃氣泄漏量
泄漏口直徑/mm
燃氣泄漏量/(m3·h-1)
人工煤氣
天然氣
中壓B(0.06MPa)
低壓(1500Pa)
中壓B(0.06MPa)
低壓(2500Pa)
1
1.55
0.23
1.08
0.20
45
3130.65
458.66
2179.10
412.90
100
15460.00
2265.O0
10761.00
2039.00
   ③ 燃氣泄漏點
   對于其他泄漏持續時間長、泄漏點眾多且分布范圍廣、單點泄漏流量小、難以單獨計量且不易被發覺的泄漏點，可以根據某段時期內燃氣出站總流量計和無紙記錄儀測量的管網最小流量，排除其中的正常用氣流量后，剩余的流量即為燃氣泄漏點泄漏流量。實際計算時，通常將燃氣管網最小流量乘以系數k進行近似計算，其計算公式為：
 qV,leak=kqV,min    (13)
式中qV,leak——燃氣管網泄漏點泄漏流量，m/h
    k——系數，取值范圍為0～1
    qV,min——通過燃氣出站總流量計以及無紙記錄儀測量的燃氣管網最小流量，m3/h
    式(13)中，k為經驗取值，它反映了燃氣管網泄漏點泄漏流量占燃氣管網最小流量的比例，該數值與燃氣管網的運行狀況、燃氣企業的管理水平、燃氣用戶的用氣特征等多種因素有關，燃氣企業可以根據實際情況選取南的合理值。例如，吉安市天然氣有限公司在2008年度矗的取值為30%。
為計算方便起見，可將全年各月的燃氣管網最小流量累加后取其平均值，用于對全年燃氣管網泄漏點泄漏總量的近似計算，計算公式為：
 
式中Vleak——全年燃氣管網泄漏點泄漏總量，m3
    i——月份順序號
    qv,min,i——第i月測得的燃氣管網最小流量，m3/h
    tann——全年時間，h，取8760h
全年因燃氣管網泄漏所形成的供銷差率δ3的計算公式為：
 
式中δ3——全年因燃氣管網泄漏形成的供銷差率
3.4 施工、運行中的燃氣放散
    燃氣放散量的大小與企業的管理水平、工作人員的操作技能水平、放散口管徑和位置、燃氣流速的控制、燃氣濃度的檢測手段、工程管理水平等因素有關，一般可根據實際操作經驗進行估算。以吉安市天然氣有限公司為例，居民用戶在通氣前，平均燃氣放散量qres=0.5m3/戶。
    ① 全年新開通居民用戶燃氣放散量Vdif,res的計算公式為：
    Vdif,res=Nresqres    (16)
式中Vdif,res——全年新開通居民用戶燃氣放散量，m3
    Nres——全年新開通居民用戶總數，戶
    qres——新開通居民用戶燃氣放散量平均值，m3/戶
② 全年新開通工商業用戶燃氣放散量Vdir,res的計算公式為：
 
式中Vdir,res——全年新開通工商業用戶燃氣放散量，m3
    n——全年新開通工商業用戶總數，戶
    i——新開通工商業用戶順序號
    Vdif,ind,i——新開通第i家工商業用戶的燃氣放散量，m3
③ 全年燃氣管網置換、搶修、碰接作業中的燃氣放散量Vdif,pipe的計算公式為：
 
式中Vdif,pipe——全年燃氣管網置換、搶修、碰接作業中的燃氣放散量，m3
    m——全年燃氣管網置換、搶修、碰接作業的燃氣放散總次數
    i——燃氣管網置換、搶修、碰接作業順序號
    Vdif,pipe,i——第i次燃氣管網置換、搶修、碰接作業的燃氣放散量，m3
全年因施工、運行中的燃氣放散所形成的供銷差率δ4的計算公式為：
 
式中δ4——全年因施工、運行中的燃氣放散所形成的供銷差率
3.5 抄表率低
    燃氣市場的快速發展導致抄表人員的增加滯后于燃氣用戶的增長速度，在一定時期內造成平均抄表率下降或無法達到預期水準；另外，部分用戶長時間外出、不配合入戶抄表工作，導致相關燃氣用量無法及時抄報，從而形成供銷差，其中以居民用戶最具代表性。
從全年的角度來看，抄表率對供銷差的影響是一種動態平衡的影響：即每個抄表周期內，盡管用戶的組成可能會發生變動，但未抄表居民用戶的數量總體上保持相對穩定，全年未抄表居民用戶用氣產生的供銷差率瓦的計算式如下：
 
式中δ5——全年未抄表居民用戶用氣形成的供銷差率
    qest——抄表周期內平均每戶未抄表居民用戶燃氣用量的估算值，m3/戶
    Nunread——全年各個抄表周期內，未抄表居民用戶的平均數量，戶
3.6 燃氣表計量偏差
    ① 按照有關標準，民用膜式燃氣表的使用年限為：當使用人工煤氣時為6年，當使用天然氣時為10年[7]。接近或超過使用年限的燃氣表計量偏差大或小流量用氣不計量的問題比較普遍，而且燃氣表使用時間越長，產生的計量偏差越大，導致供銷差的產生[8～9]。吉安市天然氣有限公司于2007年對40只使用時間在10年以上的超期服役民用膜式燃氣表的檢測結果顯示，計量偏差多為負值，且平均值在-4%左右。
全年因超期服役民用燃氣表計量偏差產生的供銷差率δ6的計算公式為：
 
式中δ6——全年因超期服役民用燃氣表計量偏差產生的供銷差率
    ηres——全年抽檢的超期服役民用燃氣表計量偏差平均值
    n——全年超期服役民用燃氣表總數
    i——超期服役民用燃氣表順序號
    Vres,exc,i——第i只超期服役民用燃氣表全年抄表累計值，m3
考慮到數據收集、分類工作的難度，為方便計算，上述供銷差率δ6也可按以下計算公式進行近似計算：
 
式中Nres,exc——在用超期服役民用燃氣表總數
    Nall——在用民用燃氣表總數
    ② 對于燃具種類和數量較多、用氣量范圍較大的工商業用戶，會因以下問題影響燃氣表計量精度，導致供銷差的產生：
    a. 如果未在各臺燃具前分別設置燃氣表，則會由于燃具非同時工作的特性，導致在小流量用氣時燃氣表的量程相對過大，計量偏差隨之增大。
    b. 用戶私自增加燃具，用氣負荷超出燃氣表量程，導致計量偏差增大。
    c. 設計時由于欠缺對燃氣表量程與燃具額定耗氣量匹配程度的考慮，實際使用時燃氣表量程過大或過小，導致計量偏差增大。
    d. 施工時由于缺乏嚴格的質量管理，導致存在質量問題或者因施工損壞的燃氣表投入使用，產生計量偏差。
    吉安市天然氣有限公司于2007年對5家存在上述情況的工商業用戶燃氣表的檢測結果顯示，計量偏差多為負值，平均值在-3%左右。
全年因工商業用戶燃氣表計量偏差產生的供銷差率δ7的計算公式為：
 
式中δ7——全年因工商業用戶燃氣表計量偏差產生的供銷差率
    ηind——全年抽檢的工商業用戶燃氣表計量偏差平均值
    n——全年工商業用戶燃氣表總數
    i——工商業用戶燃氣表順序號
    Vind,i——第i只工商業用戶燃氣表全年抄表累計值，m3
3.7 用戶違規用氣
    部分用戶違反《燃氣安全管理條例》的有關規定，通過破壞燃氣表計數器、反裝燃氣表、私接燃氣管道等方式違規用氣，在形成安全隱患的同時，也給燃氣企業造成了損失。違規用氣量一般是在違規用氣行為查實后，根據違規用氣的實際情況和《燃氣安全管理條例》規定的標準進行計算。
全年因違規用氣行為產生的供銷差率δ8的計算公式為：
 
式中δ8——全年因違規用氣行為產生的供銷差率
    n——全年查處的違規用氣行為總次數
    i——查處的違規用氣行為順序號
    qv,vio,i——查處的第i例違規用氣行為的日平均用氣量，可參照同等用氣規模用戶的日平均用氣量進行估算，m3/d
    tvio,i——查處的第i例違規用氣行為的用氣持續時間，d
4 燃氣供銷差解決方案
4.1 選擇高品質氣源
    在這里LNG品質的含義即為其性價比。同等價格水平下，高品質LNG的氣化率不僅理論值高，而且實測值與理論值的差距也小。因此，對于以LNG為主氣源的燃氣企業，LNG品質的高低對全年供銷差率的影響至關重要。國內各主要品種LNG氣化率理論值與實測值對比分析見表2。
表2 國內各主要品種LNG氣化率理論值與實測值對比分析
序號
LNG供應
LNG氣化彰(m3·t-1)
相差幅度/%
供應商
產地
理論值φsup
實測值φact
1
甲
A
1400
1380
1.43
B
1480
1450
2.03
2
乙
C
1434
1400
2.37
D
1480
1450
2.03
3
丙
E
1434
1400
2.37
4
丁
F
1332
1300
2.40
5
戊
G
1495
1450
3.01
6
己
H
1480
1450
2.03
    若能大幅度地提高氣化率高的高品質LNG在企業全年燃氣供應量中的比例，將會在降低燃氣供銷差方面產生積極的影響。
4.2 降低卸車損失
    ① 堅持對到站LNG槽車進行卸車前、后的過磅稱重，一方面可以獲取LNG的實際卸車量，對卸車情況有一個真實、直觀的了解；另一方面可以對供應商提供的LNG出廠票據上的數量進行復核，如果二者數據相差較大，可對其索賠以挽回部分損失。
    ② 在卸車方面，與LNG槽車連通的燃氣主管網壓力越低，LNG槽車內殘留的氣態天然氣進入到燃氣管網內的數量就越多。例如，吉安市LNG氣化站內設置了中壓A、中壓B兩條出站燃氣管道，連通LNG卸車臺、LNG儲罐的BOG管道與運行壓力較低的中壓B級市政燃氣管網(壓力為0.025MPa)相接，在用氣高峰期間，通過一系列操作可以將LNG槽車內殘留的液態、氣態天然氣通過BOG管道、經BOG加熱器加熱后卸入市政燃氣管網，最終LNG槽車內壓力與管網壓力相等，均為0.025MPa，并達到無液態LNG殘留的程度。LNG槽車卸車后的空罐容積為40m3、溫度為-162℃、余壓為0.025MPa，按理想氣體狀態方程計算，槽車內殘留的氣態天然氣約132m3。若LNG槽車實際裝載LNG量為19t、LNG氣化率為1400m3/t，則卸車損失率不到0.5%。
    ③ 值得注意的是，近年來以LNG作為燃料的油氣兩用型LNG槽車逐漸增多，在這種情況下，LNG的結算數量是由LNG槽車卸車前、后的兩次過磅數據的差值決定，其原因是槽車儲罐內必須留下不少于500kg LNG作為槽車回程的備用燃料。對下游燃氣企業而言，使用這種LNG槽車不會產生LNG卸車前、后的損失，因卸車而產生的供銷差也可以降至最小并接近于0。
4.3 合理提高燃氣供應溫度
對于未作溫壓補償的燃氣表，若要使燃氣表的讀數與其所計量的燃氣的標準狀態體積相等，此時燃氣表前燃氣溫度Tmeter的計算式為：
 
式中Tmeter——燃氣表前燃氣溫度，K
    pmeter——燃氣表前燃氣壓力，Pa
    T0——標準狀態溫度，K
    p0——標準狀態壓力，Pa
    將pmeter=p0+2000Pa，T0=293.15K，p0=101325Pa代入式(25)，求得此時的燃氣表前燃氣溫度Tmeter=298.94K，即25.79℃。
    可見，從理論上看，如果提高燃氣的供應溫度，并使燃氣管網末端用戶表前燃氣溫度維持在25.79℃以上，即可消除燃氣表因未作溫壓補償而造成的計量值偏小的負面影響。
    但是，通過加熱使燃氣管網末端用戶表前燃氣溫度達到25.79℃以上并非易事。這是因為：一方面，PE燃氣管道的特性決定了燃氣溫度最高不能超過40℃，否則高溫會導致PE管的強度、韌性大幅度下降，影響燃氣管網的安全運行，因此不能盲目地提高燃氣的出站溫度。另一方面，低溫季節由于燃氣管道特別是金屬燃氣管道的散熱作用，會使燃氣中的大量熱量散失到周邊環境中，管網上各處的燃氣溫度分布不均衡，用戶燃氣表前燃氣溫度低于出站溫度。若要使終端用戶燃氣表前燃氣溫度達到預定值，并在燃氣加熱和管網散熱之間找到最佳平衡點，必須通過多次試驗、計算來確定出站燃氣經濟合理的加熱溫度。
    以吉安市LNG氣化站為例，天然氣冬季出站溫度一般控制在30℃左右。吉安市LNG氣化站經過多年的運行測試，對于全年日平均用氣規模為2×104m3/d的LNG氣化站，在低溫季節開啟水浴式加熱器，使出站天然氣溫度由0℃以下升至30℃，可以保證管網末端用戶燃氣表前燃氣的平均溫度由0℃升至15℃左右，此時LNG氣化站的燃氣熱水鍋爐的天然氣耗量為60m3/d。雖然因為加熱需要額外增加0.3%的燃氣消耗量，但是減少了因用戶燃氣表未作溫壓補償而產生的計量損失(約為供應量的5.49%)。可見，使用燃氣熱水鍋爐對出站燃氣進行加熱經濟可行。
4.4 加強用戶及燃氣表管理
    ① 選用計量精度高、質量信譽好的燃氣表，并且按照相關規定在使用前進行強制檢驗，獲得合格證明后方可用于施工安裝。
    ② 對于工、商業等用氣量大的用戶，優先考慮選用帶溫壓補償的燃氣表，或逐步對在用燃氣表加裝溫壓補償裝置。
    ③ 加強工、商業用戶的管理，統計燃具和燃氣表信息并建立檔案，根據燃具的額定熱功率或實際用氣情況對燃氣表的量程、數量進行合理配置，采取各類型燃具單獨設置燃氣表進行計量等方式，避免出現多表并聯或多臺燃具共用1只燃氣表計量的情況[10]，提高用氣量與燃氣表量程的匹配程度，減少計量損失。
    ④ 建立規范的用戶資料檔案，制定完善的燃氣表檢測、更新方案，對于超期服役的燃氣表實行分期、分批更換制度。考慮到產權歸屬及需要用戶負擔改造費用等棘手問題，比較可行的做法是：在加大安全用氣宣傳力度的同時，及時向用戶下發整改通知單并要求用戶更換；對存在嚴重安全隱患、計數器不計數、小流量用氣時不計量等現象的燃氣表則必須強制更換。
    ⑤ 加強燃氣表的施工和驗收質量管理，防止因安裝問題造成燃氣表計量失準。
4.5 提升抄表率
    ① 根據抄表工作量和用戶分布合理配備抄表人員，通過將抄表率納入員工績效考核等方式挖掘員工的自身潛力、增加抄表動力，減少漏抄、少抄等現象。
    ② 提升企業內部溝通效率，使新增用戶信息及時納入用戶管理系統，避免因用戶信息傳遞的滯后導致抄表率下降。
    ③ 對于部分用戶長時間外出無法入戶抄表的情況，可采取在節假日等合適時間集中、突擊抄表的方式，將累積用氣量抄回，并及時回收燃氣款。
    ④ 推廣戶外集中燃氣表箱掛表和戶內IC卡燃氣表的安裝使用。
4.6 查處違規用氣行為
    ① 結合抄表員的安檢工作，重點檢查燃氣表接頭塑封、計數器鉛封等防盜措施是否完好；對用戶燃氣設施進行檢查的同時，增加對未開戶居民室內燃氣管道的安全檢查內容；對于經查實確有違規用氣行為的用戶，除按規定對其進行追償外，還可以采用戶外掛表、更換IC卡燃氣表等措施杜絕其繼續違規用氣的可能性，確保燃氣設施安全、正常運行。
    ② 隨著全社會誠信機制的逐步建立、完善，燃氣企業可以考慮將違章竊氣、惡意拖欠氣款、破壞燃氣設施的行為信息列入有關單位或個人的誠信檔案，存在不良記錄的單位或個人將在社會活動的諸多方面受到限制或存在不便。目前我國部分城市已在實施，這將有效地遏制違章用氣行為。
4.7 舊管網改造
    結合市政道路新建、擴建、改造規劃，編制舊燃氣管網的改造計劃，對存在老化、泄漏問題及其他安全隱患的燃氣管網，特別是鑄鐵燃氣管網進行分期、分批更換；或者利用舊管道作為套管直接穿插PE管，將舊管網逐步改造；對不能及時改造的舊管網除采取停氣、降壓運行措施外，還應做好明顯標志和妥善保護，避免受到外界過多擾動而產生新的泄漏點。
4.8 工程施工中的規范化管理
    ① 對燃氣工程施工中的管道置換、碰接作業等燃氣放散量較大的項目進行重點管理，從嚴格審查施工方案著手，合理設置放散點，執行明確的放散合格檢驗標準，在確保安全的前提下盡量采用停氣、降壓等措施，縮短放散時間和減小放散量，減少燃氣損耗量，降低供銷差。
    ② 加強對燃氣工程項目實施全過程(設計、施工、驗收)的管理。
4.9 燃氣管網的維護及巡查
    ① 根據燃氣管網設施分布，制定并履行定人、定區域的管道巡查制度，明確工作職責，將責任落實到班組和具體個人，重點監控埋地管道泄漏點燃氣濃度變化情況、外單位施工區域及其周邊燃氣管道的保護情況。
    ② 徹底清查燃氣管網的運行狀況，重點檢查閥門、法蘭、螺紋等部位，及時消除管網泄漏隱患；普查各類占壓、占用燃氣設施的違章行為，根據輕重緩急程度的不同，編制消除安全隱患的整改計劃并逐步實施。
    ③ 在燃氣主管道的合適位置設置流量計，并在全天用氣量最小時段關閉特定區域的主控閥門，監控并分析管網流量特征，通過對異常情況的分析，及時、準確地確定泄漏點所在區域，避免因長時間、大面積搜尋泄漏點導致不安全因素的增加和燃氣泄漏量的上升。
    ④ 做好巡查車輛、檢漏儀器、搶險工具的維修、保養工作，并準備足夠的維修、搶修、搶險物資，根據實際需要及時補充缺口，使車輛、設備、儀器隨時處于最佳工作狀態，確保管網巡查的效率和精度。
    ⑤ 編制燃氣事故搶修、搶險的應急預案并定期演練，提高工作人員在事故狀況下的應急處理能力。
    ⑥ 定期維護天然氣加臭裝置，根據規范設定燃氣加臭量標準，保證加臭裝置處于正常工作狀態。
4.10 關鍵技術、裝備的推廣和應用
    ① 燃氣管網加濕技術在我國已廣泛應用，通過加濕裝置向燃氣中噴入霧狀、含芳香烴成分的加濕劑。當鑄鐵燃氣管道接口橡膠圈吸附加濕劑后其內部會發生溶脹，從而改善柔性機械接口的密封性能，減少燃氣泄漏點數量和降低燃氣泄漏總量。
    ② 安裝SCADA系統，對天然氣廠站、燃氣管網、主控閥門、區域調壓站(柜)及區域流量計等各個關鍵點的燃氣流量、壓力、溫度變化情況進行實時監控[11～13]，根據各關鍵點參數的同步變化規律，可準確、快速地判斷燃氣管網是否發生事故和事故發生的區域。
    ③ 在燃氣管網的重點部位和廠站內設置一定數量的巡更點，通過技術手段與管理制度的結合，監督、規范巡查人員的工作，減少遺漏部位和巡查盲區，確保燃氣管網設施得到定期、全面的巡查。
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(本文作者：潘志軍1、2 李蓉2 潘臘珍3 黃涌生4 潘劍萍5 王靜6 1.華通(上海)投資有限公司 上海 200001；2.吉安市天然氣有限公司 江西吉安 343000；3.鎮江市燃氣管理辦公室 江蘇鎮江 212001；4.襄樊華潤燃氣有限公司 湖北襄樊 441135；5.溧陽市天目湖建筑安裝工程有限公司 江蘇常州 213000；6.鎮江華夏園林綠化有限公司 江蘇鎮江 212003)