燃气供销差的成因计算方法和解决方案.doc

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]。一般城市燃气经营公司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公司供应的燃气总量，供销差率因此对公司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2023年5月实行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营的重要因素。围绕如何减少供销差率、减少经营亏损和由此带来的运营风险、缓解经营压力、发明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重要成因，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 吉安市天然气运用工程现状
    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、运送距离、LNG槽车储罐的绝热性能、卸车操作工艺、市政燃气管网运营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槽车运送距离较长，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，因操作人员技能不纯熟、市政燃气管网压力较高等因素，导致LNG卸车不彻底，槽车内残留的液态、气态天然气无法充足卸进LNG储罐或进入市政燃气管网，形成卸车损失。
    以上第①、②项为燃气公司不可控制因素，很难计算具体数值，所导致的损失只能与第③项一起通过LNG槽车到站过磅后得出累计值，这3项因素导致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，两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
    VL,sup——全年因LNG供应商计量误差产生的燃气损失，m3
    VL,dif——全年因LNG槽车超压放散产生的燃气损失，m3
    VL,unl——全年因LNG卸车不充足产生的燃气损失，m3
    Vann——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Vann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
    msup,i——LNG供应商提供的第i车LNG出厂过磅量，t
    φsup,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Vuul的计算公式为：

式中Vuul——全年燃气实际卸车总量，m3
    n——一全年到站LNG槽车总数
    i——到站LNG槽车的顺序号
    mact,i——第i车到站LNG实际卸车量，t
    φact,i——第i车到站LNG相应的实测气化率，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：
    VL,sup+VL,dif+VL,unl=Vann-Vunl   (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
    城市燃气公司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Pmeter是在p0的基础上增长了低压庭院管网压力(约2023Pa)，供应终端用户的燃气都处在被压缩的状态，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VL,meter的计算公式为：
   VL,meter=V0,meter-Vre,meter    (6)
式中VL,meter——未作温压补偿的燃气表的计量损失，m3
    V0,meter——未作温压补偿的燃气表的计量读数相应在标准状态下的燃气体积，m3
    Vre,meter——未作温压补偿的燃气表显示的读数(即抄表数)，m3
根据抱负气体状态方程有：

式中p0——标准状态压力，Pa，取101325Pa
    T0——标准状态温度，K，取293.15K
    pmeter——燃气表前的燃气压力，Pa，取p0+2023Pa
    Tmeter——燃气表前的燃气温度，K
将式(7)代入式(6)，则VL,meter的计算公式为：

全年因燃气表未作温压补偿导致的供销差率δ2的计算公式为：

式中δ2——全年因燃气表未作温压补偿导致的供销差率
    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
    VL,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Tav=Tmeter，并将式(8)代入式(9)，则δ2的近似计算公式为：

式中Tav——全年燃气平均温度，K
    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
    Vre,meter,i——第i只未作温压补偿燃气表的全年显示总读数，m3
3.3 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长，管网泄漏的概率也相应升高。燃气管网泄漏的因素重要有以下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，假如地基解决不达标，再加上地表有重荷载，则会导致管基下沉，导致接口泄漏，或沟槽底部硬物未清除而导致管道开裂、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足熔接，或电熔配件因电压高导致过热、短路导致喷料冒烟等问题，若未返工解决则形成泄漏隐患。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，初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。此外，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导致管道严重锈蚀、穿孔泄漏的情况也有不少[5]。
3.3.2外界施工对燃气管网导致破坏和扰动
    除野蛮施工、违章占压对燃气设施导致直接破坏外，正常的施工建设也也许对燃气管道及其周边土壤导致剧烈扰动，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铸铁燃气管网自身因素导致泄漏
    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，导致燃气泄漏。
    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，从而进一步减少柔性接口的密封性能。吉安市2023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长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种情况各自相应的全年燃气泄漏量分别以Vac、Vev、Vleak表达。
    ① 燃气泄漏事故
对于能导致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，根据事故的连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Vac——全年燃气管网泄漏事故泄漏总量，m3
    n——全年燃气管网泄漏事故总数
    i——燃气管网泄漏事故顺序号
    qV,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/h
    qV,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/h
    tac,i——第i次燃气泄漏事故的连续时间，h
   ② 燃气泄漏事件
对于尚不能导致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]，运用伯努利方程(动态)和绝热方程可以计算出通过泄漏口的燃气流量，与相应的泄漏时间相乘，则可得全年燃气管网泄漏事件的燃气泄漏总量为：

式中Vev——全年管网燃气泄漏事件的燃气泄漏总量，m3
    m——全年燃气管网泄漏事件总数
    i——燃气管网泄漏事件顺序号
    Ci——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1.0
    Ai——第i次燃气泄漏事件中燃气泄漏口的面积，m2
    vi——第i次燃气泄漏事件中燃气从泄漏口流出的流速，m/h
    tev,i——第i次燃气泄漏事件中燃气泄漏的连续时间，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营压力下、不同面积的泄漏口所相应的燃气泄漏流量，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
0.20
45
3130.65
458.66
2179.10
412.90
100
15460.00
2265.O0
10761.00
2039.00
   ③ 燃气泄漏点
   对于其他泄漏连续时间长、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现的泄漏点，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：
 qV,leak=kqV,min    (13)
式中qV,leak——燃气管网泄漏点泄漏流量，m/h
    k——系数，取值范围为0～1
    qV,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营状况、燃气公司的管理水平、燃气用户的用气特性等多种因素有关，燃气公司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2023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Vleak——全年燃气管网泄漏点泄漏总量，m3
    i——月份顺序号
    qv,min,i——第i月测得的燃气管网最小流量，m3/h
    tann——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、运营中的燃气放散
    燃气放散量的大小与公司的管理水平、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qres=0.5m3/户。
    ① 全年新开通居民用户燃气放散量Vdif,res的计算公式为：
    Vdif,res=Nresqres    (16)
式中Vdif,res——全年新开通居民用户燃气放散量，m3
    Nres——全年新开通居民用户总数，户
    qres——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Vdir,res的计算公式为：

式中Vdir,res——全年新开通工商业用户燃气放散量，m3
    n——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
    Vdif,ind,i——新开通第i家工商业用户的燃气放散量，m3
③ 全年燃气管网置换、抢修、碰接作业中的燃气放散量Vdif,pipe的计算公式为：

式中Vdif,pipe——全年燃气管网置换、抢修、碰接作业中的燃气放散量，m3
    m——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
    Vdif,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、运营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、运营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长滞后于燃气用户的增长速度，在一定期期内导致平均抄表率下降或无法达成预期水准；此外，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，尽管用户的组成也许会发生变动，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
    qest——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
    Nunread——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2023[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，并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2023年对40只使用时间在2023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
    Vres,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Nres,exc——在用超期服役民用燃气表总数
    Nall——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. 假如未在各台燃具前分别设立燃气表，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. 用户私自增长燃具，用气负荷超过燃气表量程，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限度的考虑，实际使用时燃气表量程过大或过小，导致计量偏差增大。
    d. 施工时由于缺少严格的质量管理，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2023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
    Vind,i——第i只工商业用户燃气表全年抄表累计值，m3
3.7 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，也给燃气公司导致了损失。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
    qv,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/d
    tvio,i——查处的第i例违规用气行为的用气连续时间，d
4 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，并且实测值与理论值的差距也小。因此，对于以LNG为主气源的燃气公司，LNG品质的高低对全年供销差率的影响至关重要。国内各重要品种LNG气化率理论值与实测值对比分析见表2。
表2 国内各重要品种LNG气化率理论值与实测值对比分析
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
    若能大幅度地提高气化率高的高品质LNG在公司全年燃气供应量中的比例，将会在减少燃气供销差方面产生积极的影响。
4.2 减少卸车损失
    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，假如两者数据相差较大，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气化站内设立了中压A、中压B两条出站燃气管道，连通LNG卸车台、LNG储罐的BOG管道与运营压力较低的中压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，并达成无液态LNG残留的限度。LNG槽车卸车后的空罐容积为40m3、温度为-162℃、余压为0.025MPa，按抱负气体状态方程计算，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，其因素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。对下游燃气公司而言，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Tmeter的计算式为：

式中Tmeter——燃气表前燃气温度，K
    pmeter——燃气表前燃气压力，Pa
    T0——标准状态温度，K
    p0——标准状态压力，Pa
    将pmeter=p0+2023Pa，T0=293.15K，p0=101325Pa代入式(25)，求得此时的燃气表前燃气温度Tmeter=298.94K，即25.79℃。
    可见，从理论上看，假如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导致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成25.79℃以上并非易事。这是由于：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营，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成预定值，并在燃气加热和管网散热之间找到最佳平衡点，必须通过多次实验、计算来拟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气化站通过数年的运营测试，对于全年日平均用气规模为2×104m3/d的LNG气化站，在低温季节启动水浴式加热器，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。虽然由于加热需要额外增长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查，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，记录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，采用各类型燃具单独设立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限度，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承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告知单并规定用户更换；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，防止因安装问题导致燃气表计量失准。
4.5 提高抄表率
    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、增长抄表动力，减少漏抄、少抄等现象。
    ② 提高公司内部沟通效率，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，可采用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，增长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也许性，保证燃气设施安全、正常运营。
    ② 随着全社会诚信机制的逐步建立、完善，燃气公司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行，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；或者运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用停气、降压运营措施外，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
    ① 对燃气工程施工中的管道置换、碰接作业等燃气放散量较大的项目进行重点管理，从严格审查施工方案着手，合理设立放散点，执行明确的放散合格检查标准，在保证安全的前提下尽量采用停气、降压等措施，缩短放散时间和减小放散量，减少燃气损耗量，减少供销差。
    ② 加强对燃气工程项目实行全过程(设计、施工、验收)的管理。
4.9 燃气管网的维护及巡查
    ① 根据燃气管网设施分布，制定并履行定人、定区域的管道巡查制度，明确工作职责，将责任贯彻到班组和具体个人，重点监控埋地管道泄漏点燃气浓度变化情况、外单位施工区域及其周边燃气管道的保护情况。
    ② 彻底清查燃气管网的运营状况，重点检查阀门、法兰、螺纹等部位，及时消除管网泄漏隐患；普查各类占压、占用燃气设施的违章行为，根据轻重缓急限度的不同，编制消除安全隐患的整改计划并逐步实行。
    ③ 在燃气主管道的合适位置设立流量计，并在全天用气量最小时段关闭特定区域的主控阀门，监控并分析管网流量特性，通过对异常情况的分析，及时、准确地拟定泄漏点所在区域，避免因长时间、大面积搜寻泄漏点导致不安全因素的增长和燃气泄漏量的上升。
    ④ 做好巡查车辆、检漏仪器、抢险工具的维修、保养工作，并准备足够的维修、抢修、抢险物资，根据实际需要及时补充缺口，使车辆、设备、仪器随时处在最佳工作状态，保证管网巡查的效率和精度。
    ⑤ 编制燃气事故抢修、抢险的应急预案并定期演练，提高工作人员在事故状况下的应急解决能力。
    ⑥ 定期维护天然气加臭装置，根据规范设定燃气加臭量标准，保证加臭装置处在正常工作状态。
4.10 关键技术、装备的推广和应用
    ① 燃气管网加湿技术在我国已广泛应用，通过加湿装置向燃气中喷入雾状、含芳香烃成分的加湿剂。当铸铁燃气管道接口橡胶圈吸附加湿剂后其内部会发生溶胀，从而改善柔性机械接口的密封性能，减少燃气泄漏点数量和减少燃气泄漏总量。
    ② 安装SCADA系统，对天然气厂站、燃气管网、主控阀门、区域调压站(柜)及区域流量计等各个关键点的燃气流量、压力、温度变化情况进行实时监控[11～13]，根据各关键点参数的同步变化规律，可准确、快速地判断燃气管网是否发生事故和事故发生的区域。
    ③ 在燃气管网的重点部位和厂站内设立一定数量的巡更点，通过技术手段与管理制度的结合，监督、规范巡查人员的工作，减少漏掉部位和巡查盲区，保证燃气管网设施得到定期、全面的巡查。
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