PAGEPAGE1塔河煉化初級(jí)職稱評(píng)審論文題目：原油交接計(jì)量現(xiàn)狀分析與應(yīng)對(duì)姓名：孫燕單位：質(zhì)量計(jì)量檢驗(yàn)中心申報(bào)系列：油品儲(chǔ)運(yùn)指導(dǎo)老師:二Ｏ一六年一月目錄1前言 2HYPERLINK\l"biaoti12"2原油交接現(xiàn)狀 2HYPERLINK\l"biaoti13"2.1靜態(tài)交接計(jì)量2HYPERLINK\l"biaoti14"2.1.1基本流程3HYPERLINK\l"biaoti15"2.1.2計(jì)量過程3HYPERLINK\l"biaoti16"2.1.2.1測溫3HYPERLINK\l"biaoti17"2.1.2.2檢尺3HYPERLINK\l"biaoti18"2.1.2.3采樣3HYPERLINK\l"biaoti19"2.1.1.4化驗(yàn)分析3HYPERLINK\l"biaoti2"2.1.2.5靜態(tài)計(jì)量計(jì)算4HYPERLINK\l"biaoti3"2.1.3存在的問題5HYPERLINK\l"biaoti4"2.1.3.1測溫方法不適用實(shí)際計(jì)量5HYPERLINK\l"biaoti5"2.1.3.2采樣未按照標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行5HYPERLINK\l"biaoti6"2.2動(dòng)態(tài)交接5HYPERLINK\l"biaoti7"2.2.1基本流程5HYPERLINK\l"biaoti8"2.2.2基本計(jì)量過程6HYPERLINK\l"biaoti9"2.2.2.1管道取樣6HYPERLINK\l"biaoti10"2.2.2.2測溫、測壓7HYPERLINK\l"biaoti11"2.2.3存在的問題7HYPERLINK\l"biaoti20"2.2.3.1流量計(jì)振動(dòng)及偏流現(xiàn)象嚴(yán)重7HYPERLINK\l"biaoti21"2.2.3.2自動(dòng)采樣器抗環(huán)境影響力較差7HYPERLINK\l"biaoti22"2.2.3.3其他問題7HYPERLINK\l"biaoti23"3應(yīng)對(duì)措施及建議7HYPERLINK\l"biaoti24"3.1靜態(tài)交接過程中的相關(guān)建議7HYPERLINK\l"biaoti25"3.1.1測溫過程應(yīng)該更嚴(yán)謹(jǐn)、科學(xué)7HYPERLINK\l"biaoti26"3.1.2規(guī)范采樣方法8HYPERLINK\l"biaoti27"3.1.3提升責(zé)任意識(shí)，推進(jìn)專業(yè)化管理8HYPERLINK\l"biaoti28"3.2動(dòng)態(tài)交接過程中的相關(guān)建議8HYPERLINK\l"biaoti29"3.2.1對(duì)流量計(jì)組的相關(guān)建議8HYPERLINK\l"biaoti30"3.2.2其他建議84HYPERLINK\l"biaoti31"結(jié)束語8原油交接計(jì)量現(xiàn)狀分析及應(yīng)對(duì)孫燕（中國石化塔河煉化質(zhì)量計(jì)量檢驗(yàn)中心庫車842000）摘要：原油計(jì)量交接方式主要有靜態(tài)交接和動(dòng)態(tài)交接兩種方式。本文主要就塔河煉化原油貿(mào)易交接計(jì)量實(shí)際情況闡述，并提出交接計(jì)量中存在的問題及應(yīng)對(duì)措施。關(guān)鍵詞：原油交接計(jì)量靜態(tài)動(dòng)態(tài)措施1.前言2015年國內(nèi)原油消耗量超過5億噸，面對(duì)巨大的原油交易，貿(mào)易交接計(jì)量的重要性顯而易見，其計(jì)量交接的準(zhǔn)確性直接影響到上游采油、下游煉化企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益。國內(nèi)外原油貿(mào)易計(jì)量常用的方法有兩種，即靜態(tài)計(jì)量和動(dòng)態(tài)計(jì)量。靜態(tài)計(jì)量是利用通過檢定，準(zhǔn)確地確定出儲(chǔ)存或運(yùn)輸原油的容器，測量出原油的體積量，從容器內(nèi)取得有代表性的原油樣品，測量需要的原油質(zhì)量參數(shù)和原油的含水率；動(dòng)態(tài)計(jì)量是利用通過檢定合格的原油流量計(jì)，測量出通過輸送管道流動(dòng)的原油體積量，從管道內(nèi)取得有代表性的原油樣品，測量需要的原油質(zhì)量參數(shù)和原油的含水率，用測得的參數(shù)計(jì)算求得標(biāo)準(zhǔn)參比條件下貿(mào)易結(jié)算的、不含水原油的數(shù)量。2.原油交接現(xiàn)狀塔河煉化自2004年開始，原油進(jìn)廠均為管輸，年進(jìn)廠原油從約150萬噸到目前約450萬噸，由于受條件限制，全部采用靜態(tài)貿(mào)易交接。2015年底塔河煉化增加了動(dòng)態(tài)交接計(jì)量設(shè)施，為實(shí)現(xiàn)動(dòng)態(tài)交接創(chuàng)造了條件。據(jù)石科院2015-1重質(zhì)原油最新評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)，塔河煉化所加工原油20℃密度達(dá)0.9541g/cm3，50℃運(yùn)動(dòng)黏度為897.1mm2/s，凝點(diǎn)為-8℃，特性因數(shù)11.7，按照原油的硫含量和關(guān)鍵組分分類，該原油屬高硫中間基原油。基于這些特性，在原油交接過程中，測溫、測水過程控制的要求更加嚴(yán)格。下面就兩種交接情況分別說明。2.1靜態(tài)交接計(jì)量2.1.1基本流程距離塔河煉化48Km處油田集輸站通過輸轉(zhuǎn)泵升壓，送至庫車原油末站原油交接計(jì)量罐，交接計(jì)量罐共有3座，其中10000m3油罐2座（106#、107#），20000m3油罐1座（103#）。交接原油從計(jì)量罐通過中間輸轉(zhuǎn)泵分為兩路，根據(jù)生產(chǎn)需要分別送至1#、2#一次加工裝置原料罐，其中1#裝置原料罐有20000m3油罐2座（101#、102#）,2#裝置原料罐有50000m3油罐2座（104#、105#）。2.1.2計(jì)量過程塔河煉化原油靜態(tài)計(jì)量器具為3座立式金屬罐。計(jì)量時(shí)，待儲(chǔ)罐油面平穩(wěn)后（一般靜止時(shí)間不低于30min），檢查并脫凈罐底明水，采用量油尺測取儲(chǔ)罐內(nèi)所盛原油的液位高度，查取儲(chǔ)罐的容量表，確定出對(duì)應(yīng)液位高度的原油體積量，然后進(jìn)行原油的溫度、壓力修正計(jì)算，確定毛重并扣除含水，交油完畢后，測量庫底存油，計(jì)算出交接原油的凈質(zhì)量。交油操作過程由甲方操作（油田），乙方（煉廠）相關(guān)單位（化驗(yàn)、儲(chǔ)運(yùn)、運(yùn)銷）監(jiān)督。2.1.2.1測溫塔河煉化原油靜態(tài)交接計(jì)量罐內(nèi)油品測溫實(shí)際采取充溢盒玻璃溫度計(jì)法檢測，要求符合GB8927《石油和液體石油產(chǎn)品溫度檢定法手工發(fā)》的規(guī)定，測得值應(yīng)估讀到0.25℃。2.1.2.2檢尺塔河煉化原油靜態(tài)交接計(jì)量罐采取檢空尺，用量油尺檢測計(jì)量罐內(nèi)油品液位，其測得值應(yīng)準(zhǔn)確讀到mm。液位檢測在指定的檢尺點(diǎn)下尺，并進(jìn)行多次檢測，取相鄰兩次的檢測值相差不大于2mm。兩次測得值相差為2mm時(shí)，則取兩次測得值的算術(shù)平均值作為計(jì)量罐內(nèi)液位高度，兩次測得值相差為1mm，則以前次測得值仍為計(jì)量罐內(nèi)液位高度。2.1.2.3采樣原油計(jì)量罐取樣的實(shí)際操作過程中，使用液下采樣器，分別采取上部樣、中部樣、下部樣（距離罐底約兩米處），按照1:1:1混合的組合樣品作為分析試樣。。2.1.1.4化驗(yàn)分析油品密度測定按照GB1884《石油和液體石油產(chǎn)品密度測定法（密度法）》的規(guī)定，測得值按照要求估讀到0.0001g/cm3。油品水份測定按照GB8929《原油水含量測定法》的規(guī)定，測定組合樣品，測得值準(zhǔn)確讀到水接受器的一個(gè)刻度，以油品質(zhì)量含水率計(jì)。2.1.2.5靜態(tài)計(jì)量計(jì)算=1\*GB3①通過檢尺檢測計(jì)量罐內(nèi)油品液位，并查該計(jì)量罐容積表中對(duì)應(yīng)高度范圍上的主容積表和小數(shù)表，然后將兩者對(duì)應(yīng)的容積相加，得到含水油品在該液位高度下的體積Vb，并查得計(jì)量罐內(nèi)與含水油品同一液位下水的靜壓力引起的容積增大值ΔVys。

=2\*GB3②求：含水油品在平均溫度為tｐ時(shí)體積m3

Vtp=(Vb+ΔVy)

×[1+β(tk-20)]

式中：Vtp含水油品在平均溫度為tp時(shí)的體積

Vb計(jì)量罐表載體積m3

ΔVy靜壓力引起的油品容積增大值m3

ΔVy=ΔVys×dt4

dt4含水油品在儲(chǔ)存平均溫度為tp時(shí)的密度與4℃、1個(gè)標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下純水密度的比值，計(jì)算時(shí)dt4可近似等于該油品視密度。

β計(jì)量罐殼體材料體膨脹系數(shù)對(duì)于碳鋼殼體材料

β=3.6×10-5

tk計(jì)量罐殼體溫度℃有保溫層時(shí)取平均溫度tｐ

=3\*GB3③求標(biāo)準(zhǔn)體積V20

V20=Vtp×VCF

VCF石油體積系數(shù)，查GB1885表3

V20含水油品標(biāo)準(zhǔn)體積m3

=4\*GB3④求毛油質(zhì)量

m=

V20×ρ20×Fa

m=

V20×(ρ20-0.0011)

式中：m含水油品質(zhì)量（在空氣中重量）t

V20含水油品標(biāo)準(zhǔn)體積m3

Fa真空中質(zhì)量到空氣中質(zhì)量的換算系數(shù)，查GB1885表5

=5\*GB3⑤求純油質(zhì)量mn

mn=m×（1-w）

w油品質(zhì)量含水率，計(jì)算采用小數(shù)形式

=6\*GB3⑥扣水質(zhì)量ms

ms=m×w

=7\*GB3⑦油罐計(jì)量綜合算式

mn={（Vb+ΔVy）[1+β（tk-20）]VCF(ρ20-0.0011)-G}(1-w)

mn純油品質(zhì)量（在空氣中重量），kg

G油罐浮頂質(zhì)量（浮頂浮起計(jì)量時(shí)用），kg

tk計(jì)量罐殼體溫度℃，有保溫時(shí)用罐內(nèi)油溫代替，無保溫時(shí)取罐壁內(nèi)外溫度平均值。2.1.3存在的問題2.1.3.1測溫方法不適用實(shí)際計(jì)量測溫過程采用液體玻璃溫度計(jì)法測溫，選用測溫器具為充溢式測溫盒。主要存在幾個(gè)方面的問題：=1\*GB3①標(biāo)準(zhǔn)要求用該方法測溫時(shí)每一個(gè)點(diǎn)的充溢時(shí)間至少5min,靜止停留時(shí)間不低于15min,如果按照最少三個(gè)點(diǎn)測量，那么測溫時(shí)間至少在60min以上，高液位計(jì)量時(shí)至少取5點(diǎn)測溫，時(shí)間將達(dá)到100min。在實(shí)際操作中完全沒有達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求。=2\*GB3②由于冬、夏季環(huán)境溫度與計(jì)量罐內(nèi)油品溫度差距較大，在讀取玻璃溫度計(jì)的過程中，溫度下降很快，不能正式反應(yīng)油品溫度。經(jīng)過多次比對(duì)，隨季節(jié)溫差變化和測量器具的影響因素，計(jì)量溫度誤差在5℃~13℃之間，按照原油靜態(tài)交接罐量計(jì)算方法，溫度每變化1℃，交接量變化0.07%，按照溫度影響最小值5℃、每年交接原油400萬噸計(jì)算，原油交接誤差將達(dá)1.4萬噸之多。2.1.3.2采樣未按照標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行GB4756《石油和液體石油產(chǎn)品取樣法（手工法）》7.2和7.3規(guī)定下部取樣點(diǎn)必須為出口液面或以下部取樣點(diǎn)為基準(zhǔn)，向上以每米間隔采取試樣。目前交接計(jì)量沒有按照規(guī)范在出口液面處取樣，不能真實(shí)反映交接原油的實(shí)際情況。2.2動(dòng)態(tài)交接該項(xiàng)目建成后于2015年12月中旬開始計(jì)量比對(duì)，主體設(shè)備為SMITH公司生產(chǎn)的雙殼金屬刮板流量計(jì)，型號(hào)：LH8-S3。主要配套設(shè)備：SMITH固定式雙向球形體積管標(biāo)定裝置。2.2.1基本流程原油動(dòng)態(tài)交接計(jì)量的基本流程如圖1所示。升壓后的原油自上游來，經(jīng)過消氣器，分為四路并聯(lián)流程，經(jīng)上游閥、就地精密壓力表、T型過濾器、刮板流量計(jì)、DCS遠(yuǎn)傳精密熱電阻、就地精密壓力表、現(xiàn)場溫度計(jì)、下游閥后，四路匯合進(jìn)入靜態(tài)混合器，混合均勻的原油由自動(dòng)采樣器取樣后去下游原油儲(chǔ)罐。圖1現(xiàn)場流程簡單示意圖圖2建議改造示意圖消氣器原油來消氣器原油來T型過濾器刮板流量計(jì)T型過濾器刮板流量計(jì)采樣器采樣器原油出靜態(tài)混合器原油出靜態(tài)混合器2.2.2基本計(jì)量過程動(dòng)態(tài)交接計(jì)量其實(shí)就是數(shù)據(jù)采集的過程，數(shù)據(jù)采集后根據(jù)GB/T9109.5《石油和液體石油產(chǎn)品油量計(jì)算動(dòng)態(tài)計(jì)量》標(biāo)準(zhǔn)來計(jì)算原油貿(mào)易質(zhì)量的，其中原油質(zhì)量的計(jì)算可按下面的公式計(jì)算得到：原油質(zhì)量=在線體積×流量計(jì)修正因數(shù)×（標(biāo)準(zhǔn)密度—空氣浮力修正因數(shù)）×含水修正因數(shù)×體積壓力修正因數(shù)×體積溫度修正因數(shù)式中，在線體積為流量計(jì)累計(jì)體積值；流量計(jì)修正因數(shù)可根據(jù)流量計(jì)檢定得到；標(biāo)準(zhǔn)密度由取樣化驗(yàn)查表得到；含水修正因數(shù)由取樣化驗(yàn)得到；體積壓力/溫度修正因數(shù)可根據(jù)油品壓力、溫度和標(biāo)準(zhǔn)密度查表和計(jì)算得到。2.2.2.1管道取樣在比對(duì)初期，未實(shí)現(xiàn)自動(dòng)取樣，管輸原油取樣按GB/T4756—1998《石油液體手工取樣法》進(jìn)行取樣，每隔兩小時(shí)取一次樣。由于原油按照罐批次輸送交接，混配不均，手工取樣有可能造成樣品不具有代表性，在進(jìn)行密度和含水率測定時(shí)所得的結(jié)果的代表性自然也差，密度與含水率的測量數(shù)據(jù)存在相當(dāng)大的隨機(jī)性，對(duì)最終油量計(jì)算結(jié)果的準(zhǔn)確性具有極大影響。

自動(dòng)采樣器投用后，按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T5317—2006《石油液體管線自動(dòng)取樣法》等同采用ISO3171：1998IDT《石油管線自動(dòng)取樣法》進(jìn)行取樣。這種取樣方法，就是從管線中間部位進(jìn)行時(shí)間比例取樣，即按照預(yù)先設(shè)定的時(shí)間間隔取一定量的樣品，或者進(jìn)行流量比例取樣，即流量大時(shí)取樣的頻次高。自動(dòng)取樣法取樣分量準(zhǔn)確，取樣均勻，極大地改善了樣品的代表性，避免了人工取樣的隨機(jī)性，解決了人工取樣代表性差的問題，因此能大大降低原油計(jì)量誤差。2.2.2.2測溫、測壓油品測溫按照GB/T8927中規(guī)定的手工測量方法或其他滿足準(zhǔn)確度要求的自動(dòng)測方法測溫和記錄。目前的測溫硬件還沒有完全滿足標(biāo)準(zhǔn)要求，需要進(jìn)一步完善。油品計(jì)量壓力按照要求使用了0.4級(jí)以及不低于0.4級(jí)的壓力變送器測量。2.2.3存在的問題2.2.3.1流量計(jì)振動(dòng)及偏流現(xiàn)象嚴(yán)重項(xiàng)目建成投用后，發(fā)現(xiàn)偏流嚴(yán)重，流量計(jì)額定運(yùn)行范圍75-365m3/h,流量無法有效控制，且流量計(jì)組振動(dòng)劇烈，過濾器壓差達(dá)到0.5MPa。雖然經(jīng)調(diào)整某一組過濾器的精度后壓降降為0.2MPa,但振動(dòng)和偏流問題依然嚴(yán)重。2.2.3.2自動(dòng)采樣器抗環(huán)境影響力較差自動(dòng)采樣器設(shè)置在室外，在冬季受環(huán)境溫度影響，容易出現(xiàn)管線凍凝，造成采樣工作不能正常進(jìn)行。2.2.3.3其他問題壓力變送器測量范圍過大，上限為1.6MPa，而實(shí)際操作壓力為（0.2-0.6）MPa；用于原油計(jì)量修正的溫度測量元件為雙金屬溫度計(jì)，不符合GB/T8927《石油和液體石油產(chǎn)品溫度測量》；流量計(jì)地腳螺栓與水泥臺(tái)面進(jìn)行固定；體積管和流量計(jì)未進(jìn)行檢定。3應(yīng)對(duì)措施及建議3.1靜態(tài)交接過程中的相關(guān)建議3.1.1測溫過程應(yīng)該更嚴(yán)謹(jǐn)、科學(xué)2016年1月12日，煉油事業(yè)部會(huì)同油田事業(yè)部組織專家組在塔河煉化調(diào)研原油交接計(jì)量內(nèi)容，其中對(duì)充溢盒玻璃溫度計(jì)與電子溫度計(jì)測定的數(shù)據(jù)比對(duì)，溫度相差7.7℃，影響計(jì)量數(shù)據(jù)0.5%左右?？紤]塔河原油密度、粘度，以及原油儲(chǔ)罐內(nèi)外溫度偏差較大等情況，在GB/T8927-2008《石油和液體石油產(chǎn)品溫度測量手工法》中6.3.2之內(nèi)容：由于測溫設(shè)備和周圍油品存在預(yù)平衡不夠的風(fēng)險(xiǎn)和讀取溫度計(jì)讀數(shù)時(shí)罐頂不利氣候條件的影響，因此液體玻璃溫度計(jì)法可能帶來重大誤差，對(duì)此建議首選便攜式溫度計(jì)。3.1.2規(guī)范采樣方法與甲方單位協(xié)商，執(zhí)行GB4756《石油和液體石油產(chǎn)品取樣法（手工法）》7.2和7.3之規(guī)定：糾正下部取樣點(diǎn)位置，由距離罐底2米調(diào)整為出口液面樣品或以標(biāo)準(zhǔn)的下部取樣點(diǎn)為基準(zhǔn)，向上以每米間隔采取試樣。3.1.3提升責(zé)任意識(shí)，推進(jìn)專業(yè)化管理加強(qiáng)交接計(jì)量過程中的監(jiān)督管理，參