原油交接計量現(xiàn)狀分析與應(yīng)對

1、 塔河煉化初級職稱評審論文題目：原油交接計量現(xiàn)狀分析與應(yīng)對姓 名： 孫 燕 單 位：質(zhì)量計量檢驗中心申報系列： 油 品 儲 運(yùn) 指導(dǎo)老師: 二一六年一月目 錄1 前言22 原油交接現(xiàn)狀22.1靜態(tài)交接計量. .2 2.1.1基本流程.3 2.1.2計量過程.3 2.1.2.1測溫.3 2.1.2.2檢尺.3 2.1.2.3采樣.3 2.1.1.4化驗分析.3 2.1.2.5靜態(tài)計量計算.42.1.3存在的問題.5 2.1.3.1測溫方法不適用實際計量.5 2.1.3.2采樣未按照標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行.52.2動態(tài)交接.5 2.2.1基本流程.5 2.2.2基本計量過程.6 2.2.2.1管道取樣.6 2.

2、2.2.2測溫、測壓.7 2.2.3存在的問題.7 2.2.3.1流量計振動及偏流現(xiàn)象嚴(yán)重.7 2.2.3.2自動采樣器抗環(huán)境影響力較差.7 2.2.3.3其他問題.73應(yīng)對措施及建議.7 3.1靜態(tài)交接過程中的相關(guān)建議.7 3.1.1測溫過程應(yīng)該更嚴(yán)謹(jǐn)、科學(xué).7 3.1.2規(guī)范采樣方法.8 3.1.3提升責(zé)任意識，推進(jìn)專業(yè)化管理.83.2動態(tài)交接過程中的相關(guān)建議.8 3.2.1對流量計組的相關(guān)建議.8 3.2.2其他建議.84結(jié)束語.8原油交接計量現(xiàn)狀分析及應(yīng)對孫 燕（中國石化塔河煉化質(zhì)量計量檢驗中心 庫車 842000）摘 要： 原油計量交接方式主要有靜態(tài)交接和動態(tài)交接兩種方式。本文主要就

3、塔河煉化原油貿(mào)易交接計量實際情況闡述，并提出交接計量中存在的問題及應(yīng)對措施。關(guān)鍵詞： 原油交接 計量 靜態(tài) 動態(tài) 措施1.前言2015年國內(nèi)原油消耗量超過5億噸，面對巨大的原油交易，貿(mào)易交接計量的重要性顯而易見，其計量交接的準(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)易計量常用的方法有兩種，即靜態(tài)計量和動態(tài)計量。靜態(tài)計量是利用通過檢定，準(zhǔn)確地確定出儲存或運(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；動態(tài)計量是利用通過檢定合格的原油流量計，測量出通過輸送管道流動的原油體積量，從管道內(nèi)取得有代表性的原油樣品，測量需要的原

4、油質(zhì)量參數(shù)和原油的含水率，用測得的參數(shù)計算求得標(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態(tài)交接計量設(shè)施，為實現(xiàn)動態(tài)交接創(chuàng)造了條件。據(jù)石科院2015-1重質(zhì)原油最新評價數(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?；谶@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

5、情況分別說明。2.1靜態(tài)交接計量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量罐，交接計量罐共有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計量過程塔河煉化原油靜態(tài)計量器具為3座立式金屬罐。計量時，待儲罐油面平穩(wěn)后（一般靜止時間不低于30min），檢查并脫凈罐底明水，采用量油

6、尺測取儲罐內(nèi)所盛原油的液位高度，查取儲罐的容量表，確定出對應(yīng)液位高度的原油體積量，然后進(jìn)行原油的溫度、壓力修正計算，確定毛重并扣除含水，交油完畢后，測量庫底存油，計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、儲運(yùn)、運(yùn)銷）監(jiān)督。2.1.2.1測溫塔河煉化原油靜態(tài)交接計量罐內(nèi)油品測溫實際采取充溢盒玻璃溫度計法檢測，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)交接計量罐采取檢空尺，用量油尺檢測計量罐內(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

7、兩次的檢測值相差不大于2mm。兩次測得值相差為2mm時，則取兩次測得值的算術(shù)平均值作為計量罐內(nèi)液位高度，兩次測得值相差為1mm，則以前次測得值仍為計量罐內(nèi)液位高度。2.1.2.3采樣原油計量罐取樣的實際操作過程中，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刻度，以油品質(zhì)量含水率計。2.1.2.5靜

8、態(tài)計量計算通過檢尺檢測計量罐內(nèi)油品液位，并查該計量罐容積表中對應(yīng)高度范圍上的主容積表和小數(shù)表，然后將兩者對應(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Vys。 求：含水油品在平均溫度為t時體積m3    Vtp=(Vb+Vy) ×1+(tk-20) 式中：Vtp-含水油品在平均溫度為tp時的體積      Vb-計量罐表載體積m3      Vy-靜壓力引起的油品容積增大值m3&

9、#160;     Vy=Vys×dt4     dt4-含水油品在儲存平均溫度為tp時的密度與4、1個標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下純水密度的比值，計算時dt4可近似等于該油品視密度。     -計量罐殼體材料體膨脹系數(shù)對于碳鋼殼體材料          =3.6×10-5     tk-計量罐殼體溫度有保溫層時取平均溫度t 求標(biāo)準(zhǔn)體積V20&

10、#160;        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 求毛油質(zhì)量      m= V20×20×Fa      m= V20×(20-

11、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 求純油質(zhì)量mn         mn=m×（1-w）    w-油品質(zhì)量含水率，計算采用小數(shù)形式 扣水質(zhì)量ms        

12、60; ms=m×w 油罐計量綜合算式    mn=（Vb+Vy）1+（tk-20）VCF(20-0.0011)-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（浮頂浮起計量時用），kg    tk-計量罐殼體溫度，有保溫時用罐內(nèi)油溫代替，無保溫時取罐壁內(nèi)外溫度平均值。 2.1.3存在的問題2.1.3.1測溫方法不適用實際計量測溫過程采用液體玻璃溫度計法測溫，選用測溫器具為充溢式測溫盒。主要存在幾個方面的問題：標(biāo)準(zhǔn)要求用該方法測溫

13、時每一個點(diǎn)的充溢時間至少5min,靜止停留時間不低于15min,如果按照最少三個點(diǎn)測量，那么測溫時間至少在60min以上，高液位計量時至少取5點(diǎn)測溫，時間將達(dá)到100min。在實際操作中完全沒有達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求。由于冬、夏季環(huán)境溫度與計量罐內(nèi)油品溫度差距較大，在讀取玻璃溫度計的過程中，溫度下降很快，不能正式反應(yīng)油品溫度。經(jīng)過多次比對，隨季節(jié)溫差變化和測量器具的影響因素，計量溫度誤差在513之間，按照原油靜態(tài)交接罐量計算方法，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

14、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。目前交接計量沒有按照規(guī)范在出口液面處取樣，不能真實反映交接原油的實際情況。2.2動態(tài)交接該項目建成后于2015年12月中旬開始計量比對，主體設(shè)備為SMITH公司生產(chǎn)的雙殼金屬刮板流量計，型號：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基本流程原油動態(tài)交接計量的基本流程如圖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、DCS遠(yuǎn)傳精密熱電阻、就地精密壓力表、現(xiàn)場溫度計、下游閥后，四路匯合進(jìn)入

15、靜態(tài)混合器，混合均勻的原油由自動采樣器取樣后去下游原油儲罐。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 T型過濾器 刮板流量計 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基本計量過程動態(tài)交接計量其實就是數(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)品油量計算動態(tài)計量標(biāo)準(zhǔn)來計算原油貿(mào)易質(zhì)量的，其中原油質(zhì)量的計算可按下面的公式計算得到： 原油質(zhì)量=在線體積×流量計修正因數(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)

16、 式中，在線體積為流量計累計體積值；流量計修正因數(shù)可根據(jù)流量計檢定得到；標(biāo)準(zhǔn)密度由取樣化驗查表得到；含水修正因數(shù)由取樣化驗得到；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)密度查表和計算得到。2.2.2.1管道取樣 在比對初期，未實現(xiàn)自動取樣，管輸原油取樣按GB/T47561998石油液體手工取樣法進(jìn)行取樣，每隔兩小時取一次樣。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，對最終油量計算結(jié)果的準(zhǔn)確性具有極大影響。  自動采樣器投用后，按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T

17、53172006石油液體管線自動取樣法等同采用ISO3171：1998IDT石油管線自動取樣法進(jìn)行取樣。這種取樣方法，就是從管線中間部位進(jìn)行時間比例取樣，即按照預(yù)先設(shè)定的時間間隔取一定量的樣品，或者進(jìn)行流量比例取樣，即流量大時取樣的頻次高。自動取樣法取樣分量準(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。油品計量壓力按照要求使用了0.4級以及不低于0

18、.4級的壓力變送器測量。2.2.3存在的問題2.2.3.1流量計振動及偏流現(xiàn)象嚴(yán)重項目建成投用后，發(fā)現(xiàn)偏流嚴(yán)重，流量計額定運(yùn)行范圍75-365 m3/h,流量無法有效控制，且流量計組振動劇烈，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,但振動和偏流問題依然嚴(yán)重。2.2.3.2自動采樣器抗環(huán)境影響力較差 自動采樣器設(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，而實際操作壓力為（0.2-0.6）MPa；用于原油計量修正的溫度測量元件為雙金屬溫度計，不符合GB/T 8

19、927石油和液體石油產(chǎn)品溫度測量；流量計地腳螺栓與水泥臺面進(jìn)行固定；體積管和流量計未進(jìn)行檢定。3應(yīng)對措施及建議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)研原油交接計量內(nèi)容，其中對充溢盒玻璃溫度計與電子溫度計測定的數(shù)據(jù)比對，溫度相差7.7，影響計量數(shù)據(jù)0.5%左右。考慮塔河原油密度、粘度，以及原油儲罐內(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)險和讀取溫度計讀數(shù)時罐頂不利氣候條件的影響，因此液體玻璃溫度計法可能帶來重大誤差，對此建議首選便攜式溫度計。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，推進(jìn)專業(yè)化管理加強(qiáng)交接計量過程中的監(jiān)督管理，參與交接計量人員嚴(yán)格按照標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定執(zhí)行。建議有專人組成原油計量小組，逐步實現(xiàn)專業(yè)化管理，制定原油計量人員考核獎勵機(jī)制，并引入專業(yè)培訓(xùn)內(nèi)容，提升整體交接計量水平。3.