原油交接计量现状分析与应对

1、塔河炼化初级职称评审论文题目：原油交接计量现状分析与应对姓名:单位：质量计量检验中心申报系列：油品储运指导老师:二O一六年一月1前言22原油交接现状22.1 静态交接计量22.1.1 基本流程32.1.2 计量过程32.1.2.1 测温32.1.2.2 检尺32.1.2.3 采样32.1.2.4 化验分析32.1.2.5 静态计量计算42.1.3 存在的问题52.1.3.1 测温方法不适用实际计量52.1.3.2 采样未按照标准执行52.2 动态交接52.2.1 基本流程52.2.2 基本计量过程62.2.2.1 管道取样62.2.2.2 测温、测压72.2.3 存在的问题72.2.3.1 流

2、量计振动及偏流现象严重72.2.3.2 自动采样器抗环境影响力较差72.2.3.3 其他问题73应对措施及建议73.1 静态交接过程中的相关建议73.1.1 测温过程应该更严谨、科学73.1.2 规范采卞¥方法83.1.3 提升责任意识，Jt进专业化管理83.2 动态交接过程中的相关建议83.2.1 对流量计组的相关建议83.2.2 其他建议84结束语8原油交接计量现状分析及应对孙燕（中国石化塔河炼化质量计量检验中心库车842000）摘要：原油计量交接方式主要有静态交接和动态交接两种方式。本文主要就塔河炼化原油贸易交接计量实际情况阐述，并提出交接计量中存在的问题及应对措施。关键词：原

3、油交接计量静态动态措施1 .前言2015年国内原油消耗量超过5亿吨，面对巨大的原油交易，贸易交接计量的重要性显而易见，其计量交接的准确性直接影响到上游采油、下游炼化企业的经济效益。国内外原油贸易计量常用的方法有两种，即静态计量和动态计量。静态计量是利用通过检定，准确地确定出储存或运输原油的容器，测量出原油的体积量，从容器内取得有代表性的原油样品，测量需要的原油质量参数和原油的含水率；动态计量是利用通过检定合格的原油流量计，测量出通过输送管道流动的原油体积量，从管道内取得有代表性的原油样品，测量需要的原油质量参数和原油的含水率，用测得的参数计算求得标准参比条件下贸易结算的、不含水原油的数量。2

4、.原油交接现状塔河炼化自2004年开始，原油进厂均为管输，年进厂原油从约150万吨到目前约450万吨，由于受条件限制，全部采用静态贸易交接。2015年底塔河炼化增加了动态交接计量设施，为实现动态交接创造了条件。据石科院2015-1重质原油最新评价数据，塔河炼化所加工原油20c密度达0.9541g/cm3,50c运动黏度为897.1mnm/s,凝点为-8C,特性因数11.7,按照原油的硫含量和关键组分分类，该原油属高硫中间基原油。基于这些特性，在原油交接过程中，测温、测水过程控制的要求更加严格。下面就两种交接情况分别说明。2.1 静态交接计量2.1.1 基本流程距离塔河炼化48Km#油田集输站通

5、过输转泵升压，送至库车原油末站原油交接计量罐，交接计量罐共有3座，其中10000m油罐2座（106#、107#）,20000m油罐1座（103#）。交接原油从计量罐通过中间输转泵分为两路，根据生产需要分别送至1#、2次加工装置原料罐，其中1跺置原料罐有20000m油罐2座（101#102#）,2#装置原料罐有50000m油罐2座（104#、105#）。2.1.2 计量过程塔河炼化原油静态计量器具为3座立式金属罐。计量时，待储罐油面平稳后（一般静止时间不低于30min）,检查并脱净罐底明水，采用量油尺测取储罐内所盛原油的液位高度，查取储罐的容量表，确定出对应液位高度的原油体积量，然后进行原油的温

6、度、压力修正计算，确定毛重并扣除含水，交油完毕后，测量库底存油，计算出交接原油的净质量。交油操作过程由甲方操作（油田），乙方（炼厂）相关单位（化验、储运、运销）监督。2.1.2.1 测温塔河炼化原油静态交接计量罐内油品测温实际采取充溢盒玻璃温度计法检测，要求符合GB8927石油和液体石油产品温度检定法手工发的规定，测得值应估读到0.25C02.1.2.2 检尺塔河炼化原油静态交接计量罐采取检空尺，用量油尺检测计量罐内油品液位，其测得值应准确读到mm液位检测在指定的检尺点下尺，并进行多次检测，取相邻两次的检测值相差不大于2mm两次测得值相差为2mnW,则取两次测得值的算术平均值作为计量罐内液位高

7、度，两次测得值相差为1mm则以前次测得值仍为计量罐内液位高度。2.1.2.3 采样原油计量罐取样的实际操作过程中，使用液下采样器，分别采取上部样、中部样、下部样（距离罐底约两米处），按照1:1:1混合的组合样品作为分析试样。2.1.1.4化验分析油品密度测定按照GB1884石油和液体石油产品密度测定法（密度法）的规定,测得值按照要求估读到0.0001g/cm3。油品水份测定按照GB8929原油水含量测定法的规定，测定组合样品，测得值准确读到水接受器的一个刻度，以油品质量含水率计。2.1.2.5静态计量计算通过检尺检测计量罐内油品液位，并查该计量罐容积表中对应高度范围上的主容积表和小数表，然后将

8、两者对应的容积相加，得到含水油品在该液位高度下的体积Vb,并查得计量罐内与含水油品同一液位下水的静压力引起的容积增大值AVyso_一一3求：含水油品在平均温度为tp时体积mVtp=(Vb+AVy)x1+B(tk-20)式中：Vtp-含水油品在平均温度为tp时的体积Vb-计量罐表载体积mAVy-静压力引起的油品容积增大值m3AVy=AVysXdt4dt4-含水油品在储存平均温度为tp时的密度与4C、1个标准大气压下纯水密度的比值，计算时dt4可近似等于该油品视密度。B计量罐壳体材料体膨胀系数对于碳钢壳体材料-5B=3.6X10tk-计量罐壳体温度C有保温层时取平均温度tp求标准体积V20V20=

9、VtpXVCFVCF-石油体积系数，查GB1885ft3V20含水油品标准体积m求毛油质量m=V20Xp20XFam=V20X(p20-0.0011)式中：m含水油品质量(在空气中重量)tV20-含水油品标准体积mFa-真空中质量到空气中质量的换算系数，查GB1885S5求纯油质量mnmn=r(1-w)w-油品质量含水率，计算采用小数形式扣水质量msms=m(w油罐计量综合算式mn=(Vb+AVy)1+0(tk-20)VCF(p20-0.0011)-G(1-w)mn纯油品质量（在空气中重量），kgG-油罐浮顶质量（浮顶浮起计量时用），kgtk-计量罐壳体温度C,有保温时用罐内油温代替，无保温时

10、取罐壁内外温度平均值。2.1.3存在的问题2.1.3.1 测温方法不适用实际计量测温过程采用液体玻璃温度计法测温，选用测温器具为充溢式测温盒。主要存在几个方面的问题：标准要求用该方法测温时每一个点的充溢时间至少5min,静止停留时间不低于15min,如果按照最少三个点测量，那么测温时间至少在60min以上,高液位计量时至少取5点测温，时间将达到100min。在实际操作中完全没有达到标准要求。由于冬、夏季环境温度与计量罐内油品温度差距较大，在读取玻璃温度计的过程中，温度下降很快，不能正式反应油品温度。经过多次比对，随季节温差变化和测量器具的影响因素，计量温度误差在5c13c之间，按照原油静态交接

11、罐量计算方法，温度每变化1C,交接量变化0.07%,按照温度影响最小值5C、每年交接原油400万吨计算，原油交接误差将达1.4万吨之多。2.1.3.2 采样未按照标准执行GB4756石油和液体石油产品取样法（手工法）7.2和7.3规定下部取样点必须为出口液面或以下部取样点为基准，向上以每米间隔采取试样。目前交接计量没有按照规范在出口液面处取样，不能真实反映交接原油的实际情况。2.2动态交接该项目建成后于2015年12月中旬开始计量比对，主体设备为SMITHS司生产的双壳金属刮板流量计，型号：LH8-S&主要配套设备：SMITH固定式双向球形体积管标定装置。2.2.1 基本流程原油动态交

12、接计量的基本流程如图1所示。升压后的原油自上游来，经过消气器，分为四路并联流程，经上游阀、就地精密压力表、T型过滤器、刮板流量计、DCS传精密热电阻、就地精密压力表、现场温度计、下游阀后，四路汇合进入静态混合器,混合均匀的原油由自动采样器取样后去下游原油储罐。图1现场流程简单示意图图2建议改造示意图消与器点油来_|X1T型过滤器刮板流量计采样器2.2.2 基本计量过程动态交接计量其实就是数据采集的过程，数据采集后根据GB/T9109.5石油和液体石油产品油量计算动态计量标准来计算原油贸易质量的，其中原油质量的计算可按下面的公式计算得到：原油质量=在线体积X流量计修正因数X（标准密度一空气浮力修

13、正因数）X含水修正因数X体积压力修正因数X体积温度修正因数式中，在线体积为流量计累计体积值；流量计修正因数可根据流量计检定得到；标准密度由取样化验查表得到；含水修正因数由取样化验得到；体积压力/温度修正因数可根据油品压力、温度和标准密度查表和计算得到。2.2.2.1 管道取样在比对初期，未实现自动取样，管输原油取样按GB/T4756-1998石油液体手工取样法进行取样，每隔两小时取一次样。由于原油按照罐批次输送交接，混配不均，手工取样有可能造成样品不具有代表性，在进行密度和含水率测定时所得的结果的代表性自然也差，密度与含水率的测量数据存在相当大的随机性，对最终油量计算结果的准确性具有极大影响。

14、自动采样器投用后，按照标准SY/T53172006石油液体管线自动取样法等同采用ISO3171:1998IDT石油管线自动取样法进行取样。这种取样方法，就是从管线中间部位进行时间比例取样，即按照预先设定的时间间隔取一定量的样品，或者进行流量比例取样，即流量大时取样的频次高。自动取样法取样分量准确，取样均匀，极大地改善了样品的代表性，避免了人工取样的随机性，解决了人工取样代表性差的问题，因此能大大降低原油计量误差。2.2.2.2 测温、测压油品测温按照GB/T8927中规定的手工测量方法或其他满足准确度要求的自动测方法测温和记录。目前的测温硬件还没有完全满足标准要求，需要进一步完善。油品计量压力

15、按照要求使用了0.4级以及不低于0.4级的压力变送器测量。2.2.3 存在的问题2.2.3.1 流量计振动及偏流现象严重项目建成投用后，发现偏流严重，流量计额定运行范围75-365m/h,流量无法有效控制，且流量计组振动剧烈，过滤器压差达到0.5MPa虽然经调整某一组过滤器的精度后压降降为0.2MPa,但振动和偏流问题依然严重。2.2.3.2 自动采样器抗环境影响力较差自动采样器设置在室外，在冬季受环境温度影响，容易出现管线冻凝，造成采样工作不能正常进行。2.2.3.3 其他问题压力变送器测量范围过大，上限为1.6MPa,而实际操彳乍压力为(0.2-0.6)MPa用于原油计量修正的温度测量元件

16、为双金属温度计，不符合GB/T8927石油和液体石油产品温度测量；流量计地脚螺栓与水泥台面进行固定；体积管和流量计未进行检定。3应对措施及建议3.1 静态交接过程中的相关建议3.1.1 测温过程应该更严谨、科学2016年1月12日，炼油事业部会同油田事业部组织专家组在塔河炼化调研原油交接计量内容，其中对充溢盒玻璃温度计与电子温度计测定的数据比对，温度相差77.7C,影响计量数据0.5%左右。考虑塔河原油密度、粘度，以及原油储罐内外温度偏差较大等情况，在GB/T8927-2008石油和液体石油产品温度测量手工法中6.3.2之内容：由于测温设备和周围油品存在预平衡不够的风险和读取温度计读数时罐顶不

17、利气候条件的影响，因此液体玻璃温度计法可能带来重大误差，对此建议首选便携式温度计。3.1.2 规范采样方法与甲方单位协商，执行GB4756石油和液体石油产品取样法（手工法）7.2和7.3之规定：纠正下部取样点位置，由距离罐底2米调整为出口液面样品或以标准的下部取样点为基准，向上以每米间隔采取试样。3.1.3 提升责任意识，推进专业化管理加强交接计量过程中的监督管理，参与交接计量人员严格按照标准规定执行。建议有专人组成原油计量小组，逐步实现专业化管理，制定原油计量人员考核奖励机制，并引入专业培训内容，提升整体交接计量水平。3.2动态交接过程中的相关建议3.2.1 对流量计组的相关建议根据GB91

18、09.2-88原油动态计量容积式流量计安装技术规程相关要求，并联设置的流量计组，应设置流量控制及流量孔板等措施。由于偏流严重，振动较大，建议将流量计组流程改造，建议流程如图2所示。另外如果降低过滤器精度，是否会造成刮板间隙增加，准确度在检定周期内达不到要求。3.2.2 其他建议压力变送器量程修改为（0-0.8）MPa必须强制使用分度值为0.2C的水银温度计；建议将自动自动采样设施移入室内或完善采样仪伴热系统；按照检定规程尽快对体积管和流量计检定。4结束语4.1 两种原油交接计量方式各有利弊，影响因素也不尽相同，由于原油性质的影响，如原油黏度、含蜡量、输送温度、含水率等影响因素，在计量过程中遇到的困难和问题较比较复杂。但是，通过加强原油交接计量管理，严格执行原油相关国家标准及规程