原油储罐油量动态计量技术研究
摘要：在石油化工行业，储罐是企业中液体原料产品进出厂的重要计量工具。
为提高储罐的计量准确性及计量效率，实现远程实时、集中监控，采用了储罐集
中实时训一量系统。本文提出原油储罐动态油量在线、实时计量的方法，对油量
的盘库工作具有十分重要的实用价值。
关键词：油罐检测；储量计量；动态计量
引言
目前，油站对外油品计量交接采用立式金属罐计量交接，对生产工艺监护采
用在线流量计动态计量。如何减少计量偏差，保证准确、公平的计量，维护油品
交接双方的利益，是值得我们探讨的问题。通过跟踪立式金属罐计量与铁路罐车
及流量计计量的过程，分析它们的计量特点，对保证外销交接计量的准确性起到
了积极作用。
1、流量计动态计量
流量计计量时，采用管线取样。自动取样应符合SY5713《原油管线自动取样法》的规定，人工取样应符合G4B756《石油及液体石油产品取样法（手工法）》的规定。计量规程sY/5T671对流量计计量的管线取样和油品测温作如下规定：
1.1取样部位
（1）油品试样.应从水平安装在流量计出口端垂直管线上或水平呈90度安装
在流量计出口端水平管线的流体湍流区的管线取样器中采取。（2）取样管人口
段的45度斜面应朝液体流动方向，人口端斜面的中点应位于管径的13/处，取样
管露出部分应尽量短。
1.2取样方法
对装车计量，应在计量开始时储罐内油品流过流量计后10分钟、中间时间和计量结束前10分钟，各取样1次。并将所采取的试样以相等的体积掺和成一份
间歇样。
1.3取样要求
取样前，应放出一些要取样的油品，将取样器冲洗干净，然后把试样收集在
试样器中。24油品测温：测温部位在流量计出口端管线上，温度计读数准确到
0.2℃。对装车计量，应在计量开始时储罐内油品流过流量计后10分钟、中间时
间和计量结束前10分钟，各测温1次。取3次所测温度的算术平均值作为油品
的平均温度。与静态计量相比，流量计动态计量方式易于实行计量运行参数采集，实现油量计算及计量检定工作的自动化、微机化，减轻操作人员的劳动强度，改
善工作环境，避免或减少操作人员手工计算产生的误差，提高工作效率和油量计
量的准确性。
2、储罐静态计量与流量计动态计量的对比分析
为了减少原油交接中的误差，我们对流量计动态计量进行了分析。同其他计
量方式一样，流量计动态计量也存在取样、测温、测压、测密度和含水操作过程
中的偶然误差，但这种误差通过规范操作是可以控制到合理的水平的。所以我们
认为这主要是由于工艺原因和流量计装置安装与规范要求有一定的差距导致流量
计计量数据偏差较大。主要表现在：
2.1阀门
1084内漏是造成流量计计量偏低的主要原因。在工艺上，阀门1084就是流
量计的旁通。旁通阀门的内漏是造成流量计计量结果偏低的主要原因。
2.2流量计
在安装前没有经过实液或与实液组分、粘度相近的油品进行检定，这不符合
规范SY汀5671一93《石油及液体石油产品流量计交接计量规程》中1.3检定要求。只有流量计出厂前生产厂商用水对流量计进行了检定。这样原油的比重、粘度、含蜡量及运行工况等因素对流量计计量准确度产生较大的影响。
3、储罐油量计量方法的研究
3.1长输管道原油动态油量计量
在原油长输管道中，通常采用流量计、密度计及含水率检测仪在线计量油量，在使用流量计结合密度计在线进行原油油量计量中，原油质量等于原油体积与密
度及联合修正系数的乘积。对体积的测量采用流量计，而对密度的测量采用在线
密度计，以及采用含水分析仪在线测量原油含水率。
3.2油罐储量动态计量方法的设计
在油田集输工艺中，原油储罐特别是联合站脱水工艺中的沉降罐油量是动态
变化的，其主要的影响因罐中油水界面在不断变化；原油含水率随油层的高度在
不断变化；原油的密度随油层的温度不同而变化。输入液量含水率的波动是影响
油水界面的主要因素，而温度是影响密度的重要因素。原油的密度随油层温度的
升高而降低，随温度的降低而增加。同一原油的密度与温度呈直线关系。（1）
液位的测量。在油罐液位测量中，GB/T13894—92《石油和液体石油产品液位测
量法（手工法）》中规定了人工检尺法，此外还有钢带浮子法、伺服式液位计、
超声波液位计、雷达液位计，最近国内又有把磁致伸缩液位计用于原油油罐的液
位计量。从早期的20m油尺，精确度为5mm，分辨率为1mm，到现今的雷达液
位计和磁致伸缩液位计，精确度小于1mm，分辨率为0.1mm。因此，油罐中液
位的测量精度已远高于过程控制有些参数的测量，在此就不做过多论述。（2）
含水率的测量.严格按照《石油及液体石油产品流量计交接计量规程》中要求，对
装车计量，应对所采取的试样做水份含量的平行测定，取平行测定的2个结果的
算术平均值作为被测原油的含水量。原油含水率的测量一般分为两种，即离线测
量和在线测量。离线测量根据油水分离手段的不同分为蒸馏法、电脱法、离心法、卡尔—费休法（国际GB11146—89原油水含量测定法），但此类方法不能进行实
时测量，故无法用于自动计量系统。在线测量主要分为密度法、电容法、微波法、短波法、放射性法、中子水份测试仪法等。但原油含水在线测量仪器有其固有的
局限性，常用于管道中原油含水率的测量，很难用于原油储罐中测量。（3）油
水界面的测量.油水界面是指由于油、水密度不同而产生于容器内油、水交界处的
一个层面。由于油水密度的不同及受强电场、温度、压力等因素的影响，导致油
水界面十分复杂。在油与水的交界处，由于原油的组分、品质、药剂量、电场强度、沉降时间的不同而存在厚薄不一、油水交融的过渡带。常用的油水界面测量
方法有微差压式、浮球式、射频导纳式、核子式等。因为原油中重油和中质油的
密度与水比较接近，过渡带乳状液存在状态比较复杂，其油水混合的过渡带（也
称乳化带）宽度可达几十厘米，给测量与控制带来难度。
结束语
通过测量油罐平均含水率来计量联合站油罐区储油罐中的原油净油量，它绕
过了油水界位这一难以精确测量的参数，降低了测量的不确定度，是一种行之有
效的、性价比较高的净油量计量方法。文中建立了原油储罐净油量动态计量的数
学模型，并通过对此方法进行了误差分析，从理论上证明了此种测量方法的可行性。从实际应用例子来看也验证了此测量方法的可靠性，解决了油田联合站原油
储罐净油量的动态计算，为实现油田联合站原油储量动态、实时自盘库奠定基础。
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指标及计算方法 1.井网密度 油田（或区块）单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。f=n/A0 2.注采井数比 注采井数比是指水驱开发油田（或区块）注水井总数和采油井总数之比。 3.水驱控制程度 注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。 水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100% 由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响，因此，在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。 不同注水方式，其注采井数比不同，因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。一些分布不稳定，形态不规则，呈透镜状分布的油层，在选择注水方式时，应选择注水井数比较大的注水方式，以取得较高的水驱储量控制程度。该指标的大小，直接影响着采油速度，含水上升率，最终采收率。 中高渗透油藏（空气渗透率大于50*10-3 um2）一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于50*10-3 um2）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。 4.平均单井有效厚度 油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井有效厚度
之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。 5.平均单井射开厚度 油田（或区块、或某类井）内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。 6.核实产油量 核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量，由此获得的产油量数据为核实产油量。 7.输差 输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。 K=（q ow-q or）/q ow 8.核实产水量 核实产水量用井口产水量和输差计算。q wr=q ww(1-K) 9.综合含水 油田（或区块）的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。 f w=(100*q wr)/(q wr+q or) -1- 低含水期（0<含水率<20%）:该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标要求。 -2-中含水期（20%<=含水率<60%）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作，开展层系、
油气计量技术现状与发展趋势分析 随着我国经济社会的不断发展，对石油的需求量一直在不断增加，油气资源的合理应用能够有效提高我国经济的发展，计量技术在石油行业的运用非常多，传统的计量方法已经不能满足对石油油气的计量，我国现有计量技术的特点非常多包含：重复性好，适应强度大，而且拥有智能的控制仪表，是测量液体流量的最佳方法之一。 标签：计量技术;发展趋势;分析 计量油气的产量在石油产业中运用非常广泛，目前我国的石油资源逐渐减少，价格也在不断的增高，所以对石油的液体计量技术也在不断提高，传统的计量方法已经没有办法满足现在的形式需求，流量计经过不断的设计和研发具有很多的优点，主要包含：质地轻巧、精度高、可操作性强、方便安装等特点，经常用于不锈钢管道，并且没有腐蚀作用。如果和其他设备共同使用，还能实现计量控制，超量报警的作用，是最理想化的计量仪表。 1油气计量技术现状 油气计量技术主要表现在各种计量方法上，我国目前油气计量技术的主要应用包括：分离器自动玻璃管计量法、翻斗计量法、电极量油法等。 1.1分离器自动玻璃管计量法 该技术是在分离器上安装一根大约长80厘米左右的管子，用于分离器进行连接，从而形成一个联通管式的玻璃管液面测量计。分离器自动玻璃管计量法的工作原理是分离器中一定重量的油将水压到玻璃管内，根据玻璃管内水的上升高度与分离器中有量之间的关系可以计算出分离器中油的重量，同时计算出玻璃管内有免上升所需要的时间，能够有效计算出油井内油气的产量。与其他计量技术相比较，该的操作比较简单，而且结构紧密，占地面积比较小，能够有效测量更大范围的油气，并且在进行测量的过程中不会对机械造成损伤。该类型的流量计测量误差在1.05%左右，通过对该计量技术的不断改进和完善，计量技术的应用前景非常广泛，在使用的过程中应该注意误差存在，同时按照相关要求对设备进行维修和保养。 1.2翻斗计量法 翻斗计量法所使用的设备主要包括量油器和计数器，翻斗计量法的主要工作原理是：将一个翻斗装满时就会形成翻倒排油，再有另一个翻斗装油，通过反复循环可以累计翻倒出的流量。该方法操作结构较为简单，并且能够保持一定的计量精度。 1.3电极量油法
关于成品油自动计量技术现状及发展趋 势的探讨 摘要：随着电子、计算机及通讯技术的稳步发展，石油产品的测量技术逐步从人工测量向自动测量方面发展，仪表技术呈现出了高精度、高可靠性、并且现场化的新局面。 关键词：自动计量、现场、发展趋势 1立式金属罐自动计量系统 立式金属罐自动计量系统（以下简称自动计量系统）是通过现场自动化仪表直接或间接测量罐内油品的质量、体积、温度、密度等相关参数，以非人工的方式完成库存盘点或贸易交接的系统。自动计量系统可归为三类，即自动液位计量系统、静压计量系统和混合式计量系统。 1.1自动液位计量系统 在国内很早便有人提出在成品油交易应用体积交接，与国际贸易惯例接轨，但是由于国内已成型的、并且较为成熟的计量法律法规体系等诸多因素限制，很难短期内完成改变。 1.2 静压计量系统 该系统相当于国外的ＨＴＧ系统，由美国首先提出的一种以压力、温度传感器为主要测量元件的自动计量系统，但该系统通过传感器测量出来的密度和密度缺乏代表性，与整个油罐内油品的平均密度和温度差异较大，其实际使用效果并不理想。 1.3混合式油罐测量系统
混合式系统具体分类主要是根据液位计类型分为：雷达式、伺服式、磁致伸 缩式混合系统等。该系统可以测量罐内油品液位、质量、计量体积和标准体积以 及计量密度和标准密度，可以满足多种形式的计量交接。其测量原理主要是通过 液位仪、压力传感器和自动油罐温度计测量各项参数并执行系统内部换算，得到 所需数值。具体计算方式同自动液位计量系统和静压计量系统相同。 2便携式密度计 在油品计量工作中，密度作为计量工作中的必需参数，其测量数据的准确性、及时性对整个计量工作有着重大影响，目前在油品计量工作中普遍采用人工计量 方法，但其准确性、及时性收到的外界影响因素较多，而便携式密度计可以有效 的规避干扰因素，从而提高整个计量工作的准确性、及时性，避免数量纠纷。 2.1便携式密度计测量原理 振荡管法的原理是：利用基于电磁引发的玻璃U型管的振荡频率，即利用一 块磁铁固定在U型玻璃测量管上，由振荡器使其产生振动，玻璃管的振动周期将 被振动传感器测量得到。每一个U型玻璃管都有其特征频率或按固有频率振动。 当玻璃管内充满物体后其频率会发生变化，不同的物质频率变化会有所不同，其 频率为管内填充物质质量的函数。当物质的质量增加时其频率会降低，即振动周 期T增加。测量时选择某些物质作为标准物质，测量频率后通过被测物质与标准 物质之间振荡频率的差值计算出被测物质的密度值。 2.2发展趋势 相比之下，使用密度计法时，将所得的密度结果换算成其它温度下的密度或 相对密度必须要使用密度换算表【1】，密度换算表是根据使用的玻璃密度计测定 密度在修正了玻璃的膨胀系数后建立的。如果不考虑玻璃的膨胀系数，换算处来 的密度结果与标准结果会存在偏差。 基于U型管的测量仪器发展已很成熟，适用的范围宽广，在实验室内的高精 度检测或是生产过程在线控制方面均能满足需要。U型振荡管法和传统的密度计 法测量相比较，U型管振荡法测量精度更高，受到干扰因数更小，更适合测量液
储油罐液位测量技术比较 作者姓名：张靓 作者单位：集输公司管道分公司 摘要：从目前集输公司原油储罐常用的液位测量仪表的测量原理和方法方面，分析了原油储罐液位测量技术的现状，主要归纳为以下几种：人工检尺、雷达液位测量仪表、浮子钢带式液位测量仪表等。对现采用的油罐测量技术作对比，选用合适的测量技术，保证原油储罐的安全，降低劳动强度，取得良好的经济效益。 关键词：储油罐；液位测量；仪表；现状； 1.储油罐液位测量技术现状 液位测量主要是对储油罐中油品的液位、体积和重量等参数进行直接或间接测量。目前集输公司原油储罐液位测量技术方法存在较多的问题和弊端，有的原油储罐虽安装了自动化测量系统，但测量精度普遍不高，误差较大。针对储油罐的液位测量技术归纳起来主要有以下几种。 1.1人工检尺 油罐测量始于人工检尺，这种方法目前仍广泛采用，并且作为其它液位计性能校验的工具之一。即用带有重锤的米制钢带卷尺或带有刻度的标尺计量，手工记录读数，人工查表换算，最后得到油量数据。这种测量方法不仅劳动强度大，同时存在不安全因素。人工检尺的方法可参阅国际标准API2545。人工液位测量一般有±2 mm的人为误差。人工检尺又分为检实尺和检空尺。 1.1.1检实尺
利用浸入式刻度钢皮尺通过原油储罐的量油孔，自量油孔上沿至铜锤至液面以下止，此方法为检实尺。计算罐内原油液位，根据所测得的液位，查《立式金属罐容量表》，得到罐内原油的体积数。体积数乘以原油密度，最后得到罐内原油的质量数。 1.1.2检空尺 由于冬天天气寒冷，气温下降，量油孔内的上层原油凝结，故不能采用检实尺的方法。自原油储罐内壁最上沿下尺，至铜锤接触原油储罐浮顶止，即为检空尺。经计算得到罐内原油的液位，根据所测得的液位，查《立式金属罐容量表》，得到罐内原油的体积数。体积数乘以原油密度，最后得到罐内原油的质量数。 1.2浮体式液位测量仪表 浮体式液位测量仪表分为浮筒式与浮子式。 浮筒式液位仪是在滑轮组上用钢丝绳一端挂浮球，另一端挂重锤，通过浮球与重锤的运动距离达到液位测量的目的。其缺点是钢丝绳与滑轮间存在滑动摩擦力，回位误差较大，特别是在钢丝绳和滑轮生锈时，回位误差更大，甚至无法测量。在浮子式液位仪中钢带浮子式液位仪在原理及使用方面更为典型，钢带浮子式液位仪是一种最简单的液位测量装置，由一根不锈钢管和一个空心球组成。不锈钢管内部装有若干个干簧继电器，空心球内装有一块永久磁铁，当空心球随着液位上下运动时，空心球的运动被干簧继电器转换为相应的液位。20世纪60年代到80年代初期，开始研制和使用各种钢带浮子式液位仪。由于滑轮机械装置的摩擦力和钢带重量，这类液位仪的测量误
油藏动态分析技术在特高含水期的研究摘要： 认识、治理、改造、开发油藏的关键方法便是对油藏开发动态的分析研究。该分析研究包括了单井、井组、单元的动态分析。那么作者专门对单元动态分析做了一个详细的研究说明，分别将含水采出程度、含水上升率、存水率、水驱指数与理论值作了个对比，以此来鉴别单元中低碳循环井的有无。 关键词：动态含水采出程度存水率水驱指数 引言： 对于油藏动态的分析研究并不容易，首先你必须掌握油水井第一性的资料。通过资料来研究在整个开发过程中油藏的变化。然后将发现的变化一一列出，来分析其中的联系与规律。这样一来，便可以预估动态变化的趋势，对于错误的挖潜的方向也能做适当的调整。当发现某些部分并没有符合规律甚至可能会影响到开发效果的话，就应该对其进行明确的调整，以提升油田的开发率与采集率。所以说，对油藏动态分析中的单元分析研究是科学开发油田的关键性措施，需要花更多的精力投入进去。 1.单元分析动态的目的 在进入特高含水开发后期时，油田的采收率会受到极大的影响，因为砂岩油藏非均质性的地质特征是非常复杂没有规律的。所以说，在这样一个时段，我们应该把提升最后的采收率作为是油藏开发管理的目的。当单元含水控制状况越来越差并且注入水的利用率不升反降时，就说明已经进入了低效循环状态了。那么该怎么来看含水控制状况与注入水利用率的呢？首先，我们可以来看含水与含水上升率的升降情况来判别含水控制状况；其次，可以观察存水率与水驱指数来研究分析注入水的利用情况。如此，便很容易观察是否存在低效循环状态了。所以说，以单元开发的研究规律为基础，通过分析含水与含水程度的关系曲线，含水与含水上升率的关系曲线，存水率与采出程度的关系曲线，水驱指数与采出程度的关系曲线来判断单元是否存有低效循环。其中，水驱特征曲线又有一个别称，被称
油品动态计量常见误差分析 肖大伟 原油贸易计量方式有动态计量和静态计量两种方式，动态计量又分为如下三种:以体积计量的流量计配玻璃密度计的计量方式、以体积计量的流量计配在线密度计计量系统、直接显示质量计量结果的质量流量计，受科技水平和生产成本的限制，目前国内各计量站广泛采用的是第一种动态计量方式，常见油量计算公式如下: Mn=Vt*MF*VCF**Cpl*(Ρ20-1.1)*Cw 式中: Mn——空气中的纯油质量; Vt——t温度下油品的体积 VCF——体积温度修正系数 Ρ20——标准密度 MF——流量计系数 1.1 ——空气浮力修正值 Cpl——压力修正系数 Cw——质量含水系数 根据计算公式可以看出，要计算贸易交接的纯油量，需测量出原油的体积、温度、压力、密度、含水率等参数，而这些参数在测量过程中会存在测量误差，从而导致贸易交接的误差，只有将以上各个因素都控制在最小范围内，才能达到控制计量综合误差的目的。 1流量计系数MF误差分析 GB 9109.5规定动态计量可采用基本误差法，当流量计误差在?0.2%以内时，MF=1.0000，也可采用流量计系数法，流量计系数由资质单位定期标定。两种方法
相比而言，基本误差法采用的是固定误差，与真实结果偏差相对较大，故国内各计量站在油量计算时多选用流量计系数法。 采用流量计系数法的误差主要来源于流量计标定条件(压力、温度、流量、粘度)与实际运行工况的偏差，以及油量计算时流量计系数的选用。 1.1流量的影响 流量计的标定，一般只对流量计进行高、中、低三个运行排量点检定,例如塔里木油田外输流量计的选择的排量点为350m?/h、500m?/h和700m?/h，标定时应控制流量尽可能地与预选的排量保持一致，降低标定误差。 1.2 温度的影响 温度的变化，使得流量计腔体膨胀和间隙改变，流量计的基本误差亦随之变化。工作条件下的原油温度越高于检定条件下的原油温度，则流量计的基本误差越偏小，流量体积偏少，反之亦然。 温度的变化可引起油品粘度的改变,流量计的计量准确性会受到影响。 1.3粘度的影响 油品粘度与流量计的泄漏成反比，粘度较高时，间隙大，泄漏量大，粘度低时则相反。 1.4压力的影响 压力的变化会引起计量腔体的变化及流体粘度的变化，导致泄漏量的变化。 1.5系数选取的影响 目前国内各计量站在MF的选取上多采用靠近法，即选用与工况流量接近的流量对应的流量计系数，这与真实值存在偏差。 综合以上所述，为降低流量计系数偏差，应尽可能地使工况接近流量计标定条件，并且在系数选取上采用内插法。 2 VCF误差分析
含水原油动态自动计量系统研究与应用2胜利油田鲁胜石油开发责任有限公司 3胜利油田油气集输总厂孤岛原油库 摘要：本文全面而深入地探讨了含水原油动态自动计量系统的设计、组成部 分和应用案例。通过本文的研究，我们认为智能化系统具有极高的使用价值和效 果改进空间，并将为企业的生产管理提供有力支持和保障。 关键词：自动计量系统；历史数据；动态分析 1含水原油动态自动计量系统设计 1.1系统整体架构 含水原油动态自动计量系统是一种全自动化、实时监测、数据准确性高的计 量系统，主要用于对含水原油进行流量、温度、密度等参数的实时监测和计量。 该系统整体架构包括传感器采集模块、智能控制模块和计量数据管理模块。传感 器采集模块负责将现场的流量、温度、密度等物理量进行采样，并将采集到的数 据通过模拟信号或数字信号的形式传送至智能控制模块。智能控制模块对传感器 采集到的原始数据进行处理，并通过内置的算法模型进行实时计算和校正，最终 得出准确的计量结果。计量数据管理模块则负责将智能控制模块计算出的实时数 据存储在数据库中，并通过网络传输技术实现远程监测与管理。此外，计量数据 管理模块还提供了数据查询、导出等功能，方便用户对原始数据进行分析和统计。 1.2系统组成部分介绍 传感器采集模块是该系统的核心组成部分之一，负责实时采集含水原油在流量、温度、密度等参数方面的相关物理信号，并将其转化为数字信号输出。智能 控制模块则采用高精度的算法模型和信号处理技术，对传感器采集到的数据进行 实时处理和计算，产生准确的计量结果。此外，智能控制模块还可通过接口适配
不同类型的传感器。计量数据管理模块则为系统提供了数据存储、传输、查询等 功能，在数据存储方面，该模块采用数据库技术进行存储，保障了数据的安全性。同时，计量数据管理模块还支持数据的远程传输和用户权限管理。人机界面是含 水原油动态自动计量系统的另一个重要组成部分，它向用户提供直观、友好的操 作界面。通过人机界面，用户可以进行流量计量的启动和控制、历史数据查询、 现场设备状态监测等操作，从而实现对整个计量过程的可视化、远程控制和管理。 2含水原油动态自动计量系统应用案例分析 2.1使用场景描述 含水原油动态自动计量系统适用于对含水原油进行流量、温度、密度等参数 的实时监测和计量，可广泛应用于石油、化工等领域的计量场景。在石油勘探生 产领域，含水原油动态自动计量系统可用于井口生产计量、输送管道计量、储罐 计量以及加注站计量等场景。通过该系统实现对含水原油的实时监测和精确计量，能够提高原油的计量准确性和生产效率，避免人为误差带来的影响。在化工生产 领域，含水原油动态自动计量系统可用于各类液体化工品的计量场景，例如精细 化工、食品工业、医药等领域。由于这些行业的产品质量要求非常高，采用含水 原油动态自动计量系统可以实现对生产过程中各种物料实时监测和计量，从而保 障产品质量和企业安全。 2.2实施前的问题和难点 在含水原油动态自动计量系统的实施过程中，常常会遇到一系列问题和难点，需要在实践中不断积累经验并加以解决。首先，最为关键的问题是传感器的选型 和安装。由于含水原油长时间蓄存可能会导致流量计内产生气泡、沉积物堆积等 问题，这些因素都会对传感器采集数据产生干扰，从而影响到计量结果的准确性。因此，传感器的选型和布置要结合现场情况进行仔细论证和优化设计，确保传感 器位置准确且无任何干扰。 其次，智能控制算法的优化也是该系统实施过程中需要克服的一个难点。在 实际应用中，会受到多种干扰因素如温度变化、液相电导率、沉积物及空气混入 等多种因素影响。如何通过算法及时检测和消除这些干扰因素，并校正计量结果，
原油含水率的检测以及原油计量的研究与实验 摘要：在油田集输工艺中以沉降罐来说，可运用液位变送器和差压变送器进行检测。在通过计算机进行处理之后，完成了沉降罐中原油含水率的检测以及精确对原油进行计量。 关键词：原油含水率检测原油计量 对于原油来说在开采，脱水，计量，集输以及销售的过程中，原油产量以及原油的含水率是最为重要的指标。在油田生产中，检验原油含水率一直采用传统定时取样进行蒸馏化验的人工分析方法，这种方法不能够对测量原油含水率及时的反应出来。因此对于怎样能够提高检测原油含水率的效率，是但一直困扰油田工作检测人员的问题。此外在原油计量工作中应用翻斗流量计是较为常见的，其精度为3级而且能够对油水混合物的重量进行测量。面对这种现状，本组主要针对一个联合站中沉降罐，运用液位变压器和差压变压器进行检测，并通过计算机实时进行处理。通过深入探讨检测沉降罐中原油含水率以及原油计量得到良好的效果，从而进一步实现了沉降罐中原油含水率精确检测以及原油精确计量。 一、原油含水率的检测方法 对于原油含水率进行测量的方法包括，离线测量以及在线测量。 1.离线测量 进行离线测量主要是通过离线分析法进行的，主要分离出原油中的水分，再通过体积比形式表示出来。还能够再利用油水密度值，得出重量含水率。此种方法能够针对油水分离手段的不同选择相应的方法，方法主要包括：蒸馏法，离心法，点脱法以及卡尔-费休法。其中卡尔-费休法主要是在滴定卡尔-费休溶液时，使得水与卡尔费休溶液反应，从而对水分进行测定。通过原油含水分析能够可分析含水率为0.02%～0.2%原油，具有操作简单，误差小，原油乳化程度较小干扰测量结果，精度较高，具有广泛应用前景的特点。但是其不具有实时性，不能够及时对变化的数值进行反映，成为离线方法最大的缺陷。同时离线方法测量的缺点还包括：（1）测量结果会受到取样方式的影响。（2）处理的不够彻底的。（3）操作较为繁琐，效率较低，其中原油的乳化还会对分离效果造成一定的影响。（4）含水率不断改变的过程中，很难只能够依据取样的方式进行检验 2.在线测量 对原油含水率进行在线测量主要，控制原油中水分脱出，在运用一套微机化系统进行分析测量。在传感器的作用下实时采收样本。在线分析测量还包括直接或间接测量。在直接测量中，依据水和油的种种物理性质和化学性质的不同，应用相应的测量原理进行测量。现主要有电容法，短波法，密度法以及中子水分测试法等。运用在线测量的方法测量原油含水率的主要缺点是很难保障进行长期稳
国家质量监督检验检疫总局办公厅关于做好国家石油储备基地油罐计量检定工作的通知 文章属性 •【制定机关】国家质量监督检验检疫总局(已撤销) •【公布日期】2005.10.31 •【文号】质检办量[2005]505号 •【施行日期】2005.10.31 •【效力等级】部门规范性文件 •【时效性】现行有效 •【主题分类】计量 正文 国家质量监督检验检疫总局办公厅关于做好国家石油储备基 地油罐计量检定工作的通知 （2005年10月31日质检办量[2005]505号）各省、自治区、直辖市及计划单列市质量技术监督局，国家大容量第一计量站，各国家石油储备基地有限责任公司： 国家石油储备基地建设是保障我国能源安全和经济社会稳定发展的一项重点工程项目。为保证国家石油储备基地储油罐计量检定数据的权威性、准确性和可靠性，经商国家发改委国家石油储备办公室同意，决定采取指定计量检定机构的方式开展国家石油储备基地储油罐计量检定工作。现就有关事项通知如下： 一、根据国家石油储备基地建设的特点，国家石油储备基地储油罐的计量检定工作统一由国家大容量第一计量站实施检定，中国计量科学研究院和国家原油大流量计量站予以配合，其他计量检定机构不再执行对国家石油储备基地储油罐的计量检定任务。 二、国家大容量第一计量站应当与中国计量科学研究院和国家原油大流量计
量站共同研究国家石油储备基地储油罐计量检定的实施方案，主动与各国家石油储备基地有限责任公司联系，商洽、解决计量检定的相关问题。各国家石油储备基地有限责任公司在正式签约检定前，须按照国家发改委国家石油储备办公室《关于做好国家石油储备基地油罐计量检定工作的通知》(国储油函[2005]6号)要求，报国家石油储备办公室审定。 三、国家大容量第一计量站要高度重视并认真实施国家石油储备基地储油罐的计量检定工作，严格执行国家计量检定规程，保证储油罐计量检定数据的准确、可靠。同时，要无偿协助有关单位开发计量管理系统软件，帮助培训计量人员，降低国家石油储备基地建设成本。 特此通知，请各有关单位遵照执行。
储油罐油量液位测量与控制探究 1. 引言 储油罐是石油工业中常见的重要设备之一，用于储存原油、石油产品以及其他液体。油罐的油量液位测量与控制是确保储油罐正常运行和安全性的关键环节。本文旨在探究储油罐油量液位测量与控制的方法和技术，探讨其中的挑战与解决方案。 2. 液位测量技术 液位测量技术是储油罐油量控制的基础，常用的液位测量方法包括浮子式、雷达式、超声波式、电容式以及差压式等。其中，浮子式液位传感器是一种常见的直接测量方法，通过悬浮在油面上的浮子来测量液位，准确性较高，但容易受到浮子材质、浮子磨损等因素的影响。雷达式液位传感器基于雷达波的回波时间来测量液位，适用于长距离的液位测量，但在温度变化和固体颗粒的状况下可能会受到干扰。 3. 液位控制系统 液位控制系统是实现储油罐油量控制的关键。传统的液位控制系统主要包括液位传感器、控制器和执行器。液位传感器负责实时测量液位，控制器依据设定的目标液位与实际液位之间的差异进行反馈控制，并通过执行器来调整进料和排料的流量以维持目标液位。最常用的液位控制方法是PID控制，通过比例、积分和微分三个环节来调整控制器的输出。 4. 液位测量与控制中的挑战与解决方案 在实际应用中，液位测量与控制面临着一些挑战。起首，温度变化会对液位传感器的准确性产生影响。解决这个问题的方法是使用温度补偿技术，通过在测量过程中同时测量液体的
温度来对测量结果进行修正。其次，波动的液体可以引起测量误差，特殊是在液位传感器的测量范围较小的状况下。为了减小波动对测量的影响，可以使用平均滤波和噪声滤波等技术。此外，在储油罐中有可能存在多相流淌、泡沫以及腐蚀等问题，这些都会对液位测量和控制带来挑战，需要进一步探究和改进。 5. 总结与展望 储油罐油量液位测量与控制是石油工业中的重要问题，准确的油量控制对于储油罐的正常运行和安全性至关重要。目前，液位测量技术和液位控制系统已经相对成熟，但依旧存在一些挑战待解决。为了进一步提高液位测量和控制的准确性和稳定性，需要进一步探究新的测量方法和控制策略，以及改进传感器的设计和性能。将来的进步将更加重视自动化和智能化技术的应用，以实现更高效、更安全的储油罐油量液位测量与控制 综上所述，液位测量与控制在储油罐油量管理中起着至关重要的作用。通过接受PID控制方法，结合比例、积分和微分三个环节，可以实现精确的液位控制。然而，在实际应用中仍存在一些挑战，如温度变化对传感器准确性的影响、波动液体引起的测量误差以及多相流淌和腐蚀等问题。为了进一步提高液位测量和控制的准确性和稳定性，需要探究新的测量方法和控制策略，改进传感器的设计和性能，并加强自动化和智能化技术的应用。将来的进步将使储油罐油量液位测量与控制更加高效、安全
石油化工油品储罐计量与测量仪表设计 分析 摘要：油品储罐是存储油品和各类化工液体的主要容器，类型多，数量大，存储介质复杂，火灾危险性高。不同类型的油品储罐结构和事故特点有所不同，但油品储罐火灾危险性、火灾扑救措施及注意事项又存在共同性。本文对石油化工油品储罐计量与测量仪表设计进行分析，以供参考。 关键词：石油化工；油品储罐；计量与测量仪表 引言 储油罐计量是油库日常管理中的一项重要任务，主要是准确计量油库的库存量和输送量，计量数据主要用于油库静态管理和油库贸易转移。随着进油量和出油量的增加以及油库调整的频繁运行，手动油量测量、温度测量、密度分析等存在不同程度的偏差。盘点时有异常的测量差异。智能高精度仪器适用于储油罐，储油罐管理由传统的手工测量转向自动测量。 1关键技术与特点 (a)对储油层基本数据(液位、密度、温度、水位)进行精确的在线测量，自动转换体积和质量等数据，实现真正意义上的石油数据测量和管理自动化。(b)具有装载系统生产油密度的实时采集功能。表1储层自动计量系统性能指标试验项目:商业石油质量计量最大容许容限，计量系统重复% % ≥ 0.1，最大油液液位测量允差≥0.05/mm≤2最大温度测量允差≤最大密度测量允差0.1/(3)x 0.3仪器寿命/a≥15(c)实时监测储集层密度尤其是通过管式油库(卸货库)及早检测到油类混合事故(d)能够对油类进出口操作进行实时监测，显示油类循环速度，实时输入/输出油量和剩馀的输入/输出油时间，具有有限的输入/输出油警告功能。(e)自动记录功能和更改自动记录的配置参数以及所有类型的警报提高了系
统的可跟踪性和可预防性。(f)具有多类别数据搜索功能，并按储层或石油类别 搜索历史趋势图。 2油品储罐火灾坍塌形态 2.1向一侧塌陷 一面坍塌和燃烧是半开放式燃烧，在经过长时间的烧制和扭曲后，将金属油 罐的壁缩小到油箱的一部分，然后将其缠绕到一侧，从而使油罐的壁部分被毁。 虽然一侧的燃烧减少量小于整个液面的燃烧量，但油罐壁的倒塌和油罐的某些部 分在石油中的跌落可能导致燃烧的死角。在这种情况下，罐内喷洒的泡沫不易被 缩排组件下的油面复盖，因此燃料油不能完全熄灭。这种形状主要是爆炸造成的，爆炸后处于稳定燃烧阶段。例如，陕西延安炼油厂2014年4月26日发生爆炸。 2.2罐顶撕裂 如果油箱爆炸，特别是固定车顶油箱和内浮顶油箱爆炸，油箱罩通常会破裂，从而防止油箱破裂和漏油。但是，由于储油层中的石油和天然气浓度、液体水平 和储油层结构的强弱不同，爆炸造成的储油层破坏不限于储油层屋顶的破坏，有 时还伴随着储油层底部或储油层壁的破坏这导致了大规模的流动，使救援和消防 工作非常困难，但这种情况通常比较少，主要是爆炸造成的，而且在爆炸后处于 稳定的燃烧阶段。这种情况通常导致无法安装泡沫挂钩，而且难以扑灭外面喷洒 的泡沫，从而使消防救援工作极为困难。例如，2014年7月9日，新疆阿克苏县“79”天山环境石油化工有限公司烧毁了一个原油储罐。 3石油化工油品储罐计量与测量仪表的设计方案 在非计量级常压以及低压储罐中，未在多个点位设置温度测量仪表以及压力 变送器，也不需要在油水分界位置加设测量装置，而其他测量仪表的设置均与计 量级常压以及低压储罐保持一致。针对所有装载容积不超过10万立方米的油品 储罐，应当在其顶部加设可连续测量物料液位的仪表（至少2台）；将可直接显 示储罐内液位高度的指示设备设置在储罐侧面；将高低液位报警仪器设置在储罐 控制系统内，一旦检测到液位超出预设值，则可以立即向相关工作人员发出警报。
温度对原油动态计量的影响分析 原油动态计量是通过对原油输送管道中流量、密度、温度等参数的测量，来计算出原 油的实际输送量的方法。其中温度是影响原油体积密度的重要因素之一，因此温度对原油 动态计量的影响较大。本文将从以下几个方面分析温度对原油动态计量的影响。 一、温度对原油体积的影响 随着温度升高，原油的体积密度会减小。根据GB/T 1995-2008《原油密度-测定方法》中的规定，温度每升高1℃，原油的密度会降低0.00065 g/cm3。因此，对于同一质量的原油，温度升高1 ℃，其体积就会扩大0.1%左右。这说明温度对原油的体积具有较大的影响，误差高达1%以上。因此，在进行原油的动态计量时，一定要对温度进行精确的测量和处理，以减小误差的发生。 原油密度计是通过测量原油的密度来推算其质量的仪器。但是密度计的精准度受到温 度的影响较大。一些常见的密度计，如振荡管式密度计、单晶转子型密度计等，均是基于 电容原理来测量密度的。而温度变化会导致电容器的电容变化，进而影响密度的测量值。 因此，在进行原油密度测量时，必须对温度进行精确的补偿。例如振荡管式密度计通常会 使用温度传感器来测量温度并进行补偿，以保证密度计的精准度。 流量计是用于测量原油流量的关键装置，其中热式质量流量计更是直接利用温度的作 用原理来进行测量。热式质量流量计通过加热流量计传感器，测量原油流过传感器前后温 度的差值，进而计算出原油的质量流量。由于温度变化会影响传感器的热特性，因此必须 对温度进行精确测量和补偿，以确保流量计的精准度和稳定性。 原油的粘度是指在固定温度下，单位时间内流体通过单位面积的阻力大小。但是随着 温度升高，原油的粘度会降低。根据经验公式，温度每升高10℃，原油的粘度会降低 10%~20%。因此，在进行原油粘度的测量时，需要对温度进行精确的测量和补偿，以减小 误差的影响。 综上所述，温度对原油动态计量的影响是非常大的。在进行原油动态计量时，必须对 温度进行精确的测量和处理，以确保计量精准度和稳定性。同时，在选择计量设备时，也 要关注设备对温度变化的响应特性，以保证设备的可靠性和稳定性。
温度对原油动态计量的影响分析 原油是全球能源市场中至关重要的一种资源，其产量、质量和价格都受到各种因素的 影响。温度是一个重要的影响因素之一。温度对原油的动态计量有着重要的影响，它会直 接影响原油的密度、粘度、蒸发速度等物性参数，从而影响到原油的储存、输送、加工等 方面。本文将对温度对原油动态计量的影响进行分析，并探讨其在实际生产中的应用。 一、温度对原油密度的影响 原油的密度是指单位体积原油的质量，它随着温度的变化而发生变化。一般来说，随 着温度的升高，原油的密度会逐渐减小。这是因为温度升高会导致原油分子间的间隙增大，从而使得单位体积内所含原油的质量减小。这种影响会直接影响原油的计量，因为原油的 密度是计量原油质量的重要参数之一。在实际生产中，如果在高温环境下测量原油的密度 而未进行相应的修正，就会导致计量误差，从而影响原油交易和运输中的计量准确性。 温度对原油的动态计量有着重要的影响。在实际生产中，需要充分考虑温度对原油密度、粘度、蒸发速度等物性参数的影响，采取相应的措施进行修正，以确保原油的动态计 量准确性。这包括根据实际温度对原油密度、粘度进行修正计量，采取有效的防蒸发措施 减少原油损耗，以及对原油输送管道、储存设施等进行温度控制以减小温度对原油物性参 数的影响。还可以借助先进的仪器设备和计量技术，对温度进行实时监测和修正，以提高 原油动态计量的准确性和稳定性。 温度对原油动态计量的影响是一个复杂而重要的问题，需要在实际生产中引起足够的 重视。通过全面了解温度对原油物性参数的影响规律，采取有效的计量管理措施，可以有 效提高原油的计量准确性和稳定性，从而保障原油交易和运输中的合法权益，促进原油产 业的健康发展。
储罐静态计量与流量计动态计量的对比分析 摘要：储罐静态计量、和流量计动态计量都是国家法定的计量交接方式，只要 工艺条件满足，计量装置符合标准要求，操作程序规范，计算公式正确，就一定 能够得到合格的、一致的计量结果。 关键词：储罐；静态计量；流量计；动态计量；对比 引言 在石油化工行业，储罐是企业中液体原料产品进出厂的重要计量工具。为提高储罐的计 量准确性及计量效率，实现远程实时、集中监控，采用了储罐集中实时计量系统。 1流量计动态计量 流量计计量时，采用管线取样。自动取样应符合 SY5713 原油管线自动取样法的规定， 人工取样应符合 GB4756{ 石油及液体石油产品取样法 ( 手工法 )》的规定。计量规程 SY/T5671 对流量计计量的管线取样和油品测温作如下规定： 1.1取样部位 1.1.1油品试样应从水平安装在流量计出口端垂直管线上或水平呈 90 度安装在流量计出 口端水平管线的流体湍流区的管线取样器中采取。 1.1.2取样管人 M 段的 45 度斜面应朝液体流动方向，入口端斜面的中点应位于管径的 1/3 处，取样管露出部分应尽量短。 1.2取样方法：对装车计量，应在计量开始时储罐内油品流过流量计后 10 分钟、中间时间和计量结束前 10 分钟，各取样 1 次。并将所采取的试样以相等的体积掺和成一份间歇样。 1.3取样要求：取样前，应放出一些要取样的油品，将取样器冲洗干净，然后把试样收 集在试样器中。 1.4油品测温：测温部位在流量计出口端管线上，温度计读数准确到0.2℃。对装车计量，应在计量开始时储罐内油品流过流量计后 10 分钟、中间时间和计量结束前 10 分钟，各测温 1 次。取 3 次所测温度的算术平均值作为油品的平均温度。与静态计量相比，流量计动态计 量方式易于实行计量运行参数采集，实现油量计算及计量检定工作的自动化、微机化，减轻 操作人员的劳动强度，改善工作环境，避免或减少操作人员手工计算产生的误差，提高工作 效率和油量计量的准确性。 2储罐静态计量与流量计动态计量的对比分析 为了减少原油交接中的误差，我们对流量计动态计量进行了分析。同其他计量方式一样，流量计动态计量也存在取样、测温、测压、测密度和含水操作过程中的偶然误差，但这种误 差通过规范操作是可以控制到合理的水平的。所以我们认为这主要是由于工艺原因和流量计 装置安装与规范要求有一定的差距导致流量计计量数据偏差较大。主要表现在： 2.1阀门 1084 内漏是造成流量计计量偏低的主要原因。在工艺上，阀门 1084 就是流量 计的旁通。旁通阀门的内漏是造成流量计计量结果偏低的主要原因。
储油罐液位监测系统设计实现 1发展趋势 随着科学技术的发展，越来越多的新技术将应用于储油罐液位的 测量。特别是对于新传感技术的应用，液位测量将更加精确和经济 ［1 ］o同时，液位测量设备也将趋于小型化和智能化。磁致伸缩液位传感器是趋势之一。磁致伸缩液位传感器易于安装，测量精度高, 但液 体密度和温度变化会导致测量误差［2 ］。 2国内外研究现状 自动测量液位对于液位监测至关重要。目前针对液位的自动测量有很多种技术方法，诸如：吹气法、差压法、II TG法等［3］。为了提升液位监测系统的准确性，就需要对液位监控系统进行高精度测量。常见的液位计包括电容式液位计、超声波液位计、微波液位计、雷达液位计等［4］。其中，电容式液位计价格低廉，易于安装，适用于高温、高压场合，但精度低，需定期维护和重新校准，使用寿命不长。超声波液位计使用超声波，超声波的传播速度受介质密度，浓度，温度和压力等因素的影响，测量的精度低［5］。微波液位计受微波速度的限制，并且几乎不受传播介质、温度、压力和液体介电常数的影响。然而，液体界而的波动，液体表而上的泡沫和液体介质的介电常数对微波反射信号的强度有很大影响。当压力超过规定值时, 将直接关系到液位测量的准确性。雷达液位计具有较高的测量可重复性，无需定期维护和重新校准，测量精度高，但价格昂贵，难以测量油水界而。 3系统总体实现
3 . 1系统研究内容 储油罐液位监测系统改变了传统的人工检尺和化验分析的方法, 为了能够给生产操作和管理模块提送准确的测量数据，液位传感器安装在储油罐上，传感器测量的数据通过G R P S通讯模块发送到控制中心。测量数据的分析和处理由控制中心来执行相应指令。实时监测储油罐内液而的变化，及时准确地掌握油井生产动态，为生产指挥和技术方案提供决策依据，提高油田自动化管理水平。系统的主要功能可表述为：（1 ）测量油气液位。（2 ）测量汕水分界。（3 ）测量储油罐内温度。（4 ）将测量的原始数据传输到控制中心。（5 ）控制中心根据温度补偿算法，通过测量的原始数据计算出油气液位和油水分界线高度，从而计算出原油产量；（6）统计分析油井产量。 3 . 2系统技术难点 对于石油检测，液位监测是必不可少的部分。在实际操作中，液位监测起着非常重要的作用。常见的液位监测系统有：光电液位监测系统、电容式液位监测系统、雷达液位监测系统和改进的浮球监测系统［6］。但是这些液位监测系统在测量油水、油气分界上，只能测量油气分界，无法准确获得真实的石油产量。而基于温度补偿的储油罐液位监测系统能同时测量油水和油气分界，能够准确计算出石油的产量，以及油水比例。当使用温度补偿算法校正测量数据时，磁致伸缩液位传感器会因液体密度和温度的变化而产生测量误差［7 ］。基于温度补偿的储油罐液位监测系统通过温度传感器测量储油罐内的温度。通过温度补偿算法，精确计算出油水液位和油气分界，从而计算出原油产量。基于温度补偿
油库发油计量问题与建议研究 摘要：结合实际，对油库发油量计量问题以及控制要点进行研究。阐述油库 发油量计量存在的问题现状及问题原因，对提高油库发油量计量方法进行详细探讨。希望在本文论述后，可以给相关工作人员提供参考。 关键词：油库；发油计量；问题现状；建议分析 引言 在进行油库发油工作的过程中，必须做好计量工作，保证计量工作的准确性。如果能够做好计量工作，那么就能够为发油装置的各个环节，提供技术保证。相反，如果在计量工作的过程中出现误差，那么就会对发油作业造成不利影响。因此，做好发油计量工作十分重要。本文以发油工作过程中，如何做好发油计量工 作为研究对象，探讨在实践中的应用。 1发油计量问题 1.1问题一 在交易环节，如果发油计量出现问题，那么就会直接影响到客户的经济利益，也会影响到油库方的经济利益。本着诚实信用的原则，在进行交易的过程中，为 了保证交易双方的利益，需要对油品的数量进行检测。在实际检测的过程中，一 般通过体积计量的方法进行检测，这一方法为交易过程提供了保障。但是，在测 量的过程中，如果交易数量较大，那么就需要对多个油罐车进行体积检测，这对 于工作人员提出了较高的要求，超出了工作人员的负荷能力。因此，在进行发油 的工作过程中，如果面临的交易数量较大，还可以通过密度和温度的计算方法进 行检测。虽然对密度和温度进行检测能够解决工作人员超负荷的问题，但是却可 能会发生计量不准确的问题，由此导致双方产生纠纷。 1.2问题二
对实践中存在的问题进行充分的调查，可以总结归纳如下。首先，在发油的 过程中，按照我国法律规定，对于误差值的理解不同，导致实践中交易双方产生 的纠纷。在运输的过程中，有可能会产生相应的损耗，对于出现的运输损耗，以 及误差的范围，如何界定是实践中经常出现的问题。发货方认为，运输的损耗应 当算入误差的范围内。在这种情况下，对于客户而言会出现经济损失。尤其是实 践中运输量较大的情况下，如果运输的损耗包括在误差的范围内就会造成较大的 损失。其次，在进行检测的过程中，如果对油温和密度进行检测，应当严格的按 照操作规范进行，但是实践中总是出现各种各样的违规操作现象。最后，在发油 的过程中，应当做好稳定工作。 2油库发油计量建议措施 为了解决存在的问题，本文将针对上述问题针对性的给出相应的措施，具体 内容如下。 2.1措施一 ①针对密度测量的问题，应当根据我国相关法律的规定进行密度的测量。对 实践进行调查，发现在销售的过程中，由于工作人员的工作失误导致测量的过程 中应用的数据错误，由此产生了交易双方的认知偏差。实践中，对于成品油的密 度检测以及原油的密度检测所应用的数据是不同的，依据的规范也存在差异。对 于原油的密度检测应当依据SY/T5671-1993《石油及液体石油产品流量计交接计 量规程》，对于成品油的检测应当依据GB/T4756-2015《石油液体手工取样法》。由于所依据的规章制度不同，因此对于石油检测的密度结果也会存在差异，导致 交易双方在交易过程中出现了互相扯皮的现象。在实践中，由于成品油的交易占 绝大多数，因此以后者为对象进行计量工作，应当依据《石油液体手工取样法》 中的规定进行。在实际检测的过程中，可以在装车之前和装车结束之后各自取样，将两次取样结果混合之后进行密度的测量，能够保证结果的准确性。 ②具体而言，在检测的过程中，应当做好相应的准备工作。在检测的过程中，应当严格按照规范操作的流程进行。举例说明，在测量的过程中，如果温度的变 化较大，那么此时，为了保证检测结果的准确性，应当使用恒温水浴的方式。同
【下载本文档，可以自由复制内容或自由编辑修改内容，更多精彩文章，期待你的好评和关注，我将一如既往为您服务】 储罐油量计算方法 1 油品算量操作 1.1 术语和定义（国标GB/T 19779-2005） 1.1.1 游离水（FW ） 在油品中独立分层并主要存在于油品下面的水。FW V 表示游离水的扣除量，其中包括底部沉淀物。 1.1.2 沉淀物和水（SW ） 油品中的悬浮沉淀物、溶解水和悬浮水总称为沉淀物和水。其质量分数或体积分数、体积和质量分别用SW %、SW V 和SW m 表示。 1.1.3 沉淀物和水的修正系数（CSW ） 为扣除油品中的沉淀物和水（SW ）将毛标准体积修正到净标准体积或将毛质量修正到净质量的修正系数。 1.1.4 体积修正系数（VCF ） 将油品从计量温度下的体积修正到标准体积的修正系数。用标准温度下的体积与其在非标准温度下的体积之比表示。等同于液体温度修正系数（CTL ） 1.1.5 罐壁温度修正系数（CTSh ） 将油罐从标准温度下的标定容积（即油罐容积表示值）修正到使用温度下实际容积的修正系数。 1.1.6 总计量体积（to V ） 在计量温度下，所有油品、沉淀物和水以及游离水的总测量体积。 1.1.7 毛计量体积（go V ） 在计量温度下，已扣除游离水的所有油品以及沉淀物和水的总测量体积。 1.1.8 毛标准体积（gs V ） 在标准温度下，已扣除游离水的所有油品及沉淀物和水的总体积。通过计量温度和标准密度所对应的体积修正系数修正毛计量体积可得到毛标准体积。 1.1.9 净标准体积（ns V ） 在标准温度下，已扣除游离水及沉淀物和水的所有油品的总体积。从毛标准体积中扣除沉淀物和水可得到净标准体积。 1.1.10 表观质量（m ）