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降低管道输送原油计量误差的对策

降低管道输送原油计量误差的对策
降低管道输送原油计量误差的对策

降低管道输送原油计量误差的对策

【摘要】原油在管道输送过程中有诸多因素影响着交接计量的准确性,本文影响因素进行了简单的介绍分析。并且在这一基础上对如何降低管道输送中原油交接计量误差提出了改进的措施建议,旨在提高炼油厂的工作效率,降低生产工作成本,提高经济效益。【关键词】管道输送计量误差原因对策

计量在企业中是管理的重要因素,现代化的市场经济需要以准确的计量数据位依据进行科学的管理。近年来由于石油开采的不断深入和原油消费的大幅增加,原油的价格也呈现持续的上升趋势,这对炼油企业来说就增加了成本支出,除此之外,原油在管道输送过程中还存在着不同程度的计量误差,这也在炼油企业的成本中,所以在降低炼油企业的生产成本研究中,要将降低管道输送原油的计量误差作为研究重点,本文对原油在管道输送过程中造成计量误差的原因进行了分析,并据此提出了具体的建议措施。

1 原油在管道输送中交接计量误差的原因

要想降低管道输送原油计量的误差,关键是要对造成误差的原因进行分析。虽然管道输送原油中的交接计量是有相应的国家标准的,但是在实际的计量中结果永远无法完全真实的反映真值,只能尽量的使计量结果接近真值,目前国家对贸易交接用计量误差的规定是不得超过0.2%。从目前的计量实际情况来看,影响计量误差的因素主要有如下几种因素:

1.1 计量人员因素的影响

原油管道输送安全规定sy5737-1995.doc

【时效性】有效 【颁布单位】中国石油天然气总公司 【颁布日期】951118 【实施日期】960515 【失效日期】 【内容分类】综合 【名称】原油管道输送安全规定 【标准号】SY5737-1995 【章名】全文 原油管道输送安全规定

1 范围 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2 引用标准 下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时,所示 版本均为有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ 74-84 石油库设计规范 GBJ 140-90 建筑灭火器配置设计规范 GB 50151-92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183-93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060-92 油田防静电接地设计规定 SY 0075-93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031-95 石油工业用加热炉安全规程 SY 5858-93 石油企业工业动火安全规程 SY 5225-1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T 5920-94 原油库运行管理规范 SY/T 5918-94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定 石油天然气管道保护条例国务院1989年3月12日第33号令 3 输油站 3.1一般安全规定 3.1.1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB 50183,防火防爆应按SY 5225。 3.1.2输油站生产区和生活区应隔开,并有明显的安全标志。 3.1.3输油站应建立,完善以下安全管理制度:

油品计量误差原因分析

油品计量误差原因分析 油品计量误差原因分析 油品计量误差原因分析 段多寿 段多寿:油品计量误差原因分析,油气储运,1999,18(11) 45~46。 摘要在石油及其液体产品的贸易计量交接过程中,造成油品计量误差的原因主要有四个方面,即油罐容积标定的误差、石油计量器具误差、计量操作误差以及使用石油计量换算表不当造成的误差。在分析各种误差的基础上,提出了降低计量误差的办法。 主题词计量误差原因分析 Duan Duoshou:Analysis on the Accuracy Error in Product Metering,OGST,1999,18(11)45~46. In metering petroleum and its liquid products,the metering errors produced mainly are as follows:volume calibration of tank,measuring instruments,human mistake and improper use of the petroleum conversion table.Based on the analytical results of the errors,the paper puts forward the method to cut back the metering errors. Subject Headings:metering,error,reason,analysis 在国内液体货物的贸易计量中,普遍将油罐和油轮当作计量器具。然而在使用这些容器交接油品时,计量误差不但不能避免,甚至会给经营双方带来一定的经济亏损。 一、油罐容积标定误差 按JJG168—87《立式金属罐容量》试行检定规程规定,容量为100~700m3的油罐,检定的总不确定度不大于0.2%;容量为700m3以上的油罐,检定的总不确定度不大于 0.1%,置信度为95%。然而这一误差还不包括因底板负重凹陷造成的底量误差。据文献[1]介绍,这一未经计量的误差数接近于可用容量的0.3%。此种现象的存在严重影响着油品计量的准确性。

俄罗斯原油管道运输系统

俄罗斯原油管道运输系统 (1)波罗的海管道运输系统(BTC)。 20世纪90年代初,独立后的波罗的海三国对过境的俄罗斯石油制定了高昂的运费,俄为此每年损失数亿美元。为降低对爱沙尼亚、立陶宛和拉脱维亚等输送管线的依赖,俄从1997年正式开始建设波罗的海管道运输系统。管道东起雅罗斯拉夫尔,西到波罗的海边的普里摩尔斯克港,长709千米,将俄罗斯季曼—伯朝拉地区、西西伯利亚、乌拉尔和伏尔加河沿岸等地区生产的石油运至列宁格勒州的普里摩尔斯克港,然后再用油轮运至欧洲主要的石油贸易和加工中心。2006年4月工程全部竣工,石油年输送规模将达到6500万吨的最大设计量。俄罗斯能源界人士认为,该管道运输系统有助于维护俄的经济和战略利益。它的建成使俄可以主要通过本国港口出口石油,这不仅节省了俄石油出口的过境费用,还减轻了石油出口对相关国家过境服务的依赖性。该系统的运营商是国有的俄罗斯石油管道运输公司。(2)友谊管道系统。 俄罗斯原油向欧洲出口主要是通过友谊管道系统。1959年,苏联、捷克斯洛伐克、匈牙利、波兰、民主德国等经互会成员签署了共同建设友谊管道的协议,并于1964年建成该管道。其主干线从俄罗斯中部伏尔加河沿岸的萨马拉州开始向西延伸,途经八个州,最终从布良斯克州进入白俄罗斯。主干线在白俄罗斯的莫济廖夫市形成北部和南部支线,北部支线从白俄罗斯延伸至波兰和德国,南部支线从白

俄罗斯经乌克兰延伸至斯洛伐克、捷克和匈牙利,管道单线长度近8900千米。此外,该输油管道从俄罗斯布良斯克州的乌涅恰市还分出一条经过白俄罗斯通往立陶宛和拉脱维亚的支线。 近年来随着俄罗斯石油产量的增加,友谊管道的运输量也在不断增加,2001年为7640万吨,2003年为9780万吨,2004年为11670万吨。通过友谊输油管道,德国每天进口约50万桶石油,约占其日石油消费量的20%;波兰每天进口约53万桶;捷克每天进口约10万桶,约占其日石油消费量的一半;斯洛伐克和匈牙利每天进口分别约为7.6万桶和13.5万桶。 此次俄白油气纷争使俄罗斯更加深刻地意识到推进石油出口线路多元化的重要性。俄工业和能源部长赫里斯坚科指出,这一争端将迫使俄方采取包括加大通过波罗的海管道系统的石油出口量在内的一系列措施,以逐步取代通过白俄罗斯领土对欧洲的石油出口。(3)萨马拉—新罗西斯克管道。 该管道主要是将萨马拉方向来的石油通过国内管网输至俄罗斯在黑海的主要港口新罗西斯克,然后装船经黑海和土耳其海峡外运。(4)里海财团管道。 里海财团(CPC)由俄罗斯、哈萨克斯坦、阿曼政府和一个由石油生产商组成的财团共同成立。该管道2001年底开始运行,连接哈萨克斯坦的田吉兹油田和俄罗斯的新罗西斯克港,通过黑海出口俄罗斯和哈萨克斯坦的原油。管道长1580千米,年输油能力2800万吨,

管输原油交接计量影响因素分析及对策解析

管输原油交接计量影响因素分析及对策 摘要:介绍了原油管道输送中影响交接计量准确性的主要因素,对流量计、温度、压力、密度、含水等造成计量误差的主要因素进行了分析。在分析误差原因的基础上,提出了降低管输原油交接计量误差的措施。 关键词:原油管输,计量误差,因素,分析 随着市场经济的深入发展,计量工作已成为企业现代化管理的重要基础之一。对炼油化工企业来讲,随着商品原油的价格不断上涨及原油加工量的增加,原油加工成本不断增加,而原油管道输送过程中由于计量误差造成的损失也将加大原油加工成本,因此如何降低原油计量误差,有效控制原油厂损失,已成炼油化工企业计量工作的关键部分。 1 影响管输原油交接计量的因素 管输原油交接计量是根据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×流量计修正因数×(标准密度—空气浮力修正因数)×含水修正因数×体积压力修正因数×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。

由上述公式可以看出,管输原油交接计量是在测量条件下,测量出原油的体积、温度、压力、密度、含水率等参数,用测得的参数计算出管输原油贸易交接的纯油量。可以分析得出,影响原油动态计量综合误差的因素有:①流量计计量误差;②取样误差;③密度测量误差;④含水率测量误差;⑤温度测量误差,⑥压力测量误差。因此,在管输原油交接计量中,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。 2 影响管输原油交接计量误差原因分析 2.1 流量计计量误差 管输原油是用双转子流量计,对流动状态下的原油进行连续的计量。在使用中,按JJG667《液体容积式流量计检定规程》,用在线标准体积管对双转子流量计进行检定,从而确定双转子流量计的计量因数。因此流量计的计量因数误差最终决定了流量计的计量误差。在运行工艺条件下,由于温度、压力、黏度等因素的改变均会影响计量的体积。在很多情况下,由于受生产工艺的限制,流量计检定时原油的温度、压力、黏度与生产运行时的原油的温度、压力、黏度不同,其中温度是体积流量计量中最有影响的一个参数。以1#双转子流量计为例,在流量为500m3/h时,不同原油温度下流量计因数误差的变化情况见表1。 从上表可以看出,当通过流量计的原油温度降低时,原油的黏度增大,对双转子流量计来说,原油黏度越高,漏失量越少,温度下降使流量计特性曲线

原油管道输送安全规定.DOC

原油管道输送安全规定.DOC 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。2 引用标准下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时,所示版本均为有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。G BJ74-84 石油库设计规范 GBJ140-90 建筑灭火器配置设计规范 GB50151-92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB50183-93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060-92 油田防静电接地设计规定 SY 0075-93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031-95 石油工业用加热炉安全规程 SY5858-93 石油企业工业动火安全规程 SY5225-1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T5920-94 原油库运行管理规范 SY/T5918-94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定石油天然气管道保护条例国务院1989年3月12日第33号令3 输油站 3、1一般安全规定 3、1、1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB50183,防火防爆应按SY5225。 3、1、2输油站生产区和生活区应隔开,并有明显的安全标志。 3、1、3输油站应建立,完善以下安全管理制度: a)三级安全教育制度; b)人员、机动车辆入站管理制度; c)外来施工人员安全管理制度; d)岗位责任制; e)领导干部安全承包责任制。 3、1、4不应用汽油、香蕉水和其它有机溶剂在岗位上擦洗设备、衣服和地面。载热物体上不应放置易燃物。 3、1、5在油气区内应安装固定式可燃气体报警仪,并定期检查。 3、1、6油品化验室应有良好的通风设施。 3、1、7生产区内动火应按SY5858。 3、2试运与投产试运、投产之前应制定试运投产方案,经上级主管部门批准后方可实施。 3、3工艺流程启动、停运与切换 3、3、1输油工艺流程的运行和操作应按SY/T5920。

原油动态计量

管输原油动态计量工作规范 第一章管输原油检验基础信息 一、检验标准依据 1)DIN EN ISO 3171-2000 《石油液态产品.管道自动取样》 2)API MPMS 《石油计量标准手册(MPMS)》 5.2章:碳水化和物的容积式流量计计量 8.2章:石油和石油产品自动取样 11.1章:原油、炼油产品和润滑油的温度和体积修正系数 12.2章:涡轮或容积式流量计液体石油油量计算 21.2章:流量计–电气液体计量 3)ISO 5024-1999《石油液体和液化石油气体.测量.标准参比条件》 4)ISO-9403-2000《原油传输责任-货物检验指南》 5)ISO 9029-1990《原油水份测定法-蒸馏法》 6)GB 1884-2000《原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法)》 7)ASTM-D4006-1995《原油水份测定法-蒸馏法》 8)ISO 3675-1998《原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法)》 9)GB 8929-88《原油水含量测定法-蒸馏法》 10)GB 6533-1986《原油水及沉淀物份测定法-离心法》 11)GB 6532-1986《原油及其产品的盐含量测定法》 12)GB 510-1983《石油产品凝点测定法》 13)ASTM D4007-1995《原油水及沉淀物份测定法-离心法》 14)GB-17040-1997《石油产品硫含量测定法-能量色散X荧光光谱法》 15)ASTM D4294-03《石油和石油产品中硫的测定方法-能量色散X荧光光谱法》16)GB 9109.1-88 《原油动态计量一般原则》 17)GB 9109.5-88 《原油动态计量油量计算》 18)ASTM D477 《石油液体自动管线取样》 19)SN/T 0186-93 《进出口商品重量鉴定规程流量计计重》 20)GB/T1 7287-1998 《液态烃动态测量体积计量系统的统计控制》

最新原油管道输送基础知识

原油管道输送基础知识 1、原油管道输送简介 1.1我国原油管道输送的基本运作程序原油是我国的战略物资,是国家的经济命脉。我国原油物资隶属国家所有,国家经贸委下属的中国石油天然气集团公司及中国石油化工集团公司行使国家赋予的石油勘探、开发权利。作为中游业务的原油管道运输, 其作用是将原油由油田的集输厂通过管道长距离输送至炼厂、码头等。目前我国绝大多数长距离原油管道由中国石油天然气集团公司下属的中国石油天然气管道局及中国石油化工集团公司下属的管道储运公司管理,国家依据国民经济的总体发展需要制定宏观的年原油生产计划,集团公司根据各油田的产量及下游企业—炼厂及化工厂的情况制定年度、季度及月度管道输油计划,管道企业依据计划与原油承接方—炼厂及化工厂等签定供货合同并制定输油方案组织输送。随着市场经济的逐步深入,石油的运作逐步向市场运作机制靠拢,原油的产、供、销等也会相应发生变化,管道企业在完成国家任务的同时也可承担其它原油输送业务,以满足国内原油输送市场的需要,原油管道输送将会更加市场化。 1.2 管道输油原理 管道输油是将原油(或油品)加压、加热通过输油管道由某地(一般是油田)输送至另一地(一般是炼厂、码头等)。加压的目的是为原油提供动能,以克服沿线地理位差及管道沿线的压力损失;加热是针对“含蜡高、凝点高、粘度大” 的“三高” 原油而采取的措施,目的是使管道中原油的温度始终保持在凝点以上或更高的温度以使原油顺利流动。实现原油的长距离输送必须有输油站及线路两大部分。输油站中包括输油泵机组、加热设备、计量化验、通讯设备、储油罐等,而线路部分包括管道本身、沿线阀室、穿(跨)越、阴极保护设施及沿线通讯线路、自控线路、简易公路等。 1.3 输油站的分类输油站有两种分类方法,按输油站所处位置分,有首站、中间站及末站。首站一般在油田,作用是收集油田来油,经计量、加压、加热向下游输送。一般原油输送管道距离较长,首站一次加压加热后不能到达终点,所以需在中间设若干个接力站—中间站,以便继续输送。输油管道的终点称为末站,它的任务是接收来油,经计量后交给用油企业或转运;按输油站的作用分有热泵站、泵站及热站。所谓热泵站是指给原油既加压又加热,泵站只加压不加热,热站只加热不加压。 1.4 热泵站的组成由于我国原油主要是“三高”原油,输送时既需加压又需加热,所 以我国原油输送管道的输油站大多为热泵站,热泵站中主要设备有:输油泵及配用电机、加热炉、换热器、储油罐、计量设施等。泵站和热站的输油设备要少一些。 2、输油泵 2.1 泵的概念及作用 泵是能输送液体并提高液体压力的机器,在原油输送管道中,泵是输油的心脏设备,它提供原油以压力能,使原油顺利输送至终点。 2.2 泵的分类泵可分为三种类型:

关于原油静态计量减小误差方法的探究

关于原油静态计量减小误差方法的探究 随着我国进口原油上岸数量的逐年增加,原油储罐静态计量已成为原油码头大型站库的重要原油交接方式。对于原油站库来说储罐的静态计量的准确度,直接影响到企业的经济效益,是形成企业盈亏的重要核心部分。这就要求运销计量管理上必须以多种形式的计量方法做比对,从影响计量准确度的关键因素上下手,抓好运销计量质量。而原油静态计量影响因素中的油品取样、油品化验、大罐检定、油品计量方法都对原油计量的准确性有着重要的影响。基于此,本文就原油的静态计量相关问题进行详细探究。 标签:原油储罐;计量误差;原油静态计量;误差控制 油品静态计量是油品处于静止状态下的计量方式,包括容器计量和衡器计量两大部分。容器计量是油品在油罐、油船、铁路罐车、汽车罐车、桶等容器内进行的计量,在直接上岸的进口原油油量交接中,主要采用立式金属油罐进行原油静态计量。要做到准确计量就应该尽量减少计量过程中的误差。根据油品静态计量误差的原因进行分析,主要有以下几方面的因素:计量仪器准确度、计量方法的合理性、计量人员的责任心等。为此,保证计量器具使用的合法性、加强计量人员在工作中的责任心,合理使用多种计量计算方法比对油量的准确性,是将油量计算误差进行最小化控制的保证。 1 油库储油罐原油静态计量交接简介 原油静态计量一般是通过人工检尺、测温、取样并化验油品的密度、含水率,最后依据国家标准规定的计算方法计算出纯油量。 1.1 中石化所属企业原油储油罐的计量交接执行标准是 ①GB/T19779-2005;②GB/T13894-1992;③GB/T8927-2008;④GB/T4756-2015;⑤GB/T1884-2000;⑥GB/T8929-2006。 1.2 原油静态计量所使用的计量器具 1.2.1 立式金属油罐 罐体无严重变形,无渗漏,罐体倾斜度不超过设计高度1%,油罐应按相应的检定规程,由有资质的检定机构进行检定,用于贸易交接计量的油罐必须由有授权进行强制检定资质的检定机构进行检定,并出具符合技术要求的罐容表及有效的检定证书。 1.2.2 量油尺 量油尺应符合GB13236 ,每半年检定一次,正确使用检定证书上提供的修

浅谈如何提高油品计量准确性

浅谈如何提高油品计量准确性 油品的保存需要一些特殊的工艺条件,还要确保所实施的工艺措施具有相应的稳定性。实际操作的时候油品的交接计量通常都是用人工检尺计量在油罐中进行测量,而人工检尺计量又很容易造成误差,文章对油品计量时液位测量、油品采样、温度测量、密度换算等环节可能导致的计量误差的各个方面进行了分析,并提出了相应的减小计量误差、提高计量准确度的措施。 标签:油品;计量;准确性 油品的保存需要一些特殊的工艺条件,还要确保所实施的工艺措施具有相应的稳定性。不过因为多种因素的影响,其计量往往有着不确定性,也就是说油品的计量是有误差的。那么要怎样才能够减少或避免不确定的环境因素对于油品计量的影响而减小误差呢?所以,确保储存工艺下的油品计量准确减小误差是值得探究的问题。实际操作的时候油品的交接计量通常都是用人工检尺计量在油罐中进行测量,而人工检尺计量又很容易造成误差,其测液位、温度、密度、采样等操作中很难准确无误的得到测量数据,如若操作不恰当所取得的数值误差是很大的。现如今在企业日益发展壮大的情形下,尽量减小油罐人工计量的误差,提升油品计量的准确度十分迫切。 1 油品计量误差产生的原因 导致油品计量不准确的因素有很多,其中就影响储罐测量准确性方面而言,环境变化的影响是最大的影响因素。具体的说,环境变化所引起的计量误差就是多种环境因素和测量标准之间有着不同的差异,如有位置和时间的变化就很容易导致装置测量产生误差。在实际的操作中,因为环境的变化会产生的罐压力和介质温度变化,所以介质液体和气体体积变化是根据环境变化而变化的。在对液体位置的测量误差进行分析以后,再对介质的温度变化引起的计量误差的计算,可以看到产生误差的一些原因,这样做有助于日后对于测量设备的误差值进行校核,还有助于对计量仪器进行改进,对有效补偿机制来说又有着重要的现实意义。需要注意的是人工检尺计量有许多的环节,像测量温度、采集样本、视密度换算、油品液位等,而这些环节在实际的操作过程中基本上都会产生一定的误差。 1.1 容量测量误差 在实际的应用过程中,还没有使用的油罐需要做严格的标定,如果不按照标定的相关要求进行工作,就极有可能使得油罐容积表不能精准的显示数据,进而增加下一次标定前的误差。此外,因为天气、地点以及液压的作用,还会导致其变形,进而直接影响到油品计量的准确度。通常所讲的油罐容积都是在空罐条件下测量出来的,至于液体静压力以及罐壁温度等特殊情形的影响作用并没有算入其中,只是将它们作为理论来计算的时候才测算。不过,因为在日常的生产中,在给油罐充油的时候,油品重量可能会导致罐底下沉,油罐的底部也会根据充卸油的情况有所而改变。

原油管道输送安全规定

百度文库- 让每个人平等地提升自我 原油管道输送安全规定 1 范围 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2 引用标准 下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时,所示版本均为有效。所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ 74-84 石油库设计规范 GBJ 140-90 建筑灭火器配置设计规范 GB 50151-92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183-93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060-92 油田防静电接地设计规定 SY 0075-93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031-95 石油工业用加热炉安全规程 SY 5858-93 石油企业工业动火安全规程 SY 5225-1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T 5920-94 原油库运行管理规范 SY/T 5918-94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定 石油天然气管道保护条例国务院1989年3月12日第33号令 3 输油站 一般安全规定 3.1.1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB 50183,防火防爆应按SY 5225。

3.1.2输油站生产区和生活区应隔开,并有明显的安全标志。 3.1.3输油站应建立,完善以下安全管理制度: a)三级安全教育制度; b)人员、机动车辆入站管理制度; c)外来施工人员安全管理制度; d)岗位责任制; e)领导干部安全承包责任制。 3.1.4不应用汽油、香蕉水和其它有机溶剂在岗位上擦洗设备、衣服和地面。载热物体上不应放 置易燃物。 3.1.5在油气区内应安装固定式可燃气体报警仪,并定期检查。 3.1.6油品化验室应有良好的通风设施。 3.1.7生产区内动火应按SY 5858。 试运与投产 试运、投产之前应制定试运投产方案,经上级主管部门批准后方可实施。 工艺流程启动、停运与切换 3.3.1输油工艺流程的运行和操作应按SY/T 5920。 3.3.2输油工艺的运行参数应控制在规定的范围之内。 3.3.3遇到有着火、爆炸、跑油等紧急情况,应及时采取措施,并加强上下站间的联系,同时由调度向上级汇报。 3.3.4旁接油罐流程运行时,要防止旁接油罐抽空或溢罐。 3.3.5实行正、反交替输送的管线,反输油温、流量和总输量应符合安全要求,避免发生凝管。 3.3.6输油站设有的高、低压泄压阀应长期使用,并按规定定期检验。

8第八章静态计量误差分析11.07.

第八章 静态计量误差分析 应用静态方式对油品进行计量时, 常用的计量器具主要有立式金属罐 (包括外浮顶罐和 内浮顶罐)、卧式金属罐(包括铁路油罐车、汽车油罐车和油库或加油站卧式储油罐 )及油船(包 括油驳和油轮)等。对任何一种计量器具而言,其自身及使用中存在或产生各类误差是必然 的。而计量器具的误差又必然会影响其计量结果的准确性。 因此,了解各类误差产生的原因, 并对其进行研究分析,以采取相应有效的措施,尽量降低和减少误差的影响是非常必要的。 第一节立式金属罐计量误差分析 立式金属罐作为静态计量方式中主要的计量器具,应用非常广泛。在 体石油产品计量技术规范》中规定了立式金属罐的计量准确度为 ±).35%。 一、立式金属罐综合误差的定量分析 目前国内常用的油品商品质量交接的计量公式有 m 20 V 20 F (8-1) m (20 1.1) V 20 (8-2) m D t V t (8-3) m {[(V to V fw ) CTSh] VCF WCF} m f r (8-4) 下面以式8-2为例分析误差来源。 由式8-2可推导出油品商品质量的计量误差公式为 dm dV 20 d ( 20 1.1) (8-5) m V 20 20 1.1 以下分析式8-5的各项误差来源。 1、油品标准密度 20 方面的误差估计(以20取720.0kg/m 3和置信概率为 95%为例) 式8-5 d( 20 1.1)/( 20 1.1)中主要有下列误差因素: (1 )视密度和视温度测量误差造成 20的误差1 ① 视密度t 测量误差U 1 按照GB/T1884《原油和液体石油产品密度实验室测定法》规定,若使用 SY — I 型石油 密度计,其最小分度值为 0.5 kg/m 3,准确度为±).5kg/m 3,故该密度计带来的基本误差是 ±).5kg/m 3。测量油品密度时,示值估读误差为 ±).2kg/m 3o 据部分油罐测试证明:只要罐内 油品不是明显分层,则在 1/6高度和5/6高度处油品密度差值就不会大于 0.1kg/m 3,故按规 程分别从上、中、下层取样,其代表性试样的密度差不大于 ±).3kg/m 3o 由于上述各分项误 差的符号是不确定的,彼此相互独立,没有相关性,所以视密度的测量误差 U 1按方和根法 合成,即 U 1 ■■ 0.52 0.22 0.32 =±).616 kg/m 3 ② 视温度t 测量误差U 2 根据国标GB/T1884规定,若使用分度值为 0.2C 的玻璃全浸棒式水银温度计,则其基 本误差为±).3 C 。读取温度示值时,示值估读误差为 ±0.1 C 。由于读取密度计和温度计示值 时的不同步,估计在这段时间间隔内温度计的示值变化不会大于 ±)2C,故温度计的测量误 差为 JJF1014《罐内液

成品油管道输送安全规程

成品油管道输送安全规程(SY/T6652-2006) 2007-1-1 起执行 目次 前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 安全通则 4 输储油设备 5 油品输送 6 混油处理 7 输油管道 8 消防设施 前言 本标准是依据我国在役成品油管道安全生产的实际经验,并参考国外发达国家的相关标准制定而成。本标准旨在规范成品油管道日常生产运行过程中的安全管理,减少事故发生。 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位:中国石油天然气股份有限公司管道分公司。 本标准主要起草人:闫啸、朱建平、张彦敏。 成品油管道输送安全规程 1 范围 本标准规定了成品油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于输送汽油、煤油、柴油的成品油管道。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。 GB 50074 石油库设计规范 GB 50151 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183 石油天然气工程设计防火规范 GB 50196 高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50253 输油管道工程设计规范 GBJ 140 建筑灭火器配置设计规范 SY/T 0075 油罐区防火堤设计规范 SY/T 5737 原油管道输送安全规程 SY/T 5858 石油工业动火作业安全规程 SY 5984 油(气)田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规定 SY/T 6470 输油气管道通用阀门操作、维护、检修规程 SY 6503 可燃气体检测报警器使用规范 SY/T 6529 原油库固定式消防系统运行规范 3 安全通则

油品交接计量各类误差因素及计算解决大全

超差原因(作者汪楚): (一)油品挥发所致超损 北油南运中,南北温差较大也成了油品小呼吸损耗的罪魁祸首,另外,在装卸油品过程中,很多港口的设备水平也是导致油品作业高损耗的一个主要因素。 (二)计量中不可控制的误差所致超损 下海油计量交接过程涉及环节较多,包括各环节在读数上的随机误差,计算方法、本身具有的误差等。 (三)发货港岸 1.发油管线中油品存量改变的影响 (1)人为因素:发油作业将要结束时,由于某种利益的驱动或操作失误,先关闭油罐出口阀门,后关闭码头装船阀门,在泵压力或自流情况下,将管线中的油品部分拉空.拉空后又不用油罐内的油品顶管线或顶管线时故意降低压力,结果使后面装油的那艘油轮出现亏量。 (2)工艺设计缺陷:输油管道由于管段高差,必然存在翻越点.翻越点的存在造成了不满流管段,而工艺设计中往往不考虑这一情况.又由于每次装船的流量不完全相同,即使同一条船,在整个装船作业过程中流量也时有变化,因此每次装船作业结束后,其翻越点后面的不满流管线长度或发油管道总存油量并不完全一致,从而造成发油计量不准而亏量。 (3)低液位发油:当发油发到油罐内出油管上端,且到油液面

的距离少于50cm时,由于液面低和发油速度快,必定产生旋涡,那么油品夹杂着油气随着旋涡一起进入发油管道,从而当发油结束时,必定有许多油气已进入发油管线中.当再次利用该管线发油时,就会产生亏量。 2.浮顶状态改变产生的影响 当浮顶从起浮状态发油到非起浮状态时,罐壁对浮顶的静摩擦力从有到无,因而产生油品计量误差。根据文献分析,按设计摩擦力计量,造成的油品计量误差为±0.04%到±0.15%。而事实上,由于罐壁的不规则,实际摩擦力要比设计摩擦力大,实际误差可能要比这一误差大的多。另外浮顶重量是根据设计图纸或容量比较法得到的,是一个近似值,当浮顶状态改变时,它也给发油计量带来一定的系统误差。 3.油品质量原因方面的影响 一些炼厂生产的油品含蜡量高,冷滤点和凝点高,在北方地区低温时节,易在承运油轮舱内(舶舱内无加温设备)发生析蜡现象,在卸货过程中,大部分析蜡油品滞留于舱底或舱壁且无法卸空,导致入库实收量发生亏量。 (四)装运油轮 (1)人为因素造成亏量。目前油品运输市场并不规范,有的油轮在装运过程中将一部分油品通过暗管线输入到油轮的燃油仓或暗仓中,或在运输途中自盗,以致造成实收亏量。

原油管道输送方式及工艺流程

原油管道输送方式及工艺流程 一、组成 长距离输油管道由输油站和线路组成; 输油站就是给油流一定的能量(压力能和热力能),按所处位置分首站、中间站、末站; 中间站按任务不同分加热站、加压站、热泵站(加压、加热); 首站:输油管道起点的输油站,任务是接受(计量、储存)原油,经加压、加热向下一站输送; 输油管道终点的输油站称末站,接受来油和把油品输给用油单位,配有储罐、计量、化验及运转设施。 二、输送工艺 1、“旁接油罐”式输送工艺: 上站来油可进入泵站的输油泵也可同时进入油罐的输送工艺,油罐通过旁路连接到干线上,当本站与上下站的输量不平衡时,油罐起缓冲作用 特点; a 各管段输量可不等,油罐起缓冲作用; b 各管段单独成一水力系统,有利于运行调节和减少站间的相互影响; c 与“从泵到泵”相比,不需较高的自动调节系统,操作简单。 2、“从泵到泵” 输送工艺: 为密闭输送工艺,中间站不设缓冲罐,上站来油全部直接进泵

特点: a 可基本消除中间站的蒸发损耗; b整个管道成一个统一的水力系统,充分利用上站余压,减少节流,但各站要有可靠的自动调节和保护装置; c工艺流程简单。 三、输油站的基本组成 1、主生产区 (1)油泵房(输油泵机组、润滑、冷却、污油回收等系统);(2)加热系统(加热炉和换热器); (3)总阀室(控制和切换流程); (4)清管器收发室; (5)计量间(流量计及标定装置); (6)油罐区; (7)站控室; (8)油品预处理设施(热处理、添加剂、脱水等)。 2、辅助生产区 (1)供电系统(变、配、发电); (2)供热系统(锅炉房、燃料油系统、热力管网等); (3)给排水系统(水源、循环水、软化水、消防水等); (4)供风系统(仪表风、扫线用风); (5)阴极保护设施; (6)消防及警卫、机修化验、库房、办公后勤设施等。

油品动态计量常见误差分析

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

油品计量知识题库

计量知识题库 一、填空题 1、测量液面至( 罐底)的垂直距离叫检实尺。 2、从检尺点至( 罐底)的垂直距离称为检尺总高. 3、量油尺的尺锤应为(铜质)材料,使用(500)克尺锤。 4、量油尺应采用钢石油尺,尺的长度为(5)米,最小刻度为(1)mm,全长误差在(±2)mm以内,并附有出厂合格证和校正表。 5、钢卷尺没有( 合格证)和( 校正表)禁止使用. 6、检尺读数时先读(毫米)后读(厘米). 7、量油尺有折弯时,该尺要( 一定不可以使用). 8、当量油尺的刻度误差超过允许范围时,该尺( 不准使用). 9、温度计应采用棒状(全浸式)水银温度计,最小分度值为(0.2)℃,并附有(合格证)和校正表。 10、当温度计的刻度误差超过允许范围时,该温度计( 不准使用). 11、温度计离测温盒侧壁的距离不小于(10)mm,感温泡距杯底应为(20-30)mm; 12、测温盒应由(铜质)或(铝合金)材料制成。 13、测温盒的容积不得小于(200)毫升。 14、测温盒的提拉绳应选用符合(防静电)要求的材料制作。 15、装运轻质油品的罐车,在装完(10)分钟后,方可上车计量。 16、测温停留时间规定是汽油、煤油、柴油不应少于(5)分钟;润滑油不应少于(15)分钟;重质滑油、汽缸油、齿轮油不应少于(30)分钟。 17、油品计量时,要对油品的重量进行(空气浮力)修正。 18、铁路槽车和汽车槽车的检尺、测温和采样,必须在装完且静止 ( 2分钟)后进行. 19、进行液体测温,检尺和采样时,不得猛拉快提,上提速度不大于(0.5m/s ),下落速度不大于(1m/s ). 20、重质油检空尺计算高度是=检尺高-下尺数+( 浸油高度). 21、检实尺时,应做到( 下尺平稳)( 触底轻)读数准; 22、在计量过程中,F值、K值均应保留到小数点后第( 5 )位. 23、雷雨和( 6 )级以上风的雷雨天禁止上罐作业,必要时要( 2 )人配合,并采取安全措施. 24、在石油计量中,石油的标准密度用( ρ20 )表示. 25、油品的计量方法有体积法、重量法、( 体积重量法)。 二、选择题 1.从检尺点至( D )的垂直距离称为检尺总高. A.钟罩; B.加热管最高处. C.积水槽底部. D.罐底 2.在炼厂中油品要进行计量的目的是( A ). A.掌握油品进出厂经营结算依据; B.依不同的生产过程和时间而异. C.为了保证油品的质量; D.为了保证生产的安全. 3.检温时,测温盒在油中停留时间,润滑油不少于( B )分钟. A:3 B:7 C:10 D:12 4.油品计量先测油品的体积和温度、密度,然后再经换算,得到油品重量的方法称.( C )

6原油管道输送汇总

原油管道输送 1、原油管道输送简介 1.1 我国原油管道输送的基本运作程序 原油是我国的战略物资,是国家的经济命脉。我国原油物资隶属国家所有,国家经贸委下属的中国石油天然气集团公司及中国石油化工集团公司行使国家赋予的石油勘探、开发权利。作为中游业务的原油管道运输,其作用是将原油由油田的集输厂通过管道长距离输送至炼厂、码头等。目前我国绝大多数长距离原油管道由中国石油天然气集团公司下属的中国石油天然气管道局及中国石油化工集团公司下属的管道储运公司管理,国家依据国民经济的总体发展需要制定宏观的年原油生产计划,集团公司根据各油田的产量及下游企业—炼厂及化工厂的情况制定年度、季度及月度管道输油计划,管道企业依据计划与原油承接方—炼厂及化工厂等签定供货合同并制定输油方案组织输送。随着市场经济的逐步深入,石油的运作逐步向市场运作机制靠拢,原油的产、供、销等也会相应发生变化,管道企业在完成国家任务的同时也可承担其它原油输送业务,以满足国内原油输送市场的需要,原油管道输送将会更加市场化。 1.2 管道输油原理 管道输油是将原油(或油品)加压、加热通过输油管道由某地(一般是油田)输送至另一地(一般是炼厂、码头等)。加压的目的是为原油提供动能,以克服沿线地理位差及管道沿线的压力损失;加热是针对“含蜡高、凝点高、粘度大”的“三高”原油而采取的措施,目的是使管道中原油的温度始终保持在凝点以上或更高的温度以使原油顺利流动。实现原油的长距离输送必须有输油站及线路两大部分。输油站中包括输油泵机组、加热设备、计量化验、通讯设备、储油罐等,而线路部分包括管道本身、沿线阀室、穿(跨)越、阴极保护设施及沿线通讯线路、自控线路、简易公路等。 1.3 输油站的分类 输油站有两种分类方法,按输油站所处位置分,有首站、中间站及末站。首站一般在油田,作用是收集油田来油,经计量、加压、加热向下游输送。一般原油输送管道距离较长,首站一次加压加热后不能到达终点,所以需在中间设若干个接力站—中间站,以便继续输送。输油管道的终点称为末站,它的任务是接收来油,经计量后交给用油企业或转运;按输油站的作用分有热泵站、泵站及热站。所谓热泵站是指给原油既加压又加热,泵站只加压不加热,热站只加热不加压。 1.4 热泵站的组成 由于我国原油主要是“三高”原油,输送时既需加压又需加热,所以我国原油输送管道的输油站大多为热泵站,热泵站中主要设备有:输油泵及配用电机、加热炉、换热器、储油罐、计量设施等。泵站和热站的输油设备要少一些。 2、输油泵 2.1 泵的概念及作用

成品油岸罐计量中存在的问题及解决办法

成品油岸罐计量中存在的问题及解决办法 由于成品油贸易的市场化,利润空间逐渐下降,使计量误差引起的亏损比重越来越大,因此对计量的准确性提出了更高的要求。目前岸罐计量手段远不能满足这一要求,造成计量纠纷不断,而处理又很困难。 目前国内大宗成品油贸易交接一般仍以岸罐计量为主要手段,按照计量法律法规要求,只要岸罐、油尺和温度计经法定检定机构检定合格就符合贸易交接计量要求。但在实际操作中,还有很多因素影响计量准确性,主要有: 1.温度影响 根据国家标准,在岸罐计量中,温度取上、中、下的平均值,但由于一般成品油罐都不保温,因此,受到日照一面的温度会比没受到日照的一面高,而温度检测孔一般在某一个方向,所以会影响温度检测的准确性。 2.输油管线影响 一般情况下,计量罐到装船码头都有几百米到几千米的距离,输油管管径一般从几十毫米到几百毫米不等,折合成体积一般从几十立方米到几百立方米不等。在发油时,这一容积量是否被油完全充满,管道中的温度、密度是否与油罐相同,而在收油时顶水或顶气是否充分,是否全部顶入罐内等,都直接影响油品计量的准确性。 3.大罐装小船 目前用于贸易交接的成品油计量罐从几百立方米到几万立方米不等,以我公司为例,小的1000m3,大的30000m3,而装运成品油的船只一般是几百吨到一万多吨,如果用一只30000m3的计量罐给一只1000吨的船装油品,则当罐计量误差是%时,约2m3的差量对1000吨船的客户来说肯定是无法接受的。 4.密度分层与采样的影响 由于同种油品有不同的密度,如同样是0#柴油,其密度可能是830kg/m3左右到860kg/m3左右不等。在同一个油罐中,可能存放着不同批次的油,如果密度不同,就会出现分层现象,即密度大的油在下层,轻的在上层。发油时一般以油罐的平均密度作为计算依据,而一罐油往往发给几个客户,这样对先发油的客户出现盈量,而后发油的客户则出现亏量。如果油罐的平均密度与发给客户的实际密度相差10kg/m3,则由此引起的误差可达%左右。另外,油罐的密度按上、中、下采样,然后做混合密度,但油品的密度分布往往不是线性分布,其不同密度油品的数量也不是平均分配的,如某个油罐中存放着大密度油和小密度油各一半,则在采中间样时,不可能刚好大密度和小密度各采一半,这都会对计量产生较大的误差,因此在采样时可能会造成差量。如深圳某油库在一次收油中,某罐收油前测得油尺,温度℃,标密

原油管道输送安全规程样本

原油管道输送安全规程 .、八、- 刖言 本标准是对SY5737-1995《原油管道输送安全规定》的修订。为了适应原 油管道技术进步,对SY5737-1995的部分条款进行了修改,并增加”电气安全管理”、”原油管道检测”等内容。 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位:中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油化工股份有限公司管道储运分公司。 本标准主要起草人:闫啸、刘志红、刘洪、李金亮、姜玉梅、李明凯、柳绿、赵久长。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为: ——SY5737-1995 1范围 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2规范性引用文件

下列文件中的条款经过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。 GB50074石油库设计规范 GB50151低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB50183原油和天然气工程设计防火规范 GBJ140建筑灭火器配置设计规范 SY0031石油工业用加热炉安全规程 SY/T0075油罐区防火堤设计规范 SY/T5536原油管道运行规程 SY/T5858石油工业动火作业安全规程 SY/T5918埋地钢质管道外防腐层修复技术规范 SY/T5920原油库运行管理规范 SY5984油(气)田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规定

SY6186石油天然气管道安全规程 SY/T6306易燃、可燃液体常压储罐的内外灭火 SY6503可燃气体检测报警器使用规范 SY/T6529原油库固定式消防系统运行规范 DL408电业安全工作规程 石油天然气管道保护条例国务院8月2日第313号令 石油天然气管道安全监督与管理暂行规定国家经贸委04月24日第17号令 3安全通则 3.1输油管道和输油站的新建、改建、扩建工程应执行GB50183的规 3.2输油站生产区和生活区应隔开,并有明显的安全标志。在防爆区不应使用非防爆器具和非防爆通信工具。 3.3输油站应至少制定执行以下安全管理制度; a)安全教育制度; b)人员、机动车辆入站安全管理制度; c)外来施工人员安全管理制度;

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