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目前在国内商品原油计量方式中，采用流量计为主要器具的动态计量方式已占主导地位。
然而原油动态计量系统中存在着由于各种产生误差的因素。
因此，需要分析原油动态交接计量中各种误差的来源及对误差进行分析，并采取具体措施消除或减小各种误差，从而使原油计量的精度得到有效提高。
一、影响原油交接计量的主要误差因素从原油交接计量过程中可以看出，影响原油动态计量交接误差的主要因素有：（１）交接计量受原油粘度影响产生误差。
（２）交接计量受压力损失影响产生误差。
（３）交接计量受温度因素影响产生误差。
（４）计量因流量计运行期间产生误差。
（５）计量受人为操作因素影响产生误差。
二、影响原油交接计量误差分析１．原油粘度对计量误差的影响。
原油液体层间发生相对运动时，在液体内部两个液体层的接触面上存在粘性阻力或内摩擦力，以阻止相对运动液体的这种性质，称为粘度。
粘度是阻止液体流动的一种性质。
对于容积式流量计，由于粘度的变化会引起漏失量的改变。
根据漏失量的公式可以看出，漏失量与粘度成反比关系，当高粘度液体流动时，漏失量较小，其产生的误差也较小，而对低粘度的液体、漏失量特别严重，其产生的误差也相对较大。
在相同的温度条件下，不同的油品粘度不同，检定出的系数也不同。
如Ａ区原油的粘度高，Ｂ区原油粘度低，根据公式就可以得出Ｂ区原油的漏失量要比Ａ区原油的漏失量大。
如果用Ａ区原油的检定系数来算Ｂ区原油的质量，就会对交油的一方不利。
２．压力损失对计量误差的影响。
压力损失是指流体流经流量计时，所引起的不可恢复的压力降，对于刮板流量计来讲，流量计内部转子的转动是靠着液体的压力作用进行的，当转子转动时，要完全排除机械阻力是不可能的，为使转子作恒定运动，必须有一定的克服机械阻力的压力差。
当流体流经流量计时，还会产生由液体粘性阻力引起的压力损失。
３．分析温度对计量误差的影响。
温度是对流量计计量过程中影响较大的一个因素，温度的变化将引起一系列参数的变化，如被计量液体的体积、粘度以及运动件之间的间隙等、对于含蜡的油品直接关系到计量设施的结蜡量，进而影响到计量误差曲线的改变。
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。
原油动态交接计量影响因素分析及控制摘要：长输原油管道动态计量交接是原油贸易交接的主要方式，要提高动态计量结果的准确度就要有效控制各种误差因素。
根据动态流量计油量计量公式，本文分析了原油动态计量质量误差，确定了主要误差源，结合体积计量、油品密度、油品含水率等主要影响因素，提出了减少动态计量误差的控制措施。
关键词：动态计量误差影响因素控制随着高精度计量仪表不断投入现场应用，原油动态计量交接方式在长输原油管道贸易交接计量过程中得到了广泛应用。
目前，动态交接计量主要采用流量计配玻璃密度浮计计量方式，交接计量过程中存在油品采样、水分测定、密度测量等人工操作以及流量计仪器误差等误差源。
为此，需要分析影响计量误差的因素，确定主要误差来源，采取措施控制主要误差分量，提高动态交接计量的准确度，有效地维护企业经济效益和交接计量的公平性和准确性。
一、原油动态计量质量误差分析1.原油动态计量公式推导根据《GB/T 9109.5-2009石油和液体石油产品油量计算动态计量》与《GB/T 1885-1998石油计量表》，流量计配玻璃密度浮计的原油动态计量公式为式中，Vt为计量温度t下的流量计累计体积值，ρ20为原油的标准密度，Cplm 为原油压力修正系数，VCF20为原油体积温度修正系数，Cw为原油含水系数，MF为流量计系数。
根据原油标准密度、原油体积压力修正系数、原油体积温度修正系数、原油含水系数与式样温度t1、原油体积系数β、试样温度下的油品密度ρt1、原油含水百分数W、原油计量下的压力p等参数的关系，原油动态计量公式可以转化为2.误差传播系数计算根据间接测量误差传播公式，可以推导出3.误差分量比重分析为分析各个变量对原油动态计量质量误差影响的大小，现对每一分量占原油计量误差的比重进行分析。
4.主要影响因素的确定考虑到原油体积系数β、原油压缩系数F值很小且压力与温度值可以精确计量，不难看出、t、p分量对原油动态计量质量误差的比重小，是影响动态交接计量误差的次要因素，影响原油动态交接误差的主要因素有油品体积、油品密度、油品含水量。
影响原油动态计量的人工误差分析和对策摘要：本文介绍了原油动态计量过程中人工误差对准确性的影响，主要从人工误差在流量计量、取样、温度、压力、密度、含水测量等方面造成计量误差的主要表现形式进行了分析。
在分析原因的基础上，提出了降低人工误差在原油动态计量中影响的措施。
关键词：人工误差原油动态计量计量误差分析原油动态计量是管道输送企业的主要工作之一，而衡量管道输送企业管理水平的一个重要指标就是计量误差。
误差根据来源又分为“装置误差、环境误差、方法误差、人工误差”四种，而在原油动态计量的整个过程中，人的因素贯穿于始终。
因此，分析人的因素也就是人工误差在原油动态计量中各环节的影响就极为重要。
1 原油动态计量的几个重要环节根据原油动态计量标准GB/T9109-1998《原油动态计量》中的相关规定，动态计量中影响计量误差的重要环节主要包括以下几部分：①计量部分：主要包括流量计读数、温度测量、压力测量和油量计算四个环节（流量计等仪器标定暂不考虑）。
②化验部分：主要包括取样、密度测量和含水测量三个环节。
2 人工误差在各环节的影响分析2.1 流量计读数流量计读数是原油计量的一个基础数据，操作人员在读取的过程中，由于原油动态计量是连续计量，特别是管输企业的输油排量都比较大，所以在读数过程中因流量计始终在运行，读数也在不断变化，如果操作人员读数时间掌握不好，早读几秒或晚读几秒就会产生偏差，或者为了计算方便干脆人为的取整，这样都会造成读数的偏差，虽然偏差的油量不在这个时间段就在那个时间段，并没有少计量，但由于不同时间段采用的密度、温度等相关参数的不同，就会产生相应的误差，从而人为的增大了计量误差。
2.2 温度测量温度是影响计量准确性的一个重要指标，在管线测温过程中，按照GB9109原油动态计量的相关规定，测温所用温度计的最小分度值为0.2℃，那么操作人员的观察角度偏移就会产生一定的误差，而根据GB1885《石油计量换算表》中的相关数据可以知道，假如温度在41℃的原油密度为830kg/m3时产生一个分度的误差，会产生±0.2‰影响。
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。
原油、天然气计量管理规定1 业务总体要求1.1 专业术语解释1.1.1 原油途耗是指结算量（或提单量）与本厂第一计量点实际接收量之间的差。
1.1.2 原油储耗是指本厂第一计量点到进入常减压蒸馏装臵之前的原油损失。
包括原油罐静储蒸发损失、原油输转损失、原油罐脱水损失以及原油罐清罐损失等。
1.1.3 天然气途耗是指结算量（或提单量）与本厂第一计量点实际接收量之间的差。
1.2 引用文件《原油动态计量一般原则》GB 9109.1《原油动态计量容积式流量计安装技术规定》GB 9109.2《原油动态计量固定式标准体积管安装技术规定》GB 9109.3 《体积管检定规程》JJG 209《液体容积式流量计检定规程》JJG 667《天然气计量系统技术要求》GB/T 18603《天然气流量的标准孔板计量方法》GB/T 21446《天然气流量测量用标准孔板》JJG 02《天然气取样导则》GB/T 13609《石油石化行业能源计量器具配备和管理通则》GB 20901《测量设备量值溯源图》《测量设备周检计划》《测量设备量值溯源管理规定》《原油管线自动取样法》SY/T 5317《石油液体手工取样法》GB/T 4756《原油水含量的测定蒸馏法》GB/T 8929《原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计法）》GB/T 1884《石油和液体石油产品温度测量法（手工法）》GB/T 8927 《石油和液体石油产品液位测量法（手工法）》GB/T 13894 《石油和液体石油产品油量计算动态计量》GB 9109.5《石油计量表》GB/T 1885《数值修约规则与极限数值的表示和判定》GB /T8170《原油立式金属罐计量油量计算方法》GB 91102 组织机构与职责2.1 计量中心是原油和天然气计量管理的主管部门，主要承担以下职责：（1）负责组织相关单位按照《齐鲁石化内部控制手册实施细则》，开展好原油和天然气的交接计量及入库计量工作；（2）负责制定原油、天然气计量管理规定以及途耗、储耗考核细则，并组织实施；（3）负责原油、天然气途耗、储耗的技术分析工作；（4）负责组织提出原油、天然气计量器具的选型建议；（5）参与组织原油、天然气计量纠纷的调查与处理工作；（6）参与《原油交接计量协议》和《天然气交接计量协议》的起草和签定工作。
原油动态交接计量过程中的误差分析及解决措施摘要：在原油动态计量过程中，参与计算的各参数众多，如通过人工化验、流量计体积、计量表换算等等且过程复杂，产生误差的因素较多，给原油交接各方带来了不利影响。
因此，有必要采取针对性措施降低动态计量过程中产生的误差以提高计量精度，从而确保各方利益。
基于此，本文分析了原油动态计量中误差产生的原因，并针对误差的产生原因提出了行之有效的解决办法。
关键词：原油交接；动态计量；误差原因；解决措施0前言采用动态计量进行油量计算是原油贸易交接结算中的一种常用方式，由于采用流量计计量原油体积量，试样采取及密度值、含水率等相关的化验分析项目由人工方法进行测定，最终由人工或计算机计算出标准条件下的原油质量。
计算过程中，涉及较多的计量参数，不可避免地存在各种误差，误差过大就会给原油贸易上下游各方带来经济损失。
因此，对于原油贸易交接双方而言，误差的大小甚为重要。
1原油计量误差分析1.1计量器具误差（1）温度计测量原油的温度计是专用的，其最小分度值为0.1℃。
经检定合格后方可使用。
在实际使用中，若温度计精度不够、员工温度计读数不准、不进行修正或使用的修正值不准确，都将造成所测得的原油温度值的误差较大，进而影响标密及原油体积温度修正系数的大小。
由表油标准密度表和油体积系数表可以看出，温度每相差0.25℃，标准密度值相差0.02％，体积修正系数相差0.02％，由此可见温度计的准确与否很重要。
（2）密度计根据原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法)中规定使用SY-02，SY -05，SY-10型密度计，根据其技术要求最大误差分别为土0.00029／cm3，±0.00039／cm3，±0.0006/cm3,该误差值对贸易交接来说不容忽视。
如某一原油外输站采用的是SY-05型密度计，原油计量站日外输原油26000m3，若不对密度计进行检定修正，每天会有±7.8m3的偏差，一个月差±241.8m3，一年差±2847m3。
原油动态计量误差分析及改进措施摘要:针对原油企业来讲，对原油计量是否标准能够直接影响公司的经济收益与信誉名誉，其为公司计量工作的重要内容。
对于原油的计量出现错误的原因一般为，油品的取样、油品的化验、流量器具的应用、检测和计量工作人员的工作水平及职业道德等很多原因，如果单从一个部分入手是没有办法完成原油计量工作的，需要多重角度、整体解析，着重着手于干扰计量的重点原因，做好计量工作。
在影响原油计量的原因中油品的取样、油品的化验、流量计的监测对原油计量的准确与否有着很大影响。
关键词：原油动态计量；误差分析；改进措施引言原油管道输送动态计量的误差因素主要涉及到：原油输送流程、流量计检定时实验室的工况、环境、温度、选取的油量计算方法，实际操作时的工况（密度、粘度、压力、温度）等其它因素也能够对仪表的准确度产生影响。
1原油动态计量概述在运用期间，流量计的使用效果会受到油液的流量、压力、温度、粘稠度、密度等的影响而发生变化，还会因为流量计的耗损而出现改变。
当前，大都运用系数法对流动的原油实施自动化计算，实行商业交接。
在这期间，监测部门对流量计实施监测，得出性能曲线，如果符合规格会将性能曲线输入到流量计算机中，进行商业交接计量过程中，流量计算机按照取样的流量在性能曲线上内置得出流量计的系数（MF）实施修改计算。
所以对于MF的限制不但能够提升计量的确切性，同时还能够映射出监测鉴定活动的质量。
2原油动态计量误差分析2.1含水测量误差在对含水量进行监测时应该严格依照GB/T8929—2006《原油水含量的测定（蒸馏法）》来实行。
其有两大影响要素分别为溶剂的选取和样品均匀化的处理。
2.2.1溶剂的选择在对于溶剂油的选择上，应该选择二甲苯或者油漆工业用２００号溶剂油。
第一选择二甲苯，虽然二甲苯具有毒性，但是其在含水回收率、实验时长、克制高温突沸等情况都要比溶剂油更有优势，如果在对两者进行选择时，只能选取二甲苯。
2.2.2样品均匀化处理针对监测含水情况之前摇样动作，通常会运用到1字摇样方式，用力对其进行摇荡达到混合且匀和的状态，同时必须把式样壁上附着的水滴冲刷下来，匀和的融合到试样内。
温度对原油动态计量的影响分析
原油动态计量是指在原油生产、储运和加工过程中对原油进行实时和连续的计量。
温度是影响原油体积的重要因素之一，对原油动态计量的影响主要体现在以下几个方面。
温度对原油的密度有直接影响。
原油的密度是指在特定温度和压力下单位体积的原油质量。
根据物质的热胀冷缩原理，温度升高会使原油的密度减小，温度降低则使原油的密度增大。
在原油动态计量中，需要对原油的密度进行温度修正，以保证计量结果的准确性。
温度对原油的蒸发和挥发也有影响。
原油是一种复杂的混合物，其中含有各种不同沸点的物质。
温度升高会加快原油中挥发性成分的蒸发，并可能导致测量结果偏低。
在原油动态计量中，温度修正是必要的。
温度对原油动态计量的影响主要表现在密度、体积、粘度和蒸发挥发等方面。
在实际计量中，需要对原油的温度进行准确测量，并进行相应的修正，以保证计量结果的准确性和可靠性。
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》21）GB/T 17288-1998 《液态烃体积测量容积式流量计计量系统》22）SN/T 0975-2000 《进出口石油及液体石油产品取样法 (自动取样)》23）ISO 9770-1989 《原油和石油产品-密度683Kg/m3到1074Kg/m3烃的压缩系数》24）ISO 91-1-1992 《石油计量表第1部分:基于参考温度15℃和60F的表》25）ISO 91-2-1992 《石油计量表第2部分:基于参考温度20℃和60F的表》25）ISO 5024-1999 《石油液体和液化石油气测量-标准参比条件》26）GB/T 4756-1998《石油液体手工取样法》27）GB/T 1885-1998 《石油计量表》28）SN/T 0509-1995 《出口石油和石油产品硫含量测定法X射线荧光光谱法》29）SN/T 0185-1993 《进出口商品重量鉴定规程石油及其液体产品静态计重》30）GB 8170-1987 《数值修约方法》31）ISO/IEC 17025-1999 《校准和检测实验室能力通用要求》32）GB/T 15481-2000 《校准和检测实验室能力通用要求》二、检验、计量标准的确定原则根据贸易双方签定的《计量交接协议》及贸易合同的规定选择相应的计量和检验标准体系。
三、计量系统仪器仪表的基本要求和计量系统误差1）计量回路流量计的基本误差在10%-100%额定流量范围内不大于±0.15%，流量计重复精度应优于0.01%，整个计量系统的误差应小于± 0.20 %；2）测量温度的总不确定度<±0.5℃,温度传感器应准确到±0.2℃；3）压力仪表测量不确定度应小于: ±50Kpa(工作压力不超过2500Kpa时)4）压力仪表测量不确定度应小于: ±2%工作压力(工作压力超过2500Kpa时) 5）用体积管检定流量计时, 连续检定5次重复性在0.05%之内6）原油密度测定极限误差不大于±0.001g/CM37) 原油水份测定极限误差不大于±0.1%8) 原油盐份测定极限误差不大于±0.002%9)计算机或计算器硬件的最低读数精度必需等于或大于10位10)计量壳系统综合误差应小于±0.35%第二章原油计量、检验工作流程第三章检验、计量工作程序描述一、受理报检申请人在办理报检手续时应向检验机构提供如下材料：1）原油贸易合同2）供需双方签署的《原油计量交接协议》3）输油计划二、计量校准的有效性检查和登记备案在开始工作前检验鉴定人员应对计量、分析测试系统设计涉及的计量设备和仪表的计量校准有效性进行核查确认，只有在所有的计量设备和仪表的计量校准有效性得到证实和确认，以及对核查、检查过程中发现的问题得到纠正并经证实有效的前提下才能进行下一步工作。
1）检查计量壳中所有计量设备（包括：流量计、压力、压差、温度传感器、变送器、流量计算机、标准体积管等）是否经法定计量部门进行了检定？是否在有效期内？2）检查实验室实验仪器及设备是否经法定计量部门进行了检定？是否在有效期内？3）检查核对检定证书并登记备案备查4）流量计的检定证书要复印备案5）检视计量系统仪表的完整性和可用性并进行必要的验证性检查或测试检验鉴定机构将建立计量控制计算机管理系统对计量、检验的相关设备和仪表的有效性进行检查，并对检查的结果进行记录。
对检查中发现的任何问题均应进行记录并要求责任方纠正，检验人员应在纠正措施完成后进行确认，并记录采取的纠正措施和验证结果。
三、自动取样系统的检查和取样系统功能的验证为确保取得的样品具有代表性必须严密观察和检查取样回路油流状态和取样探头位置、取样设备和取样过程、样品在原始接收器中的保持和样品的分割处理四个环节，上述任何一个环节的失效都会影响最终的结果。
1、油流的调整和取样探头位置1）液体混合装置为了使液体充分混合,应根据管线中液体的最小流速、管线的型式在取样探头上游配置适当的混合装置，可选择的混合装置类型有：管路配件：包括大小头、阀门、管汇和“T”形连接缩径管混合器：包括自力式混合器和动力式混合器快速取样回路混合装置与取样头的距离应根据取样头的类型选取管径的1.5倍到5倍，混合能力强的应选取较大的距离，混合能力弱的应选取较小的距离。
依下表检查混合器类型选择是否合适2）检查取样探头位置⑴对于配有混合装置的管线，取样探头相对于管壁的位置应依照ISO3171-1988推荐的位置（如下图）；⑵应将取样头安装在垂直管段上，但当低流速达到上表中的充分混合的最小流速时也可以安装在水平管段；⑶取样头应选择在离开混合装置1.5倍管径到5倍管径之间的区间；⑷当安装在垂直管段上时，取样头应安装在最后一个出口弯头之前且距弯头的最小距离为1/2管径；⑸不应单独使用弯头实现混合功效。
3）截面试验为了确认取样回路油流的状态是否满足取得代表性样品的需要，以及调整确定适当取样头位置，必要时可以依照ISO 317-19881第6章的方法进行截面试验。
试验截面至少为5个，试验期间管线中的平均水份应在1%-5%之间。
当管线中的水分低于%1时应采用注水法保证试验期间取样回路中的水分不低于%1。
截面试验需配备使用的多点探头如下图所示：操作程序⑴在含水率至少1%的液体最低流速下在至少5个截面每2分钟取一次样；⑵当采用注水法时，注水点应在混合装置和探头上游并间隔足够的距离；⑶注水操作应按下图使用泵以获得足够的压力和流速，必要时可以分段按原油体积的1%、2%、3%、4%、5%或更大比例注入，每个试验在最低流速下重复进行5次，同时，应确保每次试验期间的水份含量在10%以内；⑷在取样前探头的所有元件都通过通入适量的油进行清洗；⑸在取样前多点取样器的探头中的流速应调整到使得每个取样点探头流速与管线液体流速相同，如果有不同则应进行记录；⑹取样应在预计的水到达前开始和持续，不应有探头中流速的变化，直到所需的截面样品取完；⑺在注水期间应持续取样并考虑从注水开始到水通过取样器所需的时间延迟。
结果评价计算各个截面的各取样点的水份含量C与平均水份含量C0之比(C/C)，按下图判断截面是否可接受。
当截面不可接受时应调整取样系统。
4）验证取样系统在新的自动取样器安装后应采用注水法进行现场测试以校验取样系统,注水法是在一定的周期内向系统注入一定体积的水，检查抽取的样品是否能再现管线基础水加注入水之和以此来验证取样系统的误差。
在运行过程中，应至少每月进行一次校验。
校验工作流程如下图所示。
所需的设备和程序如下：1）在试验传输时为向管线中注入已知体积的水需要在取样器前端配备连接阀、过滤器、压力表、管线系统、泵和流量计；2）注水点的选择应尽可能放在管线系统原件的上游以期获得充分的混合；3）在试验过程中注入水的流速应在原油流速的1%-5%之间；4）注水时间至少为1小时以期积累足够的分析样品以及充分的混合；5）水应以不致引起明显的附加混合的速度向管边或底部注入，可以在管线转弯处或弯管处以主管线相同的流向注入；6）注入水的体积的测量精度应高于±2%。
验证过程试验应在最差的条件下进行，但是由于最差的条件通常难以确定，因此，试验应多于一次。
1）在管线条件稳定时选取试验区间；2）选取操作条件下正常的取样范围和油品的最低密度和最低流速；3）将原油的流动速率调整到给定的最低流速，试验过程中体积测量精度应优于±2%；4）采集“之前”、“测试中”、“之后”3份独立的样品，为提高均化效率使用小容量受样器并通过提高取样频率获得足够的样品体积。
至少运行1小时取得“之前”样品，更换受样器并开始注水，至少运行1小时取得“测试中”样品，当全部注水通过后，再次更换受样器运行第三个1小时，取得“之后”样品。
“之前”、“之后”样品水份的差异不应超过0.1%。
5）在注入水流过期间操作取样器采集样品，由于在低流速情况下，注水的流速要低于原油的流速，因此，注水流过时间较期望值要长。
6）由于一些取样设备的性能受取样频率的影响，因此，应按以下程序检查取样器所受到的影响：对于固定抓取体积的取样器，在最大、最小取样频率下测量每100次抓取的样品体积；对于可变抓取体积的取样器，在最大、最小流量下测量样品与批体积的体积比。
两种情况的最大最小计算值应在±5%以内。
计算和评价测试样品的平均水份扣除管线的基础水份后与注入水份之差即为取样系统水份偏离，计算公式如下：W DEV =（W TEST-W BASE ）-W INJ ---------------------（1）W INJ = V1/V2 % ---------------------（2）上式中： V表示注入管线的水的立方数1表示测试阶段通过取样位置的油和水的立方数 V2表示样系统水份偏离WDEV表示测试样品的水份百分比WTEST表示注水百分比WINJW BASE 表示管线基础水份百分比，用“之前”W BAF和“之后”W AFT样品水份百分比结果按下式计算调整计算偏差率：结果应在下表允许的范围内。
