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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。
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。
