国内外石油和液体石油产品动态计量系统技术要求差异性分析

2020-04-16

油气田地面工程 2020年4期

大庆油田工程有限公司计量测试研究所

GB/T 9109.1—2016《石油和液体石油产品动态计量第1部分：一般原则》[1]是我国石油工业动态计量行业纲领性标准，在石油石化动态计量领域贸易交接中得到广泛应用。国际上在石油和液体石油产品动态贸易计量技术要求方面具有代表性的现行标准主要有：国际法制计量组织OIML R117-1：2007《非水液体动态计量系统第1 部分：计量及技术要求》[2]，美国石油学会石油计量标准API MPMS 6.6：1991《管道计量系统》[3]，俄罗斯国家标准ГOCT P 8.595—2004《原油和石油产品质量测量方法的一般要求》[4]，挪威石油标准化组织的NORSOK I-105：2007《液态烃贸易计量系统》[5]，这些标准在国际上或一定区域内具有较高的权威性。本文以上述技术先进、代表性强的标准为参比对象，从计量器具配备要求等方面对GB/T 9109.1—2016标准计量技术水平进行了分析与评价。

1 计量器具配备原则

国内外主要相关标准的计量系统配备原则要求见表1。可以看出：美国石油学会、挪威石油标准化组织、俄罗斯和我国标准是基于涡轮流量计、容积式流量计、科里奥利质量流量计和时差法液体超声流量计的液态烃贸易计量系统的技术要求；OIML R117-1：2007 标准技术要求适用于除水和低温液体以外的所有介质，适用于任何测量原理的流量测量系统，标准适用范围最宽；俄罗斯ГOCT P 8.595—2004 和GB/T 9109.1—2016 标准对计量系统体积或质量测量不确定度指标的要求相近，优于OIML R117-1：2007和NORSOK I-105：2007标准。

表1 计量器具配备原则要求Tab.1 Principles and requirements for measuring instruments

2 流量计

流量计是计量系统中的主计量器具，流量计的计量性能对计量站计量系统的流量测量不确定度水平起决定作用。国内外标准对流量计的技术要求见表2。可以看出：国外对流量计计量性能的要求不同于我国，NORSOK I-105 标准对流量计的计量性能要求为线性度和重复性指标，容积式流量计和涡轮流量计重复性指标优于我国流量计检定规程要求；俄罗斯标准及西方石油公司对流量计最大允许误差性能指标要求不同于GB/T 9109.1—2016，主要是由于流量计分级方法不同，目前我国流量计检定规程中没有相应的0.15 级别（除了质量流量计外）；俄罗斯标准对质量流量计最大允许误差性能指标要求低于GB/T 9109.1—2016。

3 配套仪表及辅助附属设备

3.1 温度仪表

测量温度用于体积值和密度值的修正计算时，液体温度测量准确性会直接影响计量的准确性，温度测量在动态贸易交接计量中是十分重要的环节。OIML R117-1：2007 对温度仪表的性能要求如表3所示，对0.3 级管道计量系统的温度测量仪表的要求为最大允许误差±0.30 ℃；API MPMS 6.6的配套标准API MPMS 7 和API MPMS 12 标准要求贸易计量中，尽可能选择较高分辨率水平的温度测量仪表，建议温度测量最低分度值为0.1 ℃，最大允许误差为±0.1℃（1～100 ℃），并规定两次测量温度值之间的可接受误差限为0.05 ℃（标准装置的校准）和0.1 ℃（流量计校验）；俄罗斯要求温度变送器最大允许误差为±0.2 ℃，玻璃温度计最大允许误差为±0.2 ℃（分度值0.1 ℃）；《挪威石油管理局规定（NPD，2001 年）》要求温度测量仪表的不确定度限值为0.2 ℃，温度测量回路温度值测量不确定度限值为0.3 ℃；GB/T 9109.1—2016要求温度变送器最大允许误差为±0.2%，玻璃温度计最大允许误差为±0.2 ℃（分度值0.1 ℃）。可以看出，GB/T 9109.1—2016 和国际标准组织或国外标准的计量技术要求一样，温度测量仪表都要求尽可能采用高性能的温度变送器，分辨率和重复性等指标要求都较高。

表2 国内外标准对流量计技术要求Tab.2 Technical requirements of flowmeter in domestic and foreign standards

表3 OIML R117-1对温度压力仪表的性能要求Tab.3 Performance requirements of OIML R117-1 for temperature and pressure instruments

3.2 压力仪表

压力仪表测取的参数用于油量的修正计算时，国际法制计量组织OIML R117-1：2007对压力仪表的性能要求见表3。俄罗斯要求压力变送器最大允许误差为±0.5%，压力表最大允许误差为±0.6%；《挪威石油管理局规定（NPD，2001年）》要求压力测量仪表的不确定度限值为0.10%，压力测量回路压力值测量不确定度限值为测量值的0.30%；GB/T 9109.1—2016要求压力变送器最大允许误差为±0.2%，压力表最大允许误差为±0.4%。可以看出，对用于油量的修正计算压力仪表的要求，中国和挪威计量性能要求高，国际法制计量组织和俄罗斯要求较低。

3.3 密度测定仪表

欧美等国的油品贸易体积计量系统的密度测定主要用于油品体积的修正计算和原油品质的在线监测；我国和俄罗斯等国密度测定主要用于油质量计算，密度测量准确程度直接影响油品质量计量的准确性。俄罗斯标准要求，计量系统采用间接质量法时在线液体密度计最大允许误差为±0.36 kg/m3，工作标准密度计最大允许误差为±0.1 kg/m3，计量系统采用直接质量法且没有密度核查装置的情况下，在线液体密度计的最大允许误差为±0.30 kg/m3；《挪威石油管理局规定（NPD，2001 年）》要求在线液体密度计不确定度限值为0.30 kg/m3；GB/T 9109.1—2016 要求在线液体密度计最大允许误差为±0.5 kg/m3。GB/T 9109.1—2016 规定的在线液体密度计计量性能低于俄罗斯和挪威标准，这是因为其受限于我国的密度量值溯源能力。

3.4 含水测定仪表

目前，国内外在原油量贸易结算时，主要采用采样法实验室分析测定原油水含量，实验室分析测定原油含水最大允许误差为±0.1%；在线含水分析仪表通常用于监测原油品质（确保含水率不超过0.5%），测量范围为0～5%（体积分数）时，建议在线含水分析仪最大允许误差为±0.1%。俄罗斯、挪威和API标准或技术报告对含水测定仪表计量性能要求与GB/T 9109.1—2016相同。

3.5 取样装置

取样是以实验室分析为基础的，主要是为了取得有代表性样品，以准确分析密度、含水等参数。使用原油管线自动取样器采集的样品更具有代表性，国外计量站普遍建议采用管线自动取样器取样。GB/T 9109.1—2016 要求，当管输油品为均匀流体，其组成和品质不随时间发生明显变化时，可采用手工取样法，否则应采用自动取样器连续取样法。

3.6 流量计算机（或积算仪）

流量计算机广泛用于石油和液体石油产品贸易计量系统，其准确与否直接关系到贸易的公平性。API MPMS 6.6 的配套标准API MPMS 21.2《用电控测量系统进行液体流量测量》[10]，为动态测量液态烃电控系统有效使用提供了指南，采用API系列标准的北海石油公司等多数西方石油公司要求由信号采集、数据转换修约、计算导致的最大允许误差为±0.05%；俄罗斯标准要求信息处理系统的最大允许误差为±0.05%；《挪威石油管理局规定（NPD，2001 年）》要求流量计算机因计算导致的不确定度限值为0.000 1%；GB/T 9109.1—2016 要求流量计算机（或积算仪）的最大允许误差为±0.05%。可以看出，国内外对流量计算机性能、技术要求的表述方法存在差异，GB/T 9109.1—2016与俄罗斯标准对流量计算机性能要求一致。

4 标准装置

国内外相关标准要求动态计量站尽可能安装在线检定或校验系统，体积管是被用户广泛使用的标准装置。GB/T 9109.1—2016 与国际标准化组织、美国石油学会对体积管技术要求基本一致：重复性应优于0.02%，复现性应优于0.05%，脉冲计数系统的最大允许误差为±0.01%。一些西方石油组织或公司对体积管的计量性能提出了更高要求，如《挪威石油管理局（NPD，2001 年）》要求体积管的体积测量不确定度为0.04%（全部4 个容积值），脉冲计数系统的不确定度为0.001%。