如何保证蒸汽流量的准确计量

第一篇：如何保证蒸汽流量的准确计量

如何保证蒸汽流量的准确计量---计量流量仪实验方案

针对无锡惠联热电有限公司热网现有生产方式、设备状况，按照分步实施建设智能化热网的步聚。以解决1）生产蒸汽量与用户使用蒸汽量间存在差值, 2）主干线管网压力共通，不利于分别加压，3）采用峰谷用汽统一价，设备效益和能力发挥不足。所以必须重视基础硬件流量计。

蒸汽流量的计量一直是蒸汽应用的重要内容之一，使用蒸汽流量计的主要目的包括： 1)监测能源的使用效率；2)改进工艺制程的控制；3)计量蒸汽用量，进行内部或外部的计费。目前，在国内关于蒸汽测量方面存在不少误区，很多用户没有对流量计的高度重视。而蒸汽的计量不同于其它流体如水、空气等介质，在实际测量中影响其精确测量的因素较多。因此经常会出现流量计本身检定合格，而实际却感觉计量“不准”的现象。影响蒸汽流量准确计量的因素主要有以下几方面：1）实际蒸汽流量低于流量计的可精确计量的最小流量（量程比不足）；2）流量计上下游安装的直管段不足（存在流动扰动）；3）蒸汽的密度补偿不正确（测温测压不准）；4）蒸汽中含水（未作干度补偿）；5）现场存在振动和干扰（涡街流量计）；6）差压传送误差（差压式流量计）等等。

下面具体讨论一下影响蒸汽计量的实际问题（以便在实验中重点注意）： 1． 量程比不足 量程比是指一个流量计能确保给定的精度和再现性的范围内，所能测量的最大流量和最小流量之比。但涉及量程比时我们必须小心，因为量程比是基于实际的流速，蒸汽系统一般的最大允许速度为35m/s，更高的流动速度会引起系统的冲蚀和噪音。而不同的流量计允许的最低流速是不同的，对于量程比不足的情况，应采用大量程比的流量计或选择多个流量计并联。分段计量。在试验室实验中重点观测分析量程的3/4及1/3范围外的测量比较。2． 上下游直管段不足 对于传统的涡街或孔板流量计，其前后安装直管段要求分别约为20D和5D。如果上下游直管段不足，则会导致流体未充分发展，存在旋涡和流速分布剖面畸变。流速剖面畸变通常由管道局部阻碍（如阀门）或弯管所造成，而旋涡普遍是由两个或两个以上空间（立体）弯管所引起的。上下游直管段不足可以通过安装流动调整器来调整。最简单有效的办法是采用对上下游直管段要求较低的流量计，如弯管流量计（上游6D，下游3D）。3． 蒸汽的密度补偿不正确（测温测压不准）为了正确计量蒸汽的质量流量，必须考虑蒸汽压力和温度的变化，即蒸汽密度补偿。不同类型的流量计受密度变化影响的方式不同。涡街流量计的信号输出只和流速有关，而和介质的密度、压力和温度无关，差压式流量计其质量流量与流量计的几何外型、差压平方根和密度平方根有关。因此，涡街式流量计受密度变化的影响要大于差压式流量计。a）补偿精确度的差异 采用温度补偿和压力补偿分别能得到多少补偿精确度，不仅同温度传感器和压力变送器的精度有关，而且同流量计类型、具体测量的工况和压力变送器的量程选择有关。总体来说，测温对补偿精确度影响较大。如采用相同精度等级的温度和压力感应器，测温误差引起的密度差异要大于测压误差。压力为7barg的饱和蒸汽，用A级铂热电阻测温，其误差限为±0.49C，据此查蒸汽密度表，流量补偿不确定度为±0.56%R（差压式）和±1.11%R（涡街式）。如选用0.2级的压力变送器进行测量，误差限为±2kPa，流量补偿不确定度为±0.13%R（差压式）和±0.25%R（涡街式）。b）压力测量影响因素 在蒸汽压力的测量中，由于引压管内冷凝水的重力作用会使压力变送器测量到的压力同蒸汽压力之间出现一定的差值。测压误差如果不予以校正，则会影响蒸汽密度的计算，引起流量计量的误差。一般对于上述现象，可在二次表（流量计算机内）进行零点迁移，既简单又准确。c)温度测量影响因素 从流量计现场使用的情况来看，温度测量误差除了测温元件的固有误差之外，还同安装的不规范有关。例如，测温铂热电阻的插入深度不够，铂热电阻的安装保护套内未充入导热油，铂热电阻未按规定侧向安装，安装铂热电阻的管道上无保温层等，都将导致测温偏低。4． 蒸汽干度的影响（饱和蒸汽）目前，用于测量蒸汽流量的流量计大部分为体积流量计，首先测得体积流量，然后通过蒸汽的密度计算质量流量，也就是假定蒸汽为完全干燥。但是，蒸汽并非完全干燥，如果不考虑蒸汽干度的影响，得出的数据会低于实际的流量。对于差压式流量计，实际的蒸汽流量和假定干蒸汽（蒸汽干度=1）所测得的流量可以用以下公式近似表达： 其中： = 实际干度下的质量流量 kg/h = 干饱和蒸汽下的流量 kg/h χ = 蒸汽干度 因此流量计的二次仪表（流量计算机）应该具有设置饱和蒸汽干度的功能。但在实际工况确定蒸汽的干度也很困难。如果能够改进蒸汽流量计入口处的蒸汽品质，则能改进蒸汽流量计的测量精度。因此，我们建议在流量计的上游安装汽水分离装置，以提高测量准确性。5． 管道振动 涡街流量计等对机械振动比较敏感，计量结果易受干扰，应对流量计前后管道作可靠的支撑设计。如管道振动不可避免，应采用抗干扰能力强的差压式流量计。6． 差压传送误差（差压式流量计）a）零点漂移 差压变送器安装到现场投入时，往往发现零位输出出厂校验时的零位输出不一致。这种零位输出偏离称为静压误差。其调整方法是向正负压室通入相同的静压，将三阀组的高低压阀中一个打开，另一个关闭，将平衡阀打开，如果怀疑正负压室内尚未充满被测介质，则可通过正负压室上的泄流阀排尽积气（或积液），然后再检查变送器的输出。b）引压管布置不合理 引压管线应保证合理的坡度使管内可能出现的气泡较快地升到母管内，管内出现的杂质等较快地下沉到排污阀。引压管线应定期检查维护，确保无泄漏无堵塞。引压管的内径与被测流体的性质和引压管总长度有关，对于蒸汽系统，引压管的内径一般在10mm左右。为了避免正负压引压管内介质温度不一致，导致密度出现差异，引起传送失真，正负引压管应尽量靠近布置。当用于室外或严寒地区时，引压管中的液体可能会结冰，因此需要伴热保温，但应避免将伴热管直接绕在引压管上，导致介质部分汽化，出现虚假误差。

总 结 为了正确测量蒸汽的流量，用户在实际应用必须充分注意：(1)蒸汽流量的变化，尽可能选择流量量程比大的流量计，避免在小流量时测量不正确和流量“丢失”现象。(2)蒸汽系统压力和温度的变化,为避免压力或温度的波动引起的非测量性误差，蒸汽流量计应具有自动蒸汽密度补偿的功能。(3)饱和蒸汽干度的影响，应注意干度的修正，同时确保供给流量计高品质的蒸汽。(4)确保蒸汽流量正确计量，流量计良好的安装非常关键。这四个方面我们将在实验中重点关注。

第二篇：蒸汽计量存在问题及提高准确计量的措施

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蒸汽计量存在问题及提高准确计量的措施

蒸汽计量存在问题及提高准确计量的措施

一、概述

随着企业对节能降耗工作的精细化管理，各种生产技术指标，特别是各装置的能耗指标越来越受到高度重视，而且在当前的形势下企业也越来越重视各项指标的考核，通过这些指标来调整、指导、改进工艺操作，指标需要数据来“说话”，作为“数出一家”的计量管理部门，始终树立“数据是企业管理的灵魂，计量是节能降耗的依据”理念，强化能源计量管理，随着对节能降耗的重视，蒸汽计量的准确性问题日渐突出。

二、存在的问题与现象

1.测量方法不足。由于蒸汽高温高压的特殊性质，能用于流量测量的流量计只限制在少数种类的流量仪表上。目前我部的进主装置的蒸汽测量多以孔板差压式流量计为主，且运行时间都长达十年之久，孔板流量计压损大，长期运行能耗大、且长期运行可导致孔板几何尺寸变化与当初设计尺寸产生大的偏差，锐角变钝，甚至变成喇叭口变形，因而造成流量系数变化、或者孔板前端面积污，这些对提高或保证其系统的测量精度都存在一定的影响；这也是我们计量下一步要做的重点工作。

2.温压补偿方式的不全面，根据气体状态方程可知，在蒸汽测量的过程中温度压力的条件可能会与设计条件有所不同，而孔板等的设计测量条件都是一定的，例如某蒸汽孔板的设计条件：设计压力1.0Mpa，设计温度210℃，而实际工况压力0.9MPa，实际工况温度200℃，那么由此产生的误差是允许测量误差的十倍以上，因此当实时测量时，测量蒸汽的流量务必要进行补偿，虽然我们在DCS控制系统中都有温压补偿，使得蒸汽的测量尽可能接近实际情况，但是不同的厂家使用不同的补偿公式，其补偿结果之间存在一些差异，也造成补偿失准；同时孔板流量计本身计量精度偏低，设计误差一般都在±1%。

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3.计量表的配备率完好率达不到100%，有一部分量是估计的来的，这肯定会有误差，而且蒸汽跑、冒、滴、漏也是一个不可忽视的因素，尽管我们与节能部门在不断地检查、防范跑、冒、滴、漏的情况，但由于各种原因还是无法杜绝跑、冒、滴、漏的问题。

三、对策与措施

“工欲善其事，必先利其器”。近几年来我们对蒸气管网重新确认，在计量表的配备率、完好率方面下了不少功夫，目前蒸汽表的配备率、完好率都能达到85%以上。

1.充分利用信息化管理平台，使各装置的产、用蒸汽都处于被计量监测状态。以前只计量进装置蒸汽，对装置自产蒸汽没有数据体现，也没有计量表，有表的也不能准确计量，计量日报旬报月报都没有体现装置自产蒸汽，这样对装置蒸汽平衡量时会产生一定影响，以后我们要把自产蒸汽纳入计量报表中并实施管理。

2.加大力度，有计划的进行计量仪表的改造，对于使用年限长误差大的仪表更新换代，改用涡街流量计或喷嘴差压式流量计等。对有节流件前后直管段、压力温度取样点等不符合安装规范的进行整改。

3.协同生产部节能做好节汽工作。蒸汽的跑、冒、漏在局部来看似乎微不足道，但累计起来则是一个不小的数据，也是一个不可忽视的消耗。对此，我们一是督促相关的车间装置做好防腐保温工作。管道的腐蚀造成蒸汽的跑、冒、漏，保温的缺失使得蒸汽的熵值降低（即汽态少），影响测量的准确。我们会强化这方面的监管和落实；二是解决好硬件水平问题，一部分的疏水阀门性能退化或是因压力等级用得不对，达不到性能指标的，及时组织更换，同时推荐物质供应部门采购性能优化的产品，以消除冒白烟的现象。

四、结束语

蒸汽计量及平衡存在的方方面面的问题还是很多，前面罗列的现象在现场应用时仍能见到，我们为提高蒸汽计量准确采取的措施也还是有限和肤浅的，我国的能源并不丰富，提高蒸汽计量准确的工作任重道远，还需我们从事此项工作的技术管理人员坚持不懈的努力。同时我们也希望在蒸汽计量的技术和方法上有新的突破，能有更先进更精准拆装方便的蒸汽计量仪表应用于生产实际。

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第三篇：为了保证电能计量量值传递的准确

湖南省株洲电业局程序文件

标题：电能计量装置控制程序版 本 号：A生效日期： 2003.3.18 编号：Q/302-201.14-2003修改状态：O 1目的为了保证电能计量量值传递的准确、统一和电能计量装置运行的安全可靠，对电能计量装置的设计、安装、运行、维护等进行控制，使电能计量装置的管理符合DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》和其它相关规定的要求，确保电能计量结果的准确性和有效性。

2范围

适用于本局所辖范围内的所有电能计量装置的管理。电能计量装置的管理包括设计审查、订货验收、检定、检修、保管、安装、竣工验收、运行维护、现场检验、周期轮换、故障处理、报废等全过程管理，以及与电能计量有关的电能量计费系统、远方集中抄表系统等相关内容的管理。

3职责

3.1电能计量技术管理部门（电力营销部、生产技术部）职责

3.1.1执行国家和上级制定的计量工作方针、政策、法规和标准，识别、制定电能计量技术规范和电能计量管理制度。

3.1.2组织审查110kV及以上顾客（或重要关口）电能计量方式的确定和电能计量装置的设计；组织解决电能计量工作中的重大技术问题。

3.1.3组织制定与实施电能计量技术改进和新技术推广计划，收集电能计量技术情报与新产品信息，监督检查新购入计量产品的质量。

3.1.4监督检查电能计量装置全过程管理的实施情况；组织印模、印钳及铅封的管理。

3.1.5负责电能计量业务管理的考核、统计与报表汇总工作。

3.1.6负责组织有关电能计量业务的培训工作；组织制定并监督实施电能计2003-03-15发布2003-03-18实施 湖南省株洲电业局发布

标题：电能计量装置控制程序版 本 号：A生效日期： 2003.3.18 编号：Q/302-201.14-2003修改状态：O 量自动化系统管理方案。

3.1.7电力营销部负责与3.1.1-3.1.6中计费计量装置有关的管理职责；生产技术部负责3.1.1-3.1.6中与发电厂、系统变电站关口计量装置有关的管理职责。

3.2电能计量技术部门（计量管理所、县局计量站）职责

3.2.1贯彻执行国家和上级制定的计量工作方针、政策、法规和标准；实施本局电能计量装置管理制度和技术规范。

3.2.2建立和维护电能计量标准，完成上级主管部门规定的量值传递与计量标准考核任务。

3.2.3参与各种电力建设工程和用电业扩工程中电能计量装置的设计审查，及竣工验收工作。

3.2.4编制电能表、互感器及其他计量设备的订购计划；负责新购入电能计量装置的验收；实施计量技术改进和新技术推广计划。

3.2.5负责所辖范围内电能计量装置的安装、检定、周期轮换、运行维护、故障处理、综合误差试验及资产管理等工作。管理各类电能计量印证。

3.2.6负责电能远方抄表系统的选用、安装调试和运行管理。

3.2.7负责电能计量各项业务工作的计划、总结和统计报表上报工作。

3.2.8实施电能计量自动化管理系统方案。定期组织开展业务培训及岗位练兵活动。

3.3电力客户服务中心负责市区范围内低压电能计量装置的安装、竣工验收、运行维护、周期轮换及故障处理等工作。

4工作程序

4.1电能计量装置的设计审查、订货、验收与首检

标题：电能计量装置控制程序版 本 号：A生效日期： 2003.3.18 编号：Q/302-201.14-2003修改状态：O

4.1.1所有新上及业扩工程中电能计量装置的设计审查，须由各级电能计量专责人或业务主办审核签字通过。其中110kV及以上电能计量装置由局电能计量专责人审核签字，其他电能计量装置由各级电能计量技术部门电能计量专责人或业务主办审核签字。

4.1.2各级计量生产部门应根据正常生产需要和业扩情况，编制常用电能计量器具的订货计划，报电力营销部或生产技术部审核、批准。

4.1.3电能计量器具的选用和订货，应由电能计量技术部门主要参与。在选订计量器具时，电能计量技术部门应核定生产厂家的资质，选定有《制造计量器具许可证》和《进网许可证》的质量可靠的生产厂家。电能计量技术部门在订货时应与厂家签订技术协议，由物资部门签订商务合同。

4.1.4购进的电能计量器具应按国家有关标准和电力行业标准，由电能计量技术部门进行严格的验收，验收合格方能办理入库手续并建立资产档案。验收不合格的则按规定进行更换或退货处理。

4.1.5新购的电能计量器具应按国家和行业的有关规程进行首检，检定合格的方可领用装出，不合格的按购货合同由厂家更换合格产品。

4.2电能计量装置的安装、测试与竣工验收

4.2.1电能计量装置可由所属电能计量技术部门或电气施工单位安装，其中电能表和低压互感器一般应由计量专业人员进行安装。投运前的电能计量装置必须经所属电能计量技术部门检定、测试合格，计量工作人员应将装置的主要参数、测试结果等数据记录归档。计量工作人员应根据设计图纸对安装质量进行全面检查，保证电能计量装置的准确性和可靠性。

4.2.2经测试合格的电能计量装置应填写竣工验收记录；不合格的，提出限期整改要求，整改完毕后再次测试验收。电能计量装置验收合格后，才能投入使用。

标题：电能计量装置控制程序版 本 号：A生效日期： 2003.3.18 编号：Q/302-201.14-2003修改状态：O

4.3电能表室内检定与现场检验

4.3.1新购置和轮换回来还需继续使用的电能表都必须经室内检定室进行检定，经检定合格的电能表应由检定人员实施封印；不合格的需调试维修，维修后仍不合格的予以报废；新表不合格的返厂更换。

4.3.2高压电能表应按DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》中规定的周期进行现场检验；新投运或改造后的高压电能表应在一个月内进行首次现场检验。

4.3.3电能计量装置应建立档案资料，现场工作应有记录可查。

4.3.4计量标准装置应严格按照操作规程和使用说明书进行，防止人为的操作不当而损坏标准。

4.4电能计量器具的轮换、报废与淘汰

4.4.1 运行中的电能表应按规程规定的周期进行轮换或抽检。电能计量技术部门应制定出每年电能表的轮换和抽检计划

4.4.2在现有技术条件下，调整困难或不能修复到原有准确度水平的，或者修复后不能保证其基本轮换周期的器具予以报废。报废需办理相关报废手续。

4.4.3上级明文规定不准使用、性能上不能满足现行国家标准或当前管理要求的产品予以淘汰。

4.5电能计量器具的储存与领用

4.5.1电能计量器具应分门别类存放，应按待验收、待检、待装、淘汰等不同状态分区放置。待装电能计量器具还应分类、分型号、分规格放置。

4.5.2库房应有专人负责管理。电能计量器具的入库与领出应及时进行登记，做到帐、物相符。装表人员凭工单方可领取电能表和互感器。

4.6电能计量器具的档案管理

4.6.1各级电能计量技术机构应建立各类计量器具档案，其档案应记录名牌

标题：电能计量装置控制程序版 本 号：A生效日期： 2003.3.18 编号：Q/302-201.14-2003修改状态：O 参数、安装地点、安装时间等。

4.6.2计量标准设备应分装置建档，其档案应包括说明书、测试报告（检定证书）、运行维护记录等。

4.7偏离标准状态的控制

4.7.1发现计量故障（差错），发现人应及时告知电力客户服务中心营业厅或电能计量技术部门，由营业厅或电能计量技术部门出具故障工单。一般故障交班组处理，较大故障由计量专责人组织专业人员处理，重大故障由电力营销部或生产技术部组织处理。

4.7.2各级计量专业人员应对所发生的计量故障进行认真的技术分析，查找产生故障的原因，提出防范措施。

4.7.3对顾客反映有疑问或有异议的计量事件，由所属电能计量管理部门处理。

4.7.4计量标准装置应按规程要求定期送上级检定机构检定。使用过程中如发现标准装置有异常或失准，应立即停止检定，记录异常现象，通知厂家处理；待检定合格后，方可进行正常的检定工作。

4.7.5对标准装置异常时检定的计量器具，应追溯其流向，并采取抽查复检的方式评价其有效性。

4.8对计量人员的要求

4.8.1从事计量检定和修理的人员应具有高中及以上的文化水平。应掌握必要的电工基础、电子技术和计量基础知识；熟悉电能计量器具方面的基本原理和结构；能操作计算机进行工作。

4.8.2计量检定人员应经业务培训、考核合格，并取得计量检定员证后，才能上岗工作。

4.8.3计量人员应保持相对稳定，应工作认真，责任心强。

标题：电能计量装置控制程序版 本 号：A生效日期： 2003.3.18 编号：Q/302-201.14-2003修改状态：O

4.9对环境的要求

4.9.1电能计量装置周围应无强电磁场、无腐蚀性气体、保持干燥。

4.9.2电能计量检定室应保持恒温、恒湿、无灰尘、无腐蚀性气体。

4.9.3电能计量检定室应与修理室、表库分开。

4.9.4互感器试验室应具有足够的高压安全工作距离，并设有标志明显的安全遮栏。

4.9.5进入电能计量检定室，应换穿防止带入灰尘的衣服和鞋子。5相关文件

5.1 《中华人民共和国计量法》

5.2 《中华人民共和国电力法》

5.3DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》

5.4JJG307—1988《交流电能表检定规程》

5.5 《电业安全工作规程》

5.6 《文件控制程序》

5.7 《记录控制程序》

6质量记录

6.1 《电能计量标准装置登记表》

6.2 《电能表、互感器检定记录》

6.3 《电能计量装置现场检验记录》

6.4 《计量标准装置维护记录》

6.5 《电能表台帐》

6.6 《周期检定计划》

标题：电能计量装置控制程序版 本 号：A生效日期： 2003.3.18 编号：Q/302-201.14-2003修改状态：O

6.7 《竣工验收单》

6.8 《合格证》

6.9 《封存证》

6.10《计量器具处置、报废单》

6.11《电能计量检定员证》

第四篇：加强生产环节控制,保证原油接卸罐计量准确

加强生产环节控制，保证原油接卸罐计量准确

摘要 要保证原油接卸进厂罐计量准确，不仅仅需要计量人员按照计量规范检尺、测温、采样，更需要油品在罐内具有混合均匀等条件。通过对生产安排及操作过程没有满足原油罐计量条件的情况分析，阐明生产工作环节对计量准确度的影响，为细化生产规程、规范生产操作提供参考。

关键词 生产安排 生产操作 原油接卸 罐计量

引言 在原油卸船进厂的油罐计量过程中，经常出现油罐收油量与贸易提单量有较大的差量。通常，在出现较大差量的时候，都要对差量原因进行分析，以判断差量的原因属于进罐计量错误还是贸易提单量的不准确或途耗损失。在调查、分析过程中发现，部分差量的原因来自生产工作的环节：包括生产过程安排不合理、操作人员的生产操作不规范、操作规程没有考虑到准确计量的因素等等。这些因素直接导致了原油在罐内混合不均匀，无法采集到具有代表性的样品；油罐内温度不均匀，测温数据不具有代表性；生产安排或操作失误导致计量数据失真；收油前后管线充满度不一致，进罐量欠缺或偏多等一系列的问题。本文通过对原油接卸、存储、输转过程中影响计量的因素进行阐述和分析，还原过程状态产生的差量，清晰反映原油接卸油罐计量差量产生的症结，揭示生产过程要服务于计量的道理。

一、影响接卸罐计量的因素 1．1 收油罐的选择

1.1.1 装有重质原油的油船卸油，选择原罐内装有轻质原油的油罐时，由于两种油密度相差

3较大（目前在我公司采购的原油中密度极差为：轻质原油850.0kg/m,重质原油990.0 3kg/m），因重力因素作用，密度小的罐底油会随收油液位的增加慢慢浮起，浮于整罐油的最上层，密度大的则始终沉在下层，出现分层现象。正常生产情况下我公司一般控制油罐收油前的液位为2．2m（浮盘起浮后的最低可计量高度），若收油高度在12m，按照标准GB/T4756-1998《石油液体手工取样法》的要求，在1／

6、1／

2、5／6液位处采样，1／6处的油样应在顶液面以下2m的轻质油油层处采取。这样的采样结果会导致混合样中密度小的轻质油占了1／3的体积，使混合油样密度的测量值低于实际值，造成原油计量数比实际收油量少。同理，选择原罐内装有重质原油的油罐时，卸收轻质原油，就可能造成收后计量数比实际收油量多。

1.1.2 生产单位在安排卸船时，如果收油罐罐底余油越多，对下一批次的收油计量产生影响程度就会越大。

1.1.2.1前量的误差会直接反映在收油量的结果中，导致收油计量的虚假盈亏。罐底余油多，作为收油前量的计量误差绝对值相对大，虚假盈亏的实际量就越大。公式（1）和（2）反映了收油量中因前量的计量误差产生的虚假盈亏。收油量 = 后量—（前量计量数 + 误差）（1）收油量 + 误差（虚假盈亏）= 后量—前量计量数---------------------（2）1.1.2.2重质原油含水量和杂质比较多（如我公司采购的越南油、苏丹油等），且基本都为黏度大的原油，在仅仅加温的情况下游离水不易沉降。这类原油卸入罐后不易与罐内油品均匀混合，采样难度大，样品的密度、含水都有可能出现较大偏差。当采到的样品代表性属于进罐的油层时，接卸前罐底余油少，受影响的程度小，产生的误差相对较小；相反，当采到的样品代表性属于原罐底的油层时，卸油前罐底余油多，受影响的程度大，误差也会相应增大；在罐内混合状态未知的情况下，由于罐底余油多，采样时也容易采到原罐底的油品，同样产生误差。表1反映了样品含水有误差时，前量多和少，影响计量结果的不同程度。表 1 样品误差对量的影响

前量（t）后量(t)实际收油量(t)假定含水误差增大 产生误差量(t)1000 6000 5000 0.30% 18 5000 10000 5000 0.30% 30 注：按油品温度为20℃，VCF为1.0000计算误差值

1．2 油罐加温操作

1.2.1油罐内蒸汽加热管在罐底对称分布，现场操作人员在开启蒸汽对油品加热时，不检查所有加热管是否全部开启，部分加热管加温，导致罐内油品呈半边加温状态。正常情况时，罐底蒸汽加热管开启到位，呈多点加温状态；加热管之间相互作用，温度向上均匀对流，使油罐垂向各横截面油品温度基本一致。即使加热量不够，油品出现罐垂向横截面温度分层时（如图1），按照GB/T8927-2008《石油和液体石油产品温度测量（手工法）》的要求，在油品液位下增加测量点，也可以获得罐内油品的平均温度。如果加热管在罐内部分开启，就属于加热过程处于不合理状态，在这种状态下，若没有油罐内部搅拌器进行搅拌，即使加热管线已经运行足够的时间，也由于罐内油品低温区的反向对流存在（如图2），使得获取具有代表性计量温度的难度加大。

在实际工作中，当使用油罐上安装的固定单点温度计的读数作为计量温度时，温度误差会更大。以之作为计量参数计算的油量误差自然很大。表 2，给出了罐内油品温度每间隔1℃的计量数据；表中两极温度差为10℃，差量约为24吨；若取中间量为近似实际量，则两极相对误差数接近0.4%。从比较中可以看出，温度误差对计量的影响程度。

1.2.2 在罐内油品液位不高时，半边加热的油品膨胀，还导致浮盘轻微倾斜，对液位产生影响（油罐安装的雷达液位计显示油高与检尺数对比相差很小，当罐内出现两侧温差时，检尺数与雷达显示值相差增加6-8mm）。

表2 油品不同温度时罐量计算

温 度 标准密度

毛计净标准体净表观质

体积修正系数VCF

积

（m3）积（m3）量

（t）

（℃）（kg/m3)42 3400 890.8 0.9829 3341.86 3063.105

相对误差%

0.36 0.60 43 3400 890.8 0.9821 44 3400 890.8 0.9814 45 3400 890.8 0.9806 46 3400 890.8 0.9798 47 3400 890.8 0.979 48 3400 890.8 0.9782 49 3400 890.8 0.9775 50 3400 890.8 0.9767 51 3400 890.8 0.9759 52 3400 890.8 0.9751 注：原油含水按0.23%计算、计算中未考虑浮盘重量、1.3 泵收油流量

3339.14 3336.76 3334.04 3331.32 3328.6 3325.88 3323.5 3320.78 3318.06 3315.34 3060.612 3058.431 3055.938 3053.445 3050.951 3048.458 3046.277 3043.784 3041.291 3038.798 1.3.1 选择卸油流量的大小，与油罐内油品混合程度有直接关系。收油过程中用较小流量收油，油品进入油罐的冲击力小，罐内油品混合均匀度差；用较大流量接卸原油时，油罐入口相当于一个搅拌器，能够增加接卸油品与罐收前余量之间相互混合的程度。

1.3.2 管线中存油量在作业前后有变化将使计量结果不准。油船卸净收舱时，使用大泵收舱，由于舱底油过浅，原油泵较大的吸力将油品夹杂空气一起吸入管线，空气被随后的油泵推力挤压，在管线中占住一定体积。这种情况会使当次收量增大和导致下一批次收量减少。

1.4 生产安排或操作失误

由于生产安排的错误或操作人员停泵时间掌握不好，油罐输转后剩余的罐底液位正好在无法计量区间或浮盘未完全起浮状态，此时测量的油高会导致无法算出准确的油量，使输转量和随后的收油量都会出现错误。

二、改进措施

生产作业环节引起的计量误差，是可以通过细化操作规程、规范操作，在生产过程中消除的。2.1 针对接卸油罐的选择，在条件许可的情况下，生产安排过程中要尽量把油罐进行分类，区分重质油罐和轻质油罐，分类存储油品；根据待卸原油的物理性质安排接收油罐，尽量安排密度较为接近的原油进入同一油罐，以保证计量时获取的样品具有较好的代表性。2.2 输转时，尽量减少罐内余油，同时也要保证油品液位不得进入无法计量区间。在油罐检修、检定后，油罐参数改变和新的罐容表信息要及时传至生产岗位，并要求参与生产操作的人员都必须掌握。对用浮顶罐交接计量时，生产部门要根据GB/T 13894-1992《石油和液体石油产品液位测量法》(手工法)的要求，在浮顶完全起浮后安排计量，同时确保在油品输转前后，浮顶的漂浮状态应尽可能一致。把“浮顶罐不得跨非计量区间计量”作为基本要求写入《操作规程》，并执行。

2.3 温度测量误差对油量计量误差影响较大，所以要对现场操作人员的罐加温操作提出要求，操作过程要细化到阀门的逐个检查；对发现加热管泄漏，有不能使用的加热管时，要设计合理的加热措施，有效防止油罐内部温度呈斜向截面分层状态。

2.4 卸油过程中，前期用大泵收油，结束用小泵收舱。用大泵收油，能确保进罐流量有足够的搅拌能力，使进罐量与罐前量均匀混合；使用小泵收舱并控制收舱操作的时间，保证管线收油后属于充实的状态；专线运输的船驳，不过分要求卸净，采取卸油后测量舱底剩余液位高度（ROB），下次装油前核对该液位（OBQ）的办法，对船舶进行监控。减少收舱时过分抽吸舱底油导致的不满管现象，保证接卸进罐量的准确。

三、结论

通过实例阐述生产安排及操作过程没有满足接卸原油罐计量的条件，并出现影响罐计量准确的问题，可以看出生产环节对计量准确的影响是存在的。要保证原油接卸罐计量准确，就需要从生产各环节上满足原油计量的条件，需要我们生产部门重视加强对生产环节的控制。尤其是涉及进、出厂贸易交接计量的储运部门，要在生产操作规程的制定中，充分考虑到影响计量准确的因素，细化操作规程，规范操作，为计量工作服务，确保计量准确。参考文献

[1] 肖素琴.油品计量员读本.第二版.北京:中国石化出版社.2009 [2] GB/T 8927-2008.《石油和液体石油产品温度测量 》（手工法）[3] GB/T 13894-1992.《石油和液体石油产品液位测量法》（手工法）[4] GB/T4756-1998 《石油液体手工取样法》

第五篇：计量保证确认总结

计量保证体系运行情况汇报

企业概况

公司地处江苏省大丰市西团镇，为国家定点农药生产企业之一。在国家一类口岸——大丰港建有乐果、稻丰散、草甘磷、氟乐灵、乙草胺、噻磺隆和酚菌酮等8条合成生产线，年产原药3万多吨，拥有杀虫剂、除草剂、杀菌剂三大系列近30个品种。其中，乐果生产规模全国最大；稻丰散为农业部重点推广产品，国内独家生产；酚菌酮拥有2项国家发明专利。公司已通过ISO9001质量管理体系认证、ISO14001环境管理体系认证，公司商标“威力士”为江苏省著名商标。先后荣获省重合同守信用企业、省循环经济示范型企业、省民营科技企业、省农业科技型企业、省节能减排科技创新示范企业和省级企业技术中心等荣誉称号。公司与清华大学、中国农业大学、青岛农业大学等多家高校院所建有长期的、良好的合作关系，建有设施齐全的研发中心。

公司以产品研发和项目建设为核心，逐年加大资金投入，取得了可喜的成绩。2003年，噻磺隆原药合成工艺的研究获江苏省科技进步三等奖、列入国家第八期国债项目，获得科技部中小型企业创新基金；2004年稻丰散原药列入替代高毒农药的品种专题国债项目；2005年新开发的植物源农药天然除虫菊酯，列入国家“星火计划”；2007年，酚菌酮被评为江苏省重点科技成果转化项目。60%稻丰·唑膦被评为江苏省高新技术产品。2008年，公司在大丰港投资的污水处理厂项目列为国家基础设施补助项目，目前正在进行二期技改扩能，将继续申报国债项目资金补助。2009年，10%吡虫啉可湿性粉剂被评为江苏省高新技术产品，与清华大学合作的“催化还原处理技术与装置研究”项目被列为国家863计划项目。2010年，乐果、稻丰散、草甘膦、吡虫啉、氟乐灵等原药和制剂7个产品被评为江苏省高新技术产品；年产1000吨10%吡虫啉可湿性粉剂项目被列为国家星火计划项目；乐果、稻丰散顺利通过江苏省名牌产品复审。2011年，公司重点计划申报中国驰名商标、江苏省高新技术企业，继续申报江苏省名牌产品。

公司将秉承“科技兴企、人才强企”的经营理念，充分利用现有基础和环保优势，以附加值高、市场前景好、资金回笼快和科技含量高的高新产品为目标，延长产业链，全面提升经济效益。以创新管理为基础，以重组盘活资产为抓手，以环保产业和新材料、新能源为重点，突出行业优势，大力发展绿色经济、循环经济、低碳经济。坚持科技创新，加大自主创新，进一步加深与高等院校、科研院所的合作关系，运用新技术和新装备，加快实施产业结构调整转型与提升扩能，迅速提高抗风险和盈利综合能力，实现生产连续化、控制自动化、设备现代化、管理精细化，优化经营环境，提升职工待遇，倾力打造科技创新型、人才聚集型、环境友好型的现代化企业。

一、思想重视，组织落实

计量工作是企业现代化生产和经营活动中一项不可缺少的技术和管理基础，贯穿与企业生产、经营活动的全过程，为新产品开发、原材料检验、生产工艺监控、产品质量检验、物料能耗、安全生产、环境监测、成本核算、责任制考核提供准确可靠的数据，以达到强化管理、指导生产、实现安全、优质、低耗、高效益的目的，我公司各级负责人对该工作极为重视，思想统一，投入巨大的人力、财力和物力。对计量工作实行四个优先，即：计量方案优先讨论，计量措施优先安排，计量资金优先解决，计量计划优先落实。从而有力的促进了企 业基础工作的管理。

二、加强计量器具的配备和检测，为生产、经营提供准确的数据。

生产工艺的安全运行，离不开准确可靠的计量器具，在计量器具的配备上。我公司根据工艺技术文件的要求，对计量器具的检测能力进行分析并加以配备，使之向智能化发展，满足了安全生产的需要，在质量检测、经营管理、能源管理、安全环保等方面绘制了计量网络图，配齐各工序。管理环节的计量器具，使我公司安全、煤、水、电、汽等能源一级计量器具配备率达100％；二级计量配备率达90％，经营管理、工艺检测、质量检测、安全环保计量检测率分别达100％，保证了计量检测数据为生产、经营提供准确的数据，有效地实行了目标成本管理。各车间、部门根据指标精打细算，增产节支，降低消耗，使企业的经济效益稳步提高。在定额考核中，以计量数据说话，设立了多种考核奖、逐日统计，严格考核，奖罚兑现，调动了广大员工的生产积极性。

计量工作的加强，使我公司基础管理工作走上正轨，推动着经济效益和产品质量的提高，同时，计量自身也为企业创造了效益，在这方面，我们主要控制“两关”，一是大宗物资进货关，其次抓产品出厂关。我公司主要能源方面的原料是汽、电，配备了由盐城计量测试所监测和供电部门监测的流量计和电能表，进行准确计量核算。大型液体原料、固体原料均经过由大丰计量测试所监测的电子汽车衡进行准确严格称重计量核算。

三、加强计量法制观念，增强质量意识。

坚持以人为本，将各类计量人员的管理和培训作为重点来抓。历年来多次派员参加省、市技术监督局组织的计量体系内审员培训班，系统地学习了ISO标准及国家标准，通过考核有4名同志获得了企业计量确认内审员审核员证书。在企业计量保证体系文件颁布实施后，为保证全公司职工能在计量方面按体系文件执行，全质办协同计量科根据管理层的要求相关中层管理人员及其专(兼)职计量员等进行计量保证体系文件的宣贯；各车间结合自身的特点、各类人员的工作性质和要求，分类贯标及组织学习培训，使全公司职工熟悉计量基本知识，掌握其

岗位基本要求及应承担的责任，更好地在实际工作中得到贯彻落实应用。

四、坚持计量和质量的统一，推进安全、环保达标创优。

计量和质量是密不可分的整体，计量工作和各项措施的到位，为我公司的产品质量提供了有力的保证。质量是企业的生命，是竞争中的王牌，没有准确可靠的计量检测作保证，就不可能有稳定、高水平的产品质量，这已成为公司职工的共识。企业推行质量一票否决权，注意从宏观上把握质量和效益的关系，要求在生产、经营中的每个环节都要执行指标，在关键工序上设立工序控制点。为确保产品的质量，对每班产出的产品均进行质量抽查和产品抽重，坚持不合格产品不出厂的原则，从而保证了产品质量。

在安全、环保上，企业投入了大量资金，配齐了各种检测设备。对事关安全的检测项日，坚持定时、定点检测，消除各种事故隐患。积极改善环境设施，对环保项目及时分析，提出处理方案，使车间生产安全稳定地进行。

五、改善计量设施，强化计量管理。

为确保计量检测设备提供准确的数据和量值溯源的要求，本着合理、经济、实用的原则，企业投入了大量资金，改造和扩建了原有的计量检定设施，在日常管理中，对全公司所有的计量器具进行跟踪管理，使计量器具的帐、管、物相符，严格把好计量器具采购、入库、验收关，杜绝不合格计量器具使用。

为保证全公司计量器具准确，有效的服务于生产、经营。我公司建立了压力表、小容量检定等五个计量标准，同时配齐了所需的标准器具，从硬件上保证了计量工作的正常开展。

通过各级领导的悉心指导和全公司干部职工的共同努力，我公司的计量工作有了长足的进步。企业将计量管理贯穿于生产、经营的全过程，一切以计量数据为依据，计量工作在企业管理中发挥着越来越多的功能，计量管理水平不断提高。

但由于水平有限，在实施过程中还有不少的问题和缺陷存在，我们将继续努力，以使我公司计量工作登上新的台阶。

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