油气管道安全保护工作二季度小结

第一篇：油气管道安全保护工作二季度小结

苏里格项目部油气管道安全保护工作第一季度小结

二季度，苏里格项目部深刻吸取“

11、22”青岛输气管线爆炸事故教训，严格执行项目部油气管道安全保护措施，做好采输作业区管线巡检、日常维护、月度安全检查，并以春季安全大检查、五一节前安全大检查为契机，在项目部主管业务领导的带领下，对苏77区块、召51区块管线巡线制度、记录、检查应急、特殊作业监护等14个方面开展输气管线安全保护工作检查。

一、基本情况

二季度共对辖区内4个集气站外输管线组织HSE监督配合采气综合管理部进行12次安全巡检，巡检过程中共发现问题17个，现已全面跟踪整改到位。

二、开展的主要工作

1、协同采气综合管理部，开展辖区内管线巡检专项检查活动。

2、组织上海华中，永能公司2家承包商，每月定期对辖区内输气官网阴极保护桩进行检查，项目部不定期进行抽查。

3、检查输气管线、设备、设施进行防腐刷漆，要求设备专职维修工，对我区块特种设备进行定期养护、清理。

4、召开巡井班月度安全培训会议，对巡井情况进行会议通报，并提出下一步安全保护措施。

5、对273#主管线泄露处进行现场施工（二级动土、动火），并作现场监护。

6、强化输气管线定期清管工作。对苏77-2站至苏77-1站外输

管线进行清管及现场监护。

三、主要存在的问题分析

1、标识桩未按要求距离埋设；

2、巡井班人员对巡线路线不熟悉；

3、苏77-12-7井井场周边生活生产垃圾多。

4、部分输气官网支线防腐工作开展不彻底，要求相关方强化巡检制度，自查自改，认真查遍每一支管线，消除安全隐患。

四、第三季度工作安排

1、进一步做好辖区内输气官网巡检、输气管线覆埋、植被绿化、管线维护检查等工作，严格输气管线巡检制度。

2、强化输气管线日常维护工作，对阴极保护桩测试、管线防腐工作进行检查。

3、监督跟踪作业区内的管道问题整改情况，对问题较多的官网支线加密检查。

4、加强承包商安全管理，杜绝人员调动、更换频繁等情况，保证官网巡查的覆盖性。

苏里格第一项目经理部2013年4月30日

第二篇：全国油气输送管道保护和安全管理调研报告

全国油气输送管道保护和安全管理调研

报告

根据国务院领导同志重要批示和国务院安全生产委员会全体会议精神，为进一步推动做好油气输送管道保护和安全管理工作，2014年7至9月，国务院应急办会同发展改革委、工业和信息化部、公安部、财政部、国土资源部、环境保护部、住房城乡建设部、交通运输部、国资委、质检总局、安全监管总局、法制办、能源局等单位和中石油、中石化等企业，在组织各地区和有关中央企业自行开展调查研究的基础上，赴山东、江苏、辽宁、河北、浙江、湖北、新疆、甘肃8个省区进行了实地调研。

一、全国油气输送管道保护和安全管理总体情况

党中央、国务院高度重视油气输送管道保护和安全管理工作，总书记、李克强总理等中央领导同志多次作出重要指示批示，提出明确要求。为深刻吸取山东青岛“11〃22'’输油管道泄漏爆炸等事故教训，国务院安委会多次召开会议研究部署，在全国范围内组织开展了油气输送管道等安全专项排查整治，并派出16个督查组对32个省级单位进行了专项督查。各地区、各有关部门和企业认真贯彻落实，深入排查摸底、狠抓责任落实，基本摸清了油气输送管线里程数量、地区分布、运行时间、存在隐患等基本情况，并初步完成了一些隐患整改，为深化安全专项整治奠定了坚实基础。

据统计，我国陆上油气输送管道总里程约12万公里(不含油气田管道)，覆盖全国31个省(区、市)。其中，原油管道252条、23362公里，成品油管道253条、21046公里，天然气管道461条、75439公里。中央企业所属管道里程103695公里，占全国管道总里程的86．4％，地方企业所属管道里程16454公里，占13．6％。油气输送管道主要分布在新疆、甘肃、陕西、浙江、河南、湖南、四川、山西、湖北、广东、江苏、内蒙古、山东、辽宁等14个省(区)，占全国管道总里程的73．7％。中石油、中石化、中海油所属管道里程101675公里，占全国管道总里程的84．7％。大部分油气输送管道为2000年以后新建，其中运行10年以内的管道83911公里，占总里程的69．8％；运行10年以上的管道36326公里，占总里程的30．2％。经过各地区、各有关部门和企业共同努力，全国共排查出油气输送管道隐患29436处，其中管道占压11972处、安全距离不足917l处、不满足安全要求交叉穿越8293处。上述隐患需要政企联动协调解决的6992处，其中重大隐患2200处、较大隐患1882处。

从油气输送管道保护和安全管理职责落实上看，全国有25个省(区、市)落实或明确了省级管道保护工作主管部门。其中，河北、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、上海、江苏、浙江、河南、湖北、湖南、广东、广西、重庆、四川、贵州、陕西、青海18个省(区、市)按照《石油天然气管道保护法》(以下简称《保护法》)规定，由省级人民政府能源主管部门(发改委、能源局)主管本行政区域管道保护工作；北京、福建、山东、云南、海南、西藏、甘肃7个省(区、市)分别明确由市政管理委员会、安委办、经信委、工信委、油区办、公安厅主管管道保护工作。但山西、天津、安徽、江西、宁夏、新疆6个省区仍未落实管道保护主管部门，全国设区的市级、县级人民政府也大多没有指定主管部门。

从油气输送管道安全隐患整改上看，由于大多涉及群众生产生活保障和学校、医院、集市等公共设施，协调难度大、涉及方面广、投入资金多，加上历史遗留问题等多种因素，隐患整改推进难度比较大。截至8月底，全国累计整改完成油气输送管道隐患8976处，整改完成率为30．5％；累计整改完成需要政企联动协调解决的隐患1112处，整改完成率仅为15．9％，整改工作总体进展缓慢。

=、油气输送管道保护和安全管理主要经验和做法(一)强化组织领导，积极构建管道保护和安全管理制度体系。浙江省不断加强油气输送管道保护的立法工作，审议通过了《浙江省石油天然气管道建设和保护条例》，将管道保护纳入“平安浙江”考核内容，作为各级党委和政府促进安全发展的一项全局性重要工作。山东省出台石油天然气管道保护办法，对管道的日常保护制度进行细化实化，全省17个市108个县(市、区)均指定了管道保护监督管理主管部门，建成了省、市、县三级管道保护体制。辽宁、上海、湖北、甘肃等省市将油气输送管道建设布局纳入全省能源发展总体规划或城市建设规划，科学选址，合理布局，预留空间廊道，做到同研究、同部署、同推进。(二)注重协调联动，形成管道保护工作合力。甘肃省与中石油联合出台《地企共建平安管道行动计划》，各市县政府、职能部门、油气企业、乡镇和村委会、输油气站与沿线单位、群众之间互相签订责任书，逐层、逐岗、逐人地落实防范责任。北京、江西、湖南、陕西等地建立本地区油气输送管道安全保护联动会商机制，定期召开联席工作会议，实现安全信息及时共享和突发事件快速响应，协调解决油气输送管道保护跨地区、跨部门、跨行业的重点难点问题。中石化销售华南公司加强厂企地联动，在广东与管道经过的13个乡镇建立联席会议制度，通过签订和谐共建公约，健全完善共建机制。

(三)严格内部管理，确保企业主体责任落实到位。一些油气输送管道企业强化责任意识，成立安全管理机构，配备专职管理人员，建立完善内部治安防范、检查整改、维护保养、巡线护线、考核奖惩等制度。中石化积极履行管道风险告知义务，探索建立企业自建、自管的专业化油气管道巡护队伍管理新模式，对管道安全得不到有效控制的输油站领导就地免职。中石油所属分公司制定领导干部定点(分段)联系(承包)及反馈通报制度，将结果列入年终安全绩效考核评分项并与收入挂钩。中海油大唐天然气管输分厂等企业与当地政府密切协作，组织开展了长输管线事故系列综合应急演练，有力提升了企业应对油气管道突发事件的能力和水平。

(四)创新方式方法，切实提升油气输送管道保护和安全管理水平。云南省所有管道企业均采用分布式的数据采集与监视控制系统(SCADA)，对管道的流量、压力、温度等参数实施24小时监控，确保第一时间发现事故并采取可控措施。中石化储运分公司建立输油处层级的地理信息系统(GIs)平台，在此基础上建立了管道巡护线全球定位系统平台，有效解决人工巡线巡检率和精确率低的问题。中煤集团龙化化工公司将长输管线地下管道外壁用改性石油沥青和环氧煤沥青防腐，外加电源阴极保护，实现了自投产运行以来无任何腐蚀性穿孔事故发生的优良管护业绩。

(五)强化隐患防控，着力减少油气输送管道事故风险。北京市把管线占压等重大隐患列入2014年市政府重大督查事项和市监察局重点效能监察事项。湖南、湖北、重庆等地建立定期通报制度，每月调度督促，对不认真履行监管职责、隐患督办不力的单位和人员依法追究责任。吉林省将全省591处油气输送管道占压细化为5类安全隐患，明确整改时限和目标要求，实行分级治理、分类督导。天津市大港油田公司建立“1个总体+19个专项”的预案模式，初步构建完善了油田公司四级(一级总部、二级单位、三级现场、四级重点岗位)预案体系，有效防范事故风险。

(六)加强宣教培训，努力营造管道保护良好氛围。江苏省与主流媒体合作，在最佳收视时段高密度播出《保卫经济血脉》等电视专题片，收到了良好效果。贵州省在黄金时段投放油气输送管道安全保护公益广告，在油气管道途经市(州)高速公路旁设立安全宣传牌，在油气管道途经区域附近人口密集区设立永久宣传牌，在影响油气管道第三方施工区域设立临时宣传牌。甘肃省举办了由13个市州和9个管道企业参加的管道保护知识电视大赛，并与中石油联合创办了《管道保护》杂志，在社会上产生积极影响。

三．存在的突出问题和原因分析

(一)政府安全管理和监督体制机制不健全。有关管道保护部门因职权不明确、人员编制不足、缺乏相应执法权等原因，难以有效履行管道保护工作职责。部分地区管道保护工作存在多头管理、协调不到位等现象，省、市、县三级管道保护部门工作不能有效衔接，没有形成上下统一、完善高效的管理体系。同时，对影响管道安全运行的非法违法行为，行政执法履职不到位，执法不严、查处打击力度不够，许多地区管道保护部门既无人员、编制和经费，又无专业执法队伍，缺乏有力的组织资金保障和技术支撑。

(二)管道企业主体责任落实不到位。部分企业安全意识不强、内部管理制度不落实，沿线管道安全标识、警示牌、告示桩等安全防护设施缺失，个别管道监测监控设施不完善，不能及时发现、报告和制止违法占压管道、非法施工等问题，管道完整性管理覆盖面和检验检测覆盖率均比较低。同时，由于管道企业驻各地单位不具备法人资格，驻守人员层级较低，对具体问题没有决策权和处臵权，难于有效承担起安全生产主体责任。

(三)地方政府和管道企业工作衔接不畅。油气输送管道项目建设施工过程中，因施工受阻等原因导致规划确定的管线路由时常发生变更，与规划选线存在较大偏差。由于竣工验收手续滞后等原因，管道企业与地方政府在项目建设、运营过程中衔接不够，不能积极主动及时报备管道竣工测量图等相关资料，造成地方政府制定经济发展规划和审批第三方施工时缺乏相关完备数据，从源头上导致管道交叉、重叠和施工钻漏等隐患。管道企业、地方政府在应急预案制定、应急处臵演练、专项打非治违等方面未能有效协调联动，大多是单方面进行，缺乏联合应对较大以上油气输送管道事故的实战经验。

(四)管道建设与城乡发展土地需求矛盾突出。随着工业化、城镇化快速推进，很多原本远离城市的油气输送管道、危化企业等逐步被城市包围。部分地方政府基于土地收益考虑，在制定城乡发展规划时，对规划的严肃性、科学性认识不足，导致各类道路交通、河道整治、土地平整、工业园区、居民小区、学校医院等大型项目的规划建设与管道保护带相冲突。在出让土地时，往往违背“后建服从先建”的原则，重复出让、发包管道建设用地，交叉、圈占、直接占压的问题屡有发生。

(五)用地补偿机制和相关规章标准不适应。在补偿机制方面，管道建设临时用地是按照土地、青苗和附着物等损失给予当地一次性补偿费用，由于建设时的补偿费用偏低、土地复垦不到位及部分管道热力影响导致农田减产等原因，容易造成占压等隐患持续产生且难以协调解决。同时，Ⅸ保护法》部分规定过于原则，缺乏配套的行政法规和实施细则，可操作性不强。部分输油、输气管道相关标准已多年未修订，强制性管道设计施工、定期检测、评估和完整性管理的国家或行业技术标准规范滞后，在管道非法占压的界定、隐患影响程度等方面也缺少统一的标准规范，安全保障技术还不完善，不能与当前管道保护形势相适应。

(六)全社会管道保护的安全意识淡薄。个别地方政府宣传《保护法》工作力度不够，各级管道保护相关部门、公众对油气输送管道安全运行及其对国民经济和社会发展的重要性认识不足，管道保护的自觉性不高、措施不力。一些地方打孔盗油等违法行为有所反弹，交叉施工、第三方破坏等行为时有发生，严重威胁管道安全和能源安全。据统计，引发油气输送管道泄漏事故的原因中，第三方施工占到近80％，对公共安全造成重大压力和严峻挑战。

四、有关工作建议

油气输送管道保护和安全管理事关国家能源安全和群众生命财产安全。随着工业化、城镇化和农业现代化的快速推进，经济社会发展对油气资源需求将日益增长，当前和今后相当长时期，油气输送管道安全状况必将始终处于高风险态势，需要各级政府和有关部门、企业及社会各界予以高度重视，切实将油气管道安全提升到能源安全和公共安全战略高度，研究制订切实有效的政策措施，着力构建管道保护和安全管理工作长效机制，确保在消除现有隐患的同时不再增加新的隐患。(一)健全完善管道保护行政监管体系。一是尽快理顺并清晰界定各级政府油气管道保护主管部门和其他相关部门的职责，赋予管道保护主管部门相关职能和执法权并提供人力、资金保障，加快建立上下衔接的安全管理体系，确保管道保护工作落地。二是推动各地建立健全权责明确、分工协作的管道保护协调机制或联席会议制度，加强对本行政区域管道保护工作的协调指导，同时建立严格的管道保护执法考核机制，督促地方及各级管道保护部门认真履行协调指导和执法监管职责。三是着眼长远加强顶层设计，统筹考虑油气管道保护和油气生产安全，研究探索参照煤矿安监局模式，成立专门的油气安全监管机构，全面加强油气领域的安全管理和监督。

(二)进一步加强相关规划统筹协调。一是切实加强油气输送管道专项规划与城乡规划的衔接，推动各地严格落实管道两侧安全距离的强制性标准，着手研究建设管道走廊。油气输送管道建设规划应当符合土地利用规划和城乡规划，并纳入相关专项规划及控制性详细规划，与城市地下管网、地下轨道交通等各类地下空间和设施统一考虑、整体布局。二是充分利用信息技术，建立全国统一的油气输送管道安全管理信息系统，设立管道信息共享平台，为规划统筹和管道保护搭建平台。三是按照国务院有关要求，统筹考虑地方炼油企业的进口原油使用问题，严格监管地方炼油企业原油收购渠道，坚决杜绝违法收购盗油情况。

(三)强化管道企业安全生产主体责任。一是全面推行管道完整性管理，加强检验检测，积极开展管道隐患排查整治，切实做好老旧管道保护和更新工作，规范管道及附属设施规划建设、巡护保养、检验检测、监控预警、维抢修等工作。二是引导推动企业加大管道保护和安全运行的资金、技术投入，研究开发和使用非开挖精确检测、物联网监测、微量泄漏监控和隐患事故预警等先进的管道保护技术，加快数据采集监控等自动化控制系统建设。三是督促企业及时、全面向县级以上管道保护部门报备管道竣工测量图等相关资料，配合管道保护主管部门依法查处危及管道及其附属设施安全的非法违法行为。四是加强应急管理，完善应急预案，强化企业与地方政府的预案衔接和联合演练，提高联合应急处臵能力。

(四)完善油气输送管道建设用地补偿机制。一是研究管道建设用地征地范围，明确管道地下通过权，适当放宽管道建设用地指标，保障管道建设用地。二是建立管道途经地区收益分配机制，研究探索企业、地方政府等多方共同出资建设和运营管道机制，增加管道企业对途经地区财政贡献率，调动地方政府和受影响群众保护管道的积极性。

(五)健全油气输送管道保护相关法规标准体系。一是加快制订与Ⅸ保护法》配套的行政法规、部门规章和地方条例，

第三篇：工会二季度安全工作小结

工会二季度安全工作小结

二季度，公司工会围绕公司安全工作“六零”目标为安全工作中心，积极按照公司月度安全例会要求，切实履行工会工作职能，主要开展劳动保护监督检查、合理化建议、应急消防安全技能竞赛及安全生产月活动等工作，现将二季度主要工作小结如下：

1、以切实履行工会工作职能，充分发挥基层劳动保护监督检查员作用，9各基层工会组织积极开展劳动保护监督检查工作，共检查42项，已整改32项，还有10项在整改中，公司工会牵头走访基层班组开展劳动保护监督检查4次，共检查出12项问题，未按要求穿戴劳保护品共16人次。重点加强对员工劳保用品穿戴及作业环境的检查，提醒、教育员工要加强安全意识的提高，主要对员工夏季工作服装的配备和穿戴情况进行检查，对工装未及时配发到位情况向劳保管理部门进行沟通并得到了解决，从而切实维护员工的利益，防止安全事故的发生。

2、公司工会按照公司2011年安全生产月活动方案，组织3名员工排练了小品《高，实在是高》为主题的文艺节 目，参加县“生命之歌”文艺晚会。同时各基层工会组织协助党政围绕安全生产月活动开展知识竞赛、橱窗宣传等活动。

3、工会积极开展劳动竞赛，5月份，开展了岗位技能竞赛和业余组应急消防技能竞赛，尤其是开展的业余组应急消防技能竞赛中，各基层单位部门安全员和重点岗位和重点楼宇的维修人员积极参加了竞赛活动，通过技能竞赛活动的开展，检验和提高了应急消防救援技能和能力，进一步宣传消防安全工作，增强广大员工消防安全的意识。为公司消防的安全工作顺利开展作了准备。

公司工会

第四篇：二季度工作小结

二季度工作小结

2012年二季度荷叶冲社区残疾人协会在市、区残联、龙泉街道办的正确领导和大力支持下，坚持以人为本的工作态度，严格按照市、区残联的整体工作要求，出实招，办实事，求实效，着力提高残疾人社区服务水准，努力提升社区残协工作水平，竭力保障和改善康复支持力度，大力促进社区残疾人的和谐稳定，较好地完成了二季度工作任务。

一、做好社区残疾人日常随访情况统计。每月通过上门、打电话等方式了解残疾人的日常生活及身体状况，及时汇总他们的康复、培训等需求的统计工作。

二、积极组织残疾朋友参与各种社会活动，使他们更好地融入社会生活。5月13日下午，组织社区残疾人参加区残联举办的助残日文艺演出游园活动；这些活动的举行，不仅丰富了残疾朋友们的精神文化生活，增进了残疾朋友之间的友谊，还为他们更好地融入社会奠定了良好的基础。

三、将康复服务送上门。为实现“人人享有康复服务”的目标，汇同社区医生，积极开展上门巡诊工作，使残疾朋友们能及时了解自己的身体状况，增强他们的保健意识，为重度残疾朋友提供了极大的方便。

四、传递政府关爱，积极发挥桥梁纽带的作用。在各类节日到来之际，我们带着区残联的关爱和祝福，将特困补助金、慰问金及慰问品发放给社区残疾朋友，使他们感受到政

府和残联的关心和厚爱，享受残联大家庭的温暖。

五、几点体会，二季度以来，我社区奋力攻坚，积极进取，整体工作得到了上级肯定，同事的认可和社区残疾人的欢迎。我体会到：一是高起点谋划是优质高效完成好各项工作的有力保证；二是高标准定位是顺利实施各项工作的目标方向；三是高质量推进是全面促进各项工作的着力点。

同时，我还要看到自身的不足，还要看到影响我们进一步发展的问题：在工作中我们要进一步与街道其他社区加强合作，要形成合力，进一步提升我街道残协整体工作水平。

荷叶冲社区

2012年6月8日

第五篇：8管道油气计量（范文）

油气计量

1.计量在长输管道中的作用

计量工作是企业生产活动的一个组成部分，做好企业计量工作，对于保证产品质量、提高劳动生产率、保障安全生产、节约能源、加强经济核算、增加经济效益具有重要的作用。石油、石油产品出售、购买、商业性的交接中，准确的计量是极重要的。在输油管道的终点，又称末站，也是长输管道的运转油库，其任务是向炼厂转输原油，或者装船、装车向其它地方转运，都要经过计量。其计量的准确与否，直接关系到买卖双方的经济利益。所以商品油、气计量必须具有科学性、公证性，并遵循一定的法律、法规，才能做到公平交易。

在长输管道的生产管理中原油的收、销、存及消耗的准确计量是非常重要的。泵效率、加热炉效率都是通过输量来测算的，生产运行方式也是根据输量来安排的，而输量是通过计量得到的，所以长输管道经济、安全、平稳的运行和准确计量是紧密相关的。

2.国内石油计量的主要方式

目前，我国原油商品量交接采用的是质量计量，即测出原油的体积、密度、含水、温度、压力等参数，换算成标准状态下(温度20℃，压力101.325ＫＰa)扣除含水的纯油质量，计量方式主要采用静态计量和动态计量。

2.1 原油静态计量

所谓静态计量，是指用金属油罐、铁路罐车作为计量体积量的器具，在油罐停止收发作业，液面经静止一段时间（大罐稳定时间不少于30分钟，铁路罐车不少于15分钟）消除泡沫达到平衡，而没有因搅动而产生波纹的状态下进行的计量操作。2.1.1 做为计量用的金属油罐叫做计量罐，首先要对计量罐进行容积检定。凡新建或大修理过的金属罐投用前都应进行检定，计量罐检定周期为四年。检定规程执行国标JJG168<<立式金属罐容量试行检定规程>>，容积检定精度可达0.2%。检定完毕，由检定单位出具检定证书，编制出罐容积表，利用大罐检尺，测出液位高度，查出对应的体积量。

2.1.2 大罐液位检尺（即测量罐内液面高度），目前各类油

罐的液面高度的测量有两种方法，一种是人工检尺法，另一种是液位计法，液位计在输油生产过程中一般作为监测工具，而不做为计量器具。而人工检尺是静态计量过程中应用最为广泛的方法。

人工检尺分为检实尺和检空尺，检实尺就是测量罐内液位实际高度，也称测实法，适用于轻质油品的测量。检空尺即测量液面到罐顶检尺口的高度，也称静面悬空检尺法，适用于粘度较大的重质油品的油面高度测量。这是因为原油等重质油品粘度较大，含蜡量高，在罐壁或罐底部容易结蜡。另外罐内沉积大量泥沙，使量油尺无法达到罐底，因此，原油罐等均采用检空尺，其油高计算公式是：

油高＝检尺口总高－下尺深度＋尺带粘油高度。

2.1.3 油罐测温，按国标ＧＢ 8927<<石油和液体石油产品温度测量法>>执行。油高３米以下，在油高中部测一点。油高３－５米，在油品上液面下1米，油品下液面上1米处共测两点，取算术平均值作为油品的温度，油高５米以上，在油品上液面下１米，油品中部和油品下液面上1米处共测三点，取算术平均值作为油品的温度。

2.1.4 油罐取样，按国标ＧＢ4756 <<石油和液体石油产品取样法(手工法)>>执行。对于计量罐，应取上部样（顶液面下，其深度的六分之一处），中部样(顶液面下，其深度二分之一处)，下部样(顶液面下，其深度的六分之五处)，按等比例混合，作为整个油罐中的代表性试样。

2.1.5 油量计算，按国标ＧＢ9110<<原油立式金属罐计量油量计算>>执行，纯油品质量（在空气中重量）计算公式：

Ｍn=Ｐ20.Ｖ20.Ｆ(１－Ｗ)式中：Ｍｎ－纯油品质量，ｔ

Ｐ20-含水油品标准密度，t/m`(3`)Ｖ20——含水油品标准体积 m`(3`)Ｆ——真空中质量换算到空气中重量的换算系数

Ｗ——油品质量含水率

计算结果精确到0.001t

2.2 原油动态计量

动态计量是指石油在动态流动条件下进行的流量测量，由流量仪表来完成。目前国内原油动态计量主要有两种类型，一种是原油的体积量由流量计计量，人工读数，取样、化验，测出原油密度和含水率，人工计算油量。另一种是油量交接的主要参数体积量、密度、含水、压力、温度等值，全部采用仪表连续测量，并且直接算出纯油量。原油动态计量常用的流量仪表有容积式流量计、速度式流量计和最近几年发展起来的质量流量计。2.2.1容积式流量计

容积式流量计是一种机械式仪表，其内部都有构成一定容积的空间（计量室），流量计内部的转子在入口流入液体的压力作用下转动，把流体不断的送向排出口，其内部空间的体积在设计制造时是已知的，所以，测量转子的转动次数，就能求出该空间给出的体积量。单位时间内测得的转子转动次数，可计算出流体的流量，这就是容积式流量计的测量原理。常用的容积式流量计有腰轮流量计、刮板流量计、双转子流量计、椭圆齿轮流量计。2.2.2 腰轮流量计

结构：由三部分组成，即主体部分（它包括壳体、腰轮、驱动齿轮、隔板、上下盖），表头（包括精度调整器、脉冲发讯器、计数器）和连接部分。

工作原理：腰轮流量计主体内有一对腰轮转子，靠液体通过流量计产生的压差转动，通过驱动齿轮相互交错转动。（见图2.1）

当液体推动D2轴上腰轮反时针方向转动时，图2.1（A），通过与之相连的驱动齿轮带动D1轴上的腰轮顺时针转动，转动90°后成为图2.1（c）状态，上边的腰轮受液体推动顺时针转动，驱动齿轮带动下边腰轮反时针转动，腰轮旋转360°时，有4个计量室容积的液体排出流量计，计量室容积在设计时就确定了，计录腰轮转动的转数，就得到被计量介质的体积量，转子的转动通过减速机构、联轴器，输入到积算指示装置，从而在表头上读出流量值。2.2.3 刮板流量计

刮板流量计有凸轮式和凹线式两种型式。（见图2.2）

图（2.2）

结构：凸轮式刮板流量计的主体部分主要由转子、凸轮、凸轮轴、刮板、连杆、及壳体所组成。凹线式刮板流量计的主体部分主要由转子、刮板、连杆、和壳体组成。转子是一个转动的圆筒，当刮板是两对时，在转子圆筒壁上沿径向开有互成90°角的四个槽，当三对刮板时，则开有互成60°角的六个槽。

工作原理：当被计量的液体经过流量计时，推动刮板和转子旋转，与此同时，刮板沿着一种特殊的轨迹成放射状的伸出或缩回，但是每两个相对刮板端面之间的距离是一定值，所以在刮板连续转动时，在两个相邻的刮板、转子、壳体内腔以及上下盖板之间就形成了一个容积固定的计量空间，转子每转一圈，就可排出四个（或六个）同样闭合的体积，精确的计量液体量。2.2.4 双转子流量计

结构与工作原理：双转子流量计计量部分主要是由计量箱和装在计量箱内的一对设计独特的螺旋转子组成，它们与计量箱组成若干个已知体积的空腔，作为流量计计量单位。互不接触的螺旋转子由同步齿轮保持适当的位置，靠流量计进出口的压差推动而旋转，不断将进口的液体经空腔计量后送到出口，经密封联轴器及传动系统将螺旋转子的转数传递给计数机构，直接读出流经流量计的液体总量。（见图2.3）

以上三种容积式流量计计量精度高，精度可达±0.2％～±0.1％,运行可靠，振动和噪音小，压力损失小，最大不超过0.05MPa,适应介质粘度范围广，无论测量高粘度或低粘度液体，都能保证较高的精度。因此，在石油商品量交接计量中得到广泛的应用。

2.2.5 椭圆齿轮流量计

结构与工作原理：椭圆齿轮流量计主要部分是计量室和装在计量室内的一对椭圆齿轮，它与盖板构成一半月型空腔，作为流量计的计量单位。其工作原理与腰轮流量计类似。椭圆齿轮流量计精度一般为±0.5％,因此，不作为外销计量用，多用于加热炉燃料油计量。

2.3 速度式流量计 2.3.1 涡轮流量计

涡轮流量计是一种速度式仪表，其主要结构有壳体、斜叶轮、导流器、磁电转换器、轴承和前置放大器组成。

工作原理：当被测介质以一定的速度流过涡轮流量计变送器时，在液体的作用下，斜叶轮受力而旋转，旋转的速度与液体的流速成正比。斜叶轮的转动，周期性地改变磁电转换器的磁阻值，使感应线圈中的磁通发生周期性的变化，产生周期性的感应电势，既电脉冲信号，经放大器放大后，送至二次仪表进行显示或累计。在测量范围内，叶轮的转速与流量成正比，则信号脉冲数与叶轮的转速成正比，所以当测得频率f和某一时间内的脉冲总数N后，分别除以仪表常数E（次／升）便可求得瞬时流量 Q=f／E（升／秒）和总量 V=N／E（升）。仪表常数由厂家在产品出厂时给出。

2.4 质量流量计

用于计量流过某一截面的流体质量流量或总量的流量计叫质量流量计。质量流量计主要由流量传感器（振动管）和变送器组成。其原理利用流体在振动管内流动时产生的科氏力，以直接或间接的方法测量其力而得到流体质量流量，其性能不随温度、粘度、压力和密度影响，精度为±0.2％±零点稳定度，近几年正逐步得到应用。

2.5 容积式流量计附属设备

流量计附属设备是指保证流量计的计量精度、延长流量计的使用寿命和流量计配套的设备。它们主要包括过虑器和消气器，必要时应配备流量调节阀和逆止阀。

2.5.1 过滤器

过滤器是防止被计量液体所携带的金属物、焊渣、石块、等杂质和脏物进入流量计，影响流量计正常运行，延长流量计使用寿命。它安装在流量计的进口。过滤器主要由筒体和过虑网组成，过滤网做成与筒体同心的圆筒，被计量的液体经过过滤网时，杂质和脏物被留在过滤网内，当需要清洗时，只要把筒体上盖打开，就能把过滤网提出来清洗，这种形式的结构称为花篮式结构。它的主要优点是清洗、检修方便，为便于清洗时排出油污，在它的底部有用来安装排油阀的短管。

2.5.2 消气器

原油在管道输送过程中，不可避免地会含有一些气体，这些气体在管道中占有一定的空间，随油流进入流量计内就会把气体也当成油进行计量。要确保流量计的计量精度，必须将这部气体在进入流量计前排除掉，消气器就是起这个作用。在油品计量中是必不可少的辅助设备。

消气器首先是使油品和气体分离开，这些气体上升到消气器的顶部，逐渐形成一个气体空间，出现油气界面，随着气体空间的扩大，油气界面下降，当油气界面下降到一定程度，安装在消气器内的浮球连杆机构动作，打开排气阀，将分离出来的气体排出。

2.6 流量计的检定

用于商品油计量用的流量计国家规定精度为0.2级以上，即基本误差不大于±0.2%，由于流量计在制造过程中转子与壳体之间有一定的间隙，使用过程中将产生一定的漏失量，在长期运行中磨损加大，误差将进一步增加。所以国家规定流量计属国家强制检定计量器具。凡达到检定周期的、经检修后或长期不用需要使用的，对其测量值发生怀疑的流量计都要及时检定。确保公平交易。流量计精度是通过检定来确定的。检定流量计的装置主要是标准体积管，和流量计串在一起，采用现场实液检定方法。测量值即可靠又准确。标准体积管包含一个标准容积段，检定时把同一时间间隔内将被检流量计指示值同体积管的标准值对比，求出流量计误差，确定其精度，其误差用下式表示。Q流—Q标

E=————————×100％ Q标

式中： E——基本误差

Q流——被检流量计指示值 Q标——标准容器标准值

这两种体积量之间很难一致，流量计误差超过规定范围要采取一些措施加以消除。因此，流量计的容差调整装置（精度调整器）就是用人工的方法，消除由于使用中的磨损、锈蚀、加工制造等产生的误差。主要方法是采取改变流量计指示体积量的传动齿轮的转速，使流量计数器多计或少计一个常数，达到消除误差的目的。容差调整只能在流量计检定时进行，由检定人员操作，为保证检定结果不变，容差调整完应加铅封，至下一次流量计检定前，任何人无权拆卸铅封。检定完毕，由检定单位出具检定证书。

2.7 油量计算

油量计算是油量计量过程中的最后一个环节，也是最重要的一环。不论采用何种计量方式，最终目的就是要准确地计算出油量。在国标9109.5《原油动态计量油量计算》中规定，油量按下式计算。Ma=Vi.P20(MF.Cpi.Cti.Fn.Cw)式中：

Ma——原油在空气中的净质量 t Vi——流量计累计体积值 m`(3`)P20— 原油的标准密度 g／cm`(3`)(MF.Cpi.Cti.Fn.Cw)---联合修正系数 MF——流量计系数 Cpi——压力修正系数 Cti——温度修正系数 Fn——空气浮力修正系数 Cw——原油含水系数

油量计算精确到0.001t.油量计算的重要参数含水、密度都是通过人工化验得到的，所以，采取的原油试样必须有代表性，含水和密度测定严格执行国家有关标准，保证交接双方的经济利益。

3.天然气计量

天然气是指从地下油气藏中开采出来的气体，是以甲烷为主的化合物的混合物，是一种可燃气体。天然气计量采用体积计量，以m`(3`)为单位，由于天然气的体积随温度和压力而变化，商品气量是标准状态（温度20℃,压力101.325KPa）下的体积量。目前，天然气计量常用仪表有差压式流量计、速度式流量计，容积式流量计，我国天然气计量使用最多的是以标准孔扳做为节流装置的差压式流量计。

3.1 差压式流量计

差压式流量计由标准节流装置、导压系统和记录差压的差压计、前后直管段组成。孔板、流量喷嘴、文丘里管都是节流装置，基于伯努力方程和流体连续性原理设计而成。当管道内流体流经这些节流元件时，流通截面积减小或突然收缩，使流体流速增大，使得前后产生压力差，实践证明，节流件前后压差△P与流量Q有如下的关系Q∝√△P，流量越大，压力差越大。流量减小，压力差也减小。所以，只要检测出节流元件前后压差信号△P，也就可以间接地测出对应流量Q。孔板节流装置具有结构简单、造价低、安装方便、工作可靠、有一定的准确度，能满足测量需要，而且有很长的使用历史，有丰富的实验数据，设计、加工已标准化，只要按标准进行设计、加工、安装、检验和使用，不需要进行实流检定。与孔板配套的二次仪表一般有两大类，一类是机械式仪表，如双波纹管差压计；二是电动差压变送器。天然气组份分析是由人工定时取样分析或安装在线分析仪自动分析。天然气计量执行行标SY／T6143-1996《天然气流量的标准孔板计量方法》。标准喷嘴一般作为现场传递标定使用，很少直接用于计量。文丘里管已部分使用，其测量原理与孔板类似。

3.2 速度式流量计

计量天然气的速度式流量计有涡轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计。

3.3其它流量计

用于气体测量的还有容积式流量计，如气体腰轮流量计，气体超声波流量计。

4.长输管道原油交接计量所遵循的原则 4.1 计量仪表与标准装置的准确度

4.1.1 作为贸易结算用的流量计，基本误差应不大于±0.2％.4.1.2 原油密度测定极限误差应不大于±1Kg／m`(3`)。4.1.3 原油含水测定极限误差应不大于±0.1％。4.1.4 标准体积管的复现性应优于±0.02％。4.1.5 综合计量误差应不大于±0.35％。

4.2 流量计读数

当计量时间不大于8小时，仅记录流量计始末体积指示值，当计量时间大于8小时，需记录流量计始末和每8小时的流量计体积指示值。

4.3 测温、测压

测温方法应符合GB 8927《石油和液体石油产品温度测定法》的规定温度计分度值不大于0.5℃。测压方法应符合有关标准的规定，压力表等级不低于0.5级。

4.3.1 对装车计量，应在计量开始后（罐内油品流过流量计）10分钟和计量结束前10分钟及中间各测温、测压一次，取三次温度和压力的算术平均值作为油品的平均温度和压力。

4.3.2 对装船计量，应在计量开始后（罐内油品流过流量计）10分钟和计量结束前10分钟以及每间隔1小时各测温、测压一次，以计量时间内各次所测温度、压力的算术平均值作为油品的平均温度和压力。4.3.3 对管道连续输油计量，每2小时测温、测压一次，以8时内四次测温、测压的算术平均值作为8时内的平均温度和压力。

4.4 取样

自动取样应符合SY 5713 《原油管线自动取样法》的规定。人工取样应符合GB 4756 《石油及液体石油产品取样法（手工法）》的规定。取样部位应设在靠近流量计出口端管线上。

4.4.1 对装车计量，未配自动取样器，取样应在计量开始，中间和结束前10分钟各取样一次，并将所采油样以相等体积掺和成一份组合试样。

4.4.2 对装船计量，未配自动取样器，应在计量开始，罐内油品流到取样器时取样一次，以后每隔1小时（装船流量大于2000`(3`)/h）或2小时（装船流量不大于2000`(3`)/h）以及计量结束前10分钟各取样一次，将所采油样以相等体积掺和成一份组合试样。

4.4.3 对管道连续输油计量，每2小时取样一次，每4时掺和成一份组合试样。

4.5 原油密度测定

测定方法应符合GB 1884《石油和液体石油产品密度测定法（密度计法）》的规定。

4.5.1 对装车、装船计量，整个计量过程做一个组合试样，测定密度。4.5.2 对管道连续输油计量，每4小时做一个组合试样，测定其密度，将8时内的二次组合试样所测结果的算术平均值作为8小时的密度测定结果。

4.6 原油的含水测定

原油含水测定应符合GB 260《石油产品水份测定法》或GB 8929《原油水含量测定法（蒸馏法）》的规定。

4.6.1 对装车、装船计量，整个计量过程做一个组合试样。

4.6.2 对管道连续输油计量，每4小时做一个组合试样，测定其质量含水量，将8时内二次测定结果取算术平均值，作为8时内的原油含水量。