天然气能量计量技术规范实验报告[五篇范例]

第一篇：天然气能量计量技术规范实验报告

JJG 633-201×《气体容积式流量计检定规程》报审材料

JJF XXX-20XX《天然气能量计量技术规范》 国家计量技术规范

试验报告

《天然气能量计量技术规范》规程起草组 2020 年 10 月 15 日

目

录

第一部分

天然气组分含量在线测定的能量计量系统测试评价实验报告

第二部分

天然气组分含量离线测定的能量计量系统测试评价实验报告

第三部分

天然气组分含量赋值的能量计量系统测试评价实验报告

第一部分 天然气组分含量在线测定的 能量计量系统测试评价实验报告 一． 试验说明 对于能量计量系统，计量技术规范中规定了计量系统标准参比条件下流量、发热量和能量的测定方式和评价要求，并规定了以上三个量值测定结果的不确定度评估。

某计量站 A 配置有超声流量计及其配套温度和压力变送器，测定标准参比条件下的体积流量；配置有在线气相色谱分析仪，在线测定天然气组分，分析周期是 240s；配置有流量计算机，使用数据采集系统采集的量值计算物性参数，进行标准参比条件下的体积流量和能量流量的积算。本试验收集 A 站计量器具有效期内的检定校准证书，并开展在线气相色谱的重复性测试，评价 A 站的能量值不确定度。本试验基于采集数据进行以下计算和评定：

1．计算 A 站标准参比条件下体积流量不确定度； 2．计算 A 站标准参比条件下单位体积发热量不确定度； 3．计算 A 站能量不确定度。

二． 试验装置 本次参与试验的计量器具列于表 1；

表 1

气质组分在线测定参与实验的计量器具信息 计量站 计量器具 测量范围 不确定度或最大允许误差 A 站 在线气相色谱分析仪 XXX C 1 ~C 6+、N 2、CO 2

在线测量发热量不确定度U rel

=0.19%

(k=2)流量计（XX-XX）m³/h U rel =1.0%

(k= 3)温度变送器（XX-XX）℃ U=0.5℃

(k= 3)压力变送器（0-10）MPa U rel =0.2%

(k= 3)

三．测试结果 1．试验数据 1)检查 A 站计量器具的检定和校准证书，结果见表 2。

表 2

A 站有效期内的计量器具证书

项

目 目 资料数据 流量计 查阅 2 台超声流量计的检定证书，结果为：

流量计 XXXXXXX、XXXXXXX 为国家授权法定计量检定机构 XX分站出具的，编号分别为 GM20180XXX 和 GM20180XXX，其中：

a)检定规程：JJG1030 超声流量计； b)准确度等级：1.0 级； c)检定用标准装置相对扩展不确定度为 0.29%，k=2； d)分界流量以上流量点最大重复性分别为：0.07%/0.04%。

压力变送器 查阅 5 台智能压力变送器检定证书，为 XX 站出具，证书编号分别为国油 站 检 字 TPT2019XXXX、TPT2019 XXXX、TPT2019XXXX、TPT2019XXXX、TPT2019XXXX，其中：

a)检定规程：JJG 882-2004 压力变送器； b)准确度等级 0.2 级； c)结论：合格。

温度变送器 查阅 6 台一体化智能温度变送器的校准证书，为 XX 站出具的，编号分别为国油站校字 TTT2019XXXX、TTT2019XXXX、TTT2019XXXX、TTT2019XXXX、TTT2019XXXX、TTT2019XXXX，其中：

a)校准规范：JJF 1183-2007 温度变送器校准规范； b)最大允许误差±0.5℃； c)结论：合格。

在线色谱仪 查阅 1 台气相在线色谱仪的校准证书，为 XX 站出具的，编号为化校准字第 2019XXXX。

a)检定规范：JJG 1059-2009 在线气相色谱仪； b)不确定度：U=3%，k=2；

标气证书：查两份标气证书，为 XX 公司出具的，证书编号分别为CC-xxxxx 和 CC-xxxxx，生产日期为 2019 年 5 月 3 日，标气为称重法配置，不确定度为 2.00%。

流量计算机 查阅 4 台流量计算机的检定证书，为 XX 站出具的，编号为TC2019XXXX、TC2019XXXX、TC2019XXXX、TC2019XXXX，其中：

a)检定规程：JJG 1003-2016 流量积算仪； b)结论：合格。

按照规范中式 A-2 计算 A 站标准参比条件下体积流量不确定度，结果为：2 2 2r()0.58% 0.12% 0.10% 0.05% 0.60% u q      2．发热量计算 将 A 站气质组分带入规范中式（3）计算理想气体体积发热量，计算结果见附件 1。（暂无数据）

带入式（4）和式（5）计算真实气体体积发热量，计算结果见附件 1 中“实际发热量”。

3.A 站标准参比条件下单位体积发热量不确定度计算 带入附件 1 中测试结果，使用规范中式 A-12 计算 A 站组分含量赋值的发热量标准不确定度：0 2 2 2r S r S r mix()=()+(Z)= 0.18% +0.026% =0.19% u H u H u

4.能量不确定度计算 使用规范中式 A-1 计算 A 站天然气能量不确定度，计算结果如下：2 2 2r r r S()=()+()= 0.60% +0.19% =0.63%mu E u q u H

r()1.26%(2)mU E k  

根据规范第 5 章“计量条件”，A 站能量计量系统在 2017 年上半年的组分赋值周期情况下符合 B 级计量系统要求。

四．总结论 试验结果表明，本技术规范中规定了天然气流量计量、天然气组分在线测定时发热量测定、能量测定的方法和不确定度评定方法，采用该方法进行能量计量系统的测试评价是科学合理的，评价结果为能量计量系统的 MPEV 分级提供依据。

第二部分 天然气组分含量离线测定的 能量计量系统测试评价实验报告 一． 试验说明 某计量站 C 每周（7 个自然日）进行一次点样取样，送至检定机构离线测定其站内天然气组分含量，B 站是其上游计量站，配置有在线气相色谱分析仪。本试验采集 B 站 2017 年 1~6 月每日 8：00 气质组分，以及 C 站每周的天然气组分离线测定结果，评价 C 站的能量值不确定度。本试验基于采集数据进行以下计算和评定：

1．计算 B 站每日实际单位体积发热量； 2．计算 C 站离线测定组分含量的发热量不确定度； 3．计算 C 站能量不确定度。

二． 试验装置及比对表 本次参与试验的计量器具列于表 3；

表 3

气质组分离线测定参与实验的计量器具信息 计量站 计量器具 测量范围 不确定度或最大允许误差 B 站 在线气相色谱分析仪 Daniel 570 C 1 ~C 6+、N 2、CO 2

在线测量发热量不确定度U rel

=0.19%

(k=2)C 站 超声流量计（83.15-3158.05）m³/h U rel =1.0%

(k= 3)温度变送器（0-50）℃ U=0.5℃

(k= 3)压力变送器（0-10）MPa U rel =0.2%

(k= 3)

三．测试结果 1．试验数据 选取 B 站 2017 年 1~6 月每日 8：00 气质组分，数据结果见附件 2 中“气质组分”。

2．发热量计算 将 B 站每日气质组分带入规范中式（3）计算每日理想气体体积发热量，计

算结果见附件 1 中“理想发热量”。

带入式（4）和式（5）计算真实气体体积发热量，计算结果见附件 1 中“实际发热量”。

3．体积流量不确定度 C 站流量测量的计量器具不确定度及准确度水平与报告一中的 A 站配置相同，流量不确定度评定过程一致，计量参比条件下体积流量的标准不确定度为0.6%。

4.气质组分赋值的真实气体体积发热量不确定度计算 计算赋值期间赋值源 B 站发热量的稳定性最大值作为 A 类标准不确定度，计算赋值周期内发热量的标准偏差，计算结果见表 4。B 类不确定度来源于 B 站分析系统发热量测定不确定度，为 U rel

=0.19%

(k=2)。

表 4

2017 年上半年 B 站每周发热量统计表 第 周 周发热量最大值(MJ/m3)周发热量最小值(MJ/m3)周发热量平均值(MJ/m3)周发热量标准偏差(%)第 1 周 38.200 37.849 38.004 0.32

第 2 周 38.171 37.877 38.018 0.31

第 3 周 38.039 37.894 37.971 0.13

第 4 周 38.242 37.933 38.042 0.25

第 5 周 38.164 38.051 38.119 0.10

第 6 周 38.109 37.623 37.899 0.61

第 7 周 38.092 37.693 37.959 0.48

第 8 周 38.070 38.023 38.052 0.04

第 9 周 38.184 37.980 38.092 0.21

第 10 周 38.075 37.901 37.982 0.15

第 11 周 38.088 38.010 38.044 0.08

第 12 周 38.086 37.983 38.012 0.09

第 13 周 38.078 37.873 37.949 0.20

第 14 周 38.119 37.902 38.042 0.20

第 15 周 38.105 37.922 38.019 0.18

第 16 周 37.509 37.414 37.455 0.10

第 17 周 37.641 37.330 37.462 0.33

第 18 周 37.699 37.589 37.624 0.10

第 19 周 37.607 37.543 37.577 0.07

第 20 周 37.723 37.521 37.620 0.22

第 21 周 37.736 37.685 37.704 0.05

第 22 周 37.760 37.511 37.639 0.30

第 23 周 37.714 37.451 37.549 0.30

第 24 周 37.721 37.659 37.687 0.06

第 25 周 38.145 37.734 38.002 0.41

第 26 周 38.215 37.952 38.010 0.24

第 27 周 38.061 37.963 37.989 0.09

根据表 4，第 6 周的发热量标准偏差最大，为 0.61%，在每周取点样情况下，该量值为离线测定发热量的 A 类标准不确定度，使用规范中式 A-13 计算 C 站组分含量离线测定的发热量标准不确定度：

0 2 0 2 0 2 2S S S()()()0.61% +0.19% =0.64%r A Bu H u H u H   

天然气离线取样可使用点样或累积样两种取样方式，为了便于不确定度评定，可以认为累计取样是取样频次更高的点样，以累计取样设置的自动取样周期作为取样周期计算其稳定性作为 A 类标准不确定度。

5.能量不确定度计算 使用规范中式 A-1 计算 C 站天然气能量不确定度，计算结果如下：2 2 2r r r S()=()+()= 0.60% +0.64% =0.88%mu E u q u H

r()1.76%(2)mU E k  

根据规范第 5 章“计量条件”，C 站能量计量系统在 2017 年上半年的组分赋值周期情况下符合 B 级计量系统要求。

四．总结论 试验结果表明，本技术规范中规定了天然气流量计量、天然气组分离线测定时发热量测定、能量测定的方法和不确定度评定方法，采用该方法进行能量计量系统的测试评价是科学合理的，评价结果为能量计量系统的 MPEV 分级提供依据。

第三部分 天然气组分含量赋值的 能量计量系统测试评价实验报告 一． 试验说明 某计量站 D 配备有在线气相色谱分析仪，在线测定天然气组分含量，D 站每月（31 个自然日）对其下游的计量站 E 进行天然气组分含量赋值。本试验采集 D 站 2017 年 1~6 月每日 8：00 气质组分，以及每月对 E 站的天然气组分赋值，评价 E 站的能量值不确定度。本试验基于采集数据进行以下计算和评定：

1．计算 D 站每日实际单位体积发热量，计算 E 站每月赋值发热量； 2．计算 D 站对 E 站组分含量赋值的发热量不确定度； 3．计算 E 站能量不确定度。

二． 试验装置及比对表 本次参与试验的计量器具列于表 5；

表 5

气质组分赋值参与实验的计量器具信息 计量站 计量器具 测量范围 不确定度或最大允许误差 D 站 在线气相色谱分析仪 Elster ENCAL3000 C 1 ~C 6+、N 2、CO 2

在线测量发热量不确定度U rel

=0.19%

(k=2)E 站 超声流量计（35-1990）m³/h U rel =1.0%

(k= 3)温度变送器（0-50）℃ U=0.5℃

(k= 3)压力变送器（0-10）MPa U rel =0.2%

(k= 3)

三．测试结果 1．试验数据 选取 D 站 2017 年 1~6 月每日 8：00 气质组分，数据结果见附件 2 中“气质组分”（含每月对 E 站赋值的气质组分）。

2．发热量计算 将 D 站每日气质组分带入规范中式（3）计算每日理想气体体积发热量，计算结果见附件 2 中“理想发热量”（含每月对 E 站赋值后的发热量）。

带入式（4）和式（5）计算真实气体体积发热量，计算结果见附件 2 中“实

际发热量”（含每月对 E 站赋值后的发热量）。

3．体积流量不确定度 E 站流量测量的计量器具不确定度及准确度水平与报告一中的 A 站配置相同，流量不确定度评定过程一致，计量参比条件下体积流量的标准不确定度为0.6%。

4.气质组分赋值的真实气体体积发热量不确定度计算 计算赋值期间赋值源 D 站发热量的稳定性最大值作为 A 类标准不确定度，计算赋值周期内发热量的标准偏差，计算结果见表 6。B 类不确定度来源于 D 站分析系统发热量测定不确定度，为 U rel

=0.19%

(k=2)。

表 6

2017 年上半年 D 站每月发热量统计表 月份 月发热量最大值(MJ/m3)月发热量最小值(MJ/m3)月发热量平均值(MJ/m3)月发热量标准偏差(%)1 月 38.238 37.847 38.015 0.26 2 月 38.149 37.621 38.015 0.43 3 月 38.084 37.871 37.996 0.16 4 月 38.115 37.332 37.748 0.78 5 月 37.736 37.522 37.641 0.18 6 月 38.144 37.453 37.761 0.58

根据表 6，4 月份的发热量标准偏差最大，为 0.78%，在月赋值情况下，该量值为赋值发热量的 A 类标准不确定度，使用规范中式 A-13 计算 E 站组分含量赋值的发热量标准不确定度：

0 2 0 2 0 2 2S S S()()()0.78% +0.19% =0.80%r A Bu H u H u H   

表 2 中第 2、4、6 月份发热量标准偏差较大，1、3、5 月份发热量的标准偏差相对较小，当赋值源在赋值周期内组分波动较大时，按原有的赋值周期赋值发热量不确定度将会增大，如果经计算无法满足发热量不确定度要求，可以参考规范中的式（2）计算缩短赋值时间间隔。

5.能量不确定度计算 使用规范中式 A-1 计算 E 站天然气能量不确定度，计算结果如下：2 2 2r r r S()=()+()= 0.60% +0.80% =1.00%mu E u q u H

r()2.00%(2)mU E k  

根据规范第 5 章“计量条件”，E 站能量计量系统在 2017 年上半年的组分赋

值周期情况下符合 B 级计量系统要求。

四．总结论 试验结果表明，本技术规范中规定了天然气流量计量、天然气组分赋值时发热量测定、能量测定的方法和不确定度评定方法，采用该方法进行能量计量系统的测试评价是科学合理的，评价结果为能量计量系统的 MPEV 分级提供依据。

附件：1.2.天然气组分离线测定的发热量及其稳定性计算

3.天然气组分赋值的发热量及其稳定性计算

第二篇：天然气计量管理办法

天然气计量管理办法

第一章 总 则

第一条 为了加强天然气计量管理，充分发挥计量检测工作在输气生产、经营管理及科学研究中的作用，保证管道输气生产安全平稳、保质保量、降低能源消耗和提高经济效益，维护华中天然气管道有限责任公司（以下简称“公司”）的合法权益，依据《中华人民共和国计量法》、《中华人民共和国质量法》、《中华人民共和国计量法实施细则》及能源部、国家计委《关于石油、天然气计量交接的规定》，制定本办法。

第二条 本办法规定了公司计量管理的有关内容。第三条 本办法适用于公司和各计量站的计量工作。

第二章 职 责

第四条 公司计量工作的任务

贯彻执行国家有关计量的法律法规和各项方针政策；采用国家法定计量单位；积极采用先进的科学技术，完善计量检测手段，保证计量检测数据的准确可靠；推行现代管理办法，逐步与国际惯例接轨，为公司的长远发展提供可靠的计量保证。

第五条 生产部职责

生产部是主管公司计量工作的职能科室，主要职责是：

1、宣传、贯彻、执行国家、各级政府及上级部门制定的计量法律、法规、规程和标准；接受政府计量部门和上级部门的计量考核、评审、监督、检查，并负责有关的准备、协助工作，保证其顺利进行。

2、依据国家、管道公司计量管理办法和管理规定，编制（修改、解释）公司计量管理文件及有关规章制度，完善计量管理体系，并组织实施。

3、依据管道公司计量工作发展规划和股份公司工作计划，制定公司计量工作计划，并组织实施。

4、负责公司内各所属计量站计量检测设备的监督管理，同时编制计量检测设备需求购置计划并组织实施。

5、负责组织对外贸易交接天然气流量计量系统的标定和相关的对外送检工作。

6、组织建立并完善公司的计量检测体系。

7、负责各计量站计量数据的监督管理，提高测量过程控制能力，推广应用计量检测新技术，保证计量数据的准确可靠。

8、按照GB/T 17167-1997《企业能源计量器具配备和管理导则》的规定进行配备和管理公司的能源计量检测设备。

9、负责公司内各部门计量人员的培训、取证、考核和日常监督管理。

10、负责组织与上游气田及下游用户计量交接协议的签订及计量工作的联系，当发生计量纠纷时，及时处理调解。

11、编制运销月报表和年报表，每周和销售部门核对计量交接数据，每日对各计量站交接计量数据进行审核，对交接计量凭证进行计量员、站长、公司计量管理人员三级核算制管理。

12、参与审查新建、扩建和改建输气生产经营中有关计量方案、计划及设计，参与计量设施的采购、使用、验收、投产工作。

13、推广应用新型计量检测设备，对计量检测设备修旧报废提出意见并分析其原因，并与资产管理人员共同办理有关事宜。

14、生产部调度参与日常的输气量计量管理工作，其主要职责是：

（1）、根据天然气销售计划和生产实际情况编制生产运行计划，搜集、整理、统计日、月、年输供气量。

（2）、计算输差，分析日常输差。（3）、计算管存量，录取运行参数。

（4）、及时发现计量有关问题，并通知计量管理人员。第六条 各计量站职责

各计量站负责日常计量管理工作，其主要职责是：

1、计量人员持证上岗，熟悉有关计量设备的原理，设备维护、保养及检定知识，基本掌握流量计算机的管理知识。

2、跟踪全站计量检测设备使用情况，对于更换、有故障、损坏计量检测设备及时上报。

3、跟踪全站计量检测设备的检定状况，根据周期检定（校准）计划表，对于到期的计量检测设备提前一个月上报公司，保证计量检测设备符合检定要求。

4、负责全站计量检测设备的现场管理和日常维护保养工作。

5、跟踪全站计量人员取证情况，对于证书到期提前一季度上报公司。

6、进行天然气计量系统的日常巡检，掌握并向有关部门及时报告设备的运行及标定情况，及时反映计量检测设备在运行中出现的问题，提出改进意见和建议。配合公司进行计量系统的标定。在公司和公司技术人员的指导下完成计量设备的紧急情况处理。

7、正确使用计量检测设备，完成日常计量交接工作。

8、经过培训后熟悉本站计量交接执行的计量标准，严格按照计量交接标准、天然气购销协议、天然气计量交接协议进行天然气计量交接工作。

9、做好站内自用气的统计上报工作。

第三章 人员管理

第七条 计量员培训

1、针对本公司计量器具进行理论培训。投产前培训形式采用计量设备供应商技术培训与计量基础理论知识相结合的方式。运营期间由经过前期培训的计量技术人员进行理论培训。

2、针对本公司计量器具进行现场实际操作培训。培训形式由计量设备供应商技术人员在现场进行。运营期间由经过前期培训的计量技术人员进行。

3、计量法规及计量标准培训。培训由计量技术人员进行，如果标准出现更新，需针对更新标准进行培训。

第八条 计量员考核

公司定期对交接计量员进行工作考核，考核内容包括计量理论知识和实际操作技能。要求计量员掌握以下考核内容：

1、计量设备的原理，设备维护、保养及检定知识，基本掌握流量计算机的管理知识。

2、本站计量交接执行的计量标准和天然气计量交接协议。第九条 证件管理

1、交接计量员应由发证单位登记造册，并报公司生产部备案。

2、公司生产部要及时注销所属单位离开计量岗位和退休人员的交接计量员证，每两年将所属单位新增和注销的交接计量员名单报上级有关主管部门。

3、计量人员应保持相对稳定。计量人员的任命、撤换，必须经公司职能部门研究决定，并报公司人事部门审核批准。

第四章 计量设备管理

第十条 计量站主要管理内容

1、熟悉流量计的流程切换操作、流量计算机面板操作以及熟悉查阅站控系统与天然气分析和计量交接有关的数据，出现异常情况及时汇报。

2、熟悉取样探头压力调节操作，熟悉气体分析仪标气、载气、零气等压力调节，并每天对气体分析仪所用气体压力进行记录。

3、按照涡轮流量计操作维护规程定期给涡轮流量计添加润滑油。

4、熟练进行本站调压橇及自用气橇的压力设定和操作。

5、具备一定的流量计和气体分析仪的故障分析、判断及处理能力。

6、按照要求填写计量设备方面的送检、检定、设备台帐等各项记录及保存计量设备资料并整理存档。

第十一条 生产部主要管理内容

1、负责公司计量设备的监督管理，对公司计量设备、分析仪计量参数设置进行确认并备份。

2、编制公司计量管理规定，定期检查各计量站执行计量规定和计量设备维护情况。

3、编制公司计量设备检定计划，组织公司计量设备及配套仪表的年检工作以及气体分析仪所用各种气体的更换工作。

4、提供计量方面的技术支持，组织公司计量设备故障处理，对于不能处理的问题及时联系厂家技术服务人员进行技术支持和技术服务。

5、作好公司计量设备检定记录和保存计量设备检定证书，并将检定证书复印件及时交给计量站。

6、组织建立并完善公司的计量检测体系，根据生产要求编制计量设备需求购置计划并组织实施，推广应用新型计量检测设备。

第五章

计量交接的日常管理

第十二条 忠县首站的日常计量交接工作

1、每日8:00忠县首站计量人员到西南油气田忠县输气站进行天然气计量交接，每日8：30前向生产部汇报忠县首站的日计量数据，每个月最后一天计量数据交接完毕后,三日内将当月的计量交接凭证送交生产部。

2、忠县首站计量人员每日进行计量交接时，取回双方签字确认的计量交接凭证并复印存档。

3、忠县首站计量人员作好交接量统计和忠县首站计量数据分析对比报表，每月与西南油气田方面进行计量交接数据核对工作，核对完后由站长进行审核签字，将月报和年报表传至生产部。

4、忠县首站计量人员每日了解计划完成情况，对于计划超欠情况及时了解原因，并及时将情况向生产部汇报。

第十三条 各计量站

1、每日8：00—8：30进行销气量统计和计量交接凭证的填写工作，与用户计量人员对计量交接凭证进行确认后双方签字盖章认可，计量站向用户每日提供2份计量交接凭证。2、8：30前向生产运行部上报计量交接数据，每周日14：00前将上周的交接凭证交生产部调度室。

3、计量站每日作好销气量统计，每月与用户进行日累数据核对工作，核对完后每月最后一天12：00前将报表传至生产部。

第十四条 生产部

1、生产部调度室每天按时收集、整理、统计输供气量，根据生产情况编制生产日报表并向公司主管领导和管道公司运销处汇报。

2、生产部调度室根据每天的输气计划和生产情况进行系统分析，根据分析结果协调各个计量站的输供气量。各计量站严格执行调度室下达的生产调度令。

3、生产部计量管理人员根据调度室统计的收、输、销数据，每月与销售公司、财务部核对计量交接数据，核对无误后根据能耗报表编制计量月报表和年报表。

4、生产部计量管理人员对各计量站的计量交接情况进行监督管理，及时掌握全公司计量动态，并及时组织处理计量中的问题。

第六章

计量交接异议处理

第十五条 忠县首站出现计量或气质异议时，立即将情况向生产部计量管理人员进行汇报，由生产部组织有关部门与西南油气田方面进行协商处理，如果双方协商未果，报请上级主管部门处理或国家授权的第三方质检部门进行裁决。

第十六条 下游用户提出计量异议时，相关计量站立即将情况向生产部计量管理人员进行汇报，由生产部组织相关部门与下游用户进行协商处理。

第七章 记录和档案管理

第十七条 生产部应保存足够的计量记录和档案，用以证明计量管理的有效运行。负责建立和管理下述文件：

1、负责收集、填写、保管公司天然气流量计量检测设备台帐和计量管理表格、计量月报，保存期为五年。各计量站应在每月2日之前将上月的计量月报上报给公司计量管理人员，计量检测设备台帐和计量管理表格只是在有更改时才上报。

2、负责保管全公司对外交接的计量检测设备的检定证书，保存期为五年。

3、负责收集、填写、保管重点计量设备的维护保养记录，保存期为五年。各计量站需要在计量检测设备使用维护保养中出现问题时，将其维护保养记录上报给公司计量管理人员。

4、负责收集计量专业的法律、法规和其它有关的规定，并按受控文件要求进行管理。

5、负责保管公司组织的计量培训记录。保存期为三年。第十八条 各个使用单位负责建立和管理本单位的计量技术档案，包括计量检测设备说明书及使用、维修记录；计量标准证书、计量检定（校准）原始记录、计量检定（校准）证书；计量检测记录、计量检定、交接计量人员证件、本单位人员培训记录等。保存期至少为五年。

第十九条 各个计量站、公司负责填写本单位的计量检测设备台帐和计量管理表格。保存期为五年。

第八章

计量监督检查

第二十条 计量监督检查分为政府和上级计量行政部门的监督、检查，用户的监督和公司的监督、检查。

第二十一条 自觉接受政府计量行政部门执法监督检查，并为计量监督、检查的顺利开展提供方便。

第二十二条 公司实行定期检查与不定期抽查相结合的计量监督、检查制度。每季度生产部对各计量站至少进行一次检查和指导。

第二十三条 允许用户对计量进行监督。

第二十四条 凡从事计量检定（校准）和天然气计量操作、化验的计量人员，必须经考核合格后持证上岗。

第九章

奖励与惩罚

第二十五条 为加强计量工作，调动计量人员的积极性，维护公司的合法利益，对于在计量工作中成绩突出的计量人员公司进行奖励。

1、计量人员受到表彰和奖励应作为考核、晋级、晋职的依据。

2、奖励人员为公司及各基层单位计量技术员或计量交接员。第二十六条 计量管理和计量技术成果应纳入相应的科技成果，按规定给予奖励。

第二十七条 对违反计量法律、法规和公司计量管理制度，玩忽职守破坏计量检测设备准确精度，利用计量检测设备谋取私利的集体和个人，根据情节轻重给予批评教育、经济处罚、行政处分、直至追究刑事责任。

1、没有完成考核指标的计量站，视情节轻重，公司对其业绩考核成绩进行扣分处罚。

2、对于造成公司利益损失并影响公司信誉的计量站，公司扣除其业绩考核分和相应挂钩奖金等。

第十章 附 则

第二十八条 本办法下发之日起实行。第二十九条 本办法由生产部负责解释。

第三篇：温州电力局电能计量箱技术规范(2011.11.25).

温州电力局电能计量箱技术规范 温州电力局

电能计量箱通用技术规范 温州电力局 前言

为规范温州电力局低压电能计量箱技术标准和要求，指导电能计量箱的设计、制造、采购验收等技术管理工作，依据国家和行业的有关标准、规程和规定，特制定本规范。

本规范结合本地区实际，对国家电网公司《Q／GDW 347-2009 <电能计量装置通用设计>》的相关条款的细化补充，规定了220伏/380伏电能计量箱的设计原则和技术要求，提出了电能计量箱典型设计方案，作为温州电力局范围内新建、改建、扩建电力工程的设计，电能计量装置设计审查、验收的依据。本标准的主要起草单位：温州电力局营销部 本标准的解释单位：温州电力局营销部 本标准的主要起草人： 本标准的主要审核人： 本标准的审定人： 本标准的批准人： 第 1 页

温州电力局电能计量箱技术规范 1范围

本技术规范适用于温州电力局范围内新建、改建、扩建电力工程中使用的220伏/380伏嵌入式、悬挂式电能计量箱。2引用标准

GB7251〃1-2005 《低压成套开关设备和控制设备 第一部分：型式试验和部分型式试验成套设备》

GB7251〃3-2006《低压成套开关设备和控制设备 第三部分：对非专业人员可进入现场的低压成套开关设备和控制设备―配电板的特殊要求》

JGJ16-2008《民用建筑电气设计规范》

GB 10963.1-2005《家用及类似场所用过电流保护断路器 第一部分：用于交流的断路器》

GB/T 14048.1-2006《低压开关设备和控制设备 第一部分：总则》

GB/T 14048.2-2001《低压开关设备和控制设备 低压断路器》

GB/T 14048.3-2002 《低压开关设备和控制设备 第三部分：开关、隔离器、隔离开关及熔断器组合电器》

GB 4208-2008《外壳防护等级IP代码》

DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》 DL/T825-2002《电能计量装置安装接线规则》 Q/GDW347-2009《电能计量装置通用设计》 Q/GDW355-2009《单相智能电能表型式规范》 Q/GDW356-2009《三相智能电能表型式规范》

DL/T 5137-2001《电测量及计量装置设计技术规范》 Q/GDW 347-2009《电能计量装置通用设计》

国家电网公司输变电工程通用设计.400伏电能计量装置分册 国家电网公司输变电工程通用设计.220伏电能计量装置分册

3术语和定义

3.1户内电能计量箱：将计量单元及辅助单元等所有的电气设备及部件装设在一个固定安装的非金属封闭箱体内的计量装置,整体嵌入在建筑物户内墙体内，也可直接悬挂在建筑物的户内墙体上。

3.2 户外电能计量箱（以下简称计量箱）：将计量单元及辅助单元等所有的电气设备及部件装设在一个固定安装的非金属封闭箱体内的计量装置，箱体整体悬挂在建筑物户外墙体上。第 2 页

温州电力局电能计量箱技术规范

3.3计量专用电流互感器：为计量单元主要设备，专为电能表等提供电流量的电流互感器。电流互感器选型应满足 GB1208 和 Q/GDW107 标准要求，低压电能计量箱内专用电流互感器由供电企业统一购置安装。3.4 用电信息采集终端：负责各信息采集点的电能信息的采集、数据管理、数据传输以及执行或转发主站发下的控制命令的设备。

3.5接线端子排：用于导线之间的过渡联接使用。

3.6电能表专用夹具：用以固定各种不同尺寸电能表的可调整的支架式专用夹具。

4技术要求

4.1环境要求

4.1.1环境温度－25℃～＋50℃，并且24小时内平均温度不超过＋35℃。4.1.2相对湿度日平均值不超过95%，月平均值不超过90%。4.1.3海拔高度：<2000米

4.1.4地震烈度：8度 4.1.5污秽等级：3级

4.1.6 安装要求：悬挂式、嵌入式。

4.2 一般技术要求

4.2.1 220伏单相电能计量箱采用箱式结构，应满足单只或多只单相电能表的安装要求。

4.2.2 380伏三相电能计量箱采用箱式结构，应满足单只或多只三相电能表的安装要求。

4.2.3 电能计量装置应满足用户用电信息采集的要求。

4.2.4单相单户电能计量箱：适用于单相用户，常用规格为1表位、2表位（含采集单元安装位置），安装方式为悬挂式或嵌入式。

4.2.5单相多户电能计量箱：适用于小区单相集中安装用户，常用规格为4表位、6表位、8表位、12表位，安装方式为悬挂式或嵌入式。

4.2.6三相直接接入式电能计量箱：适用于不经电流互感器直接接入的三相低压用户，常用规格为1表位、2表位、4表位，安装方式为悬挂式或嵌入式。

4.2.7三相经电流互感器接入式电能计量箱：适用于需经电流互感器接入的三相低压用户，常用规格为1表位，安装方式为悬挂式或嵌入式。

4.2.8箱体外形尺寸应根据表位不同制造，表位最多不超过12表位,详见附图。4.3进出线方式：嵌入式表箱四周应留有进出线孔位，悬挂式表箱除顶 第 3 页

温州电力局电能计量箱技术规范 部外其余三面应留有进出线孔位。

4.4箱体结构及工艺要求 4.4.1箱体材料

户外悬挂式电能计量箱，根据使用环境允许采用不饱和聚酯玻璃纤维增强片状模塑料绝缘材料（SMC绝缘材料）。SMC绝缘材料玻璃纤维长度为25-50mm，其特征是机械强度高、电气性能优良、收缩率低、阻燃、耐电弧、高耐漏电起痕性、耐热，制品可在155℃下长期使用。制品性能指标应符合JB/T7770-1995技术标准。

4.4.2电能计量箱材料应能通过GB7251.3标准中关于材料试验的要求（实验冲击强度、验证绝缘材料的耐热能力、验证绝缘材料对内部电作用引起的非正常发热和着火危险耐受能力），材料性能满足相应的环境要求。4.5箱体结构要求

4.5.1箱体结构及工艺应满足安全运行、准确计量、反窃电功能、易于运行监视和试验维护的要求。

4.5.2箱体防护等级不低于GB4208规定的IP33。4.5.3单相单户电能计量箱：

设进线室、计量室、出线室，三室隔离，箱体为整体式。进线室和计量室设有同一扇可开启的门，该门有铅封位和挂锁位；出线室设有可开启的门，出线室门设螺丝固定位。

4.5.4单相多户或三相直接接入式电能计量箱：

设进线室、计量室、出线室，三室隔离，箱体为整体式或组装式。三室设有可单独开启的门，进线室和计量室门上设有铅封位和挂锁位；

进、出线室门上设有进线总开关和出线开关专用操作防护小门，打开防护小门可操作开关。为了提高用户操作开关的安全性，打开小门时，进、出线开关室操作面设有开关安全护罩或满足IP20防护等级，确保无可接触裸露导体；进、出线开关操作手柄不允许直接外露，要求具有防护门。

4.5.5三相经电流互感器接入式电能计量箱：

设进线室进线/电流互感器室、电表室计量室、出线室，三室隔离，箱体为整体式或组合式。进线室/电流互感器室和电表室计量室设有可开启的门，该门设有铅封位和挂锁位；出线室设有可开启的门，出线室门设螺丝固定位；进、出线开关操作手柄不允许直接外露，要求具有防护门。

4.5.6电能表计量室上盖对应表位设有电能表专用的观察窗口，观察窗下方应有客户标记位置。电能表专用的观察窗口，单相计量箱观察窗口尺寸不小于160 mm（高）*130 mm（宽）；三相计量箱观察窗口尺寸不小于265 mm（高）第 4 页

温州电力局电能计量箱技术规范

*190 mm（宽）。观察窗口要求采用中分子聚碳酸酯材料或者玻璃材质，厚度不小于2.5mm,保证窗口清晰、永久。

4.5.7表箱内相邻单相电能表，垂直中心距应不小于250mm，水平中心距应不小于150mm或侧面水平距离应不小于30mm；电能表外侧距箱壁不小于60mm。4.5.8计量室内预留低压采集器的安装位置。4.6电能计量表箱质量要求

电能计量箱外观平整光滑，无裂伤痕，无明显气泡，透明性良好，表面无固化不良、透针孔、浸渍、裂伤及明显气泡；箱内元器件结构紧凑、布局合理，线路走向顺畅清晰，从不同方位可清晰观察到箱内各元件接线和及时发现故障,底座应具备一体式走线槽，以规范和方便布线。计量箱体中标准紧固件及零部件不得松动货脱落，接线端子必须具有足够的机械强度，能用来夹紧单股导线或硬质多股绞合导线。

4.7电能计量表箱电气要求

4.7.1 应设置分级保护，满足选择性、灵敏性要求。

4.7.2单相单户电能计量箱采用“电能表前安装隔离开关、电能表后安装断路器”的方式。

4.7.3 单相多户电能计量箱采用表前安装总断路器（四表位及以上为四极断路器），电能表后安装断路器的方式。

4.7.4 单相电能计量箱负荷侧开关应选择 1P+N微型漏电保护断路器，采用合资品牌微型断路器（如ABB、施耐德、西门子等同档次产品）。塑壳开关采用国内知名品牌（如浙江电器、正泰、德力西等同档次产品）。

4.7.5 三相直接接入式电能计量箱，负荷侧开关应选择3P+N塑壳断路器,采用合资品牌微型断路器（如ABB、施耐德、西门子等同档次产品）。

4.7.6三相经电流互感器接入式电能计量箱，塑壳开关采用国内知名品牌（如浙江电器、正泰、德力西等同档次产品）。

4.7.7 塑壳断路器应符合GB/T14048.2标准要求。联合接线盒必须符合DL/T825—2002 《电能计量装置安装接线规则》要求。

4.7.8电能计量箱内各种电器布设及接线均应排列整齐、美观，采用盘前布线，便于更换检修。计量箱内的导线必须采用铜导线，不允许有中间接头；线径选用根据应根据4.8条技术要求；导线截面≥10 mm2，必须采用针式接线鼻来压制，以保证可靠的接触，且导线的长度保证与电能表接线位置能吻合。

4.7.9经电流互感器接入的三相电能计量箱，计量箱内应配备联合接线盒，联合接线盒安装在计量室内。连接导线应有号码管标识。（计量室应设计2个表 第 5 页

温州电力局电能计量箱技术规范 位，便于安装负控终端）

4.7.10计量表箱内导线应按相色使用，具体为：A相黄色、B相绿色、C相红色、N（中性线）黑色或蓝色、PE（接地）黄绿双色。

4.7.11各接线端子与所接导线必须可靠连接。计量表箱内PE线接地端子应与计量表箱及零线无电气连接。

4.9 箱体标识

电能计量箱箱体正面粘贴绿色“国家电网”、“95598”标识。面盖上应有牢固而清晰的铭牌标志，其内容标准如下：厂名；商标；名称、型号、规格；额定电压；额定电流；额定频率；制造年号；出厂编号；产品标准号。5验收时应具备的资料：

5.1 合格证和生产检验记录单； 5.2 产品使用说明书；

5.3 产品电气原理图、设备接线图(含元件明细表)； 5.4 产品售后服务保证书

5.5工程验收合格后，参加验收人员应在竣工验收单上签证，业主单位应收齐所有资料建档。第 6 页

温州电力局电能计量箱技术规范 6 附件

6.1单相1表位

第 7 页

温州电力局电能计量箱技术规范 6.2单相2表位

6.3单相4表位

第 8 页

温州电力局电能计量箱技术规范

装采集器

6.4单相6表位

第 9 页

温州电力局电能计量箱技术规范 装采集器 kwh kwh kwh kwh kwh kwh 留装采集器 6.5单相8表位 第 10 页

温州电力局电能计量箱技术规范 留装采集器 6.6单相12表位

第 11 页

温州电力局电能计量箱技术规范 装 采 集 器

6.7 三相直接式1表位（低力）第 12 页

温州电力局电能计量箱技术规范 6.8 三相直接式2表位（低力）

第 13 页

温州电力局电能计量箱技术规范 6.9 三相带 CT 1表位

第 14 页

三相直接式1表位（居民）

三相直接式2表位（居民）

第 1 页

第四篇：关于天然气流量计计量监控问题的探讨

关于天然气流量计计量监控问题的探讨

1、前言

天然气流量计计量是天然气供应和接收的一大事项，是天然气贸易结算的依据。因为流量计运转中产生的轴承磨损、精度偏差大、电子元器件或修正仪故障，而引起的计量准确度偏差与无计量现象，在行业上屡见不鲜。其结果往往造成供气方、用气方和仪表制造商三方面的矛盾。随着西气东输天然气工程的竣工通气，供气单位和用气户越来越多，此问题更显突出。如何保证天然气的准确计量，不产生计量损失，已成为行业关注的焦点。

通过几年来对天然气流量计的使用、考核和研究，认为仪表制造商大多数能保证产品出厂标准和精度。但因产品运输、安装、维护不当产生的问题，及正常的轴承磨损和元器件突发故障，仪表制造商则很难完全避免和解决。仅拿轴承来说。流量计各生产厂选用的轴承都是国外质量最好的产品，但这些年以来，我们多次看到因流量计长时间、高速运转使轴承疲劳突然损坏情况；还有的轴承小流量转动偏差大，大流量转动正常现象，使流量计在小流量范围内计量时产生较大偏差；甚至更换新轴承清洗、安装不好，也产生很大的偏差。为解决上述问题，我们在计量系统中设计了监控流量计（或叫对照流量计），这样就可以在工作状态下随时对照、检查表的状况，鉴定计量精度；既使一个表停转了或不显数，但另一个表还在工作计量，从而避免了计量损失现象，保证了计量的准确性。

2、常规方式设置的计量表（见图1与图2）

图1是常规较小流量的流量计设置方案，图2是常规较大流量的流量计设置方案。按常规方法设置流量计是基于理想流量计设计的，一旦流量计出现超精度偏差和故障，计量损失就会发生，并且无可挽回。虽然设计是双路一开一备。但因无法在工作状态下进行检测，所以对新安装的仪表和工作一段时间的仪表实际性能、状况不能确定。因为只要流量计转动，用肉眼是很难看出问题的。除非表停转了或不显数。若表停转了或不显数，管理人员没有观察到或者人不在现场，而燃气还在流动。无计量现象就发生（流量计停止转动不影响燃气流动）。

3、计量系统带监控表

3.1流量较小（500m3/h左右及以下）

全天间歇工作，一次工作几十分钟至几小时，或者季节性工作的表，如采暖锅炉用计量调压设备（见图3）。

此种形式设置的流量计，其表数量仍为两块，同常规设置表数一样，而只是将其中一个计量表移至监控表位置。当两块表串联同时转动时，可以对照瞬时流量、累积总流量及某时间段累积流量差、温度和压力。通过数值的比较，可以立即判断表的工作状况。直接观察瞬时流量和累积流量，对比各流量差值，可以判断表的精度，在精度范围内，表正常，反之则存在问题。比较温度和压力值，虽不能直观判断表的精度，但这两种数值若偏差较大，可以判断表存在问题。因为标准立方数（Nm3）是通过压力传感器、温度传感器、经过修正仪修正得来的，这两种数值任一数值若出现较大偏差，表的标准立方数就会有较大偏差。在装置系统管路中串联流量表，通过流量、压力、温度的对照比较，是实现计量仪表在动态工作条件下进行监测、检查的有效办法。

在燃气输配工程的设计中，人们非常重视计量设计。对流量计的监控也采取一些积极措施：如流量信号、数据远传中控室或值班室，以监视流量计的运转，同时采集计量数据。但是此方法只能记录流量数据，和随时观察计量表是否运转和显数，对流量计本身状况不能检定。为降低计量故障和损失，在燃气工程计量表具的选型上工程设计人员和天然气公司项目负责人非常重视，通常进行考察、论证。以保证配套产品的稳定、可靠。为此，很多天然气公司花费大量资金订购国外产品，以提升配置的档次。但是其计量的准确性、可靠性仅仅基于一块表。如果这块表因某种原因存在问题，而表又能转动，在较长时间的使用中就会造成计量的很大损失。国外流量计相对国内质量和寿命能高一些，但也不是万无一失，我们曾经看到某天然气末站一块美国产的超声波流量计，在一周内每天的计量偏差（与下游天然气门站表对照）从+2900m3至-2500m3不等（每天的流量约48000m3），说明那段时间该表极不稳定，存在严重偏差。

此种结构设计中间的阀门较多，通过阀门和过桥管的设置，可以变换流量计的工作线路，也可以变换调压线路，任一路流量计或调压器出现问题，可以调至另一路工作，确保系统不停气，有利于操作、运行和维护。为降低设备造价，中间阀门通常选用蝶阀，诸多阀门、法兰、配管的总价（500m3/h左右及以下计量调压装置）约为2310元～3500元（管径、阀径差价），可见费用增加很低。在此流量范围一次故障一小时最大损失可达1000元，一天24h约可达24000元。如果一次事故按最高费用1/4计算，一天损失6000元。若连续损失几天费用更高。燃气公司通常对计量调压箱一月检查、抄表2次～3次，用户只要供气正常一般不会作特别检查，所以损失通常是连续多天的。

系统工作正常计量应以第一个流量计为准，并按计量数据进行贸易结算。当第一个流量计出现问题时，则以后面监控表所计量数据为准，每次查表时两表应同时计数（每一块计量表在计量精度范围内都有偏差，供气前，供、用气双方必须指定贸易结算表，避免纠纷），以便对账。

系统任一个流量计若出现问题，另一块表可以短时间单路工作，故障表可以送检或修理。当出现流量计精度偏差大，表仍可转动，判断故障表困难时，应首先检查计数少的表，故障表通常会转得慢。对该系统的操作也有人这样进行，每天或每周固定时间进行两表校验，然后一个表单独工作，他们认为这样表工作时间少，寿命会长一些。可是这样操作一旦表出现故障不显数，其损失较大。表具的损坏多在转动部位，维修费不高，建议还是两表同时工作，计量可靠。

这种结构设计可以产生不跑表现象，既天然气不经过流量计从旁路通过。供气单位应在监控表另一侧的管路阀门上加锁，防止此现象发生。为什么不将第一路流量计加齐防止跑空现象呢？主要是因为供气量小，用户不希望装置费用过高。如果系统流量计工作有问题，立即通知燃气公司来进行供气调整，时间上是允许的，我们看到很多天然气末站与门站计量系统也是按常规方式（图2）设计的，只是流量计选用国外的多一些。如果按上述结构设计，可以得到两个计量表的对照和互监，增加计量的可靠性。一般末站与门站计量系统的设计有输入端计量和输出端计量，通常输出端是多路，以这种方式计量可以进行合计核对，效验计量精度。若不是按上述原则设计的场站，建议利用可监控计量方式设计（图3），不增加表的数量，又可进行表的互检。

综上所述，此种计量装置的结构设计是合理的。装置制造排布的具体形式，设计可以根据现场情况确定。可以设计成如图3场站式或者设计成柜装式。若设在柜内，可以设计成双叠形，或者双环形，以减少体积在长度方向的尺寸。

下面介绍在这种流量和工作状况下罗茨流量计的系统配置（见图4）结构设计为双环形，罗茨流量计后置。流量计工作压力3kPa～20kPa（也可以更高）。两表可以实现互相对照、检查，也可单独工作。这种结构设计应将设备装置于柜内。同样，后罗茨表前的进气（下）蝶阀和两罗茨表中间的蝶阀应加锁，防止天然气从旁路通过，发生不计量现象。

3.2中等流量（500m3/h～1500m3/h）

使用工况每天工作8h～16h，或流量相对低一些全天工作，其结构示意图如图5。

此结构设计同小流量型相比，补齐了第一路流量计，流量计监控原理同前。因为流量和每天用气量比较大，流量计成倍提高转数，表的损坏机率提高，若产生损失，其损失也大，因此有必要增齐第一路计量表。在这种工作条件下还不必增加至每路一个监控表，因流量尚不太高。旁侧管路阀门不用加锁，不会产生天然气不经过流量计跑空现象。

在此流量范围内增加一块流量表（按国内涡轮流量计计算）总费用约为21000元～24800元（DN80或DNl00涡轮流量计），可见费用增加不大。若发生计量故障，一次1h最大损失可达3000元，一天24h可达72000元。由此可见，相对计量损失增加一块表，设备价格高不了很多，但提高了计量的保证性。装置结构仍可设计成为场站式或柜装式。

3.3较大流量（1500m3/h～5000m3/h）

使用工况为全天工作或每天工作8h～16h，其结构示意图如图6。

因装置系统流量大，流量计转速高，每天工作时间长，流量计的故障和损坏机率更高，为确保计量的可靠性。避免任何计量损失，每一路计量均设监控表。在此流量范围内增加两块流量计（口径DNl50或DN200），按国内涡轮流量计计算总费用约为（28000×2）56000元～（33000×2）66000元，若在其流量工况下产生计量损失一次1h最高可达10000元，一天24h最高可达240000元。由此可见，增设两块流量计费用不高，是必要的。

系统因流量较大，生产设备用气是逐台启动或关闭，大流量计在低于最小流量工况下运行会失准，因此必须设旁路小流量计量表，当流量超过大流量计的最小流量时方准许切换至大流量计。小流量计同样增设监控表。流量计的计量正常情况仍以第一块表为准，第一块表故障则以第二块监控表为准。附带说明，装置结构调压部分设旁通管道，是因为系统流量很大，必须保证在城市用气高峰时，管道压力降较大的情况下也可以供气。中小流量调压箱也可以设调压旁通管道。系统因管径较粗，阀门全部采用球阀，以提高装置的安全可靠性。

4、应用

上述计量装置的结构设计已全部在实际中应用，效果较好。带计量监控表的装置，杜绝了计量损失。如信益陶瓷（蓬莱）有限公司从2004年3月投产供气至现在，天然气小时流量为2200Nm3/h～4200Nm3/h，目前平均每天用气量70000Nm3，全年每天24h工作，4年没有发生任何计量争议：山东新青路钢板有限公司、蓬莱金王耐磨铸石有限公司、北方奔驰蓬莱分公司、蓬莱新光颜料化工有限公司等从2004年底先后投产，在各种使用工况条件下没有发生一起计量事故。供、用气双方管理和维护人员都对有互检、监控功能的计量系统很信任，表具没有发生过超精度偏差计量情况，更没有出现无计量现象。一只表若出现问题立即送检、修理和标定。所以，没有出现计量损失。而蓬莱华安铸石有限公司、金创阀业有限公司配套的带有机械字轮计数盘和修正仪的涡轮流量计，因仪表制造商和部分技术人员认为流量计有机械字轮计数、还有修正仪计数，发生故障字轮还可以走字，记录几何方数，通过换算可以得到标准方数，并且零部件是德国进口的，所以没有设监控流量计。但在两年时间内，这两个公司的计量调压装置均发生了计量故障，产生多天的无计量现象。为青岛利群（蓬莱）购物广场设计的计量调压装置，因地下建筑限制，没有设监控表，出现过轴承损坏无计量的情况。因现场设有流量计二次仪表，显示流量、压力、温度。当二次仪表不显数时，值班人员立即通知燃气公司进行处理。鉴于从事故发生到发现时间短，约几分钟至十几分钟，燃气公司没予追究计量损失问题。但事故分析认为轴承损坏有个过程，是从磨损再到滚珠破碎，该过程的损失没有办法计算。

第五篇：原油、天然气和稳定轻烃销售交接计量管理规定3.25

《原油、天然气和稳定轻烃销售交接计量管理规定》

第一章 总则

第一条根据《中华人民共和国经济合同法》和《计量法》的有关规定，为加强企业管理，加速资金周转，提高经济效益，确保全面完成国家原油、天然气和稳定轻烃（以下简称油、气、轻烃）的生产、储运、销售计划，特制定本规定。

第二条买方和卖方必须依照本管理规定进行油、气交接计量，签订和履行购销合同和运输合同。违者按国家有关法律、法规实行经济制裁。

第二章 交接地点和计量方式

第三条本规定适用于国内原油、天然气和稳定轻烃的经济计量管理。

第四条

油、气和轻烃交接计量地点设在供方所在地的站、库、码头等处。如供方暂时不具备上述条件，可在双方临时协商同意的地点进行交接。

第五条 交接计量方式按现行办法确定为金属罐计量、流量计（标准孔板）计量、铁路罐车计量和称重计量四种。

第六条交接计量方式由供方很据需要选择确定，计量器具由供方负责操作，买方监护。计量员（监护员）必须持有省、部级计量主管部门或其授权的计量技术颁发的操作证书。

第七条

油、气和轻烃交接计量所用的计量器具，必须按国家规定由法定计量技术机构或有关人民政府计量行政部门授权的技术部门进行周期检定，经检定合格后方可使用。无合格证书、超过检定周期、铅封损坏或不合格的计量器具不准使用。

第八条 油、气和轻烃交接计量操作按下列标准执行：

一、原油

1.原油标准SY7513—88《出矿原油技术条件》。

2.流量计交接计量GB9109.5--88《原油动态计量油量计算》。3.油罐交接计量GB9110—88《原油立式金属罐计量油量计算方法》。4.罐车交接计量SY5670-93《石油和液体石油产品铁路罐车交接计量规程》

5.原油取样SY5713-88《原油管线自动取样法》、GB4756-84《石油和液体石油产品取样法》（手工法）。

6.温度测定GB8927-88《石油和液体石油产品温度测定法》。7.水分测定GB260-77《石油产品水分测定法》。

8.密度测定GB1884-83《石油和液体石油产品密度测定法》。9.油量换算GB1885-1998《石油计量表》。

10.饱和蒸汽压GB11059-2003《原油饱和蒸汽压测定》（参比法）。

二、天然气

1.天然气标准SY7514-88《天然气》。

2.硫化氢含量GB11060.2-1998《天然气中硫化氢含量的测定》（亚甲蓝法）。

3.水含量SY7507-97《天然气中水含量的测定》（电解法）。

三、稳定轻烃（液化气）

1.轻烃标准GB9053-98《稳定轻烃》、GB9052.1-98《油气田液化石油气》。2.硫含量SY7508-97《油气田液化石油气中总硫的测定》（氧化微库仑

法）。

第九条 按上述标准计量的油、气和轻烃（质量、体积）方可作为财务结算的依据。

第十条在每次结算时，供方应向买方提供原油流量、密度、水含量和温度、天然气流量、水含量、轻烃流量等参数。供方还应定期向买方提供SY7513-88《出矿原油技术条件》、SY7514-88《天然气》、GB9503-88《稳定轻烃》标准中规定的其它质量和技术指标。

第三章 交接计量管理及经济责任

第十一条 供方在交货的同时向买方提供油、气和轻烃交接计量凭证、质量合格证书或化验分析结果通知单。

第十二条 国内商品原油含水率在1.5%以内时，含水率的运杂费由买方承担。出口原油含水率不得大于外贸合同规定的指标。

第十三条运输部门应按合同规定的运量和进度及时提供安全可靠、技术状态良好（注）的运输工具，有责任维护所装油、气和轻烃的质量和数量。

第十四条 承运油品的铁路罐车车底的残油，供需双方一律不做扣除。第十五条油和稳定轻烃交接后发生丢车、短量由买方负责查找，买方不得因此据付供方的油和稳定轻烃货款及运杂费，否则供方有权采取降量或停供等必要措施。

第十六条 油、气和轻烃发货后，由于某些原因需要作出变更时，变更方应及时通知对方。

买方应按供方的托收单据按期付款，然后再同变更后的收货单位办理结

算手续。由于变更所造成的经济损失由变更方承担。第十七条 收费原则：

一、供方向买方用管线输油、气时，管输费标准按现行规定执行。如遇价格调整，按价格调整执行。

二、管输损耗为0.35%，其费用由买方承担。

三、因原油材料和燃料动力调价造成管输成本增加，供方可视不同地区、不同管径、不同长度等情况合理调整管输费，报物价管理部门批准后执行。

四、计划外油、气和轻烃储运的运费由供方参照所耗高价油、电等项费用合理推算，并按主管部门批准的费率标准收取。

五、在油、气和轻烃储运过程中发生的装车、计量、净化、增压等费用，由供方合理推算，按主管部门批准的标准向买方收取。

第四章 财务结算

第十八条

油、气和轻烃货款、管输费及其它杂费当日结清，最迟不超过24小时。

第十九条 同城采取支票结算方式，异地采取电报汇款结算方式或银行汇票，委托收款方式。

第二十条 延期付款必须交滞纳金，滞纳金额按日结算款项的千分之五计算。

第二十一条 管道和水路、铁路联运费用应分段计价。以前未分段计价的，在本管理规定生效后也应分段计价。

第二十二条 管道和水路、铁路联运所发生的运杂费由买方预付。预付金

额数由双方共同测算，每个周转期清帐一次。由供方直接装运的油、气和轻烃所需的运杂费，也照此原则办理。

第五章 计划管理

第二十三条在正常情况下，供方应按上级下达的计划指标均衡供输油、气。未经上级批准，又无正当理由欠供油、气，供方应及时负责解决。第二十四条 为了维护供方正常的生产、运输，买方应按计划及时接受油、气。应买方原因造成的欠量，供方应根据情况予以补偿，如确实无法补偿，则相应消减计划。用气单位因本身原因少收或不能收气时，供方应采取相应措施，减少供气量并按合同最低供气量收费。

第六章 调解和仲裁

第二十五条 当供、需、运各方对某些问题有争议或发生纠纷时，应当先由当事人协商解决或通过领导机关协商解决。协商不成时，任何一方均可向上级主管部门或国家法定的管理机关申请调解仲裁，直至向人民法院经济庭起诉。

第二十六条供、需、运各方因计量值发生争议时，应先以供方提供的计量数据进行结算，争议量待查明原因后多退少补。在调解仲裁期间，合同双方仍应严格履行购销合同和运输合同。

第七章 附 则

第二十七条 海上油气田生产的油、气和轻烃销售交接计量管理可参照本规定执行。

第二十八条 本规定末尽事宜，由供、需、运各方协商解决。

第二十九条 本规定自一九九一年一月一日起执行。原石油工业部颁发的《石油及液体石油产品交接计量管理办法》即行作废。第三十条 本规定的解释权属于能源部国家计委。

注：运输工具的设备及附件齐全完好，能够施封并符合所需油品的质量要求。