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聯系我們 中石化管道儲運分公司所屬的甬滬寧管線目前年輸量3千萬噸以上，魯寧管線揚子分輸站年輸量240萬噸。因此，原油流量的計量準確度直接關乎供需雙方的經濟效益，如控制不好，很小的誤差都會給雙方帶來經濟損失。經過多年運行發現，由于體積管計量系統在設計等方面不盡合理，給原油計量帶來一些問題。現對體積管在使用中出現的各種問題及解決方案進行分析。
一、體積管計量系統存在的問題及解決方案
甬滬寧管線配備的是美國SMITH公司的體積管，型號為Bi－Di，管徑為489mm配10寸將軍四通閥。體積管操作控制系統采用國產工控機， 配套OMNI流量計算機采集原油計量系統運行參數并上傳到站控SCADA系統；部分站庫配備Sybertrol流量計算機采集運行參數并上傳SCADA系統。魯寧管線揚子分輸站配備的是國產體積管，型號為LJG-22，管徑為250mm。
1.環境溫度影響問題
甬滬寧管線石埠橋輸油站、揚子輸油站建站時，由于地處南方，氣候溫暖，又因為所配體積管體積龐大，因此，沒有充分考慮環境溫度的影響就將體積管設計安裝在室外露天處。在zui初使用體積管檢定流量計過程中發現，在夏季氣溫高時，流量計的重復性達不到檢定規程要求的指標；在冬季使用體積管檢定流量計時， 發現體積管的檢測開關根本就不發信號，使流量計檢定工作無法正常進行。根據甬滬寧管線原油交接計量要求，為保證原油貿易交接公平、準確，采用流量計系數交接法。原油計量交接協議要求每月檢定流量計，確定流量計系數，進行原油計量誤差補償。因為上述原因， 使原油計量的準確度根本無法得到保證。通過對大量數據進行分析，發現季節變化對流量計檢定數據影響很大。由于地處南京的兩處計量站，冬季正常氣溫約為-5℃，夏季氣溫高約38℃，夏季太陽光直射時管道壁溫可達約70℃。美國SMITH公司的體積管說明書要求，其體積管的使用環境溫度要求為0℃~50℃。根據原油輸送原則，環境溫度應高于或接近于輸油溫度，才能保證體積管內油品和流量計處的溫度、壓力達到平衡并穩定。由于體積管計量系統設計安裝在室外則是造成上述問題的主要原因。解決方法是給體積管標準裝置加蓋房間，并給體積管加裝保溫層。
2.體積管水標法檢定系統問題
甬滬寧管線體積管配套的水標法檢定系統，是將標準量器放置于檢定水池的上方，但檢定水池沒有設計氣泡隔離墻，在體積管檢定過程中，當標準量器放水時，大量氣泡被帶入水池，很容易被水泵吸入，對體積管容積重復性檢定造成很大影響。GB/T9103.3《原油動態計量-固定式標準體積管安裝技術規定》第3.4.2.b條要求，泵吸入管線入口端與水池（水箱）回水管線出口端應設置在水池（水箱）長邊的兩端。所以檢定水池應加裝氣泡隔離墻，使水泵的入口與標準量器排水處隔離開，水池底部連通，這樣可以杜絕氣泡進入體積管系統，避免氣泡對體積管重復性的影響。
二、輸油系統的工藝狀況不同對體積管的影響
魯寧管線原儀征計量站和揚子分輸站的輸油工藝狀況*不同， 魯寧管線來油先進入儀征站2萬立方儲油罐，放置zui少24h，然后外輸儀征計量站計量裝船，原油中的雜質都沉淀在儲油罐內，這樣原油中的雜質對儀征計量站的體積管、流量計的磨損都降低到zui小限度， 對原油計量的準確度沒有造成不利影響。而揚子分輸站是魯寧管線來油直接進入流量計外輸到揚子石化公司，魯寧管線輸送的勝利油田原油凝固點也高，為避免體積管內的原油凝固，體積管也始終保持在通油狀態，這樣原油中的雜質不但對流量計造成磨損，同樣也對體積管造成磨損。2005年揚子分輸站體積管檢定時重復性始終達不到要求，先后更換了位移器、四通閥密封圈等，重復性仍然達不到要求，然后做密封性試驗，試驗結果是檢定系統的密封性符合要求，zui后只能解體體積管進行檢查，發現體積管內布滿了劃痕，有些劃痕深度大，還有很明顯的內涂層脫落現象，致使位移器的密封作用失靈，這也是體積管重復性達不到要求的根本原因， 只能更新體積管。而2004年儀征計量間裝置更新換代時，將使用20年時間的三球無閥單向式體積管更換為一球一閥雙向式體積管，在拆除舊體積管時，發現體積管內涂層幾乎完好無損， 沒有發現明顯的劃痕和內涂層脫落現象，該體積管于1984年投運以來，從未出現體積管檢定重復性不合格的情況。這也說明體積管標準段的損傷直接影響體積管系統的準確度，因此應盡量在設計計量系統時提供較好的工藝狀況。
三、原油計量系統中閥門對體積管的影響
甬滬寧管線的原油計量系統使用的閥門都是平板閥，這種閥的密封性主要是靠閥前后的壓力差。壓力差越大，閥的密封性越好；壓力差越小，閥的密封性就差。在體積管的檢定作業中，體積管的進出口閥處于關閉狀態，體積管水標定系統主要由水池、水泵、進出體積管的水標定管線、體積管、標準量器、電磁閥及相應的閥門組成。在檢定過程中必須確保整個系統無滲漏，否則，體積管檢定無法進行或體積管的重復性將受到嚴重影響。通常檢定前都要進行密封性試驗，確認系統無滲漏方可進行體積管檢定。但有時系統密封性試驗合格后，也不能保證在體積管水標過程中無滲漏。實踐證明， 水標系統的水泵壓力與流量計輸油時的工作壓力接近，體積管的進出口閥前后壓力差很小，這樣進出口閥的密封性就差，兩種壓力都比較恒定。因進出口閥的滲漏是恒定的， 體積管容積檢定出的重復性也能夠合格。但3年后體積管到期進行復檢時，水標系統的密封性試驗始終不合格， 只能在體積管進出口閥處加裝盲板，體積管容積重復性才能達到指標要求。但體積管的復現性卻超過了0.05％。JJG209-2010《體積管檢定規程》規定， 對于后續檢定的體積管應進行復現性檢定，其復現性應優于0.05％，否則，檢定周期為1年。因此，今后體積管檢定時，進出口閥處都應加裝盲板，并需采取措施進一步檢查閥門的密封性或采用其他密封性更好的閥門，以免影響體積管容積的準確度。
四、體積管檢定系統檢定時應注意的問題
1.體積管標準管段清洗問題
甬滬寧管線配備的體積管內徑為489mm，標準管段的容積值為單向約2m3，雙向約4m3。體積管在檢定前需進行清洗。體積管清洗方式的不同將直接對體積管設備產生影響進而影響體積管的標定和體積管容積值的變化，主要體現在清洗劑的選擇，清洗水溫是否符合要求，清洗時間長短是否符合要求。
甬滬寧管線2012年1月至2013年10月共清洗了8臺（次）的體積管，清洗廠家在使用了他們自己帶來的清洗劑清洗后，體積管初檢時沒有能夠檢定合格，檢查原因后發現位移器上面都有裂縫， 造成體積管的重復性不合格，zui嚴重的是在清洗時，找不到位移器，打開體積管收發球桶發現位移器已破損嚴重。體積管初檢時，進出口的壓差zui高有時超過0.1MPa，甚至能聽到位移器在體積管內運行的摩擦聲， 更換新的位移器后必須涂抹大量的黃油來潤滑體積管內壁， 在確認體積管進出口的壓差不超過0.02MPa后， 再進行體積管檢定，體積管的重復性就合格了。本輪清洗共損壞了5只位移器，可見該清洗劑清洗體積管后，體積管內的摩擦系數明顯增大，有的位移器只使用3年就造成損壞。當清洗時的水溫達不到要求或清洗時間不夠時， 體積管檢定時就能發現容積值會發生相應變化，只能加熱水溫，增加清洗時間重新清洗。因此，選擇合適的清洗劑，控制好體積管清洗的溫度和時間對體積管檢定的影響至關重要。南京輸油處專門制定了《體積管清洗作業指導書》明確體積管清洗的作業步驟、清洗要求，現場監督檢查，使體積管清洗作業標準化、程序化。
2.原油計量系統在檢定和投運前應注意的問題
原油計量系統在檢定和投運前，需要對系統中的過濾器、流量計、體積管、四通閥進行排氣，避免原油計量系統的準確度受影響；另外，四通閥內聚集過多的氣體，還會產生氣阻現象，輕則使四通閥無法轉動換向，嚴重時會發生電動機與閥門聯軸和固定聯軸的銷子被擰斷事故。原油計量系統的排氣需高度重視，計量系統出現氣體有兩種原因：一是計量設備檢修排油進氣造成的；另外就是原油計量系統運行壓力低于原油的飽和蒸汽壓產生的。原油計量系統運行時需對系統的出口閥加以控制， 確保壓力高于飽和蒸汽壓，現場還要加強監測不同油種的物性變化，不同油種的飽和蒸汽壓也有較大差別。
3.體積管檢定系統輔助設備維護問題
在體積管檢定過程中，檢定用水泵是為位移器在體積管內運行提供動力的。由于體積管檢定為3年一個周期，檢定用水泵需放置3年，再使用難免出問題。比如，泵的出軸密封有漏水吸氣現象，導致體積管在檢定過程中，收發球筒會排放出氣體，使體積管的重復性達不到要求。需對水泵出軸進行更換維修達到密封后，才可使用。所以體積管在檢定前需對水泵、過濾器等設備進行維修和保養。
4.體積管水標系統的密封性試驗
在進行體積管水標系統的密封性試驗時，應將系統內所有設備包括在內， 主要是從水泵入口管線開始，到水泵、過濾器、管線、體積管、排污閥，水標系統出口閥、電磁閥和標準量器的進口閥門；體積管內的位移器要檢查其光潔度， 要求其表面光滑無明顯劃痕，位移器的接縫處為檢查重點；位移器的橢圓度、過盈量應進行嚴格測量，確保符合要求；體積管四通閥的排氣閥、檢漏閥等都要檢查試漏，以確保整個體積管水標系統的密封性。
五、原油物性變化的影響
2013年，在對魯寧管線揚子分輸站進行體積管清洗的過程中發現，位移器在體積管內運行時能聽到明顯的摩擦聲，體積管清洗后進行檢定，其檢定結果十分不理想。當取出位移器，發現其已被磨成了橢圓形，兩邊各磨去了8mm， 收發球筒內的涂料層全部消失。將體積管解體檢查， 體積管內的涂料層也全部消失，觸摸體積管內壁猶如觸摸砂紙一般，體積管只能送到廠家進行維修，究其原因后被告知魯寧管線輸送的勝利油田原油氯離子含量異常升高。此現象雖屬偶然，但也要引起注意，關注原油物性變化的影響，否則會給計量設備帶來不必要的損失。
