石油和液体石油产品 自动计量系统技术要求

石油和液体石油产品自动计量系统技术要求

1. 测量准确性要求高：石油和液体石油产品的计量准确性要求高，确保车辆和船只等载体能够准确收取油品，防止过度或不足计量的情况发生。

2. 测量范围广：自动计量系统需要能够满足不同种类石油和液体石油产品的计量要求，包括汽油、柴油、润滑油、船用燃油等多种类型。

3. 测量精度高：自动计量系统需要具有高精度的传感器和仪表，能够实时监测和记录石油和液体石油产品的流量、密度、温度等参数，确保计量数据的准确性。

4. 自动化控制能力强：自动计量系统需要具备高效的自动化控制能力，能够实现自动化计量和控制，减少人工操作的干扰和误差。

5. 数据可靠性高：自动计量系统需要具有高可靠性的数据采集和存储功能，能够准确记录每次计量的数据，方便后续数据分析和管理。

6. 安全性能要求高：自动计量系统需要具备高度安全性能，包括防爆、防漏、防误等措施，确保石油和液体石油产品的计量过程安全可靠。

石油国标方法

石油 GB/T 3535—1983石油倾点测定法 GB/T 15281—1994中国油、气田名称代码 GB/T 16805—1997液体石油管道压力试验 GB/T 16792—1997中国含油气盆地及次级构造单元名称代码 GB/T 1885—1998石油计量表 GB/T 9081—2001机动车燃油加油机 GB/T 9109.1—1988原油动态计量一般原则 GB/T 9109.2—1988原油动态计量容积式流量计安装技术规定 GB/T 9109.3—1988原油动态计量固定式标准体积管安装技术规定 GB/T 9109.4—1988原油动态计量用标准体积管检定容积式流量计的操作规定 GB/T 9109.5—1988原油动态计量油量计量 GB/T 9110—1988原油立式金属罐计量油量计量方法 GB 11085—1989散装液态石油产品损耗 GB/T 13235.1—1991石油和液体石油产品立式圆筒形金属油罐容积标定法 (围尺法) GB/T 13235.2—1991石油和液体石油产品立式圆筒形金属油罐容积标定法 (光学参比线法GB/T 13235.3—1995石油和液体石油产品立式圆筒形金属油罐容积标定法(光电内测距法) GB 13236—1991石油用量油尺和钢围尺技术条件 GB/T 13894—1992石油和液体石油产品液位测量法(手工法) GB/T 17605—1998石油和液体石油产品卧式圆筒形金属油罐容积标定法(手工法) GB/T 18602—2001岩石热解分析 GB/T 18606—2001 GB/T 5005—2001钻井液材料规范 GB/T 16782—1997油基钻井液现场测试程序 GB/T 16783—1997水基钻井液现场测试程序 GB/T 11061—1997天然气中总硫量的测定氧化微库仑法 GB/T 16781.1—1997天然气中汞含量的测定原子吸收光谱法 GB/T 16781.2—1997天然气中汞含量的测定冷原子荧光分光光度法 GB/T 2538—1988原油试验法 GB/T 6531—1986原油和燃料油中沉淀物测定法(抽提法) GB/T 6532—1986原油及其产品的盐含量测定法 GB/T 6533—1986原油中水和沉淀物测定法 (离心法) GB/T 8929—1988原油水含量测定法(蒸馏法) GB/T 11059—1989原油饱和蒸气压测定法参比法 GB/T 11146—1999原油水含量测定法(卡尔·费休法) GB/T 17280—1998原油蒸馏标准试验方法 GB/T 17282—1998根据运动粘度确定石油分子量(相对分子质量)的方法 GB/T 17606—1998原油中硫含量的测定能量色散X射线荧光光谱法 GB/T 17674—1999原油及其产品中氮含量的测定化学发光法 GB/T 18608—2001原油中铁、镍、钠、钒含量的测定原子吸收光谱法 GB/T 18609—2001原油酸值的测定电位滴定法 GB/T 18610—2001原油残炭的测定康氏法 GB/T 18611—2001原油简易蒸馏试验方法 GB/T 18612—2001原油中有机氯含量的测定微库仑计法

化工容器(储罐)的容积标定.

化工容器（储罐）的容积标定 3.1引言 在石油化工装置及其原料、中间产物、产品的储运过程中，使用大量的容器（储罐，下同）。这些容器的容积大小不等，小的几立方米，大的几万甚至几十万立方米，这些容器所起的作用，一是储存，二是用来计量容器中的气体、液体的体积和重量。因此，作为计量用的容器，必须按照国家或部门颁发的检定规程进行周期检定，以保障容器的计量性能和准确度、在市场经济的条件下，对于企业所用原材料和产成品的准确计量，更具有特定的意义。 正确地对容器进行检定，才能为容器计量提供可靠的前提。在使用容器计量时，还应按照规定的操作规程进行操作，如测量液体的温度、压力、密度、液面高度，按照规定的方法计算出液体的体积和重量来，以满足生产和贸易的需要。所以，在化工装置中，容器的容积检定，对保证正常的生产、公平合理的贸易、提高企业信誉和经济效益有着至关重要的作用。 就容器的形状而言，可分为立式金属罐、卧罐、球罐、铁路罐车、汽车罐车等，这是一般常用的分类方法。以下对容器就按此法分类。 3.2术语 为了更好地做好容器的容积标定及计量工作，必须掌握以下有关术语。 （1）容器检定：确定容器内相应于不同的液面高度或整个容器的容积的全过程。 （2）容量：容器的总容积 （3）容量表：常称为罐表和罐容表。由一稳定的参照点测量在不同的液面高度下所对应的容器的容量和容积。 （4）在容积检定的过程中常使用的术语。 ①圈板：油罐的钢板形成的一个圆弧形的圈。 ②基准点：在容器的检定中，所有的测量，如罐内附件的起止高度，罐底 测量，编制容积表等，都以这一点为基准。 ③附件：影响罐容积的罐内任何附件，如加热器、搅拌器、提升管等。

关于成品油自动计量技术现状及发展趋势的探讨

关于成品油自动计量技术现状及发展趋 势的探讨 摘要：随着电子、计算机及通讯技术的稳步发展，石油产品的测量技术逐步从人工测量向自动测量方面发展，仪表技术呈现出了高精度、高可靠性、并且现场化的新局面。 关键词：自动计量、现场、发展趋势 1立式金属罐自动计量系统 立式金属罐自动计量系统（以下简称自动计量系统）是通过现场自动化仪表直接或间接测量罐内油品的质量、体积、温度、密度等相关参数，以非人工的方式完成库存盘点或贸易交接的系统。自动计量系统可归为三类，即自动液位计量系统、静压计量系统和混合式计量系统。 1.1自动液位计量系统 在国内很早便有人提出在成品油交易应用体积交接，与国际贸易惯例接轨，但是由于国内已成型的、并且较为成熟的计量法律法规体系等诸多因素限制，很难短期内完成改变。 1.2 静压计量系统 该系统相当于国外的ＨＴＧ系统，由美国首先提出的一种以压力、温度传感器为主要测量元件的自动计量系统，但该系统通过传感器测量出来的密度和密度缺乏代表性，与整个油罐内油品的平均密度和温度差异较大，其实际使用效果并不理想。 1.3混合式油罐测量系统

混合式系统具体分类主要是根据液位计类型分为：雷达式、伺服式、磁致伸 缩式混合系统等。该系统可以测量罐内油品液位、质量、计量体积和标准体积以 及计量密度和标准密度，可以满足多种形式的计量交接。其测量原理主要是通过 液位仪、压力传感器和自动油罐温度计测量各项参数并执行系统内部换算，得到 所需数值。具体计算方式同自动液位计量系统和静压计量系统相同。 2便携式密度计 在油品计量工作中，密度作为计量工作中的必需参数，其测量数据的准确性、及时性对整个计量工作有着重大影响，目前在油品计量工作中普遍采用人工计量 方法，但其准确性、及时性收到的外界影响因素较多，而便携式密度计可以有效 的规避干扰因素，从而提高整个计量工作的准确性、及时性，避免数量纠纷。 2.1便携式密度计测量原理 振荡管法的原理是：利用基于电磁引发的玻璃U型管的振荡频率，即利用一 块磁铁固定在U型玻璃测量管上，由振荡器使其产生振动，玻璃管的振动周期将 被振动传感器测量得到。每一个U型玻璃管都有其特征频率或按固有频率振动。 当玻璃管内充满物体后其频率会发生变化，不同的物质频率变化会有所不同，其 频率为管内填充物质质量的函数。当物质的质量增加时其频率会降低，即振动周 期T增加。测量时选择某些物质作为标准物质，测量频率后通过被测物质与标准 物质之间振荡频率的差值计算出被测物质的密度值。 2.2发展趋势 相比之下，使用密度计法时，将所得的密度结果换算成其它温度下的密度或 相对密度必须要使用密度换算表【1】，密度换算表是根据使用的玻璃密度计测定 密度在修正了玻璃的膨胀系数后建立的。如果不考虑玻璃的膨胀系数，换算处来 的密度结果与标准结果会存在偏差。 基于U型管的测量仪器发展已很成熟，适用的范围宽广，在实验室内的高精 度检测或是生产过程在线控制方面均能满足需要。U型振荡管法和传统的密度计 法测量相比较，U型管振荡法测量精度更高，受到干扰因数更小，更适合测量液

中国石油天然气股份有限公司油气交接计量管理规定

附件中国石油天然气股份有限公司油气交接计量管理规定第一章总则第一条为增强中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）油气交接计量管理，提升油气交接计量技术水平，保护油气交接计量次序，依照《中华人民共和国计量法》等法律法例和股份公司有关规定，拟订本规定。 第二条本规定合用于股份公司国内陆域公司（包含分公司、全资子公司）之间的油气交接计量管理。 地域公司与股份公司控股公司、参股公司之间的油气交接计量管理可参照本规定执行。 第三条本规定所称交接计量是指地域公司之间发生油气产品转移或内部交易时，所进行的数目计量、质量查验和确认活动。 交接计量管理包含交接计量分工、交接计量设备、数目计量、质量查验、争议办理、监察等全过程管理。 本规定所称油气包含原油、成品油和天然气。 第四条股份公司油气交接计量推行一致管理、分级负责的体系。 —3—第五条股份公司油气交接计量应依照依法依规、公正公正、诚实信誉和供方操作、需方及承运方监察的原则。 第六条地域公司应踊跃采纳先进可行的油气交接计量新技术、新设备，不停提升交接计量的科学性和正确性。 第二章机构与职责第七条股份公司质量管理与节能部是油气交接计量工作的主管部门，其主要职责是： （一）确立交接计量所依照的国家标准或行业标准，并组织制订正所需要的公司标准；（二）按投资项目管理权限，参加或组织交接计量设备的计量和质量专业的设计审察、完工查收和功能确认；（三）组织交接计量科学研究和新技术、新设备推行；（四）组织交接计量监察检查；（五）组织办理不一样专业地域公司之间的交接计量争议。

股份公司有关部门在其职责范围内负责油气交接计量管理有关工作。 第八条股份公司专业分公司负责本专业范围内的油气交接计量管理工作，其主要职责是： （一）按投资项目管理权限，组织或参加交接计量设备的计量和质量专业 的设计审察、完工查收和功能确认；—4—（二）指导、监察归口管理的地域公司交接计量工作；（三）办理归口管理的地域公司之间的交接计量争议。 第九条股份公司计量和质检技术机构依据受权或拜托展开有关技术工作，其主要职责是： （一）依法进行油气交接计量用具的周期检定、校准和检测工作；（二）参加交接计量设备的设计审察、完工查收和功能确认；（三）参加油气交接计量争议的检查，肩负争议事项的技术判定。 第三章交接计量各方和基安分工第十条油气交接主体分为供方、需方和承运方。 第十一条供方： （一）原油、天然气交接 1.油气田公司： 与管道公司、炼化公司之间交接。 2.管道公司： 与炼化公司之间交接。 （二）成品油交接炼化公司： 与销售公司之间交接。 （三）其余内部油气交接供给油气产品的公司。 第十二条需方：

化工仪表与自动化工程安装调试技术要求

化工仪表与自动化工程安装调试技术要求 一、仪表安装一般规定 就地仪表的安装位置应按设计文件规定施工，当设计文件未具体明确时，应符合下列要求： 光线充足，操作和维护方便；仪表的中心距操作地面的高度宜为1.2〜1.5m；显示仪表应安装在便于观察示值的位置；仪表不应安装在有振动、潮湿、易受机械损伤、有强电磁场干扰、高温、温度变化剧烈和有腐蚀性气体的位置。 1.检测元件应安装在能真实反映输人变量的位置 在设备和管道上安装的仪表应按设计文件确定的位置安装。仪表安装前应按设计数据核对其位号、型号、规格、材质和附件。随包装附带的技术文件、非安装附件和备件应妥善保存。安装过程中不应敲击、震动仪表。仪表安装后应牢固、平正。仪表与设备、管道或构件的连接及周定部位应受力均匀，不应承受非正常的外力。设计文件规定需要脱脂的仪表，应经脱脂检查合格后安装。直接安装在管道上的仪表，宜在管道吹扫后压力试验前安装，当必须与管道同时安装时，在管道吹扫前应将仪表拆下。直接安装在设备或管道上的仪表在安装完毕后.应随同设备或管道系统进行压力试验。仪表上接线盒的引人口不应朝上，当不可避免时，应采取密封措施。施工过程中应及时封闭接线盒盖及引人口。对仪表和仪表电源设备进行绝缘电阻测量时，应有防止弱电设备及电子元件被损坏的措施。仪表设备的产品铭牌和仪表位号标志应齐全、牢固、清晰。 2.仪表盘、柜、箱的安装 仪表盘、柜、操作台的安装位置和平面布置应按设计文件施工。就地仪表箱、保温箱和保护箱的位置，应符合设计文件要求，且应选在光线充足、通风好和操作维修方便的地方。 仪表盘、柜、操作台的型钢底座的制作尺寸，应与盘、柜、操作台相符，其直线度允许偏差为1mm∕m,当型钢底座长度大于5m时，全长允许偏差为5mm。仪表盘、柜、操作台的型钢底座安装时，上表面应保持水平,其水平度允许偏差为Imrn∕m,当型钢底座长度大于5m时,全长允许偏差为5mm。 仪表盘、柜、操作台的型钢底座应在地面施工完成前安装找正。其上表面宜高出地面。型钢底座应进行防腐处理。仪表盘、柜、操作台安装在振动场所，应按设计文件要求采取防振措施。仪表盘、柜、箱安装在多尘、潮湿、有腐蚀性气体或爆炸和火灾危险环境，应按设计文件要求选型并采取密封措施。 仪表盘、柜、操作台之间及盘、柜、操作台内各设备构件之间的连接应牢固，安装用的紧固件应为防锈材料。安装固定不应采用焊接方式。 单独的仪表盘、柜、操作台的安装应固定牢固；垂直度允许偏差为1.5mm/m；水平度允许偏差为Imm/mo 成排的仪表盘、柜、操作台的安装，除应符合上述规定外，同一系列规格相邻两盘、柜、台的顶部高度允许偏差为2mm；当同一系列规格盘、柜、台间的连接处超过2处时，顶部高度允许偏差为5mm；相邻两盘、柜、台接缝处正面的平面度允许偏差为Imm；当盘、柜、台间的连接处超过5处时，正面的平面度允许偏差为5mm；相邻两盘、柜、台之间的接缝的间隙，不大于2mm。 仪表箱、保温箱、保护箱的安装应固定牢固；垂直度允许偏差为3mm,当箱的高度大于1〜2mm时，垂直度允许偏差为4mm；水平度的允许偏差为3mm；成排安装时应整齐美观。仪表盘、柜、台、箱在搬运和安装过程中，应防止变形和表面油漆损伤。安装加工中严禁使用气焊方法。 3.就地接线箱的安装应符合下列规定：周围环境温度不宜高于45C；到各检测点的距离应适当，箱体中心距操作地面的高度宜为1.2〜1.5m；不应影响操作、通行和设备维修；接线箱应密封并标明编号，箱内接线应标明线号。 二、温度检测仪表的安装 接触式温度检测仪表（水银温度计、双金属温度计、压力式温度计、热电阻、热电偶等）的测温元件应安装在能准确反映被测对象温度的地方。在多粉尘的部位安装测温元件，应采取防止磨损的保护措施。测温元件安装在易受被测物料强烈冲击的位置，以及当水平安装时其插入深度大于Im或被测温度大于700C时,应采取放弯曲措施。表面温度计的感温面应与被测对象表面紧密接触，固定牢固。压力式温度计的温包必须全部提入被测对象中，毛细管的敷设应有保护措施，其弯曲半径不应小于50mm,周围温度变化剧烈时应采取隔热措施。

含水原油动态自动计量系统研究与应用

含水原油动态自动计量系统研究与应用2胜利油田鲁胜石油开发责任有限公司 3胜利油田油气集输总厂孤岛原油库 摘要：本文全面而深入地探讨了含水原油动态自动计量系统的设计、组成部 分和应用案例。通过本文的研究，我们认为智能化系统具有极高的使用价值和效 果改进空间，并将为企业的生产管理提供有力支持和保障。 关键词：自动计量系统；历史数据；动态分析 1含水原油动态自动计量系统设计 1.1系统整体架构 含水原油动态自动计量系统是一种全自动化、实时监测、数据准确性高的计 量系统，主要用于对含水原油进行流量、温度、密度等参数的实时监测和计量。 该系统整体架构包括传感器采集模块、智能控制模块和计量数据管理模块。传感 器采集模块负责将现场的流量、温度、密度等物理量进行采样，并将采集到的数 据通过模拟信号或数字信号的形式传送至智能控制模块。智能控制模块对传感器 采集到的原始数据进行处理，并通过内置的算法模型进行实时计算和校正，最终 得出准确的计量结果。计量数据管理模块则负责将智能控制模块计算出的实时数 据存储在数据库中，并通过网络传输技术实现远程监测与管理。此外，计量数据 管理模块还提供了数据查询、导出等功能，方便用户对原始数据进行分析和统计。 1.2系统组成部分介绍 传感器采集模块是该系统的核心组成部分之一，负责实时采集含水原油在流量、温度、密度等参数方面的相关物理信号，并将其转化为数字信号输出。智能 控制模块则采用高精度的算法模型和信号处理技术，对传感器采集到的数据进行 实时处理和计算，产生准确的计量结果。此外，智能控制模块还可通过接口适配

不同类型的传感器。计量数据管理模块则为系统提供了数据存储、传输、查询等 功能，在数据存储方面，该模块采用数据库技术进行存储，保障了数据的安全性。同时，计量数据管理模块还支持数据的远程传输和用户权限管理。人机界面是含 水原油动态自动计量系统的另一个重要组成部分，它向用户提供直观、友好的操 作界面。通过人机界面，用户可以进行流量计量的启动和控制、历史数据查询、 现场设备状态监测等操作，从而实现对整个计量过程的可视化、远程控制和管理。 2含水原油动态自动计量系统应用案例分析 2.1使用场景描述 含水原油动态自动计量系统适用于对含水原油进行流量、温度、密度等参数 的实时监测和计量，可广泛应用于石油、化工等领域的计量场景。在石油勘探生 产领域，含水原油动态自动计量系统可用于井口生产计量、输送管道计量、储罐 计量以及加注站计量等场景。通过该系统实现对含水原油的实时监测和精确计量，能够提高原油的计量准确性和生产效率，避免人为误差带来的影响。在化工生产 领域，含水原油动态自动计量系统可用于各类液体化工品的计量场景，例如精细 化工、食品工业、医药等领域。由于这些行业的产品质量要求非常高，采用含水 原油动态自动计量系统可以实现对生产过程中各种物料实时监测和计量，从而保 障产品质量和企业安全。 2.2实施前的问题和难点 在含水原油动态自动计量系统的实施过程中，常常会遇到一系列问题和难点，需要在实践中不断积累经验并加以解决。首先，最为关键的问题是传感器的选型 和安装。由于含水原油长时间蓄存可能会导致流量计内产生气泡、沉积物堆积等 问题，这些因素都会对传感器采集数据产生干扰，从而影响到计量结果的准确性。因此，传感器的选型和布置要结合现场情况进行仔细论证和优化设计，确保传感 器位置准确且无任何干扰。 其次，智能控制算法的优化也是该系统实施过程中需要克服的一个难点。在 实际应用中，会受到多种干扰因素如温度变化、液相电导率、沉积物及空气混入 等多种因素影响。如何通过算法及时检测和消除这些干扰因素，并校正计量结果，

石油及液体石油产品流量计交接计量规程

石油及液体石油产品流量计交接计量规程 一、前言 石油及液体石油产品是现代工业生产和人们日常生活中不可缺少的能源，其生产、流通和使用过程中，涉及到大量的交接计量工作。为了 确保交接计量的准确性和公平性，制定一套科学合理的流量计交接计 量规程是非常必要的。 二、适用范围 本规程适用于石油及液体石油产品流量计交接计量工作。 三、术语和定义 1. 流量计：测量管道内介质流动速率的仪器。 2. 交接计量：指供需双方在规定时间、地点对物资进行数量上和质量 上的核查与确认。 3. 标准流量：指在标准状态下单位时间内通过测量管道内介质的体积。 4. 标准状态：指温度为20℃，压力为101.325kPa时介质的状态。 5. 计算流速：指根据流量计读数和管道截面积所得到的介质在管道中 运动速度。 四、设备要求 1. 流量计应符合国家标准或行业标准，并经过检定合格。

2. 流量计应有完整且清晰可见的检定合格证明。 3. 流量计应安装在管道上，且安装位置应符合要求。 4. 流量计应有完整的数据记录和存储功能。 五、操作流程 1. 交接前准备 （1）供需双方应提前确定交接时间、地点和人员。 （2）检查流量计的安装位置和状态是否正常，确认流量计已经检定合格。 （3）对管道进行清洗和排空处理，确保管道内无杂质和残留物。（4）对流量计进行检查和校准，确保其读数准确可靠。 2. 交接过程 （1）由供方操作人员打开阀门，将介质从自己的储罐中注入管道中，并记录注入时间、体积和压力等参数。 （2）由需方操作人员在收到介质后关闭阀门，并记录收到时间、体积和压力等参数。 （3）供需双方同时读取流量计上的读数，并记录下来。 （4）交接结束后，供需双方应在现场签字确认。 3. 交接后处理 （1）将交接数据录入电脑系统中，并进行数据分析和比对。 （2）根据比对结果判断是否存在异常情况，并进行处理或调整。

石油化工仪表及自控系统管理规定

石油化工仪表及自控系统管理规定第一章总则 第一条为加强公司仪表及自控系统管理工作,保障仪表及自控系统安全、经济运行,依据国家相关法律、法规制定本规定。 第二条本规定所指的仪表是指在生产、运营过程中所使用的各类检测仪表、自动控制监视仪表、计量仪表、执行器、在线分析仪器仪表、可燃及有毒气体检测报警器、火灾报警监测系统、工业视频监视系统及其附属单元等,自控系统包括集散控制系统DCS,、过程控制可编程控制器,PLC,、安全仪表系统,SIS,、紧急停车系统,ESD,、, 机组控制系统,ITCC,、先进过程控制系统及过程控制微机、小型机、附属网络设备等。 第三条本规定适用于公司相关部门、二级生产单位,以下简称二级单位,、信息技术中心和检测公司。 第四条本规定是公司仪表及自控系统管理的基本要求,二级单位和部门在仪表及自控系统规划、设计、制造、选型、购置、安装、组态、使用、维护、修理、改造、更新、报废等管理工作中,应严格执行国家的有关法规、标准和本规定。 第二章管理职责 第五条公司和二级单位机动部门负责管理仪表及自控系统。各二级单位在机动部门应设相应岗位和专职技术管理人员。机动部门在主管设备管理的副厂长,副经理,领导下,负责本单位仪表及自控系统的管理。 第六条机动设备处负责计量仪表、安全仪表的维修管理工作,计划处、质量安全环保处负责计量仪表、安全仪表的检定管理工作。

第七条机动设备处负责组织安全环保项目、计量配备项目中仪表自控部分的设计、设计审查、选型、技术交流、签订技术协议、施工组织和竣工验收工作,质量安全环保处、计划处参加, 机动设备处负责组织技改项目、技术性维修项目中仪表自控部分的设计审查、选型、技术交流、签订技术协议、施工组织和竣工验收工作,科技信息与规划发展处参加, 机动设备处参与新建项目中仪表自控部分的设计审查、选型、技术交流、签订技术协议和竣工验收工作, 机动设备处参与先进控制、优化、信息化项目中仪表自控部分的方案确定、设计审查和验收工作。 第八条信息管理部负责信息化及网络设备的运行管理工作。 第三章基础管理 第九条仪表及自控系统实行A、B、C类管理,两级机动部门按公司设备管理规定组织检查评比。机动设备处负责管理A类仪表及自控系统,二级单位机动部门负责管理A、B类仪表及自控系统,二级单位仪表车间负责管理所属全部仪表及自控系统。 A类仪表指确定为A级联锁的所有仪表,B类仪表指确定为B级联锁的所有仪表及参与装置质量控制的所有仪表,:类仪表指除,类、,类之外的所有仪表。 自控系统按套进行分类。,类自控系统指对列为公司级非计划停工考核管理的生产装置或公司级关键机组进行监控的自控系统,,类自控系统指除,类之外的所有DCS系统及影响装置停工或局部停工的自控系统,:类自控系统指除,类、,类之外的所有自控系统。 仪表按以下类别进行分类, ,一,检测和控制仪表,

油井计量管理办法

延长油田股份有限公司油井计量管理办法 第一章总则 第一条为提高油井计量管理水平确保油井计量数据准确可靠，充分发挥计量在原油产、储、转、运（输）、销过程中的重要作用，提高延长油田股份有限公司（以下简称油田公司）整体经济效益，根据《中华人民共和国计量法》、《陕西省计量管理监督条例》、《陕西延长石油（集团）有限责任公司油品计量管理办法（试行）》等有关规定，结合实际，修订本办法。 第二条本办法适用于油田公司所属各采油单位。 第二章组织机构及职责 第三条油田公司生产运行部是油井计量管理工作的主管部门，负责公司油井计量管理日常工作，制修订油井计量管理办法，督查各采油单位的油井计量工作，处理计量管理中遇到的困难和问题。 第四条公司所属各采油单位必须逐步建立健全油井、区队、大队、站（库）、采油厂（指挥部）五级原油计量管理体系。充实各级计量人员，组织计量人员参加专业培训和技术检查。 第三章化验项目及计量器具的配备 第五条化验项目为含水率、密度、沉淀物等。 第六条计量器具在采购、入库、保管、出库、使用和校准过程中，标志、证书、记录必须齐全，质量合格。 第七条计量器具的配备规定：井场（驻人）、班组配备量油尺、取样器（杯）、烧杯、量筒（杯）、电加热板、计算器等器具。 区队建立简易化验室，配备取样器（杯）、含水测定仪、密度测定仪、烧杯、量筒（杯）、电加热板、恒温水浴锅等器具。 站（库）建立标准化验室。 第四章取样、化验

第八条正常生产情况下，老井每月取样化验含水不少于一次；注水区内油井每月取样化验含水不少于4 次（出现异常，随即取样化验）；新投产井、措施井，投产后第一个月内每天取样化验含水，产量稳定后按老井要求取样化验。 站（库）严格按照GB/T 4756-1998《石油液体手工取样法》、GB/T 27867-2011 《石油液体管线自动取样法》GB/T8929-2006《原油水含量的测定蒸馏法》、GB/T 6533-2012《原油中水和沉淀物的测定离心法》等标准的要求操作，其它单位依据实际条件参考标准进行简化操作。 第九条各采油厂（指挥部）每年对油井的含水、密度、沉淀物等取样化验一次。新井建成采油三个月后，取样化验确定该井原油密度、沉淀物等，以后每年测定一次。 密度测定严格按照GB/T 1884-2000《原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计法）》的要求操作。 第五章计量计算和统计规定 第十条井场储油罐现场检尺时要求在同一位置进行测量，将量油尺垂直放下，罐内液量高度误差夏、秋季土2cm冬、春季土3cm根据前、后尺高度差和罐容计算出该井产液量，再根据原油密度、含水率计算出日产纯油量和水量；立式金属罐计量严格按照GB/T 9110-1988 《原油立式金属罐计量油量计量方法》的要求操作；流量计等自动计量器具严格按照GB/T 9109.5-2009 《石油和液体石油产品油量计算动态计量》的要求操作。 第十一条采油工必须每日量罐，泵（运）油前后必须量罐，轮流计量的井组根据井数每口油井每月至少测产计量2 次，对产液量特别低的油井坚持“不生产、不产液、不计量，生产上液必须计量”的原则。 第十二条“原油计量系统误差” 、“入销率” 、“产入比”等统计指标必须控制在规定范围内： 采油厂（指挥部）“原油计量系统误差”（（井口产量-核实产量）/井口产量），“原油计量系统误差” W 7% 联合站“入销率”（销售量与入库量的比值），98%c “入销率” w 100% 采油队“产入比”（入库量与井口产量的比值）,93%c “产入比” w 100% 第六章填报要求

中国石化炼油企业计量设备配备指导意见

中国石化炼油企业计量设备配备指导意见（试行） 1.概述 1.1本意见依据GB 17167—2006《用能单位能源计量设备配备和管理通则》、GB/T 20901—2007《石油石化行业能源计量设备配备和管理要求》、《中国石油化工股份有限公司炼化企业计量管理制度》，结合中国石化炼油企业的特点与实际制定。 1.2本配备指导意见仅包括炼油企业进出厂及关联交易、装置间物料、公用工程以及罐区的主要计量设备，是炼油企业物料能源计量设备配备的基本要求。 1.3提高计量设备准确度和运行可靠性，确保计量数据的准确性，要从能源计量设备配备开始，以满足精细管理的需要。 1.4.能源计量设备配备的选点、选型应从国情出发，满足生产经营需要，又经济合理。 1.5装置及工艺控制计量设备应满足生产控制、质量控制、安全检测、环境保护和经济核算的基本要求。 1.6本指导意见适用于中国石化炼油企业。 2. 液体石油产品贸易交接与关联交易计量设备 贸易交接是企业计量工作的重要任务，要确保计量设备准确可靠；关联交易计量设备的配备要重视，确实无法配备计量设备的，交接双方要签订计量协议。 2.1原料油计量 原料油可通过体积与密度、含水、温度、压力等参数的测量仪表配套间接计量，剔除含水后计算出交接质量。温度计分度值为0.1℃或0.2℃，密度计刻度误差一般不大于±0.0003g/cm3；计量综合误差应不大于±0.3%。要求使用自动采样器采样。 原料油管输可选用准确度不低于0.2级的刮板、双转子等容积式流量计或质量流量计。 水路运输可用岸罐计量，国内贸易要尽量避免舱容计量。 铁路、公路运输可选用静态衡或储罐、槽车计量。

原油和液体石油产品密度,相对密度和API重度标准测定法(密度(2021修订版)

ASTMD1298-99є2 名称：160/99 原油和液体石油产品密度，相对密度和API重度标准测定法〔密度计法〕1 (吕晓华贺国庆张金龙新疆阿拉山口出入境检验检疫局技术中心) 本标准发布采用固定标示D1298：标示后的数字表示首次采用本标准的年份或最后一次对标准的修订年份。破折号后的数字表示最近一次标准通过的年份。上标є表示最近一次修订或通过时，编辑上的修改。 本标准使用已通过防护部代办处批准。 є1注-为了遵守ASTM-API联合会制定的标准合同2007年10月脚本1和标准文本都做了编辑和修订。警告的注释也于2002年10月移到了本标准的文本中。 є2注-2003年10月对表4内容作了编辑上的修改。 1．范围 1.1本标准检测方法包括使用玻璃密度计在实验室测定液体原油及雷德蒸汽压为101.325kpa 或小于该值的原油，石油产品，石油产品混合物和非石油产品。 1.2通过密度计测得的数值既是在标准温度下的也是在其他温度下的测定值。 密度值既可以在标准温度下测定也可以在其他任意温度条件下测得。在其他温度下的刻度读数〔视密度〕通过石油计量表修正为标准密度；在其他温度下的密度计读数仅是视密度而不是在标准温度下的密度值。 1.3密度，相对密度和API重度通过使用石油计量表可转化为标准温度下的其他单位的密度值。 1.4在Annex A1中为测定方法提供了一个数据修正和鉴定的程序。 1.5该标准不是为了单纯阐述各种平安因素，如果可能的话，建立与使用该方法有关的适当的既平安又健康的操作程序是使用该标准人员的责任。因为确定标准的操作要比单纯使用更重要。 2．引用标准 D97石油产品倾点测定法2 D323石油产品蒸汽压测定法〔雷德法〕2 D1250石油计量表指南2 D2500石油浊点检测法2 D3117石油馏分浊点测定法3 D4057石油和石油产品手工取样法〔见API MPMS 8.1节〕3 D4177石油和石油产品自动取样法〔见API MPMS 8.2节〕3 D5854液体石油和石油产品手工混样法〔见API MPMS 8.3节〕4 E1ASTM 温度计标准5 E100ASTM密度计标准5

管道储运公司企业标准

管道储运公司企业标准 标准化综合标准101 序标准名称标准代号备号注 1 标准化工作导则第一部分:标准的结构和编写 GB/T1.1-2009 输油技术通用301 序标准名称标准代号备号注 1 油气田地面管线和设备涂色规范 SY/T0043-2006 输油工艺通用标准401 序标准名称标准代号备 号注 1 长输原油管道调度工作条例在Q/SHGD0045-2005 运行 输油工艺、运行规程503 序标准名称标准代号备 号注 1 原油管道运行规程 SY/T5536-2004 2 原油及轻烃站(库)运行管理规范 SY/T5920-2007 3 管输原油降凝剂技术条件及输送工艺规范 SY/T5767-2005 在汇编2 4 输油管道减阻剂减组效果室内测试方法 SY/T6578-2009 5 长输油管道密封输油工艺操作规程 Q/SHGD0014-2003 在 汇编4 6 输油管道SCADA系统运行维护规程 Q/SHGD0076-2003 在 汇编4 7 长输原油管道收发球装置操作规程 Q/SHGD0031-2005 8 油库工艺操作规程 Q/SHGD0081-2003 在 汇编4 9 原油改性剂复配注入系统操作规程 Q/SHGD0019-2004 在 汇编5 10 输油站冬季安全运行规程 Q/SHGD0020-2004 原油运销技术管理规范 Q/SH12000097-2011 在11 汇编3 油港码头作业与运行相关规程504

序标准名称标准代号备号注 1 原油码头油轮装卸作业操作规程 Q/SHGD0018-2008 输油设备通用标准 402 序标准名称标准代号备号注 1 离心泵、混流泵、轴流泵与旋涡泵系统经济运 GB/T13469-2008 行 2 金属熔化焊焊接接头射线照相 GB/T3323-2005 3 石油工业电焊焊接作业安全规程 SY/T6516-2010 4 压力容器检验规范在役检验、定级、修理及改SY/T6507-2010 造 5 工业设备及管道绝热工程施工质量验收规范 GB50185-2010 6 石油工业再用压力容器检验 SY/T6552-2011 输油设备通用标准 402 序标准名称标准代号备 号注 1 工业安装工程施工质量验收统一标准 GB50252-2010 2 输油设备(设施)大修理工程竣工验收规定 Q/SHGD0032-2009 3 输油输气设备(设施)大修理工程中间检查技Q/SHGD0046-2000 术规定 加热炉热媒炉506 序标准名称标准代号备 号注 1 管式加热炉规范 SY/T0538-2004 2 管式加热炉检验与维护保养规程Q/SHGD0006-2009 3 管式轻型加热炉修理规程 Q/SHGD0052-2001 4 输油加热炉用一体化燃烧器操作与维护保养Q/SHGD0005-2005 规程

石油化工油品储罐自动化仪表及工程设计

石油化工油品储罐自动化仪表及工程设计 张华莎 【摘要】总结了近年来石油化工储运罐区中油品储罐的自动化仪表选型及工程设计方案,根据罐区生产运行和自动化测量及控制的需要,介绍了油品储罐的温度、压力、液位等仪表的选型,重点阐述了几种主要的储罐液位测量仪表的设计要点,列举了常用的仪表取源过程接口规格.根据罐区特点讨论了开关阀的设置和选型,涉及了供电、供气、电缆敷设等工程设计的相关内容.分析了工程设计相关的各种因素和仪表配置问题,从工程实施的角度介绍了实用可行的工程设计方法. 【期刊名称】《石油化工自动化》 【年(卷),期】2015(051)006 【总页数】8页(P6-13) 【关键词】石油化工;油品储罐;储罐自动化仪表;储罐液位测量仪表;罐区开关阀;工程设计 【作者】张华莎 【作者单位】中国石化工程建设有限公司,北京100101 【正文语种】中文 【中图分类】TP273 石油化工储运罐区的自动化仪表选型和工程设计与生产装置有所不同，油品储罐的工艺运行特点是容量大、控制对象时间常数大、操作周期长、间歇时间长。储罐的测量和控制主要满足两方面的要求：控制储罐的存储量，完成收油、发油等生产

任务；罐区库存量的计量管理。 罐区最重要的监控仪表是液位连续测量仪表(以下简称液位仪表)。储罐用的雷达液位计、伺服液位计等具有测量范围宽、测量精度高的特点，适用介质条件和安装形式复杂，与炼油装置常用仪表的测量原理、测量方式不同，生产厂家有限。长期以来，作为一种“另类仪表”，合理设计、合适选型对于生产运行和应用至关重要。罐区开关阀是实现储运自动化的重要执行设备，随着国内石油化工行业储运系统自动化的发展，应用日趋广泛，彻底地改变了人工操作的状态。根据不同的安全操作要求和动力源，罐区开关阀的选择也有不同的考虑。 针对罐区仪表的特殊性，笔者从工程设计的角度详细讨论了储罐测量仪表的选型原则、正确的测量方法、设计应考虑和注意的问题，提出了规范合理、切实可行的自动化仪表选型和工程设计方案。 罐区测量仪表的选型原则和技术规格需求，很大程度是为满足罐容计算和库存统计需要，通常以混合法(HTMS)计量为主，同时兼顾体积法和静压法(HTG)计量。 罐区用于计量的流量测量仪表没有特殊要求，且各有相应的选型和计量规定，本文不涉及流量仪表的选型和技术规格。 储罐温度测量的用途之一是参与计量的温度补偿计算，计量级储罐的温度测量应符合GB/T 25964—2010《石油和液体石油产品采用混合式油罐测量系统测量立式圆筒形油罐内油品体积、密度和质量的方法》的规定[1]。 储罐温度信号的测量元件通常采用Pt100铂热电阻，如果采用其他类型的测量元件应符合GB/T 21451.4—2008《石油和液体石油产品储罐中液位和温度自动测量法》(第4部分：常压罐中的温度测量)中的规定：“铜电阻或铂电阻可用于交接计量，具有很高的准确度和稳定性。其他热电偶、热敏电阻、半导体测量元件、测温光纤等也可使用，但必须经过校准，且满足本标准的校准允差，否则不适用于交接计量”[2]。

江苏省重点化工企业全流程自动化控制改造验收规范(试行) (1)

江苏省重点化工企业全流程自动化控制改造 验收规范（试行） 1.适用范围 本文件规定了重点化工企业全流程自动化控制改造的要点、验收程序和其他要求。 本文件适用于重点化工企业全流程自动化控制改造的验收工作。 2.规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB 50093 自动化仪表工程施工及质量验收规范 GB 50160 石油化工企业设计防火标准 GB/T 50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计标准 GB/T 50770 石油化工安全仪表系统设计规范 GB 50813 石油化工粉体料仓防静电燃爆设计规范 GB 51066 工业企业干式煤气柜安全技术规范 GB/T 51094 工业企业湿式气柜技术规范 GBZ 230 职业性接触毒物危害程度分级 HG/T 20507 自动化仪表选型设计规范

HG/T 20508 控制室设计规范 HG/T 20510 仪表供气设计规范 SH/T 3005 石油化工自动化仪表选型设计规范 SH/T 3006 石油化工控制室设计规范 SH/T 3007 石油化工储运系统罐区设计规范 SH/T 3020 石油化工仪表供气设计规范 SHS 01036 气柜维护检修规程 《关于公布首批重点监管的危险化工工艺目录的通知》（安监总管三〔2009〕116号） 《关于公布第二批重点监管危险化工工艺目录和调整首批重点监管危险化工工艺中部分典型工艺的通知》（安监总管三〔2013〕3号） 《关于加强精细化工反应安全风险评估工作的指导意见》（安监总管三〔2017〕1号） 3.术语、定义和缩略语 3.1术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1.1 重点化工企业key chemical enterprise 涉及重点监管危险化工工艺的化工、医药生产企业。 3.1.2 全流程whole process 与重点监管危险化工工艺存在上、下游关系的生产过程

低温罐ATG系统技术方案.

低温丙烷罐组ATG系统 Honeywell Enraf 霍尼韦尔（天津）有限公司 2020年2月20日 目录 1相关标准和规范 (3) 2、公司简介 (5) 2.1霍尼韦尔简介 (5) 2.2 霍尼韦尔恩拉福简介 (6) 3系统概述 (8) 3.1 系统概述 (8) 3.2 系统配置总图 (10) 4系统配置及功能说明 (12) 4.1伺服液位计 (12) 4.2 VITO 多点平均温度计 (14) 4.3 雷达液位开关（HH Alarm） (15) 4.4 977TSI (16) 4.5罐壁温度变送单元RTU (17) 4.6 RTD表面温度计 (18) 4.7通讯接口单元 (19) 4.8 Entis Pro库存监控管理软件 (19) 5硬件设备清单 (20) 6系统软件清单 (21) 7安装附件（可选项） (21)

8技术服务 (22) 8.1技术服务及保证概述 (22) 8.2 技术服务内容 (22) 8.3 工作范围 (23) 8.4 培训 (23) 9霍尼韦尔恩拉福低温储罐业绩表 (24)

1相关标准和规范 本技术方案适用于石化码头低温罐区低温丙烷罐组ATG系统相关的现场环境和设计条件。此方案提供的货物满足设计规格书中提及的相关规范和标准： GB3836.01~12-91 爆炸性环境用防爆电气设备 GB 50058-92 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 ISA PR 12.1 危险环境中的电动仪表 ISA S 12.4 以降低危险区域等级的仪表吹扫 HG/T 20636～20639-1998 化工装置自控工程设计规定 EEMUA No.138 在线分析仪系统的设计和安装 HG-20505—2000 过程检测和控制系统用文字代号和图形符号 HG/T 20516--2000 自动分析器室设计规范 HG/T 20512--2000 仪表配管配线设计规范 HG/T 20513--2000 仪表系统接地设计规范 HG/T 20511--2000 仪表报警，安全联锁系统设计规定 GBJ2005-2002 自动化仪表工程施工及验收规范

油库设计与管理整理(西南石油大学)

油库设计与管理整理(西南石油大学)

油库设计与管理整理 第一章油库概述、库址选择及总图设计 石油库：收发、储存原油、成品油及其他易燃和可燃液体化学品的独立设施。 基地作用－油库是国家石油储备和供应 的基地 纽带作用－油库是协调原油生产、原油加工、成品油供应及运输的纽带。 一、油库的类型主要有哪些？各种油库有何特 点？ 1、根据油库的管理体制和业务性质划分 （1）独立油库（2）企业附属油库（1）生产基地用于集积和中转油料—原油

库（储存品种单一，收发量大，周转频繁）（2）供销部门用于平衡消费流通领域—商业成品油 （3）企业部门用于保证生产—分配油库（周转频繁，品种较多，数量不一定大，铁路水路来油，桶装汽车罐车或油驳发油） （4）国家储备部门用于战略储备，以保证非常时期需要—国家储备库（容量大，储存时间，周转系数小，品种比较单一） 2、根据油库的主要储油方式划分 （1）地面油库（2）隐蔽油库 （3）山洞油库（4）水封石洞油库 （5）海上油库 3、根据运输方式分为： （1）水运油库（2）陆运油库（3）水陆联运油库 4、按照储存油品的种类分为 （1）原油库（2）成品油二、油库分级和分区的目的和意义？按油库业 务要求，油库可分为哪几个区域？ 目的和意义：油库是储存易燃易爆的石油和石油产品，这对油库安全是个很大威胁。油库容

量越大，一旦发生火灾或爆炸等事故造成的损失也越大。 从安全防火观点出发，根据油库总容量的大小。分为若干等级并制定与其相应的安全防火标准，以保证油库安全。（分级） 油库内的各项设施散发的油气量和火灾危险程度以及生产操作方式各不相同，而且差别较大。依据：生产操作、火灾危险程度、经营管理特点将各项设施分区布置。将特殊的区域加以隔离，限制一定人员出入，有利于安全管理，并利于采取消防措施。（分区） 分区： 按油库业务要求可分为储油区、装卸区、辅助生产区、行政管理区等四个区域。 其中：装卸区又可细分为铁路装卸区、水运装卸区和公路装卸区。 三、 什么是周转系数？ 周转系数—就是某种油品的储油设备在一年内可被周转使用的次数 周转系数越大，设备利用率越高，储油成本也越低。 四、 油罐利用系数是如何确定的？ 储油设备容量某油品的年度周转额周转系数