中哈原油管道凈重檢驗(yàn)誤差分析

張金龍 田延河 徐穎潔 周建文 葉志輝 徐新忠 胡曉明 陳群堯

（1.阿拉山口出入境檢驗(yàn)檢疫局 新疆阿拉山口 833418；2.新疆出入境檢驗(yàn)檢疫局；3.中檢集團(tuán)新疆有限公司；4.中哈管道責(zé)任有限公司）

1 前言

由于中哈原油管道距離較遠(yuǎn)（阿塔蘇站距阿拉山口站960km，阿拉山口站距獨(dú)山子站260km），管道內(nèi)原油品質(zhì)不穩(wěn)定，并且兩國(guó)計(jì)量輸差按天累積計(jì)算，因此很多小的系統(tǒng)誤差累積后將導(dǎo)致一年或幾年的計(jì)量結(jié)果差異顯著[1]。截止到2012年底，中哈管道計(jì)量累計(jì)進(jìn)口原油5080萬(wàn)t，其中兩國(guó)計(jì)量輸差最高時(shí)在2008-2009年，毛重輸差累計(jì)為4.59萬(wàn)t[2]，凈重輸差累積為3.98萬(wàn)t；2010-2012年累計(jì)毛重輸差為-4.41萬(wàn)t，凈重輸差累積為-5.53萬(wàn)t。從表面上看，2008年-2012年間的毛重輸差基本消除，但兩國(guó)扣除雜質(zhì)的差異每年均保持較高水平，總計(jì)達(dá)1.74萬(wàn)t，詳見(jiàn)表1。

表1 2008-2012阿塔蘇站和阿拉山口站雜質(zhì)扣重差異統(tǒng)計(jì)（單位：t）

2011年，中哈管道哈薩克斯坦的供油方認(rèn)為哈薩克斯坦品質(zhì)檢驗(yàn)數(shù)據(jù)和15日后阿拉山口品質(zhì)檢驗(yàn)數(shù)據(jù)有差異是造成計(jì)量誤差的主要原因，并對(duì)阿拉山口站離線(xiàn)實(shí)驗(yàn)室的檢驗(yàn)數(shù)據(jù)提出質(zhì)疑，聲稱(chēng)如果沒(méi)有足夠的理由，哈方將不認(rèn)可阿拉山口檢驗(yàn)檢疫局比哈國(guó)阿塔蘇站多扣除的每年近0.5萬(wàn)t水。按照表1，這5年累積的近2萬(wàn)t水如果按照原油的價(jià)格計(jì)入企業(yè)，將對(duì)我國(guó)企業(yè)造成巨大損失。為此，阿拉山口出入境檢驗(yàn)檢疫局、中哈管道公司、中檢集團(tuán)新疆公司、獨(dú)山子計(jì)量站、阿拉山口計(jì)量站等多家單位對(duì)該問(wèn)題進(jìn)行調(diào)研，召開(kāi)技術(shù)交流會(huì)，并特邀請(qǐng)哈國(guó)石油公司銷(xiāo)售負(fù)責(zé)人、檢驗(yàn)專(zhuān)家等赴阿拉山口檢驗(yàn)檢疫局離線(xiàn)實(shí)驗(yàn)室現(xiàn)場(chǎng)交流并觀摩比對(duì)試驗(yàn)，最終兩國(guó)專(zhuān)家對(duì)阿拉山口檢驗(yàn)檢疫局離線(xiàn)實(shí)驗(yàn)室所提供的檢驗(yàn)結(jié)果予以認(rèn)可，確認(rèn)水分檢驗(yàn)方法的差異是導(dǎo)致兩國(guó)計(jì)量數(shù)據(jù)誤差的主要因素之一。本文主要結(jié)合中哈原油管道凈重項(xiàng)目檢測(cè)結(jié)果對(duì)計(jì)量的影響進(jìn)行分析。

2 原油品質(zhì)檢驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)計(jì)量結(jié)果的影響

中哈原油管道在哈薩克斯坦采用質(zhì)量流量計(jì)，其計(jì)量數(shù)據(jù)為輸送溫度下的毛重；中國(guó)境內(nèi)阿拉山口站采用容積式流量計(jì)，直接計(jì)量結(jié)果為輸送溫度下毛體積，毛重按照公式（1）、（2）計(jì)算，而油量則配合離線(xiàn)玻璃密度計(jì)、水分等，按API方法[3]計(jì)算。

式中：GW為毛重，GSV為15℃毛標(biāo)準(zhǔn)體積，RHOb為15℃標(biāo)準(zhǔn)密度（kg /m3），GOV為流量計(jì)計(jì)量毛體積，VCF為體積修正系數(shù)，MF為流量計(jì)系數(shù)。

兩站通過(guò)計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)溫度下的毛重量數(shù)據(jù)，并結(jié)合ГОСТ P 8.595-2004《石油與石油產(chǎn)品的質(zhì)量對(duì)測(cè)定方法的總要求》[4]，按照公式（3）扣除雜質(zhì)計(jì)算凈重：

NW=GW×(1-沉淀物W%-水W%-鹽W%)（3）

式中：NW為凈重，GW為毛重，W%為質(zhì)量百分?jǐn)?shù)。

經(jīng)綜合分析中哈管道三站的品質(zhì)比對(duì)，發(fā)現(xiàn)鹽含量、沉淀物數(shù)據(jù)較小，通常為0.0001%左右，對(duì)計(jì)量結(jié)果的計(jì)算影響不顯著；而密度涉及與毛體積相乘，水分在雜質(zhì)扣重中影響巨大，二者對(duì)計(jì)量結(jié)果的計(jì)算影響非常顯著。因此，特針對(duì)密度、水分兩個(gè)檢驗(yàn)項(xiàng)目進(jìn)行誤差比較分析。

2.1 比對(duì)阿塔蘇-阿拉山口-獨(dú)山子密度、水分變化規(guī)律

阿塔蘇-阿拉山口-獨(dú)山子管輸原油密度（kg/m3，15℃)和水分（%，m/m）月平均值監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。

表2 阿塔蘇—阿拉山口—獨(dú)山子管輸原油密度和水分月平均值變化

經(jīng)SPSS檢驗(yàn)，表2中的數(shù)據(jù)基本符合正態(tài)分布和方差齊性檢驗(yàn)，符合方差分析要求，按照單因素方差分析對(duì)表2數(shù)據(jù)做方差分析和LSD法多重比較，得到結(jié)果見(jiàn)表3、表4。

表3 方差分析圖

（續(xù)表）

表4 方差分析多重比較LSD法

由于兩國(guó)均采用國(guó)際通行的密度計(jì)法作為離線(xiàn)密度檢驗(yàn)，在檢驗(yàn)方法上沒(méi)有顯著差異。雖然，阿塔蘇的原油按照當(dāng)時(shí)輸量到達(dá)阿拉山口約滯后15日，但表3顯示，三站18個(gè)月的檢測(cè)密度無(wú)顯著差異，水分有顯著差異。表4顯示，阿塔蘇密度與阿拉山口密度相對(duì)接近，且兩站密度與獨(dú)山子站密度顯著性略差，這符合阿塔蘇站到阿拉山口站全線(xiàn)密閉輸油，阿拉山口到獨(dú)山子輸油時(shí)有2個(gè)5萬(wàn)t緩沖罐，原油經(jīng)過(guò)儲(chǔ)罐沉淀后，造成獨(dú)山子站密度變小，與另外兩站略有差異的實(shí)際情況；三站水分均有顯著差異。

2.2 密度檢驗(yàn)誤差分析

按照日平均流量和密度檢驗(yàn)方法最大允許誤差（1.5kg/m3）可得到日計(jì)量誤差，表5顯示了2008-2012年的日計(jì)量誤差。

表5 2008-2012年阿拉山口站日計(jì)量誤差

由表5可看出，對(duì)容積式流量計(jì)而言，當(dāng)密度檢驗(yàn)誤差達(dá)到其方法再現(xiàn)性1.5kg/m3時(shí)，日毛凈重計(jì)量誤差最高可達(dá)到54 t左右，全年可累計(jì)誤差1.97萬(wàn)t；以上假設(shè)來(lái)源于密度檢驗(yàn)出現(xiàn)誤差并達(dá)到方法的最大誤差范圍，當(dāng)然，如果人為誤讀誤記結(jié)果所造成的誤差則更大。

從表5還可看出，離線(xiàn)密度數(shù)值對(duì)體積式流量計(jì)計(jì)量所產(chǎn)生的系統(tǒng)誤差即使在方法再現(xiàn)性范圍內(nèi)也可能存在，且累積起來(lái)將產(chǎn)生巨大的計(jì)量誤差。阿拉山口站離線(xiàn)實(shí)驗(yàn)室密度檢驗(yàn)結(jié)果的質(zhì)量控制主要通過(guò)以下方式控制系統(tǒng)誤差。

2.2.1 阿拉山口站實(shí)驗(yàn)室內(nèi)部不同密度方法間質(zhì)量控制

阿拉山口站離線(xiàn)實(shí)驗(yàn)室按照合同要求采用ASTM D1298《用石油密度計(jì)測(cè)定原油和液體石油產(chǎn)品密度、相對(duì)密度或API度的試驗(yàn)方法》[5]檢驗(yàn)并出具報(bào)告，使用計(jì)量用分度0.2kg/m3石油密度計(jì)，測(cè)量誤差0.1kg/m3；檢驗(yàn)過(guò)程中嚴(yán)格監(jiān)控試樣溫度變化，并采用平行檢驗(yàn)復(fù)查檢驗(yàn)數(shù)據(jù)，按照計(jì)量用密度計(jì)檢定要求每年兩次法定計(jì)量檢定機(jī)構(gòu)送檢；還引入ASTM D5002《用數(shù)字式分析儀確定原油密度和相對(duì)密度的試驗(yàn)方法》[6]全自動(dòng)U型震蕩管法對(duì)手工法密度數(shù)據(jù)監(jiān)控，使兩種方法的誤差控制在重復(fù)性0.6 kg/m3以?xún)?nèi)，最大限度的預(yù)防密度計(jì)法人員的誤讀、誤記以及密度計(jì)干管移位、溫度計(jì)斷線(xiàn)等導(dǎo)致的數(shù)據(jù)誤差。同時(shí)實(shí)驗(yàn)室還積極參加國(guó)內(nèi)、國(guó)際的密度能力驗(yàn)證，加強(qiáng)質(zhì)量控制。反饋結(jié)果均較為滿(mǎn)意。

2.2.2 阿拉山口實(shí)驗(yàn)室離線(xiàn)密度與流量計(jì)在線(xiàn)密度誤差分析

為了驗(yàn)證阿拉山口離線(xiàn)實(shí)驗(yàn)室數(shù)據(jù)，自2009年8月到2010年2月，將離線(xiàn)密度結(jié)果與流量計(jì)在線(xiàn)密度數(shù)據(jù)進(jìn)行比對(duì)，結(jié)果見(jiàn)圖1。

圖1 在線(xiàn)密度與實(shí)驗(yàn)室離線(xiàn)密度比對(duì)趨勢(shì)圖

圖1 顯示，實(shí)驗(yàn)室離線(xiàn)密度與在線(xiàn)密度差異不大，其中平均差異0.4kg/m3，最小差異0 kg/m3；180組數(shù)據(jù)中，僅有17組誤差大于密度檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)的再現(xiàn)性1.5 kg/m3。雖然蠟在管壁的沉淀以及日常維護(hù)等對(duì)在線(xiàn)密度的準(zhǔn)確性有較大影響[7]，但以上結(jié)果仍說(shuō)明了實(shí)驗(yàn)室離線(xiàn)密度和流量計(jì)在線(xiàn)密度有良好的再現(xiàn)性，用成對(duì)數(shù)據(jù)T檢驗(yàn)分析，離線(xiàn)密度與在線(xiàn)密度沒(méi)有顯著差異。

2.3 水分檢驗(yàn)誤差分析

中哈原油管道阿塔蘇到阿拉山口段為封閉輸油管線(xiàn)，阿拉山口輸油站首站到獨(dú)山子站有2個(gè)5萬(wàn)t儲(chǔ)罐，按理其水分分布規(guī)律應(yīng)該是阿塔蘇站與阿拉山口站接近，獨(dú)山子站最小。但表2卻顯示，2010-2011年8月原油水分平均值阿塔蘇站為0.058%（m/m，下同)，阿拉山口站為0.111，獨(dú)山子站為0.094，阿拉山口站與獨(dú)山子站檢測(cè)的水分更為接近，且平均值遠(yuǎn)高于阿塔蘇站。這是由于兩國(guó)三站所使用的水分檢驗(yàn)方法和檢驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)不一致。

2.3.1 不同水分檢驗(yàn)方法和檢驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)的影響

阿塔蘇站、阿拉山口站、獨(dú)山子站水分檢測(cè)采用的標(biāo)準(zhǔn)分別是ГОСТ 2477-65[8]、ASTM D4006-2007[9]、 GB/T8929-2006[10]。經(jīng)比對(duì)，ASTM D4006-2007與GB/T8929-2006，除加入溶劑的量美標(biāo)是400mL溶劑，國(guó)標(biāo)是樣品和溶劑共400mL外，其他在設(shè)備、試劑、操作手法等方面沒(méi)有顯著差異，當(dāng)溶劑本身水含量可以忽略時(shí)，兩種方法更無(wú)顯著差異；而ASTM D4006-2007與ГОСТ 2477-65在設(shè)備、試劑、操作手法等方面差異較大，主要體現(xiàn)在檢測(cè)樣品量、接收器樣式以及冷凝管的長(zhǎng)度方面[11]。由于管道原油的誤差是累計(jì)計(jì)算，按照平均水分0.1%（m/m)，即使日水分檢測(cè)誤差在標(biāo)準(zhǔn)的再現(xiàn)性范圍內(nèi)，允許偏差大約也在0.1%（m/m)[7]。按照日輸量3萬(wàn)t計(jì)算，每天兩國(guó)水分扣重差值為30t，一年累積誤差將達(dá)到1.095萬(wàn)t。表1顯示的真實(shí)情況，兩國(guó)的年最大扣重差值高達(dá)近6000t（2010年）。雖然未達(dá)到1萬(wàn)t的極值，但也說(shuō)明兩國(guó)水分檢測(cè)值結(jié)果相差較大，是影響兩國(guó)間原油由毛重體積修正到凈重體積產(chǎn)生較大差異的關(guān)鍵因素。

2.3.2 試驗(yàn)驗(yàn)證

針對(duì)兩國(guó)水分檢測(cè)差異較大的問(wèn)題，取中哈管道進(jìn)口的5種不同水分含量原油樣品，采用ASTM D 4006與ГОСТ 2477兩種標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)驗(yàn)方法進(jìn)行10次重復(fù)性比對(duì)試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表6。

表6 ASTM D 4006與ГОСТ 2477重復(fù)性比對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

（續(xù)表）

表6結(jié)果顯示，在水含量>0.03%時(shí)，ГОСТ標(biāo)準(zhǔn)結(jié)果略小，但兩方法差異在再現(xiàn)性的范圍內(nèi)；在水分≤0.03%時(shí)（樣品5），ASTM D 4006的結(jié)果為0.025%，而ГОСТ 2477認(rèn)定為零。顯然，這將導(dǎo)致長(zhǎng)期的系統(tǒng)誤差。這也說(shuō)明了2010-2011年8月水分平均值阿塔蘇站小于獨(dú)山子站和阿拉山口站的原因，而阿拉山口首站到獨(dú)山子站的2個(gè)5萬(wàn)t原油儲(chǔ)罐將對(duì)原油中水分有沉降作用，使獨(dú)山子站的水分略小。

自?xún)蓢?guó)專(zhuān)家2011年協(xié)調(diào)過(guò)水分檢驗(yàn)方法的問(wèn)題后，兩國(guó)水分扣重差異已由之前最大的每年將近6000 t（2010年）降低到每年928 t（2012年），見(jiàn)表1，平均到每天僅僅差異2.5 t，對(duì)于每天3萬(wàn)t的輸量而言，誤差已經(jīng)顯著降低。

3 結(jié)論

排除流量計(jì)誤差，離線(xiàn)實(shí)驗(yàn)室檢測(cè)數(shù)據(jù)尤其是密度、水分的準(zhǔn)確度對(duì)于管道原油的持續(xù)計(jì)量將產(chǎn)生較大影響；中哈原油管道兩國(guó)計(jì)量結(jié)果差異顯著，其主要原因是兩國(guó)三站所使用的水分檢驗(yàn)方法和檢驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)不一致，造成水分檢測(cè)結(jié)果差異較大。

［1］ 徐鵬，吳浩，陳群堯.中哈原油管道流量計(jì)量系統(tǒng)誤差的主要來(lái)源分析及改進(jìn)途徑探討[J].檢驗(yàn)檢疫學(xué)刊，2010，20（5）:5-13.

［2］ 吳浩，周建文，陳群堯，等.中哈原油管道流量計(jì)運(yùn)行質(zhì)量分析與評(píng)估[J].檢驗(yàn)檢疫學(xué)刊，2010，20（3）:1-5.

［3］ API MPMS 12.2.2 calculation of petroleum quantities using dynamic measurement methods and volumetric correction factors-part 2-measurement tickets[S].

［4］ ГОСТ 8.595-2004.Масса нефти и нефтепродуктов[S].

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［6］ ASTM D5002-13 Standard Test Method for Density and Relative Density of Crude Oils by Digital Density Analyzer[S].

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［8］ ГОСТ 2477-65Не фть и нефтепродукты.Метод определения содержания воды[S].

［9］ ASTM D4006-2007 Standard Test Method for Water in Crude Oil by Distillation[S].

［10］ GB/T8929-2006 原油水含量的測(cè)定 蒸餾法[S].

［11］ 馬應(yīng)奎，張金龍，徐新忠.中國(guó)與獨(dú)聯(lián)體國(guó)家原油水分檢測(cè)結(jié)果差異分析[J].石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督，2012，8：45-47.