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摘 要：由于原油物性及流量计检定程序等因素，会引起体积管结蜡，引起计量的附加误差，从而会影响流量计的准确性。通过分析，了解不同结蜡厚度对体积管标准容积值的影响程度。采用科学的检定程序和清洗方法，可以有效清除管壁上的结蜡。
关键词：体积管 结蜡 误差
一、绪论
独山子输油站是中哈原油管道的末站，主要的职责就是负责管输原油的计量交接工作，计量交接采用动态计量方式。独山子输油站的计量系统由3台Smith刮板式流量计和一台Smith10 BI-DI型双向体积管组成。流量计负责原油计量，体积管每月对3台流量计进行检定。
在原油动态计量过程中，体积管作为流量计在线检定的标准计量器具，如果产生系统误差就会传递给流量计，影响贸易交接的准确性和公正性。对于体积管的标准管段，一旦出现结蜡积垢，就会对整个计量系统带来系统误差。因此，防止体积管标准管段结蜡和结蜡后能有效地清除是原油计量检定的关键。
二、引起结蜡的因素分析
1.检定程序
独山子输油站为阿独管道末站，其主要功能为承接托托来油，经计量化验后输往独山子炼厂，根据独山子输油站与独石化原油处协商签订的计量交接协议，独山子输油站对三组Smith流量计使用体积管进行月度标定，由于采用的是在线标定工艺，即标定时作为输油管道使用，因此管段内壁结蜡会越积越厚，在进行投球标定时，投球次数少将不能有效清除内壁结蜡，由此出现附加误差，造成流量计误差曲线下移。
2.输油温度
在冬季输送高凝点原油时，输油温度偏低会加剧管段内壁结蜡，独山子输油站冬季采取在室内投用暖气的方式保证室内温度在15℃以上，能有效避免此类情况的发生。
3.含水矿化度
原油含水较高时，且水的矿化度较高，即Ca2+、Mg2+、CO32-含量较高的情况下，长期使用体积管内壁结垢坚硬，不易被标定球刮掉，当结蜡与积垢同时产生时，情况更为严重，仅用热水和金属清洗剂很难将其除掉。
4.原油物性特点
阿独管道所输送原油为哈萨克斯坦库姆科尔与俄罗斯西伯利亚按比例掺混后的原油，阿独管道所输原油的析蜡点较高，在输油温度较低时析蜡明显。
5.原油降粘剂的使用
根据资料介绍，阿独管道原油由阿塔苏及西伯利亚输出时均已加入降粘剂，从而改变了原油固有的结蜡方式，析出的蜡更加致密，更加难以清除。
6.环境温度的影响
环境温度对结蜡影响最大，温度较原油凝点越低结蜡越严重，减小输油温度和环境温度差是减少结蜡的有效方法。
7.其他因素
油品物性的变化，如胶质、沥青质含量的增加，體积管使用时间的不断延长，使得体积管内壁涂层老化，粗糙度增加，增大了结蜡和积垢的可能性，由此造成计量系统误差。
由于体积管不能拆卸，无法直接观察管内结蜡状况，只能从检定数据判断是否结蜡，增加了判断结果的不确定性。
通常，管道结蜡的严重区为油温较低的部位，在管道外壁环境温度较低时，则加剧了管道的结蜡。当管壁温度低于析蜡点时，油温与管壁温差越大，结蜡越严重，当管壁温度等于或大于油温时，几乎不会结蜡。另外，管道内壁的结蜡在管道的横截面上的分布也不是均匀的，管壁油温低的部位结蜡比油温高部位严重，管道底部比上部严重。
增加投球次数在一定程度上能减少体积管内壁的结蜡，从而减少附加温差，但若不提高输油温度，仅仅依靠增加投球次数，效果是有限的，而且增加投球次数会加速球的磨损并降低体积管感应开关的灵敏度。
三、误差分析
下面采用误差法，对结蜡引起的附加误差进行分析。
以上分析，证明了体积管结蜡对体积管标准体积的影响。
尽管由于体积管结蜡而引起附加误差是的确存在的，但由于现有标准、规范等对体积管在线检定流量计的操作程序并未进行严格规定，不排除在某些情况下，即使在线检定流量计按照检定规程进行操作，且体积管、流量计的温度及前后压力都处于稳定状态，但当油温与外界环境温度差值较大时，是无法避免结蜡给检定结果造成的误差。
四、结语
针对体积管结蜡的原因及影响结蜡的因素进行分析，采用如下几点措施将有效减缓体积管内壁的结蜡速率并减小由于结蜡而给检定结果带来的附加误差：
1.提高冬季厂房内的温度，使在线检定时的壁温高于输油温度。阿独线山口计量站与独山子输油站均将体积管安装在室内，并投用暖气，使得环境温度高于输油温度，管壁几乎不会结蜡。
2.制定科学的检定程序。在使用体积管对流量计进行在线标定时，尽量在大排量时增加投球次数，可清除管壁上结蜡。
3.清洗体积管。在对体积管进行水标定之前要对体积管进行清洗，可采用热水浸泡的方法，同时可适当加入一些防垢剂，如BZF-2型防垢剂，对去除 Ca2+、Mg2+形成的垢，效果较好。
由于柴油是高沸点溶剂，加热后不易产生石蜡，且可溶解石蜡，所以可采用柴油浸泡的方法对体积管进行清洗，成本也很低。
参考文献
[1]范宗奎.《标准体积管重复性的计算》.油气储运 2009.
[2]汤美安.赵春梅 《双向标准体积管的水标定方法》.管道技术与设备 2008.
关键词：体积管 结蜡 误差
一、绪论
独山子输油站是中哈原油管道的末站，主要的职责就是负责管输原油的计量交接工作，计量交接采用动态计量方式。独山子输油站的计量系统由3台Smith刮板式流量计和一台Smith10 BI-DI型双向体积管组成。流量计负责原油计量，体积管每月对3台流量计进行检定。
在原油动态计量过程中，体积管作为流量计在线检定的标准计量器具，如果产生系统误差就会传递给流量计，影响贸易交接的准确性和公正性。对于体积管的标准管段，一旦出现结蜡积垢，就会对整个计量系统带来系统误差。因此，防止体积管标准管段结蜡和结蜡后能有效地清除是原油计量检定的关键。
二、引起结蜡的因素分析
1.检定程序
独山子输油站为阿独管道末站，其主要功能为承接托托来油，经计量化验后输往独山子炼厂，根据独山子输油站与独石化原油处协商签订的计量交接协议，独山子输油站对三组Smith流量计使用体积管进行月度标定，由于采用的是在线标定工艺，即标定时作为输油管道使用，因此管段内壁结蜡会越积越厚，在进行投球标定时，投球次数少将不能有效清除内壁结蜡，由此出现附加误差，造成流量计误差曲线下移。
2.输油温度
在冬季输送高凝点原油时，输油温度偏低会加剧管段内壁结蜡，独山子输油站冬季采取在室内投用暖气的方式保证室内温度在15℃以上，能有效避免此类情况的发生。
3.含水矿化度
原油含水较高时，且水的矿化度较高，即Ca2+、Mg2+、CO32-含量较高的情况下，长期使用体积管内壁结垢坚硬，不易被标定球刮掉，当结蜡与积垢同时产生时，情况更为严重，仅用热水和金属清洗剂很难将其除掉。
4.原油物性特点
阿独管道所输送原油为哈萨克斯坦库姆科尔与俄罗斯西伯利亚按比例掺混后的原油，阿独管道所输原油的析蜡点较高，在输油温度较低时析蜡明显。
5.原油降粘剂的使用
根据资料介绍，阿独管道原油由阿塔苏及西伯利亚输出时均已加入降粘剂，从而改变了原油固有的结蜡方式，析出的蜡更加致密，更加难以清除。
6.环境温度的影响
环境温度对结蜡影响最大，温度较原油凝点越低结蜡越严重，减小输油温度和环境温度差是减少结蜡的有效方法。
7.其他因素
油品物性的变化，如胶质、沥青质含量的增加，體积管使用时间的不断延长，使得体积管内壁涂层老化，粗糙度增加，增大了结蜡和积垢的可能性，由此造成计量系统误差。
由于体积管不能拆卸，无法直接观察管内结蜡状况，只能从检定数据判断是否结蜡，增加了判断结果的不确定性。
通常，管道结蜡的严重区为油温较低的部位，在管道外壁环境温度较低时，则加剧了管道的结蜡。当管壁温度低于析蜡点时，油温与管壁温差越大，结蜡越严重，当管壁温度等于或大于油温时，几乎不会结蜡。另外，管道内壁的结蜡在管道的横截面上的分布也不是均匀的，管壁油温低的部位结蜡比油温高部位严重，管道底部比上部严重。
增加投球次数在一定程度上能减少体积管内壁的结蜡，从而减少附加温差，但若不提高输油温度，仅仅依靠增加投球次数，效果是有限的，而且增加投球次数会加速球的磨损并降低体积管感应开关的灵敏度。
三、误差分析
下面采用误差法，对结蜡引起的附加误差进行分析。
以上分析，证明了体积管结蜡对体积管标准体积的影响。
尽管由于体积管结蜡而引起附加误差是的确存在的，但由于现有标准、规范等对体积管在线检定流量计的操作程序并未进行严格规定，不排除在某些情况下，即使在线检定流量计按照检定规程进行操作，且体积管、流量计的温度及前后压力都处于稳定状态，但当油温与外界环境温度差值较大时，是无法避免结蜡给检定结果造成的误差。
四、结语
针对体积管结蜡的原因及影响结蜡的因素进行分析，采用如下几点措施将有效减缓体积管内壁的结蜡速率并减小由于结蜡而给检定结果带来的附加误差：
1.提高冬季厂房内的温度，使在线检定时的壁温高于输油温度。阿独线山口计量站与独山子输油站均将体积管安装在室内，并投用暖气，使得环境温度高于输油温度，管壁几乎不会结蜡。
2.制定科学的检定程序。在使用体积管对流量计进行在线标定时，尽量在大排量时增加投球次数，可清除管壁上结蜡。
3.清洗体积管。在对体积管进行水标定之前要对体积管进行清洗，可采用热水浸泡的方法，同时可适当加入一些防垢剂，如BZF-2型防垢剂，对去除 Ca2+、Mg2+形成的垢，效果较好。
由于柴油是高沸点溶剂，加热后不易产生石蜡，且可溶解石蜡，所以可采用柴油浸泡的方法对体积管进行清洗，成本也很低。
参考文献
[1]范宗奎.《标准体积管重复性的计算》.油气储运 2009.
[2]汤美安.赵春梅 《双向标准体积管的水标定方法》.管道技术与设备 2008.