原油天然气和稳定轻烃销售交接计量管理规定325
原油计量及交接质量管理优化措施
原油计量及交接质量管理优化措施发布时间：2021-07-02T14:15:14.973Z 来源：《中国科技信息》2021年8月作者：刘冬马立芳么娜刘淑芹[导读] 原油交接在国内经济发展上的影响举足轻重，一方面原油作为战略物资，社会需求不断增大，另一方面关系到能源的可持续开发，一定意义上可以说，原油计量交接关乎到整个石油产业的稳定发展。
东营市黄河路680号油气集输总厂刘冬马立芳么娜刘淑芹摘要：原油交接在国内经济发展上的影响举足轻重，一方面原油作为战略物资，社会需求不断增大，另一方面关系到能源的可持续开发，一定意义上可以说，原油计量交接关乎到整个石油产业的稳定发展。
原油在交易过程中，计量交接是极为平常而又特别重要的环节，是体现原油价值和商家利益的主要手段，从发展趋势上来看，石油交易的国内化进程不断加快，因此，计量交接作为石油交易过程中的计量管理手段，也要与国内接轨，抢抓机遇，迎接挑战，不断提高技术标准和管理水平，以适应计量交接在石油交易全球化的工作需求。
关键词：集输系统；原油交接；计量交接；误差分析随着全球经济一体化发展，原油作为一种商品，在国内间的交易越来越多，而原油的计量交接作为利益的标志体现形式，也成为商家和客户关注的焦点，一方面计量器具不断更新，计量精度越来越高；另一方面计量技术也改进很快，逐步实现智能化、信息化；计量器具和计量技术的进步，以及从业人员的素质提高，使原油计量交接的误差越来越小。
目前，国内上要求的原油计量交接误差标准为0.25%，国内规定0.35%，从标准上来看，国内原油的计量误差标准比国内上要高，这就使得原油交易企业和从业人员必须加强学习，提升业务素质，力争在相同的计量器具基础上，计量交接技术超过国内水平。
本文本着原油的国内化交接需求，围绕原油交易计量交接的核心内涵，系统分析了计量交接实践中的易发不良问题，提出了科学的防范策略和管理措施，为全面业界的工作水平进行了研究。
1 原油交易中计量交接的现状。
吉林油田公司天然气交接计量管理规定
吉林油田公司规章制度制度编号：JLYT-KF-04-09-2016 发布版本：A吉林油田公司天然气交接计量管理规定第一章总则第一条为加强吉林油田公司（以下简称公司）天然气交接计量管理工作，提高交接管理水平，保证天然气计量交接公平、公正、合理，根据《中华人民共和国计量法》、《中国石油天然气股份有限公司油气交接计量管理规定》、《吉林油田公司计量管理办法》、《吉林油田公司天然气销售管理办法》等相关法律法规和规章制度，制定本规定。
第二条本规定中的交接计量是指天然气生产单位与储运销售公司、储运销售公司与内、外部用气单位之间发生天然气转移发布日期：2016年3月7日实施日期：2016年3月7日或内部交易时，所进行的数量计量、质量检验和确认活动。
交接计量管理包括交接计量管理机构及职责、交接计量设施、交接计量数据、质量检验、交接计量控制、纠纷处理等全过程管理。
第三条天然气交接计量应遵循依法依规、公平公正、诚实信用和供方操作、需方监督、共同管理的原则。
第四条本规定适用于公司管理范围内的天然气生产单位、储运销售单位、内部用气单位和外部用气单位的天然气交接计量管理。
合资合作单位的天然气交接计量管理参照本规定执行。
第二章管理机构及职责第五条质量节能处职责：（一）确定交接计量所依据的国家标准或行业标准，并协调专业标准化技术委员会组织制修订所需要的企业标准。
（二）按投资项目管理权限，参与或组织交接计量设施的计量和质量专业的设计审查、竣工验收和功能确认。
（三）负责建立、完善公司的量值传递体系，保证量值准确及计量单位的统一。
（四）负责公司计量人员的培训、考核发证和日常监督管理。
（五）负责组织交接计量监督检查。
（六）负责计量纠纷的调查与处理。
第六条天然气部作为公司天然气生产和销售主管部门，其职责如下：（一）负责天然气新建系统交接计量器具的设计与选型。
（二）负责天然气交接计量的管理与考核。
（三）负责协调解决天然气交接计量存在问题。
燃气计量管理规定
燃气计量管理规定 Prepared on 22 November 2020燃气计量管理办法第一章总则第一条为加强集团燃气计量管理工作，贯彻执行国家计量法规,充分发挥集团三级计量管理体系作用，推动计量管理标准化建设，减少燃气计量误差，提高经济效益，维护集团的合法权益，依据《中华人民共和国计量法》、《中华人民共和国计量法实施细则》、《天然气计量系统技术要求》、《计量检定规程》、《城镇燃气设计规范》等相关法律法规特制定本办法。
第二条适用范围本办法适用于集团所属各大区、各燃气公司、CNG加气站、LNG加注站等各种燃气计量管理工作。
第三条本办法参照并引用以下规范性文件《中华人民共和国计量法》；《中华人民共和国计量法实施细则》；《天然气计量系统技术要求》GB/T18603-2014；《用能单位能源计量器具配备和管理通则》GB17167-2006；《通用计量技术术语及定义》JJF1001-2011；《计量标准考核规范》JJF1003-2008；《工业企业能源计量数据集中采集终端通用技术条件》GB/T29872-2013；《智能气体流量计》GB/T28848-2012；《原油、天然气稳定轻烃销售交接计量管理规定》；《中华人民共和国强制检定的工作计量器具明细目录》。
第四条术语计量：为实现单位统一、量值准确可靠的活动。
法定计量单位：为定量表示同种量的大小而约定的定义和采用的特定量称为计量单位,由国家法律承认具有法定地位的计量单位称为法定计量单位。
计量器具：单独或和其它辅助设备联合进行测量的器具（设备）。
例如：压力变送器，流量计算机，燃气流量计、在线色谱分析仪等。
计量系统：用于实现专门计量的全套计量仪表和其它设备。
计量确认：为确保测量设备处于满足预期使用要求的状态所需的一组操作。
计量确认一般包括检定、校准，必要的调整或修理，随后再检定、校准，以及必须的封印和标记。
计量器具的检定：查明和确认计量器具是否符合法定要求的程序，它包括检查、加标记和出具检定证书。
原油、天然气计量管理规定8.13
原油、天然气计量管理规定1 业务总体要求1.1 专业术语解释1.1.1 原油途耗是指结算量（或提单量）与本厂第一计量点实际接收量之间的差。
1.1.2 原油储耗是指本厂第一计量点到进入常减压蒸馏装臵之前的原油损失。
包括原油罐静储蒸发损失、原油输转损失、原油罐脱水损失以及原油罐清罐损失等。
1.1.3 天然气途耗是指结算量（或提单量）与本厂第一计量点实际接收量之间的差。
1.2 引用文件《原油动态计量一般原则》GB 9109.1《原油动态计量容积式流量计安装技术规定》GB 9109.2《原油动态计量固定式标准体积管安装技术规定》GB 9109.3 《体积管检定规程》JJG 209《液体容积式流量计检定规程》JJG 667《天然气计量系统技术要求》GB/T 18603《天然气流量的标准孔板计量方法》GB/T 21446《天然气流量测量用标准孔板》JJG 02《天然气取样导则》GB/T 13609《石油石化行业能源计量器具配备和管理通则》GB 20901《测量设备量值溯源图》《测量设备周检计划》《测量设备量值溯源管理规定》《原油管线自动取样法》SY/T 5317《石油液体手工取样法》GB/T 4756《原油水含量的测定蒸馏法》GB/T 8929《原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计法）》GB/T 1884《石油和液体石油产品温度测量法（手工法）》GB/T 8927 《石油和液体石油产品液位测量法（手工法）》GB/T 13894 《石油和液体石油产品油量计算动态计量》GB 9109.5《石油计量表》GB/T 1885《数值修约规则与极限数值的表示和判定》GB /T8170《原油立式金属罐计量油量计算方法》GB 91102 组织机构与职责2.1 计量中心是原油和天然气计量管理的主管部门，主要承担以下职责：（1）负责组织相关单位按照《齐鲁石化内部控制手册实施细则》，开展好原油和天然气的交接计量及入库计量工作；（2）负责制定原油、天然气计量管理规定以及途耗、储耗考核细则，并组织实施；（3）负责原油、天然气途耗、储耗的技术分析工作；（4）负责组织提出原油、天然气计量器具的选型建议；（5）参与组织原油、天然气计量纠纷的调查与处理工作；（6）参与《原油交接计量协议》和《天然气交接计量协议》的起草和签定工作。
燃气计量法律规定(3篇)
第1篇第一章总则第一条为了规范燃气计量行为，保障燃气用户和燃气企业的合法权益，维护燃气市场的公平、公正和秩序，根据《中华人民共和国计量法》、《中华人民共和国城市燃气管理条例》等法律法规，制定本规定。
第二条本规定适用于中华人民共和国境内从事燃气生产、输配、销售、使用和计量活动的单位和个人。
第三条燃气计量应当遵循以下原则：（一）依法计量，确保准确可靠；（二）公平公正，保护用户权益；（三）节约资源，提高计量效率；（四）科技进步，促进计量事业发展。
第四条国务院计量行政部门负责全国燃气计量工作的监督管理。
县级以上地方人民政府计量行政部门负责本行政区域内燃气计量工作的监督管理。
第二章燃气计量器具第五条燃气计量器具应当符合国家规定的计量技术规范和标准。
第六条燃气计量器具的制造、修理、安装、检定、校准等活动，应当依法取得相应的资质。
第七条燃气计量器具的制造、修理企业应当具备以下条件：（一）具有与制造、修理燃气计量器具相适应的厂房、设备和技术人员；（二）具有完善的计量管理制度和质量保证体系；（三）具有与制造、修理燃气计量器具相适应的计量标准器。
第八条燃气计量器具的安装、检定、校准等活动，应当由具备相应资质的单位或者个人承担。
第九条燃气计量器具的检定、校准周期和检定、校准方法，应当符合国家规定。
第十条燃气计量器具的检定、校准证书应当由具备相应资质的计量检定机构出具。
第十一条燃气计量器具的检定、校准费用，应当符合国家规定。
第三章燃气计量活动第十二条燃气企业应当建立健全燃气计量管理制度，明确计量职责，加强计量管理。
第十三条燃气企业应当对其使用的燃气计量器具进行定期检定、校准，确保计量准确可靠。
第十四条燃气企业应当对其使用的燃气计量器具进行定期维护保养，确保计量器具正常运行。
第十五条燃气企业应当向用户公开燃气计量器具的检定、校准结果，接受用户监督。
第十六条燃气企业应当建立健全燃气计量争议处理机制，及时处理用户对燃气计量问题的投诉。
油气计量交接管理规定
计量交接管理规定1 目的为规范和加强公司运销计量管理工作，做好油气贸易计量交接，减少油气管输损耗，制定本规定。
2 范围本规定适用于公司所属各单位油气贸易计量交接的管理。
3 术语和定义无4 职责4.1 生产运行处4.1.1 负责与各油气田、销售公司、用户签订油气计量交接协议；4.1.2 负责所属各单位油气输差损耗、密度、含水指标的考核；4.1.3 负责所属各单位计量数据的监督管理，进行计量输差分析，保证计量数据的准确可靠；4.1.4 组织调解公司内部计量纠纷，协调处理与外系统发生的计量争议与纠纷。
4.2 所属各单位4.2.1 负责根据计量交接协议标准模板，修改完善协议；4.2.2 负责控制油气损耗、含水、密度不超指标；4.2.3 负责流量计运行和油气化验的动态分析；4.2.4 负责计量管理信息系统的日常维护，同时监督各基层计量站日常参数的录入及管理。
5 管理内容5.1 签署计量交接协议5.1.1 所属各单位根据计量交接协议的标准模板，结合本单位实际情况，起草计量交接协议，并上报生产运行处，必要时与油气田、销售公司和用户进行初步商谈。
5.1.2 生产运行处审核所属各单位新编制的计量交接协议，将审核意见反馈给各单位，各单位根据反馈意见进行修改。
如旧协议到期，双方无异议，可自行签订。
5.1.3 所属各单位将生产运行处组织修改后的协议与相关方协商，如协商一致，由生产运行处组织或委托所属各单位进行谈判和签订协议，如不一致，生产运行处收集所属各单位反馈意见，再组织修改协商。
5.2 油气计量交接5.2.1 所属各单位交接前应签署计量交接协议。
5.2.2 所属各单位按交接协议及相关规程计算交接油量、气量，填写交接计量凭证，交接双方签字盖章。
5.2.3 油气计量人员及时准确上报计量统计报表，生产运行处进行汇总。
5.2.4 所属各单位油气计量主管人员及时分析输差情况，发现问题及时分析解决，并向生产运行处汇报。
5.2.5 生产运行处对油、气输差损耗超标的单位，组织有关人员进行调研、分析原因、找出解决办法。
天然气计量交接协议(范本)
附件五：天然气计量交接协议天然气计量交接协议本协议根据中国石油天然气公司和河北省省天然气开发有限公司于2011 年月日签订的西气东送《天然气销售及运输合同》（编号，以下简称“销售及运输合同），由以下交接双方在北京市签订：（1）交方：中国石油天然气西气东输管道分公司；（2）接方：河北省天然气开发有限公司；在销售及运输合同规定的范围内，本协议对交接双方的天然气计量交接过程进一步约定如下：1．交付点及风险转移1.1 交付地点本协议天然气的交付地点和计量交接装置如下：交付地点输气站名称计量交接装置交付点1 保定输气站Z101计量撬块交付点2 唐山输气站Z103计量撬块1.2 交气条件在接方全面履行其在销售及运输合同项下全部义务的前提下（包括但不限于：接方提取天然气的速率不超过提取速率上限值、日提取量不超过日指定量和日最大量、累计提取气量未超过相应计划量、全面履行了付款义务、及时出具了银行保函等），除非不可抗力因素导致，交方应保证在交付地点经调压撬后交付的天然气：（1）压力不低于[ 4.1]兆帕（MPa）并且不高于[ 6.0]兆帕（MPa）；接方应保证提取天然气的压力不能低于[ 3.7]兆帕（MPa），交方应保证交付天然气的压力不能高于[ 6.0]兆帕（MPa），当提取天然气的压力低于[ 3.7]兆帕（MPa）时，交方将采取限量交付天然气。
（2）在接方停止提气期间，交方将完全关闭计量撬或调压撬上的供气阀门，接方应同时完全关闭用气阀门，接方应保证交付点下游管道天然气的压力（背压）不低于[ 3.0]兆帕（MPa）。
（3）气质符合GB17820-1999《天然气》二类气质要求。
1.3 所有权及风险转移自越过交付点之时，本协议天然气的所有权和全部风险从交方转移至接方。
2．流量计量设备及其标定和维护2.1流量计量设备计量交接所使用的计量设备（包括流量计、压力变送器、温度变送器、流量计算机、在线色谱分析仪等）由交方提供。
油气储运公司原油交接计量管理办法.doc
****储运公司原**交接计量管理办法第一章总则第一条为进一步加强****储运公司（以下简称“公司”)原**交接计量管理工作，规范原**交接计量行为，确保原**交接计量数据准确可靠，依据《中华人民共和国计量法》等法律法规，《中国**天然**股份有限公司****交接计量管理规定》（**质〔2019〕432号）和**新质字〔2019〕17号文关于印发《****公司计量管理办法》等十项管理制度的通知及有关规定，结合公司实际，制定本办法。
第二条本办法适用于公司原**交接计量管理。
第二章职责第三条计划科的主要职责是：（一）负责制定和下达公司原**生产经营计划。
（二）负责组织对原**购销合同/协议进行评审，签订原**购销合同/协议。
（三）负责组织原**供方评价。
（四）负责组织原**购销合同/协议执行情况检查。
（五）负责原**接收、交付监测及其监测状态标识管理。
（六）负责不合格原**的评审和处置。
（七）负责组织原**交接计量中质量、计量争议的协调。
（八）负责原**回收管理。
第四条生产调度室的主要职责是：（一）负责原**生产运行调度、指挥、协调和报告工作。
（二）负责原**储运过程监测管理。
（三）协助计划科做好对不合格原**的管理。
第五条**计量中心的主要职责是：（一）负责原**交接计量设备设施管理。
（二）负责原**交接计量仪表的组分更新和参数调整。
（三）负责计量人员的培训，维护交接计量人员数据库。
（四）参与原**交接计量中质量、计量争议的协调。
（五）配合计划科做好原**交接计量管理。
第六条公司各业务部门负责管理和指导本部门业务范围内的原**交接计量管理工作，主要职责是：（一）质量安全环保科负责原**质量监督管理。
（二）研究所负责原**特性检验的管理，制定检测计划和培训计划，并监督实施。
（三）基层站（库）负责组织本站（队）原**接收、输送、交付及过程控制、监督管理；负责原**计量、工艺设备设施日常检查、维护管理。
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《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》、GB905
2.1-98《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。