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石油安全工程油气储运实验技术

		点击数：	更新时间： 2021年09月04日
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油气储运实验技术主讲：赵书华
常州大学油气储运实验中心
个人电话：13813696760；0519-83282980
     Email： zsh@em.jpu.edu.cn
课 程 内 容 
本课程分为实验误差与数据处理基本理论、油气储运实验技术、油气储运综合实验平台三大部分。
实验误差与数据处理基本理论简要介绍：误差的概念、表示方法、产生原因以及数据的记录和实验结果的处理等相关内容。
油气储运实验技术部分主要讲述：（1）油品分析与化验（2）油气分析与检测（3）油品损耗与油气回收等内容。
油气储运综合实验平台简单介绍：（1）油品储运管道输送实验平台（2）油品蒸发损耗与油气回收实验平台（3）多相流实验平台等大型综合性实验平台的概况、性能及功能实现。
实验误差与数据处理1.1 基本概念
误差：测量结果与真实值之间的差异，就是测量误差。
测量结果：由测量所得到的赋予被测量的值，是研究的对象。
真值：是指某量在所处的条件下被完善地确定或严格定义的量值。真值是一个理想的概念，实际上，真值常用实际值——用高一等级的计量标准器具所计量的量值或一列计量结果的平均值来代替。
理论真值：只存在于纯理论之中。如：三角形内角之和恒为180o；一个整圆周角为360o。
约定真值：也称指定值、约定值、参考值，是指对于给定用途具有适当不确定度的、赋予特定量的值。如：国际单位制（SI）中的七个基本量：米、千克、安培、秒、开尔文、摩尔、堪德拉（光强）的约定基准值，等等。
误差公理：测量结果都具有误差，误差自始至终存在于一切科学实验和测量的过程之中。误差具有普遍性和必然性。
1.2 误差的分类
   误差可分为：系统误差、随机误差、粗大误差。
（1）系统误差：在重复性条件下，对同一被测量进行无限多次测量所得结果的平均值与被测量的真值之差。系统误差具有规律性，可以根据其产生原因，采取一定的技术措施，设法消除或减小；也可以在相同条件下对已知约定真值的标准器具进行多次重复测量的办法，或者通过多次变化条件下的重复测量的办法，设法找出其系统误差的规律后，对测量结果进行修正。
（2）随机误差：又称为偶然误差，是指测得值与在重复性条件下对同一被测量进行无限多次测量结果的平均值之差。随机误差具有随机性，没有确定的规律。但象其它随机变量一样，对无限次测量，随机误差服从统计规律。
（3）粗大误差：又称为疏忽误差、过失误差或简称粗差，是指明显超出统计规律预期值的误差。是由测量方法不当或错误，测量操作疏忽和失误，读数错误，测量条件的突变引起的误差。由于该误差很大，明显歪曲了测量结果，应予以剔除。
1.3 精密度、正确度和准确度
测量误差的大小通常用准确度和精密度来评价。
精密度：在相同的条件下进行多次测量时,所得结果的一致程度。精密度反映的是随机误差的大小。
正确度：计量结果与真值的接近程度。正确度反映的是系统误差的大小。
准确度：计量结果的一致性及与真值的接近程度。准确度是精密度和正确度的综合反映。
1.4 误差的表示方法
（1）绝对误差
      绝对误差表示测量值与真实值之差：
                     δ＝x-a
      绝对误差是一个具有确定的大小、符号及单位的量，适用于同一量级的同种量的测量结果的误差比较和单次测量结果的误差计算。
（2） 相对误差 
     相对误差是指误差在真实结果中所占的百分率。表示为：    
            γ=δ/a×100%。
         相对误差常用来衡量测量的相对准确程度。
1.4 误差的表示方法
  （3）引用误差
   引用误差专用于仪器仪表误差的描述。
         引用误差是一种相对误差，而且该相对误差是引用了特定值，即标称 范围上限（量程）得到的，故该误差又称为引用相对误差、满度误差。
          如：温度表、压力表等的精度等级就是按照引用误差进行分级的。这些仪表的准确度等级分别为0.1、0.2、0.5、1.0、1.5、2.5、5.0七级，这些等级表明仪表的引用误差不能超过的界限。
1.5 测量误差的来源
测量设备误差  是指使用测量设备所带来的误差，属于系统误差。
测量方法误差  指使用的测量方法不完善，或采用近似的计算公式等原因所引起的误差，又称为理论误差，也属于系统误差。
测量环境误差  指各种环境因素与要求条件不一致而造成的误差。
测量人员误差  测量人员的工作责任心、技术熟练程度、生理感官与心理因素、测量习惯等的不同而引起的误差。
被测对象变化误差  测量对象在整个测量过程中处在不断地变化中而引起的测量误差。
分析误差来源注意事项：全面分析；不遗漏；不重复；重大避小。
1.6 有效数字
有效数字是指在分析工作中实际能够测量到的数字，用来表示含有误差的近似数的。是指经过修约后所得的近似数，从左边第一个不是零的数字起到末位上的所有数字。
数字修约规则：
（1）若舍去部分的数值大于保留末位的0.5，则末位加1，（大于5进）；
（2）若舍去部分的数值小于保留末位的0.5，则末位不变，（小于5舍）；
（3）若舍去部分的数值恰等于保留末位的0.5，此时，若末位是偶数，则末位不变，若末位是奇数，则末位加1，（等于5奇进偶不进）。
近似数的运算规则 
加减运算：近似数相加或相减时，小数位数较多的近似数，只须比小数位数最少的那个数多保留1位。在计算结果里，应保留的小数位数与原来小数位数最少的那个近似数相同。
乘除运算：有效数字较多的近似数，只须比有效数字最少的那个多保留1位，其余均舍去。计算结果应保留的有效数字的位数，与原来近似数里有效数字最少的那个相同。
乘方和开方运算：对于近似数的乘方和开方运算可归纳为；在近似数乘方或者开方时，计算结果应保留的有效数字与原来近似数的有效数字的位数相同。
1.7 数据处理
正确记录测量值：记录实验数据时，取其可靠位数的全部数字加上第一位可疑数字，作为测量结果。
正确表达分析结果：因为分析结果是由实验数据计算得来的，所以分析结果的有效数字位数是由实验数据的有效数字决定的。如测试结果有比较稳定的更高的重复性,则必要时也可比有效数字多取一位,以供应用时参考。
2  油品分析与化验 
          石油已成为世界第一能源。石油产品是以石油或石油某一部分做原料直接生产出来的各种商品的总称。对于石油产品的准确分析，有助于人类正确认识和合理使用石油这一不可再生性资源。本部分主要概述石油及其产品的组成、分类，石油产品分析的任务、分析标准，石油产品试样的采集方法及分析数据的处理等。
     2.1.1石油及石油产品
石油是一种粘稠状的可燃性液体矿物油，颜色多为黑色、褐色或绿色，少数有黄色。地下开采出来的石油未经加工前叫原油。
石油产品是以石油或石油某一部分做原料直接生产出来的各种商品的总称。例如，燃料、润滑油、润滑脂、石蜡、沥青、石油焦及炼厂气等。
2.1概述 
2.1.2 油品分析的依据和意义 
油品分析的依据：用统一规定或公认的试验方法，分析检验石油产品理化性质和使用性能的试验过程。
石油产品分析的意义：
  ①对石油产品的生产进行样品检验，指导和控制油品的生产过程和加工质量。
  ②对产品的质量进行有效控制和检验，确保进入商品市场的石油产品的质量。
  ③对石油产品质量进行仲裁。当油品生产和使用部门对油品质量发生争议时，可根据国际或国家统一制定的标准进行检验，确定油品的质量，作出仲裁，以保证供需双方的合法利益。
2.2 石油产品分析的标准
2.2.1石油产品标准
    所谓石油产品标准，是指将石油及石油产品的质量规格按其性能和使用要求规定的主要指标。石油产品标准包括产品分类、分组、命名、代号、品种（牌号）、规格、技术要求、检验方法、检验规则、产品包装、产品识别、运输、贮存、交货和验收等内容。
2.2.2试验方法标准
    石油产品的试验多为条件性试验方法，为方便使用和确保贸易往来中具有仲裁和鉴定时的法律约束力，必须制定一系列的分析方法标准即试验方法标准。根据标准的适应领域和有效范围分为五类。
2.2.2 油品试验方法标准
       石油产品的试验方法的五大标准：
（1）国际标准  由共同利益国家间的合作与协商制定，是为大多数国家所承认的，具有先进水平的标准。如国际标准化组织（ISO）所制定的标准及其所公布的其他国际组织（如国际计量局）制定的标准。
（2）地区标准  局限在几个国家和地区组成的集团使用的标准。如欧盟制定和使用的标准。
（3）国家标准  是指在全国范围内统一使用的标准，一般由国家指定机关制定，颁布实施的法定性文件。国家标准号前都冠以不同字头。例如，我国用GB表示，美国用ANSI ，英国用BSI 等。
2.2.2 油品试验方法标准
（4）行业标准  是指有关各行业发布的标准。在无现行国家标准而又需要在全国行业范围内统一技术要求时，要制定行业标准。如原中国石油化工总公司标准用SH 、原中华人民共和国化学工业部标准用HG 。
      国际上著名的行业标准有美国的材料与试验协会标准ASTM，英国石油学会标准IP 和美国石油学会标准API 。它们都是世界上著名的行业标准，是各国分析方法靠拢的目标。
（5）企业标准  在没有相应的国家或行业标准时，企业自身所制定的试验方法标。企业标准不得与因家标准或行业标准相抵触。为了提高产品质量，企业也可制定较国家标准或行业标准更为先进的企业标准。
  在我国主要执行中华人民共和国强制性标准（GB）、推荐性国家标准（GB / T）、石油和石油化工行业标准（SH） 和企业标准，涉外的按约定执行。

2.3 油品的基本理化性质及测定
油品的理化性质是组成它的各种化合物性质的综合表现，这些性质的测定对石油产品的生产和使用具有非常重要的意义。
这里主要介绍油品的密度、粘度、闪点、馏程、凝点等理化性质及其测定。
2.3.1石油密度及其测定
（1）石油密度
石油的密度是石油最普遍的特性、是一个最基本的质量指标，它可以和其它性质综合在一起大致判断石油的组成，它也是目前贮运计量中的一个重要性质。
密度：单位体积内所含石油的质量，称为石油的密度，用ρ表示，用其单位为kg/m3、g／cm3。密度有视密度、标准密度、相对密度之分。
由于石油随温度变化而改变其体积，密度也随之发生变化，因此石油产品密度的测定结果必需注明测定温度，用ρt表示，其中ρ为测得之密度值，t为测定该值时的温度，例如ρ20、ρ15，就是分别表示石油产品在20℃、15℃时的密度。
2.3.1石油密度及其测定
视密度和标准密度：我国统一规定测定石油产品密度的标准温度为20℃，把20℃的密度规定为石油产品的标准密度，以ρ20表示，因此测定密度所用的石油密度都是在20℃时进行分度的，即在使用时只有在20℃时密度计的示值才是正确的。在其它温度下测得的密度ρt，称为视密度，需查表或计算为20℃时的密度。
相对密度（也叫做比重）：在一定条件下，一种物质的密度与另一种参考物质密度之比称为相对密度，用由d表示。通常以4℃的纯水做为参考物质，由于4℃纯水的密度为1，所以油品在t℃下的相对密度值就是油品在t℃时的密度值。

2.3.1石油密度及其测定
（2）石油密度测量
   石油密度测量分为在线测量和实验室密度测量。
       a）在线测量
       在线测量大部分选用振动管式液体密度计进行测量。选用的密度计测量准确度不应超过±1kg/m3，在条件允许的憎况下，可选用测量准确度±0.5kg/m3。确定密度计的数量时，每个流量计组一般安装2台密度什，正常运行1台，备用1台。
         在密度计的工艺安装中，应考虑设计密度计在线检定流程。当被测介质有结蜡或结垢现象时，应考虑设置除蜡、除垢设备，以确保密度计的测量准确废．

2.3.1石油密度及其测定
   b）实验室测量
         石油密度的实验室测量有密度计法和比重瓶法。密度计法是以阿基米德定律为基础的。当密度计沉入液体时，排开一部分液体，受到向上的浮力，当自重等于浮力时，密度计飘浮于液体石油产品中。比重瓶法是根据密度的定义，测定比重瓶内油品的质量和容积的比值。在20℃时，先称量空比重瓶，在称量用蒸馏水充满至标线的比重瓶，求得瓶内水的质量——“水值”，再除以水的密度得到比重瓶的容积，然后将被测石油产品充满至标线求得其质量，由此即可求出油品的密度。

2.3.1石油密度及其测定
   C）石油密度的测定标准
   GB/T1884-2000 原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法) ——相当于ISO3675，ASTM D1289，
   GB/T1885视密度换算表。
   GB/T2540石油产品密度测定法(比重瓶法)——相当于 ISO3838，ASTM D1217；
密度计法简单方便，一般用于生产现场和质量检验；比重瓶法精密度高，多用于科学研究中。本实验是采用石油密度计法来测定油品的密度。
2.3.1石油密度及其测定
（3）密度计法实验概要
   将试样处理至合适的温度并转移到和试样温度大致一样的密度计量筒中。再把合适的石油密度计垂直地放入试样中并让其稳定，等其温度达到平衡状态后，读取石油密度计刻度的读数并记下试样的温度。在实验温度下测得的石油密度计读数，用GB/T 1885石油密度换算表或者计算法换算到20℃下的密度。
2.3.1石油密度及其测定
（4）石油密度计的规格性能及读数
2.3.1石油密度及其测定
（5）注意事项
1.密度计选用时，先估计所测油品的大约密度值，从小到大进行选用。
2.在取用密度计时，应尽量减少手指对密度计的污染，并避免密度计上端细小部分折断，轻轻拿住密度计上端，扶直，慢慢提起，严禁横拿。
3.将密度计垂直侵入量筒的试油中时，应轻轻放入，当手感到有点浮力后才可放手，以免密度计突然沉底而碰破。密度计应自由漂浮在量筒中心。
4.对粘稠试油(如原油)，应当在加热到试油具有足够流动性的最低温度下测定。使用恒温浴时，其液面要高于密度计量筒中试样的液面。
5. 测定密度时，应同时测定试样的温度。
2.3.2 闪点及其测定
（1）闪点、燃点
石油气或油品蒸汽与空气的混合物，在一定的浓度范围内，遇到明火能产生爆炸。
如果混合气中可燃气体过少或过多，则混合物不爆炸。有爆炸可能性的浓度范围称为爆炸极限，其上限浓度称为爆炸上限，其下限浓度称为爆炸下限。这个爆炸范围决定于混合物的化学组成和物理条件，如测定方法、温度、压力等。
闪点是指在一定的试验条件下，将试样加热蒸发，使之与空气形成油气混合物，遇火即发生闪火时的最低温度。
当超过闪点继续升温，能发生连续5秒钟以上的燃烧现象的最低温度就是燃点。
一般，燃点比闪点高1～5℃。闪点是微小爆炸的最低温度。混合气中可燃性气体含量达到一定浓度时，遇火才能爆炸。
（2）闪点的意义
闪点是油品的安全性能指标，是鉴定油品发生火灾危险性的重要依据，是鉴定油品质量和规定储存、运输和使用条件的主要指标之一。
闪点是表示石油产品蒸发倾向和安全性质的项目。油品的火灾危险等级是根据闪点划分的，甲类闪点＜28℃，如汽油、原油。乙类闪点在28～60℃，如煤油、-35柴油。丙类闪点：＞60℃，如柴油、润滑油等。易燃液体也是根据闪点进行分类的，闪点在45℃以下的液体叫做易燃液体，闪点在45℃以上上的液体叫做可燃液体。
按闪点的高低可确定其运输、贮存和使用的各种防火安全措施。油品在储存和使用中一般应低于闪点20~30℃。
根据开口杯法闪点与闭口杯闪点之差值，可以判断润滑油中是否掺有微量的低沸点油品或溶剂，当其中含有微量低沸点组分时，会使闪点差显著增大。
对于润滑油来说，闪点除说明其在使用中的安全性外，还反应它在高温时蒸发损失的可能性。 
（3）闪点的测定方法
测定油品闪点的方法有：闭口杯法和开口杯法两种。
闭口杯法是用规定的闭口杯闪点测定器所测得的闪点，称之为闭口闪点。
开口杯法是用规定定的开口杯闪点测定器所测得的闪点，称之为开口闪点。
闭口杯法适用于测定煤油、柴油、润滑油的闪点，开口杯法适用于润滑油、深色石油产品（如燃料油、沥青及原油等）的闪点。
相关标准如下：
1）GB/T261 石油产品闪点测定法（闭口杯法）,相当于ISO2719、ASTM D93；
2）GB/T267 石油产品闪点和燃点测定法（开口杯法）、GB/T3536 石油产品闪点和燃点测定法（可利夫兰开口杯法），相当于ISO2592、ASTM D92。
（4）闭口闪点测定器 
2.3.3  馏程及其测定
（1）石油馏程
在一定压力下，液体被加热时，其蒸汽压随温度升高而逐渐增大，当蒸汽压与外界压力相等时，液体开始沸腾，此时温度称为沸点。
在一定压力下，纯物质的沸点为一定值，如纯水在一个大气压，其沸点为100 ℃ 。但石油及其产品是一个以烃类化合物为主的复杂混合物，其沸点表现为一个很宽的温度范围。
石油及其产品被加热蒸馏时，沸点较低的组分最先汽化蒸馏出来，此时的温度称为初馏点，在不断加热情况下，蒸馏出来组分的沸点由低逐渐升高，直到最后沸点最高的组分也被蒸馏出来为止，此时温度称为终馏点。初馏点与终馏点就代表油品的沸点范围，也叫沸程或馏程，如汽油的馏程约为40 ~200 ℃ 。
（2）馏程测定的意义
馏程是评定油品蒸发性的重要指标，也是决定烃类产生潜在的爆炸蒸气趋势的主要决定因素。
馏程是判断油品使用性能的重要指标，根据馏程可判断其起动性能、燃烧性能、加速性能、积炭倾向和磨损情况。同时也是区分不同油品的重要指标之一。
由于石油馏程（挥发性）影响蒸发速率，因此，挥发性也是许多溶剂(特别是用于涂料的)应用中的重要因素。
石油产品规格通常包括馏程范围，以保证产品具有适当的挥发性能。
馏程测定是原油评价的重要内容，从所测石油馏分的收率和性质来确定原油最适宜的加工方案。
馏程测定是炼油设计中必不可少的基础数据。也是炼油装置生产操作和质量控制的重要依据。
（3）馏程测定的方法
我国石油馏程的测定采用恩氏蒸馏方法，即取100mL试油在规定的仪器中，按规定的条件和操作方法进行的蒸馏过程。常用的蒸馏过程分为常压蒸馏、减压蒸馏和实沸点蒸馏。
馏程的测定相关标准有：
GB255《石油产品馏程测定法》、
GB/T6536《石油产品蒸馏测定法》相当于ISO3405 ASTM D86，本标准可以用手工测定，也可以用自动仪器测定。
GB/T 9168《石油产品减压蒸馏测定法》相当于ASTMD1160标准。
GB/T 17280《原油蒸馏标准试验方法》相当于ASTM D2892标准。
（4）石油馏程测定器
2.3.4   凝点测定实验
（1）石油低温性能指标

各种油品都可能在低温下使用，油品的低温性能指标有: 结晶点、冷滤点、倾点、凝点、冰点等。
结晶点：在规定条件下油品冷却时，最初出现蜡结晶时的温度，单位以℃表示。
冰点：油品被冷却所形成的蜡结晶，在升温时，其结晶消失一瞬间的温度，单位以℃表示。
冷滤点：在规定条件下。2OmL试样开始不能通过过滤器时的最高温度。单位以℃（按1℃的整数）表示。
倾点：在规定条件下，被冷却的试样能流动的最低温度，单位以℃表示。
凝点：试样在规定条件下冷却至停止流动时的最高温度，单位以℃表示。
（2）凝点、冷滤点、倾点
凝点和冷滤点是表征柴油低温使用性能的重要指标。凝点是表明柴油在低温环境中失去流动性的最高温度；冷滤点则可表明柴油通过柴油发动机供油系统时能造成滤网堵塞的最高温度。
对轻柴油而言，冷滤点比凝点指标在实际使用中显得更加重要。这是因为冷滤点与柴油的低温使用性能直接相关，而凝点主要是与柴油的贮存、运输有关。
在柴油中加入很低浓度（1‰以下）的降凝剂就可大大改善柴油的低温流动性。
凝点和倾点是用来衡量润滑油等低温流动性的常规指标，过去常用凝点，现在国际通用倾点。同一油品的倾点比凝点略高。
（3）油品凝点的测定
石油产品的凝点的测定是指在严格规定的试验条件，将盛于试管内的试油冷却并倾斜45 °经过一分钟，油品不在流动时的最高温度。
对于纯物质来说，有一固定的凝点，而石油产品是一种复杂混合物，在降温时，是在一个相当宽的温度范围内逐渐凝固的。
油品在低温下失去流动性主要有两种原因：
    a）对于含蜡少的油品来说，随着温度的降低，油品粘度迅速增大，形成均匀的玻璃状物质，最后由于油品粘度增大，在试验条件下油品失去流动性。
    b) 对于含蜡多的油品来说，在温度降低时，油品中石蜡结晶析出，在逐渐降低温度过程中，石蜡结晶长大并逐渐形成石蜡的网状“骨架”，将尚未凝固的油品包围起来，使油品失去流动性。
从上述两种原因中可以看到，实质上油品在凝点时，并未真正凝固，离“固”相差很远，只是在一定条件下失去流动性而已。
石油产品的凝点除与油品中含蜡有关外，还与油品中所含胶质，沥青质有关，由于胶质、沥青质能阻碍蜡结晶网的形成，从而使油品凝点降低。
（2）测定方法
我国现采用的低温性能测定标准有如下方法：
（1）GB/T510石油产品凝点测定法：相当于ASTMD97标准。是将试样装在规定的试管中，冷却到预期的温度时，将试管倾斜45度经1分钟，观察液面是否移动。
（2）GB/T3535石油产品倾点测定法：是将试样预热后，在规定速度下冷却，每隔3℃检查一下试样的流动性，记录观察到试样能流动的最低温度作为倾点。
（3）GB/T2413柴油冷滤点测定法：在规定的条件下冷却试样，并在200mmH2O柱压力下抽吸，使试样通过一个363目过滤器。测定堵塞过滤器的温度。
（4）SY/T 7551原油倾点测定法：相当于ASTMD 5853。
（3）测试仪器
2.3.5  运动粘度及其测定 
（1） 粘度的概念
粘度是石油产品的主要的使用指标之一，特别是对各种润滑油的分类分级、质量鉴别和确定用途等有决定性的意义，润滑油的牌号大部分是以产品标准中运动粘度的平均值来划分。在油品流动及输送过程中，粘度对流体流态、压力降等起重要作用，因此粘度又是计算、设计过程中不可缺少的物理常数。
液体受外力作用移动时，在液体分子间产生的阻力称为粘度，它是由石油产品的组分决定的。石油产品的粘度可用动力粘度、运动粘度、条件粘度（雷氏粘度、赛氏粘度、恩氏粘度）、表观粘度等表示。在石油产品指标中，国际上最广泛应用的是运动粘度。
2.3.5  运动粘度及其测定
   （2）粘度的测定方法
    测定油品粘度的方法有：细管法（毛细管法、泄流法）、旋转法（单筒、双筒、锥－板、圆盘等）、鼓泡法、落球法、振动法、超声波法等。国家标准有以下几种：
GB/T265  石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法,相当于ISO3104、ASTM D445。
GB/T11137 深色石油产品运动粘度测定器(逆流法)，相当于 ASTM D445。
GB/T266  石油产品恩氏测定法，相当于ASTM D1665。
GB/T506-82 润滑油低温动力粘度测定法。
GB/T 6538 发动机油表观粘度测定法(冷启动模拟机法) ASTM D2602。
GB10247-1988 粘度的测定方法。
2.3.5  粘度及其测定
流体按照流变性特征可分为牛顿流体和非牛顿流体。
牛顿液体是指剪切应力和剪切速率之比为一常数，也就是粘度与剪切应力和剪切速率无关，如水、甘油、空气、酒精、燃料油等 。
非牛顿流体的粘度是随切变应力的变化而变化的。如油漆、油墨、颜料、橡胶、常温原油、低温润滑油、油脂、血液、泥浆、高分子溶液及各种悬浮液等等。
一般地，测量牛顿流体的粘度用毛细管粘度计或者恩氏粘度计，测量非牛顿流体的表观粘度用旋转粘度计。
液体石油产品（指牛顿液体）的运动粘度是用GB/T265试验标准规定的方法来测定的。其单位为m2/S，通常在实际中使用为mm2/S。
动力粘度可由测得的运动粘度乘以液体的密度求得。
2.3.5  运动粘度及其测定
（3）方法概要
在某一恒定的温度下，测定一定体积的液体在重力下流过一个标定好的玻璃毛细管粘度计的时间，粘度计的毛细管常数与流动时间的乘积，即为该温度下液体的运动粘度，用符号νt表示。该温度下运动粘度和同温度下液体的密度之积为该温度下液体的动力粘度，符号ηt表示。
在温度t时，试样的运动粘度νt（mm2/s）按下式计算：
                               νt＝C·τt
        其中：C―粘度计常数，mm2/s2  ；
                τt－流动时间，s
    在温度t时，试样的动力粘度ηt（ mPa·s）计算如下：
                              ηt＝νt·ρt       
        其中：ρt―试样密度， kg/m3；

2.3.5  粘度及其测定
（4）粘度的单位及换算
动力粘度（ηt）：国际单位（SI）为Pa·S和mPa·S，
                              物理单位（cgs）为P和Cp(厘泊)。
     换算如下：1Pa·S＝103mPa·S
                      1P＝100cP
                      1cP=1mPa·S=10-3 Pa·S
运动粘度（νt）的国际单位（SI）为m2/S和mm2/S，
                          物理单位（cgs）为cSt(厘沱、厘斯)。
      换算如下：1m2/S＝106mm2/S ，
                      1cSt＝1mm2/S=10-6 m2/S
2.3.5  运动粘度及其测定
（5）实验仪器和材料
  l).石油产品运动粘度测试仪：有圆形透明玻璃缸恒温浴、搅拌器、电加热温度控制装置、粘度计固定夹、面板等。
  2).玻璃毛细管粘度计：一套，符合SY3607（玻璃毛细管粘度计技术条件）的要求。毛细管内径为O.4，0.6，0.8，1.0，l.2，l.5，2.O， 2.5，3.0，3.5，4.0mm。并且每支粘度计有一确定的粘度常数。毛细管粘度计结构如图2-3所示。
  3).玻璃水银温度计：符合GB 514《石油产品试验用液体温度计技术条件》分格为0.1℃。
  4).橡皮管、吸耳球
2.3.5  运动粘度及其测定
（6）实验要点
加热、恒温。选择合适的温度传感器和温度计。在确保恒温浴中液体量充足的情况下进行加热，不断搅拌，确保温度缓慢上升至设定好的试验温度，并保持在±0.1℃范围内。
注意：加热有三挡：加热300W、600W，辅助加热1000W。一般选用300W和600W即可。温度是由按钮和微调来控制，当选择辅助加热时，则不能进行温度控制。
选粘度计：根据试验的温度和试样的预计粘度选用适当的粘度计，务使试样的流动时间在300±180s范围内。
吸取试样，正确安装粘度计。
仔细测量、准确计时。
3   油气分析与检测
      在中国逐步进入工业化的同时，中国每年发生的工业事故也在屡屡发生。煤矿爆炸、厂房起火、工人中毒等此类新闻报道层出不穷。这些事故的发生主要因为工业环境中使用易燃易爆、有毒有害气体不当造成。对此中国政府不断推出相关法令来预防工业事故的发生。对可燃气体检测已成为石油石化行业中保证安全生产、控制事故发生的必要手段。油气储运行业中常见的气体分析设备主要有奥氏气体分析仪、可燃气体检测报警器、烃类气体测定仪、气相色谱仪等。
3.1 奥氏气体分析仪
奥氏气体分析仪是实验室常规气体分析设备。用来对含有油气、烃类气体、酸性气体、氧、氢、氮、一氧化碳等多组份气体混合物进行全分析。
（1）分析原理
利用不同的吸收液，如：煤油、油气吸收法、氧吸收液、氢氧化钠溶液等，来处理吸收油气、烃类气体、酸性气体、氧和一氧化碳；利用氢在氧化铜上燃烧，饱和烃在铂丝上与空气中的氧燃烧等等，来除去混合气体中的氢气、饱和烃气，从而实现对气体组分的分析测定。该仪器根据不同需要配置有两只、三只、四只、五只或六只吸收瓶，适合分析天然气、油气、煤气、炼厂气、液化石油气、酸性气体、氧、氮等气体组分。当分析CH4,H2时是用爆炸燃烧法测定,也可用铂丝缓燃烧法测定。
3.1 奥氏气体分析仪
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（2）结构组成
（3）奥氏气体分析仪各部分的功能
1）梳形管  是带有几个活塞的梳形连通管，其右端与量气筒2连接，左端为取样孔7，套上胶管即与欲测气样相连。磨口活塞5、6各连接一个吸气球管，它控制着气样进出吸气球管。活塞8起调节进排气或关闭作用。梳形管在仪器中起着连通枢纽的作用。
2）吸气球管  吸气球管3、4分甲乙两部分，两者底部由一个U形玻璃管连通，甲管内装有许多小玻璃管，以增大吸收剂与气样的接触面积，甲管顶端与梳形管上的磨口活塞相连，乙管为缓冲管。吸收球管内装有吸收剂，作为吸收测定气样用。
3）量气筒  量气筒2为一有刻度的圆管(一般为100ml)，底口通过胶管与调节瓶1相连，用来测量气样体积。刻度管固定在一圆形套筒内，套筒上下应密封并装满水，以保证量气筒的温度稳定。
4）调节液瓶  调节液瓶l是一个下口玻璃瓶，开口处用胶管与量气筒底部相连，瓶内装蒸馏水。由于它的提高与降低，造成瓶中水位的变动而形成不同的水压，使气样被吸入或排出或被压进吸气管使气样与吸收剂反应。
5）三通活塞  它是一个带有丁字形通孔的磨口三通活塞，转动活塞8改变丁字形通孔的位置呈“⊥”状、“├”状、“∧”状，起着取气或关闭的作用。活塞5、6的通气孔一般呈“⊥”状，使气体先后进出吸气球管，洗涤气体。
3.2 气体检测报警仪 
气体检测报警仪是专用的安全检测仪，用来检测作业场所、危险区域或设备内部空气中的可燃或有毒气体和蒸气含量并超限报警。
可燃气体的安全检测，主要有：泄漏检测、检修检测、应急检测、进入检测和巡回检测。
石油石化产品要加强安全管理，完善安全措施、控制事故隐患。但是，不可能达到绝对安全，仍然会出现万有一失的情况。因此，事故隐患的检测报警，在危险场所安装可燃气体或液体（蒸气）检测报警，是非常必要的。对避免和控制事故具有重要意义。
（1）气体检测报警仪的分类
按检测气体的不同可分为：可燃气体检测报警器、有毒气体检测报警器和复合式气体检测报警器，气体报警器使用不同传感器检测不同气体，复合式气体报警器可同时检测可燃和有毒气体。
按使用环境可分为：工业用气体报警器和家用燃气报警器。
按自身形态可分为固定式气体报警器和便携式气体检测仪。
3.2 气体检测报警仪
① 便携式有害气体检测报警仪 
    仪器将传感器、测量电路、显示器、报警器、充电电池、抽气泵等组装在一个壳体内，成为一体式仪器，小巧轻便，便于携带，泵吸式采样，可随时随地进行检测。袖珍式仪器是便携式仪器的一种，一般无抽气泵，扩散式采样，干电池供电，体积极小。
3.2 气体检测报警仪
② 固定式有害气体检测报警仪
这类仪器固定在现场，连续自动检测相应可燃气体（蒸气），气体超限自动报警，有的还可自动控制排风机等。固定式仪器分为一体式和分体式两种。
一体式固定可燃气体检测报警仪：与便携式仪器一样，不同的是安装在现场，220V交流供电，连续自动检测报警，多为扩散式采样。 
分体式固定有害气体检测报警仪：传感器和信号变送电路组装在一个防爆壳体内，俗称探头，安装在现场（危险场所）；
第二部分包括数据处理、二次显示、报警控制和电源，组装成控制器，俗称二次仪表，安装在控制室（安全场所）。探头扩散式采样检测，二次仪表显示报警。
3.2 气体检测报警仪
      （2）气体传感器
气体检测仪是一种气体浓度检测的仪器仪表，主要是利用气体传感器来检测环境中存在的气体种类。
气体传感器是用来检测气体的成份和含量的传感器。
目前流行于市场的气体传感器有5类：
        a.半导体式气体传感器
        b.催化燃烧式气体传感器 
        c.热导池式气体传感器 
        d.电化学式气体传感器 
        e.红外线气体传感器   
3.2 气体检测报警仪
1） 半导体式气体传感器
它是利用一些金属氧化物半导体材料，在一定温度下，电导率随着环境气体成份的变化而变化的原理制造的。比如，酒精传感器，就是利用二氧化锡在高温下遇到酒精气体时，电阻会急剧减小的原理制备的。
半导体式气体传感器可以有效地用于：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、酒精、甲醛、一氧化碳、二氧化碳、乙烯、乙炔、氯乙烯、苯乙烯、丙烯酸等很多气体地检测。尤其是，这种传感器成本低廉，适宜于民用气体检测的需求。
下列几种半导体式气体传感器是成功的：甲烷（天然气、沼气）、酒精、一氧化碳（城市煤气）、硫化氢、氨气等。高质量的传感器可以满足工业检测的需要。
缺点：稳定性较差，受环境影响较大；尤其，每一种传感器的选择性都不是唯一的，输出参数也不能确定。因此，不宜应用于计量准确要求的场所。
3.2 气体检测报警仪
2）催化燃烧式气体传感器
这种传感器是在白金电阻的表面制备耐高温的催化剂层，在一定的温度下，可燃性气体在其表面催化燃烧，燃烧是白金电阻温度升高，电阻变化，变化值是可燃性气体浓度的函数。
催化燃烧式气体传感器选择性地检测可燃性气体：凡是可以燃烧的，都能够检测；凡是不能燃烧的，传感器都没有任何响应。
催化燃烧式气体传感器计量准确，响应快速，寿命较长。传感器的输出与环境的爆炸危险直接相关，在安全检测领域是一类主导地位的传感器。
缺点:在可燃性气体范围内，无选择性。暗火工作，有引燃爆炸的危险。大部分有机蒸汽对传感器都有中毒作用。

3.2 气体检测报警仪
3）电化学式气体传感器
    大部分可燃性、有毒有害气体都可以被电化学氧化或者还原。利用这些反应，可以分辨气体成份、检测气体浓度。电化学气体传感器分很多子类：
a. 原电池型气体传感器，原理行同我们用的干电池。以氧气传感器为例，氧在阴极被还原，电子通过电流表流到阳极，在那里铅金属被氧化。电流的大小与氧气的浓度直接相关。这种传感器可以有效地检测氧气、二氧化硫、氯气等。
b. 恒电位电解池型气体传感器，这种传感器用于检测还原性气体非常有效，它的电化学反应是在电流强制下发生的，是一种真正的库仑分析的传感器。这种传感器已经成功地用于：总硫、一氧化碳、硫化氢、氢气、氨气等气体的检测之中，是目前有毒有害气体检测的主流传感器。
c. 浓差电池型气体传感器，具有电化学活性的气体在电化学电池的两侧，形成浓差电动势，电动势的大小与气体的浓度有关，这种传感器的成功实例就是汽车用氧气传感器。
3.2 气体检测报警仪
3.3 色谱测试技术及其应用
色谱法，是利用物质的沸点、极性及吸附性质的差异来实现混合物的分离。同一时刻进入色谱柱中的各组分，由于在流动相和固定相之间溶解、吸附、渗透或离子交换等作用的不同，使得各组分在色谱柱中的移动速度就不同，而彼此分离开来，最后按顺序流出色谱柱，进入检测器，在记录仪或色谱处理机上显示出各组分的色谱行为和谱峰数值。可完成这种分离的仪器即色谱仪。
色谱法与其他方法的比较，具有分离效能高、分析速度快、灵敏度高、样品用量少、应用范围广、易于自动化等突出的特点，已成为现代分析方法中发展最快最、最为成熟的分析测试技术。
3.3.1  色谱法及其分类
3.3.1  色谱法及其分类
色谱法按流动相的状态可分为气相色谱（GC）、液相色谱（LC）和超临界流体色谱（SFC）。
气相色谱是以气体为流动相，适用于分离挥发性化合物。
液相色谱是以液态为流动相，适于分离低挥发性或无挥发性、大分子量化合物、离子型化合物。
超临界流体色谱是以超临界流体为流动相（常用CO2），因其扩散系数大，能很快达到平衡，所以分析时间短，特别适于分离手性化合物（分子量、分子结构相同，但左右排列相反的化合物 ）。
目前，在色谱的诸多类别中，气相色谱法，特别是气液色谱法应用最为广泛。
气相色谱法是以气体为流动相的柱色谱分离技术
（1）气相色谱法的分类 
        1. 按固定相分               气-固色谱
                                                气-液色谱
         2. 按分离原理分            吸附色谱
                                                 分配色谱
         3. 按柱子粗细分            填充柱色谱 
                                                毛细管柱色谱

3.3.2  气相色谱法
（2）气相色谱仪的组成
       载气→减压→净化→稳压→ →色谱柱→检测器→记录仪
                                         
                                                     进样
    载气系统
    进样系统
    分离系统
    检测系统
    记录系统

色谱系统
（3）分离系统
    分离系统由色谱柱和柱箱组成，它是色谱仪的核心部件，其作用是分离样品。色谱柱主要有两类：填充柱和毛细管柱。在分离系统中，柱箱是装有分离柱的精密恒温箱，可进行多阶程序升温，满足色谱优化分离的需要。
 
（4）色谱柱
色谱柱按粗细可分为一般填充柱和毛细管柱。一般填充柱通常为不锈钢、石英玻璃或聚四氟乙烯制成为U型及螺旋型两种，柱内径为2～4mm，柱长1～4m，内充装固定相。固定相又有两种：气固色谱固定相和气液色谱固定相。填充柱的特点是制备简单，可在实验室中自行制备，但柱效能不如毛细管柱高。
毛细管柱也叫开管柱，多用不锈钢、石英玻璃制成螺旋型，柱内径为0.1～0.75mm，长20～300m。常规毛细管柱采用熔融石英玻璃管，内涂固定液，外涂聚酯亚胺作为保护层。高温气相色谱要求在400～450℃下工作，为耐此高温，则需在毛细柱外镀铝，或者用不锈钢毛细管柱。
由于毛细管柱具有相比大，渗透性好，分析速度快，总柱效高等优点，因此可以解决原来填充柱色谱法不能解决或很难解决的问题。
3.3.3  气相色谱法的有关术语 
（1）色谱图——色谱流出曲线
基线：当没有组分进入检测器时，色谱流出曲线是一条只反映仪器噪声随时间变化的曲线，即在正常操作条件下，仅有载气通过检测系统时所产生的响应信号曲线，称为基线。操作条件变化不大时，常可得到如同一条直线的稳定基线。
色谱峰：当有组分进入检测器时，色谱流出曲线就会偏离基线，这时检测器输出的信号随检测器中组分的浓度而改变，直至组分全部离开检测器，此时绘出的曲线，即色谱柱流出组分通过检测器系统时所产生的响应信号的微分曲线，称为色谱峰。
峰面积：组分的流出曲线与基线所包围的面积，即峰与峰底之间的面积，称为组分的峰面积。
峰高：色谱峰最高点至峰底的垂直距离。常用符号h表示。从峰底向上至0.5h处的峰高称为半峰高；至0.607h处的峰高称为拐点峰高。
峰宽、半峰宽：沿色谱峰两侧拐点处所作的曲线与峰底相交两点之间的距离，常用符号Wb来表示。在峰高为0.5h处的峰宽称为半峰宽，常用符号Wb/2来表示。在峰高为0.607h处的峰宽称为拐点峰宽，常用符号W0.6h来表示。

3.3.2  色谱法的有关术语
3.3.2  色谱法的有关术语
保留时间：进样后组分流人检测器的浓度达到最大值的时间（即组分从进样到出现峰最大值所需的时间）。常用tR（组分名）表示，单位为分（min）。
死时间tM：固定相不吸附或不溶解的组分（如气—液色谱的空气峰等）的保留时间（即不被固定相滞留的组分，从进样到出现峰最大值所需的时间），单位为分(min)。
死体积VM：对应于tM所流过的流动相体积。
保留体积VR：从进样开始到样品出现峰最大值时所流过的载气体积。
3.4   色谱检测器
           色谱检测器，被誉为色谱仪的“眼睛”。检测器主要性能指标有：灵敏度（单位量的物质通过检测器所给的响应值）、稳定性（基线、噪音、漂移）、线性范围（最大进样量与最小进样量的比值）、检测限（检测的最小量）、响应速度和使用温度等。
            常用检测器的性能如下表：

（1）热导池检测器——TCD
热导检测器为通用型检测器，对有机物和无机物都有响应。是基于发热体热量损失的速率取决于其周围的气体组成。因此热量损失的速率可作为气体组成的量度。 
1）热导检测器的结构、原理
热导检测器由池体（不锈钢块）和热敏元件（铼钨合金 ）构成 。分双臂热导池和四臂热导池2种。
双臂热导池：一臂为参考臂，连接在色谱柱之前，只通载气 ；一臂为测量臂，连接在色谱柱之后 。
当作为参考的纯载气和含有一定量气态样品组分的载气，流经各自的热导池热丝时，由于两者导热性的不同，带走的热量不相等，导致热导池两臂热丝的温度不同，从而使两臂热丝的电阻值也不同，使电桥的平衡发生变化，产生相应的电信号，得到色谱峰，反映待测物浓度。
桥路工作电流：一般桥路电流控制在100～200mA左右。
     氮气作载气：100～150mA；氢气作载气：150～200mA。
热导池温度的影响：一般池体温度不应低于柱温。
载气的影响：载气与试样的热导数相差越大，则灵敏度越高。  一般选择热导系数大的载气：H2、He（灵敏度较高）。
热敏元件阻值的影响：选择阻值高、电阻温度系数大的热敏元件（钨丝）。
热导池的死体积较大，灵敏度较低。应使用具有微型池体（2.5μL）的热导池。
    3）热导池检测器的特点
优点：热导检测器具有结构简单、成本低、测定范围广、稳定性好、线性范围宽、不破坏样品等优点。
 缺点：灵敏度较低。测定时需要严格的温度控制和载气流量控制，需要纯净的载气和高稳定度的稳压电源。

2）影响热导池检测器灵敏度的因素
（2）氢火焰离子化检测器——FID
        FID是利用大多数有机化台物在氢火焰中热解后生成能导电的离子流，从而改变火焰的导电特性。当燃烧产物流经圆筒状的电极时，即产生检测信号。当使用此检测器时，一般以氢气为载气。 
        FID是气相色谱中运用最广泛的一种检测器。该检测器由喷嘴、收集极（阳极）与极化环（阴极）及点火线圈组成。
特点：氢火焰离子化检测器对含碳有机化合物有很高的灵敏度。适用于痕量有机物的分析。该检测方法的灵敏度高、响应快、线性范围宽、稳定性好。载气的流速、压力、温度的变化对峰面积没有影响。
缺点：对载气中的杂质，如水、二氧化碳等没有响应。测定需要三种清洁的气源，并需要微电流放大器。检测时样品被破坏。
     3.5   分离条件的选择 
柱温  柱温对分离度影响较大，柱温的选择是色谱分析的关键。柱温不能高于固定液的最高使用温度，否则固定液易挥发流失。柱温太低，被测组分在两相中的扩散速率大大减小，峰形变宽，柱效下降。
选择柱温的基本原则  在使最难分离的组分有尽可能好的分离的前提下，尽可能采取较低柱温，但以保留时间适宜，峰形不拖尾为度。
对于沸点范围校宽的混台物，宜采用程序升温。程序升温可以是线性的，也可以是非线性的，按需要选择。程序升温可以改善复杂成分样品的分离效果，使各成分都能在较佳的温度下分离。同时还能缩短分析周期，改善峰形，提高检测灵敏度等。但程序升温色谱的重复性较差是其缺点。

3.5   分离条件的选择
气化室温度  选择气化温度取决于样品的挥发性、沸点及稳定性。一般可等于样品的沸点或稍高于沸点，以保证迅速完全气化。但一般不要超过沸点 50℃以上，以防分解。对于稳定性差的样品可用高灵敏度检测器降低进样量，在远低于沸点温度气化。
检测室温度  为了使色谱柱的流出物不在检测器中冷凝而污染检测器，检测室温度需高于柱温。一般可等于气化室温度，或高于柱温30～50℃。若检测室温度太高，热导检测器的检测灵敏度降低。
 色谱定性分析是鉴定样品中各组分是何种化合物。①保留值定性　色谱分析最简单的方法。在完全相同的色谱条件下未知组分的保留值与标准物的保留值相符，即认为可能是同一组分。实际测量中可以采取与标准物对照法、利用文献值对照法和双柱定性法。②整体定性　通过色谱图的比较，根据各个峰的保留时间和相对大小，判断两种样品是否来自同一本体。③利用气相色谱与其他仪器联机定性　利用气相色谱的分离能力与具有鉴定化合物能力的仪器结合使用，可以对复杂混合物进行定性。如气-质联用（GC-MS）、气-光联用（GC-FTIR）等。其他的定性方法还有化学反应定性、选择性检测器定性等等。
3.6  色谱分析方法
   色谱分析包括定量分析和定性分析两部分。
3.6.1 定性分析
  用已知纯物质对照定性 
   用已知纯物质对照定性是气相色谱定性分析中最方便，最可靠的方法。这个方法基于在一定操作条件下，各组分的保留时间是一定值的原理。如果未知样品较复杂，可采用在未知混合物中加入已知物，通过未知物中哪个峰增大，来确定未知物中成分。
3.6.2 定量分析 
 色谱分析定量分析是如何准确测量被测组分的含量。
（1）校正因子法
不同的组分在不同的检测器上响应值不同，即使在同一检测器上也不同。除了外标法，其他定量方法必须进行相对校正因子的测定。
（2）面积归一化法
当样品组分全部出峰后，可将各组分的面积乘以校正因子校准为各组分的相应质量，然后归一化，求出各组分的百分含量。归一化法是色谱定量分析中最常用的一种方法，不受进样量的影响，不必严格控制色谱条件。
3.6.2 定量分析
式中   xi——样品中i组分的百分含量（%）；
         fi——i组分的校正因子；
         Ai——样品i组分的峰面积；        
        ∑（fiAi）——所有组分的总质量。
归一化法是色谱定量分析中最常用的一种方法，不受进样量的影响，不必严格控制色谱条件。但要求样品中各组分需分离良好，都必须出峰，否则结果偏高。
当没有标准样品时，或对测定结果准确度要求不十分高时，可以借鉴此方法，尤其对于复杂的混合物多组分定量时，比较简单。
归一化法的公式为：

（3）外标法  
    外标法是所有定量分析中最通用的一种方法，即所谓校准曲线法。就是应用欲测组分的纯物质来制作标准曲线。分析试样时，取和制作标准曲线时同样量的试样（固定进样量）测得该试样的响应信号，由标准曲线即可查出其质量分数。外标法简便，不需要校正因子，但进样量要求十分准确，操作条件也需严格控制。它适用于日常控制分析和大量同类样品的分析。
（4）内标法
    为了克服外标法的缺点，可采用内标校准曲线法。所谓内标法是将一定量的纯物质作为内标物，加入到准确称取的试样中，根据被测物和内标物的重量及其在色谱图上相应的峰面积比，求出某组分的含量。这种方法的特点是：选择一内标物质，以固定的浓度加入标准溶液和样品溶液中，以抵消实验条件和进样量变化带来的误差。当只需测定试样中某几个组分，而且试样中所有组分不能全都出峰时，可采用此法。
3.7   气相色谱法的应用实例
       由于气相色谱法具有选择性高、灵敏度高、试样用量少、分析速度快、可以制备高纯物质等优点，所以气相色谱正在日益广泛地应用于石油石化、有机合成、生物医学、食品卫生、环境保护等诸多领域，也是油气储运行业研究测试中最为权威和有效的分析手段。
（1）国家标准试验方法中被广泛采用
GB/T 14606-1993气体中总烃的测定 气相色谱法GB/T 13610-2003	天然气的组成分析 气相色谱法Q/SH 3215 172—2005	炼厂气全组分的测定法（2010气相色谱法）GB/T 8984.3-1997	气体中一氛化碳、二氧化碳和碳氢化合物总含量的测定GB 11737-89	居民区大气中苯、甲苯、二申苯卫生检验标准方法GB/T 14678-93	空气中硫化氢、甲硫醇、甲硫醚的测定GB 11934-1989	水源水中乙醛、丙烯醛卫生检验标准方法
(2)在石油、石化和环境保护方面的应用实例
（3）典型测试色谱图—--油气、标准气
（3）典型测试色谱图—液化石油气、炼厂气
4.  油品损耗与油气回收 
4.1 油品损耗
     我国石油储运从石油开采开始，经过炼制、销售，到终端用户，贯穿了石油上、中、下游整个过程中，并涉及到石油、石化、化工、交通、建筑装饰等众多行业领域。
4.1.1 油品损耗 
石油从原油开采到石油产品的使用整个过程中，都存在着不同程度的油品损耗。
油品损耗大致可以分为两类：事故损耗及自然损耗。
事故损耗包括油品的跑、冒、滴、漏、混，以及人为火灾所造成的油品损失。事故损耗一般是由人为因素造成的，严格地说，这种损耗是不应该也不允许发生的。因此，对于事故损耗必须树立以防为主的思想，并采取相应措施，强化生产管理，将其消灭在萌芽状态中。
自然损耗主要是油品蒸发损耗。油品易挥发，其轻组分蒸发并排放到大气就会造成油品的蒸发损耗。此外，还包括某些作业中难以避免的油品损失，如油罐清罐、排放油罐底水等作业中损失的油品。自然损耗是一些非人为因素造成的难以避免的油品损失。
4.1.2  油品损耗具体表现方式
   油品损耗常以各种方式出现。根据石化、石油行业特点，除意外紧急放空带来的损耗外，其主要的具体表现方式可归纳分为下列几种：
（1）油品的跑冒滴漏损耗
（2）油品的混油损耗
（3）油品在脱水时的带油损耗
（4）油品在清罐时的损耗
（5）油品蒸发损耗
4.2  油品蒸发损耗
（1）油品蒸发损耗及其危害
石油及其产品是由多种碳氢化合物组成的混合物，其中的轻组分具有很强的挥发性。在石油储运整个过程中，由于受到工艺、技术及设备的限制，经常会有一部分液态轻烃组分汽化而逸入大气，造成不可回收的损失，这种现象称为油品蒸发损耗。
石油储运过程没有实现全密闭的储存及装卸时，就会出现不同程度的油气排放及损耗。油品蒸发排放出的油气不仅给企业带来了严重的安全隐患及环境污染，还造成了油品数量的损失和质量的下降。
4.2  油品蒸发损耗
油品蒸发损耗既造成油品数量损耗，又影响油品质量。
在油品损耗各种表现方式中，油品蒸发损耗数量最大、最常见、涉及面最广，控制也最复杂。油品蒸发损耗问题已成为企业急需解决的安全、节能、环保难题之一。
随着国家对安全、环保、节能减排的重视，企业必须对油气排放加以控制，实施治理回收。

油品蒸发损耗的现状 
      （2）油品蒸发损耗的现状
我国成品油运输中，主要是由铁路油罐车、汽车油罐车、油船承运，管道输送的不足其总周转量的1%。然而，我国铁路罐车、汽车罐车、油船基本上都是敞口式上部装油，有些企业还是上部高位喷淋装油，因此存在着大量的装油损耗。从目前我国油品计量结算方式来看，有用流量计计量和人工检尺计量两种方式。由于装油损耗率在允许的仪表计量误差范围和“合理损耗”范围，因此未引起交货双方的足够重视。
油品零售环节同样存在着油品蒸发损耗。油品从油库用汽车罐车发送或销售到加油站，加油站再将油品通过加油机零售给用户，仅仅这个简单的过程就至少存在着3次装油损耗、3次卸油损耗（回逆损耗）。除了加油机向用户加油的油气损耗由用户承担外，其余损耗全部由油品销售系统承担，其损耗量是十分惊人的，造成的经济损失也是十分巨大的。随着我国经济发展和人民生活水平提高，油品的消耗量还会有较大增长，这种蒸发损耗量及由此带来的一系列严重后果务必引起人们的重视。
4.3  油气回收技术
      我国经济迅猛发展，汽油生产、使用量剧增。但是，汽油等轻质油易挥发，大量油气直接排放到大气，带来了严重的安全隐患、环境污染、能源浪费以及经济损失等一系列问题。因此应对油气污染进行控制并回收有价值资源。我国新制定的《储油库大气污染物排放标准》（GB20950-2007）、《加油站大气污染物排放标准》（GB20952-2007）、《汽油运输大气污染物排放标准》（GB20951-2007）中明确提出了油气污染治理要求和改造期限。 
4.3.1油品蒸发损耗的防治措施
⑴ 抑制油品蒸发排放：推广应用浮顶罐储油等
⑵ 焚烧油品蒸发排放气：虽可降低油气对大气环境的污染，但存在着能源浪费，是不经济的方法。
⑶ 收集油品蒸发排放气并加以回收处理：可为厂矿企业消除安全隐患，降低环境污染，减少能源浪费和经济损失。
4.3.2  油气回收系统与处理模式
4.3.3 常见的油气回收技术
   目前，常见的油气回收技术有吸收法、吸附法、冷凝法、膜分离法、吸收+吸附集成法以及冷凝+吸附集成法等
（1） 吸收法油气回收技术
吸收分离法是一种古老而又重要的混合物分离方法。常用，与油品储运系统排放出来的油气——空气混合气接触以回收或除去其中的油气。也有报道用低温水喷射油气而冷凝回收油气技术。
吸收法油气回收方法即通过油气—空气混合气与吸收剂接触，根据不同组分在吸收剂中的溶解度不同，即油气组分溶解于该吸收剂形成溶液（富吸收剂），不能溶解的空气组分则保留在气相中，于是原混合气体的组分得以分离。常用的吸收剂有：汽油、煤油系溶剂、轻柴油、冷乙二醇溶液、特制有机溶剂等。用煤油、轻柴油作为吸收剂，吸收回收率低（低于90％），且在常温常压下难以解吸再生，故无法视为独立成套的回收技术，现回收装置多应用专用吸收剂。
4.3.3 常见的油气回收技术
吸收法对于处理高浓度、大流量的油气有明显的优势，回收效果的好坏主要取决与吸收剂，如要控制吸收法回收系统尾气中油气浓度在很低的水平，吸收塔的高度可能很高，从而增加了投资及运行费用。
（2）吸附法油气回收技术
吸附法油气回收方法是利用油气—空气混合气中各组分与吸附剂之间结合力强弱的差别，使难吸附的空气组分与易吸附的油气组分分离。
目前常用活性炭及其改性物（如活性炭纤维）来吸附油气。
4.3.3 常见的油气回收技术
 活性炭吸附式油气回收设备存在的问题：
吸附热效应带来一系列潜在的安全隐患。不但危及吸附操作安全。并且油气中高含烯烃等不饱和烃及硫等杂质易发生氧化、炭化、焦化、聚合，降低活性炭活性吸附表面积，影响使用寿命。
活性炭使用寿命短，更换费用高，更换下来的活性炭将带来“三废”问题。
活性炭的吸附分离的最大优点是可以使尾气排放浓度控制在较低的指标内。因此，从油气分离回收技术的发展方向及尾气排放指标日趋严格等方面来看，对于大处理量、高浓度的进料气，油气吸附分离回收方法今后将主要用作其它分离方法（如吸收法、膜分离法、冷凝法）的最后把关（辅助）服务。

4.3.3 常见的油气回收技术
 （3）冷凝法油气回收技术 
     冷凝操作可以用增加压力或降低温度（除去热量）的方法来完成。纯冷凝法是利用制冷剂通过热交换器进行冷凝，可直接回收到油品，无二次污染，但因操作温度低，设备投资和运行成本相对都很高。根据不同的VOC，单一冷凝方法所需要的深低温要在-40~-95℃以下，装置较复杂，而不回收VOC时也在连续运行，故投资成本和运行费用都很高，一般用于油气回收的初期处理。

4.3.3 常见的油气回收技术
（4）膜分离法油气回收技术 
     膜分离技术是在20世纪初出现、20世纪60年代后迅速崛起并引起各国竟相研究开发的一门现代化工分离技术。其原理就是根据混合气中各组分在压力的推动下透过膜的传递速率不同，从而达到分离目的。对不同结构的膜，气体通过膜的传递扩散方式不同，因而分离机理也不同。
     膜分离法油气回收技术作为一门新技术，正处于研究开发中，尤其对高性能的膜材料开发研制。目前，国内外有用有机膜来分离回收油气，但膜使用寿命短，投资及运行费用较大。
4.3.4复合集成技术
     回收装置进口的油气含量由生产实际决定，因此要达到很高的回收率和很低的尾气排放浓度，仅靠单一回收方法来实现，将对设备性能提出非常严格的要求，综合经济效益反而下降。为适应日益严格的环保指标，可采用不同回收方法相结合的集成技术，取得优势互补。最常见的有：
（1）吸收+吸附集成回收技术：集成了吸收法和吸附法两种回收技术，优势互补。本技术为在已开发的常温常压吸收法油气回收技术的基础上，充分利用吸收、吸附油气回收的优势，提升整体技术水平，其油气回收率可大于95%，社会效益、经济效益效益显著。该技术特别适用于油库、炼厂等大中型企业油品装卸场所，回收的富油能直接回用的油气回收系统中。
4.3.4复合集成技术
（2）冷凝+吸附集成技术：集成了冷凝法和吸附法两种回收技术，即避免了单纯冷凝技术由于低温冷凝而引起的成本剧增，又可避免吸附法由于吸附高浓度油气而产生的安全隐患，同时发挥冷凝法在冷凝高浓度油气方面的安全、高效的优势以及吸附法在吸附低浓度油气时可以将油气浓度控制在很低范围的优势，将冷凝段温度设计为-50℃，大部分油气在冷凝段即被冷凝回收，剩余油气由吸附段进行深度吸附回收。该技术特别适用于加油站等中小规企业的油品装卸场所的油气回收，也可用于各种油库、炼油厂等各种油气排放的场所。
附：常用的油气回收装置的综合评价表
5. 油气储运综合实验平台 
5.1油气储运省级实验中心介绍
江苏工业学院油气储运实验中心始创于1986年。
2002年油气储运专业学科已被评为江苏省重点建设学科，江苏省优先发展学科专业。
2003年油气储运学科专业点被国务院学位办批准为硕士学位授权点。
2003年11月被批准为江苏省特色专业点。
2005年被批准为江苏省重点实验室。
2009年6月被批准为江苏省实验教学示范中心。
5.2 油气储运实验中心的组成结构
5.3 油气储运实验平台介绍 
（1）装置简介
        管道输送是原油和成品油最重要的输送方式，也是油气储运学科最主要的研究领域。油品储运管道输送实验平台建成于2004年，设备总值182万多元，是财政部专款投资，自行开发设计的大型综合性实验系统，是中央与地方共建的主要部分，是目前国内油品储运实验研究中管道最长、规模最大、自动化程度最高、具有仿真模拟功能的实验装置。
        
5.3.1 油品储运管道输送实验平台
5.3.1 油品储运管道输送实验平台
（2）装置的基本组成      
      油品储运管道输送实验平台由罐区、泵房、工艺管线、阀组、测控仪表、DCS控制系统及工作站等组成。 
主要技术参数：
管线规格型号：DN65无缝钢管，总长：2500m。
储罐主体尺寸：φ1800mm×2500mm，数量：4只。
单泵额定流量：25m3/h，扬程：50m，数量：8只
控制系统：DCS
整个系统，管道全线总长2500m，占地1300m2，沿线设置了4个泵站，每个泵站有2台离心泵、1座储罐和工艺管道等，2台泵可以单泵运行完成输送任务，也可以双泵串联或并联工作来提高输送能力。各站可以实现站内循环和外输两种不同工艺，在外输工艺中可以实现“从罐到罐”、“旁接油罐”、“从泵到泵”三种基本输送方式。
5.3.1 油品储运管道输送实验平台
    （3）装置的工艺流程
在整个输送系统中，四个泵站和工艺管路组成一个循环系统，每个泵站既可以作为首站，也可以作为末站或中间站，可实现五种基本流程：
接收来油：来油→进站→计量→阀组→储罐。
站内循环或倒罐：储罐→泵→流量计→阀组→储罐。
正输：储罐或上站来油→阀组→泵→流量计→阀组→输油管线→下站。
反输：储罐或下站来油→阀组→泵→流量计→阀组→输油管线→上站。
越站：全越站：上站→旁接管→下站。
压力越站：上站→阀组→流量计→阀组→输油管线→下站。

5.3.1 油品储运管道输送实验平台
  （4）实验技术与方法
通过DCS系统可以对管道输送系统的运行进行全面控制，也可以通过手动进行运行控制。
通过手动或自动（在DCS系统自带组态软件进行组态实现）调节泵房和管线上不同阀门的开启状态，来改变整个输送管道的输送工艺。
通过泵的启动运行，提供管道输送的能量，实现某一输送工艺的输送过程。
通过手动或自动改变泵出口调节阀的开度，来改变输送管道中的流量，从而改变系统工况，改变和影响系统的工作点。
5.3.1 油品储运管道输送实验平台
通过变频器改变供电频率来改变泵的转速，从而改变改变输送管道中的流量，从而改变系统工况，改变和影响系统的工作点。
通过调节泄漏阀的开度，来观察和记录管道输送工艺参数的变化，分析变化规律，寻找出输送参数的变化与漏点距离的关系。
通过现场人工读取，手工记录或者通过DCS系统的工程师站定时记录和储存各运行参数（Q、H、N、F、N、T、Z、P…），来观察分析输送系统的工作情况和变化规律。

（3）装置图片
5.3.2  油气回收实验平台 
    （1）简介
油库是接收、储存、输转和供应石油及石油产品的专业性仓库。油品的装卸作业是油库生产的主要工艺，油库的节能降耗、安全防护是油库管理的重要工作。
石油、石化、油漆（涂料）、交通等领域由于汽油等轻质油品在生产、储存、运输、销售、使用等过程中极易挥发而产生严重的油品损耗，这种油品大量蒸发直接排放不仅造成严重的数量损失和质量下降而带来了重大的经济损失，而且严重地污染了大气环境，并留下重大的火灾隐患。因此，了解并防止和控制油品蒸发损耗一直是石油储运和环境保护工作者一个十分重要而又艰巨的任务。
5.3.2  油气回收实验平台
   （2）用途和组成
油品蒸发损耗与油气回收实验平台是在我院自行开发、设计的大型综合性测试平台。该实验平台可实现油品的装车和卸车的工艺操作和实际作业。可以进行油品蒸发损耗的测定和研究，同时也可对蒸发排放油气进行回收处理，进而学习和掌握油库的各种工艺操作和过程，研究并探讨油品储存、装卸过程中油品损耗及油气回收的特性和规律，为科学研究和工业生产服务。
整套装置主要由空气压缩机，储油罐，油槽车、吸收塔、吸附塔、回收塔、解吸卧罐、机泵管路和电气控制柜以及测量仪器仪表等组成。
5.3.2  油气回收实验平台
      （3）工艺流程
5.3.2  油气回收实验平台
     （4）原理和功能
油品损耗及油气回收实验平台按实验功能可分为：油品蒸发损耗部分和油气回收两部分。油气回收部分包括吸附法和吸收法两种工艺路线。
油品损耗部分主要用来模拟油品储运过程大、小呼吸蒸发损耗并测试有关热力学参数和相关基础数据，了解认识油品大、小呼吸蒸发损耗及其变化规律。
油气回收部分主要是利用最新科研成果和技术，可用来观测油品蒸发排放混合气回收工艺并实测油气回收前后混合气流量、温度、压力变化，吸附剂的吸附特性及规律研究，吸收剂喷淋密度、解吸真空度变化，以及各环节油气浓度变化规律等等，从而可测算出油气回收率并可作进一步技术经济评价，了解认识油气回收工艺（技术）及其重要性。
5.3.2  油气回收实验平台
      1）油品蒸发损耗部分
   a、实验方法
       油品蒸发损耗主要有小呼吸损耗和大呼吸损耗两种形式。小呼吸损耗是油罐静止储油时，由于罐内气体空间温度和油气浓度的昼夜变化而引起的损耗即油罐的静储损耗。大呼吸损耗是在油品的收发作业中由于液面高度的变化而造成的油品损耗即油罐动液面损耗。影响油品蒸发损耗的主要因素有：液面的蒸气压，储罐的温度及其变化幅度，储罐的留空高度及直径，油罐的进出油料的程序及时间安排，储罐的气密状况和储罐类型等。
      本实验是在实验室内对油槽车进行的系列测定。用热电阻温度计测定罐内温度场分布规律；用气相色谱仪测定罐内气体空间不同位置呼出的混合气中油蒸气浓度而确定其分布规律；用玻璃液位计观察测量罐内油品的液位；用U型管差压计测定罐内外压差；用气体流量计测定油罐排放气体体积（流量），同时并测定环境温度和大气压，油品密度和蒸气压。
5.3.2  油气回收实验平台
    b、油槽车结构和检测点分布
   油槽车装油过程可选择上、中、下3种不同的进油方式进油，用来测量和分析温度场和浓度和呼吸量的变化规律；在油槽车内不同位置布置5个测温点以观察罐内温度场分布变化规律；在油槽车内不同位置布置5个取样点来观察罐内浓度场分布变化规律。

5.3.2  油气回收实验平台
  c、蒸发损耗的测定过程
油品小呼吸蒸发损耗是通过常温或升温，观察给定装满系数下油槽车内气体空间温度及压力变化、油气混合气排放量及其浓度，从而测算出油品小呼吸损耗量。
油品大呼吸蒸发损耗通过常温常压下对油槽车进行装卸油作业，观察装卸油过程油气浓度及混合气排放量变化规律，从而可测算出油品大呼吸损耗量。
5.3.2  油气回收实验平台
d、可开展的试验项目
油槽车温度场分布（变化规律）的测定；
油槽车气体空间油蒸气分布（变化规律）的测定；
大、小呼吸混合排放流量变化规律的测定；
油罐大、小呼吸损耗量的测定；
油罐大、小呼吸放气流量与进油流量关系的测定油罐装满系数与油罐小呼吸损耗量之间关系的测定；
油罐大、小呼吸损耗量与各有关影响因素的关联及相关程度（相关系数）的测定等。
5.3.2  油气回收实验平台
       2）油气回收实验部分
油气回收测试主要是利用最新科研成果和技术，可用来观测油品蒸发排放混合气回收工艺并实测油气回收前后混合气流量、温度、压力变化，吸附剂的吸附特性及规律研究，吸收剂喷淋密度、解吸真空度变化，以及各环节油气浓度变化规律，从而可测算出油气回收率并可作进一步技术经济评价。
本装置设置的回收方式有活性炭吸附法和常温常压吸收法两种技术与工艺可供实验单独选择或联合运行，并进行不同方面的性能测试和综合评价。
    
5.3.2  油气回收实验平台
   a、吸附法回收油气系统
   空压机向油罐吹气鼓泡，人为地制造出设定流量、浓度的空气和油蒸气混合气，从吸附塔底部引到塔内经活性炭吸附后，尾气从塔顶排入大气。当吸附塔吸附的吸附能力趋于饱和或者尾气的油气浓度接近或超过排放标准时，进行工艺切换该为真空解吸工艺，进行吸附剂的再生，解吸出的高浓度油蒸气进入回收塔被液态汽油本体所吸收，从而实现油蒸气的回收。解吸后的吸附塔可以重新进行油气的吸收。
 
5.3.2  油气回收实验平台
    b、吸收法回收油气系统
     空压机向油罐吹气鼓泡，人为地制造出设定流量、浓度的空气和油蒸气混合气，引入到吸收塔进行吸收回收。混合气从吸收塔底部进入，而来自卧式解吸罐的新鲜吸收剂从吸收塔上部进入并向下喷淋来吸收油蒸气，不能被吸收的符合排放要求的空气则从吸收塔顶部直接排入大气。吸收油蒸气后的吸收剂流入卧式解吸罐而被水环真空泵真空薄膜闪蒸解吸。真空泵出口高浓度油蒸气进入回收塔被液态汽油本体所吸收，从而实现油蒸气的回收。回收塔中有部分未被吸收的油蒸气和空气混合气尾气则重新进入吸收塔而被循环吸收。整个回收过程可分为三部分：吸收→解吸→回收。
5.3.2  油气回收实验平台-装置照片
5.3.3 多相流实验平台
   （1）多相流
流体按相态可以分为气、液、固三相。
单独一种流体的流动叫单相流。
两种或两种以上的流体同时流动叫两相流或多相流。
两种互不相溶的液体混合在一起的流动也称两相流。
两相流或多相流的种类有：气-液、气—固、液-液、液—固、气-液-固、气-液-液等。例如：气-水、油-水、油-气-水、水-泥-沙等等。
输送两相或多相流体的管路叫两相或多相混输管路。
5.3.3 多相流实验平台
   （2）研究意义
在油田矿场条件下，混输管路在经济上往往优于用两条管路分别输送输量不大的原油和天然气，因而在油田的地面集输系统中，混输管路的应用日益广泛。
在某些特定环境下，混输管路更有单相管路不可比拟的优点，例如，在不便于安装油气分离、初加工设备的地区（城市地区、沙漠、湖泊、生态保护区、沼泽地等），就必需采用混输管路把油井所产油气输送至附近的工业区进行加工。又如近海石油开采、海洋油气开采中，采用油气混输管路就可大大降低降低建造和生产成本。
5.3.3 多相流实验平台
  （3）两相流的典型流型
在单相管路研究中，为了研究流体的特性和规律，将流体分为层流、紊流。
在气-液混输管路研究中，根据管段内气液比有小到大将两相流分为7种流型：气泡流、气团流、分层流、波浪流、段塞流、环装流和弥散流。
5.3.3 多相流实验平台
   （4）装置介绍
多相流实验平台是财政部专款投资，自行设计，于2006年7月建成投用的大型综合性实验平台，造价65万元。该平台由储罐、输送设备、分离设备、管道、阀门、测量仪表和MCGS控制系统等组成。管道实验测量段采用旋转支架支撑，可对管道进行不同坡度的倾斜调节；并设有观察窗和快速切断阀，便于流型观察和含液率计量。储存设备设有加热系统和保温层，实验管道设有电伴热装置，可实现温度的调节与控制。其流程如图所示。
主要技术参数：
    实验管道规格：Φ32×3  ；管道倾角调节范围：0～15°
    最大输量：气：8Nm3/h，水：4m3/h，油：3m3/h
5.3.3 多相流实验平台
（5）工艺流程
5.3.3 多相流实验平台
            （6）原理、功能
水和空气分别通过泵和压缩机引入混合器，流经实验测量段，进入分离器，将空气分离并排掉，水返回水罐可重复使用。实验的气液比例可以通过阀门进行调节，管内流型可以通过实验管段上的玻璃管来进行观察。实验管段的压降可以通过压力表或者压力传感器的数据进行测量计算，截面含液率（管内放出水的质量与管内充满水的质量之比）可以通过称重法来测量计算得到，即通过快速切断阀，同时快速地关闭实验管段两端阀门，放出并计量截留在管内的液体量，并与实验管段总体积进行比较，从而计算出截面含液率。
本实验平台可用于：
油、气、水两相或多相混输水平流动时流型观测、特性分析和实验研究。
两相或多相流，在大落差，不同坡度情况下的流型观测、特性分析和实验研究。
油、气、水分离技术与油水分离器的研究开发。
5.3.3 多相流实验平台—装置照片

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