Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY197—2012
代替Q/SY197.1—2007，Q/SY197.2—2007，Q/SY197.3—2007
油气管道输送损耗计算方法
Calculation methods for transmission loss of oil and gas pipelines
2012-07-03发布
2012一09一01实施
中国石油天然气集团公司 发布 Q/SY197—2012
目 次
前言
范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 一般要求
1
-
输送损耗计算附录A（规范性附录） 油品管道管存量计算方法附录B（规范性附录） 天然气管道管存量计算方法
5 Q/SY19-2012
前膏
本标准按照GB/T1.1一2009标准化工作导购第1部分标准的结构和编写》给出的规题
起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的贵任。 本标准代誉Q/SY1971一2007油气管道提耗计算方法第1部分：.原油管道Q/SY
197，2一2007油气管道耗计算方法第2部分：天然气管道：Q/SY197.3一2007油气管道摄释计算方送第3部分成品抽餐道：写Q/SY197.1一2007，Q/SY1972一2007机Q/SY 1973一2007相比：主要技术变化如下：
一一标准名称由《油气管道报耗计算方法》改为《油气管道输送损耗计算方法》！一一2007年版的三部分标准中原油、成品换，天然气管的损耗率计算方法合并为本标推的
内容一更改了损糍的定义（见第汤章）一一合并原油、成品油损耗计算方法为油品输送损耗计算方法，损耗因素中增加管存量变化的影
南天见5.12号一一增管存量计算方法（见附录A：谢录B）一一天然气管存量计算方法由按SY/T5922执行设为按附录B执行（见5，1 本标准由中国石轴天然气集团公司标准化委员会天然气与管道专业标准化技术委员会接出井
归口
本标准起章位管遗节能监测中心、北京油气满控中心、管道分公司、西部管道分公司、新器油田分公司、西气东输管道分公司、中石油北京天然气管道有限公司、锦州石化分公司。
本标准主要起草人国豪、李云杰：周阳、昊德贵、李睿蔡浩摩、甘丛美、牛树伟、张旭东、陈国群、刘吉良。
本标准代誉Q/SY197.1—2007:Q/SY·197.2—2007和Q/SY197.3—2007
I Q/SY197—2012
油气管道输送损耗计算方法
1范围
本标准规定了原油、成品油、天然气（包括煤层气、煤制气等）管道输送损耗的计算方法。 本标准适用于原油、成品油、天然气管道输送损耗的计算。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注目期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件
GB/T1885一1998石油计量表 GB/T9109.5一2009石油和液体石油产品油量计算动态计量 GB/T17747.2天然气压缩因子的计算第2部分：用摩尔组成进行计算 GB/T20901石油石化行业能源计量器具配备和管理要求
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3. 1
输入量oilorgasinput 油气管道中收油气量、期初管存量与期初罐存量之和。
3. 2
输出量oilorgasoutput 油气管道中销油气量、期末管存量与期末罐存量之和。
3. 3
自用量selfuse 油气管道中加热炉、锅炉和燃气轮机压缩机等耗能设备消耗的油气量。
3. 4
正常作业放空量 量normalemptyingoperations 压缩机正常停启和施工作业中可计算的放空量。
3. 5
油气管道输送损耗量 transmissionloss 标准参比条件下，在一定统计期内，油气管道输人量与输出量、自用量和正常作业放空量的差，
简称输送损耗量。 3. 6
输送损耗率 rateoftransmissionloss 输送损耗量与输人量之比。
- Q/SY197—2012
4一般要求
4.1本标准采用101.325kPa和20℃（或293.15K）作为标准参比条件。损耗计算公式（1）、公式（2）中的参数均指在标准参比条件下，计算所用压力为绝对压力。 4.2统计周期应相同且数值同步取得。统计本标准中各量时，除计量器具应检定合格外，尚应遵循 GB/T20901的计量规定。
5输送损耗计算
5.1 输送损耗量计算见公式（1）。
m=（m+mpl+m)-（m+mp2+m2)-m=m
(1)
式中： Amh 输送损耗量，单位为吨或标准状况下立方米（t或m"）：
收油气量，单位为吨或标准状况下立方米（t或m）；期初管存量（油品管存量计算见附录A，天然气管存量计算见附录B），单位为吨或标准状况下立方米（t或m"）；储油气罐期初库存量，单位为吨或标准状况下立方米（t或m）；销油气量，单位为吨或标准状况下立方米（t或m"）；期末管存量（油品管存量计算见附录A，天然气管存量计算见附录B），单位为吨或标准状况下立方米（t或m"）；储油气罐期末库存量，单位为吨或标准状况下立方米（t或m3）；
ma mp1
ms1 mb mp2
m2 m- 自用量，单位为吨或标准状况下立方米（t或m"）；
-
mr- 正常作业放空量，单位为吨或标准状况下立方米（t或m"）。 注1：输送损耗量计算结果，正表示损耗，负表示溢余。 注2：对顺序输送的成品油管道，宜分品种、分牌号计算输送损耗量。混油按比例分割成纯油参与计算。
5.2 输送损耗率计算见公式（2）。
Amh
= m. +mpi +ms ×100%
(2)
式中：输送损耗率，用百分数表示。
2 Q/SY197—2012
附录A (规范性附录）
油品管道管存量计算方法
A.1油品管道管存量计算原则
考虑到管道管径、壁厚及所处温度、压力以及顺序输送等情况不同，应采用分管段计算管存量，然后累计求和作为整条管道的管存量；管段细分到站场；顺序输送时按输送油品的性质分段计算。
A.2计算方法
A.2.1 温度和压力变化引起的管存变化计算见公式（A.1）。
d
V= V. 1 +β(t20) + +.E'pi
(A.1)
V,=.L
4
2
1
L
3
3
+ p2 - : p2
2.
P,+P2
式中： V一一管段在温度T、压力力下的管容，单位为立方米（m"）； V,管段的设计管容量，单位为立方米（m"）；元=3.1415926； d-管道内径，单位为米（m）； L管段长度，单位为米（m）； β-—钢管的体积膨胀系数，3.3×10-5℃-1；
管段的平均温度，单位为摄氏度（℃）；
tpi ti- 管段起点液体温度，单位为摄氏度（℃）；
管段终点液体温度，单位为摄氏度（℃）；管道壁厚，单位为米（m）；
t2" 8 E- 钢管的杨氏弹性模量，2×105MPa；
管段内油品的平均压力，单位为兆帕（MPa）；管道起点液体压力，单位为兆帕（MPa）；管道终点液体压力，单位为兆帕（MPa）。
Ppi P1 P2
A.2.2 管存量m,计算可以采用以下两种方式：
a) 当已知管道在工况条件下容积（此时等量代表了介质体积）和工况条件下密度时，按公式
（A.2）计算。
(A. 2)
mp=V.e.·F.
b) 当已知介质工况体积和标准密度时，应按公式（A.3）计算。
3 Q/SY197—2012
附录B （规范性附录）
天然气管道管存量计算方法
B.1天然气管道管存量计算总体原则
采取分管段逐段计算管存量，然后累计求和作为整条管道的管存量。 分段原则：阀室具备压力和温度采集条件的，将管段细分到阀室；阀室不具备压力和温度采集条
件的，将管段细分到站场。
B.2计算方法
B.2.1管段管存
管段管存计算见公式（B.1）：
Va- Vi. Pu. T. . Z.
(B. 1)
po·Tj·Z,
V,=.L
4
式中： V。一管段在标准状态下的管存量，单位为标准状况下立方米（m3）； V,- 管段的设计管容量，单位为标准状况下立方米（m3）；元=3.1415926； d- 管道内径，单位为米（m）；
管段长度，单位为米（m）；
Ppi 管段内气体平均压力，单位为兆帕（MPa）： To
标准参比条件的温度，数值为293.15K；标准参比条件下的压缩因子，数值为0.9980；
Zo po 标准参比条件的压力，数值为0.101325MPa； Tpi 管段内气体平均温度，单位为开［尔文］（K)； Z, 工况条件下的压缩因子，根据GB/T17747.2计算求得。
B. 2.2 平均压力
平均压力计算见公式（B.2)：
+P2 _PP2
(B. 2)
ppi
p, + p2
式中： pi—管段起点气体压力，单位为兆帕（MPa)； P2— 管段终点气体压力，单位为兆帕（MPa）。
B.2.3平均温度
平均温度计算见公式（B.3）：
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