ICS 75-010 E 01 备案号：48220—2015
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T.6723—2014 代替SY/T6723—2008
输油管道系统经济运行规范
Specification for economical operation of oil pipeline system
2014一10一15发布
2015一03一01实施
国家能源局 发布 SY/T6723—2014
目 次
前言
I
范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义
1
工艺系统经济运行 5 配电系统经济运行 6 动力系统经济运行
Y
热力系统经济运行
7 SY/T6723—2014
前言
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T6723一2008《原油输送管道经济运行规范》，与SY/T6723一2008相比，除编
辑性修改外，主要变化如下：
将标准名称改为《输油管道系统经济运行规范》，增加了成品油输送管道经济运行的相关内容；增加了添加减阻剂增量或降压输送方式（见4.1.1)；增加了热油管道加剂处理温度和进站油温的量化控制指标（见4.1.4和4.1.5）：增加了常温管道满输量运行要求（见4.1.8）；增加了输油管道调运计划优化运行要求（见4.2.1)；删除了2008年版中的4.2.6，其内容调整至4.3.2（见4.3.2，2008年版的4.2.6）；增加了成品油管道混油控制内容（见4.3）；增加了运行分析对输送方案偏离的指导（见4.4.7)；删除了2008年版中的5.2.3c）和7.3.7，其内容调整至4.4.9（见4.4.9，2008年版的 5. 2.3, 7. 3. 7); 完善了变（配）电所无功补偿的方法（见5.1.2，2008年版的5.1.2）；改进了电压偏差达不到供电要求时的措施（见5.2.2，2008年版的5.2.2）；明确了输量变化范围较大的系统应采用变频调速电动机（见6.2.4，2008年版的6.2.4：明确提出输油泵运行效率监测结论作为泵大修参考依据（见6.4.2，2008年版的6.4.2)；增加了综合热处理工艺时的余热回收原则（见7.1.5）；明确提出加热设备燃料优选天然气（见7.3.2，2008年版的7.3.2）。
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责任。 本标准由石油工业节能节水专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：，中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司北京
油气调控中心、中国石油天然气集团公司管道节能监测中心、中国石油天然气集团公司节能技术研究中心。
本标准主要起草人：陶江华、李智勇、张玉蚊、杨景丽、王乾坤、殷炳纲、王大鹏、许铁、陈由旺。
本标准代替了SY/T6723—2008。
Ⅱ SY/T6723—2014
输油管道系统经济运行规范
1范围
本标准规定了输油管道工艺系统、配电系统、动力系统、热力系统经济运行的技术要求和管理措施。
本标准适用于陆上原油和成品油输送管道，油田集输管道及海上油田输油管道可参照本标准执行。
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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T4272设备及管道绝热技术通则 GB/T 13462 电力变压器经济运行 GB/T 13466 交流电气传动风机（泵类、空气压缩机）系统经济运行通则 GB/T13469 离心泵、混流泵、轴流泵与旋涡泵系统经济运行 GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则 GB 18613 中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级 GB 19762 清水离心泵能效限定值及节能评价值 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及能效等级 GB/T20901 石油石化行业能源计量器具配备和管理要求 GB 24848 石油工业用加热炉能效限定值及能效等级 DL/T 985 配电变压器能效技术经济评价导则 SY/T6837 油气输送管道系统节能监测规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3. 1
工艺系统processsystem 由输油管道、站场、输油设施所组成的系统。
3. 2
配电系统 powerdistribution system 由供电线路、变压器等组成，为输油站提供电能的系统。
3. 3
动力系统 powersystem 由输油泵、驱动机、传动装置及其辅助设备等组成的用于管输油品加压的系统。 SY/T6723—2014
3. 4
热力系统thermalsystem 由供热设备（加热炉、锅炉）、供热管网及其辅助设备等组成的提供热能的系统。
3. 5
输油管道系统经济运行economicaloperationforoilpipelinesystem 输油管道工艺、配电、动力和热力等系统在满足管道生产要求、运行安全可靠的前提下，通过科
学管理和技术进步，使管道系统在低耗、高效状态下运行。 3.6
SCADA系统supervisory control anddata acquisition system 数据采集与监视控制系统。
4工艺系统经济运行
4.1输送方案 4.1.1应根据管输油品物性、油源及库存状况、管道运行环境、管道强度和设备压力等级，经技术经济分析对比，选择以下一种或几种输送方式的组合：
a)“ 常温输送。 b) 加热输送。 c) 顺序输送。 d) 热处理输送。 e) 添加减阻剂增量或降压输送。 f) 添加降凝剂改性输送。 g) 掺混/混合输送。
4.1.2输送高凝原油的低负荷管道，条件允许时，宜采用添加原油改性剂、间歇输送方式，避免采用正反输交替运行方式。 4.1.3输油管道应采用密闭输送工艺。 4.1.4采用加热输送工艺的原油管道，其最低进站温度应根据管道状况以安全经济为原则确定，宜高于原油凝点3℃以上运行。 4.1.5采用加剂原油改性输送工艺的原油管道，添加降凝剂时应根据工业试验的情况确定最佳处理温度，普通降凝剂处理温度不宜低于65℃；纳米复配降凝剂最佳处理温度宜为58℃～60℃。原油最低进站温度应符合4.1.4的规定，原油凝点测试时间间隔不应大于24h。 4.1.6热油管道应采用先炉后泵工艺流程，提高管道的运行效率和加热炉的安全性。 4. 1.7 输送高凝原油管道应根据水力和热力情况，确定多个不同的经济运行输量。 4.1.8常温输油管道宜采用满输量方式安排运行，提前完成输油计划后可停输。 4.1.9 应充分利用储罐区与装油点之间的位差，采用自流装车、装船。 4.1.10 应合理控制装车、装船温度。 4.1.11 应合理利用峰谷电价政策，采用避峰填谷方案。 4.2优化运行 4.2.1 应统筹考虑输送能力、资源供应、市场需求等因素合理安排输油管道调运计划。 4.2.2输油管道或管网宜采用SCADA系统集中控制，实现优化运行。 4.2.3应采用完善的管道保护系统，保证满输量管道在极限压力下的安全运行。 4.2. 4 应根据月度输油计划，对收油量、销油量和首末站库存量进行综合平衡，编制最优运行方案。 2 SY/T6723—2014
4.2.5应根据输油量和运行条件的变化，及时调整工艺参数和运行方式， 4.2.6顺序输送过程中，应根据所输油品物性和混油界面位置，适时调整工艺运行参数。 4.2.7应减少储油罐液位的升降和倒罐的次数。 4.3成品油管道混油控制
.
4.3.1应根据管输油品物性、界面检测技术、资源配置和储罐周转情况等因素综合确定批次顺序，原则上宜将密度相近的油品相邻输送。 4.3.2在满足上游资源供给和下游市场需求的前提下，安排调度计划时应尽量增大批次量。 4.3.3受资源调整、储罐维修和市场销售等因素限制需要减小批次量时，不应低于管道的最小允许批次量。最小允许批次量视管输过程混油量确定，原则上单个批次油品的合格油品损失率应控制在 3%以内。 4.3.4宜根据管道满输量运行的原则制定运行方案，使油品在最大流速下运行，减少混油量。 4.3.5管道全管程最低运行输量所对应的雷诺数应高于对应管径的临界雷诺数。 4.3.6管道计划停输时宜将混油段停在地势平坦区域。 4.3.7在地势起伏区域停输时，应将密度较小的油品停在管道上方；若存在多个混油段，则尽量使更多的混油段满足“轻油在上、重油在下”的原则，必要时可关闭混油段区域的干线截断阀。 4.3.8不同标号同种油品混油段应采用两段切割，即富含前行油品的混油切人存储前行油品的储罐，富含后行油品的混油切人存储后行油品的储罐。 4.3.9不同种类油品混油段宜采用两点切割，即富含前行油品的混油切人存储前行油品的储罐，中间混油段切入混油罐，富含后行油品的混油切入存储后行油品的储罐。中间混油段进行拔头处理，剩余两端混油进罐后通过自然掺混方式处理。 4.4技术与管理措施 4.4.1对于有翻越点的管道，应严格控制高点压力不低于0.2MPa。 4.4.2应利用变频调速技术及输油泵的级差调节，达到管泵合理匹配，减少节流损失。 4.4.3调节阀正常节流值不宜超过0.5MPa。 4.4.4应优化站内运行流程，加强站内设施保温维护，符合GB/T4272的规定。 4.4.5消防泵的定期试运行宜安排在电网负荷低谷时段进行。 4.4.6应及时分析设备、管道运行效率下降的原因并提出改进方案。 4.4.7应进行管道年度和月度运行分析，对输送方案的偏离作出评估，指导方案更加合理优化， 4.4.8·应定期开展清管作业，根据结蜡规律平衡水力和热力条件，对油、电消耗进行评价后确定清管周期。 4.4.9能源计量器具配备应符合GB17167和GB/T20901的规定，并将主要能耗数据采集并上传。
5配电系统经济运行
5.1提高功率因数 5.1.1应安装功率因数监测表和无功自动补偿装置，功率因数未达到0.9时，补偿装置应自动投切，进行无功补偿。 5.1.2变（配）电所的无功补偿应符合下列规定：
a）输油泵配6（10）kV异步电动机宜采用单机无功补偿方式。 b）低压配电侧宜采用集中无功自动补偿方式、
当工艺条件适当时，可采用高压同步电动机驱动输油泵。
C）
3 SY/T6723—2014
d）当采用变频调速技术时，应加装电抗器进行无功补偿。 5.2降低电力线路电能损耗 5.2.1 根据受电端至用电设备的变压级数，其总线损率分别应不超过以下指标：
a) 一级：3.5%。 b）二级：5.5%。 c）三级：7%。
5.2.2当电压偏差达不到供电要求时，首先应考虑合理选择变压器电压分接头的位置，减少配电系统的阻抗，设置无功补偿装置，尽量使用三相负载平衡等措施；然后再考虑使用稳压器、有载调压变压器等调压设备。 5.2.3应采取的管理措施如下：
a）制定线损管理制度，定期开展线损分析工作。 b) 制定配电系统电量管理制度，加强电耗定额管理和负荷测录。
5.3降低变压器电能损耗 5.3.1 变压器的经济运行应符合GB/T13462的规定。 5.3.2应合理选择变压器类型、容量和台数，优先选择低损耗油浸式变压器。在用三相配电变压器应符合GB20052的规定。 5.3.3变压器的更换应符合DL/T985的规定，经技术经济评价，条件不具备，且变压器负荷又长期小于30%时，应调换合适容量的变压器。 5.3.4两台及以上变压器分列运行时，应以变压器总损耗最小原则分配负荷。 5.3.5 避免变压器轻载、空载运行，提高变压器的功率因数。
6动力系统经济运行
6.1输油泵 6.1.1输油泵的经济运行应符合GB/T13469的规定。 6.1.2应选用高效离心泵，泵的选用应符合GB19762的泵节能评价值规定。 6.1.3对于以克服沿程摩阻为主的管道宜采用串联泵运行；对于以克服高程差为主的管道宜采用并联泵运行。 6.1.4应根据输量的波动范围优化泵的组合，使输油泵在高效区工作。 6.1.5在输油泵长期处于低负荷运行时，宜采用更换低排量输油泵、更换叶轮、叶轮切割、拆级等方法，使泵压与管压合理匹配。 6.2驱动机 6.2.1 对于电力供应有保障的输油管道，宜采用电动机驱动，并使负载率达到75%以上。 6.2.2当电动机正常负载率低于60%时，应更换为小容量电动机及配套输油泵。 6.2.3对于电力供应无保障的输油管道，宜采用燃气或燃油发动机，其热效率应不低于40%。 6.2.4 输量变化范围较大的系统，经技术经济比较后，应优先采用变频调速电动机。 6.3辅助系统 6.3.1 在用中小型三相电动机应符合GB18613的规定，应加快推广高效电动机、淘汰低效电动机、 实施电动机系统节能技术改造，全面提升电动机能效水平。 1 SX/T67232014
6.3.2输油泵机组的密封、润滑、冷却系统应完好并运行正常。 6.3.3输油泵机组应有完善的漏油及污油回收系统。 6.4技术与管理措施 6.4.1应根据负荷变化，及时调整在线运行设备的台数、组合方式和运行参数。 6.4.2应定期对输油泵机组进行运行效率监测，监测报告宜作为泵大修的参考依据。 6.4.3应定期检查、维护输油泵机组及其控制系统、仪表、阀门、管路，使之处于完好状态。 6.4.4 应建立系统运行日志、耗能记录和设备技术档案。
热力系统经济运行
7
7.1 原油加热系统 7.1.1 应充分考虑系统用能的优化，选用合理的加热方式。 7.1.2 应根据所输原油性质和工艺要求，合理确定加热温度。 7. 1. 3 直接加热方式应控制加热炉的流量，合理调配冷热油掺和比例，减少炉管压降损失。 7.1, 4 间接加热方式应采用合理的换热流程，减少压降损失。 7.1. 5 采用综合热处理工艺时应合理回收余热。 7.2伴热系统 7.2.1供热系统产生的凝结水应回收。 7.2.2热力管道及其附件不应有漏汽、漏水现象。 7.2.3 热力管道及附件的保温应符合GB/T4272的规定。 7.3供热设备 7.3.1 应采用热效率高、流动阻力小，能适应管道流量变化，且运行安全可靠的加热炉。加热炉的选用应符合GB24848的规定。 7.3.2应根据实际情况优化燃料结构，加热设备宜配置油气两用型燃烧器，具备条件的输油站优先采用天然气作为燃料。 7.3.3应尽可能采用加热炉、锅炉自动控制系统。 7.3.4应采用高效燃烧器和吹灰器，对采用原油、原煤作燃料的加热炉，吹灰周期不宜超过8h。 7.3.5 应利用停炉时机，清理炉管受热面。 7.3.6 加热炉的热效率、排烟温度、空气系数应符合SY/T6837的规定。 7.3.7 供热系统的泵类、风机的经济运行应符合GB/T13466和GB/T13469的规定。 7.3.8 锅炉和加热炉的辅机宜采用变频调速技术。 7. 4 技术与管理措施 7.4.1供热设备、管网等应安装监测仪表，监视系统的运行情况，并定期进行运行效率监测。 7.4.2应根据热负荷变化，及时调整设备运行台数和运行参数。 7.4.3应定期检查、维护燃烧装置、供风装置、控制系统、仪表、阀门、管路，使之处于正常状态。 7.4.4应建立热力系统的运行日志、耗能记录和设备技术档案。
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