SYT 6066-2021 原油输送管道系统能耗测试和计算方法-PDF解密

中华人民共和国石油天然气行业标准2021—11-16发布2022-02—16实施国家能源局发布I Ⅱ 12规范性引用文件 13术语和定义 14符号 25测试准备 5 57测试项目及测试方法 67.1测试项目 67.2测试方法 68计算方法 78.1符号和单位 78.2计算参数基准 78.3测试数据的处理 7 7 8 9 99测试报告的编写 9.1报告封面或扉页 附录A(规范性)热平衡测定法 附录B(规范性)导热系数测定法 Ⅱ本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。本文件代替SY/T6066—2012《原油输送管道系统能耗测试和计算方法》、SY/T6234—2010《埋地输油管道总传热系数的测定》。本文件以SY/T6066—2012为主，整合了SY/T6234—2010的内容，与SY/T6066—2012相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：a)更改了封面标准英文名称(见封面，SY/T6066—2012的封面);b)删除了术语“输油站电能利用率”“输油站热能利用率”及其定义、计算方法(见SY/T6066—c)增加了“原油输送管道系统”的术语及其定义(见3.1);d)更改了术语“能量利用率”“输油周转量”及其定义(见32、33,SY/T6066—2012的3.2、3.7);e)增加了第4章“符号”(见第4章);f)增加了站内是否有加热炉等主要耗能设备的能效智能在线感知的检查内容(见5.5);g)增加了测试人员在测试期间应遵守的HSE要求(见6.5);h)增加了输油站的测试项目(见7.1.2),i)更改了站内各点温度和压力的测试仪器和测点位置(见7.2.4、7.2.5,SY/T6066—2012的j)增加了“输油站输送效率”“输油站平均输送效率”定义和计算方法(见8.5.2和8.5.3);k)增加了管道的测试项目要求(见8.6);1)更改了SY/T6234—2010相关内容为附录(见附录A和附录B,SY/T6234—2010)。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专利的责任。本文件由石油工业标准化技术委员会石油工业节能节水专业标准化技术委员会(CPSC/TC24)提本文件起草单位：国家管网集团北方管道有限责任公司、中国石油大学(北京)、东北石油大学、国家石油天然气管网集团有限公司油气调控中心、国家管网集团东部原油储运有限公司、中油国际管道有限公司、中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司。叶芳、王种、袁运栋、杨凯、王华青、张玉蛟、王海东、冯少广、孙巍、卢晨、穆承广、李东阳、田望、张帅、李博、柳建军、闫锋、马云宾、杨杨、李洋、崔博、陈立达、杨爱兴。本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：——SY/T6066—1994,SY/T6066—2003,SY/T1原油输送管道系统能耗测试和计算方法本文件规定了原油输送管道系统能耗测试和计算的要求与方法。本文件适用于原油输送管道系统的能耗测试和计算。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T1884原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法)GB/T2589综合能耗计算通则GB/T4756石油液体手工取样法GB/T8929原油水含量的测定蒸馏法GB/T9109.5石油和液体石油产品动态计量第5部分：油量计算GB/T10180工业锅炉热工性能试验规程GB/T12497三相异步电动机经济运行GB/T16666泵类液体输送系统节能监测GB/T34867.1电动机系统节能量测量和验证方法第1部分：电动机现场能效测试方法GB50253输油管道工程设计规范SY/T5669石油和液体石油产品立式金属罐交接计量规程SY/T6381石油工业用加热炉热工测定SY/T7517原油比热容的测定方法3术语和定义GB50253界定的以及下列术语和定义适用于本文件。原油输送管道系统oiltransportpipelinesystem由输油站、储库、管道线路组成的系统。能量利用率energyutilizationef设备或站场出口处(输出端)介质具有的能量与供给能量及输入端介质带入能量之和的比值，用百分数表示。输油周转量oilpipelinetransportturnovervolume测试期内，输油管道输送原油量与输送距离的乘积。24符号aBkg/h或m³/hbG原油的定压比热容D管道防腐层表面外径(与土壤接触的管道外壁)md管道钢管的内径m管道输出的各种介质相对于基准压力所带出的压力能f被测管线中第j个管段的权重系数(热平衡法)6被测管线中第J个管段的权重系数(导热系数法)G3Ggh管道的埋深(地面至管道中心线)mI管道的水力坡降管段单日测定总传热系数被测管线第J个管段的月测定总传热系数(热平衡法)被测管线第J个管段的月测定总传热系数(导热系数法)管段的月测定总传热系数(热平衡法)管段的月测定总传热系数(导热系数法)管线的月测定总传热系数(热平衡法)管线的月测定总传热系数(导热系数法)第k月测定的管线的月测定总传热系数(热平衡法)第k月测定的管线的月测定总传热系数(导热系数法)管线的年测定总传热系数(热平衡法)管线的年测定总传热系数(导热系数法)L管道的长度mmM被测管段内设置测定点的间距数，被测管段内个4M管道单位能量损失m个n个bdeP输油泵吸入压力输油泵排出压力输油站输入原油压力输油站输出原油压力QkJ/kg或kJ/m³F个℃E℃℃t原油温度℃南℃在℃5℃℃℃m℃℃℃℃Wm加热起点时间加热终点时间防腐保温层的导热系数5%%元%%%%%%5测试准备5.1应确定测试对象，划定被测试系统的范围。5.2应收集与测试系统有关的基础资料，包括但不限于主要运行参数、额定生产能力、当前生产能力、主要耗能设备档案等。5.3应根据本文件的有关规定，结合具体情况制订测试方案，并在测试前将测试方案提交被测单位。测试方案的内容至少应包括：a)测试任务和要求；b)测试项目；c)测点布置与所需仪器；d)人员组织与分工；e)测试进度安排；f)HSE安全内容。5.4应按测试方案中测点布置的要求配置测试用仪表。现场仪表在有效检定(校准)期内且经确认满足测试准确度等级要求时，应优先使用现场仪表。测试仪器应经过具有相应资质的计量部门检定/校准并确认合格，并在检定/校准有效期内。5.5开展被测现场调查，调查现场是否具备输油泵机组、加热炉、锅炉等主要耗能设备各项能效参数的在线感知与传输，是否满足能耗数据在线、实时获取。5.6参加测试的人员应经过培训，持证上岗。测试过程中测试人员不宜变动。6.1测试应在原油输送管道运行工况稳定2h后进行。6.2测试期间，原油输送管道各站进出口压力波动应在±5%以内，进出口温度波动应在±1℃以内。集输和长输波动值应分别表述。66.3对于同一台设备，各种参数测试应在同一时间进行，相同性质点测取数据的测试时间间隔应相同。6.4原油输送管道系统测试时间应不少于24h。6.5测试人员在测试期间应遵守被测单位的各项管理规定，并遵循以下HSE要求：a)进入现场测试前应接受被测单位的入厂(站)安全教育；b)应正确穿戴使用安全防护用品；c)测试前应熟悉测试现场工作环境和条件，进行作业风险和危害识别，制订防范控制措施和应急预案：d)应严格遵守本单位及被测单位HSE相关规定、测试方案中有关测试安全要求、仪器操作安全规程、被测系统与设备的运行管理制度。7测试项目及测试方法7.1测试项目7.1.1原油输送管道系统主要耗能设备效率的测试项目如下：a)输油泵机组效率的测试项目应按GB/T16666的规定执行；b)加热炉热效率的测试项目应按SY/T6381的规定执行c)锅炉热效率的测试项目应按GB/T10180的规定执行；d)电动机运行效率的测试项目应按GB/T12497和GB/T34867.1的规定执行。7.1.2原油输送管道系统各输油站的相关测试项目如下：a)输油站输送效率；b)输油站平均输送效率；c)输油站能量利用率；d)输油站平均能量利用率。7.1.3站场外管道测试项目如下：a)总传热系数；b)管道能量损失率；c)管道单位能量损失。7.2.1燃料取样，进行燃料热值、燃料组分、烟气组分及烟气温度测试应按GB/T10180的规定执行。7.2.2各项电参数测试采用电能表法或电能测试仪测量，电能表或电能测试仪的准确度等级不应低于7.2.3流量测试方法如下：a)输油量采用油罐计量时，应按SY/T5669的规定执行；采用流量计计量时，应按GB/T9109.5的规定执行；b)燃料油(气)消耗量的测试，应按GB/T10180的规定执行；c)锅炉蒸汽流量的测试，应使用蒸汽流量计进行计量。7.2.4站内各测点温度采用准确度等级为1.0级的温度仪表或温变传感器进行测量。环境温度采用准确度等级为1.0级的温度仪表进行测量。7.2.5原油压力测试采用准确度等级不低于1.6级的压力表或压变传感器进行测量。当地大气压力采用准确度等级不低于1.6级的大气压力表测量。7.2.6原油密度的测定应按GB/T1884的规定执行。78Em=GmCm(tm-t)值，按公式(12)计算：9 周转量的比值，按公式(19)计算：8.7.5原油输送管道系统单位输油周转量综合能耗是指(测试期内)管道输油生产综合能耗与输油周转量的比值，按公式(20)计算。其中，所消耗能源实物量折算为标准煤的要求应符合GB/T2589M=M.P+M₂P₃+M.`P₄………………9测试报告的编写a)测试项目；b)测试地点(被测单位);c)测试时间；d)测试单位；f)测试负责人；g)报告编写人(签字);h)报告审核人(签字);i)报告批准人(签字)。正文正文应包括以下内容：a)测试目的和要求；b)测试概况：说明测试日期、测试地点、输送介质物理性质、测试工况及设备运行工况等；c)测试依据；d)测试用仪器说明：对测试用仪器仪表名称、型号、准确度等级、测量范围等列表说明；f)测试结果分析：根据测试结果，对系统用能情况进行分析，找出影响系统效率的主要原因，相同测试参数包括油流温度、油流压力、油流流量、原油密度、原油比热容，分别执行正文中a)地温：使用准确度等级1.0级地温仪，在距管道中心10m以外处，和管道埋深相同，没有冷热源的自然土壤测定，取其管段始、终点的b)环境温度：在避光通风处测定；c)被测管段长度：使用管段竣工验收资料的数据；d)管道外径：取与土壤接触的管道外径；A.2.1测前应对输送含蜡原油的管道进行清管，清管后要调节输量、油温、油压达到稳定状态后72hA.2.2测定前检查温度变送器，保证其正常运行A.2.3测定期间，每日三次间隔不少于4h,每月三日定期定时连续测定一年。A.2.4由于工况不稳(灭火、点炉、调节输量等偶然因素)造成测定数据可疑时，停止测定。A.3.2进出站油温、进出站压力和流量应取当日三次测定数据的算术平均值——自然地温取其管段A.3.3计算前应对测定数据进行处理，剔除可疑A.3.4总传热系数测算表格式(热平衡法)见表A.2。表A.1总传热系数测定原始数据表(热平衡法)年月站名日期时间出站油温℃℃℃出站压力进站压力℃表A.2总传热系数测算表(热平衡法)管道名称管道名称站段起点油温石终点油温T地温刀起点压力R终点压力凡差起点高程不终点高程Z高程差Z管段长度管线长度L流量c比热容密度I管段的单日测定总传热系数Kco管段的月测定总传热系数管线的月测定总传热系数℃℃℃lmmmmA.4.1管段的单日测定总传热系数计算如下：用逼近法计算Km值：即先设定Km值，用公式(A.3)计算a,再代入公式(A.2)求b,最后A.4.2管段的月测定总传热系数按公式(A.5)计算：A.4.3管线的月测定总传热系数按公式(A.6)和公式(A.7)计算：A.4.4管线的年测定总传热系数按公式(Aa)土壤导热系数测定仪：准确度等级为3.0级；b)测定管道壁温热电偶：采用塑胶线铜—康铜热电偶，四组并联，准确度等级为0.2级；c)热电偶测定仪：准确度等级为0.1级。a)全线以首站、末站为端点，按中间加热站划分测定管段。b)在同一管段，以上一站出站口为起点，以下一站进站口为终点。中间部位以土壤的类别及植c)探测管道的确切位置，挖开掩埋土，准确测量管道埋深(地面到管道中心线的深度)及外径尺寸。d)完整取下防腐层和保温层材料的样品，封存、标记，按GB/T10294的规定测试防腐保温层e)将测定管壁温度热电偶的四个测点，按上下左右均匀分布，牢固地