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1、原油输送管道节能经济运行规范 中国石油天然气集团公司企业标准（Q/CNPC42-2 0 0 1）链接：w w w.c h i n a-n e n g y u a n.c o m/t e c h/910 6 1.h t m l 来源：新能源网 c h i n a-n e n g y u a n.c o m原油输送管道节能经济运行规范中国石油天然气集团公司企业标准（Q/CNPC42-2 0 0 1）1范围 本标准规定了原油输送管道供电、动力、热力、工艺系统节能经济运行的技术要求和管理措施。本标准适用于长距离原油输送管道和油田原油外输管道。2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成
2、为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。G B/T 348 5-1998 评价企业合理用电技术导则 G B/T 42 7 2-1992 设备及管道保温技术通则 G B/T 1346 6-1992 交流电气传动风机(泵类、压缩机)系统经济运行通则 G B/T 1346 9-1992 工业用离心泵、混流泵、轴流泵与旋涡泵系统经济运行 G B/T 15317-1994工业锅炉节能监测方法 SY/T 6 2 7 5-1997 石油企业节能监测综合评价方法 3定义 本标准采用下列定义。3.1供电系统e l e c t r i
3、 c i t y s u p p l y s y s t e m 由供电线路、变压器等组成的为输油站提供电能的系统。3.2 动力系统p o w e r s y s t e m 由输油泵、原动机、连接装置及其辅助设备等组成的用于管输原油加压的系统。3.3热力系统t h e r m a l s y s t e m 由供热设备(加热炉、锅炉)、用热终端设备、供热管网及其辅助设备等组成的用于管输原油加热，输油站内生产、生活供热的系统。3.4原油输送管道节能经济运行e c a l o p e r a t i o n f o r c r u d e o i l p i p e l i n e 原油输送管道
4、供电系统、动力系统、热力系统和工艺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改进，使系统在高效、低耗状态下运行。4供电系统的节能经济运行 4.1提高功率因数，降低电能损耗 4.1.1安装功率因数监测表，功率因数未达到0.9以上者，应进行无功补偿。页面 1/5原油输送管道节能经济运行规范 中国石油天然气集团公司企业标准（Q/CNPC42-2 0 0 1）链接：w w w.c h i n a-n e n g y u a n.c o m/t e c h/910 6 1.h t m l 来源：新能源网 c h i n a-n e n g y u a n.c o m 4.1.2 应
5、采取无功功率就地补偿技术，根据所需补偿无功功率容量和用电设备的分布情况等因素，选择多种方式进行补偿。4.2 降低电力线路的电能损耗 4.2.1降低供电线损，按照G B/T 348 5的要求，线损率应达到下列指标：a)一次变压，3.5%以下。b)二次变压，5.5%以下。4.2.2 应综合考虑负荷功率、供电可靠性、设备投资、运行维护、电源距离等因素，选择供电电压等级，减少变压层次，采用高电压，取消不必要的低电压。4.2.3变(配)电所及配电变压器的安装位置应接近负荷中心，缩短供电线路半径。对于多负荷点，应将配电变压器安装在重负荷点附近。4.2.4应按经济电流密度选择导线截面。4.2.5长期电压降达
6、不到要求的，主变压器应采用有载调压变压器，以避免设备非正常电压运行。4.2.6 供电装置上使用的指示灯和照明灯应选择节能型。4.2.7 应采取以下有效的管理措施：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。c)安装必要的计量仪表，加强计量管理。4.3降低电力变压器的电能损耗 4.3.1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。4.3.2 常年负荷小于30%的变压器，应调换合适容量的变压器。4.3.3两台及两台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。4.3.4应采取以下措施，提高变压器的功率因数：a)避
7、免变压器轻载、空载运行。b)在变压器低压侧安装并联电容器。4.3.5应改造在用高耗能变压器：a)更换变压器铁芯，用冷轧硅钢片取代热轧硅钢片。b)更换导线，把铝导线换成铜导线，重新制作高、低压线圈，并增加线圈匝数。5动力系统的节能经济运行 5.1输油泵 页面 2 /5原油输送管道节能经济运行规范 中国石油天然气集团公司企业标准（Q/CNPC42-2 0 0 1）链接：w w w.c h i n a-n e n g y u a n.c o m/t e c h/910 6 1.h t m l 来源：新能源网 c h i n a-n e n g y u a n.c o m 5.1.1应选用高效离心泵。
8、5.1.2 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。5.1.3应根据输量的波动范围优化泵组合，使输油泵始终在高效区工作。5.1.4应采用叶轮切割、拆级，使泵压与管压匹配，减少节流损失。5.1.5对输油泵的调节，宜采用进口流量调节。5.2 原动机 5.2.1对于电力供应有保障的管道，宜采用电动机，并使负载率达到7 5%以上。5.2.2 电动机正常负载率低于6 0%的，应更换为小容量电动机。5.2.3采用燃气轮机或柴油机，或选择热效率高、能以所输原油作为燃料、性能稳定可靠的机组，其热效率应不低于40%。5.2.4当需要调速时，经技术经济比较后，应选
9、择调速装置或可调速的原动机。5.3辅助系统 5.3.1输油泵机组的润滑、冷却系统应完好并运行正常。5.3.2 输油泵机组应有完善的漏油及污油回收系统。5.4技术管理措施 5.4.1应根据负荷变化，及时调整在线设备和运行参数。5.4.2 应定期对输油泵机组进行运行效率监测。5.4.3应定期检查、维护输油泵机组及其控制系统、仪表、阀门、管路，使之处于正常状态。5.4.4应建立系统运行日志、耗能记录和设备技术档案。6 热力系统的节能经济运行 6.1原油加热系统 6.1.1应选用合理的加热方式，对原油直接加热或间接加热。6.1.2 应根据所输原油的性质和工艺要求，确定最优加热温度，并保证最优输送温度。
10、6.1.3原油直接加热方式时，应控制通过加热炉的流量及冷油掺和流量，以减少炉管压降损失。6.1.4原油间接加热方式时，应采用合理的换热器流程，以减少原油流经换热器的压降损失。6.2 伴热系统 6.2.1生产用热和生活用热应分开计量。6.2.2 供热系统产生的凝结水，在技术可行、经济合理的前提下，应回收，回收率应大于6 0%。页面 3/5原油输送管道节能经济运行规范 中国石油天然气集团公司企业标准（Q/CNPC42-2 0 0 1）链接：w w w.c h i n a-n e n g y u a n.c o m/t e c h/910 6 1.h t m l 来源：新能源网 c h i n a-
11、n e n g y u a n.c o m 6.2.3热力管道及附件不得有可见的漏气、漏水现象。6.2.4热力管道及附件的保温应符合G B/T 42 7 2 的规定。6.2.5对电伴热的管段，应逐步由面热源技术取代线热源技术。6.3供热设备 6.3.1加热炉应要求热效率高、流动阻力小、能适应管道流量变化，以达到长期安全运行的目的。6.3.2 应比较原油、原煤和天然气的能源利用率和经济性，采用合适的燃料。6.3.3应合理采用加热炉、锅炉自动控制系统。6.3.4应采用高效火嘴和高效吹灰器，吹灰周期不宜超过8 h 0 6.3.5对于夏季可以停炉或有备用炉的管道，应利用停炉时机清理炉管受热面 6.3.
12、6 可以由1台设备承担的热负荷，应避免由两台或两台以上的设备承担。6.3.7 加热炉的燃料应进行计量，其计量精度应为10.5%。6.3.8 供热锅炉的热效率、排烟温度、空气过剩系数应符合(G B/T 15317 的规定。6.3.，加热炉排烟温度、空气系数应符合SY/T 6 2 7 5的规定。6.3.10 供热系统的辅助设备、泵类、风机的经济运行应符合G B/T 1346 6 和G B/T 1346 9的规定。6.3.11锅炉和加热炉的风机宜采用变频调速技术调节供风量。6.4技术管理措施 6.4.1供热设备、管网等应安装监测仪表，监视系统运行情况，并定期进行运行效率监测。6.4.2 应根据热负荷
13、变化，及时调整设备运行台数和运行参数。6.4.3按照工艺要求，应严格控制介质加热温度。6.4.4应定期检查、维护燃烧装置、供风装置、控制系统、管路、阀门、仪表。6.4.5应建立热力系统的运行日志、耗能记录和设备技术档案。7 工艺系统的节能经济运行 7.1输送方案 7.1.1应根据管输原油的性质、管道所处的环境以及管道设备和材料，选择最经济的输送方案，如加热输送，热处理输送，稀释输送，添加降凝剂、减阻剂等原油改性剂输送，常温输送等。7.1.2 对于低负荷管道，力求不采用正反输交替运行方式，宜采用添加原油改性剂、间歇输送方案。7.1.3应采用密闭输送工艺，消除进站余压损失和出站节流损失。7.1.4
14、对于加热输送管道，应保持经济运行温度和最优加热(热处理)温度；应采用先炉后泵工艺流程，提高加热炉的安全性和输油泵的效率。页面 4/5原油输送管道节能经济运行规范 中国石油天然气集团公司企业标准（Q/CNPC42-2 0 0 1）链接：w w w.c h i n a-n e n g y u a n.c o m/t e c h/910 6 1.h t m l 来源：新能源网 c h i n a-n e n g y u a n.c o m 7.1.5应根据各管道的情况，确定几个不同的经济运行输量台阶。7.1.6 应利用库区与装油点之间的位差，采用自流装车、装船，减少泵运行的时间；控制装车、装船温度，
15、以满足合同规定的最低要求为目标。7.1.7 应利用峰谷电价政策，采用避峰填谷方案。7.2 优化运行 7.2.1应采用SCA D A 系统集中控制，实现优化运行。7.2.2 应采用完善的水击控制系统，保证管道在高参数(压力、流量)下安全运行。7.2.3应根据月输油计划，对收油量、销油量和首末站库存量进行综合平衡；利用计算机编制最优运行方案，确定全线运行泵机组和加热炉。7.2.4当有数台相同规格的耗能设备可供选择时，宜保证高效设备有较长的在线时间。7.2.5应根据输油量和外部自然条件的变化，及时调整工艺参数和运行方式。7.3清管 7.3.1对于含蜡原油管道，应根据管线结蜡规律，确定合理的清管周期，
16、以提高管道运行效率，减少能量消耗。7.3.2 对于低负荷管道，在确定清管周期时，应进行热力和水力条件的平衡，并对油电消耗进行比较。7.4输差控制 7.4.1应采用密闭输送流程、以消除由于中间罐引起的蒸发损耗及水和沉淀物析出损耗，减少中间罐油品占用。7.4.2 首末站罐区宜采用浮顶油罐，减少蒸发损耗。7.4.3应采用管道流量计动态计量，提高计量准确性。7.5技术管理措施 7.5.1对于有翻越点的管道，应严格控制高点压力。7.5.2 应通过出站调节阀，高、低压泄压阀，自动调节管道特性；应采用变频调速电动机，在电动机和输油泵之间安装变速器自动调节泵站特性，达到管泵匹配，减少节流损失。7.5.3输油压
17、力自动调节系统，在正常输油时应具有减少节流损失的功能，调节阀通常处于不节流位置，调节阀正常节流值不得超过0.2 M Pa。7.5.4应简化站内工艺流程，加强站内管线保温，减少站内压降及散热。7.5.5储存热油的储油罐外壁和浮盘应采用保温措施，减少热损失。7.5.6 消防泵的定期运行应安排在电力负荷低谷时段进行。7.5.7 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。原文地址：h t t p:/w w w.c h i n a-n e n g y u a n.c o m/t e c h/910 6 1.h t m lPo w e r e d b y T CPD F(w w w.t c p d f.o r g)页面 5/5