SY/T 6723-2025 输油管道系统经济运行规范

ICS 75-010 CCSE 01

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 6723—2025

代替SY/T 6723—2014

输油管道系统经济运行规范

Economical operation specification for oil transportation pipeline system

2025-12-18发布 2026—06-18实施

国家能源局发布

目次

前言 Ⅲ

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 1

4 总体要求 2

5 管理要求 2

6 技术要求 2

7 判别与评价 6

参考文献 9

I

前言

本文件按照GB/T 1.1—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/T 6723—2014《输油管道系统经济运行规范》,与SY/T 6723—2014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“范围”的相关内容(见第1章，2014年版的第1章);

b) 增加了术语“输油管道系统”及其定义(见3.1);

c) 删除了术语“工艺系统”“配电系统”“动力系统”“热力系统”“SCADA系统”及其定义(见 2014年版的3.1、3.2、3.3、3.4、3.6);

d) 更改了术语“输油管道系统经济运行”的定义(见3.2,2014年版的3.5);

e) 增加了“总体要求”章节内容(见第4章);

f) 增加了“管理要求”章节内容(见第5章);

g) 删除了纳米复配降凝剂处理温度的要求(见2014年版的4.1.5);

h) 删除了采用避峰填谷的运行要求(见2014年版的4.1.11);

i) 删除了成品油管道制定运行方案的相关原则(见2014年版的4.3.4);

j) 更改了SCADA系统使用的要求(见6.1.2.2,2014年版的4.2.2);

k) 增加了在线回掺的混油处理方式(见6.1.3.9);

1)删除了在用三相配电变压器使用标准的要求(见2014年版的5.3.2);

m) 增加了降低用电成本的相关内容(见6.2.4);

n) 增加了三相异步电动机的经济运行应符合GB/T 12497的要求(见6.3.2.1);

o) 增加了加热炉主要参数符合GB/T 34165的要求(见6.4.1.3);

p) 增加了直接式加热炉应喷涂节能涂料与调整燃烧器风油 (气)配比的要求(见6.4.1.5);

q) 增加了成品油管道末站拔头装置的经济运行要求(见6.4.1.7);

r) 增加了疏水阀的漏汽率应符合GB/T 22654的要求(见6.4.2.2,2014年版的7.2.2);

s) 增加了商储罐区的储罐温度控制方式(见6.4.2.4);

t) 增加了低凝油储罐布置位置的要求(见6.4.2.5);

u) 删除了供热系统中燃煤加热炉的吹灰要求(见2014年版的7.3.4);

v) 增加了输油站场生活取暖的经济措施(见6.4.3.9);

w) 增加了“判别与评价”章节内容(见第7章)。

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/TC 24) 提出并归口。

本文件起草单位：国家管网集团北方管道有限责任公司、国家石油天然气管网集团有限公司东北分公司、国家石油天然气管网集团有限公司油气调控中心、国家石油天然气管网集团有限公司科学技术研究总院分公司、辽宁石油化工大学、东北石油大学、大庆油田有限责任公司、中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司。

本文件主要起草人：陶江华、刘祁、张玉蛟、魏然、曹莹、邓忠华、潘腾、胡志勇、孟岚、舒军星、严佳伟、杨璧泽、富崇悦、张新林、孙东旭、李铖、张天阳、于巧燕、张贺、马中山、李辉。

Ⅲ

本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

——2008年首次发布为SY/T 6723—2008,2014年第一次修订; ——本次为第二次修订。

IV

1 范围

本文件规定了输油管道系统经济运行的总体要求、管理和技术要求，描述了经济运行的判别和评价方法。

本文件适用于陆上原油和成品油输送管道，海上输油管道可参照执行。

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/T 4272 设备及管道绝热技术通则

GB/T 10180 工业锅炉热工性能试验规程

GB/T 12497 三相异步电动机经济运行

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/T 13469 离心泵、混流泵与轴流泵系统经济运行

GB 18613 电动机能效限定值及能效等级

GB 19762 离心泵能效限定值及能效等级

GB 20052 电力变压器能效限定值及能效等级

GB/T 22654 蒸汽疏水阀技术条件

GB 24500 工业锅炉能效限定值及能效等级

GB 24848 石油工业用加热炉能效限定值及能效等级

GB 30253 永磁同步电动机能效限定值及能效等级

GB 30254 高压三相笼型异步电动机能效限定值及能效等级

GB/T 34165 油气输送管道系统节能监测规范

DL/T 985 配电变压器能效技术经济评价导则

SY/T 6066 原油输送管道系统能耗测试和计算方法

SY/T 6381 石油工业用加热炉热工测定

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

输油管道系统 oil transportation pipeline system 由输油管线、输油站及辅助设施所组成的系统。

3 .2

输油管道系统经济运行 economical operation for oil transportation pipeline system

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、优化配置和技术进步，使输油管道系统在低耗、高效状态下运行。

4 总体要求

4.1 输油管道系统经济运行应遵循安全环保节能的相关规定。

4.2 应对用能设备定期开展节能监测和节能诊断分析，查找节能潜力，提出改进措施。

4.3 不应使用国家明令淘汰的工艺和设备。

4.4 输油管道系统应推进能源综合利用与新能源应用，通过多能互补、清洁能源替代、余能回收等措施优化能源结构，降低能耗。

5 管理要求

5.1 应建立并不断完善输油管道系统的运行管理、状态监测、设备维护与维检修等规章制度，并有效运行。

5.2 应定期检查和维护燃烧装置、供风装置、控制系统、仪表、阀门、管路，使之处于正常状态。

5.3 应建立输油管道系统重点设备及单元的运行日志、耗能记录和设备技术档案。

5.4 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。

5.5 应优化站内运行流程，定期编制优化运行方案。

5.6 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。

5.7 应定期开展清管作业，根据结蜡规律平衡水力和热力条件，结合百公里摩阻，对热力、动力消耗进行评价后确定清管周期。

5.8 应制订供配电系统电量管理制度和线损管理制度，加强电耗定额管理和负荷测试与记录，定期开展线损分析工作。

5.9 应制订能源绩效指标并进行考核奖惩。

5.10 应对管理和操作人员进行经济运行培训。

5.11 加强站内设施保温维护，符合GB/T 4272的规定。

5.12 低压三相异步电动机的额定效率应不低于GB 18613中电动机能效等级要求，高压电动机的额定效率应不低于GB 30254中电动机能效等级要求，永磁同步电动机的额定效率应不低于GB 30253 中电动机能效等级要求。

5.13 离心泵的额定效率应不低于GB 19762中泵能效等级要求。

5.14 燃油(气)加热炉的额定热效率应不低于GB 24848中加热炉节能评价值要求。

5.15 配电变压器的额定空载损耗和额定负载损耗均应不高于GB 20052中配电变压器能效限定值要求。

5.16 锅炉的额定热效率应不低于GB 24500中工业锅炉能效等级要求。

6 技术要求

6.1 工艺系统

6.1.1 输送工艺

6.1.1.1 应根据油品物性、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

2

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。

6.1.1.2 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，不宜采用正反输交替运行方式。

6.1.1.3 输油管道应采用密闭输送工艺。

6.1.1.4 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℃,原油凝点测试时间间隔不应大于24h。

6.1.1.5 采用添加原油改性剂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℃。

6.1.1.6 热油管道应采用先炉后泵工艺流程。

6.1.1.7 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。

6.1.1.8 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。

6.1.1.9 应合理控制装车、装船温度。

6.1.2 优化运行

6.1.2.1 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。

6.1.2.2 输油管道系统宜采用SCADA 系统实现集中控制，系统宜集成能源计量仪表配置、能效、绩效参数监测及考核机制。

6.1.2.3 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。

6.1.2.4 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，调节阀正常节流值不宜超过0.5 MPa。

6.1.2.5 应根据输油量和运行条件的变化，及时调整工艺系统的在线运行设备的台数、组合方式和运行参数。

6.1.2.6 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。

6.1.2.7 对于有翻越点的管道，应严格控制高点压力不低于0.2 MPa。

6.1.2.8 应减少储油罐液位的升降和倒罐的次数，同时保证定期活罐。

6.1.3 成品油管道混油控制

6.1.3.1 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， 宜将密度相近的油品相邻输送。

6.1.3.2 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。

6.1.3.3 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，单个批次油品的合格油品损失率宜控制在3% 以内。

6.1.3.4 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。

6.1.3.5 管道计划停输时宜将混油段停在地势平坦区域。

3

6.1.3.6 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。

6.1.3.7 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入存储前行油品的储罐，富含后行油品的混油切入存储后行油品的储罐。

6.1.3.8 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入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或在线回掺，剩余两端混油进罐后通过自然掺混方式处理。

6.2 配电系统

6.2.1 提高功率因数

6.2.1.1 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。

6.2.1.2 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;

c) 当工艺条件适当时，可采用高压同步电动机驱动输油泵;

d) 当采用变频调速技术时，应加装电抗器进行无功补偿。

6.2.2 降低电力线路电能损耗

6.2.2.1 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：7.0%。

6.2.2.2 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。

6.2.3 降低变压器电能损耗

6.2.3.1 变压器的经济运行应符合GB/T 13462的规定。

6.2.3.2 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。

6.2.3.3 变压器的更换应符合DLT 985的规定，经技术经济评价，条件不具备且变压器的负载率长期小于30%时，应调换合适容量的变压器。

6.2.3.4 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。

6.2.3.5 应避免变压器轻载、空载运行，提高变压器的功率因数。

6.2.4 降低用电成本

6.2.4.1 应优选售电公司开展电力市场化交易，取得优势电价。

6.2.4.2 应跟踪国家用电政策变化，实时调整电费结算方式。

6.2.4.3 输油站场应采用声控灯及可根据光线自适应调整亮度的高杆灯等节能灯具。

6.2.4.4 具备条件的输油站场，应优先采用太阳能、风能等新能源作为生活辅助用电。

4

6.3 动力系统

6.3.1 输油泵

6.3.1.1 输油泵的经济运行应符合GB/T 13469的规定。

6.3.1.2 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。

6.3.1.3 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。

6.3.1.4 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。

6.3.1.5 应定期对输油泵机组进行节能监测，监测报告宜作为泵大修的参考依据。

6.3.1.6 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。

6.3.2 驱动机

6.3.2.1 三相异步电动机的经济运行应符合GB/T 12497的规定。

6.3.2.2 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。

6.3.2.3 当电动机正常负载率长期低于60%时，应更换为小容量电动机及配套输油泵。

6.3.2.4 对于电力供应无保障的输油管道，宜采用燃气或燃油发电机组，其热效率应不低于40%。

6.3.2.5 输量变化范围较大的动力系统，经技术经济比较后，应优先采用变频调速电动机。

6.3.3 辅助系统

6.3.3.1 应推广应用高效电动机、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。

6.3.3.2 输油泵机组的密封、润滑、冷却系统应完好并运行正常。

6.3.3.3 输油泵机组应有完善的漏油及污油回收系统。

6.4 热力系统

6.4.1 原油(成品油)加热系统

6.4.1.1 应充分考虑系统用能的优化，选用合理的加热方式。

6.4.1.2 应根据所输原油性质和工艺要求，合理确定热力系统的加热温度。

6.4.1.3 加热炉的热效率、排烟温度、空气系数应符合GB/T 34165的规定。

6.4.1.4 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。

6.4.1.5 直接式加热炉应喷涂节能涂料，定期优化调整燃烧器风油(气)配比。

6.4.1.6 间接加热方式应采用合理的换热流程，减少压降损失。

6.4.1.7 成品油管道拔头装置应优先选用高效分馏塔、低能耗换热器及变频器，优化工艺参数、定期进行设备维护。

6.4.2 伴热系统

6.4.2.1 供热系统产生的凝结水应回收。

6.4.2.2 热力管道及其附件不宜有漏汽、漏水现象，疏水阀的漏汽率应符合GB/T 22654的规定。

6.4.2.3 热力管道及附件的保温应符合GB/T 4272的规定。

6.4.2.4 商储油储罐库区，应根据周转量及周转周期采取差温管控方式，减少大罐伴热能耗。

6.4.2.5 加热与常温共存罐区，宜将低凝油储罐布置在伴热管网末端，提高冷凝水回收率。

5

6.4.3 供热设备

6.4.3.1 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和锅炉。

6.4.3.2 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。

6.4.3.3 宜采用加热炉、锅炉自动控制系统。

6.4.3.4 应采用高效燃烧器和吹灰器，对于燃油加热炉，吹灰周期不宜超过8h。

6.4.3.5 应利用停炉时机，清理炉管受热面。

6.4.3.6 供热系统的泵类、风机的经济运行应符合GB/T 13466和 GB/T 13469的规定。

6.4.3.7 锅炉和加热炉的辅机宜采用变频调速技术。

6.4.3.8 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。

6.4.3.9 具备条件的输油站场应优选太阳能和热泵等用于生活和采暖。

7 判别与评价

7.1 计算

7.1.1 泵机组效率的测试及计算按SY/T 6066的规定执行。

7.1.2 燃油(气)加热炉热效率的测试及计算按SY/T 6381的规定执行。

7.1.3 锅炉热效率的测试及计算按GB/T 10180的规定执行。

7.2 设备的判别与评价

7.2.1 原油泵机组经济运行的评价指标要求见表1。

表1原油泵机组经济运行评价指标要求

评价项目

评价指标值

评价结论

Q≤200

200< Q≤400

400< Q≤600

600< Q≤800

800< Q≤1000

1000< Q≤1500

1500< Q≤2000

2000< Q≤3000

Q> 3000

机组效率

η, %

η ≥58

η ≥62

η ≥66

η ≥69

η≥71

η≥73

η≥ 73

η ≥74

η ≥75

运行经济

54≤η <58

58≤η <62

62≤η <66

65≤η <69

67≤η <71

69≤η <73

70≤η <73

71≤η <74

72≤η <75

运行合理

η <54

η <58

η <62

η <65

η <67

η <69

η <70

η <71

η <72

运行不经济

注：Q为泵额定排量，单位为立方米每小时(m³h)。

7.2.2 成品油泵机组经济运行的评价指标要求见表2。

表2成品油泵机组经济运行评价指标要求

Q≤300

300

0|600

00|900

00|1200

Q>1500

η≥ 66

η≥ 70

η≥ 72

η≥75

η ≥76

66≤η <70

68≤η<72

70≤η <74

71≤η <75

72≤η <76

η <66

η <68

6

7.2.3 燃油加热炉经济运行的评价指标要求见表3。

表3燃油加热炉经济运行评价指标要求

D≤1.8

1.8

2.5

5.0

D>8.0

热效率 η %

η≥ 81

η≥ 85

η≥ 86

η≥88

η≥89

78≤η <81

82≤η<85

84≤η <86

86≤η <88

87≤η <89

η <78

η<82

η<84

η<86

η <87

注：D为加热炉额定容量，单位为兆瓦(MW)。

7.2.4 燃气加热炉经济运行的评价指标要求见表4。

表4燃气加热炉经济运行评价指标要求

热效率η

%

η≥83

η ≥86

η≥87

η ≥88

η ≥90

80≤η<83

83≤η <86

85≤η<87

88≤η <90

η <80

η <83

n<85

η <86

η <88

7.2.5 锅炉经济运行的评价指标要求见表5。

表5锅炉经济运行评价指标要求

D<0.7

0.7≤D<1.4|1.4

≤

D<2.8|2.8

≤D<

7.0|7.0

≤D<14.0

D≥14.0

η ≥78

η≥84

η ≥89

η≥90

75≤η <78

82≤η<84

89≤η<90

η <75

η <82

η <89

注：D为锅炉额定容量，单位为兆瓦(MW)。

7.3 系统的判别与评价

7.3.1 加热输油管道

7.3.1.1 加热输油管道系统进站温度经济运行的评价指标要求见表6。

表6加热输油管道系统进站温度经济运行评价指标要求

末站进站温度与管输油品凝点的差值△T

℃

△T≤3

3<△T≤5

△T>5

7

7.3.1.2 若末站进站温度与管输油品凝点的差值为运行不经济，则加热输油管道系统评价为运行不经济。

7.3.1.3 在末站进站温度与管输油品凝点的差值为运行经济的基础上，若泵机组、燃油(气)加热炉和锅炉的效率有2项运行经济，另一项为运行合理，则加热输油管道系统评价为运行经济;否则，系统评价为运行合理。

7.3.2 常温输油管道

7.3.2.1 若泵机组、锅炉的效率中有一项为不经济，则常温输油管道系统评价为运行不经济。

7.3.2.2 若泵机组、锅炉的效率均运行经济，则常温输油管道系统评价为运行经济;否则，系统评价为运行合理。

8

参考 文献

[1] GB/T 13468 泵类液体输送系统电能平衡测试与计算方法

[2] GB/T 15316 节能监测技术通则

[3] GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则

[4] GB/T 20901 石油石化行业能源计量器具配备和管理要求