作者：马建国
出版社：石油工业出版社
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油气田节能监测作业指导书试读：
内容提要
本书重点介绍了油气田主要生产系统和能耗设备的现场测试实施细则、主要耗能工质的理化分析方法、各类测试分析仪器的操作规程及现场测试相关的各类安全风险识别与防控手段。
本书可作为油气田节能监测现场测试人员操作行为指南和业务速查手册，也可作为从事节能监测的管理人员和技术人员日常培训之用。
图书在版编目(CIP)数据
油气田节能监测作业指导书/马建国主编.北京：石油工业出版社，2016.1
ISBN 978-7-5183-1068-5
Ⅰ.油…
Ⅱ.马…
Ⅲ. 油气田节能—监测—技术手册
Ⅳ.TE43-62
中国版本图书馆CIP数据核字(2015)第315103号
出版发行：石油工业出版社
(北京安定门外安华里2区1号 100011)
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2016年1月第1版 2016年1月第1次印刷
880毫米×1230毫米 开本：1/32 印张：5.5
字数：147千字
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版权所有，翻印必究
作者简介
马建国，男，1974年生，油气储运专业，硕士学位，高级工程师，全国专业标准化技术委员会（SCA/TC355/SC11）委员，石油工业专业标准化技术委员会（TC24）委员，曾多年从事长输油气管道、LNG、储气库、油气田集输等规划设计工作，目前从事油气田能管理工作，先后获全国优秀工程咨询成果一等奖1项、中国工程咨询协会一等奖1项、中国工程咨询协会三等奖1项，在核心刊物发表论文20于篇，联合主编《油气田节能监测工作手册》一书并出版《机械采油系统机能监测与评价方法》、《油气田能效对标》等著作7种。
《油气田节能监测作业指导书》编写组
主 编：马建国
成 员：廉守军 葛苏鞍 王 东 陈 燕
周胜利 帕尔哈提·阿布都克里木
张玉峰 王业开 付红雷 葛永广
李珍义 唐满红前 言
油气生产的各个流程环节、工艺系统存在着大量各类用能设备。开展重点用能设备的测试与评价是油气田企业节能降耗的基础工作，是保障节能法规贯彻执行的检验方法，是制订降耗提效措施的技术依据，是提高企业能源管理水平的有效抓手。
近年来，各油气田节能监测机构制定了各自适用的节能监测作业手册，对节能监测的主要项目、设备的节能监测程序和方法进行了细化描述。随着石油行业节能监测标准体系的不断完善，相关测试和评价标准基本覆盖了油气生产相关的主要用能设备和系统。由于对相关标准规范的理解深度不尽相同，各监测机构具体制定的测试实施细则、仪器操作规程和安全作业要求都存在着某些差异和分歧，并在一定程度上引起了测试人员的困惑和误解。为了进一步提高油气田节能监测机构对相关标准规范的正确理解和准确执行，我们组织编写了《油气田节能监测作业指导书》。
本书根据油气田节能监测相关内容分为三个部分：第一部分重点介绍各种生产系统和能耗设备的现场测试实施细则，以及主要耗能工质的理化分析方法；第二部分讲述与测试分析相关的各类测试仪器、分析仪器的操作规程；第三部分讲解与现场测试相关的各类安全风险识别与控制措施。
本书通过广泛的需求调研与分析、翔实的细节沟通与协调，集合行业内节能监测优秀人员的科学梳理和规范理解，立足于全面阐述节能监测人员从能耗设备测试到室内理化分析、从仪器操作使用到现场安全作业等各环节的技术规程与操作方法，真正实现了节能监测人员“一册在手、绝不犯愁”的期望。
本书可作为油气田节能监测人员的现场操作行为指南和业务速查手册，也可供从事节能监测的管理人员和技术人员日常培训之用。
本书由马建国统筹编排，并负责全书审核。本书是在各节能监测机构共同努力下完成的，参与编写的人员来自中国石油天然气集团公司节能技术监测评价中心(廉守军、周胜利、王业开)、中国石油天然气股份有限公司油田节能监测中心(王东、张玉峰、付红雷)、中国石油天然气集团公司西北油田节能监测中心(葛苏鞍、帕尔哈提·阿布都克里木、葛永广、唐满红)和中国石油天然气股份有限公司西南油气田重庆环境节能监测中心(陈燕、李珍义)。
由于编者经验水平有限，且需要协调统一的标准规范较多，疏漏之处恐难避免，欢迎广大读者批评指正(如有完善意见，请反馈至：majianguo@petrochina.com.cn)。2015年10月1 节能测试细则
节能测试是推进油气生产企业节能工作法制管理的重要手段，通过设备测试、能质检验等技术手段，能够对其能源利用状况进行定量分析，并依据国家有关能源法规和技术标准对用能单位的能源利用状况进行评价，目的是了解各油气田的能源利用水平，加强节约能源的宏观管理，保证节能法律法规和节能技术标准的贯彻执行，促进节能降耗工作的有效开展，提高经济效益，保证企业的可持续发展。1.1 注水系统
注水系统主要由注水泵站、注水管网、配水间及注水井(不包括井下部分)等组成，是油田保持地层压力、提高原油采收率、确保长期高产稳产的重要生产设备。本节主要介绍注水系统的节能监测方法。1.1.1 依据标准
(1)SY/T 5264《油田生产系统能耗测试和计算方法》。
(2)GB/T 31453《油田生产系统节能监测规范》。1.1.2 主测参数及仪器仪表要求说明
测试采用的仪器仪表需符合标准对准确度的要求，且在有效检定(校验)周期内，推荐使用表1.1中的仪器仪表。表1.1 注水系统测试推荐仪器仪表1.1.3 监测准备
(1)确定监测对象，划分被监测系统的范围。
(2)基础资料的收集，包括被测系统的工艺流程主要运行参数、额定生产能力、当前生产能力、主要设备的设备档案、节能技术应用情况等与测试有关的资料。
(3)测试负责人应由熟悉标准并有测试经验的专业人员担任，测试过程中测试人员不宜变动。应根据标准规定，结合具体情况制定测试方案。测试方案应包括：
① 测试任务和要求。
② 测试项目。
③ 测点布置与测试仪器。
④ 人员组成与分工。
⑤ 测试进度安排等。
(4)检查测试仪器，测试仪器应满足现场要求,仪器应具有检定或校准证书且在有效期内，仪器准确度应符合相关标准要求。测试后应对测试仪器的状况进行复核。
(5)负责人职责：
① 负责项目方案的编写。
② 负责测试人员任务派发。
③ 负责对测试人员执行相应的标准或技术规范进行监督。
④ 负责对监测工作程序的执行情况进行监督等。
(6)测试人员职责：
① 掌握相关检测项目标准，具备相关专业知识和能力。
② 负责正确选用、使用测试仪器设备，所用仪器设备必须在检定周期内。
③ 依据检测标准记录测试数据。
④ 负责对检测环境的观察、记录。负责检测中的安全检查，发现隐患，及时报告项目负责人。
⑤ 根据测试方案开展现场测试，根据测试分工做好测试准备(记录、仪器、资料等)。
⑥ 测试人员必须服从项目负责人安排，按时、按质、按量完成测试任务。1.1.4 现场测试1.1.4.1 测点布置
各油田注水系统流程略有不同，但大体结构类似，注水系统测点布置示意图如图1.1所示。
(1)电动机控制装置输入端:测量电参数。
(2)注水泵入口:测量进口管径、进口压力及流量。
(3)注水泵出口:测量出口管径及出口压力。
(4)注水管网汇管处：测量管压及回流量。
(5)注水站出口：测量出站压力及流量。
(6)配水间分水器前：测量单井压力及流量。
(7)注水井井口：测量井口压力及流量。图1.1 注水系统测点布置示意图1.1.4.2 仪器安装和数据采集
(1)电参数：将测试仪器按其相序对应接入配电箱电源输入端，正确选择测量方式、接线方式，正确设置电流量程和电压量程，同步测量电流、电压、功率因数、输入功率等参数。对于高压电动机拖动的泵机组，其测点宜选在计量仪表信号的输入端。
(2)介质流量：应在介质管路上采用流量计测定，且安装环境符合仪表的使用要求。当使用超声波流量计测量时，传感器应安装在上游大于10D(D为被测管线直径)、下游大于5D的直管段上，安装部位应无污、漆、锈，管内必须充满流体，不应包含有涡状流、泡流。
(3)泵吸入、排出压力：测量点应在距泵进口法兰、出口节流阀连接法兰前后中心线0.5m以内(压力表引线内不应有死油或空气)。
(4)压力表高差：用钢卷尺测量出口、进口压力表中心线的位势差。
(5)介质温度：测点应布置在管道截面上介质温度比较均匀的位置。1.1.4.3 现场检查
(1)全面检查泵机组各部件运行状况是否正常，如有不正常现象应及时排除。
(2)正式测试应在被测对象工况稳定后开始进行。工况稳定是指被测对象的主要运行参数波动在测试平均值的±5%以内。
(3)测试的时间选择和测算数值的取值应具有平均值的代表性。对一个测试单元的各个参数的测试应在同一时间内进行，测取数据的时间间隔应采取等时间间隔的办法，一般为5～15min，每个测点的测试次数应不少于3次。
(4)泵及电动机等设备不得使用国家公布的淘汰产品。
(5)应按GB 17167《用能单位能源计量器具配备和管理通则》、GB/T 20901《石油石化行业能源计量器具配备和管理要求》的规定配备能源计量器具。
(6)应有泵机组的运行、检修记录。
(7)检查泵机组节能技术应用、改造情况。1.1.4.4 测试步骤
(1)检查仪表是否完好无损，开关、按钮是否灵活，仪表其他配件是否完好。
(2)检查被监测设备运行工况是否正常。
(3)检查供电电源及环境条件是否符合要求。
(4)仪器仪表根据测试方案、测试部位及使用说明进行安装和接线。
(5)仪器仪表按有关操作规程进行操作,测试与记录按照测试方案和原始记录表进行。
(6)正式测试时，各测试项目必须同时进行。
(7)测试人员必须在每次测试后立即向测试负责人汇报该次测试情况。对记录错误数据的修改，按质量管理程序文件中的有关规定执行。
(8)测试结束后，检查所取数据是否完整、准确，异常数据应查明原因，以确定剔除或重新测试。
(9)测试结束后，检查被测设备及仪器仪表是否完好并记录在原始记录中。
(10)将仪器仪表擦拭干净，装箱。1.1.5 报告编写
(1) 数据处理：对测试数据进行分析整理，可不进行误差分析，但对偏离正常观测值较大的数据应舍去，然后求其算术平均值作为实测值，有效数字位数与测量准确度相符合。
(2)计算方法：按SY/T 5264《油田生产系统能耗测试和计算方法》中规定的方法进行计算。
(3)评价方法：按GB/T 31453《油田生产系统节能监测规范》及SY/T 6569《油田注水系统经济运行规范》中规定的方法进行评价。
(4)分析与建议：应对注水泵机组功率因数、机组效率、节流损失率、管网效率及系统效率进行分析和评价，并提出合理化建议。
(5)编写测试报告：按SY/T 5264《油田生产系统能耗测试和计算方法》的规定编写，测算结果的有效数字位数应与测量准确度相符合。
(6)编写节能监测报告：按Q/SY 1578《节能监测报告编写规范》中规定的内容和格式要求编写。1.1.6 注意事项
(1)测试负责人应了解被测设备的工艺及运行状况，认真做好测试方案的编写工作。
(2)测试人员应服从负责人的统一安排，按时并保质、保量地完成测试工作。
(3)在测试过程中，若被测设备或仪器仪表出现故障，应立即停止测试，及时排除故障，然后再按要求测试。
(4)测试期间，泵机组应正常运行，主要参数波动不超过标准要求。
(5)测试数据应采用等时间间隔进行录取，一般为5～15min，每个测点的测试次数应不少于3次。
(6)在测试过程中，如测量超差或测试结果散布太大，应及时分析查明原因，待排除故障后重新测试。1.1.7 安全要求
(1)在测试过程中，若发生停水、停电或其他人力不可避免的自然灾害时，应及时关闭测试仪器仪表开关，停止测试，并注意安全。
(2)在测试过程中，测试仪器仪表发生意外损坏时，查明损坏原因，按质量管理的程序文件中对设备管理的办法处理。
(3)测试人员要巡回检查，当发生安全事故时，要及时保护现场，并报安全部门进行处理。1.2 稠油热采蒸汽发生器
稠油具有高黏度和高凝点的特性，一般采用热力采油方式开采。通过向井下注入高温、高压蒸汽，采用蒸汽吞吐、蒸汽驱工艺采油是稠油热力开采常用的生产方式。稠油热采蒸汽发生器主要用于生产饱和、过热蒸汽，是稠油热力开采的主要用能设备。本节主要介绍油田燃油、燃气稠油热采蒸汽发生器节能监测方法。1.2.1 依据标准
依据SY/T 6835《稠油热采蒸汽发生器节能监测规范》。1.2.2 主测参数及仪器仪表要求说明
测试采用的仪器仪表需符合标准对准确度的要求，且在有效检定(校验)周期内，推荐使用表1.2中的仪器仪表。表1.2 稠油热采蒸汽发生器测试推荐仪器仪表续表注:1.由于烟气中CH和H的含量对测试结果影响甚小，且一般仪器不能达到42该技术要求，故在测算中省略。2.由于碳未完全燃烧热损失在总损失中所占比例很小，且炭黑浓度测定仪目前尚无检定单位，故在测试、计算中略去不计。3.凡使用外协或在线测量仪表均应达到标准要求的技术指标，且在有效检定(校验)周期内。1.2.3 监测准备
(1)确定监测对象，划分被监测系统的范围。
(2)基础资料的收集，包括被测系统的工艺流程主要运行参数、额定生产能力、当前生产能力、主要设备的设备档案、节能技术应用情况等与测试有关的资料。
(3)测试负责人应由熟悉标准并有测试经验的专业人员担任，测试过程中测试人员不宜变动。应根据标准规定，结合具体情况制定测试方案。测试方案应包括：
① 测试任务和要求。
② 测试项目。
③ 测点布置与测试仪器。
④ 人员组成与分工。
⑤ 测试进度安排等。
(4)检查测试仪器，测试仪器应满足现场要求,仪器应具有检定或校准证书且在有效期内，仪器准确度应符合相关标准要求。测试后应对测试仪器的状况进行复核。
(5)负责人职责：
① 负责项目方案的编写。
② 负责测试人员任务派发。
③ 负责对测试人员执行相应的标准或技术规范进行监督。
④ 负责对监测工作程序的执行情况进行监督等。
(6)测试人员职责：
① 掌握相关检测项目标准，具备相关专业知识和能力。
② 负责正确选用、使用测试仪器设备，所用仪器设备必须在检定周期内。
③ 依据检测标准记录测试数据。
④ 负责对检测环境的观察、记录。负责检测中的安全检查，发现隐患，及时报告项目负责人。
⑤ 根据测试方案开展现场测试，根据测试分工做好测试准备(记录、仪器、资料等)。
⑥ 测试人员必须服从项目负责人安排，按时、按质、按量完成测试任务。1.2.4 现场测试1.2.4.1 测点布置
各类稠油蒸汽发生器大体结构基本类似，测点布置如图1.2所示。图1.2 稠油热采蒸汽发生器测点布置示意图—温度计；—蒸汽取样器；—压力表；—流量计
(1)给水管线：测量给水流量、温度、压力、给水电导率。
(2)蒸汽管线：测量蒸汽温度、压力、炉水电导率。
(3)排烟烟道：测量排烟温度、烟气组分。
(4)燃料管线：测量燃料流量、温度、压力，燃料取样(组分分析)。
(5)炉体表面：测量表面温度。
(6)燃烧器前：测量进风温度。
(7)炉体周围：测量环境温度、风速。1.2.4.2 仪器安装和数据采集
(1)燃料取样：
① 液体燃料：应在整个测试期内从燃烧器前的管道中，在开始测试后0.5h内、测试期中、测试结束前0.5h内分3次抽取2L以上的原始试样，混合均匀后立即倒入两只约1L的容器内，加以密封，并做上封口标记。
② 气体燃料：可在燃烧器前管道取样装置上，接上燃气取样器取样，分两次各抽取1L以上试样，并做标记。
(2)燃料消耗量：应采用流量计来测定，且安装环境符合仪表的使用要求，同时在流量点附近测出燃料的温度和压力。
(3)给水流量：应在给水管线上采用流量计测定，且安装环境符合仪表的使用要求。当使用超声波流量计测量时，传感器应安装在上游大于10D(D为被测管线直径)、下游大于5D的直管段上，安装部位应无污、漆、锈，管内必须充满流体，不应包含有涡状流、泡流。
(4)介质压力：测点应布置在直管道截面上，压力表引线内不应有空气。
(5)介质温度：测点应布置在管道截面上介质温度比较均匀的位置。2
(6)表面温度：测点的布置应具有代表性。一般0.5～1m一个测点，取其算术平均值。在炉门、烧嘴孔、焊孔等附近，边距300mm范围内不应布置测点。
(7)排烟温度：测点应选在蒸汽发生器最后一级尾部受热面1m以内的烟道上，温度计应插入烟道中心处，并保持温度计插入处的密封。
(8)烟气组分：测点应选在蒸汽发生器最后一级尾部受热面1m以内的烟道上，取样探头应插入烟道中心处，并保持插入处的密封。
(9)蒸汽干度：蒸汽干度采用电导率法进行测试。在蒸汽发生器给水管线水样取样处取样，用电导仪测量给水电导率； 在蒸汽发生器蒸汽出口管线蒸汽取样处取样，用电导仪测量炉水电导率。
(10)环境温度及风速：应在被测设备周围1m处测量，测点应不少于4个，取其平均值。1.2.4.3 现场检查
(1)全面检查被测设备各部件运行状况是否正常，如有不正常现象应及时排除。
(2)正式测试应在被测对象工况稳定后开始进行。工况稳定是指被测对象的热负荷、主要运行参数波动在测试平均值的±5%以内。
(3)测试的时间选择和测算数值的取值应具有平均值的代表性，每次监测持续时间应不少于1h。除去需要化验分析的项目、表面温度外，各参数的测试应同步进行，测试数据应采取等时间间隔的办法录取，一般为10～20min录取1次，取算术平均值作为测试结果。
(4)被测设备及辅机不得使用国家公布的淘汰产品。
(5)应按GB 17167《用能单位能源计量器具配备和管理通则》、GB/T 20901《石油石化行业能源计量器具配备和管理要求》的规定配备能源计量器具。
(6)应有被测设备的运行、检修记录。
(7)检查被测设备节能技术应用、改造情况。1.2.4.4 测试步骤
(1)检查仪表是否完好无损，开关、按钮是否灵活，配件是否完好。
(2)检查被监测设备运行工况是否正常。
(3)检查供电电源及环境条件是否符合要求。
(4)仪器仪表根据测试方案、测试部位及使用说明进行安装和接线。
(5)仪器仪表按有关操作规程进行操作,测试与记录按照测试方案和原始记录表进行。
(6)正式测试时，各测试项目必须同时进行。
(7)测试人员必须在每次测试后立即向测试负责人汇报该次测试情况。对记录错误数据的修改，按质量管理程序文件中的有关规定执行。
(8)测试结束后，检查所取数据是否完整、准确，异常数据应查明原因，以确定剔除或重新测试。
(9)测试结束后，检查被测设备及仪器仪表是否完好并记录在原始记录中。
(10)将仪器仪表擦拭干净，装箱。1.2.5 报告编写
(1)数据处理：对测试数据进行分析整理，可不进行误差分析，但对偏离正常观测值较大的数据应舍去，然后求其算术平均值作为实测值，有效数字位数与测量准确度相符合。
(2)计算方法：按SY/T 6835《稠油热采蒸汽发生器节能监测规范》中规定的方法进行计算。
(3)评价方法：按SY/T 6835《稠油热采蒸汽发生器节能监测规范》中规定的指标及方法进行评价。
(4)分析与建议：应对稠油热采蒸汽发生器热效率、排烟温度、空气系数、表面温度进行分析和评价，并提出合理化建议。
(5)编写测试报告：按SY/T 6835《稠油热采蒸汽发生器节能监测规范》中的规定编写，测算结果的有效数字位数应与测量准确度相符合。
(6)编写节能监测报告：按Q/SY 1578《节能监测报告编写规范》中规定的内容和格式要求编写。1.2.6 注意事项
(1)测试负责人应了解被测设备的工艺及运行状况，认真做好测试方案的编写工作。
(2)测试人员应服从负责人的统一安排，按时并保质、保量地完成测试工作。
(3)在测试过程中，若被测设备或仪器仪表出现故障，应立即停止测试，及时排除故障，然后再按要求测试。
(4)测试期间，被测设备应正常运行，主要参数波动不超过标准要求。
(5)每次监测持续时间应不少于1h，测试数据应采用等时间间隔进行录取，一般为10～20min，每个测点的测试次数应不少于3次。
(6)在测试过程中，如测量超差或测试结果散布太大，应及时分析查明原因，待排除故障后重新测试。1.2.7 安全要求
(1)在测试过程中，若发生停水、停电或其他人力不可避免的自然灾害时，应及时关闭测试仪器仪表开关，停止测试，并注意安全。
(2)在测试过程中，测试仪器仪表发生意外损坏时，查明损坏原因，按质量管理的程序文件中对设备管理的办法处理。
(3)测试人员要巡回检查，当发生安全事故时，要及时保护现场，并报安全部门进行处理。1.3 注汽管线
在热力采油生产工艺中，注汽管线用于将稠油蒸汽发生器、流化床等设备生产的饱和、过热蒸汽输送至配汽间、井口，经井口注入井下。注汽管线的保温效果对注汽质量、采油能效有着很大的影响。本节主要介绍热力采油生产工艺中注汽管线的现场节能监测方法,其他热力输送系统的测试可参照执行。1.3.1 依据标准
(1)GB/T 15910《热力输送系统节能监测》。
(2)GB/T 8174《设备及管道绝热效果的测试与评价》。
(3)GB/T 17357《设备及管道绝热层表面热损失现场测定 热流计法和表面温度法》。1.3.2 主测参数及仪器仪表要求说明
测试采用的仪器仪表需符合标准对准确度的要求，且在有效检定(校验)周期内，推荐使用表1.3中的仪器仪表。表1.3 注汽管线测试推荐仪器仪表续表1.3.3 监测准备
(1)确定监测对象，划分被监测系统的范围。
(2)基础资料的收集，包括被测系统的工艺流程主要运行参数、额定生产能力、当前生产能力、主要设备的设备档案、节能技术应用情况等与测试有关的资料。
(3)测试负责人应由熟悉标准并有测试经验的专业人员担任，测试过程中测试人员不宜变动。应根据标准规定，结合具体情况制定测试方案。测试方案应包括：
① 测试任务和要求。
② 测试项目。
③ 测点布置与测试仪器。
④ 人员组成与分工。
⑤ 测试进度安排等。
(4)检查测试仪器，测试仪器应满足现场要求,仪器应具有检定或校准证书且在有效期内，仪器准确度应符合相关标准要求。测试后应对测试仪器的状况进行复核。
(5)负责人职责：
① 负责项目方案的编写。
② 负责测试人员任务派发。
③ 负责对测试人员执行相应的标准或技术规范进行监督。
④ 负责对监测工作程序的执行情况进行监督等。
(6)测试人员职责：
① 掌握相关检测项目标准，具备相关专业知识和能力。
② 负责正确选用、使用测试仪器设备，所用仪器设备必须在检定周期内。
③ 依据检测标准记录测试数据。
④ 负责对检测环境的观察、记录；负责检测中的安全检查，发现隐患，及时报告项目负责人。
⑤ 根据测试方案开展现场测试，根据测试分工做好测试准备(记录、仪器、资料等)。
⑥ 测试人员必须服从项目负责人安排，按时、按质、按量完成测试任务。1.3.4 现场测试1.3.4.1 测点布置
各类疏水阀、注汽管线保温结构基本类似，疏水阀测点布置如图1.3所示，表面温度(热流密度)测点布置如图1.4所示。图1.3 疏水阀测点布置示意图图1.4 表面温度(热流密度)测点布置示意图
(1)注汽管线：测量蒸汽温度、蒸汽压力。
(2)疏水阀出口：测量排水量、泄漏蒸汽量。
(3)注汽管线外表面：表面温度(热流密度)。
(4)注汽管线周围：测量环境温度、风速。1.3.4.2 仪器安装和数据采集
(1)疏水阀疏汽量及排水量：把通过疏水阀的凝结水和泄漏蒸汽的混合物排入盛有冷水的计量桶中，用称重法测量其测试周期内重量。
(2)蒸汽温度及蒸汽压力：在测量疏水阀漏汽量及疏水量点附近同步测出蒸汽的温度和压力。
(3)表面温度(热流密度)：选出具有代表性的管段作为测试区，每个测试区段长度不得少于20m，沿测试区长度均匀布置5个测试截面，其中一个测试截面应布置在弯头处，否则应增加1个弯头测试截面；每个测试截面沿管道外周长均匀布置4个测点，取其算术平均值。
(4)环境温度：架空管道测试应在距离测试截面保温结构外表面1m处，敷设在地沟中的管道测试应在测试截面与沟壁之间中心处测得，并避免其他热源的辐射影响。
(5)风速：风速测点位置与环境温度测点位置相同，测试数据应不少于4组，取其算术平均值。1.3.4.3 现场检查
(1)全面检查被测设备运行状况是否正常，如有不正常现象应及时排除。
(2)测试应在管道投入运行后不少于12h，且管道内介质参数基本保持稳定1h后进行。监测应在注汽系统的热负荷、主要运行参数波动应在测试平均值的±5%以内的正常运行工况下进行。
(3)测试应避免在雨、雪天气下进行，并避免日光直接照射或周围其他热源的辐射影响，否则必须加遮阳装置，且稳定1h后再测试。
(4)保温结构温升的测试，测点周围风速不应大于3m/s；注汽管线散热损失的测试，测点周围风速不应大于0.5m/s；不能满足时应增加挡风装置。
(5)测试的时间选择和测算数值的取值应具有平均值的代表性。测试持续时间不应少于1h，各参数的测试应同步进行，每隔15min测试一次，取算数平均值作为测试结果。
(6)被测设备及保温工艺、保温材料不得使用国家公布的淘汰产品和技术。
(7)应有被测设备的运行、检修记录。
(8)检查注汽管线保温绝热节能技术应用、改造情况。
(9)注汽管线应注意的现象：
① 注汽管线及其附件不得有可见的漏水或漏汽现象。
② 保温结构不应有严重破损、脱落等缺陷。
③ 室外绝热管道的保温结构应有防雨、防湿及不易燃烧的保护层。
④ 注汽管线中产生凝结水处应安装疏水阀，不应用阀门代替疏水阀。1.3.4.4 测试步骤
(1)检查仪表是否完好无损，开关、按钮是否灵活，配件是否完好。
(2)检查被监测设备运行工况是否正常。
(3)检查供电电源及环境条件是否符合要求。
(4)仪器仪表根据测试方案、测试部位及使用说明进行安装和接线。
(5)仪器仪表按有关操作规程进行操作,测试与记录按照测试方案和原始记录表进行。
(6)正式测试时，各测试项目必须同时进行。
(7)测试人员必须在每次测试后立即向测试负责人汇报该次测试情况。对记录错误数据的修改，按质量管理程序文件中的有关规定执行。
(8)测试结束后，检查所取数据是否完整、准确，异常数据应查明原因，以确定剔除或重新测试。
(9)测试结束后，检查被测设备及仪器仪表是否完好并记录在原始记录中。
(10)将仪器仪表擦拭干净，装箱。1.3.5 报告编写
(1)数据处理：对测试数据进行分析整理，可不进行误差分析，但对偏离正常观测值较大的数据应舍去，然后求其算术平均值作为实测值，有效数字位数与测量准确度相符合。
(2)计算方法：
① 疏水阀的漏气率按GB/T 15910《热力输送系统节能监测》中规定的方法进行计算。
② 注汽管线散热损失按GB/T 17357—2008《设备及管道绝热层表面热损失现场测定 热流计法和表面温度法》中第8章至第10章规定的方法进行计算。
(3)评价方法：
① 疏水阀漏气率和检查项目按GB/T 15910《热力输送系统节能监测》中规定的指标和有关要求执行。
② 注汽管线表面温升和检查项目按GB/T 15910《热力输送系统节能监测》中规定的指标和有关要求执行。
③ 注汽管线散热损失按GB/T 8174《设备及管道绝热效果的测试与评价》中的规定执行，检查项目满足GB/T 15910《热力输送系统节能监测》中的要求。
(4)分析与建议：应对疏水阀漏汽率、注汽管线表面温升、注汽管线散热损失及保温状况等进行分析和评价，并提出合理化建议。
(5)编写测试报告：
① 热力系统节能监测测试报告按GB/T 15910《热力输送系统节能监测》中的规定编写，测算结果的有效数字位数应与测量准确度相符合。
② 注汽管线散热损失测试报告按GB/T 17357《设备及管道绝热层表面热损失现场测定 热流计法和表面温度法》中有关测试报告的规定编写，测算结果的有效数字位数应与测量准确度相符合。
(6)编写节能监测报告：按Q/SY 1578《节能监测报告编写规范》中规定的内容和格式要求编写。1.3.6 注意事项
(1)测试负责人应了解被测设备的工艺及运行状况，认真做好测试方案的编写工作。
(2)测试人员应服从负责人的统一安排，按时并保质、保量地完成测试工作。
(3)在测试过程中，若被测设备或仪器仪表出现故障，应立即停止测试，及时排除故障，然后再按要求测试。
(4)测试期间，被测试设备应正常运行，主要参数波动不超过标准要求。
(5)测试持续时间不应少于1h，测试数据应采用等时间间隔进行录取，一般为15min，每个测点的测试次数应不少于3次。
(6)在测试过程中，如测量超差或测试结果散布太大，应及时分析查明原因，待排除故障后重新测试。1.3.7 安全要求
(1)在测试过程中，若发生停水、停电或其他人力不可避免的自然灾害时，应及时关闭测试仪器仪表开关，停止测试，并注意安全。
(2)在测试过程中，测试仪器仪表发生意外损坏时，查明损坏原因，按质量管理的程序文件中对设备管理的办法处理。
(3)测试人员要巡回检查，当发生安全事故时，要及时保护现场，并报安全部门进行处理。1.4 机采系统
机械采油系统是由井下泵、油管柱、电动机、传动及辅助装置组成，用以将油井产出液从井下举升至地面的采油设备总体和油井所组成的系统(简称机采系统)。机采系统主要包括抽油机、螺杆泵和潜油电泵采油系统。本节主要介绍机采系统的现场节能监测方法。1.4.1 依据标准
(1)SY/T 5264《油田生产系统能耗测试和计算方法》。
(2)GB/T 31453《油田生产系统节能监测规范》。1.4.2 主测参数及仪器仪表要求说明
测试采用的仪器仪表需符合标准对准确度的要求，且在有效检定(校验)周期内，推荐使用表1.4中的仪器仪表。表1.4 机采系统测试推荐仪器仪表1.4.3 监测准备
(1)确定监测对象，划分被监测系统的范围。
(2)基础资料的收集，包括被测设备的工艺流程主要运行参数、额定生产能力、当前生产能力、主要设备的设备档案、节能技术应用情况等与测试有关的资料。
(3)测试负责人应由熟悉标准并有测试经验的专业人员担任，测试过程中测试人员不宜变动。应根据标准规定，结合具体情况制定测试方案。测试方案应包括：
① 测试任务和要求。
② 测试项目。
③ 测点布置与测试仪器。
④ 人员组成与分工。
⑤ 测试进度安排等。
(4)检查测试仪器，测试仪器应满足现场要求,仪器应具有检定或校准证书且在有效期内，仪器准确度应符合相关标准要求。测试后应对测试仪器的状况进行复核。
(5)负责人职责：
① 负责项目方案的编写。
② 负责测试人员任务派发。
③ 负责对测试人员执行相应的标准或技术规范进行监督。
④ 负责对监测工作程序的执行情况进行监督等。
(6)测试人员职责：
① 掌握相关检测项目标准，具备相关专业知识和能力。
② 负责正确选用、使用测试仪器设备，所用仪器设备必须在检定周期内。
③ 依据检测标准记录测试数据。
④ 负责对检测环境的观察、记录，负责检测中的安全检查，发现隐患，及时报告项目负责人。
⑤ 根据测试方案开展现场测试，根据测试分工做好测试准备(记录、仪器、资料等)。
⑥ 测试人员必须服从项目负责人安排，按时、按质、按量完成测试任务。1.4.4 现场测试1.4.4.1 测点布置
抽油机系统测点布置如图1.5所示，螺杆泵和潜油电泵采系统可参照执行。图1.5 抽油机系统测点布置示意图1.4.4.2 仪器安装和数据采集
(1)电动机输入电参数的测试：将HIOKI 3169电能综合测试仪的电压线夹子及钳形电流互感器串入电动机的电源输入回路中。
(2)光杆功率、位移和抽油机冲次的测量：将载荷、位移传感器安装在抽油机悬绳器处,将信号线与TD01C抽油机综合测试仪连接。
(3)油井产液量测量：井口产液量一般由采油队用油气分离器计量，原油含水率和原油密度一般由采油队化验。
(4)动液面的测量：在井口套管处装上井口连接器，将信号线与测量仪表连接。
(5)油管压力的测量：在油井井口油管处装上压力表。
(6)套管压力的测量：在油井井口套管处装上压力表。1.4.4.3 现场检查
(1)全面检查机采系统各部件运行状况是否正常，如有不正常现象应及时排除。
(2)正式测试应在被测对象工况稳定后开始进行。供电电压变化范围不能超过额定电压的±10%。
(3)测试的时间选择和测算数值的取值应具有平均值的代表性。稳定3min后方可进行测试，测试时间不得少于5min，录取数据不少于3组。
(4)电动机等设备不得使用国家公布的淘汰产品。
(5)应有机采系统的运行、检修记录。
(6)检查机采系统节能技术应用、改造情况。1.4.4.4 测试步骤
(1)检查仪表是否完好无损，开关、按钮是否灵活，仪表其他配件是否完好。
(2)检查被监测设备运行工况是否正常。
(3)检查供电电源及环境条件是否符合要求。
(4)仪器仪表根据测试方案、测试部位及使用说明进行安装和接线。
(5)仪器仪表按有关操作规程进行操作,测试与记录按照测试方案和原始记录表进行。
(6)正式测试时，各测试项目必须同时进行。
(7)测试人员必须在每次测试后立即向测试负责人汇报该次测试情况。对记录错误数据的修改，按质量管理程序文件中的有关规定执行。
(8)测试结束后，检查所取数据是否完整、准确，异常数据应查明原因，以确定剔除或重新测试。
(9)测试结束后，检查被测设备及仪器仪表是否完好并记录在原始记录中。
(10)将仪器仪表擦拭干净，装箱。1.4.5 报告编写
(1)数据处理：对测试数据进行分析整理，可不进行误差分析，但对偏离正常观测值较大的数据应舍去，然后求其算术平均值作为实测值，有效数字位数与测量准确度相符合。
(2)计算方法：按SY/T 5264《油田生产系统能耗测试和计算方法》中规定的方法进行计算。
(3)评价方法：按GB/T 31453《油田生产系统节能监测规范》中规定的指标及方法进行评价。
(4)分析与建议：应对机采井系统效率、功率因数、平衡度等进行分析和评价，并提出合理化建议。
(5)编写测试报告：按SY/T 5264《油田生产系统能耗测试和计算方法》中的规定编写，测算结果的有效数字位数应与测量准确度相符合。
(6)编写节能监测报告：按Q/SY 1578《节能监测报告编写规范》中规定的内容和格式要求编写。1.4.6 注意事项
(1)测试负责人应了解被测设备的工艺及运行状况，认真做好测试方案的编写工作。
(2)测试人员应服从负责人的统一安排，按时并保质、保量地完成测试工作。
(3)在测试过程中，若被测设备或仪器仪表出现故障，应立即停止测试，及时排除故障，然后再按要求测试。
(4)测试期间，被测设备应正常运行，主要参数波动不超过标准要求。
(5)测试数据应采用等时间间隔进行录取，一般为5～15min，每个测点的测试次数应不少于3次。
(6)在测试过程中，如测量超差或测试结果散布太大，应及时分析查明原因，待排除故障后重新测试。1.4.7 安全要求
(1)在测试过程中，若发生停水、停电或其他人力不可避免的自然灾害时，应及时关闭测试仪器仪表开关，停止测试，并注意安全。
(2)在测试过程中，测试仪器仪表发生意外损坏时，查明损坏原因，按质量管理的程序文件中对设备管理的办法处理。
(3)测试人员要巡回检查，当发生安全事故时，要及时保护现场，并报安全部门进行处理。1.5 泵机组
输油泵机组、输水泵机组广泛应用于油气集输、原油处理等生产系统，是油气田生产的主要用能设备。本节主要介绍油气田输油泵机组、输水泵机组机组效率等的节能监测方法。1.5.1 依据标准
(1)GB/T 3216《回转动力泵 水力性能验收试验 1级和2级》。
(2)GB/T 12497《三相异步电动机经济运行》。
(3)GB/T 31453《油田生产系统节能监测规范》。
(4)GB/T 16666《泵类及液体输送系统节能监测》。1.5.2 主测参数及仪器仪表要求说明
测试采用的仪器仪表需符合标准对准确度的要求，且在有效检定(校验)周期内，推荐使用表1.5中的仪器仪表。表1.5 泵机组测试推荐仪器仪表1.5.3 监测准备
(1)确定监测对象，划分被监测系统的范围。
(2)基础资料的收集，包括被测设备的工艺流程主要运行参数、额定生产能力、当前生产能力、主要设备的设备档案、节能技术应用情况等与测试有关的资料。
(3)测试负责人应由熟悉标准并有测试经验的专业人员担任，测试过程中测试人员不宜变动。应根据标准规定，结合具体情况制定测试方案。测试方案应包括：
① 测试任务和要求。
② 测试项目。
③ 测点布置与测试仪器。
④ 人员组成与分工。
⑤ 测试进度安排等。
(4)检查测试仪器，测试仪器应满足现场要求,仪器应具有检定或校准证书且在有效期内，仪器准确度应符合相关标准要求。测试后应对测试仪器的状况进行复核。
(5)负责人职责：
① 负责项目方案的编写。
② 负责测试人员任务派发。
③ 负责对测试人员执行相应的标准或技术规范进行监督。
④ 负责对监测工作程序的执行情况进行监督等。
(6)测试人员职责：
① 掌握相关检测项目标准，具备相关专业知识和能力。
② 负责正确选用、使用测试仪器设备，所用仪器设备必须在检定周期内。
③ 依据检测标准记录测试数据。
④ 负责对检测环境的观察、记录；负责检测中的安全检查，发现隐患，及时报告项目负责人。
⑤ 根据测试方案开展现场测试，根据测试分工做好测试准备(记录、仪器、资料等)。
⑥ 测试人员必须服从项目负责人安排，按时、按质、按量完成测试任务。1.5.4 现场测试1.5.4.1 测点布置
各类泵机组大体结构基本类似，测点布置如图1.6所示。图1.6 泵机组测点布置示意图
(1)电动机控制装置输入端:测量耗电量，包括电流、电压、功率因数、有功功率等参数。
(2)泵机组入口:测量进口管径、泵进口压力及介质流量、介质温度。
(3)泵机组出口:测量出口管径及泵出口压力。
(4)节流阀后：测量节流阀后压力。1.5.4.2 仪器安装和数据采集
(1)电参数：将测试仪器按其相序对应接入配电箱电源输入端，正确选择测量方式、接线方式，正确设置电流量程和电压量程，同步测量电流、电压、功率因数、输入功率等参数。对于高压电动机拖动的泵机组，其测点宜选在计量仪表信号的输入端。
(2)介质流量：应在介质管路上采用流量计测定，且安装环境符合仪表的使用要求。当使用超声波流量计测量时，传感器应安装在上游大于10D(D为被测管线直径)、下游大于5D的直管段上，安装部位应无污、漆、锈，管内必须充满流体，不应包含有涡状流、泡流。
(3)泵进口压力、泵出口压力、节流阀后压力：测量点应在距泵进口法兰、出口节流阀连接法兰前后中心线0.5m以内(压力表引线内不应有死油或空气)。
(4)压力表高差：用钢卷尺测量出、进口压力表中心线的位势差。
(5)介质温度：测点应布置在管道截面上介质温度比较均匀的位置。
(6)介质密度取样：每次取样前将取样阀内的死油(水)放掉，每个样不得小于300mL，每次必须取3个样，然后在室内分析测定，取其平均值。1.5.4.3 现场检查
(1)全面检查泵机组各部件运行状况是否正常，如有不正常现象应及时排除。
(2)正式测试应在被测对象工况稳定后开始进行。工况稳定是指被测对象的主要运行参数波动在测试平均值的±5%以内。
(3)测试的时间选择和测算数值的取值应具有平均值的代表性。对一个测试单元的各个参数的测试应在同一时间内进行，测取数据的时间间隔应采取等时间间隔的办法，一般为5～15min，每个测点的测试次数应不少于3次。
(4)泵及电动机等设备不得使用国家公布的淘汰产品。
(5)应按GB 17167《用能单位能源计量器具配备和管理导则》、GB/T 20901《石油石化行业能源计量器具配备和管理要求》的规定配备能源计量器具。
(6)应有泵机组的运行、检修记录。
(7)检查泵机组节能技术应用、改造情况。1.5.4.4 测试步骤
(1)检查仪表是否完好无损，开关、按钮是否灵活，仪表其他配件是否完好。
(2)检查被监测设备运行工况是否正常。
(3)检查供电电源及环境条件是否符合要求。
(4)仪器仪表根据测试方案、测试部位及使用说明进行安装和接线。
(5)仪器仪表按有关操作规程进行操作,测试与记录按照测试方案和原始记录表进行。
(6)正式测试时，各测试项目必须同时进行。
(7)测试人员必须在每次测试后立即向测试负责人汇报该次测试情况。对记录错误数据的修改，按质量管理程序文件中的有关规定执行。
(8)测试结束后，检查所取数据是否完整、准确，异常数据应查明原因，以确定剔除或重新测试。
(9)测试结束后，检查被测设备及仪器仪表是否完好并记录在原始记录中。
(10)将仪器仪表擦拭干净，装箱。1.5.5 报告编写
(1)数据处理：对测试数据进行分析整理，可不进行误差分析，但对偏离正常观测值较大的数据应舍去，然后求其算术平均值作为实测值，有效数字位数与测量准确度相符合。
(2)计算方法：按GB/T 3216《回转动力泵 水力性能验收试验 1级和2级》中规定的方法进行计算。
(3)评价方法：按GB/T 31453《油田生产系统节能监测规范》中规定的指标和要求进行评价。
(4)分析与建议：应对泵机组功率因数、机组效率、节流损失率及负载情况等进行分析和评价，并提出合理化建议。
(5)编写测试报告：按SY/T 5264《油田生产系统能耗测试和计算方法》中的规定编写，测算结果的有效数字位数应与测量准确度相符合。
(6)编写节能监测报告：按Q/SY 1578《节能监测报告编写规范》中规定的内容和格式要求编写。1.5.6 注意事项
(1)测试负责人应了解被测设备的工艺及运行状况，认真做好测试方案的编写工作。
(2)测试人员应服从负责人的统一安排，按时并保质、保量地完成测试工作。
(3)在测试过程中，若被测设备或仪器仪表出现故障，应立即停止测试，及时排除故障，然后再按要求测试。
(4)测试期间，被测设备应正常运行，主要参数波动不超过标准要求。
(5)测试数据应采用等时间间隔进行录取，一般为5～15min，每个测点的测试次数应不少于3次。
(6)在测试过程中，如测量超差或测试结果散布太大，应及时分析查明原因，待排除故障后重新测试。1.5.7 安全要求
(1)在测试过程中，若发生停水、停电或其他人力不可避免的自然灾害时，应及时关闭测试仪器仪表开关，停止测试，并注意安全。
(2)在测试过程中，测试仪器仪表发生意外损坏时，查明损坏原因，按质量管理程序文件中对设备管理的办法处理。
(3)测试人员要巡回检查，当发生安全事故时，要及时保护现场，并报安全部门进行处理。1.6 加热炉
加热炉是石油行业重要的耗能设备。油气田使用的加热炉，数量大、能耗高，在用加热炉以水套式加热炉、相变式加热炉、火筒式加热炉和管式加热炉为主。其中，水套式加热炉和火筒式加热炉总热功率最大，消耗燃料最多。本节主要介绍加热炉节能监测方法。1.6.1 依据标准
(1)SY/T 6381《加热炉热工测定》。
(2)GB/T 31453《油田生产系统节能监测规范》。1.6.2 测试仪器仪表
测试采用的仪器仪表需符合标准对准确度的要求，且在有效检定(校验)周期内，推荐使用表1.6中的仪器仪表。1.6.3 监测准备
(1)确定监测对象，划分被监测系统的范围。
(2)基础资料的收集，包括被测系统的工艺流程主要运行参数、额定生产能力、当前生产能力、主要设备的设备档案等与测试有关的资料。
(3)测试负责人应由熟悉标准并有测试经验的专业人员担任，测试过程中测试人员不宜变动。应根据标准规定，结合具体情况制定测试方案。测试方案应包括：
① 测试任务和要求。
② 测试项目。
③ 测点布置与测试仪器。
④ 人员组成与分工。
⑤ 测试进度安排等。
(4)检查测试仪器，测试仪器应满足现场要求,仪器应具有检定或校准证书且在有效期内，仪器准确度应符合相关标准要求。测试后应对测试仪器的状况进行复核。
(5)监测人员职责：
① 掌握相关检测项目标准，具备相关专业知识和能力。表1.6 加热炉测试推荐仪器仪表注：1.由于烟气中CH和H的含量对测试结果影响甚小，且国内一般仪器不42能达到该技术要求，故在测算中省略。2.由于碳未完全燃烧热损失在总损失中所占比例很小，且炭黑浓度测定仪目前尚无检定单位，故在测试、计算中略去不计。3.凡使用外协或在线测量仪表均应达到标准要求的技术指标，且在有效检定(校验)周期内。
② 负责正确选用、使用测试仪器设备，所用仪器设备必须在检定周期内。
③ 依据检测标准记录测试数据。
④ 负责对检测环境的观察、记录；负责检测中的安全检查，发现隐患，及时报告项目负责人。
⑤ 根据测试方案开展现场测试，根据测试分工做好测试准备(记录、仪器、资料等)。
(6)校核人员职责：
① 负责对监测人员是否执行相应的标准或技术规范进行监督。
② 负责对监测工作程序的执行情况进行监督。
③ 对可能存在质量问题的监测结果有权提出要求复检。1.6.4 现场测试1.6.4.1 测点布置
加热炉结构略有不同，但大体工作原理类似，测点布置如图1.7所示。图1.7 加热炉测点布置示意图“+”表示炉体表面温度测点1.6.4.2 仪器安装和数据采集
(1)燃料取样方法：对于入炉原煤，每次测试采集的原始燃料数量不少于总固体燃料的1%，且总取样量不少于10kg，取样应在称重地点进行；对于液体燃料，应在整个测试期内从燃烧器前的管道中于开始测试0.5h内、测试期中、测试结束0.5h内分3次抽取2L以上的原始试样，混合均匀后立即倒入2个约1L的容器内，加以密封，并做上封口标记；对于气体，可在燃烧器前管道取样装置上，接上燃气取样器取样，分两次各抽取1L以上试样，并做标记。
(2)燃料消耗量：对于固体燃料，应使用衡器称重；对于液体、气体燃料，应采用流量计来测定，同时在流量点附近测出燃料的温度和压力。
(3)介质流量：被加热介质流量应在介质管线上采用流量计测定，且安装超声波流量计的环境符合仪表的使用要求。
(4)介质温度和排烟温度：介质温度的测点应布置在管道截面上介质温度比较均匀的位置；排烟温度的测点应选在锅炉最后一级尾部受热面1m以内的烟道上，温度计应插入烟道中心处，并保持温度计插入处的密封。
(5)介质压力：介质压力的测点应布置在直管道截面上。2
(6)炉体外表面温度：测点的布置应具有代表性。一般0.5～1m一个测点，取其算术平均值。在炉门、烧嘴孔、焊孔等附近，边距300mm范围内不应布置测点。
(7)烟气成分：测点应选在锅炉最后一级尾部受热面1m以内的烟道上，取样探头应插入烟道中心处，并保持插入处的密封。
(8)灰渣重量：为计算锅炉固体未完全燃烧热损失及灰渣物理热损失，应进行灰平衡测量。对炉渣、漏煤、烟道灰、溢流灰和冷灰进行称重和取样化验，对飞灰进行取样化验。
(9)各种灰渣的取样方法：装有机械除渣设备的锅炉，可在灰渣出口处定期取样(一般每15min取一次)，每次采集的原始灰渣样质量不少于总灰渣质量的2%，当煤的灰分A大于或等于40%时，原始灰d渣样质量不少于总灰渣质量的1%，且总灰渣质量不应少于20kg。当总灰渣质量少于20kg时，应予全部取样，缩分后灰渣质量不少于1kg。在湿式除渣时，应将灰渣铺开在清洁地面上，待稍干后再称重和取样。漏煤与飞灰取样缩分后的质量不少于0.5kg。1.6.4.3 现场检查
(1)测试应在加热炉热工况稳定和燃烧调整到测试工况1h后开始进行。热工况稳定所需时间自冷态点火开始算起，规定如下：无炉墙的燃油、燃气加热炉不少于1h，燃煤加热炉不少于4h；有炉墙加热炉不少于8h。
(2)从热工况到稳定状态开始，监测时间应不少于1h。
(3)全面检查加热炉各部件、炉墙和辅机等的运行状况是否正常，如有不正常现象应及时排除。
(4)加热炉不得使用国家公布的淘汰产品。
(5)应按GB 17167《用能单位能源计量器具配备和管理导则》、GB/T 20901《石油石化行业能源计量器具配备和管理要求》的关顶配备能源计量器具。
(6)应有加热炉的设备运行、检修记录。
(7)检查加热炉节能技术应用、改造情况。1.6.4.4 现场测试
(1)测试期间应使加热炉的炉膛温度、压力、液位等控制参数与测试开始时保持一致。
(2)在测试过程中,若被测设备或仪器仪表出现故障，应立即停止测试，待排除故障后，再按要求重新测试。
(3)在测试过程中，如测试结果超差或散布太大，应及时查明原因，待故障排除后再重新测试。
(4)测试的时间选择和测试参数的取值应具有代表性。除去需要化验分析的项目、炉体外表面温度外，各参数的测试应同步进行，测试数据应采取等时间间隔的办法录取，一般为10～15min录取一次，取算术平均值作为测试结果。
(5)正式测试时，各测试项目必须同时进行。
(6)测试前准备好测试记录表格。测试过程中，记录人按照项目负责人及记录表要求认真填写测试记录。测试完毕应由校核人校核并签名。
(7)测试人员必须在每次测试后立即向测试负责人汇报该次测试情况。
(8)测试结束后，检查所取数据是否完整、准确，异常数据应查明原因，以确定剔除或重新测试。
(9)测试结束后，检查被测设备及仪器仪表是否完好并记录在原始记录中。将仪器仪表擦拭干净，装箱。1.6.5 报告编写
(1)数据处理：对测试结果进行分析整理。按SY/T 6381《加热炉热工测定》的要求，对二、三级测试，可不进行误差分析，但对偏离正常观测值较大的应舍去，然后求其算术平均值作为实测值；有效数字位数与测量准确度相符合。
(2)计算方法：按SY/T 6381《加热炉热工测定》中规定的方法进行计算。
(3)分析与建议：计算的偏差值若超过SY/T 6381《加热炉热工测定》中所规定的偏差范围，应重新组织测试；若效率偏差在规定范围之内，应对锅炉热效率、各项热损失、过剩空气系数及出力等进行分析、评价和提出改进建议。
(4)监测项目及指标要求：加热炉监测项目有热效率、排烟温度、过剩空气系数、炉体外表面温度、炉渣含碳量，考核依据为GB/T 31453《油田生产系统节能监测规范》中的指标要求。
(5)编写测试报告：按SY/T 6381《石油工业用加热炉热工测定》中的规定编写。
(6)编写节能监测报告：按Q/SY 1578《节能监测报告编写规范》中规定的内容和格式要求编写。1.6.6 注意事项
(1)测试人员必须持有本测试项目的监测证书，必须服从测试负责人安排，按时、按质、按量完成测试任务，测试前必须了解被测设备的工艺及运行状况，掌握所取数据范围，测试期间必须注意人身和设备安全。
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