【石油天然气行业标准(SY)】 气田地面工程设计节能技术规范

ICS 75.020
备案号：22051—2007
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6331—2007
代替SY/T6331—1997
气田地面工程设计节能技术规范Technical specification for design of energy conservationfor gas field surface engineering2007—10—08 发布
国家发展和改革委员会
2008-03—01实施
规范性引用文件
基本要求
集输过程节能
处理过程节能
5.1脱硫（碳）装置
脱水装置
硫磺回收装置
尾气处理装置
凝液回收装置
其他设施
6公用工程节能
6.1供电
6.2供热…
6.3供水
附录A（范性附录）
能源消耗的计算方法
附录B（资料性附录）条文说明·.参考文献
PIIAIAFIIEPFIPPIII
SY/T6331-2007
SY/T 6331—2007
本标准代替SY/T6331—1997气田地面工程设计节能技术规定》。本标准与SY/T6331—1997相比，主要变化如下：删除了与节能无关的术语（1997年版的3.1，3.2，3.3，3.4和3.5)：增加了天然气增压（见4.4~4.6）、分子筛脱水装置（见5.2.10~5.2.14）、凝液回收装置（见5.5）、供电（见6.1）、供热（见6.2）和供水（见6.3）的相关内容；增加了资料性附录“条文说明”（见附录B)：对部分内穿进行了调整、修改；增加了标准煤的发热量（见A.4)；将附录A中的综合能耗计算结果表（1997版的A2）修改成按厂、站和装置分别计算的综合能耗计算结果表（本版的表A.2和表A.3)。本标准的附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。本标准由石油工业节能节水专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司、西安长庆科技工程有限责任公司、中油辽河工程有限公司。本标准主要起草人：陈运强、宋德琦、陆永康、卢任务、汤晓勇、李巧、刘棋、沈泽明、陈玉梅、童富良、刘家洪、陈静、裴红、杨世海、刘文伟、郑欣。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：SYJ34：90;
-SY/T6331—1997。
1范围
气田地面工程设计节能技术规范SY/T 633I—20017
本标准规定了陆上气用地面工程及海上气田陆上终端1程设计中采取的节能措施和能源消耗的计算方法。
本标准适用」新建的陆上气日地面工程及海上气田陆上终端工程设计，扩建和改建工程设计可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标推的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 3485
评价企业合理用电技术导则
天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T 11062
GB/T 14549
GB 17167
GB 18613
GB 20052
电能质量公用电网谐波
用能单位能源计量器具配备利管理通则中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级兰相配电变压器能效限定值及节能评价值GB50034
建筑照明设计标准
3基本要求
3.1工艺计算成按批准的可行性研究报告或项日建议书规定的处理量进行，不另加裕量。3.2能耗指标的设计值应达到国内同类项目先进水平。厂、站、装置综合能耗和单位综合能耗的计算方法见附录A。
3.3引进国外先进技术和设备的项口，应综合考虑技术条件、经济效益和能耗水平。在技术条件相似的俏况下，应优先引进能母利用合理、能耗低的技术和设备。3.4设计中应采用下列有关的节能措施a）采用能量利用合理、能耗低和经济效益高的先进工艺！b）选取晟佳操作条件，降低能耗）采用商微节能设备，严禁使用国家公布淘汰的产品；d）合理利用地层压力能和大然气处理过程中其他介质的压力能；e）合理回收工艺过程中的尔热；1）对高温位的介质宜梯级利用、按质用能：g）合理向收蒸汽凝结水，提高回收率；h）减少天然气放空损失，充分利用生产过程中产生的低压烃类气体作燃料，诚少白耗气量；i）冷凝冷却设备宜选用空冷式或空冷一水冷组合式冷凝冷却器：）优化换热流程，回收低溢位热量：提高换热率：k）合理设计设备和管路隔热设施：减少热（冷）损失：1）采用高效蒸汽疏水器，减少蒸汽泄漏损失。1
SY/T 6331—2007
3.5厂、站计量仪表设置在满足生产、安全、环保设计要求的同时，还应符合GB17167的相关规定。
3.6在条件许可和技术经济条件较好的情况下，应采用太阳能、风能、地热等新型能源。3.7气田地面工程设计除应执行本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定。4集输过程节能
4.1制定气用总休开发方案时，应优先选择先进节能技术，优化工艺流程：采用高效节能设备，减少能耗。
4.2应充分利用地层压力能，制定合理的气田集输方案。4.3气集输管道宜设置清管装置，以减少摩阻，提高管输效率，参见B.1。4.4在有条件的情况下，可采用高压天然气引射器对低压天然气进行增压。4.5压缩机采用燃气轮机驱动时，余热宜加以利用。4.6天然气增压装胃的天然气出口温度应根据技术经济比较后确定，参见B.2.4.7防止天然气节流或输送过程中产生水合物，应选摔适宜的水介物抑制方法，经过综合分析和技术经济对比确定，并满足以下要求：a）当采用水套炉加热时，水套炉的热效率不应低于85%，参见B.3。b）当采用注人水合物抑制剂时，宜利用天然气井口压万进行喷注。4.8应提高气田集输天然气检漏水平及超压检测水平，优化线路阀室设置，减少天然气排放与事故放空。
4.9气田集输设备应选用结构密封性能好，使用寿命长，能耗低的设备、阀门，减少集输过程的各种漏损和压力能损失，
4.10集输管道应采用密闭不停气的清流程，清管站内分离设备应能保证清管时管内液体、固体与气体分离，
4.11集输过程中产生的天然气凝液应回收利用。高压天然气凝液回收时，宜设置天然气凝液闪蒸分离器，防止闪蒸气放空，以提高天然气商品率。5处理过程节能
5.1脱硫【碳】装置
5.1.1应根据天然气的组成、压力和对产品气质量的要求，选用能耗低、经济效益好的脱硫（碳）工艺芳法。
5.1.2采用溶剂吸收法脱硫（碳）时，宜选用溶液酸气负荷高的溶剂，以降低游液循环量，对含二氧化磁与硫化氢比例高的原料气，在二氧化碳含量已符合产品气要求时，宜选用对硫化氢具有选择性的溶剂，妇甲基一乙醇胺（MDEA）及配方溶液。5.1.3在贫液再牛质量达到要求的前提下，再生塔回流比不宜大于2，以节约能最。5.1.4全厂中压蒸汽系统平衡有足够富裕吋，溶液循环泵宜采用背压式汽轮机驱动。汽轮机用的4.0MPa或2.5MPa的压过热蒸汽，根据全厂蒸汽量的平衡，由全厂中压蒸汽系统供应。汽轮机排出的背压蒸汽经减温后进入低压蒸汽系统，向重沸器及其他需热点供热。5.1.5当采用防措施时，贫/富液换热器中富液的换热终温可适当取高值，以增加换热量，诚少重沸器的蒸汽耗量。
5.1.6进再生塔底重沸器的蒸汽流量，宜采取蒸汽流母和再牛塔项气休温度串级调节的控制方案。5.1.7贫液冷却器和酸气冷却器宜优先采用空气冷却器。为减少在气温低或负荷减少时的能耗，宜采用停开部分空冷器风机或来用调频电机的措施。5.18高液闪蒸罐的操作压力，在满足下游溶液系统所需压力和燃料气系统压力的前提下应尽母降2
SY/T 6331---2007
5.1.9当采用醇胺法时，闪蒸罐的烃类闪蒸率应保证出装置的酸气中的烃含量小于2%，当采用碱胺法时宜小于4%，必要时可采取适当提高富液内蒸温度的措施。5.1.10在吸收塔底富液量较大且吸收塔与富液闪蒸罐两者间的压力差较人的情况下，应采用水力透乎回收富液的压力能，作为带动溶液循坏泵的一部分动力。5.1.11重沸器排出的蒸汽凝结水应全部回收。5.2脱水装置
5.2.1当天然气需管输时，其脱水深度由在最高输送压力下的产品气水露点确定，并应比输气管道坏境最低温度低5，参见R4
5.2.2脱水装置后有天然气凝液回收装置时，水露点应比天然气最低冷却温度至少低5℃。5.2.3人然气脱水装置应采用造价低、能耗低、操作费用低的脱水工艺，当天然气管输脱水深度要求不高且烃露点符合要求时，宜采用甘醇吸收法脱水工艺，参见H.5。5.2.4山醇吸收法脱水T艺中，采用汽提法再生时，若汽提气用量较大，应根据技术经济比较结果确定是否将含水汽提气回收利用。5.2.5甘吸收法脱水工艺巾，应设置贫/富甘醇换热器，最人限度地回收贫甘醇热量，降低富甘酵再生热负荷。
5.2.6当有中压蒸汽可利用时，富甘醇再牛应采用蒸汽归热。5.2.7当采用火管式重沸器加热再生富甘醇时，其热效率不应低于70%，5.2.8当吸收塔压力较高，且甘醇循环量较大、富醇中所溶解的烃量较多时，应在吸收塔后设置富液闪蒸罐。闪蒸罐的设计应符合下列规定：a）闪然气质量符合燃料气要求时，应进入燃料气系统；b）在满足燃料气系统压刃和富甘醇再生系统所需压力的前提下，闪蒸罐操作压力应尽量降低，参见B.6.
5.2.9寸醇脱水装置和分子筛脱水装置入11应设置高效分离器，分离出进料气中的游离水滴，参见B. 7。
5.2.10应尽量降低天然气进分子筛脱水装置吸附器的温度。天然气进分子筛脱水装置吸附器的温度不宜高于50℃，参见B.8。
5.2.11分子筛脱水装置的再生气和冷吹气宜用于气，再生气和冷吹气都应回收利用，参见B.9。5.2.12应根据脱水深度的要求，合理确定分子筛再生温度，参见B.10。5.2.13宜合理利用分了筛脱水装置的冷吹气和再生废气的热量。5.2.14分了筛脱水装置再生气加热应采用节能加热设备。5.2.15以控制进人输气管道天然气水露点、烃露点为半要日的的装置宜采用低温法露点控制工艺同时脱水、脱油。
5.2.16天然气脱水，脱油采用低温法露点控制工艺时，为缩小实际分离温度与气体所要求露点温度的温差，应采用高效气液分离设备，参见B.11。5.3硫磺回收装置
5.3.1当T厂设有2.5.MPa以上中乐蒸汽系统时，宜利用主燃烧炉高温过程气的热景，在余热锅炉中发牛中压蒸汽，经过过热处理后进入全厂中压蒸气系统，中压蒸汽先作为动力用汽，驱动皱风机或脱硫溶液循坏泵，再作为加热用汽，以提高余热的利用率。5.3.2，宜利用过程气冷却所放出的热量，在各级冷凝冷却器中发生低压蒸汽或用来预热锅炉给水。5.3.3反应器、冷凝冷却器宜采用组合式设备，减少设备个数：以节省投资、减少占地和热损。5.3.4在管道应力允许的条件下，宜缩短过程气利液硫管道的长度并减少拐弯。5.3.5当工厂有4.0MPa及以上压力等级蒸汽时，过程气再热宜采用蒸汽训热：3
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5.4尾气处理装置
5.4.1当选用高净化度的还原吸收法时，应采用下列主要节能措施：a）不宜单独设置向还原气体发生炉供风的鼓风机（不包括开工用风机），宜由硫磺回收装置的燃烧炉鼓风机统一供风；
b）应利用加氢反应器后过程气的余热，在余热锅炉中发牛低压蒸汽，进人全厂低压蒸汽系统，作为加热热源：
c）当过程气脱硫与天然气脱硫（碳）所川溶剂相同时，宜将两者的溶液再生系统合并设计。5.4.2尾气烧温度宜为550℃～600℃，有条件时可采用尾气催化烧工艺，降低焚烧温度，以减少燃料气耗量
5.4.3尾气梦烧炉高温烟气的余热，室回收利用。5.5凝液回收装置
5.5.1应设置原料气预冷器，充分回收产品气和低温凝液的冷量，参见B.12。5.5.2应经济合理地确定分馅塔的操作压力，在塔顶冷凝冷却器的冷却介质允许条件下，应尽量降低分馏塔的压力。对有回流的分馏塔，应确定合理的回流比，力调节阅不宜设在塔顶与冷凝器之间，参见B.13。
5.5.3应优化换热流程，充分利用分留塔底产品等热源，参见B.145.5.4采用膨胀机制冷工艺时，膨胀机等摘效率宜大于75%。5.5.5天然气凝液稳定塔的塔顶气应回收利用。5.5.6稳定后的天然气凝液储存温度不应高于40℃，否则应采取适当的降温隔热措施。5.6其他设施
5.6.1液硫储罐内的液硫温度，宜维持在130℃140℃，罐壁和罐顶应有良好的保温措施。5.6.2放空火炬的分了封密封气，在火炬头出口处的流速不宜高于0.02m/s。5.6.3净化压缩空气系统宜采用无热再牛干燥工艺5.6.4排放带有然气凝液的气体至放空火炬前，应设分液罐进行分液。分离下来的天然气凝液宜回收利用。
公用工程节能
6.1供电
6.1.1应根据用电负荷性质，容量和变化规律，选择合理的供电方式和变压器容量、台数，通过合理调配负荷，实现变压器经济运行。6.1.2供电电压等级应根据用电负荷容量，电网状况及供电距离等因素确定，不宜采用6kV电压等级，参见B.15。
6.1.3变配电所和自备电厂的位置应接近负荷中心，供电距离宜按负荷矩确定，减少变配电级数，简化接线，缩短供电半径。
6.1.4根据受电端至用电设备的变压级数，其总线损率应符合以下要求级不大于3.5%；
二级不人于5.5%；
三级不大于7%。
参见B.16。
6.1.5导线截面宜按经济电流密度选择，减少线路损耗。6.1.6应合理选用电气设备，提高供配电系统的自然功率因数，并应满足下列要求：a）合理选择变压器容量，提高变压器负荷率，单台配电变压器的负荷率不应低于40%，并应符合GB20052的要求；
b）合理选择电动机容量，在正常运行情况下，宜接近满载运行。SY/T6331—2007
6.1.7无功功率补偿应合理布局，按分级补偿、就地平衡的原则确定补偿容量和分布方式，并应满足下列要求：
a）10kV电力电容器应集中装设在10kV母线上，并根据线路功率因数适当设置分散补偿，功率因数不应低于0.9；在安全、经济合理的条件下，对异步电动机可采取就地补偿无功功率；h）0.4kV电力电容器宜集中装设在10/0.4kV变配电所或容量较大的低压配电室的0.4kV母线上，功率因数不应低于0.9；
）装设的电力电容器应能分组投切，在技术经济合理时，宜采用按功率因数要求的自动补偿装置，并不得过补偿
6.1.8用电设备的非线性负荷产生高次谐波，引起电网电压及电流的畸变，应采取抑制高次谐波的措施，并符合GB/T14549的要求，6.1.9电动机类型、容量应在满足电动机安全、启动、制动、调速等方面要求的情况下，以节能的原则来选择，并符合GB18613的要求。单台功率在200W及以的电动机，宜采用高压电动机，并宜选用10kV电动机。
6.1.10应选择合理的照明方式，在保证照明质量和安全的前提下，应采用光效高、能耗低、寿命长、显色性好及配光合理，安全高效的光源和节能灯具。6.1.11照明应充分利用自然光，在满足GB50034的照度要求条件下，应严格控制和降低照明功率密度值。
6.1.12使用气体放电光源时，应装设就地补偿电容器，补偿后的功率因数不应低于0.90。6.1.13应合理选择照明控制方式，厂、站照明宜采用光控或时钟控制，6.1.14应按GB/T3485设置测量和计量仪表，并使于测量和考核用电量。6.1.15应采用符合国家标准或行业标准的合格产品，并应优先采用效率高、能耗低、性能较先进的电气产品。
6.2供热
6.2.1应根据集气并数、大然气产量、压力、温度、组成、输送距离及环境条件等因素综合考虑，优化气田集输工程的供热方案。6.2.2、工厂采用锅炉集中供热时，应根据蒸汽平衡和开工所需的蒸汽量，合理确定锅炉的蒸发量、台数及蒸汽压力等级。
6.2.3锅炉的选择应符合下列要求：a）在满足供汽参数要求并达到逐级平衡的条件下，应按最高压力等级选择锅炉。b）燃气供热锅炉热效率不应低丁85%，参见B17。e）每台锅炉的负荷率不宜低丁80%6.2.4中压、高压蒸汽宜实现梯级利用。6.2.5蒸汽凝结水的回收应符合以下规定a）回收率不应低于90%，
b）宜采用压力回水闭式系统。冷凝水回收管网宜按用汽设备压力等级划分，高压冷凝水管网（压力大于0.8MPa）并入低压冷凝水管网时，应设扩容装置，扩容后的二次蒸汽应并人同级低压蒸汽管网，参见B.18。
c）扩容后的二次蒸汽宜加以利用。d）当放空蒸汽热量无法利用时，宜设置空冷型蒸汽冷凝器，回收凝结水，6.3供水
6.3.1当气田无城市自来水可供利用时：其供水水源应根据供水规模、用水点分布状况和当地水资源等情况，经技术经济比较后确定。5
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6.3.2接至厂、站的供水总管，应设置计量仪表，6.3.3厂、站的各种用水，应根据水质、水压要求，选用不向的供水方式，对个别水质、水压要求商的用户，可采用局部深度处理和增压措施。6.3.4应选用先进实用的水处理工艺和高效节能的设备，减少工艺处理过程中介质提升次数。6.3.5厂，站供排水设施，应充分利用地形高差，采取重力流供水方式，以降低能耗。6,3.6厂、站内冷却水的便用应符合下列规定：a）生产用冷却水宜循环使用；
b）循环冷却水供水压力应根据天然气生产装置要求经水力计算后确定，循环冷却水系统回水总管末端余压不宜大于 0.15MPa。6.3.7厂、站处理后的生产（生活）污水宜回用。6.3.8消防供水宜采用低压或临时高压供水系统，对有特殊要求的用户，可采用常高压或稳高压供水系统。
附崇A
(规范性附录)
能源消耗的计算方法
SY/T 6331--2007
A1能耗是计算在生产过程中所消耗的燃料的能量和蒸汽、电力、耗能工质（各种水、压缩空气等）消耗的能量的总和。
A.2能耗分为）、站、装置综合能耗，单位综合能耗A3计算综合能耗时，各种能源分别折算为一次能源的规定的统一单位，为吨（t）标准煤：A.4任一规定的体系实际消耗的燃料能源均应按收到基低位发热量为计算基础，折算为标准煤量。收到基低位发热量等于29.3076MJ的燃料，称为1kg标准煤。在统计计算中可采用吨（t）标准煤、吨（kt）标准煤、兆吨（Mt）标准煤等做单位A.5厂、站、装置综合能耗的计算见式（A.1)：Ep= F+ E,+ E.+ E,+ E+ E- E
式中：
综合能耗，单位为兆焦每日（MI/山)：E
燃料气能耗，单位为兆焦每日（MI/d);蒸汽能耗，单位为兆焦每日（MJ/d)；-电力能耗，单位为兆焦每日（MJ/d)；各种水能耗，单位为兆焦每日（MJ/d)：E
E。--压缩空气能耗，单位为兆焦每口（MI/d)；E,
其他耗能T质能耗，单位为兆黛每H(MI/d)与界外交换的有效热量，单位为兆焦每日（MI/d)。A,5.1燃料气能耗的训算见式（A.2)：E,=V+ · Q
式中：
燃料气消耗量，单位为立方米每日（m2/d)：燃料气低发热值，单位为兆焦每立方米（MI/m）。A.5.2蒸汽、电力、耗能工质能耗的计算见式（A.3）～式（A.7)：E,=(G,A)
E= GeAe
E,=E(GA)
E, =Z(GaA.)
E,=Z(GaAa)
G—第：种蒸汽消耗量，单位为吨每口（t/d),G电力消耗量，单位为千瓦时每R（kw·h/d);-第：种水消耗量，单位为吨每日（t/d)；Gai
Ga——第i种压缩空气消耗量，单位为立方米每日（m*/d)：【A. 1)
.. (A.5)
... (A.6)
SY/T6331—2007
第i种其他耗能工质消耗量：单位为吨每日或立方米每日（t/d或m/d)：第；种蒸汽的能量折算指标，单位为兆焦每吨（MJ/t)；电力的能量折算指标，单位为兆焦每千瓦时［MJ/（kW·h)I；第i种水的能量折算指标，单位为兆焦每吨（MJ/t)；A
第种压缩空气的能量折算指标：单位为兆焦每立方米（Mm）：第i种其他耗能工质的能量折算指标，单位为兆焦每吨或兆焦每立方米（MJ/t或MJ/m)。
燃料气的低发热量计算按GB/T11062的规定执行，A.5.3
蒸汽、电力和各类耗能工质的能量折算指标见表A.1。当表A.1中的能量折算指标与实际出A.5.4
人较大时，以及未列入的其他耗能工质的能量折算指标，由设计计算确定。表A.1能量折算指标
新鲜水
循环水
软化水
除盐（软化）水
除氧水
凝汽式蒸汽轮机凝结水
加热设备凝结水
锅炉供3.5MPa级过热然汽
锅炉供2.5MPa级过热蒸汽
锅炉供1.0MPa级过热蒸汽
0.3MPa0.6MPa级蒸汽
背压式汽轮机排出1.OMP级过热蒸汽背压式汽轮机排山0.3MPa级过热蒸汽净化压缩空气
非净化压缩空气
导热油
向界外供出的燃料气、蒸汽、凝结水的数量计为负值。A.5.5
折算值，MJ
A.5.6与界外交换的有效热量（E），供热计为负值，受热计为正值。A.5.7开工、停工、事故、消防、临时吹扫时的能耗，不予统让。A.6厂、站综合能耗为主要生产能耗、辅助生产能耗和公川工程能耗的总和装置的综合能耗计算结果按表A.2的格式填写A.7
此系无热再生的指标
不包括输送泵能耗
装置名称
设计规模
新鲜水
循环水
锅炉给水
蒸汽（
燃料气
非净化空气
净化空气
导热油
综合能耗bzxz.net
单位综合能耗
表A.2装置综合能耗（格式）
10+m*/d
消耗量
注：表中项日内容根据实际需要道减。数量
燃料气低发热量
或能量折算指标
折算值
MI/d或t（标准煤）/d
Ml/10m或t（标准煤）/10+m
A.8厂、站综合能耗计算结果按表A.3的格式填写表A.3
厂、站综合能耗（格式）
厂、靖名称
设计规模
新鲜水
燃料气
综合能耗
单位综合能耗
消耗量
10%0年
10°kw·h/年
10m／年
10m／年
能量折算指标
折算值
MI/年或：（标准煤）/年
MJ/10m或t（标准煤）/10°m2
SY/T 6331—2007
MJ/年
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