ICS75-010 SY E 01 备案号：43214—2014 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T6331--2013 代替SY/T6331-2007 气田地面工程设计节能技术规范 Technical specification for design of energy conservation for gas field surface engineering 2013-11-28发布 2014一04一01实施 国家能源局 发布 SY/T6331-—2013 目 次 前言 T 范围 2 规范性引用文件 3 基本原则 + 集输 处理 5. 1 脱硫(碳） 5. 2 脱水 5.3 硫磺回收 5. 4 尾气处理 5. 5 凝液回收 5. 6 其他 6 公用工程 6.1 供电 6.2 供热 6.3 给排水 附录A（规范性附录） 能源折算值、设计能耗计算和计算结果汇总表格式 附录B（资料性附录） 条文说明 参考文献 SY/T 6331—2013 前言 起草。 本标准代替SY/T6331一2007《气田地面工程设计节能技术规范》。与SY/T6331--2007相比， 除编辑性修改外，主要技术变化如下： 根据条文提及规范性引用文件的改变，相应修改规范性引用文件清单（见第2章）； 3. 2); 第4章的标题改为“集输”，有关集输的节能技术措施作了补充完善（见4.3，4.6，4.9. 4. 10); 一第5章的标题改为“处理”，5.1～5.6的标题相应也作了修改，有关天然气处理过程的节能 技术措施作了补充完善（5.1.3，5.1.6，5.1.7，5.1.10，5.2.1，5.2.3，5.2.4，5.3.1， 5.3.5,5.5.4,5.5.5); 第6章的标题改为“公用工程”，6.3的标题改为“给排水”，有关供电、供热、给排水方面 的节能技术措施作了补充完善（见6.1.2，6.1.4，6.1.6，6.1.9，6.1.10，6.2.2，6.2.3， 6.2.4，6.2.5，6.3.8，6.3.9,6.3.10，6.3.11,6.3.12); 果汇总表格式”，内容作相应调整和修改，有关设计能耗计算的要求经归纳整理、修改完善 后移人正文中（见3.2和附录A，2007年版的附录A）； 按照条文的变化，修改了附录B的内容（见附录B）； 参考文献的文献清单中增加了参考的文献。 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这些专利的责任， 本标准由石油工业节能节水专业标准化技术委员会归口。 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、中国石化胜利油田设计院。 本标准主要起草人：肖秋涛、汤晓勇、刘家洪、沈泽民、陈玉梅、陈运强、童富良、黄静、谌天 兵、傅贺平、刘文伟、郑欣、陆永康、卢任务、李巧、刘棋、陈静、李爽、王登海。 本标准代替SY/T6331-2007。 SY/T6331一2007的历次版本发布情况为： SYJ341990; -SY/T6331—1997。 II SY/T6331—2013 气田地面工程设计节能技术规范 1范围 本标准规定了陆上气田地面工程及海上气田陆上终端工程设计中采取的节能措施和设计能耗的计 算方法。 本标准适用于新建、扩建和改建的陆上气田地面工程及海上气田陆上终端工程设计。 2规范性引用文件 下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是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/T3485评价企业合理用电技术导则 GB/T11062天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法 GB/T14549电能质量公用电网谐波 GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则 GB18613 中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级 GB 20052 三相配电变压器能效限定值及节能评价值 GB/T20901 石油石化行业能源计量器具配备和管理要求 GB24500 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 GB50015 建筑给水排水设计规范 GB50034 建筑照明设计标准 TSGG0002 锅炉节能技术监督管理规程 3基本原则 3.1工艺计算应按批准的可行性研究报告或项目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。设计能耗是按燃料、电及耗能工质的设计消 耗量计算的能耗。设计能耗计算的要求如下： a）设计能耗分为厂、站、装置综合能耗、单位综合能耗。计算综合能耗时，各种能源折算为一 次能源的单位为标准煤当量。 b) 设计能耗计算的各种能源和各类耗能工质不得重计、漏计。 设计能耗的燃料能源应以其低（位）发热量为计算基础折算为标准煤量。低（位）发热量等 于29.2712MJ的燃料折算为1千克标准煤（1kgce）。 燃料气的低（位）发热量计算按GB/T11062执行。 e) 设计能耗中电力的等价值折算值应按上年全国平均火力供电标准煤耗计算。蒸汽和各类耗能 工质的能源折算值见表A.1。当附录A的能源折算值与实际出入较大时，以及未列入的其 他耗能工质的能源折算值，由设计计算确定。 1 SY/T6331—2013 F) 设计能耗的计算见A.2。 g）设计能耗计算结果按表A.2的格式填写。 3.3引进国外先进技术和设备的项目，应进行技术条件、经济效益和能耗水平分析。在技术条件相 似的情况下，应优先引进能量利用合理、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) 应采用能量利用合理、能耗低和经济效益高的先进工艺。 b）选择的设备设施应满足工艺操作条件，并在高效区工作，降低能耗。 c） 采用高效节能设备，能效指标应达到国家能效标准规定的节能评价值或一级能效水平。 应合理利用地层压力能和天然气处理过程中其他介质的压力能。 优化换热流程，应回收工艺过程中的余热和冷量，提高换热效率。 e) 对高温位的介质宜梯级利用、按质用能。 应回收蒸汽凝结水，提高回收率。 g) 宜充分利用生产过程中产生的低压烃类气体作燃料气。 i） 冷凝冷却设备宜选用空冷式或空冷水冷组合式冷凝冷却器。 j） 宜合理设计设备和管路绝热设施，减少热（冷）损失。 应采用高效蒸汽疏水器，减少蒸汽泄漏损失。 1) 宜合理设置安全截断及放空系统，以减少关然气放空。 m）宜采用太阳能、风能、地热能等可再生能源。 3.5能源计量器具的配备应符合GB17167和GB/T20901的相关规定。 3.6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 4.1气田集输管道宜设置清管装置，清管装置应采用密闭不停气的清管流程，参见B.1。 4.2在有条件的情况下，应采用高压天然气引射器对低压天然气进行增压。 4.3离心压缩机采用燃气轮机驱动时，余热宜加以利用；采用电机驱动时，宜采用变频调速。 4.4天然气增压装置的天然气出口温度应根据技术经济比较后确定，参见B.2。 4.5应选择适宜的水合物抑制方法，经过综合分析和技术经济对比确定，并应满足以下要求： a）当采用加热炉加热时，加热炉的热效率应达到GB24848的先进指标，参见B.3； b）当采用注人水合物抑制剂时，应根据天然气并口压力确定加注设备。 4.6应设置紧急关断阀，优化线路阀室设置，减少天然气排放与事故放空。 4.7气田集输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。 4.8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。 4.9宜充分利用下游管道内的天然气压力建立背压，进行开井操作。 4.10气井井口宜安装井口高低压紧急关断阀，参见B.4。 5处理 5.1脱硫(碳） 5.1.1采用溶剂吸收法脱硫（碳）时，宜选用溶液酸气负荷高的溶剂，以降低溶液循环量。对含二 氧化碳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 2 SY/T6331—2013 的溶剂，参见B.5。 5.1.2在贫液再生质量达到要求的前提下，再生塔回流比不宜大于2。 5.1.3全厂中压蒸汽系统平衡有足够富裕量时，溶液循环泵宜采用背压式汽轮机驱动。汽轮机用的 中压过热蒸汽，宜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人低压蒸汽系统，宜 向重沸器及其他需热点供热，参见B.6。 5.1.4当采用防腐措施时，贫/富液换热器中富液的换热终温宜取高值，参见B.7。 5.1.5进再生塔底重沸器的蒸汽流量，宜采取蒸汽流量和再生塔顶气体温度串级调节的控制方案。 5.1.6贫液冷却器和酸气冷却器宜优先采用空气冷却器。空冷器风机的配置宜根据气温或负荷的变 化确定，参见B.8。 5.1.7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%；当采用砜 胺法时，宜小于4%。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，应降低富液闪蒸罐 的操作压力。 5.1.8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大的情况下，宜采用水力透 5.1.9重沸器排出的蒸汽凝结水应全部回收。 5.1.10溶液循环泵的配置宜根据负荷变化确定。 5.2脱水 5.2.1管输天然气脱水深度由在最高输送压力下的产品气水露点确定，水露点应比输气管道环境最 低温度至少低5℃，参见B.9。 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当天然