本标准规定了陆上油田新建油气集输、注水、含油污及有关工程设计节能技术要求、包括降低能源消耗和减少损耗两个方面。 SY/T 6420-2008 油田地面工程设计节能技术规范 SY/T6420-2008 标准下载解压密码：www.bzxz.net

ICS 75 - 010
备案号：24384—2008
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6420—-2008
代替SY/T(420—1999
油田地面工程设计节能技术规范Technical specification for design of energy conservationfor oil field surface engineering2008—06—16发布
国家发展和改革委员会
2008—12—01实施
规范性用文件
术语和定义
一般规定
油气集输、处理及储存
泊气集输系统布局
汕气集输工艺
采油井场
集输管道
洲田气压
机泵选型
原洲拓热及换热
泊气分离
原油脱水
原油稳定
原油储存
天然气凝凌回收
减少油雨气损耗·
（注水和含油污水处理
汪水求工程
(.2含油污水处理
7公用工程
7.1 中力
7.2供热
附录A（资料性附录）能源消耗的计算方法次
SY/T 64202008
SY/T 6420—2008
本标准代替SY/16420—1999家油田地面.1程设计节能投术规范本标准与 SY/T6420--1999村比，主要变化如下：对部分内睿进行了调整、修改，对个别条款进行补充；期确了优化总休布局的具体方法；引人了新能源和可再生能源利用的概念；-…增加了综合号虑上下游能量榜级利用的条文；：-汕汛气压缩机选型增加了螺杆压缩机的适用范围；油山气凝液收调整了膨胀机的玉比范围：增加了注水泵改造措施方面的内容：增如了附录A“能源消耗的讣算方法”本标准的附录 A 为资料性附录,本标准山石油工业节能节水专业标准化技术委员会提出井归。本标准负责起单位：大从泊日工程有限公司：本标准参加起草单位：中油辽河工程有限公司，中国石油天然气道工程有限公司本标准十要起草人：张忠、苑川玉，宋成文、蒋新，纪连、赵个俊、宫德河、李土，杨券明、王克远、杜树彬、珂绍军，臧秀萍、周庆林、富、董恩霞。本标准所代替标准的历饮次版本发布情况为：-SYJ44—1990;
SY/T64201999
1范围
油田地面工程设计节能技术规范SY/T 6420—2008
和标准规定了陆上油出新建油气集输、注水、含汕污水及有关公用上程设计节能技术要求，包括降低能源消耗和减少油气损耗两个方面，本标准适月门上油同地面1悍的新建T程：扩建T程和改建「程可参照执行，2规范性引用文件
下列义件的条款通过本标准的月而成为本标准的条款。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，然面，鼓励根据本标谁达成协议的各力研究是个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。B/T3485评价企业合理用电技术导则GT3/T4272设备及管道保温技术通测GB/T5656离心泵授术条件（11类）机动往复泵
BT9234
G3/T 111362
天然气发热量、密度。相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T 13017
离心泵效率
CI3/T 14549E
电能质量公用电网谐波
(93 17167用能单位能源计量器其配备利管理则GB18613中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级CT 1762
清水离心泵系能效限定值及节能评价值G3 232
二相配电变压能效限定值及节能评价值GB/T209F石油石化行业能源计量器具配备和管理要求GB 5H34
建筑照明设计标准（际加条文说明）锅炉房设训规范
油州注水工程设训规范
C 53913
DI/T985配电变压器效能技术经济评价导则术语和定义
下列术语和定义适用本标准。
设计综合能耗total production energy consmmption fardesign设计体系在生产过程计算所消耗的燃料、电力、耗能工质的消耗量、按规定的计算方法利单位分别折算为--次能源后的总和。计算结柔反映系统或装置的工艺和公用设施设计的能耗水平。3.2
energy conisumption per raw material processed单位工作量能耗
处理单位数量原料的直接综能耗和间接能耗之和。对原油收集系统和原油脱水装胃是指处理每吨液休的能耗，对原油稳定装置足指处埋每吨原油的能耗，对油出气处理装置是指处理每下立方米天然气的能耗。
SY/T 6420-—2008
单位产品能耗energyconsumplionperunitprnduct获得单位数最产品的点接综合能耗和间接综合能耗之利。对原油收集、脱水、输送系统是指收集、脱水，输送每吨原油的能耗：对注水系统是指注人筒每立力米水的能耗：对人然气收集输送系统是指收集输送每下立方米天然气的能耗：刘油田气处理装置是指获得存吨轻烃的能耗；刘原汕稳定装置是指获得每吨轻烃混合物的能耗：4一般规定
4.1在油开地面工程设计中应贯彻节约能源、合理利用能源的原则，提高经济效益，统设计标准和技术要求。
4.2油用总休规划和总体设计应有合理利用能源的论证，并应有能耗指标的估算，4.3可行作研究报告利初步设训应有节能篇（章），阐述耗能的种类和数量、设计能耗指标、主安节能借施等内容。施：1图设计成接GB17167和GB/T20901的规定执行安装计量仪表或预留位置4.4评价工程设计的能耗水平时，应说明其范围及特点。新建项目的设计能耗指标应达到国内间类且条件类似的工程项H的先进水平。4.5为节能或合埋利用能源所增加的投资额，其回收年限应符合国家的有关规定。4.6设计山应采圾以下措施降低油由地面工程的综介能耗利油气损耗：a）应采用能本利用合理、汕气损耗低的光进泊气架输1艺和设备：b）对油山地工程的平面布局利十裳工艺设条与设计参数进行优化时：层选取最佳操作条件c）根据油出生产不断变化的特点，应合理硫定工程规模和耗能设备：必要时可分期配置设斋，l）应采月新型产效节能设备。
e）应极抛汕日其体情况，采用电动机调速节电和电力电子节能技术，提高电能利用效率，「）应优化加热和换热过程，回收低温热量，提高热能利用率。g）应做集输油、供热等管线和设备的保温（冷），减少散热（冷）损失：h）根据油山具体情况，积极实行燃气驱动、热电和热动力联供，做好能基平衡，提高能源综合利而水平。
1）成采川成熟适用的自控技术，提高产品质量，减少能耗。）应合理选用配套工艺设施，提高机械采油、注水，洲气集输系统的能源利用水平。4.7汕用地面建设工程除执行本标准外：对米作规定的部分尚应执行国家和行业的有关标准规范，5油气集输、处理及储存
5.1油气集输系统布局
5.1.1在进行泊气集输T程系统布局方案优化时应进行综合能耗对比：5.1.2油气集输工程设计应充分考虑利用太阳能、风力、地下水等犬然资源、并迹行综合规划、有效利用。
5.2油气集输工艺
5.2.1汕气集输「艺流程宜采用密闭流程：以降低油气损耗，5.2.2油气集输工艺流程应考虑油气井产山物的收集与利用。5.2.3油气集输「艺应充分利币动气井流体的退力能，减少油气增压次数。通过技术经济对比分析砸楚合涅的集输平径，降依集输能耗5.2.4应做好设备和管道保温，减少热耗。5.2.5应通过综合能耗对比和技术经济比选，根据加热保温方式的不同，确定油出油气收集的基本流程，优先选用单管不加热工艺，2
5.2.6当汕贝汁发进人中、高含水期，室采用原油管道内破乳降粘1艺，SY/T 6420—2008
5.2.7对丁下援水流程，为预防管道结垢，应考虑向回掺污水中投加防垢药剂或管道安装有效的防垢设备。
5.2.8原动脱水与原油稳定装置联合布胃，尽量实现能量梯级利月。对于低产油用，油气分离，加热，脱水设备立选用多动能的组合装肾。5.3采油井场
5.3.1应根据也下能量变化情况选择与集输工艺流程相适应的不同类型的采油井场，合理利用地下能量
5.3.2采汕并场宜考总油井满蜡皮加药等节能措施。5.3.3套管气应考虑回收利用。
5.4集翰管道
5.4.1集输油管线的设计，应通过技术经济对比分析，选择能耗低、经济效益品著的集输油工艺，个理确经原油的流速、输送温遵及其他参数。5.4.2易结蜡的棠输油管道，应菜取清管措施。5.4.3在满足工之要求的情况下，应经技术经济分析比选，优先选用算道摩阳小的管材，5.4.4台理确定管道理地深度。
5.5油田气增压
5.5.1泊日一增压方式：不仪应根据气休组分、输气量利压力，而且还应考虑设备使用范围和运行可靠性等多种因索，经技术经济对比确定。5.5.2气量波动较人，可按以下方法确定压缩机：）选用单级活塞压缩机，为适应气量波动和进气压力在允许范围内浮动，必要时可采用项刀部分吸气阀调节。
b）选用多级活塞式压缩机时，可采用余隙调节或顶开部分吸气阀调节。）选用多台开联机组。
l）采用可调转速的正缩机组。
5.5.3排量较大的压缩机一般按以下凉则逃用（特殊倩况应另行论证)：a）排量及动率较大：气量比较稳定、立选用离心式压缩机；余热宜加以利用h）单机功率较小（一般在2xkW以下），应使用效率较高的活塞式压缩机。5.5.4在气量较小时，宜选用效率较高、操作简单的螺杆压缩机。5.6机泵选型
5.6.1用离心泵输送原油，除象站规模很小外，所选泵的效率（以输水为准）应符合CB/T13007和（B19762的规定。如果原油粘度太高，使用离心泵输送明显不经济时，应选用容积泵：5.6.2泵的配置方式应按照管道流量和压力变化，以及泵的特性，经技术经济对比础定5.6.3翰油电动机优先选用空冷式；若采用水冷式，冷却水应循环使用。5.7原油加热及换热
5.7.！油加热的热源，应首先利川余热：无尔热利用时，可来用共他加热方式：5.7.2：泪Ⅲ用加热炉采用正压燃烧时的综台热效率不成低十%；当来用白然通风时，大丁或等丁0.58MW的加热炉，综合热效率减不低于80%，在0.58MW以下时应不低于75%。5.7.3减介理确症加热炉台数和单台负荷，提高加热炉的负荷率。加热炉的负荷率应为8--%
5.7.4当采用换热器为原油拍热时，应选用高效换热器：5.7.5油气集输和处弹系统的燃料气宜川干气。3
SX/T6420—2008
5.8油气分离
5.8，1油气分离的级数和各级分离压力，应充分考虑合理利用上游剩余压力。5.8.2油气分离设备应选用高效设备：5.9原油脱水
5.9.1原油脱水设备应选用高效节能设备5.9.2采用压力容器密闭沉降脱水工艺时，应尽量碱少中提升泵。E）当脱水站接收接转站来油时·进站压力应按原油脱水和含油污水处理要求确定，一般不设锐水泵。接转站分离缓冲罐的压力应低」电脱水器压力，防止在电脱水器折出大景气体。b）当脱水站接收计量站米的油气水混含物时，立采用油气分离和油水分离合一装置，应采取借施防止在电脱水器中析出人量气体5.9.3游离水沉降（第一段脱水）宜与算道破乳相结合，尽量降低处理温度。5.9.4脱除游离水可按照油具休情况采用聚结层、斜板沉降等多种猎施。采用聚结层脱水时，被体通过聚结层的压降不应大丁0.05MPa5.9.5第二段脱水温度确定原则：a）原油脱水温度需通过与脱水时问及能耗进行综合对比后确定。b）含蜡原油的脱水温度-般为净化原油倾点以上2C：如果原油脱水与原油稳定或原油热处理相结合，电脱水温度可适当提商。c）对于高粘度原油，应通过试验找山油和水的相对密度差较人时的温度、可取比这一温度稍低的温度作为脱水温度
d）当脱水温度超过外输要求的温度时：在经济合理的条件下，可通过与来油换热，降到外输需要的温度：
5.10原油稳定
5.10.1当原油蒸发损耗率大于0.2%时，成进行稳是处理：原油热发损耗率低于0.2%时，成结合工艺过程综合考虑。
5.10.2原油稳定与原油脱水和外输应综合考虑，统-舰划。5.10.3负压闪蒸原油稳定应和原消脱水相结合，应利用原汕脱水和外输溢温度进行，不应专门为原油稳定进行加热。
5.10.4原汕稳定装置脱出的不凝气应就近输人油历气凝液回收装置，5.11原油储存
5.11.1油出储油罐应采用立式钢制油罐，未稳定原渊储罐及事故湘罐应选用固定顶油罐，稳定原汕储罐的单罐容量尺于或等」1(00m\时官采用浮顶油罐，5.11.2需要加热或维持温度的原油储罐采取保温措施，热负荷宜按油罐对外散热量确定，事改油罐可不设保温措施.
5.12天然气凝液回收
5.12.1油用气宜进行轻烃回收。当以上烃奖组分较少时，如果气量较人，或乙烷至」烷含量较高，且有较好的经济效盗，也可进行轻烃回收：5.12.2当需要控制输气露点而回收部分轻烃或不要求很高的收率时，按不同的压力条件，采用下列几种制冷方式：
a）气源压力较低，外输压力较高，需要进行增压时，宜采用冷剂制冷。）外输和进气压力部较高，轻烃回收过程不允许有较大的正降，宜采用冷剂制冷t）气源压力较低，外输气压力较低，在有足够压差供轻烃回收过程利用时，应采用膨胀制冷。按允许压降情况、宜采用膨账机或热分离机制冷法5.12.3要求得到较高乙烷或丙烷收率，义没有足够压降可利用时，宜采用混合冷剂或膨胀机加内烷4
辅助制冷，气源正力较高义右足够压养可供利用时，宜单独采用膨胀制冷5.12.4由气轻烃回收的冷剂可优先来用混合冷剂或丙烷，5.12.5轻烃回收装置设计立采用的节能措施：SY/T 6420--2008
）压缩机的驱动机选用燃气机组时：应考虑动力和供热结，余热要加以利用b分了筛再牛用热成首先考虑莱用燃气发动机排气余热：有高温蒸汽（350℃以1）时用蒸汽加热：不具备上述条件时，可考使用其他加热方式，）冷冻及换热采用产效的制冷循环和缩小换热温差施1）用混介冷剂或阶式冷冻循环。2）合珊设罩换热器，对复杂换热系统应进行优化3）涡轮膨胀机的膨胀光般在3~~5，最多不立超过7，4）换冷立采用板翅式换热器
(）轻烃分馅部分应合理确定1.作压力和分增顺序，e）尽量刘用装置白身的冷源和热源，减少外冷措施：1）降低塔的工作小力，有间流的塔不宜将压力调节阀设在塔顶和冷凝器之问。2利用片缩机出口热气流和塔底产品作为电沸器热源或班料预热的热源，5.13减少油田气损耗
5.13,1应优化集、调、输、配气管网、提高系统适应能力，防止或诚少气体放空，5.13.2在设计中要具体分析可能产生供气不平衡的原因，根据油田实际条件采取以下措施：\有气井的油田，首先应通过气井产量来调节供气不平衡：h）卫内如果有可储气的地下造：成采月地下谐气库调节产供气季节性不平衡，必要时也可回注油层。
c）在经济含埋的前提下过行化（包括化甲烷和液化气）储存，d）生活用气应为十气，准应有储气缓冲猎施，C）不适台管道输送的小块冲田的冲田气：宜作为燃气袋动机的燃料以利用。f）生油月建设中，应配套建设油开气集输系统，采用汕气密闭集输流程，注意收集低压气和零散气。油气凝液回收装置战工业用气装置定期检修时，应设法提供缓冲用户，减少放空。6注水和含油污水处理
6. 1 注水工程
6.1.1注水1.程设计应符合GB 50391中的相关规定6.1.2在进行注水站的设计时，成采用最优化的工艺流程。6.1.3冷却水供给系统T作余压不人10.15MPa，冷划水应循坏使用，6.1.4设备选型如下：
1选离心式注水录时、其效率成不低十GB/T 5656的规定。柱塞泵选用成符合CB/T 5234的规定。
）当站外管网实行区块分注水时，站内泵型选择应按不同床力等级逃行设计，并满足不同泵斥和排量的要求
c）应根据注人水水质，合埋选择注水泵材质：满足耐腐耐磨，减缓泵效下降速度：在累计运行达刘10000时，东效下降不大于1%。i）注水电机应选用尚效电动机，6.1.5高压記水阀组单儿流程阀组总压降应不大于0.5MPa6.1.6社本管网设计应进行技术经济指标对比，管网最远点注人井床降值不立人于1.(MPa。6.1.7消安块并间湛人[力大下1.5MPa时，成采用分压注水管网系统设计.5
SY/T6420—2008
6.2含油污水处理
6.2.1含汕污水处理过程分离出来的污油应回收加以利用6.2.2含油污水处理过强应充分剂用来水压力：避免中间用泵提升。7公用工程
7.1电力
7.1.1汕应根据负荷性质，计算负荷，牛产班次的变化，选择合理的供电力式和变正器容量、台数，合理调整负荷，实现变压器经挤运行。7.1.2变压器的选择首先应满是GB20052的要求，变压器的损耗通过计算确定·每台变压器的负荷率宜按50头61%选择。
7.1.3在扩、收建工程设计中，若变压器原负荷率在正常运行条件下偏人或偏小。应在满足LI/T985条作下，通过计算伙定足否更换变压器：7.1.4变配电所利自备电站应接近负荷中心，供电距离宜按负荷距确定，诚少变配电级数、缩短供平释。
7.1.5新开发油H或新开发独立生产区块，应选择10kV电压等级，10kV供电线路的供电半径宜在10km～15km的范用内：6kV供电线路宜在5ktm～10km范围内，宜按经济电流密度选择导线截面7.1.6供配电系统总线损率和无功功率补偿应符合（B/I3485的规定。7.1.7成按照GB18613选择高效节能的电动机，在上常运行情况下，一胶宜接近满载运行。7.1.8单台电动机功率在200kW及以.1时，立来用高压电动机，并优先选用10kV电动机：7.1.9应采取抑制非线性负荷产生高次谱被的措施，并应符台GB/T14549的要求。7.1.10应选择绿色照明方式，应优先来用光效高、能耗低、卡命长、品色性好及配光介理、安全高效的光源和节能灯具。
7.1.11L作场所的照度标准值应符合GB50034的规定，应充分利用天然光，照明和天然采光线合：在满足照度的条件下，应严格控制和降低功率密度值。7.1.12成合埋选择照明控制方式，在照明灯具较多的厂站，照明宜采用光控或时钟控制。7.1.13应优先采用效率高、能耗低、性能先进的低压电气产品，低压交流接触器立选用直流微系统型。
7.2供热
7.2.！锅炉房设计应符合GB50041的要求。长时间运行时，锅炉不宜在低」额定供热能力的70%状态下运行，锅炉房的调节应根据中央调节方案，调整锅炉投人运行台数和循环水量。7.2.2应根据使用的燃料品种、供热介质和运行参数确定锅炉形式。7.2.3应根据供热工况确定供热介质，专供采暖的锅炉房供热介质宜为热水7.2.4真牢相变竭护只适用于低温供热系统，单台负荷应限定在2.8MW以内：7.2.5锅炉送风成有调节装置。单炉额定供热大于1.4MW的燃油（气）锅炉，宜没置油（）、空气比例调节装置：单沪额定供热大于7MW的燃煤锅炉，锅炉鼓、引风机立设置变频调节装冒。7.2.6钢转属机泵，应选用效率高、能耗低、性能先进的产品：7.2.7锅炉房容量火F或等于1.4MW时，补水宜设置变频调速装置。纳炉排污率宜控制在5火以内：20h1/h投以上锅炉连续排污水成-号虑向收热量。7.2.8设备及管道的保温，成符合GB/T4272的规定7.2.9蒸供热用汽设备，宜采用间接加热：其凝结水出口应装设疏水阀：条件允诈时，应使凝结水过冷至则以下，以减少“次蒸发损失。对有回收价值，可能被污染的供热回水，成设置水质在线蓝测及净化装置。对不能叫收的可水，应尽量回收利用其热量，6
附录A
【资料性附录】
能源消耗的计算方法
SY/T6420—2008
A.1能耗指在生产过程中所消耗的燃料的能量和蒸汽，自力、耗能工质（各种乐缩空气等）消耗的能量的总和
A.2能标分为厂、站、装置综合能耗及单位综合能耗A.3任·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，折算为标准炼量。A，+能耗计算种类：油Ⅲ地面建设工程主要牛产系统及生装置的能耗计算分为设计综合能耗、单位作量能耗和单产站能耗，计算种类和规定见表A.1，丧A.1符号“★”表示应进行的能耗计算
表A1熊耗计算种类
生产装置（系统）舒称
机磁采油
原洲收赁
原滩兑水
原液外输
洲用气妆集
油川输
原记您米
冷油污水处理
浮化水输送
水地面邻分
说计综合能耗
A.5」、站、装置综合能耗的计算公式如下：能耗类别
单笠.T作量能格
Ep=E-E.+E,+E+E,+E+E
我中：
综合能耗，单位为兆焦每大（MJ/d)：燃料气能耗，单位为兆焦每天（MI/d)：蒸汽能耗，单位为焦每天（MI/d)；电力能耗，单位为兆焦每（MI/d)；各种水能耗，单位为兆焦每人（M/d)；压缩空气能耗，单位为兆焦每天（MJ/d)；E、其他耗能I质能耗，单位为兆焦每天（MI/d)；Eh
与界外交换的有效热量，单位为兆焦每天（MI/d）。燃料气能耗的计算公式如下：
单品能轻
SY/T 6420—2008
式中：
燃料气消耗量，单位为立方米每天（m/d)；燃料气低发热值，单位为兆焦每立方米（M/m）。A5.2、燃汽、电力、耗能工质能耗的计算公式如下：E, = M (GA.)
E.= (GAu)
E,- E(GAn)
E, = E(GA.)
式中：
第；种蒸汽消耗量，单位为吨每天（t/d）！-电力消耗量，单位为千瓦时每天（kw·h/d)；-第1种水消耗量，单位为吨每天（t/)；-第种压缩空气消耗量，单位为立力米每大（m/山)，(A.2)
.(A.5)
一第种其共他耗能工质消耗量，单位为吨每天（t/山）或单位为立方米每天（rn/d)；第种蒸汽的能量折算指标，单位为兆焦每吨（MI/t)；电力的能量折算指标，单位为兆焦每千瓦时_MI/（kW·h)；第1种水的能量折算指标，单位为兆焦每吨（M/）；Ac一m-第，种压缩空气的能量折算指标，单位为兆焦每立米（MJ/m）；Ad
第：种其他耗能工质的能量折算指标，单位为兆然每吨（M/t）或兆焦每立力米（M)/m)
A.5.3燃料气的低发热最计算按GB/T11062执行A.5,4蒸汽、电力和各类耗能T质的能量折算指标见表A.2。当A.2表中的能量折算指标与实际山人较人时、以及未列人的其他耗能「质的能量折算指标，由设计算确定表 4.2能量折算指标
新鲜水
循环水
软化水
院盐（欧化）水
除氧永
凝汽式蒸汽轮机凝结水
新算值
加热设备凝组水
锅炉供3.5MPa级过热蒸汽
满炉供2.5.MPa级划热蒸汽
纳炉供1.MPi级过热
n.3MPa0.6MP级蒸汽
背压式汽轮机排出0MFa级过熟蒸汽背压武汽轮机非出u.3MFa级过热蒸汽净化卡缩光气
非净化斥缩牢气
导热剂
表A.2（续）
A.5.5向界外供出的料气，蒸汽、凝结水的数量计为负值：折算俏
A5.6与界外交换的有效热最（E.）、供热计为负值、受热计为正值。A.5.7开工、停工、故、消防、临时吹扫时的能耗，不予统计。$Y/T 64202008
此系元热市生的指标
不包括输送泵能耗
A.5.8计算对象的年厂作时间等于生产装置的年开工时间：当加热炉为季节性或间断运行时：年工作时间按实际情况确定
A.5.9电力、蒸汽利各科耗能工质的年消耗量成根据算对象的设计规模和设计操作条件，按设备逐台或逐项进行分类计算：
A.5.10原油集输、原油脱水、注日注水和含准污水处理主要机泵的年工作时间为8760h；原油稳定，出气处理装置用象的年1作时问为8000h：当机泵为间断运行或季节性运行时，年工作时间按实际情况确定Www.bzxZ.net
A.5.11原油电脱术的年耗电量为净化每吨原油的耗电量和年处理净化源油的乘积。获得母吨净化原注的耗电量点根据原油性质和脱水器的类型，按照试验资料或参照类似电脱水装置的运行电耗情况确定。
A.5.12污油泵、润滑油、加药泵等小功率辅助作业泵的耗电量可接所配电动机的额定功必和年工作时间计算确定。
A.5.13原油脱水装置排出的含油污水掺人集油管绒循环使用时，含油污水升温和增消耗的能量应计算在原汕集输系统的能耗单：源油脱水装置排山的含油污水，如需要用泵输到污水处理站进行处翅，增压泵的能耗成计算在含油污水处理装置的能耗电.4.5.14以回收轻烃为11的的汕气处理装置在计算能耗时，还应加上油出气减量能耗Ⅱ算A.6」站综合能耗为主妥生产能耗，辅助牛产能耗利公用工程能耗的总和，A.7装置的综合能耗计算结果按表A.3的格式填写。A.8厂、站综合能耗计笋结某按表A.4的格式填写，9
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