SY/T 6331-2013
基本信息
标准号： SY/T 6331-2013
中文名称：气田地面工程设计节能技术规范
标准类别：石油天然气行业标准(SY)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
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标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
SY/T 6331-2013 气田地面工程设计节能技术规范
SY/T6331-2013
标准压缩包解压密码：www.bzxz.net
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标准内容
ICS75-010
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 conservationfor gas field surface engineering2013—11-28发布
国家能源局
2014-04-01实施
规范性引用文件
基本原则
脱硫（碳）
硫磺回收
尾气处理
凝液回收
公用工程
给排水
附录A（规范性附录）
附录B（资料性附录）
参考文献
能源折算值、设计能耗计算和计算结果汇总表格式条文说明
SY/T6331-2013
SY/T6331—2013
本标准依据GB/T1.1209《标准化T作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T6331--2007&气田地面1程设计节能技术规范》。与SYT6331--207相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：一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）：--第3章的标题改为“基本原则”，内容作了补充完善，增加了设计能耗计算的要求（见3.2):
--第+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+.6，+.9，4. 10):
第5章的标题改为“处理”，5.1一5.6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厂补充完善（见6.1.2.6,1.4.6.1.6。6.1.9.6.1.103.6.2.2，6.2.3.6.2.4,6.2.5,6.3.8.6.3.96.3.10.6.3.11.6.3.12):修改了附录A，名称由“能源消耗的计算方法”改为“能源折算值、设计能耗计算和计算结果汇总表格式”，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）；一按照条文的变化。修改了附录B的内容（见附录B)；一参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资任本标准中石油工业节能节水专业标准化技术委员会妇口。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、工登海。本标准代替SY/T6331--2007。
SY/T6.331-2007的历次版本发布情况为：SYJ3+-1990;
SY/T6331--1997.
1范围
气田地面工程设计节能技术规范SY/T6331—2013
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
GB17167
GB18613
GB20052
用能单位能源计量器具配备和管理通则中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB/T20901
GB24500)
GB24848
GB50015
GB50034
石油石化行业能源计量器具配备和管理要求工业锅炉能效限定值及能效等级石油工业用加热炉能效限定值及能效等级建筑给水排水设计规范
建筑照明设计标准
TSGGH02
3基本原则
锅炉节能技术监督管理规程
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。3.1
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：》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。
设计能耗计算的各种能源和各类耗能工质不得重计、漏计。b)
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c
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。d)
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e)
T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人较大时。以及末列人的其他耗能T.质的能源折算值，由设计计算确定。1
SY/T6331-2013
设计能耗的计算见人2。
）设计能耗计算结果按表入.2的格式填写。3.3引进国外先进技术和设备的项。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。应优先引进能量利川合理、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随：应采用能量利用合理、能耗低和经济效益高的先进工艺。a
选择的设备设施应满足「艺操作条件，并在高效区工作，降低能耗，h
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。d)
应合理利川地层压力能和天然气处理过程中其他介质的卡力能。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。对高温位的介质官梯级利用、按质用能应回收蒸汽凝结水：提高回收率宜充分利用生产过程中产生的低压经类气体作燃料气h）
冷凝冷却设备宜选用空冷式或牢冷一水冷组合式冷凝冷却器。i
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。k）
宜合理设置安全截断及放空系统，以减少大然代放空。1）
m）宜采用太阳能、风能、地热能等再生能源3.5能源F量器具的配备应符合B17167和GBT20901的相关规定3.6气用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+集输
气用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+1
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。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，宜采用变频谢速。天然气增用装置的天然气山山温度应根据技术经济比较后确定、参见B2。应选择适宜的水合物押制方法，经过综合分析和技术经济对比确定，并应满足以下要求：4.5
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B3：b）当采用注人水合物抑制剂时：应根据大然载井口压力确定加注设备+.6应设置紧急美断阀，优化线路阀室设置·减少大然气排放与事故放空。4.7气目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
+.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
+.9宜充分利用下游管道内的大然气压力建立背压，进行开井操作+10气井井印宜安装井口高低压紧急关断阀：参见B+。5处理
5.1脱硫（碳）
5.1，1采用溶剂吸收法脱硫（碳）时：宜选用济液酸气负荷高的溶剂，以降低溶液循环单。对含二鼠化候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，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，SY/T6331—2013
5.1.3全厂中压蒸汽系统平衡有足够富裕量时，济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。汽轮机排出的青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。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。5.1.5
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的变5.1.6
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%：当采用矾胺法时，宜小于+%。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，应降低富液肉蒸罐的操作压力
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用力差较大的情况下，宜采用水力透平回收富液的压力能。作为带动溶液循环泵的一部分动力。5.1.9重沸器排出的蒸汽凝结水应全部间收5.1.10溶液循环泵的配置宜根据负荷变化确定，5.2脱水
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.)。
5.2.2脱水装置后有天然气凝液回收装置时：水露点成比天然气最低冷却温度至少低5%。5.2.3当天然气管输脱水深度要求不高经露点符合要求时宜采用廿醇吸收法脱水工艺参见B.10
5.2.+H醇吸收法脱水T艺中，采用汽提法再生时，含水汽提气的收利用应根据技术经济比较确定。
甘醇吸收法脱水工艺中。应设置贫富甘醇换热器。最大限度地问收贫醇热量，降低富甘醇再生热负荷
5.2.6当有中压蒸汽可利用时，富甘醇再生应采用蒸汽加热。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、富甘醇中所溶解的经量较多时：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（参见B11)：闪蒸气质量符合燃料气要求时，应进人燃料气系统a
在满足燃料气系统压力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甘醇脱水装置和分子筛脱水装置入口应设置高效分离器：参见B.12。5.2.9
宜降低然气进分子筛脱水装置的温度。天然气进分子筛脱水装置吸附得的温度不宜高于50℃，参见B.13.
分子筛脱水装置的再生气和冷吹气宜用十气，再生气和冷吹气都应回收利用，参见B1+。分子筛再生温度应根据脱水深度确定参见B15。5.2.13
分子筛脱水装置的冷吹气和再生气的热量宜换热利用5.2.14以控制进入输气管道天然气水露点、轻露点为主要目的装置.宜采用低温法露点控制T艺同时脱水、脱烃。
5.2.15天然气脱水、脱烃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.16。3
SY/T6331—2013
5.3硫磺回收
5.3.1宜利用过程气冷却所放出的热量，利用形式如下：a）当T厂设有2.5MPa以上中压蒸汽系统时，宜利用主燃烧炉高温过程气的热量，在余热锅炉中发生中压蒸汽，经过过热处理后进入全厂中压蒸汽系统6）在末级冷凝冷却器中发生低压蒸汽或用来预热锅炉给水。5.3.2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、减少占地和热损失。5.3.3在管道应力允许的条件下，应缩短过程气和液硫管道的长度并减少拐弯。5.3.4
流量。
当T.广有4.0MPa及以上压力等级蒸汽时：过程气再热宜采用蒸汽加热。在温差大、负荷变化范围大的情况下，宜在压缩机人口采取流量调节措施或采用变频调节5.4尾气处理
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5.4.1
向还原气体发生炉供风的鼓风机（不包括开工用风机》不宜单独设置，宜由硫磺回收装置的a
燃烧炉鼓风机统一供风。
加氛反应器后过程气的余热，应用于在余热锅炉中发生低压蒸汽：进人全厂低压蒸汽系统，b)
作为加热热源。
c）当尾气处理装置与脱硫（碳）装置来用同一种溶液时。宜将两者的溶液再生系统合并设计。5.4.2尾气焚烧温度宜为550℃～600℃，有条件时，可采用尾气催化楚烧工艺，降低焚烧温度，以减少燃料气耗量
5.4.3尾气楚烧炉高温烟气的余热，宜回收利用。5.5凝液回收
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.17。5.5.2应经济合理地确定分馏塔的操作压力。在塔顶冷凝冷却器的冷却介质允许条件下。宜降低分馏塔的压力：对有回流的分馏塔，应确定合理的回流比，压力调节阀不宜设在塔顶与冷凝器之间，参见B18。
5.5.3应优化换热流程，充分利用分馏塔底产品热源，参见B.19。5.5.4采用膨胀机制冷工艺时，膨胀机等摘效率在设计工况下应符合以下要求（参见B.20)：一国产机组宜大于75%，不应低于65%；一国外引进机组不应低于85%。
5.5.5采用膨胀机制冷工艺时，同轴增压机的等摘效率宜大于65%。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4(0)℃。5.6其他
液硫储罐内的液硫温度，宜维持在130℃～140℃，罐壁和罐顶应采取保温措施。5.6.1
排放带有天然气凝液的气体至放空火炬前，应设分液罐进行分液。5.6.2
放空火炬的分子封密封气，在火炬头出口处的流速不宜高于（。02m/%。净化压缩空气系统宜采用无热再生干燥T.艺。6公用工程
6.1供电
6.1.1供电方式和变压器容量、台数应根据用电负荷性质、容量和变化规律确定SY/T6331—2013
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。当选用6kV.10kV电压等级时，宵优先采用10kV电等级，参见B.21。6.1.3变配电所和自备电厂的位置应接近负荷中心：供电距离宣按负荷矩确定：减少变配电级数，简化接线，缩短供电半径。
6.1.4供配电系统的电网总线损率应符合GB/T3485的规定，参见B.226.1.5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：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60%，两台a
变压器的负荷率不应低于50%，能效指标应达到GB20052的先进指标要求。合理选择电动机容量，在正常运行情况下，宜接近满载运行。b）
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（参见B23)：
10kV电力电容器应集中装设在16kV母线上：并根据线路功率因数适当设置分散补偿：功a
率因数不应低于0.9.对于容量较大、配电长度较大的异步电动机可采取就地补偿无功功率。
b）(0.4kV电力电容器宜集中装设在10kV/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。c）装设的电力电容器应能分组投切，在技术经济合理时，应采用自动补偿，不应过补偿。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变：应采取抑制高次谐波的措施：并符合GB/T14549的要求，参见B.24。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。对负荷变化大或调节频的三相异步电动机驱动设备宜采用调速装置，能效等级达到GB18613的先进指标要求。单台功率在200kW及以上的电动机，宜采用10kV高压电动机，6.1.10照明应充分利用自然光，采用节能型灯具，在满足GB50034的照度要求条件下：应控制和降低照明功率密度值。
6.1.11使用气体放电光源时，应装设就地补偿电容器。补偿后的功率围数不应低于0.9。6.1.12厂、站室外照明应根据场所、功能特点的需要采用声、光控或时钟控制等方式。6.1.13应按GB/T3485设置测量和计量仪表仪器，并便于测量和考核用电量。6.2供热
6.2.1工厂采用蒸汽锅炉集中供热时，应根据蒸汽平衡和开T所需的蒸汽量。合理确定锅炉的发量、台数及蒸汽压力等级，
6.2.2蒸汽锅炉的选择应荐合下列要求：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。燃油、燃气蒸汽锅炉热效率应达到GB245(H)的先进指标。b)
每台锅炉的负荷率不宜低于80%。6.2.3中压、高压蒸汽宜实现梯级利用，中压蒸汽先作为动力用汽，驱动鼓风机或脱硫溶液循环泵，再作为加热用汽。以提高余热的利用率。5
SY/T6331-2013
6.2.+蒸汽凝结水的同收应符合以下规定：回收率不应低下0%。
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（.8MPa）并人低压冷凝水管网时：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.25。
当放空蒸汽热量无法利用时，宜设置空冷型蒸汽冷凝器，问收凝结水。6.2.5导热油加热炉供热系统应符合以下规定（参见B.26)：系统的设计宜采用液相闭式循环系统。a
导热油加热炉的进、出口油温度需满足热用户的温度要求，为减少导热油的输送能耗，其b
换热设备导热油的进、出口温差宜在40一60℃范围高温烟气的热量应回收，设置空气预热器或其他换热设备c
燃油、燃气导热油炉的热效率应达到TSGG02的先进指标。6.3给排水
6.3.1当气田无城市白来水可供利用时：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。6.3.2厂、站的各种用水，应根据水质、水压要求选用不同的供水方式，对个别水质、水压要求高的户，宜采用局部深度处理和增压措施。6.3.3厂、站给排水及消防给水设施，应充分利用地形高差·采取重力流供水方式：以降低能耗。6.3.4厂、站内冷却水的使用应符合下列规定（参见1.27)：生产用冷却水宜循环使用。
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b)
总管末端余压不宜大于0.15MPa。e
循环冷却水系统的冷却塔风机宜采用变频方式驱动。应在每组冷却塔进水管路设置旁通管，当环境温度较低时回水宜直接回流至循环水池。循环冷却水系统在满足循环冷却水水质情况下，宜提高浓缩倍数，减少补充用水．降低污d)
水排放。
5厂、站处理后的生产（生活）污水宜回用。6.3.5
6.3.6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。
6.3.7建筑用水定额应符合GB5015要求，并尽可能选取低值：超压的建筑给水系统宜在给水支管设置减压阀或调压设施，参见B.28。6.3.8建筑室内给水应选用节水型卫生设备和配水器材、参见B.29。6.3.9热水供应热源应优先利用T业余热、废热、地热水或太阳能等：热水供应系统应缩短供水管路：有条件的厂、站应采用循环方式供给。参见B.301。气田水输送应合理利用地层压力能。6.3.10
6.3.11气田水应处理后回注。
6.3.12处理厂的高浓度检修污水宜逐步掺和处理。减小污水处理规模。A.1能源折算值
附录A
【规范性附录】
设计能耗计算和计算结果汇总表格式能源折算值、
表A，1给出了蒸汽和各类耗能T质的能源折算值表A.1
新鲜水
循环水
软化水
除盐（软化）水
除氨水
凝汽式燕汽轮机凝结水
加热设备凝结水
锅炉供3.5MPa级蒸汽
锅炉供2.5MPa级蒸汽
锅护供1.uMPa级燕汽
1.3MPa级蒸汽
净化压缩空气
非净化乐缩空气
导热油
能源折算值
能量折算值
275986
能源折算值
13, 14
94: 29
SY/T6331—2013
3.0MPap<+5MPa
2.uMPap<3.nMPa
.KMPa≤p<1.2MPa
.3MPap0.6MPa
此系无热再生的指标
不包括痛送系能耗
本标准中气体单位行号“m\的意义为：CC和0.101325MPa状态下测得的体积且其体职单位为立方注1：
米，简称为“标准立方米”
备注栏中的p指压力。
注2：
设计能耗计算
A.2.1厂（站、装置）的综合能耗按公式（A.1）计算：
式中：
Ep-厂（站、装置）的综合能耗．kgce/h：G,-第i种燃料、电或耗能T.质的设计消耗量、h，kW、mh：....
SY/T6331—2013
第i种燃料、电或耗能T质的能源折算值，kgce/t：kgce/（kW·h）：kgce/m：燃料、电或耗能工质的设计消耗量种类的总数：第种厂（站、装置）与外界交换能量所折成的标准煤量，输人时计为正，输出时计为负.kgce/h：
厂（站、装置）与外界交换能量种类的总数。（站、装置）的单位综合能耗按公式（A.2）计算、计算时应将厂（站、装置）的综合能
耗的单位换算为吨标准煤每日（tce/d)：e,=Ep/Gp
式中：
一厂（站、装置）的单位综合能耗，tce/（10m）；tp
Gm一厂（站、装置）的设计能力，10m/d。A.3计算结果汇总表格式
表A.2给出了设计能耗计算结果汇总表的格式。表A.2
设计能耗计算结果汇总表
厂（站、装置）名称
设计规模
新鲜水
燃科气
循环水
锅炉给水
3.5MPa级
2.5MPa级
1.OMPa级
0:3MPa级
非净化空气
净化空气
综合能耗
单位综合能耗
tee/（10tm）
消耗量
注：表中项日内容根据实际需要增减能源折算值
kgce/t
kgce/(kw.h)
kgee/m
kgce/t
kgre/t
kgce/t
kgce/t
kgce/t
kgce/t
kgee/m
kgce/m
kgce/rm
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B.14.1的说明
附录B
(资料性附录)
条文说明
SY/T6331—2013
气田集输管道设置清管装置，以排除管道中的积液减少库阻，提高管输效率。对口径较小（DV≤8(0mm）的集输管道清管较困难的，可不设置清管设施。B.24.4的说明
增压装置天然气出口温度对管输效率有一定影响，但是否进行冷却可经过技术经济比较后确定。B.34.5a)的说明
气田集输工程中天然气耗量主要为水套式加热炉用燃料气。水套式加热炉下游管线设备是否保温。按实际情况通过技术经济对比确定。通过水套式加热炉下游管线保温来降低水套式加热炉的热负荷，从而降低天然气耗量是一种行之有效的方法。B.+4.10的说明
气井并口安装井口高低压紧急关断胸，可在超压或失压情况下快速截断，减少放空。55.1.1的说明
对硫化氢具有选择性的溶剂，如甲基二乙醇胺（MDEA）及配方溶液。B.65.1.3的说明
汽轮机用的+.0MPa或2.5MPa的中压过热蒸汽，根据全厂蒸汽量的平衡，由全厂中压蒸汽系统供应。
B.75.1.4的说明
贫/富液换热器中富液的换热终温取高限值，以增加换热量，减少重沸器的蒸汽耗量。B.85.1.6的说明
在气温低或负荷减少时、可采用停开部分空冷器风机或采用调频电机的措施。9
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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 conservationfor gas field surface engineering2013—11-28发布
国家能源局
2014-04-01实施
规范性引用文件
基本原则
脱硫（碳）
硫磺回收
尾气处理
凝液回收
公用工程
给排水
附录A（规范性附录）
附录B（资料性附录）
参考文献
能源折算值、设计能耗计算和计算结果汇总表格式条文说明
SY/T6331-2013
SY/T6331—2013
本标准依据GB/T1.1209《标准化T作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T6331--2007&气田地面1程设计节能技术规范》。与SYT6331--207相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：一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）：--第3章的标题改为“基本原则”，内容作了补充完善，增加了设计能耗计算的要求（见3.2):
--第+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+.6，+.9，4. 10):
第5章的标题改为“处理”，5.1一5.6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厂补充完善（见6.1.2.6,1.4.6.1.6。6.1.9.6.1.103.6.2.2，6.2.3.6.2.4,6.2.5,6.3.8.6.3.96.3.10.6.3.11.6.3.12):修改了附录A，名称由“能源消耗的计算方法”改为“能源折算值、设计能耗计算和计算结果汇总表格式”，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）；一按照条文的变化。修改了附录B的内容（见附录B)；一参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资任本标准中石油工业节能节水专业标准化技术委员会妇口。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、工登海。本标准代替SY/T6331--2007。
SY/T6.331-2007的历次版本发布情况为：SYJ3+-1990;
SY/T6331--1997.
1范围
气田地面工程设计节能技术规范SY/T6331—2013
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
GB17167
GB18613
GB20052
用能单位能源计量器具配备和管理通则中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级三相配电变压器能效限定值及节能评价值GB/T20901
GB24500)
GB24848
GB50015
GB50034
石油石化行业能源计量器具配备和管理要求工业锅炉能效限定值及能效等级石油工业用加热炉能效限定值及能效等级建筑给水排水设计规范
建筑照明设计标准
TSGGH02
3基本原则
锅炉节能技术监督管理规程
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。3.1
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：》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。
设计能耗计算的各种能源和各类耗能工质不得重计、漏计。b)
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c
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。d)
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e)
T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人较大时。以及末列人的其他耗能T.质的能源折算值，由设计计算确定。1
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设计能耗的计算见人2。
）设计能耗计算结果按表入.2的格式填写。3.3引进国外先进技术和设备的项。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。应优先引进能量利川合理、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随：应采用能量利用合理、能耗低和经济效益高的先进工艺。a
选择的设备设施应满足「艺操作条件，并在高效区工作，降低能耗，h
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。d)
应合理利川地层压力能和天然气处理过程中其他介质的卡力能。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。对高温位的介质官梯级利用、按质用能应回收蒸汽凝结水：提高回收率宜充分利用生产过程中产生的低压经类气体作燃料气h）
冷凝冷却设备宜选用空冷式或牢冷一水冷组合式冷凝冷却器。i
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。k）
宜合理设置安全截断及放空系统，以减少大然代放空。1）
m）宜采用太阳能、风能、地热能等再生能源3.5能源F量器具的配备应符合B17167和GBT20901的相关规定3.6气用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+集输
气用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+1
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。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，宜采用变频谢速。天然气增用装置的天然气山山温度应根据技术经济比较后确定、参见B2。应选择适宜的水合物押制方法，经过综合分析和技术经济对比确定，并应满足以下要求：4.5
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B3：b）当采用注人水合物抑制剂时：应根据大然载井口压力确定加注设备+.6应设置紧急美断阀，优化线路阀室设置·减少大然气排放与事故放空。4.7气目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
+.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
+.9宜充分利用下游管道内的大然气压力建立背压，进行开井操作+10气井井印宜安装井口高低压紧急关断阀：参见B+。5处理
5.1脱硫（碳）
5.1，1采用溶剂吸收法脱硫（碳）时：宜选用济液酸气负荷高的溶剂，以降低溶液循环单。对含二鼠化候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，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，SY/T6331—2013
5.1.3全厂中压蒸汽系统平衡有足够富裕量时，济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。汽轮机排出的青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。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。5.1.5
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的变5.1.6
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%：当采用矾胺法时，宜小于+%。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，应降低富液肉蒸罐的操作压力
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用力差较大的情况下，宜采用水力透平回收富液的压力能。作为带动溶液循环泵的一部分动力。5.1.9重沸器排出的蒸汽凝结水应全部间收5.1.10溶液循环泵的配置宜根据负荷变化确定，5.2脱水
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.)。
5.2.2脱水装置后有天然气凝液回收装置时：水露点成比天然气最低冷却温度至少低5%。5.2.3当天然气管输脱水深度要求不高经露点符合要求时宜采用廿醇吸收法脱水工艺参见B.10
5.2.+H醇吸收法脱水T艺中，采用汽提法再生时，含水汽提气的收利用应根据技术经济比较确定。
甘醇吸收法脱水工艺中。应设置贫富甘醇换热器。最大限度地问收贫醇热量，降低富甘醇再生热负荷
5.2.6当有中压蒸汽可利用时，富甘醇再生应采用蒸汽加热。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、富甘醇中所溶解的经量较多时：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（参见B11)：闪蒸气质量符合燃料气要求时，应进人燃料气系统a
在满足燃料气系统压力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甘醇脱水装置和分子筛脱水装置入口应设置高效分离器：参见B.12。5.2.9
宜降低然气进分子筛脱水装置的温度。天然气进分子筛脱水装置吸附得的温度不宜高于50℃，参见B.13.
分子筛脱水装置的再生气和冷吹气宜用十气，再生气和冷吹气都应回收利用，参见B1+。分子筛再生温度应根据脱水深度确定参见B15。5.2.13
分子筛脱水装置的冷吹气和再生气的热量宜换热利用5.2.14以控制进入输气管道天然气水露点、轻露点为主要目的装置.宜采用低温法露点控制T艺同时脱水、脱烃。
5.2.15天然气脱水、脱烃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.16。3
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5.3硫磺回收
5.3.1宜利用过程气冷却所放出的热量，利用形式如下：a）当T厂设有2.5MPa以上中压蒸汽系统时，宜利用主燃烧炉高温过程气的热量，在余热锅炉中发生中压蒸汽，经过过热处理后进入全厂中压蒸汽系统6）在末级冷凝冷却器中发生低压蒸汽或用来预热锅炉给水。5.3.2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、减少占地和热损失。5.3.3在管道应力允许的条件下，应缩短过程气和液硫管道的长度并减少拐弯。5.3.4
流量。
当T.广有4.0MPa及以上压力等级蒸汽时：过程气再热宜采用蒸汽加热。在温差大、负荷变化范围大的情况下，宜在压缩机人口采取流量调节措施或采用变频调节5.4尾气处理
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5.4.1
向还原气体发生炉供风的鼓风机（不包括开工用风机》不宜单独设置，宜由硫磺回收装置的a
燃烧炉鼓风机统一供风。
加氛反应器后过程气的余热，应用于在余热锅炉中发生低压蒸汽：进人全厂低压蒸汽系统，b)
作为加热热源。
c）当尾气处理装置与脱硫（碳）装置来用同一种溶液时。宜将两者的溶液再生系统合并设计。5.4.2尾气焚烧温度宜为550℃～600℃，有条件时，可采用尾气催化楚烧工艺，降低焚烧温度，以减少燃料气耗量
5.4.3尾气楚烧炉高温烟气的余热，宜回收利用。5.5凝液回收
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.17。5.5.2应经济合理地确定分馏塔的操作压力。在塔顶冷凝冷却器的冷却介质允许条件下。宜降低分馏塔的压力：对有回流的分馏塔，应确定合理的回流比，压力调节阀不宜设在塔顶与冷凝器之间，参见B18。
5.5.3应优化换热流程，充分利用分馏塔底产品热源，参见B.19。5.5.4采用膨胀机制冷工艺时，膨胀机等摘效率在设计工况下应符合以下要求（参见B.20)：一国产机组宜大于75%，不应低于65%；一国外引进机组不应低于85%。
5.5.5采用膨胀机制冷工艺时，同轴增压机的等摘效率宜大于65%。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4(0)℃。5.6其他
液硫储罐内的液硫温度，宜维持在130℃～140℃，罐壁和罐顶应采取保温措施。5.6.1
排放带有天然气凝液的气体至放空火炬前，应设分液罐进行分液。5.6.2
放空火炬的分子封密封气，在火炬头出口处的流速不宜高于（。02m/%。净化压缩空气系统宜采用无热再生干燥T.艺。6公用工程
6.1供电
6.1.1供电方式和变压器容量、台数应根据用电负荷性质、容量和变化规律确定SY/T6331—2013
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。当选用6kV.10kV电压等级时，宵优先采用10kV电等级，参见B.21。6.1.3变配电所和自备电厂的位置应接近负荷中心：供电距离宣按负荷矩确定：减少变配电级数，简化接线，缩短供电半径。
6.1.4供配电系统的电网总线损率应符合GB/T3485的规定，参见B.226.1.5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：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60%，两台a
变压器的负荷率不应低于50%，能效指标应达到GB20052的先进指标要求。合理选择电动机容量，在正常运行情况下，宜接近满载运行。b）
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（参见B23)：
10kV电力电容器应集中装设在16kV母线上：并根据线路功率因数适当设置分散补偿：功a
率因数不应低于0.9.对于容量较大、配电长度较大的异步电动机可采取就地补偿无功功率。
b）(0.4kV电力电容器宜集中装设在10kV/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。c）装设的电力电容器应能分组投切，在技术经济合理时，应采用自动补偿，不应过补偿。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变：应采取抑制高次谐波的措施：并符合GB/T14549的要求，参见B.24。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。对负荷变化大或调节频的三相异步电动机驱动设备宜采用调速装置，能效等级达到GB18613的先进指标要求。单台功率在200kW及以上的电动机，宜采用10kV高压电动机，6.1.10照明应充分利用自然光，采用节能型灯具，在满足GB50034的照度要求条件下：应控制和降低照明功率密度值。
6.1.11使用气体放电光源时，应装设就地补偿电容器。补偿后的功率围数不应低于0.9。6.1.12厂、站室外照明应根据场所、功能特点的需要采用声、光控或时钟控制等方式。6.1.13应按GB/T3485设置测量和计量仪表仪器，并便于测量和考核用电量。6.2供热
6.2.1工厂采用蒸汽锅炉集中供热时，应根据蒸汽平衡和开T所需的蒸汽量。合理确定锅炉的发量、台数及蒸汽压力等级，
6.2.2蒸汽锅炉的选择应荐合下列要求：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。燃油、燃气蒸汽锅炉热效率应达到GB245(H)的先进指标。b)
每台锅炉的负荷率不宜低于80%。6.2.3中压、高压蒸汽宜实现梯级利用，中压蒸汽先作为动力用汽，驱动鼓风机或脱硫溶液循环泵，再作为加热用汽。以提高余热的利用率。5
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6.2.+蒸汽凝结水的同收应符合以下规定：回收率不应低下0%。
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（.8MPa）并人低压冷凝水管网时：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.25。
当放空蒸汽热量无法利用时，宜设置空冷型蒸汽冷凝器，问收凝结水。6.2.5导热油加热炉供热系统应符合以下规定（参见B.26)：系统的设计宜采用液相闭式循环系统。a
导热油加热炉的进、出口油温度需满足热用户的温度要求，为减少导热油的输送能耗，其b
换热设备导热油的进、出口温差宜在40一60℃范围高温烟气的热量应回收，设置空气预热器或其他换热设备c
燃油、燃气导热油炉的热效率应达到TSGG02的先进指标。6.3给排水
6.3.1当气田无城市白来水可供利用时：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。6.3.2厂、站的各种用水，应根据水质、水压要求选用不同的供水方式，对个别水质、水压要求高的户，宜采用局部深度处理和增压措施。6.3.3厂、站给排水及消防给水设施，应充分利用地形高差·采取重力流供水方式：以降低能耗。6.3.4厂、站内冷却水的使用应符合下列规定（参见1.27)：生产用冷却水宜循环使用。
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b)
总管末端余压不宜大于0.15MPa。e
循环冷却水系统的冷却塔风机宜采用变频方式驱动。应在每组冷却塔进水管路设置旁通管，当环境温度较低时回水宜直接回流至循环水池。循环冷却水系统在满足循环冷却水水质情况下，宜提高浓缩倍数，减少补充用水．降低污d)
水排放。
5厂、站处理后的生产（生活）污水宜回用。6.3.5
6.3.6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。
6.3.7建筑用水定额应符合GB5015要求，并尽可能选取低值：超压的建筑给水系统宜在给水支管设置减压阀或调压设施，参见B.28。6.3.8建筑室内给水应选用节水型卫生设备和配水器材、参见B.29。6.3.9热水供应热源应优先利用T业余热、废热、地热水或太阳能等：热水供应系统应缩短供水管路：有条件的厂、站应采用循环方式供给。参见B.301。气田水输送应合理利用地层压力能。6.3.10
6.3.11气田水应处理后回注。
6.3.12处理厂的高浓度检修污水宜逐步掺和处理。减小污水处理规模。A.1能源折算值
附录A
【规范性附录】
设计能耗计算和计算结果汇总表格式能源折算值、
表A，1给出了蒸汽和各类耗能T质的能源折算值表A.1
新鲜水
循环水
软化水
除盐（软化）水
除氨水
凝汽式燕汽轮机凝结水
加热设备凝结水
锅炉供3.5MPa级蒸汽
锅炉供2.5MPa级蒸汽
锅护供1.uMPa级燕汽
1.3MPa级蒸汽
净化压缩空气
非净化乐缩空气
导热油
能源折算值
能量折算值
275986
能源折算值
13, 14
94: 29
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3.0MPap<+5MPa
2.uMPap<3.nMPa
.KMPa≤p<1.2MPa
.3MPap0.6MPa
此系无热再生的指标
不包括痛送系能耗
本标准中气体单位行号“m\的意义为：CC和0.101325MPa状态下测得的体积且其体职单位为立方注1：
米，简称为“标准立方米”
备注栏中的p指压力。
注2：
设计能耗计算
A.2.1厂（站、装置）的综合能耗按公式（A.1）计算：
式中：
Ep-厂（站、装置）的综合能耗．kgce/h：G,-第i种燃料、电或耗能T.质的设计消耗量、h，kW、mh：....
SY/T6331—2013
第i种燃料、电或耗能T质的能源折算值，kgce/t：kgce/（kW·h）：kgce/m：燃料、电或耗能工质的设计消耗量种类的总数：第种厂（站、装置）与外界交换能量所折成的标准煤量，输人时计为正，输出时计为负.kgce/h：
厂（站、装置）与外界交换能量种类的总数。（站、装置）的单位综合能耗按公式（A.2）计算、计算时应将厂（站、装置）的综合能
耗的单位换算为吨标准煤每日（tce/d)：e,=Ep/Gp
式中：
一厂（站、装置）的单位综合能耗，tce/（10m）；tp
Gm一厂（站、装置）的设计能力，10m/d。A.3计算结果汇总表格式
表A.2给出了设计能耗计算结果汇总表的格式。表A.2
设计能耗计算结果汇总表
厂（站、装置）名称
设计规模
新鲜水
燃科气
循环水
锅炉给水
3.5MPa级
2.5MPa级
1.OMPa级
0:3MPa级
非净化空气
净化空气
综合能耗
单位综合能耗
tee/（10tm）
消耗量
注：表中项日内容根据实际需要增减能源折算值
kgce/t
kgce/(kw.h)
kgee/m
kgce/t
kgre/t
kgce/t
kgce/t
kgce/t
kgce/t
kgee/m
kgce/m
kgce/rm
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B.14.1的说明
附录B
(资料性附录)
条文说明
SY/T6331—2013
气田集输管道设置清管装置，以排除管道中的积液减少库阻，提高管输效率。对口径较小（DV≤8(0mm）的集输管道清管较困难的，可不设置清管设施。B.24.4的说明
增压装置天然气出口温度对管输效率有一定影响，但是否进行冷却可经过技术经济比较后确定。B.34.5a)的说明
气田集输工程中天然气耗量主要为水套式加热炉用燃料气。水套式加热炉下游管线设备是否保温。按实际情况通过技术经济对比确定。通过水套式加热炉下游管线保温来降低水套式加热炉的热负荷，从而降低天然气耗量是一种行之有效的方法。B.+4.10的说明
气井并口安装井口高低压紧急关断胸，可在超压或失压情况下快速截断，减少放空。55.1.1的说明
对硫化氢具有选择性的溶剂，如甲基二乙醇胺（MDEA）及配方溶液。B.65.1.3的说明
汽轮机用的+.0MPa或2.5MPa的中压过热蒸汽，根据全厂蒸汽量的平衡，由全厂中压蒸汽系统供应。
B.75.1.4的说明
贫/富液换热器中富液的换热终温取高限值，以增加换热量，减少重沸器的蒸汽耗量。B.85.1.6的说明
在气温低或负荷减少时、可采用停开部分空冷器风机或采用调频电机的措施。9
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