ICS 75-010 E01 备案号：43214—2014
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6331—2013 代替SY/T63312007
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
2014-04-01实施
2013-1128发布
国家能源局 发布 SY/T6331—2013
目 次
前言 1 范围 2 规范性引用文件
基本原则 集输 5 处理 5. 1 脱硫（碳） 5. 2 脱水 5. 3 硫磺回收 5. 尾气处理 5. 5 凝液回收 5.6 其他公用工程
3
6
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
14 SY/T6331—2013
前言
本标准依据GB/T1.12M》《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/T（331--20417气田地面1程设计节能技术规范》。与SY/T6331--207相比。 除编辑性修改外：主要技术变化如下：
一一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.3..（。.9.
4. 111) : 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补充完善（5.1.3.5.1.65.1.7.5.1.10.5.2.1.5.2.35.2.5.3.1. 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6.1.2，6.1.4.6.1.6.6.1.9.6.1.13.6.2.2.6.2.3. (.2.4, 6.2.5. 6.3.8. (.3.9. 6.3.14, 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）
-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。博贺平，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--20M17的历次版本发布情况为：
SYJ 34--1990: SY/T 6331- -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日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/T 3485 i 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 用能单位能源计量器具配备和管理通则 GB 18613 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/T 20901 石油石化行业能源计量器具配备和管理要求 GB245(H) 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 GB 50015 建筑给水排水设计规范 GB50034 建筑照明设计标准 TSG GHH2 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：
乱》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。 c) 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）。 d 燃料气的低（位）发热量计算按GB/T11062执行。
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人较大时。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
设计能耗的计算见.2。 ）设计能耗计算结果按表A.2的格式填写。
3.3引进间外先进技术和设备的项日．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，成优先引进能利川合理能耗低的技术和设备。 3.设计中应采用下列有关的节能措施：
应采用能量利用合理、能耗低和经济效益高的先进工艺。 h) 选择的设备设施应满足厂艺操作条件，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， 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压力能 c) 优化换热流程，回收工艺过程中的余热和冷量，提高换热效率。 f) 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。 h） 宜充分利用生产过程中产生的低压经类气体作燃料气 i) 冷凝冷却设备宜选用客冷式或空冷水冷组合式冷凝冷却器。 j 宜合理设设备和管路绝热设施：减少热（冷）损失。 k） 成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，以减少天然放空。 m》宜采用太阳能、风能、地热能等可再生能源
3.5能源量器具的配备成符合（G17167和（BT21的相关规定。 3.6气叫地面工程设计除应执行本标准外。尚应符合国家现行有美标准的规定。
集输
4.1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。 4. 2 在有条件的情况下。成采用高压天然气引射器对低压大然“进行增压。 .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。 .天然气增用装置的天然气出1温度应根据技术经济比较后确定：参见32。 4.51 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）采用加热加热时：加热炉的热效率应达到2488的先进指标：参见B.3： b）“采用注人水合物抑制剂时：应根据大然井口压力确定加注设备
4.6应设置紧急关断阔，优化线路阀室设置，减少大然气排放与事故放空。 4.7气用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，诚少集输过程的各种漏损和力能损失 4.8集输过程中产生的大然气凝液应回收利用。高压大然气凝液回收时，宜设置天然气凝液闪蒸分离器：防止阅蒸气放堂 .9宜充分利用下游管道内的人然气压力建立背压。进行开井操作 10非井宜安装井口高低压紧急关断阀，参见3.。
5处理
5.1脱硫（碳） 5.1.1 采用落剂吸收法脱硫（碳）时。宜选用溶液酸气负尚高的溶剂，以降低济液循环。对二鼠化做与硫化氢比例高的原料气，在二氧化破含量已符合产品气要求时，宜选用对硫化氢具有选择性 " SY/T 6331-2013
的济剂·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“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13.。 5.1.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。 5.1.51 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.H。 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%。在满足下游渐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高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 5.2.14 管输天然气脱水深度雨在最高输送压力下的产品气水露点确定.水露点虚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且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醇吸收法脱水工艺中。采用汽提法再生时。含水汽提气的间收利用应根据技术经济比较确定。 5. 2. 5 甘醇吸收法脱水工艺中，应设置费富甘醇换热器。最大限度地间收贫醇热量。降低高甘醇再生热负荷 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7%。 5.2.8当吸收塔压力较高：H甘醇循环量较大。富甘醇中所溶解的烃量较多时．应在吸收塔后设置富液闪蒸罐。内蒸罐的设计应特合下列规定（参见11）：
a 闪蒸气质量符合燃料气要求时，应进人燃料气系统 b）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，
5.2.9 甘醇脱水装置和分子筛脱水装置人口应设置高效分离器。参见H.12。 5.2.10 宜降低天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器的温度不宜高于 50C.参见B.13 5.2.11 分子筛脱水装置的再生气和冷吹气宜用十气，再生气和冷吹气都成回收利用，参见B1， 5.2.12分子筛再生温度应根据脱水深度确定．参见B.15。 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川。 5.2.1以控制进人输气管道天然气水露点、轻露点为主要日的装置，宜采用低温法露点控制工艺同时脱水、脱烃。 5.2.15天然气脱水、脱经采用低温法露点控制T艺时。为缔小实际分离温度与体所要求露点温度的温差，应采用高效气液分离设备参见3.16。
3 SY/T63312013
5.3硫磺回收 5.3.17 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：经过过热处理后进人全厂中压蒸汽系统。 b)7 在末级冷凝冷却器中发生低压蒸汽或用来预热锅炉给水。
5.3.2F 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 当T.厂广有4.OMPa及以上压力等级蒸汽时，过程气再热宜采用蒸汽加热。 5.3.5 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流量。 5.4尾气处理 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)[ 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
燃烧炉鼓风机统一供风。 b) 加氢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
作为加热热源。 c）当尾气处理装置与脱硫（碳）装置采用同一种济液时。宜将两者的溶液再生系统合并设计。
5.4.2尾气楚烧温度宜为550℃～600℃，有条件时.可采用尾气催化樊烧T艺，降低楚烧温度，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。在塔项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项与冷凝器之间，参见B.18。 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.201）：
国产机组宜大于75%，不应低于65%： -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%。 5.5.6 天然气凝液稳定塔的塔顶气应回收利用。 5.5.7 稳定后的天然气凝液储存温度不应高于40℃。 5.6其他 5.6.1 液硫储罐内的液硫温度：宜维持在130℃～1℃，罐壁和罐顶应采取保温措施。 5.6.2 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。 5.6.31 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/s。 5.6.41 净化压缩空气系统宜采用无热再生干燥工艺。 SY/T 6331—2013
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 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.1kV 电压等级时.宜优先采用10kV电压等级．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供配电系统的电网总线损率应符合GB/T3485的规定，参见B.22 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：
AI 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
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。 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。
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1kV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（.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车。
b》.4kV电力电容器宜集中装设在1ikV/.4kV变配电所或容量较大的低压配电室的.kV
母线上，功率因数不应低于(1.9。 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畸变，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案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GB5(H034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，补偿后的功率固数不应低于.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， 6.2.2蒸汽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连级平衡的条件下，应按最高压力等级选择锅炉。 b) 燃油，燃气蒸汽锅炉热效率应达到（B245H的先进指标。 C 每台锅炉的负荷率不宜低于8%。
6.2.31 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。
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