ICS75-010 E10 备案号：37559—2012
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T66382012 代替SY/T6638—2005
天然气输送管道和地下储气库工程
设计节能技术规范
Technical specification for energy conservation in natural gas transportation
pipeline and underground gas storage design
2012—08—23发布
2012一12一01实施
国家能源局 发布 SY/T6638—2012
目 次
前言
范围 2 规范性引用文件
-
术语和定义 4 般规定
3
2
输气管道和地下储气库能耗分析输气管道节能地下储气库节能输气管道和地下储气库设备辅助和公用系统
5
3
8
5
9
附录A（规范性附录） 能量消耗的计算方法附录B（资料性附录） 能量消耗的折算方法
10
- SY/T6638—2012
前言
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T66382005《天然气长输管道和地下储气库工程设计节能技术规范》。与SY/T 6638一2005相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：
将标准名称由《天然气长输管道和地下储气库工程设计节能技术规范》改为《天然气输送管道和地下储气库工程设计节能技术规范》；一修改了规范性引用文件的引导语，规范性引用文件清单列出了增加的引用标准（见第2章， 2005年版的第2章）；增加了“术语与定义”（见第3章）：将“总则”改为“一般规定”，内容调整完善（见第4章，2005版第3章）；一增加了“输气管道和地下储气库能耗分析”一章，对输气管道和地下储气库能耗计算方法进行了规定（见第5章）；将“天然气长输管道”修改为“输气管道节能”，对输气管道节能技术进行了细化（见第6
-
章，2005版第4章）；一将“地下储气库”修改为“地下储气库节能”，分别对井口、采气系统、注气系统的节能技术进行了规定（见第7章，2005版第5章）；一将“原动机的选择”改为“输气管道和地下储气库设备”，分别对压缩机的选择、原动机的选择和其他设备选择技术进行了规定（见第8章，2005版第6章）；修改了“辅助和公用系统”，分别对供电、供水、建筑、供热、采暖通风系统的节能技术进行了规定（见第9章，2005版第7章）；修改了“能量消耗的计算方法”（见附录A，2005年版的附录A）；一增加了“能量消耗的折算方法”（见附录B）。
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：中国石油天然气管道工程有限公司天津分公司、中国石油天然气股份有限公司
西气东输管道分公司、北京天然气管道有限公司。
本标准主要起草人：盂凡彬、周学深、王峰、王凤田、张郁文、王东军、刘科慧、王振胜、王铁军、张志勇、齐德珍。
本标准代替了SY/T6638—2005。
IⅡI SY/T6638—2012
天然气输送管道和地下储气库工程设计节能技术规范
1范围
本标准规定了天然气输送管道（以下简称“输气管道”）和地下储气库工程设计的节能技术要求。 本标准适用于天然气输送管道和地下储气库的新建、扩建和改建工程。
2规范性引用文件
下列文件对于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/T2589综合能耗计算通则 GB/T4272 设备及管道绝热技术通则 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 GB18613 中小型三相异步电动机能效限定值及能效等级 GB19761 通风机能效限定值及能效等级 GB20052 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 GB/T23331 能源管理体系.要求 GB24500 工业锅炉能效限定值及能效等级 GB50019 采暖通风与空气调节设计规范 GB50251 输气管道工程设计规范 DL/T985 配电变压器能效经济技术评价导则 TSGG0002 锅炉节能技术监督管理规程
3 术语和定义
GB/T2589和GB50251界定的以及下列术语和定义适用于本文件。为了便于使用，以下重复列出了GB/T2589中的某些术语和定义。 3.1
天然气输送管道工程naturalgastransportationpipelineproject 用管道输送天然气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程
内容。 3.2
地下储气库工程undergroundgasstorageproject 利用封闭的地质构造储存天然气的工程。 SY/T6638—2012
3.3
综合能耗totalproductionenergyconsumption 用能单位在统计报告期内实际消耗的各种能源实物量，按规定的计算方法和单位分别折算后的
总和。
对于企业，综合能耗是指统计报告期内，主要生产系统、辅助生产系统和附属生产系统的综合能耗总和，企业中主要生产系统的能耗量应以实测为准。
[GB/T2589—2008，定义3.5］
3.4
输气单位周转量综合能耗 comprehensive energy consumption of unit gas pipeline transportation furnover volume
管道输气生产的综合能耗与输气周转量的比值。
3.5
输气单位周转量电耗electricityconsumptionofunitgaspipelinetransportationturnovervolume 管道输气生产的电消耗量与输气周转量的比值。
3.6
输气单位周转量气耗 Eelectricity consumption of unit gas pipeline transportation turnover volume 管道输气生产的天然气消耗量与输气周转量的比值。
3.7
漏损leakingloss 在输送过程中因放空、泄漏等造成的天然气损失。
4一般规定
4.1输气管道和地下储气库节能技术应符合（B/T23331的规定。 4.2输气管道和地下储气库工程的可衍性研究报告和初步设计，应包括节能专篇（章），并在相关专业的设计章节中落实。 4.3输气管道和地下储气库工程设计中，应做好能源综合利用，减少生产过程中能量消耗。 4.4应选用先进成熟的技术和高效节能的设备和产品。不得使用国家明令淘汰的高能耗设备。 4.5各种耗能生产装置或系统，均应按照合理利用能源的原则，力求提高系统的能源利用水平。 4.6各站场进、出物料及油、气、水，电应设置计量仪表。能源计量器具的配备应符合GB17167 和GB/T20901的规定。 4.7应根据环境条件合理利用太阳能、风能和水能等 4.8应通过优化整体设计，降低输气单位周转量综合能耗。 4.9在技术经济条件许可情况下，宜对余热回收利用 4.10输气管道和地下储气库工程的设计，除应符合本标准规定外，对未做规定的部分尚应符合国家和行业的规定。
5输气管道和地下储气库能耗分析
5.1输气管道和地下储气库各站场能耗的计算应符合GB/T2589的规定，计算方法见附录A。 5.2能耗分析应包括整个工程的综合能耗、输气单位周转量综合能耗、输气单位周转量电耗、输气单位周转量气耗等。 5.3在可行性研究、初步设计阶段应提供推荐方案中各站场的能耗指标，见附录A。 2 SY/T6638—2012
5.4各种工质的能耗折算方法参见附录B。
6输气管道节能
6.1输气管道线路应进行优化比选，在经济上合理，且满足GB50251的要求。 6.2输气管道的站场设置应符合线路走向和输气工艺设计的要求，分输站的设置应考虑耗能的影响，宜尽量设在管道压力较低处。站场选址宜靠近公用设施完善地区，充分合理利用当地公用设施。 6.3应充分发挥输气管道末端的调峰能力。 6.4输气工艺设计应充分利用管输气体压力能。当采用增压输送时，应根据管道管径、长度和输气要求，合理选择压气站的站压比和站间距。 6.5根据天然气输送计划，应利用工艺仿真软件，对不同输量下输气管道沿线压气站的运行方式进行优化，确定适宜的压缩机运行方案，降低总体运行能耗。 6.6输气工艺设计，应防止输气管道内因形成水合物降低管道的流通能力而增加能耗。 6.7压气站应尽量减小系统总压降，总压降不宜大于0.25MPa。应综合环境条件、压气站系统配置等因素合理确定气体出站温度，压缩机后冷器宜采用空冷器。 6.8各站场调压系统的设计应经济合理，应对加热与防冻方式进行优化，降低运行能耗。 6.9应提高输气工艺自控水平，选用结构密封性能好的设备、阀门及管道附件，避免管输气体的漏损。 6.10当多条输气管道并网运行且相互之间设有联通线时，应合理确定联通线中气体的输送方向，做到经济供气。 6.11输气管道宜采用有减阻效果的内涂层 6.12输气管道应设置密闭清管设施。 6.13各站场管线的绝热设计应符合GB/T4272的规定。
7地下储气库节能
7.1总则 7.1.1 应选择经济合理的地下储气库调峰半径。 7.1.2应根据地下储气库注采气期调峰要求，进行工艺计算及技术经济比较，确定合理的联络线规格。 7.1.3应合理确定输气管道运行方式和地亦储气库调峰运行参数，降低整个输配气系统的综合能耗。 7.1.4应结合地下储气库的地质构造特点和地质建库仿案，选择经济合理的地下储气库工作压力区间，降低地面注采系统运行能耗。 7.1.5应合理确定集注站与井场间距，尽可能减少集输过程中的能量损失 7.1.6集群建设的地下储气库，一各储气库之间宜设置注采联通线，提高注气压缩机及库容利用率。 7.1.7应提高输气工艺自控水平，选用结构密封性能好的设备。阀门及管道附件，避免管输气体的漏损。 7.2井口 7.2.1采气井口需注水合物抑制剂时，应根据井口温度、压力变化，合理选择抑制剂注入方式及注人量。 7.2.2为保证开井初期井口温度，采气井口设加热炉时，宜多口井共用一台加热炉，采用顺序开井方式，降低加热炉设计负荷。
3 SY/T6638—2012
7.3采气系统 7.3.1地下储气库采出气处理系统以控制外输干气水、烃露点为目的，在满足GB50251中外输干气水、烃露点要求的前提下，应采用能量利用合理、能耗低、工艺简单的先进处理工艺。宜采用同时脱水、脱烃工艺，水合物抑制剂宜回收再利用。 7.3.2应充分利用地下储气库地层压力能，通过工艺计算和技术经济对比，地上与地下相结合，确定最佳的采出气处理运行参数。 7.3.3应合理优化站场设备平面布局及管道走向，减少压力损失。 7.3.4当采出气处理装置需设置外加辅助制冷工艺时，制冷剂循环应采用节能流程。 7.3.5当采出气处理装置采用低温法进行露点控制时，宜设置天然气预冷设施，以降低下游装置的制冷负荷。同时应设置换热流程，对低温气体的冷量回收利用。预冷设施宜采用空冷器并设变频。 7.3.6 当采出气处理装置采用甘醇法控制水露点时，应采取如下节能措施：
a) 优化甘醇再生浓度。 b) 设置富液闪蒸罐，闪蒸气满足燃料气要求时，宜作为燃料气使用。
7.3.7采出气处理装置中分离出的烃液应回收利用。烃液回收宜依托油气田已建处理站。 7.3.8井场至集注站采气集输管线应采用密闭清管流程。 7.4注气系统 7.4.1应结合输气管网，优化注气系统工艺流程和注气压缩机人口压力。 7.4.2当具备管压注气条件时，应优先采用管压注气。 7.4.3应选择经济合理的注气压缩机驱动方式和原动机。 7.4.4注气压缩机冷却方式宜采用空冷。空冷器应合理布置，避免形成热风循环。 7.4.5应根据地下储气库储层吸气能力变化，合理调节注气压缩机运行方式和注气井，使注气压缩机排量与地层吸气能力相匹配。 7.4.6注气压缩机出口宜设置高效过滤装置。 7.4.7当不同储层注气压力差大于3.0MPa时，应采用分压注气。注气管线应采用经济流速。 7.4.8应综合环境条件、集注站系统配置等因素合理确定气体出站温度。
8 输气管道和地下储气库设备
8.1压缩机的选择 8.1.1应根据压气站输气量、站压比等参数进行技术经济比较后，确定输气管道压缩机的选型和台数，一般宜选用离心式压缩机，宜多台并联运行。应保证在输量的波动范围内，压气站和压缩机的匹配能使压缩机在高效区内运行。当输量变化较大时，可考虑采用更换机芯方式使机组在高效区内运行。 8.1.2地下储气库注气压缩机的设计选型和台数，应适应不同注气阶段地层压力、地层吸气能力的变化，应保证在整个注气压力区间内高效运行。宜选用往复式压缩机，宜多台并联运行。 8.2原动机的选择 8.2.1压缩机原动机的选型，应结合当地能源供给情况及环境条件，进行技术经济比较后确定。离心式压缩机宜采用燃气轮机或高效电动机驱动，往复式压缩机宜采用燃气发动机或高效电动机驱动。 8.2.2原动机功率应与压缩机匹配，且应采用适当的调速方式或其他措施，以适应气量的变化。 8.2.3选用的电动机应符合GB18613的规定，在配电电压允许情况下，容量在200kW以上宜优先 4 SY/T6638—2012
采用10kV电动机。 8.2.4应选用操作灵活、大修方便、效率高的燃气轮机。 8.2.5采用燃气轮机或燃气发动机为原动机时，应采用直接驱动方式。当原动机和压缩机转速不同时，调速用的变速齿轮箱传动效率应大于98%。 8.2.6当采用燃气轮机时，余热宜回收利用。 8.3其他设备 8.3.1压缩机人口应设置高效过滤分离器。 8.3.2地下储气库采出气处理装置中换热（冷）设备宜采用纯逆流高效换热器。 8.3.3地下储气库低温分离器出口宜设置高效聚结分离器。
9辅助和公用系统
9.1供配电 9.1.1 供配电系统设计中采用的电气设备应符合现行有关标准且效率高、能耗低、技术性能先进。 9.1.2输电线路导线截面宜按经济电流密度选择。 9.1.3新建站供电电压为110kV或35kV时，一级配电电压宜为10kV。 9.1.4变（配）电所的位置应靠近负荷中心，以缩短线路供电半径，减少配电线路的线损。 9.1.5变压器容量和台数在满足供电的前提下，应考虑变压器的经济运行。储气库应考虑注气期和采气期负荷变化对变压器经济运行的影响。 9.1.6配电变压器的空载损耗和负载损耗应符合GB20052的规定。在扩建和改建工程设计中，若变压器负荷率在正常运行条件下偏大或偏小时，变压器的更换应符合DL/T985的规定。 9.1.7 变（配）电所应合理配置无功补偿装置，补偿后的功率因数应达到
a) 35kV及以上变电所，在变压器最大负荷时，高压侧功率因数应不低于0.95。 b) 10kV变电所，当变压器容量在100kV·A及以上时，高压侧功率因数应不低于0.95。 c) 其他配电系统的功率因数应不低于0.90。
9.1.8 场站的照明应满足下列要求：
a) 场站主要生产区应采用高效光源和高效灯具。 b) 大面积使用气体放电灯的场所，应安装补偿电容器。 c) 户外照明及路灯应采用光电或时钟集中控制。
9.1.9压缩机采用变频调速驱动系统机时，供配电系统对公用电网电能质量的影响应符合GB/T 14549的规定。 9.2供水 9.2.1水源应根据供水规模、用水点分布情况，结合工程所在地水资源情况，进行经济技术比较后确定。 9.2.2应选用先进实用的水处理工艺，减少工艺过程中提压次数。 9.2.3在条件允许的情况下，应充分利用地形高差供、排水。 9.2.4在条件允许的情况下，生产、生活污水宜回收利用。 9.3供热 9.3.1应根据站场用热负荷分布、热负荷温位情况，经技术经济比较后确定合理的供热方式。 9.3.2加热炉燃烧器应采用高效燃烧器，宜设比例调节装置。
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