SY/T 6331-2024 气田地面工程设计节能技术规范

　　ICS75-010CCSE01

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T6331—2024代替SY/T6331—2013

　　气田地面工程设计节能技术规范

　　Technical specification of energy conservationfor gas field surfaceengineeringdesign

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/ T6331—2024

　　目次

　　前言 Ⅲ

　　1范围 1

　　2规范性引用文件 1

　　3术语和定义 1

　　4总体原则与要求 2

　　5集输 3

　　6 处理 3

　　7公用工程 6

　　附录A (资料性)耗能工质折标准煤系数、设计能耗计算和计算结果汇总表格式 8

　　参考文献 10

　　前言

　　本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

　　本文件代替SY/T6331—2013《气田地面工程设计节能技术规范》,与SY/T 6331—2013相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

　　a) 更改了设计能耗的表述(见4.2 a),2013年版的3.2 a)];

　　b) 更改了低位发热量的表述(见4.2c),2013年版的3.2c)];

　　c) 更改了设计能耗中电力的等价值的表述(见4.2e),2013年版的3.2e)];

　　d) 增加了天然气处理厂主要耗能工质折标准煤系数的取值及设计能耗的计算方法(见4.3);

　　e) 更改了气田集输天然气增压应满足的节能要求(见5.2,2013年版的4.2和4.4);

　　f)更改了水合物抑制方法的节能要求(见5.3,2013年版的4.5);

　　g) 增加了气液混输工艺的节能理念(见5.7);

　　h) 增加了原料气只需部分脱除二氧化碳时及原料气二氧化碳与硫化氢的体积比较高时宜采用的节能工艺(见6.1.10、6.1.11)

　　i)增加了甘醇吸收法脱水工艺的含水汽提气的回收利用及吸收塔压力利用的节能措施(见6.2.6、6.2.7);

　　j)增加了分子筛脱水装置的再生气加热炉热效率的要求(见6.2.17);

　　k) 增加了经汽提处理后的酸水的节能利用(见6.4.1g)];

　　1)增加了采用注乙二醇的方式抑制水合物形成的脱烃工艺的节能措施(见6.5.1);

　　m)增加了原料气有压力能可利用时工艺选择及脱丙、丁烷塔流程的节能考量(见6.5.2、6.5.5);

　　n) 增加了低温换热网络的节能规定(见6.5.7);

　　o)增加了大型往复式压缩机、膨胀机的效率要求(见6.5.10、6.5.11);

　　p) 增加了“天然气液化”和“天然气提氦”方面的节能内容(见6.6、6.7);

　　q) 增加了供电系统的节能措施，增加了变压器、电动机能效等级2级及以上要求(见7.1.10);

　　r)明确了蒸汽驱动的使用范围(见7.2.3);

　　s)更改了凝结水的回收率(见7.2.4a),2013年版的5.1.9];

　　t)更改了导热油换热设备进、出口的温差要求(见7.2.5b)];

　　u)增加了规范性引用文件中对供热系统主要设备能效的要求(见7.2.6);

　　v)增加了对主要设备能效及汽水系统排污率的要求(见7.2.6、7.2.7);

　　w) 增加了在页岩气开发领域返排液重复回用的节能措施(见7.3.11);

　　x) 增加了在污(废)水强制蒸发时的节能措施(见7.3.12);

　　y) 增加了处理厂锅炉排放水回用的节能措施(见7.3.13)。

　　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专利的责任。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会石油工业节能节水专业标准化技术委员会(CPSC/TC24)提出并归口。

　　本文件起草单位：中国石油工程建设有限公司西南分公司、长庆工程设计有限公司、中油辽河工程有限公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油化工股份有限公司中原油田 普光分公司、中石化石油工程设计有限公司、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司。

　　SY/T6331—2024

　　本文件主要起草人：肖秋涛、陈运强、赵兴元、王科、沈泽明、李尹建、童富良、韩青飞、傅贺平、刘子兵、刘志刚、赵靓、毛红艳、闫广宏、王军伟。

　　本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

　　——1990年首次发布为SYJ34;

　　——1997年第一次修订时，标准编号变更为SY/T6331—1997;

　　——2007年第二次修订;

　　——2013年第三次修订;

　　——本次为第四次修订。

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　　气田地面工程设计节能技术规范

　　1 范围

　　本文件规定了陆上气田天然气集输、天然气处理和有关公用工程设计的节能技术要求。

　　本文件适用于陆上气田地面工程的新建工程、扩建工程、改建工程。滩海陆采气田、海上气田陆岸终端可参照执行。

　　2规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;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/T1028工业余能资源评价方法

　　GB/T3485 评价企业合理用电技术导则

　　GB/T 11062 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

　　GB 18613电动机能效限定值及能效等级

　　GB 19761通风机能效限定值及能效等级

　　GB 19762清水离心泵能效限定值及节能评价值

　　GB 20052电力变压器能效限定值及能效等级

　　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

　　GB24848石油工业用加热炉能效限定值及能效等级

　　GB30254高压三相笼型异步电动机能效限定值及能效等级

　　GB50015建筑给水排水设计标准

　　GB 50034建筑照明设计标准

　　GB50041锅炉房设计标准

　　GB51261天然气液化工厂设计标准

　　GB 55015建筑节能与可再生能源利用通用规范

　　SY/T 0033油气田变配电设计规范

　　TSG91锅炉节能环保技术规程

　　3术语和定义

　　GB 51261和GB/T 1028界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

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　　3.1

　　液化天然气liquefiednaturalgas

　　一种低温液态流体，主要组分是甲烷，可能含有少量的乙烷、丙烷、氮或通常存在于天然气中的其他组分。

　　[来源：GB51261—2019,2.0.1]

　　3.2

　　天然气提氦heliumextractionfromnaturalgas

　　以含氦的天然气、液化天然气闪蒸气为原料提取氦气，生产粗氦或工业氦、纯氦、高纯氦、超纯氦，包括预处理、粗氦提取、粗氦精制、氦气液化、氦气储运等工艺过程。

　　3.3

　　余热residual heat

　　工业生产工艺系统消耗输入能源后输出可利用的热能。

　　[来源：GB/T 1028—2018,2.7]

　　4总体原则与要求

　　4.1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。

　　4.2能耗指标的设计值应达到国内同类项目先进水平。设计能耗按燃料、电力等的设计消耗量计算。设计能耗计算的要求如下：

　　a)集输系统的设计能耗分为综合能耗、单位综合能耗。处理厂的设计能耗分为综合能耗、单位综合能耗。计算综合能耗时，各种能源应按规定的方法折算，以标准煤表示。

　　b) 设计能耗计算的各种能源和各类耗能工质不应重计、漏计。

　　c) 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29.3076MJ 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/T 11062执行。

　　e) 天然气处理厂的设计能耗中电力的等价值应按上年电厂供电标准煤耗计算，集输系统的设计能耗中电力的等价值应按上年电厂发电标准煤耗计算。

　　4.3 天然气处理厂主要耗能工质折标准煤系数的取值见表A.1,或由设计单位根据实际情况确定;设计能耗的计算方法见A.2;设计能耗的计算结果参照图A.1的格式填写。

　　4.4设计中采用的有关节能措施包括：

　　a)采用能量利用合理、能耗低和经济效益高的先进工艺;

　　b) 采用高效节能设备，能效指标应达到国家能效标准规定的2级及以上水平;

　　c) 选择满足工艺操作条件，并在高效区工作的设备设施;

　　d) 合理利用地层压力能和天然气处理过程中的压力能;

　　e) 宜优化换热流程，回收工艺过程中的余热和冷量，阶梯利用热量及冷量，提高换热效率;

　　f)中压蒸汽宜梯级利用、按质用能;

　　g) 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烃类气体作燃料气;

　　i)冷凝冷却设备宜选用空冷式或空冷一水冷组合式冷凝冷却器;

　　j)应合理设计设备和管路绝热设施，减少热(冷)损失;

　　k) 应采用高效蒸汽疏水器，减少蒸汽泄漏损失;

　　1)应合理设置安全截断及放空系统，以减少天然气放空;

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　　m)宜采用太阳能、风能、地热能等可再生能源;

　　n)烟气、高温工艺介质的余热宜加以利用，低温位的热源宜采用热泵技术回收利用;

　　o)设备选型宜适应不同气量、参数变化需要，避免能源浪费：

　　p) 采用电动机驱动的设备，若工况波动较大，宜采用合理的调速节能装置。

　　4.5 能源计量器具的配备应符合GB17167和GB/T 20901的相关规定。

　　5集输

　　5.1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。

　　5.2气田集输天然气增压应满足下列要求：

　　a)增压工艺设计应充分利用原料气的压力能;

　　b)压缩机选型和配置应满足增压周期中各种工况下节能的要求：

　　c) 压缩机出口温度应根据外输要求及技术经济比较后确定。

　　5.3应经过综合分析和技术经济对比选择适宜的水合物抑制方法，并满足下列要求：

　　a) 在具备条件情况下，应采用井下节流工艺，降低水合物抑制能耗;

　　b)加热炉在额定工况下的热效率指标应满足GB24848的2级及以上水平;

　　c) 当采用注入水合物抑制剂工艺时，应根据天然气井口温度、压力变化情况，合理选择抑制剂注入方式及注入量，降低能耗。

　　5.4进出集输站场的天然气管道上应设置截断阀，气井井口应设置井口高低压紧急截断阀，优化线路阀室设置，减少天然气排放与事故放空。

　　5.5集输过程中产生的天然气凝液应回收，产生的闪蒸气宜回收利用。

　　5.6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。

　　5.7 在有条件的情况下，宜采用气液混输工艺，利用气体压力能将油水输送到下游。

　　6处理

　　6.1脱硫(碳)

　　6.1.1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的溶剂。

　　6.1.2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。

　　6.1.3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。

　　6.1.4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。

　　6.1.5贫液冷却器和酸气冷却器宜优先采用空气冷却器。

　　6.1.6 当采用醇胺法时，闪蒸罐的烃类闪蒸率应确保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。闪蒸气宜作为燃料气使用。

　　6.1.7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，宜采用液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。

　　6.1.8重沸器排出的蒸汽凝结水应全部回收。

　　6.1.9溶液循环泵的配置宜根据负荷变化确定。

　　6.1.10 原料气只需部分脱除二氧化碳，宜采用两级吸收、级间胺液冷却的工艺，减少溶液循环量。

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　　6.1.11原料气二氧化碳与硫化氢的体积比较高，宜采用两级闪蒸工艺，降低富液中的二氧化碳浓度，提高酸气中硫化氢的浓度。

　　6.2脱水

　　6.2.1管输天然气脱水深度由在最高输送压力下产品气的水露点确定，在交接点的压力下，水露点应比输送条件下最低环境温度至少低5℃。

　　6.2.2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℃。

　　6.2.3当天然气管输脱水深度要求不高且烃露点符合要求时，宜采用甘醇吸收法脱水工艺。

　　6.2.4采用甘醇吸收法脱水工艺时，贫液冷却宜采用干气与贫液换热方式。

　　6.2.5当有中压蒸汽或导热油可利用时，富液再生宜采用蒸汽加热或导热油加热。

　　6.2.6 甘醇吸收法脱水工艺中，采用汽提法再生时，含水汽提气的回收利用应根据技术经济比较确定。

　　6.2.7当三甘醇脱水装置吸收塔压力及循环量满足要求时，宜选用能量转换泵。

　　6.2.8 当吸收塔压力较高，且甘醇循环量较大、富液中所溶解的烃量较多时，应在吸收塔后设置富液闪蒸罐。闪蒸罐操作压力除满足富液再生系统所需压力外，还应根据闪蒸气回收系统压力进行技术经济比较确定。

　　6.2.9甘醇吸收法脱水工艺中，应设置贫/富液换热器，富液宜经过贫/富液换热器后，再与缓冲罐的贫液换热，最大限度回收贫液的热量，降低富液再生热负荷。

　　6.2.10 甘醇脱水装置和分子筛脱水装置入口应设置高效分离器。

　　6.2.11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附器的温度不宜高于

　　50℃。

　　6.2.12分子筛脱水装置的再生气和冷吹气宜用干气，再生气和冷吹气均应回收利用。

　　6.2.13分子筛再生温度应根据脱水深度确定。

　　6.2.14分子筛脱水装置的冷吹气和再生气的热量宜换热利用。

　　6.2.15 以控制进入输气管道天然气水露点、烃露点为主要目的装置，宜采用低温法露点控制工艺同时脱水、脱烃。

　　6.2.16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。

　　6.2.17 分子筛脱水装置的再生气加热炉热效率应满足GB24848的2级及以上水平。

　　6.3硫黄回收

　　6.3.1宜利用过程气冷却所放出的热量，利用形式如下：

　　a)当工厂设有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，经过热处理后进入全厂中压蒸汽系统;

　　b)在末级冷凝冷却器中发生低压蒸汽或用来预热锅炉给水。

　　6.3.2反应器、冷凝冷却器宜采用组合式设备。

　　6.3.3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。

　　6.3.4 当工厂有4.0MPa及以上压力等级蒸汽时，过程气再热宜采用蒸汽加热。

　　6.3.5在温差大、负荷变化范围大的情况下，宜在主风机入口采取流量调节措施或采用变频调节流量。

　　6.4尾气处理

　　6.4.1当选用高净化度的还原吸收法时，节能措施包括： 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，宜由硫黄回收装置的燃烧炉主风机统一供风;

　　b) 加氢反应器后过程气的余热，应在余热锅炉中发生低压蒸汽，进入全厂低压蒸汽系统，作为加热热源;

　　c) 当尾气处理装置与脱硫(碳)装置采用同一种溶液时，宜将两者的溶液再生系统合并设计;

　　d) 加氢反应催化剂宜采用低温型催化剂;

　　e)尾气脱硫吸收塔宜采用对硫化氢具有选择性吸收的溶剂;

　　f)进尾气再生塔底重沸器的蒸汽流量，宜采用蒸汽流量和再生塔顶气体温度串级调节的控制方案;

　　g) 不含气田水的酸水经汽提处理后宜作为循环水系统补充水。

　　6.4.2尾气焚烧炉高温烟气的余热，宜以产生蒸汽等方式回收利用。

　　6.5凝液回收

　　6.5.1采用注乙二醇的方式抑制水合物形成的脱烃工艺，制冷温度宜比水合物形成温度至少高5℃。

　　6.5.2原料气有压力能可利用时，宜采用膨胀机制冷工艺。单靠膨胀机达不到适宜的冷凝温度时，应设置冷剂辅助制冷设施。

　　6.5.3天然气凝液稳定塔的塔顶气应回收利用。

　　6.5.4脱甲烷塔宜设置1～2股侧抽物流以回收利用塔内物流的低温冷量。

　　6.5.5脱丙烷塔、脱丁烷塔等的流程设计，符合下列规定：

　　a)塔底物流的热量应回收利用，宜用来加热塔的进料物流;

　　b)塔顶冷凝温度不宜超过55℃;

　　c) 塔的工作压力应根据塔顶产品的冷凝温度、泡点压力和压降确定;

　　d) 对有回流的分馏塔，在分馏塔塔顶产品达到要求的前提下，宜降低回流比;

　　e) 压力调节阀不宜设在塔顶与冷凝器之间。

　　6.5.6冷剂选用应根据冷冻温度和单位制冷量能耗等因素经技术经济比选确定，并应满足环保要求。

　　6.5.7低温换热网络应经济合理，符合下列规定：

　　a) 冷流和热流的换热温度应接近，板翅式换热器的最小端面温差不宜高于3℃;

　　b)换热过程中冷热流的温差应避免出现小于1℃的窄点。

　　6.5.8应设置原料气预冷器，充分回收产品气和低温凝液的冷量。

　　6.5.9应优化换热流程，充分利用分馏塔底产品的热源。

　　6.5.10大型往复式压缩机的效率应达到80%以上，离心式压缩机的多变效率应达到75%以上。

　　6.5.11采用膨胀机制冷工艺时，膨胀机等熵效率在设计工况下宜大于80%,不应低于70%,同轴增压机的多变效率宜大于70%。

　　6.6天然气液化

　　6.6.1天然气液化装置应根据规模、自然环境、设备、能耗等因素，经技术经济比选确定制冷工艺。

　　6.6.2采用混合冷剂制冷工艺，应对冷剂组成进行优化。

　　6.6.3板翅式换热器的最小端面温差不宜高于3℃。

　　6.6.4 液化天然气蒸发气、排放的可燃凝液应密闭回收。

　　6.6.5单容罐、双容罐和全容罐日蒸发率不宜大于0.08%。薄膜罐的日蒸发率不宜大于0.1%。

　　6.7天然气提氦

　　6.7.1天然气提氦宜联产液化天然气/乙烷/轻烃/液化石油气。 6.7.2采用膜分离富集工艺，应根据原料气规模、氦气含量和能耗等因素经技术经济比选确定。

　　6.7.3采用低温精馏法提浓氦气的装置，其中的低温精馏塔系统宜集成设计，塔底重沸器宜采用内置式重沸器。采用液氮作为冷源的低温精馏塔顶冷凝器，宜采用内置式蒸发器。

　　6.7.4低温精馏提氦塔底重沸器的热源宜采用塔的进料物流，以充分回收冷量。

　　6.8其他

　　6.8.1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。

　　6.8.2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。

　　6.8.3净化压缩空气系统宜采用无热再生干燥工艺。

　　7 公用工程

　　7.1供电

　　7.1.1供电方式和变压器容量、台数应根据用电负荷等级、容量和变化规律确定，实现变压器经济运行。

　　7.1.2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，宜优先采用10kV电压等级。

　　7.1.3变配电所的位置应接近负荷中心，宜减少变配电级数，简化接线，缩短供电半径。

　　7.1.4 供配电系统的电网总线损率应符合GB/T 3485 的要求。

　　7.1.5导线截面宜按经济电流密度选择。

　　7.1.6 无功功率补偿应符合SY/T 0033的要求。无功补偿设备，应能分组投切，在技术经济合理时，应采用自动补偿。

　　7.1.7用电设备产生高次谐波，不符合GB/T14549的要求时，应采取抑制高次谐波的措施。

　　7.1.8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，宜接近满载运行。对负荷变化大或调节频繁的三相异步电动机驱动设备宜采用变频调速。

　　7.1.9单台功率在200kW及以上的电动机，宜采用10kV高压电动机。

　　7.1.10 变压器能效指标应满足GB20052的2级及以上能效等级要求，高压电动机能效指标应满足GB30254的2级及以上能效等级要求，低压电动机能效指标应满足GB18613的2级及以上能效等级要求。

　　7.1.11照明符合下列要求：

　　a) 照明应充分利用天然采光，采用节能型灯具，能效指标满足2级及以上能效等级，照度应满足GB50034的要求，照明功率密度值应满足GB55015的要求;

　　b) 照明光源应采用节能型光源。使用气体放电光源时，应装设就地补偿装置，补偿后的功率因数不应低于0.9;

　　c) 厂、站室外照明应根据场所、功能特点采用声控、光控或时钟控制等节能控制措施，并充分利用可再生资源作为照明能源。

　　7.2供热

　　7.2.1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。

　　7.2.2蒸汽锅炉的选择符合下列规定：

　　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; b) 燃油、燃气蒸汽锅炉在额定负荷下热效率和排烟温度应符合TSG91的要求;

　　c) 每台锅炉的负荷率不宜低于80%。

　　7.2.3中压、高压蒸汽宜实现梯级利用。中压蒸汽先作为动力用汽，驱动风机、压缩机、泵、发电机等大型设备，再作为加热用汽，以提高热能的利用效率。

　　7.2.4 蒸汽凝结水的回收符合下列规定：

　　a) 回收率不应低于92%。

　　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，高压冷凝水管网并入低压冷凝水管网时，宜设扩容装置，扩容后的二次蒸汽应并入同级低压蒸汽管网。

　　c)当放空蒸汽热量无法利用时，宜设置空冷型蒸汽冷凝器，回收凝结水。

　　7.2.5导热油炉供热系统符合下列规定：

　　a) 系统的设计宜采用液相闭式循环系统;

　　b) 在满足热用户的温度要求前提下，导热油炉换热设备导热油的进、出口温差宜为40℃~80℃;

　　c)高温烟气的热量应回收，可设置空气预热器或其他热回收设备;

　　d) 燃油、燃气导热油炉在额定负荷下热效率和排烟温度应符合TSG91的要求。

　　7.2.6 供热系统的主要设备能效应符合GB19761、GB19762、GB24500的2级及以上水平。

　　7.2.7锅炉及其汽水系统排污率应符合GB 50041的要求。

　　7.3给排水

　　7.3.1当气田无城市自来水可供利用时，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。

　　7.3.2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、水压要求高的用户，宜采用局部深度处理和增压措施。

　　7.3.3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。

　　7.3.4厂、站内冷却水的使用符合下列规定：

　　a)生产用冷却水宜循环使用。

　　b) 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总管末端余压不宜大于0.15MPa。

　　c) 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。

　　d) 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，降低污水排放。

　　7.3.5厂、站处理后的生产(生活)污水宜回用。

　　7.3.6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。

　　7.3.7建筑用水定额应符合GB50015的要求，宜选取低值;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。

　　7.3.8建筑室内给水应选用节水型卫生设备和配水器材。

　　7.3.9 热水供应热源应优先利用工业余热、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。

　　7.3.10气田水输送应合理利用地层压力能。

　　7.3.11气田开采期间应做好水资源管理，应优先采用处理后的返排液作为压裂供水水源。

　　7.3.12采用强制蒸发水处理时，应充分利用蒸发过程中凝结水的余热。

　　7.3.13连续排放和定期排放的锅炉水，宜降温后作为循环水的补充水。

　　SY/T 6331—2024

　　附录A

　　(资料性)

　　耗能工质折标准煤系数、设计能耗计算和计算结果汇总表格式

　　A.1耗能工质折标准煤系数

　　表A.1给出了主要耗能工质折标准煤系数的参考值。单位耗能工质耗能量和折标准煤系数是按照电厂发电标准煤耗为0.404kgce/(kW·h)计算的折标准煤系数。实际计算时，宜考虑上年电厂发电标准煤耗和制备耗能工质设备效率等影响因素，对折标准煤系数进行修正。

　　表A.1主要耗能工质折标准煤系数(按能源等价值计，参考值)

　　序号 耗能工质名称 单位耗能工质耗能量 折标准煤系数 1 新水 7.54MJ/t(1800kcal/t) 0.2571kgce/t 2 软化水 14.24MJ/t(3400kcal/t) 0.4857kgce/t 3 除氧水 28.47MJ/t(6800kcal/t) 0.9714kgce/t 4 压缩空气 1.17MJ/m³(280kcal/m³) 0.04kgce/m³ 5 氧气 11.72MJ/m³(2800kcal/m³) 0.4kgce/m³ 6 氮气(做副产品时) 11.72MJ/m³(2800kcal/m³) 0.4kgce/m³ 7 氮气(做主产品时) 19.68MJ/m³(4700kcal/m³) 0.6714kgce/m³ 8 二氧化碳气 6.28MJ/m³(1500kcal/m³) 0.2143kgce/m³ 9 乙炔 243.76MJ/m³(58220kcal/m³) 8.3143kgce/m³ 10 电石 60.92MJ/kg(14550kcalkg) 2.0786kgce/kg

　　A.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：

　　………………………………(A.1) 式中：

　　E——厂(站、装置)的综合能耗，单位为千克标准煤每小时(kgce/h);

　　G——第i种燃料、电或耗能工质的设计消耗量，单位为吨每小时或千瓦或立方米每小时(t/h或kW或m³/h);

　　C——第i种燃料、电或耗能工质的能源折算值，单位为千克标准煤每吨或千克标准煤每千瓦时或千克标准煤每立方米[kgce/t或kgce/(kW·h)或kgce/m³];

　　m——燃料、电或耗能工质的设计消耗量种类的总数;

　　Q——第j种厂(站、装置)与外界交换能量所折成的标准煤量，单位为千克标准煤每小时(kgce/h),输入时计为正，输出时计为负; n——厂(站、装置)与外界交换能量种类的总数。

　　A.2.2厂(站、装置)的单位综合能耗按公式(A.2) 计算，计算时将厂(站、装置)的综合能耗的单位换算为吨标准煤每天。

　　e=E/G……………………………………(A.2)

　　式中：

　　e——厂(站、装置)的单位综合能耗，单位为吨标准煤每万立方米[tce/(10⁴m³)];

　　G——厂(站、装置)的设计能力，单位为万立方米每天(10⁴m³/d)。

　　A.3计算结果汇总表格式

　　图A.1给出了设计能耗计算结果汇总表的格式。

　　厂(站、装置)名称 设计规模10⁴m³/d 序号 项 目 消耗量 能源折算值 综合能耗kgce/h 单位 数量 单位 数量 1 新鲜水 t/h kgce/t 2 电力 kW kgee/(kW.h) 3 燃料气 m³/h kgce/m³ 4 循环水 t/h kgce/t 5 锅炉给水 t/h kgce/t 6

　　蒸汽 3.5MPa级 t/h kgce/t 7 2.5MPa级 t/h kgce/t 8 1.0MPa级 t/h kgce/t 9 0.3MPa级 t/h kgce/t 10 非净化空气 m³/h kgce/m³ 11 净化空气 m³/h kgce/m³ 12 氮气 m³h kgce/m³ 合计 综合能耗kgce/h 单位综合能耗tce/(10'm³) 注：表中项目内容根据实际需要增减。

　　图A.1设计能耗计算结果汇总表

　　SY/T 6331—2024

　　参考文献

　　[1]GB/T2589—2020 综合能耗计算通则

　　[2]GB/T51248—2017天然气净化厂设计规范

　　[3]SY/T0076—2023天然气脱水设计规范

　　[4]SY/T0077—2019 天然气凝液回收设计规范

　　[5]SY/T 5268—2018 油气田电网线损率测试和计算方法