SY T 6420-2008 油田地面工程设计节能技术规范.pdf

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1、ICS 75 - 010 E 01 备案号:24384-2008 SY 中华人民共和国石油天然气行业标准SY /T 6420-2008 代替SY/T6420-1999 油田地面工程设计节能技术规范Technical specification for design of energy conservation for oil field surface engineering 2008-06-16发布2008-12-01实施圄家发展和改革委员会发布囔熙熙啊SY/T 6420-2008 目次前言.-. II 1 范围. 2 规也性引用文作-3 术语和定义.4 一般规也. . . 2 5 油气集输

2、、处理及储存. . 2 5. 1 油气集输系统布局. . . . . 2 5.2 汕气集输工艺. 2 5.3 采油井场. . . 3 5.4 集输管道. . . . . 3 玉5汕田气增压. . 3 玉凸饥泵选型-.3 5.7 原汕加热及换热. . . . 3 5. 8 泊气分离. . . . 4 5.9 J自由脱水.- . 4 5. 1 () 原油稳定. . . . 4 5. 11 原油储存. . 4 5. 12 天然气凝液回收. 4 5. 13 减少油田气损耗.56 注水和含油污水处理 . 5 6.1 注水工程-. . . 5 6.2 含油污水处理. . . 6 7 公用L再. . . .

3、 . . . . . . . . . . . . 6 7. 1 电力. . . 6 7.2 供热. . . . . . . . . . . . . 6 附录A(资料性附录)能源消挠的I算方法. . 7 I 主战;:-二SY/T 6420-2008 目。昌本标准代替SY/T 6420-1999 (油田地面工程设计节能技术规范。本标准与SY/T6420一1999相比，主要变化如下:对部分内容进行了调整、修改，对个别条款进行了补充3明确了优化总体布局的具体方法;引入了新能源和可再生能源利用的概念;增加了综合考虑上下游能量梯级利用的条文;一一油田气压缩机选型增加了螺杆压缩机的适用范围，油田气凝液回收调

4、整了膨胀机的压比范围，增加了注水泵改造措施方面的内容;增加了附录A能源?消肖耗的计算方法本标准的附录A为资料性附录。本标准由石油工业节能节水专业标准化技术委员会提出并归口。本标准负责起草单位.大庆油田工程有限公司。本标准参加起草单位中i由辽河工程有限公司、中国石油天然气管道工程有限公司。本标准主要起草人z张忠、苑井玉、宋成文、蒋新、纪连强、赵全俊、宫德河、李玉春、杨春明、王克远、杜树彬、何绍军、减秀萍、周庆林、宫敏、董恩霞。E 本标准所代替标准的历次版本发布情况为SYJ 44-1990; SY/T 6420-1999, SY/T 6420-2008 油田地面工程设计节能技术规范1范围本标准规定

5、f陆上油田新建油气集输、注水、含油污水及有关公用工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。本标准适用于附上油!刊地面程的新建工程D扩建工程和政建I:程可参照执行。2 规范性引用文件F列文件的条款通过本标准的引用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，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注目期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GI3/T 3485 评价企收合理用电技术导则GB/T 4272 设备及管道保温技术通则GB/T 5656 离心采技术条件(II类)GR/T 923

6、4 机动往复泵GR/T 111162 天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T 13U07离心泵效率GB/T 14549 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 中小型三相异步电动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 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自己备和管理要求GB 50034 建筑照明设计标准(附加条文说明)GB 50041 锅炉房设计规范GB S03J l 油用注水工程设计规范DL/T 985 配电交斥器效能技术经济评价

7、导则3 术语和定义下列术语和定义适用本标准。3.1 设计综合能耗total pr叫uctionenergy consumption for desi阴设计体系在生产过程中计算所消耗的燃料、电力、耗能工质的消耗量，按规定的计算方法和单位分别折算为次能源后的总和。计算结果反映系统或装置的工艺和公用设施设计的能耗水平。3.2 单位工作量能耗ene电yconsumption per raw material processed 处理单位数量原料的直接综合能耗和间接能耗之和。对原泊收集系统和原油脱水装置是指处理每吨液体的能耗，对原油稳定装置是指处理每吨原油的能耗，对油田气处理装置是指处理每千立方米天然气

8、的能耗。itt-t!啊?SY/T 6420-2008 3.3 单位产品能耗energy consumption per unit product 获得单位数量产品的亘接综合能耗和间接综合能耗之和。对原油收集、脱水、输送系统是指收集、脱水、输送每吨原泊的能耗;对注水系统是指注入井简每立方米水的能耗，对夭然气收集输送系统是指收集输送每丁立方米天然气的白色耗;对泊田气处理装置是指获得每日也轻短的能耗;对原油稳定装置是指获得每吨轻怪混合物的能耗。4 一般规定4. 1 在油旧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 油田总体规划和总体设计应有合理利用

9、能源的论证，并应有能耗指初、的估算。4.3 可行性研究报告和初步设计应有节能篇(章)，阐述耗能的种类和数量、设计能耗指标、主要节能措施等内容。施工附设计应拨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半时，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同类旦条件类似的工程项目的先进水平。4.5 为节能或合理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 设计中应采取以下措施降低泊田地面工程的综合能耗和汕气损耗:a)应采用能量利用合理、油气损耗低的先进汕气集输工艺和设备。b)对油田地而上程的平面布局和主要工艺设备与设计参数进

10、行优化时，应选取最佳操作条件。c)根据油田生产不断变化的特点，应合理确定五程规模和耗能设备，必要时可分期配置设备。d)应采用新型高效节能设备。e)应根据油田具体情况，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。f)应优化加热和换热过程，回收低温热量，提高热能利用率。g)应做好集输油、供热等管线和设备的保温(冷)，减少散热(冷损失。h)根据油田具体情况，积极实行燃气驱动、热电和热动力联供，做好能量平衡，提高能源综合利用水平。i)应采用成熟适用的自控技术，提高产品质量，减少能耗。j)应合理选用配套工艺设施，提高机械采油、注水、油气集输系统的能源利用水平。4.7 油田地面建设工程除执行本

11、标准外，对未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 在进行油气集输工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、地下水等天然资源，并进行综合规划、有效利用。5.2 油气集输工艺5.2.1 油气集输二L艺流程宜采用密闭流程，以降低泊气损耗。5.2.2 由气集输工艺流程应考虑油气井产出物的收集与利用。5.2.3 油气集输工艺应充分利用油气井流体的压力能，减少油气增压次数。通过技术经济对比分析确定合理的集输半径，降低集输能耗。5.2.4 应做好设备和管道保温，减少热耗。5.

12、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，确定油田油气收集的基本流程，优先选用单管不加热工艺。SY!T 6420-2008 5.2.6 当油田开发进入1、高含水期，宜采用原油管道内破乳降粘工艺。5.2.7 对于掺水流程，为预防管道结垢，应考虑向回掺污水中技加防垢药剂或管道安装有效的防垢设备。5.2.8 原油脱水与原油稳定装置宜联合布置，尽量实现能量梯级利用。对于低产油田，泊气分离、加热、脱水设备宜选用多功能的组合装置。5.3 采油井场5.3. 1 /i在根据地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 采油井场宜考虑油井清蜡

13、及加药等节能措施。5.3.3 套管气Jw.考虑回收利用。5.4 集输管道5.4.1 集输油管线的设计，所通过技术经济对比分析，选择能耗低、经济效益显著的集输油工艺，合理确定原泊的流速、输送温度及其他参数。5.4.2 易结始的集输油管道，应采取清管措施。5.4.3 在满足工艺要求的情况下，应经技术经济分析比选，优先选用管道摩阻小的管材。5.4.4 合理确寇管道理地深度。5.5 油田气增压5.5.1 油田气增压方式，不仅应根据气体组分、输气量和压力，而且还应考虑设备使用范围和运行叮靠性等多种因素，经技术经济对比确定。5.5.2 气量波动较大，可按以下方法确定压缩机a)选用单级活塞式压缩机，为适应气

14、量波动和进气压力在允许范围内浮动，必要时可采用顶开部分吸气阀调节。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。c)选用多台并联机组。d)采用可调转速的压缩机组。5.5.3 排量较大的压缩机一般按以下原则选用(特殊情况应另行论证): a)排量及功率较大，气量比较稳定，宣选用离心式压缩机p余热宜加以利用。b)单机功率较小(一般在2000kW以下).应使用效率较高的活寨式压缩机。5.5.4 在气量较小时，宣选用效率较高、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，除泵站规模很小外，所选泵的效率(以输水为准)应符合GB/T13007 和GB19762的规定。

15、如果:原油粘度太高，使用离心泵输送明显不经济时.Jti选用容积袭。5.6.2 泵的配置方式应接照管道流量和压力变化，以及泵的特性，经技术经济对比确定。5.6.3 输油用电动机且优先选用空冷式;若采用水冷式，冷却水应循环使用。5.7 原油加热及换热5.7.1 原油加热的热源，应首先利用余热。元余热利用时，可采用其他加热方式。5.7.2 白山用加热炉采用正压燃烧时的综合热效率不应低于90%:当采用自然通风时，大于或等于仆58MW的加热炉，综介热效率应小低于80%.在().58MW以下时应不低于75%。5.7.3 I但合理确定加l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RO % 1

16、 ()() %。5.7.4 当采用换热器为原泊加热时，应选用高效换热器。5.7.5 油气集输和处理系统的燃料气宜用干气。-噩噩噩醺黯恙。-.-.3 SY /T 6420-2008 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，应尽量减少中间提升泵。a)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，般不设脱水泵。接转站分离缓冲罐的压力应低于电脱水器压力，防止在电脱水器析出大量气体。b)当脱

17、水站接收计量站压来的油气水混合物时，宜采用油气分离和油水分离合-装置，应采取措施防止在电脱水器中析出大量气体。5.9.3 游离水沉降(第一段脱水)宜与管道破乳相结合，尽量降低处理温度。5.9.4脱除游离水可按照油田具体情况采用聚结层、斜板沉降等多种措施。采用聚结层脱水时，液体通过聚结层的压降不应大于O.05MPa，5.9.5 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间及能耗进行综合对比后确定。b)含蜡原泊的脱水温度-般为净化原油倾点以上20C。如果原油脱水与原油稳定或原油热处理相结合，电脱水温度口J适当提高。c)对于高粘度原油，应通过试验找出油和水的相对密度差较大时的温度，可取比

18、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f，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，应进行稳定处理。原油蒸发损耗率低于0.2%时，应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，统规划。5.10.3 负压闪蒸原油稳定应和原汹脱水相结合，应利用原油脱水和外输温度进行，不应专门为原油稳定进行加热。5.10.4原油稳定装置脱出的不凝气应就近输入油田气凝液回收装置。5.11 原油储存5.11.1 泊回储油罐应采用立式钢制油罐，未稳定原油储罐及事故油罐应选用固定顶油罐，稳定原

19、油储罐的单罐容量大于或等于10000旷日才宜采用浮顶油罐。5. 11. 2 需要加热或维持温度的原油储罐宜采取保温措施，热负荷宜按汹罐对外散热量确定。事故油罐可不设保温措施。5.12 天然气凝液回收5.12.1 油田气宜进行轻;怪回收。当C，以上短类组分较少时，如果气量较大，或乙烧至丁烧含量较高，且有较好的经济效益，也可进行轻短回收。5.12.2 当需要控制输气露点而回收部分轻烧或不要求很高的收率时，按不同的压力条件，采用F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。b)外输和进气压力都较高，轻经回收过程不允许有较大的压降，宜采用冷剂制冷。c)气源压力较低，外

20、输气压力较低，在有足够压差供轻烧回收过程利用时，应采用膨胀制冷。按允许压降情况，宜采用膨胀机或热分离机制冷法。5.12.3 要求得到较高乙烧或丙烧收率，又没有足够压降可利用时，宜采用混合冷ifU或膨胀机加丙烧SY!T 6420-2008 辅助制冷。气源压力较高义有足够压差口j供利用时，宜单独采用膨胀制冷。5.12.4 油田气轻怪回收的冷剂可优先采用混合冷剂或丙烧。5.12.5 轻怪回收装置设计宜采用的节能措施:a)压缩机的驱动机选用燃气机组时，li考虑动力和供热结合，余热要加以利用。b)分于筛再生用热应首先考虑采用燃气发动机排气余热;有高温蒸汽C350C以上)时用蒸汽加热。不具备上述条件时，可

21、考虑使用其他加热方式。c)冷冻及换热采用高效的制冷循环和缩小换热温差措施1)用混合冷剂或阶式冷冻循环。2)合理设宦换热器，对复杂换热系统应进行优化。3)涡轮膨胀机的膨胀比一般在35.最多不宜超过704)换冷宜采用板翅式换热器。d)轻位分馅部分应合理确定工作压力和分馆顺序。e)尽量利用装置自身的冷源和热源，减少外冷措施:1)降低塔的工作Jf力，有回流的塔不宜将压力调节阀设在塔顶和冷凝器之间。2)利用压缩机出口热气流和塔底产品作为重沸器热源或进料预热的热源。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，防止或减少气体放空。5.13.2 在设计中安具体分析可能产

22、生供气不平衡的原肉，根据油田实际条件采取以下措施:旷有气井的油田，首先应通过气井产量来调节供气不平衡。b)油田内如果有可储气的地下构造，应采用地下储气库调节产供气季节性不平衡，必要时也可回注油层。c)在经济合理的前提下进行液化(包括液化甲烧和液化气)储存。d)生活用气应为干气，并应有储气缓冲措施。e)不适合管道输送的小断块油田的油田气，宜作为燃气发动机组的燃料加以利用。在汕回建设中，应配套建设汕田气集输系统，采用油气密闭集输流程，注意收集低压气和零散气。油III气凝液1m收装置或工、Iv.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

23、水工程设计院符合GB50391中的相关规定。6. 1. 2 在进行注水站的设il时，应采用最优化的工艺流程。6. 1. 3 冷却水供给系统工作余压不大于O.15MPa.冷却水应循环使用。6. 1. 4 设备选型如f，a)选用离心式注水泵肘，其效率应不低于GB/T5656的规定。柱塞泵选用应符合GB/T9234 的规定。b)当站外管网实行区块分压注水时，站内泵型选择应按不同压力等级进行设计，并满足不同泵压和排量的要求。c)应根据注入水水质，合理选择注水泵材质，满足耐腐耐磨，减缓泵效下降速度。在累计运行达到IOOOOh时，泵效下降不大于1%。d)注水电机应选用高效电动机。6. 1. 5 高居配水阀

24、组单元流程阀组总压降应不大于O.5MPa，6. 1. 6 汁:;)c管网设计应进行技术经济指标对比.管网最远点注入井压降值不宜大于1.OMPa, 6.1.7与厌块井间注入斥力差大于1.5MPa时，应采用分压注水管网系统设计。缸。F SY/T 6420-2008 6.2 含油污水处理6.2.1 含油污水处理过程中分离出来的污泊应回收加以利用。6.2.2 含油污水处理过程应充分利用来水压力，进免中间用泵提升。7 公用工程7.1 电力7. 1. 1 油田应根据负荷性质，计算负荷、生产班次的变化，选择合理的供电方式和变压器容量、台数，合理调整负荷，实现变压器经济运行。7. 1. 2 变压器的选择首先应

25、满足GB20052的要求，变压器的损耗应通过计算确定，每台变压器的负荷率宜按50%6()%选择。7. 1. 3 在扩、改建工程设计中，若变压器原负荷率在正常运行条件下偏大或偏小，应在满足DL/T985条件下，通过汁算决定是否更换变压器。7. 1. 4 变配电所和自备电站应接近负荷中心，供电距离宜按负荷距确定，减少变配电级数，缩短供电半径。7. 1. 5 新开发油田或新开发独立生产区块，应选择lokV电压等级，lOkV供电线路的供电半径宜在10km15km的范围内，6kV供电线路宜在5km10km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GB!T

26、3485的规定。7. 1. 7 应按照GB18613选择高效节能的电动机，在正常运行情况下，一般宜接近满载运行。7. 1. 8 单台电动机功率在200kW及以t时，宜采用高压电动机，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谐波的措施，并应符合GB!T14549的要求。7.1.10应选择绿色照明方式，应优先采用光效高、能耗低、寿命长、显色性好及配光合理、安全高效的光源和节能灯具。7. 1. 11 巳作场所的照度标准值应符合GB50034的规定，应充分利用天然光，照明和天然采光结合，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 应合理选择照明控制方

27、式，在照明灯具较多的厂站，照明宜采用光控戎时钟控制。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，低压交流接触器宜选用直流磁系统型。7.2供热7.2.1 锅炉房设计应符合GB50041的耍求。长时间运行时，锅炉不宜在低于额定供热能力的70%状态F运行，锅炉房的调节应根据中央调节方案，调整锅炉投入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 院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 真空相变锅炉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!就有调节装置。单炉额定供热大

28、于1.4MW的燃油(气)锅炉，宜设置泊(气)、空气比例调节装置，单炉额定供热大于7MW的燃煤锅炉，锅炉鼓、引风机宜设置变频调节装置。7.2.6 锅炉辅属机来，应选用效率高、能耗低、性能先进的产品。7.2.7 锅炉房容量大r或等于14MW时，补水宜设置变频调速装置。锅炉排污率宜控制在5%以内，2llt!h及以上锅炉连续排污水应考虑回收热量。7.2.8 设备反管道的保温，成符合GB!T4272的规定。7.2.9 蒸汽供热用汽设备，宜采用间接加热，其凝结水出口应装设疏水阀。条件允许时，应使凝结水过冷至90C以下，以减少_:i欠蒸发损失。对有回收价值，可能被污染的供热回水，应设置水质在线监视l及净化装

29、置。对不能回收的国水，应尽量回收利用其热量。6 SY/T 6420-2008 附录A(资料性附录)能源消耗的计算方法A.l 能耗指在生产过程中所消耗的燃料的能量和蒸汽、电)J、耗能工质(各种压缩空气等)消耗的能培的总和。A.2 能耗分为厂、站、装置综合能耗及单位综合能耗。A.3 任一规定的体系实际消艳的燃料能源均应按收到基低位发热量为计算基础，折算为标准煤量。A.4 能耗计算种类:油田地面建设工程主要生产系统及生产装置的能耗计算分为设计综合能耗、单位工作量能耗和单位产品能耗，计算种类和规定见表A.l。表A.l中符号食表示应进行的能耗计算。表A.l能耗计算种类能耗类别t/装贯(系统)名称设计综合

30、能耗单位t作量能耗机械采油* t J)ji由收集食食卜一一一l且i由li1;食* I Jh(l而;有t 卜一一前11田气收集* 油IlJ气处到Ht 肯油111(外输世原油陈述肯* 含油污水处理* 净化水输送食卜一一一i工点地商部分* A.5 J、站、装置综合能耗的计算公式如下:Ep = E, + E, + E, + Ew + E, + E, + Eh 卫生;中Ep 综合能耗，单位为兆焦每天CM/d); E, 燃料气能耗，单位为兆焦每天CMJ/d); E, 蒸汽能耗，单位为兆焦每天(MJ/d); E. 电力能耗，单位为兆焦每天(MJ/d); Ew 各种水能耗，单位为兆焦每天CMJ/d);E 压缩

31、空气能耗，单位为兆焦每天CMJ/d); E, 其他耗能u贡能耗，单位为兆焦每天(MJ/d); Eh 与界外交换的有效热量，单位为兆焦每夭(MJ/d)。A. 5.1 燃料气能耗的计算公式如l下罩噩噩噩震董，.;-咽V单位产品能耗* * t 食* t * 食4民t * CA. 1) 7 SY/T 6420 2008 E,=V,Q, 式中-V, 燃料气消耗量，单位为立方米每天Cm3/d); Q, 燃料气低发热值，单位为兆焦每立方米(MJ/m3)0 A.5.2 蒸汽、电力、耗能工质能耗的计算公式如下式中zE, = 2: (GA ,) E，二GeAeEw = 2: (GwA_,) E，二2:(G,Ao)

32、 E, = 2: CG,A,) GS1 第z种蒸汽消耗量，单位为吨每天Ct/ d) ; G, 电力消耗量，单位为千瓦时每天(kW.h/d); Gw, 第z种水消耗量，单位为吨每天(t/d) ; Gai 第z种压缩空气消耗量，单位为立方米每夭Cm3/d);G, 第z种其他耗能工质消耗量，单位为吨每天Ct/d)或单位为立方米每天(旷/d);Asi 第z种蒸汽的能量折算指标，单位为兆焦每吨(MJ/t); Ae 电力的能量折算指标，单位为兆焦每千瓦时MJ/(kW h) J; Awi 第z种水的能量折算指标，单位为兆焦每吨(MJ/t); A创第z种压缩空气的能量折算指标，单位为兆焦每立方米(MJ/旷);

33、 (A.2) CA.3) (A.4) (A.5) CA. ) (A. 7) A , 第z种其他耗能工质的能量折算指标，单位为兆焦每吨(MJjt)或兆焦每立方米CMJ/m3) 0 A.5.3 燃料气的低发热量计算按GBjT11062执行。A.5.4 蒸汽、电力和各类起能工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出入较大时，以及未列入的其他耗能工质的能量忻算指标，由设计计算确定。表A.2能量折算指标Ii号类另J单位折算f白MJ 备注电力kW. h 11. 84 外购2 新鲜水t 7.12 3 循环水t 4.19 4 软化水t 10.47 3 除盐(软化)水t 96.30 6 除

34、氧水t 385.19 7 凝汽式蒸汽轮机凝结J.Kt 152.8 自SY/T 6420-2008 表A.2(续)折算值序号类到l单位MJ 8 加热民备凝rl;水t 320.3 9 锅炉供3.SMPa级过热蒸汽t 3684 10 锅炉供2.5MPa级过热蒸汽t 兑uu11 锅炉供1.OMPa级过热蒸汽t 3182 12 11. 3MPalI. 6MPa级蒸汽t 27出)13 背j主汽轮机排tH1. OMPa级过热蒸汽t 3180 14 背压式汽轮机排tMU. 3MPa级过热蒸汽t 2970 15 |净化压缩空气盯l1.59 16 J净化rt:缩空气m 1. 17 17 氮气口l6.28 1将导热

35、司11MJ 1. 47 A.5.5 向界外供出的燃料气、蒸汽、凝结水的数量计为负值。A.5.6 与界外交换的有效热量(Eh)、供热计为负值，受热计为正值。A.5.7 开工、停工、事故、消防、临时吹扫时的能耗，不予统计。备1、王、此系无热再生的指标不包括输送泵能耗A. 5. 8 计算对象的年I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、蒸汽和各种耗能工质的年消耗量应根据计算对象的设计规模和设计操作条件，按设备返台或逐项进行分类计算。A.5.10原汹集输、原泊脱水、油田注水和含油污水处理主要机泵的年工作时间为8760h，原油稳定、油阴气

36、处理装置用泵的年工作时间为8()()()h;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。A.5.11 原汕电脱水的年起电量为净化每吨原泊的耗电量和年处理净化原油量的乘积。获得每吨净化原汕的起电量成根据原油作质和脱水器的类型，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 污汕泵、润滑油泵、加药泵等小功率辅助作业泵的耗电量可按所配电动机的额定功率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入集油管线循环使用时，含油污水升温和增压消耗的能量，应计算在原油集输系统的能起哩。原油脱水装置排出的含油污水，如需要用泵输到污水处理站进行处理，增压泵的能起应

37、计算在含油污水处理装置的能耗里。A.5.14 以回收轻径为日的的油气处理装置在计算能耗时，还应加上油田气减量能耗计算。A.6 厂、站综合能耗为主要生产能耗、辅助生产能耗和公用工程能耗的总和。A.7 装置的综介能挺计算结果按表A.3的格式填写。A.8 厂、站综合能耗计算结果按表A.4的格式填写。2目四嗖7:叮F9 SY /T 6420-2008 表A.3装置综合能耗(格式)装置名称设计规模104m主/d1肖挺最燃料气低发热量或能量折算指标能耗序号项H MJ/d 单位数量单位折算直新鲜水tjd MJ/t 2 循环水t/d MJ/t 3 锅炉给;j(t/d MJ/t 4 电力kW. h/d MJi

38、(kW. h) 5 蒸汽(MPa) t/d MJ/t 6 燃料气m3/d MJ/mJ 7 非净化空气mjd i11 /m3 8 净化节气m /d MJ/旷9 氮气m3/d MJ/旷10 导热汕MJ/d MJ/MJ 11 综合能挺MJ/d或t(标准煤)/d 12 单位综合能挺MJ/11J旷或t(标准煤)j10旷注:表中项目内容根据实际需要增减。表A.4厂、站综合能耗(格式)厂、站名称设计规模10HmJ /年消耗量能量折算指标能耗序号项口MJ/年单位数量单位折算值1 新鲜水10 t/什2 电力10kW. h/年3 燃料气10时/年4 综合能耗MJ/年或t(标准煤)j年5 单位综合能耗MJ/111m成t(标准煤)/104m3 注=表中项1日内容根据实际需要增减。10