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Q HS 13008-2010 海上油气田工程设计节能技术规范

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HS 13008 2010 海上 油气田 工程设计 节能 技术规范
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Q/HS ÏSZF²9³<SQ/HS 13008—2010 海上油气田工程设计节能技术规范 Technical specification for design of energy conservation for offshore oil & gas field engineering 2011- 01- 07发布 2011- 04- 01实施 ÏSZF²9³ 发 布Q/HS 13008—2010 I目 次 前言 ···································································································································································Ⅱ 1 范围 ·······························································································································································1 2 规范性引用文件 ···········································································································································1 3 术语和定义 ···················································································································································1 4 总则 ·······························································································································································2 5 油气集输、处理及储存 ································································································································2 6 注水及水处理 ···············································································································································4 7 公用工程 ·······················································································································································5 附录 A(资料性附录) 能源消耗计算方法 ···································································································8 Q/HS 13008—2010 II 前 言 本标准的起草依据 GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第 1 部分:标准的结构和编写》 。 本标准由中国海洋石油总公司标准化委员会节能工作组提出并归口。 本标准起草单位:中海油研究总院。 本标准主要起草人:常炜、黄喆、窦培举、张海红、李鑫、周晓红、雷方辉、王文祥、向守安。 本标准主审人:李志军、王建丰。 Q/HS 13008—2010 1 海上油气田工程设计节能技术规范 1 范围 本标准规定了海上油气田油气处理及有关公用工程设施设计节能技术要求,包括降低能源消耗和减少油气损耗两个方面。 本标准适用于新建海上油气田开发工程。改建工程和扩建工程可参照执行。 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/T 4272 设备及管道保温技术通则 GB/T 5656 离心泵技术条件( II 类) GB/T 9234 机动往复泵 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/T 13007 离心泵效率 GB/T 14549 电能质量公用电网谐波 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 50391 油田注水工程设计规范 SY/T 5268-2006 油田电力网网损率测试计算方法 Q/HS 13006-2009 固定资产投资工程项目可行性研究及初步设计节能篇(章)编写通则 Q/HS 13007-2009 能源计量器具配备与管理要求 海上固定平台安全规则 (2000 年国家经济贸易委员会 ) 浮式生产储油装置 (FPSO) 安全规则 (试行 ) (2006 年海洋石油总公司 ) 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 设计综合能耗 total production energy consumption for design 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一次能源后的总和。 3.2 单位产品(工作量)能耗 energy consumption per unit product (raw material processed) 获得单位数量产品或处理单位数量原料的直接综合能耗和间接综合能耗之和。 注1: 原油(凝析油)收集、脱水和输送系统是指处理每吨液体的能耗。 注2: 原油稳定装置是指处理每吨原油的能耗。 注3: 天然气(伴生气)收集、脱水和输送系统是指收集、脱水和输送每千立方米天然气(伴生气)的能耗。 注4: 注水系统是指注入井筒每吨水的能耗。 Q/HS 13008—2010 2 4 总则 4.1 海上油气田工程设计中应贯彻节约能源﹑合理高效利用能源的原则, 降低能源消耗, 提高经济效益,统一设计标准和技术要求。 4.2 海上油气田总体开发方案应进行合理高效利用能源的分析。 4.3 总体开发方案和基本设计应有节能篇(章) ,节能篇(章)的编制应符合 Q/HS 13006-2009 的规定。 4.4 能源计量器具配备应符合 Q/HS 13007-2009 的规定。 4.5 能源消耗计算方法参见附录 A。 新建项目的设计能耗指标应达到国内同类且条件类似的工程项目的先进水平。 4.6 设计中应采取以下措施降低海上油气田开发工程的综合能耗和油气损耗: a) 应采用能量利用合理、油气损耗低的先进的油气处理工艺和设备;应采用新型高效节能设备,严禁使用国家公布淘汰的产品; b) 优化海上油气田工程的总体布置和主要工艺设备的设计参数; c) 应根据油气田生产不断变化的特点,确定工程规模和能耗设备,必要时可分期配置设备; d) 根据海上油气田具体情况,宜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; e) 应根据地下能量变化情况选择合适的采油、采气工艺和集输压力,合理利用地下能量,优化系统设计,减少设备压损和增压能耗,降低集输能耗; f) 根据油气田具体情况,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; g) 应优化加热(冷却)和换热过程,回收工艺过程中的余热(冷能) ,提高热(冷)能利用率; h) 应做好管线和设备的保温隔热设计,减少热(冷)损失; i) 应减少天然气(伴生气)放空损失,充分利用生产过程中产生的低压烃类气体作燃料; j) 应采用成熟适用的自控技术,提高产品质量,降低仪表压损,减少能耗; k) 应合理选用配套工艺设施,提高机械采油(气) 、注水、油气输送系统的能源利用水平; l) 油井套管气宜考虑回收; m) 油、气井宜考虑油井清蜡、气井防水合物及加药剂等节能措施; n) 应采用密闭的油气集输和处理工艺流程,合理选择原油储存温度和存储方式,以降低热耗和油气损耗; o) 应结合实际情况,采用海水淡化技术及雨水收集利用技术; p) 油田区域开发规划中应考虑伴生气的综合利用、电力组网及其它节能技术。 5 油气集输、处理及储存 5.1 油气集输 5.1.1 油气集输工艺 5.1.1.1 油气集输工艺流程应采用密闭流程,以降低油气损耗。应优先选择先进节能技术,优化工艺流程,采用高效节能设备,减少能耗。 5.1.1.2 应提高油气集输自动化技术和设备的可靠性,减少天然气排放与事故放空。 5.1.1.3 应做好设备和管道保温,减少能耗。 Q/HS 13008—2010 35.1.1.4 为降低原油输送压力,宜采用原油管道内降粘及减阻工艺。 5.1.1.5 对于掺水流程,为预防管道结垢,应考虑向回掺污水中投加防垢药剂。 5.1.1.6 应选择经济合理的方法防止天然气节流或输送过程中产生水合物。 5.1.1.7 天然气压缩机采用燃气轮机驱动时,余热宜加以利用。 5.1.2 海底管道 5.1.2.1 应通过技术经济对比分析,选择能耗低、经济效益显著的海底管道输送工艺。 5.1.2.2 海底管道应具备定期清管功能,减少摩阻,降低能耗,提高管输效率。 5.1.2.3 海底管道应采用高效保温材料,减少散热损失,并对海底管道输送能耗进行分析。 5.1.2.4 高凝原油输送海底管道应考虑采取注入降凝剂措施,以降低输送温度,减少能耗。 5.1.3 油、气增压设备 5.1.3.1 天然气或伴生气增压方式,不仅应根据气体组分、输气量和压力,而且还要考虑设备使用范围和运行可靠性等多种因素,经技术经济对比确定。 5.1.3.2 气量波动较大时,可按以下方法确定压缩机: a) 选用单级活塞式压缩机时,为适应气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,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。 5.1.3.3 排量较大的压缩机一般按以下原则选用: a) 排量及功率较大,气量比较稳定,宜选用离心式压缩机; b) 单机功率较小(一般在 2000kW 以下) ,需要热量又很少的场合,应使用效率较高的活塞式压缩机。 5.1.3.4 在气量较小,进气压力比较平稳时,可选用效率较高、操作简单的螺杆压缩机。 5.1.3.5 用离心泵输送原油,除输送量很小外,所选泵的效率(以输水为准)应符合 GB/T 13007 和 GB 19762 的规定。如果原油粘度太高,应选用容积泵。 5.1.3.6 泵的配置方式应按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。 5.1.3.7 输油用电动机宜优先选用空冷式,若采用水冷式,冷却水应循环使用。 5.1.4 原油(天然气)加热及换热 5.1.4.1 原油(天然气)加热的热源,应首先采取利用余热的方式,包括高温烟气余热、高温原油、高温天然气和高温生产水。无余热利用时可采用其它加热方式。 5.1.4.2 当采用换热器为原油(天然气)加热时,应选用高效换热器。 5.2 油气处理 5.2.1 油气分离 5.2.1.1 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。 5.2.1.2 油气分离设备应选用高效设备。 5.2.2 原油脱水及稳定 5.2.2.1 采用压力容器密闭沉降脱水工艺时,应尽量减少中间增压泵。 5.2.2.2 游离水沉降宜与管道破乳相结合,尽量降低处理温度。 5.2.2.3 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Q/HS 13008—2010 4 通过聚结层的压降不应大于 0.05MPa。 5.2.2.4 热化学脱水和(或)电脱水温度确定原则: a) 原油脱水温度需依据原油脱水实验并通过与脱水时间及能耗进行综合对比后确定; b) 含蜡原油的脱水温度一般为净化原油倾点以上 20℃; c) 对于高粘度原油,应通过实验找出油和水相对密度差较大时的温度,脱水温度可稍低于这一温度。 5.2.2.5 来自电脱水器的高温水宜回掺,以利用热能。 5.2.2.6 当脱水温度超过外输要求的温度时,高温原油应通过与低温原油换热,降到外输需要的温度,以回收高温原油的热能。 5.2.2.7 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。 5.2.2.8 宜采用热化学脱水器对原油进行稳定,热化学脱水器的操作温度应由原油稳定温度确定。 5.2.3 天然气脱水 5.2.3.1 天然气脱水装置应采用造价低、能耗低、操作费用低的脱水工艺。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。 5.2.3.2 甘醇吸收法脱水工艺中,采用汽提法再生时,若汽提气用量较大,应根据技术经济比较结果确定是否将含水汽提气回收利用。 5.2.3.3 甘醇吸收法脱水工艺中,应设置贫 /富甘醇换热器,最大限度地回收贫甘醇热量,降低富甘醇再生热负荷。 5.2.3.4 当有中压蒸汽可利用时,富甘醇再生应采用蒸汽加热。 5.2.3.5 当采用火管式重沸器加热再生富甘醇时,其热效率应不低于 70%。 5.2.3.6 当吸收塔压力较高,甘醇循环量较大,富甘醇所溶解的烃量较多时,应在吸收塔后设置富液闪蒸罐。闪蒸罐的设计应符合下列规定: a) 闪蒸气质量符合燃料气要求时,应进入燃料气系统; 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,闪蒸罐的操作压力应尽量降低。 5.2.3.7 甘醇脱水装置和分子筛脱水装置入口应设置高效分离器,分离出进料气中的游离水滴。 5.3 原油储存 5.3.1 在满足原油输送要求的前提下,尽可能降低原油的储存温度,从而减少热耗。 5.3.2 原油储罐(油舱)应采用保温和惰性气体密封,以减少热耗和油气蒸发损耗。 5.3.3 用于原油储罐(油舱)覆盖保压的惰性气体应优先考虑利用锅炉尾气,若因条件限制必须利用燃料燃烧的方式产生惰性气体,应优先考虑以伴生气(天然气)为燃料。 6 注水及水处理 6.1 注水 6.1.1 注水工程设计应符合 GB 50391 中的相关规定。 6.1.2 在进行注水系统的设计时,应采用最优化的工艺流程。 6.1.3 当油田开发需注水时,应优先考虑使用生产水作为注水水源。如生产水不足,海水或地下水作为补充水源的选择,应结合地质情况,通过技术经济对比确定。 6.1.4 设备选型应符合如下要求: a) 离心式注水泵效率应不低于 GB/T 5656 的规定。柱塞泵效率应符合 GB/T 9234 的规定; Q/HS 13008—2010 5b) 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 10000h 时,泵效下降不大于 1%; c) 注水电机应选用高效电动机。 6.1.5 高压配水阀组单元流程阀组总压降应不大于 0.5MPa。 6.1.6 注水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 1.0MPa。 6.1.7 注水泵出口流程中回流水量占注水总量的比率不应高于 10%。 6.2 含油污水处理 6.2.1 处理分离出来的污油应回收。 6.2.2 处理流程应充分利用来水压力,减少中间用泵增压。 6.3 海水脱氧工程 6.3.1 应根据规模、海水氧含量、脱氧水指标及气源等实际情况,并通过技术经济比较确定脱氧工艺。 6.3.2 脱氧装置的数量应根据规模、脱氧工艺等因素通过技术经济比较确定。脱氧装置不应设置备用,其配套的机泵可不设在线备用。 6.3.3 超重力场脱氧的天然气应回收利用。 6.4 海水淡化 6.4.1 应根据外部条件及水质要求,通过技术经济比较确定采用节能、高效的海水淡化工艺。 6.4.2 采用反渗透法工艺时,应采用适当的取水方法、预处理方法及能量回收装置,降低能耗。 6.5 其它 6.5.1 冷却水供给系统优先考虑采用海水, 如采用淡水, 应循环使用; 系统工作余压不宜大于 0.15MPa。 6.5.2 温度高于 70℃的生产水,应考虑其余热的回收利用。 6.5.3 在东海及南海海域,应考虑雨水的收集利用。 7 公用工程 7.1 发电 7.1.1 优先考虑以油田伴生气 /天然气为电站燃料,选用燃气透平发电机或往复式燃气发动机作为主电站,轻柴油可以作为电站备用燃料,高温烟气中的余热应考虑回收利用。 7.1.2 主电站配置应综合考虑经济性、可靠性以及油气田规模和规划等因素,合理确定发电机组台数和负荷率,使电站在经济高效工况下运行。 7.1.3 设备选型时,轻型燃气轮机电站的效率一般不低于 27%;各类往复机电站的效率应不低于 40%。 7.1.4 对于透平发电机组,应按一年一遇的夏季最高环境温度下的现场出力进行电站选型,并且所选配的发电机不应小于燃气透平在 ISO 条件下的发出功率,以保证透平在低温下输出的机械能尽可能多的转化为电能,提高燃料的利用率。 注: ISO 条件是:海平面,进气温度 15℃,不考虑进、排气阻力损失,不考虑齿轮箱效率,不考虑发电机效率,连续持久功率。 7.2 供电 7.2.1 供配电系统设计应采用符合国家现行有关标准,效率高、能耗低、技术性能先进的电气产品。 7.2.2 合理选择输电海缆电压等级和载流量,减少线路损耗,线损率的计算应符合 SY/T 5268-2006 的Q/HS 13008—2010 6 规定。 7.2.3 发电中心应尽量靠近油气田用电负荷中心,以缩短供电半径,应合理选择供配电电压等级、减少变配电级数。 7.2.4 选择合理的供电方式和变压器容量﹑台数,单台变压器负荷率宜按 70%~85%选择,实现变压器经济运行。 7.2.5 合理选用和配置无功功率补偿设备。根据用电负荷的增长和变化情况,装设的无功功率补偿设备应能分组投切。在技术经济条件允许情况下,宜采用按功率因数要求的自动投切装置,以利于合理补偿。 7.2.6 应优先采用光效高、能耗低、寿命长的节能灯具。 7.2.7 电动机的选择有以下原则: a) 应按 GB 18613 的规定选择国家最新推荐的高效节能型电动机; b) 单台电动机功率在 220kW 及以上时, 除 《海上固定平台安全规则》 和 《浮式生产储油装置 ( FPSO)安全规则》规定需配备应急电源的设备外,应采用中压电动机; c) 对负荷变化较大的机泵类宜采用电动机调速技术; d) 若电动机负载率在正常运行条件下低于 40%时,宜进行合理更换。 7.2.8 电能计量 7.2.8.1 当自发电时,应在每台发电机组处设电能计量表。 7.2.8.2 当向外供电时,应在升压变压器高压侧进行计量。 7.2.8.3 当从外部转供电时,应在进线开关处设电能计量表,将发配电系统作为整体用能单元进行能源计量考核。 7.2.8.4 供配电系统节能监测项目应包括日负荷率、变压器负载系数、海缆损耗及电力系统功率因数。 7.2.8.5 对于功率 100kw 以上的单台用电设备应根据需要考虑在相应设备的供电开关柜上设置电能计量表。 7.2.9 用电设备的非线性负荷产生的高次谐波会引起电网电压及电流的畸变, 应采取抑制高次谐波的措施达到 GB/T 14549 规定的要求。 7.2.10 在气田条件许可且经济有效的条件下,应考虑因地制宜使用其他能源(风能、太阳能等) 。 7.3 供热 7.3.1 应优先采用余热回收系统,热能不足或不具备条件时,采用补燃装置或其他高效供热系统。 7.3.2 应综合考虑经济性、可靠性以及油气田规模和规划等因素,合理确定加热炉台数和单台负荷。尽可能使加热炉的负荷率保持在 80%~100%范围内。 7.3.3 油气田用加热炉应采用先进的炉型结构及高效燃烧设备,强化燃烧及传热,加强保温防护,以提高热效率,减少投资和钢材消耗。锅炉热效率不宜低于 85%。 7.3.4 应优先采用油气田伴生气 /天然气作为燃料; 当以原油为燃料时, 宜设油 (气 )、 空气比例调节装置。 7.3.5 机泵应选用效率高、能耗低、性能先进的产品。 7.3.6 设备及管道的保温,应符合 GB/T 4272 的规定。 7.4 采暖通风空调 7.4.1 根据房间总平面规划,合理确定冷热源、风机机房、室外机的位置,尽可能缩短冷、热水系统和风系统输送距离;空调室外机应设置在通风良好的场所,并避免热气流、污浊气流或含油气流的影响。 7.4.2 采暖和空气调节系统的设计应考虑不同区域环境条件影响, 并对每一个采暖空调房间或区域热负荷和逐项逐时的冷负荷进行计算,作为选择末端设备、确定管道直径、选择冷热源设备容量的基本依据。 7.4.3 对于房间内冬季取暖,应综合考虑该地区环境条件、采暖期天数、能源消耗量、运行费用等因素进行技术经济综合分析,设计合理的采暖系统。 Q/HS 13008—2010 77.4.4 采暖、空调方式及其设备选型应综合考虑该地区环境条件、供热 /供冷期天数、能源消耗量、运行费用等因素进行技术经济综合分析,并应充分考虑所在区域可利用能源情况、设备用能效率等因素,推广分布式或复合式供冷、供热技术,提高能源综合利用率。 7.4.5 应优先采用通风消除室内余热、 余湿或其他污染物, 缩短需冷却处理的空调新风系统的使用时间,在条件允许的情况下,应尽可能考虑集中空调系统排风余热或冷凝水回收利用。 7.4.6 除特殊情况外,在同一个空气处理系统中,不应同时有加热和冷却过程。设备、管道及房间宜采用好的保温、绝热材料,减少散热。 7.4.7 根据平台实际情况,条件允许情况下,应优先考虑利用平台高温介质余热回收制冷(热)空调技术。 Q/HS 13008—2010 8 附 录 A (资料性附录) 能源消耗计算方法 A.1 能耗是指在生产过程中所消耗的燃料的能量和蒸汽、电力、耗能工质(各种压缩空气等)消耗的能量的总和。 A.2 能耗分为油气田、平台、浮式生产储油装置、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耗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 任一规定的体系实际消耗的二次能源及耗能工质均按相应的能源等价值折算为一次能源。 A.5 能耗计算种类:海上油气田开发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和单位产品(工作量)能耗,计算种类和规定见表 A.1。 表 A.1 综合能耗计算种类 能耗类别 生产装置 (系统 )名称 设计综合能耗 单位产品(工作量)能耗 原油收集 原油脱水、稳定 原油外输 天然气收集 天然气处理 天然气外输 含油污水处理 海水系统 注水系统 A.6 油气田、平台、装置综合能耗的计算公式如下: EP= Ef + Es+ Ee + Ew+ Ea + Ex+ Eh………………………………………… (A.1) 式中: EP—— 综合能耗,单位为兆焦每天( MJ/d) ; Ef—— 燃料能耗,单位为兆焦每天( MJ/d) ; Es—— 蒸汽能耗,单位为兆焦每天( MJ/d) ; Ee—— 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( MJ/d) ; Ea—— 压缩空气能耗,单位为兆焦每天( MJ/d) ; Ex—— 其他耗能工质能耗,单位为兆焦每天( MJ/d) ; Eh—— 与界外交换的有效热量,单位为兆焦每天( MJ/d) 。 A.6.1 燃料能耗的计算公式如下: Ef = VfQf …………………………………………………………(A.2) 式中: Vf—— 燃料消耗量,单位为立方米每天( m3/d) ; Qf—— 燃料低发热值,单位为兆焦每立方米( MJ/m3) 。 Q/HS 13008—2010 9A.6.2 蒸汽、电力、耗能工质能耗的计算公式如下: Es=Σ ( GsiAsi )……………………………………………………… (A.3) Ee= GeAe…………………………………………………………… (A.4) Ew =Σ ( GwiAwi)……………………………………………………… (A.5) Ea=Σ ( GaiAai)………………………………………………………… (A.6) Ex=Σ ( GxiA xi) ………………………………………………………… (A.7) 式中: Gsi—— 第 i 种蒸汽消耗量,单位为吨每天( t/d) ; Ge—— 电力消耗量,单位为千瓦时每天( kW· h/d) ; Gwi—— 第 i 种水消耗量,单位为吨每天( t/d) ; Gai—— 第 i 种压缩空气消耗量,单位为立方米每天( m3/d) ; Gxi—— 第 i 种其他耗能工质消耗量,单位为吨每天( t/d)或单位为立方米每天( m3/d) ; Asi—— 第 i 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)〕 ; Awi—— 第 i 种水的能量折算指标,单位为兆焦每吨( MJ/t) ; Aai—— 第 i 种压缩空气的能量折算指标,单位为兆焦每立方米( MJ/m3) ; Axi—— 第 i 种其他耗能工质的能量折算指标,单位为兆焦每吨( MJ/t)或单位为兆焦每立方米( MJ/m3) 。 A.6.3 燃料气的低发热量计算按 GB /T 11062 执行。 A.6.4 蒸汽、电力和各类耗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折算指标,由设计计算确定。 表 A.2 能量折算指标 序号 类 别 单 位 折算值, MJ 备 注 1 电力 kW·h 上年度国家统计局发布的发电煤耗 外购 2 新鲜水 t 7.12 3 循环水 t 4.19 4 净化压缩空气 m31.59 无热再生的指标 5 非净化压缩空气 m31.17 6 氮气 m36.28 7 导热油 MJ 1.47 不包括输送泵能耗 A.6.5 向界外供出的燃料、蒸汽、凝结水的数量计为负值。 A.6.6 与界外交换的有效热量( Eh) 、供热计为负值,受热计为正值。 A.6.7 开工、停工、事故、消防、临时吹扫时的能耗,不予统计。 A.6.8 计算对象的年工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.6.9 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,按设备逐台或逐项进行分类计算。 A.6.10 原油电脱水的年耗电量为净化每吨原油的耗电量和年处理净化原油量的乘积。获得每吨净化原油的耗电量应根据原油性质和脱水器的类型, 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.6.11 污油泵、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Q/HS 13008—2010 10 时间计算确定。 A.6.12 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耗量。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,增压泵的能耗应计算在含油污水处理装置的能耗里。 A.6.13 以回收轻烃为目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.6.14 天然气和原油在处理过程中的损耗。 A.7 油气田、平台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.8 装置的综合能耗计算结果按表 A.3 的格式填写。 表 A.3 装置综合能耗 (格式) 装置名称设计规模 104m3/d 消耗量 燃料低发热量 或能量折算指标 序号 项 目 单位 数量 单位 折算值 能 耗 MJ/d 1 新鲜水 t/d MJ/t 2 循环水 t/d MJ/t 3 锅炉给水 t/d MJ/t 4 电力 kW·h/d MJ/kW·h 5 蒸汽( MPa) t/d MJ/t 6 燃料 m3/d MJ/m3 7 非净化空气 m3/d MJ/m38 净化空气3/d MJ/m39 氮气3/d MJ/m310 导热油 MJ/d MJ/ MJ 11 综合能耗 t(标准煤) /d 12 单位综合能耗 t(标准煤) /104m3注 :表中项目内容根据实际需要增减。 A.9 油气田、平台综合能耗计算结果按表 A.4 的格式填写。 表 A.4 油气田、平台综合能耗 (格式) 油气田、平台名称 设计规模 104m3/a 或 108m3/a 消耗量 能量折算指标 序号 项 目 单位 数量 单位 折算值 能 耗 MJ/a 1 新鲜水 104t/a 2 电力 106kW·h/a 3 燃料 104m3/a 4 综合能耗 t(标准煤) /a 5 单位综合能耗 (标准煤) / 104m3注 :表中项目内容根据实际需要增减。
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