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Q／SY 06517.1-2016 炼油化工工程热工设计规范 第1部分：蒸汽系统.pdf

中国石油天然气集团公司企业标准

Q/SY06517.1—2016

炼油化工工程热工设计规范

Designstandardforthermalengineering of refining and chemical engineering Part 1:Steam system

GB／T 38663-2020 物联网标识体系 Ecode标识体系中间件规范Designstandardforthermalengineering

中国石油天然气集团公司

中国石油天然气集团公司 发布

范围 规范性引用文件 术语和定义 系统设计的基本规定 4.1蒸汽系统的设计原则 4.2蒸汽系统的规划 4.3蒸汽系统的组成 蒸汽系统类型及规模 5. 1 系统类型 5.2系统规模 蒸汽系统方案选择 6.1 蒸汽系统方案选择的依据 6.2 蒸汽系统方案选择的通用要求 6.3纯供热系统的方案选择 6.4热电（功）联产系统的方案选择 6.5带燃气轮机系统的方案选择. 6.6 IGCC系统的方案选择 汽电平衡图或蒸汽平衡图 设备选择 7.1锅炉的选择 7.2汽轮机的选择 7.3燃气轮机的选择 7.4 减温减压器的选择 管网设计 8.1 管网规划布置 8.2管网水力学计算 热工检测与控制 压力控制 9.2 温度控制· 9.3 流量控制 系统内汽水品质控制 余热利用

10.2 余热产汽系 10.3 闪蒸蒸汽 12 附录A（资料性附录） 条件表 参考文献

Q/SY06517《炼油化工工程热工设计规范》是炼油化工工程设计系列标准之一。该标准分为以 下6个部分： 第1部分：蒸汽系统； 第2部分：凝结水系统； 第3部分：除盐水站； 一第4部分：制冷换热站； 一第5部分：动力站； 一第6部分：余热回收站。 本部分为Q/SY06517的第1部分。 本部分按照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。 本部分由中国石油天然气集团公司工程建设分公司提出。 本部分由中国石油天然气集团公司标准化委员会石油石化工程建设专业标准化技术委员会归口。 本部分起草单位：中国石油工程建设公司、东北炼化工程公司、中国寰球工程公司、中国昆仑工 程公司。 本部分主要起草人：孙惠山、王春峰、郭宣华、清鸽、董石正、谢明、丁聚庆、吕桦、苏健 祝兆辉。

Q/SY06517《炼油化工工程热工设计规范》是炼油化工工程设计系列标准之一。该标准分为以 下6个部分： 第1部分：蒸汽系统； 第2部分：凝结水系统； 一第3部分：除盐水站； 一一第4部分：制冷换热站； 一第5部分：动力站； 一第6部分：余热回收站。 本部分为Q/SY06517的第1部分。 本部分按照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。 本部分由中国石油天然气集团公司工程建设分公司提出。 本部分由中国石油天然气集团公司标准化委员会石油石化工程建设专业标准化技术委员会归口。 本部分起草单位：中国石油工程建设公司、东北炼化工程公司、中国寰球工程公司、中国昆仑工 程公司。 本部分主要起草人：孙惠山、王春峰、郭宣华、清鸽、董石正、谢明、丁聚庆、吕桦、苏健、 祝兆辉。

Q/SY06517的本部分规定了全厂蒸汽系统设计的技术要求。 本部分适用于新建石油炼制、石油化工建设项目的蒸汽系统设计

炼油化工工程热工设计规范 第1部分：蒸汽系统

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/T1576工业锅炉水质 GB/T12145火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量

O/SY06517.12016

4.1蒸汽系统的设计原

4.1.1全厂蒸汽系统首要任务应保证高、中、低压蒸汽供应可靠、稳定、安全，满足企业工艺操作 要求。 4.1.2蒸汽系统的类型、规模和参数应根据蒸汽负荷、参数、用量、性质和汽轮机驱动的机、泵 （如离心压缩机、鼓风机、离心泵等，以下称机泵）的功率、驱动机型式及余热锅炉进人系统的蒸汽 参数和汽量等来合理确定。 4.1.3在各装置的余热回收设计中，产汽设备应根据热源温位，尽量发生高参数蒸汽；用汽设备在 工艺条件允许的前提下，尽量采用较低参数的蒸汽。 4.1.4装置内利用余热产生的蒸汽，若等级适宜应首先供本装置自用，不足或多余的蒸汽由全厂热 力管网平衡，送入全厂热力管网的蒸汽宜为过热蒸汽，且蒸汽的过热度不宜少于15℃。 4.1.5在各等级的蒸汽管网之间，宜选用抽凝式或背压式汽轮机发电或驱动较大功率的压缩机，汽 轮机抽汽或背压排出的蒸汽供下一级管网使用，实现蒸汽能量的梯级利用并降低装置能耗。 4.1.6为降低能耗，蒸汽应逐级利用，各个装置和系统单元所用蒸汽应尽量根据蒸汽管网等级选用； 各装置应尽可能避免大量蒸汽减温减压。 4.1.7应充分回收和利用全厂蒸汽冷凝水，减少补充水量。 4.1.8应优化石油化工艺流程，充分利用装置内油品及烟气的余热来加热给水或发生蒸汽，达到节 能降耗的目的。 4.1.9蒸汽系统的规划和主要设备选型应遵循技术先进、运行安全、节能、控制灵活简便、维修方 便、适当备用、节约投资的原则

4. 2蒸汽系统的规划

4.2.1确定蒸汽参数

2.1.1蒸汽系统确定蒸汽系统的参数、等级应根据工艺蒸汽负荷、参数、汽动机泵和副产蒸汽

设计条件，贯彻执行能量梯级利用的原则，结合石油化工生产各种工况的要求，并兼顾动力设备参数 经技术经济比较后确定。

表1炼油工程蒸汽管网常用参数

正常情况下，蒸汽温度下限宜比饱和温度高

表2化工工程蒸汽管网常用参数

：正常情况下，蒸汽温度下限宜比饱和温度高15℃

4.2.2选择驱动设备

根据蒸汽平衡的要求，确定需要驱动机泵的汽轮机类型、台数、参数、容量并计算其汽耗量

4.2.3余热利用的方式

4. 2.4凝结水的回收利用

根据石油化工企业蒸汽系统的需要和可能， 确定系统的蒸汽凝结水的回收和利用方式，特别是 蒸汽的就近利用。

4.2.5确定动力站规模和选择锅炉的容量和型式

根据全厂总平面布置图及管架走向规划图规划全厂蒸汽管网走向

.1蒸汽系统主要组成应包括锅炉房或热电站，辅助锅炉或开工锅炉，余热、废气回收、蒸汽 装置，蒸汽输送、分配及平衡设施，蒸汽及热用户，工业及发电汽轮机，给水除氧及凝结水回收

4.3.2耗汽户宜包括下列种类！

·工艺生产过程反应用汽。 ·真空喷射或物料雾化用汽。 ·隔离空气用汽。 ·直接加热用汽。 ·间接加热用汽。 ·凝汽式汽轮机及抽汽凝汽式汽轮机的冷凝蒸汽 ·采暖及生活用汽。 ·向系统外供出的蒸汽。 ·物料的保温、伴热。 ·蒸汽往复机。

4.3.3用汽户宜包括下列种类：

·背压式或抽汽背压式汽轮机。 ·抽汽凝汽式汽轮机的抽汽部分 ·蒸汽蓄热器。 ·其他用汽户

4.3.4蒸汽发生设备宜包括下列种类

·燃料锅炉：包括工业锅炉、电站锅炉、开工锅炉、辅助锅炉和蒸汽过热炉。 余热锅炉。 ·闪蒸扩容器

4.3.5外来蒸汽：从本蒸汽系统以外来的蒸

4.3.6给水系统宜包括下列内容：

补给水、给水加热。 补给水、凝结水除氧。 ·给水加药。

4.3.7凝结水、排水回收系统及汽水质量监测设施宜包括下列内容：

凝结水的回收、闪蒸和降温。 ·锅炉排污水的闪蒸、回收及降温、排放。 ·汽水质量监测和取样。 ·疏水

4.3.8系统平衡设施宜包括下列内容

将系统中产生的蒸汽依靠各级母管、支管、配汽站及分汽缸等配汽装置分配到各个不同用户的 蒸汽分配器。 ·将不同压力等级蒸汽母管之间的备用或汽源压力高于用户要求而需要减小压力的减压装置。 ·减温装置。 ·减温减压装置。 ·超压排放的安全装置。 ·再循环管及其所装的限流孔板的循环装置， ·各压力级蒸汽母管上为控制母管压力而设的放空调节阀

·燃气轮机排气进工艺加热炉

·燃气轮机排气进蒸汽余热锅炉

5.1.1蒸汽系统的类型宜划分为以下儿种类

·纯供热系统。 ·热电（功）联产系统。 ·燃气轮机系统。 ·IGCC系统。

5.1.2当不能实行热电（功）联产时，应采用纯供热系统，纯供热系统宜用于小型或低压系统， 5.1.3在热电（功）联产供热系统中，供热蒸汽应主要由供热发电机组及驱动工艺机泵的汽轮机的 抽、排汽供给。 5.1.4带燃气轮机的系统，燃气轮机驱动发电机发电或驱动压缩机，燃气排气宜供余热锅炉产生蒸 汽进人系统或作为工艺加热炉燃烧用空气。

5.2.1按系统容量分类时宜按下列原则划分： a 蒸汽系统总蒸汽负荷小于或等于60t/h，宜为小型系统。 b) 蒸汽系统总蒸汽负荷61t/h～200t/h，宜为中型系统。 ) 蒸汽系统总蒸汽负荷大于200t/h，宜为大型系统。 5.2.2 按系统最高级母管的公称压力等级分类时宜按下列原则划分： a) 蒸汽压力小于2.5MPa，宜为低压系统。 b) 蒸汽压力2.5MPa～6.4MPa，宜为中压系统。 C) 蒸汽压力6.5MPa～13.7MPa，宜为高压系统。 蒸汽压力大于13.7MPa，宜为超高压系统

6.1蒸汽系统方案选择的依据

.1.1系统设计应取得本项目已审批的有关文件

1.1系统设计应取得本项目已审批的有关文件。 1.2 系统设计已落实的外部条件应包括下列内容： a 燃料、交通运输、水源、电力、地质、气象、化学药品、安全卫生、节能及环保要求等 资料。 b) 与外部协作的蒸汽负荷和凝结水回收与否等情况的议定书。 c) 原有汽源情况。 1.3 系统的负荷条件应包括下列内容： a 工艺装置蒸汽产出和消耗量参数，参数表格式参见表A.1。 b) 汽轮机特性数据，数据表格式参见表A.2。 c） 余热锅炉及蒸汽发生器参数，参数表格式参见表A.3。 d) 凝结水回收数据，数据表格式参见表A.4。 耗、用汽设备的年利用系数

c） 原有汽源情况。 1.3 系统的负荷条件应包括下列内容： a) 工艺装置蒸汽产出和消耗量参数，参数表格式参见表A.1 b) 汽轮机特性数据，数据表格式参见表A.2， c) 余热锅炉及蒸汽发生器参数，参数表格式参见表A.3。 d) 凝结水回收数据，数据表格式参见表A.4。 e）耗、用汽设备的年利用系数。

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.1.4系统负荷统计应按下列原则执行： a）装置蒸汽消耗量的计算应按照正常运行工况计算，对于能按多种方案进行生产的装置，应选 用有代表性的方案进行计算。 b）开停工蒸汽消耗按装置单独提出，不作为间断负荷计人，但需要分析其对锅炉房、热电装 置规模和运行的影响。 c） 消防和事故蒸汽不计入。 d) 蒸汽消耗量统计宜为各装置、单元的连续负荷、间断负荷的折算负荷和管网损失的总和。 e) 间断负荷的折算负荷宜按两个可能同时出现的最大间断负荷之和取值。蒸汽管网损失可按连 续负荷和间断负荷的折算负荷总和的1%～3%计算。 全厂凝结水量应区分透平凝结水与工艺凝结水，并分别统计回收量。透平凝结水为100%回 收，工艺凝结水可按不低于80%计算。 .1.5系统内主要热力设备的特性数据、图表

DBD29-001-2012标准下载3.1.4系统负荷统计应按下列原则执行：

6.2蒸汽系统方案选择的通用要求

6.2.1系统中宜配置参数及容量相同的锅炉，余热锅炉参数应与系统参数相匹配。 6.2.2除余热锅炉及开工锅炉外，系统中设置的蒸汽锅炉宜产生系统内最高压力等级的蒸汽。 6.2.3蒸汽系统的安全性对石油化工企业至关重要，动力站规模及主要设备的选择应根据全厂蒸汽 平衡对各种工况下蒸汽安全性进行严格分析。 6.2.4系统内各压力等级蒸汽母管之间应统一考虑设置减压减温装置。减温器出口汽温应有适当的 过热度，调节用测温点宜设置在喷水点后约10m管段上，减温喷水的给水压力应满足雾化压力要求， 喷水水质应满足减温后蒸汽品质的要求。经常运行的减压减温装置或减压阀，应设一套备用。 6.2.5耗汽户的凝结水能回收的应充分回收，按压力等级逐级闪蒸利用，以提高系统热利用率和减 少补给水量。闪蒸蒸汽宜作为除氧器热源。当必须并人过热蒸汽管网时，宜接人背压汽轮机出口处等 过热度较高的位置。 6.2.6对于热力式除氧器，其进水温度上限应比除氧器操作压力下的饱和温度低15℃～25℃。 6.2.7为便于利用工艺余热和系统低压蒸汽，第一级除氧器可采用大气式除氧器。 6.2.8为提高蒸汽系统的热效率，应充分利用中、低温位的余热加热除氧器补水和（或）锅炉给水。 6.2.9供汽、给水及凝结水回水管道宜采用单母管系统。 6.2.10 系统内各压力等级的蒸汽母管上应设安全排放装置，蒸汽可经消音器排至大气。 6.2.11 减压减温装置应采用热备用。

6.3纯供热系统的方案选择

8.1对主要耗汽户取得负荷条件，并应核实其可靠性。 3.2系统蒸汽参数应根据工艺蒸汽负荷、参数，并结合汽源设备的蒸汽参数以及工艺余热条 济、合理地确定。

6.4热电（功）联产系统的方案选择

6.4.1石油化工企业热电联产系统应坚持“以汽定电”的原则，系统的总热效率应

4.1石油化工企业热电联产系统应坚持“以汽定电”的原则室外配套工程施工组织设计（投标）.docx，系统的总热效率应大于45%。 .2热电联产的热电比：

a）单机容量在50MW以下的热电机组，热电比应大于1。 b） 单机容量在50MW～200MW的热电机组，热电比应大于0.5。 c 单机容量在200MW以上的热电机组，采暖期热电比应大于0.5 6.4.3应根据系统内各用户蒸汽负荷及参数的要求和最大容量机泵的单机功率，结合汽源设备的蒸