（正式版）SHT 3003-2024 石油化工合理利用能源设计导则

ICS75.020CCSP72中华人民共和国石油化工行业标准代替SH/T3003—2000Designguidelineforeffectivelyutilizi2024-03-29发布中华人民共和国工业和信息化部发布SH/T3003—2024前言 Ⅲ 12规范性引用文件 13术语和定义 14基本规定 25工厂设计 36生产装置 47管式加热炉 58储运 69供热 710给水排水 811供配电 1011.1供配电系统 1011.2用电(电气)设备 1111.3照明 11本标准用词说明 13附：条文说明 14ⅡSH/T3003—2024ContentsForeword Ⅲ 12Normativereferences 13Termsanddefinitions 14Generalprinciples 25Plantdesign 36Productionplant 47Tubularfurnaces 58Storageandtransportation 69Heating 710Watersupplyanddrainage 811Powersupply 1011.1Electricpowersupplysystems 1011.2Powerutilizationequipment 1111.3Lighting 11Explanationofwordinginthisstandard Add：Explanationofprovisions SH/T3003—2024根据中华人民共和国工业和信息化部《2013年第四批行业标准制修订计划》（工信科【2013】217号）的要求，标准编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国内标准和国外标准，并在广泛征求意见的基础上，修订本标准。本标准共分11章，主要技术内容有基本规定、工厂设计、生产装置、管式加热炉、储运、给水排水、供配电等。本标准是在SH/T3003—2000《石油化工合理利用能源设计导则》的基础上修订而成，修订的主要技术内容：——修改并增加了术语和定义；——调整了原“导则”的结构，增加了“范围”和“规范性引用文件”2个章节；合并了“总则”——修改了电机安全系数、工业炉热损和热效率、蒸汽管网热损、锅炉排污率、循环水浓缩倍数、循环水污垢热阻等数据；——修订了油品储运措施、油品储运温度、供汽方式、电缆截面选择、抑制高次谐波、照明光源等内容；——增加了夹点技术使用、能量平衡、分离单元设计、合理用水、绝热管托、火炬气回收、储运绝热防损、油气回收等要求。请注意本标准的某些内容可能直接或间接涉及专利，本标准的发布和管理机构不承担识别这些专利的责任。本标准由中国石油化工集团有限公司负责管理，由中国石油化工集团公司工艺系统设计技术中心站负责日常管理，由中石化宁波工程有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见和建议，请寄送日常管理机构和主编单位。本标准日常管理机构：中国石油化工集团公司工艺系统设计技术中心站通讯地址：北京市朝阳区安慧北里安园21号邮政编码：100101电话箱：jiaojun.sei@本标准主编单位：中石化宁波工程有限公司通讯地址：浙江省宁波市国家高新区院士路660号邮政编码：315103电话箱：zhaogzh.snec@本标准参编单位：中石化节能技术服务有限公司本标准主要起草人员：赵国忠刘恒宁杨银仁陈莉刘光辉张得平张吉辉蒙晓非谢艳丽叶剑云本标准主要审查人员：蒋荣兴张建华魏志强何细藕胡敏葛春玉郭文豪李蒙侯程李涛周宁黄小平胡文佳戴杰王慧勤吴丽光汪红冯景晓刘凤梅林敏杰饶隽杨春和刘庚欣陈悦葛阳齐青王强李少中欧阳永强ⅡSH/T3003—2024本标准1988年首次发布，2000年第1次修订，本次为第2次修订。SH/T3003—2024石油化工合理利用能源设计导则本标准提供了石油化工企业的总体规划与集成、生产装置、公用工程、储运等方面合理利用能源的设计指导。本标准适用于石油化工企业新建、扩建和改建工程的设计。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标准必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本标准；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。GB5749生活饮用水卫生标准GB8978污水综合排放标准GB/T13007离心泵效率GB/T13008混流泵、轴流泵技术条件GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15316节能监测技术通则GB17167用能单位能源计量器具配备和管理通则GB18918城镇污水处理厂污染物排放标准GB19761通风机能效限定值及能效等级GB19762清水离心泵能效限定值及节能评价值GB/T23331能源管理体系要求及使用指南GB32031污水污物潜水电泵能效限定值及能效等级GB50013室外给水设计标准GB50034建筑照明设计标准GB/T50050工业循环冷却水处理设计规范GB/T50759油气回收处理设施技术标准GB51245工业建筑节能设计统一标准GB55015建筑节能与可再生能源利用通用规范SH/T3007石油化工储运系统罐区设计规范SH/T3015石油化工给水排水系统设计规范SH/T3035石油化工工艺装置管径选择导则SH/T3099石油化工给水排水水质标准SH/T3108石油化工全厂性工艺及热力管道设计规范SH/T3121石油化工装置工艺设计规范3术语和定义2SH/T3003—2024下列术语和定义适用于本标准。3.1能源energyresources产生热能、机械能、电能、核能和化学能等能量的资源，包括煤炭、原油、天然气、煤层气、水能资源、核裂变燃料、核聚变燃料、氢能燃料、风力、太阳光、地热、生物质和电力、热力以及其他直接或者通过加工、转换而取得有用能的各种资源。3.2节能energyconservation通过加强用能管理，采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的措施，从能源生产到消费的各个环节，降低消耗、减少损失和污染物排放、制止浪费，有效、合理地利用能源。4基本规定4.1根据《中华人民共和国节约能源法》，石油化工企业及其装置和系统的规划、设计应满足节能方面的要求。4.2宜采用国家以及地方发布的相关目录中的节能技术、生产工艺和符合能效标准要求的用能设备，严禁采用国家明令禁止使用的生产工艺、用能产品和设备。4.3石油化工企业宜建设能源管控中心系统，利用自动化、信息化、大数据等技术，对企业能源系统的生产、输配和消耗实施动态监控和管理，改进和优化能源平衡，提高企业能源利用效率和管理水平。宜按照GB/T23331的要求建立、实施、保持和改进能源管理体系。4.4石油化工工程的可行性研究报告、总体设计和基础工程设计文件应按照相关规定编制合理利用能源的专门篇（章）。石油化工工程应按相关规定编制节能报告。4.5热电联产机组规划设计时宜选用背压机组或抽背机组，且供电标煤耗等能效指标应满足有关规定要求。4.6石油化工工程应因地制宜采用绿氢、绿电等新能源。4.7根据节能的要求，合理设计控制方案，配置监控、调节、检测、计量仪表及系统。按照GB/T15316的规定对能源利用状况监测；按照GB17167的规定配备和管理计量器具，并在输送能源系统的下列位置宜设置检测计量仪表：a)进出工厂处；b)进出各个生产装置、公用工程及主要辅助设施处；c)进出生产和消耗能源的主要设备处。4.8机泵选型应遵循下列原则：a)在正常工况下，机泵运行工况应处于高效区；b)应选用与机泵的负荷匹配的驱动机；c)对负载变化大的机泵宜采用调速技术。4.9设计工艺流程和设备布置方案时，宜利用物料的余压或位能输送物料、发电等。4.10应采用经济流速选择管径。工艺装置内管道的管径宜符合SH/T3035中的规定，全厂性工艺及热力管道的管径宜符合SH/T3108中的规定。4.11宜选用阻力损失相对较小的阀门与管件、蒸汽泄漏量相对较小的蒸汽疏水阀。4.12伴热热源宜采用生产装置余热。4.13设备、管道及其附件的绝热应选择符合国家有关标准的高效绝热材料，应进行绝热计算确定厚度，并选择适宜的绝热结构。4.14水、电、气、蒸汽等公用工程设施的布置宜接近负荷中心，缩短输送距离。3SH/T3003—20244.15建筑物应秉承绿色建筑设计理念，合理高效利用资源。5工厂设计5.1工厂设计应遵循降低能耗，提高能源利用效率，减少碳排放的原则。5.2工厂设计从总体规划到系统设计应采取节能降碳措施，主要方面如下：a)原料、产品、总工艺加工流程、生产装置工艺路线和技术方案、公用工程集成、总平面布置及总图运输；b)氢气平衡、燃料平衡、硫平衡、气体排放和回收、热力和动力平衡、余热利用和能量优化、储运系统、水系统、供配电系统及建构筑物等。5.3工厂设计应遵循循环经济“减量化，再利用，资源化”的原则，重点考虑企业循环式生产、工厂单元的循环式组合，实现工厂的绿色低碳循环发展，推进绿色工厂建设。5.4新建工厂的原料和产品方案，应符合国家产业政策、稳步推进双碳战略目标要求，应考虑市场供应、需求和发展趋势等因素，提高资源有效利用率，以低能耗、低排放生产高附加值产品。5.5石油化工企业分期建设应做好总体规划和分步实施方案，并应符合下列要求：a)应综合考虑近期和远期的关系，近期集中布置，远期预留发展；b)应根据装置类型、生产性质、相互关系、协作条件分区集中布置；c)应综合考虑分期建设的产品方案、物料平衡、能量平衡和其他公用工程平衡；d)应根据地区规划并从全局出发，合理确定每期建设的水、电、气、蒸汽等公用工程及其他能量的来源、参数及本企业的自建规模。5.6工厂设计的工艺路线和技术方案选择，应符合下列要求：a)工艺路线的选择应优化原料和产品，进行技术经济、产品收率、能耗和碳排放的比较；应选择资源利用率高和能效水平高的绿色低碳技术；b)工厂最终产品和中间产品应满足产品质量的要求，根据不同用途确定质量指标；c)应采用环境友好的绿色清洁生产工艺和低能耗、低碳排放的“三废”处理工艺，减少“三废”排放量及碳排放量，不产生“二次污染”。5.7全厂总工艺流程设计，应考虑原料和产品的优化、能量的梯级利用、水资源的循环利用以及工业余压余热、废气废液废渣的资源化利用；副产物料应充分回收用于生产产品或作燃料，发展循环经济，减少排放。5.8工厂总平面布置设计，应进行多方案比选，规划好各功能区。在符合有关规范的要求下，热联合装置就近布置，具备同开同停条件的生产装置宜联合布置。5.9工厂总图运输设计，应根据当地条件和物料情况选定能耗低的运输方式。厂内的铁路、道路和厂门等的设置，应兼顾货物运输，使其运输功耗最小化。5.10工厂燃料系统设计应选择清洁、供应稳定的燃料，并应合理确定工厂燃料管网系统。5.11工厂设计应进行全厂性的能量集成，对工艺装置、公用工程、储运系统的热能、压力能集成优化，统筹高低能级能量梯级利用，综合利用全厂低能级热能。5.12应优化全厂蒸汽动力系统，规划蒸汽的分级使用、合理利用低位能的蒸汽、热水及凝结水。5.13应优化全厂氢气系统，合理匹配氢源、氢阱，优化设置氢气输送管网，合理回收利用低浓度氢气。5.14原料、中间产品和产品的储运系统，应统筹绝热形式、操作条件、操作方式等。5.15工厂水系统设计应遵循水资源循环利用、重复利用、一水多用的原则，宜采用分级控制、串级使用等措施。4SH/T3003—20245.16工厂设计宜根据各装置气体排放情况设置火炬气回收设施，合理采用火炬气回收利用技术。5.17应充分利用可燃废弃物料分解、燃烧所产生的热能。5.18工厂的供电电源和配电系统设计应进行多方案及技术经济比较，做到安全可靠、节约能源、技术先进、经济合理。5.19工厂的建筑物节能设计应符合GB55015和GB51245的有关规定，宜利用低温余热采暖和制冷。6生产装置6.1生产装置的工艺技术应进行多方案对比，选择先进、节能的技术。6.2生产装置内各设备的最大生产能力应与年操作时数、操作方式（间断或连续）等相适应，提高装置设备的能源利用效率。6.3设备平面、竖面布置的设计应有利于热能和位能的充分利用，宜缩短物料的输送距离，减少能量损失。6.4生产装置的工艺设计应优化装置物料和能量平衡，按能级逐级利用。6.5生产装置应考虑全过程的系统节能，装置内各系统、单元之间宜进行能量联合。6.6工艺操作条件（温度、压力、物料配比、浓度等）应合理设计，并充分利用高压物流减压过程释放的能量。6.7单元设计宜采用系统集成、过程强化技术。6.8反应单元设计应符合下列要求：a)采用技术先进成熟且安全可靠的反应器，选择高效催化剂，合理确定催化剂的级配方案和操作条件，使催化剂达到性能互补，提高产品质量和产量，降低装置的单耗；b)充分利用反应热加热工艺物料、副产蒸汽、预热锅炉给水或脱盐水等；c)合理选择反应器的供热或撤热方式和介质；6.9分离单元设计应符合下列要求：a)确定方案时，应进行投资、能耗、效益综合比较，合理确定分离顺序、操作条件、产品收率和质量指标；b)宜采用技术成熟或经过工业验证的新型、高效塔盘和填料等塔内件；c)塔系统设计宜选择合理的进料位置和进料温度及适宜的回流比；d)应合理选择吸收剂、萃取剂，并确定适宜的溶剂比；e)对于沸点相近的物系分离如无合适的低能级热能可用时，宜采用热泵精馏技术；对于沸点相差较大的物系，可设置中间再沸器、中间冷凝（却）器；f)宜采用新型高效分离技术。6.10传热单元设计应符合下列要求：a)换热系统设计应采用相应软件进行系统优化集成，对于较复杂的换热网络宜采用夹点技术进行优化设计，提高换热系统能效；b)应合理确定传热介质的流速，合理选择热端和冷端的温差；c)传热系统中的冷却和加热介质，应按能量能级合理选用；工艺介质进空冷器的温度应符合SH/T3121的规定；d)传热面积富裕系数应适宜；e)宜采用技术成熟或经过工业验证的新型、高效的换热设备；f)宜采用先进的换热器防垢技术。6.11大型压缩机的驱动形式应结合汽源和电源等条件统筹考虑。5SH/T3003—20247管式加热炉7.1管式加热炉的燃料宜采用来自工厂燃料管网的燃料气或燃料油。7.2应根据管式加热炉烟气组成、露点温度和操作工况的具体情况，充分利用烟气余热，降低排烟温度，减少炉壁散热损失，提高加热炉热效率。7.3管式加热炉燃烧器的类型应根据炉型、燃料种类和燃烧方式进行选择，宜选用节能环保、性能良好的燃烧器。7.4燃烧器的过剩空气系数应按表7.4选用，当油气混烧时宜按烧油的燃烧器选择过剩空气系数。表7.4过剩空气系数7.5在设计过剩空气系数下，燃烧器的最大放热量与正常放热量之比不应低于表7.5的规定，最大燃烧能力和最小燃烧能力的调节比，对液体燃料宜大于或等于3∶1，对气体燃料宜大于或等于5∶1。表7.5燃烧器的最大放热量与正常放热量之比7.6在满足安全操作的前提下，应控制炉体上各种门、孔和连接缝的数量，且应进行密封设计，减少漏风造成的能量损失。7.7炉衬的结构、材料和厚度应经济合理，且炉体散热损失应小于基于低位发热量的燃料放热量的1.5%；对有空气预热系统的加热炉，炉体散热损失应小于基于低位发热量的燃料放热量的2.5%。7.8在环境温度为27℃和无风的条件下外壁温度应满足下列要求：a)辐射段、对流段、烟囱和热烟风管道的外壁平均温度应不超过80℃;b)辐射段底部的外壁温度应不超过90℃;c)炉体上开孔边缘100mm范围内的外壁温度应不超过110℃;d)燃烧器开孔周围100mm范围内的外壁温度应不超过120℃;e)空气预热器的外壁温度应不超过70℃。6SH/T3003—20247.9按长周期连续运转设计的管式加热炉，宜采用清洁的燃料气，减少污染物的排放，且应避免露点腐蚀。管式加热炉的热效率宜根据燃料、负荷、材质等进行技术经济分析确定。新建管式加热炉热效率的设计值宜达到以下指标：a）加热炉热负荷在10MW～35MW，热效率宜大于90%；b）加热炉热负荷在35MW以上，热效率宜大于93%；c）单台裂解炉乙烯产量在100kt/a以上，热效率宜大于94%。7.10应优先采用先进成熟的空气预热技术和强化传热技术。8储运8.1储运系统的设计应符合SH/T3007的相关规定，并应根据上下游物料参数，确定经济合理的储罐形式。8.2储运系统的液化烃等甲A类液体和液氨在储存、周转过程中应采取下列措施：a)LNG宜采用全冷冻储存方式或高真空多层绝热容器进行储存；其他液体可选用全压力式、半冷冻式或全冷冻式储存方式。b)采用全冷冻式和半冷冻式储存的液体储运系统中宜设置保冷循环系统。LNG系统保冷循环量宜按其循环温升5℃~7℃确定；其余液体的保冷循环量宜按其循环温升3℃~10℃确定。c)全冷冻式液化烃储罐宜设置蒸发气处理系统。蒸发气处理系统宜收集设备及管道漏热产生的蒸发气、保冷循环产生的蒸发气和装卸船以及装车等正常操作所产生的蒸发气。d)全冷冻式储存的液化烃储罐工艺设备及设施的安全阀出口应排放至蒸发气系统或火炬系统。e)液化烃装卸船宜设置气相平衡管，其液相管道上设置的安全阀出口可接至气相管。f)LNG单容罐、双容罐和全容罐的日蒸发率不宜大于0.08%，薄膜罐的日蒸发率不宜大于0.1%；其余液化烃的全冷冻式储罐，单容罐日蒸发率不宜大于0.1%，双容罐和全容罐的日蒸发率不宜大于0.05%，薄膜罐的日蒸发率不宜大于0.05%。8.3储运系统的可燃液体物料在储存、周转过程中应采取下列措施：a)储存沸点低于45℃或在37.8℃时饱和蒸气压大于88kPa的甲B类液体，应选用压力储罐、低压储罐、降温储存的常压储罐；b)沸点大于或等于45℃或在37.8℃时饱和蒸气压不大于88kPa的甲B类、乙A类液体宜选用浮顶罐或内浮顶罐；c)甲B类液体固定顶罐或低压储罐应采取减少日晒升温的措施；d)甲B、乙A类可燃液体装车时应采用液下密闭装车方式；e）从下部接卸铁路罐车的卸油系统，应采用密闭管道系统。8.4物料在罐内宜维持温度储存。需要升温输送时，宜采取局部加热措施。8.5加热蒸汽等级或热水（凝液）应统筹储存物料需求和热源配套情况，应充分利用低能级的热能。8.6液体物料装载系统的油气回收处理设施的设置应符合GB/T50759的相关规定。8.7储存温度高于环境温度或低于环境温度时，应对储罐罐壁和罐顶是否绝热进行经济性论证。8.8液氢储存压力容器应采用高真空多层绝热形式。8.9全冷冻储存的液化烃宜设置冷能回收利用设施。9供热9.1应优化全厂供热网络，采用供热装置与生产装置间的热集成，合理回收和利用生产装置余热，提SH/T3003—2024高装置热能利用效率。9.2根据区域供热规划及工厂供热需求，合理设计供热方案。当工厂内需新建供热装置时，应将节能低碳作为方案选择的重要因素，并经多方案的技术经济比较确定。9.3应控制煤炭消费，合理选择低碳锅炉燃料。9.4应充分利用生产装置余热预热脱盐水或锅炉给水。9.5蒸汽系统的设计及锅炉容量的选择应根据多工况全厂蒸汽动力平衡进行确定，蒸汽负荷统计应符合下列规定：a)对热用户（包括动力用户）的用汽参数及用汽性质应进行归类；b)根据用汽特点，合理确定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；c)蒸汽管网损失可按各装置连续负荷和间断负荷的折算负荷总和的1%～3%计算。9.6应根据生产装置蒸汽负荷供需要求确定蒸汽管网压力等级，全厂性蒸汽管网压力等级不宜超过4根据工艺装置蒸汽负荷供需特点，通过对热用户热负荷的分析，结合工艺生产装置副产蒸汽全厂性蒸汽管网压力等级不宜超过4级。9.7各等级蒸汽应逐级利用，正常运行工况时不宜采用减温减压方式供汽。9.8蒸汽管道宜采用高效绝热型管道支吊架。温度大于或等于350℃的蒸汽管道应选用绝热管托。9.9全厂蒸汽间接加热设备的蒸汽凝结水回收率宜达90%以上。对于可能被污染的凝结水，可设置水质检测设施，符合回收条件的送凝结水回收装置，不符合回收条件的宜设法利用余热。9.10蒸汽管道的启动疏水及连续疏水宜回收利用。9.11工厂内蒸汽锅炉用软化水或脱盐水装置设计应结合工艺生产用水要求以及蒸汽凝结水回收情况，经全厂软化水或脱盐水平衡后，合理确定其生产规模、水处理工艺及供水方案，脱盐水制备装置的制水率不宜小于90%或通过全厂统筹考虑。9.12锅炉正常排污率应根据锅炉给水品质确定，应满足下列指标：a)以一级脱盐水作为补给水时锅炉排污率不高于2%；b)以二级脱盐水作为补给水时锅炉排污率不高于1%；c)以软化水作为补给水时锅炉排污率不高于5%。排污水应最大限度回用。9.13定期排污扩容器、疏水扩容器及热力除氧器的乏汽宜设置回收系统进行回收。9.14供热系统锅炉给水泵、送引风机等转动设备宜考虑调速措施9.15供热设施的设计需要考虑灰渣、石膏的综合利用，综合利用的数量和途径宜根据灰渣和石膏综合利用市场调研等因素合理确定。10给水排水10.1工厂供水水源应符合下列规定：a)工厂供水水源的选择和利用应符合GB50013和SH/T3015的有关规定；b)工厂供水水源选择地表水时，需取水申请时应以水资源论证报告为依据，应确保取水量和水质可靠，严禁盲目开发；c)工厂供水水源在满足使用要求的前提下，可采用再生水或矿区排水。10.2工厂给水排水系统划分应符合SH/T3015的有关规定。10.3工厂各系统用水水质应符合下列规定：8SH/T3003—2024a）生产给水水质应符合SH/T3099的要求；b）再生水处理系统的进水水质应符合GB18918中的二级标准或现行国家标准GB8978中的一级标准；c）开式循环冷却水系统的补充水水质设计依据应采用水质分析数据平均值，并以最不利水质校核设备能力；循环冷却水系统水质控制指标、换热设备的控制条件和指标应满足GB/T50050的规定；d）工厂生活用水水质应符合GB5749的规定。10.4工厂各系统用水要求应做到一水多用，提高重复利用率，并应符合下列规定：a)循环水不得直排。b)循环水系统除使用海水作直流冷却水外，其他不应采用直流冷却水系统；c)易燃液体或气体储罐要求夏季喷淋冷却时，冷却水宜循环利用；d)锅炉排污水降温处理后、工艺装置受轻微污染的排污水宜直接作为循环水场补水；e)输煤系统地面冲洗水宜回收处理后再利用；f)水力输送灰渣用水和对水质无严格要求的生产用水应利用再生水做补充水，冲灰水应在本系统内循环使用。g)经污水处理后达标的回用水宜作为循环水系统的补水，可作为热力系统化学水的原水等。10.5给水处理节能设计应符合下列规定：a)当水源含泥砂量较大时，净水构筑物宜靠近取水泵站；b)应选用效率高、能耗低的净化工艺和设施；c)排泥水中初沉池、滤池及碳吸附池反洗废水、浓缩池上清液宜直接回用或经处理后回用；d)给水处理装置自用水量宜小于设计水量的5%。10.6循环冷却水系统节能设计应符合下列规定：10.6.1间冷开式循环冷却水系统浓缩倍数应按表10.6循环水系统平均浓缩倍数的要求设计：表10.6循环水系统平均浓缩倍数10.6.2循环冷却水系统节能处理技术应符合下列规定：a)冷却塔应根据气象条件及冷却水温度的要求，选择自然通风或机械通风冷却塔，不应采用冷却池、喷水池。在环境温度低、气候干燥地区，宜采用闭式冷却塔；b)当选用开式冷却塔时，冷却塔产品宜选用逆流式；c)冷却塔设计应采用效率高、能耗低的结构、填料和风机。冷却塔的能效值应不低于3级，风机的能效等级应满足GB19761的规定；d)当建设地全年月平均温差较大时，大、中型冷却塔的风机宜根据冷却塔的台数采用调速控制；e)循环水场宜设在负荷中心，大型循环水场管网应分区，区域间设联通备用管路；f)循环冷却水回水应考虑余压上塔；g)再生水（或回用水）宜作为间冷开式循环冷却水系统的补充水；h）应进行水质稳定处理；i）宜建立循环水排污水的分级利用。SH/T3003—202410.7管网的节能设计应符合下列规定：a)当工厂各生产装置要求供水压力差别较大时，应考虑采用不同压力分区供水方案，尽量减少使用减压阀。当个别设备要求供水压力较高时，宜在装置内单独加压；应计算循环水管网压降，优化供回水压力。b)管道中介质流速应在经济流速范围内；c)管网中应减少管接头、弯头、三通、阀门等管件，减少管道附件阻力损失；d)管道流通界面应避免出现突然扩大、缩小、急转弯的分流变向等情况，弯头的曲率半径不宜小于管道直径的1.25倍，减少管道局部损失；e)工厂给排水管线设计应合理选择管道材质、接口形式及管道基础，减少在生产运行过程中产生的泄漏；f)管网应设置流量、温度、压力、水质监测仪表，具体设置要求应满足相关标准的规定。10.8工厂内水泵站节能设计应符合下列规定：10.8.1水泵性能的选择应遵循高效、安全和稳定运行的原则。当供水水量和水压变化较大时，经过技术经济比较，可采用大小规格搭配、机组调速、更换叶轮、调节叶片角度等措施。a)循环水泵站宜增设调节泵；b)生产水、生活水加压泵站宜采用调速控制。10.8.2泵的选型应满足系统的使用扬程和流量，设计工况点应在制造厂规定的经济运行区内，并应符合GB/T13007、GB/T13008等相关标准的规定。10.8.3采用多台泵联合运行时，在满足工艺、安全及可靠运行的基础上，应采用高效泵承担基本负荷，使输送单位液体电耗最低。水泵的效率宜满足GB32031、GB19762中节能评价值要求。10.8.4出水管不应采用无缓闭功能的普通止回阀；泵出口控制阀门宜采用水损较低的阀门。10.8.5泵站应根据用户的流量和扬程需求，采用适用的控制调节系统。当流量变化幅度小于20%，或年运行时间小于4000h时，宜采用以下流量调节方法：a)小型离心泵可采用节流法；b)混流泵、轴流泵可采用改变叶片安装角度或调节进口的导向叶片调节流量和扬程；c)流量变化幅度小于10%时，采用变流恒压法。10.9污水处理系统按照清污分流、污污分治的原则设计，应符合下列要求：a)强化污水预处理，达到污水处理场进水水质要求后才能进入；b)优化污水处理及污水预处理系统，合理确定污水处理场进水水质要求；c)选择先进、节能的污水处理工艺，提高工厂的回用水比例，减少废水外排量。10.10雨水回收利用系统的设计应符合下列要求：a)缺水地区的工厂宜设置雨水回收利用系统，处理后的雨水可作为工厂的补充水源；b)雨水利用系统应采取措施防止污水混入，沿海工厂应采取防止海水漏入雨水系统的措施。11供配电11.1供配电系统11.1.1当采用新能源电力时应设计相应的供配电方案，以保障供配电系统安全稳定运行。11.1.2变配电所应接近负荷中心，缩短供配电距离，减少线路损耗。11.1.3变压器台数及容量的选择，除满足负荷性质、负荷容量、运行方式及电动机自启动要求外，还应对其效率进行比较，使变压器运行效率高、损耗小。11.1.4容量较大且仅开停工时使用的低压用电设备宜采用单独变压器供电。11.1.5最大负荷利用小时数大于5000h的中高压供电电缆的截面，应按经济电流密度选择或校验，SH/T3003—2024减少电缆运行损耗。11.1.6当用电设备产生的谐波引起电网电压正弦波形畸变率超过GB/T14549规定值时，应采取下列抑制高次谐波的措施：a)增加整流变压器二次侧的相数，设置多台相数相同的整流变压器，增加整流器的整流脉冲数；b)用户向电网注入的谐波电流超过规定的允许值时，或作为用户的换流设备总容量超过规定值时，宜装设就地交流滤波装置。c)采用Dyn11接线组别的三相配电变压器。11.1.7当负荷功率因数较低时，应设置并联无功补偿装置。无功补偿设计应符合下列要求：a)可调式无功补偿装置，应按最大需要无功功率设计。负荷变动大的变电所宜采用集中自动补偿装置；b)非可调式无功补偿装置宜按最小无功负荷设计；c)根据用电电压、负荷容量距供电点较远的大、中容量连续运行的电气负荷宜采用就地无功补偿装置。11.2用电（电气）设备11.2.1节能电气产品应有节能认证标志。11.2.2应选用高效、节能、低噪声的电动机和节能型变压器等电气设备以及先进的用能监测和控制等技术。11.2.3供配电系统应采用符合国家有关标准的高效率、能耗低、性能先进经国家认证的合格产品。供配电设备内的电气器件应选用节能型产品。11.3照明11.3.1照明设计应在保证生产视觉要求、照明质量和满足照度标准的前提下，做到节约能源。11.3.2照明光源、镇流器的能效应符合相关能效标准的节能评价值。11.3.3公共和工业建筑非爆炸危险场所通用房间或场所照明功率密度限值应符合GB55015的规定。11.3.4光源选择宜符合下列规定：a)高大厂房宜采用LED灯（半导体发光二极管）、高强度气体放电的金属卤化物灯、高压钠灯b)—般场所宜采用LED灯或其他高效节能光源，在显色要求较高的场所可采用LED灯、三基色荧光灯和稀土节能荧光灯。11.3.5灯具选择应符合下列规定：a)除有装饰需要外，应优先选用直射光通比例高、控光性能合理的高效灯具；灯具的结构和材质应便于维护和更换光源；b)在满足眩光限制和配光要求条件下，应选用效率或效能高的灯具，灯具的效率应符合GB50034的规定。11.3.6照明设计应符合下列规定：a)对局部环境要求较高的场所，宜采用分区或局部提高照度的照明方式；b)对于采用电感整流器的气体放电光源，宜装设补偿电容器，功率因数不应低于0.9；c)宜采用节电开关，辅助设施楼梯照明宜用节能声控开关控制或人体感应开关控制；近窗灯具宜单设分回路和灯开关；d)厂区道路照明、户外装置照明，宜采用光电开关、经纬度控制器自动控制或集中管理控制。厂区道路照明宜设置深夜减光控制方案。SH/T3003—2024本标准用词说明1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1）表示很严格，非这样做不可的：正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。2）表示严格，在正常情况下均应这样做的：3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。4）表示有选择，在—定条件下可以这样做的，采用“可”。2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。中华人民共和国石油化工行业标准修订说明《石油化工合理利用能源设计导则》（SH/T3003－2024经中华人民共和国工业和信息化部公告2024年第01号批准发布，自2024年03月29日实施。本标准是在《石油化工合理利用能源设计导则》（SH/T3003－2000）的基础上修订而成，上一版的主编单位是中国石化集团兰州设计院，主要起草人员是肖珍平、高立斌、陈增柱、江华东、赵云、史惠楠、杜是路。本标准修订过程中，为贯彻国家新发展理念，做好碳达峰碳中和工作，编制组进行了广泛的调查研究，总结了我国石油化工工程建设中工厂设计、工艺、工业炉、储运、热工、给排水、电气等专业的实践经验，结合近几年来石油化工行业合理利用能源的实践经验和设计手段、设计方法的发展，参考了国外先进技术法规、技术标准，并以多种形式广泛的征求了有关工程公司、经济技术研究院、节能中心等单位的意见，取得了重要的技术参数，最终形成了本标准。为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定，《石油化工合理利用能源设计导则》编制组按章、条顺序编制了本标准的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定的参考。SH/T3003—2024 3术语和定义 4基本规定 5工厂设计 6生产装置 7管式加热炉 8储运 9供热 10给水排水 11供配电 SH/T3003—2024为了推进全社会节约能源，提高能源利用效率和经济效益，保护环境，保障国民经济和社会的持续发展，我国政府制定和颁布了《中华人民共和国节约能源法》。为了在石油化工行业中贯彻落实《中华人民共和国节约能源法》，贯彻国家新发展理念做好碳达峰碳中和工作，特制定本导则。节能是一项长期的工作，其意义在于：a)随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，对能源的需求越来越大，而容易被利用的能源资源有限，加上能源的开发需要大量的资金和较长的周期，因此，搞好节能工作，节约资源，是保持人类社会可持续发展的重要措施。b)在石油化学工业中，石油、天然气和煤既是能源，又是宝贵的原料。原料费用约占生产成本的40%～60%，能源费用约占生产成本的20%。节约能源，降低石油、天然气和煤等的消耗，可明显降低生产成本，增加利润，提高企业的竞争力。c)节能能促进管理改善和技术进步。节能过程就是一个生产现代化的过程，对管理和工艺技术都提出了更高的要求，因此通过节能有利于改变企业的落后面貌。d)节能有利于环境保护。节能意味着减少了能源的开采与消耗，从而减少了烟、尘、灰、硫以及其他污染物的排放。3术语和定义3.1能源的定义依据《中华人民共和国节约能源法》，第二条，有修改，原定义只分了大类，本定义作了细化。3.2节能的定义依据《中华人民共和国节约能源法》，第三条。4基本规定4.1节能就是应用技术上可行、经济上合理、环境和社会可以接受的方法来有效地利用能源。节能并不简单地意味着少用能源，其实质是充分有效地发挥能源作用，使同样数量的能源，可以提供更多的有效能，从而生产出更多、更好的产品，创造出更多产值和利润。4.2此条参考自2018年5月1日起施行的国家发展和改革委员会发布的《重点用能单位节能管理办法》第16条。4.3此条参考自2016年6月30日起施行的中华人民共和国工业和信息化部令第33号《工业节能管理办法》第37条。4.4具体执行依据《固定资产投资项目节能审查办法》（2023年3月28日国家发展改革委令第2号第九条国家发展改革委核报国务院审批以及国家发展改革委审批的政府投资项目，建设单位在报送项目可行性研究报告前，需取得省级节能审查机关出具的节能审查意见。国家发展改革委核报国务院核准以及国家发展改革委核准的企业投资项目，建设单位需在开工建设前取得省级节能审查机关出具的节能审查意见。年综合能源消费量（建设地点、主要生产工艺和设备未改变的改建项目按照建成投产后年综合能源消费增量计算，其他项目按照建成投产后年综合能源消费量计算，电力折算系数按当量值，下同）10000吨标准煤及以上的固定资产投资项目，其节能审查由省级节能审查机关负责。其他固定资产投资项目，其节能审查管理权限由省级节能审查机关依据实际情况自行决定。第十一条需SH/T3003—2024进行节能审查的固定资产投资项目，建设单位应编制节能报告。4.5根据《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》（发改能源〔2007〕141号）中明确热电联产项目中，优先安排背压型热电联产机组；《产业结构调整指导目录（2019年本）》将背压（抽背）型热电联产、热电冷多联产、30万千瓦及以上超（超）临界热电联产机组列入鼓励类目录；2015年，发改委能源局在《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》提出新（扩）建燃煤自备电厂项目（除背压机组和余热、余压、余气利用机组外）要统筹纳入国家依据总量控制指定的火电建设规划，由地方政府依据《政府核准的投资项目目录》核准，禁止以各种名义在总量控制规模外核准；《热电联产管理办法》（发改能源〔2016〕617号）也提出鼓励各地建设背压热电联产机组和各种全部利用汽轮机乏汽热量的热电联产方式满足用热需求；背压燃煤热电联产机组建设容量不受国家燃煤电站总量控制目标限制。4.7为了搞好生产运行中的节能，必须加强操作控制。例如产品纯度或产品质量准确控制不够是引起过程能量损失的原因之一。若产品不合格将蒙受很大的损失，但产品纯度过高或产品质量过剩，将大大增加能耗。在生产过程中，各种参数的波动是不可避免的，如原料的成分、温度、产量、蒸汽需求量等等，若生产条件能随着这些条件的变化而相应变化，将取得很大的节能效果。节能降耗首先应从管理上加强，没有健全的能量计量体系，难于对能源的消耗进行准确的统计，难于进行能量平衡和定额管理，经济核算、计划管理就无法实施。GB17167标准所称能源，指煤炭、原油、天然气、焦炭、煤气、热力、成品油、液化石油气、生物质能和其他直接或者通过加工、转换而取得有用能的各种资源。能源计量范围:a)输入用能单位、次级用能单位和用能设备的能源及载能工质；b)输出用能单位、次级用能单位和用能设备的能源及载能工质；c)用能单位、次级用能单位和用能设备使用(消耗)的能源及载能工质；d)用能单位、次级用能单位和用能设备自产的能源及载能工质；e)用能单位、次级用能单位和用能设备可回收利用的余能资源。根据用能单位或设备能源消耗量（或功率）限定值对能量进出的各个生产装置、公用工程及主要辅助设施设置能量检测计量仪表；4.8石油化工装置中所用的机、泵类设备型式繁多，大小不一。不同流量、不同扬程、不同类型的泵效率不同。应根据具体情况，选用高效节能型机、泵，并使其在正常负荷下处于性能曲线的高效区。4.8c)石化企业风机及各类工艺泵为主要用电负荷，其消耗功率与转速的立方成正比。当外界用风或工艺物料减少时，变频器通过降低电源频率来降低电动机转速，电动机功率随转速的降低而降低，从而达到节约电能的目的。液力耦合器能降低电机的启动电流和持续时间，降低对电网的冲击，降低电机的装机容量，大惯量难启动机械应用限矩型液力耦合器和离心式机械应用调速型液力耦合器节能效果显著。但由于液力耦合器始终存在转差率，有转差功率损耗。永磁调速驱动器可以根据需要来调节负载的转速，从而实现节约能源的目的。4.11疏水阀的类型和工作原理要与蒸汽使用和冷凝水排放特点尽可能匹配，蒸汽疏水阀类型的选型错误是蒸汽泄漏量大的重要原因，过大的尺寸会使得疏水频繁开关和长期微开导致过度磨损，也由于疏水阀设计泄漏率是基于设计全排量而导致的实际运行泄漏偏高，蒸汽泄漏和疏水阀的结构形式也密切相关。蒸汽疏水阀的泄漏原因是比较复杂的，选用高品质的疏水阀，匹配的选型和安装，良好的维护和管理可以有效减少疏水阀蒸汽泄漏。4.13应加强气凝胶等新型绝热材料的应用。4.14“气”是指仪表空气、工厂空气、氮气。5工厂设计SH/T3003—20245.1工厂设计是一项综合性的设计工作。石油化工厂是能耗、水耗、碳排放的大户。随着国家关于全面贯彻新发展理念和做好碳达峰、碳中和工作的全面实施，对工厂设计也提出了更高的要求，降低能耗，提高能源利用效率，减少碳排放将成为设计工作的重点。5.4中共中央国务院关于“完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见”中要求：严格控制化石能源消费。持续降低单位产出能源资源消耗和碳排放，提高投入产出效率。因此，确定新建工厂的原料及产品方案，应符合国家碳达峰碳中和相关政策的要求。5.5工厂设计应统筹考虑近期和远期的规划，对分期建设的石油化工厂来讲，应做好中间产品或产品的“食物链”，做好公用工程的统筹设计，做到供需平衡、协调发展，应避免发生产品、中间产品长时间的放空或焚烧；应避免公用工程的重复建设，减少能源资源的浪费。5.6以往工厂设计在进行工艺技术路线和技术方案选择时，主要是对技术经济、能耗水平、环保三废排放等方面进行比较。随着国家关于“碳达峰、碳中和”重大战略决策的实施，为满足相关政策的要求，新建或改建工厂在进行工艺技术路线和技术方案选择时，还应以节能降碳为主要目标，应用绿色低碳技术，提高能效水平，达到技术经济合理、原料消耗低、能源资源消耗低、碳排放量低。同时，为避免过度设计，设计工厂应根据不同用途慎重确定不同的质量指标，最终产品和中间产品以满足产品质量为前提。5.7中共中央国务院关于“2030年碳达峰行动方案”中要求：推动工业园区企业循环式生产、产业循环式组合，组织企业实施清洁生产改造，促进废物综合利用、能量梯级利用、水资源循环利用，推进工业余压余热、废气废液废渣资源化利用。因此，在进行全厂总流程的设计时，就应做好废物的综合利用、能量的梯级利用、水资源的循环利用，以及工业余压余热、废气废液废渣的资源化利用。以发展循环经济，减少碳排放为目标，使工厂的总流程达到循环式组合，工厂达到循环式生产。5.8石油化工厂总平面布置须满足相关规范要求，合理布置或采用联合布置更有利于工厂减少消耗和降低能耗。随着装置规模的大型化，节能指标的先进性成为考核衡量工厂或联合装置的重要要求，因此本条条文强调应进行多方案比选，合理布置或采用联合布置。5.10中共中央国务院关于“2030年碳达峰行动方案”中要求：引导企业转变用能方式，鼓励以电力、天然气等替代煤炭，加强炼厂干气、液化气等副产气体高效利用。推动能量梯级利用，物料循环利用。因此，工厂燃料系统设计应对副产可燃物通过平衡充分循环利用，合理确定工厂燃料管网系统。燃料的选择应按照国家关于碳达峰、碳中和的总体要求，避免采用国家“双碳”政策中限制或要求减量使用的燃料。5.11对生产过程中产生的反应热或其他余热进行回收利用是必要的。如何合理、充分地利用生产过程产生的热能，是近年来国际上节能领域研究的热点，也是国家关于碳达峰、碳中和行动的要求。在“2030年碳达峰行动方案”中，对工业领域的碳达峰行动方案中已提出：应推动低能级余热供暖发展。因此，在工厂设计中应合理用能，按质用能，尽量减少有效能的损失，提高能量转换过程中的有效能效率。在全过程系统能量优化综合分析中,应用最广的就是夹点技术、㶲分析的方法和能级分析法。夹点技术原是英国曼彻斯特大学BodoLinnhoff教授及其同事于20世纪70年代末在前人研究成果的基础上提出的换热网络优化设计方法，首先成功应用于换热网络的优化,而后逐步发展成为化工过程能量的综合技术方法，扩大应用于包括公用工程、反应、分离系统在内的整个过程系统的能量分析与调优。在过程系统用能诊断及调优中，夹点技术主要有两方面的作用：一是对现行工业装置的用能状况进行诊断,发现其不合理和薄弱环节,二是对设计方案用能状况进行诊断,发现瓶颈并加以改进。对新厂设计而言,采用该技术比传统方法可节能30%~50%,节省投资约10%;对老厂改造而言,通常可节能20%~35%。夹点技术经过40多年的发展,已经形成一系列简便易行的、较实用的工具，成为较佳的过程热集成与系统节能分析方法。但夹点技术在进行诊断与优化时也存在一定的局限性：不能针对单体设备的用能情况；对换热网络,考虑的是系统中能量的分布情况,无法分析有效能(㶲)和能级SH/T3003—2024匹配的合理性，也未考虑热物性随温度变化的因素。因此，夹点技术合成的换热网络不一定是最优网络。㶲分析法是以“用能就是用㶲,节能就是节㶲”这一观点展开的过程热力学分析。它也是近年来创立的一种新的能量分析方法。对于给定的能量而言,用能过程中的能质下降,可以用㶲值的损失即“㶲损失”来表示。㶲分析法是通过详细地分析过程系统中的每一个子系统或者单元设备的用能状况,计算出其㶲损失,并认为㶲损失最大的子系统或单元设备是系统用能的薄弱环节。但由于其缺乏对整个系统的全面洞察,不能确定该薄弱环节是否就是制约系统性能的瓶颈,又由于各子系统之间相互关联、相互影响，因此无法给出更多的有关系统改进的信息。虽然㶲分析法克服了热力学第一定律的局限性,能够分析各种过程的热力学不完善性,但㶲分析法是基于总的㶲损失的概念,不能说明是否有实际或者经济的改进。能级分析法是针对夹点技术和㶲分析法的局限性而提出的一种新的全过程系统能量分析法。它是将夹点分析与㶲分析方法结合起来对系统进行用能分析，使两者取长补短,。能量具有两方面的性质,即其数量和质量。数量是由其两个组成部分(㶲和)的总和来表征，质量则由其㶲的相对比重，即能级来表征,其数值大小表征能量质量的优劣。全面的用能观点,应该是既要用㶲也要用，即所供应的能量的能级恰好符合用户所需，达到既节能,又能级匹配的最优效果。6生产装置6.2随着设计、加工和管理水平的提高，生产装置内设备的连续运行时间也在提高，很多过去一年检修—次的装置现在可以实现两年检修一次，甚至三年检修一次。因此，应根据装置的类型合理确定年操作时数，一般不宜低于8000小时；装置内各主要设备的上限负荷应相一致，避免“大马拉小车”，提高装置设备的能源利用效率。6.5全过程的系统节能分析即是采用“条文说明5.11”所述的夹点技术、㶲分析的方法和能级分析法。不仅是工厂系统，对生产装置全过程也应采用上述的系统能量优化方法，使装置能效水平达到最优。重点强调的是节能应从全局考虑，不仅仅是装置或单元内部几股热流的回收利用问题，从而实现原来不可能实现的节能效果和经济效益。随着生产装置的日趋大型化、联合化，节能、低耗是装置的重要经济指标，因此考虑装置间能量联合（包括热量联合及冷量联合）是非常必要的。6.6工艺流程中的减压过程将释放大量的能量，若能用膨胀机代替节流阀，利用工艺气体或液体的压力降作功或制冷，则可回收工艺气体的压力能。6.8催化剂的级配技术是指在催化反应器中，根据原料性质、操作条件和产品质量的要求，将具有不同功能的催化剂“联合”使用，使其性能互补的技术。催化剂的级配并不是简单的催化剂“联合”使用，而是要解决不同催化剂的装填量、装填顺序等一系列复杂的技术问题，目的是最大限度提高产品质量、产量、收率等，达到提高装置的能效水平，节能降耗的目的。6.9a）分离单元的操作条件、产品收率和产品质量的确定对单元操作的能耗有很大影响，如分馏塔操作压力决定了塔顶冷凝器的冷却介质和塔釜再沸器加热介质的温度；操作压力对组分的相对挥发度、塔造价和操作费用等都有影响；产品收率、质量的确定也相当复杂，它随产品售价、设备和公用工程价格等因素而变，需要优化计算才能确定。b）应用新型、高效塔盘和填料，可以有效提高塔的处理能力和操作弹性，降低压降，提高分离效率，降低能耗。e）热泵系统运用于沸点相近的物系分离是合适的，此时塔顶塔釜温差不大，也可运用于某些大温差（塔顶塔底）精馏中，回流比大、温差小的部位。采用中间再沸器或中间冷凝器可以把热负荷分配到塔底和塔中间或塔顶和塔中间，从而节省了能源。f）新型分离技术与常规的精馏分离方式有所不同，主要有：抽提蒸馏技术、分壁式塔器技术、络合分离技术、微波分离和磁性分离技术、反应蒸馏技术、膜法分离技术等。SH/T3003—20246.10a）近年来过程集成方法成为节能降耗的最有用手段，其中夹点技术目前最为实用，它是从整个换热系统考虑，取得广泛的节能效果和经济效益为目的。只考虑局部的节能方案达不到最好的节能效果，如从全局考虑甚至会出现不仅不节能反而耗能的情况。b）换热过程有效能的损失主要有温差引起的有效能损失和流动阻力引起的有效能损失。减小传热温差可以通过强化传热提高传热系数或增大传热面积来实现，但增加流速又使动力消耗所需的运行费用增加，特别是传热控制一侧的流速；增加传热面积使投资费用增加。因此，在确定传热介质的流速和传热温差时要兼顾传热和流动损失，兼顾节能和投资，不同温位的传热应采取不同的传热温差，高温换热时温差可以大一些以减小换热面积，低温换热时应采用较小的传热温差。7管式加热炉7.4～7.5依据《一般炼油装置用火焰加热炉》SH/T3036－2012的有关条文编写的。7.7依据《一般炼油装置用火焰加热炉》SH/T3036-2012的有关条文编写。7.8参照《化学工业炉结构设计规定》HG/T20541－2006、《评价企业合理用热技术导则》GB/T3486-1993、《FiredHeatersforGeneralRefineryService》API560的有关规定，结合我国各企业加热炉的设计和使用情况编写的。的设计温度应不大于100℃,以60～80℃为宜。炉体外表面(侧墙)最高温度不得大于80℃。3)：美国石油协会标准《FiredHeatersforGeneralRefineryService》API560规定：在无风、环境温度为27℃条件下，辐射段、对流段和烟风管道的外壁温度应不超过82℃。当采用预热空气系统时，热烟气和热空气管道7.9参照《一般炼油装置用火焰加热炉》SH/T3036-2012的有关条文，结合我国各企业加热炉的设计和使用情况编写。8储运8.3b)对于有特殊要求的甲B、乙A类液体物料，如苯乙烯、脂类、加氢原料、丙烯腈等易聚合、易氧化或有毒的液体物料，选用固定顶储罐或卧式储罐也是可行的，但是需要设置氮封及油气回收处理设施。对于拔头油等饱和蒸气压较高的物料，可通过降温后采用固定顶罐或低压固定顶罐进行储存，但应设置氮封及油气回收处理设施。c)采用固定顶罐或低压储罐储存甲B类液体时，为方式油气大量挥发和改善储罐的安全状况，应采取减少日晒升温的措施，主要包括固定式冷却水喷淋（雾）系统、气体放空或气体冷凝回流、加氮封或涂刷合格的绝热涂料等。对已经设有保温层或保冷层的储罐，日晒对储罐影响较小，没有必要采取防日晒措施。d）现在轻油罐车有上装式和下装式，当采用下装方法装车时，不需要采用浸没式液下装车鹤管。8.5油品储存温度一般不高，加热时应充分选择低能级的热源，以便做好能源合理利用。8.6对油品装载系统设置油气回收设施，不但有利于环境保护，还有利于油品回收。甲B类油品装车应根据装车量和频率综合确定是否采用油气回收。当装车量较大或装车频率较高时，应设置油气回收设施；当装车量较小或装车频率较低时，可设置油气处理设施。8.7油品储存温度高于环境温度时，一般需要采取加热（伴热）措施，通过保温来降低热量损耗。当储存温度不超过95℃时，可以仅对罐壁进行保温；当储存温度大于120℃后，罐顶保温的经济性会显著提升。SH/T3003—20248.8《GB50516-2010（2021局部修订）加氢站技术规范》6.3.5A。8.9对于全冷冻储存的液化烃储罐，外送物料时一般需要进行加热，采用蒸汽等热源直接进行会造成冷能浪费，因此需要设置冷能回收利用设施。冷能回收利用应优先考虑厂区内装置物料的冷却需要，采用换热方式进行。当厂区内装置无法完全满足冷能回收利用时，可以采用冷能发电、冷能空分、制冰、冷库等方式进行。9供热9.1石油化工装置化工生产余热较多，高温余热一般都考虑了利用措施，而部分低温余热通过空冷器或循环冷却水换热器造成热量损失，这部分余热可以通过预热除盐水、低温热制冷或发电等予以回收。9.3“双碳”背景下，我国正在发展清洁低碳、安全高效的能源体系，鼓励以电力、天然气等替代煤炭。9.4这种热耦合在煤化工项目中比较常见，如设在变换装置的脱盐水预热器及锅炉水加热器，这种耦合涉及到装置间相关管道的往来，因此在装置总图规划时要进行技术经济比选。9.6特别是对于大型炼化一体化项目，设计单位在进行项目总体规划及化工装置工艺包设计阶段，做好全厂蒸汽管网等级规划9.11脱盐水制备装置的出力应考虑当上游最大一股凝结水污染或故障情况下全厂的脱盐水稳定供应，脱盐水制备工艺的选择需要从原水水质、产品水质要求、酸碱来源、污水排放要求等方面综合考虑，并通过技术经济比选确定。9.12本条文规定是依据《锅炉房设计规范》GB50041编写的。9.14转动设备调速措施包括液力耦合器、变频器及永磁调速，应结合工程实际，通过技术经济比较进行选择。10给水排水10.1b)水资源属于国家所有，国家对水资源依法实行取水许可证制度和有偿使用制度。不能脱离论证报告和在未得到取水