1.1.6 绿色低碳油田管理要求
1.1.6.1 海上油气建设项目节能要求
项目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，提高油气田开发的经济效益。具体要求如下：
① 海上油气田总体开发方案应进行合理用能的分析。
② 总体开发方案和基本设计应有节能篇（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。
③ 评价工程设计的能耗水平时，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工程项目的先进水平。
④ 设计中应采取以下措施降低海上油气田工程的综合能耗和油气损耗：
a.应采用能耗利用合理、油气损耗低的油气处理、集输工艺和设备；
b.优化海上油气田的总体布置和主要工艺设备的设计参数；
c.根据油气田生产不断变化的特点，应根据工程规模合理采购、使用能耗设备，必要时可分期采购设备；
d.应采用新型高效节能设备；
e.根据海上油气田具体情况，可采用电动机调速节能及电力电子节能技术，提高电能利用效率；
f.优化系统压力，做好压力平衡，减少增压能耗；
g.应优化加热和换热过程，做好热能、冷能平衡，提高热能利用率；
h.应做好油、气、供热等管线和设备的保温（冷），减少散热（冷）损失；
i.根据海上油气田具体情况，宜实行燃气驱动、热电和热动力联供，做好能量平衡，提高能源综合利用水平；
j.应采用成熟适用的自控技术，提高产品质量，减少能耗；
k.应合理选用配套工艺设施，提高机械采油、注水、油气输送系统的能源利用水平。
1.1.6.2 海上油气建设项目能源计量器具要求
（1）总体要求 海上油气建设项目综合能耗主要以天然气、柴油、电力、水的消耗为主，能源计量器具分为一级计量器、二级计量器以及三级计量器。
① 一级计量器（进出用能单位层次） 输入分公司的能源（油气井产油产气，输入平台的柴油、淡水，外购电等）、外售的能源（天然气、原油、凝析油、LPG等）、火炬或冷放空的计量等属于此类。一级计量器具配备率要求为100%。
② 二级计量器（进出主要次级用能单位层次） 分公司范围内油田、气田、终端之间能源输入输出的计量属于此类。例如海上平台外输的天然气进入终端时平台的外输计量和终端接收计量、电力组网中油气田间的电力输入和输出。除载能工质能源计量器具（蒸汽计量配备率要求为80%，水计量配备率要求为90%）外，其余的二级计量器具配备率要求为100%。
③ 三级计量器（主要用能设备层次） 主要包括单位耗电≥50kW·h的用能设备的计量工具、天然气消耗≥100m3/h的用能设备的计量器具。能源种类为电力的三级计量器配备率要求为95%，能源种类为天然气的三级计量器具配备率要求为90%。
（2）海上生产设施能源计量配备实施要求
① 计量项目要求
a.输入输出能源总量 包括输入输出海上石油天然气生产平台、浮式生产储油装置（FPSO）的原油、天然气，进入火炬或冷放空排放的天然气量，输入海水量，输入淡水量，输入柴油量，输入航油量，输入输出平台的电量等。
b.用能单元使用的能源和载能工质 包括生产系统用电量，电站用气量、用油量，热站用气量、用油量，主要柴油用户的用量，其他单台主要用能设备的耗能量。
c.自产能源 包括主电站的发电量等。
d.可利用的余能 由于技术手段的限制，目前暂时考虑测电站和锅炉排放烟气的温度。用于原油、天然气贸易结算的计量器具应按相应的规范要求配备。
e.电站、热站、柴油系统、海水系统、淡水系统等属于集中管理同类用能设备的用能单元，其分配总进口已配备了能源总量计量器具，对单用户可以不再单独配备能源计量器具。
f.对需要考核单台设备效率的电站、热站应计量电站、热站单台设备消耗的燃料。
g.油气田生产的油气输出量宜取外输计量值，若无外输计量时可能需要累计多个计量值得到。
② 电能计量项目要求
a.输入输出电能计量 包括主发电机发电量；为井口平台供电的主变压器及升压变压器；采用海底电缆供电的井口平台的进线；采用海底电缆供电，用变压器作为主电源的变压器。
b.用电单元的电能计量 包括平台主变压器、照明系统、电伴热系统、生活区及大于或等于100kW的单台设备。
③ 电能计量装置的基本要求
a.中性点非有效接地的电能计量装置应采用三相三线电能表，中性点有效接地的电能计量装置应采用三相四线的电能表。
b.对于双向送、受电的回路，应分别计量送、受的有功电能，感应式电能表应带有逆止装置。
c.电能计量、计算机、遥测三者共用的电能表，应具有脉冲输出或数据输出，其通信接口、通信规则应满足相关系统的要求。
d.海上无人井口平台所配备的电能表应具有脉冲输出或数据输出，其通信接口、通信规则应满足相关系统的要求。
e.直流换流站的换流变压器交流电输出端口应装设电能表；对于直流输电线路，当有条件时应装设电能表；对有可能双向送、受电的直流线路和换流变压器交流侧，应分别装设送、受电的电能表，并应带有逆止装置。