油气田电气孤网系统设计要点综述

中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司的研究人员梅业伟、孟晓龙、张龙、王雨薇，在2017年第8期《电气技术》杂志上撰文指出，海外偏远地区油气田地面工程与海洋平台多利用油田生产的天然气、伴生气、原油等为原料建设自备电站，配套相应的输配电系统，满足油气田生产与生活的用电需求。

本文结合油气田生产特点、实际工程经验与国内外技术规定与要求，从负荷计算、自备电站选型与设计、应急电源设置、系统中性点接地方式等方面对油气田电气孤网系统的设计要点进行综述。

海外油气田及海洋平台一般自建电站，利用油田生产的天然气、伴生气或原油发电，个别采用柴油发电，保证油气田的生产生活用电。以自建电站为中心，连同电站周边处理站或平台、单井、计量站、注水站、脱气站、转油站等工艺设施的供配电系统，构成了一套完整的电气孤网系统。

近年随着越来越多的中国能源企业走向海外，加入海外油气田的勘探与开发行列，中国企业也会接触到越来越多的海外油气田电气孤网系统的设计。本文对油气田电气孤网系统设计要点进行归纳总结，主要考虑海外陆上油气田，兼顾海洋平台，希望能够在类似项目中提高设计效率、保证工程建设的安全可靠以及加快建设进度。

1 负荷分类与计算

1.1 负荷分类

油气田负荷分类与计算是油气田电气系统规划与设计的基础，国外油气田开发项目一般将负荷分为连续运行负荷、间断负荷、备用负荷三类，用于负荷计算，并根据工艺生产要求、安全性、可靠性与经济性综合考虑供配电系统结构。

国外项目对负荷无强制的负荷分级规定，一般强调经济性与可靠性的统一，对母线接线方式无强制规定，具体执行中灵活性较大，这与国内项目首先按GB50052对负荷进行分级后确定供配电系统结构不太一致。

国外项目低压系统负荷分类可参考IEC 60364-1根据负荷对切换时间的不同要求，分为五类。

1.2 负荷计算

油气田负荷计算是进行设备选型及方案比选的基础，一般按照不同的工艺系统进行分区统计，如油处理及原油外输系统、气处理及气外输系统、污水处理及注水系统、公用设施及站外单井系统等。站外油井采用电潜泵时，实际负荷与原油含水率关系较大，需重点考虑其逐年的实际负荷率。

负荷计算一般依赖于长期经验得来的各种系数及各用电设备与设施的实际运行特点，一般可采用下面几种方法进行计算。

陆上油气田站场生产装置（或单元）的机泵等用电设备可采用轴功率法计算；机械采油、机修、化验室、办公室等单元的用电设备，可按需要系数法进行计算，结合工艺生产情况得出相应的最大、最小负荷。

海洋平台在进行电力负荷计算时，考虑的工况较多，典型工况大致可分为正常生产和生活时的正常工况和发生火灾时的消防和逃生的应急工况以及主发电机维修或发生故障时，为防止海底管线堵塞，对海底管线进行油水置换的应急置换工况。根据上述工况按连续、备用和间断负载来区分各种用电设备的不同运行状态；确定各用电设备的负载系数，计算各用电设备的所需功率，并计算出各工况下所需总功率；在上述计算结果的基础上，考虑网络损失，计算出所需总功率。

国外油气田负荷一般基于连续（C）、间断负荷（I）与备用负荷（S）的分类计算总运行负荷与峰值负荷，其中峰值负荷用于选择供电变压器与发电容量。

2 孤网系统方案

油气田电力负荷主要包括处陆上处理站内或综合平台上的油、气、水、公用系统及处理站周边的单井或井场平台等。油气田电气孤网系统方案应在工艺方案的基础上，结合负荷计算结果进行规划和设计，满足前述负荷的用电需求，保证工艺生产安全、连续运行及必要的生活用电，主要包括发电、输电、变电、配电几个环节。

孤网系统的核心为自备电站，小规模油气田一般一座自备电站既能满足负荷需求，地理位置较分散的小规模油气田也可能几座自备内燃机电站，电站间一般不联网。大规模油气田一般有一座或几座电站，电站间一般需要联网，形成规模较大的电气孤网系统。

图1给出了一个比较典型的油气田孤网系统电气主接线图，一座35.5MW快速上产阶段燃气轮机电站，一座后续530MW主燃气轮机电站，三座变电。快速上产阶段电站与主电站通过132kV架空输电线路联网，在主电站投运后快速上产阶段可转为备用电站。

自备电站的具体数量主要是依据工艺方案的处理站和平台布置方案、各生产区块负荷大小及与电源距离。油气田典型系统结构有集中建站与分散建站两种。

集中建站的主力电站一般毗邻油气田中心处理站，再经架空输电线路或动力电缆将电能输送至站外系统，中心处理站及各站外设施分别建配电系统。

分散建站的各电站一般毗邻各油气田中心处理站，为中心处理站及其周边站外设施供电，各电站之间是否联网根据实际需求、站间距离及技术经济性确定。

海洋平台孤网系统设计与陆上系统原则一致，综合平台集中或分散发电也是取决于平台距离及各平台负荷，采用集中发电时，采用海底电缆为周边平台供电。

3 自备电站设计

3.1 机组选型

机组选型主要根据燃料类型及品质、油田负荷及开发方案等选择。

负荷不大时，燃料气品质较好，可以采用内燃机燃气发电机组；燃料气品质不太好，可以采用柴油与天然气或伴生气混烧内燃机发电机组；油气比较低的油田，或者天然气&伴生气品质太差导致燃气发电技术经济性较差，也可采用原油发电机组，条件允许的情况下也可有少数采用柴油发电机组的情况。

负荷较大时，一般采用透平发电机机组，多选用双燃料或者燃气机组与双燃料机组按比例配置。

根据设计经验及目前主要制造水平，陆上油田一般单机功率3MW以上优先选用燃气轮机发电机组，但是根据实际情况，3~8MW也可选用内燃机发电机组。海洋平台一般单机功率1.5MW以下选用内燃机发电机组，1.5~3MW按技术经济性考虑，3MW以上选用燃气轮机发电机组。

3.2 电压等级及机组数量

陆上油气田发电机组额定电压等级一般结合项目所在地的标准电压进行选择，典型电压等级为11kV与6.6kV，小型电站也可直接采用0.4kV。

在满足安全可靠的前提下，海洋平台的电压等级选择还需考虑设备的尺寸、质量等因素，如国内海洋平台工程经验表明，输送相同的功率（500kVA）以上，10kV的线路比6kV的线路节省有色金属40%。因此，在均能满足电能需求的情况下，海洋平台还应考虑选择的电压等级应能减小电气设施和设备的总体重量。

发电机组数量一般需考虑油气田开发方案、电站管理与维修、机房布置或者建设场地、机组的经济运行工况、机组备用率等因素。

陆上油气田自备电站为一次规划建设时机组数量宜为3~5台；分期建设时，根据不同开发阶段，尤其是有些油气田早投阶段负荷较小，后续开发单井潜液泵、注水、天然气处理等负荷较大，电站的规划和建设也可分为早投阶段电站和后期主力电站两部分，两部分可分别独立建设后并网，也可统一建设，但并联运行的机组功率之比应不超过3:1，且具有相似的调速特性。

海洋平台一般以3台或4台为佳，6台及以上除特殊情况一般不宜采用。

3.3 电站主接线

电站主接线与电站在系统中的地位、装机容量、负荷重要性及出线回路数量、油气田近期开发方案及远期规划来确定。

33kV及以下的中低压系统优先采用单母分段接线方式，主要工艺系统设备一般采用N+1或者N+2设置，将相应工艺设备分散布置在两端母线上，正常并列运行，一段失电或检修，另一段母线带全部负荷，从工艺与电气两个方面共同提高系统可靠性。

132kV系统接线方式需结合在系统中的地位、可靠性要求、进出线回路数确定，主电站或变电站多采用双母线接线方式，进出线数量较少时可采用单母线接线方式，终端变电站也可采用桥形接线或线路变压器组接线方式。

发电机组单机容量较大时，采用发电机-变压器组接线方式，将发电机出口电压升至33kV或132kV，部分地区也可采用66kV电压等级，具体应用需结合发电容量、设备制造水平、站外输电系统输送容量等确定汇流母线电压等级。小型电站与无重要负荷的小型配电室也可直接采用单母线接线方式。

4 输配电系统设计

输电系统主要是将电站的电能输送至站外系统负荷，保证油气田的安全、持续生产，一般优先采用环网或干线式供电结构。陆上油田采用站外架空线路或动力电缆为站外系统输电；海洋平台采用海底电缆为周围井口平台输电。

配电系统主要包括处理站内或综合平台的配电。油气田规模不大时，自备电站变电站与处理站或平台变电站合建，采用单母分段接线方式，为整个油气田供电。油气田规模较大时，处理站内或综合平台可在工艺处理区分别设置变电站，一般均采用单母分段接线方式，为原油处理区、天然气处理区、水处理区等供电，各区变电站两段母线分别引自电站的不同母线。

站外设施配电系统接线方式主要根据负荷重要性、技术经济性来确定。站外系统采用双回路或环网供电时，站外设施的变电站一般采用单母分段，双进线带互投功能；当站外采用132（66）kV直供系统时，站外各负荷中心变电站可双母线接线方式；生产设施极为简单的单井，可由ESP撬变压器提供400VAC 50Hz抽头供电，不另设井口配电设施。

5 中性点接地方式

中性点接地方式可参考国内规范及技术规定。发电机内部发生单相接地故障要求瞬时切机时，中性点宜采用高电阻接地方式。对于主要由电缆构成的6.6 ~ 33kV油气田配电系统，单相接地故障电容电流较大时，可采用中性点低电阻接地方式。6.6kV和11kV配电系统单相接地故障电缆不大于7A，为防止谐振、间歇性电弧接地过电压等对设备的损害，可采用高电阻接地方式。

孤网系统中压变压器中性点的接地需要考虑供电可靠性、系统的绝缘耐受水平、继电保护灵敏性、输配电系统的电容电流。油气田电力系统有大量的电缆，电容电流较大，一般采用电阻接地，高压及低压绕组中性点一般直接接地。

6 应急电源

油气田应急电源主要有独立于正常电源的发电机组、UPS不间断电源、EPS应急电源、蓄电池。当有外部后备电源时，若有自投功能且为专用馈线的供电回路也可做为应急电源。

发电机组多选应急柴发，为安全、必须连续运行的工艺设备、如仪表风、热媒炉、消防泵、自然条件极为恶劣地区的制冷或供暖设备及设施。应急发电机组在投产初期或在电站失电后重起过程中也需为一些生产或工艺设施供电，即为黑起动工况供电。陆上油气田油料储备量应根据应急时间确定，海洋平台电动消防泵、所有控制站和机器控制室等应急供电持续时间需不小于18h，平台油料储备量应满足要求。

UPS不间断电源为通信、仪表系统及设备供电；EPS应急电源一般用于保证对供电连续性要求极高的设备或设施；蓄电池组可作为平台导航灯等的应急电源。

7控制系统

油气田控制系统一般包括电站控制系统及变电站站控系统。

电站控制系统一般由电站控制系统（PMS）、发电机组单机控制盘（UCP）、电站辅助设施控制系统构成。PMS和UCP一般可由发电机厂家成套提供，满足电站的控制、低周减载、同期并机运行等功能；UCP为发电机组的单机控制单元，对发电机组进行直接控制，并可与PMS通信，上传发电机组状态及接收PMS的控制命令。

电站辅助设施控制系统主要是燃料供应控制系统，轮机可能还会有相应的供水控制系统，这些辅助控制系统接入电站PMS，进行状态上传并在PMS控制下保证电站辅助系统满足电站的安全、平稳运行。

变电站站控系统（EICS&IMCS）主要是协助上级控制系统对配电系统进行远程监控，监控对象一般包括中压开关柜、UPS、直流系统、低压进线及母联、变频器等设备。系统规模较小时，上述设备直接接入PMS系统，系统规模较大时，油气大型陆上油气田电气系统，必要时还需建设电力SCADA系统，集中监控与调度各发电站及变电站。单井配电系统是否需要远程架空需根据油气田生产特点及工程的技术经济型综合确定。

8 结论

石油与天然气作为主要的一次能源，中国及世界范围内的需求量巨大，但随着勘探难度的不但增加，偏远地区及海洋是传统油气行业的勘探开发重点，而油气田地面工程电气孤网系统是保证其生产的关键，因此不断总结并优化其设计也十分必要。

本文对油气田地面工程电气孤网系统的主要设计内容及相应的要点，在结合国内外设计标准及工程经验的基础上进行了总结与归纳，希望能为类似工程提供一些思路和借鉴。

图1 某油田孤网系统电气主接线图