中國石油集團工程設計有限責任公司北京分公司的研究人員梅業偉、孟曉龍、張龍、王雨薇， 在2017年第8期《電氣技術》雜誌上撰文指出， 海外偏遠地區油氣田地面工程與海洋平臺多利用油田生產的天然氣、伴生氣、原油等為原料建設自備電站， 配套相應的輸配電系統， 滿足油氣田生產與生活的用電需求。
本文結合油氣田生產特點、實際工程經驗與國內外技術規定與要求， 從負荷計算、自備電站選型與設計、應急電源設置、系統中性點接地方式等方面對油氣田電氣孤網系統的設計要點進行綜述。
海外油氣田及海洋平臺一般自建電站， 利用油田生產的天然氣、伴生氣或原油發電， 個別採用柴油發電， 保證油氣田的生產生活用電。 以自建電站為中心， 連同電站周邊處理站或平臺、單井、計量站、注水站、脫氣站、轉油站等工藝設施的供配電系統， 構成了一套完整的電氣孤網系統。
近年隨著越來越多的中國能源企業走向海外， 加入海外油氣田的勘探與開發行列， 中國企業也會接觸到越來越多的海外油氣田電氣孤網系統的設計。 本文對油氣田電氣孤網系統設計要點進行歸納總結， 主要考慮海外陸上油氣田， 兼顧海洋平臺， 希望能夠在類似專案中提高設計效率、保證工程建設的安全可靠以及加快建設進度。
1 負荷分類與計算
1.1 負荷分類
油氣田負荷分類與計算是油氣田電氣系統規劃與設計的基礎， 國外油氣田開發專案一般將負荷分為連續運行負荷、間斷負荷、備用負荷三類， 用於負荷計算， 並根據工藝生產要求、安全性、可靠性與經濟性綜合考慮供配電系統結構。
國外專案對負荷無強制的負荷分級規定， 一般強調經濟性與可靠性的統一， 對母線接線方式無強制規定， 具體執行中靈活性較大， 這與國內項目首先按GB50052對負荷進行分級後確定供配電系統結構不太一致。
國外專案低壓系統負荷分類可參考IEC 60364-1根據負荷對切換時間的不同要求， 分為五類。
1.2 負荷計算
油氣田負荷計算是進行設備選型及方案比選的基礎， 一般按照不同的工藝系統進行分區統計，
負荷計算一般依賴於長期經驗得來的各種係數及各用電設備與設施的實際運行特點， 一般可採用下面幾種方法進行計算。
陸上油氣田站場生產裝置（或單元）的機泵等用電設備可採用軸功率法計算；機械採油、機修、化驗室、辦公室等單元的用電設備， 可按需要係數法進行計算， 結合工藝生產情況得出相應的最大、最小負荷。
海洋平臺在進行電力負荷計算時， 考慮的工況較多， 典型工況大致可分為正常生產和生活時的正常工況和發生火災時的消防和逃生的應急工況以及主發電機維修或發生故障時，
國外油氣田負荷一般基於連續（C）、間斷負荷（I）與備用負荷（S）的分類計算總運行負荷與峰值負荷， 其中峰值負荷用於選擇供電變壓器與發電容量。
2 孤網系統方案
油氣田電力負荷主要包括處陸上處理站內或綜合平臺上的油、氣、水、公用系統及處理站周邊的單井或井場平臺等。
孤網系統的核心為自備電站， 小規模油氣田一般一座自備電站既能滿足負荷需求， 地理位置較分散的小規模油氣田也可能幾座自備內燃機電站， 電站間一般不聯網。 大規模油氣田一般有一座或幾座電站， 電站間一般需要聯網， 形成規模較大的電氣孤網系統。
圖1給出了一個比較典型的油氣田孤網系統電氣主接線圖， 一座35.5MW快速上產階段燃氣輪機電站， 一座後續530MW主燃氣輪機電站，三座變電。快速上產階段電站與主電站通過132kV架空輸電線路聯網，在主電站投運後快速上產階段可轉為備用電站。
自備電站的具體數量主要是依據工藝方案的處理站和平臺佈置方案、各生產區塊負荷大小及與電源距離。油氣田典型系統結構有集中建站與分散建站兩種。
集中建站的主力電站一般毗鄰油氣田中心處理站，再經架空輸電線路或動力電纜將電能輸送至站外系統，中心處理站及各站外設施分別建配電系統。
分散建站的各電站一般毗鄰各油氣田中心處理站，為中心處理站及其周邊站外設施供電，各電站之間是否聯網根據實際需求、站間距離及技術經濟性確定。
海洋平臺孤網系統設計與陸上系統原則一致，綜合平臺集中或分散發電也是取決於平臺距離及各平臺負荷，採用集中發電時，採用海底電纜為周邊平臺供電。
3 自備電站設計
3.1 機組選型
機組選型主要根據燃料類型及品質、油田負荷及開發方案等選擇。
負荷不大時，燃料氣品質較好，可以採用內燃機燃氣發電機組；燃料氣品質不太好，可以採用柴油與天然氣或伴生氣混燒內燃機發電機組；油氣比較低的油田，或者天然氣&伴生氣品質太差導致燃氣發電技術經濟性較差，也可採用原油發電機組，條件允許的情況下也可有少數採用柴油發電機組的情況。
負荷較大時，一般採用透平發電機機組，多選用雙燃料或者燃氣機組與雙燃料機組按比例配置。
根據設計經驗及目前主要製造水準，陸上油田一般單機功率3MW以上優先選用燃氣輪機發電機組，但是根據實際情況，3~8MW也可選用內燃機發電機組。海洋平臺一般單機功率1.5MW以下選用內燃機發電機組，1.5~3MW按技術經濟性考慮，3MW以上選用燃氣輪機發電機組。
3.2 電壓等級及機組數量
陸上油氣田發電機組額定電壓等級一般結合專案所在地的標準電壓進行選擇，典型電壓等級為11kV與6.6kV，小型電站也可直接採用0.4kV。
在滿足安全可靠的前提下，海洋平臺的電壓等級選擇還需考慮設備的尺寸、品質等因素，如國內海洋平臺工程經驗表明，輸送相同的功率（500kVA）以上，10kV的線路比6kV的線路節省有色金屬40%。因此，在均能滿足電能需求的情況下，海洋平臺還應考慮選擇的電壓等級應能減小電氣設施和設備的總體重量。
發電機組數量一般需考慮油氣田開發方案、電站管理與維修、機房佈置或者建設場地、機組的經濟運行工況、機組備用率等因素。
陸上油氣田自備電站為一次規劃建設時機組數量宜為3~5台；分期建設時，根據不同開發階段，尤其是有些油氣田早投階段負荷較小，後續開發單井潛液泵、注水、天然氣處理等負荷較大，電站的規劃和建設也可分為早投階段電站和後期主力電站兩部分，兩部分可分別獨立建設後並網，也可統一建設，但並聯運行的機組功率之比應不超過3:1，且具有相似的調速特性。
海洋平臺一般以3台或4台為佳，6台及以上除特殊情況一般不宜採用。
3.3 電站主接線
電站主接線與電站在系統中的地位、裝機容量、負荷重要性及出線回路數量、油氣田近期開發方案及遠期規劃來確定。
33kV及以下的中低壓系統優先採用單母分段接線方式，主要工藝系統設備一般採用N+1或者N+2設置，將相應工藝設備分散佈置在兩端母線上，正常並列運行，一段失電或檢修，另一段母線帶全部負荷，從工藝與電氣兩個方面共同提高系統可靠性。
132kV系統接線方式需結合在系統中的地位、可靠性要求、進出線回路數確定，主電站或變電站多採用雙母線接線方式，進出線數量較少時可採用單母線接線方式，終端變電站也可採用橋形接線或線路變壓器組接線方式。
發電機組單機容量較大時，採用發電機-變壓器組接線方式，將發電機出口電壓升至33kV或132kV，部分地區也可採用66kV電壓等級，具體應用需結合發電容量、設備製造水準、站外輸電系統輸送容量等確定匯流母線電壓等級。小型電站與無重要負荷的小型配電室也可直接採用單母線接線方式。
4 輸配電系統設計
輸電系統主要是將電站的電能輸送至站外系統負荷，保證油氣田的安全、持續生產，一般優先採用環網或幹線式供電結構。陸上油田採用站外架空線路或動力電纜為站外系統輸電；海洋平臺採用海底電纜為周圍井口平臺輸電。
配電系統主要包括處理站內或綜合平臺的配電。油氣田規模不大時，自備電站變電站與處理站或平臺變電站合建，採用單母分段接線方式，為整個油氣田供電。油氣田規模較大時，處理站內或綜合平臺可在工藝處理區分別設置變電站，一般均採用單母分段接線方式，為原油處理區、天然氣處理區、水處理區等供電，各區變電站兩段母線分別引自電站的不同母線。
站外設施配電系統接線方式主要根據負荷重要性、技術經濟性來確定。站外系統採用雙回路或環網供電時，站外設施的變電站一般採用單母分段，雙進線帶互投功能；當站外採用132（66）kV直供系統時，站外各負荷中心變電站可雙母線接線方式；生產設施極為簡單的單井，可由ESP撬變壓器提供400VAC 50Hz抽頭供電，不另設井口配電設施。
5 中性點接地方式
中性點接地方式可參考國內規範及技術規定。發電機內部發生單相接地故障要求暫態切機時，中性點宜採用高電阻接地方式。對於主要由電纜構成的6.6 ~ 33kV油氣田配電系統，單相接地故障電容電流較大時，可採用中性點低電阻接地方式。6.6kV和11kV配電系統單相接地故障電纜不大於7A，為防止諧振、間歇性電弧接地過電壓等對設備的損害，可採用高電阻接地方式。
孤網系統中壓變壓器中性點的接地需要考慮供電可靠性、系統的絕緣耐受水準、繼電保護靈敏性、輸配電系統的電容電流。油氣田電力系統有大量的電纜，電容電流較大，一般採用電阻接地，高壓及低壓繞組中性點一般直接接地。
6 應急電源
油氣田應急電源主要有獨立于正常電源的發電機組、UPS不斷電供應系統、EPS應急電源、蓄電池。當有外部後備電源時，若有自投功能且為專用饋線的供電回路也可做為應急電源。
發電機組多選應急柴發，為安全、必須連續運行的工藝設備、如儀錶風、熱媒爐、消防泵、自然條件極為惡劣地區的製冷或供暖設備及設施。應急發電機組在投產初期或在電站失電後重起過程中也需為一些生產或工藝設施供電，即為黑起動工況供電。陸上油氣田油料儲備量應根據應急時間確定，海洋平臺電動消防泵、所有控制站和機器控制室等應急供電持續時間需不小於18h，平臺油料儲備量應滿足要求。
UPS不斷電供應系統為通信、儀錶系統及設備供電；EPS應急電源一般用於保證對供電連續性要求極高的設備或設施；蓄電池組可作為平臺導航燈等的應急電源。
7控制系統
油氣田控制系統一般包括電站控制系統及變電站站控系統。
電站控制系統一般由電站控制系統（PMS）、發電機組單機控制盤（UCP）、電站輔助設施控制系統構成。PMS和UCP一般可由發電機廠家成套提供，滿足電站的控制、低周減載、同期並機運行等功能；UCP為發電機組的單機控制單元，對發電機組進行直接控制，並可與PMS通信，上傳發電機組狀態及接收PMS的控制命令。
電站輔助設施控制系統主要是燃料供應控制系統，輪機可能還會有相應的供水控制系統，這些輔助控制系統接入電站PMS，進行狀態上傳並在PMS控制下保證電站輔助系統滿足電站的安全、平穩運行。
變電站站控系統（EICS&IMCS）主要是協助上級控制系統對配電系統進行遠端監控，監控物件一般包括中壓開關櫃、UPS、直流系統、低壓進線及母聯、變頻器等設備。系統規模較小時，上述設備直接接入PMS系統，系統規模較大時，油氣大型陸上油氣田電氣系統，必要時還需建設電力SCADA系統，集中監控與調度各發電站及變電站。單井配電系統是否需要遠端架空需根據油氣田生產特點及工程的技術經濟型綜合確定。
8 結論
石油與天然氣作為主要的一次能源，中國及世界範圍內的需求量巨大，但隨著勘探難度的不但增加，偏遠地區及海洋是傳統油氣行業的勘探開發重點，而油氣田地面工程電氣孤網系統是保證其生產的關鍵，因此不斷總結並優化其設計也十分必要。
本文對油氣田地面工程電氣孤網系統的主要設計內容及相應的要點，在結合國內外設計標準及工程經驗的基礎上進行了總結與歸納，希望能為類似工程提供一些思路和借鑒。
圖1 某油田孤網系統電氣主接線圖
自備電站的具體數量主要是依據工藝方案的處理站和平臺佈置方案、各生產區塊負荷大小及與電源距離。油氣田典型系統結構有集中建站與分散建站兩種。
集中建站的主力電站一般毗鄰油氣田中心處理站，再經架空輸電線路或動力電纜將電能輸送至站外系統，中心處理站及各站外設施分別建配電系統。
分散建站的各電站一般毗鄰各油氣田中心處理站，為中心處理站及其周邊站外設施供電，各電站之間是否聯網根據實際需求、站間距離及技術經濟性確定。
海洋平臺孤網系統設計與陸上系統原則一致，綜合平臺集中或分散發電也是取決於平臺距離及各平臺負荷，採用集中發電時，採用海底電纜為周邊平臺供電。
3 自備電站設計
3.1 機組選型
機組選型主要根據燃料類型及品質、油田負荷及開發方案等選擇。
負荷不大時，燃料氣品質較好，可以採用內燃機燃氣發電機組；燃料氣品質不太好，可以採用柴油與天然氣或伴生氣混燒內燃機發電機組；油氣比較低的油田，或者天然氣&伴生氣品質太差導致燃氣發電技術經濟性較差，也可採用原油發電機組，條件允許的情況下也可有少數採用柴油發電機組的情況。
負荷較大時，一般採用透平發電機機組，多選用雙燃料或者燃氣機組與雙燃料機組按比例配置。
根據設計經驗及目前主要製造水準，陸上油田一般單機功率3MW以上優先選用燃氣輪機發電機組，但是根據實際情況，3~8MW也可選用內燃機發電機組。海洋平臺一般單機功率1.5MW以下選用內燃機發電機組，1.5~3MW按技術經濟性考慮，3MW以上選用燃氣輪機發電機組。
3.2 電壓等級及機組數量
陸上油氣田發電機組額定電壓等級一般結合專案所在地的標準電壓進行選擇，典型電壓等級為11kV與6.6kV，小型電站也可直接採用0.4kV。
在滿足安全可靠的前提下，海洋平臺的電壓等級選擇還需考慮設備的尺寸、品質等因素，如國內海洋平臺工程經驗表明，輸送相同的功率（500kVA）以上，10kV的線路比6kV的線路節省有色金屬40%。因此，在均能滿足電能需求的情況下，海洋平臺還應考慮選擇的電壓等級應能減小電氣設施和設備的總體重量。
發電機組數量一般需考慮油氣田開發方案、電站管理與維修、機房佈置或者建設場地、機組的經濟運行工況、機組備用率等因素。
陸上油氣田自備電站為一次規劃建設時機組數量宜為3~5台；分期建設時，根據不同開發階段，尤其是有些油氣田早投階段負荷較小，後續開發單井潛液泵、注水、天然氣處理等負荷較大，電站的規劃和建設也可分為早投階段電站和後期主力電站兩部分，兩部分可分別獨立建設後並網，也可統一建設，但並聯運行的機組功率之比應不超過3:1，且具有相似的調速特性。
海洋平臺一般以3台或4台為佳，6台及以上除特殊情況一般不宜採用。
3.3 電站主接線
電站主接線與電站在系統中的地位、裝機容量、負荷重要性及出線回路數量、油氣田近期開發方案及遠期規劃來確定。
33kV及以下的中低壓系統優先採用單母分段接線方式，主要工藝系統設備一般採用N+1或者N+2設置，將相應工藝設備分散佈置在兩端母線上，正常並列運行，一段失電或檢修，另一段母線帶全部負荷，從工藝與電氣兩個方面共同提高系統可靠性。
132kV系統接線方式需結合在系統中的地位、可靠性要求、進出線回路數確定，主電站或變電站多採用雙母線接線方式，進出線數量較少時可採用單母線接線方式，終端變電站也可採用橋形接線或線路變壓器組接線方式。
發電機組單機容量較大時，採用發電機-變壓器組接線方式，將發電機出口電壓升至33kV或132kV，部分地區也可採用66kV電壓等級，具體應用需結合發電容量、設備製造水準、站外輸電系統輸送容量等確定匯流母線電壓等級。小型電站與無重要負荷的小型配電室也可直接採用單母線接線方式。
4 輸配電系統設計
輸電系統主要是將電站的電能輸送至站外系統負荷，保證油氣田的安全、持續生產，一般優先採用環網或幹線式供電結構。陸上油田採用站外架空線路或動力電纜為站外系統輸電；海洋平臺採用海底電纜為周圍井口平臺輸電。
配電系統主要包括處理站內或綜合平臺的配電。油氣田規模不大時，自備電站變電站與處理站或平臺變電站合建，採用單母分段接線方式，為整個油氣田供電。油氣田規模較大時，處理站內或綜合平臺可在工藝處理區分別設置變電站，一般均採用單母分段接線方式，為原油處理區、天然氣處理區、水處理區等供電，各區變電站兩段母線分別引自電站的不同母線。
站外設施配電系統接線方式主要根據負荷重要性、技術經濟性來確定。站外系統採用雙回路或環網供電時，站外設施的變電站一般採用單母分段，雙進線帶互投功能；當站外採用132（66）kV直供系統時，站外各負荷中心變電站可雙母線接線方式；生產設施極為簡單的單井，可由ESP撬變壓器提供400VAC 50Hz抽頭供電，不另設井口配電設施。
5 中性點接地方式
中性點接地方式可參考國內規範及技術規定。發電機內部發生單相接地故障要求暫態切機時，中性點宜採用高電阻接地方式。對於主要由電纜構成的6.6 ~ 33kV油氣田配電系統，單相接地故障電容電流較大時，可採用中性點低電阻接地方式。6.6kV和11kV配電系統單相接地故障電纜不大於7A，為防止諧振、間歇性電弧接地過電壓等對設備的損害，可採用高電阻接地方式。
孤網系統中壓變壓器中性點的接地需要考慮供電可靠性、系統的絕緣耐受水準、繼電保護靈敏性、輸配電系統的電容電流。油氣田電力系統有大量的電纜，電容電流較大，一般採用電阻接地，高壓及低壓繞組中性點一般直接接地。
6 應急電源
油氣田應急電源主要有獨立于正常電源的發電機組、UPS不斷電供應系統、EPS應急電源、蓄電池。當有外部後備電源時，若有自投功能且為專用饋線的供電回路也可做為應急電源。
發電機組多選應急柴發，為安全、必須連續運行的工藝設備、如儀錶風、熱媒爐、消防泵、自然條件極為惡劣地區的製冷或供暖設備及設施。應急發電機組在投產初期或在電站失電後重起過程中也需為一些生產或工藝設施供電，即為黑起動工況供電。陸上油氣田油料儲備量應根據應急時間確定，海洋平臺電動消防泵、所有控制站和機器控制室等應急供電持續時間需不小於18h，平臺油料儲備量應滿足要求。
UPS不斷電供應系統為通信、儀錶系統及設備供電；EPS應急電源一般用於保證對供電連續性要求極高的設備或設施；蓄電池組可作為平臺導航燈等的應急電源。
7控制系統
油氣田控制系統一般包括電站控制系統及變電站站控系統。
電站控制系統一般由電站控制系統（PMS）、發電機組單機控制盤（UCP）、電站輔助設施控制系統構成。PMS和UCP一般可由發電機廠家成套提供，滿足電站的控制、低周減載、同期並機運行等功能；UCP為發電機組的單機控制單元，對發電機組進行直接控制，並可與PMS通信，上傳發電機組狀態及接收PMS的控制命令。
電站輔助設施控制系統主要是燃料供應控制系統，輪機可能還會有相應的供水控制系統，這些輔助控制系統接入電站PMS，進行狀態上傳並在PMS控制下保證電站輔助系統滿足電站的安全、平穩運行。
變電站站控系統（EICS&IMCS）主要是協助上級控制系統對配電系統進行遠端監控，監控物件一般包括中壓開關櫃、UPS、直流系統、低壓進線及母聯、變頻器等設備。系統規模較小時，上述設備直接接入PMS系統，系統規模較大時，油氣大型陸上油氣田電氣系統，必要時還需建設電力SCADA系統，集中監控與調度各發電站及變電站。單井配電系統是否需要遠端架空需根據油氣田生產特點及工程的技術經濟型綜合確定。
8 結論
石油與天然氣作為主要的一次能源，中國及世界範圍內的需求量巨大，但隨著勘探難度的不但增加，偏遠地區及海洋是傳統油氣行業的勘探開發重點，而油氣田地面工程電氣孤網系統是保證其生產的關鍵，因此不斷總結並優化其設計也十分必要。
本文對油氣田地面工程電氣孤網系統的主要設計內容及相應的要點，在結合國內外設計標準及工程經驗的基礎上進行了總結與歸納，希望能為類似工程提供一些思路和借鑒。
圖1 某油田孤網系統電氣主接線圖