两伊地区油气田地面工程常用供配电系统简介
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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马建宇、梅业伟、李纯、雷国鹏，在2016年第9期《电气技术》杂志上撰文指出，两伊地区油气田油气储量巨大，动辄千万吨级，油气田地面工程的用电负荷一般也较大。
但是目前该地区国家电网容量有限，天然气资源过剩，所以油气田地面工程的供电系统多采用燃气轮机自备电站，然后通过油田输配电系统将电能输送至终端负荷。本文就结合该地区油田工艺方案对常用的供配电系统进行简要介绍。
两伊地区由于历史原因被制裁多年，制裁期间国外油气公司无法进入该市场，而其本国缺乏独立开发的资本和技术，因而是目前少数拥有尚未开发整装油田的地区。伊朗地区在遭受西方制裁期间，中国是为数不多的能够参与该国油气田开发的国家。
伊拉克战后，新政府急需开发国内油田发展经济，因此世界知名的油气公司几乎都同时进入了该地区的油气田开发领域。通过独立开发及国际合作开发等方式，笔者有幸参与了该地区不同油田的地面工程规划、设计、建设等工作，积累了较为丰富的经验。
下面就结合该地区油气田地面工程不同工艺方案对常用的供配电系统进行简要介绍。
1 油田地面工程及其供配电系统特点
1.1 油气田地面工程特点
油气田地面工程主要内容是将原油或湿气从单井或井场平台集输至CPF（CentralProcess Facilities），对原油进行脱气、脱水、脱盐、脱硫等处理，然后将符合处理指标的原油经外输首站输至原油管网、炼厂、港口或海洋平台等，同时对湿气和伴生气等进行处理。
单井或井场平台集输至CPF的工艺流程设计主要依据油品物性、井口压力、输送距离等因素。具体实施中有些单井或井场平台的原油或天然气会直接集输至CPF，而有些则需通过计量站、脱气站、转油站等设施后进行初级步理后输送至CPF。
1.2油气田地面工程供配电系统特点
油气田地面工程工艺流程中主要用电设备有原油机泵、天然气压缩机、油井电潜泵、污水泵、注水泵、电加热器、电脱盐、电脱水、仪表自控及通信系统、其它公用系统等。其中主要的原油、天然气、水处理等工艺系统及公用系统负荷均位于CPF，因而CPF站是整个油田的负荷中心。
CPF站外负荷主要是单井、计量站、脱气站、转油站内负荷。单井负荷主要是电潜泵，单泵功率从几十千瓦到几百千瓦不等；计量站、脱气站、转油站内负荷主要是电加热器（依据油品物性）、增压泵、转油泵、压缩机、仪表通信系统负荷等。
由于油气处理过程中天然气资源一般较为丰富，为节约资源、降低成本，油田地面工程供电电源一般采用自备电站供电，电站多毗邻负荷中心CPF进行建设。单井负荷分布在整个油田区域内，计量站、脱气站、转油站这些站场一般距离CPF几公里到几十公里不等，因此CPF站外负荷一般使用架空输电线路进行输电，到达站外站场或单井后利用降压变电站完成配电。
应急及黑启动电源一般考虑应急柴油发电机供电，特别重要的负荷，如自控及通信系统，采用UPS供电。
2 油田地面工程工艺方案
油气田地面工程工艺方案一般受地下方案影响较大，且要考虑近远期的结合。工艺方案决定性因素是技术的可行性和经济性，最终将地下的油气资源集输到处理站后，经过合理的工艺流程处理成合乎指标的油气产品。
目前两伊地区油气田地面工程主要有两种工艺方案。一是整个油田区域按区域进行分阶段开发，每个开发阶段建一座CPF及相应的站外设施，满足各阶段产能及处理指标要求，最终各CPF互联，满足最终要求。二是整个油田集中建一座中心CPF，站外建若干脱气站，每座脱气站负责其周围单井或井场平台油气资源的初步处理，然后将处理过的油气资源输送至中心CPF。
方案一各期工程相对较为独立，在前期工程投产后，其后续工程可根据能源市场价格和经济效益进行控制，因而后期建设计划较为灵活，但运行维护工作量较大，且管理要求较高。
方案二方便进行模块化设计，通过地上与地下专业的配合，可使站外系统进行典型设计，简化了招投标管理和后期生产运行管理，但是各期设施建设之间的配合度要求较高。
3 常用供配电系统方案
国内供配电系统设计首先根据规范对各负荷进行分级，然后按照负荷级别确定供配电系统结构。国外工程公司多综合考虑具体项目的经济投资、回收期、系统可靠性与安全性等方面，对供电电源与供电回路无强制要求，更为灵活。一般系统结构设计多遵循下面两种方式：
一是按IEEE 493的典型系统接线方式及各系统接线对应的可靠性计算分析结果来比较选用，满足项目投资收益率要求及油田负荷需求即可。
再者可参考API540推荐的三种接线方式选用，分别是：Single Main Bus Arrangement，适用于负荷容量10MW以下站场；Unit Construction Bus Arrangement，适用于孤网系统；Synchronizing Bus Arrangement，灵活性最好。
第一种接线方式投资低，但不便维护，可靠性较低，目前的新油田不论负荷大小，主接线基本不用该方案了，多使用第二种接线方式；第二种接线方式投资较第三种接线方式低，且能满足油田负荷需求。
3.1 油田发电
两伊地区油气田规模大，天然气资源很丰富，但是基于目前该地区的现状，油田天然气资源出路有限，另外该地区国网容量有限，因此各油田基本都采用燃气轮机发电作为油田的主电源，有些油田完全依靠自备燃气轮机电站供电。
该地区油田总负荷一般从几十兆瓦到几百兆瓦不等，油田自备电站一般采用燃气轮机发电机组，单机功率从几个兆瓦到几十兆瓦不等，根据实际需求选择单燃料或双燃料透平机组，一般成撬供货，现场安装。电站BOP（Balance ofPower Plant）系统可单独组包也可与发电机组一起组包。发电机额定电压一般11kV。
对于工艺方案一，燃气轮机电站需随着各期CPF分期分散建设，也就是分散建站。每座CPF的燃气轮机电站规模不用特别大，多采用单母分段，母线电压11kV。CPF之间的联网采用11/132kV升压变升压，经过132kV架空线将各CPF电站联网。
对于工艺方案二，只建设一座燃气轮机电站，也就是集中建站。燃气轮机电站所有设备容量按照终期规模考虑，建设场地及BOP系统需总体规划、分期实施。一般200MW以下可考虑11/33kV发电机-变压器组，电站33kV主接线采用双母线方式。200MW以上直接采用11/132kV发电机-变压器组，电站132kV主接线采用双母线方式。
3.2 站外供配电
CPF站外系统使用架空线路供电，电压等级根据负荷大小及输送距离确定。该地区油田由于产能高，井数多，所以站外系统负荷一般较大，站外输电系统多采用33kV及132kV电压等级。
该地区单井产量高，因此采用电潜泵采油的单个井场或井场平台的负荷较为重要，一旦停电损失较大，所以站外系统多采用负荷一般采用环网或双回路供电。33kV站外系统多采用单杆单回环路或单塔双回供电，132kV站外系统采用单塔双回供电。
站外转油站、脱气站和计量站等多为其区域内的负荷中心，内部多设置变电站，变电站内电压等级根据站内是否有大功率的高压注水泵或高压压缩机等负荷决定。
采用33kV站外供电系统时，站外各负荷中心内一般设置33/11（6.6）/0.4kV或33/0.4kV变电站。33kV为该负荷中心周边单井供电，11（6.6）kV为站内中压泵供电，0.4kV为负荷中心内低压系统供电。
采用132kV站外供电系统时，站外各负荷中心内可设置132/33/11（6.6）kV变电站或132/11（6.6）kV变电站。
单井ESP均为撬装设备，供电电压等级根据站外系统供电情况可采用33kV 或11（6.6）kV。各井场或井场平台可设置箱变为井场内中低压负荷供电。
针对两种工艺方案，具体的站外供配电系统又各有特点。对于工艺方案一，整个油田被多个CPF分区，所以单个CPF站外负荷不会特别大，一般可采用33kV供电系统。对于工艺方案二，整个油田站外系统全部由中心电站供电，一般采用132kV供电系统。
3.3 电力监控系统
油田电力监控系统为业主及生产运行单位提供整个油田电力系统运行状态、运行数据、故障报警与远程操控等功能。主要监视和操控电站和CPF站内配电室的电气设备，站外系统主要是运行状态的监视。
分散建站方案的电力监控系统需要设置一套整个油田电力系统的MASTER POWER SCADA系统，各CPF设置各自的SLAVE SCADA。分期建设阶段，各SCADA系统独立建设，自成系统，可独立运行、监控、调度，也可先期采用电站PMS系统完成SLAVESCADA的主要功能，终期时一次建成全套油田SCADA系统，所以规划与建设比较灵活。各SCADA通过通信链路联网，各电站、变配电室均分别链接至相应的SLAVE SCADA，最终到MASTERSCADA，界面较多，后期的管理较为复杂。
分散建站方案的电力监控系统一般总体规划，分期扩建，主要对中心CPF和中心电站进行监控与调度，集中控制，界面较少，方便管理。
4 两种供配电系统方案的比较
两种方案各有特点。首先，投资方面，方案一可分期建设，在后期可根据能源市场情况，放缓或加速投资，控制现金流，保证利润。方案二在总体规划确定后，公用系统，尤其是电力系统，需按照按照规划如期建设，且各建设阶段的前后配合要求较高。
其次，对于业主方的项目管理，方案一的每个CPF及其电力系统都很复杂，每个CPF建设工程的招标、设计、采购、施工等完全独立，工作量很大，这就导致业主方的管理工作较为繁重，尤其是两期工程时间节点较为接近的时候。
方案二的中心CPF前期建设完成后，后面就是按照规划进行扩建，站外系统采用合理的方案优化，可使各负荷中心较为相似，因此可大量采用模块化设计，如采用撬装式变电站，E-HOUSE等，减少业主管理工作。
再次，后期生产运行中，方案一设施较多，所需运行人员也较多，整个系统的调度管理为繁琐；方案二只有一个中心电站，运行人员较少；集中控制，调度管理较为方便。
5 总结
两种供配电方案在两伊地区均有成功案例，目前规划中的一些油田也基本遵循这两种方案，或者类似方案，因此这两种方案在两伊地区是较为典型的。
实际应用中，需综合考虑工艺布站方案、工程分期情况、前期投资要求、站外系统规划、电力监控及调度要求等各方面的因素，在保证技术可行的前提下节省投资，保证油田地面工程工艺流程可靠、安全、稳定运行。