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【摘 要】近年来，随着中海油深圳分公司的开发和发展，海上设施主发电机的数量在不断增加，为公司的二次跨越和可持续发展提供了稳定可靠的动力。根据深圳分公司生产现状，对比ODP参数，发现主发电机的机组利用率和负荷率均有较大程度的偏低，造成了一定的投资浪费和运维风险。本文通过分析海上设施主发电机总装机容量及实际运行需要之间的矛盾，指出新项目设计阶段应考虑生产实际，适当调整主发电机的容量设计系数，避免类似问题重复发生。
【关键词】装机容量；利用率；负荷率
一、总体情况
本次统计深圳分公司各设施主发电机，未包含部分设施钻井模块自带的电站，未包含南海盛开号、发现号上的电站，未包含部分设施后装的伴生气利用微透平电站。
目前深圳分公司海上设施有各种类型主发电机总共70台，其燃料有原油柴油双燃料、柴油天然气双燃料、以及原油、柴油、天然气三燃料发电机组。功率从1800KW到12200KW不等共10种。
二、历年总装机容量及机组利用率
海上设施主柴油机都是进口品牌，其中马克机组、卡特机组和瓦锡兰机组占比较大。当前实际运行机组39台，备用31台，运行台数占总台数的55.7%。其中分别有1个电站为1用2備，1用3备，2用4备以及3用5备的情况，存在较严重的设备闲置现象。
把平均日均负荷与总装机容量之比定义为机组利用率，则深圳分公司2011年至2017年各设施平均利用率仅为31.7%。单设施平均利用率最高42.6%，最低为10.5%（电站总容量利用率情况如图3所示），总装机容量机组利用率不高。
把电站运行单机负荷与所运转设备的设计能力之比定义为负荷率，则深圳分公司当前设施电站平均负荷率为42.8%，最高58%，最低11%（在用主机日均负荷率如图4所示），所有设施电站单机平均日负荷率都不超过60%。
三、近年投用部分设施电力负荷分析
针对深圳分公司海上设施主发电机总装机容量利用率不高，日均负荷率偏低的问题，对近几年新投产的几个设施进行电力负荷分析，找出实际负荷率比设计负荷率低的主要原因。
（一）番禺XX-A/番禺XX-B平台：
1.番禺XX-A/ B平台是番禺油田调整项目于2012年投用，分别在2个平台安装了4台功率7600KW的MAK机组，总共8台机组的电站通过PMS组网给区域内3个设施供电。
2.电力负荷现状分析
评估期间两个平台的实际负荷均为设计负荷的37.21%，其原因如下：
1）两个平台钻机处于一般定向钻井（非大位移高钻进）状态，钻机负荷A平台为计算负荷的33.31%，B平台为计算负荷的49.85%。
2）钻井期间两个平台海水提升泵均为4用1备，实际功率约为255KW/台，接近额定功率。而2个平台的原油外输泵运行功率分别为170KW和150KW，均未达到额定负荷；电潜泵负荷分别只有设计负荷的30%和20%；负荷计算书上两个平台都是8台套气浮选装置连续运行，现场实际都只运行3台套；空压机、燃油加热器、空调等负荷设计时按照连续运行考虑，实际运行工况为间歇运行。
3）正常生产时，A平台和B平台总共运行3台发电机即可满足电网运行需要，因此电站备用机组达到了5台之多。
（二）惠州A平台：
惠州A平台于2014年投用，安装了4台功率7600KW的卡特彼勒机组。主电站设置在惠州A平台上，其设计电站容量除了要满足惠州A平台正常的生产、生活、钻井用电外，还要通过一条复合海底电缆为新建的西江B平台供电，西江B平台钻机模块则配置了4800kW柴油发电机组满足其钻井用电需求。同时考虑周边潜力开发，设计了一定预留容量。
1.电力负荷对比
2.电力负荷现状分析
评估期惠州A平台的实际负荷为设计计算负荷的27.45%，其原因为现阶段没有钻井作业，钻井负荷仅有设计负荷的6.50%；根据记录，钻井期间钻井负荷为2500KW，也仅为设计负荷的54.3%。
目前惠州A平台在运行工艺设备相对设计计算书少，同时电潜泵实际负荷也很低，现阶段仅有17口油井在采油作业，电潜泵负荷为设计负荷的37.11%。生产水增压泵、海水加热器、柴油输送泵等设备间歇运行，而连续运行的海水提升泵等设备实际负荷低是主要原因。
西江B平台正常用电负荷由惠州A平台通过海缆供应，由于相同的原因，西江B平台的负荷也很低。在惠州A平台上形成叠加效应，导致电网总负荷仅达到设计能力的28.3%。惠州A平台正常生产时的用电负荷为4070Kw，西江B的用电负荷为2207KW。
预计惠州A平台将在 2025 年达到最大负荷，目前电站剩余容量为 24123kW，惠州A平台电站主机处于2用2备状态。
（三）恩平A平台：
恩平A平台于2014年投用，平台不设主电站，平台所需电力由FPSO上主电站通过海底电缆提供。恩平A平台用电负荷包括：钻/修井作业、正常生产以及公用和生活用电等。ODP设计正常生产工况下，平台最大电负荷约7500kW，钻井作业时，最大电负荷约为11300kW。
1.电力负荷对比
2 电力负荷现状分析
负荷对比表中恩平A平台的实际运行总负荷远小于原始设计的计算负荷，仅为设计负荷的15.03%，原因主要为：
1）负荷对比表中的实际负荷为2017年5月01～13日的平均值，该时间段内平台没有钻井作业。根据现场提供的钻井期间恩平A平台电力监控日报表显示，钻井期间最大的钻井负荷为2681.1KW，依然远小于设计负荷。
2）目前平台上运行的工艺及公用设备相比于设计阶段预估的需要运行的设备少了很多，例如：海水提升泵设计需要运行两台，实际只运行一台；气浮选循环泵设计需要四台，实际只运行一台；污油泵等设备设计时都考虑需要连续运行，实际运行时只是间断运行等。因此平台的工艺及公用实际运行负荷为计算负荷的37.26%。 3）恩平A平台ODP阶段计划设置17口生产井，8口预留井，总共25个井槽。根据2017年5月01～13日期间恩平A平台钻采平台生产日报显示，目前平台上已经运行19口井，其中5口自喷井，其余14口井的电潜泵运行总负荷约726KW，遠低于设计负荷。
4）通过以上分析，无论是钻井负荷、工艺/公用负荷还是电潜泵负荷都低于设计计算负荷，电站及配电设备仍有很大余量。
（四）海洋石油A油轮
海洋石油A油轮于2014年投用，安装了6台功率7600KW的卡特彼勒机组，除了本设施之外，还通过海底电缆给恩平A、恩平B、恩平C平台进行生产供电。恩平C平台钻井模块另外设计了3台1200KW柴油发电机，恩平B平台钻井模块另外设计了4台1200KW柴油发电机用于钻井期间应急供电，作为海洋石油A油轮原油电站的补充。
1.电力负荷对比
2.电力负荷现状分析
负荷对比表中海洋石油A油轮的实际运行负荷远小于原始设计的计算负荷，为设计负荷的48.64%，原因主要为：
1）目前油轮上部模块上运行的工艺及公用设备相比于设计阶段预估的需要运行的设备少了很多，例如：热介质循环泵设计需要运行三台，实际只运行一台；热介质锅炉设计需要运行两台，实际只运行一台；空气压缩机设计需要运行两台，实际只运行一台；另外部分设备设计时考虑需要连续运行，但实际运行时只是间断运行等。因此上部模块的工艺及公用实际运行负荷为计算负荷的38.9%。
2）油轮船体部分的实际负荷为设计负荷的47.33%，是由于部分设计时需要运行的负荷没有运行的原因导致。
3）无论是工艺/公用负荷还是船体负荷（卸油工况）都低于设计计算负荷，电站及配电设备仍有很大的余量。目前电站机组运行情况2用4备，运行机组负荷率约59%。
四、设计合理性分析及新项目建议
通过以上分析，结合各种工况及实际生产需要，可以得出深圳分公司海上设施主发电机设计存在如下三个问题：
1.总装机容量过大，机组利用率低。分公司海上设施各电站机组总装机容量的利用率长期维持在30%左右，投资浪费严重。
2.部分设施单机功率大，运行负荷率低。主电站设计余量大、单机功率大，机组运行在低负荷率下，运行热效率低，造成较大能源浪费。
3.部分设施主发电机台数过多，设备闲置严重。部分电站的备用机组数量大大超过运行机组，造成了投资浪费、平台空间浪费和不必要的机组备件、维修维护费用。
造成以上问题的原因有：
1.设计阶段负荷计算偏差。设计时未考虑实际生产工况存在间歇运行的设备、对运行设备及备用情况估计不准确、连续运行设备实际功率远低于额定功率。
2.设计装机容量备用系数偏大。设计阶段除了在估算最高负荷时，把所有工况叠加，同时还在最高负荷的基础上取1.1--1.2的备用系数（或最高负荷工况满足发电机组85%以下的负荷率）。
3.设计阶段未考虑区域电站组网。大部分新项目在设计阶段未考虑区域组网供电，尤其是新区和老区结合情况，导致了重复建设和投资浪费。
4.电站做了预留。在区域滚动开发认识不足的情况下，部分新设施过早对前期投用的电站机组做了容量预留。在实际生产和开发认识不需要滚动开发的情况下，相关预留造成了浪费。
针对以上问题及其原因，建议在今后海上设施的主电站设计时，应尽可能考虑到如下几个方面的因素：
1）调整备用系数取值规范。充分调研海域设施逐年负荷与ODP负荷的差异性，尤其是电潜泵负荷与产量的相关性，根据统计规律评估历年新项目ODP设计装机容量和备用系数取值产生偏差的原因，尽快调整相关设计规范及推荐方法。
2）调整电力负荷计算方法。充分考虑不同工况、不同年份、甚至不同季节下的电负荷大小和特点，将相关情况细分单独计算，不能简单的进行负荷叠加。建议采用三类负荷法，并充分考虑负荷系数、同时系数及需要系数的合理取值。
3）尽量考虑区域电站组网。无论是老区新区，应尽可能考虑利用现有机组及新建机组进行区域组网。区域组网可提高电站的装机容量、备用容量；提高区域电站运行经济性；提高电站事故工况的应急能力；提高应对大功率负荷的冲击能力；可减少单设施的备用机组数量，节省宝贵的海上平台空间，从而降低开发投资及运营成本。
4）滚动开发容量预留要慎重。随着开发认识的深入，滚动开发可能发生偏差导致前期电站容量预留的浪费。建议前期设计只做机组空间预留，不直接提高设计容量。但为了后期可能的电站升级，可适当提高配电辅助设备的容量，避免后期难以升级改造。
总之，不同工况、不同年份、甚至不同季节下的电负荷大小和特点，直接影响到主电站的总装机容量、机组台数配置、机组运行方式的调配以及备用系数的考虑。准确地了解、掌握生产实际工况，有助于设计阶段对主电站历年负荷的预测，从而更科学合理地确定电气系统供电方案。因此，设计人员需要有丰富的生产管理经验，或者在设计阶段需要充分听取现场生产管理人员的建议，再结合规范开展海上电站机组相关设计。
参考文献：
[1]张继芬，等.海上石油平台电力组网及其EMS系统设计与实现
[2]陈忠亭，浅谈FPSO及海上中心动力平台电站的应用
[3]佚名，浅谈钻井平台的电网设计
[4]李海凤，等.平台发电机的容量计算及选择.
[5]赵雅静，等.海洋平台电站容量的确定.
[6]纪明山，船舶电站容量确定和计算方法.
（作者单位：中海石油（中国）有限公司深圳分公司）
【关键词】装机容量；利用率；负荷率
一、总体情况
本次统计深圳分公司各设施主发电机，未包含部分设施钻井模块自带的电站，未包含南海盛开号、发现号上的电站，未包含部分设施后装的伴生气利用微透平电站。
目前深圳分公司海上设施有各种类型主发电机总共70台，其燃料有原油柴油双燃料、柴油天然气双燃料、以及原油、柴油、天然气三燃料发电机组。功率从1800KW到12200KW不等共10种。
二、历年总装机容量及机组利用率
海上设施主柴油机都是进口品牌，其中马克机组、卡特机组和瓦锡兰机组占比较大。当前实际运行机组39台，备用31台，运行台数占总台数的55.7%。其中分别有1个电站为1用2備，1用3备，2用4备以及3用5备的情况，存在较严重的设备闲置现象。
把平均日均负荷与总装机容量之比定义为机组利用率，则深圳分公司2011年至2017年各设施平均利用率仅为31.7%。单设施平均利用率最高42.6%，最低为10.5%（电站总容量利用率情况如图3所示），总装机容量机组利用率不高。
把电站运行单机负荷与所运转设备的设计能力之比定义为负荷率，则深圳分公司当前设施电站平均负荷率为42.8%，最高58%，最低11%（在用主机日均负荷率如图4所示），所有设施电站单机平均日负荷率都不超过60%。
三、近年投用部分设施电力负荷分析
针对深圳分公司海上设施主发电机总装机容量利用率不高，日均负荷率偏低的问题，对近几年新投产的几个设施进行电力负荷分析，找出实际负荷率比设计负荷率低的主要原因。
（一）番禺XX-A/番禺XX-B平台：
1.番禺XX-A/ B平台是番禺油田调整项目于2012年投用，分别在2个平台安装了4台功率7600KW的MAK机组，总共8台机组的电站通过PMS组网给区域内3个设施供电。
2.电力负荷现状分析
评估期间两个平台的实际负荷均为设计负荷的37.21%，其原因如下：
1）两个平台钻机处于一般定向钻井（非大位移高钻进）状态，钻机负荷A平台为计算负荷的33.31%，B平台为计算负荷的49.85%。
2）钻井期间两个平台海水提升泵均为4用1备，实际功率约为255KW/台，接近额定功率。而2个平台的原油外输泵运行功率分别为170KW和150KW，均未达到额定负荷；电潜泵负荷分别只有设计负荷的30%和20%；负荷计算书上两个平台都是8台套气浮选装置连续运行，现场实际都只运行3台套；空压机、燃油加热器、空调等负荷设计时按照连续运行考虑，实际运行工况为间歇运行。
3）正常生产时，A平台和B平台总共运行3台发电机即可满足电网运行需要，因此电站备用机组达到了5台之多。
（二）惠州A平台：
惠州A平台于2014年投用，安装了4台功率7600KW的卡特彼勒机组。主电站设置在惠州A平台上，其设计电站容量除了要满足惠州A平台正常的生产、生活、钻井用电外，还要通过一条复合海底电缆为新建的西江B平台供电，西江B平台钻机模块则配置了4800kW柴油发电机组满足其钻井用电需求。同时考虑周边潜力开发，设计了一定预留容量。
1.电力负荷对比
2.电力负荷现状分析
评估期惠州A平台的实际负荷为设计计算负荷的27.45%，其原因为现阶段没有钻井作业，钻井负荷仅有设计负荷的6.50%；根据记录，钻井期间钻井负荷为2500KW，也仅为设计负荷的54.3%。
目前惠州A平台在运行工艺设备相对设计计算书少，同时电潜泵实际负荷也很低，现阶段仅有17口油井在采油作业，电潜泵负荷为设计负荷的37.11%。生产水增压泵、海水加热器、柴油输送泵等设备间歇运行，而连续运行的海水提升泵等设备实际负荷低是主要原因。
西江B平台正常用电负荷由惠州A平台通过海缆供应，由于相同的原因，西江B平台的负荷也很低。在惠州A平台上形成叠加效应，导致电网总负荷仅达到设计能力的28.3%。惠州A平台正常生产时的用电负荷为4070Kw，西江B的用电负荷为2207KW。
预计惠州A平台将在 2025 年达到最大负荷，目前电站剩余容量为 24123kW，惠州A平台电站主机处于2用2备状态。
（三）恩平A平台：
恩平A平台于2014年投用，平台不设主电站，平台所需电力由FPSO上主电站通过海底电缆提供。恩平A平台用电负荷包括：钻/修井作业、正常生产以及公用和生活用电等。ODP设计正常生产工况下，平台最大电负荷约7500kW，钻井作业时，最大电负荷约为11300kW。
1.电力负荷对比
2 电力负荷现状分析
负荷对比表中恩平A平台的实际运行总负荷远小于原始设计的计算负荷，仅为设计负荷的15.03%，原因主要为：
1）负荷对比表中的实际负荷为2017年5月01～13日的平均值，该时间段内平台没有钻井作业。根据现场提供的钻井期间恩平A平台电力监控日报表显示，钻井期间最大的钻井负荷为2681.1KW，依然远小于设计负荷。
2）目前平台上运行的工艺及公用设备相比于设计阶段预估的需要运行的设备少了很多，例如：海水提升泵设计需要运行两台，实际只运行一台；气浮选循环泵设计需要四台，实际只运行一台；污油泵等设备设计时都考虑需要连续运行，实际运行时只是间断运行等。因此平台的工艺及公用实际运行负荷为计算负荷的37.26%。 3）恩平A平台ODP阶段计划设置17口生产井，8口预留井，总共25个井槽。根据2017年5月01～13日期间恩平A平台钻采平台生产日报显示，目前平台上已经运行19口井，其中5口自喷井，其余14口井的电潜泵运行总负荷约726KW，遠低于设计负荷。
4）通过以上分析，无论是钻井负荷、工艺/公用负荷还是电潜泵负荷都低于设计计算负荷，电站及配电设备仍有很大余量。
（四）海洋石油A油轮
海洋石油A油轮于2014年投用，安装了6台功率7600KW的卡特彼勒机组，除了本设施之外，还通过海底电缆给恩平A、恩平B、恩平C平台进行生产供电。恩平C平台钻井模块另外设计了3台1200KW柴油发电机，恩平B平台钻井模块另外设计了4台1200KW柴油发电机用于钻井期间应急供电，作为海洋石油A油轮原油电站的补充。
1.电力负荷对比
2.电力负荷现状分析
负荷对比表中海洋石油A油轮的实际运行负荷远小于原始设计的计算负荷，为设计负荷的48.64%，原因主要为：
1）目前油轮上部模块上运行的工艺及公用设备相比于设计阶段预估的需要运行的设备少了很多，例如：热介质循环泵设计需要运行三台，实际只运行一台；热介质锅炉设计需要运行两台，实际只运行一台；空气压缩机设计需要运行两台，实际只运行一台；另外部分设备设计时考虑需要连续运行，但实际运行时只是间断运行等。因此上部模块的工艺及公用实际运行负荷为计算负荷的38.9%。
2）油轮船体部分的实际负荷为设计负荷的47.33%，是由于部分设计时需要运行的负荷没有运行的原因导致。
3）无论是工艺/公用负荷还是船体负荷（卸油工况）都低于设计计算负荷，电站及配电设备仍有很大的余量。目前电站机组运行情况2用4备，运行机组负荷率约59%。
四、设计合理性分析及新项目建议
通过以上分析，结合各种工况及实际生产需要，可以得出深圳分公司海上设施主发电机设计存在如下三个问题：
1.总装机容量过大，机组利用率低。分公司海上设施各电站机组总装机容量的利用率长期维持在30%左右，投资浪费严重。
2.部分设施单机功率大，运行负荷率低。主电站设计余量大、单机功率大，机组运行在低负荷率下，运行热效率低，造成较大能源浪费。
3.部分设施主发电机台数过多，设备闲置严重。部分电站的备用机组数量大大超过运行机组，造成了投资浪费、平台空间浪费和不必要的机组备件、维修维护费用。
造成以上问题的原因有：
1.设计阶段负荷计算偏差。设计时未考虑实际生产工况存在间歇运行的设备、对运行设备及备用情况估计不准确、连续运行设备实际功率远低于额定功率。
2.设计装机容量备用系数偏大。设计阶段除了在估算最高负荷时，把所有工况叠加，同时还在最高负荷的基础上取1.1--1.2的备用系数（或最高负荷工况满足发电机组85%以下的负荷率）。
3.设计阶段未考虑区域电站组网。大部分新项目在设计阶段未考虑区域组网供电，尤其是新区和老区结合情况，导致了重复建设和投资浪费。
4.电站做了预留。在区域滚动开发认识不足的情况下，部分新设施过早对前期投用的电站机组做了容量预留。在实际生产和开发认识不需要滚动开发的情况下，相关预留造成了浪费。
针对以上问题及其原因，建议在今后海上设施的主电站设计时，应尽可能考虑到如下几个方面的因素：
1）调整备用系数取值规范。充分调研海域设施逐年负荷与ODP负荷的差异性，尤其是电潜泵负荷与产量的相关性，根据统计规律评估历年新项目ODP设计装机容量和备用系数取值产生偏差的原因，尽快调整相关设计规范及推荐方法。
2）调整电力负荷计算方法。充分考虑不同工况、不同年份、甚至不同季节下的电负荷大小和特点，将相关情况细分单独计算，不能简单的进行负荷叠加。建议采用三类负荷法，并充分考虑负荷系数、同时系数及需要系数的合理取值。
3）尽量考虑区域电站组网。无论是老区新区，应尽可能考虑利用现有机组及新建机组进行区域组网。区域组网可提高电站的装机容量、备用容量；提高区域电站运行经济性；提高电站事故工况的应急能力；提高应对大功率负荷的冲击能力；可减少单设施的备用机组数量，节省宝贵的海上平台空间，从而降低开发投资及运营成本。
4）滚动开发容量预留要慎重。随着开发认识的深入，滚动开发可能发生偏差导致前期电站容量预留的浪费。建议前期设计只做机组空间预留，不直接提高设计容量。但为了后期可能的电站升级，可适当提高配电辅助设备的容量，避免后期难以升级改造。
总之，不同工况、不同年份、甚至不同季节下的电负荷大小和特点，直接影响到主电站的总装机容量、机组台数配置、机组运行方式的调配以及备用系数的考虑。准确地了解、掌握生产实际工况，有助于设计阶段对主电站历年负荷的预测，从而更科学合理地确定电气系统供电方案。因此，设计人员需要有丰富的生产管理经验，或者在设计阶段需要充分听取现场生产管理人员的建议，再结合规范开展海上电站机组相关设计。
参考文献：
[1]张继芬，等.海上石油平台电力组网及其EMS系统设计与实现
[2]陈忠亭，浅谈FPSO及海上中心动力平台电站的应用
[3]佚名，浅谈钻井平台的电网设计
[4]李海凤，等.平台发电机的容量计算及选择.
[5]赵雅静，等.海洋平台电站容量的确定.
[6]纪明山，船舶电站容量确定和计算方法.
（作者单位：中海石油（中国）有限公司深圳分公司）