《电力建设标准》

1、延长油田股份有限公司电力建设标准（征求意见稿）动力装备部二一一年十一月前言按照延长油田股份有限公司加快建设国内一流标准化大油田的要求，公司动力装备部组织编写了延长油田股份公司电力建设标准。本标准是油田公司电力建设的指导性文件，适用于油田公司10KV至110KV新建、扩建、改建电力工程。编制本标准时，参照了国家和行业有关电力建设方面的标准和规范，结合了油田公司多年来在电力建设方面的经验，并多次开会讨论，吸收了采油厂和有关专家的意见。本建设标准系初次编制，在施行过程中，请各单位注意总结经验，积累资料，如发现需要修改和补充之处，请将意见送至延长油田股份有限公司动力装备部，以便今后修订时参考。本标准的

2、附录A为资料性附录。本标准由延长油田股份有限公司动力装备部提出、起草并负责解释。 2011年11月目 录一 总则（1）二 基本原则（1）三 电力负荷分级和供电要求（2）3.1 负荷分级（2）3.2 供电要求（4）四 负荷计算和负荷预测（5）五 供配电系统（6）5.1 定义（6）5.2 一般规定（7）5.3 电压、电压偏差和谐波抑制（7）5.4 系统接线（8）5.5 无功功率补偿 （9）5.6 低压配电系统（10）5.7 防雷接地（10）5.8 防火防爆（11）六 变电站（所）（11）6.1 一般规定（11）6.2 变电站站址选择（11）6.3 变压器的选择（12）6.4 系统接线（13）6.5

3、 电气设备选择（14）6.6 所用电源和操作电源（15）6.7 变配电装置（15）6.8 综合自动化（16）七10KV配电变压器选择（16）八10KV线路（17）九 井场配电装置（18）十 节电（19）附录A 延长油田股份有限公司电力建设应执行的国家和行业主要技术规范（21）一 总 则1.1 为适应延长油田股份有限公司(以下简称“油田公司”)建设国内一流标准化大油田的需要，规范和指导公司电力建设工作，提高油田电力建设管理水平，特制定本建设标准。1.2本建设标准适用于油田公司范围内10KV至110KV新建、扩建、改建电力工程，是编制电力建设方案和实施电力工程项目管理的依据。1.3油田电力建设应执

4、行国家标准、行业标准和油田公司的相关规定。二 基本原则2.1 油田电力建设以科学发展观为指导，遵守国家有关经济建设的法律、法规，贯彻执行国家合理利用资源、节约能源、节约用地、环境保护等规定。2.2 油田电力建设的目标是建成网络坚强、结构合理、安全可靠、运行灵活、节能环保、经济高效的油田专用坚强电网，为油田生产、生活提供可靠的电力保障。2.3 油田电力建设以油田整体开发方案为基本依据，依托地方区域电力网建设专用电力网，统一规划，资源共享，分期分批实施，避免重复建设。2.4 积极开展风力、太阳能等可再生能源的推广应用工作和天然气、石油伴生气发电等油田开发副产品的回收利用工作。三 电力负荷分级和供电

5、要求3.1 负荷分级3.1.1 原则：油田的电力负荷等级，根据油气田变配电设计规范（SY/T 0033-2009）有关规定，结合工程生产特点及中断供电造成的损失和影响程度划分。3.1.2 在一、二、三级负荷中，对供电连续性要求严格的用电负荷如机组控制系统、应急润滑油系统以及各站场的自控、通信用电按照不间断重要负荷考虑。3.1.3 油田油气集输各类站场的电力负荷等级划分如下：a) 处理能力大于或等于30104 t/年的油气集中处理站、矿场油库（管输）、轻烃储库等用电负荷为一级。b) 处理能力小于30104 t/年的油气集中处理站、矿场油库（铁路外运）、原油稳定站、接转站、放水站、注水站、污水处理

6、站、配制站、原油脱水站、增压集气站、注气站、机械采油井排等用电负荷为二级。c) 自喷油井、边远、零散的机械采油井、注入站、配水间、配汽间、分井计量站等为三级负荷。3.1.4油田油气集输各类站场内用电设备负荷分级应符合表1的规定。表1 油田油气集输各类站场内主要工艺用电设备负荷等级站场（或装置）名称用电设备名称负荷级别备 注原油稳定装置原油稳定泵、轻油泵、压缩机、空压机、仪表控制电源一级进料泵、污油泵、污水泵、塔底泵、空冷器二级轻油接转空压机一级轻油外输泵、加药泵二级轻烃储库轻烃泵、天然气压缩机、空压机、消防泵一级乙二醇水溶液循环泵三级原油接转站输油泵、掺水泵、热洗泵二级加药泵、增压泵三级增压集

7、气站、注气站天然气压缩机、空冷器、空压机二级脱水转油站输油泵、脱水泵、掺水泵、污油泵、空压机、脱水器、加药泵二级凝析油轻油输送泵、空冷器、回流泵、事故油泵及厂房应急照明一级外输泵、倒灌泵、电伴热二级供水系统加压泵、水源井、真空泵、水净化装置、水泵、加药泵、搅拌机二级注水站注水泵、润滑油泵、冷却水泵、电动阀二级对于边远地区0.4KV柱塞式电机的注水站内设备都按三级负荷考虑聚合物配制站外输泵、供水泵、分散装置、搅拌器二级排污泵三级聚合物注入站注入泵三级注汽站柱塞泵、供油泵（引风机、鼓风机）二级移动式注汽站为三级负荷污水处理站污油泵、污水泵、加药泵、搅拌机、电动阀三级污水回灌站回灌泵二级污水提升站污

8、水提升泵三级工业锅炉房上水泵、鼓风机、引风机、盐泵、燃料油泵、火嘴二级注：对于油田油气处理能力小于30104t/年的二级电力负荷站场，表中一级负荷用电设备降为二级负荷3.1.5矿场油库主要用电设备负荷分级应符合表2的规定。表2 油库主要用电设备负荷等级站场名称用电设备名称负荷级别备 注矿场油库（管输）仪表电源一级输油泵、电动阀、污油泵、污水泵二级管道首站的输油泵为一级矿场油库（铁路外运）仪表电源一级装车泵、电动阀、污油泵、污水泵二级3.1.6 消防负荷的等级划分，执行GB 50183的有关规定。3.2 供电要求3.2.1 一级负荷站、场供电要求： a) 一级负荷站、场应采用双电源供电，有条件时

9、，两个电源应引自不同的变电所或发电厂；无条件时，可由当地公共电网同一变电站不同母线段分别引出两个回路供电，但作为上级电源的变电站应具备至少两个电源线和至少两台主变压器、分列运行。b) 由于路径受限且满足一路电源检修、另一路电源正常运行时，铁塔或钢管塔可同杆架设（重冰区除外）。对于一级负荷中特别重要的负荷，除由两个电源供电外，应设应急电源，并严禁将其他负荷接入应急供电系统。c) 在一个电源发生故障时，另一个电源应满足生产装置（或单元）一、二级负荷的用电；当工程分期建设时，变配电系统的预留容量应与整个工程相适应。d) 根据供电的需要，变、配电所可设置备用电源自动投入装置。3.2.2 二级负荷站、场

10、供电要求：a) 二级负荷站、场宜采用双回路供电。当采用两回线路供电确有困难，在工艺上设有停电安全措施或有备用电源时，可由一回专用架空线路或专用电缆供电。b) 二级负荷站、场内的变、配电所在技术经济上合理时，也可采用自动投入装置。3.2.3 三级负荷站、场供电要求：采用单回路供电。3.2.4 对于以工业汽轮机、柴油机或燃气轮机拖动为主要动力的站场，其辅助设施可由外部电源供电。无电区宜采用可靠的燃气或柴油发电机组。3.2.5 当油气田所在地区外部系统电网不能满足供电要求时，应设置自备电源。3.2.6 应急电源系统：油气田的应急电源应对各主要用电负荷仔细核算容量后，选择发电机、不间断电源、EPS电源

11、或者蓄电池的形式。四 负荷计算和负荷预测4.1 负荷计算4.1.1 站、场内生产装置、机泵等用电设备，应采用轴功率法计算。4.1.2 机械采油、辅助设施等单元的用电设备，宜按需要系数法计算。4.1.3 由变、配电所直馈的电动机计算负荷，宜采用轴功率法计算。4.1.4用电设备功率的确定方法：a) 连续工作制电动机的设备功率按铭牌额定功率。b) 短时或周期工作制电动机的设备功率统一归算到负载持续率为25%的有功功率。c) 卤钨灯的功率为灯泡额定功率，气体放电灯的功率为灯泡额定功率加镇流器的功率损耗。d) 电焊机及电焊装置的变压器设备功率统一归算到负载持续率为100%时的有功功率。4.1.5 具有消

12、防泵用电负荷的10KV变电所计算负荷（Pt），按下述方法分别计算，取其大值。a) 除消防泵外的最大计算负荷与最大一台消防泵的计算负荷之和。b) 消防设施的计算负荷与该变电所供电的一级负荷之和。上述变压器在消防灭火时，其负荷率可达100%。4.2油田负荷预测。a) 用电负荷预测是进行油田电力网建设的重要基础工作，要重视和坚持原始用电资料的积累和收集工作，认真做好负荷预测工作。b) 油田不同的开发阶段均应进行负荷预测，作为相应阶段油田电力网建设的基础数据。油田最终用电负荷大小应以油田总体开发方案确定的生产规模作为预测的基础。c) 目前油田用电负荷预测的主要方法是原油生产综合用电单耗法和用电量增长趋

13、势预测法。五 供配电系统5.1 定义油田供配电系统是指油田供电网和油田配电网组成的电力网络。油田供电网是指由110KV、35KV输变电系统组成的电力网络。油田配电网是指由油田10KV线路、10KV配电变压器和0.4/0.22KV低压线路所组成的电力网络。5.2 一般规定5.2.1 供配电系统建设方案的编制应根据油田总体开发方案，并结合油田所在地区的电力系统现状和发展规划，电源宜从系统电源取得。5.2.2 供配电系统设计，应简化接线，同一电压供电系统的配电级数不宜多于两级。5.2.3 油田配电网线路架设以架空线为主，特殊情况可采用电缆或绝缘导线。5.2.4 除一级负荷中特别重要负荷外，不应考虑一

14、个电源系统检修或故障的同时，另一电源又发生故障。5.2.5 油田电气设备抗震设计应执行GB 50260的有关规定。5.3 电压、电压偏差和谐波抑制5.3.1 供电电压宜采用35KV及以上电压等级，电源条件不具备时可采用10KV电压等级。5.3.2 油田供电电压应根据电源条件、用电负荷分布情况、输电线路长度等因数综合比较确定。当油田内部采用集中供电或分片集中供电时，宜以负荷相对集中的站场为中心设置变、配电所（站），以35KV，10KV电压等级供电。5.3.3 用电设备的端电压，按其额定电压不宜超过下列偏差允许值。a) 电动机：正常情况下为5%，特殊情况下为+5%10%。b) 照明：一般工作场所为

15、5%；控制中心等对视觉要求的场所为+5%2.5%；远离变电所的一般工作场所照明、应急照明、道路照明为+5%10%。c) 其他用电设备，当无特殊规定时为5%。5.3.4 配电母线上的电压波动：电动机频繁启动时配电电压不宜低于额定电压的90%；不频繁启动时不宜低于额定电压的85%。当配电母线上未接其他用电设备时，可按照保证电动机启动转矩的条件确定。5.3.5 为减小电压偏差，供配电系统的设计应采取下列措施：a) 正确选择变压器的变压比和电压分接头。b) 降低系统阻抗。c) 宜使三相负荷平衡。5.3.6 对于可能产生谐波的变流设备应采取抑制谐波的措施，以满足GB/T 14549的规定。5.4 系统接

16、线5.4.1 35KV110KV油田内供电系统，宜采用环形供电。在油田开发初期，可采用双回路或单回路供电；考虑油田单耗不断增加和开发面积逐渐扩大的特点，设计上考虑发展成环形供电的条件。5.4.2 10KV配电线路接线一般采用单回路接线方式，满足二级负荷供电要求的供电系统可采用双回路接线或环形供电方式。5.4.3 在380/220中性点直接接地网络中，单相220V负荷应尽可能均匀地分配在三相上。5.4.4 各生产装置（或单元）中一、二级负荷的同名用电设备，应由不同的母线或线路供电。5.4.5 各等级电压供电半径及导线规格应参照表5进行选择。表5 各级电压供电半径及导线规格序号电压等级（KV）输送

17、容量（MW）供电半径（Km）导线规格（mm2）111010-5050-150LGJ-150LGJ-2402352-1020-50LGJ-120LGJ-3003100.1-21-20LGJ- 50LGJ-15040.40.1MW以下1Km以下LGJ- 355.5 无功功率补偿 5.5.1油田供配电系统设计中应正确选用供配电设备和用电设备容量，提高自然功率因数。5.5.2无功补偿宜采用就地平衡补偿。5.5.3油田供配电系统采用低压就地补偿、10KV高压线路分散补偿、变、配电所（站）集中补偿相结合的补偿方法，使系统功率因数保持在0.9以上。5.5.4 并联电容器补偿方式和安装地点： a) 容量为4K

18、W及以上抽油机电动机，无功补偿装置宜就地平衡补偿。电容器宜安装在抽油机的配电控制柜内，补偿容量以空载时功率因数等于1为宜。b) 在10KV主、分支线路，根据负荷分布，实行分散补偿，在线路适当位置，安装一套或多套10KV高压无功补偿装置，保持线路首端功率因数达0.90以上。c) 35KV110KV变电站，应在10KV侧装设电容器集中补偿， 补偿容量以主变容量的10%20%为宜，并实现分档补偿。d) 10KV配电所（室）0.4KV侧功率因数应达到0.9以上。低压负荷比较集中且离装设无功补偿的变、配电所又比较远的装置（或单元），应在其配电室内设置电容器集中补偿（如转油站、油库、水源泵房等）。可采用低

19、压电容器柜与配电柜并列安装。5.5.5 实行间隙抽油方式的油区，10KV高压无功补偿装置宜采用无功动态自动补偿，防止出现无功过补。5.5.6 并联电容器的设计应符合GB 50227和GB 50052的规定。5.6 低压配电系统低压配电系统设计应执行GB 50054 、GB 50055 、GB 50217和GB 50034的规定。5.7 防雷接地5.7.1 变电所应设置防直击雷和防雷电侵入波的过电压保护装置，在进站终端塔侧加装线路型避雷器。5.7.2 35KV以上变电站应设置人工接地网，接地电阻4欧姆。独立避雷针应设独立的接地装置，接地电阻10欧姆，独立避雷针的接地装置与站内系统接地网的地中距离

20、不应小于3米。5.7.3 站场、抽油机井场接地网接地电阻4欧姆，保护接地接地体宜采用热镀锌钢材，其规格要求如下：钢管 50mm，壁厚不小于3.5mm ;角钢不小于50mm50mm5mm ,扁钢不小于40mm4mm 垂直接地体长度一般为1.52.5m，接地体之间距离一般为接地体长度的1.52倍。5.7.4 10KV线路防雷接地电阻10，10KV配电变压器接地电阻4，接地引下线可采用多股软铜线、镀锌钢绞线或绝缘导线，其截面不应小于25mm2。5.7.5 油田35KV和110KV架空线路宜全程采用避雷线。5.7.6 防雷接地设计应执行GB 50057-1994的规定。5.8 防火防爆5.8.1 爆炸

21、和火灾危险环境的划分应严格按照石油天然气工程设计防火规范（GB 501832004）、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB500581992）、石油设施电气装置场所分类（SY002595）等相关规范的要求进行。5.8.1 根据危险区域的分区和防火防爆的要求，进行电力设计和选择相应的电气设备及安装方式。六 变电站（所）6.1 一般规定6.1.1 新建35KV110KV变电站的规模宜按照5年10年的负荷预测确定，做到远、近期结合，以近期为主，适当考虑扩建的可能。6.1.2 新建35KV110KV变电站宜采用综合自动化系统。6.2 变电站站址选择6.2.1 35KV110KV变电站的站址应在油田

22、总体开发规划中统一考虑，宜与站、场联合建站。变电站的站址、布置应符合下列要求：a) 在符合防火、防爆安全距离的情况下，应靠近负荷中心。b) 统一规划走廊带及进出线，各级电压进出线方便，便于架空和电缆线路的引入和引出。35KV及以上进出线尽可能采用架空出线。c) 宜位于散发可燃性气体装置或单元的全年最小风频风向的下风侧。d) 便于设备运输。e) 变电站宜留有扩建余地。f) 变电站内的建、构筑物布置应紧凑合理，节约占地。g) 站址标高宜在50年一遇高水位之上。6.2.2 10KV变、配电所一般设置在负荷较大的装置或单元以及负荷较集中的地点，并应符合下列要求：a) 在符合防火、防爆安全要求的情况下，

23、宜接近负荷中心。b) 宜避开剧烈震动和低洼场所，对于有人值班的变、配电所，宜避开噪声较高的场所。c) 进出线方便，设备搬运方便。d) 考虑扩建的可能。e) 满足用电设备对供电质量的要求。6.3 变压器的选择6.3.1 变压器的台数和容量应根据电源情况，负荷性质及分类，用电容量的大小、运行方式、年运行费用和基本电费收取方式等因素综合确定。6.3.2 应选用低损耗、低噪声的节能变压器。一般应选择S10上系列。6.3.3 110KV、35KV变电站，应采用有载调压变压器，档位一般应选用7档位或9档位，容量和进出线回路数见下表。表6 变电站建设规模变电站电压等级（KV）35110主变压器容量（KVA）

24、2（2000-10000）2（10000-50000）进出线回路数10KV12-1612-1635KV2-44-6110KV2-46.3.4 10KV配电所中宜采用D，yn11结线组别变压器，变压器宜采用油浸式变压器；如工程确实需要采用干式变压器时，必修满足散热通风和过电压的允许条件。6.3.5 在有腐蚀性气体或多尘等环境中，宜选用油浸式全密封型变压器。6.3.6 有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。如变电所可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主变压器。6.3.7 装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压

25、器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的一、二级负荷。6.3.8 具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。6.3.9 设有一台主变压器的35KV110KV变电站，其主变压器容量宜按全部计算负荷的120%选择。6.4 系统主接线6.4.1 变电站的主接线应根据其负荷水平、负荷性质、出线回路、设备特点等条件确定，并应满足运行可靠、简单灵活、操作方便和节约投资等要求。6.4.235KV变电站中，35KV母线一般采用单母线分段接线方式，若为终端变电站，且供电区域确实无发展条件，可采用单母线接线方式；10KV母线一般宜采用单母

26、线分段连接。6.4.3 35KV、10KV进出线一般采用真空断路器方式，主变压器进线采用真空断路器方式。6.4.4 油田变电站双回路电源进线，一般考虑一回路为冷备用；两台主变压器时，根据具体条件选择并列运行或分列运行。6.5 电气设备选择6.5.1 10KV110KV电气设备选择的一般原则：a) 应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并按工艺要求考虑扩建的条件。b) 应考虑环境条件，力求技术先进、成熟可靠、经济合理。c) 应与整个站、场工程建设标准协调一致。d) 同类设备应尽量减少品种。e) 选用新产品应有可靠的试验数据，具有正式鉴定的合格证。6.5.2 导体和电器选择的一般条件：a

27、) 电器的允许最高工作电压不应低于所连接回路的最高运行电压。b) 电器的长期允许电流不应小于所连接回路在各种可能连接方式下的持续工作电流。c) 电器的允许工作频率应与所连接回路的电源频率一致。d) 所选电器端子的允许荷载，应大于电器引线在正常运行和短路时的最大作用力。e) 校验电器动、热稳定和开断电流所用的短路电流，应按电力系统设计规划容量计算，并考虑其5年10年的远景发展。f) 用高压限流熔断器保护的导体和电器，可根据限流熔断器的特性校验其动稳定和热稳定。用熔断器保护的电压互感器回路，可不验算动、热稳定。g) 投切10KV并联补偿电容器组的断路器，应采用相应的限制过电压的措施，其额定电流不应

28、小于电容器组额定电流的1.3倍。h) 污秽分级执行GB/T 16434和陕西省电力系统污区分布及电网结线图集（2008年）。i) 海拔高度超过1000m的地区，配电装置应选择适用该海拔高度的电器和电瓷产品，其外部绝缘的冲击和工频试验电压应符合要求。6.5.3 10KV110KV配电装置应采用无油断路器，优先选择真空断路器。6.6 所用电源和操作电源6.6.1 除0.4KV配电装置外，变、配电所一般应采用直流装置作为操作电源，包括配电装置智能通信单元的电源。蓄电池宜采用性能可靠的12V免维护蓄电池。6.6.2 直流装置一般按n+1方式设置高频开关电源装置，重要变电站可冗余设置直流电源。6.6.3

29、 所用变压器宜设置在35KV电源进线侧。双回电源进行时，宜设置两台所用变。6.6.4 所用电低压配电系统：a) 采用动力和照明共用的系统接线。b) 重要用电负荷采用双回路供电时，应分别接于不同母线段。6.7 变配电装置6.7.1 变、配电站的布置应满足正常运行、检修和工作的要求，设备检修或搬运时，不应影响其他设备及人身安全，在保证安全可靠的前提下，尽量降低造价，同时考虑留有扩建的条件。6.7.2 变配电装置的耐火等级以及变配电站与建筑物、堆场、储罐的防火净距离应符合GB 50016的要求，且不宜与爆炸危险场所毗邻。6.7.3 户内外高低压配电装置的安全距离应符合GB 50060的有关规定。6.

30、7.4 装有SF6设备的配电室应装设强力通风装置，风口应设置在室内低部，排风口不应朝向行人，排风机电源开关应设置在门外。6.7.5 10KV配电装置的布置，每段母线宜预留2至4个备用柜，并预留适量备用出线间隔。6.8 综合自动化6.8.1 系统应具有开放性和可扩充性，抗干扰性强。6.8.2 系统设有良好的人机界面，应实现就地和遥控的转换。6.8.3 变、配电所综合自动化系统应采用分层分布式结构，户内安装的10KV综合保护装置和智能电表宜采用分散方式，110KV、35KV、主变压器综合保护装置和智能电表及户外布置的配电装置的保护、测量、监控等宜在控制室集中组屏。6.8.4 保护配置应符合GB/T

31、 14285的有关规定。七 10KV配电变压器选择7.1 10KV配电变压器推荐采用S10型以上节能型变压器，井场配电变压器宜采用10315KVA容量等级。丛式井场宜一个井场安装1台配电变压器。当0.4KV线路供电在技术经济上合理时，井场供电也可采用0.4KV线路供电。7.2 配电变压器容量选择。a) 单台变压器的负荷一般为60%85%，抽油机井场变压器平均负荷率不低于30%。b) 两台变压器的负荷率一般为55%70%，对于一、二级负荷比例较大的变压器可为50%。c) 确定抽油机井变压器的配置方案时，应根据井距及抽油机电动机容量，经技术经济比较，选择变压器。7.3 集输、选油等站场采用双回电源

32、供电方式的，两路供电电源应实现可靠互锁。7.4 集输、选油等站场10KV配电变压器不宜大于1600KVA。选择容量大于800KVA的变压器时，10KV开关应选用真空断路器。7.5集输、选油等站场采用两台变压器供电时，当断开一台时，另一台变压器容量不应小于总负荷的60%，并应保证一、二级负荷用电需求。八10KV线路8.1 10KV线路设计应执行66KV及以下架空电力线路设计技术规定（Q/GDW180-2008）。8.2 10KV电力线路的输送容量应根据油区3到年用电负荷预测和供电半径等因素确定。8.3 10KV架空电力线路一般由导线、杆（塔）、开关设备及配电变压器台等构成。架空导线宜采用LGJ5

33、0120mm规格导线；8.4 电力线路一般选用裸导线架空线路，若受地形、树木、铁路、公路等条件限制，可采用电缆或绝缘导线，截面不宜小于70mm2，电缆一选用VV或YJV系列。8.5 多雷地形区，架空线路中可增设线路型避雷器。九井场配电装置9.1井场电气系统一般由10KV开关设备、10KV配电变压器、0.4KV计量箱、井场低压配电箱、电动机控制箱和连接导线组成。9.2井场用电负荷一般按三级负荷考虑，10KV单电源供电，电源T接引自附近10KV线路。若技术经济合理，也可考虑380V或660V供电，电源引自附近380KV或660V线路。9.3井场电气设备一般应安装布置在井场围墙内。9.410KV、0

34、.4KV线路严禁跨越井场。9.5一般一个井场设置一台10KV配电变压器。若技术经济合理，应可由一台变压器为多个井场供电。9.610KV配变选抬择S11系列变压器，接线组别为D，yn11。9.7井场10KV配变一般采用柱上安装方式。十 节电10.1 油田供配电系统应满足SY/T 6420和SY/T 6331的规定。10.2 油田节电首先做好供配电系统的优化运行，在保证供电质量和供电可靠性的前提下，使电网处于最经济运行状态。10.3 油田供配电系统总线损率和无功功率补偿应符合GB/T 3485的规定。自然功率因数不能满足要求时，应设置并联电容器进行补偿。10.4 电动机的选择与控制。10.4.1

35、电动机应选用高效节能电动机。10.4.2 生产装置中选用的电动机应使之工作在额定工况状态下，对负荷变化大的机泵宜采用节能调速装置。10.4.3 抽油机电动机控制装置应具有欠压保护、短路保护、缺相保护、过载保护、延时保护和抽油时间设定等功能，以保证电动机安全可靠运行。10.5 应积极推广应用DSM（需求方用电管理技术），合理控制负荷增长和电能消耗。10.6 油田开采节电措施。10.6.1 在满足油田生产的条件下，油井开采可实行间歇抽油、避峰填谷工作制度。10.6.2使用节能型变压器，合理选配井场变压器的容量，井场变压器负荷率不应低于30%。 10.6.3 做好无功管理。10.6.4 定期调整抽油机平衡度，提高工作效率。10.7 泵站节电措施。10.7.1 合理选配注水泵电机，避免“大马拉小车”。10.7.2 注水泵等大功率电动机优先推荐使用变频调速控制系统，应实现闭环控制。10.7.3 合理选用变压器容量，定期调整负荷，择优选取最佳运行方式，降低变压器损耗。10.8 照明系统节电10.8.1照明设计应满足GB 50034的规定，在满足照明质量的前提下，应选择高光效光源及开启式直接照明灯具。室内的灯具效率不宜低于70%，灯具反