李 強(qiáng) 魏 澈 洪 毅 周志超 姜田貴 張麗娜

(1. 中海油研究總院 北京 100028; 2. 浙江省電力設(shè)計(jì)院 浙江杭州 31000; 3. 南京南瑞繼保電氣有限公司 江蘇南京 21000)

海上油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)及應(yīng)用方案*

李 強(qiáng)1魏 澈1洪 毅1周志超2姜田貴3張麗娜1

(1. 中海油研究總院 北京 100028; 2. 浙江省電力設(shè)計(jì)院 浙江杭州 31000; 3. 南京南瑞繼保電氣有限公司 江蘇南京 21000)

基于目前海上油氣田電力現(xiàn)狀及特點(diǎn)，論證了采用柔性直流輸電系統(tǒng)通過陸地電網(wǎng)給海上油氣田供電的必要性和可行性，并對柔性直流輸電技術(shù)在海上油氣田應(yīng)用的關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)行了研究，包括系統(tǒng)主接線設(shè)計(jì)、換流器與海底電纜的電壓等級選取以及海上平臺換流站與控制保護(hù)系統(tǒng)的設(shè)計(jì)等。以渤海某油田具體工程項(xiàng)目為例，從用電負(fù)荷、主接線形式、系統(tǒng)容量選擇以及換流器和海底電纜的選取等方面介紹了該油田采用柔性直流輸電的技術(shù)方案，并與平臺自發(fā)電方案進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)對比。結(jié)果表明，采用柔性直流輸電技術(shù)利用岸電為該油田供電能節(jié)省一次投資約10%以上，降本增效顯著。本文研究成果對于實(shí)現(xiàn)我國海上油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)國產(chǎn)化具有十分重要的意義。

海上油氣田；柔性直流輸電系統(tǒng)；主接線形式；換流器；海底電纜；電壓等級選取；海上平臺換流站設(shè)計(jì)；控制保護(hù)系統(tǒng)設(shè)計(jì)

長期以來，海上石油平臺一般均采用海上自發(fā)電方案，即在中心處理平臺或浮式生產(chǎn)儲油、卸油裝置上設(shè)置一個(gè)或多個(gè)主電站，通過海底電纜將電站互聯(lián)并向周邊井口平臺供電[1-2]。隨著區(qū)域油田開發(fā)規(guī)模越來越大以及增產(chǎn)措施等帶來的電力負(fù)荷的增加，海上平臺電力負(fù)荷變得十分可觀。此外，部分油田沒有伴生氣或者伴生氣不足，主電站須采用原油發(fā)電機(jī)組，原油自耗量巨大。而采用柔性直流輸電技術(shù)利用岸電為海上油氣田供電可以很好地解決上述問題。從技術(shù)上講，柔性直流輸電技術(shù)具有可控性好、易于控制有功無功、損耗小、無需無功補(bǔ)償?shù)葍?yōu)點(diǎn)，可向孤島無源系統(tǒng)供電，特別適用于遠(yuǎn)距離、大容量輸電工程，如海上石油鉆井平臺、海上風(fēng)電場等[3-4]。從環(huán)保及經(jīng)濟(jì)性上講，海上自發(fā)電的一次能源為原油或天然氣，而岸電的一次能源包括水力、核能、太陽能、風(fēng)力等清潔能源，節(jié)能減排顯而易見。

自1997年世界上首個(gè)柔性直流輸電工程——赫爾斯揚(yáng)示范工程投入運(yùn)行以來，柔性直流輸電技術(shù)得到了快速發(fā)展。國外已投入運(yùn)行或在建的柔性直流輸電工程達(dá)20個(gè)以上，主要應(yīng)用于城市間電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)、海上風(fēng)電場及海上油氣田，其中海上油氣田的柔性直流輸電工程相對較少，主要有TROLL1&2、VALHALL、TROLL3&4等[5]。國內(nèi)第一個(gè)柔性直流輸電工程是2011年投入運(yùn)行的上海南匯柔性直流輸電工程，為國內(nèi)自主研發(fā)與建設(shè)的亞洲首個(gè)柔性直流輸電工程。近年投入運(yùn)行的還有南澳柔性直流輸電示范工程、舟山多端柔性直流輸電工程，在建的有廈門柔性直流輸電工程、云南魯西背靠背柔性直流輸電工程[6-7]。國內(nèi)柔性直流輸電技術(shù)主要著重于海上風(fēng)電場及電網(wǎng)互聯(lián)等研究與工程應(yīng)用，而對海上油氣田應(yīng)用尚缺乏研究，相關(guān)工程技術(shù)均被國外公司壟斷。因此，結(jié)合海上油氣田的需求與特點(diǎn)，研究海上油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)及應(yīng)用方案，對實(shí)現(xiàn)我國海上油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)國產(chǎn)化具有十分重要的意義。

1 系統(tǒng)主接線設(shè)計(jì)

海上油氣田的電力負(fù)荷一般在幾十兆瓦到幾百兆瓦之間，由于生產(chǎn)連續(xù)性要求高，對供電可靠性要求非常高，因此海上油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)須采用雙回路供電模式，即2套完全獨(dú)立的柔性直流輸電系統(tǒng)并聯(lián)，每套直流輸電系統(tǒng)采用單換流器對稱接線形式，如圖1所示。這種接線方式供電可靠性高，2套直流輸電系統(tǒng)之間完全獨(dú)立，不會相互影響，單套直流系統(tǒng)故障不會出現(xiàn)全油田供電中斷[8-9]。考慮到基于模塊化多電平技術(shù)的換流器為當(dāng)前主流技術(shù)，本文主要針對該類型換流器進(jìn)行研究與設(shè)計(jì)。

圖1 海上油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)推薦接線圖

2 系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)選取

2.1 系統(tǒng)電壓與電流關(guān)系分析

柔性直流輸電系統(tǒng)主要參數(shù)包括額定輸送功率PN、直流電流Idc及額定直流電壓Udc，三者關(guān)系如下：

PN=2UdcIdc

(1)

換流器某相的橋臂電流與直流電流及交流側(cè)電流關(guān)系如下：

ip=Idc/3+iv/2

(2)

in=Idc/3-iv/2

(3)

式(2)、(3)中:ip為上橋臂電流，A；iv為交流側(cè)電流，A；in為下橋臂電流，A。

以渤海某油田為例，油田電力負(fù)荷約為50 MW，柔性直流輸電系統(tǒng)主接線采用圖1的接線形式，單套直流系統(tǒng)額定輸送功率一般約為負(fù)載的75%，故設(shè)計(jì)為40 MW。通過計(jì)算得到該系統(tǒng)直流電壓與直流電流和換流器橋臂電流有效值的關(guān)系如圖2所示。從圖2可知，在選擇400 A通流能力的IGBT(絕緣柵雙極型晶體管)之后，系統(tǒng)額定電壓應(yīng)選擇IGBT通流能力大于換流器橋臂電流區(qū)域內(nèi)的電壓，即系統(tǒng)電壓應(yīng)設(shè)計(jì)為35 kV及以上。此外，由于柔性直流輸電系統(tǒng)不像交流輸電系統(tǒng)有標(biāo)準(zhǔn)的額定電壓等級，其輸電工程的設(shè)計(jì)、建設(shè)都是針對具體工程進(jìn)行，實(shí)現(xiàn)最優(yōu)的系統(tǒng)參數(shù)設(shè)計(jì)。因此，柔性直流輸電工程電壓等級選取的主要原則是技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上合理、電網(wǎng)安全可靠、確保設(shè)備供應(yīng)等[10]。

圖2 40 MW 柔性直流輸電系統(tǒng)換流器電壓與電流關(guān)系圖

2.2 換流器電壓等級選取

換流器是柔性直流輸電系統(tǒng)的關(guān)鍵設(shè)備，而全控型器件IGBT或IGCT(集成門極換流晶閘管)是換流器的核心元器件。確定了系統(tǒng)額定功率，并選擇相應(yīng)通流能力的全控型器件，就可以基本確定系統(tǒng)的最低電壓等級。

計(jì)算表明，渤海某油田柔性直流輸電系統(tǒng)換流器如果選擇3 300 V、400 A的IGBT，在考慮一定的余量之后，直流系統(tǒng)額定電壓可確定為±40 kV，則子模塊數(shù)約需要324個(gè)(子模塊個(gè)數(shù)等于直流電壓差除以單個(gè)IGBT承受電壓再乘以橋臂數(shù)及冗余率)。如果換流器選擇3 300 V、800 A的IGBT，在考慮一定的余量后，直流系統(tǒng)額定電壓可確定為±30 kV，則子模塊數(shù)約需要243個(gè)。對于IGBT額定電流為400 A的方案，雖然單個(gè)子模塊的造價(jià)低、體積較小，但是由于需要串聯(lián)的個(gè)數(shù)增多，換流器的費(fèi)用并不一定占優(yōu)。另外，海上油氣田應(yīng)用中換流器的體積與重量也是關(guān)鍵指標(biāo)之一，±40 kV方案中雖然子模塊單體尺寸要小，但串聯(lián)個(gè)數(shù)多，且由于電壓等級高之后絕緣間距等都相應(yīng)增加，因此其換流器的體積比±30 kV的方案要大得多，約需增加50%的空間布置。因此，換流器電壓等級的選取需要綜合考慮費(fèi)用、體積及重量等因素。

2.3 海底直流電纜電壓等級選取

在一定輸送容量下，海底電纜的電壓等級越高，絕緣水平要求也越高，相應(yīng)的成本也隨之增加；但是，海底電纜等級越高，其載流量就越小，相應(yīng)的電纜截面也越小，導(dǎo)體的成本也會隨之降低。仍然以渤海某油田40 MW系統(tǒng)為例，如果電壓等級為±30 kV，可以選擇截面為500 mm2的海底電纜；如果電壓等級為±50 kV，則可以選擇截面為240 mm2的海底電纜。據(jù)了解，海底電纜從±30 kV增加至±50 kV所帶來的絕緣成本有限，但是由于電纜截面大大減小了，因此相應(yīng)導(dǎo)體費(fèi)用也減小了。此外，海底電纜電壓等級的選取除了考慮絕緣及截面差異導(dǎo)致的成本差異外，還須考慮不同電壓等級下海底電纜帶來的線損不同而導(dǎo)致的維護(hù)費(fèi)用上的差別[11]。

總的來說，換流器與海底電纜是海上油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)的2個(gè)關(guān)鍵部分，在整個(gè)工程投資比重也最大，因此在選取直流系統(tǒng)電壓等級、額定電流時(shí)既要兼顧換流器、海底電纜的一次投資以及海上換流站模塊占地面積所帶來的間接費(fèi)用,也要兼顧系統(tǒng)損耗。最終按如圖3所示流程綜合考慮各因素，確定輸電系統(tǒng)綜合最優(yōu)方案。

圖3 海上油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)主要參數(shù)選取流程圖

3 海上平臺換流站與控制保護(hù)系統(tǒng)設(shè)計(jì)原則

3.1 緊湊式海上平臺換流站設(shè)計(jì)原則

與陸地電網(wǎng)互聯(lián)應(yīng)用不同的是，海上油氣田應(yīng)用時(shí)要求換流站的體積越小越好、重量越輕越好，整體原則是緊湊型、模塊化設(shè)計(jì)。具體設(shè)計(jì)原則為:

1) 換流站作為整體結(jié)構(gòu)模塊布置在平臺的頂層甲板，要充分利用空間的高度，盡量縮小模塊的占地面積。

2) 交流高壓電氣設(shè)備采用GIS(氣體絕緣開關(guān))設(shè)備，并通過油氣套管與聯(lián)結(jié)變壓器本體連接，從而避免變壓器高壓部位無外露，減少鹽霧潮濕環(huán)境對裸露設(shè)備的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，也能有效節(jié)省平臺占地面積。

3) 換流站模塊電氣房間均保持微正壓，確保平臺上的防爆與防腐要求。

3.2 控制保護(hù)系統(tǒng)設(shè)計(jì)原則

柔性直流輸電系統(tǒng)的控制保護(hù)系統(tǒng)一般可分為運(yùn)行人員控制層、控制保護(hù)層、I/O(輸入/輸出)層，其中運(yùn)行人員控制層主要是運(yùn)行人員進(jìn)行操作與系統(tǒng)監(jiān)視的SCADA(數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制)系統(tǒng)；控制保護(hù)層是柔性直流輸電控制保護(hù)的核心，包括系統(tǒng)級控制、換流器控制保護(hù)；I/O層是與交直流設(shè)備、輔助系統(tǒng)等之間的接口，由分布式I/O單元及測控裝置組成。

由于海上平臺運(yùn)行維護(hù)人員配備有限，須在岸上實(shí)現(xiàn)對海上換流站的遠(yuǎn)程監(jiān)控、故障診斷與分析、控制等功能[12]，因此設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)將運(yùn)行人員控制層升級優(yōu)化為岸電一體化智能監(jiān)控中心，將其設(shè)置在岸上換流站內(nèi)，除了具備SCADA功能之外，還應(yīng)具備海上換流站遠(yuǎn)程故障診斷與分析、海底電纜一體化監(jiān)控等高級應(yīng)用功能。此外，海底電纜的安全穩(wěn)定運(yùn)行直接影響到直流系統(tǒng)的供電可靠性，因此構(gòu)建海底電纜一體化監(jiān)控系統(tǒng)也十分必要。海底電纜故障主要是受到外力的破壞，如船舶的錨害等，因此可以采用光纖傳感技術(shù)實(shí)現(xiàn)對海底電纜的溫度監(jiān)測、應(yīng)力變化監(jiān)測、擾動(dòng)監(jiān)測，同時(shí)配置AIS(船舶自動(dòng)識別系統(tǒng))海纜監(jiān)控預(yù)警系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)對進(jìn)入海底電纜路由警戒區(qū)域的船只發(fā)出警告，避免拋錨傷害海纜?？刂票Ｗo(hù)層以及I/O層內(nèi)的控制保護(hù)策略與系統(tǒng)架構(gòu)等相對比較成熟，本文不再贅述。

4 油田應(yīng)用方案

4.1 油田概況

渤海某油田綜合調(diào)整新建生產(chǎn)設(shè)施包括3座平臺及相應(yīng)的海底管線與平臺間供電海底電纜。新建的3座平臺總的用電負(fù)荷約為50 MW，油田原有主電站不能滿足新建平臺用電負(fù)荷需求，因此需要考慮新建主電站或者通過岸電供電。如果采用海上自發(fā)電，中心平臺須增加5臺15 MW的原油透平發(fā)電機(jī)組，投資大，且消耗較多的原油，操作維修費(fèi)用高?？紤]到該區(qū)域離陸地較近，僅需海纜路由長度約50 km,且目前柔性直流輸電技術(shù)較為成熟，因此采用岸電供電模式。

4.2 應(yīng)用技術(shù)方案

根據(jù)用電負(fù)荷大小、線路路由及遠(yuǎn)期規(guī)劃，該項(xiàng)目擬采用柔性直流輸電系統(tǒng)進(jìn)行輸電。

1) 基本原則。

海上平臺用電負(fù)荷按一級負(fù)荷考慮。根據(jù)負(fù)荷特性要求，需從陸地電網(wǎng)不同變電站分別引入一路220 kV進(jìn)線至陸地?fù)Q流站；岸電工程除了考慮本期工程50 MW用電負(fù)荷之外，還須考慮遠(yuǎn)期附近油田接入可能性，即岸電換流站的進(jìn)線規(guī)模須按照130 MW考慮，陸地?fù)Q流站須考慮遠(yuǎn)期增加換流站可行性。

2) 直流輸電系統(tǒng)方案。

考慮到海上油氣田對供電可靠性要求高的特點(diǎn)，采用圖1所示主接線形式，即陸地?fù)Q流站至海上換流站由2套完全獨(dú)立的單換流器對稱接線系統(tǒng)并聯(lián)組成。根據(jù)業(yè)主要求，岸電系統(tǒng)無需考慮已有生產(chǎn)設(shè)施的供電，只需考慮為新增平臺的負(fù)荷供電，具體有單套系統(tǒng)額定容量為30、40、50 MW等3種方案可以選擇。3種方案的比較見表1，可以看出，2×40 MW方案的供電可靠性相對較高，設(shè)備投資適中，且系統(tǒng)損耗也不大，因此推薦采用該方案。

表1 系統(tǒng)不同額定容量選擇方案對比

注：停電率=停電負(fù)荷/需求負(fù)荷

本項(xiàng)目中單套系統(tǒng)的額定容量為40 MW，綜合比較目前國內(nèi)外類似輸電工程的案例，針對±30、±40、±50、±60 kV等4個(gè)電壓等級，從換流站投資與占地面積、海底電纜投資、系統(tǒng)損耗等方面進(jìn)行了綜合對比分析，結(jié)果表明±40 kV方案與±60 kV方案占地面積相當(dāng)，這2個(gè)方案的綜合指標(biāo)最優(yōu)。但是±60 kV方案線損比±40 kV方案要低，且目前已有成功案例，同時(shí)考慮為后期高電壓等級、大容量系統(tǒng)積累經(jīng)驗(yàn)，在項(xiàng)目中推薦采用±60 kV方案。

該油田柔性直流輸電系統(tǒng)示意圖如圖4所示。

3) 經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)。

該油田如果采用自發(fā)電方案則須增加5臺15 MW原油發(fā)電機(jī)組，且須以原油為燃料發(fā)電。如果采用柔性直流輸電技術(shù)利用岸電為油田供電，則可有效解決燃料緊缺問題，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排。據(jù)計(jì)算，該項(xiàng)目采用國產(chǎn)柔性直流輸電系統(tǒng)情況下一次投資(包括柔性直流輸電系統(tǒng)投資及與自發(fā)電相比油田工程方案的差異投資)可節(jié)省約10%以上，后期操作維修費(fèi)用也可減少10%以上，降本增效明顯。

圖4 渤海某油田柔性直流輸電系統(tǒng)示意圖

5 結(jié)束語

采用柔性直流輸電技術(shù)為海上油氣田供電在技術(shù)上是可行的，經(jīng)濟(jì)上需要結(jié)合岸電的投資、海上自發(fā)電的投資進(jìn)行綜合比較，同時(shí)還需要考慮岸上換流站建設(shè)、電網(wǎng)入網(wǎng)許可等對工程進(jìn)度的影響。隨著海上油氣田規(guī)模的擴(kuò)大以及節(jié)能減排等需求的推動(dòng)，采用柔性直流輸電系統(tǒng)為海上石油平臺供電將為海上油氣田開發(fā)提供一種新的選擇，而且多端柔性直流輸電系統(tǒng)未來也將會在海上油氣田得到應(yīng)用，甚至?xí)纬伞瓣懙仉娋W(wǎng)-海上油氣田-海上風(fēng)電場”多端直流網(wǎng)絡(luò)，進(jìn)一步推動(dòng)海上區(qū)域油氣田開發(fā)。

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(編輯：呂歡歡)

Key technologies and application scheme of flexible HVDC system in offshore oil and gas fields

Li Qiang1Wei Che1Hong Yi1Zhou Zhichao2Jiang Tiangui3Zhang Lina1

(1.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China; 2.ZhejiangElectricPowerDesignInstituteHangzhou,Zhejiang31000,China; 3.NanjingNariRelaysElectricalCo.Ltd.,Nanjing,Jiangsu21000,China)

Based on the current status and characteristics of power systems in offshore oil and gas fields, this paper demonstrated the necessity and feasibility of supplying power to offshore platforms from onshore power grid with the utilization of flexible HVDC system. The key technologies for flexible HVDC application in offshore oil and gas fields were also studied, including the design of main electrical connection, determination of voltage rating for submarine cables and converters, design of offshore platform converter stations, and design of the control and protection systems. An oilfield in Bohai Sea has been chosen to further illustrate the flexible HVDC technology from the perspective of electric load, main electrical connection, the selection of system capacity, converters and submarine cables. The investment can be curtailed by 10% with flexible HVDC compared with self-generating power technology. The result from this research is of great significance for achieving the localization of flexible HVDC systems in offshore oil and gas fields.

offshore oil and gas field; flexible HVDC system; main electrical connection; converter; submarine cable; selection of voltage rating; design of offshore platform converter station; design of control and protection system

李強(qiáng)，男，工程師，2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)，獲碩士學(xué)位,現(xiàn)從事海上油氣田電網(wǎng)規(guī)劃與設(shè)計(jì)、柔性直流輸電技術(shù)研究工作。地址：北京市朝陽區(qū)太陽宮南街6號院2號樓(郵編：100028)。E-mail:liqiang16@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)02-0156-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.022

TU852

A

2015-07-08 改回日期：2015-11-02

*國家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃(863計(jì)劃) “油田群智能配網(wǎng)綜合集成與示范(編號：2012AA050216)”部分研究成果。

李強(qiáng),魏澈,洪毅，等.海上油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)及應(yīng)用方案[J].中國海上油氣，2016,28(2)：156-160.

Li Qiang,Wei Che,Hong Yi,et al.Key technologies and application scheme of flexible HVDC system in offshore oil and gas fields[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):156-160.