黃海宏 張騰華

摘要

某作業(yè)公司在海上有A、B兩個油田群設施，目前A油田配置機組容量大但實際帶載率很小，B油田配置機組容量小且機組穩(wěn)定性較差。B油田時常出現(xiàn)失電情況，影響油田的安全穩(wěn)定運行。鑒于此，根據(jù)油田實際運行與理論設計運行工況，設計人員制定電量平衡分析、計算油田無功補償、關鍵節(jié)點短路計算電流、各種工況分析、海纜壓降等相關數(shù)據(jù)得出組網(wǎng)方案從而判斷A與B油田組網(wǎng)的可行性。

【關鍵詞】組網(wǎng)方案 工況分析 無功補償校核無功計算 海纜壓降 短路電流計算 網(wǎng)絡通訊

當前的工業(yè)生產(chǎn)與人民生活品質(zhì)對石油類產(chǎn)品需求非常大求，而石油與天然氣的開采均需要可靠的電力作為支撐，同時海上油田電力系統(tǒng)也是保障油田作業(yè)人員生活的基本條件。與目前國內(nèi)外大多數(shù)海上油氣田開采模式相同，該作業(yè)公司目前各油田群基本上是每一個油氣田中心平臺建一個電站獨立供電。這種供電方式存在以下問題：

（1）由于各平臺電站獨立供電，運行機組一旦故障關停，必將導致油田停產(chǎn)。

（2）單個電站抗沖擊性能差，備用不夠，出現(xiàn)注水泵、壓縮機、貨油泵等大型設備的無法正常啟動的現(xiàn)象。

（3）為保證供電可靠性，B油田需配置大量的備用發(fā)電機組，不僅投資大，對平臺的有限空間也很浪費。

（4）運行維護工作量大。由于機組數(shù)量龐大，配電網(wǎng)接線復雜，運行和維護成本居高不下。

（5）B油田與A油田機組運行模式大部分時候是單機組獨立運行，機組出現(xiàn)故障后，整個油田都隨之停電。

合理利用發(fā)電機的配置，減少不必要的備用容量，也是順應國家節(jié)能減排這個大環(huán)境和大趨勢。

本文將通過各種工況組合、無功補償校核、海纜壓降計算等闡述油田組網(wǎng)的可行性。

1 可行性研究分析

1.1 電量平衡分析

A油田群A1平臺配置3臺額定50HZ、10.5kV、10000kW的透平機組，B油田群B1平臺配置3臺額定50HZ、6300V、5480kW的臺風機組。A1通過1臺10.5/22KV 12500kVA變壓器統(tǒng)一給各個負載平臺供電。B1通過2臺6.3/22KV3150kVA變壓器給各個負載平臺供電。

A油田群按照設計最大負荷約為14796kW實際由于產(chǎn)量等各方面因素影響，實際負荷約為3500～4000kW，B油田群按照設計最大負荷8395kW，實際負荷約為5000kW（后期新增油井投產(chǎn)情況下，現(xiàn)階段只有3500KW左右）?，F(xiàn)階段A1實際只運行1臺機組，B1運行1臺機組或2臺機組。油田詳細負荷見表1。

依據(jù)油田最大設計符合以及設計容量，機組最大帶載能力按照設計功率的0.9倍進行計算，即A1平臺機組額定功率10000kW實際最大功率為9000kW，B1平臺機組額定功率5480kW實際最大功率為4392kW，得出油田機組符合率以及各個電站剩余電量如表20

從電量平衡分析來看，目前各油田供電能實現(xiàn)平衡，剩余電量較大的是A油田，考慮B油田機組可靠性較低，將其機組作為電網(wǎng)冷備用機組，A油田機組全開的前提下，通過利用A1電站可以滿足B油田供電要求，因此電網(wǎng)聯(lián)絡線路可按照傳輸至少一臺電站容量9000KW考慮。

1.2 海上油田距離分析

依據(jù)海上油田經(jīng)緯度坐標分析計算與實際確認，得出A油田A2負載平臺距離B油田B5負載平臺最近點為14.5KM，A2平臺進線母線電壓為22KV、50HZ，B5平臺進線母線電壓同為22KV、50HZ，B4平臺至B5平臺海底電纜為120mm²，油田整體位置見圖1。

1.3 工況分析

1.3.1 最大方式工況分析

依據(jù)設計運行方式A與B油田最大負荷為23.2MW，裝機容量46.4MW，可利用容量41.8MW，如所有機組皆滿開則有18.6MW的盈余，盈余大于任意2臺機組容量，因此可以將系統(tǒng)內(nèi)的任意2臺機組留作冷備用。由于B1平臺主變?nèi)萘枯^小，最多傳輸5040KW，B4到B5平臺海纜為120mm²最多傳輸8504KW，約為B區(qū)域負荷。當B區(qū)域機組全停電時，海纜處于滿載工作，無法滿足負荷需求，因此B1平臺最少開1臺機組。各種工況組合如表3。

1.3.2 實際負荷運行工況分析

根據(jù)油田實際負荷，A和B油田全部投產(chǎn)情況下總計負荷約8.5MW，遠遠低于裝機容量。油田機組實際由于氣源以及設計限制等原因，A1平臺機組實際最大帶載為8500kW，B1平臺機組實際最大帶載為4328kW。實際A1和B1平臺各只需要開1臺機組即可滿足油田的正常生產(chǎn)，實際盈余還有4.5MW。同時在A1平臺機組跳機的情況下通過卸載管理方式B1平臺1臺機組也可以保障油田基本供電安全。依據(jù)油田實際負荷，組合出各種工況情況下機組綜合帶載如表4。

1.4 無功補償校核

1.4.1 A油田無功校核

依據(jù)設計資料，A油田己投運海纜和未來預留海纜如表5。

表格中合計8條22KV海纜，總計147.9KM。海纜具有較大電容效應，在海纜輕載時產(chǎn)生末端電壓升高或引起發(fā)電機進相運行問題，因此需要進行感性無功補償。

海纜充電功率計算如下：

Q=U²ωCL/1000KVAR

其中ω=314

C：單位長度電容，單桅μF/KM

經(jīng)計算，A油田各條海纜充電功率如表6。

A油田海纜以及變電所產(chǎn)生充電功率為5092KVar，依據(jù)設計資料A1平臺己設置6MVarSVG裝置，SVG為電子產(chǎn)品不需要考慮傳統(tǒng)電抗器諧振問題，即不要求補償度40%～80%區(qū)間，所以目前SVG滿足電網(wǎng)配置要求。

1.4.2 B油田無功校核

依據(jù)設計資料，B油田海纜如表7。

經(jīng)校核，B油田群應補償功率為2234KVar，目前己配置1臺600KVar SVG裝置。同時B油田到A油田新增1條14.5KM 22KV120mm²海纜充電功率為420KVar，因此組網(wǎng)后需要統(tǒng)一進行補償2100KVar。

1.5 短路電流計算

短路電流計算校核工況采取電站平臺主發(fā)電機全部投入工況。主要母線短路電流計算結(jié)果如表8。

根據(jù)短路電流計算結(jié)果，考慮設備的通用性和一定的裕度，35kV主要設備短路電流水平按25kA考慮。A1平臺10.5kV母線設備短路電流水平可按照25kA選擇，B1平臺6.3kV母線設備短路電流水平可按照20kA選擇，斷路器開斷直流分量水平不小于50%。

由于本工程屬于海上工程，環(huán)境潮濕，鹽霧腐蝕嚴重，本工程戶外22kV設備外絕緣爬電比距按照最高線電壓下不低于35mm/kV配置，戶內(nèi)設備外絕緣爬電比距按照額定線電壓下不低于23mm/kV配置。

2 組網(wǎng)方案

2.1 設備與接入點選擇

在A1平臺新增1臺10.5/22kV 12500KVA變壓器，將備用發(fā)電機容量輸送給電網(wǎng)。在A2平臺敷設1條22KV3C*120mm²14.5KM海底光纖電纜到B5平臺，實現(xiàn)A油田與B油田的電力組網(wǎng)。

2.2 中性點接地方式選擇

A與B油田各個平臺采用中性點不接地系統(tǒng)設計，而平臺聯(lián)絡的22KV系統(tǒng)目前也為海洋石油平臺的習慣做法：即變壓器中性點小電阻接地方式，一旦海底電纜發(fā)生單相故障接地，保護直接動作。目前A1平臺22KV主變采取400A低電阻接地系統(tǒng)，B1平臺22KV變壓器采取200A低電阻接地系統(tǒng)。組網(wǎng)后，接地系統(tǒng)保持不變。

2.3 同期點選擇選擇

考慮到A與B油田組網(wǎng)是將已建或其它代建平臺進行電氣連接，故同期點的選擇原則就是在各個油田的交界的開關設置同期前以及雙回路供電的主要開關。總計設置7個同期點，分別為A1和A2平臺3個，B4和B5平臺2個，B1平臺2個。

2.4 海底電纜傳輸容量選擇

B1～B3平臺合計最大負荷約為4071KW，組網(wǎng)后B1平臺主要為受電方，B1平臺2臺3150KVA變壓器（滿載電流約82A）最大提供5040KW，因此B1平臺正常運行時至少需要開1臺機組。此時B油田需要外供的電量最少為3463KW（最大負荷8395KW減去自身1臺出力4932KW），折合電流為114A，同時考慮到B4至B5平臺海纜為3C*120mm²，因此B5至A2選擇3C*120mm²海底電纜，最大傳輸容量為8504KW（按照279A計算）。

海纜壓降計算公式：

根據(jù)公式：

V=K1*I*（Rcosθr+Xsinθr）（V/kM）

式中：

K1——相位之間的系數(shù)，（通常為）

I——海底電纜最大的負載電流（A），

R——海底電纜的電阻（Ω/kM），

X——海底電纜的電抗（Ω/kM），

cosθr——功率因數(shù)（一般取0.8）。

A油田傳輸?shù)紹油田3463KW計算壓降約為667V，壓降約3%。負荷要求，如海纜在壓降偏大，可以通過無功補償以及變壓器有載調(diào)壓方式，可將電壓控制在合理范圍以內(nèi)。

2.5 機組控制

由于A油田和B油田發(fā)電機組為不同型號且廠家也不同，同時也是分布在不同位置。組網(wǎng)后，機組自身無法實現(xiàn)正常的帶載運行，通過增加一套電源能量管理系統(tǒng)（pms）對兩個電站發(fā)電機組出力值進行統(tǒng)一的分配，實現(xiàn)機組的安全穩(wěn)定運行。電網(wǎng)并網(wǎng)運行后，將電站在運行機組均至于DROOP（有差）模式，PMS系統(tǒng)將機組基于基準頻率進行負荷分配，確保每臺在運行機組出力值實現(xiàn)比例平衡或進行機組的調(diào)度出力錯開性能不穩(wěn)定機組對電網(wǎng)的影響。

2.6 通訊配置

目前A油田己配置PMS系統(tǒng)，全油田網(wǎng)絡己是EtherNet環(huán)網(wǎng)架構(gòu)。B油田配置了相同的網(wǎng)絡架構(gòu)。A、B油田組網(wǎng)后，通過新增的海底光纖，將在A2平臺和B5平臺增加光電交換機，將A油田與B油田的網(wǎng)絡連接成一個整體網(wǎng)絡，用于PMS系統(tǒng)統(tǒng)一控制管理。同時也可以利用此海底光纖將A油田和B油田的中控系統(tǒng)進行統(tǒng)一連接。

3 結(jié)論

依據(jù)各項計算數(shù)據(jù)分析，A油田與B油田通過新增海纜、變壓器、SVG、EMS控制系統(tǒng)等裝置設備，在油田無需大范圍的變動下具備組網(wǎng)的條件。

4 結(jié)束語

針對目前A、B油田運行的工況情況，尤其是B油田機組極其不穩(wěn)定且運行工況長期為1臺，B油田掉電情況時有發(fā)生。A油田機組容量大，但實際帶載率卻比較小，資源浪費與空置嚴重。組網(wǎng)后將最大幅度提高資源利用率，大幅度減少油田的停產(chǎn)幾率、減少海上維護人員的工作量同時可以保障海上油田的基本用電。為油田長期生產(chǎn)帶來可觀的經(jīng)濟效益，海上維護人員的身心健康也得到提高。

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