海洋石油平臺電力組網的設計與實現

張 強

（中海油研究總院 北京 100027）

0 引 言

海上油氣田開發過程中通常是在每一個油氣田的中心平臺建一座獨立的主電站，為本平臺或周邊平臺提供電力。該供電模式下各油氣田電源單一，且各油氣田電站之間沒有聯系。為保證供電可靠性，每一平臺均需預留一臺等同容量的備用發電機組，這不僅電源投資增大，能夠為油氣田后期調整及新油田開發預留的電量也十分有限。

為解決上述問題，需在經濟性與供電可靠性間尋求平衡點，將各平臺電源組網供電，構建多電源的含有高壓聯絡線路的電力系統是可選方案之一。

1 海上平臺電力組網的必要性

電力組網供電較單個的電站獨立供電有明顯的優勢，具體如下:

（1）平臺之間可互供電力、互為備用，減少事故及大型負荷啟動備用容量，提高電網運行的經濟性；同時增強電網抵抗事故能力，實現事故情況下的相互支援，最終提高各電站安全水平和供電可靠性，避免因平臺電站出現問題造成整個平臺供電的中斷。

（2）能承受較大的沖擊負荷，如注水泵、壓縮機等沖擊負荷，從而有利于改善提高電能質量。

（3）可減少備用機組數量，節省投資及運行維護成本。兩平臺可以通過共享一臺備用電站，節省投資及平臺的占用空間。

2 海洋石油平臺電力組網方案設計

圖1為南海相鄰約24.5 km的兩個油田區塊，分別設有一座帶有原油主電站中心平臺的南海DPPA和一座南海DPPB。在南海DPPA西南方向約12 km處，設有一座井口平臺南海WHPA，南海WHPA上未設主電站。

圖1 南海油田群平臺分布圖

南海DPPA、南海DPPB與南海WHPA三個平臺的用電負荷分別為19.8 MW、18.9 MW和4.5 MW。南海DPPA及南海DPPB分別設置4臺10.5 kV、50 Hz、7600 kW的原油發電機組，通過海底電纜對其進行電力組網。兩個平臺可共享備用發電機組。

2.1 電力組網電壓等級的選擇

南海DPPA與南海DPPB兩端均設有原油主電站，海纜線路輸送的潮流較輕。海纜存在分布電容［1］，輕載輸送時充電功率較大，將導致受端電壓高于送端，而線路充電功率與電壓等級平方成正比，110 kV充電功率是35 kV的近9倍。經濟性上，35 kV絕緣要求遠低于110 kV，其線路及變電裝置造價僅為110 kV的1/3～1/2。因此海纜線路電壓等級推薦采用35 kV。

2.2 電網運行方式計算

本實例對南海DPPA與南海DPPB平臺原油發電機的單機最大出力按90%額定功率6840 kW考慮，平臺負荷的功率因數按0.86考慮。

根據平臺上的電站開機臺數以及平臺的負荷情況，對組網后的六種較典型的運行方式進行潮流計算。方式一、三分別為南海DPPB通過海纜聯絡線向南海DPPA端輸送電力為一臺發電機組和兩臺發電機組最大出力的工況；方式二、四分別為南海DPPA通過海纜聯絡線向南海DPPB端輸送電力為一臺發電機組和兩臺發電機組最大出力的工況；方式五、六分別為平臺利用海底電纜為另一個待恢復生產平臺輸送最小電力的工況。

表1 南海DPPA/DPPB平臺潮流計算條件表 單位:kW

續表

六種典型運行方式下各平臺電站的出力、平臺用電負荷、海纜的潮流分布以及平臺電壓情況如圖2～7所示。經過以上潮流分析，通過調整各平臺發電機無功出力與變壓器分接頭，各平臺電壓及發電機功率因數均符合要求。

圖2 線路潮流圖（方式一）

圖3 線路潮流圖（方式二）

圖4 線路潮流圖（方式三）

圖5 線路潮流圖（方式四）

圖6 線路潮流圖（方式五）

2.3 電力系統一次設計

（1）主變容量選擇

南海DPPA與南海DPPB分別配置兩臺35±4×2.5%/10.5 kV，12.5 MVA有載調壓變壓器，變壓器接線組別為YN、d11。

（2）35 kV主接線方式

南海DPPA與南海DPPB 35 kV側主接線采用單母線接線方式。南海DPPA 35 kV出線回路為兩回，一回出線至DPPB平臺，另一回出線至WHPA；南海DPPB 35 kV出線回路為一回，出線至DPPA平臺。上述兩平臺10 kV側均采用單母線分段接線。

（3）同期點的設置

南海DPPA與南海DPPB之間的同期點設置于DPPA和DPPB之間35 kV海底電纜兩頭斷路器處及主變的10 kV斷路器側，同期裝置單獨設置，布置于相應開關柜內。

（4） 35 kV 線路

為充分利用發電機的發電能力，同時考慮周邊可能的負荷發展，DPPA與DPPB之間的海纜選擇為240 mm2，DPPA與WHPA之間的海纜選擇為120 mm2。

根據海纜廠家提供的海纜參數，利用電纜單相接地電流計算公式［2］Ic=ωCefUef×103，得出南海DPPA與DPPB 24.5 km海纜單相接地電容電流為84 A，DPPA與WHPA 12 km海纜單相接地電容電流33 A，其均超過規程允許值（10 A），系統中海纜的電容電流約為117 A。本工程海纜要求在接地故障條件下運行，根據《交流電氣裝置的過電壓保護與絕緣配合》DL/T 620-19973.12規定，故采用消弧線圈接地方式。

每個中心平臺的兩臺35 kV變壓器中性點共用一組消弧線圈補償裝置，通過聯動開關實現消弧線圈的投切，消弧線圈的容量為［2］:

圖7 線路潮流圖（方式六）

選擇3300 kVA消弧線圈，電壓等級21.22 kV（），裝設于主變中性點上，調節范圍為65～145 A。

（5） 無功配置

經過潮流計算分析，各平臺無需配置電容器。考慮到為增加電壓調節手段，避免負荷低谷期時出現電壓過高，發電機進相運行等情況?？紤]在南海DPPA、南海DPPB及南海WHPA三個平臺分別安裝一組容量為0.5 MVA的10 kV可投切電抗器。

（6）勵磁涌流解決方案

為解決變壓器空載合閘時最大勵磁涌流為額定電流的6～10倍的情況，經過方案論證，在主變壓器高壓側配置涌流抑制器，該涌流抑制器通過變壓器斷電時電壓的分閘相位角獲知此路剩磁的極性，下一次合閘時選擇在相近的相位角，從而避免變壓器鐵芯磁通的突變產生勵磁涌流。

2.4 能量管理系統（EMS）的應用

本工程在全電網配置了高度自動化的EMS系統，來實現各平臺發供電設備的監控、負荷的管理及平衡等工作。它包括EMS系統南海DPPA中心站以及EMS系統各平臺站（DPPA、DPPB、WHPA）。 它的特點是功能高度集成化，即電網的全部監視、控制需由一個系統來完成。因此EMS系統功能需包括SCADA/EMS、在線安控和電站自動化等三個功能應用群。它的另一個特點就是通道速率要求高，EMS系統的在線安控功能信息傳輸實時性為毫秒級，陸上電網EMS系統實時性為秒級。因此傳統的廠站與主站系統之間的調度數據網絡、專用通道已不能滿足信息傳輸要求，要求具備更加高速可靠的通道。

（1）EMS系統的總體功能及技術要求

DPPA中心站可以完成對全電網監視和控制，包括對電網數據的采集和安全監視（SCADA）；發電調整和控制（AGC）；電壓調整和控制等。同時各站EMS系統還能實現如下功能:

a.各發電機組的監視和控制:對發電機組各種信息如有功功率、無功功率、頻率、功率因數、油溫、油壓、運行狀態、故障信號等的采集；機組的起停順序控制；機組的同步；機組的頻率［有功］和電壓［無功］調整等等。

b.斷路器監視和控制。

c.站內無功功率、無功功率出力的分配調節。

d.優先脫扣功能。

e.電動機回路啟動管理功能。

f.電網（電站）黑啟動功能。

g.與平臺“關斷”系統的配合功能。

h.完備的報表、趨勢以及分析工具等當地控制功能。

（2）EMS系統在總體結構方面可分為三層:

a.信息層

信息層包括南海DPPA的EMS工作站和工程師工作站，各站的主機/操作員工作站以及相應的網絡設備。各平臺主機/操作站經授權，可以相互備用。

b.站控層

站控層包括各平臺的現場控制器、通信服務器以及相應的網絡設備。主要完成與間隔層設備的通信并實現在線安控、電站自動化等功能。

c.間隔層

間隔層包括各平臺的繼電保護測控裝置、測控裝置，包括35 kV線路保護測控裝置、主變壓器保護及測控裝置、發電機保護測控裝置、10 kV保護測控裝置、公用測控裝置、UPS等其他智能裝置。站控層的現場控制器通過現場總線對上述間隔層設備進行數據通信，實現對各間隔電氣設備的保護、測量和控制。

圖8 EMS系統總體結構圖

3 結 論

本設計對海上石油平臺的電力組網進行了實踐，解決海纜小型孤立電網組網的技術難題，為海上平臺電源系統的設計開辟了新的思路。根據海洋石油開發的特點，電網的規模隨著資源優化配置范圍的擴大而擴大，海上電網的發展也必然要經歷從區域小網到海域大網這一發展過程，因此海上油田的電力組網在制定方案時除了要滿足本期工程的需要，還要著眼于未來的發展。

［1］許建奎，李長偉.海洋石油發電機中性點接地方式探究［J］.電氣應用，2008，27（22）:44-46.

［2］陳戎生，戈東方，鐘大文，等.電力工程電氣設計手冊［M］.1版.北京:中國電力出版社，1989.