海上油氣田柔性直流輸電系統關鍵技術及應用方案*

李 強 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. 浙江省電力設計院 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關鍵技術及應用方案*

李 強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. 浙江省電力設計院 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狀及特點，論證了采用柔性直流輸電系統通過陸地電網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在海上油氣田應用的關鍵技術進行了研究，包括系統主接線設計、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系統的設計等。以渤海某油田具體工程項目為例，從用電負荷、主接線形式、系統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方案，并與平臺自發電方案進行了經濟性指標對比。結果表明，采用柔性直流輸電技術利用岸電為該油田供電能節省一次投資約10%以上，降本增效顯著。本文研究成果對于實現我國海上油氣田柔性直流輸電系統國產化具有十分重要的意義。

海上油氣田；柔性直流輸電系統；主接線形式；換流器；海底電纜；電壓等級選取；海上平臺換流站設計；控制保護系統設計

長期以來，海上石油平臺一般均采用海上自發電方案，即在中心處理平臺或浮式生產儲油、卸油裝置上設置一個或多個主電站，通過海底電纜將電站互聯并向周邊井口平臺供電[1-2]。隨著區域油田開發規模越來越大以及增產措施等帶來的電力負荷的增加，海上平臺電力負荷變得十分可觀。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電機組，原油自耗量巨大。而采用柔性直流輸電技術利用岸電為海上油氣田供電可以很好地解決上述問題。從技術上講，柔性直流輸電技術具有可控性好、易于控制有功無功、損耗小、無需無功補償等優點，可向孤島無源系統供電，特別適用于遠距離、大容量輸電工程，如海上石油鉆井平臺、海上風電場等[3-4]。從環保及經濟性上講，海上自發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、風力等清潔能源，節能減排顯而易見。

自1997年世界上首個柔性直流輸電工程——赫爾斯揚示范工程投入運行以來，柔性直流輸電技術得到了快速發展。國外已投入運行或在建的柔性直流輸電工程達20個以上，主要應用于城市間電網聯網、海上風電場及海上油氣田，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]。國內第一個柔性直流輸電工程是2011年投入運行的上海南匯柔性直流輸電工程，為國內自主研發與建設的亞洲首個柔性直流輸電工程。近年投入運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]。國內柔性直流輸電技術主要著重于海上風電場及電網互聯等研究與工程應用，而對海上油氣田應用尚缺乏研究，相關工程技術均被國外公司壟斷。因此，結合海上油氣田的需求與特點，研究海上油氣田柔性直流輸電系統關鍵技術及應用方案，對實現我國海上油氣田柔性直流輸電系統國產化具有十分重要的意義。

1 系統主接線設計

海上油氣田的電力負荷一般在幾十兆瓦到幾百兆瓦之間，由于生產連續性要求高，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須采用雙回路供電模式，即2套完全獨立的柔性直流輸電系統并聯，每套直流輸電系統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套直流輸電系統之間完全獨立，不會相互影響，單套直流系統故障不會出現全油田供電中斷[8-9]。考慮到基于模塊化多電平技術的換流器為當前主流技術，本文主要針對該類型換流器進行研究與設計。

圖1 海上油氣田柔性直流輸電系統推薦接線圖

2 系統關鍵技術參數選取

2.1 系統電壓與電流關系分析

柔性直流輸電系統主要參數包括額定輸送功率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電流關系如下：

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為交流側電流，A；in為下橋臂電流，A。

以渤海某油田為例，油田電力負荷約為50 MW，柔性直流輸電系統主接線采用圖1的接線形式，單套直流系統額定輸送功率一般約為負載的75%，故設計為40 MW。通過計算得到該系統直流電壓與直流電流和換流器橋臂電流有效值的關系如圖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，系統額定電壓應選擇IGBT通流能力大于換流器橋臂電流區域內的電壓，即系統電壓應設計為35 kV及以上。此外，由于柔性直流輸電系統不像交流輸電系統有標準的額定電壓等級，其輸電工程的設計、建設都是針對具體工程進行，實現最優的系統參數設計。因此，柔性直流輸電工程電壓等級選取的主要原則是技術和經濟上合理、電網安全可靠、確保設備供應等[10]。

圖2 40 MW 柔性直流輸電系統換流器電壓與電流關系圖

2.2 換流器電壓等級選取

換流器是柔性直流輸電系統的關鍵設備，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。確定了系統額定功率，并選擇相應通流能力的全控型器件，就可以基本確定系統的最低電壓等級。

計算表明，渤海某油田柔性直流輸電系統換流器如果選擇3 300 V、400 A的IGBT，在考慮一定的余量之后，直流系統額定電壓可確定為±40 kV，則子模塊數約需要324個(子模塊個數等于直流電壓差除以單個IGBT承受電壓再乘以橋臂數及冗余率)。如果換流器選擇3 300 V、800 A的IGBT，在考慮一定的余量后，直流系統額定電壓可確定為±30 kV，則子模塊數約需要243個。對于IGBT額定電流為400 A的方案，雖然單個子模塊的造價低、體積較小，但是由于需要串聯的個數增多，換流器的費用并不一定占優。另外，海上油氣田應用中換流器的體積與重量也是關鍵指標之一，±40 kV方案中雖然子模塊單體尺寸要小，但串聯個數多，且由于電壓等級高之后絕緣間距等都相應增加，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，相應的電纜截面也越小，導體的成本也會隨之降低。仍然以渤海某油田40 MW系統為例，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，因此相應導體費用也減小了。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致的維護費用上的差別[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的2個關鍵部分，在整個工程投資比重也最大，因此在選取直流系統電壓等級、額定電流時既要兼顧換流器、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用,也要兼顧系統損耗。最終按如圖3所示流程綜合考慮各因素，確定輸電系統綜合最優方案。

圖3 海上油氣田柔性直流輸電系統主要參數選取流程圖

3 海上平臺換流站與控制保護系統設計原則

3.1 緊湊式海上平臺換流站設計原則

與陸地電網互聯應用不同的是，海上油氣田應用時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、模塊化設計。具體設計原則為:

1) 換流站作為整體結構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) 交流高壓電氣設備采用GIS(氣體絕緣開關)設備，并通過油氣套管與聯結變壓器本體連接，從而避免變壓器高壓部位無外露，減少鹽霧潮濕環境對裸露設備的腐蝕風險，也能有效節省平臺占地面積。

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 控制保護系統設計原則

柔性直流輸電系統的控制保護系統一般可分為運行人員控制層、控制保護層、I/O(輸入/輸出)層，其中運行人員控制層主要是運行人員進行操作與系統監視的SCADA(數據采集與監視控制)系統；控制保護層是柔性直流輸電控制保護的核心，包括系統級控制、換流器控制保護；I/O層是與交直流設備、輔助系統等之間的接口，由分布式I/O單元及測控裝置組成。

由于海上平臺運行維護人員配備有限，須在岸上實現對海上換流站的遠程監控、故障診斷與分析、控制等功能[12]，因此設計時應將運行人員控制層升級優化為岸電一體化智能監控中心，將其設置在岸上換流站內，除了具備SCADA功能之外，還應具備海上換流站遠程故障診斷與分析、海底電纜一體化監控等高級應用功能。此外，海底電纜的安全穩定運行直接影響到直流系統的供電可靠性，因此構建海底電纜一體化監控系統也十分必要。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實現對海底電纜的溫度監測、應力變化監測、擾動監測，同時配置AIS(船舶自動識別系統)海纜監控預警系統，實現對進入海底電纜路由警戒區域的船只發出警告，避免拋錨傷害海纜。控制保護層以及I/O層內的控制保護策略與系統架構等相對比較成熟，本文不再贅述。

4 油田應用方案

4.1 油田概況

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

4.2 應用技術方案

根據用電負荷大小、線路路由及遠期規劃，該項目擬采用柔性直流輸電系統進行輸電。

1) 基本原則。

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

2) 直流輸電系統方案。

考慮到海上油氣田對供電可靠性要求高的特點，采用圖1所示主接線形式，即陸地換流站至海上換流站由2套完全獨立的單換流器對稱接線系統并聯組成。根據業主要求，岸電系統無需考慮已有生產設施的供電，只需考慮為新增平臺的負荷供電，具體有單套系統額定容量為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，設備投資適中，且系統損耗也不大，因此推薦采用該方案。

表1 系統不同額定容量選擇方案對比

注：停電率=停電負荷/需求負荷

本項目中單套系統的額定容量為40 MW，綜合比較目前國內外類似輸電工程的案例，針對±30、±40、±50、±60 kV等4個電壓等級，從換流站投資與占地面積、海底電纜投資、系統損耗等方面進行了綜合對比分析，結果表明±40 kV方案與±60 kV方案占地面積相當，這2個方案的綜合指標最優。但是±60 kV方案線損比±40 kV方案要低，且目前已有成功案例，同時考慮為后期高電壓等級、大容量系統積累經驗，在項目中推薦采用±60 kV方案。

該油田柔性直流輸電系統示意圖如圖4所示。

3) 經濟性指標。

該油田如果采用自發電方案則須增加5臺15 MW原油發電機組，且須以原油為燃料發電。如果采用柔性直流輸電技術利用岸電為油田供電，則可有效解決燃料緊缺問題，實現節能減排。據計算，該項目采用國產柔性直流輸電系統情況下一次投資(包括柔性直流輸電系統投資及與自發電相比油田工程方案的差異投資)可節省約10%以上，后期操作維修費用也可減少10%以上，降本增效明顯。

圖4 渤海某油田柔性直流輸電系統示意圖

5 結束語

采用柔性直流輸電技術為海上油氣田供電在技術上是可行的，經濟上需要結合岸電的投資、海上自發電的投資進行綜合比較，同時還需要考慮岸上換流站建設、電網入網許可等對工程進度的影響。隨著海上油氣田規模的擴大以及節能減排等需求的推動，采用柔性直流輸電系統為海上石油平臺供電將為海上油氣田開發提供一種新的選擇，而且多端柔性直流輸電系統未來也將會在海上油氣田得到應用，甚至會形成“陸地電網-海上油氣田-海上風電場”多端直流網絡，進一步推動海上區域油氣田開發。

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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，男，工程師，2009年畢業于中國石油大學(華東)，獲碩士學位,現從事海上油氣田電網規劃與設計、柔性直流輸電技術研究工作。地址：北京市朝陽區太陽宮南街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

*國家高技術研究發展計劃(863計劃) “油田群智能配網綜合集成與示范(編號：2012AA050216)”部分研究成果。

李強,魏澈,洪毅，等.海上油氣田柔性直流輸電系統關鍵技術及應用方案[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.