淺議勝利埕島油田海上智能電網建設

于林

摘 要：本文立足于勝利埕島油田現有電網結構，結合智能電網的概念，在打造堅強電網、實現變電站數字化、提高配網自動化水平及海底電纜在線監測等方面提出了建議和設想，以期更好的加強海上電網結構及智能化，給正常的原油生產帶來保證。

關鍵詞：智能電網;數字化變電站;配網自動化;故障隔離

1 引言

勝利埕島油田位于渤海灣南部淺海的極淺海海域，年產油能力200萬t，已建成中心平臺3座，衛星平臺50余座，為勝利油田奪油上產的主力軍。其主力區塊距離岸邊約10km，供電模式為陸上35kV岸電結合平臺自身燃氣發電的方式，以岸電為主要供電電源。埕島油田電網結構目前已比較完善，且實現了以中心平臺為主站的電力調度自動化系統，整體電力運行水平較高。隨著產能建設的逐年增加，電網結構也日趨復雜，這就對埕島油田的電網運行水平提出了更高的要求。本文結合目前的熱點--智能電網的部分功能，對埕島油田電網建設提出更多有益的建議和設想。

2 埕島油田電網現狀

埕島海上電網介紹：埕島油田海上電網的主供電源為陸上35kV電源，通過35kV海底電纜送至海上平臺35kV變電站，目前已建成的海上平臺35kV變電站有中心二號平臺、CB243A平臺和CB30A平臺三座，在建中心三號平臺35kV變電站1座。中心一號平臺還建有2×3000kW索拉燃氣輪機發電站1座。所有衛星平臺均由海上35kV變電站以及索拉電站配出的6kV海底電纜來供電，形成了海上35kV、6kV海底電纜供電網絡。目前，已敷設的海底電纜已達到220km。自2003年至今，埕島油田電網共進行了4次大規模的電力調度自動化系統的升級改造，電調綜合自動化系統初具規模，其模式如下：各衛星平臺作為站級控制層通過RTU將現場采集的信息上傳至中心平臺，中心平臺作為控制中心采集本中心平臺和每座井組平臺上傳的信息，對整個系統進行監視、管理和控制，并可將信息上傳至陸上電調中心。目前埕島油田電網運行模式可以較好的滿足產能建設的需要，但隨著油田產能逐年遞增，負荷增長迅速，電網規模也逐年擴大，隨之帶來以下幾個需要改進提高的方面：①海上電網的結構還需進一步堅強，包括一次電氣開關柜設備和海纜配電網絡結構;②中心平臺35kV變電所未實現數字化;③6kV配網自動化水平有待提高;④海底電纜狀態監測尚未實現。

通過對這些問題的解決，結合目前的熱點智能電網建設，可以進一步提升埕島油田電網的運行管理水平。

3 埕島油田堅強智能電網建設

3.1 建設原則

堅強智能電網是確保電網安全、可靠和經濟運行的手段，而不是目的。“智能化”不能犧牲電網原有的安全性、可靠性和經濟性，尤其對于海上電網，絕大多數平臺都是無人值守，安全可靠性要求極高，故電網自身堅強才是基礎，我們要通過堅強智能電網來解決生產中的實際問題，而不能好高騖遠，脫離實際。以下根據目前埕島油田電網需要改進的方面，結合智能電網的特點，談一下打造海上堅強智能電網的設想。

3.2 優化網絡結構，打造堅強電網

所謂“堅強智能電網”，堅強是排第一位的，是電網安全運行的基礎，對海上電網來說尤其重要。海上堅強電網包含兩方面內容，首先電氣一次配電裝置必須堅強可靠，以35kV開關柜為例，由原先的空氣絕緣型開關柜轉而使用SF6氣體絕緣開關柜（以下簡稱充氣柜），由于母線、開關等重要元器件均封裝在SF6氣室內，關鍵部件耐海上鹽霧等污穢環境的能力顯著提升，運行可靠性提高的同時，開關柜正常維護的工作量相應減小。另外采用充氣柜占地面積僅為原來的50%，可以縮減平臺空間，節省工程投資。在中心三號平臺項目已經付諸實施。

其次在海纜配出網絡結構方面，目前埕島油田6kV配電網絡基本實現了“手拉手”的運行模式，正常時聯絡開關斷開，開環運行，但某些回路停電時，通過備用回路并不能保證故障回路全部負荷的供電，只能通過關停部分油井、電加熱等生產負荷予以解決，影響了海上正常的原油生產，因此海上電網的結構需要調整加強。針對這一情況，我們用Etap電力計算軟件對整個埕島油田電網進行了建模計算，計算內容包括潮流分布，環網運行時各條6kV線路的帶載能力校核等，根據計算結果，有的放矢的規劃建設了新的6kV海纜聯絡線路，結合埕島油田產能規劃建設方案，使得35kV端和6kV配出線均滿足故障情況下“N-1”的供電要求，電網結構更為完善，極大的保障了正常的原油生產。上述聯絡海纜已結合本年度的實際工程項目予以實施。

3.3 中心平臺35kV變電所實現數字化

除了在建的中心三號平臺之外，已建的中心平臺35kV變電所還是采用傳統的變電站綜合自動化系統，這一系統的優點是運行多年，技術成熟可靠，但是與當今研究熱點數字化變電站相比在功能上還存在著質的差距，且數字化變電站是實現智能電網建設的重要組成部分，是未來發展的方向。相較傳統的綜自站，其優點主要體現在以下幾個方面：

3.3.1 可以解決裝置互操作問題

IEC61850是關于變電站自動化系統通信網絡和系統的國際標準，制定其目的是為了實現變電站內不同廠家智能電子設備之間的互操作。該標準對站內智能電子設備的信息描述方法、訪問方法和通信網絡進行了全面定義，使得不同廠家的智能電子設備可以互操作。因此，建立在IEC61850標準之上的數字化變電站有效地解決了設備互操作性問題。

3.3.2 解決傳統電磁式互感器帶來的問題

在數字化變電站中采用了智能電子式互感器，它具有體積小、重量輕;具備數字接口，通過光線輸出，不含鐵芯，消除了磁飽和、鐵磁諧振等問題。暫態特性好，測量精度高，頻率相應范圍寬;絕緣性能好，造價低等優點，具備很高的性價比。

3.3.3 解決設備狀態檢修問題

由于埕島油田的衛星平臺大部分均無人值守，一旦出現電力故障，故障原因很難查找，只能是維修人員登平臺操作，遇到惡劣天氣無法登平臺則更加被動，極大的影響了海上正常原油生產。

目前在建的埕島中心三號平臺即采用了數字化變電站的方式，考慮到設備造價及實際使用等一系列問題，本工程一次設備并未采用智能互感器和智能斷路器，但保護模塊的輸出滿足IEC61850通訊協議，站控層設備也均執行該協議，這樣整個后臺的軟件系統都是按照數字化變電站的要求來設計的，可以很好的實現數字化變電站的部分功能，提高了變電站的自動化管理水平。

3.4 提高配網自動化水平，實現故障隔離

目前埕島油田6kV海纜出線均帶多個平臺，一般均在6個以上，平臺之間距離短，有的甚至不到200m，造成了平臺間繼電保護整定困難，難以實現完全的選擇性，經常發生越級跳閘事故甚至全線停電，發生故障后，海上運行人員只能采用對各井組平臺斷路器進行試合閘的方式判斷故障點的位置，以確定故障解除前的供電方式，平臺恢復供電的時間比較長，造成停電面積大，對海上原油生產造成較大影響。

解決了這一問題也就初步實現了智能電網中“自愈”功能。越級跳閘的問題歸根到底是海上配網自動化工程實行的不夠徹底，僅僅實現了從中心平臺至衛星平臺斷路器的遠方控制，達到真正的“自愈”還差的很遠。為此本人考慮了兩種解決方案：①對于埕島油田老區已建6kV海纜線路，由于不帶光纖，考慮在中心平臺設主站裝置一套，每條海纜出線所轄平臺的進出線開關柜內均裝設智能終端（FTU）一只，由于正常情況下海纜均為開環運行，當某一區間發生短路事故，所有的終端FTU均向主站發出電流和失壓信號，由主站判斷故障區間，并相應斷開兩端斷路器，達到故障隔離的目的。上述信號的傳遞可以通過數傳電臺來完成;②對于CB30區塊，所有的海纜都要求配置了光纖，可以通過在海纜兩端平臺上裝設線路光差保護裝置，方便的實現區間內跳閘，滿足繼電保護選擇性要求。

4 結束語

海上堅強智能電網的建設任重而道遠，我們應當立足于目前已經取得的成績，結合智能電網的基本要求，有目的，有步驟的逐步實施海上智能電網建設，進一步提高埕島油田電網的運行管理水平，為海上原油生產作出更大貢獻。