渤海油田岸電工程方案設(shè)計(jì)及關(guān)鍵技術(shù)*
——以秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電工程為例

劉國鋒 高 璇 張 昊 李 雪

(中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028)

一直以來，國內(nèi)海上油氣田平臺主要采用以伴生天然氣或原油作為燃料的自發(fā)電形式，通過海底電纜以輻射型結(jié)構(gòu)或35 kV電力組網(wǎng)給周邊生產(chǎn)(井口)平臺供電。自發(fā)電有效地保障了海上油田的電力供應(yīng)，但也存在一些問題[1]：①發(fā)電效率低、排放高；②機(jī)組發(fā)電消耗大量天然氣或原油，但渤海部分區(qū)域存在缺氣問題，需額外敷設(shè)管線輸送天然氣，費(fèi)用高；③發(fā)電機(jī)組依賴進(jìn)口，對外依存度大且運(yùn)維成本高；④故障耐受能力差，單臺電站容量、設(shè)備負(fù)載占電網(wǎng)容量大，單臺電站或設(shè)備發(fā)生故障對電力系統(tǒng)影響大。

中國海域秦皇島32-6和曹妃甸11-1油田是渤海海域中北部的2個大型油田，離岸距離較近，油田開發(fā)用電負(fù)荷規(guī)模約200 MW。該區(qū)域油田用電負(fù)荷分布局部相對集中，且中遠(yuǎn)期用電負(fù)荷需求增長大，海上發(fā)電機(jī)組無法滿足供電需求，而采用岸電為油田供電能夠節(jié)省海上油氣田電站投資，可節(jié)約大量的燃料氣和原油，較大程度減小平臺規(guī)模，降低碳排放。從經(jīng)濟(jì)效益上看，秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群采用岸電方案優(yōu)于自發(fā)電方案；從環(huán)保角度看，岸電來源于陸地電網(wǎng)，陸地電網(wǎng)新能源發(fā)電占比高，且其發(fā)電機(jī)組多配置脫氮脫硝裝置，采用岸電替代自發(fā)電后，涉及油田購電高峰年預(yù)計(jì)可節(jié)能8.59萬噸標(biāo)煤，減少氮氧化物排放0.4萬噸，減少二氧化碳排放18.6萬噸，節(jié)能減排效果顯著[2]；從技術(shù)上看，海上油氣田對供電可靠性、連續(xù)性要求很高，岸電能夠連續(xù)、可靠地供電，且相較傳統(tǒng)自發(fā)電的小規(guī)模電網(wǎng)，電能質(zhì)量更優(yōu)[3]；此外，岸電較自發(fā)電具有高可控、低損耗等優(yōu)點(diǎn)。因此，開展秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電替代自發(fā)電方案的研究對降低海上油氣開發(fā)過程中溫室氣體和氮氧化物排放，積極貫徹黨中央關(guān)于“打贏渤海綜合治理攻堅(jiān)戰(zhàn)”的工作部署具有意義重大。此外，岸電工程實(shí)施后，新敷設(shè)的登陸海纜也將成為海上油田和陸地之間數(shù)據(jù)傳輸?shù)摹案咚俟贰?，可為未來?shù)字油田、智能油田建設(shè)打下基礎(chǔ)。

目前國外海上油田采用岸電供電的案例相對較少。以歐洲北海為例，大型油田開發(fā)多為遠(yuǎn)海開發(fā)，離岸距離較遠(yuǎn)，大部分在150 km以上，采用岸電輸電線路投資及損耗較大；同時多數(shù)油氣田分屬不同作業(yè)者，單個油田用電規(guī)模相對較小且較為分散。距離遠(yuǎn)、規(guī)模小的海上油氣田采用岸電方式供電從經(jīng)濟(jì)和技術(shù)上較平臺自發(fā)電均無優(yōu)勢。目前僅有部分油田受碳排放政策及環(huán)保方面的要求，被議會強(qiáng)制要求采用岸電供電方式，如Johan油田。

現(xiàn)階段適用于海上油氣田岸電工程的長距離輸電方式主要有柔性直流輸電和高壓交流輸電。其中采用柔性直流輸電技術(shù)的岸電案例全部在北海，如：Troll 1 & 2、Valhall、Troll 3 & 4、Johan Sverdrup、Johan Sverdrup II期等項(xiàng)目，其中最遠(yuǎn)供電距離為292 km(Valhall油田)，最大供電規(guī)模為200 MW(Johan Sverdrup II期)，交流側(cè)電壓最高等級為300 kV(Valhall、Johan Sverdrup、Johan Sverdrup II期),直流側(cè)電壓最高等級為150 kV(Valhall)。采用高壓交流輸電的岸電案例有Martin Linge(North Sea)、Gj?a Field(North Sea Northern,Norway)等油田，其中最遠(yuǎn)供電距離為161 km(Martin Linge 油田)，最大供電規(guī)模為120 MW(ENI-Goliat油田)，交流側(cè)最高電壓等級為132 kV(Qatar Petroleum,PS4-platform-油田)。

本文針對秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群的開發(fā)需求，開展適用于海上油氣田開發(fā)特點(diǎn)的岸電工程總體方案及關(guān)鍵技術(shù)研究，以期為海上油氣田“綠色低碳”開發(fā)提供參考和借鑒。

1 主要技術(shù)挑戰(zhàn)

1.1 油田電網(wǎng)概況

秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電工程為國內(nèi)首個采用高壓交流輸電系統(tǒng)、電壓等級最高的海上油氣田岸電工程,主要涉及的油田包括秦皇島32-6油田群、曹妃甸11-1/11-6油田群兩大區(qū)域。秦皇島32-6油田群西北距京唐港約20 km，現(xiàn)有6座電站平臺共計(jì)23臺發(fā)電機(jī)，總裝機(jī)容量約152 MW；曹妃甸11-1、11-6油田群西北距曹妃甸港約30 km，現(xiàn)有3座電站平臺共計(jì)10臺發(fā)電機(jī)，總裝機(jī)容量約150 MW。根據(jù)兩個區(qū)域油田配產(chǎn)預(yù)測及用電負(fù)荷預(yù)測，在自發(fā)電狀態(tài)下遠(yuǎn)期供電缺口將超過30 MW，且秦皇島和曹妃甸油田群主要為原油發(fā)電機(jī)組，維護(hù)工作量大。

1.2 岸電工程主要技術(shù)挑戰(zhàn)

1) 海上油田位置分散。

秦皇島32-6油田群和曹妃甸11-1油田群包含25個在生產(chǎn)平臺，平臺分布相對分散，東西跨度約40 km，南北跨度約80 km。秦皇島32-6油田離岸距離約20 km，平均水深19 m；曹妃甸11-1油田群離岸距離30 km，平均水深25 m。海底電纜作為海上油氣田平臺間電力傳輸?shù)闹饕ǖ溃渫顿Y約占岸電工程總投資的35%～50%。因此針對該區(qū)域單個油田用電規(guī)模相對較小且較為分散，但總體用電規(guī)模相對較大的特點(diǎn)，需重點(diǎn)優(yōu)選海上電力動力平臺(EPP)位置，并構(gòu)建合理的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，減少海底電纜長度及電力損耗，降低岸電工程投資。

2) 復(fù)雜的海底電纜敷設(shè)環(huán)境。

本工程海底電纜路由穿越航路、航道，且周邊存在距離較近的錨地，同時本項(xiàng)目高壓海纜路由與已建平臺和海底電纜、海底管道相距較近。高壓交流海纜會對附近的海管造成交流干擾，導(dǎo)致海管腐蝕穿孔等安全隱患，海管一旦發(fā)生腐蝕泄漏將對海洋環(huán)境造成嚴(yán)重破壞，但目前國內(nèi)外針對高壓海底電纜與周邊平臺及海管間的距離要求尚無明確的標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范。因此，需重點(diǎn)考慮高壓交流海底電纜對周邊海管的交流腐蝕干擾的影響。

3) 海上油氣田高可靠性供電需求。

海上油氣開發(fā)具有高投入、高風(fēng)險(xiǎn)等特點(diǎn)，因而對供電的可靠性、安全性方面的要求非常高。海上油氣平臺一旦供電中斷，重新恢復(fù)到正常生產(chǎn)狀態(tài)，往往需要較長時間。為了給海上油田開發(fā)提供可靠穩(wěn)定的電力供給，海上自發(fā)電模式下需配置備用發(fā)電機(jī)組，滿足N-1(N表示發(fā)電機(jī)組臺數(shù))工況下的用電需求。采用岸電工程替代自發(fā)電后，仍需優(yōu)先保證海上油田供電高可靠性。這也是海上油氣田岸電工程電力系統(tǒng)與海上風(fēng)電的主要差異。岸電工程需要結(jié)合海上油氣田用電負(fù)荷特點(diǎn)，多專業(yè)多角度統(tǒng)籌考慮海上油田工程方案。

2 總體方案設(shè)計(jì)

2.1 海上油田供電原則

本期工程用電規(guī)模為200 MW，結(jié)合海上油田開發(fā)用電高可靠性要求，岸電工程為二級負(fù)荷。根據(jù)《供配電系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》(GB50052—2009)規(guī)定，二級負(fù)荷的供電系統(tǒng)，宜由兩回路供電。二級負(fù)荷的供電系統(tǒng)應(yīng)做到當(dāng)電力變壓器或線路發(fā)生常見故障時，不致中斷供電或中斷供電后能及時恢復(fù)。

為保證海上油田供電的可靠性，本工程采用雙電源供電、雙通道并聯(lián)輸電方案，設(shè)置兩套相對獨(dú)立的海上電力動力平臺。設(shè)計(jì)冗余度按2×100%考慮，在任何一路電源故障情況下，可由另一回路電源承擔(dān)所有用電負(fù)荷，以降低停電對油田生產(chǎn)的影響。

2.2 海上電力動力平臺位置選取

海上油田由原來孤島電網(wǎng)的分散電源點(diǎn)供電變?yōu)橛珊Ｉ想娏恿ζ脚_單電源點(diǎn)供電，海上電網(wǎng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)和潮流走向?qū)l(fā)生根本性改變。岸電接入平臺的選取將直接影響上岸海纜和互聯(lián)海纜長度、施工難度以及海上油氣田內(nèi)部改造工程量等，對工程方案意義重大。選取合適的接入平臺將有效減少項(xiàng)目投資、提高供電可靠性。

根據(jù)《220 kV～750 kV變電站設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》(DL/T 5218—2012)中變電站選址要求，結(jié)合海上平臺實(shí)際情況，確定新建海上電力動力平臺選址原則包括：①宜靠近用電負(fù)荷中心；②海底電纜路由方案可行；③內(nèi)部改造工程量相對較??；④地形地質(zhì)及施工條件具備接入可行性。以曹妃甸11-1區(qū)域?yàn)槔瑥挠吞镉秒娯?fù)荷、中心處理平臺總體布置、中心處理平臺結(jié)構(gòu)改造及海纜敷設(shè)量等方面對海上電力動力平臺位置選取進(jìn)行了比選(表1)。綜合考慮技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性，在CFD11-1 CEPJ平臺東側(cè)新建一座與其棧橋連接的電力動力平臺，更靠近海上油田用電負(fù)荷中心，油田內(nèi)部改造工程量更小，該方案較接入CEPI方案節(jié)省工程投資約1.7億元。因此，推薦曹妃甸11-1 海上電力動力平臺從CEPJ接入方案(圖1)。

表1 曹妃甸11-1 海上電力動力平臺位置選取比選Table 1 Comparison of CFD 11-1 EPP position selection

注：CEP、WHP、WGP分別表示中心處理平臺、井口平臺、集輸平臺，后面字母為平臺編號圖1 曹妃甸11-1海上電力動力平臺接入油田示意圖Fig.1 Schematic diagram of Caofeidian 11-1 EPP access to oilfield

2.3 岸電工程供電方案設(shè)計(jì)

2.3.1區(qū)域互聯(lián)方案設(shè)計(jì)

海上油氣田采用岸電后涉及各油田區(qū)域的互聯(lián)，油田電網(wǎng)更加復(fù)雜，選擇合適的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)對技術(shù)可靠性和經(jīng)濟(jì)性都至關(guān)重要。本工程從技術(shù)可行性、經(jīng)濟(jì)性、供電可靠性、方案可實(shí)施性等方面，開展雙開關(guān)站220 kV交流供電海上110 kV快切方案、陸上背靠背柔直大合環(huán)方案[4]和220 kV交流供電海上交叉供電方案[5](圖2)的綜合比選研究，各方案優(yōu)缺點(diǎn)見表2。

其中，方案1投資最少，通過110 kV側(cè)的快切裝置進(jìn)行快速切換，切換過程約為80～90 ms(保護(hù)整組動作30 ms，開關(guān)動作50 ms)，供電可靠性和連續(xù)性較高；方案2利用柔直元器件的特性，故障斷電時電源切換耗時最短(ms級)，供電連續(xù)性好，且柔性直流輸電可靈活地實(shí)現(xiàn)有功功率和無功功率的控制，具有提高系統(tǒng)頻率穩(wěn)定和電壓穩(wěn)定性的能力，但投資較高，且換流站的運(yùn)維較常規(guī)站復(fù)雜；方案3通過在低壓側(cè)進(jìn)行快速切換(切換過程約100 ms)，供電可靠性和連續(xù)性較好，但由于海纜數(shù)量較多，投資相對較高。綜合考慮各方案的投資、優(yōu)缺點(diǎn)及可實(shí)施性，推薦方案1即采用220 kV交流供電海上110 kV的快切方案為區(qū)域互聯(lián)方案。該方案投資最少，且供電連續(xù)性好，可靠性較高，相比方案3可少敷設(shè)1根67 km的110 kV高壓交流互聯(lián)海纜，直接減少工程投資約4億元。

基于以上推薦互聯(lián)方案，秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電工程供電方案為：電網(wǎng)公司臨港變電站220 kV電源經(jīng)新建220 kV單回陸纜先后送電至220 kV樂亭陸上開關(guān)站和樂亭登陸點(diǎn)段，再經(jīng)1條220 kV海纜送電至220 kV秦皇島海上電力動力平臺；另一路電源，即電網(wǎng)公司唐山港開關(guān)站220 kV電源經(jīng)新建220 kV單回陸纜先后送電至220 kV曹妃甸陸上開關(guān)站和海纜登陸點(diǎn)段，再經(jīng)1條220 kV海纜送電至220 kV曹妃甸海上電力動力平臺；秦皇島海上電力動力平臺與曹妃甸海上電力動力平臺之間則通過110 kV交流海纜連通，并在海纜兩側(cè)的開關(guān)設(shè)置快切裝置。正常運(yùn)行時，秦皇島、曹妃甸區(qū)域分別由對應(yīng)的岸上開關(guān)站供電，當(dāng)任一路岸電失電，通過快切實(shí)現(xiàn)另一回路岸電向失電的海上平臺供電(圖3)。

2.3.2登陸海纜路由設(shè)計(jì)

根據(jù)國際大電網(wǎng)會議(CIGRE)的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)[6]顯示，海纜故障原因有人為因素、海纜內(nèi)部故障、自然因素和未知因素等4類。其中，人為因素引起的故障主要是指人類的海洋活動對海纜的損害，包括海洋漁業(yè)活動、海洋航運(yùn)和海洋工程作業(yè)等。人為因素是造成海纜損害的最主要原因，占故障總數(shù)的70%以上。對中國海上石油平臺海底電纜的故障歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，表明捕魚作業(yè)與錨損傷是造成中國海底電纜故障的最主要因素，這2種因素對電力電纜的損傷影響超過50%[7]。隨著海纜設(shè)計(jì)水平的提高、生產(chǎn)工藝的進(jìn)步，由海纜自身原因造成的故障已越來越少；而隨著漁業(yè)、海運(yùn)等活動越來越頻繁，由人為因素造成的海纜故障則愈加突出。本工程海域附近有唐山港、京唐港、曹妃甸碼頭等，且部分海纜與航道交叉，來往船只非常頻繁，海纜遭受錨害的風(fēng)險(xiǎn)較高。因此，合理的海纜路由設(shè)計(jì)對提高岸電工程的可靠性至關(guān)重要。

圖2 京唐港、曹妃甸港雙開關(guān)站岸電網(wǎng)架結(jié)構(gòu)Fig.2 Shore power grid frame structure of two switching stations in Jingtang Port and Caofeidian Port

表2 秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電工程不同互聯(lián)方案比選結(jié)果Table 2 Comparison and selection results of different interconnection schemes of shore power project of QHD 32-6 and CFD 11-1 oilfield group

圖3 秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電工程示意圖Fig.3 Schematic diagram of shore power application project of QHD 32-6 and CFD 11-1 oilfield group

根據(jù)油田區(qū)域開發(fā)規(guī)劃，海纜路由設(shè)計(jì)應(yīng)考慮海域使用、海洋功能區(qū)和生態(tài)紅線、海上平臺周邊管纜布置等，在盡量避開禁止開發(fā)區(qū)域以及自然保護(hù)區(qū)、船舶航道、港口錨地、農(nóng)漁業(yè)區(qū)及軍用區(qū)等前提下，選擇距離最短的路由。同時，本工程推薦登陸海底電纜采用不同路徑，有效地提高了供電可靠性。

除了合理規(guī)劃海纜路由，應(yīng)進(jìn)一步對海纜采取必要的保護(hù)措施以降低海纜被損傷的風(fēng)險(xiǎn)。海纜敷設(shè)保護(hù)主要包括近岸段采用開挖或陸海水平定向鉆施工，從登陸點(diǎn)到海水深度4 m以內(nèi)的淺水區(qū)域采用鑄鐵套管+后沖埋+覆蓋水泥壓塊方式施工，常規(guī)海域采用動力定位敷纜船施工和邊敷邊埋；近平臺區(qū)域采用后沖埋+覆蓋水泥壓塊方式施工等。

3 關(guān)鍵技術(shù)

將秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群由多平臺、多機(jī)組聯(lián)網(wǎng)形成的海上孤島電網(wǎng)改造成由陸地電網(wǎng)供電，實(shí)現(xiàn)區(qū)域互聯(lián)，國內(nèi)外尚未有先例。此外，海上油氣田對于供電可靠性要求非常高。因此，針對該油田群岸電工程應(yīng)用所面臨的困難與挑戰(zhàn)，開展高壓長距離大容量海纜過電壓和無功補(bǔ)償、穩(wěn)定控制、高壓交流海纜對長距離并行海管腐蝕干擾分析和智能化等關(guān)鍵技術(shù)的研究具有重要意義。

3.1 高壓長距離大容量海纜過電壓和無功補(bǔ)償技術(shù)

3.1.1過電壓分析

秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電工程使用了長距離、大截面、高電壓的海底電纜，對地電容較大。當(dāng)海纜線路較長時可能引起較為嚴(yán)重的過電壓，從而對系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行造成威脅[8-10]。本小節(jié)針對過電壓及絕緣配合展開研究，進(jìn)行電磁暫態(tài)仿真計(jì)算，研究其在不同過電壓保護(hù)措施配置下相應(yīng)的工頻過電壓和操作過電壓水平。

考慮正常運(yùn)行工況和任一路登陸海纜故障運(yùn)行工況，分別計(jì)算容升效應(yīng)、單相接地故障、無故障甩負(fù)荷及單相接地故障甩負(fù)荷產(chǎn)生的工頻過電壓。根據(jù)工頻過電壓的計(jì)算結(jié)果(表3)，本岸電工程全線未加裝高抗時最大工頻過電壓為1.225 p.u.，出現(xiàn)在秦皇島登陸海纜發(fā)生故障，聯(lián)絡(luò)海纜末端發(fā)生單相接地故障甩負(fù)荷時的情況。

由于電纜線路不考慮重合閘，操作過電壓的計(jì)算同樣考慮以上4種工況，斷路器計(jì)劃性合閘條件下，采用統(tǒng)計(jì)算法分析線路2%統(tǒng)計(jì)操作過電壓，從而校驗(yàn)操作過電壓是否滿足安全運(yùn)行的要求。

正常運(yùn)行時，曹妃甸海上電力動力平臺通過曹妃甸開關(guān)站供電，秦皇島海上電力動力平臺通過樂亭開關(guān)站供電，110 kV互聯(lián)電纜熱備用在秦皇島側(cè)，不形成合環(huán)；秦皇島登陸海纜故障時，秦皇島海上電力動力平臺的用電負(fù)荷切換至曹妃甸海上電力動力平臺,通過110 kV互聯(lián)電纜供電；曹妃甸登陸海纜故障時，曹妃甸海上電力動力平臺的用電負(fù)荷切換至秦皇島海上電力動力平臺,通過110 kV互聯(lián)電纜供電。

表3 秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電工程各工況工頻過電壓最大值Table 3 Maximum power frequency overvoltage under various working conditions of shore power project of QHD32-6 and CFD11-1 oilfield group p.u

針對正常運(yùn)行和秦皇島登陸海纜故障工況，對曹妃甸沿線三相不同期合閘各點(diǎn)所產(chǎn)生的過電壓進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果表明，在現(xiàn)有避雷器配置及高抗配置下，過電壓最大值為2.05 p.u.，未超過規(guī)范限值3.0 p.u.，暫不需要裝設(shè)合閘電阻。同樣，針對正常運(yùn)行和曹妃甸登陸海纜故障工況，對秦皇島沿線三相不同期合閘各點(diǎn)所產(chǎn)生的過電壓進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果表明，在現(xiàn)有避雷器配置及高抗配置下，過電壓最大值為1.94 p.u.，未超過3.0 p.u.，同樣暫不需要裝設(shè)合閘電阻。

3.1.2無功補(bǔ)償配置

本工程采用長距離海底電纜，其容性充電功率在電網(wǎng)重載、輕載等不同工況下對系統(tǒng)無功平衡都會產(chǎn)生不同的影響。由于岸電工程電源來自陸地電網(wǎng)，對其進(jìn)行無功補(bǔ)償時，不僅要保證系統(tǒng)內(nèi)各級電壓處于允許范圍內(nèi)，還要考慮電源接入點(diǎn)處的功率因數(shù)、諧波等能夠滿足考核要求。

無功補(bǔ)償應(yīng)按照分層分區(qū)平衡、就地補(bǔ)償原則，同時兼顧調(diào)整電壓的便利性來進(jìn)行。針對岸電工程正常運(yùn)行工況(“11”型，即秦皇島平臺通過秦皇島側(cè)220 kV海底電纜供電，并帶110 kV空載電纜；曹妃甸平臺通過曹妃甸側(cè)220 kV海底電纜供電)和2種故障工況(L型，即秦皇島、曹妃甸平臺通過曹妃甸側(cè)220 kV海底電纜和110 kV互聯(lián)電纜供電或秦皇島、曹妃甸平臺通過秦皇島側(cè)220 kV海底電纜和110 kV互聯(lián)電纜供電)下的無功平衡進(jìn)行核驗(yàn)，考慮在樂亭開關(guān)站配置90 MVar的高壓電抗器，曹妃甸開關(guān)站配置110 MVar的高壓電抗器，避免投產(chǎn)初期，秦皇島、曹妃甸海上平臺無功負(fù)荷較低，海上平臺向陸地電網(wǎng)倒送無功。

后期，秦皇島、曹妃甸海上平臺滿負(fù)荷運(yùn)行，考慮系統(tǒng)側(cè)電壓水平較低的情況，若秦皇島、曹妃甸海上平臺不配置低壓電容器，則海上平臺電壓處于標(biāo)準(zhǔn)允許的臨界水平。為了保證海上平臺的電壓質(zhì)量，避免L型帶載方式下終端電壓過低問題，結(jié)合低壓負(fù)荷情況，考慮在秦皇島海上平臺、曹妃甸海上平臺配置一定容量電容器，并在不同平臺上進(jìn)行分組配置。

因此，通過高壓電抗器分組投切，難以滿足并網(wǎng)功率因數(shù)考核要求，通過高壓電抗器和低壓電容器配合投切，可以實(shí)現(xiàn)更為靈活的無功補(bǔ)償。

3.2 穩(wěn)定控制關(guān)鍵技術(shù)

海上油氣田對于電源可靠性和連續(xù)性要求非常高，采用岸電后，電源全部來自陸地電網(wǎng)。線路或設(shè)備故障時，電力系統(tǒng)的迅速恢復(fù)對油田生產(chǎn)至關(guān)重要。針對海上油氣田岸電工程供配電系統(tǒng)復(fù)雜、故障率高的特點(diǎn)，結(jié)合岸電系統(tǒng)的特殊網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，通過對現(xiàn)有電源快速切換的方法和系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)，研發(fā)專用的快切裝置和安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)[11-13]，實(shí)時監(jiān)測系統(tǒng)運(yùn)行工況及故障信息，實(shí)現(xiàn)快速計(jì)算、靈活控制。

本工程穩(wěn)控系統(tǒng)可實(shí)時監(jiān)視整個海上平臺電網(wǎng)安穩(wěn)裝置的自檢、告警、電氣量、開入量狀態(tài)、定值等運(yùn)行狀態(tài)信息，在電網(wǎng)發(fā)生故障時，快速采集安穩(wěn)裝置的動作信息、錄波波形，進(jìn)行智能分析，生成穩(wěn)控動作的詳細(xì)報(bào)告，為調(diào)度人員事故分析和異常處理提供可靠的信息支持。在主電源故障掉電時，快切裝置以最快速度切換至備用電源，可實(shí)現(xiàn)海上電網(wǎng)快速自愈，保證油氣生產(chǎn)平臺不停電，為油氣生產(chǎn)提供可靠、優(yōu)質(zhì)的電力供應(yīng)。如當(dāng)曹妃甸海上電力動力平臺側(cè)發(fā)生三相短路故障時，在曹妃甸海上電力動力平臺母線失去工作電源后，在較短時間內(nèi)，在母線殘壓與備用電源的電壓幅值及相位還沒有拉開差距時，快切裝置迅速動作，實(shí)現(xiàn)曹妃甸區(qū)域負(fù)荷迅速切換至由秦皇島EPP平臺進(jìn)行供電(圖4)。該操作耗時短、電機(jī)轉(zhuǎn)速下降少、切換過程對電機(jī)沖擊小，實(shí)現(xiàn)海上電力動力平臺主備電源的快速切換、過負(fù)荷減載及其他輔助功能。其整體流程如圖5所示。

注：VCB表示真空斷路器圖4 曹妃甸海上電力動力平臺側(cè)三相短路故障后快切動作示意圖Fig.4 Fast cutting after three-phase short circuit fault of CFD EPP platform

圖5 秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電工程快切過程整體流程圖Fig.5 Overall flow chart of the fast cutting process of shore power project of QHD 32-6 and CFD 11-1 oilfield group

3.3 高壓交流海纜對長距離并行海管腐蝕干擾分析關(guān)鍵技術(shù)

由于路由限制，秦皇島32-6、曹妃甸11-1油田群岸電工程新建的110 kV海底電纜沿已有海底管道路徑進(jìn)行敷設(shè)。電纜與海管并行約7 km，其中穿越航道段通過預(yù)挖溝方式敷設(shè)，約有1 km海纜與海管之間的最小間距不足1 m。高壓交流輸電海纜會對附近的海管造成交流干擾，導(dǎo)致海管腐蝕穿孔等安全隱患。

通過采集海底電纜設(shè)計(jì)資料、附近海管設(shè)計(jì)運(yùn)行資料以及環(huán)境參數(shù)，采用國際權(quán)威的CDEGS交流干擾模擬計(jì)算軟件對海管所受海纜的交流干擾風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行了計(jì)算，評估穩(wěn)態(tài)運(yùn)行、單相短接故障、單相接地故障等不同工況下海纜對海管的電磁干擾風(fēng)險(xiǎn)。圖6展示了穩(wěn)態(tài)運(yùn)行工況下管道遭受的干擾情況。計(jì)算結(jié)果顯示，海纜穩(wěn)態(tài)運(yùn)行下，管道全線均高于NACE SP 21424—2018及ISO 18086—2019規(guī)定的交流腐蝕的低風(fēng)險(xiǎn)臨界值30 A/m2，約有24.5 km的管線高于嚴(yán)重交流腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的臨界值100 A/m2，存在很高的交流腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。通過控制海纜與海底管道并行段的距離，對受干擾嚴(yán)重位置的海底管段增加犧牲陽極的緩解措施，將海纜對海管的交流干擾降低至安全水平。

圖6 穩(wěn)態(tài)工況下不同電壓等級對管道干擾的影響Fig.6 Influence of different voltage levels on pipeline disturbance under steady state conditions

依據(jù)IEE Std 80 標(biāo)準(zhǔn)，100 000 Ω·m2面電阻率的防腐層安全耐受電壓為10 000 V。根據(jù)在穿越航道區(qū)數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果，單相短接故障情況下海底管道防腐層耐受電壓最高值為287.85 V；當(dāng)海底電纜發(fā)生單相接地故障時，海底管道的防腐層耐受電壓最高為271.47 V，可以認(rèn)為基本不存在海管防腐層被擊穿的風(fēng)險(xiǎn)，不需要采取額外的防護(hù)措施。

3.4 智能化關(guān)鍵技術(shù)

海上電力動力平臺作為區(qū)域供電樞紐，按照無人值守、智能化變電站建設(shè)，包括數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視控制系統(tǒng)(SCADA，Supervisory Control And Data Acquisition)、遠(yuǎn)動通信、五防系統(tǒng)、故障信息管理、一次設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測和智能輔助控制系統(tǒng)等六大功能。與已有變電站形態(tài)相比，本工程將先進(jìn)的現(xiàn)代科學(xué)技術(shù)融入變電站自動化系統(tǒng)應(yīng)用中，通過對變電站內(nèi)各種實(shí)時狀態(tài)信息的獲取和共享，高度集成了變電站內(nèi)的各種功能，實(shí)現(xiàn)各種功能的靈活分布和重構(gòu)，加強(qiáng)了變電站與電網(wǎng)內(nèi)其他設(shè)備之間的信息交互共享，且更好地實(shí)現(xiàn)了分層分布的控制管理方式，優(yōu)化了站內(nèi)資源，進(jìn)一步提高了變電站運(yùn)行的可靠性和安全性。

將變電站內(nèi)一次設(shè)備、海底電纜等主要設(shè)備納入在線檢測范圍，完善電氣運(yùn)行數(shù)據(jù)監(jiān)測，實(shí)現(xiàn)設(shè)備狀態(tài)實(shí)時地監(jiān)視、預(yù)警和評估[14]，為科學(xué)的調(diào)度系統(tǒng)提供了可靠依據(jù)；對一次設(shè)備故障類型及其壽命的快速有效判斷和評估為在線指導(dǎo)運(yùn)行和檢修提供了技術(shù)保證。圖7為海底電纜狀態(tài)檢測整體流程。

智能設(shè)備的投入還可以降低變電站運(yùn)行的管理成本，減少隱患產(chǎn)生的幾率，增強(qiáng)了電力系統(tǒng)運(yùn)行的可靠性。

圖7 海底電纜狀態(tài)檢測整體流程Fig.7 Overall process of submarine cable status detection

4 思考與展望

秦皇島32-6、曹妃甸11-1岸電工程作為中國首個海上油田群岸電應(yīng)用項(xiàng)目，也是目前世界海上油田交流輸電電壓等級最高的已投產(chǎn)岸電項(xiàng)目。該工程項(xiàng)目已于2021年9月投產(chǎn),至今運(yùn)行良好，充分驗(yàn)證了所采用的高壓長距離大容量交流區(qū)域互聯(lián)方案的可行性，標(biāo)志著中國海上油田用電方式實(shí)現(xiàn)了歷史性變革，海上油田能耗結(jié)構(gòu)低碳轉(zhuǎn)型進(jìn)入了全面實(shí)施階段。為了進(jìn)一步推進(jìn)岸電工程在其他近海油氣田的推廣應(yīng)用，后續(xù)應(yīng)重視以下幾方面的研究：

1) 海上油田群采用岸電工程替代后，對海上電力系統(tǒng)的穩(wěn)定、可靠運(yùn)行提出了更高要求，需進(jìn)一步結(jié)合工程實(shí)際情況完善海上電網(wǎng)穩(wěn)定控制技術(shù)。

2) 海上油田群岸電工程技術(shù)高于海上風(fēng)電行業(yè)規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)，有必要在總結(jié)秦皇島32-6、曹妃甸11-1岸電工程經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，盡早建立完整的適用于海上油田群岸電工程的設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)和技術(shù)體系，為海上油田群岸電工程建設(shè)提供依據(jù)和技術(shù)保障。

3) 岸電工程開啟了海上油田供電新模式，有必要加快高壓設(shè)備設(shè)施能效提升和模塊化緊湊型設(shè)計(jì)關(guān)鍵技術(shù)研究。

4) 依托岸電工程，進(jìn)一步開展海上分散式、集中式風(fēng)電以及儲能設(shè)施等綠色能源接入岸電工程供電系統(tǒng)的關(guān)鍵技術(shù)研究。