海洋石油平台电力组网的设计与实现

张 强

（中海油研究总院 北京 100027）

0 引 言

海上油气田开发过程中通常是在每一个油气田的中心平台建一座独立的主电站，为本平台或周边平台提供电力。该供电模式下各油气田电源单一，且各油气田电站之间没有联系。为保证供电可靠性，每一平台均需预留一台等同容量的备用发电机组，这不仅电源投资增大，能够为油气田后期调整及新油田开发预留的电量也十分有限。

为解决上述问题，需在经济性与供电可靠性间寻求平衡点，将各平台电源组网供电，构建多电源的含有高压联络线路的电力系统是可选方案之一。

1 海上平台电力组网的必要性

电力组网供电较单个的电站独立供电有明显的优势，具体如下:

（1）平台之间可互供电力、互为备用，减少事故及大型负荷启动备用容量，提高电网运行的经济性；同时增强电网抵抗事故能力，实现事故情况下的相互支援，最终提高各电站安全水平和供电可靠性，避免因平台电站出现问题造成整个平台供电的中断。

（2）能承受较大的冲击负荷，如注水泵、压缩机等冲击负荷，从而有利于改善提高电能质量。

（3）可减少备用机组数量，节省投资及运行维护成本。两平台可以通过共享一台备用电站，节省投资及平台的占用空间。

2 海洋石油平台电力组网方案设计

图1为南海相邻约24.5 km的两个油田区块，分别设有一座带有原油主电站中心平台的南海DPPA和一座南海DPPB。在南海DPPA西南方向约12 km处，设有一座井口平台南海WHPA，南海WHPA上未设主电站。

图1 南海油田群平台分布图

南海DPPA、南海DPPB与南海WHPA三个平台的用电负荷分别为19.8 MW、18.9 MW和4.5 MW。南海DPPA及南海DPPB分别设置4台10.5 kV、50 Hz、7600 kW的原油发电机组，通过海底电缆对其进行电力组网。两个平台可共享备用发电机组。

2.1 电力组网电压等级的选择

南海DPPA与南海DPPB两端均设有原油主电站，海缆线路输送的潮流较轻。海缆存在分布电容［1］，轻载输送时充电功率较大，将导致受端电压高于送端，而线路充电功率与电压等级平方成正比，110 kV充电功率是35 kV的近9倍。经济性上，35 kV绝缘要求远低于110 kV，其线路及变电装置造价仅为110 kV的1/3～1/2。因此海缆线路电压等级推荐采用35 kV。

2.2 电网运行方式计算

本实例对南海DPPA与南海DPPB平台原油发电机的单机最大出力按90%额定功率6840 kW考虑，平台负荷的功率因数按0.86考虑。

根据平台上的电站开机台数以及平台的负荷情况，对组网后的六种较典型的运行方式进行潮流计算。方式一、三分别为南海DPPB通过海缆联络线向南海DPPA端输送电力为一台发电机组和两台发电机组最大出力的工况；方式二、四分别为南海DPPA通过海缆联络线向南海DPPB端输送电力为一台发电机组和两台发电机组最大出力的工况；方式五、六分别为平台利用海底电缆为另一个待恢复生产平台输送最小电力的工况。

表1 南海DPPA/DPPB平台潮流计算条件表 单位:kW

续表

六种典型运行方式下各平台电站的出力、平台用电负荷、海缆的潮流分布以及平台电压情况如图2～7所示。经过以上潮流分析，通过调整各平台发电机无功出力与变压器分接头，各平台电压及发电机功率因数均符合要求。

图2 线路潮流图（方式一）

图3 线路潮流图（方式二）

图4 线路潮流图（方式三）

图5 线路潮流图（方式四）

图6 线路潮流图（方式五）

2.3 电力系统一次设计

（1）主变容量选择

南海DPPA与南海DPPB分别配置两台35±4×2.5%/10.5 kV，12.5 MVA有载调压变压器，变压器接线组别为YN、d11。

（2）35 kV主接线方式

南海DPPA与南海DPPB 35 kV侧主接线采用单母线接线方式。南海DPPA 35 kV出线回路为两回，一回出线至DPPB平台，另一回出线至WHPA；南海DPPB 35 kV出线回路为一回，出线至DPPA平台。上述两平台10 kV侧均采用单母线分段接线。

（3）同期点的设置

南海DPPA与南海DPPB之间的同期点设置于DPPA和DPPB之间35 kV海底电缆两头断路器处及主变的10 kV断路器侧，同期装置单独设置，布置于相应开关柜内。

（4） 35 kV 线路

为充分利用发电机的发电能力，同时考虑周边可能的负荷发展，DPPA与DPPB之间的海缆选择为240 mm2，DPPA与WHPA之间的海缆选择为120 mm2。

根据海缆厂家提供的海缆参数，利用电缆单相接地电流计算公式［2］Ic=ωCefUef×103，得出南海DPPA与DPPB 24.5 km海缆单相接地电容电流为84 A，DPPA与WHPA 12 km海缆单相接地电容电流33 A，其均超过规程允许值（10 A），系统中海缆的电容电流约为117 A。本工程海缆要求在接地故障条件下运行，根据《交流电气装置的过电压保护与绝缘配合》DL/T 620-19973.12规定，故采用消弧线圈接地方式。

每个中心平台的两台35 kV变压器中性点共用一组消弧线圈补偿装置，通过联动开关实现消弧线圈的投切，消弧线圈的容量为［2］:

图7 线路潮流图（方式六）

选择3300 kVA消弧线圈，电压等级21.22 kV（），装设于主变中性点上，调节范围为65～145 A。

（5） 无功配置

经过潮流计算分析，各平台无需配置电容器。考虑到为增加电压调节手段，避免负荷低谷期时出现电压过高，发电机进相运行等情况。考虑在南海DPPA、南海DPPB及南海WHPA三个平台分别安装一组容量为0.5 MVA的10 kV可投切电抗器。

（6）励磁涌流解决方案

为解决变压器空载合闸时最大励磁涌流为额定电流的6～10倍的情况，经过方案论证，在主变压器高压侧配置涌流抑制器，该涌流抑制器通过变压器断电时电压的分闸相位角获知此路剩磁的极性，下一次合闸时选择在相近的相位角，从而避免变压器铁芯磁通的突变产生励磁涌流。

2.4 能量管理系统（EMS）的应用

本工程在全电网配置了高度自动化的EMS系统，来实现各平台发供电设备的监控、负荷的管理及平衡等工作。它包括EMS系统南海DPPA中心站以及EMS系统各平台站（DPPA、DPPB、WHPA）。 它的特点是功能高度集成化，即电网的全部监视、控制需由一个系统来完成。因此EMS系统功能需包括SCADA/EMS、在线安控和电站自动化等三个功能应用群。它的另一个特点就是通道速率要求高，EMS系统的在线安控功能信息传输实时性为毫秒级，陆上电网EMS系统实时性为秒级。因此传统的厂站与主站系统之间的调度数据网络、专用通道已不能满足信息传输要求，要求具备更加高速可靠的通道。

（1）EMS系统的总体功能及技术要求

DPPA中心站可以完成对全电网监视和控制，包括对电网数据的采集和安全监视（SCADA）；发电调整和控制（AGC）；电压调整和控制等。同时各站EMS系统还能实现如下功能:

a.各发电机组的监视和控制:对发电机组各种信息如有功功率、无功功率、频率、功率因数、油温、油压、运行状态、故障信号等的采集；机组的起停顺序控制；机组的同步；机组的频率［有功］和电压［无功］调整等等。

b.断路器监视和控制。

c.站内无功功率、无功功率出力的分配调节。

d.优先脱扣功能。

e.电动机回路启动管理功能。

f.电网（电站）黑启动功能。

g.与平台“关断”系统的配合功能。

h.完备的报表、趋势以及分析工具等当地控制功能。

（2）EMS系统在总体结构方面可分为三层:

a.信息层

信息层包括南海DPPA的EMS工作站和工程师工作站，各站的主机/操作员工作站以及相应的网络设备。各平台主机/操作站经授权，可以相互备用。

b.站控层

站控层包括各平台的现场控制器、通信服务器以及相应的网络设备。主要完成与间隔层设备的通信并实现在线安控、电站自动化等功能。

c.间隔层

间隔层包括各平台的继电保护测控装置、测控装置，包括35 kV线路保护测控装置、主变压器保护及测控装置、发电机保护测控装置、10 kV保护测控装置、公用测控装置、UPS等其他智能装置。站控层的现场控制器通过现场总线对上述间隔层设备进行数据通信，实现对各间隔电气设备的保护、测量和控制。

图8 EMS系统总体结构图

3 结 论

本设计对海上石油平台的电力组网进行了实践，解决海缆小型孤立电网组网的技术难题，为海上平台电源系统的设计开辟了新的思路。根据海洋石油开发的特点，电网的规模随着资源优化配置范围的扩大而扩大，海上电网的发展也必然要经历从区域小网到海域大网这一发展过程，因此海上油田的电力组网在制定方案时除了要满足本期工程的需要，还要着眼于未来的发展。

［1］许建奎，李长伟.海洋石油发电机中性点接地方式探究［J］.电气应用，2008，27（22）:44-46.

［2］陈戎生，戈东方，钟大文，等.电力工程电气设计手册［M］.1版.北京:中国电力出版社，1989.