海上油田群柔性直流输电系统稳定性研究

刘国锋， 魏 澈

(中海油研究总院， 北京 100028)



海上油田群柔性直流输电系统稳定性研究

刘国锋， 魏 澈

(中海油研究总院， 北京 100028)

该文将柔性直流输电系统应用于海上油田群孤立电网中，结合海上电网为孤立配电网络且电动机负载比例高等特点，采用电力系统分析软件PSCAD仿真分析了送端交流系统故障、受端交流系统故障、单回直流故障闭锁和大型电动机启动等故障和扰动的动态特性。仿真结果表明，海上油田群柔性直流输电系统中需提高装置的低电压穿越能力，减少故障闭锁时间并配置必要的快速无功补偿设备，以保障电网稳定性。

海上油田群；柔性直流输电；稳定性；孤立电网；PSCAD

0 引言

目前国内外海上油田电网多以自发电为主，通常由布置在海洋平台上的一座或几座电站通过海底电缆为周边海上石油平台供电，该电网是典型的集发、输、配、用为一体的孤立电网。随着海上油田的滚动开发，油田群电网的规模日益扩大，最大电网中发电机组台数已达到17台，电站燃料气紧张、35 kV电压等级经济输电半径、用电成本等问题已显现，并将长期困扰和约束油田的开发。

柔性直流输电作为新一代直流输电技术，克服了交流输电和传统直流输电的缺点，集合了全控型开关器件和高频PWM调制技术的优点，适用于向海上油田群类似的孤立电网输电。2005年挪威泰瑞尔柔性直流输电工程(Troll A)是世界上第一个从大陆向海上平台提供电能的柔性直流输电系统[1]。目前国内中海油文昌项目已有小容量海上油田群间直流输电案例。对于柔性直流输电系统的安全稳定性分析，许多学者进行了相应的研究[2-4]。

该文对某海上油田群电网发电机组采用柔性直流输电技术进行介绍。利用仿真软件PSCAD建立柔性直流输电系统的等效电磁暂态仿真模型，分别从送端交流系统故障、受端交流系统故障、单回直流故障闭锁和大型电动机启动故障等方面来进行系统的稳定性分析，最后提出了改善电网稳定性的措施和建议。

1 海上油田群柔性直流输电系统结构

海上油田群柔性直流输电系统主要由送端换流站、直流海底电缆、受端换流站、35 kV交流海底电缆和各个海上平台用户组成，系统结构如图1所示。该系统送端交流侧电压等级为220 kV，通过换流器得到±80 kV的直流电，经过约72 km的直流海底电缆输送至海上受端换流站。受端换流站逆变为交流35 kV后通过平台间交流海底电缆为各用电平台供电。

图1 海上油田群柔性直流输电系统结构图

2 送端交流系统故障分析

通过PSCAD建模，仿真计算了换流站外单相故障、换流站母线上单相瞬时故障和换流站母线三相瞬时故障三种典型故障工况，其中前两种故障对系统影响较小，海洋平台上的电动机负载的母线电压、功率、转速均波动不大，系统能平稳运行，正常供电。但当三相短路发生在换流站母线上时，换流站交流母线电压在故障期间将出现大幅跌落，送端换流站为维持直流母线电压，将迅速提高电流，柔性直流装置可能存在以下两种情况：

(1) 故障很快切除，故障期间换流器的输出电流和直流母线电压维持在允许的范围内，柔性直流装置能成功穿越低电压，一旦故障消除后能保证持续稳定运行，如图2所示。

(2) 故障期间换流器的输出电流或直流母线电压不能维持在允许的范围内，柔性直流装置为保证设备安全，进行脉冲闭锁保护，而受端油田群电网则会失去电源导致停电，如图3所示。

图2 送端母线三相故障，穿越低电压

图3 送端母线三相故障，脉冲闭锁保护

3 受端交流系统故障分析

当受端交流系统发生短路故障时，变流器的响应特性跟其控制策略有直接关系，通过PSCAD建模分析了以下四种典型故障工况：(1) 换流站母线非金属性单相故障；(2) 换流站母线金属性单相故障；(3) 换流站母线金属性三相瞬时故障；(4) 远离直流换流站的三相故障。通过对以上工况仿真分析，发现故障工况(1)，换流站母线电压降低不多时，变流器采用低电压穿越方式，在确保输出电流不超过其容限的条件下，继续联网运行；发现故障工况(4)，换流站母线电压较高，变流器保持正常运行。但在故障工况(2)和(3)下，换流站母线电压偏低，变流器为保护自身安全，选择闭锁躲过故障，当故障清除后则恢复供电，闭锁时间长短将对系统后续动态有较大影响。

下面以故障工况(2)为例进行说明，假设换流站母线发生金属性单相短路故障，A相电压严重跌落，如果受端换流器检测到故障后5 ms快速闭锁且直到故障清除后5 ms再解除闭锁；若闭锁时间延长，从故障后5 ms开始闭锁1 s，仿真波形如图5所示；若闭锁时间进一步延长为5 s，电动机负载母线电压跌落到0，转速下降到0.2 pu，直流在解除闭锁后瞬时电流超过2 kA，无功瞬间超过120 MW；随后需经过漫长的恢复过程，且在恢复过程中，负载电压下降到0.8 pu左右，这种运行状态往往是油田群生产所不允许的。仿真波形如图4～图6所示。

图4 工况(2)直流闭锁5 ms，电压恢复成功

图5 工况(2)下直流闭锁5 s，电压延迟恢复

图6 工况(2)直流闭锁10 s，电压延迟恢复，负载压降大

4 单回直流故障闭锁分析

该方案初始时两回直流正常运行，向海上油田群电网供电。假设由于某种原因，其中一回直流故障闭锁退出。

(1)故障前，海上油田群电网负荷较小，低于单回直流的输电极限。

故障前油田群总负荷为113 MW，一回直流故障闭锁后，另一回运行中的直流系统由于输出功率迅速增大，导致其直流电压下降，送端为了维持直流电压而提升有功功率，导致电流增加，然而考虑到容量限制，电流达到上限后不能继续增加，由于换流器的容量超过了总负荷容量，直流电压便缓慢上升并回到其正常值，随后送端电流也下降到与负荷对应的较小值，仿真曲线如图7所示。由于单回直流输送的功率比故障前增加较多，导致换流变压器上压降增加，油田群负荷母线的电压也会降低，但这个情况可通过后续的EMS控制使其恢复到参考值。

图7 海上油田群电网负荷较小，单回直流闭锁故障

(2)故障前，海上油田群电网负荷较高，高于单回直流的输电极限，则直流故障闭锁后又细分为不连锁切负载和连锁切负载两种情况。

故障前油田群总负荷为130 MW，若不连锁切负载时，由于直流输送的功率不能满足全部负荷的需求，导致油田群电网的电压降低，负荷由于自身电压偏差特性而自动降低处理，最后达到新的非正常稳态，即直流电压偏低(约为正常的63%)、受端电压偏低(10.5kV母线电压约为正常的90%)，仿真波形如图8所示。若闭锁退出后2 s后连锁切除约22 MW的负载(考虑到直流的无功功率输出)，系统恢复正常工况，仿真波形如图9所示。

图8 海上油田群电网负荷较高，单回直流闭锁故障不切负荷

图9 海上油田群电网负荷较高，单回直流闭锁故障切负荷

5 大型电动机启动故障分析

通常海上油田电网的无功均来自于自设的发电机组，改为由陆地电网供电后，电网的无功主要由海上换流站提供，尤其是在海上平台大型电动机启动时对无功需求更大。本文仿真分析了平台上4 MW电动机直接启动无功补偿前后工况。无功补偿前，换流站的无功输出从启动前的45 MW提高到启动中的55.0 MW，直到启动完成才降低到46.7 MW，直接启动电动机所在母线的电压从启动前的1.0 pu左右降低到0.84 pu，在启动过程中，电压一直较低，进一步导致启动时间较长，启动过程中电动机吸收的无功功率最高达到额定值的4倍左右，16.5 s过后，电机转速才达到额定值，启动过程完成，同时吸收的无功功率降低到约0.42 pu，电压恢复正常值，仿真波形如图10所示。4 MW电动机的同时投入约8 MW的无功补偿，启动时所在母线电压下降到约0.9 pu，电动机的启动过程加快，10 s左右完成启动过程，共对应的仿真波形如图11所示。

图10 海上平台4 MW电动机直接启动0补偿前

图11 海上平台4MW电动机直接启动，补偿后

6 结语

该文利用PSCAD较件对海上油田群电网柔性直流输电进行建模仿真计算。结果显示，海上油田群电网为一个长链形、放射式、电源集中的供配电网络，电网中电动机比例高，建议在工程设计中通过增强柔性直流输电系统的低电压穿越能力或降低故障后闭锁时间，尽快恢复供电，降低电网失电风险。必要时可通过提高受断换流器的无功输出能力或配置快速无功补偿设备来解决电压延迟恢复造成的短期电压稳定问题。

[1] 汤广福，贺之渊，庞辉. 柔性直流输电工程技术研究、应用及发展[J]. 电力系统自动化，2013，57(15):3-14.

[2] 黎小林，许树楷. 中海油文昌柔性直流输电系统暂态故障仿真分析[J]. 南方电网技术，2011，5(4):10-14.

[3] 顾益磊，唐庚，黄晓明等. 含多端柔性直流输电系统的交直流电网动态特性分析[J]. 电力系统自动化，2013，37(15):27-34.

[4] 刘星，张君友. 柔性直流输电改善孤立电网稳定性的研究[J]. 西安电力高等专科学校学报，2011，6(2):52-57.

Simulation Analysis on Stability of VSC-HVDC
Transmission System for Offshore Oil Fields

LIU Guo-feng，WEI Che

(CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China)

This paper presents the application of VSC-HVDC transmission system to isolated offshore oil field power grid. Characteristics of offshore power grid such as isolated power distribution network and high load ratio of motors are thoroughly considered. Simulation based on PSCAD is employed to analyze the effects of faults and disturbances like fault of sending and receiving end of AC system, single DC loop fault lockout and large motor starting etc. Simulation results show that the low voltage ride-through ability of flexible DC transmission system in offshore oil field needs to be enhanced, thus reducing fault lockout time. The right rapid reactive-load compensation equipment is required to guarantee the power grid stability.

offshore oil fields; VSC-HVDC; stability; isolated power grid; PSCAD

2015-02-02

刘国锋 (1981-)，男，工程师。

1001-4500(2015)03-0054-07

TE53

A