某海上油田群组网可行性研究

黄海宏 张腾华

摘要

某作业公司在海上有A、B两个油田群设施，目前A油田配置机组容量大但实际带载率很小，B油田配置机组容量小且机组稳定性较差。B油田时常出现失电情况，影响油田的安全稳定运行。鉴于此，根据油田实际运行与理论设计运行工况，设计人员制定电量平衡分析、计算油田无功补偿、关键节点短路计算电流、各种工况分析、海缆压降等相关数据得出组网方案从而判断A与B油田组网的可行性。

【关键词】组网方案 工况分析 无功补偿校核无功计算 海缆压降 短路电流计算 网络通讯

当前的工业生产与人民生活品质对石油类产品需求非常大求，而石油与天然气的开采均需要可靠的电力作为支撑，同时海上油田电力系统也是保障油田作业人员生活的基本条件。与目前国内外大多数海上油气田开采模式相同，该作业公司目前各油田群基本上是每一个油气田中心平台建一个电站独立供电。这种供电方式存在以下问题：

（1）由于各平台电站独立供电，运行机组一旦故障关停，必将导致油田停产。

（2）单个电站抗冲击性能差，备用不够，出现注水泵、压缩机、货油泵等大型设备的无法正常启动的现象。

（3）为保证供电可靠性，B油田需配置大量的备用发电机组，不仅投资大，对平台的有限空间也很浪费。

（4）运行维护工作量大。由于机组数量庞大，配电网接线复杂，运行和维护成本居高不下。

（5）B油田与A油田机组运行模式大部分时候是单机组独立运行，机组出现故障后，整个油田都随之停电。

合理利用发电机的配置，减少不必要的备用容量，也是顺应国家节能减排这个大环境和大趋势。

本文将通过各种工况组合、无功补偿校核、海缆压降计算等阐述油田组网的可行性。

1 可行性研究分析

1.1 电量平衡分析

A油田群A1平台配置3台额定50HZ、10.5kV、10000kW的透平机组，B油田群B1平台配置3台额定50HZ、6300V、5480kW的台风机组。A1通过1台10.5/22KV 12500kVA变压器统一给各个负载平台供电。B1通过2台6.3/22KV3150kVA变压器给各个负载平台供电。

A油田群按照设计最大负荷约为14796kW实际由于产量等各方面因素影响，实际负荷约为3500～4000kW，B油田群按照设计最大负荷8395kW，实际负荷约为5000kW（后期新增油井投产情况下，现阶段只有3500KW左右）。现阶段A1实际只运行1台机组，B1运行1台机组或2台机组。油田详细负荷见表1。

依据油田最大设计符合以及设计容量，机组最大带载能力按照设计功率的0.9倍进行计算，即A1平台机组额定功率10000kW实际最大功率为9000kW，B1平台机组额定功率5480kW实际最大功率为4392kW，得出油田机组符合率以及各个电站剩余电量如表20

从电量平衡分析来看，目前各油田供电能实现平衡，剩余电量较大的是A油田，考虑B油田机组可靠性较低，将其机组作为电网冷备用机组，A油田机组全开的前提下，通过利用A1电站可以满足B油田供电要求，因此电网联络线路可按照传输至少一台电站容量9000KW考虑。

1.2 海上油田距离分析

依据海上油田经纬度坐标分析计算与实际确认，得出A油田A2负载平台距离B油田B5负载平台最近点为14.5KM，A2平台进线母线电压为22KV、50HZ，B5平台进线母线电压同为22KV、50HZ，B4平台至B5平台海底电缆为120mm²，油田整体位置见图1。

1.3 工况分析

1.3.1 最大方式工况分析

依据设计运行方式A与B油田最大负荷为23.2MW，装机容量46.4MW，可利用容量41.8MW，如所有机组皆满开则有18.6MW的盈余，盈余大于任意2台机组容量，因此可以将系统内的任意2台机组留作冷备用。由于B1平台主变容量较小，最多传输5040KW，B4到B5平台海缆为120mm²最多传输8504KW，约为B区域负荷。当B区域机组全停电时，海缆处于满载工作，无法满足负荷需求，因此B1平台最少开1台机组。各种工况组合如表3。

1.3.2 实际负荷运行工况分析

根据油田实际负荷，A和B油田全部投產情况下总计负荷约8.5MW，远远低于装机容量。油田机组实际由于气源以及设计限制等原因，A1平台机组实际最大带载为8500kW，B1平台机组实际最大带载为4328kW。实际A1和B1平台各只需要开1台机组即可满足油田的正常生产，实际盈余还有4.5MW。同时在A1平台机组跳机的情况下通过卸载管理方式B1平台1台机组也可以保障油田基本供电安全。依据油田实际负荷，组合出各种工况情况下机组综合带载如表4。

1.4 无功补偿校核

1.4.1 A油田无功校核

依据设计资料，A油田己投运海缆和未来预留海缆如表5。

表格中合计8条22KV海缆，总计147.9KM。海缆具有较大电容效应，在海缆轻载时产生末端电压升高或引起发电机进相运行问题，因此需要进行感性无功补偿。

海缆充电功率计算如下：

Q=U²ωCL/1000KVAR

其中ω=314

C：单位长度电容，单桅μF/KM

经计算，A油田各条海缆充电功率如表6。

A油田海缆以及变电所产生充电功率为5092KVar，依据设计资料A1平台己设置6MVarSVG装置，SVG为电子产品不需要考虑传统电抗器谐振问题，即不要求补偿度40%～80%区间，所以目前SVG满足电网配置要求。

1.4.2 B油田无功校核

依据设计资料，B油田海缆如表7。

经校核，B油田群应补偿功率为2234KVar，目前己配置1台600KVar SVG装置。同时B油田到A油田新增1条14.5KM 22KV120mm²海缆充电功率为420KVar，因此组网后需要统一进行补偿2100KVar。

1.5 短路电流计算

短路电流计算校核工况采取电站平台主发电机全部投入工况。主要母线短路电流计算结果如表8。

根据短路电流计算结果，考虑设备的通用性和一定的裕度，35kV主要设备短路电流水平按25kA考虑。A1平台10.5kV母线设备短路电流水平可按照25kA选择，B1平台6.3kV母线设备短路电流水平可按照20kA选择，断路器开断直流分量水平不小于50%。

由于本工程属于海上工程，环境潮湿，盐雾腐蚀严重，本工程户外22kV设备外绝缘爬电比距按照最高线电压下不低于35mm/kV配置，户内设备外绝缘爬电比距按照额定线电压下不低于23mm/kV配置。

2 组网方案

2.1 设备与接入点选择

在A1平台新增1台10.5/22kV 12500KVA变压器，将备用发电机容量输送给电网。在A2平台敷设1条22KV3C*120mm²14.5KM海底光纤电缆到B5平台，实现A油田与B油田的电力组网。

2.2 中性点接地方式选择

A与B油田各个平台采用中性点不接地系统设计，而平台联络的22KV系统目前也为海洋石油平台的习惯做法：即变压器中性点小电阻接地方式，一旦海底电缆发生单相故障接地，保护直接动作。目前A1平台22KV主变采取400A低电阻接地系统，B1平台22KV变压器采取200A低电阻接地系统。组网后，接地系统保持不变。

2.3 同期点选择选择

考虑到A与B油田组网是将已建或其它代建平台进行电气连接，故同期点的选择原则就是在各个油田的交界的开关设置同期前以及双回路供电的主要开关。总计设置7个同期点，分别为A1和A2平台3个，B4和B5平台2个，B1平台2个。

2.4 海底电缆传输容量选择

B1～B3平台合计最大负荷约为4071KW，组网后B1平台主要为受電方，B1平台2台3150KVA变压器（满载电流约82A）最大提供5040KW，因此B1平台正常运行时至少需要开1台机组。此时B油田需要外供的电量最少为3463KW（最大负荷8395KW减去自身1台出力4932KW），折合电流为114A，同时考虑到B4至B5平台海缆为3C*120mm²，因此B5至A2选择3C*120mm²海底电缆，最大传输容量为8504KW（按照279A计算）。

海缆压降计算公式：

根据公式：

V=K1*I*（Rcosθr+Xsinθr）（V/kM）

式中：

K1——相位之间的系数，（通常为）

I——海底电缆最大的负载电流（A），

R——海底电缆的电阻（Ω/kM），

X——海底电缆的电抗（Ω/kM），

cosθr——功率因数（一般取0.8）。

A油田传输到B油田3463KW计算压降约为667V，压降约3%。负荷要求，如海缆在压降偏大，可以通过无功补偿以及变压器有载调压方式，可将电压控制在合理范围以内。

2.5 机组控制

由于A油田和B油田发电机组为不同型号且厂家也不同，同时也是分布在不同位置。组网后，机组自身无法实现正常的带载运行，通过增加一套电源能量管理系统（pms）对两个电站发电机组出力值进行统一的分配，实现机组的安全稳定运行。电网并网运行后，将电站在运行机组均至于DROOP（有差）模式，PMS系统将机组基于基准频率进行负荷分配，确保每台在运行机组出力值实现比例平衡或进行机组的调度出力错开性能不稳定机组对电网的影响。

2.6 通讯配置

目前A油田己配置PMS系统，全油田网络己是EtherNet环网架构。B油田配置了相同的网络架构。A、B油田组网后，通过新增的海底光纤，将在A2平台和B5平台增加光电交换机，将A油田与B油田的网络连接成一个整体网络，用于PMS系统统一控制管理。同时也可以利用此海底光纤将A油田和B油田的中控系统进行统一连接。

3 结论

依据各项计算数据分析，A油田与B油田通过新增海缆、变压器、SVG、EMS控制系统等装置设备，在油田无需大范围的变动下具备组网的条件。

4 结束语

针对目前A、B油田运行的工况情况，尤其是B油田机组极其不稳定且运行工况长期为1台，B油田掉电情况时有发生。A油田机组容量大，但实际带载率却比较小，资源浪费与空置严重。组网后将最大幅度提高资源利用率，大幅度减少油田的停产几率、减少海上维护人员的工作量同时可以保障海上油田的基本用电。为油田长期生产带来可观的经济效益，海上维护人员的身心健康也得到提高。

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