渤海油田岸电工程方案设计及关键技术*——以秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电工程为例

刘国锋 高 璇 张 昊 李 雪

(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

一直以来，国内海上油气田平台主要采用以伴生天然气或原油作为燃料的自发电形式，通过海底电缆以辐射型结构或35 kV电力组网给周边生产(井口)平台供电。自发电有效地保障了海上油田的电力供应，但也存在一些问题[1]：①发电效率低、排放高；②机组发电消耗大量天然气或原油，但渤海部分区域存在缺气问题，需额外敷设管线输送天然气，费用高；③发电机组依赖进口，对外依存度大且运维成本高；④故障耐受能力差，单台电站容量、设备负载占电网容量大，单台电站或设备发生故障对电力系统影响大。

中国海域秦皇岛32-6和曹妃甸11-1油田是渤海海域中北部的2个大型油田，离岸距离较近，油田开发用电负荷规模约200 MW。该区域油田用电负荷分布局部相对集中，且中远期用电负荷需求增长大，海上发电机组无法满足供电需求，而采用岸电为油田供电能够节省海上油气田电站投资，可节约大量的燃料气和原油，较大程度减小平台规模，降低碳排放。从经济效益上看，秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群采用岸电方案优于自发电方案；从环保角度看，岸电来源于陆地电网，陆地电网新能源发电占比高，且其发电机组多配置脱氮脱硝装置，采用岸电替代自发电后，涉及油田购电高峰年预计可节能8.59万吨标煤，减少氮氧化物排放0.4万吨，减少二氧化碳排放18.6万吨，节能减排效果显著[2]；从技术上看，海上油气田对供电可靠性、连续性要求很高，岸电能够连续、可靠地供电，且相较传统自发电的小规模电网，电能质量更优[3]；此外，岸电较自发电具有高可控、低损耗等优点。因此，开展秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电替代自发电方案的研究对降低海上油气开发过程中温室气体和氮氧化物排放，积极贯彻党中央关于“打赢渤海综合治理攻坚战”的工作部署具有意义重大。此外，岸电工程实施后，新敷设的登陆海缆也将成为海上油田和陆地之间数据传输的“高速公路”，可为未来数字油田、智能油田建设打下基础。

目前国外海上油田采用岸电供电的案例相对较少。以欧洲北海为例，大型油田开发多为远海开发，离岸距离较远，大部分在150 km以上，采用岸电输电线路投资及损耗较大；同时多数油气田分属不同作业者，单个油田用电规模相对较小且较为分散。距离远、规模小的海上油气田采用岸电方式供电从经济和技术上较平台自发电均无优势。目前仅有部分油田受碳排放政策及环保方面的要求，被议会强制要求采用岸电供电方式，如Johan油田。

现阶段适用于海上油气田岸电工程的长距离输电方式主要有柔性直流输电和高压交流输电。其中采用柔性直流输电技术的岸电案例全部在北海，如：Troll 1 & 2、Valhall、Troll 3 & 4、Johan Sverdrup、Johan Sverdrup II期等项目，其中最远供电距离为292 km(Valhall油田)，最大供电规模为200 MW(Johan Sverdrup II期)，交流侧电压最高等级为300 kV(Valhall、Johan Sverdrup、Johan Sverdrup II期),直流侧电压最高等级为150 kV(Valhall)。采用高压交流输电的岸电案例有Martin Linge(North Sea)、Gjøa Field(North Sea Northern,Norway)等油田，其中最远供电距离为161 km(Martin Linge 油田)，最大供电规模为120 MW(ENI-Goliat油田)，交流侧最高电压等级为132 kV(Qatar Petroleum,PS4-platform-油田)。

本文针对秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群的开发需求，开展适用于海上油气田开发特点的岸电工程总体方案及关键技术研究，以期为海上油气田“绿色低碳”开发提供参考和借鉴。

1 主要技术挑战

1.1 油田电网概况

秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电工程为国内首个采用高压交流输电系统、电压等级最高的海上油气田岸电工程,主要涉及的油田包括秦皇岛32-6油田群、曹妃甸11-1/11-6油田群两大区域。秦皇岛32-6油田群西北距京唐港约20 km，现有6座电站平台共计23台发电机，总装机容量约152 MW；曹妃甸11-1、11-6油田群西北距曹妃甸港约30 km，现有3座电站平台共计10台发电机，总装机容量约150 MW。根据两个区域油田配产预测及用电负荷预测，在自发电状态下远期供电缺口将超过30 MW，且秦皇岛和曹妃甸油田群主要为原油发电机组，维护工作量大。

1.2 岸电工程主要技术挑战

1) 海上油田位置分散。

秦皇岛32-6油田群和曹妃甸11-1油田群包含25个在生产平台，平台分布相对分散，东西跨度约40 km，南北跨度约80 km。秦皇岛32-6油田离岸距离约20 km，平均水深19 m；曹妃甸11-1油田群离岸距离30 km，平均水深25 m。海底电缆作为海上油气田平台间电力传输的主要通道，其投资约占岸电工程总投资的35%～50%。因此针对该区域单个油田用电规模相对较小且较为分散，但总体用电规模相对较大的特点，需重点优选海上电力动力平台(EPP)位置，并构建合理的网架结构，减少海底电缆长度及电力损耗，降低岸电工程投资。

2) 复杂的海底电缆敷设环境。

本工程海底电缆路由穿越航路、航道，且周边存在距离较近的锚地，同时本项目高压海缆路由与已建平台和海底电缆、海底管道相距较近。高压交流海缆会对附近的海管造成交流干扰，导致海管腐蚀穿孔等安全隐患，海管一旦发生腐蚀泄漏将对海洋环境造成严重破坏，但目前国内外针对高压海底电缆与周边平台及海管间的距离要求尚无明确的标准和规范。因此，需重点考虑高压交流海底电缆对周边海管的交流腐蚀干扰的影响。

3) 海上油气田高可靠性供电需求。

海上油气开发具有高投入、高风险等特点，因而对供电的可靠性、安全性方面的要求非常高。海上油气平台一旦供电中断，重新恢复到正常生产状态，往往需要较长时间。为了给海上油田开发提供可靠稳定的电力供给，海上自发电模式下需配置备用发电机组，满足N-1(N表示发电机组台数)工况下的用电需求。采用岸电工程替代自发电后，仍需优先保证海上油田供电高可靠性。这也是海上油气田岸电工程电力系统与海上风电的主要差异。岸电工程需要结合海上油气田用电负荷特点，多专业多角度统筹考虑海上油田工程方案。

2 总体方案设计

2.1 海上油田供电原则

本期工程用电规模为200 MW，结合海上油田开发用电高可靠性要求，岸电工程为二级负荷。根据《供配电系统设计规范》(GB50052—2009)规定，二级负荷的供电系统，宜由两回路供电。二级负荷的供电系统应做到当电力变压器或线路发生常见故障时，不致中断供电或中断供电后能及时恢复。

为保证海上油田供电的可靠性，本工程采用双电源供电、双通道并联输电方案，设置两套相对独立的海上电力动力平台。设计冗余度按2×100%考虑，在任何一路电源故障情况下，可由另一回路电源承担所有用电负荷，以降低停电对油田生产的影响。

2.2 海上电力动力平台位置选取

海上油田由原来孤岛电网的分散电源点供电变为由海上电力动力平台单电源点供电，海上电网的拓扑结构和潮流走向将发生根本性改变。岸电接入平台的选取将直接影响上岸海缆和互联海缆长度、施工难度以及海上油气田内部改造工程量等，对工程方案意义重大。选取合适的接入平台将有效减少项目投资、提高供电可靠性。

根据《220 kV～750 kV变电站设计技术规程》(DL/T 5218—2012)中变电站选址要求，结合海上平台实际情况，确定新建海上电力动力平台选址原则包括：①宜靠近用电负荷中心；②海底电缆路由方案可行；③内部改造工程量相对较小；④地形地质及施工条件具备接入可行性。以曹妃甸11-1区域为例，从油田用电负荷、中心处理平台总体布置、中心处理平台结构改造及海缆敷设量等方面对海上电力动力平台位置选取进行了比选(表1)。综合考虑技术和经济性，在CFD11-1 CEPJ平台东侧新建一座与其栈桥连接的电力动力平台，更靠近海上油田用电负荷中心，油田内部改造工程量更小，该方案较接入CEPI方案节省工程投资约1.7亿元。因此，推荐曹妃甸11-1 海上电力动力平台从CEPJ接入方案(图1)。

表1 曹妃甸11-1 海上电力动力平台位置选取比选Table 1 Comparison of CFD 11-1 EPP position selection

注：CEP、WHP、WGP分别表示中心处理平台、井口平台、集输平台，后面字母为平台编号图1 曹妃甸11-1海上电力动力平台接入油田示意图Fig.1 Schematic diagram of Caofeidian 11-1 EPP access to oilfield

2.3 岸电工程供电方案设计

2.3.1区域互联方案设计

海上油气田采用岸电后涉及各油田区域的互联，油田电网更加复杂，选择合适的网架结构对技术可靠性和经济性都至关重要。本工程从技术可行性、经济性、供电可靠性、方案可实施性等方面，开展双开关站220 kV交流供电海上110 kV快切方案、陆上背靠背柔直大合环方案[4]和220 kV交流供电海上交叉供电方案[5](图2)的综合比选研究，各方案优缺点见表2。

其中，方案1投资最少，通过110 kV侧的快切装置进行快速切换，切换过程约为80～90 ms(保护整组动作30 ms，开关动作50 ms)，供电可靠性和连续性较高；方案2利用柔直元器件的特性，故障断电时电源切换耗时最短(ms级)，供电连续性好，且柔性直流输电可灵活地实现有功功率和无功功率的控制，具有提高系统频率稳定和电压稳定性的能力，但投资较高，且换流站的运维较常规站复杂；方案3通过在低压侧进行快速切换(切换过程约100 ms)，供电可靠性和连续性较好，但由于海缆数量较多，投资相对较高。综合考虑各方案的投资、优缺点及可实施性，推荐方案1即采用220 kV交流供电海上110 kV的快切方案为区域互联方案。该方案投资最少，且供电连续性好，可靠性较高，相比方案3可少敷设1根67 km的110 kV高压交流互联海缆，直接减少工程投资约4亿元。

基于以上推荐互联方案，秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电工程供电方案为：电网公司临港变电站220 kV电源经新建220 kV单回陆缆先后送电至220 kV乐亭陆上开关站和乐亭登陆点段，再经1条220 kV海缆送电至220 kV秦皇岛海上电力动力平台；另一路电源，即电网公司唐山港开关站220 kV电源经新建220 kV单回陆缆先后送电至220 kV曹妃甸陆上开关站和海缆登陆点段，再经1条220 kV海缆送电至220 kV曹妃甸海上电力动力平台；秦皇岛海上电力动力平台与曹妃甸海上电力动力平台之间则通过110 kV交流海缆连通，并在海缆两侧的开关设置快切装置。正常运行时，秦皇岛、曹妃甸区域分别由对应的岸上开关站供电，当任一路岸电失电，通过快切实现另一回路岸电向失电的海上平台供电(图3)。

2.3.2登陆海缆路由设计

根据国际大电网会议(CIGRE)的统计数据[6]显示，海缆故障原因有人为因素、海缆内部故障、自然因素和未知因素等4类。其中，人为因素引起的故障主要是指人类的海洋活动对海缆的损害，包括海洋渔业活动、海洋航运和海洋工程作业等。人为因素是造成海缆损害的最主要原因，占故障总数的70%以上。对中国海上石油平台海底电缆的故障历史数据进行分析，表明捕鱼作业与锚损伤是造成中国海底电缆故障的最主要因素，这2种因素对电力电缆的损伤影响超过50%[7]。随着海缆设计水平的提高、生产工艺的进步，由海缆自身原因造成的故障已越来越少；而随着渔业、海运等活动越来越频繁，由人为因素造成的海缆故障则愈加突出。本工程海域附近有唐山港、京唐港、曹妃甸码头等，且部分海缆与航道交叉，来往船只非常频繁，海缆遭受锚害的风险较高。因此，合理的海缆路由设计对提高岸电工程的可靠性至关重要。

图2 京唐港、曹妃甸港双开关站岸电网架结构Fig.2 Shore power grid frame structure of two switching stations in Jingtang Port and Caofeidian Port

表2 秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电工程不同互联方案比选结果Table 2 Comparison and selection results of different interconnection schemes of shore power project of QHD 32-6 and CFD 11-1 oilfield group

图3 秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电工程示意图Fig.3 Schematic diagram of shore power application project of QHD 32-6 and CFD 11-1 oilfield group

根据油田区域开发规划，海缆路由设计应考虑海域使用、海洋功能区和生态红线、海上平台周边管缆布置等，在尽量避开禁止开发区域以及自然保护区、船舶航道、港口锚地、农渔业区及军用区等前提下，选择距离最短的路由。同时，本工程推荐登陆海底电缆采用不同路径，有效地提高了供电可靠性。

除了合理规划海缆路由，应进一步对海缆采取必要的保护措施以降低海缆被损伤的风险。海缆敷设保护主要包括近岸段采用开挖或陆海水平定向钻施工，从登陆点到海水深度4 m以内的浅水区域采用铸铁套管+后冲埋+覆盖水泥压块方式施工，常规海域采用动力定位敷缆船施工和边敷边埋；近平台区域采用后冲埋+覆盖水泥压块方式施工等。

3 关键技术

将秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群由多平台、多机组联网形成的海上孤岛电网改造成由陆地电网供电，实现区域互联，国内外尚未有先例。此外，海上油气田对于供电可靠性要求非常高。因此，针对该油田群岸电工程应用所面临的困难与挑战，开展高压长距离大容量海缆过电压和无功补偿、稳定控制、高压交流海缆对长距离并行海管腐蚀干扰分析和智能化等关键技术的研究具有重要意义。

3.1 高压长距离大容量海缆过电压和无功补偿技术

3.1.1过电压分析

秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电工程使用了长距离、大截面、高电压的海底电缆，对地电容较大。当海缆线路较长时可能引起较为严重的过电压，从而对系统的安全稳定运行造成威胁[8-10]。本小节针对过电压及绝缘配合展开研究，进行电磁暂态仿真计算，研究其在不同过电压保护措施配置下相应的工频过电压和操作过电压水平。

考虑正常运行工况和任一路登陆海缆故障运行工况，分别计算容升效应、单相接地故障、无故障甩负荷及单相接地故障甩负荷产生的工频过电压。根据工频过电压的计算结果(表3)，本岸电工程全线未加装高抗时最大工频过电压为1.225 p.u.，出现在秦皇岛登陆海缆发生故障，联络海缆末端发生单相接地故障甩负荷时的情况。

由于电缆线路不考虑重合闸，操作过电压的计算同样考虑以上4种工况，断路器计划性合闸条件下，采用统计算法分析线路2%统计操作过电压，从而校验操作过电压是否满足安全运行的要求。

正常运行时，曹妃甸海上电力动力平台通过曹妃甸开关站供电，秦皇岛海上电力动力平台通过乐亭开关站供电，110 kV互联电缆热备用在秦皇岛侧，不形成合环；秦皇岛登陆海缆故障时，秦皇岛海上电力动力平台的用电负荷切换至曹妃甸海上电力动力平台,通过110 kV互联电缆供电；曹妃甸登陆海缆故障时，曹妃甸海上电力动力平台的用电负荷切换至秦皇岛海上电力动力平台,通过110 kV互联电缆供电。

表3 秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电工程各工况工频过电压最大值Table 3 Maximum power frequency overvoltage under various working conditions of shore power project of QHD32-6 and CFD11-1 oilfield group p.u

针对正常运行和秦皇岛登陆海缆故障工况，对曹妃甸沿线三相不同期合闸各点所产生的过电压进行了计算，结果表明，在现有避雷器配置及高抗配置下，过电压最大值为2.05 p.u.，未超过规范限值3.0 p.u.，暂不需要装设合闸电阻。同样，针对正常运行和曹妃甸登陆海缆故障工况，对秦皇岛沿线三相不同期合闸各点所产生的过电压进行了计算，结果表明，在现有避雷器配置及高抗配置下，过电压最大值为1.94 p.u.，未超过3.0 p.u.，同样暂不需要装设合闸电阻。

3.1.2无功补偿配置

本工程采用长距离海底电缆，其容性充电功率在电网重载、轻载等不同工况下对系统无功平衡都会产生不同的影响。由于岸电工程电源来自陆地电网，对其进行无功补偿时，不仅要保证系统内各级电压处于允许范围内，还要考虑电源接入点处的功率因数、谐波等能够满足考核要求。

无功补偿应按照分层分区平衡、就地补偿原则，同时兼顾调整电压的便利性来进行。针对岸电工程正常运行工况(“11”型，即秦皇岛平台通过秦皇岛侧220 kV海底电缆供电，并带110 kV空载电缆；曹妃甸平台通过曹妃甸侧220 kV海底电缆供电)和2种故障工况(L型，即秦皇岛、曹妃甸平台通过曹妃甸侧220 kV海底电缆和110 kV互联电缆供电或秦皇岛、曹妃甸平台通过秦皇岛侧220 kV海底电缆和110 kV互联电缆供电)下的无功平衡进行核验，考虑在乐亭开关站配置90 MVar的高压电抗器，曹妃甸开关站配置110 MVar的高压电抗器，避免投产初期，秦皇岛、曹妃甸海上平台无功负荷较低，海上平台向陆地电网倒送无功。

后期，秦皇岛、曹妃甸海上平台满负荷运行，考虑系统侧电压水平较低的情况，若秦皇岛、曹妃甸海上平台不配置低压电容器，则海上平台电压处于标准允许的临界水平。为了保证海上平台的电压质量，避免L型带载方式下终端电压过低问题，结合低压负荷情况，考虑在秦皇岛海上平台、曹妃甸海上平台配置一定容量电容器，并在不同平台上进行分组配置。

因此，通过高压电抗器分组投切，难以满足并网功率因数考核要求，通过高压电抗器和低压电容器配合投切，可以实现更为灵活的无功补偿。

3.2 稳定控制关键技术

海上油气田对于电源可靠性和连续性要求非常高，采用岸电后，电源全部来自陆地电网。线路或设备故障时，电力系统的迅速恢复对油田生产至关重要。针对海上油气田岸电工程供配电系统复杂、故障率高的特点，结合岸电系统的特殊网架结构，通过对现有电源快速切换的方法和系统进行改进，研发专用的快切装置和安全稳定控制系统[11-13]，实时监测系统运行工况及故障信息，实现快速计算、灵活控制。

本工程稳控系统可实时监视整个海上平台电网安稳装置的自检、告警、电气量、开入量状态、定值等运行状态信息，在电网发生故障时，快速采集安稳装置的动作信息、录波波形，进行智能分析，生成稳控动作的详细报告，为调度人员事故分析和异常处理提供可靠的信息支持。在主电源故障掉电时，快切装置以最快速度切换至备用电源，可实现海上电网快速自愈，保证油气生产平台不停电，为油气生产提供可靠、优质的电力供应。如当曹妃甸海上电力动力平台侧发生三相短路故障时，在曹妃甸海上电力动力平台母线失去工作电源后，在较短时间内，在母线残压与备用电源的电压幅值及相位还没有拉开差距时，快切装置迅速动作，实现曹妃甸区域负荷迅速切换至由秦皇岛EPP平台进行供电(图4)。该操作耗时短、电机转速下降少、切换过程对电机冲击小，实现海上电力动力平台主备电源的快速切换、过负荷减载及其他辅助功能。其整体流程如图5所示。

注：VCB表示真空断路器图4 曹妃甸海上电力动力平台侧三相短路故障后快切动作示意图Fig.4 Fast cutting after three-phase short circuit fault of CFD EPP platform

图5 秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电工程快切过程整体流程图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 高压交流海缆对长距离并行海管腐蚀干扰分析关键技术

由于路由限制，秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群岸电工程新建的110 kV海底电缆沿已有海底管道路径进行敷设。电缆与海管并行约7 km，其中穿越航道段通过预挖沟方式敷设，约有1 km海缆与海管之间的最小间距不足1 m。高压交流输电海缆会对附近的海管造成交流干扰，导致海管腐蚀穿孔等安全隐患。

通过采集海底电缆设计资料、附近海管设计运行资料以及环境参数，采用国际权威的CDEGS交流干扰模拟计算软件对海管所受海缆的交流干扰风险进行了计算，评估稳态运行、单相短接故障、单相接地故障等不同工况下海缆对海管的电磁干扰风险。图6展示了稳态运行工况下管道遭受的干扰情况。计算结果显示，海缆稳态运行下，管道全线均高于NACE SP 21424—2018及ISO 18086—2019规定的交流腐蚀的低风险临界值30 A/m2，约有24.5 km的管线高于严重交流腐蚀风险的临界值100 A/m2，存在很高的交流腐蚀风险。通过控制海缆与海底管道并行段的距离，对受干扰严重位置的海底管段增加牺牲阳极的缓解措施，将海缆对海管的交流干扰降低至安全水平。

图6 稳态工况下不同电压等级对管道干扰的影响Fig.6 Influence of different voltage levels on pipeline disturbance under steady state conditions

依据IEE Std 80 标准，100 000 Ω·m2面电阻率的防腐层安全耐受电压为10 000 V。根据在穿越航道区数值模拟计算结果，单相短接故障情况下海底管道防腐层耐受电压最高值为287.85 V；当海底电缆发生单相接地故障时，海底管道的防腐层耐受电压最高为271.47 V，可以认为基本不存在海管防腐层被击穿的风险，不需要采取额外的防护措施。

3.4 智能化关键技术

海上电力动力平台作为区域供电枢纽，按照无人值守、智能化变电站建设，包括数据采集与监视控制系统(SCADA，Supervisory Control And Data Acquisition)、远动通信、五防系统、故障信息管理、一次设备状态监测和智能辅助控制系统等六大功能。与已有变电站形态相比，本工程将先进的现代科学技术融入变电站自动化系统应用中，通过对变电站内各种实时状态信息的获取和共享，高度集成了变电站内的各种功能，实现各种功能的灵活分布和重构，加强了变电站与电网内其他设备之间的信息交互共享，且更好地实现了分层分布的控制管理方式，优化了站内资源，进一步提高了变电站运行的可靠性和安全性。

将变电站内一次设备、海底电缆等主要设备纳入在线检测范围，完善电气运行数据监测，实现设备状态实时地监视、预警和评估[14]，为科学的调度系统提供了可靠依据；对一次设备故障类型及其寿命的快速有效判断和评估为在线指导运行和检修提供了技术保证。图7为海底电缆状态检测整体流程。

智能设备的投入还可以降低变电站运行的管理成本，减少隐患产生的几率，增强了电力系统运行的可靠性。

图7 海底电缆状态检测整体流程Fig.7 Overall process of submarine cable status detection

4 思考与展望

秦皇岛32-6、曹妃甸11-1岸电工程作为中国首个海上油田群岸电应用项目，也是目前世界海上油田交流输电电压等级最高的已投产岸电项目。该工程项目已于2021年9月投产,至今运行良好，充分验证了所采用的高压长距离大容量交流区域互联方案的可行性，标志着中国海上油田用电方式实现了历史性变革，海上油田能耗结构低碳转型进入了全面实施阶段。为了进一步推进岸电工程在其他近海油气田的推广应用，后续应重视以下几方面的研究：

1) 海上油田群采用岸电工程替代后，对海上电力系统的稳定、可靠运行提出了更高要求，需进一步结合工程实际情况完善海上电网稳定控制技术。

2) 海上油田群岸电工程技术高于海上风电行业规范标准，有必要在总结秦皇岛32-6、曹妃甸11-1岸电工程经验的基础上，尽早建立完整的适用于海上油田群岸电工程的设计标准和技术体系，为海上油田群岸电工程建设提供依据和技术保障。

3) 岸电工程开启了海上油田供电新模式，有必要加快高压设备设施能效提升和模块化紧凑型设计关键技术研究。

4) 依托岸电工程，进一步开展海上分散式、集中式风电以及储能设施等绿色能源接入岸电工程供电系统的关键技术研究。