海上油气田岸电应用设计

王月光,张立国,薛健,,王大鹏

海洋石油工程（青岛）有限公司  山东青岛  266520

摘要:随着海上油气田开发的不断推进,油田群用电规模也不断增大｡无论是从节能减排,还是从供电可靠性和经济性等角度,探索海上油气田供电的新方式都具有重要的意义｡提出了由陆地电网为海上油气田开发工程供电的新思路,探讨了岸电的设计原则和设计要点｡最后以具体岸电工程设计案例为例,总结了岸电方案设计的关注点及岸电与传统的海上自发电的不同点,形成了海上油气田岸电工程的设计方法,为今后海上油气田岸电工程提供了借鉴｡

关键词:岸电应用;海上油气田电力系统;电源接入点

与海上风电交流送出一般采用单根海缆不同,海上油气田群岸电对供电可靠性要求较高,一般由两个以上的海上变电站平台组成群组｡每个油田群设一个海上电力动力平台(ElectricalPowerPlateform,EPP),通过一条高压海底电缆连接到陆上新建开关站(变电站),再经陆地线路接入国家电网｡同时,两个海上电力动力平台间设置互联海缆,互联海缆一端开关闭合处于热备状态,保障在一路上岸海缆故障工况下,互联海缆另一侧开关迅速闭合,实现由一侧上岸海缆带两个油田群负荷｡

1岸电设计要点

1.1设计基础

(1)设计规模

油田区域规划负荷是决定岸电工程规模的重要因素｡适当考虑规划负荷,并根据油田配产评估油田生产运营时所需电力负荷,开展供配电设备的选型｡

(2)电源接入点

陆地电源点的选择应符合较高供电可靠性､足够供电容量以及较好经济性的原则｡根据油田地理位置择近选择登陆点,进而选择较近的陆地变电站作为电源接入点｡电源接入点的选择需要与当地供电部门协商沟通,并对当地电网进行全面了解,对供电方案进行技术和经济比选分析,例如供电可靠性､供电质量､当地变电所和外电源线路情况､施工条件､建设周期以及扩建余地等｡同时以供电协议形式对推荐供电方案进行确认,主要涉及接入点能够满足工程用电需求､购电电价､外电源工程建设､投资界面及用户电能质量考核指标等｡

(3)陆上输电线路

陆上输电线路应结合当地市政规划,确定线路路由,与当地相关部门协商沟通并确认｡

(4)海上路由选择

根据油田区域开发规划,海底电缆路由在尽量避开自然保护区､船舶航道､港口锚地､农渔业区以及军用区等的前提下,选择距离最短路由｡

1.2设计原则

1)为保证海上油田供电的可靠性,一般采用双通道并联输电方案,设置两套相对独立的海上变电站或换流站｡2)设计冗余度一般按2×100%考虑,即任意一回路故障时,另一回路应保证油田100%的用电负荷,以降低停电对油田生产的影响｡3)海上油田的集中控制系统､仪表系统和消防泵负荷等为一级负荷,天然气处理装置区生产负荷为二级负荷,办公区及其他负荷等级均为三级负荷｡根据GB50052—2009《供配电系统设计规范》:一级负荷应由两个电源供电,当一个电源发生故障时,另一个电源不应同时受到损害;二级负荷宜由两回线路供电｡设计过程中宜尽量满足以上原则｡若油田经济效益较差,可以适当降低设计冗余度来兼顾效益｡

1.3技术方案

采用合适的电力传输方式,实现岸电向海上油气田的传输是岸电设计的关键｡可接入的陆地变电站现状､海上油气田开发规模及海陆之间海底电缆的路径是决定技术方案的主要因素｡根据工程实际情况,本着电力系统安全､稳定､可靠和灵活的原则,通过校核海底电缆的容量､压降以及容性电流水平等进行交直流输电的比选､电压等级的选取以及变电站/换流站､海底电缆和变电站等电气设备的选型｡

1.4经济效益比选

岸电方案是否经济占优,不仅要看海底海上油气田岸电应用设计要点分析电缆､变电站/换流站等设备投资,还需要结合海上油气田开发整体方案进行综合评估｡岸电的实施必然会带来工艺､水､消防､机械和总图等多个工程专业的方案变化,此外,还需要考虑电价､气管线/气价(若有伴生气需要处理或外卖)等间接费用｡

1.5设计关注点

与海上平台自建电站方案不同,岸电方案还需要与地方政府､地方供电部门等进行沟通｡与地方电网的接口包括电源点､购电价格､用户电能质量和岸电建设工程界面等｡接口差异会直接影响岸电方案技术可行性及经济性｡

2岸电工程案例

2.1工程概述

为开发涠洲区域某油田A,一期新建一座井口平台WHPA和一座陆地终端｡井口平台上设有井口设施､生活楼和模块钻机等｡陆地终端设有油气水处理设施､原油与天然气外输设施｡海上井口平台所产物流通过24km海底油气水混输管道输送至陆地终端进行油气水分离､原油脱水及稳定､LPG回收和污水处理｡陆地终端和海上平台用电均来自当地电网｡

2.2岸电方案设计

本案例主电源引自周边一座110kV变电站,该变电站由装机容量为2×40MV·A的110/35/10kV的三绕组变压器组成｡海上平台35kV主电源从110kV变电站主变压器的35kV系统引出,经陆地电缆至陆地终端35kV开闭所,再通过一条35kV､3×400mm2及24km海底电缆为海上平台供电｡正常情况下,海上平台主电源由工业园内一台主变压器供电｡当该电源故障时,工业园内35kV母联开关经检无压､检无流后自动投入,由另一路非故障电源为海上平台供电｡由于受经济效益的限制,且本工程一期用电规模较小､输电距离较近,陆地终端至海上平台的海底电缆采用单回路｡为满足海上平台上的重要应急设备及系统的用电要求,设置1台1100kW柴油发电机作为应急电源｡由于该油田周边存在潜力油田,二期工程开发时考虑新建另外一条从陆地变电站至二期海上平台的35kV回路,从而实现整个油田区域的双回路供电｡

2.3与海电工程量差异

海上平台常规的供电方式是利用天然气或者原油作为燃料,通过涡轮发电机或者原油发电机发电为整个平台用电负荷供电(以下简称海电),同时需要设立相应的辅助系统来对伴生气或者原油进行处理,以达到发电机燃料要求｡在海电方案的设计中,发电机的选型与布置､辅助系统的配置以及电气设备选择与布置是重点要考虑的问题｡因此,供电方式不仅影响电气设备本身,还会影响平台的工艺处理､设备配置､总图布置和消防等方案,进而影响整个工程方案及其投资｡

2.4与海电电力系统差异

(1)系统接地

海电方案中,中性点接地方式一般根据系统的电压等级､过电压水平､接地电容电流的大小和继电保护的设置等,并着重考虑供电的连续性､安全性､可靠性和绝缘水平进行比选确定｡而岸电方案中,海上平台属于用户终端站,其电力系统的接地方式应以所接系统站接地方式为依据,征求当地供电部门意见,与当地供电部门协商确定｡本项目中,陆地变电站的35kV系统采用消弧线圈接地,且上级变电站在设计时已考虑本项目的接入,故本项目35kV系统无须额外考虑接地｡

(2)电能质量

在岸电工程中,海上平台电力系统的电能质量不仅需要满足油田生产设备的用电需求,还要满足地方电网对于用户在电能质量方面的考核指标｡为保证海上平台电力系统功率因数达到地方电网要求及以上,同时补偿海上平台轻载工况下较大的海底电缆无功功率,本案例在海上平台上设置了1个35kV､2Mvar的SVG,可以实时根据需要发出或吸收所需的无功功率,从而快速动态地调节无功｡补偿后35kV侧功率因数不低于0.95｡

(3)能量管理

在海电方案中,为了实现电网安全稳定､经济高效的运行,海上平台设置了一套电源管理系统,对全网进行实时自动监控和管理｡该系统应具备发电机组管理和调节､有功与无功分配和综合调度､热备用管理､负载管理与优先脱扣､电网关键参数实时监控及电网安全性评测等功能｡

3结束语

本文提出了由陆地电网为海上油气田开发工程供电的新思路,从岸电设计原则､设计要点､技术方案和经济效益等各方面将岸电与传统的海电方案进行对比,分析了岸电在海上油气田开发工程中应用的可行性｡文中以具体的工程案例呈现了岸电的设计思路,并论述了岸电与海电的不同点,形成了海上油气田岸电工程的设计方法,为今后海上油气田岸电工程提供了借鉴｡

参考文献

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[2]李强,魏澈,洪毅,等.海上油气田柔性直流输电系统关键技术及应用方案[J].中国海上油气,2016,28(2):156-160.

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