海上油氣平臺輸電系統分析與設計

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摘　要：在海上油氣田輸電系統中采用柔性直流輸電方式，可有效提高輸電距離、減小設備占地面積、提高運行可靠性，具有較大的發展前景。文章探討了柔性直流輸電技術在某海上油氣田（A油氣田）中的應用，通過對A油氣田調整工程和輸電要求的調研，給出了對應的柔性直流輸電系統換流器、主接線和接地方式等設計方案。在此基礎上，根據技術經濟性分析，給出了相關主回路參數設計。最后，搭建了仿真模型，驗證了本文分析和設計的正確性和有效性。

關鍵詞：海上油氣平臺；柔性直流輸電；換流器；主接線；接地方式

0引言

隨著海上油田平臺的大范圍聯網和向深海進軍，海上輸電的容量將更大、距離將更遠。若采用傳統的中高壓交流供電方式［1-2］，由于受限于海底電纜的充電容量，有功負荷一般偏小，控制電壓過高，容易擊穿海纜，將嚴重影響平臺的正常生產［3-5］。而若采用常規直流，由于海上平臺主要為大功率高壓電動機等變頻負荷，本身需要消耗無功，無法為換流站提供換流容量，因此無法使用。相比中高壓交流輸電和常規直流輸電，柔性直流輸電不存在交流輸電功角穩定性問題、充電容量?。徊恍杞柚芏穗娋W換相，可以為海上平臺的無源負荷供電；并且諧波電流小、無需濾波裝置，可減小海上平臺的占地面積［6-10］。因此，在海上平臺輸電系統中采用柔性直流輸電方式，尤其是在長距離輸電方面，可以有效地突破輸電距離限制，降低系統造價，提高系統運行穩定性和可靠性等，是具有高度靈活性的海上平臺輸電系統新型輸電方式。本文將探討柔性直流輸電技術在某海上油氣田（簡稱A油氣田）中的應用。相比同類工程，A油氣田工程由岸上直接向海上平臺供電，輸電距離更遠、容量更大、可靠性要求更高。文中將根據A油氣田的調整工程和輸電要求，給出對應的柔性直流輸電系統換流器、主接線和接地方式等設計方案。在此基礎上，根據技術經濟性分析，給出相關主回路參數設計。最后，給出仿真分析結果。

1A油氣田調整工程及輸電要求

目前，在A油田群所在區域內共設有以下生產設施：6坐平臺和一艘浮式生產儲油卸油裝置（FPSO），如圖1所示。A油氣田調整項目擬利用柔性直流輸電技術，將岸上電網的電力通過直流海底電纜引入A油田群I平臺，通過I平臺（或者在旁邊新建變電站平臺），為本平臺及其他新建平臺供電。根據調研材料，A油氣田相關港口地區目前已投產220kV變電站3座。A油田群區域高峰負荷預計約為50MW（預計發生在2019年），其中J平臺電氣計算負荷約為29.2MW；I平臺電氣計算負荷約為15.3MW；M平臺電氣計算負荷約為3.8MW。A油氣田新建平臺如依托港口電力，海底電纜需要穿越航道，且要避開錨區，因此提供兩個海底電纜路由方案：方案一：32km路由（從港口到J區域平臺），其中深埋鋪設距離為21km；方案二：55km路由（從港口到I區域），其中深埋鋪設距離為15km。本文采用方案二。

2換流器方案設計

兩電平換流器、三電平中點箝位換流器和模塊化多電平換流器（MMC）是目前最為主要的三種應用于柔性直流輸電系統的電壓源型換流器（VSC）拓撲結構［11］。相比二/三電平換流器的器件串聯技術，MMC采用模塊化串聯技術，技術風險要?。徊⑶夷K化絕緣柵雙極型晶體管（IGBT）相比壓接式IGBT技術更加成熟，器件制造商更多。另外，在電平數達到一定程度時，MMC輸出電壓具有較高的正弦性，可以省略濾波器，同時開關頻率大幅降低，損耗減?。?2］。事實上，MMC換流器在模塊化級聯數量較多時，為了實現各模塊電容電壓的均衡控制，會導致控制器計算量過大，使得控制器過于復雜，可靠性下降。但是對于海上柔性直流輸電系統而言，直流電壓并不高，通常所需要串聯的子模塊數量也并不大，所以控制器也不會過于復雜。目前MMC換流器在Transbay工程、上海南匯風電場并網工程、南澳風電并網工程以及舟山風電并網工程中都得到了應用［13-14］。根據上述分析，本文在海上柔性直流輸電系統研究中，VSC換流器采用MMC換流技術。

3主接線方案設計

3.1主接線可行性方案

考慮到海上平臺的安全要求，對于海上柔性直流輸電系統，主接線方式可選單極金屬回線、對稱單極和帶中性線的雙極接線方式［10］。相比金屬回線方式，對稱單極系統具有對稱的直流電壓，從而簡化了變壓器設計；另外，單極不對稱系統直流極線所耐受電壓是雙極系統的2倍；事實上，如果考慮電纜的敷設費用，采用一根金屬回線和一個極線的成本差距并不大。因此，相比單極金屬回線方式，目前對稱單極系統接線越來越被應用和接受。相比于對稱單極系統，雙極系統在一極出現故障時仍能夠采用單極運行，可靠性要高；但是具有多個換流器，成本要高；通常應用于可靠性要求較高或電壓等級較高和容量較大的應用場合［15］。根據上述分析，對于A油氣田柔性直流輸電系統，主接線方式優先推薦對稱單極和帶中性線的雙極接線。為了提高可靠性，并且針對A油氣田的輸電要求（海上平臺最大負荷約50MW），提供以下兩種拓撲結構可供選擇，分別是雙對稱單極的拓撲結構和雙極的拓撲結構。

3.2主接線選型

圖2給出了A油氣田雙對稱單極和雙極柔性直流拓撲結構設計。兩種柔性直流系統均有兩套直流輸電通道系統，每條通道的額定輸電容量均為50MW，且兩條輸電通道分別引自岸上不同的220kV變電站，以保證1∶1熱備用。根據經濟性分析，雙極拓撲結構輸電方案的投資運行合計費用略低于雙對稱單極方案的合計費用，但相差很小，差額占合計費用的0.66%。從可靠性角度來看，采用雙對稱單極的結構時，兩回直流獨立運行；而雙極拓撲結構的方案中，直流的正負極之間有相互耦合，當某一極發生故障時，可能（在短時間內）影響另一極的正常運行，而海上油田群電網沒有其他電源，對供電可靠性要求很高，需要盡量避免上述情況。從工程建設的角度來看，建設雙對稱單極結構的工程時，可選方案較多，更加靈活。從技術成熟度的角度來看，目前在國內已經投運的柔性直流輸電工程中，大多采用對稱單極結構。所以，綜合上述考慮，本文中采用雙對稱單極來對A油氣田柔性直流輸電方案進行探討。

4接地方案設計

對于基于MMC的對稱單極系統，由于MMC直流側沒有集中電容，因此不存在自然的中性點。就目前來看，主要有交流接地和直流接地兩種方案。在交流側接地方式中，當聯接變壓器閥側繞組存在中性點時，可以采用中性點直接經電阻接地，該方式附加設備較少，結構簡單。而當聯接變壓器閥側繞組不存在中性點時，可以采用配置星型電抗經電阻接地方式［15-16］。在直流側接地方式中，對于MMC，其直流側沒有集中電容，可以采用箝位大電阻以引出接地支路，此種方案會造成較大的系統損耗。綜合考慮到單極短路故障恢復時間和穩態功率損耗，通常建議MMC直流系統選擇交流側接地方式。對于A油氣田雙對稱單極接線方案，整流站降壓變壓器網側電壓為220kV，根據我國對不同電壓等級系統的中性點運行方式規定，系統中性點應直接接地，因此整流站變壓器設計為“YN/d”聯結，網側中性點直接接地。這樣，對于此對稱單極系統設計為閥側星型電抗加中性點電阻接地方式。對于逆變側，由于A油氣田海上平臺中只存在負載不存在電源設備，因此直流系統無需接地。另外，考慮到平臺35kV側交流輸電系統中性點經電阻接地的要求，變壓器設計為“D/Yn”，兩通道分別采用雙繞組變壓器，以提高供電可靠性。綜上所述，圖3給出了A油氣田柔性直流輸電系統雙對稱單極主回路拓撲結構。

5主回路參數設計

5.1容量和距離

根據1.2部分所述，A油田群負荷約為50MW。雙對稱單極系統的每個通道的額定輸電容量均為50MW，以保證100%熱備用。海底電纜路由方案選擇從港口到I區域，距離為55km，其中深埋鋪設距離為15km。

5.2直流電壓和電流

A油氣田雙對稱單極系統每通道輸送功率為50MW，按照直流輸電電壓等級經驗，可選直流電壓等級為±40kV～±60kV。本部分主要通過經濟性估算對三種電壓等級方案（±40kV、±50kV、±60kV）進行選擇。根據換流站和海纜制造商估算，表1給出了不同電壓等級時雙對稱單極系統投資費用對比。其中，換流站投資費用主要包含換流閥投資費用、直流電抗器投資費用、開關設備投資費用、換流變壓器投資費用，不含消防等輔助供電系統的設備成本、換流站建筑造價、換流站設計、安裝、調試成本。從表1可以看出，對于雙對稱單極系統，隨著電壓等級的升高，換流站子單元串聯數量增加，因此投資費用增加；海纜額定電流變小，因此投資費用減少；總的投資費用升高，但是增加量相對不大。表2給出了不同電壓等級時雙對稱單極系統運行費用對比，這里運行費用主要考慮換流站和海纜損耗。其中，A油氣田柔性直流輸電工程主要采用MMC的換流器，取損耗率為0.65%。從表2中可以看出，隨著電壓等級的升高，海纜電阻率發生了變化，進而導致電壓等級為±50kV時損耗最小。根據上述分析，電壓等級為±40kV時，總的投資費最低；電壓等級為±50kV時系統損耗最小。由于±50kV時的投資費用相比±40kV增加并不明顯，若考慮損耗費用，在一定時間內也可以回收成本。因此，本文中A油氣田雙對稱單極系統的直流電壓優先選擇±50kV。由于每個對稱單極換流器承擔50MW容量，可以得到直流電流有效值為500A。

5.3交流電壓和電流

工程設計時，綜合考慮到調制效果及器件利用率，對于±50kV直流電壓，本文中設計換流閥網側交流額定電壓為52kV，則交流側電流有效值為555A。

5.4換流器參數設計

根據上述分析，每個MMC換流器額定容量50MVA，換流閥網側交流電壓為52kV，交流側電流有效值為555A；直流電壓為±50kV，直流電流有效值為500A。可以得到MMC橋臂電流為324A。另外，對于MMC子單元的直流電壓等級需要與所選的IGBT電壓等級配合。目前，常用的高壓IGBT器件的標稱電壓主要有：1700、3300、4500V和6500V。在實際設計時，考慮到開關器件開關動作時產生的尖峰電壓，以及直流電容電壓上存在的波動，在選擇變流單元直流電壓等級時需要考慮留有1.5倍～2.0倍裕量。表3給出了MMC換流器方案可供選型的器件及最小單元級聯數量。事實上，根據MMC的諧波特性［17］，一般子模塊串聯數超過40個時，交流側諧波滿足標準要求，無需單獨設置濾波器?？紤]到器件技術的成熟度和成品率，對于A油氣田電壓等級可以優先選擇1700V和3300V器件等級；另外，考慮到子模塊串聯數越多，控制系統越復雜，因此優先推薦3300V/600A器件。此時，最小單元級聯數量63，級聯數考慮約10%的裕量，取級聯數為70。

6仿真分析

根據上述方案和參數設計，本文基于PSCAD4.5搭建了A油氣田柔性直流輸電系統的雙對稱單極仿真模型。仿真中，岸上整流站工作在直流電壓控制模式，海上逆變站工作在交流電壓V/f控制模式，MMC換流器均采用PWM載波移相控制，額定負載50MW/28Mvar。

6.1仿真波形

圖4給出了岸上整流站MMC換流器的交流閥側電壓和電流波形。閥側電壓和電流都具有較好的正弦性，并且兩個MMC換流器均穩定工作，具有相同的電壓和電流。圖5給出了海上逆變站MMC換流器的交流閥側電壓和電流波形。逆變輸出電壓均有較好的正弦性，有效值被控制在52kV，并且兩個MMC換流器同樣具有相同的電壓和電流。圖6給出了兩個對稱單極直流輸電通道的電壓和電流波形。直流電壓均穩定在100kV，兩通道均分負載，電流約為250A。

6.2潮流分析

表4給出了系統的潮流仿真結果。兩通道均穩定工作，均分負載。由于換流器和直流海纜損耗，海上換流器輸出有功功率要小于岸上換流器輸出有功功率。

6.3諧波特性分析

本節的諧波特性分析中，主要以換流器與交流系統的耦合點作為監測點。圖7給出了岸上整流站的電壓和電流頻譜圖。從中可以看出，各次諧波分量遠遠小于基頻分量。諧波分量中，5次諧波的幅值最大，諧波電壓畸變率約為0.067%，諧波電流畸變率約為2.1%。單次電壓和電流的諧波畸變率都滿足IEEE-519諧波限值推薦標準。表5給出了岸上整流站和海上逆變站的電壓和電流的諧波含量，其中THD（總電壓諧波畸變率）和TCD（總電流諧波畸變率）的計算中考慮了前127次諧波。岸上整流站的THD為0.07%，TCD為2.2%；海上逆變站的THD為1.44%，TCD為0.66%。總的電壓和電流的諧波畸變率都滿足IEEE-519諧波限值推薦標準。根據上述仿真分析，A油氣田柔性直流輸電系統的雙對稱單極系統能夠穩定工作，潮流平均分配，現有的MMC子模塊串聯數可以有效地抑制諧波，無需增加濾波環節。

7結語

本文給出了A油氣田柔性直流輸電系統換流器、主接線和接地方式等設計方案；在此基礎上，根據技術經濟性分析，給出了相關主回路參數設計。為了節省海上平臺空間、提高效率、降低技術風險，A油氣田柔性直流輸電換流器設計為MMC拓撲結構；而為了提高供電可靠性，主接線設計為雙對稱單極結構，每條通道的額定輸電容量均為50MW，且分別引自陸上不同的220kV變電站，以保證1∶1熱備用；綜合考慮到單極短路故障恢復時間和穩態功率損耗，整流站變壓器設計為“YN/d”聯結，網側中性點直接接地，閥側星型電抗加中性點電阻接地方式。A油氣田柔性直流輸電系統交流閥側電壓設計為52kV，直流輸電電壓設計為±50kV。

作者:趙彪 郭宏 平朝春 孫大衛 謝小榮 宋強 單位:清華大學電機工程與應用電子技術系 中海油研究總院