海上油气平台输电系统分析与设计

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摘　要：在海上油气田输电系统中采用柔性直流输电方式，可有效提高输电距离、减小设备占地面积、提高运行可靠性，具有较大的发展前景。文章探讨了柔性直流输电技术在某海上油气田（A油气田）中的应用，通过对A油气田调整工程和输电要求的调研，给出了对应的柔性直流输电系统换流器、主接线和接地方式等设计方案。在此基础上，根据技术经济性分析，给出了相关主回路参数设计。最后，搭建了仿真模型，验证了本文分析和设计的正确性和有效性。

关键词：海上油气平台；柔性直流输电；换流器；主接线；接地方式

0引言

随着海上油田平台的大范围联网和向深海进军，海上输电的容量将更大、距离将更远。若采用传统的中高压交流供电方式［1-2］，由于受限于海底电缆的充电容量，有功负荷一般偏小，控制电压过高，容易击穿海缆，将严重影响平台的正常生产［3-5］。而若采用常规直流，由于海上平台主要为大功率高压电动机等变频负荷，本身需要消耗无功，无法为换流站提供换流容量，因此无法使用。相比中高压交流输电和常规直流输电，柔性直流输电不存在交流输电功角稳定性问题、充电容量小；不需借助受端电网换相，可以为海上平台的无源负荷供电；并且谐波电流小、无需滤波装置，可减小海上平台的占地面积［6-10］。因此，在海上平台输电系统中采用柔性直流输电方式，尤其是在长距离输电方面，可以有效地突破输电距离限制，降低系统造价，提高系统运行稳定性和可靠性等，是具有高度灵活性的海上平台输电系统新型输电方式。本文将探讨柔性直流输电技术在某海上油气田（简称A油气田）中的应用。相比同类工程，A油气田工程由岸上直接向海上平台供电，输电距离更远、容量更大、可靠性要求更高。文中将根据A油气田的调整工程和输电要求，给出对应的柔性直流输电系统换流器、主接线和接地方式等设计方案。在此基础上，根据技术经济性分析，给出相关主回路参数设计。最后，给出仿真分析结果。

1A油气田调整工程及输电要求

目前，在A油田群所在区域内共设有以下生产设施：6坐平台和一艘浮式生产储油卸油装置（FPSO），如图1所示。A油气田调整项目拟利用柔性直流输电技术，将岸上电网的电力通过直流海底电缆引入A油田群I平台，通过I平台（或者在旁边新建变电站平台），为本平台及其他新建平台供电。根据调研材料，A油气田相关港口地区目前已投产220kV变电站3座。A油田群区域高峰负荷预计约为50MW（预计发生在2019年），其中J平台电气计算负荷约为29.2MW；I平台电气计算负荷约为15.3MW；M平台电气计算负荷约为3.8MW。A油气田新建平台如依托港口电力，海底电缆需要穿越航道，且要避开锚区，因此提供两个海底电缆路由方案：方案一：32km路由（从港口到J区域平台），其中深埋铺设距离为21km；方案二：55km路由（从港口到I区域），其中深埋铺设距离为15km。本文采用方案二。

2换流器方案设计

两电平换流器、三电平中点箝位换流器和模块化多电平换流器（MMC）是目前最为主要的三种应用于柔性直流输电系统的电压源型换流器（VSC）拓扑结构［11］。相比二/三电平换流器的器件串联技术，MMC采用模块化串联技术，技术风险要小；并且模块化绝缘栅双极型晶体管（IGBT）相比压接式IGBT技术更加成熟，器件制造商更多。另外，在电平数达到一定程度时，MMC输出电压具有较高的正弦性，可以省略滤波器，同时开关频率大幅降低，损耗减小［12］。事实上，MMC换流器在模块化级联数量较多时，为了实现各模块电容电压的均衡控制，会导致控制器计算量过大，使得控制器过于复杂，可靠性下降。但是对于海上柔性直流输电系统而言，直流电压并不高，通常所需要串联的子模块数量也并不大，所以控制器也不会过于复杂。目前MMC换流器在Transbay工程、上海南汇风电场并网工程、南澳风电并网工程以及舟山风电并网工程中都得到了应用［13-14］。根据上述分析，本文在海上柔性直流输电系统研究中，VSC换流器采用MMC换流技术。

3主接线方案设计

3.1主接线可行性方案

考虑到海上平台的安全要求，对于海上柔性直流输电系统，主接线方式可选单极金属回线、对称单极和带中性线的双极接线方式［10］。相比金属回线方式，对称单极系统具有对称的直流电压，从而简化了变压器设计；另外，单极不对称系统直流极线所耐受电压是双极系统的2倍；事实上，如果考虑电缆的敷设费用，采用一根金属回线和一个极线的成本差距并不大。因此，相比单极金属回线方式，目前对称单极系统接线越来越被应用和接受。相比于对称单极系统，双极系统在一极出现故障时仍能够采用单极运行，可靠性要高；但是具有多个换流器，成本要高；通常应用于可靠性要求较高或电压等级较高和容量较大的应用场合［15］。根据上述分析，对于A油气田柔性直流输电系统，主接线方式优先推荐对称单极和带中性线的双极接线。为了提高可靠性，并且针对A油气田的输电要求（海上平台最大负荷约50MW），提供以下两种拓扑结构可供选择，分别是双对称单极的拓扑结构和双极的拓扑结构。

3.2主接线选型

图2给出了A油气田双对称单极和双极柔性直流拓扑结构设计。两种柔性直流系统均有两套直流输电通道系统，每条通道的额定输电容量均为50MW，且两条输电通道分别引自岸上不同的220kV变电站，以保证1∶1热备用。根据经济性分析，双极拓扑结构输电方案的投资运行合计费用略低于双对称单极方案的合计费用，但相差很小，差额占合计费用的0.66%。从可靠性角度来看，采用双对称单极的结构时，两回直流独立运行；而双极拓扑结构的方案中，直流的正负极之间有相互耦合，当某一极发生故障时，可能（在短时间内）影响另一极的正常运行，而海上油田群电网没有其他电源，对供电可靠性要求很高，需要尽量避免上述情况。从工程建设的角度来看，建设双对称单极结构的工程时，可选方案较多，更加灵活。从技术成熟度的角度来看，目前在国内已经投运的柔性直流输电工程中，大多采用对称单极结构。所以，综合上述考虑，本文中采用双对称单极来对A油气田柔性直流输电方案进行探讨。

4接地方案设计

对于基于MMC的对称单极系统，由于MMC直流侧没有集中电容，因此不存在自然的中性点。就目前来看，主要有交流接地和直流接地两种方案。在交流侧接地方式中，当联接变压器阀侧绕组存在中性点时，可以采用中性点直接经电阻接地，该方式附加设备较少，结构简单。而当联接变压器阀侧绕组不存在中性点时，可以采用配置星型电抗经电阻接地方式［15-16］。在直流侧接地方式中，对于MMC，其直流侧没有集中电容，可以采用箝位大电阻以引出接地支路，此种方案会造成较大的系统损耗。综合考虑到单极短路故障恢复时间和稳态功率损耗，通常建议MMC直流系统选择交流侧接地方式。对于A油气田双对称单极接线方案，整流站降压变压器网侧电压为220kV，根据我国对不同电压等级系统的中性点运行方式规定，系统中性点应直接接地，因此整流站变压器设计为“YN/d”联结，网侧中性点直接接地。这样，对于此对称单极系统设计为阀侧星型电抗加中性点电阻接地方式。对于逆变侧，由于A油气田海上平台中只存在负载不存在电源设备，因此直流系统无需接地。另外，考虑到平台35kV侧交流输电系统中性点经电阻接地的要求，变压器设计为“D/Yn”，两通道分别采用双绕组变压器，以提高供电可靠性。综上所述，图3给出了A油气田柔性直流输电系统双对称单极主回路拓扑结构。

5主回路参数设计

5.1容量和距离

根据1.2部分所述，A油田群负荷约为50MW。双对称单极系统的每个通道的额定输电容量均为50MW，以保证100%热备用。海底电缆路由方案选择从港口到I区域，距离为55km，其中深埋铺设距离为15km。

5.2直流电压和电流

A油气田双对称单极系统每通道输送功率为50MW，按照直流输电电压等级经验，可选直流电压等级为±40kV～±60kV。本部分主要通过经济性估算对三种电压等级方案（±40kV、±50kV、±60kV）进行选择。根据换流站和海缆制造商估算，表1给出了不同电压等级时双对称单极系统投资费用对比。其中，换流站投资费用主要包含换流阀投资费用、直流电抗器投资费用、开关设备投资费用、换流变压器投资费用，不含消防等辅助供电系统的设备成本、换流站建筑造价、换流站设计、安装、调试成本。从表1可以看出，对于双对称单极系统，随着电压等级的升高，换流站子单元串联数量增加，因此投资费用增加；海缆额定电流变小，因此投资费用减少；总的投资费用升高，但是增加量相对不大。表2给出了不同电压等级时双对称单极系统运行费用对比，这里运行费用主要考虑换流站和海缆损耗。其中，A油气田柔性直流输电工程主要采用MMC的换流器，取损耗率为0.65%。从表2中可以看出，随着电压等级的升高，海缆电阻率发生了变化，进而导致电压等级为±50kV时损耗最小。根据上述分析，电压等级为±40kV时，总的投资费最低；电压等级为±50kV时系统损耗最小。由于±50kV时的投资费用相比±40kV增加并不明显，若考虑损耗费用，在一定时间内也可以回收成本。因此，本文中A油气田双对称单极系统的直流电压优先选择±50kV。由于每个对称单极换流器承担50MW容量，可以得到直流电流有效值为500A。

5.3交流电压和电流

工程设计时，综合考虑到调制效果及器件利用率，对于±50kV直流电压，本文中设计换流阀网侧交流额定电压为52kV，则交流侧电流有效值为555A。

5.4换流器参数设计

根据上述分析，每个MMC换流器额定容量50MVA，换流阀网侧交流电压为52kV，交流侧电流有效值为555A；直流电压为±50kV，直流电流有效值为500A。可以得到MMC桥臂电流为324A。另外，对于MMC子单元的直流电压等级需要与所选的IGBT电压等级配合。目前，常用的高压IGBT器件的标称电压主要有：1700、3300、4500V和6500V。在实际设计时，考虑到开关器件开关动作时产生的尖峰电压，以及直流电容电压上存在的波动，在选择变流单元直流电压等级时需要考虑留有1.5倍～2.0倍裕量。表3给出了MMC换流器方案可供选型的器件及最小单元级联数量。事实上，根据MMC的谐波特性［17］，一般子模块串联数超过40个时，交流侧谐波满足标准要求，无需单独设置滤波器。考虑到器件技术的成熟度和成品率，对于A油气田电压等级可以优先选择1700V和3300V器件等级；另外，考虑到子模块串联数越多，控制系统越复杂，因此优先推荐3300V/600A器件。此时，最小单元级联数量63，级联数考虑约10%的裕量，取级联数为70。

6仿真分析

根据上述方案和参数设计，本文基于PSCAD4.5搭建了A油气田柔性直流输电系统的双对称单极仿真模型。仿真中，岸上整流站工作在直流电压控制模式，海上逆变站工作在交流电压V/f控制模式，MMC换流器均采用PWM载波移相控制，额定负载50MW/28Mvar。

6.1仿真波形

图4给出了岸上整流站MMC换流器的交流阀侧电压和电流波形。阀侧电压和电流都具有较好的正弦性，并且两个MMC换流器均稳定工作，具有相同的电压和电流。图5给出了海上逆变站MMC换流器的交流阀侧电压和电流波形。逆变输出电压均有较好的正弦性，有效值被控制在52kV，并且两个MMC换流器同样具有相同的电压和电流。图6给出了两个对称单极直流输电通道的电压和电流波形。直流电压均稳定在100kV，两通道均分负载，电流约为250A。

6.2潮流分析

表4给出了系统的潮流仿真结果。两通道均稳定工作，均分负载。由于换流器和直流海缆损耗，海上换流器输出有功功率要小于岸上换流器输出有功功率。

6.3谐波特性分析

本节的谐波特性分析中，主要以换流器与交流系统的耦合点作为监测点。图7给出了岸上整流站的电压和电流频谱图。从中可以看出，各次谐波分量远远小于基频分量。谐波分量中，5次谐波的幅值最大，谐波电压畸变率约为0.067%，谐波电流畸变率约为2.1%。单次电压和电流的谐波畸变率都满足IEEE-519谐波限值推荐标准。表5给出了岸上整流站和海上逆变站的电压和电流的谐波含量，其中THD（总电压谐波畸变率）和TCD（总电流谐波畸变率）的计算中考虑了前127次谐波。岸上整流站的THD为0.07%，TCD为2.2%；海上逆变站的THD为1.44%，TCD为0.66%。总的电压和电流的谐波畸变率都满足IEEE-519谐波限值推荐标准。根据上述仿真分析，A油气田柔性直流输电系统的双对称单极系统能够稳定工作，潮流平均分配，现有的MMC子模块串联数可以有效地抑制谐波，无需增加滤波环节。

7结语

本文给出了A油气田柔性直流输电系统换流器、主接线和接地方式等设计方案；在此基础上，根据技术经济性分析，给出了相关主回路参数设计。为了节省海上平台空间、提高效率、降低技术风险，A油气田柔性直流输电换流器设计为MMC拓扑结构；而为了提高供电可靠性，主接线设计为双对称单极结构，每条通道的额定输电容量均为50MW，且分别引自陆上不同的220kV变电站，以保证1∶1热备用；综合考虑到单极短路故障恢复时间和稳态功率损耗，整流站变压器设计为“YN/d”联结，网侧中性点直接接地，阀侧星型电抗加中性点电阻接地方式。A油气田柔性直流输电系统交流阀侧电压设计为52kV，直流输电电压设计为±50kV。

作者:赵彪 郭宏 平朝春 孙大卫 谢小荣 宋强 单位:清华大学电机工程与应用电子技术系 中海油研究总院