導(dǎo)語：海上油氣平臺輸電系統(tǒng)分析與設(shè)計一文來源于網(wǎng)友上傳，不代表本站觀點(diǎn)，若需要原創(chuàng)文章可咨詢客服老師，歡迎參考。

摘　要：在海上油氣田輸電系統(tǒng)中采用柔性直流輸電方式，可有效提高輸電距離、減小設(shè)備占地面積、提高運(yùn)行可靠性，具有較大的發(fā)展前景。文章探討了柔性直流輸電技術(shù)在某海上油氣田（A油氣田）中的應(yīng)用，通過對A油氣田調(diào)整工程和輸電要求的調(diào)研，給出了對應(yīng)的柔性直流輸電系統(tǒng)換流器、主接線和接地方式等設(shè)計方案。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析，給出了相關(guān)主回路參數(shù)設(shè)計。最后，搭建了仿真模型，驗證了本文分析和設(shè)計的正確性和有效性。

關(guān)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(lián)網(wǎng)和向深海進(jìn)軍，海上輸電的容量將更大、距離將更遠(yuǎn)。若采用傳統(tǒng)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(fù)荷一般偏小，控制電壓過高，容易擊穿海纜，將嚴(yán)重影響平臺的正常生產(chǎn)［3-5］。而若采用常規(guī)直流，由于海上平臺主要為大功率高壓電動機(jī)等變頻負(fù)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(guī)直流輸電，柔性直流輸電不存在交流輸電功角穩(wěn)定性問題、充電容量小；不需借助受端電網(wǎng)換相，可以為海上平臺的無源負(fù)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(tǒng)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(tǒng)造價，提高系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性和可靠性等，是具有高度靈活性的海上平臺輸電系統(tǒng)新型輸電方式。本文將探討柔性直流輸電技術(shù)在某海上油氣田（簡稱A油氣田）中的應(yīng)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(yuǎn)、容量更大、可靠性要求更高。文中將根據(jù)A油氣田的調(diào)整工程和輸電要求，給出對應(yīng)的柔性直流輸電系統(tǒng)換流器、主接線和接地方式等設(shè)計方案。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析，給出相關(guān)主回路參數(shù)設(shè)計。最后，給出仿真分析結(jié)果。

1A油氣田調(diào)整工程及輸電要求

目前，在A油田群所在區(qū)域內(nèi)共設(shè)有以下生產(chǎn)設(shè)施：6坐平臺和一艘浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置（FPSO），如圖1所示。A油氣田調(diào)整項目擬利用柔性直流輸電技術(shù)，將岸上電網(wǎng)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(jù)調(diào)研材料，A油氣田相關(guān)港口地區(qū)目前已投產(chǎn)220kV變電站3座。A油田群區(qū)域高峰負(fù)荷預(yù)計約為50MW（預(yù)計發(fā)生在2019年），其中J平臺電氣計算負(fù)荷約為29.2MW；I平臺電氣計算負(fù)荷約為15.3MW；M平臺電氣計算負(fù)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(qū)，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(qū)域平臺），其中深埋鋪設(shè)距離為21km；方案二：55km路由（從港口到I區(qū)域），其中深埋鋪設(shè)距離為15km。本文采用方案二。

2換流器方案設(shè)計

兩電平換流器、三電平中點(diǎn)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(yīng)用于柔性直流輸電系統(tǒng)的電壓源型換流器（VSC）拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)［11］。相比二/三電平換流器的器件串聯(lián)技術(shù)，MMC采用模塊化串聯(lián)技術(shù)，技術(shù)風(fēng)險要小；并且模塊化絕緣柵雙極型晶體管（IGBT）相比壓接式IGBT技術(shù)更加成熟，器件制造商更多。另外，在電平數(shù)達(dá)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(guān)頻率大幅降低，損耗減小［12］。事實(shí)上，MMC換流器在模塊化級聯(lián)數(shù)量較多時，為了實(shí)現(xiàn)各模塊電容電壓的均衡控制，會導(dǎo)致控制器計算量過大，使得控制器過于復(fù)雜，可靠性下降。但是對于海上柔性直流輸電系統(tǒng)而言，直流電壓并不高，通常所需要串聯(lián)的子模塊數(shù)量也并不大，所以控制器也不會過于復(fù)雜。目前MMC換流器在Transbay工程、上海南匯風(fēng)電場并網(wǎng)工程、南澳風(fēng)電并網(wǎng)工程以及舟山風(fēng)電并網(wǎng)工程中都得到了應(yīng)用［13-14］。根據(jù)上述分析，本文在海上柔性直流輸電系統(tǒng)研究中，VSC換流器采用MMC換流技術(shù)。

3主接線方案設(shè)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(tǒng)，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(tǒng)具有對稱的直流電壓，從而簡化了變壓器設(shè)計；另外，單極不對稱系統(tǒng)直流極線所耐受電壓是雙極系統(tǒng)的2倍；事實(shí)上，如果考慮電纜的敷設(shè)費(fèi)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(tǒng)接線越來越被應(yīng)用和接受。相比于對稱單極系統(tǒng)，雙極系統(tǒng)在一極出現(xiàn)故障時仍能夠采用單極運(yùn)行，可靠性要高；但是具有多個換流器，成本要高；通常應(yīng)用于可靠性要求較高或電壓等級較高和容量較大的應(yīng)用場合［15］。根據(jù)上述分析，對于A油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)，主接線方式優(yōu)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(fù)荷約50MW），提供以下兩種拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)可供選擇，分別是雙對稱單極的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)和雙極的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。

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?fù)浣Y(jié)構(gòu)設(shè)計。兩種柔性直流系統(tǒng)均有兩套直流輸電通道系統(tǒng)，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(jù)經(jīng)濟(jì)性分析，雙極拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)輸電方案的投資運(yùn)行合計費(fèi)用略低于雙對稱單極方案的合計費(fèi)用，但相差很小，差額占合計費(fèi)用的0.66%。從可靠性角度來看，采用雙對稱單極的結(jié)構(gòu)時，兩回直流獨(dú)立運(yùn)行；而雙極拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)的方案中，直流的正負(fù)極之間有相互耦合，當(dāng)某一極發(fā)生故障時，可能（在短時間內(nèi)）影響另一極的正常運(yùn)行，而海上油田群電網(wǎng)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(shè)的角度來看，建設(shè)雙對稱單極結(jié)構(gòu)的工程時，可選方案較多，更加靈活。從技術(shù)成熟度的角度來看，目前在國內(nèi)已經(jīng)投運(yùn)的柔性直流輸電工程中，大多采用對稱單極結(jié)構(gòu)。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(jìn)行探討。

4接地方案設(shè)計

對于基于MMC的對稱單極系統(tǒng)，由于MMC直流側(cè)沒有集中電容，因此不存在自然的中性點(diǎn)。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(cè)接地方式中，當(dāng)聯(lián)接變壓器閥側(cè)繞組存在中性點(diǎn)時，可以采用中性點(diǎn)直接經(jīng)電阻接地，該方式附加設(shè)備較少，結(jié)構(gòu)簡單。而當(dāng)聯(lián)接變壓器閥側(cè)繞組不存在中性點(diǎn)時，可以采用配置星型電抗經(jīng)電阻接地方式［15-16］。在直流側(cè)接地方式中，對于MMC，其直流側(cè)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(tǒng)損耗。綜合考慮到單極短路故障恢復(fù)時間和穩(wěn)態(tài)功率損耗，通常建議MMC直流系統(tǒng)選擇交流側(cè)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(wǎng)側(cè)電壓為220kV，根據(jù)我國對不同電壓等級系統(tǒng)的中性點(diǎn)運(yùn)行方式規(guī)定，系統(tǒng)中性點(diǎn)應(yīng)直接接地，因此整流站變壓器設(shè)計為“YN/d”聯(lián)結(jié)，網(wǎng)側(cè)中性點(diǎn)直接接地。這樣，對于此對稱單極系統(tǒng)設(shè)計為閥側(cè)星型電抗加中性點(diǎn)電阻接地方式。對于逆變側(cè)，由于A油氣田海上平臺中只存在負(fù)載不存在電源設(shè)備，因此直流系統(tǒng)無需接地。另外，考慮到平臺35kV側(cè)交流輸電系統(tǒng)中性點(diǎn)經(jīng)電阻接地的要求，變壓器設(shè)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(tǒng)雙對稱單極主回路拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。

5主回路參數(shù)設(shè)計

5.1容量和距離

根據(jù)1.2部分所述，A油田群負(fù)荷約為50MW。雙對稱單極系統(tǒng)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(qū)域，距離為55km，其中深埋鋪設(shè)距離為15km。

5.2直流電壓和電流

A油氣田雙對稱單極系統(tǒng)每通道輸送功率為50MW，按照直流輸電電壓等級經(jīng)驗，可選直流電壓等級為±40kV～±60kV。本部分主要通過經(jīng)濟(jì)性估算對三種電壓等級方案（±40kV、±50kV、±60kV）進(jìn)行選擇。根據(jù)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(tǒng)投資費(fèi)用對比。其中，換流站投資費(fèi)用主要包含換流閥投資費(fèi)用、直流電抗器投資費(fèi)用、開關(guān)設(shè)備投資費(fèi)用、換流變壓器投資費(fèi)用，不含消防等輔助供電系統(tǒng)的設(shè)備成本、換流站建筑造價、換流站設(shè)計、安裝、調(diào)試成本。從表1可以看出，對于雙對稱單極系統(tǒng)，隨著電壓等級的升高，換流站子單元串聯(lián)數(shù)量增加，因此投資費(fèi)用增加；海纜額定電流變小，因此投資費(fèi)用減少；總的投資費(fèi)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(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用對比，這里運(yùn)行費(fèi)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(fā)生了變化，進(jìn)而導(dǎo)致電壓等級為±50kV時損耗最小。根據(jù)上述分析，電壓等級為±40kV時，總的投資費(fèi)最低；電壓等級為±50kV時系統(tǒng)損耗最小。由于±50kV時的投資費(fèi)用相比±40kV增加并不明顯，若考慮損耗費(fèi)用，在一定時間內(nèi)也可以回收成本。因此，本文中A油氣田雙對稱單極系統(tǒng)的直流電壓優(yōu)先選擇±50kV。由于每個對稱單極換流器承擔(dān)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(shè)計時，綜合考慮到調(diào)制效果及器件利用率，對于±50kV直流電壓，本文中設(shè)計換流閥網(wǎng)側(cè)交流額定電壓為52kV，則交流側(cè)電流有效值為555A。

5.4換流器參數(shù)設(shè)計

根據(jù)上述分析，每個MMC換流器額定容量50MVA，換流閥網(wǎng)側(cè)交流電壓為52kV，交流側(cè)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(biāo)稱電壓主要有：1700、3300、4500V和6500V。在實(shí)際設(shè)計時，考慮到開關(guān)器件開關(guān)動作時產(chǎn)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(lián)數(shù)量。事實(shí)上，根據(jù)MMC的諧波特性［17］，一般子模塊串聯(lián)數(shù)超過40個時，交流側(cè)諧波滿足標(biāo)準(zhǔn)要求，無需單獨(dú)設(shè)置濾波器。考慮到器件技術(shù)的成熟度和成品率，對于A油氣田電壓等級可以優(yōu)先選擇1700V和3300V器件等級；另外，考慮到子模塊串聯(lián)數(shù)越多，控制系統(tǒng)越復(fù)雜，因此優(yōu)先推薦3300V/600A器件。此時，最小單元級聯(lián)數(shù)量63，級聯(lián)數(shù)考慮約10%的裕量，取級聯(lián)數(shù)為70。

6仿真分析

根據(jù)上述方案和參數(shù)設(shè)計，本文基于PSCAD4.5搭建了A油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)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(fù)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(cè)電壓和電流波形。閥側(cè)電壓和電流都具有較好的正弦性，并且兩個MMC換流器均穩(wěn)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(cè)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(wěn)定在100kV，兩通道均分負(fù)載，電流約為250A。

6.2潮流分析

表4給出了系統(tǒng)的潮流仿真結(jié)果。兩通道均穩(wěn)定工作，均分負(fù)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(jié)的諧波特性分析中，主要以換流器與交流系統(tǒng)的耦合點(diǎn)作為監(jiān)測點(diǎn)。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(yuǎn)遠(yuǎn)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(biāo)準(zhǔn)。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(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)上述仿真分析，A油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)的雙對稱單極系統(tǒng)能夠穩(wěn)定工作，潮流平均分配，現(xiàn)有的MMC子模塊串聯(lián)數(shù)可以有效地抑制諧波，無需增加濾波環(huán)節(jié)。

7結(jié)語

本文給出了A油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)換流器、主接線和接地方式等設(shè)計方案；在此基礎(chǔ)上，根據(jù)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析，給出了相關(guān)主回路參數(shù)設(shè)計。為了節(jié)省海上平臺空間、提高效率、降低技術(shù)風(fēng)險，A油氣田柔性直流輸電換流器設(shè)計為MMC拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)；而為了提高供電可靠性，主接線設(shè)計為雙對稱單極結(jié)構(gòu)，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(fù)時間和穩(wěn)態(tài)功率損耗，整流站變壓器設(shè)計為“YN/d”聯(lián)結(jié)，網(wǎng)側(cè)中性點(diǎn)直接接地，閥側(cè)星型電抗加中性點(diǎn)電阻接地方式。A油氣田柔性直流輸電系統(tǒng)交流閥側(cè)電壓設(shè)計為52kV，直流輸電電壓設(shè)計為±50kV。

作者:趙彪 郭宏 平朝春 孫大衛(wèi) 謝小榮 宋強(qiáng) 單位:清華大學(xué)電機(jī)工程與應(yīng)用電子技術(shù)系 中海油研究總院