海洋油氣平臺集群岸電供應技術研究

魏鵬飛，于祥春，高帥，張維維，安曉龍

(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300451）

引言

現今社會碳排放量每天都在增加，人類生存所處環境面臨的壓力越來越大，因此我們國家提出了2035年達到“碳中和”和2060年達到“碳達峰”的“雙碳”達標目標。為了響應國家號召，推動建設上中下游全產業鏈綠色低碳化油田，中國海油集團公司與國家電網公司兩大央企共同打造海上油田群岸電供應項目，以陸地清潔電能替代海上發電機組，供海上油田生產使用。常規海上油氣平臺電力供應并非連接國家電網，而是主要依靠自建發電機機組發電提供，以油田產出的原油、天然氣或者柴油為燃料。而本文提出的岸電則是將陸地國家電網的電力通過海底電纜輸送至海上平臺，為海上平臺提供電力供應。

本文通過分析研究渤海某項目油田群原有供電方案，提出一套新的海洋油氣田區域集群陸地國家電網岸電供配技術方案，改變原來海上油氣田“自發電”電力供應成本較高、碳排放較高、電源可靠性不足、進口發電機組維修成本高的局面，實現海上油田群高電壓等級清潔電力的接入。

1 海上油田群自發電供電技術方案

海上油氣開采與陸地油氣開采存在比較大的不同，它的風險相對比較高，技術難度相對比較大，自動化水平的要求也更加先進。由于海上油氣開采平臺離陸地的距離相對比較遠，油氣開采設備及配套控制系統的電力需求都需要平臺自己配備發電設備。海上電力系統不同于陸上油田所采用的電網供電方式，海上油田一般釆用平臺自發電集中供電微電網形式。

如圖1所示，渤海某作業區塊岸電接入前原供電方案便是采用自發電微電網供配電方案。該作業區原供電方案共分了三個平臺組，C4 CEPA、N-CEP、N-WHPB和N-WHPC四個平臺組成一個平臺組，CEPJ、WHPG、WHPB、CEPI、WHPC和WHPH六個平臺組成一個平臺組，WHPA、WHPE、WHPF、WHPD、FPSO、Q-WHP和Q-WHPA七個平臺組成一個平臺組。

圖1 渤海某作業區塊自發電供電方案

單個的平臺組通常采用自發電的電力供電方式，設置發電機機組電力供應站，以油田產出的原油、天然氣或者柴油為燃料驅動發電機發電供電，然后由主配電間室和應急配電室的配電盤將電力輸送至各個用電設備。因此海上釆油平臺上的發電機組臺數和容量應能保證其中最大容量的一臺發電機損壞或停止工作時，仍能保證對生產作業和生活用電等電氣設備的供電。海上釆油平臺屬于高危作業，電力系統的不穩定或發電機的故障將帶來巨大損失，為了提高安全系數，每個平臺組都會有一個大容量的發電機作為備用。

從該作業區原有供電方案來看，存在如下幾大弊端：

1、平臺組的發供電形式是自給自足，一旦出現發電機組故障或者線路故障造成系統關斷，必將導致油田停產。等故障解除，油田想再次恢復正常生產，所費周期很長。

2、單個電站擁有較弱的抗沖擊性，因為備用能力不夠，常常出現注水泵、壓縮機、電潛泵等大功率設備無法正常啟動的現象。

3、為保證安全、連續生產，每個平臺組都會配備幾臺備用的大容量發電機，以滿足故障和應急需要，這造成了投資成本的增高和平臺空間資源的浪費。

4、由于備用機組的增加，導致配電系統和接線更為復雜，就各平臺目前的情況而言，對目前的電力系統所進行的維護工作量非常大。

5、各平臺組的電力供應，通常會由附近中心處理平臺上的燃氣透平發電機機組電站提供，而如果該地區的天然氣儲量不足將影響整體供電效果。

6、伴隨油氣開發的進一步深入，海上各單元的電力負荷逐漸增加，已接近電站最大出功負荷。根據后期規劃，注水注聚擴大、調整井等項目仍將持續幵展，如滿足全部負荷需求，各電站將逐漸轉變成無備用機組狀態。

7、平臺電力用電需求與電力供站負荷相差不多，熱備裕量相對不大，極易受大型設備啟動干擾，電力供應站穩定性較差。平均每年因電站異常關停而造成的直接、間接產量損失達萬方左右，對作業區產量任務的完成影響較大。

8、自建的發電機機組電力供應站提供電力供應，以油田自己產出的原油、天然氣或者柴油為主要燃料，清潔能源較少，碳排放量較高。

2 集群岸電供應技術方案

為了解決自發電供配電模式的八大弊端，針對距離海岸相對較近的海上采油平臺引入岸電工程，由陸地的國家電網給海洋石油平臺集群進行供電。如圖2所示，渤海某作業區塊打破原有供電分組，三組平臺組均統一通過陸地國家電網進行供電。該項目新建一座變電平臺EPP作為電力集散平臺，統籌國家電網岸電引入海洋的對接電力分配。新建一座新建一座4 腿油水處理平臺CEPL（與CEPJ平臺棧橋連接），處理超出CEPJ 平臺處理能力的部分產液，處理后的含水原油通過棧橋先輸送至CEPJ平臺，隨后與CEPJ平臺處理后的原油混合后通過海管輸送到WHPF平臺，與WHPF平臺產液混合后通過已有海管輸送到FPSO進一步處理，電力供應統一由EPP平臺負責。新建一座4腿油水處理平臺CEPK（與CEPI平臺棧橋連接），處理WHPG+B平臺產液，處理后的含水原油與CEPI 平臺處理后的原油混合后通過已有海管輸送WHPD平臺，與WHPD平臺的產液混合后最終通過海管輸送到FPSO進一步處理，電力供應統一由EPP平臺負責。其他已建平臺均進行改造處理，通過海底電纜利用就近平臺進行電力供應。

圖2 渤海某作業區塊岸電接入供電方案

取消原N-CEP中心平臺上的發電機，取消原FPSO浮式采油平臺上的發電機，取消CEPI中心平臺上的發電機，取消CEPJ中心平臺上的發電機，移至其他深海平臺再利用。取消WHPF和WHPE之間的海底電纜對接，取消FPSO和WHPD之間的海纜連接，取消WHPG和CEPI之間的海纜連接，其他原海底保留不變。通過陸地變電站引一路28.2千米220KV 3C x 630mm2的海底電纜至EPP平臺，同時再引一路62.4千米110KV 3C x 630mm2的海底電纜至EPP平臺。

3 集群岸電能源管理系統設計

供電模式的整體調整，對應能源管理系統也要調整。海洋油氣平臺集群岸電供應電網能源管理系統架構圖如圖3所示，紅色底色部分為新增系統，藍色底色部分為已有系統，綠色底色部分為規劃部分系統，黃色底色部分為暫不考慮部分系統。

圖3 集群岸電供應電網能源管理系統架構圖

陸地新建集控中心，并設置了EMS陸地監控客戶端，負責實現陸地遠程集中監控該區塊海上所有平臺的能源管理及區域整體生產情況。陸地監控中心通過光纖配線柜及海底大容量光纖與新建的變壓平臺EPP連接，再通過交換機與原有系統局域網連接，實現海陸一體通訊鏈路。原有Q作業區塊綜合調整區服務器及客戶端保持不變，新建Q作業區老區客戶端系統，規劃C/N客戶端系統。

該能源管理系統利用先進的檢測技術、控制方法來對能源進行統一的調度、分配。在保證能源系統安全運行的基礎上，不斷優化方案，節約能源，實現用能的精細化管理。徹底的告別了以往的故障猜測、能耗估計的主觀判斷方法。在組網電力系統中，系統在保證組網系統安全運行的基礎上，還綜合了智能電網的理念。

多個平臺之間控制系統信息傳輸使用光纖通訊方式，自動化通訊主干網絡采用自愈環形以太網模式，具備相對比較穩定的工作性能。當兩條光纖通訊鏈路在同一個時間點上產生故障的時候，該兩處的光端機會自動將光纖鏈路環回，形成兩個獨立的環形網，從而實現鏈路的自愈，使系統保持正常的運行。待故障解除后光端機會自動恢復到原來的工作方式，具有較高的可靠性。

4 岸上工程設計

海洋油氣平臺集群岸電供應系統岸上工程設計通常包括變電站設計和配套線路工程設計。

（1）岸電供應系統岸上變電站設計。岸上變電站的總體平面布置，按照最終規模進行設計，并留有擴建余地。根據系統和線路設計要求，220kV架空/電纜混合出線向西。整個開關站自西向東分別為：220kV配電裝置樓區域-變壓器/高壓電抗區域-SVG室/綜合樓（包括集控中心、二次設備間、35kV配電裝置間、辦公室、休息間等）。220kV配電裝置樓與35kV SVG室/綜合樓相對平行布置，變壓器/高壓電抗布置在220kV與35kV SVG室/綜合樓之間，便于主變壓器各側進線的引入。35kV動態無功補償裝置采用SVG型式，布置在單獨的房間。

該變電站為中海油系統內較為重要的開關站，站內電氣設備的可靠性要求較高。站址所處地區經濟相對比較發達，污穢等級為e級，土地資源較為稀缺，征地費用較高，220kV配電裝置選用GIS設備。該站離海邊距離很近，大氣質量相對較差，潮濕的空氣和鹽霧對設備的防腐性能要求相對比較高。GIS設備采用室內布置方案，能夠減少鹽霧腐蝕和降低運行維護的費用，適當延長設備壽命，提高供電可靠性，因此該站設計方案采用《國家電網公司輸變電工程通用設計220kV變電站模塊化建設（2017年版）》中220-A3-2方案。由于本工程為開關站，與變電站內容差距較大，因此本工程主要采用了A3-2方案中的電氣總平面布置方案和220kV配電裝置樓布置方案。

（2）岸電供應系統岸上配套線路工程設計。根據該陸地岸上工程配電線路工程所在地理位置，結合土地整體規劃情況，由于線路路徑受限，部分路段只能采用電纜敷設。充分考慮陸地部分、防潮堤、海域在建施工項目情況，并與地方政府申請確認規劃建設情況，進行路徑規劃確權。結合規劃部門以及當地供電公司意見，通過圖上選線，現場踏勘、沿線收集資料，并與沿線有關部門多次協商，選定路徑設計方案。

陸地岸上工程配電線路高壓電纜的敷設，可以采用電纜槽、電纜溝、排管、電纜隧道等方式，其中電纜溝和電纜槽通常用于回路較多的情況。本工程電纜截面較大，電纜自重大，拖拽難度較高，不適合排管方式。電纜槽方式施工難度小，速度快，尤其在地下水位高的沿海地區，非常具有優勢。本工程采用電纜槽敷設，電纜采用水平排列方式。電纜監測預警系統設置溫度監測、局部放電檢測及護套環流檢測系統，用于電纜的保護和故障監測預警。

陸地岸上工程配電線路桿塔型式的選擇，應該充分考慮工程沿線自然條件特點，并按照國家有關基本建設方針和技術經濟政策執行，遵照“安全可靠、先進適用、經濟合理、資源節約、環境友好、符合國情”的原則，遵照《110kV～750kV架空輸電線路設計規范》（GB50545-2010）的規定，同時充分利用國家電網公司2011年通用設計的成果。該項目地形、氣象條件及導地線型號與《國家電網公司標準化建設成果（輸變電工程通用設計、通用設備）應用目錄（2011年版）》中的2B5模塊的規劃條件相同，采用國家電網公司“2011年版目錄”中通用設計的塔型。

該項目陸地岸上工程配電線路塔基礎選用灌注樁基礎，采用HRB400級鋼筋，C40抗滲混凝土（P10）。鋼筋混凝土中添加鋼筋阻銹劑，阻銹劑的摻入量不小于產品說明書強腐蝕對應的最低值。電纜溝采用C30混凝土、HRB400級鋼筋預制。電纜溝待內部電纜安裝完畢后內填細沙，墊層采用C20混凝土。不考慮電纜溝上部車輛通行，接頭井采用C30混凝土（抗滲等級P8級），HRB400級鋼筋現澆。鋼構件采用Q235B鋼，E43型焊條焊接，滿焊，焊縫高度為較薄構件厚度且不小于6mm，焊縫檢驗等級按照III級執行。

5 結論

文中提到的海上油氣開采區塊平臺集群岸電供應技術方案，已經在某渤海海上油氣平臺群岸電供應項目中投產使用，而且使用效果較好。海上油氣開采區塊平臺集群岸電電力供應系統投入后，降低了區域電力供應費用、減少了溫室排放指標、提高了電力供應可靠性，實現海上油氣田集群高電壓等級清潔電力的接入。原來海上所用的鉆機、修井機等大部分機械驅動的作業機具也實現了電氣化轉型，為油田智能化奠定了基礎。

與海洋和陸地之間的岸電電力供應海纜一同敷設的光纖，為海上智能油田建設所需的海量數據傳輸與高速信息交互鋪設了一條海陸間電力及信息高速公路，它解決了海陸通訊的帶寬瓶頸，使得海上油氣生產設施的實時數據可以傳送到陸地集控中心。

該項目實現了海洋和陸地岸電國家電力供應及通訊的一體化，這將推動云計算、物聯網、大數據、人工智能等數字技術與勘探開發業務深度融合，促進海洋油氣開采方式的轉變和管理流程的進一步優化，使井口平臺無人化、中心平臺進一步少人化、決策中心轉移陸地化、油藏研究實現可視化、生產運營進一步協同化、戰略決策更加科學化，促使海上油氣田向數字化、智能化、無人化深度轉型。