海洋石油平臺(tái)電網(wǎng)核電接入可行性分析

王艷紅 平朝春 劉 聰 吳勇虎中海油研究總院王艷紅（1986-）女，電氣工程師。

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海洋石油平臺(tái)電網(wǎng)核電接入可行性分析

王艷紅 平朝春 劉 聰 吳勇虎
中海油研究總院
王艷紅（1986-）女，電氣工程師。

本文針對渤海灣某油田群電力系統(tǒng)核電代替透平發(fā)電機(jī)接入油田電網(wǎng)的解決方案。在海洋石油開發(fā)領(lǐng)域起到節(jié)能減排及降低透平電站投資的作用。

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評估值420萬

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行業(yè)曲線

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目前渤海灣油田通過燃?xì)馔钙桨l(fā)電機(jī)組供電，傳統(tǒng)的電力孤島組網(wǎng)模式已無法解決渤海灣伴生氣量遞減與電力需求增加的矛盾，有必要對新能源接入進(jìn)行分析探索。本文針對渤海灣某油田群電力系統(tǒng)，開展了核電接入方案設(shè)計(jì)，利用ETAP軟件進(jìn)行了潮流計(jì)算、短路計(jì)算及N-1校驗(yàn)，并提出了原電網(wǎng)的改造措施，證明了該方案的可行性。

隨著渤海灣油田規(guī)模的不斷擴(kuò)大，該區(qū)域正面臨著油田伴生氣量遞減與電力需求增加的矛盾，傳統(tǒng)的燃?xì)馔钙焦╇娔Ｊ竭m用性降低。如何實(shí)現(xiàn)油氣產(chǎn)量增加及降低桶油成本，探索可持續(xù)發(fā)展道路，成為當(dāng)前生產(chǎn)形勢下需要解決的重要問題。

當(dāng)前，我國海上石油開采一般是在中心平臺(tái)建立一座獨(dú)立的主電站，為周邊平臺(tái)供電。由于該供電模式的電源較單一，缺乏可靠性、安全性。因此規(guī)模較大的油田群往往采用一種經(jīng)濟(jì)安全的電力組網(wǎng)形式，即實(shí)現(xiàn)各個(gè)平臺(tái)電力組網(wǎng)，構(gòu)建多電源的供電系統(tǒng)，提高各平臺(tái)供電可靠性及經(jīng)濟(jì)性。

但這種方式無法從根本上解決渤海灣伴生氣量不足的問題，油氣開發(fā)參數(shù)變化大，往往規(guī)劃滯后于生產(chǎn)調(diào)整。因此本文在渤海灣各油田電力組網(wǎng)的基礎(chǔ)上，提出采用核電替代燃?xì)馔钙桨l(fā)電的思路，并對此進(jìn)行了方案可行性分析。

目標(biāo)油田電網(wǎng)現(xiàn)狀

現(xiàn)有供電能力

渤海某海上油田群電力系統(tǒng)屬于小型孤網(wǎng)，其已建成的海上終端各自配備有獨(dú)立的透平電站，各油田通過自備電站為其中心平臺(tái)、井口平臺(tái)提供電力。電網(wǎng)裝機(jī)情況如表1所示。

表1 渤海某電網(wǎng)裝機(jī)情況

四個(gè)中心平臺(tái)共配置16臺(tái)燃?xì)馔钙桨l(fā)電機(jī)，總裝機(jī)容量為178MW，其余為井口平臺(tái)，根據(jù)油田規(guī)劃該電網(wǎng)最大負(fù)荷為126MW。

供電網(wǎng)絡(luò)

圖1 油田群電力網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖

該電網(wǎng)為輻射、鏈?zhǔn)浇Y(jié)構(gòu)，通過35kV海纜進(jìn)行電力聯(lián)網(wǎng)，并通過中壓海纜為各生產(chǎn)平臺(tái)供電，該油田電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示。

圖2 核電接入油田群電力網(wǎng)示意圖

核電接入電力組網(wǎng)設(shè)計(jì)

海上核電站為單堆布置的壓水堆核電機(jī)組，凈電功率95MW，最大可外輸83MW?？紤]5%損耗時(shí)，電網(wǎng)最大電量缺口約50MW，需保留部分原發(fā)電機(jī)組。為減少核電海纜輸送距離及損耗，并盡量降低原電網(wǎng)潮流改變，兼顧平臺(tái)改造空間，選擇保留CEP3的3臺(tái)12.5MW發(fā)電機(jī)以及CEP4的3臺(tái)11.5MW發(fā)電機(jī)，5用1備。

核電接入點(diǎn)

核電站接入海上油田群電網(wǎng)的原則如下：

1.在保證電網(wǎng)安全可靠生產(chǎn)的前提下，盡量減少原系統(tǒng)改造工作量，避免導(dǎo)致長時(shí)間停產(chǎn)的改造工作；

2.加強(qiáng)電網(wǎng)負(fù)荷端建設(shè)，即新增核電站宜直接接入負(fù)荷中心做到各區(qū)域電網(wǎng)電量基本平衡，從而減少正常運(yùn)行時(shí)聯(lián)絡(luò)線傳輸功率；

3.要求能夠?qū)Ｉ嫌吞锶喊踩⒎€(wěn)定不間斷供電。

結(jié)合該電網(wǎng)現(xiàn)狀，本文推薦的核電接入方案如下：

海上核電站輸出電壓等級35kV、10.5kV，經(jīng)海纜線路分別接入CEP1平臺(tái)、WHP1平臺(tái)的35kV母線及WHP2平臺(tái)10.5kV母線。其中CEP1平臺(tái)接入2回（長約5km），WHP1平臺(tái)接入3回（長約5km），WHP2平臺(tái)接入1回（長約2km）。

表2 核電接入方案

核電接入系統(tǒng)后電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖如圖2所示。

基于ETAP軟件對海上浮動(dòng)核電站接入油田群電力網(wǎng)進(jìn)行建模，ETAP模型如圖3所示。

圖3 ETAP軟件電網(wǎng)模型

圖4 潮流計(jì)算

核電接入后運(yùn)行工況

核電廠接入油田群電力網(wǎng)后，應(yīng)盡可能的替代現(xiàn)有電網(wǎng)中大部分燃?xì)馔钙桨l(fā)電機(jī)組，但考慮到核電廠跟蹤負(fù)荷能力的限制，以及對應(yīng)急電源的需求，本文推薦采用核電滿功率+ CEP3+ CEP4平臺(tái)供電；此工況，核電滿功率運(yùn)行，CEP3及CEP4平臺(tái)作為平衡節(jié)點(diǎn)。

核電接入后的電網(wǎng)運(yùn)行分析

本實(shí)例按照油田群最大負(fù)荷126MW，利用電力系統(tǒng)仿真軟件ETAP對核電站接入方案進(jìn)行分析計(jì)算。

潮流分析

利用ETAP軟件對整個(gè)系統(tǒng)進(jìn)行潮流計(jì)算，如圖4所示。

表3 核電海纜輸送功率

通過潮流分析，電網(wǎng)各平臺(tái)潮流分布正常，通過適當(dāng)調(diào)節(jié)變壓器分接頭可使各母線電壓滿足相關(guān)規(guī)范要求。

N－1校驗(yàn)

在額定運(yùn)行工況下，對推薦方案核電站6根海纜出線進(jìn)行N-1校驗(yàn)。

1） 35kV母線電壓

推薦方案的6回海纜中分別出現(xiàn)一回?cái)嗑€的工況下，各平臺(tái)35KV母線電壓如表4所示。

表4 額定運(yùn)行工況35kV母線電壓（標(biāo)幺值）

由計(jì)算結(jié)果可知，額定運(yùn)行工況N-1模式下的母線電壓能夠滿足穩(wěn)態(tài)時(shí)的電壓要求（+6%～-10%）。

2） 核電站5回海纜出線

推薦方案在額定運(yùn)行工況下核電站6回海纜海纜出線N-1校驗(yàn)的海纜傳輸功率如表5所示。

表5 額定工況海纜傳輸功率 單位：MVA

根據(jù)以上計(jì)算可知，若滿足N-1情況下核電滿功率送出，推薦方案中海纜的最大傳輸功率24.1MVA，電流397.6A。

電壓等級35kV、導(dǎo)體標(biāo)稱截面240mm2的三芯（銅）海纜的最大載流量約436～540A，因廠家而異。由上表可知，在額定運(yùn)行工況N-1情況下，35kV海纜均能滿足運(yùn)行需要，沒有發(fā)生過負(fù)荷現(xiàn)象。

短路電流計(jì)算

額定運(yùn)行工況下的35kV母線短路電流計(jì)算結(jié)果如表6所示。

表6 35kV母線短路電流計(jì)算結(jié)果　 單位：kA

現(xiàn)有電網(wǎng)改造措施

根據(jù)潮流計(jì)算、短路計(jì)算及N-1校驗(yàn)結(jié)果可知，原電網(wǎng)部分設(shè)備不滿足核電接入后系統(tǒng)運(yùn)行要求，需進(jìn)行改造。另外核電海纜的接入需在原平臺(tái)增加相應(yīng)電氣設(shè)備。結(jié)合各平臺(tái)電氣房間現(xiàn)狀，綜合改造措施如表7所示。

表7 原電網(wǎng)改造措施

另外WHP3 、WHP4 、CEP3 、CEP2的35kV母線應(yīng)更換為短路容量25kA的母線。

結(jié)語

本文對海上油田群電網(wǎng)核電接入方案進(jìn)行了分析與設(shè)計(jì)，基于ETAP軟件進(jìn)行了潮流分析，N-1校驗(yàn)和短路計(jì)算，為電力系統(tǒng)設(shè)備選型提供了依據(jù)，給出了原電網(wǎng)改造措施，證明了該方案的可行性。

核電接入為海上油田開發(fā)工程提供了一種新的供能方案，能夠有效改善渤海灣伴生氣不足導(dǎo)致的供電緊張局面，與傳統(tǒng)供電模式相比，可減少透平電站投資及相應(yīng)甲板面積，同時(shí)也更有利于節(jié)能減排。

10.3969/j.issn.101- 8972.2016.12.042