油氣田孤網系統諧波控制

梅業偉 郭永強 馬 坤

（中國石油集團工程設計有限責任公司北京分公司，北京 100085）

1 油氣田孤網諧波特點

油氣田地面工程的工藝流程中需要大功率的壓縮機和各種泵，一般幾百千瓦到幾個兆瓦，油氣田孤網系統發電機容量一般在幾個兆瓦到上百兆瓦，因而這些設備需要軟起動器。有些工藝流程中也需要對一些泵進行變頻調速，這些電力電子設備會產生大量諧波，因而油氣田的諧波次數主要為mP±1，m為正整數，P為電力電子裝置的整流脈波[1]。

油田工藝中存在大量的電機和電動閥，諧波對它們的影響主要是：增加電機的損耗和噪聲；增加絕緣材料應力，從而減少電機壽命；正-負序的諧波對（如5次和7次諧波）可能引起電機的機械震蕩[1]。

2 諧波控制的方案

諧波控制通常有3種方案：就地控制、母線集中控制、就地與集中綜合治理。

就地控制方案是對設備向電網注入的諧波電流進行控制，即在非線性負載的電源側安裝諧波濾波器，將非線性負載的輸入電流中的諧波成分去掉，此方案對系統設計最為方便，但是增加了成本。

母線集中控制是目前應用最廣泛的方案，此方案保證公共電網的質量，限制注入公共電網的諧波電流，滿足公共點的電能質量要求，但是不一定能夠滿足企業內部的諧波要求。

將就地控制和集中控制結合起來稱為綜合控制方案，該方案能夠同時對電網公共點和系統內部的諧波進行控制。

由于公司目前的油氣田開發主要集中在非洲及中東的不發達國家，油氣田孤網系統一般和外網無聯絡，所以更為注重內部的諧波水平，且根據 GB 50052—2009 6.0.4款“容量較大，負荷平穩且經常使用的用電設備的無功功率，宜單獨就地補償”，對于功率較大的諧波源，可采用就地治理的方法，其他零散的諧波源負載，則可統一在母線上集中治理。

3 非線性設備諧波評估的3個階段

根據上面的方案，諧波的控制主要分為非線性設備和公共電壓點（一般為母線）上的控制。非線性設備諧波的評估根據ER G5/4-1第五部分劃分為了3個階段。

3.1 階段1（低壓系統）

第一階段適用于低壓系統，規定當總的非線性設備一相電流不大于 16A且諧波發射值滿足 IEC 61000 3-2則設備可以直接與電網相連，大于16A時若諧波發射值滿足IEC 61000 3-4，則可直接連接，否則需采取諧波抑制措施后才能與電網連接。一般油田工藝設備大多額定電流大于 16A，因而主要考慮IEC 61000 3-4。采取諧波抑制措施后達到表1的要求則就可與電網直接連接[2]。

表1 額定電流大于16A時允許的最大單相諧波電流有效值（STAGE 1）

（續）

3.2 階段2（33kV以下系統）

第二階段適用于始終無法滿足第一步要求的低壓設備和 33kV以下系統。對于 6.6～22kV系統，當三相六脈波變流器功率不大于 130kVA，12脈波不大于250kVA，則可與系統直接相連[2]，由于油田地面工程的變流器容量一般高于此值，因此對此不做過多討論。

對于系統中更大功率的三相變流器，ER G5/4-1規定如果滿足表2，引起的電壓畸變小于 75%的規劃水平，且引起的電壓畸變滿足表3，則可以直接跟電網連接，考慮到ER G5/4-1是英國結合其島國電網的特點，對國網諧波水平的限制，由于大電網有不可預期的非線性負載接入，因此根據電網的諧波規劃水平預留了25%的裕量，考慮到我們油田孤網系統一般的擴建時間及大容量的非線性負荷是可預見的，因此75%的規劃水平可以不考慮，只要求本期及后續擴建引起的電壓諧波畸變 Vhp不超過諧波規劃水平即可。諧波規劃水平詳見本文第4部分。

表2 最大允許諧波電流值的單相有效值（STAGE 2）

表3 THD與5th諧波的電壓限值

表4 不同系統電壓的典型短路容量值

在該階段對諧波電壓限值有所限制，根據 ER G5/4-1給出公式估算。

Vhp= Vhm+ Vhc（適用于5次諧波和3n次諧波）

Vhp=(適用于除5次和3n次諧波外的所有次諧波）

式中，h為諧波次數；Z1為基波下的系統阻抗，Ω；Zh為 h次諧波下的系統阻抗，Ω；Ih為公共電壓點（PCC）上接入的 h次諧波電流（有效值），A；F為系統短路容量，MVA；Vhc為電壓畸變計算值，%；Vhm為已建系統電壓畸變測量值，%；Vhp為電壓畸變預測值，%。

K的取值見表5。

表5 ‘K’值

3.3 階段3（33kV及以上系統）

第三階段適用于無法滿足第二階段諧波要求的設備和 33kV及以上系統的諧波值。此階段的評估主要分為3部分：測量已有系統的電壓畸變水平、預測新增非線性設備引起的電壓畸變、根據已有的和新增電壓畸變值來評估對系統的影響。如果引起的電壓畸變水平滿足本文第四部分的要求，則可直接連接，否則需要設備就地進行諧波抑制，達到要求后方能與電網相連。

4 公共電壓點上的諧波畸變限值

對非線性設備進行評估后，需要對整個系統的公共電壓點的電壓畸變有一個要求，綜合IEEE 519—2004、ER G5/4-1-2001及GB/T 14549—1993，電壓畸變水平可以按表6～表9進行作為控制標準。

33kV以下電壓等級系統的電壓畸變水平可以根據第三部分中第2階段給出的THD計算公式進行計算，對于 33kV及以上電壓等級或結構比較復雜或對諧波有十分嚴格要求的系統，一般通過電力系統仿真軟件來確定諧波畸變水平。如果不滿足表6～表9的限值要求則需對諧波電流進行更為嚴格的控制，進一步減小諧波源向系統注入的諧波電流。

對于油氣田地面工程，電壓等級主要取決于油氣田區塊內不同產區的距離，一般電壓等級不超過132kV，目前在非洲和中東地區油氣田用的比較多的輸電線路電壓等級為33kV與11kV，大功率的壓縮機等一般采用 11kV電壓等級，站內配電采用400V電壓等級。因此油氣田內部諧波電壓畸變水平的評估可采用計算機軟件仿真和第三部分給出的公式相結合的方法來進行控制。

表6 THD規劃限值匯總

表7 400V系統諧波限值

表8 6.6kV、11kV和20kV系統諧波限值

現以中東某油田注水站為例簡要說明一下該控制程序的實際應用。

該注水站系統容量5MW，與油田電網無聯系，電源為5臺1MW/400V柴油發電機，系統電壓等級400V，系統阻抗為0.008Ω，主要諧波源為3臺6脈波315kW變頻器和兩臺6脈波132kW軟起動器，無后期擴建規劃。

該系統無變壓器，將5臺發電機直接連在兩段母線上，實現集中補償方式十分困難，且變頻器需要調速，會經常使用，結合本文第二章內容，采取就地補償。

諧波源為六脈波整流，主要諧波分布為5次、7次、9次、11次、13次、…，相應次數諧波的電流值與額定電流的關系為Ih=In/h。

315kW變頻器額定電流In=560A；

132kW變頻器額定電流In=230A；

則諧波電流超過了表2的要求，需要廠家自帶APF，將5次諧波電流控制在每相14.45A以下，7次諧波控制在每相20.6A以下。

然后評估400V母線上的電壓畸變水平。

依次類推，得出50次以下諧波電壓的百分比，最終等到THD滿足表6要求，該系統諧波控制滿足要求。

表9 20～145kV系統諧波限值

5 結論

本文根據油田孤網系統的特點，結合國內外諧波治理標準，對油田地面工程的孤網電力系統諧波控制進行了探討，對控制方案、非線性設備能否直接與電網相連，滿足什么條件能夠連接分3個階段進行了詳細的討論，給出了諧波電壓估算的公式。最后根據國內外諧波標準，對整個系統的電壓諧波畸變水平根據不同的電壓水平在第四部分給出，給出了油田諧波控制需要達到的目標。

[1] IEEE-519:2004 Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems.

[2] ER G5/4-1:2001 Planning Levels for Harmonic Voltage Distortion and the Connection of Non-Linear Equipment to Transmission Systems and Distribution Networks in the UK.

[3] IEC 61000-3 Part 3-2:2009 Limits-Limits for harmonic current emissions (equipment input current≤16 A per phase).

[4] IEC 61000-3 Part 3-4: 1998 Limits-Limitation of emission of harmonic currents in low-voltage power supply systems for equipment with rated current greater than 16A.

[5] GB/T 14549—1993.電能質量 公共電網諧波.

[6] GB 50052—2009.供配電系統設計規范.