某海上采油平臺供配電方案改進

張龍,周呈,何金平

(中海油能源發展股份有限公司 采油服務分公司，天津 300452)

隨著國家能源安全重要性的提高，國內各石油公司都在考慮增產上儲，產量壓力愈發明顯，開發現有油田周邊的邊際油田成為了穩產增產的主要手段。邊際油田一般采用井口平臺進行開發，依托現有周邊油田設施的公用設備及工藝設備，一般不設置獨立電站，以期降低油田開發成本。下述某采油平臺采用了上述開發模式，但海洋石油行業受國際油價持續走低的影響，降低海洋石油平臺建造成本成為工程項目的首要考慮。因此，從該平臺供配電方案入手，在不影響平臺工藝要求的原則下，通過簡化供配電系統主接線及降低配電電壓等級的方式，以期達到進一步降低平臺建造成本的目的。

1 原有電氣供配電方案設計

該工程井口平臺用電負荷較小，未設獨立電站，其供電電源通過1條長度為8.2 km，35 kV，3×50 mm2的海纜引自附近油田變電站的35 kV母線。經計算核實，該油田變電站能夠滿足該工程新增井口平臺的用電負荷需求。

平臺設有變配電站1座，內設35 kV開關柜，6 kV開關柜和0.4 kV開關柜若干，35/6.3 kV干式變壓器1臺，35/0.4 kV干式變壓器2臺。35 kV系統采用單母線接線，采用氣體絕緣金屬封閉開關柜，以放射式供電方式[1]為前述3干式變壓器和修井模塊供電。6 kV系統采用單母線接線，采用中置式開關柜為3臺注水泵供電，注水泵變頻啟動。0.4 kV系統采用單母線分段接線[2]，以放射式供電方式為平臺上的低壓用電設備和電氣泵供電，見圖1、表1。

分析圖1和表1，原有供配電方案有以下缺點。

表1 原供配電方案主要電氣設備表

圖1 原供配電方案電氣主接線圖

1.1 35 kV開關柜數量多，設備成本高

原供配電方案采用35 kV為配電電壓，設置35 kV氣體絕緣金屬封閉開關柜6面，設備投資成本高。

1.2 注水泵啟動方式成本較高

該平臺根據注水工藝配置3臺額定功率為355 kW的注水泵，正常情況下2臺運行，1臺備用，無變頻調節要求。在上述配電方案中，平臺35 kV進線處最小運行方式短路容量為321 kVA,采用1臺35/6.3 kV的干式變壓器為3臺注水泵電動機供電，變壓器額定容量為1 000 kVA。根據GB50055—2011《通用用電設備配電設計規范》的第2.2.2條： “交流電動機啟動時，配電母線上的電壓應符合：電機不頻繁啟動的，不宜低于額定電壓的85%”。根據《工業與民用供配電設計手冊》(第4版)表6.5-4計算，在1臺注水泵已經運行的工況下，第2臺注水泵若采用直接啟動方式，6.3 kV母線壓降為額定電壓的80%，不能滿足規范的要求。因此，注水泵選用了變頻啟動的方式。主要在以下幾個方面增加工程建造成本。

1)采用3臺6 kV變頻器作為注水泵電動機的啟動設備，設備購置和安裝費用高；

2)6 kV變頻器需設置變頻器室，變頻器室的尺寸為10 m×6.8 m，占用較多的平臺建設面積，增加了平臺建造的成本；

3)6 kV變頻器內部采用大功率電子元器件，散熱量大，對環境溫度要求高。目前海上平臺通常采用密閉式空調散熱的方式，即變頻器室內配備一定數量的空調。

1.3 非標變壓器成本較高

該工程為注水泵電動機供電的變壓器采用35 kV/6.3 kV、1 000 kVA變壓器，變壓器容量較小，為非標產品，設備成本較高，性價比較低。

1.4 修井模塊預留電源不合理

修井模塊供電電源采用35 kV預留，修井模塊側需配置高壓側為35 kV的干式變壓器，增加設備的投資成本。

2 對供配電方案的改進

通過全面分析該采油平臺用電負荷的電壓等級和大電機啟動的特點，針對原供配電方案中由于35 kV配電電壓等級較高和注水泵變壓器容量太小而導致35 kV電壓等級電氣設備較多和增設變頻器等問題，對該供配電方案進行以下改進。改進后的供配電方案如下：35 kV系統采用線路—變壓器單元接線[3]，進線電纜通過1臺真空斷路器與35 kV/6.3 kV變壓器直接連接，該變壓器額定容量為6 300 kVA。6 kV系統采用單母線接線，以放射式供電方式為3臺注水泵電動機、2臺6 kV/0.4 kV干式變壓器和修井模塊供電。0.4 kV系統采用單母線分段接線，以放射式供電方式為平臺上的低壓用電設備和電氣泵供電,見圖2、表2。

圖2 改進后的供配電方案電氣主接線圖

表2 改進供配電方案主要電氣設備表

該采油平臺存在3個電壓等級，外部供電電壓為35 kV，注水泵電動機電壓為6 kV，低壓用電設備和電氣泵電壓為380/220 V。因此，在改進后的供配電方案中，采用6 kV作為變壓器和中壓電動機的配電電壓。根據圖2和表2分析，改進后的供配電方案有以下優點。

2.1 減少35 kV開關柜的數量，降低設備投資成本

該采油平臺的35 kV系統采用線路—變壓器單元接線，35 kV海纜通過1臺真空斷路器直接連接到35/6.3 kV變壓器，35 kV系統只需設置2面氣體絕緣金屬封閉開關柜即可滿足供電要求，大大簡化了35 kV系統的接線，又降低了35 kV設備的投資成本。

2.2 減少了開關柜和變壓器的投資成本

6 kV開關柜中，采用3臺真空斷路器為2臺6/0.4kV變壓器和修井模塊供電，采用3臺手車式真空接觸器(VCU)作為注水泵電動機直接啟動設備。原有供配電方案中由35 kV開關柜供電的2臺變壓器和修井模塊回路，在優化后的供配電方案中改由6 kV開關柜供電，開關柜的設備成本降低；同時，原有供配電方案中35/0.4 kV變壓器改為優化后的供配電方案中的6/0.4 kV變壓器，變壓器的設備成本也隨之降低。

2.3 取消注水泵電動機啟動用變頻器

原方案中采用35/6.3 kV 1 000 kVA變壓器為3臺355 kW的注水泵電動機提供電源，為了保證電動機啟動時6kV母線電壓不低于額定電壓的85%，需采用變頻啟動的方式減小電動機啟動電流。

在改進方案中，采用35/6.3 kV 6 300 kVA的主變壓器。經計算，若注水泵采用直接啟動方式，單臺注水泵電機啟動時，母線最低電壓為額定電壓的92%，滿足規范的要求。因此對于3臺kV 355 kW注水泵電動機，可以采取直接啟動的方式啟動，不需要配置啟動變頻器。

2.4 取消變頻器室

平臺空間寶貴，改進后的供配電方案中取消了注水泵電動機啟動用變頻器，可以將原供配電方案中的變頻器室取消，或留做其他用途，同時取消變頻器室配套配置的空調、通風等輔助設備。

2.5 減少電纜及敷設施工成本

原有供配電方案中配電間35 kV電纜為1進4出，6.3 kV電纜為1進4出，改進后的供配電方案中35 kV電纜為1進1出，6.3 kV電纜為1進5出，原供電配方案中的26/35 kV絕緣等級的電纜可以相應更換為6/6 kV絕緣等級的電纜，同時減少了注水泵電動機啟動用變頻器環節的中間接線，大大減少了電纜的投資成本。35 kV電力電纜、6 kV電力電纜的長度減少，相應的敷設工作量和接線工作量減少，降低了電纜的敷設難度。

3 2種方案綜合比較

3.1 供電可靠性比較

根據《工業與民用供配電設計手冊》(第4版)關于線路變壓器單元接線方式有說明：適用范圍：適用于對二級負荷以下的供電，一回電源線路和一臺變壓器的小型變電站。按照油田開發方案與慣例，該工程井口平臺采用單電源供電，兩種供配電方案都采取了高中低三個電壓等級進行配電。改進后的供配電方案，采用6 kV為配電電壓[4]，降低了配電電壓等級，在滿足工藝要求的前提下取消故障率較高的3臺6 kV變頻器，由6 kV系統母線對注水泵電動機直接供電，提高了注水泵電動機的供電可靠性[5]。

3.2 電氣設備數量及成本對比

通過對2種供配電方案的設備數量進行統計對比和對設備商進行初步詢價，優化后的供電方案在設備投資方面更有優勢見表3。

表3 高、中壓設備數量及價格對比

根據以上分析，如采用改進后的供配電方案，預計電氣設備的成本將降低200萬元以上。

改進后的供配電方案中，由于注水泵采用直接啟動，不需再設置注水泵變頻器室，同時取消變頻室通風、空調等附屬設施，減少了電纜敷設、橋架安裝工作量。這樣不僅減少平臺設備用房的面積，還降低平臺建造和設備調試成本。

4 結論

在滿足采油平臺工藝要求的前提下，通過對供配電方案的改進，不僅降低了平臺建造成本，還提高了供電可靠性。邊際油田開發開采的過程中，經常存在經濟效益評價較差或達不到盈利目標，因此，只有通過多方面改進技術方案，降低平臺建造成本，才能使原本經濟上不可行的油田變成經濟上可行的油田。但是，改進后的供配電方案與平臺整體設計的匹配性，還需要進一步根據平臺電力系統的短路電流計算和電氣設備選型后進行整體評價。