魏鹏飞，于祥春，高帅，张维维，安晓龙
(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300451）
现今社会碳排放量每天都在增加，人类生存所处环境面临的压力越来越大，因此我们国家提出了2035年达到“碳中和”和2060年达到“碳达峰”的“双碳”达标目标。为了响应国家号召，推动建设上中下游全产业链绿色低碳化油田，中国海油集团公司与国家电网公司两大央企共同打造海上油田群岸电供应项目，以陆地清洁电能替代海上发电机组，供海上油田生产使用。常规海上油气平台电力供应并非连接国家电网，而是主要依靠自建发电机机组发电提供，以油田产出的原油、天然气或者柴油为燃料。而本文提出的岸电则是将陆地国家电网的电力通过海底电缆输送至海上平台，为海上平台提供电力供应。
本文通过分析研究渤海某项目油田群原有供电方案，提出一套新的海洋油气田区域集群陆地国家电网岸电供配技术方案，改变原来海上油气田“自发电”电力供应成本较高、碳排放较高、电源可靠性不足、进口发电机组维修成本高的局面，实现海上油田群高电压等级清洁电力的接入。
海上油气开采与陆地油气开采存在比较大的不同，它的风险相对比较高，技术难度相对比较大，自动化水平的要求也更加先进。由于海上油气开采平台离陆地的距离相对比较远，油气开采设备及配套控制系统的电力需求都需要平台自己配备发电设备。海上电力系统不同于陆上油田所采用的电网供电方式，海上油田一般釆用平台自发电集中供电微电网形式。
如图1所示，渤海某作业区块岸电接入前原供电方案便是采用自发电微电网供配电方案。该作业区原供电方案共分了三个平台组，C4 CEPA、N-CEP、N-WHPB和N-WHPC四个平台组成一个平台组，CEPJ、WHPG、WHPB、CEPI、WHPC和WHPH六个平台组成一个平台组，WHPA、WHPE、WHPF、WHPD、FPSO、Q-WHP和Q-WHPA七个平台组成一个平台组。
图1 渤海某作业区块自发电供电方案
单个的平台组通常采用自发电的电力供电方式，设置发电机机组电力供应站，以油田产出的原油、天然气或者柴油为燃料驱动发电机发电供电，然后由主配电间室和应急配电室的配电盘将电力输送至各个用电设备。因此海上釆油平台上的发电机组台数和容量应能保证其中最大容量的一台发电机损坏或停止工作时，仍能保证对生产作业和生活用电等电气设备的供电。海上釆油平台属于高危作业，电力系统的不稳定或发电机的故障将带来巨大损失，为了提高安全系数，每个平台组都会有一个大容量的发电机作为备用。
从该作业区原有供电方案来看，存在如下几大弊端：
1、平台组的发供电形式是自给自足，一旦出现发电机组故障或者线路故障造成系统关断，必将导致油田停产。等故障解除，油田想再次恢复正常生产，所费周期很长。
2、单个电站拥有较弱的抗冲击性，因为备用能力不够，常常出现注水泵、压缩机、电潜泵等大功率设备无法正常启动的现象。
3、为保证安全、连续生产，每个平台组都会配备几台备用的大容量发电机，以满足故障和应急需要，这造成了投资成本的增高和平台空间资源的浪费。
4、由于备用机组的增加，导致配电系统和接线更为复杂，就各平台目前的情况而言，对目前的电力系统所进行的维护工作量非常大。
5、各平台组的电力供应，通常会由附近中心处理平台上的燃气透平发电机机组电站提供，而如果该地区的天然气储量不足将影响整体供电效果。
6、伴随油气开发的进一步深入，海上各单元的电力负荷逐渐增加，已接近电站最大出功负荷。根据后期规划，注水注聚扩大、调整井等项目仍将持续幵展，如满足全部负荷需求，各电站将逐渐转变成无备用机组状态。
7、平台电力用电需求与电力供站负荷相差不多，热备裕量相对不大，极易受大型设备启动干扰，电力供应站稳定性较差。平均每年因电站异常关停而造成的直接、间接产量损失达万方左右，对作业区产量任务的完成影响较大。
8、自建的发电机机组电力供应站提供电力供应，以油田自己产出的原油、天然气或者柴油为主要燃料，清洁能源较少，碳排放量较高。
为了解决自发电供配电模式的八大弊端，针对距离海岸相对较近的海上采油平台引入岸电工程，由陆地的国家电网给海洋石油平台集群进行供电。如图2所示，渤海某作业区块打破原有供电分组，三组平台组均统一通过陆地国家电网进行供电。该项目新建一座变电平台EPP作为电力集散平台，统筹国家电网岸电引入海洋的对接电力分配。新建一座新建一座4 腿油水处理平台CEPL（与CEPJ平台栈桥连接），处理超出CEPJ 平台处理能力的部分产液，处理后的含水原油通过栈桥先输送至CEPJ平台，随后与CEPJ平台处理后的原油混合后通过海管输送到WHPF平台，与WHPF平台产液混合后通过已有海管输送到FPSO进一步处理，电力供应统一由EPP平台负责。新建一座4腿油水处理平台CEPK（与CEPI平台栈桥连接），处理WHPG+B平台产液，处理后的含水原油与CEPI 平台处理后的原油混合后通过已有海管输送WHPD平台，与WHPD平台的产液混合后最终通过海管输送到FPSO进一步处理，电力供应统一由EPP平台负责。其他已建平台均进行改造处理，通过海底电缆利用就近平台进行电力供应。
图2 渤海某作业区块岸电接入供电方案
取消原N-CEP中心平台上的发电机，取消原FPSO浮式采油平台上的发电机，取消CEPI中心平台上的发电机，取消CEPJ中心平台上的发电机，移至其他深海平台再利用。取消WHPF和WHPE之间的海底电缆对接，取消FPSO和WHPD之间的海缆连接，取消WHPG和CEPI之间的海缆连接，其他原海底保留不变。通过陆地变电站引一路28.2千米220KV 3C x 630mm2的海底电缆至EPP平台，同时再引一路62.4千米110KV 3C x 630mm2的海底电缆至EPP平台。
供电模式的整体调整，对应能源管理系统也要调整。海洋油气平台集群岸电供应电网能源管理系统架构图如图3所示，红色底色部分为新增系统，蓝色底色部分为已有系统，绿色底色部分为规划部分系统，黄色底色部分为暂不考虑部分系统。
图3 集群岸电供应电网能源管理系统架构图
陆地新建集控中心，并设置了EMS陆地监控客户端，负责实现陆地远程集中监控该区块海上所有平台的能源管理及区域整体生产情况。陆地监控中心通过光纤配线柜及海底大容量光纤与新建的变压平台EPP连接，再通过交换机与原有系统局域网连接，实现海陆一体通讯链路。原有Q作业区块综合调整区服务器及客户端保持不变，新建Q作业区老区客户端系统，规划C/N客户端系统。
该能源管理系统利用先进的检测技术、控制方法来对能源进行统一的调度、分配。在保证能源系统安全运行的基础上，不断优化方案，节约能源，实现用能的精细化管理。彻底的告别了以往的故障猜测、能耗估计的主观判断方法。在组网电力系统中，系统在保证组网系统安全运行的基础上，还综合了智能电网的理念。
多个平台之间控制系统信息传输使用光纤通讯方式，自动化通讯主干网络采用自愈环形以太网模式，具备相对比较稳定的工作性能。当两条光纤通讯链路在同一个时间点上产生故障的时候，该两处的光端机会自动将光纤链路环回，形成两个独立的环形网，从而实现链路的自愈，使系统保持正常的运行。待故障解除后光端机会自动恢复到原来的工作方式，具有较高的可靠性。
海洋油气平台集群岸电供应系统岸上工程设计通常包括变电站设计和配套线路工程设计。
（1）岸电供应系统岸上变电站设计。岸上变电站的总体平面布置，按照最终规模进行设计，并留有扩建余地。根据系统和线路设计要求，220kV架空/电缆混合出线向西。整个开关站自西向东分别为：220kV配电装置楼区域-变压器/高压电抗区域-SVG室/综合楼（包括集控中心、二次设备间、35kV配电装置间、办公室、休息间等）。220kV配电装置楼与35kV SVG室/综合楼相对平行布置，变压器/高压电抗布置在220kV与35kV SVG室/综合楼之间，便于主变压器各侧进线的引入。35kV动态无功补偿装置采用SVG型式，布置在单独的房间。
该变电站为中海油系统内较为重要的开关站，站内电气设备的可靠性要求较高。站址所处地区经济相对比较发达，污秽等级为e级，土地资源较为稀缺，征地费用较高，220kV配电装置选用GIS设备。该站离海边距离很近，大气质量相对较差，潮湿的空气和盐雾对设备的防腐性能要求相对比较高。GIS设备采用室内布置方案，能够减少盐雾腐蚀和降低运行维护的费用，适当延长设备寿命，提高供电可靠性，因此该站设计方案采用《国家电网公司输变电工程通用设计220kV变电站模块化建设（2017年版）》中220-A3-2方案。由于本工程为开关站，与变电站内容差距较大，因此本工程主要采用了A3-2方案中的电气总平面布置方案和220kV配电装置楼布置方案。
（2）岸电供应系统岸上配套线路工程设计。根据该陆地岸上工程配电线路工程所在地理位置，结合土地整体规划情况，由于线路路径受限，部分路段只能采用电缆敷设。充分考虑陆地部分、防潮堤、海域在建施工项目情况，并与地方政府申请确认规划建设情况，进行路径规划确权。结合规划部门以及当地供电公司意见，通过图上选线，现场踏勘、沿线收集资料，并与沿线有关部门多次协商，选定路径设计方案。
陆地岸上工程配电线路高压电缆的敷设，可以采用电缆槽、电缆沟、排管、电缆隧道等方式，其中电缆沟和电缆槽通常用于回路较多的情况。本工程电缆截面较大，电缆自重大，拖拽难度较高，不适合排管方式。电缆槽方式施工难度小，速度快，尤其在地下水位高的沿海地区，非常具有优势。本工程采用电缆槽敷设，电缆采用水平排列方式。电缆监测预警系统设置温度监测、局部放电检测及护套环流检测系统，用于电缆的保护和故障监测预警。
陆地岸上工程配电线路杆塔型式的选择，应该充分考虑工程沿线自然条件特点，并按照国家有关基本建设方针和技术经济政策执行，遵照“安全可靠、先进适用、经济合理、资源节约、环境友好、符合国情”的原则，遵照《110kV～750kV架空输电线路设计规范》（GB50545-2010）的规定，同时充分利用国家电网公司2011年通用设计的成果。该项目地形、气象条件及导地线型号与《国家电网公司标准化建设成果（输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（2011年版）》中的2B5模块的规划条件相同，采用国家电网公司“2011年版目录”中通用设计的塔型。
该项目陆地岸上工程配电线路塔基础选用灌注桩基础，采用HRB400级钢筋，C40抗渗混凝土（P10）。钢筋混凝土中添加钢筋阻锈剂，阻锈剂的掺入量不小于产品说明书强腐蚀对应的最低值。电缆沟采用C30混凝土、HRB400级钢筋预制。电缆沟待内部电缆安装完毕后内填细沙，垫层采用C20混凝土。不考虑电缆沟上部车辆通行，接头井采用C30混凝土（抗渗等级P8级），HRB400级钢筋现浇。钢构件采用Q235B钢，E43型焊条焊接，满焊，焊缝高度为较薄构件厚度且不小于6mm，焊缝检验等级按照III级执行。
文中提到的海上油气开采区块平台集群岸电供应技术方案，已经在某渤海海上油气平台群岸电供应项目中投产使用，而且使用效果较好。海上油气开采区块平台集群岸电电力供应系统投入后，降低了区域电力供应费用、减少了温室排放指标、提高了电力供应可靠性，实现海上油气田集群高电压等级清洁电力的接入。原来海上所用的钻机、修井机等大部分机械驱动的作业机具也实现了电气化转型，为油田智能化奠定了基础。
与海洋和陆地之间的岸电电力供应海缆一同敷设的光纤，为海上智能油田建设所需的海量数据传输与高速信息交互铺设了一条海陆间电力及信息高速公路，它解决了海陆通讯的带宽瓶颈，使得海上油气生产设施的实时数据可以传送到陆地集控中心。
该项目实现了海洋和陆地岸电国家电力供应及通讯的一体化，这将推动云计算、物联网、大数据、人工智能等数字技术与勘探开发业务深度融合，促进海洋油气开采方式的转变和管理流程的进一步优化，使井口平台无人化、中心平台进一步少人化、决策中心转移陆地化、油藏研究实现可视化、生产运营进一步协同化、战略决策更加科学化，促使海上油气田向数字化、智能化、无人化深度转型。
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