油气田孤网系统谐波控制

梅业伟 郭永强 马 坤

（中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司，北京 100085）

1 油气田孤网谐波特点

油气田地面工程的工艺流程中需要大功率的压缩机和各种泵，一般几百千瓦到几个兆瓦，油气田孤网系统发电机容量一般在几个兆瓦到上百兆瓦，因而这些设备需要软起动器。有些工艺流程中也需要对一些泵进行变频调速，这些电力电子设备会产生大量谐波，因而油气田的谐波次数主要为mP±1，m为正整数，P为电力电子装置的整流脉波[1]。

油田工艺中存在大量的电机和电动阀，谐波对它们的影响主要是：增加电机的损耗和噪声；增加绝缘材料应力，从而减少电机寿命；正-负序的谐波对（如5次和7次谐波）可能引起电机的机械震荡[1]。

2 谐波控制的方案

谐波控制通常有3种方案：就地控制、母线集中控制、就地与集中综合治理。

就地控制方案是对设备向电网注入的谐波电流进行控制，即在非线性负载的电源侧安装谐波滤波器，将非线性负载的输入电流中的谐波成分去掉，此方案对系统设计最为方便，但是增加了成本。

母线集中控制是目前应用最广泛的方案，此方案保证公共电网的质量，限制注入公共电网的谐波电流，满足公共点的电能质量要求，但是不一定能够满足企业内部的谐波要求。

将就地控制和集中控制结合起来称为综合控制方案，该方案能够同时对电网公共点和系统内部的谐波进行控制。

由于公司目前的油气田开发主要集中在非洲及中东的不发达国家，油气田孤网系统一般和外网无联络，所以更为注重内部的谐波水平，且根据 GB 50052—2009 6.0.4款“容量较大，负荷平稳且经常使用的用电设备的无功功率，宜单独就地补偿”，对于功率较大的谐波源，可采用就地治理的方法，其他零散的谐波源负载，则可统一在母线上集中治理。

3 非线性设备谐波评估的3个阶段

根据上面的方案，谐波的控制主要分为非线性设备和公共电压点（一般为母线）上的控制。非线性设备谐波的评估根据ER G5/4-1第五部分划分为了3个阶段。

3.1 阶段1（低压系统）

第一阶段适用于低压系统，规定当总的非线性设备一相电流不大于 16A且谐波发射值满足 IEC 61000 3-2则设备可以直接与电网相连，大于16A时若谐波发射值满足IEC 61000 3-4，则可直接连接，否则需采取谐波抑制措施后才能与电网连接。一般油田工艺设备大多额定电流大于 16A，因而主要考虑IEC 61000 3-4。采取谐波抑制措施后达到表1的要求则就可与电网直接连接[2]。

表1 额定电流大于16A时允许的最大单相谐波电流有效值（STAGE 1）

（续）

3.2 阶段2（33kV以下系统）

第二阶段适用于始终无法满足第一步要求的低压设备和 33kV以下系统。对于 6.6～22kV系统，当三相六脉波变流器功率不大于 130kVA，12脉波不大于250kVA，则可与系统直接相连[2]，由于油田地面工程的变流器容量一般高于此值，因此对此不做过多讨论。

对于系统中更大功率的三相变流器，ER G5/4-1规定如果满足表2，引起的电压畸变小于 75%的规划水平，且引起的电压畸变满足表3，则可以直接跟电网连接，考虑到ER G5/4-1是英国结合其岛国电网的特点，对国网谐波水平的限制，由于大电网有不可预期的非线性负载接入，因此根据电网的谐波规划水平预留了25%的裕量，考虑到我们油田孤网系统一般的扩建时间及大容量的非线性负荷是可预见的，因此75%的规划水平可以不考虑，只要求本期及后续扩建引起的电压谐波畸变 Vhp不超过谐波规划水平即可。谐波规划水平详见本文第4部分。

表2 最大允许谐波电流值的单相有效值（STAGE 2）

表3 THD与5th谐波的电压限值

表4 不同系统电压的典型短路容量值

在该阶段对谐波电压限值有所限制，根据 ER G5/4-1给出公式估算。

Vhp= Vhm+ Vhc（适用于5次谐波和3n次谐波）

Vhp=(适用于除5次和3n次谐波外的所有次谐波）

式中，h为谐波次数；Z1为基波下的系统阻抗，Ω；Zh为 h次谐波下的系统阻抗，Ω；Ih为公共电压点（PCC）上接入的 h次谐波电流（有效值），A；F为系统短路容量，MVA；Vhc为电压畸变计算值，%；Vhm为已建系统电压畸变测量值，%；Vhp为电压畸变预测值，%。

K的取值见表5。

表5 ‘K’值

3.3 阶段3（33kV及以上系统）

第三阶段适用于无法满足第二阶段谐波要求的设备和 33kV及以上系统的谐波值。此阶段的评估主要分为3部分：测量已有系统的电压畸变水平、预测新增非线性设备引起的电压畸变、根据已有的和新增电压畸变值来评估对系统的影响。如果引起的电压畸变水平满足本文第四部分的要求，则可直接连接，否则需要设备就地进行谐波抑制，达到要求后方能与电网相连。

4 公共电压点上的谐波畸变限值

对非线性设备进行评估后，需要对整个系统的公共电压点的电压畸变有一个要求，综合IEEE 519—2004、ER G5/4-1-2001及GB/T 14549—1993，电压畸变水平可以按表6～表9进行作为控制标准。

33kV以下电压等级系统的电压畸变水平可以根据第三部分中第2阶段给出的THD计算公式进行计算，对于 33kV及以上电压等级或结构比较复杂或对谐波有十分严格要求的系统，一般通过电力系统仿真软件来确定谐波畸变水平。如果不满足表6～表9的限值要求则需对谐波电流进行更为严格的控制，进一步减小谐波源向系统注入的谐波电流。

对于油气田地面工程，电压等级主要取决于油气田区块内不同产区的距离，一般电压等级不超过132kV，目前在非洲和中东地区油气田用的比较多的输电线路电压等级为33kV与11kV，大功率的压缩机等一般采用 11kV电压等级，站内配电采用400V电压等级。因此油气田内部谐波电压畸变水平的评估可采用计算机软件仿真和第三部分给出的公式相结合的方法来进行控制。

表6 THD规划限值汇总

表7 400V系统谐波限值

表8 6.6kV、11kV和20kV系统谐波限值

现以中东某油田注水站为例简要说明一下该控制程序的实际应用。

该注水站系统容量5MW，与油田电网无联系，电源为5台1MW/400V柴油发电机，系统电压等级400V，系统阻抗为0.008Ω，主要谐波源为3台6脉波315kW变频器和两台6脉波132kW软起动器，无后期扩建规划。

该系统无变压器，将5台发电机直接连在两段母线上，实现集中补偿方式十分困难，且变频器需要调速，会经常使用，结合本文第二章内容，采取就地补偿。

谐波源为六脉波整流，主要谐波分布为5次、7次、9次、11次、13次、…，相应次数谐波的电流值与额定电流的关系为Ih=In/h。

315kW变频器额定电流In=560A；

132kW变频器额定电流In=230A；

则谐波电流超过了表2的要求，需要厂家自带APF，将5次谐波电流控制在每相14.45A以下，7次谐波控制在每相20.6A以下。

然后评估400V母线上的电压畸变水平。

依次类推，得出50次以下谐波电压的百分比，最终等到THD满足表6要求，该系统谐波控制满足要求。

表9 20～145kV系统谐波限值

5 结论

本文根据油田孤网系统的特点，结合国内外谐波治理标准，对油田地面工程的孤网电力系统谐波控制进行了探讨，对控制方案、非线性设备能否直接与电网相连，满足什么条件能够连接分3个阶段进行了详细的讨论，给出了谐波电压估算的公式。最后根据国内外谐波标准，对整个系统的电压谐波畸变水平根据不同的电压水平在第四部分给出，给出了油田谐波控制需要达到的目标。

[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.电能质量 公共电网谐波.

[6] GB 50052—2009.供配电系统设计规范.