浅议胜利埕岛油田海上智能电网建设

于林

摘 要：本文立足于胜利埕岛油田现有电网结构，结合智能电网的概念，在打造坚强电网、实现变电站数字化、提高配网自动化水平及海底电缆在线监测等方面提出了建议和设想，以期更好的加强海上电网结构及智能化，给正常的原油生产带来保证。

关键词：智能电网;数字化变电站;配网自动化;故障隔离

1 引言

胜利埕岛油田位于渤海湾南部浅海的极浅海海域，年产油能力200万t，已建成中心平台3座，卫星平台50余座，为胜利油田夺油上产的主力军。其主力区块距离岸边约10km，供电模式为陆上35kV岸电结合平台自身燃气发电的方式，以岸电为主要供电电源。埕岛油田电网结构目前已比较完善，且实现了以中心平台为主站的电力调度自动化系统，整体电力运行水平较高。随着产能建设的逐年增加，电网结构也日趋复杂，这就对埕岛油田的电网运行水平提出了更高的要求。本文结合目前的热点--智能电网的部分功能，对埕岛油田电网建设提出更多有益的建议和设想。

2 埕岛油田电网现状

埕岛海上电网介绍：埕岛油田海上电网的主供电源为陆上35kV电源，通过35kV海底电缆送至海上平台35kV变电站，目前已建成的海上平台35kV变电站有中心二号平台、CB243A平台和CB30A平台三座，在建中心三号平台35kV变电站1座。中心一号平台还建有2×3000kW索拉燃气轮机发电站1座。所有卫星平台均由海上35kV变电站以及索拉电站配出的6kV海底电缆来供电，形成了海上35kV、6kV海底电缆供电网络。目前，已敷设的海底电缆已达到220km。自2003年至今，埕岛油田电网共进行了4次大规模的电力调度自动化系统的升级改造，电调综合自动化系统初具规模，其模式如下：各卫星平台作为站级控制层通过RTU将现场采集的信息上传至中心平台，中心平台作为控制中心采集本中心平台和每座井组平台上传的信息，对整个系统进行监视、管理和控制，并可将信息上传至陆上电调中心。目前埕岛油田电网运行模式可以较好的满足产能建设的需要，但随着油田产能逐年递增，负荷增长迅速，电网规模也逐年扩大，随之带来以下几个需要改进提高的方面：①海上电网的结构还需进一步坚强，包括一次电气开关柜设备和海缆配电网络结构;②中心平台35kV变电所未实现数字化;③6kV配网自动化水平有待提高;④海底电缆状态监测尚未实现。

通过对这些问题的解决，结合目前的热点智能电网建设，可以进一步提升埕岛油田电网的运行管理水平。

3 埕岛油田坚强智能电网建设

3.1 建设原则

坚强智能电网是确保电网安全、可靠和经济运行的手段，而不是目的。“智能化”不能牺牲电网原有的安全性、可靠性和经济性，尤其对于海上电网，绝大多数平台都是无人值守，安全可靠性要求极高，故电网自身坚强才是基础，我们要通过坚强智能电网来解决生产中的实际问题，而不能好高骛远，脱离实际。以下根据目前埕岛油田电网需要改进的方面，结合智能电网的特点，谈一下打造海上坚强智能电网的设想。

3.2 优化网络结构，打造坚强电网

所谓“坚强智能电网”，坚强是排第一位的，是电网安全运行的基础，对海上电网来说尤其重要。海上坚强电网包含两方面内容，首先电气一次配电装置必须坚强可靠，以35kV开关柜为例，由原先的空气绝缘型开关柜转而使用SF6气体绝缘开关柜（以下简称充气柜），由于母线、开关等重要元器件均封装在SF6气室内，关键部件耐海上盐雾等污秽环境的能力显著提升，运行可靠性提高的同时，开关柜正常维护的工作量相应减小。另外采用充气柜占地面积仅为原来的50%，可以缩减平台空间，节省工程投资。在中心三号平台项目已经付诸实施。

其次在海缆配出网络结构方面，目前埕岛油田6kV配电网络基本实现了“手拉手”的运行模式，正常时联络开关断开，开环运行，但某些回路停电时，通过备用回路并不能保证故障回路全部负荷的供电，只能通过关停部分油井、电加热等生产负荷予以解决，影响了海上正常的原油生产，因此海上电网的结构需要调整加强。针对这一情况，我们用Etap电力计算软件对整个埕岛油田电网进行了建模计算，计算内容包括潮流分布，环网运行时各条6kV线路的带载能力校核等，根据计算结果，有的放矢的规划建设了新的6kV海缆联络线路，结合埕岛油田产能规划建设方案，使得35kV端和6kV配出线均满足故障情况下“N-1”的供电要求，电网结构更为完善，极大的保障了正常的原油生产。上述联络海缆已结合本年度的实际工程项目予以实施。

3.3 中心平台35kV变电所实现数字化

除了在建的中心三号平台之外，已建的中心平台35kV变电所还是采用传统的变电站综合自动化系统，这一系统的优点是运行多年，技术成熟可靠，但是与当今研究热点数字化变电站相比在功能上还存在着质的差距，且数字化变电站是实现智能电网建设的重要组成部分，是未来发展的方向。相较传统的综自站，其优点主要体现在以下几个方面：

3.3.1 可以解决装置互操作问题

IEC61850是关于变电站自动化系统通信网络和系统的国际标准，制定其目的是为了实现变电站内不同厂家智能电子设备之间的互操作。该标准对站内智能电子设备的信息描述方法、访问方法和通信网络进行了全面定义，使得不同厂家的智能电子设备可以互操作。因此，建立在IEC61850标准之上的数字化变电站有效地解决了设备互操作性问题。

3.3.2 解决传统电磁式互感器带来的问题

在数字化变电站中采用了智能电子式互感器，它具有体积小、重量轻;具备数字接口，通过光线输出，不含铁芯，消除了磁饱和、铁磁谐振等问题。暂态特性好，测量精度高，频率相应范围宽;绝缘性能好，造价低等优点，具备很高的性价比。

3.3.3 解决设备状态检修问题

由于埕岛油田的卫星平台大部分均无人值守，一旦出现电力故障，故障原因很难查找，只能是维修人员登平台操作，遇到恶劣天气无法登平台则更加被动，极大的影响了海上正常原油生产。

目前在建的埕岛中心三号平台即采用了数字化变电站的方式，考虑到设备造价及实际使用等一系列问题，本工程一次设备并未采用智能互感器和智能断路器，但保护模块的输出满足IEC61850通讯协议，站控层设备也均执行该协议，这样整个后台的软件系统都是按照数字化变电站的要求来设计的，可以很好的实现数字化变电站的部分功能，提高了变电站的自动化管理水平。

3.4 提高配网自动化水平，实现故障隔离

目前埕岛油田6kV海缆出线均带多个平台，一般均在6个以上，平台之间距离短，有的甚至不到200m，造成了平臺间继电保护整定困难，难以实现完全的选择性，经常发生越级跳闸事故甚至全线停电，发生故障后，海上运行人员只能采用对各井组平台断路器进行试合闸的方式判断故障点的位置，以确定故障解除前的供电方式，平台恢复供电的时间比较长，造成停电面积大，对海上原油生产造成较大影响。

解决了这一问题也就初步实现了智能电网中“自愈”功能。越级跳闸的问题归根到底是海上配网自动化工程实行的不够彻底，仅仅实现了从中心平台至卫星平台断路器的远方控制，达到真正的“自愈”还差的很远。为此本人考虑了两种解决方案：①对于埕岛油田老区已建6kV海缆线路，由于不带光纤，考虑在中心平台设主站装置一套，每条海缆出线所辖平台的进出线开关柜内均装设智能终端（FTU）一只，由于正常情况下海缆均为开环运行，当某一区间发生短路事故，所有的终端FTU均向主站发出电流和失压信号，由主站判断故障区间，并相应断开两端断路器，达到故障隔离的目的。上述信号的传递可以通过数传电台来完成;②对于CB30区块，所有的海缆都要求配置了光纤，可以通过在海缆两端平台上装设线路光差保护装置，方便的实现区间内跳闸，满足继电保护选择性要求。

4 结束语

海上坚强智能电网的建设任重而道远，我们应当立足于目前已经取得的成绩，结合智能电网的基本要求，有目的，有步骤的逐步实施海上智能电网建设，进一步提高埕岛油田电网的运行管理水平，为海上原油生产作出更大贡献。