海底配电技术蓄势待发

十年前，海底油田及其耗电量巨大的处理设备启动了电气化进程，使用长距离的跨接和精简的新基础设施架构对远距离的海底资源进行开发，从而点燃了海底配电领域投资的星星之火。

自此以后，经过至少两个大型联合工业项目和数千万美元的投资，海底配电现在已经是一项成熟的技术，正等待首次应用。

早在2016年，通用石油天然气公司对一套海底配电系统进行了资质认证，包括变速驱动器（VSD）、开关设备和电源保护，这些系统使用安装在耐压外壳中现有组件，以实现海上应用。该系统为挪威Ormen Lange水下压缩项目开发，从120公里以外处提供电力，但遭到了壳牌的反对。

今年，ABB对其海底配电系统（包括变压器、VSD、开关设备和控制装置）进行了资格认证，西门子的系统认证也接近完成。

其他公司正在开发更小、更简单的系统，包括TechnipFMC。贝克休斯推出的Modular Compact Pump集成了VSD，减少对“3类设施”（即供电、输电和配电）的全面需求。

其目标是为海底系统（从泵到压缩机）提供750千瓦到11兆瓦以上的电力。

这包括所需的电力和电子设备，以避免对现有的上部模块进行改造，或将整个海底开发连接至岸。这些结构更具可扩展性和灵活性。

然而，DNV GL船级社海底业务主管Bjørn Søgård指出，在流量保证方面，距离更长的跨接所面临的挑战更大。在一些能够应用这一技术的潜在项目中，如雪佛龙Janz-Io水下压缩项目，距离澳大利亚海岸200公里，水深1300米，其目标是上部模块的电力和控制。

与此同时，也有越来越多的人选择更简单的系统，为耗电较少的近期回接和棕地项目提供更快速的回报，比如TechnipFMC正在与巴西电气和自动化公司WEG进行合作。

浮式海上风电市场也可以为这些技术提供市场，实现将电力传输至岸，而不是输送到海上项目。

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ABB将其VSD吊至试验场中，与OneSubsea的WGC600及控制室进行试验 (图片来源：ABB)

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ABB与OneSubsea进行试验 (图片来源：ABB)

供应商正在考虑各种备选方案。ABB全球海底业务主管Asmund Mæland表示，ABB系统将适用于4-12MW的应用场合，例如OneSubsea的湿气压缩机（WGC）。

事实上，今年早些时候，ABB就与OneSubsea联手，在OneSubsea的多相WGC6000压缩机上使用ABB的VSD（根据泵和压缩机的需求改变功率），进行了全尺寸联机试验。

VSD和压缩机在OneSubsea位于卑尔根附近的Horsøy设施的浅水试验场中进行了水下运行。ABB表示，此次试验证明了8MW轴功率的能力，并使两个系统都达到了TRL5（技术成熟度5级），这意味着它们已经能够进行商业化应用。

由于新冠疫情的限制，这项试验在JIP合作伙伴的支持下主要通过远程进行，有100名客户通过远程见证。

Mæland表示：“它具有可扩展性，为远距离石油回接项目开辟了道路，但这些还取决于如何应对流量保证这一难题，其他企业当前正努力解决这一难题。”

他指出，距离更长的天然气回接项目也可能将出现，但这取决于与其他伙伴一起能否解决流量保证的问题。

Mæland指出，海底泵送和天然气压缩可能是首批采用这项技术的用户，但为了保证流量，还将采用管道加热系统。

ABB海底技术项目负责人Svein Vatland表示，通过这项技术实现的海底到岸的项目也正在被能源公司所关注。

Mæland表示，其他方案也在评估中，例如使用海底变压器以及海底开关设备。来支持上部模块空间缺乏或不具备改造经济性的棕地平台的电气化。平台电气化被视为一种有效的减排手段，因此在英国所受的关注日益广泛。ABB正与Aker Solutions以及Kellas Midstream在这一领域展开合作，BP也对此做了长期探索。

除此之外，这项技术还有助于将海上风电甚至氢能纳入海上能源结构中。

Mæland表示，海底变压器可以用作海上风力发电的集输站，减少平台维护。海底配电系统还可以支持海底采矿作业，并为自主海洋系统的发展提供电力。集成电池和海上风电将需要海底控制系统，而这也是ABB正在研究的。

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西门子系统认证接近尾声 (图片来源：西门子)

另一个联合工业项目由西门子能源运营，为200公里距离以外的目标提供6 MVA电力，并在当地进行配送，目前正在进行中。在雪佛龙、埃克森美孚、挪威国油和挪威埃尼（现为Vår Energi）的支持下，西门子能源在其已获认证的变压器上增加一台VSD（现为TRL4）、开关设备和控制装置，均用于3000米水深。

西门子的整套水下配电网，包括VSD、变压器、开关设备和控制装置，全部安装在充油压力补偿外壳或一个大气压的控制罐中，于2018-2019年在特隆赫姆的码头进行了全面的浅水试验。

西门子能源海底电网产品生命周期经理Eduardo Pimentel Silvestrow表示，从那以后，西门子一直在总结相关经验。

该系统的VSD达到TRL4级，能够连同已通过认证的变压器投入商业应用。开关装置已经通过一个优化项目，目前正在测试新版本，预计2021年可以投入商业使用。该电网将与西门子的DigiGRID相互协同。DigiGRID是一套开放式架构的基础设施和通信平台，能够搭载所有电气控制系统。

Silvestrow表示：“我们已经证实了水下冷却能力，冷却效果符合预期，并与我们所做的所有模拟结果相符。”西门子认为该技术能够应用于兆瓦级大型压缩机、单负载以及双负载或混合负载中。

他说，虽然原型机为6MVA，但系统为模块化，可以根据需要轻松降级或升级。在使用中，VSD可以并联以提供更高功率。此外，可以使用一些海底电网元件进行低压局部配电。

TechnipFMC与WEG合作

TechnipFMC水下处理技术主管Eduardo Cardoso表示，TechnipFMC自2015年开始与巴西WEG公司合作开发海底配电站，并且自2013年以来一直在进行市场评估。该公司认为，对于复杂程度不高的系统，市场上还存在缺口。

他指出：“我们的结论是，只要能够解决系统成本和复杂性问题，海底配电市场是广阔的，这些是阻碍客户使用海底设施的主要问题。”

TechnipFMC的解决方案基于海上已有的模块化组件，通过使用1.5MW的海底VSD进行并联或串联，打造1-6MW的发电站。

起初，TechnipFMC考虑6MW及以下的项目，这意味着其主要目标是700kW容量以下的泵项目。它非常适合在单泵上进行应用，在上部模块受限的情况下作为低成本的解决方案，但也可以按需扩大规模。

该方案也很适合所有的电气化油气田，包括电气化采油树，因为这意味着不再需要液压电缆，并且可以提供一个更灵活的配电架构。

海底配电站能够降低整体系统成本，因为能够消除所有面积的改造限制。他还强调，在上部模块中加装一套电力控制模块将意味着增加70-100吨的重量和随之而来的机械结构调整。

如果将电力控制模块置于海底，则只需要连接一条电源脐管。有了这些，我们就可以按照此前从未有过的轻松方式进行项目回接，距离主体较远的油气井也可以忽略距离问题，只需增加泵送。

TechnipFMC对该技术进行了大量的技术认证，包括对海底VSD进行满负荷试验，以确保其能够有效地管理热量。当前正在进行3000小时的测试。

贝克休斯的VSD集成技术

2016年，通用石油天然气公司对一套海底配电系统进行了资质认证，包括变速驱动器（VSD）、开关设备和电源保护，这些系统使用安装在耐压外壳中现有组件，以实现海上应用。该系统为挪威Ormen Lange水下压缩项目开发，从120公里以外处提供电力。但如前所述，该项目并未实现。

贝克休斯海底动力和处理业务负责人Alisdair MacDonald表示，从那时起，贝克休斯（被通用收购，后又独立）一直致力于开发其Modular Compact Pump（MCP泵），该泵集成VSD，无需复杂的海底配电系统。

MCP是一种用于多相增压的无障碍流体系统，在大气压容器中集成VSD，基于加利福尼亚Calnetix的上部模块VSD技术。它将于2022年在Sintef flow loop进行浅水试验。MCP 1MW将同时进行验证，从而达到TRL 4-5级。

MacDonald表示：“正因为有MCP，所以无论是多相增压还是注水，均不需要传统的3类设施（供电、输电和电配）。更传统的海底泵系统可以受益于3类系统，尤其是对于距离较长的跨接，但是要克服流量保证的难题。”

对于海底压缩，仍然需要3类设施，但可能使用该解决方案的潜在项目更青睐于在靠近压缩站的SPAR平台或浮式平台的上部模块中安装动力设备。其他项目则考虑使用岸电，将VSD安装在岸。

时间将证明一切。随着电气化系统的发展，下一步将是全电动海底生产系统。一旦被采纳，行业发展的步伐将加快，自主电力系统、电力浮标和潮汐发电的研发也将提上日程。