<p>Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner i Sørlige Nordsjø med integrasjon av offshore vindproduksjon Student: Eirik Veirød Øyslebø Veileder: Olav Bjarte Fosso Kontaktpersoner: Vegard Willumsen og Anne Sofie Ravndal Risnes, NVE Denne rapporten er skrevet som en del av min masteroppgave våren 2010, og er basert på de resultater som ble presentert i prosjektrapporten høsten 2009. Første del av oppgaven går ut på å opprette en modell av en elektrifiseringsløsning for fire petroleumsfelter i Sørlige Nordsjø; Ekofisk, Eldfisk, Gyda og Ula. I prosjektoppgaven ble forskjellige løsninger for en slik elektrifiseringsløsning diskutert, og det ble konkludert med at VSC HVDC-konseptet er det mest hensiktsmessige i en slik sammenheng, både med tanke på tapsprosent, men også i forhold til systemkontroll. Modellen er utarbeidet i simuleringsverktøyet PowerFactory fra DIgSILENT GmbH. Fra sentralnettskoblingen på Lista sørvest i Norge, transformeres spenningen ned til det spenningsnivå omformeren er dimensjonert for. Deretter gjøres spenningen om til DC i omformeren, før den passerer gjennom de 280 kilometer lange bipolare HVDC-kablene, med et spenningsnivå på ±150 kV. Ute på Ekofiskfeltet opprettes det en omformerplattform, som inkluderer offshore omformer, filtre, transformator, SVC-anlegg, samt forgreininger til petroleumslastene. SVC-anlegget installeres på omformerplattformen for å holde spenningen ytterst i systemet på et tilfredsstillende nivå. Omformeren transformerer DC-spenningen om til 132 kV AC-spenning. Deretter blir denne transformert ned til 52 kV, som er valgt som systemspenning offshore. Videre går det 52 kV-kabler ut til hver enkelt plattform. Ute på feltene transformeres spenningen ned til allerede gjeldende systemspenning på hvert enkelt felt. For Ekofisk betyr det 13.8 kV, mens de tre andre benytter seg av 6.6 kV. Omformeren onshore kontrolleres med tanke på å holde spenningen på HVDC-kablene stabile. Måten dette er gjort på er ved bruk av et kontrollsystem som bruker strøm- og spenningsmålinger til å regulere og styre PWM-styringen av transistorene i omformeren. Offshore omformer har som oppgave å opprettholde AC-spenningen offshore på et stabilt nivå, samtidig som frekvensen må styres etter hvert som implementering av vindparker blir aktuelt. Det er også utarbeidet vindkraftmodeller i PowerFactory. Disse er laget med tanke på å simulere vindkraftens påvirkning på HVDC-systemet og plattformlastene, og er av den grunn en del forenklet. I tillegg er det benyttet en universitetsversjon av PowerFactory, noe som betyr at modellen har en begrensning på 50 samleskinner. Det er derfor valgt å samle vindturbinene i store turbinmodeller framfor å modellere turbinene hver for seg. Disse vindparkmodulene er koblet til samleskinne OF52kV i figuren over. Videre simuleringer er gjort på tre forskjellige topologier. Den første topologien inneholder kun HVDC-linken med de fire petroleumsfeltene. Her er det undersøkt hvordan HVDC-systemet oppfører seg ved feil og andre hendelser som induserer transienter, i tillegg til om hvorvidt spenning og frekvens på de fire petroleumsfeltene holder seg innenfor akseptable grenser ved de samme transiente hendelsene. Videre er basistopologien utvidet med en vindparkmodul som ved normale tilstander produserer om lag 120 MW. Her har det vært fokus på hvordan feil og hendelser på vindparken påvirker resten av systemet. I tillegg er det gjort simuleringer på en kortslutning på omformerplattformen for å få direkte sammenliknbare resultater med samme hendelse for basistopologien. Til slutt er vindparken utvidet ytterligere med nok en vindparkmodul på 120 MW. I normal tilstand her er det eksport fra vindparkene og inn mot land. Videre er de samme hendelsene undersøkt, som var tilfellet for den lille vindparken, for lettere å kunne sammenlikne de transiente forløpende. Konklusjonen er at HVDC-systemet klarer å styre systemet tilbake til stabil tilstand etter de forstyrrelser som er simulert her. De største problemene kommer av at hendelser rundt om i AC-systemet offshore fører til uakseptable transiente hendelser på plattformlastene, noe HVDC-systemet ikke kan forhindre. Verst er dette for feil på omformerplattformen, og hovedmønsteret er at større AC-system offshore, gir større oscillasjoner med lengre varighet. Det vil si at kortslutning på omformerplattform med stor vindpark innkoblet, er worst case i denne oppgaven. Ved de andre typene forstyrrelser som det her er undersøkt, viser det seg å være gunstigere med to vindparkmoduler enn bare en.</p>
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UPSALLA/oai:DiVA.org:ntnu-10804 |
| Date | January 2010 |
| Creators | Øyslebø, Eirik Veirød |
| Publisher | Norwegian University of Science and Technology, Department of Electrical Power Engineering, Institutt for elkraftteknikk |
| Source Sets | DiVA Archive at Upsalla University |
| Language | Norwegian |
| Detected Language | Norwegian |
| Type | Student thesis, text |
Page generated in 0.0024 seconds