NO20111612A1

NO20111612A1 - Long distance underwater electric DC power transmission

Info

Publication number: NO20111612A1
Application number: NO20111612A
Authority: NO
Inventors: Kjell Olav Stinessen
Original assignee: Aker Subsea As
Priority date: 2011-11-22
Filing date: 2011-11-22
Publication date: 2013-05-23
Also published as: BR112014012092A2; AU2012341141B2; NO336604B1; AU2012341141A1; WO2013077744A1

Abstract

Oppfinnelsen tilveiebringer et system for operasjon av undervannslaster med elektrisk kraft forsynt gjennom en lang undervanns utleggskabel spesielt undervanns laster med høy elektrisk effekt, særpreget ved at systemet omfatter en høyspent likestrøms (HVDC) utleggskabel for overføring undervann, kabelen er koblet til en HVDC - kilde i en nærliggende ende og til en HVDC - motor i en borteste ende under vann.The invention provides a system for operating underwater loads with electric power provided through a long subsea laying cable, especially subsea loads with high electrical power, characterized in that the system comprises a high voltage direct current (HVDC) laying cable for underwater transmission, the cable is connected to an HVDC source in a nearby end and to an HVDC engine at a furthest end underwater.

Description

SYSTEM FOR OVERFØRING AV ELEKTRISK LIKESTRØM OVER SVÆRT SYSTEM FOR TRANSMISSION OF ELECTRIC DIRECT CURRENT OVER HEAVY

LANGE UTLEGGSLENGDER LONG LAYOUT LENGTHS

Område for oppfinnelsen Field of the invention

Den foreliggende oppfinnelsen gjelder utstyr som blir plassert under vann, og langt vekk fra steder på land eller topside, spesielt utstyr for trykkøkning av petroluemsfluid, som krever høye effektnivåer med vekselstrøm eller høye effektnivåer med likestrøm, men også forskjellige typer av annet utstyr. The present invention relates to equipment that is placed underwater, and far away from places on land or topside, especially equipment for pressure increase of petroleum fluid, which requires high power levels with alternating current or high power levels with direct current, but also different types of other equipment.

Bakgrunn for oppfinnelsen og tidligere teknikk Background of the invention and prior art

Operasjon av elektriske laster under vann er utfordrende. Inntrengning av vann må forhindres, og man må ofte kunne håndtere svært høye trykk. I tillegg til de forventede elektriske effektene, så som store tap og den svært høye kapasitansen i eller i nærheten av det nokså elektrolytiske sjøvannet, må man også kontroll på Ferranti-effekten og de elektriske resonanseffektene, transienter og høyere harmoniske knyttet til strømelektronikk. Operation of electrical loads under water is challenging. Ingress of water must be prevented, and one must often be able to handle very high pressures. In addition to the expected electrical effects, such as large losses and the very high capacitance in or near the fairly electrolytic seawater, one must also control the Ferranti effect and the electrical resonance effects, transients and higher harmonics associated with power electronics.

Problemene blir forsterket ved høyere effektnivåer, og av denne grunn vil det være store utfordringer med operasjon av utstyr under vann som krever høye nivåer av elektrisk effekt, så som utstyr for trykkøkning, slik som undervanns kompressorer, undervanns flerfase pumper og undervanns pumper. Problemene blir større med økende utleggslengde på kabelen, økende spenning, høyere frekvens og høyere kapasitans. The problems are amplified at higher power levels, and for this reason there will be major challenges with the operation of equipment underwater that requires high levels of electrical power, such as equipment for increasing pressure, such as underwater compressors, underwater multiphase pumps and underwater pumps. The problems become greater with increasing length of the cable, increasing voltage, higher frequency and higher capacitance.

Så langt har undervanns utleggslengder på omtrent 40 km vært mulig med et effektnivå på omtrent 20 MW, overføringsfrekvens på 100 - 200 Hz og et spenningsnivå på omtrent 100 kV, og som er mulig for å kunne operere undervanns kompressorer uten at det oppstår for omfattende ohmsk tap eller elektrisk ustabilitet. Imidlertid vil patentsøknader NO 20111233 og PCT/EP2011/065797, som begge har blitt skrevet i søkerens navn, tilveiebringe teknologi som vil kunne virke ved undervanns utleggslengder på opp til omtrent 150 - 200 km for laster med høy effekt under vann, så som kompressorer og flerfase pumper. Dette oppnås med en forholdsvis lav overføringsfrekvens, omtrent 50 - 60 Hz, og en oppstepping av den reelle driftsfrekvensen tett opp til undervannsutstyret. Den teknologien som er gitt i NO 20111233 og PCT/EP2011/065797 innebærer at en installasjon av elektronisk regulering for strøm undervann, en undervanns-VSD, som er stor, dyr og i praksis upålitelig, blir erstattet med annen teknologi. Avhengig av driftsparametrene og lasten, vil den maksimalt oppnåelige utleggslengden undervann være på omtrent 150 km. So far, underwater installation lengths of about 40 km have been possible with a power level of about 20 MW, transmission frequency of 100 - 200 Hz and a voltage level of about 100 kV, and which is possible to be able to operate underwater compressors without the occurrence of too extensive ohmic loss or electrical instability. However, patent applications NO 20111233 and PCT/EP2011/065797, both of which have been written in the applicant's name, will provide technology that will be able to operate at underwater deployment lengths of up to approximately 150 - 200 km for high power underwater loads such as compressors and multiphase pumps. This is achieved with a relatively low transmission frequency, approximately 50 - 60 Hz, and a padding of the real operating frequency close to the underwater equipment. The technology provided in NO 20111233 and PCT/EP2011/065797 implies that an installation of electronic regulation for power underwater, an underwater VSD, which is large, expensive and in practice unreliable, is replaced with other technology. Depending on the operating parameters and the load, the maximum achievable underwater deployment length will be approximately 150 km.

Som omtalt i NO 20111233 og foreskrevet i WO 2009/015670 (Siemens), vil én mulighet kunne være å anvende en VSD («variable speed drive») - variabel hastighets motor (også kalt variabel frekvens motor, VFD, og andre uttrykk) på kabelens borteste ende, men dette er komplekst, dyrt, og er overraskende nok også upålitelig. Grunnen til at det er manglende pålitelighet i en undervanns - VSD, til tross for at alle enkeltkomponentene i denne er av topp kvalitet, antas å være den store kompleksiteten og antall komponenter, som fører til at det er en svært liten risiko for feil i hver enkelt komponent i forhold til mange komponenter, men som samlet forsterker seg opp til å bli en betydelig risiko for feil. As discussed in NO 20111233 and prescribed in WO 2009/015670 (Siemens), one possibility would be to use a VSD ("variable speed drive") - variable speed motor (also called variable frequency motor, VFD, and other expressions) on the far end of the cable, but this is complex, expensive and, surprisingly, also unreliable. The reason for the lack of reliability in an underwater VSD, despite the fact that all the individual components in it are of the highest quality, is believed to be the great complexity and number of components, which means that there is a very small risk of failure in each single component in relation to many components, but which collectively add up to a significant risk of failure.

Ingen av de eksisterende løsningene nevnt ovenfor har blitt anslått til å kunne være i stand til å levere en høy effekt med opp til mange MW med vekselstrømseffekt, så som 150 MW, med avstander på mer enn omtrent 150 km uten at de ovennevnte effektene gir en forringelse av strømtilførselen. Flere effekter og faktorer begrenser lengden, så som størrelse på transformatorer og den minst mulige spenningen og frekvensen. Større dimensjoner på utstyret vil kunne gi større problemer, for eksempel vil en økning av lederens tverrsnittsareal kunne gi øket kapasitans og Ferranti-effekt, som vil ødelegge isolasjonen og vil gjør systemet ustabilt. None of the existing solutions mentioned above have been estimated to be able to deliver a high power of up to many MW of alternating current power, such as 150 MW, at distances of more than about 150 km without the above effects providing a deterioration of the power supply. Several effects and factors limit the length, such as the size of transformers and the lowest possible voltage and frequency. Larger dimensions of the equipment could cause greater problems, for example an increase in the cross-sectional area of the conductor could cause increased capacitance and the Ferranti effect, which would destroy the insulation and make the system unstable.

Det er velkjent at undervanns strømoverføring over lange avstander vil kunne løses med likestrøm, ettersom de problemene som er knyttet til ustabilitet forårsaket av Ferranti-effekten, resonans osv., ikke finnes i likestrømsoverføringer. I likestrømsoverføringer vil de ohmske tapene kunne kompenseres for ved en øket spenning og større tverrsnittsareal for lederen siden, for tilfelle av likestrømsoverføring, blir hele tverrsnittsarealet benyttet siden det ikke finnes noen skinneffekt slik som det er ved vekselstrømsoverføring, og økning av spenning reduserer strømstyrken. For tiden vil imidlertid ikke lange utleggslengder for likestrøm undervann være et mulig alternativ siden det ikke finnes utstyr til å kunne anvende den høyspente likestrømseffekten for laster av forskjellig type undervanns, enten det er vekselstrøms kompressorer eller -pumper som klassifiserer for et effektnivå på mange MW, eller andre undervannslaster med store effektnivåer. Fortiden kan ikke høyspent likestrøm med høye effekter ikke benyttes direkte i likestrømsmotorer ved det spenningsnivået som er påkrevet for utleggsoverføring til høyeffekts undervannlaster. For tiden finnes det ikke undervanns strømelektronisk utstyr som er pålitelig og i stand til å transformere høyspent likestrøm (HVDC) ned til anvendbare strømkarakteristikker for vekselstrøm (AC) eller likestrøm (DC). Innføring av kraftelektroniske komponenter i fast form har redusert kostnadene og gitt dramatisk forbedring av pålitelighet for kraftelektroniske systemer, og det er en akseptert sannhet blant fagfolk på området at ytterligere forbedringer, også for undervannssystemer, vil være basert på forbedringer av kraftelektroniske komponenter og systemer med halvledere i fast form. It is well known that underwater power transmission over long distances can be solved with direct current, as the problems associated with instability caused by the Ferranti effect, resonance, etc., do not exist in direct current transmission. In direct current transmissions, the ohmic losses can be compensated for by an increased voltage and a larger cross-sectional area for the conductor since, in the case of direct current transmission, the entire cross-sectional area is used since there is no skin effect as there is in alternating current transmission, and an increase in voltage reduces the current strength. At present, however, long extension lengths for direct current underwater will not be a possible alternative since there is no equipment to be able to use the high-voltage direct current power for loads of different types underwater, whether it is alternating current compressors or pumps that classify for a power level of many MW, or other underwater loads with large power levels. In the past, high-voltage direct current with high powers cannot be used directly in direct-current motors at the voltage level required for outlay transmission to high-power underwater loads. Currently, there is no underwater power electronic equipment that is reliable and capable of transforming high voltage direct current (HVDC) down to usable alternating current (AC) or direct current (DC) current characteristics. The introduction of solid state power electronic components has reduced costs and dramatically improved the reliability of power electronic systems, and it is an accepted truth among those skilled in the art that further improvements, including for underwater systems, will be based on improvements in power electronic components and semiconductor systems in solid form.

Faktisk har søkeren og andre signifikante utviklere av undervannsteknologi arbeidet i over 20 år med å utvikle en teknologi som kan brukes til en lang høyspent likestrømsoverføring, spesielt for utvikling av en HVDC («High Voltage Direct Current») transformator for anvendelse under vann. Selv om det synes å være oppnåelig, vil størrelsen og kompleksiteten ved utformingen, basert på kraftelektronikk, være en begrensende faktor. Mer spesifikt, det arrangementet med kraftelektronikk for et stort fjerntliggende undervannsfelt, med krav om kompresjon og muligens pumping, vil kunne bli på størrelse av en fotballbane og kostnaden vil kunne komme på et nivå hvor det kan stilles spørsmål om undervanns feltutvikling vil kunne være forsvarlig ut fra et økonomisk synspunkt. Men mest kritisk, påliteligheten vil bli for lav for den løsningen som skal kunne la seg gjøre, på grunn av den omfattende kompleksiteten og størrelsen som gir en høyere upålitelighet opp til nivåer som ikke kan aksepteres. Etter mer enn 20 år med omfattende forskning og utvikling, og etter å ha investert milioner i utvikling, er det fortsatt ingen løsning for HVDC undervanns oppskrittinger som kan brukes. In fact, the applicant and other significant developers of underwater technology have worked for over 20 years to develop a technology that can be used for a long high voltage direct current transmission, in particular for the development of an HVDC ("High Voltage Direct Current") transformer for underwater use. Although it seems achievable, the size and complexity of the design, based on power electronics, will be a limiting factor. More specifically, the arrangement of power electronics for a large remote underwater field, with requirements for compression and possibly pumping, could be the size of a football field and the cost could reach a level where questions could be asked about whether underwater field development would be justifiable. from an economic point of view. But most critically, the reliability will be too low for the solution to be feasible, due to the extensive complexity and size that gives a higher unreliability up to levels that cannot be accepted. After more than 20 years of extensive research and development, and having invested millions in development, there is still no solution for HVDC underwater step-ups that can be used.

Flerfoldige eksisterende petroleumsfelt, og mange av de som fortsatt ikke har blitt funnet, befinner seg mer enn 40 km fra land eller fra plattformer, og noen befinner seg mer enn 150 km fra land eller fra plattformer. Det vil være et behov for enda lengre utleggslengder under vann, som i denne konteksten betyr mulige lengder på mer enn 40 km, fortrinnsvis mer enn 150 km, så som 600 km, og formålet med oppfinnelsen vil være å møte nevnte behov. Multiple existing petroleum fields, and many of those still undiscovered, are located more than 40 km from land or from platforms, and some are located more than 150 km from land or from platforms. There will be a need for even longer installation lengths under water, which in this context means possible lengths of more than 40 km, preferably more than 150 km, such as 600 km, and the purpose of the invention will be to meet said needs.

Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention

Oppfinnelsen tilveiebringer et system for drift av undervanns laster med elektrisk kraft tilført gjennom en undervanns utleggskabel, spesielt undervannslaster med høy elektrisk effekt. Systemet skiller seg ut ved at det omfatter en høyspent likestrøms (HVDC) undervanns utleggskabel for overføring, kabelen kobles til en HVDC - kilde i en nærliggende ende og til en HVDC - motor i en borteste undervanns ende. The invention provides a system for operating underwater loads with electric power supplied through an underwater laying cable, especially underwater loads with high electrical power. The system differs in that it includes a high-voltage direct current (HVDC) underwater laying cable for transmission, the cable is connected to an HVDC source at a nearby end and to an HVDC motor at a far underwater end.

I denne konteksten er HVDC en likestrømsspenning på over 2 kV, og høye effekter på undervanns laster er i denne konteksten belastninger på minst 1 MW maksimumseffekt. Kilden vil vanligvis være en topside- eller en landkilde. Imidlertid kan kilden også være en undervannskilde. HVDC - motoren koplet til den borteste enden kan være klassifisert for en lavere spenning enn HVDC - kilden siden tap vil forekomme og oppstart vil kunne arrangeres til alltid å være myk, for eksempel styrt fra den nærliggende enden av en justerbar motstand. In this context, HVDC is a direct current voltage of over 2 kV, and high effects on underwater loads are in this context loads of at least 1 MW maximum power. The source will usually be a topside or a land source. However, the source can also be an underwater source. The HVDC motor connected to the far end may be rated for a lower voltage than the HVDC source since losses will occur and starting can be arranged to always be soft, for example controlled from the near end by an adjustable resistor.

Fortrinnsvis vil HVDC utleggskabelen og HVDC undervannsmotoren i oppfinnelsens system bli klassifisert til å operere ved en maksimums spenning på 2 - 250 kV, så som 50, 100, 150, 200, 400, 600, 800 eller 1600 km eller mer. Tidligere teknikks vekselstrømsforsyning er begrenset til omtrent 40 km undervanns utleggslengde ved en driftsfrekvens som for laster med høy effekt, så som undervanns kompressorer og pumper. Følgelig er den foreliggende oppfinnelsen særlig relevant for undervanns utleggslengder på over 40 km, for hvilken det er ingen offentlig kjente løsninger uten en undervanns VSD, og enda mer relevant for undervanns utleggslengder på over 150 km, hvor det kan stilles spørsmål ved løsninger basert på undervanns VSD. Preferably, the HVDC laying cable and the HVDC underwater motor in the system of the invention will be rated to operate at a maximum voltage of 2 - 250 kV, such as 50, 100, 150, 200, 400, 600, 800 or 1600 km or more. Prior art AC power supplies are limited to approximately 40 km underwater deployment length at an operating frequency for high power loads such as underwater compressors and pumps. Consequently, the present invention is particularly relevant for underwater installation lengths of over 40 km, for which there are no publicly known solutions without an underwater VSD, and even more relevant for underwater installation lengths of over 150 km, where solutions based on underwater VSD.

HVDC - motoren vil fortrinnsvis værekoplet til en undervanns kompressor eller pumpe, direkte på den samme akslingen eller ved en kopling eller en girkopling så som en oppsteppingsanordning, fortrinnsvis et magnetisk oppsteppingsutstyr, eller HVDC - motoren vil være en del av et motor - generator sett koplet til en ytterligere last, så som en vekselstrøms undervanns kompressor- eller pumpemotor. The HVDC motor will preferably be connected to an underwater compressor or pump, directly on the same shaft or by a coupling or a gear coupling such as a jamming device, preferably a magnetic jamming device, or the HVDC motor will be part of a motor-generator set coupled to an additional load such as an AC underwater compressor or pump motor.

I en foretrukket utførelsesform er HVDC - motoren en del av et motor-generator sett som omfatter en felles aksling, for eksempel en vekselstrøms generator som produserer strøm med 6,6 kV eller 11 kV med en frekvens på 150 Hz. Den produserte spenningen fra generatoren er den spenningen som er påkrevet av de elektriske lastene (vekselstrøms motorer, UPS, reguleringssystemer) enn hva generatoren gir. Alternativt er HVDC - motoren en del av et motor - generator sett med likestrøm. In a preferred embodiment, the HVDC motor is part of a motor-generator set comprising a common shaft, for example an alternating current generator producing current with 6.6 kV or 11 kV with a frequency of 150 Hz. The produced voltage from the generator is the voltage required by the electrical loads (alternating current motors, UPS, control systems) than what the generator provides. Alternatively, the HVDC motor is part of a DC motor-generator set.

Fortrinnsvis omfatter HVDC - motoren statorviklinger med isolerte høyspenningskabler istedenfor de tradisjonelle statorstavene. Dette tillater økning av spenningen for HVDC- nivå til mer enn 2 kV, så som 10 kV, mer foretrukket 15 kV, enda mer foretrukket mer enn 20 kV, så som 120. HVAC - motorer er for tiden tilgengelig med isolerte viklinger for effektnivåer på opp til minst 150 kV, det vil si Motorformer fra ABB. Selv om det er utfordrende, er det ingen tekniske begrensinger for å modifisere likestrøms motorer til HVDC - motorer ved å anvende isolerte viklinger som et generelt konsept, og spesielt ved å anvende XLPE - isolerte HVDC - kabelviklinger på statoren. Preferably, the HVDC motor includes stator windings with insulated high-voltage cables instead of the traditional stator rods. This allows increasing the voltage for HVDC level to more than 2 kV, such as 10 kV, more preferably 15 kV, even more preferably more than 20 kV, such as 120. HVAC motors are currently available with insulated windings for power levels of up to at least 150 kV, i.e. Motorformer from ABB. Although challenging, there are no technical limitations to modifying DC motors to HVDC motors by using insulated windings as a general concept, and in particular by using XLPE - insulated HVDC cable windings on the stator.

Lasten anordnes fortrinnsvis i et gassfylt trykkhus eller et trykk - kompensert oljefylt hus. Laster med aktive magnetiske lagre i et gassfylt trykkhus tilveiebringer høy virkningsgrad, og representerer en foretrukket utførelsesform. The load is preferably arranged in a gas-filled pressure housing or a pressure-compensated oil-filled housing. Loads with active magnetic bearings in a gas-filled pressure housing provide high efficiency, and represent a preferred embodiment.

I en foretrukket utførelsesform omfatter systemet en regulering ved en nærliggende ende ved topside eller på land. Denne vil kunne ha mange utførelsesformer, hvorav den enkleste vil være en variabel - motstands anordning som er nyttig for regulering av hastigheten på de koblede lastene ved den nærliggende enden fra topside eller fra land. In a preferred embodiment, the system comprises a regulation at a nearby end at the topside or on land. This could have many embodiments, the simplest of which would be a variable resistance device which is useful for regulating the speed of the coupled loads at the near end from topside or from shore.

I tillegg eller alternativt omfatter oppfinnelsen en lokal reguleringsanordning ved hver undervanns last. Den kombinerte høyspente og en vekselstrøms- eller likestrømsgenerator på samme akslinger en slik lokal reguleringsanordning, som innenfor konteksten av denne oppfinnelsen kalles en «likestrømstransformator». Hastigheten på en likestrømsmotor kan reguleres med kjente fremgangsmåter (ref. NO 2011 1235), og fordi generatorhastigheten vil variere deretter, og ved å gjøre dette kan en undervanns likestrøms transformator også ha den funksjonen som tilsvarer den for en undervanns VSD. Dersom én likestrøms transformator anordnes for hver kompressormotor, kan hastigheten på hver kompressor varieres individuelt. En likestrøms transformator med likestrøms generator kan brukes til å transformere spenningsnivået på likestrømmen til et lavere nivå som vil være bedre egnet for en ytterligere likestrøms belastning, hvor det tilveiebringes høyere strømstyrke, og tilsvarende for en vekselstrøms last dersom generatoren er en vekselstrøms generator. In addition or alternatively, the invention includes a local regulation device at each underwater load. The combined high voltage and an alternating current or direct current generator on the same shafts such a local regulation device, which within the context of this invention is called a "direct current transformer". The speed of a DC motor can be regulated by known methods (ref. NO 2011 1235), and because the generator speed will vary accordingly, and by doing this, an underwater DC transformer can also have the function corresponding to that of an underwater VSD. If one DC transformer is arranged for each compressor motor, the speed of each compressor can be varied individually. A direct current transformer with a direct current generator can be used to transform the voltage level of the direct current to a lower level that will be better suited for an additional direct current load, where a higher amperage is provided, and correspondingly for an alternating current load if the generator is an alternating current generator.

I en foretrukket utførelsesform omfatter systemet ved oppfinnelsen en enkelt eller to eller flere vesentlig parallelle HVDC undervanns utleggskabler, hvor hver kabel vil være koblet til en eller et antall laster, der lastene er dimensjonert slik at ved den maksimale arbeidsbelastningen for lastene vil den borteste endens kabelspenning være lik det maksimale spenningsnivået som tillates for lastene, mens den nærliggende kabelendens spenninger vil være lik den borteste kabelendens spenning pluss de ohmske tap i de respektive kablene, og i den nærliggende enden omfatter de respektive kablene et middel for spenningsregulering, så som en justerbar motstand eller andre kjente anordninger. Derved kan det benyttes likestrømslaster med en lavere spenningsklasse enn en undervanns HVDC utleggskabel. Med utgangspunkt fra 0 eller en lav spenning, kan den nærliggende endens kildespenning justeres opp til en høyere spenning enn det som vil være tillatt for laster når HVDC - motorlastene opereres ved full eller høy hastighet. Dersom en eller flere laster ikke er i drift, kan spenningen justeres ned ved den nærliggende kabelenden for så ikke å overskride den maksimalt tillatte likestrømsspenningen ved den borteste enden av utleggskabelen. Den ovenfor nevnte fremgangsmåten for drift representerer én utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. In a preferred embodiment, the system according to the invention comprises a single or two or more substantially parallel HVDC underwater laying cables, where each cable will be connected to one or a number of loads, where the loads are dimensioned so that at the maximum workload for the loads, the far end cable tension will be equal to the maximum voltage level allowed for the loads, while the near cable end voltages will be equal to the far cable end voltage plus the ohmic losses in the respective cables, and at the near end the respective cables include a means of voltage regulation, such as an adjustable resistor or other known devices. Thereby, direct current loads with a lower voltage class than an underwater HVDC laying cable can be used. Starting from 0 or a low voltage, the near end source voltage can be adjusted up to a higher voltage than will be permitted for loads when the HVDC motor loads are operated at full or high speed. If one or more loads are not in operation, the voltage can be adjusted down at the nearby cable end so as not to exceed the maximum permitted direct current voltage at the far end of the extension cable. The above-mentioned method of operation represents one embodiment of the present invention.

Fortrinnsvis omfatter systemet en eller flere av følgende laster: en undervanns kompressor, en undervanns flerfasepumpe, en undervanns pumpe, et undervanns reguleringssystem, et undervanns varmesporingssystem, en undervanns ventilaktuator, en undervanns prosesseringsfasilitet, en undervanns avbruddsfri strømforsyning, en undervanns likestrøms transformator og en undervanns omformer. Preferably, the system comprises one or more of the following loads: an underwater compressor, an underwater multiphase pump, an underwater pump, an underwater regulation system, an underwater heat tracking system, an underwater valve actuator, an underwater processing facility, an underwater uninterruptible power supply, an underwater DC transformer and an underwater converter.

Oppfinnelsen tilveiebringer også en fremgangsmåte for å arrangere et system for drifte av undervanns laster med høy elektrisk effekt, særpreget ved at det anordnes en undervanns utleggskabel for elektrisk HVDC - effekt, som kopler en HVDC - kilde ved en nærliggende ende og en undervanns HVDC - motor ved en borteste undervanns ende. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis å operere HVDC - utleggskabelen og HVDC - undervannsmotoren i oppfinnelsens system, opp til en maksimum spenning på 2 - 250 kV, så som 20-150 kV, ved en effekt på 40 MW eller høyere, ved undervanns utleggsavstand som kan ha lengde på over 40 km, så som 50, 100, 150, 200, 400, 600, 800 eller 1600 km. HVDC - motoren koples til en undervannskompressor eller-pumpe, direkte på den samme akslingen eller ved en gir - kopling så som en oppsteppingsanordning, eller HVDC - motoren er en del av et motor-generator sett koplet til en ytterligere last så som en vekselstrøms kompressor-eller pumpemotor. The invention also provides a method for arranging a system for operating underwater loads with high electrical power, characterized by the provision of an underwater extension cable for electrical HVDC power, which connects an HVDC source at a nearby end and an underwater HVDC motor at a far underwater end. The method preferably comprises operating the HVDC - laying cable and the HVDC - underwater motor in the system of the invention, up to a maximum voltage of 2 - 250 kV, such as 20-150 kV, at a power of 40 MW or higher, at an underwater laying distance which can have a length over 40 km, such as 50, 100, 150, 200, 400, 600, 800 or 1600 km. HVDC - the motor is connected to an underwater compressor or pump, directly on the same shaft or by a gear coupling such as a back-up device, or HVDC - the motor is part of a motor-generator set connected to an additional load such as an AC compressor -or pump motor.

Oppfinnelsen tilveiebringer også anvendelse av et system ifølge oppfinnelsen, for å operere undervanns laster med høy elektrisk effekt ved undervanns utleggslengder som kan være lengre enn 40 km. The invention also provides for the use of a system according to the invention, to operate underwater loads with high electrical power at underwater installation lengths which can be longer than 40 km.

Figurer Figures

Oppfinnelsen illustreres med to figurer, nemlig The invention is illustrated with two figures, namely

Figur 1, som illustrerer systemet ifølge oppfinnelsen, og Figure 1, which illustrates the system according to the invention, and

Figur 2, som illustrerer et annet system ifølge oppfinnelsen. Figure 2, which illustrates another system according to the invention.

Detaljert beskrivelse Detailed description

Med henvisning til Figur 1, som illustrerer en utførelsesform av et system 4 av oppfinnelsen, mer spesifikt en HVDC - kilde 1 på overflaten, en undervanns HVDC - utleggskabel 2 på 50 kV, ved et effektnivå på 40 MW eller høyere, hvor undervannskabelens utleggslengde vil være på mer enn 150 km. Kabelen kobles direkte til fire undervannslaster 3 ved kabelens borteste ende. Systemet 4 i den illustrerte utførelsesformen omfatter HVDC - kilden 1, undervanns HVDC - utleggskabelen 2 og lastene 3, som alle innbefatter HVDC - motorer koplet til utleggskabelen. Lastene er likestrøms høyspente kompressormotorer, som hver for seg har et effektnivå på 10 MW. Spenningen vil være på 6,6 kV, alle motorer kan reguleres som en gruppe fra den nærliggende enden med en variabel motstand eller andre kjente måter, så som en elektronisk hastighetsregulator. With reference to Figure 1, which illustrates an embodiment of a system 4 of the invention, more specifically an HVDC source 1 on the surface, an underwater HVDC laying cable 2 of 50 kV, at a power level of 40 MW or higher, where the laying length of the underwater cable will be of more than 150 km. The cable is connected directly to four underwater loads 3 at the far end of the cable. The system 4 in the illustrated embodiment comprises the HVDC source 1, the underwater HVDC extension cable 2 and the loads 3, all of which include HVDC motors connected to the extension cable. The loads are DC high-voltage compressor motors, each of which has a power level of 10 MW. The voltage will be 6.6 kV, all motors can be regulated as a group from the near end with a variable resistor or other known means, such as an electronic speed controller.

Dersom det bare er én likestrøms motor vil motorhastigheten praktisk kunne reguleres oppe og ned ved å variere likestrømsspenningen fra overflaten og ned. Dersom det er flere motorer, vil hastighetsnivået for alle motorer kunne varieres ved å variere overflatespenningen, og i tillegg kan hastigheten på hver motor reguleres med en lokal individuell motorregulering for hver enkelte motor ved en kjent fremgangsmåte, for eksempel spenningsregulering for den individuelle motoren med en variabel motstand, reostater, eller elektronisk hastighetsregulering, ved kjente fremgangsmåter for parallelle, serielle eller sammensatte likestrøms motorer. If there is only one DC motor, the motor speed can practically be regulated up and down by varying the DC voltage from the surface downwards. If there are several motors, the speed level for all motors can be varied by varying the surface tension, and in addition the speed of each motor can be regulated with a local individual motor regulation for each individual motor using a known method, for example voltage regulation for the individual motor with a variable resistance, rheostats, or electronic speed regulation, by known methods for parallel, serial or compound direct current motors.

De høyspente likestrøms motorene kan være av kjent tradisjonell type, men modifisert med isolerte statorviklinger, så som statorer viklet med høyspent likestrøms kabel med XLPE - («Cross Linked Polyethylene» - kryssforbundet polyetylen) isolasjon, eventuelt kan motoren ha permanent magnetrotor. The high-voltage direct current motors can be of the known traditional type, but modified with insulated stator windings, such as stators wound with high-voltage direct current cable with XLPE (Cross Linked Polyethylene) insulation, or the motor can have a permanent magnet rotor.

Figur 2 illustrerer en annen av et system 4 ifølge oppfinnelsen, med laster 5 som fire likestrøms transformatorer. Med andre ord, for den illustrerte utførelsesformen, for hver last vil en HVDC - motor drive en 6,6 kV vekselstrøms generator anordnet på den samme akslingen, vekselstrøms generatoren kobles til en vekselstrøms kompressor motor 6 på 10 MW og 6,6 kV. Figure 2 illustrates another of a system 4 according to the invention, with loads 5 as four direct current transformers. In other words, for the illustrated embodiment, for each load, an HVDC motor will drive a 6.6 kV alternating current generator arranged on the same shaft, the alternating current generator is connected to an alternating current compressor motor 6 of 10 MW and 6.6 kV.

Oppfinnelsen gjør det mulig å overføre elektrisk kraft over svært lange avstander. I prinsippet vil det ikke være noen teknisk begrensning på en stabil undervanns strømoverføringslengde. Imidlertid, i praksis vil en mulig begrensning kunne være en praktisk eller økonomisk kobber tverrsnittsareal for regulering av de ohmsk effekttapene. The invention makes it possible to transmit electrical power over very long distances. In principle, there will be no technical limitation on a stable underwater power transmission length. However, in practice, a possible limitation could be a practical or economical copper cross-sectional area for regulating the ohmic power losses.

Med et system ifølge oppfinnelsen, vil kilden kunne være en HVDC - kilde i nordlige deler av Norge og lastene kane være undervanns kompressorer og pumper anordnet undervanns på havbunnen ved Nordpolen, under det arktiske is dekselet, forsynt med en HVDC - kabel koblet til kilden. With a system according to the invention, the source could be an HVDC source in northern parts of Norway and the loads could be underwater compressors and pumps arranged underwater on the seabed at the North Pole, under the Arctic ice cover, provided with an HVDC cable connected to the source.

Systemet ifølge oppfinnelsen vil kunne innbefatte et hvilket som helst særtrekk som er beskrevet eller illustrert i dette dokumentet, i en hvilken som helst operativ kombinasjon, hver operative kombinasjon er en utførelsesform av oppfinnelsen. Fremgangsmåtene i oppfinnelsen vil kunne innbefatte et hvilket som helst særtrekk eller skritt som er beskrevet eller illustrert i dette dokumentet, i en hvilken som helst operativ kombinasjon, der hver operative kombinasjon er en utførelsesform av oppfinnelsen The system according to the invention will be able to include any feature that is described or illustrated in this document, in any operative combination, each operative combination being an embodiment of the invention. The methods of the invention may include any feature or step described or illustrated in this document, in any operative combination, where each operative combination is an embodiment of the invention

Claims

1. System for the operation of underwater loads with electric power supplied through an underwater laying cable, especially underwater loads with high electrical power, characterized in that the system comprises a high voltage direct current (HVDC) step-up cable for underwater transmission, the cable will be connected to an HVDC source at a near end and to an HVDC motor at a far end underwater.

2. System according to claim 1, where the HVDC - riser cable and the HVDC - underwater motor will be classified to operate at a maximum voltage of 2 - 250 kV and that the underwater installation length can be over 40 km, such as 50, 100, 150 , 200, 400, 600 or 800 km.

3. System according to claim 1 or 2, where the HVDC motor is connected to an underwater compressor or pump, directly on the same shaft or by a coupling or gear coupling that acts as a back-up device, or the HVDC motor is part of a motor - generator set coupled to an additional load such as an underwater AC compressor or pump motor.

4. System according to claim 1 or 2, where the HVDC motor will be part of a motor-generator set comprising a common shaft, for example an alternating current generator producing 6.6 kV or 11 kV current with a frequency of 150 Hz.

5. System according to any one of claims 1-4, where the HVDC motor comprises stator windings with insulated high voltage cables instead of the traditional stator rods.

6. System according to any one of claims 1-5, comprising a high voltage regulation of the near end at the top side or on land.

7. System according to any one of claims 1-6, comprising a local control device at each underwater load, such as a high voltage direct current motor and an alternating current generator or direct current generator on the same shaft ("DC transformer").

8. System according to any one of claims 1-7, comprising a single or two or more substantially parallel underwater HVDC laying cables, where each cable is connected to one or a number of loads, the cables and the loads are dimensioned so that that at the maximum working load for the loads, the cable voltage at the far end will be equal to the maximum permissible voltage level for the loads at the same time that the voltages at the near end are equal to the voltage at the far cable end plus the ohmic losses in the respective cables and at the near end the respective cables include a means for voltage regulation, such as an adjustable resistor or other known devices.

9. System according to any one of claims 1-8, wherein the loads comprise one or more of: an underwater compressor, an underwater multiphase pump, a control system, a heat tracking system, a valve actuator, a processing facility, an uninterruptible power supply, an inverter , a network point on land or at the topside or a load at the far end of the cable.

10. Method for the arrangement of a system for the operation of underwater loads with high electrical power, characterized by arranging an underwater electric HVDC step-up cable for underwater transmission of power, connecting one to an HVDC source at a nearby end and an underwater HVDC motor in a far end.

11. Method according to claim 10, comprising the steps of operating the HVDC step-up cable and the HVDC underwater motor according to the system of the invention, at a voltage of 5-250 kV, such as 20-150 kV, at 40 MW or higher power, at a underwater installation length which can be more than 40 km.

12. Application of the invention, to operate underwater loads with a high power level at an underwater deployment length that can be more than 40 km.