海上风电场海底高压电缆电磁暂态过程的仿真分析

黄辉，郑明，蓝锦标，李迪

（1.五邑大学信息工程学院，广东江门 529020；2.广东省电力设计研究院，广东广州 510663）

随着海上风电技术的推广，海底高压电缆的应用也会越来越广泛。当前对于架空线路的过电压研究比较成熟，国内外关于这方面的文献也较多，但与海底高压电缆配合的过电压的研究较少[1-4]。本文主要针对海上风电场中的海底高压电缆装置进行研究，对电缆在过电压状况下进行电磁暂态分析，使其更符合实际设计要求。特别是将海底电缆的选型、海底电缆的电磁暂态分析结合在一起进行研究，从计算结果中进行分析海底高压电缆中有哪些参数会如何影响过电压情况，为海底高压电缆的选型和安全经济运行提供设计参考。

1 海上风电场电力传输和接入电网的技术特点

图1 海上风力发电接入电网模型图Fig.1 Model diagram of offshore wind power generation system

从图1可以看到，海上风力发电系统主要由3个部分构成，一个是有海上一级变电部分，一个是海上分电站部分，一个是岸上分电站部分。它们各自的功能如下：

1）海上一级变电部分把各风机输出的690 V的电压通过风机变压器升至35 kV。

2）海上分电站把各风机变压器的电能通过阵列电缆集中起来，起到集电作用，然后通过升压变压器将35 kV的电压升至110 kV，然后通过海底电缆，将电能输送到岸上分电站；除此之外，它还具有对线路无功功率进行补偿的作用。

3）岸上分电站与一般的变电站作用类似，主要把送来的电能进行并网作用。

由于海上分电站与岸上分电站有20 km至30 km的距离，水深大概在200 m，无法通过架空线路输电，唯一办法是通过海底电缆输电，这也是研究海底高压电缆的意义。

2 海底高压电缆建模

海底高压电缆的总体结构分为单芯和三芯两种，其结构分别如图2所示。三芯结构相对于单芯结构损耗较小，而单芯结构由于三相分开排列，相对于三芯结构有利于散热。

图2 XLPE海底高压电缆单芯结构与三芯结构Fig.2 XLPE high-voltage submarine cable single-core structure and the three-core structure

PSCAD/EMTDC4.2里面只有单芯电缆模型，没有三芯同轴的电缆模型。本文中利用其中的CABLE模型，把三条单芯电缆呈品字型排列，用它来等效三芯电缆。本节以某公司实际导体截面是400 mm和630 mm这2种不同结构、同一种材料的海底高压电缆进行分析，以研究不同结构下的海底高压电缆的电磁暂态分析。2种电缆的结构如下表1所示[5-9]。

表1 2种电缆结构参数Tab.1 Structure parameters of two kinds of cable

3 海上风力发电仿真系统的搭建

以近海风力发电场为依据，建立图3所示的海上风电场仿真系统，六组风机通过一级升压变压器升至35 kV，再采用35 kV的架空线把风机组汇总起来，连到一个110 kV海上分电站进行升压，然后通过110 kV海底高压电缆向岸边的主电网输电。海底电缆的长度是31 km，接地方式为两端接地（如果不采用两端接地的方式，仿真中发现海底高压电缆上的过电压将超出允许值）。两侧架空线的长度都是1 km，线路母线的电压的标称值是110 kV。

其中，图3里的source部分是现有电源，发电机的容量是100 MVA。它通过架空线路输出，其无功功率对各风机提供无功功率，同时其有功功率与风力发电场的有功功率并入主电网里。MO部分是海上升压站，对各风机发出的电能进行集中，同时把电压从35 kV升至110 kV，与海底高压电缆连接，通过海底高压电缆向主电网输出电能。

由于海底高压电缆的电容极大（约为常规架空线路的十几倍），因而需要较大的补偿容量。400 mm2、630 mm2导体截面，在系统中分别配与不同的高抗进行补偿。其中，导体截面400 mm2的电缆配与2×（1.3H+0.1 μF）、1×（3.4H+0.1 μF），导体截面630 mm2的电缆配与 2×（1.0H+0.1 μF）、1×（2.8H+0.1 μF）。补偿后，2系统的功率因数分别为 0.944、0.946。

4 海底电缆电磁暂态分析

4.1 操作过电压

根据操作或故障的不同会产生不同的过电压种类，根据所研究系统的情况，如图3所示系统的简图。测试该系统工频过电压均符合要求，主要关注source侧的空载（轻载）线路合闸过电压和架空线路上发生单相接地的过电压。

表2和表3分别是导体截面积400 mm2和630 mm2海底电缆模型。假设图3中W1侧相邻架空线路发生合空线和单相重合闸的情况，此时海底高压电缆最高统计操作过电压，重合闸的合闸电阻的阻值为100 Ω，重合闸投入时间为 9 ms。

表2 导体截面400 mm2海底电缆操作过电压Tab.2 Operating overvoltage of 400 mm2submarine cable

由表格数据可以看出：在W1母线侧和W2风机侧线路断路器装设合闸电阻，即便考虑到线路断路器的合闸电阻一相故障的情况，两种电缆所受的最大操作过电压都没有超过2.0 pu，所以本系统在研究工频过电压和操作过电压时不需加入金属氧化物避雷器（Metal oxide arrester，MOA）来限制操作过电压。综合2种电缆的操作过电压状况，导体截面积是400 mm2的海底电缆由于其绝缘度厚度比导体截面积是630 mm2海底高压电缆大1 mm2，导体截面400 mm2的海底电缆所受的最大操作过电压明显低于导体截面630 mm2的海底高压电缆。

表3 导体截面630 mm2海底电缆操作过电压Tab.3 Operating overvoltage of 630 mm2submarine cable

4.2 雷击过电压

海上风电场由于独特的运行环境，雷击过电压成为过电压当中一个主要考虑的因素。本文计算时只考虑雷击架空线路杆塔顶部反击形成的雷电侵入波作为研究对象。如图4所示，在沿线路中装设MOA（金属氧化物避雷器）来限制雷击过电压，中间的MOV模块为雷电模型，如图5所示，假设雷击时间是1 ms。

图3 模拟近海风力发电平台的PSCAD/EMTDC模型Fig.3 PSCAD/EMTDC model for simulation offshore wind power generation platform

图4 雷击过电压的PSCAD/EMTDC模型Fig.4 The PSCAD/EMTDC lightning overvoltage model

图5 雷击装置内部的一相PSCAD/EMTDC模型Fig.5 PSCAD/EMTDC model of a phase inside lightning device

处理每一种情况的雷击过电压数据，结果如表4所示。

表4 两种电缆的雷击过电压Tab.4 Overvoltage of lightning of two kinds of cable

由计算结果可以看出：

1）导体截面是400 mm2的电缆受雷击过电压的情况。在靠近电源端架空线受到雷击时，W1侧的最大雷击过电压为1.862 pu，W2侧影响较小；在靠近风机侧的架空线受雷击时，W2侧的最大雷击过电压为1.843 pu，W1侧影响较小。

2）导体截面是630 mm2的电缆受雷击过电压的情况。在靠近电源端架空线受到雷击时，W1侧的最大雷击过电压为1.674 pu，W2侧影响较小；在靠近风机侧的架空线受雷击时，W2侧的最大雷击过电压为1.645 pu，W1侧影响较小。

综上所述，线路中加入避雷器后，线路受到的雷击过电压少于2.0 pu，处于允许的范围内。在雷击过电压时，导体截面是 400 mm2的海底高压电缆比导体截面是 630 mm2的受到的雷击过电压水平要大。

5 海底电缆各层参数对电磁暂态的影响

5.1 海底高压电缆结构参数对电磁暂态特性的影响

以表1中导体截面是 400 mm2的海底电缆的结构参数作为参考数据，在其余仿真条件保持不变的前提下，通过修改海底高压电缆每一层的结构参数来研究这些参数对海上风力发电系统电磁暂态特性的影响。仿真发现，海底高压电缆各层的结构参数对海底电缆的电磁暂态有着不同程度的影响，其中导体层、绝缘厚度层、HDPE厚度层对海底电缆的电磁暂态影响尤为明显。分析结果概括如下：

1）海底电缆结构每一层的变化，其对应的操作过电压变化幅度比工频过电压变化的幅度要大，其单相重合闸无合闸电阻的操作过电压均在1.90 pu以下，仍在允许的范围内。通过装设合闸电阻（100 Ω）可以将线路的操作过电压幅值限制在1.40 pu以下；

2）HDPE厚度由4.0 mm2增加或减少，其工频过电压变化不大，操作过电压都增加，雷击过电压却减少得非常明显（由约1.9 pu降至约1.5 pu），但是3种过电压均在允许的范围内（少于2.0 pu）；这一层的设置对海底高压电缆整体的电磁暂态特性影响较大；

3）绝缘层厚度是16.5 mm的绝缘水平最合适，由17.5 mm增加或减少，其工频过电压变化不大，操作过电压都增加，雷击过电压显著减少（有约1.9 pu降至约1.4 pu），但是3种过电压都在允许的范围内（少于2.0 pu）；由此可以看出这一层的设置对海底高压电缆整体的电磁暂态特性影响较大；

4）改变其余各层参数时，电磁暂态的变化幅度非常有限。当三芯海底高压电缆的水平间距，分别取0.5 m、1 m、2 m、3 m、4 m、5 m，计算海底高压电缆上的过电压大小。发现海缆的敷设间距对沿线过电压没有影响，这主要是由于每一相在护套外面还有一层金属铠装层起了屏蔽作用，使得3个电缆之间是相互独立的，因而距离对其没有影响。

5.2 海底高压电缆护套层材料对电磁暂态特性的影响

海底高压电缆一般采用铅合金护套或者铝护套，护套材料不同，其电阻率也不同，对海底高压电缆的过电压计算也有影响。前面章节计算时采用的均是是铅合金护套。两种海底高压电缆采用400 mm2标称截面，其余的电性能参数见参考文献[10]，分析护套金属材料对过电压大小影响，仍采用如图3所示风电场系统进行仿真计算，计算结果如表5所示。从表5中可以看出，护套层金属材料对海缆高压电缆的过电电压影响相对较小。采用铝护套时过电压会明显减小。采用2种护套时，海缆上的过电压均满足主绝缘的要求。

表5 不同护套层金属的过电压Tab.5 Overvoltage of different sheath layer metal

5.3 海底高压电缆主绝缘材料对电磁暂态特性的影响

高压海底电缆一般采用交联聚乙烯（XLPE）、纸绝缘和粘性浸渍纸绝缘作为主绝缘，但由于目前粘性浸渍纸绝缘电缆仅应用于高压直流海缆，因此不予考虑。本文前面计算的海缆均采用交联聚乙烯作为主绝缘，本节计算时分别考虑交联聚乙烯和PPLP复合纸绝缘作为主绝缘来计算海缆过电压。交联聚乙烯和PPLP复合纸绝缘的相关参数如表6所示。仍采用如图3所示风电场系统进行仿真计算，计算结果如表7所示。

表6 两类电缆电气参数Tab.6 Electrical parameters of two types of cables

表7 不同主绝缘层材料的过电压Tab.7 Overvoltage of the main insulation layer of the different material

从表7可以看出，以交联聚乙烯作为主绝缘材料时海缆两端过电压较大。这主要是由于交联聚乙烯的介电常数较PPLP小，使得单位长度的海底高压电缆的电容更小，从而影响到了海上风电系统的过电压。

6 结论

本仿真实验通过PSCAD/EMTDC对海底电缆进行电磁暂态分析，重点分析了海底电缆在工频过电压、操作过电压、雷击过电压情况下的电磁暂态分析。实验数据结果表明：海底电缆各层的结构参数对海底电缆的电磁暂态有着不同程度的影响，其中导体层、绝缘厚度层、HDPE厚度层对海底电缆的电磁暂态影响尤为明显。另外，海底高压电缆的护套层材料和主绝缘层材料也对电磁暂态有影响。本仿真过程主要基于PSCAD/EMTDC软件，不可避免的有一定的局限性。下一步研究，将利用搭建的实物模型对仿真分析的结果加以修正和验证。

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[10]中天科技海底高压电缆参.http://www.chinaztt.cn/cn/productsdetails.asp?pid=178.