海上风电柔性直流送出海缆过电压研究

李浩原，周国梁，王刚，李文津，刘超

(中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，武汉430071)

0 引言

在可再生能源发电方式中，风力发电以其成本较低、技术较成熟、可靠性较高等优势，得以快速发展并开始在能源供给中发挥越来越重要的作用。相对陆上风能而言，海上风能密度较大、年可利用小时数较高，市场前景广阔[1]。通常，电力学术界和工程界认为风场离岸距离超过70 km，相较于高压交流，柔性直流(VSC-HVDC)送出是技术上和经济上均较优的选择。随着近海风电资源的快速开发，采用柔性直流送出的远海风电将是未来的发展方向[2 - 4]。

截至2019年，欧洲已有9条海上风电柔性直流送出工程投入运行，供应商包括ABB、Siemens和GE。由三峡集团投资的如东海上风电柔性直流送出工程是国内首条海上风电柔性直流送出工程，目前正在建设中。

在海上风电柔性直流送出工程中，连接整流站和逆变站之间的直流线路一般为海底电缆。海底电缆属于固体绝缘，一旦发生电击穿，绝缘不可恢复，会导致整个直流系统停运，且直流海缆价格昂贵，施工抢修较为复杂，保障其安全稳定运行至关重要。海缆的过电压与绝缘水平是海底电缆系统可靠性的重要评价依据，因此，有必要研究海缆过电压。

对于柔性直流工程的过电压研究，已有多篇文献进行了报道。李泓志等针对英国EA ONE工程提出了两种换流站绝缘配合方案，并分别确定了避雷器参数、绝缘裕度和设备绝缘水平[5]。陈晴等研究了用于海上风电并网的柔性直流系统过电压与绝缘配合，对柔性直流系统的过电压进行了研究[6]。周浩等针对舟山多端柔性直流输电工程，研究了3种不同避雷器配置方案下的绝缘配合结果，并分析了其优缺点，为其他工程提供参考[7]。蔡伟、邓鹤鸣等依托舟山多端柔性直流输电工程，以定海-岱山换流站直流海缆为对象，研究了其过电压分布情况[8 - 9]。邓旭等依托舟山多端柔性直流输电示范工程，建立了五端柔性直流输电系统仿真模型，对换流站交直流侧的过电压进行了分析和仿真计算[10]。徐伟、赵远涛、张正祥等针对海南联网工程，计算了500 kV交流海缆的过电压情况[11 - 14]。严有祥等对厦门±320 kV柔性直流工程的电缆选型和敷设进行了详细的探讨[15]。目前，尚无文献针对两端海上风电柔性直流送出工程海底直流电缆过电压进行研究。

本文基于正在规划中的某海上风电柔性直流送出工程，以直流海缆为研究对象，在PSCAD/EMTDC中搭建整个风电柔直送出系统的仿真模型，考虑系统交直流侧的各种故障工况，研究直流海缆不同位置的过电压分布情况，得到海上风电柔性直流送出工程海缆的绝缘水平，为工程建设提供参考。

1 海上风电柔直送出工程仿真模型

该海上风电柔性直流送出工程的风电由两个500 MW风电场发出。两个风电场电能汇集后，经海上升压站升压至220 kV后，由交流海缆送至海上柔性直流整流站，再通过直流海缆连至陆上柔性直流逆变站，最后变为500 kV交流电接入陆上电网系统。

该海上风电柔性直流送出工程采用模块化多电平(MMC)的换流器拓扑。直流额定电压为±250 kV，直流场主接线采用对称单极结构，如图1所示。按照图1所示的拓扑结构，在PSCAD/EMTDC中搭建了海上风电柔性直流送出模型，模型主要包括两个风场、送端换流站、直流海缆、受端换流站、系统等效模型等。本工程主要设备参数见表1。避雷器设置如图1拓扑结构图所示，避雷器配置见表2。

图1 海上风电柔直送出工程拓扑结构Fig.1 Topology of offshore wind power VSC-HVDC transmission

表1 主设备参数Tab.1 Parameters of main equipments

表2 换流站避雷器配置Tab.2 Converter station arrester configuration

由于海缆结构较为复杂，建模时一般将其进行一定的简化处理，由内到外可简化为：导体、绝缘层1、铅护套、绝缘层2、铠装层、外被层，共6层。在PSCAD/EMTDC中，电缆有3种模型：PI等值模型、贝杰龙模型和频率相关模型。其中频率相关模型考虑了所有与频率相关的参数，可以在很宽的频率范围内较为准确地反映电缆的电气特性，频率相关模型又分为frequent dependent (mode) model和frequent dependent (phase) model，对于理想换位线路，这两种模型均可以给出较准确结果，对于非理想换位线路，后者计算得到的结果更为准确。直流线路不用考虑换位问题，因此本文采用frequent dependent (mode) model。

本工程海缆长度为78 km，海缆截面见图2所示，具体截面结构参数见表3。

图2 直流海缆截面图Fig.2 Section area of DC submarine cable

表3 直流海缆参数Tab.3 Parameters of DC submarine cable

2 仿真设置

2.1 研究的海缆过电压类型

由于海上换流站至陆上换流站输电线路全线均为海缆，海缆直接接入直流场，因此不用考虑雷电侵入。直流场设备均安装于户内，也不用考虑雷电侵入的情况。因此，只需要对操作过电压进行研究。且由于护套-铠装和铠装-地的过电压均相对很小[9]，因此本计算中不考虑，仅计算海缆芯线对地操作过电压。

2.2 故障工况和控制保护策略

计算中考虑的故障工况包括：联接变网侧单相接地、两相接地、两相短路和三相接地；联接变阀侧单相接地、两相接地、两相短路和三相接地；桥臂电抗器阀侧单相接地、两相接地、两相短路、三相接地和同相上下桥抗阀侧短路；换流阀交直流侧短路；直流电抗器阀侧接地、单极接地和双极短路。

控制保护策略如下。

1)联接变网侧发生故障时，考虑网侧故障一般为短时故障(故障持续时间为3个工频周期)，直流保护系统不动作；

2)故障发生在联接变阀侧时，故障后2 ms换流器闭锁，100 ms后断开交流断路器；

3)故障发生在直流场时，故障后2 ms换流器闭锁，100 ms后断开交流断路器。

2.3 过电压观测点设置

该工程海缆总长度为78 km，以送端海上换流站作为起点，受端陆上换流站作为终点，将海缆过电压观测点每隔10 km设置一个，如图3所示。海缆铅护套和铠装层在海缆起点和终点接地。

图3 海缆过电压测量点Fig.3 Measuring points of submarine cable overvoltage

2.4 过电压数据的采集

一个工频周期内，在不同的时刻发生某种故障，会对过电压的峰值产生影响，保守起见，需研究不同时刻发生故障时产生的操作过电压峰值，选取其中的最大值作为该种故障情况下的操作过电压峰值。为获取最大过电压峰值，采用PSCAD软件的Multiple Run功能，并结合Snapshot来对不同故障工况进行多次计算。将一个工频周期分为50等份，分别在这50个时刻触发故障，统计得到海缆过电压最大值。

3 海缆过电压仿真结果与分析

3.1 联接变网侧故障

联接变网侧故障有4种：单相接地、两相接地、两相短路和三相接地。这4种故障产生的过电压传递到直流侧并在直流海缆上形成操作过电压。联接变网侧接地故障一般为暂时性故障，持续时间较短，故障清除后，绝缘可自恢复。仿真中设置故障持续时间为3个工频周期。

仿真得到4种故障情况下海缆沿线过电压情况如图4所示。由图可见：1)联接变网侧单相接地时海缆过电压最小，三相接地时海缆过电压最大；2)海缆过电压最大值出现在陆上换流站所在的海缆终点，沿着海缆向终点方向操作过电压略有增大；3)这4种故障情况下，海缆沿线操作过电压介于290～360 kV之间，最大操作过电压值为356.8 kV。

图4 联接变网侧故障时海缆过电压Fig.4 Submarine cable overvoltage in coupling transformer grid side faults

3.2 联接变阀侧故障

联接变阀侧故障有4种：单相接地、两相接地、两相短路和三相接地。换流变阀侧的运行环境一般较好，部分工程联接变阀侧设备放置于室内，因此发生的故障多为永久性故障。为保护昂贵的换流阀设备，需在故障发生2 ms后闭锁换流器，100 ms后断开交流侧断路器。

仿真得到4种故障情况下海缆沿线过电压情况如图5所示。由图可见：1)两相接地故障在海缆上产生的操作过电压最大，过电压最大值出现在电缆前端；2)这4种故障情况下，海缆沿线操作过电压介于320～450 kV之间，最大操作过电压峰值为442.3 kV。

图5 联接变阀侧故障时海缆过电压Fig.5 Submarine cable overvoltage in coupling transformer valve side faults

3.3 桥臂电抗器阀侧故障

桥臂电抗器阀侧故障有5种，包括：单相接地、两相接地、两相短路、三相接地和同相上下桥抗阀侧短路。上下桥臂电抗器阀侧短路时，类似于极间短路，此时极线电压迅速降为0，海缆上无过电压。桥臂电抗器阀侧的运行环境与联接变阀侧一样，发生的故障多为永久性故障，需在故障发生2 ms后闭锁换流器，100 ms后断开交流侧断路器。仿真得到4种故障情况下海缆沿线过电压情况见图6所示。

图6 桥臂电抗器阀侧故障时海缆过电压Fig.6 Submarine cable overvoltage in arm reactor valve side faults

由图6可见：1)桥抗阀侧两相短路故障时的海缆操作过电压明显小于其余3种故障工况，且沿着海缆过电压峰值逐渐减小；2)单相接地、两相接地和三相接地3种故障工况下的海缆过电压峰值相差不大，三相接地故障下过电压峰值最大，且最大值出现在海缆的中部；3)这4种故障情况下，海缆沿线操作过电压介于270～480 kV之间，最大操作过电压峰值为478.3 kV。

3.4 直流侧故障

直流侧故障类型有4种，包括：直流线路单极接地(图7中的数据为接地故障点位于海缆终点处)、直流线路双极短路、直流电抗器阀侧接地(即直流母线接地)和换流阀端间短路。发生双极短路时，正负极线电压迅速降为0，海缆无过电压。

当直流极线或直流母线接地时，一般为永久性故障，且情况较为严重。故障后2 ms换流站闭锁，模块电容器停止对接地点放电，但是交流系统仍可通过换流阀模块中的续流二极管向故障点输送能量，因此故障点电弧无法自熄，直至100 ms后交流侧断路器断开。这种故障情况下，联接变阀侧会出现直流偏置电压(幅值为极线直流工作电压)，联接变网侧接地电阻中会流过较大的电流，同时非接地极线的电压会瞬间抬升至两倍工作电压，该故障工况会对设备造成较大的电压电流应力。仿真得到3种故障情况下海缆沿线过电压情况如图7所示。

图7 直流侧故障时海缆过电压Fig.7 Submarine cable overvoltage in DC side faults

由图7可见：1)阀端间短路故障下海缆过电压峰值较其余两种故障明显偏小，直流线路单极接地和直流电抗器阀侧接地两种故障工况下的海缆过电压峰值差别较小，最大过电压出现在直流电抗器阀侧接地故障情况下；2)直流电抗器阀侧接地两种故障情况下，海缆过电压最大值出现在电缆中部，两端操作过电压较低；3)这3种故障情况下，海缆沿线操作过电压介于350～490 kV之间，最大操作过电压峰值为480.3 kV，对应的故障工况为直流电抗器阀侧接地。

由于在海缆不同部位发生单极接地故障产生的过电压峰值不同，因此，分别在0 km、8 km、18 km、28 km、38 km、48 km、58 km、68 km、78 km共9处设置接地故障，分别计算这10种情况下海缆沿线过电压的最大值，计算结果见图8所示，海缆操作过电压最大值出现在海缆起点接地短路的情况下，最大值为506.4 kV。

图8 单极接地故障时海缆过电压Fig.8 Submarine cable overvoltage in pole line grounding fault

3.5 海缆绝缘配合

综合考虑了联接变网侧、联接变阀侧、桥抗阀侧和直流侧共17种故障工况，根据图4—8的计算结果，可以得出直流海缆起点短路接地时海缆过电压最为严重，为506.4 kV。

根据GB/T 311.3—2017的规定，选取30%的绝缘裕度作为直流电缆的操作冲击绝缘水平[16]，考虑海缆最大操作过电压为506.4 kV，则海缆导体对地绝缘水平为660 kV。

4 结论

本文基于规划中的某海上风电柔直送出工程，在PSCAD/EMTDC中建立了海上风电柔性直流输电海缆过电压仿真计算模型，主要工作和结论如下。

1)考虑了联接变网侧、联接变阀侧、桥臂电抗器阀侧和直流侧共17种故障工况，直流侧的故障海缆绝缘的影响最大，联接变网侧故障对海缆绝缘的影响最小；

2)海缆沿线过电压最大值，联接变网侧故障时出现在海缆末端，联接变阀侧和桥臂电抗器阀侧故障时出现在始端或者中部，直流侧故障时出现在中部；

3)海缆沿线操作过电压最大的故障工况为直流海缆起点接地短路，过电压值为506.4 kV；

4)取绝缘裕度为30%，计算得到海缆导体对地的操作冲击绝缘水平为660 kV。