胡家元,姜子濤,扶達鴻,錢洲亥

(1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；2.中國石油大學(xué)(北京)，北京 102249；3.國網(wǎng)浙江省電力有限公司，杭州 310000)

海底電纜(海纜)作為跨海域高壓輸電聯(lián)網(wǎng)工程的重要組成部分，在區(qū)域電網(wǎng)跨海域互聯(lián)、海島供電、海上再生能源發(fā)電并網(wǎng)等方面發(fā)揮著重要作用[1-2]。高壓交流輸電工程對周邊管道的電磁干擾問題是目前國內(nèi)外研究的熱點。加拿大一條高壓天然氣管道受到交流干擾，導(dǎo)致腐蝕泄漏[3]；美國俄勒岡州一條天然氣管道建成后5個月內(nèi)發(fā)生4處交流腐蝕穿孔，腐蝕速率可達10.16 mm/a[4]。隨著我國高壓輸電工程建設(shè)規(guī)模的持續(xù)擴大，高壓輸電線路和油氣管道鄰近布設(shè)的現(xiàn)象也日益增多，相關(guān)干擾問題也逐漸暴露且日趨嚴重，如我國某3PE輸氣管道受到交流干擾，導(dǎo)致管體在防腐蝕層缺陷處發(fā)生0.5 mm的腐蝕減薄[5]。當(dāng)油氣管道臨近高壓輸電線路時，會因感性耦合(電磁感應(yīng))和阻性耦合等產(chǎn)生感應(yīng)電壓[6-7]。管道表面防腐蝕層不可避免會存在破損點，這些位置的管道基體裸露并與周圍介質(zhì)相接觸，管道上感應(yīng)電壓可導(dǎo)致這些破損點處產(chǎn)生較大的泄漏電流，從而引發(fā)腐蝕[8-10]。此外，當(dāng)高壓輸電工程發(fā)生故障時，大電流會通過接地極進入大地，對附近埋地管道產(chǎn)生瞬時干擾。然而，現(xiàn)有高壓輸電工程交流干擾的研究均是針對陸上輸電工程開展[11-12]，針對海洋輸電工程的干擾研究卻很少有報道。在海洋輸電工程中，故障電流的海水傳輸途徑與陸上工程的土壤傳輸途徑截然不同。隨著海洋輸電工程的不斷建設(shè)，亟待開展針對性的研究。

為滿足舟山群島新區(qū)快速增長的用電需求，將規(guī)劃建設(shè)一條500 kV海底電纜，其敷設(shè)長度為16.8 km，所經(jīng)區(qū)域附近海底管線較多，包括某進口原油管道、海底輸水管道等。本工作采用數(shù)值模擬方法[13]預(yù)測評估了該海纜對鄰近原油管道交流干擾風(fēng)險，在正常完成海纜鋪設(shè)及投運的同時，切實保障周邊油氣管道的正常安全運行。

1 模型建立

為充分考察500 kV海纜對鄰近油管產(chǎn)生的各種影響，分別模擬了海纜在正常運行時及發(fā)生斷裂的短時間內(nèi)對管道的干擾。

1.1 模擬計算理論

CDEGS是一款用于模擬電力系統(tǒng)接地、電磁場和電磁干擾等過程問題的軟件，已被廣泛應(yīng)用于模擬高壓輸電線路對管道的電磁影響[14]。數(shù)值模擬技術(shù)所應(yīng)用的工程理論本質(zhì)是基于積分或微積分形式的麥克斯韋方程組，而CDEGS是基于矩量法(MoM)對麥克斯韋方程組求解。整個系統(tǒng)的電場和磁場分布，可通過給定邊界條件利用矩量法求解。

電磁干擾系統(tǒng)的電磁場分布滿足麥克斯韋方程組，即

(1)

式中：D為電通量密度，C/m2；E為電場強度，V/m；B為磁感應(yīng)強度，T；H為磁場強度，A/m；ρ0為自由電荷的體密度，C/m3；j0為傳導(dǎo)電流密度，A/m2；t為時間，s。

在解麥克斯韋方程組時，可在邊界條件已知的情況下確定方程組的唯一解。在兩種不同介質(zhì)的界面上，由于其介電常數(shù)、磁導(dǎo)率和電導(dǎo)率不同，因此存在以下三組邊界條件[15]。

(1) 磁介質(zhì)界面上的邊界條件

由高斯定理，見式(2)，可以得到磁感應(yīng)強度法向分量連續(xù)性的條件，見式(3)。

B·dS=0

(2)

n·(B2-B1)=0或B2N=B1N

(3)

式中：S為閉合曲面面積,m2。

運用安培環(huán)路定理，見式(4)，可以得到磁場強度切向分量連續(xù)性條件，見式(5)。

H·dl=I0

(4)

n×(H2-H1)=0或H2T=H1T

(5)

式中:l為閉合路徑，m;I0為閉合路徑所包圍的電流之和，A。

(2) 電介質(zhì)界面上的邊界條件

當(dāng)介質(zhì)分界面上沒有自由電荷(即q0=0)即可得到電位連續(xù)性條件，見式(6)。

n×(D2-D1)=0或D2N=D1N

(6)

把式(7)運用到其回路上，就得到了電場強度切向分量連續(xù)性條件，見式(8)。

∮E·dl=0

(7)

n×(E2-E1)=0或E2T=E1T

(8)

(3) 導(dǎo)體界面上的邊界條件

一般在導(dǎo)體表面會有自由電荷積累，所以利用高斯定理，可以得到電位移矢量法線分量的邊界條件為

n×(D2-D1)=0或D2N-D1N=σe0

(9)

式中：σe0是導(dǎo)體分界面上的自由電荷面密度。

通過矩量法將干擾系統(tǒng)進行離散化處理，并利用迭代法進行數(shù)值計算，得到該目標邊界條件下麥克斯韋方程的數(shù)值解。

1.2 干擾模型建立

500 kV海纜對鄰近油管的干擾模型除兩者相對距離外，還受海纜參數(shù)、油管參數(shù)及外界環(huán)境因素等三方面影響。

(1) 海纜參數(shù)

500 kV海纜工程采用500 kV交聯(lián)聚乙烯絕緣單芯光電復(fù)合海底電纜，三相呈平行排列，海纜額定載流量為1 411 A，電流不平衡度為1%，單相短路電流55.5 kA，故障動作時間0.2 s。海纜在登陸點接地，接地方式為鎧裝、護套兩端三相互聯(lián)后直接接地，主要參數(shù)見表1。由海纜參數(shù)可知，海纜金屬層有三層：銅導(dǎo)體、合金鉛和鋁合金+硬銅絲。銅導(dǎo)體的相對電阻率為1，相對磁導(dǎo)率為1，直徑為51.5 mm；合金鉛的相對電阻率為12，相對磁導(dǎo)率為1，直徑為140.3 mm，厚度為4.5 mm；鋁合金絲+硬銅絲的相對電阻率為1.3，相對磁導(dǎo)率為1，直徑為179.2 mm，厚度為13 mm。

表1 海纜的主要參數(shù)Tab.1 Main parameters of submarine cable

(2) 管道參數(shù)

海底原油管道長約35 km，埋于海床下約2 m位置，主要參數(shù)見表2。

表2 海底原油管道的主要參數(shù)Tab.2 Major parameters of submarine crude oil pipeline

(3) 環(huán)境參數(shù)

海纜沿線環(huán)境從上到下分別為海水層，海泥層和巖石層。其中，海水層電阻率為0.32 Ω·m，海水層深度約10 m。海泥層電阻率為1.52 Ω·m，海泥層厚度約15 m。巖石層電阻率為800 Ω·m，厚度設(shè)為無限厚。海底管道埋設(shè)在海泥層，海纜兩端登陸段終端鎧裝連接在站場主接地網(wǎng)上，其接地電阻為1 Ω。

在獲得建模所需的參數(shù)信息后，可利用CDEGS軟件中的Hifreq模塊進行干擾模型的建立及參數(shù)設(shè)置，模型繪制界面如圖1所示。

圖1 海纜對原油管道的干擾模型Fig.1 Interference model of submarine cable to crude oil pipeline

對于管道的交流干擾風(fēng)險一般采用交流電流密度進行評估。海底管道表面被防腐蝕層覆蓋，按照GB/T 50698-2011《埋地鋼質(zhì)管道交流干擾防護技術(shù)標準》中規(guī)定，以管道交流干擾電流密度作為防腐蝕層破損點處的電流密度，并可采用式(10)進行計算。基于此，本工作首先利用數(shù)值模擬技術(shù)計算涂層面電阻率為50 000 Ω·m2的管道受到的交流干擾電壓，然后利用式(10)計算管道上的電流密度分布。

JAC=8V/(ρπd)

(10)

式中：JAC為評估的交流電流密度，A/m2；V為交流干擾電壓有效值的平均值，V；ρ為土壤電阻率，Ω·m；d為破損點直徑，m，按發(fā)生交流腐蝕最嚴重考慮，取0.011 3 m。

2 模擬結(jié)果

2.1 海纜正常運行時對原油管道的干擾

設(shè)計資料顯示，該海纜三相不平衡度小于1%。根據(jù)構(gòu)建的計算模型，模擬A、B、C三相在不同負載方式下即不平衡電流位于不同相線時(見表3)對原油管道的干擾，結(jié)果見圖2～3。

表3 三相不同負載方式下的負載電流Tab.3 Load current of three-phase under different load modes

由圖2可見，海纜在常態(tài)運行時，原油管道在鎮(zhèn)海登陸點附近受到的電磁干擾最大，之后迅速衰減；當(dāng)B相電流發(fā)生負向不平衡偏移時，原油管道受干擾影響最大，且干擾最大點位于鎮(zhèn)海登陸點到陸上絕緣接頭處。計算獲得此工況下，原油管道受到的最大干擾電壓為0.059 8 V。由于本工程海底電纜三相電纜結(jié)構(gòu)規(guī)格不同，其中B相屏蔽層厚度最小，其屏蔽效果最差，因此當(dāng)B相電流發(fā)生不平衡時，原油管道受海底電纜干擾影響最大。

圖2 海纜正常運行時原油管道干擾電壓的模擬值Fig.2 Simulated values of interference voltages for crude oil pipeline in normal operation of submarine cable

圖3為利用式(10)和海泥層電阻率計算的B相電流發(fā)生負向不平衡偏移時原油管道沿線的干擾電流密度。由圖3可見，原油管道的干擾電流密度沿管道的變化趨勢與干擾電壓的變化趨勢一致，最大干擾電流密度為8.87 A/m2。

2.2 海纜單相對地短路時對原油管道的干擾

由絕緣層被擊穿或者物理破壞導(dǎo)致的單相對地短路是海纜的常見故障。該500 kV海纜發(fā)生單相短路故障時，其短路電流最高為55.5 kA。A相距離管道最近，分別計算A相電纜在0 km(起點)、4.2 km(1/4處)、8.4 km(1/2處)、12.6 km(3/4處)以及16.8 km(終點)處發(fā)生單相對地短路時，原油管道的受干擾情況，結(jié)果見圖4。

圖4 海纜單相對地短路時原油管道干擾電壓的模擬值Fig.4 Simulated values of interference voltages for crude oil pipeline in single-phase short to ground for submarine cable

由圖4可見，海纜在0km(起點)、4.2km(1/4處)、8.4km(1/2處)、12.6km(3/4處)以及16.8km(終點)發(fā)生單相對地短路時，模擬得原油管道的最大干擾電壓分別為12.80、39.77、53.45、52.91、52.90 V，干擾電壓最高點均位于絕緣接頭至登陸點段。隨著單相對地短路發(fā)生的位置遠離鎮(zhèn)海登陸點(起點)，管道所受的干擾增加。這是由于發(fā)生單相對地短路時，電纜對管道的交流干擾是由阻性干擾(由電流直接進入大海產(chǎn)生的干擾)和感性干擾(由交流電磁感應(yīng)效應(yīng)產(chǎn)生的干擾)疊加而成。發(fā)生單相對地短路的線路，其通電部分越長，感性干擾越大，因此總交流干擾也就越大(如0～8.4 km發(fā)生單相對地短路時)。當(dāng)短路位置超過并行位置，增加的供電長度距離管道較遠，因此產(chǎn)生的電磁感應(yīng)較小,但其電流回路阻抗增加，導(dǎo)致管道交流干擾變化不大，甚至略有降低。

2.3 海纜對管道干擾來源分析

海纜對管道的干擾主要來自于兩部分：兩端接地入海電流對管道產(chǎn)生的阻性干擾；海纜與管道并行部分通過電磁感應(yīng)效應(yīng)產(chǎn)生的感性干擾。正常情況下，通過兩端接地入海的電流比較小，約為單相電流的1%。但是，當(dāng)出現(xiàn)單相對地短路，尤其是相線纜芯與鎧裝層短接時，大量電流通過鎧裝層流至兩端接地處并由此進入大地，對附近的埋地管道產(chǎn)生大的干擾。利用數(shù)值模擬軟件計算鎮(zhèn)海側(cè)接地系統(tǒng)在不同入地電流下對原油管道造成的干擾影響。以入地電流與原油管道的最大干擾電壓為坐標作圖，并進行擬合，結(jié)果如圖5所示。由此可見，通過海纜兩端接地處的入地電流與原油管道的最大干擾電壓成正比，其關(guān)系如式(11)所示。按照不平衡度1%計算，穩(wěn)態(tài)情況下入地電流僅為14.11 A，假設(shè)電流全部由接地入地，計算得到產(chǎn)生的干擾電壓為0.003 3 V。故障狀況下，假設(shè)55.5 kA電流全部通過接地極入地，產(chǎn)生的干擾為12.9 V。對比穩(wěn)態(tài)和故障情況下管道所受的干擾可知，穩(wěn)態(tài)情況下通過接地產(chǎn)生的阻性干擾遠小于感性干擾。而故障情況下，通過接地流入大地電流產(chǎn)生的阻性干擾與感性干擾數(shù)量級相同。

圖5 不同入地電流下原油管道的干擾電壓最大值的模擬結(jié)果Fig.5 Simulation results of maximum interference voltages for crude oil pipeline at different ground currents

Umax=0.233×I

(11)

式中：Umax為管道沿線的最大干擾電壓，單位V；I為從海纜接地流入大地的電流量，單位kA。

3 干擾風(fēng)險評估

3.1 海纜正常運行時干擾風(fēng)險評估

目前國內(nèi)外都沒有關(guān)于海底管道交流干擾的標準，本工作參照了GB/T 50698-2011及BS EN-15280:2013(Evaluation of A.C.corrosion likelihood of buried pipelines application to cathodically protected pipelines)等陸上管道交流干擾評價標準進行干擾風(fēng)險評估。在GB/T 50698-2011標準中，交流干擾防護設(shè)計要求為：土壤電阻率≤25 Ω·m時，管道交流干擾電壓<4 V；土壤電阻率>25 Ω·m時，交流干擾電流密度<60 A/m2。在BS EN-15280:2013中，規(guī)定可接受的干擾水平為：管道在一定時間內(nèi)(如24 h)，管道上測得交流電流密度不應(yīng)大于30 A/m2。

模擬結(jié)果表明：海纜正常運行時對海底原油管道最大干擾電壓為0.0631V(感性干擾0.0598V，阻性干擾0.003 3 V)，電流密度為9.36 A/m2。干擾電流密度小于30 A/m2時，可不采取額外防護措施。

3.2 海纜單相對地短路時干擾風(fēng)險評估

當(dāng)海纜單相對地短路，單相短路電流為55.5 kA時，對鄰近原油管道造成的最大干擾電壓為66.35 V(感性干擾53.45 V，阻性干擾12.9 V)。根據(jù)該海纜設(shè)計規(guī)定，發(fā)生短路故障能夠在0.2 s內(nèi)及時切斷，所以對管道腐蝕影響可不予考慮。根據(jù)NACE SP0177-2007(Mitigation of alternating current and lightning effects on metallic structures and corrosion control system)標準中規(guī)定的防腐蝕層擊穿電壓為3 000 V，可見海纜單相對地短路時對管道防腐蝕層產(chǎn)生的影響可不予考慮。此外，最大干擾電壓也滿足DL/T 5033-2006《輸電線路對電信線路危險和干擾影響防護設(shè)計》標準中人體安全電壓允許值“0.2 s內(nèi)電壓不大于1 500 V”的要求，可保證管道人員在陸地測試樁進行測試工作人體安全。

4 結(jié)論

(1) 海底電纜對附近管道的干擾包括感應(yīng)干擾(電磁干擾)和阻性干擾，計算結(jié)果顯示500 kV海纜穩(wěn)態(tài)情況下，通過接地產(chǎn)生的阻性干擾遠小于感性應(yīng)干擾，即穩(wěn)態(tài)情況下主要通過電磁感應(yīng)的方式對附近管道產(chǎn)生干擾。而故障情況下，通過接地流入大地電流產(chǎn)生的阻性干擾，和通過電磁感應(yīng)產(chǎn)生的感性干擾都存在。

(2) 當(dāng)海纜處于正常運行時，對鄰近管道最大干擾電壓為0.063 1 V，干擾電流密度為9.36 A/m2左右，干擾最大點位于登陸點附近；符合GB/T 50698-2011及BS EN 15280：2013中“干擾電壓<4 V、干擾電流<30 A/m2”規(guī)定，可不采取額外防護措施。

(3) 當(dāng)海纜因發(fā)生單相對地短路故障時，對鄰近管道最大干擾電壓約為66.35 V。因海纜發(fā)生短路時能夠在0.2 s內(nèi)及時切斷，所以對管道造成的腐蝕影響可不予考慮；且遠低于NACE SP0177-2007標準中防腐蝕層3 000 V的擊穿電壓；同時也滿足DL/T 5033-2006標準中人體安全電壓允許值不大于1 500 V的要求。