张力腿漂浮式海上风电机组利用锚泊系统作为接地体的可行性研究

李 伟， 王 森， 申 巍， 李志忠， 王旭明

(1.国网陕西省电力公司电力科学研究院，西安 710100； 2.西安交通大学电气工程学院，西安 710049)

0 引言

海上风电机组与陆上风电机组相比，风能资源更优，平均风速多在7 m/s以上，适合大规模开发，也易于大容量机组装机[1]。同时我国的海上风电场多位于东南沿海地区，用电量大，电场接入难度较小，以上外部因素均有利于我国的海上风电产业发展[2-4]。根据《风电发展“十三五”规划》，到2020年底我国海上风电机组装机容量将到达500万千瓦以上，2019年上半年，国内海上风电累计装机总容量为484千瓦[5]，海上风电的发展速度快于整个风电产业的发展，但是与陆上风电相比，我国的海上风电产业仍处于起步阶段，海上风电的标准和认证体系仍有待进一步完善。以海上风电机组防雷接地为例，机组由于地处东南沿海，雷雨天气频繁，加之机组高度高于海平面，雷云在机组处的电场畸变严重，使得海上机组相比陆上机组而言更易遭受雷击。但是海上机组维修难度大、费用高，且当机组遭受雷击故障后，维修人员无法立即到达现场排除故障，所以对于海上风电机组应该严格按照一类防雷等级进行设计，目前国内尚未有针对海上风电机组防雷接地保护等方向的行业标准出台，因此为了降低机组在遭受雷击时产生故障的概率，有必要对海上风电机组的防雷接地开展研究。事实证明，可靠接地是保障机组遭受雷击时低压及电子安全的有效措施，接地电阻值应该小于4 Ω[6-7]，当接地电阻过大时，雷电流不能及时有效流出，将导致机组发生严重故障甚至损毁。海上风电机组通过机组支撑基础结构，并以海水、海床为散流介质对雷电流进行散流，故机组的支撑结构类型、参数对接地阻抗的影响较大。图1列出了常见的几种海上风电机组基础结构[8-14]，包括(a)重力型基础、(b)桩基础、(c)导管架基础、(d)高桩承台基础以及漂浮式风电机组，其中常见的漂浮式海上风电机组包括(e)张力腿(TLP)式、(f)Spar式、(g)驳船式等。

图1 各式海上风电机组及其支撑基础模型Fig.1 Various offshore wind turbines and their supporting foundation models

国内的李翠玲借助理论分析和有限元方法对TLP式海上风电机组在运行环境下的动力学特性进行了研究[8]；李炬添等人对海上风电机组利用高桩承台和导管架支撑基础作为自然接地体的接地性能进行了分析，得出接地方案可以满足机组的接地要求[15-16]；文习山等人研究海上升压站利用基础作为自然接地体能够满足实际工程的需要[17]。随着海上风电产业的发展，势必要从浅海向深海逐渐过渡，高桩承台基础等只适用于浅海地区，对于水位较深的地区装设漂浮式风电机组更具优势，然而漂浮式风电机组的接地领域尚未有学者开展系统研究，故笔者主要对张力腿(tension leg platforms，TLP)漂浮式海上风电机组接地性能展开研究。

1 模型的构建与简化

张力腿式海上漂浮式风电机组及其基础的结构见图2，包括风轮、机舱、塔筒、浮箱、平台立柱、张力腿、海底桩基等结构。浮箱及平台排水量的重力之和与机组自重及张力腿的拉力相抵消，以保证机组在运行工况下的力学稳定。张力腿选择直径为5 cm的钢制拉索，一端与海底桩基即锚固基础相连，另一端与平台立柱相连，张力腿拉索始终处于绷紧状态。文献[8]中的机组设计参数，初始设计中平台立柱数量(张力腿数量)为4，其余各结构的参数见表1，设定海底桩基为钢制圆筒中灌注混凝土，上表面与海床平面重合，整体位于海床内[18]，塔筒、浮箱、平台立柱材质均为钢材质，相对电阻率为12。当雷击机组机舱、叶片等部位时，雷电流依次流过塔筒、浮力箱、平台立柱、张力腿、海底锚固基础，最后流入大地。陆上风电机组的接地电阻为接地极的对地电阻与接地线路的总电阻之和，而海上风电机组的接地电阻计算方法与此稍异，水面以下的结构总电阻即为接地电阻，海水相当于土壤为散流介质。

图2 TLP漂浮式风电机组详细结构Fig.2 TLP floating wind turbine detailed structure

表1 TLP漂浮式风电机组各部件尺寸Table 1 Dimensions of components of floating wind turbine

在CDEGS软件中按照表1参数建立的机组接地体模型见图3，其中张力腿、平台立柱等结构的截面尺寸在软件中可以通过调整设置参数的方式实现，根据气象部门的相关资料设置海水平均水位位于浮箱下表面以上5 m处，初始设置海水电阻率为1 Ω·m，海床电阻率为200 Ω·m。在下文中将探讨海平面高低、海水电阻率、海床电阻率等参数对机组接地电阻的影响。

图3 在CDEGS中建立的机组接地体模型Fig.3 Grounding body model of unit built in CDEGS

2 海上风电机组接地电阻的计算

根据《交流电气接地装置的接地设计规范》(GB/T 50065-2011)中的相关规定，海上风力发电机组的工频接地电阻值一般不应大于4 Ω，根据上一节中对TLP漂浮式海上风电机组的接地系统初始建模参数，计算得到机组的工频接地阻抗值为0.162 98 Ω，远小于标准的规定值，但为了检验当影响机组接地电阻的不同因素发生变化时接地电阻是否也能符合标准，故在本节中将探讨海平面高低、海水电阻率、海床电阻率以及其他相关因素对TLP漂浮式海上风电机组接地电阻值的影响。

2.1 海平面高低

假设海水的电阻率分布均匀，为1 Ω·m恒定值，采用控制变量法研究海水平面高度对于机组接地电阻的影响，以上节中海平面平均高度值作为参考平面，即海平面位于机组浮箱以上10 m位置处为0 m海平面，以某海域海平面高度变化情况为例，根据气象部门提供的相关历史数据，分析海水涨落时机组接地电阻值的变化趋势，机位处极端高水位为3.5 m，极端低水位为-2.5 m，机组设计最高水位值为4 m，设计最低水位值为-4 m，通过在CDEGS中更改机组接地系统模型的土壤电阻率分层参数来模拟海水涨落带来水位高低对机组接地电阻值变化，仿真过程中设置机组接地系统所处为两层土壤模型，上层土壤电阻率为1 Ω·m，用来模拟海水层；下层土壤电阻率为200 Ω·m，用来模拟海床土壤。图4绘制出了机组接地电阻值随海水水位高度变化趋势，可见随着海水水位逐渐升高时，机组极低电阻值呈现逐渐降低的趋势，当海水水位由极端最低上升至极端最高时，水位共上升了6 m，而接地电阻值由0.185 5 Ω降至0.145 06 Ω，降低了21.8%。当机位处海水平面高度在极端最低水位与极端最高水位之间变化时，接地电阻值均小于4 Ω，符合标准的相关规定。但是平均水位下与极端最低水位下相比，接地电阻增加了15.9%，可见水位高度对机组接地电阻值的影响较大，在进行TLP漂浮式海上风电机组的接地电阻评价时，必须将海水水位的变化情况充分纳入考虑范围。

图4 接地电阻随海平面高度变化曲线Fig.4 Change curve of grounding resistance with sea level height

2.2 海水电阻率

文献中在对高桩承台式、导管架式海上风电机组的接地电阻进行分析时，同样模拟了海水电阻率对接地电阻值的影响，但是将海水电阻率视为均匀电阻率介质。其实在实际环境下的海水电阻率由于海水收到光照不均、对流等因素的影响，往往呈现出电阻率分层结构，上部海水受到阳光照射温度较高，深层海水水温较低，海水可近似视为电解质溶液，温度高则电阻率低，反之则电阻率高[19]，故在对海水电阻率影响机组接地电阻的分析环节中，将海水分为3层电阻率结构，加海床1层，接地系统所处环境共被分为4层电阻率模型进行分析，表2中列出了海水电阻率的5种变化情况及其计算得到的接地电阻值，第1种海水电阻率模型中，顶层电阻率为0.3 Ω·m，厚度10 m；中层底电祖率为0.6 Ω·m，厚度20 m；底层海水电阻率1 Ω·m，厚度35 m。考虑到海水的最大电阻率基本上不超过5 Ω·m，设置海水电阻率的变化为线性增加，剩余4种海水电阻率是在第1种海水电阻率分层电阻率乘以线性系数。当海水电阻率增大一倍时，接地电阻增加了88.4%；当海水电阻率水平增大4倍时，接地电阻增加了289%，可见接地电阻值的变化与海水电阻率的变化并不是呈线性关系。在海水电阻率最大的第5种情况下，接地电阻值最大，为0.596 24 Ω，远小于标准规定的4 Ω。

表2 5种海水电阻率分层模型及其对应的接地电阻值Table 2 Five resistivity stratification models of seawater and their corresponding grounding resistance values

2.3 海床电阻率

由于TLP漂浮式海上风电机组的张力腿下端固定在海床中的锚固基础，有一部分故障电流通过锚固基础散流入海床中，所以海床的电阻率也会影响接地电阻的阻值，本小节研究海床土壤电阻率变化时的机组接地电阻变化情况，将海水水位高度设置为平均高度不变，海水分层电阻率选择 2.2小节中的第5种情况，将海床的土壤电阻率设置从50 Ω·m开始，逐渐增大至3 000 Ω·m，接地电阻阻值随海床土壤电阻率的增大而增大，见图5，当海床土壤电阻率在50 Ω·m到300 Ω·m间变化时，接地电阻的变化较为明显，接地电阻由0.099 4 Ω·m增至0.149 3 Ω，增加了50.2%；当海床土壤电阻率大于500 Ω·m时，接地电阻的变化曲线接近水平，变化速率很小，当土壤电阻率从500 Ω·m增加到3 000 Ω·m时，接地电阻由0.164 35 Ω增至0.207 95 Ω，增加了27.5%，各种海床土壤电阻率参数下接地电阻值均小于GB/T 50065-2011中的规定值。

图5 接地电阻随海床土壤电阻率变化曲线Fig.5 Change curve of grounding resistance with seabed soil resistivity

2.4 海洋深度

常见的高桩承台式、导管架式等固定类海上风电机组主要适用于浅海、潮间带等水位较浅地域，而TLP漂浮式海上风电机组则可应用于相对较深海域，上文对机组接地电阻的计算过程中，均将张力腿的长度设置为45 m，在本小节中为了探讨机组安装于不同深度海域时的接地电阻变化情况，通过设置不同的张力腿长度来实现。见图6，当张力腿的长度由20 m增加到150 m的过程中，接地电阻逐渐降低，张力腿的长度越短，即海水越浅，接地电阻值越大。海洋深度与海平面高度对接地电阻的影响类似，都是通过增加接地体与海水接触面积达到降低接地电阻的效果，海水越深，张力腿与海水的接触面积越大，则接地电阻值越小，但是随着张力腿长度的不断增加，接地电阻值的降低越来越不明显，这一点从图6也可以看出。

图6 接地电阻随张力腿长度变化曲线Fig.6 Change curve of grounding resistance with tension leg length

2.5 其他因素

除了上文中分析的4种主要影响因素外，与接地电阻值相关的因素还有海底锚固基础的尺寸以及平台立柱(张力腿)数目等，在第1节中缺省设置的基础上调整海底锚固基础的尺寸以及平台立柱(张力腿)数目。研究海底锚固基础参数对接地电阻影响的过程中，选择固定长度变直径、固定直径变长度两种不同的控制变量策略，接地电阻值随海底锚固基础的变化值见表3，可见当海底锚固基础的直径、长度变化时，接地电阻值受其影响较小，电阻值上下浮动范围不超过1.5%。结合上文对影响接地电阻值因素的分析，海底锚固基础尺寸之所以对接地电阻值影响较小，是因为海水电阻率远小于海床土壤电阻率，而海底锚固基础直接与海床土壤相接触，故浮箱、张力腿与海水间的接触对接地电阻低水平化的贡献较大。在第1节的模型简化中选择TLP漂浮式海上风电机组的平台立柱(张力腿)数目为4，沿圆周互成90°夹角分布，除此之外，还有应用3条张力腿的漂浮式机组，3条张力腿沿圆周互成120°，保持剩余设置不变，3条张力腿时机组的接地电阻值由0.162 98 Ω增至0.201 65 Ω，增加了23.7%，也进一步校验了张力腿可以有效降低接地电阻。

表3 不同海底锚固基础尺寸及其对应接电阻值Table 3 Different sizes of anchoring foundation and their corresponding resistance values

3 结论

笔者选择将张力腿漂浮式海上风电机组的锚泊系统作为机组的自然接地体，当外部因素和机组内部结构参数变化时，在各种因素均为最恶劣的情况下，机组的接地电阻值均能达到GB/T 50065-2011规定的小于4 Ω 水平，表明该种接地方法具有可行性。机组接地电阻值随着海水水位的升高而降低，随着海水电阻率的降低而降低，随着海床土壤电阻率的升高而增大，随着张力腿的长度增加而降低，此外海底锚固基础尺寸和张力腿数量对接地电阻值也有一定影响。

笔者仅研究了不同因素对张力腿漂浮式海上风电机组接地电阻值的影响，并未对故障电流在接地体中的具体流动做进一步分析，未对机组内二次侧设备在故障电流散流时的耐压特性进行分析，这些均为项目的后续研究方向。