金 超， 王 煒

(1. 國電電力浙江舟山海上風電開發(fā)有限公司， 浙江 寧波 315100；2. 中國海洋大學 工程學院， 山東 青島 266100)

0 引 言

加強對可再生能源的利用是實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的重要途徑，風能在可再生能源中占據(jù)重要地位。風能分布較為廣泛，主要以風力發(fā)電的形式被開發(fā)利用。隨著陸上風電開發(fā)逐漸飽和，海上風電成為風能開發(fā)的主要形式。海上風電的開發(fā)呈現(xiàn)3個集中特點：大規(guī)?；?、離岸化、深水化[1]。

隨著海域深度和離岸距離的增加，傳統(tǒng)固定式海上風電結構的成本大幅上升，漂浮式風電結構逐步得到開發(fā)應用。自挪威于2009年安裝立柱漂浮式海上風電機組以來，歐美和日韓海上風電巨頭逐步聚焦深海風電技術的研發(fā)，海上風電跨入漂浮式時代[2]。

海上風電離岸化、深水化不可避免地會帶來成本的升高，為克服這一問題，提出大兆瓦風機的概念，例如西門子與三菱重工維斯塔斯使用功率更高的渦輪機。大兆瓦風機的2個發(fā)展方向如下：(1) 保持葉片長度不變，提高風機轉速；(2) 增加葉片長度，保持風機轉速不變。二者都對風電平臺的性能提出更大的考驗[3]。

本文針對深海大兆瓦浮式風電基礎結構強度問題，以美國國家可再生能源實驗室(NREL)的5 MW OC3 Spar風電結構作為基準模型，采用比例因子設計法提出不同大兆瓦風機對應浮式支撐結構的設計方案，建立結構有限元模型，進行水動力分析和結構強度分析，得到浮式結構水動力特性和結構應力隨上部風機功率變化的規(guī)律。針對應力危險區(qū)域，提出有效的應力消減方案，為大兆瓦浮式風機的設計提供參考。

1 環(huán)境載荷計算

1.1 風載荷

塔筒所受風載荷F1計算式[4]為

F1=0.613CHCSV2Ah

(1)

式中：CH和CS分別為高度因數(shù)和形狀因數(shù)，CH按水面以上高度分為6段分別取1.00、1.10、1.20、1.30、1.37和1.43，CS取0.4；V為確定工況下10 min平均風速；Ah為結構在垂直方向上的投影面積。

1.2 波浪載荷

對于海洋工程結構物來說，水面以下部分均會受到波浪載荷作用，波浪載荷具有慣性力、拖曳力和繞射力等3個組成部分。對于不同尺度的結構物來說，3種力在波浪載荷中占據(jù)的地位不同。所設計的平臺尺度D與入射波長L相比較大(D/L>0.2)，對結構起主要作用的是波浪的繞射效應和附加質量效應，因此采用三維勢流理論計算結構物受到的波浪載荷。

當波浪在向前傳播過程中遇到相對靜止的結構物時，結構物表面會產(chǎn)生向外散射的波。此時流場內(nèi)任一點的速度勢由入射波速度勢φI、結構自身運動產(chǎn)生的輻射波速度勢φR和波浪受結構物擾動產(chǎn)生的繞射波速度勢φD組成。流場總速度勢φ為三者之和：

φ=φI+φR+φD=Re{[φI(x,y,z)+
φD(x,y,z)+φR(x,y,z)]e-iωt}

(2)

式中：ω為圓頻率；t為時間。

入射波速度勢可根據(jù)線性波理論得到，輻射波和繞射波速度勢需結合滿足的控制方程及相應邊界進行求解。得到速度勢后可將其代入線性化的伯努利方程得到結構物表面壓力分布p，從而通過積分得到作用于結構上的波浪力F2[5]，具體公式為

(3)

F2=?s-pnds

(4)

式(3)和式(4)中：ρw為海水密度；z為計算處距自由面垂直距離；n為結構物表面單位外法線向量；s為結構物的濕表面積。

1.3 環(huán)境條件

所選取的環(huán)境條件如下：水深為320 m；五十年一遇和十年一遇的10 min平均風速分別為39.1 m/s和34.1 m/s；五十年一遇的波浪譜峰周期和有效波高分別為10 s和8.2 m，十年一遇的波浪譜峰周期和有效波高分別為9.2 s和6.8 m。

1.4 計算工況

浮式風電結構所受環(huán)境載荷主要包括風載荷、浪載荷等，依據(jù)所受載荷選取工況分為極限工況和操作工況。正常操作工況為額定風速和十年一遇波浪條件作用下工況，極限工況分為2類：極限波浪工況為十年一遇風速與五十年一遇波浪作用下工況；極限風況為五十年一遇風速與十年一遇波浪作用下工況[6]。

2 大兆瓦風機載荷計算

2.1 大兆瓦漂浮式風機介紹

截至目前，世界上已經(jīng)安裝的單臺漂浮式風機示范項目兆瓦數(shù)集中在2.0～5.0 MW級，安裝水深基本在60 m以上。葡萄牙和法國于2011年和2018年分別安裝的樣機功率均為2.0 MW，挪威在2009年安裝的樣機功率為2.3 MW，日本在2013年和2017年安裝的樣機功率分別為2.0 MW和5.0 MW，日本在2016年安裝的半潛式風機功率達7.0 MW[2]。值得一提的是，在2020年我國東方電氣的10 MW海上風機成功下水[7]。東方電氣的10 MW風機創(chuàng)造單機容量亞太地區(qū)最大、全球第二大紀錄，標志著中國在大兆瓦風機研究設計方面的突破[8]。

綜上所述，各分類方案的優(yōu)先排序為：方案一＞方案三＞方案二，即方案一（基于有害垃圾單獨投放的干濕（易腐垃圾、其他垃圾） 兩分法）為現(xiàn)階段最適合于?？谑芯用駞^(qū)的生活垃圾分類投放方案。

對于小批量示范項目來說，目前唯一建成的位于英國蘇格蘭附近的北海區(qū)域，項目采用5臺西門子6.0 MW機組，裝機容量達30.0 MW。其他處于在建中的小批量示范項目單機容量較大，多數(shù)為6.0～10.0 MW。位于葡萄牙的Wind Float Atlantic項目共由3臺維斯塔斯公司生產(chǎn)的8.4 MW機組構成，第1臺機組于2019年7月成功安裝。英國在蘇格蘭海域在建的Kincardine項目由5臺維斯塔斯公司生產(chǎn)的9.5 MW機組和1臺2.0 MW機組組成，裝機容量為49.5 MW[2]。

圖1和圖2分別為西門子公司以及中國東方電氣集團有限公司與中國長江三峽集團有限公司聯(lián)合生產(chǎn)的三葉海上風力發(fā)電機。

圖1 西門子公司6 MW風機[9]

圖2 東方電氣集團有限公司與中國長江三峽集團有限公司10 MW風機[7]

2.2 風機載荷計算

風機選用NREL的5.0 MW級風機[10]以及我國金風科技公司出產(chǎn)的6.7 MW級和8.0 MW級風機[7]，風機載荷FH可由貝茨公式計算得到：

(5)

FH=pHAs

(6)

式(5)和式(6)中：pH為風機掃掠面積的平均作用力；ρa為空氣密度；CFB為阻力因數(shù)，一般取8/9；Vt為風機額定風速；As為風機掃掠面積，可由葉片半徑計算得到。結構所受風機載荷及相關參數(shù)如表1所示。由表1可知：隨風機功率增大，其系統(tǒng)尺度也隨之增大，尤其是風機載荷隨功率顯著增長。

表1 風機載荷及相關參數(shù)

3 Spar型浮式支撐結構設計

3.1 模型介紹

基準浮式支撐結構選用NREL的5 MW級OC3 Spar平臺[10]，平臺設計概念來源于挪威的Hywind海上風電項目。平臺主體采用Spar型式，具有設計簡單、適合建模且易于商業(yè)化的特點。平臺上部風機采用三葉片結構，下部柱體結構采用三點系泊形式，約束位于水線以下70 m處。塔筒和平臺的詳細結構參數(shù)[10]如表2和表3所示。

表2 塔筒結構參數(shù)

表3 平臺結構參數(shù)

3.2 基于比例因子設計法的支撐結構設計

采用比例因子設計法對支撐結構進行設計，此方法通過比例縮放的途徑進行結構設計，在基準結構物相關參數(shù)的基礎上確定設計結構的主尺度、質量、剛度和轉動慣量等結構參數(shù)。

采用比例因子設計法需要滿足的設計條件如下：葉片空氣動力學和支撐結構技術都是固定的，材料類型等也沒有改變，同時假設重力與風機推力保持相同的作用效果[11]。采用上述假定條件對支撐結構進行縮放，計算式為

N=N0ηk

(7)

式中：N為設計結構參數(shù)；N0為基準結構參數(shù)；η為比例因子，是設計支撐結構風力渦輪機葉片與原型平臺渦輪機葉片長度的比值；k為縮放值，取決于具體縮放的結構參數(shù)，其中結構主尺度、結構重心、結構質量和結構剛度的縮放值分別為1、1、3、4。6.7 MW級風機和8.0 MW級風機葉片長度分別為77.0 m和87.5 m，計算得到的比例因子分別為1.25和1.42，由此可以在5.0 MW級OC3平臺的基礎上得到6.7 MW級和8.0 MW級支撐結構的結構參數(shù)，如表4所示。

表4 6.7 MW級和8.0 MW級浮式支撐結構參數(shù)

圖3 5.0 MW級結構整體模型及內(nèi)部艙室

4 數(shù)值分析

4.1 水動力分析

對OC3平臺以及6.7 MW級和8.0 MW級設計支撐結構進行水動力分析，濕表面模型和結構模型的網(wǎng)格劃分分別選0.6 m和1.5 m。現(xiàn)以5.0 MW 級OC3平臺水動力分析為例，濕表面模型如圖4所示。

圖4 OC3平臺濕表面模型

環(huán)境水深為320 m，入射波浪頻率變化范圍為0～120 s，頻率間隔為2 s，入射波浪方向變化范圍為0°～90°，角度間隔為15°。經(jīng)計算得OC3平臺以及6.7 MW、8.0 MW級支撐結構的四自由度響應幅值算子(Response Amplitude Operator，RAO)分別如圖5～圖7所示。

圖5 OC3平臺四自由度RAO

圖6 6.7 MW級設計支撐結構四自由度RAO

圖7 8.0 MW級設計支撐結構四自由度RAO

將各兆瓦級支撐結構的水動力分析結果匯總如表5所示。

表5 不同功率浮式風電結構固有周期 s

在對設計支撐結構進行水動力計算時，采用將OC3平臺參數(shù)通過比例因子縮放法得到的結構重心和質量進行計算。與OC3平臺相比，計算結果在垂蕩方向上收斂峰值較高，將設計支撐結構阻尼上調7%后得到較為理想結果。

由表5可知：不同兆瓦級支撐結構在4個自由度上的固有周期隨著風機功率的增大呈現(xiàn)延長趨勢，其中在縱蕩和艏搖兩個自由度上各兆瓦級支撐結構的固有周期均大于120 s；各兆瓦級支撐結構縱蕩方向的RAO在縱搖固有周期上也存在峰值，說明結構在這2個自由度的運動存在一定的耦合。

4.2 結構強度分析

4.2.1 結構應力隨風機功率變化規(guī)律

風機載荷作用于塔筒頂部，上部機艙和風機葉片質量采用等效質量點代替，作用于塔筒上的風載荷簡化為集中力與相應彎矩，波浪載荷采用三維勢流理論進行計算，通過靜力分析，可得到結構在各種工況下的總體應力。

保持浮式支撐結構不變，分析結構應力響應隨風機功率變化規(guī)律。在基準平臺(OC3 Spar)上分別施加5.0 MW、6.7 MW和8.0 MW級風機載荷，風機載荷產(chǎn)生的應力大小分別如圖8～圖10所示。

圖8 OC3平臺整體及塔筒應力(5.0 MW級風機載荷)

圖9 OC3平臺整體及塔筒應力(6.7 MW級風機載荷)

圖10 OC3平臺整體及塔筒應力(8.0 MW 級風機載荷)

將風機載荷產(chǎn)生的應力與波浪載荷產(chǎn)生的應力進行疊加后得到支撐結構在操作工況下的整體應力，同時計算得到上部安裝5.0 MW級風機時基準平臺在極限風況和極限波浪工況下的結構整體應力。結構整體應力及塔筒應力最大值總結如表6和表7所示。

表6 OC3平臺操作工況結構應力

表7 OC3平臺極限工況結構應力

對于組合結構的板材，根據(jù)中國船級社(CCS)規(guī)范，結構屈服強度校核公式為

σeq=σS/S

(7)

式中：σeq為結構許用應力；σS為材料的屈服強度；S為結構安全因數(shù)，在組合工況下取1.11[6]。鋼材選用Q345鋼，計算得到結構的許用應力為310 MPa。表6中OC3平臺在加載5.0 MW級風機載荷時強度可滿足要求，在加載6.7 MW級和8.0 MW級風機載荷時結構整體應力均超過許用應力[12]。同時由表6和表7可知，在極限工況下結構最大應力較低，操作工況為風機支撐結構設計的主要工況。這是由于在風速處于極限狀態(tài)時，風機處于停機保護狀態(tài)，風機的風壓面積變?yōu)槿~片的迎風面積，此時塔筒風載荷占據(jù)主要地位，結構最大應力較低。

由表1、表6和表7可知，風機功率的提升伴隨著葉片長度的增長和輪轂高度的增高。當風機功率從5.0 MW增大至6.7 MW和8.0 MW時：葉片長度分別增長25.2%和42.3%；風機推力載荷也分別由887 369 N增大至1 593 003 N和1 990 187 N，增大比例分別為79.5%和124.3%；風機推力載荷的迅速提升也導致結構最大應力的增大，結構最大應力分別由179 MPa增大至322 MPa和402 MPa，提升比例為82.3%和127.6%。

4.2.2 設計支撐結構強度分析

將6.7 MW級風機載荷和8.0 MW級風機載荷加載在OC3平臺上后，平臺的強度不能滿足要求，采用第1節(jié)中提到的比例因子縮放法對5.0 MW 級風機支撐結構進行設計，結構主尺度質量等參數(shù)相應增大，并完成強度分析。6.7 MW級風機和8.0 MW級風機支撐結構在操作工況下產(chǎn)生的最大應力分別為281 MPa和322 MPa，操作工況下設計支撐結構應力結果如圖11所示。由圖11可知，8.0 MW級設計支撐結構的強度仍未滿足要求。

圖11 設計支撐結構應力

現(xiàn)采取調節(jié)外板厚度的方式對支撐結構進行優(yōu)化。6.7 MW級和8.0 MW 級風機設計支撐結構外板厚度分別從0.010 m調至0.035 m和0.040 m，優(yōu)化后的結構整體應力及分艙應力結果如圖12～圖14所示。

圖12 優(yōu)化后結構整體應力

圖13 6.7 MW級支撐結構分艙應力

圖14 8.0 MW級支撐結構分艙應力

由圖12～圖14可知：采用調節(jié)板厚的應力消減方法可以使支撐結構應力得到有效降低，6.7 MW級和8.0 MW級設計支撐結構的應力分別由281 MPa和322 MPa變?yōu)?43 MPa和251 MPa，分別降低13.5%和22.0%。

5 結 論

風機功率的增大伴隨著風機葉片長度和輪轂高度的增加，從而導致風機載荷增大。采用NREL提出的OC3 Spar浮式結構，采用不同功率風機，進行操作工況下和極限工況下結構應力分析，結果顯示：與5.0 MW級風機載荷相比，6.7 MW級和8.0 MW級風機載荷分別提高82.3%和127.6%；支撐結構最大應力與5.0 MW級風機載荷加載相比也隨之增加79.5%和124.3%。隨著風機功率增大，風機載荷和結構應力都隨之顯著增大，沿用5.0 MW級風機支撐結構難以滿足大功率風機的強度要求。

采用比例因子設計法對支撐結構進行設計，得到6.7 MW級和8.0 MW級風機載荷加載下的應力結果，結構最大應力分別為281 MPa和322 MPa。

與風機載荷加載在基準平臺的結構最大應力322 MPa和402 MPa相比，設計支撐結構應力分別減小12.7%和19.9%?？梢钥闯?，隨著風機功率的提升，需要將支撐結構尺度隨之增大。在采取比例因子設計法后，支撐結構應力減小，但8.0 MW級支撐結構仍未滿足強度要求，因此進一步采用增加外板厚度的應力消減方法，關鍵節(jié)點應力顯著減小。