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1、海上风电机组塔架和基础一体化设计技术规范目次前 言3 1 范围4 2 规范性引用文件4 3 术语和定义5 4 一般要求6 5 一体化模型6 5.1 一般规定7 5.2 风电机组模型7 5.3 支撑结构模型7 6 环境条件9 6.1 一般规定9 6.2 风资源参数9 6.3 波浪10 6.4 海流10 6.5 水位10 6.6 海冰11 6.7 地震11 6.8 海生物11 6.9 海床冲刷12 6.10 腐蚀12 6.11 其他环境条件12 7 载荷和设计工况12 7.1 一般规定127.2 一体化载荷分析127.3 设计工况137.4 一体化载荷输出148 塔架设计准则及方法14 28.1
2、一般规定148.2 静强度148.3 屈曲158.4 疲劳168.5 共振178.6 涡激振动179 基础设计准则及方法17 9.1 一般规定179.2 安全标准189.3 设计原则199.4 动力分析209.5 疲劳分析2210 一体化设计流程22 10.1 一般规定2210.2 一体化设计流程23附 录 A 波浪凝聚方法24 附 录 B 支撑结构疲劳载荷后处理方法25 参考文献26 海上风电机组塔架和基础一体化设计技术规范1 范围本文件规定了海上风电机组塔架和基础一体化设计方法和流程，包括一体化模型、环境条件及处理方法、载荷分析和设计工况、塔架设计准则及方法、基础设计准则及方法以及一体化设
3、计流程等。本文件适用于海上风电机组塔架和基础一体化设计，陆上风电机和漂浮式海上风电机组可酌情参考。2 规范性引用文件下列标准对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。NB/T 10626海上风电场工程防腐蚀设计规范 GB/T 18451.1风力发电机组设计要求 NB/T 10105海上风电场工程风电机组基础设计规范 NB/T 31029-2012 海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范JTS-145港口与航道水文规范GB/T 31517海上风力发电机组 设计要求GB/T 31519台风型风
4、力发电机组NB/T 10912海冰地区海上风电场工程设计导则GB 50011-2010建筑抗震设计规范GB 712船舶与海洋工程用结构钢GB/T 1591低合金高强度结构钢GB/T 700碳素结构钢JTS 257-2海港工程高性能混凝土质量控制标准 JTS 151 水运工程混凝土结构设计规范GB 50010 混凝土结构设计规范 NB/T 10311陆上风电场工程风电机组基础设计规范SY/T 10049海上钢结构疲劳强度分析推荐作法GL 2010风机认证指南IEC 61400-1:2019: Wind turbines Part 1: Design requirementsIEC 61400-3
5、-1:2019: Wind energy generation systems Part 3-1: Design requirements for fixed offshore wind turbinesDIN EN 1993-1-6: 2010-12: Eurocode 3: Design of steel structures Part 1-6: Strength and stability of29shell structuresAPI RP 2GEO: Geotechnical and Foundation Design Considerations DNV-RP-C212: Offs
6、hore soil mechanics and geotechnical engineering DNV-RP-0585: Seismic design of wind power plants3 术语和定义GB/T 2298、GB/T 2900.53、GB/T 20921 界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1支撑结构 Support Structure海上风力发电机组的一部分，包括塔架和基础。3.2塔 架 Tower海上风力发电机组支撑结构的一部分，连接基础和风轮-机舱组件。3.3腐蚀余量 Corrosion Allowance在设计过程中增加额外的壁厚，以补偿设计寿命期内腐蚀壁厚的
7、削减。3.4极限侧摩阻力 Ultimate Shaft Resistance岩土对桩身侧表面产生的最大摩阻力。3.5极限端阻力 Ultimate Tip Resistance岩土对桩端产生的最大阻力。3.6疲劳 Fatigue循环载荷引起材料性能退化失效。3.7安全系数 Safety Factor考虑载荷的不确定性的一个系数。3.8疲劳损伤 Fatigue Damage由于重复荷载作用而引起的结构材料性能衰减的过程，也就是通常所说疲劳裂纹的发生、发展、形成宏观裂纹、发生破坏的全过程。3.9屈 曲 Buckling杆件或板件在轴心压力、弯矩、剪力单独或共同作用下突然发生与原受力状态不符的较大变形
8、而失去稳定。3.10涡激振动 Vortex-induced Vibration当风吹过非流线型物体时，由于边界层分离会产生旋涡，引起物体在垂直于来风方向上的横向振动。3.11环境条件 Environmental Condition可能影响风力发电机组性能的环境特征（如风、波浪、海流、水位、海冰、海生物、冲刷和海床整体运动等）。3.12外部条件 External Condition影响风力发电机组运行的诸因素，包括环境条件、电网条件和其他气候因素（如温度、降雪、覆冰等）。3.13海上风力发电机组 Offshore Wind Turbine支撑结构承受水动力载荷的风力发电机组。3.14重现期 Re
9、turn Period水文要素值出现一次的平均间隔年数。3.15平均海平面 (Mean Sea Level, MSL)排除波浪、潮汐及风暴影响，在一段足够长时间内的海平面的平均水位高度。3.16有义波高 Significant Wave Height在某海况下的波高统计量，定义为 4 倍的海面高程的标准差；在窄带波频的海况中，有义波高近似等于最大上跨零波高 1/3 的平均值。3.17波谱峰频率 Peak Frequency波谱峰值对应的频率。4 一般要求4.1 一体化设计应基于实际工程项目的特定场址条件进行。4.2 一体化设计流程应包括一体化模型建立、外部条件评估、载荷计算、结构分析。4.3
10、一体化设计应采用包含外部条件和海上风电机组设计状态的所有组合下相关荷载效应的结构动力学模型。 5 一体化模型5.1 一般规定5.1.1 在一体化模型中可对风电机组子系统结构进行合理等效简化，但应计入对系统总体动力特性及 响应有重大影响的所有构件，简化后模型的整体运动性能不应发生改变，如频率、振型等。 5.1.2 几何模型建立应符合下列规定： a） 几何模型应按1:1的比例关系建立。 b） 在确保分析精度的前提下，宜对附属构件、加劲、开孔、连接构造等细节特征进行合理简化。 5.1.3 材料属性应满足下列要求： a） 材料属性单位应与几何模型单位一致。 b） 材料属性输入信息应准确完整，能准确表达
11、各构件的刚度、质量和阻尼特性。 5.1.4 一体化设计时，应对一体化模型整体阻尼进行合理评估，可通过测量和试验进行验证。 5.1.5 海上风电场一体化设计分析时，应针对不同设计工况评估风电机组基础腐蚀的影响，钢结构腐蚀裕量可参照现行行业标准海上风电场工程防腐蚀设计规范NB/T 10626的有关规定进行取值。 5.2 风电机组模型5.2.1 风电机组模型应包含风轮系统、传动系统、偏航系统及控制系统。机组模型应同时满足气动、结构、水动及控制的时程分析要求。 5.2.2 叶片、轮毂、传动链、机舱等风电机组各部件模型应包含几何尺寸、质量、惯性矩、刚度及阻尼等数据。 5.2.3 风电机组模型如需简化，应
12、确保机组模型关键参数不影响海上风电机组整机动力学特性，如频 率、振型等。 5.2.4 控制系统应保证风电机组处于安全状态，且使机组运行最优；控制系统中的安全保护系统应当考虑足够的安全运行阈值。 5.2.5 风电机组制动系统、变桨系统、电气保护系统等模型的要求应满足现行国家标准风力发电机组 设计要求GB/T 18451.1的有关规定。 5.3 支撑结构模型5.3.1 支撑结构模型应包含塔架模型、风电机组基础模型和地基-基础相互作用模型。 5.3.2 塔架模型应包括塔架分段的节点坐标、塔架的截面属性、材料属性以及气动阻力系数等。塔架的法兰、电气设备及内附件可通过加载质量点的形式进行模拟。 5.3.
13、3 塔架可采用空间梁单元进行模拟。 5.3.4 基础结构应当考虑环境条件对其的影响，包括冲刷、腐蚀、海生物附着等因素。 5.3.5 基础结构应考虑所有有效结构和附件质量，以及构件充水而导致的水动力质量。5.3.6 基础结构宜使用合理的力学模型模拟。如果结构的等效是不可避免的，应同时保证等效后模型的刚度和重量与等效前模型相同。 5.3.7 风电机组基础相关结构单元可按下列要求选择： a） 桩基础、导管架等杆件结构可采用空间梁单元或壳单元进行模拟。 b） 混凝土承台、实体重力式基础、板梁式重力基础可采用空间实体单元模拟。 c） 吸力筒、空腔式重力式基础等薄壁结构可采用壳单元进行模拟。d） 由钢板焊
14、接成的复杂结构宜根据实际结构采用壳单元进行模拟。 5.3.8 地基基础模型应能反映不同设计工况对应的泥面以下地基基础结构的刚度特性，宜包含泥面以下地基基础结构的阻尼特性和质量特性。 5.3.9 地基-基础相互作用模型可采用“土弹簧”进行模拟。 5.3.10 地基-桩基础相互作用模型宜按下列规定执行： a） 地基-桩基础相互作用可设置轴向和侧向弹簧模拟桩侧土体与桩身轴向和侧向的相互作用，在桩端设置轴向弹簧模拟桩端的轴向相互作用。 b） 如图1所示，轴向、侧向、桩端三类土弹簧模型可使用t z 、 p y 和 q z 三条曲线描述弹簧的刚度，小直径单桩曲线应满足现行行业标准海上风电场工程风电机组基础
15、设计规范NB/T 10105的有关规定。 图 1 地基-桩基础相互作用的土弹簧模型c） 大直径桩基宜采用数值分析方法。 使用泥面刚度矩阵代替泥下全部的桩土相互作用时，应验证该等效做法对于上部结构的动力效应没有显著影响。 5.3.11 重力式基础的地基-基础相互作用模型可通过在基础底面设置竖向弹簧、侧向弹簧、转动弹簧、扭转弹簧进行模拟。5.3.12 一体化设计时可采用基础泥面处的等效刚度矩阵进行泥面以下地基基础模型的简化分析，等效刚度矩阵应满足下列要求： a） 应考虑海床冲淤影响，极端工况宜考虑基础最大冲淤深度，疲劳工况宜考虑平均冲淤深度。b） 应考虑腐蚀影响，极端工况宜考虑最大腐蚀量，疲劳工况
16、宜考虑平均腐蚀量。 c） 应考虑海生物影响，海生物厚度取值，可参考表1。 d） 宜提供不同荷载水平下的泥面等效刚度矩阵，极端工况宜采用极端环境条件，疲劳工况宜采 用正常环境条件。 5.3.13 筒型基础宜采用三维数值分析方法模拟土体-结构相互作用，确定筒体顶部的等效刚度矩阵。 5.3.14 地基-基础模型宜考虑地基土体循环弱化的影响，桩基础可采用考虑循环的“土弹簧”曲线，其它基础型式宜通过数值分析或土工试验确定。 5.3.15 对于地震工况，如果判定有土壤液化情况，应考虑其对地基基础相互作用刚度和土阻尼大小的影响。 5.3.16 海上风力发电机组的支撑结构阻尼主要包括：材料阻尼、粘性阻尼、辐射
17、阻尼和桩基-土壤阻尼。实际工程项目中一般会将上述多种阻尼等效成支撑结构的结构阻尼，概念设计阶段的建议等效值为0.006，详细设计阶段根据项目场址条件建议等效值为0.006-0.01。 6 环境条件6.1 一般规定6.1.1 波浪参数的观测、模拟、分析收集可参考行业标准海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范NB/T 31029-2012、港口与航道水文规范JTS-145执行。 6.1.2 针对所收集的风资源和海洋水文等环境数据，应验证数据的合理性和可靠性。6.1.3 应考虑风资源和海洋水文数据的相关性，收集工程场区风况和海洋环境长期联合概率分布数据。 若无长期联合概率分布数据，极端环境条件可将
18、对应重现期的不同环境条件进行保守组合来考虑。 6.2 风资源参数6.2.1 应根据现行国家标准风力发电机组设计要求GB/T 18451.1 和海上风力发电机组设计要求GB/T 31517 、台风型风力发电机组GB/T 31519 的有关规定进行风况评估。 6.2.2 应结合机组的运行状态充分考虑机组处于不同状态可能遇到的危险风况，包括但不限于以下风况：EWM极端风速模型、ETM极端湍流模型、EOG极端运行阵风、EDC极端风向变化、ECD极端相干阵风、EWS极端风剪切，具体参照国家标准风力发电机组设计要求GB/T 18451.1的有关规定执行。6.2.3 应根据工程场区的测风结果选择合适的风速概
19、率分布模型，尽可能准确的描述工程场区切入风速到切出风速之间的分速分布，可采用国家标准风力发电机组设计要求GB/T 18451.1中3.63节所述的风速威布尔概率密度分布。 6.2.4 不同风速下的湍流取值应根据实测风资源数据确定。 6.2.5 正常湍流模型中不同风速下的湍流强度由该风速下湍流标准偏差的90%分位数确定，也可使用IEC 61400-1:2019中6.3.2.3节给出的不同风速下湍流强度的概率密度函数（威布尔分布）作为替代。 6.2.6 应根据工程场区气象特点和历史数据考虑机组可能遇到的极端风速和湍流等环境条件。对于台风多发地区，应结合机组配置，评估台风极端风速、台风期间的风向变化
20、、台风期间的湍流等环境条件对机组安全的影响。在缺少数据的情况下，可采用国家标准风力发电机组设计要求GB/T 18451.1-2012中6.3.2.1节所述极端风速模型进行评估。 6.2.7 应根据工程场区特点考虑可能遇到的极端运行阵风情况。对于台风地区，可按台风极端运行阵风EOGT考虑,轮毂高度处的阵风幅值VgustTN可根据国家标准台风型风力发电机组GB/T 31519-2015中5.3.4节所述阵风模型进行计算。 6.2.8 对于非台风地区的机组，轮毂高度处的阵风幅值Vgust可根据国家标准风力发电机组设计要求GB/T 18451.1-2012中6.3.2.2节所述阵风模型进行计算。 6.
21、3 波浪6.3.1 一体化设计前应观测收集工程场区附近不少于1整年的波浪资料，并收集台风引起的风暴潮、涌浪相关资料，分析其特征值。在推算不同重现期波浪要素时，应充分考虑工程海域的水深、地形等自然条件影响，可参考港口与航道水文规范JTS-145的有关规定，亦可通过波浪数值模拟的方法。波浪数值模拟过程中，应根据海区实测短期波浪资料对参数进行校准。 6.3.2 应根据风电场工程海域条件、待模拟海况的恶劣程度和相关使用条件选择合适的波谱。当工程海域波浪主要为风浪时，推荐使用Jonswap谱和Pierson-Moskowitz (PM)谱；当工程海域存在明显的涌浪成分时，可选择双峰谱。 6.3.3 需考
22、虑设计高、低水位下的重现期的设计波浪要素，重现期可考虑1年重现期和50年重现期，具体包括： a） 基于3小时统计周期的有义波高Hs1、Hs50和对应的谱峰周期范围； b） 基于3小时统计周期的最大单波波高H1、H50和对应的周期范围； c） 基于3小时统计周期的超越概率为1%的50年一遇波高H1%及周期。 6.3.4 极端设计单波波高，应按照海况的长期分布，即有义波高Hs和谱峰周期Tp的长期分布，与给定海况下单波波高的联合概率分布确定。当海洋观测数据不足时，对于深水波浪，极端设计单波波高可按下面公式（1）确定。 H = 1.86HS（1） 6.3.5 对照IEC 61400-3-1:2019-
23、04和DNV-ST 0437，可以确定上述公式对应于波高为瑞利分布的海况， 且海况内波数为1000，即超越概率为0.1%。 Hs,ESS (V )g6.3.6 对于极端波浪的周期范围，在缺少数据时可按下式（2）考虑： Hs,ESS (V )g11.1 T 14.3（2）6.3.7 应选取能够导致最大载荷的极大波高的波周期值，一般选取上式的下限值。6.3.8 应考虑风速-波高-周期的联合分布，以确定结构在不同波浪扇区、不同风速、不同波浪下的动力响应。 6.4 海流6.4.1 海流可被视为一个仅随深度变化的具有恒定速度和方向的水平均匀流场。海流宜包含潮流、风海流、环流、涡流、波生流等分量。大洋中海
24、流宜以较稳定的环流为主；近岸海流分析应以潮流和风海流为主，必要时应考虑由于波浪破碎产生的沿岸流和离岸流等。 6.4.2 在缺少各层流速详细数据时，海流模型可参考GB/T 31519-2015中6.3.3节所提供的相应模型。 6.5 水位6.5.1 应考虑不同水位对设计和水动力载荷的影响。 6.5.2 在水位观测统计时，应尽可能收集台风、极端波浪、极端水位的实践历程参数，以考虑期相关性。 6.5.3 在没有详细的相关时域数据时，应假设极端水位、极端风速和极端波浪同时发生。至少应考虑以下极端水位条件，以支撑结构载荷最大的组合情况作为设计条件： a） 50年一遇最高静水位； b） 50年一遇最低静水
25、位；c） 波浪破碎引起的载荷最大时对应的水位；6.6 海冰6.6.1 海冰地区的一体化设计应考虑海冰的影响。工程海冰区划分可参考现行行业标准海冰地区海上风电场工程设计导则NB/T 10912 的规定。 6.6.2 风电场工程的海冰设计标准应结合工程海域海冰调查、周边风电场的分布影响、以及风电机组的使用要求确定，风电场工程的海冰设计重现期宜采用 50 年。 6.6.3 一体化设计前应根据工程海域海冰类型及冰厚，分析1年、50年重现期海冰设计厚度，宜提供工程场区多年的冬季海冰冰厚的概率分布密度函数、不同海冰冰速的方向概率、极限冰厚在不同冰速下的冰荷载时程曲线。 6.6.8 极限冰厚取50年一遇的极
26、大冰厚。 6.6.9 冰厚分布是指在海上风电机组生命周期内的冰厚概率分布，可由实测海冰统计值及外推获得。 6.6.10 冰速-冰向联合分布是以冰向角度、冰速所组成联合概率分布。 6.6.11 由于实测无法获取该项相关性数据，假定风向、冰向各自独立。 6.7 地震6.7.1 对于处于地震活动较强并受地震危害影响较大的海上风电场，地震作为极端的环境条件在风电 机组的载荷计算中是必需考虑和评估的。针对海上风电结构的抗震设计，相关风电机组设计常用国际 规范IEC 61400-3, DNVGL-ST-0437在总体上提出了抗震要求和载荷计算要求，而具体到抗震设计等级、地震动参数选择、地震载荷计算方法，则
27、要求参考当地抗震规范（国内一般采用GB50011）。 6.7.2 按国家规定的权限批准作为一个地区抗震设防依据的地震烈度。一般情况下取50年内超越概率10%（475年一遇）的地震烈度。 6.8 海生物6.8.1 海生物附着会改变结构的水动力特性，影响结构的腐蚀速度。一体化设计应考虑海生物附着对结构尺寸、粗糙度和腐蚀余量的影响。 6.8.2 应根据不同水位高度考虑海生物的厚度不同，具体可分为：泥下区、水下区、浪溅区、大气区 。在没有实测数据支持的情况下，海生物厚度可参考下表1，海生物的密度可按1400 kg/m考虑。表 1 海生物厚度取值表序号 水位高度 厚度 1 MSL +1.5m 以上 0
28、mm 2 MSL +1.5m MSL to MSL 4.0m160 mm 3 MSL 4.0m to MSL 15.0m100 mm 4 MSL 15.0m 以下50 mm 6.9 海床冲刷6.9.1 海床冲刷的分析评估应根据工程场区的海床地质情况、海流和波浪特性、基础型式和防冲刷措施等信息，参考国家及行业标准海上风力发电机组 设计要求GB/T 31517、海上风电场工程风电机组基础设计规范NB/T 10105 的有关规定进行。 6.10 腐蚀6.10.1 一体化设计对腐蚀的考虑应结合场区的水位、波浪情况和防腐措施，参考国家标准海上风力发电机组设计要求GB/T 31517进行。 6.11 其他
29、环境条件6.11.1 宜考虑气温、水温、湿度、盐度、覆冰、涌潮等其它环境条件，环境参数选择设计值时应考虑多种条件同时发生的可能性，并应符合现行国家标准海上风力发电机组设计要求GB/T 31517 及风力发电机组设计要求GBT 18451.1 的有关规定。 7 载荷和设计工况7.1 一般规定7.1.1 一体化载荷分析应结合风电机组特定的控制系统，按照 IEC 61400-1-2019、IEC 61400-3-1-2019、台风型风力发电机组GB/T 31519 的有关规定进行概率组合，确定设计工况。7.2 一体化载荷分析7.2.1 风电机组的载荷应包括重力与惯性载荷，机组整个寿命期内可能遭受的风
30、、浪、流、冰、地震、潮位等环境载荷、机组驱动载荷、船舶撞击载荷、海生物附着载荷及其他可能产生的载荷及作用等。 应使用合适的方法计算各类载荷，必要时通过物理模型试验进行验证。7.2.2 一体化载荷分析的主要内容包含载荷计算方法、载荷设计工况、载荷仿真及后处理载荷输出。7.2.3 风力发电机组的空气动力载荷由平均风速、湍流强度、风轮转速、风剪切、风向变化、空气密度、机组零部件的空气动力外形、支撑结构以及他们之间的相互作用（包括气动弹性作用）确定。7.2.4 对空气动力载荷较为敏感的支撑结构、叶片等细长结构部件，应进行涡激振动评估。7.2.5 水动力载荷的计算可根据实际工程项目的波浪情况、基础尺寸和
31、形状，可参考 Morison 方法或者势流边界元(BEM)方法，同时叠加风载荷的影响。应考虑由于浪涌而产生的水动力载荷，尤其是对于附属装置的设计，宜根据 IEC 61400-3-1-2019 标准考虑。7.2.6 应提供的波浪参数包括：不同重现期的有义波高、谱峰周期、极限波高和其对应的周期等,7.2.7 应提供不同波浪扇区下的风速-波高-周期联合分布，波浪扇区的划分应不少于 12 个。7.2.7 应提供应轮毂中心高度处各风速下的有义波高 Hs 和谱峰周期 Tp 的波浪分布数据，并按照风向玫瑰图中的扇区提供。波高分辨率不低于 0.5m，周期分辨率不低于 2s。7.2.8 应提供轮毂中心高度处各风
32、速下的不同风向和不同浪向叠加后的分布概率。7.2.9 可将各风速下的波浪散点凝聚成一组或者几组具有代表性的波浪特征参数，并将凝聚得到的波浪有义波高和谱峰周期以风速为变量进行多项式拟合，用于修正异常的波浪特征参数和外推相应风速的波浪特征参数，具体做法见附录A。7.2.10 对于渤海湾、北黄海等冬季有冰期的海域，一体化载荷分析中应考虑海冰载荷。7.2.11 海冰载荷计算应提供海冰的基本参数，包含冰期天数、冰厚度极值、海冰挤压强度、海冰弯曲强度和冰速、不同冰厚的概率、不同冰速的方向概率。7.2.12 冰载荷计算应满足现行国家标准海冰地区海上风电场工程设计导则NB/T 10912、IEC 61400-
33、1-2019 标准有关规定。7.2.13 根据项目场区的抗震设防烈度及地震加速度，确定是否计算地震载荷,抗震设防烈度为 7 度及以上时，应进行抗震计算；抗震设防烈度为 8 度以上时，应进行专门研究论证；抗震设防烈度为 6 度时，可不进行抗震计算，但需设置抗震构造措施。7.2.14 地震载荷计算方法可参考 GB 50011-2010建筑抗震设计规范要求。应提供的地震参数包括： 抗震设防烈度、设计基本地震加速度、场地类别、设计地震分组、特征周期、水平地震影响系数最大 值、阻尼比等。7.2.15 地震作为极端的环境条件在海上风电机组的载荷计算中是应评估的，可采用时域全耦合计算方法，也可采用振型叠加反
34、应谱法。7.2.16 海上风力发电机组所在项目场址的抗震设防烈度以及设计特征周期，设计地震动参数，应以国家、省地震局相关单位出具的针对项目场址的地震安评报告中的抗震设防烈度和设计特征周期归档值为准；根据设计地震动参数，在国家标准建筑抗震设计规范GB 50011-2010 中查找地震反应谱。7.2.17 除应考虑上述规定的载荷外，若与下列因素有关也应考虑：非定常空气动力学效应；结构动力特性和振动模态耦合；风电机组控制系统和保护系统的特性；风电机组的叶片或其他部件结冰对气动特性和动态特性的影响。7.3 设计工况7.3.1 风力发电机组一体化设计载荷工况应由机组设计寿命内所经历的外部环境条件与机组运
35、行模式或其他设计工况的组合来确定。应将具有合理发生概率的各相关载荷工况与控制和保护系统动作结合在一起考虑。7.3.2 在风电机组每种设计状态下，应通过对环境条件、电网和其它外部条件进行组合考虑确定设计工况：a） 常规工况是工程项目载荷计算的最低工况要求，载荷工况的设置可参考IEC 61400-3-1-2019 规范，也可根据具体机型特点和当地环境特点对工况表进行修正。b） 对于冬季存在冰期的海域，海冰作为极端的环境条件在风电机组的载荷计算中是应评估的。海冰工况的设置，可参考 IEC 61400-3-1-2019 的要求。c） 对于处于台风多发区的海上风力发电机组，台风作为极端的环境条件在风电机
36、组的载荷计算中是应评估的。台风工况的设置，可参考 GB/T 31519-2015 要求。d） 对于处于地震活动较强并受地震影响较大的海上风电场工程，载荷计算方法和工况可参考GB 50011-2010建筑抗震设计规范要求及 DNV-RP-0585 中的要求考虑。应考虑正常发电时发生地震、地震引起的停机过程、停机后发生地震等工况。7.3.3 在特定的风力发电机组设计中，还应考虑其他与其结构完整性相关的设计载荷工况。7.3.4 在具有确定性风模型的设计工况中，若控制装置能使风力发电机组在达到最大偏航角和/或风速之前停机，则应证明在相同确定性风况变化的湍流条件下，风力发电机组也能可靠地停机。7.3.5
37、 应考虑导致风电机组及支撑结构设计最不利条件的风速。风速范围可用一系列离散值表示，数据应足够多以确保计算精度。7.4 一体化载荷输出7.4.1 后处理变量载荷后处理可分为机头部件载荷后处理和支撑结构截面载荷后处理。机头部件载荷后处理主要包括叶片、轮毂、变桨轴承、偏航轴承、主轴承、发电机等部件的相关载荷；支撑结构截面载荷后处理主要是对塔架和基础结构各截面的载荷进行后处理。7.4.2 极限后处理极限后处理不同的工况采用不同的安全系数和后处理统计规则，具体安全系数和统计规则应按照规范 IEC 61400-3-1-2019 选取。7.4.3 疲劳后处理为了更方便的对风力发电机组结构部件的疲劳强度进行校
38、核，通常通过把仿真时序通过统计手段处理成等效疲劳载荷来评估。为了更合理的评估支撑结构疲劳评估，建议在考虑不同方向上的疲劳载荷情况，具体处理方法见附录 B。8 塔架设计准则及方法8.1 一般规定8.1.1 海上塔架设计应预留更充足的安全系数。同时，塔架与基础共同组成机组的支撑结构，一体化优化时塔架应与基础协同优化，不宜只考虑塔架的极致优化。8.2 静强度8.2.1 塔架静强度根据第四强度理论进行判定，即实际等效应力s v 应小于或等于该处塔架材料的设计应力，见公式（3）。s f y,k vgM( 3 )式中： f y,k 材料屈服强度；g M 材料分项系数。8.2.2 法兰连接1) 法兰连接校核
39、采用参考文献1中的计算方法，单个螺栓扇区的示意图见图 2。图 2 法兰连接螺栓扇区示意图2) 考虑海上机组塔架直径较大，躺运变形明显，为避免吊装时法兰对接困难，需保证法兰的径向刚度，或采取有效的防变形工装。8.3 屈曲8.3.1 塔架的屈曲或失稳是指当塔架承受的载荷超过某一临界值突然失去原有平衡形式或几何形状的现象。塔架稳定性分析通常采用标准 IEC 61400-6 及 EN 1993-1-6。 8.3.2 塔架主体筒体抗屈曲设计除了常规屈曲校核满足以外，还应考虑海上机组直径大导致的径厚比问题，建议径厚比应小于 300，以防止塔架在存放或运输过程中出现变形。 8.3.3 门洞风电机组塔架门洞结
40、构，见图 3。 (a)(b)图 3 风电机组门洞示意图：(a)平面图；(b)剖面图a） 标准门框可采用现行行业标准风机认证指南GL 2010 中的计算方法。对于受限于电气设备导致的非标准门框，应采取有限元对比法进行评估。b） 海上风切变低，机组轮毂高度向下压缩，对于大叶轮机组，常常将登机门洞设置在基础过渡段，应与基础设计方充分沟通门洞的详细设计和分析校核。8.4 疲劳8.4.1 按 IEC 规定的方法进行疲劳损伤的计算及评估，根据图 4 所示的 S/N 曲线和公式（4）所示的疲劳损伤计算方法，计算该区域在设计年限内的累积损伤。图 4 S/N 曲线示意图N ( Ds i g M Scf )mD
41、= nF Ds D 1ii=1ND(4)式中： Ni 马尔科夫矩阵中第 i 个应力区间的应力循环次数；Ds i 马尔科夫矩阵中第 i 个应力区间的应力变化范围； Ds D 部件材料 SN 曲线拐点对应的疲劳强度； ND 部件材料 SN 曲线拐点对应的应力循环次数； g M 材料分项系数； Scf 应力集中系数，如果没有应力集中效应，取 1.0； nF 应力区间数，由 Markvo 矩阵的维度决定； m 材料 SN 曲线斜率的倒数 Ds i g M Scf Ds D 时， m = 3 ，反之m = 5 。 8.5 共振8.5.1 风电机组在正常运行状态下，当外部激励频率与机组整体结构固有频率一致
42、时，会导致塔架发生共振，此共振会导致灾难性后果。 8.5.2 海上机组塔架频率设计校核应与基础设计一体建模，充分考虑基础刚度导致的整机塔架频率 8.5.3 叶轮转动频率（1P），以及叶片通过频率（3P）与整机固有频率 f0,n ，必须满足公式（5）公式（8）要求。 fR 0.9f0,n(5)fR 1.05f0,n(6) fR,m 0.95f0,n(7)fR,m 1.05f0,n(8)式中： fR 正常运行时叶轮的最大旋转频率；fR,m m 个叶轮叶片的跃迁频率； f0,n 整机的第 n 阶固有频率。 8.6 涡激振动8.6.1 在塔架安装过程中，以及风电机组停机维护时，由于风荷载的作用，常常会
43、引起塔架在垂直于风向的方向上发生横向振动，称之为涡激振动。 8.6.2 涡激振动产生的激振力在安装过程及停机维护状态下的累计作用时间可参考文献2。 8.6.3 海上基础吊装窗口小于陆上，而且海上平均风速大，常常面临吊装不能一次完工，涡激振动分析及防涡激振动保障措施应充分提前考虑。 9 基础设计准则及方法9.1 一般规定9.1.1 根据荷载作用效应的不同，应对基础结构进行动力分析和疲劳分析。 9.1.2 结构分析应采用极限状态分析方法，并应符合下列要求： a） 除疲劳计算外，基础结构分析应采用以概率理论为基础、以分项系数表达的极限状态设计方 法。 b） 结构应进行承载能力极限状态和正常使用极限状
44、态的分析计算。 9.1.3 承载能力极限状态应进行海床地基基础承载能力、基础结构或构件的稳定、结构构件或连接件的强度、结构构件的疲劳、是否适于继续承载的其它特定状态等验算，并应符合下列要求： a） 海床地基基础承载能力验算应符合下列要求： 1） 对桩基础应包括桩基轴向抗压拔、水平承载能力验算。 2） 对重力式基础，应包括地基基础承载能力验算。 3） 对存在液化、软弱下卧层等特殊地质条件的地基还应进行专门的承载能力验算。 b） 基础结构或构件的稳定验算应主要包括重力式基础的基础整体抗倾覆、抗滑稳定验算；桩基 础或长细结构压屈稳定验算；板壳结构的局部稳定验算。 c） 结构构件或连接件的强度验算应主
45、要包括受压、受弯、受拉、受剪、受扭和受冲切等强度计 算。 9.1.4 基础承载能力极限状态应符合下式(9)要求： g 0SdRd （9） 式中： g 0 结构重要性系数，取1.1； Sd 承载能力极限状态下作用组合的效应设计值； Rd 结构构件的抗力设计值。 9.1.5 正常使用极限状态应进行下列计算和验算： a） 地基基础变形验算，包括水平变形与倾斜验算、沉降验算。b） 混凝土结构的抗裂或限裂验算。 c） 风电机组系统模态验算。 d） 影响正常运行或耐久性能的其它特定状态验算。 9.1.6 正常使用极限状态作用效应组合，应符合下式(10)规定： SdCd （10） 式中： Sd 正常使用极限状态荷载组合的效应设计值； Cd 结构构件达到正常运行要求所规定的变形、裂缝宽度、沉降等的限值。 9.1.7 一体化设计时，应建立结构与周围介质间的相互作用模型