韦博，刘思国，时闽生

（1.中交第一航务工程局有限公司，天津 300461；2.中交天津港湾工程研究院有限公司，天津 300222）

0 引言

海上风电已成为未来新能源发展的方向之一，海上风力发电潜力巨大[1-2]。负压筒形基础是一种海洋工程基础形式，具有成本低、施工速度快、抗倾覆承载力高、可回收利用等优点，广泛应用于海上油气平台的基础，并逐渐开始应用于海上风电工程[3-4]。随着海上风电领域的迅速发展与风机技术的持续进步，这些大型兆瓦级的海上风机对风机基础的承载能力与稳定性提出了更高的要求[5-8]。负压筒导管架基础作为一种新型的海上风电基础形式，目前国内外的研究很少涉及，还需要进行更深入的研究。本文主要依托于福建长乐外海风电项目，进行负压筒导管架基础施工纠偏过程中的受力分析及承载能力分析，分析结果可作为负压筒导管架基础设计、施工等的依据，并提出相应的施工建议。

1 工程概况

长乐外海海上风电场项目位于福州市长乐区东部海域、闽江口南岸，场址距离长乐海岸线31~50 km海域，平均水深37~45 m，规划面积为58.6 km2。本工程共布置单机容量8 MW及以上海上风力发电机组62台，总装机规模为496 MW，考虑远期周边风电场100 MW风机容量接入，海上升压站设计规模按照600 MW进行设计。本标段选用25台负压筒导管架风机基础，单机容量为8 MW风电机组。

2 模型建立

负压筒及导管架的整体有限元模型如图1所示。

图1 整体结构模型Fig.1 Overall structure model

吸力式导管架基础上部导管架由3根主导管和3层斜撑导管组成，均采用圆形钢管焊接而成，斜撑导管为“X”形连接形式。导管架主导管采用双斜布置方式，主导管顶部间距15.0 m，底部间距28.0 m，直径1.6 m，管壁厚度50~80 mm。导管架3个侧面的斜撑导管直径为0.8~1.05 m，管壁厚度25~50 mm。导管架主体结构均采用船用钢板DH36型钢，节点和变截面钢管采用DH36-Z35型钢。

每个主导管架腿底部钢管通过过渡段与负压筒基础顶盖相连。负压筒导管架基础筒基采用钢制筒，筒基为直筒结构，负压筒顶盖直径10.0 m，壁厚30 mm，负压筒顶盖考虑局部加强。负压筒直径10.0 m，壁厚30~45 mm，总长为20 m，负压筒入土深度20 m，负压筒采用Q355NC型钢材，单台负压筒基础重量约270 t。根据上述参数建立有限元模型，导管架及负压筒加劲肋采用框架单元，负压筒采用壳单元。

3 纠偏受力分析

3.1 计算模型

针对负压筒导管架纠偏进行受力分析，计算情况为A、B、C 3个负压筒不同步着底，其中A负压筒筒底标高较高，需使该筒筒底标高降至与B、C两筒筒底标高相同，完成纠偏。按如下推论简化建立计算模型：

1）纠偏前，整体结构自重与土阻力平衡。

2）纠偏过程中，调节A筒内压强使其在水压、自重作用下下沉，与其连接的导管架腿因支撑力F减小，随之下沉。

因此，计算时将A筒从整体结构模型中去掉，直接用支撑力F取代A筒对导管架腿的作用。偏于安全的，取纠偏前F值为1/3的导管架重力荷载值（2 100 kN）。逐步减小F值，模拟吸力泵系统产生吸力后A筒对导管架腿支撑的减弱过程。计算模型如图2所示，B、C两筒限制筒底3个方向的平动自由度，在模型中钢材容重取为68.5 kN/m3，模拟浮力作用。

图2 纠偏受力分析模型Fig.2 Rectification force analysis model

3.2 位移结果

从导管架结构的x、y、z方向位移云图可以看出，导管架结构x方向位移最大值为84.5 mm，y方向位移最大值为1.68 mm，z方向位移最大值为42 mm。x方向位移最大值出现在导管架顶部，z方向位移最大值出现在导管架腿底部，y方向位移最大值较小。

3.3 应力结果

导管架的Mises应力云图如图3所示。从图中可以看出导管架结构的最大应力为105 MPa，小于强度设计值，导管架结构的强度满足要求。从负压筒的Mises应力云图中可以看出负压筒结构的最大应力为110.65 MPa，位于负压筒顶端，小于强度设计值295 MPa，负压筒结构的强度满足要求。

图3 导管架结构应力云图Fig.3 Stress cloud diagram of jacket

调整作用在导管架腿底部的荷载值，在不同荷载作用下导管架和负压筒的位移及应力最大值如表1所示。从表中可以看出：

表1 导管架和负压筒的应力及位移最大值Table 1 Maximum stress and displacement of jacket and negative pressure tube

1）支撑力为1 400 kN时，负压筒应力最大值为318.2 MPa，大于强度设计值，结构的强度不满足要求，此时吸力为700 kN，筒体内外压强差为8.939 kPa。

2）支撑力为1 500 kN时，负压筒应力最大值为280.2 MPa，小于强度设计值，此时吸力为600 kN，筒体内外压强差为7.662 kPa。

故在负压筒导管架纠偏过程中，建议筒体内外压强差应小于7.5 kPa，留有一定的安全储备。此时导管架偏转角度：

式中：l为导管架的高度57.7 m；sx为导管架在x方向上的位移最大值810 mm。

故建议施工过程中导管架的倾斜角度不应超过0.8毅，与荷兰SPT Offshore公司给出导管架的倾斜角度不应超过1毅的建议相差不大。

4 承载能力分析

4.1 计算模型

针对负压筒导管架施工进行承载能力分析，计算导管架在风、浪、流及自重荷载作用下的应力及位移情况，并计算出各导管架腿部的上拔力或下推力，将其施加在负压筒上，综合考虑土阻力进行负压筒的承载能力分析，确保负压筒与土体之间不会发生相对位移。计算模型如图1所示，导管架腿底部限制3个方向的平动自由度。

4.2 计算工况

1）风荷载

施工气象窗口风速取15 m/s，对应的基本风压约为0.1 kPa，地面粗糙度按A类考虑，体形系数取μs=2，结构宽度按软件进行计算，风荷载作用范围为+42.3~+57.7 m（标高），风荷载作用方向沿x轴正方向。

2）波浪荷载

波浪平均周期取6 s，波高取1.5 m和3 m两种情况，并在波浪荷载中考虑浮力荷载，波浪荷载作用方向沿x轴正方向。

3）水流力

水流力按线性均布荷载作用在导管架上，水流力均布荷载集度按式（2）计算：

式中：l为导管架的直径；V为水流流速，分别考虑1.16 m/s和2.14 m/s两种情况；ρ为海水密度，ρ=1.025 t/m3；Cw为水流阻力系数，取Cw=0.73。

不同直径的导管架杆件上的均布荷载集度如表2所示，最终作用在导管架的均布荷载数值为表中数值在x轴上的投影。取3种工况用于计算，各工况参数取值见表3。

表2 水流力均布荷载集度Table 2 Hydrodynamic uniform load concentration

表3 计算工况参数取值Table 3 Working condition parameter value

4.3 有限元结果

4.3.1 位移结果

在3种工况作用下，导管架结构的最大位移统计见表4，从表中可以看出各方向的位移均比较小，说明导管架结构的刚度满足要求。

表4 导管架结构的最大位移和最大应力Table 4 Maximum displacement and maximum stress of jacket structure

4.3.2 应力结果

在3种工况作用下，导管架结构的最大应力统计见表4，从表4中可以看出导管架结构的最大应力小于强度设计值，导管架结构的强度满足要求。在工况一作用下导管架的应力云图如图4所示。

图4 工况一作用下导管架结构应力云图Fig.4 Stress cloud diagram of jacket structure under working condition 1

4.3.3 节点反力结果

取长度为20 m、直径为10 m的负压筒计算，筒重为2 730.9 kN，负压筒土阻力计算结果见表5，出于安全角度的考虑，侧摩阻力取勘察报告中建议取值范围的最小值，并仅考虑筒外侧土阻力。

表5 负压筒土阻力计算结果Table 5 Calculation result of soil resistance of negative pressure tube

在3种工况作用下，导管架结构对负压筒的最大拔筒力和最大压筒力统计见表6。从表中可以看出，在工况三作用下，导管架对负压筒的上拔力最大为2 428.52 kN，小于负压筒的重力与土阻力的总和20 032.3 kN，此时承载能力满足要求；导管架对负压筒的下推力最大为668.14 kN，与负压筒的重力和为3 399.04 kN，小于筒侧土摩阻力总和17 301.4 kN，此时承载能力满足要求，负压筒与土体之间没有发生相对位移。

表6 负压筒的最大拔筒力和最大压筒力Table 6 Maximum pulling force and maximum pressing force of negative pressure tube

5 结语

1）在负压筒导管架纠偏过程中，建议筒体内外压强差应小于7.5 kPa，留有一定的安全储备。

2）建议施工过程中导管架的倾斜角度不应超过0.8毅。

3）在3种工况作用下，导管架结构的位移和应力较小，导管架结构的刚度和强度满足要求。

4）在3种工况作用下，导管架对负压筒的拔筒力和压筒力满足承载能力要求。