贺广零，田景奎，常德生

(1.中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司，北京市100120;2.大唐国际发电股份有限公司，北京市100033)

0 引言

在经历较长时间储备之后，我国即将迈入大规模的海上风电场建设阶段。我国东海、南海风能资源丰富，适宜进行风能开发。然而，在这2个海域，台风频频发生，抗台风设计成为海上风力发电机组设计的重要内容。我国抗台风设计参考的规范(或标准)大多以欧洲的气候环境特征为主要背景，未考虑热带气旋的影响，不适合我国国情。当然，在不计成本的前提下完成海上风力发电机组抗台风设计并非难事，困难的是如何实现海上风力发电机组精细化抗台风设计。为此，本文立足于台风的基本特征，结合海上风力发电机组在台风作用下的失效模式，对抗台风设计进行探索。

1 台风基本特征

台风对我国东南沿海影响广泛(见图1)。气象统计结果表明，1949—2012年热带气旋登陆我国大陆共531次，其中台风153次，强台风38次，超强台风6次。由于台风具有影响区域广、风向变化率大、风切变大、持续时间长、伴随强流巨浪等诸多特点，对风电场的破坏力惊人:基础倾覆、塔筒折断、叶片撕裂、机舱罩损坏等，经济损失巨大。为了抵御台风的破坏，降低经济损失，需要进行海上风力发电机组抗台风设计。

图1 我国近海台风统计结果Fig.1 Statistics of offshore typhoons in China

1.1 极值风速大

超大的极值风速则是台风的突出特征。2003年9月2日，13号台风“杜鹃”在汕尾登陆，登陆时中心附近最大风力达到12级，附近某风电场测得极值风速为57 m/s。2004年8月12日，14号“云娜”台风登陆浙江，最高风速达58.7 m/s，为1956年以来登陆中国大陆的最强台风［1］。2006年5月18日，1号强台风“珍珠”穿过南澳岛，在广东澄海登陆，登录时中心附近最大风力为12级，南澳某风电场测得瞬时风速高达到56.5 m/s。2006年8月10日，第8号超强台风“桑美”在浙江苍南沿海登陆，登陆时中心附近最大风力为17级(60 m/s)，中心气压为92 kPa，浙江苍南霞关观测到的极值风速为68.0 m/s，福建福鼎合掌岩观测到的极值风速为75.8 m/s。理论上，风电场测得的极值风速要比实际情况小，因为测风系统在遭遇台风时通常就损坏了，无法捕捉之后更大的瞬时风速。

迄今，海上风力发电机组多依据IEC规范或者GL规范进行抗台风设计。其中，IEC 61400—1标准“Wind Turbine Generator Systems– Part 1:Safety Requirements”［2］将风力发电机组设计等级分为4级，分别对应的参考风速为 50、43.5、37.5、30 m/s。GL规范“Guideline for the Certification of Offshore Wind Turbines”［3］亦将风力发电机组设计等级分为4级，分别对应的参考风速为50、42.5、37.5 m/s和S(依据现场确定)。不难发现，尽管GL规范提出了第4种参考风速(即依据现场确定极值风速)，大大提高了规范的权威性，但总体上这2种规范对于台风风速的规定与我国实际情况有较大出入，并不适合我国具体国情。因此，在我国海域进行海上风力发电机组抗台风设计时，有必要提出适合我国国情的台风极值风速模型。目前，国内已有部分科研机构正在进行这方面的研究，并取得了一定的成果［4-5］。

我国各海域的极值风速各不相同，但总体布局有一定的规律性。一般，我国海域50年一遇最大风速的规律为:东海和黄海风速由南向北递减，其中东海风速为35.0～55.0 m/s;北黄海和渤海海域由于受台风影响次数较少，不作详细分析;南海风速由西向东递增，风速变化于35.0～70.0 m/s;江苏近海风速为25.0～35.0 m/s，杭州湾和长江口风速为30.0～40.0 m/s;浙江中南部、福建北部近海，热带气旋引起的大风最强，风速达45.0～50.0 m/s;福建中南部近海，由于台湾岛对台风的阻挡和削减作用，其受台风影响程度明显比其南北相邻海域小，风速为40.0～45.0 m/s;海南省东南海域、广东东部近海，受台风影响程度较其他海域大，风速大于45.0 m/s;由于雷州半岛和海南岛对台风的削弱作用，北部湾海域风速小于40.0 m/s。

由于极值风速随着时间的推移、气候的调整而变化，故而如何准确预测将来要发生的极值风速是一大难题。倘若单纯地以过去的实测极值风速作为现今的设计风速，即忽略极值风速的时间效应，则很有可能低估极值风速，从而留下安全隐患。比较合理的方法是认为极值风速是一个随机变量，满足某种概率分布模型，并依据实测极值风速确定模型中的各项待定参数。在给定超越概率的条件下，即可根据该概率分布模型预测将来可能出现的极值风速。由于热带气旋出现的随机性很大，对于某一具体地点而言，有些年份可能遭遇多次，有些年份可能1次都没有，因此常规的极值分布模型(如极值Ⅰ型分布、Weibull分布等)未必适用，需要建立能够全面描述这种风速序列特征的极值分布模型。为此，文献［4］提出了Poisson－Gumbel联合分布模型，能够较为客观地预测未来可能出现的极值风速。进一步地，借助分形特征分析，文献［6］能够从更长的时间尺度范围内实现极值风速分析与预测，以满足实际工程需要。

1.2 非平稳性强

假如随机过程的随机特征随时间变化，则称该随机过程是非平稳的［7］。风速是一种典型的随机过程，具有一定的非平稳性，而台风风速的非平稳性要远胜于一般风速。众所周知，风速可分为平均风速和脉动风速，风速的非平稳性通常是指其脉动性，可通过脉动风速来体现。然而，对于台风风速而言，其非平稳性不仅体现在风速的脉动性，而且也包括平均风速自身强烈的非平稳性。若将台风中的平均风速部分提取出来，发现其不再是一条直线(即平均风速不再是一个常数)，而是一条类似于墨西哥帽形状的曲线(见图2)。台风风速的强非平稳性可以通过湍流强度(定义为10 min脉动风速的标准差与平均风速的比值)来衡量。实测数据表明，台风中心的湍流强度可达到0.6～0.9，远大于无台风时的湍流强度(＜0.1)。高强度湍流将导致17级台风瞬时风速突破100 m/s，此时风力发电机组将承受巨大的风荷载。

图2 台风平均风速曲线Fig.2 Average wind speed curve of typhoon

研究台风非平稳性的主要目的在于分析由其导致的动力效应，并进而确定在台风情况下的结构动力放大系数。在现有的设计规范当中，动力放大系数的确定方法均立足于常规风速，并未考虑到台风风速的强非平稳性。因此，依据现有的规范进行抗台风设计，极有可能低估结构的动力响应。鉴于此，在进行结构抗台风设计时，宜依据场地实测台风风速时程进行结构随机动力响应分析，获取较为准确的动力放大系数。如果不具备条件，则应考虑台风风速的强非平稳性，提出适合台风风速的动力放大系数确定方法。事实上，台风风速的强非平稳性与风力发电机组的结构强度破坏和疲劳失效休戚相关。台风风速的强非平稳性会导致较大的风力发电机组极端荷载，依据经典随机振动理论，将产生较大的结构随机动力响应，从而引起结构强度破坏。此外，由于产生的结构随机动力响应幅值较大，在反复循环荷载作用下亦容易引发疲劳失效。

1.3 风向变化快

当台风经过时，测风点的风向在数小时内发生根本性的变化，变化角度通常会超过45°，甚至可能达到180°，亦即之前的北风、东北风转为南风、西南风［8］。

风向的剧烈变化对风力发电机组的影响也极为显著，表现在:

(1)对于已经顺桨停机的变桨矩风力发电机组而言，风向突变意味着主风向从风力发电机组的正前方转到侧面，整个风力发电机组的受风面积也随之改变。一般来说，如果风力发电机组失去偏航能力(偏航系统在遭遇台风时可能损坏)，则90°侧吹时塔筒平均倾覆力矩将比对风时大约增加37%，从而直接威胁到结构安全。

(2)侧风和湍流使风叶受力最不利，继而造成风力发电机组的偏航系统损坏。

1.4 与巨浪同步

由于环境特点，海上风力发电机组需要承受海风、波浪、地震等多重随机荷载。一般来说，台风、巨浪、强震等多重极端荷载难以同时出现。尤其对于台风和强震，其间并不存在必然的物理关系，因而同时出现的概率极小。但台风和巨浪则不同，由于其间存在直接的能量传递关系，二者同时出现的概率大为提高，即:台风通常伴随风暴潮。依据拟层流风浪生成机制［9］，随着台风的不断发展和加强，波高也随着风速的增大而增高，波高与风速大致成正比关系，且二者峰值之间存在一个时间差。西北太平洋50个台风的波浪统计资料表明，在台风初始阶段，海面上虽有较大风速，但波高不大，通常是台风外围有约3 m的大浪，而在台风中心附近有4～5 m的巨浪。在台风发展阶段，波高也随着台风风速的增大而增加。当台风发展到成熟阶段时，风速不再增大，而大风范围逐渐向外扩展，在这个阶段内，波高也已充分成长，波高不再增大，而巨浪区的范围向台风外围扩展。当台风处于消失或者减弱阶段，风速随之减小，但台风影响的海域仍有较大的波高。台风中心的巨浪形成后，就从台风中心向四周传播。

海上风力发电机组在台风与巨浪联合作用下，除结构强度破坏和疲劳失效，还容易出现海床过度冲刷、剪切破坏、海床液化等海床失稳现象［10］，兹不赘述。

2 海上风电机组失效模式

2.1 整体倾覆

海上风力发电机组在台风作用下，如果基础尺寸或者埋深不够，将导致基底大面积脱开，进而结构整体倾覆。这种结构失效形式又称为颠覆性破坏，将带来巨大的经济损失。2003年9月，台风“鸣蝉”登陆日本冲绳群岛的宫古岛，造成1台500 kW变桨距风力发电机组由于基底脱开而倾覆。2006年8月，台风“桑美”登陆我国东南沿海，浙江苍南鹤顶山风电场有2台750 kW风力发电机组因台风风速过大、结构不能满足抗倾覆要求而被“连根拔起”(见图3)。值得说明的是，鹤顶山风电场风机基础采用二次浇筑而成，先浇筑一块正方形的钢筋混凝土底板，然后再将基础筒置于该底板上进行第二次浇筑，上、下2部分通过预留插筋连成一体。显然，分2次浇筑严重破坏了结构的整体性，插筋数量、强度及锚固长度又不满足抗台风要求，因而留下了较大安全隐患。不难发现，风机基础结构形式不合理、结构尺寸及埋深过小是结构整体倾覆最为重要的原因。由于海上风力发电机组整体倾覆会导致巨大的经济损失，在设计过程中应当规避这种颠覆性破坏。

图3 风力发电机组整体倾覆Fig.3 Overall overturning of wind turbines

2.2 塔筒破坏

对于风力发电机组而言，塔筒刚度远不如基础，但塔筒底部却要承受与基础相近的荷载。塔筒中最为薄弱的环节是塔筒底部且未设置加强环的部位，尤其是塔筒门处存在明显的应力集中，通常容易出现结构局部屈服(材料达到抗拉强度或者抗扭强度)或者局部屈曲现象。2003年3月，台风“埃丽卡”登陆西南太平洋上新喀里多尼亚岛，造成岛上洋李风电场5台V27桁架式风力发电机组由于塔筒底部失效而倒塔。2003年9月，宫古岛上2台400 kW失速型风力发电机组在塔筒门处折断，验证了塔筒门处为结构薄弱环节。2006年8月，浙江苍南鹤顶山风电场有3台600 kW的风力发电机组因塔筒底部失效而倾倒(见图4)。其中，有1台风力发电机组塔筒与基础环连接处的螺栓因弯矩过大被拉断，说明螺栓的安全裕度并不大。另外2台初步判断为塔筒局部环节比较薄弱而被拉断或者压屈。由于塔筒破坏亦属于颠覆性破坏，在设计过程中也应当避免。

图4 风力发电机组塔筒失效Fig.4 Failure modes of wind turbine towers

2.3 叶片损毁

在风力发电机组中，叶片刚度远小于基础与塔筒，是柔性最大的构件。此外，为了捕捉更多的风能，叶片通常采用较为复杂的结构形式，故其风致振动形式及失效模式亦复杂多样，其中以叶片根部折断、叶片局部弯剪扭破坏为主。叶片根部容易折断，是因为叶片根部的弯矩与剪力通常最大。一般来说，叶片会同时承受弯矩、扭矩及剪力，在三者共同作用下，叶片会在局部缺陷处形成纵向、横向2条主裂纹。在反复荷载持续作用下，裂纹逐渐扩展为裂缝，当纵向裂缝与横向裂缝完全贯通时，叶片局部脱落而损毁。2003年3月，台风“埃丽卡”造成洋李风电场12台V27风力发电机组叶片失效。2003年9月，台风“杜鹃”引发红海湾风电场9台V47风力发电机组叶片破坏。2006年8月，浙江苍南鹤顶山风电场有15台风力发电机组叶片损毁(见图5)。在各风电场损坏的叶片当中，叶根折断较多，局部脱落亦不少。为此，在叶片生产过程中，应进一步加强叶片局部缺陷的检测力度，以增强叶片的抵御台风的能力。

图5 风力发电机组叶片失效Fig.5 Failure modes of blades

3 抗台风设计

海上风力发电机组抗台风设计是在充分认识台风基本特征以及在台风作用下海上风力发电机组失效模式的基础上，形成科学合理的抗台风设计理念，并提出行之有效的抗台风举措，以确保海上风力发电机组实现“两阶段”抗台风设计:在遭遇最大风速小于设计风速的台风时，其主要结构和部件没有损坏;而在遭遇最大风速超出设计风速的台风时，其破坏损失控制在预期范围内，而不发生颠覆性破坏，在台风过后，海上风电场可以迅速修复投运。

3.1 抗台风设计理念

3.1.1 设计理念Ⅰ

抗台风设计应避免颠覆性破坏。在遭遇台风侵袭时，如果发生风力发电机组倒塔，不仅风力发电机全损，风力发电机组支撑结构(包括塔筒与基础)亦彻底失效，甚至风力发电机组运输安装费用、部分输变电工程也受牵连损失，对于海上风电而言，这部分费用甚至超过风力发电机组本身，这种台风损失称之为颠覆性破坏。因此，为有效规避颠覆性破坏，应该根据风力发电机组各部件失效造成的损失来确定各部件的安全系数，基础、塔筒、机舱、轮毂、叶片的安全系数依次降低。同时，要非常谨慎地计算和设计叶片强度，在必要的情况下“丢车保帅”，即允许叶片在超过设计风速的超强台风中屈服破坏，以降低风力发电机组整体风荷载，避免更为严重的破坏。在现有的风力发电机组结构设计规范中，均采用荷载安全系数法以确保风力发电机组结构安全达到一定的可靠度，且大部分荷载安全系数取为1.35。根据上述的原则，对于一些重要的部件，不妨将其安全系数提高到1.5～1.7，以保证整体结构可靠度达到预期水平。

对多家经历台风侵袭的风电场进行统计后发现，叶片损毁是最常见的失效模式，叶片失效约占总结构失效的75%，塔筒破坏约占15%，整体倾覆约占10%。可以肯定的是，这种分配趋势跟设计理念基本一致，但分配比例还有待商榷。事实上，仍需要进一步提高支撑结构(塔筒与基础)的安全系数，降低塔筒破坏、整体倾覆的概率，以避免倾覆性破坏带来的巨大损失。

3.1.2 设计理念Ⅱ

实现基于可靠度的抗台风设计。在抗台风设计中，若将海上风力发电机组结构设计得非常牢固，在遭遇极为罕见(如100年一遇)的台风时，所有结构及部件丝毫无损，这也未必尽然合理:因为在这种情况下，结构成本会大幅度提高，与结构设计中的安全与经济均衡原则相违。此外，由于海上风力发电机组支撑结构属于工业构筑物，其结构失效在大部分情况下不涉及人身安全问题(不主张工作人员在台风期间去现场维修，维修工作可以选在台风过后风和日丽的某一天)，相比民用建筑而言，可以适当降低其结构可靠度。至于可靠度可以降低到何种水平，则跟国家的经济发达程度休戚相关。总体上，倘若国家经济较为发达，不妨相应提高结构可靠度，反之亦然。此外，从投资商的角度来看，收益最大化将是确定结构可靠度的重要依据。如果大幅度提高结构可靠度，例如风力发电机组在遭遇100年一遇的台风时结构可靠度为99.9%(相应的失效概率为0.1%)，则需要将结构建造得极为牢固，前期投资将会很大。如果将结构可靠度适当降低，例如结构风力发电机组在遭遇100年一遇的台风时结构可靠度为99%(相应的失效概率为1%)，此时结构仍然较为牢固，但前期投资会大幅度降低。即便在未来20年的设计周期里不幸遭遇了100年一遇的台风，100台风力发电机组里有1台失效，带来了一定的经济损失，但从总投资来看，还是较为合理的。因此，确定可靠度阈值的指挥棒是投资收益最大化，并且与国家经济发达程度紧密相关。

3.2 抗台风举措

3.2.1 引入结构振动控制技术

海上风力发电机组抗台风设计本质上是安全与经济的博弈，引入结构振动控制技术将促使其达到一个较为理想的平衡。迄今，工程界已经逐渐达成一个共识:结构振动控制是一门颇为神奇的技术，拥有着让人难以想象的投入产出比。在建筑工程以及桥梁工程中，被动控制技术已经能够游刃有余地应用，主动控制技术亦逐渐获得了认可，二者均在实际工程中取得了极好的效果。但在能源工程当中，结构振动控制技术的应用尚属凤毛麟角。鉴于此，研发了适用于海上风力发电机组的2种阻尼器形式，并获得了2项实用新型专利技术(基于TLCD的风力发电高塔振动控制系统，专利号201020593903.2;基于圆环形TLD的风力发电高塔振动控制系统，专利号201020593873.5)，两者振动控制原理为:粘滞液体随着风力发电机组的振动而晃动，液体的晃动对管壁产生动压力，此动压力提供抑制振动的控制力。图6为调谐液体柱形阻尼器，主要借助阻尼器中晃动的粘滞液体耗能，因而制作方便，成本较低。该阻尼器可通过U型管底面与机舱底面固定连接，从而能够较为便利地置于风力发电机组机舱内部。图7为圆环形调谐液体阻尼器，除制作方便、成本较低之外，由于该阻尼器是圆环形，可以提供360°制振，任何方向上都能发挥控制效果。因为该阻尼器呈圆环形，故而能够方便地置于风力发电机组塔筒中。

在遭遇台风时，调谐液体阻尼器能够在短时间内消耗大量能量，从而维护海上风力发电机组整体结构安全，有利于实现抗台风设计。此外，在未遭遇台风侵袭之时，调谐液体阻尼器亦能有效控制海上风力发电机组振动幅度，以延长其工作寿命，并增加其运行稳定性。值得一提的是，与常规抗台风措施相比，阻尼器具有体积小、重量轻、成本低、效果佳、配置灵活等优点，在实际应用当中，有望达到四两拨千斤的效果。

3.2.2 采用钢筋混凝土塔筒

一般来说，钢结构由于自重轻、延性好、变形能力强，其抗震性能要优于混凝土结构。然而，对于结构抗风性能而言，结论未必如此。首先，尽管钢结构自重较轻，由于作用于结构上的风荷载与自重关系不大，而与结构形状、迎风面积、自振周期等因素紧密相关，所以作用于钢筋混凝土结构上的风荷载未必大于钢结构，研究表明:在装机容量相同的情况下，作用于钢筋混凝土塔筒上的风荷载要明显小于钢塔筒［11-12］。其次，综合各国的情况，钢结构的阻尼比一般为 0.01～0.02，钢筋混凝土结构的阻尼比为0.03～0.08。显然，钢筋混凝土的阻尼比要远大于钢结构，塔筒(见图8)拥有较大的阻尼比，故而能够消耗较多的能量，对抗台风设计有利。此外，钢筋混凝土塔筒还有耐腐蚀性好、造价低廉、自重较大等优点。风力发电机组基底弯矩与水平荷载均较大，对海上风力发电机组更是如此，若此时结构自重荷载较大，对海上风力发电机组整体结构抗倾覆、控制风机基础基底脱开面积将是很有帮助的。

图8 钢筋混凝土塔筒Fig.8 Concrete wind turbine tower

3.3 其他抗台风举措

与“三水准”抗震相似的是，海上风力发电机组抗台风设计亦大体可分为“三水准”:当台风来临时，风力发电机组宜启动偏航系统;如果不足以抵抗台风，还可进行机械刹车，此时最好能保持叶片空转以消耗台风能量;倘若仍然不够抵御台风，可以考虑牺牲叶片以保证风机基础与塔筒的安全，等台风过去之后，再将新的叶片或者修复的叶片重新安装。

4 结论

(1)台风具有极值风速大、非平稳性强、风向变化快、与巨浪同步等基本特征，这些特征与海上风力发电机组抗台风设计紧密相关。

(2)海上风力发电机组在台风作用下的常见失效模式为整体倾覆、塔筒失效、叶片破坏等。

(3)抗台风设计应避免颠覆性破坏，并力争实现基于可靠度的抗台风设计。此外，引入振动控制技术、采用钢筋混凝土塔筒等是较为理想的抗台风举措。

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