不同风速对单桩式海上风电机组塔筒动态特性的影响

doi:10.12096/j.2096-4528.pgt.22153

不同风速对单桩式海上风电机组塔筒动态特性的影响

樊昂, 李录平, 刘瑞, 欧阳敏南, 陈尚年

长沙理工大学能源与动力工程学院，湖南省长沙市 410114

Research on Dynamic Characteristics of Monopile Offshore Wind Turbine Tower Under Different Wind Speed Conditions

FAN Ang, LI Luping, LIU Rui, OUYANG Minnan, CHEN Shangnian

School of Energy and Power Engineering, Changsha University of Science and Technology, Changsha 410114, Hunan Province, China

收稿日期: 2023-08-20

基金资助:

国家自然科学基金项目. 62173050

Received: 2023-08-20

作者简介 About authors

樊昂(1997)，男，硕士研究生，主要研究方向为大型风电机组塔筒动态特性，fanang010033@163.com；

李录平(1963)，男，博士，教授，主要研究方向为动力机械状态检测与故障诊断，本文通信作者，cs_liluping@163.com；

刘瑞(1986)，男，博士，讲师，主要研究方向为动力机械设备设计与优化，liurui200472156@126.com；

欧阳敏南(1998)，男，硕士研究生，主要研究方向为动力机械状态检测与故障诊断，oy52620680@163.com；

陈尚年(1997)，男，硕士研究生，研究方向为动力机械状态检测与故障诊断，920191849@qq.com。

摘要

基于ANSYS有限元软件对NREL 5 MW单桩式海上风电机组塔筒系统进行三维实体建模，在考虑土构耦合与叶轮旋转作用下，模拟分析不同风速对塔筒结构动态响应特性的影响。选取机组切入风速3 m/s与切出风速25 m/s区间内6种平均风速及与之对应的叶轮转速作为模拟工况，分析结果表明：随着风速和叶轮转速的增加，塔筒结构的模态频率逐渐增大，前两阶模态频率变化最为明显；塔筒位移量峰值增大，但增幅减小，位移量呈非线性增长趋势；塔筒等效应力值随之增大，但变化趋势与位移量不同，大致为线性增长；塔筒疲劳寿命急剧下降，但都远超实际工作时长，疲劳损伤与安全系数危险值主要分布在塔筒底部与单桩处，与最大等效应力分布位置吻合。

关键词： 海上风电机组 ; 塔筒 ; 风速 ; 叶轮转速 ; 土构耦合 ; 动态特性

Abstract

Based on the ANSYS finite element software, the NREL 5 MW monopile offshore wind turbine tower system was modeled in 3D. The influence of different wind speeds on the dynamic characteristics of the tower structure was simulated and analyzed under the full consideration of the soil structure coupling effect and the impeller rotation. The six average wind speeds and the corresponding impeller speeds in the interval between the cut-in wind speed of 3 m/s and the cut-out wind speed of 25 m/s were selected as simulation conditions. The analysis results show that, with the increase of wind speed and impeller speed, the modal frequency of the tower structure gradually increases, and the first two modal frequencies change most obviously. Moreover, the peak value of the tower displacement increases as the wind speed and impeller speed increases, but the amplitude decreases. The displacement shows a non-linear growth trend. The equivalent stress value of the tower increases as the wind speed and impeller speed increases, but the change trend is different from the displacement, which is roughly linear. The fatigue life of the tower decreases sharply, but they are far more than the actual working hours, the fatigue damage and safety factor hazard values are mainly distributed at the bottom of the tower and at the single pile, consistent with the maximum equivalent stress distribution position.

Keywords： offshore wind turbine ; tower ; wind speed ; blade rotation speed ; soil-structure interaction ; dynamic characteristics

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本文引用格式

樊昂, 李录平, 刘瑞, 欧阳敏南, 陈尚年. 不同风速对单桩式海上风电机组塔筒动态特性的影响. 发电技术[J], 2024, 45(2): 312-322 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.22153

FAN Ang, LI Luping, LIU Rui, OUYANG Minnan, CHEN Shangnian. Research on Dynamic Characteristics of Monopile Offshore Wind Turbine Tower Under Different Wind Speed Conditions. Power Generation Technology[J], 2024, 45(2): 312-322 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.22153

0 引言

海上风能的开发目前已经受到了全世界各国的广泛关注。近年来单桩式风电机组已经成为最流行的海上风电结构形式之一，应用十分广泛^[1]。塔筒作为风电机组的重要组成部件，工作环境恶劣、受力复杂，其动态特性直接影响着风电机组的安全运行^[2-3]。随着机组容量的不断增加，叶片尺寸和塔筒高度也越来越大，这对塔筒的振动特性、响应特性以及稳定性都提出了更高的要求。分析研究塔筒结构的动态特性对于保证风电机组的安全可靠性具有重要意义。对此本领域研究人员进行了大量的研究工作，以获得更加符合工程实际的塔筒动力学特性。

在以往有关塔筒的研究中，通常不考虑风力发电机组周围环境风速与运行状态，而在工程实际中，风速会影响机组气动载荷，同时导致叶轮转速变化，而叶轮转速又会直接影响塔筒结构性能^[4-5]，仅考虑额定风速下风电机组塔筒动力特性是不够的，因此在模拟研究时要充分考虑由环境风速以及对应叶轮转速所产生的影响。

在有关塔筒性能研究中，许多学者对塔筒模型进行简化处理^[6-7]，一方面忽略塔筒与叶片之间的相互作用，将叶轮、机舱等结构用集总质量点来考虑^[8-9]，或简化为两自由度系统^[10]；另一方面忽略土体与单桩的相互作用。而研究发现，旋转工况下的叶轮会产生动力刚化效应^[4]，并通过与塔筒的相互作用对塔筒动态特性造成较大影响^[11]；同时土构耦合(soil-structure interaction，SSI)会改变塔筒振动特性和动力响应^[12]，降低塔筒固有频率^[13]。因此在进行模拟计算时，为使结果更接近工程实际情况，要将2种相互作用充分考虑在内。

笔者采用有限元软件ANSYS对NREL 5 MW单桩式海上风电机组进行整体建模，模拟分析塔筒在不同风速下的动力响应。在建立风电机组塔筒结构三维实体模型的基础上，同时施加了叶轮旋转作用与土构耦合作用。为全面考察不同叶轮转速对运行中机组塔筒动力响应的影响，选取6种风速工况，以及与之对应的叶轮转速进行分析，定量研究不同风速对塔筒动力学行为的影响。

1 风电机组计算模型

1.1 NREL 5 MW单桩式海上风电机组模型

NREL 5 MW单桩式海上风电机组整体结构模型如图1所示。该风电机组模型的叶片采用聚酯材料，塔筒和单桩材料为钢，风电机组结构材料属性^[14]见表1，机组主要参数^[14]见表2。

图1

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图1 单桩式海上风电机组三维实体模型

Fig. 1 Three-dimensional solid model of monopile offshore wind turbine

表1 风电机组结构材料属性

Tab. 1 Structural material properties of wind turbines

结构名称	密度/(kg/m³)	杨氏模量/GPa	泊松比
叶片	1 850	38	0.3
塔筒	7 850	210	0.3
单桩	7 850	210	0.3

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表2 NREL 5 MW单桩式海上风电机组主要参数

Tab. 2 Main parameters of NREL 5 MW mono-pile offshore wind turbine

项目	参数	数值
基础描述	额定功率/MW	5
	切入、额定风速/( $m \cdot s^{- 1}$ )	3、11.4
	额定转速/(r/min)	12.1
	转子配置	3叶片
叶片	转子直径/m	126
	轮毂高度/m	100
	轮毂直径/m	3
	叶片长度/m	61.5
塔筒	塔筒高度/m	90
	塔顶、塔底外径/m	3.87、6
	塔顶、塔底壁厚/m	0.027、0.054
单桩	单桩长度/m	75
	单桩外径/m	6
	单桩壁厚/m	0.054

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1.2 不同工况选取

本文从NREL 5 MW风电机组切入风速3 m/s与切出风速25 m/s区间内，选取6种平均风速及与之对应的叶轮转速作为模拟工况，见表3，其中工况3为风电机组额定工况。风速与转速之间关系由式(1)决定：

表3 6种模拟工况

Tab. 3 Six simulation conditions

参数	工况1	工况2	工况3	工况4	工况5	工况6
平均风速/( $m / s$ )	3.0	7.2	11.4	16.0	20.4	25.0
叶轮转速/(r/min)	6.9	9.6	12.1	12.1	12.1	12.1

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r_{t s} = \frac{ω R}{V}

(1)

式中： $r_{t s}$ 为叶尖速比； $ω$ 为风电机组旋转角速度，rad/s；R为风电机组风轮半径，m；V为风速，m/s。平均风速与叶轮转速关系如图2所示。

图2

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图2 平均风速与叶轮转速关系曲线

Fig. 2 Curve of relationship between average wind speed and impeller speed

由于实际风电机组有变桨系统，使得叶轮转速不会超过额定转速12.1 r/min，为使模拟结果接近工程实际，设置风速大于额定风速11.4 m/s的工况，即工况4—6中，叶轮转速保持为12.1 r/min。

1.3 单桩式海上风电机组结构运动数学模型

单桩式海上风电机组结构运动微分方程^[15]表达式为

M \ddot{X} (t) + C \dot{X} (t) + K X (t) = F

(2)

式中： $M 、 C 和 K$ 分别为机组结构的质量矩阵、阻尼矩阵和刚度矩阵； $\ddot{X} (t) 、$ $\dot{X} (t)$ 和 $X (t)$ 分别为结构运动的加速度向量、速度向量和位移向量； $F$ 为载荷向量。

$C$ 采用Rayleigh阻尼^[14]：

C = α M + β K

(3)

[\frac{α}{β}] = \frac{2 ω_{i} ω_{j}}{ω_{j}^{2} - ω_{i}^{2}} [\begin{matrix} ω_{j} & - ω_{i} \\ - \frac{1}{ω_{j}} & \frac{1}{ω_{i}} \end{matrix}] [\frac{ξ_{i}}{ξ_{j}}]

(4)

式中： $α$ 、 $β$ 为瑞利阻尼系数； $ω_{i}$ 、 $ω$ _j 分别为第i阶和第j阶振型自振频率； $ξ_{i}$ 、 $ξ$ _j 分别为第i阶和第j阶振型阻尼比。

对系统进行模态分析时，视结构做无阻尼自由振动，方程式(2)变为：

M \ddot{X} (t) + K X (t) = 0

(5)

设方程式(5)的解可以表示为如下形式：

δ (t) = φ s i n (ω t)

(6)

式中： $φ$ 为自由振动响应振幅列向量； $ω$ 为系统自振频率。

将式(6)代入式(5)得到

(K - ω^{2} M) φ = 0

(7)

考虑叶轮旋转产生的动力刚化效应，需要通过静力计算向模态分析施加预应力：

K^{*} X (t) = F

(8)

将得到的刚度矩阵施加于模态分析微分方程，式(7)变为

(K_{0} - ω^{2} M) φ = 0

(9)

式中结构整体刚度矩阵 $[K_{0}]$ 表达式为：

K_{0} = K + K^{*}

(10)

这就是考虑叶轮旋转产生动力刚化效应的结构模态分析微分方程。同理，机组结构运动微分方程可以表示为

M \ddot{X} (t) + C \dot{X} (t) + K_{0} X (t) = F

(11)

1.4 叶轮旋转作用的施加

风电机组运行时，叶轮的旋转与变形会导致叶片刚度增大，出现动力刚化效应。不同的叶轮转速对塔筒振动特性带来的影响也会有所区别^[16]。将叶轮旋转产生的离心力作为预应力形成离心刚度矩阵，在进行有限元模拟时，将其叠加到机组模态和瞬态刚度矩阵上，以此来考虑叶轮旋转对塔筒动态特性产生的影响。

在叶轮以一定速度旋转时，叶片的应变张量 ε 为：

\{\begin{array}{l} ε_{x x} = \frac{\partial u}{\partial x} \\ ε_{y y} = \frac{\partial v}{\partial y} \\ ε_{z z} = \frac{\partial w}{\partial z} \end{array}

(12)

\{\begin{array}{l} ε_{x y} = \frac{1}{2} (\frac{\partial u}{\partial y} + \frac{\partial v}{\partial x}) \\ ε_{y z} = \frac{1}{2} (\frac{\partial w}{\partial y} + \frac{\partial v}{\partial z}) \\ ε_{x z} = \frac{1}{2} (\frac{\partial w}{\partial x} + \frac{\partial u}{\partial z}) \end{array}

(13)

式中 $u 、 v 和 w$ 分别为位移向量在x、y和z方向上的分量。

动力刚化效应下的应力-应变关系^[16]为

σ = σ^{r} + H ε

(14)

式中： $σ$ 为叶片应力，MPa； $σ^{r}$ 为初始应力，MPa；H为弹性模量，MPa。

叶片在旋转过程中产生的离心力总和为

N_{r} (i) = \sum_{r}^{r = R} m (r) Ω_{r}^{2} Δ_{r}

(15)

式中：r为叶片i点到转轴中心的距离，m；m(r)为单位长度质量，kg； $Ω_{r}$ 为叶片旋转速度，r/min； $Δ_{r}$ 为单位长度，m。

由叶片旋转引起的刚度矩阵表示为：

K^{*} = [\begin{matrix} \frac{N_{1}}{L_{1}} & \frac{- N_{1}}{L_{1}} \\ \frac{- N_{1}}{L_{1}} & \frac{N_{1}}{L_{1}} + \frac{N_{2}}{L_{2}} & \frac{- N_{2}}{L_{2}} \\ \frac{- N_{2}}{L_{2}} & \frac{N_{2}}{L_{2}} + \frac{N_{3}}{L_{3}} \\ ⋱ & \frac{- N_{n - 1}}{L_{n - 1}} \\ \frac{- N_{n - 1}}{L_{n - 1}} & \frac{N_{n - 1}}{L_{n - 1}} + \frac{N_{n}}{L_{n}} \end{matrix}]

(16)

式中 $L_{i}$ 为i单元长度，m。

为尽量提高模拟结果的真实度，在有限元模型中赋予叶片与轮毂2个部件初始旋转状态，而机舱、塔筒与单桩等结构由于在真实情况下并不旋转，因此没有考虑这些结构所形成的几何刚度矩阵。

1.5 土构耦合作用的施加

单桩式风电机组的基础为长空心钢制单桩，这种细长的柔性结构与周围土体的相互作用是不能忽视的^[17]。通过直接建立土体模型来模拟土构耦合作用。选择机组土体模型的直径为80 m，高60 m，模型上下共分为3层：上层厚度15 m，土质为淤泥质粉质黏土；中层厚度15 m，土质为粉砂；底层厚度30 m，土质为粉质黏土。土质参数采用江苏某海上风电场实测参数，见表4。

表4 海上风场土质实测参数

Tab. 4 Measured soil quality parameters of offshore wind farms

参数	淤泥质粉质黏土	粉砂	粉质黏土
有效重度/( $k N \cdot m^{- 3}$ )	7.6	9.6	9.9
剪切波速/( $m \cdot s^{- 1}$ )	110.0	190.0	210.0
剪切模量/MPa	21. 7	70. 8	97. 2
弹性模量/MPa	56. 4	184	252. 7
泊松比	0.3	0.3	0.3

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桩土接触底部采用硬接触形式，侧向采用摩尔库伦摩擦罚函数形式，通过摩擦系数定义接触面关系，表述为

τ_{c} = μ P

(17)

式中： $τ_{c}$ 为接触面滑移临界切应力，MPa； $μ$ 为摩擦因数； $P$ 为接触压力，MPa。

土体边界条件为：底边三向固定约束，外侧径向位移约束。模型中将单桩内部填充物考虑为混凝土。土体与单桩模型内部截面示意图如图3所示。

图3

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图3 土体与单桩模型内部截面示意图

Fig. 3 Schematic diagram of the internal cross-section of the soil and monopile model

由于三维模型本身没有重力作用，土体模型内没有任何应力，并非现实中的初始状态。为减小模拟计算误差，在进行动态分析之前对土体模型进行初始的应力平衡。

1.6 模型网格划分

为保证计算结果精度与计算效率，网格选择占用计算资源较少的四面体网格和质量较高的六面体网格相结合，在单桩与土体接触处细化网格^[18]。由于土体模型结构简单、尺寸较大，且本文着重分析塔筒性能，因此设置土体模型网格尺寸大于机组结构网格尺寸。

共设置4种网格划分方案，见表5。以工况3，即额定工况下机组整体位移量为算例，进行网格无关性验证，结果如图4所示。由图4可知，方案3计算量合理，网格质量满足要求，算例结果与方案4高度吻合，故选择方案3作为本文网格划分方案。

表5 网格划分方案

Tab. 5 Meshing division scheme

参数	方案1	方案2	方案3	方案4
机组网格尺寸/mm	1 000	750	500	500
土体网格尺寸/mm	2 000	2 000	2 000	1 000
总单元数	359 320	408 432	534 033	2 794 423
总节点数	515 230	593 260	805 936	3 868 600
平均元素质量	0.824 9	0.803 03	0.851 31	0.878 21
平均Skewness值	0.232 54	0.263 09	0.209 1	0.188 38

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图4

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图4 网格无关性验证结果

Fig. 4 Mesh independence verification results

2 载荷计算模型

2.1 脉动风载荷

湍流风的风速时程由平均风速和脉动风速组成，选取平均风速为3、7.2、11.4、16、20.4、25 m/s共6种风速，脉动风功率谱选取规范IEC 61400-3中Kaimal模型^[19]，额定工况11.4 m/s时100 s脉动风速分布如图5所示。

图5

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图5 平均风速11.4 m/s时 100 s脉动风速分布图

Fig. 5 100 s distribution diagram of fluctuating wind speed when the average wind speed is 11.4 m/s

作用在风电机组上的风载荷值按式(18)—(23)确定。

风剪切采用指数模型：

V_{h} = V {(\frac{h}{h_{u b}})}^{α}

(18)

式中：V_h 为距地面h米处风速，m/s； $α$ 为切变系数； $h_{u b}$ 为轮毂高度，m。

作用在塔筒的风压载荷^[20]：

F_{z} = \frac{1}{2} ρ A_{t} {V_{h}}^{2} C_{e}

(19)

式中： $ρ$ 为空气密度， $k g / m^{3}$ ； $A_{t}$ 为塔筒受风面积， $m^{2}$ ； $C_{e}$ 为阻力系数。

风轮水平轴向推力：

F_{t} = \frac{1}{2} ρ A_{b} V^{2} C_{t}

(20)

式中： $A_{b}$ 为掠叶面积，m²； $C_{t}$ 为推力系数。

叶片气动载荷切向力：

F_{y} = \frac{1}{2} ρ A V^{2} C_{P}

(21)

式中 $C_{P}$ 为风电机组风能利用系数。

叶轮旋转力矩：

M_{r} = 9 950 P γ / Ω

(22)

式中： $P$ 为机组功率，W； $γ$ 为发电效率； $Ω$ 为叶轮转速，r/min。

叶轮俯仰力矩：

M_{p} = \frac{4 ρ}{27 B} π R^{3} (V_{2}^{2} - V_{1}^{2})

(23)

式中： $B$ 为叶片数；V₁和V₂分别为叶轮中心上、下2/3叶片长度处风速，m/s。

设置所有载荷总时长100 s，步长为0.1 s。由于篇幅限制，在此展示额定风速11.4 m/s下塔筒顶部脉动风载荷100 s时程曲线，如图6所示。

图6

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图6 额定风速下塔筒顶部脉动风载荷100 s时程曲线

Fig. 6 100 s time history curve of fluctuating wind load at the top of the tower under rated wind speed

2.2 海浪载荷

本文采用线性波浪理论描述海浪运动，将风电机组附近海洋视为无黏性、有势的理想流场^[21]。单桩属于细长结构，作用其上的海浪载荷采用Morison方程^[22]来计算，该方程认为作用于柱体上的海浪力可分为水平惯性力项和水平拖曳力项两部分：

F_{w a v e} = F_{m} + F_{d}

(24)

F_{m} = \int_{- d}^{η} C_{m} ρ_{w} \frac{π D^{2}}{4} \ddot{u} d z

(25)

F_{d} = \int_{- d}^{η} C_{d} ρ_{w} \frac{D}{2} \dot{u} |\dot{u}| d z

(26)

式中： $F_{m}$ 为惯性力，kN； $F_{d}$ 为拖曳力，kN； $C_{m}$ 为惯性力系数； $ρ_{w}$ 为水密度，kg/m³；D为结构直径，m； $C_{d}$ 为拖曳力系数； $\dot{u}$ 为海浪水质点速度，m/s； $\dot{u}$ 为海浪水质点加速度，m/s²；d为水深，m；η为海浪高度，m。

由于单桩式海上风电机组是典型的高耸柔性结构，其自身的变形与位移会影响海浪中水质点的速度与加速度，因此要对式(25)、(26)进行修正：

F_{m} = \int_{- d}^{η} C_{m} ρ_{w} \frac{π D^{2}}{4} (\ddot{u} - \ddot{v}) d z

(27)

F_{d} = \int_{- d}^{η} C_{d} ρ_{w} \frac{D}{2} (\dot{u} - \dot{v}) |\dot{u} - \dot{v}| d z

(28)

式中： $\dot{v}$ 为结构自身水平速度，m/s； $\ddot{v}$ 为结构自身加速度，m/s²。

海浪载荷100 s时程曲线如图7所示。在本文模拟计算中，海浪载荷的施加位置在单桩高于海床之上的部分，即单桩结构在土体模型之上的部分。

图7

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图7 100 s海浪载荷时程曲线

Fig. 7 100 s wave load time history curve

3 不同工况塔筒动态特性分析

3.1 模态特性分析

通过ANSYS Workbench软件Modal模块进行机组结构模态分析。施加不同转速的叶轮旋转初始状态，将旋转产生的离心力作为模态分析的预应力，然后形成离心刚度矩阵并将其叠加到模态刚度矩阵上，以此来考虑叶轮旋转产生的动力刚化效应对塔筒模态特性的影响。

由于工况3以后叶轮转速不再变化，动力刚化效应产生的刚度矩阵也不会变化，因此工况4、5、6下模态情况不予考虑。通过有限元计算，得到前3种工况下塔筒前六阶模态频率值，见表6。

表6 前3种工况下塔筒结构模态频率值

Tab. 6 Modal frequency values of the tower structure under the first three simulation conditions

模态阶数	叶片静止工况/Hz	工况1计算值/Hz	变化率/%	工况2计算值/Hz	变化率/%	工况3计算值/Hz	变化率/%
一阶频率	0.154 92	0.159 51	2.966	0.163 74	5.697	0.169 28	9.27
二阶频率	0.158 08	0.162 62	2.869	0.166 67	5.431	0.172 36	9.03
三阶频率	0.643 33	0.646 74	0.531	0.648 99	0.880	0.649 57	0.97
四阶频率	0.735 98	0.740 37	0.597	0.742 10	0.832	0.743 50	1.02
五阶频率	0.890 43	0.902 10	1.310	0.911 10	2.321	0.954 75	7.22
六阶频率	1.364 94	1.410 45	3.334	1.421 00	4.107	1.437 70	5.33

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由表6可知，在工况1下，塔筒前两阶固有频率增幅约为2.966%和2.869%；在工况2与工况3下，塔筒前两阶固有频率增幅便分别达到5.697%、5.431%、9.27%、9.03%。风速与转速的增加使塔筒结构模态频率与增幅都逐渐变大。这是因为叶片旋转产生了动力刚化效应，并且通过塔筒与叶片的耦合作用影响了固有频率，因此对塔筒动力特性进行分析时需要充分考虑风速与转速的影响。

3.2 位移响应特性分析

风电机组塔筒位移量是对其进行安全监测与评估分析的重要参量。通过Transient Structure模块进行机组结构瞬态位移响应分析。首先施加脉动风载荷与海浪载荷，进行静力学分析，然后通过APDL命令流将预应力几何刚度矩阵叠加到瞬态分析刚度矩阵上。得到不同工况下机组整体瞬态响应位移云图，如图8所示。

图8

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图8 不同工况下机组整体瞬态响应位移云图

Fig. 8 Cloud diagram of the total displacement of the transient response of the overall unit under different simulation conditions

由图8可知，机组整体位移最大值出现在叶尖处，塔筒前后方向位移(x方向)与侧向位移(z方向)最大位移量均出现在塔筒顶部，下文着重分析顶部位移量。

6种工况下位移量如图9所示。可以看出机组整体位移量与塔筒前后方向、侧向位移量都受风速和叶轮转速变化影响，随着风速与转速增加，位移量峰值增大，但增幅减小，位移量呈非线性增长趋势。

图9

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图9 塔筒瞬态响应位移量随平均风速变化曲线

Fig. 9 Variation curve of tower transient response displacement with average wind speed

由图9可知，机组整体位移量变化最为明显，工况1到工况2位移量变化值为497.03 mm，增幅为69.55%；工况2到工况3位移量变化值为578 mm，增幅为47.7%；而在工况3之后位移变化量和增幅明显减小，位移量分别是164.9、164.6、164.6 mm，增幅分别减小为9.21%、8.42%、7.77%。

塔筒顶部前后方向瞬态响应位移量在工况1到工况2变化值为293.37 mm，增幅为69.43%；工况2到工况3位移量变化值为340.97 mm，增幅为47.63%；而在工况3之后位移变化量和增幅同样明显减小，位移量分别是97.3、97.1、97.1 mm，增幅分别减小为9.2%、8.41%、7.76%。塔筒顶部前后方向的位移量增幅与机组整体位移量增幅基本一致。

塔筒顶部侧向瞬态响应位移量在工况1到工况2变化值为129.66 mm，增幅为160.55%；工况2到工况3位移量变化值为152.82 mm，增幅为72.63%；而在工况3之后位移变化量分别为72.15、52.32、76.88 mm，增幅分别减小为19.86%、12.02%、15.76%。这说明叶片旋转速度与风速的变化会对塔筒顶部侧向瞬态响应位移量产生较大影响，但拟合曲线表明总体增长趋势与机组整体位移量、塔筒前后方向位移量基本相似。

3.3 等效应力响应特性分析

对塔筒进行等效应力分析，能够有效地定位结构应力最大点，为传感器位置选取提供依据。通过Transient Structure模块对机组结构进行瞬态响应等效应力分析，得到不同工况下等效应力云图如图10所示。瞬态响应等效应力值随平均风速变化曲线如图11所示。

图10

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图10 不同工况下塔筒结构瞬态响应等效应力云图

Fig. 10 Equivalent stress cloud diagram of tower structure transient response under different working conditions

图11

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图11 塔筒瞬态响应等效应力值随平均风速变化曲线

Fig. 11 Variation curve of equivalent stress value of tower transient response with average wind speed

由图10可知，最大等效应力出现在塔筒底部与单桩处，此处为风电机组运行时较为危险的部位，在进行状态监测时应重点关注此处。

由图11可知，塔筒等效应力值随风速与转速的增加逐渐增大。但与塔筒位移量增长趋势不同，等效应力数值大致为线性增长，这说明风速对其变化起主要作用，而叶轮转速对其影响不大。这是由于在模拟叶轮旋转工况时赋予叶片与轮毂2个部件初始旋转状态，而叶轮旋转工况需要通过与塔筒结构的相互作用才能影响到塔筒的动态特性。因此叶轮旋转工况对塔筒顶部的位移量变化影响较大，而对等效应力值的影响会被塔筒这个高柔性结构减弱。

3.4 疲劳损伤特性分析

为保障风电机组在复杂多变的风速工况下安全运行，塔筒必须具有足够的疲劳强度，能承受循环振动载荷的冲击。选择IIW^[23]关于结构钢焊接接头疲劳强度的推荐S-N曲线作为塔筒结构材料S-N曲线的基本形式，如图12所示。

图12

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图12 塔筒结构材料 S-N 曲线

Fig. 12 Tower sructural material S-N Curve

基于Miner 疲劳累积损伤理论，通过ANSYS Workbench软件，在应力分析的基础上对塔筒进行疲劳损伤特性分析。6种工况下塔筒结构疲劳寿命曲线如图13所示。由图13可知，在额定风速下，塔筒疲劳寿命为654 529 h，工作时长满足设计要求；各个工况下疲劳寿命都远超实际工作时长，该机组在超额定风速下可正常运行，无需停机。

图13

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图13 塔筒结构疲劳寿命随平均风速变化曲线

Fig. 13 Variation curve of fatigue life of tower structure with average wind speed

额定工况下塔筒疲劳损伤分布云图与疲劳安全系数云图如图14所示。可以看出，疲劳损伤与安全系数危险值主要分布在塔筒底部与单桩处，与最大等效应力分布位置吻合。

图14

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图14 塔筒结构疲劳损伤分布与安全系数云图

Fig. 14 Fatigue damage distribution and safety factor cloud map of tower structure

4 结论

通过有限元模拟，在考虑桩基土构耦合作用下，分析研究了不同转速工况对单桩式海上风电机组塔筒振动特性的影响，其中包括塔筒模态特性、机组整体瞬态响应总位移量、塔筒瞬态响应前后方向与侧向位移量，以及等效应力值。模拟分析得到结论如下：

1）风速与叶轮转速的增加会使塔筒自振频率逐渐增大，且增幅也有所增加，其中最为明显的是前两阶模态频率，先前忽略风速变化的研究可能会导致模态频率结果不够准确；在进行机组设计时应考虑塔筒自振频率的增大，避开共振区域。

2）随着风速和叶轮转速的增加，结构位移量峰值增大，但增幅减小，位移量变化曲线总体呈非线性增长趋势；叶轮转速的变化对塔筒动态特性影响要大于风速的变化。

3）随着风速和叶轮转速的增加，等效应力值的峰值逐渐增大，但增幅并未与位移量增幅一致，等效应力数值大致为线性增长；最大等效应力出现在塔筒底部与单桩处，针对此应力集中现象，可以进行结构优化，以减小应力、位移，使结构的应力分布更加均匀，增加结构稳定性，在进行机组状态监测时应重点关注此处。

4）随着风速和叶轮转速的增加，塔筒疲劳寿命大幅下降，但都远超实际工作时长；塔筒结构疲劳损伤与安全系数最大值主要分布在塔筒底部与单桩处，与最大应力分布位置吻合，在设计时应优化此处结构疲劳强度。

参考文献

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文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

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李铮，郭小江，申旭辉，等．

我国海上风电发展关键技术综述

[J]．发电技术，2022，43(2)：186-197． doi:10.12096/j.2096-4528.pgt.22028