风能发电系统 海上风力发电机组支撑结构一体化设计规范 征求意见稿

1GB/TXXXXX—XXXX风能发电系统海上风力发电机组支撑结构一体化设计规范本文件规定了海上风力发电机组支撑结构一体化设计的外部条件、建模、载荷分析及支撑结构设计要求。本文件适用于固定式和漂浮式海上风力发电机组支撑结构的设计、优化及技术改造。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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。GB/T18451.1风力发电机组设计要求GB/T18709风电场风能资源测量方法GB/T18710风电场风能资源评估方法GB/T19072风力发电机组塔架GB/T31517.1固定式海上风力发电机组设计要求GB/T31519台风型风力发电机组GB/T42600风能发电系统风力发电机组塔架和基础设计要求GB/Z44047漂浮式海上风力发电机组设计要求GB50021岩土工程勘察规范GB/T51308海上风力发电场设计标准3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1支撑结构supportstructure支撑海上风力发电机组的结构，可分为固定式支撑结构和漂浮式支撑结构。其中，固定式支撑结构包含塔架、下部结构及基础；漂浮式支撑结构包含塔架、浮体、系泊及锚固基础。如图1和图2所示。2GB/TXXXXX—XXXX图1固定式支撑结构示意图3GB/TXXXXX—XXXX图2漂浮式支撑结构示意图3.2一体化建模integratedmodeling全面考虑所有外部环境因素对海上风力发电机组运行的影响，建立包含海上风力发电机组、支撑结构以及风力发电机组控制系统的数值分析模型。3.3一体化载荷分析integratedloadanalysis考虑风载荷、波浪、海流、水位变化以及其他环境外载（如地震、海冰载荷等）同时作用下，进行海上风力发电机组支撑结构动力时程响应的耦合载荷计算方法。3.4一体化支撑结构设计integratedsupportstructuredesign综合考虑风力发电机组、塔架、固定式基础、或漂浮式基础以及其他相关组件的设计要求，基于不同设计工况下的一体化载荷时程结果进行结构分析的设计方法。3.5一体化设计integrateddesign全面考虑风力发电机组、塔架、固定式基础、漂浮式基础结构的相互作用，以及环境因素（如风、波浪、海流、海冰、地震等）的影响，进行一体化建模、一体化载荷分析和一体化支撑结构设计的海上风力发电机组支撑结构设计方法。3.64GB/TXXXXX—XXXX调谐质量阻尼器tunedmassdamper（TMD）通过与风力发电机组主结构形成共振来吸收和耗散结构振动能量，从而减小风力发电机组结构振动响应的装置。4符号与缩略语4.1符号下列符号适用于本文件。Hs波浪谱有义波高Tp谱峰周期缩略语Vhub轮毂高度风速Vin切入风速Vout切出风速Vr额定风速4.2缩略语下列缩略语适用于本文件。COD：同向（Co-directional）DLC：设计载荷工况（DesignLoadCase）ECD：方向变化的极端相干阵风（ExtremeCoherentGustwithDirectionChange）ECM：极端海流模型（ExtremeCurrentModel）EDC：极端风向变化（ExtremeDirectionChange）EDCT：台风极端风向变化（ExtremeDirectionChangeTyphoon）EOG：极端运行阵风（ExtremeOperatingGust）EOGT：台风极端运行阵风（ExtremeOperatingGustTyphoon）ESS：极端海况（ExtremeSeaState）EWMT：台风极端风速模型（ExtremeWindSpeedModelTyphoon）EWLR：极端水位范围（ExtremeWaterLevelRange）EWS：极端风切变（ExtremeWindShear）EWM：极端风速模型（ExtremeWindSpeedModel）MIS：方向偏差（Misaligned）MUL：多向（Multi-directional）MSL：平均海平面（MeanSeaLevel）NCM：正常海流模型（NormalCurrentModel）NTM：正常湍流模型（NormalTurbulenceModel）NWP：正常风廓线模型（NormalWindProfileModel）NWLR：正常水位范围（NormalWaterLevelRange）NSS：正常海况（NormalSeaState）SSS：恶劣海况（SevereSeaState）5GB/TXXXXX—XXXX5基本规定5.1一体化设计流程应包括以下步骤：a)外部条件评估：对风况、海洋条件（如波浪、海流、水位、海冰等）、地质条件及地震等进行全面评估，获取必要的环境参数和设计输入数据；b)工况定义：明确设计工况，确定载荷组合和设计要求，涵盖启停机、正常运行、生存、故障及特殊工况；c)建模：建立包括海上风力发电机组、支撑结构（含固定式及漂浮式）、控制系统等的一体化数值分析模型，模型应准确反映结构动力学特性所有外部环境因素的影响；d)载荷分析：采用时程分析方法进行载荷仿真，全面考虑风、波浪、海流、水位、海冰、地震等多种环境载荷与整机系统的耦合作用，评估结构的载荷响应；e)结构设计：根据一体化载荷分析结果进行支撑结构设计，评估其强度、稳定性、疲劳寿命，优化结构参数，确保安全性和经济性；f)迭代优化：根据模拟及试验结果进行循环设计，确保所有设计指标满足要求。5.2一体化设计应采用以分项系数表达的极限状态设计方法，并根据不同工况进行承载能力极限状态和正常使用极限状态分析验算。具体包括以下内容：a)分项系数法：通过引入分项安全系数来考虑各种不确定因素的方法。在极限状态设计中，分项系数法用于评估结构在不同设计工况下的安全性和可靠性；b)设计值计算：将标准值乘以或除以相应的分项系数得到设计值；c)极限状态定义：极限状态包括承载能力极限状态和正常使用极限状态。承载能力极限状态涵盖结构的强度和稳定性，正常使用极限状态涵盖结构的变形和振动等性能。5.3一体化设计应进行包含海上风力发电机组及支撑结构在内的整体动力时程载荷分析并协同支撑结构在统一规范体系内设计。具体应包括以下内容：a)整体动力时程载荷分析：采用时程分析方法，评估风力发电机组及支撑结构在不同工况下的动态响应，包括风载、浪载、流载等多种环境载荷的耦合作用。b)支撑结构协同设计应包括：基于一体化载荷进行塔架、固定式基础和漂浮式基础设计，评估结构的承载能力极限状态和正常使用极限状态。1)塔架设计：考虑海上风力发电机组运行和停机状态下的载荷效应，进行强度、稳定性和疲劳寿命分析；2)固定式基础设计：包括单桩、导管架、吸力筒等，考虑地基土层特性和环境载荷的影响，进行动态响应分析和优化设计；3)漂浮式基础设计：包括浮体和系泊系统等，考虑海洋环境载荷和地质条件的影响，进行承载力和稳定性分析。c)统一规范体系：确保支撑结构设计在统一规范体系内进行，以保证设计的一致性和协调性。遵循相关国家和国际标准，确保设计的科学性和可靠性。d)迭代优化：在设计过程中进行多轮次的迭代优化，基于模拟和实验结果不断改进设计，确保满足所有设计要求和标准。5.4环境条件评估应确保各环境参数及联合概率分布的获取方法合理有效，数据处理过程明确。具体应包括以下内容：a)参数获取方法：获取环境参数包括但不限于：6GB/TXXXXX—XXXX1)风况：通过长期实测数据或高精度风资源评估模型获取年平均风速、风向分布、湍流强度等参数；2)波浪：通过波浪观测数据或波浪数值模型获取波高、波周期、波向等参数；3)海流：通过海流观测数据或海流数值模型获流速和流向等参数；4)海冰：通过现场观测、实验和卫星遥感获取冰厚、冰速、冰向和海冰强度等参数；5)地震：通过地震规范或地震安全性评价获取地震动参数；6)水位：通过水位观测或数值模拟等方法获取水位变化情况。b)数据处理过程：明确数据处理过程，包括数据采集、筛选、校验、分析和存储等步骤。具体包括：1)数据采集：采用高精度仪器和设备进行现场观测，确保数据采集的准确性和完整性；2)数据筛选：对采集数据进行初步筛选，剔除异常值和噪声数据；3)数据校验：采用多种方法对数据进行校验，包括与历史数据对比、模型验证等；4)数据分析：采用统计分析方法对数据进行处理，获取设计所需的环境参数；5)数据存储：建立规范的数据存储系统，确保数据的长期保存和可追溯性。c)数据质量控制：采用严格的数据质量控制措施，确保环境参数的准确性和可靠性。具体包括：1)定期校准观测仪器和设备；2)建立数据质量控制流程，定期审核和更新；3)采用多源数据交叉验证方法，提高数据的可靠性。5.5一体化建模应全面考虑对海上风力发电机组运行产生有利及不利影响的所有外部环境因素。6外部条件6.1一般规定6.1.1海上风力发电机组支撑结构一体化设计应考虑环境及电网等条件对海上风力发电场建设和运营过程的影响。6.1.2海上风力发电机组支撑结构一体化设计应考虑正常运行期间频繁出现的正常外部条件和重现期为1年及50年的极端外部条件，针对漂浮式支撑结构鲁棒性设计还应考虑500年一遇的极端外部条件。6.1.3海上风电场工程区域应有至少1年实测风数据，具体要求应按照GB/T18709的规定，测风数据应包含风速、风向、气温、气压和标准偏差的实测时间序列数据。6.1.4海上风电场测风有效数据的完整率应不低于90%，完整率的计算方法应符合GB/T18710的规定。6.1.5海上风电场工程区域应有至少1年实测逐时水位、波浪、海流等资料，不少于20年实测或数值模拟的长序列逐时水位、波浪、海流等资料及多个典型时段的实测海底地形资料和历史海图资料。相关资料应符合GB/T51308的有关规定，并应按GB/T31517.1的有关规定进行海洋水文环境条件评估。6.1.6在缺少工程区域长期实测数据的情况下，宜使用数学模型开展工程区域不少于20年的海洋水文条件数值模拟，基于模拟结果进行统计分析，确定工程区域任意位置的海洋水文设计要素。数值模拟应采用机理成熟、应用广泛的数值模型工具，且能合理反映所模拟要素在目标海域的物理演化过程。6.2风况6.2.1一体化载荷分析风况条件应根据测风数据确定，采用的风况模型应满足GB/T18451.1的相关规6.2.2风速概率分布模型应根据工程场区测风结果确定，可采用GB/T18451.1中相关计算方法7GB/TXXXXX—XXXX6.2.3海上风电场址不同风速下的湍流取值应根据实测风资源数据确定，且应考虑海上风电场尾流的影响。6.2.4轮毂高度处50年一遇的10分钟平均极端风速宜利用场址邻近参考气象站的扩展资料或数值模型进行评估。在热带和亚热带地区，以热带和温带气旋为主时，可采用蒙特卡洛仿真方法（MCS）评估热带气旋的极端风速，具体方法可参考GB/T18451.1-2022的附录J。6.2.5海上风电场址空气密度的计算应遵循GB/T18710的相关规定。6.2.6若工程场区属于台风多发地区，一体化载荷分析应考虑台风的影响，台风风况应满足GB/T31519的有关规定。6.3波浪6.3.1一体化设计采用的波浪特征参数值应满足：a)正常海况条件应获得轮毂高度的平均风速Vhub、有义波高Hs和谱峰周期Tp的长期联合概率分布及风向和浪向的联合概率分布。b)恶劣海况条件应考虑正常发电工况时有义波高和风速的联合概率为50年一遇，可基于场址的海洋气象数据采用“反向一阶可靠度分析方法（IFORM）”外推确定，具体方法可按照GB/T31517.1-2022附录F；或可采用重现期为50年的有义波高Hs,50作为保守值。c)极端海况条件应考虑重现期为50年和1年的有义波高Hs,50、Hs,1及对应的谱峰周期范围；重现期为50年和1年的单个极大波高H50、H1及对应的波周期范围。6.3.2随机海况的不规则波列宜通过波浪谱进行分析；波浪谱宜根据地理区域、待模拟海况的恶劣程度和相关的使用条件确定。6.3.3海上风电场波浪以风浪为主时，对于已充分成长、无限风区的海浪及疲劳分析时，宜采用P-M（Pierson-Moskowitz）波浪谱或文圣常谱；对于不同成长阶段、有限风区的海浪及极限工况分析时，宜采用Jonswap波浪谱或文圣常谱；根据工程海域实际情况，也可采用其他波浪谱形式。6.3.4疲劳载荷计算应考虑不同平均风速下的一系列正常海况，并应确保这些正常海况的数量和分辨率足以预测与海洋水文要素长期完整分布有关的疲劳损伤。6.3.5轮毂高度的平均风速、有义波高Hs和谱峰周期Tp的长期联合概率分布及风向和浪向的联合概率分布应满足GB/T31517.1中的要求。6.3.6极端海况下的波浪要素特征值应根据长期海洋气象数据库进行评估。如果没有充分的海洋气象数据可用于评估极大波高和相关波周期范围，对于深水，宜参考GB/T31517.1进行评估。6.4海流6.4.1海流特征评估应给出工程海域的潮流类型、海流时空变化规律、海流矢量图、潮流可能最大流速、余流特性等内容。6.4.2设计海流条件评估应结合目标区域的海流特征考虑下述分量：a)由潮汐、风暴潮和大气压力变化等引起的次表层流Utide。b)风生近表层流Uwind。总的流速应是上述分量的矢量和，且波浪引起的水质点速度应与海流速度进行矢量叠加。海流对波长和波周期的影响一般较小，可忽略不计。海流各分量分布模型具体参考GB/T31517.1。6.5水位8GB/TXXXXX—XXXX平均海平面（MSL）、风暴潮增水、风暴潮减水、不同重现期水位、乘潮水位等水位特征值。对于受潮汐影响明显的区域，还应给出平均高潮位、平均低潮位、最大潮差、最小潮差、平均潮差、平均涨潮历时、平均落潮历时等特征值。6.5.2对于潮间带风电场和部分浅海风电场工程，应进行乘潮水位的分析计算。6.5.3对于海平面上升敏感海域风电场工程，宜考虑海平面上升因素对水位的影响。6.6海冰6.6.1渤海湾、北黄海等海冰区域应对工程场址范围内及附近海域进行海冰调查，收集获取包括冰期、冰情等级、冰厚、冰密集度、冰强度、结冰范围、冰类型、海冰漂流方向、冰速、冰盘尺信息等。6.6.2设计海冰条件评估应包含以下参数：a)海冰的基本参数，包含有效冰期；1年、20年、50年一遇冰厚度极值；海冰挤压强度；海冰弯曲强度；平均冰速；海冰主方向；b)冰厚概率分布；c)冰速概率分布；d)冰向概率分布；e)海上风电基础抗冰锥结构设计时，应获取冬季平均水位、冬季最高潮位和冬季最低潮位等历史观测数据进行分析。6.7海生物6.7.1应在可靠的参考资料、当地经验和现有测量结果的基础上，评估海生物的厚度及其对水深的依赖性。有必要对特定场址进行研究，以确定海生物的性质、可能的厚度和水深依赖性。6.7.2附着海生物对结构构件截面积的影响可采用等效直径来考虑，等效直径可按下式计算：式中：D——等效直径，单位米（m）；Dc——构件直径，单位米（mt——附着海生物的平均厚度，单位米（m）。6.7.3附着海生物的结构构件表面的粗糙度k取值为0.005m~0.05m，对波流载荷的影响可采用等效水动力系数来考虑。6.7.4附着海生物密度宜通过实际调查后确定。当无实测资料时，可取1300kg/m³~1400kg/m³。6.8地质条件6.8.1海上风电场场址工程地质勘察应在海上风力发电机组机位点位置及其周围的一定范围内进行。勘察区域应覆盖海上风电场所有海上风力发电机组机位点。6.8.2海上风电场场址工程地质勘察至少应包括下列内容：水深和海底地形，海底面状况以及自然的或人为的海底障碍物，海底地层的结构特征、空间分布及其物理力学性质，灾害地质、地震因素。6.8.3海上风电场工程应进行工程地质条件评价，内容应包括水文地质概况、环境水与土层腐蚀性分析、不良地质作用、场地土类型划分、场地类别划分、场地稳定性及适宜性评价、天然地基可行性分析、海上风电场基础选型和沉(成)桩可行性分析等。9GB/TXXXXX—XXXX6.8.4海上风电场工程岩土的分类应符合GB50021的有关规定。6.8.5海床高程应根据地形测量成果及海床演变成果确定。6.8.6海洋岩土物理力学参数应综合分析工程地质勘察成果、桩基型式、原位测试成果和工程场区桩基础静载试验成果确定。6.9电网条件一年内电网断电20次,断电持续时间不超过6h可按照正常工况进行设置。而断电持续3个月应视为极端工况。涉及到的场址电网条件的定义及评估其他要求可参考GB/T18451.1-2022执行。6.10地震条件6.10.1一体化设计应确定下列地震条件：a)工程区域历史上的地震活动情况以及近期的地震活动和征兆；b)工程区域地震动峰值加速度、地震基本烈度和特征周期等地震动参数；c)工程区域海底土壤由于地震引起的液化失稳、滑移和震陷的可能性分析。6.10.2海上风力发电机组及支撑结构的抗震设计应采用经地震安全性评价且按相关要求批准通过的场地地震动参数，地震动参数包括场地地表水平向地震动峰值加速度、加速度反应谱。如果在设计阶段无法获取实测地震加速度记录，则宜在地震安全性评价时，对场地相关地震谱进行评价和拟合。6.10.3海上风电机组及支撑结构的地震作用计算应采用时程分析方法。6.11其他环境条件宜考虑气温、水温、湿度、盐度、覆冰、涌潮等其他环境条件对一体化设计的影响。其它环境条件可根据代表值或环境条件的变化范围来确定。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。7一体化建模7.1一般规定7.1.1固定式支撑结构一体化模型应包括风轮-机舱组件、塔架模型、下部结构模型以及基础和地基模型。漂浮式海上风力发电机组支撑结构一体化模型应包括风轮-机舱组件、塔架模型、浮体、系泊及锚固模型。风轮-机舱组件应包括风轮、传动系统、偏航系统、控制系统及发电系统等关键部件。7.1.2一体化模型中的阻尼应包括材料阻尼、水动力粘性阻尼、辐射阻尼和土壤阻尼。其中，钢结构材料阻尼比通常取值为0.0023，粘性阻尼通常包含于水动力计算Morison公式中的拖曳力项，辐射阻尼计算方法详见附录A，土壤阻尼需要通过岩土工程专业分析得到。实际工程项目中，若无法获取准确的支撑结构辐射阻尼和土壤阻尼，可通过适当提高材料阻尼比的方式进行补偿，概念设计阶段三者的阻尼比之和宜等效7.1.3基础和地基模型应充分考虑地基和基础在不同外载作用下非线性刚度和阻尼。如果经分析证明不会对泥面以上的支撑结构动力响应与荷载响应造成影响可允许采用泥面刚度、质量、阻尼矩阵代替泥面以下基础与土的相互作用。7.1.4一体化载荷分析所用多体动力学模型与一体化支撑结构设计所用有限元分析模型在动力学特性上应保持一致，模型应具有相同的质量分布和转动惯量，同时针对同一建模对象在相同的边界条件下，应通过计算对比确认模型一阶模态频率相差不超过2%。7.1.5风轮-机舱组件如需简化，应确保模型简化不影响海上风力发电机组支撑结构模型的动力学特性。GB/TXXXXX—XXXX7.1.6风力发电机组模型的要求应满足GB/T18451.1的有关规定。7.1.7海上风力发电机组一体化建模应针对不同结构部件采用不同的局部坐标系，如图3所示。叶片坐标系偏航轴承坐标系固定轮毂坐标系塔底坐标系图3一体化建模坐标系7.2叶片7.2.1叶片应合理表征叶片的气动和结构属性并采用合理的梁单元建模。针对气动属性，叶片模型应至少包含沿叶片展向分布的气动翼型、翼型弦长、翼型相对厚度、气动扭角等参数；针对结构属性，叶GB/TXXXXX—XXXX片模型应至少包含沿叶片展向分布的中性轴位置、质量中心和剪切中心位置、质量及惯量分布、抗弯抗扭及轴向拉伸刚度、结构材料阻尼等参数。7.2.2长柔叶片不应采用基于线性、小变形假设的梁单元建模，宜采用基于几何精确梁理论的梁单元建模；若分段合理能够保证在每一分段内的叶片变形足够小，可采用线性梁理论对叶片进行分段建模。7.2.3叶片翼型在不同攻角下的升力系数、阻力系数及扭矩系数等参数可通过风洞试验获取。7.2.4叶片截面间距应确保所建模型可表征叶片截面属性沿叶片展向的连续变化。7.3传动链及结构件7.3.1传动链建模应确保动力荷载可准确传递。7.3.2风力发电机组传动链建模应考虑传动链主要部件的质量、转动惯量、扭转刚度、阻尼等对系统传动及载荷的影响。7.3.3传动链模型可进行简化，但简化模型应通过模拟和试验等方法验证荷载传递的等效性。7.3.4机械结构件可等效为包含质量、转动惯量及惯性矩等参数的质量点。7.4控制器7.4.1一体化仿真模型应包含与风力发电机组实际运行时所执行的相同控制策略，以确保仿真得到与风机实际运行时相同的机组状态及荷载响应。7.4.2一体化仿真模型可采用外部动态链接库程序对控制器进行建模。控制程序与一体化载荷仿真程序应实现通讯功能，一体化载荷仿真程序在指定时间步向控制程序输出控制算法所需的输入，并经过控制算法计算后向一体化载荷仿真程序输出控制指令。7.4.3风力发电机组正常发电工况中的控制器应保证风力发电机组运行在安全的转速范围，即最小转速n1和最大转速n3之间，如图4所示。同时控制器应具备实现叶轮过速的功能，即叶轮转速超过n3,达到n4或na，并触发对应的安全链保护停机策略，以实现风力发电机组过速工况的仿真。图4海上风力发电机组风轮转速运行范围阈值图7.4.4一体化载荷仿真分析应合理考虑风力发电机组功率运行范围，见图5。GB/TXXXXX—XXXX图5功率运行图7.4.5一体化载荷仿真应考虑控制器功能失效对载荷的影响，如保护系统的传感器失效、发电机过速、刹车系统（包括变桨系统和电磁刹车）、涵盖风向测量的偏航系统、加速度监测系统及各类降载手段所需的软硬件系统等。7.4.6漂浮式风力发电机组控制器应能实现破舱、断缆等故障识别与预警。7.5塔架模型7.5.1塔架模型宜采用梁单元进行建模，包括节点坐标、截面属性、材料属性以及气动阻力系数等参数。7.5.2塔架模型中的法兰宜采用质量点的形式进行模拟。模型中不影响塔架整体刚度的构件可采用质量点的形式建模。7.6固定式下部结构模型7.6.1固定式下部结构模型宜采用梁单元建模，包括节点坐标、截面属性、材料属性、气动及水动阻力系数等参数。7.6.2下部结构中的法兰宜采用质量点的形式建模。其中附属构件、电气设备等不影响结构整体刚度的构件宜采用质量点的形式建模。7.6.3下部结构的模拟应考虑环境条件的影响，包括冲刷，腐蚀，海生物附着。其中，极端工况下应考虑最大冲刷深度和最大腐蚀量，疲劳工况应考虑平均冲刷深度和平均腐蚀量。7.7漂浮式基础模型7.7.1漂浮式一体化载荷仿真模型中的浮式基础结构模型宜采用梁单元进行建模，梁单元的质量、刚度属性应依据实际浮式基础结构进行等效，以合理表征真实浮式基础的结构特征。若经过分析验证浮式基础的弹性对漂浮式风机的整体动态特性影响可忽略，则可将浮式基础结构模型简化为刚体模型。漂浮式基础的水动力载荷模型宜采用势流理论叠加Morison公式粘性拖曳力项或势流理论叠加水动力粘性阻尼矩阵的方式建模，所建水动力模型应与水池试验或高质量CFD数值仿真结果进行对比标定。漂浮式海上风力发电机组支撑结构一体化设计中的组件建模要求见表1。GB/TXXXXX—XXXX表1漂浮式海上风力发电机组支撑结构一体化设计中的组件建模要求以漂浮物运动分析的目的，其中叶片柔性不影响浮体刚性旋转轴。如果齿轮传动系统的旋转频率足够高而7.7.2漂浮式基础结构等效模型如无法保证所有方向的结构刚度一致，应保证主要受力方向一致。浮体或部分浮体宜采用有限元或多体模型表征结构弹性变形，宜采用梁单元模拟细长结构的柔性特征。7.7.3漂浮式海上风力风电机组一体化支撑结构设计应进行水池试验或CFD仿真验证，以标定水动力模型中的拖曳力系数、流载荷、水动力阻尼及非线性抨击等影响。7.7.4漂浮式基础结构模型应考虑腐蚀及海生物附着等环境条件的影响。7.8基础及地基模型7.8.1基础结构宜使用合理的力学模型模拟。等效模型应同时保证等效后模型的刚度和重量与等效前模型相同。a)桩基础等杆件结构可采用梁单元或壳单元进行模拟；b)筒型基础等薄壁结构可采用壳单元或等效模型模拟；c)由钢板焊接成的复杂结构宜根据实际结构采用壳单元或等效模型模拟。7.8.2对于受高阶模态影响的支撑结构，模型应将除基础主体结构以外的附属构件的重量和基础与水体相互作用的附连水质量考虑在内。7.8.3地基基础建模应充分考虑不同基础型式与地基相互作用特征，采用受力明确的方式建立方便工程使用的模型。a)长细桩可采用P-Y、T-Z和Q-Z曲线模拟；b)短粗桩宜采用三维有限元或者其他等效模型；c)重力式基础可采用半无限空间弹性力学分析方法得到垂直向、侧向、弯曲、扭转弹簧的刚度。7.8.4若经论证泥面刚度矩阵对上部结构的动力效应影响可忽略，可使用该等效方法代替泥下全部的桩土相互作用。GB/TXXXXX—XXXX7.8.5对于和载荷关系敏感的桩土非线性刚度，宜采用能够考虑非线性刚度的弹簧或地基基础模型或者对风力发电机组载荷计算工况采用对应不同的泥面刚度矩阵。7.8.6载荷分析过程中动力模态阻尼比应考虑土壤阻尼的贡献，土壤阻尼可通过能够考虑桩土作用滞回效应的土体本构模型进行评估。7.8.7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壤阻尼的影响。7.8.8地基基础模型应考虑长期风力发电机组运行环境受载条件下的累积循环效应。7.9系泊系统模型7.9.1系泊系统宜采用集中质量法和非线性、大变形有限元法等动态模型建模，以合理考虑系泊系统自身的惯性、水动阻尼、波浪荷载、泥面接触等动态效应。针对系泊系统设计必须采用动态系泊模型。若设计对象为除系泊系统外的其他部件，若经过验证证实系泊系统动态效应对其他部件的运动、荷载响应影响小至可忽略，则可将系泊系统模型简化为准静态的位移-回复力曲线，以提升仿真效率。7.9.2漂浮式海上风力发电机组系泊线模型应合理考虑其轴向拉伸刚度。若采用聚酯缆、尼龙绳等合成纤维系泊材料，应合理考虑其轴向刚度的非线性和时变性特征，系泊线的抗弯刚度通常可忽略不计。7.9.3系泊系统中锚链建模应合理考虑腐蚀裕量，满足系泊系统全寿命周期结构安全。7.9.4系泊系统建模应考虑海生物的对系泊线的重量、水动力直径及拖曳力系数等参数的影响。7.9.5不同系泊部件拖曳力系数和附加质量系数应通过水池试验或实海测试获取。若无条件获取，可参考表2。表2系泊部件未考虑海生物附着的拖曳力系数和附加质量系数系泊部件CdCm横向纵向横向纵向普通有档锚链2.62.0普通无档锚链2.42.0聚酯缆0.10.1带护套的钢丝绳.6系泊线与海床之间的相互作用可基于土壤信息确定摩擦系数和海床刚度特性模拟。7.9.7单点系泊系统可将转塔结构设置为刚性杆件且释放关于竖直方向的旋转自由度。7.10调谐质量阻尼器建模7.10.1调谐质量阻尼器宜用于抑制复杂风浪环境下海上风力发电机组支撑结构结构振动和疲劳载荷，提升机组的运行稳定性和使用寿命。7.10.2调谐质量阻尼器可作为附加动力学系统集成至一体化海上风力发电机组动力学模型中。7.10.3调谐质量阻尼器建模宜采用单自由度动力学建模方法。7.10.4调谐质量阻尼器建模应考虑调谐频率、有效质量、刚度、阻尼等参数。8一体化载荷分析8.1一般规定8.1.1海上风力发电机组支撑结构一体化载荷分析应采用时程分析方法。GB/TXXXXX—XXXX8.1.2海上风力发电机组支撑结构一体化载荷分析应将机组全寿命周期内可能遭受的风、波浪、海流、海冰等环境载荷、机组驱动载荷、重力与惯性载荷及船舶撞击载荷、地震等其他载荷考虑在内。8.1.3海上风力发电机组支撑结构一体化载荷分析应结合支撑结构及整机动力学特性进行分析，波浪应在充分涵盖关键工况的基础上进行凝聚处理，漂浮式风电机组应充分考虑浮体运动固有周期与波浪周期的关系，以全面评估波浪作用下支撑结构及整机系统的动力学响应。8.1.4载荷输出分为极限和疲劳载荷，包括塔架和基础结构各节点的统计载荷及时程载荷。8.1.5极限后处理不同工况应采用不同的载荷安全系数和后处理统计规则，载荷安全系数应按表3选取。表3载荷安全系数8.1.6一体化设计载荷分析结果应包括使用寿命期内的永久载荷、环境载荷、变形载荷、可变载荷、偶发载荷、地震载荷、正常使用载荷、运输和安装载荷：a)永久载荷是指大小、位置和方向不会变化的载荷，包括结构质量、永久压载物和设备的质量，预张力、内外部静水压力；b)环境载荷应参考GB/T18451.1-2022、GB/T31517.1-2022、GB/Z44047-2024的有关规定；c)变形载荷是结构变形引起的载荷，包括温度变化、内部变形和地基沉降引起的载荷；d)可变载荷指大小、位置和方向可能变化的载荷，包括人员载荷、吊机运行载荷、船舶冲击载荷等；e)偶发载荷是指意外事件或技术故障引起的载荷，包括碰撞、爆炸、火灾和内部压力变化等相关载荷；f)地震载荷是指地震引起的作用于风力发电机组结构上的载荷....，包括地震地面运动引起的机组支撑结构及机头各部件的载荷、加速度和位移；g)正常使用载荷是指风力发电机组在正常运行过程中所承受的载荷，这些载荷是设计和评估风力发电机结构强度和稳定性的重要依据；h)运输和安装载荷是指风力发电机组在运输、组装和安装过程中所承受的各种载荷。8.1.7正常使用载荷可分为以下三种情况：S1：特征极端载荷，是指正常和极端工况下的载荷组合的最大值；S2：LDD10-4(超越概率为0.01%的载荷水平，等同于25年内约发生22小时)；S3：LDD10-2(超越概率为1%的载荷水平，等同于25年内约发生2200小时)。其中，S1可用于混凝土结构钢筋的抗拉验算及混凝土的抗压验算，S2可用于钢结构断裂韧性所需应力水平验算，S3可用于混凝土结构的消压验算及裂缝控制验算。8.2载荷工况8.2.1海上风力发电机组支撑结构一体化载荷工况应满足GB/T18451.1-2022、GB/T31517.1-2022、GB/Z44047-2024的有关规定。8.2.2海上风力发电机组支撑结构一体化载荷设计状态宜分为持久设计状况、短暂设计状况、偶然设计状况和地震设计状况。每种设计状态应包含通过具有合理发生概率的风况、海况、电气和其他外部条GB/TXXXXX—XXXX件相互组合确定的设计载荷工况，特殊环境条件还应涵盖此环境下的特殊工况。表4列出了各设计状态应考虑的最少设计载荷组合工况。表4海上风力发电机组载荷设计基础工况表设计状态工况编号风况条件波浪条件风向浪向海流条件水位条件其他说明分析类型分项安全系数NTMV<V<VNSS：H,T,V的联合概率分布MIS,MUL无海流NWLR或≥MSL*ETMV<V<VNSSH=E[H|V]COD,UNINCMMSLUNECDV=V±2m/sNSSH=E[H|V]MIS,偏向，风向变化NCMMSLUNEWSV<V<VNSSH=E[H|V]COD,UNINCMMSLUNNTMV<V<VSSSH=H,COD,UNINCMNWLRUN有故障2.1NTMV<V<VNSSH=E[H|V]COD,UNINCMMSL正常控制系统故障或电网连接中断或第一层控制功能故障UN2.2NTMV<V<VNSSH=E[H|V]COD,UNINCMMSL异常系统故障或第二层保护功能故障UA2.3EOGV=V±2m/s和VNSSH=E[H|V]COD,UNINCMMSL外部或内部电气故障，包括电网连接中断UA2.4NTMV<V<VNSSH=E[H|V]COD,UNI无海流NWLR或≥MSL控制系统、电气系统故障，包括电网连接中断F*2.5NWPV<V<VNSSH=E[H|V]COD,UNINCMMSL低电压穿越UN3）启动3.1NWPV<V<VNSSHs=E[Hs|Vhub]COD,UNI无海流NWLR或≥MSLF*3.2EOGV=V,V±2m/s和VNSSH=E[H|V]COD,UNINCMMSLUN3.3EDCV=V,V±2m/s和VNSSH=E[H|V]MIS,偏向，风向变化NCMMSLUN机4.1NWPV<V<VNSSH=E[H|V]COD,UNI无海流NWLR或≥MSLF*4.2EOGV=V±2m/s和VNSSH=E[H|V]COD,UNINCMMSLUNGB/TXXXXX—XXXX机5.1NTMV=V±2m/s和VNSSH=E[H|V]COD,UNINCMMSLUN6）停机（静止或空转）6.1EWM湍流风V=VESSH=HMIS,MULECMU=UEWLRUN6.2EWM湍流风V=VESSH=HMIS,MULECMU=UEWLR电网连接中断UA6.3EWM湍流风V=VESSH=HMIS,MULECMU=UNWLR极端偏航角误差UN6.4NTMV<V<0.7VNSSH,T,V的联合概率分布COD,UNI无海流NWLR或≥MSLF*有故障7.1EWMV=VESSH=HMIS,MULECMU=UNWLRUA7.2NTMV<VNSSH,T,V的联合概率分布COD,UNI无海流NWLR或≥MSLF*8.3台风工况8.3.1台风多发区的海上风力发电机组支撑结构设计应考虑台风的影响。8.3.2台风工况应充分考虑海上风力发电机组偏航故障引起的载荷作用，如通过备用电源能保证台风期间机组具备偏航系统正常运转，可忽略偏航故障工况。8.3.3台风载荷工况表5设定。表5海上风电支撑结构的台风设计载荷工况EOGNSSNCMUAECDNSSUNEWMUNEDCUA8.4海冰工况8.4.1海上风力发电机组支撑结构的海冰载荷计算宜采用时程分析方法。对出现海冰的场址应考虑表6中的海冰载荷工况。锥面结构和直立面结构应分别考虑海冰弯曲破碎载荷和挤压破碎载荷,载荷时程宜参考GB/T31517.1-2022附录D。表6海上风电支撑结构的海冰设计载荷工况分项安全V=V±2m/s和V产生最大UNGB/TXXXXX—XXXXV=V±2m/s和V产生最大UN不同速度的移动浮冰产生的水平载荷或移V<V<VUNV<V<VFUN湍流风V=VUNV<0.7VF湍流风V=VUN8.5地震工况8.5.1海上风力发电机组支撑结构的地震载荷计算宜采用时程分析方法，对处于地震活动较强并受地震影响较大的海上风电场工程，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，地震载荷工况应按表7中考虑。地震载荷计算应采用475年一遇重现期的地震动参数，地震载荷计算宜采用7套地震动加速度时程，其中实测强震记录的数量不应少于总数的2/3。8.5.2海上风力发电机组叶片、传动链及结构件可采用50年一遇进行验算，验算时主要部件应保持线性弹性。表7海上风电支撑结构地震工况表况型NSSUNSSU注：正常海况在没有场址的实测水文数据情况下，一般采用Jonswap谱，且对应有义波高和谱峰周期，宜采用对应风条件下的海况条件。海流采用正常海流模型，对应8.6漂浮式风力发电机组8.6.1漂浮式海上风力发电机组特殊设计载荷工况可参见表8。表中规定了漂浮式海上风力发电机组支撑结构一体化设计的最低设计要求。设计载荷工况旨在设计过程中对机组及支撑结构全生命周期内威胁到结构完整性、安全性的因素予以周全考虑，如果在实践中发现遗漏某些重要情形，应对该工况表予以补充。GB/TXXXXX—XXXX8.6.2DLC4.3工况中，考虑当实际海况超出漂浮式风力发电机组设计正常发电海况边界时，控制系统执行风力发电机组保护停机的过程。DLC2.6工况中，考虑监测系统或控制系统失效，导致漂浮式风力发电机组在超出设计正常发电海况边界下运行发电的情况。8.6.3漂浮式海上风力发电机组一体化载荷仿真应考虑单根系泊缆或张力腱破断瞬时及浮式基础与系泊系统到达新的平衡状态后的运动及荷载响应。具体设置参见表8中DLC9.1、DLC10.1、DLC9.2和10.2。8.6.4对于具备多个舱室的漂浮式海上风力发电机组，应依据DLC9.3和10.3进行所有相关舱室的进水分析。8.6.5漂浮式海上风力发电机组一体化结构设计应考虑500年一遇的环境载荷组合工况，分析漂浮式海上风力发电机组浮式基础、系泊系统的鲁棒性，具体设置参见表8中DLC10.4。8.6.6漂浮式海上风力发电机组应考虑浮体运动和风力发电机组的偏航误差，具体设置参见表8中DLC9.1至DLC10.3。8.6.7对于非冗余的锚固系统，可以忽略DLCs9.1、9.2、10.1和10.2，但在这种情况下需要增加额外的安全系数，安全系数应结合非冗余系泊系统及系泊材料确定。表8漂浮式海上风力发电机组支撑结构特殊设计载荷工况V<V<VMIS,MULUA机V<V<VMIS,MULMSL值UAV<V<VNSSMIS,MULMSLUAV<V<VNSSMIS,MULMSLUAV<V<VNSSMIS,MULMSLUA空转）EWM,V<VMIS,MULUAEWM,V<VMIS,MULUAEWM,V<VMIS,MULUAV=VESS:H=HMIS,MULU=UMSLUA(1.0)注：针对DLC10.4工况，需要考虑如下的环境载荷组合：GB/TXXXXX—XXXX8.6.8漂浮式海上风力发电机组一体化载荷分析应结合漂浮式基础固有运动周期选定阵风模型周期、考虑涌浪的长周期波浪模型，具体方法可参考GB/Z44047-2024附录O的有关规定。8.6.9漂浮式海上风力发电机组一体化载荷仿真，单工况仿真时长宜达到3小时。应依据单工况仿真时长，针对设计资料中给定参考周期下的平均风速和有义波高进行适当修正。8.6.10漂浮式海上风力发电机组一体化载荷仿真应考虑二阶波浪载荷影响，若通过敏感性分析证明二阶波浪载荷的影响较小则可忽略。8.6.11应考虑高、低潮位变化对系泊系统的预张力和浮式基础固有周期的影响，及对浮式基础波浪载荷的影响。8.7一体化载荷后处理8.7.1海上风力发电机组一体化载荷后处理应包括风轮-机舱组件、支撑结构载荷后处理。风轮-机舱组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、发电机等部件的极限载荷和疲劳载荷；支撑结构载荷后处理主要包括塔筒截面、浮体截面、导缆孔、系泊张力等极限载荷和疲劳载荷。8.7.2海上风力发电机组风轮-机舱组件、支撑结构的详细极限强度设计分析应使用有限元方法或其他合适的方法进行，载荷应采用对应部件的极限载荷统计矩阵结果，如表9所示。表9极限载荷统计矩阵结果FxFyFxyFzMxMyMxyMzSFFxMaxFxMinFyMaxFyMinFxyMaxFxyMinFzMaxFzMinMxMaxMxMinMyMaxMyMinMxyMaxMxyMinMzMaxMzMin8.7.3极限载荷统计方法可参考GB/T18451.1-2022相关规定。8.7.4海上风力发电机组风轮-机舱组件、支撑结构的疲劳载荷后处理，应根据各部件对应的载荷时序，进行雨流分析统计循环计数，得到对应的马尔科夫矩阵。GB/TXXXXX—XXXX8.7.5海上风力发电机组支撑结构详细设计分析，应根据一体化载荷仿真分析结果，对支撑结构进行极限强度、疲劳损伤的设计验算。9一体化支撑结构设计9.1一般规定9.1.1海上风力发电机组支撑结构一体化设计应考虑支撑结构的安全性和经济性。9.1.2海上风力发电机组支撑结构设计应采用基于概率理论的分项系数表达的极限状态设计方法。设计表达式如下所示：式中：Fk——载荷标准值；yf——载荷效应的分项系数，可参照GB/T18451.1-2022取值；Rk——材料强度的特征值；ym——抗力分项系数；yn——失效后果分项安全系数，可参照GB/T18451.1-2022取值。9.1.3海上风力发电机组支撑结构应基于一体化载荷进行设计。9.1.4海上风力发电机组支撑结构应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行设计。a）承载能力极限状态主要包括：1)结构构件或连接因超过材料抗力而失效；2)结构整体或部分失去平衡；3)结构或结构构件丧失稳定；4)丧失承载力而破坏。5)结构或结构构件的疲劳破坏6)偶然载荷导致的结构失效；7)意外载荷造成的结构丧失承载力。b）正常使用极限状态主要包括：1)影响正常使用的变形；2)影响正常使用的局部损坏；3)影响正常使用的过度振动；4)影响正常使用的其它特定状态。9.1.5海上风力发电机组固定式基础平台底高程的确定应计入50年重现期潮位和波浪的影响，见公式式中：T——基础顶/基础平台底高程，单位为米（mH——50年一遇的极端高潮位，单位为米（m）；GB/TXXXXX—XXXXH_b——极端高潮位下的最大波高，单位为米（mΔ——安全气隙高度，取0.5m～1.5m。9.1.6漂浮式风机基础应保证风机最低叶尖位置与海面之间有足够的气隙，使极端海况下波浪不与叶片发生接触。进行气隙计算时，应考虑波浪与浮体之间的运动。漂浮式风电机组基础与水面的气隙建议至少1.0米以上。9.1.7海上风力发电机组支撑结构设计应避免发生与机组转动频率共振，或在设计中考虑其影响。即一体化模型整体固有频率应避开叶轮转动频率（1P）和叶片经过塔筒频率（对于三叶片风力发电机组为3P）或在设计中充分考虑其影响。固有频率的计算应考虑水位变化、海床冲刷、海生物附着、腐蚀、基础-土体非线性作用等边界条件变化。9.1.8桩土相互作用可根据工程经验采用P-Y曲线法或三维有限元确定。9.2钢制筒形塔架设计9.2.1本节主要针对钢制筒型塔架设计，其他型式的塔架设计可酌情参考。文中涉及塔架如无特别说明，均默认为钢制筒型塔架。9.2.2根据载荷作用效应的不同，塔架应进行屈服分析、屈曲分析及疲劳分析。9.2.3塔架除需考虑风浪载荷外，还应考虑塔架和基础倾斜引起的附加载荷,其中由安装制造和温度等因素引起的塔架倾斜宜按5mm/m计算,由基础变形和不均匀沉降等因素引起的塔架倾斜宜按3mm/m计算。9.2.4塔架设计应考虑塔架吊装、停机或不对风时可能产生的涡激振动对塔架的影响,分析时应考虑塔架的一阶涡激振动,必要时应考虑二阶及更高阶的涡激振动。当涡激作用造成的疲劳累积损伤不大于0.1时,可忽略其影响；当涡激作用造成的疲劳累积损伤大于0.1时,应与疲劳载荷造成的累积损伤叠加。9.2.5塔架构件屈服分析应满足公式（4）校核要求：式中：σv——等效应力设计值，单位兆帕（MPafy——屈服强度标准值，单位兆帕（MPaym——抗力分项系数。9.2.6塔架法兰连接节点分析应考虑下面4种失效形式，具体可参照GB/T42600-2023的相关规定：a)A失效模式：螺栓失效；b)B失效模式：螺栓与塔壁圆角同时出现失效；c)D失效模式：法兰螺孔及塔壁圆角同时出现失效；d)E失效模式：筒壁侧靠近螺孔的法兰及塔壁圆角同时出现失效。9.2.7塔架构件应满足屈曲的要求，具体可按照GB/T19072相关规定，也可采用考虑缺陷的材料和几何非线性的有限元分析方法。9.2.8法兰节点螺栓的设计预紧力设计宜满足公式(5)的要求:式中：fy——屈服强度标准值，单位为兆帕（MPaAs——螺栓应力截面积；单位为平方米（m2）GB/TXXXXX—XXXX9.2.9塔架疲劳分析宜采用Palmgren-Miner线性累积损伤理论，分析范围包括焊缝、法兰螺栓及开口局部结构。9.2.10塔架焊缝疲劳分析应力计算可采用名义应力法或热点应力法进行，计算时应考虑应力集中系数的影响。焊缝疲劳等级可根据焊接接头形式及制造要求确定，具体可参照具体可参照GB/T42600-2023的相关规定。9.2.11除塔架开口区域外，塔架焊缝疲劳可仅考虑占主导的弯矩载荷分量。9.2.12塔架法兰节点螺栓疲劳强度分析中的螺栓受力可基于法兰-螺栓非线性受力函数方法进行，也可采用考虑法兰开口间隙缺陷的有限元分析方法。当采用非线性受力函数方法进行时，螺栓的疲劳等级可按36*考虑，当采用有限元分析方法时，应考虑螺栓中的弯曲应力分量，此时螺栓疲劳等级可按50考虑。对大于M30的螺栓，应按下式（6）对SN曲线进行折减。疲劳等级36*的S-N曲线见图6。式中：k——折减系数；d——螺栓直径，单位为毫米（mm）。图6疲劳等级36*的S-N曲线9.2.13在进行法兰螺栓疲劳强度分析时，考虑到螺栓松弛的影响，则螺栓疲劳计算时可按90%的设计预紧力进行。9.2.14塔架门洞及其他开口区域的强度计算应采用有限分析方法，并考虑最不利载荷工况的影响，具体可参考GB/T19072-2022、GB/T42600-2023相关规定。在没有进行材料非线性分析的情况下,局部塑性应限于小的区域，并满足如下公式（7）要求：式中：εtot——塔架构件局部总应变；σhs——基于线弹性模型的结构热点应力设计值，单位为兆帕（MPaE——弹性模量，单位为兆帕（MPa）。GB/TXXXXX—XXXX9.2.15塔架门洞开口区域的屈曲分析可采用考虑局部缺陷的有限元方法，也可参照GB/T42600-2023中9.2.16塔架门洞及其他局部开口区域的疲劳计算应采用有限元分析方法，并考虑不同疲劳载荷分量的影9.3预应力混凝土塔筒设计9.3.1混凝土塔筒段疲劳计算应采用马尔科夫矩阵形式的疲劳荷载，疲劳损伤计算宜通过线性损伤累积准9.3.2混凝土段预应力可采用体内预应力和体外预应力两种形式，宜采用后张法进行张拉。当塔筒高度较低时，可采用先张法施工。9.3.3对作用力复杂的局部区域，除应符合本标准相关规定外，尚应采用有限元方法进行校核。9.3.4预应力混凝土塔筒结构动力性能设计：a)塔筒安全运行的频率范围由风电机组参数确定，整塔固有频率的计算应在设计初始阶段确定。在叶尖间隙允许的情况下，宜通过改变混凝土段占整塔的比例来调整结构固有频率；b)整塔的频率计算可简化为多质点悬臂体系，可沿塔高每5m~10m设少于8个。在频率范围要求严格时，应采用有限元分析方法进行验证；c)塔筒固有频率应符合下列公式（8）和公式（9）规定：式中：fR——正常运行范围内风轮的最大旋转频率；fR,m——m个叶片的通过频率；f0,n——整塔的第n阶固有频率。d)塔筒有限元模型宜采用壳单元建模，在连接可靠的情况下可不考虑接缝对结构频率的影响，但应考虑地基刚度、内附件、预应力、顶部的机舱和风轮的质量对塔筒的固有频率的影响。9.4单桩基础设计桩基承载能力分析及可打入性分析。此外还应满足起吊、沉桩时桩体强度、刚度和稳定性要求，并考虑腐蚀、海床土质情况等因素的影响。9.4.2单桩基础外径与壁厚之比在全长范围内应小于120，若经论证结构强度满足要求则可忽略径厚比1209.4.3单桩基础桩长除应满足承载力要求外，还应进行受载状态下泥面处位移随埋深变化敏感性分析，以保证基础埋深的鲁棒性。9.4.4圆管构件屈服和屈曲分析应满足如下要求：a)承受轴向压缩载荷的圆管构件应满足公式（10）：GB/TXXXXX—XXXXσc——轴向压应力设计值，单位为兆帕（MPa）；fc——轴向抗压强度标准值，见公式（11单位为兆帕（MPaym——抗力分项系数，见9.4.6。b)整体屈曲圆管构件轴向抗压强度标准值由式（11）和公式（12）中使用屈曲强度最小值计算确定。fyc——局部屈曲强度标准值，见式（13）；fe——y向和z向欧拉屈曲强度较小值，见9.4.4-10λ——柱长细比；E——弹性模量，单位为兆帕（MPaK——有效长度系数，取值1；L——无支撑长度，取桩顶到泥面的距离，单位为米（mr——回转半径，单位为米（m）。局部屈曲强度标准值fyc由式（13）计算。fxe——弹性局部屈曲强度标准值，单位兆帕（MPa）；Cx——弹性临界屈曲系数，理想杆件取0.6，考虑质量公差可取0.3；fy——屈服强度标准值，单位为兆帕（MPa）。d)承受轴向拉伸载荷的圆管构件应满足：σt——轴向拉应力设计值，单位为兆帕（MPa）；ft——轴向抗拉强度标准值，单位为兆帕（MPaym——抗力分项系数，取值1.1；e)承受弯曲载荷的圆管构件应满足：GB/TXXXXX—XXXXσb——弯曲应力设计值，单位为兆帕（MPaM——弯矩设计值，单位为MN；We——弹性抗弯截面模量，We=D4−D−2t4)/()，单位m3fb——抗弯强度标准值，单位为兆帕（MPa见式（18ym——抗力分项系数，见9.4.6；抗弯强度标准值计算根据：Wp——塑性抗弯截面模量，Wp=D3−D−2t3)，单位为立方米（m3）。D——管件外径，单位为米（mt——管件壁厚，单位为米（mf)承受剪切载荷的圆管构件应满足：τb——剪切应力设计值，单位为兆帕（MPafv——抗剪强度标准值，单位为兆帕（MPaV——剪力设计值，单位MN；Ar——横截面积，单位为平方米（m2）。ym——抗力分项系数，取值1.1。g)承受扭转载荷的圆管构件应满足：τt——扭剪应力设计值，单位为兆帕（MPaIp——极惯性矩，单位为四次方米（mym——抗力分项系数，取值1.1。h)受外部静水压力作用的圆管构件应满足：GB/TXXXXX—XXXXfyfℎe>2.44fyfℎ=fℎ=fℎefℎe≤0.55fyσℎ——环向应力设计值，单位为兆帕（MPa）；fℎ——环向屈曲强度标准值，单位为兆帕（MPa）；fℎe——环向弹性屈曲强度标准值，单位为兆帕（MPa）；Lr——加强环、隔板或端部连接之间的杆件长度，单位为米（m）；ym——抗力分项系数，见9.4.6。yD——静水压力载荷系数；w——海水重度；z——包括潮位在内的静水面以下的深度，从静水液面往下为正；d——静水深度；k——波数,k=，其中λ为波长。Hw——波高，m；i)承受拉伸和弯曲载荷共同作用的圆管构件，应满足：σb,y——对构件Y轴（平面内）的弯曲应力设计值，单位为兆帕（MPa）；σb,z——对构件Z轴（平面内）的弯曲应力设计值，单位为兆帕（MPaym——抗力分项系数，拉伸作用对应的抗力分项系数取值1.1，弯曲作用对应的抗力分项系数见GB/TXXXXX—XXXXj)承受压缩和弯曲载荷共同作用的圆管构件，应满足：cm,y,cm,z——分别为对构件Y轴和Z轴的抗弯折减系数，取值0.85；fe,y，fe,z——分别为对构件Y轴和Z轴的欧拉屈曲强度，单位为兆帕（MPaym——抗力分项系数，见9.4.6。Ky，KZ——分别为对构件Y轴和Z轴的有效长度系数，取值1；Ly，LZ——分别为对构件Y轴和Z轴的无侧向支撑长度。k)承受剪力和扭矩载荷共同作用的圆管构件应满足式（21），但抗剪强度标准值应按式（34）进行折减。fv,t——考虑扭矩折减后抗剪强度标准值；ym——抗力分项系数，取值1.1；l)承受拉/压、弯曲、剪切和扭转载荷共同作用的圆管构件。如扭转剪应力满足式（35）要求，则可忽略扭矩影响；如不满足则应按式（36）考虑扭矩对屈服强度标准值的折减fy,t：将因扭转而折减后的屈服强度标准值fy,t代入式（13）、（15）、（18）分别计算对应折减的局部屈曲强度标准值fyc,t、抗拉强度标准值ft,t、抗弯强度标准值fb,t，按式（34）考虑扭矩对抗剪强度标准值的影如剪切应力满足式（37），则可忽略剪力对构件强度影响，如不满足则应按式（38）、（39）、（40）分别考虑剪力对抗拉强度标准值ft,v、抗弯强度标准值fb,v、局部屈曲强度标准值fyc,v的折减。τb≤0.7fv/ym GB/TXXXXX—XXXX轴拉、弯曲和剪切载荷共同作用的圆管构件应满足：轴压、弯曲和剪切载荷共同作用的圆管构件应满足：ym——抗力分项系数，拉伸、剪切、扭转作用对应的抗力分项系数取值1.1，受压、弯曲作用对应的抗力分项系数见9.4.6；fb、fyc是否使用ft,t、fb,t、fyc,t代替。式（42）中轴向抗压强度标准值fc按式（11）计算，其中fyc使用fyc,v代替。9.4.5圆管-圆锥构件校核：1）圆管-圆锥构件如图7所示，锥角α不能超过30°。1——锥管构件2——圆管-锥管接头3——圆管构件α——锥管倾斜角度a——任一截面位置Ds——a截面对应锥管外径t——圆管壁厚tc——锥管壁厚图7圆管-锥管过渡构件2）圆锥任一截面a上的等效轴向应力可由下式确定：GB/TXXXXX—XXXXσa,eq=(σa,c+σb,c)/cosα.................................................................(44)σa,c=.......................................................................σb,c=......................................................................σa,eq——a截面等效轴向应力设计值，单位为兆帕（MPa）；σa,c,σb,c——a截面上的整体轴向应力设计值和弯曲应力设计值，单位为兆帕（MPaPS——a截面上的轴向力设计值，单位MN；3）因锥角影响，在圆管-圆锥过渡处会产生相应的弯曲应力和环向应力，其中无加强筋圆管-圆锥过渡处的弯曲应力可按下式计算：σb,j=0.85tanα..........................................................σb,j——圆管-圆锥连接处的弯曲应力设计值，单位为兆帕（MPa）；Dj——圆管-圆锥连接处直径，单位为米（mt——圆管-圆锥连接处圆管壁厚，单位为米（m）。σa,t,σb,t——圆管-圆锥连接处截面上的轴向应力设计值和弯曲应力设计值，无加强筋圆管-圆锥过渡处的环向应力可按下式计算：σℎ,t=0.45Dj/t(σa,t+σb,t)tanα σℎ,c=0.45Dj/tc(σa,t+σb,t)tanα σℎ,t——圆管-圆锥连接处圆管端的环向应力，单位为兆帕（MPaσℎ,c——圆管-圆锥连接处圆锥端的环向应力，单位为兆帕（MPa）。4）当(σa,t+σb,t)为拉应力(或压应力)时，圆管-圆锥过渡小直径处环向应力为拉应力(或压应力)。圆管-圆锥过渡大直径处的环向应力为压应力(或拉应力)，如图8所示。1——环向压应力截面2——环向拉应力截面GB/TXXXXX—XXXX图8轴力方向在圆管-圆锥过渡截面产生环向应力类型5）圆锥构件截面可以作为具有等效直径和实际厚度的圆管截面进行校核。承受压缩和弯曲载荷共同作用的σa,eq≤fyc/ym De=Ds/cosα fyc——圆锥构件对应的局部屈曲强度标准值，按式（13）、（14）考虑，其中壁厚t和直径D分别用圆锥构件壁厚和等效直径De代替；De——圆锥构件等效直径。ym——抗力分项系数，见9.4.6；6）当圆管-圆锥连接处环向应力σℎ,t、σℎ,c为拉应力时，需要对连接处进行屈服校核，当连接处最大轴向应力为拉应力时，应满足： σax+σ−σjσmax≤fyym 当连接处最大轴向应力为压应力时，应满足： σax+σ+σjσmax≤.................................................................(53)局部弯曲应力应满足：σb,j≤1.51−)....................................................................(54)σmax——连接处最大轴向应力，圆管侧为σa,t+σb,t，圆锥侧为(σa,c+σb,c)/cosα;σj——连接处环向应力，圆管侧为σℎ,t，圆锥侧为σℎ,c；ym——抗力分项系数，取值1.1；7）当圆管-圆锥连接处环向应力σℎ,t、σℎ,c为压应力时，需要对连接处进行屈曲校核，当连接处最大轴向应力为拉应力时，应满足：A2+B2η+2νAB≤1.0....................................................................(55)A=...............................................................................(56)B=................................................................................(57)η=5−4...........................................................................当连接处最大轴向应力为压应力时，应满足：σmax≤...............................................................................(59)σj≤.................................................................................(60)fℎ——校核截面环向屈曲强度标准值，按式（23）计算，其中fℎe=0.4Et/Dj；σj——校核截面环向应力的绝对值；GB/TXXXXX—XXXXν——泊松比，取0.3；fyc——校核截面局部屈曲强度标准值，圆管侧按-3）考虑，圆锥侧按-8）考虑；ym——抗力分项系数，见9.4.6。9.4.6受压、弯及外界静水压力条件下抗力分项系数ym应按式（61）计算，其余受荷状态下抗力分项系数ym应取1.1。1.....................................................2λℎ.........................................................................................................................................................................................................................................σx——压弯组合压应力，为σb+σc。单桩基础焊缝疲劳分析应依据Palmgren-Miner累计损伤理论，基于一体化载荷结果，采用名义应力法进行疲劳计算，并应考虑应力集中系数的影响。9.4.8单桩基础疲劳分析应满足如下校核要求：D=Σ1ni/Ni=Σ1ni∙∆σm≤η=..................................................(65)D——累计疲劳损伤；m——S-N曲线斜率；i——应力分区数；ni——第i区应力循环次数；η——疲劳利用率；DFF——设计疲劳系数。9.4.9单桩基础桩基承载力校核1）单桩基础桩基承载力分析应满足如下校核要求Nd≤Rd=Rs+Rp=ΣfsiAsi+qpAp.........................................................(66)Nd——桩顶轴向载荷设计值，单位为千牛（kNRd——单桩轴向极限承载力设计值，单位为千牛（kNRs——单桩极限侧摩阻力设计值，单位为千牛（kN）；Rp——单桩极限端阻力设计值，单位为千牛（kN）；fsi——第i层桩身单位侧摩阻力设计值，单位为千牛每平方米（kN/m2Asi——第i层桩身外表面积，单位为平方米（m2qp——单位端阻力设计值，单位为千牛每平方米（kN/m2GB/TXXXXX—XXXXAp——单桩端部圆环面积，单位为平方米（m2）。2）粘性土中单位侧摩阻力设计值及端阻力设计值按下式计算：Ψ=Su/P0' qp=9su/ym su——不排水抗剪强度，单位为千帕（kPaym——岩土材料系数，见表10；P0'——有效上覆土压力，单位为千帕（kPa）；qp=NqP0' β=Ktanδ/ym K——侧向土压力系数；δ——桩土摩擦角，单位°;ym——岩土材料系数，见表10；表10岩土材料系数ym9.4.10打入桩