GBT 47721-2026《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》

1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—2022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/T19963.2风电场接入电力系统技术规定第2部分：海上风电GB/T31517.1—2022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/T37257风力发电机组机械载荷测量GB/T37523风电场气象观测资料审核、插补与订正技术规范GB/Z44047—2024漂浮式海上风力发电机组设计要求GB/T47558风能发电系统漂浮式海上风力发电机组一体化计算分析导则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。支撑结构supportstructure支撑海上风力发电机组的结构。注：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、漂浮式基础结构、锚定系统，固定式海上风力发电机组的组成及固定式支撑结构如图1所示，漂浮式海上风力发电机组的组成及漂浮式支撑结构如图2所示。2标引序号说明：11——基础；2——导管架；3--—海床；8——导管架下部结构；9——工作平台；14——支撑结构；5-—海平面；10——过渡段；15---风轮-机舱组件。图1固定式海上风力发电机组的组成及固定式支撑结构3标引序号说明：1——海床；5——系泊缆(悬链线);6--—工作平台；8----张力筋腱；9——漂浮式基础结构；10——塔架；11——支撑结构；图2漂浮式海上风力发电机组的组成及漂浮式支撑结构一体化建模integratedmodeling在全面考虑关键外部环境和电网条件等对海上风力发电机组运行的影响后，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。一体化载荷分析integratedloadanalysis在风、波浪、海流、水位变化以及其他环境外载(如地震、海冰等)同时作用下，进行海上风力发电机组及支撑结构动力时程响应的耦合载荷计算分析方法。一体化支撑结构设计integratedsupportstructuredesign辐射阻尼radiativedamping漂浮式基础结构在静水中作强迫振荡运动时，振动能量以波的形式向周围辐射散失。4下列符号适用于本文件。H.:有义波高。H.1:1年一遇的有义波高。H,50:50年一遇的有义波高。H₁:1年一遇的单个极大波高。H5:50年一遇的单个极大波高。Tp:谱峰周期。U₁:一年一遇极限风速。U50:50年一遇极限风速。Uide:次表层流速。Uwind:风生近表层流速。Vhub:轮毂高度处风速。Vin:切入风速。Vou:切出风速。V.:额定风速。4.2缩略语下列缩略语适用于本文件。注：通常为最低天文潮。DLC:设计载荷工况(DesignLoadCase)ECM:极端海流模型(ExtremeCurrentModel)EDCr:台风极端风向变化(TyphoonExtremeDirectionChange)EOG:台风极端运行阵风(TyphoonExtremeOperatingGust)EWM:台风极端风速模型(TyphoonExtremeWindSpeedModel)5MIS:方向偏差(Misaligned)NWLR:正常水位范围(NormalWaterLevelRange)5总则5.1一体化设计流程宜包括以下步骤。a)外部条件评估：对外部条件进行全面评估，获取必要的环境参数和设计输入数据。b)一体化建模：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，模型宜准确反映结构动力学特性及所有外部环境因素的影响。c)一体化载荷分析：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；采用时程载荷分析方法进行载荷仿真，全面考虑风、波浪、海流、水位、海冰和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。d)一体化支撑结构设计：根据一体化载荷分析结果进行支撑结构设计，评估其强度、稳定性和疲劳寿命，优化结构参数，确保安全性和经济性。e)迭代优化：根据模拟或试验结果进行循环设计，确保所有设计指标满足要求。5.2一体化设计宜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。5.3一体化设计宜包含风轮-机舱组件及支撑结构在内的整体动力时程载荷分析及支撑结构设计与优a)整体动力时程载荷分析：采用时程载荷分析方法，评估海上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、浪载和流载等多种环境载荷的耦合作用；b)支撑结构设计：基于一体化载荷的固定式或漂浮式支撑结构设计，评估结构的承载能力极限6状态和正常使用极限状态；6外部条件6.1.2一体化设计宜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。6.1.3一体化设计宜考虑运行期间正常外部条件以及不同重现期极端外部条件。据应包含风速、风向、气温和气压等实测时间序列数据。测风数据的审核、插补与订正，应按照6.1.5海上风电场测风有效数据的完整率不应低于90%,计算方法应按照GB/T18710的规定。6.1.7在缺少工程区域长期实测数据的情况下，应开展工程区域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波浪、海流、水位和海冰等海洋条件。a)风况：通过长期实测数据或高精度风资源评估模型获取风速、风向分布和湍流强度等；b)波浪：通过波浪观测数据或高精度波浪数值模型获取波高、波周期和波向等；c)海流：通过海流观测数据或高精度海流数值模型获流速和流向等；e)海冰：通过现场观测、现场取样试验、卫星遥感或高精度数值模型获取冰厚、冰速、冰向和海冰强度等；f)地质：通过地球物理、岩土工程勘察和室内土工试验等手段获取土层分布、物理及力学参数。6.2风况6.2.450年一遇的10min平均风速Vh.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评估热带气旋的极端风速，具体方法可参考GB/T18451.1—2022中附录J的规定。6.2.6若工程场区属于台风多发地区，一体化载荷分析宜考虑台风的影响，台风风况应符合GB/T31519的规定。7a)NSS条件应获得轮毂高度的Vhu、H,和T,的长期联合概率分布及风向和浪向的联合概率分布。b)SSS条件宜考虑正常发电工况时H,和风速的联合概率为50年一遇，可基于场址的海洋气象c)ESS条件宜考虑重现期为H₃,56、H.及对应的T。范围；重现期为H5、H₁及对应的波周期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：a)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波浪谱或文圣常谱；b)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；c)根据工程海域实际情况，也可采用其他波浪谱形式。6.3.5ESS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，宜参考GB/T31517.1—2022进行评估。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、潮流可能最大流速和流特性等内容。a)由潮汐、风暴潮和大气压力变化等引起的Uride;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—2022。8EB标引符号说明：A——风暴潮增；B——潮差；D——最大波峰位置；E——最小波谷位置。图3水位的定义6.5.2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。6.6.1海冰调查范围应包括工程场址及附近海域，收集获取冰期、冰厚、冰密集度、冰强度、结冰范围、冰类型、海冰漂流方向、冰速和冰盘尺信息等。a)海冰的基本参数，包含有效冰期；1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、冰速和冰向联合概率分布。6.7.1应在经论证的参考资料、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。宜对特定场址进行研究，以确定海生物的性质、厚度及其随水深的变化规律。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的方法进行D.——构件直径，单位为毫米(mm);t——附着海生物的平均厚度，单位为毫米(mm)。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的方法进行评估。96.8地质条件6.8.1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。岩土分类应符合GB50021的规定，海床高程应根据地形测量成果及海床演变成果确定。6.8.2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。6.8.3海上风电场场址工程地质勘察应至少包括下列内容：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，灾害地质和地震因素。6.8.4基础或锚设计地质参数宜根据基础型式、工程地质勘察成果、原位测试成果、室内土工试验成果或工程场区桩基础静载试验成果综合确定。6.8.5海上风力发电机组桩基防冲刷设计应根据海床地形地质条件、海流及波浪特性和基础型式等信息，结合海床演变及局部冲刷分析成果，经技术、经济比较后确定。浅基础的防冲刷设计宜结合数值模拟和水池试验结果确定。在施工期、运行期，应监测基础的冲刷情况。6.9.1一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)工程区域海床由于地震引起的液化、滑移和震陷的可能性分析。6.9.2抗震设计宜采用经地震安全性评价且按批准通过的场地地震动参数。场地地震动参数应包括场地峰值加速度和加速度反应谱。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。6.9.3海上风力发电机组及支撑结构的地震作用计算宜采用时程载荷分析方法。正常工况可按照一年内电网断电20次，一次断电持续时间不超过6h进行设置，极端工况应按照断电持续时间3个月进行设置。场址电网条件的定义及要求应按照GB/T18451.1—2022、GB/T19963.2的规定执行。其他环境条件宜考虑气温、水温、湿度、盐度、机组覆冰和涌潮等对一体化设计的影响。其他环境条件可根据代表值或环境条件的变化范围来确定。选择设计值宜考虑多种条件同时发生的可能性。7.1通则7.1.1固定式海上风力发电机组支撑结构一体化模型宜包括风轮-机舱组件、塔架模型、下部结构模型以及基础模型。漂浮式海上风力发电机组支撑结构一体化模型宜包括风轮-机舱组件、塔架模型、漂浮式基础结构及锚定系统模型。风轮-机舱组件应包括风轮、传动与发电系统及结构件、控制系统等关键部件与系统。7.1.2一体化建模宜考虑对海上风力发电机组运行产生影响的关键外部环境因素。7.1.3基础模型宜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海床以上的支撑结构动力响应与载荷响应造成影响，可允许采用泥面刚度、质量和阻尼矩阵代替泥面以下基础与土的相互作用。7.1.4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偏差，相差不宜超过2%。7.1.6海上风力发电机组一体化建模针对不同结构部件应采用不同的局部坐标系，如图4所示。a)叶根坐标系b)固定轮毂坐标系图4一体化建模坐标系c)偏航轴承坐标系d)塔底坐标系标引符号说明：YB——垂直于叶片轴和主轴，符合右手坐标系；XN——风轮轴向，对于上风向指向风轮塔架；ZN——向上垂直于XN;XK--在转子轴方向，固定于机舱；ZK——垂直向上；Mxk、My、MzK——对应坐标的力矩；Fxe、Fye、FzF——对应坐标的力；MxF、MYe、Mze—-对应坐标的力矩。图4一体化建模坐标系(续)7.2.1风轮模型应包括叶片和轮毂，轮毂可简化为质量点和迎风截面尺寸。7.2.2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。a)针对气动属性，叶片模型应至少包含下列参数：1)沿叶片展向分布的气动翼型；b)针对结构属性，叶片模型应至少包含下列参数：1)沿叶片展向分布的中性轴位置；4)抗弯抗扭及轴向拉伸刚度；7.2.3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。7.2.4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。7.2.5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传动与发电系统及结构件7.3.1传动与发电系统建模宜考虑传动链主要部件的质量、转动惯量、扭转刚度、阻尼和损耗等对系统传动、发电效率及载荷的影响，以确保动力载荷及功率可准确传递。7.3.2传动与发电系统模型可进行简化，但简化模型应通过模拟或试验等方法验证载荷传递的等效性。7.3.3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和迎风截面尺寸。7.4控制系统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力发电机组实际运行时相同的机组状态及载荷响应。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系统进行建模。控制程序与一体化载荷仿真程序应实现通信功能，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系统应保证风力发电机组运行在安全的转速范围，同时控制系统应具备实现风轮过速保护的功能，即风轮转速超过所设计阈值，能够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。7.4.4一体化载荷仿真宜考虑控制系统功能失效对载荷的影响。7.4.5控制系统模型应能实现破舱、断缆等故障识别与预警功能。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，梁单元数量宜基于敏感性分析确定。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。7.5.3调谐阻尼器宜采用与塔架模态相匹配的等效单自由度模型，并在对应安装高度的梁单元节点及相关自由度上耦联；模型参数至少包括有效质量、调谐频率和阻尼比。7.6固定式下部结构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下部结构的模拟宜考虑环境条件的影响，包括冲刷、腐蚀和海生物附着。其中，极端工况下宜考虑冲刷深度和腐蚀量的极值，疲劳工况宜考虑平均冲刷深度和平均腐蚀量。7.7漂浮式基础结构7.7.1漂浮式基础结构模型宜采用合适有限元单元进行建模，其单元的质量、刚度属性应依据实际漂浮式基础结构进行等效，以合理表征真实漂浮式基础结构特征。若经过分析验证漂浮式基础结构的弹性对整体动态特性影响可忽略，则可简化为刚体模型。漂浮式基础结构的水动力载荷模型宜采用下列2种方式建模，其水动力参数宜根据水池试验或高质量CFD数值仿真结果进行对比标定，相关要求参考GB/Z44047—2024。a)势流理论叠加莫里森公式黏性拖曳力项。b)势流理论叠加水动力黏性阻尼矩阵。7.7.2漂浮式支撑结构等效模型应保证主要受力方向的结构刚度一致。漂浮式基础结构或部分漂浮7.7.4漂浮式基础结构模型宜考虑腐蚀及海生物附着等环境条件的影响。7.8.1基础宜使用合理的力学模型模拟，确保模型的刚度和质量与实际结构一致：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基础建模宜充分考虑不同基础型式与土相互作用特征：b)单桩及筒型基础采用三维有限元或者其他等效模型。7.8.4对于和载荷关系敏感的桩土相互作用，应采用非线性弹簧模型，或采用不同工况对应的泥面刚度矩阵。7.8.5动力模态阻尼比宜考虑土阻尼的贡献，土阻尼可通过桩土作用滞回效应的土体本构模型进行评估。海上风力发电机组支撑结构模态阻尼可参考附录A。7.8.6对于地震工况，宜考虑土液化情况对桩土作用刚度和阻尼的影响。7.8.7基础模型宜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，以考虑系泊系统自身的惯性力、拖拽力、波浪载荷和泥面接触等动态效应。针对系泊系统设计应采用动态系泊模型，系泊系统拖曳力系数和附加质量系数可参考附录B确定。7.9.2系泊系统应评估其轴向拉伸刚度。若采用聚酯缆、尼龙绳等合成纤维系泊材料，宜考虑其轴向刚度的非线性和时变性特征，系泊缆的抗弯刚度通常可忽略不计。7.9.3系泊系统中钢制系泊缆建模宜考虑腐蚀裕量，满足系泊系统全寿命周期结构安全。7.9.4系泊系统建模宜考虑海生物的对系泊缆的重量、水动力直径及拖曳力系数等参数的影响。7.9.5宜结合土参数确定摩擦系数和海床刚度，评估系泊缆与海床之间的相互作用。7.9.6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。8.1.2一体化载荷分析应将机组全寿命周期内可能遭受的风、波浪、海流和海冰等环境载荷、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。其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、偶然载荷、地震载荷、正常使用载荷、运输和安装载荷等。一体化载荷分析实证应按照GB/T37257的规定。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固有周期、波浪固有周期及整机动力学特性进行，以全面评估波浪作用下整机系统及支撑结构的动力学响应，波浪可在充分涵盖关键工况的基础上进行简化处理。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不同极限工况载荷结果后处理应采用表1中规定的不同载荷安全系数。表1载荷安全系数正常工况(N)非正常工况(A)8.1.6正常使用载荷可分为以下3种情况：—S1:特征极端载荷(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22h);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符合GB/T18451.1—2022、GB/T31517.1一8.2.2海上风力发电机组支撑结构一体化载荷设计工况应包含通过具有合理发生概率的风况、海况、电气和其他外部条件相互组合确定的DLC,特殊环境条件还应涵盖此环境下的特殊工况。表2列出了宜考虑的最少海上风力发电机组支撑结构载荷设计工况。表2海上风力发电机组支撑结构载荷设计工况表设计状态编号风向浪向其他说明1)发电一F*H,=EV.m]一UN一UNVm.]一UN一UN2)发电和H,=E正常控制系统故障或电网连接中断或第一UNVnmu.]或第二层保护UAH,=E外部或内部电网连接中断UAF*表2海上风力发电机组支撑结构载荷设计工况表(续)设计状态编号风向浪向其他说明3)启动H,=E[H,/一F*[H,/一UN[H,/一UN[H,/一F*[H,/一UN5)紧急[H,/一UNV一UN湍流风Vm=V电网连接中断UAUN表2海上风力发电机组支撑结构载荷设计工况表(续)风向浪向其他说明一F*7)停机和一UAVnu的一F*注：*为疲劳工况，载荷安全系数取1.0。8.3台风工况8.3.1台风多发区的海上风力发电机组和支撑结构的设计载荷宜考虑台风的影响，风力发电机组等级应符合GB/T18451.1—2022要求。8.3.2海上风力发电机组支撑结构的台风DLC按表3设定。表3海上风力发电机组支撑结构的台风DLC设计状态编号风向浪向其他说明电网掉电UNV.=V,±2m/s和V.一UN一UN或空转)一UN1年一遇UAUA8.3.3台风工况宜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偏航系统正常运转，可忽略停机状态下的电网掉电工况。8.4海冰工况表4中的海上风力发电机组支撑结构的海冰DLC。锥面结构和直立面结构应分析海冰弯曲破碎载荷表4海上风力发电机组支撑结构的海冰DLC发电UNUNUNF一因水位波动由固定冰盖产生的垂直力无风载作用UN冰脊产生的压力湍流风Vm=V₁UNVnu<0.7VF一湍流风V=V₁UN8.5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载荷分析方法，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，宜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5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组地震动加速度时程，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、传动链及结构件可基于50年一遇地震动参数得到的载荷进行验算，验算时主要部件应保持线性弹性。表5海上风力发电机组支撑结构地震载荷工况表正常发电UA(1.0)UA(1.0)应风条件下的海况条件。海流采用NCM,对应重现期为一年一遇。8.6漂浮式海上风力发电机组一体化载荷分析工况8.6.1漂浮式海上风力发电机组支撑结构一体化载荷分析除考虑表2工况外，还应符合表6漂浮式海上风力发电机组支撑结构特殊设计载荷工况要求。表6漂浮式海上风力发电机组支撑结构特殊设计载荷工况方向UA最大工作UA的瞬态条件UAUA(破舱稳性)UA10)停机(静止或空转)的瞬态条件UAUA(破舱稳性)UAUA(1.0)表6漂浮式海上风力发电机组支撑结构特殊设计载荷工况(续)方向针对DLC10.4工况，需要考虑如下的环境载荷组合：—-500年一遇波浪，50年一遇10min平均风速，5年一遇海流；---50年一遇波浪，500年一遇10min平均风速，5年一遇海流；8.6.2DLC4.3工况中，考虑当实际海况超出漂浮式海上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，导致漂浮式海上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宜考虑单根系泊缆或张力腱破断瞬时及浮式基础与8.6.4对于具备多个舱室的漂浮式海上风力发电机组，应按照表6中DLC9.3和DLC10.3进行所有相关舱室的进水分析。8.6.5漂浮式基础结构、锚定系统的鲁棒性设计宜考虑500年一遇的环境载荷组合工况，具体设置参8.6.6漂浮式海上风力发电机组宜考虑基础结构运动和风力发电机组的偏航误差，具体设置参照表68.6.10漂浮式海上风力发电机组一体化载荷仿真宜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宜考虑高、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，以及对浮式基础波浪载荷的影响。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，载荷可采用对应部件的极限载荷统计矩阵结果。9.1通则9.1.2一体化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。设计表达式如公式(2)所示：式中：Yn——失效后果安全系数，可参照GB/T18451.1—2022取值；Y—载荷安全系数，可参照GB/T18451.1—2022取值；Fk——载荷标准值；Ym——材料安全系数；Rk——材料强度的标准值。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。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(3)。式中：T——基础顶平台底高程，单位为米(m);H—50年一遇的极端高水位，单位为米(m);Hb——极端高水位下的最大波高，单位为米(m);△——安全气隙高度，单位为米(m),取0.5m～1.5m。9.1.6漂浮式海上风力发电机组基础结构应保证与海面气隙不少于1.5m。9.1.7一体化设计宜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风轮转动频率(1P)和叶片经过塔架频率(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。固有频率的计算宜考虑水位变化、海床冲淤、海生物附着、腐蚀和基础-土体非线性作用等边界条件变化。9.1.8桩土轴向、侧向和桩端作用模型可分别使用轴向土抗力-位移(t-z)曲线、侧向土抗力-位移(p-y)曲线和桩端土抗力-位移(Qz)曲线计算，大直径单桩桩土相互作用宜采用有限元等数值分析方法确定。9.1.9单桩基础计入施工误差后，泥面处整个运行期内循环累积总倾角不宜超过0.50°。9.2钢制筒型塔架设计9.2.1根据载荷作用效应的不同，塔架应进行强度分析、稳定性分析及疲劳分析。9.2.2塔架除考虑风浪载荷外，还宜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取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取3mm/m计算。9.2.3塔架设计宜考虑塔架吊装、停机或不对风时可能产生的涡激振动对塔架的影响，分析时宜考虑塔架的一阶涡激振动，必要时宜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。9.2.4塔架构件强度分析应满足公式(4)的校核要求：σ、——等效应力设计值，单位为兆帕(MPa);fy——屈服强度标准值，单位为兆帕(MPa);Ym——材料安全系数，取值1.1。9.2.5塔架法兰连接节点分析宜考虑下面4种失效形式，具体可按照GB/T42600的规定：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。9.2.6塔架构件应满足屈曲的要求，具体应按照GB/T19072的规定，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。9.2.7法兰节点螺栓的设计预紧力设计应满足公式(5)的要求：Fp=0.7×f,×AFp——螺栓的设计预紧力，单位为牛(N);A,——螺栓应力截面积，单位为平方毫米(mm²)。9.2.8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。9.2.9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，计算时宜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，可参考GB/T42600的规定。9.2.10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。9.2.11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*(类似等级DC40,拐点取10⁷)考虑，当采用有限元分析方法时，宜考虑螺栓中的弯曲应力分量，此时螺栓疲劳等级可按DC50考虑。对大于M30的螺栓，应按公式(6)对S-N曲线进行折减。疲劳等级36*的S-N曲线见图5。式中：k——折减系数；d——螺栓直径，单位为毫米(mm)。图5疲劳等级36的S-N曲线9.2.12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。9.2.13塔架门洞及其他开口区域的强度计算应采用有限元分析方法，并考虑最不利载荷工况的影响，具体可参考GB/T19072、GB/T42600规定。在没有进行材料非线性分析的情况下，局部塑性应限于较小的区域，并满足公式(7)要求：式中：Etot——塔架构件局部总应变；Chs——基于线弹性模型的结构热点应力设计值，单位为兆帕(MPa);E——弹性模量，单位为兆帕(MPa)。9.2.14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，也可按照GB/T42600中的简化分析方法。9.2.15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响。9.3单桩设计9.3.1根据载荷作用效应的不同，应采用一体化载荷对单桩进行强度分析、稳定性分析、疲劳分析及基础承载能力分析。9.3.2单桩外径与壁厚之比在全长范围内宜小于120,若经论证结构强度满足要求则可忽略径厚比120的限制条件。9.3.3单桩桩长除应满足承载力及强度要求外，还应进行受载状态下泥面处变形随埋深变化敏感性分析，以保证基础埋深的鲁棒性。9.3.4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满足公式(8):λ—柱长细比。 (11) (12) h)受外部静水压力作用的圆管构件式中：fhe——环向弹性屈曲强度标准值，单位为兆帕(MPa)。式中：Cb——弹性临界环向屈曲系数。式中：μ——几何形状系数。式中：L,——加强环、隔板或端部连接之间的杆件长度，单位为毫米(mm)。计算环向应力σ时所采用的组合静水压力如公式(25)和公式(26):式中：p——静水压力设计值，单位为兆帕(MPa);YD——静水压力载荷安全系数，取值1.3;w——海水重度，单位为牛每立方毫米(N/mm³);H₂——有效静水压头，单位为毫米(mm)。式中：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，单位为毫米(mm);Hw——波高，单位为毫米(mm);d——静水深度，单位为毫米(mm)。i)承受拉伸和弯曲载荷共同作用的圆管构件，满足公式(27):式中：Ob,y——对构件Y轴(平面内)的弯曲应力设计值，单位为兆帕(MPa);Ob,z——对构件Z轴(平面内)的弯曲应力设计值，单位为兆帕(MPa);Ym——材料安全系数，拉伸作用对应的材料安全系数取值1.1,弯曲作用对应的材料安全系数见9.3.6。j)承受压缩和弯曲载荷共同作用的圆管构件，满足公式(28)和公式(29):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(MPa),见公式(30)和公式(31);K₂--对构件Z轴的有效长度系数，取值1;t₁≤0.2f、/Ym (33) (34)考虑剪力对抗拉强度标准值f抗弯强度标准值fb局部屈曲强度标准值fy.的折减。T≤0.7f、/Ym (35) (36)fb.v——抗弯强度标准值，单位为兆帕(MPa)。式中：fye.———局部屈曲强度标准值，单位为兆帕(MPa)。轴拉、弯曲和剪切载荷共同作用的圆管构件满足公式(39):轴压、弯曲和剪切载荷共同作用的圆管构件满足公式(40)和公式(41): (40) (41)Ym——材料安全系数，拉伸、剪切、扭转作用对应的材料安全系数取值1.1,受压、弯曲作用对应的材料安全系数见9.3.6。若有扭矩参与共同作用，通过公式(33)判断公式(36)～公式(41)中的f、fb、fy是否使用f.、fb.、fv.代替。公式(40)中轴向抗压强度标准值f按公式(9)计算，其中fy使用fy.代替。9.3.5圆管-圆锥构件设计应满足如下要求：a)圆管-圆锥构件如图6所示，锥角α不超过30°。1—锥管构件；图6圆管-锥管过渡构件b)圆锥任一截面a上的等效轴向应力由公式(42)～公式(44)确定：Oa,e=(Ga,c+ob.e)/cosa…………(42)式中：Ca,e—a截面等效轴向应力设计值，单位为兆帕(MPa);0a.e,Ob.e——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(MPa);P,——a截面上的轴向力设计值，单位为牛(N);D,—a截面对应锥管外径，单位为毫米(mm);te——锥管壁厚，单位为毫米(mm)。式中：M,——a截面上的弯矩设计值，单位为牛毫米(N·mm)。c)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按公式(45)计算：式中：Ob.j——圆管-圆锥连接处的弯曲应力设计值，单位为兆帕(MPa);D;——圆管-圆锥连接处直径，单位为毫米(mm);t——圆管-圆锥连接处圆管壁厚，单位为毫米(mm)。Ca,;,Ob.,—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，单位为兆帕(MPa),无加强筋圆管-圆锥过渡处的环向应力可按公式(46)和公式(47)计算： (46)式中：Oh.——圆管-圆锥连接处圆管端的环向应力，单位为兆帕(MPa)。 (47)式中：Oh.e——圆管-圆锥连接处圆锥端的环向应力，单位为兆帕(MPa)。d)当(ca.+ob.)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7所示。1--环向压应力截面；图7轴力方向在圆管-圆锥过渡截面产生环向应力类型e)圆锥构件截面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圆锥构件，满足公式(48)和公式(49):Ga.eg≤fy/Ym式中：fye——圆锥构件对应的局部屈曲强度标准值，单位为兆帕(MPa),按公式(11)、公式(12)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D。代替；Ym——材料安全系数，见9.3.6。D.=D,/cosa……式中：D.——圆锥构件等效直径，单位为毫米(mm)。f)当圆管-圆锥连接处环向应力oh,1、Oh,e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，满足公式(50):0max-—连接处最大轴向应力，单位为兆帕(MPa),圆管侧为o.+ob.,圆锥侧为(oa.+ob.e)/cosa;0j——连接处环向应力，单位为兆帕(MPa),圆管侧为σh,圆锥侧为oh.e。当连接处最大轴向应力为压应力时，满足公式(51): (51)局部弯曲应力满足公式(52): (52)式中：Ym——材料安全系数，取值1.1。A²+B²+2vAB≤1.0 (53) (54) (55) (56) (57) (58)a—-S-N曲线与logN轴截距；DFF——设计疲劳系数。9.3.9单桩基础承载力应满足如下要求：a)单桩基础承载力分析满足公式(64)要求：式中：Na——桩顶轴向载荷设计值，单位为牛(N);Rk——单桩轴向极限承载力标准值，单位为牛(N);Ym——材料安全系数，取值1.25;Rk——单桩极限侧摩阻力标准值，单位为牛(N);Rk——单桩极限端阻力标准值，单位为牛(N);fs——第i层桩身单位侧摩阻力标准值，单位为兆帕(MPa);A——第i层桩身外表面积，单位为平方毫米(mm²);qp——单位端阻力标准值，单位为兆帕(MPa);η——桩端闭塞效应系数，取值0.25;Ap——单桩端部外圆面积，单位为平方毫米(mm²)。b)黏性土中单位侧摩阻力标准值及端阻力标准值按公式(65)～公式(68)计算： (65)式中：su——不排水抗剪强度，单位为兆帕(MPa)。 (66) (67)式中：P'′——有效上覆土压力，单位为兆帕(MPa)。 (68)c)砂土中单位侧摩阻力设计值及端阻力设计值按公式(69)和公式(70)计算： (69) (70)式中：β——侧摩阻力系数；N₄——桩端承载力系数。9.3.10基础防冲刷设计符合下列规定。a)海上风力发电机组基础防冲刷设计应包括地基基础冲刷分析、防冲刷措施和监测设计。b)基础局部冲刷分析内容应包括最大局部冲刷深度和冲刷坑范围，宜包括冲刷深度发展过程。c)基础局部冲刷分析计算应选择冲刷公式、数值模拟或物理模型试验等方法进行评估。底质为粉土和黏性土的桩基础最大局部冲刷深度可采用韩海骞公式，底质为砂土的单桩基础最大局部冲刷深度可采用王汝凯公式计算，数值模拟结果的可靠性宜采用理论分析、物理模型试验成果或现场实测资料进行验证和评价。d)基础局部冲刷分析成果宜利用工程及周边海域实测、调查的局部冲刷资料验证综合分析论证后选用合理的分析成果。9.4导管架设计9.4.1导管架结构设计应满足构件对屈服、屈曲和疲劳的要求，并宜避免构件产生过大的变形和振动。此外还应满足起吊、沉桩时桩体屈服、刚度和屈曲要求，并考虑腐蚀、海床土质情况等因素的影响。9.4.2导管架结构设计宜减少施工现场的制作与焊接，需现场焊接、水下作业时，应制定完备的施工工艺，满足质量、安全和环保方面的技术要求。9.4.3导管架结构总体布置符合下列规定。b)桁架结构斜撑宜采用X型连接方式。c)不宜在飞溅区内设置水平构件。e)对管状构件的选择需考虑下列因素。1)弦杆径厚比不宜大于60,对于卷制焊接钢管尚宜大于30。2)主要杆件长细比不宜大于120。3)主要节点撑杆外径与弦杆外径的比值9.4.4管节点宜参照图8中结构示意进行设计，并满足下列基本要求。a)管节点处的焊接不应任意加大焊缝高度，宜避免出现焊缝立体交叉和焊缝过度集中，焊缝的布置宜对称于构件中心轴线。d)撑杆与弦杆的连接焊缝，应沿全周连续焊接并平滑过渡。e)导管架腿桩的节点加厚段部分的尺寸宜根据主要斜撑杆的完全屈服和主水平杆件的屈曲载荷确定。为避免节点加厚段部分的厚度过厚，可在主构件上加做一节锥形短节，或考虑杆件搭接和桩灌浆联结的有利效应。1标引序号说明：2——撑杆加厚段；θ—-弦杆轴线与撑杆轴线间的角度；3--—冠趾；g——间隙；4——冠根；t——撑杆加厚段厚度；5---鞍点；T—-弦杆加厚段厚度；6——弦杆；d——撑杆外径；7——-弦杆加厚段；D—弦杆外径。水压力下的环向应力计算。对于未考虑静水压的导管架杆件强度校核，可参照单桩设计的规定执行。对于考虑静水压作用下的导管架杆件，应满足如下校核要求：a)承受拉伸、弯曲和静水压力共同作用的圆管构件，满足公式(71)～公式(77): (72) (73) (74) (75) (76)0q=0.5oh (77) (78) (80) (81)若组合压应力a、及弹性局部屈曲强度标准值f满足公式(82)和公式(83),则杆件满足公 (82) (83) (84)有效长度系数(K)弯曲折减系数(Cm.i)1见注1注1:0.6～0.4M₁/M₂且小于0.85,式中M₁/M₂是在所考虑的弯曲平面内，构件无支撑部分端部的较小弯矩与较大弯矩之比；M₁/M2的数值，当两端反向弯曲时取正值，单向弯曲时取负值。注2:1～0.4(a。/fe)且小于0.85,式中f。取f.y或fe.z。Q.—强度系数；Q:——弦杆系数；F,——节点处弦杆的屈服强度(屈服强度与0.8倍的抗拉强度两者取小值),单位为兆帕(MPa);F,——节点处弦杆的屈服强度(屈服强度与0.8倍的抗拉强度两者取小值),单位为兆帕(MPa);平面内弯曲平面外弯曲K(16+1.2y)β1-²Q:且(16+1.2y)≤40X (90) (91) (92) (93)Φ=tfy.b/(Tfy) (94)0000注：当0.9<β<1.0时，X型节点受轴向载荷的C₁、C₂及C₃根据表9中的数据进行线性插值计算。对于加厚段的节点，节点极限轴向承载能力可以根据公式(97)计算：P.=[r+(1-r)(T./T.)²]Pnj.e…………(97)T。—弦杆壁厚(取加厚段相邻杆件壁厚的最小值),单位为毫米(mm);T.—-弦杆加厚段壁厚，单位为毫米(mm);Pu.e——由公式(86)基于杆件加厚段几何和材料特性计算所得的值，单位为牛(N)。Le——有效长度，单位为毫米(mm),计算方法见图9;β——撑杆外径与弦杆外径的比值。9.4.8导管架疲劳分析时，由撑杆载荷引起的应力应在鞍点和冠点处分别计算，如图9所示，这些点处的热点应力结合轴向、平面内和平面外单个应力分量并考虑对应的应力集中系数得到，应评估焊缝周围8个点的热点应力，如公式(100)～公式(107)所示：o₁=SCFAcσx+SCFMIPOmy…标引符号说明：SCFAc——轴向载荷作用下冠点的应力集中系数；SCFMIP——平面内弯矩应力集中系数；0my—平面内弯曲名义应力，单位为兆帕(MPa)。标引符号说明：SCFAs——轴向载荷作用下鞍点的应力集中系数；0x——轴向名义应力，单位为兆帕(MPa);0my——平面内弯曲名义应力，单位为兆帕(MPa);SCFMOP——平面外弯矩应力集中系数；0mz——平面外弯曲名义应力，单位为兆帕(MPa)。03=SCFAcσx-SCFMOPOmz (102) (103)0s=SCFAcox-SCFMIPOmy (104) (105) (106) (107)9.4.9导管架基础承载力可参照9.3.9进行计算。9.4.10灌浆段宜采用三维有限元进行设计。9.5漂浮式基础结构设计9.5.1漂浮式基础结构设计应结合结构型式与功能需求进行总体布置设计、水动力性能分析、稳性评估及一体化总体强度设计。9.5.2漂浮式基础结构的水动力性能分析宜考虑漂浮式基础结构在海洋环境中的静水力、绕射、辐射及黏性作用效应。结合漂浮式基础结构特点，漂浮式基础结构运动响应宜考虑波频运动、平均慢漂运动、二阶差频运动及二阶和频运动响应。稳性评估应结合漂浮式基础结构型式及对应条件下漂浮式海上风力发电机组风轮推力进行完整稳性、破舱稳性评估。水动力性能分析及稳性评估宜参考GB/Z44047—2024执行。9.5.3漂浮式基础结构一体化总体强度设计宜采用以分项系数表达的极限状态设计方法，分析工况包括承载能力极限状态和正常使用极限状态。强度分析内容主要包括漂浮式基础结构总体屈服、屈曲分析以及构件尺寸评估，具体要求参考GB/T35989.1。9.5.4漂浮式基础结构可根据失效造成损失后果分为2种：——后果类别1:结构失效不太可能造成如人员伤亡、与邻近结构的碰撞以及对环境的影响等不可接受的后果；——后果类别2:指失效可能导致如人员伤亡、与邻近结构的碰撞以及对环境的影响等不可接受后果的情况。除非另有说明，恶劣环境中无人值守的漂浮式基础结构应按结果类别1进行设计。率设定为10-⁴,结果类别2的年失效概率设定为10-⁵。9.5.5漂浮式基础结构设计宜考虑因材料类型、加工、部件几何形状及加工过程等影响的材料安全系数γm。平板和壳体结构的材料安全系数可取1.1。壳体结构屈曲材料安全系数见表10。表10壳体结构屈曲材料安全系数结构类型圆柱壳，圆锥壳注2:f,最小屈服应力。注3:o.屈曲模式的弹性屈曲应力。注4:对于非管形梁结构材料安全系数为1.1。9.5.6总体结构模型应包括：a)浮筒外板，内部纵横舱壁及其桁材和骨材；b)立柱外板，内部甲板、纵横舱壁及桁材和骨材；c)上部甲板结构上的主要的舱壁，框架和甲板；d)立柱及浮箱上的连接撑杆。9.5.7漂浮式基础结构强度校核应按照材料力学第四强度理论进行，等效应力不应超过设计抗力。9.5.8漂浮式基础结构屈曲分析包括加筋平板结构屈曲分析和加筋圆柱壳体结构屈曲分析。a)加筋平板结构屈曲分析应符合下列要求：1)如图10中所示的加筋平板结构的板格，骨材，横梁应进行屈曲强度校核；标引序号说明：2--—板格；图10平板结构屈曲分析部件2)如图11中所示的加筋平板结构屈曲分标引符号说明：0x,s———在平面内沿骨材长度X向轴向应力，单位为兆帕(MPa);0y.s—-—在平面内沿横梁Y向轴向应力，单位为兆帕(MPa);Tsu—平面内剪应力，单位为兆帕(MPa);P—平面外侧向压应力，单位为兆帕(MPa)。图11平板结构屈曲分析应力与平面外压力b)加筋圆柱壳体结构(带环向加强筋和纵向加强筋的加筋圆柱壳体结构)应进行屈曲分析。如图12中所示的屈曲强度评估包括以下载荷作用：2)圆柱壳总体弯曲应力σ,单位为兆帕(MPa);3)圆柱壳内剪应力r,单位为兆帕(MPa);4)外加侧向压力P、上述载荷的组合。标引符号说明：1——纵向加强筋；2——环向加强筋。Q₂——轴2剪力；1—环向加强筋间距；S——纵向加强筋间距；0x—轴向均匀压缩应力；on—圆柱壳总体弯曲应力；t——圆柱壳内剪应力；图12加筋圆柱壳体结构及屈曲载荷作用1)局部壳或柱壳板屈曲：即相邻加强筋之间的壳屈曲，但环向加强筋和纵向加强筋仍保持直线；3)环筋屈曲：即环向加强筋以及圆柱壳一起发生变形屈曲；4)总体屈曲：即环向加强筋和/或纵向加强筋的梁一柱屈曲，弯曲一侧向扭转屈曲以及它们的腹板、面板的局部屈曲，圆柱壳板也发生变形屈曲；图13加筋圆柱壳体屈曲失效模态9.5.9结构构件尺寸应采用以下方法评估：a)板结构最小板厚(t)不低于按公式(108)计算得到的值：式中：t——板结构最小板厚，单位为毫米(mm);to——主要结构为7mm,次要结构为5mm;fya——设计屈服强度fy/Ym,f,最小屈服强度，单位为兆帕(MPa)。b)承受侧向压力的平台厚度(t)不小于公式(109):式中：t—-—承受侧向压力的平台厚度，单位为毫米(mm);k。—板格横纵比因子,当s/L=0.4,最大1.0;当s/l=1.0,最小0.72;k:——垂直于加强筋的曲率修正系数(为曲率半径，单位为毫米(mm);s—-骨材跨距，单位为毫米(mm);pa——设计压力，单位为兆帕(MPa);0pd——设计弯曲应力，单位为兆帕(MPa),σpJ=1.3(fyd一oja),且不大于fyd=fy/Ym;kpp——板的固定系数，对于夹紧边为1.0;对于简支边为0.5。c)在侧向压力作用下纵骨、横梁、框架和其他加筋梁的剖面模量(Zs)不小于公式(110):式中：Zs——剖面模量，单位为立方毫米(mm³);l——骨材跨距，单位为毫米(mm);km——弯矩因子；Opd2——设计弯曲应力，单位为兆帕(MPa),fya-0jd;kp——板的固定系数，对于夹紧边为1.0;对于简支边为0.5。c)中给出的公式(110)要求加强筋腹板与平板垂直。对于加强筋腹板与平板非垂直的情况，加强筋的剖面模量应按公式(110)乘以系数1/cosa计算，α为加强筋腹板与垂直于平板的平面之间的夹角。d)在动应力小、振动不重要的情况下，可采用端部削斜的加强筋，端部削斜的加强筋支撑的板厚(t)不小于公式(111):在此情况下，按c)计算的加劲肋截面模量通常基于以下参数值：—km=8;—kps=0.9;——骨材端部削斜角度不超过30°。e)桁材有效面板宽度(be)定义见公式(112):be=C.·bC.——在跨度上的不同数量的等间距点载荷作用下的有效面板系数，见图14;b——板翼缘的全宽度，单位为毫米(mm),例如由梁支撑的加强筋的跨度。0.8-图14有效面板系数C.曲线f)不作为总体受力构件而承受侧向压力的简支桁应满足：1)净剖面模数要求；g)净剖面模数(Zg)按公式(113)计算：式中：Zg——净剖面模数，单位为立方毫米(mm³)。s——桁材跨距(平面内梁的腹板高度可扣除),单位为毫米(mm)。当两端安装肘板时，只要假定梁两端是夹紧的，并且肘板两端的有足够剖面模数的，则桁架跨距可减小肘板边长的2/3。b——载荷作用面积的宽度，单位为毫米(mm),可定义为0.5(l₁+l₂),l₁和l₂为支撑加强筋的跨度，或桁材与桁材之间的距离。km——弯矩因子。Opdz——设计弯曲应力，单位为兆帕(MPa),fya一Oja,oja为全局面内等效膜应力。h)净腹板面积(Aw)按公式(114)计算：式中：Aw——净腹板面积，单位为平方毫米(mm²);k,——剪力系数；N,——所考虑截面与最近支撑物之间的加强筋数量，N值在任何情况下都不大于(N,