海上風電導管架結構受損評估與分析

賴俊榮,朱嶸華,胡穗興,陳鵬宇,阮芳偉,張融圣

(1.中廣核陽江海上風力發電有限公司,廣東 陽江 529500;2.浙江大學 海洋學院,浙江 舟山 316021;3.陽江海上風電實驗室,廣東 陽江 529500)

0 引 言

海上風電結構相對復雜、體積龐大、造價昂貴，與陸上風電結構相比，它需要面臨更惡劣復雜的環境條件，長期承受風、浪、流、潮汐等隨機載荷的聯合作用。同時，周期性循環載荷作用也更易使其產生承載能力下降、疲勞破壞等問題。導管架結構最早應用于海洋油氣平臺，后因其整體剛度大、穩定性佳等優點，逐步推廣至海上風電等領域。海上風電導管架結構的固有頻率較低，與環境激勵的頻率比較接近，易發生共振風險，影響風機的正常運行。此外，共振還會導致風機疲勞載荷增加，縮短結構的使用壽命，嚴重還可能致使結構傾覆。

除上述內容外，海上風電結構還會面臨地震、臺風、船舶撞擊等偶然載荷的威脅。與地震和臺風等自然災害相比，船舶撞擊造成海洋工程結構破壞的事故占比越來越大。據統計，30%的海洋工程結構損壞事故是由船舶撞擊造成的[1]。例如：2002年，某深水導管架鋼質平臺在導管架就位后與大型船舶發生撞擊，致使某X斜撐局部受到嚴重擠壓，破壞區域沿撐桿縱向約1.4 m長，某樁腿上的立管也受到嚴重破壞[2]；2013年，某海域海洋平臺在導管架完成打樁作業后與平臺供應船發生碰撞事故，2條樁腿之間水平層拉筋凹陷，遭受船舶撞擊側的立面欄桿也受損嚴重[1]；2017年，臺風“天鴿”侵襲南海附近海域，將大量船只卷入海上風電場，造成風電基礎設施嚴重損毀[3]。

目前，我國針對海上風電導管架結構與船舶碰撞事故的研究相對較少，文獻[4-6]研究大多側重于導管架設計中的船舶撞擊分析方法，關于導管架與船相撞后必要的強度、疲勞和傾覆評估等內容研究亟待完善。本文以我國南海海域某施工船與導管架基礎發生碰撞的事故為例，對船舶撞擊后的導管架基礎開展剩余強度分析、疲勞分析等，綜合評估導管架受損情況，為下一步修復方案提供依據，以期為后續研究及實際工程提供參考。

1 受損結構介紹

在臺風影響下，我國南海海域某風機②號靠船件及對應導管架與施工船相撞，船靠及爬梯嚴重損壞，導管架主梁凹陷，表面有明顯刮痕，實際損傷情況如圖1所示，主要受損部件如表1所示。

表1 受損部件清單

圖1 受損樁腿及靠船件

2 受損結構剩余強度分析

為評估導管架受到撞擊后且未修復時的整體強度，采用SACS軟件對受損前后的導管架結構進行彈性范圍內的靜力分析，并根據現場檢測結果和相關設計輸入資料，模擬分析導管架受損的真實狀態。根據桿件的受損情況，強度評估的假設條件如下：(1)受損構件與其他相鄰桿件連接焊縫完好；(2)受損構件變形部分不考慮產生裂紋[7]。

2.1 有限元模型

SACS軟件在對導管架結構整體性分析時，采用EN ISO 19902等規范推薦的做法來評估受損桿件[7]。需要先對受損截面的有效面積和有效慣性矩進行折算。ISO規范和一些相關文獻[7]要求截面凹陷程度h≤0.3D，且h≤10t，其中：h為受損構件凹坑凹陷最大深度；D為受損構件截面直徑；t為受損構件壁厚。本實例涉及的受損桿件滿足此要求，可按ISO推薦的受損構件截面縮減公式進行折減計算。具體公式為

Ad=ξcA

(1)

式中：Ad為受損截面的有效面積；ξc為截面面積縮減系數，ξc=e-0.08h/t；A為未受損截面面積。

Id=ξmI0

(2)

式中：Id為受損截面有效慣性矩；ξm為慣性矩縮減系數，ξm=e-0.06h/t；I0為未受損截面慣性矩。

模型輸入載荷依據相關設計資料，取設計極限工況下法蘭面風機極限載荷標準值(不含安全因數)作為計算載荷，具體載荷如表2所示。

表2 法蘭面風機極限載荷標準值(不含安全因數)

導管架結構模型依據真實設計參數建立，在模型中輸入修正后受損構件的截面特性、極限載荷，其他參數均與設計時保持一致，具體模型如圖2所示。

圖2 凹坑模型

2.2 計算結果與分析

圖3和圖4為極限工況下受損前后導管架結構各桿件及其樁基最大應力時刻的等效應力云圖。

圖3 受損前極限工況下各桿件及樁基應力云圖

圖4 受損后極限工況下各桿件及樁基應力云圖

由圖3與圖4的對比可知，導管架結構各桿件及其樁基應力比的變化主要集中在船舶與導管架結構發生碰撞的部位(即受損桿件處)。受損構件因變形損傷出現凹坑導致其應力比出現較大變化，由受損前的0.960變為受損后的1.140，增幅達18.75%，同時美國石油協會(API)規范[8]規定導管架結構各桿件的最大允許值為1，受損后的桿件已無法滿足相關設計要求，存在結構失效的風險。

此外，由前后對比還可知，受損前后導管架結構應力較大的部位均為樁基與樁腿的連接部位以及樁腿與斜撐的節點部位，可見連接部位及節點部位對整體導管架結構而言相對薄弱，但均在規范規定的最大允許值范圍內，滿足規范設計要求。同時結果顯示，關鍵部位及樁基受損前后的應力比變化并不明顯，說明受損構件的損傷并未對其他構件的承載能力造成明顯的影響，只需對受損構件進行修復即可。

3 受損結構疲勞分析

海上風電結構所處環境條件一般較為惡劣，需長期承受風、浪、流、潮汐等載荷的聯合作用，導管架結構與船舶發生碰撞事故后可能會加劇裂紋的產生與擴展，從而有發生疲勞斷裂的風險。為評估導管架受到撞擊后且未修復時凹坑位置的疲勞強度，需要對導管架進行疲勞分析。

目前，針對導管架平臺的疲勞計算已相當成熟，采用波浪譜分析方法可快速準確地計算分析平臺結構的疲勞壽命[9]。疲勞分析的方法，一般是先分析單一譜載荷作用下的疲勞損傷，再對隨機載荷作用下的總損傷采用單一譜載荷損傷線性疊加的方式得到[10]。選用Ansys軟件對受損構件進行建模分析，得到損傷部位的應力云圖，然后根據SY/T 10049—2004[11]和DNV規范[12]推薦的方法對導管架樁腿受損部位的疲勞損傷進行計算校核。

3.1 有限元模型

受損鋼管直徑為1 400 mm，壁厚為32 mm，鋼管受損區域長度為1 680 mm、寬度為1 100 mm、深度為120 mm，樁腿模型長度為5 000 mm。采用Ansys有限元分析軟件建立受損后凹陷模型如圖5所示。

圖5 凹坑受損導管架樁腿模型

鋼材的選型與真實導管架一致，采用DH36鋼，其屈服強度為355 MPa。有限元模型計算采用彈性本構(即考慮彈性范圍內設計)，材料彈性模量及泊松比列如表3所示。

表3 材料基本參數

受損后的模型采用SACS整體計算的輸出載荷。如圖6(a)所示，樁腿底部平面節點約束x、y、z等3個方向的位移，保證結構件具有足夠約束，避免產生剛體位移。

圖6 模型約束及載荷設置

如圖6(b)所示，樁腿頂部截面平面節點施加力和力矩，模擬實際情況下結構受力情況。根據SACS前期計算結果，選取疲勞工況下受損部位樁腿截面最不利受拉和受壓情況下所對應的截面力作為有限元模型中計算的載荷，具體數值如表4所示。

表4 有限元計算所取載荷(疲勞載荷)

同時，考慮到樁基局部不規則凹陷，對凹坑段樁基網格適當加密(見圖7)，網格尺寸為2.5 cm，其余未受損部位單元尺寸控制為5.0 cm，以適當減少計算量。模型整體網格采用多區域劃分的方式，幾何規則區域采用六面體單元，凹坑等不規則區域采用四面體單元，以保證計算精度并盡可能減少節點數量和計算量。

圖7 受損樁腿模型網格劃分和凹坑局部網格細節

根據上述設置，受損樁基段的單元數量約15萬個，節點數量約106萬個。此外，為檢驗計算所用模型的網格無關性，另外設置受損樁基段的單元數量約2.6萬個、節點數量約18萬個作為對比。由圖8可知，網格加密前后，結構的應力大小及分布變化不大，因此可認為本計算模型符合網格無關性。

圖8 受壓工況下受損部位應力分布

3.2 疲勞計算及結果分析

受損樁腿凹陷位置最大主應力分布如圖9所示。

圖9 凹陷位置最大主應力云圖

由圖9可知：在受拉工況下最大主應力為27.26 MPa，在受壓工況下最大主應力為6.01 MPa，二者相差較大，在受拉工況下更易造成構件破壞；在受拉及受壓工況下，最大應力出現的部位均為受損構件凹陷區域的邊緣，說明凹坑邊緣處更易發生斷裂風險。為繼續分析構件疲勞壽命，采用S-N疲勞分析法計算疲勞損傷。

大氣中的S-N曲線參見規范SY/T 10049—2004，最終疲勞計算結果顯示：受損構件在疲勞載荷作用下受壓工況的損傷值為0.000 74，遠低于規范規定的最大允許值1，說明在受壓工況下該構件的疲勞強度仍然較高，凹坑的出現并未對構件的受壓強度產生明顯的影響；受拉工況的損傷值為1.436 00，超過規范規定的最大允許值1，且幅值較大，達43.6%，說明在受拉工況下，該受損構件的疲勞強度已嚴重不足，無法滿足導管架結構安全性能的要求，需要對該導管架結構進行修復。

4 結 論

以我國南海海域某施工船與導管架基礎發生碰撞的事故為例，選用SACS和Ansys軟件，根據現場檢測結果和相關設計輸入資料，對船舶撞擊后的導管架基礎開展剩余強度分析及疲勞分析，綜合評估導管架受損情況，得到主要結論如下：

(1)導管架結構受損后，其受損構件的剩余強度不足，已無法滿足規范要求，但并未對其余桿件的剩余強度造成明顯影響，只需對受損構件進行修復即可。

(2)在受壓工況下該構件的疲勞強度仍然較高，但凹坑的出現使該構件在受拉工況下的疲勞強度嚴重不足，無法滿足導管架結構安全性能的要求，需要對該構件進行修復。