导管架基础灌浆粘结力试验研究

孙洋波，陈大明

（上海港湾工程质量检测有限公司，上海 201315）

导管架基础灌浆粘结力试验研究

孙洋波，陈大明

（上海港湾工程质量检测有限公司，上海 201315）

导管架作为一种重量轻、海床地质条件适应性好、稳定性好、适合较深海域的海上风电基础，风电机组、波浪和洋流等载荷主要通过导管架结构经混凝土传递至钢管桩，钢管桩再把载荷传递到海床。而钢管桩与导管架的连接方式常采用灌浆连接来代替焊接和栓接，灌浆质量直接影响到导管架的整体稳定性能和安全性，现场试验采用检测内、外钢管之间灌浆粘结力连接效果是最直观有效的方法。文中介绍了珠海桂山海上风电机组基础导管架灌浆粘结力的原位试验，试验结果表明导管架灌浆连接结构抗拉极限承载能力不小于19 200 kN。本次灌浆粘结承载力原位试验对于该工程导管架灌浆施工提供了数据支持，弥补了国内类似的导管架基础灌浆连接效果检测的空白。

海上风机；导管架基础；灌浆；粘结承载力

近年风电行业得到迅猛发展，特别是海上风电场具有不占用土地资源、发电效率高、不污染环境等优点，已成为未来重要的能源产业发展方向之一。发电成本是制约风电发展的主要瓶颈，海上风电风机基础建设成本在海洋风电造价中占有较大的比重，约占整个工程建设成本的20%～30%[1-2]。导管架作为一种重量轻、海床地质条件适应性好、稳定性好、适合较深海域的海上风电基础，在欧洲海上风电场得到了广泛应用。风电机组、波浪和洋流等载荷主要通过导管架结构经混凝土传递至钢管桩，钢管桩再把载荷传递到海床。钢管桩与导管架的连接方式常采用灌浆连接来代替焊接和栓接，灌浆连接具有良好的结构性能，以及施工便利、造价低廉等优点，灌浆质量直接影响到导管架的整体稳定性能和安全性[3-5]。国内的海上风电开发尚处于起步阶段，相关经验较为匮乏，针对灌浆连接段开展的研究相对较少，有关内、外钢管之间灌浆粘结力连接效果的试验为空白。

1 试验概况

珠海桂山海上风电机组基础由4条腿支撑，支腿间有加强斜撑连接，支腿上部设置平台。基础结构安装方法是先在海底打4根桩（桩头在泥面以上），然后通过拖轮将在船厂制造完成的外挑平台式基础运输至指定位置，通过自升式平台等安装船舶对基础结构进行吊装，将外挑平台式基础支腿插入桩中。然后在平台甲板上通过灌浆导管向钢桩与基础支腿间灌浆，确保基础支腿与钢桩稳固连接。

为了模拟海上工况条件下灌浆工艺，并测试内、外钢管之间灌浆粘结力连接效果，设计并制作了高4 m的钢桩和高3.2 m导管架模型，模型比例为1∶1，图1为导管架基础模型示意图。导管架模型腿柱上设置上下2套灌浆管线并预制在导管架腿柱内部，剪切键按导管架腿柱实际结构预制，导管架底部标高与钢桩底部标高一致，两者均布置在同一水平钢板上，然后整体通过电焊或螺栓连接形成与实际工况相同的环形空间，连接处采用橡胶条密封。再制作钢结构架，每个钢架上设置1～2环空模具，然后将钢架固定在码头边，并确保其水位与实际工况基本相当。灌浆试验作业时，将制作好导管架模型放入海水中，所有操作均在船上完成。本次试验采用的灌浆料为中交上海三航科学研究院有限公司自主研发的UHPG灌浆料，灌浆采取水下灌浆方式。灌浆作业结束3 d后，将导管架模型运上岸，待灌浆料达到28 d龄期后进行相关结构试验和性能检测。

图1 导管架模型示意图Fig.1 Schematic diagram of jacket model

2 试验方法

根据千斤顶的规格和加载条件，导管架模型运上岸后在导管架模型的顶部周边设置了顶帽和连接肋板，以便测试注浆后钢管与注浆之间的粘黏结力。

1）加载系统：根据本次结构性能试验最大加载量，加载设备由8台3 200 kN的千斤顶、70 MPa高压油泵及相应油路系统及经标定的精密油压表组成。试验荷载由RS-JYC桩基静载测试仪控制，并由精密度为0.4级油压表进行校核。8台千斤顶均匀布置在内钢管顶，见图2，千斤顶安装完毕后见图3。

图2 千斤顶布置图Fig.2 Jack arrangement

图3 千斤顶安装完毕后现场图Fig.3 The site map after the com p letion of jack

2）量测系统：本次结构性能试验量测系统采用经标定的武汉岩海工程技术有限公司生产的RS-JYC桩基静载荷测试仪器。

一般情况下结构性能试验位移量测的基准系统为1个独立的系统。考虑到本次试验对于整个导管架模型结构体来讲均为内力，同时考虑本次试验的目的，将位移传感器用磁性表座固定在外管顶部来测试内管的位移，见图4位移传感器安装图。数据采集采用全自动测试系统，该系统中预先设置的试验程序可自动完成试验数据的采集、存储、计算、判断和打印等工作，自动绘出相关曲线供测试人员现场判别。

3）加载方式：本次试验参照GB 50007—2011《建筑地基基础设计规范》附录M岩石锚杆抗拔试验要点分级加载，荷载分级为8级，最大加载量为16 000 kN。每级荷载施加后，立即测读位移量，以后每间隔5 min测读1次位移，连续4次测读出的位移值均<0.01 mm时，认为该级荷载下的位移已达到稳定状态，可继续施加下一级荷载[6]。

图4 位移传感器Fig.4 Disp lacem ent transducer

4）终止加载条件及极限承载力判定：当出现下列情况之一时，即可终止试验：

①测读的位移值持续增长，且在1 h内未出现稳定的迹象。

②新增加的荷载无法施加，或者施加后无法保持荷载稳定。

③内、外钢管之间已出现明显位移。

符合上述终止条件的前一级荷载，即为结构的极限荷载。

试验结束后，对试验现场的破坏情况进行详尽描述并拍摄照片。

3 试验结果

本次试验的荷载分级为8级（初定最大加载量为16 000 kN），首次加载以2倍荷载（即4 000 kN）开始，加载至第8级（即16 000 kN）时，导管架结构未发生破坏，且内、外壁相对位移增量无明显突变，第8级荷载持荷时间内，内、外钢管之间相对位移稳定。为进一步了解导管架结构的抗拉性能，按原定荷载分级方式继续加载，加载过程结构也未发生较大响声，加载至19 200 kN时，考虑到导管架结构的整体安全停止继续加载，在持荷时间内结构未发生破坏且内、外壁相对位移增量无明显突变。试验过程中每级荷载下的内、外钢管相对位移见表1，分级加载过程中内、外钢管荷载-相对位移曲线见图5。根据加载情况及内、外钢管之间相对位移的测试结果，综合判定该导管架结构抗拉极限承载力≥19 200 kN。

表1 内外管相对位移数值统计表Tab le 1 Numerical table of relative displacement of inner and outer tubes

图5 内外钢管荷载-相对位移曲线Fig.5 Load relative displacement curve of inner and outer steel tubes

4 结语

1）本次灌浆粘结承载力原位试验取得了满意的成果，为桂山风电工程进行实际风机导管架灌浆施工提供了数据支持，弥补了国内类似的导管架基础灌浆连接效果检测的空白。

2）本次试验所设计的反力装置、加载装置（并联千斤顶、油泵）、数据采集仪系统（测控主机、传感器、油泵控制器）、试验所采用的加载方式和终止加载条件等是先进、可靠、安全的，为类似的导管架基础灌浆连接效果试验积累了宝贵的经验。

3）采用上海三航科研院UHPG灌浆料灌注的导管架灌浆连接结构的抗拉极限承载能力≥19 200 kN。

[1] SNYDER B,KAISER M J.Ecological and economic cost-benefit analysis ofoffshore wind energy[J].Renewable Energy,2009,34(6): 1 567-1 578.

[2] 尚景宏，罗锐，张亮.海上风电基础结构选型与施工工艺[J].应用科技，2009，36（9）：6-10. SHANG Jing-hong,LUO Rui,ZHANG Liang.Foundation structure selection and construction process for offshore wind turbines[J]. Applied Science and Technology,2009,36(9):6-10.

[3]朱荣华，李少清，张美阳.珠海桂山200 MW海上示范风场风电机组导管架基础方案设计[J].风能，2013（9）：94-98. ZHU Rong-hua,LIShao-qing,ZHANG Mei-yang.Jacket foundation design for 200 MW offshore demonstration wind farm projectof Zhuhai Guishan[J].Wind Energy,2013(9):94-98.

[4]朱荣华，田振亚，龙正如，等.海上风电机组导管架基础水下灌浆技术分析[J].风能，2013（12）：104-107. ZHU Rong-hua,TIAN Zhen-ya,LONG Zheng-ru,et al.Analysis of underwater grouting technology of offshore wind turbine jacket foundation[J].W ind Energy,2013(12):104-107.

[5]仲伟秋，麻晔，杨礼东，等.海上风电桩基础与导管架灌浆连接段的ANSYS分析[J].沈阳建筑大学学报：自然科学版，2012，28（4）：663-669. ZHONG Wei-qiu,MA Ye,YANG Li-dong,et al.The analysis of grouted connection between pile foundation and jacket for offshore wind turbine by ANSYS[J].Journalof Shenyang Jianzhu University: Natural Science,2012,28(4):663-669.

[6]GB 50007—2011，建筑地基基础设计规范[S]. GB 50007—2011,Code fordesign ofbuilding foundation[S].

Experimental study on grouting bond strength of jacket foundation

SUN Yang-bo,CHEN Da-ming
（ShanghaiHarbor Quality Control&Testing Co.,Ltd.,Shanghai 201315,China）

Jacketas a lightweight,good adaptability to the seabed geological conditions,good stability,is suitable for the deep waters offshore wind turbine foundation and wind turbine.wind turbine generator,wave and ocean current load mainly through the jacket structure by concrete transfer to the pipe pile,steel pipe pile to load transfer to the sea bed.The connection between steel pipe pile and jacket usually used grounding to replace welding and bolting,grouting quality directly affect the stable performance and safety of the overall jacket,in-situ test used the method for detecting the connection effect ofgrouting bonding strength between inner and outer steel pipe,which is the most direct and effective method.The in-situ test on grouting bond strength of jacket foundation in Zhuhai Guishan offshore wind turbine is introduced in this paper.The experimental results show that the ultimate tensile bearing capacity of the jacketgrouting connection structure is not less than 19 200 kN.The in-situ test on grouting bond strength provides the data support for the jacket grouting construction,and makes up the blank of the test of the grouting connection effectof the similar jacket foundation in China.

offshore wind turbine;jacket foundation;grouting;bond bearing capacity

U656.6；TU473.1

A

2095-7874（2016）11-0042-04

10.7640/zggw js201611010

2016-05-07

2016-07-12

孙洋波（1978— ），男，陕西合阳人，硕士，高级工程师，主要从事水工结构试验检测工程。E-mail：yangbosun@126.com