海上风电导管架陆地建造过程中的应力分析

李宗豪，朱 军，陈伟球,

（1.浙江大学工程力学系，浙江杭州310027；2.南通泰胜蓝岛海洋工程有限公司，江苏启东226200）

随着环境要求的提高，全世界对新能源的发展需求日益增大。海上风电作为一种清洁能源，具有独特的技术优势及巨大的发展潜力［1］。近年来，欧洲与美洲各地陆续开展海上风电项目［2‐7］，标志着海上风电已成为新能源发展的主要方向之一［8］。

近年来，我国海上风电的发展速度日益加快，目前整体上处于由陆上风电转向海上风电的过程［9‐10］。相比于陆上风电场，海上风电场的风力更强且更稳定，具有更高的产能。我国拥有得天独厚的沿海风能资源［11］，由此可以预见，海上风电将成为我国应对能源安全问题以及气候环境变化的有效策略之一。但是，海上风电的运营成本仍然高于陆上风电。从技术层面上分析［12］，提升相关构件的力学性能是提高结构可靠性和降低运营成本的关键［13］。

对钢结构的施工过程进行有限元模拟已成为避免钢结构工程事故的主要手段之一［14］。但目前关于导管架的有限元分析相对较少，且多集中于关键部件的静力学分析，有限元建模时常使用简单的管单元或梁单元。例如王永召等［15］运用生死单元技术对导管架的建造过程进行了初步分析，但只考虑了卧式建造工艺且仅限于垫墩等支撑结构安全性的分析。

为此，笔者拟基于有限元软件ANSYS，利用APDL（ANSYS parametric design language，ANSYS参数化设计语言）编写命令流，分别采用梁单元与壳单元来建立海上风电导管架的计算模型，同时设置多种建造方式，并运用单元生死技术来模拟海上风电导管架的陆地建造过程。然后，通过对比分析来探讨有限元模拟时网格划分单元的选择对计算结果可靠性的影响，并根据相应结果遴选较优的建造方式，使建造完成后的海上风电导管架更具安全性。

1 海上风电导管架建造过程

本文研究的海上风电导管架的结构如图1所示，其质量约为450 t，高度为33 m。

图1 海上风电导管架的结构Fig.1 Structure of offshore wind power jacket

在陆地上建造海上风电导管架时，一般考虑立式和卧式两种建造工艺，如图2所示。立式建造工艺的基本流程为：第1步，立片；第2步，组对安装X形拉筋；第3步，合片形成整体结构；第4步，安装甲板片；第5步，安装法兰连接段。由于海上风电导管架的4根主腿管泥线以下的长度各不相同，其安装顺序可能会影响导管架的应力分布。对于立式建造工艺，本文考虑2种建造路径：1）先立片A，再组对安装X形拉筋，最后合片B形成整体结构（记作AXB）；2）先立片B，再组对安装X形拉筋，最后合片A形成整体结构（记作BXA）。卧式建造工艺的基本流程为：第1步，卧式放置片A；第2步，组对安装X形拉筋；第3步，合片B形成整体结构；第4步，安装甲板片；第5步，安装法兰连接段［16］。由于卧式建造过程是由地面往上构建整体结构的，其仅有1种建造路径。与立式建造不同的是，在卧式建造的第3步完成之后，需对海上风电导管架进行翻身吊装。

在海上风电导管架的建造过程中，其刚度、约束条件以及所受荷载等均在不断地发生变化。由于建造工艺及建造路径不同会导致结构成型后的残余应力不同，而传统的结构设计方法仅从结构最终的应力状态出发，这极易导致在建造过程中发生意外。

为此，本文基于有限元分析方法，深入分析图2所示的2种典型建造工艺对海上风电导管架成型后的残余应力的影响，以合理选择建造工艺及建造路径，使得导管架在建造过程中免受高应力的作用以及最终成型后的残余应力较小。

图2 海上风电导管架的2种典型建造工艺Fig.2 Two typical construction processes of offshore wind power jacket

2 海上风电导管架建造过程有限元模拟

2.1 有限元模型建立

海上风电导管架甲板片底部平面上装有工字梁，以对甲板片进行加强。一般情况下，在采用梁单元模拟海上风电导管架的管件结构时，需采用壳单元来模拟甲板片；而在采用壳单元模拟其管件结构时，需采用梁单元来模拟甲板片底部的工字梁。因此，本文考虑2种有限元建模思路：第1种是构建海上风电导管架管件点线模型，采用梁单元模拟，辅以部分壳单元来模拟甲板片；第2种是构建海上风电导管架管件面模型，采用壳单元模拟，辅以部分梁单元来模拟甲板片底部的工字梁。其中，梁单元采用二次有限应变梁单元（Beam 189），壳单元采用八节点有限应变壳单元（Shell 281）；钢材的弹性模量为2.10×105MPa，泊松比为0.3，密度为7.85×103kg/m3。在模拟建造过程时，海上风电导管架所承受的基础荷载仅考虑其自重；约束条件（如对应节点的约束）按照建造工艺的实际工况进行设置［17‐18］。对于立式建造工艺，海上风电导管架的约束条件是4根主腿管底部的位移约束。对于卧式建造工艺，在前3步中，海上风电导管架的约束条件是片A底部一侧、主腿管底部以及片A中X形拉筋与主腿管连接处的位移约束；在翻身吊装完成后，约束条件为4根主腿管底部的位移约束。特别需要指出的是，对于卧式建造工艺，在前3步中，海上风电导管架自重的方向为沿导管架侧向，因此在安装甲板片之前，应将自重荷载的方向改为翻身吊装完成后的方向，以与导管架在建造过程中实际承受的自重荷载方向一致。

在构建海上风电导管架有限元模型时，为了降低建模复杂度和节省计算时间，需对导管架结构进行一定程度的简化。本文忽略导管架顶部甲板片的栏杆及导管架侧边防撞杆与爬梯对其应力和变形的影响。海上风电导管架构件的定位尺寸如图3所示，其主要构件的几何参数如表1至表3所示。

表1 海上风电导管架管件的几何参数Table 1 Geometric parameters of offshore wind power jacket pipes 单位：mm

表2 海上风电导管架板件的几何参数Table 2 Geometric parameters of offshore wind power jacket plates 单位：mm

表3 工字梁的几何参数Table 3 Geometric parameters of I‐beams

图3 海上风电导管架构件的定位尺寸Fig.3 Positioning dimension of offshore wind power jacket components

根据海上风电导管架主要构件的几何参数进行有限元建模，并设置模拟单元截面属性和进行网格划分。海上风电导管架有限元模型的单元数及节点数如表4所示。

表4 海上风电导管架有限元模型的单元数及节点数Table 4 Number of elements and nodes of offshore wind power jacket finite element model单位：个

2.2 单元生死技术

ANSYS软件中的单元生死技术可模拟实际工程中的开挖、建造以及组装等过程［19］。该技术中的EALIVE和EKILL命令可分别实现“激活”与“杀死”选定单元，前者使单元参与计算，后者使单元虚设。EKILL命令在计算过程中体现为将选定单元的刚度矩阵乘以一个小的因数，其缺省值为1.0×10-6，也可由操作者使用ESTIF命令自主设定数值。为了防止矩阵奇异，该因数不能直接取0，通常设定为一个较小值，使对应单元在整体刚度矩阵中的影响降低至可以被忽略。需要注意的是，应在/PREP7模块中建立完整的海上风电导管架有限元模型，这是因为在后续的求解步骤中不允许继续建模，只能进行“激活”与“杀死”操作。

在应用生死单元技术时，需考虑是否对虚设单元进行约束以及如何约束的问题。在小变形情况下，虚设单元无论约束与否，都能够得到可接受的计算结果［20］。对于本文所分析的海上风电导管架，其虚设单元的约束对计算结果的影响很小，在计算精度允许范围内可以被忽略。虽然可能会出现“漂移”问题，但不足以导致计算结果不收敛。因此，对于虚设单元，在计算费预算较高时，可根据实际工况添加相应约束；在计算费预算较低时，无需添加约束。

2.3 建造过程有限元模拟

2.3.1 梁单元模拟

1）立式建造过程模拟。

根据立式建造工艺设定海上风电导管架有限元模型的荷载和约束条件，对导管架立式建造过程进行模拟计算，并分析立式建造过程中导管架最大Mises应力的变化情况。首先采用梁单元对海上风电导管架的立式AXB建造过程进行有限元模拟，建造过程中导管架的最大Mises应力及其出现位置如表5所示。由表5可知，在第1步立片A中，主腿管底部固定，此时最大Mises应力出现在主腿管处；在第2步组对安装X形拉筋中，最大Mises应力出现在中部X形拉筋（指连接片A与片B的X形拉筋）的交叉连接处（即相贯线处）；在第3步合片B形成整体结构中，最大Mises应力仍出现在中部的X形拉筋处；在第4步安装甲板片中，最大Mises应力出现在主腿管与甲板片连接处；在第5步安装法兰连接段中，最大Mises应力也出现在主腿管与甲板片连接处。类似地，采用梁单元对海上风电导管架的立式BXA建造过程进行有限元模拟，建造过程中导管架的最大Mises应力及其出现位置如表6所示。

表5 采用梁单元模拟时立式AXB建造过程中海上风电导管架的最大Mises应力及其出现位置Table 5 Maximum Mises stress and its location of off‐shore wind power jacket during vertical AXB construction simulated by beam element

对比表5和表6可知，对于立式建造工艺，当4根主腿管的长度差别较小时，建造路径对海上风电导管架建造过程中的最大Mises应力以及建造完成后的残余应力的影响非常小，在整个建造过程中导管架的Mises应力分布以及最大Mises应力出现的区域基本一致，最大Mises应力的差别在1 MPa以内。图4所示为采用梁单元模拟时立式建造完成后海上风电导管架的Mises应力分布云图。

图4 采用梁单元模拟时立式建造完成后海上风电导管架的Mises应力分布云图Fig.4 Mises stress distribution nephogram of offshore wind power jacket after vertical construction simulated by beam element

表6 采用梁单元模拟时立式BXA建造过程中海上风电导管架的最大Mises应力及其出现位置Table 6 Maximum Mises stress and its location of off‐shore wind power jacket during vertical BXA construction simulated by beam element

值得注意的是，由于梁单元的局限性，无法准确模拟X形拉筋交叉连接处的应力分布情况。另外，采用梁单元或管单元模拟时也无法准确计算Mises应力，因此在采用梁单元或管单元建模时，仅高应力区域出现的时间及位置可供参考，而Mises应力的精确值应通过建立更准确的有限元模型来计算。

2）卧式建造过程模拟。

根据卧式建造工艺设定海上风电导管架有限元模型的荷载和约束条件，对导管架卧式建造过程进行模拟计算，并分析卧式建造过程其最大Mises应力的变化情况。首先采用梁单元对海上风电导管架的卧式建造过程进行有限元模拟，卧式建造过程中导管架的最大Mises应力及其出现位置如表7所示，建造完成后导管架的Mises应力分布云图如图5所示。

表7 采用梁单元模拟时卧式建造过程中海上风电导管架的最大Mises应力及其出现位置Table 7 Maximum Mises stress and its location of off‐shore wind power jacket during horizontal con‐struction simulated by beam element

图5 采用梁单元模拟时卧式建造完成后海上风电导管架的Mises应力分布云图Fig.5 Mises stress distribution nephogram of offshore wind power jacket after horizontal construction simulated by beam element

从模拟结果可以看出，与立式建造过程相比，卧式建造过程中海上风电导管架的最大Mises应力出现的位置大致相同，但其值有较大幅度的提升，Mises应力的分布也更为复杂。换言之，立式建造工艺能够使海上风电导管架的残余应力更小，即更为安全、可靠。

3）模拟结果讨论。

针对上述3种建造方式（立式AXB建造、立式BXA建造以及卧式建造），对比采用梁单元模拟时建造过程中海上风电导管架的最大Mises应力变化情况，如图6所示。

图6 采用梁单元模拟时建造过程中海上风电导管架最大Mises应力的变化情况Fig.6 Variation of maximum Mises stress of offshore wind power jacket during construction simulated by beam element

从图6中可以更清楚地看出，在建造完成后，立式建造的海上风电导管架的残余应力明显要小。因此，对于海上风电导管架，应采用立式建造工艺。另外，值得注意的是，在卧式建造的第3步结束后，因进行了翻身吊装，海上风电导管架所受荷载的方向发生了变化，其Mises应力重新分配，因此在图中体现为最大Mises应力先减小后增大。

2.3.2 壳单元模拟

上文指出，采用梁单元建模时无法准确模拟X形拉筋交叉连接处的应力分布情况。当对结构建造过程分析有更高的精度要求时，需采用能够体现连接处细节的单元（如壳单元和实体单元等）进行模拟。本文采用壳单元进行模拟，既可避免采用实体单元模拟带来的计算规模大的问题，又能够克服梁单元建模不够精确的缺点。

1）立式建造过程模拟。

采用壳单元模拟海上风电导管架的立式建造过程时，同样考虑AXB和BXA两种建造路径，其最大Mises应力及其出现位置分别如表8和表9所示，建造完成后其Mises应力分布云图如图7所示。

图7 采用壳单元模拟时立式建造完成后海上风电导管架的Mises应力分布云图Fig.7 Mises stress distribution nephogram of offshore wind power jacket after vertical construction simulated by shell element

表8 采用壳单元模拟时立式AXB建造过程中海上风电导管架的最大Mises应力及其出现位置Table 8 Maximum Mises stress and its location of off‐shore wind power jacket during vertical AXB construction simulated by shell element

表9 采用壳单元模拟时立式BXA建造过程中海上风电导管架的最大Mises应力及其出现位置Table 9 Maximum Mises stress and its location of off‐shore wind power jacket during vertical BXA construction simulated by shell element

与采用梁单元模拟的结果类似，采用壳单元模拟时，对于立式建造工艺，建造路径对海上风电导管架建造过程中的最大Mises应力以及建造完成后的残余应力的影响非常小，最大Mises应力的差别也在1 MPa左右。对于所研究的海上风电导管架而言，虽然4根主腿管的长度各不相同，但不同建造路径对其残余应力的影响在工程精度许可范围内可以忽略不计。

2）卧式建造过程模拟。

采用壳单元模拟海上风电导管架的卧式建造过程时，其最大Mises应力及其出现位置如表10所示，建造完成后其Mises应力分布云图如图8所示。从模拟结果可以看出，由于采用卧式建造工艺，使得海上风电导管架中1片立片的重力直接施加在中部X形拉筋上，导致其交叉连接处的Mises应力较高；各建造步骤中的高应力区域均集中在中部X形拉筋的交叉连接处。

图8 采用壳单元模拟时卧式建造完成后海上风电导管架的Mises应力分布云图Fig.8 Mises stress distribution nephogram of offshore wind power jacket after horizontal construction simulated by shell element

表10 采用壳单元模拟时卧式建造过程中海上风电导管架的最大Mises应力及其出现位置Table 10 Maximun Mises stress and its location of off‐shore wind power jacket during horizontal con‐struction simulated by shell element

采用壳单元可准确模拟中部X形拉筋交叉连接处及附近区域的几何特征，对应的计算结果更加可信。当采用壳单元模拟时，在海上风电导管架卧式建造的第3步完成后，出现最大Mises应力的区域从X形拉筋（下）转至X形拉筋（上），这表明X形拉筋在卧式建造过程中均会产生较高的Mises应力，且在建造完成后仍处于较高的应力状态。与采用梁单元模拟相比，采用壳单元模拟时卧式建造完成后海上风电导管架的残余应力大幅提升，这进一步说明了采用立式建造工艺能够使海上风电导管架的残余应力更小，即更为安全、可靠。

3）模拟结果讨论。

类似地，针对上述3种建造方式（立式AXB建造、立式BXA建造以及卧式建造），对比采用壳单元模拟时建造过程中海上风电导管架最大Mises应力的变化情况，如图9所示。从图9中可以清楚地看出，立式建造工艺能够使海上风电导管架的Mises应力更小，且在整个建造过程中保持稳定；而卧式建造工艺使得海上风电导管架的Mises应力在建造过程中出现了幅值且波动较大，且最终的残余应力较大，导致其可靠性降低。

图9 采用壳单元模拟时建造过程中海上风电导管架的最大Mises应力的变化情况Fig.9 Variation of maximum Mises stress of offshore wind power jacket during construction simulated by shell el‐ement

模拟结果显示，在改变了荷载方向后，当海上风电导管架的Mises应力还未完成重新分配时，其高应力区域将继续承受荷载，较为危险。另外，高应力区域集中在中部X形拉筋的交叉连接处（如图10所示），该区域内的Mises应力较大且分布复杂，易导致导管架的安全裕度不足或失效。X形拉筋的交叉连接区域通常为焊接区域，若考虑焊接工艺等因素，此处的应力分布更为复杂，有必要对其作进一步的分析。

图10 采用壳单元模拟时立式AXB建造完成后海上风电导管架中部X形拉筋的Mises应力分布云图Fig.10 Mises stress distribution nephogram of X‐shaped brace in the middle of offshore wind power jacket after verti‐calAXB construction simulated by shell element

2.4 有限元模拟结果分析

分别采用梁单元和壳单元模拟海上风电导管架的3种建造过程时，其最大Mises应力及其出现位置和对应步骤如表11所示。从表11中可以看出，基于梁单元的模拟对于确定海上风电导管架建造过程中的危险步骤有一定的指导作用，但在预测最大Mises应力及其出现位置等方面还存在明显不足。对于海上风电导管架的重点部位（如X形拉筋处），使用更能反映实际结构特征的壳单元是十分有必要的。此外，由表11还可以得出：对于立式建造工艺，当海上风电导管架的4根主腿管的长度差别较小时，建造路径对其成型后的残余应力的影响较小；相比于立式建造工艺，卧式建造工艺会使海上风电导管架中部的X形拉筋处于高应力状态。因此，针对本文所研究的海上风电导管架，立式建造工艺不仅简单［16］且能使其成型后的残余应力更小，是一种更为安全、可靠的建造工艺。

表11 基于不同单元的海上风电导管架建造过程模拟结果比较Table 11 Comparison of simulation results of offshore wind power jacket construction process based on different elements

3 结 语

本文基于有限元软件ANSYS，采用生死单元技术对海上风电导管架的陆地建造过程进行了深入、细致的分析。针对3种不同的建造方式，分别采用梁单元和壳单元进行模拟分析。

模拟结果表明，采用梁单元模拟海上风电导管架的重点部位时存在明显不足。因此，对于大型海工结构中的重要构件，应采用更能够反映构件几何特征的壳单元进行模拟。此外，对于海上风电导管架，立式建造工艺既简单又能使建造过程中构件的应力和建造完成后导管架的残余应力更小，是一种更为安全、可靠的建造工艺。

综上所述，海上风电承载基础装备的建造过程可以借鉴海洋石油平台的建造经验。但是，由于海上风电承载基础装备所受的水平荷载远大于海洋石油平台，而竖向荷载则要小些，因此对于前者而言，应更多地考虑侧向荷载的影响，如传递侧向荷载的X形拉筋等重要构件应重点关注。此外，采用较好的建造工艺可在建造过程中避免海上风电承载基础装备的重要构件产生较大的应力以及在建造完成后的残余应力较小，从而提高其可靠性和安全性。