海上風力發電機組抗臺風概念設計

賀廣零，田景奎，常德生

(1.中國電力工程顧問集團華北電力設計院工程有限公司，北京市100120;2.大唐國際發電股份有限公司，北京市100033)

0 引言

在經歷較長時間儲備之后，我國即將邁入大規模的海上風電場建設階段。我國東海、南海風能資源豐富，適宜進行風能開發。然而，在這2個海域，臺風頻頻發生，抗臺風設計成為海上風力發電機組設計的重要內容。我國抗臺風設計參考的規范(或標準)大多以歐洲的氣候環境特征為主要背景，未考慮熱帶氣旋的影響，不適合我國國情。當然，在不計成本的前提下完成海上風力發電機組抗臺風設計并非難事，困難的是如何實現海上風力發電機組精細化抗臺風設計。為此，本文立足于臺風的基本特征，結合海上風力發電機組在臺風作用下的失效模式，對抗臺風設計進行探索。

1 臺風基本特征

臺風對我國東南沿海影響廣泛(見圖1)。氣象統計結果表明，1949—2012年熱帶氣旋登陸我國大陸共531次，其中臺風153次，強臺風38次，超強臺風6次。由于臺風具有影響區域廣、風向變化率大、風切變大、持續時間長、伴隨強流巨浪等諸多特點，對風電場的破壞力驚人:基礎傾覆、塔筒折斷、葉片撕裂、機艙罩損壞等，經濟損失巨大。為了抵御臺風的破壞，降低經濟損失，需要進行海上風力發電機組抗臺風設計。

圖1 我國近海臺風統計結果Fig.1 Statistics of offshore typhoons in China

1.1 極值風速大

超大的極值風速則是臺風的突出特征。2003年9月2日，13號臺風“杜鵑”在汕尾登陸，登陸時中心附近最大風力達到12級，附近某風電場測得極值風速為57 m/s。2004年8月12日，14號“云娜”臺風登陸浙江，最高風速達58.7 m/s，為1956年以來登陸中國大陸的最強臺風［1］。2006年5月18日，1號強臺風“珍珠”穿過南澳島，在廣東澄海登陸，登錄時中心附近最大風力為12級，南澳某風電場測得瞬時風速高達到56.5 m/s。2006年8月10日，第8號超強臺風“桑美”在浙江蒼南沿海登陸，登陸時中心附近最大風力為17級(60 m/s)，中心氣壓為92 kPa，浙江蒼南霞關觀測到的極值風速為68.0 m/s，福建福鼎合掌巖觀測到的極值風速為75.8 m/s。理論上，風電場測得的極值風速要比實際情況小，因為測風系統在遭遇臺風時通常就損壞了，無法捕捉之后更大的瞬時風速。

迄今，海上風力發電機組多依據IEC規范或者GL規范進行抗臺風設計。其中，IEC 61400—1標準“Wind Turbine Generator Systems– Part 1:Safety Requirements”［2］將風力發電機組設計等級分為4級，分別對應的參考風速為 50、43.5、37.5、30 m/s。GL規范“Guideline for the Certification of Offshore Wind Turbines”［3］亦將風力發電機組設計等級分為4級，分別對應的參考風速為50、42.5、37.5 m/s和S(依據現場確定)。不難發現，盡管GL規范提出了第4種參考風速(即依據現場確定極值風速)，大大提高了規范的權威性，但總體上這2種規范對于臺風風速的規定與我國實際情況有較大出入，并不適合我國具體國情。因此，在我國海域進行海上風力發電機組抗臺風設計時，有必要提出適合我國國情的臺風極值風速模型。目前，國內已有部分科研機構正在進行這方面的研究，并取得了一定的成果［4-5］。

我國各海域的極值風速各不相同，但總體布局有一定的規律性。一般，我國海域50年一遇最大風速的規律為:東海和黃海風速由南向北遞減，其中東海風速為35.0～55.0 m/s;北黃海和渤海海域由于受臺風影響次數較少，不作詳細分析;南海風速由西向東遞增，風速變化于35.0～70.0 m/s;江蘇近海風速為25.0～35.0 m/s，杭州灣和長江口風速為30.0～40.0 m/s;浙江中南部、福建北部近海，熱帶氣旋引起的大風最強，風速達45.0～50.0 m/s;福建中南部近海，由于臺灣島對臺風的阻擋和削減作用，其受臺風影響程度明顯比其南北相鄰海域小，風速為40.0～45.0 m/s;海南省東南海域、廣東東部近海，受臺風影響程度較其他海域大，風速大于45.0 m/s;由于雷州半島和海南島對臺風的削弱作用，北部灣海域風速小于40.0 m/s。

由于極值風速隨著時間的推移、氣候的調整而變化，故而如何準確預測將來要發生的極值風速是一大難題。倘若單純地以過去的實測極值風速作為現今的設計風速，即忽略極值風速的時間效應，則很有可能低估極值風速，從而留下安全隱患。比較合理的方法是認為極值風速是一個隨機變量，滿足某種概率分布模型，并依據實測極值風速確定模型中的各項待定參數。在給定超越概率的條件下，即可根據該概率分布模型預測將來可能出現的極值風速。由于熱帶氣旋出現的隨機性很大，對于某一具體地點而言，有些年份可能遭遇多次，有些年份可能1次都沒有，因此常規的極值分布模型(如極值Ⅰ型分布、Weibull分布等)未必適用，需要建立能夠全面描述這種風速序列特征的極值分布模型。為此，文獻［4］提出了Poisson－Gumbel聯合分布模型，能夠較為客觀地預測未來可能出現的極值風速。進一步地，借助分形特征分析，文獻［6］能夠從更長的時間尺度范圍內實現極值風速分析與預測，以滿足實際工程需要。

1.2 非平穩性強

假如隨機過程的隨機特征隨時間變化，則稱該隨機過程是非平穩的［7］。風速是一種典型的隨機過程，具有一定的非平穩性，而臺風風速的非平穩性要遠勝于一般風速。眾所周知，風速可分為平均風速和脈動風速，風速的非平穩性通常是指其脈動性，可通過脈動風速來體現。然而，對于臺風風速而言，其非平穩性不僅體現在風速的脈動性，而且也包括平均風速自身強烈的非平穩性。若將臺風中的平均風速部分提取出來，發現其不再是一條直線(即平均風速不再是一個常數)，而是一條類似于墨西哥帽形狀的曲線(見圖2)。臺風風速的強非平穩性可以通過湍流強度(定義為10 min脈動風速的標準差與平均風速的比值)來衡量。實測數據表明，臺風中心的湍流強度可達到0.6～0.9，遠大于無臺風時的湍流強度(＜0.1)。高強度湍流將導致17級臺風瞬時風速突破100 m/s，此時風力發電機組將承受巨大的風荷載。

圖2 臺風平均風速曲線Fig.2 Average wind speed curve of typhoon

研究臺風非平穩性的主要目的在于分析由其導致的動力效應，并進而確定在臺風情況下的結構動力放大系數。在現有的設計規范當中，動力放大系數的確定方法均立足于常規風速，并未考慮到臺風風速的強非平穩性。因此，依據現有的規范進行抗臺風設計，極有可能低估結構的動力響應。鑒于此，在進行結構抗臺風設計時，宜依據場地實測臺風風速時程進行結構隨機動力響應分析，獲取較為準確的動力放大系數。如果不具備條件，則應考慮臺風風速的強非平穩性，提出適合臺風風速的動力放大系數確定方法。事實上，臺風風速的強非平穩性與風力發電機組的結構強度破壞和疲勞失效休戚相關。臺風風速的強非平穩性會導致較大的風力發電機組極端荷載，依據經典隨機振動理論，將產生較大的結構隨機動力響應，從而引起結構強度破壞。此外，由于產生的結構隨機動力響應幅值較大，在反復循環荷載作用下亦容易引發疲勞失效。

1.3 風向變化快

當臺風經過時，測風點的風向在數小時內發生根本性的變化，變化角度通常會超過45°，甚至可能達到180°，亦即之前的北風、東北風轉為南風、西南風［8］。

風向的劇烈變化對風力發電機組的影響也極為顯著，表現在:

(1)對于已經順槳停機的變槳矩風力發電機組而言，風向突變意味著主風向從風力發電機組的正前方轉到側面，整個風力發電機組的受風面積也隨之改變。一般來說，如果風力發電機組失去偏航能力(偏航系統在遭遇臺風時可能損壞)，則90°側吹時塔筒平均傾覆力矩將比對風時大約增加37%，從而直接威脅到結構安全。

(2)側風和湍流使風葉受力最不利，繼而造成風力發電機組的偏航系統損壞。

1.4 與巨浪同步

由于環境特點，海上風力發電機組需要承受海風、波浪、地震等多重隨機荷載。一般來說，臺風、巨浪、強震等多重極端荷載難以同時出現。尤其對于臺風和強震，其間并不存在必然的物理關系，因而同時出現的概率極小。但臺風和巨浪則不同，由于其間存在直接的能量傳遞關系，二者同時出現的概率大為提高，即:臺風通常伴隨風暴潮。依據擬層流風浪生成機制［9］，隨著臺風的不斷發展和加強，波高也隨著風速的增大而增高，波高與風速大致成正比關系，且二者峰值之間存在一個時間差。西北太平洋50個臺風的波浪統計資料表明，在臺風初始階段，海面上雖有較大風速，但波高不大，通常是臺風外圍有約3 m的大浪，而在臺風中心附近有4～5 m的巨浪。在臺風發展階段，波高也隨著臺風風速的增大而增加。當臺風發展到成熟階段時，風速不再增大，而大風范圍逐漸向外擴展，在這個階段內，波高也已充分成長，波高不再增大，而巨浪區的范圍向臺風外圍擴展。當臺風處于消失或者減弱階段，風速隨之減小，但臺風影響的海域仍有較大的波高。臺風中心的巨浪形成后，就從臺風中心向四周傳播。

海上風力發電機組在臺風與巨浪聯合作用下，除結構強度破壞和疲勞失效，還容易出現海床過度沖刷、剪切破壞、海床液化等海床失穩現象［10］，茲不贅述。

2 海上風電機組失效模式

2.1 整體傾覆

海上風力發電機組在臺風作用下，如果基礎尺寸或者埋深不夠，將導致基底大面積脫開，進而結構整體傾覆。這種結構失效形式又稱為顛覆性破壞，將帶來巨大的經濟損失。2003年9月，臺風“鳴蟬”登陸日本沖繩群島的宮古島，造成1臺500 kW變槳距風力發電機組由于基底脫開而傾覆。2006年8月，臺風“桑美”登陸我國東南沿海，浙江蒼南鶴頂山風電場有2臺750 kW風力發電機組因臺風風速過大、結構不能滿足抗傾覆要求而被“連根拔起”(見圖3)。值得說明的是，鶴頂山風電場風機基礎采用二次澆筑而成，先澆筑一塊正方形的鋼筋混凝土底板，然后再將基礎筒置于該底板上進行第二次澆筑，上、下2部分通過預留插筋連成一體。顯然，分2次澆筑嚴重破壞了結構的整體性，插筋數量、強度及錨固長度又不滿足抗臺風要求，因而留下了較大安全隱患。不難發現，風機基礎結構形式不合理、結構尺寸及埋深過小是結構整體傾覆最為重要的原因。由于海上風力發電機組整體傾覆會導致巨大的經濟損失，在設計過程中應當規避這種顛覆性破壞。

圖3 風力發電機組整體傾覆Fig.3 Overall overturning of wind turbines

2.2 塔筒破壞

對于風力發電機組而言，塔筒剛度遠不如基礎，但塔筒底部卻要承受與基礎相近的荷載。塔筒中最為薄弱的環節是塔筒底部且未設置加強環的部位，尤其是塔筒門處存在明顯的應力集中，通常容易出現結構局部屈服(材料達到抗拉強度或者抗扭強度)或者局部屈曲現象。2003年3月，臺風“埃麗卡”登陸西南太平洋上新喀里多尼亞島，造成島上洋李風電場5臺V27桁架式風力發電機組由于塔筒底部失效而倒塔。2003年9月，宮古島上2臺400 kW失速型風力發電機組在塔筒門處折斷，驗證了塔筒門處為結構薄弱環節。2006年8月，浙江蒼南鶴頂山風電場有3臺600 kW的風力發電機組因塔筒底部失效而傾倒(見圖4)。其中，有1臺風力發電機組塔筒與基礎環連接處的螺栓因彎矩過大被拉斷，說明螺栓的安全裕度并不大。另外2臺初步判斷為塔筒局部環節比較薄弱而被拉斷或者壓屈。由于塔筒破壞亦屬于顛覆性破壞，在設計過程中也應當避免。

圖4 風力發電機組塔筒失效Fig.4 Failure modes of wind turbine towers

2.3 葉片損毀

在風力發電機組中，葉片剛度遠小于基礎與塔筒，是柔性最大的構件。此外，為了捕捉更多的風能，葉片通常采用較為復雜的結構形式，故其風致振動形式及失效模式亦復雜多樣，其中以葉片根部折斷、葉片局部彎剪扭破壞為主。葉片根部容易折斷，是因為葉片根部的彎矩與剪力通常最大。一般來說，葉片會同時承受彎矩、扭矩及剪力，在三者共同作用下，葉片會在局部缺陷處形成縱向、橫向2條主裂紋。在反復荷載持續作用下，裂紋逐漸擴展為裂縫，當縱向裂縫與橫向裂縫完全貫通時，葉片局部脫落而損毀。2003年3月，臺風“埃麗卡”造成洋李風電場12臺V27風力發電機組葉片失效。2003年9月，臺風“杜鵑”引發紅海灣風電場9臺V47風力發電機組葉片破壞。2006年8月，浙江蒼南鶴頂山風電場有15臺風力發電機組葉片損毀(見圖5)。在各風電場損壞的葉片當中，葉根折斷較多，局部脫落亦不少。為此，在葉片生產過程中，應進一步加強葉片局部缺陷的檢測力度，以增強葉片的抵御臺風的能力。

圖5 風力發電機組葉片失效Fig.5 Failure modes of blades

3 抗臺風設計

海上風力發電機組抗臺風設計是在充分認識臺風基本特征以及在臺風作用下海上風力發電機組失效模式的基礎上，形成科學合理的抗臺風設計理念，并提出行之有效的抗臺風舉措，以確保海上風力發電機組實現“兩階段”抗臺風設計:在遭遇最大風速小于設計風速的臺風時，其主要結構和部件沒有損壞;而在遭遇最大風速超出設計風速的臺風時，其破壞損失控制在預期范圍內，而不發生顛覆性破壞，在臺風過后，海上風電場可以迅速修復投運。

3.1 抗臺風設計理念

3.1.1 設計理念Ⅰ

抗臺風設計應避免顛覆性破壞。在遭遇臺風侵襲時，如果發生風力發電機組倒塔，不僅風力發電機全損，風力發電機組支撐結構(包括塔筒與基礎)亦徹底失效，甚至風力發電機組運輸安裝費用、部分輸變電工程也受牽連損失，對于海上風電而言，這部分費用甚至超過風力發電機組本身，這種臺風損失稱之為顛覆性破壞。因此，為有效規避顛覆性破壞，應該根據風力發電機組各部件失效造成的損失來確定各部件的安全系數，基礎、塔筒、機艙、輪轂、葉片的安全系數依次降低。同時，要非常謹慎地計算和設計葉片強度，在必要的情況下“丟車保帥”，即允許葉片在超過設計風速的超強臺風中屈服破壞，以降低風力發電機組整體風荷載，避免更為嚴重的破壞。在現有的風力發電機組結構設計規范中，均采用荷載安全系數法以確保風力發電機組結構安全達到一定的可靠度，且大部分荷載安全系數取為1.35。根據上述的原則，對于一些重要的部件，不妨將其安全系數提高到1.5～1.7，以保證整體結構可靠度達到預期水平。

對多家經歷臺風侵襲的風電場進行統計后發現，葉片損毀是最常見的失效模式，葉片失效約占總結構失效的75%，塔筒破壞約占15%，整體傾覆約占10%。可以肯定的是，這種分配趨勢跟設計理念基本一致，但分配比例還有待商榷。事實上，仍需要進一步提高支撐結構(塔筒與基礎)的安全系數，降低塔筒破壞、整體傾覆的概率，以避免傾覆性破壞帶來的巨大損失。

3.1.2 設計理念Ⅱ

實現基于可靠度的抗臺風設計。在抗臺風設計中，若將海上風力發電機組結構設計得非常牢固，在遭遇極為罕見(如100年一遇)的臺風時，所有結構及部件絲毫無損，這也未必盡然合理:因為在這種情況下，結構成本會大幅度提高，與結構設計中的安全與經濟均衡原則相違。此外，由于海上風力發電機組支撐結構屬于工業構筑物，其結構失效在大部分情況下不涉及人身安全問題(不主張工作人員在臺風期間去現場維修，維修工作可以選在臺風過后風和日麗的某一天)，相比民用建筑而言，可以適當降低其結構可靠度。至于可靠度可以降低到何種水平，則跟國家的經濟發達程度休戚相關。總體上，倘若國家經濟較為發達，不妨相應提高結構可靠度，反之亦然。此外，從投資商的角度來看，收益最大化將是確定結構可靠度的重要依據。如果大幅度提高結構可靠度，例如風力發電機組在遭遇100年一遇的臺風時結構可靠度為99.9%(相應的失效概率為0.1%)，則需要將結構建造得極為牢固，前期投資將會很大。如果將結構可靠度適當降低，例如結構風力發電機組在遭遇100年一遇的臺風時結構可靠度為99%(相應的失效概率為1%)，此時結構仍然較為牢固，但前期投資會大幅度降低。即便在未來20年的設計周期里不幸遭遇了100年一遇的臺風，100臺風力發電機組里有1臺失效，帶來了一定的經濟損失，但從總投資來看，還是較為合理的。因此，確定可靠度閾值的指揮棒是投資收益最大化，并且與國家經濟發達程度緊密相關。

3.2 抗臺風舉措

3.2.1 引入結構振動控制技術

海上風力發電機組抗臺風設計本質上是安全與經濟的博弈，引入結構振動控制技術將促使其達到一個較為理想的平衡。迄今，工程界已經逐漸達成一個共識:結構振動控制是一門頗為神奇的技術，擁有著讓人難以想象的投入產出比。在建筑工程以及橋梁工程中，被動控制技術已經能夠游刃有余地應用，主動控制技術亦逐漸獲得了認可，二者均在實際工程中取得了極好的效果。但在能源工程當中，結構振動控制技術的應用尚屬鳳毛麟角。鑒于此，研發了適用于海上風力發電機組的2種阻尼器形式，并獲得了2項實用新型專利技術(基于TLCD的風力發電高塔振動控制系統，專利號201020593903.2;基于圓環形TLD的風力發電高塔振動控制系統，專利號201020593873.5)，兩者振動控制原理為:粘滯液體隨著風力發電機組的振動而晃動，液體的晃動對管壁產生動壓力，此動壓力提供抑制振動的控制力。圖6為調諧液體柱形阻尼器，主要借助阻尼器中晃動的粘滯液體耗能，因而制作方便，成本較低。該阻尼器可通過U型管底面與機艙底面固定連接，從而能夠較為便利地置于風力發電機組機艙內部。圖7為圓環形調諧液體阻尼器，除制作方便、成本較低之外，由于該阻尼器是圓環形，可以提供360°制振，任何方向上都能發揮控制效果。因為該阻尼器呈圓環形，故而能夠方便地置于風力發電機組塔筒中。

在遭遇臺風時，調諧液體阻尼器能夠在短時間內消耗大量能量，從而維護海上風力發電機組整體結構安全，有利于實現抗臺風設計。此外，在未遭遇臺風侵襲之時，調諧液體阻尼器亦能有效控制海上風力發電機組振動幅度，以延長其工作壽命，并增加其運行穩定性。值得一提的是，與常規抗臺風措施相比，阻尼器具有體積小、重量輕、成本低、效果佳、配置靈活等優點，在實際應用當中，有望達到四兩撥千斤的效果。

3.2.2 采用鋼筋混凝土塔筒

一般來說，鋼結構由于自重輕、延性好、變形能力強，其抗震性能要優于混凝土結構。然而，對于結構抗風性能而言，結論未必如此。首先，盡管鋼結構自重較輕，由于作用于結構上的風荷載與自重關系不大，而與結構形狀、迎風面積、自振周期等因素緊密相關，所以作用于鋼筋混凝土結構上的風荷載未必大于鋼結構，研究表明:在裝機容量相同的情況下，作用于鋼筋混凝土塔筒上的風荷載要明顯小于鋼塔筒［11-12］。其次，綜合各國的情況，鋼結構的阻尼比一般為 0.01～0.02，鋼筋混凝土結構的阻尼比為0.03～0.08。顯然，鋼筋混凝土的阻尼比要遠大于鋼結構，塔筒(見圖8)擁有較大的阻尼比，故而能夠消耗較多的能量，對抗臺風設計有利。此外，鋼筋混凝土塔筒還有耐腐蝕性好、造價低廉、自重較大等優點。風力發電機組基底彎矩與水平荷載均較大，對海上風力發電機組更是如此，若此時結構自重荷載較大，對海上風力發電機組整體結構抗傾覆、控制風機基礎基底脫開面積將是很有幫助的。

圖8 鋼筋混凝土塔筒Fig.8 Concrete wind turbine tower

3.3 其他抗臺風舉措

與“三水準”抗震相似的是，海上風力發電機組抗臺風設計亦大體可分為“三水準”:當臺風來臨時，風力發電機組宜啟動偏航系統;如果不足以抵抗臺風，還可進行機械剎車，此時最好能保持葉片空轉以消耗臺風能量;倘若仍然不夠抵御臺風，可以考慮犧牲葉片以保證風機基礎與塔筒的安全，等臺風過去之后，再將新的葉片或者修復的葉片重新安裝。

4 結論

(1)臺風具有極值風速大、非平穩性強、風向變化快、與巨浪同步等基本特征，這些特征與海上風力發電機組抗臺風設計緊密相關。

(2)海上風力發電機組在臺風作用下的常見失效模式為整體傾覆、塔筒失效、葉片破壞等。

(3)抗臺風設計應避免顛覆性破壞，并力爭實現基于可靠度的抗臺風設計。此外，引入振動控制技術、采用鋼筋混凝土塔筒等是較為理想的抗臺風舉措。

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