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随着国家能源局《关于促进非水可再生能源发电发电健康发展的若干意见》的出台，2022年起，海上风电的国家补贴将全面退出。“国补”的退出意味着海上风电平价时代正式来临，海上风电将直面“降本增效”的挑战。而“30·60”双碳目标的实现需要新能源产业提供更多的助力。海上风电作为一种绿色可再生能源，对发展低碳经济、推动能源转型、减少CO2排放具有重要意义。2022年1月，国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，明确提出要大力开发东南部沿海地区海上风电，积极推进海上风电规模化建设。
海上风电机组基础是风电机组的支撑结构，对海上风电场的安全运行起着至关重要的作用。近年来，随着我国海上风电的蓬勃发展，各设计院及许多学者对海上风机基础的开发和应用展开了多项研究。黄俊[1]对我国海域风能资源、海洋水文、工程地质进行了系统的介绍，提出海上风电机组基础型式的确定应紧密结合我国海域特点。张强[2]、曾雨欣等[3]结合工程实例研究了单桩基础竖向承载力特性。李聪等[4]通过对比研究发现单桩基础锥段位置会对风机的疲劳荷载产生影响，设计时需要根据海床地质条件选择合适的桩形及锥段位置。毕明君[5]以实际工程为例，详细介绍了单桩基础设计的流程和要点。马兆荣[6]、徐荣彬等[7]对风机导管架基础疲劳分析、灌浆分析等关键技术进行了介绍。明小燕[8]、李炜等[9]对海上风机三脚架基础结构及基频敏感性开展了相关研究。沈晓雷[10]、彭潜等[11]对海上风电高桩承台基础的承载特性及监测技术进行了实例验证。
海上风电机组重心高，传递给风机基础的水平荷载和倾覆弯矩较大；工程海域海床的地质情况、海洋水文条件等诸多因素都会对风机基础产生不利影响，因此，海上风电机组基础造价一般较高。陈皓勇等[12]对海上风电成本的构成进行了详细的剖析，指出海上风电基础结构建设的成本是造成海上风电建设总投资远高于陆上风电的主要原因之一。金长营[13]指出，在江浙海域，风机基础及施工成本占建设成本的24%。面对平价竞争上网带来的降本压力，很多学者就风机基础优化、塔基及基础一体化设计、施工成本控制展开了研究[14-16]。但技术的研发和成熟需要长期的探索，短期内主要是通过设计和施工过程的优化。从设计方面来说，就是要慎重地选择和合理地设计海上风电机组基础结构型式。
本文综合国内海上风电场的建设经验，结合某近海风电场的水文、地质条件，不同风机基础型式的适用水深及优缺点，本着设计优化的原则对该风电场的风机基础型式进行了详细的设计比选，最后综合结构安全性、施工可行性及工期、工程经济性等方面因素确定了该海上风电场的基础型式。
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某近海风电场中心离岸距离约19.0 km，理论水深19.0～23.0 m，场区平均海平面高程为0.49 m（1985国家高程）。设计高水位为3.09 m，对应的波高为7.93 m，周期为11.65 s；设计低水位为−2.75 m，对应的波高为6.60 m，周期为11.58 s；50年一遇极端高水位为4.54 m，对应的波高为8.23 m，周期为11.66 s；50年一遇极端低水位为−3.85 m，对应的波高为6.32 m，周期为11.56 s。海流表面流速为1.081 m/s，底部流速为0.514 m/s。初步选定单机容量为8.5 MW风力发电机组，轮毂中心高度为130 m，塔筒高度为117.04 m，塔筒底高程为12.0 m。工程场地类别为Ⅳ类，抗震设防烈度为Ⅵ度，特征周期为0.75 s，设计地震分组为第二组。场址区揭露的地层主要为：海积淤泥质粉质粘土、粉土、粉砂、粉质黏土或粉土夹粉质黏土等。土层特性及地质参数如表1所示。
土层名称 层厚
/m重度
/(kN·m−3)不排水剪切
强度Cu/kPaε50
/%内摩
擦角
φ/(°)淤泥质粉质
黏土夹粉土1.9 17.2 12 0.055 — 粉土 8.0 18.6 20 0.050 23 粉质黏土 6.1 18.2 35 0.045 — 粉土 2.7 18.9 25 0.045 28 粉质黏土 14.4 18.2 35 0.045 — 粉质黏土 6.5 19.0 62 0.035 — 粉砂 10.6 19.7 — — 37 粉质黏土 18.8 19.1 64 0.036 — 黏质粉土 20.0 19.3 — — 29 Table 1. List of soil layer characteristics and geological parameters
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厂家提供的作用在塔架底部法兰面处的风机荷载如表2所示，塔架坐标系如图1所示。单桩基础的整机自振频率限制范围为0.21~0.30 Hz，多桩基础的整机自振频率限制范围为0.24~0.33 Hz。
基础型式 荷载工况 Fxy
/MNFz
/MNMxy
/(MN·m)Mz
/(MN·m)单桩基础 正常运行工况 1.678 −11.143 186.979 −1.579 极端工况 2.678 −10.505 276.622 14.000 多桩基础 正常运行工况 1.628 −11.100 185.878 −1.398 极端工况 2.614 −10.500 267.532 13.556 Table 2. Standard load value of wind turbine on the flange surface (without safety factor)
Figure 1. Coordinate system of tower
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海上风电机组基础型式的选择主要考虑水深、土层地质条件、风机运行要求、施工安装设备能力、施工工期、工程造价等几个方面的因素[17]。
海上风电风机基础按照与海床固定方式的不同，分为重力式基础、桩承式基础、浮式基础3类[18]。不同基础形式适用的水深范围如表3所示。
基础型式 适用水深[18] 重力式基础 <15 m 桩承式基础 单桩 <30 m 多脚架 <30 m 导管架 20~60 m 高桩承台 <30 m 浮式基础 ≥50 m Table 3. Applicable water depth range of offshore wind turbine foundation
该近海风电场场地上部土层地基承载力低，物理力学性质差，海域理论水深19~23 m，同时该风电场拟采用8.5 MW大功率风机，风机荷载较大，因此，桩承式基础更适合该风电场。常用的桩承式海上风电基础优缺点如表4所示。
基础类型 优点 缺点 单桩基础 结构传力模式简单、加工制造简单、运输安装方便、海上施工速度快、工期短 桩径大，安装时需要专用的沉桩设备；受冲刷影响大；整体刚度偏柔 多脚架基础 结构体系刚度大，海床冲刷对结构刚度影响
较小过渡段疲劳问题较难处理；斜撑位于飞溅区，不利于基础的防撞设施布设 导管架基础 结构整体刚度大，抗倾覆能力强，对地质条件要求不高 节点多，疲劳问题突出；
过渡段结构复杂，建造较
困难高桩承台基础 施工设备与经验成熟，整体刚度大，抗倾覆能力强 打桩工作量大，大体积混凝土承台施工周期长，基础重心高、造价高 Table 4. Advantages and disadvantages of commonly used pile supported offshore wind turbines foundation
单桩基础结构简单、安装方便、海上作业时间短、效率高，是目前使用最为广泛的一种基础型式。曾雨欣等[3]通过对大量海上风电项目进行分析发现，采用单桩基础的海上风电场约占总量的53%，已建成的海上风机基础中，75%都是单桩基础。李志川等[19]指出，单桩基础在江苏海域的应用占比高达92%，在广东海域的应用占比达55%。
导管架基础，是固定式海上风机基础结构中适用水深最深的一种结构[20]。李志川等[19]指出，东海及南海海域水深较深，导管架基础的应用占比较高，其中广东海域占34%，福建海域占15%。
高桩承台基础承载力高、整体刚度大，抗倾覆能力强，在上海、浙江、福建等海域的应用占比较高，分别为75%、63%、49%[19]。
多脚架基础具有单桩基础的优点，同时结构体系抗倾覆能力强，几乎不需要进行冲刷防护。但该基础形式主要受力节点非常复杂，应力集中现象明显，过渡段的疲劳问题较难处理。而且，根据该风电场的水文条件进行方案初步计算分析后发现，斜撑导管位于飞溅区，安装或运维船舶有可能会与其发生碰撞，容易造成安全隐患。
综上所述，本次设计选择单桩基础、导管架基础、高桩承台基础3种基础型式作为初选基础方案进行后续方案设计和比选。
基础结构分析计算采用海上风电机组基础设计软件FDOW进行，有限元模型中土的非线性特性通过非线性土弹簧来模拟[21-23]。水平方向、竖向及桩端非线性弹簧刚度分别采用考虑循环荷载的P-Y曲线法、t-z曲线法和Q-z曲线法确定[22-23]。所有计算结果均应满足规程、规范及风机厂家的要求。
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单桩基础采用大直径钢管桩，桩顶法兰与风机塔筒底法兰通过螺栓连接，附属构件采用集成式套笼结构，待单桩沉桩完成后，整体吊装安装于钢管桩上。
根据上部结构风机荷载、海洋水文、工程地质资料，经计算分析，钢管桩单桩设计方案为：桩径7.5~8.6 m，壁厚75~90 mm，入土深度为70 m，总桩长105 m。结构模型如图2所示，计算结果如表5所示。
Figure 2. Calculation model of monopile foundation
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导管架基础一般由4根钢管桩支撑在海底，钢管桩呈正方形均匀布设，导管架腿插入钢管桩并与钢管桩之间采用高强灌浆料连接。导管架承受环境荷载及风机荷载，并将荷载传递给4根钢管桩。
根据上部结构风机荷载、海洋水文、工程地质资料，经计算分析，导管架基础设计方案为：桩径3.0 m，壁厚为40～50 mm，桩中心间距为20.0 m，泥面以下桩长为88.0 m，总桩长约为94 m。主导管管直径为1.5～2.0 m，壁厚为40~65 mm；插入段直径为2.5 m，壁厚为75 mm。斜撑导管直径为0.8～1.1 m，壁厚为25～40 mm，结构计算模型如图3所示，计算结果如表6所示。
Figure 3. Calculation model of jacket foundation
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承台采用圆柱体现浇钢筋混凝土结构。顶部通过预埋的风机基础过渡段与风机塔筒相连，底部支撑在钢管桩上。
根据上部结构风机荷载、海洋水文、工程地质资料，经计算分析，高桩承台基础设计方案为：基础承台钢筋混凝土强度等级为C50，承台顶高程为8.80 m，高为5.6 m，直径为16.60 m。承台底部设8根钢管桩，在承台底部沿12.6 m直径的圆周均匀分布。钢管桩直径为2.1~3.1 m，壁厚为42~38 mm，设计桩长为104~114 m，斜度为1∶0.2。结构模型如图4所示，计算结果如表7所示。
Figure 4. Calculation model of high pile cap foundation
Table 7. Summary of calculation results of high pile cap foundation
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1）结构安全性
根据本文2.2~2.4节的分析表明，单桩基础、导管架基础、高桩承台基础的结构强度、桩基承载力、变形验算均满足相关规程规范的限制要求，整机自振频率也能满足现阶段风机厂商的要求。因此，从结构安全性的角度考虑，各基础方案均是可行的。
2）施工可行性及工期
高桩承台基础是海岸码头和跨海大桥桥墩中的常见结构，施工工艺成熟，大多数海上施工单位都有能力施工。据了解，福建省莆田平海湾50 MW海上风电项目、莆田南日岛4台样机工程等都采用了此基础型式。施工具备可行性，但是高桩承台基础桩数较多，施工工序复杂，上部现浇混凝土承台养护周期较长，工期为3个方案中最长。
导管架基础借鉴了海洋石油平台的结构型式，采用先桩法设计，自首次在珠海桂山海上风电场示范项目中应用，国内外的应用日渐增多，目前施工技术已相当成熟，具备施工可行性。但由于导管架基础节点数量多，加工制作工作量大，使得导管架基础的建造周期相比于单桩基础长。同时，导管架基础需要进行水下灌浆，灌浆养护时间不少于7 d，然后方可安装上部风机，工期较长。
单桩基础，桩径7.5~8.6 m，平均桩长约105 m，桩重约1 820 t。其制作可在国内大型钢结构厂、造船厂内预制完成，海上运输通过5 000 t级甲板驳船即可实现。目前，国内近海风电场工程的单桩基础施工主要采用浮式起重船+辅助工艺定位导向架设施进行施工。根据钢管桩桩长、桩重的要求，采用“滨舟起1”“博强2300”等起重船配备MHU-3500S液压冲击锤或IHC S-3600液压冲击锤，可满足本项目单桩基础沉桩施工需求。国内国信如东350 MW项目、中广核如东150 MW项目、中电投100 MW项目均采用了单桩基础方案，施工经验较为成熟。此外，单桩基础结构简单、制作方便，施工工序简单，施工便捷，工期最短。
3）工程经济性
3种基础方案的主要工程量及经济性比较如表8所示。
基础方案 主要项目 工程量 综合造价/亿元 单桩基础 钢管桩制作 DH36 1 820 t 0.249 钢管桩安装（海上运输、安装） 1根 附属结构（包括内平台、外平台、爬梯、靠船件、电缆护管、栏杆等）制安 Q355C/Q235B 90 t 牺牲阳极块重量 铝-锌-铟合金 10 t 钢管桩防腐（大气区930 μm，浪溅区1 130 μm，水下区800 μm） 1 620 m2 抛石防护（D50=200 mm） 1 850 m3 导管架基础 导管架制作 DH36/DH36-Z35 980 t 0.312 导管架安装（含海上运输） 1套 钢管桩 DH36 1 150 t 钢管桩安装（海上运输、安装） 4根 附属结构（包括内平台、外平台、爬梯、靠船件、电缆护管、栏杆等）制安 Q355C/Q235B 95 t 高强水泥基灌浆料 42 m3 牺牲阳极块重量 铝-锌-铟合金 15 t 钢管桩防腐（大气区930 μm，浪溅区1 130 μm，水下区800 μm） 2 260 m2 高桩承台基础 承台混凝土 C50 1 385 m3 0.300 承台钢筋 HRB400 208 t 墩台防腐 767 m2 钢管桩制作 DH36 1 920 t 钢管桩安装（海上运输、安装） 8根 桩内填芯混凝土 C40 120 m3 填芯砼钢筋笼制安 HRB400 12.6 t 基础环及过渡段制安 230 t 附属结构（包括内平台、外平台、爬梯、靠船件、电缆护管、栏杆等）制安 Q355C/Q235B 100 t 钢管桩防腐 3 593 m2 牺牲阳极块重量 铝-锌-铟合金 30 t Table 8. Comparison of main engineering quantities and economies of three schemes for foundation (single wind turbine)
经投资估算，单桩基础方案总用钢量约为1 910 t，综合造价约0.249亿元；导管架基础总用钢量约为2 225 t，综合造价约0.312 2亿元；高桩承台基础总用钢量约2 470.6 t，综合造价约0.31亿元。
从工程经济性的角度看，单桩基础最优，导管架基础次之，高桩承台基础经济性最差。
4）综合分析
高桩承台基础虽能满足结构安全性要求，但是与单桩基础相比，工程经济性较差，投资较大，桩数较多，施工工序复杂，施工周期长，因此不推荐采用高桩承台基础型式。
导管架基础的刚度和稳定性好，具有较高的结构安全性，但与单桩基础相比，导管架基础用钢量较大，工程经济性较差，同时导管架杆件较多，加工制作和焊接工作量大，建造施工周期较长，因此，不推荐采用导管架基础型式。
单桩基础既能满足结构安全性的要求，而且工程经济性最优，工期最短，因此，推荐单桩基础作为该近海风电场的风机基础方案。
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本文通过对某近海风电场风机基础选型设计进行研究，可以得到以下结论：
1）海上风电机组基础型式的确定，应充分考虑水深、土层地质条件、风电机组固有频率、施工安装设备能力、施工工期、工程造价等几个方面的因素。
2）单桩基础结构型式优良、海上施工工序少、工期短、工程经济性较优，具有明显优势，因此，推荐单桩基础方案作为本工程风电机组基础方案。
3）选择单桩基础作为该近海风电场风机基础方案后，应继续开展主体结构疲劳分析、桩身可打性分析、附属结构详细设计和钢管桩防腐蚀设计等工作。
Selection and Design of Wind Turbine Foundation for an Offshore Wind Farm
doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2023.04.017
- Received Date: 2023-02-16
- Rev Recd Date: 2023-04-26
- Available Online: 2023-07-25
- Publish Date: 2023-07-10
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Key words:
- cost reduction and efficiency increase /
- wind turbine foundation design /
- foundation design of offshore wind turbines（FDOW） /
- monopile foundation /
- high pile cap foundation
Abstract:
| Citation: | LI Baoyang. Selection and Design of Wind Turbine Foundation for an Offshore Wind Farm[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2023, 10(4): 166-173. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2023.04.017
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