卿启忠
(中国铁建港航局集团有限公司 广东珠海 519000)
随着世界油气资源供应日趋紧张，世界各国均将目光投向了蕴含丰富风能资源的广袤海洋。为了加大对海上风能的利用，探索开发利用海上风能也成为当前我国在新能源领域的主要研究方向[1]。作为海上风力发电场的“心脏”，海上升压站担负着电力集中、电力送出、设备保护、监视控制等重任，其结构十分复杂。
大连市庄河海上风电场址Ⅳ1(350 MW)项目场区中心离岸35.2 km，原泥面标高-28.5 m，水深达30 m，风电场配套建设一座220 kV海上升压站。施工海域地质条件较复杂，且受潮汐、波浪等恶劣海况影响较为严重。本文结合开阔海域各种工况对升压站进行结构分析，并对施工阶段及正常运行阶段进行受力分析，确保升压站在整个使用寿命周期的运行安全。
3.1 海上升压站上部组块选型(见表1)
由表1可知，在施工环境条件、船机设备、工期均需满足的前提下，拟采用整体式海上升压站[2]。
3.2 海上升压站基础选型(见表2)
表2 海上升压站基础对比
由表2可知，导管架式作为本工程海上升压站的基础方案[3]。
3.3 海上升压站总体方案
220 kV海上升压站结构共由3部分组成:桩基础、导管架、上部组块，其中桩基础与导管架套筒采用灌浆连接，上部组块与导管架采用焊接连接。
导管架顶标高+15.0 m，底标高-29.0 m。主导管采用φ1.5-1.8 m钢管，在标高+11.0 m及-27.0 m处设水平拉筋 φ1.0 m钢管及斜拉筋φ1.0 m钢管，导管架局部节点用钢材EH36-Z35加强。导管架上设靠船构件、登船平台等附属构件，导管架约重1 354.4 t。
钢管桩采用4根φ2.8 m钢管桩，壁厚45～60 mm，桩长52.75 m，桩顶高程-16.75 m，桩底高程-69.5 m，泥面标高约-28.5 m，桩入泥约41.0 m，以粉砂层为桩基持力层。
海上升压站上部组块共3层，第一层布置消防泵房、水箱间、临时休息室、油罐室等设备，根据设备高度要求及电缆敷设要求，层高6.5 m；
第二层布置主变、开关室、低压配电室、应急配电室、GIS室、高压电抗器室和二次设备室，层高5.5 m；
第三层为暖通机房、通信继保室、中控室、蓄电池室和柴油机房，层高5.0 m；
屋顶层设置空调室外机、气象观测站、激光测风雷达、避雷针、通讯天线及主变检修孔，设有直升机平台，布置额定吊重5 t的悬臂吊。上部组块整体尺寸为58.2 m×52.2 m×21.5 m，重约 3 650.8 t，升压站结构型式如图1所示。
图1 升压站结构
3.4 海上升压站结构设计
3.4.1 海上升压站防潮高程确定[4]
根据《风电场工程110 kV～220 kV海上升压变电站设计规范》(NB/T 31115—2017)第4.0.12条，海上升压站底板甲板上表面高程应符合式(1):
式中，H为极端高潮位，取3.57 m；
Hb为极端高潮位的最大波高，取11.65 m；
D为安全气隙高度，取2.67 m；
Hl为底层甲板高度，取1 m。
T＝3.57+2/3×11.65+2.67+1＝15 m
故升压站底板上表面高程定位+15 m。
3.4.2 各工况下升压站适应能力分析[5]
海上升压站结构计算采用有限元计算软件，钢管桩、导管架和上部结构的支柱、撑杆和梁采用梁单元，钢管桩和地基土采用p-y曲线法，对结构受力、变形及地基土屈服特性进行了详细计算分析。
(1)桩基承载力验算[6]
轴向抗压极限承载力API规范建议，单桩轴向抗压极限承载力Qd可按式(2)估算，并应考虑桩内土芯闭塞效应的影响。
式中，Qf为桩侧摩阻力(kN)；
Qp为桩端总承载力(kN)；
f为单位桩侧摩阻力(kPa)；
As为桩侧表面积(m2)；
q为单位桩端承载力(kPa)；
Ap为桩端总面积(m2)。
桩基正常工况容许承载力为0.7倍的极限承载力，极端工况和地震工况容许承载力为0.8倍的极限承载力，同时地震工况时考虑液化土的折减。升压站基础钢管桩外径2.8 m，壁厚40～60 mm，长度52.75 m，桩端进入粉砂层，进行海上升压站桩基承载力计算[7]，计算结果如表3所示。
表3 桩基承载力计算结果[8]
结果分析表明:桩基承载力满足设计要求。
(2)海上升压站模态分析[9]
海上升压站一阶频率考虑避开波浪频率范围，以有限元对海上升压站整体系统进行瞬时模态动态分析，经计算其整体系统一阶频率为0.678 Hz。其中模态分析首先进行海上升压站结构桩基线性化，然后以升压站结构重量、附加重量、设备重量和活荷载转化为质量，最后进行模态分析[10]，海上升压站1～6阶振型图如图2所示。
图2 海上升压站1～6阶振型图
本工程海上升压站海域波浪重现期5～100年一遇的波浪波峰周期为6.04～8.87 s，相应波浪振动频率为0.113～0.166 Hz。从成果看出，系统固有频率与波浪振动频率相差较大，故海上升压站运行时不会与波浪荷载发生共振。
(3)海上升压站应力计算结果
①正常工况应力
正常工况下，海上升压站考虑整体稳定和局部稳定系数后，各主要杆件的材料应力如图3所示。
图3 正常工况UC云图
结果分析:桩基础最大UC值0.381；
导管架立杆最大UC值0.436，水平杆最大UC值0.186，斜撑最大UC值2.245；
上部结构立杆最大UC值0.410，斜撑最大UC值0.559，主梁最大UC值0.714，均满足设计要求。
②极端工况应力
极端控制工况下，海上升压站考虑整体稳定和局部稳定系数后，各主要杆件的材料应力如图4所示。
图4 极端工况UC云图
结果分析:桩基础最大UC值0.551；
导管架立杆最大UC值0.548，水平杆最大UC值0.226，斜撑最大UC值0.326；
上部结构立杆最大UC值0.596，斜撑最大UC值0.711，主梁最大UC值0.913，均满足设计要求。
③地震工况应力
地震工况下，海上升压站考虑整体稳定和局部稳定系数后，各主要杆件的材料应力如图5所示。
图5 地震工况UC云图
结果分析:导管架立杆最大UC值0.506，水平杆最大UC值0.213，斜撑最大UC值0.276；
上部结构立杆最大UC值0.462，斜撑最大UC值0.574，主梁最大UC值0.869，均满足设计要求。
④安装工况应力
上部组块安装工况假定在四个主柱子上各设置一个吊点，吊绳与垂直夹角小于 5°。安装工况(海上或陆上整体吊装)下，海上升压站考虑整体稳定和局部稳定系数后，各主要杆件的材料应力如图6所示。
图6 安装工况UC云图
结果分析:上部结构立杆最大UC值0.70，斜撑最大UC值0.86，主梁最大UC值0.98，均满足设计要求。
(4)海上升压站结构变形计算结果
正常工况下，海上升压站各主要杆件的位移和允许变形如表4所示。
表4 正常工况结构变形计算结果
结果分析:桩基础、导管架、上部结构的各杆件的位移和允许变形均满足设计要求。
(5)疲劳计算结果
海上升压站空间钢结构型式难免在管节点处存在较高的应力集中情况，在设备荷载、波浪、海流等循环往复荷载作用下，管节点处的应力集中现象影响到接头的疲劳强度，本工程海上升压站结构疲劳设计的寿命年限为28年[11]，计算结果如表5所示。
表5 海上升压站结构关键部位疲劳损伤计算结果
从整体疲劳分析计算结果来看，升压站桩基础-泥面处、导管架-撑杆和上部组块-立柱处的疲劳寿命均大于280年(28×10)。综上所述，海上升压站结构满足疲劳设计要求。
(6)冰荷载影响计算结果[12]
根据庄河海域冰荷载数据情况，建立有限元模型，对升压站平台进行整体分析。
①静冰力作用下平台结构响应
从表6可以看出，在四种工况下的极值静冰力的作用，结构的最大位移、应力较小，满足要求。
表6 极值冰力作用下平台结构的响应
②动冰力作用下平台结构响应(见表7)
表7 动冰力作用下平台结构响应
从表7可以看出，动冰力作用下平台结构响应，满足要求。
风电产业作为全球最为热门的可再生清洁能源发电产业之一，对国家的经济发展和社会进步都具有举足轻重的作用。本文设计研究的外海超大型海上升压站更是风电产业中的核心技术，目前已成功在华能大连市庄河海上风电场址Ⅳ1(350 MW)项目实施。该设计方案的应用对后续海上升压站提供了可靠的技术支持，在保证结构安全运行的前提下，提高了经济效益，为发展风电产业作出一定的贡献。
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