“载荷分析是衔接外部环境条件和结构强度校核的重要环节，载荷分析的不确定性越大，则越需要选取大的安全系数进行强度校核，否则就会把风险留给项目。目前漂浮式风电机组的载荷分析能力还较为薄弱，所以提高机组载荷分析能力是控制成本、降低项目风险的关键一环。”近日，北京鉴衡认证中心风能技术总监蔡继峰发表了《漂浮式风力发电机组载荷分析现状》的主题演讲，以下为演讲实录：
各位专家、同仁：
大家好！我是鉴衡认证的蔡继峰，很荣幸有这个机会与大家分享目前漂浮式风电载荷的分析情况，我将从漂浮式风电发展现状、漂浮式风电受力特点以及现有分析手段、国际能源署（IEA）关于漂浮式载荷分析的课题研究情况三部分介绍。
漂浮式风电发展现状
公开数据显示，全球80%的海上风能资源在水深超过60米的海域，随着水深的增加，漂浮式技术的经济性逐渐凸显，是海上风电的下一个重要突破口。世界上第一台浮式样机Hywind demo在2009年由挪威石油研制，采用Spar单立柱式基础，建立在离岸10km、水深200米的挪威北海。在此基础上，挪威石油进行不断的基础优化，于2017年建成了第一个商业化的浮式风电场Hiwind Scotland，项目位于英国苏格兰北海区域，引入财务投资人——Masdar绿色能源公司。至2020年底，世界上已建成漂浮式的项目主要分布在英国、日本、葡萄牙、挪威和法国，中国目前还没有建成的项目，但绿能东海、三峡阳江、海装湛江、龙源南日岛4个项目正在逐步实施中，预计将会在2021年陆续建成。可以看出，漂浮式风电技术已经初步具备批量化的基础，越来越多的开发商将浮式项目作为海上开发备选方案。据欧洲风能协会预测，到2030年全球漂浮式风电装机容量将达到1500万千瓦，市场潜力巨大。
漂浮式风电受力特点以及现有分析手段
接下来看看漂浮式风电的载荷分析情况。目前常见的漂浮式基础有4种形式：驳船式、半潜式、单立柱式和张力腿式。
驳船式（Barge）
组成：浮体平台、系泊线、锚固基础。其结构最为简单且生产工艺成熟，经济性较好，但结构稳定性不如其他形式，对锚泊系统要求较高。
半潜式（Semi-sub）
组成：短立柱、横梁、斜撑 、压水板、系泊线、锚固基础。半潜式基础适用水深范围广、安装难度小，但结构较为复杂，稳定性一般，成本相对较高。
单立柱式（Spar）
组成：立柱、系泊线、锚固基础。此基础结构构造简单、稳定性高（重心低），但立柱长度大，需要特殊的安装船进行安装，工程量较大，成本相对较高，一般适用于100m以上的超深海域。
张力腿式（TLP）
组成：中央立柱、张力筋、锚固基础。这是结构最为稳定的一种形式，结构轻，但张力系泊系统安装工艺复杂，对海床的地质条件和海上风况要求非常严格，成本一般。
从受力角度可以发现，驳船式、半潜式、单立柱式的重心不断降低，稳定性不断提高，适用海域的深度越来越深。因此前两者通用性好，后者则需要100米以上水深海域。最后的张力腿式，它的系泊系统上是有预张力的，这样浮体平台就不需要在底部为了降低重心而填充重物，平台可以做的很轻，稳定性还是最好的，不过因为需要预张力，所以给安装过程带来了难度，也对海床的地质要求比较高。
下面来看看漂浮式风电机组的受力特点及目前采用的分析手段。
分析这几种基础的受力特点可以发现，不管哪种形式，漂浮式风电机组本质上都分为机头、浮体支撑结构和系泊系统三部分。机头这部分受风载荷为主，同时还会因为机组的主动控制带来影响，然后通过支撑结构把力传递到浮体；对于浮动平台来说会受到水动力载荷，另外由于整体刚度小，浮体会有较大的位移和姿态的变化，通常伴有主动姿态调整系统；下部是个系泊系统，锚链一端连接浮体，一端连接岩土，所以漂浮式风电机组是一个多自由度、多载荷源、强耦合的系统。除了常规条件下的载荷，最新版的IEC漂浮式风电标准（IEC61400-3-2,2019: Designrequirements for floating offshore wind turbine）还给出了几种意外条件的设计工况要求，如浮体支撑结构主动控制系统故障，多舱基础需考虑破舱稳性，系泊系统一缆破断及一缆破断后结构达到新的平衡位置的情况，系泊系统安装过程中发生的走锚现象等。这些特殊的姿态，无论是动态还是静态，都需要在仿真计算中予以考虑。
再来看看目前的载荷分析是怎么做的，现有的主流软件大多只能进行一个模块的分析工作，这些软件都有各自的接口作为输入输出的传递，所以这些模块是解耦的独立分析，当然现在也有些软件通过类似于超单元的技术对部分模块实现了耦合分析，但总的来说没能达到全耦合的程度。另外，这些大多是海工软件，对于顶部大受力的问题，经验不多，有效性如何也有待验证。
国际能源署（IEA）相关课题研究情况
IEA Wind Task 30是国际能源署关于海上风电的一个系列课题组，最初由美国NREL的Robertson Amy博士在2005年发起，初始名称为“Offshore Code Comparison, Collaboration”（OC3），其目的是通过海上风电仿真软件的同行比对，提高海上风电的仿真分析能力。下表是该课题的发展历程，下面我把这些阶段中与漂浮式有关的内容挑出来给大家做个简单分享。
OC3-OC4阶段（2005-2014）：通过各机构间仿真计算比对来进行。因为OC3时间不够，又添加了OC4（第4个C，Continue），虽然各参与机构总体计算结果较为一致，但如果仅考虑水动力载荷，各家的计算差异依然巨大；水动力载荷差异主要源自计算理论（方法）的不同，在OC4阶段的工作范畴内无法得出更有效的结论，因此课题组将在下一阶段将引入测试比对，以确定不同理论的适用性。
OC5测试仿真比对（2014-2018）：OC5阶段的主要工作为测试与仿真比对。相比于实测数据，不同工况下的仿真载荷结果都呈现低估，在预测疲劳载荷时更为显著。但在分析原因时因为在测试阶段直接使用叠加机组和基础的耦合模型，实验的不可控因素较多，未能在该阶段清晰解释计算结果和实测结果差异的原因，也未能进行仿真的优化。
OC6结合CFD的实测和仿真比对（2018-）：OC6阶段引入CFD计算，并且将尽可能的控制试验变量，以期能进一步修正和优化计算方法。针对浮动式平台的约束试验和系泊试验的测试比对结果分析发现，各个仿真结果无论所受的水动力载荷还是运动幅度都存在低估。水动力低估可能与阻力系数低估有关，但加大阻力系数会进一步的拉大运动幅度的差异，目前课题组还未能锁定差异原因。下一步将引入CFD进行分析研究，期望对机理进一步研究，找到差异。
纵观IEA Wind Task 30各个阶段关于漂浮式的研究，可以发现，目前国际上关于漂浮式风电机组的仿真计算能力还很薄弱，尽管课题组凝聚了全球66家顶尖机构的专家，并且在一步步调整研究方法，但可以发现在漂浮式风电的工程计算方面，目前还有很多理论问题未能很好解决，漂浮式底层技术研究还需要投入大量的工作。
总结
对于风电设备而言，认证是把控前沿技术应用风险的重要手段，但要真正体现认证的价值，需要认证机构对相关技术有深入研究，这同时也有助于研究成果的标准化。从这个方面来说，认证机构的参与对海上风电技术的研究具有特别的意义。在IEA Wind Task 30课题组全部66家参与机构中，有5家检测认证机构，鉴衡则是唯一的中国检测认证机构。
中国的海上风电已经开始规模化发展，但基础理论研究和产业配套技术尚未就位，国内企业对基础技术的投入也明显不足，OC3阶段仅有鉴衡与金风两家中国机构参与，但近年来在两家机构的带动与串联下，多个IEA课题组出现了中国专家的身影，OC6也有10家中国机构参与研究。漂浮式风电是顶部大载荷，底部大位移，风、浪、结构三者强耦合的复杂动力学问题，目前漂浮式载荷仿真结果与实测结果还存在较大差异，需要产业各方投入更多的研发力量攻关，多采用模型/样机试验进行研究是一个突破现状的关键手段，这个方面中国企业应该可以发挥更大的作用。
