漂浮式光伏电站漂浮方阵的锚泊计算研究

漂浮式光伏电站通常为漂浮于开阔水面上的矩形方阵。为了保证漂浮式光伏电站的安全性,提高其发电效率,文章对其锚泊问题进行了研究。文章以170 m×170 m漂浮方阵为研究对象。为了解决大型多浮体锚泊力无法直接求解的问题,提出了采用计算流体力学(CFD)方法对漂浮方阵的风载荷、流载荷进行计算。此外,基于刚体化光伏电站漂浮方阵的方法,采用势流理论计算了漂浮方阵的波浪载荷,近似求解了该光伏方阵的锚泊力。最后,基于各个环境载荷,建立锚泊计算简化模型,对漂浮方阵锚泊系统的张力和偏移进行了评估。研究成果为漂浮式光伏电站漂浮方阵锚泊问题的研究提供参考。     

漂浮式光伏电站中漂浮方阵的流荷载数值预报研究

漂浮式光伏电站遭遇突发泄洪等极端情况时流荷载骤增,对漂浮方阵的整体安全构成威胁,正确评估漂浮方阵的流荷载变得十分重要。以国家能源菏泽发电有限公司建设的某大型漂浮式光伏电站为例,首先基于计算流体力学(CFD)方法对单个浮体模型所受流荷载进行数值研究,确定符合计算要求的最优网格数量;然后通过计算光伏组件以10行10列(即10×10)方式排布的漂浮方阵在0°～90°流向角下的流荷载,得到该漂浮方阵最大流荷载流向和初步的流荷载分布规律;最后通过对比分别利用3D、2.5D和2D计算方法得到的30×28漂浮方阵流荷载计算结果,完成了195×98漂浮方阵整体流荷载的预测。研究结果显示：1)不同流向角下,0°流向角时漂浮方阵所受的流荷载最大,随着流向角增大流荷载逐渐减小;当流向角为90°时,流荷载达到最小值,仅为0°流向角时的48%左右。2) 0°流向角时,迎流第1行浮体所受流荷载最大,受遮蔽效应影响,后续各行的流荷载逐渐减小。3)漂浮方阵所受流荷载基本不随列变化;30×28漂浮方阵中间某列采用2D和2.5D计算方法得到的漂浮方阵流荷载与采用3D计算方法所得的结果一致。研究成果可为漂浮式光伏电站等类似...     

考虑连接件刚度影响的多浮体漂浮光伏方阵运动响应分析

基于多浮体运动响应计算方法,采用OrcaFlex软件,针对光伏电站漂浮方阵模型多浮体连接件刚度与其运动响应进行数值分析研究。首先,通过与有关浮体连接件试验进行对比,验证数值模拟的合理性;然后,开展对漂浮式光伏方阵在不同刚度连接件下多浮体六自由度运动的数值计算,对横纵浮体六自由度运动进行评估;最后,分析浮体间相对运动对连接件载荷之间的影响。研究结果表明：该研究模型随连接件刚度的增加,横向浮体整体运动响应大于纵向浮体,应更关注横向浮体的连接加强问题。连接件刚度较小时,浮体间的运动约束能力较差;刚度较大时,不利于抵抗浮体间的相互冲击,造成不必要的实际工程成本。     

基于正交化的混合式平台漂浮式风电场平台动态响应研究

为研究混合式平台漂浮式风电场平台动态响应,分别建立基于Spar和Barge平台的漂浮式风力机整机模型,采用链接悬链线和固定悬链线将其链接以建立2×2阵列漂浮式风电场。采用叶素动量理论计算风载荷,通过辐射/绕射理论求解波浪载荷,采用水动力学软件AQWA研究风波载荷作用下漂浮式风电场平台的动态响应。针对Spar和Barge平台尺度大小不同导致系泊系统不对称引起的Spar平台横摇和艏摇响应较大问题,提出"依照尺度最大平台正交布置链接悬链线"的漂浮式风电场系泊系统布置准则。为验证所提出的系泊系统布置准则的可行性,对比研究系泊系统正交化前后漂浮式风电场平台的动态响应。结果表明,在极限海况下,系泊系统的正交化布置可减小Spar平台横荡响应,但一定程度会增加纵荡响应;而系泊系统正交化与否对漂浮式风电场平台垂荡、纵摇响应和机舱加速度影响较小。此外,正交化布置的系泊系统可显著减小Spar平台横摇和艏摇响应、Barge平台艏摇响应,而Barge平台横摇响应几乎不受影响。     

基于正交化的混合式平台漂浮式风电场平台动态响应研究

为研究混合式平台漂浮式风电场平台动态响应,分别建立基于Spar和Barge平台的漂浮式风力机整机模型,采用链接悬链线和固定悬链线将其链接以建立2×2阵列漂浮式风电场。采用叶素动量理论计算风载荷,通过辐射/绕射理论求解波浪载荷,采用水动力学软件AQWA研究风波载荷作用下漂浮式风电场平台的动态响应。针对Spar和Barge平台尺度大小不同导致系泊系统不对称引起的Spar平台横摇和艏摇响应较大问题,提出"依照尺度最大平台正交布置链接悬链线"的漂浮式风电场系泊系统布置准则。为验证所提出的系泊系统布置准则的可行性,对比研究系泊系统正交化前后漂浮式风电场平台的动态响应。结果表明,在极限海况下,系泊系统的正交化布置可减小Spar平台横荡响应,但一定程度会增加纵荡响应;而系泊系统正交化与否对漂浮式风电场平台垂荡、纵摇响应和机舱加速度影响较小。此外,正交化布置的系泊系统可显著减小Spar平台横摇和艏摇响应、Barge平台艏摇响应,而Barge平台横摇响应几乎不受影响。     

风波耦合作用下风载荷对两种漂浮式风力机平台动态响应影响

为分析风载荷对漂浮式平台的重要影响，建立了基于单桩式及张力腿平台的漂浮式风力机整机模型，基于叶素-动量理论与辐射/绕射理论，运用水动力软件AQWA并结合有限元方法验证了风载荷及风波耦合的重要性，研究了波浪单独及风波耦合作用下漂浮式平台的时频域动态响应。结果表明：风载荷使平台产生了较大纵荡与垂荡漂移，其产生的倾覆力矩改变了纵摇平衡位置，风载荷使纵荡响应偏离平衡位置较垂荡与纵摇响应明显；对于纵荡响应，风载荷使两平台低频固有频率处的响应峰值增加;对于垂荡响应，风载荷使单桩式平台固有频率处的响应峰值减小，使张力腿平台纵荡-垂荡耦合响应及波浪频率处的响应峰值大幅增加；对于纵摇响应，风载荷使单桩式平台及张力腿平台低频固有频率处的响应峰值大幅增加；风载荷是引起单桩式平台纵荡-垂荡耦合运动的关键因素；波浪载荷是引起张力腿平台纵荡响应幅值较大的关键因素。     

漂浮式波浪发电系统波浪能模拟及参数计算

基于线性叠加法模拟了不同风速下的波浪波形,提取了波浪力能,分析了浮筒的受力情况,进而在保证漂浮式波浪发电系统稳定运行的情况下计算了不同波浪浪高下的浮筒尺寸、质量与发电机功率之间的关系,并应用仿真软件进行了仿真研究,结果对漂浮式波浪发电系统的各参数设计具有重要的指导意义。     

基于有限元法的漂浮式风力机Spar平台动态响应分析

以美国可再生能源实验室(NREL)的5 MW漂浮式风力机和Spar平台为参考模型,采用有限元分析法分析了Spar平台的波浪载荷频域特性,包括对振幅响应算子、绕射力和F-K力频域动态响应分析,并对比了三种波浪谱(P-M谱、JONSWAP谱和Wen’s谱)海况下的时域响应.结果表明:Spar平台载荷峰值出现在低频波浪作用下,且响应明显,而随着频率的增大,其值逐渐减小;在P-M谱和Wen’s谱作用下的平台动态响应无明显差异,且两者的振幅和周期大致相同,而在JONSWAP谱作用下的平台动态响应最小,但其往复周期小,频率大,使得系泊系统承受较大的周期性张力.     

海上漂浮式风力机Spar平台系泊型式及动态响应研究

平台的稳定性是海上漂浮式风力机安全运行的基本保障。研究两种新型系泊型式对海上漂浮式风力机Spar平台动态响应的影响及系泊的安全性。建立基于OC3-Hywind Spar Buoy平台的NREL(美国国家可再生能源实验室)5 MW漂浮式风力机整机模型,综合考虑叶片空气动力载荷、平台的波浪载荷及平台与系泊系统的耦合。首先,验证水动力学模型的可靠性,然后分析平台在不同风浪下的时域动态响应,并评估其生存能力。结果表明:两种新型系泊型式均能大幅减小纵荡响应,对纵摇响应影响很小;型式Ⅰ对纵荡响应的抑制小于型式Ⅱ,且二者对纵荡的抑制作用随系泊间夹角的增加而减小;型式Ⅲ-30°系泊在完整状态下的安全系数大于1.67,破损状态下大于1.33,均满足设计要求。     

风波联合作用下10 MW漂浮式风力机Triple Spar平台动态响应研究

以DTU 10 MW风力机为研究对象,基于Triple Spar平台建立漂浮式风力机整机模型,运用水动力学软件AQWA,通过辐射/绕射理论并结合有限元方法,实现风波联合作用下漂浮式风力机动态响应的求解,并分析其时频响应特性。结果表明:频域分析中,平台纵荡、垂荡和纵摇一阶波浪激振力及其峰值频率和RAO幅频特性曲线趋势及其峰值频率基本不受波浪入射角度改变影响;时域分析中,波浪载荷主要影响平台纵荡、垂荡及纵摇波频处的运动响应,风载荷则加剧了平台低频处的运动响应,引起了平台纵荡-垂荡耦合运动、纵荡-纵摇耦合运动以及和差频运动。     

风浪异向下漂浮式风电场平台动态响应研究

为研究风浪异向下海上漂浮式风电场平台运动响应，建立基于ITI Energy Barge平台的漂浮式风力机及共用系泊的二阶阵列漂浮式风电场模型，运用水动力学软件AQWA与风力机仿真软件OpenFAST分别对水动与气动载荷进行计算，分析了风浪异向下二阶阵列漂浮式风电场Barge平台时频响应特性。结果表明：频域内，Barge平台响应主要集中在低频区域，波浪方向对纵摇和纵荡响应影响较大，对垂荡响应影响较小；时域内，纵摇和艏摇自由度背风侧平台响应幅值明显大于迎风侧平台；风电场各平台在横荡、横摇上的响应幅度随波浪入射角度的增大而增大，纵荡和垂荡自由度则几乎不受影响。     

深海漂浮能源中心的风浪流联合试验装置

深海漂浮式能源中心的安装海域环境恶劣,其所受各种载荷多且复杂,为降低开发风险与成本,海洋工程水池实验被广泛应用于其各项研究中.提出了一种新型的风浪流联合试验系统用以对深海漂浮式能源中心进行试验研究,并介绍了该系统的各子系统及该装置可以进行的各种试验项目.该试验系统可以模拟深海条件下的风、浪、流,从而进行风力机浮台响应特性的测量与系泊拉力特性的研究.这对于深海漂浮式能源中心的研究具有非常重要的作用.     

二阶波浪力下超大型半潜浮式风力机动态响应分析

针对DTU(Technical University of Denmark)10 MW风力机,使用FAST软件对典型海况下不同水动力分量作用下的半潜浮式风力机系统进行全耦合分析,包括仅一阶波浪力作用、一阶波浪力和采用Newman近似计算的二阶差频波浪力作用、一阶波浪力和全域二次传递函数（quadratic transfer functions,QTFs）计算的二阶差频波浪力作用、一阶波浪力和全域QTFs计算的二阶和频波浪力作用以及一阶波浪力和全域QTFs计算的完整二阶波浪力作用,以对比分析二阶差频、和频波浪力对超大型半潜浮式风力机动态响应的影响;基于风力机结构疲劳计算理论,分析二阶差频和频波浪力对风力机结构疲劳破坏的影响。研究发现：在极端海况下,二阶差频波浪力对平台运动响应,二阶差频及和频波浪力对半潜浮式风力机结构荷载和疲劳破坏均产生显著影响。此外,Newman近似方法明显低估二阶差频波浪力对半潜浮式风力机动态响应的影响。     

Validation of a hybrid modeling approach to floating wind turbine basin testing

Hybrid modeling combining physical tests and numerical simulations in real time opens new opportunities in floating wind turbine research. Wave basin testing is an important validation step for floating support structure design, but current methods are limited by scaling problems in the aerodynamic loadings. Applying wind turbine loads with an actuation system controlled by a simulation that responds to the basin test offers a way to avoid scaling problems and reduce cost barriers for floating wind turbine design validation in realistic coupled conditions. In this work, a cable‐based hybrid coupling approach is developed and implemented for 1:50‐scale wave basin tests with the DeepCwind semisubmersible floating wind turbine. Tests are run with thrust loads provided by a numerical wind turbine model. Matching tests are run with physical wind loads using an above‐basin wind maker. When the numerical submodel is set to match the aerodynamic performance of the physical scaled wind turbine, the results show good agreement with purely physical wind‐wave tests, validating the hybrid model approach. Further hybrid model tests with simulated true‐to‐scale dynamic thrust loads and wind turbulence show noticeable differences and demonstrate the value of a hybrid model approach for improving the true‐to‐scale realism of floating wind turbine basin tests.     

半潜式平台漂浮式风力机阵列平台普通海况动态响应研究

为保证漂浮式风电场在环境载荷复杂的海洋环境中稳定正常工作，以半潜式平台为研究对象，建立了基于Umarine Semi Submersible平台的阵列式风电场。通过FORTRAN程序语言求解气动载荷，采用水动力学软件AQWA，基于辐射/绕射理论并结合有限元方法，研究了风波耦合作用下半潜式平台时频动态响应。结果表明：阵列半潜式平台漂浮式风电场可有效提升平台抗首摇、横摇能力；固定悬链线可降低平台横荡运动幅值与纵荡响应；共用系泊系统的阵列平台机舱振动稳定性更佳。     

Dynamics of offshore floating wind turbines—analysis of three concepts

This work presents a comprehensive dynamic–response analysis of three offshore floating wind turbine concepts. Models were composed of one 5 MW turbine supported on land and three 5 MW turbines located offshore on a tension leg platform, a spar buoy and a barge. A loads and stability analysis adhering to the procedures of international design standards was performed for each model using the fully coupled time domain aero‐hydro‐servo‐elastic simulation tool FAST with AeroDyn and HydroDyn. The concepts are compared based on the calculated ultimate loads, fatigue loads and instabilities. The loads in the barge‐supported turbine are the highest found for the three floating concepts. The differences in the loads between the tension leg platform–supported turbine and spar buoy–supported turbine are not significant, except for the loads in the tower, which are greater in the spar system. Instabilities in all systems also must be resolved. The results of this analysis will help resolve the fundamental design trade‐offs between the floating‐system concepts. Copyright © 2011 John Wiley & Sons, Ltd.     

波浪荷载作用下海上新型潜式浮式风力机运动特性研究

以适用于中等水深(50~200 m)的新型潜式浮式风力机为研究对象,该风力机基础综合Spar式、半潜式及张力腿(TLP)3类浮式风力机基础的优点,运行时基础主体淹没在水下,具有较小的水线面(如同Spar平台),受波浪影响较小;平台通过张紧式系泊线与海床相连(如同TLP平台),具有良好的垂荡和摇摆运动特性;拖航状态下,浮式平台处于半潜状态,水线面面积大(如同半潜式平台),具有良好的浮稳性。通过分析不同波况下的潜式浮式风力机耦合动力响应得到潜式浮式基础的横荡、纵荡、垂荡及纵摇运动响应,以及发电功率、叶片根部弯矩、塔筒顶部和底部弯矩、锚链张力时程曲线。研究结果表明:波浪对于结构的纵摇运动的影响最为明显,对发电功率、叶片根部弯矩和塔筒顶部弯矩影响较小,对塔筒底部弯矩和系泊线张力影响较大。     

漂浮式风力机Spar平台摇荡运动混沌特征分析

漂浮式风力机Spar平台在非规则环境载荷作用下运动具有很强的随机性和非线性。为分析平台动态响应中的非线性动力学特征,首先建立基于OC3Spar平台的NREL 5 MW风力机整机模型,采用水动力软件AQWA求解Spar平台的运动特性,进一步采用功率谱法、相空间重构以及最大Lyapunov指数法定性、定量两方面判断Spar平台在波、浪、流载荷作用下摇荡运动时间序列的混沌特征。研究表明:Spar平台在低频时运动幅值较大;平台在多重载荷作用下在平衡位置处摇荡运动;平台在纵荡、垂荡及纵摇方向上的运动时间序列具有混沌特征,且3个方向短期可预测时间最大为6.14 s。混沌理论可作为漂浮式风力机平台非线性运动分析的一种新方法。     

Evaluating the importance of mooring line model fidelity in floating offshore wind turbine simulations

Accurate computer modelling is critical in achieving cost‐effective floating offshore wind turbine designs. Although a range of modelling fidelities are available for all parts of the simulation, a lower‐fidelity quasi‐static approach that neglects inertia and hydrodynamics is often used for the mooring line model. The loss of accuracy from using this approach has not been thoroughly studied across different support structure designs. To test the adequacy of this widely used simplified mooring line modelling approach, the floating wind turbine simulator FAST (National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado) was modified to allow the use of a high‐fidelity dynamic mooring line model, ProteusDS (Dynamic Systems Analysis Inc. of Victoria, BC, Canada). Three standard floating wind turbine designs were implemented in this new simulator arrangement and tested using a set of steady and stochastic wind and wave conditions. The static equivalence between the built‐in quasi‐static mooring model and the dynamic mooring model is within 0.6% in terms of fairlead tension. Tests of the systems’ responses in still water indicate that the hydrodynamic damping of the mooring lines can constitute anywhere from 1% to 35% of the overall system damping in pitch, depending on the design. Tests in steady and stochastic operating conditions show that for very stable designs with slack moorings, or designs with taut moorings, a quasi‐static mooring model can in many conditions predict the platform motions and turbine loads with reasonable accuracy. For slack‐moored designs with larger platform motions, however, a quasi‐static model can lead to inaccuracies of as much as 30% in the damage‐equivalent and extreme loads on the turbine. An important observation is that even in situations where the platform response is predicted reasonably well by a quasi‐static model, larger inaccuracies can arise in the response of the rotor blades. These inaccuracies are more severe in the time series (with instantaneous discrepancies as high as 50% of the mean load) than in the corresponding damage‐equivalent and extreme loads calculated over multiple stochastic simulations. Consequently, differences in damage‐equivalent and extreme load metrics should be considered a floor to the measure of inaccuracy caused by a quasi‐static mooring model. Copyright © 2013 John Wiley & Sons, Ltd.