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| 标准编号 | GB/T 47721-2026 (GB/T47721-2026) | | 中文名称 | 风能发电系统 海上风力发电机组支撑结构一体化设计规范 | | 英文名称 | Wind energy generation systems - Design specification for offshore wind turbine integrated support structures | | 行业 | 国家标准 (推荐) | | 中标分类 | F11 | | 国际标准分类 | 27.180 | | 字数估计 | 58,547 | | 发布日期 | 2026-05-25 | | 实施日期 | 2026-09-01 | | 发布机构 | 国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会 | GB/T 47721-2026: 风能发电系统 海上风力发电机组支撑结构一体化设计规范
GB/T 47721-2026 英文版: Wind energy generation systems - Design specification for offshore wind turbine integrated support structures
ICS 27.180
CCSF11
中华人民共和国国家标准
风能发电系统 海上风力发电机组支撑
结构一体化设计规范
2026-05-25发布
2026-09-01实施
国 家 市 场 监 督 管 理 总 局
国 家 标 准 化 管 理 委 员 会 发 布
1 范围
本文件规定了海上风力发电机组支撑结构一体化设计(以下简称“一体化设计”)的外部条件、一体
化建模、一体化载荷分析及一体化支撑结构设计的要求。
本文件适用于固定式和漂浮式海上风力发电机组支撑结构的设计、优化及技术改造。
4 符号与缩略语
5 总则
5.1 一体化设计流程宜包括以下步骤。
a) 外部条件评估:对外部条件进行全面评估,获取必要的环境参数和设计输入数据。
b) 一体化建模:建立包括海上风力发电机组、支撑结构(含固定式及漂浮式)、控制系统等的一体
化数值分析模型,模型宜准确反映结构动力学特性及所有外部环境因素的影响。
c) 一体化载荷分析:明确设计工况,确定载荷组合和设计要求,涵盖启停机、正常运行、生存、故障
及特殊工况;采用时程载荷分析方法进行载荷仿真,全面考虑风、波浪、海流、水位、海冰和地震
等多种环境载荷与整机系统的耦合作用,评估结构的载荷响应。
d) 一体化支撑结构设计:根据一体化载荷分析结果进行支撑结构设计,评估其强度、稳定性和疲
劳寿命,优化结构参数,确保安全性和经济性。
e) 迭代优化:根据模拟或试验结果进行循环设计,确保所有设计指标满足要求。
5.2 一体化设计宜采用以分项系数表达的极限状态设计方法,并根据不同工况进行承载能力极限状态
和正常使用极限状态分析验算。具体包括以下内容。
a) 确定分项系数:通过引入分项安全系数来分析各种不确定因素。在极限状态设计中,分项系数
用于评估结构在不同设计工况下的安全性和可靠性。
b) 设计值计算:作用代表值与作用分项系数相乘得到作用设计值,抗力代表值与抗力分项系数
相除得到抗力设计值,分别用于结构作用侧和抗力侧设计值的计算。
5.3 一体化设计宜包含风轮-机舱组件及支撑结构在内的整体动力时程载荷分析及支撑结构设计与优
化,具体如下:
a) 整体动力时程载荷分析:采用时程载荷分析方法,评估海上风力发电机组及支撑结构在不同工
况下的动态响应,包括风载、浪载和流载等多种环境载荷的耦合作用;
b) 支撑结构设计:基于一体化载荷的固定式或漂浮式支撑结构设计,评估结构的承载能力极限
状态和正常使用极限状态;
c) 迭代优化:在设计过程中进行多轮次的迭代优化,基于模拟或实验结果不断改进设计,确保满
足所有设计要求和标准。
6 外部条件
6.1 通则
6.1.1 外部条件应包括风况、海洋条件、地质条件及地震等。
6.1.2 一体化设计宜考虑环境及电网等条件对海上风力发电场建设和运营过程的影响。
6.1.3 一体化设计宜考虑运行期间正常外部条件以及不同重现期极端外部条件。
6.1.4 海上风电场工程区域宜包含至少1年实测风数据,测量方法应按照GB/T 18709的规定,测风数
据应包含风速、风向、气温和气压等实测时间序列数据。测风数据的审核、插补与订正,应按照
GB/T 37523的规定。
6.1.5 海上风电场测风有效数据的完整率不应低于90%,计算方法应按照GB/T 18710的规定。
6.1.6 海上风电场工程区域应包含至少1年实测逐时水位、波浪、海流等资料以及实测海底地形和历
史海图。相关资料应按照GB/T 51308的规定,并应按照GB/T 31517.1-2022的规定进行海洋水文环
境条件评估。
6.1.7 在缺少工程区域长期实测数据的情况下,应开展工程区域的海洋水文条件数值模拟,基于模拟
结果进行统计分析,确定工程区域任意位置的波浪、海流、水位和海冰等海洋条件。
6.1.8 环境条件各参数及联合概率分布应包括以下内容:
a) 风况:通过长期实测数据或高精度风资源评估模型获取风速、风向分布和湍流强度等;
b) 波浪:通过波浪观测数据或高精度波浪数值模型获取波高、波周期和波向等;
c) 海流:通过海流观测数据或高精度海流数值模型获流速和流向等;
d) 水位:通过水位观测或高精度数值模拟等方法获取水位变化情况;
e) 海冰:通过现场观测、现场取样试验、卫星遥感或高精度数值模型获取冰厚、冰速、冰向和海冰
强度等;
f) 地质:通过地球物理、岩土工程勘察和室内土工试验等手段获取土层分布、物理及力学参数。
6.2 风况
6.2.1 一体化载荷分析采用的风况模型应满足GB/T 18451.1-2022要求。
6.2.2 风速概率分布模型应根据工程场区测风结果确定,可采用GB/T 18451.1-2022中计算方法。
6.2.3 海上风电场址不同风速下的湍流取值应根据实测风资源数据确定,且宜考虑海上风电场尾流的
影响。
6.2.4 50年一遇的10min平均风速Vhub宜利用场址邻近参考气象站的扩展资料或数值模型进行评
估。在热带和亚热带地区,以热带和温带气旋为主时,可采用蒙特卡洛仿真方法评估热带气旋的极端风
速,具体方法可参考GB/T 18451.1-2022中附录J的规定。
6.2.5 海上风电场址空气密度的计算应按照GB/T 18710的规定。
6.2.6 若工程场区属于台风多发地区,一体化载荷分析宜考虑台风的影响,台风风况应符合GB/T 31519
的规定。
6.3 波浪
6.3.1 一体化设计采用的波浪特征参数值满足。
a) NSS条件应获得轮毂高度的Vhub、Hs和Tp的长期联合概率分布及风向和浪向的联合概率
分布。
b) SSS条件宜考虑正常发电工况时Hs和风速的联合概率为50年一遇,可基于场址的海洋气象
数据采用“反向一阶可靠度分析方法”外推确定,具体方法可按照GB/T 31517.1-2022中附
录F的规定;或采用重现期为Hs,50作为保守值。
c) ESS条件宜考虑重现期为 Hs,50、Hs,1及对应的Tp范围;重现期为 H50、H1及对应的波周期
范围。
6.3.2 随机海况的不规则波列宜通过波浪谱进行分析,波浪谱宜根据地理区域、待模拟海况的恶劣程
度和相关的使用条件确定:
a) 海上风电场波浪以风浪为主时,对于已充分成长、无限风区的海浪及疲劳分析时,宜采用P-M
波浪谱或文圣常谱;
b) 对于不同成长阶段、有限风区的海浪及极限工况分析时,宜采用Jonswap波浪谱或文圣常谱;
c) 根据工程海域实际情况,也可采用其他波浪谱形式。
6.3.3 疲劳载荷计算宜考虑不同平均风速下所对应的NSS,并应通过敏感性分析确定海况数量和平均
风速分辨率合理。
6.3.4 Vhub、Hs和Tp的长期联合概率分布及风向和浪向的联合概率分布应按照GB/T 31517.1-2022
的规定。
6.3.5 ESS下的波浪要素特征值应根据长期海洋气象数据库进行评估。如果没有充分的海洋气象数
据可用于评估极大波高和相关波周期范围,宜参考GB/T 31517.1-2022进行评估。
6.4 海流
6.4.1 海流特征评估应给出工程海域的潮流类型、海流时空变化规律、海流矢量图、潮流可能最大流速
和流特性等内容。
6.4.2 设计海流条件评估应结合目标区域的海流特征考虑下述分量:
a) 由潮汐、风暴潮和大气压力变化等引起的Utide;
b) Uwind。
总的流速应是上述分量的矢量和,且波浪引起的水质点速度应与海流速度进行矢量叠加。海流对
波长和波周期的影响一般较小,可忽略不计。海流各分量分布模型具体参考GB/T 31517.1-2022。
6.5 水位
6.5.1 水位条件评估应给出工程场区的高程基准面转换关系,以及HAT、LAT、MSL、风暴潮增减水等
特征值,如图3所示。对于受潮汐影响明显的区域,还应给出平均高潮位、平均低潮位、最大潮差、最小
潮差、平均潮差、平均涨潮历时和平均落潮历时等特征值。
6.5.2 对于海平面上升敏感海域风电场工程,宜考虑海平面上升因素对水位的影响。
6.6 海冰
6.6.1 海冰调查范围应包括工程场址及附近海域,收集获取冰期、冰厚、冰密集度、冰强度、结冰范围、
冰类型、海冰漂流方向、冰速和冰盘尺信息等。
6.6.2 设计海冰条件评估宜包含以下参数:
a) 海冰的基本参数,包含有效冰期;1年、50年一遇冰厚度极值、海冰挤压强度、海冰弯曲强度、平
均冰速、海冰主方向;
b) 冰厚、冰速和冰向联合概率分布。
6.7 海生物
6.7.1 应在经论证的参考资料、当地经验和现有测量结果的基础上,评估海生物的厚度及其对水深的
依赖性。宜对特定场址进行研究,以确定海生物的性质、厚度及其随水深的变化规律。
6.7.2 附着海生物对结构构件截面积的影响可采用等效直径的方法进行评估,等效直径可按公式(1)
计算:
6.7.3 附着海生物的结构构件表面的粗糙度(k)取值为0.005m~0.05m,对波流载荷的影响可采用等
效水动力系数的方法进行评估。
6.7.4 附着海生物密度宜通过实际调查确定。无实测资料时,可取1300kg/m3~1400kg/m3。
6.8 地质条件
6.8.1 海上风电场工程应进行工程地质条件评价,内容应包括水文地质概况、环境水与土层腐蚀性分
析、不良地质作用、场地土类型划分、场地类别划分、场地稳定性及适宜性评价、天然地基可行性分析、海
上风电场基础选型和沉(成)桩可行性分析等。岩土分类应符合GB 50021的规定,海床高程应根据地
形测量成果及海床演变成果确定。
6.8.2 海上风电场场址工程地质勘察应在海上风力发电机组机位点位置及其周围进行。勘察区域应
覆盖海上风电场所有海上风力发电机组机位点。
6.8.3 海上风电场场址工程地质勘察应至少包括下列内容:水深和海底地形、海底面状况以及自然的
或人为的海底障碍物、海底地层的结构特征、空间分布及其物理力学性质,灾害地质和地震因素。
6.8.4 基础或锚设计地质参数宜根据基础型式、工程地质勘察成果、原位测试成果、室内土工试验成果
或工程场区桩基础静载试验成果综合确定。
6.8.5 海上风力发电机组桩基防冲刷设计应根据海床地形地质条件、海流及波浪特性和基础型式等信
息,结合海床演变及局部冲刷分析成果,经技术、经济比较后确定。浅基础的防冲刷设计宜结合数值模
拟和水池试验结果确定。在施工期、运行期,应监测基础的冲刷情况。
6.9 地震条件
6.9.1 一体化设计应确定下列地震条件:
a) 工程区域历史上的地震活动情况以及近期的地震活动和征兆;
b) 工程区域地震动峰值加速度、地震基本烈度和特征周期等地震动参数;
c) 工程区域海床由于地震引起的液化、滑移和震陷的可能性分析。
6.9.2 抗震设计宜采用经地震安全性评价且按批准通过的场地地震动参数。场地地震动参数应包括
场地峰值加速度和加速度反应谱。如果在设计阶段无法获取实测地震加速度记录,则宜在地震安全性
评价时,对场地相关地震谱进行评价和拟合。
6.9.3 海上风力发电机组及支撑结构的地震作用计算宜采用时程载荷分析方法。
6.10 电网条件
正常工况可按照一年内电网断电20次,一次断电持续时间不超过6h进行设置,极端工况应按照断电
持续时间3个月进行设置。场址电网条件的定义及要求应按照GB/T 18451.1-2022、GB/T 19963.2的规
定执行。
6.11 其他环境条件
其他环境条件宜考虑气温、水温、湿度、盐度、机组覆冰和涌潮等对一体化设计的影响。其他环境条
件可根据代表值或环境条件的变化范围来确定。选择设计值宜考虑多种条件同时发生的可能性。
7 一体化建模
7.1 通则
7.1.1 固定式海上风力发电机组支撑结构一体化模型宜包括风轮-机舱组件、塔架模型、下部结构模型
以及基础模型。漂浮式海上风力发电机组支撑结构一体化模型宜包括风轮-机舱组件、塔架模型、漂浮
式基础结构及锚定系统模型。风轮-机舱组件应包括风轮、传动与发电系统及结构件、控制系统等关键
部件与系统。
7.1.2 一体化建模宜考虑对海上风力发电机组运行产生影响的关键外部环境因素。
7.1.3 基础模型宜考虑地基和基础在不同外载作用下非线性刚度和阻尼。如果经分析证明不会对海
床以上的支撑结构动力响应与载荷响应造成影响,可允许采用泥面刚度、质量和阻尼矩阵代替泥面以下
基础与土的相互作用。
7.1.4 多体动力学模型与一体化支撑结构设计所用有限元分析模型在动力学特性上应保持一致,模型
应具有相同的质量分布和转动惯量,同时针对同一建模对象在相同的边界条件下,应通过计算对比确认
模型一阶模态频率偏差,相差不宜超过2%。
7.1.5 风力发电机组模型应满足GB/T 18451.1-2022的要求。
7.1.6 海上风力发电机组一体化建模针对不同结构部件应采用不同的局部坐标系,如图4所示。
7.6 固定式下部结构
7.6.1 固定式下部结构模型宜采用梁单元建模,包括节点坐标、截面属性、材料属性、气动及水动阻力
系数等参数。
7.6.2 下部结构中的法兰宜采用质量点的形式建模。其中附属构件、电气设备等不影响结构整体刚度
的构件宜采用质量点的形式建模。
7.6.3 下部结构的模拟宜考虑环境条件的影响,包括冲刷、腐蚀和海生物附着。其中,极端工况下宜考
虑冲刷深度和腐蚀量的极值,疲劳工况宜考虑平均冲刷深度和平均腐蚀量。
7.7 漂浮式基础结构
7.7.1 漂浮式基础结构模型宜采用合适有限元单元进行建模,其单元的质量、刚度属性应依据实际漂
浮式基础结构进行等效,以合理表征真实漂浮式基础结构特征。若经过分析验证漂浮式基础结构的弹
性对整体动态特性影响可忽略,则可简化为刚体模型。
漂浮式基础结构的水动力载荷模型宜采用下列2种方式建模,其水动力参数宜根据水池试验或高
质量CFD数值仿真结果进行对比标定,相关要求参考GB/Z 44047-2024。
a) 势流理论叠加莫里森公式黏性拖曳力项。
b) 势流理论叠加水动力黏性阻尼矩阵。
7.7.2 漂浮式支撑结构等效模型应保证主要受力方向的结构刚度一致。漂浮式基础结构或部分漂浮
式基础结构宜采用有限元或多体模型表征结构弹性变形,宜采用梁单元模拟细长结构的柔性特征。
7.7.3 漂浮式海上风力发电机组一体化支撑结构设计应进行水池试验或CFD仿真验证,以验证水动
力模型中的拖曳力系数、流载荷、水动力阻尼及砰击等因素的敏感性。
7.7.4 漂浮式基础结构模型宜考虑腐蚀及海生物附着等环境条件的影响。
7.8 基础
7.8.1 基础宜使用合理的力学模型模拟,确保模型的刚度和质量与实际结构一致:
a) 桩基础等杆件结构可采用梁单元或壳单元进行模拟;
b) 筒型基础等薄壁结构可采用壳单元或等效模型模拟;
c) 由钢板焊接成的复杂结构宜根据实际结构采用壳单元或等效模型模拟。
7.8.2 基础建模宜充分考虑不同基础型式与土相互作用特征:
a) 导管架桩基础采用P-Y、T-Z 和Q-Z 曲线模拟;
b) 单桩及筒型基础采用三维有限元或者其他等效模型。
8 一体化载荷分析
8.1 通则
8.1.1 一体化载荷分析应采用时程载荷分析方法。
8.1.2 一体化载荷分析应将机组全寿命周期内可能遭受的风、波浪、海流和海冰等环境载荷、机组驱动
载荷、重力与惯性载荷及船舶撞击载荷、地震等其他载荷考虑在内。其结果应包括使用寿命期内的永久
载荷、环境载荷、变形载荷、可变载荷、偶然载荷、地震载荷、正常使用载荷、运输和安装载荷等。一体化
载荷分析实证应按照GB/T 37257的规定。
8.1.3 海上风力发电机组支撑结构一体化载荷分析应结合支撑结构固有周期、波浪固有周期及整机动
力学特性进行,以全面评估波浪作用下整机系统及支撑结构的动力学响应,波浪可在充分涵盖关键工况
的基础上进行简化处理。
8.1.4 载荷输出分为极限和疲劳载荷,包括塔架和基础结构各节点的统计载荷及时程载荷。
8.1.5 不同极限工况载荷结果后处理应采用表1中规定的不同载荷安全系数。
8.1.6 正常使用载荷可分为以下3种情况:
---S1:特征极端载荷(正常和极端工况下的载荷组合的最大值);
---S2:LDD10-4(超越概率为0.01%的载荷水平,等同于25年内约发生22h);
---S3:LDD10-2(超越概率为1%的载荷水平,等同于25年内约发生2200h)。
其中,S1可用于混凝土结构钢筋的抗拉验算及混凝土的抗压验算,S2可用于钢结构断裂韧性所需
应力水平验算,S3可用于混凝土结构的消压验算及裂缝控制验算。
8.1.7 漂浮式海上风力发电机组一体化计算分析应符合GB/T 47558中的规定。
8.2 载荷工况
8.2.1 海上风力发电机组支撑结构一体化载荷工况应符合 GB/T 18451.1-2022、GB/T 31517.1-
2022、GB/Z 44047-2024的规定。
8.2.2 海上风力发电机组支撑结构一体化载荷设计工况应包含通过具有合理发生概率的风况、海况、
电气和其他外部条件相互组合确定的DLC,特殊环境条件还应涵盖此环境下的特殊工况。表2列出了
宜考虑的最少海上风力发电机组支撑结构载荷设计工况。
8.5 地震工况
8.5.1 海上风力发电机组支撑结构的地震载荷计算宜采用时程载荷分析方法,对处于地震活动较强并
受地震影响较大的海上风电场工程,宜考虑正常发电时发生地震、地震引起的停机过程、停机后发生地
震等工况,地震载荷工况应按表5中考虑。地震载荷计算应采用475年一遇重现期的地震动参数,地震
载荷计算宜采用7组地震动加速度时程,其中实测强震记录的数量不应少于总数的2/3。
8.5.2 海上风力发电机组叶片、传动链及结构件可基于50年一遇地震动参数得到的载荷进行验算,验
算时主要部件应保持线性弹性。
8.6 漂浮式海上风力发电机组一体化载荷分析工况
8.6.1 漂浮式海上风力发电机组支撑结构一体化载荷分析除考虑表2工况外,还应符合表6漂浮式海
上风力发电机组支撑结构特殊设计载荷工况要求。
8.6.2 DLC4.3工况中,考虑当实际海况超出漂浮式海上风力发电机组设计正常发电海况边界时,控制
系统执行风力发电机组保护停机的过程。DLC2.6工况中,考虑监测系统或控制系统失效,导致漂浮式
海上风力发电机组在超出设计正常发电海况边界下运行发电的情况。
8.6.3 漂浮式海上风力发电机组一体化载荷仿真宜考虑单根系泊缆或张力腱破断瞬时及浮式基础与
系泊系统到达新的平衡状态后的运动及载荷响应。具体设置参照表6中DLC9.1、DLC10.1、DLC9.2和
DLC10.2。
8.6.4 对于具备多个舱室的漂浮式海上风力发电机组,应按照表6中DLC9.3和DLC10.3进行所有相
关舱室的进水分析。
8.6.5 漂浮式基础结构、锚定系统的鲁棒性设计宜考虑500年一遇的环境载荷组合工况,具体设置参
照表6中DLC10.4。
8.6.6 漂浮式海上风力发电机组宜考虑基础结构运动和风力发电机组的偏航误差,具体设置参照表6
中DLC9.1~DLC10.3。
8.6.7 对于非冗余的锚定系统,可忽略DLC9.1、DLC9.2、DLC10.1和DLC10.2,但在这种情况下需增加
额外的安全系数,安全系数应结合非冗余系泊系统及系泊材料确定。
8.6.8 漂浮式海上风力发电机组一体化载荷分析应结合漂浮式基础固有运动周期选定阵风模型周期、
考虑涌浪的长周期波浪模型,具体方法详见GB/Z 44047-2024中附录O。
8.6.9 漂浮式海上风力发电机组一体化载荷仿真,单工况仿真时长宜达到3h。应依据单工况仿真时
长,针对设计资料中给定参考周期下的平均风速和Hs进行适当修正。
8.6.10 漂浮式海上风力发电机组一体化载荷仿真宜考虑二阶波浪载荷影响,若通过敏感性分析证明
二阶波浪载荷的影响较小则可忽略。
8.6.11 宜考虑高、低潮位变化对系泊系统的预张力和浮式基础固有周期的影响,以及对浮式基础波浪
载荷的影响。
8.7 一体化载荷后处理
8.7.1 海上风力发电机组一体化载荷后处理应包括风轮-机舱组件和支撑结构载荷后处理。
8.7.2 海上风力发电机组风轮-机舱组件、支撑结构的详细极限强度设计分析应使用有限元方法或其他
合适的方法进行,载荷可采用对应部件的极限载荷统计矩阵结果。
8.7.3 极限载荷统计可采用GB/T 18451.1-2022的方法。
9 一体化支撑结构设计
9.1 通则
9.1.1 一体化设计宜考虑支撑结构的安全性和经济性。
9.1.2 一体化设计应采用基于概率理论的分项系数表达的极限状态设计方法。设计表达式如公式(2)
9.1.3 海上风力发电机组支撑结构应基于一体化载荷进行设计。
9.1.4 海上风力发......
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