大直径单桩水平受荷机制数值研究

周 红 群

(杭州蓝翔购物有限公司，浙江 杭州 310051)

大直径单桩水平受荷机制数值研究

周 红 群

(杭州蓝翔购物有限公司，浙江 杭州 310051)

大直径单桩基础是目前使用最广泛的海上风机基础形式。目前，水平受荷桩的分析与设计普遍采用基于Winkler地基模型的p—y曲线法，即将土体简化为一系列分布弹簧，将桩基简化为梁单元。但是，现有规范中给出的p—y曲线是基于试桩桩径主要不超过1.2 m、长径比大于20的现场水平荷载试验结果得到，并不适用于大直径刚性短桩。基于三维有限元模型，对大直径单桩的水平受荷机制展开研究。研究表明，API远远高估了大直径单桩基础的初始刚度，而低估了土体极限抗力。大直径大桩基础的破坏模式分为浅层的楔形破坏和深层的面内转动。

大直径单桩，水平受荷，数值分析，p—y曲线

0 引言

目前，国内外海上风机的基础形式主要包括：重力式基础、吸力桶基础、超大直径单桩基础、三脚架基础、导管架基础和群桩基础等[1,2]。在欧洲已完成的3 589座海上风机中，大直径单桩基础占了81%以上。考虑到未来10年～15年内海上风机的建设主要集中在25 m～35 m的水深内，因此大直径单桩基础未来仍是工程人员的首选。

相比于传统的陆上桩基，海上风机基础受到风、浪、流的联合作用，基础以水平受荷为主。海上风机单桩基础的设计国内外目前最常用的是美国石油协会(API)规范中的p—y曲线法，即将地基沿桩深度方向离散为一系列弹簧，而桩被简化为一维梁杆单元。砂土中的API规范是基于直径0.61 m，埋深21 m，长径比为34.4的2组静力和5组循环现场试验得到[3]，桩基属于细长桩，并不适用于大直径单桩。

本文选取典型的大直径单桩基础，采用三维有限元模型，对大直径刚性短桩的水平受荷性能进行研究，揭示基础破坏模式和桩—土间荷载传递机制，为工程设计提供参考。

1 三维有限元模型及参数

本文采用有限元软件ABAQUS建立海上风机大直径单桩基础的分析模型。基于目前已建海上风机，本文选用一个典型的单桩基础尺寸，桩基直径为6 m，壁厚7 cm，埋深30 m。桩基材料为钢材，弹性模量取210 GPa,泊松比为0.3。为了简化分析过程，桩基采用具有相同的抗弯刚度的圆柱体模拟。如图1所示为土体与桩体的有限元网格。桩体采用8节点6面体减缩积分单元(C3D8R)，土体采用8节点6面体单元(C3D8)模拟。土体直径为120 m(20倍桩径)，深度为60 m(2倍埋深)，侧向边界限制轴向和切向位移，土体底部边界固定。桩体与土体界面采用库仑摩擦接触，桩土界面允许脱开，界面摩擦系数为0.53。

砂土采用满足摩尔—库仑屈服准则的理想弹塑性模型模拟。摩尔—库仑模型的屈服面方程如下:

式中：J——偏应力不变量；

c——土体粘聚力；

p′——平均有效应力；

θ——应力洛德角；

φ——土体内摩擦角。

本模型的土体参数：泊松比为0.3，粘聚力0.1 kPa，土体重度为1 500 kg/m3，土体弹性模量取20 MPa。

2 结果分析

如图2所示，为桩头荷载—位移响应。同时，图中也包含了基于API规范计算得到的桩基荷载—位移响应。可以看到基于API规范建议的p—y曲线计算得到的桩头响应，远远高估了基础的初始刚度，而低估了基础的极限承载力。

为了定量评估API规范与3D有限元模型分析结果间的差异，根据Kulhawy等[4]的建议，采用双曲线法拟合有限元计算的力—位移结果：

式中：a，b——常数，桩体初始桩头刚度和水平极限承载力即a和b；

F,δ——桩头的荷载和位移。

从表1可以看到API计算得到的初始刚度是3D有限元计算结果的6倍，而极限承载力仅仅为3D有限元结果的70%。由此可见，目前API规范建议的p—y曲线并不适用于大直径单桩基础，使用该p—y曲线会使设计偏于不保守。

表1 桩基初始刚度和极限承载力

如图3所示为大直径单桩基础在水平荷载作用下的位移云图和桩身变形。可以看到，基础的破坏模式分为两部分，即浅层的楔形破坏和深层的平面转动。基础的转动中心位于0.75D～0.8D左右。相比于大直径单桩，API规范给出的p—y曲线是针对柔性桩提出，并假设基础的破坏模式为浅层楔形破坏和深层的绕桩流动，因此无法正确预测基础响应。

3 结语

本文结合基于三维有限元模拟，针对大直径单桩基础的水平受荷机制和失效模式展开了研究。计算表明：

1)现有API规范给出p—y曲线并不适用于大直径单桩基础。使用API规范会高估基础的初始刚度，而低估极限承载力参考文献；

2)大直径单桩在水平荷载作用下表现为浅层的楔形破坏和深层的面内转动，桩体整体破坏模式为刚性转动，转动中心位置在0.75D左右。

[1] 倪云林,辛华龙,刘 勇.我国海上风电的发展与技术现状分析[J].能源工程,2009,4(5):33-34.

[2] 杨 超.海上风机桩基础设计研究[D].哈尔滨:哈尔滨工程大学,2009.

[3] Cox W R, Reese L C, Grubbs B R. Field testing of laterally loaded piles in sand[A].Offshore Technology Conference. Offshore Technology Conference[C].1974.

[4] Kulhawy F H, Chen Y J. A thirty-year perspective of Broms’ lateral loading models, as applied to drilled shafts[A].Proceedings, Bengt B. Broms’ Symposium in Geotechnical Engineering[C].1995:13-15.

Numericalanalysisonthelateralloadingmechanismoflargediametermonopile

ZhouHongqun

(HangzhouLanxiangCo.,Ltd,Hangzhou310051,China)

Large diameter monopile is the most widely used foundation in offshore wind turbine market. Winkler model basedp—ycurve method is the most adopted method in the design of laterally loaded pile. However, thep—ycurve in current industry standard was developed from field lateral loading test results mainly on flexible piles with diameters not greater than 1.2 m and ratios of pile embedded length to outer diameter larger than 20, which is not applicable to large diameter rigid short monopile. To reveal the load resistance mechanism of the monopile under lateral loading, three-dimensional finite element analysis was performed in this thesis. The analysis results show that the failure mechanism of large diameter monopile comprise of two parts: wedge failure at shallow depth and plane rotation at depth. Furthermore, the API overestimate the initial stiffness and underestimated the ultimate soil resistance ofp—ycurves.

large diameter monopile, laterally loading, numerical analysis,p—ycurve

1009-6825(2017)29-0103-03

2017-08-03

周红群(1991- ),男

TU473.1

A