2.2.2.1海上风力发电机组设计时，外部条件应由其安装场地或场地类型决定。海上风力 发电机组等级是根据风速（I、II、IⅢI等级）和端流（A+、A、B、C等级）参数来划分的，为 了让风力发电机组在具有很高极限风速的合适风资源地区也能被使用，T类参考风速被引用进 来。此类情况一般发生在于热带气旋影响的地区（见附录18、19）。海上风力发电机组的安全 等级及相应的风速和风端流参数应符合表2.2.2.1的规定。根据风速和流参数划分的安全等级 可以作为海上风力发电机组风轮一机舱组件的设计依据。

等值线所有条件中导致最极端响应的条件。应在评估时考虑到可能的动态响应。可通过这种方 去去设定组合风速、波高、波周期、水位、方向关系等。 环境等值法或其他概率方法的应用通常要求确定风况和海洋条件长期联合概率分布的信息 在实践中，并不是所有环境条件都被同时测量。环境等值法则进一步变为参数子集，形成如波 高和水位、波高和波周期等。 下文中定义了最少需要考虑的主要临界极限条件，如重现期为N年的风和海洋条件。应确 立和这些因素相关的条件。在缺乏足够的信息时，以下章节为建立场址环境等值线提供了较为 保守的选择。 2.2.4风况 风况的设计值须在设计文件中明确规定，海上风力发电机组应能承受所确定安全等级的风 。 2.2.4.1从载荷和安全角度考虑，风况可分为海上风力发电机组正常运行期间频繁出现的 正常风况，和重现期为1年或50年的极端风况。 2.2.4.2在许多情况下，风况包括恒定的平均气流与变化的可确定的阵风模型或与端流相 且合。在所有情况下，应考虑平均气流相对水平面成0°角时的情况。假定此倾斜角不随高度改 变而变化。 2.2.4.3瑞流是指关量风速相对于10分钟平均值的随机变化。瑞流模型在使用时应考虑 风速、风切变和风向的变化的影响，并允许通过变化的风切变旋转采样。瑞流矢量风速的三个 分量定义为： 纵向，与矢量风速主方向在水平面上投影方向一致； 一一横向，水平方向并垂直于纵向； 一竖向，同时垂直于横同和纵向，即与竖直方向的夹角为平均气流倾斜角。 对于标准的风力发电机组等级，流模型中的随机矢量风速场应满足Kaimal模型和附录4 所述的其他相干模型。该模型满足以下要求： a）假定下面章节给出的端流标准偏差不随高度的变化而变化。垂直于主风向的分量具备 以下的最小标准偏差 一一横向分量一62≥0.761 一竖向分量一63≥0.561 b）在轮毂高度处，纵向端流尺度参数4的值见下式：

c）应该采用公认的相干模型。该模型定义为联合谱的幅值除以垂直于纵向的平面内、空间 离散点上矢量风速纵向分量的自谱。 除了附录4给出的模型外，其他的模型也可以被使用，但是，对于标准风力发电机组等级（I 至IⅢ级），其瑞流模型需要满足a)至c)的要求,并且疲劳载荷的结果应大于等于附录4中端流模型 的疲劳载荷结果。对于S级，经过验证的瑞流模型是可以被使用的， 2.2.4.4风况条件在低频范围内的特性应予以足够的表征。表征的特性包括但不限于低频 范围内的功率谱密度和充分表征风况低频特性的阵风模型。特别是对于极端运行阵风的影响。

水利水电标准规范范本Vub fiowfrequency = 6Lk

2.2.4.5正常风况 (1)风速分布 场地的风速分布对海上风力发电机组的设计是至关重要的，因为它决定了正常设计状态下 每种载荷工况发生的频率。应假定轮毂高度10min周期内的平均风速Voub符合瑞利分布Pr（Vhub）， 并由下式给出：

(2）正常风廓线模型（NWP） 风廓线V（z）可表示成平均风速随平均海平面以上高度z的变化函数，对标准海上风力发 机组等级，正常风廓线由幂律给出：

V(2) = Voub (h

假定的风廓线用于确定穿过风轮扫掠面的平均垂直风切变。 (3）正常瑞流模型（NTM） 对于正常端流模型，给定轮毂高度处风速的端流标准偏差的代表值1应由该风速下端流标 偏差分布的90%分位数确定。对标准等级的海上风力发电机组。 ，这个值由下公给出：

ref的值由表2.2.2.1给出。 流标准偏差o1与漏流强度=如图2.2.4.1a和图2.2.4.1b所示

01=Irer(0.75Vub+b),b=5.6m/s

图2.2.4.1a正常流模型（NTM）的瑞流标准偏差

图2.2.4.1b正常湍流模型（NTM）的湍流强度

图2.2.4.1正常湍流模型（NTM）

2.2.4.6极端风况 极端风况用于确定海上风力发电机组的极端风载荷。极端风况包括风切变以及由于暴风和 风速及风向快速变化引起的风速峰值。如果风力发电机组设计为T级参考风速，则极限风速模型 中的Vref需要被Vref.T所替代，其他参数不变。 (1）极端风速模型（EWM） EWM应是稳态风速模型或端流风速模型。这个风模型基于参考风速Vref和一个恒定的 瑞流标准偏差1。 ①对于稳态极端风速模型，50年一遇（N=50）和1年一遇(N=1)极端风速（3s的平均值） Ve5o和Ve1应作为高度z的函数用下式计算：

式中：Zub——轮毅中心高。参考风速Vref按表2.2.2.1选取。 在稳态极端风速模型中，允许短时间内与平均风向有一定的偏离，应假定恒定的偏航误差 在±15°范围内。 ②对于端流极端风速模型，50年一遇（N=50）和1年一遇(N=1)的风速10min的平均值 作为高度z的函数用下式给出

纵向瑞流标准偏差应为：

Vso(z) = Vref ( Vi(z) = 0.8Vso(z)

0, = 0.11Vhuh

注：端流极端风速模型的流标准偏差与正常流模型（NTM）或极端端流模型（ETM） 无关。稳态极端风速模型与漓流极端风速模型大约有3.5的峰值因子关系。 (2)极端运行阵风（EOG）

(2）极端运行阵风（EOG)

对标准等级的海上风力发电机组， 轮毂高度处的阵风幅值Vgust由下列关系式给出：

式中：01 标准偏差，正常瑞流模型（NTM）给出； 41——端流尺度参数，见2.2.4.3; D一风轮直径。 风速由下列公式确定：

式中：V(z)由正常风廓线模型（NWP）确定，T=10.5s。 一个极端运行阵风的例子（Vhub=25m/s，等级IA，D=42m）如图2.2.4.2所示

图2.2.4.2极端运行阵风示例

注：阵风幅值与运行事件发生的概率（如启动和停机）一起去标定50年一遇的重现期。

(3）极端风向变化（EDC) 极端风向变化幅值6。按下列关系式计算

ge=±4arctan O1

D 风轮直径。 极端风向瞬间变化e(t).由下式给出：

式中：T=6s为极端风向瞬时变化的持续时间 应考虑最恶劣瞬时载荷发生的情况。在风向瞬时变化结束时，假定风向保持不变，风速应 遵从正常风廓线模型（NWP）。 流等级为A，风轮直径D为42m，轮毂中心高为Zhub为30m时的极端风向随Vhub的变化量 见图2.2.4.3，Vmmh=25m/s时所对应的极端风向变化见图2.2.4.4。

图2.2.4.3极端风向变化幅值示例

图2.2.4.4极端风向变化示例

(4)极端流模型（ETM） 极端瑞流模型应使用本节的正常风廓线模型（NWP）。流纵向分量标准偏差按下式

(5）方向变化的极端相干阵风（ECD 方向变化的极端相于阵风的幅值为：

01 = clref0.072 ( Uup 4) + 10

图2.2.4.5ECD极端相于阵风幅值示例

假定风速的上升与风向的变化cg(0到ecg)是同步进行的。其中ocg由下面的公式确定：

同步的风向变化由下列公式给出：

同步的风向变化由下列公式给出

同步的风向变化由下列公式给

此处上升时间T=10 s

180° Vaub < 4 " S cg(Vub)= 720°m S Vouh ≤ Voub ≤ Vref

此处上升时间T=10s。 方向c。随Vuh的变化和方向(t)随时间（Vnuh=25m/s）的变化分别如图6和图7月

(6)极端风切变（EWS） 应采用下列两个瞬时风速公式来计算极端风切变： 瞬时垂直风切变（有正负号）：

6ECD风向变化图2.2.4.7Vhub=25m/s时

瞬时水平风切变（有正负号）：

式中：α=0.2；β=6.4；T=12S; Q1一标准偏差，由正常流模型（NTM）公式给出；； 41一一端流尺度参数，见2.2.4.3； D一风轮直径。 应选择水平风切变正负号，以求得最严重的瞬时载荷。两种极端风1切变应分别考虑，不 同时应用。 作为示例，极端垂直风切变在图2.2.4.8中予以说明，图中给出了极端情况（t=0秒）和最 切变（t=6秒）时的风廓线。图2.2.4.9显示了风轮顶部和底部的风速变化，用来说明风切变 时间的变化。两图中均假定流等级为A，Zhub=30，Vrub=25m/s，风轮直径D=42m。

图2.2.4.8极端正负垂直风切变风廓线示例 图2.2.4.9风轮顶部和底部风速示例 开始（t=0，虚线）和最大切变（t=6秒，实线） （用以说明瞬时正风切变）

图2.2.4.8极端正负垂直风切变风廓线示例 图2.2.4.9风轮顶部和底部风速示 开始（t=0，虚线）和最大切变（t=6秒，实线） （用以说明瞬时正风切变）

对于漂浮式风力发电机组，应确保低频范围内风的代表性。这包括但不限于低频范围内功 率谱密度以及阵风的充分表达。尤其是这会影响本条中定义的极端运行阵风（EOG）。 在本条中定义的EOG、EDC、ECD模型阵风持续时间可能不适合漂浮式风力发电机组设 十，因为平台运动的固有频率远低于固定式海上风力发电机组。考虑到阵风与漂浮式风力发电 机组可能产生的共振和相互作用，如果在安装现场可以预计到阵风事件，并且与EOG发生的

可能性相当，则应定义持续时间较长的阵风事件。不能假设EOG的幅度在不同的时间段内是 恒定的。应将代表EOG阵风的公式替换为：

式中：01、41和D定义同2.2.4.6（2）

式中：01、41和D定义同2.2.4.6（2） 阵风的时间周期T参考下式（最多7种情况）：

10,5 ： [1,5T:om

不同平均周期极端风速之间的换算

表2. 2. 4. 7

可假定平均风速Vub的长期概率分布与周期在10min和3h范围内的平均周期无关（当平 均风速超过Vub时，这个假定可能对长期概率分布的尾部无效）。 1）对自由流流的平均 端流标准差可通过采用适当的统计技术对测量数据和可用去趋势数据的分析来确定。当地 形（海岸线）或其他局部效应可对端流强度产生影响时，应在数据中予以体现这些效应。在评 估端流强度时，应考虑用于数据测量的测风塔特性、取样率和平均时间。 若无适用于端流的场址数据，可用表面粗糙度参数zo。来评估端流标准偏差01，而表面粗 糙度参数zo，对接近中性的大气条件可用Charnock公式，见下式：

kVub Zo = g

01= +1.28×d×l15 d = 4m/s

上式通过其在3小时基准期有义波高为Hs的海况中假定服从瑞利分布的1000个波高（良 0.1%超越概率）的最大值获得，与波高有关的以下波周期可适用于以下范围：

Hs H, 11.1 ≤ T≤14.3 19 g

场地数据的适当评估，来确定海流对疲劳载荷计算的影响是否可忽略， 1）次表层流 次表层流分布可用水深d的下列幂函数表示：

[(z+d]] Uss(z) = Uss(0)

速Us(z)一一为静水位以上高度z的函数，m/s

重现期为1年和50年的海表层流速Uss(0)的值，可通过对海上风力发电机组场地的适当测 量分析来确定。通常可假设次表层流与波向一致。 2）风生近表层流 风生流可用速度Uw(z)的线性分布来表示，该速度从海表层的Uw(0)减少到静水位以下20m 深处的0：

式中：z一一到静水位的距离，m。在静水位之下取负值。 在水深少于20m的场地，海底的风生流速为非零。 海表层风生流速度可假定与风向一致，并可按式估算

Uw(2) = Uw(0) (1 +岁)

图2.2.5.5水位的定义

1）正常水位范围(NWLR) 正常水位范围应假定为最高天文潮(HAT)和最低天文潮(LAT)的长期差值。 若基于海况和风速的联合概率分布(Hs,Tp,Vhub)的正常海况模型(NSS)用于疲劳和极限载荷 工况时，应采用正常水位范围（NWLR）。用于下列条件的极限载荷工况也应采用正常水位范围 (NWLR）： 一恶劣海况模型(SSS)； 一重现期为1年的波况。 极限载荷计算应基于正常水位范围内产生最大载荷的水位，或对正常水位范围内水位概率 分布的合理考虑。 对于和恶劣随机海况(SSS）相关的极限载荷工况，正常水位范围内的水位可能使波高受到 深度限制。为避免波高受到深度限制，应采用极端水位范围(EWLR)内的较高水位。 对于水动力疲劳载荷计算，在某些工况下，设计者可通过适当的分析来证明水位变化对疲 劳载荷的影响可忽略，或者通过保守的方式，即采用大于或等于平均海平面的恒定水位来说明。 2）极端水位范围(EWLR) 对于与重现期为50年的波况相关的极限载荷工况，应采用极端水位范围。与ESS组合将 实现重现期为50年的全局环境条件，设计者可能需要研究若干ESS和不同水位组合的工况。 在此范围内，载荷计算应基于对海上风力发电机组产生最大载荷的水位。对于水动力载荷、冰 载荷和支撑结构浮力的计算，应分别确定相应的设计水位。 若缺少海洋气象参数（包括水位）的长期联合概率分布，设计计算至少应基于下列水位： 基于最高天文潮和正风暴潮的适当组合，重现期为50年的最高静水位； 基于最低天文潮和负风暴潮的适当组合，重现期为50年的最低静水位： 一与最高破碎波载荷相关的水位， 3）应评估风力发电机组场址处水位的平均值和波动，以便确定下列参数： 平均海平面（MSL）； 最高天文潮位（HAT）和最低天文潮位（LAT）； 最高静水位（HSWL），包含正风暴潮： 最低静水位（LSWL），包含负风暴潮。

2.2.6其他环境条件

2.2.6.1除风况和海洋条件外，其他环境（气候）条件如热、光、腐蚀、机械、电或其化 物理作用都会影响海上风力发电机组的完整性和安全性，且与气候因素共同作用会加剧这种景 响。 至少还应考虑下列其他环境条件，并应将其影响在设计文件中说明：

应从下述内容予以考虑： ①温度在0℃和0℃以下的水气和碎冰： ②温度在0℃以下的波峰飞溅。 （4）地震 标准等级的海上风力发电机组未提出抗震要求，因为地震仅发生在世界上的少数区域。在 有可能发生地震的地区，应针对海上风力发电机组的场地条件验证工程的完整性。漂浮式基础 的设计通常不考虑地震因素，但对于TLP/TLB型漂浮式下部结构的海上风力发电机组，仍需特 别注意地震评估。 地震载荷评估可基于本指南附录5。载荷评估应把地震载荷与其他重要的、经常发生的运 行载荷组合起来考虑。 地震载荷应由当地规范所规定的地面加速度和响应谱的要求来确定。如当地规范不适用或 没有提供地面加速度和响应谱，则应对其进行适当的评估。 地面加速度应按475年的重现期评估。 地震载荷应和运行载荷叠加，其中运行载荷应取下述情况中的较大值： ①额定风速Vr下正常发电时的平均载荷： ②额定风速Vr下紧急停机时的载荷； ③无风及切出风速V口ub下空转或停机时的载荷。 所有载荷分量的载荷局部安全系数应取为1.0。钢材的材料安全系数可设置为1.0。 地震载荷评估可采用响应谱法，在这种情况下，运行载荷通过平方和开平方根（SRSS）或 由地震载荷引起的等效载荷组合与地震载荷叠加。 地震载荷评估也可采用时域法。在这种情况下，应进行足够的仿真以确保运行载荷能代表 上述平均值 上述任一种评估方法中所使用的塔架固有振动模态的阶数都应根据认可的地震规范来选取 如果没有规范，那么连续模态的总模态质量应为总质量的85%。 结构抗力的评估可仅假设为弹性响应或韧性能量损耗。但是，对于所使用的特殊类型的结 构（如架结构和螺栓连接结构），准确评估韧性能量损耗非常重要。 用附录5的保守方法进行塔架和下部结构的载荷计算时，应考虑海洋条件的影响。若除了 塔架和下部结构外，地震还可能引起其他结构产生较大载荷，则不应使用附录5的方法。 2.2.7电网条件 下面列出设计中海上风力发电机组终端应考虑的正常条件。当相关参数在下述范围内时， 应采用正常电网条件。 一电压，标称值（根据IEC60038）±10% 一频率，标称值2%： 一电压不平衡，电压的负序分量的比率不超过2%； 一自动重合周期，应考虑的自动重合周期为第一次重合时间0.1～5秒，第二次重合时间 0～90秒； 一一断电，假定一年内断电20次，一次断电6小时为正常条件，断电连续三个月为极端条 件。

2.3.1一般要求 2.3.1.1应验证海上风力发电机组承载零部件的结构完整性，并确保其具有可接受的安全 等级。结构部件的极限强度和疲劳强度应通过计算和/或试验来验证，以证明相应安全等级的海 上风力发电机组的结构完整性。 2.3.1.2结构分析应满足本指南相关章节的要求，或经本社同意后采用其他适用标准进行 分析（如ISO2394）。 2.3.1.3采用适当的方法计算时，设计文件中应有计算方法说明。这些说明应包括计算方 法有效性的证据，或相应验证研究的参考文献。所有强度验证试验中的载荷水平应与计算中的 安全系数相对应。 2.3.1.4应分析支撑结构、风轮及传动系的共振，分析频率不低于6P励磁频率。应在DLC1.2 工况30%的C级NTM设计端流度下分析可能发生的共振。如果低端流中出现了高的共振载荷， 应采取措施避免共振或在设计载荷中考虑该共振， 2.3.1.5所验证的极限状态应不超过海上风力发电机组设计状态。模型试验和样机试验可 代替计算来验证设计的合理性。 2.3.1.6设计计算中应考虑本节2.3.2～2.3.3规定的载荷，载荷计算应基于海上风力发电机 组场地的典型外部条件。应使用合适的方法来计算载荷和载荷效应，同时适当考虑海上风力发

(1）为了确保在更改波浪参数后没有重要的水动力特征被忽略： (2）支持应用分析方法有较大不确定性的理论计算结果； (3）验证计算方法的基本理论。 模型应有效反映实际结构状况，试验设备和记录系统应保证可靠、可复验性。 2.3.2.6全尺寸测试通常用于修正相关结构的响应预测和验证进一步分析的响应计算。该 法特别适合于减少由比例模型难以模拟的载荷和载荷效应带来的不确定性。全尺寸测试中，

2.3.2.7波浪载荷

（1）波浪载荷计算必须建立在波浪动力学公认的波浪理论基础上，且根据水深和波浪 理论使用范围进行选择，图2.3.2.7（1）可作为选择波浪理论的参考。 (2）波浪载荷的计算方法应根据结构的尺寸、外形和类型确定。 (3）对于细长结构，如导管架组成构件和单桩结构，可使用莫里森公式(Morison)计算 波浪载荷，计算公式如下：

f =CpDlulu + Cmp"D2i

式中：p一一海水密度，kg/m； Cp一一垂直于构件轴线的阻力系数。必要时，应尽量由试验确定。在实验资料不足 时，对表面光滑圆形构件取0.65装修标准规范范本，对表面粗糙圆形构件取1.05： CM一一惯性力系数，应尽量由试验确定。在实验资料不足时，对表面光滑圆形构件 取1.6，对表面粗糙圆形构件取1.2； u一一水质点相对于构件的垂直于构件轴线的速度分量，m/s。u为其绝对值，当海 充和波浪联合对平台作用时，u为水质点的波浪速度矢量与海流速度矢量之和在垂直于构件方 向上的分矢量； i一一水质点相对于构件的垂直于构件轴线的加速度分量，m/s？； D一一构件直径。当平台有海生物附着时，应包括海生物的附着厚度，m。 (4）对于大尺度结构，因为结构对波浪运动的影响，应使用波浪绕射分析确定局部和 整体波浪载荷，对于漂浮式基础，还应考虑波浪辐射力。 (5）粘性效应和势流效应都可能是海上风力发电机组支撑结构上波浪载荷的重要作用 波浪绕射和辐射作用包含在势流效应中。 (6）莫里森公式(Morison)和势流理论的使用范围可参考图2.3.2.7（2）选用

图2.3.2.7（1）各种波浪理论的适用范围

图2.3.2.7 (2)

(1）当只考虑海流载荷时，作用在海上风力发电机组支撑结构水下部件的海流载荷可按 式计算：

fb =CppAUc

式中：CD一一阻力系数，同波浪载荷计算选用； p—海水密度，kg/m； A一单位长度构件垂直于海流方向的投影面积，m。 Uc一设计海流速度，m/s; (2）应注意海流与海浪的相互作用。当采用莫里森公式计算波浪载荷时电子产品标准，应将波浪水质 点速度与海流速度量叠加。当采用势流理论时，海流载荷按上式计算后，和波浪 载荷量叠加。 2.3.2.9海冰载荷 作用于海上风力发电机组的海冰载荷，有静力载荷和动力载荷。静力载荷是由温度波动或 固定冰盖中水位的变化引起的。而动力载荷是由风和流引起的冰川运动及其与支撑结构的接触 撞击形成的。 海冰载荷与支撑结构设计的相关性取决于海上风力发电机组的具体位置和安装场地的特 征。 海冰载荷的有关计算见本指南附录6。当计算群桩上的冰载荷时，应考虑群桩产生的遮蔽 效应和堵塞作用。 对于漂浮式风力发电机组，海冰载荷计算可以依据ISO19906进行计算。海冰载荷的计算 应考虑由于风、浪、流、冰等作用下漂浮式风力发电机组的运动耦合。海冰载荷的计算需要考 虑系泊系统的顺应性。 如果部分系泊系统和电缆暴露在海冰载荷下，这样的冰载应予以考虑。 可以采用海冰管理系统来减小冰载荷的作用。海冰管理系统的效果应该在设计中予以考虑， 2.3.2.10海生物 在水动力计算中，海生物对结构载荷的影响应通过增加其外径来考虑。 2.3.2.11冲刷 波浪和流会导致结构基础附近的土壤冲刷，将影响支撑结构桩基承载力，甚至可能影响支 撑结构基础附件构 施防止冲脚

2.3.4设计状态和载荷工况 2.3.4.1本条介绍了海上风力发电机组的设计载荷工况，并规定了应考虑的最少载荷工况 要求。 2.3.4.2可用一组包含海上风力发电机组可能经历的最重要状态的设计工况来给出海上 风力发电机组的寿命。 2.3.4.3载荷工况应按运行模式或其他设计工况（如特殊装配、吊装或维修状况）同外 部条件的组合来确定，应将具有合理发生概率的各相关载荷工况与控制和保护系统动作结合在 起考虑。 2.3.4.4通常用于确定海上风力发电机组结构完整性的设计载荷工况，可由下列组合进 宁计算： 一正常设计状态和相应的正常外部条件或极端外部条件； 一故障设计状态和相应的外部条件； 一一运输、安装和维修设计状态和相应外部条件。 2.3.4.5如极端外部条件和故障工况之间存在某种联系，则应将两者的实际组合作为 种设计载荷工况。 在各种设计状态中，应考虑用几种设计载荷工况以验证海上风力发电机组零部件的结构完 整性。至少应考虑表2.3.4.6规定的设计载荷工况。表中每种设计状态都通过对风况、海况、电 气和其他外部条件的描述规定了设计载荷工况。另外，若海上风力发电机组安装在可能出现海 水的场址时，还应考虑表2.3.4.21中的载荷工况。 2.3.4.6在具有确定性风模型的设计载荷中，若海上风力发电机组的控制器能使风力发 电机组在达到最大偏航角和/或风速之前停机，则必须证明在与上述确定性风况相同的端流条件 下，风力发电机组也能安全停机。 若其他设计载荷工况与特殊风力发电机组设计的结构完整性相关，则应将这些设计载荷工 兄考虑在内。 设计者应确保载荷包线包括可能导致载荷增加的所有参数变化的影响。其将包括方位角、 波高、水深变化等。 设计者应考虑将环境和风力发电机组参数值降至低于限制值或本指南规定值时的载荷效应 若设计者可使用有限的模拟证明特定参数的变化对载荷影响不显著，则在载荷工况模拟时 可排除或少考虑这些参数，从而排除一些特定的外部条件。这些载荷机制可包含海流、波浪或