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GBT 51308-2019 海上风力发电场设计标准.pdf

主：1不同高度的年平均风速参考值是按风切变指数为0.10推算的。风功率密度等级表中风切变指数采用0.10. 沿海河北、江苏、浙江、福建、广东等地近30座海上测风塔实测资料统计的。 2与风功率密度上限值对应的年平均风速参考值，按海平面标准大气压及风速频率符合瑞利分布的情况推算，

主：1不同高度的年平均风速参考值是按风切变指数为0.10推算的。风功率密度等级表中风切变指数采用0.10.是 沿海河北、江苏、浙江、福建、广东等地近30座海上测风塔实测资料统计的。 2与风功率密度上限值对应的年平均风速参考值，按海平面标准大气压及风速频率符合瑞利分布的情况推算，

6.0.3陆上变电站不配置升压变压器时DB35／T 1328-2019 非金属低压电能计量箱，海上升压站升压变压器 宜采用有载调压方式；陆上变电站配置升压变压器时，经调压计 算，陆上变电站升压变压器可采用有载调压方式，海上升压站升压 变压器可采用无载调压方式。 6.0.6为满足海上风力发电场自身无功需求的无功补偿装置宜 安装于海上升压站；为满足风电场送出海底电缆的无功补偿装置 可安装于陆上变电站或开关站，也可安装于海上升压站。

7.1.1海上风力发电场工程等别参照现行行业标准《风电场工程 等级划分及设计安全标准》FD002制定，当海上风力发电场分期 建设时，按一座升压站对应的装机容量来划分工程等别。 7.1.2国家海洋局2016年10月发布《关于进一步规范海上风电 用海管理的意见对海上风力发电场控制性用海提出了原则性要 求。该意见指出：要充分发挥海洋空间规划控制性作用，优化海上 风电场选址，原则上应在离岸距离不少于10km、滩涂宽度超过 10km时海域水深不得少于10m的海域布局；坚持集约节约用海， 严格控制用海面积，单个海上风电场外缘边线包络海域面积原则 上每10万kW控制在16km左右。 海上风电场用地指标和计算可参考《电力工程项目建设用地 指标（风电场）》建标[2011209号执行，用海计算按照现行行业标 准《海籍调查规范》HY/T124的要求执行。

7.2场址选择及布置

7.2.1海上风力发电场有占用海域面积大、立体化和网络化用海 的特征，所以海上风电开发建设需要与其他用海相协调， 2016年6月国家海洋局印发了《关于全面建立实施海洋生态 红线制度的意见》，海上风电开发建设需满足国家和地方有关海洋 生态红线规划的要求。

7.2.6海上风力发电场与锚地和航道的距离应按照批复的通航

（1）与航道距离按照航道有效宽度的2倍～3倍控制； (2)与港外航路应按照船型进行评价，按照不小于2nmile 控制； （3）考虑船舶无动力漂移距离，与锚地的距离按照不小于 1km和船型的3倍~5倍船型长度控制。 7.2.10本条规定目的在于减小两个相邻海上风力发电场之间的 相互影响。参考已建工程，相邻风电场之简的风能资源恢复带宽 度一般不小于3km。 7.2.11陆上变电站、集控中心和运维基地防洪标准参照国家现 行标准《风力发电场设计规范》GB51096、《35kV110kV变电站 设计规范》GB50059、《220kV～750kV变电站设计技术规程》DI/ T5218和《变电站总布置设计技术规程》DL/T5056的相关条文 制定。

7.3.1本条规定了风电机组布置的要求

1海上风电是我国新兴的可再生能源产业，风电机组安全和 工程经济性是促进行业发展的重要因素，风电机组布置应在保证 风电机组安全的前提下，取得工程经济性和集约节约用海的平衡。

7.6施工和运维基地布置

7.6施工和运维基地布置

7.6.5本条参考国家现行标准《防洪标准》GB50201、《水电工程 施工组织设计规范》DL/T5397、《水电工程施工总布置设计规范》 NB/T35120等有关临时设施和施工场地的相关标准制定。

8风电机组选型、布置及发电量计算

F(r) = (tg)2 e z.? d4

式中：u一一数学期望； 一方差。 本条中不同概率上网电量之间的换算关系根据标准正态分布 函数选取。

式中：u一一数学期望； 一方差。 本条中不同概率上网电量之间的换算关系根据标准正态分布 函数选取。

9.1.2海上风力发电场电气系统包括风电机组系统、集电系统、 海上升压站（配套陆上变电站或开关站）、陆上升压站、送出海底电 缆系统和集控中心。集控中心可与陆上变电站或陆上开关站合 建，也可兼顾生活便利，设置在其他地方。

9.2.1海.上风力发电场容量较大.升压变压器高压侧电压等级可 考虑采用35kV或66kV两个电压等级。 在目前的设备条件下，集电系统电压等级采用66kV在技术 上具备可实施性，可解决大容量海上风力发电场集电海底电缆采 用35kV电压等级所产生的短路电流超标或开关柜额定电流不满 足要求等技术问题。但由于在设备投资方面.66kV海底电缆、变 压器、110（66)kV气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）造价相比于 35kV相应设备增加较多。因此对于目前单机容量在6MW及以 下，总装机容量600MW以下，采用交流送出的海上风力发电场而 言，推荐集电海底电缆的电压等级采用35kV。 随者未来风电机组单机容量的增加，对于采用8MW~10MW 甚至更大容量风电机组的海上风力发电场，考虑到35kV集电海 底电缆输送容量的限制而导致单回路台数少、回路数多的向题，以 及35kV配电装置设备的技术参数限制导致的升压平台规模增加 的问题，采用66kV电压等级将是一个合理的选择。 9.2.2在风电机组位置确定的情况下.集电系统拓扑布局形式和 开关配置方案是集电系统设计的重点。在拓扑布局上，主要有链

形、环形、星形三种形式，下面以6×8的风电机组阵列为例，对这 儿种拓扑结构予以介绍： (1)链形。链形（如图1所示）是已建海上风力发电场中比较 常用的一种内部连接方法，若干台风电机组连接在同一条海底电 缆回路上，该布局的优点是投资成本较低、操作简单；缺点是可靠 性不高。链形可以拓展为树形结构是更为常见的一种连接方式。

（2)环形。单边环形（如图2所示）是在链形布局的基础上通 过一条允余的海底电缆将电缆末端的风电机组连回到汇流母线 上。如果某处海底电缆发生故障.可以通过开关将故障段海底电 缆切除，风电机组发出的电能仍可通过穴余海底电缆输送到汇流 母线上。该布局的优点是可靠性较高，缺点是要考虑任何一处海 底电缆故障，电流的流向不固定.所有的海底电缆都要按最大值考 虑，投资成本较高。 （3）星形。采用星形（如图3所示）内部连线的海上风力发电 场由若干类似圆形布局组成，每台风电机组分布于圆周之上，输出 的电能汇集到圆心处母线后通过海底电缆输送到汇流母线上。该

布局的优点是：任何一台风力发电机或其海底电缆故障都不会影 响风电场其他设备的正常运行，与环形结构相比·星形结构的成本 较低；与链形结构相比，星形拓扑的可靠性有所提高。其主要的缺 点是每个环形结构所连接风电机组数目受到海底电缆容量的限 制，且风电机组开关设备间的连接也较为复杂。要根据风电机组 的布置情况进行分组，难度较大。 在拓扑开关配置方面，研究人员提出了传统开关配置、完全开 关配置、部分开关配置三种开关配置方案：传统开关配置方案中风 电机组间只有海底电缆进行连接，开关设备仅安装在集电海底电 缆接入汇流母线人口处；完全开关配置方案中风电机组之间都有 海底电缆和开关连接；部分开关配置介于以上两者之间，仅在风电 机组馈线分叉处和集电海底电缆接入汇流母线处装设开关。 海上风电机组的单机容量都在3MW及以上，机组变电单位 7

的高压侧采用高压断路器作为保护设备可以避免随着变压器容量 的增大，熔断器的保护特性不能满足要求的问题。 根据风电机组布置、集电母线的分段及集约利用海底电缆路 由廊确定集电海底电缆的分组。 9.2.3海上升压站仅设一台主变压器时，投资少，但主变压器及 其高、低压侧进线开关设备中，任何一个设备发生故障将引起全场 停电.海上升压站检修维护困难，全场停电损失较大，设置两台主 变压器可以在一台故障或检修时，仍可送出一半电力。当海上风 力发电场容量较大时，仅设一台主变压器也会导致主变压器和低 压侧开关选型困难。所以主变压器的台数需要综合考虑工程经济 性、设备可靠性以及设备制造水平等因素。 当主变压器低压侧短路容量超出设备充许值时，采取的限制 短路电流的措施包括采用高阻抗主变压器或母线分段回路安装电 抗器等。

9.2.4海上风力发电场集电线路采用海底电缆.单相接地故障电 容电流一般都会超过允许值，单相接地故障多为海底电缆头故障， 是永久性故障，为及时切除防止事故扩大，故选用电阻接地方式。

9.3.4单芯电缆需要采用镀锌钢丝铠装时.需考虑其便用周期内 年损耗与线路投资的经济性。镀锌钢丝铠装因涡流而使得电缆损 耗加剧，降低了电缆最大传输容量.而且下降的幅度随导体截面的 增加而增加。为了降低电缆损耗，提高电缆传输容量，大截面的单 芯海底电缆往往采用非磁性材料铠装。

9.3.5一般要求每根海底电缆是整根连续生产，仅在工厂制造能

海底电缆施工和运行过程中出现海底电缆损伤时，出于工期 和造价考虑，可采用维修接头进行海底电缆连接。

9.4.1由于海上升压站所处环境及地域条件特殊，容量又较大， 主变压器主设备发生敌障时，若由于关气条件恶劣的情况下不 能及时出海进行维修，造成海上风力发电场长时间停运，发电量将 受到很大损失，所以对于设置多台主变压器时，需要结合海上风力 发电场全寿命周期内故障情况下发电量损失最小为原则确定主变 压器容量穴余度。据不完全统计，国外已投运的50个海上风力发 电场升压站中，主变压器元余度20%以下的占34%，20%～50% 的占40%，50%及以上的占26%；国内也有研究表明.配置2台主 变压器，每台主变压器容量穴余度为20%时，全寿命周期内成本 费用最少，并建议海上风力发电场选择的主变压器总容量应适当 大于风电场总装机规模20%～50%为宜， 另外，目前对于陆上风电场发电同时率的统计结果为70%左 右，而海上风力发电场由于不受地形因素影响.发电同时率理论上 将高于陆上风电场。此外，油浸式电力变压器过负荷5%时充许 长期运行、过负荷20%充许运行8小时、过负荷30%充许运行4 小时，海上升压站也可考虑充分利用变压器的过载能力。 通过上述分析当海上升压站设置多台主变压器，每台主变压 器容量设置20%的穴余时，同时考虑到海上风力发电场发电同时 率和主变压器的过负荷能力，此时每台变压器的实际允余度可达 35%~60.%

9.4.2目前市场上成熟的35kVSF6充气柜最天额定电流为

（1）主变压器低压侧采用分裂接线，主变压器采用双分裂变 压器。 （2）主变压器低压侧采用扩大单元接线，主变压器选择双绕组 变压器。

尽管分裂绕组变压器投资较高，但具有限制短路电流，短路故 障时维持非故障分支运行的优点，在欧洲已投产的海上风电项目 中应用较多，积累了一定的运行经验。可结合我国制造商设备制 造水平考虑选用。

障时维持非故障分支运行的优点，在欧洲已投产的海上风电项目 应用较多，积累了一定的运行经验。可结合我国制造商设备制 造水平考虑选用。 9.4.3采用主变压器本体与散热器分体布置形式，可将散热器布 置在平台房间外，有利于房间内部散热。 9.4.5自前西门子海上风电机组配套的升压变压器采用环保型 的高燃点环保型液浸式变压器，其他风电机组多配套干式变压器。 升压变压器高压侧断路器及负荷开关均需要具备远程控制能力， 这是因为一且发生集电海底电缆故障.可以远程操作断路器或负 荷开关.而不需要通过船舶逐个现场作业.这将节省很大的时间和 运维成本。

的高燃点环保型液浸式变压器，其他风电机组多配套干式变压器。 升压变压器高压侧断路器及负荷开关均需要具备远程控制能力， 这是因为一且发生集电海底电缆故障.可以远程操作断路器或负 荷开关.而不需要通过船舶逐个现场作业.这将节省很大的时间和 运维成本。

9.7.2海上升压站最小的恢复生产的用电容量需求包括直流系

装置增加了海上升压站的尺寸，这些都增加了建设成本。国内工 程中可结合项目投资方的意愿、风电机组制造商的需求、孤网的风 险程度，经综合比较后确定。 9.7.4海上升压站设2段及以上的低压侧母线时，可以从不同的 2段主变压器低压侧母线分别引接一台容量相同、互为备用、分列 运行的站用工作变压器，

险程度，经综合比牧后定

9.8直流系统及交流不间断电源

9.8.1自前智能化变电站站用电源系统已普遍采用交直流一体 化模式，即将站用交流电源、直流电源系统、UPS电源系统、通讯 电源系统统一设计、监控，通过网络通讯实现在统一平台上对整个 站用电源的交、直流电源系统集中管理。海上升压站为无人驻守， 站用电采用一体化方案便于实现网络化、智能化集中管理。 9.8.2现行行业标准《电力工程直流电源系统设计技术规程》 DL/T5044对变电站直流系统的接线方式、负荷统计、蓄电池容 量和组数的选择计算、充电设备的选择及设备布置等有明确要求， 海上升压站直流电源系统的设计应符合该规定的设计要求。

9.8.3通常海上升压站采用动控合一的直流电源系统电压，由于 有UPS、事故照明等大负荷.推荐采用220V，对于直流供电敷设 距离小于250m时.也可采用110V。 9.8.5高频开关电源模块型充电装置，整流模块可以更换，采用 N十1允余配置可靠性较高，可不设整套充电装置的备用。 9.8.62组蓄电池正常运行时应分别独立运行，考虑到定期充放 电试验要求，可短时并列运行，切换过程应避免直流电源系统波动 过大或直流电源系统接地故障而影响2个直流系统的安全运行。

9.8.3通常海上升压站采用动控合一的直流电源系统电压，由于 有UPS、事故照明等大负荷.推荐采用220V，对于直流供电敷设 距离小于250m时.也可采用110V。 9.8.57 高频开关电源模块型充电装置，整流模块可以更换，采用

9.9.1本条对海上升压站电气设备总体布置做了规定。

3在海上升压站设高压并联电抗器会增加平台的重量和空 间尺寸.并增加了与GIS的莲接、漏油收集、冷却系统等方面的 投人。 海上风力发电场常用的动态无功补偿装置为静止无功发生器 （SVG），在海上升压站平台装设35kVSVG存在不足： （1）安装SVG所需的空间非常大： （2)SVG散热量非常大.一般需安装水冷装置； （3）SVG维护工作量大，其中半导体元件的寿命通常为 10年； （4）SVG的川靠性比电抗器低： （5）SVG的安装调试比电抗器更费时： （6)SVG在海上升压站的系统集成复杂，许多报警和状态信 号需要监控.也需要对SVG采取更主动的控制策略。 所以在满足并网要求的情况下，高压并联电抗器和动态无功 补偿装置等设备建议布置在陆地侧。

9.9.2本条对主要一次设备做了规定。

1对于有滴水、喷水或浸水等危险的室内，可提高防护等级 要求。如可能受管线或冷凝水影响的位置。

9.10监控和二次接线

9.11.6风电机组升压变压器高压侧配置断路器回路，应装设变 压器保护测控一体化装置，装置布置于高压开关柜，实现风电机组 升压设备测控功能及变压器完善的保护功能。 9.11.7自前陆上风电场根据国家电网公司针对风电场大面积脱 网事故下发《关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知》（国 家电网调【2011】974号），风电场汇集线中的母线均设置母线保 护，海上风力发电场参照此规定应配置母线保护。 9.11.8集电线路系统为中性点经低电阻接地的单侧电源线路， 根据现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的规定，装设一段或两段三相式电流保护，作为相间故障的 主保护和后备保护，装设一段或两段零序电流保护，作为接地故障

的主保护和后备保护。本条规定装设两段三相式电流保护.过流 一段保护应与机组变压器高压侧保护相配合，以避免汇集线路保 护在单元变压器故障时失去选择性。同时考虑集电海底电缆连接 风电机组可能采用复杂的连接拓扑形式.特别是在线路的阻抗值 较大，短路电流较小而负荷电流较大的情况下，电流保护难以满足 要求时，规定了根据工程具体情况可选配距离保护作为更完善的 保护方式。 9.11.10对于低电阻接地系统的接地变压器，零序电流保护宜接 于接地变压器中性点回路中的零序互感器，零序保护动作应延时 跳闸，以保证先切除接地故障线路。当保护跳开接地变压器时，应 联跳主变压器低压侧开关，以确保接地变压器故障退出运行时，主 变压器也应退出。 9.11.11根据现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规 程》GB/T14285的规定.电压为220kV及以上的变压器应采用双 重化保护配置.鉴于海上升压站检修、处理事故雄度大、费用高等 特点，为提高其安全可靠性.本条规定海上风力发电场无论匙 110kV或220kV主变压器装设保护时.除非电量保护外.应按双 重化保护配置。

9.13.1海上风力发电场系统通信方式主要依据电网端调度方式 及接人系统报告及审查意见来确定

9.14.1风电机组的雷电保护由制造商考虑，如果机组配套升压 设备由风电机组制造商配套供货，并布置在风电机组内部.其雷电 保护由风电机组制造商统筹考虑。 由于存在高压长距离海底电缆，电压保护方案除考虑雷电过 电压外，还需考虑内部过电压，并采取合适的限制措施，

10. 1 风电机组基础

10.1.1本条对风电机组基础做了规

度，甚至使土体发生液化。一般来说，理深越浅则基础周边土体的 循环应力比越大，对土体强度和刚度的影响也越大；荷载的循环次 数越大，同样影响也越大。这些循环荷载通常造成基础的承载力 下降和变形的累积，并改变整座风电机组结构的自振频率。因而 有必要分析上述循环荷载作用下的风电机组基础承载力和变形， 并评估它们对风电机组结构自振频率的影响。 7本条中基础平台高程一般可参考现行行业标准《浅海钢质 固定平台结构设计与建造技术规范》SY/T4094执行，当平台上 无电气、监测等设备布设或塔筒门底高程较高，可以适当降低平台 高程。 10.1.2本条对基础用钢材做了规定。 1主体结构包括特殊结构和主要结构，其中，特殊结构指结 构部件失效产生实质性破坏环并且可能出现应力高度集中或易导致 在厚度方向的层状撕裂，如导管架结构的节点段管、甲板构件和导 管架退柱连接、重要的主梁交叉连接以及起重吊点等；主要结构指 结构部件失效产生实质性破坏，如单桩基础的桩基、高桩承台基础 的桩基、导管架结构非管节点以外的管架、甲板主梁、直升机甲 板骨架和组块支撑结构等。次要结构指结构部件失效不会产生实 质性破坏环。海床面以下的桩基在充分论证下，可采用低合金高强 度结构用钢。 10.1.4本条对基础用混凝土做了规定。 1风电机组基础采用混凝土结构的类型主要有重力式基础、 高桩承台基础、组合基础和潮间带的群桩低承台基础。处于浪溅 区以下的混凝土结构，一股宜采用海工高性能混凝土；位于浪溅区 以上的混凝土结构，可以适当降低标准，如高桩高承台基础类型。 10.1.7本条中永久荷载主要有上部结构传来的风电机组重力荷 载、基础及附属结构自重以及预加应力等。可变荷载主要有上部 结构传来的风电机组荷载、风荷载、波浪荷载、水流荷载、冰荷载、 船舶荷载以及结构施工检修过程中出现的短期荷载等。偶然荷载

10.1.8本条中极端工况是指上部结构传来的极端荷载效应叠加 基础所承受的环境荷载及其他相关荷载；正常运行极端工况是指 上部结构传来的正常运行控制荷载效应叠加基础所承受的环境荷 载及其他相关荷载；疲劳工况是指风电机组设计使用寿命期内所 有工况下可能发生的预期疲劳荷载，包括制造、运输等期间产生的 循环荷载登加基础所承受的环境荷载及其他相关荷载；地震工况 是指上部结构传来的正常运行荷载效应叠加地震作用荷载及相关 荷载：偶然工况是指上部结构传来的正常运行荷载效应叠加非正 常漂流物撞击作用和基础所承受的其他有关荷载：施工工况是指 结构施工过程中出现的荷载及基础结构所承受的其他荷载。 10.1.9本条对荷载效应组合做了规定。 1荷载或荷载效应的分析.在前期设计阶段、浅水或者没有 显著动力效应等情况下，可以按静力方法分析；施工图设计阶段， 宜采用多个荷载的时间序列进行结构时程动力分析。时域分析 时.使用多个荷载的时间序列进行结构动力分析的荷载组合可以 参照相关规范的荷载.7.况组合。不同环境要素的组合应考虑各环 境条件下同时发生的概率水平。 3环境衙载作用方向根据基础结构布置形式，三角形布置结 构至少选取12个荷载组合方向.四角形对称布置结构至少选取8 个荷载组合向。 4接承载能力极限状态设计海上风电机组基础时.按荷载效 应的基本组合设计；地震工况下按荷载效应的偶然组合设计；正常 使用极限状态按荷载效应的标准组合设计。 极限状态包括承载能力极限状态和正常使用极限状态。当不 能直接获得各种荷载的组合荷载效应时.可采用组合方式对单一 环境类型产生的荷载效应进行承载能力极限状态下的荷载组合。 基本组合指承载能力极限状态设计时荷载设计值效应的组 合.用于按单桩承载力确定桩基础桩数及桩身尺寸时的荷载效应， 计算基础结构的材料强度、构件稳定性并确定配筋·基础抗倾覆和

2本条给出了两种理深长度的方法，第一种是单桩在荷载作 用下桩身变形曲线有竖向的切线，即桩身有“反弯”趋势，此类情况 能够最大限度地确保桩身的“回弹”。桩身控制界面通常选取为位 于泥面位置的桩身位置。第二种是桩基础的侧向抗力应足以抵抗 其所承受的荷载的联合作用。由于桩周土体完全出现塑性时，单 桩水平位移往往远超风电机组运行等所能接受的范围.因此给出 单桩基础控制界面处的水平位移限值是必要的。该限值可定义为 桩径、理深等的函数，如泥面位移限值L/500（L为理深）等。 4+单桩基础对冲刷敏感性较大，冲刷防护方式一般采用抛 石、土工袋防护或者在设计中预留冲刷深度来考虑。 10.1.20本条对高桩承台基础设计做了规定。 4风电机组基础高桩承台群桩基础属于空间结构，因此要求 按照空间结构建模计算。当承台较薄，或者承台分层浇筑，分层厚 度不再是墩式结构而成为板式结构，这时应对各分层底板进行强 度计算。根据高桩承台三维有限元计算结果，连接结构和桩基周 围是结构的主要受力部位，通过三维计算确定配筋量。 6过渡段塔筒与承台莲接自前主要有基础环连接和预应力 锚栓连接两种形式。其中基础环连接文有直理式和钢连接件连 接。各种连接方式各有特点，设计时可根据具体条件选用。 10.1.21本条第2款中稳定性主要包含倾覆、承载能力、滑移或 它们的联合破坏；基础的动力特性需考虑结构在动荷载作用下的 响应和其本身性能的影响；水力不稳定性需考虑由于波压而造成 的冲刷或管涌等因素引起的结构破坏或基础失稳的可能性；施工 安装分析包括基础转运上船、运输、下沉及筒形基础底座的贯入和 拨出分析，同时应考虑基础底部封闭水压力上升和下降的影响等。 10.1.23本条对灌浆连接设计做了规定。 2根据目前国外已实施的海上风电工程项目，部分单桩基础 灌浆连接段在多年运行后出现了灌浆滑移事故，经多个研究机构 的研究成果，建议除采用高强灌浆材料进行连接外，还应增加一些

构造措施，包括增加水平和竖向剪切键、圆锥形灌浆连接段替代原 圆柱形灌浆连接段、增加承载支座构造措施和增加螺栓结合措 施等。 10.1.28本条对基础建设期检测做了规定。 1对混凝土灌注桃应提供经过确认的施工过程有关参数，包 括原材料的力学性能检验报告、试件留置数量及制作养护方法、混 凝土抗压强度试验报告和钢筋笼制作质量检查报告等。对于无灌 浆连接段形式的单桩基础，沉桩后应重点检测基础顶法兰与基础 连接位置的环焊缝。混凝土桩可采用钻孔取芯法、声波透射法或 创靠的动测法进行检测。 本条不同的风电机组基础检测应该有所侧重。对于导管架 基础.基础顶法兰的精度受导管架最终调平的影响.因此应注意沉 放过程以及调平过程的精度控制检测：对于高桃承台基础，基础顶 法兰与承台的施工精度控制相关，应注意承台的施工精度控制检 测；对于重力式基础，基础顶法兰与重力式基础的主体结构施精 度控制和关.应注意对其施工精度控制检测。 10.1.30本条第1款规定了监测位置一股选取海上风力发电场 环境条件最不利的机位如水深最深、波流最大、最可能受船只撞 击以及试验风机等机位，

10.2.1本条是作为工业用的海上平台的设计原则而提出的。 10.2.2、10.2.3对不同规模海上风力发电场.海上升压站工艺特 点和功能房间基本都相对统一，本功能房间是根据已建和在建的 海上升压站的功能房间进行调研资料获得，具体工程应根据实际 情况确定。 10.2.4海上升压站的底层夹板离海面高度通常都高于10m，且 风浪通常较大.因此规定需要设置登上平台设施。 10.2.5我国目前海上升压站通常采用无人驻守方式.考虑维修 ·124

10.3陆上变电站、集控中心

10.3.1～10.3.10陆上升压站和集控中心建筑主要是根据日前 我国变电站建筑和工业与民用建筑的设计要求以及消防规定编写 而成。 10.3.8本条第2款中柴油发电机房靠建筑外侧一角布置主要是 为了能够满足柴油发电机房较大通风量的要求。

I1.2海上升压站给排水系统

12供暖、通风和空气调节

12.1.6海上升压站采用的蓄电池类型主要为阀控式密封铅酸蓄 电池和镐镍碱性蓄电池。根据现行行业标准《电力工程直流电源 系统设计技术规程》DI/T5044的规定，阀控式密封铅酸蓄电池 组专用蓄电池室温度宜为15℃～30℃，镉镍碱性蓄电池组专用蓄 电池室宜为5C35C。 环境温度对阀控式密封铅酸蓄电池的寿命和容量影响较大。 根据中国电力出版社《电力工程直流系统设计手册（第二版）》，过 高的环境温度会导致蓄电池组的寿命降低。 蓄电池组是海上升压站重要的应急电源，保证蓄电池组的正 常运行和低敌障率对于海上风力发电场的安全运行十分重要。由 于海上升压站地理位置和所处环境的特殊性蓄电池组的日常维 护及更换十分不便。所以当蓄电池室设备有室内环境温度要求 时，可设置空气调节装置。

12.2海上升压站供暖与通风

12.2.1围护结构耗热量指海上升压站供暖热负荷，仅计算室内 的传出热量，而人体散发热量、照明热量及设备发热量均不计入。 冷风渗透耗热量指海上升压站电气房间为维持室内设计温度而采 用的电热设备负荷，其负荷应包括通风系统的新风热或冷风渗透 的耗热量。

级别、组别（ICT1）。通风机及电机应直接连接

级别、组别（ICTT）。通风机及电机应直接连接。 12.2.5本条对蓄电池室的供暖通风系统设计做了规定。 3海上蓄电池室的通风换气次数也可参见国家经贸委颁布 的《海上固定平台安全规则》第7.7.2.3条.封闭的危险处所应设 置有效的通风设备，以使其可燃气体浓度降至安全范围之内。对 于1类、2类危险区的处所.它们的通风量应分别大于每小时更换 空气20次、12次。陆上蓄电池室正常通风换气次数可参见现行 行业标准《发电厂供暖通风与空气调节设计规范》DL/T5035一 2016第6.2节蓄电池室的规定。 12.2.6本条第3款中排风系统吸风口参考现行行业标准《发电 厂供暖通风与空气调节设计规范》DI./T5035一2016第6.15节 六氟化硫电气设备室的要求。 12.2.7本条第2款中变压器室通风量按每小时不小于30次换 气次数计算可参见《海上平台暖通空调系统设计方法》Q/HS 3008一2002中第7.3.1条的规定。

12.4.2本条第2款中供暖、通风与空气调节系统的主要控制参 数指： （1）系统运行状态：空调房间室温度和湿度； （2）设备运行状态：风机和空调机组的运行状态： （3)通风空调设备报警信号：送排风机和空调设备的故障报管 以及电加热器过热报警： （4)空调系统连锁保护：电加热器无风断电和超温自动断电， 送排风机故障时自动停机： （5）备用通风或空调系统的自动切换

14.3.1风电机组基础中的钢结构焊接工艺评定国内普遍采用现 行行业标准《承压设备焊接工艺评定》NB/T47014、《压力容器焊 接规程》NB/T47015、《承压设备产品焊接试件的力学性能检验》 NB/T47016.中国船级社《材料与焊接规范》等标准的规定，各行 业标准在焊接应用范围和产品等级方面具有一定的差异性，根据 钢结构的不同部位和特征合理选择相应的标准规定

14.6.1海上风力发电场工程建设过程包括工程筹建期、工程准 备期和主体工程施工期。其中，工程建设总工期为工程准备期和 主体工程施工期之和。 工程筹建期：工程正式开工前为承包商进场施工创造条件所 需的时间。工程筹建期工作主要包括办理施工用海、用地手续，工 程招投标和场外交通工程等。 工程准备期：准备工程开T.至主体工程开工前的工期。一般 包括场地平整、场内交通工程、施工供电、施工供水、施工通信及生 产、生活设施及其他影响项目关键进度的施工临时工程等。 主体工程施工期：从风电机组基础或升压站施工开始至风电 机组、集电海底电缆、交通工程和升压变电站等主体工程竣工为止 的工期。

15.2海上升压站防火设计

表2国际通崖接头法兰的标准尺寸规格表

国际通岸接头采用钢或其他等效材料制成，并能承受1.0N/mm 工作压力。其一端为平面法兰，另一端则有永久附连的配合船上消火 栓和消防水带的接口。国际通岸接头与1只承受1.0N/mm工作压 力的任何材料的垫片及4只长度为50mm、直径为16mm的螺栓、4只 直径为16mm的螺帽和8只垫圈一起保存在海上升压站上。

15.5电气设备房间的防火与排烟

15.5.1防火系统的监测与控制可参考《海上固定平台安全规则》 的有关规定，通风与空调管道通过“A”级隔壁或甲板净横截面积 超过0.075m时.要求设置防火阀。防火阀能自动操纵：也能在 隔壁或甲板的两侧人工关闭。防火阀上要求装有指示器，以指明 其是否打开或关闭GB／T 38106-2019 压力容器用铝及铝合金板材，

16.1.2目前国内已投运的海上风力发电场工程数量较少，对信 息系统的实际需求尚未完全体现，本标准根据海上风力发电场的 特点，结合大型发电项目的以往经验，给出了信息系统的配置 建议。 16.1.5海上风力发电场各信息系统应尽可能进行设备和功能集 成，以便全场信息的整合共享.减少设备投资和运行维护工作量。

16.6.2本条未对海底电缆状态监测、风电机组和海上升压站基 础结构监测提出要求，主要原因在于目前国内设备状态监测系统、 海底电缆状态监测、基础结构监测产品标准较难统一。

17环境保护与水土保持

17.2.1本条对海水水质、沉积物环境保护做了规定

1海上工程基础施工中，灌注桩施工产生的泥浆和钻屑等尽 管与现行国家标准《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》GB 4914中海洋石油勘探开发污染物排放所涉及的“石油类、人工合 成物质、化学处理剂等”特征水污染物不同，但其包括对悬浮物等 的要求。并且由于目前尚无其他排放标准可依据，现有建设项目 环境影响评价报告基本均是参照该标准执行，故本条参照现行国 家标准《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》GB4914制订。 2施工船舶污水包括生活污水及压舱水、洗舱水和舱底污水 等含油污水。如在国际海域，排放标准可参考《73/78防污公约》 相关条款。 3海上升压站无人驻守，临时卫生设施仅供维护检修人员临 时使用，因在站内很难处理达到现行国家标准《污水综合排放标 准》GB8978的要求，故推荐集中收集后上岸处理。 17.2.4在风电机组塔简上部（或发电机机舱）和叶片上涂装警示 色尤其对于涉及鸟类集中宽食区、迁徒通道的海上风力发电场， 可在一定程度上降低鸟撞概率。警示颜色可根据重要鸟类生物学 特性确定。发电机机舱上设置的A型中光强航空障碍灯，虽在一 定情况下可降低鸟撞概率，但在大雾天及夜间也有引鸟作用DB32／T 4398-2022 建筑物掏土纠偏技术标准.pdf，需谨 慎设置强光驱鸟措施。 17.2.6海上升压站、风电机组基础打桩施工是噪声的主要来源。 根据相关研究，当水下噪声大于160dB/Pa时，脉冲式打桩噪声 可对海洋动物行为产生较大的妨害，因此当打桩施工噪声可能大

18劳动安全与工业卫生

18.0.4现行国家标准《工业企业设计卫生标准》GBZ1中对辅助 用室的分类、非噪声工作地点的噪声要求和振动限值等均做了分 类和说明，海上风力发电场的辅助用室无特别需要，因此海上风电 需要设置辅助用室时，辅助用室的基本卫生要求应符合现行国家 标准《工业企业设计卫生标准》GBZ1的规定。 18.0.5现行国家标准《生产过程安全卫生要求总则》GB/T 12801中对生产过程中的安全卫生防护技术措施有明确的基本要 求，包括防护用品配备、防火防爆、防尘防毒防室息、防辐射、防作 业环境气象异常和防噪声等的具体措施要求。