海上风电场建设14篇海上风电场建设 国家能源局、国家海洋局关于印发海上风电开发建设管理实施细则的通知 文章属性 •【制定机关】国家能源局,国家海洋局•【公布日期】2下面是小编为大家整理的海上风电场建设14篇,供大家参考。
篇一：海上风电场建设
国家能源局、国家海洋局关于印发海上风电开发建设管理实施细则的通知文章属性
•【制定机关】国家能源局,国家海洋局•【公布日期】2011.07.06•【文号】•【施行日期】2011.07.06•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】能源及能源工业综合规定
正文
国家能源局、国家海洋局关于印发海上风电开发建设管理实施细则的通知
辽宁省、河北省、山东省、江苏省、浙江省、福建省、广东省、广西自治区、海南省、上海市、天津市发展改革委（能源局）、海洋厅（局），国家电网公司、南方电网公司，华能集团公司、大唐集团公司、华电集团公司、国电集团公司、中电投集团公司，水电水利规划设计总院：
为完善海上风电建设管理程序，促进海上风电健康有序发展，根据《海上风电开发建设管理暂行办法》和有关法律法规，制定了《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》，现印发你们，请遵照执行。
附：海上风电开发建设管理暂行办法实施细则国家能源局、国家海洋局二〇一一年七月六日
附：海上风电开发建设管理暂行办法实施细则
第一条为做好海上风电开发建设工作，促进海上风电健康有序发展，根据《海上风电开发建设管理暂行办法》及有关法律法规，制定本实施细则。
第二条本细则适用于海上风电项目前期、项目核准、工程建设与运行管理等海上风电开发建设管理工作。
第三条海上风电前期工作包括海上风电规划、项目预可行性研究和项目可行性研究阶段的风能资源测量评估、海洋水文地质勘查、建设条件论证和开发方案等工作。
第四条省级海上风电规划由省级能源主管部门组织技术单位编制，在征求省级海洋主管部门意见的基础上，上报国家能源主管部门审批。国家能源主管部门组织技术归口管理部门进行审查，征求国家海洋主管部门意见后，由国家能源主管部门批复。
第五条海上风电规划应与全国可再生能源发展规划相一致，符合海洋功能区划、海岛保护规划以及海洋环境保护规划。要坚持节约和集约用海原则，编制环境评价篇章，避免对国防安全、海上交通安全等的影响。
海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、重要渔业水域、典型海洋生态系统、河口、海湾、自然历史遗迹保护区等敏感海域，不得规划布局海上风电场。
第六条省级能源主管部门根据国家能源主管部门批复的省级海上风电规划，提出分阶段拟建项目前期工作方案，明确前期工作承担单位，在征求省级海洋主管部门意见后，报国家能源主管部门批复。国家能源主管部门征得国家海洋主管部门意见后批复实施。前期工作承担单位要按照国家有关保密要求，做好海上风电观测相关信息保密管理。
规模较大的海上风电基地项目、新技术试验示范项目可优先开展前期工作。省
级能源主管部门可委托国家甲级勘察设计单位统一开展海上风电前期工作，提高工作效率和成果质量。
第七条设立海上测风塔应满足海上风电开发建设需要以及航海、航空警示要求。在设立测风塔前，项目前期工作承担单位应依据海域管理有关规定，向县级海洋主管部门提出测风塔用海申请并取得海域使用权证书，编制测风塔环评报告表并报有审批权的地方海洋主管部门审批。编制测风塔通航安全评估报告，并取得工程管辖区海事主管部门的批复意见。施工企业应具备海洋工程施工资质，进驻施工现场前应到工程管辖区海事主管部门办理施工手续。
第八条海洋水文测评应委托有相应资质的单位进行。海图测量和地勘应委托有相应资质的单位承担，编制海图测量和地勘工作方案，并报县级海洋主管部门备案；海图测量和地勘前，应到工程管辖区海事主管部门办理有关手续。
第九条项目前期工作按照预可行性研究阶段和可行性研究阶段递进进行，分别形成预可行性研究报告和可行性研究报告。可行性研究报告应通过技术归口单位审查。
第十条预可行性研究主要包括海上风电场风能资源及海洋水文测量和初步评估、工程地质初步评价、工程规模与场址范围拟定、工程投资估算和初步经济评价等工作，初步研究风电场建设的可行性，编制项目预可行性研究报告。
第十一条为促进风电技术进步和有效市场竞争，对完成预可行性研究阶段工作的项目，国家能源主管部门可根据需要选择项目进行特许权招标，确定项目开发投资企业及关键设备。国家能源主管部门在进行特许权项目招标前，应当就有关风电项目用海位置及范围征求国家海洋主管部门意见。
对已开展预可行性研究工作而最终未中标的企业，由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，给予项目前期工作承担单位经济补偿。
第十二条可行性研究阶段主要开展海上风电场风能资源和海洋水文评估、
工程地质评价、风电机组选型与布置、电气与消防设计、土建工程设计、海域使用设计、施工组织设计、工程管理设计、劳动安全与工业卫生设计、环境保护设计、设计概算及经济评价等工作，确定风电场的建设方案，编制可行性研究报告，作为项目核准的基础。
第十三条项目可行性研究阶段，项目单位向国家海洋主管部门提出海域使用申请，国家海洋主管部门按照《海上风电开发建设管理暂行办法》等有关规定进行受理、审查和审核，并出具用海预审意见。
第十四条项目可行性研究阶段，项目单位委托有资质的单位开展海上风电环境影响评价，编制海上风电项目建设环境影响报告书，国家海洋主管部门审查通过后出具环境影响评价核准意见。
第十五条项目可行性研究阶段，项目单位按照《铺设海底电缆管道管理规定》及有关规定，办理海底电缆路由调查、勘测的审批手续。
第十六条项目可行性研究阶段，项目单位委托有资质的单位开展通航安全评估论证，编制项目通航安全评估论证报告，工程管辖区海事主管部门审查通过后出具通航安全审查批复意见。
第十七条项目可行性研究完成后，项目单位委托有资质的单位开展安全预评价设计，编制安全预评价报告，取得国家安全生产监督管理部门的备案函。电力接入系统专题设计取得国家级电网公司的审批意见，根据有关法律法规要求取得其它相应支持性文件。
第十八条项目相关专题完成并取得相应职能部门出具的支持性文件，项目可行性研究报告通过技术归口单位审查，项目开发企业编制项目核准申请报告，省级能源主管部门初审后，报国家能源主管部门核准。申请报告应包括设计方案、用海预审、环境影响评价、接入系统、通航安全、安全预评价等专题及相应支持性文件。
第十九条获得国家能源主管部门核准的海上风电项目，项目开发企业应及时将项目核准文件提交国家海洋主管部门。国家海洋主管部门依法审核并办理海域使用权报批手续。
开发企业按照《铺设海底电缆管道管理规定》及相关规定，办理电缆铺设施工许可审批手续等。
项目单位取得海域使用权后方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋主管部门收回项目的海域使用权。项目开工以第一台风电机组基础施工为标志。
第二十条项目单位要加强环境保护和安全卫生设施设计，落实环境保护和安全卫生设施措施；做好与省级电网公司接入电网配套设施建设的衔接工作，并与电网企业签订并网调度协议和购售电合同；按照电力调度和国家信息管理要求，落实信息化建设方案；海上风电项目单位接受海洋主管部门的监督检查。
第二十一条本实施细则由国家能源局和国家海洋局负责解释，自发布之日起施行。
篇二：海上风电场建设
海上风电场建设安全管理浅析摘要：本文主要总结了国内首个采用EPC工程总承包模式建设的海上风电场广东粤电湛江外罗海上风电项目安全管理要点，以外罗项目管理实践成果和文献研究分析等方法得出的经验为基础，从项目开工准备、人员和船机设备安全管理等方面详细阐述了海上风电场建设安全管理具体内容，为类似工程的安全管理工作提供新思路。
关键词：海上风电场工程总承包安全管理
1引言
随着世界各国对能源安全、生态环境、气候变化等问题日益重视，加快发展风电已成为国际社会推动能源转型发展、应对全球气候变化的普遍共识和一致行动。广东粤电湛江外罗海上风电项目安装了36台单机容量为5.5MW抗台风型海上风力发电机组、220kV海上升压站、220kV登陆海缆、220kV陆上集控中心设备。目前，我国还没有海上风电场建设安全管理方面的规程规范。本文探索分析了海上风电场建设安全管理方面的要点，以促进其更加安全有序地发展。
2项目开工准备
2.1海事安全及许可
2.1.1海上风电场施工前应取得政府海洋、渔政、海事、军事和建设主管部门的许可，在取得海事管理机构颁发的《中华人民共和国水上水下活动许可证》后，方可进行相应的水上水下活动【1】。
2.1.2海上风电场施工过程中，用地、用海、通讯、船机设备及从业人员应符合国家现行有关法律法规和标准、规范的相关规定。
2.2天气海况
2.2.1建设单位、总承包单位宜与气象部门订立专业气象服务协议，及时获取当地天气海况信息，分析、预判相关海域作业环境，合理安排施工。
2.2.2各参建单位应安排专人随时获取天气海况信息，并将天气海况信息及时传达到现场施工人员；若风力大于6级时停止室外作业，波高达到或超过船舶的抗浪能力时，应停止船舶施工并采取避风措施。
2.2.3编制防台应急预案并组织专家评审，对不同的台风等级采取不同的措施，尤其是防台的拖轮、锚地、坐滩位置及地质情况、人员的撤离等相关措施。
2.3通讯系统
2.3.1建设单位应组织各参建单位建立水上安全通讯系统，可分配甚高频（VHF）使用频道至各参建单位并明确其使用功能及地点。
2.3.2船舶消防、救生设施应完好，按《1972年国际海上避碰规则》的规定显示相应信号；加强值班、瞭望，昼夜保持通讯畅通。
2.3.3作业前，所有无线电设备应充满电，并备好备用电池，确保通信联络畅通，作业中，安排专人维护通讯设备。
3人员安全管理
3.1从业人员
3.1.1船员应持有符合《中华人民共和国船员条例》所要求的相应证书，应熟悉海上风电场附近水域及其通航环境，及时关注风电场及其附近水域气象、海况、航行通(警)告等内容。
3.1.2海上风电作业人员应当经过海上基本安全知识和应急培训,并通过培训考核；出海作业前应当熟悉作业区域的工况条件、安全技术要求等。
3.1.3临时性出海人员应进行出海前安全教育。同一人员12个月内同一风电场累计出海天数超过4天或出海次数超过2次，按海上风电作业人员管理。
3.1.4现场所有人员应按规定经过健康体检，没有GBZ188中所述职业病、职业健康损害和职业禁忌证；海上从业人员，进场前安排在县级以上医院参照海员标准体检。
3.1.5现场从业人员应具备必要的机械、电气、海洋水文气象知识，应掌握安全带、救生衣等个人防护用品的使用方法；严禁1人独自作业；应取得“四小证”等海事监管部门认可的相关证书。
3.1.6对从业人员及所在船舶进行动态管理。建立出海人员门禁登记制度，每日定时统计海上从业人员总数，应设置船舶动态示意图，标注作业内容和船位，实时掌握船舶和海上从业人员动态。
3.1.7发生事故时，应立即启动相应的应急预案，并按照国家事故报告有关要求如实上报事故情况，事故的应急处理应坚持“以人为本”的原则【2】。
3.1.7非船员船上留宿规定。
3.1.7.1未经船长同意，非注册船员禁止在船上留宿。
3.1.7.2根据配置的救生艇、救生筏核定的载客人数控制船上住宿人数，不得超员。
3.1.7.3留宿人员由船员指导下了解船舶消防布置图，掌握留宿床头应变部署卡，确认灭火器材存放的位置，确认逃生集合点位置及逃生路线，参加船上应急演练。
3.1.7.4船上除吸烟室或经临时批准的场所外，严禁吸烟或点明火。
3.1.7.5严禁擅自进入驾驶室、机舱、起重机控制室等船舶重要舱室。
3.1.7.6主甲板无护栏的船舷及艏艉3米范围内活动必须穿好救生衣。
3.1.7.7夜间舱外活动应两人以上结伴而行，尽量避免单独外出。
3.1.7.8留宿人员不得擅自另接电源线或使用大功率电器。
4船机设备安全管理
4.1参与海上风电工程建设各类施工船舶必须符合沿海航区的安全适航与施工要求。
4.2船舶应持有本工程施工作业区和避风区内的海图、潮汐表和航行通告。每日专人收听气象预报并做好记录，及时了解和掌握水文、气象、助航标志、水下障碍物等水区环境情况，并准确向有关方面通报。
4.3施工船舶严格遵守海事部门要求。对各施工船舶在进点抛锚前进行详细交底，包括施工前认真熟悉本域地图，认清海域管线及相关建筑物的位置，并告知本工程区域的禁止抛锚区。
4.4施工负责人在船舶作业前，应向船舶全员进行安全技术交底，并做好安全交底记录，由双方签字确认。海上作业全过程中应配备应急交通船，以备人员落海、受伤时的紧急救援工作。
4.5施工、调试及运维、供货商等相关方应对施工船舶、机械、设备、仪器等进行定期检查，消除隐患，并取得有关部门的检验许可证明。
4.6船舶起锚和抛锚作业应当做好海缆保护措施。在作业前，通过安全技术交底的形式将海缆路由坐标等信息告知各施工船舶。
4.7施工船机性能、作业环境要求、作业人员资格和操作规程等应符合现行的国家和行业的有关规定和标准。
4.8所有船机设备和工机具等投入使用前应获得允许使用的认证，使用过程中应由专业人员定期安全检查。
4.9所有船机设备经检查整改验收合格后方可入场，锚泊系统应满足现场施工需要，起重机、起重船要进行入场试吊，同时向监理单位等相关方报验。
篇三：海上风电场建设
海上风电场建设成本及风险分析黄琳;黄静波
【摘要】与陆上风电场相比,海上风电场建设成本大大增加,主要体现在风电机组设备成本的增加,工程前期、勘探、设计费用的增加,附属工程增加引起的投资增加,施工费用的增加,运行维护成本的增加等几方面.从风资源的准确性和风电设备质量两方面对海上风电场的工程风险性进行了分析,并给出了合理化建议.%Comparedtoonshorewindfarm,theconstructioncostofoffshorewindfarmisgreatlyincreasedastheincreasesinthecostofwindturbineequipments,thecostsofengineeringpreparation,investigationanddesign,theinvestmentofadditionalancillaryengineering,thecostofconstructionandthecostofoperationandmaintenance.Theengineeringrisksofoffshorewindfarmsareanalyzedfromtheaccuracyofwindresourceandthequalityofwindpowerequipment.Somesuggestionsontheconstructionofoffshorewindfarmsarealsoproposedherein.
【期刊名称】《水力发电》
【年(卷),期】2012(038)012
【总页数】3页(P81-83)
【关键词】海上风电;工程造价;风险分析
【作者】黄琳;黄静波
【作者单位】水电水利规划设计总院,北京100120;水电水利规划设计总院,北京100120
【正文语种】中文
【中图分类】TM614;TU723.3
随着国民经济的快速发展，国家对能源的需求越来越大。资源的稀缺性和环境的压力迫使国家加大对风电、光伏发电、光热发电、生物质能发电等新能源领域的投资。海上风电是目前风力发电领域的新的增长点，欧美一些发达国家在积极制定各项政策，鼓励开发海上风电。在积极政策的扶持下，欧洲海上风电保持强劲的增长势头。我国作为拥有漫长海岸线、沿海风资源丰富的国家，开展海上风电的建设具有深远的现实意义和历史意义。1工程建设成本陆上风电场的建设成本是由设备投资、建筑安装工程投资、其他费用以及建设期利息组成。按2009年和2010年已竣工工程项目计算，陆上风电场建设成本平均单位kW造价约为9000元。其中，设备工程投资约占总投资的65%，建筑安装工程投资约占20%，其他费用和建设期利息约占15%。目前，我国已建成的海上风电场有东海大桥上海风电场一期100MW工程（概算23188元/kW)和龙源如东30MW潮间带试验风电场（概算18224元/kW），在建的有东海大桥上海风电场二期102MW风电场、龙源如东潮间带150MW风电场示范项目等。海上风电场的建设成本远高于陆上风电场。其中，设备投资约占工程总投资的45%，建筑安装工程投资约占40%，其他费用和建设期利息约占15%。海上风电场建筑安装工程投资占总投资比例远大于陆上风电场。海上与陆上风电场各部分投资占总投资比例见图1。2海上风电场建设成本增加的内容（1）风电机组设备价格的增加。为适应海洋性气候，在防腐、防盐雾、除湿等方
面增加成本；为减少对海水的污染，在冷却方面增加成本；为节约用海面积，减少在海上作业的时间，降低风险，多选用大容量机组，从而增加成本。图1海上与陆上风电场各部分投资占总投资比例（2）工程前期费用大幅增加。如测风塔设立、海域使用论证、海洋生态调查、海缆路由论证、通航安全评估、海缆穿越海堤论证报告的编制及审查等费用。（3）增加了工程的勘探工作量和设计费用。桩端承载力试验、冲刷试验费用，基础专题设计、施工方案专题设计等费用。（4）增加了多项陆上工程没有的项目投资。例如，码头、特殊专用工器具、登陆海缆、大型船舶进出场、生产运行船舶购置、航标工程、航空警示工程等费用。（5）工程的复杂性及特殊性增加的投资。高压海缆、海上升压站、灌浆、接地、防腐、用海补偿、环境保护工程等费用。（6）施工费用的大幅增加。基础施工、机组吊装、海缆敷设等费用。（7）有效作业时间短，建设工期长，融资费用的增加。（8）运行管理成本增加。海上交通设备及管理人员增加的投入等。（9）预防风险的投入。3海上风电场风险分析3.1风资源的准确性众所周知，电源项目的建设，资源是最根本的。因此，工程的前期工作尤为重要。海上风电场从规划到可行性研究阶段需要做大量的工作。根据不同的海域，一个可开发的区域内需要设立1座或几座测风塔来获得有效、准确的风资源数据，这是设计人员要掌握并提供给建设单位作决策的重要依据。1座海上测风塔直接成本大约800万~1000万元人民币，是否按照设计要求设立测风塔，对于项目决策者来说是需要勇气做的。只有通过实测的风资源数据才能计算出可靠的设计数据，从而降低由于资源的不准确性带来的风险。
3.2风电设备质量风电设备是在复杂多变的风况和气候条件下，在野外环境中运行的，一般使用寿命规定20年以上，使用维护基本属于无人值守状态。因此，对风电机组设备可靠性要求是第一位的。根据世界风电设备故障统计率（见图2）可知，系统故障率占60%以上，系统故障率一般是可以修复的，对运行可利用率有一定影响；结构部件故障率相对较少，但修复的可能性小，需要更换或大修，对发电量影响较大。图2世界风电设备故障统计率龙源如东30MW潮间带试验风电场共安装了8个厂家单价容量分别为1.5、2.0、2.5MW和3.0MW等9种机型16台国内试验样机，并于2010年9月竣工投产。截至目前，仍有个别机组不能正常运行，厂家维护人员常年吃住在现场，即使这样，机组还是不能正常运转。在设备质保期内16台样机平均设备利用率达93%。由该工程的数据统计可知，海上风电场设备故障率比陆上风电机组高出4~5倍。由于风电机组设备利用率低和故障率高带来的高风险，风电机组设备如何保证质保期后的20年或更长时间内达到所设计的指标，对生产厂家来说是在技术上的一大挑战。海上风电场工程离岸距离在15km及以上时，升压站需建在海上。适应海洋性气候的高压电气设备，如110kV和220kV变压器、断路器、无功补偿装置、各种开关等设备相关技术规范（防爆、防腐蚀、防盐雾、防火、通风等方面）目前在国内尚属空白，获得准确无误国外的技术资料有一定难度。现工程参考石油平台低压电气设备设计参数作为设计依据。海上升压站的运行是无人值班和值守的，电气设备的安全非常重要。因此，电气设备带来的风险是不能不考虑的。高压海缆工程项目与海上升压站工程项目同时存在。前文提到已建成的2座风电场和在建风电场离岸距离较近，升压站都建在陆地上。风机所发电力在海上经过1次升压后，以35kV海缆引接入陆上110kV或220kV升压站送入电网，35kV
海缆已国产化。对于离岸距离远的风电场，机组所发电力必须在海上经过2次升压后，以110kV或220kV海缆引接入电网。110kV或220kV海缆目前我国没有可用产品，还处在研发和实验阶段，尤其是海缆接头的关键技术性问题尚未解决，海缆的国产化要有一段相当长的路要走。因此，现阶段只能进口高压海缆，高价格的进口设备又给电价带来压力。无论采用进口海缆还是国产海缆给项目带来的风险都是较大的。目前，我国海上风电项目的建设还处在探索和试验阶段。施工过程产生的施工缺陷，如施工打桩过程中发生溜桩就会增加成本投入；焊接、灌浆、接地、防腐等质量达不到设计要求，会影响发电效益；海上作业时，人身和设备的安全问题也会增加风险系数。在运行管理方面，有数据显示，修复海缆故障一次大约需要20天。对于高压海缆线路而言，一个风电场项目就一条回路，也就是说，在修复海缆故障时，风机是不能发电的。可想而知，海缆故障会给项目带来多大的风险。当设备质保期满后，设备结构件的损害直接影响到备品备件的储备量，设备结构件储备的多必然会造成资金压力大。设备系统故障率高，运行维护人员和交通设备也要增加，从而加大了运行成本。4结语（1）我国海上风电开发的主要经验来自欧洲，从机型、基础设计、设备安装都处在学习和摸索阶段。海上风电场工程建设成本高，且充满了风险与挑战。因此，在工程建设的摸索阶段，发展的速度不宜过快，否则将带来极大的浪费。（2）利用初期阶段建设的试验示范项目，总结经验，提高设备制造水平和运行管理水平，完善设计规范和施工规范，有序开发建设，才能减少建设过程的风险投入，以达到降低工程成本的目的。（3）海上风电建设离不开当地政府和相关部门的帮助与支持。工程建设在施工期
对海洋生态及周边养殖业会产生一定影响。但在运行期，对海洋鱼类生物的数量和种类以及周围养殖物种的产量有没有影响，还需要做细致的调研工作。（4）呼吁相关部门出台针对海上风电场工程建设期和运行期不同阶段的渔业修复、养殖补偿等标准，避免在工程建设过程中出现养殖户漫天要价的被动局面。
篇四：海上风电场建设
海上风电项目建设成本分析及造价管理摘要：海上风电项目是我国可持续发展战略目标之一，亦是构成清洁能源体系的重要组成部分。由于海上风电项目涉及面广，影响因素多，建设周期长，施工工艺复杂，导致海上风电建设成本居高不下。加之当前电价补贴机制加快，平价时代下，如何提升海上风电项目造价管理水平，确保海上风电项目的效益至关重要。因此，在分析海上风电项目建设成本的基础上，对其造价管理中存在的问题和措施进行详细论述。
关键词：海上风电；建设成本；造价管理
为早日实现“3060”的碳达峰目标，能源结构的调整已迫在眉睫，必将成为全球共识。而大力发展清洁能源则是应对能源结构调整的重要一步。海上风电作为清洁能源的重要组成部分，发展迅猛。据相关研究显示，2018年，全球海上风电项目总投资约为257亿美元，而我国海上风电投资额就高达114亿美元，占比44.35%。2020年至今，我国总共有32个海上风电项目启动，总装机容量超过10.69GW。但是海上风电项目高昂的投资及复杂的成本费用构成，一直是制约海上风电项目效益的重要瓶颈。因此，厘清海上风电项目成本构成，落实造价管控，实现降本增效意义深远。
一、海上风电项目成本构成
（一）设备购置及安装费用
海上风电项目的主要支出主要为设备的购置以及安装费用，其大概占据海上风电项目总成本的60%-70%左右。具体来说：包括购置以及安装海缆、风电场机组、陆上以及海上升压站上部组块、变电设备以及控制保护设备等。在这些支出中，最主要且占据份额最高的当属风电场机组设备，也是风电技术研发的关键。伴随着大功率风电机组的全面推行，该方面费用支出也大幅度上升。
（二）工程建设其他费用
海上风电建设项目成本费用占总成本费用的30%-40%左右。具体包括海域使用工程、发电场工程、交通工程、升压变电工程、施工围堰工程等等。由于海上风电作业需要在海上进行，因此需要借助船舶来实现建设工作，例如对于一些大型风电机组进行运输等。升压站则对于船机要求更高，需要不同载重的运输船配合。其他诸如现场勘查费用、设计费用、措施费和现场管理费等等。
二、海上风电项目成本控制存在的主要问题
（一）全面预算管理工作落实不到位
海上风电项目成本控制的重要内容就是预算管理，具体包含概预算的编制、执行以及评估等。因为海上风电施工环境的特殊性，尚未有成熟的预算定额予以指导。现阶段，我国海上风电项目前期规划阶段，还没有结合海上风电技术指标和造价指标，制定出科学的概预算，致使后期各个阶段的成本造价控制没有依据可依。同时，由于海上风电项目施工成本构成较为复杂，概预算工作的执行情况不佳，概预算的作用难以有效发挥。
（二）成本评估方式不科学
海上风电成本控制的关键阶段在于投资决策和设计阶段，其对于总成本的影响高达85%左右。现实中，大多数的海上风电项目未能做好投资决策阶段的全面勘查工作，诸如用地用海、通航等等，致使成本评估的准确性有待考证。同时，部分海上风电项目成本设计不够科学合理，致使海上风电项目成本较高，难以实现降本增效。例如，风机选型以及排布不够合理，电线电缆规划不够科学，都导致成本评估难以真实反映工程实际。此外，部分海上风电项目亦没有采用动态的成本评估方法，导致外界材料等价格出现波动时，成本评估结果未能及时调整。
（三）缺乏全生命周期的施工成本控制
施工阶段作为资金费用大量投入阶段，也是参建方经济纠纷最多的地方。由于海上风电设备供货不足，不能满足施工进度，导致施工工期延长，进而增加工程项目的现场管理费用等。同时由于现场管理不当，人工调度以及船舶设备调度不够合理，出现窝工现象，导致现场班组费用大幅度增加。再例如施工工序衔接
不当，增加了施工工期和建设成本。部分开发商在进行风电机组采购时，只关注初期采购成本，而没有考虑后续的运维成本，致使风电机组的全生命周期成本堪忧。
（四）海上风电项目开发规模化不足
由于海上风电建设项目属于新兴产业，没有成熟的经验可以借鉴。基本上是接啊金陆上风电项目的开发模式。加之海上风电项目需要的投资数额巨大，不同的风电场的规模也不够。同一区域存在多个开发商，线缆、船舶、升压站之间并不共享，重复建设，资源浪费现象十分明显，没有发挥出规模化建设的成本优势。
三、海上风电项目资造价成本管控措施
（一）构建全面概预算管理机制
第一，凡事预则立，概预算作为项目成本控制的重要手段，必须要提高认识。海上风电项目应结合工程实际，全面落实概预算编制工作。第二，结合海上风电工程技术指标和造价指标，对概预算指标进行科学合理的确定。第三，编制完成的概预算方案必须得到严格的执行。项目的实际收支情况必须和概预算进行严格的匹配，确保预算收支平衡。第四，应积极运用现代化信息技术，构建一体化的预算管理平台，实时动态的管控概预算执行情况。
（二）运用科学的成本评估方法
第一，在项目的决策阶段，就应该将所有影响成本的要素考虑进来，以此提升项目成本评估的准确性。第二，结合实际成本支出情况，科学设计成本方案。设计时应兼顾安全和经济效益。第三，积极运用数字化和智能化的成本评估办法。例如当前比较流行的BIM建筑信息模型、O-Wind数字能源服务平台等。O-Wind数字能源服务平台于2019年诞生，是华东勘测设计研究院研究的一款智慧服务平台。其能够将海上风电场、工程项目管理等集成懂啊一起，并三维展示出来，且可以智能分析工程项目的设计阶段、施工阶段以及运维阶段的成本和数据，提升了成本管理的智能化水平和可视化水平。第四，动态化评估。市场千变万化，材料价格也是处于动态变化中。海上施工环境的特殊性，也使得其始终处于动态
变化中。这就要求成本评估应始终坚持动态性，依据外界环境的变化和市场价格波动，而对成本进行动态的调整。
（三）进行全生命周期的施工成本控制
海上风电项目成本的管控应始终坚持全生命周期和动态的调整。首先优化施工进度安排，对于风电机组设备的到货情况进行优化，使之和施工进度相匹配，避免设备供应不及时导致施工进度延缓。其次，对于施工班组进行优化调整，资源实时调配，确保人工、资源等都处于最佳的配置中。再次，做好施工工序的衔接配合，每一道工序的前后工序都制定严格的衔接流程，避免工序衔接不当而增加成本。最后，严格按照主体工程开展建设活动，依据合同预算要求，开展风电机组设备的采购工在。海上风电项目的全过程中都应该有详细的资金使用计划，一旦成本支出出现偏差，应及时查明原因，并予以调整，确保全生命周期的成本管控都有据可依。
（四）提高单个海上风电项目的开发容量发挥规模优势
政府应注重海上风电项目的规模化发展，尽量避免切割海上风电资源为小块招标，通过规模化的引导，实现线缆、升压站和机组设备的共享，以此来降低施工成本，提升风电效益。同时，对于建设单位来说，亦可以对于风电机组设备进行整体招标，以此实现对风电机组设备的统一规模化制作、运输、安装等，从而全面降低设备的采购和安装成本，提升海上风电项目的综合效益。
总之，我国海上风电项目发展势头迅猛，但是成本管控的任务繁重，难度较大，管理中问题重重。因此应不断落实概预算管理，综合运用科学的成本评估方法，开展全生命周期的成本管控，从而不断提升海上风电项目造价管理水平，加强成本管控，切实提升项目效益，推动海上风电项目更快更好的发展。
参考文献
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篇五：海上风电场建设
海上风电场建设施工期风险点的识别与控制
摘要：中国的海上风电产业快速发展起来，处于建设施工阶段存在很高的风险度。中国船级社对于应对风险有丰富的经验，而且掌握科学有效的风险防御技术，通过对海上风电建设施工过程中每个环节所存在的风险点予以识别，以采取科学有效的措施予以控制，使海上风电建设施工有较高的安全性。本论文着重于研究海上风电场建设施工期风险点的识别与控制。
关键词：海上风电场；施工期；风险点；识别；控制
引言：
自2010年以来，中国海上风电产业呈现出高速发展态势，至此装机量连年递增。随着海上风电场的离岸距离越来越远，水深也不断增加，在工程施工的过程中必然会增加难度，同时也提高了风险等级。也在不断提高。近年来，工程施工中事故时有发生，不仅因此导致经济损失，还会威胁到人员的生命安全。要保证海上风电工程质量，要做好地质勘察工作，施工部件都要运输到工程地点，此外，包括基础施工、吊装施工以及海缆的铺设都要到位，重视调试工作，调试结果合格后才能进入到下一个施工环节。每个施工环节都存在一定的难度，需要应对各种恶劣的自然环境[1]。比如，海床地质条件非常复杂，还会遇到强风、海浪、覆冰以及不定的洋流等等。在自然环境条件的约束下，各个施工环节都无法对环境工况很好地适应，此外，升压站结构以及风机结构都比较复杂，重量有所增加，可以采用多种吊装施工方式，缺乏具有丰富经验的施工人员，必然会影响工程进度。在海上风电建设中，由于施工的过程中会受到各种风险因素的影响，导致识别度减低，对于风险问题难以控制。
一、风险点识别以及等级划分需要遵循的原则
中国船级社对于风险点的识别有丰富的经验，主要是基于自身多年积累的海工经验以及科学有效的技术。海上风电场可以划分为四个部分：第一部分为升压站；第二部分为风机+塔筒；第三部分为风机基础；第四部分为海缆。在工程建设施工中，对于每个环节都要进行风险点识别，包括地质勘探环节、运输部件环节、打桩施工环节、吊装施工环节、调试环节和运行环节。对风险点准确识别之后，将降低风险点和消除风险点的措施提出来。
在对风险划分级别的时候，主要的衡量指标为三项，即危害等级、发生风险的频率以及概率，再此基础上可以将风险划分为低、中、高和非常高四个级别。
针对不同级别的风险具有针对性地提出解决措施。
二、风险识别采取的方法以及控制措施
比如，在海上升压站的施工过程中，需要对整个的施工过程进行分解之后，划分为八个环节。具体如下：
第一个环节：将勘察海上升压站场地的计划制定出来；
第二个环节：严格按照计划开展海上勘查工作，包括计划的内容以及计划中的勘察流程都要严格执行；
第三个环节：制定海上部件运输计划，以保证运输工作顺利展开，避免造成危险；
第四个环节：制定海上安装施工计划，以使安装工作有据可遵循，避免盲目性；
第五个环节：制定调试计划，并将试运行计划制定出来；
第六个环节：海上运输各种施工需要的部件；
第七个环节：对各种部件进行安装施工；第八个环节：做好调试工作并运行[2]。
每个环节都会有风险点，需要做好识别工作，正确分类，提出风险点的解决措施。当海上风电场升压站进入到施工阶段，所识别出的风险点为165个，并予以评估，对于降低风险防护措施或规避风险防护措施不予以考虑的条件下，“高风险”的风险点以及“非常高风险”的风险点超过80%，采取防护措施之后，风险程度降低的程度超过70%。
三、示例分析
升压站工程施工的过程中，需要准确辨别“非常高风险”点，下面针对施工中的风险点识别以及所采用的控制措施予以介绍。
其一，在对中压开关柜和高压开关柜进行调试的过程中，主要调试的内容很多，其中比较主要的使火灾发生的时候中压开关柜的危险性以及高压开关柜的危险性，检查中压开关柜以及变压器是否出现损坏，电气设备连接是否正确，如果有故障能够及时发现。中压开关柜和高压开关柜施工属于非常高风险，在进行安装施工的过程中，要严格遵守安装操作流程，对于其他的有关规定严格执行。所有参与的人员都要持有资质证书才能上岗，参与到电力供应以及开关柜作业当中。
对开关柜进行检查以及电缆绝缘的外观观察中，中压开关柜要打开，高压开关柜的输电板也要打开，而且充满SF6。处于无载荷条件下，将单个供电模块再连接到总线上，此外，还需要对总线保护系统进行检查，明确监控装置是否能够很好地发挥监督控制的作用。
其二，在海上运输施工环节，所存在的风险点有很多，主要包括8个方面，即稳定性、漂浮性以及纵向的倾角；加速度的最大值；横倾角的最大值；是否有良好的水密封性；对于拖曳性能的确定是否将速度和阻力作为重要的指标；索具的拖曳以及设备的拖曳，需要对系缆的连接点予以高度关注；推进的区域：运输的航线；驳船环境、拖船环境、干舷环境以及气候条件。在进行施工的过程中，很有可能产生平台结构倾翻，甚至会沉入到水中，导致设备被损坏乃至报废，工程会因此拖慢进度，不能按期完成施工；周围固定的物体、漂浮的物体遭到破坏，或者周围的环境遭到破坏。这些风险点都属于非常高风险，因此需要高度重视[3]。
对于这些风险点要采取措施，按照船级社规范以及国际规则实施，计算各项指标，比如，计算出漂浮性、稳定性计算以及纵向倾斜角的计算等等。此外，还要计算出加速度的最大值，将横倾角计算出来并与允许的最大值进行对比。这些工作都需要有资质的国际船级社验船师来完成。在进行运输施工以及安装施工环中，要监督实时加速度，同时还要控制好横倾角制。对于拖曳的风险点，可以采用模拟试验的方法确定，以采取相应的应对措施解决。
结束语：
通过上面的研究可以明确，海上风电场施工的过程中受到特殊环境的影响会有风险存在，实施有效防护可以将风险降低。将施工计划制定出来并做好准备工作，对于重大风险能够有效规避，或者降低减小风险造成的损失。在施工中常见的危险以及风险，在制定方案的初级阶段就要充分考虑。需要注意的是，在勘查地址、进行海上安装施工以及调试和试运行的过程中，风险的发生是循环性的，所以要做好各项准备工作，随时应急处理。海上风电发展速度非常快，施工安全是需要高度注意。中国船级社要从海上风电施工的实际出发，还要分析世界范围内所发生各种风险事故，对风险点进行识别、分级，还要出台控制指南，以确保海上风电产业更好更快地发展。
参考文献：
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篇六：海上风电场建设
福建省海上风电场建设对渔业生产的影响及对策林竹明【摘要】通过总结福建省海上风电场发展概况,分析海上风电场建设对海水养殖、海上渔场和渔港运营的影响,提出生态补偿和渔业资源修复等应对措施,减轻对渔业生产活动的影响,为我省海上风电场建设提供理论依据,也为各级海洋管理部门在用海审批时提供参考.【期刊名称】《福建水产》【年(卷),期】2016(038)005【总页数】4页(P415-418)【关键词】海上风电场;海水养殖;海上渔场;渔港运营;应对措施【作者】林竹明【作者单位】福建省海洋预报台,福建福州350003;福建省海域使用动态监视监测中心,福建福州350003【正文语种】中文【中图分类】P751风力发电是新能源领域中技术最成熟、最具规模化、商业化发展的发电方式之一。福建省把加快风电开发作为未来电力发展的重要战略加以推进，对弥补我省常规能源资源不足起到重要作用。根据福建省“十二五和能源发展专项规划”，至2015年福建省陆上风电装机容量达到200×104kW以上，全省风电事业进入一个快速发展时期。由于福建省沿海地区经济发达，人多地少，港口、工业区、经济开发区
众多，陆上风电场建设与居民区、土地利用规划、临港工业规划等存在诸多矛盾，导致陆地场址零星分散，制约因素进一步加大，对风电的长远发展目标将产生不利影响。伴随着福建省陆上风电开发存在“有风无场”、征地难、接入难、噪声污染等问题，风电的开发将逐渐转到海上[1]，开发清洁型可再生的海上风电愈来愈迫切。由于海上风电场场址占用海域面积大，风机和电缆管道的施工将会影响渔业资源及渔业捕捞、海水养殖和渔港运营等，因此海上风电场建设对渔业生产的具体影响有哪些，影响程度有多大，如何采取积极的措施，最大程度地降低风电场建设对渔业生产的影响，便成为目前亟需解决的问题。福建省海域面积13.6×104km2(海洋功能区划面积3.76km2)，海岸线总长3752km。受季风气候影响，海上风资源丰富，特别是闽江口以南至厦门湾的台湾海峡中部，海域受台湾海峡“狭管效应”的影响，其年平均风速大，风向稳定，是全国风力资源最丰富的地区。2009年5月26日，国家能源局下发了《关于印发海上风电场工程规划工作大纲的通知》(国能新能〔2009〕130号)，布置开展全国和各省的海上风电场工程规划工作。福建发改委高度重视此项工作，专门召开会议部署研究福建省海上风电场工程规划，制定一系列促进风电发展的配套政策措施，组织实施了全省风能资源的初步普查，加快风电项目核准步伐。根据《福建省海上风电场工程规划报告》*福建省水利水电勘测设计研究院.福建省海上风电场工程规划报告[R].福州：福建省发改委，2016.，全省规划海上风电场17个，规划装机容量1200×104kW，储备场址8个，储备资源容量520×104kW，总装机规模1720×104kW，涉及宁德霞浦、福清海坛海峡、福清兴化湾、平潭大练、平潭长江澳、平潭草屿、莆田平海湾、莆田南日岛、莆田石城渔港、泉州湾和漳浦六鳌等海域，规划占用海域面积1328.1km2。目前，福建省海上风电场开发建设按照“先建设深水远岸、后建设浅海近岸”的原则，循序渐进、分期推进。其中，莆田
平海湾50MW海上风电示范项目已核准并通过海域审批，进入建设阶段；莆田平海湾二期250MW海上风电项目、福清海坛海峡海上风电项目、平潭大练300MW海上风电项目、长江澳200MW海上风电项目等正在开展可研、项目申请报告等前期工作。渔业生产活动一般包括海水养殖、海上渔场捕捞活动和渔港运营等。2015年福建省全年水产品产量733.89×104t，比上年增长5.5%。其中，海洋捕捞232.18×104t，增长3.6%；海水养殖404.13×104t，增长6.5%。全省海洋生产总值为7000亿元，同比增长10.0%；全年渔业经济总产值达2450亿元，同比增长5.2%。海水养殖中的鳗鲡、大黄鱼、鲍鱼、牡蛎、海带、花蛤、紫菜等重要水产品养殖产业规模居全国第一。根据海上风电场工程建设施工特点，施工期间，由于风机桩基打桩和海底电缆管沟等的开挖，引起悬浮泥沙的扩散，对海水养殖、海上渔场等均产生影响，风电场建设引起的水动力条件变化和施工船舶的进出也将影响周边渔港的日常运营。2.1对海水养殖的影响海上风电场工程所在海域一般都有海水养殖活动，在工程风机桩基沉桩施工以及电缆管沟施工过程中，会引起海底的悬浮泥沙扩散，悬浮泥沙将对渔业资源造成伤害，主要表现为影响鱼类和生物的发育，悬浮泥沙会造成鱼类和生物的窒息死亡，还将造成工程海域水体严重缺氧而导致各种鱼类和海洋生物死亡，其有害物质形成二次污染造成鱼类和海洋生物死亡等。运营期间，由于风电场工程的实施占用了一定海域面积，减少了可供海水养殖的海域面积，直接影响到养殖户的养殖活动。同时，海底电缆管道两侧一定距离内为海底电缆管道保护区范围，禁止在海底电缆管道保护区内从事张网、养殖或者其它可能破坏海底电缆管道安全的海上作业，对海水养殖活动均造成了一定的影响[2]。2.2对海上渔场的影响
海上风电场工程海域主要涉及了闽中和部分闽东、闽南渔场，工程建设势必对所在海域的渔业资源和渔场内的捕捞作业产生影响，其影响主要体现在以下几个方面：2.2.1施工期影响1)施工悬沙对渔业资源的影响施工过程中工程所在海域受打桩、挖缆作业扰动，悬浮物含量增加，水体透光率下降，海洋生物呼吸、生存受到影响，海洋生物资源尤其是渔业资源数量下降。另外，施工期间风电场所在海域悬沙含量较高，施工结束后，悬沙逐渐沉降下来，从一定程度上会改变海域的底栖环境，从而影响底栖生物的生存和生长，但由于海洋生物对环境的适应性，这种影响可逐渐得到恢复。2)施工噪声对渔业资源的影响打桩施工产生的噪声会对渔业资源造成一定的影响。当工程海域有石首鱼科鱼群活动时，打桩作业对石首鱼科鱼类的行为活动将产生较大的影响，当离桩基施工距离小于120m范围内，打桩噪声将致石首鱼科的大、小鱼直接伤亡。工程施工期应以160dB作为鱼类影响噪声阀值，确立风机基础850m范围内为警戒区，对鱼类活动进行驱赶和迁移。在5—7月鱼类产卵季节，应在驱赶的基础上，控制施工强度，在打桩时尽量减少每分钟的打桩次数。在进行首次水下打桩时先进行小强度的“软启动”，以驱赶海洋鱼类游离作业区[3]。2.2.2运营期影响1)运营期电缆保护对捕捞作业的影响海上风电场工程建设直接占用渔业捕捞作业区域面积，势必对捕捞作业、从事捕捞的渔民和渔船产生影响。工程建成后运营期间，从安全角度考虑，风机所在海域及四周规定安全距离内渔船不能进入进行捕捞作业，渔业生产作业范围缩小。同时周围海域的渔船可能会航经风电场区域，增加渔船碰撞风机的风险，在海底管线区域，渔船的临时走锚也会对海底管线造成破坏，存在风险。而且，目前由于较多的“三
无”渔船并未配备AIS，对于这部分渔船，难以监督其是否遵守水上交通安全管理规定，尤其在捕鱼及养殖旺季，大量渔船活动于风电场附近海域，若渔船在风场区内进行拖网、张网捕捞作业或发生事故性抛锚，极有可能对风场区内电缆的安全造成影响。此外，由于风机之间距离400～700m，渔船进入风场区容易诱发水上交通事故，加之拟建风电场附近助航标志可能被风机基础承台、风机导管架或风机塔筒遮挡，风机群的存在可能会对船舶瞭望造成一定影响，对驾驶人员造成一定的心理负担，渔船航行存在与风机碰撞的风险。2)运营期对渔业资源的影响风机运营产生的噪声经水-气界面进入水体后，能量损耗较大，且海水中悬浮物对噪声有一定的吸收作用，噪声进入水体后不会对周边声环境造成显著影响，不会引起桩基周围的水生生物环境有较大变化，加之噪声对鱼类具有驱赶效应，因此，水下噪声对鱼类机体、种群数量等影响有限，但风机噪声对石首科鱼类的影响尚不能明确。3)运营期电磁辐射对海洋生物的影响目前学术界对于海底电缆产生的电磁场对海洋生物产生的影响还未有科学的定论。有研究认为，磁场能够影响鱼类，因为有些鱼的体内具有磁性物质，可用于识别地理磁场，从而协助它们进行空间定位。但是，这些研究都是以淡水鱼类为研究对象，因此与海水鱼类相比磁场反应有可能不同。且目前很少有现场研究对鱼类如何受到电缆及其所产生磁场的影响进行观测。一般情况下，海底电缆均敷设于海底土层以下，电缆外层的金属屏蔽层、铠装层以及海底土层对磁场具有强烈的屏蔽作为，且鱼类活动空间较大，在海底区域活动的鱼类种类及数量相对较少。根据类比潮间带电缆线路可知，电缆产生的电磁场强度非常小，基本与当地背景值一致。因此海上风电场海底电缆建成运行后，不会对海洋生物产生不利的影响。2.3对渔港运营的影响分析
已规划的海上风电场区附近海域有较多渔港，风电场建设引起的海流场改变主要集中在风电场内，淤积范围主要集中桩基根部，工程附近海域各渔港与风电场区存在一定距离，渔港的水深条件不因风电场建设发生变化。另一方面，施工期间风机、塔筒等设备通过周边港区运至风电场内，运输过程中可能增加附近航道的通航密度，届时会对渔业船舶的通航产生一定的影响。3.1成立专门海上风电工作小组海上风电场工程一般占用海域面积较大，工程建设对较多的渔业养殖户和渔民造成影响，因涉及面广、规模较大，建议各级海洋与渔业行政主管部门成立专门海上风电工作小组，指导建设单位处理受影响养殖户和渔民的补偿问题，落实对受经济损失的渔民和养殖户的补偿措施，制定切实可行的补偿计划，落实补偿费用，以经济手段减轻项目实施对渔民的影响，取得渔民的理解、支持和配合，避免因补偿问题发生社会冲突。3.2加强海上施工生态保护措施春、夏季(5—6月)是工程所在海域鱼类产卵高峰期，从减缓对渔业资源的影响角度出发，工程建设应尽可能避开鱼类产卵高峰期，建议风机基础钢管装沉桩施工、海底电缆施工避开5—6月鱼类产卵高峰期。打桩前可采取预先试打桩，增加两次打桩时间间隔，以驱赶桩基周围的鱼类，为减缓后续正式打桩时产生的水下噪声和悬浮物对鱼类的影响。对施工海域设置明显警示标志，告知施工周期，明示禁止进行张网捕捞活动的范围、时间。做好施工期的海水环境跟踪监测与环境监理工作。对施工期附近水域开展生态环境及渔业资源跟踪监测，及时了解工程施工对生态环境及渔业资源的实际影响。3.3加大渔业资源修复管理力度建设单位应通过增殖放流、开展人工鱼礁建设[4]等进行生态补偿，减缓对海域的渔业资源造成的影响。目前，增殖放流技术和人工鱼礁相对简单易行，具有周期短、
技术成熟等优势。建设单位应在当地海洋与渔业行政主管部门的指导下，制定增殖放流计划，在工程建成后立即采取以底栖生物及渔业资源生物增殖放流为主的生态修复补偿措施，增殖放流品种优先选取当地海域的常见种和优势种，关注底栖生物，放流地点为工程附近水域。具体增殖放流补偿方式的放流品种、规格和数量、时间和地点等应与当地海洋与渔业行政主管部门协调落实[5]。3.4建立有效的风险预警机制预警和预防是通过分析预警信息，做出相应判断，采取预防措施，防止事故发生或做好应急反应准备。海事和海洋渔业管理部门应做好船舶安全流量、动态等监测工作，并将监测区域的情况及时通报给相关部门，以便及时做好安全准备工作，积极预测预防营运过程中发生影响船舶正常通航的可能性，并做好相应的预防措施。同时，建设单位应做好海上风电场区域溢油和台风风险等应急预案，加强施工期和运营期的风险管理，使工程建设对周边渔业生产活动的影响减小到最低的程度。福建省海上风电场的建设能有效地促进地方经济、带动风电产业链的发展，同时属于清洁能源项目，具有良好的社会、经济和环境效益，对于改善电网的电源结构，推动福建省风电事业的发展，开发可再生能源有着积极的意义。工程建设和运行带来的海水养殖、海上渔场和渔港运营等渔业生产活动方面的影响，可通过有效的环保措施和适当的生态补偿予以减缓。建议建设单位加强对海上风电场工程海域的全过程动态监测和跟踪管理，在工程建成后，尽快开展人工鱼礁和增殖放流等渔业资源恢复及对象保护措施研究和实施。
【相关文献】
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篇七：海上风电场建设
利益相关者约束类型联系单位中国海洋石油总公司石油天然气国家农业部渔业局渔业与养殖国家国家海洋局各地方海洋与渔业厅地方国家各军种的主管部门国家军事机构海岸警卫队地方各地的发展规划部门地方政府各地的交通厅港口航道管理部门地方船舶及导航港口中国海底电缆建设有限公司电缆电缆和管道中国石油天然气管道局管道中国民用航空局国家中国民用航空华东地区管理局地方中国海事局中国电信移动联通东海大桥项目咨询机构名单国家和地方发展改革委员会国家海洋局上海市海洋局东海海洋局海底电缆施工许可证上海市规划管理局变电站选址上海水务局行政许可的决定土地资源管理局建设用地审批许可证卫生局流行病保护审查上海市环境保护局水管局海堤穿越海堤许可证电力公司工程质量监督手续海洋与渔业局海上海底施工许可证渔业厅农业委员会禁渔证书及渔业生产和渔民损失补偿安置合同国土部批准渔业资源损失的赔偿合同25评分和定级第二章2.1概述
海上风电场的选址
近海风电场一般都是在水深10~20m、距岸线10~15km左右的近海，从空间上看，地域大，选址余地大。实际上海上风电场的建设受到诸多因素的影响和制约。按制约因素的性质可为以下几方面：硬性制约（比如军事区、航道等）、软性制约（如：渔民的利益、规划上的冲突）、技术制约（如：风资源、海床条件、不利因素等）、环境制约（如：生态因素、噪声等）、经济制约。根据各国的海上风电场经验，综合各种影响因素，得出风电场选址的几项基本原则：（1）考虑风资源的类型、频率和周期（2）考虑海床的地质结构、海底深度和最高波浪级别（3）考虑地震类型及活跃程度及雷电等其它天气情况（4）考虑城市海洋功能区的规划要求（5）场址规划与城市建设规划、岸线和滩涂开发利用规划相协调（6）符合环境和生态保护的要求，尽量减少对鸟类、渔业的影响。（7）避开航道，尽量减少对船舶航行及紧急避风的影响。（8）避开通信、电力和油气等海底管线的保护范围。（9）尽量避开军事设施及周围（10）考虑基础施工条件和施工设备要求及经济性，场址区域水深一般控制在5~15m。2.2选址考虑的各种因素2.2.1风资源因素1.风资源：风资源是风电场选址的首要因素，一个良好的风资源是必备条件。一般对风资源的评价如下：平均风速（m/s）6~77~88~99~10基于欧洲的经验低风速，项目经济上不好中等风速，投资回报周期长高风速，中等投资回收期，利润合理最佳风能资源，投资回收期短，高回报
风电场选址，在风资源上要求年平均风速大于6m/s，50m风功率密度大于200W/m2。我国最佳风资源区在台湾海峡，平均风速达到8m/s以上，功率密度达到700w/m2，其次就是广东、再次就是上海江浙一带，然后就是山东、河北等地。在从风资源方面选址上，首先要从宏观上确定区域，然后再进行区域风资源
测试评估。
2.风资源上的不利因素：台风海上风电场在风资源上的不利因素首先就是台风，强台风不仅仅损害叶片、机舱，还包括结构部件，如塔筒和基础，对发电设备影响很大。国际电工委员会（IEC）对发的机组的分类发的机组类型轮毂高度年平均风速（m/s）108.57.550年一遇3秒阵风（m/s）
123
7059.552.5
“桑美台风2006年登陆浙江，最大风速78米/秒，导致浙江苍南风电场28台风机倒了20台，整个风场几乎报废。”如果没有科学、扎实的研究，海上风场
将难以避免苍南的灾难。“目前运营的国产风机质量问题，可能在未来两到三年后集中爆发。”2.2.2海床的地质结构、海底深度和最高波浪级别1.海上风电风塔基础是造成海上风电成本的重要因素之一，选择地质条件好的海域建设风电场不仅利于施工，而且还能减少成本，并防治地质灾害。因此，海上风电场对地址条件的要求非常严格。在环境评估中要对所选海域进行地质勘探，且要布点合理，以全面掌握场址海床的地质构造情况。海底表层沉积物有有机的、无机的，无机的有细沙、泥沙、岩石碎裂的固体碎片等多种情况。一般而言，细沙覆盖的海床条件比颗粒较大的沉积物的海床更适合风电场的建设。2.海底深度（水深）水深也是影响项目总成本的重要因素之一，原因如下：1）发电机组基础，标准单桩基础在深水及松软的地质条件下不适合，需要更复杂的基础方案。2）施工安装，过深的水给施工带来难度。超过40m的水深，千斤顶驳船就不能胜任了，需要锚式起重船，但它受海况条件影响比较大。3）海底电缆的铺设一般在5~30m的范围内（10-20m）。水深和离岸距离根据欧洲海域已建成或规划中的海上风电项目水深、离岸距离和装机容量的信息统计得知：欧洲海上风电场开发趋于更大、更深、离岸更远。基于现在的风电技术和资金结构，40m是海上风电开发现实可行的最大水深。欧洲海域至今建设的海上风电场最深的是Beatrice商业示范项目，大约位于40m水深范围。极少数风电场在不到5m的水深处建造。大多数海上风电场项目离岸小于50km。德国第一个海上风电试验项目——12台机组总计60兆瓦的AlphaVentus——从1999年正式立项，到2010年4月才得以并网发电，历时近12载，比原定计划晚了一年半。为了保护海岸线和近海潮汐，以及不影响进港航道，德国联邦海洋和水道测量局要求海上风电场建在远离陆地的地方。德国的公众也不愿意看到海上风机出现在近海的自然景观里，认为是一种破坏。妥协的结果是，AlphaVentus选址在了北海离岸45公里远的地方，水深达30米。根据德国海上风电官方网站提供的信息，其他申请的项目也多在离岸30公里之外，水深在20米至35米之间。而英国、丹麦等国家的海上风电场离岸要近得多，那里的公众也不介意大型风机出现在视线里。3.海浪：波浪包含大量的动能和压力，对结构产生较大的重复荷载，对结构的寿命和动态行为有严重的影响。1）增加发电机组基础和结构的水平荷载2）在风电场运行期间影响安全进入或工作，增加了运营成本。3）大浪妨碍建设施工，增加施工成本。海浪：渤、黄、东、南海的波高以南海最大，东海次之，渤、黄海较小。
年均波高南海为1.5米，东海及南黄海为1.0～1.5米，渤海、北黄海和北部湾仅0.5～1.0米。年中波高以冬季最大，大浪（波高2米以上）频率都在20％以上。从济州岛经中国台湾以东海面至东沙、南沙群岛的连线为大浪带，大浪频率在40％以上，中心区可达50％。据现有记录，南海、东海的最大波高为10米多，南黄海为8.5米。波高最小的季节，黄海出现于夏季，东海和南海出现于春季。4.潮汐流潮汐流造成的水平荷载、泥沙的冲刷对海上风电场的建造、运营和维护构成了严重的挑战。其影响在于增加水平荷载增加冲刷，对基础的侵蚀加大使安装、维修更具挑战性，增加了施工维护的成本潮汐流的侵蚀能力与流速的立方成正比。中国海域潮汐流对海上风力发电场开放最具挑战性的地方位于浙江北部和江苏中部之间，杭州湾是世界上涌潮之地。潮汐流峰值（cm/s）0~5050~100100~150150~200>200重要性很少或没有问题较轻的挑战相对富有挑战性的工作环境挑战性的工作环境不适合的位置
5.潮差位于低水位和高水位之间的基础部分遭受的腐蚀最严重，且容易生成生物淤泥。潮差大也给施工、维护带来不便。潮汐范围重要性
0~4m
很小或者没有问题
4~8m
一些小的挑战
>8m
适度工作挑战
中国苏、浙、闽沿岸，一般为4～5米，但钱塘江口的涌潮，历史上最大潮
差可达9米，其壮观景象，举世闻名。渤海沿岸潮差也只1～3米6.海冰每年12月到3月，渤海湾特别是辽宁湾有海冰和浮冰，浮冰块对桩基有冲撞作用，而且浮冰块阻塞效应也会使船舶抵达发电机组很困难。2.2.3地震与构造风险在中国沿海存在一些轻微的构造断层，沿断层板块运动引起的地震会对海上风电场的生存造成很大的危害。作为选址的一部分，需要详细了解地质断层适当的间隔距离，感兴趣的海域的地震活动风险信息，这些信息应应用于选址的设计中。福建省海上位于横向地质板块边界，台湾岛区域为地震高发带，地震活动频繁，对风电机组的设计是个挑战，需要有足够的信息、工程技术和财务决策。江苏北部有最低程度的地质灾害，构造活动基本发生在江苏南部和中部。江苏省在近代历史上规模最大的地震为1668年里氏8.5。在设计中如果没有考虑地震因素，并加以适当保护，遇到强地震会造成重大损失。2.2.4海域利用上的冲突问题选址过程中不能忽略海域使用上的限制和制约，有时会和其他的行业、其他的用途等情况产生冲突。1.石油天然气渤海和东海有丰富的油气储量，随着对石油天然气需求的不断增长，海上石油和天然气的勘探和开采活动将日益增多，这样会限制海上风电的开发。2.航运航道约90%的世界贸易是由海上运输业来完成的。我国沿海各个区域都有重要的航道，风电场不能占据航道，特别是繁忙的航道和锚定站点、避风港区，在一些不繁忙的航道上也要考虑风电机组的分布，风电机组的分布要为行船留出足够的距离，避免船舶与风电机组的碰撞，造成船舶和风电机组的损坏。而且风电机组应安装警示标志，如照明和雾角等，另外应到海事部门进行登记注册，以便在航海指南中作出标示。3.军事设施1）军事管制区2）用于军事目的的海域：如军事飞行的低空区域，海里的导弹试验区域等。3）海底弹药库或海底弹药倾倒区，要摸清弹药地点位置，密分布度等情况。从中国海事图获得的弹药倾倒区和雷区可能在连云港以北海域的两个地方，这两个区域严重制约了该地区的风电场的开发。4.航空和雷达风电机组在雷达监测视线范围内会对雷达造成干扰，旋转的风电机组叶片会给雷达造成假信号，在雷达监测系统中显示错误的追踪信号。通常在海上风电场开发规划阶段，经常与航空和安全部门存在冲突，甚至导致项目审批无法通过。一般民用机场的位置是公开的，军用雷达及航空雷达的地点需要通过其他途径获得。5.渔业和捕捞
鱼类和海鲜是中国沿海的食物和收入的重要来源。现代水产养殖技术支持浅水区（小于10m）和较遮蔽的地方养殖。水产和海上风电场的选址之间有相当的重叠。其主要影响就是施工过程中破坏环境造成鱼类和海洋生物死亡。有些专家认为从长远看不会渔业有影响，而且由于桩基的建设形成类似渔礁可改变环境可促进鱼类的种群复苏，但渔业界不认同这种看法。总之短期是会给渔业或捕捞业造成影响。2.2.5环境制约1.湿地和浅水区是涉水、近水鸟类的主要活动区域，这些区域开发会对动植物的生态圈产生不良影响。旋转的风轮叶片会对鸟类造成伤害剥夺了候鸟的捕食区剥夺了候鸟的繁殖区施工期间对周边的生态产生不良影响如：盐城沿海滩涂珍禽国家级自然保护区位于江苏省盐城市的射阳、大丰、滨海、响水、东台五县（市）的沿海地区，面积45.3万公顷，1984年建立省级自然保护区，1992年加入联合国教科文组织国际“人与生物圈”保护网，1996年又纳入“东北亚鹤类保护网络”。主要保护对象为滩涂湿地生态保护系统和以丹顶鹤为代表的多种珍禽。2.视觉影响3.噪声影响4.海洋考古学的影响：如文化遗产等2.2.6港口港口在海上风电场开发的初级阶段扮演着重要的角色，因为所有的风电场的零部件、配套设备都会存放在此，并有此运送出海。港口设施应在风电场开始施工之前全部到位。一般港口应有深水泊位，以便大型深水船舶运作，还应有足够的空间以便存储风电机组塔筒和叶片等各种零部件，并拥有相当的吞吐量和可调配的船舶，有运送大量货物的基础设施。在制造、建造、安装、运营和维护各阶段都离不开港口。典型港口（处理100台风电机组/年）的规格：80000m2的最小面积，若在气候不好的地区，额外需要增加30000m2。港口周围应有200~300m长的运输通道，并且要有能承受高负载的能力。不受潮汐或其它进入性制约的航道，并能容纳长140m、宽45m、吃水深度6m大型船舶净空高度不低于100m，以保证塔架等零部件安全通航。能运送300T重量的起重机。一旦风电场开始运作，维护工作通常有最近的码头来进行，这些码头需配备维护人员、船舶、仓库和维修的装备。风电场的规模越来越大，并且离岸越来越远，直升机和海上居住条件也是考虑的范围。风电场距港口的距离海上风电场开发建设的项目成本随着场址距海岸线和港口的距离增加而增加。
如：海上航行的时间长将导致整个项目建造时间长，尤其是当运送风电机的地基和机组期间。恶劣和多变的海上环境会对风电场的维护带来困难。以江苏为例：共有11个港口，其中7个主要港口：连云港、滨海港、射阳港、大丰港、洋口港、南通港和吕四港，大多数都在扩建之中。连云港：江苏省最大的码头，最深的泊位8.51m，航道深9m。有足够能力完成海上风电场零部件的出海任务。滨海港：正在开发中，竣工后有3000t的水上平台，有4个分港口，其中2个适合做海上风电场港口射阳港：正在建设2个5000t的水上平台。吕四港：包括大唐电力港和正在兴建的吕四港。大丰港、南通港目前还不适合做海上风电场使用的码头。(2009年前的资料)
2.2.7电网海上风电场的年发电量和上网电价等因素也是需要考虑的。考虑到搭建输电设备的经济和技术等因素，选择离电网接入点近的区域并网是一种普遍认同的方案。2.3制约图制作对每个制约信息进行处理，然后分别制作制约图。2.4咨询与核准1.咨询的好处根据欧洲可再生能源项目开发所取得的经验证明，尽早在开发阶段有效识别和接触其他用户（利益相关者）是非常有效和必要的。作为开发过程中的一部分，潜在的风电场开发商必须咨询主要利益团体及国家和当地部门，目的是进一步确认制约图中确认的潜在开发区可利用性。咨询会确保开发的信息得以传达，可与有关部门展开对话，开发商能够获得相关资料。如果有意义的对话早日展开，可减少或避免开发商陷入各方的反对中，
能减少项目的延误和无用的费用和开支。比如：国家或军事设施某些信息是保密的通过公开渠道无法获得。通过咨询：1.可进一步确定项目的可行性2.可准确确定风电场的场址3.可预估建设难度和成本2.利益相关者风电场建设会涉及到许多方面的利益，这些利益相关者都要进行咨询沟通，充分了解各方的利益诉求，与风电场建设的冲突及解决的办法。这些利益相关者如：国家渔业局、海洋局、军事机构、海岸警卫队、港口、船舶公司、各地方政府机构、环境部门、电信部分等等。利益相关者约束类型石油天然气渔业与养殖国家地方军事机构国家地方政府船舶及导航、港口电缆和管道国家地方地方地方电缆管道联系单位中国海洋石油总公司国家农业部渔业局国家海洋局各地方海洋与渔业厅国家各军种的主管部门海岸警卫队各地的发展规划部门各地的交通厅、港口航道管理部门中国海底电缆建设有限公司中国石油天然气管道局中国民用航空局中国民用航空华东地区管理局中国海事局中国电信、移动、联通国家地方国家地方国家无线电管理办公室各地方无线电管理局国家广播电视电影局各地方广播电视电影局国家和地方自然保护区管理部门
3.东海大桥项目咨询机构名单国家和地方发展改革委员会国家海洋局上海市海洋局东海海洋局——海底电缆施工许可证上海市规划管理局—变电站选址上海水务局—行政许可的决定土地资源管理局—建设用地审批许可证卫生局—流行病保护审查上海市环境保护局水管局（海堤）—穿越海堤许可证电力公司—工程质量监督手续海洋与渔业局—海上海底施工许可证渔业厅农业委员会—禁渔证书及渔业生产和渔民损失补偿安置合同国土部—批准渔业资源损失的赔偿合同2.5评分和定级
篇八：海上风电场建设
国家能源局、国家海洋局关于印发《海上风电开发建设管理暂行办法》的通知文章属性
•【制定机关】国家能源局,国家海洋局•【公布日期】2010.01.22•【文号】国能新能[2010]29号•【施行日期】2010.01.22•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】能源及能源工业综合规定
正文
国家能源局、国家海洋局关于印发《海上风电开发建设管理暂行办法》的通知
（国能新能〔2010〕29号）
辽宁省、河北省、山东省、江苏省、浙江省、福建省、广东省、广西自治区、海南省、上海市、天津市发展改革委（能源局）、海洋厅（局），国家电网公司、南方电网公司，水电水利规划设计总院：
为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电康健康、有序发展，现制定《海上风电开发建设管理暂行办法》并印发你们，请遵照执行。
国家能源局国家海洋局二〇一〇年一月二十二日海上风电开发建设管理暂行办法第一章总则
第一条为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电有序开发、规范建设和持续发展，根据《中华人民共和国行政许可法》《中华人民共和国海域使用管理法》《企业投资项目核准暂行办法》，特制定本办法。
第二条本办法所称海上风电项目是指沿海多年平均大潮高潮线以下海域的风电项目，包括在相应开发海域内无居民海岛上的风电项目。
第三条海上风电项目开发建设管理包括海上风电发展规划、项目授予、项目核准、海域使用和海洋环境保护、施工竣工验收、运行信息管理等环节的行政组织管理和技术质量管理。
第四条国家能源主管部门负责全国海上风电开发建设管理。沿海各省（区、市）能源主管部门在国家能源主管部门指导下，负责本地区海上风电开发建设管理。海上风电技术委托全国风电建设技术归口管理单位负责管理。
第五条国家海洋行政主管部门负责海上风电开发建设海域使用和环境保护的管理和监督。
第二章规划第六条海上风电规划包括全国海上风电发展规划和沿海各省（区、市）海上风电发展规划。全国海上风电发展规划和沿海各省（区、市）海上风电发展规划应当与全国可再生能源发展规划、全国和沿海各省（区、市）海洋功能区划、海洋经济发展规划相协调。沿海各省（区、市）海上风电发展规划应符合全国海上风电发展规划。第七条国家能源主管部门统一组织全国海上风电发展规划编制和管理，并会同国家海洋行政主管部门审定沿海各省（区、市）海上风电发展规划。沿海各省（区、市）能源主管部门按国家能源主管部门统一部署，负责组织本行政区域海上风电发展规划的编制和管理。第八条沿海各省（区、市）能源主管部门组织具有国家甲级设计资质的单
位，按照规范要求编制本省（区、市）管理海域内的海上风电发展规划；同级海洋行政主管部门对规划提出用海初审意见和环境影响评价初步意见；技术归口管理单位负责对沿海各省（区、市）海上风电发展规划进行技术审查。
第九条国家能源主管部门组织海上风电技术管理部门，在沿海各省（区、市）海上风电发展规划的基础上，编制全国海上风电发展规划；组织沿海各省（区、市）能源主管部门、电网企业编制海上风电工程配套电网工程规划，落实电网接入方案和市场消纳方案。
第十条国家海洋行政主管部门组织沿海各省（区、市）海洋主管部门，根据全国和沿海各省（区、市）海洋功能区划、海洋经济发展规划，做好海上风电发展规划用海初审和环境影响评价初步审查工作。
第三章项目授予第十一条国家能源主管部门负责海上风电项目的开发权授予。沿海各省（区、市）能源主管部门依据经国家能源主管部门审定的海上风电发展规划，组织企业开展海上测风、地质勘察、水文调查等前期工作。未经许可，企业不得开展风电场工程建设。第十二条沿海各省（区、市）能源主管部门在前期工作基础上，提出海上风电工程项目的开发方案，向国家能源主管部门上报项目开发申请报告。国家能源主管部门组织技术审查并论证工程建设条件后，确定是否同意开发。第十三条项目开发申请报告应主要包括以下内容：（一）风资源测量与评价、海洋水文观测与评价、风电场海图测量、工程地质勘察及工程建设条件；（二）项目开发任务、工程规模、工程方案和电网接入方案；（三）建设用海初步审查，海洋环境影响初步评价；（四）经济和社会效益初步分析评价。
第十四条海上风电工程项目优先采取招标方式选择开发投资企业，招标条件为上网电价、工程方案、技术能力和经营业绩。开发投资企业为中资企业或中资控股（50%以上股权）中外合资企业。
已有海上风电项目的扩建，原项目单位可提出申请，经国家能源主管部门确认后获得扩建项目的开发权。
获得风电项目开发权的企业必须按招标合同或授权文件要求开展工作，未经国家能源主管部门同意，不得自行转让开发权。
第十五条海上风电项目招标工作由国家能源主管部门统一组织，招标人为项目所在地省（区、市）能源主管部门。
对开展了海上风电项目前期工作而最终没有中标的企业，由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，向承担了前期工作的企业给予经济补偿。
第四章项目核准第十六条招标选择的项目投资企业或确认扩建项目开发企业，按海上风电工程前期工作的要求落实工程方案和建设条件，编写项目申请报告，办理项目核准所需的支持性文件，与招标单位签订项目特许权协议，并与当地省级电网企业签订并网和购售电协议。项目所在地省级能源主管部门对项目申请报告初审后，上报国家能源主管部门核准。第十七条海上风电项目核准申请报告应达到可行性研究的深度，并附有下列文件：（一）项目列入全国或地方规划的依据文件；（二）项目开发授权文件或项目特许权协议；（三）项目可行性研究报告及技术审查意见；（四）项目用海预审文件和环境影响评价报告批复文件；（五）海上风电场工程接入电网的承诺文件；
（六）金融机构同意给予项目贷款融资等承诺文件；（七）根据有关法律法规应提交的其他文件。第十八条海上风电项目必须经过核准并取得海域使用权后，方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋行政主管部门收回海域使用权。
第五章建设用海第十九条海上风电项目建设用海应遵循节约和集约利用海域资源的原则，合理布局。第二十条项目单位向国家能源主管部门申请核准前，应向国家海洋行政主管部门提出海域使用申请文件，并提交以下材料：（一）海域使用申请报告，包括建设项目基本情况、拟用海选址情况、拟用海的规模及用海类型；（二）海域使用申请书（一式五份）；（三）资信证明材料；（四）存在利益相关者的，应提交解决方案或协议。第二十一条国家海洋行政主管部门收到符合要求的用海申请材料后组织初审。初审通过后，国家海洋行政主管部门通知项目建设单位开展海域使用论证；海域使用论证评审通过后，国家海洋行政主管部门出具项目用海预审意见。第二十二条项目建设单位申报项目建设核准申请时，应附国家海洋行政主管部门用海预审意见；无预审意见或预审未通过的，国家能源主管部门不予核准。第二十三条海上风电项目建设用海按风电设施实际占用海域面积和安全区占用海域面积征用。其中，非封闭管理的海上风电机组用海面积为所有风电机组塔架占用海域面积之和，单个风电机组塔架用海面积按塔架中心点至基础外缘线点再向外扩50米为半径的圆形区域计算；海底电缆用海面积按电缆外缘向两侧各外扩
10米宽为界计算；其他永久设施用海面积按《海籍调查规范》的规定计算。各宗用海面积不重复计算。
第二十四条海上风电项目经核准后，项目单位应及时将项目核准文件提交国家海洋行政主管部门。国家海洋行政主管部门依法审核并办理海域使用权报批手续。
第二十五条项目单位应按规定缴纳海域使用金，办理海域使用权登记，领取海域使用权证书。
第二十六条使用无居民海岛建设海上风电的项目单位应当按照《海岛保护法》等法律法规办理无居民海岛使用申请审批手续，并取得无居民海岛使用权证书后，方可开工建设。
第六章环境保护第二十七条项目单位应当按照《海洋环境保护法》《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》及相关技术标准要求，编制海上风电项目环境影响报告书，报国家海洋行政主管部门核准。第二十八条海上风电项目建设环境影响报告书应委托有相应资质的单位编制。项目单位在项目申请核准前需取得国家海洋行政主管部门出具的建设项目环境影响报告书的核准文件；无报告书核准意见或未通过核准的，国家能源主管部门不予核准。第二十九条海上风电项目核准后，项目单位应按建设项目环境影响报告书及核准意见的要求，加强环境保护设计，落实环境保护措施。按规定程序申请环境保护设施竣工验收，验收合格后，该项目方可正式投入运营。
第七章施工竣工验收第三十条海上风电项目经核准后，项目单位应制订施工方案，报请当地海洋行政主管部门、海事主管部门备案。施工企业应具备海洋工程施工资质，进驻施
工现场前应到当地海洋行政主管部门办理施工许可手续。海底电缆的铺设施工应当按照《铺设海底电缆管道管理规定》的要求办理相关手续。项目单位和施工企业应制订安全应急方案。
第三十一条国家能源主管部门委托项目所在省（区、市）能源主管部门负责海上风电项目竣工验收。项目单位在完成土建施工、安装风电机组和其他辅助设施后，向所在地省（区、市）能源主管部门申请验收。省级能源主管部门协调和督促电网企业完成电网接入配套设施，在配套电网接入设施建成后，对海上风电项目进行预验收。预验收通过后，项目单位在电网企业配合下进行机组并网调试，全部机组完成并网调试后，进行项目竣工验收。
第八章运行信息第三十二条项目单位应建立自动化风电机组监控系统，向电网调度机构和国家风电信息管理中心实时传送风电场的运行数据。未经批准，项目运行实时数据不得向境外传送。第三十三条项目单位应按照有关规定建立安全生产制度，发生重大事故和设备故障应及时向电网调度机构、当地能源主管部门报告，每半年向国家风电信息管理中心提交一次总结报告。第三十四条项目单位应建立或保留已有测风塔，长期监测项目所在区域的风资源、以及空气温度、湿度、海浪等气象数据，监测结果应定期向当地省（区、市）能源主管部门和国家风电信息管理中心报告。第三十五条新建项目投产一年后，由国家能源主管部门组织有资质的咨询机构，对项目建设和运行情况进行后评估，三个月内完成后评估报告。评估结果作为项目单位参与后续海上风电项目开发的依据。
第九章其他
第三十六条海上风电基地或大型海上风电项目，可由当地省级能源主管部门组织有关单位统一协调办理电网接入系统、建设用海预审、环境影响评价和项目核准申请手续。
第十章附则第三十七条本办法由国家能源局和国家海洋局负责解释。第三十八条本办法由国家能源局和国家海洋局联合发布，自发布之日起施行。
篇九：海上风电场建设
海上风力发电项目建设施工管理摘要：伴随风力发电规模的日趋扩大，由此引发的事故隐患也不容忽视。从当前风力发电厂各个阶段的危险源辨识着手，积极探讨风力发电安全问题的有效对策显得尤为迫切。本文对海上风力发电项目建设施工管理进行探讨。
关键词：风力发电场；施工建设；施工管理
一、海上风力发电的发展
1、海上风力发电国外的发展
风能发电占可再生资源发电量的16%，在全球倡导低碳生活的大环境下，海上风电在可再生能源电力发展中有极大潜质。尽管海上风电开发时间短，但依靠其稳定与大发电功率的优点，海上风电近年来正在各国迅猛发展。在陆上风电已经在成本上能够与传统电源技术进行竞争的环境下，海上风电有着高度依赖技术驱动的特质，具有作为核心电源去推动未来全球低碳经济发展的条件。由于2016年首台8MW风机已在海上并网，欧洲海上风机平均容量从2015年的4.2MW提高到4.8MW，并网海上风电场平均规模为380MW，相比2015年增加了12.3%。2016年海上风电场的平均水深从2015年的27.2m增加到29.2m，平均离岸距离为43.5km，比2015年增加了0.2km。欧洲国家仍在致力于完善海上风电行业发展标准，促使其保持稳定的速度发展，预计到2024年，欧洲国家海上风电装机总量预计达37890兆瓦，英国在2022年计划投产全世界最大的海上风电场ProjectRound3。同时，芬兰、意大利、葡萄牙等国家也会加入到海上风电行业发展行列中。
2、海上风力发电国内的发展
调查显示我国5至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时，说明海上风电发展前景可观。到2015年末，海上风电累计装机为103万千瓦，远低于计划目标，原因是技术不完善和海上安装
高成本。“十三五”后，海上风电政策支持力度加大，设备与安装成本降低以及配套产业逐渐成熟，迎来了快速发展期。根据我国《可再生能源发展“十三五”规划》，截至2020年，我国海上风电开工建设目标规模10GW，确保并网5GW，2017-2020年海上风电机并网容量复合增长率将达到32%。2017年5月4日，国家发改委联合国家能源局发布《全国海洋经济发展“十三五”规划(公开版)》，提出了要因地制宜、合理规划设计海上风电产业，支持在深远海建设离岸式海上风电场，调整风电并网政策，完善发展海上风电产业技术标准体系以及用海标准。随着政府一系列政策的出台落地、经验的积累和经济性的凸显，我国海上风电持续推进，有望在“十三五”期间迎来黄金时代。
二、海上风力发电管理存在的问题
1、计划缺乏科学性与合理性
气象部门负责风资源基础资料，海上可观测区域小，海上风资源状况反馈少，通过数据推算和模型模拟的方法得出的计算结果有偏差。海底地形地貌大范围调查进行困难，缺少最新的地形资料和工程地质资料。登陆点间隔远、海底电缆间隔距离不够标准。有工程实践表明，风电场区具有排他性，无法同其他活动并容。海上开发活动类型众多，如今海洋经济发展迅速，交通运输、油气开发、临港工业、旅游、保护区等各行业的用海需求逐渐增加，传统的养殖、捕捞等行业用海仍需保存，将有限海洋空间资源既能合理规划，又要满足各行业的用海需求，这本身就是个难题，海上风电场规划面积过大，必将挤占其他行业的海上发展空间。
2、成本高且监管力度薄弱
经济是限制海上风电发展的重要原因，对比化石能源电力，海上风电的发电成本高，项目单位千瓦投资2万元。现在我国近海风电统一电价0.85元/千瓦时，一些海域预期投资收益不理想。海上风电对设备和施工技术要求严格，海上风电机组要克服台风、盐雾腐蚀问题，且施工需要专业施工队伍和施工船舶。除此，有的海上设施寿命短，以及停止使用后的拆除与续期的问题都不可避免。海底电缆审批和海域论证审批的分离加大了企业成本，事中事后监管不足，相关配套政策的缺失也加大了建设与运营维护的难度。
3、相应机制建立不完善
2010年8月和2011年7月，国家能源局与国家海洋局联合颁发《海上风电开发建设管理暂行办法》和《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》。目的在规范并改进海上风电建设管理，加快海上风电平稳发展。文件提出，海上风电场原则上应在距岸大于10km、滩涂宽度大于10km时海域水深高于10m的海域布局。“双十”原则明确了我国海上风电的发展方向，满足各行业用海需求，确保海上风电顺利发展。但目前海上风电场工程建设中，海上风电开发不能适应管理制度，缺少实践，制度跟不上形势发展，有待完善与创新。
三、海上风力发电控制技术的分析1、海上风力发电场选址问题海上风力发电场的选址不仅重要而且十分复杂，选择的地质不符合要求不仅会延误工期还会导致海上风力项目的失败。在进行选址时需要认真考虑以下基本问题。第一，要考虑当地风的类型，频率和周期，海底的深度和最高波浪级别以及海床的地质结构；第二，要避开相关航线，选择接近陆地的地方，这样方便基础工程的建设；第三，要接近主要电网的中心，便于将产生的电能输送；第四，要考虑台风、雷暴等极端天气的应对措施等。除此以外，还需要考虑一些人文因素，例如建设海上风力发电场对当地生态环境、水中生物以及旅游产业造成的影响等。2、海上风力重力式基础原理及其技术要点重力式的海上风力发电基础设计是在传统的船坞和码头工程技术的基础上，根据风电设备的运行和安裝需要改进而成，因此基础的设计、预制、运输和安装技术都比较成熟。其原理是利用基础自身材料和所承载的风电设备的重力，实现整个发电设施在海床上的稳定运行，因此在具体的技术参数的设计中的关键是计算风电设施的运转和环境带来的荷载。目前重力式基础的应用主要受到海床工程地质条件、海水深度和经济性的限制，首先由于重力式基础的稳定性要求海床天然结构比较坚实，并且在预制的基础沉入海底之前需要对海床进行预处理，而我国很多近海海床存在软土层，导致预处理所需要耗费的成本较高；其次由于技术条件和经济性所限，目前重力式基础的使用仅限于海水深度小于10m的海域。3、海上风力负压式基础设计原理及其关键技术分析鉴于重力式基础在预制和运输方面所受到的限制，科研人员基于运用外力将整个风电设施与海床之间进行固定的考虑，设计了桶式结构的基础，并且在安装就位之后在桶式基础的空腔内制造负压，让基础依靠负压的作
用吸附在海床之上。这一设计形式的实践应用的关键制约因素是海床附近海水的冲刷和海水的腐蚀作用，因为利用负压固定在海床上的基础一旦因外力作用受到损坏，立即会影响风电设施的稳定性，因此这种基础形式目前还没有在海上风电场建设中应用的案例。4、海上风电的并网技术在海上进行风力发电过程中，受到环境、风速等因素的影响，造成发电的输出功率呈现浮动变化，具有随机波动性。当并入电力系统时，可能会导致电网频率出现偏差、电压波动、闪变等问题。现阶段，常采用的并网方式是MMC-HVDC并网方式，优点体现在以下几个方面。同两电平VSC-HVDC一样，具备可以对无源负载提供电能，可以进行有功和无功的独立调节功能；在MMC-HVDC中，可以随意调整MMC的子模块数量，系统的功率范围较大，可以实现高压大功率能量传输；在工程研发、建设以及运输过程中，消耗的时间较少且并网成本较低，并网稳定性较高；通过降低MMC-HVDC器件的开关频率，可以实现功耗的降低，有效提升并网的效率。
结束语
作为项目施工环境与效益的重要保障，安全问题至关重要，我们需要从项目建设的进度及施工程序出发，密切关注每一个环节中的安全问题这在提高风力发电施工流畅性与安全性的同时也是风力发电经济效益的必然保障。
参考文献
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篇十：海上风电场建设
海上风电项目建设对船舶通航安全影响研究
摘要：近年来，经济发展迅速，风能作为可再生且清洁的能源已被广泛运用在各领域中。风能发电不仅可以满足人们日常生活用电，还可以减少消耗常规能源。如何提高风能发电的经济收益，克服技术不够先进的问题，以及确保其在实施中的安全性和可靠性成为施工企业和人员的重点研究方向。本文基于目前国内风电项目技术现状以及风电产业发展的优势与不足，提出了创新的施工组织方案，实施了科学化施工的行为，重点分析海上风电项目建设对船舶通航安全影响，并且为施工人员在提高风电工程技术上提供参考。
关键词：海上风电项目建设；船舶通航；安全影响研究
引言
随着海上风电项目的快速发展，海上风电场的建设和运营给船舶通航安全带来诸多问题和挑战，尤其是在航运高速发展的中国海域，海上风电与海上通航的矛盾即将日益突出。为保障海上风电场建设水域船舶的通航安全，本文结合瑞安某拟建海上风电场工程项目的建设，具体分析海上风电场建设和营运可能对船舶通航安全产生的影响，凝练技术要点，提出海上风电项目的建设对船舶通航安全保障策略。
1重要性
风力发电作为清洁能源，具有显著的社会和环保效益。目前，全球特别是欧洲多国已开发建设了多个大型海上风电场，我国也正处于海上风电开发建设的迅猛阶段。为做好海上风电开发建设工作，促进海上风电健康有序发展，交通运输部于2019年修订了《中华人民共和国水上水下活动通航安全管理规定》，明确了施工通航安全保障方案应当包含涉水工程对通航环境、水上交通秩序的影响分析、存在的问题及通航安全保障措施等内容。海上风电场施工建设阶段需充分考
虑众多因素，尽可能减小对通航环境的影响，但如何加强海上风电工程开发建设过程中的安全监管，目前我国尚未形成统一的标准体系。此外，海上风电场建设过程中，相关参与方的职责有待进一步明确，特别注意事项也有待进一步明晰。
本文旨在从通航安全角度出发，主要就海上风电工程施工建设阶段如何规范开发建设程序、维护水上交通秩序、降低对通航的影响程度、厘清相关工作程序和要求等进行研究论证。经广泛查阅文献资料，深入开展调查研究，认真总结了国内外海上风电场多年的施工通航监管实践经验，在参考国家现行有关法律、法规、规章及国内外相关标准、规范，广泛征求有关单位和专家意见的基础上，初步构建了海上风电工程施工通航安全监管体系。
2工程建设对交通组织的影响
（1）对船舶交通流的影响。项目建成后，由于场区使用一定范围内的部分水域，在客观上对附近纵横交错的各航路形态进行了地理分隔，在某种程度上也将使相同航路的交通流形成汇聚。
（2）对船舶航路的影响。项目建成后，占用一定范围的海域，改变了现有的通航环境，将对附近水域的船舶航行产生一定影响。
（3）对视觉瞭望的影响。大部分海上风电项目场区形状多呈不规则多边形，当船舶经过场区附近，尤其夜间航行时，考虑到夜晚数量较多的助航标志集中在场区水域，可能对周边船舶的视觉瞭望产生一定影响。特别是夜晚受风机信号灯及助航标志灯光影响，船舶容易因为疏忽没有及时发现障碍遮挡侧的来船。
（4）对船舶避碰方式的影响。一方面，由于场区风机的建设，使航路周边的可航水域范围减小，当两船相互驶近致有构成碰撞危险时，让路船难以采取大幅度的转向避碰措施。另一方面，在航路交叉处与他船交叉相遇时，若规定的让路船由于场区风机或灯光影响而疏忽了望，可能在发现他船时，两船已经接近到2.5海里，此时，两船已近构成了避碰规则上所定义的紧迫局面，仅凭让路船的行动已近难以留有足够的水域供他船安全通行。
3优化措施分析
3.1风电场安全设施配备
（一）设计和设置风机警示标志和风电场助航标志，安全监管设施配套建设“三同时”原则，在风电场区域（特别是拐角处风机）配备CCTV海事监控设备，加强对风电场周围环境的监控管理，确保风电场的安全施工和运营。
（二）对于风电场角部的风机位置较为突出，外围风机邻近航路，为防止过往船舶碰撞风机，外围和突出部位的风机，建议设计具有一定抗撞击能力的防撞设施。
（三）做好风电场配套安全设施的建设和维护预算，做好项目建设和营运的通航和场区安全维护工作。风电场营运初期在风浪条件许可的条件下安排船只现场警戒。
3.2船舶动态管理
（一）对于运输船舶，应尽可能在公布航路水域内行驶，与风电场保持至少1000米的距离，以减少风电场干扰杂波和阴影扇形的影响，并通过选择不同波长的雷达以及调节雷达增益来减少杂波干扰，但应注意减少增益可能会丢失小目标，特别是在恶劣天气条件下。
（二）对于工作船舶，在进入场区作业前，应根据任务需求，考虑风机的位置和当时的风、流等情况，选择在场区边沿的适当位置进入风电场阵列。进入阵列后，应与风机基础保持适当的安全距离，并以安全航速顶浪（或偏顶浪）接近需要靠泊的风机。
（三）对于渔船，建议积极联系海洋渔业相关部门，禁止船身长度超过12米或船舶动力60马力以上渔船在风电场内从事捕捞作业，禁止使用“帆张网”或其他可能导致海底电缆损坏的作业方式在拟建风电场内从事捕捞作业，禁止渔船在场区内抛锚。渔船航经风电场水域时，应与风电设施保持50米以上的安全距离。
3.3风电场安全管理
（一）建议距风电场外围风机500米范围作为风电场安全水域，设置电子围栏，除风电场维护工作船、公务船和小型渔船外，其他船舶禁止进入风电场安全区。另外建议建设单位对风电场单个风机或整个风电场设置警示标志（如涂刷反光漆、安装摩尔斯信号灯、安装雷达应答器等），以达到白天和夜晚均能对附近船舶的提醒作用。
（二）建立风电场水域安全管理制度，配备适当的安全配套设施，借鉴国内外现有风电场运营期间的维护和安全作业经验，制定适合对应项目的海上风电场营运期间维护与作业安全管理规定和作业标准，制定防台预案，落实安全管理和安全责任，保证风电场运行和附近通航安全。
（三）注意风电场配套设施建设，特别是保证助航设施和风电场监控设施的完备性，加强风电场水域的监控管理，减小过往及在附近水域活动船舶发生与风机碰撞或其他相关事故的可能性。
结语
风电产业作为全球最为热门的可再生清洁能源发电产业之一，它对国家的经济发展和社会进步都具有举足轻重的地位。通过加大基础设施的建设力度，强化政策对风电产业的支持力度，整合风电产业链，来促进风电产业的自主创新，提升风电产业的自身运营管理水平。严格把控风电项目的工程质量，动态管理风电工程的施工情况，在经济收益不断提高的基础上，获得生态效益和安全效益，让风电工程项目成为高效、质量好并且可以有序管理的国家重点工程。
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篇十一：海上风电场建设
论我国海上风电场建设重大工程问题王景全;程建生;李峰【摘要】发展海上风电具有重大战略意义,应予高度重视,加大支持力度;发展海上风电面临严峻挑战,应予科学应对,切忌浮躁冒进.我国海上风电发展,必须坚持科学发展理念,坚持高起点上的理性、有序发展,坚持创新和特色结合的跨越式、可持续发展.成本、效益、风险制约海上风电的发展,通过科技进步,风电核心技术掌握和规划建设能力的提高,可以有效解决重大制约发展的因素,确保海上风电健康发展.针对我国海上风电又好又快发展,建设高质量、高效益的海上风电场,提出了若干建议.【期刊名称】《中国工程科学》【年(卷),期】2010(012)011【总页数】7页(P4-9,15)【关键词】海上风电场;工程建设;风电产业;发展战略【作者】王景全;程建生;李峰【作者单位】解放军理工大学工程兵工程学院,南京,210007;解放军理工大学工程兵工程学院,南京,210007;解放军理工大学工程兵工程学院,南京,210007【正文语种】中文【中图分类】TM614
1前言我国庄严承诺，到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降
40%～45%，同时郑重宣告为达此目标，大力发展新能源，争取到2020年我国非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右。推动新能源快速发展既重要又紧迫，极其艰巨的减排任务与新能源革命的进程紧密相连。在诸多新能源中，风力发电是技术较为成熟，具有规模化发展和商业化前景的可再生能源，拥有广阔的发展前景，成为全球增长最快的能源。近年来，我国风电产业、风电开发发展迅猛，截至2009年底，全国已建风电场240个，累积总装机容量已达2601万kW，跃居世界第二位，成为世界风电大国。随着风能技术开发的深入和风电产业的壮大，随着大规模陆上风电基地陆续开始建设以及大型海上风电示范项目成功实践，我国风电进入了新的发展阶段，尤其是近年沿海各省(市、自治区)制定了本地区海上风电发展规划，提出了近期拟开展前期工作的海上风电开发方案，加上2010年新年伊始，国家能源局又发布了《海上风电开发建设管理暂行办法》，2010年我国海上风电规模化发展开始启动。在此关键时刻，面对我国海上风电的发展建设新形势，我们要特别强调认清形势，科学发展，注重质量，稳步推进，不盲目为商机、政绩所左右，不要不顾条件一哄而下海。要多些责任使命意识和创新理念，强化机制约束和行政管控，确保我国海上风电有序开发、规范建设和持续发展。2我国海上风电的发展机遇和挑战2．1海上风电是新兴高新技术产业，发展速度快，发展潜力大风电场集中了风电产业的所有技术成就，体现了产业所有管理和服务水平，也凝聚了产业相关的多学科的发展成果。风电场提供清洁能源，实现产业最终价值，是产业发展的根本。因此，关注海上风电就要特别关注相关风电场的建设和营运。将风电场建在海上，开发海上风能，形成海上风电产业，它的历史并不长。从欧洲在海上安装首台百千瓦级风机算起，至今也只有20年，从建成第一个真正意义上的海上风电场——丹麦霍恩礁风电场算起，至今也只有8年。尽管海上风电历史
很短，但发展很快:海上风机单机容量已从最初的220kW发展到5000～7500kW;风电场的水深从几米增大到40m甚至60m;风电场的规模也越建越大，兴建的海上风电场总装机容量将达到42万kW的规模;海上风电装机总容量稳步增长，全球海上风电总装机容量现已超过2000万kW;许多临海国家都在筹划建设新的海上风电场，规划海上风电的发展目标。以欧盟为例，保守预计到2020年，仅海上风电就将占欧盟发电总量的4%，总装机容量达到8000万kW。海上风电在快速发展中形成鲜明特色，这就是风机、基础、施工和维修海洋化、风机大型化、风场规模化以及风场远岸发展、多海域发展，海上风电是发展快速、极具发展潜力的高新技术产业。2．2我国海上风电发展空间大，海上风电场工程建设任重道远海上风电之所以得到快速发展，形成风电发展的一个新领域、新方向、新动力，其根本原因是面临发展大好机遇。首先是沿海经济发达国家和地区对清洁能源和环境保护有紧迫需求和自觉行动，同时也是由于海上风能资源丰富、品质高，风电效益好，风电开发带来的环境因素(噪声、视觉、电磁波干扰)、土地资源因素(占用土地面积大)制约少，风电场离电力负荷中心近、临近大电网，发展的区位优势突出，风电相关技术快速发展并趋于成熟，开发新市场拉动经济增长等因素决定的。我国有18000km大陆海岸线，有6000多个海洋岛屿，有300万km2的海洋国土，根据联合国海洋公约，沿海国在200nmile专属经济区内有利用风力产能活动的主权权利。从包括潮间带、辐射沙洲等的海岸滩涂到水深20～50m的近海浅水区，再到水深大于50m的远海深水区，只要避开航运、渔业、工程规划、国防军事及自然保护、海洋能利用等特殊功能区域，都可做风电场场址的规划，仅就江苏东部黄海上的辐射沙洲，就可建总装机容量数倍于三峡水电站的海上风电基地。如果再考虑国际市场的需要，走出去援助国外建设海上风电场，为人类新能源发展和地球气候环境改善做出更大贡献，建设海上风电场的任务更重，承担的责任更大。
因此说，我国海上风电产业发展的空间很大，海上风电场工程建设任重道远。2．3我国海上风电重大的发展机遇，伴随着严峻的挑战在海上建设风电场是非常复杂艰巨的，挑战主要来自技术难度大、工程风险高、建设成本昂贵、建设能力严重不足以及诸多发展瓶颈制约(风电的间歇性、不稳定性对电网和用户的冲击)等方面。海上的工程环境既恶劣又复杂，不同的海域如滩涂、近海、远海，又如渤海、黄海、东海、南海，其工程环境差异很大。在海洋环境下风机要连续工作20～25a，风电场在保留基础更换风机的条件下要运行50a或更长，对风电机组及基础工程可靠性要求极高，从事基础施工难度极大，风机进场运输、现场安装、输变电线路工程及后续风电场维护，技术难度都很大。尤其是海上风电机组单机容量大型化的发展趋势，一组风电设备即可重达数千千牛，塔架高出海面超过百米，风机扫风面积等于几个标准足球场的面积，带来了更多的技术难题和工程风险。由此也产生了高昂的建设成本，在当前技术水平下，在水深20m以内海域建设成本就达到陆上风电的1．8～2．0倍，建设投资约为每千瓦1．8万～2．2万元。若风电场年等效满负荷小时为3000h，上网电价为0．8～1元/(kW·h)，则风电场需7．5a左右才能收回建设成本。运营期间维修成本更高(维修成本是陆地风电的5～7倍)。若风电场远离海岸，其成本也将抬升。涉及成本构成因素来自风机、基础工程、电气系统基础及风电场运营、维护各个方面，降低成本的唯一出路是依托技术创新和管理创新，将成本降低分解到各个因素上去，每个因素的技术进步和创新形成多管齐下，推动海上风电工程的整体科技进步，确保成本逐步降低。海上风电建设能力增强包括风场勘测设计专业化水平提高、风机设计标准及性能检测、产品质量认证体系健全完善、海上运输施工专用设备的研制开发使用、电网规划建设的强化及智能化、风电场信息化管理的实施、高效维护手段的建立、技术人才队伍的建设等。只有突破了关键技术，掌握了核心技术，规避了工程风险，显著降低了风电成本，大大提高了建设能力，海上风电建设工程才能得
到稳步的发展，并在提供新能源、保护生态环境上发挥更大的作用。3应对严峻挑战，谋划我国海上风电产业的科学发展坚持在高起点上的理性、有序发展，加强政策激励导向，促进海上风电产业核心技术的掌握和自主创新建设能力的培养，促进多学科、跨学科的融合协作，加大科技支撑力度，促进风电产业内外整合，提高产品质量和服务水平，造就世界知名企业和品牌，努力实现创新和特色结合的跨越式发展、可持续发展。这应当是我国发展海上风电产业的整体思路和战略谋划，也是由风电大国到风电强国的必由之路。3．1坚持高起点上的理性、有序发展，立足核心技术掌握及自主创新能力、建设能力提升海上风电发展的历史虽然不长，但风电先行国家在陆地风电上起步较早，探索经营多年，有系统的深入的理论研究，有大量的实验验证和工程实践经验，有长期的资料积累和数据分析，系统地制定了产业标准，建立了自己的认证体系，完善了科学管理，有一支高水平的技术和管理人才队伍。在展开海上风电的研究、实践中他们坚持了科学的态度，稳步发展，这就是他们的优势。我们无需经历这种漫长的知识积累和技术进步的过程，可以直接在别人现有成就上开创自己的海上风电发展局面，通过技术引进和开展国际合作迅速缩小差距，提高竞争能力，实现高起点发展。但是引进不等于消化吸收，合作不等于全盘转让，花钱可以买专利，可以买图纸、买资料、买生产许可证，但买不到核心技术，只能以别人的技术标准，生产或组装适应欧洲风况环境和标准的定型产品，帮助别人占领自己的市场。况且海上风电历史不长，风机和风场配套设施离运营寿命周期要求的25a(风机)或50a(基础)的服役年限还差得很远，学习曲线的一个周期尚未完成，即使是先进的国家，该领域问题暴露也不充分，规律性的认识也远远不够，在新的海区承建海上风电场，即使先行国家他们也往往心中没底。因此，可以说海上风电技术远未成熟，制约发展的关键技术瓶颈还很多。只有掌握了核心技术，才能根据变化了的环境、条件，制定新的
技术标准和产品认证体系，设计研制出性能优、效率高、可靠性好的新产品，满足我国海上风电发展的需求。我国有句古话:“橘生淮南则为橘，橘生淮北则为枳”，深刻地道出了不同环境对同一事物具有重大影响的道理。当今海上风电先进国家，风电场绝大部分建在波罗的海、北海及北大西洋比斯开湾等，他们的产品和工程比较适合那里的风资源情况和海洋工程环境。盲目地大量引进，“水土不服”的问题将非常严重。当前(截止到2009年底)我国从事风电机组整机生产的厂家企业经过短短的5年已从2005年的8家发展到多达103家，生产配套零部件的厂家数量更大，其中不少是功底不足跟风而上的企业，热衷重复引进，重复建设，抢占市场，其产品质量可想而知。如国产风机的主要质量问题或是设计有缺陷、设计不合理或是材料材质不过关、或是加工精度不高、装配工艺缺陷等，即体现了这个问题。但是有一些风电龙头企业坚持了理性发展，组建了强有力的科技攻关队伍，坚持引进、消化、吸收、再创新，一定程度上掌握了核心技术，申报了自己的多项发明专利，增强了自主创新发展风电的能力，确保了产品质量。这些企业代表了产业发展的主流，使企业具备了强大竞争力，也突显了我国海上风电的大好前景。海上风电场建设工程首要的是根据风电场环境和相关标准设计好或选择好风电机组机型。在日本某风电场使用的欧洲某国的风机，在风电场建成后，故障率居高不下，屡修屡停，无法改变病机状态，生产厂家最后选择赔偿，放弃维修。丹麦霍恩礁海上风电场有80台2MW风机，建成之初，一年内80台风机同时正常工作的时间居然只有30min，出现故障4．5万起，维修换件技术人员忙得不可开交，最后不得不将这批没有经过严格认证、不适合海上工作的风机全部召回更换。风电先进国家尚且如此，何况我们?近年来，我国生产的部分风电机组(注:实际上许多不能算是中国制造，而应称之为中国装配、组装，更谈不上中国创造)，由于没有很好掌握关键技术和核心技术，又不恰当地强调了零部件、配件国产化率要求(注:现已废止了该项要求)，采用了一些不过关的配件，加大了系统的不可靠性，给整机质量带来影响，据悉，
有数量不小的一批风电机组不能正常工作与此不无关系。这样的没有经过严格设计和认真检测认证的风机，一旦出现在风电场，后果可想而知。风电业内人士普遍认为，经过近五年风电机组连年翻番大提产之后，2010年我国将进入风电机组事故高发期。海上风电决不能依托这样的技术基础得到健康发展。因此，坚持理性有序发展，在抓自主创新能力及建设能力的提高，抓尽快掌握海上风电核心技术，确保设备制造的质量之外，更要抓产业科学管理，明确产业准入门槛，摒弃不合宜的国产化率要求等。占领质量制高点才能占领市场，否则，盲目抢占市场，后患无穷。一个部件、一个系统出了问题就可能毁了整个产品，最近日本丰田汽车大量召回事件就是教训。对众多已上马的风电企业，优胜劣汰，重新洗牌在所难免，通过整合将使成熟的企业更具竞争力。海上风电是技术密集型的高新技术产业，涉及多个学科的技术，在引进技术的同时，必须搞好产学研结合研究攻关，组织好多学科、跨学科融合协作形成强大的技术支撑。3．2增强风险意识，坚定科学规划和示范先行，谋划健康发展和跨越式发展、可持续发展谋划海上风电健康发展，一定要认真吸收国外风电先行国家的海上风电开发的经验教训，正如中国可再生能源规模化发展项目办公室的研究报告《中国海上风电和大型风电基地发展战略研究》中指出的欧洲海上风电5个方面的成功要素，即科学合理地规划、持续稳定的激励政策、科学的管理模式、资金支撑、项目示范。这些成功经验，我们要很好学习。他们的相关教训，我们也应认真吸取。我国海上风电产业现在处在起步阶段，企业盈利也好，成本问题也好，都有电价政策等因素在内，如明确电网公司全额收购风电，并制定较高的风电上网电价体现了政策激励、财政支持。我们一定要认识到发展海上风电的根本目标，是供应清洁能源和减排温室气体，如果风电效率低，产生的清洁能源很有限;如果为获得这些清洁能源建立风电场这个平台消耗了大量传统能源，排放了不少温室气体，在此平台
运营后不能尽快偿还碳债并做出新贡献，就背离了发展海上风电的初衷。但是，在现阶段还不能过于强调这个目标，而应更重视从中探索发现，稳步前进，为此甚至还应宽容失败。靠技术进步和创新，我们一定能逐步达成节能减排创建新能源基地这一目标。这需要一个相当长的过程，不可能一蹴而就。就拿为了降低成本将海上风电场规模做大来说，没有强大的智能电网配合或大规模高效储能技术的支持就难以实现，只能是分布式小型化风电场，但那样成本又高，这在现阶段是可以容忍的。非并网风电理论的创立使我们可在当前以特种产业如电解铝、制氢、海水淡化、制氯碱等吸纳大风电场的风电，而无需等待电网的改造。尤其是在远海、深海建风电场，输变电工程耗资巨大，成本极高，我们依据此理论，以非并网风电在海上加工产品，改送电上岸为送产品上岸，这就是一种很大的进步、跨越式进步。随着各种创新成果的涌现和技术进步，海上风电场的风机、基础、配套工程将得到不断的发展提升。把海上风电做大做强，要防止一种风机产品打天下，一种技术长久统治。在海上风电领域，装备和技术有激烈的竞争和快速的演变，我们应始终关注前沿，不断更新模式。我们不能将所有鸡蛋放在一个篮子里，要规避风险，在一个初级技术水平上盲目大规模上产量是十分危险的。海上风能资源不是取之不尽的，由于与海域空间相关联，因此不能随意滥开发，恣意浪费，不能允许用低效能装备和不尽合理的设计进行大规模开发。发展海上风电要小步快走，不要盯着上规模，而要盯着上水平，要打一场攻坚战、持久战，而非速决战。一个风电场建起来就是在长达20年、50年时间里，凝固了一片海域资源，冻结了一代风电技术，决策应当十分慎重，一定要促进不断进步，后建风电场一定比先建风电场有更大进步，更高的技术含量;分期建设的大型风电场，后期工程应优于前期。不断通过工程反馈和深化研究取得进步。这就是海上风电场的可持续发展思路。4论海上风电场建设工程的成本与效益、风险与安全随着科技进步，以及风电核心技术的掌握和建设能力的提高，海上风电场建设工程
的成本将逐步降低，效益将得到逐步提高，风险将逐步减少，安全将得到有效保障。这正是海上风电产业发展强大生命力之所在。4．1海上风电场建设成本与效益欧洲近海风电场的建设成本统计指出，通常情况下，在总成本中发电机组占51%，基础结构占19%，风力发电机组与基础结构安装占9%，近海电力系统占9%，电力系统安装占6%，勘察与建设管理占4%，保险占2%。当前，总成本约为陆上风电场建设成本的1．8～2．0倍。若海上风电场场址离岸更远，水深更大，风浪更强，总成本将更高，各工程因素所占比例也将发生变化，基础结构及海上施工所占比重将进一步加大。当然，由于远岸海上风资源更加丰富，风电产出效益也将大大提高。海上风电场建设的成本随着产业的发展、技术的进步将逐步降低，降低成本的空间是很大的。以占据成本比例最大、权值最重的风电机组为例，其成本可分解到各主要零部件上，它们所占的比例分别是:塔架占26．3%、风轮叶片占22．2%、齿轮箱占12．91%、变频器占5．01%、变压器占3．59%、发电机占3．44%等。其中齿轮箱一项价格昂贵，占风电机组的12．91%，占风电场建设工程总成本的6．58%。在主流机型双馈式风力发电机组中，齿轮箱的存在是必须的，但这不仅加大了成本，降低了机械效率，也增大了风电机组的故障率。因为风电机组故障率最高的是齿轮箱，占40%，海上风电场风电机组齿轮箱的维护、维修难度比陆上大得多，时间、费用投入也高得多。永磁直驱风力发电机，取消了沉重、昂贵、易出故障的齿轮箱，机组结构更为简单，成本更低，维护、维修费用也将明显降低，风电机组可靠性提高了，效益改善了，但永磁直驱风机它需配备昂贵的全功率变频器，这部分也要提高成本。在这里不是否定或肯定哪种技术路线，而是强调科技创新会改变一切，促进新的机型的设计研发。又以基础结构施工、风机吊装及电力系统设置为例，它们占海上风电场建设工程总
成本的43%。如果基础结构设计合理，海上施工方案科学，施工吊装设备性能先进，施工组织管理高效，这一部分成本也将会显著下降。海岸滩涂、浅水近海、深水远海，不同的地质海床条件，不同的海洋工程环境和气象条件，会使风力发电机组的海上支撑平台的结构形式有很大的差异，施工方法也各不相同。先进的施工作业装备对降低成本提高功效具有重要意义，例如，陆地风电场建设中吊装设备机动性能好，以及对道路条件如路面宽度、回转半径等要求低，仅此一项即可大大降低工地道路保障的投资成本。英国五月花公司研制的自升式作业平台，将多艘作业保障船的功能汇集到一条船上，降低了风浪对作业的干扰，使作业效率大大提高，也大大降低了工程成本，正所谓“工欲善其事，必先利其器”。中交第三航务工程局有限公司在上海东海大桥海上风电场施工中，在施工设备开发方面有许多创新，使工效大为提高，其中起重能力为2400t的风机整体安装专用起重船“三航风范”号发挥了重要作用。有些成本是不宜压缩的，如工程勘测部分，欲建风电场场址的海洋工程条件、气象条件、海底地质条件，勘测精度越高，设计将越合理，施工方案也越高效科学。海上风电场降低成本的途径除了风机设计造型合理、风机制造质量保证、基础设计建造优化和全面的技术进步外，还有风机大型化、风场规模化。风机做大，风场做强，成本就将大大降低。海上风电场的效益取决于风能资源丰富、风机质量好、叶片空气动力性能技术和相关技术确保在风场特定风速条件及全部风速条件下实现风能利用转化率最大化、风机可靠性好，故障率低、停机维修时间少、风机大型化及风场规模化带来的效率提高等。远离海岸、无人值守的海上风电场的远程监控和科学管理水平的提高，实现遥控、遥信、遥感、遥调，对成本降低、效益提高也具有重要意义。有些重大事故造成停机、甚至机毁，其原因不在硬件设备质量，而在于软件质量和管理缺陷方面的问题。
4．2海上风电场建设工程的风险与安全问题海上风电场建设工程，一些基本技术问题必须深入研究、妥善解决，否则会构成重大安全隐患，形成重大风险。它们主要是:1)波浪按重现期50a，累计频率为1%波高考虑，风浪流的耦合动力作用引起的结构响应和安全评估。2)强台风和超强台风对风电场的破坏作用和防护对策。3)北方海域风电场(尤其是叶片和基础工程)受冰冻威胁及浮冰影响的研究。4)海水及盐雾对风电机组、基础工程结构、电气工程设备的腐蚀作用及防护措施。5)高耸于高电导性海水及宽阔海面的风电设备在严重雷害威胁下的安全保障。6)在风、浪、流、潮工程环境中施工设备自身生存条件、作业效能及作业安全保证。7)航行船只在丧失动力或遭遇恶劣气象条件下风电场避撞防护。8)复杂气象条件下风电场抢修、救援装备研制和配备。9)风电场建在海防一线的国防安全及反恐安全考虑。5海上风电场建设应特别关注的问题和相应建议1)规划海上风电项目必须首先搞清拟建风电场海域的风能资源情况。当前我国严格按规范要求设置的海上测风塔数量甚少，测风时间也很短，不足以反映风能资源的真实情况。当务之急是抓紧搞清海上风能资源，加强海上测风投入和风能资源资料的收集、积累、分析与评估以及风电机组运行情况的后评估。2)海上风电场规模发展必须体现循序渐进，不应强调一步建设到位，以免造成当下的技术长期冻结大片风能丰富的海域，不能随着技术的发展进步，取得更大的效益;海上风电场规划设计不可恣意滥用海域面积，应将气象学科与风能工程学科紧密结合，最大限度科学合理利用风能资源。3)通过产业的水平及垂向兼并重组把前期风电技术多渠道引进的风电技术多元局面转化为我国风电设备研发、风电产业开发的快速发展局面。不应过多宣传风机装机
容量增长成绩统计及定型产品批量产能，而应强调风电实际产能和合理消纳(并网、非并网)增长的评比以及产品的升级换代和电场的设计优化。风电建设应强调规划的权威性。4)理顺海上风电发展机制，制定合理的海上风电电价，整合资源地区、能源公司、设备生产厂家、电网公司、海上施工公司的利益分配和合作体制，调动各方积极性，引导海上风电科学发展，确保运用于海上风电场风机的质量和产出效益。5)应用于海上的风机不仅应进行风机对特定海域的海洋化设计，而且应将风机在相应海域条件下进行充分的规范化的试验检验考核，未经严格检验考核的风机，不能用于海上风电场。海上风电场的风电机组设计选型，其性能及可靠性必须严格进行产品认证。进一步加强国家海上风电技术研发中心的建设，加快设计标准制定及认证体系的建立、完善工作，加强风电设备的电网友好性、可控性和安全性的研究。6)海上风电工程涉及多个学科的技术。以海上风电基础工程为例，涉及海洋环境、气象条件、地质构造，涉及高性能材料、高性能结构、精细化设计、现代化施工、专用化设施、信息化管理、全寿命维护，没有跨学科协作攻关是不行的。必须下大力气搞好以企业为主体产学研结合的研究攻关，发挥行业协会信息与咨询公共服务平台的重要作用，组织好多学科、跨学科融合协作，形成强大的技术支撑。7)海上风电场开发规划及风电场选址要充分考虑贯彻国防要求，周密关照各类功能区的需求。一个海域的资源、能源和功能是多方面的，不能只盯住风能一项，应多方兼顾，和谐发展，同时保护好生态环境。8)海上风电场全寿命设计及全程认证体系的建立应给予充分的重视。风电场的建设，必须有前期规划的牢固基础，中期的严格认证以及后期改造打算，直到拆除的设计安排，在从项目启动到寿命终结的几十年中，体现可持续发展要求。9)要深入研究台风微气象对海上风电结构物作用的原理，落实海上风电机组防台风技术保证及安全对策。全球气候变暖，气象条件异常，台风发生的频率增大，强度
增高，行进路径也变得诡异，海上风电场建设工程对台风袭击应作慎重考虑。10)解决滩涂风电场施工及深海、远海风电场浮式基础问题需求迫切、难度大，应受到特别关注。滩涂作业难度大，必须开发特种工程装备及特种工程技术;浮式基础在风、浪、流作用下的运动对风机工作的影响分析应尽早攻关解决。与浮式基础配套使用的垂直轴、大功率风机应予重视。11)海上风电、风电场规模化进程不能等待强大智能电网及上规模的高效储能技术的突破，在以当下技术确保风电安全并网的同时，还要重视海上风电利用途径的多元化，如直供海岛和用户，直供特种产业需求的非并网利用，尤其是远海深水建设风电站，可依此建立海上生产平台，改送电上岸为送产品上岸。12)重视海上风电技术及管理人才培养，特别强调对我国现有102个风机整机制造企业研发队伍的掌握，不致在行业整顿洗牌中大量流失，对240个风电场的调试、维修、管理技术人员的培养提高应加强。13)我国海岛多达6000多个，在海岛上尤其是无人居住海岛上运用大功率风机和分布式供电系统消纳海上风电，是开发海上风电的重要途径。14)海上风电场建设与海洋能发电场建设综合考虑，促进各种储能技术综合应用发展，探索将海上风能、海洋能、太阳能等统一开发，建成海上新能源综合基地的可行性。15)由于目前国内尚无完整系统的近海风电施工规范，因此施工技术方案的可行性尤为重要。施工方案的成立与否直接决定工程的成败，并直接影响着电价水平，因而施工方案的评审应成为项目评标的核心环节和前提。主管部门对项目评标应采用两阶段评标办法，即在施工技术方案得到评审通过的基础上，方可进入下一阶段商务标的评审，以营造良好投资环境，促进海上风电建设工程的健康发展。“十二五”是我国能源体系转型的关键期，打好海上风电攻坚战，建设好一批高质量、高效能海上风电场，积极稳妥、又好又快地发展我国海上风电，对于促进我国
能源的结构、质量都发生革命性的变革将发挥重大作用。
篇十二：海上风电场建设
利益相关者约束类型联系单位石油天然气中国海洋石油总公司渔业与养殖国家国家农业部渔业局国家海洋局地方各地方海洋与渔业厅军事机构国家国家各军种的主管部门地方海岸警卫队政府地方各地的发展规划部门船舶及导航港口地方各地的交通厅港口航道管理部门电缆和管道电缆中国海底电缆建设有限公司管道中国石油天然气管道局国家中国民用航空局地方中国民用航空华东地区管理局中国海事局中国电信移动联通国家国家无线电管理办公室地方各地方无线电管理局国家国家广播电视电影局地方各地方广播电视电影局国家和地方自然保护区管理部门东海大桥项目咨询机构名单国家和地方发展改革委员会国家海洋局上海市海洋局东海海洋局海底电缆施工许可证上海市规划管理局变电站选址上海水务局行政许可的决定土地资源管理局建设用地审批许可证卫生局流行病保护审查上海市环境保护局水管局海堤穿越海堤许可证电力公司工程质量监督手续海洋与渔业局海上海底施工许可证渔业厅农业委员会禁渔证书及渔业生产和渔民损失补偿安置合同国土部批准渔业资源损失的赔偿合同25评分和定级第二章2.1概述
海上风电场的选址
近海风电场一般都是在水深10~20m、距岸线10~15km左右的近海，从空间上看，地域大，选址余地大。实际上海上风电场的建设受到诸多因素的影响和制约。按制约因素的性质可为以下几方面：硬性制约（比如军事区、航道等）、软性制约（如：渔民的利益、规划上的冲突）、技术制约（如：风资源、海床条件、不利因素等）、环境制约（如：生态因素、噪声等）、经济制约。根据各国的海上风电场经验，综合各种影响因素，得出风电场选址的几项基本原则：（1）考虑风资源的类型、频率和周期（2）考虑海床的地质结构、海底深度和最高波浪级别（3）考虑地震类型及活跃程度及雷电等其它天气情况（4）考虑城市海洋功能区的规划要求（5）场址规划与城市建设规划、岸线和滩涂开发利用规划相协调（6）符合环境和生态保护的要求，尽量减少对鸟类、渔业的影响。（7）避开航道，尽量减少对船舶航行及紧急避风的影响。（8）避开通信、电力和油气等海底管线的保护范围。（9）尽量避开军事设施及周围（10）考虑基础施工条件和施工设备要求及经济性，场址区域水深一般控制在5~15m。2.2选址考虑的各种因素2.2.1风资源因素1.风资源：风资源是风电场选址的首要因素，一个良好的风资源是必备条件。一般对风资源的评价如下：平均风速（m/s）6~77~88~99~10基于欧洲的经验低风速，项目经济上不好中等风速，投资回报周期长高风速，中等投资回收期，利润合理最佳风能资源，投资回收期短，高回报
风电场选址，在风资源上要求年平均风速大于6m/s，50m风功率密度大于200W/m2。我国最佳风资源区在台湾海峡，平均风速达到8m/s以上，功率密度达到700w/m2，其次就是广东、再次就是上海江浙一带，然后就是山东、河北等地。在从风资源方面选址上，首先要从宏观上确定区域，然后再进行区域风资源
测试评估。
2.风资源上的不利因素：台风海上风电场在风资源上的不利因素首先就是台风，强台风不仅仅损害叶片、机舱，还包括结构部件，如塔筒和基础，对发电设备影响很大。国际电工委员会（IEC）对发的机组的分类发的机组类型轮毂高度年平均风速（m/s）108.57.550年一遇3秒阵风（m/s）
123
7059.552.5
“桑美台风2006年登陆浙江，最大风速78米/秒，导致浙江苍南风电场28台风机倒了20台，整个风场几乎报废。”如果没有科学、扎实的研究，海上风场
将难以避免苍南的灾难。“目前运营的国产风机质量问题，可能在未来两到三年后集中爆发。”2.2.2海床的地质结构、海底深度和最高波浪级别1.海上风电风塔基础是造成海上风电成本的重要因素之一，选择地质条件好的海域建设风电场不仅利于施工，而且还能减少成本，并防治地质灾害。因此，海上风电场对地址条件的要求非常严格。在环境评估中要对所选海域进行地质勘探，且要布点合理，以全面掌握场址海床的地质构造情况。海底表层沉积物有有机的、无机的，无机的有细沙、泥沙、岩石碎裂的固体碎片等多种情况。一般而言，细沙覆盖的海床条件比颗粒较大的沉积物的海床更适合风电场的建设。2.海底深度（水深）水深也是影响项目总成本的重要因素之一，原因如下：1）发电机组基础，标准单桩基础在深水及松软的地质条件下不适合，需要更复杂的基础方案。2）施工安装，过深的水给施工带来难度。超过40m的水深，千斤顶驳船就不能胜任了，需要锚式起重船，但它受海况条件影响比较大。3）海底电缆的铺设一般在5~30m的范围内（10-20m）。水深和离岸距离根据欧洲海域已建成或规划中的海上风电项目水深、离岸距离和装机容量的信息统计得知：欧洲海上风电场开发趋于更大、更深、离岸更远。基于现在的风电技术和资金结构，40m是海上风电开发现实可行的最大水深。欧洲海域至今建设的海上风电场最深的是Beatrice商业示范项目，大约位于40m水深范围。极少数风电场在不到5m的水深处建造。大多数海上风电场项目离岸小于50km。德国第一个海上风电试验项目——12台机组总计60兆瓦的AlphaVentus——从1999年正式立项，到2010年4月才得以并网发电，历时近12载，比原定计划晚了一年半。为了保护海岸线和近海潮汐，以及不影响进港航道，德国联邦海洋和水道测量局要求海上风电场建在远离陆地的地方。德国的公众也不愿意看到海上风机出现在近海的自然景观里，认为是一种破坏。妥协的结果是，AlphaVentus选址在了北海离岸45公里远的地方，水深达30米。根据德国海上风电官方网站提供的信息，其他申请的项目也多在离岸30公里之外，水深在20米至35米之间。而英国、丹麦等国家的海上风电场离岸要近得多，那里的公众也不介意大型风机出现在视线里。3.海浪：波浪包含大量的动能和压力，对结构产生较大的重复荷载，对结构的寿命和动态行为有严重的影响。1）增加发电机组基础和结构的水平荷载2）在风电场运行期间影响安全进入或工作，增加了运营成本。3）大浪妨碍建设施工，增加施工成本。海浪：渤、黄、东、南海的波高以南海最大，东海次之，渤、黄海较小。
年均波高南海为1.5米，东海及南黄海为1.0～1.5米，渤海、北黄海和北部湾仅0.5～1.0米。年中波高以冬季最大，大浪（波高2米以上）频率都在20％以上。从济州岛经中国台湾以东海面至东沙、南沙群岛的连线为大浪带，大浪频率在40％以上，中心区可达50％。据现有记录，南海、东海的最大波高为10米多，南黄海为8.5米。波高最小的季节，黄海出现于夏季，东海和南海出现于春季。4.潮汐流潮汐流造成的水平荷载、泥沙的冲刷对海上风电场的建造、运营和维护构成了严重的挑战。其影响在于增加水平荷载增加冲刷，对基础的侵蚀加大使安装、维修更具挑战性，增加了施工维护的成本潮汐流的侵蚀能力与流速的立方成正比。中国海域潮汐流对海上风力发电场开放最具挑战性的地方位于浙江北部和江苏中部之间，杭州湾是世界上涌潮之地。潮汐流峰值（cm/s）0~5050~100100~150150~200>200重要性很少或没有问题较轻的挑战相对富有挑战性的工作环境挑战性的工作环境不适合的位置
5.潮差位于低水位和高水位之间的基础部分遭受的腐蚀最严重，且容易生成生物淤泥。潮差大也给施工、维护带来不便。潮汐范围重要性
0~4m
很小或者没有问题
4~8m
一些小的挑战
>8m
适度工作挑战
中国苏、浙、闽沿岸，一般为4～5米，但钱塘江口的涌潮，历史上最大潮
差可达9米，其壮观景象，举世闻名。渤海沿岸潮差也只1～3米6.海冰每年12月到3月，渤海湾特别是辽宁湾有海冰和浮冰，浮冰块对桩基有冲撞作用，而且浮冰块阻塞效应也会使船舶抵达发电机组很困难。2.2.3地震与构造风险在中国沿海存在一些轻微的构造断层，沿断层板块运动引起的地震会对海上风电场的生存造成很大的危害。作为选址的一部分，需要详细了解地质断层适当的间隔距离，感兴趣的海域的地震活动风险信息，这些信息应应用于选址的设计中。福建省海上位于横向地质板块边界，台湾岛区域为地震高发带，地震活动频繁，对风电机组的设计是个挑战，需要有足够的信息、工程技术和财务决策。江苏北部有最低程度的地质灾害，构造活动基本发生在江苏南部和中部。江苏省在近代历史上规模最大的地震为1668年里氏8.5。在设计中如果没有考虑地震因素，并加以适当保护，遇到强地震会造成重大损失。2.2.4海域利用上的冲突问题选址过程中不能忽略海域使用上的限制和制约，有时会和其他的行业、其他的用途等情况产生冲突。1.石油天然气渤海和东海有丰富的油气储量，随着对石油天然气需求的不断增长，海上石油和天然气的勘探和开采活动将日益增多，这样会限制海上风电的开发。2.航运航道约90%的世界贸易是由海上运输业来完成的。我国沿海各个区域都有重要的航道，风电场不能占据航道，特别是繁忙的航道和锚定站点、避风港区，在一些不繁忙的航道上也要考虑风电机组的分布，风电机组的分布要为行船留出足够的距离，避免船舶与风电机组的碰撞，造成船舶和风电机组的损坏。而且风电机组应安装警示标志，如照明和雾角等，另外应到海事部门进行登记注册，以便在航海指南中作出标示。3.军事设施1）军事管制区2）用于军事目的的海域：如军事飞行的低空区域，海里的导弹试验区域等。3）海底弹药库或海底弹药倾倒区，要摸清弹药地点位置，密分布度等情况。从中国海事图获得的弹药倾倒区和雷区可能在连云港以北海域的两个地方，这两个区域严重制约了该地区的风电场的开发。4.航空和雷达风电机组在雷达监测视线范围内会对雷达造成干扰，旋转的风电机组叶片会给雷达造成假信号，在雷达监测系统中显示错误的追踪信号。通常在海上风电场开发规划阶段，经常与航空和安全部门存在冲突，甚至导致项目审批无法通过。一般民用机场的位置是公开的，军用雷达及航空雷达的地点需要通过其他途径获得。5.渔业和捕捞
鱼类和海鲜是中国沿海的食物和收入的重要来源。现代水产养殖技术支持浅水区（小于10m）和较遮蔽的地方养殖。水产和海上风电场的选址之间有相当的重叠。其主要影响就是施工过程中破坏环境造成鱼类和海洋生物死亡。有些专家认为从长远看不会渔业有影响，而且由于桩基的建设形成类似渔礁可改变环境可促进鱼类的种群复苏，但渔业界不认同这种看法。总之短期是会给渔业或捕捞业造成影响。2.2.5环境制约1.湿地和浅水区是涉水、近水鸟类的主要活动区域，这些区域开发会对动植物的生态圈产生不良影响。旋转的风轮叶片会对鸟类造成伤害剥夺了候鸟的捕食区剥夺了候鸟的繁殖区施工期间对周边的生态产生不良影响如：盐城沿海滩涂珍禽国家级自然保护区位于江苏省盐城市的射阳、大丰、滨海、响水、东台五县（市）的沿海地区，面积45.3万公顷，1984年建立省级自然保护区，1992年加入联合国教科文组织国际“人与生物圈”保护网，1996年又纳入“东北亚鹤类保护网络”。主要保护对象为滩涂湿地生态保护系统和以丹顶鹤为代表的多种珍禽。2.视觉影响3.噪声影响4.海洋考古学的影响：如文化遗产等2.2.6港口港口在海上风电场开发的初级阶段扮演着重要的角色，因为所有的风电场的零部件、配套设备都会存放在此，并有此运送出海。港口设施应在风电场开始施工之前全部到位。一般港口应有深水泊位，以便大型深水船舶运作，还应有足够的空间以便存储风电机组塔筒和叶片等各种零部件，并拥有相当的吞吐量和可调配的船舶，有运送大量货物的基础设施。在制造、建造、安装、运营和维护各阶段都离不开港口。典型港口（处理100台风电机组/年）的规格：80000m2的最小面积，若在气候不好的地区，额外需要增加30000m2。港口周围应有200~300m长的运输通道，并且要有能承受高负载的能力。不受潮汐或其它进入性制约的航道，并能容纳长140m、宽45m、吃水深度6m大型船舶净空高度不低于100m，以保证塔架等零部件安全通航。能运送300T重量的起重机。一旦风电场开始运作，维护工作通常有最近的码头来进行，这些码头需配备维护人员、船舶、仓库和维修的装备。风电场的规模越来越大，并且离岸越来越远，直升机和海上居住条件也是考虑的范围。风电场距港口的距离海上风电场开发建设的项目成本随着场址距海岸线和港口的距离增加而增加。
如：海上航行的时间长将导致整个项目建造时间长，尤其是当运送风电机的地基和机组期间。恶劣和多变的海上环境会对风电场的维护带来困难。以江苏为例：共有11个港口，其中7个主要港口：连云港、滨海港、射阳港、大丰港、洋口港、南通港和吕四港，大多数都在扩建之中。连云港：江苏省最大的码头，最深的泊位8.51m，航道深9m。有足够能力完成海上风电场零部件的出海任务。滨海港：正在开发中，竣工后有3000t的水上平台，有4个分港口，其中2个适合做海上风电场港口射阳港：正在建设2个5000t的水上平台。吕四港：包括大唐电力港和正在兴建的吕四港。大丰港、南通港目前还不适合做海上风电场使用的码头。(2009年前的资料)
2.2.7电网海上风电场的年发电量和上网电价等因素也是需要考虑的。考虑到搭建输电设备的经济和技术等因素，选择离电网接入点近的区域并网是一种普遍认同的方案。2.3制约图制作对每个制约信息进行处理，然后分别制作制约图。2.4咨询与核准1.咨询的好处根据欧洲可再生能源项目开发所取得的经验证明，尽早在开发阶段有效识别和接触其他用户（利益相关者）是非常有效和必要的。作为开发过程中的一部分，潜在的风电场开发商必须咨询主要利益团体及国家和当地部门，目的是进一步确认制约图中确认的潜在开发区可利用性。咨询会确保开发的信息得以传达，可与有关部门展开对话，开发商能够获得相关资料。如果有意义的对话早日展开，可减少或避免开发商陷入各方的反对中，
能减少项目的延误和无用的费用和开支。比如：国家或军事设施某些信息是保密的通过公开渠道无法获得。通过咨询：1.可进一步确定项目的可行性2.可准确确定风电场的场址3.可预估建设难度和成本2.利益相关者风电场建设会涉及到许多方面的利益，这些利益相关者都要进行咨询沟通，充分了解各方的利益诉求，与风电场建设的冲突及解决的办法。这些利益相关者如：国家渔业局、海洋局、军事机构、海岸警卫队、港口、船舶公司、各地方政府机构、环境部门、电信部分等等。利益相关者约束类型石油天然气渔业与养殖国家地方军事机构国家地方政府船舶及导航、港口电缆和管道国家地方地方地方电缆管道联系单位中国海洋石油总公司国家农业部渔业局国家海洋局各地方海洋与渔业厅国家各军种的主管部门海岸警卫队各地的发展规划部门各地的交通厅、港口航道管理部门中国海底电缆建设有限公司中国石油天然气管道局中国民用航空局中国民用航空华东地区管理局中国海事局中国电信、移动、联通国家地方国家地方国家无线电管理办公室各地方无线电管理局国家广播电视电影局各地方广播电视电影局国家和地方自然保护区管理部门
3.东海大桥项目咨询机构名单国家和地方发展改革委员会国家海洋局上海市海洋局东海海洋局——海底电缆施工许可证上海市规划管理局—变电站选址上海水务局—行政许可的决定土地资源管理局—建设用地审批许可证卫生局—流行病保护审查上海市环境保护局水管局（海堤）—穿越海堤许可证电力公司—工程质量监督手续海洋与渔业局—海上海底施工许可证渔业厅农业委员会—禁渔证书及渔业生产和渔民损失补偿安置合同国土部—批准渔业资源损失的赔偿合同2.5评分和定级
篇十三：海上风电场建设
对开展了海上风电项目前期工作而最终没有中标的企业由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准向承担了前期工作的企业给予经济补第四章项目核准第十六条招标选择的项目投资企业或确认扩建项目开发企业按海上风电工程前期工作的要求落实工程方案和建设条件编写项目申请报告办理项目核准所需的支持性文件与招标单位签订项目特许权协议并与当地省级电网企业签订并网和购售电协议海上风电开发建设管理暂行办法
为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电康健康、有序发展，现制定《海上风电开发建设管理暂行办法》并印发你们，请遵照执行。国家能源局国家海洋局二〇一〇年一月二十二日
第一章总则第一条为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电有序开发、规范建设和持续发展，根据《中华人民共和国行政许可法》、《中华人民共和国海域使用管理法》和《企业投资项目核准暂行办法》，特制定本办法。第二条本办法所称海上风电项目是指沿海多年平均大潮高潮线以下海域的风电项目，包括在相应开发海域内无居民海岛上的风电项目。第三条海上风电项目开发建设管理包括海上风电发展规划、项目授予、项目核准、海域使用和海洋环境保护、施工竣工验收、运行信息管理等环节的行政组织管理和技术质量管理。第四条国家能源主管部门负责全国海上风电开发建设管理。沿海各省(区、市)能源主管部门在国家能源主管部门指导下，负责本地区海上风电开发建设管理。海上风电技术委托全国风电建设技术归口管理单位负责管理。第五条国家海洋行政主管部门负责海上风电开发建设海域使用和环境保护的管理和监督。第二章规划第六条海上风电规划包括全国海上风电发展规划和沿海各省(区、市)海上风电发展规划。全国海上风电发展规划和沿海各省(区、市)海上风电发展规划应当与全国可再生能源发展规划、全国和沿海各省(区、市)海洋功能区划、海洋经济发展规划相协调。沿海各省(区、市)海上风电发展规划应符合全国海上风电发展规划。第七条国家能源主管部门统一组织全国海上风电发展规划编制和管理，并会同国家海洋行政主管部门审定沿海各省(区、市)海上风电发展规划。沿海各省(区、市)能源主管部门按国家能源主管部门统一部署，负责组织本行政区域海上风电发展规划的编制和管理。
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第八条沿海各省(区、市)能源主管部门组织具有国家甲级设计资质的单位，按照规范要求编制本省(区、市)管理海域内的海上风电发展规划;同级海洋行政主管部门对规划提出用海初审意见和环境影响评价初步意见;技术归口管理单位负责对沿海各省(区、市)海上风电发展规划进行技术审查。第九条国家能源主管部门组织海上风电技术管理部门，在沿海各省(区、市)海上风电发展规划的基础上，编制全国海上风电发展规划;组织沿海各省(区、市)能源主管部门、电网企业组织编制海上风电工程配套电网工程规划，落实电网接入方案和市场消纳方案。第十条国家海洋行政主管部门组织沿海各省(区、市)海洋主管部门，根据全国和沿海各省(区、市)海洋功能区划、海洋经济发展规划，做好海上风电发展规划用海初审和环境影响评价初步审查工作。第三章项目授予第十一条国家能源主管部门负责海上风电项目的开发权授予。沿海各省(区、市)能源主管部门依据经国家能源主管部门审定的海上风电发展规划，组织企业开展海上测风、地质勘察、水文调查等前期工作。未经许可，企业不得开展风电场工程建设。第十二条沿海各省(区、市)能源主管部门在前期工作基础上，提出海上风电工程项目的开发方案，向国家能源主管部门上报项目开发申请报告。国家能源主管部门组织技术审查并论证工程建设条件后，确定是否同意开发，中国风力发电网提供。第十三条项目开发申请报告应主要包括以下内容：(一)风资源测量与评价、海洋水文观测与评价、风电场海图测量，工程地质勘察及工程建设条件；(二)项目开发任务、工程规模、工程方案和电网接入方案;(三)建设用海初步审查，海洋环境影响初步评价;(四)经济和社会效益初步分析评价。已有海上风电项目的扩建，原项目单位可提出申请，经国家能源主管部门确认后获得扩建项目的开发权。第十四条获得风电项目开发权的企业必须按招标合同或授权文件要求开展工作，未经国家能源主管部门同意，不得自行转让开发权。
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第十五条海上风电项目招标工作由国家能源主管部门统一组织，招标人为项目所在地省(区、市)能源主管部门。对开展了海上风电项目前期工作而最终没有中标的企业，由中标企业按省级能源主管部门核定的前期工作费用标准，向承担了前期工作的企业给予经济补偿。第四章项目核准第十六条招标选择的项目投资企业或确认扩建项目开发企业，按海上风电工程前期工作的要求落实工程方案和建设条件，编写项目申请报告，办理项目核准所需的支持性文件，与招标单位签订项目特许权协议，并与当地省级电网企业签订并网和购售电协议。项目所在地省级能源主管部门对项目申请报告初审后，上报国家能源主管部门核准。第十七条海上风电项目核准申请报告应达到可行性研究的深度，并附有下列文件：(一)项目列入全国或地方规划的依据文件;(二)项目开发授权文件，或项目特许权协议;(三)项目可行性研究报告及其技术审查意见;(四)项目用海预审文件和环境影响评价报告批复文件;(五)海上风电场工程接入电网的承诺文件;(六)金融机构同意给予项目贷款融资等承诺文件;(七)根据有关法律法规应提交的其他文件。第十八条海上风电项目必须经过核准并取得海域使用权后，方可开工建设。项目核准后两年内未开工建设的，国家能源主管部门收回项目开发权，国家海洋行政主管部门收回海域使用权。第五章建设用海第十九条海上风电项目建设用海应遵循节约和集约利用海域资源的原则，合理布局。第二十条项目单位向国家能源主管部门申请核准前，应向国家海洋行政主管部门提出海域使用申请文件，并提交以下材料：
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(一)海域使用申请报告，包括建设项目基本情况、拟用海选址情况、拟用海的规模及用海类型;(二)海域使用申请书(一式五份);(三)资信证明材料;(四)存在利益相关者的，应提交解决方案或协议。第二十一条国家海洋行政主管部门收到符合要求的用海申请材料后组织初审。初审通过后，国家海洋行政主管部门通知项目建设单位开展海域使用论证;海域使用论证评审通过后，国家海洋行政主管部门出具项目用海预审意见。第二十二条项目建设单位申报项目建设核准申请时，应附国家海洋行政主管部门用海预审意见;无预审意见或预审未通过的，国家能源主管部门不予核准。第二十三条海上风电项目建设用海按风电设施实际占用海域面积和安全区占用海域面积征用。其中，非封闭管理的海上风电机组用海面积为所有风电机组塔架占用海域面积之和，单个风电机组塔架用海面积按塔架中心点至基础外缘线点再向外扩50m为半径的圆形区域计算;海底电缆用海面积按电缆外缘向两侧各外扩10m宽为界计算;其它永久设施用海面积按《海籍调查规范》的规定计算。各宗海面积不重复计算。第二十四条海上风电项目经核准后，项目单位应及时将项目核准文件提交国家海洋行政主管部门。国家海洋行政主管部门依法审核并办理海域使用权报批手续。第二十五条项目单位应按规定缴纳海域使用金，办理海域使用权登记，领取海域使用权证书。第二十六条使用无居民海岛建设海上风电的项目单位应当按照《海岛保护法》等法律法规办理无居民海岛使用申请审批手续，并取得无居民海岛使用权证书后，方可开工建设。第六章环境保护第二十七条项目单位应当按照《海洋环境保护法》、《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》及相关技术标准要求，编制海上风电项目环境影响报告书，报国家海洋行政主管部门核准。
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第二十八条海上风电项目建设环境影响报告书应委托有相应资质的单位编制。项目单位在项目申请核准前需取得国家海洋行政主管部门出具的建设项目环境影响报告书的核准文件;无报告书核准意见或未通过核准的，国家能源主管部门不予核准。第二十九条海上风电项目核准后，项目单位应按建设项目环境影响报告书及核准意见的要求，加强环境保护设计，落实环境保护措施。按规定程序申请环境保护设施竣工验收，验收合格后，该项目方可正式投入运营。第七章施工竣工验收第三十条海上风电项目经核准后，项目单位应制定施工方案，报请当地海洋行政主管部门、海事主管部门备案。施工企业应具备海洋工程施工资质，进驻施工现场前应向当地海洋行政主管部门办理施工许可手续。海底电缆的铺设施工应当按照《铺设海底电缆管道管理规定》的要求办理相关手续，中.国.风.力.发.电.网.提供。项目单位和施工企业应制订安全应急方案。第三十一条国家能源主管部门委托项目所在省(区、市)能源主管部门负责海上风电项目竣工验收。项目单位在完成土建施工、安装风电机组和其他辅助设施后，向所在地省(区、市)能源主管部门申请验收。省级能源主管部门协调和督促电网企业完成电网接入配套设施，在配套电网接入设施建成后，对海上风电项目进行预验收。预验收通过后，项目单位在电网企业配合下进行机组并网调试，全部机组完成并网调试后，进行项目竣工验收。第八章运行信息第三十二条项目单位应建立自动化风电机组监控系统，向电网调度机构和国家风电信息管理中心实时传送风电场的运行数据。未经批准，项目运行实时数据不得向境外传送。第三十三条项目单位应按照有关规定建立安全生产制度，发生重大事故和设备故障应及时向电网调度机构、当地能源主管部门报告，每半年向国家风电信息管理中心提交一次总结报告。第三十四条项目单位应建立或保留已有测风塔，长期监测项目所在区域的风资源、以及空气温度、湿度、海浪等气象数据，监测结果应定期向当地省(区、市)能源主管部门和国家风电信息管理中心报告。第三十五条新建项目投产一年后，由国家能源主管部门组织有资质的咨询机构，对项目建设和运行情况进行后评估，三个月内完成后评估报告。评估结果作为项目单位参与后续海上风电项目开发的依据。
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第九章其他第三十六条海上风电基地或大型海上风电项目，可由当地省级能源主管部门组织有关单位统一协调办理电网接入系统、建设用海预审、环境影响评价和项目核准申请手续。第十章附则第三十七条本办法由国家能源局和国家海洋局负责解释。第三十八条本办法由国家能源局和国家海洋局联合发布，自发布之日起施行。
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篇十四：海上风电场建设
海上风电施工简介目录
1海上风电场主要单项工程施工方案(1)
1.1风机基础施工方案(1)
1.2风机安装施工方案(13)
1.3海底电缆施工方案(19)
1.4海上升压站施工方案(23)
2国内主要海上施工企业以及施工能力调研(35)
2.1中铁大桥局(35)
2.2中交系统下企业(41)
2.3中石(海)油工程公司(46)
2.4龙源振华工程公司(48)
3国内海洋开发建设领域施工业绩(52)
3.1跨海大桥工程(52)
3.2港口设施工程(55)
3.3海洋石油工程(55)
3.4海上风电场工程(58)
4结语(59)
1海上风电场主要单项工程施工方案
1.1风机基础施工方案
国外海上风电起步较早,上世纪九十年代起就开始研究和建设海上试验风电场,2000年后,随风力发电机组技术的发展,单机容量逐步加大,机组可靠性进一步提高,大型海上风电场开始逐步出现。国外海上风机基础一般有单桩、重力式、导管架、吸力式、漂浮式等基础型式,其中单桩、重力式和导管架基础这三种基础型式已经有了较成熟的应用经验,而吸力式和漂浮式基础尚处于试验阶段。舟山风电发展迅速。
目前国内海上风机基础尚处于探索阶段,已建成的四个海上风电项目,除渤海绥中一台机利用了原石油平台外,上海东海大桥海上风电场和响水近海试验风电场均采用混凝土高桩承台基础,江苏如东潮间带风电场则采用了混凝土低桩承台、导管架及单桩三种基础型式。
图1.1-1重力式基础型式
图1.1-2多桩导管架基础型式
图1.1-3四桩桁架式导管架基础型式图1.1-4单桩基础型式
图1.1-5高桩混凝土承台基础型式图1.1-6低桩承台基础型式基于国内外海上、滩涂区域风电场的建设经验,结合普陀6号海上风电场2区工程的特点及国内海洋工程、港口工程施工设备、施工能力,可研阶段重点考察桩式基础,并针对5.0MW风电机组拟定五桩导管架基础、高桩混凝土承台基础和四桩桁架式导管架基础作为代表方案进行设计、分析比较。
1.1.1多桩导管架基础施工
图1.1-7五桩导管架基础型式图1.1-8四桩桁架式基础型式
对于五桩导管架基础施工程序为:钢管桩、导管架的制作→钢结构运输→钢管桩沉桩施工→导管架安放→钢管桩、导管架连接调平与灌浆。
对于四桩桁架式导管架基础施工程序为:钢管桩、导管架的制作→钢结构运输→导管架沉放→钢管桩沉桩施工→钢管桩、导管架连接调平与灌浆。
施工工艺流程如下
导管架基础施工流程图
(1)导管架制作
导管架主要由大直径钢管桩构成,应采用适应其特性的适当的加工设备和程序制作。制作时,需选择合适的制作程序,特别是对节点处的处理尤应注意,制作过程中应尽可能避免高空作业,确保安全和质量。
套管制作程序一般应遵循如下程序进行:
①分段部件制作
②平面组装
③立体组装
此外,套管结构的制作,应编制制作要领文件,原则上记载以下关键项目:
①材料和部件(钢材、焊接材料、涂料)
②制作工序(大样图、部件加工、组装、焊接、出厂)
图1.1-9导管架结构制作示意图
(2)钢管桩的制作
钢管桩制造的主要工艺流程如下图所示:
钢管桩一般采用非等厚度(为节省钢材用量,上下两部分厚度一般不同)的钢板螺旋法卷制,自动埋弧焊焊接而成。钢管桩卷制完成后,对于焊缝应进行100%超声波探伤,对超声波检测发现有缺陷的焊缝应进行X射线检测或用碳弧气刨刨开焊缝观察检查。
钢管桩制作完成后的储存、转运过程中,应注意对其表面防腐涂层的保护,一般不允许直接接触硬质索具,存放过程中底层地垫物应尽量采用柔性地垫物,防止因硬质垫层导致涂层受损。
钢管桩制作流程图
(3)钢管桩沉桩方式
针对整根管桩沉桩施工,国内常用的沉桩方式有两种,一种是采用带桩架的专业打桩船沉桩,另一种为起重船吊打沉桩。
图1.1-10“海力801”沉桩图
图1.1-11起重船吊打沉桩示意图
经初步调查,国内现有专业打桩船的桩架最大吊重为200t(双钩联吊),吊钩能力为主勾吊重120t,副勾80t,桩架总高95m,植桩能力81m+水深。
针对普陀6号海上风电场2区工程基础设计作为比选方案的五桩导管架基础,桩径2.6m,桩长超出90m,且桩重达到225t,已经远远超出专业打桩船的植桩能力,所以可采用起重船吊打的方式进行沉桩施工。
四桩桁架式导管架基础方案钢管桩桩径2.5m,桩长约132m。目前国内打桩船施工有一定难度,该方案设置了导管架平台,施工可考虑在导管架平台上进行水上接桩。同时,需对打桩船的桩架及吊桩系统等进行整体改造。
(4)钢管桩沉桩桩锤选型
目前大型的海上锤击沉桩机械主要有筒式柴油打桩锤、液压打桩锤、液压振动锤三种
型式,其中以柴油打桩锤应用最为广泛,经过对工程管桩沉桩施工要求的分析,选择S500型液压打桩锤作为首选锤型,D250型柴油打桩锤作为备选。
图1.1-12IHC液压锤
(5)导管架沉放
根据普陀6号海上风电场2区工程基础设计的导管架吊重、吊装尺寸的要求,可选择1000t级起吊能力的浮吊进行安装工作。
图1.1-13如东潮间带导管架安装图
图1.1-14四桩桁架式导管架下水图
(4)调平与灌浆
钢管桩与导管架结构安装完成后,进行导管架结构的细致调平工作和灌浆连接工作。导管架结构体的细致调平工作通过调节螺栓系统进行。
钢管桩与导管架桩套筒之间的环形空间内通过高强灌浆材料连接。灌浆施工由驳船上
所载的灌浆泵高压泵送灌注专用的灌浆材料。
图1.1-14现场的灌浆工作平台
图1.1-15单桩灌浆现场及连接段的溢浆图
1.2.1高桩混凝土承台基础施工
图1.1-16高桩承台基础型式
高桩混凝土承台基础主要的施工工艺流程为:沉桩→截桩→安装钢套箱→封底混凝土施工→桩芯施工→绑扎承台钢筋、安装预埋件→承台混凝土施工→钢套箱拆除。
(1)沉桩方式
以普陀6号海上风电场2区工程推荐的高桩混凝土承台基础型式为例,采用8根直径为2.3m的钢管桩作为基桩,平均桩长90.0m,桩重达到183t。
经初步调查,国内现有专业打桩船无法满足本工程桩基施工要求,但承台基础的钢管桩为5:1的斜钢管桩,在海上进行吊打施工的难度很大,须采用带桩架的专业打桩船进行施工,以保证施工精度要求。因此需要考虑对现有打桩船进行整体改造。
(2)桩锤选择
经过对普陀6号海上风电场2区工程管桩沉桩施工要求的初步分析,根据本工程管桩各项参数及可选桩锤各项指标,控制打桩能量达到70%~90%,最终贯入度为5mm左右时,选用S500型液压打桩锤,D250型柴油打桩锤作为备选。
(3)混凝土承台施工
钢套箱事先在陆上整体拼装完毕,由2000t驳船运输到位,起重设备整体吊装钢套箱,并在钢套箱与钢管桩之间加固固定,对桩孔周边拼接封闭;
钢套桩安装后,先浇筑封底混凝土,待底层混凝土达到设计规定强度后,清理工作面,抽去套箱内积水。承台混凝土采用分层浇筑,且连续进行。
混凝土浇筑采用大型混凝土搅拌船,配备2000t甲板驳船携带一个墩台浇筑需要的混凝土骨料,浇筑强度约100m3/h。在承台混凝土达到一定强度后,拆除钢套箱侧模板。
图1.1-17钢管桩沉桩施工图
图1.1-18钢套箱安装示意图图1.1-19桩芯施工示意图
图1.1-20混凝土浇筑示意图
图1.1-21混凝土搅拌船图
1.2风机安装施工方案
风机设备海上安装是风机安装工作中最为重要的内容,经过对国内外风电场建设的调查了解,根据风机零散设备的预拼装程度与起吊模式,可将风机吊装方案分为整体组装与吊装模式、分体组装与吊装模式。
1.2.1分体吊装方案
欧洲已建海上风电场中绝大部分采用分体吊装方式,为缩短海上作业时间,分体安装一般也预先组装不同的组合体,通过对欧洲大部分风电场的统计分析,分体吊装主要有两
种方式:
1、下部塔筒、上部塔筒、风机机舱+轮毂+2个叶片(“兔耳式”)、第3个叶片;
2、下部塔筒、上部塔筒、风机机舱、叶轮;
分体吊装两种方式中上部塔筒、下部塔筒也是根据实际长度将1~4节塔筒预先组装,且采用前者的分体吊装方案占大多数,而近年瑞典的Utgrunden、YttreStengrund、丹麦的Nysted风电场则采用第2种分体吊装方案,具体安装情况视船体的吊装控制能力的不同而有所差异。
(1)HornsRev海上风电场
HornsRev海上风电场位于北海日德兰半岛(Jutland)外侧海域,该电场离岸14-20km(至BlåvandsHuk的距离将近14km),水深6.5-13.5m,单机容量2MW,风机吊装方式采用分吊装第一种方式进行。
图1.2-1HornsRev风电场塔筒安装图1.2-2HornsRev风电场机舱吊装图
图1.2-3HornsRev风电场第三片叶片吊装图
(2)Nysted风电场
Nysted风电场共安装72台2.3MW的Bonus82.4型风力发电机,装机总容量165.6MW。该风电场距海岸9km,位于波罗的海南部,水深6~9.5m,风机安装采用分吊装第二种方式进行。
图1.2-4Nysted风电场塔筒吊装示意图图1.2-5Nysted风电场机舱吊装示意图
图1.2-6Nysted风电场叶轮吊装示意图
1.2.2整体吊装方案
整体吊装方式即为风机设备在陆上或近岸平台完成塔筒、机舱、轮毂、叶片的组装,整体运输到风电场场址后,通过大型的起重设备吊装到风机基础平台上方式。风电机组整体运输、吊装因质量大,重心高,且叶片、机舱等受风面积大的构件主要位于机组上部,整体运输、吊装过程中的稳定性、安全性控制要求很高。
海上风机整体吊装在英国的Beatrice风电场、国内的绥中36-1风电站、东海大桥示范风电场采用过,在陆上将基础以上塔筒、机舱、轮毂、叶片等各部件组装成一个大型吊装体,运输至现场后一次性吊装完成。
(1)Beatrice风电场
Beatrice风电场位于英国的马里弗斯,距离海岸线23km,水深45m,安装有2台5MW的风机,风机整体总重约410t。
图1.2-7Beatrice风电场风机整体吊装图1
图1.2-8Beatrice风电场风机整体吊装图2
(2)东海大桥示范风电场
风电机组采用经改造后的4000t级半潜驳专门运输,大型起重船“四航奋进”作为起重安装船进行风机的整体吊装作业。
图1.2-9东海大桥示范风电场风机设备运输图
图1.2-10东海大桥示范风电场风机吊装图
1.3海底电缆施工方案
主海缆敷设工艺流程:装缆运输→施工准备(牵引钢缆布放、扫海等)→始端登陆施工→海中段电缆敷埋施工→终端登升压平台施工→海缆冲埋、固定→终端电气安装→测试验收。
(1)装缆
装缆地点为海缆生产厂家码头。装缆时,施工船靠泊固定,可采用电缆栈桥输送电缆至施工船,并盘放在缆舱内。如海缆选用进口产品,则考虑海缆直接在海上过驳。电缆为托盘或线轴装盘的,采用吊机直接吊放电缆盘至施工船甲板。
图1.3-1电缆装船示意图
(2)近海区域海底电缆敷埋
对于水深较大的海域,海底电缆的埋设由水力机械海缆埋设机进行。能铺埋直径在Φ300mm以内的海底光电缆,埋设深度可在1.5m~6.0m之间调节,最大能达到6.0m。
铺缆船铺缆时,高压水冲击联合作用形成初步断面,在淤泥坍塌前及时铺缆,一边开沟一边铺缆,开沟与铺缆同时进行,电缆敷设时采用GPS定位系统进行定位,牵引钢缆的敷设精度控制在拟定路由±5m范围内。
00
kg
1:300
标准化
审定
日期审核
工艺
设计日期签字更改文件号处数标记中间海域电缆铺设
施工示意图2
天津俊昊海洋工程有限公司
第张
共张比例重量
图样标记
DWG-08-JZIP-ID-0008-2
DWG-08-JZIP-ID-0008-2
图1.3-2海缆船敷缆施工示意图
图1.3-3海缆敷设施工图
(3)海缆登陆
根据普陀6号海上风电场2区工程220KV海底电缆路由勘查情况,登陆岸段地形平坦,水深约5m左右,可根据水深情况,海缆敷设船尽可能靠近岸边,起抛锚艇抛锚定位。用登陆点绞车回卷钢缆,牵引海底电缆至登陆点设定位置。
图1.3-4海缆登陆示意图
泡沫浮筒
泡沫浮筒
海底复合缆
图1.3-5海缆泡沫浮筒绑扎位置示意图
1.4海上升压站施工方案
220kV海上升压站共有3部分组成:桩基础、导管架和上部组块(包括包括层间设备房和直升飞机平台等),上部结构采用整体安装。
图1.4-1典型升压站结构
1.4.1国内建造安装
海上升压站的施工流程为:钢结构加工与制作→电气设备安装→导管架沉放→钢管桩沉桩→灌浆施工→上部平台整体安装。
(1)基础施工
海上升压站工程的基础沉桩施工可采用风机基础沉桩施工类似,导管架沉放工艺可以参照四桩桁架式导管架的沉放工艺。具体施工作业流程可参见下图。
图1.4-2导管架+管桩基础结构施工作业流程图
(2)升压站上部组块制作施工
升压站工程的施工重点和难点在于上部组块的建造与安装,其上部组块结构类同于海上石油类钻井平台上部组块结构,因此,可参考成熟的钻井平台上部组块结构的施工方案进行考虑。
根据类似工程实际的操作模式,为尽量减小现场的安装次数、避免现场焊接所可能造成的质量缺陷,同时减少海上设备安装调试时间,海上升压站上部平台宜采用陆上总装的方式,将各层结构分层预制拼装,在相应安装层完成后进行其层面上电气设备的安装工作,最终形成可整体出运的上部组块(包括电气设备)组合体。
上部组块组装工艺可参见如下:
图1.4-3上部组块组装工艺
施工程序简述如下:
1)平台码头前沿组装
上部平台采用分片预制,整体组对。
第一步:水平片车间分片预制
➢在焊接加工之前钢结构加工单位应编写详细的焊接工艺程序,焊接工艺评定中必须给出详细的焊接信息、焊接要求、焊接程序鉴定报告及其他所有相关信息。焊接程序鉴定报告应包括(但不限于):焊接工艺、焊接方法、焊接位置、槽口几何形状和详细信息、电特性、原材料、焊接材料、采用的相关规范与技术要求等。
➢焊接环境要求:应在室内进行,且焊接环境温度应大于0℃(低于0℃时,应在施焊处两侧200mm范围内加热到15℃以上或再进行焊接施工),相对湿度<90%,且焊接工作区必须采取适当的措施防风雨。
➢如在室外作业,出现下列情况其中之一不得进行,否则应采取相应措施。
①风速超过规定;
②雨雪天气;
③温度小于零度;
④相对湿度>90%。
➢若钢板由于运输、存储及轧制、冷却等环节而发生波浪、整体弯曲、局部凸起、边缘折弯等变形,影响切割、卷筒质量时,在切割前必须进行矫正。
➢对所有焊缝均应进行外观检查。焊缝金属应紧密,焊道应均匀,焊缝余高小于3mm,焊缝金属与母材的过度应平顺,不得有裂纹、夹渣、气孔、未融合、未焊透、焊瘤、弧坑、根部收缩、和烧穿等缺陷。
➢每个施工工序都应进行严格质量检查,并对钢管桩焊缝100%进行超声波探伤(UT)检测。在超声波探伤不能对缺陷作出判断时,必须采用X射线探伤(RT),所有焊缝的T型接头应进行RT探伤。
➢经UT或RT检测的焊接接头,如有不允许的缺陷,应在缺陷清除后进行补焊,并对该部分采用原检测方法重新检查直至合格。探伤工作应在焊后48小时后进行。同一部位返修不得超过两次。
➢焊缝强度不低于母材强度,同时为了满足低温环境的需要,焊缝和热影响区0℃夏比V型缺口冲击功满足《低合金高强度结构钢》(GB1591-2008)的要求,不低于34J。
第二步:底层4根立柱就位
底层四根立柱为整体钢结构构件的支撑性主体,需要采取专用措施进行固定与定位,参照同类型大型钢结构件在支撑性主立柱结构的方式,可采取设置底部定位工艺导向桁架的辅助措施以准确定位和固定主立柱结构。工艺导向桁架将承担立柱临时固定、精确定位
和垂直度调整的措施。
图1.4-4a上部组块组装示意图(一)
第三步:底层水平片安装就位
底层水平片可根据不同分层上立柱的布置情况,分部位进行预制,以与主立柱接触的分片体为主要控制性部位,先期制作、先期安装,以形成底层骨架结构,然后可进行底层内主要上立柱的安装、焊接工作,在主要网架节点完成后,应根据底层各设备布置的要求,分批、分部分进行不同种类设备的安装工作,对于需要前期调试的特殊设备,应先期完成调整工作。在主要大型设备完成安装后,进行斜撑、管路与附属设施的布置安装工作。
图1.4-4b上部组块组装示意图(二)
第四步:二层水平片安装就位。
二层水平片内各分片结构的预制与焊接组合顺序可参照底层水平层的顺序施工。因主变设备放置在本层内,因此各分片结构的安装与焊接工序还要满足主变设备先期放置调整的时间先后需求,本层为整个上部组块结构的重点内容,需要根据各重要设备的安装调试需求合理规划各分片、立柱等结构的施工工序。
图1.4-4c上部组块组装示意图(三)
第五步:三层水平片安装就位。
三层内各水平片结构的安装施工与二层各分布基本一致,因本层同样会有大量电气与通讯设备的安装调试工作,因此各水平分片、立柱等结构的组合焊接应该以满足设备安放、调试等工作为主要控制性要素,各工序的施工遵循设备厂家的建议执行。
图1.4-4d上部组块组装示意图(四)
第六步:四层水平片安装就位。
四层属于升压站上部整体组块中最顶部的结构封闭层,没有立柱等层间结构,因此组合与焊接的难度较低,各分水平片结构以下一层主柱/分立柱为主要控制性部分分别组装焊制形成整体网架结构后,再进行小片部位的拼装整合工作,最后进行附属构件、管路等设施的施工。
图1.4-4e上部组块组装示意图(五)
第七步:零星附属结构安装
第八步:附属设备与仪表的安装施工、调试
第九步:单机调试、联合调试
第十步:舾装、涂装施工
对于普陀6号海上风电场2区工程,海上升压站上部平台包括钢结构体与内置的电气设备组块。其中,电气设备应采用可靠性高、体积小的成套电气设备,包括主变、GIS、开关柜、接地变电阻柜、柴油机、低压柜、二次柜、蓄电池、动补、暖通、给排水等设备。整体运输与安装尺寸约为35m×32m×17.5m,整体重量约2000t。
(3)升压站上部组块海上运输与安装
1)升压站上部组块装船
目前大尺寸、超重量的海洋工程结构组块大部分属于海洋石油类设施,此种设施体形庞大,重量多超过5000t级,采用滑道滑移装船的方式,滑移装船过程中,需要不断对驳船进行调载,使驳船顶面与滑道处于同一高度上。此种装船运输方式多与结构组装调试方案所选用的场地设施能力、组块预估生产周期、施工能力等条件相关联,根据对国内主要海工结构大件物资的调研分析,对于海上升压站上部组块这样的3000t级以下组块结构,因其重量相对较轻,尺寸面积相对有限,可采用大型的起重类船只进行陆-水浮式起重吊装的模式,不仅施工费用相对较低,同时对安装调试所配套的场地设施资源要求较低,使用时间短,因此,可采取起重船陆-水浮式起重吊装的模式进行升压站上部组块的装船工
序。
2)运输船只规模选择
运输用船舶应尽量保证升压站上部组块的整体边界在船舶型宽范围内,尤其应保证底部四根主柱位置在船舶型宽有效范围内。同时,为保证船舶运输过程中横纵倾角尽量降低,船舶长度宜不小于100m,综合对运输船舶尺寸数据的要求并参考同类海工结构组块实际选用运输船舶的情况,可考虑选用5000t级甲板运输驳船进行运输。
海上运输条件复杂,升压站组块为大尺寸、超重量的构件,运输过程中受天气、海况等影响较大,船身可能出现横倾晃动的危险,因此需要根据升压站尺寸与重量等条件,统筹规划生产基地,选择有利的天气时机,并对运输船舶增加临时辅助固定装置,降低运输过程中的风险,增加运输过程中的可靠性。
3)起重船只规模选择与起吊方案规划
升压站上部组块的起吊方案是整个升压站施工的重点,因上部组块各层中布置的设备重量与位置不一致,使各层块重心与形心的位置无法统一,最终导致整个上部组块的整体重心与形心无法统一,单纯采用单点起重的起吊方案将无法实现不等重心形心结构的安全起吊,结合类似海工组块的起吊方案设计,并根据升压站上部组块的特点,起重吊装方案可考虑如下:
①分层设置吊点
针对每层结构构件和布置设备的情况,分别计算不同结构分层的形心和重点位置,并根据相应数据设置起吊吊点和钢丝绳参数等内容。
②单层至整体组合计算
在完成各单层起吊方案的规划设计后,应结合各单独层的起重需求并考虑主变设备布置在组块中上部的特点,合理考虑整体部件起吊点的布置原则,通过调整钢丝绳长度、变更起吊点位置以调整吊距等措施,将整体组块的起吊中心和重点尽量保持在组块中部偏下的位置,降低吊装过程中受外力影响所出现的倾覆力矩。
③设置上部吊架
上部吊架的设置将可合理调整各层重心和形心不重合的问题,因此将所出现的不平衡力矩问题转移至吊架上进行调整,此为重大件物资中常用的起吊辅助装置,根据此类临时装备的调研,其重量多在100~150t左右,尺寸可根据起吊物件的特征和需要调整力矩需求进行调整。
起重方案的规划设计是整个升压站工程施工的重点和难点问题,受限于普陀6号海上风电场2区工程主要设备等参数尚未确定,关于起重方案的设计目前还限于方案规划阶段,应在设备招标确定后,根据具体参数及施工单位起重设备情况进行起重方案的具体设计工作。
起重船规模的选择主要受上部组块起吊重心位置、起重机吊幅条件、起重重量等参数控制,国内目前的“风范”号(2400t级),“奋进”号(2600t),“大力”号(3000t级)等起重船均可满足海上升压站上部组块的起吊工作,船机设备可选余地较大。
4)升压站上部组块海上安装
经过对国内外海上大型平台安装方法的调研,主要安装方式有以下两种:
①浮托法
浮托法是海洋石油工业上针对大型组块海上运输和安装的一种方法。即大型整体组块在陆上大型钢结构生产基地临港滑道上建设完成,通过可调载的大型驳船,驳船甲板上放有与陆地滑道相对立的滑道,用绞车将组块拖拉到驳船上设计的定点位置,然后运输至安装位置,通过运输船只调节压载水舱的水量和潮位变化条件,使船只稳步下沉将上部整体组块安装进基础连接套管内,完成上部组块的整体安装工作。
图1.4-5整体组块滑移装船示意图
图1.4-6浮托法海上安装图
浮托法对运输船舶的尺寸和基础的宽度匹配上限制十分严格,运输船舶既要满足整体部件的载重要求,又要求能够顺利驶入基础钢管桩空隙之间将上部平台对中安放。所以浮托法的安装方式直接影响升压站的基础型式设计方案。
②起重船吊装法
起重船吊装法即采用大型起重船从运输船舶上将钢结构平台起吊,安装到基地结构上。此种安装方法在海上石油平台的安装中广泛应用。
图1.4-7上部平台整体吊装图
1.4.2国外整体采购
目前国内除海上石油平台外,海上升压站还没有先例,从设计到加工制造都处于探索的阶段。而国外海上风电场建设已有较大规模,海上升压站设计、建造技术相对成熟,所以可以考虑从国外整体采购海上升压站上部组块(包括内部电气设备等),在国外加工制造完成后,直接运输至现场进行安装。
图1.4-8国外几座海上升压站型式图片
2国内主要海上施工企业以及施工能力调研
目前国内从事海上风电场工程施工的单位主要为现有海洋开发建设领域的企业,主要业务领域涵盖跨海大桥、港口设施与海洋石油开采工程。具体为中交系统下的各单位、大桥局、中海油等国有大型施工单位。
针对不同工程,各家施工企业所有的船机设备主要根据工程施工的特点和需求进行设计与建造。对于桥梁工程,超长尺寸与重量的预制桥梁体是其主要的施工对象,因此根据此设备部件的施工需求,满足2000t以上的大尺寸桥梁体运输与安装需求的双船体运架一体的起重船开发建造;为满足港口工程群桩基础沉桩施工和大体积混凝土浇筑的需求,桩架式打桩船和混凝土搅拌船的开发建造;为满足海洋石油开采建设的需求,可长时间稳定入泥作业的自升式钻井平台的开发建设。以上海上工程施工装备均是按照对应的海洋工程施工需求进行建设,以满足大体积、大重量混凝土类构筑物为主,船机设备的优点特征主要是满足重大部件粗精度安装作业为主,起重能力一般较大,缺点是安装高度有限,安装精度控制性差,起重机械较为笨重、灵活性差。
以下对各主要单位情况与具有的船机设备进行说明:
2.1中铁大桥局
2.1.1企业施工能力特征
中铁大桥局集团有限公司是中国中铁股份有限公司旗下的全资子公司,是中国唯一一家集桥梁科学研究、工程设计、土建施工、装备研发四位于一体的大型工程公司,具备在各种江、河、湖、海及恶劣地质、水文等环境下修建各类型桥梁的能力。
为抢占先机,大桥局率先介入海上风电市场,由中铁大桥局与明阳风电集团联合创立的广东华尔辰海上风电工程有限公司于2010年底应运而生,专业从事海上风机施工安装。华尔辰公司自成立之初,一次性投入近7亿元自主研制了全国乃至全世界第一艘大型双体多功能海上风电工程专用船—“华尔辰”号,并配套引进了德国MENCK公司MHU-1900s型特大能量的液压打桩锤。该套装备集海上风机基础施工、风机散装、风机整体安装、坐滩作业、海上风机抢修作业、自航式中心起吊多功能于一体,拥有多项国家专利技术。大桥局曾参与2010年
第一批江苏海上风电特许权项目投标工作,施工主要发展方向为单桩基础与风机整体安装,拥有南京江宁钢结构基地可进行基础钢结构加工,目前正积极参与江苏海上特许权与示范项目的施工投标工作,在广东地区正在进行珠海桂山海上风电场项目的试桩工程施工。
大桥局依靠自身在跨海大桥建设方面的历史资源优势,拥有一批大型海上起重类施工装备以及系列化大中型海上施工船舶设备共70余艘,同时根据海上风电基础与风机安装的需要,新建了“华尔晨一号”双体起重安装船,具有1200t的起重能力,顶部设置450t辅助起重吊机,可进行3.0MW~5MW左右单桩基础施工与5.0MW风机的整体安装工作。除此之外,大桥局还拥有“小天鹅”2900t双体起重船、“大桥海宇”号1000t起重船、400t全回转浮吊等多艘可用于海上风电施工的关键设备。
打桩设备方面,大桥局购买了S-1200型液压打桩锤和Menck-1900型液压打桩锤,其中Menck-1900型液压打桩锤已经交货至国内,具备了海上单桩基础施工的施工装备条件。
图2.1-1(a)“华尔晨一号”双体起重安装船(b)“小天鹅”号运架梁起重船
2.1.2大桥局主要施工船舶设备
图2.1-2“华尔辰”1200t海上风电专用船
“华尔辰”1200t海上风电专用船主要参数表
表2.1-1
图2.1-3“大桥海宇”号1000t吊船
“大桥海宇”号1000t吊船参数表
表2.1-2
图2.1-4“大桥雪浪”400t全回转吊船
“大桥雪浪”400t全回转吊船主要技术性能表
表2.1-3
图2.1-5“大桥海威951”打桩船
“大桥海威951”打桩船主要技术性能表
表2.1-4
图2.1-6德国”MHU-1900S”型大型液压打桩锤
”MHU-1900S”型大型液压打桩锤主要技术参数表
表2.1-5
2.2中交系统下企业
2.2.1企业施工能力特征
中交系统下共四个航务工程局,其中以一航局、三航局较多参与海上风电项
目的施工领域。尤其是中交三航局完成了国内首座商业化操作的东海大桥海上风
电场工程(10万kW,34台3.0MW风机),是目前国内唯一一家具有海上风电
施工业绩的单位,施工主要发展方向为高桩承台基础与风机整体安装。中交系统
下单位因主营业务为港口航运设施建设,因此其工程装备主要以进行群桩基础和
大体积混凝土工程施工为主的桩架式打桩船、混凝土搅拌船以及相应的运输驳船
等。
2.2.2中交系统下单位主要施工船舶设备
(1)三航局
以中交三航局为例,此企业现拥有各类工程船舶159艘,各类大型施工机械750台。其中打桩船、砂桩船、起重船、混凝土搅拌船、拖轮等大型施工船舶,目前在国内同行业中具有一定优势。
工程船舶中:打桩(含砂桩)船16艘,最大作业能力的三航桩18/19,其桩架高度93.5m,最大植桩长度80m加水深,桩架120t桩重作业时最大俯仰角度正负14°,吊钩能力:主钩120t×2,副钩80t×1;起重船共10艘,最大起重能力2400t,为满足风机整体安装的双臂架浮式起重船“三航风范号”;混凝土搅拌船16艘,最大作业能力:一次上料最大浇注1000m3,每小时浇注100m3混凝土;大型专用船舶16艘,其中三航工5(半潜驳)最大举升力15000t,最大沉深26.5m;拖轮31艘,其中三航拖4001,总功率3406千瓦,最大拖力40t;其它还有疏浚类船舶11艘、各类运输方驳51艘。
打桩设备方面,三航局购买了S-1800型液压打桩锤和S-800型液压打桩锤,其中S-800型液压打桩锤已经交货至国内,为即将开始的江苏海上特许权项目施工进行工程设备的准备工作。
图2.2-1“三航风范号”双桅杆起重船
图2.2-2S800/1800液压锤
图2.2-3一、三航“桩18”桩架式打桩船
图2.2-4三航工5半潜驳船(用于海上风机整体式安装)同时为满足上海与浙江地区海上风电场工程施工的需求,三航局在浙江省岱山县建设了风电安装为主的施工基地。此施工基地位于浙江岱山本岛西南临港经济开发工业园区,距离高亭镇约6km,海运条件十分便捷,基地同时位于洋山港区与宁舟港区的中心,地理位置优越。
该场址从东到西规划将建设6个码头泊位,后方陆域共建设海堤长度约1083m,后方场地主要包括海上风电机组组装场地、风机工装设备与材料仓库、风机设备堆存场、办公区及生活区、风电机配套导管架、风电基础单桩、钢管桩
加工堆放场地,总面积约30万m2,其中用于风机组拼装用区域为10万m2。
图2.2-5三航局岱山基地位置示意图
(2)一航局主要船机设备
一航局目前主要的船机设备在种类与数量上与三航局基本类似,但一航局因近期参与建设了国外大型海港工程的建设,为满足工程施工需要,新建了一批大型的起重工程船。
图2.2-6一航津泰
图2.2-7起重28(振浮8)
2.3中石(海)油工程公司
2.3.1企业施工能力特征
中石(海)油工程公司也是国内较早涉足海洋工程建设的大型单位,主要的业务领域为海上石油开采、大规模海底管道铺设、大型海洋石油类钻井平台建设与安装施工等,其业务领域与海上风电场工程施工内容最为接近。
2.3.2主要施工装备
目前的施工设备主要为海洋石油开采用大型施工船舶。中石(海)油工程公司具有较强的钢结构加工制做能力,在青岛拥有大型海洋钢结构生产基地。
(1)中石(海)油工程公司钢结构生产基地
中石(海)油工程公司中石(海)油工程公司在青岛拥有大型海洋钢结构生
产基地,可进行风机基础钢结构体的制作,参与了香港地区海山风电场项目测风塔工程的设计与建设工作。中石油集团海洋公司青岛海工建造基地已建成场地面积约70万平方米,码头岸线长750米,码头水深10m,可满足30万吨级工程船舶依靠。基地现拥有1号、2号滑道、材料堆场、仓库、涂装车间、组块结构车间、1号辅助楼、空压站、变电站、锅炉房和食堂浴室等。基地年钢材加工能力9.8万吨,年防腐加工能力约为95万平方米。车间内配置数控卷板机4台、40000kN压力机1台、数控切割机3台、HGG数控相贯线切割机1台,配置埋弧焊、双丝埋弧焊的导管、桩管、拉筋管、隔水套管接长焊接流水作业线5条。场地配备350吨履带吊,320吨液压平板车等大型起重运输设备30台(套)。
图2.3-1中石(海)油工程公司青岛基地建造场地效果图
(2)船机设备
因为中海油施工企业的工作内容与领域主要为大型钢结构构件,因此其施工装备以重型起重船和自升式平台为主,代表性装备如下:
蓝疆号起重船性能表
表2.3-1
船名蓝疆号起吊特性该船吊臂可旋转船型(长×宽×高)(m)157.5×48×12.5吃水深(m)8
主钩最大起重高(m)87主钩最大起重量(t)3800
副钩最大起重高(m)102副钩最大起重量(t)800
L780-1号自升式钻井平台是大连船舶重工集团继JU2000E系列自升式钻井平台之后又一自主设计建造的300英尺大型海洋钻井作业平台。该平台为三角形船体结构,型长54.86m(180英尺),船宽53.34m(175英尺),型深7.62m(25英尺),桩腿长122m,最大作业水深91.4m,该平台最大钻井深度为7000m。平台按照美国船级社(ABS)和中国船级社(CCS)现行规范和规则进行设计、建造。
图2.3-2L780-1号自升式钻井平台
2.4龙源振华工程公司
2.4.1企业施工能力特征
龙源振华工程公司目前主要进行如东、大丰海域潮间带地区的海上风电场建设,在2011年新建了800t级全回转座底式起重船龙源振华1号,打桩设备采购了S-800型液压打桩锤进行单桩基础施工,具有潮间带海域风机基础施工的工作经验。其主要施工发展方向是潮间带海域的单桩、多桩导管架基础型式。近期正在开工其自主建设建造的800t级自升式平台船龙源振华2号成功下水,开始进
行近海海域风电施工的施工机械准备工作进一步增强了龙源振华在潮间带和近海海域施工能力。
2.4.2主要施工装备
(1)海上风力钢管桩加工制作基地
龙源振华工程公司凭借母公司上海振华重工(集团)股份有限公司强大的钢结构制作与海工设备制造能力,通过两年的发展,现已在南通振华重型装备制造有限公司内建成拥有25万m2的钢结构加工车间,车间内配有400T、200T、150T等各类行车100余台,可在车间进行大型构件的吊装、翻身作业,还拥有115万m2的存放场地,配有1200t龙门吊2台,40~500t门机20余台。同时,为了适应风机管桩的规模化生产,振华公司加大投资力度,现拥有一条管桩制作流水线,包括大型滚轮架、鳄鱼嘴组对机、伸缩式焊接机、焊接平台等—套设各,可达到每2天即可生产出—根长约60米、重约650t左右钢管桩。年生产风机管桩、塔筒能力达到20万吨,保证了将来海上风电场钢结构制作的规模化生产。
图2.4-1南通振华大南通重型设备生产基地布置图在海上风机基础结构加工制做经验方面,龙源振华公司大南通基地在09年曾为英国GreaterGabbard海上风电场加工及运输过140套风电单桩基础结构件,具有丰富的超长大直径钢管桩加工与运输经验。场区内钢结构生产车间共6条生产线,具备100mm厚度以内船用高强钢板加工能力的生产机械,具备生产本工程单桩基础钢管桩与连接段的能力。
图2.4-2南通振华基地钢结构加工
(2)海上风电施工装备
龙源振华公司拥有全套的海上风电施工装备。2011年公司斥资6000万从荷兰进口IHC-S800液压冲击锤,适用于单桩基础小于6米的风电单管桩基础沉桩施工。“龙源振华1号”船长99m、宽43.2m、型深6.5m,是振华重工自主进行详细设计和建造的第一艘海上风电起重船,也是中国第一艘从事潮间带海域风电起重、安装作业的海洋工程船舶,可用于沿海潮间带、浅海区域风电项目的施工作业,适用风电项目单桩沉桩、风机设备安装等施工。2011年公司在建设龙源江苏如东150MW海上(潮间带)风电场I期工程中,正是凭借“龙源振华1号”强大的海上风电施工能力与S800液压冲击锤的高效率施工,创造了每月沉桩施工8根的记录。近期正在开工其自主建设建造的800t级自升式平台船龙源振华2号成功下水,适用于我国近海(-5m水深以上)风力发电施工需要,,开始进行近海海域风电施工的施工机械准备工作进一步增强了龙源振华在潮间带和近海海域施工能力,可达到年单管桩沉桩120根,风机吊装50台套的施工能力。
“龙源振华1号”船长99m、宽43.2m、型深6.5m,是振华重工自主进行详细设计和建造的第一艘海上风电起重船,也是中国第一艘从事潮间带海域风电起重、安装作业的海洋工程船舶,可用于沿海潮间带、浅海区域风电项目的施工作业,适用风电项目单桩沉桩、风机设备安装等施工。
图2.4-3“龙源振华1号”全回转起重船
“龙源振华2号”是振华重工自主进行详细设计和建造的自升式海上风电专用船舶,是专门用于海上风电起重、安装作用的海洋工程船舶,适用于我国近海(-5m水深以上)风力发电施工需要。
图2.4-4“龙源振华2号”800t自升式起重平台船
3国内海洋开发建设领域施工业绩
目前国内主要的海洋开发工程建设领域主要为跨海大桥、港口工程与海洋石油开采工程,因各领域差异性较大,对船机设备的性能要求不同,因此相应的施工业绩主要针对不同的施工单位进行说明。
3.1跨海大桥工程
跨海大桥工程目前主要由中铁大桥局和中交系统参与建设,其中以大桥局为主要施工单位,跨海大桥主要的施工内容为管桩类群桩基础、大跨度桥梁与大体积现浇混凝土,与普陀6号海上风电场2区工程推荐选用的高桩承台风机基础结构相似。大桥局施工的跨海大桥施工业绩主要为:
①东海大桥
东海大桥全长30.87km。大桥局承建标段工程总长10.99km。荣获中国建筑工程鲁班奖、国家优质工程金质奖、新中国成立60周年“百项经典建设工程”。
图3.1-1东海大桥
②杭州湾跨海大桥
杭州湾跨海大桥全长36km,海上桥梁长度35.7km。其中中引桥水中区、南引桥水中区分别长9.38km、6.42km,海床面高程-10.00~-12.00m,一般水深10m左右。本区域地基为软土层地基,经综合分析比较,从基础结构受力、抗弯能力、施工速度、工程量等相关因素考虑,杭州湾跨海大桥水中低墩区中引桥、南引桥
基础采用钢管桩混凝土承台基础。
图3.1-2杭州湾大桥
高桩承台结构沉桩完成图高桩承台基础图
混凝土套箱承台钢套箱混凝土承台图3.1-3杭州湾跨海大桥高桩承台基础施工图
图3.1-4高桩承台结构沉桩施工
图3.1-5钢套箱混凝土承台施工图
3.2港口设施工程
港口设施工程是目前国内主要的海洋建设产业,目前主要由中交系统参与建设,港口设施的结构差异性较大,其中高桩板梁式平台+栈桥的港口设施主要的施工内容为管桩类群桩基础、大跨度桥梁与大体积现浇混凝土,与普陀6号海上风电场2区工程推荐选用的高桩承台风机基础结构相似。因此类港口设施数量较多,不一一列举,在江苏具有代表性的为大丰港口设施,在浙江具有代表性的为宁波-舟山港口设施,均是采用高桩板梁+群桩基础的结构型式。
3.3海洋石油工程
海洋石油工程在钢结构制作、安装方面与海上风电场工程接近,目前此行业主要的施工单位为中石(海)油工程公司,其主要的施工业绩为
海洋工程施工经验与业绩表3.3-1
图3.3-1中石(海)油工程公司海上施工案例
3.4海上风电场工程
目前已建的海上风电场工程为江苏如东潮间带风电场和东海大桥近海风电场,其中东海大桥近海风电场工程与普陀6号海上风电场2区较为相似,基础结构同样为推荐的高桩混凝土承台型式,此种基础结构因与港口工程与大桥基础较为类似,因此目前国内的施工单位具备相应的船机设备和施工经验,施工方案成熟。
江苏如东潮间带风电工程与东海大桥风电场差异性较大,其采用钢结构为主的结构结构型式。龙源振华公司通过2011年龙源江苏如东150MW海上(潮间带)风电场I期工程的洗礼,已经形成一套海上基础施工行之有效的施工工艺和沉桩技术,并在原单管桩沉桩技术的基础上大胆尝试新工艺,取消过渡桩,实现了一天完成整个单管桩沉桩任务,单管桩垂直度控制在2‰以内,沉桩施工时间从15天缩短到1天,使我国在潮间带海域发展海上风电规模化施工成为了现实。
图3.4-1江苏如东150MW海上(潮间带)风电场施工
4结语
在我国海上风力发电场的建设中,江苏如东30MW潮间带试验风场已于2010年全部并网发电;江苏响水海上试验风机项目已于2010年并网发电;江苏如东150MW海上风电示范工程已于2012年10月全部建设发电;江苏如东海上风电场增容50MW项目已于2012年底全部建成。作为国内大型海上风电机组试验平台—如东试验风电场扩建项目正在建设,已安装完成2台海装5MW、1台东汽5MW、1台远景能源4MW,正在建设的明阳6MW、联合动力6MW、金风3MW、上气西门子4MW等风电机组。截止2013年7月,中国海上风电已经完成投产的总装机容量约为360MW;已建风电场中采用过混凝土低桩承台、混凝土高桩承台、超大直径单桩基础、多桩导管架基础等类型,基本涵盖了国内外主流的风机基础型式。
随着国内交通、水运事业的发展,特别是最近二十年内,国内许多大型港口如洋山港、天津港扩建、青岛港扩建等众多港口工程的建设,以及海上交通事业的发展如杭州湾大桥、东海跨海大桥等相关工程的建设,国内众多海上施工企业如中交第一、第二、第三、第四航务工程局、中铁大桥局等相关海上施工企业已经积累了相当丰富的大型海工结构的施工经验。龙源如东、三峡响水及东海大桥海上风电场的建设实践进一步验证了,近海风机基础从施工技术上是较为成熟可行的。经调查国内相关单位目前所拥有的施工设备也完全能够满足海上风电场风机基础施工及风机吊装的需要。
对于海底电缆,国内已建成众多的110KV跨海输电电缆,特别是普陀6号风电场所在地附近,已有大陆至舟山本岛、舟山本岛到其他岛屿的多条海底电缆的实践经验,国内目前施工单位所拥有的施工设备和实施经验也完全能够满足海上风电场海底电缆的施工需要。
对于海上升压站,目前国内尚没有建成的海上升压站经验,国外主要有Siemens、ABB、Alstom等公司有海上升压站的建设经验(电压等级一般为132kV)。经研究初步调查可知,海上升压站基础部分类似于风机基础,国内施工能力完全可满足其施工需要;升压站上部整体组件结构体的组装、运输和吊装,以国内现有单位目前所拥有的施工设备也完全能够满足其施工需要。
目前国内毕竟尚无海上升压站建设和设计经验,普陀6号风电场项目可研承担单位华东勘测设计研究院在这方面已有了部分技术积累。展开了海上升压站电气、海工、舾装、消防、暖通、施工、逃救生、通信及控制等整个系统的研究,并结合大丰特许权项目,按照布置应科学、紧凑、合理;选择可靠性和耐久性高设备;应采用全封闭舱室、微正压通风、盐雾过滤等原则,开始进行海上升压站的招标和施工图准备,目前已完成主要设备的招标文件,并开始施工图设计。长期以来,华东勘测设计研究院与Siemens、ABB等国外电气设备公司,CCS、中石油、中石化设计院,以及海油工程、中交三航局等国内大型海上施工单位等均保持长期的合作与沟通联系,基本可独立完成海上升压站的全部设计。同时,为确保设计质量,他们也在与丹麦Rambool、荷兰Kema、Siemens等国外著名咨询公司和设备公司进行讨论,并就相关方面专题达成初步合作意向。当然,在普陀6号风电场实施中,对于海上升压站,亦可从设备采购角度,考虑国际招标采购的方案。