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GB 51308-2019-T：海上风力发电场设计标准（无水印 带标签）简介：

GB 51308-2019-T，全称为《海上风力发电场设计标准》，是中国的一项国家标准，于2019年发布，适用于海上风力发电场的规划设计、建设、运行和维护。该标准主要针对海上风能资源丰富的沿海和深远海地区，规定了海上风力发电场的总体布局、风力发电机组选型、风场输电系统、风电场的环境影响评价、安全防护、生态保护等方面的要求。

GB 51308-2019-T考虑了海洋环境的特殊性，如海洋气候、海流、波浪、潮汐、地震等对海上风力发电设施的影响，以及海洋生态系统的保护和恢复。此外，标准还对风电场的运行管理、维护保养和应急响应等方面提出了详细的规定，以确保海上风力发电的高效、安全和可持续性。

该标准的发布对于推动海上风能的健康发展，提高海上风电项目的建设和运营水平，以及促进中国乃至全球海上风电产业的发展具有重要意义。

GB 51308-2019-T：海上风力发电场设计标准（无水印 带标签）部分内容预览：

7.2.5海上风力发电场应与已有海底管道、光缆、电缆、海上平台

等海洋工程设施保持安全防护距离。

7.2.6海上风力发电场应与锚地和航路保持安全距离，同

免对附近航路船舶的磁罗经、雷达、甚高频通信（VHF）、船丹 识别系统（S）、岸基雷达站以及海岸电台等信号造成影响 雷达探测的要求。当不能避免时TJ 36-1979工业企业设计卫生标准，应进行专题论证。

及地震基本烈度为9度以上的地震区，并宜避开海底地开 区域。

7.2.8海上风力发电场选址应根据海洋水文、灾害性气候条件和

1场区范围应结合海洋功能区划和风电场外部条件等场址 制约因素确定； 2海上升压站位置和数量应根据风电场建设规模、离岸距 离、海底电缆登陆点及路由、接人系统、海洋水文气象、海床条件、 集电系统、运维和工程造价等因素综合确定； 3陆上变电站、集控中心以及海底电缆登陆点位置应根据岸 线规划、海底电缆路由、接入系统、送出线路路径、运维码头和风电 场运行值班等因素综合确定； 4运维码头和施工基地位置应根据风电场位置、航运条件及 建设条件等因素综合确定： 5辅助及附属设施位置应结合陆上变电站、集控中心和运维 基地确定，并应满足交通运输要求； 6总体布置应满足施工期船机设备和运行维护船舶通航 要求。 7. 2.107 相邻的两个海上风力发电场场区之间宜留有风能资源恢

7.2.10 相邻的网个海上风力发电场场区之间宜留有风能资源 复带。

7.2.11陆上变电站、集控中心和运维基地的洪水、潮位设计标准 应符合表7.2.11的规定。运维码头的潮位设计重现期应为50 年。受江、河、海、湖风浪影响的区域应设置防洪设施，其顶高程还 应计入浪爬高和安全超高，

表7.2.11陆上变电站、集控中心和运维基地的洪水、潮位设计标准

1风电机组布置应遵循集约、节约用海的原则，并应根据风 电机组安全性和工程经济性的要求确定用海面积； 2无居民海岛的风电机组布置应遵循集约、节约用岛原则 并应符合无居民海岛功能区划和保护与利用规划的要求； 3风电机组布置应满足与海底管线、锚地、航路的安全距离 要求； 4风电机组布置应计入海床条件和海洋水文条件的影响。 7.3. 2风电机组宜阵列布置。

上升压站、陆上变电站和集控口

7.4.1海上升压站布置应符合下列规定：

1应根据海床条件、海洋水文以及场内风电机组、集电海底 电缆及送出海底电缆布置等因素，通过技术经济比较后确定； 2宜靠近登陆点，送出海底电缆不宜与场内集电海底电缆

父义； 3 应便于运维船舶通航及靠泊； 4 当有直升机起降需求时，应符合直升机起降的场地要求。 7.4.2 陆上变电站、集控中心应符合现行国家标准《风力发电场 设计规范》GB51096的规定。

1应符合海洋经济发展规划和岸线利用规划的要求； 2应避开滑坡、崩塌、泥石流和地面塌陷等不良地质作用区 域，宜选择在场地和海岸稳定、不易被冲刷的工程地质条件良好的 岸滩； 3宜避开对海底电缆造成腐蚀损害的污染区； 4 应选择在便于施工维护的岸滩。 7.5.2海底电缆路由方案应根据工程地质、海洋水文、航道航路、 锚地、地震地质、腐蚀环境、海洋功能区划、海洋环境保护和海洋开 发活动等因素，经综合评估其对海底电缆施工、运行及维护的影响 后确定。

1应与其他用海相协调，宜避开海洋生态环境敏感区、重要 矿产资源区、重要捕捞作业区、海洋倾倒区、航道航路、锚地和军事 用海区； 2应避开海底地形急剧变化的区域、自然或人工障碍物，宜 选择海底地形平缓的沙质或泥质的稳定海床； 3应避开活动断层、滑坡、崩塌等不良地质作用区域； 4宜避开对海底电缆造成腐蚀损害的污染区； 5应减少与其他海底管道、光缆和电缆的交越，当交越布置 时，应采取安全保护措施，最小净距不应小于0.3m。

7.5.4规划建设多个海上风力发电场的地区，应统一

底电缆路由和登陆点。

底电缆路由和登陆点。

7.5.5海底电缆的锚固装置应设置在地质稳定的岸滩或结构牢 固的构筑物上。

7.5.6海底电缆的理深应满足国家和地方相关法律法规的要求，

7.5.6海底电缆的理深应满足国家和地方相关法律法规的要求， 并应结合路由勘察、通航安全影响论证和海床条件等因素确定

7.6施工和运维基地布置

7.6.2施工基地应满足陆运货物中转海上施工补给和风电机组

设备、结构件及其他大件货物临时堆放以及风电机组组装等功能 的要求。施工基地可配置施工码头，平面布置应符合现行行业标 准《海港总体设计规范》TS165和《河港工程总体设计规范》JT 212 的有关规定。

7.6.3运维基地应满足维护设备、工器具、备品备件及消耗性材 料的储存、海上补给、运维车辆停放和运维人员生产生活等功能的 要求。

7.6.3运维基地应满足维护设备、工器具、备品备件及消耗性材

7.6.4运维码头宜根据海上风力发电场位置陆上交通、通航条

件、陆上变电站和集控中心位置等确定，并宜利用场址周边已有码 头。运维码头平面布置应符合现行行业标准《海港总体设计规范》 JTS165和《河港工程总体设计规范》JTJ212的有关规定

根据工程规模、施工进度安排和海洋水文等因素，在5年～20年 重现期内分析采用，重要的施工场地和临时设施的防洪标准经论 证后可提高。

7.7.1海上风力发电场的海上升压站、风电机组、风电机组基础、 送出海底电缆、集电海底电缆、登陆点、运维码头、施工码头和测风

塔等的灯光及助航标识应符合现行国家标准《中国海区水上助航 标志》GB4696和《中国海区水中建（构）筑物标志规定》GB17380 的规定。 7.7.2直升机甲板的灯光及助航、标识应符合国家现行法律法规 的相关规定，

2直开机申板的灯光及助航、标识应符合国家现行法律法翔 关规定。

8.1.1风电机组选型应执行现行国家标准《风电场接入电力系统

8.1.1风电机组选型应执行现行国家标准《风电场接入电力系统 技术规定》GB/T19963的有关规定。

1风电机组所能承受极端风况不应小于海上风力发电场50 年一遇极端风况： 2风电机组应能在风场风速、盐雾、湿度、雷暴、积冰、暴风雪 等自然气候条件下安全运行； 3对于有热带气旋影响的场址区域，风电机组应具备抗台风 性能； 4除本条有明确规定外，尚应符合现行国家标准《海上风力 发电机组设计要求》GB/T31517、《风力发电场设计规范》GB 51096和《台风型风力发电机组》GB/T31519的规定。 8.1.3风电机组的布置应根据海上风力发电场风向频率和风能 方向频率等风资源分布特点确定，不宜布置在障碍物影响区域。

8.2.1发电量计算宜采用线性或者计算流体动力学。对于 受周围地形影响的海上风力发电场，宜采用计算流体动力学 8.2.2发电量计算及参数宜根据工程规模、地理位置、场址

8.2.3上网电量折减因素应包括风电机组功率曲线、风电机组可

利用率、电力损耗、冰冻、偏航控制和瑞流、运行维护不可达到、特 殊气候和叶片污染等。

殊气候和叶片污染等。 8.2.4上网电量计算不确定性分析应包括现场风资源测量、参证 站风速系列的一致性、风切变的拟合、空间变化的模拟、发电量折 减因素及量值选择和气候变化条件下的风资源变化趋势等

8.2.4上网电量计算不确定性分析应包括现场风资源

风速系列的一致性、风切变的拟合、空间变化的模拟、发电 减因素及量值选择和气候变化条件下的风资源变化趋势等

9.1.1电气主接线应根据海上风力发电场的规划容量、电压等 级、进出线回路数和离岸距离等.经技术经济比较后确定。 9.1.2海上升压站宜配套设置陆上变电站和集控中心。陆上变 电站可与集控中心合并布置，也可分开布置。 9.1.3海上电气设备应选择可靠性高、免维护或少维护的设备。 并应能够在湿热、低温、盐雾、霉菌和振动等海上恶劣环境条件下 满足安全和稳定运行的要求。

9.2.1风电机组及其配套升压系统接线应符合下列规定： 1风电机组及其配套升压设备应采用一机一变的单元接线 方式； 2升压变压器高压侧电压等级应根据海上风力发电场规划 装机容量及接入系统电压等级·经技术经济比较后确定； 3当风电机组升压变压器高压侧短路容量超出设备充许值 时，应采取限制短路电流的措施

2集电系统接线应符合下列

1风电机组升压变压器高压侧宜采用分段串接汇流方式，接 线方式宜结合风电机组和升压变电站的布置以及海底电缆路由区 或环境，经可靠性和经济性综合比较后确定； 2每台风电机组升压变压器高压侧宜设置一台断路器； 3集电海底电缆的分组应根据风电机组布置确定，每组集电 海底电缆的电压降不应超过5%。

1装机容量不大于150MW的海上风力发电场，主变压器台 数宜选择1台；装机容量大于150MW的海上风力发电场，主变压 器台数宜采用2台。 2电气主接线宜简化，并应满足运行灵活和操作检修方便等 要求。 3主变压器高压侧宜采用单母线或线路一变压器组接线；对 于海上升压站送出海底电缆超过两回时，可采用单母线分段接线 4当海上升压站装有2台及以上主变压器时，主变压器低压 侧宜采用单母线分段接线；当分段为4段及以上时T／CSA 004-2010 半导体照明试点示范工程LED道路和隧道照明现场检测及验收实施细则，可采用单母线 分段环形接线。 5当主变压器低压侧母线短路容量超出设备允许值时.应采 取限制短路电流的措施

1主变压器高压侧中性点的接地方式应根据电网的性 点接地方式确定，主变压器低压侧中性点接地方式宜采用电阻 接地； 2当主变压器低压侧无中性点引出时，可在主变压器低压侧 每段母线或低压出口装设一套接地变压器及接地电阻。

9.3.1海底电缆的形式应根据制造水平、输送容量、电压等级、路 由宽度、施工条件、敷设能力和运行维护等因素确定。 9.3.2110kV～220kV海底电缆的绝缘形式应采用交联聚乙烯 绝缘.35kV及下列海底电缆的绝缘形式宜采用交联聚乙烯绝缘。 9.3.3海底电缆宜选用铜导体。

电缆的机械和电气性能

9.3.6海底电缆应采用光纤复合电缆。

9.3.6海底电缆应采用光纤复合电缆

L12SJ155 FS外模板现浇混凝土复合保温体系建筑构造9.4.1主变压器容量宜按照海上风力发电场最终装机