GB 51308-2019-T:海上风力发电场设计标准(无水印 带标签)

GB 51308-2019-T:海上风力发电场设计标准(无水印 带标签)
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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

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