2019海上风力发电场设计标准

--海上风力发电场设计标准

目次TOC\o"1-2"\h\z\u1 总则 12 术语 23 基本规定 54 基础资料 64.1 一般规定 64.2 气象资料 64.3 海洋水文 64.4 工程地质 74.5 其他资料 85 风能资源 95.1 风能资源测量要求 95.2 测风数据处理 105.3 风能资源特征值计算 105.4 代表年分析 105.5 风能资源空间代表性分析 115.6 风能资源评估 115.7 最大风速 135.8 风能资源评估不确定性分析 136 电力系统 147 总体设计 157.1 一般规定 157.2 场址选择及布置 167.3 风电机组布置 177.4 升压站、集控中心布置 177.5 海缆路由布置 187.6 运维码头和施工基地布置 197.7 灯光及助航、标识 198 风电机组选型、布置及发电量计算 208.1 风电机组选型与布置 208.2 发电量计算 209 电气 229.1一般规定 229.2电气主接线 229.3海底电缆 239.4升压变压器 249.5配电装置 249.6无功补偿装置 249.7站用电系统 259.8直流系统及交流不间断电源 259.9电气设备布置 269.10监控和二次接线 279.11继电保护和自动装置 289.12调度自动化 299.13通信 309.14过电压保护及接地 309.15电气照明 319.16电缆选择与敷设 329.17电气设备防腐 3210 建筑与结构 3310.1 风电机组基础 3310.2 海上升压站 4310.3 陆上变电站、集控中心 4610.4 海缆登陆点 4810.5 运维码头 4811 给排水 4911.1一般规定 4911.2 陆上变电站、集控中心给排水系统 4911.3海上升压站给排水系统 4912 供暖、通风和空气调节 5112.1 一般规定 5112.2 海上升压站供暖通风 5112.3 海上升压站空气调节 5312.4 通风、空调系统的控制与保护 5413 辅助及附属设施 5613.1运维设备和运维码头 5613.2其他辅助和附属设施 5614 施工组织设计 5714.1一般规定 5714.2交通运输 5714.3主体工程施工 5814.4施工辅助工程 5914.5施工总布置 5914.6施工总进度 5915 消防 6015.1一般规定 6015.2陆上变电站、集控中心消防系统 6015.3海上升压站防火隔离 6015.4海上升压站消防灭火系统 6215.5海上升压站电气消防 6515.6海上升压站火灾自动报警系统 6515.7风电机组消防 6515.8逃生、救生设施 6615.9电气设备房间的防火与排烟 6716 信息系统 6816.1一般规定 6816.2管理信息系统 6816.3视频监视系统 6916.4安全防范系统 6916.5海事AIS 6916.6状态监测系统 7016.7视频会议系统 7016.8综合布线 7116.9信息传输 7116.10信息安全 7117 环境保护与水土保持 7217.1一般规定 7217.2环境保护 7217.3水土保持 7318 劳动安全与工业卫生 7418.1一般规定 7418.2安全卫生管理制度及人员配置 7418.3专项工程量和投资 74本规范用词说明 75引用标准名录 76条文说明 80

ContentsTOC\o"1-2"\h\z\u1GeneralProvisions 12Terms 23BasicRequirements 54BasicInformation 64.1GeneralRequirements 64.2MeteorologicalInformation 64.3MarineHydrometeorology 64.4EngineeringGeology 74.5OtherInformation 85WindResource 95.1MeasurementRequirementsforWindResource 95.2WindMeasurementDataProcessing 105.3CharacteristicValueCalculationofWindResource 105.4RepresentativeYearAnalysis 105.5SpatialRepresentativeAnalysisofWindResource 115.6WindResourceAssessment 115.7MaximumWindVelocity 135.8UncertaintyAnalysisofWindResourceAssessment 136PowerSystem 147GeneralDesign 157.1GeneralRequirements 157.2SiteSelectionandLayout 167.3WindTurbineLayout 177.4LayoutofSubstationandControlCenter 177.5SubmarineCableRouteLayout 187.6LayoutofO&MWharfandConstructionBase 197.7Light&NavigationSupportandIdentification 198TypeSelection,LayoutandPowerGenerationCalculationofWindTurb 208.1TypeSelectionandLayoutofWindTurbine 208.2PowerGenerationCalculation 209Electrical 229.1GeneralRequirements 229.2MainElectricalWiring 229.3SubmarineCable 239.4Step-upTransformer 249.5PowerDistributionDevice 249.6ReactiveCompensationDevice 249.7StationServicePowerSystem 259.8DCSystemandACUninterruptedPowerSupply 259.9ElectricalEquipmentLayout 269.10SupervisoryandRelayProtectionWiring 279.11RelayProtectionandAutomationDevice 289.12DispatchingAutomation 299.13Telecommunication 309.14OvervoltageProtectionandGrounding 309.15ElectricalLighting 319.16CableSelectionandLaying 329.17ElectricalEquipmentCorrosion-resistantMeasures 3210ArchitectureandStructure 3310.1 WindTurbineFoundation 3310.2 OffshoreSubstation 4310.3 OnshoreSubstationandControlCenter 4610.4 SubmarineCableLandingPoint 4810.5 OperationandMaintenanceWharf 4811WaterSupplyandDischarge 4911.1GeneralRequirements 4911.2WaterSupplyandDischargeSystemofOnshoreSubstationandControlCenter 4911.3WaterSupplyandDischargeSystemofOffshoreSubstation 4912Heating,VentilationandAirConditioning 5112.1 GeneralRequirements 5112.2 HeatingandVentilationofOffshoreSubstation 5112.3 AirConditioningofOffshoreSubstation 5312.4 ControlandProtectionofVentilationandAirConditioningSystem 5413AuxiliaryandAncillaryFacilities 5613.1O&MEquipmentandWharf 5613.2OtherAuxiliaryandAncillaryFacilities 5614ConstructionManagement 5714.1GeneralRequirements 5714.2Transportation 5714.3MainWorksConstruction 5814.4AuxiliaryWorksforConstruction 5914.5GeneralConstructionLayout 5914.6GeneralConstructionSchedule 5915FireFighting 6015.1GeneralRequirements 6015.2FireFightingSystemofOnshoreSubstationandControlCenter 6015.3FireProtectionofOffshoreSubstation 6015.4FireFightingandExtinguishingSystemofOffshoreSubstation 6215.5ElectricalFireFightingofOffshoreSubstation 6515.6AutomatiocFireAlarmSystemofOffshoreSubstation 6515.7FireFightingofWindTurbine 6515.8EscapeandLife-SavingFacility 6615.9FireProtectionandFlueGasExhaustofElectricalEquipmentRoom 6716InformationSystem 6816.1GeneralRequirements 6816.2ManagementInformationSystem 6816.3VideoSurveillanceSystem 6916.4SafetyPrecautionSystem 6916.5MaritimeAIS 6916.6StatusMonitoringSystem 7016.7VideoConferenceSystem 7016.8GenericCabling 7116.9InformationTransmission 7116.10InformationSecurity 7117EnvironmentalProtectionandWaterSoilConservation 7217.1GeneralRequirements 7217.2EnvironmentalProtection 7217.3WaterSoilConservation 7318LaborSafetyandIndustrialHygien 7418.1GeneralRequirements 7418.2SafetyandHygieneManagementSystemandStaffing 7418.3SpecificQuantityandInvestment 74Explanationofwordinginthiscode 75ReferenceStandardList 76ExplanationofProvisions 80总则1.0.1为使海上风力发电场设计满足安全可靠、技术先进、经济合理和环境相容的要求，制定本规范。1.0.2本规范适用于并入电网的海上风力发电系统的新建工程。1.0.3本规范不适用于海上升压站浮式平台结构及浮式风电机基础结构的工程。1.0.4海上风力发电场的设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

术语2.0.1塔影影响flowdistortion采用测风塔进行测量时，测风塔本体对测风设备的测量结果产生的影响。2.0.2不确定性分析uncertaintyanalysis对决策方案受到各种事前无法控制的外部因素变化与影响所进行的研究和估计。2.0.3海上风电场并网点pointofinterconnectionofoffshorewindfarm海上风电场与公共电网直接连接的陆上变电站高压侧母线或节点。2.0.4海上升压站offshoreSubstation海上风电场内海上平台，用于布置电气系统、安全系统和辅助系统等设备，汇集风电场电能经升压后送出。2.0.5陆上变电站onshoreSubstation建造于陆地上、用于海上风电场升压、开关、计量的设施与场所。2.0.6陆上集控中心onshoreControlCenter建造于陆地上、用于海上风电场远方集中控制与运行的设施与场所。2.0.7送出海底电缆exportSubmarineCable用于海上升压站与大陆连接的高压海底电缆线路。2.0.8集电海底电缆arraySubmarineCable海上风电场内用于汇集多台风力发电机组发出的电能至升压站的中压海底电缆线路。2.0.9海上风电机组基础foundation海上风力发电机组支撑结构的组成部分，能将作用在结构上的载荷传递到海床上。2.0.10单桩基础monopilefoundation由单根大直径钢管桩固定在海床上，通过法兰、高强灌浆材料或其它方式与风机塔架连接，采用单根桩基支撑上部风电机组结构体系的基础。2.0.11导管架基础jacketfoundation分为单立柱多桩基础和桁架式导管架基础，通过3~6根垂直或倾斜的钢管桩固定在海床上。导管架基础通过灌高强灌浆材料或其它形式与钢管桩连接，导管架顶部通常通过法兰与风机塔架连接。2.0.12高桩承台基础pilegroupcapfoundation由桩、承台以及预埋于承台内的过渡段组成，通过多根垂直或倾斜的基桩固定在海床上，高桩承台基础顶部与风机塔架连接。承台位于海床面以上或以下，在群桩基础上将桩顶桩用钢筋混凝土连成整体，上部与风电机组塔筒相连以承受风电机组荷载的基础结构。）2.0.13重力式基础gravitybasefoundation钢筋混凝土靠结构本身及其上填料或压载的重量抵抗外力、保持结构体系稳定的基础。2.0.14海缆登陆防护结构protectionstructureforsubmarinecablelanding风电场海底电缆穿越海堤或护岸登陆时，为导向、保护或施工需要而设置的专门结构物。2.0.15等效材料equivalentmaterial系指任何耐火材料本身,或由于所设隔热物当经过标准耐火试验的相应耐火时间后,在结构和完整性上与钢具有同等性能的材料。2.0.16标准耐火试验standardfireresistancetest系指把要试验的隔壁或甲板的试样置于试验炉内,加温到相当于下列标准时间——温度曲线的一种试验。2.0.17舾装fitting-out舾装是指配备在海上平台主体结构上的附属设施、家具或装修材料，他包括平台照明、通风、电气、系泊设备，救生设备以及梯子、栏杆、内外装修、消防设施等。2.0.18危险处所hazardousarea爆炸性混合物出现的或预期可能出现的数量达到足以要求对电气设备的结构、安装和使用采取预防措施的区域。2.0.19海洋生态环境敏感区marineeco-environmentsensitivearea海洋生态服务功能价值高，且遭受损害后很难恢复其功能的海域，包括海洋自然保护区，珍稀濒危海洋生物天然集中分布区，典型海洋生态系统和特殊生境（红树林、珊瑚礁、海草床等），重要渔业水域（鱼、虾、蟹、贝类的产卵场、索饵场、越冬场、洄游通道以及鱼、虾、蟹、贝、藻类及其他水生动植物增养殖水域），重要鸟类迁徙通道、繁殖、栖息地，海洋自然历史遗迹和自然景观等。

基本规定3.0.1海上风力发电场的建设应符合节约和集约利用海域资源的原则，符合有关主管部门批准的海上风电发展规划。3.0.2海上风力发电场设计应以各支持性文件、电网的技术要求、工程相关设备、水文、气象、地质等基础资料为设计依据。3.0.3海上风力发电场风电机组基础设计使用年限应不少于25年、环境荷载应采用50年设计基准期。海上升压站设计使用年限为50年、环境荷载应采用100年设计基准期。3.0.450年一遇10分钟平均最大风速超过50m/s的海上风电场，应进行台风灾害专项研究。3.0.5本规范海上升压站按“无人驻守”设计。3.0.6海上风电场中的所有设备和部件，应符合国家现行相关标准的规定，海上风电机组应通过国家批准的认证机构的产品认证。3.0.7海上风电场的设计宜采用全场统一的标识系统。

基础资料一般规定基础资料涉及海域部分的应收集场址自然环境条件、交通运输、电网接入、设施设备和区域规划等与设计相关的资料。基础资料涉及陆域部分的，应按照陆上风电场的相关标准执行。海域自然环境条件基础资料的内容和深度应符合国家现行海洋水文观测、测绘、勘察等有关标准、规范的规定，并应满足设计的需要。气象资料应收集场址范围内风能资源实测数据，并应包括测风情况说明及至少连续一年风速、风向、温度、大气压等梯度观测资料。场址附近已有的风能资源评估资料可作为辅助资料。气象参证站资料应包括以下内容：1参证站基本情况及历史沿革；2参证站近30年历年年平均风速、风向、气压、气温等资料，并应进行一致性订正；3参证站近30年历年年最大风速、风向等资料，并应进行一致性订正；4参证站与场址范围内测风资料同期的逐时风速、风向系列。5场址所在海域的热带气旋资料。海洋水文潮汐资料应包括以下内容：1工程海域附近参证站资料统计的多年平均高（低）潮位、历史极端高（低）潮位、潮差、涨落潮历时、潮型及潮汐特征值等；2场址范围内至少连续一年的逐时潮汐观测资料，以及对应同期的参证站逐时潮位观测资料；；3参证站不少于30年的年最高（低）潮位资料及发生时间，不同重现期的设计水位等资料；4对潮间带和潮下带滩涂风电场，应有不同频率乘潮潮位过程线、全年潮位过程线。波浪资料应包括以下内容：1附近海洋站多年波浪观测统计得到的工程海域波高、波向、波周期、波型等波浪统计特征资料；2场址范围内不少于一年的逐时波浪观测资料。3各方向区间的极端（设计）高（低）水位条件下的不同重现期的设计波要素。海流资料应包括以下内容：1场址范围内不少于一年的逐时海流观测资料；2工程海域全潮水文观测资料；3各方向区间的分层的可能最大流速，以及不同重现期设计流速。海冰资料宜包括海冰基本情况、物理力学参数、历年冰况统计资料。泥沙运移和海床冲淤资料应包括以下内容：1工程海域全潮水文观测的典型季节和典型潮汐过程条件下的悬沙含量和粒径分析资料，大范围海底底质采样粒度分析等资料；2工程海域及附近悬沙和底质采样资料等；3不同历史时期的海岸线变迁以及海底地形冲淤等实测和遥感资料。海域水温资料宜包括工程海域表层和底层的多年平均水温、多年极端最高（低）水温和累年各月平均和最高（低）水温。海域泥温资料宜包括海缆埋深范围内的海床泥温的垂直分布及季节分布等。场址范围内海水盐度、空气盐雾等资料。工程地质岩土工程资料应包括以下内容：1区域地质构造、地形地貌等基本特征；2结构物范围内工程地质层序、岩土物理力学参数及其工程地质特征；3对建筑场地的不良地质作用、地质灾害的评估和防治方案等成果；4工程区域相近工程地质条件的桩基工程试桩资料和单桩承载力设计参数；5海水和海底岩土对建筑材料的腐蚀性评价、海底岩土场地电阻率。地震资料应包括以下内容：1场址区域历史上曾发生过的地震活动情况，以及近期的地震活动和征兆；2地震活动性和地震构造环境评价、潜在震源区划分、地震动衰减关系、地震危险性概率分析；3场址区域地震动峰值加速度及相应的地震基本烈度和特征周期等地震动参数；4场址区域海底土壤由于地震引起的液化失稳、滑移和震陷的可能性分析等成果。其他资料4.5.1其它资料应包括以下内容：1场址海域实测1:2000~1:10000全要素海图资料；2场址涉海海域的海底管线、光（电）缆、航标、沉船、障碍物等资料；3结构物附着的海洋生物种类，及其不同水深的厚度变化、密度及生长特性等。

风能资源风能资源测量要求测风点位置及数量的选择应结合风电场及其周边影响因素综合确定，应能反应风电场区域风能资源的变化。测风点数量及位置应根据风电场场址形状、范围及平行与垂直海岸线风能资源变化情况确定，单个风电场的测风点不应少于l个。潮间带及潮下带滩涂风电场的测风点在垂直海岸线的控制距离不宜超过5km，其他海上风电场不宜超过10km。测风点位置应避开桥梁、海上钻井平台、海岛等障碍物，与障碍物的距离应大于30倍障碍物的高度。宜兼顾项目运行阶段观测要求。测量参数应符合以下要求：1应符合现行国家标准《风电场风能资源测量方法》GB/T18709和现行行业标准《海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范》NB/T31029的相关规定；2遥测型测风宜增加信噪比和垂直风速参数。测量仪器及安装应符合以下规定：1宜采用接触型传感器型测量仪器；2遥测型应满足精度、稳定性和可靠性的要求。遥测型测量仪器水平风速精度应为±0.1m/s，风向精度应为±2°，数据采样率应＜3s；3自立塔安装接触型传感器测量方式，应设置2套独立的风速、风向传感器；4支臂朝向应依据当地冬、夏季风的主导风向设计；5预选轮毂高度宜设置温度传感器；6风速传感器的测量范围宜为0m/s~70m/s；7热带气旋影响海域可在轮毂高度附近增加三维超声风速仪；8除应符合本规范要求外，尚应符合现行国家标准《风电场风能资源测量方法》GB/T18709和现行行业标准《海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范》NB/T31029的相关规定。测量数据收集应符合以下规定：1现场测量应连续进行，不应少于1年；2测量有效数据完整率应≥90%，有效数据完整率计算方法应符合现行国家标准《风电场风能资源评估方法》GB/T18710。测风数据处理应对测风数据进行完整性及合理性检验，检验方法及参考值应符合现行国家标准《风电场风能资源评估方法》GB/T18710的相关规定。对不合理及缺测数据，应按以下规定进行处理：1应根据以下顺序选择确定参证数据：1)与缺测数据同塔的其它观测层数据；2)位于缺测点附近、并且地形特征相似的观测点相同高度层的记录。2应对测风点同一高度设置的两套风速数据进行塔影影响分析；3应对冰冻时段数据进行分析处理，不应直接删除。风能资源特征值计算应根据风电场场址范围内各测风点位置、仪器配置及测风数据成果质量，进行风电场风能资源评估。应计算各测风点不同高度逐月和年的平均风速、风功率密度、湍流强度值，并计算各测风点年有效数据完整率和风切变指数、空气密度、风向风能分布、威布尔分布参数等。计算方法应符合现行国家标准《风电场风能资源评估方法》GB/T18710的规定。代表年分析多年代表性分析应符合以下要求：1应分析风电场周边长期测站的基本情况，选定具有代表性的参证测站；2根据选定参证测站测风资料，应分析现场测风点实测时段在长时间序列中的代表性，将风电场代表性测风点处理后的观测数据进行多年代表性修正。再分析数据进行代表年订正分析应符合以下要求：1风电场周边无长期测站或长期测站不具有代表性，宜采用再分析数据进行多年代表性分析；2选定的再分析数据应与测风点对应同期风速日、月、年变化趋势一致，且相关性较好。风能资源空间代表性分析应根据测风点分析成果，结合风电场位置、范围等因素，分析测风点对风电场风能资源的代表性，模拟计算风电场区域的风能资源分布。应分析测风点风速、风向、风切变、湍流强度水平、风功率密度随高度的变化。风能资源评估应将订正后的数据处理成评估风电场风能资源所需要的各项参数，包括轮毂高度年、各月的平均风速和风功率密度、风速频率分布和风能频率分布、风向频率和风能密度方向分布、风切变指数和湍流强度等，并绘制各种风况参数图表。计算方法应符合现行国家标准《风电场风能资源评估方法》GB/T18710的相关规定。海上风电场风功率密度分级标准可按表5.6.2执行。表5.6.2海上风电场风功率密度等级表风功率密度等级50m高度70m高度80m高度90m高度100m高度风功率密度/(W/m2)年平均风速/(m/s)风功率密度/(W/m2)年平均风速/(m/s)风功率密度/(W/m2)年平均风速/(m/s)风功率密度/(W/m2)年平均风速/(m/s)风功率密度/(W/m2)年平均风速/(m/s)1<2005.6<2305.8<2405.9<2505.9<2606.02200~3006.4230~3406.6240~3506.7250~3606.8260~3806.93300~4007.0340~4407.2350~4607.3360~4807.4380~5007.54400~5007.5440~5507.8460~5707.9480~5908.0500~6108.05500~6008.0550~6608.3570~6908.4590~7108.5610~7408.66600~8008.8660~8809.1690~9209.2710~9509.3740~9809.47800~200011.9880~218012.3920~227012.5950~235012.6980~243012.8注：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。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。最大风速最大风速计算应符合以下要求：1应分析测风期间大风过程的风速、风向、湍流和切变等参数；2参证站历年最大风速系列应进行一致性分析；3宜与风力发电机组预装轮毂高度处风速进行相关分析，建立气象站和测风点在同一大风过程相关关系，推算风力发电机组预装轮毂高度50年一遇最大风速；4应进行标准空气密度下50年一遇最大风速转换计算。热带气旋分析应符合以下要求：1应分析热带气旋移动路径、强度、影响时段、最大风速及变化特性，绘制热带气旋移动路径等示意图，分析对风电场工程的影响；2受热带气旋影响严重的海域，应进行热带气旋专题研究。研究内容应包括工程海域热带气旋统计特征分析，热带气旋路径、数量、登陆频次、影响范围，参证站观测环境分析和参证站重现期风速计算，风电场不同高度重现期风速计算等。风能资源评估不确定性分析应分析不确定性对风能资源评估结果的影响，判断风能资源评估结果的可靠性。风能资源评估的不确定性分析，应包括风速测量、代表年分析、气候变化、风切变计算、风能资源空间分布模拟等。不确定性概率分布函数为标准正态分布，应对风能资源评估不确定性因素进行分析，估算不同概率下的风资源评估结论。

电力系统6.0.1海上风电场的电力系统设计应符合现行国家标准《风力发电场接入电力系统技术规定》GB/T19963和现行能源行业标准《大型风电场并网设计技术规范》NB/T31003的有关规定。6.0.2海上风电场的接入系统方案应根据建设规模、场址离岸距离和海底电缆制造水平等，经技术经济比较后确定。6.0.3海上风电场变电容量应满足风电机组送出要求，主变压器宜采用有载调压变压器。6.0.4海上风电场的无功容量应按照分层和分区基本平衡的原则进行配置。6.0.5海上风电场应利用风电机组的无功容量，当其不能满足电力系统电压调节需要时，应配置无功补偿装置。无功补偿装置应具备动态连续调节能力。6.0.6海上风电场无功补偿装置的型式和安装地点经技术经济比较后确定。在满足电力系统电压调节需要的情况下，高压并联电抗器、动态无功补偿装置等设备宜布置在陆地侧。

总体设计一般规定海上风电场工程等别应根据装机容量和升压站电压等级按表7.1-1分为四等。表7.1.1风电场工程等别级划分表工程等别工程规模装机容量（MW）升压站电压等级（kV）I大（1）型≥300220II大（2）型＜300

≥100220、110III中型＜100

≥50110、35IV小型＜5035注：1当装机容量和升压站电压分属不同的等别时，工程等别应按其中较高的等别确定。2当风电场分期建设时，上表中的装机容量是指一座升压站对应的总装机容量。海上风电场用地应符合建设标准《电力工程项目建设用地指标（风电场）》建标[2011]209号的要求，用海应满足现行行业标准《海籍调查规范》HY/T124和国家有关用海规定的要求。海上升压站的规模和电压等级应根据风电场规模、离岸距离、接入系统要求等因素确定。海上风电场宜根据风电机组、场内集电线路、海上升压站、送出海缆、登陆点、陆上变电站、陆上集控中心、陆上送出线路、运维码头及施工场地等因素，确定总体设计方案。

场址选择及布置海上风电场场址选择应符合海洋功能区划、海岛保护规划以及海洋环境保护规划的要求，并应与其它用海相协调。海上风电场应避开海洋生态环境敏感区，当不能避开时，应进行专题论证。海上风电场不宜压覆重要矿产资源。海上风电场应避开军事用海区，不应与港口和港区规划相抵触，并应符合国防安全、海上交通安全的要求。海上风电场应符合与已有海底输油、气管道、海底电缆等海洋工程设施，以及锚地和航路的安全防护距离。海上风电场应满足航空和雷达探测的要求。海上风电场场址不应选在海底滑坡、发震断裂地带以及地震基本烈度为9度以上的地震区，并宜避开海底地形复杂区域。海上风电场选址应计入热带气旋、海冰、海浪、潮流等对风电场的不利因素分析。海上风电场工程总体布置应符合下列要求：1应根据风电场建设规模、离岸距离、海缆登陆点及路由、接入系统条件、海洋水文气象条件、海床条件、集电方案、风电场运行检修和投资等因素，确定海上升压站位置和数量。2应根据岸线规划、海缆路由、接入系统及送出线路路径、运维码头、风电场运行值班等因素，确定陆上变电站、集控中心以及海缆登陆点位置。3应根据风电场位置、航运条件及建设条件等因素，确定运维码头和施工基地位置。4应满足施工期船机设备通道和运行维护船舶通道的要求。5应结合陆上变电站、集控中心、运维基地规划确定辅助和附属设施位置，并应满足交通运输要求。相邻的两个海上风电场场区之间宜留有风能资源恢复带。海上风电场工程海上升压站潮位设计重现期为100年，风机组基础、运维码头的潮水设计重现期为50年。陆上变电站、集控中心的洪水、潮水设计标准应符合表7.2.1的规定：表7.2.1工程等别规划容量电压等级重现期I≥300220≥100年一遇II＜300

≥100220、110≥100年一遇III＜100≥50110、35≥50年一遇IV＜5035≥50年一遇风电机组布置海上风电场风电机组布置应符合下列要求：1风电机组布置时应遵循节约和集约用海的原则。2应根据场址区风向频率、风能方向频率等风资源分布特点进行风电机组布置。3风电机组布置应减少集电线路长度、降低输电损耗。4风电机组布置应满足与海底管线、锚地、航路的安全距离。5风电机组布置应计入海底地形、海床条件和海洋水文条件的影响。海上风电场风电机组宜成行成列布置。海上风电场单台风电机组的最大尾流影响系数不宜超过10%，整体不宜超过8%。海上风电场风电机组叶尖最低点距平均海平面的距离不宜小于20m。升压站、集控中心布置海上升压站布置应符合下列要求：1应根据海床条件、海底地形、海洋水文以及场内风电机组、集电线路及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，海底电缆不宜与场内集电线路交叉。3应便于运维船舶靠泊和运行维护人员的登入。4当有直升机起降需求时，应符合直升机起降的净空要求。陆上变电站、集控中心还应符合现行国家标准《风力发电场设计规范》GB51096的规定。海缆路由布置登陆点选址应满足下列要求：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相对稳定、工程地质条件较好的、不宜被冲刷的岸滩地区。3宜避开对电缆造成腐蚀损害的污染区。4应选择在利于施工维护的海岸。应评价海底工程地质条件、海洋水文气象环境、地震安全性、腐蚀环境、海洋规划和开发活动等因素，综合分析其对海底电缆管道施工、运行及维护可能的影响，最终确定海缆路由规划方案。海底电缆路由布置应满足下列要求：1海底电缆路由应顾及其他海洋开发利用，宜避开海洋环境敏感区、重要矿产资源区、重要渔捞作业区、海洋倾倒区、锚地和军事区。2应避开海底地形急剧变化的地区、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、泥石流和地面塌陷等不良地质作用区域。4宜避开对电缆造成腐蚀损害的腐蚀污染区。5应减少与其他管线的交越，当海缆交越或靠近现有的海底电缆和其他管线时，应采取安全措施。

运维码头和施工基地布置运维码头和施工基地应避让文物古迹和自然保护区，基地的地形、地质、水文条件应满足工程建设和运行管理的要求。运维码头宜根据海上风电场位置、陆上交通、航路条件、陆上变电站和集控中心位置确定，宜利用场址周边已有码头。运维基地应满足备品备件贮存、海上补给、运维工具停放、运维人员生产生活等功能的要求，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。施工基地应满足陆运货物中转、海上补给、风电机组设备、基础及其他大件货物临时堆放及风电机组整拼等功能的要求，并结合施工作业流程布置总平面。施工基地应配置施工码头，其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。施工基地宜在陆域交通方便的区域选址。海上风电场主要施工场地和临时设施的防洪、防潮标准可根据工程规模、施工进度安排、海洋水文特性等因素，在5~20年重现期内分析采用，重要的施工场地和临时设施的防洪、防潮标准经论证可提高。灯光及助航、标识海上风电场及其海上升压站、风电机组、风电机组基础、海底电缆、集电线路、登陆点、运维码头、施工码头等的灯光及助航、标识应符合现行国家标准《中国海区水上助航标志》GB4696的要求。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要求。

风电机组选型、布置及发电量计算风电机组选型与布置风电机组并网应执行现行国家标准《风电场接入电力系统技术规定》GB19963的有关规定。风电机组安全性应符合以下规定：1风电机组所能承受极端风况应不小于风场50年一遇极端风况；2风电机组应在风场风速、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除应符合本规范外，尚应符合现行国家标准《风力发电机组设计要求》GB/T18451和《台风型风力发电机组》GB/T31519的规定。应根据场址区风向频率、风能方向频率等风资源分布特点进行风电机组布置，不应在障碍物影响区域进行风电机组布置。宜在减少风电机组尾流影响的基础上，减少风电机组之间的海缆长度。应通过比较备选机组的安全、发电量、工程造价及涉海面积等因素，确定风电机组型号及布置方案。发电量计算发电量计算宜采用线性或者计算流体力学模型的方法。对于受山地影响的海上风电场，宜采用计算流体力学模型。发电量计算模型及参数宜根据工程规模、风场范围和形状、周围环境等因素综合确定。上网电量折减因素及量化指标应符合以下规定：1风电机组功率曲线宜采用现场空气密度下的动态功率曲线，折减系数可取0.95；2风电机组可利用率宜根据所选风电机组技术状况和实际运行业绩，折减系数可取0.93~0.98；3电力损耗应通过计算场内输电线路、变压器的损耗以及自用电量确定；4测风数据处理已计入冰冻影响的，冰冻折减系数宜取为1.0；未计入冰冻影响的，可取为0.95~0.98；5偏航控制和湍流折减系数可取0.95~0.98；6运行维护不可达折减系数宜根据离岸距离、大风、大潮等影响因素决定，可取0.93~0.98；7特殊气候折减系数宜根据台风、盐雾、雷暴等影响因素决定，可取0.97~0.98；8叶片污染折减系数可取0.98~0.99；9上述未计入的其他折减系数，宜根据项目实际情况进行综合折减。上网电量计算不确定性分析应包括现场风资源测量、历史风资源系列的一致性、垂直切变的拟合、空间变化的模拟、发电量折减因素及量值选择、未来风资源变化趋势等。多年年平均上网电量服从正态分布假定，上网电量计算总的不确定性计算公式可采用：QUOTEQUOTE。不同概率对应上网电量之间关系可采用下式计算：式中，QUOTE为P50，QUOTE为P50计算过程中的不确定性。

电气一般规定9.1.1海上风电场的电气主接线应根据海上风电场的规划容量，电压等级，进、出线回路数，经技术经济比较后确定。海上升压站电气系统宜一次建成。9.1.2海上升压站宜配套设置陆上变电站、集控中心。陆上变电站可与陆上集控中心合并布置，也可分开布置。9.1.3海上风电场电气设备应选择可靠性高，免维护或少维护的设备，应能满足湿热、低温、盐雾、霉菌、振动等海上恶劣环境条件下安全、稳定运行的要求。电气主接线9.2.1风电机组及其配套升压系统接线应符合以下规定：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根据风力发电机组发电机出线电压等级、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，升压变压器高压侧电压等级宜采用35kV。9.2.2集电系统接线应符合以下规定：1风力发电机组升压变压器高压侧宜采用分段串接汇流方式，接线方式宜结合风力发电机组和升压变电站的布置、海底电缆路由区域环境，综合可靠性和经济性确定。2每台风力发电机组高压连接处宜设置一台断路器。3根据风力发电机组布置确定集电线路的分组，每组集电线路的电压降不应超过5%。9.2.3升压站电气主接线应符合以下规定：1装机容量不大于150MW的海上风电场，海上升压站主变压器台数宜选择1台，装机容量大于150MW的海上风电场，主变压器台数宜采用2台。2电气主接线应简化，并应满足运行灵活、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—变压器组接线；对于海上升压站送出海底电缆线路超过两回时，可采用单母线分段接线。4当升压站装有两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，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。9.2.4中性点接地方式应符合以下要求：1主变压器高压侧中性点的接地方式应根据电网的中性点接地方式确定，主变压器低压侧中性点接地方式宜采用电阻接地方式。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装设一套接地变压器及接地电阻。海底电缆9.3.1海底电缆的型式应根据输送容量、电压等级、技术水平、施工条件、运行维护、路由宽度等因素确定。9.3.2海上风电场110~220kV海底电缆的绝缘型式应采用交联聚乙烯绝缘，35kV及以下海底电缆的绝缘型式宜采用交联聚乙烯绝缘，也可采用乙丙橡胶绝缘。9.3.3海底电缆宜选用铜导体，导体截面应满足最大工作电流的要求。9.3.4单芯海底电缆外部铠装宜采用非磁性金属材料。9.3.5220kV及以上海底电缆选用的终端型式，应通过该型式终端与海底电缆连成整体的标准性资格试验考核。9.3.6海底电缆不宜有中间接头。当生产工艺不能满足海底电缆的长度要求时，可采用工厂接头。工厂接头应具有不低于海底电缆的机械和电气性能。9.3.7海底电缆应采用光纤复合电缆，并配置在线监测设备。9.3.8海底电缆的锚固装置应布置在地质稳定的浅滩、岸边、结构牢固的混凝土或钢结构平台上。9.3.9海底电缆的埋深应结合路由勘察结果、通航安全影响论证结论和海床地质条件，并按照项目所在区域的法律法规综合确定。9.3.10海底电缆与其他海底管道或海底电缆需要交越布置时，应保持分离状态，并采取保护措施，最小垂向净距为0.3m。升压变压器9.4.1主变压器容量应根据风电场出力和利用小时等情况确定，当海上升压站设置多台主变压器时，每台主变压器容量可设置冗余。9.4.2容量150MVA及以下的主变压器宜采用低损耗双绕组变压器，容量150MVA以上的主变压器可选用低压侧双绕组或双分裂变压器。9.4.3陆上变电站不配置升压变压器时，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。9.4.4海上升压站主变压器宜采用本体与散热器分体布置型式。9.4.5海上升压站主变压器的高压侧可采用电缆或SF6充气管型母线，低压侧可采用电缆插拔头、封闭母线或者绝缘管型母线。9.4.6机组配套升压设备应符合以下规定：1每套风力发电机组配套一套升压设备，升压设备包括升压变压器及高、低压侧电气元件，升压设备可布置在塔筒内或过渡段内。2升压变压器可选用体积紧凑，耐潮湿、耐盐雾的干式变压器或高燃点环保型绝缘油的油浸式变压器。3升压变压器高压侧宜选用SF6气体绝缘开关柜，高压侧断路器及负荷开关、低压侧断路器应具备远程控制能力。配电装置9.5.1海上升压站的高压配电装置应选用SF6气体绝缘全封闭组合电器。35kV配电装置应选用气体绝缘开关柜。低压开关柜宜采用抽屉柜结构。9.5.2海上升压站各电压等级的导体宜根据动、热稳定、电晕和机械强度等条件进行选择，母线允许载流量按发热条件进行选择。9.5.3气体绝缘配电装置应配置气体泄漏报警检测装置。无功补偿装置9.6.1海上风电场无功补偿装置应按电力系统要求设置。9.6.2并联电抗器和并联电容器组使用的串联电抗器宜选用铁芯式电抗器。站用电系统9.7.1海上升压站、陆上变电站应设置站用电系统。9.7.2海上升压站应设有独立的应急电源及其配电系统。应急电源可由柴油发电机机组、UPS、直流电源系统提供。应急柴油发电机容量应满足应急负荷需求，在工作电源失效的情况下，应具备自动启动控制功能。9.7.3陆上变电站的站用工作电源宜从站内中压母线引接；备用电源宜从站外引接，也可采用柴油发电机作为备用电源。9.7.4海上升压站应从不同的2段主变压器低压侧母线分别引接一台容量相同、可互为备用、分列运行的站用工作变压器。每台变压器容量应按全站站用计算负荷选择。9.7.5海上升压站应急负荷应包括通讯系统、消防系统、应急照明系统和导航系统等，应急负荷连续供电时间应不少于18h。9.7.6海上升压站的站用变压器应选用干式或高燃点环保油设备。9.7.7海上升压站站用低压系统接地方式宜为TN-S型式。9.7.8海上升压站可配置柴油发电机组作为风电机组应急电源。直流系统及交流不间断电源9.8.1海上升压站宜采用交直流一体化电源系统。9.8.2海上升压站直流系统的设计应符合现行行业标准《电力工程直流电源系统设计技术规程》DL/T5044的规定。9.8.3海上升压站直流系统电压等级宜采用220V或110V。9.8.4海上升压站应装设2组蓄电池，宜采用阀控式密封铅酸蓄电池，也可选用镉镍碱性蓄电池。9.8.5海上升压站蓄电池容量宜按不少于2小时事故放电时间选择。9.8.6海上升压站宜采用高频开关充电装置，宜配置2套，模块按N+1配置。9.8.7海上升压站直流系统应采用两段单母线接线，两段直流母线之间应设置联络电器。每组蓄电池及其充电装置应分别接入不同母线段。9.8.8海上升压站交流不间断电源的负荷统计宜包括风电机组监控系统主机、升压站监控系统、电能计量系统、继电保护和安全自动装置、通信设备以及火灾自动报警装置，放电时间宜按不少于2小时选择。9.8.9海上升压站交流不间断电源可采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置。9.8.10海上升压站通信电源宜由站内直流系统DC/DC装置供电，每段－48V直流母线分别接一套DC/DC装置。每套DC/DC装置的直流电源宜采用单电源供电。9.8.11风电机组升压设备宜设置直流电源成套装置和交流不间断电源装置。电气设备布置9.9.1总体布置应符合以下要求：1海上风电场电气设备布置应遵循功能明确、布置简单紧凑的原则。2高压并联电抗器、动态无功补偿装置等设备在满足并网要求的情况下宜布置在陆地侧。3海上升压站主要设备的布置应预留运维检修场地及通道。9.9.2主要一次设备布置应符合以下规定：1海上升压站电气设备的设计、布置、安装应满足安装处所的外壳防护型式、防爆型式的要求。防护等级应满足表9.9.2的规定。防爆电气设备应满足现行国家标准《爆炸性气体环境用电气设备》GB3836有关规定。表9.9.2海上升压站电气设备防护等级要求处所防护等级要求带空调的室内设备处所IP21不带空调的室内设备处所IP22一般室外设备处所IP54靠近甲板边缘室外设备处所、露天甲板IP56

2海上升压站主变压器的布置宜便于高低压侧出线的引接。3油浸式变压器布置区域应设置集油及排油装置，事故油应排至事故油箱。4海上升压站高压气体绝缘全封闭组合电器两侧应设置安装检修和巡视的通道，主通道宜靠近断路器侧，在满足检修要求的前提下，宽度不应小于2000mm，巡视通道不应小于1000mm。5海上升压站的配电装置宜布置在设有空调的室内处所。6海上升压站应急电源和应急配电装置应独立布置，当与有火灾危险处所相邻时，应采用A-60级耐火隔壁及甲板进行分隔。9.9.3主要二次设备布置应符合以下要求：1海上升压站二次设备的组屏与布置应紧凑。2海上升压站不宜设独立的主控制室和通信机房，监控系统站控层设备和系统通信设备宜布置于二次设备室。3二次设备布置应预留备用屏位。监控和二次接线9.10.1海上风电场应采用计算机监控，风电机组及其升压设备、海上升压站、陆上变电站及集控中心的监控系统应统一规划设计。9.10.2风电机组监控系统应实现风电机组数据采集与处理、监视、控制和保护功能，并可接收外部的功率调节指令实现机组的有功功率和无功功率调节。9.10.3风电机组监控系统应支持机组低电压穿越控制。9.10.4风电机组升压设备的监控功能宜由风电机组监控系统实现，监控范围包括升压变压器高压侧断路器和负荷开关、低压侧断路器和升压变压器本体。9.10.5风电机组监控系统应开放通信接口，采用标准通信协议，并根据风电场监控系统的总体规划，开放控制功能。9.10.6风电机组监控系统通信网络宜采用光纤以太网环网结构，按照集电线路的路由组网。9.10.7通信组网用光纤应采用海底电缆复合单模光纤。组网用交换机应支持根据端口划分VLAN方式，应具备网络拓扑发现、状态自诊断、异常告警信息及日志上传等网络管理功能。9.10.8海上升压站计算机监控系统的控制操作对象应包括：各电压等级的断路器、隔离开关、接地开关、主变及站用变有载调压分接头以及站内其他需要执行启动/停止的设备。9.10.9海上升压站计算机监控系统应采用开放式、分层分布式结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成。站控层网络应采用以太网双网结构，站控层设备宜分别设在海上升压站和陆上集控中心。9.10.10海上升压站计算机监控系统的通信标准宜符合现行行业标准《电力企业自动化通信网络和系统》DL/T860的规定。9.10.11海上升压站与陆上集控中心的监控通信网络应采用光纤以太网双网结构。9.10.12海上风电场应统一配置一套时间同步系统，宜采用主备式时间同步系统，两台主时钟分别设在陆上变电站和海上升压站。9.10.13海上风电场计量与测量装置的设计应符合现行国家标准《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB50063的规定。风电机组的计量与测量应由风电机组监控系统完成。继电保护和自动装置9.11.1海上风电场继电保护及安全自动装置的设计应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285的规定。9.11.2海上升压站至陆上变电站的线路，应配置全线速动的纵联电流差动保护，含分段式的相间距离、接地距离及零序电流保护。9.11.3海上风电场应配置故障录波设备。9.11.4220kV及以上海上风电场应配置保护及故障信息管理系统子站。9.11.5系统继电保护及安全自动装置应配备至电力系统调度机构的数据传输通道。9.11.6风电机组升压设备的保护配置应符合下列要求：1高压侧应设置变压器保护。2低压侧断路器回路应采用断路器本身电流脱扣器短路保护。9.11.7主变压器低压侧母线应配置母线保护。9.11.8风电机组集电线路保护应配置两段三相式电流保护及两段式零序电流保护。当采用电流保护灵敏性不能满足要求时，宜增配三段式相间距离保护。9.11.9动态无功补偿装置回路保护应配置两段三相式电流保护及零序电流保护。当回路有变压器元件时，应配置变压器保护。9.11.10站用、接地变压器应配置三段式相间电流保护、零序电流保护及本体保护。9.11.11主变压器保护配置应符合下列要求：1每台主变压器应按双重化配置电气量保护和一套非电气量保护。2每套变压器保护均应配置完整的主、后备保护，宜选用主后备保护一体装置，每套保护独立组屏。3变压器应装设纵联差动保护作为主保护，高压侧装设复合电压闭锁过流保护，低压侧配置过流保护、复合电压闭锁过流保护和零序过流保护。4主变压器高压侧应装设零序电流保护，高压侧中性点应装设间隙零序电流保护和零序电压保护，各侧应装设过负荷保护。9.11.12站用电工作电源与备用电源应设置备用电源自动投入装置。调度自动化9.12.1调度管理关系应根据电力系统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状确定。远动信息的传输原则应根据调度运行管理关系确定。9.12.2海上风电场调度自动化系统上传的远动信息内容应满足电力系统调度机构要求。9.12.3海上风电场电能关口计量点应设置在产权分界处，包括：海上风电场与电网产权分界点；能准确计量不同产权或不同上网电价的分界点；站外电源高压侧。计量装置配置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T448的要求。9.12.4海上风电场应配置电能量远方终端，具有对电能量计量信息采集、数据处理、分时存储、长时间保存、远方传输、同步对时功能。9.12.5海上风电场升压站应配置电能质量在线监测系统，系统应满足电力系统相关规定。9.12.6接入220kV及以上电压等级的海上风电场应配置相量测量系统。9.12.7海上风电场调度自动化、电能量信息传输、风电功率预测系统、电能质量监测系统、有功功率控制系统、无功电压控制系统、相量测量系统等宜采用主/备信道的通信方式，直送电力系统调度机构。9.12.8海上风电场应配置电力调度数据网接入设备，调度数据网接入应符合电力系统调度数据网相关规定。9.12.9海上风电场应按国家现行有关电力二次系统安全防护总体方案的要求配置二次系统安全防护设备。9.12.10海上风电场调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置或站内直流电源系统供电。9.12.11海上风电场风电功率预测系统、有功功率控制系统、无功电压控制系统的设计应符合现行国家标准《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963的规定。通信9.13.1海上风电场应装设为电力调度、远方监控和继电保护服务的专用通信设施。9.13.2海上风电场与电力系统调度机构连接的通信设备应具有与系统接入端设备一致的接口与协议。9.13.3海上风电场通信设备应配置－48V通信电源系统，海上升压站宜由站内直流系统DC/DC装置供电，容量应满足事故期间连续供电4h。9.13.4海上升压站通信设备宜布置在二次设备室。9.13.5海上风电场宜设置1套IP语音交换机系统，在风机机舱、升压站各功能室配置IP电话机。9.13.6海上风电场宜配置用于应急调度通信的海事卫星电话。过电压保护及接地9.14.1过电压保护设计应符合以下要求：1海上风电场过电压保护设计应符合现行国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064的要求，风力发电机组、海上升压站、海底电缆、陆上变电站、陆上集控中心应根据接入电网结构、场址雷电活动情况进行过电压保护设计。2风力发电机组应利用叶片上的接闪装置作为直击雷保护的接闪器，海上升压站应采用避雷针和屋顶金属结构进行直击雷保护，陆上变电站、集控中心应采用避雷针、线和建筑物屋顶避雷带进行直击雷保护。3海上风电场雷电侵入波过电压、内部过电压宜进行分析计算，并采取限制措施。4应根据过电压保护方案选择避雷器配置数量和布置位置，选择无间隙金属氧化物避雷器。9.14.2接地设计应符合以下要求：1海上风电场接地设计应符合现行国家标准《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065的规定，风电机组、海上升压站、海底电缆、陆上变电站、陆上集控中心应根据各自所在位置的土壤或海水电阻率进行接地设计。2风电机组、海上升压站应设置专用的接地环线和接地连接线。接地连接线宜采用绝缘铜导线，接地线应采用放热焊接方式连接。3高压送出海底电缆应在两侧端部设置接地连接箱。电气照明9.15.1海上升压站照明应设置正常照明系统和应急照明系统。9.15.2海上风电场的光源宜选用节能型光源。9.15.3海上升压站的照明配电箱、插座宜选用船用型。9.15.4海上升压站正常照明系统的照度应满足表9.15.4的规定，应急照明系统照度不应低于正常照明系统照度的30%。

表9.15.4海上升压站照明系统照度要求区域正常照明平均照度E(lux)最小照度E(lux)最大照度E(lux)室外操作区域15060300一般室外区域5020100室内操作区域300150450一般室内区域，走廊等10040200电缆选择与敷设9.16.1海上升压站中、低压动力电缆，控制电缆，宜选用船用电缆。9.16.2海上升压站动力电缆、控制电缆应采用阻燃型，应急回路电缆应采用耐火型。9.16.3海上升压站电缆桥架、线槽、托盘及其附件应采用耐腐蚀性材料，暴露在阳光直射区域的电缆桥架宜配有保护罩壳。9.16.4海上升压站电缆贯穿甲板或墙壁应采用护管、穿舱件，并进行封堵，甲板和墙壁的耐火等级不应降低。电气设备防腐9.17.1电气设备防腐应符合现行国家标准《色漆和清漆防护涂料体系对钢结构的防腐蚀保护》GB/T30790的规定。

建筑与结构风电机组基础10.1.1风电机组基础一般规定如下：1基础设计应满足基础承载力、结构强度、整体刚度和稳定性的要求，并应满足在海洋环境中耐久性和运行维护条件下的安全性、功能性和经济性等方面的要求。2应采用以概率理论为基础的极限状态设计方法，以可靠指标度量结构构件的可靠度，采用分项系数的设计表达式进行结构分析。3基础结构应结合施工技术水平、施工装备能力及风电场实际工程建设条件设计。4风电机组基础安全等级应按1级。5基础设计使用年限不应小于25年。6环境荷载的设计重现期应为50年。7基础设计应进行整机频率、地基承载力、地基基础变形、基础疲劳、基础内力、材料强度、基础抗滑稳定、抗倾覆稳定验算及与基础安全有关的其它验算。8基础设计宜根据风机荷载、波浪、风和海流等循环荷载长期作用下土体强度和刚度的变化进行地基与基础的相互作用分析。9基础平台高程的确定应计入50年重现期潮位和波浪影响。10当抗震设防烈度为6度时，可不进行抗震设计。10.1.2基础钢材应符合以下规定：1主体结构应采用船舶与海洋工程用结构钢或低合金高强度结构用钢，次要结构可采用低合金高强度结构用钢或碳素结构钢。钢材选用应符合现行国家标准《船舶与海洋工程用结构钢》GB712、《低合金高强度结构钢》GB/T1591和《碳素结构钢》GB/T700的相关要求。2对于主体结构中承受高约束、板厚方向承受收缩变形和连续拉力荷载的重要部位，应采用具有抗层状撕裂性能的钢材，性能应符合现行国家标准《厚度方向性能钢板》GB/T5313规范要求。3钢材的等级，应根据构件类别、构件厚度和设计温度选用。4大气区及浪溅区的结构设计温度应取作业区域近10年内最冷月份平均气温，全浸区的结构设计温度取0℃。5钢板的长度、宽度和厚度允许偏差均应符合现行国家标准《热轧钢板和钢带的尺寸、外形、重量及允许偏差》GB/T709的有关规定。10.1.3基础钢筋、钢丝、钢绞线应符合以下规定：1钢筋性能应满足现行国家标准《钢筋混凝土用热轧带肋钢筋》GB1499、《钢筋混凝土用余热处理钢筋》GB13014、《预应力混凝土用热处理钢筋》GB4463、《水运工程混凝土结构设计规范》JTS151、《预应力混凝土用螺纹钢筋》GB/T20065的有关规定。2钢丝性能应满足现行国家标准《预应力混凝土钢丝》GB/T5223的有关规定。3钢绞线性能应满足现行国家标准《预应力混凝土用钢绞线》GB/T5224的有关规定。10.1.4基础混凝土应符合以下规定：1基础结构应采用海工高性能混凝土。2混凝土材料的选取应满足强度性能、疲劳性能、防腐蚀性能和耐久性等方面要求。其性能应符合现行行业标准《海港工程高性能混凝土质量控制标准》JTS257-2和《水运工程混凝土结构设计规范》JTS151的相关规定。10.1.5风电机组基础用灌浆材料应符合以下规定:1应具有早强、高强特性，满足结构连接要求所需的抗压、抗拉、抗弯、抗剪切、抗疲劳等力学性能，试验方法应符合现行国家标准《水泥胶砂强度检验方法》GB/T17671、《普通混凝土力学性能试验方法》GB/T50081和《水泥基灌浆材料应用技术规范》GB/T50448的有关规定。2应具有耐腐蚀性能和耐久性，性能应符合现行国家标准《普通混凝土长期性能和耐久性能试验方法》GB/T50082的相关规定。3宜采用无收缩、无泌水材料。10.1.6基础用螺栓应符合现行国家标准《六角头螺栓—C级》GB/T5780和《六角头螺栓—A级和B级》GB/T5782；高强度螺栓应符合现行国家标准《钢结构用高强度大六角螺栓》GB/T1228、《钢结构用高强度大六角螺母》GB/T1229、《钢结构用高强度垫圈》GB/T1230、《钢结构用高强度大六角螺栓、大六角螺母、垫圈技术条件》GB/T1231、《钢结构用扭剪型高强度螺栓连接副》GB/T3632和《钢结构用扭剪型高强度螺栓连接副技术条件》GB/T3633的有关规定。10.1.7荷载按随时间的变化可分为永久荷载、可变荷载和偶然荷载三类，应包括以下内容：1风机荷载包括正常运行控制荷载、极端荷载、疲劳荷载和地震工况下风机荷载等。2风电机组荷载应由机组制造商根据设计单位提供的基础资料，经双方反复迭代计算确定。3风荷载是指作用在风电机组基础上的风荷载，应符合现行行业标准《港口工程荷载规范》JTS144-1的相关规定,当结构的基本周期大于0.25s时，其基本风压应乘以风振系数，基本周期和风振系数的计算，应符合现行国家规范《建筑结构荷载规范》GB50009。4波浪荷载计算应根据水深及适用范围选择波浪理论，并应符合现行行业标准《海港水文规范》JTS145-2的相关规定。当波浪在结构处或其附近可能发生破碎，结构分析时，应考虑破碎波浪导致的波荷载。5海流荷载应符合现行行业标准《港口工程荷载规范》JTS144-1的相关规定，应计入海流与波浪的共同作用，宜根据现场实测资料分析确定。6地震荷载计算应采用所在海域的基本烈度作为设计烈度，应按风机-塔筒-基础整体计算，宜采用地震反应谱法。7海冰荷载应符合现行行业标准《港口工程荷载规范》JTS144-1的相关规定，并应计入海冰荷载与风电机组基础的相互作用。8设计水位计算方法应符合现行行业标准《海港水文规范》JTS145-2的相关规定。9海生物分布范围、种类、年平均厚度等，宜通过场址区域的相关调查确定。10船舶靠泊荷载取值不应低于风电场专用的运维船只的正常靠泊荷载。11自重荷载应计入基础自身、附属结构及固定设备的重量，水下部分的结构应计入浮力。12施工期荷载应包括安装或拆除过程中产生的作用荷载。10.1.8设计荷载工况应包括极端工况、正常运行极端工况、疲劳工况、偶然工况和施工