【风电标准规范】_海上风电场设施检验指南
中国船级社
海上风电场设施检验指南
2017
生效日期：2017 年6 月1 日
北京指导性文件
GUIDANCENOTES GD10‐2017
目录
第 1 章通则 (1)
第 1 节目的 (1)
第 2 节适用范围和依据 (1)
第 3 节定义和缩写 (1)
第 4 节检验和证书 (2)
第 5 节申请及责任 (5)
第2 章海上风力发电机组 (7)
第 1 节一般规定 (7)
第 2 节风轮叶片 (7)
第 3 节齿轮箱 (8)
第 4 节发电机 (9)
第 5 节变流器 (10)
第 6 节变压器 (10)
第7 节GIS (11)
第8 节整机 (12)
第9 节定期检验 (13)
第3 章海上风力发电机组下部支撑结构及测风塔 (15)
第 1 节结构 (15)
第 2 节消防设备 (20)
第 3 节逃生和救生设备 (20)
第 4 节助航标志与信号设备 (20)
第4 章海上升压站平台 (22)
第 1 节结构 (22)
第 2 节消防设备 (22)
第 3 节电气和仪表设备 (25)
第 4 节机械设备 (26)
第 5 节逃生和救生设备 (28)
第 6 节无线电通信设备 (29)
第7 节助航标志与信号设备 (29)
第8 节防污染 (30)
第9 节起重设备 (30)
第10 节直升机甲板设施 (32)
第1章通则
第1 节目的
1.1.1 本指南是中国船级社（以下称本社）为海上风电场设施检验提供技术服务的指导性文
件。
1.1.2 本指南的目的是指导本社检验人员对海上风电场设施进行检验，同时也为相关方提供参考。
第2 节适用范围和依据
1.2.1 适用范围：本指南适用于由本社检验发证的中华人民共和国沿海水域的海上风电设
施。
1.2.2 本指南规定的海上风电场设施是指海上风电场开发中涉及到的各种设施，包括海上风力风电机组及其支撑结构、升压站及测风塔等。
1.2.3 本指南不适用于浮式海上风电机组及浮式海上升压站。
1.2.4 法规、标准及指南
（1）国务院第109 号《中华人民共和国船舶和海上设施检验条例》（1993）
（2）国标《海上风力发电场设计规范》（2017）
（3）中国船级社《海上风力发电机组规范》（2009 ）
（4）海事局《海上拖航法定检验技术规则》（1999 ）
（5）中国船级社《海上拖航指南》（2011）
（6）中国船级社《在役导管架平台结构检验指南》（2014）
（7）中国船级社《海上生产设施救生设备、无线电通信设备、航行信号设备法定检验指南》（2014）
（8）中国船级社《海上生产设施防污染法定检验指南》（2014）
第3 节定义和缩写
1.3.1沿海水域：是指中华人民共和国沿海的港口、内水和领海以及国家管辖的一切其他海域。
1.3.2海上风力发电机组：是指安装在海上风电场，支撑结构承受水动力载荷作用的，将风能转换为电能的系统。（以下简称“海上风机”）
1.3.3风轮-机舱组件：是指由支撑结构支撑的海上风力发电机组的部件。
1.3.4支撑结构：是指海上风力发电机组的一部分，包括塔架、下部结构和基础。
1.3.5塔架（塔筒）：是指海上风力发电机组的一部分，其连接下部结构和风轮-机舱组件。
1.3.6下部支撑结构：是指海上风力发电机组支撑结构的一部分，从海床向上延伸，连接基础和塔架。
1.3.7基础：是指海上风力发电机组支撑结构的一部分，其将作用于支撑结构上的载荷传递
到海床中。
1.3.8海上升压站：是指海上风电场内，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的海上风电场。
1.3.9海上测风塔：是指为海上风电场开发收集风资源信息的塔架型海上建筑物。
1.3.10AISC ：美国钢结构学会。
1.3.11API ：美国石油学会。
1.3.12NACE ：美国防腐蚀工程师协会。
1.3.13NDT ：无损检测。
1.3.14UT ：超声波检测。
1.3.15RT ：射线检测。
1.3.16MT ：磁粉检测。
1.3.17PT ：渗透检测。
1.3.18SWL ：安全工作负荷。
1.3.19GIS ：气体绝缘金属封闭开关设备。
1.3.20SF6 ：六氟化硫。
第4 节检验和证书
1.4.1 一般要求
1.4.1.1 海上风电场设施的检验应满足主管机关的相关要求。
1.4.1.2 在设计寿命期内的海上风电场设施，本社将按照本指南检验满意后，签发《海上风电场设施检验证明》。（证书格式见附录1）
1.4.2 检验种类
1.4.
2.1 建造检验：建造或者改建时（含陆地预制、海上安装、调试），应进行建造检验。
1.4.
2.2 定期检验：运营期间，应进行定期检验。
1.4.
2.3 临时检验：因发生事故影响设施安全性能的，或海上交通安全或者环境保护主管机关
责成检验的，进行临时检验。
1.4.3 检验范围
1.4.3.1 建造检验
1.4.3.1.1 应包括海上风电场设施的结构、安全设备和其他设备、布置和材料的全面检验，该检验应保证海上风电设施的结构、设备、布置和材料完全符合本指南的相应规定。
1.4.3.1.2 审查图纸、图表、说明书、计算书和其他技术文件，以证实结构、安全设备和其他
设备、装置、布置和材料满足要求。
1.4.3.1.3 业经批准的图纸如需进行修改，应将修改部分的图纸及可能因修改而发生不良影响
的有关图纸和资料提交重新审查。
1.4.3.1.4 海上风电场设施应按所批准的设计图纸及技术文件的规定施工，并应使本社满意。
1.4.3.1.5 全面检查结构、安全设备和其他设备、装置、布置和材料以确保其尺寸、建造和布
置都与批准的图纸、图表、说明书、计算书和其他技术文件相符，并且工艺和安装在各方面
都令本社满意。
1.4.3.1.6 现场检验的主要内容包括：
（1）制造及安装过程中质量管理程序的审核；
（2）制造及安装的程序、大纲的审核；
（3）焊工及无损检测人员的资格审核；
（4）复核主要材料和设备的证书；
（5）审核材料试验规程、焊接规程及无损检测规程；
（6）重要构件的装配及焊接检验；
（7）设备安装检验及其试验；
（8）涂装、防腐及其它项目的检验；
（9）码头装船和海上运输的检验；
（10）对海上安装使用的作业船舶等专用船舶及设备进行作业前的检验；
（11）海上安装检验，等。
1.4.3.1.7 核查证书、记录簿以及其他相关的文件都已放置于设施上（适用时）。
1.4.3.1.8 本社根据检验结果签发报告和证书。
1.4.3.2 定期检验
1.4.3.
2.1 完成对结构、安全设备和其他设备的检查，以及必要时的试验，以确保其满足与证书有关的要求，且处于良好状态并适合于海上风电场设施预定的用途。
1.4.3.
2.2 海上风力发电机组风轮-机舱组件的检验周期和检验范围应按照本指南第 2 章相关要求进行。
1.4.3.
2.3 海上风机支撑结构及海上测风塔的定期检验内容应至少包括：
（1）水上部分结构的外观检验，包括检查裂纹、变形、腐蚀；
（2）水下部分结构的海生物生长情况、海底冲刷情况、裂纹及变形情况；
（3）防腐蚀系统的检验，包括涂层、阳极块及外加电流的阴极保护系统；
（4）连接螺栓的外观检验，包括检查裂纹、变形、腐蚀；
（5）登乘梯道的外观检验；
（6）靠船件的外观检验；
（7）电缆护管的检验；
（8）消防设备的外观检验及功能试验；
（9）逃生和救生设备的检验；
（10）助航标志及信号设备的外观检验及功能试验；
（11）检验机构认为必要的其它检验。
1.4.3.
2.4 海上升压站的定期检验内容应至少包括：
（1）水上部分结构的外观检验，包括检查裂纹、变形、腐蚀，必要时可进行测厚和
无损探伤；
（2）水下部分结构的海生物生长情况、海底冲刷情况、裂纹及变形情况，必要时进行无损检测；
（3）防腐蚀系统的检验，包括涂层、阳极块及外加电流的阴极保护系统；
（4）消防设备的外观检验及功能试验；
（5）逃生和救生设备的检验；
（6）助航标志及信号、无线电设备的外观检验及功能试验；
（7）防污染设备的外观检验及功能试验；
（8）电气及机械设备的外观检验及功能试验；
（9）登乘梯道的外观检验；
（10）靠船件的外观检验；
（11）电缆护管的检验；
（12）检验机构认为必要的其它检验。
1.4.3.
2.5 核查证书、记录簿以及其他相关的文件都已放置于设施上（适用时）。
1.4.3.
2.6 经定期检验，并认为适用于预定用途，由本社签发新证书。
1.4.3.3 临时检验：
1.4.3.3.1 如海上风电场设施发生的事故或发现的缺陷影响该设施的安全或其结构、设备、装置、布置或材料的有效性或完整性，其所有人或经营人应尽快向本社报告该事故或缺陷，本社应启动调查，并确定是否有必要进行检验。
1.4.3.3.2 在根据上述 1.4.3.3.1 所规定的调查而进行了修理后，或凡是进行任何重要的修理或
换新都应视情况进行全面的或局部的附加检验。该检验应确保已有效进行了必要的修理或换
新，其材料与工艺均满足要求，且均符合本指南的规定。
1.4.4 检验间隔期
1.4.4.1 如定期检验是在证书到期日前 3 个月之内完成，则新证书自定期检验完成日期起生
效，其有效期从原证书到期之日算起；
1.4.4.2 如定期检验是在证书到期日后完成，且在原证书到期日前已向本社提交申请并开始检
验工作，则新证书自定期检验完成日期起生效，其有效期从原证书到期之日算起；
1.4.4.3 如定期检验是在证书到期日前 3 个月之前完成，则新证书自换证检验完成日期起生
效，其有效期从定期检验完成日期算起；
1.4.4.4 如定期检验在原证书到期日后向本社提交申请的，设施完成过期的检验并令我社满意
之后，可重新签发证书。
1.4.5 证书
1.4.5.1 证书签发
海上风电场设施在建造检验或定期检验完成后，由本社签发《海上风电场设施检验证明》。1.4.5.2 证书有效期
《海上风电场设施检验证明》的有效期限应不超过五年。
1.4.5.3 证书失效
发生下列情况之一，《海上风电场设施检验证明》将失效：
1.4.5.3.1 定期检验未按本指南要求在规定的期限内完成时；
1.4.5.3.2 对本指南所规定的构造、设备、装置、布置或材料，除为维修或保养目的而直接更
换这种设备或装置外，如未经本社许可而作了变更。
第5 节申请及责任
1.5.1申请本社提供检验服务者，申请人应向本社提交书面申请，签署检验合同（如必要时），并提供相关图纸和技术文件。
1.5.2申请人或其承包商应在实施检测、修理措施前，将检测计划、修理计划报告送本社审
批。
1.5.3申请人应至少于检测、修理 3 周前通知本社，并根据批准的检测、修理方案准备必
需的条件。
1.5.4检测、修理应在本社检验人员监督下进行。
1.5.5申请人应为本社检验人员提供安全、健康的工作条件，以及实施现场检验和监督的便利，并有义务要求其承包方配合本社的工作。
1.5.6可由本社和业主接受的设计公司或评估公司进行海上风电场设施加强、改造和修理设计及结构评估，相关报告应送本社审批。
1.5.7申请人需按合同支付有关费用。
第2章海上风力发电机组
第1 节一般规定
2.1.1 海上风力发电机组整机及零部件的设计应满足本社《海上风力发电机组认证规范》的相关要求，整机及主要零部件如叶片、齿轮箱、发电机应取得型式认证证书。
2.1.2 本社检验人员在入厂前应先熟悉产品设计图纸、技术标准、质量标准、制造单位的质量管理体系、制造工艺流程、检验试验方法以及产品采购供货协议中的有关规定。
2.1.3 入厂后审核制造单位提供的生产计划、质量控制计划和有关质量体系文件记录，并提出审核意见。
2.1.4 核实制造单位主要分包方的资质情况、实际生产能力和质量管理体系是否符合设备供
货合同的及有关规定的要求。
2.1.5 审核制造单位特种作业人员、关键工序操作人员和主要检验、试验人员的上岗资质是
否满足产品质量要求。
2.1.6 熟悉制造单位的检验计划和检验、试验要求，确认各制造阶段检验、试验的时间、内
容、方法、标准以及检测手段。
2.1.7 对产品制造过程中拟采用的重大新技术、新材料、新工艺的鉴定和试验报告进行审核，
并及时向执行检验单位报告。
第2 节风轮叶片
2.2.1 生产期间的质量控制
2.2.1.1 叶片质量控制主要分为：原材料控制、生产过程控制、成品检验三个方面。
2.2.1.2 应对叶片原材料，包括玻璃纤维、树脂/固化剂、芯材、粘接胶/固化剂、涂料体系、叶根紧固件、叶根法兰、避雷导线等按相应的技术指标进行检验。
2.2.1.3 应对叶片生产过程，包括模具检测、梁帽成型、腹板成型、壳体成型、合模、切边补
强、切割打孔、装配、表面处理等工艺过程按相应的技术指标进行检验。
2.2.1.4 叶片成品完成后，应对叶片内部清洁、腹板及合模缝补强、T 型螺母、叶根人孔盖板
外部、法兰外观、叶根螺栓露出长度、油漆外观、排水孔位置及是否畅通、零刻度标志牌定
位位置、接闪系统电阻及固定、挡雨环定位和外观、中心标示、起吊标示、配重、叶片长度、后缘厚度等质量进行检验。
2.2.2 最终试验和检验
2.2.2.1 除生产期间的质量控制外，叶片制造商或其指定的人员应在本社批准的范围内进行最
终试验。在批量生产开始之前，应向本社提交相应叶片类型的质量评估文件。
2.2.2.2 作为最终试验的一部分，至少应检查下列项目：
（1）伴随叶片生产过程的试验单、控制单、加工进度单和检查单中数据和条目的真实性和完整性；
（2）包括翼型数据精度在内的几何数据（至少对一个系列中的一个叶片测定其挥舞
方向和摆振方向的固有频率；如果叶片质量和重心有较大偏差，则应加倍测定叶片）；
（3）叶片质量和重心的测定；
（4）通过叶片外表的外观检查（可能的话，还有叶片内部），对粘接进行检验；
（5）在本社同意的范围内，对材料特性的可接受性进行随机抽样检验。
第3 节齿轮箱
2.3.1 齿轮箱应按GB/T 19073 和本社《风力发电机组齿轮箱专用规则》进行试验和检验。
2.3.2 齿轮箱应在其制造厂进行检验。对大批量生产的齿轮箱，其出厂检验应在齿轮箱在部
分负载下持续试运转数小时后进行。具体的的试验计划（包括噪声评估）应由风力发电机组
制造商和齿轮箱制造商共同议定。试运转结束后，应更换齿轮箱的润滑油。
2.3.3 箱体、轴、齿轮（包括齿轮、内齿圈、齿轮轴）和行星架等零部件是风电齿轮箱的关
键零部件，其加工、部件装配和总装、台架试验是质量控制的重点。
2.3.4 齿轮箱质量检验控制点如下：
（1）原材料
（2）热处理
（3）超声波探伤
（4）机加工
（5）磁粉探伤
（6）装配
（7）涂装
（8）出厂试验
（9）防护及包装
（10）CCS标志
2.3.5 每台齿轮箱都应进行出厂试验，试验项目应包括空载试验、加载试验、振动噪声测试、密封性试验等。
2.3.6 所有的检验完成且合格，所有资料完整后，CCS 现场检验师签署检验放行单，在产
品实物铭牌上打上CCS 标识，在产品质量合格证书上盖印章并签署。
第4 节发电机
2.4.1 发电机质量控制内容主要为定子、转子两大部分，包括机座、端盖、转子支架、定子
铁芯、定子绕组、转子铁芯、转子绕组等的加工、制造，部件装配，整机装配，试验和防护
等。
2.4.2 发电机制造主要质量检验控制点包括原材料采购、锻铸毛坯制造、机械加工、冲压、
硅钢片涂覆、转子定子铁芯制造、绕组制造、绕组浸漆烘干、环氧树脂粉末涂覆、部件装配、检验、整机装配、附件装配、整机测试、涂装、防护、包装、标识等。
2.4.3 制造厂应按与委托方签订的技术协议、有关的国家和行业标准，编制外购外协件入厂
验收规范，经委托方和CCS 确认盖备查章后，对外购外协回来的产品，如部件热处理、部
件电镀、滑环、轴承、冷却器、测速仪、风扇、加热器、接线盒、连接螺栓等外购外协件等
进行复验验收；
2.4.4 发电机出厂试验项目为：
（1）发电机转动、外观、外形尺寸及安装尺寸检查；
（2）定、转子绕组对机座绝缘电阻的测定；
（3）定、转子绕组在实际冷却状态下直流电阻的测定；
（4）小时温升试验；
（5）空载特性的测定；
（6）轴电压测试；
（7）堵转试验；
（8）转子堵转开路电压测定；
（9）超速试验；
（10）对地耐电压试验；
（11）匝间耐电压试验；
（12）振动试验。
2.4.5 出厂试验完成后，制造厂应收集整理所有原始资料，出具产品出厂试验报告，报CCS 审核备查，CCS 将对制造厂检验试验过程进行抽查复试。
2.4.6 所有的检验完成且合格，所有资料完整后，CCS 现场检验人员签署检验放行单，在
产品实物铭牌上打上CCS 标识，并在产品质量合格证书上盖印章并签署
第5 节变流器
2.5.1 应对下列项目进行检查和试验：
2.5.1.1 绝缘试验：检查变流器各电路对机壳以及彼此独立的各电路之间的绝缘情况；
2.5.1.2 温升试验：测定变流器在额定条件下运行时各部件的温升是否超过规定的极限温升；
2.5.1.3 控制装置性能检验：检验控制装置的静态和动态性能是否符合要求，包括是否能在设计的电源电压变化范围内使变流器可靠工作；
2.5.1.4 保护系统性能检验：包括各种过电流保护装置的过流整定，快速熔断器和断路器的正
确动作，各种过电压保护设施（如浪涌过电压抑制器、重复过电压阻容吸收器等）的正确动
作，冷却系统的保护设施（如风速、流量、水压等继电器）的正确动作，作为安全操作的接
地装置和开关的正确设置以及各种保护器件的互相协调等；
2.5.1.5 抗干扰试验：检查变流器抗电磁干扰的能力；
2.5.1.6 一般性能的检验：包括元器件检验、装配检验、冷却系统检验、柜体检验等。
2.5.2 上述试验，除2.5.1.5 项参照GB/T 3859.2 和GB 10236 外，其他各项参照GB/T 3859.1 的有关要求。
第6 节变压器
2.6.1 变压器的现场检验工作分为文件资料见证和现场见证两种方式。
2.6.2 对于文件资料的见证，应根据设备供货合同、技术协议，逐一检查变压器供应商选用的主要材料和组部件的出处检验报告及合格证、变压器供应商的验收记录与实物相核对，并与有关标准和技术协议对照，应符合相关要求。供应商应向检验方提供相应的复印件备存，
并共同填写见证表。
2.6.3 检验人员在工作现场见证变压器各阶段制作工序，并签署见证单。关键、复杂、容易
出问题的工序段应全程跟踪，旁站见证，对于重要的试验项目设立停工待检点。出厂试验完毕，形成有供应商、检验组和项目单位共同签字的出厂试验见证单。检验过程中应查验使用
仪器、仪表和设备是否正确，是否在检验有效期内并填写记录单。
2.6.4 变压器现场见证内容包括：
（1）油箱制作
（2）铁心制作
（3）绕组制作
（4）绕组绝缘装配
（5）器身装配
（6）器身干燥
（7）总装配
（8）出厂前器身检查
（9）发运准备
2.6.5 变压器出厂例行试验见证项目如下：
（1）绕组直流电阻测量
（2）电压比测量
（3）联结组标号检定
（4）绕组电阻测量
（5）绝缘系统电容及介质损耗测量
（6）空载试验
（7）短路阻抗及负载损耗测量
（8）雷电全波冲击试验
（9）外施工频耐压试验
（10）长时感应耐压试验
（11）油中溶解气体分析
（12）有载分接开关试验
（13）铁心、夹件绝缘电阻测量
（14）绝缘油试验
（15）套管介损及电容量测量
第7 节GIS
2.7.1 六氟化硫气体绝缘金属封闭开关设备（Gas Insulated Switchgear ，以下简称GIS）的现场检验工作分为文件资料见证和现场见证两种方式。
2.7.2 供应商直接购买的部件、材料或半成品，应要求供应商提供所购货物的质量证明文件。
文件见证须关注质量文件与所对应的货物的关系。
2.7.3 根据检验实施细则对产品的出厂试验进行现场见证，现场见证工作又可分为机械特性
试验、耐压试验、局放试验、检漏试验、回路电阻测量、六氟化硫（SF6）水分检测、操作机构的动作特性试验七部分。
2.7.4 GIS 产品的机械特性试验是测量产品的动作特性—分闸速度、合闸时间、分闸时间、
合闸速度、分闸同期性、合闸同期性等，这些特性都是由产品的传动部件决定的。在产品做
机械性能试验时，按规定是可以作适当调整的，如果经过调整仍不能达到合格，则必须查明原因，采取措施解决，达到合格为止。
2.7.5 GIS 产品耐压试验，根据国家标准，产品出厂只做工频耐压试验。
2.7.6 GIS 产品的局部放电试验，当电压施加到诱发电压后降到测量电压进行局部放电测
量。
2.7.7 检漏试验是检查产品的泄露情况是否在允许的范围之内，只有SF6 泄露量在规定的标准之内，才能保证产品正常运行。
2.7.8 测量回路电阻是确定产品动静触头接触是否良好的重要手段。
2.7.9 见证SF6 水分含量检测，应关注检测方法是否正确，仪表是否符合要求，以达到测
量数据的准确。
2.7.10 操动机构应保证产品有合格的机械特性，且机构本身必须满足自身的压力（液压）要求。
2.7.11 在上述试验的见证中，应保证所使用仪表在有效期范围内，参试人员应具有相应的资质。
2.7.12 在检验工作结束后，现场检验人员提供书面检验记录交检验组。检验组将根据现场检验结果和工厂提交的各项检验记录及总结整理成检验工作报告作为检验工作的验收依据。
第8 节整机
2.8.1 海上风力发电机组整机制造应与该型号机型型式认证证书相一致。机组中所有的机械零部件应符合GB/T 19960.1 第5 部分的要求，并按照经规定程序批准的图样及技术文件制
造；机组中所有的机械零部件应无损坏、松动现象，在运动或静止时均应无异常响声和振动；
机组的安装与装配应符合GB/T 19568 的相关规定。
2.8.2 在文件资料的见证时，应根据型式认证证书检查设备供货合同、技术协议，并逐一检查整机商选用的主要材料和组部件的出处检验报告及合格证或型式认证证书、整机商的验收记录与实物相核对，并与有关标准和技术协议对照，应符合相关要求。整机商应向检验方提供相应的复印件备存，并共同填写见证表。
2.8.3 检验人员在工作现场见证整机各阶段制作工序，并签署见证单。关键、复杂、容易出
问题的工序段应全程跟踪，旁站见证，对于重要的试验项目设立停工待检点。出厂试验完毕，形成有整机商、检验组和项目单位共同签字的出厂试验见证单。检验过程中应查验使用仪器、仪表和设备是否正确，是否在检验有效期内并填写记录单。
2.8.4 整机安装及装配现场见证内容包括：
（1）风机防雷接地保护装置的安装检查
（2）电缆质量证明检查
（3）控制柜质量证明检查
（4）润滑油和润滑脂质量证明检查
（5）机舱吊机证书及安装检查
（6）传动链与机座安装检查
（7）各系统旋转部件间隙检查
（8）主传动对中检验调整
（9）机舱偏转机构齿间距检查调整
（10）制动液压系统安装检查
（11）电缆、液体管路、传感器安装检查
（12）机舱控制柜质量证明及安装检查
（13）气象系统安装检查
（14）其他部件安装检查
（15）所有部件防腐涂装检查
（16）包装方案检查
（17）包装、标识外观检查
2.8.5 整机出厂试验见证主要项目如下：
（1）调速机构试验
（2）偏航机构试验
（3）液压系统功能试验
（4）控制系统及安全保护的功能试验
（5）发电系统并网试验
（6）机组各工况模拟运行试验
第9 节定期检验
2.9.1 海上风力发电机组定期检验由业主组织，时间间隔可由业主提出或由相关主管部门规定。
2.9.2 定期检验时，至少应检查下列文件：
（1）认证和验证报告，包括所有附件和补充文件；
（2）建设和操作许可；
（3）运行手册；
（4）维护记录；
（5）以前的定期检验报告或环境监测报告；
（6）至少最近两年油品检测报告；
（7）机组改造或维修文件和必要的批文；
2.9.3 应对风轮叶片进行近距离观测，观测区域应进行清理并去除覆盖物。检验人员应目检或用合适手段（如敲打、超声波测试）检查叶片表面损坏、裂缝、结构不连续等情况；检测
螺栓的预拉伸情况；检查防雷电保护装置的损坏情况。
2.9.4 应检测传动装置的渗漏、异响、腐蚀防护条件、渗油、螺栓的预拉伸等情况；检测相
关油样；检查防雷电保护装置的损坏情况。
2.9.5 应检查空调机、除湿和空气过滤装置的功能、污染和污垢情况。
2.9.6 应检查液压系统、气动系统的损坏、渗漏、腐蚀和功能等情况。
2.9.7 应检查传感器和制动系统的功能和限制值的实现条件，检查损坏和磨损情况。
2.9.8 应检查控制系统和电气包括变电站和接电装置以及环境监测系统的接线端、固定装
置、功能、腐蚀和污垢情况。
2.9.9 检验人员应填写定期检验报告，至少应包括如下内容：
（1）海上风力发电机组和塔架的制造商、类型和序号；
（2）海上风力发电机组的位置和运行商；
（3）运行时间和生产总电量；
（4）检验日期和气候状况；
（5）检验人员；
（6）检验范围细节描述；
（7）备注和发现的损坏、缺点；
（8）检验结果。
第3章海上风力发电机组下部支撑结构及测风塔
第1 节结构
3.1.1 一般要求
3.1.1.1 海上风力发电机组下部支撑结构、测风塔结构（以下简称结构），应进行检验质量控制、检验和试验以保证符合图纸和规格书。质量控制、检验和试验应在建造的各个阶段进行，以保证制造、吊装、运输和安装满足规定的要求。
3.1.2 设计要求
3.1.2.1 海上风力发电机组下部支撑结构及测风塔结构的设计要求可参照中国船级社《浅海固定平台建造与检验规范》（2004）第 2 篇设计与结构部分规定。
3.1.3 建造检验
3.1.3.1 在开工前，申请单位应将检验、试验及工艺性文件，如焊接工艺、焊接规格表、焊工
资质、无损检测程序及检测人员资质、无损检测图、运输、下水就位、打桩工艺的试验大纲、工艺文件、安装公差标准和无损检测标准等提交执行检验单位审查。
3.1.3.2 本社验船师应按已批准的图纸资料进行检查，并对批准的条件和限制（审图意见和回复意见）的执行情况进行确认。
3.1.3.3 任何项目如与本指南规定或批准图纸资料不符，或任何材料、工艺、设备和装置等不符合本社规定时，应予以纠正。
3.1.3.4 检验人员应参加检验和试验的主要项目如下：
（1）材料审查或复验，确认有关产品证书；
（2）结构的预制与组装；
（3）装船固定、运输、下水、就位、打桩等；
（4）本社认为需要检验和试验的其他项目。
3.1.3.5 做材料检验时，应证实用于制造各部分的所有材料都具有良好的质量，并符合规定的要求。接受材料时应交叉检验出厂合格证书原件和标识，对非结构材料和非钢结构材料应核
对其它适当的文件。
3.1.3.6 在结构制造以前，建造者根据结构焊接头的各种类型及不同的焊接方法，对需要进行焊接工艺认可试验的每种类型接头，按照不同的焊接方法均应准备一份规定了相关参数范围
的初步焊接工艺规程。在开始焊接工艺试验以前，应将初步焊接工艺规程提交本社和业主审
查认可。
3.1.3.7 工厂制造期间应对结构进行检验，确保符合规定要求。检验应确认结构中的每一个部
件都使用合格的材料、正确的尺寸和尺度、方位等；并能按照规定要求进行组装、调直和永
久固定。应特别注意现场连接节点（诸如导管架管节点），对其仔细校核以保证所有尺寸在
公差之内。所有影响组装的各项，包括现场组装结构（即临时基础、挡板等）和安装设备等
也应进行检验。
3.1.3.8 送审的有关结构施工图纸或技术规格书应注明焊接的位置、接头型式、焊缝尺寸、焊接方法、焊接材料的级别和牌号以及无损探伤的范围和种类等。
3.1.3.9 制造者应由专职检验人员按着认可的建造检验工艺对结构焊接质量进行检验，并报验船师检验认可。应进行焊接检验和试验以确认焊接遵守了规定要求。检验应确认焊工具备有
效的资格且能够胜任所做工作，并且遵循了经鉴定合格的适当方法。所有焊缝都应进行外观
检验，其焊缝成型应符合本社《材料与焊接规范》的相关要求或业主/设计者指定的其他标准。检验方法：常见的无损检测方法包括外观检验、超声波（UT ）检验和射线（RT ）检验、磁粉（MT ）检验及液体渗透技术（P T）。
3.1.3.10 无损探伤一般应在焊后48 小时以后进行，当焊件要求做焊后热处理时，无损探伤
应在热处理后进行。应根据焊接接头的种类以及所处的位置，采用射线、超声波、磁粉或着
色检测方法或几种检测方法的联合使用。
3.1.3.11 无损检测的范围应根据焊接接头的重要性以及焊缝所受应力的类型和等级来确定，
推荐的对不同结构部分及焊缝形式的无损探伤范围见表 3.1.1。
表3.1.1 无损探伤检验推荐范围
结构部分
检验范围% 检验方法
结构钢管
纵向焊缝10 UT 或RT
环向焊缝100 UT 或RT
纵向和环向焊缝交叉处100 UT 或RT
管节点
主要撑杆与弦杆的相贯焊缝100 UT
主要撑杆间的焊缝100 UT
次要撑杆
次要撑杆构件，如飞溅区的次要拉筋，泥线处的次
10 UT 或MT
要撑杆，登船平台等
次要撑杆/ 附件与主要杆件的连接焊缝100 UT 或MT
甲板构件
全熔透焊缝100 UT 或RT
深熔焊焊缝100 外观检验，MT/PT 角焊缝100 外观检验，MT/PT
3.1.3.12 建造过程防腐系统检验
3.1.3.12.1 防腐系统的检验应符合相关规范或标准，如NACE Standard RP-01-76 中的相关
要求。
3.1.3.12.2 涂层：涂料之前应检验涂覆物表面处理、气候条件（如温度、湿度等）、涂层工序及涂料均符合规定要求，并应严格遵循涂料制造商的要求。涂覆作业中，应进行涂层附着力试验。
3.1.3.12.3 飞溅区保护：检验飞溅区保护（如莫涅尔合金包覆、玻璃纤维喷涂、橡皮护套、
热胶结环氧树脂）符合相关规定及制造商相关要求。
3.1.3.12.4 阴极保护系统：阴极保护装置检验，包括牺牲阳极和外加电流阴极保护装置，均应满足相关规定的要求。应检验电缆、接线盒等部件的正确连接，确保电流畅通。阳极附件
（如阳极芯管与结构的焊缝、垫板、外加电流阳极插座、外加电流阳极与插座的连接）都应
该加以检验以保证符合规定要求。
3.1.3.13 建造过程辅助件和附属件检验
3.1.3.13.1 对安装辅助件和附属件进行检验，确保满足要求。包括：
（1）防沉板
（2）喷射系统
（3）吊耳和导向
（4）监视系统
（5）预安装的桩等
（6）登船平台
（7）电缆护管
（8）护管和卡箍等
3.1.3.13.2 这些部件的位置、尺寸等应进行检验，焊接附件（包括临时固定）应该进行无损
探伤。
3.1.3.13.3 检验应包括全部机械和电气设备系统，包括相关仪表的性能试验。电缆和仪表应检验以保证其连续运行，对所有的液压和气动管线应做压力试验。
3.1.3.13.4 所有非钢制部件应该避免遭受焊花、碎片和/或任何其他建造活动的损害，液压
管线在试验前和试验后都要全部进行冲洗并排空。导管架腿的内部应加强检验以保证完全清
除杂质（如焊条、木材、钢材混杂碎片等）。这些杂质在安装期间能够造成对非钢制部件的
损害。
风电工程防火、防风安全管理制度示范文本
风电工程防火、防风安全管理制度示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
风电工程防火、防风安全管理制度示范 文本 使用指引：此管理制度资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 一、一般规定 1．施工现场及生活区宜设独立电源的消防网。消防 管道的管径及消防水的扬程应满足施工期最高消防点的需 要。在仓库、宿舍、加工场地及重要机器设备旁应有相应 的火火器材，一般按建筑物面积每120m2设置标准灭火机 一个。 2．消防设施应有防雨、防冻措施，并定期进行检 查、试验，保护消防水畅通、灭火机有效；消防水带、砂 桶（箱、袋）、斧、锹、钩子等消防器材应放置在明显、 易取处，不得任意移动或遮盖，严禁挪作他用。 3．在发电间、油库、木工间及其他易燃易爆物品仓
库等场所严禁吸烟，并设“严禁烟火”的明显标志。 4．严禁在办公室、工具房、休息室、宿舍等房屋内存放易燃易爆物品。 5．在易燃、易爆区周围动用明火，必须办理动火工作票并经有关部门批准后采取相应措施方可进行。 6．挥发性的易燃材料不得装在敞口容器内和存放在普通仓库内。装过挥发性油剂及其他易燃物质的容器，应及时退库并保存在距构筑物不小于25m的单独隔离场所；装过挥发性油剂及其他易燃物质的容器未经采取措施，严禁用电焊或火爆进行焊接与切割。 7．采用易燃材料包装或设备本身必须防火的设备箱，严禁用火焊切割的方法开箱。 8．熬制沥青及调制冷底子油应在建筑物的下风方向进行，距易燃物不得小于10m；严禁在室内进行。 9．冬季采用火炉暖棚法施工时，应征得有关部门同
风电工程防火、防风安全管理制度
风电工程防火、防风安全管理制度 一、一般规定 1.施工现场及生活区宜设独立电源的消防网。消防管道的管径及消防水的扬程应满足施工期最高消防点的需要。在仓库、宿舍、加工场地及重要机器设备旁应有相应的火火器材，一般按建筑物面积每 120m2设置标准灭火机一个。 2.消防设施应有防雨、防冻措施，并定期进行检查、试验， 保护消防水畅通、灭火机有效；消防水带、砂桶（箱、袋）、斧、锹、钩子等消防器材应放置在明显、易取处，不得任意移动或遮 盖，严禁挪作他用。 3.在发电间、油库、木工间及其他易燃易爆物品仓库等场所严禁吸烟，并设“严禁烟火”的明显标志。 4.严禁在办公室、工具房、休息室、宿舍等房屋内存放易燃易爆物品。 5.在易燃、易爆区周围动用明火，必须办理动火工作票并经有关部门批准后采取相应措施方可进行。 6.挥发性的易燃材料不得装在敞口容器内和存放在普通仓库内。装过挥发性油剂及其他易燃物质的容器，应及时退库并保存在距构筑物不小于25m的单独隔离场所；装过挥发性油剂及其他易燃物质的容器未经采取措施，严禁用电焊或火爆进行焊接与切割。 7.采用易燃材料包装或设备本身必须防火的设备箱，严禁用 火焊切割的方法开箱。
8.熬制沥青及调制冷底子油应在建筑物的下风方向进行，距易燃物不得小于10m严禁在室内进行。 9.冬季采用火炉暖棚法施工时，应征得有关部门同意，制订相应的防火措施并设专人值班。 二、临时建筑及仓库的防火 1.仓库应根据储存物品的性质采用相应耐火等级的材料建成，领、退料值班室与库房之间应设防火墙。 2.采用易燃材料搭设的临时建筑应有相应的防火措施。主厂房的临时封闭不得采用易爆材料搭设。 3.临时建筑物内的火炉烟囱通过墙和屋面时，其四周必须用 防火材料隔离。烟囱伸出屋面的高度不得小于50cm。严禁用汽油或煤油引火。 4.氧气、汽油等危险品仓库，并设置气窗及底窗，门、窗应 向外开启。氧气瓶仓库的室温不得超过35Co 三、季节性施工 1.夏季施工 (1)夏季前应做好防风、防雨、防火、防暑降温等准备工作：现场排水系统应整修畅通，必要时应筑防汛堤。 (2)大风后，应对临建设施、脚手架、机电设备、电源线路等进行检查并及时修理加固。有严重危险的应立即排除险情。 (3)机电设备及配电系统应按有关规定进行绝缘检查和接地电阻测定。 (4)夏季应根据施工特点和气温情况适当调整作息时间。露
一文带你看懂风电安装船
海上风机安装基本都是由自升式起重平台和浮式起重船两类船舶完成的,船舶可以具备自航能力也可以是非自航。单独或联合采用何种方式安装取决于水深、起重能力和船舶的可用性。其中联合安装比较典型的方式是由平甲板驳船装载风机部件或者单基桩拖到现场,再由自升式平台或起重船从平板驳船上吊起部件完成安装或打桩。早期的安装船都是借用或由其他海洋工程船舶改造的,但随着风机的大型化,小型船舶无法满足起重高度和起重能力的要求。 近年来欧洲多家海洋工程公司相继建造和改造了多条专门用于海上风机安装的工程船舶。安装船舶的大型化也是一个趋势,专门的风车安装船一次最多可以装载10 台风机。 以下按照船型和适用的工作海域将海上风车安装船舶作分类比较。风电安装船类型 1起重船 起重船通常具备自航能力,船上配备起重机,可以运输和安装风车和基础。 起重船除在过浅区域需考虑吃水外其余区域不受水深限制,且多为自航,在不同风机位置间的转移速度快,操纵性好,使用费率很低,船源充足,不存在船期安排问题。 但起重船极其依赖天气和波浪条件,对控制工期非常不利,现已较少使用。但在深海(大于35m) 条件下由于无法使用自升式平台/ 船舶进行安装,故仍须使用起重船。 与近海小型起重船相比,双体船船型具有稳性好、运载量大、承受风
浪能力强的优点,目前也开始应用在海上风机安装中。 2自升式起重平台 自升式平台配备了起重吊机和4~8 个桩腿,在到达现场之后桩腿插入海底支撑并固定驳船,通过液压升降装置可以调整驳船完全或部分露出水面,形成不受波浪影响的稳定平台。在平台上起重吊机完成对风机的吊装。 驳船的面积决定一次性可以运输的设备的数量,自升平台没有自航设备,甲板宽大而开阔、易于装载风机。对于单桩式基础的安装,只需在平台上配备打桩机即可。 由于不具备自航能力,自升平台需由拖船拖行,导致其在现场不同风机点之间转场时间较长,操纵不便,且需要平静海况。自升式起重平台是目前海上风电安装的主力。 3自航自升式风机安装船 随着风机的不断大型化以及离岸化,起重能力和起重高度的限制以及海况的复杂化使得传统的起重安装船舶无法满足需求。在这种情况下,出现了兼具自升式平台和浮式船舶的优点,专门为风机安装而设计与建造的自航自升式安装船。 与之前的安装船舶相比,自航自升式安装船具备了一定的航速和操纵性,可以一次性运载更多的风机,减少了对本地港口的依赖。船舶配备专门用于风机安装的大型吊车和打桩设备,具有可以提供稳定工作平台的自升装置,可以在相对恶劣的天气海况下工作,且安装速度较快。4桩腿固定型风车安装船
最新整理风电项目安全管理制度.docx
最新整理风电项目安全管理制度 1. 范围 本标准规定了风电安全的管理要求。 本标准适用于公司在风电新能源施工过程中的安全管理工作。 2. 规范性引用文件 DL 796- 20xx风力发电场安全规程 DLT5191-20xx风力发电厂项目建设工程验收规程 电力建设安全工作规程第1部分：火力发电厂 中华人民共和国安全生产法 中华人民共和国建设部第166号令《建筑起重机械安全监督管理规定》 电力建设安全健康与环境管理工作规定（20xx年） 3. 职责 3.1组织机构建设及安全岗位责任制 3.1.1项目组织机构设置 1) 项目部决策层的设置项目经理一名、总工程师一名、生产经理一名。（党组织负责人可决策层人员兼任） 3.1.2安全管理组织机构设置 1) 项目部安全第一责任人为项目经理，另外设置安全部长一名，各专业设置专职安全员一名。 2) 安全执行层分为机械化工程处、建筑工程处、电仪工程处、设备安装工程处及架业、试验室等机构，负责合同范围内相关专业的施工、试验及管理 3.各级岗位职责 3.1项目经理 1) 负责组织机构确立、人力资源配置到位，明确各级人员职责和权限，监督职责履行。 2) 组织制定项目的各项管理制度，主持项目部日常工作。 3) 负责项目管理的整体策划工作，组织编制项目施工组织设计和主要合同评审。 4) 负责组织项目施工整体规划和计划,制定月度工作计划。
5) 负责项目进度、质量、安全、成本控制管理，确保项目部目标、指标的实现。 6) 建立质量、职业安全健康和环境管理体系，并组织实施。 7) 负责项目管理的外部协调工作。 8) 作为项目部安全第一责任人，对本单位的安全施工负主责。协调、布置、安排安全文明施工工作。 9) 组织并主持本单位每月安全工作例会，及时解决安全施工、文明施工及职业危害中存在的问题。 10) 确保安全技术措施经费的合理使用，使各类安全防护装置满足现场要求。 11) 确保本单位安全奖励专用基金的建立和使用，贯彻实施安全施工与经济利益挂钩的管理办法 12) 组织每周一次的安全施工大检查、督促整改执行。 13) 主持项目部各类事故的调查处理工作，负责组织防范措施的贯彻执行。 14) 项目关键作业工序必须亲临现场监督（如风机叶片和机舱的吊装、大型机械山地转场、主要设备装卸、危险区域线路架设等），发现安全隐患及时制止并解决； 3.2项目总工 1) 在项目经理领导下，全面负责项目部的技术管理工作； 2) 组织协调、贯彻公司管理体系文件的有效实施。 3) 负责施工组织设计、各种安装、调试的施工文件（包括作业指导书、安全工作票）的编审、技术和安全交底，解决施工组织方案中和现场实施的技术问题和生产协调问题。 4) 负责施工程序的策划和协调、布置。建立和完善项目的质量、职业安全健康、环境管理体系。 5) 组织综合施工图纸会审。编写风电安装质量验收计划和验评划分，审批验评资料，配合质监站对风机安装检查； 6) 组织重点项目质量监督的自查和配合相关方的监督检查工作，组织实施各项技术监督工作。
(完整版)海上风电导管架安装专项方案.
珠海桂山海上风电场一期导管架安装专项方案 编制： 复核： 审批： 中铁大桥局股份有限公司 2014年9月
目录 1、工程概况 (1) 1.1工程位置及项目规模 (1) 1.2 导管架设计概况 (1) 2、自然环境 (2) 2.1地质及地貌 (2) 2.2 气象条件 (4) 2.3 特征气象参数 (4) 2.4 潮汐 (4) 2.5 波浪 (5) 2.6 海流 (6) 3、导管架安装方案 (6) 3.1 总体安装方案 (6) 3.2 施工步骤 (6) 3.3 构件进场检查 (6) 3.4 导管架安装 (6) 3.5 牺牲阳极接地电缆安装 (7) 3.6 施工重难点及控制措施 (7) 4、施工设备及劳动力组织 (7) 4.1 施工设备 (7) 4.2 劳动力组织 (8) 5、施工周期分析 (8) 6、HSE保证措施 (8) 6.1 职业健康保证措施 (8) 6.2 特种作业安全保证措施 (10) 6.3 环境保证措施 (12) 6.4 施工安全保证措施 (14) 7、附图 (14)
1、工程概况 1.1工程位置及项目规模 珠海桂山海上风电场场址位于珠江河口的伶仃洋水域，处于珠海市万山区青洲、三角岛、大碌岛、细碌岛、大头洲岛与赤滩岛之间的海域。场区内海底地貌形态简单，水下地形较平坦，海底泥面标高一般为-6.0m～12.0m，属于近海风电场。在三角岛上设置110kV升压站，风机电能通过8条35kV集电海缆汇集到三角岛升压站，再通过2回110kV送出海缆，接入220kV吉大站，实现与珠海电网的联网，并在珠海陆域设一集控中心。同时兴建三角岛-桂山岛、三角岛-东澳岛-大万山岛的35kV海底电缆，实现三个海岛的微网与珠海电网联网。 本工程风电场共安装17个风电机组，主要施工内容为：钢管桩沉桩、导管架安装、防腐、灌浆、钢管桩嵌岩、风机整体运输安装、零星工程。 图1-1 风机总体布置图 1.2 导管架设计概况 导管架下部与4根钢桩对接后，通过灌浆进行连接，顶面通过法兰与风机连接，
海上风电运维,健康和安全
Offshore Project O&M, Health and Safety 海上风电运维，健康和安全
DNV / Royal Norwegian Consulate: Technical Workshop on Offshore Wind DNV / 挪威领事馆：海上风电技术研讨会
Dayton Griffin 20 June 2011
Outline 概述
Operation and Maintenance 运行和维护 Health and Safety 健康和安全 Case Study: Project Risk Analysis 案例研究：项目风险分析
Thursday, 23 September 2010 ? Det Norske Veritas AS. All rights reserved. 2
Considerations for Location of O&M Facility 基于运维设施地点的考虑
Proximity to wind farm 接近风场
- Onshore facility 陆上设施 - Offshore accommodations 海上住宿
24/7 Quayside access 24/7 码头进入 Speed limitations 速度限制 Conflicting traffic 交通冲突 Tidal constraints 潮汐限制 Flexibility of port owner (over 20-year project) 港口拥有者的灵活性（超过20年的项目） Local, skilled workforce 当地有经验的劳动力 Turbine manufacturer requirements 风机生产商的要求 Provision of helicopter service 提供直升机服务 Proximity to airport 接近机场
Thursday, 23 September 2010 ? Det Norske Veritas AS. All rights reserved. 3
海上风电机组要点总结
海上风电机组要点总结 一、概述： 中国已建和在建的海上风电项目有上海东海大桥10万千瓦项目、江苏如东潮间带15万千瓦示范项目以及2010年国家发改委启动的首轮100万千瓦海上风电招标项目 海上风电的优缺点： 二、基础结构的分类 基础结构类型可分为：桩式基础，导管架式基础，重力式基础，浮动式基础等多种结构形式。
1.1单桩基础 单桩基础由大直径钢管组成，是目前应用最多的风力发电机组基础，该中形式基础是用液压撞锤将一根钢管夯入海床或者钻孔安装在海床形成的基础。其重量一般为150t-400t，主要适用于浅水及 20～25 m 的中等水域、土质条件较好的海上风电场项目。这种基础目前已经广泛地应用于欧洲海上风电场，成为欧洲安装风力发电机的“半标准”方法。 优点：是无需海床准备、安装简便。 缺点：移动困难；并且于直径较大需要特殊的打桩船进行海上作业，如果安装地点的海床是岩石，还要增加钻洞的费用。 1.2多桩基础 多桩基础的概念源于海上油气开发，基础由多个桩基打入地基土内，桩基可以打成倾斜
或者竖直，用以抵抗波浪、水流力。 中间以灌浆或成型方式（上部承台/三脚架/四脚架/导管架）连接塔架适用于中等水深到深水区域风场。 优点：适用于各种地质条件、水深，重量较轻，建造和施工方便，无需做任何海床准备； 缺点：建造成本高，安装需要专用设备，施工安装费用较高，达到工作年限后很难移动。 应用情况：2007 年英国Beat rice示范海上风电场，两台5MW的风机均采用的四桩靴式导管架作为基础，作业水深达到了45m，是目前海上风机固定式基础中水深最大的；我国上海东大桥海上风场采用的是多桩混凝土承台型式。 2.三脚桩基础 三脚桩基础采用标准的三腿支撑结构，由中心柱和3根插入海床一定深度的圆柱钢管和斜撑结构组成。钢管桩通过特殊灌浆或桩模与上部结构相连，可以采用垂直或倾斜管套，中心柱提供风机塔架的基本支撑，类似于单桩基础。其重量一般在125~150t左右，适用水深为20~40m。 这种基础由单塔架结构简化演变而来，同时又增强了周围结构的刚度和强度，在海洋油气工业中较为常见。
超大型自航自升式海上风电安装船关键设计与建造技术-东南大学
2018年国家科技进步奖提名项目公示 一、项目名称：超大型自航自升式海上风电安装船关键设计与建造技术 二、提名者及提名意见 提名者：交通运输部 提名意见： 该提名从我国海洋开发、新能源开发的国家发展战略出发,针对我国海上风电场建设安装的专用重大装备的先进设计与制造技术缺乏现状,开展产、学、研联合科技攻关。创新性的设计出了世界上第一台超大型自航自升式海上风电安装船，集海上风电机组的装载运输、重型起重、动态定位等功能于一身，是船舶与海工平台的综合体，是一种全新的超大型海洋工程技术装备。 项目针对海上风电安装特点，结合风电安装船应用海况条件，通过总体和结构性能研究，掌握了风电安装船设计成套技术，研发并建造了八边形桩腿和圆形桩腿两种新式超大型海上风电安装船。突破了超大型风电安装船总体、结构等设计关键技术，完成了45m水深范围内作业的超大型自航自升式海上风电安装船船型设计和两型4艘船舶的建造；首次实现了超大型海上风电安装船平地高效建造，攻克了海上风电专用装备整体建造关键技术，比同类国际产品建造周期缩短了3个月；针对100mm的E690超厚超强板焊接工艺及变形控制技术难题，首次采用了桩腿建造高精度控制技术，实现了桩腿一体化成型及100%无余量免加工建造；突破了自升式风电安装船提升控制技术，液压升降系统为桩腿提供最大6×7500吨及4×9000吨预压载力，可提升船体重量20000吨以上。 提名项目对实现国家海上新能源开发的发展战略，突破我国风电安装船设计建造核心关键技术，形成具有自主品牌的系列海上作业平台产品，促进海工装备业可持续发展、打造中国沿海海上风电产业基地和加快推进我国海上风电场建设具有重要意义。产品填补国内空白，其整体技术居于国际先进水平，具有自主知识产权。 申报材料内容真实，材料完整，附件齐全，完成人员排序合理。 提名该项目为国家科学技术进步奖二等奖。 三、项目简介 本成果属于交通运输行业中的船舶、舰船工程和机械制造工艺与设备交叉学科领域。 我国经济运行成本较高，GDP能耗是世界上最高的国家之一，加上日益突出的生态环境问题，风力发电等清洁能源开发刻不容缓，国家已将“绿色GDP”和海洋开发、新能源开发提升至国家发展战略高度。但由于海上风电场建设的专用装备还基本处于空白，导致我国风电资源开发仍主要集中在陆地及沿海滩涂，10-45米水深区域风电开发能力尚未获得有效突破，其根本原因是：没有掌握海上风电安装重大装备的先进设计与制造技术。 本成果的完成单位从2007年开始，依托国家重点新产品计划、江苏省重大科技成果转化项目基金、江苏省科技支撑计划项目基金和企业自筹研发等项目，深入系统地研究了超大型自航自升式海上风电安装船研制的成套关键技术。 主要技术创新如下： 创新点1：突破陆上风机安装和海上浮吊起重传统设计思路，结合应用海况条件，通过海上风电安装船总体和结构性能研究，研发了八边形6根桩腿和圆形4根桩腿两种新船型，该船型集装载运输、自航自升、重型起重、动态定位、海上作业等多种功能于一身，是世界上最先进的海上风电安装和运输作业的高效专业装备，可以适应任何海域的近海风电场建设。 创新点2：采用了大型模块化建造、液压传动控制、提升自锁限位等全功能制造综合集成技术，首次实现了超大型海上风电安装船平地高效建造，攻克了海上风电专用装备整体建造关键技术，比同类国际产品建造周期缩短了3个月。 创新点3：首创桩腿变形控制和总成建造技术，发明了一整套超高超厚强度钢焊接工艺，解决了100mm厚的E690超厚超强板焊接工艺及变形控制，创造性的设计了自转式吊柱、超大吨位吊梁、自锁限位装置等工装，实现桩腿一次性切割无修正工艺、一次成型并安装到位，完成了桩腿总成建造。桩腿直线度公差控制在±5mm范围内，桩腿对角导轨板平行度控制在±2mm范围内，整条桩腿制作精度完全达到设计和使用要求。 创新点4：突破了自升式风电安装船提升控制核心技术，独立研发的液压桩腿升降系统为每根方型壳式桩腿提供世界最强的7500KN（千牛）预压载力，可提升船体重量20000吨。提升控制系统通过直观的操作界面，可实现整船的提升控制。整船插桩试验方法、桩靴设计及冲桩系统研究，验证了桩腿及其系统设计及建造的创新。
【CN110042818A】海上风电安装平台【专利】
(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910156512.X (22)申请日 2019.03.01 (71)申请人 武汉船用机械有限责任公司 地址 430084 湖北省武汉市青山区武东街 九号 (72)发明人 朱正都 徐兵 徐潇 (74)专利代理机构 北京三高永信知识产权代理 有限责任公司 11138 代理人 徐立 (51)Int.Cl. E02B 17/00(2006.01) E02B 17/08(2006.01) (54)发明名称 海上风电安装平台 (57)摘要 本发明公开了一种海上风电安装平台，属于 海洋风电领域。除平台、齿轮齿条升降系统与桁 架桩腿外，海上风电安装平台还包括沉垫、圆桩 腿及连接组件，圆桩腿与桁架桩腿连接，沉垫与 圆桩腿相固定，且圆桩腿一端与沉垫背离所述桁 架桩腿的一个表面之间的距离大于沉垫在圆桩 腿的轴向上的厚度。可以通过圆桩腿上的圆锥凸 起顺利插入海底，实现平台位置的良好固定，而 箱式结构的沉垫贴合海底，圆桩腿与沉垫分别对 沿圆桩腿的径向与轴向的作用力有良好的抗性， 对平行进行良好的支撑，增加海上风电安装平台 的工作稳定性。通过连接组件连接桁架桩腿与圆 桩腿，桁架桩腿的轴线与圆桩腿的轴线重合，也 能够保证圆桩腿与桁架桩腿之间的连接稳定，保 证海上风电安装的工作稳定。权利要求书1页 说明书4页 附图3页CN 110042818 A 2019.07.23 C N 110042818 A
权 利 要 求 书1/1页CN 110042818 A 1.一种海上风电安装平台，所述海上风电安装平台包括平台(1)、齿轮齿条升降系统 (2)与多个桁架桩腿(3)，所述多个桁架桩腿(3)可拆卸连接在所述平台(1)上，所述齿轮齿条升降系统(2)用于控制所述平台(1)沿所述桁架桩腿(3)的轴向进行升降，所述齿轮齿条升降系统(2)至少包括多个升降齿条(21)，所述多个升降齿条(21)沿所述桁架桩腿(3)的轴向设置在所述多个桁架桩腿(3)上， 其特征在于，所述海上风电安装平台还包括沉垫(4)、多个圆桩腿(5)及连接组件(6)，所述沉垫(4)为箱式结构，所述沉垫(4)上设置有多个圆孔(41)，所述圆孔(41)的轴线垂直所述沉垫(4)背离所述桁架桩腿(3)的一个表面(42)，每个所述圆孔(41)内均同轴固定有一个所述圆桩腿(5)，所述连接组件(6)用于连接所述桁架桩腿(3)的一端与所述圆桩腿(5)的一端，所述桁架桩腿(3)的轴线与所述圆桩腿(5)的轴线重合，所述圆桩腿(5)的另一端的端面与所述沉垫(4)背离所述桁架桩腿(3)的一个表面(42)之间的距离(A)大于所述沉垫(4)在所述圆桩腿(5)的轴向上的厚度(B)，所述圆桩腿(5)的另一端同轴设置有圆锥凸起(7)。 2.根据权利要求1所述的海上风电安装平台，其特征在于，所述连接组件(6)包括两个齿条楔块(61)与连接单元(62)，所述连接单元(62)用于连接所述两个齿条楔块(61)与所述圆桩腿(5)，所述两个齿条楔块(61)分别设置在每个所述升降齿条(21)的两侧，每个所述齿条楔块(61)上均设置有与所述升降齿条(21)相啮合的齿。 3.根据权利要求2所述的海上风电安装平台，其特征在于，所述连接单元(62)包括弧形板(621)、双耳板(622)及连接销(623)，所述弧形板(621)同轴设置在所述圆桩腿(5)上，所述双耳板(622)设置在所述弧形板(621)上，所述连接销(623)用于连接所述双耳板(622)与所述齿条楔块(61)。 4.根据权利要求3所述的海上风电安装平台，其特征在于，所述双耳板(622)与所述弧形板(621)之间设置有支撑板(624)。 5.根据权利要求3所述的海上风电安装平台，其特征在于，每个所述齿条楔块(61)均包括固定板(611)与止动板(612)，所述固定板(611)与所述止动板(612)相互垂直，所述固定板(611)通过所述连接销(623)与所述双耳板(622)连接，所述止动板(612)上设置有与所述升降齿条(21)相啮合的齿，所述止动板(612)平行所述升降齿条(21)的轴线。 6.根据权利要求5所述的海上风电安装平台，其特征在于，所述连接单元(62)还包括压板(626)，所述压板(626)与所述两个齿条楔块(61)的止动板(612)连接，所述压板(626)与所述升降止动板(612)朝向所述圆桩腿(5)的一个表面(42)相抵。 7.根据权利要求3所述的海上风电安装平台，其特征在于，齿条楔块(61)的材料为18Cr2Ni4W钢。 8.根据权利要求1～6任一项所述的海上风电安装平台，其特征在于，所述沉垫(4)的内部设置有支撑筋板(43)。 9.根据权利要求1～6任一项所述的海上风电安装平台，其特征在于，所述圆桩腿(5)的另一端的端面与所述沉垫(4)背离所述桁架桩腿(3)的一个表面(42)之间的距离(A)为6～11m。 10.根据权利要求1～6任一项所述的海上风电安装平台，其特征在于，所述圆锥凸起(7)的高度(H)与所述圆锥凸起(7)的直径(D)相等。 2
风力发电场安全操作规程
风力发电场安全操作规程 版 本：A/0 编 制：虎世宏 审 核：张剑辉 批 准：汪海 受控状态：受控文件 分 发 号：FF-01JSZX 2009年6月22日发布 2009年6月22日实施 北京天源科创风电技术有限责任公司 发布 北京天源科创风电技术有限责任公司 GL/CX-4.4.6-07 QES/TY
目录 1 范围 (3) 2 引用标准 (3) 3 总则 (4) 4 风电场工作人员及负责人基本要求 (4) 5 风电机安装安全措施 (7) 6 风电机组维护、检修、调试安全措施 (9) 7 攀登风机安全注意事项 (15) 8 机组内应具备的安全设施 (17) 9 风机操作基本安全注意事项 (18) 10 机组调试、启动运行条件 (19) 11 兆瓦机组转子锁定注意事项 (20) 12 变桨系统工作安全注意事项 (21) 13 变流系统操作注意事项 (24) 14 水冷系统维护安全事项 (24) 15 工作中可能存在的机械危险 (25) 16 工作中可能存在的电气危险 (25) 17 风电机组安全运行规定 (27) 18 风电场的其它相关规定 (30) 19 提升装置的操作安全注意事项 (38) 20 未经允许禁止操作项目 (39) 21 重大配备吊装的规定 (40) 22 安全用电常识 (41) 23 油液造成的危险 (41) 24 自然环境危险 (42) 25 发生火灾时的做法 (43) 26 发生人身伤害事故时急救和做法 (44) 27 人员发生电气设备事故时的做法 (46) 附录紧急救护法 (47)
风力发电场安全操作规程 1 范围 本标准规定了风力发电安全生产工作内容、权限、责任及检查考核办法。本标准适用于北京天源科创风电技术有限责任公司各现场、部门风电场安全生产全部过程。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 DL 408—1991 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL 409—1991 电业安全工作规程（电力线路部分） DL 558—1994 电业生产事故调查规程 DL/T 572—1995 电力变压器运行规程 DL/T 666—1999 风力发电场运行规程 DL/T 797—2001 风力发电场检修规程 DL796─2001中华人民共和国电力行业标准《风力发电场安全规程》 SD 292—1988 架空配电线路及设备运行规程 电业安全[1994]227号关于修订《电业安全工作规程（热力和机械部分）部分条款的通知》
西门子海上风电安装介绍_Offshore Solutions_US
Answers for energy.
Sustainable profit Offshore wind power – firmly established as a viable source of renewable energy
Due to higher, more consistent wind speeds at sea, offshore wind turbines can generate substantially more energy than onshore wind turbines. Offshore wind farms may reach capacity factors in the range of 50%. Even considering the planning constraints relating to shipping lanes, fishing, bird migration, and the like, the world has abundant space for offshore projects. Offshore wind power has its challenges, however. Conditions during installation, operation, and maintenance may be harsh, and the product requirements are high. It takes a special supplier to provide stable, long-term offshore partnerships.When it comes to offshore wind power, no supplier can match Siemens in terms of experience and reliability. Siemens has a proven track record for delivering offshore projects on budget. From the world’s first offshore wind farm almost 20 years ago to today’s largest offshore wind farms, all projects have been deliv-ered on time and on budget. All projects operate with high availability. Optimized processes across the complete project life cycle make Siemens a stable, reliable, and trustworthy business partner.
风电项目工程建设安全管理制度
风电项目工程建设安全管理制度 第一章总则 第一条为贯彻国家“安全第一，预防为主，综合治理”的安全生产方针，为确保风电项目工程建设周期过程中安全管理更加规范、科学，根据xx公司相关标准，同时结合xx风力发电有限公司（以下简称xx项目部）工程实际情况，制定本制度。 第二条本制度适用于风电项目部工程建设全过程的安全管理工作。 第三条风电项目部各参见单位应建立健全各级安全生产责任制，落实“管工程必须管安全”、“谁主管，谁负责”、“安全文明施工，人人有责”的全员安全、环境控制责任制。 第四条风电项目部对整个工程安全管理进行监督、检查和考核。xx公司工程安全归口管理部门是工程管理部、安全质量部。 第五条风电项目部在项目建设期间对基建安全管理总负责，制定安全管理目标和规划，健全安全管理制度和职责，积极开展各种安全活动，认真分析潜在安全隐患，制定工程应急预案，确保人员和财产安全。 风电项目部应处理好安全、效益、进度三者之间的关系，始终把安全文明施工摆在首位，在实际工作中做到“三级控制”（公司、部门、项目部安全控制）、“五同时”（在计划、布置、检查、总结、评比施工工作时，同时计划、布置、检查、总结、评比安全工作）；对安全文明施工实行“奖罚并重”、对发生的事故实行“四不放过”（事故原因未查清不放过，事故责
任者未受到处理不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过）的原则。 第六条不断强化安全生产责任制。各参建单位的总经理是本单位安全管理的第一责任人，对本单位的安全管理工作负全面领导责任；监理单位对项目工程建设过程中的安全工作进行监督控制，总监理工程师对安全监督控制工作负直接领导责任。勘察、设计单位对提供的勘察、设计文件的真实性、准确性和合理性负责；施工承包商是现场安全工作的责任主体，依法对各自承包工程范围的安全工作负全面责任。 第七条各参建单位的工程安全工作应实行科学管理。依靠科技进步，完善安全设施，强化安全教育，提高本单位员工的安全技术素质，逐步做到对事故的预测、预控。 第二章工程安全管理机构 第八条安全生产委员会（简称“安委会”） （一）在工程建设期间应建立由xx公司领导、各相关监理单位、施工单位负责人和风电项目部负责人组成的安全委员会，安委会由xx公司总经理任主任，风电项目部负责人和总监理工程师任副主任，其他人员为成员。 （二）安委会主要职责： 1.通过并发布本工程相关单位必须遵守的、统一的安全管理办法和安全工作规定； 2.决定本工程中重大安全问题的解决议案，并做到人员、责任、资金、时间四落实；
浅谈海上风电运维工作安全管理
浅谈海上风电运维工作安全管理 发表时间：2019-07-18T09:28:45.947Z 来源：《科技尚品》2019年第2期作者：刘振宇 [导读] 随着海上风电高速发展，开展海上风电风险管理研究，提出针对性的安全管理措施，基于现有安全管理模式，不断优化完善安全管理工作以适应海上风电运维安全需求，实现海上风电安全管理可控在控。 国家电投集团江苏海上风力发电有限公司 前言 2009年国家正式启动了江苏沿海千万千瓦级风电基地的规划工作，十年来，江苏沿海已陆续建设完成了多个海上风电常随着海上风电建设高速发展，海上运维工作已成为海上风电行业关注的焦点。国内海上风电运维工作尚处于起步阶段，各类安全风险逐渐暴露，加强海上风电运维期间的安全管理显得尤为重要。 一、江苏沿海海上风电特点 近几年海上风电，逐渐向远海发展，呈现明显的离岸化、深水化、规模化，运维难度也阶梯式的加大，远远超出常规陆上风电。因交通运维船舶发展滞后，海上航行往返航程越来越场，海洋环境的复杂，作业时间及其有限；此外因专业人员缺乏，人才培养滞后于行业发展，危险系数也越来越高。如何开展海上风电运维安全管理，确保企业安全长效稳定发展，成为海上风电行业面临的新课题。 二、海上风电运维的主要风险因素 （一）气象多变且海洋环境复杂 江苏属于温带向亚热带的过度性气候，气象灾害较多，影响范围较广，暴雨、强对流、雷电、大雾等恶劣天气频发，这些恶劣天气，还存在着一定的突发性，给海上风电运维带来了极大的不确定因素。 此外，台风为我国东南沿海所特有的风险因子，虽然目前尚未有海上风电场受到台风正面袭击的案例，但近年来，台风造成沿海风电场安全事故的案例并不少见，行业对于台风的研究还处于初级阶段。2018年密集登陆的台风，对海上风电场形成了不小威胁，台风"玛莉亚"直接导致沿海两起风电倒塔，给所有海上风电建设者敲响警钟。 此外还有风浪的影响，船只出航、登靠风机等都对风速、浪高以及可视条件等有原则要求，增加了海上运维的难度。 （二）运维船舶专业化水平较低 运维交通船是海上风电运维的主要装备。国外，专业运维船作为最重要的可达性装备被普遍应用到各海上风电场，有单体船、双体船以及三体船等船型。国内海上风电刚刚起步，运维船也处于起步阶段，虽然各个风场陆续有专业运维船投入使用，但目前仍然以普通交通船，作为主要运输工具，存在耐波性差，靠泊能力差等缺点，运送能力底，难以满足抗风浪、防撞击、海上施救等安全航行要求，安全风险大。 （三）人员落水和挤压风险高 人员落水和挤压风险主要存在于船舶海上航行和靠离风机塔基两个重要环节。目前，一般采用顶靠方式供维护人员登离风机基础，即船首端顶靠船桩。期间，受风、浪、流等因素影响，运维船的顶靠和人员的登乘的安全难以得到充分的保障，存在人员挤压、落水风险。 （四）海上应急救援能力发展慢 海上风电场多数为无人操作和值守，发生突发意外情况，救援人员很难及时赶到现常多数运维船舶船速仅有12节左右，个别船舶速度更慢，极大影响了救援的黄金时间。海上突发火灾也由于风机的安装高度和及其构造特性，均缺乏有效的灭火措施，常备的船舶消防设施，射程根本达不到风机高度。风电火灾主要立足于自救，但部分风机未配置主动灭火装置，一旦发生火灾事故，依靠手持式灭火器等无法自行施救。 （五）人员专业化技能水平不足 海上风电涉及海洋工程、船舶、电力等多个行业，专业水平要求高，员工必须有较高的专业知识、技术业务水平。目前，海上风电正处于高速发展阶段，还未形成一套行之有效的与其自身风险特征相适应的安全管理模式。同时，海上风电安全技术、法规与标准还不够完善，安全监督管理缺少相应的依据和手段。此外，运维人员大多以前从事陆上风电或者整机制造风电设备厂家，缺乏海上作业经验，行业也缺少相应的准入要求，给安全管理增加了难度。 三、海上风电安全管理措施建议 基于上述风险，提出具体的安全管理措施尤为必要，下面介绍一些针对海上风电运维的安全管理措施和工作规划。 (一)强化安全生产责任制，优化生产运维安全管控 首先要贯彻落实安全生产保证、监督、支持三个体系的责任，建立的覆盖全员的岗位安全生产责任制，逐级签订安全生产责任书，明确安全工作目标、指标，全面落实安全责任。一方面不断加大安全生产保证体系的主体责任，自主开展安全管理工作的良好氛围。另一方面发挥安全生产支持体系的作用，以服务保证体系安全管理为核心，开展日常工作，保障人员、机械、材料、制度等及时到位，实现基层组织、基础工作、基本技能稳步提升。第三方面，足额配备高素质的安全监管人员，通过开展检查、旁站、指导、考核等工作，以高压态势对生产运维工作进行管控，约束运维工作中的不安全行为或状态，保障生产运维工作可控在控。 （二）自建船舶，委托专业船机服务公司规范管理 为保障出海安全，大力推动专业的海上风电运维船投入，如："电投01""风电运维5"、"广核1号"等。该类船目前设计时速最快已达到25节，大大缩短了风场的往返航行时间。同时，为船舶配备的英国MAXCCESS抱桩舷梯，采用的是抱桩登塔方式，或者配备其他辅助装置，确保船梯和塔梯相连，使上下风塔的安全系数大幅提高。让专业的人干专业的是，委托专业的船机服务公司，对船舶进行专业化管理，加强与海上航行单位的交流、检查、管理，有力保障海上交通安全，防控重大风险。 （三）丰富安全培训教育，提升员工安全技能水平 除了常规的三级安全教育和年度复训、各类取证培训、专项安全培训外，开展海上专业的应急救援培训，以及海上作业安全专项培训，海上应急救援综合能力培训，游泳技能培训，并邀请CCS等海上经验丰富的人员开展专题讲座，全面提高作业人员的安全技能和安全意识。此外，积极加强与国外海上风电公司、中海油等有着丰富经验与实践的单位的交流活动，学习借鉴先进，提升安全管理水平。
海上风电
Nysted海上风电场：项目时间表与前期招标 2007-12-06 21:45 Nysted海上风电场：项目时间表与前期招标 供稿人：张蓓文；陆斌供稿时间：2007-6-15 项目时间表 现简单介绍其项目时间表与前期招标情况。 1998年，丹麦政府同生产商达成协议，实施一个大型海上风力发电示范项目，目的在于调查发展海上风力发电场的经济，技术和环境等问题，并为未来风力发电场选择区域。 1999年，丹麦能源部原则上批准安装，并开始了Horns Rev和Nysted初期调研和设计。 2000年夏天，政府得到风力发电场的环境影响评估，于2001年批准了发电场建造的申请。 海上风力发电场的基座建设起始于2002年7月末，基座的建造和安装根据时间表执行，始于承包公布的2002年3月，2003年夏天全部完成，并做好了接收风力涡轮机的准备。第一台涡轮机于年5月9日起开始安装，2003年7月12日开始运行。最后一台涡轮机于2003年9月12日安装并电网，试运行在2003年11月1日结束。 前期招标 ENERGI E2为项目准备了一份技术上非常详细的招标书，其中评价了ENERGI E2在丹麦东部传统火和电网建造，策划和运行方面的经历，以及来自海上风力发电场Vindeby（11×450 kW Bonus）Middelgrunden（10 of 20 x 2MW Bonus）的经验。 涡轮机的选择：选择涡轮机的重要参数有：96％可用性；雷电保护；塔架低空气湿度（为防止腐采用单个起重机用于安装大型部件；能完全打开机舱；在所有电力设备采用电弧监测的防火措施等最后丹麦制造商Bonus（现为Siemens）获得了生产涡轮机的合同，涡轮机额定容量为2.3MW（是机组的升级版），是2004年Bonus所能生产的最大容量涡轮机。 风机叶片的选择：Bonus为Nysted的2.3MW涡轮机开发了一种特殊的叶片（不含胶接接头，一片成此前，叶片先在2000年1.3MW涡轮机预先检测过，运行一年后被拆卸进行全面观察。此外，Bon 专门成立队伍从生产线随机抽取叶片来检测，检测内容包括20年的寿命测试和叶片的断裂测试。基座的选择：海上风机基座设计需要考虑Nysted风力发电场的工作负载、环境负载、水文地理条地质条件。基座适用性包括涡轮机尺寸、土壤条件、水深、浪高、结冰情况等多个技术要素。水力可用于冲刷保护和起重机驳船安装基座的操作研究。基座面积大约为45000m2，占发电场总面积0.2％。水力模型研究包括各项可能的极端事件，如：波浪扰动的数值模拟和海浪，水流和冰受力算。由于Nysted海底石头较多，单桩式基座不可行，重力式基座较为合适。图1： Nysted 风电用的重力型基座，基座运载和安装的过程要求混凝土基座尽可能轻质。为此，该项目的基座采用带个开孔、单杆、顶部冰锥形的六边形底部结构，底部直径15米，最大高度16.25米，单个基座在中重量低于1300吨，适合海上操作。EIDE V号起重机船从运输码头把基座运载过去。然后，通过孔内添加重物和单杆为基座又增加了500吨重量，这些重量可保持基座的稳定性，防止滑移和倾覆刷保护分为两层结构，包括石头外层和一过滤层，材料由驳船上的液力挖掘机放置。 塔架要求：每个塔架有69米高，比陆上涡轮机的塔架低大约10％，这是由于陆上风切高于海上，只要采用较低的塔架就可获得相同的发电量。