本文通过平海湾海上风电项目建设，查明福建台湾海峡的工程建设条件，在受台风影响显著海域试验大功率海上风力发电机组，并探索风力发电机组基础新技术、施工组织、项目管理、运维等，为今后福建海上风电发展积累技术和管理经验。
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引言
福建省海域广阔、海岸线长，全省海域面积有13.6万km2，海岸线总长6128km。福建沿海受季风气候影响，风资源总体上丰富，其中闽江口以南至厦门湾部分位于台湾海峡中部，受台湾海峡“狭管效应”的影响，其年平均风速大（超过8.0m/s），风向稳定，是全国风资源最丰富的地区。福建省近海区域靠近电网负荷中心，接入线路短，施工交通条件较好，具有较好的海上风电场建设条件，开发海上风电具有得天独厚的条件。平海湾海上风电项目作为福建省第一个海上风电示范项目，按照“先试验、再示范、后推广”的福建海上风电发展思路，主要通过该项目建设，查明工程建设条件，在受台风影响显著的海域试验大功率海上风力发电机组，研发适合福建海域具有代表性的基础型式和基础建造技术，探索和积累台湾海峡高风速和台风多发地区海上风电项目建设和运维管理经验，为平海湾海上风电场后续开发及今后福建海上风电发展积累技术经验。
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工程概述
平海湾海上风电场位于福建省莆田市秀屿区平海湾海域，场区西邻埭头半岛，北临南日岛，中心距离平海镇约12km。该项目拟安装10台单机容量5MW海上风力发电机组，总装机容量为50MW，年上网电量1.5874亿kW?h，等效满负荷小时3175h。该风电场配套先期建设一座110kV升压变电站，设一台50MVA主变，以一回110kV线路“T”接至石井风电~埭头110kV线路，并入省电网。
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工程特点
3.1 风能资源
该风电场位于平海半岛与南日岛之间海域，根据周边测风资料和场内所设立的测风塔测风资料，平均风速在8.5~10m/s，风功率密度在650~1000W/m2，风功率密度为6~7级，风能资源丰富。
3.2 海洋水文气象
该风电场位于兴化湾西南，平海角两侧，从西南~东北向有一系列小岛屿如顶屿、线屿、小牛屿等，东南向有鸬鹚岛距离约11km，工程区NE~E~S~SW向海面开阔，不受掩护，风浪较大。风电场海区的潮汐为规则半日潮类型，观测期平均高潮位为2.64m，平均低潮位为-2.07m。最高潮位出现在2011年3月份，为3.77m。最低潮位出现在2010年8月份，为-3.53m。海区水深达16m～19m，受气象、潮位、洋流、波浪等自然条件约束大，又处于热带风暴频发区域，施工环境恶劣，对工程建设及运维的施工组织、技术质量控制、船舶管理、安全管理等的要求极高。
3.3 工程地质
该风电场址区内为沿海侵剥蚀丘陵、滨海海积平原、海积海岸以及海底阶地地貌，地形总体呈西高东低态势。场区地层上部主要由海积堆积的淤泥质土、粉质粘土、砂等，下伏为花岗岩风化层，其覆盖层厚度不均，靠近岛礁处基岩面起伏变化大，地层复杂。场区海洋水动力作用较强，其表层地基土在台风暴浪等较强的海洋水动力作用下易发生迁移和变形。
3.4 基础结构
该工程经过结构特性、施工、防撞、防腐、工程量等方面的综合比较，采用高桩承台基础方案。其基础结构桩基直径大、入土深度深，需做好防腐蚀、防冲刷、靠船及防撞设计。风机基础承受巨大的风机倾覆力矩并承受波浪、水流荷载作用，风机设备对基础结构的承载、抗拔力、变形有很高的要求。
3.5 海上风机选型
该风电场为高盐雾、多台风地区，海上风电机组选型的特殊性，应适应海上运行环境，承受海浪、海流和风力的载荷各部件要求抗腐蚀，更高的可靠性。
3.6 风机设备安装精度要求高，安装设备选型尤其重要。
3.7施工工期控制
该风电场海域夏季受台风影响、冬季受季风影响较大，施工中易受涌浪等不利条件的限制，年有效工作日不到年日历日的一半，施工组织与管理尤为关键。
3.8 运维条件
该风电场地处台湾海峡地区，为高盐雾、多台风地区，受海上盐雾的腐蚀以及台风、海浪等恶劣自然环境的影响，风机部件失效加快，机械及电气系统故障率上升。
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工程建设及运维
在2008年7月，在福建省发改委的许可下，以世行新能源基金赠款项目为契机，福建省投资集团有限公司与福建水电院合作开展福建省海上风电场示范项目的选址、测风方案编制等前期工作。2009年6月，福建水电院编制了《福建省海上风电场示范性项目选址报告》，示范项目选址在莆田平海湾。2010年8月编制完成《福建省莆田平海湾海上风电场示范项目一期工程预可行性报告》，2012年11月编制完成《福建省莆田平海湾50MW海上风电项目可行性研究报告》（参考文献）。2013年11月5日，水电水利规划设计总院会同福建省发展和改革委员会在福建莆田主持召开了福建可行性研究报告审查会议，并形成审查意见。
2014年12月，莆田平海湾50MW海上风电项目获得福建省发展和改革委员会核准。2014年8月，莆田平海湾50MW海上风电项目开始试桩工程试验。2015年4月，莆田平海湾50MW海上风电项目主体工程开工建设。2016年1月，莆田平海湾50MW海上风电项目首批风机并网投产。2016年7月，莆田平海湾50MW海上风电项目全部风机并网投产。
4.1 前期工作准备充分
该项目从预可行性研究到核准，经过多年的市场调查、规划选址及建设条件的论证、建设规模及内容、技术可行性分析、外部配套条件、各相关专题研究、有关政府审批流程等工作开展，完成大约40项的各类咨询和专项研究。全面认真的做好前期工作，可有效的为项目顺利实施提供坚实基础，从而提高风电场整体建设效益。
4.2 工程建设
该工程距岸边8海里，远离陆地，外海无掩护，且水深达16m～19m，受气象、潮流、波浪等自然条件约束大，又处于热带风暴频发区域，施工环境恶劣。建设期间，工程所在海域经历“苏迪罗”、“杜鹃”等台风、冬季季风等影响。全部风机并网投产后，还遭遇“尼伯特” “莫兰蒂”、 “鲇鱼”等台风考验。根据该风电场的工程特点，公司提前梳理了制约工程建设相关因素，做好相应对策和预案，工程建设工期历时16个月，比计划工期提前2个月。主要从以下几方面体现：
4.2.1 风机选型
本着“安全可靠、高效经济”的原则，通过各类机型的比选，尤其在大功率和安全可靠性方面、投入商业化运行及订单方面、本地化生产方面、供货价格方面、发电量方面、资源有效利用方面等进行比较。经过筛选，不考虑非抗台风机型、国产及低效率机型和近期无法国产化机型。同时在等同装机容量下，单机容量越大，使用海域面积越小，对外部影响越小。考虑到湘电机型的电能投资最小，在福建省且有样机运行，因此初期推荐采用湘电机型5MW风力发电机组。
4.2.2 试桩试验
试桩试验的主要目的是对基础结构桩基的钢管桩进行高应变检测、轴向抗压和抗拔静载荷试验、水平静载荷试验、声波透射法检测及钢管桩振动性能测试，确定基桩轴向和水平承载能力、桩身混凝土质量及钢管桩振动的自振频率，为基础结构设计合理确定基桩长度等设计参数提供可靠依据。
经过试桩试验，为探索工程区复杂地质地形条件下工程建设技术的可行性，积累设计和施工的实践经验，为该海域地质情况沉桩控制标准积累宝贵的经验。同时也获得了该海域轴向抗压静载荷试验、轴向抗拔静荷载试验数据，也为后续工程的基础结构设计优化及施工设备选型积累一定的实践经验。
4.2.3 基础结构型式比选及优化
该项目对单桩、三脚架、导管架及高桩承台等四种基础进行了方案设计，经过结构特性、施工、防撞、防腐、工程量等方面的综合比较，本着工程安全、技术可行、施工方便和工程造价节省的原则，由于高桩承台基础方案在国内已有较丰富且成熟的施工经验与技术，同时已在国内海上风电场建设中有着成功实践的经验，现采用高桩承台基础方案。
经过试桩试验，根据相关数据进行风机基础结构的设计优化，其高桩承台基础桩基的钢管桩由八根减少至六根，加快了施工进度，经济效益明显。
4.2.4 施工技术创新
4.2.4.1 沉桩控制
该项目各机位海底地质岩层起伏变化较大，淤泥质粘土地层分布范围广，且有孤石。在前期试桩试验实施过程中出现溜桩、桩顶平面位置及桩身倾斜度偏差较大的情况，对桩锤的安全性、沉桩质量造成严重影响。
根据该项目各机位的各分布地质层侧摩阻力及标贯值计算沉桩所需桩锤的最大有效能量，经过计算，采用稳定性好、锚舶能力强的“三航桩19#”打桩船、IHC公司的S-800大型液压锤进行沉桩施工，有效解决了大型液压锤无法吊打5：1斜桩、桩位准确率差等主要弊端。
4.2.4.2 嵌岩桩基施工
嵌岩桩基采用斜桩，斜率为5:1。钢管桩需沉桩至散体状强风化花岗岩层，再嵌岩至弱风化花岗岩层。所处海域受大风、波浪等自然环境影响大，嵌岩桩施工周期较长，施工有效工作日较短。
为了提高斜桩嵌岩施工效率，结合钻机性能及工程实际况，该工程嵌岩桩施工分别选择ZJD3000全液压钻机和配套工艺按照对角线布置原则进行斜桩嵌岩施工。同时增设钢平台结构、门式起重设备，布置集装箱用于施工人员的生活、材料存放、办公用房。该嵌岩桩施工钢平台设计充分利用风机基础结构，避免了采用辅助钢管桩所产生的工期及成本问题，结构设计简便，易于安拆，斜桩嵌岩施工全过程吊装作业受涌浪影响较小，提前完成了承台封底结构的施工，为后续承台施工赢得了宝贵的时间。
4.2.4.3 基础承台钢套箱及封底结构设计
该项目承台采用直径￠14m、高度H=5.6m的圆形钢筋混凝土结构，其中底部H=0.8m为封底混凝土部分，上部H=4.8m为承台主体结构。混凝土采用强度等级为C50 的高性能海工混凝土。承台采用钢套箱施工工艺。
由于该项目所处海域受大风、波浪等自然环境影响大，承台施工期受夏季台风期、冬季季风期异常气象条件的影响大，且受开阔海域的涌浪的影响，月施工有效工作日较短，最短为5天，最长为18天，单个承台的施工周期经常需要跨越连续两个月的有效工作日（35天—40天），施工进度缓慢。如何缩短在外海的承台施工周期，提高工效，为后续的风机安装工程赢得宝贵的时间，是该工程工期控制的关键。
施工设计的钢套箱结构由钢侧模、钢底模和钢桁梁吊架三个部分组成。钢底模和钢桁梁吊架之间采用一次性工字钢拉杆连接，钢底模均为一次性使用、不拆除。钢套箱安装时采用起重船整体吊装就位，安装作业只需要一个高平潮时间，比传统海上桥梁有底钢套箱利用液压千斤顶缓慢下放安装的时间快。
通过采用新型钢套箱及封底结构，承台的工效调整为20天/个，大大提高了承台的施工效率。
4.2.4.4 大体积砼温控
该项目承台主体结构为大体积混凝土结构，采用C50 的高性能海工混凝土，一次性整体浇筑方量为730m3。在保证承台混凝土强度的前提下，通过优化混凝土配合比，尽量降低水泥用量，控制水化热温升，是大体积混凝土温控重要环节。
为了防止承台产生温度裂缝，必须在该工程承台主体结构混凝土浇筑前，进行温控方案设计，并采用有限元软件对承台大体积混凝土温度应力场进行仿真计算，通过计算对承台混凝土进行冷却水管布置设计，并在施工过程中对温度场合温度应力进行监控，确保承台施工质量。
承台混凝土温度监测采用济南环宇通科技有限公司研制的大体积混凝土温度智能监测监控（一线通）系统，能及时准确捕捉监测各测站点混凝土表面温度、混凝土内最高温度、冷却水进水口温度、冷却水出水口温度、冷却水进水口混凝土温度、养护水温度、混凝土内表温差、养护水~混凝土表面温差、冷却水（进口）~混凝土内部温差、最大水化热温升，并生成各站点温度变化曲线图，以指导承台混凝土内部冷却水管通水冷却工作。
通过优化混凝土配合比、采取有效的温控及监测措施，该工程成功地控制了承台混凝土的降温速率,降低了混凝土内部和表面之间的温差以及控制混凝土表面和气温的温差，承台没有出现有害的温度裂缝及大面积收缩裂缝。
4.2.4.5 新型海缆保护套管使用
该项目原设计海缆入泥段采用J形钢管保护方案，J形管海缆入泥出口段埋入海床面以下深度不小于2.5m，并在电缆J形管入泥处海床面抛填防冲刷层。但该方案需要对J形管入泥段进行冲埋、海缆防冲刷层抛填等水下施工作业，海缆敷设还需要进行水下摸深，因此施工难度较大，且该工程受海洋气象条件影响较大，工期不易控制。
施工采用海缆保护方案是将全部或部分海缆保护钢管用有关专利产品~海缆保护管替代。该管具有一定柔韧性，加装海缆保护管的海缆可在海缆敷设时统一埋设，无需水下作业，提高海缆施工安全性，方便施工，减小该工程海缆保护管和海缆敷设水下施工难度和风险，且减轻附近海域大规模采砂对海缆的损伤，并为该海域后续施工积累工程建设经验。
4.2.4.6 ICCP外加电流阴极保护装置的应用
在海上风电基础结构中，海水中的钢结构占很大的比重，并且钢结构在海水中发生腐蚀，是海上风电重点的攻关科研项目。阴极保护技术是电化学保护技术的一种，其原理是向被腐蚀金属结构物表面施加一个外加电流，被保护结构物成为阴极，从而使得金属腐蚀发生的电子迁移得到抑制，避免或减弱腐蚀的发生。
外加电流阴极保护系统ICCP ：在回路中串入一个直流电源，借助辅助阳极，将直流电通向被保护的金属，进而使被保护金属变成阴极，实施保护。牺牲阳极阴极保护系统SA：是用一种电位比所要保护的金属还要负的金属或合金与被保护的阴极保护材料金属电性连接在一起，依靠电位比较负的金属不断地腐蚀溶解所产生的电流来保护其它金属。
两种阴极保护方式的优缺点如表一所示:
表一
通过以上技术对比，外加电流阴极保护系统 ICCP的安装、监控、维护保养工效及成本比牺牲阳极阴极保护系统SA更显优势。ICCP外加电流阴极保护装置在外海浪贱区风机基础钢管桩水下防腐蚀工程中的应用，为今后类似工程的推广起到很好的示范作用。
4.2.5 风机安装方案比选
该项目风机安装时间在2015年11月1日至2016年6月30日期间，施工海域受冬季季风期异常大风气象条件、开阔海域的涌浪影响较大，采取分体安装，与整体安装比较在工期、成本上更显优势。
分体安装与整体安装比较如表二所示:
表二
4.2.6 施工工效分析
4.2.6.1有效作业时间统计：以2015年一整年为例，如表三、图一所示。
表三
4.2.6.2 统计说明
a）1月-3月主要是试桩工程8#机嵌岩桩施工时段和主体工程制桩统计。
b）4月-6月主体工程开工、沉桩、钢套箱、封底砼等施工时段统计。
c）7月-9月承台砼、附属构件等施工时段统计，由于在大型平板驳和平台上作业，受海况和气象影响小。
d）10月-12月风机安装等施工时段统计，由于在平台上作业，受海况和气象影响小。
e）施工工艺和船机设备配备由于选择不同，自身的有效作业时间不同，其适应性也不相同，上述分析仅供参考。
4.2.6.3 建议
福建沿海每年夏、秋两季频遭台风侵袭，而冬、春两季又受气旋后部冷空气造成的大风袭击，具有大风天数多、潮差大的气候水文特点，施工窗口选择困难。建议4月-8月为黄金施工期，同时建议在施工海域形成大型的施工平台（或船舶），具备生产加工和短期生活条件，减少施工船舶频繁来回施工码头，可创造或增加有效工作时间。
4.3 海上运维管理
该项目陆上升压站于2015年11月30日受电成功并正式投入运行，海上风机于2016年1月26日第一台并网发电，并于2016年7月24日全部风机并网发电。截至2017年4月底，风电场发电量累计已达19762万度，经济效益显著。
4.3.1 运维策略
该项目采用定期维护与故障检修相结合的运行维护策略，主要利用远程监测技术对风电场进行实时监测，根据设备状态和分析诊断结果，安排检修项目和时间。风电场再根据监测设备反馈的信息，派遣机组人员到现场维修。
4.3.2 运维方案
该项目已从风机调试试运营阶段进入质保期阶段，海上运维重心转为风机故障处理、消缺和定期巡检、维护，目前主要由风机设备厂家负责。现初拟安排两组人员每组约5人，专用运维工作船一艘，工作轮班周期为一周半时间。
4.3.3 运维管理
4.3.3.1风机故障及消缺处理工作
主要为风机各类突发故障的查找处理，消除基建期遗留缺陷。目前风机常见的故障主要有：发电机定子温度高、控制柜柜体温度高、振动传感器（SSD）故障、变流器急停故障、变流器水冷液电导率过高、偏航驱动故障等等。
4.3.3.2风机巡检工作
风机巡检是在风机不停机情况下进行整机检查，目的是为了掌握生产设备的运行状态，及时发现设备缺陷，迅速采取有效措施消除或防止缺陷扩大，保证设备及系统安全运行，此项工作须纳入生产运维的日常工作范围。其内容大致包括风机钢管桩巡视、基础平台巡视、设备运行状态的巡视、风机各现地参数的采集、风机塔筒及叶片的外观检查、各冷却及液压系统检查、电缆外观检查等。
4.3.3.3 风机定期维护
风机定期维护是在风机操作停机的情况下对风机各部件进行检查、维护、保养，目的是为了使设备保持最佳状态，延长风机的使用寿命。其定检内容大致包括安全链试验、风机外观整体检查、变流器整体检查、制动器检查及更换、力矩维护、各轴承维护、润滑及液压系统维护、水冷系统维护、各设备绝缘测试、主辅变定期试验、环网柜及开关柜电气试验、所有接线紧固、提升装置检查等工作。
4.3.3.4 风机防台防汛、防大潮前检查
该项目位于台湾海峡地区，每年夏秋季节台风多发，因台风期间风速湍流强度高，雨量大，同时风电场所处海域潮差大，风机易受到大潮冲击，防台防汛、防大潮工作尤为重要。2016年的“尼伯特” “莫兰蒂”等台风，风电场均受到不同程度影响。
每次预报台风来临前，需根据应急预案要求开展防台防汛工作，主要内容包括风机整机防雨防漏、变桨系统检查、后备电源检查测试、液压系统检查、偏航系统检查、风机保护测试以及高强度螺栓力矩抽检，风机亚健康状态防范，风机外部设施防雨及加固的工作；防大潮工作主要内容包括低段塔筒防水，风机外部设施防水及加固、护舷爬梯及钢管桩检查。
4.3.3.5 运维经验
该项目运维时间还未经历一年的运转，经验还略显不足。作为影响风力发电机组可靠性的重要因素，不同的运维方案需要的设备与船只等都不相同，其相应的出海作业条件也不同。目前福建台湾海峡区域已出现海上风电工程公司、海上风电运维公司等等，运维方式的多样性，也能为海上风电运维提供多种选择，有利提高风力发电机组可靠性。
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结语
该项目提前规划布局，扎实做好前期工作，尤其注意保护区、军事区、航路航线等均属不可协调的区域，并确保项目符合福建省、市相关产业发展规划的总体布局和发展方向。同时提前梳理项目建设难点，经过艰难建设，公司逐步掌握了福建海洋、水文地质及气象特点，基本摸清了福建海上风电建设难点、风险及解决的途径，为我国东南沿海台风高发区建设海上风电项目积累了丰富经验，也可为我国具有自主知识产权的5MW大功率海上风力发电机组运行积累宝贵经验。
依托福建海上风电示范项目先行，带动海上风电设备制造、基础施工、设备安装等方面取得技术突破，探索降低台湾海峡海上风电开发建设成本的技术方法，可稳步发展东南沿海台风高发区的海上风电，推动海上风电新技术在海峡西岸经济区“先行先试”。
