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江苏响水风电验收备案稿


DF2012YS156

响水长江风力发电有限公司 江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目

安全验收评价报告
(备案版)

北京达飞安评管理顾问有限公司
APJ—(国)—074 2013 年 8 月 7 日

响水长江风力发电有限公司 江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目

安全验收评价报告

法定代表人:李志宪 技术负责人:张飞云 评价项目负责人:成登明

2013 年 8 月 7 日

响水长江风力发电有限公司 江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目 评价人员
分 工 姓名 成登明 冯海明 陈文琴 项目组成员 郭志南 宋丽丽 郭志南 报告编制人 宋丽丽 报告审核人 过程控制负责人 技术负责人 杨漫红 杨漫红 张飞云 1100000000303175 0800000000103355 0800000000103355 0800000000104563 019940 001394 001394 012318 1100000000302349 1100000000303175 1100000000302349 019934 019940 019934 资格证书号 1200000000200857 0800000000103672 1100000000200191 从业登记编号 016821 001397 019289 签 字

项目负责人

技 术 人 员
姓 名 仲杰 梁玉霞 专 业 电气 安全 技术职称 高级工程师 工程师 签 字

响水长江风力发电有限公司江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目安全验收评价报告——前 言





根据《中华人民共和国安全生产法》 (国家主席令[2002]第 70 号)《建设项目安全 、 设施“三同时”监督管理暂行办法》 (国家安监总局令第 36 号)和《关于做好机械、轻 工、纺织、烟草、电力和贸易等行业建设项目安全设施竣工验收工作的通知》 (安监总管 二字[2005]34 号)的要求,受响水长江风力发电有限公司的委托,北京达飞安评管理顾 问有限公司对江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目进行了安全验收评价。根据《安 全评价通则》 (AQ8001-2007)《安全验收评价导则》 、 (AQ8003-2007)和《风电场工程安 全验收评价报告编制规程》 (NB/T 31027-2012)的相关规定,评价报告内容包括: (1)编制说明 (2)建设项目概况 (3)主要危险、有害因素辨识与分析 (4)评价单元的划分和评价方法的选用 (5)定性、定量评价 (6)安全对策措施建议 (7)评价结论 本评价报告在对该项目进行现场调查和检查的基础上,对现场存在的危险及有害因 素进行了辨识分析;运用安全检查表评价法,对各单元进行了安全符合性评价,对主要 危险有害因素进行了危险性评价,依据该项目试运行及安全管理状况,进行了符合性评 价,提出了改进措施及建议。本评价报告可作为建设单位进行安全管理工作的重要依据, 同时也可作为安全生产监督管理部门对该项目实施监督管理和安全竣工验收的重要依据 之一。 北京达飞安评管理顾问有限公司 2013 年 8 月 7 日

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1 编制说明 ......................................................... 1 1.1 评价目的 ....................................................... 1 1.2 评价范围 ....................................................... 1 1.3 评价依据 ....................................................... 2 1.3.1 国家法律 ................................................... 2 1.3.2 国家行政法规 ............................................... 2 1.3.3 地方法规 ................................................... 3 1.3.4 政府部门规章 ............................................... 3 1.3.5 政府部门规范性文件 ......................................... 4 1.3.6 国家标准 ................................................... 5 1.3.7 安全生产行业标准 ........................................... 7 1.3.8 风力发电行业技术标准 ....................................... 7 1.3.9 主要资料 ................................................... 9 1.4 评价程序 ....................................................... 9 2 建设项目概况 ..................................................... 11 2.1 建设单位简介 ................................................... 11 2.2 建设项目概况 ................................................... 11 2.2.1 项目简介 ................................................... 11 2.2.2 建设规模 ................................................... 11 2.3 场址条件 ....................................................... 12 2.3.1 地理位置 ................................................... 12 2.3.2 周边环境 ................................................... 12 2.3.3 气象条件 ................................................... 14 2.3.4 工程地质 ................................................... 15 2.3.5 交通条件 ................................................... 18 2.3.6 风能资源 ................................................... 18
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2.4 工程布置及主要建(构)筑物 ..................................... 19 2.4.1 工程布置 ................................................... 19 2.4.2 主要建(构)物 ............................................. 21 2.5 风力发电过程 ................................................... 24 2.6 主要生产系统和设备 ............................................. 25 2.6.1 电气一次 ................................................... 25 2.6.2 电气二次 ................................................... 27 2.6.3 系统通信 ................................................... 27 2.6.4 主要设备清单 ............................................... 28 2.7 公辅系统 ....................................................... 32 2.7.1 给排水及污水处理 ........................................... 32 2.7.2 消防系统 ................................................... 32 2.7.3 暖通空调及通风 ............................................. 33 2.8 安全技术现状 ................................................... 33 2.8.1 防火防爆 ................................................... 33 2.8.2 防电气伤害 ................................................. 33 2.8.3 防机械伤害、防坠落伤害 ..................................... 34 2.8.4 防噪声及防振动 ............................................. 34 2.8.5 温度与湿度控制 ............................................. 34 2.8.6 采光与照明 ................................................. 35 2.8.7 防尘、防污、防腐蚀、防毒 ................................... 35 2.9 安全管理现状 ................................................... 35 2.9.1 安全生产管理机构 ........................................... 35 2.9.2 安全生产管理制度 ........................................... 36 2.9.3 应急救援预案 ............................................... 37 2.9.4 特种作业人员 ............................................... 38 2.9.5 安全专项投资 ............................................... 39 2.10 重大设计变更 .................................................. 40 2.10.1 集电线路 .................................................. 40 2.10.2 中性点接地方式 ............................................ 40
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2.10.3 低电压穿越和 SVG 现场检测情况 .............................. 41 2.10.4 风电安全智能预警应急系统的介绍 ............................ 41 2.11 运行情况 ...................................................... 41 2.11.1 调试运行 .................................................. 41 2.11.2 并网 ...................................................... 42 2.11.3“达维”台风 ............................................... 42 2.12 工程特性 ...................................................... 43 3 主要危险、有害因素辨识与分析 ..................................... 44 3.1 主要物料特性及其危险性 ......................................... 44 3.1.1 六氟化硫 ................................................... 44 3.1.2 绝缘油 ..................................................... 44 3.1.3 齿轮油、液压油 ............................................. 45 3.1.4 柴油 ....................................................... 45 3.2 场址选择与总体布置危险性辨识分析 ............................... 45 3.2.1 场址选择危险性辨识分析 ..................................... 45 3.2.2 总体布置危险性辨识分析 ..................................... 46 3.2.3 周边环境危险性辨识分析 ..................................... 46 3.3 自然条件的危险、有害因素辨识与分析 ............................. 47 3.3.1 地震地质灾害 ............................................... 47 3.3.2 风灾危险性分析 ............................................. 47 3.3.3 雷电危险性分析 ............................................. 47 3.3.4 台风、风暴潮危险性分析 ..................................... 48 3.3.5 盐雾腐蚀危险性分析 ......................................... 48 3.3.6 海岸变迁危险性分析 ......................................... 48 3.3.7 地下水、电化学腐蚀危险性分析 ............................... 49 3.4 建(构)筑物的危险、有害因素辨识与分析 ......................... 49 3.4.1 风机基础、塔架的危险性分析 ................................. 50 3.4.2 其它主要生产建(构)筑物缺陷危险因素辨识分析 ............... 52 3.5 主要工艺设备及装置危险有害因素分析 ............................. 52

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3.5.1 风力发电机组的基础及塔架 ................................... 53 3.5.2 风轮系统 ................................................... 53 3.5.3 液压系统 ................................................... 54 3.5.4 变桨系统 ................................................... 54 3.5.5 偏航系统 ................................................... 54 3.5.6 机械传动系统(齿轮箱) ..................................... 54 3.5.7 风机发电机组的润滑和磨损 ................................... 55 3.5.8 电气系统 ................................................... 56 3.5.9 控制系统 ................................................... 59 3.5.10 集电线路 .................................................. 60 3.5.11 风电场对电网安全的影响 .................................... 62 3.5.12 影响风力机组运行安全性的主要问题 .......................... 62 3.5.13 35kV 长时间低电压运行对电气设备安全影响分析 ............... 63 3.6 生产过程中的主要危险、有害因素辨识与分析 ....................... 63 3.6.1 高处坠落 ................................................... 63 3.6.2 物体打击 ................................................... 64 3.6.3 车辆伤害 ................................................... 64 3.6.4 机械伤害 ................................................... 64 3.6.5 触电 ....................................................... 65 3.6.6 火灾 ....................................................... 65 3.6.7 坍塌 ....................................................... 67 3.6.8 中毒和窒息 ................................................. 67 3.6.9 人的不安全行为危险有害因素 ................................. 68 3.6.10 安全标志缺失 .............................................. 68 3.7 作业环境危险、有害因素辨识与分析 ............................... 68 3.7.1 噪声危害 ................................................... 69 3.7.2 采光照明不足危害 ........................................... 69 3.7.3 电磁辐射危害 ............................................... 69 3.7.4 高低温危害 ................................................. 69 3.7.5 高湿度危害 ................................................. 70
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3.8 有限空间作业场所危险、有害因素辨识与分析 ....................... 70 3.9 场内外交通运输危险、有害因素辨识与分析 ......................... 70 3.10 安全监测缺陷危险、有害因素辨识与分析 .......................... 71 3.11 主要危险、有害因素分布 ........................................ 71 3.12 重大危险源辨识 ................................................ 72 3.13 事故案例介绍 .................................................. 73 3.13.1 福建某风力发电场火灾事故 .................................. 73 3.13.2 大规模风电机组脱网事故 .................................... 74 4 评价单元的划分和评价方法的选用 ................................... 76 4.1 评价单元划分的原则 ............................................. 76 4.2 评价单元划分 ................................................... 76 4.3 各单元评价方法选择 ............................................. 77 4.4 评价方法的介绍 ................................................. 78 5 定性、定量评价 ................................................... 80 5.1 法律法规符合性单元 ............................................. 80 5.1.1 安全检查表法评价 ........................................... 80 5.1.2 单元评价小结 ............................................... 82 5.2 安全预评价对策措施落实单元 ..................................... 82 5.2.1 安全检查表法评价 ........................................... 82 5.2.2 单元评价小结 ............................................... 83 5.3 场址选择与总平面布置单元 ....................................... 83 5.3.1 安全检查表法评价 ........................................... 83 5.3.2 单元评价小结 ............................................... 87 5.4 建(构)筑物单元 ............................................... 88 5.4.1 安全检查表法评价 ........................................... 88 5.4.2 单元评价小结 ............................................... 93 5.5 风电机组系统单元 ............................................... 94 5.5.1 安全检查表法评价 ........................................... 94 5.5.2 单元评价小结 ............................................... 98
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5.6 集电线路单元 ................................................... 99 5.6.1 安全检查表法评价 ........................................... 99 5.6.2 单元评价小结 ............................................... 103 5.7 升压站单元 ..................................................... 103 5.7.1 安全检查表法评价 ........................................... 103 5.7.2 单元评价小结 ............................................... 110 5.8 公用工程单元 ................................................... 110 5.8.1 消防 ....................................................... 110 5.8.2 通风空调、给排水及及照明系统 ............................... 112 5.9 交通运输单元 ................................................... 114 5.9.1 安全检查表法评价 ........................................... 114 5.9.2 单元评价小结 ............................................... 115 5.10 安全监测单元 .................................................. 115 5.10.1 安全检查表法评价 .......................................... 115 5.10.2 单元评价小结 .............................................. 117 5.11 作业环境单元 .................................................. 117 5.11.1 作业过程评价 .............................................. 117 5.11.2 职业危害评价 .............................................. 119 5.11.3 定量分析 .................................................. 120 5.11.4 单元评价小结 .............................................. 122 5.12 安全管理单元 .................................................. 122 5.12.1 安全检查表法评价 .......................................... 122 5.12.2 单元评价小结 .............................................. 126 5.13 安全投资单元 .................................................. 126 5.13.1 安全检查表法评价 .......................................... 126 5.13.2 安全预评价报告所列投资及专项投资使用情况 .................. 127 5.13.3 单元评价小结 .............................................. 127 5.14 事故应急预案编制及演练单元 .................................... 128 5.14.1 安全检查表法评价 .......................................... 128 5.14.2 单元评价小结 .............................................. 130
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6 安全对策措施建议 ................................................. 131 6.1 现场存在的问题和整改措施及建议 ................................. 131 6.2 补充的安全对策及建议 ........................................... 132 6.2.1 建立健全安全生产管理规章制度 ............................... 132 6.2.2 安全技术方面的安全措施 ..................................... 133 6.3 安全不合格项目整改情况 ......................................... 133 7 评价结论 ......................................................... 134 7.1 评价结果 ....................................................... 134 7.2 评价结论 ....................................................... 136

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附件目录 1.安全评价项目委托书????????????????????????1 2.企业法人营业执照?????????????????????????2 3.国有土地使用证??????????????????????????3 4.国家发展和改革委员会文件《国家发展改革委关于江苏响水风电场20万千瓦风电特 许权项目核准的批复》(发改能源[2007]3530号)?????????????6 5.关于项目核准批复和土地使用证土地使用权人的单位名称说明??????8 6.江苏响水风电场工程35kV响水集电线路(调整) 《电缆及光缆施工设计说明书》 (中 国水电顾问集团华东勘测设计研究院2010年4月杭州)????????????9 7.江苏省建设工程项目安全预评价评审意见书??????????????19 8.应急预案备案告知书(响工矿备字[2012]002号)????????????21 9.盐城市公安消防支队《建设工程消防验收意见书》(盐公消验[2009]第0049 号)?????????????????????????????????22 10.江苏省安全生产监督管理局 《关于响水长江风力发电有限公司江苏响水风电场20万 千瓦风电特许权项目职业病防护设施竣工验收的批复》(苏安监[2011]240号)?23 11.《工作场所检测报告书》??????????????????????25 12.工伤保险缴费证明?????????????????????????35 13.国家电监会江苏省电力监管专员办公室文件 《关于响水长江风力发电有限公司风电 场暂时通过并网安全性评价的通知》(苏电监安[2011]289号)????????36 14.江苏省电力公司文件《关于印发〈响水风力发电场(200MW机组)工程一次接入系 统设计评审意见〉的通知》(苏电发展[2006]839号)????????????38 15.江苏省电力公司文件《关于印发〈响水风力发电场(200MW机组)工程二次接入系 统设计报告评审意见〉的通知》(苏电发展[2006]857号)??????????43 16.《盐城市海洋与渔业局关于江苏响水201MW风电特许权项目海域环保设施通过验收 的批复》(盐海渔复[2011]16号)????????????????????48 17.江苏省环境保护厅《关于响水长江风力发电有限响水风电场工程(陆域部分)竣工 环境保护验收意见的函》(苏环验[2013]29号)??????????????49 18.《防雷(静电)装置综合检测检验报告(2012年度)》(响水县防雷中心)?53 19.设计单位资质???????????????????????????86

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20.施工单位资质???????????????????????????87 21.监理单位资质???????????????????????????90 22.《关于成立响水长江风力发电有限公司安全生产委员会的通知》(响电安[2012]50 号)??????????????????????????????????92 23.安全管理人员证书?????????????????????????94 24.特种作业人员证书?????????????????????????99 25.《关于印发〈响水长江风力发电有限公司安全生产管理办法(试行)〉等15项安全 生产管理制度的通知》??????????????????????????106 26.响水风电场运行管理制度汇编????????????????????110 27.应急预案汇编???????????????????????????115 28.整改回复?????????????????????????????117 29.风电场整套启动试运后(第一批风机)质量监督检查报告????????119 30.江苏响水风电场3#风机沉降观测报告?????????????????128 31.江苏响水风电场4#风机沉降观测报告?????????????????136 32.江苏响水风电场15#风机沉降观测报告?????????????????146 33.风电场总布置图??????????????????????????155 34.升压站总布置图??????????????????????????156 35.风机基础结构图(竣工图)?????????????????????157 36.电气主接线图(竣工图)??????????????????????158 37.35kV输电线路路径竣工图??????????????????????159

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1 编制说明

1.1 评价目的
本验收评价秉承科学、客观和公正的原则,以国家法律、法规、标准、规程、规范 及有关政策文件为依据,采用科学的方法和程序开展验收评价工作。 (1)遵照《中华人民共和国安全生产法》(国家主席令[2002]第 70 号)、《建设 项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》(国家安监总局令第 36 号)的要求,落实 建设项目的安全设施“必须符合国家规定的标准,必须与主体工程同时设计、同时施工、 同时投入生产和使用”的有关规定,查验其执行情况,以贯彻“安全第一,预防为主, 综合治理”的方针,为江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目向安全生产监督管理部 门申请项目的安全验收提供科学的依据。 (2)运用安全系统工程的理论和方法,以国家法律法规、规程规范 ;、政府相关文件、工程可行性研究报告为依据,对该项目竣工投产后,存在的危 险有害因素的类别、程度及重要危险点源进行综合分析评价,指导企业对项目主要危险 源的布控及应急预案的制定。 (3)查验建设项目的安全设施及技术措施、安全管理的实施情况及效果,对未达到 安全标准的系统或单元的安全不合格项提出整改意见和建议,并对该项目进行安全符合 性评价,做出安全验收评价结论,以利于提高建设项目本质安全程度,以符合安全生产 要求。

1.2 评价范围
本次安全验收评价范围:对江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目中风电场的 134 台风电机组及其基础、134 台箱式变压器、场内集电线路、场内外交通、220kV 升压 站、作业环境、周边环境安全、地质条件、安全管理、应急管理、公用工程等内容进行 检查评价。 主要评价内容为评价范围内的主要建(构)筑物、生产设备及其工艺系统的安全与 管理。主要是分析系统存在的主要危险有害因素;检查建设工程安全设施是否符合国家 标准,是否符合“三同时”要求;判明生产工艺、生产装置等是否具备安全生产条件; 响水长江风力发电有限公司的安全管理组织机构及管理制度是否健全;安全生产管理是
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否达到安全要求;生产运行是否对周边环境造成不良影响等。

1.3 评价依据
该项目的评价依据主要为国家法律、国家行政法规、地方法规、政府部门规章、政 府部门规范性文件、国家标准、安全生产行业技术标准、风力发电行业技术标准、行业 管理规定、工程设计文件、安全预评价报告、相关的批复文件等。 1.3.1 国家法律 (1) 《中华人民共和国安全生产法》 (2) 《中华人民共和国劳动法》 (3) 《中华人民共和国电力法》 (4) 《中华人民共和国防洪法》 (5) 《中华人民共和国气象法》 (6) 《中华人民共和国突发事件应对法》 (7) 《中华人民共和国消防法》 (8) 《中华人民共和国防震减灾法》 (9) 《中华人民共和国可再生能源法》 (国家主席令[2002]第 70 号) ; (国家主席令[1994]第 28 号) ; (国家主席令[1995]第 60 号) ; (国家主席令[1997]第 88 号) ; (国家主席令[1999]第 23 号) ; (国家主席令[2007]第 69 号) ; (国家主席令[2008]第 6 号) ; (国家主席令[2008]第 7 号) ; (国家主席令[2009]第 23 号);

(10) 《全国人民代表大会常务委员会关于修改部分法律的决定》 (国家主席令[2009]第 18 号) ; (11) 《中华人民共和国建筑法》 (12) 《中华人民共和国道路交通安全法》 (13) 《中华人民共和国职业病防治法》 (14) 《中华人民共和国劳动合同法》 1.3.2 国家行政法规 (1) 《电力设施保护条例》 (2) 《地质灾害防治条例》 (3) 《劳动保障监察条例》 (4) 《电力监管条例》 (5) 《中华人民共和国防汛条例》 (6) 《生产安全事故报告和调查处理条例》 (7) 《特种设备安全监察条例》 (国务院令第 239 号) ; (国务院令第 394 号) ; (国务院令第 423 号) ; (国务院令第 432 号) ; (国务院令第 441 号) ; (国务院令第 493 号) ; (国务院令第 549 号) ; (国家主席令[2011]第 46 号) ; (国家主席令[2011]第 47 号) ; (国家主席令[2011]第 52 号) ; (国家主席令[2012]第 73 号) 。

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(8) 《气象灾害防御条例》 (9) 《工伤保险条例》 (10) 《危险化学品安全管理条例》 (11) 《电力安全事故应急处置和调查处理条例》 1.3.3 地方法规 (1) 《江苏省安全生产条例》

(国务院令第 570 号) ; (国务院令第 586 号) ; (国务院令第 591 号) ; (国务院令第 599 号) 。

(江苏省第十一届人民代表大会常务委员会公告第 17 号) ; (2) 《江苏省地质灾害防治管理办法》 (3) 《江苏省道路交通安全条例》 (江苏省人民政府令第 154 号) ; (江苏省第 11 届人大常委会公告) ;

(4) 江苏省消防条例》 (江苏省第十一届人民代表大会常务委员会公告第 75 号) 《 ; (5) 《江苏省工程建设场地地震安全性评价工作管理规定》 (江苏省人民政府令第 74 号) ; (6) 《江苏省人民政府关于进一步加强全省企业安全生产工作的意见》 (苏政发[2010]136 号) ; (7) 《关于印发<江苏省安全生产重大事故隐患排查治理监督管理实施办法>的通知》 (苏安办〔2011〕25 号) ; (8) 《江苏省建设项目安全设施“三同时”管理办法》 (苏安监[2006]134 号) ;

(9) 《关于印发<江苏省重大危险源监督管理指导意见(暂行)>的通知》 (苏安监[2009]71 号) 。 1.3.4 政府部门规章 (1) 《劳动防护用品监督管理规定》 (2) 《生产经营单位安全培训规定》 (3) 《安全生产事故隐患排查治理暂行规定》 (4) 《安全生产事故应急预案管理办法》 (5) 《特种作业人员安全技术培训考核管理规定》 (国家安监总局令第 1 号) ; (国家安监总局令第 3 号) ; (国家安监总局令第 16 号) ; (国家安监总局令第 17 号) ; (国家安监总局令 30 号) ;

(6)《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》 (国家安监总局令第 36 号) ; (7) 《危险化学品重大危险源监督管理暂行规定》 (国家安监总局令第 40 号);

(8)《国家安全监管总局关于修改<生产安全事故报告和调查处理条例>罚款处罚暂 行规定部分条款的决定》
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(国家安监总局令第 42 号) ;

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(9)《安全生产培训管理办法》 (10)《工作场所职业卫生监督管理规定》 (11)《职业病危害项目申报办法》 (12)《用人单位职业健康监护监督管理办法》 (13) 《国家电力监管委员会安全生产令》 (14) 《电力安全生产监管办法》 (15) 《电力二次系统安全防护规定》 (16) 《电力业务许可证管理规定》 (17) 《电网运行规则(试行) 》 (18) 《起重机械安全监察规定》 (19) 《特种设备作业人员监督管理办法》 (20) 《防雷装置设计审核和竣工验收规定》 (21) 《防雷减灾管理办法》 (22) 《社会消防安全教育培训规定》 (23) 《火灾事故调查规定》

(国家安监总局令第 44 号) ; (国家安监总局令第 47 号) ; (国家安监总局令第 48 号) ; (国家安监总局令第 49 号) ; (国家电监会令第 1 号) ; (国家电监会令第 2 号) ; (国家电监会令第 5 号) ; (国家电监会令第 9 号) ; (国家电监会令第 22 号) ; (国家质检总局令第 92 号) ; (国家质检总局令第 140 号) ; (中国气象局令第 21 号); (中国气象局令第 20 号) ; (公安部令第 109 号) ; (公安部令第 108 号) ; (公安部令第 61 号) ;

(24) 《机关、团体、企业、事业单位消防安全管理规定》

(25) 《公安部关于修改<建设工程消防监督管理规定>的决定》 (公安部令第 119 号) ; (26) 《电力设施保护条例实施细则》 1.3.5 政府部门规范性文件 (1) 《国务院关于全面加强应急管理工作的意见》 (2) 《关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》 (3) 《国务院关于进一步加强防震减灾工作的意见》 (4) 《国务院关于进一步加强企业安全生产工作的通知》 (5) 《关于加强重大工程安全质量保障措施的通知》 (6) 《风电场场址选择技术规定》 (7) 《风电场风能资源测量和评估技术规定》 (8) 《风电场工程投资估算编制办法》 (9) 《风电场场址工程地质勘察技术规定》 (10) 《全国风能资源评价技术规定》 (11) 《风电场工程前期工作管理暂行办法》
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(国家经济贸易委员会、公安部令 8 号) 。

(国发[2006]24 号) ; (国发[2008]20 号) ; (国发[2010]18 号) ; (国发[2010]23 号) ; (发改投资[2009]3183) ; (发改能源[2003]1403 号) ; (发改能源[2003]1403 号) ; (发改能源[2003]1403 号) ; (发改能源[2003]1403 号) ; (发改能源[2004]865 号) ; (发改能源[2004]865 号) ;

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(12) 《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》 (安监管协调字[2004]56 号) ; (13) 《关于做好建设项目安全监管工作的通知》 (14) 《关于加强电力建设起重机械安全管理的通知》 (15) 《关于进一步加强电力应急管理工作的意见》 (安监总协调[2006]124 号) ; (电监安全[2006]28 号) ; (电监安全[2006]29 号) ;

(16) 关于印发<电力建设安全生产监督管理办法>的通知》 电监安全[2007]38 号) 《 ( ; (17) 《关于印发<电力突发事件应急演练导则(试行)>等文件的通知》 (电监安全[2009]22 号) ; (18) 《发电机组并网安全性评价管理办法》 (电监安全[2007]45 号) ;

(19) 《国家能源局关于印发风电场功率预测预报管理暂行办法的通知》 (国能新能[2011]177号); (20)《企业安全生产费用提取和使用管理办法》 1.3.6 国家标准 (1)《企业职工伤亡事故分类》 (2)《电磁辐射防护规定》 (3)《爆炸和火灾危害环境电力装置设计规范》 (4)《消防安全标志》 (5)《防洪标准》 (6)《建筑内部装修设计防火规范》 (7)《电力设施抗震设计规范》 (8)《岩土工程勘察规范(2009 年版) 》 (9)《风电场风能资源评估方法》 (10)《风电场风能资源测量方法》 (11)《风力发电机组控制器技术条件》 (12)《工业场所职业病危害警示标识》 (GB6441-1986) ; (GB8702-1988) ; (GB50058-1992) ; (GB13495-1992) ; (GB50201-1994) ; (GB50222-1995) ; (GB50260-1996) ; (GB50021-2001) ; (GB/T18710-2002) ; (GB/T18709-2002) ; (GB/T19069-2003) ; (GBZ158-2003) ; (财企[2012]16 号)。

(13)《机械安全 防护装置 固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》 (GB/T8196-2003) ; (14)《采暖通风与空气调节设计规范》 (15)《风力发电机组装配和安装规范》 (16)《建筑照明设计标准》 (GB50019-2003) ; (GB/T19568-2004) ; (GB50034-2004) ;

(17)《建筑物电气装置 第 4-41 部分:安全防护电击防护》 (GB16985.21-2004) ;
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(18)《建筑灭火器配置设计规范》 (19)《风电场接入电力系统技术规定》 (20)《剩余电流动作保护装置安装和运行》 (21)《继电保护和安全自动装置技术规程》 (22)《火力发电厂与变电站设计防火规范》 (23)《高耸结构设计规范》 (24)《室外给水设计规范》 (25)《室外排水设计规范(2011 年版) 》 (26)《建筑设计防火规范》 (27)《电力工程电缆设计规范》

(GB50140-2005) ; (GB/Z19963-2005) ; (GB13955-2005) ; (GB/T14285-2006) ; (GB50229-2006) ; (GB50135-2006) ; (GB50013-2006) ; (GB50014-2006) ; (GB50016-2006) ; (GB50217-2007) ;

(28)《工作场所有害因素职业接触限值 第 1 部分:化学有害因素》 (GBZ2.1-2007) ; (29)《工作场所有害因素职业接触限值 第 2 部分:物理因素》 (30)《特低电压(LEV)限值》 (31)《生产过程安全卫生要求总则》 (32)《火灾自动报警系统设计规范》 (33)《用电安全导则》 (34)《风力发电机组 齿轮箱》 (35)《安全标志及其使用导则》 (36)《油浸式电力变压器技术参数和要求》 (37)《3~110kV 高压配电装置设计规范》 (38)《个体防护装备选用规范》 (39)《生产过程安全卫生要求总则》 (40)《工业建筑防腐设计规范》 (41)《高处作业分级》 (42)《系统接地的型式及安全技术要求》 (43)《建筑工程抗震设防分类标准》 (44)《高温作业分级》 (45)《并联电容器装置设计规范》 (46)《安全色》 (47)《固定式钢梯及平台安全要求 第 1 部分:钢直梯》
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(GBZ2.2-2007) ; (GB/T3805-2008) ; (GB12801-2008) ; (GB50116-2008) ;

(GB/T13869-2008) ; (GB/T19073-2008) ; (GB2894-2008) ; (GB/T6451-2008) ; (GB50060-2008) ; (GB/T11651-2008) ; (GB/T12801-2008) ; (GB50046-2008) ; (GB/T3608-2008) ; (GB14050-2008) ; (GB50223-2008) ; (GB/T4200-2008) ; (GB50227-2008) ; (GB2893-2008) ; (GB4053.1-2009) ;

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(48)《固定式钢梯及平台安全要求 第 2 部分:钢斜梯》

(GB4053.2-2009) ;

(49)《固定式钢梯及平台安全要求 第 3 部分:工业防护栏杆及钢平台》 (GB4053.3-2009) ; (50)《危险化学品重大危险源辨识》 (51)《生产过程危险和有害因素分类与代码》 (52)《国家电气设备安全技术规范》 (53)《供配电系统设计规范》 (54)《风力发电机组 塔架》 (55)《风力发电机组 风轮叶片》 (56)《建筑抗震设计规范》 (57)《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》 (58)《混凝土结构设计规范》 (59)《工业企业设计卫生标准》 (60)《66kV 及以下架空电力线路设计规范》 (61)《建筑地基基础设计规范》 (62)《低压配电设计规范》 (63) 《电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分》 (64)《工业企业总平面设计规范》 (65)《建筑物电子信息系统防雷技术规范》 (66)《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》 (67)《危险货物品名表》 (68)《风力发电机组 设计要求》 1.3.7 安全生产行业标准 (1)《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》 (2)《安全评价通则》 (3)《安全验收评价导则》 (4)《企业安全生产标准化基本规范》 (5)《企业安全事故应急演练指南》 1.3.8 风力发电行业技术标准 (1)《变电所建筑结构设计技术规定》
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(GB18218-2009) ; (GB/T13861-2009) ; (GB19517-2009) ; (GB50052-2009) ; (GB/T19072-2010) ; (GB/T25383-2010) ; (GB50011-2010) ; (GB50601-2010) ; (GB50010-2010) ; (GBZ1-2010) ; (GB50061-2010) ; (GB50007-2011) ; (GB50054-2011) ; (GB26860-2011) ; (GB50187-2012) ; (GB50343-2012) ; (GB/T8905-2012) ; (GB12268-2012) ; (GB/T18451.1-2012) 。

(AQ/T9002-2006) ;
(AQ8001-2007) ; (AQ8003-2007) ;

(AQ/T9006-2010) ; (AQ/T9007-2011) 。

(NDGJ96-1992) ;

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(2)《电力设备典型消防规程》 (3)《电力设备预防性试验规程》 (4)《交流电气装置的接地》 (5)《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 (6)《电缆防火措施设计和施工验收标准》 (7)《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》 (8)《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》 (9)《高压/低压预装箱式变电站选用导则》 (10)《电力工程直流系统设计技术规程》 (11)《架空送电线路基础设计技术规定》 (12)《电力系统数字微波通信工程设计技术规程》 (13)《高压配电装置设计技术规程》 (14)《变电站总布置设计技术规程》 (15)《风力发电场设计技术规范》 (16)《发电机励磁系统技术监督规程》 (17)《风电场工程等级划分及设计安全标准(试行) 》 (18)《风电机组地基基础设计规定》 (19)《高压电气设备绝缘技术监督规程》 (20)《微机继电保护装置运行管理规程》 (21)《电力工程地下金属构筑物防腐技术导则》 (22)《电力技术监督导则》 (23)《电力行业紧急救护技术规范》 (24)《电力变压器运行规程》 (25)《电力系统光纤通信运行管理规程》 (26)《电力通信运行管理规程》 (27) 风力发电场安全规程》 《 (28)《风力发电场检修规程》 (29)《风力发电场运行规程》 (30) 《220kV~750kV 变电站设计技术规程》 (31) 风电场工程安全验收评价报告编制规程》 《
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(DL5027-1993) ; (DL/T596-1996) ; (DL/T621-1997) ; (DL/T620-1997) ; (DLGJ154-2000) ; (DL/T724-2000) ; (DL/T5154-2002) ; (DL/T537-2002) ; (DL/T5044-2004) ; (DL/T5219-2005) ; (DL5025-2005) ; (DL/T5352-2006) ; (DL/T5056-2007) ; (DL/T5383-2007) ; (DL/T1049-2007) ; (FD002-2007) ; (FD003-2007) ; (DL/T1054-2007) ; (DL/T587-2007) ; (DL/T5394-2007) ; (DL/T1051-2007) ; (DL/T692-2008) ; (DL/J572-2010) ; (DL/T547-2010) ; (DL/T544-2011) ; (DL/T796-2012) ; (DL/T797-2012) ; (DL/T666-2012) ; (DL/T 5218-2012) ; (NB/T 31027-2012)。

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1.3.9 主要资料 (1)《项目委托书》 ; (2)国家发展改革委关于江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目核准的批复》国 《 ( 家发展改革委发改能源[2007]3530 号) ; (3)《江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目安全预评价报告》 ; (4)《江苏响水风电场可行性研究报告(审定稿)(中国水电顾问集团华东勘测设计 》 研究院) ; (5)响水长江风力发电有限公司江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目 《建设项目 职业病危害控制效果评价报告书(苏州国环环境检测有限公司,2011 年 06 月) ; (6)响水长江风力发电有限公司提供的有关该项目的相关资料、建设项目概况和其它 关于该项目工艺设备说明、施工设计图纸、调试文件、监理总结等方面的资料。

1.4 评价程序
安全验收评价程序包括:前期准备;危险、有害因素辨识;划分评价单元;选择评 价方法,定性、定量评价;提出安全管理及技术措施及建议;做出安全验收评价结论; 编制安全验收评价报告等。详细情况见图 1-1。

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前期准备

辨识与分析危险、有害因素

划分评价单元

选择评价方法

定性、定量评价

提出安全对策措施及建议

做出评价结论

编制安全验收评价报告

图 1-1 安全验收评价程序图

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2 建设项目概况

2.1 建设单位简介
响水长江风力发电有限公司办公场所位于响水县军民东路 9 号楼,成立于 2008 年 9 月 23 日, 企业法定代表人为钱锁明, 公司类型为有限公司, 注册资本 60000 万元人民币。 一般经营项目为风力等新能源电力的投资开发,风力等其他能源发电和销售。

2.2 建设项目概况
2.2.1 项目简介 2007 年国家发改委在 《国家发展改革委关于江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项 目核准的批复》(发改能源[2007]3530 号文)中指出:“为充分利用江苏省沿海地区丰 富的风能资源,促进我国风电的规模化发展,满足江苏省经济和社会发展对能源的需要, 保护环境,实现可持续发展,同意建设江苏响水风电场工程”。 该项目于 2007 年 12 月开工建设,至 2010 年 5 月 134 台机组全部建成。首台风机于 2010 年 6 月 23 日通过 360h 试运行, 2011 年 5 月 15 日 1~134 号风力发电机组全部通过 360h 试运行。 工程建设单位:响水长江风力发电有限公司; 工程设计单位:中国水电顾问集团华东勘测设计研究院; 工程施工单位:中国水利水电第七工程局有限公司(风机土建及安装);江苏省电 力建设第三工程公司(220kV 升压站土建及安装); 工程监理单位:长江三峡技术经济发展有限公司; 工程调试单位:江苏第三电建公司; 质检单位:江苏省电力建设工程质量监督中心站。 以上单位资质证书见附件。 2.2.2 建设规模 该项目安装 134 台东方汽轮机有限公司生产的单机容量 1500kW 的风电机组, 总装机 容量为 201MW,设计年上网电量约为 4.35 亿 kW?h。配套建设一座 220kV 升压变电站。 主变规模为 2?100MVA。

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2.3 场址条件
2.3.1 地理位置 响水县位于江苏省北部,地处淮河下游。地理坐标:北纬 33°56′51″~34°32′ 43″,东经 119°29′51″~120°05′21″。东临黄海,北枕灌河,西连灌南、涟水, 南抵中山河与滨海县毗邻。响水县东西长约 61km,南北宽约 23km,总面积 1378km2。境 内地势由西南向东北逐渐倾斜。西南部为废黄河古道,地势较高,海拔 6~8m;中部为黄 泛坡地,海拔 5~7m;东北部灌河沿岸为黄泛早期沉积平原,地势较低,海拔 2m。大陆 标准海岸线长 43.1km。 响水风电场地处响水县北部沿海滩涂,场址范围东起灌东盐场,西至响水养殖场, 直线距离约 27km。风电场地理位置图见图 2-1。

图 2-1 响水风电场地理位置图

2.3.2 周边环境 响水风电场区域为沿海滩涂,区域内主要以盐场和渔业养殖场为主,有少量临时居 住人口,主要为盐场工作人员和养殖户,基本无常住人口。风电场区域内植被覆盖率低, 土地贫瘠,农业利用价值较低。海堤外侧滩涂受潮水影响较大,地质条件复杂,海岸以 侵蚀性粉砂淤泥质海岸为主,沿海滩涂侵蚀较严重,海岸线平均退蚀速度为 1~20m/年。 该风电场周边情况如图 2-2 所示。

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图 2-2 响水风电场周边环境

2008 年 12 月 24 日该项目建设单位已取得土地使用证。见附件。 北京达飞安评管理顾问有限公司评价小组于 2012 年 11 月 14 日~2012 年 11 月 18 日到江苏响水风电场进行了现场检查与资料搜集工作。此时,场区西侧临近响水沿海经 济开发区,场区西侧 9-14 号风机的道路两边有新建厂房企业,距离风机在 200m 范围内, 存在安全隐患,但是截至目前新建厂房没有投运生产。 风电场部分用地位于江苏盐城沿海湿地珍禽国家级自然保护区的实验区北部,南距 自然保护区缓冲区 (射阳盐场北界) 76km, 与核心区最近距离 (新洋港出海河南岸) 92km, 选址符合《江苏省重要生态功能保护区区域规划》和《盐城市“十一五”环境保护和生 态建设规划》中的管理要求;风电场占地将对土地利用方式和生态环境造成一定影响, 风电场范围内不宜作为鸟类的迁徙驿站或越冬栖息和觅食场所。在认真落实各项必要的 生态保护措施、环境污染治理措施和环境管理措施的前提下,该建设项目对区域生态系 统和自然保护区的影响可以控制在可以接受的水平。 2009 年 4 月,因环评原因,响水风电场位于盐城市国家级珍禽自然保护区实验区范 围内的风机暂停施工, 根据国家环保部要求对风电场集电线路做出调整。 2009 年 12 月由 苏州科技学院与南京师范大学完成环境影响评价报告书,2010 年 3 月由江苏省环境保护 厅以苏环审[2010]45 号对该项目在响水县陈家港镇海岸线以内陆域(盐城湿地珍禽自然 保护区实验区响水片区 97 台风机,装机容量 145.5MW)予以批复,海域 37 台风机已通 过海域环保设施验收。 盐城湿地珍禽自然保护区实验区响水片区 97 台风机见图 2-3。

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图 2-3

97 台风机分布图

2.3.3 气象条件 响水气象站现址位于响水县外向型农业综合开发区响水港社区 3 组, 北纬 34°12′, 东经 119°34′,观测场海拔高度 3.7m,位于风电场场址西南方约 30 多 km。气象站设立 于 1965 年 5 月,1999 年搬迁至现址。2003 年之前,气象站测风仪器采用 EL 型电接风向 风速仪, 2003~2004 年测风仪器采用 EL 型电接风向风速仪和 EC9-1 高动态性能测风仪并 轨运行,2005 年起完全采用 EC9-1 高动态性能测风仪观测。 该气象站主要气象要素特征值见表 2-1。
表 2-1 响水气象站主要气象要素特征值 项目 多年平均 气温 多年极端最高 多年极端最低 气压 多年平均大气压 多年平均水汽压 多年平均降水量 多年平均蒸发量 多年最大 相应风向 年平均雷暴天数 灾害性天气 最大冻土深度 最大积雪深度 d cm cm 单位 ℃ ℃ ℃ hPa hPa mm mm m/s 指标 13.9 38.7 -17.0 1016.9 14.4 912.0 1532.1 20.3 NNW 27.0 20 15 1969 年 1969年,1990年 2001年3月14日 1967年 1969年 发生时间

降蒸量 极端 风速

注:统计年份1966~2004年

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2.3.4 工程地质 2.3.4.1 地形地貌 场址区位于响水县东北约 50km 陈家港镇滨海地区,属黄海潮间带滩涂地貌单元。场 区呈狭长条状分布,南北宽约 2~3km,东西长约 27km,场区地形为沿海滩涂,场区内沟 渠发育。全区地势低洼,地面高程为 2.5~3.5m。场区北侧紧靠一条土海堤路,土海堤路 面宽约 6m,高程在 5.5~6.5m。海堤内侧为已建成养殖场、盐田等。 2.3.4.2 区域地质与地震 (1)区域地质 工程区属扬子准地台苏北拗陷区中的盐阜凹陷。该区濒临黄海,地势较为平坦,地 面高程 2.5~3.5m 左右,属低平原区。区内无基岩出露,第四系浅海相、海陆过度相广 布全区,沉积厚度 200m 左右,主要由粉土、淤泥质粉质粘土、粉细砂和粘土组成,具层 理性,结构松散,孔隙度大。 区域断裂构造以北东向、北西向最为发育,次为东西向断裂构造。附近几条大断裂 分述如下: 1)淮阴——响水口大断裂:位于工程区北面,距工程区约 10km,省内长约 224km。 产状 N35~45°E/SE∠20~65°。 沿断裂为一重力梯度密集带, 西北侧广泛发育中元界及 以下变质岩系,东南侧,中、新生界地层广泛发育,是苏北拗陷区的北界。 2) 古河——渔业断裂:位于工程区南面,距工程区约 80km,长约 106km。产状 N55~ 60°E/SE∠50°。 为一正断层, 断距 150~200m, 基本上控制着阜宁凹陷下第三系的沉积。 3)盐城——南洋岸断裂带:位于盐阜凹陷的南侧,距工程区约 120km,长约 54km, 由平行发育的龙岗—苇渔场断裂和张庄—李家杜断裂组成,总体产状 N55°E/NW∠55°。 该凹陷内新生界的沉积厚度达 4000m 以上,断裂形成于晚白垩系,主要活动在始新系末, 具有边断边沉积的特点,表现为第三系断距在 3000m 以上,据《南黄海地震区划》专题 研究中的人工地震资料,断层断至第四系。历史上在盐城、大丰一带曾多次发生 43/4 级 地震,近代仪器记录,沿断裂多次发生过 3.5 级至 5.1 级地震。该断裂推测为第四系活 动断裂。 4)串场河断裂:位于工程区西南面,距工程区约 70~80km,为一隐伏断裂,基本上 沿串场河展布, 总体走向 N40~50°W, 长约 75km。 在地貌上该断裂两侧虽同属堆积平原, 但它的东西两侧可再划分成两部分。西侧为里下河古泻湖平原,地势低洼。东侧为滨海

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平原,地势稍高,切穿第四系地层,为一活性断裂。 5)苏北滨海断裂:该断裂亦称“苏东沿海断裂”,位于南黄海海域向苏北陆地过渡 的滨海地区,距工程区约 60km,全长约 170km 以上。 (2)地震 根据国标《中国地震动参数区划图》(GB18306—2001)规定,本地区地震动峰值加 速度为 0.05g, 相当于地震基本烈度Ⅵ度。 参照国标 《建筑抗震设计规范》 (GB50011-2001) 给出的周边县级及以上城市的抗震设防烈度为 6 度, 设计基本地震加速度为 0.05g, 设计 地震分组为第二组,场地设计特征周期为 0.75g,属对抗震不利地段。 2.3.4.3 水文地质 (1)地下水 场区浅层地下水类型为孔隙性潜水,水量较小。其补给来自大气降水和河水、海水。 地下水位受潮汐涨落控制明显,动态变化大。勘察期间,在钻孔中测得的地下水位为 0.40~0.80m,相应的水位高程为 2.10~2.70m。 (2)环境水质与腐蚀性评价 场区位于滨海平原,地势低平、沉积颗粒细,地下水位较浅,水力递度平缓(排泄 区),地下水浓缩作用强,矿化度高,水质差。场区地表水、地下水为微混浊、淡黄色 的微咸水、咸水或盐水。 场区地表水和地下水对混凝土结构、混凝土结构中钢筋与钢结构均具有不同程度腐 蚀性,采取防腐蚀措施,场区地表水和地下水均不能作为施工拌和和养护用水。地下水 化学类型为高矿化度的氯化钠(钾)型水。 2.3.4.4 地基条件分析与评价 (1)场地的稳定性及适宜性评价 根据地区地质构造背景和场地的工程地质条件,场地区域稳定,为可建设的一般场 地。 (2)风机基础选型 该项目位于响水县沿海滩涂,属软弱地基,区上部浅层②层淤泥质粉质粘土,属高 压缩性土层,土的力学性质差,承载力低,稳定性差,③层砂质粉土夹粉质粘土夹有软 塑状粉质粘土,土的工程性能较差。而风电机为高耸结构建筑物,受水平风荷载时,其 水平力和底部弯矩很大,并且风电机对塔架倾斜较敏感,对基础不均匀沉降要求较高。

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场区上部浅层①~③层土的地基承载力无法满足要求, 基础的总沉降和倾斜也无法满足要 求。另外④-1 层粉砂,虽然工程性能尚好,但埋藏较深,基坑开挖和基础施工困难,所以 该项目不宜采用天然地基。 而桩基础具有承载力高,沉降速率低、沉降小且均匀等特点,能够较好的承受垂直 荷载、水平荷载、上拔力及由风电机产生的振动或动力作用。风电机基础采用桩基础。 (3)持力层选择 ②层淤泥质粉质粘土,流塑为主,局部软塑,含腐殖质。静力触锥尖阻力 qc=0.57~ 1.14MPa,平均值为 0.78MPa;标准贯入试验实测锤击数 N 为 1~4 击/30cm。②夹层砂质 粉土夹粉质粘土,稍密~中密,湿,夹软塑状粉质粘土,含少量贝壳碎屑,局部夹粉砂。 静力触锥尖阻力 qc=2.05~11.57MPa,平均值为 4.73MPa;标准贯入试验实测锤击数 N 为 2.5~33 击/30cm。③层砂质粉土夹粉质粘土,稍密,静力触锥尖阻力 qc=1.58~5.73MPa。 这三层总体工程性能较差,不宜作为桩基持力层。 ④-1 层粉砂,中密,静力触探锥尖阻力 qc=8.83~11.12MPa,平均值为 9.71MPa;标 准贯入试验实测锤击数为 10~35 击/30cm, 平均值为 26.6 击。 该层局部 (ZK1、 ZK2、 ZK3、 ZK6、ZK12、J4、J5、J6、J13)分布,层厚变化大,层顶埋深 21.00~32.90m,层顶高程 -19.20~-29.42m。土的工程性能较好,可作为桩基持力层。 ④-2 层粉细砂,中密~密实,以密实为主,静力触探锥尖阻力 qc=10.98~23.68MPa, 平均值为 16.51MPa;标准贯入试验实测锤击数为 15~88 击/30cm,平均值为 63.7 击,该 层层顶埋深 20.30~32.90m,层顶高程-16.69~-29.42m,层厚 6.30~14.10m。土的工程 性能良好,是本场区较好的桩基持力层。 ⑥层粘质粉土,稍密~中密,局部夹粉质粘土,。该层分布及层厚变化大,仅见于 ZK4 孔。该层土质性能一般,不宜作为桩基持力层。 ⑦层粉质粘土,可塑,局部软塑,标准贯入试验实测锤击数 N 为 6~21 击/30cm,平 均值为 10.9 击/30cm。该层仅见于 ZK4、ZK5、ZK6、ZK7、ZK8、ZK11、ZK12、ZK13 等深 孔,该层层顶埋深 34.30~40.80m,层顶高程-29.98~-37.19m,层厚 3.40~10.30m。该 层土质性能尚好,可作为桩基持力层。 ⑧层粉细砂, 密实, 标准贯入试验实测锤击数为 17~70 击/30cm, 平均值为 41.8 击, 该层层顶埋深 43.40~55.00m,层顶高程-38.60~-49.90m,层厚大于 8.0m,土的工程性 能良好,是本场区良好的桩基持力层。

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综上所述,本场区④-1 层粉砂、④-2 层粉细砂、⑦层粉质粘土及⑧层粉细砂均可作 为桩基持力层。但由于⑦层粉质粘土及⑧层粉细砂埋藏较深,若以这两层作为持力层, 桩基需穿过④-1 和④-2 层, 以致桩基打入困难。 所以本工程一般以④-2 层粉细砂作为持 力层,当④-1 层粉砂较厚而难以穿透时,以④-1 层粉砂作为持力层。 2.3.4.5 不良地质作用 场区为滨海滩涂,地形较平坦,不存在滑坡、崩塌及泥石流等及未发现地面塌陷、 沉降等不良地质作用。 2.3.4.6 地下矿产资源 根据收集资料和现场勘查结果,场地地下无矿藏分布,无古人类活动遗迹和古文物 分布。 2.3.5 交通条件 该项目位于江苏省响水县境内,境内公路运输网十分发达,工程所在地与响水县有 二~三级公路相连,公路里程约为50km,响水县与连云港市有204国道相连,公路里程为 76km。项目所在区的陈家港镇有S226省道通过,省道距风电场最近点的浦港闸约5km。 该项目新建公路97.3km, 改建公路9.5km, 该公路标准为平原微丘三级, 路面宽8.5m, 路面形式为泥结碎石。 场址所在沿海滩涂外侧是永久海堤路,高程在 5.5~6.5m 之间,可防御海潮对风电 场区域的影响,基本不需要对海堤公路做加固工作。海堤公路为沙石路面,有 2 级公路 从响水县城关镇通往风电场,交通条件较好。 2.3.6 风能资源 (1)现场测风概况 根据《风电场风能资源测量方法》(GB/T18709-2002)和《风电场风能资源测量和 评估技术规定》,对地形比较平坦的大型风电场,一般在场址中央选择有代表性的点安 装1个70m测风塔,在其周围应再安装3~4个40m测风塔。响水县政府于2004年10月在陈家 港海岸建立了2座测风塔。但2测风塔均沿海岸防潮大堤而建,1#测风塔塔高70m,2#塔高 40m,2塔间距约2.5km。由于响水风资源特点为风资源由海洋往内陆呈明显的衰减,现有 2座测风塔位置偏西侧海岸,缺乏代表性。 参考邻近风电场2座70m风塔(1#在海堤内脚,2#在其内侧1.4km处,即第3排风电 机位置)3个月资料统计结果,平均风速下降0.3m/s左右。由于各风电场的下垫面粗糙度

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有差别,在响水风电场补设2座70m测风塔,位置在海边57#风机和内陆84#风机附近。 (2)风电场风能要素 风电场内的年平均空气密度采用响水气象局观测的气象要素推算的风电场年空气密 度,经计算风电场空气密度为1.228kg/m3。 根据代表塔70m高风速采用40m至70m的风切变指数0.1567,推算65m年平均风速为 6.7m/s,平均风功率密度为312.0W/m2,年有效风速小时数(3~25m/s)为7898h。风电场 主要受海上来风影响,风向随季节在N~E~S间变化,主要风能方向为N。一年中,2~5、 8、12月份风速较大,其中12月风速最大,1、7、10月份风速较小,其中7月风速最小。 从风功率密度看,变化趋势与风速变化区域相似,4月份风功率密度最大,7月份风功率 密度最小。从全年看,年平均风功率密度等级达到2级,具有较好的风能资源。从风电场 风速风能日变化曲线上看,全天风速变化较平稳,仅在上午出现一个风速低谷,至午后 风速恢复正常水平,并一直维持至次日,总体来说风速较均匀, 风速变化幅度较小。 (3)最大风速 根据1#测风塔实测数据统计,70m度实测最大风速为31.7m/s,40m高度实测最大风 速为 30.6m/s;根据2#测风塔实测数据统计,40m高度实测最大风速为31.7m/s,10m高 度实测最大风速为27.9m/s。按照2004年4月颁布的《风能资源评价技术规定》中50年一 遇的最大风速的计算方法分析该气象站35年实测最大风速,推算该气象站位置测风高度 (10m)50年一遇最大风速为19.88m/s。 根据测风场1#测风塔实测最大风速与邻近气象站同时段最大风速做相关分析, 风电 场50年一遇最大风速(70m高度)为32.77m/s,根据切变指数换算至65m高度为32.4m/s, 极大风速为45.4m/s,本风场为IEC III类风场。

2.4 工程布置及主要建(构)筑物
2.4.1 工程布置 2.4.1.1 总平面布置 该项目共安装134台1.5MW的风力发电机,总装机容量201MW,布置在27km长的沿海滩 涂上。按地理位置,风电场以浦港闸和三圩闸为界可以分为三部分,其中浦港闸以西共 布置45台风机,浦港闸至三圩闸共布置40台风机,三圩闸以东49台风机。根据响水风电 场接入系统资料,风电场建设一座220kV升压变电站,风电场以一回220kV输电线路接入 系统。
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220kV变电站位于海堤路内侧,原始地貌为盐田,地形平坦,原始高程约2.3~2.5m。 变电站东西方向布置在中部稍靠浦港闸侧、 南北方向布置在最靠近内陆的第三排风机处, 即布置在79~80号风机之间。变电站按100年一遇潮位标准进行设防,场地高程回填至 4.40m。变电站围墙中心尺寸为128m?73m。场区所有风电机的电能通过变电站升压后送 入外部电网,变电站是整个风电场的控制中心,也作为工作人员生活办公的场所。 变电站南侧新建一条进站道路与风电场内新建道路相连接,向西通往浦港闸现有的 碎石道路,对外交通方便。这段新建道路兼作风电机组安装时的施工道路,长约5km,路 面形式为公路型混凝土路面。变电站采用户内布置,即采用室内主变和室内GIS布置,设 两台220kV主变压器。 总平面布置图见附件。 2.4.1.2 风机布置 风机布置如下: 第一区块:灌河河口以东1.3km起至浦港闸,外侧永久海堤以内,东西长约8km,南 北宽约2km,面积约16km2的带状区域。区域内靠海一侧约1km的范围内主要为养虾场,养 虾场以内区域主要为晒盐场。该区域共布置4行风机,行间距在530~600m之间,行内间 距在660m~750m之间。第一区块布置1号~45号共45台风电机组。 第二区块:浦港闸至三圩闸,东西长约9km,南北宽约1.5km,面积约14km2的带状区 域。区域内绝大部分为晒盐场,仅在西侧存在少量养虾场。在该区域布置3行风机,从沿 海到内陆分别为600m和650m,行内间距在670~720m之间。该区域布置46号~85号共40台 风电机组。 第三区块: 三圩闸至响水与滨海交界处, 沿海堤方向东西长约10km, 南北宽约2.3km, 面积20km2的带状区域。区域东侧主要为养虾场,西侧主要为晒盐场,在三圩闸东侧有一 面积较大的水库。该区域布置四行风机,布置原则基本同以上两块风场,行间距为610~ 630m,行内间距660~780m。第三区块布置86号~134号共49台风电机组。 2.4.1.3 升压站布置 站内设生产综合楼和生产辅助楼各一幢。生产综合楼为二层建筑,地面以上两层、 半地下室一层布置,建筑面积2010m2。 地下层布置电缆层,层高2.4m;一层布置主变压器室、35kV开关柜室等,主变压器 室层高15.2m,35kV开关柜室层高6.0m,其余房间层高5.0m;二层布置GIS、中控室、继

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保室、通信机房、蓄电池室等,GIS室层高8.1m,其余房间层高4.6m。 建筑物及主要承重构件的耐火等级均在二级以上。生产综合楼设三部楼梯,楼梯宽 度均为1.3m。一层设三个对外出口。生产综合楼电缆层和蓄电池室等采用水泥砂浆地面, 35kV开关柜室、GIS室采用地砖地面,中控室、继保室及通信机房采用架空活动地板。除 卫生间外,所有内墙均采用乳胶漆墙面,外墙采用瓷质釉面砖贴面。屋面保温层采用成 品水泥膨胀珍珠岩,防水层采用SBS防水卷材。 电缆层、35kV开关柜室、GIS室、继保室等主要防火区域均设二个出口。除电缆层、 蓄电池室、气瓶间、通信蓄电池室为甲级防火门外,其余防火区门均为乙级防火门,所 有门均向疏散方向开启。 生产辅助楼为二层建筑,建筑面积770m2。一层布置宿舍、活动室等,层高3.6m,二 层布置办公室等,层高3.3m。建筑物及主要承重构件的耐火等级均在二级以上。生产辅 助楼设一部楼梯,楼梯宽度为1.3m,一层设两个对外出口。生产辅助楼门厅、一层走廊 采用花岗岩地面。 2.4.2 主要建(构)物 2.4.2.1 工程等别及建筑物等级 该项目共安装134台单机容量为1500kW的风力发电机组,并建设220kV变电站1座。工 程等别为Ⅲ等,工程规模为大(2)型,风机塔架地基基础设计级别1级,升压站内主要 建筑物的结构安全等级为二级。 2.4.2.2 工程防涝、防潮高程 风场附近的燕尾港100年一遇设计高潮位为4.01m(85国家高程系)。风电场位于海 堤内。海堤高程在5.6~6.5m,防潮水标准为50年一遇。海堤内侧为盐场和养殖场,堤内 排涝设施完备。 220kV变电站场地高程=100年一遇水位+安全超高=4.31m,取4.4m。变电站四周围墙 底部0.9m范围内设置防浪墙。 2.4.2.3 风电机组
表 2-2 风力发电机组主要技术参数 项目 1.转轮 直径(m) 77 东汽FD77C 1500kW

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表 2-2 风力发电机组主要技术参数 项目 扫风面积(m ) 风轮轮速(r.p.m) 对风方向 叶片数 功率调节方式 切入风速(m/s) 切出风速(m/s) 额定风速(m/s) 抗最大风速(m/s) 运行温度(?C) 2. 发电机 类型 输出功率(kW) 输出电压(V) 额定转速(r.p.m) 异步双馈 1550 690 1600~1750
2

东汽FD77C 1500kW 4657 9.6~17.3 上风向 3 变桨距 3.0 20.0 12.5 51.6 -20~40

2.4.2.4 风力发电机机组地基基础 (1)荷载安全系数 该项目空气动力学荷载在正常运行工况计入安全系数1.35,非正常工况计入安全系 数1.10,极端风荷载工况计入系数1.35,疲劳验算计入系数1.0。 (2)单桩承载力 风电机基础采用PHC桩,桩径600mm,桩长约30m。根据地质资料取其中一个典型钻孔 的地质情况进行了单桩承载力估算,考虑群桩效应后,单桩抗压承载力1562kN,抗拔承 载力481kN,水平承载力96kN。 (3)基础变形及内力计算 经对混凝土承台和土整体进行内力和变形计算,计算采用承台、桩和桩间土联合作 用模型,但不考虑承台底部土和侧向土的作用,混凝土承台变形和桩的内力如下:
表 2-3 承台变形和桩的内力成果表

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项目 最大竖向力(kN) 最小竖向力(kN) 桩内力 水平力(kN) 桩身最大弯矩(kNm) 承台竖向位移(mm) 承台变 形 承台水平位移(mm) 承台转角(弧度)

正常运行最高 地下水位 446.8 288.5 6.3 4.7 8.44 1.11 0.216x10
-3

正常运行最低 地下水位 659.4 501.0 6.3 4.7 13.3 1.11 0.216x10
-3

极端风速最高 地下水位 932.0 -185.3 19.2 15.7 8.57 7.09 1.53x10
-3

极端风速最低 地下水位 1144.6 27.2 19.2 15.7 13.5 7.09 1.53x10
-3

所以风机基础的承载力和变形均可以满足要求。 风机基础沉降观测采用Ⅱ等水准测量,每台风机设置4个沉降观测点,观测基准点设 在基础沉降影响范围之外。 2.4.2.5 箱式变压器基础 箱式变压器基础采用天然地基,独立基础,箱式变平台采用框架结构。 2.4.2.6 升压站 变电站内各主要建筑物、主变压器基础采用PHC管桩进行处理,选择(4)-1或(3) -2层作为持力层。站内主要建(构)筑物如下表所示。
表 2-4 站内建(构)筑物一览表 2 建筑面积(m ) 火险类别 耐火等级 2590m 1430m 144m 35 m
2

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

名称 生产综合楼 生产辅助楼 食堂 连廊 事故油池 污水处理装置 门卫室 消防水池 消防泵房 集水井

结构形式 框架结构 混砖结构 框架结构 框架结构 钢筋混凝土 钢筋混凝土 钢筋混凝土 钢筋混凝土 钢筋混凝土 钢筋混凝土

备注

丙 / / /
3

二级 二级 二级 二级 / 二级 二级 / 二级 /

2

2

2

容量 50m 30m 24m
2

/ 戊 戊

2

容量 200m 65m
2

3

/ 戊

37.8m

2

/

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序号 11

名称 调节池

建筑面积(m ) 4m
2

2

火险类别 /

耐火等级 /

结构形式 钢筋混凝土

备注

2.4.2.7 集电线路 见2.10.1集电线路。

2.5 风力发电过程
从能量转换的角度看,风力发电机组包括两大部分:一部分是风力机,它将风能转 换为机械能;另一部分是发电机,由它将机械能转换为电能。风力发电机由叶轮、发电 机、机头和机尾、塔架以及控制装置等组成,其中叶轮是最关键的部件;气流经过叶轮 使其产生升力,使风力机转动,经异步发电机转换为电能,并送往电网。由于风能是随 机性的,风力的大小随时变化,必须根据风力大小及电能需要量的变化及时通过控制装 置来实现对风力发电机组的的启动、调节(转速、电压、频率) 、停机、故障保护(超速、 振动、过负荷等)以及对电能用户所接负荷的接通、调整及断开等操作。其风能转化与 利用情况见图 2-4。

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风速达到风力发电 机额定启动风速 光缆 电 力 电 缆

风电场

箱式变压器 690V/35kV

集电线路(架空直埋)

无功补偿装置 主变压器

35kV 配电装置 电 缆 主控楼集中监控

升压站

220kV 高压配电装置

出线(220kV 架空线)
图2-4 风电场风能转换及利用框图

2.6 主要生产系统和设备
2.6.1 电气一次 2.6.1.1 风电场接入系统方式 风电场以 1 回 220kV 线路接入 220kV 响水变电所,线路长度为 37km。风电场配套建 设一座 220kV 升压变电站。 2.6.1.2 电气主接线 风电机出口电压 690V,通过箱式变电站升压至 35kV。风电机—箱变组合采用单元接 线方式。箱变高压侧采用联合单元接线方式。 2.6.1.3 升压变电站设置 220kV 升压变电站位于风电场中部位置靠主干公路侧, 站内设有 2 台主变、 生产综合 楼、生产辅助楼及其它辅属设施。采用户内 GIS 布置方案。

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2.6.1.4 防雷保护和接地 响水地区雷电活动频繁,除风力发电机本身设置防雷装置外,还采取了相应的措施, 如风力发电机机壳、塔架与接地网可靠相连,风力发电机防雷引下线与接地网相连处敷 设冲击接地网,利用管桩作为冲击接地极。风电场综合楼屋顶采用避雷带保护,主变采用 配电楼屋顶避雷带保护,35kV 集电架空线路全线架设避雷线保护。 变电站接地装置采用方孔网格状布局,网格间距 10m 左右,靠近围墙侧网格间距适当 加密,接地网采用阴极保护,接地扁钢与基础管桩钢筋网可靠连接。风电机接地以风电 机基础中心为圆心,根据基础管桩位置设置两圈环形接地网,接地网需与管桩钢筋网可靠 连接。每台风力发电机防雷引下线处的冲击接地电阻不大于 10?,风电机配套箱变接地 网工频接地电阻不大于 4?。根据《防雷(静电)装置综合检测检验报告》(2012 年度) (详见附件)实测接地电阻值为 0.6?,满足设计要求。 2.6.1.5 场用电源及照明 该项目设 2 台场用变压器,互为备用,电源分别引自 35kV 母线的 I、II 段,变压器 采用 SC-200/35,200kVA,35±2?2.5%/0.4kV;为提高风电场场用电供电可靠性,保留 施工外接电源作为场用电备用电源。 响水风电场有一个施工变压器,采用江苏伯乐达变压器有限公司生产的 YBW-12/0.4-250kVA 低损耗油浸式电力变压器。 高压侧 10kV 接至三圩盐场 35kV 变电所内, 正常运行方式为热备用,并且 400V 备自投装置可以在母线失电的时候自动切换。 柴油发电机容量为 15kW,当升压站全场停电且备用变压器也失电的时候可以发电提 供重要负载。 工作照明电源取自场用电,照明总配电电源均设在中控继保室,照明主要采用树干 式配电。照明负荷根据用途、布置场所,分别设置照明分电箱。生产综合楼、生活综合 楼各层分别设置工作照明分电箱;变电站室外照明设工作照明分电箱;生产综合楼设置 事故照明分电箱。 变电站内主要部位的事故照明由逆变系统供电,正常运行时事故照明为正常工作照 明的一部分。当失去正常照明工作电源时,通过切换装置将事故照明负荷切换至逆变系 统供电的电源上,以确保变电站事故处理和人员疏散。 2.6.1.6 无功补偿装置 该项目选用 2 套高压静止无功补偿装置(SVG) ,补偿容量为 20Mvar。

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2.6.2 电气二次 2.6.2.1 自动控制 风电场分为三级监控:在各台风力发电机的现场对单机进行监控、在风电场的中央 控制室对风电机组及送变电设备集中监控、在电力系统内的江苏省调对 220kV 升压变电 站的送变电设备实行远方监控。 在风电场控制室内各设置有两套相对独立的计算机监控系统,一套是风力发电机的 计算机监控系统,另一套是升压站计算机监控系统。风力发电机组计算机监控系统由风 力发电机组厂家配套提供,专供风力发电机组的自动监视和控制。升压站计算机监控系 统负责对 220kV 线路、主变压器、35kV 线路及公共设备的集中监控。升压站计算机监控 系统设通信工作站,通过通信工作站向调度部门输送远动信息,并接受调度部门的远方 “四遥” 。 2.6.2.2 继电保护 主变压器、220kV 线路、35kV 线路的继电保护选用微机型保护装置。 2.6.2.3 直流电源 直流系统电压为 220V,选用智能高频开关直流电源。设两组 200AH 阀控式密封铅酸 蓄电池,两组蓄电池均采用单母线结线,蓄电池组不设端电池,设二组充电模块。直流 系统正常情况下浮充电方式运行,事故放电后进行均衡充电。直流系统还配有微机直流 电压及绝缘检测装置。供全场保护、控制、事故照明、综合自动化设备等电源。 2.6.2.4 风电场计费 电能计费点设在风电场的 220kV 出线侧,主变高、低压侧设置主、副电度计费表各 一块,配置一套电能量计费终端,表计及相应的电流互感器的精度为 0.2S 级,电压互感 器的精度也不低于 0.2S 级。 2.6.2.5 图像监控系统 风电场设图像监控与防盗报警系统,用于对升压站主要设备进行远方监视,对升压 站主要设备现场状况定期巡视,安全保卫。图像监控系统由控制站、摄像头、视频电缆、 控制电缆等组成。控制站布置于变电所主控制室,主控楼摄像头分别置于中控室、通讯 机房、开关室、GIS 室、主变室、主控制楼主入口、围墙总入口等处。 2.6.3 系统通信 风电场通信分系统通信和升压站站内通信两部分。 系统通信采用 SDH 光纤传输方式设

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计,作为系统调度通信的主、备用通道,对外联络永久通信可建立与电信公网之间的通 信线路。升压站站内通信在中控室内设行调合一数字式程控调度交换机一套,作为中控 室、风电场生产、行政通信用。 2.6.4 主要设备清单 2.6.4.1 电气一次设备清单
表 2-5 电气一次设备清单 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 名 称 规 格 单位 数量 台 台 备 注

风力发电机组 箱式变电站 主变压器 场用变压器柜 高压开关柜 消弧消谐柜 中性点隔离开关 中性点避雷器 220kV GIS 断路器 电流互感器

1500kW 690V 50Hz SC-1600/35 1600kVA D,yn11 35±2?2.5%/0.69 SZ10-100000/220kV 100000kVA YN,d11 230±8?1.25%/35 kV SC-200/35 200kVA D,yn11 35±2?2.5%/0.4 kV KYN61-40.5 2000A 25kA XHB35-160/1 GW13-110W/630A Y1.5W-146/284 252kV 2000A 50kA 252kV 2? 600/5A0.2S/10P 30/10P30/10P30 /10P30(出线) 2?300/5A0.2S/ 0.5S/10P30/10P 30/10P30(主变)

134 带发电机断路器 134 含负荷开关熔断 器等设备 2 2 19/3 断路器柜/母设柜; 隔离柜 2 2 2 3 3

台 台 面 面 组 只 台 组

11 12 13 14 15 16 17

隔离开关 检修接地开 关 电压互感器 电压互感器 故障关合接 地开关 避雷器 电力电缆

252kV 2000A 50kA 252kV 2000A 50kA

组 组 相 相

4 7 1 3 1 3 40 电缆终端133只(户 内),51只(户外) 出线侧 母线侧

252kV 2000A 50kA 200kV 10kA ZSFF-YJYJ22-3?50 26/35kV

组 只 km

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序号 18 19 20 21 22









单位 数量 km km km 只 km





电力电缆 电力电缆 电力电缆 避雷器 架空线 低压配电屏 电力电缆 镀锌扁钢 镀锌扁钢 锌合金牺牲阳极 测试桩 参比电极

ZSFF-YJYJ22-3?70 26/35kV ZSFF-YJYJ22-3?120 26/35kV ZSFF-YJYJ22-3?150 26/35kV YH5WX-51/134W 35kV LGJF-150/25

14.5 电缆终端29只(户 内),1只(户外) 13 16 222 65 电缆终端32只(户 内),2只(户外) 电缆终端34只(户 内),20只(户外)

单回18km 双回47km

23 24 25 26 27 28 29

Blokset D 0.4kV YJV22-3?240 0.6/1kV -60?60 -60?8 500kg

面 km km km 块 套 套

6 11 7 16 100 4 4 阴极保护 阴极保护 阴极保护

2.6.4.2 电气二次设备清单
表 2-6 电气二次设备清单 序号 (一) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1) a 名 控制和保护 两套不同原理 220kV线路保护柜 (每套保护专用光纤4芯, 的 分 相 电流差 备用2芯,计需专用纤6芯) 动保护 220kV 母线保护柜 故障录波器柜 频率电压紧急控制装置柜 主变压器保护柜A,B,C 35kV母线保护柜 220kV线路及主变电度表屏 试验电源屏 升压站计算机监控系统(包括以下内 容) 总控柜 后 台 监 控 主 机 及 人 机 界 面(HMI) 面 套 1 2 微机型 微机型(24单元) DTSD25A 5只; DSSD25A 4只 微机型(8单元) 微机型(64路) 面 面 面 面 面 面 面 面 2 1 1 1 2X3 1 1 1 系统设计选型 系统设计选型 系统设计选型 系统设计选型 称 详细型号及规格 单位 数量 备 注

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序号 b c d e f g h

名 总控单元 通信控制器 调制解调器



详细型号及规格

单位 数量 套 套 套 套 1 1 1 1 1 1 1

备 注

GPS 时钟同步系统 逆变电源(3KVA) 多媒体语音报警系统 网络部件(包括:全部的网 络接口、 光缆等) 系统软件(包括:操作系统、编译系统、 诊断系统、工具软件等) 支持软件(包括:数据库系统、网络系 统等) 应用软件 网络打印机 便携式电脑(移动MMI) 公用测控柜 3kVA

套 套 套

i



1

j k l m 2) a b c d

套 套 台 台 面 套 套 套 套 套 套 220V直流2只; 室温 1 只 只 面 面 微机型 微机型 微机型 套 套 套 台 -25X4 ZR-KVVP22-8X1.5 m k m 面

1 1 2 1 1 1 1 1 1

220kV 母线压变测控装置 35kVI 段母线压变测控装置 35kVI 段母线压变测控装置 35kVI、II段电压并列装置 公用测控装置(主要采集 220V 直流母 线电压、0.4kV厂用电、火警信号等)

e f g 3) 4) 5) 6 7 8) 9) 10) (二) 1
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35kV 系统接地选线装置 变送器 220kV 线路测控柜 主变压器测控柜 35kV 线路保护测控装置 35kV 母分保护测控装置 35kV 场用变保护装置 计算机操作台 继保室接地铜排 控制电缆 保护、控制直流电源系统 充电浮充电柜
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1 3 1 2 1 4 1 2 1 6 0 6 2 X 1 装在线路开关 柜 装在母分开关 柜 装在场用开关 柜 见说明

高频开关电源

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序号 2 3 4 (三) (四) (五) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 (六) 1 2 (七) 1 2 3 4 5 (八) 1 2 3





阀控式密封铅酸蓄电池柜 (共两组,每组 108 只) 直流馈线柜 逆变电源柜 图像监视及防盗系统 火灾报警装置 升压站站内通信系统 数字式程控调度交换机 电话分线盒 录音电话 数字话机 电话机 电话插座 电话线 通信电缆 通信直流电源系统 充电浮充电柜 蓄电池柜 集群移动通信系统 移动车载台 移动手机 系统通信设备 155M SDH 设备 PCM 基群设备 综合配线架 进场引入光缆(24 芯普通) 进场引入光缆(12 芯普通) 系统调度自动化设备 远动装置柜 电能量计费 ERTU 柜 数据网接入设备柜

详细型号及规格 单位 数量 备 注 蓄电池容量 200Ah 2 面 2V/只 X 上海荷贝克 2 2 面 逆变装置容 量 7KVA 含探测器、手报装 置等。 48用户 8中继 面 套 套 X 1 1 1 事故照明用

套 套 套 只

1 3 2 2 4 0 5 0 2 0 2 0 0 0 0 1 2 1 3 3 0 1 2 1 1 1 系统设计选型 1 1 1 系统设计选型

P/T 兼容桌挂两用 AP86ZDTN6-2 HPV-2?0.5 HPVV-10?2?0.5

只 只 m m

高频开关电源 免维护蓄电池容量 100Ah 48V 两组 5 信道

面 面 套 台 部

台 台 光配数配,音配 面 k m k m 套 工控机 面 套

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2.7 公辅系统
2.7.1 给排水及污水处理 2.7.1.1 给水 生产用水和生活用水就近打深井取水。风电场运行期用水量较小,生活用水在升压 站内设屋顶 8m3 水箱,可满足日常生活用水要求。升压站内设 200m3 消防水池一座,提供 变电站室内及室外消防用水。 2.7.1.2 污水处理 变电站生活污水主要包括粪便污水等,生产污水主要包括施工用水、事故油污水等。 在变电站内设置化粪池一座、事故油池一座和地埋式生活污水处理装置一套。粪便污水 等、事故池污水分别经化粪池和事故油池预处理后排入地埋式生活污水处理装置,经处 理达一级排放标准后排放。 2.7.2 消防系统 2.7.2.1 建筑消防 站区南侧设置一个出入口,大门宽度为 9.6m。站内道路为城市型,主干道宽 4.5m, 转弯半径为 9m,道路呈环形布置,消防车可直达站内各建筑物。 生产综合楼与事故油池净距约 13m,与生产辅助楼净距约 10m,生产辅助楼与事故油 池净距 40m,各建(构)筑物之间的防火距离符合规范要求。两台主变分别布置在两个主 变压器室中,四周设置 370 厚钢筋砖防爆墙,符合规范要求。主变压器室四周为 370 厚 钢筋砖防爆墙,符合规范要求。 主变压器布置在室内,变压器下设置主变油坑,主变油坑铺设厚度不小于 250mm 的 卵石,主变油坑尺寸大于主变压器外廓线各 1m。另在主变压器室北侧布置事故油池,事 故油池的容积为 50m3,满足任何一台主变事故状态下的 100%排油量,事故油池有油水分 离的功能。主变事故状态下需排油时,经主变下部的储油坑排至事故油池。 2.7.2.2 消防给水 消防水池布置于站区北侧,容量 200m3,提供生产综合楼和生产辅助楼室内及室外消 防用水。消防泵组(流量 16.67~33.33L/s,扬程 48~34m,功率 18.5kW)布置于消防泵 房内。变电站内消火栓给水系统成环状布置。 2.7.2.3 灭火设施与器材 在中控室、继保室、通信机房等处各设 2 只 MFA4 手提式磷酸胺盐干粉灭火器。生产
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综合楼、生产辅助楼各层 楼梯口设 4 只 MFA4 手提式磷酸胺盐干粉灭火器。35kV 开关柜 室和 220kVGIS 室门口各设 6 只 MFA4 手提式磷酸胺盐干粉灭火器。在电缆层出入口处各 配置 3 只 MFA4 手提式磷酸铵盐干粉灭火器、1 只 200kg 砂箱。主变压器室门口各配置 3 只 MP9 手提式泡沫灭火器。 室外消防小间内另设 1 只消防砂箱盛干砂 2m3, 台 25kg 推车 1 式干粉灭火器,1 台 40kg 推车式泡沫灭火器,5 把消防铲,2 把消防斧,5 只消防铅桶。 2.7.3 暖通空调及通风 生产综合楼所有风机(除 GIS 室事故排风机外)均兼事故后排风。35kV 开关柜室采 用防爆风机。 电缆层火灾时启动自动气体灭火系统进行灭火,火灾过后,远方手动打开自动复位 箱型防火阀和自动复位防烟防火阀,并联动打开风机,进行事故后排风。待事故排风 2 小时后,人员才可进入。 GIS 室事故排风机与 GIS 设备报警信号联动, 一旦 GIS 设备发出报警信号, 立刻停止 除热风机运行,同时打开 2 台除泄漏气体排风机进行事故排风。 其它房间进风口采用防火风口。通风机均自带自垂百叶,风机关闭时,百叶亦自动 关闭。火灾发生并当室内温度达 70℃时,防火风口自动关闭,根据消防报警信号,切断 风机电源,以阻止空气流动,防止火灾扩大或蔓延。待火灾过后,手动打开排风机进行 事故后排风。 通风系统空气均不作循环,各个房间均为独立的通风系统。

2.8 安全技术现状
2.8.1 防火防爆 (1)工程防火设计 消防设计统盘考虑消防给水、灭火设施、消防配电、电缆防火等系统。 该风电场建筑物均为现浇混凝土框架填充墙的非燃烧体结构,其各项主要构件均已 达到一、二级耐火等级的要求。 (2)工程防爆安全设计 主变压器等都设有泄压装置,布置上将泄压面避开运行巡视工作的部位,以防止在 设备故障保护装置失灵,通过泄压装置释放内部压力时,伤害工作人员。 2.8.2 防电气伤害 (1)电气设备的布置均满足《水利水电工程高压配电装置设计规范》 (SL311-2004)
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规定的电气安全净距要求。 (2)建筑物屋顶设置避雷带。 (3)变电站设有接地网,其接地电阻,接触电势和跨步电势均符合《交流电气装置的 接地》 (DL/T621)的要求,能确保设备及操作人员的人身安全。 (4)对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路均设置了电气联锁装置 或机械联锁装置以确保安全。 (5)所有高压开关柜均具有五防功能。 (6)工作照明及事故照明设计中的各工作场点的照度均满足 《水力发电厂照明设计技 术规范》的要求,危险场所的照明灯具均采用防爆型,中控继保室等重要工作场所设有 事故照明,正常工作时由交流电源供电,当交流系统故障时能自动切换到由直流系统逆 变成的交流电源供电;生产楼内主要疏散通道、楼梯间及安全出口处,均设置疏散指 示 标志。 (7)电气设备外壳正常运行时的最高温升,通行人员经常触及的部位不大于 30K;运 行人员不经常触及的部位不大于 40K;运行人员不触及的部位不大于 65K,并设有明显的 安全标志。 2.8.3 防机械伤害、防坠落伤害 (1)建筑物屋面按要求设置女儿墙,以防工作人员意外坠落。 (2)风电场建筑物内楼梯均考虑意外坠落的影响,设置防护拦杆与扶手。 2.8.4 防噪声及防振动 风电场按无人值班少人值守的方式设计, 采用以计算机为基础的全厂集中监控方案, 并设置图像监控系统,因而少量的值守人员的主要值守场所布置在生产楼的中控继保室 内,其噪声均要求根据《工业企业噪声控制设计规范》 (GBJ87-85)的规定,结合本电场 的特点,限制在 60~70dB。 为确保各工作场所的噪声限制在规定值内,要求各种设备上的电动机、风机、变压 器等主要噪声、振动源的设备设计制造厂家提供符合国家规定的噪声、振动标准的设备。 中控继保室等主要办公场所选用室内机噪声值小于 60dB 的空调机, 并采取必要的减振措 施。 2.8.5 温度与湿度控制 中控继保室、办公室、通信机房和值班室等设置空调系统,其它各工作场所采用机

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械排风,保证各类工作场所的设备正常运行和工作人员的舒适工作环境。 2.8.6 采光与照明 该风电场生产楼的中控继保室等主要工作场所的照明,充分利用天然采光,当天然 采光不足时,辅以人工照明,风电场照明系统设正常工作照明和事故照明两部分。生产 楼的重要场所除正常工作照明外还设置事故照明。 2.8.7 防尘、防污、防腐蚀、防毒 开关柜室地面采用坚硬的、不起尘埃的材料(水磨石或花岗岩) ,中控继保室、通讯 机房采用架空地板,清扫时采用吸尘装置; 机械通风系统的进风口位置,均设置在屋外空气比较洁净的地方,并应设在排风口 的上风侧。 风电场现场生活污水,经必要的处理合格后,才可排放。 该风电场生产楼有关部位均按消防设计原则设有事故排风、排毒措施。设备的支撑 构件、水管、气管、油管和风管等在安装中采取除锈、涂漆或镀锌或喷塑等防腐处理, 并符合国家现行的有关标准的规定。

2.9 安全管理现状
2.9.1 安全生产管理机构 响水长江风力发电有限公司成立了安全生产委员会负责安全管理工作,风电场配备 专职管理人员,安全生产委员会组成见图 2-5。成员名单如下:主任吕鹏远、副主任刘艾 华、委员郑主平、委员杨培华、委员李霞、委员单晓晖、委员李中华。 响水长江风力发电有限公司主要负责人吕鹏远取得安全管理资格证书,杨培华、李 中华、单晓晖和程斌均取得安全管理资格证书,资格证书详见附件。
安委会主任 吕鹏远

安委会副主任 刘艾华

委员 郑主平

委员 杨培华

委员 李霞

委员 单晓晖

委员 李中华

图 2-5 响水长江风力发电有限公司安全管理委员会
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该公司有健全的安全生产保证体系,体系分工明确,设置有安全责任人,同时配备 有必要的管理、检查、监测、培训和应急设备和设施。 2.9.2 安全生产管理制度 该公司建立健全了各项安全生产责任制、安全管理制度和各专业的安全运行规程, 为约束各级领导和职工的安全生产行为奠定了制度基础。 为确保企业的安全生产管理,该风电场制定了安全生产责任制,如表 2-7 所示。
序号 1 2 3 4 5 6 表 2-7 安全生产责任制 安全生产责任制名称 安全工作责任书--工程管理部 安全工作责任书--计划合同部 安全工作责任书--运行管理部 安全工作责任书--资产财务部 安全工作责任书--综合管理部 安全生产责任书--员工

为确保企业的安全生产管理,该风电场制定了一系列安全生产管理制度,如表 2-8 所示。
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 表 2-8 安全生产管理制度汇编 管理制度名称 响水长江风力发电有限公司安全生产管理办法 响水长江风力发电有限公司安全生产检查工作暂行办法 响水长江风力发电有限公司生产安全事故报告和调查处理暂行规定 响水长江风力发电有限公司危险源辨识、评价和监督暂行管理办法 响水长江风力发电有限公司安全生产投入管理制度 响水长江风力发电有限公司安全生产考核管理办法 响水长江风力发电有限公司消防安全管理办法 响水长江风力发电有限公司车辆及驾驶员管理办法 响水长江风力发电有限公司用电安全及合同关系单位施工用电安全管 理办法 响水长江风力发电有限公司防汛工作管理办法 响水长江风力发电有限公司职业病防治管理办法 响水长江风力发电有限公司文明施工和环境保护管理办法 响水长江风力发电有限公司安全生产工作奖惩管理办法 响水长江风力发电有限公司安全教育培训管理办法 响水长江风力发电有限公司安全生产例会制度

为确保企业的安全正常运营,该风电场制定了一系列风电场安全运行管理制度,如 表 2-9 所示。具体目录见附件。
表 2-9 响水风电场运行管理制度汇编

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序号 1 2 3 4 5 6 7

管理制度名称 响水风电场运行管理制度 响水风电场操作票管理办法 响水风电场生产运行值班记录管理办法 响水风电场设备台账管理办法 响水风电场工作票管理办法 响水风电场设备缺陷管理办法 响水风电场运行岗位新员工培训办法

2.9.3 应急救援预案 应急预案一览见表 2-10 所示。
表 2-10 应急预案一览表 序号 一 二 (一) 1 2 3 4 5 (二) 1 2 3 4 5 6 7 (三) 1 2 3 (四) 1 2 三 1 2 3 4 5 6 7 8
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预案名称 综合预案 专项预案 自然灾害类 防台、防汛、防强对流天气应急预案 防雨雪冰冻应急预案 防大雾应急预案 防地震灾害应急预案 防地质灾害应急预案 事故灾难类 人身事故应急预案 全厂停电事故应急预案 设备事故应急预案 大型机械事故应急预案 网络信息系统安全事故应急预案 火灾事故应急预案 交通事故应急预案 公共卫生事件类 传染病疫情事件应急预案 群体性不明原因疾病事件应急预案 食物中毒事件应急预案 社会安全事件类 群体性突发社会安全事件应急预案 突发新闻媒体事件应急预案 安全生产事故现场处置方案 中控室火灾事故处置预案 变压器火灾事故处置预案 电缆火灾事故处置预案 风力发电机火灾事故处置预案 员工食堂火灾事故处置预案 电器误操作事故处置预案 继电保护事故处置预案 接地网事故处置预案
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9 10 11 12 13

开关设备事故处置预案 电能伤害事故处置预案 高处坠落事故处置预案 机械伤害伤亡事故处置预案 物体打击伤害伤亡事故处置预案

通过沟通及查看企业相关记录可知,风电场结合实际情况按照《生产经营单位安全 生产事故应急预案编制导则》 (AQ/T9002-2006)规定的要求编制了事故应急预案,定期 演练,不断提高风电场的应急处理能力。该项目取得应急预案备案函,见附件。 2.9.4 特种作业人员 该项目特种作业人员主要为 9 名高处作业人员和 21 名电工作业人员。 具体人员见表 2-11。
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 姓名 陈海元 顾亮 顾小波 顾永健 莫东君 王辉 王允 魏冬阳 袁亚军 卞兆冬 陈海元 顾亮 顾晓波 顾永健 简祖瑞 黎明 林浩然 刘安 罗飞 莫东君 王辉 王允 魏冬阳 吴赛虎 吴玉贵 肖威 徐卫利 许广威 袁亚军 性别 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 男 表 2-11 特种作业人员一览表 作业种类 证书编号 高处作业 T320921198305026378 高处作业 T320602198406301011 高处作业 T320683198110229215 高处作业 T320601198004130313 高处作业 T420502198502210011 高处作业 T320924198110126474 高处作业 T321321198608195652 高处作业 T420582198711260033 高处作业 T321025197703080831 电工作业 T320911198611076055 电工作业 T320921198305026378 电工作业 T320602198406301011 电工作业 T320683198110229215 电工作业 T320601198004130313 电工作业 T32012319850905219 电工作业 T420502198405111310 电工作业 T320921198909187156 电工作业 T320921198709300054 电工作业 T420521198112030014 电工作业 T420502198502210011 电工作业 T320924198110126474 电工作业 T321321198608195652 电工作业 T420582198711260033 电工作业 T320921198511293370 电工作业 T320925198809137413 电工作业 T320921198806090079 电工作业 T320721198410185214 电工作业 T321324198309205311 电工作业 T321025197703080831 有效日期 2012.6.8-2018.6.7 2012.6.8-2018.6.7 2012.6.8-2018.6.7 2012.6.8-2018.6.7 2012.6.8-2018.6.7 2012.6.8-2018.6.7 2012.6.8-2018.6.7 2012.6.8-2018.6.7 2012.6.8-2018.6.7 2012.8.17-2018.8.16 2012.2.16-2018.2.15 2012.2.16-2018.2.15 2012.2.16-2018.2.15 2012.3.19-2018.3.18 2012.2.16-2018.2.15 2012.2.16-2018.2.15 2012.8.17-2018.8.16 2012.3.19-2018.3.18 2012.3.19-2018.3.18 2012.3.19-2018.3.18 2012.3.19-2018.3.18 2012.3.19-2018.3.18 2012.3.19-2018.3.18 2012.3.19-2018.3.18 2012.2.16-2018.2.15 2012.8.17-2018.8.16 2012.3.19-2018.3.18 2012.2.16-2018.2.15 2012.2.16-2018.2.15

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30

庄清寒



电工作业

T320921199010180153

2012.2.16-2018.2.15

2.9.5 安全专项投资 该项目安全专项投资见表 2-12。
表 2-12 响水长江风力发电有限公司安全专项投资表 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 项目名称 劳动防护用品采购 安全工器具购置费 专项应急预案演练 开展防汛、防台风专项安全物资 开展安全生产活动 安全生产宣传 安全培训教育 安全预评价 安全验收评价 并网安全评价 安全监控设施费用 消防设施购置及维护费 环保检测及评价费用 其他(劳动安全与工业卫生工程) 合计 年度预算 25.00 18.00 10.00 5.00 2.00 2.00 2.00 12.00 60.00 18.00 70.00 200.00 120.00 50.00 594.00

2012 年响水长江风力发电有限公司安全专项投资见表 2-13。
表 2-13 响水长江风力发电有限公司安全专项投资表 序号 1 2 3 4 5 6 项目名称 公司年度劳动防护用品采购 公司年度安全工器具购置费 专项应急预案演练 开展防汛、防台风专项安全物资 开展安全生产活动 安全生产宣传 合计 年度预算 100,000.00 80,000.00 30,000.00 15,000.00 5,000.00 2,000.00 232,000.00

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2.10 重大设计变更
本风电场无与安全有关的重大设计变更。但是在施工及运行阶段有一定设计改造, 主要改造工程如下。 2.10.1 集电线路 可研阶段采用35kV电缆与架空线混合输电方案,根据风电机布置及线路走向情况, 合理选择各回路输电方式(电缆或架空线):各联合单元最末端风电机至变电站输电线路 采用架空线,并根据线路走向情况采用单杆双回、单杆单回输电方式;远离变电站处各 联合单元风电机之间、靠近变电站处联合单元风电机引至35kV架空线、输电线路进变电 站、水库边缘部分采用高压电缆。690V风电机电压经箱变升压至35kV联合后经输电线路 送至220kV升压变电站,每回线路最大可输送约15000kW。风电场共设14回35kV集电线路。 2006年,经江苏省环保厅审批同意,江苏响水201MW风电场项目进入实施阶段。2009 年3月26日,国家环保部华东环境保护督查中心赴响水检查指导工作,检查组认为,响水 风电场中区、东区位于国家级珍禽自然保护区实验区区域内,风电场的建设对国家级珍 禽(如丹顶鹤等)的迁徙造成影响,并要求风电公司立即停止在该区域施工。而后,风 电公司组织进行了响水风电场补充环境评价工作,并将环评结果作为相关意见向国家环 保部、江苏省环保厅等部门进行了报批。最终,环保部基本上认可了风电公司提交的环 评报告,但为了避免丹顶鹤等珍禽在迁徙过程中误撞高压电线,要求风电公司应将保护 区试验区内所有架空线改为电缆,避免潜在的风险。 改造后35kV输电线路以浦港闸为界,浦港闸以西的西区仍采用架空线不变,浦港闸 以东的中区和东区全部改为地埋电缆, 其中1~5线在中区已完成架设的架空线折除后改为 地埋电缆。改造后的35kV输电线路合并为10个联合单元,在西区的架空线不变,中区和 东区采用交联聚乙烯绝缘钢带铠装电力电缆,根据输送容量不同电缆截面为50~240mm2不 等。 详见附件江苏响水风电场工程35kV响水集电线路(调整)《电缆及光缆施工设计说 明书》文件。 2.10.2 中性点接地方式 响水风电场35kV原来的中性点系统为中性点不接地系统,以前每段母线安装一个消 弧消谐柜,针对线路单相接地,线路保护装置采用零序带方向过流保护跳闸以及小电流 接地选线装置跳闸双重保护。
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根据反措要求,响水风电场于2013年4月进行改造,中性点改成了经接地变及小电阻 接地的方式,小电流接地选线装置停用,线路保护装置零序保护跳闸。 2.10.3 低电压穿越和 SVG 现场检测情况 响水风电场于 2013 年 5 月份同时进行了风机低电压穿越以及 SVG 现场检测工作, 检 测结果均为一次性通过。 风机低电压穿越符合《风电场接入电力系统技术规定》 (GB/T19963-2011)的评价内容。 2.10.4 风电安全智能预警应急系统的介绍 风电安全智能预警应急系统于2013年6月安装于风电机组75号机组试验运行, 截至目 前其他风机未安装。 “风电安全智能预警应急系统”由“风电安全智能预警消防应急系统”和“风电结 构健康安全监测系统”两部分组成。在研发过程中,充分考虑了系统设备自身安全性和 运行可靠性,配有UPS自备电源,具有自我双重保护机制和自我监控能力,除了需要风电 机组提供电源外,整个系统设备完全独立。 “风电安全智能预警消防应急系统”是运用先进的传感器技术、无线传感器网络技 术、通讯技术、和计算机技术,借助网络与数据库技术,结合现代消防技术,通过对风 电机组在运行时,机组易产生高温部位的温度变化、图像信息以及发生火险前兆时的系 统分析,对机舱内的烟谱变化实行实时自动采集、检测、分析和研判,并在风电机舱、 塔体内发生火情时,自动启动高压二氧化碳气体管道输送灭火的应急措施,达到及时、 有效遏制火情的发生、发展和彻底扑灭的主动应急消防处置目的。 “风电结构健康安全监测系统”是通过采用先进的传感技术、数据采集技术和现代 数据管理技术,对风电机组的桩基基础、塔体的应力、应变、位移、载荷,桨叶等关键 构件的受力状态,机舱与塔体结合面的应力,以及承台(指海上风电)的温度及温度应 力状态等进行全过程健康监测,结合现代力学理论分析,以达到及早预见、发现和处理 结构安全隐患和耐久性缺陷,并可对火灾、机舱内部设备维修与改造后的结构状态进行 检测与评估,以便于及时采取相应措施,达到防止风电结构坍塌、局部破坏和延长使用 寿命的目的。

2.11 运行情况
2.11.1 调试运行 该项目 134 台风机各分系统调试工作在出厂组装时已全部结束。 整套启动过程中 134
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台风机经 360h 试运运转正常,未发现设备本身、安装和调试的问题质量事件。 试运行期间单台风机各系统运行正常,机组主要监测点温度、油压等各项考核指标 在正常范围内,风机可利用系数超过合同规定,未发生重大设备故障。经检查,机组数 据监测系统运行稳定,精度满足要求,在控制室对各台风机进行监控功能正常。风机启 动与停机功能正常,电子间和控制室空调系统正常,消防系统运行正常。风力发电机组 调试记录基本齐全。 2.11.2 并网 北京中安质环技术评价中心有限公司承担该项目 1~134 号风力发电机组(134? 1.5MW)的并网安全性评价工作。北京中安质环评价中心专家组,依据国家电监会《风力 发电场并网安全条件及评价》标准,于 2011 年 8 月 15 日至 2011 年 8 月 18 日,在企业 自查、自评的基础上,对响水风电场进行了并网安全性现场查评。 根据现场查评情况,中安质环评价中心依据国家及行业相关标准、规范和文件,并 对有关涉网电气设备进行了定性和定量分析,编制了并网安全性评价报告。 专家在对响水风电场安全性评价中,未发现有“重大”或“不可承受”的风险隐患 项目和对电网安全稳定运行可能造成影响的风险项目,并网运行必备条件基本符合国家 电监会《风力发电场并网安全条件及评价》的要求;评分项目得分率达到并网安全性评 价评分项目合格标准。 从安全性评价的结果来看,响水风电场 1~134 号风力发电机组设备总体情况良好, 机组技术资料基本齐全,各项生产管理工作较为规范,能满足电网安全运行的要求。 2.11.3“达维”台风 2012 年 8 月,达维台风登陆盐城地区,响水风电场正处台风中心,最瞬时风速曾达 到 50.2m/s。工程风机、升压站经受住了台风正面影响。 “达维”台风来临之前,响水风电公司启动应急预案,对工程施工人员以及运行辅 助岗位人员进行疏散,采用关键岗位值守的策略。台风来临时,留守升压站人员全部都 集中在升压站中控室内,保证手机电源充足,保持对外联系。 台风过后,升压站辅助楼屋顶瓦片被掀飞了几块,玻璃被刮坏了几块,其他无任何 影响。现场因箱变门被吹开,造成箱变低压侧短路而导致箱变跳了几台,一周之内全部 完成恢复。 总体来说,响水风电场的工程质量经受住了考验,响水运行人员的素质经受住了考

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验。

2.12 工程特性
该工程特性表见表 2-14。
表2-14 江苏响水风电场20万千瓦风电特许权项目特性表 单位(或 名称 数量 型号) 海拔高度 m 2~8 119°29′~ 经度 东经 120°05′ 纬度 北纬 33°56′~34°32′ 年平均风速 m/s 6.7 2 风功率密度 W/m 312.0 盛行风向(风能) (N) 台数 台 134 额定功率 kW 1500 叶片数 个 3 风轮直径 m 77 风 2 风轮扫掠面积 m 4657 电 切入风速 m/s 3 场 主 风电机组 额定风速 m/s 12.5 要 切出风速 m/s 20.0 机 安全风速 m/s 51.6 电 轮毂高度 m 65 设 发电机额定功率 kW 1550 备 发电机功率因数 0.95CAP~0.95IND 额定电压 V 690 主要机电 箱式变电站 台 134 设备 型号 SZ10-100000/220 台数 台 2 升 主变压器 压 容量 kVA 100000 变 额定电压 kV 220 电 出线回路 出线回路数 回 1 站 数及电压 电压等级 kV 220 等级 座 台数 134 型式 钢筋混凝土 风电机组基础 地基特征 箱式变电站基 础 台数 型式 座 桩基础 134 天然地基独立基础

备注

风 电 场 场 址

测风塔 70m

10min均值 3s均值

主 要 设 备

S11-1600/35

土 建 施 工

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3 主要危险、有害因素辨识与分析

危险因素是指能对人造成伤亡或对物造成突发性损坏的因素。有害因素是指能影响 人的身体健康,导致疾病的因素。危险、有害因素分析是安全评价工作的前提和基础。 根据《生产过程危险和有害因素分类与代码》 (GB/T13861-2009)《企业职工伤亡事 、 故分类》 (GB6441-1986)《危险化学品重大危险源》 、 (GB18218-2009)以及以往相关事故 统计和分析,辨识与分析危险有害因素,同时对重大危险源进行辨识。 该项目涉及到的危险、有害物质有六氟化硫、齿轮油、液压油、绝缘油、柴油等。 该项目存在主要危险、有害因素有高处坠落、物体打击、车辆伤害、机械伤害、触电、 火灾、坍塌等,还存在噪声、电磁辐射、中毒和窒息、高低温等职业危害。为了能全面、 准确识别该项目潜在的各种危险、有害因素,下面主要从风机、集电线路、变电站等多 方面对危险、有害因素进行辨识与分析。

3.1 主要物料特性及其危险性
3.1.1 六氟化硫 该项目 220kV 配电装置采用 GIS,涉及六氟化硫。六氟化硫是一种惰性气体,它无色 无味、无毒,不燃,且不溶于水,但密度大约为空气的 5 倍,具有良好的灭弧和绝缘性 能。一旦泄露会大量聚集在低洼的区域,造成该区域的空气被取代,导致氧气含量下降, 若氧气含低于 16%,在该区域工作的人员就会窒息。另外,SF6 在电弧作用下其分解物 SF4 与水作用产生氢氟酸,属腐蚀材料,当其含水量达到饱和时,会在绝缘表面结露,降低 绝缘强度, 接地电阻增大, 严重时行动中会发生爆炸。SF4 属于危险化学品有毒气体类别, 危险货物编号为 23019。 3.1.2 绝缘油 变压器油属于人工合成的液体绝缘材料(合成油),目前变压器油主要有十二烷基苯 (DDB,与矿物油混合)、硅油及酯类合成油。 DDB 是毒性最低的合成油之一。它属于弱极性材料,具有优良的电气性能和热、氧老 化稳定性,吸气性比较好,击穿电场强度高。铜、钢、锌、锡、铝等金属对它几乎不起 催化老化作用。但铅有明显的催化老化作用,并较易溶胀橡胶;硅油的特点是耐热性优 良,工作温度可达 150~200℃,属难燃性绝缘油。硅油的粘度-温度特性平坦,有高的耐
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寒性;除磷酸酯外,多数酯类的毒性很低。 3.1.3 齿轮油、液压油 齿轮油主要用于该项目风机润滑系统,齿轮油的密度约在 0.89~0.92g/cm3 之间,比 水轻又不溶于水,齿轮油的闪点(开口)一般高于 200℃,属可燃物品,储运、使用过程应 注意防止外流污染环境和着火燃烧。齿轮油如果发生泄漏,并且周围有未保温或保温不 好的热体极易发生齿轮油着火事故。在保存时,严禁火种接近,严禁阳光下暴晒,泄漏 后用黄沙或木屑处理,燃烧时用干粉灭火器或二氧化碳灭火器处理。 液压油主要用于风机刹车系统,根据《化学品分类和危险性公示通则》 (GB13690-2009)常用危险化学品的分类,未被定为危险品。毒性低,但过度接触会造 成眼部、皮肤或呼吸刺激。皮肤下高压注射可能会引起严重损伤。其油雾受压可能会形 成易燃性混合物,因此在使用过程中应注意做好消防防护工作,以免引起火灾。 3.1.4 柴油 该项目场用备用电源为柴油发电机,柴油属于危险化学品的第 3.3 类,高闪点易燃 液体,闪点不低于 55℃,遇明火、高热或与氧化剂接触,有引起燃烧爆炸的危险。若遇 高热,窗口内压增大,有开裂和爆炸的危险。另外,柴油具有带电性,当油料与管道、 泵、容器等壁面以及油流与空气摩擦或碰击时均能产生静电。液体燃料静电电荷积聚也 能导致油料燃烧爆炸。

3.2 场址选择与总体布置危险性辨识分析
3.2.1 场址选择危险性辨识分析 3.2.1.1 地震灾害 根据国标《中国地震动参数区划图(》GB18306—2001)规定,本地区地震动峰值加 速度为 0.05g, 相当于地震基本烈度Ⅵ度。 参照国标 《建筑抗震设计规范》 (GB50011-2001) 给出的周边县级及以上城市的抗震设防烈度为 6 度,设计基本地震加速度为 0.05g,设计 地震分组为第二组,场地设计特征周期为 0.75g,属对抗震不利地段。 地震的直接性灾害: (1)地面断裂:当断层活动沿着断层的两侧发生数公分到数公尺的错动时,就会造 成地面破裂、地盘拱起或陷落的情况,地表也会出现规模不一的断裂。如果构筑物的基础 正好跨越断裂层就难免被撕扯,发生扭曲或断裂,使得建筑物倒塌。 (2)岩层液化:地震发生时,强烈的震动会使原本吸附在岩层中的水渗出使岩层(液
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化)而变得软弱,构筑物的地基因此失去支撑,容易使构筑物产生下沉、倾斜。 (3)地陷:发生地陷会损坏地下水道、堤防等,甚至导致海水倒灌,都会对场区造 成致命的影响。 间接性灾害: (1)火灾:地震时剧烈的地动将会直接破坏水管、储油设备及电线等,外泄的油若 碰上电线走火或其燃烧的火苗便会引起火灾。此时由于大部分的水管已被震裂而断水,在 无法抢救的情形下便会形成不可收拾的大火。 (2)建构物倾毁:如构筑物倒塌、塔筒断裂。道路塌方等灾害导致人员与财产损失。 3.2.1.2 海啸灾害 通过现场调查,该项目布置在永久海堤内侧,风电机组及其建构物布置高度较低, 可能会遭遇海啸威胁。地震海啸波浪,通常高达数公尺甚至更高,巨大的海浪冲上海岸, 淹没风力发电场,摧毁风机塔架和其他设施,甚至淹没附近地区,造成大面积洪涝灾害。 3.2.2 总体布置危险性辨识分析 该项目总体布置为风力发电机组、集电线路及升压站布置。 (1) 该项目以风能资源利用最大化为原则, 风电机组按垂直于主导风向以矩阵布置, 并根据风电场场区内的地理环境对风电机组排布进行优化,风机的布置使该区域内风能 资源利用最大化。风力发电机组的排列方式与场地实际情况有关系,若风机实际布置点 位不满足设计要求,或实际场地不利于风机布置,将造成风能利用不合理、风机频繁开 停机、发电量损失、维修费用增加;风力发电机组的行列距优化程度不合理,可能导致 发电量减少或土地资源浪费,致使风场经济效益降低。 (2)若场区集电线路的布置未根据风力发电机组规范要求、变电站的位置以及集电 线路的输送距离、输送容量、安全距离等的布置,将导致工程投资增大,线损增大,线 路巡视、维护不便等。 (3)总体布置变电站建构筑物防火距离不满足《建筑设计防火规范》 (GB50016-2006)、《220kV~750kV 变电站设计技术规程》 (DL/T5218-2012)等相关标 准要求,导致发生火灾时,妨碍消防、救援等工作,进而导致火灾进一步蔓延,扩大事 故后果,造成重大事故。 3.2.3 周边环境危险性辨识分析 (1)海堤内有盐场和养殖场,风机叶片长时间受腐蚀,表面涂层剥落,转动时噪声

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较大,会引起作业人员的抵触。 (2)渔民在捕捞、开挖时,会有重型机械从埋有电缆的路上驶过,电缆的埋地深度 约为 0.5m,可能会造成电缆的损坏。 (3)该项目可能对周围环境影响的因子主要有无线电干扰、电磁辐射、环境噪声、 生活污水排放、生活垃圾。若风电场距离居民区较近,会对居民身体健康产生危害,对 当地无线电、电视等电器设备造成影响。 (4)该项目建设不占用海堤外滩涂和河口湿地,同时将位于盐城国家级珍禽自然保 护区实验区范围内的集电线路进行了重大调整,减少原鸟类迁徙与觅食的影响。

3.3 自然条件的危险、有害因素辨识与分析
该项目位于沿海地区,若选址及设备选型未充分考虑自然条件对风场设备及人员的 影响,或对不良自然条件未采取可靠的措施、运行期间未定期维护保养等,可能发生地 震,风灾,雷电、盐雾腐蚀等不良自然条件导致的建构筑物倒塌、设备损坏、人员伤亡 事故。 3.3.1 地震地质灾害 根据《中国地震动峰值加速度区划图》 (GB18306-2001) ,工程区 50 年基准期超越概 率 10%的地震动峰值加速度为 0.05g,场地的抗震设防烈度为Ⅵ度。该项目场地土属软弱 场地土,根据《建筑抗震设计规范》 (GB5011-2010) ,属对建筑抗震不利地段。但并未发 现大的不良地质灾害,工程场地及其附近地质构造属相对稳定区域,整体稳定适宜做建 筑场地。 3.3.2 风灾危险性分析 若塔架基础施工质量达不到设计要求、塔架制造材料不满足要求、塔架各段连接螺 栓松动、塔筒与基础环连接螺栓松动、风机偏航系统故障、刹车机构失灵、运行人员未 按当天的天气预报做出事故预想和对策、巡回检查不及时,遇有强大的强风天气,容易 发生塔架晃动、倾覆、折断、垮塌事故,风机叶片折断事故。 3.3.3 雷电危险性分析 风电场遭雷击受损通常有四种情况,一是直接遭受雷击而损坏;二是雷电脉冲沿着 与设备相连的信号线、电源线或其他金属管线侵入使设备受损;三是设备接地体在雷击 时产生瞬间高电位形成地电位“反击”而损坏;四是设备安装的方法或安装位置不当, 受雷电在空间分布的电场、磁场影响而损坏。雷电参数包括峰值电流、转移电荷及电流
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陡度等。 该项目所在地区年平均雷暴日为 27.0d,属于中雷区。夏季雷电袭击频繁,高高耸立 的风机很容易被雷电击中,会造成风电机组叶片损坏、发电机绝缘击穿、控制元器件烧 毁等;高大建(构)筑物、升压站内控制室、变电室等未设置避雷装置或者避雷装置设置 不恰当、无可靠的防雷接地或防雷接地失效等情况下,雷雨季节容易发生因遭受直击雷、 感应雷等,导致设备损坏、引发火灾爆炸;若雷雨天气工作人员检修风机、停留在风机 内或靠近风机、检修雷击线路时,均有可能对人造成击伤。 3.3.4 台风、风暴潮危险性分析 风暴潮指由强烈大气扰动,如热带气旋(台风、飓风) 、温带气旋(寒流)等引起的 海面异常升高现象。沿海验潮站或河口水位站所记录的海面升降,通常为天文潮、风暴 潮、 (地震)海啸及其他长波振动引起海面变化的综合特征。一般验潮装置已经滤掉了数 秒级的短周期海浪引起的海面波动。如果风暴潮恰好与天文高潮相叠(尤其是与天文大 潮期间的高潮相叠) ,加之风暴潮往往夹狂风恶浪而至,溯江河洪水而上,则使滨海区域 潮水暴涨,甚者海潮冲毁海堤海塘,吞噬码头、工厂、城镇和村庄,使物资不得转移, 人畜不得逃生,从而酿成巨大灾难。 该项目距离海岸线较近,风暴潮灾害对该项目有一定影响。 3.3.5 盐雾腐蚀危险性分析 风电场场址位于江苏省黄海之滨,沿岸地区盐雾较重,对风机的金属材料、电气设 备、叶片造成一定的危害。 盐雾对金属物的腐蚀破坏主要条件有:浓度、温度、含氧量、腐蚀电位。盐雾与设 备电器元件的金属物发生化学反应后使原有的载流面积减小,生成氧化合物使电气触点 接触不良,它们将导致电气设备故障或毁坏。给风场的安全、经济运行造成大的影响。 盐雾与空气中的其他颗粒物在叶片静电的作用下,在叶片表面形成覆盖层,严重的 影响叶片气动性能,产生噪音污染。经过一系列的化学反应后使设备原有的强度遭到破 坏,使风力发电机组的承受最大载荷的能力大大降低,使设备不能达到设计运行要求, 给设备安全运行带来严重后果。 该项目采用 FD77C 风机,为防盐雾腐蚀型风机,设计符合要求。 3.3.6 海岸变迁危险性分析 风电场场址位于江苏省黄海之滨,海岸线变迁主要有 5 种类型:海岸侵蚀、河口变

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迁、潟湖萎缩、港口岸线增长、海岸淤积。 海岸变迁对风电场的主要影响为,风电机组、箱变、升压站基础等的影响,风浪侵 蚀,冲刷风电机组、箱变基础等,降低地基的承载力,减弱风机塔筒的稳定性、抗倾覆 性,在有风暴潮或海平面上升的情况下,风电场可能被卷入海水中,将给风电场带来严 重的破坏。 其中对风电场影响最为严重的为海岸侵蚀,主要影响因素为风暴潮、海浪、海平面 上升等。风场附近的燕尾港 100 年一遇设计高潮位为 4.01m(85 国家高程系) 。风电场位 于海堤内。海堤高程在 5.6~6.5m,防潮水标准为 50 年一遇。海堤内侧为盐场和养殖场, 堤内排涝设施完备。220kV 变电站场地高程=100 年一遇水位+安全超高=4.31m,取 4.4m。 变电站四周围墙底部 0.9m 范围内设置防浪墙。能够满足防洪防潮要求。 3.3.7 地下水、电化学腐蚀危险性分析 场区位于滨海平原,蒸发作用强,地势低平、沉积颗粒细,地下水位较浅,水力坡 度平缓(排泄区) ,矿化度高,水质差。场区附近地表河水及地下水为微混浊、淡黄色的 盐水,场地内水沟内地表水为卤水。 并结合 2006 年 11 月对同一场地 220kV 变电站勘察时的水质分析资料,详见《江苏 响水风电场 220kV 变电站工程地质勘察报告》 (详勘阶段) ,地下水化学类型为高矿化度 Cl-—K++Na+型水。场地环境类型按Ⅱ类考虑,场区浅部地下孔隙潜水、内河水对混凝 土结构具中腐蚀性;在长期浸水条件下,对混凝土结构中钢筋具弱腐蚀性,在干湿交替 条件下,对混凝土结构中钢筋具强腐蚀性;对钢结构具中等腐蚀性。场地沟水、海水对 混凝土结构具强腐蚀性;在长期浸水条件下,对混凝土结构中钢筋具弱腐蚀性,在干湿 交替条件下,对混凝土结构中钢筋具强腐蚀性;对钢结构具中等腐蚀性。设计时应采取 防腐蚀措施。 风机基础混凝土结构除采用基本防腐蚀措施外,并采用在混凝土中掺入钢筋阻锈剂 的特殊防腐蚀措施,防腐能满足规范要求。

3.4 建(构)筑物的危险、有害因素辨识与分析
建(构)筑物的危险因素主要包括火灾、地面坍陷、设备基础事故及地震、雷击等 自然灾害。另外,场区建(构)筑物布局如不合理,安全距离、疏散通道等达不到标准 规范的要求,可能造成场区污染,妨碍安全施工、消防等工作。
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3.4.1 风机基础、塔架的危险性分析 若风电机组塔筒基础设计阶段使用的规程或规范不全面、工程地质资料勘察不合 理、设计中对存在的不良地质条件未采取可靠的预防措施、基础设计不符合规范要求 等,均可能引起风机基础缺陷,甚至导致风机坍塌。基础施工期间未确定合理工期、未 严格执行科学工期、随意调整工期等导致工程质量降低,存在的安全隐患未被发现;或 运营期间存在维护不及时,隐患未被及时发现或未及时治理,地势相对低洼处的风机基 础局部地表水长期滞留、未及时排出等,在风场遭遇自然灾害时,塔筒基础松动,造成 坍塌事故。 如风力发电机组基础地基详勘工作有误,对塔位工程地质特性掌握不准确,基础施 工质量不良或地震等自然灾害造成风力发电机组倒塔。基础沉降不均可能引起风力发电 机组运行振动,可能引起倒杆事故;塔架设计不良,材料选择不当,运行中共振。如基 础设计计算有误,使基础选型设计不符合地基承载载荷;基础开挖、回填未考虑冻胀, 发生倒塌。 该项目风机布置在滨海滩涂,风机塔架结构高耸,塔架基础受随意性不对称荷载较 大,对风机基础的要求比较高。 该项目对风机基础采用 1 级设计,塔架基础的抗震设防类别为丙类,能够满足 FD002-2007 的要求。工程所处区域地质条件较差,属抗震不利地段,存在可液化土层, 风机基础采用 PHC 桩基础。若本工程地质情况详勘或风机机组塔架基础地质条件勘测不 清或失误,风机塔架基础处理措施不足,承载、沉降、抗倾、抗浮、基础脱开等设计未 充分考虑其工程地质条件;另外,设计单位未将基础结构计算的相关过程及结构列出, 若相关设计内容不全,荷载组合不当,以及计算结果不符合相关标准规范的要求,都可 能会给工程留下安全隐患。 塔架材质、热处理、加工精度、焊接装配、与基础连接刚度、抗疲劳强度、耐冲击 强度、韧性不满足要求;塔筒与基础环、塔筒之间连接螺栓长期遭受腐蚀;钢管架与导 管桩连接不良;长期腐蚀导致塔筒与钢管连接不可靠;风机运行期未定期巡视和维护、 未定期巡视和维护、未按气候条件进行事故预测等,当风场遭遇超标准地震或不良气候 条件时,均可能导致风机塔架坍塌事故。 地表水对混凝土结构具结晶类硫酸盐型中等腐蚀性,对混凝土结构中钢筋具强腐蚀 性,对钢结构具中等腐蚀性;地下水对混凝土结构具结晶类硫酸盐型中等腐蚀性,对混

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凝土结构中钢筋具强腐蚀性,对钢结构具中等腐蚀性,若大体积混凝土浇筑过程中温度 控制不好,可能发生裂纹,造成混凝土、混凝土中的钢筋或钢结构腐蚀导致塔架坍塌事 故的发生。 自该风电场开工建设至今, 大部分风机基础不均匀沉降均能控制在设计要求范围 (基 础环水平度最大偏差≤4mm)之内,其中仅 4#、15#风机不均匀沉降超过设计值。截止 2009 年 2 月 27 日,4#风机基础环不均匀沉降最大偏差为 8.54mm,15#风机基础环不均 匀沉降最大偏差为 8.10mm。 3.4.1.1 4#、15#风机不均匀沉降的原因分析 根据对 4#、 15#风机的分析, 初步认为产生混凝土基础不均匀沉降的原因主要有以下 几个方面。 (1)超饱和软粘土影响 风电场所处为沿海滩涂地区,地层中饱和软粘土深度较大、含水率高、渗透性弱、 抗剪强度低,其产生的超静孔压消散慢,且软粘土具有很强的结构性,受到扰动后土体 强度明显降低,这种结构性的恢复需要一定的时间,软土地基中预应力管桩的单桩极限 承载也相应存在明显的时间效应问题。而该风电场在施工过程中,因考虑工期影响,一 般在打桩完成后 21d 即开始回填并进行风机基础承台混凝土浇筑,超静孔隙水压力尚未 完全消散,在自重作用下,基础很有可能发生深度沉降。 (2)微观地层的差异 根据对 4#风机地质详勘资料,其地层分布与其余风机存在差异,缺少⑤、⑥层承载 力较好的土层,而选用④层粉砂夹粉土层作为持力层,尽管其具有较好的承载强度,其 下层土为厚达 19m 承载力较弱的⑦层粉质粘土,在风机基础自重荷载作用下,⑦层粉质 粘土很有可能发生较大变形,从而引起④层的整体沉降。在部分土层厚度不均的影响下, 很有可能导致基础不均匀沉降的产生。 (3)周边人工建筑对地层的加荷扰动影响 4#、15#风机布置在海堤边,基础承台一侧为海堤堤脚,另一侧则是排淡河流。海堤 作为风电场内主要运输通道,在经过重载车辆多年碾压、振动后密实性较好,与之相应 的地下土层也将变得相对密实;而另一侧排淡河流的地下土层含水量很高,流动性大, 尽管其最下面选做持力层的土层可能承载力与海堤处相同,但其上部土层与管桩的相互 作用力将大大小于海堤侧的作用力,就摩擦桩而言,靠河一侧的单桩极限承载力肯定小

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于靠海堤侧的单桩极限承载力。在受相同荷载作用时,靠河侧比靠海堤侧沉降大也在情 理之中。 (4)桩基施工技术工艺的局限 基础管桩在风机承台范围内布置相对比较密集,在打桩过程中,周围土体受到桩身 挤压,引起的土体垂直隆起,在沉桩范围内可能伴随着周围桩的上浮。这种桩侧土上浮 产生对桩的上拔力导致桩端压力降低或转为拉力,引起地下水向桩端富集,从而降低了 桩端土的强度。这种地下水富集具有很大的不确定性,在基础自重荷载作用下,也将可 能导致基础的不均匀沉降。 3.4.1.24#、15#风机不均匀沉降不均匀沉降处理方法 (1)补桩法 为增加基础沉降较大部位的承载能力,在 4#风机靠河侧增加直径为 800mm 的灌注 桩,并采用牛腿的型式与风机承台相连。该布置形式对原基础的扰动相对较小,施工方 便,且能在较短时间内提高风机基础薄弱侧的承载力,在技术经济等方面均比较可行。 (2)堆载纠偏法 在基础承台较高一侧,进行堆土压载,使风机基础承台两侧受力不均,从而对原先 不均匀沉降进行纠正。该方法用于 15#风机,但根据堆载后对风机基础的沉降观测,发现 纠偏速度较慢,其纠偏程度较弱。堆载纠偏法对风机基础的干扰相对较小,且易于实施、 经济合理;但因其仍属于在短时间内给桩基基础加上竖向荷载,对于因其引起的超饱和 粘土孔隙水应力消散仍需要较长时间,纠偏效果在短期内较难反应。 3.4.2 其它主要生产建(构)筑物缺陷危险因素辨识分析 其它主要生产建(构)筑物包括:变电站内生产综合楼、生产辅助楼以及各类辅助 建(构)筑物,箱变基础,铁塔基础。变电站内建筑物、构筑物的安全等级均为二级。 若风场区域遭遇强地震、 超标准洪水或强降雨期间的内涝等, 均可能导致变电站内建 (构) 筑物坍塌、箱变基础和架空线铁塔基础沉降或坍塌等事故的发生。 升压站内高低压电气设备较多、电缆敷设密集、人员活动较频繁,若站内的防火防 爆设施、消防设施不齐或不可靠,建筑物的门窗、结构,周边道路以及异常情况下的应 急疏散措施若未作为安全重点考虑,则有导致意外事故的可能。

3.5 主要工艺设备及装置危险有害因素分析
风力发电机主要由风轮(包括叶片和轮毂) 、主轴、发电机、塔架、液压系统、偏航
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系统、机械传动系统(齿轮箱) 、制动系统、电气系统、变桨系统、控制系统等组成。风 电场在运行过程中由于:设计缺陷、负荷考虑不足、未考虑到的风力机特性;结构上存 在缺陷等、安全和保护系统不完善、安全系统设计缺陷、运行人员操作失误、传感器发 生故障、制造、安装和维护时存在缺陷、组装质量不好、安装质量不好、维护不当等会 导致事故的发生。同时复杂地形产生的气流会造成偏航力矩,从而导致部件疲劳、雷电、 雨等也会对风力机组造成损害。下面分别对风电场各个系统的危险因素进行分析。 3.5.1 风力发电机组的基础及塔架 (1)基础沉降不均可能引起风力发电机组运行振动等。 (2)桩基基础无防腐或防腐能力较差、施工过程中无检测,可引发事故。 (3)桩基基础无防洪(潮)标高、无防冲刷措施,极易导致事故的发生。 (4)施工质量差,达不到基础对混凝土的要求,不满足强度要求,致使基础质量不 良。 (5)基础地基处理不当、设计不当、基础质量不良或地震等自然灾害造成风力发电 机组倒杆。 (6) 风机基础设计载荷达不到要求, 地基基础承载力不够。 导致基础不牢发生事故。 (7)塔架产生振动或频繁晃动,引起风力发电机组降低出力或倒杆事故。 (8)钢制塔架防护不当造成腐蚀。 (9)极端恶劣天气造成倒塔、折塔、基础松动等事故。 (10)塔架设计不良、材料问题、强度不够,导致运行中振动、折塔、倒塔。 (11)由于安装问题,倒塔、折塔。 (12)检修过程中可能发生物体打击、高处坠落等事故。 3.5.2 风轮系统 (1) 风力发电机组容易遭受强烈的旋风和切变风速的破坏; 风速和风向的剧烈变化, 不仅使风力发电机组运行不稳定,而且会使机组叶片承受较大的风载荷,如果变桨系统 故障或控制系统故障,轻则极大地降低风力发电机组的使用寿命,重则毁坏机器。 (2)风轮叶片和发电机组有可能受到雷击的可能。 (3)桨叶设计制造不平衡,制造质量不良,运行严重振动或易损坏。 (4)风轮和桨叶运行中因材料疲劳问题发生损坏,极端天气造成折桨、断桨事故。 (5)有害因素有噪声、振动等。

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(6)当出现热带气旋等极端恶劣天气时,可能会对风轮叶片和发电机组造成严重的 破坏。造成折桨、断桨事故。 (7)风机超速保护板主要装配在发电机启(起)动控制箱中,如果失控,可能发生 超速。一旦失控,引起连锁反应,发电机飞车、解体,危及人身、财产安全。 3.5.3 液压系统 (1)液压系统漏油,发现不及时,遇明火或高温可能造成火灾事故。 (2)液压系统失灵可造成发电机组刹车保护失灵、运行失控、飞车等。 (3)液压系统运行中主要有害因素有噪声、振动等。 3.5.4 变桨系统 (1)变桨电机线路问题:接触不良导致频繁虚报故障。 (2)变桨电机功率不足,导致变桨系统失灵。 (3)变桨轴承损坏,导致变桨失效。 (4)变桨距电机发热损坏,变桨失灵。 (5)开关松动或者倾斜,无法正常反射。 (6)变桨控制柜整流桥损坏。 (7)位移传感器、终端开关质量不好,造成拒动或误动。 (8)运行时产生噪声。 3.5.5 偏航系统 (1)偏航系统机械故障、偏航系统失效引起发电效率降低或风力发电机运行中晃动 损坏发电机组。 (2)偏航定位系统失效可能造成电缆纽结、断裂、短路等造成事故扩大。 (3)偏航系统设计不合理或制造质量不良,遇有极端天气可能导致机舱坠落。 (4)运行时产生噪声。 3.5.6 机械传动系统(齿轮箱) (1)设备制造不良、设备安装质量差,可发生风力发电机组传动机构损坏或人身伤 害事故。 (2)齿轮箱密封损坏,导致渗油、漏油,尘埃进入齿轮箱,导致齿轮油污染变质。 (3)齿轮箱运行中损坏,保护不起作用,振动严重,造成事故扩大等。 (4)齿轮箱安装不良,运行中油温高、漏油可能引起火灾。

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(5)齿轮箱轴承损坏。 (6)风电机组齿轮箱采用稀油润滑,当油温低于 10℃启动时,加热装置首先对润滑 油进行加热,加热到预定温度后再开机。如果加热装置故障,则风机组无法在低温条件 下正常启动。 (7)在齿轮箱输入端或输出端装有刹车装置,传动系统中装有联轴器,如果这些部 位缺少安全防护装置,有可能造成机械伤害。 3.5.7 风机发电机组的润滑和磨损 从风力发电机组目前发生的故障来看,齿轮箱、发电机、偏航等部位的齿轮、轴承 部件的损坏主要有几种情况的磨损:黏附磨损、腐蚀磨损、表面疲劳磨损、微动磨损和 空蚀。使用润滑的作用就是要降低摩擦、减少磨损以及腐蚀和冷却。风电机组中主要采 用合成油和矿物油,合成润滑油包括多种不同类型、不同化学结构和不同性能的化合物, 多使用在比较苛刻的环境工况下,如重载、极高温、极低温以及高腐蚀性的环境下。因 此,在风电机组中最为常用。润滑脂主要用于风电机组中轴承和偏航齿轮上,它除了有 高摩擦、减磨和润滑作用外,还起着密封、减震、阻尼、防锈等作用。在风电机组维护 工作中占有很重要的位置。下面是风电机组主要出现的磨损情况: (1)黏附磨损 黏附磨损指的是接触表面相对运动时,两个相对运行表面发生局部黏连,主要现象 是表面划伤、烧合、咬死,在齿轮表面或轴承中如润滑油、齿轮油等性能不合格或达不 到使用要求时常发生这种磨损现象。 (2)疲劳磨损 疲劳磨损指两个滑动和滚动摩擦表面,在交变的应力作用下,表层材料出现疲劳, 然后出现微观裂缝,直至分离出碎片剥落或出现点蚀、麻点、凹坑等,常出现在齿轮表 面和轴承中,如齿轮和轴承材料不符合设计要求,则极易发生以上事件。 (3)腐蚀磨损 腐蚀磨损指的是金属表面在摩擦过程中与周围介质在化学与电化学反应作用下产生 的磨损,原因是润滑油、脂失效,如氧化、水化等。 (4)微动磨损 微动磨损指的是在微小振幅重复摆动作用下,在两个接触表面产生的磨损,它的现 象如同黏附和腐蚀磨损等共同磨损的结果。

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微动磨损程度随载荷减小、接触角度增加和材料硬度增高而减小;通过采用含渗透 能力强、抗磨添加剂及抗锈蚀剂的合成润滑脂,减小桨叶振动、改进变桨轴承结构、增 加套圈接触面表面强度等措施,可减缓变桨轴承的微动磨损。 风力发电机组常常发生的轴承损坏,从润滑角度看,有以下几个主要原因: 1)润滑脂或油失效,原因是使用时间超长; 2)不同型式不相溶脂油混用或选用错误; 3)润滑脂过分或油位太高,过分搅拌产生高温或漏油; 4)润滑不足; 5)轴承的安装、定位,调整(间隙等)不合适。 3.5.8 电气系统 (1)发电机系统 由于定子相间短路,发电机局部过热,定子单相接地故障,铁芯绝缘不良形成环流, 励磁系统故障等原因,造成发电机损坏事故。 发电机绝缘严重过热、老化、绝缘受潮、电磁振动静子线圈绝缘磨损、腐蚀均可引 起绝缘强度降低;线圈绝缘质量差(耐磨耐蚀性差) 、施工工艺不良、检修质量低劣等将 会引起绝缘松动磨损;在检修或施工过程中,槽中掉进焊渣、金属物或检修工具等易使 绝缘严重损伤、强度降低;定子铁芯片材质低劣、绝缘漆受损、绝缘脱落、夹紧螺栓的 绝缘破坏等将引起铁芯发热,产生涡流,铁芯烧熔,导致线圈绝缘破坏时,均会导致线 圈短路起弧着火。 此外,运行维护不当或误操作,引起机端短路时,强大的电流和电动力冲击也常会 引起绝缘薄弱部位损坏产生电弧。 (2)变压器火灾事故 变压器火灾事故包括变电站主变压器火灾、爆炸事故和箱式变压器火灾事故。变压 器是电力系统的重要元件之一,存在着火灾、爆炸的隐患。变压器爆炸着火的原因有: 1)绕组绝缘损毁产生短路(如老化、变质、绝缘强度降低、焊渣或铁磁物质进入变压 器、制造质量不良等)引起着火爆炸事故。 2)变压器主绝缘击穿(如操作不当引起过电压,变压器内部发生闪络,密封不良,雨 水漏入变压器,引线对油箱壁距离不够等)。 3)变压器长期超负荷运行,引起线圈发热,使绝缘逐渐老化,造成匝间短路、相间

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短路或对地短路;变压器铁芯叠装不良、芯片间绝缘老化引起铁损增加,从而造成变压 器过热。如此时保护系统失灵或整定值调整过大,就会引起变压器燃烧。 4)变压器线圈受机械损伤或受潮引起层间、匝间或对地短路;硅钢片之间绝缘老化 或紧夹铁芯的螺栓套管损坏,使铁芯产生很大涡流,引起发热而温度升高,引发火灾。 5)变压器绝缘油在储存、运输或运行维护中不慎而使水分、杂质或其他油污等混入 油中而进入变压器内,会造成变压器内绝缘油的绝缘强度大幅度降低。当其绝缘强度降 低到一定值时就会发生短路。 6)线圈内部的接头、线圈之间的连接点和引至高、低压瓷套管的接点及分接开关上 各接点,如接触不良会产生局部过热,破坏线圈绝缘发生短路或断路。此时所产生的高 温电弧,同样会使绝缘油迅速分解产生大量气体,使压力骤增,破坏力极大,后果也十 分严重。接头、连接点接触不良主要是由于螺栓松动、焊接不牢、分接开关接点损坏等 原因导致。 7)当变压器负载发生短路时,变压器将承受相当大的短路电流,如保护系统失灵或 整定值过大,就有可能烧毁变压器。 8)当三相负载不平衡,中性点偏移时,零线上就会出现电流。如这一电流过大而接 地点接触电阻又较大时,接地点就会出现高温,引燃接地点周围易燃物。 (3)电缆火灾事故 该项目动力电缆和控制电缆分别连接着各个电气设备或连接到集中控制室。电缆自 身故障产生电弧、电缆腐蚀产生的绝缘破坏以及附件发生着火引起电缆的绝缘物和护套 着火等均可能导致电缆继续燃烧和漏电事故。如不采取可靠的阻燃防火和防腐措施,就 会扩大火灾范围和损失。电缆火灾具有蔓延快、火势猛、抢救难、损失大、抢修恢复困 难的特点。电缆火灾事故的起因有: 1)外部起火引起电缆着火:如起火引燃电缆;变压器、互感器等充油电器设备故障 喷油引燃电缆;开关及电气设备短路引燃电缆;施工、检修的焊渣及可燃物燃烧引燃电 缆等。 2)电缆本身故障引燃电缆:如电缆头爆炸短路;电缆中间头爆破;绝缘老化、强度 降低,接地短路;质量不好;受腐蚀保护层破坏、绝缘降低;受潮或有气泡使绝缘层击 穿短路;电缆制造时安装时曲率半径过小,绝缘受损,鼠害,啮齿小动物等对电缆危害 防范不力引起电缆短路等。

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(4)断路器缺陷事故 1)检修工艺不良,操作机构调整不当、部件失灵,合闸接触不良,断路器失灵,操 作机构卡涩,跳(合)闸线圈烧毁等,引起拒分或误动。 2)电气开关连接部分发热、闪弧,引起弧光接地过电压,使其相间、对地短路,甚 至爆炸着火。 3)操作电源故障,操作电源电压降低,熔断器熔断,辅助接点接触不良,造成系统 故障时拒动。 4)电气开关内部绝缘强度降低引起短路事故,如开关变弧室真空度下降。 5)开关柜五防功能不良、引起误操作;真空开关灭弧室真空度下降、封闭不严,切 弧时爆炸。 (5)过电压保护和接地装置缺陷事故 风力发电机组、箱式变压器、变电站设备及建筑物设置了避雷装置,工程区域年平 均雷暴日数为 27.0d,按照国标《建筑物电子信息系统防雷技术规范》 (GB50343-2012) 该地区雷暴日等级划分属中雷区,雷暴对该项目影响较明显。若避雷装置的接地不良, 或接地电阻不符合要求等情况下,容易发生雷击伤害事故、风电机组过电压事故、箱式 变压器及变电站过电压事故。 风场运行期间未按规定做避雷器的试验或试验项目不全,风电机组接地网和接地电 阻未定期检查和测试,有些缺陷未能通过试验及时发现和处理,导致发电设备雷电损坏 事故和人员伤亡事故。另外,若接地装置设计不符合要求,如截面过小等,使其不能满 足热稳定和均压要求,容易发生电伤害:接地装置连接不合要求,采用焊接的接地线, 其搭接长度不够、焊接质量低劣时,接地装置电阻过大,不利于保护人身安全,易发生 触电伤害;接地装置材质不符合要求,机械强度不够,导致其受损坏或腐蚀,起不到应 有的保护作用。 (6)电气误操作事故 电气系统发生误操作的主要是人员违章作业,人员不严格执行“两票三制”制度, 违章操作,是发生恶性电气误操作事故的根本原因。 运行或检修人员误碰误动,检修中刀闸试分合的操作缺乏规范化管理,职责不清, 措施不完善,操作中未监护;刀闸电动操作箱未上锁,电动操作按钮未使用双重名称编 号,电动按钮缺乏防误碰措施,操作后操作电源未及时断开等,留下误操作隐患。防误

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装置管理不到位、防误装置的运行规程,特别是万用钥匙的管理规定不完善,在执行中 不严肃认真;防误装置检修维护工作的责任制不落实,检修维护不及时,造成防误装置 完好率不高,以致于在错误操作被防误装置正确闭锁时,运行人员还盲目地认为是防误 装置故障,这也是擅自解锁的一个原因。 (7)继电保护及直流缺陷事故 继电保护装置是保证电网安全稳定运行的重要设施,若继电保护装置存在设计不合 理、制造质量缺陷、定值不准确、调试不规范、维护不良和人员“三误”(误碰、误整定、 误接线)等问题可能造成继电保护误动或拒动,将可能导致重大设备损坏、全场停电甚至 影响电网运行。 风电场直流系统是十分重要的电源系统,若出现直流回路断路、互感器二次回路短 路或开路、蓄电池损坏或容量降低、混线、接地问题,可能导致断路器、继电保护误动、 拒动等事故。在直流系统、继电保护装置上工作安全措施不落实还可能发生人身触电事 故。 (8)无功补偿装置 无功补偿装置系统包括电容器、干式电抗器、互感器、晶闸管阀组、控制屏等。 电容器制造不良,电容器受潮、漏油在运行中会造成电容器发热鼓包、起火爆炸、 短路等严重事故;干式电抗器制造工艺不良,运输安装过程中电抗器受损等造成绕组匝 间短路、接触不良,在运行中会造成发热、短路故障;晶闸管阀组冬季保温、夏季散热 措施不良,造成阀组调控能力下降失效。电抗器设计配置不当,引起谐振过电压损坏。 3.5.9 控制系统 风力机的主要运行手段是通过可靠的控制系统来完成的,如果控制系统软件失误、 主控制器负荷过高、配置失误,可能造成的危害是:系统反应时间过长,影响机组调节 和保护动作。 (1)微机控制的风力发电机组应注意强电磁场的干扰,强电磁场的频率非常宽,强 度高,往往造成误指令,甚至会使控制继电器误动作,可能造成很严重的破坏事故。 (2)一次检测元部件故障(如振动、温度、转速、电流、电压等表无指示;指最大 值;指最小值;指示值不变化等) ,导致对机组运行工况误判断、造成人为误操作,或机 组保护拒动/误动,危及机组安全运行。 (3)控制系统的电缆较为密集,阻火措施不完善,一旦电缆发生故障和燃烧,将会

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引发严重的火灾事故,使整个系统损坏、失控,造成损失。 (4)机组保护拒动或误动(如机组运行参数超越危险极限值,保护未动作/机组运 行参数未到限制值,保护提前动作等) 。主要是机组保护用一次检测元部件损坏/断线或 其动作整定值漂移,导致机组保护拒动或误动。机组保护拒动,直接危及机组安全运行, 有造成人员伤亡或设备重大损坏的可能性。 (5)控制系统电源失电故障(如主控制系统失去工作电源或直流操作电源等) 。主 要是控制电源回路断线;过负荷熔断器熔断;电源回路短路电源开关跳闸。控制系统电 源失电,将导致控制设备及其系统瘫痪。 (6)控制接地系统故障(如控制接地回路断线;接地电阻阻值增大;单点接地系统 受损;形成多点接地等) 。主要是接地电极腐蚀断线;接地阻值增大,或接地线受机械外 伤断线,或接地线连接螺丝松动。控制接地系统故障会导致整个控制系统参考电压忽高 忽低不稳定,抗干扰能力降低,易受外界电磁干扰影响。影响控制逻辑判断运算,出现 意想不到的突发动作,危及机组安全运行,有造成人员伤亡或设备重大损坏的可能性。 (7)通信网络回路故障(如通讯回路断线通讯中断;通讯接口故障死机等) 。主要 是通讯回路受机械外伤断线或通讯接口组件损坏。通信网络回路故障将使控制设备及其 系统瘫痪,造成机组失控,人员伤亡或设备损坏事故的可能性。 (8)在检修过程中可能存在触电的危险。 高压输电线路的主要危险、有害因素有污闪事故、电网过电压、触电、杆塔倾倒、 输电线路断线、高处坠落、输电线路放电等。 3.5.10 集电线路 3.5.10.1 污闪 该项目集电线路,有可能发生污闪事故。导致污闪事故的主要因素如下: (1)绝缘子质量不符合要求; (2)不利的气象环境因素; (3)污秽等级发生变化时未及时调整爬电比距; (4)绝缘子与现场污染实际不匹配; (5)绝缘子清扫不及时。 3.5.10.2 电网过电压 根据统计资料,3~35kV 电力供电系统上,过电压现象十分普遍。过电压将对电气或

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电子装置,其中的电路,元器件,造成直接破坏,这种破坏,依据其严重程度,大体可 分为以下四种情况: (1)使设备、装置短时间工作错乱; (2)造成潜故障,即使得电路和器件的性能下降,寿命缩短,提前失效; (3)造成电路或器件的永久性损坏; (4)导致起火、触电等安全事故。 3.5.10.3 触电 该项目集电线路电压为 35kV,如果发生触电事故,后果也是非常严重。该项目线路 发生触电事故的主要因素有: (1)架空电力线检修施工前,未进行验电、放电、接地确认引起触电; (2)运行中集电线路断线接地点附近,跨步电压引起触电; (3)安全距离不够等原因引起触电。 3.5.10.4 集电线路放电 如果线路放电将可能危及线路周围环境。造成输电线路放电的主要因素如下: (1)输电线路安全距离不够; (2)绝缘子等污秽严重; (3)雨、雪、雾等自然灾害因素。 3.5.10.5 杆塔倾倒 可能导致杆塔倾倒的主要因素如下: (1)集电线路路径、地质条件、地理环境选择不当; (2)集电架空线电力塔设计、选型、荷载计算不当; (3)集电架空线电力塔制造质量、钢材质量不符合技术要求; (4)电力塔安装基础设计不符合技术要求; (5)电力塔安装基础施工质量不符合要求; (6)地震、冰雪等自然灾害因素。 3.5.10.6 高处坠落 该项目输电线路在检修等过程中可能发生高处坠落事故。 (1)架空线施工高空作业佩带的安全绳(带)不符合要求; (2)在电塔上进行施工检修维护作业安全措施未落实;

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(3)其他原因。 3.5.10.7 埋地电缆事故 (1) 电缆的终端头和中间接头是电缆绝缘的薄弱环节。 电缆因接头盒密封不良, 水、 潮气进入或灌注的绝缘剂不符合要求,内部留有气孔,均可使绝缘强度降低,导致绝缘 击穿短路。 (2)线路器材被盗,导致线路事故。 (3)线路器材不符合标准和设计要求,运行中发生过热、断线等事故。 (4)电缆受施工或动物啃咬等外力作用发生断裂。 3.5.11 风电场对电网安全的影响 (1) 该风力发电机采用异步发电机, 在运行时需要从系统吸收无功功率来建立磁场, 从而使大型风电场并网运行后对局部电网的电压水平有较明显的影响。 (2)由于风电机组的抗干扰能力不强,风速为随机变化的量,使得风电场的输出功 率具有波动性,可能造成风电场内风电机组大部分甚至全部切除的现象。从而将影响局 部电网的电能质量。 (3)在风电容量比例高的电网,可能产生电压波动和闪变、频率偏差、谐波问题。 相同装机容量的风电场在不同的接入点对电网的影响不同,在短路容量大的接入点对系 统的影响小,反之,影响大。 (4)电网故障引起电压跌落时,风电机组要在规定的电压水平和时间间隔范围内, 保持不间断并网运行,并向电网提供无功(有功)支撑的能力,通常称为风电机组的低电 压穿越能力。若风电机组没有低电压穿越功能,当风电装机更大时,电网频率会有问题。 3.5.12 影响风力机组运行安全性的主要问题 (1)设计缺陷:负荷考虑不足;出现了未考虑到的风力机特性;结构上存在缺陷等。 (2)安全和保护系统不完善:安全系统设计缺陷;运行人员操作发生错误;传感器 发生故障;受环境影响如:雨、雪、冰雹、雾、雷电、沙暴等。 (3)制造、安装和维护时存在缺陷:缺乏关键技术;组装质量不好;安装质量不好; 维护不当等。 (4)出力过高:特别是在空气密度大时,功率超过允许值,发生电机过载而停机; 在机组刹车时,发电机冷却,机组重新并网,如反复出现会损害风力机部件,缩短机组 寿命。

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(5)振动:机组发生振动,会使机械部件很快疲劳而出现故障或飞车;当激振力与 某些部件产生共振时,对机组运行会十分危险,要防止。 (6)电网故障:电网如经常出现故障,机组反复停机、开机、机组的机械材料会出 现疲劳和磨损,如叶片变桨的损伤、叶轮齿轮箱过载及刹车失灵等。另外,该工程静止 无功补偿设备的调节及其影响速度、谐波抑制失效时对电网也造成影响和故障。 (7)特殊天气的影响:如冬、夏温度对润滑油的影响,复杂地形产生的气流会造成 偏航力矩导致部件疲劳,雷电、雨、雪、冰、雹、沙暴等都会对风力机组造成损害。 (8)其他环境影响:如人为失误、漏水(雨、蓄水)、牲畜的影响、鸟类的迁徙、 振动等。 3.5.13 35kV 长时间低电压运行对电气设备安全影响分析 (1)风电场的无功功率的影响 风机的波动引起风机吸收无功的变化时,如风电场容量较大,系统电压水平降低时, 无功补偿量下降。此时风电次场本身缺乏无功支持,而补偿无功又大大减少,导致风电 场对电网的无功净需求反而上升,进一步恶化电压水平,造成电网电压崩溃,风电机组 由于自身的低电压保护停机,停机后风电场有功输出减少,需求无功相应减少,系统失 去这部分无功负荷又容易导致电压水平偏高。 (2)频率反调节 风电机组在电网频率偏离下应有一定的运行和控制能力。如果在电网频率偏低时切 机,将由于有功功率的缺失造成电网频率进一步下降。

3.6 生产过程中的主要危险、有害因素辨识与分析
按《生产过程危险和有害因素分类与代码》(GB/T1386l-2009)分析,该项目作业过 程存在的人的因素、物的因素、环境因素和管理因素等方面危险、有害因素,可能导致 该项目运行和维护期间高处坠落、物体打击、触电、火灾、车辆伤害、机械伤害、坍塌、 中毒和窒息等事故发生。 3.6.1 高处坠落 该项目风机塔架、塔筒内高度较高,在该类设备检修或巡检的过程中,岗位人员或 检修人员经常需要高处作业。如果防护栏杆不完善或高处平台、走梯强度不够,均有可 能造成高处坠落。 高处坠落的主要原因是由于高处作业人员安全意识不强、违章造成的。登高作业不
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系安全带或没有按照要求系安全带、酒后上岗、监护不到位等,均有可能造成高处坠落。 3.6.2 物体打击 该项目有较多的高处检修场所。在高处作业的过程中,如果检修工具、设备零件摆 放、安装不牢,从高处坠落,有可能造成物体打击事故。 高速旋转的机轮,如果对轮销安装不好或转动部件材质不合格,在旋转的过程中飞 出,有可能造成物体打击。 3.6.3 车辆伤害 风电场设备范围广,距离远,在运行巡检或检修时运输中均要使用汽车,若驾车人 员素质不高或车况路况不好等,均可引发车辆伤害事故。造成车辆伤害的主要原因有: (1)车况不好,车辆未定期进行检修保养,车辆带病上路,造成车辆失灵; (2)路况不好,道路的坡度、转弯半径、路基、边坡、路面材料等设计、应用不合 理。 (3)司机素质不高,违章驾驶,酒后驾车; (4)司机驾驶技能差; (5)信号出现问题,造成误会; (6)车辆超载、超速; (7)危险路段未设置标志牌; (8)场内外交通道路照明不足; (9)设备运输过程中未考虑道路的承载能力; (10)天气原因影响视线,道路湿滑; (11)其他原因。 3.6.4 机械伤害 该项目在生产过程中有较多数量的风力发电机械设备和检修设备,这些机械运行过 程中,如果存在带病运行、作业人员违章操作或安全防护装置不完善等情况,均有可能 造成机械伤害。机械伤害在生产过程中为一般危险因素。造成机械伤害的主要原因有: (1)设备没有防护装置或防护装置不符合要求; (2)在设备运转时,对设备的转动部位进行检查、加油或擦拭设备;设备带病运转; (3)在检修完毕试车时,没有作好确认,安全距离不够,盲目开车; (4)违章指挥,

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(5)违章操作; (6)操作规程存在问题; (7)岗位工人酒后上岗; (8)其它原因。 3.6.5 触电 该项目采用电压等级多,电压高,有发电系统、变电升压系统、备用电源系统、控 制系统、电气保护系统、交直流电源系统等,全场电气设备及其系统较为复杂,存在漏 电、触电、电伤等潜在危险性。各类电气工作人员较多(如外线电工、维护电工、值班 电工等) ,在电气运行、操作、维护、检修中存在较多不安全因素。 引起风电场触电事故的主要原因,除了电气设备缺陷、设计不周等技术因素外,大 部分是由于违章指挥、违章操作等人为因素引起的。常见的有: (1)不办理操作票或不执行监护制度,不使用或使用不合格绝缘工具和电气工具; (2)检修电气设备工作完毕,未办理工作票终结手续,就对检修设备恢复送电; (3)在带电设备附近进行作业,不符合安全距离的规定要求或无监护措施; (4)倒闸操作不核对设备名称、编号、位置状态; (5)跨越安全围栏或超越安全警戒线;工作人员走错间隔误碰带电设备;在带电设 备附近使用钢卷尺等进行测量或携带金属超高物体在带电设备下行走; (6)装设地线不验电; (7)工作人员擅自扩大工作范围; (8)使用的电动工具金属外壳不接地,操作时不戴绝缘手套; (9)在电缆沟、夹层或金属容器内工作时不使用安全电压行灯照明; (10)在潮湿地区、金属容器内工作时不穿绝缘鞋,无绝缘垫,无监护人; (11)电气作业的安全管理工作存在漏洞; (12)在雷雨天气检修风电机组。 (13)检修中低压电源具有漏电、触电事故危险。 (14)电气箱柜外壳及检修工器具未接地,未装设漏电保护器及误入带电间隔。 3.6.6 火灾 风电场火灾事故包括电缆火灾、变压器火灾及风电机组火灾等,下面分别对其进行 介绍。

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(1)电缆火灾 设计、制造失误。设计计算失误或制造时存在隐患,导致电缆截面过小,运行中经 常超负荷过热等原因,使电缆绝缘老化、绝缘强度降低,引起电缆相间或相对地击穿短 路起火。 电缆敷设时由于弯曲半径过小,致使电缆绝缘机械损坏或电缆受外界机械损伤(如 施工挖断等) ,造成短路、弧光闪络引燃电缆。 阻燃措施不到位,未能刷涂有效的防火涂料,阻燃隔断不够严密等均会导致火灾的 扩大。 电缆火灾的主要原因是由于发生短路,酿成火灾。电缆没有得到应有的维护,在长 期的使用中造成电缆老化,绝缘等级下降,造成电缆击穿短路,酿成电缆火灾。电缆长 时间过负荷,造成电缆过热,使得电缆外壳熔化,造成绝缘程度降低,使得电缆击穿, 造成短路,酿成火灾。汇线排及电缆接头设计或安装不合理,电缆接头会出现虚接等现 象,产生电火花,引成电缆火灾。电气火灾具有蔓延快,造成的损失大,要认真防范。 (2)变压器火灾 变压器油泄漏,遇火源发生火灾;变压器高压套管端子帽底部、变压器油枕顶部、 防爆膜、呼吸器、潜油泵的进油阀门杆的密封盘根等处进水,使绝缘强度降低引起匝间 短路。大气过电压和内部过电压,使变压器绕组主绝缘损毁,造成短路,引起变压器爆 炸、着火。 (3)风电机组火灾 发电机绝缘严重过热、老化、绝缘受潮、电磁振动静子线圈绝缘磨损、腐蚀均可引 起绝缘强度降低;线圈绝缘质量差(耐磨耐蚀性差) 、施工工艺不良、检修质量低劣等将 会引起绝缘松动磨损;在检修或施工过程中,槽中掉进焊渣、金属物或检修工具等易使 绝缘严重损伤、强度降低;定子铁芯片材质低劣、绝缘漆受损、绝缘脱落、夹紧螺栓的 绝缘破坏等将引起铁芯发热,产生涡流,铁芯烧熔,导致线圈绝缘破坏时,均会导致线 圈短路起弧着火。此外,运行维护不当或误操作,引起机端短路时,强大的电流和电动 力冲击也常会引起绝缘薄弱部位损坏产生电弧。具体原因如下: 1)由雷击导致火灾。风力发电机组处于 50m 以上的高空,如没有避雷设施或设施维 护不当,因雷击导致火灾的风险就特别高。 2)风力发电机组电气安装不当也是引起火灾的主要原因之一。火灾由接地故障、电

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路短路及产生的电弧等造成部件过载,继而过热引起。 3)表面炙热触发火灾。如果风力发电机组的空气动力制动发生故障,一般采用机械 制动的方式使转子减速,而产生的热量。或由于过载或电机润滑故障等原因,使风力发 电机组设备过热,从而使润滑油等易燃材料与高温表面接触也能引起易燃物燃烧。 4)修理、安装和拆卸等工作引起火灾。 5)风力发电机组内部存在着大量的可燃、易燃材料也是引发火灾的原因。 ①机舱内部有被油污沉淀污染的隔音泡沫; ②塑料机舱罩由玻璃增强热固性塑料或玻璃钢玻璃纤维增强塑料制成; ③液压系统(如角度调整器和制动系统)存在油污,当这些系统有任何损坏或温度偏 高,液压管的高压就能导致液压油以雾状的形式被挤出,从而可导致扩散速度极快的火 灾; (4)风塔内发生火灾易着火部位 1)机舱内部的发电机、液压系统、刹车系统、偏航驱动器、控制柜等; 2)轮毂内部的驱动电机、控制柜、电池柜等; 3)塔底的控制柜、变压器等。 3.6.7 坍塌 坍塌事故主要发生在风塔。 由于风力过强、土质疏松、地基基础强度不够,塔筒制造存在质量缺陷,质量不符 合要求,在安装过程中,不按照吊装顺序吊装、吊装过程中塔筒与其他物体碰撞等造成 塔筒质量下降,都可能导致倒塔、折塔事故。当人员来不及躲避,就会造成人员伤亡事 故发生。 3.6.8 中毒和窒息 该项目 220kV 高压配电装置采用室内 GIS。SF6 本身无毒,但是在电弧的作用下会生 成有毒低氟化合物,在设备密封不严或在设备检修过程中会释放出来。水池、污水池如 长期未清理。对运行或检修人员健康造成危害,严重者会造成中毒和窒息。 GIS 已有完善的通风及 SF6 浓度报警等设施,则宜重点检查 SF6 表的完好及有效性, SF6 气体管理的问题。如果 SF6 表的完好及有效性有问题,SF6 气体管理的有问题,则可能 引发中毒和窒息。

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3.6.9 人的不安全行为危险有害因素 在危险因素中,人的不安全行为危险、有害因素也是重要的一项因素,主要表现在 以下几个方面: (1)指挥错误 由于指挥错误或不按有关规定指挥,造成设备、人员伤害,这主要是基本功不够, 心理素质差或感知迟钝、对事故无预见而造成的。 (2)操作失误 操作人员在操作过程中误操作、违章操作等,易发生设备损坏、人员伤害等事故。 (3)监护失误 操作人员在操作过程中,监护人员的监护不利,甚至判断失察或监护失误造成事故。 该项目各工序中都可能由于人的不安全行为因素而导致介质泄漏、火灾爆炸、窒息、高 处坠落等事故发生。行为性危险因素若没有得到及时发现和纠正,极有可能造成范围广、 性质严重的安全事故,往往伴有人员的伤亡发生,因此要特别加强员工的安全培训工作。 (4)维护巡检 检修人员在在对设备进行维护检修过程中,由于未挂检修标识牌,导致在检修过程 中设备突然运转,造成人员伤害和设备损坏事故。或检修人员不具备检修资质,造成人 员伤害和财产损失。 (5)安全管理不到位 安全管理制度、工作票制度、维护检修制度、操作制度不完善、不健全,安全管理 人员监督工作不到位,安全培训不及时,操作人员未持证上岗等等。 (6)其他行为性危险和有害因素。 3.6.10 安全标志缺失 风电场场内存在高空部位、焊接、弯曲道路等危险有害场所和作业,安全标志设置缺 失可能对作业人员警示不够,从而导致高处坠落、触电、火灾、物体打击、车辆伤害等事 故发生,对安全运行和安全管理带来影响。

3.7 作业环境危险、有害因素辨识与分析
该项目可能存在的主要有害因素有噪声、采光照明不足、电磁辐射、毒物、高低温 及高湿度等。

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3.7.1 噪声危害 风力发电机组在运行过程中会产生一定程度的噪声。风电场风机周围无工厂、商店、 学校和人员密集场所, 距村庄距离亦较远,因此风力发电机的噪声不会对周围居民产生影 响。风电场的运行通过计算机远程控制来完成,运行人员的工作主要是在控制室内进行, 无特殊情况不需要到风电机组附近。风机机组正常检查、巡视,部分故障检修,以及检 修后的调试,作业人员短时间内会受到噪声影响,但可以通过个体防护予以解决。因此, 噪声风险在可接受范围之内。 风力发电无大型振动设备存在,能够产生振动的设备为风力发电机组,但振动量微 乎其微,且设备正常运行时人员远离设备,故发电机组的振动不会对人员构成危害。 生活用水和消防用水的水泵运转时能产生噪声和振动,但其强度及危害程度很小。 综上所述,噪声、振动对周边环境及作业人员构成的危害较小。 3.7.2 采光照明不足危害 采光和照明过于强烈或者昏暗,对人体是一种不良的刺激,不仅对全身一般生理状 态有不良影响,而且由于视觉机能的过度紧张,可导致全身疲劳。长期在光线不足,照 度不够的条件下,从事较为紧张的视力工作,可使视力减退,发生近视,还会因视线模 糊而发生意外事故,如机械伤害、物体打击、高处坠落等。 白天阳光照在旋转的叶片上投射上来的影子在房前屋后晃动,人无论在屋内外都笼 罩在光影里,响声和光影使工作人员时常产生心烦、眩晕的症状,正常工作、生活受到 影响。另:若风机塔架内的照明不足容易导致巡检、维护人员在作业期间高处坠落。机 舱定期维修时,若照明不足够,易发生机械伤害;且检修维修偏航马达和制动系统时用 的小型起重设备在照明不足时,可能导致起重伤害。 3.7.3 电磁辐射危害 电磁辐射的来源有:风力发电场的工频强电系统,如高压输变电线路、220kV 升压站 等。较强的电磁辐射对人体有较大的影响,如使人出现头疼、心悸、失眠、记忆力减退、 白细胞减少、视力下降等。 3.7.4 高低温危害 高温危害:据研究资料表明,环境温度超过 35℃时,人的反应速度、运算能力、感 觉敏感性及运动协调能力只有正常情况的 70%, 且容易引起中暑。 风电场极端最高温度为 38.7℃,有可能造成高温危害。

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低温危害:作业人员受低温影响,操作功能随温度的下降而明显降低,可使其注意 力不集中,反应时间过长,作业失误率上升等。另外,低温情况下可能导致风机叶片结 冰,引起风机振动异常等,影响发电设备正常运行。风电场极端最低温度为-17.0℃,有 可能造成低温危害。 3.7.5 高湿度危害 该项目设置在海边滩涂上,空气湿度较大,过大的湿度会引起电气设备受潮、绝缘 性能下降,可导致绝缘放电或人员触电事故。 尤其严重的是潮湿空气或雾气发生结露事故。天气温度骤降,风电机组、箱变、升 压站的电气设备工作的环境温度骤降,或升压站内配置的除湿器或空调系统损坏,导致 潮湿空气或雾气遇冷凝聚成水滴,附在电气设备上,导致电气设备绝缘失效,发生电击 穿或放电事故。结露可加快设备腐蚀,缩短设备、建(构)筑物的使用寿命。 长时间在比较潮湿的环境工作,工作人员易患风湿疾病。

3.8 有限空间作业场所危险、有害因素辨识与分析
(1)进入有限空间进行作业前,未进行充分的通风或作业过程中通风供氧措施不到 位,使得作业人员因缺氧而造成窒息伤害。 (2)在有限空间(如风塔内、设备间)实施焊接等作业时,由于使用的工器具产生 的有害物质,可能影响作业人员的身体健康。 (3)进入工作场地狭窄的有限空间内(风机塔内、设备间)作业中,电动工具或照 明设备违反安全规程规定使用电压大于 12V 以上的电源,或未按规定安装漏电保护器, 或接线箱(板)带入容器内使用时,易导致触电事故的发生。 (4)在进入有限空间(如风塔内、设备间)工作前,应制定安全作业措施方案,并 通过审核批准,否则有限空间施工时存在氧气量不足、有毒有害气体排放不出去、通风 量不足,造成人员呼吸困难;同时由于梯子、绳缆及电动工具、照明灯具,安全绳或防 护用品准备不足,再发生事故时造成二次伤害等事故。

3.9 场内外交通运输危险、有害因素辨识与分析
该项目场内外机械设备的运输主要是公路运输。风电场设备运输车辆、巡检车辆、 工程车辆行驶时如调度指挥不当,司机违章,车辆的装载、车辆及驾驶员的管理等方面 的缺陷均可能引发车辆伤害事故。

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响水长江风力发电有限公司江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目安全验收评价报告 ——3 主要危险、有害因素辨识与分析

(1)场内外道路未按要求进行修建,行车标志及限速标志不齐全,车速过快,会引 发交通事故。 (2)路况不好(如路面有陷坑、障碍物)、刹车失灵等原因,导致交通事故。 (3)树木及建(筑)物遮挡,视线不清,又无醒目的防撞设施和标志等,会造成车 辆撞伤行人或撞坏建(筑)物。 (4)汽车驾驶员违章(如酒后驾车、逆行等)或行人违章,导致事故发生。 (5)运输“超长、超高、超宽”的大件或易燃、易爆的危险化学品时,没有采取安 全措施及悬挂明显标记,无有指挥,会导致交通事故的发生。 (6)场内外道路设计强度不够,容易造成道路坍塌、机械伤害、人员伤亡等。 (7)道路转弯半径不足、道路坡度太陡,并在危险路段未设置标志牌。 (8)场内外交通道路照明不足。 (9)未与交通部门联系,并未征求交通部门的有关意见及安全措施。

3.10 安全监测缺陷危险、有害因素辨识与分析
(1)该项目安全监测系统评价主要包括图像监控及防盗报警系统、火灾自动报警系 统、计算机监控系统和日常安全监测设施等。若监测系统出现应激失效、系统失误、管 理缺陷等因素,则会造成监测数据无法全部采集,相应的信息软件无法对数据进行分析 或分析失准,使得整个风场的自动监测和分析预报出现很大偏差,可能会给风场的正常 运营带来危害。 (2) 该项目风电机组塔筒结构高耸,按规范要求应设置风机基础沉降观测点。若工 程未明确风机基础沉降观测方案,或监测设施施工质量不符合要求、运行期未按要求进 行观测,对观测记录未合理分析,对潜在沉降危险未及时采取措施。 (3)该项目主要建筑物基础无安全监测设施,或监测设施施工质量达不到设计要 求,监测设备可靠性差、质量不合格,监测数据不全面,监测设施损坏、失灵,监测人 员业务能力差,对建筑物基础沉降未及时发现并采取措施。

3.11 主要危险、有害因素分布
该项目主要危险、有害因素分布情况见表 3-1。
序号 1
北京

表3-1 主要危险、有害因素分布表 危险、有害因素 存在场所 高处坠落 风机塔架、塔筒内等高处作业。

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响水长江风力发电有限公司江苏响水风电场 20 万千瓦风电特许权项目安全验收评价报告 ——3 主要危险、有害因素辨识与分析

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物体打击 车辆伤害 机械伤害 触电 火灾 坍塌 噪声 电磁辐射 中毒和窒息 高低温 毒物

高处检修作业场所、高速旋转的机轮等。 风机塔架、机舱、叶片等大件设备的运输及装卸。 有转动机械存在的场所 变电设备、高压设备、备用电源、电气保护系统等处。 电缆、变压器室、变配电室、蓄电池室等场所。 风电机组及箱变基础等 主变压器、风机运行过程中 变电站内的配电装置、导线等带高压的部件 电气系统变压器断路器等。 检修过程中 蓄电池室、高压开关等

3.12 重大危险源辨识
危险化学品重大危险源是指长期地或临时地生产、加工、使用或储存危险化学品, 且危险化学品的数量等于或超过临界量

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