海上风电场施工安装风险管理摘要：随着经济与社会的发展，海上风力发电已成为可再生能源发展的重要方向，在进行近海风电场机组安装的过程中，技术操作比较复杂，施工过程中有很大的作业风险，万一出现安全事故，就可能造成很大的人身和财产损失。
本文对海上风电场施工安全风险进行分析，并提出相关的管理策略，希望对海上风电场施工风险管理效果有所帮助。
关键词：海上风电场；施工安装；风险；管理策略可再生能源是解决能源短缺问题的战略选择，而风能是目前发展最快、产业前景最好的可再生能源之一。
而海上风力发电项目属于建设工程的范畴，具有一般建设工程风险的特点，风险存在的客观性和普遍性；风险的不确定性，但具有一定的规律性和预测性；风险的潜在性和可变性。
基于此，探讨海上风电场施工安全风险管理措施就显得尤为必要。
一、海上风力发电项目的特点（一）海上风力发电项目风险管理对各专业工程方面的知识要求较高我国由于海上风电开发、海运、海事工程发展相对欧美国家发展比较晚，相应的在过去近海风资源监测和研究工作也不足。
随着海上风电的即将大规模上马，基础的海上测风和研究工作也已在中国近海大规模展开[1]。
海上风电场距离远，除了风机的质量、系统可靠性要求高以外，必要的维护是必不可少的，且因为海上风力发电项目的特点，对其维修方面的专业知识要求较高。
（二）海上风力发电项目的风险受自然因素影响较大海上台风对中国近海风电场的影响是需要特殊考虑的风险，由于气象资料的时空分辨率和完整性方面具有一定局限性[2]，高分辨率气象模式及有限元分析软件也经常被用到风电场微观选址工作中，因此，海上风力发电项目的风险受自然因素影响较大，需要重视自然因素的影响。
（三）风险因素之间的关联度较大海上风力发电项目风险因素间的关联关系使得现有常用的风险评价方法的应用受到很大的限制，由于海上风机叶轮的面积一般都远大于陆上，故其造成的尾流对后方风机的影响也比陆地大得多[3]，尽管邻近风机之间的距离也增大许多，但距离的增加对消减这种尾流影响的效果仍有待研究，故在海上海上风力发电项目风险分析中也要注意各个风险因素之间的关联。
（四）海上风力发电项目的风险具有明显的阶段性海上风力发电项目风险因施工过程呈现明显的阶段性，在施工准备阶段、施工阶段和后期维护阶段的风险都不同，且受到外力的阶段性影响，例如风力[4]，对施工风险就具有阶段性的影响，一旦海上有台风预警就会停止施工，以保证海上施工安全。
二、海上风电场施工安装风险识别与控制（一）基础施工风险识别与控制1.钢管桩施工安装分析识别与控制首先，地质的变化情况较大，造成钢管桩没有达到设计的标高。
其次，钢管桩的最终高程与水平误差没有在设计的要求范围内。
钢管桩施工安装控制措施有：根据未沉入的钢管桩的具体长度与贯入的程度来进行分析和判断，什么时候进行停锤[5]。
要利用精确调整的技术来进行导向架平台的控制，全面检测打桩的全过程，保证在导管架平台打桩的时候起到必要的控制作用。
2.导管架施工安装分析识别与控制导管架基础施工主要包含钢管桩运输与沉桩、导管架运输与安装、基础灌浆等方面。
海上风电导管架基础一般采用先沉桩后安装导管架，导管架基础法兰水平度是可能给风机正常运行产生很大影响的重要因素，在超过的时候必须进行限制，将对海上风机的安全与发电量产生一定影响。
导管架基础施工中会面临如下主要风险:1) 地质变化较大，导致钢管桩未沉入至设计标高。
2) 钢管桩的最终高程误差与水平误差超过设计要求。
3) 导管架基础无法顺利插入钢管桩内。
4) 导管架基础法兰水平度超过设计要求。
5) 导管架基础灌浆漏浆、堵管[6]。
针对导管架施工安装的控制措施有：应采用一些调平的举措，从当前的角度上分析，一般采用两种调平手段，其中一种是进行液压调平，另一种是进行垫块调平，两者方法均可采取。
（二）海上风电机组安装风险识别与控制根据海上风电机组的安装工艺的特点，海上风电机组在进行设备安装的过程中主要可以分为整体吊装方式和分体吊装方式两种。
其中，分体安装方案是将风电机组的各个部件运抵机位后，由自升式平台上配备的吊机将各个部件按先后顺序分别吊到指定部位进行组装。
整体吊装方式是在运输驳上拼装整机，整机拼装完成后，利用整机运输船及大型起重船安装风机。
通过整体吊装的方式来研究风险管理，可能出现的主要风险点和应对策略如下所述：1.在进行风电机组组装作业的时候，可能会由于操作失误或出现其他的因素出现意外吊重坠落的情况而造成风电机组及船舶船体的结构出现损伤的风险。
应对策略是要模拟不同速度下意外坠落对船体结构的冲击，获取机舱下落导致船体结构屈服强度产生塑性变形和结构发生破损的临界速度。
2.在海上整体吊装设备都就位的时候，潮位、海风以及波浪都可能影响吊装操作。
应对策略是准确预测潮位、风以及波浪的实时变化，为风机出运与吊装提供准确的施工窗口。
3.在进行海上风机整体吊装的过程中出现“硬着陆”的情况。
应对策略是吊装过程中设计一套“软着陆”系统，能实时监控风机整体吊装时的加速度与变形情况。
（三）海上升压站施工风险识别与控制1.海上升压站滑移装船分析识别与控制海上升压站上部组块在装船的时候，可能发生滑道摩擦力太大，导致拖拉困难；由于天气的变化非常快，码头滑道与驳船滑道无法对正；船舶压载系统与绞缆机负荷无法达到安装的需要；绞缆机无法均匀用力，造成平台偏移，并出现卡住滑靴等一系列风险。
针对以上风险，主要是要做好运输前的准备工作，尤其是组块平台的临时支撑与绑扎焊接工作，必要时需要分析运输过程中的疲劳问题，对长距离运输，需做好路线选择，并尽量避免经过恶劣海况的海域，或者停船靠港，等待良好天气。
2.海上升压站吊装分析识别与控制目前海上风电场离岸距离越来越远，海上升压站重量、体积越来越大，浮吊资源的可选择性越来越小。
一方面，我国能吊装4000T左右海上升压站的浮吊资源有限；另一方面，海上升压站施工区域水深有限，浮吊无法承担坐底风险，必须在平潮、高潮时作业，吊装能力远大于海上升压站吊装需求的浮吊一般不能满足水深条件。
因此满足大重量海上升压站吊装的浮吊资源极其有限，需施工单位提前锁定浮吊资源。
为应对浮吊资源有限、水深条件差、恶劣天气等风险，可采用新型安装方案如浮拖式安装方法，步骤如下：a、在陆上完成海上升压站的建造；b、采用滑移方式滑至驳船上，运至预定安装位置，判断海上升压站的支架底面是否高于基础的顶端，若是，则执行步骤d；若否，则执行步骤c；c、控制驳船上升；d、将驳船驶入基础中部的间隙内并定位；e、控制驳船下降，将海上升压站的支架搁置于基础上，同时驳船继续下降直至与海上升压站脱离，然后将驳船从海上升压站底部拖出；f、将支架和基础焊接即可[7]。
海上升压站设计时还可考虑模块化建造，把大的升压站分成几个小模块，这样吊装就不会受大型浮吊资源的限制。
（四）海缆敷设风险识别与控制海缆敷设工序主要包括：前期施工准备→海缆始端登陆→跨海段海缆敷埋（交越其他缆线时妥善处理）→电缆登陆海上升压站。
1．海缆始端登陆时会遇到汛期潮流湍急，浅水滩涂较宽，海缆长距离登陆等困难。
诸多因素导致海缆施工效率不高，同时也给船舶和作业人员的安全产生较大威胁。
施工前，需对工程所用的测量控制点进行测量复核，做好施工组织。
利用潮流的特点，采取降低拖拽时的摩擦力如浮球助浮减阻，在电缆上绑扎浮球，间距约5m，使电缆漂浮在水中，以减少与海底摩擦时产生的阻力。
电缆穿管登陆时，在管道口安装弧形喇叭槽，同时在电缆外表涂抹润滑剂，以减小摩擦阻力。
2.跨海段海缆敷埋风险主要存在于海底交越段与航道区。
有些风场存在多个海缆与原有管线、光缆等交越的隐患。
敷缆船组作业必须严格控制船位和电缆敷埋精度，要考虑航道可能给海缆敷设带来的诸多影响。
对于这种可能存在的交越段风险，需要和已铺管线的相关单位进行磋商，并采取详细的措施以避免管道和电缆铺设中对双方的铺设造成损害，尤其是天然气管线。
在交越段上5m范围内，海缆包裹橡胶防护垫层，避免与被交越缆线直接接触。
对于穿越航道区的海缆，可加大电缆的埋深。
3.电缆登陆海上升压站时，存在海上升压站还未吊装的情况，施工时需要妥善的处理此段海缆的施工，以及考虑海缆打捞、吊装船舶抛锚的风险。
可采用了半穿J形管法，把海缆端头吊在J形管上口，下管口海缆留余量呈“Ω”形，待升压站吊装后进行二次牵引的方法。
“J”形管口至回收埋设机处由潜水员进行水下冲埋，整个“Ω”形段电缆的冲埋深度为2.5m，长度约30m。
由于在基础钢管桩附近海流流速较大，容易形成涡流，海床面易受到冲刷，不稳定，影响“J”形管口处的电缆安全，因此电缆敷设时预留“Ω”余量，避免海缆架桥悬空；另采取在“J”形管口处抛填水泥沙浆袋的技术措施，对海缆加强保护。
4.海缆敷设海域一般会有障碍物存在。
为避免障碍物对施工期间的电缆安全、施工质量以及埋设机械构成威胁。
施工前应勘察、扫海，及时清理陆上段障碍物（杂草、垃圾）、滩涂段障碍物（块石）、水面可见障碍物（插桩、渔网、浮漂等）、水底障碍物（海底残存的网、绳、缆、桩等小型障碍物和沉船）。
5.海缆敷设期间一般为台风多发季节，施工单位应准备应急预案，并该根据台风季节的海况特点，合理安排施工周期。
施工前应根据未来3-5天气象预报、10天气象预测，选择较为理想的气象窗口。
施工期间若遇突发性7级以上大风，而天气情况在风浪过后可能及时好转，施工船暂时停止作业，在现场抛设加强锚。
施工设备采取加固措施，保持处于稳定状态。
作业人员作好随时抵抗风浪准备。
施工期间若遇8级以上大风或台风，且海况极端恶劣，天气难以及时好转，则采取及时撤离施工现场躲避风浪的措施。
施工船舶撤离后，应选择海图上标示的防台锚地抛锚避风，遇强热带风暴以及台风选择避风港避风，并随时用高频向海事部门报告船舶位置。
结语目前，风险管理虽已逐步应用到大型项目管理之中，但在风力发电项目领域，项目管理及更深入的风险管理，无论是理论研究还是实践应用都尚未广泛开展，与国外同行和国内其他科学研究和应用现状相比，还有较大差距。
随着经济与社会的发展，海上风力发电已成为可再生能源发展的重要方向。
本文阐述了海上风电场施工安装风险的识别与控制，希望可以帮助和指导相关管理人员与施工人员科学合理地完成海上作业。
参考文献[1]蔡胜军.海上风电场施工安装风险管理研究[J].建筑工程技术与设计,2017(8):2441,1758.[2]元国凯,朱光涛,黄智军.海上风电场施工安装风险管理研究[J].南方能源建设,2016,3(z1):190-193.[3]郑伯兴,苏荣,冯奕敏.海上风电场升压站风险分析与管控研究[J].南方能源建设,2018,5(z1):228-231.[4]王凯.海上风电场工程勘察管理及技术应用分析[J].风能,2018(4):44-48.[5]汪飞,周剑荣.海上风电场建设的施工技术与发展前景[J].城市建设理论研究（电子版）,2016(12):407-407.[6]高宏飙,张钢.海上风电项目风险管理实例研究[J].风能,2014(7):62-66.[7]中国电建集团华东勘测设计研究院.一种海上升压站及其施工方法.中国，CN102587342A[P].2012-07-18.。
