图号 版次 Q4891C-A-01 1 南麂岛离网型微网示范工程 初步设计阶段 第一卷 综合说明书 浙江省电力设计院 设计证书号：A133007109 勘察证书号：120001-kj 二○一二年十二月 南麂岛离网型微网示范工程 初步设计阶段 第一卷 综合说明书 　　　批 准 ： 徐建国 　　　审 核 ： 钱海平、陶 佳 　　　校 核 ： 宁康红、丁晓宇、周啸波、刘宏波 　　　 胡映梅、毛 婕、李 慧、谭振军 　　　 丁 健、徐 峰、陈建飞、劳建明 　　　 陈艳龑、章政海、余世水、邵长云 　　　 陈天明、陈伟鑫、殷 萍、马 菁 　　　 许 伟、余智恩、艾月平、夏 静 　　　 任渊源、光 旭、孙文波、沈洪流 　　　 钱 峰、陶 涌 　　　编 写 ： 陶 佳、徐 展、张 谦、方祥雷 　　　 方显业、王海燕、邓建俊、管华云 　　　 董雯婷、侯望梅、任 涛、王恩琦 　　　 陈 波、 章益均、万 军、余向东 　　　 刘 磊、章剑峰、王 坚、余永春 　　　 羡逸南 南麂岛离网型微网示范工程 初步设计阶段 第一卷 综合说明书 　　　批 准 ： 　　　审 核 ： 、 　　　校 核 ： 　　　 　　　 　　　 　　　 　　　 　　　 　　　 　　　 　　　编 写 ： 　　　 　　　 　　　 　　　 　　　 　　　 目 录 1 总论 1 1.1 设计依据 1 1.2 建设规模 1 1.3 站址概述 2 1.4 设计范围 3 2 电力系统部分 4 2.1 电力系统一次 4 2.2 电力系统二次 34 3 风力发电系统 83 3.1 风机选型 83 3.2 风电机组布置 87 3.3 风电场发电量测算 88 3.4 风电场电气 91 3.5 土建工程 97 3.6 地质部分 101 3.7 水文气象 104 3.8 施工组织 106 3.9 施工总布置 111 4 柴油发电系统 112 4.1 电气一次 112 4.2 电气二次 115 4.3 机务部分 119 4.4 给排水部分 120 4.5 地质部分 123 4.6 水文气象 127 4.7 施工组织 129 4.8 土建工程 130 5 光伏发电系统升压改造 130 5.1 电气一次 130 5.2 电气二次 132 6 控制大楼相关 133 6.1 储能系统 133 6.2 中心配电室 143 6.3 信息网络 144 7 配网工程 145 7.1 总论 145 7.2 电缆 156 7.3 设备 159 7.4 施工地点及工期 165 7.5 现场施工组织机构 166 7.6 施工方案 166 7.7 安全目标、安全保证体系及安全组织措施 167 7.8 保证安全的技术措施 169 7.9 线路图纸和电气接线图及平面布置图 174 7.10 材料清册 175 8 工程投资汇总 176 8.1 编制说明 176 8.2 投资概算 180 9 附表及附件 180 1 总论 1.1 设计依据 　　1）浙发改能源〔2012〕161号《关于浙江南麂岛离网型风储系统项目工程可行性研究报告的批复》； 　　2）浙电发展〔2011〕174号《关于印发温州2011年第一批配电网建设与改造项目可行性研究报告的评审意见》； 　　3）浙电发展〔2011〕881号《关于温州南麂岛、鹿西岛微网示范工程可行性研究报告的批复》； 　　4）浙电经研规划〔2012〕239号《关于温州南麂岛、鹿西岛微网示范工程可行性研究报告的评审意见》 　　5）平阳电力有限责任公司 工作联系单编号20120802《关于委托编制南麂岛微网示范工程建设项目初步设计事宜》； 　　6）平阳电力有限责任公司 工作联系单编号20120804《关于委托编制南麂岛新建南麂发电厂项目初步设计事宜》； 　　7）浙江省电力公司电力科学研究院《南麂岛微电网接线示意图》。 1.2 建设规模 　　1）风力发电系统：10×100kW； 　　2）柴油发电系统：本期2×500kW，远景8×500kW； 　　3）储能系统：500kW×2h磷酸铁锂电池储能系统3套，500千瓦×3h磷酸铁锂电池储能系统1套（利用已有电动汽车标准储能电池），500kW×15s功率型超级电容器系统2套； 　　4）中心配电室：本期扩建10台10kV开关柜； 　　5）10kV线路： 　　电缆YJV22-8.7/15-240 2.640km 　　电缆YJV22-8.7/15-150 0.384km 　　电缆YJV22-8.7/15-95 9.862km 　　电缆YJV22-8.7/15-70 0.166km 　　6）光伏电站升压变： 　　南麂办事处站升压变1×125kVA，后隆站升压变1×630kVA。 　　7）微网保护、监控、能量管理系统与智能用电系统。 1.3 站址概述 　　南麂岛离网型微网示范工程位于浙江省东南部的平阳县南麂本岛，南麂列岛是国家海洋自然保护区和联合国生物圈保护区。岛上气候温和，因长期受海浪和潮汐的侵蚀和冲击，基岩裸露，且多呈陡崖峭壁。列岛岸线曲折，岬角丛生，海湾众多。地貌形态则以海蚀地貌为主，海积地貌不甚发育。本示范工程风力发电、光伏发电、柴油发电及储能设备选址均位于南麂列岛国家级海洋自然保护区总体规划的实验区范围内，不涉及其核心区及缓冲区，符合浙江南麂列岛国家级海洋自然保护区总体规划的要求。 　　风电场沿南麂办事处东南部，关帝岙的西北面一带山脊布置，西临火焜，距南麂办事处中心约1.34公里，距关帝岙约0.8公里；场区内地势一般中间高两侧低，布置风机的山脊地势相对比较平缓，山体最高约119.7米（1985国家高程），沿山梁共布置10台风机。场区新建道路等级按山岭重丘四级标准实施，道路路基宽度为6m，路面宽度5m，施工期间为泥结碎石路面，爬坡纵向坡度i≤10%，局部纵坡超过路段，考虑采用牵引车牵引。道路转弯半径按不小于25m设置。本期工程需修整道路约1.5km。 　　浙江正泰太阳能科技有限公司已经分别在南麂办事处安装了110kWp、在后隆村安装了549kWp，总计659kWp的太阳能发电电池板组件。经协商将上述光伏电站纳入到本工程中，本工程不再另建光伏电站。 　　新建柴油发电厂选址位于百亩坪的东面，东临火焜澳，西南面靠山，距南麂办事处中心约1.3公里。自然标高约为20～35米，地形坡度较小，地质硬。附近有少数废弃房子需拆迁。 　　储能设备、微网监控系统及能量管理、充换电站布置在南麂充换电站综合大楼区域，位于南麂办事处中心地段，距离南麂办事处南面约230米的位置，地形为山坡。南麂电动汽车充换电站工程已单独立项，并已开工建设。 1.4 设计范围 　　本报告设计范围主要包含南麂岛离网型微网示范工程中的风力发电系统设计、柴油发电系统设计、光伏发电系统升压改造、控制大楼相关设计（含储能系统、中心配电室等）、10kV线路工程设计以及微网保护、监控、能量管理系统与智能用电系统设计等，具体内容涉及系统一次、系统二次、施工安装、总平布置、土建工程、电气、机务、地质、给排水、水工消防、水文气象、暖通等，包含工程投资概算。 2 电力系统部分 2.1 电力系统一次 2.1.1 电力系统概况 　　温州市位于浙江省东南沿海，东濒东海，西邻丽水，南连福建，北接台州，是浙南经济、文化、交通的中心，是我国对外开放的沿海港口城市之一。全市辖有三区二市六县，分别为鹿城区、龙湾区、瓯海区、瑞安市、乐清市、平阳县、苍南县、永嘉县、文成县、洞头县和泰顺县。 　　温州电网位于浙江电网的最南端，至2011底温州电网通过2回500千伏万象-瓯海线、2回500千伏塘岭-瓯海线和220千伏洋湾－临海、洋湾－塘岭、温州电厂－塘岭、楠江－青田等4回220千伏输电线路与系统相连。 　　温州境内电源主要有：温州电厂（二、三期）2×30+2×30万千瓦、龙湾燃机电厂30万千瓦，珊溪水电站4×5万千瓦，乐清电厂2×60万千瓦，滩坑水电站3×20万千瓦（位于丽水境内，接入温州电网）。至2011年底，温州电网小水、火电装机总容量为99.0万千瓦（未含以上5座统调电厂），其中6000千瓦及以上的水电装机41.3万千瓦、火电装机4.1万千瓦，6000千瓦以下小水电装机50.0万千瓦、小火电装机0.5万千瓦，风电装机3.2万千瓦。 　　截至2011年底，温州境内拥有500千伏变电所3座，主变8台,变电容量700万千伏安，即500千伏瓯海变（3×100万千伏安）、500千伏南雁变（3×75万千伏安）和500千伏天柱变（1×75+1×100万千伏安）；220千伏变电所26座，主变57台，变电容量1005万千伏安。 　　温州2011年全社会用电量累计完成327亿千瓦时，同比增长8.6%。2011年最高供电负荷603万千瓦，同比增长6.1%。 　　 　　南麂岛离网型微网示范工程所在地位于浙江省东南部海面的平阳县南麂岛，距鳌江镇55.6km，温州市92.6km，台湾基隆259.3km，东面稻挑山为我国领海基线点。南麂列岛由大小52个（面积大于500m2）岛屿组成，陆域面积11.13km2，其中本岛7.64km2，周围多岛礁，最高点大山海拔229.1m，平均海拔约70～80m。南麂列岛长期受海浪和潮汐的侵蚀和冲击，基岩裸露，且多呈陡崖峭壁。南麂岛为主岛，位于列岛中央，其地理坐标为27°27＇N，121°05＇E，西至大陆最近点45km。该岛呈东南-西北走向，全长约5.3km，东西最宽处3.3km，最窄处仅150m，有大沙岙、火炬岙、马祖岙和国姓岙4个海湾，分置于东南和西北两个方向，形似奔麂状而得名“南麂岛”。1990年9月，经国务院批准列为我国首批五个国家级海洋类型自然保护区之一，1998年12月，又成为我国目前惟一纳入联合国教科文组织世界生物圈保护区网络的海洋类型自然保护区。 　　南麂列岛地处台湾暖流与江浙沿岸流交汇和交替消涨的海区，属亚热带海洋季风气候，夏凉冬暖，年平均气温16.5℃。南麂列岛（全镇）下辖11个行政村，常住人口2256人，主要居住在南麂本岛上，其主要经济来源为渔业和旅游业。旅游旺季为每年5月到10月，7、8两月游客较多，需采取必要的限制措施将游客数量控制在每天2000以下；其余月份为旅游淡季，冬季在岛居住居民数量较少，只有几百人左右。南麂岛驻有海军一个连队，建有雷达观测站。 　　目前，南麂电网属于自发电10kV独立小电网，岛屿离陆地距离较远，至今没有与大网并网，供电主要依靠岛上柴油发电站发电。柴油发电站目前有5台国产柴油发电机组，其中，1台200kW机组在2006年5月安装投运，4台300kW机组分别在2009年9月和2011年初投运，拥有10kV变压器2台（1#主变500kVA，2#主变500kVA）。另外，除自发电10kV独立小电网以外，还有平阳县南麂水产品加工冷冻厂自发自用柴油发电机，装机容量为150kW。 　　南麂岛供电及线路由平阳县供电局南麂供电所管辖。岛内共有10kV线路1条，分为南麂631线和南麂632线，长度分别为8.56km（供电局线路8.38km，用户专线0.18km）、3.79km（供电局线路3.7km，用户专线0.09km），线路总长12.35km。其中，631线路绝缘线路长度为0.18km，最大截面规格为KLYJ10-35；裸体线路长度8.381km，最大截面规格为LGJX-50；线路最大供电半径3.9km；632线路绝缘线路长度为0.09km；裸体线路长度3.7km，最大截面规格为LGJX-50；线路最大供电半径2.9km。 　　境内柱上公用配电变压器共有17台，总容量为980kVA；用户专用配电变压器有5台，总容量为260kVA。 　　 　　2011年温州220千伏及以上电网地理接线情况详见图2.1.1-1。 　　2011年南麂岛电网地理接线图详见图2.1.1-2。 　　 　　 　　 图2.1.1-1 2011年温州220千伏及以上电网地理接线图 图2.1.1-2 2011年南麂岛10kV电网地理接线图 2.1.2 电力预测 　　南麂岛旅游产业的发展带来南麂岛用电水平的日益增长，由于南麂岛旅游旺季主要集中在7月和8月，2010年南麂岛在采取严格限电措施的情况下，8月最高负荷达到444千瓦，如不采取限电措施，负荷将会进一步升高。除7、8月份之外，南麂岛负荷基本在200千瓦以下，负荷较小且相对稳定。岛上用电基本以居民生活用电和旅游宾馆负荷为主，最大功率出现时刻相对稳定，南麂岛夏季最大负荷时刻集中在20时左右，秋冬春三季最大负荷时刻比夏季有所提前。 　　“十二五”期间，南麂岛将着重发展海岛生态旅游业，旅游配套设施陆续开展建设，将建成集生态旅游、休闲度假、科普教育等于一体的生态综合旅游区。南麂岛旅游产业等持续发展将带动用电增长。 　　现有负荷状况是考虑南麂岛在夏季旅游高峰期间进行有序限电的结果，在电力需求中应对实际负荷进行还原。根据可研报告负荷预测相关内容，在2010年8月最高负荷444千瓦基础上，加上宾馆的限电负荷约560千瓦和冷冻厂限电负荷150千瓦，得到2010年最大总用电负荷约1154千瓦。并结合南麂岛的实际居民用电情况、岛上现有产业规模及在建或计划项目，报告对南麂岛负荷进行预测。 　　 　　“十二五”期间，南麂岛电力需求见表2.1.2。 　　 表2.1.2 南麂岛负荷预测表 单位：千瓦 年份 2010 2011 2012 2013 2014 2015 南麂岛 1154 1350 1458 1575 1701 1837 2.1.3 电力平衡 2.1.3.1 电源建设情况 　　1）目前已有电源 　　目前，南麂岛已有柴油发电机组1400千瓦（1×200千瓦+4×300千瓦），分别于2006年5月、2009年9月和2011年初投运。另外，岛上南麂水产品加工冷冻厂自发自用柴油发电机组装机容量为150千瓦。 　　2）规划新建项目 　　根据项目计划，2013年南麂岛离网型微网示范工程投入运行，2013年，南麂岛建成风电装机1000千瓦（10×100千瓦），建成光伏电站958千瓦（110+147+22+549+130千瓦），建成柴油发电机组1000千瓦（2×500千瓦），建成储能电池2000千瓦（4×500千瓦，持续2小时）。 　　3）机组关停情况 　　由于现有柴油发电机组设备老化严重，检修频繁。另外，老发电厂离村民生活区较近，噪音对村民的生活有不同程度的影响。因此，考虑在新建的柴油发电站投产后，除2台老机组（2×300千瓦）检修后移用外，关停岛上原有的柴油发电站。 　　 2.1.3.2 电力平衡分析 　　根据前述电力需求预测结果和电源建设情况，报告进行了南麂岛电力平衡计算。 　　在柴油机组关停前由于机组老化，平均出力按920千瓦计算。本工程投产后，岛上负荷首先考虑由新能源发电设备供电，在出现缺口时考虑柴油发电机投入运行。 　　南麂岛上秋季（10月份）风速最大，春季次之，夏季（5月份）最小。根据统计数据分析，南麂岛除5至8月较差外，其余各月30米平均风速都大于7米/秒，因此，报告考虑风力发电主要在1至4月和9至12月。 　　另外，南麂岛地处亚热带海域，光照充足。根据统计数据分析，南麂岛4至10月太阳辐射状况良好，占全年太阳辐射量的71%，尤其是7、8两个月份太阳辐射强度较高。 　　南麂岛通常在每年7、8月20时负荷水平较高。根据新能源发电特性，综合上述分析，本工程投产后在柴油机组停发的情况下，报告考虑以下几种工况进行电力平衡： 　　工况1：最大负荷情况下，新能源发电设备均满发，柴油机组停发； 　　工况2：最大负荷情况下，光伏发电、风电满发，柴油机组停发； 　　工况3：8月某日20时负荷为全年最大负荷，风电满发，储能系统作为电源释放电能； 　　工况4：7月某日负荷为全年最大负荷，光伏发电满发，风电停发，储能系统作为电源释放电能； 　　工况5：7月某日20时负荷为全年最大负荷，光伏发电停发，风电停发，储能系统作为电源释放电能； 　　工况6：7月某日20时负荷为全年最大负荷，新能源发电设备均停发，柴油机组满发； 　　工况7：8月某日20时负荷为全年最大负荷，风电按50%出力，储能系统作为电源释放电能（一组电池检修，出力75%）。 　　工况8：某日谷荷下，光伏发电满发，风电按50%出力。 　　 　　南麂岛各工况电力平衡如表2.1.3.2所示。 表2.3.1.2 南麂岛电网电力平衡表 单位：千瓦 年份 2011 2012 2013 2014 2015 负荷水平 1350 1458 1575 1701 1837 新增装机容量（公用） 0 0 5558 0 0 退役机组容量 0 0 800 0 0 新能源装机容量 0 0 3958 3958 3958 其中：风电 0 0 1000 1000 1000 光伏发电 0 0 958 958 958 储能系统 0 0 2000 2000 2000 柴油机组装机容量 1400 1400 1600 1600 1600 新能源机组满发出力 0 0 3958 3958 3958 其中：风电 0 0 1000 1000 1000 光伏发电 0 0 958 958 958 储能系统 0 0 2000 2000 2000 柴油机组出力 920 920 1472 1472 1472 电力盈亏:工况1 -430 -538 2383 2257 2121 工况2 -430 -538 383 257 121 工况3 -430 -538 1425 1299 1163 工况4 -430 -538 1383 1257 1121 工况5 -430 -538 425 299 163 工况6 -430 -538 -103 -229 -365 工况7 -430 -538 425 299 163 工况8 -430 -538 513 438 356 　　根据电力平衡可知： 　　若在最大负荷时风力发电和光伏发电满发（工况2）情况下，2013年电力盈余383千瓦，2015年盈余121千瓦；若在最大负荷时新能源发电设备均停发、柴油满发（工况6）情况下，2015年达到365千瓦的电力缺口，可通过储能系统填补电力缺口。若在8月某日20时负荷为全年最大负荷时，风电按50%出力，储能系统作为电源释放电能（一组电池检修，出力75%）情况下，2013年电力盈余425千瓦，2015年盈余163千瓦。其中储能系统考虑在谷荷时通过多余的风电或太阳能发电进行充电。 　　 2.1.4 工程建设必要性 　　1）适应南麂列岛负荷发展的需要 　　南麂列岛为联合国教科文组织世界生物圈保护区和国家级海洋自然保护区，目前，海岛旅游正由观光型向观光度假型提升。南麂岛居民目前完全由电力公司的柴油发电机系统提供用电，在旅游旺季用电缺口较大，无论是岛上居民还是宾馆均需采取限电措施，尤其是在夏季7、8月份，负荷功率较大，用电十分紧张，严重制约岛内旅游业的发展。 　　如今，南麂岛将加大力度发展旅游休闲产业，随着度假村和宾馆等旅游设施的不断完善，用电负荷将会持续快速增长，现有发电设施已完全不能满足发展的需求，电源缺口呈增大趋势，因此，建设微网示范工程来适应该区域经济的发展已成为当务之急。本项目的建设，可以缓解柴油发电系统的供电压力，较好的适应南麂岛负荷的发展。 　　2）建设和谐生态环保海岛的需要 　　由于南麂岛是国家自然保护区，要特别强调环境治理和生态保护。现阶段，柴油是岛内主要污染源之一，这与岛内环境保护的理念相违背。 　　柴油发电机组发电时产生巨大的噪音和包括柴油燃烧产生的环境污染，违背了生态发电、绿色发电的理念，对于居民生活和海岛的生态环境均不利，且柴油发电成本将随着未来油价上涨而提高。综合系统工程建立后，以可再生能源为主要形式，可以大大减少柴油发电机的开机时间，减轻噪音和环境污染。在冬季等用电淡季时，柴油机组甚至可以不开，而是依靠风、光发电和储能电池所储存的能量向用户负载供电。由此可见，南麂岛综合系统工程的建设将有利于缓解当地发电部门较大的环境保护压力，促进南麂列岛经济的可持续发展。 　　3）建设分布式能源，提高供电可靠性 　　本微网示范工程能够实现“分布式发电”，结合岛上柴油发电机组，向南麂岛广大用户提供可靠电能，以较少的环境代价，换取较高的整体投资效益和能源转换效率。以前由于受柴油机组发电容量限制，经常在一年当中的5～10月对岛上负荷进行限电。本工程建成之后，增加了岛屿发电容量，用户不需要再担心用电限制，系统可以满足整个列岛的用电负荷要求，供电可靠性得到大大提高。 　　4）开发清洁能源，调整现有能源结构的需要 　　浙江省沿海岛屿在经济高速发展的过程中，既要解决电力供应不足问题，又要保护好生态环境，成为浙江省岛屿发展的必然趋势。在今后类似的规划建设过程中，要调整能源结构，逐步开发清洁能源，兴建风力发电和光伏发电等清洁能源电站，实现电力结构多元化，是今后我省海岛电力发展的重要方向。 　　南麂岛风电场场区风力资源丰富，南麂岛自动气象站测风塔10m高度年平均风速达7.59m/s（2010年），风资源评价等级为“很好”。海岛日照充足，南麂岛多年平均太阳辐射量为5260MJ/m2，属我国三类日照辐射强度，太阳能较丰富的地区，主要集中在4～10月，占全年太阳辐射量的71%，全年无霜，具有很好的太阳能资源开发优势及前景。因此，本项目的建设有利于保护环境及调整能源结构，也符合能源可持续发展的战略。 　　5）有利于海岛经济的发展 　　加快南麂岛综合系统工程开发，将有利于促进南麂岛地区相关产业如渔业、旅游业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进当地经济的全面发展和社会进步。 　　综上所述，本项目工程的开发，不仅是南麂岛能源供应的有效补充，而且作为绿色电能，有利于缓解南麂岛发电部门的环境保护压力，促进地区经济的持续快速发展。 2.1.5 工程规模 　　南麂岛离网型微网示范工程系统一次规模如下： 　　1）风电机组：新建风力发电机组10×100kW，升压变2×630kVA。 　　2）柴油发电：新建柴油发电机组本期2×500kW，远景8×500kW，新建15人生活用房1座。 　　3）储能系统：500kW×2h磷酸铁锂电池组3套；500kW×15s功率型超级电容器2套；配套安装500kW能量型PCS装置4套和500kW功率型PCS装置2套；新建630kVA升压变压器6台。 　　4）中心配电室：安装10千伏开关柜10台。其中馈线柜4台，快速开关柜3台，母线连接柜3台。 　　5）光伏电站升压变：南麂办事处站升压变1×125kVA；后隆站升压变1×630kVA。 　　6）配电线路： 　　风电厂至中心配电室10kV线路，新建电缆线路路径长度3.531公里，双回敷设；电缆采用YJV22-8.7/15-3×95。 　　柴油发电厂（新）至中心配电室10kV线路，新建电缆线路路径长度2.64公里，单回敷设；电缆采用YJV22-8.7/15-3×240。 　　柴油发电厂（旧）至中心配电室10kV线路，新建电缆线路路径长度0.342公里，单回敷设；电缆采用YJV22-8.7/15-3×95。 　　光伏发电南麂办事处站至中心配电室10kV线路，新建电缆线路路径长度0.55公里。其中光伏电站至631线T接点段敷设1回电缆线路0.166公里，电缆采用YJV22-8.7/15-3×70；631线T接点至中心配电室段敷设1回电缆线路0.384公里，电缆采用YJV22-8.7/15-3×150。 　　光伏发电后隆站至中心配电室10kV线路，新建电缆线路路径长度2.458公里，单回敷设；电缆采用YJV22-8.7/15-3×95。 　　海流能发电站至门边变0.4kV线路，新建电缆线路路径长度缆0.371公里，单回敷设；电缆采用YJV22-0.6/1-4×120。 　　 　　其他未列入本工程的电源项目包括： 　　1）光伏发电：后隆站549kWp与南麂办事处站110kWp共计659kWp； 　　2）储能系统：500kW×3h磷酸铁锂电池组1套。 　　 　　工程投产后南麂岛地理接线图见图2.1.5。 图2.1.5 工程投产后南麂岛地理接线图 2.1.6 电气计算 2.1.6.1 微电网典型运行方式 　　根据南麂岛2015年负荷预测情况、风光等自然资源情况以及南麂岛微网中各分布式电源和储能的配置情况，经系统功率平衡分析，初步确定南麂微电网典型运行方式，如表2.1.6.1-1所示。 表2.1.6.1-1 南麂岛微电网典型运行方式 运行方式 序号 负荷 （kW） 风速 (m/s) 辐照度 （W/㎡） 运行的分布式电源 说明 方式1 （冬春季夜晚） 700 8 0 风机、蓄电池储能 蓄电池放电 方式2 （冬春季白天） 550 8 400 风机、光伏、蓄电池储能 蓄电池充电 方式3 （夏季白天） 1200 7 550 风机、光伏、柴发、蓄电池储能 蓄电池充电 方式4 （夏季夜晚） 1800 7 0 风机、柴发、蓄电池储能 蓄电池放电 2.1.6.2 计算条件 　　（1）选取系统正常运行时的4种典型运行方式进行潮流计算。 　　（2）微电网采取双子微网汇集母线与柴发汇集母线连通的模式。 　　（3）负荷功率因数取0.95。 2.1.6.3 典型潮流计算分析 2.1.6.3.1 运行方式1下的微电网潮流 　　运行方式1（负荷PL=700kW，风速v=8m/s，风机投入运行，蓄电池作为主电源，处于放电状态）下的微电网潮流计算结果见表2.1.6.3.1-1、表2.1.6.3.1 -2。 　　 　　 　　 表2.1.6.3.1 -1 南麂微电网2015年各支路潮流及各配变负载率计算结果 线路名称 （配变名称） 有功 （kW） 无功 （kVar） 视在功率 （kVA） 功率 因数 电流 （A） 配变 负载率 风电机群1 送出线路 217.0 -13.8 217.44 0.998 -12.67 风电机群2 送出线路 217.0 -13.8 217.44 0.998 -12.67 储能系统1 送出线路 117.5 138.1 181.32 0.648 -10.5 储能系统2 送出线路 117.5 138.1 181.32 0.648 -10.5 631干线 366.6 135.2 390.74 0.938 22.73 632干线 300.9 113.5 321.59 0.936 18.70 631支线 （司令部1#变） 41.5 16.3 44.59 0.931 2.60 55.74% 631支线 （司令部2#变） 25.8 10.1 27.71 0.931 1.62 55.42% 631支线 （司令部3#变） 41.3 16.2 41.36 0.931 2.60 55.45% 631支线 （司令部4#变） 25.8 10.1 27.71 0.931 1.62 55.42% 631支线 （司令部6#变） 25.6 10.0 27.48 0.931 1.61 54.96% 631支线 （电信专变） 25.9 10.1 27.80 0.932 1.62 55.60% 631支线 （码头变） 51.8 20.3 55.64 0.931 3.25 55.64% 631支线 （海事专变） 10.3 4.0 11.05 0.932 0.65 55.25% 631支线 （后隆变） 41.0 16.0 44.01 0.932 2.58 55.01% 631支线 （国姓岙变） 15.4 6.0 16.53 0.932 0.97 55.10% 631支线 （门边变） 10.3 4.0 11.05 0.932 0.65 55.25% 631支线 （火焜岙变） 25.6 10.0 27.48 0.931 1.61 54.96% 631支线 （三盘尾变） 25.6 10.0 27.48 0.931 1.61 54.96% 632支线 （三脚辽变） 15.6 6.2 16.79 0.929 0.98 55.97% 632支线 （司令部5#变） 52.1 20.4 55.95 0.931 3.25 55.95% 632支线 （邮电专变） 15.6 6.2 16.79 0.929 0.98 55.97% 632支线 （柳成专变） 41.5 16.3 44.59 0.931 2.60 55.74% 632支线 （沙滩1#变） 41.4 16.2 44.46 0.931 2.60 55.58% 632支线 （沙滩2#变） 41.4 16.2 44.46 0.931 2.60 55.58% 632支线 （沙滩3#变） 51.7 20.3 55.54 0.931 3.25 55.54% 632支线 （海军山专变） 25.8 10.1 27.71 0.931 1.62 55.42% 632支线 （门屿尾专变） 15.3 5.9 16.40 0.933 0.96 54.67% 注：由于各配电变压器均只有一条631或632线路支线作为进线，各支线的潮流与流入配电变压器的功率相等，简化起见，在表中有功、无功和视在功率统一表示。 　　运行方式1下蓄电池作为系统主电源，采用恒压恒频控制策略（V/f），为微电网提供频率和电压支撑；风机作为从电源，采用恒功率控制策略（P/Q），保持最大有功功率输出。由于这种方式下，风速稍低，而负荷相对较高，为保持系统的功率平衡，蓄电池处于放电状态，即向电网输出有功和无功功率。 　　通过潮流计算可以看出，风机发出的有功功率为434kW，不满足负荷需求的700kW，缺口部分由蓄电池向外发出。由于风机只对外提供有功功率，且需要吸收无功，因此全网无功均需要由蓄电池储能系统提供，蓄电池储能系统在发出有功功率的同时，向外发出大量无功功率，导致其送出线路功率因数偏低。电网其他线路的功率因数均在0.929以上。 　　631、632主干线电流分别为22.73A和18.70A，低于导线长期允许载流量168A。配变最大负荷为司令部5#变的55.95MVA，配变负载率在55%左右。 表2.1.6.3.1 -2 主要节点电压计算结果 节点名称 电压（kV） 节点名称 电压（kV） 1号汇集母线 9.87 储能升压变出口母线1 9.87 2号汇集母线 9.87 储能升压变出口母线2 9.87 3号汇集母线 9.87 门屿尾变高压侧母线 9.81 风机汇集母线1 9.90 门边变高压侧母线 9.78 风机汇集母线2 9.90 码头变高压侧母线 9.82 三盘尾变高压侧母线 9.78 　　 　　运行方式1下系统频率由蓄电池储能系统建立，计算得到系统频率稳定在50.02Hz，满足《GB/T 15945-2008 电能质量 电力系统频率偏差》中“电力系统正常运行条件下频率偏差限值为±0.2Hz”的规定。 　　考察汇集母线、电源送出点以及四个电网末端配变（门屿尾变、门边变、码头变和三盘尾变）高压侧电压情况，计算结果显示，各节点电压在9.78～9.90之间，符合《GB/T 12325-2008 电能质量 供电电压允许偏差》中“20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%”的规定，各节点电压均合格。 　　 2.1.6.3.2运行方式2下的微电网潮流 　　运行方式2（负荷PL=550kW，风速v=8m/s，太阳辐照度S=400W/㎡，风机、光伏均投入运行，蓄电池处于充电状态）下的微电网潮流计算结果见表2.1.6.3.2-1、表2.1.6.3.2-2。 　　 表2.1.6.3.2-1 南麂微电网2015年各支路潮流及各配变负载率计算结果 线路名称 （配变名称） 有功 （kW） 无功 （kVar） 视在功率 （kVA） 功率 因数 电流 （A） 配变 负载率 风电机群1 送出线路 218.9 -15.4 219.44 0.998 -12.66 风电机群2 送出线路 218.9 -15.4 219.44 0.998 -12.66 储能系统1 送出线路 -45.8 86.3 97.70 0.469 5.97 储能系统2 送出线路 -45.8 86.3 97.70 0.469 5.97 435kW光伏 送出线路 153.8 -9.9 154.12 0.998 -8.91 110kW光伏 送出线路 38.3 2.6 38.39 0.998 -2.24 631干线 255.7 63.8 263.54 0.97 15.35 632干线 242.6 68.3 252.03 0.963 14.64 631支线 （司令部1#变） 33.3 12.9 35.71 0.932 2.08 44.64% 631支线 （司令部2#变） 20.7 8.1 22.23 0.931 1.29 44.46% 631支线 （司令部3#变） 33.1 12.8 35.49 0.933 2.07 41.36% 631支线 （司令部4#变） 20.6 8.0 22.10 0.932 1.29 44.20% 631支线 （司令部6#变） 20.6 8.0 22.10 0.932 1.29 44.20% 631支线 （电信专变） 20.7 8.1 22.23 0.931 1.29 44.46% 631支线 （码头变） 41.5 16.0 44.48 0.933 2.59 44.48% 631支线 （海事专变） 8.2 3.2 8.80 0.932 0.52 44.00% 631支线 （后隆变） 33.0 12.7 35.36 0.933 2.07 44.20% 631支线 （国姓岙变） 12.4 4.8 13.30 0.933 0.78 41.33% 631支线 （门边变） 8.2 3.2 8.80 0.932 0.52 44.00% 631支线 （火焜岙变） 20.6 8.0 22.10 0.932 1.29 44.20% 631支线 （三尾盘变） 20.6 7.9 22.06 0.934 1.29 44.12% 632支线 （三脚辽变） 12.6 4.9 13.52 0.932 0.78 45.07% 632支线 （司令部5#变） 41.9 16.3 44.96 0.932 2.60 44.96% 632支线 （邮电专变） 12.6 4.9 13.52 0.932 0.78 45.07% 632支线 （柳成专变） 33.5 13.0 35.93 0.932 2.08 44.91% 632支线 （沙滩1#变） 33.4 12.9 35.80 0.933 2.08 44.75% 632支线 （沙滩2#变） 33.4 12.9 35.80 0.933 2.08 44.75% 632支线 （沙滩3#变） 41.8 16.0 44.76 0.934 2.59 44.76% 632支线 （海军山专变） 20.9 8.0 22.38 0.934 1.30 44.76% 632支线 （门屿尾专变） 12.5 4.7 13.35 0.936 0.77 44.50% 注：由于各配电变压器均只有一条631或632线路支线作为进线，各支线的潮流与流入配电变压器的功率相等，简化起见，在表中有功、无功和视在功率统一表示。 　　 　　运行方式2下蓄电池作为系统主电源，采用恒压恒频控制策略（V/f），为微电网提供频率和电压支撑；风机、光伏作为从电源，采用恒功率控制策略（P/Q），保持最大有功功率输出。这种方式下，风光总出力大于电网负荷，故蓄电池吸收剩余电力，处于充电状态。 　　通过潮流计算可以看出，风机发出的有功功率为437.8kW，光伏发出的有功功率为192.1kW，高于负荷需求的550kW，发出的多余电力用于给蓄电池充电。由于风机、光伏只对外提供有功功率，且需要吸收无功，因此全网无功均需要由蓄电池储能系统提供，蓄电池储能系统吸收有功功率充电的同时，向外发出大量无功功率，导致其送出线路功率因数偏低。电网中其他线路的功率因数均在0.93以上。 　　631、632主干线电流分别为15.35A和14.64A，低于导线长期允许载流量168A。配变最大负荷为司令部5#变的44.96MVA，配变负载率在44.00%~45.07%之间。 　　 表2.1.6.3.2-2 主要节点电压计算结果 节点名称 电压（kV） 节点名称 电压（kV） 1号汇集母线 9.99 储能升压变出口母线1 9.99 2号汇集母线 9.99 储能升压变出口母线2 9.99 3号汇集母线 9.99 门屿尾变高压侧母线 9.88 风机汇集母线1 10.02 门边变高压侧母线 9.85 风机汇集母线2 10.02 码头变高压侧母线 9.90 435kW光伏升压变出口母线 10.00 三盘尾变高压侧母线 9.84 110kW光伏升压变母线出口 9.90 　　 　　运行方式2下系统频率由蓄电池储能系统建立，计算得到系统频率稳定在49.98Hz，满足《GB/T 15945-2008 电能质量 电力系统频率偏差》中“电力系统正常运行条件下频率偏差限值为±0.2Hz”的规定。 　　考察汇集母线、电源送出点以及四个电网末端配变（门屿尾变、门边变、码头变和三盘尾变）高压侧电压情况，计算结果显示，各节点电压在9.84～10.02之间，符合《GB/T 12325-2008 电能质量 供电电压允许偏差》中“20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%”的规定，各节点电压均合格。 　　 2.1.6.3.3 运行方式3下的微电网潮流 　　运行方式3（负荷PL=1200kW，风速v=7m/s，太阳辐照度S=550W/㎡，柴发、风机、光伏均投入运行，蓄电池处于充电状态）下的微电网潮流计算结果见表2.1.6.3.3-1、表2.1.6.3.3-2。 表2.1.6.3.3-1 南麂微电网2015年各支路潮流及各配变负载率计算结果 线路名称 （配变名称） 有功 （kW） 无功 （kVar） 视在功率 （kVA） 功率 因数 电流 （A） 配变 负载率 风电机群1 送出线路 150 -11.8 150.46 0.997 -8.72 风电机群2 送出线路 150 -11.8 150.46 0.997 -8.72 储能系统1 送出线路 -52.5 -13.4 54.18 0.969 3.15 储能系统2 送出线路 -52.5 -13.4 54.18 0.969 3.15 435kW光伏 送出线路 215.4 -12.6 215.77 0.998 -12.53 110kW光伏 送出线路 53.8 3.1 53.89 0.998 -3.14 柴发 送出线路 681.8 512.5 852.94 0.799 -48.76 631干线 568.0 244.8 618.51 0.918 35.87 632干线 512.2 198.5 549.32 0.932 31.85 631支线 （司令部1#变） 70.7 27.6 75.90 0.932 4.42 94.88% 631支线 （司令部2#变） 43.9 17.2 47.15 0.931 2.76 91.30% 631支线 （司令部3#变） 70.2 27.4 75.36 0.932 4.40 94.20% 631支线 （司令部4#变） 43.7 17.1 46.93 0.931 2.75 93.86% 631支线 （司令部6#变） 43.3 17.0 46.52 0.931 2.74 93.04% 631支线 （电信专变） 44.0 17.3 47.28 0.931 2.76 94.56% 631支线 （码头变） 87.9 34.4 91.39 0.931 5.51 91.39% 631支线 （海事专变） 17.3 6.8 18.59 0.931 1.09 92.95% 631支线 （后隆变） 69.1 27.0 74.19 0.931 1.37 92.74% 631支线 （国姓岙变） 25.9 10.2 27.84 0.93 1.64 92.80% 631支线 （门边变） 17.2 6.7 18.46 0.932 1.09 92.30% 631支线 （火焜岙变） 43.3 17.0 46.52 0.931 2.73 93.04% 631支线 （三尾盘变） 43.2 16.9 46.39 0.931 2.73 92.78% 632支线 （三脚辽变） 26.7 10.5 28.69 0.931 1.66 95.63% 632支线 （司令部5#变） 88.7 34.7 95.25 0.931 5.53 95.25% 632支线 （邮电专变） 26.6 10.5 28.60 0.93 1.66 95.33% 632支线 （柳成专变） 70.8 27.7 76.03 0.931 4.42 95.04% 632支线 （沙滩1#变） 70.3 27.5 75.49 0.931 4.41 91.36% 632支线 （沙滩2#变） 70.3 27.5 75.49 0.931 4.41 91.36% 632支线 （沙滩3#变） 87.6 31.3 94.08 0.931 5.50 94.08% 632支线 （海军山专变） 43.8 17.2 47.06 0.931 2.75 94.12% 632支线 （门屿尾专变） 25.9 10.0 27.76 0.933 1.62 92.53% 注：由于各配电变压器均只有一条631或632线路支线作为进线，各支线的潮流与流入配电变压器的功率相等，简化起见，在表中有功、无功和视在功率统一表示。 　　运行方式3下系统所有分布式电源全部投入并网运行。其中，柴油发电机组作为主电源，采用恒压恒频控制策略（V/f），为微电网提供频率和电压支撑；风机和光伏作为从电源，采用恒功率控制策略（P/Q），保持最大有功功率输出，以充分利用可再生能源；蓄电池PCS采用PQ控制策略，处于充电状态。 　　通过潮流计算可以看出，柴油发电机组发出的有功功率为681.8kW，风机发出的有功功率为300kW，光伏发出的有功功率为269.2kW，高于负荷需求的1200kW，发出的多余电力用于给蓄电池充电。由于风机、光伏只对外提供有功功率，且需要吸收无功，蓄电池储能系统采用PQ模式进行恒功率充电，全网无功均由柴发提供，导致其送出线路功率因数偏低，只有0.799。电网中其他线路的功率因数均在0.93以上。 　　631、632主干线电流分别为35.87A和31.85A，低于导线长期允许载流量168A。配变最大负荷为司令部5#变的95.25MVA，配变负载率在92.30%~95.63%之间，容量接近饱和。 　　 表2.1.6.3.3-2 主要节点电压计算结果 节点名称 电压（kV） 节点名称 电压（kV） 1号汇集母线 9.91 储能升压变出口母线1 9.91 2号汇集母线 9.91 储能升压变出口母线2 9.91 3号汇集母线 9.91 门屿尾变高压侧母线 9.83 风机汇集母线1 10.09 门边变高压侧母线 9.77 风机汇集母线2 10.09 码头变高压侧母线 9.84 435kW光伏升压变出口母线 9.94 三盘尾变高压侧母线 9.77 110kW光伏升压变母线出口 9.90 柴油机出口母线 10.10 　　 　　运行方式3下系统频率由柴油发电机组建立，计算得到系统频率稳定在50.05Hz，满足《GB/T 15945-2008 电能质量 电力系统频率偏差》中“电力系统正常运行条件下频率偏差限值为±0.2Hz”的规定。 　　考察汇集母线、电源送出点以及四个电网末端配变（门屿尾变、门边变、码头变和三盘尾变）高压侧电压情况，计算结果显示，各节点电压在9.77～10.10之间，符合《GB/T 12325-2008 电能质量 供电电压允许偏差》中“20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%”的规定，各节点电压均合格。 　　 2.1.6.3.4运行方式4下的微电网潮流 　　运行方式4（负荷PL=1800kW，风速v=7m/s，柴发、风机均投入运行，蓄电池处于放电状态）下的微电网潮流计算结果见表2.1.6.3.4-1、表2.1.6.3.4-2。 　　 　　表2.1.6.3.4-1 南麂微电网2015年各支路潮流及各配变负载率计算结果 线路名称 （配变名称） 有功 （kW） 无功 （kVar） 视在功率 （kVA） 功率 因数 电流 （A） 配变 负载率 风电机群1 送出线路 151.0 -11.7 151.5 0.997 8.73 风电机群2 送出线路 151.0 -11.7 151.5 0.997 8.73 储能系统1 送出线路 50.5 -3.8 50.6 0.997 2.93 储能系统2 送出线路 50.5 -3.8 50.6 0.997 2.93 柴发 送出线路 1317.0 753.5 1517.3 0.868 85.53 631干线 923.1 388.5 1001.5 0.922 57.95 632干线 763.2 312.1 824.5 0.926 47.71 631支线 （司令部1#变） 105.0 42.4 113.2 0.927 6.61 141.50% 631支线 （司令部2#变） 65.1 26.4 70.2 0.927 4.12 140.40% 631支线 （司令部3#变） 104.0 42.1 112.2 0.927 6.58 140.25% 631支线 （司令部4#变） 64.7 26.2 69.8 0.927 4.10 139.60% 631支线 （司令部6#变） 64.0 26.0 69.1 0.926 4.08 138.20% 631支线 （电信专变） 65.5 26.5 70.7 0.927 4.13 141.40% 631支线 （码头变） 130.5 52.9 140.8 0.927 8.24 140.80% 631支线 （海事专变） 25.4 10.4 27.4 0.925 1.62 137.00% 631支线 （后隆变） 102.0 41.4 110.1 0.927 6.52 137.63% 631支线 （国姓岙变） 38.2 15.6 41.3 0.926 2.44 137.67% 631支线 （门边变） 25.3 10.4 27.4 0.925 1.62 137.00% 631支线 （火焜岙变） 63.9 25.9 68.9 0.927 4.08 137.80% 631支线 （三尾盘变） 63.8 25.9 68.9 0.927 4.08 137.80% 632支线 （三脚辽变） 39.7 16.1 42.8 0.927 2.49 142.67% 632支线 （司令部5#变） 132.2 53.4 142.6 0.927 8.29 142.60% 632支线 （邮电专变） 39.6 16.1 42.7 0.926 2.49 142.33% 632支线 （柳成专变） 105.4 42.6 113.7 0.927 6.62 142.13% 632支线 （沙滩1#变） 104.6 42.4 112.9 0.927 6.60 141.13% 632支线 （沙滩2#变） 104.6 42.4 112.9 0.927 6.60 141.13% 632支线 （沙滩3#变） 130.3 52.9 140.6 0.927 8.23 140.60% 632支线 （海军山专变） 65.1 26.5 70.3 0.926 4.12 140.60% 632支线 （门屿尾专变） 38.1 15.1 41.0 0.930 2..41 136.67% 注：由于各配电变压器均只有一条631或632线路支线作为进线，各支线的潮流与流入配电变压器的功率相等，简化起见，在表中有功、无功和视在功率统一表示。 　　运行方式4下柴油发电机组作为系统主电源，通过励磁调节器和调速器实现恒压恒频控制（V/f），为微电网提供频率和电压支撑；风机、光伏作为从电源，采用恒功率控制策略（P/Q），保持最大有功功率输出；蓄电池PCS采用PQ控制策略，处于恒功率放电状态。 　　通过潮流计算可以看出，风机发出的有功功率为302kW，蓄电池发出的有功功率为101kW，剩余电力由柴油发电机组发出。由于风机只对外提供有功功率，且需要吸收无功，蓄电池储能系统采用PQ模式进行恒功率放电，全网无功均由柴发提供，导致其送出线路功率因数偏低，只有0.868。电网中其他线路的功率因数均在0.92以上。 　　631、632主干线电流分别为57.95A和47.71A，，低于导线长期允许载流量168A。配变最大负荷为司令部5#变的142.6MVA，配变负载率在136.67%~141.50%之间，远超过现有变压器的容量。 表2.1.6.3.4-2 主要节点电压计算结果 节点名称 电压（kV） 节点名称 电压（kV） 1号汇集母线 9.97 储能升压变出口母线1 9.97 2号汇集母线 9.97 储能升压变出口母线2 9.97 3号汇集母线 9.97 门屿尾变高压侧母线 9.84 风机汇集母线1 9.99 门边变高压侧母线 9.74 风机汇集母线2 9.99 码头变高压侧母线 9.86 柴油机出口母线 10.24 三盘尾变高压侧母线 9.74 　　 　　运行方式4下系统频率由柴油发电机组建立，计算得到系统频率稳定在49.99Hz，满足《GB/T 15945-2008 电能质量 电力系统频率偏差》中“电力系统正常运行条件下频率偏差限值为±0.2Hz”的规定。 　　考察汇集母线、电源送出点以及四个电网末端配变（门屿尾变、门边变、码头变和三盘尾变）高压侧电压情况，计算结果显示，各节点电压在9.74～10.24之间，符合《GB/T 12325-2008 电能质量 供电电压允许偏差》中“20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%”的规定，各节点电压均合格。 2.1.6.4 主要结论与建议 　　南麂岛网架结构建议采用双子微网结构，以保证可再生能源电力的安全可靠消纳，加强电网的互相支援能力，确保电网的安全可靠供电。 　　从潮流计算结果来看，分布式电源和储能配置可满足微电网运行要求，网架能够适应各种运行方式下电力送受的要求，全网潮流分布合理，频率稳定，电压水平良好。 　　2015年南麂岛负荷预测结果为1837kW，现有配变容量满足不了供电需求，建议对配变进行升级改造。 　　计算中系统中的无功功率全部由柴油发电机组或蓄电池储能系统提供，为尽量减少无功在电网中的流动，减少电能损耗，建议在配变低压侧加装无功补偿装置，实现无功的就地补偿。 　　 2.1.7 电气总接线及有关设备参数建议 2.1.7.1 电气主接线 　　南麂岛离网型微网示范工程电气总接线图见图2.1.7。 2.1.7.2 升压变压器选择 　　1） 储能系统升压变压器 　　储能系统6台升压变参数建议选择如下： 　　型式 三相双圈升压变压器 　　额定容量 630千伏安 　　额定电压 10.5±2×2.5％/0.3-0.4千伏 　　接线组别 D,d0 　　阻抗电压 Uk=6% 　　 　　2） 光伏电站升压变压器 　　光伏电站升压变参数建议选择如下： 　　后隆站： 　　型式 三相双圈升压变压器 　　额定容量 630千伏安 　　额定电压 10.5±2×2.5%/0.4千伏 　　接线组别 D，yn11 　　阻抗电压 Uk=6% 　　南麂办事处站： 　　型式 三相双圈升压变压器 　　额定容量 125千伏安 　　额定电压 10.5±2×2.5%/0.4千伏 　　接线组别 D，yn11 　　阻抗电压 Uk=4% 　　3） 风电升压变压器 　　风电2台升压变参数建议选择如下： 　　型式 三相双圈升压变压器 　　额定容量 630千伏安 　　额定电压 10.5±2×2.5%/0.4千伏 　　接线组别 D，yn11 　　阻抗电压 Uk=6% 　　 　　4） 柴油发电（新）升压变压器 　　柴油发电（新）2台升压变参数建议选择如下： 　　型式 三相双圈升压变压器 　　额定容量 630千伏安 　　额定电压 10.5±2×2.5%/0.4千伏 　　接线组别 D，yn11 　　阻抗电压 Uk=6% 　　 　　 图2.1.7 南麂岛离网型微网示范工程电气总接线图 2.1.8 短路水平计算 　　短路电流计算考虑本工程投产后，短路电流如下表所示： 母线 三相短路电流 （千安） 单相短路电流 （千安） 中心配电室10千伏母线 0.54 0.70 新柴发10千伏母线 0.55 0.72 旧柴发10千伏母线 0.54 0.70 风电场10千伏母线 0.53 0.66 光伏后隆站10千伏母线 0.52 0.64 光伏办事处站10千伏母线 0.53 0.67 2.2 电力系统二次 2.2.1 一次系统概况 　　为保证系统运行的灵活性和可靠性，南麂岛微电网分成631和632两个子微网。分布式电源的接入方式及子微网的构成说明如下： 　　1）风电机组：新建风力发电机组10×100kW，分成两组，每组风机都经升压变接至风机汇集母线处，通过双回10kV送电线路分别接至1号汇集母线和2号汇集母线。 　　2）柴油发电机组：新建2×500kW柴油发电机组，改造原有2台300kW机组，每组柴发经升压变接至相应的10kV母线，经10kV送电线路接至3号汇集母线，再经两台快速开关分别接至1号汇集母线和2号汇集母线。其中，1号汇集母线和2号汇集母线之间设分段开关。 　　3）光伏电站升压变：南麂办事处光伏采用就近接入的方式，经升压变直接T接至附近的10kV线路；后隆站光伏经升压变直接接至1号汇集母线。两处光伏均位于南麂岛微电网的631区域。百亩山站光伏通过升压变直接接至新柴发10kV母线。 　　4）储能系统：500kW×2h磷酸铁锂电池组1套，500kW×3h磷酸铁锂电池组1套，500kW×15s功率型超级电容器1套为一组，配套安装500kW能量型PCS装置2套和500kW功率型PCS装置1套，分别通过升压变直接接1号汇集母线； 500kW×2h磷酸铁锂电池组2套， 500kW×15s功率型超级电容器1套为一组，配套安装500kW能量型PCS装置2套和500kW功率型PCS装置1套，分别通过升压变直接接2号汇集母线。 　　系统的1号汇集母线、2号汇集分别接至南麂微网的631区域、632区域，并根据负荷的增长情况，在10kV母线预留一定的间隔和无功补偿间隔。 　　具体一次系统接线详见电力系统一次相关章节。 　　 2.2.2 微网保护与自动化系统 2.2.2.1 微网保护与自动化系统基本结构 　　南麂岛微网系统为离网型，以孤网方式运行，系统中含有大量不稳定的分布式电源，同时系统缺乏大电网的支撑，系统的高效、可靠运行控制难度较高。微网稳定运行控制最为重要的技术要求，即实现微网电压、频率的动态控制。这也要求该系统内各种发电设备、各用电负荷都快速与微网控制中心进行通信，微网控制中心能够快速控制各种发电设备和各种负荷，使得微网的电压和频率能够稳定。 　　微网保护与自动化系统采用三层控制结构：就地控制与保护层、协调控制与保护层和站控层（优化控制与监测层）如图2.2.1-1所示： 　　（1）就地控制与保护主要完成微电网组成单元的保护与控制，测保装置与分布式电源（DG）控制器（包括风机系统控制器、光伏系统控制器及储能系统控制器等）实现对具体开关、线路、变压器、分布式电源、储能变流器、负荷、厂用电及直流电源系统的一体化监测、保护与控制。 　　对应每台快速开关分别配置一台模式控制器（MC），完成微网模式切换过程中的快速控制；光伏系统控制器、风机系统控制器及储能系统控制器在各分布式电源系统中进行配置，其主要功能为协调系统内各单元的监测与控制，通过GOOSE/SV与MGCC进行快速通信，通过MMS与后台进行通信。保护就地过程层网络与控制过程层网络通过交换机进行互联互通，并通过VLAN划分进行流量控制。 　　（2）协调控制与保护由微网系统控制器（MGCC）和微网区域保护装置来完成。微网系统控制器（MGCC）冗余配置，其主要控制目的是在微网孤岛运行时，通过对各微源的控制模式及控制参数进行设置，保证微网稳定运行，同时电压频率维持在允许范围之内；微网区域保护装置冗余配置，通过基于IEC61850标准的过程层网络，与全网就地保护装置进行快速通信，并与MGCC配合，在全网全网快速故障定位与隔离。 　　（3）优化控制由微网运行监控及能量管理系统来完成，实现实时信息监测、历史信息存储、系统运行控制、高级能量管理及报表统计等功能。 　　（4）系统通信采用高实时性的IEC61850国际标准规约，实现装置与装置之间，装置与主站之间的互联互通。其中，MGCC与就地控制及保护单元间，采用GOOSE/SV快速通信；微网区域保护与就地保护装置间采用GOOSE/SV快速通信； 　　（5）规约转换装置主要用于不支持IEC61850规约但需要进行监控的运行设备。 　　（6）故障录波与电能质量监测数据量较大，单独组网，并通过服务器与后台监控系统通信，实现电能质量控制功能。 　　（7）多时钟源电力授时装置为系统各级装置提供统一对时服务。 　　（8）智能用电系统和电动汽车充换电系统通过防火墙接入监控主站。 　　（9）气象数据分析系统通过防火墙接入监控主站。 图2.2.2.1-1 微网监控系统基本结构 2.2.2.2 南麂岛微电网控制策略 　　南麂岛微电网为离网型。由柴油发电机和锂电池电池储轮流做主电源，提供微网系统的电压和频率支撑，超级电容储能则用于平抑光伏、风电等电源的出力波动，保持系统稳定运行。能量管理系统实现电网的经济优化运行，智能运行系统与能量管理系统进行通信，实现负荷特性的动态调节。系统运行控制框图如图2.2.2-1所示。 图2.2.2.2-1 南麂岛微网控制策略模式转换示意图 　　电池和柴发轮流做主电源，切换标准是：电池SOC可信时SOC达到下限值MinSOCbat或上限值MaxSOCbat，电池SOC不可信时端电压达到下限值MinVbat或上限值MaxVbat，这样可以最大限度的利用电池中的电量，并加入柴发运行最小时间的限制。 　　主策略中，电池充电时每次PCS都要给电池下充电功率指令，充电功率可以变化。光伏可以以一定的功率值减小或以一定的比例增加，在柴发开启电池充电的过程中，应尽量避免频繁投切，以减少风机机械磨损。电池放电过程中，当电池倒充电时，需要切除可再生能源；当电池放电功率过大时，需要投入可再生能源。 　　投切可再生能源的顺序为：优先投切光伏，之后投切风机。原因是光伏功率连续可调节，而风机只能进行整机投切操作。 　　系统中，超级电容储能的主要作用是平抑风电、光伏等间歇能源出力的快速波动性，其主要控制策略主要考虑基于滤波的平滑控制方法，其目标是要消除可再生能源输出功率波动中的高频分量，因为可再生能源输出功率中的低频分量波动比较缓慢，功率变化率较小，注入电网时电力系统有充足的时间进行响应，然而当高频分量与其叠加后，导致输出功率变化率较大，短时间内对电网造成严重的冲击，给电力系统安全运行带来了隐患。滤除功率波动中的高频分量可以使用一阶巴特沃兹低通滤波器如下式所示： 　　 　　式中，为滤波时间常数。 　　（1）滤波控制函数差分化方法 　　一阶巴特沃兹低通滤波器传递函数如下： 　　 　　式中，x为输入，y为输出，将s用来表示得到其微分方程： 　　 　　方程式右边的y用其前一时刻的值y’来代替，并对其进行差分化即，，Td为迭代步长，在仿真中为仿真步长，因此可得到： 　　 　　（2）滤波函数基本特性 　　一阶低通滤波器传递函数的幅频特性，如图2.2.1-2所示。 　　 图2.2.2.2-2 RC低通网络幅频特性 　　对于同样幅值的输入信号，频率越高，输出信号的幅值越小，也就是说低频信号比高频信号更容易通过该网络。图中为截止频率，，该网络的同频带为0~，~为阻带。因此平滑输出控制即为基于低通滤波器的控制。 　　若输入为，输出为可得， 　　 　　 　　其中，为可再生能源的输出功率，为负荷功率。 　　由上式可以看出，输入通过低通滤波后得到输出值，其中滤波时间常数T决定了经滤波控制后输出功率的平滑程度，显然T越大，经滤波控制的输出功率越平滑，同时对储能系统的充放电功率的要求就越高，所需储能容量也越大。图2.2.2-3为以超级电容储能系统对鹿西岛风电输出波动平滑的接线示意图，图中WF OUTPUT为风电厂输出功率，储能装置对风电厂的输出功率进行补偿，以达到平滑风电厂输出功率的目标。 　　 图2.2.2.2-3 混合系统结构图 2.2.2.3 微网控制系统方案 2.2.2.3.1微网中央控制器（MGCC） 　　微网中央控制器是微网稳定运行的决策中心。微网控制通过微网中央控制器实现。微网中央控制器接入微网系统关键控制点的电压、电流、开关状态以及关键设备运行状态，采取快速判据确定微网关键点及微电源的运行模式。同时装置具有连续的功率闭环调节功能，快速生成功率指令下发给微电源执行，以保持微网具有连续、稳定的工况。 　　微网中央控制器具有如下功能： 　　（1）调频功能 　　（2）动态调压功能 　　（3）微网1、微网2并离网模式切换功能 　　（4）多台储能PCS协调控制 　　（5）多台PCS与多台柴发的协调控制 （6）稳定控制（如低压低频减载） （7）多微网间的协调控制 （8）系统黑启动 　　本工程微网控制器按双机冗余配置。 2.2.2.3.2 模式控制器（MC） 　　模式控制器（MC）主要实现微电网运行模式的切换与控制，包括微网解列及子微网控制、子微网同期并列。 　　（1）微网解列 　　当系统电压、频率出线严重异常且采取紧急控制措施（低频低压减载、过压过频切机等）仍无法使电压频率恢复正常时，MC接收MGCC发出的模式切换指令，按照预先设定的解列位置，将微网解列为631、632两个子微网，并根据两个子微网的负荷及电源情况确定柴油发电机划分到哪个子微网中。 　　（2）子微网同期并列 　　通过微网监控系统向微网中央控制器（MGCC）及模式控制器（MC）下同期合闸命令，MGCC微调两个子微网中VF控制节点的频率、电压、相位参数，使待并列的子微网尽快满足同期条件，MC检测到快速开关两侧满足同期条件时向快速开关发合闸命令。 　　本工程微网中央控制器（MGCC）按双机冗余配置，组1面柜；模式控制器（MC）对应每台快速开关各配置1台，共计3台，组1面柜。 2.2.2.4 微网运行监控系统 2.2.2.4.1 一般要求 　　1）监控系统按照“少人值守”的原则设计，自动化程度高。 　　2）监控系统迅速、准确、有效地完成对包括分布式电源在内的各被控对象的监测与控制。 　　3）监控系统应根据采集到的包括光伏发电、风力发电、储能用蓄电池、负荷、各电气设备及环境数据等的数据，进行分析、控制和调节。 　　4）监控系统应能实现安全运行监视，屏幕显示，事故处理指导和恢复操作指导，数据通信，键盘操作，设备运行维护管理，系统诊断，软件开发及培训等功能。 5）监控系统实现微网内各种分布式电源的优化、协调运行控制。 　　6）监控系统实现对微网内各种分布式电源的高级能量管理，最大限度利用可再生能源。 　　7）保护系统实现对微网内故障的快速识别与隔离，提高系统运行的稳定性和供电的可靠性。 　　8）主要设备间通信采用IEC61850规约，高的实时性保证微网监控系统高效、稳定的性能。 2.2.2.4.2主要功能 　　1）数据采集和处理 　　1）数据采集和处理 　　数据采集能通过现场测保一体化装置及DG控制器采集有关信息，检测出事件、故障、状态、变位信号及模拟量正常、越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库，其范围包括模拟量、开关量及环境参数等。 　　模拟量包括电流、电压、有功、无功、频率等电气模拟量及转速、风速、风向、温度等非电气模拟量，实现如下功能∶ 　　定时采集：按扫描周期定时采集数据并进行相应转换、滤波、精度校验及数据库更新等。 　　越限报警：按设置的限值对模拟量进行死区判别和越限报警，其报警信息应包括报警条文、参数值及报警时间等内容。 　　追忆记录：对要求追忆的模拟量，应能追忆记录事故前1分钟至事故后5分钟的采集数据。 　　开关量采集包括事故信号、断路器及手车等的位置信号，保护动作信号、异常报警信号、运行监视信号等，并实现如下功能： 　　总召：按周期定时向间隔层设备采集的输入量进行召唤。 　　变位上送：当状态发生变化时，主动上送到状态变位信息，并反映设备异常报警，其报警信息应包括报警条文、事件性质及报警时间。 　　事件顺序记录（SOE）和操作记录：对断路器位置信号、继电保护动作信号等需要快速反应的开关量应采用中断方式，并按其变位发生时间的先后顺序进行事件顺序记录。 　　2）监视和报警 　　监视功能 　　能通过操作员站对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，任何实时画面均应能在2秒的时间内完全显示出来，其它的画面应能在2秒的时间内完全显示出来，所有被显示的数据其刷新速度为1秒，画面调用采用键盘、鼠标或跟踪球。 　　对显示的画面应具有电网拓扑识别功能，即带电设备的颜色标识。所有静态和动态画面应存储在画面数据库内。用户应能在工程师工作站上方便和直观的完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并能与其他工作站自动完成修改或生成后的画面。 　　画面应采用符合X-Window标准的窗口管理系统，窗口的颜色、大小、生成、撤除、移动、缩放及选择等可由操作人员设置和修改。 　　图形管理系统应具有汉字生成和输入功能，支持矢量汉字字库。应具有动态棒型图、动态曲线、历史曲线制作功能。屏幕显示、打印制表、图形画面中的画面名称、设备名称、告警提示信息等均应汉字化。 　　对各种表格应具有显示、生成、编辑等功能。在表格中可定义实时数据、计算数据、模拟显示并打印输出。 　　应显示的主要画面至少如下： 　　? 电气主接线图，包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)等的实时值 　　?.直流系统图 　　?.站用电系统图 　　?.风机力发电机系统图 　　?.光伏系统图 　　?.计算机监控系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示出计算机监控系统的设备配置、连接状态。 　　?.各种保护信息及报表 　　?.二次保护配置图，反映各套保护投切情况、整定值等 　　?.控制操作过程记录及报表 　　?.事故追忆记录报告或曲线 　　?.事故顺序记录报表 　　?.操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面 　　?.操作某一设备时，能够自动推出画面。 　　?.趋势曲线图：对指定测量值，按特定的周期采集数据，并予以保留。保留范围1年，并可按运行人员选择的显示间隔和区间显示趋势曲线。同时，画面上还应给出测量值允许变化的最大、最小范围。每幅图可按运行人员的要求显示某四个测量值的当前趋势曲线。 　　?.棒状图 　　?.各种统计及功能报表，包括电量表、各种限值表、运行计划表、操作记录表、系统配置表、系统运行状况统计表、历史记录表和运行参数表等 　　?.定时报表、日报表、月报表 　　?.主要设备参数表 　　报警功能 　　当所采集的模拟量发生越限，开关量变位及计算机系统自诊断故障时应进行报警处理。事故状态方式时，立即发出音响报警，操作员工作站的画面上应有相应的颜色改变并闪烁，同时有红色的报警条文。 　　报警方式应分为两种：一种为事故报警，一种为预告报警，前者为非操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号，后者为一般性设备变位，状态异常信号，模拟量越限，计算机监控系统的事件异常等。 　　事故报警和预告报警应采用不同颜色，不同音响给以区别。对重要模拟量越限或发生断路器跳闸等事故时，应自动推出相关事故报警图面和提示信息，并自动启动事件记录打印机。 　　事故报警通过手动或自动方式确认，每次确认一次报警，自动确认时间可调。报警确认后，声音、闪光停止，但报警信息仍保存。对第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，应同样处理，不应覆盖第一次。 　　报警装置可手动试验，试验阶段不丢失任何信息，不允许多个报警公用一个光字功能。 　　3）控制和操作 　　监控系统应能根据操作员输入的命令实现断路器、定值、压板、切换开关等的正常操作和其它必要的操作。监控系统应提供必要的操作步骤和足够的监督功能，以确保操作的合法性、合理性、安全性和正确性。操作控制的执行结果应反馈到相关设备图上。其执行情况也应能产生正常(或异常)执行报告，能显示及打印。为保证控制操作的安全可靠，整个系统应有安全保护措施，至少应能实现操作出口的跳合闸闭锁，并发生操作闭锁及键盘操作时的权限闭锁,同时记录操作项目及时间等。应能实现断路器、手车及接地刀闸的正常操作和“五防”闭锁功能。 　　运行人员发出的任何控制和调节指令均应在1秒或者更短的时间内被执行。已被执行完毕的确认信息也应在2秒内（或更短）在TFT上反映出来。 　　操作功能包括：状态显示功能，即操作人员可通过该功能了解系统的总体状态，查阅画面和报表并发送打印命令。操作权限限制功能，即系统可设置不同操作权限和口令，以防止非法使用及误操作。标牌功能，即系统可对监测对象加上反映其特征或内容的标牌，用于系统的画面显示和操作控制中。信息提示功能，即当操作不正确时，应显示出错误提示信息并提供联机帮助。数据输入功能，即操作人员可在线输入数据，修改报表和编辑画面及参数数据。操作记录功能，即操作记录将存储各种操作信息，在进行操作时激活操作记录功能，另外可打印输出操作记录。 　　对设备的控制操作在功能设计上应是安全可靠的，在操作前及操作的整个过程中都必须保证所有开关位置被实时和有效的监测。如在操作前及操作过程中发生任何干扰，如开关故障、数据传送通道故障等情况下，必须避免对控制调节设备的误操作。在任何操作方式下，应该保证下一步操作的实现只有在上一步操作完全完成后才能进行。 　　操作正常执行或操作异常时均应产生控制操作报告。正常执行的报告内容有：操作前的控制目标、操作时间、操作内容，操作后的控制目标值。操作异常的报告内容有：准备执行操作的时间和操作内容，引起操作异常的可能原因，是否需运行人员人工处理等。另外，当控制功能被停止或起动时，也应产生报告。 　　4）人机接口及管理功能 　　人机接口 　　人机接口包括彩色液晶显示器（TFT），功能键盘、汉字打印机。它不但为运行人员提供对所控设备的定时监控的各种手段，而且具有对监控系统在线自诊断，投、退设备的功能，其实现的功能至少如下： 　　?.调用、显示和拷贝各种图形、曲线、报表； 　　?.发出操作控制命令； 　　?.数据库定义和修改； 　　?.各种应用程序的参数定义和修改； 　　?.查看历史数值以及各项定值； 　　?.图形及报表的生成、修改、打印； 　　?.报警确认，报警点的退出/恢复； 　　?.微电网能量管理系统各功能模块策略参数设置； 　　?.日期和时钟的设置； 　　?.运行文件的编辑、制作； 　　?.主接线图人工置数功能； 　　?.主接线图人工置位功能。 　　?.监控系统主机上应有系统硬件设备配置图，该配置图能反映所有连接进系统的硬件设备的运行状态。 　　管理功能 　　管理功能能通过站内网络实施，包括编制和调用操作票、运行管理及数据库管理等。 　　监控系统应能在显示器的一次接线图上进行模拟操作后，自动生成操作票（包括二次部分和压板的投退），还可通过交互式编辑生成。操作票的内容包括标题，编号，时间等一般信息和操作执行条文。操作执行条文由命令，设备名，操作信息等构成。操作票自动生成系统应具有权限管理和培训功能。 　　运行管理功能包括：设备管理、安全生产管理、运行记录管理等内容。 　　运行人员可通过键盘输入的交互方式进行编辑、修改、检索、更新、显示和打印各设备的工况报告，内容包括：设备的运行、测试、接地、锁定等。 　　设备管理包括对设备数据(包括设备资料、参数和运行历史等)，运行人员可以进行修改、检索、显示和打印；一、二次设备台帐及铭牌参数管理，并提供设备的检修周期管理（含设备的到期、预期提示）、检修记录、试验记录管理等。 　　运行记录管理包括运行日志管理、运行专项记录、运行工作记录、运行报表管理、值班记录管理、报表打印管理等。 　　统计计算 　　在线方式下，应能按照数值变换和规定时间间隔不断处理和计算下述各项内容，但不限于此： 　　?.有功、无功，功率因数计算、 　　?.电度量的累计，分时统计 　　?.开关，保护动作次数的统计 　　?监控设备投退率计算 　　?.变压器负荷率及损耗统计 　　?.主要设备运行小时数统计 　　?.日、月、年最大、最小值及出现时间 　　? 环境参数的日、周、月、季、年及用户自定义的统计时间进行统计 　　?.能按用户要求生成周、月、季、年或用户自定义的统计时间段的上述所有统计功能 　　发电预测 　　通过环境监测系统测量的光照强度、风速及温度等环境参数变化规律数、和运行时间段的历史数据，实现光伏发电、风力发电分布式电源的电量短期预测与中长期预测。 　　通过负荷的性质、历史数据及天气、旅游等信息进行负荷的短期预测。 　　6）优化控制及能量管理 　　微网运行时，为保证微网的稳定运行，微网内频率和电压调节和控制主要由微网控制器完成。当由于负载波动或者微网内部分电源退出运行，引起微网频率或者电压发生较大波动时，微网监控系统通过调节储能系统出力、控制柴油发电机启停和调节、切除部分电源或者负载，维持微网独立运行时电压和频率的稳定。此项功能有冗余配置的协调控制器完成。 　　利用间歇性能源发电和综合用能预测技术，并融合需求侧管理，形成不同运行模式下的微网多时间尺度运行管理策略，在满足安全性、可靠性和供电质量要求等约束条件下，对分布式发电供能系统和多种类型的储能单元进行优化调度、合理分配出力，实现微网系统的优化运行。 　　7）定值及故障录波召唤 　　故障录波的召唤：对于具有故障录波的间隔层设备，可通过后台进行故障录波的召唤，并通过波形分析软件进行分析。 　　定值的召唤与修改：通过后台可召唤间隔层设备定值，并可通过后台进行定值的远程设定。 2.2.2.4.3微网基本单元监控功能 　　（1）光伏发电监控 　　对光伏发电的实时运行信息、故障及报警信息进行监测，并实现远程的光伏发电系统的启、停、功率调节及相关操作与控制。要求光伏发电监控至少可以显示下列信息：光伏发电系统当前的功率、日发电量、总发电量、光辐照度、光伏板温度、光伏板直流端电压、电流等，能够显示实时发电功率曲线及功率预测曲线。 　　（2）风力发电监控 　　对风力发电机的实时运行信息、故障及报警信息进行监测，并实现远程的风力发电系统的启停及相关操作与控制。要求风力发电监控至少可以显示下列信息：风力发电系统当前的功率、日发电量、总发电量、风向、风速等，能够显示实时发电功率曲线及功率预测曲线。 　　（3）储能监控 　　对储能电池的实时运行信息：单节电池电压、内阻、预估性能、SOC及报警信息进行全面的监测，并对储能进行多方面的统计和分析。对于处于PQ模式运行的储能系统，可通过监控系统对电池充放电时间、充放电功率、无功进行遥调。通过监控系统可单独对特定支路的电池进行诊断和维护。 　　（4）负荷监控 　　对微网内部的负荷进行监测、控制和统计，并为微网功率平衡控制等提供依据。在组建微网时，将所有的负荷进行分类，在运行时，可对这些负荷进行分类监控，并配合就地负荷控制器实现整个微网有功负荷和无功负荷的平衡。 　　（5）电动汽车充换电站监控 　　对电动汽车充换电站的实时运行信息、报警信息、电池信息进行监测，要求对充换电站的监控至少包括：充电功率、日用电量、累计用电量、每节电池的状态信息、充电机状态等。 　　（6）环境监测 　　集成环境监测功能，主要包括：光辐照度、风速、风向、室外温湿度、室内温湿度等，并实现太阳能、风能的发电量预测。 2.2.2.4.4系统自诊断与自恢复 　　系统应具有自诊断和自恢复的功能。系统应具有自监测的功能，应提供相应的软件给操作人员，使其能对计算机系统的安全与稳定进行在线监测。系统应能够在线诊断系统硬件、软件及网络的运行情况，一旦发生异常或故障应立即发出告警信号并提供相关信息。应具有看门狗和电源监测硬件，系统在软件死锁、硬件出错或电源掉电时，能够自动保护实时数据库。在故障排除后，能够重新启动并自动恢复正常的运行。某个设备的换修和故障，应不会影响其他设备的正常运行。 2.2.2.4.5远动系统 　　（1）远动总体方案 　　南麂岛微网系统为离网型，全网的监视控制均由微网监控及能量管理系统实现，同时将相关远动信息上送至平阳县调。 　　（2）远动装置 　　本工程监控系统设置一台远动装置，直接接入站控层网络，负责与县调的数据交换；远动装置基础数据直接从监控系统测控装置获取。 　　（3）远动信息传输方式 　　本工程组织1路常规远动通道和平阳县调通信，详见通信卷册。 2.2.2.5 微网保护配置方案 2.2.2.5.1基本原则 　　（1）采用测保一体化装置，同时具备测控与保护功能。 　　（2）装置间、装置与后台之间采用IEC61850规约进行快速、可靠通信。 　　（3）保护功能配置符合相关标准规定要求。 　　（4）配置统一的故障录波装置，对各关键点进行实时的监测。 2.2.2.5.2分布式电源本体保护 　　（1）储能系统保护：配置过电流保护、欠压保护、过电压保护、频率保护、电池本体保护及防孤岛保护等。 　　（2）光伏发电系统保护：配置过电流保护、欠压保护、过压保护、频率保护及防孤岛保护等，在直流侧的汇流箱和配电柜配置过流保护。 　　（3）风力发电系统保护：配置过电流保护、欠压保护、过压保护、频率保护及防孤岛保护等。具备手动、自动刹车功能。 　　（4）柴油发电机系统保护：配置过电流保护、频率保护、过压保护、本体保护及逆功率保护等。 　　各分布式电源本体控制保护装置均在相关电源章节中开列。 2.2.2.5.3供配电系统保护 　　（1）变压器保护 　　开关站内0.4kV/10kV变压器配置差动保护为主保护、过流保护为后备保护、过负荷告警及超温跳闸保护等。 　　本工程储能变压器6台、充换电站变压器1台，共需配置7台变压器保护，均考虑就地配置。 　　（2）母线保护 　　本工程考虑由区域保护实现此功能，不考虑单独配置母差保护。 　　（3）线路保护 　　柴发专线已架设ADSS光缆，考虑配置光纤差动保护为主保护，方向过流保护为后备保护。本期柴发专线共计2回，每回线两侧均配置单套光纤差动保护，采用ADSS专用纤芯。线路保护装置就地安装于开关柜中。 　　风力发电系统(631)和风力发电系统(632)分别通过线变组分别接入1、2号汇集母线，风力发电系统侧不考虑配置线路保护，仅在微网配电室侧配置单套普通微机线路保护，就地安装于开关柜中。 　　631线、632线为配电线路，各配置一套馈线保护系统，馈线保护系统由配变10kV侧就地配电终端（FTU）和远方主站（DTU）及快速通信网络构成，通过FTU与DTU的快速通信，完成馈线故障的快速隔离，主要技术要求： 　　线路上任何一点发生故障，将故障隔离在最小的范围内，全部处理过程（直到断路器分闸）时间要控制在200ms以内。 　　故障点前侧开关拒动时，要实现将故障点前侧开关的前一级开关跳开。 　　考虑T接线路情况、空投变压器及带电机重合及其他波动等异常不会引起各个开关误动。 　　配变10kV侧断路器（包含就地供电系统）考虑配置配电终端（FTU），共计25台，均为就地安装；631线、632线分别配置1套DTU，合组1面屏。 　　（4）开关保护 　　开关站内10kV开关设置保护与测控一体化装置，除完成被开关的控制与方向过流保护功能外，具备MU和操作箱的功能，为四合一装置，与微网区域保护装置通过GOOSE/SV进行通信，完成微网区域保护功能。 　　1、2、3号汇集母线相关10kV开关柜内均配置1套开关保护，共计19套。 2.2.2.5.4基于信息共享的区域保护系统 　　南麂岛微网中含有大量通过变流器接入的分布式电源及储能系统，其故障时的电气特性与传统的旋转发电设备有很大不同，抗短路电流能力较弱，传统的过流保护在定值与时间配合上有一定的困难，因此，要求在原有单体保护功能的基础上，基于IEC61850规约，通过快速的网络进行装置间信息的共享，在此基础上，实现微网内故障的快速定位与故障隔离。微网区域保护系统双机冗余配置，保证系统的可靠性。 　　保护配置图如图2.2.2.5-1所示。 　　 　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　图2.2.2.4.4 南麂岛微网工程保护配置图 2.2.3 智能用电系统 2.2.3.1 用电系统采集系统 　　智能电网是利用传感、嵌入式处理、数字化通信和IT技术，将电网信息集成到电力公司的流程和系统，使电网可观测（能够监测电网所有元件的状态），可控制（能够控制电网所有元件的状态）和自动化（可自适应并实现自愈），从而打造更加清洁、高效、安全、可靠的电力系统。其中，智能用电要从以下几点来考虑：1）加强电力公司、用户、电网之间的协调和互动；2）减少能源消耗，提高可再生能源的利用效率。用电智能化通过建设用电信息采集系统、智能用电双向互动及能效管理系统等实现用能最优化控制。 　　本工程选择两家宾馆作为智能宾馆示范点。智能宾馆的通信网络建设采用OPLC（光纤复合电缆）和EPON（无源光网络）技术，构建电力光纤到户的通信网络。通过建设用电信息分类采集系统、智能用能服务系统等，完成各种用电设备的信息采集、分析、处理及监控，最终实现电网与用户电力流、信息流、业务流双向互动。 　　2.2.3.1.1智能用电互动及能效管理系统 　　该系统主要实现对智能宾馆的用电分类采集、计量、分析、优化，并通过用户交互终端实现与供电公司各业务系统的智能用电互动服务。 　　1）主要建设内容 　　> 安装采集设备，实现智能宾馆用电信息分类采集与计量； 　　> 安装用户电能采集与能效管理系统，展示各种设备的智能运行状态、供用电信息及控制策略，突出智能家居中各用电环节新技术的使用效果，并整合分析用电情况，实现双向互动，达到用能最优化的目的； 　　> 设计智能用电互动及能效管理系统与各个智能化系统之间的数据接口，接口包括物理接口及数据交互协议的确定及实施。 　　2.2.3.1.2主要功能描述 　　1）实时采集与监测 　　在用户电能采集与能效管理系统中，实现实时用电信息展示。 　　2）历史用电情况分析 　　在用户电能采集与能效管理系统中，实现不同时段总用电量对比分析； 　　在用户电能采集与能效管理系统中，实现各种用电设备不同时段用电量对比分析； 　　根据用电量模拟多部制电价账单，分析使用清洁可再生能源、智能用电互动及能效管理系统后用能节约的经济效益和环境效益。 　　3）智能用电交互 　　实现实时用电数据与供电公司营销业务系统等业务系统的用电互动。 　　4）用能优化控制策略 　　通过展示基于不同电价结构，引导用户制定适合的经济性用电策略，实现削峰填谷； 　　通过对用电负荷、电价结构进行综合分析，制定平衡负荷策略，提高可再生能源的利用效率。 　　2.2.3.1.3用电信息采集与监控系统建设 　　在用户安装集中器和ONU设备，通过“485表+集中器+ONU+光纤”的方式接入到集中器，由集中器统一上传到用电信息采集系统，实现用电信息的采集。采集方式结构图如图2.2.3.2-1所示。 　　用电信息采集系统的主要功能应包括：数据采集、数据管理、自动抄表、任务执行、费控管理、终端管理、档案管理、监控管理、有序用电管理、用电情况统计分析、异常用电分析、电能质量数据统计分析、系统管理等。 　　用电信息采集通道采用光纤通道，借助一体化通信网络可以实现通信需要。 　　每个表盘安装一台采集器和ONU设备。 　　 　　2.2.3.1.4工程配置 　　智能用电系统主站配置1台主机及1台数据服务器，同时部署数据库及智能用电软件。 　　本工程在智能宾馆中部署家庭能量管理单元，按照100个单元配置；同时配置1套智能宾馆能量管理终端，用于负责整个宾馆的能量管理，包括信息收集、指令下达及与后台通信。 　　智能用电系统通信建设方案及配置详见通信章节。 　　 图2.2.3.1.4 用电信息采集方式结构图 2.2.3.2 智能家居系统 　　智能家居系统主要通过智能交互终端，实现对智能插座、智能开关设备的信息采集、监测、分析及控制，进行用电方案设置，实现家电联动；通过手机、远程网络等方式实现家居的监控与互动，查询用电基本信息及三表抄收等增值服务，支持与社区增值服务综合系统双向互动。 　　2.2.3.2.1主要功能 　　智能家居系统应实现以下的主要功能： 　　1) 通过低压网络控制单元实时监视各用电器实时工作状态，并能进行控制； 　　2) 能在多地点进行一键式操作集中控制低压网络控制单元； 　　3) 能和智能水电气表之间进行信息双向通讯和互动。智能水电器电表可以把电网的信息转发到户内显示终端上，户内终端也可以把当前户内的信息转给电网。 　　4) 可以显示当前电网的分时、阶梯电价及当前剩余金额等。 　　5) 查询历史电、水、气使用记录，可以采取灵活的时间段选择方式（日，周、月、季、年）。 　　6) 节能方案：系统根据采集到的用户用电习惯，经过后台数据分析，给出有针对性的节能建议，供用户参考，用户选择后可以设置执行。 　　7) 节能管理：设置节电目标管理，与其他客户间的用能节能情况，按照用电量（电费）从多到少，节电量（电费）从多到少进行排名，等方法进行节能管理。 　　8) 峰谷阶段的各低压网络控制单元用电记录，提示用户调整尖峰用电习惯。 　　9) 能耗电器管理：对各低压网络控制单元接入的电器能耗进行排名，对能耗高的电器给出更换或者少使用等建议。 　　 　　2.2.3.2.2工程配置 　　本工程配置1套智能家庭管理主站系统，用于信息采集、用电优化，并实现与远方智能用电系统通信；配置2套智能家居系统，包含智能插座、智能门禁、智能家电、环境控制及智能用电等设备。 　　 2.2.4 其他二次系统 2.2.4.1 时钟同步系统 　　控制大楼继保室内安装1面同步对时主时钟机柜（主时钟双重化），主时钟采用1台北斗、1台GPS对时。 　　主时钟完成卫星信号的接收、处理，及向扩展装置提供同步时间信号（PPS秒脉冲、RS422口或RS422电平方式、IRIG-B码），同时提供TTL电平测试口、RS-232C串行口、脉冲接口、IRIG-B接口；同时具有接收IRIG-B时间功能和内部守时功能。扩展装置提供多路脉冲输出、多路B码（RS485和光纤接口）输出、多路串口输出。提供各种时间同步信号用于实现换流站内直流控制系统、站控系统、直流保护系统、交流保护、故障录波器、事件记录仪、安全自动装置、远动RTU及电能量计费系统等的时间同步，使换流站内各设备具有统一的时间基准。系统具有工作状态指示、告警显示和告警信号输出功能。 2.2.4.2 电能计量 　　对微网系统中的发电单元、储能单元及负荷进行准确的计量，用于营销、统计与分析。 　　电能计量关口点分别设置在风电场出线侧（2回）、旧柴油发电机出线侧（1回）、光伏发电后隆站主变高压侧、光伏发电南麂办事处站主变高压侧、新柴油发电机出线侧。 　　本设计在关口点设置主电能计量表和校核电能计量表，关口电能表精度为0.2S级。主电能计量表用作结算电量的依据；校核电能计量表用作确认主电能计量表是否运行正确，在主电能计量表运行不正确期间，校核电能计量表将用作电量计算的依据。电能表均须具备光纤通信口。 　　关口电能表均配置在各电源侧，组柜详见各电源章节。 　　所有关口电能表通过光口送入电能量数据终端（ERTU），并转送给微电网监控后台系统。电能量数据终端（ERTU）单独组屏。 2.2.4.3 交直流一体化电源系统 2.2.4.3.1 一体化电源组成 　　变电站交直流一体化电源系统由站用交流电源、直流电源、交流不间断电源、逆变电源、直流变换电源等装置组成，并统一监视控制，共享直流电源的蓄电池组。 　　系统的总监控装置应通过以太网通信接口采用 IEC61850 规约与变电站后台设备连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。 　　系统应具有监视交流电源进线断路器、交流电源母联断路器、直流电源交流进线断路器、充电装置输出断路器、蓄电池组输出保护电器、直流母联断路器、交流不间断电源（逆变电源）输入断路器、直流变换电源输入断路器等状态的功能，上述断路器宜选择具备远方控制及通信功能。 　　系统应能监测交流电源馈线、直流馈线断路器脱扣总告警等信号。 　　站用交、直流电源运行工况和信息能够上传总监控装置，采用IEC61850通信标准与变电站自动化后台连接，实现对一体化电源系统的远程监控维护管理。 　　站用交直流一体化电源系统主要参数见表2.2.4.3.1。 　　表2.2.4.3.1 站用交直流一体化电源系统主要参数表 序号 设备参数 220V直流系统 1 交流额定输入电压 单相：AC220V 三相：AC380V 2 交流额定输入频率 50Hz 3 直流额定输出电压 50V，230V 4 直流标称输出电压 48V，220V 5 充电装置额定输出电流 140A 6 蓄电池的额定容量 300Ah 7 交流额定输出电压 单相：AC220V 三相：AC380V（三相四线制） 8 交流额定输出频率 50Hz 9 　　交流不间断电源额定输出容量 （监控） 5kVA 10 　　逆变电源额定输出容量（照明） 7.5kVA 2.2.4.3.2直流系统 　　　　　　　　　　直流负荷统计及蓄电池容量选择结果表 序号 　　负荷名称 装置 容量 负荷系数或同时率 计算 容量 负荷 电流 冲击 电流 　事故停电 　　时间 　　 　　 　W 　　 　W 　　A 　　 0~1h 1~2h 　　1 保护测控装置 　　3） 7200 0.6 4320 19.64 　　4） √ √ 　　2 逆变器 5000 0.6 3000 13.64 　　5） √ √ 　　3 事故照明 7500 1.0 7500 34.09 　　 　　 √ 　　4 断路器跳闸 　　6） 0.6 　　 50 √ 　　 　　 　　 　　 　　7） 　　8） 　　 　　 　　 　　 　　 　　事故放电电流 (A) 　　 33.28 74.74 　　冲 击 电 流 (Ich) 　　50 　　 　　 　　蓄电池容量选择：(按阶梯负荷计算法) 　　按负荷阶梯分段计算,取其中计算容量最大者，当有随机负荷(冲击负荷)时, 随机负荷单独计算所需容量,并叠加在第一段以外的计算容量最大的放电阶段。 　　 　　 　　: 蓄电池10h放电率计算容量（Ah） 　　: 各阶段事故负荷电流（A） 　　: 各阶段容量换算系数（1/h） 　　: 随机负荷容量换算系数（1/h） 　: 可靠系数: 1.4 　 　　　　　 　　 　　计算结果：采用300Ah阀控铅酸蓄电池。 　　　　　　　　　　 　　（1）直流系统电压 　　变电站用直流电源额定电压采用220V，作为全站控制、信号、保护、事故照明，不停电电源通信DC/DC的直流电源。 　　（2）蓄电池型式、容量及组数 　　直流系统应装设 2 组阀控式密封铅酸蓄电池。 　　通信电源不单独配置，全站统一配置蓄电池，蓄电池容量300Ah（电气负荷按2小时事故放电时间，通信负荷按4小时事故放电时间）。 　　（3）充电装置台数及型式 　　直流系统采用高频开关充电装置，配置2 套，单套模块数6+1。 　　（4）直流系统接线方式 　　直流系统应采用两段单母线接线，两段直流母线之间应设置联络断路器。每组蓄电池及其充电装置应分别接入不同母线段。 　　（5）直流系统供电方式 　　直流系统采用主分屏两级方式，辐射型供电。为了减少直流母线故障检修时直流负荷的停电范围，各监控保护屏直流电源从直流分电屏直接供电。 　　馈线断路器选用专用直流空气断路器。 　　事故照明及不停电电源正常时由交流电源供电，交流电源消失时则由直流蓄电池供电。 　　（6）直流系统布置 　　二组蓄电池布置在单独设置的小室内。 　　直流系统主馈屏（柜）和充电装置与蓄电池室应临近布置，布置于二次设备室内。 　　（7）其他设备配置 　　每套充电装置配置一套微机监控单元，通过IEC61850 规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。 　　每套蓄电池配置一套蓄电池巡检仪，通过IEC61850 规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。 　　在直流主馈屏（柜）和分屏（柜）上装设直流绝缘监察装置，通过IEC61850 规约将信息上传至一体化电源系统的总监控装置。 　　蓄电池出口、充电装置直流侧出口回路、直流馈线回路和蓄电池试验放电回路应装设保护电器。保护电器采用专用直流空气断路器，分馈线断路器与总断路器之间至少保证3 级级差。 　　直流蓄电池采用双套冗余配置的高频开关电源充电装置及微机型直流接地自动检测装置。 　　（8）直流设备屏（柜） 　　设置2面直流充电柜、2面直流总馈线柜、1面直流联络柜及4面直流分馈线柜。设置通信用DC/DC电源柜1面，具体参数及组屏由通信专业确定。 　　 2.2.4.3.3不停电电源系统 　　配置两套交流不停电电源系统（UPS），采用主机冗余配置方式，容量为2X5kVA，组1面柜。 　　UPS 为静态整流、逆变装置。UPS为单相输出，输出的配电屏（柜）馈线采用辐射状供电方式。 　　UPS 正常运行时由站用交流电源供电，当输入电源故障消失或整流器故障时，由变电站直流系统供电。 　　UPS 的正常交流输入端、旁路交流输入端、直流输入端、逆变器的输入和输出端及UPS 输出端应装设保护电器。 2.2.4.4 光电缆选型及二次设备的接地、防雷、抗干扰 2.2.4.4.1 电缆及光缆的选型、敷设 　　（1）电缆选择及敷设的设计符合 GB 50217—2007《电力工程电缆设计规范》的规定。 　　（2）室内光缆采用尾缆或软装光缆连接。 　　（3）室外光缆根据敷设方式采用无金属、阻燃、加强芯光缆或铠装光缆，缆芯一般采用紧套光纤。 　　（4）控制室内网络通信联系采用超五类屏蔽双绞线。 　　（5）电缆及光缆数量 　　控制电缆和光缆结合本工程场地进行测算。 　　控制电缆：10kV储能变0.5km台，10kV开关柜0.5km/台，10kV站用变1km/台，所用电直流等其它2.5km。共需控制电缆：（5×0.5＋20×0.5＋1＋2.5）=16km。 　　光缆： 　　GPS光缆5km，保护等组网光缆5km。 　　直流动力电缆：5km。 2.2.4.4.2 二次设备的接地 　　（1）所有敏感电子装置的工作接地应不与安全地或保护接地混接。 　　（2）在主控制室、敷设二次电缆的沟道、就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100mm2的裸铜排敷设与变电站主接地网紧密连接的等电位接地网。 　　（3）在主控制室、二次设备室的电缆沟或屏（柜）下层的电缆室内，按屏（柜）布置的方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端连接，形成二次设备室的内等电位接地网。二次设备室的内等电位接地网用4 根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。 　　（4）静态保护和控制装置的屏（柜）下部设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏（柜）上装置的接地端子用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排用截面不小于50mm2的铜排（缆）与二次设备室的内等电位接地网相连。 　　（5）沿二次电缆的沟道敷设截面不少于100mm2的裸铜排（缆），构建室外的等电位接地网。开关场的就地端子箱内设置截面不少于100mm2的裸铜排，并使用截面不少于100mm2的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。 　　（6）公用电压互感器的二次回路只在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不接有可能断开的开关或熔断器等。 　　（7）公用电流互感器二次绕组二次回路在相关保护屏（柜）屏内一点接地。 　　（8）独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路在开关场一点接地。 　　（9）微机型继电保护装置屏（柜）屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）不接入等电位接地网。 　　 2.2.4.4.3 二次设备防雷措施 　　在各种装置的交、直流电源输入处设电源防雷器，在通信信道装设通信信道防雷器。 2.2.4.4.4 二次设备抗干扰措施 　　（1）微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均使用屏蔽电缆。 　　（2）交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均使用各自独立的电缆。 　　（3）经长电缆跳闸回路，采取增加出口继电器动作功率等措施，防止误动。 　　（4）所有涉及直接跳闸的重要回路采用动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的中间继电器，其动作功率不低于5W。 　　（5）保护装置24V 开入电源不出保护屏（柜），以免引进干扰。 　　（6） 经过配电装置的通信网络连线采用光纤介质。 2.2.5 二次设备组柜及布置 2.2.5.1 二次设备组柜方案 2.2.5.1.1 站控层设备 　　监控主机双重化配置，与1台工程师站合组1面屏。 　　数据服务器双重化配置，组1 面屏。 　　应用服务器单套配置，负荷/风光功率预测服务器单套配置，合组1面屏。 　　远动装置单套配置，组1面屏。 　　气象数据分析服务器单套配置，与正、反向隔离装置合组1面屏。 　　1台61850网关机与站控层交换机合组2面柜。 2.2.5.1.2协调控制与保护层 　　微网中央控制器(MGCC)双重化配置，组1面屏。 　　微网区域保护装置双重化配置，组1面屏。 　　公用测控装置单套配置，组1面屏。 2.2.5.1.3就地监控与保护层 　　模式控制器(MC)3台，组1面屏。 　　风电专线2路、柴发专线2路均按单套配置光纤差动保护，均考虑就地安装在开关柜中。 　　开关保护共20套，均考虑就地安装在开关柜中。 　　631线、632线分别配置一套馈线保护(DTU)，合组1面屏。 　　电能质量监测装置、故障录波及网络报文分析装置均按单套配置，合组1面屏；故障录波/电能质量服务器按单套配置，组1面屏。 　　保护用交换机配置4台，控制用交换机配置4台，共组2面柜。 2.2.5.1.4智能用电系统 　　智能用电后台系统配置主机1台，组1面柜。 2.2.5.1.5其他二次系统 　　同步对时主时钟组1面柜。 　　电能量数据终端组1面柜。 2.2.5.2 屏(柜)的统一要求 2.2.5.2.1 屏的结构 　　所有二次系统设备屏(除服务器屏采用2260mm×800mm×1000mm外)的外形尺寸采用2260mm×800mm×600mm (高×宽×深)。 2.2.5.2.2 屏的结构 　　屏结构为屏前单开门、屏后双开门、垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构，前门宜为玻璃门(不包括通信设备屏柜) ，正视屏体转轴在左边，门把手在右边。 2.2.5.2.3 屏的颜色 　　全站二次系统设备屏体颜色统一。 2.2.5.3 二次设备布置 　　根据总平面布置以及自动化系统设计方案，控制大楼设置1个二次设备间。二次设备间布置在控制大楼地下一层。 　　（1）上述站控层设备均布置在二次设备间内； 　　（2）10kV 测控保护一体化装置就地布置在10kV 开关柜上； 　　（3）其它监测、计量、保护、通信等二次设备集中组柜布置在二次设备间中。 　　（4）蓄电池采用支架方式集中布置于专用蓄电池室，两组蓄电池布置不同房间，不同蓄电池组间采取防火隔爆措施。 2.2.6 系统通信 2.2.6.1 通信概况 　　南麂岛微网系统为离网型，以孤网方式运行，目前无专有电力光缆网络。 2.2.6.2 调度关系 　　南麂岛微网系统为离网型，全网的监视控制均由微网监控及能量管理系统实现，同时将相关远动信息上送至平阳县调。 2.2.6.3 通道组织 　　1）数据网通道 　　本工程组织1路常规远动通道和平阳县调通信，通信通道租用公网。 2.2.6.4 系统通信方案 2.2.6.4.1微网系统通信方案 　　微网系统通信组网方案 　　南麂岛微网配网通信网采用以太网无源光网络(EPON)技术为主，覆盖微网控制大楼至各开关站及下辖各个配电室和风、光、柴、储能系统，采用双总线“手拉手”全保护倒换型拓扑结构。 　　无源光网络EPON以微网控制大楼为汇聚点，根据开关站和风、光、柴、储能系统的地理分布形态，结合10kV电力线出线的电气接线结构，开关站及下辖各个配电室和风、光、柴、储能系统的ONU串接成链状接入微网控制大楼2台OLT不同的PON口形成以微网控制大楼为汇聚节点的物理环。OLT设备PON口失效均能实现保护，由ONU自动快速选择OLT的PON口。开关站及下辖配电室的站点较为集中，距离较短，通过分光器组成双总线网络接入汇聚到到OLT设备。 　　EPON 系统由光线路终端（OLT）、光网络单元（ONU）和光分配网络（ODN）组成。 　　配网通信结构如图2.6-1所示。 图2.6-1 配网通信结构 　　根据配电业务实时性、可靠性要求高的特点，ONU终端设备选用双PON口设备实现全保护自愈；ONU设备采用工业级设备，以满足较劣的现场运行环境。OLT设备配置在微网控制大楼，ONU设备配置在配电终端和风、光、柴、储能系统处，实现配电终端和风、光、柴、储能系统等信息上传至微网控制大楼。 　　本次项目实施优先考虑各开关站及下辖配电室和风、光、柴、储能系统现有地下管道的走向情况，同时兼顾一次线路的出线情况，采用开关站及下辖配电室和风、光、柴、储能系统的远端通信设备串接成链状两点分别与微网控制大楼的局端通信设备连接的双总线手拉手全保护组网方式，以此来保障通信的可靠。 　　结合配电线路的实际走向，采用“手拉手”型保护组网方式。典型“手拉手”两点接入结构如图2.6-2所示，OLT1和OLT2安装在微网控制大楼处，ONU设备安装在配电终端和风、光、柴、储能系统处，OLT设备失效时均能实现保护，由ONU设备选择接入不同的OLT。 图2.6-2 EPON“手拉手”两点接入结构图 　　系统组成和设备配置方案 　　在微网控制大楼部署OLT 2台，其余34个10kV开关站及风、光、柴、储能系统各部署一个ONU，组成双总线类环型全保护倒换型网络，OLT设备PON口失效均能实现保护，由ONU自动快速选择OLT的PON口。实现开关站和风、光、柴、储能系统配网信息数据的收发，同时与上级调度SCADA相连，实现数据的传送。 　　 2.2.6.4.2智能用电系统通信方案 　　智能用电系统总体设计思路 　　智能宾馆的通信网络建设采用ADSS光缆和EPON（无源光网络）技术，构建电力光纤到户的通信网络。通过建设用电信息分类采集系统、智能用电服务系统等，完成各种用电设备的信息采集、分析、处理及监控，最终实现电网与用户电力流、信息流、业务流双向互动。 　　 　　智能用电系统通信建设方案 　　1）总体建设方案 　　采用光纤到户+EPON的网络接入方式，其中微网控制大楼到智能宾馆配电室采用12芯光缆，配电室到用户配电间采用敷设ADSS电缆的方式实现到楼、到用户，用电信息采集采用EPON+小集中器+485电能表的方式（光纤电能表可直接接入EPON设备）。 　　用户服务系统与用电信息采集系统同时建立一套EPON系统，通过逻辑隔离的方式保证数据传输安全、稳定。 　　2）电力专网网络建设方案 　　借助ADSS光缆，电力专用网络采用EPON系统完成用电信息采集的通信网络建设。在机房安装OLT设备，在用电采集点各配置一台ONU设备，完成通信网络建设。光缆建设考虑50%纤芯的冗余。用电信息采集光网络组网图如2.2.6.4.2-1所示。 图2.2.6.4.2-1用电信息采集光网络组网图 　　3）智能用电系统通信组网方案 　　南麂岛智能用电系统通信网采用以太网无源光网络(EPON)技术为主，覆盖微网控制大楼至智能宾馆，采用Type D网络保护结构。 　　无源光网络EPON以微网控制大楼为汇聚点，根据智能宾馆的地理分布形态，结合10kV电力线出线的电气接线结构，智能宾馆的ONU串接成链状接入微网控制大楼同1台OLT设备的主备PON口形成以微网控制大楼为汇聚节点的物理环。 　　根据智能用电系统特点，ONU终端设备选用双PON口设备实现全保护自愈；ONU设备采用工业级设备，以满足较劣的现场运行环境。OLT设备配置在微网控制大楼，ONU设备配置于智能宾馆，实现智能用电信息上传至微网控制大楼。 　　智能用电系统采用Type D网络保护组网方式。典型Type D组网网络如图2.6-4所示，OLT安装在微网控制大楼处，ONU设备安装在智能宾馆，两个PON上行口由同一台OLT的两个不同PON口接出，可以实现在光纤上面的全保护。 图2.2.6.4.2-2 EPON系统“Type D”组网结构图 　　系统组成和设备配置方案 　　在微网控制大楼部署OLT 1台，2个智能宾馆各部署一个ONU，组成Type D保护网络，OLT设备PON口失效均能实现保护，由ONU自动快速选择OLT的PON口。实现智能用电信息数据的收发，同时与上级调度SCADA相连，实现数据的传送。 2.2.6.5 设备机房和供电电源方案 　　本工程不设置专用通信机房，在继电室内新上OLT设备屏2面。10kV开关站和风、光、柴、储能系统内不单独配置通信屏，ONU设备安装于配电自动化屏内预留位置，ONU电源由配电自动化终端提供。OLT设备-48V电源引自通信电源屏。通信电源按电气一体化供电设计，通信设置1套DC/DC通信电源转换设备，一体化电源应能维持对通信设备供电4小时。 2.2.6.6 光纤通信网络建设方案 　　1. 新建风力发电系统-微网控制大楼1根12芯ADSS光缆，随电缆线路敷设，光缆总长约3.9km。 　　2. 新建柴油发电系统（新）-微网控制大楼1根12芯ADSS光缆，随电缆线路敷设，光缆总长约3.0km。 　　3. 新建柴油发电系统（旧）-微网控制大楼1根12芯ADSS光缆，随电缆线路敷设，光缆总长约0.6km。 　　4. 新建后隆村站光伏发电系统-微网控制大楼1根12芯ADSS光缆，随电缆线路敷设，光缆总长约2.8km。 　　5. 新建南麂办事处光伏发电系统-微网控制大楼1根12芯ADSS光缆，随电缆线路敷设，光缆总长约0.9km。 　　6. 新建智能宾馆-微网控制大楼1根12芯ADSS光缆，随电缆线路敷设，光缆总长约0.5km。 　　本工程各配电终端和风、光、柴发电系统处普通光缆全程穿护套管沿10kV线路敷设，到达微网控制大楼后沿预留的镀锌钢管通过电缆沟到达站内地下一楼继电室通信光纤配线架成端。芯数为12芯，纤芯类型G.652，单模。 　　各10kV开关站光缆进站通过电缆沟进入配电自动化终端屏光纤配线架成端。芯数为12芯，纤芯类型G.652，单模。导引光缆长度约1.3km。 　　微网系统接入后光缆网络如图2.2.6.6所示。 图2.2.6.6 微网接入后光缆网络图 　　 2.2.6.7 光通信传输质量计算结论 　表2.2.6.7 各中继段长度计算结果汇总一览表 网络 中继段 长度（km） 光口 1:2分光器 分光比 功率富裕度(dB) 南麂岛微网 风力系统-微网控制大楼 3.1 PON口 　90:10 14.26 柴油发电系统（新）-微网控制大楼 2.5 PON口 　90:10 14.5 柴油发电系统（旧）-微网控制大楼 0.3 PON口 　90:10 15.38 后隆村站光伏发电系统-微网控制大楼 1.8 PON口 　90:10 14.78 南麂办事处光伏发电系统-微网控制大楼 0.6 PON口 　90:10 15.26 智能宾馆-微网控制大楼 0.5 PON口 　90:10 15.30 　　 2.2.6.8 通信设备配置主要技术性能指标 2.2.6.8.1 无源光网络OLT 设备 1) 业务承载能力要求 　　可承载普通以太网业务，同时可承载IPTV业务; 可承载语音业务（VoIP）;可承载用电信息采集业务 2) 设备接口及技术指标 　　机框插卡式设计，业务槽位≥12，业务槽位可以混插。机架式设备PON口数不小于96，设备支持PON口的光纤1＋1保护功能（b类、c类或其它类型）。网络侧接口双路保护。 3) 主控模块功能 　　满足无阻塞交换，背板交换能力不小于2T，槽位交换能力不小于40G。 4) 以太网基本功能 　　具备支持二层隔离功能（可选支持三层交换）。 5) VLAN功能 　　OLT应同时支持4000的VLAN数，VLAN ID的范围是1～4094。OLT网络侧接口应可以配置为SVLAN TRUNK和VLAN TRUNK两种模式中的一种。 6) ONU断电通知功能 　　ONU应具有通过OAM的Dying Gasp事件通知功能将自身掉电事件通知OLT的能力。OLT应能将该事件传送给EMS。 7) 带宽管理功能 　　带宽最小分配粒度不应大于64kbit/s。 　　最小可配置带宽不应大于64kbit/s。 　　带宽控制的精度应优于±5％。 8) 业务等级协定（SLA） 　　要求速率限制最小可配置带宽不大于512Kbps，带宽最小分配粒度不应大于256kbit/s；限制结果精确，误差不大于5%。 9) 组播功能要求 　　EPON系统应支持IGMP V2（RFC 2236），支持IGMP Proxy功能 10) 设备安全性 　　EPON系统下行方向应支持三重搅动（Triple Churning）。OLT应支持基于ONU的MAC地址的认证方式。支持上联保护和电源冗余保护。 11) 以太网/IP业务性能指标要求 　　吞吐量：在业务满配(32个ONU)的情况下，PON接口上行方向最大吞吐量应不小于900Mbit/s，PON接口下行方向最大的吞吐量应不小于970Mbit/s。 　　丢包率：在上下行业务流量各为1Gbit/s的情况下，其PON接口上行方向的丢包率应小于10％（任意以太网包长），PON接口下行方向的丢包率应小于5％（任意以太网包长）。在特定流量下（吞吐量的90％）的以太网业务的长期（24小时）丢包率应为0。 　　时延：在业务流量不超过该系统吞吐量的90％的情况下，其上行方向（UNI到SNI）的传输时延应小于1.5ms（64Byte到1518Byte之间的任意以太网包长），下行方向（SNI到UNI）的传输时延应小于1ms（任意以太网包长）。 12) 供电要求和环境要求 　　支持双直流电源（-48V）供电。 　　当OLT和ONU间的光纤处于-25℃～55℃的温度交变环境内时，OLT能正常工作，业务性能不应恶化或中断。 　　工作温度：0℃～40℃； 　　工作湿度：5%～95%(非凝露)； 　　在70kPa～106kPa大气压力条件下能正常工作； 　　直径大于5um的灰尘浓度≤3×104粒/m3的条件下设备能正常工作。 13) 电气安全要求 　　设备应安装过压、过流保护器。过压、过流保护器在外接电源异常时保护设备的核心部分。 　　 2.2.6.8.2 无源光网络ONU 设备 1) 物理接口 　　PON口数≥2（可热插拔光模块），FE口≥4，RS485口≥2，具备协议转换功能、电源内置、无风扇。 2) RS485串口功能 　　支持TCP Server、TCP Client、UDP 会话方式，可设置IP地址；支持多个串口的端口绑定，即同一ONU下多个串口支持并发通信； 3) 接口技术指标 　　ONU设备PON-R光口的平均发送光功率应符合范围：-1～+4dBm；ONU设备光接收机灵敏度应符合范围：≤-24dBm。 4) 以太网基本功能 　　ONU的单播MAC地址缓存能力应不低于8K。ONU应支持对各以太网端口之间的二层隔离。 5) VLAN功能 　　ONU的用户侧接口应支持VLAN Trunk功能。ONU每个以太网端口应支持至少8个VLAN ID，VLAN ID的范围是1至4094。 6) 带宽管理功能 　　带宽最小分配粒度不应大于64kbit/s。 　　最小可配置带宽不应大于64kbit/s。 　　带宽控制的精度应优于±5％。 7) QoS机制要求 　　支持业务分流分类，支持对上行业务进行优先级标记，ONU每个用户侧端口应支持至少4个优先级队列，每个ONU的上、下行总缓存不应小于256KB，ONU的上、下行缓存应相互独立；ONU的上、下行的最大可用缓存均应不小于128KByte。 8) 组播功能要求 　　采取SCB＋IGMP的方式实现组播业务的分发，利用组播VLAN实现实现用户的组播业务访问权限控制，支持IGMP V2（RFC 2236），可选支持IGMP V3（RFC 3376）和组播管理协议MIB（RFC2933）。 9) 设备安全性 　　PON接口数据安全下行方向应支持三重搅动，支持基于端口的用户MAC地址数量限制的功能，支持帧过滤和抑制，支持静默机制。 10) 操作维护管理要求 　　EPON系统操作维护管理功能应支持对OLT和ONU的配置、故障、性能、安全等管理功能，支持OAM方式的远程管理。 11) 以太网/IP业务性能指标要求 　　吞吐量：仅承载以太网/IP业务时，PON接口上上行方向的吞吐量应不小于900Mbit/s（64Byte到1518Byte之间的任意包长），PON接口上下行方向的吞吐量应不小于950Mbit/s（任意包长）。 　　时延：上行方向（UNI到SNI）的传输时延应小于1.5ms（64Byte到1518Byte 　　之间的任意以太网包长），下行方向（SNI到UNI）的传输时延应小于1ms（任意以太网包长） 　　丢包率。在上下行业务流量各为1Gbit/s的情况下，其PON接口上上行方向的丢包率应小于10％（任意以太网包长），PON接口上下行方向的丢包率应小于5％（任意以太网包长）。在特定流量下（吞吐量的90％）的以太网业务的长期（24小时）丢包率应为0。 12) 供电和电器安全性 　　12/24/48V直流供电、220V交流供电可选。正常情况下，设备的绝缘电阻不应小于50M。设备在接地电阻小于5条件下可正常运行。 13) 设备功耗 　　在非通信状态下，设备消耗的视在功率应不大于5VA、有功功率应不大于3W；在通信状态下，设备消耗的视在功率应不大于10VA、有功功率应不大于6W。 14) 温度、湿度要求 　　湿度环境：5%～95%无凝露；温度环境：-40℃～70℃ 15) 电磁兼容性指标 　　通过电压暂降和短时中断测试、工频磁场抗扰度测试、射频电磁场辐射抗扰度测试、射频场感应的传导骚扰抗扰度测试、静电放电抗扰度测试、电快速瞬变脉冲抗扰度测试、阻尼振荡波抗扰度测试、浪涌抗扰度测试。 16) RS485接口过压保护 　　设备RS485接口应满足过压500V时不损坏。 　　 2.2.6.9 光缆特性 　　本工程选用G.652特性ADSS光缆，12芯。 　　G.652光纤技术参数如下： 　　 　　通用采购标准 1403004-0000-00_国网普缆采购标准通用技术规范_V2 1.1 单模光纤技术参数表（G.652) 1.1.1 光纤类型 G.652 1.1.2 模场直径（μm） 7.9~10.2 1.1.3 包层直径（m） 124~126 1.1.4 包层不圆度（%）（≤） 2 1.1.5 芯/包层同心度公差（μm）（≤） 0.8 1.1.6 涂覆层直径（μm） 235~255 1.1.7 着色层直径（μm） 235~265 1.1.8 包层/涂层同心度误差（m）（≤） 12.5 1.1.9 截止波长（nm）（≤） 1260 1.1.10 衰减特性 1.1.10.1 1310nm衰减系数（dB/km）（≤） 0.35 1.1.10.2 1550nm衰减系数（dB/km）（≤） 0.22 1.1.11 衰减点不连续性（≤dB） ≤amean+0.10dB)/2 1.1.12 衰减波长特性 1.1.12.1 （1285~1330）nm范围内衰减相对1310nm的 衰减值（dB/km）（≤） 0.03 1.1.12.2 （1525~1575）nm范围内衰减相对1550nm的 衰减值（dB/km）（≤） 0.05 1.1.13 色散特性 1.1.14 零色散波长（nm） 1300~1324 1.1.15 最大零色散斜率（ps/（nm2？km））（≤） 0.093 1.1.16 色散系数绝对值 1.1.16.1 （1288~1339）nm色散系数绝对值， ps/（nm？km）（≤） 3.5 1.1.16.2 （1271~1360）nm色散系数绝对值， ps/（nm？km）（≤） 5.3 1.1.16.3 1550nm色散系数绝对值 （ps/（nm？km））（≤） 18 1.1.17 偏振模色散系数（ps/√km） ~0.125(在1550nm波长光缆单盘偏振模色散系数),光纤成缆后必须满足在1550nm波长光缆链路（20~盘光缆）偏振模色散系数~0.10；Q（概率）=0.01%。 1.1.18 筛选强度（N)（≥） 8 　　ADSS光缆技术参数如下： 1.2 ADSS光缆特性（按最大跨距400米考虑） 1.2.1 光缆外径 13.0 mm 1.2.2 光缆截面积 133 mm2 1.2.3 光纤型号 G.652 1.2.4 光缆重量 144 kg/km 1.2.5 额定抗拉强度（RTS） 28 kn 1.2.6 最大允许使用张力（MAT） 11.5 kn 1.2.7 年平均运行张力（EDS） 7.0 kn 1.2.8 热膨胀系数 2.4 10-6/°C 1.2.9 杨氏模量 19.3 kn/mm2 　　 2.2.6.10 设备清册 序号 设备名称 　　型号规格 单位 数量 备 注 1 OLT设备 　　 台 　　3 　　 2 ONU设备 　　 台 　　41 　　 3 光缆 12芯ADSS，G.652光纤，最大档距400m 公里 　　13 含ADSS光缆金具、子管等材料 4 本地网关软件、硬件 　　 套 　　1 　　 5 分光器 满足EPON系统配置要求 套 　　1 　　 6 安装材料（电源电缆、接地线、网线、尾纤、衰耗器、专用工具等） 满足EPON系统配置要求 套 　　1 　　 7 配线设备 满足EPON系统配置要求 套 　　1 　　 　　 3 风力发电系统 3.1 风机选型 　　传统风电系统通过功率控制输出电能，但离网运行时风电系统输出电能质量易受负载特性影响，特别是非线性和不平衡负载下，分布式发电系统输出电压可能具有谐波和负序特性，难以满足负荷使用要求。本工程风电场址位于本岛关帝岙的西北面一带山脊，选用大型风电机组对离网型微网控制技术要求高。综合现场地形、离网型微网控制技术要求和国内中小型风机市场，拟选择100kW机组作为本工程推荐机型。 3.1.1 机组主要性能参数 　　根据现阶段收集资料，按照业主意向，本工程选用某公司的100kW风电。该风机机组主要性能参数如下。 表3.1.1-1 100kW风力发电机组性能参数表 1）风电机组 型号 FD21-100/12（暂定） 额定功率(kW) 100 风轮直径(m) 21 叶片数量 3 叶片材料 玻璃钢 切入风速(m/s) 3 额定风速(m/s) 12 工作风速范围(m/s) 3～25 额定转速（r.p.m） 60 调速方式 机械（电磁）刹车、主动偏航 发电机型式 永磁三相交流 额定电压(V) DC480 风机组重量(kg) 8000 2）独杆塔架 36m（含地基共3段） 3）控制器 ZK380-100（暂定） 4）逆变器 100kW 　　 　　 　　 　　图3.1.1-1 FD21-100/12风力发电机组功率曲线图 　　 图3.1.1-2 中小型风机系统原理图 图3.1.1-3 中小型风机并网原理图 3.1.2 机组主要执行机构 　　1）永磁直驱：永磁风力发电机组风轮主轴直接驱动发电机，无齿轮箱，少维护，效率高。 　　2）主动变桨机构：根据风速、系统输出功率和转速可以主动变桨，实现最大功率获取；通过断电顺桨，保证系统的安全。 　　3）主动偏航机构：风机组在大风时除了正常机械刹车外，还要求停机后和风向偏离90°背风保护风机，满足大风环境安全。无尾舵机构风机配置有偏航电机，可以主动控制风机偏航实现安全要求，而带尾舵机型不能实现。 　　4）主动刹车机构：可根据系统运行状况进行主动或远程刹车，具备主动刹车机构及远程控制。 　　5）润滑机构：具有主轴等润滑机构，满足风机长时间工作需要。 3.1.3 机组主要功能特点 　　1）主动对风：当风速在额定风速以下时，风力机自动对风，提高风机发电效率。 　　2）大风躲风：当风速超出额定风速时，风力机处于躲风状态，保证风力发电机正常工作，确保系统安全。 　　3）自动解缆功能：控制器能防止扭缆并具有自动解缆功能，防止输电电缆扭断。 　　4）状态显示：运行参数和运行状态通过仪表和液晶屏显示。 　　5）多重保护：过载、短路、超速、过压、电网故障等多种保护。 　　6）故障报警：系统出现故障时，控制器发出报警信号，以便及时检修或者脱离危险区。 　　7）远程控制：具备在中央监控室启动、停止每台风力发电机的功能，只有风机具备主动偏航、主动刹车机构才能实现远程监控。 　　 　　 　　 3.2 风电机组布置 3.2.1 风电机组的布置原则 　　a） 应充分考虑场址内盛行风向、不同高度的风速等风况条件，同等风况条件下，地质条件良好、运输安装方便的场地优先布置； 　　b） 合理利用土地资源和场地空间，同时应尽量减少风电机组之间的尾流影响； 　　c） 不同的布置方案按全场发电量，兼顾单机发电量的原则进行优化选择； 　　d） 尽量选用单机容量和机型相同的风电机组。 3.2.2 风电机组布置 　　本期风电场工程建设场址均为山地地形，无法像平坦地区进行矩阵、梅花形布置或不同列距布置进行方案比较，本工程基本沿山脊走向按3～5倍风轮直径进行风电机组布置。 　　在较陡峭山脉地形布置风机，风机的位置很大程度上取决于地形地貌的特点，为了降低交通运输、施工安装和机组并网的投资，提高整个工程的经济性，在整体上不能像平原地形一样按照严格的行列距布置风机，而应当以合适的间距连片布置。因此，布置方案的关键在于如何划分场址，在各场址内基本垂直于盛行风向的方向上沿山脊成片布置风机，并满足施工场地和交通运输的要求，兼顾机组并网等因素，选择最佳风机位置。 　　本工程风电场区考虑布置在南麂本岛东南侧，关帝岙的西北面一带山脊上，山脊呈东南-西北走向，与风场区主导风向（西北）垂直，便于风能利用。风电场区共布置10台单机容量100kW风力发电机组，总装机容量为1.0MW。风机基面海拔主要在57～119m之间，基本为单列布置。 3.3 风电场发电量测算 3.3.1 计算条件 　　根据FD21-100/12机型特点、现场测得的地形资料，结合噪声控制、气象台测风塔距离控制要求，我们对本工程场址进行了微观选址。风电场的年发电量测算利用浙江省测绘局出版的风电场区域1:10000电子版地形图、WAsP 8软件、WindFarmer 3.4.13软件、以及风电场已有的风资源测量数据进行测算。 　　（1）主要计算参数 　　1） 当地空气密度为1.21 kg/m3； 　　2） 粗糙度长度，经现场勘察风电场山地区域地表被树木和灌木覆盖，该区域粗糙度取0.16m，通过在地形图中定义整个风场及周边地区不同区域的粗糙度长度，由软件读入计算分析； 　　3） 风机功率特性曲线，如图3.1.1-1； 4） 容量系数： 　　 　　该系数用于反映风机满负荷运行工况历时的权重，其特征意义与等效满发小时数指标类似。 　　（2）修正系数 　　以下修正系数均通过WindFarmer软件进行修正： 　　1） 空气密度修正：基于风机功率特性曲线是按标准状态下空气密度1.225kg/m3取得的，需由WindFarmer软件进行修正； 　　2） 尾流影响修正：需根据风电场的机组布置，结合气象资料分析计算得到。本工程利用软件进行测算，Windfarmer软件尾流影响测算结果体现在“排列效率”中； 　　3） 功率曲线保证修正：根据一般风电机组采购合同中的有关条款，该项修正系数取95％； 　　4） 线损及厂用电：通常包括输电线路和场内变压器损耗、厂用电量，按经验该项修正系数取96%； 　　5） 机组可利用率：风电机组因故障、检修等因素不能发电，以目前风电机组的技术、制造水平和风电场运行、管理维护的经验，该项修正系数取95%; 　　6） 叶片污染修正：叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动特性下降，从而使发电量下降，按经验该项修正系数取98%； 　　7） 控制和湍流影响修正：风电机组随风速风向的变化控制机组的状态，实际情况是机组控制总是落后于风的变化，造成发电量损失，按经验该项修正系数取96%； 　　8） 台风、覆冰等特殊气候条件修正系数取94%； 　　9） 机组偏航修正取99％； 　　上述3）～9）项组成的综合修正系数（未包含空气密度和尾流影响修正）为75.854％。 　　（3）风资源数据情况 　　风能资源采用南麂岛自动气象站测风数据进行统计分析。气象站位于火焜岙村附近海拔约70m的山坡上，正好位于风电场内，风速感应器距地高度10m。气象站2010年测风数据较为完整，按照GB/T18710-2002《风电场风能资源评估办法》对原始数据进行完整性和合理性进行检验，有效数据完整率达到99.9％，满足风能资源统计要求。 　　根据GB/T18710-2002《风电场风能资源评估办法》，空气密度可按公式ρ=P/（RT）计算得，式中p为大气压(Pa)，T为开氏绝对温度(℃+273)，R为气体常数(287J/kg.K)。根据气象站实测大气压和气温计算得空气密度为1.21 kg/m3。 　　气象站10m层平均风功率密度631W/m2，风功率密度等级7级。 　　根据气象站测风资料统计，10m层有效风时(3～25m/s)为7433h。气象站风速分布较为集中，10m层2～10m/s风速级出现频率较大，达68.3％，且其中的各个风速级出现频率均大于等于6％，小于3m/s出现频率15.1％，大于25m/s风速出现频率0.03％，年有效风能密度5480kW.h/m2。 3.3.2 测算结果 　　本工程由于利用气象台测风塔数据，该数据缺乏风速及风向标准差数据，因此计算软件中风机之间的尾流及紊流影响无法计算。计算结果最终修正系数取值暂按综合修正系数90%计。待微观选址阶段再利用新设测风塔资料，经水平年数据订正后再从新计算核实。 　　推荐方案发电量测算结果见表3.3.2-1。 表3.3.2-1 风力发电机组发电量测算表 风机编号 ID X(m) Y(m) 基面高度(m) 容量系数 (%) 排列效率 (%) 净发电量 (MWh/yr) 等效满发 小时数 1 606950.1 3039587 57 / / 285.2 2852 2 607000.5 3039521 65 / / 275.8 2758 3 607312.5 3039314 73 / / 244.1 2441 4 607387.4 3039223 86 / / 254.4 2544 5 607477.5 3039145 101 / / 245.1 2451 6 607536.1 3039091 119 232.4 2324 7 607644.3 3039037 109 / / 238.7 2387 8 607756.3 3039050 115 234.9 2349 9 607804.1 3038941 102 / / 256.0 2560 10 607896.9 3039037 107 / / 238.2 2382 平均 　 　 　 2505 总计 　 　 　 　 2504.8 　　 　　本工程风电部分方案为：关帝岙的西北面一带山脊上共布置10台单机容量100kW风力发电机组，总装机容量为1.0MW。风机基面海拔主要在57～119m之间，基本为单列布置。预计风电场年上网电量约250.5万kW·h，风电场总等效满发小时数为2505h。 3.4 风电场电气 3.4.1 电气一次 3.4.1.1 风电场接入系统 　　南麂岛风电场规划安装10 台单机容量100kW的风力发电机组，总装机容量1MW。风电场10kv升压变电站拟以2回10kV线路接入南麂岛微网。风电场出线采用线变组接线方式。 3.4.1.2 电气主接线 　　（1）电气主接线 　　南麂岛风电场风力发电机单机容量100kW，共10台。风力发电机出口电压400V，根据风电场装机规模及接入系统电压等级，每5台风机配置1台箱式变压器，箱变低压侧采用联合单元接线方式。2台箱式变压器升压至10kV后各通过一回10kV线路直接送出。 　　（2）集电线路 　　1）每5台风机配置1台箱式变压器，为降低输电线路损耗，箱式变压器就近布置，风机与箱变之间采用低压交联聚乙烯绝缘铠装电缆直埋敷设的方式连接。 　　电气主接线图见Q4891C-A-08图。 3.4.1.3 设备布置 　　由于征地困难等原因，风电场不设专用建筑物，设备就地户外布置。 　　风电场按每5台风机一组共配套建设两座10kV箱式升压变电站，变电站采用箱式结构，就地户外布置。 　　风机附属设备如控制柜、逆变器柜、监控柜等，根据具体大小布置在风机塔筒内或户外布置。 * 10kV高压配电装置形式 　　箱变10kV高压配电装置均采用金属铠装抽出式开关柜，选用真空断路器。 * 无功补偿 　　本风电场未考虑无功补偿装置。 3.4.1.4 主要电气设备选择 　　（1） 短路电流计算 　　设备暂按以下标准选择； 　　10kv侧短路电流：25kA 　　400V侧短路电流：50KA （2） 主要电气设备选择 　　1）风力发电机组 　　额定容量：100kW 　　额定电压：400V 　　额定频率：50Hz 　　数量：10台 　　2）箱式变电站 　　额定容量： 630KVA 　　电压组合： 10.5±2×2.5％/0.4kV 　　联接组标号： D,yn11 　　阻抗： Uk＝6％ 　　数量： 2台 　　（箱式变内还包括负荷开关，避雷器，低压隔离开关和局部照明变压器等） 　　4）10kv高压开关柜 　　额定电压： 12kV 　　额定电流： 630A 　　开断电流： 25KA 3.4.1.5 过电压保护及接地 　　（1）过电压保护 　　1）直击雷保护 　　风电场雷电活动较为频繁，应加强防雷保护。除风力发电机本身的防雷装置外，还要采取相关的措施。风力发电机机壳、塔架应与接地网可靠连接，风力发电机防雷引下线与接地网相连接处应敷设冲击电阻接地网。 　　2）配电装置的侵入雷电波保护 　　根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620－-1997）的规定，在风电场10kv出线侧装设氧化锌避雷器保护。 　　（2） 接地装置 　　应充分利用各个风电场的风力发电机基础作为自然接地体，根据现场实际情况及土壤电阻率敷设不同的人工接地网，以满足接地电阻的要求。对于单台风机接地，以风机中心为圆心设置环形水平接地网，接地网环半径根据风机基础设置，与风机基础钢筋网连接，同时以风机中心向外辐射数根水平接地扁钢与环形水平接地网相交，水平接地扁钢敷设深度为0.8m。箱式变压器接地网与附近风机的接地网通过接地扁钢连接。 　　1）保护接地的范围 　　根据《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997），所有要求接地的部分均应接地。 　　2）接地电阻 　　每台风力发电机的冲击接地网应满足风电机制造商对风机冲击接地电阻要求。风电机箱式变接地网工频接地电阻按（DL/T621-1997）5.5.1b）要求不大于4Ω。 3.4.2 电气二次 3.4.2.1 自动控制 　　（1） 概述 　　风电场设置按每5台风机一套，共设置两套套计算机监控系统，包括风力发电机的计算机监控和箱式变压器设备计算机监控。监控系统由风力发电机组厂家配套提供，除专供风力发电机组的自动监视和控制外，还负责变压器、10KV开关柜及公共设备的集中监控。计算机监控系统具备与微网监控系统之间传输数据及相关信息的通信接口功能，接入微网监控系统的就地控制与保护层。 　　（2）风力发电机组及其10KV箱式变的控制、保护、测量和信号 　　1）风力发电机组的保护和监控设备由风力发电机组配套提供。 　　1. 在风电场配置两套计算机监控系统，该系统是场内综合自动化的通信枢纽，是全场的信息综合点，它负责对风电场主要设备获取测量数据和状态信号，并对所的信息作汇总、分析、存贮和报告输出，同时还负责与远方调度之间的联系，实现数据、状态量的传输和控制命令的传达；另外，它还与其它智能模块或设备相连接，共同完成全场的综合管理功能。 　　风力发电机组正常采用集中监控方式，运行人员可以通过风力发电机组计算机监控系统的多功能人机接口，对风电场内所有的风力发电机组进行集中远方监视和控制。在每台风力发电机的现地控制柜上，运行人员可通过控制柜上的人机接口对风力发电机组进行现地监视和控制；同时柜内含有电源同期单元，它的主要功能是使风力发电机同步并入电网。在风力发电机组运行过程中，控制柜能连续监视风力发电机的转速，控制制动系统使风机安全运行。 　　2.风力发电机组配置以下保护装置：速断保护、过负荷保护、低电压保护、温度升高保护、电网故障保护、振动越限保护和传感器故障保护等。保护装置动作跳开风力发电机断路器，并发出保护动作信号。 　　3. 风力发电机配有各种检测装置和变送器，反映风力发电机实时状态。中控室计算机能自动连续对各风力发电机组进行监视，并能在显示器上心爱是以下内容：当前日期和时间、叶轮转速、发电机转速、风速、环境温度、风力发电机温度、功率和偏航情况等。 　　4.箱式变的保护和监控设备由风机厂家整体配套提供。其监控设备负责对箱式变电站的10KV断路器开关位置、低压侧开关位置、熔断器断路告警信号、箱变箱门开启告警信号等情况进行监控，并可测量箱变低压侧三相电压、三相电流、有功、无功，以达到箱式变电站的无人值守。 　　5.信号 　　不设常规音响信号系统，所有的事故、故障信号均输入计算机监控系统，由计算机监控系统显示器显示和进行语音报警，并打印记录。 　　各断路器跳、合位及断路器控制回路断线信号： 　　断路器小车投入、试验位置状态； 　　继电保护及自动装置的动作及装置异常信号； 　　直流系统和交流电源故障信号； 　　小电流接地选线（监控系统软件实现）的选线结果； 　　其它有关信号 3.4.2.2 继电保护 　　继电保护参照《继电保护和安全自动装置技术规程》进行配置，选用微机型保护装置，具体如下： 　　（1）10KV风机线路：电流速断，过电流，单相接地检测。 　　（2）10KV箱式变压器：电流速断、过电流保护、非电量保护。 3.4.2.3 直流电源及交流不停电电源 　　由风机厂家为风电场控制配置一套110V直流系统，选用智能高频开关直流电源，整流模块N＋1热备份，高频开关无极双向调压，其中的监控元件对交流配电、整流模块、降压模块、直流馈电实现本地及远端监控。 　　设2组100安时阀控式密闭固定型铅酸蓄电池组，供保护、控制、防盗报警、综合自动化设备等电源。 　　事故照明及图像监控电源由直流馈电柜上的逆变电源装置提供。 3.4.2.4 火灾自动报警系统 　　风力发电机的火灾报警及消防控制系统由风机制造厂商提供。火灾报警信号直接接入风力发电机组的保护和监控设备后送至后台系统进行集中报警。 3.4.3 电缆防火 3.4.3.1 设计原则 　　（1）本着防止电缆着火、阻止电缆着火延燃的目的，按现场实际情况，采取“封”、“堵”、“隔”等技术措施。 　　（2）通过实施防火措施，改善运行环境，有利于安全与文明生产。 3.4.3.2 设计方案 　　（1）盘柜：柜内不带铁盖板的开关柜及下方的楼板孔洞，用上下两层防火隔板（上层隔板5mm厚，下层隔板10mm厚，阻火包、有机堵料组合封堵，楼板下防火隔板用M8膨胀螺栓固定，上侧防火隔板安装在柜盘内；柜内带有铁盖板的开关柜及下方的楼板孔洞，用一层10mm厚防火隔板、阻火包、有机堵料组合封堵，防火隔板用M8膨胀螺栓固定在楼板上。 　　（2）配电箱、端子箱的电缆进口处用有机堵料进行封堵严密。 　　（3）电缆沟的交叉和分支处设立阻火段，用阻火包、有机堵料和无机堵料组合封堵。 　　（4）电缆沟出墙处，用阻火包、有机堵料和无机堵料组合封堵。 　　（5）所有电缆管两端用有机堵料封堵严密。 　　 3.5 土建工程 3.5.1 建筑物等级及工程地质条件 3.5.1.1 建筑物等级 　　本工程风电场场址位于南麂办事处东南部，关帝岙的西北面一带山脊布置。风电场共安装10台单机10kW的风力发电机组，总装机容量1000MW。 　　风力发电机沿山脊分散布置，场内各风机间有新建道路，满足机组设备运输和基础施工要求。从南麂岛码头到风电场目前已局部建有环岛公路（农村四级混凝土公路，路基6～8米，路宽4.5～6米），经环岛公里后需再经过一段石头路（为花岗岩累砌而成，路面宽3～4米），最后是一段泥土路（路面宽2～2.5米），才能到达风电场。本工程考虑对原有道路（约1.5公里）修整拓宽到4～5米，作为施工道路和投产后维护道路。考虑到风电场紧临三盘尾一带风景区，拟采取路面硬化处理。 　　根据FD002-2007《风电场工程等级划分及设计安全标准》，本风电场的工程等级为IV型。本工程风力发电机单机容量100kW，风机轮毂高36m，转轮直径21m，风电机组塔基设计等级为3级。 3.5.1.2 工程地质条件 (1) 场区地形 　　本工程风电场区考虑布置在南麂本岛东南侧，关帝岙的西北面一带山脊上，山脊呈东南-西北走向，与风场区主导风向（西北）垂直，便于风能利用。风电场区共布置10台单机容量100kW风力发电机组，总装机容量为1.0MW。风机基面海拔主要在57～119m之间，基本为单列布置。 　　场地局部地形较差，山坡较陡，且易形成较大的人工边坡，场址区雨水充沛，且往往受强台风影响，水量集中，可诱发一些不稳定作用。如在山脊前缘地段的人工边坡处理不当时，易出现坍塌与浅层滑坡，特别是陡坡及开边缘距机组基础较近地段。 　　(2)场区地质 　　经现场勘查，本风场场址的地质条件较优，该场地浅部地基土的组成与性质从上而下描述如下： 　　粉质粘土（或粉质粘土混碎石）：呈灰黄色，稍湿，硬塑，中塑性，无摇振反应，韧性中等，干强度中等，切口无光泽，含少量铁锰质氧化物、混少量铁锰质结核。碎石含量一般在10%～20%不等，粒径一般20～50mm。该层一般厚度为0.5～1.0m。地基承载力特征值为120～140kPa。 　　全风化花岗岩：呈肉红色或棕黄色，组织结构大部分破坏，局部为砂土状。该层分布不均匀，局部缺失。层厚变化较大，一般厚度为1.5～2.5m。地基承载力特征值为140～160kPa。 　　花岗岩：肉红色或棕黄色为主，岩体裂隙较发育，以强风化岩石为主，强风化层厚度一般2～3m，以下为中风化岩石，裂隙不甚发育，岩体较完整。重度为23.5～25.5kN/m3，地基承载力特征值为600～1400kPa。 　　根据场地地震动峰值加速度为0.05g，设计基本地震加速度值应为0.05g，相应的抗震设防烈度为6度，设计地震分组为第一组，建筑场地类别为Ⅱ类，场地特征周期值为0.35s。场地区域构造稳定，适宜风电场的建造。 　　(3)地下水 　　场址地下水类型按赋存介质不同可分为第四系覆盖层中的上层滞水、浅部基岩风化裂隙水和深部基岩构造裂隙水。大气降水是地下水的主要补给来源，以地表蒸发和迳流排泄为主。由于四场址位置均布置在丘陵地区，地下水埋藏较深，且水量甚微，水质较好，因此可不考虑地下水对工程的影响。 　　（4）土壤电阻率 　　本次根据场地地层分布情况，采用工程地质类比的方法确定场地浅部土壤电阻率。场地50m深度范围内地层大致可分为两个电性层，各电性层的土壤电阻率及厚度为： 　　第1电性层（相对应地层为层粉质粘土或粉质粘土混碎石），厚度2～5m，土壤电阻率为200～300(Ω·m) 　　第2电性层（相对应地层为层花岗岩），厚度＞50m，土壤电阻率为1000～1500(Ω·m)。 　　（5）地质结论 　　场址附近无区域性活动断裂通过，地震强度与频度均较低，属相对稳定区。场址地震动峰值加速度为0.05g，相应的地震基本烈度为6度，建筑场地类别为Ⅱ类。 　　表层粉质粘土及全风化花岗岩可作为荷载较轻的拟建建（构）筑物的天然地基持力层。主要建构筑物可选择强风化及中等风化花岗岩作为天然地基持力层。 　　场地地下水埋藏较深，且水量甚微，水质较好，可不考虑地下水对建（构）筑物基础的影响。 　　工程场址属简单场地，工程地质条件较好，适宜建场。建议下阶段对工程场址区的工程地质条件做进一步的勘察。 　　风场土建工程主要包括各风电机基础。 3.5.2 风力发电机基础及箱式变压器基础 3.5.2.1 风力发电机基础 　　参考风机生产厂家提供的有关资料及场地承载力情况，初拟采用直径为11m的八边形钢筋混凝土天然基础，埋深2.0m。根据地质报告描述，山脊部位的强～弱风化岩石埋藏较浅，承载力能够达到设计要求。因此基础采用天然基础。基础详图待下阶段详细地质勘探后完善。 　　参照有关工程资料，初拟本工程风电机基础混凝土强度等级为C35，每台风电基础混凝土为200m3，10台基础混凝土共2000m3，基础底部平均厚0.1m的混凝土垫层，共需C15混凝土120m3。 3.5.2.2 风电机安装场地平整 　　场区内山顶和山脊处地势相对平缓，风电机的安装场地由开挖填筑整平而成。根据单机容量100kW型风力发电机安装的需要，100kW风力发电机组设备运输最重部件为机舱（发电机、机舱、风速风向总成），重约9t；最长件为36米塔架，三段套装，附件放在塔筒内，40英尺开顶柜运输，外形尺寸为￠2.1×￠1×11.8m，次长件为风机叶片，木箱包装，外形尺寸为10.5×1.1×1m；安装需要大型器械通常是：160吊车1辆，外加一辆50吨吊车辅助作业。 　　独杆地基尺寸拟选择8m×8m×2m钢筋混凝土现浇重力式天然基础。 　　风力发电机安装场地尺寸为30m×30m。由于各场地的地形条件不同，等详细选址后再对安装场地布置作详细设计。 3.5.2.3 箱式变压器基础 　　本工程每台风力发电机配置一台箱式变压器基础，箱式变压器基础采用混凝土筏板基础，具体结构等变压器定货后进行设计。 3.6 地质部分 3.6.1 区域构造稳定性 3.6.1.1 区域地质概况 　　据《浙江省区域地质志》，拟建场址的大地构造分区位于华南褶皱系（Ⅰ2），浙东南褶皱带（Ⅱ3），温州－临海拗陷（Ⅲ8），泰顺-温州断拗（Ⅳ12）。 　　场地岩石地层综合区划为东南地层区下属的沿海地层分区。 　　场地附近20km范围内无深大断裂通过，因此可不考虑构造断裂对场址的稳定性构成的影响。 3.6.1.2 地震地质条件 　　工程场址位于华南地震区的长江中游地震带，根据场址附近历史地震点的分布情况判定场址位于低频度弱震区，地震活动具有震级小，强度弱，频度低的特点。 　　根据《中国地震动参数区划图》（GB 18306-2001）（1/400万），场地的地震动峰值加速度0.05g（g为重力加速度），相应的抗震设防烈度为Ⅵ度。 3.6.2 场地基本地质条件 3.6.2.1 地形地貌 　　场地地貌分区为浙东南沿海丘陵平原及岛屿区，地貌单元为侵蚀剥蚀低丘陵地貌。场地区域最高海拔119.7m，山坡坡度一般为15o～25o，坡面植被茂密，局部基岩裸露。场地西南侧有乡级公路贯穿，但上山交通不便，以步行为主。 3.6.2.2 地层岩性 　　场地风电基础涉及地层主要为第四系坡残积土层及早白垩系花岗岩。各岩土层性质分述如下： 　　① 粉质粘土 　　灰黄色，稍湿，硬塑，轻～中塑性，无摇振反应，韧性中等，干强度中等，切口稍有光泽，含少量铁锰质氧化物。局部混少量角砾及碎石，含量一般在10%～20%不等。该层厚度变化较大，一般0.1～0.5m，局部缺失，基岩裸露。 　　重度 ? = 19.0kN/m3 地基承载力特征值 fak = 160kPa 　　② 花岗岩 　　肉红色或棕黄色为主，中粒或中细斑状结构，块状构造，致密坚硬。岩体构造节理裂隙及风化裂隙较发育，风化程度为全风化～微风化不等：全风化层分布不均匀，局部缺失，层厚变化较大，一般厚度为1.5～2.5m；强风化层厚度一般2～3m；中等风化层厚度较大，一般大于5m以上；微风化层相对埋藏较深，一般埋深在10m以下。 　　该层岩性坚硬程度分类为坚硬岩，岩体完整程度分类为较完整，岩体基本质量等级分类为Ⅱ类。 　　全风化花岗岩：重度 ? = 21.0kN/m3 地基承载力特征值 fak =200kPa 　　强风化花岗岩：重度 ? = 23.0kN/m3 地基承载力特征值 fak =800kPa 　　中风化花岗岩：重度 ? = 25.0kN/m3 地基承载力特征值 fak =1500kPa 　　微风化花岗岩：重度 ? = 25.5kN/m3 地基承载力特征值 fak =2500kPa 3.6.2.3 水文地质条件 　　场址地下水类型按赋存介质不同可分为浅部基岩风化裂隙水和深部基岩构造裂隙水。大气降水是地下水的主要补给来源，以地表蒸发和迳流排泄为主。风电场位置沿山梁分布，地下水埋藏较深，且水量甚微，水质较好，因此可不考虑地下水对工程的影响。 3.6.2.4 土壤电阻率 　　场地50m深度范围内地层大致可分为两个电性层，各电性层的土壤电阻率及厚度为： 　　第1电性层厚度2～5m，建议土壤电阻率值为200～300(Ω·m)。 　　第2电性层厚度＞50m，建议土壤电阻率值为2000～2500(Ω·m)。 3.6.3 岩土工程条件评价 3.6.3.1 场地的地震动峰值加速度0.05g，相应的抗震设防烈度为Ⅵ度。建筑场地类别为Ⅰ1类，设计地震分组为第一组，场地特征周期值为0.25s。 3.6.3.2 风机基础根开较大，基础周边需进行挖填整平，挖方工程所涉及地层的土石可挖性等级见下表。 土石可挖性分级一览表 层号 地层名称 土石类别 开挖方法 1 粉质粘土 硬土 镐刨及锹挖 2-1 全风化花岗岩 软石 镐可挖 2-2 强风化花岗岩 次坚石 爆破法开挖 2-3 中风化花岗岩 普坚石 爆破法开挖 2-4 微风化花岗岩 特坚石 爆破法开挖 3.6.3.3 建构筑物基础埋深范围内可能涉及的地层以中等风化凝灰岩为主，属于岩石地基，具有高强度、低压缩性等特性，岩土工程性质良好，可作为风机基础的天然地基持力层。 3.6.3.4 风机基础开挖平整后可能会在局部形成5～8m的人工边坡，人工边坡坡率允许值暂按如下考虑： 　　强风化花岗岩: 1:1.0； 　　中风化花岗岩: 1:0.75； 　　微风化花岗岩：1：0.5。 3.6.3.5 场区为较平缓的山坡，稳定性较好。根据当地百姓介绍，近50年来未见发生滑坡、泥石流等不良地质作用，现场也未发现不良地质现象。 3.7 水文气象 3.7.1 水文条件 　　根据现场查勘，本工程位于山坡上，地势较高，不受海域风暴潮的直接影响。本区域排水条件较好，无内涝洪水的影响，但应注意坡脚小排水沟的布置。 3.7.2 气象条件 　　南麂岛地处东海近海海域，属中亚热带海洋季风气候区，风向风速随季节变化明显。冬季处于西伯利亚冷高压控制下盛行偏北风，风速较大，天气以晴冷为主；春季，冷高压势力开始减弱，西太平洋副热带高压势力逐渐增强北进，锋面、气旋活动频繁，风速较大，风向多变，天气开始转暖，降水增多，形成春雨；春末夏初，冷热气团势力相当，形成静止峰，产生连绵降水天气，俗称梅雨；夏季，由于受西太平洋副热带高压控制，盛行偏南风，天气炎热，降水较少；夏秋之交，除局部地区有雷阵雨外，一般以晴热为主，但台风侵袭时，会带来大量降水，并伴有狂风。台风是影响本地区的主要灾害性天气之一。 　　南麂岛上有南麂海洋环境观测站（以下简称南麂站），具有长期稳定的气象观测资料。 　　南麂站设立于1959年，位于东经121o05′，北纬27o27′，平均海拔37.6m，安装测风仪处高程为39.8m，测风塔高度为10m。南麂站测风情况见表6.6.2。 　　 表6.6.2 南麂站测风情况表 时间段 高度（m） 测风地点 测风仪器 1970.1~1975.1 73.7 火棍岙歪右侧小山头 EL电接风向风速仪 1975.1~1988.1 39.8 三盘尾东嘴头 EL电接风向风速仪 1988.1~1998.4 128.7 火棍岙歪右侧山头 EL电接风向风速仪/97年7月后使用2X-2测风仪 1998.4~至今 39.8 三盘尾东嘴头 2X-2测风仪/2002年1月后使用XFY3-1测风仪 　　1、常规气象要素特征 　　根据南麂站1982~2003年历年实测资料统计，常规气象参数如下： 　　多年平均气压 1005.9hPa 　　多年平均水汽压 18.4hPa 　　多年平均气温 17.8℃ 　　极端最高气温：33.7℃ （1996.8.13） 　　极端最低气温：-3.6℃ （1991.12.28） 　　多年平均降水量 1280.4mm 　　多年最大风速 40.5m/s（相应风向NE） 　　2、设计风速 　　根据南麂站1971~2008年实测年最大风速资料，采用P-Ⅲ型方法推算的50年一遇风速为41.5m/s，采用耿贝尔方法推算的50年一遇风速为42.1m/s。通过查《建筑结构荷载规范》，瑞安市北麂岛的50年一遇风速为50.6m/s。北麂岛位于南麂岛北偏东约20km处，地理环境相似，为安全起见，本工程离地10m高50年一遇10分钟平均最大风速取50.6m/s。 3.8 施工组织 3.8.1 施工条件 3.8.1.1 交通条件 　　区域交通条件：场址所在地南麂镇，近几年基础设施日臻完善。南麂岛距大陆最近的鳌江镇30海里，距温州市70海里。鳌江镇每天有去南麂岛的快速船和交通船，是去南麂岛最近也是最方便的地方。 　　从南麂岛码头到风电场目前已局部建有环岛公路（农村四级混凝土公路，路基6～8米，路宽4.5～6米），经环岛公里后需再经过一段石头路（为花岗岩累砌而成，路面宽3～4米），最后是一段泥土路（路面宽2～2.5米），才能到达风电场。本工程考虑对原有道路（约1.5公里）修整拓宽到4～5米，作为施工道路和投产后维护道路。考虑到风电场紧临三盘尾一带风景区，拟采取路面硬化处理。 　　大件运输：风电设备可通过浙江省高速公路网和省县乡道运输，直接将大件设备运抵鳌江镇，再通过码头驳运船运至场址。 　　场内公路：为满足风力发电机组安装和运行维护的要求，风电场的场内新建道路按山岭重丘四级标准实施，道路路基宽度为6m，路面宽度为5m，泥结碎石路面，爬坡纵向坡度i≤10%，局部纵坡超过路段，考虑采用牵引车牵引。道路转弯半径按不小于25m设置。 　　本期工程风电场共安装10台100kW风电机组。新建道路约1.5km。 3.8.1.2 风力发电机安装场地 　　本工程风电场区考虑布置在南麂本岛东南侧，关帝岙的西北面一带山脊上，山脊呈东南-西北走向，与风场区主导风向（西北）垂直，便于风能利用。风机基面海拔主要在57～119m之间，基本为单列布置。脊背宽一般20～60m左右，山坡坡度一般5?～20?左右。 　　风力发电机安装场地由开挖填筑整平而成，局部工程区域填土碾压密实后即可作为施工场地，因此本工程施工布置条件较好。 　　根据单机容量100kW型风力发电机安装的需要，100kW风力发电机组设备运输最重部件为机舱（发电机、机舱、风速风向总成），重约9t；最长件为36米塔架，三段套装，附件放在塔筒内，40英尺开顶柜运输，外形尺寸为￠2.1×￠1×11.8m，次长件为风机叶片，木箱包装，外形尺寸为10.5×1.1×1m；安装需要大型器械通常是：160吊车1辆，外加一辆50吨吊车辅助作业。采用直径为11m的八边形钢筋混凝土天然基础，埋深2.0m。根据吊车对安装场地的要求以及道路布置、地形等条件，100kW风力发电机安装场地一般为30m×30m。 　　施工用水包括生产用水和生活用水，生产用水利用雨水，考虑先期建设消防水池，作为施工用水的水池；生活用水由山下专用水车供应。 　　施工用电主要包括施工工厂、临时生活区用电两部分。山上施工区初步考虑采用50kW和35kW移动式柴油发电机发电以满足施工期间用电需要。临时生活区用电就近从10kV线路引接。 　　 3.8.2 施工方案 3.8.2.1 道路施工 　　本期工程需新修公路1.5km。公路土方采用挖掘机开挖，石方采用手风钻钻孔爆破，推土机集料，装载机配5t自卸汽车运至道路填方部位或相应的弃渣场，并根据现场开挖后的地质条件，在需要路段砌筑挡墙。路段的土石方填筑以推土机或5t自卸汽车将土石方推运至工作面，以推土机反复分层碾压至设计密实度。 3.8.2.2 基础施工 　　本期工程风电场共有10个混凝土及安装场地，混凝土基础采用直径为11m的八边形钢筋混凝土天然基础，埋深2.0m。根据永久建筑物布置方案，风电机组混凝土基础的基础底部高程高于地下水位，施工过程中不需要进行降水处理。在地基基础施工完毕后，人工填土至基础底标高，碾压密实，再进行基础的混凝土施工。 　　风电机基础混凝土施工采用薄层连续浇筑形式，浇筑层厚0.3m。混凝土采用3m3混凝土搅拌运输车自拌和系统运至混凝土浇筑点，溜槽入仓，人工振捣浇筑。 　　风电机基础混凝土施工工艺流程如下：浇筑仓面准备（立模、绑钢筋、基础环安装）-质检及仓面验收-混凝土配料-混凝土搅拌-混凝土搅拌运输车运输-溜槽入仓-振捣-洒水养护-拆模-质量检查-修补缺陷。 　　风电机组安装场地施工主要为土方开挖与填筑，填筑区土料要碾压密实。采用10t或者15t自卸汽车从风机附近取料至填筑区，160kW推土机推平后，用凸块碾碾压密实。碾压的施工参数，由现场根据碾压试验后填土料的密实度确定。 3.8.2.3 风力发电机组安装 　　本工程布置10台单机容量100kW的风电机组。整个风机安（吊）装过程可分为以下四个步骤进行： 　　1）塔架吊装：先对各段塔架内部附件（爬梯、平台板、部线架等）进行安装；再使用起重量为160T，臂长大于60 米以上的吊车，分段吊装塔架。 　　2）机舱安装：保持机舱底部的偏航轴承下平面处于水平位置，即可吊装于塔架顶法兰上；吊装前切记将风力发电机的三根主电缆短路联接。 　　3）风轮吊装：与塔架吊装就位一样，风轮组装也需要在吊装机舱前提前完成。 风轮组装是在地面上将三个叶片与风轮轮毂连接好，并调好叶片安装角。吊车吊绳位于叶片120°的中间，起吊时注意叶片渐近从水平向垂直变动。 　　4）控制器安装。 　　具体步骤如下： 　　（1）施工准备 　　在风机塔架安装前，安装场地要求平整完成，除安放塔架位置外，其余场地要求压实。 　　（2）风力发电机组安装 　　a）塔架安装 　　塔架安装前，应掌握安装期间工程区气象条件，以确保安装作业安全。安装时，先利用主吊车提升下塔架，慢慢将塔架竖立，使塔架的下端准确座落在基础法兰上，按要求连接法兰盘，做到牢固可靠。中塔架、上塔架的安装方案与下塔架相同。 　　b）风力发电机组安装 　　风速是影响风力发电机组安装的主要因素之一，当风速超过12m/s时，不允许安装风力发电机。在与当地气象部门紧密联系的同时，现场设置风力观测站，以便现场施工人员作出可靠判断，确保风力发电机组安装顺利进行。 　　机舱安装时，施工人员站在塔架平台上，利用吊机提升机舱，机舱提起至安装高度后，再慢慢下落，机舱应完全坐在塔架法兰盘上，按设计要求连接法兰盘。转子叶片和轮毂在地面组装好后，利用吊机整体提升，轮毂法兰和机舱法兰按设计要求连接。上述作业完成并验收合格后，移去施工设施，进行风力发电机组调试，完毕后投入运行。 3.8.3 升压站施工 　　本期新建升压站一幢。升压站结构形式为混凝土框架结构，钢筋混凝土条形基础。施工顺序为：基础开挖、基础混凝土、基础浆砌石、基础梁、混凝土框架浇注、砖砌、屋顶板施工、门窗安装、内外装修，水、电入室。 3.8.4 施工交通运输 　　本工程风电场外来设备运输最重部件为机舱，重量约9t；最长件为36米塔架，三段套装，附件放在塔筒内。 　　风电设备可通过浙江省高速公路网、省县乡道和水路运输，直接将大件设备运抵场址。 　　为满足风力发电机组场内运输安装的要求，新建道路等级按山岭重丘四级标准实施，道路路基宽度为6m，路面宽度5m，泥结碎石路面，爬坡纵向坡度小于14%，道路转弯半径按满足风电机塔架运输要求，不小于15m的转弯半径进行设置。 　　本工程各风电场在台风季节，由于局部高强度雨水冲蚀作用，工程区内道路沿线的人工边坡可能发生冲蚀塌落现象，加上本工程新建道路较长，且风机分布于各山顶或山脊，道路所经过的山坡原地形较陡，因此应做好道路旁的排水设施及挡墙护坡工程，防止山体滑坡等地质灾害。进入塔架施工区后要求道路平整，塔架的安装场地要求压实。 　　 3.9 施工总布置 　　由于各风电场风机布置分散，机组台数较多，运输距离远，因此施工总布置在满足工程施工要求，文明施工的前提下，根据工程规模、施工方案及工期、造价等因素，按照因地制宜、有利生产，易于管理、方便生活、安全可靠、经济合理及尽量少占地为原则，在满足环保与水保要求的条件下规划布置升压站、施工生产生活区、施工工厂、供电供水、材料堆场、弃渣场等。 　　 　　 　　 　　 　　 4 柴油发电系统 4.1 电气一次 4.1.1 电气主接线 　　本期柴发电站规模为新上2台柴油发电机组，柴油发电机单机容量500kW，出口电压400V。最终规模为8台500kW柴油发电机组。本期2台发电机采用发电机变压器单元接线，分别通过1台升压主变压器升压至10kV，接入柴油电站10kv升压站，再经1条10kV线路送出到电力系统。柴油电站10kV升压站采用单母线接线，从10kV母线引接1台厂用变，给电站自用的低压负荷供电。升压站还预留至光伏电站的接口。 　　电气主接线图见图Q4891C-A-06。 4.1.2 设备布置 　　柴油电站大楼包括柴油机房、10kv升压站和低压配电间、二次设备间和辅助房间等组成。 4.1.2.1 10kv、380V配电装置形式 　　升压站10kv、380v配电装置均为屋内配电装置，采用金属铠装封闭型移开式开关柜。该配电装置形式具有安全、可靠、维护工作量小，适应性强的特点，同时还具备运行、维护、检修方便，占地面积少的优点。 4.1.2.2 升压主变压器布置 　　为提高变压器运行可靠性，升压主变压器采用干式变，户内布置方式。 4.1.2.3 厂用电源 　　厂用电设1台干式厂用变压器，布置于10kV柜内，380V低压侧下配厂用配电盘。 4.1.3 主要电气设备选择 4.1.3.1 短路电流计算 　　根据系统专业提供的短路阻抗参数，进行计算并考虑远景规模，设备按以下标准选择； 　　10kv侧短路电流： 31.5kA 4.1.3.2 主要电气设备选择 　　（1）柴油发电机组 　　额定容量：500kW 　　额定电压：400V 　　功率因数：0.8 　　额定频率：50HZ 　　数量：2台 　　（2）升压主变压器 　　型号： SCB10-630/10 　　容量： 630kVA 　　电压组合： 10.5±2×2.5％/0.4KV 　　联接组标号：D,yn11 　　阻抗电压： Uk＝6％ 　　数量： 2台 　　（3）厂用变压器（布置于10kV柜内） 　　型号： SCB10-30/10 　　额定容量： 30kVA 　　电压组合： 10.5±2×2.5％/0.4KV 　　联接组标号： D,yn11 　　阻抗： Uk＝4％ 　　数量： 1台 　　（4）10kV中压开关柜 　　型号： KYN-10 　　额定电压： 12kV 　　额定电流： 1250A 　　开断电流： 31.5kA 　　数量： 6面（断路器柜5面、母设柜1面，含厂变柜） 4.1.4 过电压保护及接地 4.1.4.1 过电压保护 　　（1）直击雷保护 　　柴油电站大楼屋顶采用避雷带保护。 　　（2）雷电侵入波保护 　　根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620－1997）的规定， 10kV配电装置进出线装设氧化锌避雷器保护。 4.1.4.2 接地装置 　　采用水平接地体和垂直接地体形成接地网，以满足接地电阻不大于4Ω的要求。 4.1.5 照明 　　根据照明设计技术要求，照明系统分正常工作照明和事故照明两部分。二次设备间、配电装置室等重要场所除设置正常工作照明外还设置事故照明，主要通道设置疏散照明。 　　事故照明电源由逆变器屏供给，正常情况下逆变器屏经低压交流配电屏供电，当交流系统故障时，逆变器屏通过切换装置改由直流系统供电。 　　二次设备间采用嵌入式荧光灯和筒灯，其他生产辅助用房采用吊杆式荧光灯和壁灯，户外采用庭院灯、投光灯照明。 　　 4.1.6 升压变电站电气设备布置 　　升压变电站主要电气设备均布置在室内。10kV屋内配电装置、380V屋内配电装置均设在一层。10kV开关柜设备为单列布置；380V开关柜设备为单列式布置；二次设备间布置在二层。主变高低压侧均为电缆进线。 　　 4.1.7 电气一次主要设备材料表 　　电气一次主要设备材料表 序号 名称 规格 单位 数量 1 柴油发电机组 500kw（功率因数0.8）、400V（带发电机断路器） 台 2 2 主变压器 SCB10-630/10，630kVA、10.5±2X2.5/0.4kV 无励磁调压 台 2 3 厂用变压器 SCB10-30/10,30KVA(放于10kV柜内) 面 1 4 10kV高压开关柜 12kV金属封闭移开式 面 6 5 低压配电屏 抽出式 面 5 4.2 电气二次 4.2.1 自动控制 4.2.1.1 概述 　　柴油电站工程由微网控制中心直接调度，柴油电站拟采用少人值守的方式运行。 　　在控制室内设置升压站计算机监控系统。柴油发电机组计算机监控系统由柴油发电机组厂家配套提供，专供柴油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主变压器、10KV线路、10KV厂用变公共设备的集中监控。柴油发电机组计算机监控系统具备与升压站计算机监控系统之间传输数据及相关信息的通信接口功能。升压站计算机监控系统设通讯工作站，通过通信工作站微网控制中心传送信息，并接受控制中心的远方“四遥”。 4.2.1.2 柴油发电机组的控制、保护、测量和信号 4.2.1.2.1柴油发电机组的保护和监控设备由制造厂配套提供。柴油发电机组的控制应具有就地和远方启动、停止功能。发电机控制柜上应设有“现地/远方（或手动/自动）”切换开关，当切换开关切至“就地”时，可通过控制柜上的监控装置或控制开关、按钮进行机组的启停控制；当切换开关切至“远方”时，应根据计算机监控系统发出的控制命令启停发电机组，要求自动启动过程能在5～15秒内完成。 4.2.1.2.2 柴油发电机的主要保护有： 　　a. 过电流保护：保护装设在发电机中性点的分相引出线上，动作于发电机出口断路器跳闸并停机；过电流保护具备速断（主保护）及定时限（后备保护）二种功能。 　　b. 发电机差动保护：保护动作发电机出口断路器跳闸并停机。 　　c. 单相接地保护：保护动作于信号。 　　d. 过电压保护：保护动作于发电机出口断路器跳闸并停机。 　　e. 低电压保护：保护动作于发电机出口断路器跳闸。 　　f. 发电机励磁系统装设自动电压调整器故障保护，包括开机保护、空载过电压保护及PT断线引起的误强励等保护。 　　g. 柴油机保护：柴油机装设水温过高、机油油压过低、超速保护，保护动作于停机和发信号；装设水温高、油压低、润滑油高温、日用油箱油位低、水位低等保护,保护动作于信号；装设一套事故超速急停装置，该装置独立于调速器而动作，当发动机过分超速时触发其跳闸和发信号。 4.2.1.2.3柴油发电机控制柜上能显示的主要信号有电流、电压、有功功率、功率因数、频率、启动电机直流电压、电池电压等。 4.2.1.3 主变压器、10kV线路、10kV厂用变等设备的控制、测量和信号 　　（1）控制 　　在综合大楼配置一套升压站综合自动化系统，在本期控制室内设通讯机柜。该系统是站内综合自动化的通信枢纽，是全站的信息综合点，通过通讯机柜从开关站主要设备获取测量数据和状态信号，并对所有的信息作汇总、分析、存贮和报告输出，同时还负责与微网控制中心之间的联系，实现数据、状态量的传输和控制命令的传达；另外，它还与电子式电表、直流电源系统、小电流接地选线（监控系统软件实现）等其它智能模块或设备相连接，共同完成全站的综合管理功能。 　　各主要设备的控制方式如下： 　　10kV各断路器的就地/远方控制。 　　（2）测量表计 　　测量表计按《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137-2001配置，具体如下： 　　主变压器：电流，正反向有功、无功电度，温度。 　　10kV母线压变：电压。 　　10kV线路：电流，有功、无功功率。 　　10kV厂用变：电流，有功、无功功率。 　　另外，还包括厂用变低压母线、直流电源系统母线电压的测量。 　　（3）信号 　　不设常规音响信号系统，所有的事故、故障信号均输入综合自动化系统，由综合自动化系统显示器显示和进行语音报警，并打印记录。 　　各断路器跳、合位及断路器控制回路断线信号： 　　各断路器小车投入、试验位置状态； 　　主变控制回路异常状态； 　　继电保护及自动装置的动作及装置异常信号； 　　厂用变异常状态； 　　直流系统和交流电源故障信号； 　　小电流接地选线（监控系统软件实现）的选线结果； 　　其它有关信号 　　 4.2.2 继电保护 　　主变压器、10KV线路的集电保护参照《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285—2006进行配置，选用微机型保护装置，具体如下： 　　（1）主变压器保护 　　主变高压侧复合电压闭锁过流：保护延时跳主变两侧断路器。 　　主变低压侧复合电压闭锁过流：保护延时跳主变两侧断路器。 　　主变过负荷：设在高压侧，动作发信号。 　　（3）10kV线路：电流速断，过电流，单相接地检测。 　　（4）10kV厂用变压器：电流速断、过电流保护。 4.2.3 直流电源 　　直流系统电压为110V，选用智能高频开关直流电源，整流模块N＋1热备份，高频开关无极双向调压，其中的监控元件对交流配电、整流模块、降压模块、直流馈电实现本地及远端监控。设一组100Ah阀控式密闭固定型铅酸蓄电池组，供保护、控制、防盗报警、综合自动化设备等电源。事故照明及火灾报警电源由直流馈电柜上的逆变电源（容量为6kVA）装置提供。 　　系统采用单母线接线，设置硅调压装置，保证直流母线的电压在正常范围内。 4.2.4 火灾自动报警系统 　　火灾报警及消防控制系统根据《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-2008）等相关规范的要求进行设计。 　　本火灾报警及消防控制系统采用区域报警工作方式。在二次设备间设置壁挂式火灾报警控制器（联动型）一台，主要监测设置各火灾探测器场所的火警信号，并可根据消防要求对相关部位风机、防火风口、防火阀等实施自动联动控制。火灾报警控制器上设有被控制设备的运行状态指示和手动操作按钮。 　　火灾报警控制器自带备用电源，正常工作电源交流220V由动力配电箱供给，当交流电消失时，自动切换至直流备用电源供电，保证系统正常工作。电缆（线）采用阻燃屏蔽控制电缆和阻燃屏蔽双色双绞电线，电缆敷设在电缆桥架上或电缆沟内，电线采用穿金属管保护或线槽内敷设。 4.3 机务部分 　　本期工程共配置2台500KW柴油发电机组。 4.3.1 系统设置 　　设置燃油系统、排气系统、进，排风系统以及检修起吊设施。 4.3.2 布置方式 　　本期两台柴油发电机组为顺列布置，每台机组厂房尺寸为8.7米X13米。两间柴油机房中间不设隔墙，两台机组共用一个进场大门。每台机组配备单独的检修起吊设施。每台机组均分别配置进风及出风口，因目前缺少厂家资料，进风口大小暂按3.4mX3.0m考虑；出风口大小暂按3.0mX2.5m考虑。待厂家资料充实后微做调整。厂房内不设日用油箱及油箱间。1套100m?储油罐布置在柴油机房外的油罐区域中，并为远景建设机组预留出3套储油罐的安装空间。 4.3.3 系统说明 　　本期两台500KW柴油发电机组共用一套100m?储油罐作为燃料供应。该储油罐配备供油泵、卸油泵、污油泵、滤油器等设备及相关管道。管件。油罐容量可满足两台机组实现15天连续运转。因目前缺少厂家资料，无法精确计算出机组日均燃油消耗量，故储油罐大小待厂家资料充实后可能会微做调整。两台机组分别通过单独的管道进行供油和回油。每台机组的供、回油管道通过走管沟的布置方式连接柴油发电机组与储油罐。柴油发电机组的排气通过消音器后由柴油机房内排向大气。 4.4 给排水部分 　　拟建的平阳县南麂发电厂位于浙江省平阳县东南区域的海岛（称海麂列岛），该岛是国家海洋自然保护区，联合国生物圈保护区。中国最美的十大海岛。总面积196平方公里，陆地面积11.13平方公里，由52个岛屿组成，平均海拔约70—80m，最高峰海拔229.1m。西北距平阳县鳌江镇30海里，距温州市５５海里。南麂列岛（全镇）下辖11个行政村，常住人口2256人，主要经济来源为渔业、旅游业、水产加工业。南麂列岛属亚热带海洋季风气候区，岛上气候温和，日后准备打造一个山水商务旅游基地。 　　厂选址位于南麂岛百亩坪的东面，东临火焜澳，西南面靠山，距南麂办事处中心约1.3公里。自然标高约为20～35米，地形坡度较小。本工程建设需要用地总面积10亩，其中建主厂房600平方米；油罐区650平方米；员工宿舍、厨房（管理房）420平方米；运输码头350平方米；其余为生产和绿化用地。 4.4.1 给水系统 　　本工程用水主要是生活用水、工业建筑的地面冲洗水和消防用水，并考虑部分绿化用水， 　　根据本工程的人员配置，并结合工业建筑的地面冲洗水，本工程新增生活水量约5m3/d。 　　厂址东北侧有南麂岛自来水厂供给的自来水管网和五号、六号水池。五号水池容积50m3，池底标高110m，六号水池容积50m3，池底标高45m。因此本工程生活用水考虑从较近的六号水池直接引接，考虑到厂房地面冲洗水短时用水量较大，达到5~10 m3/h，故厂房供水管道管径按短时用水量设计，初步选定为DN50。 4.4.2 厂区排水系统 　　本工程场地设计标高高于1%频率高水位。所内雨水排水考虑采用场地自然散水结合部分组织排水，生活污水经处理达标后排至所区雨水管道。发生火灾时,变压器事故排油排至事故油池,在事故油池内设置隔油设施,采用油水分离处理后，分离出的水与电缆沟积水一起排入所址附近排涝渠或河道。 　　本工程新增生活污水量约4m3/d，拟在厂区设污水处理装置处理达标后统一排放。 4.4.3 消防给水部分、灭火设施及器材 　　本工程消防设计考虑所区的各类火灾的防止和扑灭，立足自救。本设计根据“以防为主，防消结合”的消防工作方针，在设计中严格执行国家有关防火规范和标准，优先采用防火材料，在加强火灾监测报警的基础上，对重要设备采用相应的消防措施。在设计中遵循的标准如下： 　　*《建筑设计防火规范》（GB50016-2006） 　　*《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005） 　　*《电力设备典型消防规程》（DL5027-93） 　　*《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006） 　　*《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000） 　　本工程主要建筑为柴油机房，建筑总高度约为8.00m，总建筑体积约为770m3，属丙类生产、生活综合建筑。按《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）和《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006）的有关规定，室外消火栓用水量为25L/s，室内消火栓用水量为10L/s，火灾延续时间按3小时计，则一次消防用水量为378 m3，消火栓给水水头为0.50MPa。 4.4.3.1 消防供水方案 　　为保证本工程消防供水系统的安全可靠及便于管理，本设计采用独立的临时高压消防给水系统。 　　消防给水系统由消防水池、消防水泵、稳压系统、输配水管网以及室内外消火栓组成。 　　本工程设置400m3生活消防水池一座，火灾后消防水池补水从城市管网补给，补水时间满足小于48小时的规定。 　　本工程设独立的生活消防泵房一座。泵房内设消防水泵两台（一用一备），型号为Q=35l/s，H=0.5MPa，N=37kW；设稳压泵两台，型号为Q=5 l/s，H=0.55MPa，N=11kW；设Φ1000气压罐一只。所区消防管网平时的水压经常维持在0.40MPa~0.50MPa之间，建筑物火灾时，启动一台消防泵进行灭火消防泵除就地控制外，还可在主控室遥控。 　　每台消防泵均有独立的进出水管及相应的控制阀门，自灌式引水。 　　在柴油机房周围布置环状消防管网，消火栓布置在路边，间距80m左右，分段按段内消火栓不超过5个设置阀门，以便检修。 4.4.3.2 消防管网布置 　　站内生活、消防给水系统采用独立生活给水系统和独立消防给水系统。室外消防给水管为直埋敷设，沿道路成枝状布置。建筑物周围设置消火栓及消火栓箱，并设消防水泵启动按钮。建筑物火灾时，启动一台消防水泵进行灭火。本工程厂内共设4个室外消火栓，室外消火栓间距满足规范要求。 4.4.3.3 灭火设施及器材 　　本工程根据建筑灭火器规范配置相应的移动式灭火器。 4.5 地质部分 4.5.1 区域构造稳定性 4.5.1.1 区域地质概况 　　据《浙江省区域地质志》，拟建场址的大地构造分区位于华南褶皱系（Ⅰ2），浙东南褶皱带（Ⅱ3），温州－临海拗陷（Ⅲ8），泰顺-温州断拗（Ⅳ12）。 　　场地岩石地层综合区划为东南地层区下属的沿海地层分区。 　　场地附近20km范围内无深大断裂通过，因此可不考虑构造断裂对场址的稳定性构成的影响。 4.5.1.2 地震地质条件 　　工程场址位于华南地震区的长江中游地震带，根据场址附近历史地震点的分布情况判定场址位于低频度弱震区，地震活动具有震级小，强度弱，频度低的特点。 　　根据《中国地震动参数区划图》（GB 18306-2001）（1/400万），场地的地震动峰值加速度0.05g（g为重力加速度），相应的抗震设防烈度为Ⅵ度。 　　 4.5.2 场地基本地质条件 4.5.2.1 地形地貌 　　场地地貌分区为浙东南沿海丘陵平原及岛屿区，地貌单元为侵蚀剥蚀低丘陵地貌。场地位于缓坡地，山坡坡度一般为5o～20o，坡面植被茂密，局部基岩裸露。场地北东侧紧邻一条碎石路，交通较为不便，以步行为主。 4.5.2.2 地层岩性 　　场地地层主要为第四系坡残积土层及早白垩系花岗岩。各岩土层性质分述如下： 　　① 粉质粘土 　　灰黄色，稍湿，硬塑，轻～中塑性，无摇振反应，韧性中等，干强度中等，切口稍有光泽，含少量铁锰质氧化物。局部混少量角砾及碎石，含量一般在10%～20%不等。该层厚度变化较大，一般0.5～1.0m，局部缺失，基岩裸露。 　　重度 ? = 19.0kN/m3 地基承载力特征值 fak = 160kPa 　　② 花岗岩 　　肉红色或棕黄色为主，中粒或中细斑状结构，块状构造，致密坚硬。岩体构造节理裂隙及风化裂隙较发育，风化程度为全风化～微风化不等：全风化层分布不均匀，局部缺失，层厚变化较大，一般厚度为1.5～2.5m；强风化层厚度一般2～3m；中等风化层厚度较大，一般大于5m以上；微风化层相对埋藏较深，一般埋深在10m以下。 　　该层岩性坚硬程度分类为坚硬岩，岩体完整程度分类为较完整，岩体基本质量等级分类为Ⅱ类。 　　全风化花岗岩：重度 ? = 21.0kN/m3 地基承载力特征值 fak =200kPa 　　强风化花岗岩：重度 ? = 23.0kN/m3 地基承载力特征值 fak =800kPa 　　中风化花岗岩：重度 ? = 25.0kN/m3 地基承载力特征值 fak =1500kPa 　　微风化花岗岩：重度 ? = 25.5kN/m3 地基承载力特征值 fak =2500kPa 4.5.2.3 水文地质条件 　　场址地下水类型按赋存介质不同可分为浅部基岩风化裂隙水和深部基岩构造裂隙水。大气降水是地下水的主要补给来源，以地表蒸发和迳流排泄为主。场地位置位于山坡，地下水埋藏较深，且水量甚微，水质较好，因此可不考虑地下水对工程的影响。 4.5.2.4 土壤电阻率 　　场地50m深度范围内地层大致可分为两个电性层，各电性层的土壤电阻率及厚度为： 　　第1电性层厚度2～5m，建议土壤电阻率值为200～300(Ω·m)。 　　第2电性层厚度＞50m，建议土壤电阻率值为2000～2500(Ω·m)。 4.5.3 岩土工程条件评价 4.5.3.1 场地的地震动峰值加速度0.05g，相应的抗震设防烈度为Ⅵ度。建筑场地类别为Ⅰ1类，设计地震分组为第一组，场地特征周期值为0.25s。 4.5.3.2 场地整体呈西南高北东低态势，场地及周边需进行挖填整平，挖方工程所涉及地层的土石可挖性等级见下表。 土石可挖性分级一览表 层号 地层名称 土石类别 开挖方法 1 粉质粘土 硬土 镐刨及锹挖 2-1 全风化花岗岩 软石 镐可挖 2-2 强风化花岗岩 次坚石 爆破法开挖 2-3 中风化花岗岩 普坚石 爆破法开挖 2-4 微风化花岗岩 特坚石 爆破法开挖 4.5.3.3 建构筑物基础埋深范围内可能涉及的地层以中等风化凝灰岩为主，属于岩石地基，具有高强度、低压缩性等特性，岩土工程性质良好，可作为风机基础的天然地基持力层。 4.5.3.4 风机基础开挖平整后可能会在局部形成5～8m的人工边坡，人工边坡坡率允许值暂按如下考虑： 　　强风化花岗岩: 1:1.0； 　　中风化花岗岩: 1:0.75； 　　微风化花岗岩：1：0.5。 4.5.3.5 场区为较平缓的山坡，稳定性较好。根据当地百姓介绍，近50年来未见发生滑坡、泥石流等不良地质作用，现场也未发现不良地质现象。 4.6 水文气象 4.6.1 水文条件 　　根据现场查勘，本工程位于山坡上，地势较高，不受海域风暴潮的直接影响。本区域排水条件较好，无内涝洪水的影响，但应注意坡脚小排水沟的布置。 4.6.2 气象条件 　　南麂岛地处东海近海海域，属中亚热带海洋季风气候区，风向风速随季节变化明显。冬季处于西伯利亚冷高压控制下盛行偏北风，风速较大，天气以晴冷为主；春季，冷高压势力开始减弱，西太平洋副热带高压势力逐渐增强北进，锋面、气旋活动频繁，风速较大，风向多变，天气开始转暖，降水增多，形成春雨；春末夏初，冷热气团势力相当，形成静止峰，产生连绵降水天气，俗称梅雨；夏季，由于受西太平洋副热带高压控制，盛行偏南风，天气炎热，降水较少；夏秋之交，除局部地区有雷阵雨外，一般以晴热为主，但台风侵袭时，会带来大量降水，并伴有狂风。台风是影响本地区的主要灾害性天气之一。 　　南麂岛上有南麂海洋环境观测站（以下简称南麂站），具有长期稳定的气象观测资料。 　　南麂站设立于1959年，位于东经121o05′，北纬27o27′，平均海拔37.6m，安装测风仪处高程为39.8m，测风塔高度为10m。南麂站测风情况见表6.6.2。 　　 表6.6.2 南麂站测风情况表 时间段 高度（m） 测风地点 测风仪器 1970.1~1975.1 73.7 火棍岙歪右侧小山头 EL电接风向风速仪 1975.1~1988.1 39.8 三盘尾东嘴头 EL电接风向风速仪 1988.1~1998.4 128.7 火棍岙歪右侧山头 EL电接风向风速仪/97年7月后使用2X-2测风仪 1998.4~至今 39.8 三盘尾东嘴头 2X-2测风仪/2002年1月后使用XFY3-1测风仪 　　1、常规气象要素特征 　　根据南麂站1982~2003年历年实测资料统计，常规气象参数如下： 　　多年平均气压 1005.9hPa 　　多年平均水汽压 18.4hPa 　　多年平均气温 17.8℃ 　　极端最高气温：33.7℃ （1996.8.13） 　　极端最低气温：-3.6℃ （1991.12.28） 　　多年平均降水量 1280.4mm 　　多年最大风速 40.5m/s（相应风向NE） 　　2、设计风速 　　根据南麂站1971~2008年实测年最大风速资料，采用P-Ⅲ型方法推算的50年一遇风速为41.5m/s，采用耿贝尔方法推算的50年一遇风速为42.1m/s。通过查《建筑结构荷载规范》，瑞安市北麂岛的50年一遇风速为50.6m/s。北麂岛位于南麂岛北偏东约20km处，地理环境相似，为安全起见，本工程离地10m高50年一遇10分钟平均最大风速取50.6m/s。 4.7 施工组织 4.7.1 总平概况 　　主厂房区：主厂房朝北布置，固定端朝西北方向，扩建端向西南方向。主厂房区模块采用为多轴布置，从西北到东南依次为配电房、柴油机房，从东北向西南分别是柴油罐、柴油机房、配套用房等其他设施。 4.7.2 施工用电 　　施工期用电可就近接自10kV线路，加设一台电压10/0.4kV，容量为100kVA的临时施工变。 4.7.3 施工用水 　　本工程施工用水包括生产用水和生活用水，利用当地的自来水，拟从厂址附近自来水管网引接。 4.7.4 场地平整 　　场地施工主要为土方开挖与填筑，填筑区土料要碾压密实。采用10t或者15t自卸汽车从机位附近取料至填筑区，160kW推土机推平后，用凸块碾碾压密实。碾压的施工参数，由现场根据碾压试验后填土料的密实度确定。平整后，场地高差不大于0.2m。 　　 　　 4.8 土建工程 　　本工程总用地总面积10亩，主要建（构）物包括：柴油机房及综合楼、油罐区、运输码头等。 　　站区建筑物按本期规模建设，建有一幢柴油机房及综合楼，建筑面积574平方米。柴油发电厂各功能区通过厂区环形道路连接，柴油机房及综合楼外装修采用环保型涂料，铝合金窗。站区内同时建有一幢15人的生活用房，食堂、餐厅在一、二层，员工宿舍在三、四层。依据地形而建。柴油发电厂各功能区通过厂区环形道路连接，生活用房外装修采用环保型涂料，铝合金窗。 　　本工程抗震设防烈度6度，设计基本地震加速度动峰值0.05g。柴油机房、综合楼及生活用房采用框架结构，独立承台基础，天然地基。 　　 5 光伏发电系统升压改造 5.1 电气一次 5.1.1 电气主接线 　　根据系统方案，南麂岛原有后隆站光伏电站、办事处站光伏电站各采用1台升压变升至10kV后通过1回10kV线路接入南麂岛微网系统。 　　两个光伏电站升压变初步均采用箱式变压器，就地布置，后隆站升压变型号为630KVA 10.5±2×2.5%/0.4kV，阻抗6%；办事处站光伏电站升压变型号为125KVA 10.5±2×2.5%/0.4kV，阻抗4%。 　　为降低输电线路损耗，箱式变压器就近布置，光伏电站与箱变之间采用低压交联聚乙烯绝缘铠装电缆直埋敷设的方式连接。 　　电气主接线图见Q4891C-A-09图。 　　本光伏发电升压改造系统未考虑无功补偿装置。 5.1.2 主要电气设备选择 　　（1） 短路电流计算 　　设备暂按以下标准选择； 　　10kv侧短路电流：25kA 　　400V侧短路电流：50kA 　　（2）主要电气设备选择 　　1） 箱式变电站（后隆站） 　　额定容量： 630kVA 　　电压组合： 10.5±2×2.5％/0.4kV 　　联接组标号： D,yn11 　　阻抗： 6％ 　　数量： 1台 　　（箱式变内还包括负荷开关，避雷器，低压隔离开关和局部照明变压器等） 　　2） 箱式变电站（办事处站） 　　额定容量： 125kVA 　　电压组合： 10.5±2×2.5％/0.4kV 　　联接组标号： D,yn11 　　阻抗： 4％ 　　数量： 1台 　　（箱式变内还包括负荷开关，避雷器，低压隔离开关和局部照明变压器等） 　　4）10kv高压开关柜 　　额定电压： 12kV 　　额定电流： 630A 　　开断电流： 25KA 5.2 电气二次 5.2.1 自动控制 　　（1）10KV箱式变的控制、保护、测量和信号 　　箱式变的保护和监控设备由厂家整体配套提供。其监控设备负责对箱式变电站的10KV断路器开关位置、低压侧开关位置、熔断器断路告警信号、箱变箱门开启告警信号等情况进行监控，并可测量箱变低压侧三相电压、三相电流、有功、无功，以达到箱式变电站的无人值守。 　　不设常规音响信号系统，所有的事故、故障信号均输入计算机监控系统，由计算机监控系统显示器显示和进行语音报警，并打印记录。 　　各断路器跳、合位及断路器控制回路断线信号： 　　断路器小车投入、试验位置状态； 　　继电保护及自动装置的动作及装置异常信号； 　　小电流接地选线（监控系统软件实现）的选线结果； 　　其它有关信号 5.2.2 继电保护 　　继电保护参照《继电保护和安全自动装置技术规程》进行配置，选用微机型保护装置，具体如下： 　　10KV箱式变压器：电流速断、过电流保护、非电量保护。 6 控制大楼相关 6.1 储能系统 6.1.1 储能系统的设计概述 　　本工程储能系统包括：蓄电池系统、超级电容系统、双向变流器（PCS）系统（含控制器等附件）、升压变压器、电池管理系统（BMS）、超级电容器管理系统（CMS）等。 　　微网用储能系统是整个南麂岛供电系统的核心，一方面平滑风力与光伏发电系统的功率输出，提高可再生能源的利用率和系统运行的稳定性；另一方面，在柴油发电机组退出运行时，作为系统的主电源，保证系统连续供电。 　　为了充分利用可再生能源，满足可再生发电量在全年总发电量中的比例不小于50%，根据“关于温州南麂岛、鹿西岛微网示范工程可行性研究报告的批复(浙电发展〔2012〕881号)”及“ 平阳县南麂岛并网型微网示范工程可研报告”，需容量为：1.5MW×2h与0.5MW×3h的磷酸铁锂电池组（0.5MW×3h电动汽车标准电池和1.5MW×2h专用储能电池），1MW×15s的超级电容储能系统。 　　本工程储能电池系统按间隔布置，1.5MW×2h储能电池共设置3个间隔。每个间隔容量0.5MW×2h，含PCS、升压变、控制器、BMS等，分别定义为：1#、 2#、 3#电池储能间隔；0.5MW×3h电动汽车标准电池为4#电池储能间隔；1MW×15s的超级电容储能系统共设置2个间隔。每个间隔容量0.5MW×15s，含PCS、升压变、控制器、CMS等，定义为1#、2#超级电容储能间隔。详见储能主接线图。 　　一次设备分界点：本工程储能系统升压变10kV高压端子为分界点，高压端子通过10kV电缆接入微网配电系统，高压端子以内（含蓄电池或超级电容、PCS、低压断路器、低压母线、交直流低压线缆、升压变等）为微网储能部分，高压端子以外为微网配电部分。 　　二次设备分界点：二次设备跟随一次设备，以通讯口为分界点，超级电容（CMS）或蓄电池（BMS）、PCS、交直流低压断路器本身的就地控制、保护归为储能系统，本工程采用统一的IEC61850通信规约。升压变保护由微网监控保护统一考虑。 6.1.2 主要设备及参数 （1）储能电池 电池类型：磷酸铁锂电池组, 单节电池3.2V，不考虑电池块并联的情况下，初设按180Ah考虑。 电池理论总容量: 1.5MW×2h（3MWh） 电池有效容量：1.5MW×1.33h 放电深度为：66.7% 单间隔容量：0.5MW×2h（1MWh）；共3个间隔 电池管理系统（BMS）：三套 （2）电动汽车标准储能电池 电池类型：磷酸铁锂电池组, 单节电池3.2V/60Ah，25只单节磷酸铁锂电池组成一箱，容量80V/60Ah的标准电池组，共配置376组电池组。前期招标已完成。 电池理论总容量: 0.5MW×3h（1.5MWh） 电池有效容量：0.5MW×2h（1MWh） 放电深度为：66.7% 单间隔容量：0.5MW×3h（1.5MWh）；共1个间隔 电池管理系统（BMS）：一套 （3）超级电容器 容量：1MW 电容器单体电压：2.7V 持续时间：15s 单间隔容量：0.5MW×15s；共2个间隔 超级电容管理系统(CMS)：2套 （4）双向变流器PCS 　a）能量型 额定容量：500kW； 直流最大功率：600kW 台数：4台 单台通道模块数:4～6个，初设按6个考虑 DC电压范围：450 V ～750 V AC额定电压：0.3-0.4；初设按400V考虑 b）功率型 额定容量：500kW； 直流最大功率：600kW 台数：2台。 单台通道模块数:4～6个，初设按4个考虑 DC电压范围：100 V ～800 V AC额定电压：300～400V；初设按400V考虑 （5）变压器 型号:SG10-630/10；附带柜体、冷风机、温控器 短路电压百分数：6% 变比： 10.5±2*2.5kV/0.3—0.4kV 容量： 630kVA 数量： 6台 浇注方式：干式带外壳 调压方式：无载调压 组别:△/△（D，d0） 防护等级：IP20 (6)10kV电力电缆 型号：YJV22-8.7/15 3*95 电缆终端头：户内冷缩型 配YJV-3×95 (6)低压电流互感器 型号：LMK2-0.66 变比：2000/5 (7)交流低压总断路器 额定电压：400V 额定电流：1600A 额定开断电流：40kA 操作机构：电动操作机构 (8)交流低压分支断路器 额定电压：400V 额定电流：400A 额定开断电流：31.5kA 6.1.3 储能电池系统的设备布置方案 6.1.3.1 系统容量：1.5MW*2h 系统负载：1.5MW功率输出2小时 电压等级：600V PCS：单机功率500KW，由6个85KW的DC/AC模块组成。直流侧面电压范围：450V～750V.交流输出0.3—0.4kV（按0.4kV考虑）. 6.1.3.2 系统配置设计： 1.5MW总系统容量设计成由3个500KW子系统并联组成；每个500KW子系统设计成6个85KW模块并联组成。 根据600V的电压等级，PCS直流侧的允许波动范围为450V～850V。 6.1.3.3 电池选型配置设计 　　选择磷酸铁锂电池的单体为3.2V/180Ah。采用15串的方式合成48V/180Ah的电池模块。用12个38.4V/180Ah的电池模块串联成576V/180Ah电池簇，由2簇并联成576V/360Ah的电池组。电池组的单体数为360只，每个电池组的额定端电压为576V。选定单体电池放电终止电压为2.8V,充电截止电压为3.65V，则电池组端电压的波动范围为518.4V～662.4V，在PCS直流侧电压允许波动范围之内。 每只电池的功率=85KW/360=236.1W/只； 表6.1.3.3 主要参数 序号 项 目 要求参数 备 注 1.1 最小容量 180Ah 电池按标准充电1后，按标准放电2所得的最低容量 1.2 额定容量 180Ah 电池按标准充电后，按标准放电所得的容量 1.3 标称电压 48V 按标准充电后标准放电，放电过程中的平均电压 1.4 最大连续充电电流 180A 最大充电器恒流充电电流值 1.5 最大瞬间充电电流 360A 10 s以内脉冲 1.6 充电限制电压 3.65V/cell 恒流充电跳转条件 1.7 过充保护电压 3.70V/cell 恒压充电截止条件1 1.8 恒压充电截止电流 3.6A 恒压充电截止条件2 1.9 最大连续放电电流 180A 1.10 最大瞬间放电电流 360A 10 s以内脉冲 1.11 放电终止电压1（0℃以上） 2.8V/cell 1.11 放电终止电压2（0℃以下） 2.0V/cell 1.12 工作 温度 充电 0～35℃ 建议温保参数： 充电高温保护75℃，低温保护0℃ 放电高温保护85℃ 放电 -20～50℃ 1.13 工作湿度 Max.90% 1.14 储存温度 -25~50℃ 约50%充电状态 1.15 重量 约80.0Kg 6.1.3.4 外形尺寸 　　电池簇尺寸（长×宽×高）1600×800×2000mm。 6.1.3.5 电池系统配置 表6.1.3.5 1.5MW 2小时配置 设备项目 数量（套） 电池（360只180Ah含连接电缆） 18 电池机架（360×6只180Ah电池） 3 BMS 18 6.1.3.6 电池组安装： 6.1.3.6.1 电池架及架列设计方案： 　　电池组采用机架式安装。机架采用钢质材料制作，经镀锌后喷涂耐腐蚀性塑粉。 　　电池机架安装用紧固件均采用不锈钢材料。 　　电池架成列后，顶面、左右侧面均覆装带散热百叶窗的喷塑钢板，保证架列的整齐、美观和防尘。机架颜色与PCS颜色相同。（注：建议机架、机柜以及配套的BMS组件的颜色均采用RAL 7035 Light grey）。 6.1.3.6.2 电池及PCS机房设计方案： 　　本方案以一套500KW PCS加6组576V/360Ah电池组设定为一个单元，每个单元的占地面积约100㎡.则如果按2MW配置，需总面积为400㎡左右。 　　为了确保电池的正常运行，对机房的环境温度需要进行控制和调节，应该安装空调。如果采用柜式空调，则空调出风口与电池之间的距离不宜太近，否则反而会加剧电池之间的温差，故建议采用吊顶式空调为宜。 6.1.3.6.2 详细的电池组安装方法请见附图。 6.1.4 储能超级电容系统的设备布置方案 6.1.4.1 技术要求 （1） 直流侧工作电压：DC400V～DC800V（额定）； DC100V～DC400V（降额）； （2）额定功率：500kW； （3）工作时间：15s； （4）单台 PCS 额定功率：500kW（多支路）； （5）PCS 每支路功率：85～125kW。 6.1.4.2 系统配置方案 　　500kW储能变流器由一台500kW变流器构成，单台 PCS 每条支路功率为85-125kW，本超级电容模组按125kW×15s设计与PCS 支路进行匹配，单模块额定电压取800V(最高工作电压864V),因此4 套125kW×15s超级电容模组能满足500kW×15s工作要求。系统结构示意框图如下图所示。 　　CMS 实时监控储能模块，储能单元的运行状态，并向后端 PCS/逆变器通讯，输出模块电压、模组电压和温度等数据。4个 125kW×15s超级电容储能单元与500kW PCS/逆变器支路对接，按照系统预定功能完成动态储能功能。 　　由以上方案可以计算： 　　根据负载所需的工作电压范围、最大储存能量、支持时间由公式 C=2P*T/ΔU?计算所需满足能量要求电容器组的容量 式中 P=125KW； T=15s 　　工作电压范围 Uwork=864V Umin=400V 　　ΔU?=Umax?-Umin? 　　计算结果所需容量为6.4F，考虑到超级电容在寿命周期内容量衰减的最大限为20%，因此按照20%的工程裕量设计，储能系统的总体容量为 7.5F。 　　已知储能系统的最高工作电压为 DC 864V，组成达到工作电压的串联电容器单元的个数为：N=864V/2.7V=320支 　　根据系统总容量7.5F计算串联电容单元的单位容量为：320*7.5F=2400F 最大放电电流I=P/U=125KW/400V=312.5A 　　每个125kW×15s 超级电容器储能单元由 1 个864V7.5F 超级电容器模组、超级电容器管理系统及储能机柜构成。超级电容模组采用2.7V2400F模块进行搭建。 　　电压跌落进行验证： 　　按照输出能量要求E需求放电能量=P*T=125KW*15S=1,875,000J，U起始=800V，最大ESR=70mΩ，最大放电电流Imax=312.5A，放电时间T=15S，进行验证： 　　U截至=(U起始?-2*（E需求放电能量+E内阻热损耗）/C)^(1/2) 　　　　=(864?-2*(1875000+312.5*312.5*0.070*15)/10)/^(1/2) 　　　　=592（V） 　　U 截至=592V>400V，系统方案可行。 　　（1）储能模组技术指标 　　储能系统的总体技术指标为： 总电容量 7.5F（25℃） 容量误差 -10%~+20% 最高工作电压 DC 864V 额定电压范围 DC400V~DC800V 直流最大内阻 ≤70mΩ 绝缘电压 2530V AC 工作温度 -40℃~65℃ 储存温度 - 50℃~70℃ 相对湿度 90%R.H（25℃） 外形尺寸（长*宽*高） 1300*800*2300mm 重量 〈350Kg/set 6.1.4.3 储能模组结构方案 模组示意图 　　储能系统所用320支2.7V2400F超级电容器在安装在8个机柜中，机柜尺寸约为1300*800*2300mm详见平面布置图1。机柜采用3mm冷轧钢板制造，储能单元以模块的方式装入机柜前后有门，机柜中所有的储能机箱串联，储能系统的直流母线设计在机柜的正面（或后面），储能机箱之间的连接及引出直流母线均采用3*30镀锡紫铜排制造。储能机箱采用2.5mm冷轧钢板制造，机柜和储能机箱表面喷涂粉末涂料，颜色为RAL7035，或由招标后指定。 　　为解决储能系统的维修问题，安装在机柜中的储能机箱和充放电控制器机箱均采用优质的大电流连接器与系统电缆连接，机箱的前面板上安装有金属把手和固定螺钉以便于储能机箱的固定和搬运，维修时可将储能机箱从机柜的前面拉出便于检修。储能机箱的前面板上还装有储能指示灯、过压指示灯、直流电压等电气部件。 　　 6.2 中心配电室 　　详见配网部分。 6.3 信息网络 6.3.1 信息网络设备配置及通道 　　南麂岛离网型微网示范工程信息网络应满足生产管理应用、协同办公应用、图档管理应用、信息网络运行管理、变电所检修巡视和无人值班图像监视等业务对网络通道的要求。 　　南麂岛离网型微网示范工程信息网络通过SDH上联至温州电力局，传输通道不少于8Mbps。 6.3.2 信息网络环境 　　南麂岛离网型微网示范工程信息网络设备放置于主控通信室二次设备间，具体屏位由电气专业确定。单独配置19英寸标准机柜（称网络设备屏），安装接入交换机、配线架、逆变器、防雷器及其它设备，网络设备屏要求良好接地，规格颜色同二次设备间内其他机柜。 　　网络设备屏电源从所用交流屏和直流馈电屏引入并加配防雷装置，网络设备屏内配置一台300VA逆变器，提供多路220V电源交流输出。 6.3.3 信息网络布线 　　主控通信室网络布线方案，采用超五类布线标准。信息点的数量和位置根据变电所运行、管理、检修等需要进行布置，每个信息点所在位置配置电源插座。网络设备屏内配线架引双绞线走静电地板下和电缆竖井内的电缆桥架及电缆沟内预埋KBG管至各信息点。 　　 　　 7 配网工程 7.1 总论 7.1.1 设计依据 　　1）温州电力局发策部 温电发展规〔2011〕006号工作联系单《关于委托编制南麂岛微网示范工程建设项目可研设计事宜》 　　2）温州市发改委 温发改交能[2011]48号文《关于同意开展温州电网第十二批输变电项目前期工作的通知》 　　3）平阳县人民政府《关于支持南麂镇新能源开发项目的函》 　　4）南麂列岛国家海洋自然保护区管理局 南海管〔2011〕19号文《关于在南麂列岛国家级海洋自然保护区内建设南麂列岛离网型风光柴储综合系统工程项目的初步意见函》 　　5）平阳县风景旅游管理局平景旅函〔2011〕2号文《关于南麂岛离网型风光柴储综合系统工程项目风景名胜区审查初步意见的复函》 　　6）浙江省电力公司《温州南麂岛微网示范工程实施方案》 　　7）浙江省发改委 浙发改能源[2009]1057号文《关于同意金太阳示范工程33个项目的批复》第33项“温州市平阳县南麂岛光伏离网发电示范项目”（浙江正泰太阳能科技有限公司承建） 　　8）温州市电力局与浙江正泰太阳能科技有限公司签订的合作意向协议书 　　9）浙江省电力公司 浙电发展〔2011〕174号文《关于印发温州2011年第一批配电网建设与改造项目可行性研究报告的评审意见》第42项“新建南麂（柴油）发电厂” 　　10）科技部 国科财〔2011〕526号文《关于下达2011年度国家高技术研究发展计划第三批课题经费预算的通知》，关于“含分布式电源的微电网关键技术研发”课题（编号2011AA05A107）专项经费预算批复（不公开批文） 　　11）国家863计划“含分布式电源的微电网关键技术研发”课题申请书（申请受理编号SQ2010AA0523280001） 　　12）浙江省电力公司 浙电总纪〔2011〕17号文《公司2011年第17次总经理办公室会议纪要》对两项国家863课题相关方案的审议批复 　　13）关于温州南麂岛、 鹿西岛微网示范工程可行性研究报告的批复（ 浙电经研规划〔2012〕239 号） 　　14）南麂岛风光柴储综合系统工程10kV配网分包委托书 　　15）《城市电力电缆线路设计技术规定》（DL/T5221--2005） 　　16）《电力工程电缆设计规范》（GB 50217--2007） 　　17）《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB 50168--2006） 　　18）《浙江省电力公司35 kV 及以下新农村电网建设技术导则》（试行） 　　19）《交流电气装置的接地》（DL/T 621--1997） 　　20）《关于温州南麂岛、鹿西岛微网示范工程初步设计预评审会议纪要》 　　21） 温州电力局会议纪要 温电会纪（2012）169号《863微网示范工程2012年11月份协调会会议纪要》。 7.1.2 项目概况 　　温州平阳县南麂岛离网型风光柴储综合系统工程，是国家863计划“含分布式电源的微电网关键技术研发”课题的两个示范工程之一，工程位于浙江省东南的南麂列岛，该岛是联合国教科文组织世界生物圈保护区和国家级海洋自然保护区，隶属温州市平阳县南麂办事处。 　　该示范工程是一个集多种分布式电源、可靠性要求高、离网型微网技术较为复杂的系统工程，不仅在设计技术指标方面高于科技部指南要求，还结合了电动汽车换流站、智能电表、用户交互（可中断负荷交互）等先进的智能电网技术，努力将南麂岛打造成为国内标志性的绿色能源综合利用的智能岛屿，致力于提供清洁、高效、可靠的能源以满足南麂岛联合国贝类生态保护、促进当地发展旅游的需求。 　　本示范项目总体规划是：沿南麂办事处东南部，关帝岙的西北面一带山脊，布置10台100kW风电机组，总装机1000kW；光伏649kWp；柴油发电4800kW；储能电池1500kW（持续2小时），布置在南麂充换电站综合大楼区域。 7.1.3 建设规模和设计范围 7.1.3.1 设计范围 　　本初步设计范围包括监控大楼中心配电室扩建及10kV线路工程。 7.1.3.2 工程概况 7.1.3.2.1 中心配电室： 　　本期再扩建7台环网柜（户内）和3台快速开关柜（户内），总计10台。 　　10kV开关柜选用SF6气体绝缘断路器环网柜。10kV母线搭接环网柜3台，10kV电缆连接环网柜3台。SF6气体绝缘断路器环网柜，共设1台。10kV微网智能快速开关选用SF6气体绝缘断路器柜，采用永磁真空断路器,共设3台。开关柜主母线额定电流为630A，额定短时耐受电流为20kA/4s；真空断路器额定电流630A，额定短时耐受电流为25kA/2s。 　　 7.1.3.2.1 10kV线路部分： 　　建设规模 　　配合南麂岛风光柴储综合系统工程的开展，本期需要建设：三盘尾风电厂至储能站10kV双回线路；新柴油发电厂至储能站10kV单回线路；旧柴油发电厂新建单回10kV线路至储能站；光伏发电厂1至储能站10kV单回线路；光伏发电厂2至储能站10kV单回线路；海流能发电厂至门边变低压侧0.4kV单回线路，以形成风电厂、储能站、光伏发电厂和柴油发电厂的绿色新能源电网。本工程新敷设YJV22-8.7/15-240电缆2940米，YJV22-8.7/15-150电缆534米，YJV22-8.7/15-95电缆10962米，YJV22-8.7/15-70电缆316米，低压电缆拟采用YJV22-0.6/1-120电缆521米。电缆工井约132个，高压电缆3*240冷缩型户内终端头2套，电缆3*150冷缩型终端户内头2套，电缆3*95冷缩型户内终端头8套，电缆3*70冷缩型终端户内头2套，高压3*240冷缩型中间头5套，高压3*95冷缩型中间头19套；低压电缆4*120冷缩型户内终端头1套，4*120冷缩型户外终端头1套，新装户外电缆环网柜4台，户外电缆分接箱3台。 　　线路路径 　　1）风电厂-中心配电室（A-F）10千伏线路：新建双回YJV22-8.7/15-3*95电缆线路路径长度3.531公里。 　　 （A-B全景） 　　 　　 （B-D全景） 　　2）柴油发电厂（新）-中心配电室(E-F)10千伏线路工程：新建单回路YJV22-8.7/15-3*240电缆线路路径长度2.64公里。 　　 　　（C-E全景） 　　 　　3）柴油发电厂（旧）-中心配电室(K-F)10千伏线路工程：新建单回路YJV22-8.7/15-3*95电缆线路路径长度0.342公里。 　　4）光伏发电厂（1）-中心配电室(L-F)10千伏线路工程：从631线T接至光伏发电厂（1）和中心配电室。新建电缆线路路径长度0.55公里，其中光伏发电厂（1）侧YJV22-8.7/15-3*70段路径长度0.166公里，中心配电室侧YJV22-8.7/15-3*150段路径长度0.384公里。 　　5）新光伏发电厂（2）-中心配电室(H-F)10千伏线路工程：新建单回路YJV22-8.7/15-3*95电缆线路路径长度2.458公里。 　　6）海流能发电厂-门边变（接入低压侧）(J-I)0.4千伏线路工程：新建单回YJV22-0.6/1-4*120电缆线路路径长度0.371公里。 　　（A、B、 C、 D、 E、 F 、G、H、I、J、K、L、M点见路径图详见附图二） 　　交叉跨越情况 　　本工程路径部分位于公路边，且大部分线路采用电缆敷设，交叉跨越涉及相对较少，本工程仅涉及以下交叉跨越： 　　 交叉项目 普通公路 规划道路 10kV线 低压线 通信线 河流、塘 交叉次数 6 1 5 3 8 2 　　工程地质条件及交通运输条件 　　线路主要位于平阳县南麂岛，本工程全线按山地考虑，工程土质情况为岩石土40% ，松沙石50% ，普通土10％ 。 　　通道详图： 　　1）：(A-B 通道详图) 　　 　　 　　 　　 　　2）:(C-E 通道详图) 　　 　　3）:（C点 详图） 　　 　　 　　 　　4）:（D-F 通道详图） 　　 　　 　　 7.1.4 建设、施工单位及建设期限 　　建设单位：温州市平阳县供电局 　　施工单位：待定 　　建设期限：待定 7.1.5 主要技术参数 7.1.5.1 配电部分 工程名称 中心配电室部分 电压等级 10kV 高压柜型号 SF6气体绝缘断路器柜 SF6气体绝缘断路器柜 10 7.1.5.2 线路部分 名称 规格 单位 数量 电缆 YJV22-8.7/15-3*70 米 316 电缆 YJV22-8.7/15-3*95 米 10962 电缆 YJV22-8.7/15-3*150 米 534 电缆 YJV22-8.7/15-3*240 米 2940 电缆 YJV22-0.6/1-4*120 米 521 电缆户内头 铜3*70冷缩型 套 2 电缆户内头 铜3*95冷缩型 套 8 电缆户内头 铜3*150冷缩型 套 2 电缆户内头 铜3*240冷缩型 套 2 电缆户内头 铜4*120冷缩型 套 1 电缆户外头 铜4*120冷缩型 套 1 电缆中间头 铜3*95冷缩型 套 19 电缆中间头 铜3*240冷缩型 套 5 加套管 直埋(10kV) 2+1（内径150/100） 米 合计2*3641/1*3641 3+1（内径150/100） 米 合计3*1779/1*1779 排管工程 （玻璃钢管） 8+2（内径150/100） 米 合计8*1372/2*1372 电缆明沟 6+2通道 米 400（路径） 工井 电缆操作井 座 132 电缆环网柜（户外） 两进四出带六开关 台 4 电缆分接箱（户外） 一进三出带四开关 台 3 　　 7.1.6 交通运输条件 　　全线交通运输条件相对较差，轮船运输距离约为50km，汽车运输距离约为10km，人力运输距离为0.8km。 7.1.7 气象条件 　　根据2011年版“浙江省电网设计最大风速分区图（30年一遇）并结合以往邻近线路设计取值及运行经验，本工程设计基本风速取值41m/s，根据设计基本风速取值和覆冰取值，由此选择综合气象区作为本工程的设计气象条件。参照浙江省典型设计气象条件组合Ⅳ，基本风速改为41m/s，覆冰为0mm。详见下表。 　　 　　 浙江省典型设计气象条件组合 气象条件组合 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ Ⅵ Ⅶ Ⅷ 基本风速(m/s) 36 27 30 41 27 30 33 30 覆冰厚度（mm） 0 5 5 0 10 10 10 15 大气 温度 (℃) 最高气温 40 40 40 40 40 40 40 40 最低气温 -10 -10 -10 -10 -10 -10 -10 -10 覆冰 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 最大风速 15 15 15 15 15 15 15 15 安装 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -5 外过电压 15 15 15 15 15 15 15 15 内过电压 15 15 15 15 15 15 15 15 年平均气温 15 15 15 15 15 15 15 15 风速 (m/s) 线条基本风速 38 29 32 44 29 32 35 32 覆冰 15 10 10 10 10 10 10 10 安装 10 10 10 10 10 10 10 10 外过电压 15 10 10 15 10 10 15 10 内过电压 19 15 16 23 15 16 18 16 冰的密度（g/cm3） 0.9 注:线条基本风速按导线平均高度15m计算；操作过电压风速取线条基本风速的50%。 7.2 电缆 7.2.1 电缆的选择 　　根据《设计原则》本工程10kV电缆选用YJV22-8.7/15-3*240、YJV22-8.7/15-3*150、YJV22-8.7/15-3*95、YJV22-8.7/15-3*70绝缘电力电缆； 　　 　　 　　 　　YJV22-8.7/15-3*240主要参数如下（参考值）： 标称截面 电缆近似外径 重量 绝缘厚度 护套厚度 20℃直流电阻 空气中载流量 管道中载流量 土壤中载流量 240mm2 77.8mm 11. 31 kg/m 4.5mm 3.5mm 0. 0754 欧/km 493A 393A 462A 　　YJV22-8.7/15-3*150主要参数如下（参考值）： 标称截面 电缆近似外径 重量 绝缘厚度 护套厚度 20℃直流电阻 空气中载流量 管道中载流量 土壤中载流量 150mm2 67.8mm 7.97 kg/m 4.5mm 3.2mm 0. 1240 欧/km 370A 303A 355A 　　YJV22-8.7/15-3*95主要参数如下（参考值）： 标称截面 电缆近似外径 重量 绝缘厚度 护套厚度 20℃直流电阻 空气中载流量 管道中载流量 土壤中载流量 95mm2 61.5mm 5.95 kg/m 4.5mm 3.0mm 0. 1930 欧/km 286A 237A 281A 　　YJV22-8.7/15-3*70主要参数如下（参考值）： 标称截面 电缆近似外径 重量 绝缘厚度 护套厚度 20℃直流电阻 空气中载流量 管道中载流量 土壤中载流量 70mm2 57.9mm 4.98 kg/m 4.5mm 2.9mm 0. 2680 欧/km 236A 199A 234A 7.2.2 电缆敷设及剖面 　　（1）采用排管敷设电缆，选用考虑电缆施工及今后运行维护的需要，电缆井原则上按间隔40~50米布置。电缆井选用MU10机制砖砌筑，选用预置钢筋混凝土盖板。 　　注：4+2孔排管埋设示意图： 　　（2）采用直埋加套管方式敷设电缆，考虑到山地电缆施工及电缆防腐的需要，保护管可采用防腐及力学性能较好的涂塑钢管，电缆井原则上按间隔50~60米布置。电缆井选用MU10机制砖砌筑，选用预置钢筋混凝土盖板。 　　注：电缆并排敷设示意图： 　　 7.2.3 接地 　　1）10kV户外开关、负荷开关、电缆终端头等金属外壳应连接并接地，且接地装置的接地电阻不应大于10Ω。 　　（2）总容量为100kVA以上的变压器，其接地装置的接地电阻不应大于4Ω，每个重复接地装的接地电阻不应大于10Ω。 　　总容量为100kVA及以下的变压器，其接地装的接地电阻不应大于10Ω，每个重复接地装置的接地电阻不应大于30Ω，且重复接地不应少于3处。 　　（3）配电线路通过耕地时，接地体应埋设在耕作深度以下，且不宜小于0.6. 　　（4）接地体宜采用垂直敷设的角钢、圆钢、钢管或水平敷设的圆多、扁钢。接地体和埋入土壤内接地线的规格，不应小于表中所列数值。 接地体和埋入土壤内接地线的最小规格 名 称 地 上 地 下 圆钢直径mm 8 10 扁钢 截面mm2 48 48 厚mm 4 4 角钢厚mm — 4 钢管壁厚mm — 3.5 镀锌钢绞线mm2 25 50 注：电器装置设置的接地端子的引下线，当采用镀锌钢绞线，截面不应小于25m2，腐蚀地区上述截面应适当加大，并采取防腐措施。 7.3 设备 7.3.1 SF6气体绝缘断路器柜（户内） 7.3.1.1 技术参数表 序号 名称 单位 要求值 二 SF6气体绝缘断路器柜 1 额定电压 kV 12 2 灭弧室类型 真空 3 额定频率 Hz 50 　　4 额定电流 A 630 5 温升试验 1.1Ir 6 额定工频1min耐受电压（相对地） kV 42 7 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2∕50?s）（相对地） kV 75 8 额定短路开断电流 kA 20 9 额定短路关合电流 kA 50 10 额定短时耐受电流及持续时间 kA/s 20/4 11 额定峰值耐受电流 kA 50 12 燃弧持续时间 S 0.3~0.5 13 有功负载条件下开断次数 次 200 14 辅助和控制回路短时工频耐受电压 kV 2 15 供电电源 控制回路 V DC 24/48/110/220 1 辅助回路 V AC 380/ AC 220 16 使用寿命 年 ≥20 17 设备尺寸 单台环网柜整体尺寸（长宽高） mm 见图纸 1 设备的最大运输尺寸（长宽高） 见图纸 18 防护等级 主回路 IP67 1 操作机构及低压室 IP2X 19 相间及相对地净距（带电体对门） mm ≥125（155） 20 SF6气体额定压力（20℃表压）（充气柜适用） MPa 见图纸 21 SF6气体年漏气率 V/V 0.1% 二 普通真空断路器 1 型号 2 灭弧室类型 真空 3 额定电流 A 630 4 主回路电阻 μΩ 投标人提供 5 额定工频1min耐受电压 断口 kV 48 对地 42 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2∕50?s） 断口 kV 85 对地 75 6 额定短路开断电流 交流分量有效值 kA 20 时间常数 ms 45 开断次数 次 ≥20(真空) 首相开断系数 1.5 7 额定短路关合电流 kA 50 8 额定短时耐受电流/持续时间 kA/s 20/4 9 额定峰值耐受电流 kA 50 10 断路器开断时间 ms ?60 11 断路器合闸弹跳时间 ms ?2 12 断路器分闸时间 ms ?45 13 断路器合闸时间 ms ?70 14 断路器分、合闸平均速度 分闸速度 m∕s 见图纸 合闸速度 见图纸 15 机械稳定性 次 ≥10000（真空） 16 额定操作顺序 O–0.3s–CO–180s–CO或O 17 辅助和控制回路短时工频耐受电压 kV 2 18 异相接地故障开断试验 试验电流 kA 17.32 试验电压 kV 12 19 容性电流开合试验(试验室) 试验电流 A 电缆：10， 试验电压 kV 1.4×12/ C1级： CC1：24×O， CC2：24×CO；BC1：24×O， BC2：24×CO C1级/C2级 三 永磁真空断路器参数 1 额定电压 kV 12 2 额定电流 A 1250/1600 3 额定频率 Hz 50 4 工频耐压 1min 干试 kV 42/49 湿试 30 5 雷电冲击耐受电流（峰值）相间、对地/断口 kV 75/85 6 额定短路开断电流 kA 31.5 7 额定短路关合电流（峰值） kA 80 8 额定峰值耐受电流 kA 80 9 4S短时耐受电流 kA 31.5 10 额定短路电流开断次数 次 30 11 机械寿命 次 10000 12 二次回路1min工频耐压 kV 2 13 触头行程 mm 9±1 14 触头超行程 mm 4±1 15 合闸速度 m/s 0.6±0.2 16 分闸速度 m/s 1.1±0.2 17 触头合闸弹跳时间 ms ≤2 18 三相触头合、分闸同期性 ms ≤2 19 合闸时间 ms ≤50 20 分闸时间 ms ≤6 21 储能时间(首次充电) s ＜10 22 合闸控制电压 V ∽220 23 分闸控制电压 V ∽220 24 主回路电阻 μΩ ≤60 25 相间距 mm 210 26 合闸触头接触压力 N 3100±200 27 动、静触头允许磨损累计厚度 mm 3 7.3.1.2 气体绝缘（SF6）断路器柜应采用单体式，各小室均应在工厂内完成密封组装后总装于开关柜内。 7.3.1.3 真空断路器应使用三工位开关，有“闭合”、“断开”、“接地”，具有闭锁功能，并能单独外加挂锁。 7.3.1.4 SF6室、熔断器室防护等级应达到IP67。有可视性的接地功能。柜体应防锈。 7.3.1.5 接地开关和带电显示器应设置在线路侧，面板上具有明显可见的位置指示模拟图板，指示位置应与实际位置一一对应。 7.3.2 SF6气体绝缘环网柜（户外） 7.3.2.1 技术参数表 　　 　　 　　 序号 名称 单位 要求值 一 SF6气体绝缘环网柜 1 额定电压 kV 12 2 灭弧室类型 真空 3 额定频率 Hz 50 　　4 额定电流 A 630 5 温升试验 1.1Ir 6 额定工频1min耐受电压（相对地） kV 42 7 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2∕50?s）（相对地） kV 75 8 额定短路开断电流 kA 20 9 额定短路关合电流 kA 50 10 额定短时耐受电流及持续时间 kA/s 20/4 11 额定峰值耐受电流 kA 50 12 燃弧持续时间 S 0.3~0.5 13 有功负载条件下开断次数 次 200 14 辅助和控制回路短时工频耐受电压 kV 2 15 供电电源 控制回路 V DC 24/48/110/220 1 辅助回路 V AC 380/ AC 220 16 使用寿命 年 ≥20 17 设备尺寸 单台环网柜整体尺寸（长宽高） mm 见图纸 1 设备的最大运输尺寸（长宽高） 见图纸 18 防护等级 主回路 IP67 1 操作机构及低压室 IP2X 19 相间及相对地净距（带电体对门） mm ≥125（155） 20 SF6气体额定压力（20℃表压）（充气柜适用） MPa 见图纸 21 SF6气体年漏气率 V/V 0.1% 二 负荷开关参数 1 额定电流 A 630 2 额定工频1min 耐受电压 断口 kV 48 对地 42 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2∕50?s） 断口 kV 85 对地 75 3 额定短时耐受电流及持续时间 kA/s 20/4 4 额定峰值耐受电流 kA 50 5 机械稳定性 次 ≥5000（SF6） ≥10000（真空） 6 额定电缆充电开断电流 A ≥10 7 投切空载变压器电感电流 A 15 7.4 施工地点及工期 7.4.1 施工地点：温州市平阳县南麂岛 7.4.2 地形：地貌形态以海蚀地貌为主 7.4.3 工期：待定 7.5 现场施工组织机构 　　 　　 7.6 施工方案 　　1、技术准备 　　根据建设单位提供核准的施工图纸，班组全体施工人员组织认真学习、检查、现场核对施工图纸，与设计人员联系有关施工图事项，参加施工图交底会。 　　2、人员安排 　　施工负责人： 　　安全员： 　　技工： 　　普工： 　　3、施工机具安排：施工机具及安全工器具配备齐全及时安排进场。 　　4、材料计划：编根据施工图纸结合现场勘察统计好工程材料，凭材料审批表到工程部审批，到物资公司领料。 　　5、施工计划初步拟订（施工单位编制） 　　6、停电施工计划（施工单位编制） 　　7、施工引用主要标准 　　1）《国家电网公司电力安全工作规程》（电力线路部分） 　　2）电力建设安全健康与环境管理工作规定 　　3）《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》 　　4）《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》 7.7 安全目标、安全保证体系及安全组织措施 7.7.1 安全目标 　　不发生人身重伤及以上事故，力争消灭轻伤事故；不发生大型设备损坏事故；不发生火灾和本单位负主要责任的交通事故。 7.7.2 安全保证体系 　　建立完善的安全管理体系，以项目部经理为安全第一负责人，项目部及各施工队设置专职安全员，负责落实安全制度，检查安全情况，监督施工人员搞好安全生产。 7.7.3 安全保证措施 7.7.3.1 开工前组织全体施工人员进行技术培训，全面安全交底，贯彻各级责任制，各司其职，各尽其责。使每个职工和民工树立“安全第一，预防为主"的思想。 7.7.3.2 教育职工增强安全管理意识，施工中做到不伤害自己不伤害别人，不被别人伤害。杜绝蛮干，杜绝违章作业。 7.7.3.3 建立和健全安全网络，项目部领导、工程技术人员、专职安全员对本工程的安全承当责任，专职安全员必须对本单位的施工安全进行全过程管理，发现问题及时解决和纠正，不听劝阻者应停止其工作。 7.7.3.4 认真贯彻执行安全工作票制度，项目部应每月召开一次安全例会，各施工队坚持每周召开一次安全活动，总结上月(周)施工中存在的不安全因素及各种事故隐患，重点分析原因和制定解决问题的办法，制定出切实可行的防范措施，做好事故控制，确保安全施工。 7.7.3.5 对跨越带电线路等特殊作业，必须事先深入现场调查研究，根据实际情况制定出合理的停电安全措施，做到安全施工。 7.7.3.6 加强对技工和民工的安全管理，高空作业和危险作业必须设安全监护人，技术不熟练的高空作业人员不准单独作业。 7.7.3.7 严格按施工手册和施工组织方案施工，未经批准任何人不得擅自更改施工方案。 7.7.3.8 各分部工程和重要工序开工前均要进行试点并统一操作方法，施工人员必须严格按试点后总结的方法进行施工。 7.7.3.9 对易发生事故的环节绘制出不安全因素因果图，制定出相应的对策表，切实做到安全预控。 7.7.3.10 项目部每月定期进行安全大检查。重点查规章制度和安全措施执行，情况和“三防”工作，对不重视安全工作的施工队应严格加强管理，限期整改。 7.7.3.11 从项目部到施工队应建立完善的安全管理网络，切实做到安全施工，人人有责。 7.7.3.12 认真贯彻执行部颁《电力建设安全施工管理规定》的各项要求。 7.8 保证安全的技术措施（根据施工内容不同选择对应的技术措施） 7.8.1 停电、验电及挂接地 　　1、施工队进场后，要对线路交叉跨越及时进行调查，并上报项目部，由项目部组织人员至现场复核，并编排停电计划，上报工程部。 　　2、在停电线路工作地段装接地线前，要先验电，验明线路确无电压，方可挂设接地线。验电要用合格的相应电压等级的专用验电器。 　　3、线路的验电应逐相进行。对同杆塔架设的多层电力线路进行验电时，先验低压、后验高压，先验下层、后验上层。 　　4、线路经过验明确实无电压后，由施工队长指定的专人应立即在工作地段两端挂接地线。凡有可能送电到停电线路的分支线也要挂接地线。 5、若有感应电压反映在停电线路上时，应加挂接地线。同时，要注意在拆除接地线时，防止感应电触电。 　　6、挂接地线时，应先接接地端，后接导线端，接地线连接要可靠，不准缠绕。拆接地线时的程序与此相反。装、拆接地线时，工作人员应使用绝缘棒或戴绝缘手套，人体不得碰触接地线。 　　7、线路施工完毕后，要确认杆上及线上无施工人员后，方可通知停电人员恢复送电。 　　8、严禁约时停、送电。 7.8.2 基础开挖 7.8.2.1 排管部分开挖 　　1、施工人员要检查所使用的工具是否牢固。 　　2、挖坑前，必须与有关地下原有管道、的主管单位取得联系，明确地下设施的确实位置，做好防护措施。 　　3、电缆管道及工作井的开挖尺寸、深度、方向均严格按施工图要求开挖，在开挖深度超过1.5m的坑内工作时，抛土要特别注意防止土石回落坑内。 　　4、在松软土地挖坑，应有防止塌方措施，如加挡板、撑木等。禁止由下部掏挖土层。 　　5、在居民区及交通道路附近挖的基坑，应设坑盖或可靠围栏。 　　6、使用空压机时，胶皮风管不准缠绕和打结，不得用折弯气管的方法制止通气。凿岩时钎杆与孔必须保持在一直线上，更换钻头应先关风门。 　　7、开挖排管式电缆管道外方必须严格按管道施工图中要求的标准钢筋及混泥土进行全面包封。 　　8、电缆管道、盘坑及杆位的开挖点如在街道公路，施工完毕必须将余土外运，路面恢复。 7.8.2.2 直埋部分开挖 　　1、排管直埋应将沟槽底部整平，使放在其上的管材平坦不倾斜。 　　2、遇土质比较松软的地方，应将沟槽底部用水泥浆铺面。 　　3、基础土质较差时、应先进行处理，挖除淤泥，再用大石块压实，然后分层夯实回填土。 　　4、沟槽复土应在管道隐蔽工程验收后进行，填土应及时，防止管道暴露时间过长造成损失。 　　5、回填土时不得回填淤泥、砖块及其它硬性物体。 　　6、管子周围必须用软土回填。 　　7、回填土应由人工将其填入沟内，严禁机械回填。 　　8、回填时请用方木做成的捣固棒进行捣固。 　　9、因路面可能下沉，所以回填土须高出地面少许。 　　10、回填土质量，必须达到设计规定的密度要求。 　　11、电缆埋深不得小于700mm（穿越农田处不小于1000mm）。 　　12、建筑物基础离开壕沟距离应大于600mm。 　　13、沟底应铺以筛过的土。 　　14、有腐蚀性的土壤未经处理不得直埋电缆。 　　15、不得将电缆平行敷设于管道或另一条电缆的正上方或下方。 　　16、电缆外皮至地下构筑物基础，不得小于0.3米。 7.8.3 人力运输 　　1、重大物件不得直接用肩扛运；抬运时应设一人指挥，步调一致、同起同落。 　　2、运输用的工器具应牢固可靠，每次使用前应进行认真检查。 　　3、雨雪后抬运物件时，应有防滑措施，防止跌倒。 　　4、用跳板或圆木装卸滚动物件时，应用绳索控制物件；物件滚落前方严禁有人。 　　5、钢筋混凝土电杆卸车时，车辆不得停在有坡度的路面上。每卸一根，其余电杆应掩牢；每卸完一处，剩余电杆绑扎牢固后方可继续运输。 　　6、用滚杠托运笨重物件时，添放滚杠的人员应站在物件的侧面，并不得戴手套；遇有松软土质应铺设走道。拖拉钢丝绳的转角内侧严禁有人。 　　7、电力电缆要求按照允许的最小弯曲半径缠绕在电缆盘上进行运输，保管运输前必须全面检查，保证电缆盘完好牢固，电缆封端严密。 7.8.4 配电柜安装 　　1、配电柜安装前应首先查对配电柜的型号是否正确，配件是否齐全、规格是否符合设计要求，柜的排列顺序是否正确。多台柜应颜色一致。柜内配线应无接头，导线绝缘耐压应在 500V 以上。应采用截面不小于 1.5mm2 的铜芯导线，但差动保护电流回路导线截 面不应小于 2.5mm2。柜内配线应排列整齐，绑扎成束，但绑扎不宜采用金属材料。柜内二次配线应有编号，且字迹清晰，不易退色。全部配线压头应紧密牢固，不损伤线芯，多股导线压头应使用压线端子，多股软铜线压接时应刷锡。柜所有开关应启闭灵活，接触紧密，并在下侧标明控制回路及容量。柜所使用的机螺丝、垫圈等均应是镀锌件。基础槽钢件应刷好防锈漆及油漆。所有接线端子与电器设备连接时，均应加垫圈和防松弹簧垫圈。 　　2、安装配电柜时，用滚杠、撬棍徐徐就位。安装多台柜时， 应在沟上垫好脚手板，从一端开始，逐台就位，穿上螺栓拧牢。然后拉线找平直，高低差可用钢垫片垫于螺栓处找平，柜与柜间螺丝连接牢固，各柜连接紧密无明显缝隙，垂直误差每米不大于1.5㎜，水平误差每米不大于 1㎜，但总误差不大于 5㎜，柜面连接横平竖直。 　　3、配电柜安装完毕后再进行一次通电前的检查。先进行绝缘摇测并做好绝缘摇测记录，确认无误后按试运行程序逐一送电至用电设备，如实记录情况，发现问题及时解决，经试运行无误，办理竣工验收后交使用单位。 7.8.5 电缆敷设 　　1、电缆敷设前应保证电缆线路通过的建筑结构施工完毕，检查电缆沟及电缆工作井等土建部分转弯处的弯曲半径是否满足要求。 　　2、核实电缆型号、规格与数量是否与设计图纸相符，检查电缆表面应无损伤，采用2500V检表测量绝缘电阻值不应低于100Ω。 　　3、敷设过程中，电缆经过的隧道、竖井、沟道等复杂路段时要有专人监护，一些重要部位如：转弯处、井口等应配有敷设经验的技术人员进行监护。 　　4、电缆头和中间接头前，应检查电缆绝缘有无潮气，如有潮气，必须切割到没有潮气现象部位为止，方可制作。 　　5、电缆头和中间接头应严格按照专业技术要求制作，操作人员应是持有相符的技术资格证书人员。 　　6、电缆敷设应根据现场实际情况采用人力或绞磨牵扯引敷设，同时在各个转弯处，坚井及入口处安装滑车，并在电缆表面涂抹黄油等润滑材料。 　　7、电缆敷设完毕后，必须经过耐压试验合格，方可运行。 　　8、直埋电缆线路的地下土壤不应含有对电缆保护层有腐蚀的物质，如酸或碱的溶液、氯化物、矿渣、石灰及有机物的腐蚀物质。因为这些物质会对已受到外伤的保护层，在长期的运行中腐蚀，随着电缆运行温度的升高，加速绝缘层的老化，影响保护层绝缘，降低电力电缆的使用寿命。所以直埋电缆时，要求电缆上下左右均应有一定厚度的砂层覆盖，这样不仅对电缆有良好的保护作用，还能透气、渗水，更有利于电缆的运行。除此以外还应注意以下几点： 　　（1）直埋敷设电缆与电缆之间的距离，要考虑到电缆的检修、故障、散热等影响，尤其是对平行敷设的控制电缆、通信电缆要考虑对它们的干扰影响控制在允许的范围内。因此，电力电缆与其他弱电电缆平行敷设时，其间距应大于0.5m。 　　（2）直埋电缆与地下管道之间的距离应严格控制，以免影响地下管道的检修；更重要的要防止管道内所输送的有害物质的事故外溢，使电力电缆受到影响或损伤；地下热力管道也会使土壤温度升高而影响电缆的载流量。因此，应严格按规定的要求施工，有条件时，适合加大近距还是有好处的。 7.8.6 文明施工保证措施 　　（1）现场管理和操作人员按规定持证上岗作业，现场管理人员和工人佩带安全帽应分色，便于施工管理。 　　（2）施工现场按施工段、作业点划分区管理，每道工序做到“工完场清”，施工垃圾集中堆放，及时清运。 　　（3）基础开挖时，对于开挖的土石方应视基础面的大小合理堆放，防止应堆放面积过大而造成地表植被、树木的破坏。 　　（4）防止树木的乱砍滥伐。因施工需要必须对树木进行砍伐时，应严格遵守设计规定的线路通道确定砍伐范围和数量，禁止超量、超范围砍伐。 　　（5）施工现场临近生活区、学校机关办公等区域时，应尽量合理安排施工机械的作业时间，或事先与有关单位联系取得谅解。工程车辆在通过上述区域时应遵守当地汽车喇叭鸣放的规定或尽量不使用喇叭，减少噪声的污染。 　　（6）施工结束后，应及时回填施工坑和各种因施工而开挖的部位，恢复地表原貌。及时清理散落在施工现场周围的砂、石、水泥包装袋等废弃物。 　　（7）各施工队的施工图纸、手册、验收规范、安规、文件、各项规章制度、会议纪录、施工形象进度表、台账等应放置或悬挂整齐、醒目有条不紊。材料、工器具等应摆放整齐合理，做到工完料尽场地清。 　　（8）按时作息，不酗酒，不赌 7.9 线路图纸和电气接线图及平面布置图 　　详见图纸：线路附图一至线路附图二； 　　 配电附图一至配电附图五。 7.10 材料清册（最终以施工图为准）： 7.10.1 线路部分 名称 规格 单位 数量 电缆 YJV22-8.7/15-3*70 米 316 电缆 YJV22-8.7/15-3*95 米 10962 电缆 YJV22-8.7/15-3*150 米 534 电缆 YJV22-8.7/15-3*240 米 2940 电缆 YJV22-0.6/1-4*120 米 521 电缆户内头 铜3*70冷缩型 套 2 电缆户内头 铜3*95冷缩型 套 8 电缆户内头 铜3*150冷缩型 套 2 电缆户内头 铜3*240冷缩型 套 2 电缆户内头 铜4*120冷缩型 套 1 电缆户外头 铜4*120冷缩型 套 1 电缆中间头 铜3*95冷缩型 套 19 电缆中间头 铜3*240冷缩型 套 5 加套管 直埋(10kV) 2+1（内径150/100） 米 合计2*3641/1*3641 3+1（内径150/100） 米 合计3*1779/1*1779 排管工程 （玻璃钢管） 8+2（内径150/100） 米 合计8*1372/2*1372 电缆明沟 6+2通道 米 400（路径） 工井 电缆操作井 座 132 电缆环网柜（户外） 两进四出带六开关 台 4 电缆分接箱（户外） 一进三出带四开关 台 3 7.10.2 配电部分 SF6气体绝缘断路器环网柜 断路器采用真空断路器 台 1 SF6气体绝缘断路器环网柜 断路器采用永磁真空断路器 台 3 SF6气体绝缘断路器环网柜 10kV母线搭接环网柜 台 3 SF6气体绝缘断路器环网柜 10kV电缆连接环网柜 台 3 　　 8 工程投资汇总 8.1 编制说明 8.1.1 风电 　　1、概算编制原则及依据 　　1）执行国家能源局2011年8月6日发布的《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》及《陆上风电场工程概算定额》。 　　2）勘察设计收费执行国家能源局2011年8月6日发布的《风电场工程勘察设计收费标准》。 　　3）工程量按照各专业提供的设计图纸、工程量清单资料为依据。 　　2、 定额、价格、费用 　　1）定额采用2011年版《陆上风电场工程概算定额》，参考2006年版《电力建设工程预算定额》及部分地方、专业定额。 　　2）工程费用采用《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》。 　　3）主机价格暂按询价估列：100kW风力发电机组本体：150万元/台；风机塔架制作：10000元/t；箱式变压器站630kVA：60万元/台；其他设备价格参考近期同类工程设备价格及厂家询价计列。 　　4）材料价格：安装工程装置性材料价格采用电力工程装置性材料预算价格（2008版），建筑工程按当前现行地市场信息价，并适当考虑材料海运与装卸费、岛上二次运输与装卸费、海岛特殊施工费。 　　5）征租借地单价：升压站、风场征地按30万元/亩，道路、风机安装场地、施工临建设施等征地按3万元/亩计列。 　　6）工程建设管理费等其他费用部分按《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》计算。 　　7）基本预备费：按1％计算。 8.1.2 柴发 　　1、概算编制原则及依据 　　1）参考执行国家能源局2011年8月6日发布的《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》及《陆上风电场工程概算定额》。 　　2）勘察设计收费参考执行国家能源局2011年8月6日发布的《风电场工程勘察设计收费标准》。 　　3）工程量按照各专业提供的设计图纸、工程量清单资料为依据。 　　2、 定额、价格、费用 　　1）定额参考采用2011年版《陆上风电场工程概算定额》，参考2006年版《电力建设工程预算定额》及部分地方、专业定额。 　　2）工程费用参考采用《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》。 　　3）主机价格暂按询价估列：500kW柴油发电机：65万元/台；升压干式主变 SCB10-630kVA：25万元/台；其他设备价格参考近期同类工程设备价格及厂家询价计列。 　　4）材料价格：安装工程装置性材料价格采用电力工程装置性材料预算价格（2008版），建筑工程按当前现行地市场信息价，并适当考虑材料海运与装卸费、岛上二次运输与装卸费、海岛特殊施工费。 　　5）征租借地单价：升压站、柴油发电区征地按30万元/亩，道路、施工临建设施等征地按3万元/亩计列。 　　6）工程建设管理费等其他费用部分参考按《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》计算。 　　7）基本预备费：按1％计算。 8.1.3 中心配电室 一、工程概况 本工程新建高压柜10台。 二、工程造：价： 835419 元 三、编制依据及取费标准 1、工程量计算：工程图纸、材料表。 2、定额套用国家能源局《20kV及以下配电网工程预算定额（2009）》。 3、费用标准：《20kV及以下配电网工程建设预算编制与计算标准》（2009版）。 4、设备、材料价格：预算价执行信息价执行当前市场价。 5、工程设计费根据《20kV及以下配电网工程建设预算编制与计算标准》（2009版）计取。 8.1.4 10kV线路 一、工程概况: 本工程为: 平阳县南麂岛离网型风光柴储综合系统工程全电缆。 工程所含子项: 电缆线路工程。 工程所在区域: 乡村; 地形: 一般山地, 地形调整系数: 1.6。 设备运输: 60千米以内; 主材工地平均运距(千米): 人力:0.8/汽车:10/船舶:50 设计费: 正常取费; 无甲供设备主材。 海岛特殊运输费、海岛特殊施工费以实际施工产生费用为准。 二、编制依据： 1、工程量：根据设计图纸（明细表），设计说明书，联系单统计工程量。 2、定额套用：国家能源局《20kV及以下配电网工程预算定额》(2009版)。 3、费用标准：国家能源局《20kV及以下配电网工程建设预算编制与计算标准》(2009版)。 4、设备和主材价格：参照《浙江造价信息》按月调整，并按《市建设工程造价管理信息 》 有关规定编制;及根据器材公司提供市场价计取。 8.1.5 微网系统工程调试 序号 工作内容 备注 1 实验室系统联调 —— 2 计算机监控分系统调试（包括：监控系统、二次回路、网络系统等） YS2-638 2 保护分系统调试 —— 3.1 配电保护装置调试 YS1-462 3.2 变压器保护装置调试 YS1-466 3.3 综合保护装置调试 YS1-472 3.4 故障录波系统调试 YS2-419 3.5 报文记录分析系统调试 YS2-419 4 协调控制系统调试 YS1-397 5 电能量信息管理系统调试 YS2-419 6 全站同步对时系统调试 YS2-419 7 不间断电源分系统调试 YS2-416 8 能量管理分系统调试 YS1-397 9 电力变压器系统调试 YS2-315 10 储能系统调试 YS2-418 11 风机接入分系统调试 YS3-288 12 光伏电站接入分系统调试 YS3-288 13 柴油发电系统接入调试 YS3-288 14 智能用电系统接入调试 YS3-288 14 系统试运行 YS3-266 　　 8.2 投资概算 序号 项目 建设规模 投资概算 一 储能系统 500kW×2h磷酸铁锂电池组3套；500kW×15s功率型超级电容器2套；配套安装500kW能量型PCS装置4套和500kW功率型PCS装置2套；新建630kVA升压变压器6台 3186 二 保护监控 850 三 智能用电 158 四 中心配电室 安装10千伏开关柜10台 84 五 线路工程 10kV电缆13.1km、0.4kV电缆0.37km 2182 六 柴油发电系统 本期2×500kW，远景8×500kW，并新建15人生活用房1座 1727 七 风力发电系统 10×100kW 3383 　 合计 　 11570 注：1、浙电发展[2012]881号文“关于温州南麂岛、鹿西岛微网示范工程可行性研究报告的批复”批复投资：6516万元； 2、浙发改能源[2012]161号文“关于浙江南麂岛离网型风储系统项目工程可行性研究报告的批复”批复投资：3087万元； 　　3、浙电发展[2011]174号文“关于印发温州2011年第一批配电网建设与改造项目可行性研究报告的评审意见”批复投资：1737万元。 9 附表及附件 附表1 南麂岛柴发总概算表 序号 工程或费 设备 安装 建筑 其他 合计 占投资额（%） 用名称 购置费 工程费 工程费 费用 1 2 3 4 5 6 7 8 一 设备及安装工程 474 108 582 34 1 发电设备及安装工程 137 13 150 9 2 升压变电设备及安装工程 255 45 300 17 3 通信和控制设备及安装工程 58 13 71 4 4 其他设备及安装工程 24 37 61 4 二 建筑工程 628 628 36 2 变配电工程 12 12 1 3 房屋建筑工程 316 316 18 4 交通工程 90 90 5 5 施工辅助工程 33 33 2 6 其他 177 177 10 三 其他项目 500 29 1 建设用地费 249 249 14 2 建设管理费 92 92 5 3 生产准备费 24 24 1 4 勘察设计费 135 135 8 　 一至三部分投资合计 474 108 628 500 1710 99 四 基本预备费 17 17 1 　 工程静态投资 474 108 628 517 1727 100 附表2 南麂岛柴发设备及安装工程概算表 序号 名称及规格 单位 数量 单价（元） 合计（万元） 设备费 安装费 设备费 安装费 1 2 3 4 5 6 7 8 　 设备及安装工程 473.56 107.83 一 发电设备及安装工程 137.00 12.69 1 柴油发电机组 137.00 12.69 　 柴油发电机 500KW 套 2.00 650000.00 50453.48 130.00 10.09 　 100m3柴油罐 9t 只 1.00 70000.00 10000.00 7.00 1.00 　 油管 无缝钢管 t 2.00 8000.00 1.60 二 升压变电设备及安装工程 255.00 45.23 1 主变压器系统 50.00 1.55 　 升压干式主变 SCB10-630kVA 台 2.00 250000.00 5702.92 50.00 1.14 　 变压器系统调试 系统 1.00 4077.70 0.41 2 配电装置 175.00 4.46 　 高压开关柜 10kV，真空断路器 面 4.00 180000.00 6314.86 72.00 2.53 　 高压开关柜母设柜 10kV，含PT和避雷器 面 1.00 150000.00 3917.02 15.00 0.39 　 高压开关柜厂变柜 10kV，真空断路器，含SCB10-30kVA 面 1.00 180000.00 6314.86 18.00 0.63 　 高压开关柜综合保护装置 微机型 套 7.00 100000.00 1296.46 70.00 0.91 4 所用电系统 30.00 2.44 　 低压抽出式开关柜 面 6.00 50000.00 3917.02 30.00 2.35 　 所用电系统调试 套 1.00 863.13 0.09 5 电力电缆 36.79 　 10KV电缆 ZR－YJV22－10 m 1000.00 160.26 16.03 　 1KV电缆 ZR－YJV22－0.6/1.0 m 2000.00 78.81 15.76 　 电缆防火封堵 项 1.00 50000.00 5.00 三 通信和控制设备及安装工程 58.00 13.00 1 监控系统 30.00 10.88 　 升压站综合自动化系统 套 1.00 300000.00 6631.12 30.00 0.66 　 控制电缆 ZR－KYJVRP22－0.6/1.0 m 2000.00 51.06 10.21 2 直流系统 20.00 0.13 　 直流成套电源屏 套 1.00 200000.00 1296.46 20.00 0.13 3 通信系统 8.00 2.00 　 通信系统费用 套 1.00 80000.00 20000.00 8.00 2.00 四 其他设备及安装工程 23.56 36.91 1 采暖通风和空调系统 7.36 　 分体柜式空调机 KFRd-120LW,制冷量12kW,制热量12.5kW 台 1.00 10000.00 1.00 　 防爆轴流风机 BT35-11#6.3,0.37kW 风量：10128m3/h 台 2.00 7000.00 1.40 　 轴流风机 T35-11#5,0.37kW 风量：7655m3/h 台 1.00 5000.00 0.50 　 铝合金双层防雨百叶 4000X3000（H），内加钢丝网，防腐处理 ㎡ 12.00 2000.00 2.40 　 铝合金双层防雨百叶 3200X3000（H），内加钢丝网，防腐处理 ㎡ 9.60 2000.00 1.92 　 铝合金双层防雨百叶 1200X600（H），内加钢丝网，防腐处理 ㎡ 0.72 2000.00 0.14 2 照明系统 1.20 0.35 　 照明箱 只 1.00 2000.00 546.13 0.20 0.05 　 路灯 套 10.00 1000.00 300.00 1.00 0.30 3 消防系统 5.00 　 火灾报警系统 套 1.00 50000.00 5.00 4 系统调试 项 1.00 50000.00 5.00 5 劳动安全与工业卫生设备及安装工程 项 1.00 100000.00 20000.00 10.00 2.00 6 全场接地 29.55 　 扁钢接地 t 20.21 10170.59 20.55 　 接地极 套 15.00 6000.00 9.00 附表3 南麂岛柴发建筑工程概算表 序号 工程或费用名称 单位 数量 单价（元） 合计（万元） 1 2 3 4 5 6 　 建筑工程 　 　 　 627.63 二 变配电工程 　 　 　 11.64 1 变压器基础工程 　 　 　 4.30 　 土方开挖 ㏄ 100.00 4.01 0.04 　 土方回填 ㏄ 70.00 9.38 0.07 　 土方外运 ㏄ 30.00 8.82 0.03 　 主变基础 ㏄ 30.00 942.56 2.83 　 钢筋 t 1.80 7454.48 1.34 3 所区电缆沟道 　 　 　 7.33 　 土方开挖 ㏄ 320.00 4.01 0.13 　 土方回填 ㏄ 96.00 9.38 0.09 　 土方外运 ㏄ 224.00 8.82 0.20 　 钢筋混凝土沟道 ㏄ 60.00 655.95 3.94 　 钢筋 t 4.00 7454.48 2.98 三 房屋建筑工程 　 　 　 315.95 1 配电装置室 　 　 　 143.50 　 柴油机房及配电装置室建筑 ㎡ 574.00 2500.00 143.50 2 辅助生产建筑 　 　 　 157.64 　 柴油罐基础 　 　 　 4.30 　 土方开挖 ㏄ 100.00 4.01 0.04 　 土方回填 ㏄ 30.00 9.38 0.03 　 土方外运 ㏄ 70.00 8.82 0.06 　 柴油罐基础 ㏄ 30.00 942.56 2.83 　 钢筋 t 1.80 7454.48 1.34 　 宿舍楼 ㎡ 745.50 2030.00 151.34 　 化粪池 座 1.00 15000.00 1.50 　 室外上下水道 ㎡ 100.00 20.00 0.20 　 场区绿化 ㎡ 100.00 30.00 0.30 3 室外工程 　 　 　 14.81 　 厂区道路广场 　 　 　 14.81 　 土方开挖 ㏄ 1210.00 4.01 0.49 　 土方回填 ㏄ 726.00 9.38 0.68 　 土方外运 ㏄ 484.00 8.82 0.43 　 碎石底层 ㎡ 600.00 21.67 1.30 　 混凝土面层 ㎡ 600.00 198.67 11.92 四 交通工程 　 　 　 90.00 　 码头改造 项 1.00 　 　 　 进场道路 km 0.60 1500000.00 90.00 五 施工辅助工程 　 　 　 32.79 1 施工电源 项 1.00 80000.00 8.00 2 施工水源 项 1.00 70000.00 7.00 　 施工道路 ㎡ 1186.00 150.00 17.79 六 其他 　 　 　 177.25 1 环境保护工程 　 　 　 16.00 　 水环境保护 项 1.00 80000.00 8.00 　 固体废弃物处理设施 项 1.00 50000.00 5.00 　 环境监测 项 1.00 30000.00 3.00 2 水土保持工程 　 　 　 16.00 　 水土防治费 项 1.00 70000.00 7.00 　 水土保持设施补偿费 项 1.00 60000.00 6.00 　 水土保持监测费 项 1.00 30000.00 3.00 3 厂区施工区场地平整工程 　 　 　 104.94 　 一般场地平整 ㎡ 7266.00 0.67 0.49 　 石方开挖 ㏄ 28114.00 31.91 89.71 　 石方回填 ㏄ 11653.00 12.65 14.74 4 围墙、边坡及大门 　 　 　 40.31 　 石方开挖 ㏄ 1500.00 52.62 7.89 　 石方回填 ㏄ 450.00 12.65 0.57 　 石方外运 ㏄ 1050.00 30.76 3.23 　 砖围墙 ㏄ 152.00 316.16 4.81 　 排洪沟 ㏄ 360.00 211.16 7.60 　 护坡 砌体 ㏄ 690.00 206.00 14.21 　 大门 个 1.00 20000.00 2.00 附表4 南麂岛柴发其他费用估算表 序号 工 程 或 费 用 名 称 单位 数量 单价（元） 合 价 或费率（%） (万元) 1 建设用地费 249.17 1.1 土地占用费 249.17 　 永久用地：变电站区用地 亩 8.07 300000 241.95 　 临时用地：施工办公生活区 亩 2.41 30000 7.22 　 临时用地：施工临建设施、施工道路、弃渣场 2 建设管理费 92.22 2.1 前期工程费 20.00 2.2 工程建设管理费 % 1210 2.21 26.73 2.3 工程建设监理费 % 1210 0.65 7.86 2.4 项目咨询服务费 % 1210 0.65 7.86 2.5 项目技术经济评审费 % 1210 0.87 10.52 2.6 项目验收费 % 1210 1.09 13.19 2.7 工程保险费 % 1210 0.50 6.05 3 生产准备费 23.89 3.1 生产人员培训及提前进厂费 % 736 1.75 12.87 3.2 管理用具购置费 % 736 1.00 7.36 3.3 工器具及生产家具购置费 % 474 0.38 1.80 3.4 备品备件购置费 % 474 0.30 1.42 3.5 联合试运转费 % 108 0.40 0.43 4 勘测设计费 134.86 4.1 勘测费 60.00 4.2 设计费 70.65 4.3 竣工图编制费 4.21 4.4 预算编制费 　 合 计 500.13 附表5 南麂岛风电总概算表 序号 工程或费 设备 安装 建筑 其他 合计 占投资额（%） 用名称 购置费 工程费 工程费 费用 1 2 3 4 5 6 7 8 一 设备及安装工程 1681 285 1966 58 1 发电设备及安装工程 1500 123 1623 48 2 升压变电设备及安装工程 120 103 223 7 3 通信和控制设备及安装工程 45 22 67 2 4 其他设备及安装工程 16 37 53 2 二 建筑工程 856 856 25 1 发电设备基础工程 309 309 9 2 变配电工程 12 12 0 3 房屋建筑工程 4 4 0 4 交通工程 225 225 7 5 施工辅助工程 230 230 7 6 其他 76 76 2 三 其他项目 528 16 1 建设用地费 99 99 3 2 建设管理费 129 129 4 3 生产准备费 0 0 0 4 勘察设计费 300 300 9 一至三部分投资合计 1681 285 856 528 3350 99 四 基本预备费 33 33 1 工程静态投资 1681 285 856 562 3383 100 附表6 南麂岛风电设备及安装工程概算表 序号 名称及规格 单位 数量 单价（元） 合计（万元） 设备费 安装费 设备费 安装费 1 2 3 4 5 6 7 8 　 设备及安装工程 1681.20 284.52 一 发电设备及安装工程 1500.00 123.13 1 风电机组（含塔筒、机组变压器） 1500.00 123.13 　 风电机组本体100KW 台 10.00 1500000.00 56059.42 1500.00 56.06 　 塔筒安装 60t 台 10.00 67071.67 67.07 二 升压变电设备及安装工程 120.00 102.57 1 箱式变压器站 120.00 2.93 　 升压变 箱式变压器 630kVA 套 2.00 600000.00 12912.89 120.00 2.58 　 含：升压变、高压开关柜、400V型低压断路器、箱式变压器站自用电柜 　 电流表、电压表、电流互感器、全密封外壳、锁、带电显示器 　 驱潮装置、检修照明配电箱、电加热器、风机电流变送器、温度测控仪 　 变压器系统调试 系统 2.00 1734.33 0.35 5 电力电缆 99.65 　 10kv低压电力电缆，ZR－YJV22－10 m 5000.00 189.29 94.65 　 电缆防火封堵 项 1.00 50000.00 5.00 三 通信和控制设备及安装工程 45.00 21.90 1 监控系统 20.00 16.64 　 综合自动化系统 套 2.00 100000.00 6631.12 20.00 1.33 　 控制电缆 ZR－KYJVRP22－0.6/1.0 m 3000.00 51.06 15.32 2 直流系统 10.00 0.26 　 直流成套电源屏 套 2.00 50000.00 1296.46 10.00 0.26 3 通信系统 15.00 5.00 　 通信系统费用 套 1.00 150000.00 50000.00 15.00 5.00 四 其他设备及安装工程 16.20 36.91 1 采暖通风和空调系统 　 分体柜式空调机 KFR-50LW,制冷量5kW 台 6000.00 　 轴流风机 T35-11#5,0.37kW 风量：5177m3/h 台 5000.00 　 轴流风机 T35-11#2.8,0.025kW 风量：1346m3/h 台 2000.00 　 铝合金双层防雨百叶 900X300(H)，加钢丝网，防腐 ㎡ 2000.00 　 铝合金双层防雨百叶 1200X600(H)，加钢丝网，防腐 ㎡ 2000.00 2 照明系统 1.20 0.35 　 照明箱 只 1.00 2000.00 546.13 0.20 0.05 　 路灯 套 10.00 1000.00 300.00 1.00 0.30 3 消防系统 5.00 　 火灾报警系统 套 1.00 50000.00 5.00 4 系统调试 项 1.00 50000.00 5.00 5 劳动安全与工业卫生设备及安装工程 项 1.00 100000.00 20000.00 10.00 2.00 6 全场接地 29.55 　 扁钢接地 t 20.21 10170.59 20.55 　 接地极 套 15.00 6000.00 9.00 附表7 南麂岛风电建筑工程概算表 序号 工程或费用名称 单位 数量 单价（元） 合计（万元） 1 2 3 4 5 6 　 建筑工程 856.31 一 发电设备基础工程 309.14 1 风电机组塔筒（架）基础工程 309.14 　 土方开挖 ㏄ 800.00 4.01 0.32 　 土方回填 ㏄ 240.00 9.38 0.23 　 土方外运 ㏄ 560.00 8.82 0.49 　 石方开挖 ㏄ 3200.00 52.62 16.84 　 石方回填 ㏄ 960.00 12.65 1.21 　 石方外运 ㏄ 2240.00 30.76 6.89 　 风机基础 ㏄ 2000.00 771.90 154.38 　 钢筋 t 160.00 7454.48 119.27 　 垫层 ㏄ 120.00 792.22 9.51 二 变配电工程 11.64 1 箱式变压器基础工程 4.30 　 土方开挖 ㏄ 100.00 4.01 0.04 　 土方回填 ㏄ 70.00 9.38 0.07 　 土方外运 ㏄ 30.00 8.82 0.03 　 主变基础 ㏄ 30.00 942.56 2.83 　 钢筋 t 1.80 7454.48 1.34 3 所区电缆沟道 7.33 　 土方开挖 ㏄ 320.00 4.01 0.13 　 土方回填 ㏄ 96.00 9.38 0.09 　 土方外运 ㏄ 224.00 8.82 0.20 　 钢筋混凝土沟道 ㏄ 60.00 655.95 3.94 　 钢筋 t 4.00 7454.48 2.98 三 房屋建筑工程 4.49 1 配电装置室 　 配电装置室建筑 ㎡ 2500.00 2 辅助生产建筑 2.00 　 油品库房 ㎡ 1500.00 　 化粪池 座 1.00 15000.00 1.50 　 室外上下水道 ㎡ 100.00 20.00 0.20 　 场区绿化 ㎡ 100.00 30.00 0.30 3 室外工程 2.49 　 厂区道路广场 2.49 　 土方开挖 ㏄ 220.00 4.01 0.09 　 土方回填 ㏄ 132.00 9.38 0.12 　 土方外运 ㏄ 88.00 8.82 0.08 　 碎石底层 ㎡ 100.00 21.67 0.22 　 混凝土面层 ㎡ 100.00 198.67 1.99 四 交通工程 225.00 　 公路 km 1.50 1500000.00 225.00 五 施工辅助工程 229.98 1 施工电源 项 1.00 80000.00 8.00 2 施工水源 项 1.00 70000.00 7.00 3 安装平台场地平整工程 209.98 　 一般场地平整 ㎡ 9000.00 0.67 0.60 　 石方开挖 ㏄ 45000.00 31.91 143.60 　 石方回填 ㏄ 52000.00 12.65 65.78 4 大型专用施工设备安拆及进出场费 项 1.00 50000.00 5.00 六 其他 76.06 1 环境保护工程 6.00 　 水环境保护 项 1.00 30000.00 3.00 　 固体废弃物处理设施 项 1.00 20000.00 2.00 　 环境监测 项 1.00 10000.00 1.00 2 水土保持工程 10.86 　 水土防治费 项 1.00 62100.00 6.21 　 水土保持设施补偿费 项 1.00 36500.00 3.65 　 水土保持监测费 项 1.00 10000.00 1.00 3 变电所等场地平整工程 2.64 　 一般场地平整 ㎡ 100.00 0.67 0.01 　 土方开挖 ㏄ 100.00 4.01 0.04 　 土方外运 ㏄ 100.00 8.82 0.09 　 石方开挖 ㏄ 400.00 31.91 1.28 　 石方外运 ㏄ 400.00 30.76 1.23 4 挡土墙及排水沟 56.56 　 石方开挖 ㏄ 2500.00 52.62 13.16 　 石方回填 ㏄ 750.00 12.65 0.95 　 石方外运 ㏄ 1750.00 30.76 5.38 　 排水沟 砌体 ㏄ 843.00 211.16 17.80 　 挡土墙 砌体 ㏄ 811.00 237.61 19.27 附表8 南麂岛风电其他费用估算表 序号 工 程 或 费 用 名 称 单位 数量 单价（元） 合 价 或费率（%） (万元) 1 建设用地费 99.45 1.1 土地占用费 99.45 　 永久用地：风机基础、变电站区用地 亩 1.82 300000 54.45 　 临时用地：风电机安装场地、施工办公生活区 亩 15.00 30000 45.00 　 临时用地：施工临建设施、施工道路、弃渣场 2 建设管理费 129.05 2.1 前期工程费 30.00 2.2 工程建设管理费 % 2822 2.21 62.36 2.3 工程建设监理费 % 2822 0.65 18.34 2.4 项目咨询服务费 % 2822 0.65 18.34 4 勘测设计费 299.56 4.1 勘测费 150.00 4.2 设计费 141.59 4.3 竣工图编制费 7.97 　 合 计 528.06 附表9 南麂岛储能系统总概算表 单位：万元 序号 工程或费用名称 建筑工程费 设备购置费 安装工程费 其他费用 合计 各项占静态投资% 单位投资(元/kVA) 一 主辅生产工程 0 2656 212 2868 90 　 (一) 主要生产工程 0 2656 212 　 2868 90 　 (二) 辅助生产工程 0 0 0 　 0 0 　 二 与站址有关的单项工程 0 　 　 　 0 0 　 　 小 计 0 2656 212 　 2868 90 三 编制年价差 0 0 0 　 0 0 四 其他费用 　 　 　 318 318 10 　 其中：1.建设场地征用及清理费 　 　 　 0 0 0 　 　 2.基本预备费 　 　 　 76 76 2 　 五 特殊项目 　 　 　 0 0 0 　 工程静态投资 (一~五项合计) 0 2656 212 318 3186 100 　 各类费用占静态投资的比例(%) 0 83 7 10 100 六 动态费用 　 　 　 40 40 　 　 (一) 价差预备费 　 　 　 0 0 (二) 建设期贷款利息 　 　 　 40 40 　 工程动态投资 (一~六项合计) 0 2656 212 359 3227 附表10 南麂岛储能系统安装工程费用表 单位：元 序号 工程或费用名称 建筑工程费 设备购置费 安装工程费 其他费用 合计 技术经济指标 装置性材料 安装 小计 单位 数量 指标 一 主辅生产工程 　 28678252 　 　 　 　 28678252 　 　 　 一 主要生产工程 　 28678252 　 　 　 　 28678252 　 　 　 (一) PCS设备 　 7250400 　 　 　 　 7250400 　 　 　 (二) 超级电容 　 5035000 　 　 　 　 5035000 　 　 　 (三) 蓄电池组 　 15608500 　 　 　 　 15608500 　 　 　 (四) 光伏升压改造 　 503500 　 　 　 　 503500 　 　 　 (五) 网络信息设备 　 100700 　 　 　 　 100700 　 　 　 (六) 暖通 　 180152 　 　 　 　 180152 　 　 　 附表11 南麂岛储能系统其他费用表 单位：元 序 号 工程或费用名称 编制依据及计算说明 总 价 一 其他费用 　 3184301 1 建设场地征用及清理费 　 0 2 项目建设管理费 　 459648 2.1 项目法人管理费 (建筑工程费+安装工程费)*4.28% 90736 2.2 招标费 (建筑工程费+安装工程费+设备购置费)*0.64% 183552 2.3 工程监理费 (建筑工程费+安装工程费)*5.2%*1.5 165360 2.4 设备监造费 　 20000 3 项目建设技术服务费 　 1176743 3.1 项目前期工作费 (勘察费+基本设计费)*13.1% 112892 3.2 工程勘察设计费 　 1016891 3.2.1 勘察费 　 0 3.2.2 设计费 　 1016891 3.2.2.1 基本设计费 国网（2010）7号文 861772 3.2.2.2 预算编制费 基本设计费*10% 86177 3.2.2.3 竣工图设计费 基本设计费*8% 68942 3.3 设计文件评审费 　 30000 3.4 项目后评价费 (建筑工程费+安装工程费)*0.5% 10600 3.5 工程建设监督检测费 　 6360 3.5.1 电力工程质量检测费 (建筑工程费+安装工程费)*0.3% 6360 3.5.2 环境监测验收费 　 0 3.5.3 水土保持项目验收及补偿费 　 0 3.6 电力工程技术经济标准编制管理费 (建筑工程费+安装工程费)*0.2% 4240 4 工程调试费用 统一计列于保护监控 0 5 生产准备费 　 0 5.1 管理车辆购置费 设备购置费*0.45% 119520 5.2 工器具及办公家具购置费 (建筑工程费+安装工程费)*1.35% 28620 5.3 生产职工培训及提前进场费 (建筑工程费+安装工程费)*0.70% 14840 6 基本预备费 (建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费用)*2.5% 757910 7 海运与装卸、岛上二次运输与装卸、海岛特殊施工费 　 790000 二 建设期贷款利息 　 401072 附表12 南麂岛保护监控系统总概算表 单位：万元 序号 工程或费用名称 建筑工程费 设备购置费 安装工程费 其他费用 合计 各项占静态投资% 单位投资(元/kVA) 一 主辅生产工程 0 650 50 700 82 　 (一) 主要生产工程 0 650 50 　 700 82 　 (二) 辅助生产工程 0 0 0 　 0 0 　 二 与站址有关的单项工程 0 　 　 　 0 0 　 　 小 计 0 650 50 　 700 82 三 编制年价差 0 0 0 　 0 0 四 其他费用 　 　 　 150 150 18 　 其中：1.建设场地征用及清理费 　 　 　 0 0 0 　 　 2.基本预备费 　 　 　 21 21 2 　 五 特殊项目 　 　 　 0 0 0 　 工程静态投资 (一~五项合计) 0 650 50 150 850 100 　 各类费用占静态投资的比例(%) 0 76 6 18 100 六 动态费用 　 　 　 11 11 　 　 (一) 价差预备费 　 　 　 0 0 (二) 建设期贷款利息 　 　 　 11 11 　 工程动态投资 (一~六项合计) 0 650 50 161 861 附表13 南麂岛保护监控系统安装工程费用表 单位：元 序号 工程或费用名称 建筑工程费 设备购置费 安装工程费 其他费用 合计 技术经济指标 装置性材料 安装 小计 单位 数量 指标 一 主辅生产工程 　 6998650 　 　 　 　 6998650 　 　 　 一 主要生产工程 　 6998650 　 　 　 　 6998650 　 　 　 (一) 后台监控及运行优化 　 1278890 　 　 　 　 1278890 　 　 　 (二) 能量管理系统 　 1203365 　 　 　 　 1203365 　 　 　 (三) 微电网控制器 　 755250 　 　 　 　 755250 　 　 　 (四) 保护系统 　 1440010 　 　 　 　 1440010 　 　 　 (五) 故障录波系统 　 151050 　 　 　 　 151050 　 　 　 (六) 电能质量监测系统 　 100700 　 　 　 　 100700 　 　 　 (七) 通信系统 　 1344345 　 　 　 　 1344345 　 　 　 (八) 站用一体化电源 　 503500 　 　 　 　 503500 　 　 　 (九) 计量系统 　 221540 　 　 　 　 221540 　 　 　 附表14 南麂岛保护监控系统其他费用表 单位：元 序 号 工程或费用名称 编制依据及计算说明 总 价 一 其他费用 　 1504336 1 建设场地征用及清理费 　 0 2 项目建设管理费 　 125200 2.1 项目法人管理费 (建筑工程费+安装工程费)*4.28% 21400 2.2 招标费 (建筑工程费+安装工程费+设备购置费)*0.64% 44800 2.3 工程监理费 (建筑工程费+安装工程费)*5.2%*1.5 39000 2.4 设备监造费 　 20000 3 项目建设技术服务费 　 371714 3.1 项目前期工作费 (勘察费+基本设计费)*13.1% 33746 3.2 工程勘察设计费 　 303968 3.2.1 勘察费 　 0 3.2.2 设计费 　 303968 3.2.2.1 基本设计费 国网（2010）7号文 257600 3.2.2.2 预算编制费 基本设计费*10% 25760 3.2.2.3 竣工图设计费 基本设计费*8% 20608 3.3 设计文件评审费 　 30000 3.4 项目后评价费 (建筑工程费+安装工程费)*0.5% 2500 3.5 工程建设监督检测费 　 1500 3.5.1 电力工程质量检测费 (建筑工程费+安装工程费)*0.3% 1500 3.5.2 环境监测验收费 　 0 3.5.3 水土保持项目验收及补偿费 　 0 3.6 电力工程技术经济标准编制管理费 (建筑工程费+安装工程费)*0.2% 1000 4 工程调试费用 由中试所提供 800000 5 生产准备费 　 0 5.1 管理车辆购置费 设备购置费*0.45% 29250 5.2 工器具及办公家具购置费 (建筑工程费+安装工程费)*1.35% 6750 5.3 生产职工培训及提前进场费 (建筑工程费+安装工程费)*0.70% 3500 6 基本预备费 (建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费用)*2.5% 207423 7 海运与装卸、岛上二次运输与装卸、海岛特殊施工费 统一计列于储能系统 0 二 建设期贷款利息 　 107043 附表15 南麂岛智能用电系统总概算表 单位：万元 序号 工程或费用名称 建筑工程费 设备购置费 安装工程费 其他费用 合计 各项占静态投资% 单位投资(元/kVA) 一 主辅生产工程 0 130 10 140 88 　 (一) 主要生产工程 0 130 10 　 140 88 　 (二) 辅助生产工程 0 0 0 　 0 0 　 二 与站址有关的单项工程 0 　 　 　 0 0 　 　 小 计 0 130 10 　 140 88 三 编制年价差 0 0 0 　 0 0 四 其他费用 　 　 　 18 18 12 　 其中：1.建设场地征用及清理费 　 　 　 0 0 0 　 　 2.基本预备费 　 　 　 4 4 2 　 五 特殊项目 　 　 　 0 0 0 　 工程静态投资 (一~五项合计) 0 130 10 18 158 100 　 各类费用占静态投资的比例(%) 0 82 6 12 100 六 动态费用 　 　 　 2 2 　 　 (一) 价差预备费 　 　 　 0 0 (二) 建设期贷款利息 　 　 　 2 2 　 工程动态投资 (一~六项合计) 0 130 10 20 160 附表16 南麂岛智能用电系统安装工程费用表 单位：元 序号 工程或费用名称 建筑工程费 设备购置费 安装工程费 其他费用 合计 技术经济指标 装置性材料 安装 小计 单位 数量 指标 一 主辅生产工程 　 1404765 　 　 　 　 1404765 　 　 　 一 主要生产工程 　 1404765 　 　 　 　 1404765 　 　 　 (一) 智能用电后台系统 　 307135 　 　 　 　 307135 　 　 　 (二) 智能宾馆 　 513570 　 　 　 　 513570 　 　 　 (三) 智能家居系统 　 584060 　 　 　 　 584060 　 　 　 附表17 南麂岛智能用电系统其他费用表 单位：元 序 号 工程或费用名称 编制依据及计算说明 总 价 一 其他费用 　 184876 1 建设场地征用及清理费 　 0 2 项目建设管理费 　 41040 2.1 项目法人管理费 (建筑工程费+安装工程费)*4.28% 4280 2.2 招标费 (建筑工程费+安装工程费+设备购置费)*0.64% 8960 2.3 工程监理费 (建筑工程费+安装工程费)*5.2%*1.5 7800 2.4 设备监造费 　 20000 3 项目建设技术服务费 　 105181 3.1 项目前期工作费 (勘察费+基本设计费)*13.1% 7432 3.2 工程勘察设计费 　 66948 3.2.1 勘察费 　 0 3.2.2 设计费 　 66948 3.2.2.1 基本设计费 国网（2010）7号文 56736 3.2.2.2 预算编制费 基本设计费*10% 5674 3.2.2.3 竣工图设计费 基本设计费*8% 4539 3.3 设计文件评审费 　 30000 3.4 项目后评价费 (建筑工程费+安装工程费)*0.5% 500 3.5 工程建设监督检测费 　 300 3.5.1 电力工程质量检测费 (建筑工程费+安装工程费)*0.3% 300 3.5.2 环境监测验收费 　 0 3.5.3 水土保持项目验收及补偿费 　 0 3.6 电力工程技术经济标准编制管理费 (建筑工程费+安装工程费)*0.2% 200 4 工程调试费用 统一计列于保护监控 0 5 生产准备费 　 0 5.1 管理车辆购置费 设备购置费*0.45% 5850 5.2 工器具及办公家具购置费 (建筑工程费+安装工程费)*1.35% 1350 5.3 生产职工培训及提前进场费 (建筑工程费+安装工程费)*0.70% 700 6 基本预备费 (建筑工程费+安装工程费+设备购置费+其他费用)*2.5% 38656 7 海运与装卸、岛上二次运输与装卸、海岛特殊施工费 统一计列于储能系统 0 二 建设期贷款利息 　 19949 附表18 南麂岛中心配电室总概算表 单位：元 序号 项目名称 设备购置费 安装工程费 其他费用 合计 1 配电装置安装 589860.00 19805.47 　 609665.47 2 站用电缆 　 55656.00 　 55656.00 3 分系统调试与试验 　 26582.55 　 26582.55 4 其他费用 　 　 143515.00 143515.00 　 工程静态投资 589860.00 102044.02 143515.00 835419.02 附表19 南麂岛中心配电室安装汇总表 单位：元 序号 项目名称 设备购置费 安装工程费 合计 技术经济指标 金额 其中主材费 其中人工费 单位 数量 指标 1 配电装置安装 589860.00 19805.47 　 10275.00 609665.47 　 　 　 2 站用电缆 　 55656.00 43809.00 3971.00 55656.00 　 　 　 3 分系统调试与试验 　 26582.55 　 16300.00 26582.55 　 　 　 　 合计 589860.00 102044.02 43809.00 30546.00 691904.02 　 　 　 附表20 南麂岛中心配电室其他费用计算表 单位：元 序号 工程或费用名称 单位 费率（%） 基价 合价 编制依据及计算说明 1 当地编制年价差 元 　 　 16349 　 1.1 安装人工费调整 元 　 　 6859 安装定额人工费小计×安装人工费调整系数（21.72%）×（1+税率） 1.2 安装材机费调整 元 　 　 9490 （安装定额基价-人工费）×安装材机调整系数（14.43%）×（1+税率） 2 项目建设管理费 元 　 　 6647 　 2.1 项目管理经费 % 1.15 118393 1362 （建筑工程费+安装工程费+年价差）×费率 2.2 招标费 % 0.32 708253 2266 （建筑工程费+安装工程费+年价差+设备购置费）×费率 2.3 工程监理费 % 2.55 118393 3019 （建筑工程费+安装工程费+年价差）×费率 3 项目建设技术服务费 元 　 　 102895 　 3.1 工程勘察设计费 元 　 　 81019 （建筑工程费+安装工程费+年价差）×费率 3.1.1 工程设计费 % 7.24 708253 51278 （建筑工程费+安装工程费+年价差+设备购置费）×费率 3.1.2 工程难度系数增加费 % 40.00 51278 20511 　 3.1.3 概算编制费 % 10 51278 5128 工程设计费×费率 3.1.4 竣工图编制费 % 8 51278 4102 工程设计费×费率 3.2 设计文件评审费 % 2.2 51278 1128 工程设计费×费率 3.3 技术经济标准编制管理费 % 0.2 118393 237 （建筑工程费+安装工程费+年价差）×费率 4 工程建设监督检测费 % 0.3 118393 355 （建筑工程费+安装工程费+年价差）×费率 5 生产准备费 % 0.75 118393 888 （建筑工程费+安装工程费+年价差）×费率 6 基本预备费 % 2 819038 16381 （建筑工程费+安装工程费+年价差+设备购置费+以上合计）×费率 　 合计 元 　 　 143515 　 附表21 南麂岛10kV线路总概算表 单位：万元 序号 工程或费用名称 建筑工程费 设备购置费 安装工程费 其他费用 合计 占静态投资比例(%) 单位投资 一 电缆线路工程 998.60 91.53 576.69 　 1666.83 76.38 　 　 小 计 998.60 91.53 576.69 　 1666.83 76.38 　 二 其他费用 　 　 　 　 　 　 　 2.1 当地编制年价差 　 　 　 85.12 85.12 3.90 　 2.2 项目建设管理费 　 　 　 67.04 67.04 3.07 　 2.3 项目建设技术服务费 　 　 　 111.26 111.26 5.10 　 2.4 工程建设监督检测费 　 　 　 4.98 4.98 0.23 　 2.5 生产准备费 　 　 　 12.45 12.45 0.57 　 2.6 基本预备费 　 　 　 38.95 38.95 1.79 　 2.7 竣工图编制费 　 　 　 4.25 4.25 0.19 　 2.8 线路工程难度系数增加费 　 　 　 21.25 21.25 0.97 　 2.9 海岛特殊运输费 　 　 　 70.00 70.00 3.21 　 2.10 海岛特殊施工费 　 　 　 100.00 100.00 4.58 　 2.11 勘察设计费合计 　 　 　 0.00 0.00 0.00 　 　 小 计 　 　 　 515.32 515.32 23.62 　 　 工程静态投资 998.60 91.53 576.69 515.32 2182.14 100.00 　 　 各项占静态投资比例(%) 45.76 4.19 26.43 23.62 100.00 　 　 附表22 南麂岛10kV线路安装汇总表 单位：元 序号 工程项目名称 设备购置费 安装工程费 合计 技术经济指标 金额 其中主材费 其中人工费 其中机械费 单位 数量 指标 一 电缆线路工程 915300 5766927 4801354 227801 232105 6682227 　 　 　 1 电缆敷设 915300 5538405 4772258 186892 139291 6453705 　 　 　 2 电缆防火 　 61445 29096 12843 11 61445 　 　 　 3 调试与试验 　 167077 　 28066 92803 167077 　 　 　 　 合 计 915300 5766927 4801354 227801 232105 6682227 　 　 　 附表23 南麂岛10kV线路建筑汇总表 单位：元 序号 工程项目名称 建筑工程费 合计 技术经济指标 金额 其中设备费 其中主材费 其中人工费 其中机械费 单位 数量 指标 一 电缆线路工程 9986043 　 4006382 2721396 163612 9986043 　 　 　 1 电缆排管工程 9986043 　 4006382 2721396 163612 9986043 　 　 　 　 合 计 9986043 　 4006382 2721396 163612 9986043 　 　 　 附表24 南麂岛10kV线路其他费用表 单位：元 编号 项目名称 单位 费率(%) 基 价 合 价 编制依据及计算方法说明 1 当地编制年价差 元 　 　 851239 　 1.1 建筑人工费调整 元 　 　 707874 建筑定额人工费小计×建筑人工费调整系数×(1+税率) 1.2 安装人工费调整 元 　 　 51153 安装定额人工费小计×安装人工费调整系数×(1+税率) 1.3 建筑材机费调整 元 　 　 44557 (建筑定额基价－人工费)×建筑材机调整系数×(1+税率) 1.4 安装材机费调整 元 　 　 47655 (安装定额基价－人工费)×安装材机调整系数×(1+税率) 3 项目建设管理费 元 　 　 670417 　 3.1 项目管理经费 % 1.150 16604209.00 190948 (建筑工程费＋安装工程费+年价差)×费率 3.2 招标费 % 0.320 17519509.00 56062 (建筑工程费＋安装工程费+年价差＋设备购置费)×费率 3.3 工程监理费 % 2.550 16604209.00 423407 (建筑工程费＋安装工程费+年价差)×费率 4 项目建设技术服务费 元 　 　 1112596 　 4.1 工程勘察费 % 4.500 10738474.00 483231 (建筑工程费+建筑年价差)×费率 4.2 工程设计费 % 3.520 16604209.00 584468 (建筑工程费＋安装工程费+年价差)×费率 4.3 设计文件评审费 % 2.200 531334.55 11689 工程设计费(不含施工图预算费)×费率 4.5 技术经济标准编制管理费 % 0.200 16604209.00 33208 (建筑工程费＋安装工程费+年价差)×费率 5 工程建设监督检测费 % 0.300 16604209.00 49813 (建筑工程费＋安装工程费+年价差)×费率 6 生产准备费 % 0.750 16604209.00 124532 (建筑工程费＋安装工程费+年价差)×费率 7 基本预备费 % 2.000 19476867.00 389537 (建筑工程费＋安装工程费＋设备购置费+以上合计)×费率 8 竣工图编制费 元 　 　 42506 工程设计费×费率（8%） 9 线路工程难度系数增加费 元 　 　 212533 工程设计费×费率（40%） 10 海岛特殊运输费 元 　 　 700000 按实际发生费用计 11 海岛特殊施工费 元 　 　 1000000 按实际发生费用计 12 勘察设计费合计 元 　 　 1 （工程勘察设计费+竣工图编制费+难度系数增加费）=1322738 　 合 计 元 　 　 5153174 以上合计 附件1 浙发改能源〔2012〕161号《关于浙江南麂岛离网型风储系统项目工程可行性研究报告的批复》 附件2 浙电发展〔2011〕174号《关于印发温州2011年第一批配电网建设与改造项目可行性研究报告的评审意见》 附件3 浙电发展〔2011〕881号《关于温州南麂岛、鹿西岛微网示范工程可行性研究报告的批复》 附件4 浙电经研规划〔2012〕239号《关于温州南麂岛、鹿西岛微网示范工程可行性研究报告的评审意见》 附件5 平阳电力有限责任公司 工作联系单编号20120802《关于委托编制南麂岛微网示范工程建设项目初步设计事宜》 附件6 平阳电力有限责任公司 工作联系单编号20120804《关于委托编制南麂岛新建南麂发电厂项目初步设计事宜》； 附件7 浙江省电力公司电力科学研究院《南麂岛微电网接线示意图》 附件8：温电会纪〔2012〕169号《863微网示范工程2012年11月份协调会会议纪要》 1 标准充电： 在环境温度25±2℃条件下，以3.65V/Cell，0.5C恒流/恒压充电，直到电池充电截止。 2 标准放电：在环境温度25±2℃条件下，对电池以0.5C恒流放电至放电终止电压1。 --------------- ------------------------------------------------------------ --------------- ------------------------------------------------------------ 1 - 8 - 20 36 74 75 154