浦江供电局2008~2020年农村电网规划
浦江供电局 二○○八年五月
目
录
前
言
一、
规划年限
规划年限2008年到2020年。其中2008年至2012年逐年滚动规划,2013年~2015年做远期规划,2016~2020做远景展望规划。
二、
任务依据
城市电网建设是城市建设的基础设施之一。为适应浦江城市建设、经济发展和居民生活的需求,提高浦江电网安全、可靠、经济运行水平,结合浦江县电网现状,特编制本规划。
规划的基本思路是以城市建设规划为基础,以“十五”及近期的经济发展状况为依据,根据城市的规划目标进行用电负荷和用电量增长情况的预测,编制浦江县城市电网变电所所址、网架结构等近期、远期和远景展望规划。本规划主要依据如下:
三、
规划依据:
《农村电力网规划设计导则》DL/T5118-2000
《农村电网建设与改造技术导则》DL/T5131-2001
《县城电网建设与改造技术导则》Q/GDW125-2005
《城市电力网规划设计导则》GB/T 14549-93
《城市电力规划规范》GB 50293-1999
《城市中低压配电网改造技术导则》DL/T599-1996
《浙江省城市电网规划技术原则》Q/ZDJ 04-2007
《浙江省城市中低压配电网建设与改造技术导则》Q/ZDJ04-1999
《浦江县城区电网发展规划2003~2010》
《浦江县电网“十五”规划》
《浦江县供电局调度自动化系统2003-2010年规划》
《浦江电网2007年度运行方式》
四、
规划基本思路
以总体发展规划目标为指导,以电力为经济发展服务为宗旨,以优化资源配置,开拓电力市场,保护生态环境为目的,以市场需求为导向、以经济效益为中心、以科技进步为动力,进一步优化农村电网结构,不断提高电网装备技术水平和自动化水平,提高电能质量和供电服务水平,使规划区的电力整体水平更进一步。
五、
规划的基本原则
1.
依托现状进行改进的原则。通过对现状电网的分析、电力市场的调查预测,根据需要与可能,从改造和加强现有电网入手,研究负荷增长规律,解决电网结构中的薄弱环节,提高电网的供电能力。
2.
合理利用能源的原则。重点放在合理规划和布局高压配电网的骨干网架结构。
3.
电网配套发展原则。输变电、通信、自动化、信息化统一规划和建设。
4.
提高经济效益的原则。从经济建设的整体利益出发,通过科学计算、经济分析和可行性研究,使电网建设符合客观经济规律,充分发挥投资效益,提高企业的经济效益。
5.
有利于环境保护的原则。采用新技术、新设备,淘汰可能对环境造成污染或能耗高的设备,切实做好环境保护工作。
六、
规划主要内容
1.
对农村配电网进行现状评估和分析,指出存在问题,指导近期规划和建设;
2.
在负荷预测的基础上,对变电站的供电范围和时间进行优选,从而按重要性、迫切性确定输变电的建设次序;
3.
确定农村中压配电网发展的基本目标和总体原则;
4.
确定农村低压配电网技术改造原则;
5.
给出中、低压配电网建设的工程量和静态投资估算;
6.
对农村配电网建设给出了有关结论和建议。
1地区基本情况 1.1自然地理条件及资源概况
浦江县位于浙江省中部偏西、金密盆地北缘,县域东西长39.75km,南北宽36.5KM,面积915.34km2。周围和义乌、诸暨、兰溪、建德、桐庐接壤。2007年,浦江县人口38.345万,8个镇、5个乡,3个街道办事处,418个行政村。
浦江县的城镇为浦阳镇、黄宅镇、白马镇、郑家坞镇、郑宅镇、檀溪镇和杭坪镇。县城为浦阳镇,是全县的政治、经济、文化和科教中心。县城功能总体布局为中心商业区、东部工业聚集区、南部公共服务和居住区以及两山一湖旅游区。
1.2社会发展现状
2007年全县总人口为38.34万人,比“十五”初期增加0.445万人,保持了较低的人口增长率。2007年农村人口31.86万人,城镇人口6.48万人,较“十五”初期,农村人口减少1.387万人,城镇人口增加1.84万人,全县城市化速度稳步推进。
2007年农村居民人均收入为5887.7元,城镇居民人均收入为30734元,较“十五”初期分别增加了1833.7元和20995.5元,在此期间的年均增长率分别为5.5%和17.8%,农村居民收入比城镇居民收入相对增长缓慢。
1.3国民经济发展现状
2007年全县实现国内生产总值94.929亿元,较“十五”初期增长61.1亿元,在此期间的年均增长率为15.8%,全县经济保持了较快速度的增长。第一、二、三产业占国内生产总值比重分别由“十五”初期的9.5%、63.1%、27.3%调整为2007年的5%、64.2%、30.7%,全县产业结构逐渐趋于合理。其中,第二、三产业增长速度较快,县区水晶加工和制锁业发展迅猛,基本上占据了全国市场的半壁江山,并且大量出口,花边缝纫已成为国内最重要的加工出口基地之一。全县拥有各类民营工业企业3600多家,工业销售产值500万元以上的规模企业达到330多家,出口产品企业300余家,拥有自营进出口权企业260多家。浦江县已成为浙中地区重要的加工出口基地。
附全县历年社会经济发展概况表(见表1.3-1)
表1.3-1
浦江县历年社会经济发展概况表
序号 指 标 名 称 2000 2003 2004 2005 2006 2007 “十五”年均 增长率(%) 03-07年均增长率(%) 98-07年均增长率(%) 一 全县地区生产总值(亿元) 31.04 45.17 55.6 66.42 79.372 94.929 18.4 20.4 14.8 1 第一产业 3.07 3.85 4.33 4.45 4.628 4.8131 8.4 5.7 5.1 2 第二产业 19.55 27.79 34.39 41.72 50.444 60.956 18.2 21.7 14.8 3 第三产业 8.32 13.53 16.9 20.25 24.3 29.16 21.6 21.2 17.5 二 全县总人口(万人) 37.9 38.04 38.1 38.2 38.273 38.345 0.2 0.2 0.2 1 城镇人口 4.642 5.87 5.99 6.17 6.3243 6.4824 5.0 2.5 4.8 2 农村人口 33.25 32.2 32.11 32.03 31.948 31.863 -0.6 -0.3 -0.7 三 城镇化水平(%) 12.2 15.4 15.7 16.2 16.5 16.9 4.8 2.3 4.6 四 居民人均消费支出(当年价) 5292 6793.5 7551.5 9604.5 12091 14443 13.5 20.8 12.2 1 城镇居民(元) 6986 9330 10789 13162 16321 20238 14 21.4 12.5 2 农村居民(元) 3269 4257 4314 6047 7861.1 8647.2 12.6 19.4 11.4 五 居民人均收入(当年价) 6896.2 7325.5 8615 11713 14598 18311 12.8 25.7 11.8 1 城镇居民(元) 9738.5 9896 12274 18186 23642 30734 15.3 32.8 14.0 2 农村居民(元) 4054 4755 4956 5240 5554.4 5887.7 5.8 5.5 4.4 六 人均地区生产总值(元/人) 7256 11864 23942 27552 32511 38363 32.6 34.1 19.9
2农网概况 2.1农网现状及分析
2.1.1大电网简介
浦江县现有220kV变电站一座,位于浦江县中部,主变两台,总容量为360MVA,于2004年投运。共有220kV输电线路3条,分别出线至500kV凤仪变和220kV宾王变。 2.1.2农网现状
截至到2008年6月,浦江县共有110kV变电站5座,分别为浦江变(31.5MVA+50MVA),月泉变(31.5MVA+40MVA),水晶变(50MVA*2),黄宅变(40MVA+50MVA),白马变(2*31.5MVA)。
35kV变电站2座,分别为虞宅变(8MVA),平湖变(5MVA)。
110kV输电线路共计11条84.31km,35kV输电线路共计4条41.618km。
10kV配变2270台488821kVA,10kV配电线路105条1043.9km。
附农网高中压变电及配电线路统计表,低压配电设备规模统计表(见表2.1.2-1、表2.1.2-2)。
表2.1.2-1 2007年浦江县农网变电所统计表
序号 | 变电所 | 电压(kV) | 变电容量(MVA) | 备注 | 一 | 公用变电所 |
|
|
| 1 | 浦江变 | 110 | 31.5+50 |
| 2 | 月泉变 | 110 | 71.5 |
| 3 | 水晶变 | 110 | 100 |
| 4 | 黄宅变 | 110 | 40+50 |
| 5 | 白马变 | 110 | 63 |
|
| 小计 |
| 337.5 |
| 1 | 平湖变 | 35 | 5 |
| 2 | 虞宅变 | 35 | 8 |
|
| 小计 |
| 13 |
| 二 | 用户及专用变 |
|
|
| 1 | 胜达钢铁公司变Ⅰ | 35 | 12.5 |
| 2 | 胜达钢铁公司变Ⅱ | 35 | 8 |
| 3 | 凯越不锈钢变 | 35 | 3.2 |
|
| 小计 |
| 23.7 |
| 1 | 10kV总规模 | 10kV | 488.821 |
|
表2.1.2-2 2007年浦江县农网配电线路统计表
序号 | 线路 | 电压(kV) | 线路型号 | 线路长度(km) | 备注 | 1 | 浦张1516 | 110 | LGJ-240 | 9.3 |
| 2 | 丰月1573 | 110 | LGJ-240 | 8.1 |
| 3 | 丰浦1574 | 110 | LGJ-240 | 4.5 |
| 4 | 丰水1576 | 110 | LGJ-300 | 3.15 |
| 5 | 丰晶1577 | 110 | LGJ-300 | 3.15 |
| 6 | 丰宅1581 | 110 | LGJ-240 | 7.3 |
| 7 | 浦月1605 | 110 | LGJXX-240 | 4.45 |
| 8 | 黄马1606 | 110 | LGJXX-240 | 9.09 |
| 9 | 马义1620 | 110 | LGJ-240 | 22.14 |
| 10 | 马苏1621 | 110 | LGJ-240 | 9.93 |
| 11 | 马义T接线 | 110 | LGJ-240 | 12.5 |
|
| 小计 |
|
| 93.61 |
| 1 | 安平3557 | 35 | LGJX-70、185 | 26.208 |
| 2 | 安胜3558 | 35 | LGJ-240 | 6.9 |
| 3 | 浦马3667 | 35 | LGJ-70 | 7.61 |
| 4 | 华联3669 | 35 | LGJ-185 | 0.9 |
|
| 小计 |
|
| 41.618 |
| 1 | 10kV总规模 | 10 |
| 1043.9 |
|
2.1.3需求现状
2007年浦江县全社会用电量122463.35万kWh,同比增长22.32%;网供电量120562.98万kWh,同比增长22.8%;售电量114505.06万kWh,同比增长22.8%。
2007年全口径最大负荷243.9MW,同比增长26.1%,网供最大负荷为233.23MW,同比增长26.6%。全县人均用电量为3193.72kwh。
2.1.4农村电力供应现状
浦江农村地区电源主要依靠区内220kV丰安变供电。浦江西部、北部山区小水电较多,但是装机容量普遍较小,2007年小水电总装机容量为11.645MW,年发电量为1317.35万kwh。县域范围内火电厂装机容量为4.5MW,年发电量为583.02万kwh。
随着国家对能源消耗的控制,县域范围内已不可能新建小火电厂,而垃圾焚烧发电和风力发电等新能源则有较大发展潜力。
附农网电源表(表2.1.4-1)。
表2.1.4-1
浦江县2007年农村电源统计表 单位:MVA,万kwh
序号 | 名
称 | 项
目 | 一 | 大电网电源点 | 电压等级 | 主变台数 | 变电容量 | 最终规模 | 1 | 220kV丰安变 | 220kV | 2 | 180*2 |
| 二 | 地方电厂及新能源 | 机组类型 | 机组容量 | 接入电压 | 年均发电量 | 1 | 通济桥 | 水电 | 1.76 | 10 | 11.76 | 2 | 上皇殿 | 水电 | 0.1 | 10 | 8.65 | 3 | 石姆岭 | 水电 | 0.13 | 10 | 6.92 | 4 | 金狮岭 | 水电 | 0.25 | 10 | 33.36 | 5 | 东岭 | 水电 | 0.095 | 10 | 9.93 | 6 | 派顶 | 水电 | 0.275 | 10 | 25.23 | 7 | 大阳 | 水电 | 0.45 | 10 | 68.66 | 8 | 和平 | 水电 | 0.2 | 10 | 13.74 | 9 | 杭坪 | 水电 | 0.25 | 10 | 18.85 | 10 | 丽水源 | 水电 | 0.24 | 10 | 11.46 | 11 | 石宅 | 水电 | 0.375 | 10 | 29.35 | 12 | 壶源江 | 水电 | 2.4 | 10 | 368.1 | 13 | 外坞 | 水电 | 0.5 | 10 | 49.64 | 14 | 荡江 | 水电 | 0.35 | 10 | 48.41 | 15 | 石梯 | 水电 | 0.2 | 10 | 12.65 | 16 | 金坑岭一级 | 水电 | 0.96 | 10 | 46.31 | 17 | 金坑岭二级 | 水电 | 0.4 | 10 | 18 | 雅芳 | 水电 | 0.96 | 10 | 202.98 | 19 | 金坑岭股份 | 水电 | 0.25 | 10 | 96.03 | 20 | 恒方 | 水电 | 0.5 | 10 | 61.86 | 21 | 仙华水库 | 水电 | 1 | 10 | 69.27 | 22 | 恒昌热电 | 火电 | 3 | 10 |
| 23 | 兰塘热电 | 火电 | 1.5 | 10 |
|
| 小计 |
| 16.145 |
| 1193.16 |
2.1.5调度、通信与自动化现状 2.1.5.1自动化和调度系统现状
一、
县调SCADA系统
浦江县调主站系统原为南自院的WJ-410系统,1997年通过实用化验收。1999年升级为南京远维科技有限公司的Super-2000系统,程序版本1.0,配置了IBM服务器一台。2003年该系统又进行了一次升级,增加配置DELL服务器两台作为系统主服务器和Web服务器,原有IBM服务器作为备用服务器,同时程序版本升级为2.0。目前远动前置机通信接口容量为32个厂站,采用单网结构;该系统的主要设备有主备服务器、1台调度员工作站、1台监控工作站、1台WEB工作站、网络设备等。主站以部颁CDT规约接收各厂站的实时信息,同时通过地区电力调度数据网与地调交换信息。
二、
主站UPS电源
浦江县调自动化主站设有专用的UPS电源系统,于2004年投运,容量10kVA。
三、
调度大屏
浦江县调目前尚无调度大屏,SCADA系统通过投影仪可进行投影。
四、
厂站基础自动化
浦江电网现有220kV变电所1座,110kV变电所5座、35kV变电所2座(另有3座用户变)。经过多年努力均已配置了计算机监控系统或常规RTU等自动化装置,基本保证了远动信息的采集和传送,并具备了无人值班的能力。
浦江电网的远动通道主要采用光纤通道,远动数据传输规约为CDT规约,通信速率为300~600bps。
浦江电网厂站自动化设备配置详见表2.3.1.4。
表2.1.5.1-1
浦江电网厂站自动化设备配置表
序号 | 厂站名称 | 电压等级 | 设备型号 | 生产厂家 | 投产时间 | 通信规约 | 通信 | 1 | 丰安变 | 220kV | CSC-2000 | 北京四方 | 2005 | CDT | 单 | 2 | 月泉变 | 110kV | CSC-2000 | 许继电器 | 2002 | CDT | 单 | 3 | 浦江变 | 110kV | IES-R70 | 山东积成 | 1999 | CDT | 单 | 4 | 水晶变 | 110kV | PS-6000 | 国电南自 | 2005 | CDT | 单 | 5 | 黄宅变 | 110kV | RCS-9000 | 南瑞继保 | 2003 | CDT | 单 | 6 | 白马变 | 110kV | YJD-951 | 上海申贝 | 1999 | CDT | 单 | 7 | 平湖变 | 35kV | YJD-951 | 上海申贝 | 2005 | CDT | 单 |
五、
小水火(热)电自动化信息采集
浦江地区水资源丰富,小水火(热)电厂数目较多。目前,浦江共拥有小水火(热)电厂24座,总装机容量15080kW,其中500kW及以上小水火(热)电厂8座,总容量11580kW。浦江地区小水火(热)电厂自动化信息采集、接收情况详见表2.3.1.6,各小水火(热)电厂电能量信息均未采集,而自动化信息也仅采集了系统变电所出线的信息,电厂本侧的信息则未采集。
表2.1.5.2
浦江地区小水火(热)电厂自动化信息采集、接收情况统计表
序号 电厂名称 装机容量(kW) 接入变电所 电能量信息 是否已采集 自动化信息 是否已采集 1 通济桥 1760(1360+400) 月泉变 否 否 2 壶源江 2400(3×800) 月泉变 否 否 3 金坑股份 250 月泉变 否 / 4 金坑岭一级 960(3×320) 月泉变 否 否 5 金坑岭二级 400(2×200) 月泉变 否 / 6 杭坪 250(2×125) 月泉变 否 / 7 石宅 375(125+250) 月泉变 否 / 8 外坞 500(2×250) 月泉变 否 否 9 派顶 275(200+75) 月泉变 否 / 10 东岭 95(55+40) 月泉变 否 / 11 上皇殿 100 月泉变 否 / 12 恒昌热电 3000 浦江变 否 否 13 白石源一级 155(30+125) 浦江变 否 / 14 白石源二级 80(2×40) 浦江变 否 / 15 金狮岭 250(2×250) 浦江变 否 / 16 丽水源 240(125+75+40) 浦江变 否 / 17 荡江 350(3×75+125) 平湖变 否 / 18 大阳 200(125+75) 平湖变 否 / 19 石梯 200(125+75) 平湖变 否 / 20 恒方 500(250+250) 平湖变 否 否 21 雅坊 960(3×320) 平湖变 否 否 22 兰塘热电厂 1500 白马变 否 否 23 石姆岭 130(75+55) 白马变 否 / 24 和平 150(2×75) 黄宅变 否 /
合计 13555
六、
电力调度数据网和网络安全
电力调度数据网是电网调度自动化系统的重要组成部分,是实现电网分层控制、信息分布处理、逐级传送的重要手段。目前,浙江电力调度数据网(三级网)已经建成,并已完成对网络节点设备的安全升级和改造,金华地调作为浙江电力三级网络的一个骨干汇聚层节点,与浙江省调实时信息联网工作已经完成并进入运行阶段。金华地区电力数据网(四级网)经过“十五”期间的努力也已初步建成,目前主站系统以一台7505路由器做中心路由设备,通过数据网关和调度SCADA系统连接。浦江县调作为金华地区电力调度数据网的汇聚层节点,通过交换机和路由器以E1通道接入中心路由器,实现了与地调信息的网络交换与共享。
目前,浦江局电力二次系统主要划分为2个大区:生产控制大区和管理信息大区。县调SCADA主站系统(安全I区)、电能量计量系统(安全II区)位于生产控制大区,局MIS系统位于管理信息大区。浦江县调SCADA系统与WEB工作站之间安装了正向隔离装置,实现了初步的物理隔离。
2.1.5.2信息化现状
一、
网络基础设施现状
局域网
浦江局办公大楼局域网主要采用千兆以太网技术,核心交换机采用Cisco 4006。服务器群通过一组光纤100M连接到楼层交换机Cisco 3550,由楼层交换机通过1000M光纤连接到核心交换机。楼层交换机与核心交换机千兆相连,提供100M桌面接入。通讯协议有TCP/IP、IPX/SPX。传输介质有双绞线、光纤,户外传输介质基本采用光纤。
与供电所、变电所的连接
城关供电所与城区供电所100M连接,城区供电所通过光纤1000M连接到楼层交换机Cisco 3550,由楼层交换机1000M连接到核心交换机。浦东供电所通过市局2M光纤连接到核心交换机。平湖供电所通过100M与35kV平湖变连接,平湖变通过租用广电局2M连接到核心交换机。浦西和黄宅2座供电所通过市局光纤100M连接到核心交换机。郑宅、潘宅、岩头3座供电营业分所通过租用电信2M与核心交换机连接。
与城区各单位的连接
路灯管理所通过100M与光达公司连接,光达公司通过光纤100M连接到城区供电所,由城区供电所交换机通过光纤1000M连接到楼层交换机Cisco 3550,由楼层交换机1000M连接到核心交换机。电力器材公司通过市局光纤100M连接到核心交换机。与银行联网通过100M与核心交换机连接。 与金华局的连接
与金华局的连接,通过光纤100M连接防火墙,经防火墙连接到Juniper M5路由器,再通过市局光纤100M连接到金华局。另有一条备用链路,由楼层交换机通过光纤100M连接到路由器Cisco 3640,经过2M链路连接到金华局。
附浦江局网络拓扑现状图
图2.1.5.2-1
浦江供电局网络拓扑结构图
二、
应用现状
浦江局的信息化建设,始终贯彻为电网安全生产、科学经营和现代化管理服务的基本宗旨。到2005年,应用业务已覆盖到财务资金管理、营销管理、协同办公、物资管理等重要业务。这些业务系统的投运,对电网的安全运行、客户满意度及科学管理水平的提高,起到了重要的作用。详见表2.4.1-2应用软件现状汇总表。
表2.1.5.2-2
应用软件现状汇总表
序号 SG186八大业务 应用软件名称 功能简述 使用日期 应用情况 1 财务资金管理 新中大 会计核算、业务处理凭证管理、帐册管理和报表生成。 1998 良好 浪潮 2004 良好 2 安全生产管理 规范化供电营业所 农村低压配电网管理。 2005.9 良好 生产管理信息系统 物资、变电、调度、输电线路、配电线路、生产计划、资产管理。 2006.7 良好 3 营销管理 营销客户信息系统 业扩、计量、电量电费、用电检查及报表管理。 2002.9 良好 95598呼叫系统 客户服务热线 2004.6
银帐系统 银行代收、缴费。 2005.1 良好 用电现场管理信息系统 负荷监测。 2005.5 良好 4 协同办公 OA 规范了企业公文草、签、批流程,提高了公文流转效率,缩短了上下信息交互的时间,较好的解决了电子文档一体化管理问题。 2003.10 良好 IP视频 满足系统要求的多媒体会议室通过IP网络实现与其他电力部门的交互电视电话会议功能。还能实施远程教育,以满足培训职工的需要。 2002.4 良好 5 人力资源管理 国家电网劳动信息管理软件 为人事统计工作信息化、高效化提供有利的保障。 2005.12 良好 6 物资管理 管家婆 基本信息录入、期初建帐、开帐、进货订货管理、进货管理、进货查询、分析。 2004.1 良好 7 综合管理 内部主页 公告发布、新闻等。 2005.10 良好
主要应用系统发展现状大致如下:
财务资金管理
1998年采用新中大财务管理系统。
2004年采用金华局统一的浪潮财务管理系统,使用至今。该软件用于会计核算、业务处理凭证管理、帐册管理和报表生成。强化了局领导对全局财务动向和企业各项资金运作状况的监管力度。
安全生产管理
2005年8月,金华局统一推广的营业所规范化管理系统投入使用,管理农村低压配电网。
2006年7月,全网统一的生产管理系统投入试运行。包括调度管理、变电管理、输配电线路管理、物资管理、工程项目管理等功能。
营销管理
电力营销系统主要包括营销客户信息系统、95598电力客户服务系统和用电现场管理信息系统。2002年9月,全省统一的电力营销客户信息系统投入运行,为电力营销业务标准化、规范化提供了有力的技术支持。
2004年6月,全省统一的95598电力客户服务系统投入运行,为全县所有用户提供供电用电咨询、故障抢修、投诉举报等方面的服务。
2005年1月银行帐务系统投入使用,将近12万用户银行代扣,接入工行、中行、农行、建行、信用社五家银行。
2005年5月,全省统一的用电现场管理信息系统投入运行,该系统加强了需求管理手段,对客户用电现场负荷进行了自动检测控制,通过负荷管理系统可以将分散的客户现场数据、设备资产、客户档案、业务流程和现场服务纳入到统一的电力营销管理平台中,从而实现了信息共享、流程闭环。
协同办公
2002年4月,金华局统一推广的IP视频会议系统投入使用。该系统满足系统要求的多媒体会议室通过IP网络实现与其他电力部门的交互电视电话会议功能。还能实施远程教育,以满足培训职工的需要。
2003年10月,省公司推广应用的浙江电力办公自动化系统(OA系统)投入运行,不仅实现了电子文档一体化管理,而且转变了办公理念,规范了工作流程,提高了办事效率,大大降低了打印机和复印机的使用频率,使纸张的使用得以控制,在提高管理效率的同时降低了企业的管理成本。
人力资源管理
2005年12月,金华局统一推广的国家电网劳动信息管理软件投入使用,为人事统计工作信息化、高效化提供有利的保障。
物资管理
2004年1月,管家婆物资管理系统投入运行,包括基本信息录入、期初建帐、开帐、进货订货管理、进货管理、进货查询、分析等功能。
综合管理
2005年10月,局内部主页投入使用,包括公告发布、浏览新闻、通知等。
2.1.5.3通讯现状
传输网
经过“十五”期间的建设,浦江局形成了以光纤通讯为主,电力线载波和音频电缆通讯为补充的通讯方式。
浦江局境内属于金华局的光缆包括:局大楼24芯光缆至兰溪,局大楼24芯光缆至月泉变,月泉变24芯光缆至浦江变,浦江变24芯光缆至丰安变,丰安变24芯光缆至水晶变,丰安变24芯光缆至黄宅变,黄宅变8芯光缆至白马变,白马变8芯光缆至义乌。属于浦江局产权的光缆包括:局大楼12芯光缆至城区所,城区所8芯光缆至城关所,城区所8芯光缆至光达公司,物资公司24芯光缆至浦江变,黄宅所8芯光缆至黄宅变,浦东所8芯光缆至白马变,浦西所8芯光缆至月泉变,平湖所8芯光缆至平湖变,光缆总长度约25公里。平湖所租用广电局2芯光纤至大楼。目前,浦江局至各供电所主要采用光纤收发器方式,尚未建成光纤通讯传输网络平台。
电力载波机是电力系统特有的通讯方式,具有简单和投资省等优点,但存在线路噪声大,速率低、线路检修时不能使用等缺点,不能满足电力调度自动化和管理信息化的要求。光纤通道建成后,电力载波通道一直处于备用通道状态,已逐渐退出运行。
音频电缆包括:城区所50对音频电缆至光达公司,城区所50对音频电缆至浦江变,浦江变30对音频电缆至物资公司,平湖变20对音频电缆至平湖所,浦东所50对音频电缆至白马变。
行政交换网
局大楼设有加拿大敏迪MITEL-2000数字程控交换机1套,已用容量220门,另外拥有市话100门,除城区范围外,内部电话已延伸到浦东所、平湖变和平湖所等。目前,还有黄宅所、城关所、浦西所和各供电营业分所没有内部电话。
调度交换网
浦江局未设置独立调度交换机,采用行政、调度交换合一模式,调度电话以内部程控交换为主,电信局电话为备用。
2.1.6无功补偿
目前浦江电网中无功补偿主要依靠电容器补偿,至2007年底,电容器补偿总容量为207.139MVar,其中110kV补偿容量为57MVar,35kv补偿容量为3.3MVar,10kV补偿总容量为146.839MVar。
表2.1.6-1 2007年浦江县农网无功补偿容量统计表 序号 | 安装地点 | 电压(kV) | 电容器型号 | 容量 (Mvar) | 备注 | 1 | 浦江变 | 110 |
| 12 |
| 2 | 月泉变 | 110 |
| 13.8 |
| 3 | 水晶变 | 110 |
| 12 |
| 4 | 黄宅变 | 110 |
| 7.2 |
| 5 | 白马变 | 110 |
| 12 |
|
| 小计 |
|
| 57 |
| 1 | 平湖变 | 35 |
| 1.5 |
| 2 | 虞宅变 | 35 |
| 1.8 |
|
| 小计 |
|
| 3.3 |
|
| 配网总规模 | 10 |
| 146.839 |
| 3 | 合计 |
|
| 246.139 |
|
2.1.7运营概况
2007年,浦江全局供电量为12.246亿千瓦时,增长22.32%,售电量11.451亿千瓦时,增长22.8%,线损电量0.7958亿千瓦时,线损率为6.50%,同比下降0.33个百分点。
2007年,浦江农村RS-1可靠性指标为99.728%,RS-2为99.741%,RS-3为99.728%。综合电压合格率为99.27%。
附农网运营基本情况表(见表2.1.7-1)。
表2.1.7-1
浦江农网主要运营指标
序号 | 运营指标 | 2007年 | 1 | 供电可靠性(%) | RS-1 | 99.728 | RS-2 | 99.741 | RS-3 | 99.728 | 2 | 综合电压合格率(%) | 99.27 | 3 | 线损率(%) | 综合 | 3.55 | 10kV | 1.59 | 0.4kV | 6.29 | 4 | 到户电价 (元/kWh) | 居民生活 | 0.567 | 商业 | 0.925 | 非居民照明 |
| 农业生产 | 0.55 | 排灌 | 0.369 | 非普工业 | 0.82 | 综合电价 | 0.694 |
2.2存在问题
2.2.1高压配电网存在的主要问题
电网较薄弱,局部供电矛盾突出。近年来浦江部分乡镇工业发展迅猛,用电负荷快速增长,而高压电网建设尤其是变电站的建设相对滞后,这造成局部供电形势紧张,在一定程度上制约了这些地区的经济发展。
220kV及以上电网建设速度相对滞后。由于浦江仅有一座220kV变电所,随着浦江用电量的快速增长,该变电所已经不堪重负。从电网建设的经济性和合理性上看,需要加快220千伏输变电工程的建设,只有适当超前和可靠的高压电网,才能够确保配电网的发展和用电的需求。
220kV丰安变的重要性过于突出。浦江电网过度依赖220kV丰安变电所。从网架上来看,过多依赖一个变电站,是浦江电网最大的薄弱环节。因此,加快220千伏变电所的建设,减弱浦江电网对丰安变的依赖,具有长远的战略意义。
2.2.2中低压配电网存在的主要问题
中压配电网网架结构不合理,可靠性差。我局35kV和10kV线路多为辐射状布置,互供能力不足,降低了供电可靠性。部分线路供电半径较长,运行经济性偏低。
中压配电网10kV间隔缺乏。主要是由于中大用户和超大用户系统接入方式不合理,较多的用户专线低负荷运行,10千伏变电间隔和线路通道资源所起的作用无形中被遏制。
低电压问题。目前部分地区还存在供电电压不稳定、质量差和低压线损大的问题,主要是由于部分农电线路工对无功装置缺乏了解,没有合理投无功装置,同时还存在低压线路供电半径长,低压线路线规细,家庭工业比较发达的原因造成。
3农村(农网)电力需求预测 3.1农村经济发展规划
根据《浦江县国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要(草案)》,“十一五”时期浦江县经济社会发展的总体目标是:力争到2010年全县经济社会发展主要指标超过全省平均水平,基本实现全面小康社会目标,成为金衢丽产业带新的区域经济增长点、浙江省新兴的特色制造业基地、长三角南翼重要的高效生态农业基地、浙中生态文化旅游休闲胜地,为提前基本实现现代化奠定坚实基础。
主要目标是:综合实力明显提高。“十一五”期间,生产总值年均递增13%以上,到“十一五”期末全县力争实现地区生产总值超130亿元;财政总收入年均递增14%以上,财政收入超14亿元;工业总产值达到400亿元;全社会固定资产投资年均递增15%左右;三次产业结构调整到5:60:35,高新技术产业增加值占工业增加值比重20%以上;城乡协调发展,城市化水平达到55%以上。
十一五期间,浦江的重点开发区域是:主要指环境容量大,经济开发需求较高的区域,空间范围主要包括浦阳——七里——岩头——郑宅——白马——郑家坞产业带(简称浦郑产业带),浦阳——黄宅沿20省道产业带(简称浦黄沿路产业带),浦阳——浦南——黄宅沿杭金衢高速公路——郑家坞沿浦阳江产业带(简称浦黄郑沿江产业带),形成浦江的“黄金三角”。在三大产业带中,以浦江经济开发区和黄宅、郑宅、白马、郑家坞四大重镇为主的东南工业经济区,是浦江人口与经济进一步集聚的重点发展区域。发展方向是依托现有发展基础,强化开发区和重点镇的极化和辐射带动作用,强化基础设施建设,加大空间拓展和开发力度,引导人口和生产要素集聚,成为浦江特色产业集群区和推进工业化的主导区。
顺应集群化、信息化、国际化和生态化发展趋势,按照转变经济增长方式要求,抓住新一轮全球产业分工调整和产业转移的机遇,“优化一产、主攻二产、大力发展三产”。加快提升产业竞争力,促进三次产业融合发展,形成三次产业相互促进、协调发展的现代产业体系;不断优化高效生态农业,全力打造特色制造业,积极培育现代服务业。
附经济发展预测结果表(见表3.1-1)
表3.1-1
浦江县经济发展预测表
单位:万元,元/人,%,万人,元/人
序号 | 指 标 名 称 | 2007 实际 | 2008 | 2010 | 2015 | 2020 | “十一五” 年均增长率(%) | “十二五” 年均增长率(%) | 2005-2020 年均增长率(%) | 1 | 地区生产总值 | 949290 | 1110669 | 1468860 | 3085108 | 6479781 | 16 | 16 | 16.4 | 2 | 人均GDP | 38363 | 44884.7 | 59360 | 119394 | 240144 | 15 | 15 | 15.5 | 3 | 第一产业比重(%) | 5.0 | 4.5 | 4.0 | 3.7 | 3.4 | — | — | — | 4 | 第二产业比重(%) | 65.4 | 63.8 | 62.0 | 59 | 58.6 | — | — | — | 5 | 第三产业比重(%) | 29.6 | 31.7 | 34.0 | 37.3 | 38.0 | — | — | — | 6 | 农业增加值(亿元) | 0.32 | 0.64 | 0.82 | 1.6 | 1.8 | 37 | 14 | 21 | 7 | 总人口(万人) | 38.343 | 38.419 | 38.5735 | 38.9608 | 39.352 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | 8 | 农村人口(万人) | 31.863 | 31.799 | 31.6722 | 31.3567 | 31.044 | -0.2 | -0.2 | -0.2 | 9 | 城镇化水平(%) | 16.9 | 17.2 | 17.9 | 19.5 | 21.1 | — | — | — | 10 | 城镇居民人均收入(元/人) | 30734 | 34729.4 | 44346 | 81704.6 | 150335 | 13 | 13 | 15.1 | 11 | 农民人均收入(元/人) | 5887.7 | 6770.86 | 8954.46 | 18010.6 | 36225.8 | 15 | 15 | 13.8 | 12 | 恩格尔系数 | 36.7 | 35.9 | 35.1 | 34.16 | 33.6 | -1.47 | -0.54 | -1.01 |
3.2农村(农网)电力需求历史分析
至2007年底,浦江农村用电量12.246亿千瓦时(其中网供电量11.987亿千瓦时),在“十五”期间年均增长25.8%,2000年到2007年农村用电量年均增长率为25%;全社会最高负荷24.39万千瓦(其中网供23.32万千瓦),在“十五”期间年均增长23.4%,2000年到2007年年均增长22.2%。
附全社会用电量、网供电量、全口径最大负荷、网供负荷及增长率统计表(见表3.2-1)分行业用电量及用电比重统计表(见表3.2-2),分区用电量及负荷统计表(见表3.2-3)
需要说明的是,表3.2-3按新国民经济行业用电分类,该分类于2005年1月1日起执行,2004年以前仍使用原国民经济行业用电分类。
表3.2-1 2000-2007年浦江县用电需求统计表
单位:万kWh,MW,%
序号 | 项目 | 2000 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 年均增长率 | “十五” | 03-07 | 00-07 | 1 | 农村用电量 | 25677.38 | 57910.92 | 68850.76 | 84454.63 | 100112.6 | 122463.4 | 25.8 | 20.6 | 25 | 2 | 网供电量 | 24113 | 56983 | 67459 | 83567 | 98983 | 119872 | 27 | 20.5 | 25.8 | 3 | 售电量 | 25646.21 | 54719.7 | 64313.98 | 78226 | 93233.55 | 114505.1 | 25.5 | 20.3 | 23.8 | 3 | 全口径最大负荷 | 59.9 | 130.5 | 151.2 | 169.56 | 192.27 | 243.9 | 23.4 | 16.9 | 22.2 | 5 | 网供最大负荷 | 50.7 | 124 | 144.17 | 161.22 | 184.25 | 233.23 | 25.5 | 17.1 | 24.4 |
表3.2-2 1998-2007年浦江县分行业用电统计表
单位:万kWh
序号 项目 2000 2003 2004 2005 2006 2007 “十五”年均增长率 2003-2007年均增长率 1998-2007年均增长率 一 全社会用电总计 27550.14 57910.92 68850.76 78226 100112.58 122463.35 23.4 20.6 23.8 A 全行业用电合计 20.388.89 45139.18 58030.31 66044 85288.72 105345.2 27 23.6 26.4 1 第一产业 428.12 388.68 350.95 779.79 704.02 817.37 20.1 20.4 9.7 2 第二产业 18074.82 40713.52 53092.24 59624.45 78020.77 97215.8 27.8 24.3 27.2 3 第三产业 1885.95 4036.98 4587.12 5639.76 6563.93 7312.03 21.3 16 21.4 B 城乡居民生活用电合计 7161.25 12771.74 10820.45 12182 14823.86 17118.15 9.9 7.6 13.3 1 乡镇居民 2351.72 4303.91 3882.21 4193.82 5113.69 5919.66 11.7 8.3 14.1 2 乡村居民 4809.53 8467.83 6938.24 7988.18 9710.17 11198.49 9.0 7.2 12.8 二 全行业用电分类
1 农、林、牧、渔业 428.12 388.68 350.95 779.79 704.02 817.37 20.1 20.4 9.7 所占百分比(%) 2.1 0.9 0.6 1.2 0.8 0.8
2 工业 17953.26 39984.26 52316.43 59111.72 77402.39 96629.36 27.8 24.7 27.2 所占百分比(%) 88.1 88.6 90.2 89.5 90.8 91.7
3 建筑业 121.56 729.26 775.81 512.73 618.38 586.44 27.9 -5.3 25.2 所占百分比(%) 0.6 1.6 1.3 0.8 0.7 0.6
4 交通运输、仓储、邮政业 256.28 414.99 481.12 661.7 727.55 767.05 27.8 16.6 17.0 所占百分比(%) 1.3 0.9 0.8 1.0 0.9 0.7
5 商业、住宿和餐饮业 418.12 1483.07 1661.52 2438.74 2767.85 3589.97 30.7 24.7 36 所占百分比(%) 2.1 3.3 2.9 3.7 3.2 3.4
6 其他事业 1211.55 2138.92 2444.48 2539.32 3068.53 2955.01 13.6 8.4 13.6 所占百分比(%) 5.9 4.7 4.2 3.8 3.6 2.8
表3.2-3
浦江县历年农村用电量及负荷分区统计
单位:万kWh、MW、%
序号 | 地区及项目 | 2000 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | “十五”年均增长率 | 03-07年均增长率 | 1998-2007年均增长率 | 1 | 浦东片 | 农村用电量 | 6474.65 | 13578.32 | 15207.72 | 18249.27 | 20074.2 | 22350.15 | 23 | 13.2 | 19.3 | 网供电量 | 6318.26 | 13501.38 | 15139.4 | 18119.36 | 19981.18 | 22216.47 | 22.8 | 13.1 | 18.9 | 全口径最大负荷 | 29.50 | 35.63 | 38.13 | 43.59 | 44.27 | 45.02 | 8.12 | 6.03 | 6.23 | 网供负荷 | 29.13 | 35.59 | 37.28 | 42.47 | 44.36 | 44.32 | 7.84 | 5.63 | 6.18 | 2 | 黄宅片 | 农村用电量 | 3131.97 | 7878.33 | 10793.31 | 14031.30 | 15715.06 | 18470.65 | 34.98 | 23.74 | 28.85 | 网供电量 | 3131.96 | 7878.33 | 10793.31 | 14031.30 | 15715.06 | 18470.65 | 34.98 | 23.74 | 28.85 | 全口径最大负荷 | 14.00 | 21.49 | 23.59 | 27.43 | 32.08 | 39.47 | 14.40 | 16.42 | 15.96 | 网供负荷 | 13.88 | 20.56 | 23.23 | 26.95 | 31.80 | 38.50 | 14.20 | 16.98 | 15.69 | 3 | 工业园区片 | 农村用电量 | 3280.53 | 7374.93 | 8849.91 | 12389.89 | 16106.85 | 27417.49 | 30.44 | 38.86 | 35.43 | 网供电量 | 3174.29 | 7189.39 | 8713.26 | 12108.75 | 15924.38 | 27205.45 | 29.17 | 36.89 | 35.14 | 全口径最大负荷 | 15.24 | 20.90 | 26.99 | 35.42 | 49.65 | 78.98 | 18.37 | 39.43 | 26.49 | 网供负荷 | 15.15 | 20.72 | 26.74 | 35.03 | 49.39 | 78.65 | 18.24 | 39.57 | 26.52 | 4 | 城区片 | 农村用电量 | 12146.54 | 26685.96 | 30955.71 | 37146.85 | 39375.66 | 42244.88 | 25.05 | 12.17 | 19.49 | 网供电量 | 11984.12 | 26493.58 | 30734.12 | 36899.56 | 39128.37 | 42096.49 | 24.87 | 11.65 | 19.46 | 全口径最大负荷 | 40.63 | 56.91 | 63.12 | 71.90 | 81.20 | 90.96 | 12.10 | 12.44 | 12.20 | 网供负荷 | 40.21 | 56.50 | 62.71 | 71.49 | 80.78 | 90.55 | 12.20 | 12.52 | 12.29 | 5 | 西北片 | 农村用电量 | 536.63 | 904.31 | 958.57 | 1246.15 | 1370.76 | 1569.65 | 18.35 | 14.78 | 16.57 | 网供电量 | 411.26 | 845.69 | 736.26 | 1045.67 | 1145.89 | 1324.23 | 17.45 | 14.56 | 16.11 | 全口径最大负荷 | 3.12 | 3.67 | 4.05 | 4.32 | 4.95 | 5.84 | 6.72 | 12.29 | 9.36 | 网供负荷 | 2.12 | 2.67 | 3.05 | 3.32 | 3.96 | 4.84 | 9.38 | 15.99 | 12.50 |
3.3用电需求预测
3.3.1影响农村电力市场因素
浙江国民经济受内需和外需共同拉动的局面仍将维持,我国加入WTO的积极效应和劳动密集型产业的比较优势仍将进一步显现。我县特色经济体发展迅猛,水晶加工、制锁、纺织等行业已形成较大规模。因此,县域国民经济的发展仍对电力保持着较高的增长需求。随着我县经济的快速发展,电力的供需矛盾在“十五”末期开始显现,并在“十一五”期间进一步发展。
随城市化程度不断加深、土地进一步开发利用,第一产业用电量继续呈现逐年减少的趋势,但随着农业生产现代化,对农保田的限制开发等因素,第一产业用电量下降幅度将逐步减少;第二产业将保持现有发展趋势,以制造业为主体,但随土地开发的因素,年增量将有所减小;随着我县城乡一体化程度不断加深,以服务业和物流业为主体的第三产业将迎来一个蓬勃发展的时期,其用电量将有大幅增加,在全社会用电量中的占比将有大幅提高。
城农网改造及电价改革使得用电消费的增长潜力尚未得到充分的挖掘,居民生活用电随着人均可支配收入和生活水平的提高也保持着大幅度提高的要求。随着人民生活水平的不断提高,家用电器化水平的提高,家用电器、空调、微波炉不断普及,人民生活用电量迅速增长,随着新建小区的逐步成熟,“十一五”、“十二五”期间民用电量将呈现持续快速增长的局面。
3.3.2预测方法
电力电量预测是电网规划中的基础工作,预测的精度直接影响着电网规划质量的优劣。
电力电量预测工作一般以现状经济发展、电力电量为基础,采用符合发展规律的科学方法,根据当地宏观经济的发展分析及相关性,选用符合实际的预测方法,对未来电力电量进行预测。根据预测的结果,综合考虑国民经济各部门安全可靠的供电及电网有关的技术原则(如容载比等)对未来电网进行规划。
本次规划采用单位产值电耗法、电力弹性系数法和数学模型法等对全市用电量进行预测,在此基础上结合对历年最高负荷利用小时数的分析,对电力负荷进行预测,预测的结果通过纵向和横向比较分析,以确保结果的可行性。
电力负荷按照作用的不同分为系统电力负荷预测(电量、负荷预测)和空间电力负荷预测(负荷分布预测)。系统电力负荷预测属于战略预测,它决定了未来对电力的需求量和未来城市电网的供电容量,对城市供电电源点的确定和发电规划具有重要的指导意义。空间电力负荷预测是对负荷分布的地理位置、时间和数量进行的预测,它是高压变电站选址定容的基础,其准确性决定了电网规划方案的可操作性和适应性。因此,本规划在系统负荷预测的基础上,通过对各供电区域的分区预测,达到空间负荷分布预测的目的。
3.3.3预测结果
根据采用多种预测方法进行的电量及负荷预测,并通过多种方法预测结果互相校核,经过分析评估提出高、中、低方案。附负荷预测高、中、低方案及推荐方案表(见表3.3.3-1)。
表3.3.3-1
浦江县用电需求预测结果表
单位:亿kWh、MW、%
序号 | 项
目 | 2007年 (实际) | 2008年 | 2010年 | 2015年 | 2020年 | 增长率 | “十一五” | “十二五” | 2005-2020 | 1 | 高方案 | 农村用电量 | 12.25 | 16.35 | 21.06 | 48.49 | 57.07 | 20.05 | 17.74 | 13.58 | 最大负荷 | 233.23 | 326.91 | 410.54 | 921.23 | 1238.9 | 20.56 | 16.99 | 14.56 | 2 | 中方案 (推荐方案) | 农村用电量 | 12.25 | 15.32 | 19.05 | 41.65 | 49.32 | 17.67 | 16.23 | 12.48 | 最大负荷 | 233.23 | 281.84 | 378.78 | 673.54 | 1093.33 | 18.63 | 11.63 | 13.61 | 3 | 低方案 | 农村用电量 | 12.25 | 14.34 | 17.20 | 34.74 | 42.55 | 15.29 | 13.95 | 11.38 | 最大负荷 | 233.23 | 269.73 | 335.21 | 659.06 | 850.91 | 15.77 | 13.18 | 11.73 |
4 农网电源规划 农网电源包括大电网、地方电厂和新能源发电装置。
农村电源是农村电网的组成部分,是农网规划编制的重要边界条件,所以在编制农网规划时应参考地方的电源发展规划。
4.1大电网供电区域
作为浦江县电源点的220kV丰安变电所于2004年落成,该变电所配置主变两台,容量360MVA。该变电所的落成结束了我县无220kV变电所的历史,这些年来为我县经济发展做出了很大贡献。
但是,为应对浦江县经济的高速发展和用电负荷的持续增长,我县需尽快建设第二座220kV变电所,以保证电网安全并满足日益增长的负荷需求。
4.2资源条件
浦江水力资源理论蕴藏量为32.5MW,可开发装机容量22.9MW。至目前为止,并网小水电装机容量约13.355MW,其中:通济桥1.76MW(1.36+0.4)、金坑岭1.36 MW(3×0.32+2×0.2)、壶源江2.4 MW(3×0.8),其它皆为0.5MW以下小水电。这些小水电站除通济桥、金坑岭和外壶有少量库容可调节外,其余全为径流式的小水电站,无调节能力。用户自备热电厂也仅有恒昌厂背压式3MW装机,所发出力和电量很小。因此浦江电力主要依托大电网受电。
4.3地方电厂建设规模
根据资源条件和开发利用情况,参考地方电源发展规划,提出规划水平年农网电源开发规模。
附规划水平年电源装机表(见表4.3-1)
表4.3-1
浦江县农网规划装机进度表
单位:MW,万kWh
序号 | 项目名称 | 类型 | 接入 电压 | 容量 | 年均发电量 | 投产时间 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | “十二五” | “十三五” | 1 | 仙华水库电站 | 水电 | 10 | 1 | 200 | 04/30 |
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| 2 | 白石源电站 | 水电 | 10 | 0.32 | 63 |
| 04/30 |
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| 3 | 花桥电站 | 水电 | 10 | 0.125 | 28 |
| 10/01 |
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| 4 | 垃圾焚烧一期 | 垃圾焚烧 | 35 | 6 | 3000 |
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| 10/01 |
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| 5 | 垃圾焚烧二期 | 垃圾焚烧 | 35 | 6 | 3000 |
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| 2015/10 |
| 6 | 合
计 |
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| 13.445 | 6291 |
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5农网规划 5.1农网规划指导思想和原则
5.1.1农网规划指导思想
根据地方发展目标及对农村电力供应的要求,结合本网实际确定农网发展的指导思想。
5.1.2农网规划原则
一、
满足电力市场发展的需求,并适当超前。电网规划要与农村经济发展和城镇化发展规划相适应;
二、
农网建设应统一规划,要与输电网的规划、分布式电力规划相衔接,农网规划要从改造现有电网入手,技术改造与新建相结合;
三、
农网规划应遵循安全可靠、节约、高效的原则,简化电压等级,优化供电半径,优化负载系数,优化电源密度,提高电网的经济效益;
四、
农网规划要方便用户,服务用户,有利于电力市场管理与监督;
五、
实施科技兴电战略,提高农网的装备水平和科技含量,提高自动化、信息化、智能化管理水平;
六、
农网规划应坚持节约用地、少占农田的原则,保护生态环境;
七、
农网设备要标准化、规范化、系列化;
八、
电网建设与管理体制要协调一致。
九、
其它。
5.1.3农网规划一般要求
按《农村电力网规划设计导则》、《农村电网建设与改造技术导则》、《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》等规程规范中的规定,根据本地区实际,确定本地区农网规划应遵循的一般要求。
一、
农网规划应服从于上级电网规划并以上一级电网规划作指导;
二、
农网规划应提高电网的供电能力和供电可靠性,满足运行经济性和灵活性的要求;
三、
农网规划是在负荷预测、变电容量与供电负荷平衡及相应变电所布点的基础上拟定网络方案;
四、
处于起步阶段的网架,部分项目可考虑提前建设;
五、
近期设计与远景规划相结合,便于过渡;
六、
中低压配电网是城市重要基础设施,其规划与建设工作应纳入县城总体规划、建设和改造工作中,争取同步实施,电力先行;
七、
重视城区道路建设管线综合工作,城市道路的新建、改造、拓宽必须预留电力线路的专用走廊;
八、
中低压配电网的改造应与市政工程相结合,与高压电网的规划和建设相结合,与业扩报装工程相结合,与旧配电网的改造工程相结合;
九、
中压配电网应规范化,载流元件配套一致;
十、
其它要求。
5.1.4农网规划技术原则
一、
发展方向:
满足浦江县社会经济远期发展的需要,将浦江电网建成各级电网容量充裕,结构合理,设备先进,自动化程度高,调度运行灵活,供电安全可靠,技术经济指标领先的现代化电网。
二、
电压等级及供电半径;
简化电压层次,高压配电网电压采用110、35kV两个电压等级,以110kV高压配电网为主,控制35kV网络发展,35kV网络主要作为大用户直供电压和山区负荷密度较全区域以及工业园区开发启动电源。
中压供电半径:城镇电网不宜超过3km;乡村电网不宜超过5km;对于农村偏远地区,由于受到变电站布点等客观因素的影响,可以适当放宽供电半径要求,要求不大于15km。
低压供电半径:城镇低压配网不超过150m;农村配网应不超过250m;山区村镇等特殊地域应不超过400m。
三、
供电可靠性;
农村电网供电可靠率达到同业一流的水平。
四、
农网接线方式;
从提高供电可靠性、简化配电网网络结构、控制短路电流等要求出发, 220kV电网按照分层分区原则设计,主要以环网结构为主, 110kV高压配电网采用辐射型网络结构,因地制宜采用“T”接方式,在两个220kV变电所之间适当采用“手拉手”形式,以实现负荷平衡和转供。
中压配电网方面,10kV线路应近可能形成环网,其主要原则为:
为提高供电可靠性,相邻高/中压变电所之间或同一高/中压变电所的不同母线的10kV线路,应发展环网结线,开环运行。初期可实现两个变电所之间部分线路的联络,中远期应实现1个变电所的所有线路(除专用线路按用户以外)与其他变电所之间的联络。
10kV线路正常运行最大负荷电流应控制在其安全电流的1/2—2/3范围内,超过时,应及时采取分流措施。当上述条件实现后,就可保证任一个高/中压变电所全所停电时,能够转移全部负荷,不引起对外停电。
在实现环网和线路正常运行电流可以控制的前提下,为进一步缩小线路施工、检修及事故停电范围,每回10kV线路宜设置若干个分段开关。线路段数的设置应经过技术经济比较,一般以3—4段为宜。每回10kV线路装接变压器总容量宜≤10000kVA,每分段10kV线路,装接变压器总容量宜控制在2500—3000kVA以内,各分段宜控制在8—10个用户点。
五、
网络容载比;
各级电网容载比满足“导则”要求, 220kV容载比1.6~1.9,110kV容载比1.8~2.1。电网设计基本满足“N-1”要求,主变、线路不出现过载情况。
满足《电力系统安全稳定导则》对安全稳定的要求,全面贯彻分层分区原则,简化网络接线,防止发生大面积停电事故。
六、
农网无功补偿、电压调整与电压损耗分配;;
无功补偿采用分层分片平衡原则,根据就地平衡和便于调整电压的原则进行配置。分层无功平衡的重点为220kV及以上电压等级层面,分区就地平衡的重点为110kV及以下配电系统。实施分散就地补偿与变电所集中补偿相结合,电网补偿与用户补偿相结合,高压补偿与低压补偿相结合,满足调压要求。
无功补偿装置应不引起系统谐波明显放大,并应避免大量无功电力穿越变压器。变压器最大负荷时,其高压侧功率因数应不低于0.95,在低谷负荷时功率因数不应高于0.95。
容性无功配置一般根据补偿变压器和线路的无功损耗的原则,按变压器容量的10%~25%配置。根据电缆进出线的长度,在110kV及以上电压等级的变电所配置感性无功补偿装置。
七、
短路容量。
高压配电网短路容量根据浙江省电力公司《电网规划设计技术原则》:110kV短路容量控制在25kA,10、35kV短路容量控制在16kA。
八、
其它。
坚持二、三次系统服务于一次系统的原则,以建设“一强三优”电网为目标加大调度、通信、信息、配电自动化等二、三次系统建设改造。完善电网调度、保护、通讯、自动化等设施,加强二次系统建设改造,加强第三道防线建设,全面提升电网自动化水平。加快电网通信系统建设,采用快速保护技术,提高继电保护微机化率,低频、低压减载装置配置到位并可靠运行。积极采用新技术、新设备,提高配网自动化率。
5.2农网规划目标
立足农村电力市场发展的需求,并适当超前;满足地方国民经济与社会发展、人民生活水平提高的需要,建设安全、可靠、经济的农村电网。
5.3电力平衡
根据装机规模及预测负荷水平进行电力供需平衡计算,近期应为逐年平衡,根据平衡结果向大网提出电力需求。应根据本网实际选取典型方式进行平衡计算。
附电力供需平衡表(见表5.3-1)。
表5.3-1
本网电力供需平衡表
单位:MW
|
| 序号 | 项目 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2015 | 2020 | 1 | 全口径最大负荷 | 188.65 | 237.7 | 289.43 | 345.99 | 401.37 | 456.36 | 517.61 | 702.13 | 1121.92 | 2 | 地方电厂供电能力 | 4.4 | 4.5 | 16.59 | 22.59 | 22.59 | 22.59 | 22.59 | 28.59 | 28.59 | 3 | 需要网供电力 | 184.25 | 233.2 | 281.84 | 323.4 | 378.78 | 433.77 | 495.02 | 673.54 | 1093.33 |
5.4变电站布点研究
5.4.1分区原则
根据浦江电网的实际情况,将电网供电区域划分为浦东片、黄宅片、工业园区片、城区片和西北片;
根据“导则”要求,110kV变电所容载比取1.8~2.1;
5.4.2分区电力平衡
按各分区进行电力平衡计算,得出各区域需增加的变电容量。
附分区需求结果表(见表5.4.2-1及表5.4.2-2)。
序号 | 地区 | 项目 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2015 | 2020 | 一 | 浦东片 | 1 | 最大供电负荷 | 47.41 | 51.21 | 55.82 | 59.73 | 62.72 | 70.55 | 94.41 | 2 | 本地平衡负荷 | 1.63 | 1.63 | 1.63 | 1.63 | 1.63 | 1.63 | 1.63 | 3 | 需要110kV受电电力 | 45.79 | 49.58 | 54.19 | 58.10 | 61.09 | 68.92 | 92.78 | 4 | 需要110kV变电容量 | 73.26 | 79.33 | 86.70 | 92.96 | 97.74 | 124.05 | 167.00 | 5 | 2005年已有110kV变电容量 | 63 | 63 | 63 | 63 | 63 | 63 | 63 | 6 | 需新增110kV变电容量 | 10.26 | 16.33 | 23.70 | 29.96 | 34.74 | 61.05 | 104.00 | 二 | 黄宅片 | 1 | 最大供电负荷 | 46.20 | 54.05 | 62.70 | 72.11 | 82.20 | 115.48 | 212.77 | 2 | 本地平衡负荷 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | 3 | 需要110kV电力 | 46.00 | 53.85 | 62.50 | 71.91 | 82.00 | 115.28 | 212.57 | 4 | 需要110kV变电容量 | 82.80 | 96.93 | 112.50 | 129.43 | 147.60 | 207.51 | 382.63 | 5 | 2005年已有110kV变电容量 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 6 | 需新增110kV变电容量 | 42.80 | 56.93 | 72.50 | 89.43 | 107.60 | 167.51 | 342.63 | 三 | 工业园区片 | 1 | 最大供电负荷 | 92.81 | 111.37 | 135.87 | 158.97 | 184.40 | 266.07 | 428.51 | 2 | 本地平衡负荷 | 0.56 | 6.56 | 6.56 | 6.56 | 6.56 | 12.56 | 12.56 | 3 | 需要110kV受电电力 | 92.25 | 104.81 | 129.31 | 152.41 | 177.84 | 253.51 | 415.95 | 4 | 需要110kV变电容量 | 138.37 | 157.21 | 193.96 | 228.61 | 266.76 | 380.27 | 623.93 | 5 | 2005年已有110kV变电容量 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 6 | 需新增110kV变电容量 | 38.37 | 57.21 | 93.96 | 128.61 | 166.76 | 280.27 | 523.93 | 四 | 城区片 | 1 | 最大供电负荷 | 101.00 | 117.16 | 133.56 | 150.92 | 172.05 | 229.00 | 352.35 | 2 | 本地平衡负荷 | 11.74 | 11.74 | 11.74 | 11.74 | 11.74 | 11.74 | 11.74 | 3 | 需要110kV电力 | 89.26 | 105.42 | 121.82 | 139.18 | 160.31 | 217.26 | 340.61 | 4 | 需要110kV变电容量 | 142.81 | 168.67 | 194.91 | 222.69 | 256.50 | 347.62 | 544.97 | 5 | 2005年已有110kV变电容量 | 134.50 | 134.50 | 134.50 | 134.50 | 134.50 | 134.50 | 134.50 | 6 | 需新增110kV变电容量 | 8.31 | 34.17 | 60.41 | 88.19 | 122.00 | 213.12 | 410.47 | 五 | 西北片 | 1 | 最大供电负荷 | 11.00 | 12.20 | 13.42 | 14.63 | 16.24 | 21.03 | 33.88 | 2 | 本地平衡负荷 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 3 | 需要110kV电力 | 8.54 | 9.74 | 10.96 | 12.17 | 13.78 | 18.57 | 31.42 | 4 | 需要110kV变电容量 | 13.66 | 15.59 | 17.54 | 19.48 | 22.05 | 29.72 | 50.27 | 5 | 2005年已有110kV变电容量 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 6 | 需新增110kV变电容量 | 13.66 | 15.59 | 17.54 | 19.48 | 22.05 | 29.72 | 50.27 | 需要110kV变电容量合计 | 22.24 | 164.65 | 250.58 | 336.19 | 453.15 | 751.67 | 1431.30 |
表5.4.2-2
浦江县分区平衡及35kV变电容量需求表
单位:MW
序号 | 地区 | 项目 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2015 | 2020 | 一 | 西北片 | 1 | 最大供电负荷 | 10.99 | 12.20 | 13.42 | 14.63 | 16.24 | 21.03 | 33.88 | 2 | 本地平衡负荷 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 2.46 | 3 | 需要35kV受电电力 | 8.53 | 9.74 | 10.96 | 12.17 | 13.78 | 18.57 | 31.42 | 4 | 需要35kV变电容量 | 13.65 | 15.59 | 17.54 | 19.48 | 22.05 | 29.72 | 50.27 | 5 | 已有35kV变电容量 | 13 | 13 | 13 | 13 | 13 | 13 | 13 | 6 | 需新增35kV变电容量 | 0.656 | 2.59 | 4.54 | 6.48 | 9.05 | 16.72 | 37.27 | 注:1、本地平衡负荷为本地接入35kV以下电源平衡负荷及220kV带10kV的负荷。
2、浦江电网西北片需用35kV变电站,其他供电区域无35kV变电站布点必要。
3、随着西北片负荷的增长,需考虑在此处新建110kV变电所。
5.4.3变电站建设原则
在电网建设中,如果对变电站的布局和规模缺乏长远的分析,最终往往会造成电网布局的不合理,频繁进行扩建、改造等。为使变电站的布局和规模能够适应电网长远发展的需要,为电网发展留有一定的裕度,有必要分析变电站规模需求。
建设原则包括:
Ÿ
变电站设计及设备应尽量采用系列化、标准化产品;
Ÿ
合理确定变电站供电范围;
Ÿ
电网建设应适度超前;
Ÿ
对于变电站主变台数、单台容量选择及出线间隔预留应有长远考虑;
Ÿ
电网的容载比应满足导则的要求,建议110kV、35kV取值为1.8~2.1
Ÿ
结合本网特点其它应遵循的原则。
5.4.4变电站建设方案
根据浦江县电力预测结果和电力平衡分析,得出浦江农网变电所容量及布点规划方案。
附变电所容量及布点情况表(见表5.4.4-1)。
表5.4.4-1
浦江县农网变电所容量及布点
单位:MVA,MW
序号 | 变电站 | 电压等级 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 1 | 浦东片 | 110kV | 113 | 113 | 113 |
| 白马变 | 110kV | 63 | 63 | 63 |
| 杨家变 | 110kV | 50 | 50 | 50 |
| 郑家坞变 | 110kV |
|
|
| 2 | 黄宅片 | 110kV | 90 | 140 | 140 |
| 黄宅变 | 110kV | 90 | 90 | 90 |
| 治平变 | 110kV |
| 50 | 50 |
| 安山变 | 110kV |
|
|
| 3 | 工业园区片 | 110kV | 200 | 200 | 250 |
| 水晶变 | 110kV | 100 | 100 | 100 |
| 七里变 | 110kV | 50 | 50 | 50 |
| 金宅变 | 110kV |
|
| 50 |
| 岩头变 | 110kV |
|
|
|
| 上宅变 | 110kV | 50 | 50 | 50 | 4 | 城区片 | 110kV | 203 | 271.5 | 271.5 |
| 浦江变 | 110kV | 81.5 | 100 | 100 |
| 月泉变 | 110kV | 71.5 | 71.5 | 71.5 |
| 前于变 | 110kV | 50 | 50 | 50 |
| 城中变 | 110kV |
| 50 | 50 | 5 | 西北片 | 110kV | 13 | 50 | 100 |
| 大畈变 | 110kV |
| 50 | 50 |
| 平湖变 | 35kV | 5 |
|
|
| 平湖变 | 110kV |
|
| 50 |
| 虞宅变 | 110kV | 8 |
|
|
| 合计 |
| 619 | 774.5 | 874.5 |
| 最高负荷 |
| 323.4 | 378.78 | 433.77 |
| 容载比 |
| 1.91 | 2.05 | 2.01 |
各规划水平年内,110kV变电容量充裕,110kV配网容载比均能够满足《规范》的要求。
5.5无功补偿
无功补偿应坚持全面规划、合理布局、分层补偿、就地平衡原则,要防止不同层次之间的无功倒送,防止输电线线路有功和无功的逆向传送。
地区功率因数220kV系统高峰时为0.94~0.99,低谷时为0.94~0.98; 110kV地区功率因数不小于0.95。
无功补偿应根据就地平衡和便于调整电压的原则进行配置,可采用分散和集中补偿相结合的方式,以分散补偿为主。接近用电端的分散补偿可取得较好的经济效益,集中安装在变电所内有利于控制电压水平;高压补偿和低压补偿相结合,以低压补偿为主;调压与降损相结合,以降损为主。
对于冲击负荷较大的用户,应论证其对于电网电压稳定的影响,必要时可以采取“静补”的措施。
无功补偿设施应便于投切,装设在变电所和大用户处的电容器应能自动投切 ,分散安装的设备安装在所需补偿的用电设备旁,与用电设备同时投切,还要提倡用户在低功率因数的用电设备旁装电容器。
按照《浙江省城市电网规划技术原则》(Q/ZDJ04—2001),结合浦江电网具体情况,确定如下:
Ÿ
按分层分区和就地补偿原则,并随负荷变化进行调整;
Ÿ
公用变无功补偿:10kV公用变按配变容量的10~20%配置;
Ÿ
10kV线路及用户无功补偿:城区10kV线路在开闭所进行无功补偿,用户无功补偿根据用户工业用电性质按配变容量的20~30%配置,使补偿后负荷的功率因数达到0.85;
Ÿ
变电所无功补偿配置原则:110kV变电所按主变容量的10%~15%配置,使得补偿后负荷的功率因数达到0.95。
表5.5-1
浦江电网无功规划表
规划年份(年) | 电压等级(kV) | 主变容量(MVA) | 补偿后的总容量 | 下限 (Mvar) | 上限 (Mvar) | 2007(实际) | 110 | 337.5 | 33.75 | 50.62 | 2008(实际) | 110 | 406 | 40.6 | 60.9 | 2009 | 110 | 664.5 | 66.45 | 99.68 | 2010 | 110 | 724.5 | 72.45 | 108.68 | 2011 | 110 | 874.5 | 87.45 | 131.18 | 2012 | 110 | 974.5 | 97.45 | 146.18 | 2015 | 110 | 1274.5 | 127.45 | 191.18 | 2020 | 110 | 1903 | 190.3 | 285.45 |
5.6高压配电网规划
5.6.1上一级电网规划简介
220kV变电所规划
1)2008年~2010年新建220kV朱云变,配置240MVA主变一台,最终规模为3*240MVA;
2)2011年~2012年新建220kV郑宅变,配置240MVA主变一台,最终规模为3*240MVA;
3)2015年~2020年新建220kV浦南变,配置240MVA主变二台,最终规模为3*240MVA。
220kV网架规划
1)朱云变:将原220kV丰安-宾王线开入朱云变,线路按两个同杆双回架设;
2)郑宅变:将原220kV仪安线、220kV仪丰线开入郑宅变,线路按两个同杆双回架设;
3)浦南变:分别由220kV丰安变和220kV朱云变引两回线路至220kV浦南变。
表5.6.1-1 220kV变电所工程进度计划表
单位:MVA 序号 | 变电站 | 电压等级 | 规划进度 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2015 | 2020 | 1 | 朱云变 | 220kV |
| 240 | 240 | 240 | 480 | 480 | 720 | 2 | 郑宅变 | 220kV |
|
|
| 240 | 240 | 240 | 480 | 3 | 浦南变 | 220kV |
|
|
|
|
| 240 | 480 | 4 | 丰安变 | 220kV | 360 | 360 | 360 | 360 | 360 | 420 | 480 |
5.6.2高压配电网规划
根据分区负荷预测结果和《规程》中110kV容载比的规定,并结合浦江电网实际运行情况提出各规划水平年变电所及高压配网建设方案。
2008年
Ÿ
变电所规划方案
1.
浦江电网已有110kV变电所五座,变电容量406MVA;
2.
新建110kV前于变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA。
Ÿ
网架规划方案
1.
前于变:由220kV丰安变出线至110kV前于变,线路为同杆双回路设计,双回路架设。
2009年
Ÿ
变电所规划方案
1.
新建110kV杨家变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
2.
新建110kV七里变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
3.
新建110kV上宅变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA。
Ÿ
网架规划方案
1.
杨家变:将110kV马黄线开口环入110kV杨家变,线路为同杆双回路设计;
2.
七里变:由220kV丰安变出线至110kV七里变,线路为同杆双回路设计,单回路架设;
3.
上宅变:由220kV朱云变出线至110kV上宅变,线路为单回路设计。
2010年
Ÿ
变电所规划方案
1.
新建110kV治平变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
2.
新建110kV城中变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
3.
新建110kV大畈变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
4.
110kV浦江变增容,增容后主变配置为2*50MVA。
Ÿ
网架规划方案
1.
治平变:由220kV朱云变出线至110kV治平变,线路为同杆双回路设计,单回路架设;
2.
城中变:由220kV丰安变出线至110kV城中变,线路为同杆双回路设计,单回路架设;
3.
大畈变:由110kV城中变引一回110kV线路至110kV大畈变,线路为单回路设计。
2011年
Ÿ
变电所规划方案
1.
新建110kV金宅变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
2.
35kV平湖变扩建为110kV变电所,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
Ÿ
网架规划方案
1.
金宅变:由220kV朱云变出线至110kV金宅变,线路为同杆双回路设计,单回路架设;
由110kV水晶变引一回110kV线路至金宅变;
2.
平湖变:由220kV郑宅变出线至110kV平湖变,线路为同杆双回路设计,单回路架设;
由110kV大畈变引一回110kV线路至平湖变。
2012年
Ÿ
变电所规划方案
1.
新建110kV安山变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
2.
新建110kV岩头变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
Ÿ
网架规划方案
1.
安山变:将郑宅变至平湖变110kV线路环入110kV安山变,线路为同杆双回路设计;
2.
岩头变:由220kV郑宅变出线至110kV岩头变,线路为同杆双回路设计,单回路架设。
2013~2015年
Ÿ
变电所规划方案
1.
新建110kV郑家坞变,Ⅰ期工程配置110kV主变一台,容量50MVA;
2.
110kV治平变增容,增容后主变配置为2*50MVA;
3.
110kV七里变增容,增容后主变配置为2*50MVA;
4.
110kV金宅变增容,增容后主变配置为2*50MVA;
5.
110kV前于变增容,增容后主变配置为2*50MVA;
6.
110kV城中变增容,增容后主变配置为2*50MVA。
Ÿ
网架规划方案
1.
郑家坞变:由110kV杨家变引一回线路至110kV郑家坞变,线路为单回线路设计;
2.
治平变:导线与朱云变至治平变110kV线路同杆架设;
3.
七里变:由110kV金宅变引一回线路至110kV七里变,线路为单回线路设计;
4.
金宅变:导线与朱云变至金宅变110kV线路同杆架设;
5.
前于变:导线与丰安变至前于变110kV线路同杆架设;
6.
城中变:导线与丰安变至城中变110kV线路同杆架设。
2016~2020年
Ÿ
变电所规划方案
1.
110kV杨家变增容,增容后主变配置为2*50MVA;
2.
110kV治平变增容,增容后主变配置为3*50MVA;
3.
110kV安山变增容,增容后主变配置为3*50MVA;
4.
110kV七里变增容,增容后主变配置为3*50MVA;
5.
110kV金宅变增容,增容后主变配置为3*50MVA;
6.
110kV岩头变增容,增容后主变配置为3*50MVA;
7.
110kV上宅变增容,增容后主变配置为2*50MVA;
8.
110kV浦江变增容,增容后主变配置为3*50MVA;
9.
110kV月泉变增容,增容后主变配置为2*50MVA;
10. 110kV前于变增容,增容后主变配置为3*50MVA;
11. 110kV城中变增容,增容后主变配置为3*50MVA。
Ÿ
网架规划方案
1.
治平变:由110kV黄宅变引一回线路至110kV治平变,线路为单回线路设计;
2.
安山变:由110kV白马变引一回线路至110kV治平变,线路为单回线路设计;
3.
七里变:导线与朱云变至七里变110kV线路同杆架设;
4.
岩头变:导线与朱云变至岩头变110kV线路同杆架设,由110kV上宅变引一回线路至110kV岩头变,线路为单回线路设计;
5.
前于变:由220kV浦南变引一回出线至110kV前于变,线路为单回线路设计;
6.
城中变:由220kV浦南变引一回出线至110kV城中变,线路为单回线路设计。
5.6.5中低压配电网总规模
浦江县在2008-2012年需要建设10千伏线路350条,长430公里;新建10千伏公变900台,容量25.78万千伏安,新建开闭所40座,新建环网柜440座,新建和改造低压线路共计4200公里。
表6.5-1 2007~2020年浦江县中低压配网新增设备规模 设备名称 | 新建10kV总线路(条) | 新建主干线长度(km) | 新建低压线路长度(km) | 新建10kV公变 | 新建开闭所 | 新建环网柜 | 台数 | 容量 (MVA) | 数量(座) | 数量(座) | 合计 | 350 | 1050 | 4200 | 1200 | 480 | 40 | 440 |
5.7调度、通信与自动化规划
对规划水平年各专业所达到的自动化程度及通信水平进行描述,并分专业列出项目清单或重要项目。
5.7.1调度及自动化规划方案
5.7.1.1县调SCADA系统发展规划
县调SCADA系统总体要求
总体要求为:“十一五”期间,浦江县调SCADA系统应着重确保现有系统稳定可靠运行,继续坚持开放式的计算机网络系统,系统功能满足浦江电网发展的需要,在此基础上完成对SCADA主站系统双网改造、数据库标准接口的改造以及MODEM远动前置部分的双通道备份改造,并遵循地调统一标准升级主站系统软件,实现与地调系统的CIM模型共享和SVG图形交换。
结构要求
一、
安全性
SCADA系统与其它信息系统间的网络安全问题,应采取必要的网络安全措施,以提高系统的安全性;系统必须具有权限管理功能,在进行系统维护时不应影响系统的正常运行。
二、
可靠性
SCADA系统的服务器、前置机和网络设备等关键部分宜采取备份冗余模式,故障时自动切换,保证系统的正常运行。
三、
实用性
SCADA系统的功能设计、硬件设备、操作系统及数据库系统的选择,应坚持实用的原则;系统人机界面应突出操作简单、易用、易维护的原则。
四、
开放性
SCADA系统采用IEEE电网控制中心工作组推荐的开放式结构,符合(POSIX1003.0)标准。系统数据库应具备开放的、标准SQL语言访问接口,以方便与其他系统的互联和数据共享。
五、
扩展性
SCADA系统应具有软硬件的扩充及系统增加新计算机的能力。系统可以逐步建设、逐步投运、逐步扩充、逐步升级。系统的结构应能支持多种硬件平台。
六、
容错性
SCADA系统软、硬件设备应具有良好的容错能力。当设备故障或使用人员误操作时,均不应影响系统其他功能的正常使用。
七、
维护方便性
系统所选设备应是符合现代工业标准、由具有相当生产历史的设备制造商提供的、在国内占有一定比例的主流产品,且要有完善的售后服务和技术支持。
八、
与其它计算机网络的互联
SCADA系统应具有与局MIS系统中的调度生产管理模块、电能量计量系统、金华电力调度中心SCADA等系统通信的能力。
容量要求
系统应能满足设计水平年浦江电网规模和参数的要求,并能适应远景年电网的发展需要。
表5.1.1
浦江电网SCADA系统配置规模表
序号 内
容 设计水平年 2012年 1 通信接口
1.1 远动前置机通信接口 64 1.2 地区电力调度数据网接口 6 1.3 与其它计算机系统的接口 6 2 实时数据库容量
2.1 模拟量 5000 2.2 状态量 12000 2.3 脉冲电度量 0 2.4 遥控量 500 2.5 遥调量 200 3 历史数据库容量
3.1 整点数据 (保存2年) 1000 3.2 每5分钟的点数据 (保存12个月) 1000 3.3 每15秒钟的点数据 (保存30天) 1000 3.4 每2秒钟的点数据 (保存1天) 1000
功能要求
一、
SCADA功能
Ÿ
数据采集
模拟量、数字量、脉冲量、状态量及非电量数据等的采集。
Ÿ
数据传输
与上级调度系统通信或信息转发、主站与厂站端设备通信以及与其它系统通信等。远动数据的传输方式应支持多种通信媒介,支持IEC-60870、CDT规约等的RTU通信,支持双通道切换。
Ÿ
数据处理
计算电网有功功率和无功功率总加、越限告警、功率因数计算、有功电能量总加、负荷率统计、电压合格率统计、设备动作分类统计等。
二、
控制功能
遥控断路器分合、遥控电容器(电抗器)组投切、变压器有载调压分接头位置调整等。
三、
事故处理功能
当断路器事故变位时,产生事故报警信息,自动推出报警画面,具有声光效果;报警信息应长期记录,可随时查询。具备事故推画面、事故追忆功能。
四、
历史数据记录和统计
记录遥测数据并可选择存储间隔,记录遥测越限、遥信变位事件、事件顺序记录(SOE)、记录遥控、遥调等操作;统计电压合格率、电网负荷率等数据。
五、
时钟统一功能
系统应具备统一系统时钟功能,应保证系统时间与基准时间的一致、主站系统内不同节点之间时钟的一致和主站系统与站端设备间时钟的一致。
六、
人机交互
画面显示与操作;打印输出。
七、
通道监视
包括通道故障统计和报警、上下行双向通道和主备通道自动切换等。
八、
WEB发布功能
系统在满足二次安全防护要求的前提下,不同类别的用户可通过标准浏览器浏览系统的各类画面、报表等。
九、
接口功能
与上级调度主站系统的接口;与局MIS系统的接口;与电能量计量系统的接口;与调度大屏的接口等等。
5.7.1.2电网高级应用软件发展规划
电网高级应用软件是一整套建立在数据采集和监控(SCADA)基础之上的集成功能。电网高级应用软件是电网调度和商业化运营的重要辅助决策工具,是实现电网调度由经验型上升到分析型、智能型的重要手段,能够大大提高电网安全、稳定、优质和经济运行水平;随着电力市场的发展,EMS应用软件更是实现电力市场安全可靠运行的必备条件。
功能目标要求
电网高级应用软件的选择必须适合浦江电网和负荷的特点与要求,本着SCADA系统与高级应用软件一体化的原则建设,即两者采用一致的支撑平台,使用一致的电网模型数据和图形文件。在“十一五”期间,浦江电网高级应用软件建设应着重于网络分析的基本功能(包括状态估计、调度员潮流、网络拓扑和负荷预计)以及电压无功调节,力争达到实用化水平,并通过实用化验收。
一、
状态估计
状态估计利用SCADA系统采集的信息估算电力系统的实时运行状态,给出电网中各母线的电压和相角,各线路和变压器的潮流,各母线的负荷和各发电厂的发电机出力。
状态估计软件应具备测量(遥测、遥信)预检测、网络拓扑分析、电网可观测性分析、不良数据检测与纠错、母线负荷预报、变压器分接头估计和量测误差估计等功能。计算结果可被用于取代SACAD数据,或用于其它实时网络分析程序的基础,也可以被存储作为研究网络分析部分的算例。
二、
调度员潮流
在给定(历史、当前或预想)的运行方式下,进行设定操作,改变运行方式,分析本系统的潮流分布;
设定操作可以是在一次接线图模拟断路器的开合、线路或变压器的投退、变压器分接头的调整、无功补偿装置的投切以及发电机出力和负荷调整等情况下进行潮流方式的研究。
三、
网络拓扑
提供完善的网络拓扑分析功能,可处理任意接线方式的厂站。根据电力系统中开关、刀闸等电气设备的开/合状态来确定电气连通关系,确定拓扑岛,当网络分解为若干块时,主要区域和解列岛部分都可以建模。网络拓扑分析模块作为基础的共用模块,可以被EMS中所有模块调用。
网络着色则是根据电网拓扑监视出的设备状态信息,以不同的颜色直观地显示出电力系统各个设备的电气状态,如:带电、不带电等。
四、
负荷预测
随着电力市场体制的逐步展开,负荷预测工作越来越重要。负荷预测软件应能够实现周期为一天到一周、时间间隔为15分钟的系统短期负荷预报,时间间隔可以具体设定。
综合考虑影响负荷的各种因素,对系统负荷、网供负荷和局管电厂出力进行预测;对所辖电网进行分区预测。负荷预测应具备多种算法,并对各种算法设置不同控制参数,建立确切的符合金华地区负荷特征的预报模型,预报日平均误差应<3%。
五、
电压无功优化
电压无功优化依据状态估计(SE)的结果来确定所需要控制的参数,通过调整变压器分接头、投切电容器、调发电机无功,使得系统电压维持在合理的水平,同时使系统输电损耗尽可能小,即避免无功的不合理传送。电压无功优化的目标时网损最小,约束条件包括母线电压的约束、无功源的端电压或无功出力约束、变压器分接头可调范围约束、电容器投切容量约束等。2007年,建设电压无功优化软件模块,并做好与金华地调电压无功二级控制系统的衔接;
技术和管理措施
电网高级应用软件功能的实施是一个庞大的系统工程,对电网调度部门专职人员的业务素质和应用经验、电网参数及相关数据的完整和准确性、厂站基础自动化设备和通信通道的可用率、管理维护水平等各方面都提出了很高的要求。
提高专业技术人员应用软件的理论水平和使用分析能力,技术人员一方面要掌握电力系统理论、现代控制技术和电网调度运行知识,同时必须掌握应用软件的支撑环境、必要的数据库和计算机网络知识。
加强基础自动化的维护和管理工作,不断提高量测数据的准确性和可靠性,完善和优化量测设备的配置。
开展应用软件的实用化工作,加强技术人员应用软件的理论水平和使用分析能力,积极参加面向县调的有关应用软件的培训和讲座。
根据高级应用软件对外部网络数据要求,实现与地调的数据交换。
5.7.1.3厂站基础自动化发展规划
规划目标要求
巩固和完善已有厂站的计算机监控系统。优化测点,提高量测精度,减小传输时延。
在巩固调度自动化系统实用化成果的基础上,完善SCADA系统功能,实施变电所遥控和无人值班工作。“十一五”期间,35kV变电所应具备无人值班的能力。
“十一五”期间,加强厂站信息传输通道的建设,切实提高远动通道运行的稳定性和可靠性。
实施原则及要求
一、
远动信息内容
厂站远动信息内容原则上按照“县级电网调度自动化功能规范”(DL/T 635-1997)及“实现变电所无人值班对调度自动化系统的基本要求(调自[1996]43号)”的要求确定。根据厂站设备实际情况,规范变电所远动信息和上送调度主站远动信息,满足厂站无人值班正常监控的要求。一般情况下,每个变电所按128个遥测量、256个遥信量、128个遥控量设计。若调度部门需要特殊的信息可根据各厂站情况作相应的调整。
厂站计算机监控系统向县调传送的主要信息:
1.
遥测量
Ÿ
35kV线路的三相电流、有功功率、无功功率
Ÿ
主变压器各侧的三相电流、有功功率及无功功率
Ÿ
10kV线路的三相电流、有功功率、无功功率
Ÿ
主变压器分接头
Ÿ
所有母联、分段断路器的三相电流
Ÿ
各电压等级各段母线电压(小电流接地系统应测三个相电压,3U0)及频率
2.
遥信量
Ÿ
任何断路器的非手动跳闸信号
Ÿ
各断路器位置信号
Ÿ
反映系统运行状态的隔离开关、接地闸刀位置信号
Ÿ
变电所事故总信号
Ÿ
线路主保护动作信号和重合闸信号
Ÿ
母线差动保护动作信号
Ÿ
主变差动和瓦斯保护动作信号
Ÿ
直流系统异常信号
Ÿ
断路器控制回路断线总信号
Ÿ
断路器操作机构故障总信号
Ÿ
继电保护及自动装置电源中断总信号
Ÿ
变压器冷却系统故障信号
Ÿ
变压器油温过高信号
Ÿ
轻瓦斯动作信号
Ÿ
继电保护、故障录波装置总信号
Ÿ
远动终端遥控操作电源消失信号
Ÿ
远动终端UPS交流电源消失信号
Ÿ
通信系统电源终端信号
3.
遥控量
Ÿ
变电所全部断路器
Ÿ
主变中性点接地闸刀
4.
遥调量
Ÿ
主变压器有载调压
(上面的量是必不可少的,根据要求还应可增配其它量。) 二、
厂站端远动方案设计原则
1.
新建35 kV变电所采用计算机监控系统方式,远动信息的采集和发送应保证其直采直收。系统的设计和选型必须保证电网调度自动化的功能要求和对远动数据的实时性、可靠性要求。
2.
原有35kV变电所的改造均应采用计算机监控系统方式进行。
3.
厂站端远动系统应满足无人值班要求或少人值守要求。
三、
远动信息传输模式
为满足调度部门包括配网调度对厂站端远动信息量的实时性要求,实现信息资源的共享,减少厂站端设备的重复配置,根据浦江电网电力调度数据网建设的实际情况,“十一五”期间远动信息的传输采用常规远动方式,变电所至调度的远动通道考虑一主一备两个独立的通道。
四、
远动通道组织
1.
远动通道组织
1)
县调与地调之间应考虑一路数据网通道和一路常规远动通道;
2)
县调与直调变电所之间应考虑两路常规远动通道;
3)
其它35kV及以下电压等级变电所可根据其在电网中的重要性和控制可靠性决定是否采用主备通道。
2.
远动通道速率要求
1)
采用常规的远动模式时,远动通道速率采用1200bps。
2)
采用数据网远动网络接口模式时,远动通道速率可采用N×2Mbps。
3.
远动通道质量要求
1)
传输介质为微波时,在任何月份(L/2500)*0.4%以上时间一分钟平均误码率≤10-7。
2)
传输介质为光纤时,在正常条件下通道的误码率≤10-10。
3)
传输介质为载波时,在额定信噪比条件下通道的误码率≤10-5。
五、
变电所计算机监控系统的建设
1.
新建变电所原则上按计算机监控系统设计,立足国内和适当引进相结合。变电所计算机监控系统应按照“结构分层、信息分布、功能分级、布置就近、控制可靠、保护工作独立”的原则。减少变电所占地面积、将继电保护、自动装置和远动系统有机结合起来,取代常规表盘、操作控制屏、中央信号系统等二次设备,实现实时监控、防误闭锁、电压和无功自动控制、计算机网络通信及自诊断和自恢复等功能,提高变电所运行的安全和可靠性。
2.
在厂站自动化系统设计中,应尽可能统一设计标准,考虑资源共享,统一规约,对计算机网络通信协议要严格执行国家标准、行业标准和部颁规定,确保组网工作的顺利进行。
六、
操作班建设
至“十一五”末期,浦江电网35kV变电所数量不多,考虑仍由现设在局里的1个操作班直接负责对所辖变电所的事故处理、倒闸操作、工作许可、设备巡视等,操作班由县调主站系统提供监控工作站实现对所辖变电所的监视和管理。
5.7.1.4配网自动化发展规划
配网自动化系统是指利用现代电子技术、计算机技术和通讯技术对中低压配网进行监视、控制以及管理的自动化系统。配网自动化主站(简称配网主站)是整个配网自动化系统的监控、管理中心。配网自动化远方终端是用于中低压电网的各种远方监测、控制单元的总称。它包括配电开关监控终端FTU、配电变压器监测终端TTU、开闭所及用户监控终端DTU等。
一、
设计原则
1.
配网自动化系统设计应在配电规划的基础上,根据当地的实际供电条件、供电水平、电网结构和用户性质,因地制宜地选择方案及其设备类型。
2.
重要用户多,负荷密度高,线路走廊资源十分紧张,用户对供电可靠性较为敏感的区域是首期实施自动化的区域。在实施前必须经过电网改造,使供电半径趋于合理,网架和设备得到加强,线路间的相互连接具备条件。
3.
配网自动化系统的建设必须首先满足配网自动化基本功能,在条件具备时可以考虑扩展管理功能。
4.
配网自动化系统主站原则上应该考虑与调度自动化系统一体化设计。
5.
配网主站系统设计原则应遵循各项国家和行业标准,具有安全性、可靠性、实用性、扩展性、开放性、容错性,满足电力系统实时性的要求,具有较高的性能价格比。
二、
配网网架规划
配网自动化的基本原理是将环网结构开环运行的配网线路通过分段开关把供电线路分割成各个供电区域,当某区域发生故障时,及时将分割该区域的开关跳开,隔离故障区域;随后,将因线路故障而失电的非故障区域迅速恢复供电,从而避免因局部线路故障而导致整条线路连续失电,大大减少停电范围,提高供电可靠性。
配网网架规划的主要内容包括:
Ÿ
根据供电范围及半径确定需要互联的主干线和主支线。
Ÿ
干线分段主要考虑负荷密度、负荷性质和线路长度。
Ÿ
分段数的确定应考虑供电可靠性和投资效益,一般线路长度在5公里以内的宜分3段,线路更长时,分段不宜超过5段。
Ÿ
根据分段数量和分段点的位置确定联络位置。
三、
系统结构
目前,浦江地区尚未开展配网自动化工作。“十一五”中后期,浦江县调考虑开展配网自动化的试点工作,采用调配一体化系统,在调度主站基础上集成配网SCADA功能,不考虑单独建设配网主站系统;由调配一体化系统直接接收开闭所及用户监控终端DTU的数据。
四、
系统功能
配网自动化系统的功能分为基本功能和选配功能。基本功能是配网自动化系统必须实现的功能,选配功能可以根据各地的实际情况和需求灵活配置。试点期间,浦江调配一体化系统仅考虑集成配网SCADA功能。
配网SCADA/DA功能包括:
1.数据采集
包括模拟量采集、数字量采集、状态量采集等。
2.数据传输
包括与远方终端通信、与管理信息系统通信等。
3.数据处理
包括有功功率总加、无功功率总加、有功电能量总加、无功电能量总加、越限告警、计算功能、数据的合理性检查和处理、遥信变位处理等。
4.控制功能
包括开关分合闸、闭锁功能、保护及重合闸远方头推、保护定值远方设置等。
5.事件报告
包括事件顺序记录、事故追忆等。
6.人机交互
包括画面显示与操作、报表管理与打印等。
7.系统维护
包括主站维护、远程维护等。
8.故障处理
包括故障定位、故障隔离、非故障区域恢复供电、小电流接地故障选线、定位等。
五、
配网远方终端功能
配网远方终端应符合DL/T 721-2000《配网自动化系统远方终端》。
配网自动化系统的技术指标参考DL/T 635-1997《县级电网调度自动化功能规范》和DL/T 550-94《地区电网调度自动化功能规范》,结合配网实际的特点和需求,必须达到以下指标要求,对于通信通道条件比较好的系统,系统实时性响应指标中有关数据传送时间和控制命令传送时间应在此基础上进一步提高。
1.
系统技术指标
a) 遥测综合误差
≤1.5%
b) 遥测合格率
≥98%
c) 遥信正确率
≥99%
d) 遥控误动率
≤0.01%
e) 遥信变位传送到主站
≤10s
f) 重要遥测量越定值变化传送至主站
≤10s
g) 控制命令传送时间
≤5s
h) 有实时数据画面整幅调出响应时间
≤5s
i) 80%画面数据刷新周期
≤3s
j) 20%画面数据刷新周期
≤20s
k) 双机切换时间
≤50s
l) 故障区段隔离
≤1min
m) 非故障区段恢复供电
≤2min
n) 系统年可用率
≥99.9%
o) 主机CPU负载率: p) 电网正常时任意30分钟内平均
<30%
q) 电网事故时任意10秒内平均
<60%
2.
电源指标
a) UPS交流失电后维持主站系统供电
≥4h
5.7.2通信规划方案
5.7.2.1网络结构
一、
组网技术
传统上电力通讯网的主要任务是为电力生产调度、电力企业行政管理提供语音服务,为电力自动化、继电保护及安全自动装置提供时分复用传输电路。随着电力系统信息化和管理现代化程度的不断提高,计算机局域网和广域网迅速发展,MIS系统、OA系统、电力营销数据网、电力客户服务信息系统等的应用,数据通讯对通讯传输网提出了越来越高的要求。
随着互联网技术的普及,电力通讯网中IP业务量的持续快速增长,IP业务将成为今后电力通讯网承载的主要业务。IP技术可以集成语音业务、数据业务、图像和视频业务等,是未来网络综合的主要力量之一。实际应用中,IP网络的传输通常采用IP Over SDH、IP Over WDM、RPR、GE等技术。
RPR技术(Optical Ethernet RPR)。RPR(Resilient Packet Rings)综合了以太网和SDH的优点,使设备能共享环上的所有或部分的带宽;它定义了一个独立的物理层-弹性分组环媒介访问控制层,给各个厂商提供互通性,从而增加竞争,降低了用户的投资;它提供了一个双环结构,在环上传送反方向的信号,并提供小于50ms的保护倒换。
在业务方面,RPR可以结合MPLS协议,利用帧结构中的MPLS标签的CoS字节标识,提供四种等级的业务:快速传送业务(具有严格的时延、抖动和保护、时钟同步。如实时性E1语音业务和图像业务)、保障传输业务1(对时延和抖动无特殊要求,但有带宽承诺,无突发的图像、数据业务)、保障传输业务2(有带宽承诺,属突发型数据业务,采用尽力传送机制)、尽力传送业务。这种技术的大范围应用,将解决县局通讯网多业务传输问题。
二、
网络结构
根据电力系统通讯建设要求,结合浦江局各厂站的地理位置分布、厂站数量以及主要信息流量,依据网络N-1可靠性原则,浦江局的主干网采用以新大楼为中心的环网加射线的拓扑结构,主环网容量采用2.5G,同时选择220kV丰安变作为县局光纤环网主要汇接点,以新大楼和丰安变两点接入金华局电力通讯网。
供电所、供电营业分所、直属单位和35kV厂站纳入县局RPR光纤传输拓扑结构中,组建2.5G光纤主干环网,部分不具备环入条件的站点可考虑以支线方式接入。110kV及以上的厂站已在金华地区电力通讯“十一五”规划中考虑,原则上不再设置县局光传输设备,县局至110kV及以上的厂站所需的通道组织在地区的光传输设备上。
5.7.2.2行政交换网
根据电力系统自动交换网技术管理原则和省局“十一五”通讯规划纲要求,采用省、地二级汇接三级交换体系,地区交换网和县(市)局交换机间组成第三级交换网络。金华局作为地区汇接局与其它地区的交换机互联,浦江局接入金华局大楼EWSD局用交换机。
2007年,浦江局将搬迁至新大楼办公,届时MITEL-2000数字程控交换机搬迁至新大楼使用。为便于管理,局大楼内部电话号码重新按照楼层进行重新分配。“十一五”期间,结合浦江局行政交换机的配置现状进行改造和扩容,利用2M数字接口,采用DID直接联接金华局局用交换机,并将县局范围内尚未覆盖的供电所和变电站接入行政交换网。
5.7.2.3调度交换网
根据金华地区电力通讯“十一五”规划,将进一步建设和完善调度程控交换网。“十一五”期间,浦江局考虑新上H20-20调度交换系统远端模块1套,配置相应调度台、用户板、中继板等,作为调度系统,并通过2Mbit/s中继线与金华局、500kV双龙变调度程控交换机相连。县局范围内的调度电话以单机方式接入县局远端模块,110kV及以上的厂站的调度电话则由地区调度程控交换网完成。
5.7.2.4通讯监控
浦江局目前无通讯监控系统,随着一次系统的建设,“十一五”期间通讯将相继建成RPR光纤传输网、调度交换系统、行政交换系统等,为有效的提高管理效率、充分利用现有的网络资源、降低网络运行维护成本、提高网络的可靠性,有必要建设通讯监控系统。
根据运行维护要求以及目前的技术支持手段,第一步建设集中监视告警显示系统,提高故障处理能力、缩短故障处理时间。第二步应建设通讯资源管理系统,提高资源的利用率。
35kV厂站、供电营业所等的通讯设备、电源及机房环境均纳入监控范围。
5.7.2.5通讯电源
通讯电源系统是通讯系统的重要组成部分,通讯电源工作不正常,将会造成通讯系统故障,甚至导致整个系统瘫痪,引发重大生产事故。为了保证整个通讯系统的畅通,保障电网的安全、可靠、稳定地运行,需要可靠、稳定的通讯电源系统予以保证。各类通讯站点通讯电源系统配置原则如下:
35kV变电所:设立独立的通讯电源系统,由单整流器、一组蓄电池、交、直流分配屏等组成,交流供电两路。配置相应的电源及蓄电池监控系统,信号能上送浦江局监控系统。
供电所、营业所:设通信、信息合用UPS电源系统一套,通信用的直流-48V电源由UPS整流供给,费用列入信息专业相关章节。该系统配置相应的电源监控单元,信号能上送浦江局监控系统。
对于通讯电源系统配置不满足以上配置原则或运行期限较长的站点,按照以上配置原则进行改造。
5.7.2.6配网通讯
配网通讯的特点:①终端节点数多;②通讯节点分布极其分散;③单个节点的通讯数据量小。
配电自动化对通讯系统的要求:①满足数据传输需要;②速率应满足事故处理时通讯的要求;③信道维护量少、扩容方便、可靠、造价低;④尽可能利用已有的通讯和信道资源。
信道种类及用途:
①配电载波信道:适用于FTU(现场(馈线)终端装置)与TTU(配电变压器监控终端)、TTU与自动读表之间。
②无线信道:适用于用户负荷、电量采集。
③光纤信道:适用于控制中心与子站之间、子站与FTU之间。
④有线信道:适用于FTU与TTU、TTU与自动读表之间。
⑤电话拨号:适应于自动抄表。
通讯方式的选择以满足数据传输需要,满足事故处理时通讯的要求,信道维护量少、扩容方便、可靠、投资少,充分利用现有的电力线资源为原则。通讯方式主要以光纤MODEM方式为主,无线通讯方式为辅,以适应用户高密度、工程实施困难的问题。
5.8网架评价
高压配电网:至远景年高压变电站均至少有两台主变,从N-1校验角度上看,满足一台主检修或故障时的N-1校验。高压变电站进线大于等于两回,单回进线故障时均能保证负荷的可靠转供,满足线路N-1校验。高压网络各元件通过N-1校验,提高了高压配网的供电可靠性,是全网供电可靠性提高的重要保证。
中压配电网:现状年中压配网现环网率为55.7%,规划至远景年中压配电网接线方式为单环、双环、三供一备等典型接线,均为双电源供电,中压配网的供电可靠性得到很大提高。随着高压网络和中压网络网架结构的不断完善,到远景年用户供电可靠率将得到大幅提高。远景年RS3预计为99.92%。
线损率逐年降低:高压变电站分布于各负荷集中区,变电站供电范围的合理划分,大大减小了中压线路的供电半径,减小配电网络线损率。预计远景年线损率3.3%,较现状年降低0.2个百分点。
附运营指标对比表(见表5.8-1)。
表5.8-1
浦江农网规划期主要运营指标对比表 序号 | 运营指标 | 2007年现状 | 2010规划水平年 | 2020规划水平年 | 1 | 供电可靠性(%) | RS-1 | 99.728 | 99.91 | 99.92 | RS-2 | 99.741 | 99.92 | 99.94 | RS-3 | 99.728 | 99.91 | 99.92 | 2 | 综合电压合格率(%) | 99.27 | 99.18 | 99.2 | 3 | 线损率(%) | 综合 | 3.55 | 3.55 | 3.3 | 10kV | 1.59 | 1.37 | 1.26 | 0.4kV | 6.29 | 5.23 | 5.18 |
6投资估算 表 6-1
电网输变电工程造价 工程类型 设备规格 单位造价(万元) 单位 220kV变电站 I期 8000 万元/座 II期 2000 万元/座 110kV变电站 I期 4000 万元/座 II期 1500 万元/座 220kV架空线路 LGJ-400或2*LGJ-300 210 万元/km 110kV架空线路 LGJ-300 150 万元/km 220kV电缆线路 - 1200 万元/km 110kV电缆线路 - 600 万元/km 中压绝缘线 JKLUJ-240 25 万元/km 中压电缆 YJV22-3×300 70 万元/km 低压电缆 YJV22-3×95 17 万元/km 低压绝缘线 JKLUJ-120 10 万元/km 标准容量配变 400kVA(箱变) 28 万元/台 315KVA(柱上变) 15 万元/台 开闭所 4进6~8出 150 万元/座 开关 真空短路器 3 万元/台 环网柜 2进4~6出 50 万元/台 无功设备 电容器 3.2 元/kvar
表6-2
浦江农村电网建设投资预测表
单位:亿元
年度 | 投资规模(亿元) | 110kV | 10kV | 低压 | 户表改造户数 | 二次系统投资 | 其他工程投资 | 变电 | 线路 | 变电 | 线路 | 线路 | 配电台区 | 新建变电站 | 投资 | 改造变电站 | 投资 | 新建线路 | 投资 | 改造线路 | 投资 | 新建及改造变电站 | 投资 | 长度 | 投资 | 长度 | 投资 |
|
|
| 座 | MVA | 亿元 | 座 | 新增容量(MVA) | 亿元 | 公里 | 亿元 | 公里 | 亿元 | 座 | MVA | 亿元 | 公里 | 亿元 | 公里 | 亿元 | 个 | 万户 | 亿元 | 亿元 | 2008 | 1.76 | 1 | 50 | 0.4 | 2 | 68.5 | 0.5 | 10 | 0.15 |
|
| 300 | 120 | 0.15 | 95.5 | 0.24 | 382 | 0.19 | 300 | 2.49 | 0.03 | 0.1 | 2009 | 3.15 | 3 | 150 | 1.2 |
|
|
| 30 | 0.45 |
|
| 150 | 60 | 0.075 | 286.4 | 0.72 | 1145.6 | 0.57 | 150 | 2.59 | 0.03 | 0.1 | 2010 | 3.26 | 3 | 150 | 1.2 | 1 | 18.5 | 0.1 | 30 | 0.45 |
|
| 150 | 60 | 0.075 | 286.4 | 0.72 | 1145.6 | 0.57 | 150 | 2.70 | 0.04 | 0.1 | 2011 | 2.47 | 2 | 100 | 0.9 |
|
|
| 28 | 0.42 |
|
| 270 | 108 | 0.14 | 195.2 | 0.49 | 780.8 | 0.39 | 270 | 2.81 | 0.026 | 0.1 | 2012 | 2.26 | 2 | 100 | 0.8 |
|
|
| 20 | 0.3 |
|
| 286 | 114.4 | 0.14 | 194.6 | 0.49 | 778.4 | 0.39 | 286 | 2.92 | 0.04 | 0.1 | 2008~2010合计 | 12.9 | 11 | 550 | 4.5 | 3 | 87 | 0.6 | 118 | 1.77 |
|
| 1156 | 462.4 | 0.58 | 1058.1 | 2.66 | 4232.4 | 2.11 | 1156 | 13.51 | 0.166 | 0.5 |
8结论与建议 8.1基本结论
一、
至“十一五”末期,浦江农村用电量将达到17.20亿千瓦时,最高负荷为371.29兆瓦,“十一五”期间的年均增长率分别为17.67%和18.16%,浦江用电量将持续较快增长。
二、
至“十二五”末期,浦江农村用电量将达到41.65亿千瓦时,最高负荷为702.83兆瓦,“十二五”期间的年均增长率分别为16.23%和13.02%。由于浦江建设用地的紧张和国家宏观调控的影响,电量增长会适度放缓。
三、
至规划水平年末期,浦江电网拥有220kV变电所4座,容量1380MVA;110kV变电所17座,容量1274.5MVA。随着第一座500kV变电所的落成,浦江电网将建成容量充裕,网架合理,调度灵活,坚强可靠的现代化电网。
8.2政策建议
一、
增加220kV及110kV变电站布点,为下级电网发展建立坚固的基础。
二、
避免变电容量的重复建设,减少变压层次,应充分发挥220kV变电站的35kV容量,向35kV用户专用变和现有的靠近220kV变电站的35kV系统变直供,对35kV用户专用变供电半径一般不超过10km,负荷一般不超过20MW,对35kV系统变供电半径一般不超过8km,负荷一般不超过30MW。
三、
在充分发挥现有的35kV电网作用的同时,要因地制宜,控制35kV电网的发展,不进行新的35kV公用变布点。随着经济的发展、负荷的增长,部分35kV变电站就地或易地升压改建成110kV变电站。
四、
通过评估,目前的县城网能够满足负荷发展的需要,镇区网及乡村网的情况是比较严重的,线路超载现象比较严重,在保证县城网正常建设的基础下,应增强对镇区网及乡村网的建设。
五、
加大投资降低线路损耗,实践证明每降低一个百分点的线损率都将产生巨大的经济利润。
六、
根据现状配网的接线方式,不断进行改造和完善,逐步过渡到目标网架。建议供电局在实施中不断积累和提高线路高负载率运行情况下的经验,为将来负荷发展时,高负载率中压网接线方式规模的扩大打好坚实的运行基础。
七、
电网是城市基础公共设施建设不可缺少的一部分,是保证地区建设和国民经济持续发展的重要产业。为此,建议在电网开发建设项目当中,政府应减免有关费用。例如:道路赔偿费、城市基础设施配套费等。同时,建议政府加大对规划中的变电所所址和线路走廊土地资源的控制力度,充分发挥政府在电网建设当中应有的协调作用。
八、
对城市中心区或繁华地带,需架空线入地或旧城改造时,加大电网建设资金的投入力度。特别是电缆管道预埋资金的投入,应列入市政配套工程项目中。协调电网建设与市政建设的矛盾,最大限度避免重复建设,在新开发区域尽量做到电网建设与市政建设的同步。
九、
在2010年后,部分区域具备实施配网自动化条件时,逐步实施配网自动化。
十、
电网建设,开闭所、环网柜的投资由开发商进行投资,电气部分投资谁受益谁投资。
十一、
建议在地方政府和电力部门之间建立起畅通的信息交流渠道,共享信息资源,以便更准确及时地预测电力市场变化,从而保证国民经济发展对电力的需求。 |