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洋山深水港北侧陆域增量配电网建设发展规划(2018-2020年)

国际能源网能源资讯频道  来源:国际能源网  日期:2018-12-13

日前,浙江省发改委印发《关于洋山深水港北侧陆域增量配电网建设发展规划(2018-2020年)的通知》,《通知》提出,洋山深水港北侧陆域增量配电网由国网浙江省电力有限公司、浙能集团按照国家有关规定合资组建的增量配电网公司承担建设、运行责任。增量配电网公司在贯彻实施规划过程中,要切实执行国家能源政策和电力体制改革要求,支持可再生能源、分布式能源、储能等的发展,落实输配电价制度,推进分布式发电市场化交易等改革。洋山深水港北侧陆域增量配电网内,要落实“厂网分离”原则。增量配电网公司应积极支持其他业主在增量配电网内建设可再生能源、分布式能源和微电网。增量配电网公司要切实履行电网企业职责,遵守国家有关技术规范标准,提供保底供电和社会普遍服务,保证安全、可靠供电。

原文如下:

浙江省发展改革委关于印发洋山深水港北侧陆域增量配电网建设发展规划(2018-2020年)的通知

舟山市发展改革委、嵊泗县发展改革局,省电力公司、浙能集团、国网舟山供电公司:

为积极有序推进浙江省增量配电业务改革,确保改革取得实效,保障洋山深水港北侧陆域增量配电网持续健康发展,浙江省发改委组织编制了《洋山深水港北侧陆域增量配电网建设发展规划(2018-2020年)》。现予印发,请认真贯彻实施,并就规划贯彻实施有关事项通知如下:

一、本规划是洋山深水港北侧陆域增量配电网建设的基本依据,纳入浙江省电力发展规划、配电网建设改造规划,作为核准(备案)相关电网项目和申请供电营业区许可、供电业务许可的规划依据。

二、本规划的解释权属于浙江省发改委。浙江省发改委授权舟山市发展改革委负责规划日常管理。涉及试点区域、网架结构、重大项目、运行指标等重大内容的调整,需报浙江省发改委调整规划。

三、洋山深水港北侧陆域增量配电网由国网浙江省电力有限公司、浙能集团按照国家有关规定合资组建的增量配电网公司承担建设、运行责任。增量配电网公司组建完成后书面报告浙江省发改委。

四、增量配电网公司在贯彻实施规划过程中,要切实执行国家能源政策和电力体制改革要求,支持可再生能源、分布式能源、储能等的发展,落实输配电价制度,推进分布式发电市场化交易等改革。

五、洋山深水港北侧陆域增量配电网内,要落实“厂网分离”原则。增量配电网公司应积极支持其他业主在增量配电网内建设可再生能源、分布式能源和微电网。

六、增量配电网公司要切实履行电网企业职责,遵守国家有关技术规范标准,提供保底供电和社会普遍服务,保证安全、可靠供电。

七、国家电网所属企业要按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求,向增量配电网无歧视开放电网,提供便捷、及时、高效的并网服务。

规划实施过程中遇到的重大问题和情况,请及时报告浙江省发改委。

浙江省发展和改革委员会

2018年12月7日

抄送:浙江能源监管办,舟山市经信委

浙江省发展和改革委员会办公室 

2018年12月10日印发

洋山深水港北侧陆域增量配电网建设发展规划(2018-2020年)(简版)

根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)精神,国家发展改革委、国家能源局于2016年12月印发了《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》(发改经体〔2016〕2480号),公布了第一批105个增量配电业务改革试点的名单,洋山深水港北侧陆域为浙江省内首批6个试点之一。

    为积极有序推进我省增量配电业务改革,确保改革取得实效,保障洋山深水港北侧陆域增量配电网持续健康发展,根据《关于抓紧编制并上报各增量配电网“十三五”建设发展规划的通知》(浙发改办能源〔2017〕126号)要求,编制本规划。

本规划基准年为2017年,规划期为2018-2020年。

本规划的编制依据主要包括:

1.相关政府文件

(1)《国家发展改革委 国家能源局关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》(发改经体〔2016〕2480号);

(2)《国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见》(发改能源〔2015〕1899号);

(3)《国家能源局关于印发配电网建设改造行动计划(2015~2020年)的通知》(国能电力〔2015〕290号);

(4)浙江省发改委《关于抓紧编制并上报各增量配电网“十三五”建设发展规划的通知》(浙发改办能源〔2017〕126号);

(5)《省发展改革委关于加快推进第一批增量配电业务试点项目的通知》(浙发改能源〔2017〕772号);

(6)《关于确认洋山深水港北侧陆域配电业务试点项目业主的通知》(浙发改办能源〔2017〕123号)。

2.城乡总体规划、国民经济和社会发展规划

(1)《嵊泗县国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》(2016年6月);

(2)《浙江舟山洋山城镇规划暨控制性详细规划》(2014年9月初稿);

(3)《洋山深水港北侧陆域产业发展规划研究报告》(2014年10月征求意见稿)。

3.电网规划、设计和运行应遵循的有关规程、规范和规定

(1)《中华人民共和国电力法》;

(2)《供配电系统设计规范》(GB 50052-2009);

(3)《城市电力规划规范》(GB/T 50293-2014);

(4)《配电网规划设计技术导则》(DL/T 5729-2016);

(5)《中低压配电网改造技术原则》(DL/T 599-2016);

(6)《电能质量 公用电网谐波》(GB/T 14549-1993);

(7)《电能质量 供电电压偏差》(GB/T 12325-2008);

(8)《电能质量 三相电压允许不平衡度》(GB/T 15543-2008);

(9)《电能质量 电压波动和闪变》(GB/T 12326-2008)。

4.其它与配电网规划相关的资料

(1)《国务院办公厅关于加快电动汽车充基础设施建设指导意见》(国办发〔2015〕73号);

(2)舟山市人民政府《关于同意浙江舟山群岛新区城乡电力设施布局规划的批复》(舟政函〔2015〕68号);

(3)《浙江舟山群岛新区城乡电力设施布局规划》(2016年1月);

(4)《小洋山岛北部围垦区配电网控制性布局规划》(2015年12月)。

一、试点范围

洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点位于舟山市嵊泗县洋山镇,东至薄刀嘴岛,西至小洋山岛,南至东海大道(以洋山深水港区浙沪两地签订的协议线为边界),北为小洋山岛与薄刀嘴岛连线的围垦区域,试点区域面积约16.45平方公里,其中围垦一期面积约6.35平方公里。目前一期围垦区正在进行围垦,本次规划在围垦一期范围内开展。试点区域范围如图1-1所示。


图1-1  试点区域范围示意图

试点区内由国网浙江省电力有限公司和浙江省能源集团有限公司成立股份合作公司开展电网经营业务。

洋山深水港北侧陆域增量配电业务改革试点规划区域内建设10千伏及以下增量配电网,远景规划建设110千伏及以下增量配电网。

二、区域经济社会发展情况

(一)区域经济社会发展现状

洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域地处上海浦东新区和舟山群岛新区两个国家级新区的交汇处,既可以享受舟山群岛新区建设的相关先行先试政策,又能接受上海国际航运中心、中国(上海)自由贸易试验区发展政策的辐射,在发展港航物流业方面具有独特优势。

根据小洋山北侧围垦区产业发展规划,洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域将整合区域优势,抓住中国(上海)自由贸易试验区、上海浦东新区和浙江舟山群岛新区的发展机遇,加强浙沪合作,探索与周边港区的错位发展,积极协调浙沪在北侧围垦区开发管理上的关系,稳妥推进相关创新政策支持,着力打造以港航物流和自由贸易为主导、以临港产业、能源综合利用为补充、以综合配套服务业为支撑的现代产业体系。

(二)区域总体规划布局

根据《浙江舟山洋山城镇规划暨控制性详细规划》(2014年9月初稿)及《洋山深水港北侧陆域产业发展规划研究报告》(2014年10月征求意见稿),洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域地理位置如图2-1所示,总体规划布局情况图2-2所示。


图2-1 试点区域在浙江省的位置图

图2-2 试点区域控制性规划示意图(2014年-2030年)

地理位置:位于舟山市嵊泗县洋山镇,东至薄刀嘴岛,西至小洋山岛,南至东海大道(以洋山深水港区浙沪两地签订的协议线为边界),北为小洋山岛与薄刀嘴岛连线的围垦区域。

总体要求:将区域建成基础设施完善、空间布局合理、体制机制灵活、市场环境优良、服务功能健全、物流服务高效的国际港航物流基地和现代临港产业集聚区,成为在亚太乃至全球具有物流资源配置能力的国际物流枢纽,成为中国(上海)自由贸易试验区的协同区、浙江舟山群岛新区自由贸易政策先行先试示范区、我国跨省市合作开发的示范区和浙江嵊泗经济的重要增长极。

产业规划:“两主两辅一配套”。

“两主”即港航物流服务(非保税)、自由贸易园区(保税)两大主要功能;

“两辅”即临港产业、能源综合利用两大辅助功能;

“一配套”即综合配套服务功能,分为综合配套服务功能中心(大指头区)和综合配套服务功能东区(沈家湾区),其中综合配套服务功能中心(大指头区)属于本次洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域。

开发主体:2016年底浙江省人民政府和上海市人民政府签署《关于共同推进小洋山合作开发等重大合作事项的框架协议》,2017年4月浙沪两地发改委签署《关于深化推进小洋山合作开发的备忘录》,明确了“以资本为纽带、以企业为主体,通过股权合作方式,稳步推进小洋山区域合作开发,实现互利共赢”精神,由浙江省海港集团与上港集团以股权合作的方式对小洋山进行开发经营,全面加快小洋山北侧开发建设,提升了洋山深水港北侧围垦区域发展战略高度。

由于产业开发主体发生变化,原嵊泗县洋山深水港北侧陆域产业发展规划将重新调整,产业功能定位可能发生新的变化,但目前尚未发布相关控制性详细规划。因此,洋山深水港北侧陆域产业未来的发展规划不确定因素较大,未来产业发展定位可参考洋山深水港南部港区,一旦产业规划布局调整定型,小洋山北侧将迅猛发展,电力规划将同步作相应调整。

(三)区域用地规划

根据《浙江舟山洋山城镇规划暨控制性详细规划》(2014年9月初稿)及《洋山深水港北侧陆域产业发展规划研究报告》(2014年10月征求意见稿),至远景年,试点区域用地规划如图2-3所示。

洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域规划用地共计16.45平方公里,包含围垦一期约6.35平方公里,主要以工业和仓储物流用地为主,商业等其他配套用地为辅。其中,港航物流服务区主要为仓储物流用地,自由贸易园区、临港产业园区均以工业用地为主,综合配套服务功能中区和西区以商业商务和行政办公用地为主。

根据现有洋山深水港北侧陆域产业规划,到2020年,洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域成陆面积及成陆区基础设施满足开发建设需要,港航物流区一期、保税功能区一期、综合配套区一期、能源综合利用区及游艇基地等项目基本建成,区域产业体系雏形显现;到2025年,围垦项目基本结束,基础设施趋于完善,港航物流区二期、保税功能区二期、综合配套区二期、临港产业区等项目基本建成,区域产业体系日益完善,基本建成产业结构合理、空间配置高效、生态环境良好、体制机制灵活的现代化、综合型临港产业集聚区。

图2-3 试点区域用地规划示意图(2014年-2030年)

洋山深水港北侧陆域围垦工程正在进行,区域内的道路、给排水、通信等基础设施尚未开始建设。目前已有香港裕程物流公司意愿入驻围垦区,但未启动建设。试点区域功能定位见表2-1。

表2-1 小洋山北侧围垦区功能定位表

(四)已知重点建设项目情况

洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域的开发受到围垦工程的限制,按照“一次规划、分期开发、产业功能匹配、重点项目优先”的原则,结合围垦工程的进展情况,“十三五”期间试点区域内重点建设项目如下:

1.全面完成一期围垦,推进成陆区道路、给排水、供电等基础设施建设,平整区域内的土地,为后期开发提供保障;

2.建设港口一期、仓储物流一期项目,为港航、物流和临港产业发展提供支持;

3.依托东海大道,构筑南部现代产业景观带,启动综合配套服务一期项目,建成一批办公楼、商贸中心、管理服务中心、宾馆公寓等项目。

三、区域电网发展情况

目前小洋山岛陆域分为北侧陆域和南部港区,其中北侧陆域由国网嵊泗县供电公司供电,南部港区由上海同盛电力有限公司供电。试点区域位于小洋山岛北侧陆域范围内,现处于围垦阶段。

(一)周边区域电网现状

1.电网概况

目前,洋山深水港北侧陆域电网与洋山深水港南部港区电网无联络,区域内无220千伏电源点。洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点周边区域内现有110千伏变电站1座,为沈家湾变(2×50兆伏安);柔性直流换流站1座,为柔直舟洋站(100兆伏安);35千伏变电站1座,为大洋变(2×8兆伏安)。

    从周边区域高压网架来分析,110千伏沈家湾变承担洋山深水港北侧陆域及大洋山岛的供电负荷,“十三五”规划期间洋山深水港北侧陆域及大洋山岛暂无大负荷接入,能够满足试点区域内“十三五”期间的负荷接入需求。

2.柔性直流舟洋换流站

2014年7月,舟山±200千伏五端柔性直流输电科技示范工程投运,为当前投运的世界上端数最多、单端容量最大的多端柔性直流输电工程,工程项目总投资41.4亿元,共建设5座换流站,总容量1000兆瓦。

柔性直流舟洋换流站是舟山±200千伏五端柔性直流输电科技示范工程重要的组成部分,自投运后为洋山区域电网提供了第二个外部电源点。目前柔直舟洋站有两回直流出线,一回为±200千伏岱洋2003线,与岱山境内柔直舟岱站连接;另一回为±200千伏洋泗2004线,与嵊泗本岛内柔直舟泗站连接。

3.110千伏沈家湾变电站

110千伏沈家湾变电站于2014年5月投运,目前为洋山深水港北侧陆域和大洋山区域的主供电源。

110千伏侧共有两回线路,其中一回线路为110千伏洋沈1933线,来自柔性直流舟洋换流站;另一回线路为110千伏蓬沈1946线,来自岱山220千伏蓬莱变。
35千伏侧共有三回线路,其中两回线路分别为沈大3451线和沈洋3482线,供往35千伏大洋变;另一回线路为35千伏基沈3433线,与嵊泗35千伏基湖变联络,正常时充电运行状态,应急时作为备用电源,以提高区域供电可靠性。

10千伏侧共有五回线路,其中公用线路两回,分别为柔沈D624线和中岗D504线,柔沈D624线由110千伏沈家湾变接入柔直舟洋站站用变,中岗D504线由110千伏沈家湾变跨海接入35千伏大洋变10千伏出线侧,作为35千伏大洋变备用;专用线路三回,分别为申港D602线、石油D601线、府楼D604线。

4.35千伏大洋变

截止至2017年底,35千伏大洋变变电容量2×8兆伏安,变电站供电最大负荷4.45兆瓦,负载率29.28%,共有10千伏间隔10个,已用间隔7个。35千伏大洋变电站情况如下表所示。

5.洋山深水港南部港区

洋山深水港南部港区由上海同盛电力有限公司负责供电,南部港区上级主供线路临洋1538线、临港1541线,共有110千伏降压站(开关站)3座,变电容量250兆伏安(4×50+2×25),10千伏开关站(配电站)7座,无自备电厂,2017年最高负荷43.4兆瓦,年用电量2.05亿千瓦时。南部港区上海同盛电力销售电价约为1.28元/千瓦时,7、8、9三个月约为1.38元/千瓦时,而浙江电网非工业结算电价为0.7597元/千瓦时,相比较而言,洋山深水港北侧陆域较南部港区有较大的价格优势。

(二)周边区域电网发展规划

由于洋山深水港北侧围垦区域开发主体发生变化,原嵊泗县洋山深水港北侧陆域产业发展规划将重新调整,产业功能定位将进一步优化,目前尚未发布相关控制性详细规划。而洋山深水港南部港区发展模式已定型,土地利用已趋于饱和,规划布局的调整空间越来越有限。根据规划,2020年洋山深水港吞吐量将达到2000万TEU,物流需求量也将显著增长,与之配套的上海市临港物流园区届时将难以满足功能需求。因此可以得出,洋山深水港南部港区电网建设已基本建成,而随着试点区域建设的逐步进行,相关电力设施也将逐步配套形成,为确保提升供电可靠性,可考虑试点区域与南部港区网架的互联可能性。

洋山深水港北侧陆域主供电源为110千伏沈家湾变,根据周边区域的发展规划及负荷增长需求,预测110千伏沈家湾变能够满足“十三五”乃至“十四五”期间的负荷需求,并且仍有较大裕度。

“十三五”期间,周边区域内暂未规划新建相关变电站和线路。

(三)区域电网发展现状

洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域目前仍处于围垦阶段。

(四)存在的主要问题

随着试点区域围垦一期工程的逐步完成,“十三五”期间,香港裕程物流园、小洋山综合服务中心、保税区一区、港航物流服务一区B区将陆续建成,预期试点区域内负荷将会有较大增长,可通过110千伏沈家湾变为其供电,现有变电容量能够满足负荷发展需求,但仅一个电源点供电,供电可靠性有待加强。

四、区域用电预测

(一)区域负荷增长趋势分析、负荷特性分析

目前洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域尚处于围垦阶段。根据区域现有控制性详细规划,试点区域远景定位为基础设施完善、空间布局合理、体制机制灵活、市场环境优良、服务功能健全、物流服务高效的国际港航物流基地和现代临港产业集聚区。从持续用电性质分类,试点区域主要以日常工作型、连续生产型为主,居住型和商业服务型为辅。

(二)区域用电需求预测

区域负荷预测一般分为需用系数法、负荷密度法、负荷成熟度法以及趋势外推、年均增长率等方法,方法应用模式如下图所示。


图4-1 区域中远期负荷预测方法

洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域目前已修编了《浙江舟山洋山城镇规划暨控制性详细规划》(2014年9月初稿),故本次负荷预测可根据该控规以负荷密度法为主要预测方法,以需用系数法为参考方法,并对试点区域开展现状负荷及目标年负荷的合理性校验。

根据《城市电力规划规范》(GB/T 50293-2014)中“表4.3.4 规划单位建筑面积负荷指标”的规定,对比南部港区负荷密度,确定试点区域内负荷密度指标选取如下表4-1所示。

表4-1 试点区域远景负荷指标选取

至远景年,试点区域内地块全部建成且负荷完全成熟,按照现有产业规划布局,预计远景饱和负荷将达到100兆瓦,全社会用电量达到5.5亿千瓦时。

    在远景负荷预测的基础上,利用负荷增长的S型曲线增长规律,基于试点区域的地块出让、招商引资的预期,到2025年,试点区域内预计达到远景负荷的50%左右,全社会最大负荷达到46.1兆瓦,全社会用电量达到1.61亿千瓦时,“十四五”年均最大负荷增长率为53.55%、年均用电量增长率为53.55%。

    根据洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域的规划及重点大用户入驻情况,预计至2020年试点区域内全社会最大负荷为5.4兆瓦,全社会用电量为0.19亿千瓦时,2018-2020年年均最大负荷增长率为200%、年均用电量增长率为208%。试点区域内电力电量预测情况如表4-2所示。

表4-2 试点区域电力电量需求预测结果

单位:兆瓦、亿千瓦时

(三)供电区域划分

根据洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域电力电量需求预测结果,测算试点区域内2025年负荷密度为7.26兆瓦/平方公里,远景年负荷密度为15.7兆瓦/平方公里,依照《配电网规划设计技术导则》(DL/T 5729-2016)中“表4.1.2 供电区域划分”(见表4-3)的规定,考虑试点区域所属县级行政区,2025年划分为B类供电区;考虑试点区域的独特的港区优势及功能定位,远景年划分为A类供电区。

表4-3  供电区域划分表

(四)周边区域电力电量需求预测

洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点周边区域包含两部分,一部分为洋山深水港北侧陆域非试点区域,另一部分为大洋山区域,以上两部分简称周边区域。

基于周边区域用地规划,采用图4-1中的空间负荷预测方法进行预测,根据《城市电力规划规范》(GB/T 50293-2014)中“表4.3.4 规划单位建筑面积负荷指标”的规定,负荷指标选取与试点区域一致,预计远景年周边区域全社会最大负荷为52.4兆瓦,全社会用电量为1.83亿千瓦时。
在远景负荷预测的基础上,利用负荷增长的S型曲线增长规律,预计2025年周边区域全社会最大负荷为23.5兆瓦,全社会用电量为0.82亿千瓦时。
参考历史年周边区域负荷发展情况,采用趋势外推法进行预测,预计2020年周边区域全社会最大负荷为12.9兆瓦,全社会用电量预测为0.45亿千瓦时。逐年电力电量预测见表4-4:

表4-4 周边区域电力电量需求预测表

单位:兆瓦、亿千瓦时

(五)110千伏沈家湾变负荷电量预测

110千伏沈家湾变供电负荷包括:洋山深水港北侧陆域试点区域、洋山深水港北侧陆域非试点区域和大洋山区域三部分。综合以上(二)和(四)的分析,预测110千伏沈家湾变电力电量预测汇总结果见表4-5:

表4-5 110千伏沈家湾变电力电量需求预测表

单位:兆瓦、亿千瓦时

由表4-5可得,至2020年,110千伏沈家湾变最大负荷18.3兆瓦,负载率19.26%;至2025年,最大负荷为69.6兆瓦,负载率将达到73.26%,处于合理运行范围以内;至远景年,按照《浙江舟山群岛新区城乡电力设施布局规划》报告中的展望,远景将在大洋山区域新建的110千伏大洋山变,可分担部分110千伏沈家湾负荷,并为其提供电源支撑。

此外,由于洋山深水港北侧陆域产业开发主体发生变化,原嵊泗县洋山深水港北侧陆域产业发展规划将重新调整,产业功能定位可能发生变化,未来可能存在负荷超预期发展的情况,因此需根据未来产业优化布局结果,重新对负荷预测及规划进行修编。

(六)区域电源(含分布式电源)增长预测

洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域现状无分布式电源,通过对试点区域围垦进度、入驻用户、产业类型的分析,对区域内分布式电源接入的容量进行预测,另外按照《国务院办公厅关于加快电动汽车充基础设施建设指导意见》(国办发〔2015〕73号)的要求,试点区域将推广使用新能源汽车或清洁能源汽车,加强充电基础设施配套电网建设与改造,确保电力供应满足电动汽车充换电设施运营需求。

根据试点区域围垦面积及用户建筑物屋顶可建设光伏发电的实际情况,按照适合光伏安装的屋顶面积占建设面积15%、光伏版型按多晶8平方/千瓦计算,预计试点区域内远景屋顶光伏可装机容量最大可达到180兆瓦,按照10%的装机规模考虑,预计装机容量为18兆瓦。

按照试点区域0.4车位/100平方米建筑面积、10%的电动汽车充电桩配置比例计算,试点区域电动汽车充电桩数量为3580座,依据快充(60千瓦)10%、慢充(7千瓦)90%的比例估算,未来试点区域电动汽车充电桩负荷将达到8.33兆瓦。

由于分布式电源的接入,使得配电网由传统的单电源辐射网络变成了一个多源网络,正常运行时网络中的潮流分布会产生相应的改变,与此同时当系统出现故障时,短路电流的大小、流向和分布也会发生变化,从而改变了传统电力系统的运行模式,增加了对配电网进行有效控制的难度。

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图4-2 试点区域分布式能源接入影响

中小规模分布式能源接入对配电网运行控制的影响主要表现在电能质量、配网损耗、继电保护配置、供电可靠性等四个方面。随着试点区域电网逐步建成,预计区域电网能够满足光伏发展的需要,全额消纳光伏发电。

五、总体要求

(一)指导思想

围绕全面建成小康社会宏伟目标,结合区域配电网实际情况,以满足用电需求、提高安全性和可靠性、促进智能化为目标,坚持统一规划、统一标准,着力解决区域配电网发展薄弱问题,推动装备提升与科技创新,加大配电网建设和改造力度,建设安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好的配电网络设施和服务体系,支撑区域经济发展和服务社会民生。

(二)基本原则

为了适应经济新常态、能源新格局、电改新要求、技术新浪潮和配网新模式的要求,全面贯彻落实《国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见》(发改能源〔2015〕1899号)精神,对洋山深水港北侧陆域增量配电网进行全面梳理,提出建设措施,全面提升配电网供电可靠性、电能质量和服务水平。

1.以满足用电需求为根本

满足经济社会发展和人民生活水平提高的需要,提高供电可靠性和供电质量,支撑经济社会发展,改善生产生活用电条件。

2.以城乡发展规划为导向

紧密结合城市发展总体规划,贯彻电网与经济社会、城乡环境协调发展的方针,适度超前,远近结合,避免重复建设,以最少社会资源消耗获得最大发展空间。

3.以科学工作方法为保障

以需求引导规划、以规划指导项目,充分考虑各区域现状及用电差异,按照继承、优化、适用、发展的原则合理确定发展目标、装备水平和建设计划,逐步形成坚强可靠配电网网架。

4.提高电网运行和能源利用效率

积极提高运行管理水平,采用运行可靠、技术先进的配电技术,合理提升装备水平和智能化水平,提高电网运行效率和能源利用效率。

5.推进“两全”建设和“两替代”工程

试点区域将深入推进“两全”(电动汽车等多元化负荷全接入、清洁能源全消纳)配电网建设,推进“两替代”(清洁替代、电能替代)工程。

(三)发展目标

根据第四章第三节“供电区域划分”,试点区域2025年为B类供电区,远景年为A类供电区。按照A、B类供电区建设标准,到2020年,试点区域供电可靠率达到99.95%,综合电压合格率达到99.7%;到2025年,试点区域供电可靠率达到99.965%,综合电压合格率达到99.8%;至远景年,试点区域供电可靠率达到99.99%,综合电压合格率达到99.9%。

表5-1试点区域10千伏电网规划目标

六、区域网架建设规划

(一)规划技术原则

1.总体原则

(1)容载比

容载比是配电网规划的重要宏观性指标,合理的容载比与网架结构相结合,可确保故障时负荷的有序转移,保障供电可靠性,满足负荷增长需求。

考虑规划区发展的特点,负荷增长快速期可取较高容载比,通过加强和改善网络结构,在满足用电需求、可靠性要求的前提下逐步降低容载比,提高电网的经济效益。

根据规划区域的经济增长和社会发展的不同阶段,对应的配电网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况,相应电压等级配电网的容载比如表6-1所示,总体宜控制在1.8~2.2范围之间。

表6-1 110千伏电网容载比选择范围

(2)电网结构

合理的电网结构是满足供电可靠性、提高运行灵活性、降低网络损耗的基础。高压、中压和低压配电网三个层级应相互匹配、强简有序、相互支援,以实现配电网技术经济的整体最优。规划区的配电网结构应满足以下基本要求:

1)正常运行时,各变电站应有相互独立的供电区域,供电区不交叉、不重叠,故障或检修时,变电站之间应有一定比例的负荷转供能力。

2)在同一供电区域内,变电站中压出线长度及所带负荷宜均衡,应有合理的分段和联络;故障或检修时,中压线路应具有转供非停运段负荷的能力。

3)接入一定容量的分布式电源时,应合理选择接入点,控制短路电流及电压水平。

4)高可靠性的配电网结构应具备网络重构能力,便于实现故障自动