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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。
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