浙江印发《温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网建设发展规划（2018-2020年）》

4. 分布式电源建设用地及投资估算

根据前文规划结果，规划区将于区内建设总容量约为8MW的屋顶分布式光伏发电系统及2×6MW的天然气热电联供项目。

分布式光伏发电系统由于采用屋顶光伏，因此无需新建设用地；天然气热电联供项目需建设用地约1万平方米。

根据温州的设备价格和工程施工的平均报价情况，光伏发电系统及天然气热电联供项目总造价约为0.56亿元及1.01亿元。

七、规划成效分析

（一）整体规划效果

至远景年，规划区内共有5座110kV变电站，分别为规划110kV永17变、兴南变、兴北变、瓯飞变、航瓯变。共有中压出线92回，中压配电网构成电缆环网接线。

至2020年，规划区内共有2座110kV变电站，分别为规划110kV永17变、兴南变。共有中压出线64回，中压配电网构成架空线多分段适度联络接线及电缆环网接线。

至2020年，规划区中压主干线路长度由6.8km减为3.37km，电缆化率由5.55%提升至28.0%，环网化率由86.36%提升到100%，“N-1”通过率由72.72%提升到100%。

规划区配电网各项指标对比如表7-1所示。

（二）供电能力规划效果

规划区完成目标网络的建设后，各变电站的负荷较为平均，变电站负荷分布在合理范围内，既满足了变电站运行的经济性又能保证一定的供电裕度，可为区域提供安全可靠的供电。

（三）运行指标规划效果

通过对规划区近期可靠性进行计算，得出近期规划区供电可靠性为99.965%，满足规划区的规划要求。

（四）配套设施规划效果

通过对现状道路电力排管的排查以及近期规划后，主要道路电力排管设置能满足电缆线路敷设的需求。

（五）下一步改进措施

电网的建设与当地经济社会的发展是相辅相成的，电网的发展如果滞后于经济的发展，将阻碍当地经济的快速发展，而建设坚强的、适当超前的电网则能很好地促进当地经济的发展。为了保证该优化方案的顺利实施，特对政府、供电公司和用户分别提出以下建议。

1.结合远景变电站布点规划，优化变电站供电范围；

2.电缆通道规划应纳入区块综合管线系统，新建道路时宜同步做好电缆通道预埋工作；

3.主动跟踪城市建设尤其是基础设施建设的动态信息，努力做到电网与道路、地块开发等同步规划建设，尽量减少电网建设过程中的其它因素的影响；

4.各电力工程的成功实施，离不开用户的大力支持，对于已经明确建设变电站、环网单元等电气设施的地块，用户应无条件留出足够的建设位置，并积极配合工程施工。

八、运行管理规划

为提高配电网运营管理水平和供电可靠性水平，应在配电网一次规划方案的基础上考虑配电自动化、调度自动化、系统通信等智能化的要求。

（一）相关原则

1．配电自动化建设

(1) 配电自动化规划设计应符合现行行业标准《配电自动化技术导则》(DL/T 1406)、《配电自动化规划设计导则》(DL/T 5709)的相关规定。

(2) 配电自动化应通过对配电网的监测和控制，支撑配电网调度运行和抢修指挥等业务需求，并为配电网规划设计工作提供基础数据信息。

(3) 配电自动化建设应与配电网一次网架相衔接。规划区可根据实际需求采用集中式、就地型重合器式或故障指示器方式。

(4) 应根据各区域配电网规模和应用需求，合理确定配电自动化系统主站的规模与功能。配电自动化功能应适应分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷接入后的运行及业务需求。

(5) 应根据可靠性需求、网架结构和设备状况，合理选用配电设备信息采集形式及终端类型。

2．调度自动化建设

(1) 规划区电网调度控制系统应支撑调控一体化，满足地县一体化建设模式。

(2) 应考虑地区电网发展水平、自动化设备运行情况、技术实施效果、技术经济性等因素开展地区电网调度控制系统的新建或改造。

(3) 新建地区调度控制系统应在地调系统设置主系统，在县调设置子系统，子系统采用广域分布式采集模式或远程终端模式接入地调主系统。

(4) 应结合配电网及配电自动化发展水平合理选择配网调度控制功能的实现方式。

1) 初期规模较小、不具备配电自动化主站的地区，配调功能可嵌入地区电网调度控制系统；

2) 后期随着配电自动化系统的建设发展，宜建设独立的基于配电自动化主站的配调功能，且能够与地区电网调度控制系统互联。

3) 配电自动化主站功能建设应满足Q/GDW513规范要求。

3．系统通信建设

(1) 配电通信网建设应与配电网一次网架相协调。在配电网一次网架规划时，应预留相应位置和通道。

(2) 配电网应统筹通信资源，充分满足配电自动化、用电信息采集系统、分布式电源、电动汽车充换电站及储能装置站点的通信需求。

(3) 规划区通信方式优先采用光纤。

（二）技术方案

1．配电自动化主站建设方案

为配合规划区配电自动化建设，本期在规划区新建配电自动化主站。

生产控制大区(控制主站，I区)主要设备包括前置服务器、数据库服务器、SCADA/应用服务器、图模调试服务器、信息交换总线服务器、调度及维护工作站等，负责完成“三遥”配电终端数据采集与处理、实时调度操作控制，进行实时告警、事故反演及馈线自动化等功能；

管理信息大区(监测主站，III区)主要设备包括前置服务器、SCADA/应用服务器、信息交换总线服务器、数据库服务器、应用服务器、运检及报表工作站等，负责完成“两遥”配电终端及配电状态监测终端数据采集与处理，进行历史数据库缓存并对接云存储平台，实现单相接地故障分析、配电网指标统计分析、配电网主动抢修支撑、配电网经济运行、配电自动化设备缺陷管理、模型/图形管理等配电运行管理功能；

安全接入大区主要设备包括专网采集服务器、公网采集服务器等，负责完成光纤通信和无线通信三遥配电终端实时数据采集与控制命令下发。

2．馈线自动化应用方案

本次规划电缆线路采用“三遥”自动化方案；装有配电所、环网柜的线路主干线全部采用集中故障处理的馈线自动化自愈方式；装有柱上开关的分支线路，采用看门狗方式的就地保护方式实现故障隔离，要求分支线开关采用断路器，变电站出口开关继电保护整定定值根据分支开关是否在瞬时速断范围内，根据需要作相应调整，在瞬时速断范围内的，需要将变电站出口开关定值延时为0.3秒。

在规划范围内单环网接线方式10kV线路采用主站集中型全自动控制实现DA功能，主站根据各配电终端检测到的故障报警，结合变电站、环网柜(配电所)等继电保护信号、开关跳闸等故障信息，启动故障处理程序，经主站逻辑判断，确定故障类型和发生位置并自动进行故障隔离、网络重构。采用声光、语音、打印事件等报警形式，并在自动推出的配网单线图上，通过网络动态拓扑着色的方式明确地表示出故障区段。

在具体实施步骤上，采取先实现半自动集中型馈线自动化，再全自动集中型馈线自动化的建设方式。

在配网自动化系统建设初期，实现“三遥”基础上，线路故障时系统给出故障隔离及恢复方案，配调调度员按照相应方案进行故障隔离和方式调整，实现半自动集中型馈线自动化。

在半自动型馈线自动化安全稳定运行一段时间，进行集中型全自动馈线自动化试运行，待系统运行及管理稳定后投入全自动馈线自动化运行。

对于架空线路采用“二遥”自动化方案，主站采用半自动方式进行故障定位，主要功能是确定故障区段、同时考虑容量约束，给出故障处理方案，由人工现场处理。

3．通信网建设方案

根据规划区的实际情况，对于配电站、环网柜、箱变及主干线路上柱上断路器等三遥终端通信网接入层将以光纤工业以太网技术为主，对支线上柱上断路器、用户分界断路器等二遥终端通信网接入层将主要以无线公网(GPRS)通信方式为主；并应选用兼容2G/3G/4G数据通信技术的无线通信模块；就近接入站点。

4．终端建设改造详细方案

（1）DTU(8回路)

DTU(8回路)共安装88套，其中2018年安装8套，2019年安装56套，2020年安装24套。

（2）FTU

FTU(就地重合式二遥)共安装17套，其中2018年安装8套，2019年安装7套，2020年安装2套。

FTU(二遥动作型)共安装34套，其中2018年安装16套，2019年安装14套，2020年安装4套。

（3）故障指示器

故障指示器共安装102套，其中2018年安装48套，2019年安装42套，2020年安装12套。

5．投资估算

九、电能质量规划

（一）无功补偿

由于规划区对供电质量和供电可靠性都有一定要求。因此所规划的电网的无功电源装置应满足电网对无功的要求，以提高电压质量，降低线损，防止电网发生电压崩溃事故。但配网中的负荷非常分散，要定量计算无功补偿的容量有一定困难，因此本规划就补偿原则和补偿方式作一简要说明。