浙江印发海盐秦山增量配电网建设发展规划（2019—2025年）：推进分布式发电市场化交易

2．近中期用电量预测

（1）自然增长率法

试点区域目前用电以工业用电为主，出现35千伏以上新增用电负荷的概率较小，区域电量预测可采用自然增长率法。

试点区域内各地块基本出让完成，但部分地块正处于开发建设中，并于2020年前后投产，因此，可认为2018～2020年，区域年均增长率可取较高值，本次预测取7%。

2020年以后，试点区域所有地块将开发完成，可认为2020～2025年,区域电量增长率可取较低值，本次预测取4%，计算结果如下表所示。

（2）回归分析法

回归模型预测法是根据负荷历史数据，建立可以进行数学分析的数学模型，对未来的负荷进行预测的一种方法。从数学上看，就是用数理统计中的回归分析方法，即通过对变量的观测数据进行统计分析，确定变量之间的相互关系，从而实现预测的目的。

通过采用多种回归曲线模型对试点区电量的历史数据曲线进行拟合。本次预测所采用的回归模型分别为线性模型、二次多项式模型、指数模型，模型参数如下图所示。

由图可知，二次多项式模型的拟合程度最高，因此，将二次多项式模型作为回归分析法的电量预测结果。

（3）电量预测结果

对回归分析法和自然增长率法的电量预测结果进行对比分析，两种方法预测结果相仿，取平均值作为本次预测结果。

根据以上预测结果，至2020年，试点区全社会用电量将达到1.10亿千瓦时，至2025年将达到1.37亿千瓦时。

3．近中期负荷预测

（1）最大负荷利用小时数法

此种方法依据预测的电量，考虑到最大负荷利用小时数，2019～2025年试点区负荷预测结果如下表所示。

（2）回归分析法

此方法与电量预测方法一致，以2010～2018年试点区历史负荷为基础数据，利用各种数学回归模型模拟负荷历史曲线对试点区2019～2025年的负荷进行预测。本次预测所采用的回归模型分别为线性模型、二次多项式模型、指数模型，模型参数如下图所示。

由图4-5可知，二次多项式的拟合程度最高，因此，将二次多项式作为回归分析法的负荷预测结果。

（3）负荷预测结果

对回归分析法和最大负荷利用小时数的负荷预测结果进行对比分析，两种方法预测结果相差较小，因此，取平均值作为本次预测结果。

根据以上预测结果，至2020年，试点区最大用电负荷将达到28.05兆瓦，至2025年将达到36.17兆瓦，“十三五”年均增长率为7.94%，“十四五”年均增长率为5.21%。

4.远景年用电量预测

对近中期预测结果进行整理，并采用最大负荷利用小时数法预测远景年用电量。根据近中期用电量及最大负荷预测结果，可得出近中期最大负荷利用小时数，结合近中期最大负荷利用小时数变化趋势，可预测远景年最大负荷利用小时数，随着节能型设备的逐渐应用，远景年最大负荷利用小时数应呈略微下降趋势，因此本次预测取3725小时，则远景年用电量约为1.82亿千瓦时。试点区近中远期电量、负荷预测结果如下表所示。

5.分电压等级负荷预测

根据配变现状负荷进行叠加统计，试点区内2018年有10千伏配变负荷8.43兆瓦，20千伏配变负荷15.65兆瓦。规划至2020年，将现有10千伏负荷通过20/10千伏隔离变的方式接入20千伏线路，东北部新开发区域采用10千伏线路供电。

根据以上边界条件进行分电压等级负荷预测，预测思路如下：

（1）现有10千伏负荷通过隔离变接入20千伏线路，其线路侧为20千伏负荷，配变侧仍为10千伏负荷。

（2）现有10千伏负荷采用自然增长率法进行预测，根据供电部门引导，建议新增用户优先接入10千伏电压等级，因此，取10千伏负荷自然增长率略高于试点区自然增长率。本次预测取2018～2020年10千伏负荷自然增长率为9%，“十四五”期间自然增长率取6%，2025～2030年自然增长率取4%。预测结果如下：

（3）东北部新开发区域采用10千伏线路供电，采用空间负荷密度法进行远景负荷预测，并结合地块开发时序，采用S型增长曲线法进行逐年负荷预测。在此基础上，与新开发区域10千伏负荷叠加，可得到试点区10千伏负荷预测结果。

（4）20千伏负荷由试点区负荷预测结果与10千伏负荷预测结果相减得到。

分电压等级预测结果如下表所示。

（三）区域电源（含分布式电源）增长预测

1．家庭屋顶分布式光伏

为更好地优化能源结构，使光伏发电融入百姓生活，提高居民生活质量，树立全民绿色能源生活的理念，需要落实家庭屋顶分布式光伏任务指标。

预计到2020年，试点区域内家庭屋顶分布式光伏装机户数达到84户，装机容量达到508.10千瓦，以年利用小时1000小时测算，预计年发电量50.81万千瓦时。

试点区域家庭屋顶分布式光伏发展计划见下表。

“十四五”期间，预计家庭屋顶光伏工程装机增长趋势与“十三五”期间相似，试点区内家庭屋顶光伏装机户数及容量实现翻翻，“十四五”末期，预计装机容量800千瓦，按年利用小时1000小时测算，预计年发电量80万千瓦时。

2．企业屋顶分布式光伏

“十三五”期间规划开发地块面积约0.2平方公里，根据区域内“十三五”期间企业厂房可利用屋顶面积，预计新增可接入分布式光伏约3兆瓦，按年利用小时1000小时测算，年发电量300万千瓦时。同样，按照“十四五”期间企业厂房可利用屋顶面积推算，至“十四五”末，累计可接入分布式光伏约15兆瓦，已年利用小时1000小时测算，年发电量1500万千瓦时。

（四）网供负荷、网供电量预测

根据电力需求预测结果及电源增长预测，对试点区域进行电力电量平衡。区域内光伏电源不参与负荷平衡，仅参与电量平衡。至“十三五”末，区域外向试点区内供电负荷28.05兆瓦，供电量约1.01亿千瓦时。至“十四五”末，需要区域外向试点区内供电36.17兆瓦，供电量1.21亿千瓦时。试点区域电力电量平衡见下表。

五、总体要求

（一）指导思想

本次规划以实现城乡电力均等化进程、满足全面实现小康社会对农村电力保障的要求为出发点，按照“五位一体”总体布局和“四个全面”战略布局，牢固树立和贯彻落实创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念；以用电需求为导向，以可靠性为目标，统筹城乡电网发展，提升配电网发展质量，着力解决配电网发展薄弱问题，推动装备提升与科技创新。

（二）基本原则

统筹规划，协调发展。坚持城乡电网、输配电网、近期远景之间相互衔接、协调发展，统筹城乡配电网规划，实现一体化发展，全面提升供电保障能力与电力普遍服务水平。科学制定远景配电网目标，远近结合、分步实施。

统一标准，经济高效。合理确定各地区建设改造标准，导线截面一次选定、廊道一次到位、变电所土建一次建成，避免大拆大建和重复建设；贯彻资产全寿命周期理念，加强投入产出分析，深化技术经济论证，优化资源配置，提高设备利用效率。

灵活先进，智能环保。推广应用新技术、新材料、新设备，提升智能化水平；充分满足新能源、分布式电源和多元化负荷的灵活接入与高效利用，推进电能替代，促进能源结构调整。

优化布局，安全可靠。推进配电网设施布局规划，确保电网发展与地方规划有效衔接，合理布局、提前预留所址和廊道资源；构建强简有序、标准统一的网络结构，提高故障自愈和信息交互能力，抵御各类事故风险，保障可靠供电。

（三）发展目标

1．总体发展目标

服务全面建成小康社会、率先实现现代化的宏伟目标，落实中央稳增长政策，促进能源生产消费方式变革，推进新型城镇化建设，以满足用电需求、提高可靠性、促进智能化为目标，坚持统一规划、统一标准，统筹城乡、协同推进，着力解决城乡配电网发展薄弱问题，贯彻供电可靠性和资产全寿命周期理念，推动装备提升与科技创新，推进智能化升级，推行标准化建设，满足中长期发展要求。

2．主要技术指标规划目标

根据《国家发展和改革委关于加快配电网建设改造的指导意见》，针对中心城市（区）、城镇地区提出不同的建设意见及发展目标。本次规划将试点区内划归为城镇地区。

按照配电网规划设计技术导则，依据行政级别及未来负荷发展情况，将试点区划分为B类供电区。

结合《浙江省“十三五”配电网建设改造规划》和《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）中电网的发展目标要求，提出如下发展目标：

1）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“双替代”（清洁替代、电能替代）工程。

2）至2025年，试点区供电可靠率不低于99.95%，用户年均停电时间小于4.38小时，综合电压合格率不低于99.7%。

配网建设发展目标见表5-2所示。

到2025年，供电可靠率不低于99.95%，用户年均停电时间小于4.38小时，综合电压合格率不低于99.70%。

六、区域网架建设规划

（一）规划技术原则

根据《配电网规划设计技术导则》（DL／T-5729-2016）7.1.1条的相关规定，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，便于实现故障隔离。

1.10（20）千伏电网规划技术原则

（1）网架结构

根据《国网浙江省电力公司20kV伏配电网典型供电模式技术规范》（Q-G瓦11-356-2013）中5.3节及7.3节的相关规定。试点区网架接线主要采用多分段单联络和多分段适度联络模式，满足区域内电力负荷和可靠性需求。

多分段单联络：见图6-1，指单条线路合理分段，相邻线路“手拉手”，保证主干线上每段线路双向受电。

多分段适度联络：见图6-2，线路分段推荐以3～4段为目标，每段线路负荷控制在1～2兆瓦左右。

（2）配电设备

根据配电网规划设计技术导则（DL／T-5729-2016）中8.5节的相关规定。

1）柱上变压器

柱上变压器应按“小容量、密布点、短半径”的原则配置，应尽量靠近负荷中心，根据需要也可采用单相变压器。

2）配电室

配电室宜独立建设，受条件所限必须进楼时，可设置在地下一层，但不应设置在最底层，其配电变压器宜选用干式，并采取屏蔽、减振、防潮措施。变压器接线组别宜采用D，yn11，单台容量不宜超过1000千伏安，220/380伏侧为单母线分段接线。

3）箱变

箱变仅限用于配电室建设改造困难的情况，如架空线路入地改造地区、配电室无法扩容改造的场所，以及施工用电、临时用电等。

4）柱上开关

线路分段、联络开关宜选择负荷开关；长线路后段（超出变电站过流保护范围）、较大分支线路首端及用户分界点处可选择断路器。开关的遮断容量应与上级20千伏母线相协调。规划实施配电自动化的地区，开关性能及自动化原理应一致，并预留自动化接口。

5）开关站

开关站宜建于负荷中心区，宜配置双电源，分别取自不同变电站或同一座变电站的不同母线。开关站接线宜简化，可采用两路电源进线、6～12路出线，单母线分段接线，出线断路器带保护。开关站应按配电自动化要求设计并留有发展余地。

6）环网单元

环网单元宜采用两路电源进线、4路出线，必要时可增加出线。进线及环出线宜采用负荷开关，配出线根据电网情况及负荷性质可采用负荷开关或断路器。

环网单元设置应符合中压配电网的分区原则。原则上建于地面层、负荷中心，尽量靠近道路，进出线路径通顺，设备运输、操作维护方便。在用户项目建设时，同步规划、设计，同步建成。在设计时,需适当考虑其扩展性能，使其能满足今后发展的需要。环网室设置方式应规范、统一，设置时应充分考虑周边用户接入便捷，起到区域中电源支撑的作用。

（3）线路

20千伏配电网应有较强的适应性，主干线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期一次选定。导线截面选择应系列化，同一规划区的主干线导线截面不宜超过3种。架空线路主干线截面宜采用185、240平方毫米，分支线截面宜采用95、120、150平方毫米。电缆线路主干线铜芯电缆截面宜采用300、400平方毫米，分支线铜芯电缆截面宜采用185、240平方毫米。

新规划建设的出线工程宜利用现有出线廊道进行建设或改造，以提高土地利用率。

2．低压配电网

根据配电网规划设计技术导则（DL／T-5729-2016）中8.6节的相关规定。

（1）380伏配电网应实行分区供电的原则，台区不得跨越铁路、通航河道、县级及以上公路，不宜跨越其他河流和城乡主干道路。220/380伏配电网应结构简单、安全可靠，一般采用辐射式结构。设备选用宜标准化、序列化。

（2）380/220伏配电网应有较强的适应性，主干截面应按远期规划一次选定。导线截面选择应系列化，试点区域内主干线导线截面不宜超过3种。

（3）220/380伏电缆可采用排管、沟槽、直埋等敷设方式。穿越道路时，应采用抗压力保护管。

（4）220/380伏线路应有明确的供电范围，供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上试点区域220/380伏线路供电半径不宜超过250米。

3．其它技术原则

（1）无功补偿

根据配电网规划设计技术导则（DL／T-5729-2016）中6.5节的相关规定。无功补偿装置应按就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，可采用变电站集中补偿和分散就地补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合等方式。接近用电端的分散补偿装置主要用于提高功率因数，降低线路损耗；集中安装在变电站内的无功补偿装置主要用于控制电压水平。

分布式电源接入电网后，原则上不可从电网吸收无功，否则需配置合理的无功补偿装置。

（2）中性点接地方式

根据配电网规划设计技术导则（DL／T-5729-2016）中6.7节的相关规定。中性点接地方式对供电可靠性、人身安全、设备绝缘水平、继电保护方式及通讯干扰等有直接影响。配电网应综合考虑可靠性与经济性，选择合理的中性点接地方式。同一区域内宜统一中性点接地方式，以利于负荷转供；中性点接地方式不同的配电网应避免互带负荷。

试点区内根据线路所供区域，宜统一采用消弧线圈接地的方式。