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(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。
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近日,浙江丽水2024年国民经济和社会发展计划执行情况及2025年国民经济和社会发展计划草案发布。其中提到,2025年围绕打造华东绿色能源基地,聚焦能源绿色低碳发展,增强能源供应保障能力,实施能源项目30个,总投资553亿元,年度计划投资72亿元,带动全市能源领域投资100亿元以上。同时,建成缙云抽水
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