配电网是电网的重要组成部分,是地区重要的供电基础设施,是电网升级改造建设的重点。国网津市供电公司组织开展2016-2020年配电网规划编制工作,目的是为城市电网改造、农村电网升级改造、配电网安全整治等配电网建设工程做好整体规划和科学计划,确保电网建设的统一性、全面性、协调性和经济性。为津市经济的发展做好电力供应的坚强保障。
规划电压等级为110kV及以下各级电网,包括110(66)kV、35kV、10(20、6)kV、0.38kV。
规划项目包括新建、扩建及扩展性的改造项目。扩展性改造项目包括改变生产能力、改变电压等级、改变网络结构、改变通道资源使用方式,以及因系统参数、设备标准变化而实施的设备整体更换。整站、整变、整线、整间隔改造项目纳入扩展性改造。随一次电网建设改造之外的相关投资单独计列。
2015年为规划基准年,规划年限为2016年~2020年,2020年为规划水平年。规划期内要求逐年规划工程规模和投资,其中110~35kV电网要求逐年细化到工程项目,10kV及以下电网要求2016~2018年细化到工程项目。
列出主要依据的文件,通常包括以下几个方面:
(1)城乡总体规划、国民经济和社会发展规划;
(2)地区相关规定及管理办法;
(3)电网规划、设计和运行应遵循的有关规程、规范和规定;
(4)其他与配电网规划相关的资料,如地区统计年鉴、本次规划有关的指导性文件等。
注:
在列出规划依据文件时,应列出文件的名称、编号、来源以及发布时间等信息。具体格式可参考以下示例:
《配电网规划设计技术导则》(Q/GDW 1738-2012);
《配电网建设改造行动计划》(国家电网发展〔2015〕2013号);
《新一轮农村电网改造升级项目管理办法》的通知(发改办能源〔2016〕671号);
《新一轮农村电网改造升级技术原则》的通知(国能新能〔2016〕73号);
《农村电力网规划设计导则》(DL/T 5118-2010);
《电力安全事故应急处置和调查处理条例》(国务院599号令)等。
(1)经济社会发展情况
津市市位于湖南省西北部,地处澧水尾闾,洞庭湖西缘,全市总面积556平方公里,南与常德市鼎城区接壤,北与澧县澧阳、红湖、梦溪区抵界,东与安乡县珊珀湖毗邻,西与临澧烽火、柏枝两乡相接。地形属武陵山余脉向洞庭湖盆地过渡地带,处在富庶的澧水流域山区和肥沃的洞庭湖结合处。地形以澧水为天然分界线,澧水西南岸为武陵山余脉,东北岸为长江中下游平原的边地,整个地势由南向东北倾斜。津市交通便捷,是湘西北水陆运输枢纽。省道湘北公路、津澧公路和建设中的“两广”高速公路贯市而过,使津市市公路形成以市区、新洲镇、保河堤为中心,东通岳阳,西接三峡,南连洞庭,北上武汉的新格局。并与石长、枝柳铁路相连。距离常德桃花源机场
2015年,津市市实现了“十二五”规划中当年各项指标,全年完成GDP产值115.3亿元,比上年增长8.1%,产业结构为15.4:48.4:36.2。二、三产业占地区生产总值比重为84.6%,比上年提升0.8个百分点。一、二、三产业对经济增长的贡献率分别为4.0%、58.4%和37.6%,分别拉动经济增长0.4个、5.5个和3.6个百分点。常住人口较往年基本持平为22.7万人,人均国民生产总值达到3.85万元,城乡居民人均可支配收入20766元,增长8.8%。其中城镇居民可支配收入26027元,增长7.7%,农村居民人均可支配收入11285元,增长9.4%,城市建成区面积达71.12平方公里,城镇化率达46.00%。
(2)供电企业概况
津市市供电公司是隶属湖南省电力公司常德供电分公司的三级供电企业。本局在职正式员工84人,农电公司下辖2个供电营业所及1个运行检修所。截至2015年底,全局拥有35-110kV变电站5座,主变容量198.6MVA;固定资产2.1亿元(原值)。津市市供电公司供电面积共有556平方公里,供电人口22.7万人。2015年津市电网售电量累计完成3.7亿kWh,综合线损率5.2%,供电可靠率99.96,综合电压合格率99.8%,户均容量1.6kVA。
(3)各类供电区概况
依据《配电网规划设计技术导则》,津市供电区分两块,分别为C类供电区/
具体指标分别见附表2-1、3-2。
一、二期网改期间,变压器新建157/19054kVA、变压器改造81/9900kVA,真空开关19台,10kV线路新建
2006年变压器新建10/1640kVA、变压器改造2/200kVA,10kV线路新建
2007年变压器新建33/2970kVA、变压器改造34/3320kVA,10kV线路新建
2008年变压器新建15/1300kVA、变压器改造13/2825kVA,10kV线路新建
2009年变压器新建29/4865kVA、变压器改造12/2220kVA,10kV线路新建
2010年变压器新建67/14120kVA、变压器改造2/800kVA,10kV线路新建
2012年变压器新建19/3375kVA、变压器改造11/4145kVA,10kV线路新建
2013年10kV线路新建
2014年第一批;10kV线路新建、改造
2015年第一批;10kV线路新建
(1)农村电网发展情况
1)农村电网规模
2015年110kV电网变电站3座,分别为桑园变、嘉山变和津市变,其中半户外1座,全户外2座,主变总台数5台、变电容量为176MVA;线路条数6条、线路全长
2)农村电网发展水平
津市市电网以大网供电为主,辅以地方小热电站和用户自备电厂,区内无水电电源,津市电网各电压等级变电站截止2014年有220kV/1座(窑坡变),主变2台,容量240MVA;110kV/3座(津市变、桑园变、嘉山变),主变5台,容量176MVA;35kV/2座(保河堤变、棠华变),主变4台,容量22.6MVA。
窑坡220kV变电站通过110kV线路窑桑I回(全长
窑坡220kV变电站通过110kV线路窑津I回(全长
110kV津市变通过35kV线路津棠线(全长
3)农村电力服务
1、中压配电网可靠性、电压质量偏低。与用电客户的要求还有差距,已影响到电力市场的进一步发展和农村经济发展。
2、区域负荷发展不均衡。部分区域的线路用电客户的数量多,造成部分线路的满载或超载。部分区域接入用户三相负荷分配不合理,造成三相负荷不均衡,降低了设备的带负载能力。应进一步完善中压配电网供电区域的划分,完善接入用户三相负荷的接入管理。
3、配电设备类型多。中压配电网环网柜、分支箱、箱变、负荷开关、真空开关种类较多,设备厂家多达6种,给配电网的运行安全及维护带来不便。
(2)农村电力市场发展情况
1、2011-2015年期间农村家用电器用电量正在迅猛增加。随着农村经济的发展和农村居民收入的提高,家用电器已成为农村市场的消费热点,电视机、电冰箱、洗衣机、乃至空调家用电器商品的市场逐步从城市转向农村,为农村电力市场带来一个较大的需求空间。
2、乡镇企业将成为新的用电大户,津市用电结构而言,对于农村电力市场影响最大的农业生产、农副加工及工业生产。
1、供电能力
津市110kV公用变电站(176MVA)最大负荷为85.3MW,容载比2.06,处于目标中间,110kV整体供电能力充足。
津市35kV公用变电站(22.6MVA)最大负荷13.9MW,容载比1.6,低于1.8-2.0的目标下限值,农村(35kV供电区域)整体供电能力不足,抑制农村经济发展,需要在“十三五”规划中新建35kV变电站满足需求。
3、津市10kV配网2014最大网供负荷79.5MW,公用配变负载率平均值为26.7%。配变整体供电能力加大,津市10kV层面供电能力趋于饱和,由于城市的不断扩张,大部分城郊结合部已变为闹市区和居民小区,电网建设滞后于城市建设步伐,过去布于负荷中心的配变,现在已远离了负荷中心。
2、网架结构
县城配网部分(C类供电区)
津市城区公用线路30条,分段总数为67,平均分段数为2.2段/条,分段比例低,近期规划改造中应加强对分段开关的应用。架空主干线均应装设分段开关进行分段,按供电范围和负荷分布宜分为2至3段,每段配变容量控制在4MVA以下或配变数7至8台左右,来减少停电范围。
津市城区10kV架空网结构辐射式、单联络和多联络的比例分别为79.3%、13.8%和6.9%,总体来看,10kV架空网的联络率低,主要是南北城区被澧水隔开,只能通过澧水大桥互联,制约津市整个城区电网的发展。
农村配网部分(D类供电区)
津市农村配网公用线路8条,分段总数为21个,平均分段数为2.6段/条,架空网结构全为单辐射,主要农村因负荷分散、供电距离较远、上级电源点少,目前根据实际情况近期规划中采用多分段适度联络、辐射状结构。
3、设备年限及运行水平
截至2015年底,津市公用网中,10kV配电线路运行年限在11到20年之间的占57%。运行年限在20到30年之间占13%,30年以上的主干线路基本上已经更换一次,但10kV配电线路有部分支线运行年限时间超30年,老化严重等现象较为普遍,应根据中压线路的运行状况,加大对这部分10kV线路支线的改造力度。
根据运检统计2015津市低电压问题涉及139个台区,2015年一、二批低电压专项整治已改造59个台区,基建增补项目涉及低电压台区有10个,剩余储备项目70个台区,问题点集中在农村地区,统计储备项目台区存在低于供电半径长,线径细的台区有54个、过负荷的台区7个,单相供电的台区9个,形成问题的原因分析如下。
低压供电半径过长、线径较细、低压线路供电半径大、线径小。一、二期农村电网改造时,受投资规模的限制,配电变压器补点不到位,低压线路的供电半径一般在
配变容量不足,津市农村公变总容量79.36MVA,总用户数5.9万户,户均容量1.3KVA,户均容量偏低,加上农村经济的发展和居住条件的改善,使农村居民购买家电、空调能力加强,电压低影响了用户的用电质量,用户已购买的空调,家电无法正常使用。当解决了供电半径远和导线细等问题,但随之而来的配电变压器负载率增大,甚至在短时间之内会出现重载、过载,造成配电变压器故障停电,影响居民正常生产、生活用电。
坚持“节约、清洁、安全”的原则,以促进能源结构优化为重点,大力发展以太阳能、风能为主的新能源产业,全面提升天然气等清洁能源的利用规模和产业效应。
支持津市建设一座“渔光互补”“农光互补”的太阳能光伏电站。
详见附表3-1。
结合县域经济社会发展总体规划、新型城镇化建设规划、土地利用规划、移民搬迁规划、农业发展规划等,预测分析本地区“十三五”县域经济社会发展趋势。如县域GDP及年均增速、农村居民人均纯收入、农村家庭主要耐用家电普及率等情况。祥见附表3-2。
电量预测
根据地区历史用电量的平均增长率,结合未来社会经济发展趋势、产业政策、用电潜力等因素,合理确定未来几年用电量的平均增长率,也是电量预测的常用方法。
首先可考察“十二五”期间全口径供电量的年均增长率并合理确定“十三五”期间的预期年均增长率,列表如下:
年均增长率 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 十二五实际年均增长率 | 十三五预期年均增长率 |
全口径供电量(亿kWh) | 4.51 | 4.49 | 4.52 | 4.78 | 4.49 | 4.27 | -1.1% | 3.0% |
按照预期增长率可得到2016-2020年期间的全口径供电量预测值。
增长率法预测结果表单位:亿kWh
年份 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
全口径供电量 | 4.51 | 4.49 | 4.52 | 4.78 | 4.49 | 4.27 | 4.40 | 4.53 | 4.67 | 4.81 | 4.95 |
因津市2011-2015年由于国家对污染企业进行治理,造成了津市辖区内天盛化工、雪丽纸厂相继减产、停产,直接影响了津市全社会用电量,整体呈现下降趋势。不能采用回归法预测电量,将采用增长率法预测电量数据。
负荷预测
在得到全口径供电量预测结果的基础上,可采用最大负荷利用小时数法预测负荷总量。因发电厂自发自用和厂用电与农网改造的关系不大,所以电量、负荷预测结果均不含发电厂自发自用及厂用电。
为求得电网最大负荷,先对电网最大负荷利用小时数Tmax情况进行分析。2015年夏季气温不高,空调负荷未得到充分释放,2015年的最大负荷利用小时数有较大提升。按照目前的经济形势,“十三五”期间地区第二产业用电比重会缓慢下降,第三产业及居民生活用电比重将有所增加,在工业用电和第三产业及居民生活用电的综合作用下,“十三五”期间电网Tmax将有所下降,至“十三五”末达到4536小时左右。
在此基础上,以剔除发电厂自发自用及厂用电的电量预测结果对电网负荷进行预测,具体结果如下:
电网Tmax预测表单位:小时
年份 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
Tmax | 6263 | 5906 | 5253 | 4830 | 4444 | 4536 | 4300 | 4203 | 4210 | 4189 | 4223 |
电网负荷预测表单位:亿kWh,万kW
年份 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
电量 | 4.51 | 4.49 | 4.52 | 4.78 | 4.49 | 4.27 | 4.40 | 4.53 | 4.67 | 4.81 | 4.95 |
负荷 | 7.2 | 7.6 | 8.6 | 9.9 | 10.1 | 9.42 | 10.19 | 10.70 | 11.14 | 11.59 | 11.97 |
预计2020年总用电量和最大负荷水平祥见附表3-3。
首先对35kV及以下统调电源出力、220kV用户变供带负荷、110kV用户变供带负荷、220kV变电站10千伏供带负荷、110千伏变10千伏供带负荷、35kV专变负荷等进行预测。然后在统调最大负荷的基础上,扣除35kV及以下统调电源出力、220kV用户变供带负荷、110kV用户变供带负荷、220kV变电站10千伏供带负荷,得到110kV公用变下网负荷预测值。
在110kV公用变下网负荷预测值的基础上,扣除110千伏变10千伏供带负荷、35kV专变负荷,得到35kV公用变下网负荷预测值。
在35kV公用变下网负荷预测值的基础上,加上220千伏变电站10千伏供带负荷、110千伏变电站10千伏供带负荷,得到10kV网供负荷预测值。
(1)110kV网供负荷预测
依据前述负荷预测结果,充分考虑220kV、110kV电网直供负荷、220kV直降10kV供电负荷、35kV及以下统调电源出力等因素,在量化分析相关历史数据及其变化率的基础上,分析110kV公用电网供电负荷,预测结果如下:
110kV网供负荷预测表单位:万kW
年份 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
110kV网供 | 6.2 | 6.7 | 7.3 | 7.7 | 8.0 | 8.53 | 9.0 | 9.7 | 10.3 | 10.8 | 11.23 |
依据负荷预测结果,充分考虑220kV、110kV、35kV电网直供负荷、110kV直降10kV供电负荷、10kV及以下电源出力等因素,在量化分析相关历史数据及其变化率的基础上,分析35kV公用电网供电负荷,预测结果如下:
35kV网供负荷预测表单位:万kW
年份 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
35kV网供 | 1.12 | 1.16 | 1.21 | 1.27 | 1.31 | 1.39 | 1.59 | 1.67 | 1.82 | 2.04 | 2.23 |
依据负荷预测结果,充分考虑220kV、110kV、35kV电网直供负荷、380V以下电源等因素,在分析相关历史数据及其变化率的基础上,分析预测10kV电网供电负荷结果如下。
10kV网供负荷预测表单位:万kW
年份 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
10kV网供 | 5.59 | 6.31 | 6.61 | 7.1 | 7.53 | 7.95 | 8.21 | 8.52 | 8.8 | 9.0 | 9.4 |
根据预测结果,10kV电网供电负荷在“十三五”期间年均增长3.4%,按B、C、D类供电分区负荷预测结果见附表3-3。其中C类供电区年均增长2.18%,D类供电区年均增长5.5%。
分电压等级网供负荷预测结果祥见附表3-3。
在2016~2020年本地区全社会用电量预测结果的基础上,再结合当前国内外经济形势以及经济增长的宏观经济政策、产业政策、农村生产生活用电潜力等因素,对第一、二、三产业及居民生活用电量进行分类预测,预测结果如下表所示。祥见附表3-4。
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、开发、共享的发展理念,适应农业生产和农村消费新需求,突出重点领域和薄弱环节,围绕加强农网规划建设、提高供电服务质量等方面,提出建设农村现代配电网的指导思想。
(1)总体原则
按照全面建成小康社会的总体要求,以支持新型城镇化、农业现代化和美丽乡村建设为出发点,坚持统一规划、统一标准、安全可靠、坚固耐用、精准投资的发展理念,提出本地区农村电网改造升级规划总体原则。
(2)技术原则
落实《新一轮农村电网改造升级技术原则》、《配电网规划设计技术导则》和《配电网典型供电模式》,结合本地区机井通电、小城镇(中心村)电网改造升级、村村通动力电、贫困地区、小康电示范县等建设任务,提出差异化的规划技术原则。
1、“十三五”主要供电指标
到2020年津市C类供电区供电可靠率(RS-3)不低于99.995%,D类供电区不低于99.98%。C类供电区综合电压合格率不低于99.99%,D类供电区电压合格率不低于99.9%。具体详见5-1。
2、农村居民生活用电水平目标
到2020年津市农村居民生活用电人均电量达到373kWh。
3、城乡供电服务均等化目标
以220kV变电站为中心,加强110kV电网结构,特别是保证城区中心的双电源供电,提高城区中心的供电可靠性。
加快农村35kV变电站的增容改造,提高农村电网的供电能力。
4、阶段性目标
2017年,完成“井井通电”工程、小城镇(中心村)电网改造升级工程、“村村通”动力电工程;2018年,完成小康电示范县农网建设;2020年,完成全部新一轮农网改造升级工程建设。
按照津市市各地域经济发展水平、区域产业结构划分,结合发展定位,将津市市电网总体分为四大分区,即中心城区(城北片区)、城南片区、工业园片区、农村片区。
按照供电分区划分原则划分:
1、中心城区(城北片区)位于澧水以北,负荷集中、人口密集,2015年该区域10kV总负荷达46.2MW,平均负荷密度超过3.2MW/km2,属C类供电负荷区。由110kV桑园变供电。有公用线路8条、10KV专用线路2条。该区域是我市电力供应重点区域,也是对配电设施需求最强烈、可靠性要求最高区域,因此,本次规划将提高该区域供电能力、优化供电网架作为重点任务。
发展目标:中心城区按照“十三五”城市规划发展,以澹津路界划分为东城和西城两部分,东城开发为“十三五”津市城市规划重点项目,西城为城市商业中心,西城并与澧县东城新(“十三五”澧县规划)区相融,目前中心城区两部分全由110kV桑园变供电,中心城区整体供电可靠性低,拟定2017年在澧县和津市交界处新建110kV中华变,新出10kV线路3条分担津市中心城区西城桑西I、Ⅱ、Ⅲ回负荷。
2、城南片区有良好的负荷发展前景,属C类供电负荷区。由220kV窑坡变、110kV津市变。220kV窑坡变,公用线路6条;110kV津市变公用线路7条。
发展目标:提高城南区线路分段率,提升供电可靠性。
3、工业园片区大中型工业不断落户,负荷增长率较高,C类供电负荷区。由110KV津市变(公用线路3条,专用线路2条)、嘉山变供电(公用线路5条),平均负荷密度2.1MW/km2。
发展目标:提高津市变与嘉山变的站间联络,提升供电可靠性,保证工业正常稳定生产。
4、农村片区包含7个乡镇,为丘陵地区,负荷密度仅为0.05MW/km2属D类供电负荷区。由110kV津市变(公用线路3条)、35kV保河堤变(公用线路3条、专用线路1条)、35kV棠华变供电(公用线路3条)。均为单一电源;8条配电线路平均长度超
发展目标:大力发展高压配电网建设,对输电线路实施升级改造,提高供电可靠性及抗恶劣天气能力;适当新增35kV变电站布点,缩短10kV配电线路供电半径。
城镇供电区(C类供电区)
农村供电区(D类供电区)
变电站双(多)电源比例、N-1通过率,10千伏线路联络率见附表5-2。
35-110千伏容载比、分不同供电区域类型10千伏供电半径、0.4千伏供电半径、户均配变容量等规划目标见附表5-3。
1、配电自动化发展目标
按照2020年公司供电区域内配电自动化全覆盖的建设要求,结合本地区电网基础条件和特点,分不同供电区域类型因地制宜提出“十三五”期间配电自动化建设模式及建设目标见附表5-4。
2、配电通信网发展目标
根据目前本地区配电网通信的基础条件及特点,分不同供电区域类型提出2020年配电网通信发展目标。包括变电站光纤覆盖率以及光纤、无线公网、无线专网等在配电网通信中的覆盖率等见附表5-4。
3、用电信息采集系统发展目标
按照公司实现用电信息采集“全覆盖、全采集”的目标要求,提出2020年本地区用电信息采集系统的建设目标见附表5-4。
4、新能源、分布式电源接纳能力
提出新能源、分布式电源接纳能力目标。
从服务新型城镇化建设、满足农村居民用电需求、保障农业生产电力供应、解决农网突出问题、加快农网智能化建设。
按照全面建成小康社会和建设社会主义新农村的总体要求,以服务城镇化和农业现代化为主线,以提高农村供电能力和农村供电服务水平为重点,提出本地区“十三五”农村配电网建设与改造的主要任务。结合本县实际情况,从各专项任务的需求、目标、技术原则、主要措施(提升供电能力、完善电网结构、加强农业生产供电设施改造、提升装备水平、提高智能化水平等)等方面展开论述。专项任务包括:
(2)加快小城镇(中心村)电网改造升级
(4)开展西藏、新疆以及四川、甘肃、青海三省藏区农村电网建设攻坚
2016年工程规模:新建110kV变电站1座,主变1台/50MVA,新架线路2条,全长
2017年工程规模:新建35kV变电站1座,主变1台/6.3MVA,新架线路2条,全长
2018年工程规模:改造110kV变电站1座,主变1台/50MVA,10kV线路新建
2019年工程规模:新建35kV变电站1座,主变1台/10MVA,新架线路2条,全长
2020年工程规模:改造110kV变电站1座,主变1台/50MVA,10kV线路新建
祥见附表7-1。
110kV工程规模:新建1座,改造2座,新建主变1台/50MVA,改造主变2台/100MVA,新架线路2条,全长
35kV工程规模:新建2座,改造1座,新建主变2台/16.3MVA,改造主变1台/10MVA,新架线路6条,全长
10kV工程规模:线路新建
0.4kV线路新建
祥见附表7-1。
“十三五”重点任务规模及投资统计
中心村工程规模:10kV线路新建改造
村村通工程规模:10kV线路新建改造
东中部地区城乡电网建设工程规模:110kV主变容量150MVA,新架线路
津市机井通电重点任务规模及投资暂无。小城镇(中心村)重点任务规模及投资
2016年工程规模:10kV线路新建改造
2017年工程规模:10kV线路新建改造
祥见附表7-4。
津市光伏扶贫接网工程重点任务规模及投资暂无。见附表7-5。
村村通动力电重点任务规模及投资。
2016年工程规模:10kV线路新建改造
2017年工程规模:10kV线路新建改造
祥见见附表7-6。
没有藏区电网建设重点任务规模及投资。见附表7-7。
没有西部及贫困地区农网供电服务均等化重点任务规模及投资。见附表7-8。
东中部地区城乡电网建设一体化重点任务规模及投资。
2016年工程规模:新建110kV变电站1座,主变1台/50MVA,新架线路2条,全长
2017年工程规模:新建35kV变电站1座,主变1台/6.3MVA,新架线路2条,全长
2018年工程规模:改造110kV变电站1座,主变1台/50MVA,10kV线路新建
2019年工程规模:新建35kV变电站1座,主变1台/10MVA,新架线路2条,全长
2020年工程规模:改造110kV变电站1座,主变1台/50MVA,10kV线路新建
祥见附表7-9。
津市2016-2020年滚动规划方案实施后,2018年全县配电网将进一步得到优化、加强,下面在2015年全县配电网现状评估基础上,结合上述章节的具体分析,对本规划期津市配电网规划取得的成效进行总结:
2015年供电可靠率(RS-3)、110kV及以下综合线损率、综合电压合格率、一户一表率分别达到99.96%、5.2%、99.8%和100%,。
2020年供电可靠率(RS-3)、110kV及以下综合线损率、综合电压合格率、一户一表率分别达到99.99%、4.3%、99.95%和100%。
对于现状存在问题,详细描述各电压等级在规划期内主要采取的措施与规划项目安排情况,分析问题解决成效如下。
津市110kV及以下电网现状存在问题解决情况
电压等级 | 问题类型 | 2016年解决数量 | 2017年解决数量 | 2018年解决数量 | 2019年解决数量 | 2020年解决数量 | “十三五”合计 | “十三五”解决率(%) |
110kV电网问题 | 主变重、过载 | | 1 | | | 1 | 2 | 100 |
线路重、过载 | | | | | | | | |
主变未通过“N-1”校验 | | | | | | | | |
线路未通过“N-1”校验 | | | | | | | | |
设备运行年限过长 | | | | | | | | |
…… | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
35kV电网问题 | 主变重、过载 | 1 | | | | 1 | 1 | 100 |
线路重、过载 | | | | | | | | |
主变未通过“N-1”校验 | | | | | | | | |
线路未通过“N-1”校验 | | | | | | | | |
设备运行年限过长 | | | | | | | | |
…… | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
10kV电网问题 | 线路重、过载 | 1 | | 1 | | | 2 | 100 |
主干线供电半径过长 | 1 | 1 | | | | 2 | 100 | |
线路未通过“N-1”校验 | | 2 | 1 | | 1 | 4 | 100 | |
线路配变装接容量过大 | | 1 | | 1 | | 2 | 100 | |
高损配变 | 3 | 4 | 4 | 5 | 2 | 18 | 100 | |
设备运行年限过长 | | | | 1 | 1 | 2 | 100 | |
…… | | | | | | | | |
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农村“低电压”问题户数 | 471 | 326 | 225 | 1037 | 100 | |||
县域电网联系薄弱个数 | | | | | | | |