今天是：
始兴“十二五”电网规划
第一章 前言
为使韶关始兴供电局中低压电网的规划、设计、建设规范化和标准化，优化电网结构，保证中低压电网安全稳定运行，提高电网可靠性，降低电网损耗，满足电力需求不断增长的需要，促进电网和经济社会的可持续发展，适应广东电网公司“经营型、服务型、市场化、现代化”的企业发展战略要求，把韶关市始兴区电网建设成为“结构合理、技术先进、安全可靠、适度超前的现代化大电网”的发展目标，特制编制本规划。
1.1 编制依据
（1）《城市电力规划规范》，GB50293-1999；
（2）《城市中低压配电网改造技术导则》，DL/T599-1996；
（3）《中国南方电网城市配电网技术原则》，中国南方电网有限责任公司，2006年1月；
（4）《中国南方电网县级电网规划设计导则（试行）》，南方电网计[2005]79号。
（5）《广东电网规划设计技术原则》，广东电网公司，2008年9月；
（6）《110kV及以下配电网技术装备导则》，中国南方电网有限责任公司，2009年3月；
（7）《中国南方电网公司110kV及以下配电网规划指导原则》，中国南方电网有限责任公司，2009年1月；
（8）《南方电网公司加快城市电网改造和完善农村电网工作方案》，南方电网办[2008]40号；
（9）《广东电网公司2009～2015年县级中低压配电网规划编制大纲》，广东电网公司，2009年3月；
（10）《韶关“十二五”电网规划》，广东省电力设计研究院，2009年4月；
（11）《韶关市始兴“十一五”配电网规划》，韶关市供电局，2005年。
1.2 规划编制范围和年限
规划范围为韶关市始兴供电局供电范围，包括始兴县的9个镇和1个民族乡（太平镇、马市镇、澄江镇、顿岗镇、罗坝镇、司前镇、隘子镇、城南镇、沈所镇、深渡水瑶族乡），总面积2149km2。
本次规划主要对始兴县城区的中压配电网进行规划，本次的规划区范围为始兴县城区，2005年县城建成区面积约4km2，2010年建成区面积约10km2。2005年县城人口为3.92万人，到2010年人口约10万人。
本次规划以2008年为基准年，对规划区进行2009～2010年、2011年、2013年、2015年中低压配电网规划。
1.3 规划思路及内容
1.3.1规划思路
根据《中国南方电网公司110kV及以下配电网规划指导原则》（以后简称《指导原则》）要求，在开始规划工作之前，确立了本次规划的指导思想：以建设坚强、可靠、灵活的中压配电网络为发展方向，注重配电网的分区原则，注重中压主干网架的优化原则，注重各变电站之间联络网架的建设，为上一级电网提供有力的转电支持。配电网络的优化规划是配网改造的前提和基础，可避免“重设备改造、轻网络优化”的倾向，尽可能提高配网建设资金的使用效率。
1.3.2规划内容
1．规划区相关资料收集整理、概况分析
（1）收集规划区的详细电子地图及中压配电网地理接线图；
（2）收集规划区电源情况；
（3）收集规划区10kV线路及装接设备情况；
（4）收集规划区电量、负荷数据；
（5）收集地区电网建设与改造的指导原则；
（6）收集电网建设与改造项目的综合造价数据。
2．规划区现状中低压配电网络分析
（1）分析规划区配电网络的电源情况；
（2）分析规划区配电网络规模、设备水平及运行情况；
（3）分析规划区配电网络的网架结构。
3．电量负荷预测及变电站选址
为与上级电网规划相配合，负荷预测和变电站选址结果引用主网规划成果。
4．规划区10kV系统规划
（1）依据《指导原则》以及韶关市及各区县配电网规划建设方面的指导原则等，兼顾规划区具体情况，制定本次规划的原则；
（2）根据现状电网分析的结果和上述规划原则，制定本次网络规划的思路，主要是解决现状存在问题、优化网络，以达到提高供电可靠性的思路和原则；
（3）参考各站的供电范围，对规划区中压配电网进行整体的规划设计，完成2009年、2010年、2011、2012~2013年和2014~2015年的规划方案；
（4）确定中压线路主干线的供电半径、走向、联络位置及导线截面，落实2009~2015年期间配电网建设与改造项目。
5．规划区中低压配电网投资估算
（1）依规划区2009~2015年配电网建设及改造项目工程量估算投资；
（2）汇总规划区2009~2015年期间配电网建设总投资。
6．规划方案评估
（1）对规划区中低压配电网规划方案进行评估；
（2）评估内容以经济性、供电可靠性、线损、抗灾能力评价为主。
1.4 编制说明
电网规划应坚持与经济、社会、环境协调发展、适度超前和可持续发展的原则，因此应根据城市的地位、经济发展水平、负荷性质和负荷密度等条件划分城市级别和供电区。不同级别的城市和不同类别的供电区应采用不同的建设标准。根据《指导原则》中关于城市级别划分部分内容，确定除始兴县为三级城市，具体级别划分标准见表1-1、表1-2。
表1-1 地区级别划分标准
| 地区级别 | 特级 | 一级 | 二级 | 三级 |
| 划分标准 | 国际化大城市 | 省会及其它 主要城市 | 其它城市， 地、州政府所在地 | 县 |
表1-2 规划供电区分类对照表
| 地区级别 | A类 | B类 | C类 | D类 | E类 | F类 |
| 特级 | 中心区或 30MW/km2及以上 | 一般市区或 20-30MW/km2 | 10-20MW/km2 的郊区及城镇 | 5-10MW/km2 的郊区及城镇 | 城镇或 1-5MW/km2 | 乡村 |
| 一级 | 30MW/km2及以上 | 中心区或 20-30MW/km2 | 一般市区或 10-20MW/km2 | 5-10MW/km2 的郊区及城镇 | 城镇或 1-5MW/km2 | 乡村 |
| 二级 | | 20-30MW/km2 | 中心区或 10-20MW/km2 | 一般市区或 5-10MW/km2 | 郊区、城镇或 1-5MW/km2 | 乡村 |
| 三级 | | | 10-20MW/km2 | 县城或 5-10MW/km2 | 城镇或 1-5MW/km2 | 乡村 |
| 注：表内单位名称采用英文符号，下同。 | ||||||
根据《指导原则》具体级别划分标准的要求，将广州市各规划区域具体划分如下：
1．D类（城镇）
始兴县城区，总面积10km2。
2．E类（中心镇、工业区）
马市镇、顿岗镇、罗坝镇、城南镇等镇政府所在地或工业区范围，总面积35km2。
3．F类（农村）
太平镇、马市镇、澄江镇、顿岗镇、罗坝镇、司前镇、隘子镇、城南镇、沈所镇、深渡水瑶族乡，除E类以上供电区外区域，总面积2104km2。
第二章 区域概况
2.1 地理概况
始兴县全县总面积2149km2，总人口25万人，境内矿产、水力、土地、森林、旅游等自然资源丰富。矿产资源品种繁多、含量高、储量大；全县水电蕴藏量13.68万kW，可开发电量12.6万kW；始兴县土地肥沃，人均占有土地面积为全省之最，是全国商品粮基地县，素有“粤北粮仓”之称； 森林覆盖率达76.6%；旅游资源十分丰富，且有很大的开发潜力。
始兴县交通方便，始兴距韶关市55km，距广州248km，到深圳行程为5个小时，连接国道105线的国道323线，省道南始1912线，马仁1949线贯穿全境。
始兴县属中亚热带气候，年平均气温为19.6℃，无霜期约350天，年降水量1543mm。地势四周高中间低，呈盆地状，依次为山地、丘陵、平原。主要河流有浈江、墨江、澄江。
2.2 经济现状
2008年是“十一五”规划第三年，韶关始兴国民经济“十一五”期间仍保持着快速发展，到2008年末国民生产总值达到28.12亿元，相比2004年年均增长12.34%；经济结构继续调整优化，第一产业实现增加值8.89亿元，相比2004年年均增长8.35%；第二产业实现增加值11.12亿元，相比2004年年均增长13.05%；第三产业实现增加值8.11亿元，相比2004年年均增长11.97%。
韶关始兴2004～2008年社会经济发展情况见表2-1所示，国民经济产业构成情况见图2-1。
表2-1 韶关始兴2004～2008年社会经济发展情况
| 序号 | 指标名称 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
| 一 | 国内生产总值(亿元) | 14.638 | 16.7 | 18.14 | 22.31 | 28.12 |
| 1 | 第一产业 | 5.2 | 5.49 | 5.76 | 6.85 | 8.89 |
| 2 | 第二产业 | 4.77 | 5.94 | 6.6 | 8.57 | 11.12 |
| 3 | 第三产业 | 4.67 | 5.26 | 5.78 | 6.88 | 8.11 |
| 二 | 人口(万人) | 24.5 | 25 | 25 | 25 | 25 |
| 三 | 面积(km2) | 2174 | 2174 | 2174 | 2174 | 2174 |
图2-1 韶关始兴国民经济产业构成情况
由表2-1和图2-1可以看出，2004～2008年韶关始兴第一产业所占比重由6.62%下降至9.13%，第二产业所占比重由42.35%上升至69.16%，第三产业所占比重由13.81%下降至21.71%。韶关市目前仍以第二产业和第三产业为主，在今后也仍将会处于主导地位，三产业结构由2004年的6.62:42.35:13.81调整为2008年的9.13:69.16:21.71。
2.3 发展规划
重点发展县城，加快发展马市和顿岗中心镇，继续推进旧城改造。规划建设韶赣高速公路出口、韶赣铁路经济带。加快推进东莞石龙（始兴）产业转移工业园、东湖坪工业城和江口工业园建设。
第三章 现状电网分析
3.1 概况
至2008年底，始兴供电局供电范围内，为10kV侧供电的220kV变电站共有1座，110kV变电站3座，35kV变电站6座，总计10kV线路59回，其中10kV公用线路46回。依照供电类分区划分D类供电区有10回公用线路，线路总长度97.1km，主干长度75.63km，其中电缆主干线路长度10.6km，架空主干线路65.03km，装接公变台数80台，装接配变容量为21190kVA，装接专变台数84台，装接配变容量为30350kVA；E、F类供电区有36回公用线路，线路总长度840.14km，主干长度391.05km，其中电缆主干线路长度1.65km，架空主干线路389.40km，装接公变台数637台，装接配变容量为35619kVA，装接专变台数451台，装接配变容量为79135kVA；电缆分支箱12台，配电房1间，柱上开关38台。
2008年始兴供电局辖区内中低压配电网设备统计情况见表3-1；2008年始兴供电局管辖内10kV线路及设备具体情况见附表一所示。
表3-1 2008年始兴供电局辖区内中低压配电网设备数据统计
| 设备名称 | 统计 | |||
| 10kV公用线路 | 线路回数（回） | 46 | ||
| 线路总长（km） | 937.24 | |||
| 主干线路（km） | 架空 | 裸导线 | 451.96 | |
| 绝缘线 | 2.48 | |||
| 电缆 | 12.25 | |||
| 主干总长度 | 466.69 | |||
| 配变（台/kVA） | 总台数/总容量 | 1252/166294 | ||
| 其中 | 公用 | 717/56809 | ||
| 专用 | 535/109485 | |||
| 电缆分支箱（台） | 12 | |||
| 开关柜（面） | 0 | |||
| 配电房（间） | 1 | |||
| 柱上开关（台） | 38 | |||
3.2 现状高压变电站分析
至2008年底，始兴供电局辖区内为10kV侧供电的高压变电站共10座，其中220kV变电站共有1座，110kV变电站3座，35kV变电站6座。
3.2.1设备水平
经过对始兴供电局现状高压变电站统计得出主变数量、主变容量规模、无功补偿容量、出线间隔及利用率、最大负荷及负载率等，见下表，并给出高压变电站供电范围现状图，并结合相关指导原则进行详细分析。
表3-2 2008年始兴供电局辖区内35kV及以上变电站概况表
| 变电站 名称 | 电压等级（kV） | 容量组成（MVA） | 供10kV侧容量（MVA） | 无功补偿 | 10kV侧最大负荷（MW） | 负载率（%） | 10kV出线间隔情况（个） | ||
| 总容量（MVar） | 配置比例（%） | 总数 | 已占用 | ||||||
| 墨江站 | 220 | 1×180 | —— | 20 | 22.22 | 5 | —— | 16 | 5 |
| 赤土岭站 | 110 | 40+20 | 60 | 2.16 | 3.60 | 35 | 64.81 | 14 | 12 |
| 司前站 | 110 | 1×40 | 40 | 0 | 0 | 3.6 | 10 | 10 | 7 |
| 顿岗站 | 110 | 2×31.5 | 63 | 0 | 0 | 6.5 | 11.46 | 10 | 7 |
| 都亨站 | 35 | 1×6.3 | 6.3 | 0 | 0 | 4.3 | 75.84 | 3 | 3 |
| 隘子站 | 35 | 4+5 | 9 | 0.75 | 8.33 | 6.2 | 76.54 | 5 | 5 |
| 罗坝站 | 35 | 6.3+5 | 11.3 | 0.75 | 6.64 | 5.5 | 54.08 | 5 | 5 |
| 马市站 | 35 | 2.5+6.3 | 8.8 | 0.75 | 8.52 | 6 | 75.76 | 6 | 6 |
| 三角塘站 | 35 | 2×5 | 10 | 0 | 0 | 6.3 | 70 | 5 | 5 |
| 沿溪站 | 35 | 5+6.3 | 11.3 | 0 | 0 | 4 | 39.33 | 4 | 4 |
对于10kV电网而言，其供电可靠性除了与10kV电网本身的建设情况、接线模式有关外，上一级电源的建设情况也是影响其供电可靠性的一个重要因素。下面对10kV电网电源从容量配置、10kV出线间隔利用率两个方面进行分析。
1、容量配置
由上表中数据可知，始兴供电局现状110kV变电站中有1座为单主变，为司前站，当主变检修或故障时，必须通过下级电网进行负荷转供，运行方式不够灵活，供电可靠性低。
2、间隔利用率
变电站备用间隔数能从一个侧面反映出变电站的供电潜力，备用间隔数多供电潜力大，反之，供电潜力相对较小。
本次规划规定110kV及以上变电站备用间隔低于（包含）3个视为间隔紧张。110kV赤土岭站只剩2个间隔，司前站、顿岗站仅剩余3个间隔；全部35kV变电站10kV出线间隔均已全部占用，由上述综合分析可知，变电站出现间隔紧张，不能满足未来地区发展需求。
3.2.2运行情况
1、高压变电站主变“N-1”校验
以2008年变电站最大负荷为依据，对始兴供电局高压变电站进行了主变“N-1”校验，校验结果如下表所示。
表3-3 2008年始兴供电局高压变电站主变“N-1”校验结果 单位：MVA、MW、%
| 序号 | 变电站名称 | 10kV侧容量构成 | 正常运行主变容量 | 10kV侧负荷 | 站间联络线路转带负荷 | 单主变负载率100% | 单主变负载率130% | ||||
| 主变可转带负荷 | 失电负荷 | 失电比例 | 主变可转带负荷 | 失电负荷 | 失电比例 | ||||||
| 1 | 赤土岭站 | 40+20 | 60 | 35 | 0 | 18 | 17 | 48.57 | 23.40 | 11.60 | 33.14 |
| 2 | 顿岗站 | 2×31.5 | 63 | 6.5 | 4.05 | 28.35 | 0 | 0 | 36.86 | 0 | 0 |
| 3 | 隘子站 | 4+5 | 9 | 6.2 | 0 | 3.60 | 2.60 | 41.94 | 4.68 | 1.52 | 24.52 |
| 4 | 罗坝站 | 6.3+5 | 11.3 | 5.5 | 0 | 4.50 | 1 | 18.18 | 5.85 | 0 | 0 |
| 5 | 马市站 | 2.5+6.3 | 8.8 | 6 | 1.71 | 2.25 | 2.04 | 33.92 | 2.93 | 1.36 | 22.67 |
| 6 | 三角塘站 | 2×5 | 10 | 6.3 | 5.61 | 4.50 | 0 | 0 | 5.85 | 0 | 0 |
| 7 | 沿溪站 | 5+6.3 | 11.3 | 4 | 0 | 4.50 | 0 | 0 | 5.85 | 0 | 0 |
由上表可知，2008年始兴供电局高压变电站在单主变负载率100%仅有3座可以满足主变“N-1”校验要求，在考虑主变短时过载130%运行的情况下，亦仅有4座满足要求，负荷转移能力低、供电可靠性得不到保证。
2、高压变电站主变全停校验
变电站停电将造成部分线路失去负荷，如单辐射线路、有联络线但不能将故障负荷转移出去的线路等。下面对始兴供电局现状所有变电站进行全站停电校验，校验结果见下表。
表3-4 2008年始兴供电局变电站全站停电校验结果
| 序号 | 变电站名称 | 10kV侧容量构成（MVA） | 正常运行主变容量（MVA） | 10kV侧最大负荷（MW） | 10kV网络可转移负荷（MW） | 变电站失电负荷（MW） | 失电比例（%） |
| 1 | 赤土岭站 | 40+20 | 60 | 35 | 0 | 35 | 100 |
| 2 | 司前站 | 1×40 | 40 | 3.6 | 6.39 | 0 | 0 |
| 3 | 顿岗站 | 2×31.5 | 63 | 6.5 | 4.70 | 1.80 | 27.69 |
| 4 | 都亨站 | 1×6.3 | 6.3 | 4.3 | 0 | 4.30 | 100 |
| 5 | 隘子站 | 4+5 | 9 | 6.2 | 0 | 6.20 | 100 |
| 6 | 罗坝站 | 6.3+5 | 11.3 | 5.5 | 0 | 5.50 | 100 |
| 7 | 马市站 | 2.5+6.3 | 8.8 | 6 | 1.71 | 4.29 | 71.42 |
| 8 | 三角塘站 | 2×5 | 10 | 6.3 | 5.61 | 0.69 | 10.93 |
| 9 | 沿溪站 | 5+6.3 | 11.3 | 4 | 0 | 4 | 100 |
由上表可知，现状始兴供电局所有变电站均不能通过变电站全停校验，其中110kV赤土岭站、35kV都亨站、隘子站、罗坝站、沿溪站等变电站失电比例为100%，另外35kV马市站失电比例均在70%以上，主要是因为这几座变电站10kV出线中单辐射线路所占比例较大，只存在少量站间联络线路，造成变电站全停时负荷不能转出。
3、电源综合情况
始兴供电局中压配电网上级电源综合情况如下表所示。
表3-5 始兴供电局中压配电网上级电源综合情况
| 项 目 | 数 值 |
| 多主变率（%） | 70 |
| 110kV变电站无功补偿配置比例（%） | 1.33 |
| 35kV变电站无功补偿配置比例（%） | 3.97 |
| 35kV电源容载比 | 1.76 |
| 110kV变电站平均负载率（%） | 32.29 |
| 35kV变电站平均负载率（%） | 59.96 |
| 10kV出线间隔利用率（%） | 75.64 |
| 主变“N-1”通过率（%） | 30 |
| 全停通过率（%） | 10 |
从上表数据可看出，始兴供电局现状电源多主变率为70%；变电站间隔利用率较为合理，变电站平均负载率偏低，但是由于负荷分布不均造成个别变电站负载率偏高。
3.3 现状中压配电网分析
3.3.1电网结构
至2008年底，始兴供电局10kV公用线路46回，线路总长度937.24km。其中架空线总长度924.99km，电缆线总长度12.25km，配变总台数1252台，配变总容量166294kVA，电缆分支箱12台，配电房1间，柱上开关38台。2008年始兴供电局10kV线路的基本情况见附表1。由于现状向E、F类供电区域供电的10kV线路无法区分，下面将E、F类供电区作为一个整体对10kV公用线路参数进行详细分析。
1、接线模式分析
线路的接线模式直接影响着系统的供电可靠性与用户的用电水平，采用合理有效的接线模式既可以在很大程度上提高系统的供电质量，又能获得良好的社会与经济效益，因而这也是在配电系统分析与规划过程中不可忽视的一个重要方面。
2008年始兴供电局10kV公用线路接线模式统计结果见下表，具体线路联络情况见附表三。
表3-6 2008年始兴供电局10kV公用线路接线模式统计
| 供电分区 | 单辐射 | 单联络 | 两联络 | 多联络 | ||||
| 线路（回） | 比例（%） | 线路（回） | 比例（%） | 线路（回） | 比例（%） | 线路（回） | 比例（%） | |
| D类 | 5 | 50.00 | 2 | 20.00 | 2 | 20.00 | 1 | 10.00 |
| E、F类 | 27 | 75.00 | 9 | 25.00 | 0 | 0.00 | 0 | 0.00 |
| 总计 | 32 | 69.57 | 11 | 23.91 | 2 | 4.35 | 1 | 2.17 |
图3-1 2008年始兴供电局10kV公用线路接线模式分布情况
由以上图表可以看出，现状始兴供电局10kV公用线路以单辐射、单联络接线模式为主，环网化率为30.43%。由于单辐射接线模式不具备故障转供能力，供电可靠性较低，规划期内将结合负荷发展情况适时调整接线模式，增强线路间联络，逐步实现环网。
2、主干线长度分析
线路供电距离长短对供电质量有重要影响，在同等导线截面条件下，线路供电半径长则末端压降大，相应线损一般也较大，事故转送能力较低；反之末端压降小，线损也较小。根据《导则》中相关规定，确定始兴供电局供电区域分为D、E和F类，主干长度宜分别控制在6km、10km和15km以内。始兴供电局10kV公用线路主干长度分布情况见表3-7和图3-2，具体各回线路长度见附表一。
表3-7 2008年始兴供电局10kV公用线路主干长度分布情况
| 主干长度（km） 供电区分类 | 0～3 | 3～6 | 6～10 | 10～15 | 15以上 |
| D类 | 3 | 1 | 4 | 0 | 2 |
| E、F类 | 2 | 4 | 10 | 14 | 6 |
| 合计 | 5 | 5 | 14 | 14 | 8 |
图3-2 2008年始兴供电局10kV公用线路主干长度分布情况
表3-8 2008年始兴供电局10kV公用线路主干长度分类分区情况表
| 供电分类分区 | D类 | E、F类 |
| 主干线路平均长度（km） | 7.56 | 10.86 |
| 超出《指导原则》控制长度的回路数（回） | 6 | 6 |
| 占全区线路总数比例（%） | 13.04 | 13.04 |
从上表和上图可以看出，始兴供电局中共有10kV公用线路46回，不满足导则规定要求的线路共有12回，占线路总回数的26.08%；其中D类供电区中有4回线路主干导线长度超过6km，占全区域线路总回数13.04%，E、F类供电区中有6回线路主干导线长度超过15km，占全区域线路总回数13.04%。
3.3.2设备水平
1、导线截面分析
根据《指导原则》规定，10kV导线截面选择应系列化、标准化，同一分区内的主干线截面宜一致。D类供电区10kV电缆主干线截面不应小于240mm2，架空主干截面不应小于185mm2；E、F类供电区10kV架空主干线截面不应小于120mm2。2008年始兴供电局10kV公用线路依长度分析主干导线截面分布情况见下表。
表3-9 2008年始兴供电局10kV公用线路主干导线截面分布情况统计（依长度分析）
| 供电分类 | 线路类型 | 导线截面（mm2） | 线路长度（km） | |
| D类 | 架空线路 | 裸导线 | 120 | 45 |
| 95 | 0 | |||
| 70 | 2.12 | |||
| 35 | 0 | |||
| 绝缘线 | 185 | 6.27 | ||
| 150 | 11.64 | |||
| 电缆线路 | 240 | 10.60 | ||
| E、F类 | 架空线路 | 裸导线 | 185 | 9.23 |
| 150 | 3.89 | |||
| 120 | 283.52 | |||
| 95 | 9.20 | |||
| 70 | 79.15 | |||
| 35 | 4.42 | |||
| 电缆线路 | 120 | 1.65 | ||
| 合计 | -- | -- | 466.69 | |
由上表可知，始兴供电局有32.47%的主干架空线路和0.35%的主干电缆线路导线截面不满足《导则》要求。总体来看，导线截面合格率为67.18%，其中D类地区导线截面合格率为3.61%，E、F类地区导线截面合格率为63.57%。
2008年始兴供电局10kV公用线路依条数分析主干导线截面分布情况见下表。
表3-10 2008年始兴供电局10kV公用线路主干导线截面分布情况统计（依条数分析）
| 导线截面 | 架空（mm2） | |||||
| 35 | 70 | 95 | 120 | 150 | 185 | |
| D类地区线路回数（回） | 0 | 1 | 0 | 5 | 3 | 1 |
| E、F类地区线路回数（回） | 1 | 8 | 1 | 24 | 1 | 1 |
| 占线路总数比例（%） | 2.17 | 19.57 | 2.17 | 63.04 | 8.70 | 4.35 |
注：按线路主干线最小截面进行统计，例如线路主干线中既有电缆、也有架空线，则按安全电流较小的线型统计。
主干截面偏小已经成为限制10kV电网供电能力的瓶颈，在现状负荷不高情况下暂时能满足供电需求，建议在规划建设过程中，应结合负荷发展实际情况及时更换主干导线截面偏小线路，提高供电能力。
2、绝缘化和电缆化水平分析
线路绝缘化率和电缆化率是城市发展的重要组成部分，《导则》中规定D类供电区10kV配电线路应实现绝缘化，E、F类地区宜逐步提高绝缘化水平，同时考虑到始兴供电局的城市发展建设水平，以及未来城市发展定位，随着始兴供电局建设步伐的加快及负荷的发展，应适时的对原有的架空裸导线进行绝缘化和电缆化改造。
2008年始兴供电局10kV公用线路主干进行绝缘化和电缆化统计情况如下表和图3-3所示。
表3-11 2008年始兴供电局10kV公用线路主干绝缘化和电缆化情况
| 供电区 | 电缆（km） | 架空（km） | 合计（km） | 绝缘化率（%） | 电缆化率（%） | |
| 绝缘线 | 裸导线 | |||||
| D类 | 10.60 | 17.91 | 47.12 | 75.63 | 37.70 | 14.02 |
| E、F类 | 1.65 | 0 | 389.41 | 391.06 | 0.42 | 0.42 |
| 合计 | 12.25 | 17.91 | 436.53 | 466.69 | 6.46 | 2.62 |
图3-3 2008年始兴供电局10kV公用线路主干导线分布情况
由以上图表可知，2008年始兴供电局10kV公用线路主干绝缘化率、电缆化率分别为6.46%、2.62%。架空绝缘线路和电缆线路的投入使用可以解决树线矛盾等突出问题，降低因外物造成线路故障的几率，解决电力建设与市政建设的景观矛盾，大大提高供电可靠性。建议今后的配电网建设改造过程中，应适时对现有架空裸导线进行绝缘化改造。
3、线路运行年限
始兴供电局46回10kV公用线路中，运行超过20年的有9回，占总数19.57%，15到20年的有3回占6.52%，10到15年的有1回占2.17%，5到10年的有12回占26.09%，5年以下的有21回占45.65%。各运行年限分布情况详见下表和图。
表3-12 2008年始兴供电局公用10kV主干线路运行年限分布情况
| 运行年限（年） | ＜5 | 5～10 | 10～15 | 15～20 | ＞20 | 合计 |
| D类供电分区 | 7 | 0 | 0 | 2 | 1 | 10 |
| E、F类供电分区 | 14 | 12 | 1 | 1 | 8 | 36 |
| 线路回数（回） | 21 | 12 | 1 | 3 | 9 | 46 |
| 所占比例（%） | 45.65 | 26.09 | 2.17 | 6.52 | 19.57 | |
图3-3 2008年始兴供电局公用10kV线路运行年限分布情况
4、配变总体情况
截止2008年底，始兴供电局10kV公用线路共挂接配电变压器1252台，总容量166294kVA，其中公变717台，总容量56809kVA，专变535台，总容量109485kVA。公用配变以S7、S9及S11型系列为主，其中高损耗配变32台，总容量5795kVA，占公用配变总台数的2.56％；配变负载率超过80%的9台，详见下表。现状10kV配变更换明细情况见附表3。
表3-13 2008年始兴供电局电网现状存在问题的公用10kV配变统计表
| 类别 | 高损耗配变 | 运行20年以上配变 | 配变最高负载率 | |
| 80%～100％ | 大于100% | |||
| 台数（台） | 32 | 0 | 9 | 0 |
| 容量（kVA） | 5795 | 0 | 2260 | 0 |
3.3.3运行情况
1、线路负载率
线路负载率是反映配电网运行状况的主要指标之一，2008年始兴供电局10kV公用线路平均负载率为38.82%，下表和图3-4给出了始兴供电局10kV公用线路负载率分布情况，各线路的具体情况见附表二。
表3-14 2008年始兴供电局10kV公用线路负载率分布情况
| 供电分区 | 项目 | 0～20% | 20～50% | 50～67% | 67～75% | 75～100% | 100%以上 |
| D类 | 单辐射 | 2 | 2 | 0 | 1 | 0 | 0 |
| 单联络 | 0 | 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 两联络 | 0 | 1 | 1 | 0 | 0 | 0 | |
| 多联络 | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | |
| D类合计 | 2 | 5 | 2 | 1 | 0 | 0 | |
| E、F类 | 单辐射 | 2 | 12 | 9 | 2 | 2 | 0 |
| 单联络 | 0 | 6 | 3 | 0 | 0 | 0 | |
| 两联络 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| E、F类合计 | 2 | 18 | 12 | 2 | 2 | 0 | |
| 总计 | 4 | 23 | 14 | 3 | 2 | 0 | |
| 比例（%） | 8.70 | 50.00 | 30.43 | 6.52 | 4.35 | 0.00 | |
图3-4 2008年始兴供电局10kV公用线路负载率分布情况
从上表和图中可以看出，规划区内有41回10kV公用联络线路负载率在67%以下，具有较强的输送裕度，占10kV公用线路的89.13%。
始兴供电局10kV公用线路中共有5回线路负载率较高，占线路总数的10.87%，例如35kV罗坝站F13罗坝线和F21都亨大水线线路负载率已超过80%，无法满足负荷发展的需求。部分线路由于主干导线截面偏小，制约了线路的供电能力，造成线路重载。这些负载较重的线路是现状电网安全运行的隐患，在以后线路建设中应对这些线路导线进行更换或对部分负荷进切改。
2、配变负载率
由于丰水期各小水电通过E、F类供电分区10kV公用线路大量倒送主网，挂接小水电的10kV线路最大电流均为小水电上网电流，无法得到该线路配变平均负载率，故在此不做对E、F类供电分区配变平均负载率分布分析。2008年始兴供电局D类供电分区10kV公用线路配变平均负载率分布情况如下表和图3-5所示。
表3-15 2008年始兴供电局D类供电分区10kV公用线路配变平均负载率分布情况
| 供电分区 | 负载率范围 | 0～20% | 20～40% | 40～60% | 60～80% | 80～100% | 100%以上 | 合计 |
| D类 | 线路回数（回） | 1 | 1 | 4 | 1 | 2 | 1 | 10 |
从上表可以看出，现状大部分线路配变的平均负载率比较合理，处于20%～80%之间。但仍存在3回线路配变平均负载率偏高（超过80%）。
3、线路“N-1”校验
结合线路负荷以及接线模式情况，对始兴供电局46回10kV公用线路进行了“N-1”校验。结果如下表所示。
表3-16 2008年始兴供电局10kV公用线路“N-1”通过情况
| 供电分区 | 项目名称 | 单辐射 | 单联络 | 两联络 | 多联络 | 合计 |
| D类 | 线路回数（回） | 5 | 2 | 2 | 1 | 10 |
| 通过“N-1”回数（回） | 0 | 2 | 1 | 0 | 3 | |
| “N-1”通过率（%） | 0 | 20 | 10 | 0 | 30 | |
| E、F类 | 线路回数（回） | 27 | 9 | 0 | 0 | 36 |
| 通过“N-1”回数（回） | 0 | 7 | 0 | 0 | 7 | |
| “N-1”通过率（%） | 0 | 19.44 | 0 | 0 | 19.44 | |
| 合计 | 线路回数（回） | 32 | 11 | 2 | 1 | 46 |
| 通过“N-1”回数（回） | 0 | 9 | 1 | 0 | 10 | |
| “N-1”通过率（%） | 0 | 19.57 | 2.17 | 0 | 21.74 |
由上表可知，始兴供电局46回10kV线路中，有36回有联络线路不能通过线路“N-1”校验，这部分线路一旦出现故障将造成部分线路损失负荷；通过线路接线模式分析可知单辐射线路不具备故障转带能力，若计入32回单辐射线路，则始兴供电局10kV公用线路“N-1”通过率为21.74%。其中，D类供电区10kV公用线路“N-1”通过率为30%；E、F类供电区10kV公用线路“N-1”通过率为19.44%。
3.3.4 需更换10kV配变情况
对2008年始兴供电局需更换的10kV配变情况进行了统计，统计的总体和详细情况分别见下表。
表3-17 2008年始兴供电局统计需更换的10kV配变详细情况
| 序号 | 配变名称 | 配变型号 | 配变容量（kVA） | 更换原因 |
| 1 | 东郊小学 | S7 | 200 | 设备老旧 |
| 2 | 防疫站 | S7 | 400 | 设备老旧 |
| 3 | 河驳头 | S7 | 250 | 设备老旧 |
| 4 | 县府 | S7 | 250 | 设备老旧 |
| 5 | 东郊场 | S7 | 315 | 设备老旧 |
| 6 | 低坝 | S7 | 180 | 设备老旧 |
| 7 | 公安 | S7 | 250 | 设备老旧 |
| 8 | 粮油加工厂 | S7 | 250 | 设备老旧 |
| 9 | 看守所 | S7 | 200 | 设备老旧 |
| 10 | 车站公变 | S7 | 250 | 设备老旧 |
| 11 | 公路局 | S7 | 315 | 设备老旧 |
| 12 | 建筑公司 | S7 | 315 | 设备老旧 |
| 13 | 逸夫小学 | S7 | 315 | 设备老旧 |
| 14 | 许塘 | S7 | 315 | 设备老旧 |
| 15 | 狮石下 | S7 | 250 | 设备老旧 |
| 16 | 税务局 | S7 | 315 | 设备老旧 |
| 17 | 家私厂 | S7 | 250 | 设备老旧 |
| 18 | 五里山 | S7 | 100 | 设备老旧 |
| 19 | 康雅厂 | S7 | 250 | 设备老旧 |
| 20 | 工贸城#1号公变 | S7 | 250 | 高损耗配变 |
| 21 | 朱屋 | S7 | 20 | 高损耗配变 |
| 22 | 市镇公变 | S7 | 315 | 高损耗配变 |
| 23 | 狮石下 | S7 | 50 | 高损耗配变 |
| 24 | 圣光庙 | S7 | 20 | 高损耗配变 |
| 25 | 独丰 | S7 | 50 | 高损耗配变 |
| 26 | 寨俚下 | S7 | 20 | 高损耗配变 |
| 27 | 南方下片 | S7 | 30 | 高损耗配变 |
| 28 | 含秀村 | S7 | 20 | 高损耗配变 |
| 29 | 合水 | D9 | 30 | 高损耗配变 |
| 30 | 田丘段 | S7 | 10 | 高损耗配变 |
| 31 | 圹斗 | D9 | 5 | 高损耗配变 |
| 32 | 柑场 | D9 | 5 | 高损耗配变 |
由上表可知，2008年始兴供电局共需更换配变32台，总容量5795kVA。建议尽快对不合格配变改造，以提高能源利用率和供电可靠性。
3.3.5 需更换10kV开关情况
对2008年始兴供电局需更换的10kV开关情况进行了统计，统计的总体和详细情况分别见下表。
表3-18 2008年始兴供电局统计需更换的10kV开关详细情况
| 序号 | 所属 | 开关设备名称 | 更换原因 |
| 1 | 城区 | 县城线583开关 | 设备老化 |
| 2 | 城区 | 五里山线589开关 | 设备老化 |
| 3 | 城区 | 墨江站10kVF24县城线585开关 | 设备老化 |
| 4 | 隘子所 | 隘子冷洞线536开关 | 设备老化 |
| 5 | 隘子所 | 隘子市镇线531开关 | 设备老化 |
| 6 | 隘子所 | 隘子龙斗斜线534开关 | 设备老化 |
| 7 | 隘子所 | 隘子坪丰线533开关 | 设备老化 |
| 8 | 隘子所 | 隘子坪丰线532开关 | 设备老化 |
| 9 | 澄江所 | 澄江线535开关 | 设备老化 |
| 10 | 澄江所 | 澄江线534开关 | 设备老化 |
| 11 | 澄江所 | 澄江线533开关 | 设备老化 |
| 12 | 澄江所 | 九龙线531开关 | 设备老化 |
| 13 | 澄江所 | 九龙线532开关 | 设备老化 |
| 14 | 马市所 | 陆源线534开关 | 设备老化 |
| 15 | 马市所 | 候陂线536开关 | 设备老化 |
| 16 | 江口所 | 水南线533开关 | 设备老化 |
| 17 | 江口所 | 水南线532开关 | 设备老化 |
| 18 | 江口所 | 江口线531开关 | 设备老化 |
| 19 | 罗坝所 | 罗坝线534开关 | 设备老化 |
| 20 | 罗坝所 | 罗坝线532开关 | 设备老化 |
| 21 | 罗坝所 | 都亨1线531开关 | 设备老化 |
| 22 | 罗坝所 | 大水线533开关 | 设备老化 |
| 23 | 顿岗所 | 宝溪线552开关 | 设备老化 |
| 24 | 顿岗所 | 顿岗线531开关 | 设备老化 |
| 25 | 顿岗所 | 顿岗线551开关 | 设备老化 |
| 26 | 顿岗所 | 深渡水线543开关 | 设备老化 |
| 27 | 顿岗所 | 深渡水线544开关 | 设备老化 |
| 28 | 顿岗所 | 刘家山线531开关 | 设备老化 |
| 29 | 司前所 | 仙人洞线543开关 | 设备老化 |
| 30 | 司前所 | 仙人洞线542开关 | 设备老化 |
| 31 | 司前所 | 隘司线549开关 | 设备老化 |
| 32 | 司前所 | 隘司线546开关 | 设备老化 |
| 33 | 司前所 | 隘司线548开关 | 设备老化 |
| 34 | 司前所 | 榜坑线544开关 | 设备老化 |
由上表可知，2008年始兴供电局共需更换开关34台，建议尽快对设备老化、设备非标准化等不合格开关柜更换，以提高供电可靠性。
3.3.6 中低压配电网主要运行指标
2004～2008年始兴供电局中低压配电网主要运行指标见下表。
表3-19 2004～2008年始兴供电局中低压配电网主要运行指标
| 内 容 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
| 10kV综合线损率（%） | 6.70 | 4.11 | 3.79 | 3.73 |
| 10kV电压合格率（%） | 97.34 | 97.69 | 97.98 | 97.72 |
| 供电可靠率（%） | 99.660 | 99.603 | 99.793 | 98.2 |
| 一户一表率（%） | 100 | 100 | 100 | 100 |
由上表可知，至2008年始兴供电局10kV综合线损率为3.73%，综合电压合格率为97.72%，供电可靠率为98.2%。
3.3.7 重要用户供电情况分析
《导则》中规定重要电力用户供电电源的配置至少应符合以下要求：
（l）特级重要电力用户具备三路电源供电条件，其中的两路电源应当来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电；
（2）一级重要电力用户具备两路电源供电条件，两路电源应当来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电；
（3）二级重要电力用户具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段。
下面对2008年始兴供电局重要用户的供电情况进行分析，见下表。
表3-20 2008年始兴供电局中低压配电网重要用户供电情况
| 序号 | 用户名称 | 负荷级别 | 变压器台数（台） | 变压器容量（kVA） | 电源1 | 电源2 | 是否满足要求 |
| 1 | 始兴县县委、政府办公大楼 | 2 | 1 | 250 | 110kV赤土岭变电站 | | 否 |
| 2 | 始兴县人民医院 | 2 | 1 | 315 | 110kV赤土岭变电站 | | 否 |
由上表可以看出，始兴供电局共有重要用户2户，当这些不满足供电要求的用户出现中断供电或电能质量异常时，将造成人身伤亡、环境污染和政治军事影响，或者对地方经济造成重大损失；应尽快为不满足供电要求的重要用户提供备用电源，保证供电可靠性。
3.4 现状电网存在的主要问题
3.4.1 中压配电网总体评价
通过对始兴供电局现状中压网的网架结构、装备、设备情况以及电网供电能力等方面分析，针对不同的分析方面，分类评价结果见下表。
表3-21 2008年始兴供电局10kV中压电网评价结果
| 评价 方面 | 分类 | 供电 分区 | 评价结果 |
| 上级电源情况 | 多主变率 | -- | 多主变率为70% |
| 110kV变电站平均负载率 | -- | 变电站平均负载率为32.29% | |
| 10kV出线间隔利用率 | -- | 共有10kV可出线间隔总数78个，实际已用间隔59个，间隔利用率为75.64% | |
| 主变“N-1”校验 | -- | 主变故障线路转移负荷能力较弱，只有3座变电站能通过主变“N-1”校验 | |
| 主变全停检验 | -- | 始兴供电局35kV及以上仅有1座变电站能通过主变全停校验 | |
| 10kV无功补偿配置比例 | -- | 35kV及以上变电站无功补偿配置百分比为2% | |
| 10kV线路情况 | 主干线长度 | D类 | 公用线路平均主干长度为7.56，超过6km的线路共有6回主干长度 |
| E、F类 | 公用线路平均主干长度为10.86，超过15km的线路共有6回主干长度 | ||
| 合计 | 全区公用线路平均主干长度10.14，共有12回线路主干长度不满足要求，主干长度合格率为20.08% | ||
| 导线截面 | D类 | 导线截面合格率为3.61% | |
| E、F类 | 导线截面合格率为63.56% | ||
| 合计 | 导线截面合格率为67.17% | ||
| 电缆化率和绝缘化率 | D类 | 电缆化率为14.02%，绝缘化率为37.70% | |
| E、F类 | 电缆化率为0.42%，绝缘化率为0.42% | ||
| 合计 | 电缆化率为2.62%，绝缘化率为6.46% | ||
| 接线模式及环网率 | D类 | 有5回单辐射线，环网化率为50% | |
| E、F类 | 有27回单辐射线，环网化率为25% | ||
| 合计 | 共有32回单辐射线路，全区环网化率为30.43% | ||
| 线路负载率 | -- | 线路平均负载率为38.82%， 负载率偏高的线路有5回，占公用线路总数10.87% | |
| 线路装接配变 | 配变平均负载率 | D类 | 3回线路配变平均负载率超过80% |
| 设备更换 | 配变更换情况 | -- | 需更换变压器32台 |
| 开关柜更换情况 | -- | 需更换开关34台 | |
| 电能质量及可靠性 | 综合电压合格率（%） | -- | 综合电压合格率为97.72% |
| 供电可靠率（%） | -- | 目前供电可靠率为98.2% | |
| 电网运行经济性分析 | 10kV综合线损率（%） | -- | 目前系统线损率为3.73% |
| 重要用户供电情况 | -- | 始兴供电局共有重要用户9户，均不能满足要求； | |
从上表中可以看出，始兴供电局现状中压配电网运行中还存在一定的问题，为了提高用户的供电可靠性、提高供电企业的经济性，应该尽快加强网络建设，以科学的规划方法在尽量短时间内对网络进行整改，从各方面提高供电水平。
3.4.2 存在主要问题
1．变电站存在主要问题
（1）现状10座高压变电站中有3座变电站为单主变，当主变检修或故障时，必须通过下级电网进行负荷转供，不满足“N-1”配置要求。
（2）部分变电站负载率较重，如110kV赤土岭站现状负载率已超过60%。
（3）变电站间转供能力较弱，故障时不能转带负荷，仅有3座变电站能通过主变“N-1”校验。
（4）110kV变电站无功补偿配置比例为1.33%。
2．中压网存在主要问题
（1）部分线路主干偏长，12回10kV公用线路主干长度不满足导则要求，占线路总回数的26.09%。其中：D类供电区6回；E、F类供电区6回。
（2）联络水平偏低，32回10kV公用线路为单辐射接线，联络率有待提高。
（3）存在部分高损耗配变，共有S7及以下高损耗配变32台，占公用配变总台数的2.56%。
（4）部分线路主干截面偏小，10kV配电网共有151.53km架空线路主干截面小不满足要求，占10kV公用线路的32.47%；共有1.65km电缆线路主干截面不满足要求，占10kV公用线路的0.35%。
（5）转供能力不足，始兴供电局10kV线路有10回通过“N-1”校验，“N-1”通过率仅为21.74%。
（6）部分线路挂接小水电，造成线路负载较重。
总体看来，始兴现状中压配电网是较为典型的县级电网。农村与城区差别较大，配电网总体薄弱。转供能力差、供电距离长、供电质量差、电气设备老旧等问题成为制约提高供电可靠性的主要因素。
第四章 负荷预测及变电站选址
负荷预测是电网规划中的基础工作，其精度的高低直接影响着电网规划质量的优劣。负荷预测工作要求具有很强的科学性，需要大量反映客观规律性的科学数据，采用适应发展规律的科学方法，选用符合实际的科学参数，以现状水平年为基础，预测未来水平年数据。
一个地区的电量负荷发展水平与该地区的经济现状和发展密切相关。城市规划部门制定的城市发展规划是负荷预测的主要依据。所以首先对供电区经济现状及发展规划进行调查和分析。
4.1 现状及历史年电量负荷情况分析
2005~2008年始兴供电局所辖电网电量负荷情况，如下及下图所示。
表4-1 2005~2008年始兴供电局电量负荷情况 单位：亿kWh、MW、%
| 项目 | 2005年 | 2006年 | 2007年 | 2008年 | 年均增长率 |
| 电量 | 2.25 | 1.70 | 2.10 | 2.27 | 0.30 |
| 最大负荷 | 37.9 | 42.0 | 45.0 | 50.0 | 9.68 |
| 最大负荷利用小时数 | 5937 | 4048 | 4667 | 4540 | |
图4-1 2005～2008年始兴供电局总电量负荷情况
由上表及图可知，至2008年始兴供电局电量为2.27亿kwh，负荷达到50MW；2005~2008年电量年均增长率为0.3%，负荷年均增长率为9.68%。由于2008年自然灾害和全球性金融危机使刚刚步入快速增长的电力市场受到很大程度的冲击，增长较为迅速，随着今后几年建设，始兴供电局负荷还将会有较快的增长。
2005～2008年始兴供电局最大负荷利用小数情况如下图所示。
图4-2 2005～2008年始兴供电局最大负荷利用小时数
由上图可以看出，始兴供电局最大负荷利用小时数由2005年5937小时上升至2008年的4540小时，呈上升趋势。
4.2 近期用电项目报装情况
始兴供电局近期新增主要电力用户及预计报装情况如下表所示。
表4-2 新增主要电力用户及预计报装情况
| 序号 | 用户名称 | 主要产品 | 用电需求容量（kVA） | 供电电源 （10kV供电） | 计划投运 时间 |
| 1 | 万达工业有限公司 | 合金玩具模型车、电子玩具等 | 2000 | 220kV墨江站 | 2010 |
| 2 | 盛怡实业（韶关）有限公司 | 制笔研发和制造，主要有自来水笔、圆珠笔、铅笔等 | 5000 | 220kV墨江站 | 2012 |
| 3 | 东莞（石龙）产业转移工业园 | | 4000 | 110赤土岭站 | 2012 |
| 合 计 | | 11000 | | | |
由上表可知，始兴供电局近期共新增主要电力用户3户，预计报装总容量为11000kVA。
4.3 电量负荷预测
电力负荷预测是电力规划的基础性工作，也是电力系统调度、用电、计划等管理部门的重要工作之一。为使始兴供电局的配网规划能够同主网规划相互衔接，本次规划中的负荷参考《韶关“十二五”电网规划》高压电网规划中电量负荷预测的结果。
4.3.1 总供电量负荷预测结果
2009~2015年始兴供电局供电量、负荷预测结果，见下表所示。
表4-3 2009～2015年始兴供电局供电量、供电负荷预测结果
| 类别 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 2013年 | 2014年 | 2015年 | 2008~2015年 年均增长率 |
| 电量（亿kWh） | 2.27 | 2.57 | 3 | 3.14 | 3.28 | 3.42 | 3.58 | 3.70 | 7.2 |
| 负荷（MW） | 50 | 55 | 61 | 63.44 | 65.98 | 68.62 | 71.36 | 74 | 5.8 |
| 最大负荷利用小时数（h） | 4540 | 4673 | 4918 | 4942 | 4965 | 4989 | 5013 | 5000 | |
由上表可知，至2015年始兴供电局电量达到3.7亿kWh，2008~2015年年均增长率为7.2%；负荷达到74MW，2008~2015年年均增长率为5.8%。
4.3.2供电类分区负荷预测结果
2009~2015年始兴供电局供电类分区负荷预测结果，见下表所示。
表4-4 2009～2015年始兴供电局供电类分区最大负荷预测结果 单位：MW、%
| 分区负荷预测 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 2013年 | 2014年 | 2015年 | 2008~2015年年均增长率 |
| 最大负荷 | 50 | 55 | 61 | 63.4 | 66 | 68.6 | 71.4 | 74 | 5.8 |
| 城区最大负荷 | 12 | 13 | 14.1 | 15.3 | 16.6 | 18 | 19.6 | 21.2 | 8.5 |
| 农村最大负荷 | 38 | 42 | 46.9 | 48.1 | 49.3 | 50.6 | 51.8 | 52.8 | 4.8 |
由上表可以看出，至2015年始兴供电局城区最大负荷达到21.2MW，2008~2015年年均增长率为8.5%；农村最大负荷达到52.8MW，2008~2015年年均增长率为4.8%。
4.4 变电站选址
依据《韶关市“十二五”主网规划》报告结果，2009～2015年始兴供电局高压变电站建设情况见下表。
表4-5 2009～2015年始兴供电局高压变电站建设情况 单位：kV、MVA
| 序号 | 变电站名称 | 电压等级（kV） | 性质 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 2013年 | 2014年 | 2015年 |
| 1 | 墨江站 | 220 | 已有 | 1×180 | 1×180 | 1×180 | 1×180 | 1×180 | 1×180 | 1×180 | 1×180 |
| 2 | 赤土岭站 | 110 | 已有 | 40+20 | 40+20 | 40+20 | 40+20 | 40+20 | 40+20 | 40+20 | 40+20 |
| 3 | 司前站 | 110 | 已有 | 1×40 | 1×40 | 1×40 | 1×40 | 1×40 | 1×40 | 1×40 | 1×40 |
| 4 | 顿岗站 | 110 | 已有 | 2×31.5 | 2×31.5 | 2×31.5 | 2×31.5 | 2×31.5 | 2×31.5 | 2×31.5 | 2×31.5 |
| 5 | 都亨站 | 35 | 扩建 | 1×6.3 | 2×6.3 | 2×6.3 | 2×6.3 | 2×6.3 | 2×6.3 | 2×6.3 | 2×6.3 |
| 6 | 隘子站 | 35 | 已有 | 4+5 | 4+5 | 4+5 | 4+5 | 4+5 | 4+5 | 4+5 | 4+5 |
| 7 | 罗坝站 | 35/110 | 升压 | 6.3+5 | 6.3+5 | 6.3+5 | 1×40 | 1×40 | 1×40 | 1×40 | 1×40 |
| 8 | 马市站 | 35 | 已有 | 2.5+6.3 | 2.5+6.3 | 2.5+6.3 | 2.5+6.3 | 2.5+6.3 | 2.5+6.3 | 2.5+6.3 | 2.5+6.3 |
| 9 | 三角塘站 | 35 | 已有 | 2×5 | 2×5 | 2×5 | 2×5 | 2×5 | 2×5 | 2×5 | 2×5 |
| 10 | 沿溪站 | 35 | 已有 | 5+6.3 | 5+6.3 | 5+6.3 | 5+6.3 | 5+6.3 | 5+6.3 | 5+6.3 | 5+6.3 |
| 11 | 和平站 | 110 | 新建 | -- | -- | -- | -- | -- | -- | -- | 1×40 |
| 12 | 澄江站 | 35 | 新建 | | | | 1×6.3 | 1×6.3 | 1×6.3 | 1×6.3 | 1×6.3 |
由上表可以看出，2009～2015年，始兴供电局供电范围内共新建110kV变电站1座，升压110kV变电站1座。
4.5 变电站供电范围划分
4.5.1 供电范围
根据负荷预测结果，本次规划中还结合各站的具体情况，对始兴城区供电范围进行了划分，分年度变电站供电范围图形结果参见附图四～图七。下面各变电站供电范围调整方案描述如下：
1、220kV墨江站
墨江变电站为已有220kV变电站，容量构成1×180MVA，供电区域主要为公园南路以西的城区区域，主要是居民以及铜泊厂用电。到2015年10kV用户负荷将达9.8MW。到2015年，墨江站共有10kV线路7回，其中有2回为新建线路。
2、110kV赤土岭站
赤土岭站为已有110kV变电站，位于始兴县城区东部。
供电区域包括永安大道以南，公园南路以东的大片区域。此区域是集行政办公、商业和居住为一体的综合性用地。主要为县政府及黄花园工业区负荷。到2015年10kV用户负荷将达36.5MW。
到2015年，赤土岭站共有10kV线路14回，其中新建2回线路，并对已有的线路进行改造。
3、35kV三角塘站
三角塘站为已有35kV变电站，位于始兴县城区北部，容量构成2×5MVA，为供城区及县城城郊供电。
供电区域包括永安大道以北始兴县城区范围。主要为居民用电。作为县城区主电源之一，在规划中考虑将转带部分赤土岭负荷。到2015年10kV用户负荷将达6MW。
至2015年，三角塘站共有10kV线路8回，其中向县城供电新建2回，向城郊新出1回，并对已有的线路进行改造。
4.5.2 负载率
根据负荷分布预测及变电站供电范围优化结果，统计各变电站逐年份的负荷并进行计算负载率，结果见下表。
表4-6 各年份变电站主变负载率计算结果 单位：MVA MW %
| 变电站名称 | 2009 | 2010 | 2013 | 2015 | ||||||||
| 容量 | 负荷 | 负载率 | 容量 | 负荷 | 负载率 | 容量 | 负荷 | 负载率 | 容量 | 负荷 | 负载率 | |
| 墨江站 | 75 | 5.0 | -- | 75 | 5.5 | -- | 75 | 7.9 | -- | 75 | 9.8 | -- |
| 赤土岭站 | 60 | 36.1 | 63.33 | 60 | 38.2 | 67.02 | 60 | 40.5 | 71.05 | 60 | 36.5 | 64.04 |
| 司前站 | 40 | 3.7 | 9.74 | 40 | 5.9 | 15.53 | 40 | 7.6 | 20.00 | 40 | 12.1 | 31.84 |
| 顿岗站 | 63 | 6.7 | 11.19 | 63 | 9.0 | 15.04 | 63 | 12.0 | 20.05 | 63 | 15.0 | 25.06 |
| 都亨站 | 6.3 | 4.4 | 73.52 | 6.3 | 4.5 | 75.19 | 6.3 | 4.6 | 76.86 | 6.3 | 4.7 | 78.53 |
| 隘子站 | 9 | 6.4 | 74.85 | 9 | 6.7 | 78.36 | 9 | 7.0 | 81.87 | 9 | 7.4 | 86.55 |
| 罗坝站 | 11.3 | 5.7 | 53.10 | 11.3 | 5.9 | 54.96 | 40 | 17.0 | 44.74 | 40 | 17.8 | 46.84 |
| 马市站 | 8.8 | 6.2 | 74.16 | 8.8 | 6.5 | 77.75 | 8.8 | 5.5 | 65.79 | 8.8 | 5.8 | 69.38 |
| 三角塘站 | 10 | 6.5 | 68.42 | 10 | 6.8 | 71.58 | 10 | 5.8 | 61.05 | 10 | 6.0 | 63.16 |
| 沿溪站 | 11.3 | 4.1 | 38.19 | 11.3 | 4.5 | 41.92 | 11.3 | 3.9 | 36.33 | 11.3 | 4.0 | 37.26 |
| 和平站 | -- | -- | -- | -- | -- | -- | -- | -- | -- | 40 | 19 | 50.00 |
| 澄江站 | | | | | | | 6.3 | 3.0 | 50.13 | 6.3 | 3.8 | 63.49 |
4.5 小结
1、电量负荷预测结果
始兴供电局2009~2015年供电量、供电负荷预测推荐结果见下表。
表4-7 2009~2015年始兴供电局电量负荷预测推荐结果
| 类别 | 2008年 | 2009年 | 2010年 | 2011年 | 2012年 | 2013年 | 2014年 | 2015年 | 2008~2015年 年均增长率 |
| 供电量（亿kWh） | 2.27 | 2.57 | 3.00 | 3.14 | 3.28 | 3.42 | 3.58 | 3.70 | 7.2 |
| 最大负荷（MW） | 50.0 | 55.0 | 61.0 | 63.44 | 65.98 | 68.62 | 71.36 | 74.0 | 5.8 |
| 最大负荷利用小时数（h） | 4540 | 4673 | 4918 | 4942 | 4965 | 4989 | 5013 | 5000 | |
由上表可以看出，至2015年始兴供电局供电量达到3.7亿kWh，2008~2015年年均增长率为7.2%；最大供电负荷达到74MW，2008~2015年年均增长率为5.8%。
2、变电站规划结果
通过上面对各年份始兴供电局110kV变电容载比的分析可知，如果按照规划建设时间，容载比满足负荷发展需求。为保证达到供电可靠率、线损目标的要求，建议确保按表4-5主网规划进度完成各个变电站的建设。
第五章 规划目标及技术原则
5.1 规划目标
至2015年，经过七年的建设与改造，始兴供电局电网应达到如下目标：
（1）以110kV变电站为主供电源，县城电网实现由一座220kV变电站和一座110kV变电站供电，至2015年环网率达到100%。
（2）E类以上地区中压配电网线路应满足“N-1”准则。
（3）2015年电网理论综合技术线损率较现状降低2%以上（不含无损）。
（4）2013年实现高能耗配变（S7及以下）更换率100%。
5.2 总体原则
（1）贯彻落实国家进一步扩大内需、促进经济平稳较快增长的战略决策，紧紧抓住国家扩大内需给电网建设带来的历史机遇，以提高供电可靠性为总抓手，结合公司创建国内先进供电企业活动对电网规划建设工作的要求，以及公司领导关于大力加强电网结构，提高电网装备水平，提高电网自动化水平，提高电网信息化水平的思路，从而大力提高电网的供电可靠性、供电能力，将始兴供电局电网建成“结构坚强、安全稳定、技术先进、适度超前”的现代化电网。
（2）加快农村电网完善及无电地区建设，加大电网覆盖面，解决农村电网薄弱问题，全面满足农村用户生产生活需要。
（3）提高电网供电可靠性、供电质量、安全性，较大幅度提高对县城的供电保障能力，县域主要乡镇供电可靠性和供电质量有明显改善。
（4）通过改造完善网络结构，加大110kV电网的建设力度，实现始兴供电局电网以110kV变电站为主供电源。加快更新残旧设备，推广应用节能产品，提高运行经济性，使综合线损率逐步降低。
（5）适度提高电网装备科技含量和技术水平，设备选型标准化，推广采用高可靠性、小型化设备及节能产品，建设与环境相协调的节约型变电站。
（6）电网结构合理、分区清晰，具备较强的适应性，并具备一定的抵御事故和防灾减灾的能力。
（7）各级电网的建设应相互协调，远近结合、适度超前，避免重复建设与改造，投资规模经济合理、比例适当，更好的体现南方电网公司“企业效益为重、社会效益优先”的经营理念。
5.3 供电区分类
根据《中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则》，始兴供电局所辖区域属于三级地区。结合广东省县级行政区的实际情况，将始兴供电局电网划分为三类供电区，其中县城为D类，马市镇、顿岗镇、罗坝镇、城南镇中心区域为E类，其它区域为F类。
5.4 电压等级
中压配电网 10kV
低压配电网 380、220V
5.5 供电可靠性
电网规划考虑的供电可靠性是指电网设备停运时，对用户连续供电的可靠程度。
（1）高压电网E类以上供电区宜满足“N-1”供电安全准则，F类供电区不做规定。
（2）中压配电网E类以上供电区应满足“N-1”供电安全准则，F类供电区不做规定。
5.6 电压质量
（1）正常情况下，为保证各类用户受电端的电压质量，各级电压电网枢纽点允许电压波动的范围如下：
10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%；
220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%与－10%。
（2）对电压质量有特殊要求的用户，供电电压允许偏差值及其合格率由供用电合同（或供用电协议）确定。
5.7 短路电流
为了取得合理的经济效益，电网各电压等级的短路电流应该从网络的设计，电压等级、主接线、变压器的容量、阻抗的选择、运行方式等方面进行综合控制，使各级电压断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流得到配合。各电压等级控制短路电流如下：
10kV：≤20kA。
5.8 容载比
根据主网结果，容载比即电网内同一电压等级公用供电变电站的主变压器总容量（MVA）与其供电负荷（MW）之比，始兴供电局电网35kV～110kV电网宜取1.8～2.1。
5.9 无功补偿
1、无功补偿原则和方式
1）无功补偿原则：全面规划，合理布局，分级补偿，就地平衡。
2）无功补偿方式：集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降损相结合，以降损为主。
2、功率因数要求
1）110kV及以下电压等级变电站10kV侧功率因数不低于0.95；
2）变压器容量为100kVA以上的电力用户不低于0.9；
3）农村公用变压器不低于0.85。
3、积极采用性能可靠，技术先进的集合式、自愈式电容器，有条件的可采用微机监测和自动投切无功装置。变电站应合理配置无功补偿电容器，补偿容量宜按主变压器容量的10%～30%来补偿。
4、10kV配电变压器容量在100kVA及以上的应装设无功自动补偿装置，可按配电变压器容量的20%～40%配置，配电台区功率因数小于0.9时可适当提高补偿容量。
5、无功补偿设备的装设地点
1）110kV、35kV变电站无功补偿装置配置在10kV母线上。
2）10kV配电变压器无功补偿装置安装在低压侧母线上，并应安装按功率因数和电压控制的自动投切装置，随负荷和电压变化进行投切，保持功率因数在高峰负荷时县城达到0.9以上，农村达到0.85以上，低谷负荷电压过高时应禁止向变电站倒送无功功率。
3）10kV配电线路上的无功补偿装置应分布在负荷中心，要保证在低谷负荷时不使功率因数超前或电压偏移超过规定值，不向变电站倒送无功功率。
4）为限制大容量冲击负荷，波动负荷对电网产生电压骤降、闪变以及非线型畸变负荷对电网注入谐波的影响，必须要求该类用户就地装设补偿装置（如滤波装置或静止无功补偿装置），并满足GB12326-2000和GB/T145490-93的规定。
5.10 环境保护
（1）电网规划应坚持建设资源节约型和环境友好型的原则。
（2）电网规划设计时应在噪声、工频电场和磁场、高频电磁波、通信干扰等多方面满足国家相关标准和技术要求。
（3）在进行电网规划时，应加大执行节能环保政策的力度，推广采用高可靠性、小型化设备，建设与环境相协调的节约型变电站。
5.11 中低压配电网规划技术准则
5.11.1 电网结构
1．架空网单辐射接线
这种模式适用于城市非重要负荷架空线和郊区季节性用户。干线可以分段，其原则是：一般主干线分为2-3段，负荷较密集地区1km分1段，远郊区和农村地区按所接配电变压器容量每2-3MVA分1段，以缩小事故和检修停电范围。
单电源线辐射接线的优点就是比较经济，配电线路和高压开关柜数量少、投资小，新增负荷也比较方便。但其缺点也很明显，主要是故障影响范围较大，供电可靠性较差。当线路故障时，部分线路段或全线将停电；当电源故障时，将导致整条线路停电。
对于这种简单的接线模式，由于不存在线路故障后的负荷转移，可以不考虑线路的备用容量，即每条出线（主干线）均可以满载运行。
图5-1 架空网单辐射接线方式
2．架空网单联络接线
架空网单联络接线应满足：
（1）架空网单联络接线应按平均每回线路不超过50％额定载流量运行。
（2）架空网单联络接线联络开关位置应尽量选取在线路后段安装。
（3）构建架空网单联络接线必须结合区域电网规划，为今后将线路改造成架空网双联络结线提供可能和便利。
图5-2 架空网单联络接线方式
3．电缆网“2-1”环网结线
图5-3 电缆网“2-1”环网结线
电缆网“2-1”环网结线应满足：
电缆网“2-1”环网结线应按平均每回线路不超过50%额定载流量运行。
构建电缆网“2-1”环网结线必须结合考虑区域电网规划，为今后将线路改造成“3-1”环网结线提供可能和便利。
4．电缆网“3-1”环网结线
图5-4 电缆网“3-1”环网结线（3回线路为1组）
电缆网“3-1”环网结线应满足：
电缆网“3-1”环网结线应按平均每回线路不超过66.7%额定载流量运行。
电缆网“3-1”环网结线中，每回线路的两个联络点必须设置在不同开关箱中，线路中段的联络点应尽量在靠近线路负荷等分点的位置接入。
5.11.2 供电半径
10kV线路供电半径应满足下列要求：
D类供电区：≤6km；
E类供电区：≤10km；
F类供电区：≤15km。
5.11.3 中压线路
（1）10kV线路以架空线为主，D类地区宜采用绝缘导线，E、F类地区可采用裸导线。在城镇中心区、人口密集区、林带区或与周围建筑物间距不满足安全要求时，应采用绝缘导线。
（2）架空线路主干线截面选择应系列化、标准化，一般不宜超过3种。
（3）10kV架空主干线导线截面应按长期规划选型，D类地区不宜小于185mm2，E、F类地区不宜小于120mm2，负荷发展较快E、F类地区可采用150mm2；次干线导线截面D类地区不宜小于120mm2，E、F类地区不宜小于95mm2；分支线导线截面不宜小于50mm2。
（4）10kV出线电缆线路不宜小于240mm2。
（5）10kV线路单回配变装见容量宜小于8000kVA
5.11.4 配电变压器
（1）10kV配电变压器应按“小容量、多布点”原则进行配置，一般公用配电变压器单台容量不宜超过200kVA，负荷密度较大地区可采用315kVA及以上配变。
（2）新建配电变压器应选用S11及以上节能环保型（低损耗低噪音）变压器。
（3）配电变压器的安装位置应在负荷中心。
（4）变压器容量在400kVA及以下的，宜采用柱上式变台；变压器台架宜按最终容量一次建成；台架的架设地点应避免车辆碰撞、易燃易爆及严重污染场所。
（5）变压器容量在400kVA以上的不宜采用柱上安装方式。
5.11.5 配电房
配电房应满足防火、防潮、通风、防毒和防小动物要求。
（1）配电房应配置低压电源及一次结线图。
（2）配电房应配置消防设备、环境自动控制装置、防潮灯或抽湿机、低噪音排气扇、节能照明灯、防鼠档板、驱鼠器、工具箱等装置，墙体和天花板刷防虫漆，地面涂绝缘漆，配电房采用不锈钢门。
5.11.6 开关房
（1）位置与面积选取原则
1）开关房位置应根据负荷分布均匀布置，位置应选择在交通运输方便，具有充足的进出线通道，宜位于道路东面或南面。
2）开关房应设置在建筑物首层，净空高度不应低于3米。
3）房内开关柜单列布置，净空最小尺寸应满足：6米×3米（长×宽）。
4）房内开关柜双列布置，净空最小尺寸应满足：6米×4米（长×宽）。
（2）房内设备配置原则
开关房内中压环网开关柜，根据需要采用单列布置或双列布置。
5.11.7 电缆分支箱
（1）电缆分支箱宜采用屏蔽型全固体绝缘，外壳应满足使用场所的要求，应具有防水、耐雨淋、防凝露及耐腐蚀性能，防护等级不应低于IP3X级。
（2）分支箱有两种，一种是环网型；另一种是简易型，不宜利用电缆分支箱作为主干线路的环网节点。
（3）电缆分支箱宜接于分支线路上向中小用户供电。
（4）电缆分支箱的出线电缆不宜超过3条。
5.11.8 开关
1．成套高压开关设备
（1）高压开关柜宜具有五防功能，防护等级达到IP3X及以上要求。
（2）高压开关柜宜选用质量稳定、技术先进、性能价格合理的长寿命少维护的真空或SF6断路器柜系列。负荷开关环网柜宜选用真空环网柜系列或SF6环网柜系列。
（3）开关站内宜采用全金属封闭式、全绝缘、可扩展的三工位负荷开关柜。短路容量按照20/2S考虑。
2．柱上开关、跌落式熔断器
（1）中压配电架空线路分段、联络开关宜采用体积小、容量大、维护方便的柱上SF6或真空开关。为实施架空馈线自动化，主干环网线路宜采用具有自动重合闸功能的真空开关。
（2）户外跌落式熔断器宜选用开断短路容量为200MVA、可靠性高、体积小和少维护的新型熔断器。
5.11.9 低压配电网
（1）低压配电网应结构简单、安全可靠，采用以配电变压器为中心的树状放射式结构、树枝型布线、低压不成网。
（2）低压配电网应实行分区供电的原则，低压线路应有明确的供电范围，不交叉、不迂回、不重叠，一般不跨街区供电，且低压架空线路不得超过中压架空线路的分段开关；中低压线路应尽量采用同杆架设。
（3）低压配电线路的长度应满足末端电压质量的要求，各类供电区的线路长度宜控制在以下范围内：D类供电区250m，E供电区300m，F类供电区500m。
（4）低压配电线路要有较强适应性，一般采用架空绝缘线，主干线一次建成。
（5）低压配电网的导线截面应力求统一，并能满足远期发展的要求。县城及重要乡镇380V主干线导线截面一般为120mm2，分支线截面一般不低于50mm2，农村低压主干线导线截面一般不低于50mm2。零线应与相线截面相同，并多点重复接地。
（6）低压架空线路的架设应符合有关规程要求。路径受限地区，可采用沿街沿墙敷设。电杆宜采用不小于9m的混凝土杆，穿越和易接近带电体的拉线应装拉线绝缘子。
5.12 用户供电电压
用户供电电压根据用户最大需量、用电设备装接容量或用户受电设备总容量确定，可采取110kV、35kV、l0kV、380/220V等标准电压等级。
用户报装容量为6～20MVA时，宜采用35kV供电；报装容量为20～40MVA时，宜采用110kV供电。当用户报装容量小于20MVA时但距离电源点大于5km须110kV供电时，需经过专题论证和技术经济比较。
5.13 重要用户供电要求
（1）重要用户的分级参照《关于加强重要电力用户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见》电监安全[2008]43号，根据供电可靠性的要求以及中断供电危害程度，重要电力用户可以分为特级、一级、二级重要电力用户和临时性重要电力用户。
（2）重要电力用户供电电源的配置至少应符合以下要求：
特级重要电力用户具备三路电源供电条件，其中的两路电源应当来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电；
一级重要电力用户具备两路电源供电条件，两路电源应当来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电；
二级重要电力用户具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段；
重要电力用户供电电源的切换时间和切换方式要满足重要电力用户允许中断供电时间的要求。
重要电力用户应配置自备应急电源。自备应急电源容量应达到保安负荷的120%，启动时间应满足安全要求，与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置，防止倒送电。
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