浙江发改委印发《洋山深水港北侧陆域增量配电网建设发展规划（2018-2020年）》

七、区域内外网架衔接规划

“十三五”期间乃至“十四五”期间，洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域规划由110千伏沈家湾变电站供电。110千伏沈家湾变电站现有主变总容量100兆伏安，可满足试点区域内“十三五”乃至“十四五”期间的用电需求，但仅有110千伏沈家湾变一个电源点，影响供电安全性和可靠性，建议试点区域和洋山深水港南部港区电网联络，作为紧急事故备用。

从远景来看，随着试点区域内二期围垦区域的建成发展，区域内10千伏电网仅依靠110千伏沈家湾变电站供电，难以满足其负荷增长需求及供电可靠性。根据《浙江舟山群岛新区城乡电力设施布局规划》，远景年规划在大洋山新建110千伏大洋山变，不仅可分担110千伏沈家湾变负荷，还可为其提供电源支撑。

八、运行管理规划

（一）配电自动化建设

1．建设原则

配电自动化建设应与配电网一次网架相协调，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。对关键性节点，如主干线联络开关、必要的分段开关，进出线较多的开关站、环网单元和配电室，配置“三遥”（遥测、遥信、遥控）配电自动化终端；对一般性节点，如分支开关、无联络的末端站室，配置“两遥”（遥测、遥信）配电自动化终端，用户进线处配置分界开关或具备遥测、遥信功能的故障指示器。

2．建设方案

近期，环网单元C+V+母线PT+集中式DTU，DTU单元与环网柜成套供货。统一环网箱预留DTU安装空间尺寸，统一DTU的面板和指示，采用电子式或电磁式互感器两种方案。

远期：环网单元C+V+母线PT电源（含供电PT、后备电源、通信模块）+分散式DTU安装在各单元间隔内，采用电子式互感器方案。

“十三五”期间试点区域内建设4座开关站共配置8台智能分布式DTU终端。

3．建设成效

“十三五”期间经过对试点区域配电自动化建设，至2020年，试点区域内配电自动化覆盖率达到100%，供电可靠率将达到99.95%，户均停电时间不高于4.38小时，供电可靠性得到显著提升。

4．投资估算

表8-1 试点区域配电自动化建设工程及投资统计表

（二）调度自动化建设

1．建设原则

配网调度自动化控制功能至少应包括SCADA、图库电子化、关键节点数据采集、配电网故障抢修指挥等功能建设，并实现与电网GIS、PMS、营销业务系统数据接口和数据共享。

2．建设方案

试点区域度自动化工程应以当前成熟的自动化数据采集、控制和无源光网络（EPON）技术作为支撑，选择“主站+终端”的两层体系结构，实现配电网运行监视和控制，并通过信息交互总线实现与EMS、GIS、用电信息采集系统的交互应用。

3．建设成效

“十三五”期间，监控后台设置在沈家湾变主控室，通过光纤对4座开关站进行监控，开展调度自动化功能应用。

（三）系统通信建设

1．建设原则

试点区采用的通信技术应与当地配电网的发展规划相适应，应与配电网一次网架同步规划、同步建设，或预留相应位置和管道，满足配电自动化中、长期建设和业务发展需求，并做好适度超前。

2．建设方案

结合洋山深水港增量配电网试点区域实际情况，试点区域内通信建设以光纤通信方式为主，通信光缆采用24芯光缆，长度7.2公里，实现区域内用电信息采集系统的“全覆盖、全采集”，通过信息交互实现供电可靠性和电压合格率统计到户。

3．建设成效

“十三五”期间经过对试点区域通信建设，至2020年，试点区域内实现输、配、用各个环节的信息交互，有力支撑智能电网的建设。

九、电能质量规划

（一）无功补偿

1．建设原则

无功补偿装置应根据分层分区、就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，可采用分散和集中补偿相结合的方式：分散补偿装置安装在用电端，以提高功率因数、降低线路损耗；集中补偿装置安装在变电站内，以稳定电压水平。

2．建设方案

“十三五”期间试点区域内新增配电容量4000千伏安，其10千伏配电变压器（含配电室、箱式变电站、柱上变压器）安装无功自动补偿装置时，配置容量按变压器容量20%～40%考虑，需要配置补偿容量约800-1600千乏。

3．建设成效

“十三五”期间经过对试点区域的无功补偿设备建设，至2020年，试点区域内10千伏配电变压器（含配电室、箱式变电站、柱上变压器）无功补偿装置装设比例达到100%。

（二）谐波控制

1．建设原则

谐波控制应符合现行国家标准《电能质量 公用电网谐波》（GB/T 14549-1993）的相关要求：

低压配电网（220伏/380伏）公共连接点电压总谐波畸变率应小于5%，中压配电网（10千伏）公共连接点电压总谐波畸变率应小于4%，分配给用户的谐波电流允许值应保证各级电网公共连接点处谐波电压在限值之内。注入公共连接点的谐波电流允许值、公用电网谐波电压和谐波电流的测量和计算按照GB/T 14549的规定执行。

2．建设方案

“十三五”期间，试点区域计划通过静止无功补偿装置、改善供电环境等手段抑制谐波，可显著提升供电质量。

3．建设成效

“十三五”期间经过对试点区域的谐波控制，至2020年，试点区域内低压配电网（220伏/380伏）公共连接点电压总谐波畸变率小于5%，中压配电网（10千伏）公共连接点电压总谐波畸变率小于4%。

（三）电压允许偏差值

1．建设原则

网络中各节点满足电压损失及其分配要求，各类用户受电电压质量应符合现行国家标准《电能质量 供电电压偏差》（GB/T 12325-2008）的相关要求：

（1）110千伏供电电压正、负偏差绝对值之和不应超过标称电压的10%；

（2）10千伏及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7％；

（3）220伏单相供电电压偏差为标称电压的+7％，-10％；

（4）对供电点短路容量较小、供电距离较长以及对供电电压偏差有特殊要求的用户，由供、用电双方协议确定。

2．建设方案

试点区域内均为10千伏及以下电网，“十三五”期间，通过缩短线路供电半径、严格控制线路负荷防止低电压，同时依托无功补偿提高电力用户的功率等手段改善电压质量。

3．建设成效

至2020年，试点区域内综合电压合格率达到99.7%。

（四）三相电压允许不平衡度

1．建设原则

三相电压允许不平衡度应符合现行国家标准《电能质量 三相电压允许不平衡度》（GB/T 15543-2008）的相关要求：

（1）电力系统公共连接点正常电压不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%。电气设备额定工况的电压允许不平衡度和负序电流允许值仍由各自标准规定。

（2）接于公共接点的每个用户引起该点正常电压不平衡度允许值一般为1.3%。根据连接点的负荷状况邻近发电机继电保护和自动装置安全运行要求可作适当变动但必须满足第一条的规定。

2．建设方案

试点区域内均为10千伏及以下电网，“十三五”期间，通过加强负荷监测、装设平衡装置、加装自动投切装置等方式改善三相电压不平衡度。

3．建设成效

至2020年，试点区域内综合电压合格率达到99.7%。