达州市通川区经济和信息化局关于《达州市通川区都市商贸物流集聚片区和环凤产城一体发展片区区域供电设施布局专项规划（征求意见稿）》的公示

达州市通川区都市商贸物流集聚片区和环凤产城一体发展片区区域供电设施布局专项规划

达州市通川区经济和信息化局

四川华汇智研电力科技有限公司

二零二二年七月

达州市通川区都市商贸物流集聚片区和环凤产城一体发展片区区域供电设施布局专项规划

审定：郝晓晗    张宝霞

审核：曾  锐    廖家文

校核：余  彪    王  晶    雷旭森    

编制：谢  敏    陈纯燚    杨  过

目 录

 TOC \o "1-3" \h \z \u 第一章 总 则1

1.1规划目的1

1.2规划内容1

1.3 规划范围1

1.3.1地理范围1

1.3.2时间范围2

1.4原始数据说明3

1.5规划依据3

第二章 达州通川区概况4

2.1 达州通川区地理概况4

2.2 达州通川区经济发展4

2.2.1 达州通川区社会发展概况4

2.2.2 近期重点开发区域5

第三章 现状电网分析7

3.1高压电网规模7

3.1.1变电站情况7

3.1.2变电站间隔9

3.1.3高压线路情况9

3.1.4高压网络结构11

3.1.5变电站供电范围12

3.1.6变电站主变负载率14

3.2电网转供能力分析15

3.2.1主变N-1校验15

3.2.2线路N-1校验15

3.3配电网存在的主要问题16

3.3.1 高压配电网方面16

3.3.2 通道方面17

第四章 负荷预测18

4.1引言18

4.2负荷预测思路及方法18

4.3远景负荷预测19

4.3.1用地分析19

4.3.2指标选取20

4.3.3远景负荷预测结果24

4.3.4远景负荷预测校核25

4.4 近中期负荷预测25

4.5 小结26

第五章  高压配电网规划27

5.1电力平衡27

5.1.1 220kV变电平衡27

5.1.2 110kV电力平衡28

5.2高压配电网规划29

5.2.1高压配电网主要技术原则29

5.2.2高压配电网规划方案31

5.2.32025年变电站供电范围39

5.2.4 远期高压变电站建设必要性41

第六章 站址、通道规划46

6.1高压变电站站址规划46

6.1.1站址原则46

6.1.2站址规模46

6.2高压通道规划53

6.2.1高压通道、走廊规划原则53

6.2.2高压通道规划方案54

6.2.3高压走廊规划方案58

6.3高压变电站出口通道方案59

第七章 主要结论及建议61

7.1主要结论61

7.2规划建议61

附录63

1、高压配电网建设技术原则63

1.1 220kV技术原则63

1.2 110-35kV技术原则63

2、配电网改造技术原则66

3、配电网智能化要求67

4、线路布局规划原则71

4.1 架空走廊要求71

4.2 电缆路径的规定72

4.3 电缆线路的使用条件73

5、线路典型黄线规划方案74

5.1 架空线路典型方案74

5.2 电缆线路典型方案75

附件82

第一章 总 则

1.1规划目的

以服务地方经济社会发展为目标，建设坚强的中压配电网，满足达州通川区电力负荷增长的需求，提高供电可靠性和供电质量。同时结合达州的市政道路建设情况，预留高中压站址、走廊通道。

1.2规划内容

1、根据达州通川区都市商贸物流集聚片区和环凤产城一体发展片区功能定位及发展进行供电区的划分，制定相应的规划技术原则和电网建设标准，对现状电网进行分析，总结电网存在的不足。

2、梳理达州通川区负荷构成情况，通过负荷调查，完成负荷预测。

3、根据负荷预测结果，对高压变电站规划方案进行校验，确保全区具有充足的供电容量和间隔资源，同时预留相关所址及通道走廊。

4、从整体配电网结构出发，开展中压配电网的规划，参照相应的规划技术原则进行。“远近结合、近细远粗”，远期侧重网架结构的完善，近期满足新增用户的用电需求。

1.3 规划范围

1.3.1地理范围

通川区，隶属于四川省达州市，位于四川东北部、达州市中部，东北与宣汉县相邻，西南与达川区毗邻，西北与平昌县接壤。截至2018年10月，通川区辖5个街道办事处、镇12个、乡1个。辖区面积900平方公里，常住人口达78.21万，是全国科技进步先进区、全国和谐社区建设示范城区、全国农产品加工业示范基地、平安建设先进区、丘陵地区先进区、乡村旅游示范区。

图1-1 达州通川区都市商贸物流集聚片区和环凤产业一体发展片区规划范围图

本次规划范围为通川区“三城三地三片区”区域中的都市商贸物流集聚片区和环凤产业一体发展片区（以下简称两片区），分别为北城滨江片区（张家坝、高家坝、韩家坝、徐家坝、柳家坝、明月犀谷），复兴片区，双龙片区，通川经开区（蒲家镇、罗江镇），东岳镇，盘石片区总面积约218km。具体规划范围如上图所示。

1.3.2时间范围

基准年：2020年

水平年：2021—2025年

远景年：2035年

1.4原始数据说明

1、本次规划所需的城市规划资料由达州市通川区经济与信息委员会提供；

2、本次规划所需的电网基础资料国网达州供电公司（即达州国电）与达州电力集团（即达州地电）提供，截止日期为2020年12月底。

1.5规划依据

1）地区统计年鉴、本次规划有关的指导性文件

《达州统计年鉴－2017》；

《国网发展部关于开展“十三五”电网滚动规划调整工作的通知》

（2）相关电网规划

《国网达州供电公司2016～2020年配电网滚动规划报告》；

《2017年度达州市电力市场分析预测报告》；

（3）电网规划、设计和运行应遵循的有关规程、规范和规定；

《配电网规划设计技术导则》（Q/GDW1738-2012）

《配电网规划内容深度规定》（Q／GDW 10865-2017）

《配电网典型供电模式》（发展规二〔2014〕21号）

《配电自动化技术导则》Q/GDW382-2009；；

《分布式电源接入配电网设计规范》（Q/GDW 11147-2013）

《电动汽车充换电设施接入电网技术规范》（Q/GDW 11178-2013）

《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院第599号令）

《电力系统无功补偿配置技术原则》（Q/GDW 212-2008）

《城市配电网技术导则》（Q/GW370-2009）

第二章 达州通川区概况

2.1 达州通川区地理概况

通川区，隶属于四川省达州市，位于四川东北部、达州市中部，东北与宣汉县相邻，西南与达川区毗邻，西北与平昌县接壤。通川区辖5个街道办事处、13个乡镇、1个旅游风景区管委会。幅员面积900.9平方公里，常住人口达90.6万，是全国科技进步先进区、全国和谐社区建设示范城区、全国农产品加工业示范基地、平安建设先进区、丘陵地区先进区、乡村旅游示范区。

通川区1999年撤市设区，历为州、府所在地，是达州市的政治、经济、文化中心。市委、市政府、市人大、市政协四大班子及各大行政部门均位于通川，有“达州之心”之称；境内有襄渝铁路、达成铁路、达万铁路和达渝、达陕、达万、巴达四条高速公路，是川东北交通枢纽和川、渝、陕物资集散地，素有“川东北门户”之称。

2.2 达州通川区经济发展

2.2.1 达州通川区社会发展概况

2020年，全年实现地区生产总值340.7亿元，增长4.3%。其中，第一产业实现增加值27.4亿元；第二产业实现增加值110.7亿元；第三产业（服务业）实现增加值202.6亿元，三次产业结构比为8:32.5:59.5。

全社会固定资产投资234.5亿元，增长10.6%；地方一般公共预算收入12.3亿元，增长7.3%；规模以上工业增加值增长5.6%；服务业增加值增长2.9%；社会消费品零售总额增速高于全省全市平均水平；农村居民人均可支配收入20765元，增长8.7%；城镇居民人均可支配收入39852元，增长6.7%；城市建成区面积由52平方公里增至78平方公里

2.2.2 近期重点开发区域

 “三城三地三片区”发展战略，三城即实力之城、活力之城、魅力之城，三地即通达开放前沿地、城郊旅游目的地、幸福宜居首选地，三片区即都市商贸物流集聚片区、环凤产业一体发展片区、北部农旅融合发展片区

全区共划分镇级片区3个（其中，城市片区1个、城乡融合片区1个、农村片区1个），划分村级片区34个。

1、都市商贸物流集聚片区（城市片区，含东城街道、西城街道、朝阳街道、凤西街道、凤北街道5个街道和复兴镇、罗江镇、磐石镇3个乡镇）

（1）目标定位

推动商贸物流集聚发展，建成川渝宜居消费新中心。

（2）功能定位

紧扣建设“川渝宜居消费新中心”，着力构建“一核两极多点”的消费空间布局，培育现代服务业集聚区、商贸物流集散区，打造区域高端品牌首选地、原创品牌集聚地、消费时尚创新地。

（3）主导产业

商贸物流、数字经济和现代服务业。

2、环凤产城一体发展片区（城乡融合片区，含蒲家镇、双龙镇、东岳镇3个乡镇）

（1）目标定位

加快产城一体发展，成为东西部创新协同发展示范区的主要支撑。

（2）功能定位

依托交通和产业发展优势，打造食品医药、智能制造创新发展先行地。

（3）主导产业

智能制造、现代医药、农产品加工和仓储物流。

3、北部农旅融合发展片区（农村片区，含北山镇、江陵镇、碑庙镇、梓桐镇、金石镇、青宁镇、安云乡7个乡镇）

（1）目标定位

推进乡村振兴主阵地，打造农旅深度融合发展示范片区。

（2）功能定位

坚持“传统农业现代化、北部产业规模化”，科学布局农业生态空间，大力发展“数字农业”“园区农业”“休闲农业”。

（3）主导产业

现代农业、生态康养和乡村旅游。

图2-1 “三城三地三片区”发展空间示意图

第三章 现状电网分析

3.1高压电网规模

3.1.1变电站情况

现状达州通川区“两片区”区域共有220kV变电站2座，变电容量为570MVA，均属于达州国电；110kV变电站6座，其中属于达州国电的变电站有3座，变电容量为220MVA，属于达州地电的变电站有3座，变电容量为300MVA；35kV变电站2座，为达州国电的罗江变电站，变电容量为21.3MVA。达州通川区“两片区”范围内变电站情况如下表所示。

表3.1.1 现状变电站情况

达州国电变电站详细情况：

220kV复兴变位于达州绕城公路与魏复路交界处南部，主变容量组成为2 c 120MVA，电压等级为220/110/10。220kV复兴变供区处于达州地电供区中心，未来不会有较大的负荷增长，且周边已建成110kV马踏变，现有间隔足以满足未来需求。

220kV通川变位于达渝高速西部，主变容量组成为180 150MVA，电压等级为220/110。该变电站为达州国电110kV变电站供电，无10kV供电需求。

110kV魏兴变位于魏复路与四通街交接处东部，主变容量组成为2 c 40MVA，电压等级为110/35/10。110kV魏兴变现状为通川经开区主供电源。经开区作为通川区重点开发区域，负荷增长迅速，现有间隔满足近期负荷需求。远景年需扩建10kV出线间隔。

110kV盘石变位于达七公路北部，主变容量组成为2 c 20MVA，电压等级为110/35/10。盘石片区近期重点建设物流园区，现有间隔足以满足负荷需求。远景年需扩建变电站。

110kV木岗变位金龙大道西部，主变容量组成为2 c 50MVA，电压等级为110/10。110kV木岗变主要为西外主城区与莲花湖南部区域供电，未来需要对莲花湖西区、北区建设提供电源支撑，需要扩建10kV出线间隔。

35kV罗江变位罗江中学以东，主变容量组成为6.3 5MVA，两侧电压等级为35/10。35kV罗江变主要为罗江镇及周边农村地区供电，现状线路负荷较低，近期需改造现有线路，无需扩建10kV出线间隔。至远景年，需要扩建主变及10kV出线间隔。

35kV双龙变位双龙镇，魏复路与产业大道交叉口西北方，主变容量组成为1 c 10MVA，两侧电压等级为35/10。35kV双龙变为2021年建成投运，今后主要为双龙镇及周边农村地区供电，现状无10kV线路出线，无需扩建10kV出线间隔。至远景年需要扩建主变。

达州地电变电站详细情况：

110kV韩家坝变位于洲河大桥东部（位于西南职教园区中部犀牛大道旁），主变容量组成为2 c 50MVA，电压等级为110/35/10。110kV韩家坝变现状主要为北外区域（凤北街道及罗江镇区域）供电，区域内近期将建设110kV柳家坝变电站，满足负荷增长需求，无需扩建10kV出线间隔。

110kV复兴变位于达州绕城公路与202省道交界处东北部，主变容量组成为2 c 50MVA，电压等级为110/35/10。110kV复兴变主要为复兴片区域供电，区域为达州重点开发区域，负荷增长迅速，且周边达州地电变电站距离较远，但由于110kV复兴变10kV间隔充裕，无需扩建10kV出线间隔。

110kV北外变位于肖公庙路与滨河东路交接处东南部，主变容量组成为2 c 50MVA，电压等级为110/10。110kV北外变现状为老城区与北外片区供电，由于原35千伏北外变负荷较重，不能满足社会日益增长的负荷需求，因此达州地电对其进行了升压改造。

3.1.2变电站间隔

表3.1.2 变电站间隔配置及利用率情况

达州通川区“两片区”区域变电站共有110kV间隔34个，剩余3个间隔；有35kV间隔32个，剩余6个间隔。整体出线间隔充裕，但部分变电站间隔紧张，建议尽快扩建主变或新增布点。

3.1.3高压线路情况

表3.1.3 分电压等级描述规划范围内线路情况

达州通川区“两片区”区域共有220kV线路12回（均属于达州国电），线路长度为434.46km，110kV线路26回（其中10回属于达州地电，16回属于达州国电），线路长度为304.672km，35kV线路9回（其中1回属于达州地电，8回属于达州国电），线路长度为95.582km。

3.1.4高压网络结构

现状达州通川区“两片区”区域220kV电网由区内东岳电厂和区外500kV木子变提供电源，220kV电网采用链式接线的方式形成电网，电力线路均属于国电。

图3-1 达州通川区“两片区”区域现状220kV电网示意图

现状达州通川区“两片区”区域110kV电网由区内罗江电厂、220kV通川变、220kV复兴变，区外江口电厂、九节滩电厂提供电源，110kV电网主要由链式接线为主。

图3-2 达州通川区“两片区”区域现状110kV电网示意图

现状达州通川区“两片区”区域35kV电网由区内盘石变、魏兴变和区外塔沱变提供电源，35kV电网主要由链式接线为主。

图3-3 达州通川区“两片区”区域现状35kV电网示意图

3.1.5变电站供电范围

变电站供电范围的划分主要依据10kV中压线路走向以及河流、铁路、山体等天然屏障为边界条件，达州通川区“两片区”区域变电站供电范围如下图所示。

图3-4 达州通川区“两片区”区域两家供电公司供电范围图

图3-5 达州通川区“两片区”区域现状变电站供电范围图

可以看出，110kV魏兴变、110kV木岗变、110kV复兴变和110kV北外变供电范围偏大，供电半径偏长。其主要原因如下：

1）东岳、双龙、柳家坝片区处于开发建设阶段，部分区域以农田、空地为主，区域负荷增长较慢，区域内缺少电源；

2）东岳、双龙区域地形狭长，现状主要由110kV魏家变与110kV木岗变供电，现状变电站位置较远，10kV线路供电半径长；

3）柳家坝片区为达州地电供区，110kV柳家坝变正在建设中，在110kV柳家坝变电站建成前，该区域由110kV韩家坝变电站供电110kV柳家坝变电站建成后，将逐步缩短110kV韩家坝变的供电半径；江湾城片区由韩家坝变电站供电，由于河流阻隔，110kV七里沟变电站和北外变电站向江湾城区域出线较为困难，只能由110kV韩家坝变出线供电。

4）复兴片区主要为达州地电供区（马踏洞片区为达州国电供区），区域内有达州电力集团110kV复兴变，周边有达州国电220kV复兴变，因此达州电力集团110kV复兴变担负供电范围较大。

3.1.6变电站主变负载率

达州通川区“两片区”区域范围内变电站负载情况如下表所示。

表3.1.4 达州通川区“两片区”区域变电站主变负载率情况

达州通川区“两片区”区域变电站在最大负荷时刻时无变电站重过载运行，110kV韩家坝变和35kV双龙变轻载运行，主要原因为韩家坝变电站主要供区为北外片区江湾城，该区域负荷尚未完全释放故存在轻载运行；双龙变为2021年投运变电站，尚未接入负荷故存在轻载运行。

3.2电网转供能力分析

3.2.1主变N-1校验

在主变N-1校验过程中，停1台主变时，首先考虑是否可通过站内其它主变完全转带负荷，转带后其它主变的负载率若不超过100%或超过100％的负荷能够通过下级电网转带，则证明满足N-1校验；若只有1台主变，则考虑全部负荷能否通过变电站的低压侧联络出线转移，若可以则证明满足N-1校验，反之则不能满足N-1校验。

达州通川区“两片区”区域主变N-1校验情况如下表所示。

表3.2.1 达州通川区“两片区”区域主变N-1校验情况

经测算，达州通川区“两片区”区域110kV与35kV变电站均通过主变N-1。

3.2.2线路N-1校验

1、35-110千伏线路

对达州通川区“两片区”区域范围内35-110千伏线路进行线路N-1校验，达州通川区“两片区”区域范围内有9回线路不满足N-1要求，该9回线路接线方式均为单辐射接线，建议通过加强配网网架建设，为变电站提供第二电源，提高供电可靠性。

表3.2.2 2015年110-35千伏线路N-1通过率

达州通川区“两片区”区域范围内110kV线路N-1通过率为69.56%，35kV线路N-1通过率为66.67%。

3.3配电网存在的主要问题

现状配电网供电能力比较充足，能够满足现状规划区负荷的需求，变电站供电范围较为合理。

表3.3.1 现状达州通川区“两片区”区域压配变网综合评价

3.3.1 高压配电网方面

1）部分变电站出线间隔紧张

达州通川区“两片区”区域变电站共有110kV间隔34个，剩余3个间隔；有35kV间隔32个，剩余6个间隔。整体出线间隔充裕，但部分变电站间隔紧张。近期达州通川区“两片区”区域负荷仍将有稳定增长，需要合理配置间隔资源将满足达州通川区“两片区”区域的发展。

2）部分变电站主变轻载运行

110kV韩家坝变负载率为16%，轻载运行；随着北外片区江湾城和职教园区的发展，将逐步解决韩家坝轻载问题。

35kV双龙变为2021年投运变电站，尚未接入负荷，轻载运行，随着双龙镇发展和转接110kV魏兴变10kV出线，将逐步解决双龙变轻载问题。

3）部分变电站供电半径不合理

魏兴变、北外变和木岗变供电范围偏大，供电半径偏长。

3.3.2 通道方面

达州通川区“两片区”区域部分地块处于新开发阶段，应考虑提前预留电力通道，满足负荷发展的需求。

第四章 负荷预测

4.1引言

负荷预测是电网规划中的基础工作，是制定电力发展规划的重要依据，其精度的高低直接影响到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，预测未来负荷水平。

4.2负荷预测思路及方法

本次负荷预测工作具有以下特点：

1、园区已提供比较详细的用地规划，各地块的用地性质、建筑面积、建筑物构成等信息比较明确，负荷预测依据较充分；

2、需要进行高中压配电网规划，需要以负荷空间分布预测结果为依据；

3、提高负荷预测的合理性，需要采用多种方法进行预测或校验。

综上所述，最终确定园区远景负荷预测方法：主要采用负荷密度指标法，其他方法进行校核。近期主要根据地块开发建设时序和报装容量来预测，并考虑一定的裕量。

在本次负荷预测工作中，采用以下预测思路：

1、远景负荷总量及分布预测

利用达州通川区“两片区”区域已有详细用地规划，采用先分布后总量的思路，即根据远景用地规划方案，确定相应行业的饱和负荷密度指标，进行远景年负荷分布预测，在此基础上统计总负荷及分类负荷。

图4-1 达州通川区“两片区”区域远景负荷预测思路

2、近期负荷总量及分布预测

利用达州通川区”两片区”区域一期详细用地规划，采用先分布后总量的思路，即根据一期用地规划方案，确定相应行业的饱和负荷密度指标，进行近期负荷分布预测，并根据近期地块开发情况对结果进行修正。

图4-2 达州通川区“两片区”区域近期负荷预测思路

4.3远景负荷预测

4.3.1用地分析

根据达州通川区“两片区”区域内最新的远景用地性质进行远景年负荷预测。远景年用地性质见下图：

达州通川区“两片区”区域用地平衡情况如下表所示。

表4.3.1 达州通川区“两片区”区域用地平衡表

达州通川区“两片区”区域居住用地所占比重最高，商业与工业用地比重次之。因此达州通川区“两片区”区域负荷构成中居住、工业和商业负荷占据主要地位。

4.3.2指标选取

利用负荷密度指标法进行负荷预测，必须要确定每一类负荷的用电负荷密度参考指标。为使负荷密度指标能够代表未来发展情况，对已经经过充分发展的大中型城市同类型负荷的负荷密度情况进行调查，并以这些负荷密度指标作为达州通川区“两片区”区域负荷密度指标设置的主要依据。同时，对于地区特点明显的一些分类，如工业和居住等再结合本地实际情况进行设置。

达州通川区“两片区”区域内不同性质用地的发展定位不尽相同，从而导致各类负荷密度指标不同，因此需要对各类负荷的用电指标进行详细调查分析并最终确定选取结果。

1、居住用地

达州通川区”两片区”区域的居住用地均为二类居住用地，根据《城市电力规划规范》（DB/T 50293-2014）有关规定，配合《配电网规划设计技术导则》（Q/DW 10738-2020），并结合达州通川区“两片区”区域具体情况，折算居住用地指标。

表4.3.2 居住用地指标选取结果

2、公共管理与公共服务用地

达州通川区“两片区”区域公共管理与公共服务用地包括文化设施、教育、体育、医疗卫生等用地。国内外一些公共管理与公共服务用地指标调查结果如下表所示。

表4.3.3 公共管理与公共服务用地指标调查结果

结合达州通川区“两片区”区域实际情况，最终确定公共管理与公共服务用地指标。

表4.3.4 公共管理与公共服务用地指标选取结果

3、商业服务业设施用地

达州通川区“两片区”区域商业服务业设施用地包括商业设施、商务设施、综合用地及加油加气站用地。国内外一些商业服务业设施用地指标调查结果如下表所示。

表4.3.5 商业服务业设施用地指标调查结果

结合达州通川区“两片区”区域实际情况，最终确定商业服务业设施用地指标。

表4.3.6商业服务业设施用地指标选取结果

4、工业用地

工业用地均为一类工业用地，指标调查结果如下表所示。

表4.3.7 工业用地指标调查结果

结合园区定位及产业情况，确定工业用地指标。

表4.3.8 工业用地指标选取结果

5、仓储用地

仓储用地主要用来提供货物中转、储运服务，结合达州通川区“两片区”区域实际情况，最终确定仓储用地指标选取结果。

表4.3.9 仓储用地指标选取结果

6、交通设施用地

交通设施用地主要为城市道路、综合交通枢纽及交通站场用地。这里的指标采用按占地面积计算。

表4.3.10 交通设施用地指标选取结果

7、公用设施用地

公用设施用地主要为供应设施、环境设施、安全设施用地。

各类性质用地的负荷密度指标选取结果统计如下表所示。

表4.3.11 各类性质用地负荷密度指标选取结果

4.3.3远景负荷预测结果

结合规划用地图及负荷密度指标，得到各分类负荷预测情况，具体如下表所示。

表4.3.12 达州通川区“两片区”区域分类负荷预测结果

取中方案预测结果为最终结果，考虑行业间同时率后，达州通川区“两片区”区域远景负荷预测结果为1160.82MW，平均负荷密度为5.3MW/km。各区域远景负荷预测结果如下表所示。

表4.3.13 达州通川区“两片区”分区域负荷预测结果

4.3.4远景负荷预测校核

完成远景负荷预测后，对负荷预测结果采用负荷密度指标进行校核。国内其他城市负荷密度指标调查结果如下表所示。

表4.3.14 国内其他城市负荷密度指标调查情况

规划区远景年居住平均负荷密度为21.6MW/km，对比结果表明预测结果较为合理。

4.4 近中期负荷预测

近中期具体预测方法为：

1、采用自然增长负荷 大用负荷的综合预测法；

2、自然增长负荷以历史数据为基础，分析参考其增长规律并采用多种数学模型和方法模拟规划年增长曲线和趋势，综合国民经济社会发展规划等因素进行预测结果的辨识、筛选和确定；

3、大用户负荷通过对规划期内重大项目建设情况和客户的报装情况的调研分析得到。

规划区域近中期年自然负荷预测结果如下表所示。

表4.4.1 达州通川区“两片区”区域中期自然负荷预测结果

近期无大用户申请用电需求。

根据自然负荷 大用户负荷，考虑同时率之后得出园区近中期逐年负荷。

表4.4.3 达州通川区“两片区”区域近期逐年负荷预测结果

根据达州通川区“两片区”区域近、中期负荷预测结果，结合开发区开发力度，确定2025年负荷为150.82MW，平均负荷密度为0.84MW/km，“十四五”增长率为13.63%。

4.5 小结

达州通川区“两片区”区域远景年采用负荷密度指标法进行负荷预测，经预测，达州通川区“两片区”区域远景负荷预测结果为1160.82MW，平均负荷密度为5.3MW/km，供电区域为C类区域；达州通川区“两片区”区域2025年负荷约为150.82MW，平均负荷密度为0.84MW/km。

表4.5.1 达州通川区“两片区”区域负荷预测结果

第五章  高压配电网规划

5.1电力平衡

根据导则容载比取值规定，结合达州通川区“两片区”区域的发展建设情况，将达州通川区“两片区”区域220kV容载比范围控制在1.6~1.9，110kV容载比范围控制在1.9~2.1，35kV容载比范围控制在1.8~2.0对各电压等级进行电力平衡。

5.1.1 220kV变电平衡

达州通川区“两片区”区域远景总负荷为1160.82MW。达州通川区“两片区”区域220kV容载比控制在1.6~1.9，据此对达州通川区“两片区”区域容量进行校验。

表5.1.1 220kV容量校验                   单位：MVA、MW

对达州通川区“两片区”区域220kV容载比进行校验。

表5.1.2 220kV容载比校验                   单位：MVA、MW

至2035年规划区220kV变电容量缺口为853.28~1120.15MVA，需扩建现有220kV变电站。

5.1.2 110kV电力平衡

根据导则，达州通川区“两片区”区域110kV容载比控制在1.7~1.9，据此对达州通川区“两片区”区域容量进行校验。

表5.1.3 达州通川区“两片区”区域110kV容量校验          单位：MVA、MW

对达州通川区“两片区”区域110kV容载比进行校验。

表5.1.4 达州通川区“两片区”区域110kV容载比校验       单位：MVA、MW

至2025年规划区已有规划110kV变电站3座，变电容量300MVA，至2035年，需新增变电容量850MVA。

表5.1.5  达州通川区“两片区”区域110kV电力布局       单位：MVA、MW

5.2高压配电网规划

在电网中高压变电站的布局是否合理，容量匹配是否得当，将对整个地区电网能否安全、经济、合理的运行起到至关重要的作用。在区域电力网络规划中，这也是一个尤为重要的问题，需要在准确预测地区负荷分布的基础上，以满足负荷发展要求为基本准则，结合地区网络及区域建设的方方面面特点来综合考虑。

根据园区开发的具体情况，确定规划目标如下：

1）做到电网规划与城市发展规划的有机衔接；

2）确保规划电网能满足达州通川区“两片区”区域负荷发展的需要；

3）落实变电站布点和高压线路通道规模、位置。

5.2.1高压配电网主要技术原则

根据国网、省公司有关规定，以及《110kV及以下电网规划和建设指导意见》，充分利用现有资源因地制宜，在既成的基础上优化规划。

（1）电压等级

新建变电站电压等级为110/10kV、110/35/10kV、220/110/10kV、220/110/35kV。

（2）变电站容量规模选择

根据国网通用设计方案及省公司相关精神，变电站最终规模均按照3台主变规划。新建110kV变电站单台主变容量为50MVA，新建220kV变电站单台主变容量为180MVA。

（3）变电站一次接线模式选择

根据《配电网典型供电模式》，并结合达州通川区“两片区”区域具体情况，新建110kV变电站高压侧主接线采用单母分段接线方式，一方面有利于改善网络结构、提高供电可靠性，一方面便于地区电源、大客户的接入，减轻220kV变电站的110kV间隔压力。

（4）变电站主要电气设备选型

110kV变电站实施方案的选择：根据高压侧架空线进线或电缆进线，采用户内站还是户外站，电压等级配置等条件的不同组合在《国家电网公司输变电工程通用设计110（66）～500kV变电站分册》中选择相应的典型变电站设计。

110kV主变压器宜选择低损耗、自然冷却、有载调压变压器。在保证电网运行安全可靠前提下，新建及扩建项目所需主变优先从既有的低负载率变电站调剂，用较少的容量增长实现更有效率的电力供应和更多的项目开发。

（5）输配电线路方案及截面选择

110kV线路一般按同塔双回路设计，变电站出口段等负荷密集，通道紧张地段按照同塔四回路设计。新改建线路尽量避免与高速公路和铁路交叉穿越，以保障电网安全营运，降低电网建设综合成本。

架空线路的导线截面应按远景年供电能力的需要，根据导线的经济电流密度进行选择，并按故障方式下的极限输送能力要求进行校核。一般采用LGJ-240mm截面导线配置。

对达州通川区“两片区”区域高压变电站建设时序进行安排，如下表所示。

表5.2.1 达州通川区“两片区”区域高压变电站建设时序          单位：MVA、MW

至2025年达州通川区“两片区”区域共新建220kV变电站1座，新建110kV变电站3座，扩建35kV变电站1座。

5.2.2高压配电网规划方案

1、柳家坝变电站110千伏输变电工程

柳家坝片区为达州市通川区人民政府重点打造的城市新区，规划总面积4.8平方公里。为满足柳家坝区域新增用户的用电需求，2021年新建110kV柳家坝变，2022年投运，变电所设计主变规模2 c 50MVA，电压等级110/35/10kV，110千伏最终出线4回，本期出线4回，π接罗江口电站—韩家坝110kV线路、π接江口电站—七里沟110kV线路接入系统，π接架空线路长约12km，电缆线路为0.8km，导线型号为LGJ-240和YJLW03-110-1*500。

图5-1 110kV柳家坝变新建方案

2、通川区国网通川220千伏至韩家坝110千伏1回线路新建工程

为提高110kV韩家坝变供电可靠性，2021年新建220kV通川变至110kV韩家坝变线路，新建110kV线路3.7km，新建架空型号LGJ-240mm。

图5-2 220kV通川变至110kV韩家坝变线路新建方案

3、莲花湖变电站110千伏输变电工程

为满足莲花湖水库周边新增用户的用电需求，2021年新建110kV莲花湖变，变电所设计主变规模2 c 50MVA，电压等级110/35/10kV。拟定通川莲花湖110kV输变电工程接入系统方案为：新建通川—莲花湖110kV线路2回，新建线路长度为2 c 12.71km，导线型号为LGJ-300/25，全线按照同塔双回架设。

图5-3 110kV莲花湖变新建方案

4、110kV三复线迁改工程

2023年将220kV三复线迁改，接近110kV复兴变处迁改线路杆塔为双回杆塔，避开规划建设区域。新建110kV线路2.5km，新建架空线型号LGJ-185。

图5-4 110kV三复线迁改方案

5、韩家坝区域高压线路迁改工程

2024年将220kV通亭一线、220kV通亭二线、110kV通盘线迁改至韩家坝规划高压廊道。新建220kV线路14km，新建架空线型号LGJ-400/35；110kV线路6km，新建架空线型号LGJ-240mm。

图5-5 韩家坝区域改切方案

6、柳家坝区域高压线路迁改工程

2024年将35kV罗韩线，35kV盘罗线，110kV罗韩线、110kV韩罗线、110kV江七线、110kV盘魏线、110kV三韩线迁改至规划高压廊道。新建110kV线路35km，新建架空线型号LGJ-240mm；35kV线路7km，其中架空线6.4km，新建架空线型号LGJ-185mm，电缆线路0.6km，新建电缆线型号YJV22-240mm。

图5-6 柳家坝区域改切方案

7、110kV复兴线新建工程

2024年自220kV复兴变新建一回110kV线路至110kV复兴变，路径部分与迁改后三复线同杆架设。新建110kV线路2.8km，新建架空线型号LGJ-240。

图5-7 110kV复兴线新建方案

8、魏蒲园区高压线路迁改工程线路

2025年将魏碑线、柳魏线、魏罗线、盘魏线、魏金线迁改至魏蒲园区规划道路沿线。新建110kV线路9km，新建架空线型号LGJ-240mm；35kV线路13.5km，新建架空线型号LGJ-185mm。

图5-8 魏兴园区改切方案

9、通川区太河220千伏输变电新建工程

为满足达州地电供区内负荷需求，2025年新建220kV太河变，变电站一期设计主变规模2 c 240MVA，电压等级220/110kV，拟定通川区太河220kV输变电工程接入系统方案为：新建4回线路双π500kV玛瑙变至220kV凤凰变线路，新建线路长度为4 c 2.5km，导线型号为LGJ-2 c 630/45，全线按照同塔双回架设，220kV线路部分在宣汉县境内，建设时应参照宣汉规划路径。

图5-9 通川区太河220kV输变电工程接入系统方案

10、通川区太河变220千伏输变电110千伏配套线路工程

2025年，为保障220kV太河变电力送出，110千伏出线6回将韩家坝～柳家坝、七里沟～柳家坝、七里沟～土溪口110kV线路π接进220kV太河变，线路采用LGJ-240和YJLW03-110-1*500，架空长度为46km，电缆线路长度为3km。

图5-10 通川区太河变220千伏输变电110千伏配套线路方案

11、通川区梁家坝110千伏输变电新建工程

该规划变电站位于复兴北部汽车产业园。该区域负荷集中，梁家坝片区规划已出台，负荷增长潜力大，周边无电源点，为满足该区域负荷发展需求，新建110kV梁家坝变；最终主变容量3 c 50MVA，本期主变容量2 c 50MVA；本期出线2回，π接三里坪至复兴110kV线路接入系统，π接线路长约7.8km，导线型号为LGJ-240，预计2025年投产。

图5-11 通川区梁家坝110千伏输变电工程接入系统方案

12、通川区双龙35千伏变电站扩建工程

为满足双龙、东岳区新增用户的用电需求，2025年扩建35kV双龙变2#主变，主变容量为1 c 10MVA，电压等级35/10kV，电源线由110kV魏兴变新出魏龙线提供，线路与原魏龙线同路径。

图5-12 通川区双龙35千伏变电站扩建工程系统方案

5.2.32025年变电站供电范围

通过规划期变电站的建设，整个达州通川区“两片区”区域内变电站布置、负荷分配较为均衡，为形成较强联络能力的配电网网架结构提供了良好的基础条件。

表5.2.2 2025年变电站供电范围

图5-13 达州通川区“两片区”区域2025年变电站供电范围

5.2.4 远期高压变电站建设必要性

110kV魏兴2变电站

1、通川经开区风北大道以西至蒲家镇以北将建设工业园区，蒲家镇区域全面开发建设，预计饱和负荷为280MW,远期负荷需求巨大。

2、现状通川经开区仅一座110kV魏兴变，无法满足通川区建设发展需求。

3、110kV魏兴变至蒲家镇以北区域距离超过5km，不满足供电质量要求。

图5-14 110kV魏兴2变电站

110kV东岳变电站

1、东岳镇规划建设工业园区，现状由110kV魏兴变供电，无法满足供电需求。

2、双龙镇至莲花湖区域仅有110kV莲花湖变电站，110kV莲花湖变电站供电能力不足。

3、莲花湖西区、北区为A类供电区域，缺少可靠的上级电源。

图5-15 110kV双龙变电站

110kV罗江变电站

1、罗江镇区域现状由35kV罗江变供电，预计区域饱和负荷为82MW，无法满足区域发展建设需求。

2、罗江镇以北110kV魏兴变为通川经开区主供电源，无法为罗江镇提供足够的电源支持。

3、罗江镇以南110kV柳家坝变主要为柳家坝及其周边区域供电，预计饱和负荷为77MW，且110kV柳家坝变为罗江镇供电需跨河建设供电线路，无法为罗江镇提供足够的电源支持。

4、凤凰山人工湖景区建成后，可由110kV罗江变与110kV吴家变供电，保证区域供电需求。

图5-16 110kV罗江变电站

110kV盘石2变电站

1、盘石镇区域现状由110kV盘石变供电，预计区域饱和负荷为215MW，无法满足区域发展建设需求。

2、盘石镇以西110kV七里沟变主要为达川区老城区供电，且至盘石新城区距离较远无法为该区域提供足够的电源支持。

3、110kV盘石变至新城区南部直线距离超过5km，无法满足供电质量需求。

图5-17 110kV盘石2变电站

第六章 站址、通道规划

6.1高压变电站站址规划

6.1.1站址原则

变电站设计应节约用地，合理选用小型化、环保型设备，充分利用空间，精心布置，力求减少占地面积和建筑面积。位于中心城区的变电站宜与周围环境相协调，有条件时宜采用户内布置模式。布设在市区边缘或郊区、县的变电所，可采用布置紧凑、占地较少的全户外式或半户外式结构。

6.1.2站址规模

根据校验结果，共需新建4座变电站，其中110kV变电站3座，35kV变电站1座。2025年达州通川区“两片区”区域变电站所需占地面积具体如下表所示。

表6.1.1 规划区2025年变电站规模

1、220kV复兴变

220kV复兴变位于达州绕城公路与魏复路交界处南部，占地27174平方米。规模为2 c 120MVA。

图67-1 220kV复兴变站址

2、220kV太河变

220kV太河变位于龙椅隧道北部，占地30000平方米。规模为2 c 240MVA。

图6-2 220kV太河变站址

3、110kV魏兴变

110kV魏兴变位于魏复路与四通街交接处东部，占地5870平方米。规模为2 c 40MVA。

图6-3 110kV魏兴变站址

4、110kV复兴变

110kV复兴变位于达州绕城公路与202省道交界处东北部，占地7460平方米。规模为31.5 20MVA。

图6-4 110kV复兴变站址

5、110kV韩家变

110kV韩家变位于洲河大桥东部，占地10320平方米。规模为2 c 50MVA。

图6-5 110kV韩家变站址

6、110kV柳家变

110kV柳家变位于万广高速以西，占地3471平方米。规模为2 c 50MVA。

图6-6 110kV柳家变站址

7、110kV莲花湖变

110kV莲花湖变位于莲花湖水库以西，占地4780平方米。规模为2 c 50MVA。

图6-7 110kV莲花湖变站址

8、110kV北外变

110kV北外变位于肖公庙路与滨河东路交接处东南部，占地3201平方米。规模为2 c 50MVA。

图6-8 110kV北外变站址

9、110kV梁家坝变

110kV梁家坝变位于复兴汽车产业园与产业大道西部，占地5000平方米。规模为2 c 50MVA。

图6-9 110kV梁家坝变站址

10、35kV双龙变

35kV双龙变位于产业大道以西，占地1376平方米。规模为1 c 10MVA。

图6-10 35kV双龙变站址

11、35kV罗江变

35kV罗江变位于罗江中学以东，占地8206平方米。规模为6.3 5MVA。

图6-11 35kV罗江变站址

12、220kV通川变

220kV通川变位于达渝高速西部，主变容量组成为150 180MVA。变电站站址位于规划区外，故不做通道规划。

13、110kV盘石变

110kV盘石变位于达七公路北部，主变容量组成为2 c 20MVA。变电站站址位于规划区外，故不做通道规划。

6.2高压通道规划

6.2.1高压通道、走廊规划原则

1、高压线路尽量在规划好的高压架空走廊处布线，充分利用已有的高压架空走廊；没有架空走廊处架空线应根据地形、地貌特点和道路规划要求，沿道路、河渠、绿化带架设。路径选择应做到：短捷、顺直、减少同河渠、道路、铁路的交叉。

2、220kV线路主要采用架空线，按同塔双回设计；110kV线路一般按同塔双回路设计，变电站出口段等负荷密集，通道紧张地段按照同塔四回路设计，在通道无法满足条件下可采用电缆进线。

3、各电压等级高压架空线走廊宽度

220kV：30-40m；

110kV：15-25m；

35kV：10-15m。

6.2.2高压通道规划方案

1）110kV通道规划方案

A、规划于2020年升压35kV北外变，110kV七里沟变新建1回110kV线路至110kV北外变，原三七线改为110kV线路。

110kV七里沟变新建1回110kV线路沿犀牛大道，与韩北一二线同路径架设至接入110kV北外变；原三七线改为110kV线路。

B、规划于2020年将110kV三复线迁改至州河西岸道路沿线。

原110kV三复线跨城部分线路迁改至州河西岸道路沿线，至瓦厂坝向吴家变方向建设，至吴家变外向南沿规划道路以西建设，至铁路附近接入原线路。

C、规划于2020年将110kV双复线迁改。

将110kV双复线迁改至达州绕城公里与新规划道路沿线。

D、规划于2020年新建110kV柳家坝变，2021年投运，110kV柳家坝变共新建110kV线路4回，采用同塔双回架设。

新建2回110kV线路同塔双回沿市政规划廊道π接入韩家坝变至罗文变线路；新建2回110kV线路同塔双回沿市政规划廊道π接入七里沟变至罗江电厂线路。

E、规划于2021年新建110kV莲花湖变，110kV莲花湖变共新建110kV线路2回，采用同塔双回架设。

新建2回110kV线路向东北方向沿莲花湖以西建设，经过凤凰山接入220kV通川变。

F、规划于2021年新建110kV通韩线。

新建1回110kV线路，自220kV通川变出线建设至110kV韩家坝变，部分路径与通盘线同路径。

G、规划于2023年将110kV三复线迁改。

110kV三复线在复兴镇处2处跨越规划地块，需对其进行迁改，避开规划建设用地。

H、规划于2024年新建110kV复兴线。

线路自220kV复兴变出线沿达州绕城公路和迁改后三复线建设。

I、规划于2024年迁改220kV通亭一线、220kV通亭二线、110kV通盘线迁改至韩家坝规划高压廊道。

原线路各占一回通道，规划线路路径部分与110kV通韩线同路径，建设至原后端原线路杆塔处。

J、规划于2024年将110kV罗韩线、110kV韩罗线、110kV江七线、110kV盘魏线迁改。

将110kV罗韩线、110kV韩罗线、110kV江七线、110kV盘魏线跨柳家坝规划区部分线路迁改至市政规划高压廊道，采用同塔双回架设。

K、规划于2025年将110kV柳魏线、110kV盘魏线迁改。

将110kV柳魏线、110kV盘魏线跨魏蒲新区部分线路迁改至魏王路；

110kV柳魏线沿魏王路北侧建设，经规划道路以东向北建设接入原线路；110kV盘魏线沿魏王路南侧建设，经规划道路以东向南建设接入原线路。

L、规划于2025年新建220kV太河变110kV配套出线。

将110kV韩罗线、110kV江七线、110kV土七线π接入220kV太河变，线路路径沿规划林地建设；

图6-12 达州通川区“两片区”区域110kV变电站远景出线通道示意

2）35kV通道规划方案

A、规划于2020年将35kV肖盘线迁改至州河西岸道路沿线；肖盘线接入沱肖线，肖公庙变退出运行。

原35kV肖盘线跨城部分线路迁改至州河西岸道路沿线，至瓦厂坝向吴家变方向建设，至吴家变外向南沿规划道路以西建设，至铁路附近接入原线路。

B、规划于2020年将35kV复长线迁改。

将35kV复长线迁改至达州绕城公里与新规划道路沿线。

C、规划于2024年将35kV罗韩线、35kV盘罗线迁改。

将35kV罗韩线、35kV盘罗线跨柳家坝规划区部分线路迁改至柳家坝市政规划高压廊道，采用同塔双回架设。

D、规划于2025年将35kV魏碑线、35kV魏罗线迁改。

将35kV魏碑线、35kV魏罗线跨魏蒲新区部分线路迁改至魏王路；

35kV魏碑线沿魏王路北侧建设，经规划道路以东向北建设接入原线路；

35kV魏罗线沿魏王路南侧建设，经规划道路以东向南建设接入原线路。

E、规划于2025年扩建35kV双龙变，35kV双龙变新建35kV线路1回。

35kV双龙变新建1回35kV经过凤凰山向东建设，至魏蒲新区沿规划道路向北建设、沿魏王路南侧建设接入110kV魏兴变，与原35kV魏双线同路径。

图6-13 达州通川区“两片区”区域35kV变电站远景出线通道示意

6.2.3高压走廊规划方案

柳家坝市政规划走廊：

通道宽度75m，布置110kV通道1个、35kV通道1个。

犀牛大道：

（芭蕉湾-窑湾）通道宽度50m，布置110kV通道1个、35kV通道1个（路西侧）；

（窑湾-肖家沟）通道宽度50m，布置110kV通道1个、35kV通道1个（路东南侧）；

包茂高速：

（万广高速-通川变）通道宽度80m，布置110kV通道1个、布置220kV通道1个（路西侧）；

（万广高速-规划边界）通道宽度45m，布置110kV通道1个、布置220kV通道1个（路西侧）。

魏复路：

（魏兴变-规划边界）通道宽度50m，布置110kV通道1个（路北侧）；

通川经开区规划道路：

（魏复路-规划边界）通道宽度25m，布置110kV通道1个（路东侧）；

（魏复路-规划边界）通道宽度25m，布置110kV通道1个（路南侧）。

达州绕城公路：

（复兴变-知县湾）通道宽度25m，布置110kV通道1个、35kV通道1个（路西侧）。

凤凰大道：

（复兴变-规划道路）通道宽度20m，布置110kV通道1个（路南侧）；

（复兴变-规划道路）通道宽度20m，布置110kV通道1个（路南侧）。

西外镇：

（复兴变-王家湾）通道宽度65m，布置110kV通道1个；

（王家湾-木岗变）通道宽度75m，布置110kV通道1个。

6.3高压变电站出口通道方案

110kV柳家坝变

110kV柳家坝变东侧有4回电缆通道，过高速路后共有4回架空通道。

图6-14 柳家坝变出口通道方案

110kV莲花湖变

110kV莲花湖变共有4回架空通道。沿变电站外北侧有4回架空通道。

图6-15 莲花湖变出口通道方案

110kV梁家坝变

110kV梁家坝变共有2回架空通道。沿变电站外西侧有2回架空通道。

图6-16 梁家坝变出口通道方案

220kV太河变

220kV太河变共有4回220kV架空通道在变电站东侧，有6回110kV架空通道在变电站外南侧。

图6-17 太河变出口通道方案

第七章 主要结论及建议

7.1主要结论

1、负荷预测

达州通川区“两片区”区域远景年采用负荷密度指标法进行负荷预测，经预测，达州通川区“两片区”区域远景负荷预测结果为1160.82MW，平均负荷密度为5.3MW/km，供电区域为C类区域；达州通川区“两片区”区域2025年负荷约为150.82MW，平均负荷密度为0.84MW/km。

2、配电网规划

（1）220kV电网

至2025年达州通川区“两片区”区域共新建新建220kV变电站1座，主变容量480MVA。

（2）110kV电网

至2025年达州通川区“两片区”区域共新建新建110kV变电站4座，主变容量400MVA。。

（3）35kV电网

至2025年达州通川区“两片区”区域共扩建变电站1座，主变容量为10MVA。

3、投资估算

规划期内公用及用户中压投资合计20712.8万元，其中线路投资16678.8万元，设备投资4034万元。

7.2规划建议

1）建议结达州通川区“两片区”区域负荷的发展，适时新增电源点的建设并对站址进行预留。

3）配电自动化是电力发展的趋势，建议能够在达州通川区“两片区”区域中压配电网建设中采用配电自动化设备终端，以提高达州通川区“两片区”区域电力自动化水平，将达州通川区“两片区”区域建成具有高智能化、高可靠性的坚强电网。

4）建议在地方政府和电力部门之间建立起畅通的信息交流渠道，共享信息资源，以便更准确及时地预测电力市场变化，从而保证国民经济发展对电力的需求。

5）配电网是城市的重要基础设施之一，其规划应与市规划部门密切配合，纳入城市的发展规划，城市发展规划变化时，应与电力规划相结合进行同步调整。

附录

1、高压配电网建设技术原则

1.1220kV技术原则

（1）合理选择解环断面，消除电磁环网引起的重过载、稳定问题、短路电流超标、大功率穿越等，220kV分区供电应有利于电网结构进一步明晰、降低500kV电网事故扩大的风险。

（2）片区不同变电站主变采用手拉手的互联格局，考虑提高片区供电可靠性、限制220千伏短路电流，应合理选择片区500千伏变电容量和主变台数。同时为防止变电站主变N-1对片区负荷造成重大影响，要合理选择单台主变容量。一般一个片区500千伏主变数量不超过4台，且新增主变采用高阻抗变压器。负荷密度大、发展快，新增单台变压器容量均采用1000MVA，负荷密度低、增速慢，考虑单台主变容量750MVA，同时联系相对紧密片区的500千伏主变尽量选择相同型号。

（3）实现电磁解环分区供电后，地区至少有4回线路与其他分区互相联络。一般运行方式下可供各供电区之间转带负荷，提高各分区之间负荷高峰互济能力。

1.2110-35kV技术原则

1、容载比

容载比是配电网的重要宏观性指标，合理的容载比与网架结构相结合，可确保故障时负荷的有序移，保障供电可靠性，满足负荷增长需求。容载比的确定要考虑负荷分散系数、平均功率因数、变压器负载率、储备系数、负荷增长率等主要因素的影响。

对于区域较大、负荷发展水平极度不平衡、负荷特性差异较大、分区最大负荷出现在不同季节的地区，可分区计算容载比。根据区域的经济增长和社会发展的不同阶段，对应的配电网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应电压等级配电网的容载比总体宜控制在1.8～2.2范围之间。

表1-1  110~35kV电网容载比选择范围

对处于负荷发展初期以及负荷快速发展期的地区、重点开发区或负荷较为分散的偏远地区，可适当提高容载比的取值；对于网络发展完善（负荷发展已进入饱和期）或负荷明确的地区，在满足用电需求和可靠性要求的前提下，可以适当降低容载比的取值。

2、电网结构

110kV电网网架应有效保障对上级220kV变电站可靠供电的支撑能力，220kV变电站之间应合理配置110kV联络线路，满足电力系统安全稳定准则、供电安全标准规定要求，同一电压等级、同类供电区域的电网结构、变电站电气主接线应尽量简化统一。网架发展过程允许采用过渡接线模式，过渡网架的供电能力、转供能力应与所供负荷大小相匹配。

各地区可结合区域电网现状及发展情况，因地制宜选择适宜的目标网架结构。其中A 、A、B类供电区域的110（35）kV变电站宜采用双侧电源供电，条件不具备或电网发展的过渡阶段，也可同杆架设双电源供电，但应加强10kV配电网的联络。

3、变电站

1、变电站站址选择应严格执行规程要求，避开地震断裂、滑坡、塌陷、溶洞地带，变电站平整标高应高于当地50年一遇洪水水位及满足排劳要求；尽可能深入负荷中心。在灾害易发地区建设的变电站应进行充分论证。

2、变电站应选用功能完备、质量好、自动化程度高、免〔少〕维护的设备。广泛采用成熟的新设备、新材料、新技术。

3、城区负荷水平高，负荷分布集中，应不再在城市区建设35kV公用变电站，现有的35kV公用变电站通过升压等方式逐步退出运行。

4、近郊地区负荷密度一般，但增长速度较快，建设35kV变电站不能满足20年全寿命周期内的负荷增长需求，因此在近郊区也不规划建设35kV变电站。

5、远郊区负荷密度较低，但可能有点状分布的较大负荷，应根据地区发展情况确定建设110kV变电站或建设35kV变电站。

6、远郊区幅员面积大，负荷密度低，按负荷发展需要对110kV变电站布点时可能出现部分地区供电半径过大，供电质量较低的情况，此时应考虑建设35kV公用变电站。

7、35kV主变容量一般为10MVA 、20MVA，应选用节能型、有载调压变压器、自冷变压器。

8、35kV侧宜采用单母分段接线，10kV侧采用单母分段接线，设计时应按照远景变电站的发展留足位置。

四、线路

1、35kV线路以架空线路为主，在特殊地段或自然条件受限地区局部采用电缆铺设。

2、35kV线路导线截面宜综合目标网架终期潮流、经济电流密度、线路全寿命周期选取。

3、35kV架空线路采用钢芯铝绞线，导线截面采用185、150、120mm；35kV电缆线路导线截面与架空线路导线截面相匹配，采用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，导线截面采用240、185、120mm。35kV架空线路一般采用铁塔、钢管杆、水泥杆。

2、配电网改造技术原则

一、满足负荷发展需求

1.容载比低于1.8地区的变电工程。

2.解决现状正常运行方式下主变和输电线路重载，满足新增负荷供电的新建、扩建及增容输变电工程。

3.A 、A、B、类地区主变或线路不满足N-1的输变电工程。

4.现状负载率高于50%的单主变变电站扩建工程。

5.属于电网公司投资界面，电源、铁路牵引站等用户的送出或供电配套工程。

6.战略性增量配电网项目。

二、解决电网运行风险工程

解决正常运行方式下，因电网单一元件（含线路、主变、母线）故障跳闸、同塔双回及以上线路跳闸故障导致现状电网一级及以上电力事件风险的工程。

三、提高供电电能质量和防风抗灾能力的工程

1.10千伏最大供电半径过长（D类超过15公里），且存在区域性低电压问题的主网专项治理工程。

2.为提高电网防风抗灾能力，列入公司保底电网规划的工程。

3.提升涉港、涉澳、涉核电网防灾能力的输变电项目。

四、满足电源送出相关工程

1.西电东送配套输变电工程项目。

2.解决正常运行方式下电源窝电（非局部电源产能过剩原因）或电网结构性限电的输变电工程。

五、保障重要用户供电相关工程

1.重要会议、论坛、运动会等活动场馆的配套供电工程。

2.省级及以上调度机构和省会、沿海、冰灾及地震多发地区地调的备调建设项目。

六、其它

1.国家已批复立项的、涉及规划选址、环评水保、行政审批等基建特性明显的国家科技计划课题示范工程。

2.实施美丽乡村电网示范工程、推进实施岸电工程、电采暖推广应用、已列入小城镇中心村电网建设改造和农村机井通电项目等配套输变电项目。

3.各级地方政府认定的扶贫工程配套电网项目，军民融合相关重点工程。

3、配电网智能化要求

一、配电自动化原则

1.经济实用原则

配电自动化设计应根据不同类型供电区域的供电可靠性需求，采取差异化技术策略，避免因配电自动化建设造成电网频繁改造，注重系统功能实用性，结合配网发展有序投资，充分体现配电自动化建设应用的投资效益。

2.标准设计原则

配电自动化设计应遵循配电自动化技术标准体系，配电网一、二次设备应依据接口标准设计，配电自动化系统设计的图形、模型、流程等应遵循国标、行标、企标等相关技术标准。

3.差异区分原则

根据城市规模、可靠性需求、配电网目标网架等情况，合理选择不同类型供电区域的故障处理模式、主站建设规模、配电终端配置方式、通信建设模式、数据采集节点及配电终端数量。

4.资源共享原则

配电自动化设计应遵循数据源端唯一、信息全局共享的原则，利用现有的调度自动化系统、设备（资产）运维精益管理系统、电网 GIS 平台、营销业务系统等相关系统，通过系统间的标准化信息交互，实现配电自动化系统网络接线图、电气拓扑模型和支持电网运行的静、动态数据共享。

5.安全防护要求

配电自动化系统建设应遵循国家电力监管委员会第5号令等有关技术要求及公司关于中低压配电网安全防护的相关规定。

二、调度自动化原则

旨在解决自动化系统重大安全隐患，提高自动化系统安全可靠性，直接降低电网事故(事件)发生概率的；旨在解决自动化系统近期和中期重大需求的；旨在重点提升全网运行监控、管理能力及一体化水平的。项目纳入条件如下：

1、基础设施：

（1）房精密空调、UPS系统运行时间超过12年，经评估需重新建设的。

（2）精密空调、UPS系统运行时间不足12年，但运行不稳定，备品备件供应困难，经多次修理后仍存在重大缺陷或经论证不具备修复价值，经评估需进行改造的。

（3）精密空调、UPS系统的容量、性能不能满足实际需求，经评估需进行改造的。

（4）及以上机房动力环境监控系统不满足机房监控要求，需进行改造的。

（5）级及以上调控中心蓄电池容量不满足2小时后备要求，需进行改造的。

2、主站系统

（1）级及以上系统运行时间达到12年，或系统故障较多难以正常使用，经评估无法延寿，需要设备改造或重新建设的。

（2）足《国家电网调控一体化设备监视信息及告警设置规范》中关于变电站无人值班要求，需要设备改造或重新建设的。

（3）级及以上系统容量和性能预计在未来2年内不能满足电网运行需求，需进行扩充的。

（4）级及以上调度自动化主站系统重要功能缺失，如智能告警、程序化控制、二次设备远操、蓄能机组远方自动启停、直流远方自动控制等，影响电网安全调控，需增加相应功能的。

（5）级及以上调度不具备电网运行管理系统（OMS）功能、电力二次系统运行综合监管功能、配用电调度技术支持功能的。

（6）上级系统升级改造，需配合建设的。

（7）级及以上系统关键设备不满足冗余要求（如前置服务器、SCADA服务器不满足检修条件下的N-1等），需扩充改造的。

（8）县一体化要求对地区调度自动化系统进行扩容，增加县调终端，解决县调盲调的。

（9）《国家电网备用调度建设规范》及《国家电网一体化电网运行智能系统备用主站设计指南》的要求，需要完善备调系统建设的。

（10）力监控系统网络安全要求，需要开展系统本体安全、本质安全系统改造的。

（11）力现货市场建设要求，需开展电力现货市场功能完善和技术改造及其配套自动化系统接口及功能改造的。

（12）《国家电网调度云建设规划》的部署，需要建设调度云及其配套应用，开展应用及数据上云的。

（13）国家电网人工智能与业务深度融合专项规划-系统运行领域实施计划》的要求，需要建设系统运行人工智能基础平台及智能应用的。

（14）边融合系统建设思路，需要建设相关边缘计算节点、装置、示范平台及应用的。

（15）设备已经停产、设备风险评估结果为I、II级的配套改造的。

（16）及以上未建设视频及环境监控主站系统，根据运行需求进行建设的。

3、厂站系统

（1）10kV及以上厂站自动化系统运行工况较差、存在严重缺陷，经论证不具备修复价值的，或运行时间超过12年，经评估需改造的。

（2）网系统，经评估需改造为双机双网系统的。

（3）入网络通道（网络专线、调度数据网），需对远动设备进行通道网络化改造的。

（4）估需要新增PMU的。

（5）综合自动化的110kV变电站，需要开展综合自动化系统建设的。

（6）化设备已经停产、设备风险评估结果为I、II级需要改造的。

（7）估需要开展厂站自动化系统功能完善和技术改造的（含：计算机监控系统、视频及环境监控系统、时钟、UPS等相关基础设施等）。

三、通信网建设原则

1.配电通信网的建设充分利用现有通信资源，完善配电通信基础设施，避免重复建设。在满足现有配电自动化需求的前提下，充分考虑业务综合应用和通信技术发展前景，统一规划、分步实施、适度超前。

2.配电通信网及系统设备均应具有标准的通信接口并支持101、104、CDT等多种标准通信规约，可以与各种配电成套设备、通信设备实现无缝连接。通信系统能随配电自动化系统功能变更、电力线路调整而方便的扩充和升级，并能适应以后配电自动化系统大规模扩展及与其它网络的互连。

3.全面确保通信系统满足安全防护要求，必须遵循公司《中低压配电网自动化系统安全防护补充规定》规定，所有通信方式，包括光纤专网通信在内，都应对控制指令使用基于非对称密钥技术的单向认证加密技术进行安全防护。

4.通信网络应能够随着城市电力容量的扩展、改造而方便的进行调整，兼容不同的技术和各种通信介质，能与不同的国内外厂家的产品配套使用。

5.配电网通信设备应采用成熟、稳定、可靠的通信设备，具备抵御高温、低温、雷电和强磁场等环境侵袭的性能。

6.配电网站点基、改建工程中涉及电缆沟道、管井改造、建设及市政管道建设时应一并考虑光缆通道，并应同期敷设，逐渐扩大光纤通信覆盖率。

4、线路布局规划原则

4.1 架空走廊要求

1、按城乡发展远景的电力需求对城乡高压走廊预留充足的走廊宽度，要严格控制、禁止占用，并且任何单位和个人不得在高压走廊下进行违法建设；

2、高压电力线路应根据城乡的地理位置、地形、地貌、水文、地质、气象等特点和城乡道路网规划，沿道路、河渠、绿化带架设。路径做到短捷、顺直，减少同道路、河流、铁路等交叉，避免跨越建筑物；对架空电力线路跨越或接近建筑物的安全距离应符合《城乡电力规划规范（GB50293-2014）》标准要求；

3、35 千伏及以上高压架空电力线路应规划专用通道，并应加以保护；

4、规划新建的110 千伏及以上高压架空电力线路，不应穿越市中心地区或重要风景旅游区；

5、应避开空气严重污秽区或有爆炸危险品的建筑物、堆场、仓库；

6、应满足防洪、抗震要求；

7、城乡高压架空电力线路走廊宽度的确定：应综合考虑所在城乡的气象条件、导线最大风偏、边导线与建筑物之间安全距离、导线最大弧垂、导线排列方式以及杆塔型式、杆塔档距等因素，通过技术经济比较后确定；市区内单杆单回水平排列或单杆多回垂直排列的35～500 千伏高压架空电力线路的规划走廊宽度，应根据城乡的地理位置、地形、地貌、水文、地质、气象等条件及用地条件综合统筹考虑，按规范标准合理选定。

8、高压电力线路的走向应结合铁路、高速公路等进行布置，节约资源等。

表4-1 10～500kV 高压架空电力线路规划走廊宽度控制标准

注：使用于单杆单回水平排列或单杆多回垂直排列

4.2 电缆路径的规定

1、城市电缆路径应与城市总体规划相结合，应与各种管线和其它市政设施统一安排，应征得城市规划部门批准。

2、电缆路径的选择应符合下列规定：

（1）应避免电缆遭受机械性外力，过热、腐蚀等危害。

（2）满足安全要求条件下，应保证电缆路径经济合理。

（3）应便于敷设、维护。

（4）宜避开将要挖掘施工的地方。

3、供敷设电缆用的土建设施宜按电网2040年规划并预留适当的裕度，并一次建成。

4、直埋敷设的电缆，严禁平行敷设于地下管道的正上方或正下方。电缆与电缆、管道、道路、构筑物等之间的容许最小距离，应符合相关规定。

5、电缆跨越河流时，宜优先考虑利用交通桥梁或交通隧道，并需征得桥梁或隧道设计和管理部门认可；如无交通桥梁或交通隧道可利用时，可采用顶管、水下埋设或建设电缆专用桥、专用隧道等。

6、电力电缆互相之间允许最小间距以及与其他管线、构筑物基础等最小允许间距应符合相关规定，如局部地点不符合规定，应采取必要的保护措施。

7、电缆路径的选取建议选在主干道的路北和路东，有利于变电站、开闭所的出线。

4.3 电缆线路的使用条件

1、主要原则

根据电缆线路使用规则的要求，结合本地实际情况，拟采用电缆的项目，应满足下列条件之一：

（1）主要城市中心区、高层建筑群区以及城市规划和市容环境有特殊要求，又具备电缆敷设条件的地段；

（2）国家和省级风景名胜区的主要景观区域；

（3）通道狭窄，架空线路走廊难以解决的地区；

（4）对供电可靠性有特殊要求，需使用电缆线路供电的重要用户；

（5）2017年负荷密度达到10MW/km以上的区域，且为商业区。

2、县城和其他D类供电区域，已按照地方长期建设规划完成建设改造的1—2条中心区商业主干道，在与当地政府协商一致的基础上，可采用电缆。

3、国家级、省级贫困县不考虑采用电缆。

4、对于建成投产或完成技改时间在17年以内，且可满足正常运行需要的架空线路，原则上不考虑实施电缆改造。

说明各级电网规划成果在线路布局规划中的应用原则；

说明与地方规划成果的协调原则；

鼓励在新区建设和旧城改造中由政府出资建设综合管廊，实施电网入地。

电缆线路的规划应与城市总体规划相结合，与其他市政管线统一布局，说明电缆相互间允许最小间距以及电力电缆与其他管线、构筑物基础等最小间距要求。

5、线路典型黄线规划方案

5.1 架空线路典型方案

走廊宽度尺寸、平行线路之间及线路与其他平行设施之间的相互间距要求。

（一）                                 （二）

（三）                                 （四）

图5-1高压走廊断面示意图

5.2 电缆线路典型方案

目前，电缆的敷设方式有直埋、电缆沟、排管、电缆隧道等，他们有着不同的技术结构特点，因而适应的环境也有较大的区别。

（1）直埋敷设

直埋敷设是指将电缆直接埋设于地面下的敷设方式，其适用于电缆线路不太密集的城市地下走廊，在次干道和支路上采用。电缆埋设深度为0.7~1.5m，覆盖15cm细土或细沙，并用水泥盖板保护。

直埋敷设电缆同路径回数一般不超过6回，见下图。

图5-2 直埋敷设示意图

对直埋式电缆的规定：

1）直接埋在地下的电缆适用于铠装和交联电缆，在选择直埋电缆线路时，应注意直埋电缆周围的土壤，对有可能出现的电解腐蚀、化学腐蚀、热影响及小动物活动的地点敷设电缆应取防止损伤的措施。

2）电缆埋置深度（由地面至电缆外皮）0.8m，如电缆穿越农田时，为防止被农业机械挖掘，可适当考虑加深。

3）电缆之间，电缆与地面“道路”、“管道”建筑物之间平行和交叉时的最小允许净距见下表。

4）电缆与树干的距离一般不宜少于0.7m。如城市绿化个别地区，达不到上述距离时，可采取措施，由双方协调解决。

5）电缆与城市管道、公路或铁路交叉时，应敷设于管中或隧道内，管的内径不应小于电缆外径的1.5倍，且不得小于100mm，管顶距路轨底或公路面深度不应小于0.7m，管长除跨越公路或轨道宽度外一般应在两端各伸长2m，在城市街道，管长应伸出车道路面。

6）电缆直接敷设时，应在电缆沟底铺上一层砖，两边应放砖，电缆敷设以后，上面应铺以100mm的砂层然后盖上一层砖。

7）直埋电缆自沟引至隧道、人井及建筑物时，应穿在管中，并在管口加以堵塞，以防漏水。

8）电缆从地下或电缆沟引出地面时，地面上2m的一段应用金属管或罩加以保护，其根部应伸入地面以下0.1m。

9）地下并列敷设的电缆，其中间接头盒位置须相互错开，其净距不应小于0.5m。

10）敷设在郊区及空旷地带的电缆线路，应竖立电缆位置标志。