電網十二五發展規劃報告(編輯修改稿)

　

【文章內容簡介】 900MW。三、 市場空間及電力流規模根據負荷預測以及電源建設情況，經電力平衡分析，十二五初期山東省電力供應相對緊張，存在一定的缺口，十二五中后期規劃電源如期投產的情況下能夠滿足全省電力供應。2012年山東電網的主要電力盈余區是濟寧、聊城和棗莊，主要缺電區為中部的濟南、淄博、濰坊，以及北部的東營、濱州和南部的臨沂。2015年煙臺電網成為山東電網主要電力盈余區，主要受電區：一是中部的濟南、淄博、濰坊，二是南部的臨沂、日照，三是北部的德州、濱州、東營。2020年，隨著當地負荷的增長，除威海電網因石島灣核電機組的建設出現電力盈余外，其它各區域外送電力明顯減小，其中煙臺、棗莊正常方式下基本平衡。主要受電區有三大區：一是中東部地區，主要為青島、濟南、濰坊；二是南部的臨沂、日照兩地區；三是北部區，主要為德州、濱州、東營三區。此外，聊城、泰安西也存在一定的電力缺口。、。第五章 電網規劃指導思想、基本原則和發展目標一、 指導思想在國家電網總體規劃的指導下，以山東省經濟和社會發展綜合規劃為依據，以市地電網規劃為基礎，以市場需求為導向，以電網安全穩定為根本，以經濟效益為中心，以加快電網發展為第一要務，以建設堅強智能電網和積極實施“外電入魯”戰略為目標，貫徹優化發展輸電網、側重發展配電網的原則，加快建設規劃科學、結構合理、技術先進、安全可靠、運行靈活、標準統一、經濟高效的堅強智能電網，在更高層次上滿足全省國民經濟發展和日益增長的社會用電需求，與國民經濟協調并適度超前發展。二、 基本原則（1）堅持安全第一。注重研究解決電網的薄弱環節和結構性問題，防止發生電網瓦解、穩定破壞等大面積停電事故。（2）改善電源結構，優化電源布局。積極接納省外來電，加快發展核電，適度發展省內高效燃煤火電，科學有序發展風電等可再生能源及余能綜合利用。（3）堅持適度超前發展。以滿足電力市場需求為目標，優化項目建設時序，適應經濟社會又好又快發展并適度超前。（4）堅持協調發展。統籌電網與電源、輸電網與配電網、有功規劃與無功規劃，實現各級電網協調發展。（5）堅持標準統一。推行規劃技術原則標準化，落實全壽命周期管理要求。全面實施“三通一標”，采用標準化典型設計。（6）推進智能電網建設。不斷提高電網的信息化、自動化、互動化水平。（7）注重電網投資效益。在滿足電網安全穩定和供電需求的前提下，提高電網投資效益。（8）重視環境及社會影響。積極推行“兩型一化”、“兩型三新”工程建設，滿足建設資源節約型和環境友好型社會的要求。三、 電網發展目標（一）總體目標到2015年，山東電網基本建成以兩個特高壓交流落點為重要支撐，三個直流落點深入負荷中心，接受區外來電能力超過16000MW，可達25200MW，各級電網全面協調發展，具有較強受電能力和較高穩定水平，結構清晰、技術先進、運行靈活、安全可靠、經濟高效的堅強智能電網。（二）具體目標（1）主網架“十二五”期間，500kV電網重點圍繞滿足濟南、濰坊特高壓站及直流換流站的接入和核電安全送出要求，同時，為滿足山東電網負荷增長及網架建設的需要，增加500kV變電站布點及變電容量，在“五橫兩縱”主網架基礎上，進一步優化和完善500kV主網架，提高電網受電能力、輸送能力和供電能力。220kV電網結合500kV電網布局，在供電區域內500kV變電站之間形成溝通，各供電區域間220kV線路保持聯絡，規劃供電區域間具備解環條件，既可分區分片，又能保障可靠供電， 110kV電網形成“T”接、鏈式接線或環網接線，開環運行，分片供電。110kV變電站的進線盡量出自不同220kV變電站，或至少出自同一變電站的不同母線，提高電網的安全可靠性。（2）配電網“十二五”期間，通過增加110kV、35kV變電站布點，提高10kV電網“手拉手”率，不斷增強配電網轉帶能力，提高供電可靠性；加大高損配變及老舊設備的改造力度，有效降低網損，提高設備安全運行水平。到2015年，%；%，%。（3）通信網 “十二五”期間，伴隨一次網絡建設，通信網的可靠性和容量大幅提高。到2015年，建成網絡堅強、安全可靠、電路清晰、層次分明、組織高效、業務豐富的通信網，有效承載發電、輸電、變電、配電、用電、調度等環節業務，為堅強智能電網、公司信息化提供堅強可靠的通信支撐。深度融合電力流、信息流、業務流，實現企業與社會、企業與各類公眾和客戶的良性互動，提升電網的資源優化配置能力、安全管控能力、電網服務能力。（4）智能化“十二五”期間，建成風電、太陽能等可再生能源發電狀態監測和功率預測系統，滿足風電和太陽能發電接入的需要；基本建成輸電線路狀態監測中心；全面開展樞紐變電站智能化建設和改造，2015年110kV及以上變電站智能化率達到30%左右；全省推進配電自動化系統和配電調控一體化智能技術支持系統建設,城市核心區配網自動化覆蓋率達到50％左右；全面實現市轄供電區用電信息的采集，覆蓋率100％，雙向互動服務在部分城市得到應用，電動汽車充電設施進一步推廣，構建充換電網絡；建成智能電網調度技術支持系統、調度數據網及二次安全防護系統和備用調度體系；建成由核心通信網和10kV、建成SGERP系統。（三）發展布局和重點加快特高壓電網建設。建設1000kV濟南和濰坊兩座交流特高壓變電站以及1000kV錫盟～南京和蒙西～濰坊山東段特高壓線路。加快直流輸電工程建設。建設177。800kV青州換流站（呼盟特高壓直流輸電工程）、177。660kV沂南換流站（彬長直流輸電工程）以及山東段直流線路。繼續發展500kV主網架。在“五橫兩縱”主網架基礎上，根據特高壓交直流落點、核電建設以及負荷增長、分布情況，新增500kV變電站落點，優化調整網架結構，合理控制短路電流水平。繼續完善220kV網架建設。進一步加強220kV電網建設，優化220kV網架結構，在2～3座500kV變電站（4～6臺主變）之間形成溝通，各供電區域間220kV線路保持聯絡，實現安全可靠供電，滿足地區經濟和電氣化鐵路發展的用電需求。適度建設一批220kV風電匯集站，促進風電科學有序發展。加強110kV電網建設。根據負荷發展，增加110kV變電站布點，加強網架結構建設，合理劃分變電站供電范圍，110kV變電站間具備一定的互供能力。積極推進配電網建設。加大配電網投資規模，增強轉供能力，提高供電可靠性；加大高損配變及老舊設備的改造投資，有效降低網損，提高設備安全運行水平。加強通信網建設。提高通信網的可靠性和容量，有效承載發電、輸電、變電、配電、用電、調度等環節業務，實現各級通信網協調發展。加強電網智能化建設。提高電網運行智能化、設備智能化水平，優化電網運行和輸送效率，降低運營成本；提高供電可靠率。第六章 主網架規劃一、 技術原則（一）500kV電網：500kV變電站規模：主變一般選用750MVA，負荷較重且短路電流允許可選1000MVA，規劃4臺。500kV出線一般為6回，主接線采用1個半斷路器接線。500kV變電站220kV出線一般為16回，主接線采用雙母線分段接線。500kV線路導線型號采用4LGJ400、4LGJ630。系統短路水平盡量控制在50kA以內；設備額定遮斷容量選用63kA。發電廠升壓站主變、500kV降壓變選用高阻抗變壓器。積極采用智能化設備。（二）220kV電網：本著“安全可靠、經濟合理”的原則，在國家電網公司總體規劃的指導下，結合高一級電網布局，220kV電網結構按在2～3座500kV變電站（4～6臺主變）之間形成溝通考慮（），保持各供電區域間220kV線路的聯絡，既可形成分區分片，又能保障可靠供電，同時規劃供電區域間具備解環條件。在不影響電網安全穩定運行，系統短路電流得到控制的條件下，電網可保持電磁環網運行。220kV變電站規模：主變容量180MVA、240MVA，規劃3臺；220kV規劃出線4～6回，220kV主接線為雙母線接線。220kV導線型號采用2LGJ400、2LGJ630，電源送出線路可考慮采用4LGJ400。發電廠升壓變采用高阻抗變壓器。短路電流水平控制在50kA以內。 220kV網絡結構圖（三）110kV電網：110kV電網結構多采用雙側電源雙“T”接、正常方式一主一備接線方式。110kV變電站的進線應盡量出自不同220kV變電站，或至少要出自同一變電站的不同母線。110kV變電站主接線主要采用線路—變壓器組接線和橋式接線。110kV變電站的主變壓器臺數最終規模不宜少于2臺，不宜多于4臺。不同類型供電區域的變電站主變的最終容量推薦配置如下表所示。不同供電區域變電站容量配置推薦表供電區域類型臺數（臺）單臺容量（MVA）A類3～463，50B類2～363，50C類2～350D類2～3二、 特高壓電網及直流輸電規劃（1）濟南特高壓變電站濟南特高壓變電站主要滿足濟南、淄博等魯中地區的負荷需求，也是我國北部、西北部電源電力經特高壓電網輸送至華東地區的重要支撐點。根據山東電網分區電力平衡，結合山東500kV主網架結構及遠景規劃，濟南特高壓站落點選擇在山東省濟南市濟陽縣仁風鎮王家村。濟南特高壓站規劃主變43000MVA；1000kV規劃出線8回，500kV規劃出線8回。2012年濟南特高壓站建設23000MVA主變，1000kV出線8回：北京東2回、徐州2回、石家莊2回、濰坊2回；500kV出線4回：聞韶2回，高青2回。2014年濟南特高壓站500kV新增出線4回：惠民2回、章丘2回。（2）濰坊特高壓變電站濰坊特高壓變電站主要滿足濰坊及周邊地區負荷增長的需要，結合山東500kV主網架結構及遠景規劃，濰坊特高壓站落點選擇在山東省濰坊市南偏西約40km，昌樂縣紅河鎮境內。濰坊特高壓站規劃主變容量43000MVA；1000kV規劃出線8回，500kV規劃出線8回。2012年濰坊特高壓站建設23000MVA主變，1000kV出線2回：濟南2回；500kV出線4回：益都2回、密州2回。（3）呼盟特高壓直流規劃2013年建設177。800kV呼盟～山東直流輸電工程，推薦呼盟直流落點山東中部，直接深入山東電網負荷中心，站址位置初步選擇山東省濰坊市西偏北約45公里，青州市北偏東約20公里，何官鎮南張樓村東南約500米處。呼盟直流額定容量為7500MW，500kV出線4回：換流站至益都兩回、至臨淄兩回，采用4LGJ－630導線，同時將原臨淄～淄博4LGJ－300線路改造為雙回4LGJ－400線路。（4）177。660kV彬長～山東直流規劃2014年建設177。660kV彬長～山東直流輸電工程。根據山東電網分區負荷預測及“十二五”期間電源發展規劃，推薦彬長直流落點臨沂、日照交界處，深入山東電網南部負荷中心，站址位置初步選擇在臨沂市沂南縣城東約18公里，后湖頭鄉南偏東約1公里處。彬長～山東直流輸電額定容量為4600MW，500kV出線4回：換流站至臨沂III兩回、沂蒙～日照線路開斷接入兩回，采用4LGJ－630導線。三、 500kV電網規劃（一）500kV變電站布局根據負荷預測中方案及對應的電源裝機中方案，山東電網各區域500kV變電站規劃布局分析如下： 德州電網規劃2013年在德州、聊城交界附近建設高唐站（2750MVA）?！笆濉逼陂g規劃擴建德州站（2750MVA）、陵縣站（1750MVA）、高唐站（1750MVA）。濱州電網規劃2014年建設沾化站（2750MVA）、惠民站（11000MVA）。“十三五”期間規劃擴建濱州站（1750MVA）、惠民站（21000MVA）。東營電網規劃2012年擴建油城站（1750MVA），2013年建設黃河站（21000MVA）?！笆濉逼陂g規劃擴建油城站（1750MVA）、黃河站（11000MVA）。聊城電網規劃2011年聊城站擴建2750MVA變壓器。為控制短路電流，聊城站220kV母線擬分段運行?！笆濉逼陂g規劃建設聊城南站（2750MVA）。濟南電網規劃2012年建設彩石站（2750MVA）、章丘站（21000MVA），2013年將濟南站1臺500MVA主變更換為750MVA主變?！笆濉逼陂g規劃擴建長清站（2750MVA）、章丘站（11000MVA）。泰安（西）電網規劃2012年建設孫伯站（2750MVA）。2015年泰安（西）。“十三五”期間規劃擴建泰山站（2750MVA）。濟寧電網規劃2013年擴建汶上站（1750MVA），2014年建設濟寧II站（2750MVA）。“十三五”期間規劃建設濟寧III站（21000MVA）、擴建濟寧II站（2750MVA）。菏澤電網規劃2013年建設菏澤II站（2750MVA）。“十三五”期間規劃擴建鄆城站（1750MVA）、菏澤II站（1750MVA）。棗莊電網“十二五”期間，根據周邊負荷發展及主網架建設需要，考慮將500kV棗莊II站（2750MVA）新建工程作為預備項目，適時建設。臨沂電網規劃2013年建設臨沂II站（2750MVA），2014年建設臨沂III站（2750MVA），2015年擴建沂蒙站（2750MVA）?！笆濉逼陂g規劃建設臨沂IV站（21000MVA）、擴建臨沂II站（2750MVA）。日照電網規劃2012年建設日照II站（11000MVA）?！笆濉逼陂g規劃擴建日照II站（21000MVA），將日照站1臺500MVA主變更換為750MVA主變。淄博電網規劃2012年建設臨淄站（21000MVA），2013年建設高青站（21000MVA）?！笆濉逼陂g規劃擴建淄川站（2750MVA）。萊蕪泰安（東）電網 “十二五”期間無新增500kV布點。2015年萊蕪泰安（東）。根據周邊負荷發展情況，考慮將500kV新泰站（2750MVA）新建工程作為預備項目，適時建設。 “十三五”期間規劃擴建魯中站（2750MVA）。濰坊電網規劃2014年建設昌樂站（11000