中山十三五智能电网规划

目 录

前 言 ........................................................................................ 1 第一章 规划依据和主要原则 .................................................. 2 

1.1 规划设计范围................................................................................................ 2 1.2 供电区分类.................................................................................................... 2 1.3 城农网划分.................................................................................................... 3 1.4 上级电网规划依据........................................................................................ 3 

第二章 地区简介和电网现况 .................................................. 4 

2.1 地区简介........................................................................................................ 4 2.2 电网现况........................................................................................................ 5 2.3 主要问题及对策建议.................................................................................. 10 

第三章 经济发展与电力需求预测 ........................................ 18 

3.1 地区经济发展情况...................................................................................... 18 3.2 负荷报装情况.............................................................................................. 18 3.3 全市电力需求预测...................................................................................... 18 3.4 分镇区电力需求预测.................................................................................. 19 

第四章 规划技术原则 ............................................................ 21 

4.1 110千伏及以上电网规划技术原则........................................................... 21 4.2 中低压配电网规划技术原则...................................................................... 32 

第五章 智能电网规划 ............................................................ 62 

5.1 智能电网技术应用现状.............................................................................. 62 5.2 智能电网是电网发展的必然趋势.............................................................. 63 5.3 智能电网是电力行业改革发展的必然选择.............................................. 63 5.4 总体目标...................................................................................................... 65 5.5 总体方案...................................................................................................... 66 

第六章 积极推进清洁发电有效落地 .................................... 69 

6.1 规划期新增电源项目.................................................................................. 69 6.2 电源规划小结.............................................................................................. 70 

I

目 录

第七章 全力推进中山电网发展 ............................................ 71 

7.1 110千伏及以上电网规划........................................................................... 71 7.2 中低压配电网规划...................................................................................... 88 7.3 智能调度平台............................................................................................ 100 7.4 智能综合运维支持平台............................................................................ 102 

第八章 多样互动的用电 ...................................................... 113 

8.1 用户互动服务现状.................................................................................... 113 8.2 用户互动服务措施.................................................................................... 114 8.3 用户互动服务规划.................................................................................... 114 

第九章 综合能源服务 .......................................................... 118 

9.1 综合能源服务现状.................................................................................... 118 9.2 综合能源服务措施.................................................................................... 119 9.3 综合能源服务规划.................................................................................... 119 

第十章 建设项目投资估算 .................................................. 124 

10.1 投资估算.................................................................................................. 124 10.2 分类投资估算.......................................................................................... 125 

第十一章 规划评估 .............................................................. 131 

11.1 存在问题解决情况.................................................................................. 131 11.2 规划技术原则的落实情况...................................................................... 132 11.3 电网智能化水平评价.............................................................................. 134 

第十二章 结论和建议 .......................................................... 135 

12.1 主要结论.................................................................................................. 135 12.2 总体结论.................................................................................................. 136 

II

中山供电局“十三五”智能电网规划

前 言

为打造“服务好、管理好、形象好”的国际先进电网企业，朝着“两精两优、国际一流”的目标不断迈进，以规划为龙头引领电网发展，规范和指导电网规划工作，探索实践智能电网先进理念，推广应用智能电网新技术，建设一个覆盖城乡的安全、可靠绿色、高效的智能电网，满足电力需求不断增长的需要，促进经济社会的可持续发展，中山供电局正式编制“十三五”智能电网规划。

本报告为中山市智能电网规划总报告，涵盖500千伏、220千伏、110千伏电压等级输电网规划，并对各镇区“十三五”中低压配电网规划进行汇总。

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中山供电局“十三五”智能电网规划

第一章 规划依据和主要原则

1.1 规划设计范围 1.1.1 规划范围

规划地域范围：中山市全市域范围，包括石岐区、东区、南区、西区、火炬区、港口、沙溪、大涌、南朗、三角、小榄、古镇、东升、黄圃、东凤、南头、三乡、坦洲、五桂山、民众、阜沙、横栏、神湾、板芙镇等共计24个镇区，规划区面积为1800.08平方千米。

规划电网范围：中山市全市域电网供电区。

涉及电压等级：500千伏、220千伏、110千伏、10千伏、0.4千伏。 1.1.2 规划年限

规划基准年为2016年，规划水平年为2017-2020年逐年。110千伏电网延伸提出2022年规划项目投产需求。 1.2 供电区分类

本次规划供电分区以《广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则》为依据进行划分。中山市划分后的各个分区面积见下表。

表1-1 中山市各供电分区划分说明表

分区名称

供电分区

A

全市合计

B 小计

石岐区 东区 南区 西区 港口镇 沙溪镇 大涌镇

A A A A B B B

行政面积（km2）

261.65 1538.43 1800.08 22.72 74.19 47 25.51 70.82 55 40.61

供电面积（km2）

261.65 1538.43 1800.08 22.72 74.19 47 25.51 70.82 55 40.61

范围说明 各区范围合计 各镇范围合计 全市范围 全区范围 全区范围 全区范围 全区范围 全镇范围 全镇范围 全镇范围

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分区名称 五桂山镇 中心组团 火炬区 南朗镇 三角镇 民众镇 东部组团 小榄镇 古镇镇 东升镇 黄圃镇 东凤镇 南头镇 阜沙镇 横栏镇 西北组团 三乡镇 坦洲镇 神湾镇 板芙镇 南部组团

供电分区

B -- A B B B -- B B B B B B B B -- B B B B --

行政面积（km2）

100.84 436.69 92.23 218.86 70.32 131.1 512.51 75.38 47.8 76.76 83.6 56.18 27.05 37.1 75.73 479.6 93.68 136 59.59 82.01 371.28

供电面积（km2）

100.84 436.69 92.23 218.86 70.32 131.1 512.51 75.38 47.8 76.76 83.6 56.18 27.05 37.1 75.73 479.6 93.68 136 59.59 82.01 371.28

范围说明 全镇范围 -- 全区范围 全镇范围 全镇范围 全镇范围

-- 全镇范围 全镇范围 全镇范围 全镇范围 全镇范围 全镇范围 全镇范围 全镇范围

-- 全镇范围 全镇范围 全镇范围 全镇范围

--

1.3 城农网划分

本次农村电网范围按新一轮农村电网改造升级实施方案明确的范围，中山全市域范围内配电网均为城网。

表1-2 中山市城、农网划分说明表

分区名称 全市

城网

面积（km2） 1800.08

范围说明 全市范围

面积（km2）

0

农网

范围说明

--

1.4 上级电网规划依据

本次配电网“十三五”规划依据的500千伏及220千伏布点、全市负荷预测等主网规划成果以广东省审定的《广东省“十三五”输电网规划》为准。

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第二章 地区简介和电网现况

2.1 地区简介 2.1.1 行政区域概况

中山市是中国5个不设市辖区的地级市之一，位于珠江三角洲中部偏南的西、北江下游出海处，北接广州市番禺区和佛山市顺德区，西邻江门市区、新会区和珠海市斗门区，东南连珠海市，东隔珠江口伶仃洋与深圳市和特别行政区相望。下辖24个镇区，包括1个国家级火炬高技术产业开发区、5个街道和18个镇，镇（街道）下辖若干个行政村和社区，总面积1800.08平方公里，常住人口314.23万。 2.1.2 国民经济概况

中山连续多年保持广东省第5的经济总量，并与顺德、南海、东莞一起被称为广东四小虎。

2016年，中山经济发展稳中向好。全市实现生产总值（GDP）3202.78亿元，同比增长7.8%。其中，第一产业增加值70.12亿元，同比下降0.4%；第二产业增加值1675.39亿元，增长6.4%；第三产业增加值1457.26亿元，增长9.8%。三次产业结构优化调整为2.2:52.3:45.5。

2017年第一季度中山地区生产总值（GDP）实现698.6亿元，同比增长7.1%，增速与去年同期持平，仍处在中高速运行区间，全市整体经济开局平稳良好。其中，第一产业增加值11亿元；第二产业增加值368.7亿元，增长6.5%；第三产业增加值318.9亿元，增长8.1%。三次产业结构优化为1.6:52.8:45.6。

2.1.3 中山市城市发展规划

《中山市城市总体规划(2010～2020年)》中，定位中山市的城市性质为：中山市是珠江口西岸的地区性中心城市，广东省生态、投资环境良好

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中山供电局“十三五”智能电网规划

的适宜居住、适宜创业的城市，以香山名人文化、岭南水乡为特色的旅游城市。

明确中山市发展的总目标为：在规划期内，中山市经济总量和社会经济发展质量得到明显的提高；落实科学发展观要求，按照“理想城市”的建设理念，积极开展统筹城乡发展综合改革试点，促进经济、社会、资源环境协调发展，使中山全面实现现代化；挖潜特色文化资源，构建公平、高效的基础设施网络，创造良好的人居环境与投资环境，使中山成为全国著名的适宜居住、适宜创业的城市。

预计“十三五”期间将实现经济保持中高速增长，产业迈上中高端水平，GDP年均增速为8.5%左右，到2020年全市GDP突破5000亿元；人均GDP年均增速为7.5%左右，全市人均GDP达到13万元，常住人口规模达到365万，户籍城镇化率达到55%左右。转方式与调结构取得重大进展，工业化和信息化深度融合，单位建设用地产出效率和工业全员劳动生产效率比2015年提高50%。基本建成以战略性新兴产业为先导、以先进制造业和现代服务业为主体的现代产业新体系。到2020年，先进制造业占制造业增加值比重达50%，战略性新兴产业占GDP比重达20%，现代服务业占服务业增加值比重达60%。

2017年初，中山、市连续发文，明确了中山市一中心四组团、十大产业平台的发展战略，为提升经济发展质量效益和城市综合竞争力、融入粤港澳大湾区城市群发展作出了重大决策部署。其中一中心四组团为中心组团、东部组团、东北组团、西北组团、南部组团，十大产业平台为岐江新城、翠亨新区园、火炬开发区园、民众园、三角园、黄圃园、坦洲园、板芙园、小榄园、古镇园。 2.2 电网现况

中山电网现有变电站105座，其中500千伏2座，220千伏18座，110

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千伏85座，主变总容量2316.6万千伏安，输电线路2298千米，公用10千伏馈线1714条，专用10千伏馈线210条，公变143台，专变14690台，客户总数为130.30万户。2016年用户平均停电时间1.21小时。

中山供电局多年来按照网省公司相关技术标准、技术规范，积极使用先进技术、先进工艺，不断提升装备技术水平，不断完善网架结构，现已建成较为坚强的3C绿色输电网。

大电网方面，中山电网已经达到较为先进的一体化水平，实现了电力调度网络发令全覆盖以及变电站视频监控全覆盖，并有电力调度管控智能辅助决策系统，还将气象信息纳入调度参考信息范围，用气象信息支撑电网调度策略。目前中山所有变电站现已全面实现远方，无人值班。

电网智能运维方面，中山局在数字化变电站改造、机器人及无人机应用、输电线路自组网视频监控、设备监测集成等多方面智能运行取得丰硕成果。2009年完成国内首个220千伏数字化变电站改造工程（三乡站），2014年完成三乡区域智能变电站集群建设（平铺站、申堂站）；2014年南网首个无轨化导航变电智能巡视机器人投入运行，2016年建成变电站巡检机器人集群管控系统，并引入无人机开展输电线路登检、红外线测温等作业，2017年南网首个10kV开关紧急分闸操作机器人投入运行；2014年建成输电线路自组网无线视频监控系统；2015年对变电站GIS、主变局放和主变油色谱等子系统实现集中实时监控，计划2017年将输电线路实时信息以及环境状态信息接入监控平台，并将升级实现预诊断智能分析。

配电自动化方面，中山局已建成配电自动化终端4784台，配网自动化覆盖率达100%，为2016年用户平均停电时间降至1.21小时创造了必不可少的先进硬件条件。

中山局在大力推进电源和电网建设的同时，积极探索新能源发展。2015

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年9月建成全球单厂最大分布式光伏项目，目前全市共接入光伏用户300户，总容量达8.3万千瓦；全市共有生物质能源（垃圾焚烧）电厂3座，总装容量7.2万千瓦；2014年12月建成广东省第一个集中式电动公交车充电站乐群站，目前全市已建设汽车充电桩1697个，总容量2.25万千瓦；2015年12月建成南网第一个港口岸电项目。 2.2.1 用电负荷情况

2016年，中山市全社会用电量259.33亿千瓦时，同比增长5.63%；供电量252.96亿千瓦时，同比增长5.45%。全社会用电最高负荷5138.6MW，同比增长8.1%；网供最大负荷5012.4MW，同比增长7.91%。 2.2.2 电源现况

截至2016年底，中山地区共有电厂10座，总装机容量34MW，其中省中调管辖的地方电厂5座，总装机容量3360MW；中山地调管辖的地方电厂5座，总装机容量129MW。中山全市分布式光伏发电装机容量共84MW。

其中，清洁能源占比79.93%；非化石能源占比4.37%。详见下表：

表2-1 中山市现状电源情况表 单位:MW

序号 一 1 2 3 4 5 二 1 2 3 4 5 三

项目 合计

省中调管辖的电厂

横门 B厂 横门C厂 南朗电厂 永安电厂 粤海电厂 中山地调管辖的电厂

长青电厂 乙能电厂 中粤电厂 永发热电厂 中山纸厂 分布式能源

电厂性质

气电 气电 气电 气电 火电 垃圾发电 垃圾发电 垃圾发电 火电 火电

装机容量（MW）

3573 3360 780 1380 360 180 660 129 24 24 24 33 24 84

接入电压（kV）

220 220 220 220 220 110 110 10 10 10

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1 2

大型光伏 居民分布式光伏

光伏发电 光伏发电

65 19

10/0.4 0.4

2.2.3 220千伏及以上电网现状

在500千伏文山站投产前，500kV中珠电网基本定型，香山站通过“香山-顺德”双回、“香山-奎峰”双回、“香山-”双回分别于佛山、江门、珠海相连；桂山站通过“桂山-狮洋”双回、“桂山-襟岛”核电双回、“桂山-加林”双回分别与广州、江门、珠海相连。目前最高运行电压500kV。

中山220kV电网作为一个相对的供电分区，通过“德隆-旭升”单回线路与佛山电网联接，“同益-外海”双回线路与江门电网联接，以及“桂山-乐园”、“宝山-凤凰”、“三乡-”共6回线路与珠海电网联接。中山220kV电网内部基本上形成以500千伏桂山站与香山站为主电源供电，形成两大片区供电的格局。其中，香山站成片供电，其220kV解环点设在旗卓甲乙线、明中甲乙线、外同甲乙线、旭隆线；桂山站与珠海电网220kV系统合环运行。

图2-1 中山电网与外部电网联络示意图

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中山供电局“十三五”智能电网规划

（一）500千伏电网

截至2016年底，中山电网有500kV 变电站2座，分别为香山站（3×1000MVA）、桂山站（2×1000MVA），主变容量5000MVA。中山境内500kV线路总长度为345.048km。

（二）220千伏电网

截至2016年底，中山电网有220kV 变电站18 座，变电容量合计9060MVA，220kV线路长度791.096km，其中电缆电路9.165km。

表2-2 2016年最高负荷日220千伏及以上变电站负荷分布情况表

序号

站名

装变（MVA）

2016年高峰负荷(MW)

2016年高峰负载率

一、500kV变电站

1 2

香山站 桂山站 合计

3*1000 2*1000 5000

2020.34 1184.23 3204.57

二、220kV变电站

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

半岛变电站 宝山变电站 翠亨变电站 德隆变电站 迪光变电站 光明变电站 锦绣变电站 菊城变电站 浪网变电站 旗乐变电站 仁和变电站 三乡变电站 胜龙变电站 同益变电站 小榄变电站 逸仙变电站 中山变电站 卓山变电站 合 计

2×180 2×240 2×240 2×240 2×240 2×180+240 2×180 2×240 2×180+240 2×240 3×240 3×150 2×240 3×240 3×150 2×240 2×240 2×240 9060

83.1 224.29 116.07 345.66 261.24 312.44 50. 270.84 386.98 318.96 399.98 387.22 248.58 433.45 370.43 195.86 228.83 309.91 4944.73

23.08% 46.73% 24.18% 72.01% 54.43% 52.07% 14.14% 56.43% .50% 66.45% 55.55% 86.05% 51.79% 60.20% 82.32% 40.80% 47.67% .56% 容载比：1.83

67.34% 59.21% 容载比：1.56

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中山供电局“十三五”智能电网规划

2.2.4 110千伏电网现状

2016年，共有110千伏 变电站85座，变电容量合计9096MVA。110千伏线路长度1157.542km，其中电缆线路长度253.03km。 2.2.5 10千伏及以下电网现状

2016年，共有10千伏公用线路1714回，公用线路总长度10093.94km，其中电缆线路长度6690.19km，架空线路长度3403.75km。10千伏公用线路环网率为97.37%，可转供电率为92.65%，站间联络率为69.43%，典型接线比例为92.70%，线路平均分段数为4段。现状10千伏线路多以电缆线路为主，10千伏全线绝缘化率和电缆化率分别为67.98%和66.28%。

中山市配电自动化主站系统与2011年通过验收投入运行，2016年已实现配电自动化功能的线路1740回，自动化覆盖率达到100%、三遥开关138个、二遥开关2586个、一遥开关979个、三遥终端2635台，带通信功能的故障指示器979台，通信光纤1123km。

中山目前架空线配电自动化实现就地控制型馈线自动化全覆盖，核心城区电缆线路部分实现三遥功能，东升镇、石岐区部分电缆线路实现就地控制型馈线自动化，其他电缆线路实现故障自动定位型配电自动化。

现状全市公用配电变压器共143台，总容量为8636.28MVA；专用配电变压器14690台，总容量为8073.12MVA。低压线路长度23007.26km。 2.3 主要问题及对策建议 2.3.1 220千伏及以上电网

经过近几年的努力，随着黄圃电厂上大压小项目上网、横门嘉明电厂上网以及110千伏利和站、110千伏仁和～文安、仁和～升辉输电线路等输变电项目相继投产，中山电网尤其是北部网架得到了加强，电源支撑能力进一步提升，北部电网结构薄弱、500千伏香山站主变控制断面供电紧张的问题得到了较大缓解。但仍存在有一级事件及以上风险、主要控制断

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中山供电局“十三五”智能电网规划

面重载、220千伏主变重载及220千伏主变N-1后不满足要求等情况。具体分析如下：

（一）一级事件及以上风险分析

根据《关于印发中山供电局2017年电网运行风险分析报告的通知》（中供电系[2017]46号）文件，我局共有一级事件及以上风险4项（较上年新增1项一级事件），其中较大事故1项（香山站500千伏或220千伏母线全停）、一级事件3项（迪光站220千伏母线全停、同益站220千伏母线全停、香山站任意两台主变N-2）。目前拟定的解决方案如下：

“香山站500千伏或220千伏母线全停”导致的较大事故及“迪光站220千伏母线全停”、“香山站任意两台主变N-2”导致的一级事件由500千伏文山输变电及其配套线路工程解决；“同益站220千伏母线全停”导致的一级事件由220千伏君兰输变电工程解决。

至“十三五”末期，相关基建项目投产后，一级事件将全部得到解决，较大事故降级为一般事故。详见附表：

表2-3 一级事件及以上风险数量分析

序号

后果 级别

分析对象

风险描述

应对措施

投产时间

备注

1

较大事故

香山站500kV或220kV母线全停 迪光站220kV母线全停 同益站220kV母线全停 香山站任意两台主变N-2

将导致8个220kV站、31个110kV站失压（220kV迪光、逸仙、浪网、500kV文山输变小榄、仁和、半岛、胜龙、菊城站，电及其配套线110kV东升站等），损失负荷占中路工程

山市40.7% 将导致2个220kV站、7个110kV站失压（逸仙站、迪光站、白沙湾

站等），负荷损失240MW 将导致2个220kV站、7个110kV站失压（同益站、菊城站、海洲站

等），负荷损失600MW 稳控动作将导致13个110kV变电站失压（广丰站、大丰站等），负荷损失750MW（占中山市14.1%）

500kV文山输变电及其配套线路工程（逸仙至

文山） 220kV君兰输变

电工程

2019年12月

项目实施后降级为一般事故

2

一级事件

2019年12月

项目实施后风险消除

3

一级事件

2018年12月

项目实施后风险消除

4

一级事件（新增） 500kV文山输变电及其配套线路工程

2019年12月

项目实施后风险消除

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中山供电局“十三五”智能电网规划

（二）主要控制断面重载情况分析

2016年最高负荷时刻，中山电网存在3个主要断面压控制极限重载运行，分别为“逸迪甲线+逸迪乙线”（92%）、“0.66*仁浪甲乙线+隆浪线”（90%）、“香同甲线+香同乙线”（88%）。由于断面受限导致横门C厂、粤海电厂、南朗电厂窝电70万千瓦。目前拟定的解决方案如下：

“逸迪甲线+逸迪乙线”及“0.66*仁浪甲乙线+隆浪线”断面问题由500千伏文山输变电及其配套线路工程解决；“香同甲线+香同乙线”断面问题由220千伏君兰输变电工程解决。

至“十三五”末期相关基建项目投产后，断面重载问题将全部得到解决。详见附表：

表2-4 主要控制断面重载情况分析

序号 1

断面名称 逸迪甲线+逸迪乙

线 0.66*仁浪甲乙线

+隆浪线 香同甲线+香同乙

线

断面控制极限情况 92%

原因分析

横门C厂及南朗电厂机组同在逸仙上网，共窝电35万千瓦横门C厂、粤海电厂、南朗电厂出力送出，共窝电65万千瓦同益站、菊城站片负荷需求高

达72万千瓦

应对措施 500kV文山输变电及其

配套线路工程 500kV文山输变电及其

配套线路工程

投产时间

2019年12月

2 90% 2019年12月

3 88% 220kV君兰输变电工程 2018年12月

（三）220千伏主变重载情况分析

2016年最高负荷时刻，共有2座220千伏变电站重载，分别为三乡站（负载率86%）、小榄站（负载率83%）。目前拟定的解决方案如下：

三乡站重载问题由110千伏白石至平铺线路工程缓解，由220千伏观应输变电工程解决；小榄站重载问题由220千伏君兰输变电工程缓解，由小榄站改造项目解决。至“十三五”末期相关基建项目投产后，主变重载问题将全部得到解决。详见附表：

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中山供电局“十三五”智能电网规划

表2-5 220千伏主变重载情况分析

序号

站名

装变容量(MVA) 3×150

投产时间

负载率（%）

应对措施

110kV白石至平铺线路工程

86%

220kV观应输变电工程（前期）

220kV君兰输变电工程

3×150

83%

220kV小榄站改造项目（规划）

2020年12月2021年12月2018年12月投资计划/规

划 2019年12月

内控时间 2017年12

月

保底时间

1

三乡站

2

小榄站

2018年6月 2020年12

—

月 2018年6

2018年6月

月 2019年6

—

月

（四）220千伏主变N-1情况分析

按照系统部、设备部等相关部门综合意见，变电站主变N-1后负载率不宜超过130%。根据《中山电网2016年高峰负荷日分析报告》，去年最高负荷时刻，共2座220千伏变电站N-1后静态分析负载率超过130%（德隆站、旗乐站）。

表2-6 中山电网2016年最高负荷日220千伏变电站主变N-1情况表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

站名 德隆变电站 旗乐变电站 卓山变电站 三乡变电站 小榄变电站 菊城变电站 迪光变电站 浪网变电站 胜龙变电站 中山变电站 宝山变电站 同益变电站 光明变电站 仁和变电站 逸仙变电站 翠亨变电站 半岛变电站 锦绣变电站

装变容量（MVA）

480 480 480 450 450 480 480 600 480 480 480 720 600 720 480 480 360 360

主变N-1承载情况（%）

144.03% 132.90% 129.13% 129.07% 123.48% 112.85% 108.85% 107.49% 103.58% 95.35% 93.45% 90.30% 86.79% 83.33% 81.61% 48.36% 46.17% 28.27%

注：蓝色底格为主变N-1后负载率超130%的数据。

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目前拟定的解决方案如下：

德隆站不满足N-1问题由220千伏团结输变电工程解决；旗乐站不满足N-1问题由220千伏沙溪输变电工程及旗乐站扩建#3主变工程解决。至“十三五”末期，相关基建项目投产后，主变N-1问题将全部得到解决。详见附表。

表2-7 220千伏主变N-1情况分析

序号 1

站名

装变容量(MVA) 2×240

主变N-1最大承受情况 143%

投产时间

应对措施

投资计划/规

划 2019年12月2020年6月2020年12月

内控时间

保底时间

德隆站 220kV团结输变电工程 220kV沙溪输变电工程

（前期）

220kV旗乐站扩建#3主变

工程（规划）

2017年12月 2017年12月2018年12月 2019年6月

—

2019年6月

2 旗乐站 2×240 133%

2.3.2 110千伏电网

（一）局部电网设备重载运行

线路方面，共有2回110千伏线路过载，占比为0.97%，过载2回110千伏线路分别为小和甲线、仁北乙线。共有5回110千伏线路重载，占比为2.42%，重载5回110千伏线路分别为德阜甲线、浪民乙线、小石甲线、德三乙线、仁凤线。对应的解决措施如下表：

表2-8 110千伏重载线路情况及解决措施表

序号 1 2 3 4 5 6 7

线路名称 小和甲线 仁北乙线 德阜甲线 浪民乙线 小石甲线 德三乙线 仁凤线

所属镇区 小榄、东凤 南头、东凤 黄圃、阜沙

民众 小榄 黄圃、三角

东凤

负载率 103.33% 103.04%

220kV古海输变电工程

99.33% 88.03% 83.37% 80.78% 80.59%

110kV和泰输变电工程

2019年12月

220kV古海站及其配套 220kV火炬配套输变电工程 110kV菊城至沙口线路工程 220kV团结配套输变电工程 永益站割接东凤站负荷

2019年12月 2019年12月 2021年12月 2020年12月 2019年12月 2017年12月

解决方案 永益站割接东凤站负荷 仁和至火电厂线路工程

投产时间 2017年12月 已投产

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主变方面，共有5座110千伏变电站重载，占比为5.95%。重载5座110千伏变电站分别为茂辉站、海洲站、坦背站、东凤站、横栏站。对应的解决措施如下表：

表2-9 110千伏重载变电站情况及解决措施表

序号 1 2 3 4 5

变电站 茂辉站 海洲站 坦背站 东凤站 横栏站

所属镇区 横栏 古镇 东升 东凤 横栏

负载率 95.25% 88.34% 81.63% 81.18%

110kV和泰输变电工程

80.96%

110千伏五沙输变电工程

2019年12月 2018年6月

解决方案

茂辉扩建第三台主变工程 110千伏曹步输变电工程 白鲤站割接坦背站负荷 永益站割接东凤站负荷

投产时间 已投产 2019年12月 已投产 2017年12月

通过对2016年高峰负荷数据进行分析，2016年中山市110千伏线路共有206回，其中110千伏仁北乙线、小和甲线等2回110千伏线路过载，110千伏德阜甲线、仁凤线、德三乙线、小石甲线、浪民乙线等共5回110千伏线路重载，共7组110千伏线路不满足N-1运行。全网未出现110千伏主变过载，重载主变（负载率超过80%）16台（与去年持平），N-1负载率超过100%的110千伏变电站有42座（比去年增加6座），其中N-1负载率超过150%的110千伏变电站有8座，分别是茂辉站、东凤站、海洲站、坦背站、横栏站、古镇站、文安站、锦隆站。

从各镇区来看，东凤镇、阜沙镇、横栏镇和板芙镇变电站供电能力有待加强。

2.3.3 10千伏及以下电网

中山市10千伏配电网总体接线水平较好，但火炬由于公线专用情况加多，环网率较低，需配合变电站布点逐步解决；由于历史原因，石岐区、东区等主城区区域典型接线比例偏低，需重点解决。

中山市共有83回10千伏公用重过载线路，其中75回重载线路，占线

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路总回数的4.38%；有8回线路过载，占线路总回数的0.47%。重过载线路集中在西北组团及东部组团，主要原因是因变电站建设进度滞后，现有线路因新增负荷及自然增长导致重过载。

中山市A类和B类供电区现状10千伏公用线路有1629回“满足供电安全水平”校验，“满足供电安全水平”通过率95.04%。三角镇、横栏镇、三乡镇因单辐射线路或不可转供线路较多，“满足供电安全水平”通过率偏低。

中山市B类及以上供电区10千伏公用线路共1714回，共有1436回线路满足可转供电的要求，线路可转供率为83.78%。

中山市10千伏线路可转供电率较高，但三角镇、三乡镇受制于站点不足，可转供电率较低；横栏镇因110千伏五沙站建设受阻，无法新增出线满足新增负荷用电，导致现有环网线路负荷增长，致使可转供电率下降。

中山市10千伏公用配变有573台配变重载，占公用配变总数的3.48%；共有55台配变过载，占公用配变总数的0.33%。

中山市10千伏配变负载情况总体较好，重过载配变比例为3.82%，主要集中在西北部工业区公用配变和乡村居民配变，将通过新增布点割接负荷方式解决。

中山市现状年中压配电网综合评价指标情况如下表所示。

表2-11 中压配电网综合评价指标情况

区镇

项目

项目

10（20）kV出线间隔利用率(%) 10（20）kV出线间隔总数（个） 110kV主变“N-1”通过率（%）

全市合计

网架结构水平

110kV主变台数（台） 110kV线路“N-1”通过率（%）

110kV线路回数（回）

150 97.74 133

179 96.60 205

2010年 63.6 2217 94.67

2016年 69.09 2637 90.59

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区镇

项目

项目

10（20）kV线路环网率(%)

其中：中心城市（区）中压配电网线路环网率(%)

其中：城镇中压配电网线路环网率(%)

10（20）kV线路回数（回）

其中：中心城市、城镇供电区线路回数（回）

中心城市供电区线路回数（回） 城镇供电区线路回数（回） 10（20）kV线路站间联络率(%) 10（20）kV线路平均分段数

10（20）kV线路“满足供电安全水平”通过率

10（20）kV线路可转供电率(%)

其中：中心城市、城镇供电区线路可转供电率(%)

10（20）kV线路典型结线比率(%)

2010年 87.63 99.35 60.83 1261 1261 307 954 57.34 3.36 69.47 69.47 84.69 77.95

2016年 97.37 97.20 97.43 1714 1714 429 1285 69.43 4 95.04 92.65 92.65 92.70

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第三章 经济发展与电力需求预测

3.1 地区经济发展情况

《中山市城市总体规划（2010－2020年）》中明确中山市发展的总目标为：在规划期内，中山市经济总量和社会经济发展质量得到明显的提高；落实科学发展观要求，积极开展统筹城乡发展综合改革试点，促进经济、社会、资源环境协调发展，使中山全面实现现代化；创造良好的人居环境与投资环境，使中山成为全国著名的适宜居住、适宜创新、适宜创业的城市。预计“十三五”期间将实现经济保持中高速增长，产业迈上中高端水平，GDP年均增速为8.5%左右，到2020年全市GDP突破5000亿元；人均GDP年均增速为7.5%左右，全市人均GDP达到13万元，常住人口规模达到365万，户籍城镇化率达到55%左右。转方式与调结构取得重大进展，工业化和信息化深度融合，单位建设用地产出效率和工业全员劳动生产效率比2015年提高50%。基本建成以战略性新兴产业为先导、以先进制造业和现代服务业为主体的现代产业新体系。到2020年，先进制造业占制造业增加值比重达50%，战略性新兴产业占GDP比重达20%，现代服务业占服务业增加值比重达60%。 3.2 负荷报装情况

根据目前中山市各分区最新报装负荷情况，2017年中山全市用户负荷报装计划投产容量2371.98MVA，2018年中山全市用户负荷报装计划投产容量为493.39MVA。 3.3 全市电力需求预测

根据负荷预测结果，至2020年，中山市全社会用电量将达到320亿kWh，全社会最高负荷将达6360MW，“十三五”年均增长率分别为5.23%和

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5.66%。规划水平年负荷水平控制在广东省“十三五”输电网规划结论之内。

表3-1 中山市全社会电力电量需求预测表 单位：亿kWh、MW、%、h

预测方案

项目 全社会用电量

“十三五”输电

网规划

全社会最高负荷 最大负荷利用小时数 全社会用电量

本次预测

全社会最高负荷 最大负荷利用小时数

2016年259 5139 5066 259 5139 5066

2017年274 5396 5078 272 5422 5096

2018年291 5730 5079 284 5723 5079

2019年306 6060 5050 301 6042 5050

2020年 320 6360 5031 320 6360 5031

“十三五” 增长率

5.23 5.66 -- 5.23 5.66 --

3.4 分镇区电力需求预测

以全市负荷预测推荐方案为基础进行分区（镇）负荷预测。分区（镇）负荷预测的原则主要考虑两点：一是考虑分区社会经济发展现状和规划，二是考虑分区历史年电量、负荷发展情况，三是考虑各分区大用户负荷及自然增长负荷的增长差异性，四是考虑分区负荷的总量与全市电力需求一致。

负荷预测基本思路：110千伏变电站负荷预测采用报装负荷法和年增长率相结合的预测方法，首先根据各110千伏站点2016年高峰负荷时刻时负荷，然后结合站点所在区域经济社会发展情况及历史用电情况，采用各变电站年增长率法预测2017-2025年各110千伏站点最高负荷，最后根据中山“十三五”输电网预测结果进行调整。

电量预测思路：参考往年最大负荷利用小时数，预测规划水平年最大负荷利用小时数，进而计算电量。

根据110千伏变电站及220千伏变电站负荷预测结果，参考以往年份同时率，求和计算得到规划水平年的区（镇）供电负荷。

在全市负荷预测的基础上，根据分区比重与增长率变化预测结果，进行分区负荷预测，分区供电负荷预测结果如下表所示。

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表3-2 分区镇供电最高负荷预测结果表 单位：兆瓦，%

年份 石岐区 东区 南区 西区 港口镇 沙溪镇 大涌镇 五桂山镇 中心组团 火炬区 南朗镇 三角镇 民众镇 东部组团 小榄镇 古镇镇 东升镇 黄圃镇 东凤镇 南头镇 阜沙镇 横栏镇 西北组团 三乡镇 坦洲镇 神湾镇 板芙镇 南部组团 全市合计

2016年 (实际) 255.95 142.49 111.62 117.78 116.36 167.31 158.46 27.63 1097.61 485.78 121.44 209.01 202.40 1018.63 519.11 354.82 265.11 297.71 261.23 216.59 80.73 279.40 2274.70 294.69 278.77 65.13 109.07 747.66 5138.60

2017年 270.95 152.46 116.08 120.96 119.51 171.50 162.71 28.66 1142.82 508.70 133.34 219.46 219.07 1080.58 542.47 374.65 283.80 309.23 275.59 231.75 86.38 298.68 2402.57 309.42 300.79 70.34 115.83 796.39 5422.35

2018年 286.82 163.13 120.72 124.22 122.73 175.78 167.07 29.72 1190.21 532.70 146.41 230.44 237.13 1146.67 566.88 395.59 303.81 321.20 290.75 247.98 92.43 319.29 2537.93 324.90 324.55 75.97 123.01 848.43 5723.25

2019年 303.63 174.55 125.55 127.58 126.05 180.18 171.55 30.82 1239.91 557.84 160.75 241.96 256.67 1217.22 592.39 417.71 325.23 333.63 306.74 265.33 98.90 341.32 2681.26 341.14 350.19 82.05 130. 904.02 6042.40

2020年 320.37 186.16 130.14 130.59 129.02 184.08 175.57 31.85 1287.78 582.23 175.93 253.22 276.90 1288.28 617.01 439.60 347.01 345.40 322.55 282.97 105.48 363.68 2823.70 357.02 376.61 88.32 138.28 960.24 6360.00

2021年 340.26 199.85 135.80 134.56 132.95 1.30 180.87 33.14 1346.72 611.72 193.81 266.76 300.71 1372.99 6.90 465.71 372.70 359.95 341.41 303.78 113.23 390.05 2993.75 376.11 407.71 95.70 147.34 1026.86 6740.31

2017-2021年 年均增值率

5.86 7.00 4.00 2.70 2.70 2.50 2.68 3.70 3. 4.72 9.80 5.00 8.24 6.94 4.50 5.59 7.05 3.87 5.50 7.00 7.00 6.90 5.93 5.00 7.90 8.00 6.20 6.78 5.56

由上表可见，2016年中山市供电最高供电负荷为5138.6MW，预计2020年供电最高负荷为6360MW。

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第四章 规划技术原则

4.1 110千伏及以上电网规划技术原则 4.1.1 一般规定

（一）电网应满足《电力系统安全稳定导则》规定的相关安全稳定标准。

（二）对发生单一母线故障、同塔双回线路同时故障、单相故障开关拒动且失灵保护正确动作后构成一般及以上电力安全事故的风险点，通过技术经济比较后制定网架完善措施或提出运行措施建议，原则上通过网架完善方案解决，220千伏同塔所有回路同时故障不应造成一般及以上事故；对于单一供电城市同塔双回线路故障构成一般及以上电力安全事故的风险点，以及非单一供电城市同塔双回及以上线路、单回直流双极等故障构成电网较大及以上电力安全事故的风险点，必须通过网架完善方案解决。对单相故障开关拒动，且失灵保护正确动作，必须列入第二级标准，且没有条件采取措施的，一旦发生不应造成一般及以上事故后果。

（三）对其他故障后构成较大及以上电力安全事故的风险点，应进行专题分析，通过技术经济比较后制定网架完善措施或提出运行措施建议。

（四）各级电压电网短路电流控制水平如下： 1、500千伏电网为63千安。 2、220千伏电网为50千安。 （五）电网容载比指标为：

500千伏电网1.4～1.6；220千伏电网1.6～1.9。在电网规划设计过渡年份可以适当提高指标。

（六）规划电网应满足《中国南方电网公司电力系统电压质量和无功电力管理标准》对系统电压偏差和《中国南方电网电力调度管理规程》对

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频率偏差的要求。 4.1.2 500千伏电网

500千伏电网为广东电网的主网架，500千伏电网结构在全网内统筹规划，要求结构简单清晰，具备很高的安全性、可靠性和灵活性。

（一）500千伏变电站 1、变压器型式

（1）变压器的型式应标准化、规范化和系列化。一般采用无载调压变压器，若采用有载调压变压器需进行技术经济论证。

（2）新建变电站的单组主变容量规格包括：1000MVA。扩建主变参数宜与原有主变保持一致。

（3）电压比宜取525/230/35千伏。

（4）在220千伏短路电流水平较高的地区，新建变电站主变宜采取高阻抗。

（5）在220千伏侧单相短路电流水平较高的地区，新建及扩建变电站主变宜加装中性点小电抗或预留中性点小电抗位置。

（6）交流变压器应具备一定的直流接地电流耐受能力，满足相关装备技术导则要求。

2、变电站规模

（1）500千伏变电站最终规模为： 3×1000MVA、4×1000MVA。 （2）各电压等级出线规模：500千伏出线宜选取6～8回，电源接入较多的不宜超过10回；220千伏出线宜选取14回。

3、对500千伏变电站电气主接线的要求：

对于设置为系统解环点的枢纽站500千伏母线应具备母线分段的条件；采用3/2接线的变电站应避免采用主变仅通过一个开关接母线的方式；220千伏侧母线宜采用双母双分接线方式。应满足变电站一次设备每个元

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件在系统检修方式下可分别安排检修。

4、500千伏变电站应有其明确的供电范围，500千伏变电站之间应保持合适的电气距离。

5、污秽严重地区、用地受限地区、高抗震设防烈度地区经技术经济比较后可采用GIS设备，其余地区应优先采用常规敞开式设备。

（二）500千伏线路

1、500千伏线路原则上采用架空型式。为节约线路走廊资源，500千伏线路宜采用同塔双回路或紧凑型；当线路走廊条件不允许时，经对系统安全性、可靠性和经济性等综合论证后可采用同塔4回的模式，但起点或落点不宜相同（电源送出线路除外），500千伏4回同塔线路故障不应造成较大及以上电力安全事故后果。

2、500千伏导线截面应标准化、规范化和系列化，主要采用：4×630mm、4×720mm。

3、对于输送容量、建设条件有特殊要求的，可采用新型耐热、紧凑型等架空线路以及电缆线路。

4、交、直流线路导线截面选取应考虑输送容量、输送距离、地形条件等因素。

4.1.3 220千伏电网

220千伏网架是中山电网的核心网架。对内，承担着500千伏降压以及220千伏上网电源的电能分发，也是110千伏网架构网的基础。对外，将与邻近区域(江门、珠海、佛山等)保持联系。因此，中山电网的220千伏网架需同时兼顾考虑可靠性、经济性以及灵活性。结合中山市“一中心四组团、十大产业平台”发展战略，220千伏将形成以三个500千伏变电站为核心，六个功能片区形成环网供电的“三核六环”主网架结，实现分片供电的模式，正常方式下，各分区间在事故情况下具备一定的相互支援

2

2

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能力。

（一）220千伏电网宜采用双回路链式结构或双回路环网结构；禁止以“T”型接线方式构网。

（二）220千伏变电站 1、变压器型式

（1）变压器的型式应标准化、规范化和系列化。220千伏变电站采用有载调压变压器。

（2）新建变电站主变单台容量主要规格包括：180MVA、240MVA。 （3）电压比宜为：高压侧220千伏；中压侧115千伏、121千伏；低压侧11千伏、10.5千伏。

（4）各电压等级容量分配宜取100/100/33%或100/100/50%。 （5）在110千伏短路电流水平较高的地区，新建变电站主变宜采取高阻抗。

（6）交流变压器应具备一定的直流接地电流耐受能力，满足相关装备技术导则要求。

2、变电站规模

（1）新建变电站最终规模可为：3×240MVA、4×240MVA。

（2）各电压等级出线规模：220千伏出线宜选取4~6回，有电源或直供用户接入可增加2~4回，终端变电站出线宜选取2~3回；110千伏出线宜选取10~14回，有电源或直供用户接入可增加2回。应满足变电站一次设备每个元件在系统检修方式下可分别安排检修。

（3）220千伏变电站之间应保持合适的电气距离，每一变电站应有其明确的供电范围。

（4）城市中心区采用GIS设备，污秽严重地区、用地受限地区、高抗震设防烈度地区经技术经济比较后可采用GIS设备，其余地区应优先采用

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常规敞开式设备。

（三）220千伏线路

1、220千伏线路宜采用架空型式。为节约线路走廊资源，220千伏架空线路宜采用同塔双回路； 当线路走廊条件不允许时，经对系统安全性、可靠性和经济性等综合论证后可采用同塔4回的模式，但起点或落点不宜相同（电源送出线路除外）。

2、在线路走廊条件不允许或城市建设对线路有特殊要求时，220千伏线路可采用电缆型式。220千伏电缆线路宜采用电缆沟敷设方式，当输送容量有特别要求时，也可采用电缆隧道方式，采用电缆型式应对同一电缆沟或电缆隧道内电缆同时故障进行风险评估。

3、220千伏架空线路导线截面应标准化、规范化和系列化，新建主要采用：2×630mm、2×720mm、4×300mm。新建220千伏电力电缆导线截面主要采用2000mm、2500mm。对于输送容量、建设条件有特殊要求的220千伏架空线路，可采用耐热等导线型式。 4.1.4 110千伏电网

为适应“两区四带多集群”发展战略，针对不同区域具体功能定位，中山将按照“三T+双链”的规划原则，对不同功能定位、不同负荷密度、不同可靠性要求的区域有区别地采用不同的组网方式，做到资源利用效率最大化。

对于负荷密度较高的区域，220千伏、110千伏变电站布点较多，10千伏（20千伏）转供能力较强，远景的110千伏输电通道基本以电缆通道为主。因此，110千伏网架将以接线简化的方式组网。这部分区域将主要以“三T”接线作为主要的目标接线，每一个三T接线组的线路主要来源于就近的两座220千伏变电站。

对于负荷密度较低的区域，220千伏、110千伏变电站布点较少，10

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千伏（20千伏）转供能力较弱，远景的110千伏输电通道基本以同塔架空线路为主。因此，110千伏网架应该以供电方式灵活，事故影响范围较少的方式组网。这部分区域将以“双链”接线作为主要的目标接线。

根据中山市城市发展战略，负荷密度较高的区域有中心城区、北部的小榄、古镇商圈及周边区域，上述区域将主要采用“三T”方式组建110千伏网架。其余区域将结合实际情况，主要采用“双链”方式组建110千伏网架。

图4-1 “三T+双链”示意图

4.1.5 智能调度平台原则

中山局智能调度平台建设主要依靠一体化电网运行智能系统（OS2）实现，其建设原则如下：

（一）整体原则

一体化电网运行智能系统应为各级电网及厂站的安全、经济、优质、环保运行提供充分的技术支持。其总体上按照“一体化、模块化、智能化”的原则设计建设。

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1、一体化

满足电网大二次一体化的要求。全方位覆盖各级主站及厂站的运行监控与运行管理需求；全过程支持电力系统发、输、变、配、用各环节的一体化管控；全面协调电网运行业务和信息的横向协同和纵向贯通。

应在统一模型和服务接口标准的基础上开展各级系统的一体化建设，实现各级系统互联、互通、互操作，确保系统功能模块之间、主站之间、主站与厂站之间、厂站与厂站之间资源的统一共享和协制。

各级系统的ICT 基础设施应统一配置，并逐步实现统一的数据容灾与备份和统一的二次安全防护。

2、模块化

满足业务功能模块化建设和“即插即用”的要求。一体化电网运行智能系统提供标准和开放的ICT 基础设施和支撑平台，支持电网运行各类技术系统/应用功能以模块化的方式纳入一体化运行智能系统并协同作业。

电网运行各类技术系统/应用功能应按照“模块化”的建设要求，采用一体化电网运行智能系统提供的ICT 基础设施，遵循一体化电网运行智能系统支撑平台的接口要求，实现“即插即用”和业务的灵活互动。

一体化运行智能系统应具有良好的通用性、兼容性和可扩展性。 3、智能化

促进电网运行信息的灵活共享，促进电网运行业务的灵活互动，全面提升电网运行各专业的协同作业能力，提高工作效率。

应充分运用自动化、智能化技术发展成果，开展电网智能调度的建设，提升电网运行智能分析和智能决策能力，提升电网自动控制和安全自愈能力，不断提高电网安全、经济、优质、环保运行水平。

（二）主站建设原则

在“一体化、模块化、智能化”总体原则下，一体化电网运行智能系

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统主站系统还应遵循以下原则。

1、开放性

一体化电网运行智能系统的软硬件平台应具有良好的开放性和广泛的适应性，基础支撑平台及应用功能模块均应基于相关国际、国家、行业及企业标准开发，基础支撑平台可插入任何符合相关标准的应用模块或子系统，并支持模块或子系统间的数据和功能交互，系统规模和功能可按需扩展。

2、可靠性

一体化电网运行智能系统建设时应充分考虑可靠性要求，通过关键硬件设备及软件采用冗余配置、集群、虚拟化、容灾备用等技术手段，消除单点故障，确保不因部分软硬件故障而影响系统功能的正常运行。

3、安全性

一体化电网运行智能系统主站应满足信息系统安全等级保护及电力二次系统安全防护相关标准、规范的要求。

一体化电网运行智能系统主站在运行过程中应不影响电力系统的安全性，不因系统本身的故障或错误导致电网安全事故。

4、集约化

一体化电网运行智能系统主站系统应集中配置，提高软硬件资源综合利用率。宜按安全分区统一配置前置服务器、通信服务器、数据库服务器、应用服务器、WEB 服务器、存储设备、二次安全防护设备、同步时钟、打印机、虚拟化平台、操作系统、关系数据库、时序数据库等软硬件设施。

各类服务器应根据应用特点选用适当的体系架构和系统配置。对性能及可靠性要求很高的实时类应用服务器应专机专用，对计算密集的应用应选用高性能服务器，对性能和可靠性要求相对较低的管理类应用可采用虚拟化服务器。

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各类软硬件设施应统一管理，合理分配，按需扩充或升级改造。 各类软硬件设施优先采用国产化设备。 5、易用性

主站系统应提供方便易用的操作、维护和管理界面，系统功能组织合理、界面美观易懂、操作方便快捷。使用人员无需经过复杂的培训即可掌握并使用此系统。

6、可维护性

主站系统应具备系统自检、性能预警、事件告警、故障诊断等功能，可对系统软硬件设备进行全面的监测，并具备统一的管控界面，方便管理人员及时发现并排除系统隐患及故障。

7、可管理性

主站系统应具备软硬件设备集中管控能力，所采用的软硬件设备应具有良好的可管理性，可自动报告自身状态或响应状态查询指令，可响应运行控制指令（启动/停止、主备切换等）。

（三）厂站建设原则

一体化电网运行智能系统厂站端系统应由站控层、间隔层和过程层组成，并在逻辑上形成智能数据中心、智能监视中心、智能控制中心和智能管理中心。系统应通过变电运行驾驶舱提供综合的运行监控及管理界面。

1、站控层

站控层应包括基础支撑平台、智能数据中心、智能监视中心、智能控制中心、智能管理中心、变电运行驾驶舱。

（1）基础支撑平台

厂站端基础支撑平台应包括ICT 基础设施和OSB 总线。

a) ICT 基础设施主要提供一体化电网运行智能系统厂站端应用软件运行的系统资源、通信资源、同步对时、安全防护等功能。

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b) OSB 总线为厂站端各类应用功能提供统一的互联互通的载体，主要基于IEC61850 通信相关通信协议实现。

（2）智能数据中心

厂站端智能数据中心应提供厂站端全景建模、数据采集与交互、数据集成与服务等功能，智能数据中心向下与间隔层各类装置通信，采集并整合各类数据及下发指令，向上为主站及厂站端各类应用提供站端全景数据，接收指令。

（3）智能监视中心

厂站端智能监视中心应提供厂站内稳态监视、动态监视、暂态监视、视频监视、环境监视、节能环保监视、设备状态监视、在线计算、事件记录、分析预警等功能。

厂站系统应通过智能远动机实现站内各类业务数据的综合采集及与各级主站系统的统一通信。

（4）智能控制中心

厂站端智能控制中心应提供厂站端手动操作和自动操作。

手动操作应包括调度指令接收、一次设备操作、二次设备操作等模块。 自动操作应包括程序化操作、遥控执行、遥调执行、AVC 指令执行、计划执行、定值执行、广域保护、区域无功控制等模块。

所有操作和控制应具备统一的防误操作闭锁功能。 （5）智能管理中心

厂站端智能管理中心应提供并网审核、方式执行、定值执行、运行分析、运行统计与信息发布等功能，其中部分管理功能在主站端实现并通过终端方式供厂站端使用。

（6）变电运行驾驶舱

厂站系统应提供变电运行驾驶舱实现站控层各应用功能模块的统一展

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示及操控界面，为变电站运行监控及管理提供一站式服务界面。其应具备灵活的用户定制能力，可根据用户岗位定制不同的界面，并可根据用户喜好自定义界面风格。

2、间隔层

间隔层应通过智能电子装置实现常规测控、相量测量、保护、故障录波、计量、一次设备状态在线监测、节能环保数据监测等功能。

3、过程层

过程层应通过合并单元、智能终端、在线监测组件等实现一次设备运行及状态信息的采集、合并及分发，控制及跳闸指令的执行等功能。

（四）容灾备用原则

中山局主站系统应具备数据备份及应用备份两级备份功能，厂站系统应至少具备数据备份功能。 4.1.6 智能变电站规划技术原则

智能变电站应以高度可靠的智能设备为基础，基本技术原则如下： （一）智能变电站设备具有信息数字化、功能集成化、结构紧凑化、状态可视化等主要技术特征，符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。

（二）智能变电站的设计及建设应按照DL/T1092三道防线要求，满足DL755三级安全稳定标准；满足GB/T14285继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求。

（三）智能变电站的测量、控制、保护等装置应满足GB/T14285、DL/T769、DL/T478、GB/T13729的相关要求，后台监控功能应参考DL/T5149的相关要求。

（四）智能变电站的通信网络与系统应符合DL/T860标准。应建立包含电网实时同步信息、保护信息、设备状态、电能质量等各类数据的标准

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化信息模型，满足基础数据的完整性及一致性的要求。

（五）宜建立站内全景数据的统一信息平台，供各子系统统一数据标准化规范化存取访问以及和调度等其它系统进行标准化交互。

（六）应满足变电站集约化管理、顺序控制等要求，并可与相邻变电站、电源（包括可再生能源）、用户之间的协同互动，支撑各级电网的安全稳定经济运行。

（七）应满足无人值班要求。

（八）严格遵照《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的要求，进行安全分区、通信边界安全防护，确保控制功能安全。

4.2 中低压配电网规划技术原则 4.2.1 基本原则

（一）“三分、二自、一环”规划原则 1、“三分” （1）供电分区

①宏观层面，根据《南方电网公司配电网规划编制指导原则》和《广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则》中地区分类标准，将中山市24个镇区共划分为两类供电区域实施分类管理，有区别地采取不同标准开展配电网规划，具体如下：

包括东区、石岐区、A类地区：市中心区或15-30MW/km负荷密度区域，西区、南区、火炬开发区等地区。

B类地区：市区、郊区、城镇或6-15MW/km负荷密度区域，包括港口、沙溪、大涌、南朗、三角、小榄、古镇、东升、黄圃、东凤、南头、三乡、坦洲、五桂山、民众、阜沙、横栏、神湾、板芙镇等地区。

②微观层面，供电中区是以路网、河流、山脉等为边界划分出相对固

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定的供电区域，并以“中区”为单位进行配电网的网架规划，具体如下：

（a）每个中区配电网的远期饱和负荷应控制在10-20MW，以路网、河流、山脉等清晰边界划分，并应有明确供电范围，不宜交叉和重叠。

（b）10千伏供电线路原则上不跨越中区供电，发展未成熟区域过渡期可合并多个中区进行供电。

（c）基于每个中区内的负荷总量、负荷分布以及可用线路走廊进行网架规划，每个中区配电网构建环网组进行供电。

（d）每个中区环网组由3至4回10千伏线路构成。 （2）结构分层

主干层上安装带电动操作的负荷开关，配上自动化终端，实现“故障自动隔离”功能；分支层上安装全绝缘化开关，继续沿用现有的电缆网故障指示器，实现“故障自动定位”功能。

①对于主干配性质配电站（含开关站）的布置，应结合目标网架逐步实现规划落地；

②对于具有主干配网性质的环网箱或配电站应具备配网自动化功能； ③适当考虑增加10千伏线路主干线分段数量，原则上要求3-6段； ④研究探讨架空网支线环网问题，必要时进行支线环网，提高支线的供电可靠性；

⑤增加支线联络，构造支线“握手”的接线模式；

⑥中压配电网络结构：主环、支环、支线联络和重要用户双回路备自投。

（3）管理分界

通过设置明确分断点，实现10千伏公用线路与用户设备的“分界”管理，可减少无故障线路的连带性事故停电、缩小故障停电范围、缩短用户停电时间，从而提高用户的供电可靠性。

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2、“二自”

为进一步提高供电可靠性，提升配电自动化水平，减少故障停电时间，实现配电网“故障自动隔离，网架自愈重构”。

（1）通过智能分布式配电自动化功能，实现故障自动隔离。 （2）通过配电自动化主站，实现网架自愈重构。 3、“一环”

把中压配电网看成一个整体，以100%为目标不断提升中压配网可转供电率和环网率；提高10千伏线路环网率的同时，着重提高中压配电网线路站间环网率和可转供电率。

（二）“适度超前”的设备选型原则

电网规划务必具有较强的前瞻性，充分考虑设备资产全生命周期，体现“大容量、大导线”两个到位的设备选型规划思路。

（三）“绝缘化、环网化、智能化”规划原则

1、绝缘化: 高压开关柜选用全绝缘高压开关柜；中低压线路逐步实现全绝缘化；各类设备向全绝缘化方向发展。

以100%目标提升可转供电率；2、环网化: 下级电网对上级电网的支持，着力提高站间可转供电能力，满足变电站主变N-1运行要求，满足110千伏电网安全运行水平进行校验；低压电网较为成熟的区域，规划考虑低压环网。

3、智能化: 实现故障快速自动隔离。通过配电自动化主站自愈功能，实现网架快速重构，智能微电网发展、新能源接入系统；营配一体化、计量自动化、配网规划等系统；所有系统实现信息全覆盖。 4.2.2 中压配电网

（一）安全准则

根据中山市供电区的划分及结合网络实际情况，中山市中压配电网安

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全准则及电网结构如下：

表4-1 中压配电网安全准则及网络接线方式

供电区 A类

安全准则 必须满足“N-1”

网络接线方式

电缆：“3-1”单环网，三供一备、双环网 架空：N分段n联络（N≤6，n=2）

电缆：“N-1”单环网（N=2，3），N供一备（N=2，3）

架空：N分段n联络（N≤6，n≤2）

B类 应满足“N-1”

（二）基本原则

中压配电网规划设计应注重配电网的分区原则、注重主干网架的优化及变电站之间联络网架的建设，为上级电网提供有力的转供电支持。应能实现线路非检修或非事故段的负荷转移，进而实现变电站单一10千伏母线失压不影响供电，同时每个变电站具备一台主变负荷站间转供电能力。

（三）中压配电网架结构 1、架空网

（1）架空配电线路（包括架空、电缆混合线路）干线上分段，一般每条线路分为三至六段，按馈线的负荷分布情况及线路长度综合考虑分段点的设置。

（2）原则上要求每个分段内不应超过2000个低压用户、6个中压用户（包括该段上的放射性支线的用户）。

（3）各分段点和联络点应安装高压负荷开关，并配置配电自动化开关设备。

（4）应合理选取供电客户的电源接入点，减少主干线上“挂灯笼”现象。

（5）满足下列条件之一的支线，应在线路T接处加装柱上分支开关： ①支线长度超过1000m； ②支线装变容量大于2000kVA；

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③支线上的用户为4户及以上。

（6）规划中不变更为主干线且故障率较高的次干线，可考虑安装带重合闸功能的柱上真空断路器，并调整变电站出线开关过流保护配合。

2、电缆网

（1）电缆配电线路原则上分两层，主干线配电站（开关站）、户外电缆分接箱即为主干层；从主干配馈出的配电设施为分支层。

（2）主环结构

①每回10千伏线路在主干层上的主干配个数一般控制在3个及以下，主干配应根据负荷分布和线路长度综合设置，并配置配电自动化开关设备。

②对于主干层结构，尽量少使用户外电缆分接箱，优先考虑建设室内配电站（开关站），以提高设备的供电可靠性。

③当区域的供电负荷密度较高时，主干配可由2至4回10千伏馈线供电，从而起到变电站10千伏母线延伸的功能。

④主干配上每段10千伏母线供电范围不应超过2000个低压用户、6个中压用户，避免因故障停电导致四级安全生产事件发生。

（3）支环结构

①分支层宜采用支线环网方式；

②支环从主环上的主干配中馈出，除双环网供电区域外，原则要求在同一段母线进行自环；

③支环的装接容量应控制在3000至6000kVA之间。

（4）电缆网环网接线模式中有联络关系的两回线路应优先选取来自不同变电站，当条件不允许时，则必须来自同一变电站的不同10千伏母线。

（四）中压配电网设备选型 1、10千伏配变配置要求

（1）结合设备资产全生命周期管理要求，台架配变容量选取应“一步

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到位”，对于负荷密度较高地区宜直接按500kVA建设。

（2）配电房配变应按630kVA（油变）或1000kVA（干变）建设。 （3）配变应采用节能型变压器。 2、10千伏线路配置要求

（1）10千伏电缆截面：主干线采用300mm或400mm；次干线（支线）采用300mm或150mm，分支线采用70mm。

（2）多回10千伏主干线电缆同路径敷设时，应采用电缆沟敷设形式；若不具备建设电缆沟条件的地区，应采取必要措施对主干线电缆排管进行硬化处理，防止因基础沉降造成电缆本体及通道受损。

（3）10千伏架空导线截面：主干线采用240mm，次干线（支线）采用240mm，分支线采用150mm或70mm。

（4）位于《南方电网沿海地区设计基本风速分布图（2014版）》中30年重现期I类风区的火炬区、南朗镇、民众镇、三乡镇、坦洲镇等沿海地区，新规划10千伏线路应沿道路采用电缆线路建设，如无法采用电缆线路建设需采用架空线路架设的，应在现有设计标准上增加必要的防风加固措施，提高抗风等级，并应尽可能不垂直台风经常风向方向建设。对I类风区内现有10千伏架空线路应优先进行抗风加固改造或电缆化改造。

3、10千伏开关及自动化设备配置要求

（1）电缆网10千伏开关柜应优先选用全绝缘断路器柜，必要时选用全绝缘高压负荷开关柜，具体如下：

（2）主干线上具备主干配功能的配电站（开关站）、电缆分接箱进出线开关应选用全绝缘断路器柜，实现“智能分布式”馈线自动化功能。

（3）次干线（支线）上的配电站（开关站）、电缆分接箱应选用全绝缘断路器。其中，电网公司投资建设的开关按本细则执行，用户业扩投资建设的开关按《中国南方电网公司10千伏及以下业扩受电工程技术导则》

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执行。

（4）对于10千伏公用配变柜，800kVA及以下配变（油浸式），选用“负荷开关-熔断器”组合开关柜或全绝缘断路器柜；800kVA以上配变，应选用全绝缘断路器柜。

（5）用户分界开关应采用10千伏全绝缘断路器。

4、具备主干配功能的配电站（开关站）、电缆分接箱的开关应配置电动操作机构、馈线自动化终端。馈线自动化终端由一个综合测控通信单元和多个的保护测控单元（一个保护测控单元对应一个间隔）构成。保护测控单元配置保护、测控功能模块，负责其对应间隔的遥信、遥测、遥控，可实现常规保护、光纤纵差式保护、电压时间型馈线自动化、电压电流型馈线自动化、智能分布式馈线自动化功能，通过数据总线与综合测控通信单元实现信息互联。综合测控通信单元配置测控和通信功能模块，可实现遥信、遥测、遥控功能，并负责与其它配电房的配电自动化终端进行对等通信实现智能分布式馈线自动化功能。

5、考虑到环境及设备体积等因素，户内配电站（开关站）的工作电源宜采用市电或电源PT供电；户外电缆分接箱的工作电源宜采用双侧PT供电。电动操作机构及储能电机电源要求DC24V，宜有后备电源。具体配置要求应按照《中国南方电网有限责任公司配电自动化典型配置技术方案》执行。

6、10千伏开关柜开关单元的避雷器应根据《关于明确配网10千伏避雷器装设原则的通知》按实际过电压保护装置需求配置。

7、架空网10千伏柱上开关应采用高压负荷开关或真空断路器，并配置电动操作机构、馈线自动化终端和通信模块，其工作电源为双侧PT电源，具体如下：

（1）主干线分段开关、联络开关、次干线开关应采用“智能分布式”

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全功能馈线自动化功能的高压负荷开关。

（2）规划中不变更为主干线且故障率较高的次干线、分支线，可考虑安装带重合闸功能的柱上真空断路器，并调整变电站出线开关过流保护配合。

（3）用户分界开关应采用10千伏柱上真空断路器。

图4-2 10千伏柱上开关配置示意图

（五）短路电流控制水平

配电网各级电压的短路电流应综合网架设计、主接线、变压器容量及其阻抗、系统运行方式等方面进行控制，适应电网中长期运行发展，并与各级电压断路器开断能力及设备动热稳定电流相适应，10千伏电压短路电流不应超过20kA。短路电流达到或接近其控制水平时，应通过技术经济比较，采取合理的限流措施。必要时通过技术经济比较可采用高一级开断容量的开关设备。 4.2.3 低压配电网

（一）低压配电网结构

1、低压配电网由与配电变压器、低压配电装置、低压主干线及其分支线等电力设施构成。

2、公用低压配电网应实行分区供电原则，低压供电线路应有明确的供电范围，不应交错重叠。

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3、低压配电网应结构简单、安全可靠，宜采用以配电变压器为中心的树状放射式结构。

4、低压配电网应有较强的适应性，主干线宜一次建成。

5、推广应用低压环网供电模式，因地制宜地采用不同接线模式，确保终端用户供电可靠性。低压环网方式具体要求如下：

（1）同一电房内有两台变压器的，在两台变压器低压侧两段母线之间建立联络，增加一个低压母联开关。

（2）距离较近的、单台变压器的配电房，可在两个配电房之间增加一条低压专用联络线，并增加两个低压联络开关。

（3）距离较远的、单台变压器的配电房，可在两个配电房馈线接近的合适地方增加一条低压专用联络线，并增加一个低压联络开关。

6、低压配电网应尽量保持三相负荷平衡。 7、商住小区低压配电线应采用铜芯导线。

8、低压配电线路的长度应满足末端电压质量的要求，末端电压损失不应大于4%，各类供电区的线路长度宜控制在以下范围：

（1）城镇中心区类：250米。 （2）农村群居住宅用电类：300米。 （3）零散住宅及其它用电类：400米。

9、根据《广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则》，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。相邻变压器的低压母线之间宜装设联络开关，以作为事故情况下的互备。低压配电线路的长度应满足末端电压质量的要求，末端电压损失不应大于4%，A类供电区的线路供电半径不宜超过150m，B类不宜超过250m。

（二）低压配电导线选型

1、低压配电线应采用铜芯导线，偏远地区确实需要采用铝芯导线的，

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按高一级的线径等级选择。

2、为确保低压馈出线开关与线路载流量配合，以及合理分配每回馈出线负荷，低压线路线径选择范围具体如下：

（1）低压架空导线：主干线采用120mm或95mm，在负荷密集区域可采用150mm；分支线采用50mm或35mm。

（2）低压电缆：主干线采用240mm或150mm，分支线采用70mm。 3、低压主干线建成后，在运行年限内，一般不再更换导线。 （三）低压无功补偿配置

1、低压无功补偿宜采用动态补偿装置，补偿过程中不应引起系统谐波明显放大，并应避免大量无功电力穿越变压器。

2、100kVA及以上配电变压器，原则上要求配置低压无功补偿装置。 3、配电变压器最大运行负荷时，补偿后其功率因数不应低于0.95。 4、根据低压线路负荷的分布情况以及用户的负荷特性，可考虑就地补偿的方法，达到无功补偿最优化的效果。 4.2.4 配电自动化建设原则

（一）总体原则

中山市中压配电自动化建设以智能分布式馈线自动化为主，就地控制型馈线自动化为辅，逐步实现“故障自动隔离，网架自愈重构”的新“二自”模式，新建配电自动化终端均配置“三遥”功能，实现从“实用型”向“智能型”的全面提升。

1、全市域电缆网线路，采用“智能分布式”（配合型）馈线自动化，终端就地控制，光纤通信为主，无线通信为辅，实现秒级恢复供电，网架自动重构。

2、高可靠性区域，采用“智能分布式”（速断型）馈线自动化，终端就地控制优先，主站集中控制辅助，光纤通信方式，实现毫秒级恢复供电，

2

2

2

2

2

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2

2

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中山供电局“十三五”智能电网规划

网架快速自愈重构。原东区核心区“集中控制型”将逐步改造成为“智能分布式”馈线自动化模式。

3、全市域架空网线路，采用“智能分布式”（配合型）馈线自动化，终端就地控制，无线通信方式，实现故障自动隔离，远程秒级恢复供电。

4、通信方式上，电缆网配电自动化终端优先采用光纤通信方式，光缆无法敷设的区域可采用无线通信方式。架空网配电自动化终端采用无线通信方式。计量自动化终端暂以无线通信为主、其它通信方式为辅。具体技术要求按照《中国南方电网有限公司35千伏及以上电网二次系统规划技术原则》和《中山供电局“十三五”配电自动化规划》执行。

5、根据省公司规划技术原则，结合中山的实际，应合理选择相应的配电自动化技术路线，过渡技术方案及目标技术之案及通信方式如下：

表4-2 各供电分区馈线自动化技术方案

供电 分区

终端 类型

过渡 技术方案

过渡 通信方式

电缆：光纤网为主、无线

公网为辅 架空：无线公网

目标 技术方案

目标 通信方式

A类

三遥

核心城区 电缆：智能分布式 架空：电压电流型

电缆：智能分布式 电缆：光纤网

A类

非核心城三遥 区

电缆：电压电流型 架空：电压电流型

光纤网为主、无线电缆：光纤网为主、无线电缆：智能分布式 电缆：公网为辅 架空：智能分布式或电压公网为辅

架空：无线公网 电流型 架空：无线公网

B类 三遥

电缆：电压电流型

架空：电压电流型

电缆：无线公网为主、光

纤网为辅 架空：无线公网

电缆：智能分布式 架空：电压电流型

电缆：光纤网为主、无线

公网为辅 架空：无线公网

（二）配电自动化主站建设原则

配电自动化主站系统是实现配电网运行、调度、管理等各项应用需求的主要载体。在建设过程中，应采用标准通用的软硬件平台，并根据各地区的配电网规模、实际需求和应用基础等情况合理配置软件功能。同时，系统架构先进，具有一定的前瞻性，满足智能电网的发展方向。

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1、主站系统架构

配电自动化主要应集成包括配网GIS系统、配网生产系统、营销系统、计量自动化系统、调度自动化系统等的图形、模型及实时数据，搭建配电自动化主站。按照两层结构，市局建设一套主站，在供电分局部署远程工作站，不设置子站。具体如下图所示：

图4-3 配电自动化主站系统架构图

2、总体建设原则

配电自动化主站系统应按照标准性、可靠性、可用性、安全性、扩展性、先进性原则进行建设。总体建设原则如下：

（1）配电自动化主站采用“集中采集、分区应用”模式。在地市供电局中心部署配电自动化主站，集中采集、处理地区范围内所有配电网设备的运行状况；在各区/镇供电分局部署远程工作站，实时监控所管辖区域配电网设备的运行状况。

（2）配电自动化主站是调配一体化系统的重要组成部分，应遵循SOA

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架构体系，基于统一的信息通信（ICT）基础设施，在统一的模型及服务接口标准基础上，满足配电网运行系统一体化支撑平台及运行服务总线（OSB）的构建要求。

（3）配电自动化主站建设应首先满足配网SCADA、馈线故障处理、WEB浏览、综合数据交互等基本功能。分析应用功能应根据配网自动化建设情况以及配网生产业务的需求分期进行建设；

（4）配电自动化主站应遵循IEC61970/IEC61968标准，实现与调度自动化、配电网地理信息（配网GIS）、配网生产管理信息（配网MIS）、计量自动化和营销管理等系统的信息交互与业务集成；

（5）主站的关键硬件设备采用冗余配置，确保单点故障时不会引起系统功能丧失和数据丢失，设备配置应充分考虑容量、结构和功能设计的可扩性。

（三）架空网馈线自动化建设原则

中压架空网线路采用“智能分布式”全功能馈线自动化开关，实现故障的快速定位和快速隔离。若变电站未完成小电阻接地系统改造且线路临时性故障较多，可先投入“电压电流型”馈线自动化功能；若变电站已完成小电阻接地系统改造且线路临时性故障较少，可投入“智能分布式”馈线自动化功能。其主要设置原则具体如下：

1、主干线应根据线路长度和负荷分布情况配置分段（3-6段），并在分段点安装“智能分布式”或“电压时间型”配电自动化开关设备。

2、选择线路主联络开关、关键分段开关、重要分支开关，安装“智能分布式”或“电压时间型”配电自动化开关设备。

3、架空网直接T接馈出供电的用户，应安装柱上真空断路器作为用户分界开关，自动隔离用户故障。

4、所有新建线路工程和线路开关改造工程，均按实现以上馈线自动化

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功能进行建设与改造。

5、架空网线路配置的“智能分布式”或“电压时间型”配电自动化开关需安装双侧三相电压互感器。

6、架空电缆混合线路，其中电缆线路按照电缆网配电自动化要求配置。 （四）电缆网馈线自动化建设原则

1、全市域电缆网区域，采用“智能分布式”（配合型）馈线自动化模式建设，其主要配置如下：

（1）主干配开关站、联络开关站、环网开关站以及重要用户配电站内均按照实现“遥信”、“遥测”、“遥控”的“三遥”功能馈线自动化规划建设，均采用全绝缘断路器，实现“智能分布式”（配合型）馈线自动化功能。配电自动化终端具备全功能模式。

（2）电缆网主干配上应配置具备“三遥”功能的开关设备、配电自动化终端以及通信模块（兼容光纤和无线）。

（3）电缆网分支层开关均按照实现“遥信”、“遥测”、“遥控”的“三遥”功能规划建设，我局投资建设的均采用全绝缘断路器，实现故障自动隔离，通过主站自愈或远方遥控操作实现网络重构。

（4）配电自动化终端采用就地控制方式。 （5）通信方式以光纤通信为主，无线通信为辅。

2、高可靠性区域，电缆网线路采用“智能分布式”（速断型）馈线自动化模式建设，其主要配置如下：

（1）主干配开关站、联络开关站、环网开关站以及重要用户配电站内均按照实现“遥信”、“遥测”、“遥控”的“三遥”功能馈线自动化规划建设，均采用全绝缘断路器，实现“智能分布式”（速断型）馈线自动化功能。配电自动化终端具备全功能模式。

（2）电缆网主干配上应配置具备“三遥”功能的开关设备、配电自动

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中山供电局“十三五”智能电网规划

化终端以及通信模块（兼容光纤和无线）。

（3）电缆网分支层开关均按照实现“遥信”、“遥测”、“遥控”的“三遥”功能规划建设，我局投资建设的均采用全绝缘断路器，实现故障自动隔离，通过主站自愈或远方遥控操作实现网络重构。

（4）配电自动化终端采用就地控制优先，主站集中控制辅助。 （5）通信方式采用光纤通信方式。 3、双环网（开环）+智能分布式馈线自动化

终端间通过对等通信就地判断故障区段两侧开关电流状态，对故障段两侧开关发出分闸信号，待变电站开关跳闸后，故障段两侧开关无压无流分闸，通过变电站开关重合闸及联络开关单侧失压延时合闸，实现非故障段秒级复电。如下图所示：

（1）线路故障时，线路发生故障时，S1、S2均检测到故障电流，S3检测到失压。

（2）终端就地判断，S2有故障电流，S3无故障电流，故障段即S2-S3之间。

（3）S2优先速断保护动作，S3失电延时分闸闭锁，快速隔离故障。 （4）S4单侧失压延时合闸，供电转移，非故障段实现秒级快速复电。 4、双环网（合环）+智能分布式馈线自动化

终端间通过对等通信就地判断故障区段两侧开关电流方向，通过网络拓扑保护（面保护）和网络差动保护，正确定位故障区段并自动隔离，网络自愈重构，非故障段实现毫秒级快速复电。如下图所示：

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中山供电局“十三五”智能电网规划

（1）线路发生故障时，故障电流流向如上图所示。

（2）终端就地判断，故障区段两侧开关电流方向相反，其余区段故障电流方向相同。

（3）通过网络拓扑保护（面保护）和网络差动保护，正确定位故障区段并自动隔离。

（4）网络自愈重构，非故障段实现毫秒级快速复电。 5、通信相关要求

通信条件不具备的电缆网区域，仍按照“智能分布式”馈线自动化规划建设，可先采用“电压时间型”+“电压电流型”就地控制的馈线自动化功能，实现“主干层故障自动隔离，分支层故障自动定位”功能，其主要配置如下：

（1）主干配上的主干线进出线开关柜（断路器或负荷开关柜），要求配置实现“电压时间型”逻辑功能的开关设备，按照“三遥”终端规划与建设，可先实现“二遥”功能。

（2）主干配上的馈出线开关柜，对现有的负荷开关柜、要求配置实现“过流触发、无压无流延时脱扣”（即“电压电流型”）逻辑功能的开关设备。若为断路器柜，则实现速断切除故障。如下图所示：

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（五）配电自动化改造原则

1、配电自动化规划应按照“科学、经济、实用”的原则，与一次网架规划同步开展。应避免对一次系统进行大规模的技术改造，尤其是开关设备未达到使用年限不得进行整体更换。

2、开展配电自动化改造规划时，应结合供电可靠性分析报告、近三年配电网线路故障停电情况，优先以故障率较高、线路长、用户密集线路为主要建设（改造）对象。

3、电缆网配电自动化改造应按照“现场改造、到期更换、整体置换、层级优化”的改造原则，主干开关设备改造应按以下原则开展：

（1）对于现有带电动操作机构的电缆网主干开关设备，在旁路转电等方式的前提下，可采用“现场改造”或“返厂改造”的方式进行。

（2）对于现有运行12年及以上且不带电操的户内主干开关设备，可采用“到期更换”形式进行整体更换改造。

（3）对于现有运行未到12年且不带电操的户外主干开关设备（户外环网箱），在不产生未到期拆旧报废的基础上，可进行“整体置换”，并把原设备放至分支线使用。

（4）若配电房位置满足要求，对于现有运行未到12年且不带电操的户内主干开关设备，可适当考虑采用“层级优化”形式进行改造。具体如下：

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其中配电自动化“层级优化”改造模式，可根据10千伏配电房现场实际情况采取“加层”或“加段”模式进行改造，具体配置如下：

1）若配电房内位置足够增加4个10千伏间隔，可采用“加层”模式进行改造，即在配电房内增设3面10千伏开关柜及1个PT间隔作为主干配，将原开关柜主干线环网电缆改接至新增主干配，并从新增设主干配馈出至原开关柜供电。新增设主干配开关要求采用配置实现“智能分布式”自动化功能的开关设备。如下图所示：

2）若配电房位置仅能增加3个10千伏间隔，可采用“加层”模式进行改造，即在配电房内增设3面10千伏开关柜作为主干配，将原开关柜主干线环网电缆改接至新增主干配，并从新增设主干配馈出至原开关柜供电。

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中山供电局“十三五”智能电网规划

新增设主干配环网开关要求采用配置配置实现“智能分布式”自动化功能的开关设备。如下图所示：

3）若配电房位置仅能增加2个10千伏间隔，可采用“加段”模式进行改造，即在配电房内增设1面10千伏开关柜及1面PT间隔，将原开关柜主一侧进线电缆改接至新增主干配，并从新增设的PT间隔接至原开关柜进线柜供电。新增设开关柜要求采用配置实现 “智能分布式”自动化功能的开关设备。如下图所示：

（5）开展电缆网配电自动化改造时，经充分论证并经审批同意后，可采用新技术、新工艺手段解决设备安装位置不足的问题。

4、架空网配电自动化改造，其终端统一采用“智能分布式”馈线自动

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化终端，根据线路实际情况投入“电压电流型”或“智能分布式”馈线自动化功能。通信方式以无线公网为主，并实现终端之间对等通信。 4.2.5 计量自动化规划技术原则

（一）整体原则

1、计量设备应遵循公司电能计量装置典型设计的要求，规划应按照设备平均自然寿命周期（计量自动化终端与电能表的平均使用寿命为8-10年），考虑计量装置的轮换。同时，规划应考虑每年业扩新增用户的计量设备需求。

2、推进配电网计量自动化和智能化，实现低压用户智能电表和低压集抄全覆盖。

3、推广费控计量设备。对专变用户，可通过负荷管理终端实现远程费控，或选择安装售电管理装置实现本地费控模式；对于低压用户，通过费控电能表与低压集抄系统实现低压客户的远程费控。

4、低压用户费控智能电能表轮换改造同时，同步安装费控开关及费控表箱。

5、低压客户电能表轮换应与低压集抄系统的建设统筹考虑，低压集抄项目建设涉及电能表批量改造工程应同步建设。

6、低压集抄优先使用主流技术，包括RS-485总线、载波和微功率无线，宽带载波、双模融合通信等新通信技术根据实际情况可选择试点建设和技术标准研究。

7、计量自动化终端设备统一接入省级集中计量自动化主站系统。 （二）智能电能表

1、10千伏及以上的计量点应全部采用三相多功能电能表，包括各电压等级的变电站、发电厂、小电源（含水电厂、风电场及其他分布式电源）等电源计量点、专变客户等用户计量点。三相多功能（智能）电能表至少

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具备分时计量、无功计量、需量计量、冻结电量、负荷曲线、停电记录、电压合格率统计等功能。

2、新增及改造的低压用户配置费控电能表，电能表应至少具备分时计量、需量计量、冻结电量、负荷测量、停电记录、电压合格率统计、远程通断电等功能。

3、低压用户电能表应支持RS-485总线、载波、微功率无线、光纤等通信方式。采用载波、微功率无线、光纤等通信时宜使用外置通信模块。

（三） 配电网计量自动化终端 1、厂站内

（1）变电站、电厂、小电源站、风电场及其它分布式电源需实现电量远程抄读、计量监测等功能，一般应采用厂站电能量采集终端实现对全部表计的远程抄表。

（2）110千伏及以下厂站可采用壁挂式厂站终端。

（3）对于表计少于8个的厂站、且电力专用通信覆盖的厂站，可采用负荷管理终端采集。

2、专变客户

（1）10千伏专变客户应全部安装负荷管理终端，业扩新装客户应同步安装负荷管理终端，保持100％覆盖率。

（2）新装负荷管理终端应支持硬加密费控方案。终端具备电能计量、负荷监测、停电记录、电压监测异常告警等功能。

3、公共配电变压器

（1）公用配变全部安装配变监测计量终端，终端具备电能计量、负荷监测、停电记录、电压监测异常告警等功能。

（2）原则上配变监测计量终端代替台区总表。 4、低压台区客户

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（1）低压台区通过集中器和采集器实现低压客户计量自动化功能。 （2）应根据台区的电能表集中度和现场建筑场景，对每个台区选择不同的通信组网技术方案，选择原则与设备配置原则见表7-1。

（3）全市低压台区客户计量载波通信方案不宜超过2种载波芯片方案。

表4-3 台区低压客户集中抄表技术要求

编号

台区电能表 集中度 集中（该台区平均1

每个表箱≥10只

表）

－ 现场场景

适用方案

设备配置原则

备注

II型集中器

方案

若该台区含少量分散电

每个表箱配置1台II型集中器。 能表，可使用II型集中

器（微功率无线）方案。

原则上每个台区（半径500米内）楼层不高

2

集中表箱（2只表≤该台区平均每个表箱<10只表）

台区内最

3

高楼层高于15米（4层）

每个台区配置1台I型集中器（载

。 I型半载波方波）

案

每个表箱配置1台II型采集器（载波）。

若现场485电能表为近3年内安装的新表，宜安装

楼层不高

4

分散表箱（该台区平均每个表箱<2

只表）

台区内最

5

高楼层高于15米（4层） 于15米（4层）

原则上每个台区（半径500米内）II型采集器，不更换电

I型全无线方配置1台I型集中器（微功率无

案

线）。

能表。

若用户数量大于150户而且分散，可以配置多个II型集中器（微功率无线）。

若现场485电能表为近3

I型全载波方每个台区配置1台I型集中器（载年内安装的新表，宜安装

案

波）。

II型采集器，不更换电能表。

于15米（4层）

配置1台I型集中器（微功率无

I型半无线方线）。半径超过500米的台区，可

案

适量增加配置集中器（微功率无线）。每个表箱配置1台II型采集器（微功率无线）。

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（四）互感器、二次回路及计量箱体

1、电能计量互感器、表箱等计量装置的技术条件应标准、规范、统一， 体现电能计量的标准化、集约化、一体化管理。

2、各级计量点的智能电能表、互感器、二次回路应遵循南方电网公司及广东电网公司电能计量装置典型设计的要求进行配置及安装。

3、厂站内的电度表应按照电压等级要求设置专用电能表表屏，宜采用集中组屏方式，应同时考虑多功能电能表现场检验和远程自动化抄表的需要。

4、新建及改造的专变客户电能计量装置使用专用电能计量箱（柜），配置专用PT/CT。

5、新建及改造的低压三相客户电能计量装置应采用费控电能计量表箱，互感器规格选型按照广东电网业扩管理细则执行。

6、新建及改造的低压单相客户电能计量装置应采用费控电能表箱，用户集中的楼宇应考虑电能表的集中布置。

7、按照设备平均自然寿命周期，考虑在运行互感器的轮换。已经安装的互感器按照平均20年的生命周期考虑轮换改造。

（五）其他 1、费控交互终端

（1）集中安装电能表的小区用户，应在楼梯口安装费控交互终端，用户通过费控交互终端进行购电充值、复电或查询用电信息等操作。

（2）交互终端通过RS-485通道连接到费控电能表，具备液晶显示屏与密码输入屏，用户通过安全密码进行登录操作。

2、通过省级集中计量自动化系统实现配电网电能计量数据 “统一采集、统一存储、统一监控、统一应用”。

3、主站与厂站计量自动化终端通过电力专网进行数据传输。主站与负

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荷管理终端、配变监测计量终端及低压集抄集中器通过公网传输数据，已有专网通信覆盖的优选专网通信方式。 4.2.6 配电通信网规划技术原则

（一） 整体原则

1、遵循“因地制宜、适度超前、统一规划、同步建设”的原则，统筹考虑各类业务发展要求，各地区制定统一的配电通信网规划。

2、配电通信网包括骨干层和接入层（见图5-2）。骨干层汇聚接入层通信终端的数据，并将其传送至业务主站系统；接入层接入各配网业务终端的数据，并将其传送至骨干层。

配电自动化/计

量自动化主站

骨干层远程通信接入层配电网通信

本地通信电力光纤通信公网运营商网络35kV及以上站点电力光纤通信无线专网有线/无线公网中压载波配电自动化终端集中器配变监测负荷控制分布式能源充电桩/站RS485/232、低压电力线载波（宽带、窄带）、微功率无线等低压用户费控低压用户费控

计量表计计量表计

图4-4 配电通信网包括骨干层和接入层示意图

3、配电通信网骨干层在地调和备调设置核心节点，在具备10千伏出线的110千伏及以上站点设置汇聚节点。

4、配电通信网接入层设备因地制宜选择，具备光缆接入条件的配网业务节点应配置工业以太网交换机；没有光缆但有无线专网覆盖的配网业务节点应配置无线专网终端；不具备光缆、无线专网接入条件，但有无线公

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中山供电局“十三五”智能电网规划

号的配网业务节点宜使用无线公网终端；以上通信方式均不适用的配网业务节点可使用载波通信方式。

5、配电通信网应配置综合网络管理平台，分权分域管理，各地区局通过该平台实现对所辖设备的管理和运维。

6、结合智能电网发展需要，可积极试点探索各种新型通信手段，积累技术储备。

（二） 配电网光缆规划原则

1、配电网通信光缆应紧密结合配电网一次线路的网络架构统一规划、统一建设。

2、配电网通信光缆原则上随配网主干线路敷设，A、B类区域变电站或开关站新出线路工程、与主干线路相关的改造工程必须同步实施光缆建设。

3、同路由多回10千伏线路应配套建设一条通信光缆（不宜超过2条）。 4、与配网电缆线路改造工程同步建设的光缆必须接入现有光缆网络。 5、配电网通信光缆应覆盖A、B类区域主干线路上的业务节点。 6、供电所、营业厅等新增生产场所应实现光缆覆盖。 7、配电网一级用户需实现光纤通信方式接入。

8、配电网通信光缆应按照“N-1”可靠性要求，进行成环成网规划，光缆芯数A类区域不少于48芯，A类区域不少于36芯。

9、配电网通信光缆优先选择电缆管沟敷设，电缆管沟内（含穿市政管道）的光缆应带PE管、PVC管等保护。

10、光缆进入配网节点，如果需开挖路面直埋，需要在PE管上增加镀锌钢管的保护，并做好路面光缆标识。

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表4-4 配电通信网网络规划方案

供电分区

通信网络过渡方案

1.新建及改造线路同步敷设光缆。 2.存量区（成熟区）配电网通信光缆应列

A

入规划，逐步建设。

3. 已有光纤等专网覆盖的区域则优选专网通信方式，光缆未覆盖的区域采用无线公网。

1.新建及改造线路同步敷设光缆。 2.存量区（成熟区）配电网通信光缆应列

B

入规划，逐步建设。

3. 已有光纤等专网覆盖的区域则优选专网通信方式，光缆未覆盖的区域采用无线公网。

通信网络目标方案

1.光缆主要覆盖主干线路上的业务节点。

2.光缆应覆盖一级用户和供电所、营业厅等新增生产场所。

3.配电网通信光缆应满足“N-1”可靠性要求，以“环状”形态覆盖“三遥”节点。

4. 光缆无法覆盖的区域采用无线公网。 1.光缆主要覆盖主干线路上的业务节点。

2.光缆应覆盖一级用户和供电所、营业厅等新增生产场所。

3.配电网通信光缆应满足“N-1”可靠性要求，以“环状”形态覆盖“三遥”节点。

4. 光缆无法覆盖的区域采用无线公网。

（三）配电网通信网规划原则

配电通信网以光纤通信网为基础，无线专网、无线公网为辅助、载波技术作为补充。

1、光纤通信网规划原则

（1）配电通信网IP地址由全省统一规划。

（2）配电通信网骨干层应充分利用现有电力通信网络资源，通道采用光纤直连或MSTP方式，组成半网状或网状网络。

（3）配电通信网骨干层核心节点配置中端交换机，汇聚节点配置低端三层交换机。

（4）配电通信网接入层设备宜选用二层工业以太网交换机，也可选用xPON设备。采用工业以太网设备时，宜采用环形拓扑结构形成通道自愈保护；采用xPON设备时，宜采用“手拉手”拓扑结构形成通道自愈保护（配网光纤通信网结构示意图见图5-3）。

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图4-5 配网光纤通信网结构示意图

2、无线公网应用原则

（1）配电通信网可采用的公网通信方式主要包括2G/3G/4G/5G无线公网和公网宽带两种（配网无线公网结构示意图见5-3）。

（2）配电通信网公网通信接入层应根据业务通道带宽、时延、安全性和可靠性等要求选择无线公网或公网宽带；无线公网接入层宜配置公网终端远程管理模块，具备无线公网终端在线状态、流量等信息的监管功能。

（3）无线公网2G/3G/4G/5G等终端宜采用工业级SIM/USIM卡或者嵌入式SIM卡，配置静态IP地址。

（4）配电自动化、计量自动化业务终端宜采用标准化、即插即用通信模块，实现不同运营商、不同制式无线公网通信模块的自由替换。

（5）承载控制类业务节点的无线公网终端宜支持多模（2G/3G/4G/5G及不同运营商）、双卡双待等通信方式，具备“双网络”同时接入、网络自动切换、用户名/密码/SIM卡号/设备序列号或mac地址的绑定认证、远程管理和异常告警等功能。

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调度生产主站系统安全区I安全区II营销生产主站系统安全区I安全区II管理信息大区业务主站公网前置机公网前置机公网及无线专网前置机电网侧互联设备无线公网Radius认证服务器DHCP服务器EPC公网侧互联设备计费系统等BTSBTS 图4-6 无线公网结构示意图

3、电力线载波应用原则

（1）电力线载波通信作为电力系有的通信方式，主要用于光缆、无线专网及公网资源都无覆盖的业务节点，作为一种补充延伸的通信手段。

（2）中压电力线载波主要用于架空线路，采用相相耦合或相地耦合方式。（中压电力线载波应用示意图见图5-4）



图4-7 中压电力线载波应用示意图

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（3）低压电力线载波方式主要应用于无信号或信号弱场所的信号延伸（低压电力线载波应用示意图见图5-5）

图4-8 低压电力线载波应用示意图

（四） 配电通信网业务接入原则

配电通信网主要承载业务包括配电自动化（智能分布式配电终端、三遥终端）、计量自动化（大客户负荷管理、大客户负荷控制、配变监测、低压集抄）、10千伏分布式能源站、电动汽车充换电站，配电网监测类等，以及满足智能配电领域业务发展需求的其它各类配电网业务。具体如下：

1、配电通信网接入层节点需统筹接入周围100米范围内所有业务终端。

2、配电自动化智能分布式配电终端应采用光纤通信方式。

3、配电自动化“三遥”终端优先采用光纤通信方式，光缆无法敷设的区域采用无线公网，载波等通信方式作为补充。

4、参与电力市场交易的客户应采用双通道通信方式接入，优先采用专网加公网双通道方式。

5、计量自动化终端以无线公网通信为主、载波等通信方式为补充，已有光纤等专网通信覆盖的优选专网通信方式。

6、20千伏（10千伏）分布式能源站调度管理、10千伏汽车充换电站智能管理业务终端宜采用光纤通信方式，光缆无法敷设的区域采用无线公

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网等其它通信方式。采用无线公网通信承载时，应配置双网双待无线通信终端（不同运营商网络双网双待）。

7、配置配电房视频监控、配网设备在线状态监测、电房门禁管理、电房环境监测等业务终端的场所优选专网通信方式，其它通信方式为补充。

表4-5 业务接入通信方式安排

序号

业务名称

业务类别

通信方式安排

优先采用光纤通信方式，光缆无法敷设的区域采用无线公网、载波等通信方式作为补充。 应采用光纤通信方式。

1

配电自动化

2 3 4

计量自动化

5 6 7

10kV分布式能源站8 9

10kV汽车充换电站10 11 12 13 14

智能管理 调度管理

三遥终端 智能分布式配电终端

大客户负荷管理（无控制功能）1.以无线公网通信为主、载波等通信方式为补充，已

大客户负荷控制 配变监测 低压集抄集中器至主站

SCADA

优先采用光纤通信方式，光缆无法敷设的区域采用无

电量计量、电源站管理、负荷预

测、故障录播类业务

SCADA

优先采用光纤通信方式，光缆无法敷设的区域采用无

电量计量、运营管理信息、视频

监控类业务

配电房视频监控 配电网设备在线状态监测

优选专网通信方式，其它通信方式为补充。

电房门禁管理 电房环境监测

线公网等通信方式。 线公网等通信方式。

有专网通信覆盖的优选专网通信方式。（参与电力市场交易的客户应采用双通道通信方式接入）

8、0.4千伏及以下低压配电网业务通信方式安排，详见下表：

表4-6 0.4千伏及以下低压配电网业务通信方式安排

序号 1 2 3

业务名称 低压集抄 低压用户费控 380V/220V分布式能源

点

汽车充电桩

通信对象 电表至集中器 电表至集中器 电表至集中器 电表至主站 充电桩至主站

以无线公网通信为主，已有专网通信覆盖的优选专网通信方式。

以无线公网通信为主，已有专网通信覆盖的优选专网通信方式。

因地制宜选择低压载波、RS485总线、微功率无线为主

等方式，或三种方式混合使用。

通信方式安排

4

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第五章 智能电网规划

5.1 智能电网技术应用现状

（一）数字化变电站改造

2009年，完成了国内第一个最复杂、最全面、最彻底的220千伏三乡数字化变电站改造，填补了广东电网在220千伏变电站层面上的空白。

2014年，完成110千伏平铺站、申堂站数字化、智能化改造，并引入物联网技术应用，通过RFID技术实现变电站设备的远程管理和信息实时更新，形成三乡区域智能变电站集群。

（二）设备在线监测集成平台建设应用

2015年底建成中山局设备在线监测集成平台，实现了变电站GIS、主变局放和主变油色谱等诸多子系统集中实时监控，收效明显。

今年将完成二期建设，将输电线路的环流、弧垂、绝缘子泄漏电流实时信息以及环境状态信息接入系统，并实现预诊断智能分析。

（三）输电线路自组网无线视频监控

2014年，建成了输电线路自组网无线视频监控系统，基于电力230MHZ专用频段的无线频谱，采用TD-LTE(Time Division Long Term Evolution)无线通信技术对线路设备的主要状态及外部环境、施工现场进行全方位巡视，协助开展故障巡查判断，取得良好效果。

截至2017年6月，共运行装置72套，上线率90%以上，线行覆盖率60%，及时发现并跟踪处理线行水泥泵车、吊车起吊、勾机挖土等各类施工隐患627宗。

（四）机器人及无人机应用

2014年，南网首个无轨化导航变电智能巡视机器人投入使用。2016年，建设变电站巡检机器人集群管控系统；研发并应用10千伏开关紧急分闸操

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作机器人。机器人研究应用技术全网领先。

2016年3月引入无人机，目前共30架，累计开展无人机登检、红外线测温等作业1200余架次，飞行里程130余公里，及时发现了玻璃绝缘子放电痕迹、金具锈蚀等细小缺陷。 5.2 智能电网是电网发展的必然趋势

近年来，科技的飞速发展和技术应用的进步为智能电网的发展提供了有利的契机，主要体现在：通信、计算机、自动化等技术逐步广泛深入应用，并与传统电力技术有机融合；自动化和柔性输电技术的成熟发展，为可再生能源和分布式电源的开发利用提供了保障；通信网络的完善和用户信息采集技术的推广应用，促进电网与用户的双向互动；各种新技术的进一步发展、应用并与物理电网高度集成。因此，智能电网是电网发展的必然趋势。

5.3 智能电网是电力行业改革发展的必然选择

经过多年的发展，电力行业也面临一些新的问题，必须依靠智能电网的新思路予以解决，主要有：为实现清洁能源的开发、输送和消纳，电网必须提高其灵活性和兼容性；为降低运营成本，促进节能减排，电网运行必须更为经济高效，同时须对用电设备进行智能控制，尽可能减少用电消耗；为抵御日益频繁的自然灾害和外界干扰，电网必须依靠智能化手段不断提高其安全防御和自愈能力；分布式发电、储能技术和电动汽车的快速发展，改变了传统的供用电模式，必须加快电力流、信息流、业务流不断融合，以满足日益多样化的用户需求。因此，智能电网是电力行业改革发展的必然选择。

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通过对比可知，中山电网从能源结构、配电网网架结构、智能化水平、综合能源服务等四方面均较东京、巴黎、新加坡等先进智能电网有较大差距。

中山电网与先进智能电网的差距主要在新能源发展、配电网（网架、自动化）、通信网络、客户服务（充电设施建设、电能替代）及智能微网建设等方面。

中山电网在与国内外先进城市主要指标对比方面，也存在一定的差距。详见下图。

“十三五”期间，中山局将紧密围绕南方电网“185611” 发展目标，全面提升电网智能化水平，实现“清洁用电、可靠用电、智慧用能、生态用能”绿色能源新理念，助力中山市产业结构转型升级，支撑智慧能源生

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态城市以及“特色小镇”跨越式发展，以供电可靠性为总抓手，建设坚强可靠电网，全市域用户年平均停电时间小于1小时，构建互动服务平台，提供多元化服务，提高客户服务满意度，优化经济运行，提升资产利用效率，全面支持清洁能源友好落地，提升能源综合服务水平。 5.4 总体目标

围绕中山市电网建设推进会上市领导提出的“科学谋划电网发展，稳步推进电网建设，政企联动，共建共管，共同打造全国供电建设管理和服务保障新标杆”的要求，全面提升电网智能化水平，实现“清洁用电、可靠用电、智慧用能、生态用能”绿色能源新理念，助力中山市产业结构转型升级，支撑智慧能源生态城市以及“特色小镇”跨越式发展，构建“安全、可靠、绿色、高效”的智能电网。

一是全面支持清洁能源友好落地，提升能源综合服务水平；二是探索城市配电网向更高可靠性层次发展。三是更加注重用户体验；构建互动服务平台，提供多元化服务；四是通过新技术应用，探索新的商业模式下电网企业利润增长点。

力争到“十三五”末期实现全市域用户年平均停电时间不高于60分钟（可靠率≥99.990%），达到国内领先水平；中心城区及重大产业平台用户年平均停电时间不高于26分钟（可靠率≥99.995%），达到国际先进水平；岐江新城、翠亨新区用户年平均停电时间不高于5分钟（可靠率

≥99.999%），达到、新加坡国际领先水平；实现配电自动化率、智能电表覆盖率、配电通信网覆盖率、低压集抄覆盖率、环网率和双电源可接入率等6项指标全面达到100%，并配合中山“特色小镇”建设，主动将投资范围进一步延伸至客户用地红线，配备客户经理“一对一”全程跟踪客户用电业务，确保“快用电、用好电、智能用电”，对于精密智能制造用户，实现不间断供电。

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到2030年，中山市将全面建成电力流、信息流和业务流深度融智能电网， 实现“打造安全、可靠、绿色、高效的智能电网”的企业愿景，为中山市建设智慧能源城市提供充足的保障。 5.5 总体方案

以“互联网+”大数据应用为手段，采用高可靠性配电网架、柔性直流配电技术、智能分布式配电自动化、微电网及主动配电网、多能互补系统、虚拟电厂技术、智能电表、智能用电服务等关键技术，加强能源互联，供需互动、多能互补，积极探索智能调度平台、智能变电站建设和智能运维技术应用，推动“源－网－荷－储”协调发展，实现电力流、信息流和业务流深度融合，构建安全、可靠、绿色、高效的智能电网，支撑中山智慧城市发展。

（一）积极推进清洁发电有效落地

目前，中山电网现有发电厂12座，总装机容量达355.4万千瓦。根据电源规划，十三五”末期中山地区电源总装机容量将达579.5万千瓦，清洁能源占比87.6%，但非化石源能占比仍不高，仅约8%。因此，在支持电源建设的前提下，我局将积极推进非化石新能源的发展。

（二）全力推进中山电网建设

预计至“十三五”末期，中山市全社会用电负荷将达636万千瓦，年均增长率5.97%，高于全省平均水平。为给中山市新一发展提供坚强电力支撑，中山供电局积极响应、提前谋划，紧密围绕市领导提出的“一中心四组团”发展战略，密切跟进十大产业平台及岐江新城、翠亨新区等重点区域建设发展，结合大电网规划全面开展“一园区一规划”，超前推进配套电力设施建设，努力探索智能电网发展方向。同时遵循资源节约型、环境友好型理念推进电网项目建设，并按照“统一建设”要求，依托500千伏文山输变电工程，探索在基建阶段同步推进电网智能运维装备和设施

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的建设，实现智能化，并计划将220千伏观应站建设为智能变电站，同时持续打造三乡智能变电站集群。

预计“十三五”期间输变电项目总投资达109.97亿元，“十三五”期间将建成第三座500千伏核心枢纽变电站文山站。至“十三五”末期，中山电网将拥有500千伏变电站3座，总容量800万千伏安，容载比由目前的1.74提升至4.3；220千伏变电站22座，总容量1194万千伏安，容载比由目前的1.提升至1.9；110千伏变电站103座，总容量1220万千伏安，容载比由目前的1.57提升至2.02。

（三）多样互动的用电

倾心打造全心易供电服务品牌。客户可以通过多元化的自助查询渠道，随心享受便捷、快速的用电查询服务远程办理用电业务，包括多渠道用电缴费服务、客户经理个性化服务、远程自动抄表全覆盖、安全用电知识科普、节电信息多方共享等各个方面。

积极推动电能多方位优化应用。推进110座充电站、22500个充电柱的建设；在全市港口、码头推广运用港口岸电，助推中山绿色低碳港口建设；在全市推动食堂的电磁厨房改造，比明火炉具节省30%热损耗，PM2.5排放更少；以长虹综合能效基地为示范，计划“十三五”期间为超过100家企业免费提供节能诊断及能效优化方案。

探索家庭能源管理的智能家居服务。探索与家电、互联网企业在智能家居平台的业务合作模式，探索以市场化方式推进智能家居普及应用。

（四）综合能源服务

适应配售电侧改革方向，创新经营理念，开拓以电网公司为主导的综合能源服务商业模式，全方位参与市场竞争，开展具有独特竞争力的新型综合能源服务商，拓展新的盈利增长点，提升电网企业价值。

（五）智慧能源城市蓝图

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积极促进新能源大力发展，引领智能家居、智能楼宇新理念，提升优质用电服务品牌，促进综合能源多能互补，有序推进绿色低碳用能模式，为“一中心四组团”差异化发展、十大产业平台转型升级提供强有力的智慧生态能源保障。目前共梳理出22项拟推进的创新智能电网项目，预计投资约3.275亿元，其中电网公司投资约1.47亿元，项目遍布“一中心四组团”的发展区域。

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第六章 积极推进清洁发电有效落地

6.1 规划期新增电源项目

结合市发改能源科《中山市工业园区和产业集聚区集中供热发展规划》资料，2016～2020年期间规划新建电源项目主要包括：

（一）中山嘉明三期热电冷联产项目，机组采用F级改进型，出力达到3×460MW，该工程嘉明电厂至逸仙线路已于2016年投运；逸仙至团结线路计划2018年投运。

（二）中山火力发电有限公司2×330MW燃煤热电联产项目，调度命名“粤海电厂”，通过“上大压小”后接入220kV仁和站，2015年已建成投运,2016年2月原中山火电厂退役。

（三）国电中山民众天然气热电冷联产项目，建设规模3×269MW，本期建设2台，分别计划于2017年12月和2018年2月建成投产。过渡方案接入220kV浪网站，待电厂至胜龙双回线路建成后接入220kV胜龙站。

（四）粤电中山天然气热电冷联供项目，机组采用F级改进型，出力达到3×460MW，计划接入220kV德隆站。按2018年建成投运考虑。

（五）中山市南部组团垃圾综合处理基地垃圾焚烧发电厂（2×12MW）项目，位于神湾镇，调度命名为中粤电厂，接入锦绣站10kV系统，2016年已建成投运。

（六）长青电厂增容项目：该项目原计划增容2×12MW机组，近日中山市住建局正组织容量调整工作，拟调整为增容2×15MW机组，计划以10kV接入110kV关塘站，预计2018年12月投产。

（七）乙能电厂增容项目：该项目计划增容2×12MW机组，近日中山市住建局正组织开展该项目接入系统方案编制工作，计划以110kV接入220kV德隆站，预计2018年12月投产。

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（八）小榄九州基社区、火炬集团等56个新建大型光伏发电项目，规划新增总容量366MW，计划全部于“十三五”期间建成投产，同时按要求支持居民分布式光伏发电项目接入。 6.2 电源规划小结

根据以上规划，2020年中山电源装机达到6228MW，清洁能源占比88.49%，但非化石源能占比仍不高，约10.02%。

表6-1 中山市电源规划表 单位:MW

序号 一 二 1 2 3 4 5 6 7 三 1 2 3 四 1 2 3 4 5 五 1 2 3

项目 电源装机容量 220kV上网电厂 横门电厂一期 横门电厂二期 B厂 横门电厂三期 C厂 深南电南朗电厂 永安电厂 粤海电厂 国电民众电厂 粤电三角电厂 沙溪大涌片电厂 110kV上网电厂 中山火电厂 长青(垃圾焚烧)电厂 乙能(垃圾焚烧)电厂 10kV上网电厂 永发热电厂 中山纸厂 中粤(垃圾焚烧)电厂 长青(垃圾焚烧)电厂扩容 乙能(垃圾焚烧)电厂扩容

分布式能源 大型光伏 居民分布式光伏

风电

2016年3573 3360 0 780 1380 360 180 660 48 24 24 81 33 24 24 84 65 19

2017年3584 3360 0 780 1380 360 180 660 48 24 24 81 33 24 24 95 65 30

2018年5113 4818 0 780 1380 360 180 660 538 920 48 24 24 135 33 24 24 30 24 112 65 40 7

2019年5123 4818 0 780 1380 360 180 660 538 920 48 24 24 135 33 24 24 30 24 122 65 50 7

2020年 6228 5547 0 780 1380 360 180 660 807 1380 48 24 24 135 33 24 24 30 24 498 431 60 7

备注 停机 2*390 3*460 2*180 1*180 2*330 3*269 3*460 3*400 2016年退役

2*12 2*12 2*12 2*15 2*12 明阳1*7

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第七章 全力推进中山电网发展

7.1 110千伏及以上电网规划 7.1.1 规划思路

总体规划思路：“三核六环”。即以三个500千伏变电站为核心，六个功能片区形成220千伏双回链式环网结构。110千伏电网规划原则以“三T+双链”网架规划思路布局。

（一） 500千伏电网网架规划

至2020年，中山500千伏网架：香山站、桂山站、文山站三个布点，呈倒“品”形布置，构建中山电网的三个供电核心，对中山市组团的经济发展形成了强有力的保障，并且作为广东省珠三角500千伏电网的重要节点。中山500千伏电网分别通过“铜鼓电厂及台山核电～圭峰～香山～顺德(云广直流送入)及(珠海电厂接入)”、“珠海电厂～～加林～界涌～桂山～文山～狮洋(沙角电厂接入)”、“台山核电～桂山”等6路双回链式线路与省网紧密连接，为中山500千伏电网的可靠供电提供了切实保障。远景保持2020年网架结构不变，如下图所示。

图7-1 中山500kV网架结构图

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中山供电局“十三五”智能电网规划

（二） 220千伏电网网架规划

远景220千伏电网以三个500千伏变电站为核心，六个负荷分区形成220千伏双回链式环网结构，简称“三核六环”，示意图如下图所示。

图7-2 “三核六环”示意图

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图7-3 远景220kV及以上电网规划地理接线图

（三）110千伏电网网架规划

“十三五”期间，中山市110千伏电网规划原则以“三T+双链”网架规划思路布局，结合负荷增长需求以及完善网架、降低风险的目标推进110

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千伏电网建设。

图7-4 远景110kV电网规划地理接线图

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7.1.2 一次规划

根据上面所述的电网规划思路，对中山地区2015～2020年输电网进行规划。至2020年，中山电网将完成第三个500千伏变电站的建设，中山输电网结构得到全面优化，完全解决我局目前梳理的所有一级及以上的事件和事故。

（一）220千伏及以上电网规划

“十三五”期间220千伏及以上电网项目共16项，总投资40.55亿元，“十三五”期间完成投资29.91亿元；其中，新建500千伏线路104公里，新增500千伏变电容量3000MVA；新建220千伏线路535公里，新增220千伏变电容量43120MVA。“十三五”期间还将同步加快推进220千伏火炬站、观应站建设。

其中在建220千伏及以上电网项目共12项，总投资34.59亿元，全部于“十三五”期间完成，新建500千伏线路104公里，新增500千伏变电容量3000MVA；新建220千伏线路506公里，新增220千伏变电容量1440MVA。

预计至远景，中山市供电负荷将达1267.5万千瓦，远景负荷密度达1.93万千瓦/平方公里，中山将继续保持电网建设投入，至远景共建成500千伏变电站3座，“十三五”至远景共投资约8.3亿元；220千伏变电站31座，“十三五”至远景共投资约54亿元，确保输电网发展满足城市发展需求。

表7-1 “十三五”期间220kV及以上电网项目表

建设规模

序号 一 1 2 3 二

项 目 名 称

线路（千米） 架空线

合计 500千伏工程

珠海加林输变电（中山段） 中山文山(上稔)输变电工程 中山500千伏桂山站扩建第三台主变工程

220千伏工程

603 104 50 54 499

电缆 36 0 36

变电 （MVA）6120 3000 2000 1000 3120

项目 总投资 （万元） 405494 131350 36885 88080 6385 274144

计划投产时间 2016-12 2018-12 2019-06

当前 进度 在建 在建 在建

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中山供电局“十三五”智能电网规划

建设规模

序号

项 目 名 称

线路（千米） 架空线

1

中山火力发电公司上大压小2台30万千

瓦机组接系统工程

粤电中山天然气热电冷联供项目（3×39

万千瓦）接入系统工程

中山嘉明横门电厂冷热电联产项目接入

系统工程

中山桂山至翠亨线路工程 中山220千伏团结输变电工程 中山国电民众热电冷多联供项目接入系

统工程

中山220千伏古海（新地）输变电工程 中山220千伏君兰（三沙）输变电工程 中山文山(上稔)站配套220千伏线路工程

23

电缆

变电 （MVA）

项目 总投资 （万元） 90

计划投产时间

当前 进度

2016-06 在建

2 38 16657 2018-06 在建

3 4 5 6 7 8 9

114 57 14 11 5 67 160 9

16 20

480 480 480 480 720 240 240

37474 148 21979 7786 29242 36136 438 17602 22000 10000 10000

2018-06 2018-12 2019-12 2019-12 2019-12 2018-12 2019-12 2020-06 2020-12 2020-12 2020-12

在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 前期 前期 前期 规划

10 中山220千伏沙溪（沙溪2）输变电工程11 12 13

中山220千伏小榄站改造工程 中山220千伏旗乐站扩建第三台主变 中山220千伏胜龙站扩建第三台主变

1、中山220千伏沙溪（沙溪2）输变电工程的必要性 （1）满足地区及供电区负荷发展的需要

220千伏沙溪站位于中山市中心组团沙溪镇，根据电力负荷需求分析，按照容载比1.9计算，2017年中心组团220千伏变电容量缺额425MVA，随着负荷增长，2020年缺额885MVA。

项目近区目前由220千伏光明站（2×180+240MVA）、卓山站（2×240MVA）、旗乐站（2×240MVA）供电，2015年卓山站最高负荷达到324.6MW，旗乐站最高负荷达到307.24MW，主变N-1后出现过载35.25%、28.02％，需考虑进行扩建增容。

（2）改善电网结构，提高供电可靠性的需要

随着翠景站及岐江站的投运，加上已有的长洲站、安山站、龙瑞站，

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中山供电局“十三五”智能电网规划

光明站与旗乐站之间将会串接5座110千伏变电站，网络结构复杂且供电可靠性较低。沙溪站的接入，110千伏网络结构得到简化，提高供电可靠性，并缩短110千伏供电半径，降低线损及提高电压质量。

2、中山220千伏火炬（五星）输变电工程的必要性

220千伏火炬站属于系统中间变电站，为220千伏“电厂－逸仙站－火炬站－迪光站－文山站”双链网络中关键节点，是火炬区西部、东区的东部等区域重要的电源支撑点，近期主要对该区域现有110千伏五星站、中山港站、沙边站、博爱站以及规划新建的大桥站等全站或部分负荷进行供电，建成后将有效解决供电区域负荷增长的需求，改善该区110千伏电网结构，提高供电可靠性。

3、中山220千伏观应输变电工程的必要性 （1）满足三乡镇经济发展用电需求

目前三乡镇仅有一座220千伏三乡变电站，2015年最高负荷达到343.82MW，已经重载运行。随着经济发展，负荷进一步增长，规划2017年、2018年分别投运110千伏泉眼站、南龙站，届时220千伏三乡站满载甚至过载运行，需新增220千伏电源点。

（2）完善110千伏网络，提高供电可靠性的需要

三乡镇主要依靠220千伏三乡站作为主要供电电源，尤其110千伏平铺站、谷都站、桥兴站及规划新建的110千伏泉眼站仅仅依靠220千伏三乡站作为单电源供电，一旦三乡站停电检修或故障，以上110千伏变电站均出现停电现象，造成三乡北部、东部大面积停电的严重事故。

（3）如不新增观应站将会面临的问题

如不新增观应站，一方面，未来几年三乡镇拉闸限电的现象增多，因为现有三乡站继续重载运行，而三乡站为1996年建成投产，运行年限较长，设备停电检修的几率逐渐增加，时常需要110千伏变电站停电配合检修，

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对镇区用电造成较大影响；另一方面，由于三乡站运行年限较长，且采用户外常规形式，场地大且对周边环境影响较大，运行部门计划随着三乡站运行至生命周期末期，将其推倒重新为新型户内变电站。但推倒重建的周期约2年，在建设期间，三乡镇已有的110千伏平铺站、谷都站、桥兴站无法取得电源进行供电。

另外，无法解决新增的泉眼站、东桂站及鸦岗站的供电电源问题，如从三乡西部外神湾镇的220千伏锦绣站及南部外坦洲镇的220千伏宝山站新增110千伏线路作为电源线路，新增110千伏线路从三乡西部敷设至北部，从三乡南部敷设至北部，对三乡城镇用地影响较大，且路径难以实现；而且还需根据神湾镇、坦洲镇用电情况才能确定能否从锦绣站、宝山站取得供电电源，即三乡镇“十三五”甚至中长期用电供应上受制于神湾镇、坦洲镇的用电情况。

因此，至2020年前，需在三乡镇新增一座220千伏变电站，以满足三乡镇经济发展用电的需求，以及完善110千伏网络，提高供电可靠性。

4、220千伏小榄站改造工程的必要性 （1）提升西北组团重要镇区供电能力的需要

220kV小榄站位于西北组团小榄镇，邻近镇区有古镇、东凤镇、东升镇等，重点发展小五金、家电、灯饰等产业。西北组团是中山市经济社会发展重要增长区域之一，预测“十三五”期间最高用电负荷增长率达7%。

2016年高峰负荷日，小榄站主变负载率达到83%，不能满足N-1安全运行要求。2018年之前，小榄站110kV供电分区无新增变电站。小榄站东侧的仁和站已建成终期规模；小榄站西北侧的菊城站及东南侧的胜龙站距离小榄站较远，不能有效分担小榄站的负荷；小榄站西南侧的同益站自身供电负荷重，也不能分担小榄镇供电负荷。在负荷增长情况下，“十三五”末期小榄站重载情况将更加严重。

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（2）设备安全运行角度

小榄站三台主变投产时间分别为1994年、1996年、2000年，最长#1主变的运行时间已经超过20年（23年）。小榄站运行年限较长，设备停电检修的几率逐渐增加，时常需要110kV变电站停电配合检修，对供电区用电造成较大影响。另外，设备老旧造成的维护成本也高，据统计，2014年-2016年，小榄站修理技改项目总投资超过900万元。

（3）适应电网规划角度

小榄站受现有场地，无法新增主变，而周边220kV变电站无法有效转供其供电负荷。考虑在“十三五”期间需新增220kV出线1回（已有预留间隔）、110kV出线3回（已有预留间隔1个，需开辟新站场再扩建2个间隔），可暂时满足间隔需求。但小榄站现有110千伏出线间隔不满足周边区域中长期电网规划需求。（远景220千伏6回，110千伏14回，其中两回给中山轨道交通）。

小榄站110千伏间隔也严重制约了周边110千伏网架的建设。按照现在的运行方式，预测其周边线路负载率，至2018年，多条110千伏线路出现重载情况，现有网架的供电压力将越来越大。

综上分析，从供电能力、设备安全运行及满足近、远期电网发展需求角度，需对小榄站进行增容改造。

5、220千伏旗乐站扩建主变工程的必要性

近几年旗乐站主变负载率在70%左右，主变N-1后负载率高于130%。

表7-2 220kV旗乐站近几年最大供电负荷表

指标内容 主变容量（MVA） 供电负荷（MW） 负载率（功率因数0.98）

主变N-1后负载率

2014年 480 338.3 72% 144%

2015年 480 331.15 70% 141%

2016年 480 320 68% 136%

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预计220千伏旗乐站2019年将出现重载，建议及时扩建旗乐站三号主变，如可在2020年投产，届时旗乐站负载率可下降至52%。

表7-3 220kV旗乐站、卓山站未来几年预测最大供电负荷表

2016年

变电站 最大负

负载率

荷MW

卓山站 旗乐站

311 320

65% 67%

荷MW 310 337

65% 70%

2017年 最大负

负载率

荷MW 327 359

68% 75%

2018年 最大负

负载率

荷MW 351 382

73% 80%

2019年 最大负

负载率

荷MW 371 407

77% 85%

2020年 最大负

负载率

6、220千伏胜龙站扩建主变工程的必要性

提高西北组团重要镇区供电能力的需要。220kV胜龙站位于西北组团东升镇，邻近镇区有小榄镇、东凤镇等，重点发展日用制品、建筑材料、家用电器、五金制品、灯饰等产业。西北组团是中山市经济社会发展重要增长区域之一，预测“十三五”期间最高用电负荷增长率达7%。

东升镇220千伏电源为220kV胜龙站和220kV小榄站。“十三五”期间，该镇区范围内无新增变电站。小榄站本身负荷较重，而胜龙站在此情况下承担的压力将越来越大，预计在“十三五”末期胜龙站负载率达到67.1%，将不能满足主变N-1安全运行要求。此外，在此工程投产的基础上再实施小榄站原址改造项目是非常有利的。

（二） 110千伏电网规划

“十三五”期间110千伏电网项目共34项，项目总投资20.14亿元，“十三五”期间完成投资17.49亿元；其中，新建110千伏架空线路168公里，新建110千伏电缆线路47公里，新增110千伏变电容量2923MVA。

其中在建110千伏电网项目共21项，总投资13.92亿元，全部于“十三五”期间完成，新建110千伏架空线路142公里，新建110千伏电缆线路22公里，新增110千伏变电容量1830MVA。具体如下表：

.

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表7-4 “十三五”期间110kV电网规划建设项目表

建设规模

序号

项 目 名 称

计划投产时间

架空线

1 2 3 4 5 6 7 8 9 18 10 11 12 13 14 15 16 17 19 20 21 22 23 24 25

合计

中山110千伏金斗输变电工程 中山110千伏茂辉站扩建第三台主变工程中山110千伏海湾（翠亨南）输变电工程

中山110千伏树涌输变电工程 中山110千伏玉泉输变电工程 中山110千伏广福（河西）输变电 中山110千伏福隆（高平二）输变电工程中山110千伏五沙（四沙）输变电工程

中山110千伏岚田输变电工程 中山110千伏和泰输变电工程 中山110千伏富豪站扩建第三台主变工程中山110千伏西桠站扩建第三台主变工程中山110千伏博爱站扩建第三台主变工程中山110千伏锦隆站扩建第三台主变工程中山110千伏员峰（彩虹一）输变电 中山110千伏翠景（富华一）输变电工程中山110千伏曹步（曹二）输变电工程

中山110千伏泉眼输变电工程 中山110千伏接源（锦丰）输变电工程 中山110千伏白石站至平铺站线路工程 中山110千伏顺安站扩建第三台主变工程中山110千伏泰丰站扩建第三台主变工程中山110千伏新平站扩建第三台主变工程中山110千伏群乐（保利）输变电工程

中山起湾(起湾南)输变电工程

2017 2017 2018 2017 2017 2018 2019 2018 2018 2019 2018 2017 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020

168.4213.6 17.84 11.4 5.78 29.22 5.52 12.59 16. 5.2 5.3 18.43 6.4

电缆 47.05 1.115 4.15 4.8 2.32 8.04 0.42 0.42 0.5 5.24

线路（千米）

变电

项目 总投资

(MVA) （万元） 2923 100 63 100 100 100 100 100 100 100 126 50 50 50 50 126 126 100 100 126 63 63 63 63 126 100

201440 5536 1144 9675 10924 10112 11104 73 8328 9994 8424 3076 4375 8 869 6881 12708 6500 9772 7123 1850 926 1200 1200 5500 5963

当前 进度

在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 在建 前期 规划 前期 前期 在建

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中山供电局“十三五”智能电网规划

建设规模

序号

项 目 名 称

计划投产时间

架空线

26 27 28 29 30 31 32 33 34

中山110千伏城南站扩建第三台主变工程中山110千伏海州站扩建第三台主变工程110千伏沙口站扩建第三台主变工程 中山110千伏莲塘站扩建第三台主变工程中山110千伏永兴站扩建第三台主变工程

中山110千伏临海3输变电工程 中山110千伏同福输变电工程 中山110千伏隆平输变电工程 中山110千伏南龙输变电工程

2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020

1 3 13 3.5

电缆 2.14 5.3 3 7 2.6

线路（千米）

变电

项目 总投资

(MVA) （万元） 63 63 63 63 63 100 126 100 100

2421 2000 5500 4230 2000 10054 5580 8130 8505

当前 进度

前期 规划 规划 前期 规划 前期 前期 前期 前期

展望2021-2022年，110千伏电网项目共15项，项目总投资12.17亿元.其中，新建110千伏架空线路22.72公里，新建110千伏电缆线路94.9公里，新增110千伏变电容量17MVA。具体如下表：

表7-5 “十三五”期间110kV电网项目表

建设规模

序号

项 目 名 称

计划投产时间

架空线

1 2 3 4 5 6 7 8 9

合计

中山110千伏坦背站改造工程 中山110千伏新洋输变电工程 中山110千伏芒冲（神湾港）输变电工程

中山110千伏绩西输变电工程 中山110千伏金字山（长命水）输变电工程

中山110千伏东明2输变电工程 中山110千伏安乐输变电工程 中山110千伏大岑输变电工程 中山110千伏新城输变电工程

2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2021

22.72 6

电缆 94.9

线路（千米）

变电

项目 总投资

当前 进度

(MVA) （万元） 17

121741 6000 00 8756 4690 5580 5500 5980 4950 10120

规划 前期 前期 前期 前期 规划 前期 规划 规划

3 4 5.5 7 3 23 3

126 126 126 126 126 126 126 126 126

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中山供电局“十三五”智能电网规划

建设规模

序号

项 目 名 称

计划投产时间

架空线

10 11 12 13 14 15

中山110千伏花城输变电工程 中山110千伏七村输变电工程 中山110千伏志和（裕民）输变电工程 中山220千伏沙溪站至长洲、安山双回

110kV线路

中山110千伏兴业输变电工程 中山110千伏紫马输变电工程

2021 2021 2021 2021 2022 2022

4 8.72 4

电缆

线路（千米）

变电

项目 总投资

当前 进度

(MVA) （万元）

6.4 36 4

126 126 126 126 126

5500 10120 5909 20716 10120 00

前期 规划 规划 规划 规划 前期

7.1.3 二次规划

（一）规划原则 1、“科学发展”的原则

深入分析二次系统现状与发展需求，协调好技术适应性和前瞻性、适度超前与有序实施、安全可靠与经济效益、技术目标与投资能力等关系，制定项目分级分类规划技术原则，有效提高二次系统技术水平和投资效益。

2、“平滑演进”的原则

充分利用现有二次系统资源，对现有资产设备利用情况进行深入分析和总结，适度新建与合理改造相结合，一次与二次、建设与运行等各方面的协同配合，有效提高规划的适应性和二次系统设备利用率。

3、“二次系统智能化、一体化”原则

深化大二次理念，协调处理好二次系统各专业间的关系与界面，按照南方电网OS2规范要求，统筹开展二次系统规划，注重依靠科技进步，开展新技术应用规划，助力广东电网智能化、一体化，提升广东电网的整体科技水平。

4、“项目属地化”原则

根据省公司的要求，“十三五”二次规划按照属地化原则进行规划，

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中山供电局“十三五”智能电网规划

所属地市的35千伏及以上电网二次项目全部列入地区供电局规划项目。

（二）规划目标

按南方电网一体化电网运行智能系统总体框架要求改造和建设相关二次系统，在“十三五”期间，基本建成功能较为完整、覆盖较为全面、安全可靠的OS2系统，大幅提高电网运行系统的一体化、智能化水平，为保障电网智能、高效、可靠、绿色运行提供坚实的技术支撑。规划着重解决以下问题：

1、继电保护

所有新建或全站二次改造的变电站继电保护设备按OS2标准化建设；不满足反事故措施要求的继电保护装置100%改造；有序淘汰超期服役装置，重点改造运行年限超过12年，或是运行年限未够12年，但存在拒动或误动风险，且无法修复的保护设备；逐步完善保信子站覆盖。

2、安自装置

以“防止二级事件、控制三级事件”为原则，根据系统稳定计算结果新增或改造现有安自装置；不满足反事故措施要求的安全自动装置100%改造；按OS2要求建设省地两级安自管理主站；有序淘汰超期服役装置，逐步完善就地安自装置覆盖。

3、自动化

实现OS2主站覆盖率100%、系统应选功能建设完成率90%以上；省地两级建成功能较为完善的备用调度中心；所有新建或全站二次改造的变电站建成符合OS2标准的自动化系统，110千伏及以上变电站全部实现综合自动化，有序淘汰超期服役装置；重点解决主站端系统规范化建设问题和厂站端系统覆盖问题。

4、通信网络

实现35千伏及以上站点与供电营业点通信100%覆盖，解决管理信息

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中山供电局“十三五”智能电网规划

化带宽需求、光缆和设备缺陷、光缆资源瓶颈以及运行支持系统功能完善问题；解决110千伏及以上站点的N-1光缆覆盖、重要会场高清终端N-1覆盖问题；有序淘汰超期服役装置。

（三）规划情况 1、建设规模

“十三五”期间，中山局继电保护专业新建与改造保护装置1152套、保信子站87套；安自专业新建与改造稳控装置套、备自投装置114套；自动化专业新建与改造OS2主站系统25项、站端自动化系统147套；通信专业新建与改造光缆1811 千米，2384套传输设备及其它相关通信设备。

2、投资规模 （1）总体规模

“十三五”期间，中山局二次系统规划总体投资约60216万元，其中基建配套投资26585.42万元，改造及专项投资33630.6万元；

（2）技改及基建专项项目投资

根据项目建设优先级对技改及基建专项项目进行排序分类，其中一级项目投资17974.2万元，二级项目投资7633万元，三级项目投资8023.4万元，占比分别为53.45%，22.70%和23.86%。

3、投资分析 （1）逐年投资分析

“十三五”期间，技改及基建专项项目2016年投资5607.8万元，2017年投资8430.2万元，2018年投资5255.5万元，2019年投资7033.9万元，2020年投资7303.2万元。基建配套项目2016年投资104.78万元，2017年投资6014.11万元，2018年投资6397.78万元，2019年投资2986.39万元，2020年投资697.36万元。

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中山供电局“十三五”智能电网规划

图7-5 技改及基建专项项目投资逐年曲线图

图7-6 基建配套项目投资逐年曲线图

（2）分专业投资分析

技改及基建专项项目专业投资占比图

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中山供电局“十三五”智能电网规划

图7-7 技改及基建专项项目专业投资占比图

基建配套项目专业投资占比图

图7-8 基建配套项目专业投资占比图

（3）分级别投资分析

图7-9 技改及基建专项项目分级别投资图

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中山供电局“十三五”智能电网规划

7.2 中低压配电网规划 7.2.1 智能配电网规划

为全面提升中山配电网智能化水平，中山局将先行试点建设“双环网”线路、中压“准专线”、公变双接入低压配电网、交直混合柔性配电网、智能分布式”配电自动化项目，总投资约9129万元，其中双环网”线路、中压“准专线”、公变双接入低压配电网、智能分布式”配电自动化等试点项目计划2017年前投产，并在此基础上，规划期内将全面推广建设。

（一）优化分级高可靠性的配电网规划 1、智能配电网实现基础

中山局将全面加强配电网精准升级，加强配电自动化、配电通信网的建设，实现配电网可观可控，满足多元化负荷即插即用的接入需求，并争取开展柔性化直流配电的试点，全面提升配电网网架的灵活性和供电可靠性。如下图所示：

2、建设灵活可靠的配电网

（1）进一步优化配电网网架，构建强简有序、灵活可靠的配电网架构，根本解决重过载、低电压等突出问题，全面提升供电可靠性和配电网网架灵活性。

（2）网架提升的具体措施，重要区域高可靠性用户实现电缆网双环网接线、电缆网网格化接线，全市域其他区域采用多分段适度联络、公用配

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中山供电局“十三五”智能电网规划

变双接入、重要用户准专线管理、低压环网供电等；对可靠性要求较高的大型点负荷用户，可考虑使用“n供1备”供电方式。

（3）10千伏开关选型配置方面，电缆网的主干和馈出开关，在满足短路电流不超标的条件下，均选用断路器。架空网的主干开关选用负荷开关，分支开关和用户分界开关均选用断路器。

（4）进一步完善配电自动化，2019年实现“故障自动隔离，网架自愈重构”的“二自”提升，助力2020年全市全口径用户平均停电时间将降至1小时以内，实现从“就地型”到“智能型”的全面提升。

1）核心区智能分布式（速断型）：适用于高可靠性区域，毫秒级复电；终端就地控制优先，主站集中控制辅助；采用光纤通信方式；快速恢复供电，自愈重构网架。

2）电缆网智能分布式（配合型）：适用于全市域电缆线路，秒级复电；终端就地控制；采用光纤通信为主，无线通信为辅；故障自动隔离，网络自动重构。

3）架空线智能分布式（配合型）：适用于全市域架空线路，秒级复电；终端就地控制；采用无线通信方式；故障自动隔离，远程快速恢复供电。

“十三五”期间，在上述智能型配电自动化试点工作的基础上，中山局全面推进配电自动化升级工作，由现有的“主干层故障自动隔离、分支层故障自动定位”的就地控制型提升为“故障自动隔离、电网自愈重构”的智能分布型配电自动化，实现“二自”的提升。

通过上述项目建设，中山局配电自动化将实现从“就地控制型”升级成“智能型”的跨越式发展，非故障区段复电时间将由“分钟级”向“秒级”迈进，重点区域用户实现不间断供电。通过配电自动化项目建设，中山局配电自动化将实现从“就地控制型”升级成“智能型”的跨越式发展，非故障区段复电时间将由“分钟级”向“秒级”迈进，重点区域用户实现

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中山供电局“十三五”智能电网规划

不间断供电。

（二）“双环网”线路规划

在岐江新城、翠亨新区等供电可靠性要求较高的供电区域，试点建设电缆网双环网接线，满足高可靠性用户供电需求。

计划在岐江新城建设开环运行方式的双环网接线。其接线自同一供电区域的两个变电站或同一变电站的不同段母线各引出一回10kV线路，构成双环式接线，在此基础上，环网室I、II段母线之间通过母联电缆联络，从而增加运行灵活性，提高线路利用效率。该接线模式在“N-1”的前提下，主干线正常运行时的负载率可达到75%。

计划在翠亨新区合环运行方式的双环网接线。其接线自同一供电区域的同一变电站同一段母线引出两回10kV线路，形成环形接线，合环运行。在此基础上，两组合环线路之间通过联络开关进行联络，从而提高运行可靠性。该接线模式中任意一段线路出现故障时，可通过配电自动化直接跳开两端开关，自动隔离故障，所有负荷供电不受影响。

（三）“准专线”线路规划

为缓解核心城区变电站10千伏出线间隔供需紧张问题，提升线路及管沟利用效率，提高运行方式的灵活和可靠性，通过优化网架手段，对重要保供电负荷，在保电期间，重要负荷所在线路以专线方式运行；非保电期间，线路则以公线方式运行。

计划对中山市华侨中学高中部及中山市党校的中压供电线路进行改造，在保供电期间可实现“准专线”供电，平时可与其他公用负荷共用中压线路，保证重要用户保供电期间可靠性的同时，提高设备利用率。

计划2017年6月完成项目方案编制，通过基建紧急项目立项，2017年12月完成建设并投运，项目投资约104万元。

（四）“公变双接入”低压配电网规划

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中山供电局“十三五”智能电网规划

计划对石岐区恒基花园配电站及东区逸东苑配电房进行公用配变双接入改造试点，实现公用配变供电中压母线双电源备自投供电，提高公用配变供电可靠性，积累公用配电双接入接线建设、运行经验。此外，计划在中心城区和镇中心区推广建设低压环网，提高低压用户供电可靠性。

计划2017年6月完成项目方案编制，通过基建紧急项目立项，2018年6月完成建设并投运，项目投资约98万元。

（五）交直混合柔性配电网规划

为解决城市中心区域高可靠性用户备供电源需求，提高区域供电容量，提高设备利用效率，计划选取岐江新城内供电可靠性要求较高用户的四条10千伏线路，建立一个四端柔性直流系统的方案，可实现四条10千伏线路的长期闭环运行，通过电压源型换流器（VSC）的换流器,可灵活控制阀侧电压Uc，实现功率的四象限传输，实现有功和无功的控制，调节和控制交流侧系统电压，扩大区域供电容量，不增加短路电流实现10千伏线路合环运行，提高供电可靠性，系统潮流控制灵活，减小线路损耗，减少备用容量。同时利用系统中的直流母线，实现区域光伏发电、储能系统和充电桩等直流负荷即插即用、无缝接入。系统按四端互联设计，首期先选取中山市第一中学、中山市博览中心建立两端互联柔直系统，积累运行经验后逐步扩展至四端互联。具体如下图所示：

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中山供电局“十三五”智能电网规划

（六）“智能分布式”配电自动化规划

中山局积极开展电缆网智能型配电自动化试点工作，争取2017年全面完成各项试点工作，为全面推广建设积累经验。

1、电缆网双环网智能分布式自动化（配合型）

计划在东区紫马奔腾金融区试点建设一组开环运行双环网线路，建设2个双环网中心开关房，安装自动化成套设备开关柜，配置配合型智能分布式配电自动化，积累开环运行双环网网架及配合型智能分布式配电自动化建设、运行经验。

2017年6月完成试点项目方案编制，通过基建项目立项，2017年12月完成建设并投运，项目投资约921万元。

2、电缆网双环网智能分布式自动化（速断型）

配合计划在火炬区马鞍岛试点建设一组闭环运行双环网线路，建设3个双环网中心开关房，安装自动化成套设备开关柜，并配置速断型智能分布式配电自动化，积累闭环运行双环网网架及速断型智能分布式配电自动化建设、运行经验。

2017年6月完成试点项目方案编制，通过基建项目立项，2017年12月完成建设并投运，项目投资约1391万元。

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中山供电局“十三五”智能电网规划

3、电缆网单环网智能分布式自动化

计划在石岐区亚太医院供电系统试点建设一组电缆网单环网智能分布式配电自动化，新增亚太医院公用开关站，安装自动化成套设备开关柜，配备智能分布式自动化功能。实现电缆网主干层故障自动隔离并自动重构，积累电缆网单环网智能分布式配电自动化建设、运行经验。

2017年6月完成试点项目方案编制，通过基建项目立项，2017年12月完成建设并投运，项目投资约106万元。

4、电缆网N供一备智能分布式自动化

计划在古镇镇利和幸福华庭商住小区试点建设一组“N供一备”接线智能分布式配电自动化，积累电缆网“N供一备”接线智能分布式配电自动化建设、运行经验。

2017年6月完成项目方案编制，通过基建项目立项，2017年12月完成建设并投运，项目投资约158万元。

5、配电主站系统应用功能升级方案

“十三五”期间，计划对中山局配电自动化主站系统应用功能进行升级，增加配网自愈控制、状态估计、潮流计算、负荷预测等应用功能。

1）配网自愈化控制：在实现馈线自动化的区域，通过一定的控制策略实施相应的控制，使得配电网从当前运行状态向另一种更好的运行状态过渡。

2）状态估计：利用实时量测的冗余性，应用估计算法来检测与剔除坏数据，提高数据精度，保持数据的一致性，实现配电网不良量测数据的辨识，并通过负荷估计及其他相容性分析方法进行一定的修复和补充。

3）潮流计算：在配电网架结构成熟，遥测信息完整，系统模型、参数维护准确的基础上，运用潮流计算为配网运行方式的变更模拟、解合环操作、馈线自动化方案等提供技术支持手段。

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中山供电局“十三五”智能电网规划

4）负荷预测：具备条件时，实现配电网母线负荷预测和小区负荷预测。 （七）分布式能源量测高速采集和低压量测系统规划

分布式能源量测高速采集：对分布式光伏的发电量、功率、电压、电流、频率、气象等数据进行监测、采集、存储，高速接入主站系统，及时掌握用户发电上网等数据，分析用户发电、用电特性，提升服务质量。

低压量测系统：通过智能低压监测终端对低压配电网运行数据进行采集、存储、分析，实现设备运行状态的实时监测、隐患分析、故障定位等功能。

中山局将试点开展对中心城区及火炬开发区的光伏等分布式电源、用户的数据量进行高速采集，综合分析，尝试虚拟电厂的前期探索。计划投资约442万元，2017年9月前制定具体试点项目方案，2018年9月前建成投产。

（八）建设三乡桥头村秀美乡村

计划对三乡镇桥头村中低压配电网进行全面改造，按照南方电网公司典型设计方案，对该村3个台区进行升级改造，突出电力清洁能源，环保的理念。拟对三乡镇桥头村供电范围内箱变、电缆分接箱等围栏、基础进行改造。拟对桥头村供电范围内0.4kV架空线路警告标志、导线穿越等进行改造。拟对桥头麦园台区位置迁移并由台架变（S11-500）增容为美变（S13-630）,改造情况详见平面图。拆下来变压器及配电箱作本工程新增布点使用。拟对桥头电站在桥头村公共停车场建设充电站1座（交流、直流充电桩各1组），安装三相计量表箱1面。

计划投资约158万元，2017年6月已完成项目可研编制，计划2017年12月完成建设并投运。 7.2.2 中低压配电网总体规划情况

（一）变电站新出线路规划

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中山供电局“十三五”智能电网规划

2017-2021年，中山市变电站新出中压线路工程共新出10千伏线路980回，新建电缆线路1996.67千米，架空线路353.17千米。

（二）中压配电网改造规划

2017-2021年，中山市中压配电网改造工程共新建及改造电缆线路655.32千米，架空线路176.74千米。

（三）低压配电网规划

2017-2021年，中山市低压配电网工程共新建及改造配变1920台，容量112.13万千伏安，台区2333个，低压线路1985.82千米。 7.2.3 配电自动化规划方案

（一） 配电自动化开关及终端建设方案 1、总体配电自动化规划建设方案

中山市2017-2021年配电自动化开关及终端建设规模，如下表所示：

表7-6 2017-2021年配电自动化同步建设规模统计表

智能一体化配电供电

线路三遥开二遥开一遥开终端（台）

镇所 区分

（回） 关（个）关（个）关（个）类 电缆架空

A

全市总计 B

331 3262960 6882

0 0 0

0 0 0

0 0 0

0 0 0

三遥终端

（套） 电缆 3195 5010 8205

架空37 13791416

二遥终端 （套） 电缆0 0 0

架空 0 0 0

带通信功能故障指示器（套）电缆 0 0 0

架空0 0 0

合计 1291 10144

表7-7 2017-2021年配电自动化专项建设规模统计表

供电区线路三遥开二遥开一遥开

镇所

分类 （回） 关（个）关（个）关（个）A

全市总计 B 合计

263 336 599

2086 2217 4303

0 0 0

0 0 0

三遥终端

（套） 电缆 1852 1236 3088

架空 235 639 874

二遥终端 （套） 电缆 0 0 0

架空 0 0 0

带通信功能故障指示

器（套） 电缆 0 0 0

架空 0 0 0

2、2017-2021年逐年配电自动化规划建设方案

按照规划原则分年度提出配电自动化开关及终端建设规划方案，分年度统计配电自动化开关及终端建设规模，如下表所示：

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中山供电局“十三五”智能电网规划

表7-8 2017-2021年逐年配电自动化同步建设规模统计表

分区 年份 2017年 2018年

全市

2019年

总计 2020年

2021年

合计

智能一体化配电三遥终端

线路三遥开关二遥开一遥开终端（台） （套） （回） （个） 关（个）关（个）电缆 架空电缆架空176 498 245 223 147

1536 3461 1918 1937 1292

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

131625301563163111658205

13673626718295 1416

二遥终端 （套） 电缆0 0 0 0 0 0

架空 0 0 0 0 0 0

带通信功能故障指示器（套）电缆 0 0 0 0 0 0

架空 0 0 0 0 0 0

12 10144

表7-9 2017-2021年逐年配电自动化专项改造建设规模统计表

分区 年份 2017年 2018年

全市

2019年

总计 2020年

2021年

合计

智能一体化配电三遥终端

线路三遥开二遥开一遥开终端（台） （套） （回） 关（个）关（个）关（个）电缆 架空电缆架空 80 236 171 93 18 598

406 1536 1318 736 307 4303

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

238114810524701803088

171 366 199 138 0 874

二遥终端

（套） 电缆0 0 0 0 0 0

带通信功能故障指示器（套）

架空 0 0 0 0 0 0

架空 电缆 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

通过上述项目建设，中山局配电自动化将实现从“就地控制型”升级成“智能型”的跨越式发展，非故障区段复电时间将由“分钟级”向“秒级”迈进，重点区域用户实现不间断供电。通过配电自动化项目建设，中山局配电自动化将实现从“就地控制型”升级成“智能型”的跨越式发展，非故障区段复电时间将由“分钟级”向“秒级”迈进，重点区域用户实现不间断供电。

7.2.4 计量自动化规划方案

中山市计划于2017年实现智能电表、低压集抄及配变监测计量终端全覆盖。中山市2017-2021年新增智能电表、低压集抄及配变监测计量终端建设规模如下表所示：

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中山供电局“十三五”智能电网规划

表7-10 2017-2021年智能电表、低压集抄及配变监测计量终端同步建设规模统计表

智能电表 低压集抄 供电

配变监测计量负控管理终

分区 区分普通单相单相费控普通三相三相费控I型集II型集I型采II型采

终端（个） 端（个）

类 电子表 电子表 电子表 电子表中器中器集器集器

A

0

21727 111081 132808

563 18605 19168

1139 11211 12350

26995509819

115432624416

042924932

90011806027061

337 3031 3368

0 0 0

全市

B 22065

总计 合计 22065

表7-11 2017-2021年智能电表、低压集抄及配变监测计量终端专项建设规模统计表

智能电表 低压集抄 供电

配变监测计量负控管理终

分区 区分普通单相单相费控普通三相三相费控I型集II型集I型采II型采

终端（个） 端（个）

类 电子表 电子表 电子表 电子表中器中器集器集器

A

59110

395288 208671 603959

342 5115 5457

118523954251394

121014052615

1087978410871

94513760347054

2016385619105782

30 632 662

0 0 0

全市

B 33466

总计 合计 92576

表7-12 2017-2021年逐年智能电表、低压集抄及配变监测计量终端同步建设规模统计表

配变监

负控管

测计量

普通单相单相费控普通三相三相费控I型集中II型集中I型采集II型采集终端理终端电子表 电子表 电子表电子表器 器 器 器 （个）（个）

智能电表

低压集抄

5565 7000 9500 0 0 22065

82446 17817 10920 10436 111 132808

2778 6728 3554 3054 3054 19168

102091193 215 357 386 12360

203 1952 7174 245 245 9819

2696 550 390 390 390 4416

532 1150 1150 1050 1050 4932

17911 2400 2250 2250 2250 27061

949 1494 393 226 306 3368

0 0 0 0 0 0

分区 年份

2017年 2018年

全市

2019年

总计 2020年

2021年

合计

表7-13 2017-2021年逐年智能电表、低压集抄及配变监测计量终端专项建设规模统计表

配变监

负控管

测计量

普通单相单相费控普通三相三相费控I型集中II型集中I型采集II型采集终端理终端电子表 电子表 电子表电子表器 器 器 器 （个）（个）

智能电表

低压集抄

21828 16939 53809 0 0 92576

215081 126617 97829 93068 713 603959

4720 129 48 419 141 5457

318009062 4220 3919 2393 51394

1187 333 4 405 226 2615

5728 949 1357 1716 1121 10871

9942 125787840 8861 7833 47054

82823 13039 5700 2099 2121 105782

170 312 30 80 70 662

0 0 0 0 0 0

分区 年份

2017年 2018年

全市

2019年

总计 2020年

2021年

合计

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中山供电局“十三五”智能电网规划

7.2.5 配电通信网规划方案

广泛部署电力光缆，构建大容量光纤传输网。采用多种手段构建泛在的配电通信接入网，满足配电网灵活可靠运行和用户交互用能的通信需求。

（一）建设全光骨干通信网络

建设覆盖主备调、重要厂站等主要信息汇聚点的高速光传输网络，实现光纤通信网络对110千伏以上变电站的全覆盖。主备调光缆满足N-2配置，110 千伏及以上站点光缆满足N-1 配置。结合基建工程新建线路完善光缆通道，优化通信网络结构，通信骨干网由链状网、环状网向网状网发展，提高通信网络可靠性。对纤芯资源不足、超期服役、存在运行隐患的光缆的现有光缆进行改造，提高光缆路由的可靠性。

在中山地区建设配电数据网的骨干网络，覆盖中山地调、220千伏变电站、110千伏变电站，共109个节点。建设核心层设备4套（中山地调、中山备调）、骨干层设备20套（220千伏变电站、东区供电分局）、汇聚层设备85套（110千伏变电站），在主备调配置网管系统设备。利用现有光缆网纤芯及传输B网MSTP通道互联，满足智能配用电通信网接入需求，提供配用电业务可靠接入。计划2018年完成传输B网骨干层升级，将骨干带宽从2.5G升级到10G；2019年完成配电数据网核心层、汇聚层建设完善。

结合《广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则》《中山供电局“十三五”中低压配电网规划原则》及实际情况，中山局明确了配电通信网建设五项落地措施，即主干层全覆盖、光缆成环成网、同一环网组光纤可达、机柜形式因地制宜和多样的敷设方式，力争2020年实现全市域电缆网主干层光纤通信全覆盖。同时适度考虑试点应用中压载波通信技术，选取合适的架空线路安装中压载波设备，为配电自动化终端提供通信通道，以解决光缆无法覆盖或无线公号差的问题。

（二） 建设全面覆盖的接入网

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中山供电局“十三五”智能电网规划

建设大带宽、高可靠性、终端接入灵活、具备双向互动体验能力的“泛在化”配用电终端通信网络，有效支撑配电自动化遥控可靠动作、用电信息采集及用户交互用能需求。

光纤通信网络实现主备调、供电分局、营业所、营业厅等所有业务点全覆盖。配电自动化“三遥”等控制类业务节点光缆覆盖率不低于90%。

1、加强配电通信网建设

坚持一二次协调，同步建设配电通信网。加强全市域A、B类供电区域10千伏配电通信网光纤建设。充分利用公网通信资源，形成智能用电通信网络全覆盖。

2、实现电力通信网向末端用户延伸

统筹利用光缆资源，采用无源光网络或工业以太网技术建设覆盖开关站、重要环网柜、电缆分支箱等配电节点的终端通信网。实现传统电力通信网向分布式电源、电动汽车、智能用电设备等末端用户延伸，满足智能电网的对大量分散数据的采集、传输需求。

（三）IP综合数据通信网络

配合网省公司采用骨干综合数据网、地区综合数据网两级网络架构，建设完善“扁平化”综合数据网，满足业务系统数据大集中和云计算虚拟化服务的发展要求。

（四）建设完善的应急通信体系

配合网省公司采用天地一体、分级组网的架构建设南方电网应急通信体系，实现各子公司卫星通道的互联互通，确保突发情况下应急指挥的通信畅通，强化电网的防灾抗灾能力。

（五）配电通信网规划实施方案

“十三五”期间，中山市将实现A类供电分区“三遥”通信及及重要节点实现光纤通信全覆盖，B类供电分区结合新建、改造电缆线路同步敷

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中山供电局“十三五”智能电网规划

设光纤。2017-2021年配电网通信规划同步建设具体如下表所示：

表7-14 2017-2021年配电网通信规划同步建设改造项目汇总 单位：万元、km、套、台、个

供电区分类 A

全市

B 合计

网管平台（套）

0 63 63

配电网光缆（千米） 809 1471 2279

汇聚交换机（台） 6 115 121

工业交换机（台） 935 1880 2815

EPON（台） 0 53 53

公网无线终端（个） 533 2856 33

无线基站（套）

0 0 0

专网无线终端（个） 0 0 0

分区

中山市配电通信网同步建设项目投资合计12148万元，其中2017年投2465万元，2018年投资4205万元，2019年投资2650万元，2020年投资2828万元，2021年投资1826万元。 7.3 智能调度平台

中山局智能调度平台建设主要依靠一体化电网运行智能系统（OS2）实施。中山局将全面建设地市级一体化电网运行智能系统（OS2），协同网省公司巩固安全稳定三道防线，建立健全市场化环境下的调度运行机制，完善安全预警、协制体系，提高驾驭复杂电网能力及可再生能源消纳能力。

7.3.1 建设智能调度技术支持系统

建成地市级一体化电网运行智能系统（OS2），实现网、省、地各级主站系统及主站系统与厂站系统间的纵向协同；构建适应可再生能源发展的协调机制，提高可再生能源消纳能力。

（一）推进地调调度主站系统的OS2智能化升级改造

中山局地调主站自动化系统将完成系统改造，并逐步完成运行驾驶舱（POC）、运行控制系统（OCS）、运行管理系统（OMS）、基础资源平台（BRP）、镜像系统（MTT）五大功能建设，整合各类运行监测数据，强化各类运行控制和管理功能，实现发、输、配、用“集中监视、集中控制”，支持电力调

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中山供电局“十三五”智能电网规划

度对各类市场主体的运行监测，提高电网运行监控功能的安全性和效率。

（二）推进各电压等级变电站的标准化改造

中山局新建或全站改造的变电站按照符合南网 OS2 标准的变电站自动化系统建设，满足调度自动化主备调主站接入及运行、维护要求。分步推广应用变电站智能远动机、智能告警、远程调用、远程维护、源端维护等新技术，提升变电站自动化运行、维护、检修规范化水平。

（三）挖掘数据价值，提升电网实时分析应用水平

中山局调度主站实现与省公司“6+1”信息系统、电能计量自动化系统、GIS 系统实现横向互联互通。加强对运行数据整合与应用，提升对电网的实时分析能力。

（四） 加强可再生能源出力预测和调度控制

加强可再生能源功率短期功率预测和超短期功率预测，提升可再生能源出力预测精度。建立计及可再生能源发电的多时间尺度调度计划，升级改造调度自动化系统，提高可再生能源消纳水平。 7.3.2 升级改造继电保护系统

中山局将进一步规范继电保护设备选型和配置原则，落实反事故措施，提高设备健康水平，推进装置整合、智能变电站、广域控制保护等技术应用。

（一）按照标准化、规范化要求升级改造继电保护装置

中山局将逐步更换不满足反措要求、运行年限超过 12 年、存在拒动或误动风险无法修复的保护装置，提高设备健康水平和电网安全稳定水平。

（二）完善主站端整定计算程序

中山局将逐步完善新能源接入系统整定计算工作，支撑新能源接入需要，配合 OS2 推广应用进行相关配套改造以提高设备自动化和电网智能化水平。

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中山供电局“十三五”智能电网规划

（三）提升新能源技术下的配网保护技术

中山局将分析分布式电源接入配电网对继电保护的影响分析及对策，按不同浸透率分布式能源接入情况，采用差异化的配电网保护解决方案，适应分布式能源接入的要求。在低浸透率情况下，采用改变保护定值来消除对原有保护的影响；在中浸透率情况下，采用光纤纵联电流差动保护满足保护需求；在高浸透率情况下，采用自适应保护、广域保护等方案实现保护功能。

7.3.3 配合提升安稳系统水平

中山局将配合网省公司着力巩固电力系统第二、三道防线，不断优化完善电网安全控制手段，提高驾驭复杂电网能力，确保电网安全稳定运行；提升安自专业精益化管理水平。

7.3.4 配合建立健全市场化调度运行机制

中山局将配合网省公司建立健全市场化环境下的调度运行机制，实现电网调度与市场交易的有效衔接，建立健全安全校核、阻塞管理等机制，支撑电力市场运行。 7.3.5 项目安排

中山局从2017年1月已开始主站基础资源平台（BRP）和运行控制系统（OCS）的建设，此项目作为主网生产技改项目下达，拟在2019年10月完成，总投资达2859.17万元。完成主站基础资源平台（BRP）和运行控制系统（OCS）的建设后，中山局将在此基础上构建主网的OCS、OMS、POC功能模块，变电站的OS2建设也将逐步进行。 7.4 智能综合运维支持平台 7.4.1 智能变电站运维规划方案

“十三五”期间，中山局将遵循资源节约型、环境友好型理念推进电网项目建设，并按照“统一建设”要求，依托500千伏文山输变电工程，

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中山供电局“十三五”智能电网规划

探索在基建阶段同步推进电网智能运维装备和设施的建设，实现智能化，并计划将220千伏观应站建设为智能变电站，同时持续打造三乡智能变电站集群。

（一）数字化、智能化变电站技术

数字化变电站是由电子式互感器、智能终端、数字化保护测控设备、数字化计量仪表以及IEC61850规约组成的变电站模式，主要从变电站自身需求考虑，实现站内一、二次设备的数字化通信和控制，建立统一数据通信平台，提高变电站内设备与系统间的互操作性。数字化变电站技术体现了设备集成和功能优化的概念，要求站内所有智能电子装置满足统一标准，拥有统一接口，通过统一通信实现一、二次设备的融合。

智能变电站技术是数字化变电站技术的发展和升级，通过采用先进的传感器（例如光互感器）、信息、通信、控制、智能等技术，以一次设备参量数字化和标准化、规范化信息平台为基础，实现变电站实时全景监测、自动运行控制、与站外系统协同互动等功能，达到提高变电可靠性、优化资产利用率、减少人工干预、支撑电网安全运行，可再生能源“即插即退”等目标的变电站。

相比数字化变电站技术，智能化变电站侧重满足智能电网运行要求，更加关注变电站之间、变电站与调度中心之间信息的统一与功能的层次化；而且智能站设备集成度更高，可以实现一、二次设备的一体化、智能化集成和整合；此外智能站还拥有更多新技术及装备的应用，以及风电、光伏等间歇式分布式清洁电源的接入，能够满足间歇性电源“即插即用”的技术要求。

随着相关技术的不断发展，智能变电站的内涵也将随之不断扩大，目前工程中应用较广的技术还包括：

1、柔性直流技术

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不仅可以优化交流大电网结构，充分发挥联络线输电能力，降低电网短路电流水平，提高电网运行可控性，降低电网安全稳定风险；而且能有效提高供电可靠性，不增加短路电流，不存在电磁环网问题，稳定提供有功功率，提高对台风等自然灾害的抵抗能力；此外还可提高配电网电能质量，快速控制有功无功，使电压、电流灵活满足电能质量标准要求，在连接分布式能源，消纳水电、风电、太阳能发电等非化石能源并网，以及向沿海小岛、海上钻井平台等远方孤立负荷送电方面具有独特的优势。

2、无功补偿技术

可控高抗能够在线路轻载时调至最大容量，系统工频过电压；重载时调至最小容量，维持电压稳定，减小系统网损，提高输送能力；线路开断瞬间，高抗容量快速达到最大值，可操作过电压；故障时抑制潜供电流，提高重合闸成功率。此外作为系统无功的灵活调节手段，对电网的弱阻尼动态稳定也有一定的改善作用。

STATCOM是迄今为止性能最优越的静止无功补偿设备，广泛应用于电网和地区枢纽变电站，可提高系统暂态电压稳定性，确保系统运行安全。

（二）智能运维技术

设备状态监测及评估是智能运维技术的基础，是指通过一定的途径了解和掌握设备的运行状态，包括利用监测与分析仪器（在线、带电或者离线），采用各种检测、监视、分析和判别方法，对设备当前的运行状态是否正常做出评估，对异常状态及时做出报警，并为进一步进行的故障分析、性能评估等提供信息和数据。特别是针对变电站关键一次设备，如主变压器、GIS、开关柜等开展在线监测，有利于降低运行风险，提高设备全寿命周期经济性。

智能巡检管理平台是智能运维技术的主要载体，实现对变电站设备温湿度、设备现场状态、刀闸状态、仪表等的智能巡检，并将设备运行的状

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态信息、视频图像信息统筹整合和集成，实现变电站巡视工作的可视化、智能化，提升运维的自动化水平。

近年来，基于互联网+配电网智能化的理念，依托“大数据云服务”的架构，智能机器人巡检技术蓬勃发展，目前主要应用方向有：

1、巡视机器人

可根据需要携带各类终端检测设备，如红外热像仪、可见光摄像机、声音采集器、微气象、局部放电检测等，具备实时视频监控、表计智能识别、微气象数据采集、声音采集及分析、自动生成统计报表等功能，以自主或遥控方式对变电站（开关站）设备的运行信息和环境信息进行检测、智能分析。

2、操作机器人

可为一体化建设及无人值班变电管理提供更多管理手段，可以自动或手动遥控机器人到相应位置后，通过机械臂及手眼伺服识别技术、位移匹配技术、结合机械臂多自由度的控制与图像识别技术，实现设备机器人操作。既保障了工作人员的人身安全，又避免大范围停电现象，进而保障了供电的可靠性和稳定性。

3、机器人技术应用研究

结合中山局现有变电站智能机器人技术应用情况，中山局将重点对机器人技术的适应性、集约化和操控性三方面进行研究。具体如下：

（1）适应性方面的研究：目前在用的智能机器人只能在一个平面场地使用，无法适用于多楼层的室内变电站使用。拟开发蜘蛛侠式挂轨智能巡检机器人，其目标是开发一种适用于各楼层的巡检机器人，以适应今后大批量室内变电站智能巡视、智能识别、智能应急及安保等方面的要求，进一步推动变电站向无人值班化、运维科技化发展。

（2）集约化方面的研究：随着机器人应用的逐渐普及，机器人群集约

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化管理、数据集中管理和应用需求将越显突出，智能巡检机器人集群管控系统仍需在多方面开展进一步的研究和完善，例如综合指挥和监控平台建设、数据综合分析和应用、机器人集群系统数据传输通道研究、应急场景下机器人单兵或多兵作战应用研究等方面。

（3）操作功能多样化方面的研究：全球机器人机器臂技术的不断发展，很多以往只能通过人脑和人手配合实现动作，现在都可通过机器人和机器臂配合实现。当前，电力系统中仍然存在大量工作强度大或安全风险高工作需要人亲身参与，结合电网实际需要，加强对机器人操作功能方面研究意义重大。结合中山局目前操作机器人技术应用情况和今年机器臂技术发展程度，近期可重点开展高压设备高空作业机器人、小车式开关柜操作机器人和汇控箱、机构箱操作机器人的研究，长远可对机器人操作类型和范围进一步扩展。

（4）变电站机器人技术在智能电网应用设想：巡视机器人方面，应基于互联网+配电网智能化的理念，依托“大数据云服务”的架构，建设智能机器人巡检系统，配置挂轨式和无轨式巡视机器人和操作机器人，巡视机器人根据需要携带各类终端检测设备如红外热像仪、可见光摄像机、声音采集器、微气象、局放检测等，以自主或遥控方式对变电站（开关站）设备的运行信息和环境信息进行检测、智能分析。操作机器人方面，可以为一体化建设及无人值班变电管理提供更多管理手段，可以自动或手动遥控机器人到相应位置后，通过机械臂及手眼伺服识别技术、位移匹配技术、结合机械臂多自由度的控制与图像识别技术，实现变电设备的机器人操作。通过变电站技术应用，进一步减轻巡检人员的劳动量和安全风险，而且具备检测方式多样化，数据采集、分析智能化，巡检客观性强等传统的巡视方式所不具备的优点，为变电站职能巡维提供了创新型的手段。

2017年，我局将实现500千伏变电站全部设置智能巡视机器人，到2020

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年底，实现220千伏及以上变电站全面配置智能巡视机器人。

（三）绿色环保节能技术 1、规划设计方面

目前变电站站用电主要通过站用变压器将主变压器的部分能源转换而来，通过设计选择低能耗设备有利于从源头实现站用电节能目标。

在建筑方案及内部装修中的大力推广节能、节材等绿色建筑技术。例如合理设置建筑朝向以充分利用日照资源改善室内热环境及光照环境；采用节能隔热的墙体材料和节能门窗等；建筑屋面设置雨水回收利用系统，实现雨水回收及再利用。

特别关注变电站噪声防治。站内主要噪声源是变压器和电抗器的中低频噪声，而降噪途径可分为主动降噪及被动降噪，主动降噪主要指通过设备选型等方案设计，控制噪声源；被动降噪指通过隔声、吸声、总体布置等手段，从噪声传播途径上解决噪音问题。

2、施工方面

采用预制式二次设备舱及预制式智能控制柜等模块化设备，通过预制光、电缆实现模块接线的即插即用，达到加快施工进度，提高工程质量，节约用地，降低成本的建设目标。

采用集约式施工方式，通过选用结构紧凑，低噪少污染的先进配电设备，选择集约式布置方案，节约变电站用地，节省土地资源；同时站内建构筑物采用装配式的建设方案，可以减少现场湿作业，省工省材，节能环保。

3、新能源接入

采用风能、光伏等新能源作为站用电的补充，对于节能减排、减轻能源供应压力、推动能源结构优化具有重要的环境效益、经济效益和社会效益。由于新能源电源存在着分布性和随机性特点，一般需要与储能设备共

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同组成微网运行。

微网一般由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷构成，具有对内部电源和负荷协调优化控制功能。做为小型能源网络，可以维持自身能量平衡，必要时可脱离主网运行。基于实时通信、快速控制和储能单元，能在暂稳态过程中实现功率平衡和电压频率稳定。还可根据需要允许新装置接入，规模易扩展，综合优化能量利用、运行效率和环境排放。

（四）智能仓储

基于物联网及“互联网+”技术，构建智能仓储系统，实现智能仓储、智能拣选、智能配送，保障电力物资高效供应。

对原长洲一级仓库进行改造，建设成符合南网标准的一仓库，配置电动桥式起重机及标准货架。引入移动机器人和移动式货架，由机器人负责货架的拣选和搬运，系统后台动态优化存储布局、机器人调度和订单处理，使仓库成为自适应的系统。完善“e配送”系统升级，现实需求管理、库存管理、应急抢修管理、指标监控、辅助分析等功能。 7.4.2 智能输电网运维规划方案

“十三五”期间，中山局将积极探索研究电缆通道外力入侵识别定位、电缆隧道智能巡视、输电线路自组网无线视频监控以及输配电线路无人机巡视等先进技术，扩大应用广度和深度，进一步提升输电网智能运维水平。

（一）电缆通道外力入侵识别定位

通过智能识别电缆通道外力入侵预报系统的理论探索，将开展基于TDOA（Time Difference of Arrival）到达时差技术，对外力入侵进行模式识别、空间定位和智能分析，实现电缆通道外力入侵的识别定位和实时预警。项目计划2019年6月完成。

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（二）电缆隧道智能巡视

实现电缆及电缆头状态实时监控，构建电缆可视化系统，记录和管理电缆及其附件、走廊的空间分布信息，建立环境视频监控网络，实时监测电缆遂道状态，实现机器人电缆隧道智能巡视。

计划结合中山翠亨新区综合管廊的实施，建设以电缆隧道智能巡检机器人为核心的电缆隧道智能巡检系统，实现电缆隧道信息数据实时监控，运维人员只需在电缆智能管控平台内即可完成隧道巡检，能实现人机巡视一体化、设备巡视智能化、隧道运维科学化的目标。

计划投资约2800万元，在2017年12月完成方案编制， 2019年12月完成。

（三）输电线路自组网无线视频监控

在现有自组网无线视频监控系统基础上，进一步扩大监控范围，2018年底实现输电架空线路全覆盖。

（四）输配电线路无人机巡视

根据《中山供电局“十三五”输配电线路“机巡+人巡”协同巡检实施方案》，我局在“十三五”期间将加快推进机巡作业在输配电线路巡检作业中的应用，充分发挥机巡作业优质高效的特点，持续提升输配电线路运维水平。通过项目购置及技能培训，逐步提升无人机装备水平及飞手技术水

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平，在确保安全前提下实现无人机在电力线路巡视工作的全面应用，2020年建成“机巡为主、人巡为辅”的输电线路巡检模式及“机巡+人巡”的配电线路巡检模式，持续提升输配电线路巡检质量、效率，实现安全、成本、效能总体最优。并积极拓展新业务，加大力度拓展无人机在线路竣工验收中的应用，以及配合机巡中心开展应急勘灾工作。

1、总体目标

2017年， 110千伏及以上线路机巡覆盖率①不少于60%（按公里数），220千伏及以上Ⅰ级、Ⅱ级风险管控线路（特殊区域除外）100%覆盖，110千伏及以上线路计划巡视中机巡占比②不少于30%；重要用户供电10千伏线路机巡覆盖率达100%。

2018年， 110千伏及以上线路机巡覆盖率不少于70%（按公里数），220千伏及以上Ⅰ级、Ⅱ级风险管控线路（特殊区域除外）100%覆盖，110千伏及以上线路计划巡视中机巡占比不少于40%；10千伏线路机巡覆盖率不少于20%。

2020年110千伏及以上线路（按公里数）机巡覆盖不少于90%，机巡占比不少于60%，线路巡检成本降低20%以上，具备直升机带电作业能力，10千伏线路机巡覆盖率不少于30%。

2、无人机巡视目标

2017年，输电线路运维班组配置多旋翼无人机（作业机）不少于2架，多旋翼无人机飞手在输电运维班组中占比不少于20%，多旋翼无人机平均作业量不少于60架次/（年•架），操作手作业量不少于20架次/（年•人），各输电运维班组均具备操作多旋翼无人机开展单点巡视、故障查找的能力。

2018年，输电线路运维班组配置多旋翼无人机（作业机）不少于4架，多旋翼无人机飞手在输电运维班组中占比不少于30%，多旋翼无人机平均作业量不少于100架次/（年•架），操作手作业量不少于25架次/（年•人）。

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2020年，输电线路运维班组多旋翼无人机配置数量达到班组人数的一半，输电所配置不超过20架的周转机。每个输电运维班组多旋翼无人机操作手达到班组人数的50%；平均每架机作业量不少于200架次/年，平均每个操作手作业量不少于50架次/年； 2020年，各供电分局配置多旋翼无人机不少于5架，各供电分局多旋翼无人机飞手不少于2名，10千伏线路机巡覆盖率不少于30%。

3、数据管理目标

2016年年底前完成多旋翼无人机精细化检查作业成果分析，实现图片、视频资料的存档管理。各项数据可溯源、发现问题有跟踪，提高机巡数据的利用水平。

7.4.3 智能配电网运维规划方案

（一）电缆通道智能巡视

实现电缆及电缆头状态实时监控；构建电缆可视化系统，记录和管理电缆及其附件、走廊的空间分布信息；建立环境视频监控网络，实时监测电缆通道状态；实现机器人电缆通道智能巡视。

（二）配电房智能运维

实现配电房电气参数和安防在线采集及自动控制，实时识别和监制设备状态；建立电房环境控制系统，实现配电房空气净化和微正压运行；加装发电机快速接入箱，保证故障时发电车快速接入；重点配电房实现机器人24小时巡视，实时开展局放监测；加装发电机快速接入箱，保证发电车快速接入，逐步实现配网不停电检修作业。

计划在东区、石岐区各选取两个台区电房开展配电房智能运维工作。建立配电房综合监控系统，采用物联网和大数据处理等技术，以技术手段实现配电房电气参数和安防在线采集及自动控制, 实时识别和控制设备状态，实现配网设备智能化运行；建立电房环境控制系统，实现配电房空气

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净化和微正压运行，构建电缆和开关柜运行最优环境；重点配电房试点实现机器人24小时巡视，实时开展局放监测；加装发电机快速接入箱，保证故障时发电车快速接入，实现故障快速复电。

计划投资约263万元，2017年9月制定具体试点项目方案，2018年9月前建成投产。

（三）带电作业提升

在现有的基础上，稳步扩大配网架空线路带电作业规模和作业范围，积极开展配网电缆旁路作业、移动环网柜车以及配网旁路负荷转移车作业研究；积极开展配网电缆旁路作业研究，利于配网环网柜中的预留间隔，研究开展配网电缆旁路作业减少环网柜或10千伏电缆检修的停电作业时间。

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第八章 多样互动的用电

随着电力市场化改革的不断推进，尤其是售电侧放开后，如何维系电力客户将是电网企业营销部门面临的一个重大挑战和课题。唯有跟踪客户关切和诉求，创新互动服务理念，适应科技进步和市场发展，不断拓展新需求和新业务，打造具有独特竞争力的新型综合能源服务品牌，才能使企业持续保持领先地位。

结合网公司“两精两优、国际一流”发展战略，中山供电局探索电网企业新型发展道路，在保持和提高传统业务服务质量的同时，更加注重用户体验，构建互动服务平台，积极开发智能电网业务增长点，提供多元化服务，实现企业和用户的双赢。 8.1 用户互动服务现状

中山供电局倾心打造全心易供电服务品牌，在电压合格率、平均停电时间等指标保持国内领先地位的同时，努力提升用户体验，使客户通过多元化的自助查询渠道，随心享受便捷、快速的用电服务，全面提升传统业务领域的服务质量。

电动汽车以其环保节能的优点成为汽车行业发展的新方向，也为传统电力供应商开辟了新业务。中山供电局积极配合建设相应的充电设施，2014年12月中山投产广东省第一个集中式电动公交车充电站乐群站，站点位于沙溪镇。随着出租车、私家车等社会车辆充电需求持续增长，目前中山已建1697个充电桩，总容量2.25万千瓦，中山供电局将继续推动充电桩布点建设，推动和促进电动汽车行业整体发展。

港口岸电是指港口设施、靠泊船舶采用电力作为主要能源的绿色能源消费模式，能够消除系泊船只自备柴油发电机组的烟气和噪声污染，节约

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船舶靠港成本，提高综合能效。中山供电局大力开拓和推动港口岸电业务，在中山港码头率先建成南网首个港口岸电项目，安装630千伏安的配电变压器，铺设电缆长度1千米，设置9台岸电箱，每个岸电箱可同时供27条船舶用电，码头每年可增供电量236万千瓦时。 8.2 用户互动服务措施

“十三五”期间中山供电局将继续做好全心易供电服务品牌，推动远程办理用电业务、多渠道用电缴费服务、客户经理个性化服务、远程自动抄表全覆盖、安全用电知识科普、节电信息多方共享等全方面服务整体提升，并探索家庭能源管理的智能家居服务。探索与家电、互联网企业在智能家居平台的业务合作模式，在火炬、东区营业厅试点建设智能家居体验馆，探索以市场化方式推进智能家居普及应用。

在节能方面，计划在全市推动电能替代，特别是食堂的电磁厨房改造，比明火炉具节省30%热损耗，PM2.5排放更少；以长虹综合能效基地为示范，计划“十三五”期间为超过100家企业免费提供节能诊断及能效优化方案。

而在新业务方面，中山供电局将积极推动电能多方位优化应用。推进110座充电站、22500个充电桩的建设；在全市港口、码头推广运用港口岸电，助推中山绿色低碳港口建设。 8.3 用户互动服务规划 8.3.1 电能替代

电能是便捷、安全、高效、清洁的二次能源。实施电能替代，可有效提高能源利用效率和电气化水平，更好地促进节能减排和清洁能源发展。中山供电局承接编制了《2017年电能替代行动计划》，明确了具体技术分类和重点领域，我局大力推动示范项目，扩大宣传效应，将在2017年实现

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电能替代电量2.46亿千瓦时，并力争挑战2.96亿千瓦时目标；“十三五”期间我局还将在工业电锅炉、电窑炉、食堂电磁炉等重点领域全面推进。 8.3.2 港口岸电

中山将以南方电网首个岸电项目——中山港港口岸电站为示范，依照网省公司关于加快港口岸电建设的精神，特别是根据省公司《港口岸电基础设施项目流程实施流程图及说明》，将于“十三五”期间在全市港口、码头推广运用，大力开展岸电宣传，对接交通、海事部门，积极推广合作运营的商业模式，推动岐江游码头岸电改造等船舶岸电项目建设。

（一）建设岐江码头岸电

目前，岐江码头共停泊游船14艘，其中常用6艘，其余作为备用。常用的6艘游船中，4艘为小型画舫，动力使用铅酸电池提供，空调使用柴油发电机发电提供，载客约20人；2艘为中型游船，动力与空调都使用柴油发动机提供，载客约30人；备用游船都是使用柴油发动机。目前岐江游的上船点在西区岐江公园旁，船只日常充电和维护是利用石岐区老安山的临时停靠点进行，其中电动画舫使用220v进行充电。由于充电电流较低，因此每天画舫需要充电超过10小时，充满电后能运营3、4小时。

计划在岐江公园旁的上船点建设岸电设备，提供给游船使用，充电桩配置380V和220V的输出接口，能减少游船充电时间，并促使岐江游运营公司逐步更换所有柴油发动机船只为纯电动游船。计划投资约25万元，于2018年6月完成。

8.3.3 电动汽车充电基础设施

根据中山市新能源（电动）汽车规划，到2020年预测全社会电动汽车保有量可达18000辆以上，我局将在已建成的博览中心公共充电站和乐群公交车专用充电站的基础上，2017年将依托自有物业（例如供电营业点停车场）建设公共充电桩，实现中山市所有镇区全覆盖，为市民电动汽车充

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电提供便利。

“十三五”期间中山供电局电动汽车充电基础设施投资总额预计可达17738万元，相关项目正在落实确定中，目前已确定45项，除自有物业项目外，还包括依托高速公路服务区的城际快速充电站项目等。具体规划如下：

表8-1 中山供电局“十三五”电动汽车充电基础设施规划

类型 公交车充电站 城市公共充电站 出租车充电站 物流环卫专用车充电站

城际快充站 充电站总计 分散式公共充电桩 内部机构专用充电桩

私人充电桩 充电桩总计

2016年 0 1 0 0 0 1 6 5 0 11

2017年 1 2 0 0 10 13 60 20 160 240

2018年 1 2 1 0 0 4 30 30 240 300

2019年 1 1 0 1 0 3 30 30 360 420

2020年 0 1 0 0 0 1 24 35 520 579

合计 3 7 1 1 10 22 200 120 1280 1550

8.3.4 企业能效优化

以长虹（中山）基地综合能效基地为示范，“十三五”期间将为超过100家企业免费提供节能诊断，为企业提供能效优化方案，推动企业节能改造；并继续跟进“中山格兰仕屋面分布式太阳能光伏发电应用示范项目”“中山华奇美塑料电器实业有限公司注塑机改造项目”“广东乐美达集团有限公司注塑机改造项目”等项目落地服务工作，促进中山绿色发展。 8.3.5 探索智能家居

（一）建设东区或火炬区营业厅建设智能家居体验室

计划在东区或火炬分局营业厅建设智能家居体验室，主要通过实物和用户体验的展示方式，包括以下几个方面：高级量测技术(家庭能耗分析)；智能水、电、气表三表集抄；智能家居家电控制；智能家居安防监控。主

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要展示手段包括：在展厅部署智能插座、智能开关、智能家电、管理中心和安防设备，以实现智能家居安防、基本控制和情景模式等效果；在展板上安装一台集中器、一台采集器和水电气三表，实现三表数据集中采集并在主站平台上予以体现；以抄读的插座、开关等用电设备的基础数据为支撑，自动计算家庭设备用能情况，在Pad上可体验能效管理效果；以智能手机/平板电脑等用户日常使用设备部署智能家居控制系统，让你真实体验“我的家庭，随你掌控”；多媒体灯箱宣传效果展示。计划投资约82.6万元，于2018年底完成项目建设。

（二）建设翠亨新区国际旅游区多表合一试点

计划在翠亨新区范围内选取海湾城居民小区约400多户居民用户，实现“电、水、气”一体化采集，并将数据上传省级计量自动化系统，并对试点区域采集的“电、水、气、热”数据进行统计、分析。计划由合作方提供约50万元投资。

2017年4月已完成施工方案制定，计划10月完成现场安装调试，12月完成多表集抄现场采集设备与省级计量自动化系统主站联调。

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第九章 综合能源服务

近年来随着风电、光伏以及储能等综合能源技术的快速发展，由于具备良好的经济性、灵活性、安全性、可靠性、环保性、能源利用多样性和调峰性能，以及适应电力市场发展需要等优势，使其在实践中具有重大的应用价值；随着电力改革的深入推进，“互联网+”智慧能源全面兴起，建设以智能电网为基础的智慧综合能源系统成为我国电力工业发展的前进方向。

为了适应这一发展趋势，2016年07月南方电网公司下发了《南方电网公司关于推进“互联网+”智慧能源发展的实施意见》，为相关项目在中山地区的落地提供了巨大的契机。中山供电局承接编制中山智能电网实施方案，以“打造高可靠性智能电网、支撑中山智慧能源城市”为总目标，实现综合能源高效利用、绿色低碳持续发展、业态创新多方共赢、灵活资源协调共享。

根据智能电网实施方案，中山供电局拟推动建设包含风力、光伏发电等分布式可再生能源的综合试点工程项目，并进一步探索带有就地储能的经济化调度运行模式，积累相关运行经验。 9.1 综合能源服务现状

从中山能源消费结构分析，电力、热力生产供应业在社会能源总消费中占比较高，自国家“十三五”能源消费总量和强度双控行动开展以来，对电力行业带来的节能降耗压力也比较大，要求我们必须努力减少对火力发电特别是燃煤发电的依赖，加大光伏、风电等新能源的开发力度。

中山位于北回归线以南，热带北缘，光照充足，热量丰富，太阳辐射角度大，终年气温较高，全年太阳辐射量为440.6千焦/cm²，其中散射辐

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射量为241.4千焦/cm²，平均直射辐射量为190.4千焦/cm²，且光照时数较为充足，年理论日照利用小时数1375小时。另外广东风能资源较为丰富，主要分布于沿海及海拔较高的山区，中山地处沿海地带，根据气象资料统计年平均风速约为7.0m/s，风能资源也比较充裕。这些可再生资源的丰富储量为中山综合能源发展提供了坚实基础。

根据电源规划，“十三五”期间中山市新增电源装机总容量将达265.5万千瓦，清洁能源占比可达88.49%，非化石能源占比10.02%。因此全社会对综合能源服务的需求方兴未艾，在支持电源建设的前提下，应积极推进新能源发展，重点引导推动光伏发电、风电储能、三联产新能源等分布式电源发展。

9.2 综合能源服务措施

按照国家建设清洁低碳、安全积极推进清洁友好高效的现代能源体系要求，中山供电局大力支持非化石能源电力开发利用，积极推动能源生产利用方式变革及清洁能源友好落地。主要举措包括：

（一）支持非化石能源电力发展，有效协同电源开发与电网建设，主动做好水电、风电、太阳能发电、生物质发电等非化石能源并网服务。

（二）支持分布式电源发展 ，分布式电源全额消纳。

（三）积极拓展调峰资源，并引导负荷侧资源以需求侧响应、虚拟电厂等多种形式拓展调峰资源。

（四）推进储能技术攻关和试点。试点建设并引导用户建设储能电站示范点，因地制宜的推进微电网的建设。 9.3 综合能源服务规划

9.3.1 翠亨新区起步区智慧能源项目

以翠亨新区起步区沿海区域为平台，以明阳、马海和池田线的负荷供

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应为基础，开展以风电和光伏为主的分布式可再生能源接入储能及管理于一体的智慧能源系统示范项目。

图9-1翠亨新区起步区智慧能源系统架构

（一）计划建设海岸风电机组组建风电场，装机容量共计7MW； （二）利用约总计面积约28000m的用户生产车间双坡面屋顶布置250Wp多晶硅光伏组件，组建光伏发电场，装机容量共计3MW；

（三）采用磷酸铁锂和铅炭电池组建储能系统，其中磷酸铁锂电池1.5MW/3MWh，铅炭电池500kW/2MWh。通过对储能系统的充放电控制，实现风电、光伏的平滑上网、友好可控，提高可再生能源就地消纳比例，期望达到区域新能源自给率50%的水平。

项目总静态投资为10273万元，预计光伏年平均发电量276.51万度，风电年平均发电量1330万度，预期项目内部收益率为4.60%，投资回报期为9.50年。目前项目已完成接入系统方案，我局正全力积极支持项目顺利实施。

9.3.2 中山电力生产调度综合楼光电储项目

根据中山电力生产调度综合楼场地布置、用电设备配置情况及综合用能情况，拟开展光、电、储等综合能源应用建设。依照“能源分散采集、

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整体协制、集中接入利用”的原则，建设综合办公楼、会议中心、员工餐厅和停车棚屋顶光伏发电装置，与储能设备一并接入系统，通过微网能量管理系统对光储系统进行协调优化控制，保障综合办公楼电能稳定供应。

图9-2中山电力生产调度综合楼光电储项目系统架构

（一）区域内可用屋顶面积约为3330 m，拟采用晶体硅光伏组件，光伏总装机约为400kWp，预期年均发电量77.万度。由于本项目光伏组件分散于不同地点，为降低汇流损耗，拟采用组串式并网型逆变器接入交流系统。

（二）项目储能装机功率500kW，储能系统容量2.5MWh。储能系统元件拟采用磷酸铁锂电池，运行方式为低电价时段蓄电、高电价时段放电，每天完成一个充放电循环。电池按照95%DOD放电，理论循环寿命大于10000次，预期寿命大于15年。

（三）系统除了供中山电力生产调度综合楼负荷以外，同时在停车场建设充电桩，以供用户电动汽车使用。

项目总投资1200万元，项目内部收益率7.67%，投资回报期为9.62年。拟由广东电网综合能源投资有限公司投资建设，目前正在开展项目可研，预计年底可建成投产。本项目可为城市楼宇供能提供光电储综合解决

2

-121-

中山供电局“十三五”智能电网规划

方案，具有良好的示范和推广意义。 9.3.3 三乡医院多能互补系统项目

结合三乡医院新建工程，综合考虑用户实际资源和综合能源需求，项目围绕能源供应、传输、利用三个方面展开工作，由于用户需求包括电力、供冷、供热等多种形式，系统通过建设微网控制中心，对医院内的冷热电进行综合调节，同时可根据环境条件以灵活的微网结构形式运行，满足医院冷热电综合用能需求。

综合能源管理平台多能数据采集与监视新能源发电及负荷预测能效分析与评价综合能源运管互联网用户电微网协制器多能互补协制器热微网协制器多能采集智能终端多能采集智能终端通信网电表气表热表光伏发电燃气内燃机电制冷机光热高温余气电力网热力网电热转化储能充电桩智能楼宇溴化锂制冷储热 图9-3三乡医院多能互补系统项目系统架构 （一）项目能源采用太阳能、风力可再生资源和天然气清洁能源综合供应，电力方面计划安装屋顶光伏发电，合计400kWp；风力发电4台，共计20kW；以管道天然气为主要燃料的内燃机发电机组2台，单台容量4.4MW，同时内燃机尾部配套建设SCR脱硝设备。考虑医院负荷可靠性要求较高，计划配置磷酸铁锂电池作为UPS储能电源，并配置两台750kW柴油发电机组作为后备电源。 （二）热力方面将燃气内燃机与供热、供冷设备共同组成分布式能源站。由于医院热水负荷较大，在2台内燃机以缸套水形式日供288吨65℃-122- 中山供电局“十三五”智能电网规划

生活热水基础上，再安装2台补燃型余热锅炉，与内燃机联用，单台供热量为8吨/小时。供冷拟采用2台蒸汽吸收式溴化锂制冷机组，吸收内燃机余热集中供冷，单台功率5500kW，另配1台5500kW离心式变频压缩机作为检修备用。

（三）系统运行方式通过微网控制中心调节，采用“多能数据采集—多能协制—综合能源管理”三层控制体系。以天然气分布式能源站为主供站点，分布式能源站采用“以热定电”模式运行，以满足冷热负荷需求为主对发电功率进行调节。区域能源系统在满足电力需求的同时提供必要的调峰服务。

（四）同时在停车区域布置充电桩，初期建设60kW直流充电桩2台，10kW交流充电桩4台。并预留充电桩续建和扩建能力。

本项目静态总投资11570万元，投资回报率8.51%（以气价3.2元/Nm3计算），投资回报期为10.84年。拟与三乡镇及三乡医院合作开展建设，计划联合广东电科院能源技术有限责任公司共同编制方案。

-123-

中山供电局“十三五”智能电网规划

第十章 建设项目投资估算

10.1 投资估算

2017-2021年，中山市电网规划总投资121.69亿元，其中电网基建总投资为116.43亿元，500千伏输变电工程投资5.53亿元，220千伏输变电工程投资23.84亿元，110千伏输变电工程投资23.50亿元，主网基建工程占基建总投资45.41%；10千伏电网工程投资51.43亿元，占基建总投资44.17%；0.4千伏电网工程投资12.14亿元，占基建总投资10.42%。

表10-1 2016-2021年配电网规划项目逐年投资汇总表 单位：万元

序号

项目 合计

1 2 3 3.1 3.2 4 4.1 4.2 5 6 6.1

500kV电网 220kV电网 110kV电网 其中：变电站

工程

其中：高压线

路工程 35kV电网 其中：变电站

工程

其中：高压线

路工程 110kV/35kV通信（二次） 10(20)kV及以下电网 其中：变电站

出线工程 其中：中压配6.2

电网改造工

程

-124-

2016年

2017年

2018年

2019年

2020年

2021年

2016-2020年合计 1163787 70200 228882 181100 172184 16 0 0 0 0 6176 276596

2017-2021年合计 1216878 55309 238361 234982 216744 18238 0 0 0 0 6350 3233

155075 230536 265977 304299 207900 208165 141 12000 20400 24001 23610 38400 8169 20560 18800 8169 20480 18330 0 0 0 0 0

80 0 0 0 0

470 0 0 0 0

21274 87730 65441 62537 2904 0 0 0 0

1635 55141 68130 62668 5462 0 0 0 0

0 33480 62051 52729 9322 0 0 0 0

90757 161450 174310 117395 73752 108733 31354 59546 77931

63802

43963

78401

21608 61486 506 33239 20301 11113 201141 1906

中山供电局“十三五”智能电网规划

序号 6.3 6.4

2016年

2017年

2018年

2019年 20354 17291

2020年 9488 14568

2021年 19219 12555

2016-2020年合计 139927 857

2017-2021年合计 121352 92355

项目 其中：低压配

电网工程 其中：配电自

动化投资 其中：计量自动化-智能电表同步建设 其中：计量自

37795 40417 31872 6657 17391 30550

6.5 0 0 0 0 0 0 0 0

6.6 动化-低压集抄同步建设 其中：配电网

0 0 0 0 0 0 0 0

6.7 通信同步建

设

营销技改投资合计 其中：计量自

0 2465 4205 2650 2828 1826 12148 13974

7 6951 8618 7752 5714 5014 3845 34050 30944

7.1 动化-智能电

表专项建设 其中：计量自7.2 动化-低压集

抄专项建设 8

生产技改投资合计 生产技改投8.1 资合计

（110kV） 生产技改投8.2 资合计

（35kV） 9

配电网通信专项建设

1463 5303 5692 4060 3799 2881 20317 21735

5488 3315 2060 1654 1215 9 13733 9208

10306 4260 4909 5454 4136 0 29065 18759

10306 4260 4909 5454 4136 0 29065 18759

0 0 0 0 0 0 0 0

0 38 1406 1291 91 56 2827 2883

10.2 分类投资估算

10.2.1 220千伏及以上电网建设投资估算

2017-2021年，中山市220千伏及以上输电网规划总投资29.37亿元，500千伏输变电工程投资5.53亿元，占输电网基建总投资18.83%；220千

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中山供电局“十三五”智能电网规划

伏输变电工程投资23.84亿元，占输电网基建总投资81.17%；

表10-2 2016-2021年输电网规划项目逐年投资汇总表 单位：万元

序号 项目 合计

2016年

2017年

2018年 58800

2019年 109003

2020年 567761635

2021年 334800

2016-2020年合计 299081 70200

2017-2021年合计 293670 55309 238361

382 35610

1 500kV电网基建 2 220kV电网基建

141 12000 20400 21274

24001 23610 38400 87730 55141 33480 228882

10.2.2 110千伏及中低压配电网建设投资估算

2017-2021年，中山市110千伏及以下配电网规划总投资92.32亿元，其中基建总投资为87.06亿元，110千伏电网工程投资23.50亿元，占基建总投资26.99%；10千伏电网工程投资51.43亿元，占基建总投资59.07%；0.4千伏电网工程投资12.14亿元，占基建总投资13.94%。

表10-3 2016-2021年配电网规划项目逐年投资汇总表 单位：万元

序号

项目 合计 110kV及以下 1 1.1 1.2 2 2.1 2.2 3 4

配电网基建 110kV电网 其中：变电站

工程

其中：高压线

路工程 35kV电网 其中：变电站

工程

其中：高压线

路工程 110kV/35kV通信（二次） 10(20)kV及以下电网

2016年

2017年

2018年

2019年

2020年

2021年

2016-2020年合计 8706 7987 181100 172184 16 0 0 0 0 6176 276596

2017-2021年合计 923208 870622 234982 216744 18238 0 0 0 0 6350 3233

116183 194926 207177 195295 151124 174685 926 182010 193110 182836 141882 170784 8169 20560 18800 8169 20480 18330 0 0 0 0 0

80 0 0 0 0

470 0 0 0 0

65441 62537 2904 0 0 0 0

68130 62668 5462 0 0 0 0

62051 52729 9322 0 0 0 0

90757 161450 174310 117395 73752 108733 31354 59546 77931

63802

43963

78401

4.1 其中：变电站

-126-

中山供电局“十三五”智能电网规划

序号

2016年

2017年

2018年

2019年

2020年

2021年

2016-2020年合计

2017-2021年合计

项目 出线工程 其中：中压配

4.2 电网改造工

程

其中：低压配

电网工程 其中：配电自

动化投资 其中：计量自动化-智能电表同步建设 其中：计量自

21608 61486 506 33239 20301 11113 201141 1906

4.3 4.4

37795 40417 31872 6657 17391 30550

20354 17291

9488 14568

19219 12555

139927 857

121352 92355

4.5 0 0 0 0 0 0 0 0

4.6 动化-低压集抄同步建设 其中：配电网

0 0 0 0 0 0 0 0

4.7 通信同步建

设

营销技改投资合计 其中：计量自

0 2465 4205 2650 2828 1826 12148 13974

5 6951 8618 7752 5714 5014 3845 34050 30944

5.1 动化-智能电

表专项建设 其中：计量自5.2 动化-低压集

抄专项建设 6

生产技改投资合计 生产技改投6.1 资合计

（110kV） 生产技改投6.2 资合计

（35kV） 7

配电网通信专项建设

1463 5303 5692 4060 3799 2881 20317 21735

5488 3315 2060 1654 1215 9 13733 9208

10306 4260 4909 5454 4136 0 29065 18759

10306 4260 4909 5454 4136 0 29065 18759

0 0 0 0 0 0 0 0

0 38 1406 1291 91 56 2827 2883

其中2016-2020年，中山市110千伏及以下配电网规划总投资86.47亿元，其中配电网基建总投资为79.88亿元，110千伏电网工程投资18.11

-127-

中山供电局“十三五”智能电网规划

亿元，占基建总投资22.67%；10千伏电网工程投资47.77亿元，占基建总投资59.81%；0.4千伏电网工程投资13.99亿元，占基建总投资17.52%。 10.2.3 智能电网试点项目投资估算

“十三五”期间，中山局智能电网建设试点项目共22项，总投资约3.275亿元，其中电网公司投资约1.47亿元，详见下表:

表10-4 “十三五”智能电网试点项目投资汇总表 单位：万元

序号 1

发展维度 全面支持清洁能源友好落地，提升能源综合服务水

平

重点任务

牵头 部门 计划部

立项方式 能源投资合

作 能源投资合

作 基建紧急立

项 基建紧急立

项 基建紧急立

项 基建紧急立

项 基建紧急立

项 基建紧急立

项 常规基建 常规基建、修

理 生产技改 基建、技改技改 生产技改 生产技改 生产技改 续建 技改、科技业扩配套 营销技改

计划完成时间 2018年

项目投资（万元）10123

建设翠亨新区起步区智慧能源系统 建设中山电力生产调度综合楼光电储

建设电缆网双环网智能分布式自动化（速断型）

建设电缆网双环网智能分布式自动化（配合型）

建设电缆网单环网智能分布式自动化

建设电缆网N供一备智能分布式自动化

建设重要用户中压准专线

2 计划部2017年 1525

3 计划部2018年 1391

4 计划部2018年 921

5 计划部2018年 106

6 计划部2018年 158

7

探索城市配电网向更高可靠性层9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

更加注重用户体

次发展

计划部2018年 104

8 建设公用配变双接入

建设岐江新城交直混合柔性配电网 建设三乡桥头村秀美乡村 开发配电自动化主站功能提升 建设配电数据网骨干层 试点应用中压载波技术 建设电缆隧道智能巡检系统 建设配电房智能运维试点 建设低压智能监控平台及终端试点 开发配电网运行管理技术支持平台 建设智能仓储管理系统 建设岐江码头岸电

计划部计划部计划部系统部系统部系统部设备部设备部设备部系统部物流中心市场部市场部

2018年 2019年 2017年 2018年 2019年 2018年 2019年 2018年 2018年 2018年 2018年 2017年 2018年

98 2850 158 90 1500 18 2800 263 348 0 2290 25 82.6

构建互动服务建设东区或火炬区营业厅建设智能20 验，

-128-

中山供电局“十三五”智能电网规划

序号

牵头 部门

计划完成时间

项目投资（万元）

发展维度

平台，提供多元化家居体验室

服务

重点任务 立项方式

21

通过新技术应用，22

探索新的商业模式下电网企业利润增长点

建设翠亨新区国际旅游区多表合一试点

市场部

由合作方提

供

2017年 50

建设三乡医院多能互补系统工程 计划部

能源投资合

作

2019年 7850

投资合计 其中：电网公司投资

32750.614702.6

10.2.4 配电自动化建设投资估算

根据中山局“十三五”配电网规划，预计2017-2019年中山局中低压配电网总投资约45.32亿元，其中配电自动化总投资约6.52亿元；配电自动化投资中，专项配电自动化改造投资2.88亿元，同步建设配电自动化投资3.65亿元，均从常规基建项目立项建设。计划2018年建成各种接线模式智能分布型配电自动化试点项目，并组织全市推广。具体安排如下表：

表10-5 2017-2019年配电自动化建设投资汇总表 单位：万元

2017年（万元）

类别

主要任务 项目方案编制、

立项 东区、石岐区试

点推广

投资

主要任务 试点项目 竣工 中心城区 推广

投资

主要任务

投资

2018年（万元）

2019年（万元）

投资 合计 （万元）2778

自动化 专项

试点 1000 1778 -

改造 1000 15391 17391

12000 16772 30550

全市推广

13000 4291 17291

26000 354 65232

基建项目同步

合计

备注：2017年上半年配网基建同步建设配电自动化仍按就地控制型建设。2018-2019年将按智能分布式推广建设。

10.2.5 计量自动化建设投资估算

2017-2021年，中山市计量自动化建设投资约3.09亿元，其中智能电表更换投资2.17亿元，占比70.24%；低压集抄建设投资9208万元，占比29.76%。具体如下表：

-129-

中山供电局“十三五”智能电网规划

表10-6 2016-2021年计量自动化改造逐年投资汇总表 单位：万元

序号 1 1.1

项目

营销技改投资合计

其中：计量自动化-智能电表专项建设

其中：计量自动化-低压集抄专项建设

2016年 6951 1463

2017年 8618 5303

2018年 7752 5692

2019年 5714 4060

2020年 5014 3799

2021年 3845 2881

2016-2020年合计 34050 20317

2017-2021年合计 30944 21735

1.2 5488 3315 2060 1654 1215 9 13733 9208

10.2.6 配电通信网建设投资估算

2017-2021年，中山市配电通信网规划建设投资约1.69亿元，其中配合配电网基建建设项目同步建设投资1.4亿元，占比82.90%；配电网通信专项投资2883万元，占比17.10%。具体如下表：

表10-7 2016-2021年配电通信网规划建设逐年投资汇总表 单位：万元

序号 1 2

项目 合计

配电网通信同步建设 配电网通信专项建设

2016年 0 0 0

2017年 2504246538

2018年 561242051406

2019年 394126501291

2020年 29192821

2021年 1882182656

2016-2020年合计 14975 12148 2827

2017-2021年合计 16858 13974 2883

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中山供电局“十三五”智能电网规划

第十一章 规划评估

11.1 存在问题解决情况

（一）220千伏及以上电网存在问题解决情况

经过“十三五”期间电网的规划建设，特别是500千伏文山站及其配套220千伏输变电工程、逸仙到团结线路工程等一系列项目投产后，中山电网“三核六环”目标网架初具规模。一级事件将全部得到解决，香山站主变全停导致的较大事故降级为一般事故；断面重载、主变重载、主变N-1问题将全部得到解决。

（二）110千伏电网存在问题解决情况

经过“十三五”期间的电网建设与调整，电网结构得到优化调整，新的电网工程也按照典型接线进行规划建设，到2020年，中山全市及各组团110千伏网架结构得到较大改善。110千伏网络接线形成以“双T”或链式接线为主的供电模式，到2020年电网典型接线比例由2015年的94.15%大幅提升至100%。电网的运行灵活性、供电能力及可靠性均得到很大的提高。

针对110千伏重载线路，通过增加110千伏供电线路、优化并加强网络结构、加强下级电网转移负荷、调整运行方式等手段，到2020年已全部解决线路重载问题，线路“N-1”通过率100%。

针对110千伏重载变电站，在所属片区范围均安排了相应的110千伏变电站新建和扩建工程，并相应合理调整运行方式，确保全网110千伏变电站负荷率在合理范围，到2020年重载率由2016年的5.88%大幅降至0%，变电站“N-1”通过率100%。2020年全市110千伏容载比为2.0。

（三）三级事件及以上电网安全风险消除情况分析

评估2016-2020年配电网存在的运行风险。对现存电网运行风险提出解决措施、建设项目或项目调整建议等。

-131-

中山供电局“十三五”智能电网规划

表11-1 220kV及以上电网运行风险统计表

所在区域

年份 2015 2016 2017

全市

2018 2019 2020 2021

重大事故

- - - - - -

较大事故

1 1 1 0 0 0

一般事故

- - - - - -

一级事件

3 3 3 0 0 0

二级事件

23 23 23 2 2 0

三级事件

4 4 4 0 0 0

总计 31 31 31 2 2 0

表11-2 110kV电网运行风险统计表

所在区域

年份 2015 2016 2017

全市

2018 2019 2020 2021

重大事故

- - - - - - -

较大事故

0 0 0 0 0 0 0

一般事故

- - - - - - -

一级事件

0 0 0 0 0 0 0

二级事件

16 15 15 7 7 0 0

三级事件

19 17 15 8 7 0 0

总计 35 32 30 15 14 0 0

（四）中低压配电网存在问题解决情况

针对中山市配电网现状存在问题，通过“十三五”中低压配电网规划方案的实施得到逐步解决，全面解决重过载线路、重过载配变、单幅射线路、不满足“供电安全水平”校验线路等现状问题，可转供线路比例、典型接线率逐步提升，进一步降低轻载线路、配变比例。 11.2 规划技术原则的落实情况

中山市“十三五”配电网规划指标落实情况如下表所示。

表11-3 配电网建设改造指标落实情况

项目

110千伏主变“N-1”通过

网架结构水平

率（%）

110千伏线路“N-1”通过

率（%）

2016年 （实际）90.59

2017年

2018年

2019年

2020年

2021年

93.16 95.52 98. 100 100

96.6 97.17 98.25 99.61 100 100

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中山供电局“十三五”智能电网规划

2016年 （实际）95.14

项目

110千伏线路典型接线率

（%）

10（20）千伏线路环网率

(%)

其中：中心城市（区）中压配电网线路环网率(%) 其中：城镇中压配电网线

路环网率(%) 10（20）千伏线路站间联

络率(%)

10（20）千伏架空线路平

均分段数（段） 10（20）千伏线路“满足供电安全水平”通过率

（%）

10（20）千伏线路可转供

电率(%)

其中：中心城市、城镇供电区线路可转供电率(%) 10（20）千伏线路典型接

线比率(%) 110kV变电容载比 10（20）千伏线路平均负

载率(%)

10（20）千伏重载线路比

例(%)

10（20）千伏过载线路比

例(%)

末端电压不合格线路比

负荷供应能力

例(%) 重载配变比例(%) 过载配变比例(%) 电压偏低台区比例(%)

（180~198V） 电压偏低台区比例(%)

（<180V）） 乡村户均配变容量（kVA/

户）

2017年 2018年 2019年 2020年 2021年

95.75 96.49 97.25 97.38 99.66

97.37 99.26 99.76 100.00 100.00 100.00

97.20 99.36 100.00 100.00 100.00 100.00

97.43 99.23 99.69 100.00 100.00 100.00

69.43 71. 73.59 76.53 78.19 77.91

4 4 4 4 4 4

95.04 97.72 99.19 99.56 100.00 100.00

92.65 94.12 98.34 99.39 100.00 100.00

92.65 94.12 98.34 99.39 100.00 100.00

92.70 2.09 38.62

96.55 2.05 38.70

98.22 2.04 36.65

98.69 2.00 35.60

99.85 1.96 34.88

100.00 2.00 33.12

4.38 1.85 0.38 0.09 0.08 0.00

0.47 0.05 0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 3.48 0.33 0.05

0.00 0. 0.01 0.00

0.00 0.01 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

6.87 6.74 6.60 6.37 6.09 5.85

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中山供电局“十三五”智能电网规划

2016年 （实际）67.98

项目

10（20）千伏线路绝缘化

率(%)

10（20）千伏线路电缆化

率(%)

装备技术水平

10（20）千伏线路长度

(km)

高损耗配变台数比例(%)

一户一表率(%) 配电自动化覆盖率（%） 其中，馈线自动化覆盖率

配电网智能化水平

低压集抄覆盖率（%） 配电网通信覆盖率（%）

（%）

智能电表覆盖率（%）

2017年 2018年 2019年 2020年 2021年

71.99 73.49 74.48 75.26 75.47

66.28 70.34 71.96 73.02 73.85 74.09

10130.20 0.00 96.79 100.00 77.23 80.92 75.20 100.00

10679.51 0.00 97.00 100.00 81.57 100.00 100.00 100.00

11351.51 0.00 99.00 100.00 88. 100.00 100.00 100.00

117.32 12165.84 12568.31 0.00 100.00 100.00 94.20 100.00 100.00 100.00

0.00 100.00 100.00 99.55 100.00 100.00 100.00

0.00 100.00 100.00 99.93 100.00 100.00 100.00

11.3 电网智能化水平评价

中山供电局践行公司“两精两优、国际一流”发展战略，探索电网企业新型发展道路，在“十三五”末期初步构建成“安全、可靠、绿色、高效”的智能电网，围绕南方电网“185611”发展目标，全面提升电网智能化水平，实现“清洁用电、可靠用电、智慧用能、生态用能”绿色能源新理念，助力中山市产业结构转型升级，支撑智慧能源生态城市以及“特色小镇”跨越式发展。

力争“十三五”末期全市域用户年平均停电时间不高于60分钟（可靠率≥99.990%），达到国内领先水平；中心城区及重大产业平台用户年平均停电时间不高于26分钟（可靠率≥99.995%），达到国际先进水平；岐江新城、翠亨新区用户年平均停电时间不高于5分钟（可靠率≥99.999%），达到、新加坡国际领先水平。

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中山供电局“十三五”智能电网规划

第十二章 结论和建议

12.1 主要结论

12.1.1 电力电量与负荷

（一）预测2020年，中山市全社会用电量和全社会最高负荷将分别达到320亿千瓦时、636万千瓦，“十三五”年均增长率分别为5.23%、5.66%。

（二）预测2021年，中山市最高供电负荷为671.8万千瓦，2017-2021年均增长率为5.56%。 12.1.2 电网建设规模

（一）220千伏及以上电网建设规模

2017-2021年，规划投产220千伏及以上电网项目共1，项目总投资47.21亿元，“十三五”期间完成投资29.91亿元；其中，新建500千伏线路104公里，新增500千伏变电容量3000MVA；新建220千伏线路560公里，新增220千伏变电容量4080MVA。

（二）110千伏电网建设规模

2017-2021年，规划新增110千伏变电站31座，扩建110千伏变电站13座，改造110千伏变电站1座，新增110千伏降压变容量共443.5万千伏安，新增110千伏线路325.09千米。

（三）中低压配电网建设规模

2017-2021年，中山市变电站新出中压线路工程共新出10千伏线路980回，新建电缆线路1996.67千米，架空线路353.17千米。

2017-2021年，中山市中压配电网改造工程共新建及改造电缆线路655.32千米，架空线路176.74千米。

2017-2021年，中山市低压配电网工程共新建及改造配变1920台，容量112.13万千伏安，台区2333个，低压线路1985.82千米。

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中山供电局“十三五”智能电网规划

12.1.3 投资估算

本次修编后，中山供电局“十三五”配电网规划2016-2020年规划投资为86.47亿元，对比已审定的“十三五”规划调增了24.71亿元。调增的主要方向为配电自动化提升、配电通信网建设、目标网架完善、智能电网建设、解决电网安全隐患和防风加固等方面。其中：110千伏电网工程投资18.11亿元，占总投资20.94%； 10（20）千伏及以下电网工程投资61.77亿元，占总投资71.43%。

2017-2021年，中山市电网规划总投资121.69亿元，其中电网基建总投资为116.43亿元，500千伏输变电工程投资5.53亿元，220千伏输变电工程投资23.84亿元，110千伏输变电工程投资23.50亿元，主网基建工程占基建总投资45.41%；10千伏电网工程投资51.43亿元，占基建总投资44.17%；0.4千伏电网工程投资12.14亿元，占基建总投资10.42%。 12.2 总体结论

“十三五”期间，中山局将全面贯彻党精神和网、省公司智能电网建设思路，积极响应中山市率先建成小康社会、“三个适宜”美丽中山的社会发展目标，密切跟进“一中心四组团、十大产业平台”发展战略，朝着“185611”的目标持续推动智能电网发展，深入研究三表合一、四网融合、多能互补、智能家居等先进理念，积极探索智能变电站建设和智能运维技术应用，按照“统一规划、统一建设、统一运维、统一服务”的全面提升理念，充分支持配电自动化、计量自动化以及通信全覆盖，不断提高供电安全稳定水平和客户满意度，打造高可靠性的智能电网，以智慧能源支撑中山生态城市建设。

到“十三五”末期，中山市智能电网建设初见成效，建成符合OS2标准的智能调度平台，建成南部组团智能变电站集群，实现配电自动化率、智能电表覆盖率、配电通信网覆盖率、低压集抄覆盖率、环网率和双电源

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中山供电局“十三五”智能电网规划

可接入率等6项指标全面达到100%，初步建成“故障自动隔离、网架自愈重构”的配电自动化体系，推广多样互动用电服务，稳步推广电能替代工作，试点推进综合能源服务，各项智能化试点项目全面建成并积累充足的运行管理经验；力争实现全市域用户年平均停电时间不高于60分钟（可靠率≥99.990%），达到国内领先水平；中心城区及重大产业平台用户年平均停电时间不高于26分钟（可靠率≥99.995%），达到国际先进水平；岐江新城、翠亨新区用户年平均停电时间不高于5分钟（可靠率≥99.999%），达到、新加坡国际领先水平；并配合中山“特色小镇”建设，主动将投资范围进一步延伸至客户用地红线，配备客户经理“一对一”全程跟踪客户用电业务，确保“快用电、用好电、智能用电”，对于精密智能制造用户，实现不间断供电。

到2030年，中山市将全面建成电力流、信息流和业务流深度融智能电网， 实现“打造安全、可靠、绿色、高效的智能电网”的企业愿景，为中山市建设智慧能源城市提供充足的保障。

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