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表4-1远景年负荷密度指标选取
3.近期负荷预测
根据试点区域的实际情况,发展定位也比较明确,近期招商引资力度大,经济发展迅速,所以本次规划近期负荷预测采用自然增长+大用户法。
对于近期无建设规划项目地块,暂时考虑负荷自然增长;对于近期有计划开发项目的地块,根据地块的用电需求、用户提出的容量需求来预测。
首先根据现状用户负荷情况对自然增长负荷进行预测,最后将自然增长负荷与报装大用户负荷进行叠加,得到近期负荷预测结果。
(1)自然增长负荷预测
试点区域现状主要为居民生活用电,2014-2018年负荷年均增长率为8.37%,试点区域目前尚无大用户,正处于发展的起步阶段,后续政府将持续加大招商引资力度,推动试点区域内经济发展,根据三界镇政府提供资料,2019年至2022年计划入驻试点区域24家企业,随着企业的入驻,地区人口将有较大的增长,居民及一般工商业用电量将随之快速增加。选取近期年均增长率13.98%,对试点区域2019~2025年自然增长最大负荷进行预测,结果如下表所示。
(2)大用户负荷预测
1)已供土地
试点区域报装用户全部为工业大用户,计划入驻企业约24家,报装容量36.8兆伏安。
2)已征未供土地
由于试点区域近期地块开发计划与发展产业已初步明确,因此选用上述已供土地报装情况预测已征未供土地负荷情况。
3)大用户预测结果
根据试点区域前述2个部分大用户负荷预测结果,汇总得出增量试点区域大用户电力需求预测结果,如下表所示:
(3)近期负荷预测结果
对上述自然增长负荷预测和大用户负荷结果进行汇总,电力需求逐年预测结果见下表。
4.负荷预测汇总及电量预测
对上述近远期负荷预测结果进行汇总,并根据试点区域社会经济发展规划以及最大负荷利用小时数的变化情况,预测出试点区域各规划年供电量情况。
根据试点区域的发展规划类比同类区域,预计至远期最大负荷利用小时数约5200小时。而由于试点区域近期发展较快,年度负荷变化较大,因此本次规划近期最大负荷利用小时数取4500小时,2025年取4800小时。
试点区域电力需求预测结果如表4-6所示:
至2020年,预测负荷11.49兆瓦,年用电量5170.5万千瓦时,至2025年,预测负荷38.72兆瓦,年用电量18585.6万千瓦时,至远景年,预测负荷69.1兆瓦,年用电量35932万千瓦时。
5.负荷预测校验
本次规划负荷预测校验主要采用人均电量法和负荷密度指标对比法,为体现预测结果的可比性和合理性,选取典型工业园区和试点区域作为对比对象。
(1)人均电量法
人均用电量为全社会年用电量与人口总数的比值,是衡量一个国家和地区经济发达和繁荣程度的一项主要指标。采用人均用电量法对预测负荷结果进行校验。
根据试点区域总体规划,远景年总人口5.4万人,根据负荷预测,试点区域远景年电量达到35932万千瓦时,预测试点区域人均用电量为6654千瓦时/人,综合考虑城市电力规划规范与产业结构,试点区域为用电水平中上城市,符合园区发展定位,预测结果在合理范围内。
(2)负荷密度指标对比法
试点区域规划面积7平方公里,以工业为主,商业与居住配套,远景负荷密度为10.42兆瓦/平方公里。综合考虑电力规划规范与产业结构,结合部分工业园区的负荷密度指标,预测结果与试点区域发展定位相符合,处于合理范围内。
6.分电压等级负荷预测
近期负荷采用自然增长+大用户预测方法,自然增长负荷属于0.4千伏负荷,大用户负荷属于10千伏负荷。
(三)区域电源增长预测
试点区域现状无分布式电源,通过对试点区域开发进度、入驻用户、产业类型的分析,对区域内分布式电源接入的容量进行预测。
根据试点区域建设面积及用户建筑物屋顶可建设光伏发电的实际情况,按照适合光伏安装的屋顶面积占建设面积15%,光伏版型按多晶8平米/千瓦计算,预计试点区域远景年屋顶光伏可装机容量最大可达到62兆瓦,按照10%的装机规模考虑,预计装机容量为6.2兆瓦,随着试点区域电网逐渐建成,预计区域电网能够满足光伏发展的需要,全额消纳光伏发电。
(四)区域外网供负荷、电量预测
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