7.2 变电站布局规划

7.2.1 变电站规划结果

根据前面所做的负荷预测、电源规划结果以及电力平衡情况，结合都昌县高压配电网的结构特点和供电区域的划分，对都昌县进行了35kV及110kV变电站布局规划，具体结果见表7-2。

表7-2 都昌县变电站布局规划表

由表7-2可知，2004~2010年都昌县规划新建110kV、35kV变电站2座、1座，分别为110kV万里变、110kV蔡岭变、35kV苏山变；增容35kV三汊港变。共新增110kV、35kV变电容量分别为71.5MVA、9.45MVA。

2011~2020年规划新建110kV大树变，增容110kV蔡岭变，共新增110kV变电容量分别为94.5MVA。

下面对都昌县各规划年35kV及110kV变电站规划结果具体介绍。

1．2004~2005年变电站

至2005年，都昌县110kV、35kV变电容量分别为71.5MVA、34.35MVA。

（1）新建工程

1）110kV万里变：主变1台，变电容量为20MVA，计划于2005年建成投运，建在都昌县城，主供县城以及芙蓉山工业园区域负荷。都昌县城是都昌经济、文化的中心，人口密集，用电负荷集中。2004年都昌县城负荷已经达到全县总负荷的45%左右，同时从都昌整体规划来看，县城区域发展前景巨大，急需变电站建设。

2）35kV苏山变：主变1台，变电容量为3.15MVA，计划于2005年建成投运，建在苏山，主供苏山区域负荷。苏山区域石矿比较多，采石业发展潜力很大，这部分负荷现状由多宝变供电，供电半径过大，供电可靠性低，所以新建苏山变可以减轻多宝变的供电压力。

2．2006~2010年变电站

至2010年，都昌县110kV、35kV变电容量分别为123MVA、40.65MVA。

（1）新建工程

110kV蔡岭变：主变1台，变电容量为31.5MVA，计划于2006年建成投运，建在蔡岭，主供蔡岭工业园区域负荷。蔡岭工业园为江西省级工业园，集中了多个大用户负荷。新建110kV蔡岭变将缓解蔡岭地区的供电压力，并确保其供电质量和供电可靠性。

（2）扩建工程

1）110kV万里变：扩建1台主变，容量为20MVA，计划于2009年建成投运，变电总容量达到40MVA，主供县城以及芙蓉山工业园区域负荷。

2）35kV苏山变：扩建1台主变，容量为3.15MVA，计划于2007年建成投运，变电总容量达到6.3MVA，主供苏山区域负荷。

3）35kV三汊港变：现状变电容量为6.3MVA，计划于2009年进行1台主变改造，由3.15MVA增至6.3MVA，变电总容量达到9.45MVA，主供三汊港镇区域负荷。

3．2011~2020年变电站

至2020年，都昌县110kV变电容量分别为217.5 MVA。

（1）新建工程

110kV大树变：主变2台，变电容量为63MVA，计划于2015年、2018年建成投运，建在大树乡，主供县城区域负荷。随着都昌县经济的发展，都昌县城规划向东扩展，供电负荷越来越大，需要新建110kV变电站以缓解供电压力。

（2）扩建工程

110kV菜岭变：扩建1台主变，容量为31.5MVA，计划于2013年建成投运，变电总容量达到63MVA，主供菜岭工业园区域负荷。

由于负荷发展的不确定性和其他的一些相关因素，规划变电站建设时间存在一定的不确定性，因此变电站的建设时间可以根据负荷发展的具体情况进行调整。

7.2.2 变电容载比

根据负荷预测及35kV及以上变电站规划结果，对都昌县35kV及以上电网变电容载比进行统计，具体结果见表7-3。

表7-3 都昌县高压配电网容载比分析表（2004~2020年）

由表7-3可知，都昌县2005年、2010年110kV、35kV变电容载比分别达到1.80、2.25，1.93、1.83，2020年110kV变电容载比预计为1.85，均满足导则规定的要求。

7.3 高压网架规划

7.3.1 总体思路

配电网的网络规划是在负荷预测、电源规划和输电规划基本完成，未来若干年内区域负荷需求和区域电源（相应的变配电所的站址及容量）为已知的情况下确定什么时间、什么地点、需要建设什么电压等级及多少回数的供电线路，才能保证供电区域电力系统安全运行（即满足负荷需求和安全约束），同时所需投资和运行费用最小。

因为配电网通常总是多电压（如110kV，35kV）等级的电网，网损必须详细计及，系统安全约束众多，所以这是一个多变量、多约束、非线性动态混合规划问题。目前的规划方法大体分为两类，一类是启发式方法，另一类是数学优化方法。数学优化方法，是将电网规划归纳为运筹学中的数学规划模型，然后通过一定的优化算法求解出能够满足系统约束条件的最优网络扩展方案。数学优化方法从模型上考虑了系统各变量之间的联系，在理论上更为严格，能够确保求得数学上的最优解。但是，由于问题本身的复杂，加上规模的庞大，致使人们不得不作某些简化以降低其计算量，从而也就在一定程度上降低了其最优解的最优性价值。而启发式方法是一种以直观分析为依据的方法。这种方法往往采用工程人员的思路，通过使用潮流计算、灵敏度分析以及系统经济性评价等传统方法评价各种可行扩展方案，易于贴近生产实际。

在都昌县35kV及以上高压网络规划中，利用了天大求实电力新技术有限公司城网规划软件，依据220kV电源点和35kV及110kV变电站规划结果，在现状电网的基础上提出网络规划方案。然后通过对方案进行技术经济比较，不断修正方案，最终确定技术经济合理的规划方案。

7.3.2 网架规划结果

改革开放以来，都昌县经济得到了迅速的发展，特别是近几年随着改革力度的不断加大，产业结构趋向合理，城市建设步伐进一步加快，用电负荷也随之快速增长。因此，对电网供电能力和安全运行水平提出了更高的要求。

根据前面所做的负荷预测、电源以及变电站规划结果，结合都昌县高压配电网的结构特点和供电区域的划分，对都昌县进行了35kV及110kV网架结构规划，110kV电网除了新桥变采用环网供电以外，其他站都采用单电源辐射接线模式供电；35kV电网主要单电源辐射接线模式供电。具体结果见表7-4。

表7-4 都昌县线路规划表（2004~2010年）

由表7-4可知，2004~2010年都昌县规划新建110kV线路4条，改造110kV、35kV线路2条、1条，共新增110kV、35kV线路长度分别为83km、8km。

下面对都昌县各规划年35kV及110kV网架规划结果具体介绍。

1．2004~2005年网架

至2005年，都昌县110kV、35kV线路长度分别为116.94km、109.88km，35kV线路共7条。

（1）海-新Ⅱ线：为了增加都昌的受电能力，计划于2005年新建海山220kV变电所至新桥的第2回110kV线路（海-新Ⅱ线），线型为LGJ-120，长度56km。

（2）新-万Ⅰ线：为万里变提供主供电源，线型为LGJ-150，线路长度13.5km，计划于2005年建成投运。万里变由220kV海山变通过新桥变进行供电。

（3）苏山T线：为苏山变提供主供电源，线型为LGJ-95，长度8km，计划于2005年建成投运，35kV苏山变由新-多线（新桥变~多宝变）“T”接供电。

2．2006~2010年网架

至2010年，都昌县110kV、35kV线路长度分别为130.44km、109.88km，35kV线路共7条。

（1）海-蔡线、新-蔡线：为蔡岭110 kV变提供主供电源，由海-新Ⅱ线破口接入，线型均为LGJ-120，长度分别为33km、23km，计划于2006年改造。110kV菜岭变由220kV海山变供电。

（2）新-万Ⅱ线：为万里变提供主供电源，线型为LGJ-150，线路长度13.5km，计划于2009年建成投运。

3．2011~2020年网架

至2020年都昌县由220kV海山变供电，区外的220kV海山变同时向都昌县、彭泽县和湖口县供电，变电容量不能满足未来电力负荷需求，需要对都昌县、彭泽县和湖口县综合考虑新增220kV电源点。海山变为110kV新桥变、菜岭变和万里变的主供电源，其中，新桥变负责向都昌县中部供电，菜岭变为菜岭工业园供电，万里变和大树变负责向都昌县城供电。

7.4 无功补偿容量估算

7.4.1 无功补偿目标与原则

1．无功补偿目标

为使都昌县电网安全、经济运行，提高供电可靠性和供电质量，在电网建设的同时，注重合理配置无功补偿设备，使无功电力基本满足都昌县电力系统平衡的需要。经过努力，到2010年，达到以下目标：

（1）220kV变电站：0.95~0.98

（2）110kV、35kV变电站：0.90~0.95

（3）10kV及以上高压用户：0.90以上。

2．无功补偿原则

（1）无功补偿方式：按分层分区、就地平衡的原则考虑配置无功补偿容量，采用集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；降损与调压相结合，以降损为主；电业补偿与用户补偿相结合，以用户为主。

（2）无功补偿容量

1）110kV、35kV变电站一般可按主变容量的10％~30％配置。

2）10kV配电变压器一般可按配变容量的7％~10％配置。

（3）无功补偿设施应便于投切，装设在变电站和大用户处的电容器应能自动投切，并能灵活调节容量大小，用户集中安装的电容器应能按运行需要自动投切，用户分散安装在补偿设备旁的电容器与设备同时投切。应逐步推广无功电压优化自动控制技术。

7.4.2 无功补偿设备装设方式

（1）110kV、35kV变电站无功补偿装置配置在10kV母线上。

（2）10kV配电变压器无功补偿装置安装在低压侧母线上，并应安装按功率因数和电压控制的自动投切装置，随负荷和电压变化进行投切，保持功率因数在高峰负荷时达到0.9以上，低谷负荷电压过高时应禁止向电业变电所倒送无功功率。

（3）10kV配电线路上的无功补偿装置应分布在负荷中心，要保证在低谷负荷时不使功率因数超前或电压偏移超过规定值，不向变电站倒送无功电力。

（4）用户无功补偿装置可以集中安装，亦可以分散安装；前者必须能按运行需要自动投切，后者安装于所补偿的设备旁，与设备同时投切；二者中以分散安装的方法较好，还要提倡用户低功率因数的用电设备内装电容器。

（5）为限制大容量冲击负荷，波动负荷时对电网产生电压骤降、闪电以及非线型畸变负荷对电网注入谐波的影响，必须要求该类用户就地装设补偿装置（如滤波装置或静止无功补偿装置），满足GB 12326－2000和GB/T 145490－93的规定。

7.4.3 无功补偿设备容量估算

根据表7-2中各变电站的无功补偿容量，下面对都昌县35kV及110kV变电站在2004~2020年间的无功配置情况进行具体介绍。根据对都昌县现状电网变电站的无功补偿分析，部分变电站的无功补偿比例偏低，表7-5中给出了部分变电站的无功补偿容量增设变化情况，表7-6给出了都昌县110kV及以下变电站在现状年、中间年和规划年的无功补偿容量。

表7-5 都昌县变电站无功补偿容量增设变化情况表

表7-6 都昌110kV及以下变电站无功补偿容量情况表

由表7-5和7-6可以看出，通过增加无功补偿不足变电站的无功容量以及新建变电站无功设备的投运，都昌县110kV及以下变电站无功比例总体满足导则规定的要求。

（1）110kV变电站：2005年、2010年、2020年无功补偿容量分别达到8.4MVar、  18MVar、32.4MVar，无功配置比例分别为11.75%、14.63%和14.90%，满足导则规定的要求。

（2）35kV变电站：2005年、2010年35kV变电站无功补偿容量分别达到7.59MVar、7.65MVar，无功配置比例分别为16.03%和18.82%，满足导则规定的要求。

7.5 短路电流计算

在都昌县高压配电网网架规划的基础上，对各规划年高压配电网络进行了三相对称短路电流计算，计算条件为：电源定为∞电网，i=E_∞/xd；短路点选在220kV母线；110kV母线、35kV母线正常运行。具体计算结果见表7-7。

表7-7 都昌县短路电流计算表（2005~2010年）

由表7-5可知，2005年、2010年各变电站短路电流计算结果表明：

（1）110kV变电站

110kV侧：2005年和2010年各站短路电流均不超过20kA。

35kV侧：2005年和2010年各站短路电流均不超过16kA。

10kV侧：2005年和2010年各站短路电流均不超过16kA。

10kV变电站各级母线短路电流均满足导则规定的要求。

（2）35kV变电站

35kV侧：2005年和2010年各站短路电流均不超过16kA。

10kV侧：2005年和2010年各站短路电流均不超过16kA。

35kV变电站各级母线短路电流均满足导则规定的要求。

第八章 农村中低压配电网发展规划

8.1 变电站供电范围划分

根据变电站供电区域的划分原则，对都昌县各规划年35kV及以上变电站供电范围进行计算，将负荷分配于各变电站，可以得到各规划年变电站负荷情况，结果见表8-1。

表8-1 都昌县变电站供电负荷表（2005~2010年）

由表8-1可知2005年、2010年都昌县各变电站负荷分配比较合理，大部分变电站负载率满足导则规定要求。

都昌县各规划年35kV及110kV变电站供电范围具体介绍如下：

1．2005年供电范围

（1）新桥变

新桥变位于都昌县新桥镇，是都昌县35kV电网的主供电源，为已有110kV变电站，变电容量为51.5MVA，变电站负载率为58.25%。

新桥变近期仍为都昌县主供电源，承担都昌县大部分负荷。

（2）万里变

万里变位于都昌县城，为新建110kV变电站，规划变电容量为2×20MVA，本期投运一台主变，容量为20MVA,变电站负载率为71.11%。

万里变主要承担都昌县城以及附近工业园区域负荷。

（3）35kV蔡岭变

35kV蔡岭变位于都昌县蔡岭镇附近，为已有35kV变电站，变电容量为9.45MVA，变电站负载率为66.55%。

35kV蔡岭变主要承担蔡岭镇，蔡岭临近乡镇以及蔡岭工业园部分负荷。

（4）狮山变

狮山变位于狮山镇，为已有35kV变电站，变电容量为5.15MVA，变电站负载率为33.01%。

狮山变主要承担狮山镇、土塘镇、中馆镇和万户镇的大部分负荷。

（5）多宝变

多宝变位于都昌县多宝镇，为已有35kV变电站，变电容量为5.15MVA，变电站负载率为41.42%。

多宝变主要承担多宝镇、左里镇的大部分负荷。

（6）周溪变

周溪变位于都昌县周溪镇附近，为已有35kV变电站，变电容量为5.15MVA，变电站负载率为35.38%。

周溪变主要承担周溪镇和西源镇的主要负荷。

（7）三汊港变

三汊港变位于都昌县三汊港镇，为已有35kV变电站，变电容量为5.15MVA，变电站负载率为46.38%。

三汊港变主要承担三汊港镇、大沙镇和阳峰镇的负荷。

（8）苏山变

苏山变位于都昌县苏山镇工业园区，为新建35kV变电站，规划变电容量2×3.15MVA，本期投运主变一台，容量为3.15MVA，变电站负载率为67.72%。

苏山变主要承担苏山地区工农业以及民用负荷。

2．2010年供电范围

（1）新桥变

新桥变位于都昌县新桥镇，为已有110kV变电站，变电容量仍为51.5MVA，变电站负载率为53.94%。

新桥变中期仍为都昌县主供电源，承担都昌县大部分负荷。

（2）万里变

万里变位于都昌县城，为新建110kV变电站，本期投运第二台主变，变电总容量为40MVA，变电站负载率为61.61%。

万里变主要承担都昌县城以及附近工业园区域负荷。

（3）110kV蔡岭变

110kV蔡岭变位于都昌县蔡岭镇附近，为新建110kV变电站，规划变电容量为2×31.5MVA，本期投运主变一台，容量为31.5MVA，变电站负载率为58.55%。

110kV蔡岭变主要承担蔡岭工业园的主要负荷。

（4）35kV蔡岭变

35kV蔡岭变位于都昌县蔡岭镇附近，为已有35kV变电站，变电容量为9.45MVA，变电站负载率为63.73%。

35kV蔡岭变主要承担蔡岭镇、蔡岭临近乡镇以及蔡岭工业园部分负荷。

（5）狮山变

狮山变位于狮山镇，为已有35kV变电站，变电容量为5.15MVA，变电站负载率为55.88%。

狮山变主要承担狮山镇、土塘镇、中馆镇和万户镇的大部分负荷。

（6）多宝变

多宝变位于都昌县多宝镇，为已有35kV变电站，变电容量为5.15MVA，变电站负载率为59.33%。

多宝变主要承担港多宝镇、左里镇的大部分负荷。

（7）周溪变

周溪变位于都昌县周溪镇附近，为已有35kV变电站，变电容量为5.15MVA，变电站负载率为56.53%。

周溪变主要承担周溪镇和西源镇的主要负荷。

（8）三汊港变

三汊港变位于都昌县三汊港镇，为已有变电站，本期一台主变增容，由3.15MVA增至6.3MVA，变电总容量为9.45MVA，变电站负载率为60.20%。

三汊港变主要承担三汊港镇、大沙镇和阳峰镇的负荷。

（9）苏山变

苏山变位于都昌县苏山镇工业园区，为新建35kV变电站，本期投运第二台主变，变电总容量为6.3MVA，变电站负载率为64.55%。

苏山变主要承担苏山地区工农业以及民用负荷。

8.2 配变容量和台数规模估算

根据负荷预测结果，对都昌县各规划年中压配变容量与台数进行估算，配变包括箱式变、柱上变、开关房的配变、配电房的配变等，具体结果见表8-2。

表8-2 都昌县新增配变规划结果表（2004~2010年）   

由表8-2可知，2004~2010年间，都昌县中压配变容量与台数分别增加了62813kVA、276台，其中，公变容量、台数分别增加了22400kVA、112台，无功补偿容量增加了3750kVar。

下面对都昌县各规划年10kV配变规划结果具体介绍。

1．2004~2005年配变容量和台数

中压配变容量与台数分别增加了15240kVA、68台，其中，公变容量、台数分别增加了5000kVA、25台，无功补偿容量增加了1100kVar。

2005年都昌县共有配变1558台，容量91268kVA。

2．2006~2010年配变容量和台数

中压配变容量与台数分别增加了47573kVA、208台，其中，公变容量、台数分别  17400kVA、87台，无功补偿容量2650kVar。

2005年都昌县共有配变1766台，容量138841kVA。

8.3 中压线路建设改造规划

根据中压配电网技术改造原则，对都昌县中压配电网新建线路及改造线路进行规划，主要是提高网络技术含量，调整负荷，适应城市发展，并沿城建规划的主要街道建设架空线路，根据需要将重要地段架空线路改造为电缆线路。城区中压线路主要采用“手拉手”模式供电，通过对线路的改造使城区中压线路联络功能不断增强，提高供电可靠性；农村中压线路主要采用单辐射形式供电，通过改造使中压线路供电范围更加合理，并缩短供电半径。具体结果见表8-3、表8-4、表8-5。

表8-3 都昌县10kV线路改造规划表（2004~2010年）

表8-4 都昌县10kV线路新增规划表（2004~2010年）

表8-5 都昌县10kV 配电线路规划统计结果表（2004~2010年）

由表8-3、8-4、表8-5可知，2004~2010年间，都昌县改造中压架空线路7条，改造线路44.71km。规划新增中压线路13条，新增中压线路46.6km；其中，新增中压架空线路5条，新增中压架空线路18.5km；新增中压电缆线路8条，新增中压电缆线路28.1km；规划新增分段开关11台。

下面对都昌县各规划年10kV配电线路规划结果具体介绍。

1．   2004~2005年中压线路

（1）改造线路

都昌县2004～2005年没有中压改造线路。

（2）新建线路

新建10kV线路7条，分别为县城变（1条）、 苏山（1条）和万里变（5条）出线。新建线路均为电缆线路，长度为26.0km。

2004~2005年新增分段开关4台。

2005年都昌县共有10kV线路51条，长度为368.47km；其中，架空线路44条，长度为342.47km；电缆线路7条，长度为26.0km。

2．2006~2010年中压线路

（1）改造线路

改造10kV线路7条，分别为多宝变（1条）、三汊港变（1条）、狮山变（3条）和蔡岭35kV变（2条）出线，由小线径更换为LGJ-120线路，长度为44.71km。

（2）新建线路

新建10kV线路6条，长度为20.6km，其中，架空线路5条，分别为蔡岭110kV变（2条）、万里110kV变（3条）出线，线型多为JKLYJ-240、LGJ-150，长度为18.5km，；电缆线路1条，为三汊港变出线，线型YJV-3×300，长度为2.1km。

2006~2010年新增分段开关7台。

2010年都昌县共有10kV线路57条，长度为388.97km；其中，架空线路49条，长度为360.87km；电缆线路8条，长度为28.1km。

8.4 低压线路长度估算

根据低压配电网的供电半径限制、配变的平均容量及平均供电半径，对都昌县低压线路长度进行估算，具体结果见表8-6。

表8-6 都昌县低压线路规划结果表（2004~2010年）     

由表8-6可知，2004~2010年间，都昌县新增低压出线226条，新增长度为114.2km，新增线路平均供电半径为505m。其中，新增电缆线路100条，新增电缆长度51.1km；新增架空线路126条，新增架空长度63.1km。

下面对都昌县各规划年低压线路规划结果具体介绍。

1．2004~2005年低压线路

新增低压出线39条，新增长度为19.3km，新增线路平均供电半径为495m。其中，新增电缆线路14条，新增电缆长度7.0km；新增架空线路25条，新增架空长度12.3km。

2．2006~2010年低压线路

新增低压出线187条，新增长度为94.9km，新增线路平均供电半径为507m。其中，新增电缆线路86条，新增电缆长度44.1km；新增架空线路101条，新增架空长度50.8km。

8.5 一户一表工程估算

都昌县户表工程在前期网改过程已有所进行，涉及点多面广，在各规划年内还要逐步增加户表数量，具体结果见表8-7。

表8-7 都昌县一户一表改造工程表（2004~2010年）      

由表8-7可知，2004~2010年都昌县共改造一户一表19864户，其中，2004~2005年改造一户一表4801户，2006~2010年改造一户一表15063户。

8.6 中低压配网建设规模汇总

根据上述中低压配网规划建设情况，对都昌县中低压配网建设规模进行了汇总，结果见表8-8、表8－9。

表8-8 都昌县中低压配网建设规模汇总表（2004~2010年）    

表8-9 都昌县中压配网规模汇总表

第九章 二次专项规划

9.1 继电保护和安全自动装置规划

（1）现状情况

都昌县现有110kV变电站1座，35kV变电站6座，110kV新桥变由九江公司管理维护。由于农改资金不足，只有蔡岭、三汊港变的继电保护和安全自动装置改为微机监控系统，周溪变按无人值守设计的，但配套设备并未安装，其余各站均为电磁式保护装置。

（2）存在的问题

1）由于运行时间长，二次系统未改造的变电站继电器老化严重，时常造成继电保护不正确动作或拒动。

2）蔡岭、三汊港变微机继电保护产品的制造质量仍需提高，自投运以来因制造部门责任多次造成继电保护不正确动作，保护的监控系统的接口标准还需完善。

3）周溪变按无人值守设计，主变采用高压隔离负荷开关+跌落保险的保护方式，10KV采用智能真空开关控制，因配套设备并未安装，难以监控该站运行状况。

4）全县各站故障信息系统尚未建立。

（3）规划情况

随着网络技术和通信技术在电力系统的使用，结合现有电力系统二次控制广泛应用的微机技术，使得电网在运行管理上逐步进入信息化时代，以信息处理为对象的各种管理系统（如调度自动化、变电站自动化、配电网络自动化、电力管理信息系统）是今后电力二次建设的重要部分。

9.2 通信网规划

（1）建立相对独立的备用通道

继续完善光纤通讯网络，增加各厂站间通信信道的备用，还可利用计算机网络传送较为重要的业务，如调度自动化信息、视频监控等，提高通讯网络的可靠性。

（2）合理利用现有通信走廊

合理利用配电系统的电缆沟道或杆塔铺设通信光缆，使其成为新的经济增长点，也可保证电力光缆的安全运行，结合配网自动化，建成变电所与开关站的通信网络。

（3）更新落后设备

对较为落后的设备进行升级或更新，使其满足现在及今后的业务发展。

（4）充分利用现有的通信资源

比如建立电力客户服务中心，以方便客户为宗旨，提高电力企业服务水平，建立会议电视系统等。

（5）建立通信监控系统，实现局电力通信网的监控管理。

（6）建立电源、用户引入线等多级避雷设施，最大限度的降低雷电对设备造成的损失。

（7）通过多种方式提高通信人员的技术水平，提高通信系统的利用效率。

9.3 配电自动化规划

（1）继续巩固电网调度自动化升级后取得的重大进步，逐步提高调度自动化的应用水平，进一步完善地调主站系统功能，积极开发、应用电力应用软件，初步实现网落拓扑、状态估计、运行安全分析、中、长期负荷预测、最佳潮流、无功控制、网损计算、短路电流计算、调度员培训模拟等基本功能。

（2）积极采用新技术新设备，进一步提高厂站基础自动化设备的运行稳定性，提高测量精度，完善电源系统。扩大信息覆盖率，增加对电厂、电站的上网信息以及压力、流量等非电气量信息的采集。

（3）实施变电所遥控和无人值班工作，城区和城郊变电所在规划期内，全部达到无人值班和少人值班的目标。

（4）建成地区电网电能量自动分时结算系统，实现与大电网、各县（市）关口以及大用户的电量结算由人工操作变为计算机自动统计。电量由历史型变为实时型，全面实现电能量的采集、统计和计算等商业化功能，逐步满足市场化营运要求。

（5）在规划期内，完善电力实时三级数据网（省/地级）、提高应用水平，实现与大电网间的实时数据高速通信。完成电力实时四级数据网（地/县级）建设，实现与9个县（市、区）、集控站以及重要厂站的高速数据交换。

（6）县调自动化工作在全面通过实用化验收的基础上加强运行管理，定期进行实用化复查，加强应用软件的开发，不断提高自动化系统的应用水平。同时重视新产品、新技术的应用，及时更新改造基础自动化设备。

在电网自动化系统的建设过程中，应逐步建设完善以下五大系统：

（1）SCADA系统：智能数据采集系统，应具有良好的开放性，开发电网的高级应用程序与应用功能，提高数据的应用效率；

（2）MIS系统：调度管理信息系统，其完成的功能主要是为调度生产服务的五大专业，即调度、运行方式、继电保护、自动化、综合查询，目前该系统在黄岩试运行；

（3）EMS系统：能量管理系统；

（4）GIS系统：地理信息系统，该系统利用软件技术，形成一个具有地理环境信息、电网资料和用户信息的分层管理基础数据库，为电网运行管理提供一个有效的、能操作的具有地理信息的网络模型，也为DMS提供基础数据库平台；

（5）DMS系统：配电管理系统，该系统不仅可以建立和建全各种电力设备和线路的技术档案，而且可以实现拓扑网络着色、自动动态连接、小区分割处理、跳闸事故报警、电能计费等功能，为实时应用、提高企业管理水平打下基础。

9.4 二次规划改造规模

都昌县各规划年二次规划及改造规模具体结果见表9-1。

表9-1 都昌县二次规划及改造规模表（2004~2010年）

由表9-1可知，2004~2010年间，都昌县规划、改造继电保护设备4套；规划、改造通信项目共涉及光缆110km，其他通讯设施90km；规划、改造调度自动化2套、主站8座，规划、改造配电自动化设备共涉及监控线路20条、遥控开关27台。

第十章 投资估算和经济分析

本章将根据都昌县规划结果并结合现状电网的实际情况，对2004~2005年及“十一五”期间的工程项目进行总体安排，并就规划电网建设与改造项目进行投资估算。

本次规划投资计算中所依据的设备单价参考了一些典型投资值。本投资估算仅作为参考，实际投资应以建设时的工程概算为准。

10.1 农网建设投资估算

10.1.1 建设项目单位工程造价

根据都昌县当地实际的设备价格和工程施工的平均报价情况，给出了电网规划所涉及的各种输变电设备的单价（包括施工费用和管理费用），见表10-1。

表10-1 都昌县单位工程综合造价（参考）

10.1.2 建设项目的投资估算

根据本次规划结果，对都昌县2004～2005、2006～2010期间的35kV及110kV输变电项目、10kV及以下项目、二次系统规划投资进行了列举，并估算了投资，预计共需要  万元，具体见表10-2、表10-3、表10-4。

1．高压配电网投资

都昌县2004~2010年高压配电网投资安排见表10-2。

表10-2 都昌县高压配电网投资安排表(2004~2010年)                             单位：万元