浙江规定浙江电网规划设计技能原则试行.docx

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浙江规定浙江电网规划设计技能原则试行

浙江省电力公司发布

浙江省电力公司标准化设计汇编

电网规划设计技术原则

浙江电网规划设计技术原则

（试行）

序

为构筑与浙江省经济社会发展水平相适应的统一坚强智能电网，浙江省电力公司坚持科学发展、和谐发展、超前思考、主动作为、勇于实践、善于实践的发展观，紧紧围绕国家电网公司“集团化运作、集约化发展、精益化管理、标准化建设”的工作要求，积极推进电网发展方式和公司发展方式“两个转变”，深入推进“一强三优”现代公司建设。

建设统一坚强智能电网，必须坚持标准化建设，推广应用通用设计、通用造价、通用设备、标准工艺，实施标准化设计、模块化组合、工厂化生产、集约化施工。

为了进一步推动“转变观念、不断创新、持续实践”的理念，实现工程可研、初步设计、设备采购、施工图设计、施工建设集约化，加快电网建设速度、提高工程质量，经过广泛调研，浙江省电力公司开展了《浙江省电力公司标准化设计汇编》的编制工作，完成了11大类、68项标准化设计成果。

《浙江省电力公司标准化设计汇编》以建设统一坚强智能电网为目标，项目全寿命周期管理为导向，以“三通一标”为基础，“两型一化、两型三新”为载体，内容涵盖了电网所有专业、设计所有阶段，覆盖了500kV～380V所有电压等级，规范了通用设备技术规范和接口标准。

《浙江省电力公司标准化设计汇编》是浙江省电力公司推行标准化建设成果的集中体现，是公司贯彻建设统一坚强智能电网的重要举措，希望公司各部门和各有关单位认真贯彻执行，充分发挥其指导作用，切实有效地推动浙江的一流现代化电网建设，为浙江经济社会发展做出新的更大的贡献。

浙江省电力公司总经理

《浙江省电力公司标准化设计汇编》编委会

主任：

费圣英

副主任：

石华军胡列翔

委员：

周兴扬董朝武董国伦陈良李继红

黄晓尧朱瑞燕陈其森

《浙江省电力公司标准化设计汇编》工作组

组　长：

周兴扬

副组长：

朱瑞燕

成　员：

傅剑鸣陶家铜徐峰林戴彦吴锦华

方旭初徐建国丘文千朱炳铨徐谦

李宝兴钟晖龚坚刚黄陆明郑海

叶锦树高志林陈飞傅旭华毛志兴

李荣根李明滕蒙谷毛雪雁吴志力

朱天浩张弘祝昌团

浙江省电力公司标准化设计汇编

《电网规划设计技术原则》

编制组

审定：

朱瑞燕丘文千

审核：

张弘杜振东

校审：

宁康红赵萌

编制：

杜振东何英静张笑弟刘宏波胡映梅

高亚栋黄锦华朱国荣孙可郑朝明

孙维真倪秋龙方愉冬彭宝永庄毅

虞海泓潘弘姚艳陈哲高秀珍

王骏海方佳良吕勤刘燕平何成章

参编单位：

浙江省电力公司设计工作管理办公室浙江省电力设计院

浙江省调度通信中心浙江省电网规划研究中心

杭州市电力设计院宁波电力设计院湖州电力设计院

丽水电力设计院绍兴电力设计院温州电力设计院

金华电力设计院嘉兴电力设计院台州电力设计院

衢州电力设计院舟山电力设计院

前言

为了进一步推动“转变观念、不断创新、持续实践”的理念，实现工程可研、初步设计、设备采购、施工图设计、施工建设集约化，加快电网建设速度、提高工程质量，浙江省电力公司经过广泛调研，组织编制《浙江省电力公司标准化设计汇编》。

在公司设计工作管理领导小组的领导下，由公司设计工作管理办公室负责，组织浙江省电力设计院、浙江省电力试验研究院、杭州、宁波、湖州、丽水、绍兴、温州、金华、嘉兴、台州、衢州、舟山电力设计院等单位，从2009年7月至10月分两阶段开展了浙江省电力公司标准化设计工作，并于8月19日和11月9日分两批发布了标准化设计成果，同时出版了本套标准化设计汇编。

为了方便使用，除常规的设计说明外，还编制了标准化设计使用说明，主要从标准化设计的适用条件、模块选用、主要技术原则等方面进行详细说明。

同时，随书配套CAD、WORD设计文件光盘，便于设计人员直接使用。

《浙江省电力公司标准化设计汇编》是浙江省电力公司实施集约化管理的基础工作，是设计理念和设计方法的创新，在短短的数月时间内编写完这套标准化设计汇编，错误和遗漏在所难免，敬请批评指正。

同时，在编制过程中得到了浙江省电力公司系统各级领导和广大工程技术人员的大力支持和热心帮助，在此一并表示感谢。

《浙江省电力公司标准化设计汇编》编委会

浙江省电力公司设计工作管理办公室

2009年11月10日

1总则

1.1为使浙江电网的规划、设计、建设工作标准化和规范化，加快建设统一坚强智能电网，全面贯彻资产全寿命周期管理的理念，优化电网结构、降低电网损耗、提高电能质量、促进技术进步，保证电网安全、经济、稳定运行，满足社会经济发展对电力的需求，特制定浙江电网规划设计技术原则（以下简称技术原则）。

1.2技术原则以国家、电力行业的有关法律法规、标准、导则、规程、规范及国家电网公司的规定和要求为依据，结合浙江电网的实际与发展进行编制。

1.3技术原则适用于浙江电网规划与设计工作，浙江省电力公司各直属电力（电业）局、委托管理或代管的各公司和单位应遵照执行。

接入浙江电网的企业（包括发电厂、供电公司及用户等）应执行技术原则中的有关规定。

1.4技术原则的归口管理部门为浙江省电力公司发展策划部，解释权属于浙江省电力公司。

2电网规划设计主要原则

2.1电网规划总的要求

2.1.1电网规划必须贯彻执行国家有关法律法规，落实各项方针政策，适应国民经济和社会发展的战略要求，注重节约资源、保护环境，坚持安全可靠、经济合理、运行灵活、科学创新的原则，与国家更高一级电网相衔接，保障各级电网统筹协调发展。

2.1.2电网规划应遵循《电力系统安全稳定导则》对电网安全稳定的要求，全面贯彻电网分层分区原则，简化网络接线，防止发生大面积停电事故。

同时，电网规划还应满足《城市电力网规划设计导则》对安全供电的要求。

2.1.3电网规划的编制必须坚持统一规划、分级管理的原则，按省、市、县（市、区）分别进行规划编制，充分体现下级规划是上级规划的基础，上级规划对下级规划的指导作用。

2.1.4电网规划的编制，应从研究现有电网入手，分析负荷的增长规律，解决电网的薄弱环节，提高电网的供电能力和适应性。

做到近期与远期相衔接，新建与改造相结合，实现电网接线规范化和设施标准化。

2.1.5电网规划包括电网一次规划、电网二次规划（含继电保护、通信、自动化）。

电网规划根据国民经济和社会发展的需要制定，并纳入国民经济和社会发展规划，是城乡总体规划不可或缺的一部分。

2.1.6电网二次规划以一次规划为基础，与一次规划相协调，建立完善、技术先进、稳定可靠的二次系统，为提高电网安全可靠供电水平提供强有力的技术支持手段。

2.1.7电网规划应把握新技术发展方向，积极应用高新技术和先进设备，支持、接纳新能源接入系统，大力推广节能、节地、节材、环保技术和设备，确保浙江电网可持续发展。

2.2电网规划设计的主要依据

（1）《中华人民共和国电力法》（中华人民共和国主席令第60号）

（2）《电力供应与使用条例》（中华人民共和国国务院令第196号）

（3）《电网调度管理条例》（中华人民共和国国务院令第115号）

（4）《电力系统技术导则（试行）》（SD131-84）水利电力部

（5）《电力系统设计技术规程（试行）》（SDJ161-85）水利电力部

（6）《电力系统设计内容深度规定》（SDGJ60-88）水利电力部电力规划设计管理局

（7）《电力系统安全稳定导则》（DL755-2001）国家经济贸易委员会

（8）《城市电力网规划设计导则》（Q/GDW156-2006）国家电网公司

（9）《农村电网建设与改造技术导则》（DL/T5131-2001）国家经济贸易委员会

（10）《大型电厂接入系统设计内容深度规定》（Q/GDW272-2009）国家电网公司

2.3电网规划的年限

2.3.1电网规划编制的年限宜与国民经济和社会发展规划的年限相一致，一般分为近期规划（5年）、中期规划（5～15年）和长期规划（15年以上）。

2.3.2近期规划侧重于对近期输变电建设项目的优化和调整；中期规划侧重于对电网主网架进行多方案的比选论证，提出合理的电网结构，推荐分阶段的电网规划方案；长期规划侧重于对主网架进行战略性、框架性及结构性的研究和展望。

近期规划是中期、长期规划的基础，中期、长期规划指导近期规划。

2.4电网规划的管理

电网规划实行动态管理，原则上近期规划2～3年修订一次，并进行分年度的计算和分析论证；中、长期规划每5年修订一次。

有下列情况之一时，应进行规划滚动修编：

（1）国家出台新的有关政策。

（2）电力需求或电源规划有较大变动。

（3）电网技术有较大发展。

（4）城市或乡村总体规划有重大修改。

（5）有其他要求。

3一般规定和技术要求

3.1电压等级

3.1.1浙江电网采用以下标准电压等级：

交流：

1000、500、220、110、35、20、10kV及380/220V；

直流：

±800、±500、±50kV。

3.1.2除偏远地区外，全省控制35kV公用电网发展；在有条件的地区，逐步推广20kV电压等级供电。

3.2安全可靠性要求

3.2.1供电可靠性

电网规划考虑的供电可靠性是指电力系统中有关的发、输、配电设备故障停运时，对用户连续供电的可靠程度。

供电可靠性应满足：

（1）电网供电安全准则；

（2）满足用户用电的程度（可参见5.5.1节）。

3.2.2电网供电安全准则

3.2.2.1本条准则（3.2.2）适用于220kV及以上电压等级电网。

3.2.2.2在正常运行方式及单一元件（含发电机、线路、变压器、母线）检修方式下，系统中任一单一元件发生故障时，不应导致主系统非同步运行，不应发生主系统频率崩溃及电压崩溃。

3.2.2.3规划电网应满足《电力系统安全稳定导则》（DL755－2001）所规定的安全稳定标准。

特别地，浙江电网还应满足以下要求：

（1）正常运行方式下，如发生单一元件（含发电机、线路、变压器）故障应能保证负荷的正常供应，但正常方式下为单线或单主变或单母线供电的除外。

（2）单一元件（母线除外）计划检修方式下，如发生单一元件（含发电机、线路、变压器、母线）故障应预先通过运行方式调整避免发生3座及以上220kV变电站失电等重大电网事故。

浙江电网“N-1”准则细则详见附表3.2.2。

3.2.2.4在电网逐步建设期间，对于仅由单回线路、单台主变或单条母线供电的220kV变电站，应采取措施防止单座220kV变电站全停或3座及以上110kV变电站停电事故。

3.2.2.5同塔双回或同塔多回线路同时故障时，允许采取切机和切负荷等措施保持主系统稳定。

但若正常方式下发生上述故障存在系统暂态稳定问题时，应通过加强网架予以解决。

3.2.2.6低一级电压电网的任何元件（含发电机、线路、变压器、母线）发生各种类型的单一故障，不得影响高一级电网的安全、稳定运行。

3.2.2.7电网应可在适当地点合理设置解列点，当系统发生稳定破环时，能够有计划地将系统迅速合理地解列为供区基本平衡的若干部分，防止事故扩大。

3.2.2.8电网应具备在局部或全网大面积停电下尽快恢复电网重要用户供电并逐步恢复电网正常运行的能力。

3.3输电线热稳定极限和变压器过负荷能力

3.3.1输电线路的热稳定极限条件为：

环境温度35摄氏度，导线长期最高允许温升至80摄氏度，夏季按环境温度40摄氏度进行校核。

500kV、220kV常用导线的热稳定极限如下：

（1）500kV：

LGJ-4×400mm²2735MVA

LGJ-4×630mm²3643MVA

LGJ-4×800mm²4296MVA

（2）220kV：

LGJ-2×400mm²602MVA

LGJ-2×500mm²689MVA

LGJ-2×630mm²801MVA

LGJ-4×300mm²1033MVA

LGJ-4×400mm²1203MVA

（3）110kV：

LGJ-300mm²128MVA

LGJ-400mm²150MVA

LGJ-2×300mm²256MVA

3.3.2变压器过负荷能力

新增500kV主变的短时间（一般为2小时）过负荷能力按1.3～1.5倍考虑，新增220kV主变的短时间（一般为2小时）过负荷能力按1.5～1.8倍考虑。

3.4中性点接地

3.4.1中性点接地方式具体考虑如下：

（1）1000kV电网采用直接接地。

（2）500kV电网采用直接接地或经小电抗接地。

（3）220kV、110kV电网采用直接接地。

（4）35kV、l0kV电网不接地或采用消弧线圈接地。

（5）20kV电网采用消弧线圈接地或小电阻接地的方式。

3.4.2中性点接地点的选择原则

（1）按控制变电站母线综合零序阻抗不大于综合正序阻抗3倍的原则选择接地点。

（2）自耦变压器中性点必须接地。

（3）凡中、低压侧接有电源的变电站，至少有1台变压器中性点接地，110kV电网的中性点接地方式可视调度运行的要求进一步明确。

（4）变电站同一母线上接有3台或更多台变压器时，可以考虑2台变压器中性点接地。

（5）中、低压侧没接有电源的终端变电站的变压器中性点一般不接地。

3.5无功补偿和电压调整

3.5.1变电站无功补偿配置具体考虑原则如下：

（1）电网的无功补偿应按分层分区和就地平衡的原则配置，采取用户端分散就地补偿与地区变电站集中补偿相结合的方式，以利于降低电网损耗和有效地控制电压质量。

（2）500kV变电站高低压并联电抗器的容量对于500kV线路充电功率的补偿一般应按不低于90%考虑，容性无功配置根据调压分析结果酌情配置。

（3）220kV、110kV变电站，应根据计算分析，配置适当容量的无功补偿装置，使主变高压侧的功率因数在最大负荷时不低于0.95，在低谷负荷时不高于0.95、不低于0.92。

（4）对小水电集中外送地区和电缆线路密集地区的变电站可考虑配置适当容量的低压并联电抗器。

3.5.2新建的500kV变电站主变一般采用无励磁调压变压器，新建的110、220kV变电站主变原则上采用有载调压变压器。

3.5.3电网电压调整主要要求如下：

（1）发电厂和500kV变电站的220kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～10%。

（2）发电厂和220kV变电站的110kV、35kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%。

（3）35kV及以上用户的电压变动幅度，应不大于系统额定电压的10%。

其电压允许偏差值，应在系统额定电压的90%～110%范围内。

（4）20、l0kV用户的电压允许偏差值为系统额定电压的±7%。

3.6短路电流控制

电网规划应从网架设计和电源接入、变电站主结线和变压器阻抗的选择、分层分区运行方式安排等方面，综合控制短路电流，各级电压电网短路电流不应大于下列数值：

500kV电网为63kA。

220kV电网为50kA。

110kV电网为40kA。

35kV电网为31.5kA。

20kV电网为25kA。

10kV电网为20kA。

不满足要求的现有电网设备，可视电网发展情况适时进行改造。

3.7电能质量要求

3.7.1谐波

（1）控制网内谐波污染，应对电容器组进行谐波校验，合理选择串联电抗器的电抗率，以防止产生谐波谐振或严重放大。

（2）因电容器组的投入引起的母线谐波电压放大倍数，不得超过1.5～2.0倍。

3.7.2控制网内的三相不平衡度，公共连接点的三相不平衡度不能超过2%。

3.7.3频率

（1）电力系统正常频率偏差允许值为±0.2Hz。

（2）用户冲击负荷引起的系统频率变动一般不得超过±0.2Hz，根据冲击负荷性质和大小以及系统的条件也可适当变动限值，但应保证近区电力网、发电机组和用户的安全、稳定运行以及正常供电。

4电力需求预测和发用电协调技术原则

4.1电力需求预测

4.1.1电力需求预测是电网规划设计的基础，是编制电源规划、电网规划和安排电网建设项目的依据。

电力需求预测应以国民经济和社会发展规划为基础，加强电力市场调查，研究电力增长与经济社会发展的相关关系，采用多种方法进行分析预测。

4.1.2历史资料的积累是电力需求预测的基础，预测工作应收集经济社会发展和电力电量的相关信息，建立和完善需求预测数据库。

需要收集的主要资料包括：

（1）规划区域内社会经济发展的历史资料及发展战略、规划目标。

主要包括人口、生产总值及其增长率，产业结构和产业政策，城乡发展规划等。

（2）规划区域及分区电力需求的历史资料。

主要包括负荷及用电量，网供电量及相应负荷，用电结构等。

（3）规划区域电力负荷特性、参数的历史资料。

主要包括冬季和夏季典型日负荷曲线、年负荷曲线、负荷特性指标（如平均负荷率、最小负荷率、最大峰谷差、最大负荷利用小时数等）。

4.1.3电力需求预测内容

（1）电力需求预测分近期、中期和远期。

近期应按年分列，中期和远期可只列期末数据。

（2）电力需求预测分类，区域分类可按省、市、县行政区域划分，也可按照地理自然条件或土地的用途功能等情况适当划分。

（3）电量需求预测应包括各年（或水平年）用电量，三次产业和居民生活用电量，按行政区域或供电范围划分的用电量。

（4）负荷需求预测应包括各年（或水平年）最大负荷、负荷特性，按行政区域或供电范围划分的用电负荷。

4.1.4电力需求预测方法

（1）根据预测区域的特点，一般应采用两种以上的电力需求预测方法进行预测。

预测方法不但要考虑电力需求与经济增长的相关关系，更要重视对电力需求自身发展规律的分析。

（2）电力需求预测采用多方案预测，一般提出2～3个电力需求预测水平，分析并提出推荐方案，作为电网规划设计的基础。

（3）电力需求预测可采用单耗法、弹性系数法、外推法、综合用电水平法、负荷密度法、类比法等方法，并相互校核。

4.2变电站布点规划

4.2.1主要原则

变电站布点以负荷分布为依据，并兼顾电网结构调整要求和建设条件，统筹考虑、统一规划，具体要求如下：

（1）变电站的布点应满足向用户供电的需要和适应电厂接入系统的要求，并考虑电网分层分区和网架结构优化等因素。

（2）变电站之间的距离根据负荷分布特点来确定，500kV变电站的供电半径一般为20～80km，220kV变电站的供电半径一般为7～30km，110kV变电站供电半径一般为3～15km。

负荷密度高的地区取低值，负荷密度低的地区取高值。

中压配电线路供电距离原则上控制在5km以内，20kV线路的供电距离宜小于6km，对于低负荷密度地区，应根据负荷实际情况核算电压降，供电距离可适当放大。

低压配电线路的供电半径在市中心区、市区及城镇地区一般不大于150米，在农村地区不宜超过500米。

（3）要按照规划区域远期电力负荷和电网规划考虑变电站的合理布局，同时要满足近期电网发展和负荷供应的需要，实现远、近结合。

4.2.2变电站新建和改扩建关系

（1）变电站首期投产主变台数根据负荷需要确定，一般应满足变电站在投产后3年内不扩建主变的要求。

（2）在变电站原主变台数达到2台及以上的情况下，该地区如需新增主变容量应根据规划优先考虑新增变电站布点。

（3）城市电网中应充分利用现有220kV及以上变电站进行改造增容。

（4）220kV变电站供电区域应保证该区域内预留有1～2台220kV主变的扩建余地。

周边的供电分区有适当的备用容量能支援本供电区时，预留主变台数可降低。

4.2.3容载比

（1）容载比测算中，应按电压分层计算降压变容量和相应的供电负荷，计算时，一般应扣除下级电网中电源所平衡的负荷、同级电网用户专用变电站的变压器容量和供电负荷及用于升压送电的变电站容量（如小水电外送地区）。

（2）考虑浙江电网发展的特点，负荷增长快速期可取较高容载比，通过加强和改善网络结构，在满足用电需求、可靠性要求的前提下逐步降低容载比，提高电网的经济效益。

（3）容载比合理指标一般为：

500kV电网1.5～2.0；220kV电网1.6～2.1；110kV电网1.8～2.2。

4.3电源结构和布局

4.3.1在沿海地区建设高效清洁大型燃煤电厂；在东部沿海和中西部地区积极发展核电；择优开发山区、陆地及浅近海域风电建设；在农村地区合理建设生物质能发电；积极推动我省太阳能电池片和光伏发电发展；在西南山区继续积极开发水电资源。

4.3.2在负荷中心区，适度建设天然气电厂和抽水蓄能电站，提高电网调峰能力。

4.3.3在大电网覆盖范围内逐步关停单机容量50MW以下的常规火电机组，以及设计寿命服役期满单机容量200MW以下的火电机组。

4.3.4在考虑省外输入电力的情况下，省内发电装机容量应有适当的备用率。

4.4电源接入系统

4.4.1为了控制电网短路电流，电厂的接入系统应遵循分层、分区、分散接入的原则。

4.4.2根据电厂在系统中的地位和作用、分期和最终规模、单机容量、电网运行要求等因素，不同规模的电厂应分别接入相应的电压网络：

（1）单机为600MW级及以上的机组一般应接入500kV电网。

近区负荷较大，且周边电网条件允许的情况下，单机容量600MW级的机组可就近（改）接入220kV电网。

（2）除区域性的抽水蓄能电站外，总容量100～1200MW电厂，或单机容量为100～400MW级的机组，宜接入220kV电网。

（3）总容量30～100MW（不含）的电厂宜接入110kV电网。

（4）企业自备电厂接入系统的电压等级应根据该企业与系统进行功率交换的情况专题论证。

4.4.3总容量为4000～5000MW的电厂可采用双回大截面导线接入500kV电网。

4.4.4500kV上网电厂的送出通道上应避免存在弱电磁环网。

4.4.5风电场、太阳能光伏电站、生物质能电站等电源的接入系统按国家有关规定执行。

4.5厂网协调的主要原则要求

4.5.1发电机应配置自动调节励磁器和PSS，电厂负责保证上述设备运行的稳定性。

4.5.2发电机的参数选择、继电保护（发电机失磁保护、失步保护、频率保护、线路保护等）和自动装置（自动励磁调节器、电力系统稳定器、稳定控制装置、自动发电控制装置等）的配置和整定等必须与电网相协调，以保证其性能满足电力系统稳定运行的要求。

4.5.3为了保证系统具有足够的事故备用无功容量和调压能力，并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85（滞相）～0.97（进相）运行的能力，新建机组应满足进相0.95运行的能力。

发电机自带厂用电时，进相能力应不低于0.97。

4.5.4大型燃煤电厂，其发电机组应具有50%以上的调峰能力。

5电网结构规划设计技术原则

电网规划的重点是研究电网网架方案，论证电网的网架结构、最高电压等级、输电方式以及电网新技术的应用等。

规划的主网架应达到如下要求：

（1）安全可靠、运行灵活、经济合理、发展适应性强；

（2）网络坚强、结构清晰，易于电网调度和事故处理；

（3）潮流流向合理，运行经济；

（4）具有较强的供电能力，包括满足区域供电需求和接纳电源的能力。

5.1送端输电网结构规划设计技术原则

5.1.1500kV送端电网结构

（1）送端网络规划应根据送端电源所能达到的最终规模，远近结合统筹考虑，对于大型电源基地、港口电厂集中的地区应作出战略性安排。

（2）为了降低送端电网的短路电流水平