110千伏及以下配电网规划技术指导原则南网最新Word文档格式.docx
《110千伏及以下配电网规划技术指导原则南网最新Word文档格式.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《110千伏及以下配电网规划技术指导原则南网最新Word文档格式.docx（44页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB50613
城市配电网规划设计规范
GB/T12325
电能质量供电电压偏差
GB/T12326
电能质量电压波动和闪变
GB/T15543
电能质量三相电压不平衡
GB/T156
标准电压
GB/T15945
电能质量电力系统频率偏差
GB17625.1
电磁兼容限值谐波电流发射限值（设备每相输入电流≤16A）
GB/Z17625.6
电磁兼容限值对额定电流大于16A的设备在低压供电系统中产生谐波电流的限制
GB/T18481
电能质量暂时过电压和瞬态过电压
GB/T30137
电能质量电压暂降与短时中断
GB/T19939
光伏系统并网技术要求
GB/Z19963
风电场接入电力系统技术规定
GB/Z19964
光伏发电站接入电力系统技术规定
GB3096
声环境质量标准
GB311.2
绝缘配合第2部分：
使用导则
GB50052
供配电系统设计规范
GB50053
10千伏及以下变电所设计规范
GB50054
低压配电设计规范
GB50061
66千伏及以下架空电力线路设计规范
GB50217
电力工程电缆设计规范
GB/T50293
城市电力规划规范
GB50065
交流电气装置的接地设计规范
GB14050
系统接地的型式及安全技术要求
SD325-89
电力系统电压和无功电力技术导则
DL/T5118
农村电力网规划设计导则
DL/T5131
农村电网建设与改造技术导则
DL/T599
城市中低压配电网改造技术导则
DL/T5220
10千伏及以下架空配电线路设计技术规程
DL/T601
架空绝缘配电线路设计技术规程
DL/T620
交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T256
城市电网供电安全标准
DL755
电力系统安全稳定导则
DL/T836
供电系统用户供电可靠性评价规程
DL/T621
交流电气装置的接地
Q/CSG10703
110千伏及以下配电网装备技术导则
Q/CSGMS0308
中国南方电网有限责任公司电力系统电压质量和无功电力管理办法
Q/CSG10701
20千伏输配电设计标准
Q/CSG10012
中国南方电网城市配电网技术导则
Q/CSG1201001
配电自动化规划导则
国家能源局（2010年9月）
南方电网计〔2005〕79号
农村电网改造升级技术原则
中国南方电网公司县级电网规划技术导则
电监安全[2008]43号
关于加强重要电力用户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见
能源电[1993]228号
城市电力网规划设计导则
3总则
3.1配电网规划应贯彻国家法律法规和南方电网公司建设方针，符合国民经济和社会发展规划和地区电网规划的要求。
3.2各电压等级的配电网规划应互相配合，满足地区经济增长和社会发展的用电需求。
3.3合理配置电源，提高配电网的适应性和抵御事故及自然灾害的能力。
3.4配电网规划应遵循资产全生命周期风险、效益和成本综合最优的原则，实现电网资产在规划设计、建设改造、运维检修等全过程的风险、效益和成本综合最优。
3.5适应新能源、新技术和新应用的发展需求，做到供电可靠、运行灵活、节能环保、远近结合、适度超前、标准统一。
4术语和定义
4.1供电面积
供电企业的经营区域总面积。
4.2负荷密度
某区域最高电力负荷与该区域面积的比值。
4.3回路
指电力系统中2个或多个端点（断路器、开关和/或熔断器）之间的元件，包括变压器、电抗器、电缆和架空线，不包括母线。
4.4N-1停运和N-1-1停运
“N-1停运”是指一个回路故障停运或计划停运；
“N-1-1停运”是指一个回路计划停运的情况下，又发生了故障停运。
4.5N-1安全准则和N-1-1安全准则
正常运行方式下，电力系统中发生N-1停运或N-1-1停运时，电力系统能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，且系统电压和频率在允许的范围之内。
这种保持系统稳定和持续供电的能力和程度，分别称为“N-1安全准则”和“N-1-1安全准则”。
其中，N是指系统中相关的线路或元件数量。
4.6可转供电线路
有联络关系的中压线路同时处于最大负荷运行方式下，其中某一回线路的变电站出线开关故障或计划停运时，其全部负荷可通过不超过两次（含两次）的转供电倒闸操作，转由其余线路供电，则称该线路称为“可转供电线路”。
4.7可转供电率
某区域可转供公用线路总回数与公用线路总回数的比值。
4.8容载比
容载比是配电网某一个供电区域中变电设备额定总容量与所供负荷的平均最高有功功率之比值。
容载比反映变电设备的运行裕度，是宏观控制变电总容量的重要指标。
4.9分布式电源
以小规模、分散式为主要特征，接入配电网的电源，包括各类发电设备和储能装置。
4.10配电网电源
配电网电源为向本级配电网供应电能的上级变电站（包括配电站、开关站），以及接入本级配电网的发电厂、分布式电源。
5规划编制基础及要求
5.1配电网规划范围应涵盖供电企业所辖供电区域的高、中、低压配电网。
5.2配电网规划时，应根据规划区的布局、行政区划、供电区域、地理条件、负荷密度、供电电源分布的情况，划分为若干个分区规划。
5.3规划区域划分
5.3.1主要城市
现阶段南方电网五省（区）主要城市为广州、深圳、佛山、东莞、珠海、南宁、桂林、柳州、昆明、曲靖、红河、贵阳、遵义、海口、三亚，其中广州、深圳为国际化大城市。
根据城市经济社会的发展变化，其他城市可过渡为主要城市或国际化大城市。
5.3.2地区分级
根据南方电网五省（区）地区的行政级别、城市重要性、经济地位和负荷密度等条件将其划分为四级，其中城市（含县级市）分为特、一、二级，县为三级。
具体见表5-1。
表5-1地区级别划分表
地区级别
特级
一级
二级
三级
划分标准
国际化大城市
省会及其他主要城市
其他城市，地、州政府所在地
县
5.4供电区分类
5.4.1根据城市规划可将城市分为中心区、一般市区、郊区。
若城市中心区低于5平方公里按一般市区考虑，不再单独分类。
县分为县城、城镇、乡村。
5.4.2根据各供电区规划发展定位或10年后的规划负荷密度指标将其划分为六类，并应选择等级较高的分类。
具体见表5-2。
5.4.3考虑到现行管理体制，供电区划分基本依据行政区划分，但不等同于行政区划分。
5.4.4城市供电分区不宜超过四类，县级电网供电分区不宜超过三类。
表5-2供电区分类对照表
地区
级别
A类
B类
C类
D类
E类
F类
中心区或30MW/km2及以上
一般市区或20-30MW/km2
10-20MW/km2的郊区及城镇
5-10MW/km2的郊区及城镇
城镇或1-5MW/km2
乡村
30MW/km2及以上
中心区或20-30MW/km2
一般市区或10-20MW/km2
20-30MW/km2
中心区或10-20MW/km2
一般市区或
5-10MW/km2
郊区、城镇或1-5MW/km2
10-20MW/km2
县城或
5.5规划年限及要求
5.5.1高、中压配电网规划年限应与国民经济发展规划、城乡总体规划和土地利用总体规划一致，一般为近期（五年）、展望中期（十年），必要时开展远期（十五年以上）规划。
5.5.2高压配电网近期规划应提出五年配电网规划目标，侧重主干网网架规划，提出规划期内配电网项目的建设需求及投资估算，提出对上级电网建设的建议。
5.5.3高压配电网中期规划应研究电力发展的战略性问题，研究变电站布点及容量需求、预留变电站站址和线路走廊通道，提出分阶段电网规划方案。
5.5.4中压配电网中期规划应结合地区特点，提出明确的目标网架建设方案。
5.5.5中压配电网的近期规划重点为前三年的网架规划和各年度建设与改造项目，估算五年内建设投资规模，提出对上级电网建设的建议。
宜每年对中压配电网规划项目库进行滚动修编。
5.6有下列情况之一时，应对配电网规划作相应修编：
1）当地城市总体规划进行调整或修改后；
2）上级电网规划进行调整或修改后；
3）国家出台新的有关经济技术政策；
4）预测负荷有较大变动时；
5）配电网技术有较大发展时；
6）其他要求。
5.7配电网规划编制主要内容包括：
1）配电网现状分析；
2）电力电量需求预测和电力平衡；
3）制定规划技术原则；
4）编制高、中、低压配电网规划方案；
5）规划方案评估。
6一般技术原则
6.1南方电网配电网电压等级的构成：
1）高压配电网：
110千伏、35千伏（仅适用于D、E、F类供电分区）；
2）中压配电网：
20千伏、10千伏；
3）低压配电网：
380/220伏。
6.2配电网应简化变压层次，现有运行的非标准电压应限制发展，并逐步进行改造。
6.3除已有20千伏配电网区域外，后续新建、改造的区域需经充分的技术经济论证、获中国南方电网有限责任公司批复后，方能采用20千伏配电网。
6.4配电网供电安全水平
6.4.1高、中配电网在最大负荷情况下应达到的最低安全水平见表6-1。
表6-1配电网的供电安全水平
供电分区
电压等级
A
B
C
D
E
F
110千伏
必须满足N-1安全准则，有条件可满足N-1-1安全准则
必须满足N-1安全准则
应满足N-1
安全准则
宜满足N-1
可满足N-1
35千伏
--
应满足N-1安全准则
宜满足N-1安全准则
可满足N-1安全准则
10（20）千伏
线路可转供且N-1停运发生3小时后，停电负荷必须不超过2MW
线路应按可转供电线路规划
线路宜按可转供电线路规划
线路可按可转供电线路规划
6.4.2低压配电网的供电安全水平应满足以下要求：
1）低压配电网中，当一台配电变压器或低压线路发生故障时，可允许部分停电，待故障修复后恢复供电。
2）对于含有重要负荷的配电站，可采用2台及以上配电变压器或应急电源等方式，满足允许中断供电时间要求。
6.5配电网理论计算供电可靠率（RS-3）控制目标见表6-2，各地区应根据经济社会发展现状及未来发展，确定实现供电可靠性控制目标及达标年限。
表6-2配电网理论计算供电可靠率控制目标
内容
供电可靠率
>
99.999%
99.99%
99.97%
99.93%
99.79%
99.47%
用户平均停电时间
<
5.2分钟
52.5分钟
2.5小时
6小时
18小时
46小时
6.6配电网规划应按线损“四分”管理要求控制分压技术线损。
各类供电区规划各电压等级理论线损率（不含无损）控制目标见表6-3。
各地区根据本地区经济社会发展规划，确定实现线损率控制目标及年限。
表6-3各类供电区规划电网分电压等级理论线损率控制目标
0.5%
2%
3%
----
2.5%
4%
5%
380伏
7%
9%
理论线损率
4.5%
6%
8%
12%
注：
各电压等级理论损耗包括该电压等级的线路和变压器损耗。
6.7容载比
6.7.1地区全网容载比应按电压等级分层计算，对于区域较大，区域内负荷发展水平极度不平衡的地区，也可分区分电压等级分层计算容载比。
6.7.2计算各电压等级容载比时，该电压等级发电厂的升压变压器容量及直供负荷不应计入，该电压等级用户专用变电站的主变压器容量及其所供负荷也应扣除。
另外，部分区域之间仅进行故障时功率交换的联络变压器容量也应扣除。
6.7.3高压配电网容载比建议值如表6-4所示。
表6-4高压配电网容载比推荐表
区域特性
容载比
有发展潜力、处于发展初期或快速发展期
远期
1.8-2.1
近期
1.9-2.3
负荷增长率低，网络结构联系紧密
1.8-2.0
6.8配电网中性点接地方式应符合GB14050、GB/T50065和DL/T621的规定。
6.9短路电流控制水平
6.9.1配电网各级电压的短路电流应综合电源容量、电网规划、主变压器容量及其阻抗电压、系统运行方式等方面进行控制。
6.9.2变电站、开关站及配电站母线的短路电流水平，不应超过表6-5的规定，并应与配电设备的开断能力相适应。
6.9.3配电网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。
表6-5短路电流控制水平
电压等级（千伏）
110
35
20
10
短路电流控制水平（千安）
40
25
6.10无功补偿配置原则
6.10.1配电网无功补偿应采用分区和就地平衡相结合，就地补偿与集中补偿相结合，供电部门与电力用户补偿相结合，中压补偿与低压补偿相结合。
6.10.2以小水电集中外送地区和电缆线路密集地区的配电网可考虑配置适当容量的感性无功补偿装置。
6.10.3并联电容器组宜采用自动投切方式，装设在变电站内的电容器（组）的投切应与主变压器分接头的调整相配合，不应在负荷低谷时向系统倒送无功功率。
6.10.435千伏~110千伏变电站的无功补偿以补偿主变压器和线路无功损耗为主，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。
6.10.5配电站宜设置无功补偿装置。
配电站电容器组应装设以电压为约束条件，根据无功功率（或无功电流）进行分组自动投切的控制装置。
6.10.6无功补偿配置时，宜采取谐波综合治理措施，防止谐振的发生和并联电容器对谐波的放大。
6.10.7分布式电源接入电网后，不应从电网吸收无功。
6.10.8电力用户无功补偿装置应按照无功就地自动补偿原则设置，不允许向系统倒送无功功率。
6.11无功功率补偿容量
6.11.135千伏~110千伏变电站无功补偿容量宜按主变压器容量的10%～30%配置，并满足主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不应低于0.95。
6.11.2中压配电站设置的无功补偿容量宜按变压器最大负载率为75%，负荷自然功率因数为0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时，其中压侧功率因数不低于0.95，或按变压器容量20%～40%进行配置。
6.11.3中压配电站用电设备的自然功率因数能满足中压侧功率因数0.95及以上时，可不装设无功功率补偿装置。
6.11.4对供电线路较长、变压器容量较小且低压侧未安装无功补偿装置的中压架空线路，可设置线路无功补偿装置。
无功补偿容量宜按该线路未安装无功补偿变压器总容量的7~10%配置或经计算确定。
6.12为保证电力用户受电端的电压质量，在上层电网电压波动有效控制的条件下，110千伏及以下配电网各级电压偏差范围应满足表6-6要求。
表6-6电压偏差允许范围
允许电压偏差
正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%~+7%；
事故运行方式时为系统额定电压的±
10%。
供电电压正、负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%
20千伏
-7%~+7%
10千伏
-7%~+7%；
带地区供电负荷的变电站和发电厂（直供）的10千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%~+7%。
220伏
-10%~+7%
对供电电压偏差有特殊要求的电力用户，由用户自行解决。
6.13线路通道要求
6.13.1电缆管沟的规划建设应考虑安全、可行、维护便利及节省投资等条件，与各种管线和其他市政设施统一安排，并满足未来10～15年的发展需要。
6.13.2结合城市规划建设，在道路新建、改（扩）建时应同步建设电缆管沟。
6.13.3变电站出线电缆沟的建设规模应按变电站终期建设规模一次建成。
6.14防灾减灾
6.14.1应结合当地的气象条件和运行经验，在配电网规划时考虑必要的防风、防冰、防涝等抵御重大自然灾害的技术措施，并评估相关投资和费用。
6.14.2对于以下情况，可适当提高规划标准以抵御重大自然灾害：
1）高危地区线路、重要联络线路；
2）承担主要城市、重要用户保安电源的送出线路；
3）具有“黑启动”能力的电源送出线路；
4）线路故障将引发系统稳定的电源送出线路。
7电力电量需求预测及电力平衡
7.1电力电量需求预测
7.1.1以地方经济发展规划与城市建设规划为依据，结合用电报装及项目建设投产情况，开展配电网负荷预测工作。
7.1.2电力需求预测宜采用两种及以上预测方法进行，相互校核。
7.1.3具备条件时，可开展电力需求分布预测。
7.1.4配电网负荷预测与输电网负荷预测出现差异时，应对输电网规划负荷预测提出调整建议。
7.1.5配电网的电量预测可应用上级电网电量预测结果。
7.2电力平衡
7.2.1配电网规划的电力平衡应分电压等级进行。
根据预测的负荷水平和分布情况，与输电网规划安排的电源容量和需安排的主变容量进行电力平衡。
7.2.2电力平衡应按目标年分年度、分区域进行。
7.2.3水电能源的比例较高时，电力平衡应根据水火电源在不同季节的构成比例，分丰期、枯期进行平衡。
7.2.4对于有分布式能源接入的配电网，应结合实际出力情况考虑参与平衡的比例。
8110千伏配电网规划
8.1110千伏配电网实现以220千伏变电站为中心、分片供电的模式，各供电片区正常方式下相对独立，但必须具备事故情况下相互支援的能力。
8.2110千伏变电站电源应来自两个相对独立的电源点（电源点可为220千伏变电站或发电厂）或同一座变电站的两条分段母线。
8.3为了便于运行管理，同一地区110千伏配电网网络接线型式应标准化，其目标接线推荐方式见表8-1所示，典型接线图见附录B。
表8-1110千伏配电网网架结构目标接线推荐表
链型接线
T型接线
过渡接线
目标接线
双回辐射
双侧电源单回链（1站）
双侧电源完全双回链
双侧电源不完全双回链
单侧电源三T
单侧电源双T
双侧电源三T
双侧电源不完全双回链双侧电源单回链（1站）
双侧电源∏T
单侧电源不完全/完全双回链
双侧电源完全双T
单回辐射
单侧电源不完全双/完全回链单侧电源单回链
双侧电源单回链
单侧电源单T
双侧电源不完全双T
单侧电源单回链
8.4110千伏变电站
8.4.1变电站规划布点以负荷分布为依据，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）变电站规划布点既要满足负荷供电或电源升压送电的需要；
同时还应兼顾电网结构发展的需要；
远期规划重点考虑变电站的合理布局，近期选择变电站站址时侧重满足地区负荷发展的需要和安全可靠的供电要求，并考虑与远期后续新增变电站布局上的协调。
2）110千伏变电站供电范围应考虑负荷密度、空间资源、中压配电网供电半径和整体经济性。
A类供电区规划110千伏变电站供电范围宜按3-4km2考虑，B类宜按4-6km2考虑，C类宜按6-9km2考虑，D类宜按9-16km2考虑。
8.4.2主变压器
1）A、B、C类供电区宜采用双绕组有载调压变压器。
2）D、E、F类供电区，宜采用双绕组有载调压变压器，也可根据当地电网特点采用三绕组有载调压变压器。
3）同一规划区域中，相同电压等级的主变压器单台容量规格不宜过多，同一变电站的主变压器宜统一规格。
升级会员 