上海电网若干技术原则的规定第四版Word文件下载.docx

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电网建设组：

曹春平倪镭李钧王怡风徐萍唐宏德曹林放

智能电网及综合组：

谢伟华斌任年荣龚波涛陆文宇倪振华张征张汲陈文升

本规定批准人：

阮前途

1总则

1.1为使上海电网规划、设计、建设输、变、配、用电工程和供用电技术业务实现规范化、标准化，城乡电网一体化的管理，达到优化电网结构、保持电网安全稳定运行、保证电能质量、提高供电可靠性、降低电网损耗、改善电网经济性、合理使用资金、满足安全环保要求、促进技术进步、以信息化带动上海电力的发展、提升自动化程度和劳动生产率的目标，更好地为用户服务，建设与上海国际大都市国民经济发展相适应的现代化电网，特制订上海电网若干技术原则的规定（以下简称规定）。

1.2本规定系根据国家、上海市人民政府、电力行业和国家电网公司管理的有关法律、法规、标准、规程、规范和导则，并结合上海电网的具体实际和发展而制订。

1.3本规定适用于上海电网内所有的输、变、配、用电工程的规划、设计、基建、改造以及电网运行、用电管理和供电技术业务。

上海市电力公司所属、委托管理及代管的各部门、单位都应遵照执行。

对于上海电网中各独立的发电公司、自备电厂、热电联供、余热发电、各电压等级供电的用户等单位，应执行本规定中与上海电网安全运行有关的条款，其他条款应参照执行。

1.4新建、改建、扩建工程项目的安全设施、安防设施、消防设施、职业卫生健康设施等，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。

1.5本规定所引用的各有关技术标准，均应是有效版本。

2电网规划设计主要原则

2.1电网规划的重点，是研究和制订电网的整体和长远发展目标。

各项发、输、变、配、供电工程的设计和建设（含改建、扩建），都必须符合电网总体规划的要求。

电网规划应在满足国家对电网安全稳定和用户合理的供电可靠性要求的前提下，以实现电网全电压等级经济效益最优、电网发展生命周期最优为目标；

充分考虑公司资产（尤其是核心资产）的不断保值增值。

2.2电网规划的编制，应从调查研究现有电网入手，分析负荷特性和负荷增长的规律，解决电网的薄弱环节，优化电网结构，提高电网的供电能力和适应性；

做到近期与远期相衔接，新建和改造相结合以及实现电网接线规范化和设施标准化；

在电网运行安全可靠和保证电能质量的前提下，达到电网发展、技术领先、装备先进和经济合理的目标。

2.3电网规划除主网架的规划外，还应包括城市配电网规划、无功规划和二次系统规划（含继电保护、通信、自动化）等。

使有功和无功、一次和二次系统协调发展，提高配电网自动化、信息化水平，并与用电营销网络相结合，加速拓展电力消费市场。

2.4电网规划的期限规定近期为五年（分年）、中期为十年、远期为十五年及以上三个阶段，应与上海市国民经济发展规划和城市总体规划相适应，并且每年应根据具体情况作滚动修正。

电网规划应进行必要的潮流计算和分析论证，并结合全国和华东电网的发展进行上海受端电网的稳定性研究，保证上海电网的安全稳定性。

2.5各级电网分期规划的目标要求

2.5.1具备向各级用户充分供电的能力，能满足各类用电负荷增长的需要。

2.5.2适应网内电源和市外来电发展的需要，在保障电网安全的前提下满足主要电源能可靠地向电网输送电力及清洁能源接入电网的要求。

2.5.3各级电压变电总容量与用电总负荷之间，输、变、配电设施容量之间、有功和无功容量之间比例协调、经济合理。

2.5.4电网结构应贯彻分层分区的原则，简化网络接线，有效控制短路电流，做到调度灵活，便于事故处理，防止出现分区和电网大面积停电事故。

2.5.5达到电力行业标准《电力系统安全稳定导则》对220kV及以上电力系统安全稳定性的各项要求，实施三级安全稳定标准。

110kV及以下电力系统应参照执行。

2.5.6电网的供电可靠性，应符合国家电网公司《城市电力网规划设计导则》中“电网供电安全准则”的规定，力争做到检修方式下的“N－1”安全要求。

2.5.7电能质量和电网损耗达到本规定及相关标准的要求，上海电网综合线损率达到国际大都市先进水平。

2.5.8建设资金和建设时间合理安排，取得应有的经济效益。

2.6近期规划目标

为适应上海城市总体发展规划目标的要求，扩大电力消费市场，加大上海电网的建设和改造的力度，增加供电能力，降低电网损耗，改进电能质量，提高供电可靠性，做到“受得进，落得下，稳得住，送得出，用得上”，完善用户的需求侧管理，满足上海国民经济发展和居民生活水平不断提高的需要。

2.7中远期规划目标

将上海电网按照适应电力消费的需要，建设成为网架坚强、结构合理、适应性强、安全可靠、调度灵活、装备精良、管理科学、电能优质、技术经济指标先进、自动化程度高的与国际大都市相适应的现代化电网。

2.8上海电网应根据国家电网的统一规划，建设坚强智能电网，积极消纳特高压来电，并保持500kV电网与华东电网的可靠联络。

2.9上海地区应积极建设适应能力强、运行安全可靠、调度方式灵活的500kV骨干网架，220kV高压电网以各个500kV变电站为中心分区运行，分区间结合近远期电网规划积极建设大容量联络通道。

根据负荷需要可采用220kV变电站甚至500kV终端站深入负荷中心的供电方式。

2.10积极建设资源节约型、环境友好型电网，变配电站设计建设在充分考虑投资经济性的前提下应节约用地，合理选用小型化、环保型设备，充分利用空间，精心布置，力求减少占地面积和建筑面积。

位于中心城区的变、配电站，在政策允许及差价资金、产权归属、土地属性均落实的前提下，可与非居建筑物相结合并与周围环境相协调。

2.11架空和电缆线路的设计及杆塔选型应在不影响电网正常方式及检修方式安全可靠性的前提下尽可能考虑减少线路走廊占地面积，优先采用具备大容量输送能力的导线，可适当采用同塔多回路和紧凑型线路，并应做好和加强电缆通道和管线的规划。

2.12应该结合上海电网的远景发展，在上海地区布置必需的具有黑启动能力的机组。

3上海电网的电压等级和电网结构

3.1上海电网输、配电电压等级的划分

特高压输电1000kV，±

800kV（直流）

超高压输电500kV，±

500kV（直流）

高压输电220kV

高压配电110kV，35kV

中压配电10kV

低压配电380V，单相220V

3.2电网的分层分区

3.2.1上海电网通过规划建设的特高压线路和变电站接受区外来电，通过500kV电网与华东电网联网，500kV电网是沟通全市电网的骨干网架，是上海220kV电网分区运行的基础。

3.2.2220kV电网以500kV变电站和大型电厂为核心分区运行，各分区电网之间相对独立，并应在必要时能互相支援。

分区间应结合近远期电网规划和电力黄线规划积极建设联络通道，新建联络通道的远景饱和输送能力不应低于1000MVA，并具备分列运行能力。

3.2.3电网内不应形成电磁环网。

在电网发展过程中，若确需构成电磁环网运行，应作相应的潮流计算和稳定校核。

3.3上海电网中新建大型发电厂，经技术经济论证后，优先考虑以220kV电压接入系统的可行性。

220kV分区电网的结构，原则上由500kV变电站和发电厂提供电源，经过220kV大截面架空线路，向220kV中心变电站送电，再从220kV中心站（发电厂）经220kV电缆或架空线路，向220kV中间变电站或终端变电站提供电源。

接线模式参见附录A图1。

分区间的联络通道也可采用多个220kV中心站（或中间站）串接的方式，但应校验首级电源线路的输送能力。

220kV中心站的电源进线不应采用电缆线路。

500kV终端变电站形成的供电分区可采取放射状接线，但应满足检修状态下“N－1”原则，保证其受电的220kV变电站从同一个500kV终端变电站受电线路不超过2回，同时具有2回及以上其他方向的受电线路。

3.4220kV电网应尽量避免拼仓或T接变压器。

3.5上海电网电压等级系列

3.5.1电压等级系列（kV）:

1000，500，220，

，10，0.38，0.22；

变压比：

1000/500/□kV，500/220/□kV，220/110/35kV，220/35kV，110/10kV，35/10kV，10/0.38kV，（10/0.22kV）。

3.5.2加大中心城区110kV电网发展的力度，对于高负荷密度地区新建的高压配电网，宜优先发展110kV电网。

现有220kV变电站已有110kV设备应充分加以利用，已预留110kV配电装置位置的变电站根据地区电源需求安装设备。

3.5.3中心城区以外的地区在满足下列任一种条件时，均可适度发展110kV电网。

（1）远景负荷密度较大；

（2）周边220kV变电站35kV侧负载率将明显超过220kV侧负载率；

（3）高压配电变电站10kV架空线出线较多、负荷释放能力较强。

3.5.4原则上新建变电站不再选用110/35/10kV三卷变，而可选用110/10kV（带平衡绕组）双卷变和35/10kV双卷变。

3.5.5高压配电网中应避免重复降压，原110kV变电站所供的35kV电业变电站应结合周边电源建设逐步予以改接至220kV变电站。

3.6上海城市配电网结构的示意图如附录A图2所示，应达到第2.5条各级电网分期规划的目标要求。

4供电可靠性

4.1供电可靠性的要求

供电系统用户供电可靠率≥99.90％（全口径），城市电网用户供电可靠率≥99.99％，可在中心城区的重要地区建设高可靠性供电，供电可靠率达到99.999%。

4.2电网安全准则

电网应严格按照计划检修情况下的“N－1”准则保证电网的安全性。

正常方式和计划检修方式下，电网任一元件发生单一故障时，不应导致主系统非同步运行，不应发生频率崩溃和电压崩溃。

任一电压等级的元件发生故障时，不应影响其上级电源的安全性。

上一级电网的供电可靠性应优于下一级电网。

各电压等级对下一级电网和负荷的供电应满足“N－1”准则。

具体不同电压等级和对不同用户供电负荷的可靠性要求按附录F执行。

4.2.1对35kV及以上变电站的主变、进线回路应按“N－1”准则进行规划设计。

4.2.235kV及以上变电站中失去任何一回进线或一台主变时，必须保证向下一级电网的供电。

4.2.310kV配电网中任何一回架空线、电缆、或一台配电变压器故障停运时：

（1）正常方式下发生故障时，除故障段外经操作应在规定时间内恢复供电，并不得发生电压过低和其他设备不允许的过负荷；

（2）计划检修方式下，又发生故障停运时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。

4.2.4低压电网中当一台配电变压器或低压线路发生故障时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。

4.3满足用户供电的程度

电网故障造成用户停电时，对于申请提供备用电源的用户，允许停电的容量和恢复供电的目标时间如下：

4.3.1两回路供电的用户，失去一回路后，应不停电。

4.3.2三回路供电的用户，失去一回路后，应满足100％供电，再失去一回路后，应满足50％供电。

4.3.3一回路和多回路供电的用户，电源全停时，恢复供电的目标时间为一回路故障处理时间。

4.3.4开环网络中的用户，环网故障时需通过电网操作恢复供电的，其目标时间为操作所需时间。

4.3.5用户对电能质量、供电可靠性要求超出国家规范规定时，应由其采取相关措施解决。

4.435kV及以上电业变电站的电源应达到双电源及以上的要求。

根据上海电网目前的实际情况，“双电源”的标准可分为以下三级：

第一级：

电源来自两个发电厂

或一个发电厂和一个变电站

或两个变电站

电源线路独立的两条及以上线路（电缆）和进

出线走廊段，电厂、变电站有两个及

以上的进出线通道

第二级：

电源来自同一个变电站一个半断路器接

线不同串

或同一个变电站（不同主变供电的）母线分段开关的两侧

电源线路应尽量避免采用同杆（通道）双回路的两条线路（电缆）或共用通道

第三级：

电源来自同一个变电站双母线的正、副

母线

电源线路可采用同杆（通道）双回路的两条

线路（电缆）或共用通道

现有35kV及以上变电站没有达到或尚处于第三级双电源标准的，应逐步达到或提高双电源等级标准。

新建220kV及以上变电站最终方案规划应达到二级及以上双电源标准，中心站应达到一级双电源标准。

对近期建设的仅有两回电源的变电站应尽量避免进线采用同杆双回路方案。

新建110（35）kV变电站最终方案规划应为第一级双电源标准，并应在电网建设过程中达到第二级双电源标准，短期可临时采用第三级双电源标准过渡。

地区配电网改造优先解决已经达到最终规模的第三级双电源标准变电站，向第二级及以上双电源标准提升。

4.5220kV变电站的110kV或35kV侧联络线和互馈线

220kV变电站之间应有一定的联络方式，可选择以下一种方式，以保证全站停电后的站用电快速恢复。

（1）正常方式下带负荷运行的110kV或35kV互馈线；

（2）220kV变电站站用变对应的35kV母线通过35kV出线（35kV开关站电源线等）与其他站母线可形成临时互馈；

（3）利用原有线路改接的专用110kV或35kV互馈线（仅限于220kV地下变电站或其他2台主变220kV变电站）。

5变电站主接线选择

5.1500kV变电站

5.1.1500kV侧最终规模一般为6－12回进出线，4组主变。

优先采用一个半断路器接线，参见附录A图1，500kV母线可分段，新建500kV变电站主变应接入断路器串内，并保证主变与线路的合理配串。

500kV终端站可采用带断路器的线路变压器组的接线方式或其他方式。

单组主变容量可选750MVA，1000MVA，1200MVA，1500MVA。

新建变电站宜根据变电站中近期负荷预测选择合适的主变容量，优先采用已有变电站主变增容后更换下来的主变，以加强主变的利用效率、降低损耗（“梯度利用”）。

5.1.2220kV侧一般设有16－24回出线。

新建500kV变电站的220kV母线应采用装配式或HGIS装置、一个半断路器接线，母线分段（两台分段断路器），或采用GIS装置双母线双分段两台分段断路器接线方式。

500kV终端变电站可采用双母线多分段多台分段断路器的接线方式。

5.1.3低压侧主要用于电容器组和电抗器等无功补偿装置和接入站用变。

应配置500kV主变低压侧总断路器或电抗器、电容器组首端断路器。

5.2220kV变电站

220kV变电站一般可分为中心站、中间站和终端站三大类，最终规模宜为3台主变。

中心城区内高负荷密度地区的220kV中心站远景规模可按4台主变控制。

单台主变容量：

220/110/35kV可选180MVA，240MVA，300MVA；

220/35kV可选150MVA，180MVA。

新建变电站宜根据变电站中近期负荷预测选择合适的主变容量，优先采用现有变电站主变增容后更换下来的主变，轮换周期不宜小于5年。

根据需要，土建应按照最终规模的要求设计。

5.2.1220kV侧

（1）中心站

220kV中心站指直接从500kV变电站或220kV主力电厂受电并向其他220kV变电站转供电力的220kV变电站，最终规模具有9－20回进出线，宜采用双母线双分段接线。

在地理位置许可和系统运行方式需要时，可选用一个半断路器接线。

新建220kV变电站不再配置旁路母线。

现有220kV变电站在满足下述原则的情况下，可取消旁路母线。

1）220kV进出线满足“N－1”准则的要求；

2）主变能满足“N－1”准则的要求；

3）断路器等设备质量可靠。

（2）中间站

220kV中间站指全部或部分回路从其他220kV变电站受电，并通过少数回路向220kV终端站供电的220kV变电站，最终规模具有6－12回进出线，通常可采用双母线、双母线单分段、双母线双分段或单母线分段接线。

有条件时可适当减少中间站。

（3）终端站

220kV终端站指不向其他220kV变电站转供电力的220kV变电站。

终端站一般不设220kV母线，应采用带有断路器的线路（电缆）变压器组接线，在变电站面积受限制不能设断路器时，可只设接地闸刀并配置可靠的远方跳闸通道。

电源侧断路器必须选择机械三相联动断路器。

220kV终端站接线参考模式参见附录A图3。

5.2.2110kV侧

可有9－16回出线，宜采用单母线三分段两台分段断路器的接线，也可选用单母线四分段两台分段断路器接线。

远景预留4台主变的变电站110kV侧宜采用双母线双分段接线。

参见附录A图3－图5。

5.2.335kV侧

220/110/35kV变电站35kV侧容量为3×

120－3×

180MVA，可有24－30回出线（主变容量为300MVA的可设36回），宜采用单母线六分段三台分段断路器接线。

远景预留4台主变的变电站35kV侧宜采用单母线八分段四台分段断路器接线。

对于220/35kV变电站35kV侧容量为3×

180MVA，可有30－36回出线，宜采用单母线六分段三台分段断路器的接线。

220kV变电站的35kV出线允许2条3×

400mm2电缆并联，但需控制并尽可能减少并仓。

对原有并仓现象，结合220kV变电站及35kV开关站或开关站性质的35kV变电站的建设，通过电网调整逐步减少。

5.3110kV变电站

5.3.1110kV侧

最终规模为3台主变，可采用环进环出、线路（电缆）变压器组接线或“T”型接线方式。

“T”接主变的高压侧应设断路器。

对于5年内无计划出线的110kV站可预留环出断路器或负荷开关（GIS）。

110kV变电站内110kV侧一般为每回路一进二出（包括一台主变）的环进环出接线方式；

特殊情况下（周边有110kV用户）可采用一进三出（包括一台主变）接线方式，其中一回供附近110kV用户，参见附录A图6。

若轨道交通、电气化铁路等对电能质量影响较大的110kV用户接入，应进行电能质量评估并满足要求。

单台110/10kV主变容量可选31.5MVA，40MVA，50MVA（对110/35/10kV三卷主变容量可选63MVA、80MVA）。

5.3.210kV侧

容量为3×

31.5MVA可有30－36回出线，应采用单母线四分段两台分段断路器接线；

3×

40MVA、3×

50MVA可有36－42回出线，采用单母线六分段三台分段断路器的接线，参见附录A图2。

新建站不应采用双母线接线方式。

5.435kV变电站

5.4.135kV侧

最终规模3台主变，可采用线路变压器组接线或“T”型接线方式。

在35kV用户较多的地区，35kV变电站内35kV侧可采用一进三出（包括一台主变）带开关站性质的接线方式，2路35kV出线直供用户，进线最终规模宜选用185－400mm2架空线或双拼3×

400mm2电缆。

主接线模式可参见附录A图2和图7。

中心城区、负荷密度较高的地区单台主变容量可选31.5MVA，对负荷密度较低地区的变电站单台主变容量可选20MVA。

5.4.210kV侧

可有24－30回出线，宜采用单母线四分段两台分段断路器接线。

5.535kV和10kV开关站

5.5.135kV开关站

（1）在大用户较多的区域根据用户需求可建设35kV开关站。

（2）35kV开关站最终电源尽可能来自于不同220kV站，优先考虑与220kV变电站站用变共处同一段35kV母线。

（3）35kV开关站应采用单母线分段（带自切）的接线方式，规模为2回进线，6－10出线。

主接线模式可参见附录A图8。

（4）35kV开关站电源进线一般架空线可选用185—400mm2，电缆可选用3×

400mm2、1×

630mm2或双拼3×

400mm2，出线电缆可根据负荷情况选用，为今后改接利用考虑尽可能选用3×

400mm2。

（5）设备可参照第9.1条选用。

5.5.210kV开关站

（1）10kV开关站的设置应以加强上下级电网协调、优化配电网结构、提高变电站出线利用率为目标。

（2）10kV开关站应采用单母线分段（带自切）的接线方式。

规模为2回进线、6－10回出线。

主接线模式可参见附录A图9。

特殊情况下因站址紧张可配置2回进线、最多14回出线的加强型站。

（3）10kV电源进线每回电缆截面一般需选用3×

400mm2（根据负荷需求进线可采用双拼3×

400mm2截面电缆），出线电缆截面可根据负荷情况选用，一般选3×

240mm2。

（4）为解决本地区负荷的需要，可附带2台1250kVA及以下的10kV配变。

（5）开关站新建时应同步建设配电站自动化。

6短路电流的控制

6.1短路电流控制标准

6.1.1上海电网的三相短路电流按以下标准控制：

1000kV63kA

500kV63kA（80kA）

220kV50kA（63kA）

110kV25kA

35kV25kA

10kV20kA

6.1.2上海电网局部区域500kV变电装置的短路电流经论证可按80kA控制，500kV变电站的220kV配电装置的短路电流经论证可按63kA控制。

6.1.3新建10kV设备的三相短路电流均按20kA控制，原16kA设备根据设备的正常运行寿命逐步更换为20kA设备。

新建110（35）kV变电站或其他地区电源接入10kV系统时应进行短路电流校验，并在必要时采取措施保障地区内所有的10kV设备均满足短路电流的控制要求。

6.1.4对110－500kV电网，当故障点X0∑<

X1∑时，应计算单相接地短路电流值。

在规划、设计和运行中应采取措施控制短路电流不超过上述限值。

6.2短路电流控制措施

6.2.1限制发电厂提供的短路电流。

6.2.2调整系统运行方式

上海电网已实现了分区分片运行和电磁环网解环运行，为进一步限制220kV短路电流，可将500kV变电站220kV母线分列运行。

6.2.3串联电抗器

为限制短路电流，可考虑在线路上加装限流电抗器。

6.2.4提高主变压器阻抗