配网设计原则Word下载.docx

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描述现状城市高压220kV、110kV、35kV电网的结构、布局及特点，给出当前城网高压电网的地理结线图（见附图2），以及各变电站的供电范围图（见附图3）。

给出110kV城市电网电气主接线现状图（见附图4），电网太大可分区绘制。

简要介绍所规划的城市电网在贵州电网中的地位。

3.3.2设备水平

（1）给出现状向规划区城网供电的220kV、110kV、35kV变电站座数、主变台数、主变容量，无功补偿容量、无功补偿度、出线间隔及利用率、最大负荷及负载率、变压器投运年限分布情况等（见表3-3，表3-4）（地方电厂的升压变另行统计），并结合相关导则进行详细分析。

（2）给出现状220kV、110kV、35kV线路的条数、导线型号、线路长度、运行年限（见表3-5，表3-6），并结合相关导则进行详细分析。

3.3.3运行情况

（1）统计、分析现状城市变电站主变、线路的利用率及分布情况，找出正常运行方式下负载率偏高或长期偏低的元件并分析原因，给出现状规划区城市高压电网220kV、110/35kV电网的分区容载比及整体容载比（见表3-7），分析容载比的合理性，结合现状负荷的分布情况，阐述现状电网对负荷发展的满足程度。

（2）对现状220kV、110kV、35kV变电站主变及线路进行“N-1”校验分析，对现状已达到《中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则》中A类、B类供电区标准的区域，在考虑变电站负荷可通过中低压侧线路进行转供的前提下，对变电站、线路进行“N-1-1”校验分析，校验现状电网的安全可靠供电能力。

（3）总结、分析状城市高压电网电压合格率、综合线损率、供电可靠率指标，阐述与《中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则》中所规定目标的差距，分析薄弱环节。

第四章负荷预测

负荷预测是城市电网规划的基础工作，其准确度直接影响电网规划的质量。

负荷预测需要对历史和现状资料进行充分收集、整理，分析历史发展规律，用切合实际的科学方法预测未来负荷发展。

城市国民经济及社会发展规划是电量负荷预测的重要依据，电量负荷预测的结果应与城市国民经济和社会发展总体规划相对应。

4.1历史数据分析及负荷特性分析

给出电量负荷发展的历史数据，包括总电量负荷、分区电量负荷、分产业电量及增长率情况、特点，对其中的异常数据应给予说明或修正。

分析国民经济和社会产业结构变化对电量负荷的影响（见表4-1、表4-2）。

要对城市供电的历史和现有负荷特性进行分析，分析规划年的典型日负荷曲线、年负荷曲线、年最大负荷利用小时数、峰谷差、负荷率等的特点及变化情况。

4.2供电量预测

4.2.1总供电量预测

1.35kV及以上直供的大用户电量预测

收集已有、新增大用户报装及用电情况（见表4-3），对大用户电量进行预测（见表4-4）。

2.其他部分电量预测

根据历史数据和相关电量增长资料，提出高、中、低三个供电量预测方案，推荐一个基本供电量预测方案（见表4-5）。

3.预测结果

根据1和2汇总得到规划区总供电量（见表4-6）。

4.2.2供电量分区预测

根据推荐的总供电量预测方案，以及各分区的历史数据，给出各分区的预测结果（见表4-7）。

4.3电力负荷预测

4.3.1城市规划用地分析

结合市政规划文本对城市各类用地进行详细分析。

4.3.2供电总负荷预测

1.2009-2013年供电总负荷预测

这里根据供电负荷历史数据对由35kV及以上直供的大用户负荷和其他部分负荷分别进行预测。

（1）35kV及以上直供的大用户负荷预测

根据用户报装情况对大用户负荷进行预测（见表4-8）。

（2）其他部分负荷预测

根据其他部分供电负荷历史数据做出高、中、低三个电力负荷预测方案，再推荐一个基本电力负荷预测方案（见表4-9）；

（3）预测结果

根据

（1）和

（2）汇总得到规划区总供电负荷（见表4-10）。

2.饱和年总供电负荷预测

饱和年根据城市用地采用小区负荷密度指标法进行饱和负荷水平预测（见表4-11）。

通过人均综合用电量、人均生活用电量、负荷密度等指标对饱和负荷水平进行校核，同时应注意电量发展与负荷发展的协调性，对预测得到的最大负荷利用小时数进行校核。

4.3.3分区负荷预测

在供电总负荷预测方案的基础上，结合各分区的历史数据，进行分区电力负荷预测，给出各分区电力负荷预测结果（见表4-12）。

4.4分电压等级负荷预测

结合历史数据和现状、新增直供负荷情况，给出分电压等级的负荷预测（见表4-13）。

4.5展望年2018年电力电量预测

根据一定的增长率，预测2018年城市最大供电负荷及供电量需求。

预测时要注意饱和负荷区域的出现。

4.6小结

对负荷预测过程及结果进行纲要性总结，简述所采用方法，最终用于规划的各年负荷电量预测结果、年均增长率等，并对预测结果进行适当分析，与国内类似地区、国外发展相似地区相应阶段的负荷发展特点进行比较。

第五章城市电网规划的技术原则

应结合《中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则》的相关要求，重点制定针对本地区城市电网规划的技术原则，如适用于本地区的供电电压、安全准则、容载比、变电站最终规模、单台主变容量、接线模式、无功补偿、节能环保、电压质量等，南方电网公司给出的普遍适用原则可简要描述或不描述，并考虑以下几个方面：

5.1规划建设的基本原则

1）满足用电增长需求和不同地区供电可靠性的要求，有助于电力市场发展、售电量增长及企业效益的提高。

2）电网结构合理、分区清晰，具备较强的适应性，并具备一定的抵御事故和防灾减灾的能力。

3）电网应与上级电网相协调，电网各电压等级相协调，有功和无功相协调。

各级短路电流水平控制在合理的范围内。

4）各级电网的建设投资规模达到经济合理、比例适当，更好的体现南方电网公司“企业效益为重、社会效益优先”的经营理念。

5）电网规划设计规范化，设备选型标准化，技术先进适用，节能环保。

规划要体现区域的差异性，技术经济指标合理，与社会环境及经济发展水平相协调。

5.2供电区分类

对照《中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则》中的供电区分类原则，对所规划城市电网供电区进行划分（见表5-1），描述各供电分区的范围、特点及规划负荷密度，以便于制定针对性的技术原则。

5.3电压等级

1）电压等级设置

高压输电220kV

高压配电110kV

中压配电10kV

低压配电380、220V

2）电力网应简化电压等级避免重复降压，市区高压配电电压以110kV为主，不再新上35kV公用站并逐渐淘汰35kV电压等级。

5.4供电可靠性

电网规划考虑的供电可靠性是指电网设备停运时，对用户连续供电的可靠程度，应满足：

1）电网供电安全准则。

2）满足用户用电的程度。

3）主要城市（贵阳、遵义）电网规划理论计算供电可靠率控制目标不低于99.95%（用户平均停电时间不超过5小时）。

4）高压配电网A、B、C、D类供电区应满足“N-1”供电安全准则（其中A类地区宜满足“N-1-1”安全准则），E类地区宜满足“N-1”供电安全准则。

5）中低压配电网A类地区宜满足“N-1-1”安全准则；

B类地区必须满足“N-1”供电安全准则，重要用户宜满足“N-1-1”安全准则；

C类地区应满足“N-1”供电安全准则，重要用户宜满足“N-1-1”安全准则；

D类地区宜满足“N-1”供电安全准则；

E类地区可满足“N-1”供电安全准则；

F类地区不做规定。

电网规划时，应分别进行现状电网和目标电网能够满足的安全准则理论计算。

5.4.1电网供电安全准则

电网的供电安全采用N-1准则，即：

1）高压电网的规划，应满足任一元件（不包括母线）故障或检修停运时，不影响电网的正常供电。

2）中压电缆网的规划应满足N-1安全准则的要求；

中压架空网宜按N-1安全准则规划。

3）低压配电网允许故障时损失负荷。

5.4.2重要用户供电

根据供电可靠性的要求以及中断供电危害程度，重要电力用户可以分为特级、一级、二级重要电力用户和临时性重要电力用户。

用户供电方式应根据用户的负荷等级、用电性质、用电容量、当地供电条件等因素进行技术经济比较后确定。

（1）重要电力用户供电电源的配置至少应符合以下要求：

l）特级重要电力用户具备三路电源供电条件，其中的两路电源应当来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电；

2）一级重要电力用户具备两路电源供电条件，两路电源应当来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电；

3）二级重要电力用户具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段；

4）重要电力用户供电电源的切换时间和切换方式要满足重要电力用户允许中断供电时间的要求。

（2）重要电力用户应配置自备应急电源。

自备应急电源容量应达到保安负荷的120%，启动时间应满足安全要求，与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置，防止倒送电。

5.5线损率

线损率是综合反映电力网规划设计、生产运行和经营管理水平的主要经济技术指标。

配网规划应按照《中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则》表2.4控制，实现主要城市（贵阳、遵义）的综合线损率不超过4.5%的目标。

5.6其它一般性原则

简述无功补偿、电压调整、电能质量、短路电流、节能环保等其它方面的原则及要求。

5.7高压电网规划技术准则

应重点制定针对本地区城市高压电网规划的技术原则，如变电站布置形式、主变台数、容量、主接线、主变正常运行负载率、电网接线模式、线路选型等原则，南网公司给出的普遍适用原则可简要描述或不描述。

第八章电力电量平衡

8.1电力电量平衡的主要原则

1）进行近期逐年、中期目标水平年的平衡分析；

2）水电比重大的地区应选用平、枯两种水文年进行平衡；

3）应考虑区外送受的电力电量；

4）应进行规划区及分区平衡和分电压等级的电力平衡；

5）根据规程规定范围，220kV电网容载比取1.6-1.9，110kV电网容载比取1.8-2.1，整体计算220kV、分区计算110kV电网需要的降压变电容量。

合理选取备用容量，并说明理由。

8.2电力电量平衡应得出的主要结果

1）全区及分区电力电量盈余数值，供需形势分析；

2）各分区、各电压等级电网需要的变电容量（见表8-1、表8-2）。

第九章电网规划方案和网架结构论证

本章的重点是根据已经确定的规划目标、技术原则，提出城市电网目标网架及分年度过渡方案，并进行定性分析。

在制定变电站布点及网架走廊规划时，应充分与城市规划、国土、市政建设部门沟通和协商，争取政府支持。

9.1高压电网规划

9.1.1220kV电网规划描述

结合贵州电网公司220kV电网“十一五”规划、“十二五”规划，对本地区220kV变电站在规划期内的布点及接线方案进行考虑，重点研究220kV变电站布点，并对500kV电网规划提出建议。

9.1.2110kV变电站容量及布点规划

根据规划区总体及分区负荷预测，电力电量平衡，确定分年度变电站的布点规划，及各变电站供电范围。

规划各变电站的供电范围见附图7，规划期内变电站投产进度见表9-1。

在变电站布点及容量规划时应注意下面几点：

（1）变电容量

变电容量是否满足未来年城区电网负荷发展的需要。

不仅总容量能够满足负荷发展的要求，还要做到分区分层平衡。

（2）变电站最终规模

根据远景负荷密度情况，确定出相适应的变电站最终规模。

新建变电站均按最终规模考虑，但变压器可分步投资。

（3）首期规模

A、B类供电区变电站首期投产主变台不应少于2台，C类供电区变电站首期投产主变台数不宜少于2台。

（4）变电站扩建增容

原则上在变电站原有主变负荷超过额定容量50%的前提下才考虑新增主变容量项目。

在变电站原主变台数超过2台情况下，新增主变容量优先考虑新增变电站布点。

9.1.3城市高压电网规划及结构论证

城市高压电网规划的重点是确定规划目标年高压电网的目标网架及各过渡年方案，并通过各年地理接线图（附图8）及一次接线图（附图9）体现。

（1）叙述本地区电网在全省电网中的地位与作用。

（2）研究优化规划期及水平年网架结构。

要有清晰明确的网架结构，且能够满足各种运行方式的要求，对中长期发展有较好适应性。

（3）确定分年度电网建设方案，论述各年份输变电建设项目的必要性、可行性及建设方案、规模。

（4）对线路走廊和变电站站址进行规划。

9.1.4无功规划

110kV及以下电网是分区就地平衡的重点，可根据负荷发展和变电站投入情况，对无功规划做出分析，给出各年份分变电站无功配置情况表（见表9-2）。

9.1.5目标网架分析评价

根据已经确定的规划目标及技术原则，结合电网现状，对目标网架及过渡方案进行定性分析，如目标网架适应负荷增长的能力、是否满足各种运行方式的要求、过渡年份及远景发展的适应性及与中压配电网规划衔接问题。

第十章电气计算

10.1潮流计算

城市高压电网的潮流计算，可按2009-2013年末期规划的网架结构进行。

主要的运行方式，可按以下技术要求进行组合：

（1）主要地方电源的不同开机方式；

（2）2009-2013年最大、最小负荷方式；

（3）重要线路的检修方式；

（4）N-1校验。

针对潮流计算的负荷大方式、小方式，重点考察系统的电压分布情况和线路潮流情况，对可能出现的问题，提出明确的解决方案或改进措施。

10.2短路电流计算

计算最大方式下，每一个220kV、110kV变电站220kV、110kV、35kV及10kV母线2013年及2018年的短路电流（见表10-1）。

对现有变电站，要校核其开关遮断容量是否在安全范围内。

10.3线损计算

对城市高压网、城市中低压配电网进行线损计算，要列出2008-2013每一年的线损计算结果，计算要包括每一个高压变电站的变压器损失及所有线路损失，给出计算结果（见表10-2）。

10.4供电可靠性计算

根据规划的城市电网结构，对供电可靠性进行计算，给出规划年供电可靠性计算结果（见表10-3）。

第十四章投资估算和经济分析

14.1输变电工程造价

给出本地110kV、10kV电压等级变电工程与输电工程的平均造价（见表14-1）。

14.2投资估算

14.2.1高压电网投资估算

根据规划的工程量，依据输变电设备的综合造价（包括施工费用和管理费用）进行城市高压电网建设、改造的静态投资估算（见表14-2）。

14.2.2中低压电网投资估算

根据规划的工程总量，依据输变电设备综合造价（包括施工费用和管理费用），进行规划期内的中低压配电网建设与改造投资估算（见表14-3）。

14.2.3投资估算汇总

分年度对城网规划投资规模进行汇总（见表14-4）。

14.3经济分析

经济评价的重点是在还贷期电费加价测算，即根据预期的城网售电量，计算为偿还城市电网建设与改造的投资，单位售电量电价需要增加多少才能在还贷期内偿还完所有投资。

在以上的计算中，可以用下面一些假设条件：

1）偿还年限按10年，贷款利率按6%考虑；

2）折旧年限取15年，折旧率取5%，折旧资金的90%用于还贷；

3）资本金内部收益率取10%。

要以表格形式给出相关分析结果（表14-5、表14-6）。

第十五章规划方案评估

15.1供电能力评估

根据220kV、110kV变电站布点及容量规划，计算规划期内各年度容载比（见表15-1、15-2）；

根据规划10kV线路条数，按照主要采用的导线型号计算单回10kV线路的供电能力，并结合所采用的接线模式考虑N-1方式下的平均负载率，计算整个10kV配电网的供电能力（见表15-3）。

对高压电网、中压电网的供电能力、满足负荷发展的能力进行综合分析评估。

15.2经济评估

对规划方案的总投资、电费加价幅度、收益率、投资回收期等财务指标进行综合分析，评价规划方案的经济可行性，并计算规划方案将带来社会效益。

15.3供电可靠性评估

1）根据对规划方案供电可靠性的计算结果，对供电可靠性指标进行评估，确定是否达到已经确定的规划目标。

2）根据高中压电网规划方案，计算高压变电站“N-1”通过率、中压线路环网化率、中压线路“N-1”通过率，对规划电网的安全可靠供电能力进行分析（见表15-4）。

3）根据负荷预测及高中压电网规划方案，对A、B类供电区在考虑变电站负荷可通过中低压侧线路进行转供的前提下，对变电站、高压线路进行“N-1-1”校验分析，并对比现状电网“N-1-1”校验结果进行分析。

15.4线损评估

根据对规划方案理论线损率计算结果，对线损率指标进行评估，确定是否达到规划目标。

15.5抗灾能力评估

根据规划方案，对高中压电网的抗灾能力进行分析评估。

15.6综合评估

对规划前后城市电网在供电能力、可靠性、线损率、抗灾能力、绝缘化率、电缆化率方面所取得的效果进行综述，评价规划方案的科学性、合理性、可行性。

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