广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则(2016).doc
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广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则
广东电网有限责任公司
配电网规划技术指导原则
广东电网有限责任公司
2016/05/25印发
封面
2016/06/01实施
广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则
目录
1总则 1
2规划编制基础及要求 1
3一般技术原则 3
4负荷预测及电力平衡 7
5110千伏配电网规划 8
635千伏配电网规划 11
7中压配电网 12
8低压配电网 16
9继电保护 16
10配电网自动化 19
11配电网计量 21
12配电网通信 24
13电源接入系统 26
14电力用户供电 27
附录 29
60
广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则
1总则
1.1为进一步促进广东电网有限责任公司配电网规划建设工作规范化和标准化，确保电网安全经济运行，推进电网和社会经济可持续发展，适应广东电网有限责任公司创建国际先进省级电网企业的发展战略要求，建设“智能、高效、可靠、绿色”的现代化配电网，特制定本原则。
1.2本原则适用于广东电网有限责任公司110千伏及以下各电压等级配电网规划工作。
1.3本原则的解释权属广东电网有限责任公司。
2规划编制基础及要求
2.1整体原则
2.1.1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，满足电力市场发展需要，适度超前社会经济发展规划及电源规划，各电压等级电网规划应互相协调，促进电网和社会经济可持续发展。
2.1.2配电网规划应坚持将提高供电可靠性作为核心目标，遵循资产全生命周期管理关于风险、效益和成本综合最优的原则，进行经济技术分析，注重投资效益，确保电网安全经济运行。
2.1.3为安全、可靠、经济地向用户供电，配电网应具有必备的容量裕度、适当的负荷转移能力、一定的自愈能力和应急处理能力、合理的分布式电源接纳能力，提高配电网的适应性和抵御事故及自然灾害的能力。
2.1.4配电网规划应遵循差异化原则，根据不同区域的社会经济发展水平、用户性质和环境要求等情况，采用差异化的建设标准，合理满足区域发展和各类用户的用电需求。
2.1.5配电网应有序提升智能化水平，逐步实现信息采集、测量、控制、保护、计量和检测的自动化，适应新能源、新技术和新应用的发展需求。
2.1.6配电网规划应纳入城乡总体规划、土地利用总体规划和控制性详细规划，合理预留变电站、开关站、环网室（箱）、配电室站点及线路走廊用地，配电设施应与城乡其它基础设施同步规划。
2.2供电区域划分
2.2.1配电网规划涵盖高、中、低压配电网，应根据规划区域的行政区划、地理条件、负荷密度等情况，划分供电区域。
2.2.2供电区分类是规划期内制定地区配电网规划标准的依据。
编制配电网五年规划应根据实际需要对地区供电区分类重新进行论证与调整，年度项目库修编时一般不调整供电区分类。
2.2.3供电区根据地区规划发展定位或10年后的规划负荷密度指标划分为五类，具体见表2-1。
当地区定位与负荷密度指标划分结果不一致时，应选择等级较高的分类。
2.2.4供电区划分基本依据行政区划分，但不等同于行政区划分。
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，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。
表2-1供电区分类对照表
供电分区
A+
A
B
C
D
涵盖区域
σ≥30
市中心区
或15≤σ<30
市区
或6≤σ<15
县城、城镇
或1≤σ<6
农村
或0.1≤σ<1
注1：
σ为供电区域的负荷密度（MW/km2）。
注2：
供电区域面积一般不小于5km2。
注3：
计算负荷密度时，应扣除110kV专线负荷，以及高山、戈壁、荒漠、水域、森林等无效供电面积。
注4：
广东电网公司A+类供电区目前为珠海横琴新区及佛山南海金融高新区。
注5：
对东莞、中山等地经济发展较快、可靠性要求较高的城镇，可划入B类区域规划。
2.3电压等级
2.3.1广东电网配电网电压等级的构成：
1）高压配电网：
110千伏、35千伏。
2）中压配电网：
20千伏、10千伏。
3）低压配电网：
380伏、220伏。
2.3.2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。
2.3.3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。
2.4规划年限及要求
2.4.1配电网规划编制年限应与国民经济和社会发展规划相一致，一般为近期（五年）规划、中期（十年）规划，必要时开展远期（十五年以上）规划。
2.4.2高压配电网中、远期规划主要研究电力发展的战略性问题，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，分析比选提出目标网架或饱和网架，提出分阶段电网规划方案。
2.4.3高压配电网近期规划应侧重研究主干网网架规划，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，提出上级电网建设需求，提出规划期内项目建设方案及投资规模估算。
2.4.4中、低压配电网主要开展近期规划，重点解决中、低压配电网存在问题，开展网架规划，建立各年度建设与改造规划项目库，估算规划期内规划建设投资规模，提出上级电网建设需求。
2.4.5中、低压配电网应每年对规划项目库进行滚动修编。
3一般技术原则
3.1配电网供电安全水平
3.1.1正常运行方式下，任一交流线路跳闸、任一变压器跳闸、任一段母线跳闸、任一机组故障、任一同塔双回及以上线路跳闸不导致一级事件及以上电网风险。
对于造成一级事件的风险，应在规划期内安排项目解决。
对于造成一般及以上事故的风险，应尽快采取措施解决。
3.1.2高、中压配电网在最大负荷情况下应达到的最低安全水平见表3-1。
表3-1高、中压配电网的供电安全水平
供电分区
电压等级
A+
A
B
C
D
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
应满足N-1
安全准则
宜满足N-1
安全准则
35千伏
--
--
--
应满足N-1安全准则
宜满足N-1安全准则
10（20）千伏
必须满足N-1安全准则
应满足N-1安全准则
应满足N-1安全准则
线路宜按可转供电线路规划
线路可按可转供电线路规划
3.1.3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，应满足允许中断供电时间要求。
3.2供电可靠率及综合电压合格率
各类供电区配电网规划理论计算供电可靠率（RS-3）控制目标见表3-2。
表3-2配电网理论计算供电可靠率及综合电压合格率控制目标
供电区域
供电可靠率（RS-3）
综合电压合格率
A+
用户年平均停电时间不高于5分钟（≥99.999%）
≥99.99%
A
用户年平均停电时间不高于52分钟（≥99.990%）
≥99.97%
B
用户年平均停电时间不高于3小时（≥99.965%）
≥99.95%
C
用户年平均停电时间不高于12小时（≥99.863%）
≥98.79%
D
用户年平均停电时间不高于15小时（≥99.830%）
≥98.00%
3.3线损
配电网规划应按线损“四分”管理要求控制分压技术线损，各类供电区配电网规划理论计算线损率（不含无损）控制目标见表3-3。
表3-3配电网理论计算线损率控制目标
电压等级
A+类
A类
B类
C类
D类
配电网理论线损率
<3%
<4.5%
<6%
<8%
其中：
110千伏
<0.5%
<0.5%
<2%
<3%
35千伏
----
----
<2%
<3%
10（20）千伏
<2%
<2.5%
<2.5%
<4%
380伏
<2%
<2.5%
<5%
<7%
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。
3.4容载比
3.4.1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。
3.4.2对于区域较大、负荷发展水平极度不平衡、负荷特性差异较大、分区最大负荷出现在不同季节的地区，可分区计算容载比。
3.4.3在规划中应因地制宜确定容载比的取值，高压配电网容载比合理指标一般为1.8～2.2，电源外送地区，计算升压变电容量不考虑上述容载比，一般按最大升压容量配置变压器即可。
3.5中性点接地
3.5.1110千伏采用直接接地，接地回路设计上必须可实现中性点不接地的运行方式。
3.5.235千伏配电网：
单相接地故障电容电流大于10A的，宜选用消弧线圈接地方式，同时配置接地变压器；单相接地故障电容电流不大于10A的，宜选用不接地运行方式。
3.5.320千伏配电网：
采用小电阻接地方式。
3.5.410千伏配电网：
中性点接地方式首选小电阻接地方式，如用户对供电可靠性有较高要求的，经专题分析后，可选用消弧线圈并联小电阻方式。
3.5.510千伏电缆和架空混合型配电网，如采用中性点经小电阻接地方式，应采取以下措施：
1）提高架空线路绝缘化程度，降低单相接地跳闸次数。
2）完善线路分段和联络，提高负荷转供能力。
3）降低配电网设备、设施的接地电阻，将单相接地时的跨步电压和接触电压控制在规定范围内。
3.5.6低压配电网应采用中性点直接接地方式。
3.6短路电流控制水平
3.6.1配电网各级电压的短路电流应综合网架设计、主接线、变压器容量及其阻抗、系统运行方式等方面进行控制，适应电网中长期运行发展，并与各级电压断路器开断能力及设备动热稳定电流相适应，各级电压短路电流不应超过表3-4控制水平。
3.6.2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。
必要时通过技术经济比较可采用高一级开断容量的开关设备。
表3-4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
31.5
25
20
3.7无功补偿配置与电压质量
3.7.1配电网无功补偿应采用分层分区和就地平衡相结合，就地与集中相结合，供电部门与电力用户相结合的原则。
3.7.2以小水电集中外送地区和电缆线路密集地区的配电网可根据实际需要配置适当容量的感性无功补偿装置。
3.7.3高压配电网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低于0.95。
3.7.4中压配电网配电站无功补偿容量宜按变压器负载率为75%，负荷自然功率因数为0.85时，将中压侧功率因数补偿至不低于0.95进行配置。
实际应用中，也可按变压器容量20%～40%进行配置。
3.7.5为保证电力用户受电端的电压质量，正常方式下各级配电网电压偏差范围应满足表3-5要求。
表3-5电压偏差允许范围
电压等级
允许电压偏差
110千伏
-3%～+7%
35千伏
-3%～+7%
20千伏
-7%～+7%
10千伏
-7%～+7%
380伏
-7%～+7%
220伏
-10%～+7%
当电压偏差不满足要求时，应通过技术经济比较选取缩小供电距离、配置调压设备等技术措施控制电压偏差。
3.8电力线路通道要求
3.8
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