最新天津电网规划设计技术原则版.docx
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最新天津电网规划设计技术原则版
天津电网规划设计技术原则（2007版）
附件：
天津电网规划设计技术原则
（2007年版）
天津市电力公司
二〇〇七年十月
天津电网规划设计技术原则
1总则
1.1编制目的
为使天津地区电网规划设计、设备选用和工程建设等实现规范化、标准化，达到合理使用资金、优化电网结构、提高电网供电可靠性、改善电能质量、降低电网损耗、保证电网安全、稳定、经济运行，提高电网科技含量、满足环保要求、提升天津电网自动化水平和劳动生产率的目标，建设“一强三优”的天津电力公司，满足天津地区尤其是滨海新区快速增长的用电负荷需求，建设与天津市作为国际港口城市，北方经济中心和生态城市的发展定位相适应的坚强电网，特制定本《天津电网规划设计技术原则》。
1.2适用范围
本标准规定了天津市电网规划设计的技术原则。
本标准适用于天津市电力公司管辖电网范围内的所有输电、变电、配电公用工程、用户工程，以及天津地区电厂联网工程。
1.3编制依据
《天津电网规划设计技术原则》是在《城市电力网规划设计导则》的基础上，根据国家、国家电网公司和天津市人民政府的有关法律、法规、规范、导则、标准和规程，并结合天津电网的具体实际情况和发展需求制定的。
主要依据包括：
《城市电力网规划设计导则》（Q/GDW156-2006）
《城市电力网规划规范》（建标[1999]149号GB50393-1999）
2电网规划设计基本要求
2.1相关法律
电网作为城市和地区的重要基础设施之一，与城市和地区的社会经济发展密切相关。
各地区应根据《中华人民共和国城市规划法》、《中华人民共和国电力法》、《天津市供用电条例》等法律、法规的相关规定，编制电网规划，并纳入天津市城市总体规划中。
2.2电网规划建设主要原则
2.2.1电网规划主要原则
2.2.1.1电网规划应坚持与经济、社会、环境协调发展、适度超前和可持续发展的原则。
2.2.1.2电网规划重点是研究和制定电网的整体和长远发展目标。
电网规划应满足电力市场发展的需要并适当超前。
各项发、输、变、配电工程的设计、建设和改造应符合电网总体规划的要求。
电网规划应与天津市国民经济发展规划和城市总体规划协调一致，并纳入天津市总体规划。
2.2.1.3电网规划的编制，应从调查研究现有电网入手，分析电力增长规律，解决电网薄弱环节，优化电网结构，提高电网的供电能力和适应性。
做到近期、中期与远期相结合、新建与改造相结合，实现电网接线规范化和设备标准化。
在电网安全可靠和保证电能质量的前提下，达到网架坚强、装备先进适用、经济合理的目标。
2.2.1.4电网规划除主网架的规划外，还应包含城市配电网规划、无功规划和二次系统规划等，有功和无功、一次和二次系统协调发展，逐步提高各级电网自动化水平。
2.2.1.5电网规划工作要充分吸收和利用国内外电网规划的先进经验和技术，逐步采用计算机辅助决策系统，不断提高电网规划设计工作的效率和水平。
2.2.2电网建设主要原则
2.2.2.1电网建设应符合“安全可靠、结构合理、技术先进、环保节能和规范统一”的原则。
应注重高效节能，采用先进成熟的新技术、新设备、新工艺、新材料，依靠科技进步，确保用户安全可靠供电。
2.2.2.2电网工程建设规模、设备水平、规划设计原则等应满足电网发展10~15年的负荷水平，建设项目应符合国家相关规定。
2.2.2.3变电站设计应积极采用国家电网公司典型设计，建设标准符合国家电网公司《“资源节约型、环境友好型、工业化”变电站设计导则》标准，做到简洁实用，减少占地和建筑面积，控制工程造价。
2.2.2.4线路导线截面应按中长期规划考虑。
架空线路宜采用同杆双回、必要时多回路架设，杆塔选型尽量减少线路走廊和占地面积。
同杆塔并架的双回或多回线路，应尽量避免向同一终端负荷变电站供电。
2.2.2.5中心市区、滨海新区城区及其它区域的行政商业中心、大型居民住宅区等区域应结合城市规划和建设逐步建成电缆网供电。
2.3电网分期规划的要求
电网规划的期限分为：
近期五年（分年）、中期（10～15年）、远期（20～30年）三个阶段，各级电网分期规划应有明确的目标要求。
2.3.1近期规划应着重解决电网当前存在的主要问题，根据近期规划编制年度计划，提出逐年改造和新建的项目，满足负荷需要，优化、加速电网建设与改造，增加供电能力，提高供电可靠性，降低网络损耗，适应天津市国民经济快速发展和居民生活水平不断提高对电力的需求。
2.3.2中期规划与近期规划相衔接，并以远期电网规划为指导，结合天津地区发展规划，逐步建成与周边电网紧密联系的、多电源支撑的500kV主干网架，形成布局合理、运行灵活、层次清晰、安全可靠的220kV分区供电网络。
2.3.3远期规划主要考虑天津电网的长远发展目标以及电力市场的建立和发展，进行饱和负荷水平的预测研究，结合全国特高压电网规划及区域联网规划，确定电源布局和目标网架，建成网架坚强、布局合理，运行灵活，安全可靠、装备精良、电能优质、技术指标先进的现代化电网。
2.4电网规划流程
电网规划的编制主要流程包括：
（1）电网现状分析；
（2）负荷预测；
（3）电力电量平衡；
（4）确定本地区电网规划编制的细则；
（5）确定远期电网主网的初步结构，作为分期主网规划的发展方向；
（6）根据预测负荷和现状电网结构，经过分析计算，编制近期的分年度规划和中期规划；
（7）根据电网的发展趋势和远期预测的负荷水平，修订远期电网结构，编制远期规划。
2.5电网结构基本要求
电网结构应满足用电负荷增长的需要，适应电源合理接入电网的要求。
2.5.1电网建设要以电网安全可靠运行为基础，以整体经济效益为中心，满足环境保护要求，统筹考虑，统一规划。
2.5.2电网结构是规划设计的主体，应结合城市总体发展规划、负荷密度、供电可靠性要求及电网现状等条件，合理选择电压等级和接线方式。
2.5.3各级电压电网的供电能力应与负荷发展相匹配，供电可靠性应符合《电网供电安全准则》的规定，安全稳定性达到《电力系统安全稳定导则》要求。
2.5.4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应比例协调、经济合理，使电能质量和电网损耗达到规划目标的要求。
2.5.5电网结构贯彻分层、分区的原则，网络接线简化，结构清晰可靠、运行方式灵活，事故处理方便。
2.6供电区划分
为实现电网结构模式和标准与天津市不同区域发展情况相匹配，根据各地区的功能定位、经济发展水平、负荷性质和负荷密度等条件，将天津市划分为以下几类供电区：
A类供电区：
指中心市区（外环线以内）；
B类供电区：
指滨海新区核心区；
C类供电区：
指新四区外环线以外部分、滨海新区核心区以外地区和二区三县的中心地区；
D类供电区：
指农村地区；
3电网结构
3.1电压等级
3.1.1电压等级的选择应尽量简化，减少变压层次，优化配置电压等级序列，避免重复降压。
天津电网超高压输电电压为500kV，高压输电电压为220kV，高压配电电压为110kV、35kV，中压配电电压为10kV，低压配电电压为380V、单相220V。
3.1.2中心市区主要采用220/35/（10）kV、35/10kV、35/0.4kV或10/0.4kV二至三个变压层次。
在现有110kV网络基础上，逐步扩大110kV电网的覆盖范围。
新建220kV变电站应综合考虑负荷密度、配电网结构以及为轨道交通等特殊用户预留110kV电压等级因素，优先采用220/110/35kV电压等级。
新建110kV变电站采用110/10kV电压等级。
3.1.3滨海新区宜采用220/110/35kV、110/10kV或35/10kV、35/0.4kV或10/0.4kV二至三个变压层次供电。
3.1.4其他地区电网采用220/110/35kV、110/35/10kV或110/10kV、35/10kV、10/0.4kV三至四个变压层次。
3.2电网接线和结构
3.2.1天津电网的接线原则要求如下：
（1）各级电压电网的变电站接线应标准化。
（2）高压配电网接线应完善，中低压配电网的接线力求简化。
（3）下一级电网应能转移足够的上级电源容量，以满足事故备用和重要用户供电可靠性要求。
3.2.2电网结构
3.2.2.1500kV电网
（1）500kV超高压输电网，是天津电网的主干网架，与周边电网联系，接受市外来电，应建成双环网结构。
（2）500kV双环网应具有良好的适应性，既能独立成环，又能纳入华北主环网。
3.2.2.2220kV电网
（1）为控制系统短路电流，220kV电网应以相邻两座500kV变电站为电源，逐步实现分区供电的模式。
各分区电网之间相互独立运行，并建立必要的备用联络通道，严重事故情况下能相互支援，支援能力不低于1000MVA。
（2）中心市区根据负荷和网架结构的需要可采用220kV变电站甚至500kV终端变电站深入负荷中心的供电方式。
中心市区新建220kV变电站按照枢纽变电站和终端变电站两种模式建设。
通过在两个500kV变电站之间以双回电源线路串接两个220kV枢纽变电站构成链式结构，向终端变电站供电，形成两级转供电的模式。
现有三级转供电模式应结合电网改造和网架结构调整，逐步过渡为两级转供电的模式。
（3）其他地区在两个相邻的500kV变电站之间以双回电源线路连接两个220kV变电站组成链式结构，向邻近的220kV终端变电站转供电。
（4）为保证供电可靠性，相邻220kV变电站之间应建设必要的中压联络通道和负荷转移通道。
220kV变电站为2台主变时，转移容量不少于单台主变容量的30%，中心市区转移负荷以35kV通道为主，负荷转移通道不少于3回。
其他地区转移负荷以110kV通道为主，转移通道不少于1～2回。
220kV变电站为3～4台主变时，转移容量不少于单台主变容量的60%，中心市区负荷转移通道不少于6回，其他地区不少于2回。
3.2.2.3110kV电网
（1）负荷密集地区220kV之间110kV应形成联络通道，互相支持。
负荷密度较小地区宜建成放射式网络。
（2）110kV变电站的电源一般取自两个不同方向220kV（110kV）变电站或同一变电站不同母线。
（3）相邻110kV变电站之间应有一定的35kV或10千伏联络容量，负荷转移容量不少于单台主变容量的60%，以满足事故备用要求。
电网结构见附录G。
3.2.2.435kV电网
（1）中心市区35kV电网除转移通道外按放射状电网建设，设转供变电站和负荷变电站，转供变电站可为邻近变电站转供电。
变电站一般设置三台同容量变压器，其电源取自2～3个不同方向的220（35）kV变电站或同一变电站不同母线。
其他地区35kV变电站至少应具备2个电源。
（2）相邻35kV变电站之间要建立适当的10kV联络通道。
电网结构见附录G。
3.3短路电流
3.3.1电网中各级电压的短路电流应该从网络的设计、电压等级、变压器的容量和阻抗的选择、运行方式等方面进行控制，使之与各级电压断路器的开断电流、各类设备的动、热稳定电流配合，其值不大于表3.1中的数值。
表3.1短路电流控制表
电压等级
变电站性质
短路电流
500kV
63kA
220kV
环网枢纽站
50kA
终端负荷站
40kA
110kV
25kA
35kV
20kA
10kV
16kA
20kA（特殊地区）
3.3.2对110～500kV电网，不但要核算三相短路电流值，当故障点X0∑＜X1∑时，还要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表3.1的限值。
3.3.3短路电流控制的主要技术措施
3.3.3.1电网最高一级电压母线的短路容量在不超过表3.1限值的基础上，应维持一定的水平，以减小受端系统的电源阻抗，即使系统发生振荡，也能维持各级电压不过低，高一级电压不致发生过大的波动。
3.3.3.2其它电压等级的短路容量，应在技术经济合理的基础上，采取限制措施。
（1）在电力系统的主网加强联系后，将次级网络分片、开环运行，变电站母线分段、变压器分列运行。
（2）为控制220kV电网的短路水平，500kV联变和220kV电厂的升压变可采用高阻抗变压器。
（3）在500kV主变中性点加装小电抗以减少220kV系统的单相短路电流。
（4）在允许范围内，增大系统零序阻抗。
减少变压器中性点的接地点数量，以减小系统的单相短路电流。
（5）适当选择变压器的容量、结线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器。
（6）在变压器低压侧加装电抗器或分裂电抗器，出线断路器出口侧加装电抗器等。
3.4容载比
高压电网变电容载比的选择应按供电区的类别确定，宜参照表3.2执行，具体计算方法见附录A。
表3.2高压电网变电容载比下限
供电区类别
A类供电区
B类供电区
C类供电区
D类供电区
220kV电网容载比
1.8
1.8
1.7
1.6
110kV电网容载比
2.0
2.0
1.9
1.8
35kV电网容载比
1.8
2.0
1.9
1.8
3.5中性点接地方式
3.5.1确定中性点接地方式时，应全面考虑以下方面因素:
（1）保证供电可靠性要求。
（2）单相接地时，应尽量减小健全相最大工频电压的升高值。
（3）单相接地时，最大故障电流应限制在保证人身安全和对通讯线路干扰影响在允许范围之内。
（4）单相接地时，故障线路的继电保护应有足够的灵敏度和选择性。
3.5.2中性点接地方式
（1）110kV～500kV系统为有效接地系统，可采用直接接地或经小电阻、小电抗接地。
（2）10kV～35kV系统一般为非有效接地系统，可采用经消弧线圈接地或不接地方式，以电缆为主的10kV～35kV一般为有效接地系统，采用经小电阻接地。
4供电可靠性
4.1目标要求
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。
天津电网的供电可靠性应达到下列目标的要求：
（1）满足电网供电安全准则的要求。
（2）满足用户用电程度的要求。
（3）满足天津市电力公司确定的分阶段可靠性指标要求。
4.2电网安全准则
天津电网应满足如下N-1原则：
4.2.1高压输电网
（1）在正常运行方式下，任何一条线路、一组降压变压器、一台机组故障停运，系统保持稳定，保证正常供电。
计划检修方式下，又发生故障停运时，也能保持稳定，保证正常供电。
（2）在正常运行方式下，一条母线故障停运，系统保持稳定，保证正常供电。
计划检修方式下，又发生故障停运时，系统不发生失稳，允许损失部分负荷，但应在规定时间内恢复供电。
（3）同塔并架双回或多回线路同时故障，系统不发生失稳，经必要的操作后保证正常供电。
4.2.2高压配电网
（1）在正常运行方式下，一条线路、一组变压器故障停运时，不损失负荷。
一段母线故障或计划检修方式下又发生故障停运时，允许损失部分负荷，但应在规定时间内恢复供电。
（2）同塔并架双回线路同时故障，允许损失部分负荷，但应在规定时间内恢复供电。
4.2.3中压配电网
任何一个元件故障停运时：
（1）正常运行方式时，除故障段外经操作在规定的时间内恢复供电外，不能停电，并不得发生电压过低和其它设备不允许的过负荷。
（2）计划停运、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低压配电网
任一元件发生故障时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。
4.3高压主变和高压配电线路负载率控制
4.3.1220～35kV高压变电站一般应配置两台或以上相同容量变压器，当一台故障停运时，其负荷将自动转移至正常运行的变压器，并不应超过其短时允许的过载容量，再通过电网操作将变压器的过载部分负荷转移至次一级电网。
同一变电站中主变台数与最大允许负载率的关系如表4.1所示,具体计算方法见附录B。
表4.1主变负载率控制表
变压器台数
2
3
4
负载率T（％）
65
87
100（采取措施）
注：
变电站主接线能够满足转移负荷的要求。
4.3.2高压配电线路由两个或两个以上回路组成，当一回停运时，应在一次侧或二次侧自动切换，总负荷不超过线路热稳定电流限值。
线路回路数与最大允许负载率的关系如表4.2所示。
表4.2高压线路负载率控制表
线路回路数
2
3
4
负载率T（％）
50
67
75
4.4满足用户用电程度
电网发生故障造成对用户的停电，其允许停电的容量和恢复供电的目标时间为：
（1）两回路供电的用户，失去一回路后，应不停电。
（2）三回路供电的用户，失去一回路后，应不停电，再失去一回路后，应满足合同确定的保安电源容量要求。
（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的时间。
（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，其目标时间为隔离故障段所需的时间。
5变电站
5.1电气主接线
5.1.1500kV
宜选用一个半断路器接线，也可选用双母线双分段接线。
500kV终端站可采用带断路器的线路变压器组接线或其它方式。
5.1.2220kV
5.1.2.1500kV站的220kV侧
宜采用双母线双分段接线。
5.1.2.2220kV站的220kV侧
（1）枢纽站当最终规模配置2台主变压器时，接线方式为双母线接线；当最终规模配置3台主变压器时，接线方式为双母线单分段接线；当最终规模配置4台主变压器时，接线方式可为双母线接线或双母线双分段接线。
（2）终端站当最终规模配置3台主变压器时，接线方式为带断路器的线路变压器组单元接线，只有在变电站面积受限制不能带断路器时，可为不带断路器的线路变压器组单元接线，但应配置可靠的远方跳闸通道。
5.1.3110kV
5.1.3.1220kV站的110kV侧
当最终规模配置2台主变压器时，接线方式可采用双母线接线；当最终规模配置3台主变压器时，可采用双母线单分段接线；当最终规模配置4台主变压器时，接线方式可为双母线双分段接线。
5.1.3.2110kV站的110kV侧
转供站接线方式可采用三段独立单母线接线；终端站接线方式可采用带断路器的线路变压器组接线或内桥接线加线路变压器组接线。
5.1.435kV
5.1.4.1220kV站的35kV侧
220kV站中压侧为35kV，接线方式采用三组单母线分段或四组单母线分段环形接线。
220kV站低压侧为35kV，接线方式采用两组双母线接线或两组单母线分段接线。
5.1.4.2110kV站的35kV侧
三台变压器的接线方式采用两组单母线分段接线，二台变压器的接线方式采用单母线分段接线。
5.1.4.335kV站的35kV侧
三台变压器的接线方式采用三个独立的单母线接线，二台变压器的接线方式一般为内桥或单母线分段接线。
5.1.510kV
三台变压器的接线方式采用两组单母线分段接线，二台变压器的接线方式采用单母线分段接线。
推荐变电站主接线型式见附录F。
5.2变电站规模
各种类型变电站的主变压器容量、电压等级和各侧电压出线回路数的配置如表5.1所示。
表5.1变电站规模表
序号
变电站类型
主变规模
（台×MVA）
电压
（kV）
各侧出线回路数
1
500kV环网站
4×750～1500
500/220
4～10/12～20
2
220kV枢纽站
2～4×240
2～4×180
3～4×180（150）
220/110/35
220/110/35
220/35
8～12/8～20/24
8～12/8～20/24
8～12/24～36/24
3
220kV终端站
3×150（180）
3×180
3×240
220/35/10
220/110/35
220/110/35
3/24/18～24
3/12/24
3/12/24
4
110kV转供站
3×50
110/35/10
5～6/10～12/24
5
110kV终端站
2～3×50
3×50
3×31.5
110/35/10
110/10
110/10
2～3/8～12/24
3/36
3/24
6
35kV站
2～3×20
2～3×31.5
35/10
35/10
2～9/16～24
2～9/16～30
5.3变电站进出线容量配合
5.3.1变电站进出线容量的配合应进行校核。
5.3.2变电站初级进线总供电能力应与初级母线的转供容量和主变压器的允许过负荷容量相配合，并满足供电可靠性的要求。
5.3.3变电站的次级出线总送出能力应与主变压器的允许过负荷容量相配合，并满足供电可靠性的要求。
5.3.4电抗器、引线、开关、刀闸等设备不应限制变压器总的正常负载能力。
5.3.5校核事故运行方式时，应考虑设备允许过负荷能力，以节约投资。
5.4主变压器选择
5.4.1一个变电站的主变压器台数（三相）不宜少于2台或多于4台。
同一电网中同一级电压的单台主变压器容量不宜超过三种。
同一变电站中同一级电压的主变压器宜采用相同规格。
5.4.2500kV变电站：
宜选用1200MVA变压器，负荷密度小的地区，可选用750MVA变压器，但按照1200MVA设计预留。
5.4.3220kV变电站：
新建变电站电压等级如为220/35/（10）kV，可采用150MVA变压器，如中、低压侧短路水平允许，宜选用180MVA变压器。
新建变电站电压等级如为220/110/35kV，宜采用180MVA或240MVA变压器。
5.4.4110kV变电站：
一般采用50MVA变压器，低负荷密度地区可采用31.5MVA变压器。
5.4.535kV变电站：
中心市区一般采用20MVA高阻抗变压器，负荷密度特别高的区域经技术方案比较，可采用31.5MVA高阻抗变压器。
其它地区一般采用20MVA标准阻抗变压器，低负荷密度区域可采用10MVA标准阻抗变压器。
5.5变电站建设
5.5.1变电站选址
5.5.1.1变电站选址应结合电网结构、负荷分布、地区规划、拆迁赔偿费用等因素综合考虑，择优选择。
所选站址应便于进出线布置，交通方便，避开易燃易爆重污染区域，尽量靠近负荷中心，尽可能不占用规划性质为基本农田的地块。
5.5.1.2变电站用地应本着节约的原则，提高土地使用率，提高单位面积的变电容量，占地面积应按最终规模考虑。
5.5.1.3变电站应独立选址，中心市区和滨海新区核心区站址选择十分困难的区域，35kV变电站可以与其它建筑物贴临建设，条件不允许时可以与其它建筑物结合建设。
5.5.1.4变电站与周围环境及邻近设施应相互协调，满足环境保护要求。
5.5.2配电装置
5.5.2.1220kV及以下新建变电站均按无人值班站设计建设，现运行的变电站应加快无人值班站改造。
新建和改造变电站应根据集控中心建设规划选定为集控站、受控站和操作队基地站，相关设施同步建设。
5.5.2.2变电站内配电装置，应考虑所在地区的地理情况和环境条件，优先选用占地少的配电装置型式。
各类变电站规划占地面积参见附录D。
5.5.2.3应充分考虑变电站所处位置的景观影响和美学要求，对于人口密集居住区或对外观规划有特殊要求的地区，宜采用室内配电装置和电缆进出线方式。
5.5.2.4应充分考虑噪音对环境影响，对不能满足GB1
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