广州电网规划设计技术原则修订版知识分享.docx
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广州电网规划设计技术原则修订版知识分享
广州供电局有限公司技术标准
广州供电局有限公司发布
广州电网规划设计技术原则
（2013年修订版）
目次
1总则
1.1为促进广州电网规划设计的规范化、标准化，建设智能、高效、可靠、绿色的现代化电网，完善电网结构，降低电网风险，提高供电可靠性，降低电网损耗，提升电能质量，提高经济性和安全环保水平，提高电网科技含量，更好地为客户服务，满足广州国民经济和社会快速增长的用电需求，特制定本原则。
1.2本原则以国家、地方及行业的有关法律法规、标准、导则、规程和规范为基础，结合广州的实际情况进行编制，并根据需要适时调整。
1.3本原则规定了广州供电局有限公司管理的各级电网规划、输变配电工程设计、建设和改造等阶段应遵循的主要规划设计原则和技术要求，适用于广州各电压等级电网发展规划编制与输变配电工程的设计工作；对于接入广州电网的电厂、大用户也应参照本原则执行。
2电网规划的主要原则
2.1电网规划必须坚持以科学发展观为指导，贯彻落实国家法律法规、技术规范和节能环保政策，贯彻南方电网中长期发展战略，规划建设资源节约型、环境友好型绿色电网，满足广州市社会经济发展要求。
2.2规划年限和任务
2.2.1电网规划应遵循“远近结合、远粗近细”的思路开展工作，按年限可分为近期规划（5年以内）、中期规划（5-15年，含5年规划）、长期规划（15年以上），一般宜与国民经济和社会发展规划的年限相一致。
2.2.2电网滚动规划系在电网近、中期规划指导下，对电网逐年滚动优化和调整；滚动规划编制的主要目的是为指导和安排电网下一阶段新建和改造输变电项目的建设。
2.3电网规划编制要求
2.3.1电网规划的编制，应以调查分析为依据，统筹考虑优化电网结构，研究提出解决电网薄弱环节的措施，充分考虑规划实施的可操作性；在确保安全可靠的基础上，注重电网整体经济效益，提高电网供电能力和适应性。
2.3.2电网规划编制时，应重视电网规划与城乡总体规划、电网规划与电源规划、电网规划与新能源规划、广州电网与周边区域电网规划、广州各区（市）电网规划的协调。
2.3.3电网规划包括输电网规划和配电网规划。
电网规划应以政府制定的电源规划方案为基础，实现电网与电源的协调发展；应促进输电网与配电网协调规划、一次系统与二次系统协调规划，促进电网规划与技改规划的协调，保证电网的整体协调发展。
2.4电网规划的要求
2.4.1电网规划在城乡总体规划的指导下开展，是城乡总体规划的重要组成部分。
规划确定的走廊和站址应纳入城乡控制性详细规划，并取得地方政府的支持，予以保护。
2.4.2输电网规划应以坚持化解电网风险与投资效益综合最优为原则，配电网规划应以规范配网接线、提高供电可靠性为原则。
2.4.3电网规划应把握电网新技术发展方向，积极谨慎应用新技术，提升电网技术水平，保证广州电网技术领先、可持续发展。
3电网规划设计一般技术规定
3.1供电区分类
根据《中国南方电网公司110kV及以下配电网规划指导原则》中关于城市级别划分部分内容，确定广州市为特级主要城市，并根据广州市最新城市规划，将广州各规划区域供电级别具体划分如下：
（1）A类供电区
A类供电区主要指广州创先示范窗口和饱和负荷密度在30MW/km2及以上的中心城区。
范围包括越秀区全区；荔湾区全区；海珠区昌岗路、新港路以北地区；天河区广园东路以南、车陂路以西地区；中新知识城地区；南沙区核心湾区。
（2）B类供电区
B类供电区主要指饱和负荷密度在20~30MW/km2的一般市区。
范围包括海珠区昌岗路、新港路以南地区；天河区广园东路以北、车陂路以东地区；白云区黄石路以南、白云大道以西；黄埔区；萝岗区除中新知识城以外的地区；南沙区除核心湾区以外地区；番禺区市桥街；花都新华街。
（3）C类供电区
C类供电区主要指饱和负荷密度在10~20MW/km2的郊区及城镇，范围包括白云区黄石路以北；番禺区除市桥街以外地区；花都区除新华街以外地区；增城市荔城街、增江街和新塘镇；从化市街口街、城郊街、江埔街和养生谷。
（4）D类供电区
D类供电区主要指饱和负荷密度在5~10MW/km2的郊区及城镇。
范围包括增城市除荔城街、增江街、新塘镇、派潭镇、小楼镇和正果镇以外地区；从化市除街口街、城郊街、江埔街、养生谷、吕田镇和鳌头镇以外地区。
（5）E类供电区
E类供电区主要指饱和负荷密度在1~5MW/km2的农村地区，范围包括增城市派潭镇、小楼镇和正果镇；从化吕田镇和鳌头镇。
图3.1供电区分类图
3.2负荷预测
3.2.1负荷预测是电网规划设计的基础，包括用电量需求预测和电力需求预测两部分内容。
负荷预测工作应在长期调查分析的基础上，收集和积累本地区用电量和负荷的历史数据以及城市建设和各行各业发展的信息，充分研究国民经济和社会发展各种相关因素与电力需求的关系。
3.2.2负荷预测分近期、中期和远期（年限与电网规划的年限一致），近期应逐年分列数据，中期和远期可只列出期末数据。
3.2.3应用三种或三种以上方法进行负荷预测，对每种方法分别进行高中（低）负荷水平的预测，并提出推荐方案。
3.2.4负荷预测采用“自上而下”和“自下而上”相结合的方法，前阶段采用报装负荷等方法，后阶段采用弹性系数、人均用电指标、横向对比、空间饱和密度等方法。
3.2.5在变电站负荷预测时应统筹考虑变电站的布点规划，将负荷预测结果分解落实到各变电站，以利于变电站的布点和电网的布局。
3.3电压等级
广州电网发展如下标准电压等级电网：
（1）超高压输电网，500kV；
（2）高压输电网，220kV；
（3）高压配电网，110kV；
（4）中压配电网，10kV/20kV；
（5）低压配电网，380V/220V。
广州市公用电网不再发展35kV电压等级，增城、从化北部35kV电压等级结合电网发展逐步取消。
3.4容载比
3.4.1容载比是反映电网供电能力的重要技术经济指标之一，也是宏观控制区域变电站布点和变电容量的依据，在实际应用过程中应结合区域变电站主变“N-1”校核结果统筹考虑。
3.4.2容载比应按电压层级分层、供电区域分区计算，应考虑下层级电厂上网影响。
3.4.3根据广州各区域经济增长和城市社会发展的速度不同，对应的负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，其中500kV电压等级容载比按全市考虑，相应的广州电网各电压等级的容载比如表3.4.3所示。
表3.4.3各电压等级容载比选择范围
负荷增长情况
较慢增长
中等增长
较快增长
年负荷平均增长率（建议值）
小于7%
7%~12%
大于12%
500kV
1.4~1.6
220kV
1.6~1.9
1.7~2.0
1.8~2.1
110kV
1.8~2.0
1.9~2.1
2.0~2.2
3.5安全性
3.5.1广州电网220kV及以上电网必须满足DL755-2001《电力系统安全稳定技术导则》的要求。
3.5.2广州电网A类供电区220kV及以上电网在正常接线方式下应满足以下安全稳定标准：
（1）发生220kV及以上任一段母线故障时，A类供电区正常供电（允许备自投动作）；
（2）发生220kV及以上同塔双回线路故障时，A类供电区正常供电（允许备自投动作）。
3.5.3110kV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供电，不损失负荷。
3.6供电可靠性
3.6.1供电可靠性应达到下列目标的要求：
（1）满足供电安全准则的要求；
（2）满足用户用电程度的要求；
（3）全网供电可靠率逐步提高。
3.6.2电网故障造成用户停电时，用户恢复供电的要求如下：
（1）两回路供电的用户，失去一回路后，应通过自投、转供电等技术措施，恢复对用户的供电。
（2）三回路供电的用户，失去一回路后，应通过自投、转供电等技术措施，恢复对用户的供电；再失去一回路后，应满足50～70%用户供电。
3.6.3供电可靠率控制原则
（1）各类供电区规划理论计算供电可靠率（RS-3）控制目标见表3.6.3；
（2）根据经济社会发展规划，确定实现可靠性控制目标的年限；
（3）根据现状分析影响供电可靠性的因素，并提出改造与完善措施。
表3.6.3 规划理论计算供电可靠率（RS-3）控制目标
供电区类别
A类
B类
C类
D类
E类
供电可靠率
>99.999%
>99.99%
>99.97%
>99.93%
>9979%
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
注：
用户平均停电时间按《供电系统用户供电可靠性评价规程》DL/T836-2012
3.7线损控制
3.7.1配电网规划应按线损“四分”管理要求控制分压技术线损，各类供电区规划分电压等级理论计算线损率（不含无损）控制目标见表3.7.1。
表3.7.1理论计算技术线损率控制目标
电压等级
A类
B类
C类
D类
E类
110kV
<0.5%
<0.5%
<0.5%
<2%
<3%
20kV
<2%
--
--
--
--
10kV
<2%
<2%
<2.5%
<2.5%
<4%
380/220V
<2%
<2%
<2.5%
<2.5%
<5%
累计综合
技术线损率
<3%
<3%
<4.5%
<6%
<11%
3.7.2根据经济社会发展规划，确定实现线损率控制目标的年限。
3.7.3配电网规划时，应根据现状分析影响线损率的因素，并提出改造与完善措施。
3.8中性点接地
3.8.1500kV：
有效接地系统，主变中性点直接接地或经小电抗接地。
3.8.2220kV、110kV：
有效接地系统，主变中性点直接接地或经低阻抗接地，中性点接地回路应能满足不接地运行的要求。
3.8.320kV：
宜采用小电阻接地方式。
3.8.410kV：
应采用小电阻接地方式。
3.9短路电流
3.9.1断路器短路容量的确定原则
为取得合理经济效益，应从网架设计、电压等级、主接线、设备选型、运行方式等方面，综合控制短路电流，使各级电压断路器的开断电流及设备的动热稳定电流得到配合。
3.9.2各电压等级最大短路电流的限制值
（1）500kV电网为63kA；
（2）220kV电网为50kA；
（3）110kV电网为40kA；
（4）20kV电网为25kA；
（5）10kV电网为20kA。
3.9.3短路电流控制的基本原则
（1）优化电网结构
Ø电网联系不宜过于紧密。
Ø优化减少变电站的出线回路数。
Ø电厂分层、分区、分散接入，均衡各电压等级的短路电流水平。
Ø电厂不宜直接接入500kV变电站的220kV母线。
（2）合理应用设备
Ø要求电厂内部采用高阻抗升压变。
Ø必要时可采用高阻抗降压主变，500kV主变安装中性点小电抗。
Ø500kV变电站的主变应采用多台数、小容量的模式。
3.10无功补偿及电压调整
3.10.1对无功设备的基本要求
（1）无功补偿配置应采用就地分层分区基本平衡的原则进行配置。
在建设有功电源的同时，根据电网结构、潮流分布等情况建设近期所需的相应无功补偿设备，预留远期的无功补偿设备位置。
无功补偿设备及控制方式应适合广州电网实际，技术先进，运行安全可靠，使用方便。
（2）变电站户外有场地的宜采用集合型（密集型）电容器组，室内变电站宜采用单个容量较大的电容器组成框架式电容器组。
3.10.2一般补偿原则
（1）电网的无功补偿应按分层分区和就地平衡的原则，采用分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，以就地补偿为主的方式，以利于降低网损及有效控制电压质量。
（2）500kV变电站一般选用无载调压变压器，选用有载调压变压器须经技术经济论证，220kV、110kV变电站使用有载调压变压器，且应同时具备AVC和VQC功能。
（3）10（20）kV公用配电变压器应在低压侧安装无功补偿设备，经论证审批的除外。
低压配电网应在适当位置安装无功补偿设备。
（4）用户无功补偿应满足电网功率因数要求。
3.10.3无功补偿装置的控制方式
（1）无功补偿电容器组应配置可自动（手动）投切，并能优化和分组投切的并联电容器组。
500kV、220kV、110kV变电站、公用配电变压器无功补偿电容器应采用自动投切。
（2）用户就地无功补偿电容器应采用自动投切。
3.10.4变电站无功容量配置
（1）变电站无功补偿装置的电容器组和电抗器组容量，应根据设计计算确定。
无功补偿主要考虑补偿变压器的无功损耗及负荷的部分无功损耗。
无功补偿容量应使主变压器最大负荷时，220kV变电站一次侧功率因数不低于0.98，110kV变电站一次侧功率因数不低于0.95。
进行无功补偿容量计算时主变10kV侧负荷功率因数按0.9考虑，220kV主变的110kV侧负荷功率因数按0.95考虑，并计及与该站连接的线路充电功率。
具体实施可根据负荷发展情况，分阶段安装无功补偿容量设备，最终规模按主变满负荷考虑预留无功补偿位置。
500kV变电站的高低压电抗器的容量对于500kV线路充电功率一般情况应全补偿。
（2）电容器和电抗器每组容量不宜过大，500kV变电站每组电容器容量不宜超过108Mvar，每组电抗器容量不宜超过60Mvar，220kV变电站每组电容器容量不宜超过8000kvar，每组电抗器容量不宜超过8000kvar，110kV变电站每组电容器容量不宜超过6012kvar，一般情况下110kV变电站不配置电抗器。
电容器组和电抗器组根据需补偿的总容量和单组容量确定，设置分组自动投切开关。
（3）500kV架空线或220kV及以下电缆线路有过多的充电功率时，应配置具备分组自动投切功能的并联电抗器就地补偿。
（4）无功补偿一般考虑为电容器和电抗器等静态补偿形式。
在电网重要电压点、大型冲击负荷接入或有电能质量治理需求的变电站宜配置动态无功补偿装置（如STATCOM或SVC）。
3.10.5配网无功容量配置
（1）配电变压器在最大负荷时高压侧的功率因数和用户处的功率因数均不得低于0.9的原则配置。
（2）电力用户侧应配置适当容量的无功补偿装置，应避免向电网反送无功电力。
（3）公用变压器低压侧配置的电容器容量应根据负荷性质确定；当不具备计算条件时，无功补偿容量可按变压器额定容量的20～40％配置。
3.11电能质量控制
3.11.1频率
广州电网频率标准为50Hz，正常运行频率偏差不得超过±0.2Hz。
3.11.2电压允许偏差
（1）为保证各类用户受电端的电压质量，应满足GB12325-2003《供电电压允许偏差》的规定，在规划设计时必须对潮流和电压水平进行核算，电压允许偏差值的范围可参照表3.11.2。
表3.11.2电网电压允许偏差表
额定电压
电压允许偏差值的范围
标称系统电压的
百分数
高压
500kV
正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%
+10%、0%
220kV
正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%
+7%、－3%
110kV
正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%
+7%、－3%
中压
20kV
21400～20000V
+7%、－0%
10kV
10700～10000V
+7%、－0%
低压
380V
406～354V
+7%、－7%
220V
235.4～198V
+7%、－10%
以上数值应包括裕度在内，以便满足规划设计年限以后的负荷增长。
特别是低压电网电压允许偏差值的范围可以用±5%目标值来校核，即380V低压电网为399～361V，220V低压电网为231～209V。
（2）对各级电压用户受电端的电压考核点（按有关规定设置），应配置具有连续测量和统计功能、精度为0.5级的电压监测仪。
3.11.3三相不平衡度
（1）电网正常运行时，负序电压不平衡度不超过2%，短时不得超过4%。
（2）低压系统零序电压限值暂不作规定，但各相电压必须满足GB/T12325的要求。
（3）接于公共连接点的每个用户引起该点负序电压不平衡度允许值一般为1.3%，短时不超过2.6%。
根据连接点的负荷状况以及邻近发电机、继电保护和自动装置安全运行要求，该允许值可作适当变动、但必须满足
（1）条的规定。
（4）三相电压允许不平衡度应满足GB/T15543-2008《电能质量三相电压允许不平衡度》的规定。
3.11.4电压波动与闪变
由冲击负荷和波动引起电网公共联结点的电压波动和闪变，应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。
3.11.5谐波
（1）对各类具有谐波的用户，在运行中注入电网的谐波电流允许值和谐波电压限值应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定。
控制其产生的谐波量，控制谐波电压、电流，有关变电站母线应配置谐波测试仪进行监测。
（2）在变电站新建、扩建及改建设计时，应对电容器组进行谐波设计、校验和审核，合理配置串联电抗器容量，以防止产生谐波谐振或严重放大。
（3）因电容器组的投入引起的母线谐波电压放大倍数，不得超过1.5～2.0倍。
3.12通信干扰
电网规划设计应尽量减少对通信设施的危害和干扰。
输电线路对通信线路的危险和干扰影响应满足DL/T5033-2006《输电线路对电信线路危险和干扰影响防护设计规程》中的要求。
无线电干扰应按照我国已正式或将颁布的各项标准进行规划设计。
3.13绿色电网与环保
3.13.1绿色电网
（1）紧密结合广州电网实际情况和技术发展现状，结合建设和运行需求，积极应用新技术、新设备、新材料和新工艺，将节地、节能、节水、节材和环境保护等绿色理念融入到电网工程建设中，促进绿色电网的建设和发展。
（2）统筹考虑节地、节能、节水、节材和环境保护等方面的因素，通过优化设计方案及设备材料选型、积极应用节能降耗新技术等措施，实现资源节约和环境友好。
（3）坚持经济适用原则和全生命周期效益最优原则，合理控制费用，力求资源利用的最大化。
（4）站区规划和路径选择应与当地协调，积极采用低损耗设备及材料、合理选用节水型设备和器具。
（5）积极应用可循环、可再利用材料，不使用对环境造成污染的设备和材料。
3.13.2电磁环境
（1）电磁环境的标准
线路及变电站的电磁环境应满足现行国家规定。
（a）500kV线路跨越非长期住人的建筑物或则邻近民房时，房屋所在位置离地1.5m处的未畸变电场强度不得超过4kV/m。
（b）距输电线路边相导线投影外20m处，80%时间，80%置信度，频率0.5MHz时的无线电干扰值不应超过表3.15.2所列数值。
表3.13.2频率0.5MHz时的无线电干扰限值
标称电压（kV）
110
220
500
1000
限值（db）
46
53
55
55～58
（2）电磁环境防治
（a）架空电力线路和变电站设备的规划建设应注意对邻近通信设施干扰的影响以及与电台的距离，工程选址选线时应避开无线电、工频电磁场干扰敏感点。
（b）站内电气设备无线电干扰应从设备制造上进行控制，采取相应措施降低电磁强度的影响。
（c）架空输电线路可通过优化导线的相序排列方式及杆塔型式，降低周围的工频场强。
3.13.3变电站和配电站降噪
（1）变电站噪音要求
根据变电站所处区域的使用功能特点和环境质量要求，对声环境功能区分为以下四种类型：
Ⅰ类声环境功能区：
指以居民住宅、医疗卫生、文化教育、科研设计、行政办公为主要功能，需要保持安静的区域。
Ⅱ类声环境功能区：
指以商业金融、集市贸易为主要功能，或者居住、商业、工业混杂，需要维护住宅安静的区域。
Ⅲ类声环境功能区：
指以工业生产、仓储物流为主要功能，需要防止工业噪声对周围环境产生严重影响的区域。
Ⅳ类声环境功能区：
指交通干线道路两侧一定距离之内，需要防止交通噪声对周围环境产生严重影响的区域。
各类声环境功能区的噪声限值见表3.13.3。
表3.13.3环境噪声限值单位：
dB（A）
时段
Ⅰ类地区
Ⅱ类地区
Ⅲ类地区
Ⅳ类地区
昼间
55
60
65
70
夜间
45
50
55
55
夜间频发噪声的最大声级超过限值的幅度不得高于10dB（A）。
夜间偶发噪声的最大声级超过限值的幅度不得高于15dB（A）。
（2）变电站降噪
对于在城中心区和噪声敏感区域的变电站，应从声源上进行控制，选用低噪声设备，优化变电站设备布置，对变电站内设备采取隔振防振、吸声消声隔声等降低噪声措施，利用站内设施减少相邻空间的噪声干扰以及室内噪声对外界的影响。
（3）配电站降噪
配电站的设置应满足降噪的要求，变压器进线铜排与高压套管之间宜使用软导线进行连接，母线与变压器低压套管之间宜使用连接器进行连接，母线吊架处宜使用减震构件，减少振动传递；在干式变压器与地面接触处宜设计阻尼减震弹簧；在特别需要安静的区域（如疗养院、医院康复区）或用户对环境噪声有特殊要求的区域，应设计拥有独立基础的配电房。
3.13.4其它
（1）变电站内无覆盖保护的场地应进行绿化处理，防止水土流失。
宜利用站前区建筑物旁、路旁及其它空闲场地进行绿化。
扩建、改建工程应对原绿化场地进行保护，尽量保留原有的绿地、树木，施工破坏处应恢复绿化。
（2）变电站的墙体材料应结合当地实际情况，在节能、环保基础上选用经济合理的材料。
屋面应设置保温隔热层，保温隔热材料应选用环保材料，其厚度应根据材料种类和当地气候条件确定。
（3）在变电站建筑设计和构造设计中，合理考虑建筑朝向和楼距，充分利用自然通风和天然采光，减少使用空调和人工照明。
4110kV及以上电网一次部分
4.1电厂接入系统
4.1.1一般电厂接入系统
（1）电厂接入电网应遵循分层、分区、分散接入的原则。
（2）新建单机容量为600MW及以上的电厂或机组应优先考虑接入负荷中心区，优先考虑以220kV电压等级接入电网可行性；单机容量200~600MW级机组宜接入220kV电网；200MW以下机组宜就近接入110kV及以下电网。
（3）110kV电厂可考虑在110kV变电站站内T接或接入220kV变电站的110kV母线两种形式接入110kV电网，具体接入需通过技术经济比较后确定；110kV电厂在110kV变电站站内T接时应配置断路器。
（4）电厂接入电网的电压等级不超过2级。
以2级电压接入电网的发电厂内原则上不设2级电压的联络变压器，避免形成高低压间电磁环网。
（5）避免电厂集中接入变电站和大环网迂回送电的形式，电厂发电机母线不得直接带用户负荷。
（6）为降低电厂并网对电网短路水平的助增作用，电厂宜选择高阻抗升压变。
（7）根据新建电源的机型特性、装机容量以及在电网中的位置，电源接入时应明确是否要求具备黑启动能力；对于新建燃气机组，原则上要求具备黑启动能力。
4.1.2分布式电源接入系统
（1）分布式电源主要是指布置在电力负荷附近，与环境兼容的发电装置，如微型燃气轮机、太阳能光伏发电、燃料电池、风力发电和生物质能发电等。
（2）分布式电源并网运行应装设专用的解列装置和开关，解列装置应具备电压和频率保护。
（3）分布式电源所发电力应以就近消纳为主，应就近接入110kV及以下电网，应装设双向的分时电能表。
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