广州城市配电网现状及发展Word文档下载推荐.docx

1、06。受社会电力需求增幅不断下降的影响，广州电网今年的负荷和供电量的增幅同比均有所下降。广州电网目前所采用的电压等级为500千伏一220千伏一110千伏一10千伏0.4千伏五级电压等级，其中，110千伏、10千伏、0。4千伏分别构成广州地区的高、中、低三电压等级配电网。至2008年11月底，广州电网已运行的110千伏及以上变电站总数202座，主变484台，变电容量3797万千伏安.其中500千伏变电站3座，主变24台，变电容量650。4万千伏安；220千伏变电站31座，主变78台，变电容量1500万千伏安；110千伏变电站168座,主变382台,变电容量1646。6万千伏安；35千伏及以上输电

2、线路595回（其中仅存的3同35千伏在从化、增城北部山区为小水电上网线路），总长度约5391.47千米。10千伏配网公用馈线3607回，10千伏架空线路10343千米，电缆线路12052千米；公用配变23800台，容量1126万千伏安；配电房20809间，高压开关柜53023台，柱上开关2874台。2008年，广州地区电网220千伏容载比为1.6，110千伏电网容载比为1.9。容载比明显偏低,电网发展严重滞后于负荷发展和电力需求。3广州城市电网发展历史3。1广州电网发展历史1888年广州地区在两广总督衙门首次使用电灯照明，1890年广州开办电灯公司,1919年建成第一座发电厂一伍仙门电厂，并建

3、成2.3千伏配电网，这是广州配电网最早的雏形。1950年到1978年，广州电力工业有较大发展:（1）19501952年出现6千伏电压等级；（2）19531957年，新中国成立后执行第一个五年计划，广州由消费城市向工业城市转变,电网有较大的发展，电网最高等级为35千伏.1955年，35千伏赤岗一黄埔岛输变电工程建成投产，这是广东省第一回35千伏线路和第一座35千伏变电站。（3）19581965年期间，广州电网先后出现110千伏、220千伏电压等级。1958年投产的流溪河水电厂至广州110千伏线路.1959年110千伏员村变电站投产，成为广东省第一座110千伏变电站。1963年新丰江水电厂至广州建

4、成全省首条220千伏广新线,同时，220千伏棠下站建成,广州电网从此发展到220千伏等级时代。1978年起,广州电网在改革开放的春风中迎来了发展壮大期,电网规模几乎每6年就会翻番。1992年,500千伏增城变电站建成投产,广州电网最高电压等级到了500千伏：2000年，广州第二个500千伏变电站一500千伏北郊变电站建成投产，成为“西电东送在广州地区的一个重要枢纽，广州电网也逐步形成了以500千伏及220千伏为主干网、以110千伏及10千伏为配电网的强大齐全的中心城市电网。至2008年7月，广州第200座变电站220千伏迎宾变电站顺利投产，广州成为全国第一个拥有200座110千伏以上变电站的省

5、会城市。3.2广州市经济发展状况广州是中国最早改革开放的城市之一，自改革开放以来，经济社会一直处于高速发展之中。全市国内生产总值由1980年的57.5亿元增至2007年的7050.78亿元,其中“六五”、“七五”、“八五”、“九五”、“十五”期间年平均增长率分别为12。7、10。8、20.2、13。1、13.8%.广州市综合经济实力居国内城市第三位。预计“十一五”期间GDP年均增长12，到2010年达到9500亿元，全市人均GDP达到1万美元，达到中等发达国家水平。展望2020年，全市人均GDP比2010年再翻一番，基本达到发达国家水平。3.3广州电力负荷及供电量发展史改革开放促进了经济社会的

6、持续快速发展,广州电网供电负荷及供电量也以惊人的速度一路攀升：广州1980年全市最高电力负荷50万千瓦、供电量31。5亿千瓦时；1990年最高负荷是112万千瓦、供电量65.19亿千瓦时;2000年最高负荷为402万千瓦、供电量209.7亿千瓦时，2008年实际最高供电负荷974.6万千瓦，预计供电量约507亿千瓦时.广州市近28年最高供电负荷记录如下表1。表l：广州市近年负荷水平 年份最高供电负荷（万千瓦）增长幅度（%）年供电量（亿千瓦时）增长幅度（）198050。231。51990112.165.191999329。1182.52000402。22.18209.714。92001451.0

7、12.16224.572002496.210。02255。613.82003581。17。2330218。2004637。9。6334614.62005728.0386。11。82006802.810.3429.72007928。15。48613.12008974。5.0507（预计）4。5（预计）图1广州电网今年最高供电负荷及年供电量变化趋势图广州市2008年的最高负荷是1980年的19.5倍，是1990年的8。7倍。从1980年至今28年的时间里,广州电网年均负荷增长速度接近11。2%;而最近18年里（1990年至今），年均负荷增长速度更是达到了惊人的12.5%左右.2008年，广州市供电

8、量是1980年的16.1倍,是1990年的7.78倍，28年间供电量年均增长速度约为10。5；最近18年里，供电量年均增长速度超过12%。目前,广州市第一、二、三产业及城乡居民生活用电量占全社会用电量的比重分别为0.74、59.37、22.83、17。06，其用电量构成示意图如图2所示。其中,工业负荷构成主要以钢铁（特种钢）、汽车制造、石油化工、中小加工业等为主,一些高耗能行业如水泥厂、小型钢厂已于近两年逐步关停。图2广州地区全社会用电量构成示意图未来广州的产业发展方向最要是以精细化工、重型装备制造业、汽车制造业、生物制药、信息产业、烟草、独具特色的中小加工业等为主导，从而带动交通、海港、空港

9、、物流等第三产业的发展，呈现出二三产业并重、互为促进的局面。按照广州目前经济发展态势,即使实施产业结构调整，走集约型经济发展的道路，广州第二、三产业的电力需求仍将持续高速增长；此外，随着人民生活水平的改善,广州居民用电需求的增长将会是将来负荷增长中的重要因素之一。综合各种因素，广州地区未来几十年内，电力需求仍然会保持高速增长。4广州城市配电网现状特点4。1广州城市配电网特点4.1.1110千伏电网广泛采用“3T”接线目前，广州供电局110千伏电网广泛采用“3T接线。每座110千伏变电设3台主变，接线一般采用线路变压器组，在变电站高压侧不设母线，每台主变只设1台进线开关。从上一级220千伏变电站

10、输出的每条110千伏线路上接3台来自不同变电站的主变。采用这种“3T”接线具有电网结构简单，所用设备元件少，节约了电网投资及变电站用地，其保护设置容易,调度运行方式灵活，可靠性相对较高。图3-1110千伏变电站站内“3T”接线示意图图3-2典型110千伏线路“3T”接线示意图与普通的带母线的110千伏变电站相比，如果按一个变电站3台主变考虑,采用“3T”接线将会至少节省高压开关5个，节约占地面积约1000平方米。由于110千伏电网“3T”接线具有以上优点,我局在上世纪80年代末就开始在110千伏电网“3T接线的探索，并逐步在电网建设与改造中采用，到目前为止,110千伏电网“3T”接线在广州电网

11、已被广泛采用，全局110千伏电网采用“3T”接线的比例超过80，中心城区的110千伏变电站基本都已采用此接线。我局在多年的110千伏电网“3T”接线的探索实践中总结出了110千伏“3T”接线的一些基本原则：（1）同一110千伏变电站的3台主变应T接在3条不同的110千伏出线上；（2）同一110千伏变电站的不同主变所T接的110千伏线路应来自不同的220千伏变电站或至少要保证来自同一220千伏变电站的不同的母线段；（3）从不同的220千伏变电站或同一220千伏变电站不同母线引出的2条110千伏出线上不得同时T接来自相同3个变电站的6台主变;（4）应优先选择在两条110千伏出线的第一段T接一个变电

12、站的两台主变,考虑避免两条110千伏线路的第二、三段同时T接两个相同110千伏变电站主变的接线。换而言之,两条馈线的第二、三段最多只共同T接一个110千伏变电站主变，在两条馈线第二、三段上另外所T接的主变应来自两个不同的110千伏变电站。如果条件允许，最好是每2条110千伏出线上所接6台变压器中只有2台是同一个110千伏站.（5）在同等条件下优先考虑一个110千伏变电站主变在不同的500千伏片区内的220千伏变电站的110千伏出线、不同链上或环上的220千伏变电站的110千伏出线上T接.按以上原则构建的110千伏电网可以达到以下目的：（1）当一条110千伏线路出现故障时,相关各站上的用电负荷都

13、不受影响;（2）当一台110千伏主变出现故障时，该站的用电负荷都不受影响；（3）当220千伏变电站的一段110千伏母线出现故障时，相关各站的用电负荷不受影响；（4）在满足运行要求的前提下（包括N1状态下不损失负荷）导线的截面可以选得较小，以减少投资；（5）当出现500千伏、220千伏变电站停运或者主变故障时，受影响的停电范围将可以缩小。4.1。2主变容量选择广州地区目前运行中的主变容量以63MVA、50MVA、40MVA三种容量为主,北部山区存在少量31。5MVA、20MVA主变.新建110千伏工程除了从化、增城北部等负荷密度低的地方选用40MVA外,其它地方均按63MVA主变容量来建设。4.

14、1.3变压器中性点接地方式广州地区目前实行的变压器中性点接地方式主要有直接接地和小电阻接地，其中，110千伏系统采用变压器中性点直接接地运行。10千伏系统主要采用经接地变压器及小电阻（10）接地运行，在边远郊区可采用不接地运行。1。410千伏接线介绍广州地区10千伏配网接线贯彻“N1”供电准则，电缆网采用“21”、“31环网接线;架空网采用单联络、双联络接线。该类接线操作简单，新增负荷接入方便；具有非常强的负荷转供能力与运行灵活性，有利于配网自动化的实施；经济性和可靠性共存。经过多年的发展及总结，制定了一些基本原则：1.电缆网1）环网接线模式中每回线路的环路电缆截面应为300mm2或240mm

15、2,其中变电站至第一个开关房（综合房）的电缆截面应为300mm2.2）环网接线模式中每回线路最终总装见容量不宜超过12000千伏A。3）环网接线模式中每回线路应在适当位置设置开关房（综合房），每个开关房（综合房）直接接入容量一般不应超过3000千伏A.4）环网接线模式中有联络关系的两回线路应优先选取来自不同变电站，当无法实现时,则必须来自同一变电站的不同10千伏母线。5）要求电缆网“3-1”环网接线中，每回线路的两个联络点必须设置在不同开关房（综合房）中,线路中段的联络点应尽量在靠近线路负荷等分点的位置接入，以均衡负载.电缆网接线模式图46：图4电缆网“21”环网接线图5电缆网“31”环网接线

16、（3回线路为1组）图6电缆网“31”环网接线（4回线路为1组）2.架空网1）架空网联络接线模式线路主干线截面选用240mm2，次干线选用150mm2，分支线选用用70mm2,联络线截面应与主干线一致.2）架空网联络接线模式每回线路最终总装见容量不宜超过12000千伏A。3）架空网联络接线模式线路每路分支线长度一般不宜超过3km且挂接装见容量一般不宜超过3000千伏A，对于超出上述标准的分支线，应考虑将其转变为联络线或次干线.4）架空网联络接线模式线路应在主干线、次干线及较大分支线安装分段开关.其中主干线、次干线分段根据线路长度（12km）、每段所挂接的装机容量（20003000千伏A）等因素综

17、合确定，但主干线一般不宜超过5段,次干线一般不超过2段；分支线一般只在线路起始端附近安装1个分段开关。5）在变电站保护具备条件时，建议使用架空自动化开关。6）架空网联络接线模式应避免有联络关系的两回线路同杆同塔架设。7）架空网联络接线模式有联络关系的两回线路应优先选取来自不同变电站，当无法实现时,则必须来自同一变电站的不同10千伏母线。8）架空网单联络接线联络开关位置应尽量选取在线路后段安装。9）架空网双联络接线每回线路的两个联络点之间必须至少有1个分段开关，并且该分段开关位置应尽量接近线路的负荷等分点.架空网接线模式图7-9:图7架空网单联络接线图8架空网双联络接线（3回线路为1组）图9架空

18、网双联络接线（4回线路为1组）4.2广州城市配电网存在的问题尽管经过多年的高投入,高速度的发展,但广州城市配电网的薄弱和问题也是明显的.由于电网建设跟不上用电需求的增长，电网建设因客观原因受阻严重,举步维艰，使得广州高压电网和城市配电网都存在着诸多问题。（1）110千伏及以上变电站布点不足，影响网络的构建多年来广州地区供电负荷年均增速保持在12。5左右，每6年左右，供电负荷就会翻番，电网规模每6年也要翻番才能满足城市的电力供应的需要。多年来电网建设遭遇到选址、征地、拆迁、环评、国土预审等难题，使得建设进度严重滞后，电网规划的实现率近5年来一直在50左右，结果造成220千伏电网容载比只有1。6,

19、110千伏电网的容载比接近1.9，部分区域不足1。6，110千伏及以上变电站明显不足.（2）110千伏网架薄弱由于上一级的220千伏变电站建设滞后，110千伏网架未能按规划要求实施，导致部分110千伏变电站暂时未能实现来自三个不同电源方向的规划。（3）偏远山区的110千伏电网结构相对更为薄弱广州地区下辖9区2市,经济社会发展不均衡。其中所辖从化、增城两市的北部大部分地区为山区，经济发展相比于中心城区显得落后，电网结构也相对薄弱，这些地区少数110千伏变电站还存在着单线单变现象,加之广州地区风灾、雷灾较为频繁,使得这些地区的供电可靠性受到影响.，（4）10千伏配网结构不规范,联络及分段较多、设置

20、不合理，转供电操作过于复杂，影响实际使用广州供电局大部分区域10千伏配网接线过于复杂，集中表现为同一线路联络点过多，甚至在个别开关房接入了多个联络点;部分线路联络点设置不合理，例如大量存在线头联络或联络点过于集中的现象；通常不能发挥实际转供电的作用，但却导致网架过于复杂。部分电缆线路主环路不清晰,存在过多分支线。非固定联络群组在转电时因线路间互有牵连，操作复杂且时间较长，不利于线损“四分”工作。主干线分段数不足，多数为12段，制约了全线负荷的转移主干线分段数不足,多数为12段，制约了全线负荷的转移。（5）配网总体可转供电能力不强，制约了供电可靠性现有10千伏公用配网馈线2962回，其中，单辐射

21、线路611回，“21”环网（或单联络）线路1146回，“3-1”环网（或双联络）线路588回，多联络线路617回，全局联络率为79。37%，线路可转供电率为56。68;其中，城区供电局总线路1850回，联络率91.18,可转供率70.48%；二区二市局总线路1112回，联络率60。61%,可转供率33.72%.目前，广州供电局供电可靠性水平相对较低，与国际先进水平（99.9899.99）相比还有不小差距.除了故障停电外,目前因为设备接入等原因而预安排的停电是影响供电可靠率的主要原因,据测算，其对供电可靠率的影响占80略强.现尚存一定数量的S7型高损配变，部分农村线路截面不合理，全局线损率10月

22、累计为6。17，年度计划5。95.5广州城市配电网发展展望中国南方电网公司成立以来，一直把配电网的建设管理放在十分重要的位置，近年来更提出了各供电企业要以提高供电可靠性为总抓手，并以此作为电网建设与管理的出发点。广州城市配电网发展的基本方向是:加强配电网建设，为城市供电可靠性的提高提供物质基础；加强技术革新与改造,以提高配网的运行管理水平;加强管理创新，为打造结构合理、技术先进、安全可靠性的城市配网提供制度保障。今后，我们将按照我国政府倡导的“城乡基本公共服务均等化的要求，着力解决偏远地区的供电可靠性及供电质量问题;按照网省公司提出的提高供电可靠性要求，全面提高配网的容载能力和可转供电能力，并

23、做好优质服务，造福广州市民.为此，广州配电网需要做好以下几个方面的工作。（1）加速110千伏及以上变电站布点在加快550220千伏主网架建设的同时，为进一步解决110千伏变电站局部“卡脖子，问题,我局“十一五”期间规划新增110千伏变电站82座,扩建110千伏变电站22座，新增110千伏主变容量917.3万千伏安.同时，对外，积极争取各级地方政府及市民的支持，加强电网规划建设的环保宣传；对内，充分发挥属地化责任管理的激发作用，提前开展前期工作,推进电网建设,破解电网规划建设难题.此外，根据广州的实际情况，我们进一步调整了电网规划的思路。例如在主变容量的选择上，除增城北部、从化电网,以及特殊地块

24、如类似于二沙岛、生物岛的地块外,其它地方的110千伏主变容量选择考虑使用63MVA较大容量的主变：在变电站本期建设规模上，根据电网建设适度超前的原则，考虑尽可能一次建设3台主变。（2）进一步完善110千伏电网“3T”接线进一步加快完善110千伏电网“3T”接线，逐步解决单线单变、孖接主变、线路所带主变较多等问题。同时，将结合多年的规划、运行、工程经验，开展广州110千伏电网“3T”接线优化工作,按照以上所提出“3T”接线应该遵循的一般原则，进一步优化广州电网“3T此外，在电网规划思路上，对于110千伏线路导线截面的选择尽可能留有裕量，在220千伏变电站的出线处,其载流量均按远景带3台63MVA

25、的“3T”接线要求来核算，即第一段110千伏出线所选导线的载流量不应低于937A，以便为电网改扩建发展留下余地.（3）全面按照10千伏典型接线的要求构筑10千伏配网网架,提高配网的可转供电率落实10千伏典型接线，简化、优化10千伏配网接线,提高10千伏配网的转供能力,今后几年我局10千伏配网的网架改造的计划在此体现。10千伏配电网应具有一定的容量裕度，满足“N1供电准则。在10千伏馈线上按主干线分段原则，安装干线分段开关、分支线开关，使业扩接火工程不会导致整条馈线停电。加快推进10千伏架空网单联络、电缆网“21”和“31的环网接线方式，使10千伏馈线转供电能力逐年提高10，进一步增强配网转负荷

26、能力。努力争取至2011年底广州电网10千伏馈线可转供电率达到90以上。（4）完善配网GIS的设备全生命周期管理及深化应用现在广州供电局配网GIS系统基本实现了配电网络的各种设备台帐的铭牌信息、参数信息、运行信息、维护信息等数据集中管理。在此基础上,未来几年逐步将馈线自动化系统的实时信息、调度自动化系统的实时信息、配电变压器的实时信息、低压用户实时信息接入其中，真正做到配网GIS的实用化.同时，开展竣工图纸电子化移交工作，实现设备全生命周期管理。（5）全面推进配网自动化建设随着客户对供电质量的要求日益提高，配网自动化是提高供电可靠性与电能质量的重要手段.但随着配网一次网架的完善，以及带电作业、

27、状态检修等技术措施的实施,计划停电间会逐渐减少，而电网故障造成的停电时间所占比例越来越大，配网自动化将使故障判断、隔离及转供电恢复更加快速准确，对提高供电可靠性方面的作用明显。（6）提高供电可靠性，从根本上提高服务水平2008年作为广东电网公司提高供电可靠性管理年，我局制定了创建国际水平供电局的实施战略，把“提高供电可靠率、减少停电时间”作为中心工作，制定了“提高供电可靠性”工作方案.方案要求分三阶段实施提高全局供电可靠性措施，到2011年全局供电可靠率达到99.97%以上的目标（用户平均停电时间小于2.5小时户年）,达到国内领先水平，达到世界可比的发达地区或城市水平。近阶段重点从强化综合停电计划管理、加强转供电管理、开