广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则(2016)Word格式文档下载.doc
- 文档编号:8705525
- 上传时间:2023-05-13
- 格式:DOC
- 页数:64
- 大小:7.80MB
广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则(2016)Word格式文档下载.doc
《广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则(2016)Word格式文档下载.doc》由会员分享,可在线阅读,更多相关《广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则(2016)Word格式文档下载.doc(64页珍藏版)》请在冰点文库上搜索。
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
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
宜满足N-1
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
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
用户年平均停电时间不高于5分钟(≥99.999%)
≥99.99%
用户年平均停电时间不高于52分钟(≥99.990%)
≥99.97%
用户年平均停电时间不高于3小时(≥99.965%)
≥99.95%
用户年平均停电时间不高于12小时(≥99.863%)
≥98.79%
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
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:
0.5%
2%
----
2.5%
4%
380伏
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
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
允许电压偏差
-3%~+7%
20千伏
-7%~+7%
10千伏
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
3.8.1电力线路通道的规划建设应考虑安全、可行、维护便利及节省投资等条件,与各种管线和其他市政设施统一安排,并满足未来10~15年的发展需要。
3.8.2结合城市规划建设,在道路新建、改(扩)建时应同步建设电力线路通道。
3.8.3变电站出线电缆沟的建设规模应按变电站终期建设规模一次建成。
3.9防灾减灾
3.9.1应结合当地气象地质条件和运行经验,在配电网规划时考虑必要的防风、防冰、防涝、防震等抵御重大自然灾害的技术措施,并评估相关投资和费用。
3.9.2对于以下情况,可适当提高规划标准,编制保底电网规划,以抵御重大自然灾害:
1)高危地区线路、重要联络线路。
2)承担主要城市、重要用户保安电源的送出线路。
3)具有“黑启动”能力的电源送出线路。
4)线路故障将引发系统失稳的电源送出线路。
4负荷预测及电力平衡
4.1负荷预测
4.1.1配电网负荷预测包括电量需求预测和电力需求预测,负荷预测应给出电量和负荷的总量及分布预测结果,近期负荷预测结果应逐年列出,中期和远期可列出规划末期结果。
4.1.2负荷预测的基础数据包括社会经济和自然气候数据、上级电网规划对本规划区的负荷预测结果、历史年负荷和电量数据、用电报装及项目建设情况等,根据区域特点、社会发展阶段、用户类型分析用户终端用电方式变化和负荷特性,确定科学合理的负荷发展特性,并以此作为预测依据。
4.1.3配电网负荷预测采用“自下而上”与“自上而下”相结合的方式,采用点负荷增长与区域负荷自然增长相结合的方法进行预测,同时利用趋势外推法进行校核,经综合分析后给出高、中、低负荷预测方案,并提出推荐方案。
4.1.4具备条件时,可结合城乡规划和土地利用规划的功能区域划分,开展规划区的空间负荷预测。
通过分析、预测规划水平年供电小区土地利用的特征和发展规律,预测相应小区电力用户和负荷分布位置、数量和时序。
4.1.5负荷预测应考虑分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷接入对预测结果的影响。
4.1.6城市地区的负荷预测指标可参照现行国家标准《城市电力规划规范》GB/T50293的相关规定。
4.2电力平衡
4.2.1电力平衡应分区、分电压等级、分年度进行,并考虑各类新能源、电动汽车、储能装置等的影响。
4.2.2分电压等级电力平衡应结合负荷预测结果和现有变电容量,确定该电压等级所需新增的变电容量。
4.2.3风电、水电能源比例较高的区域,应根据不同类型电源在不同时段的典型出力特性进行电力平衡。
对于分布式能源接入较多的区域配电网,应结合分布式能源实际出力情况考虑参与平衡的比例。
5110千伏配电网规划
5.1整体原则
110千伏配电网实现以220千伏变电站为中心、分片供电的模式,各供电片区正常方式下相对独立,但必须具备事故情况下相互支援的能力。
5.2接线型式
同一地区110千伏配电网网络接线型式应标准化,其目标接线推荐方式见表5-1,典型接线图见附录B。
表5-1110千伏配电网网架结构目标接线推荐表
链型接线
T型接线
过渡接线
目标接线
A+、A类
双回辐射
双侧电源不完全双回链
双侧电源完全双回链
单侧电源双T
单侧电源三T
双侧电源双T
∏式双T接线
双侧电源三T
∏式三T接线
单侧电源不完全双回链
C、D类
单侧电源单回链
双侧电源单回链
双回辐射单回辐射
双回辐射(不同走廊)
5.3变电站规划
5.3.1110千伏变电站布点以负荷分布为依据,兼顾电网结构调整要求和建设条件,统筹考虑、统一规划。
具体要求如下:
1)变电站布点既要满足负荷供电或电源升压送电需要,还应兼顾电网结构发展。
要按照地区用电远期规模、网架远期规划考虑变电站合理布局,近期选择变电站站址时侧重满足地区负荷发展需要及安全可靠供电要求,同时注重与远期后续新增变电站布局上的协调。
2)110千伏变电站供电范围应综合考虑负荷密度、空间资源、中压配电网供电半径和整体经济性等各方面因素。
3)变电站馈出线路的额定载流能力宜按最大限度一次改造到位,供电回路元件如开关、电流互感器、电缆及架空线路干线等的载流能力应匹配,不应因单一元件限制线路可供负荷能力及转移负荷能力,避免反复增容改造。
5.3.2主变压器
1)A+、A、B类供电区宜采用双绕组有载调压变压器。
2)C、D类供电区宜采用双绕组有载调压变压器,也可根据当地电网特点采用三绕组有载调压变压器。
3)同一规划区域中,相同电压等级的主变压器单台容量规格不宜过多,同一变电站的主变压器宜统一规格。
4)规划新建的110千伏变电站,可根据当地负荷发展情况,近期可采用低一级容量的主变,优先采用闲置主变。
各类供电区110千伏变电站变压器规模配置见表5-2。
表5-2110千伏变电站变压器规模配置表
110/35/10千伏、110/10千伏
终期数量(台)
单台容量(MVA)
终期
近期
A+、A、B类供电区
3
63
63、40
C、D类供电区
40、20(闲置主变)
5.3.3变电站新建和扩建
1)变电站首期投产主变台数根据负荷需要确定,且A+、A类供电区变电站首期投产主变台数不应少于2台,并应满足变电站投产后3年内不扩建主变的要求。
2)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,若该变电站原主变台数为2台及以上,宜考虑通过新增变电站布点以增加主变容量。
5.3.4110千伏变电站出线规模应按表5-3选择。
表5-3110千伏变电站出线规模
出线规模
根据变电站主接线型式配置2~4回。
有电厂或大用户接入的变电站根据需要可增加1~2回
35千伏(三卷变)
每台主变配2~4回出线。
每台63MVA主变配10千伏出线不少于15回;
每台40MVA主变配10千伏出线不少于10回。
5.3.5各类供电分区110千伏变电站的电气主接线推荐见表5-4,建设型式宜按表5-5选择。
当110千伏线路回路总数达到4回及以上时,110千伏侧可采用双母线接线。
户外布置的变电站应优先采用常规设备,当用地条件限制时,经专项论证后方可采用GIS设备。
表5-4110千伏变电站电气主接线推荐表
单母线分段
单元
内桥
——
单母线四分段
表5-5110千伏变电站建设型式表
建设型式
全户内布置
半户内布置
户外布置
本表中A+类供电分区的变电站型式选择不包括工业园区。
对负荷密度达到A+类供电分区条件的工业园区,其变电站型式可根据工程具体情况确定。
5.4线路规划
5.4.1同一个规划区的导线选型应标准化、系列化,应统筹考虑远期负荷发展状况和线路全生命周期成本选定导线类型及截面,同一线路上不同类型导线截面应注意载流量匹配。
其推荐值如表5-6所示。
5.4.2单回110千伏供电线路长度不宜超过60千米。
表5-6导线截面推荐表
导线截面(mm2)
架空线
电缆线路
A+类、A类、B类
630、400
1600、1200、800、500
400、300
1200、800、500
承担电厂送出任务或特殊用户专用线路供电的110千伏线路,其导线截面应结合电厂装机容量、用户负荷及其接入系统情况综合考虑。
A+类、A类、B类供电区中,导线截面500mm2的电缆线路作为T接线选用。
635千伏配电网规划
6.1整体原则
6.1.1在远离220千伏、110千伏规划网络的地区,为满足小水电送出或中低压配电网供电安全质量需要,经过技术经济比较后,可采用35千伏进行供电。
6.1.235千伏变电站宜采用简易站建设模式,线路以电杆架设方式为主。
6.2接线形式
同一地区的35千伏配电网网络接线方式应标准化。
其目标接线推荐方式见表6-1,典型接线图见附录B。
表6-135千伏配电网网架结构接线推荐表
单回辐射
T接
6.3变电站规划
6.3.1各类供电分区35千伏变电站电气主接线和型式宜按表6-2选择。
表6-235千伏变电站电气主接线推荐表
主接线
单母线分段、单母线、桥型
变电站型式
全户外布置
箱式布置
6.3.2主变压器
1)宜采用双绕组有载调压变压器。
2)同一规划区域中,主变压器单台容量规格不宜过多,同一变电站的主变压器宜统一规格。
3)各类供电区35千伏变电站主变压器终期规模配置见表6-3。
表6-335千伏变电站主变配置表
供电区
35/10千伏
数量(台)
2
8
6.4线路规划
6.4.1同一个规划区的导线选型应标准化、系列化,应统筹考虑远期负荷发展状况和线路全生命周期成本选定导线截面。
35千伏线路一般采用架空线路,在同一个电网内,相同接线的同类分区宜采用相同的导线截面,导线截面选择150mm2、240mm2。
6.4.235千伏单回线路不宜超过30千米。
7中压配电网
7.1网架结构
7.1.1中压配电网应根据上级变电站的布点、城市规划、负荷密度和运行管理需要,结合地理环境,划分成若干相对独立的分区配电网。
分区配电网应有明确供电范围,不宜交叉和重叠。
7.1.2中压配电网宜采用闭环接线、开环运行的网络结构。
7.1.3每回中压电缆线路的环网节点不宜超过6个,负荷应沿线路各环网节点均匀分布,除经过技术经济及运维管理综合论证的高供电可靠性要求地区外,不应通过环网节点馈出线形成分支环网。
7.1.4每回中压架空线路主干分段数不宜超过6个,分段设置要综合考虑运维管理需要及负荷分布特点,较长的分支线路可适当配置分段开关。
7.1.5联络线路应优先来自不同的110千伏电源,不具备条件时,应来自不同的10千伏母线,变电站10千伏站间联络线路及可转供负荷数量应按能满足高压配电网安全运行水平进行校验。
7.1.6中压配电网目标接线应综合分析区域发展定位、负荷分布、变电站布点、市政建设条件及已有中压配电网基础后进行确定,同一地市同一供电分区宜采用统一的一种目标接线。
典型接线方式参见附录C。
表7-110千伏配电网网架结构接线推荐表
电缆:
“2-1”单环网,两供一备
“3-1”单环网,三供一备,双环网
架空:
N分段n联络(N≤6,n≤3)
“3-1”单环网,三供一备
N分段n联络(N≤6,n=2)
“N-1”单环网(N=2,3),N供一备(N=
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 广东 电网 有限责任公司 配电网 规划 技术指导 原则 2016