浙江省城市 城镇和农村配电网规划设计导则.docx
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浙江省城市城镇和农村配电网规划设计导则
浙江省城市、城镇和农村配电网规划
设计导则
浙江省电力公司
2011年3月
1、范围
本导则规定了浙江省城市、城镇和农村电网规划中应遵循的主要规划技术原则和要求。
本导则适用于浙江省电力公司所辖110千伏及以下配电网规划的编制。
2、规范性引用文件
《城市电力网规划设计导则》(Q/GDW156-2006)
《国家电网公司“十二五”配电网规划(技术原则)指导意见》(国家电网发展〔2010〕492号)
《农村“低电压”治理典型方法》(农安〔2010〕64号)
《农网建设与改造技术导则》(Q/GDW462-2010)
《非晶合金铁心配电变压器选用导则》(Q/GDW463-2010)
《关于印发国家电网公司小城镇典型供电模式的通知》(国家电网农〔2010〕1591号)
浙江省电力公司《电网规划设计技术原则》(Q/GDW-11-159-2009)
《浙江省城市电网规划技术原则》(Q/ZDJ04-2007)
《浙江省城市中低压配电网建设与改造技术原则》(Q/ZDL04一1999)
《浙江省中心镇电网建设与改造技术导则(试行)》
3、总则
3.1配电网电网建设与改造应遵循“统一规划、分步实施、因地制宜、适度超前”的原则,变(配)电站的布局及高、中、低压配电网主干线路的建设应满足当地经济中长期发展要求,避免重复建设。
3.2积极采用国家电网公司“三通一标”(通用设计、通用设备、通用造价、标准工艺)和典型设计。
3.3应符合国家相关政策规定,按照“安全可靠、经济高效、技术适用、减少维护,节能环保”的原则,采用成熟先进的新技术、新设备、新材料、新工艺,禁止使用国家明令淘汰及不合格的产品。
3.4坚持“因地制宜、分类指导”原则。
充分考虑不同类别区域在发展规划、负荷性质、负荷密度和供电可靠性要求等方面的差别,实施规划设计标准差异化。
3.5在设施设备的规划设计及配电网络规划中充分考虑提高设备设施使用寿命内的利用率,使其满足寿命年限内不改造的要求,避免重复建设,提高投资效益。
3.6对于台风多发区域、具有高危和重要用户的线路、生命线,可实行差异化设计,提高电网防灾、抗灾能力。
3.7电网智能化建设应坚持“统筹规划、试点先行、分步实施、稳妥推进”原则,重点开展新能源分散接入、配电自动化、智能配电台区、用电信息采集等试点建设。
4、规划的编制和审批
4.1规划年限
4.1.1电网规划编制的年限宜与国民经济和社会发展规划的年限相一致,一般分为近期规划(5年)、中期规划(5~15年)和长期规划(15年以上)。
4.1.2近期规划应着重解决电网当前存在的主要问题,逐步满足负荷需要,提高供电质量和可靠性。
要依据近期规划编制年度计划,提出逐年改造和新建的项目。
4.1.3中期规划应与近期规划相衔接,预留变电站站址和通道,着重将现有电网结构过渡到目标网络。
4.1.4远期规划主要考虑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,并确定电源布局和目标网架,使之满足远期预测负荷水平的需要。
4.1.5有下列情况之一时,根据需要可对规划进行滚动修编:
(1)国民经济和社会发展发生重大变化和调整;
(2)城市或乡镇总体发展规划有重大修改;
(3)电力需求或电源规划有较大幅度变动;
(4)国家或公司出台新的相关政策、技术要求等。
4.2规划编制流程
规划编制的主要流程:
(1)电网现状分析;
(2)负荷预测;
(3)制定技术原则;
(4)电力(电量)平衡;
(5)制定远期电网的初步布局,作为编制分期规划的发展目标;
(6)根据预测负荷和现有的电网结构,经过分析计算,编制近期的分年度规划和中期规划;
(7)根据近、中期规划确定的最后阶段的城网规模和远期预测的负荷水平,编制远期规划。
4.3规划的主要内容
4.3.1电网现状分析
主要分析当地功能定位、社会经济发展情况、电网的布局及负荷分布的现状。
明确以下问题:
(1)供电能力(包括外部来电和当地电源)能否满足现有负荷的需要,能否适应负荷的增长;
(2)现有电网的供电可靠性能否满足用户的要求,社会经济发展是否对电网提出了更高的可靠性要求;
(3)现有电网正常运行时的电压水平及主要线路的电压损失是否在规定的范围之内;
(4)现有电网各电压等级电网的电能损失是否在规定的范围之内。
(5)现有电网的网络结构和供电设备是否需要跟新和改造。
4.3.2负荷预测
进行负荷预测,包括总量、分区和空间负荷预测。
负荷预测应采用多种方法进行。
负荷预测时应提出2-3个预测方案,并选定一个方案作为规划设计的基础。
4.3.3规划目标和技术原则
确定规划各分期的目标、电网结构的原则、供电设施标准及技术原则,其中规划技术原则应具有一定的前瞻性、适应性和差异性。
4.3.4电力(电量)平衡
按照地区电源和负荷特性,进行有功(无功)电力和电量平衡计算。
4.3.5站容站址规划
提出需要新增变(配)电容量的规模和布局需求,根据负荷分布、负荷密度和运行要求,确定变(配)电站建设规划。
4.3.6电网网络规划
根据区域负荷水平及供电可靠性要求,确定各级电网目标接线模式。
根据上一级变电站及电源的供电范围以及目标接线模式,确定各级配电网的电网结构。
进行无功规划、短路电流计算,并对各电压等级规划电源及专用变的接入方案进行初步考虑。
4.3.7调度、通信、自动化、智能化规划
给出调度自动化、配电网自动化、营销系统、通信网络、电网智能化等专项规划的规模和要求。
4.3.8建设规模及投资估算
编写建设项目清册,列出输变电造价指标,统计分年建设规模,估算投资。
4.3.9规划成效分析
分析规划实施后,配电网现有存在问题的解决程度以及配电网整体指标的改善情况(包括容载比、供电可靠率、N-1通过率、线损率、电压合格率等)。
4.4规划的编制、审批和实施
4.4.1电网规划的编制要以当地总体规划为依据,由供电企业完成,并报上级相关部门审定。
4.4.2电网规划审定后与市(县)政府有关部门协商,将规划供电设施及线路走廊纳入市(县)控制性详规中。
5、一般技术原则
5.1供区的划分
按照地理区域的规划定位,根据不同供区的远期功能定位、发展特点以及用电状况,将配电网划分A-E共六类供区。
具体划分标准见表:
地区
A类
B类
C类
D类
E类
副省级城市
中心区或30MW/km2以上
一般市区或20-30MW/km2
10-20MW/km2的郊区或城镇
5-10MW/km2的郊区及城镇
乡村
其他地级市
30MW/km2以上
中心区或20-30MW/km2
一般市区或10-20MW/km2
5-10MW/km2的郊区及城镇
乡村
县级市
-
-
县城或10-20MW/km2
城镇或5-10MW/km2
乡村
注1:
以上指饱和负荷密度。
注2:
满足分类条件的情况下,供电区应优先划分至等级较高的类别。
5.2配电网可靠性要求
5.2.1高压配电网的供电可靠性准则:
高压配电网中一条架空线,或一条电缆,或变电站中一台降压变压器发生故障停运时:
a.在正常情况下,不损失负荷;
b.在计划停运的条件下,又发生故障停运时,允许部分停电,但应在规定时间内恢复供电;
5.2.2中压电缆网的供电可靠性准则:
a.一条电缆发生故障停运时,不损失负荷;
b.在A类区域,一段主干电缆停运检修,另一条主干电缆故障停运时,不损失负荷;
c.配变故障停运时,允许停电,但损失负荷不超过1.5MW。
5.2.3中压架空网的供电可靠性准则:
a.位于B、C、D类供区的中压架空线,一条线路发生故障停运时,允许故障段及故障段所连接的放射分支线停电,损失负荷不应超过1.5MW;
b.在A类供区,一段主干线路计划停运情况下,另一条主干线路发生故障停运时,允许故障段及故障段所连接的放射分支线停电,损失负荷不应超过1.5MW;
c.位于E类供区的中压架空线发生故障时,允许停电,但不应损失重要负荷;
d.配变故障停运时,允许停电,但损失负荷不超过1.5MW。
5.2.4低压配电网中,低压线路发生故障时,允许部分停电,待故障修复后恢复供电。
5.2.5若客户提出高于以上标准的供电可靠性要求,则供电企业应与客户就提高供电可靠性所需的成本达成一致,通过专门的设计满足客户需求。
5.3中性点运行方式
5.3.1110千伏采用直接接地,35千伏、20千伏和10采用不接地、经消弧线圈接地或经低电阻接地。
5.3.2对于35千伏、20千伏和10千伏电压等级的中性点不接地系统,在发生单相接地故障时,若单相接地电流在10A以上,宜采用经消弧线圈接地,将接地电流控制在10A以内,并允许单相接地运行2h。
5.3.3对于35千伏、20千伏和10千伏非有效接地系统,当单相接地故障电流达到150A以上的水平时,宜改为低电阻接地系统。
5.3.4对于35千伏、20千伏和10千伏低电阻接地,在发生单相接地故障时,20千伏、10千伏接地电流宜控制在150-500A范围内,35千伏接地电流为1000A,应考虑跳闸停运,并注意与重合闸的配合。
5.4供区远景发展目标
5.4.1E类供区中压线路联络率超过60%,其余供区超过80%。
5.4.2各110千伏变电站可通过下级电网转供负荷能力超过20%。
5.4.3远景年主要电网运行指标
供区分类
供电可靠性RS3(%)
电压合格率(%)
110千伏及以下综合线损率(%)
A类
≥99.999
≥99.9
≤3
B类
≥99.993
≥99.8
≤3.5
C类
≥99.990
≥99.7
≤3.8
D类
≥99.983
≥99.6
≤4.2
E类
≥99.920
≥99.5
≤4.5
6、高压配电网
6.1主要原则
6.1.1为实现电压序列优化,除部分山区、海岛外,原则上不再建设35kV公用电网。
本标准中的高压配电网指110kV配电网。
6.1.2变电站之间的距离根据负荷分布特点来确定,110kV变电站供电半径一般为3~15km,负荷密度高的地区取低值,负荷密度低的地区取高值。
6.1.3110kV电网容载比为1.8~2.2。
考虑浙江电网发展的特点,负荷增长快速期可取较高容载比,通过加强和改善网络结构,在满足用电需求、可靠性要求的前提下逐步降低容载比,提高电网的经济效益。
6.2高压变电站
6.2.1主变容量宜采用80/50MVA,电压等级宜为110/20(/10)kV。
6.2.2高压配网变电站最终规模宜为3台主变,推荐终期采用内桥加线变组接线。
6.2.3新建变电站一般宜采用GIS设备半户内布置。
A、B类供区可采用GIS设备户内布置。
E类供区变电站,可结合当地规划,在论证后采用常规设备户外布置。
对沿海地区软土地基新建工程推广采用GIS设备、户内布置变电站。
6.3高压配网接线
6.3.1高压配电网的接线应规范化、标准化,力求简化,运行时一般采用辐射型结构。
6.3.2为便于平衡两个电源系统之间的正常供电负荷,且具备故障时两个电源系统间的负荷转供能力,110kV变电站宜采用双侧电源进线,对于负荷密度较小、分布较为分散或不具备双电源供电条件的地区,可采用单座220kV变电站(可接入不同段母线)供电的方式。
6.3.3在采用双侧电源进线、单台主变规模不大于50MVA的10kV供电区域,可根据现有电网结构采用方式A、B、C的110kV电网接线进行过渡,在三台主变的情况下可根据电网布点采用方式D(四线六变)、方式E(含联络线四线六变)的110kV电网接线。
详见图。
低压为10kV供电的110kV网络接线图
6.3.4当采用单座220kV变电站供电或电网发展的过渡阶段,可采用双“T”接线方式,详见图。
单一电源接线示意图
6.3.5在单台主变规模为80、100MVA的20kV供电区域,可根据负荷分布、电网布点和廊道条件等,选择采用方式C(六线六变)的110kV电网接线,或者选择采用方式D(四线六变)、方式E(含联络线四线六变)的110kV接线模式,但此时110kV线路需考虑采用分裂导线或相应大截面的电缆。
在电网发展的过程中,可采用方式A(三线三变)、方式B(四线四变)的110kV电网接线过渡。
详见图。
低压为20kV供电的110kV网络接线图
6.4高压配电线路
6.4.1110kV线路的热稳定极限条件为:
环境温度35摄氏度,导线长期最高允许温升至80摄氏度,夏季按环境温度40摄氏度进行校核。
常用导线的热稳定极限如下:
LGJ-300mm²128MVA
LGJ-400mm²150MVA
LGJ-2×300mm²256MVA
6.4.2新建线路宜采用同塔双回架空架设。
在线路走廊特别紧张地区,可建设同塔多回架空线路(含混压)。
在A、B、C类供区范围内可使用钢管塔。
6.4.3架空线路宜采用钢芯铝绞线,沿海及有腐蚀性气体的地区应选用防腐型钢芯铝绞线。
在技术经济合理的情况下,架空线路改造可考虑采用新型导线材料。
6.4.4高压配电线路宜采用架空架设。
在个别特殊地段,当地政府有切实支持政策的,可在技术经济论证的基础上使用电缆。
7、中压配电网
7.1主要原则
7.1.1中压配电网指额定电压为20、10kV的配电网。
7.1.2在国家电网公司批复的20kV试点供电区内,积极稳妥推进20kV配电网建设工作。
7.1.3中压配电网应依据上级电源(220、110和35kV变电站)的分布,划分为几个相对独立的分区配电网,一般不交错重叠。
当有新的上级电源插入时,需对原划分的供电范围进行调整和优化。
7.1.4中压配电供电距离
A类供区:
一般控制在3km以内;
B、C类供区:
不宜超过5km;
D类供区:
不宜超过10km;
E类供区:
不宜超过15km。
7.1.5中压配电网原则上采用架空线路。
在当地政府承担电缆部分投资(如,承担电缆土建费用)的情况下,可考虑采用电缆。
7.1.6应积极加强各变电所之间的联络,提高中压配电网的转移负荷能力。
7.2中压架空网
7.2.1中压架空网典型接线模式
远期规划应根据供区分类、上一级变电站及中压电源布局,结合配网接线现状,确定目标接线模式,架空线路接线一般有以下4种,可根据不同区域供电可靠性要求合理选用。
(1)高可靠性架空网接线方式110千伏变电站的每条10千伏出线经分路开关分为两支路,近期与来自同一变电站不同母线的分支线路自环,远景可实现站间“手拉手”结构。
在A、B类供区,可采用该接线方式。
(2)单条线路合理分段,相邻线路“手拉手”,所有线段保证2个及以上电源,开环运行,按照自然发展,形成“三分段四联络”结构。
C、D、E类供区宜采用该接线方式。
(3)单条线路合理分段,相邻线路“手拉手”,保证主干线上每段线路双向受电,并提高互供能力。
C、D类供区可采用该接线模式。
(4)对于暂无条件实现“手拉手”的E类供区,可对单条线路合理分段,等条件成熟时,逐步实现相邻线路“手拉手”。
7.2.2中压架空线路主干线截面宜采用185mm2,A、B类供区可采用240mm2。
7.2.3A、B、C、D类供区中压架空线宜采用绝缘导线。
7.2.4考虑抵御强台风等恶劣气候需要时,可安装电杆拉线,中压配电网可穿插使用少量钢管杆,提高线路抗风能力。
7.3中压电缆网
7.3.1中压电缆网典型接线模式
中压电缆线路的接线方式一般为单环网接线、双环网接线和高可靠电缆网接线。
(1)电缆单环接线方式是指自同一供电区域的两个变电站(或一个变电站的不同母线)、或同一供电区域一个变电站和一个开关站、或同一供电区域两个开关站(或一个开关站的不同线母线)的馈出单回中压线路构成单环网,开环运行。
C、D类供区宜采用此接线方式。
图5.5.4-1单环网接线图
(2)电缆双环网接线是指自同一供电区域的两个变电站或两个开关站中压不同段母线各引出一回线路构成双环网。
B类供区宜采用此接线方式。
图5.5.4-2双环网接线图
(3)高可靠电缆网接线方式110千伏变电站的每条10千伏出线经站外分路开关分为两支路,每一支路均与来自不同母线段的另一条支路同路径敷设,构成电缆双环网结构。
每台公用配变均从双环网的不同支路上引入两路电源,通过主备线的切换可实现主变及主干线的负载均匀分布。
A类供区宜采用本接线方式。
高可靠电缆网接线方式
7.3.2环网单元每段母线馈出线一般不超过4回,出线长度不宜超过500米。
7.3.3电缆主干线路宜采用铜芯电缆,截面一般宜为300mm2,A、B类供区截面可为400mm2。
7.3.4电缆沟或电缆排管建设应与城镇道路建设或改造相配套。
当道路总宽度大于30m时,宜在道路两侧建设电缆沟或电缆排管。
7.3.5中压电缆主干线上不宜使用电缆分支箱。
7.4中压配变
7.4.1中压配电变压器宜根据用电需求及发展采用三相或小型单相变压器,按照“小容量、密布点”的原则,靠近负荷供电。
7.4.2杆上三相变压器容量不宜超过400kVA,不能满足需要时增装变压器,柱上变压器台架及低压出线宜按最终容量一次建成。
台架离地高度宜4.5米以上。
7.4.3配电室一般配置双路电源、两台变压器,高压开关一般采用环网负荷开关柜,变压器单元采用负荷开关—熔断器组合电器。
变压器单台容量不宜超过800kVA,变压器间隔及低压柜型出线应按最终容量设计,建设初期按设计负荷选装变压器。
7.4.4箱式变电站一般配置1台变压器,三相变压器容量一般不超过630kVA,高压开关一般采用环网开关。
7.4.5应根据规划负荷水平,在住宅区内配套建设配电室,配电室应靠近负荷点。
箱式变电站一般应用于临时供电场所。
7.4.6在年平均负荷率低于20%和近空载时间较长(如路灯、纯居民、农电等)的配电台区推广使用非晶合金配电变压器。
在安装非晶合金配变时,应充分考虑噪音影响,防止噪音扰民。
7.4.7干式变压器一般推荐采用树脂浇注型。
单台干式变压器容量不宜超过800kVA。
安装在高层建筑、地下室及有特殊防火要求的配电变压器应采用干式变压器。
7.4.8可在以下用户中采用单相变压器:
居民生活用电、可装设单相配变的小工业用户或商业用户、路灯、景观照明等用户、形成产业化规模的新型生态农(渔)业用户。
单相变压器单台容量宜采用50kVA及以下,不大于100kVA。
7.4.9季节性负荷变化大的,可在经济性测算的基础上采用两台同容量相同的变压器,并列运行,并根据负荷大小投切。
7.4.10公用变压器应装设配变终端,对配变进行监控。
7.5中压开关站
7.5.1开关站的设置应符合中压电网的分区原则,开关站的出线电缆不宜跨越城镇主干道。
开关站一般应选用户内式,在特殊地区因受场所限制,可以选用户外式。
户内开关站,宜采用环保型环网柜。
户外开关站,采用箱式结构,宜选用全密封、全绝缘的环网柜。
7.5.2为便于网络拓展和负荷调度,两段母线之间,不宜设置母分开关。
当中压线路主干线尚未形成环网的幅射线上或大分支路线上的开关站,两段母线之间,可以设置母分开关。
7.5.3开关站采用两路电源进线,一般设置6~12回电缆出线。
7.5.4开关站电源进线单元设备宜选用负荷开关。
出线单元设备一般选用负荷开关-熔断器组合。
当出线容量大于1250kVA时,也可选用断路器开关。
8、低压配电网
8.1低压配电网应实行分区供电的原则,低压线路应有明确的供电范围,一般不宜跨街区供电。
8.2A、B、C类供区低压供电半径不宜超过150m;D类供区低压供电半径不超过250m;F类供区低压供电半径不超过400m;
8.3低压配电网应结构简单、安全可靠,一般采用树枝放射式结构。
设备选用宜标准化、序列化。
8.4低压配电网应有较强的适应性,主干线应按长期规划(一般为20年)一次选定。
A、B、C类供区干线截面不宜小于150mm2,D类供区干线截面不宜小于120mm2,E类供区干线截面
8.5A、B、C、D类供区低压线路可采用低压电缆,F类供区低压电网应绝缘化,宜采用架空铝芯绝缘线
8.6进户线容量根据居民用电负荷合理选择,不宜小于8kW/户。
9、自动化、通信及智能化
9.1通信
9.1.1电网通信应建立专用的通信系统,通信规划应以电网应用为导向,满足电网发展及业务发展的需求。
9.1.2电力通信专网是电网生产、运行、管理的重要组成部分和必要的技术支撑系统,通信规划必须以电网规划及其它业务系统规划为基础,并与上一级电网通信规划的原则、规划思路、技术政策相符合,确保各级通信网络的有效衔接,管理方式的协调一致。
通信网的规划和建设必须统一技术标准和技术体制。
技术标准应执行国家标准、行业标准和企业标准。
暂未规定的标准按等同等效的原则执行ISO、ITU、IEC、IEEE、IETF、OIF等相关国际组织的标准和建议。
9.1.3通信规划应以可持续发展为原则,做到目标明确、远近结合,适度超前电网的建设水平;通信规划要采用先进、实用、成熟技术。
以现有电力通信网为基础,统筹规划,全面均衡发展,整合通信各种资源,优化投资策略,确保投资的有效性;并持续优化网络结构,提高通信网安全和运行效率。
9.1.4电力通信专网应满足以下要求:
(1)调度人员在指挥操作、处理事故时,通道畅通,语音清晰;
(2)实现电网调度所需各项实时信息、数据的安全传递;
(3)生产、经营和管理业务等通信畅通。
9.1.5通信传输网的建设以光纤通信为主,光缆应优先采用电力复合光缆方式,主干光缆芯数不小于24芯,支线光缆芯数不小于12芯。
光纤通信带宽应满足TDM业务及IP业务传输的需求。
9.1.6行政交换网、调度交换网及会议电视系统建设应符合省公司规划要求。
9.1.7结合通信网络规划及运行维护需要,完善传输网等专用网管系统。
9.1.8通信电源系统
(1)通信电源系统是通信系统的重要组成部分,一套完整的通信电源系统包括:
交流配电单元、整流模块、直流配电单元,蓄电池组和监控单元共五个部分。
(2)调度机构通信机房应设立独立的双套通信电源系统。
(3)110kV及以下变电站-48V电源由直流系统经DC/DC变换提供。
(4)供电所、营业所、直属生产单位、独立通信站设立独立的单套通信电源系统。
(5)配置相应的电源及蓄电池监控系统,信号能上传至调度端。
(6)有需要可靠、不间断的交流电源供电的通信设备的站点,可设置通信用不间断电源(UPS)。
9.2自动化
9.2.1电网调度自动化系统的设计应根据浙江省电网调度自动化系统整体设计的要求,按照调控一体化系统的设计思路进行功能配置。
9.2.2系统应用软件采用平台化和模块化设计,具有完善的跨软、硬件平台和混合平台技术,完全遵循国际标准IEC61970,信息模型基于CIM设计,实现符合CIS的标准接口,能够高效地与其它应用系统进行集成和信息交换。
9.2.3调度自动化系统设计应满足电力二次系统安全防护技术要求。
9.2.4按二次系统安全防护要求进行分区,控制大区采用EMS技术体系建设,管理大区采用OMS技术体系进行建设。
支持完善的大区间的数据(电网模型、实时数据、历史数据、图形等)同步和交换。
9.2.5调度自动化信息的传送应以数据网络方式为主、专线方式为备用。
县级厂站数据网络应覆盖所有县调及35千伏等级的变电站
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