安徽公司_安徽电网规划技术导则(0413)

'安徽电网规划技术导则（征求意见稿）1总则1.1本技术导则是以国家和电力行业法规、标准为指导，执行国家电网公司有关规程规定，并结合安徽省电网实际情况和发展水平制订的。是编制与审查安徽电网规划的指导性文件，适用于安徽省内所有的主、配、农网规划。目的是为我省电网规划设计提供一个统一的、具有普遍适用性且符合省情的技术导则，以对安徽电网规划和建设工作发挥指导和参考作用。安徽电网是安徽行政区域范围内为全省供电的各级电压电网的总称。电网是保障经济社会发展的一项重要基础设施。因此搞好电网规划从而加强电网的改造和建设是一项重要的工作。1.2本导则适用于安徽省内所有的主、配、农网规划，导则的制定均立足于各级电网的统筹协调规划，包含电力市场需求预测、电力电量及变电容量平衡、电压等级及电网结构、供电可靠性、变电设备和导线截面选择、无功补偿及电压调整等内容。1.3本规定所引用的各有关技术标准，均应是有效版本。1.4本导则在执行中将结合实际需要进行修改补充，以期不断完善。 1规划编制基本要求1.1规划应遵循上级有关部门颁发的（规划设计）有关规程、导则和规定，主要有电力系统技术导则，如城市电力网规划设计导则、农村电力网规划设计导则、电力系统设计技术规程、电力系统安全稳定导则、电力系统电压和无功电力技术导则等，但应注意规程规定的适用范围和条件。1.2规划的内容深度应达到国家电网公司发布的“电网规划设计内容深度规定”、“大型电厂输电系统规划设计内容深度规定”等有关规定的要求，在输变电工程的可研阶段应达到有关可研内容深度规定的要求。同时要注意抓住研究范围内电网的特点和主要问题，有针对性有重点地开展工作，使规划成果真正能对电网建设项目发挥指导作用，切实解决研究范围内电网存在的问题。为电网公司和供电公司的经营发展奠定基础。1.3收集的基础资料省或地区国民经济和社会发展计划（包括未来五年规划和远景发展目标），城市总体规划，研究范围内电网的现状资料和上一轮规划资料、评审意见及实施情况等。1.4电网规划的原则是适度超前，保证安全，注重效益，使其满足经济性、可靠性与灵活性的要求。做到远近结合，既能适应远景发展要求，又便于在现有电网基础上逐步过渡到远景目标网络。1.5电网规划坚持统一规划，上一级电网规划指导下一级电网规划。按照“主、配、农网统一规划”的原则和“先自下而上，再自上而下”的思路，统筹规划各级电网协调发展。1.6强调电网规划的整体性。各电网均应将与本电网相联或穿越本电网的跨区电网项目纳入本电网规划范围，统筹规划变电站站址和输电线路走廊。 1电力市场需求预测1.1一般规定1.1.1电力市场需求预测是电网规划设计的基础，包括需电量预测和电力需求预测两部分内容。（注：本导则所用负荷一般指年最大负荷。）1.1.2应进行规范的负荷、用电量数据监测、统计、分类以及社会发展资料数据积累工作，在经常性调查分析的基础上，充分研究本地区用电量和负荷的历史发展规律来进行测算，并适当参考国内外同类型城市的历史和发展资料进行校核。为规划的滚动修编提供准确、完整的历史数据，以便总结经验，不断提高城网规划的可行性和可操作性。1.1.3电力市场需求预测应分近期、中期和远期，近期为5年，应给出逐年电量、负荷预测结果，中期为10~15年，远期为20~3015年以上，仅给出该水平年电量仅给规划期末电量、负荷预测结果。1.1.4对于城市电网还应根据城市市政规划结果，按各功能区饱和负荷密度指标进行预测，给出饱和负荷规模。1.1.5对于近期、中期和远期电力市场需求预测，应给出高、中、低三个预测方案，并选择一个作为规划的基本负荷方案；对于城市饱和负荷预测，仅给出推荐方案。1.2主网电力市场需求预测1.2.1历史实绩分析：对本省或地区前10~15年的用电量、最大负荷（分调度口径和全社会口径）、年均增长率进行统计列表和分析，并与同期本省/地区GDP的增长率进行对比分析。1.2.2需电量预测（1）详细搜集、整理分析本省/地区经济发展的历史和规划资料，电量增长的历史资料和近期发展趋势，重点项目的规划资料。（2）可采用多种方法进行分析预测：如年增长率法、弹性系数法、回归分析法、单耗法等。以上方法可以同时应用并相互进行补充校核，确定规划期间的总用电量预测值。（3）应分统调口径和全社会口径进行预测。（4）电量预测结果应与城网规划、农网规划电量预测结果相互校核，保持一致。 1.1.1最大负荷预测应在对用电结构和负荷特性进行分析的基础上，采用以下方法进行分析预测：（1）根据需电量的预测结果，采用年最大负荷利用小时数法进行预测，并用负荷年增长率法进行校验；（2）采用大用户加自然增长法；（3）最大负荷预测结果应与城网规划、农网规划最大负荷预测结果相互校核，保持一致。1.1.2负荷分布的确定（1）规划水平年各地市的负荷总量应根据城市配网、农网负荷预测结果明确分布到区、县中去，城市电网分区及负荷可直接参照城市配网规划结果。（2）应对历史电力负荷数据进行统计分析，给出各分区电力负荷同时率，若历史数据不健全，可按省网各地区间同时率取0.95左右，地区电网网各区县间同时率取0.8~0.9考虑，全省/地区综合负荷应与各地区/各区、县负荷相加后乘以同时率相吻合。1.2城市配电网电力市场需求预测1.2.1对现状和历史的负荷、电量进行统计分析，作为负荷预测依据的原始数据。对其中一些明显不符合规律的个别数据，应尽可能事先进行修正处理。1.2.2应从用电性质、地理区域或功能分区、电压等级等几方面考虑负荷预测问题。（1）用电性质分类可按产业结构的统计分类方法进行（第一、二、三产业用电和居民生活用电），也可按城市的实际情况，分成几个大类，具体分类方法可参照《城市电力规划规范》（GB50293）中的城市用电负荷分类标准。（2）地理区域分区可根据城市行政区、地理自然条件（如山、河流等）、按一个或几个变电站的供电范围划分；功能区域可按城市规划土地的用途范围或地区用电负荷性质等情况适当划分。分区的主要依据是电压等级、负荷密度以及区域所处的位置。1.2.3城市电力市场需求预测应给出高、中、低三个预测方案，并选择一个作为规划的基本负荷方案。电量预测的常见方法有：单耗法、弹性系数法和外推法，负荷预测的常见方法有年最大负荷利用小时数法、自然增长法和负荷密度法等。规划中至少应采用两种以上的方法，以便相互校核预测结果。也可以适当参考国内外同类型地区的资料进行校核。1.2.4分区电力需求预测 可根据功能分区、城市行政规划和地理自然条件等对规划区域进行合理分区，对于合肥电网，负荷规模较大，分区个数一般在30个以上为宜；对于其它大型城市（城网年最大负荷大于500MW），分区个数一般在12～15个为宜；对于中型城市（城网年最大负荷在300MW～500MW间），分区个数一般在8～12个为宜，小型城市（年最大负荷小于300MW）分区个数一般在6～8个为宜。1.1.1近期预测，对于大用户的电力电量宜单独统计对于大用户的负荷及电量宜单独统计，对于自然增长电力电量则采用多种方法预测，并根据各分区历史数据及市政规划情况将电力需求总量预测结果分布到相应的分区中并根据各分区历史数据及市政规划情况将负荷及电量需求总量预测结果分布到相应的分区中。远期预测，可利用负荷密度法对各分区进行负荷电量预测，综合得到整个城市的负荷电量预测结果。1.1.2对电量负荷预测高、中、低方案进行综合分析评价，通过一些指标如人均综合用电量、人均生活用电量、负荷密度等对负荷预测结果进行校核，同时应注意电量发展与负荷发展的协调性，对预测得到的最大负荷利用小时数进行校核，并推荐一个方案作为规划依据。1.2农村电网电力市场需求预测1.2.1负荷及电量预测应分行政乡、镇，视情况增加规模较大的工业区、开发区开展预测。1.2.2负荷及电量预侧需要搜集的资料由采用的预测方法而定，主要包括下列几个方面的资料:（1）本地区总体规划布局以及有关数据指标；（2）本地区新增重大项目的用电规划；（3）本地区用电负荷的历史资料和与用电负荷相关的其它统计资料(如国民经济、人口、气象、水文资料等)；（4）规划中与本地区电网、省级电网有关部分的资料；（5）本地区电力大用户负荷预侧的参考资料。电力市场需求预测应给出高、中、低三个预测方案，并选择一个作为规划的基本负荷方案。电量预测的常见方法有：单耗法、弹性系数法和外推法，负荷预测的常见方法有年最大负荷利用小时数法、自然增长法和负荷密度法等。规划中至少应采用两种以上的方法，以便相互校核预测结果。也可以适当参考国内外同类型地区的资料进行校核。1.2.3农村电网用电量预测（1）年递增率法。依据本地区历史年份的电量增长情况，判断发展周期，确定规划期内的电量增速得出预测结果。本方法依赖于对规划年份的电量增长趋势判断的准确性。（2 ）弹性系数法。该法一般以本地区前一时期弹性系数的平均值做为规划期的弹性系数计算值，或根据本地区结构调整分析，用类比方法确定弹性系数的计算值，计算预测期的预测电量。（3）产值单耗法。以单位产品或单位产值用电量、单位面积用电量等指标和发展规模，预测分项电量。适于分项预测。1.1.1最大负荷预测方法如下（1）年最大负荷利用小时法:用电综合最大负荷=用户年用电量总和/年最大负荷利用小时数。（2）自然增长加大用户法。根据本地区历史年份的用电量，剔除大用户负荷，确定自然增长率，结合地区新增大用户用电情况预测，得出本地区规划年内负荷预测结果，并与其它预测结果相互校核。1.1.2电量及负荷及电量预测宜采用多种预测方法进行预测，多种方法预测结果互相校核，经专家评估推荐预侧值。各种预测方法均应考虑地区负荷特性以及发展规律与特殊情况相结合，得出本地区较为合理的预测方案，并与本地区主网负荷及电量预测结果相互校核。2主网规划主要技术原则2.1电力电量平衡及变电容量平衡2.1.1通过电力电量平衡，明确本系统需要的电源容量、调峰容量、已列入规划电源的送电方向和供电范围，与主系统交换的容量。对电源规划方案、调峰方案提出建议，并为本系统与主系统的联络线规划提供依据。2.1.2对有水电的地区电网应编制枯水年的电力平衡以及枯水期（年）、丰水期（年）的电量平衡。对于有抽水蓄能电站的地区还应进行夏季低谷负荷下抽蓄机组满抽水方式下的电力平衡。2.1.3平衡过程中系统的总备用容量选取宜为系统最大发电负荷的15%~20%，并应满足下列要求：（1）负荷备用为2%~5％，低值适用于大系统，高值适用于小系统；（2）事故备用为10%左右；对于地区电网而言，不得小于当地一台最大的单机容量；（3）计划检修备用应按有关规程要求及系统情况安排的年检修计划确定。初步计算时可取5%~10%，具体数值应根据系统情况确定。2.1.4变电容载比 1.1.1.1容载比是同一电压等级的主变压器总容量（MVA）与对应的供电总负荷（MW）之比变电容量（MVA）在满足一定的供电可靠性要求的基础上与对应的负荷（MW）的比值，是宏观控制变电总容量的指标，也是规划布点时安排变电容量的依据之一。1.1.1.2容载比的确定与负荷重要性、供电可靠性要求、具体的电网结构（包括布点位置、数量、下一级电网的转供能力）、负荷增速、电网投资效益等因素有关，宜根据不同电网的具体情况进行技术经济分析后确定。容载比计算时应将地区发电厂的主变压器容量及其所供负荷，用户专用变电所的主变压器容量及其所供负荷分别扣除。各地区电网规划设计中应根据现在的统计资料和电网结构形式确定合理的容载比容载比过大将使电网建设投资增大，电能成本增加；容载比过小将使电网适应性差，调度不灵，甚至发生“卡脖子”现象。1.1.1.3500kV容载比计算和确定一个地区500kV变电容载比时，应在最大综合负荷中扣除该地区220kV及以下同口径电源在正常方式下能保证供电的负荷。在进行变电容量平衡时，500kV变电容载比一般取1.5。1.1.1.4220kV变电容载比计算和确定一个地区220kV变电容载比时，应在供电综合负荷中扣除该地区110kV及以下同口径电源在正常方式下能保证供电的负荷。对于分区220kV容载比，可参考近年年负荷平均增长率来控制，具体如表4.1所示，同时遵循以下原则：（1）对于城市建成区，负荷增长率低于7％，负荷相对集中，中压配网联络紧密的地区，若普遍采用双台主变供电，可按照容载比为1.8来控制；若普遍采用三台主变供电，可按照容载比为1.5来控制。（2）对于城市开发区，负荷增长率高于12％，且负荷处于发展初期，则可适当提高容载比至上限。表4.1各电压等级容载比选择范围年负荷增长率小于7％7～12％大于12％220kV电网1.6～1.91.7～2.01.8～2.11.2主网网架规划1.2.1网架规划应从全网出发，合理布局，消除薄弱环节，加强送端和受端主干网络，增强抗事故干扰的能力，并满足以下基本要求： （1）网络发展应与电源发展配套，与下一级电压网络相协调，适应各地区电力负荷发展的需要，并对电源和负荷的变化有较强的适应能力；（2）安全可靠、运行灵活、经济合理；（3）贯彻分层分区原则，网架结构简明，层次清晰；（4）无功配置和潮流流向合理，控制系统短路电流水平；1.1.1电源接入原则1.1.1.1对于单机容量为300MW级的燃煤机组，一般用于满足地区负荷需要，宜接入220kV电网；对于单机容量为600MW及以上的燃煤机组，应论证接入500kV或220kV系统。1.1.1.2电源接入系统原则（1）电源接入系统应本着简化电厂接线，减少出线电压等级及回路数基本原则，在同一电厂的机组接入不同电压等级的情况下，电厂内不应设置联络变压器。（2）对于短路电流问题突出地区，向地区供电的主力电厂不宜接入500kV变电站220kV侧，并需要结合短路电流控制需要，选择合适的机组阻抗参数以及升压变参数。（3）位于负荷中心附近的区域型电厂，宜不设高压母线而采用发电机－变压器－线路单元制接线接入附近枢纽变电站的方案。1.1.2500kV电网规划1.1.2.1500kV变电站规划研究500kV变电站布点应根据分区220kV平衡结果并考虑已有500kV变电容量，初步确定在不同水平年各区需要的500kV变电容量及变电站落点大致区位，并对新增布点和扩建已有变电站方案进行比选。1.1.2.2500kV主变容量及台数选择原则（1）500kV变电站的主变容量一般选750MVA；在负荷密度较大、用地紧张的地区宜考虑选用1000MVA主变。（2）500kV变电站主变台数终期规模一般选取3台，在负荷密度较大、用地紧张的地区，终期规模可考虑采用4台主变，以减少变电站数目，提高土地利用率，同时便于远期短路电流控制。1.1.2.3500kV主变其它参数选择原则（1）500kV主变压器应选用自耦变压器，为限制远景单相接地短路电流，中性点一般应预留经小电抗接地的位置中性点一般应预留经小电抗接地的空间。（2）500kV变电站500kV、220kV侧短路电流水平分别按63kA、50kA控制； 500kV主接线采用一台半断路器接线，220kV侧终期采用双母线双分段接线。（3）对于远期存在220kV电网短路电流问题地区，宜考虑采用500kV高阻抗变压器。1.1.1.1500kV出线规模及其220kV侧网架规划（1）500kV变电站500kV侧出线终期规模一般8~10回，220kV出线规模应与主变终期规模、出线线路型号相匹配，一般12~14回。（2）对于远期短路电流问题突出、线路走廊紧张地区，500kV变电站新建220kV侧联络出线宜采用大截面导线，从而适当减少220kV出线回路数。（3）500kV变电站应结合远期负荷水平，选择合理的供电范围，在电网建设发展初期，可适当延伸500kV供电范围，随着500kV电网的发展和加强，应有计划地逐步简化和改造220kV电压网络，清晰化500kV变电站供电范围，形成以500kV变电站以及220kV枢纽变电站为中心的电网结构。（4）在电网发展过程中，确需构成电磁环网运行，应作相应的安全稳定计算校核。1.1.2220kV电网规划1.1.2.1220kV电网规划研究内容在500kV电网规划和变电站落点初步确定的前提下，通过电力平衡结果，对本区电网与系统之间的送受电能力进行分析，提出加强或改造本区电网与系统之间220kV联络线的方案。通过变电容量平衡，确定规划年中新增的220kV变电容量；根据负荷分布的预测及主要增长地点合理安排新增变电站落点。并对地区220kV电网整体接线方案和电网结构进行分析、比较，重点在于找出薄弱环节并提出解决方案，从而推荐出规划水平年电网方案和远景目标电网方案。1.1.2.2220kV变电站主变容量的选择原则（1）主变容量一般按变电站建成后5~10年的规划负荷选择，并适当考虑远景10~20年的负荷发展。（2）装有2台及以上主变的变电站，其中一台停运后，其余主变容量应保证该站全部负荷的70~80％，并保证用户的一级和二级负荷。（3）主变容量的级别宜标准化、系列化。220kV降压变电站的主变容量一般宜为l20、150、l80MVA。对个别负荷密度较大、用地紧张的地区也可考虑选用240MVA主变。1.1.2.3220kV变电站主变台数的选择原则（1）对于饱和负荷规模较大（大于500MW）的城市电网，城网规划中220kV变电站应按终期3台变压器规划和设计，只有少数站址按3台变压器选择有困难时可以按2台设计。 （2）对于城网负荷规模较小以及其它地区电网，规划220kV变电站主变容量以及主变台数的选择应结合地区电网特点，统筹考虑，在确需提高单座变电站总变电容量时，优选选取增加主变台数，视需求进一步增加单台主变容量。（3）对地区性孤立的变电站或大型工业专用变电站，宜根据布点规划和负荷发展情况，考虑装设3台及以上主变。1.1.1.1220kV变电站高压侧出线规模及主接线220kV变电站按照其拓扑位置的重要性，分为枢纽变电站、中间变电站以及终端变电站。（1）220kV枢纽变电站的220kV出线规模一般在6回及以上，电气主接线方式采用双母线双分段接线。（2）220kV中间变电站的220kV出线规模一般在4～6回，其电气主接线通常采用双母线接线或双母线分段接线。（3）220kV终端变电站，通常位于区域的边界或城市的中心，通过1～2回220kV线路与中间变电所（枢纽变电所）联系，终端变电站应尽量靠近负荷中心，深入市区。220kV终端变电所电气主接线应简化，以线变组或桥接线为宜，如果区域网络条件允许，终端变电站的中、低压侧应装设备自投装置。1.1.1.2220kV变电站低压侧出线规模及主接线220kV变电站中、低压侧出线回路数与变压器容量及台数有关，应与变电站规划容量和送出线路导线截面相匹配，110kV出线规模8~14回，35kV或10kV侧回路数则根据所带负荷大小确定。（1）220kV变电站110kV侧最终出线回路数6回以下时，可采用单母线或单母线分段接线；最终出线回路数6回及以上时，宜采用双母线接线，不设旁路母线。（2）220kV变电站110kV侧宜至少有一路联络线路，以保障全所断电时重要负荷的供电。（2）220kV变电站35（10）kV侧有出线时，宜采用单母线或单母线分段接线；35（10）kV无出线、仅接无功补偿装置时，宜采用单元制单母线接线。1.1.1.3220kV电网网架规划（1）220kV电网应统筹考虑电源接入和500kV变电所的分布，逐步实现500kV、220kV电网分层分区运行。对于短路电流问题突出地区，分区电网在强化500kV枢纽作用的同时，推荐建立220kV枢纽变电站辅助500kV站点提供电源，但大城市负荷中心的枢纽变电站容量不宜过于集中，要做到： Ⅰ）当任一变电站全停时，不致于引起受电地区全停，同时应采取自动措施，以保证重要负荷的安全供电。Ⅱ）有利于简化110kV、35kV电压网络，便于实现分片供电。（2）220kV电网的建设应与110kV、35kV电压等级电网的建设相协调，以适应地区电力负荷发展的需要，并对电源和负荷的变化有一定的适应能力。1.1.1.1220kV分区电网结构设计原则220kV分区电网应有合理的目标电网结构，一般应设计成具备以下特征的电网：（1）在条件许可的情况下，尽可能形成环网结构；（2）环网中应分散设计枢纽节点，220kV电源优先接入220kV变电站，宜在环网中相对薄弱区域与区外电网形成联系，环网由500kV电源点、接入220kV电源的节点以及与区外形成联络的节点三种类型的枢纽节点构成骨干，与中间负荷变电站联络，形成环网结构。（3）在负荷密集区域，不宜形成过于集中的网格式电网结构，避免短路电流难以控制。1.1.1.2220kV分区电网结构（1）辐射型结构：以一个500kV变电站为支撑的辐射型网络，如图4.1所示。此种电网结构一般适用于负荷水平低，220kV变电站的较少的地区或者由于线路走廊困难无法与其它变电站成环的变电站。方式1方式2图4.1放射式电网结构示意图（2）环网结构：以一个500kV变电站为电源，以双回或多回线路形成220kV的环网结构，环内可接入2~5个220kV变电站。环上的枢纽变电站可考虑与其它500kV变电站供区联络，或接入一定容量的220kV电厂。 其它500变电站供区500其它500变电站供区500500其它500变电站供区方式1方式2方式3500其它500变电站供区方式4图4.2环网电网结构示意图（3）网格结构：由两个或以上环网结构形成网格结构，网格内可考虑接入5个左右或更多的变电站。网格结构中220kV变电站数目较多，对电网的事故紧急交换能力的要求较高，一般宜考虑两个通道的联络线与500kV变电站供区联络。网格结构电网一般可用于500kV变电站出线走廊紧张，且较多220kV变电站分布于500kV变电站一侧的情况。图4.3放射式电网结构示意图综合几种设想的电网结构，从节约电网投资、保证电网的可靠性，充分利用电网资源，并考虑某些紧急情况下控制电网的影响范围等几个方面考虑，在规划远景电网结构时，可优先考虑环网结构接线方式，其它局部地区可根据具体所址条件、线路走廊实施的可行性等不同的具体情况做技术经济比较后选择合适的电网结构。1.1.1电网分区解环 1.1.1.1电网分区解环一般基于两种原因，一是为解决500kV、220kV电磁环网在线路N-1（或N-2）方式下潮流转移导致的热稳定问题；二是为控制电网短路电流水平。另外也有优化运行方式，方便潮流调控和简化系统安全稳定控制策略方面的考虑。电网分区解环首先要论证必要性，在利大于弊的情况下才宜考虑解环。1.1.1.2安徽500/220kV电磁环网解环技术原则安徽电网分层分区应远近结合，根据安徽电网的规划和建设情况，按照轻重缓急，逐步实施，视主要矛盾（短路电流、潮流转移等问题）确立电磁环网解环，对安徽电网有较大安全隐患的电磁环网和主通道上影响输送能力的电磁环网优先考虑解环。（1）短路电流各母线短路电流水平一般考虑留有10％的裕度。（2）潮流转移电磁环网运行，不能影响主干通道的输送能力，在正常送出情况下，能够满足500千伏元件（主变、线路）N-1带来的潮流转移问题。对于500千伏同杆并架双回线N-2故障带来的潮流转移问题，过渡过程中，在网架不够坚强时，可以考虑采取切机的安稳装置来解决N-2带来的潮流转移问题，一旦网架足够坚强后，应避免主干通道N-2出现影响安全运行的潮流转移问题。（3）分区受电可靠性电磁环网解环运行后，各分区在全接线方式下，能够满足N-1安全供电需求，分区500千伏电网至少满足“两变两线”，最好有3台及以上500千伏主变。电磁环网解环运行后，在分区内一个500千伏站点或一个厂站全失去情况下，区域间联络线应能保证重要负荷的供电，对于重点地区，应能保证区域内60％～80％负荷的供电。（4）无功调节能力电磁环网解环后，分区应保证一定的无功调节能力。1.2导线截面选择1.2.1架空线路的导线截面可按下列条件进行初步选择：（1）正常运行方式下的最大输电容量符合经济电流密度要求；（2）导线（包括大跨越段）允许的载流量应大于事故运行方式下的最大输电容量；（3）输电容量至少应考虑线路投入运行后5~10年的发展，对走廊困难的负荷规模及负荷密度较大地区的重要受电线路、地区间重要的联络线应考虑更远的发展，留有较大的裕度，必要时可提前按双回线同塔架设或高一级电压建设初期降压运行。 1.1.1一次性选定500kV变电站的500kV和220kV出线导线截面，500kV线路导线截面一般选用4×400mm和4×630mm，220kV出线除供电对象为终期负荷规模较小的终端变电站外，新建出线截面至少应选用2×400mm规格，对于出线至220kV枢纽变电站的线路，可选用2×630mm、4×400mm规格导线。1.2电气计算校核1.2.1潮流计算1.2.1.1对于电网规划方案，应开展潮流计算，潮流计算的目的是为校验网络结构，选择导线截面和变电设备的主要规范，选择调压装置、无功补偿设备及其配置等提供依据。1.2.1.2潮流计算应对规划水平年选择有代表性的正常最大、最小、检修运行方式进行潮流计算。对于送端地区，通常还对平均高峰，机组大开机方式下电网送出校核。1.2.1.3对规划网架中应进行N-1（主变、线路、单台机组）潮流校验，对同杆并架双回线必要时应进行N-2校验。1.2.1.4对于已有线路热稳定极限，按照最新版《安徽省稳定运行规定》控制，规划500kV线路，按设计允许温升80℃并考虑环境温度，在不考虑事故后线路过载能力时，一般情况下4×400mm导线热稳定极限取2200MVA，4×630mm导线取3300MVA；规划220kV线路，400mm导线热稳定极限取229MVA，2×300mm导线热稳定极限取380MVA，2×400mm导线热稳极限取460MVA。1.2.2稳定计算 1.1.1.1系统稳定计算的目的是验算规划的网络结构是否满足系统稳定运行的要求，以及是否需要改进网络结构或提出其它提高稳定的措施。1.1.1.2暂态稳定的判据是电网遭受每一次大扰动后，引起电力系统各机组之间功角相对增大，在经过第一或第二个振荡周期不失步，作同步的衰减振荡，系统中枢点电压逐渐恢复。1.1.1.3暂态稳定计算主要考虑在机组满出力、各母线节点电压均在合理范围以内的情况下，在最不利的地点发生单相瞬时故障、单相永久性接地故障、无故障三相跳开、三相短路（不重合）、同杆并架异名相故障等扰动，计算系统的暂态稳定性。1.1.1.4暂态稳定计算中，发电机励磁模型采用次暂态电势变化的详细模型，规划机组可用暂态电动势恒定模型；负荷特性采用40%恒阻抗、60%的恒功率模型。1.1.1.5暂态稳定计算的故障切除时间应与继电保护动作时间和断路器全断开时间相适应。1.1.2短路电流计算1.1.2.1对于电网规划方案，应开展短路电流计算，短路电流计算的主要目的是选择新增断路器的额定断流容量，研究限制系统短路电流水平的措施（包括提高变压器中性点绝缘水平）。1.1.2.2短路电流是决定网架结构和运行方式的关键因素之一。1.1.2.3系统设计中应按远景水平年计算短路电流，选择新增断路器时应按设备投运后10年左右的系统发展计算，对现有断路器进行更换时还应按过渡年计算。1.1.2.4短路电流计算内容包括三相和单相短路电流计算。1.1.2.5当短路电流水平过大而需要大量更换现有断路器或超出现有断路器的设计能力时，应研究限制短路电流的措施。1.2方案经济比较1.2.1方案经济比较的其它准则和计算方法应按照《电力工程经济分析暂行条例》执行。1.2.2方案经济比较中，工程静态单位综合造价的取值应以最新的“电网工程限额设计控制指标”为基准并结合本工程的具体情况确定，建设期的投资和运行期的年运行费用尽可能考虑时间因素。1.2.3方案经济比较中，建设期的投资和运行期的年运行费用都应考虑时间因素。1.2.4衡量经济效益的准则是：工程建设期内的逐年投资及工程经济使用期内的逐年年运行费用折算到某一年的总费用（或折算到使用期内每年等值的年计算费用）为最小。1.2.5 在方案经济比较中，必要时应对影响方案经济性较大的因素，例如投资利润率（若用贷款则为贷款利率）、工期、燃料价格、电价、重大设备价格等，根据可能变化的情况设一个变动幅度进行计算，作敏感性分析。1.1无功补偿和调压1.1.1无功补偿应坚持全面规划、合理布局、分层补偿、就地平衡原则，要防止不同电压层次之间的无功倒送，防止输电线路有功与无功的逆向传送。1.1.2无功补偿一般应选用分组投切的电容器和电抗器；不考虑采用专用调相机。在有冲击负荷和谐波、负序电流较大的情况下，应论证其对电网电压稳定的影响，必要时采取“静补”的措施。1.1.2.1500kV电网应按无功电力分层就地平衡的基本要求配置高、低压并联电抗器，以补偿超高压线路的充电功率。一般情况下，高、低压并联电抗器的总容量不宜低于线路充电功率的90%。高、低压并联电抗器的容量分配应按系统条件和各自特点全面研究决定，其中高抗容量不宜超过线路充电功率的60~70%，低抗容量一般在主变压器容量的30%以下。1.1.2.2500kV电网的受端系统，应按输入有功容量相应配套安装无功补偿设备；其容量宜按输入容量的40~50％计算，分别安装在由其供电的220kV及以下变电站中。1.1.2.3220kV变电站电容器补偿容量按主变容量的10~15％配置。1.1.3应在无功平衡的基础上选择调压装置，满足本规程电压质量标准。经调相调压计算，在系统各种运行方式下变电站母线的运行电压不符合电压质量标准时，应研究增加无功补偿设备满足电压质量标准，在增加无功补偿设备无效果或不经济时，可选用有载调压变压器，除上述情况外不宜采用有载调压变压器。目前安徽省新建220kV变电站一般均选用有载调压变压器。选择变压器的额定电压主抽头及分接头时，应考虑与近期实际运行电压水平相适应并可满足系统远景发展潮流变化的需要。1.1.3.1500kV变压器高压侧的额定电压，宜根据系统无功功率分层平衡要求及高压母线在系统中的位置和实际运行电压水平，经计算论证后确定。1.1.3.2发电机升压变压器一般可选用无励磁调压型；500kV降压变压器宜选用无励磁调压型，经调压计算论证确有必要且技术经济比较合理时，可选用有载调压型。1.1.4发电厂和变电站的母线电压允许偏差值 1.1.1.1500kV母线：正常运行方式时，最高运行电压不得超过系统额定电压的+110%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。1.1.1.2向空载线路充电，在暂态过程衰减后线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍，持续时间不应大于20min。1.1.1.3发电厂和500kV变电站的220kV母线：正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0~+10%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%~+10%。 1城网规划的主要技术原则1.1电压等级1.1.1电压等级和最高一级电压的选择，应根据现有实际情况和远景发展慎重研究后确定。应尽量简化变压层次、优化配置电压等级序列，避免重复降压。1.1.2安徽电网输、配电电压等级的划分超高压输电500kV；高压输电220kV；高压配电110kV，35kV；中压配电10kV；低压配电380V，单相220V。应逐步取消6kV供电序列，视城市电网具体情况适当发展20kV中压配电等级；对于负荷密度较高的大型城市，220kV除作为高压输电等级外，同时可发展成为高压配电等级。1.1.3现有输（配）电容量、站点和线路走廊资源等严重不足，或老旧设备需要全面进行技术改造时，高中压配电系统可采取升压措施，但必须认真研究升压改造的技术实施方案和技术经济合理性。1.1.4加大城市中心城区220kV、110kV电网发展的力度，对于大型城市，应积极深入城市负荷中心规划建设220kV变电站，并加大设计低压侧容量；对于中小型城市，则应积极深入城市负荷中心规划建设110kV变电站。1.1.5城网应简化电压等级，对220kV变电站宜选择220/110/10kV三级电压，对110kV变电站宜选择110/10kV两级电压，逐步取消35kV电压等级。1.2供电可靠性1.2.1电网规划考虑的供电可靠性是指对用户连续供电的可靠程度，应满足下列两个方面中的具体规定：（1）电网供电安全准则；（2）满足用户用电的程度。1.2.2电网供电安全准则城网规划的电网供电安全采用“N-1”准则。“N-1”准则的具体内容为：（1）变电站中失去任何一回进线或一台降压变压器时，不损失负荷；（2）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．在计划停运情况下，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；（3）中压配电网中一条架空线，或一条电缆，或配电室中一台配电变电器发生故障停运时：a．在正常情况下，除故障段外不停电，并不得发生电压过低和设备不允许的过负荷；b．在计划停运情况下，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。（4）低压配电网中，当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。1.1.1变电站间中压支撑能力1.1.1.1对于一般城市市区电网，110kV变电站全部失去后，通过中压电网的必要操作后进行负荷转移可以保证30％～50％负荷；对于重要城市市区电网，110kV变电站全部失去后，通过中压电网的必要操作后进行负荷转移可以保证50％～70％负荷。1.1.1.2对于城市建成区，负荷趋于饱和，且确因站址走廊困难无法增加变电容量时，可通过加强站间中压联络，并在站内安装中压开关故障后自动投切装置，以提高配电网络供电可靠性。1.1.2应对变电站作进出线容量的配合和校核。1.1.2.1变电站主变一次侧进线总供电能力应与主变一次侧母线的转供容量和主变压器的额定容量相配合，并满足供电可靠性的要求。1.1.2.2变电站的次级出线总送出能力应与主变压器的额定容量相配合，并留有适当的余地，以提高电网运行的灵活性。1.1.2.3用户专线应与报装容量相配合，满足专线标准但报装容量较小的用户尽量采用开闭所出线。1.1.2.4校核事故运行方式时，可考虑短时事故允许过负荷，以适当节约投资。1.1.3满足用户用电的程度满足用户用电的程度是指电网故障造成用户停电时间，允许停电的容量和恢复供电的目标时间。电压等级越高、负荷愈大的用户，目标时间愈短。主要原则是：（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50~70 ％用电；（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，其目标时间为操作所需的时间。1.1.1220kV变电站的110kV或35kV侧联络线和互馈线220kV变电站110kV侧至少应有一路联络线路，以保障全所断电时重要负荷的供电，220kV变电站之间可设置带有轻负荷运行的110kV或35kV互馈线，不设置专用110kV或35kV联络线。1.2变电容量平衡1.2.1变电容量平衡方法1.2.2各级变电站需有明确供电范围，对于已建变电站，通过规划建设逐步消除交叉供电的现象；对于规划变电站，则必须明确其在规划水平年的供电范围。1.2.3应灵活控制分区220kV、110kV容载比，对于供电范围内下级电网结构坚强，转移负荷能力强的电网，则可适当降低容载比要求；对于供电范围属电网发展初期，下级电网联络不强，但负荷供电可靠性要求较高的区域，则可适当提高容载比。地市总体容载比按照《城市电力网规划设计导则》控制，各分区范围区别对待，总体能满足供电可靠性要求为标准。表5.1各电压等级容载比选择范围年负荷增长率小于7％7～12％大于12％220kV电网1.6～1.91.7～2.01.8～2.135～110kV1.8～2.01.9～2.12.0～2.51.2.3.1对于城市建成区，负荷增长率低于7％，负荷相对集中，中压配网联络紧密的地区，若普遍采用双台主变供电，可按照容载比为1.8来控制；若普遍采用三台主变供电，可按照容载比为1.5来控制。1.2.3.2对于城市开发区，负荷增长率高于12％，且负荷处于发展初期，则可适当提高容载比至上限。1.3城网结构城网结构是城网规划的主体，应满足和灵活适应城市建设规模、负荷密度、供电需要以及经济性和可靠性。变电站应根据城网总体负荷、分区负荷需求预测和地理环境条件，本着便于形成规划目标网络结构和有利于网络经济运行的原则进行布局，并留有插入新建变电站的可能性。 1.1.1110kV系统及变电站1.1.1.1110kV变电站规划容量及变压器台数城网规划中110kV变电站应按终期3台变压器规划和设计，只有少数站址按3台变压器选择有困难时可以按两台设计。变电站规划三台50MVA变压器宜作为城网建设的标准模式。若功能区块负荷密度较大，经技术经济比较后适宜选更大容量主变，主变容量可选63MVA。1.1.1.2110kV变电站高压侧主接线（1）城网110kV变电站宜设计为终端变电站，当3线（“T”接）3变、2线（“T”接）2变时，宜采用线路——变压器组接线，2线3变时，宜采用扩大内桥接线。（2）若110kV变电站设计为中间联络变电站，宜采用单母线分段接线或扩大内桥接线。1.1.1.3110kV变电站低压侧（10kV）主接线110kV变电站低压侧（10kV）主接线对于2台变压器，宜选用单母线分段接线；对于3台变压器，宜采用单母线四分段接线或环形接线。1.1.1.4110kV变电站低压侧出线回路数110kV变电站低压侧出线回路数，与变压器容量及台数有关，应与变电站规划容量和送出线路导线截面相匹配。推荐方案如下：2×50MVA20—24回3×50MVA30—36回2×63MVA24—28回1.1.1.5110kV电网结构110kV高压配电系统应逐步向群型、袋型发展和过渡。首先实施单侧电源双“T”方式，并应在可能的条件下，在走廊和新变电站的布点上留有形成双电源三回三“T”接方式的可能。可逐步实施单侧电源双“T”接、双侧电源双回双“T”接、双侧电源双回三“T”接、双侧电源三回三“T”接。（1）双链式（3台变） 图5.3110kV同电源不同电源环型接线（2）单侧电源三“T”图5.4单侧电源三“T”接线（2）双侧电源三“T”图5.5双侧电源三“T”接线1.1.1.1高压配电线路截面选择 主干线导线截面的选择，除按电气、机械条件校核外，在同一个城网内应力求一致，每个电压等级可选用2～3种规格，宜参考饱和负荷值一次选定导线截面。按本导则推荐的主变容量及接线模式，变电所普遍按3台主变设计，变压器容量为63MVA和50MVA时，110kV导线截面宜分别选用400mm2和300mm2的导线。表5.2变电站容量与出线配合单位：MVA、MW、A变压器容量低压侧接线推荐导线截面故障后最大需提供供电能力导线载流能力导线输电容量3*63环形接线400mm2147MW740A143MW3*50环形接线300mm2117MW630A120MW备注：（1）其中导线考虑按照温升为80℃来设计，参考设计手册中规定的1983年标准的钢芯铝绞线长期允许的载流量。（2）若单线故障，1条110kV线路需为3台110kV主变供电，若变压器容量为63MVA，需供负荷约=2.6*63*0.9=147MW；若变压器容量为50MVA，需供负荷约=2.6*50*0.9=117MW。1.1.110kV中压配电系统1.1.1.1一般原则中压配电网由10kV或20kV线路，配电室、开关站，箱式配电室，杆架变压器等组成，主要为分布面广的公用电网。中压配电网的规划应符合以下原则：（1）中压配电网应依据变电站的位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的分区配电网。分区配电网应有大致明确的供电范围，一般不交错重迭，分区配电网的供电范围应随新增加的变电站及负荷的增长而进行调整。供电分区的划分原则主要根据以下几方面因素：i.天然的河流、山脉等自然障碍；ii.铁路、高速公路、高架桥以及市区主干道等交通枢纽。（2）变电站中压出线开关因故停用时，应能通过中压配电网转移负荷，对用户不停电；（3）变电站之间的中压环网应有足够的联络容量，正常时开环运行，异常时能转移负荷；（4）严格控制专用线和不带负荷的联络线，以节约线路走廊资源和提高设备利用率；（5）中压配电网应有较强的适应性，主干线导线截面宜按规划一次选定，在不能满足负荷发展需要时，可增加新的中压供电馈线或建设新的变电站，并为新的变电站划分新的供电分区。1.1.1.2接线模式选择（1）架空线路 中压架空线区域近期实现手拉手接线（图5.6），同时根据区域内供电可靠性以及负荷发展的要求，最终向网格式（多分断多联络）（图5.7）或N供1备（图5.8）方式过渡。图5.6手拉手接线图5.7多分段多联络接线图5.8N供1备接线（1）电缆线路中压电缆区域根据负荷密度、供电可靠性要求、近期采用单环（图5.9）， 远景逐步过渡到双环网接线模式（图5.10）以及N供1备（图5.8）的模式供电。图5.9单环接线图5.10双环网接线1.1.1.1中压配电线路截面选择城网10kV及以下的主干线路截面应力求一致，主干架空线路与电缆线路截面载流能力应保持一致，每个电压等级应规定2～3种导线截面，应按远期规划一次性选定导线截面。推荐选择导线截面如下：干线架空线：绝缘线240mm2；支线架空线：绝缘线150mm2、95mm2；干线电缆：400mm2（铜芯）；支线电缆：240mm2，150mm2，95mm2（铜芯）。联络线线径分别为240mm2（绝缘线）；400mm2（电缆）。1.2无功补偿和电压调整1.2.1无功补偿应坚持全面规划、合理布局、分层补偿、就地平衡原则，要防止不同电压层次之间的无功倒送，防止输电线路有功与无功的逆向传送。 1.1.1无功补偿一般应选用分组投切的电容器和电抗器；不考虑采用专用调相机。在有冲击负荷和谐波、负序电流较大的情况下，应论证其对电网电压稳定的影响，必要时采取“静补”的措施。1.1.1.1220kV变电站电容器补偿容量按主变容量的10~15％配置。1.1.1.235～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿容量应按下列情况选取，并满足35kV～110kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。（1）当35～110kV变电站内配置了滤波电容器时，按主变压器容量的20％～30％配置。（2）当35～110kV变电站为电源接入点时，按主变压器容量的15％～20％配置。（3）其它情况下，按主变压器容量的15％～30％配置。1.1.1.3各电压等级变电站无功补偿装置的分组容量选择，应根据计算确定，最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5％，在满足此要求的情况下，110kV变电站容性无功补偿装置的单组容量不应大于6Mvar，35kV变电站容性无功补偿装置的单组容量不应大于3Mvar。单组容量的选择还应考虑变电站负荷较小时无功补偿的需要。1.1.1.410kV及其它电压等级配电网的无功补偿（1）配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主，以高压补偿为辅。应合理选择配电变压器的变比以避免电压过高电容器无法投入运行。（2）配电变压器的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为75％，负荷自然功率因数为0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95，或按照变压器容量的20％～40％进行配置。（3）在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装电容器，其容量（包括用户）一般按线路上配电变压器总容量的7％～10％配置（或经计算确定），但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。（4）配电变压器的电容器组应装设以电压为约束条件，根据无功功率（或无功电流）进行分组自动投切的控制装置。 附图图4线路变压器组图5桥式接线 图6低压侧单母线分段接线（2台变压器） 图7低压侧环形接线（3台变压器） 1农网规划技术原则1.1电压等级与供电半径1.1.1农网高压配电电压为110kV,35kV，中压配电电压为10kV或20kV，低压配电电压为380V/220V。1.1.2农网电压等级的选择应简化变压层次，避免重复降压。对于发达地区的县城电网宜优先采用变压层次110/10/0.38kV供电。1.1.3对于县城电网，一般应选择110kV作为高压配电等级，变压比应选择110kV/10kV，逐步取消35kV电压等级，为避免重复降压，110kV变电站应尽可能深入负荷中心；1.1.4对于经济发达的县城电网，可考虑220kV电压等级作为高压配电网。1.1.5农网线路供电半径一般应满足下列要求：变电所、配电变压器应设在负荷中心。110千伏主干线路不超过50公里，35千伏线路长度不超过30公里。10kV线路不超过10公里；380V/220V线路不宜不超过0.5公里，对于新农村示范县应参照《安徽省新农村电网建设与改造技术条件》(皖电农[2006]319号)标准执行。选择供电合理半径的前提是必须满足用户供电质量要求，对于边远地区选择供电半径应进行电压质量校核。1.1.6在供电半径过长或经济发达的农村地区宜增加变电站的布点，以缩短供电半径。规划长远目标为至少每乡、镇一座110千伏或35千伏变电站，在保证供电质量的前提下，以满足负荷发展的需要。负荷密度小的地区，在保证电压质量和适度控制线损的前提下，10kV线路供电半径可适当延长。1.2供电可靠性1.2.1在进行农网规划时，供电可靠性是指电网设备停运时，对用户连续供电的可能程度。结合安徽县级行政区的实际情况，将县级电网划分为三类供电区，其中县城为A类，城镇为B类，乡村为C类。1.2.2对于110，35千伏的高压电网，A类供电区应满足“N-1”供电安全准则，B类供电区宜满足“N-1”供电安全准则；C类供电区应满足正常方式下供电要求。1.2.3对于10千伏及以下的中低压配电网，A类供电区宜满足“N-1”供电安全准则；B类供电区可满足“N-1”供电安全准则；C类供电区应满足正常方式下供电要求。1.2.4农网满足用户用电的程度应逐步提高，逐步缩短用户停电时间。其主要措施是:提高线路、设备的健康水平和技术水平，采用必要的切除故降的自动装置，加强故障监侧、提高维护水平等。 1.1电力平衡和变电容量平衡电力平衡工作根据规划分区进行，其主要内容是:（1）确定目标年度由大电网供电的容量和备用容量；地方电厂(包括单位自备电厂)供电容量。（2）确定由大电网供电的各电源结点的位置、容量、接线方式和电力潮流。（3）确定地方电厂接人农网的电压等级、接入方式和供电范围。1.1.1电力平衡的基本原则根据负荷预测的结果，提出对规划地区电源建设和电力供应的要求，应与上级电网协调平衡，并将其要求纳入上级电网的规划中。1.1.2变电容量平衡基本原则农村电网110kV及以下按照以下要求平衡6.3.2.1对于一般农村电网，110千伏及以上电压等级只需进行全区变电平衡；6.3.2.3对于以工业为主、负荷较大的县级农村电网，110千伏及以上变电平衡视地区发展前景宜分片开展变电平衡；6.3.2.3宜分区开展35千伏变电容量平衡，部分以工业为主的农村电网宜适当增加工业区和开发区变电平衡。6.3.2.4在进行变电平衡时，如出现35kV直供负荷，应对直供负荷的供电方案（主要是由220kV变电站供电还是由110kV变电站供电进行预判），确保各电压等级负荷平衡的合理性。1.1.3容载比容载比即农网内同一电压等级公用供电变电所的主变压器总容量(kVA)与其供电总负荷(kW)之比，应合理确定。单电源供电的农村变电所及配电变压器宜按所、区分别计算容载比。1.1.3.135kV~110kV变电所的容载比可取1.8-2.5，以农村照明和排灌负荷为主的变电分区宜取下限值，以工业为主或末端变电站宜取上限值。1.1.3.235kV~110kV变电所的一次侧进线总供电容量应与母线的转供容量及主变压器允许负荷容量相配合。变电所二次侧出线的总供电容量，应能送出主变压器的全部容量1.1.4供电范围划分原则1）应依据变电站的位置、负荷集中程度（负荷密度）和运行管理的需要，分成若干个相对独立的供电分区。 2）分区配电网同样应按照负荷集中程度自然划分供电范围，尽量避免近电远供和交错重迭以及线路跨越马路和河流等；3）分区配电网的供电范围应随新增加的变电站及负荷的增长而进行调整；1.1农网结构1.1.135千伏及以上电压等级电网1.1.1.1变电规模农网规划中110kV、35kV变电站一般按终期2台变压器规划和设计，经济较为发达的县城电网的110kV变电站可参照城网规划导则按终期规模为3台变压器设计，110kV变压器容量一般选择50MVA，63MVA；35kV变压器容量具体可选容量有3.15MVA，4MVA，5MVA，6.3MVA，8MVA，10MVA，12.5MVA等7种，对于一般的农村电网单台主变容量宜选择区间3.15~5MVA，对于较发达的农村电网，单台主变容量宜选择区间为6.3~12.5MVA。1.1.1.2110千伏变电站站内高压侧主接线农网110kV变电站参照“国家电网典型设计”要求均采用单母线接线、单母线分段接线、线变组接线、内桥接线几种模式。对于终端变电站宜采用线变组接线，对于出线在3回以下的中间变电站宜采用单母线接线或内桥接线方式，对于出线在3回及以上的中间变电站宜采用单母线分段接线。1.1.1.335千伏及以上电网网架接线（1）110kV、35kV高压配电网宜采用放射式或环式接线方式开环运行，电源点应靠近负荷中心。（2）主要为一般农业负荷供电的高压配电网宜采用放射式接线方式。有条件时应考虑发展为环形接线、开环运行的可能性。（3）正常全接线方式运行时，每条高压配电线路所带主变数目不宜超过2个。1.1.1.4导线截面选择主干线导线截面的选择，除按电气、机械条件校核外，在同一个农网内应力求一致，每个电压等级可选用2~3种规格，应充分依据负荷预测结论，参考远景饱和年负荷值一次选定导线截面。110kV导线截面不小于240mm2，35千伏导线截面不小于120mm2。。1.1.210千伏电压等级电网结构1.1.2.1一般原则农村10千伏中压配电网的规划应符合以下原则：（1 ）应依据变电站的位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的分区配电网。分区配电网应有大致明确的供电范围，一般不交错重迭，分区配电网的供电范围应随新增加的变电站及负荷的增长而进行调整；（2）应有较强的适应性，主干线导线截面宜按规划一次选定，在不能满足负荷发展需要时，可增加新的中压供电馈线或建设新的变电站，并为新的变电站划分新的供电分区。1.1.1.1接线模式选择6.4.2.2.1县城和工业集中区10千伏配电网主干接线可参照城市配电电网规划建设，采用环网布置，开环运行的结构。6.4.2.2.2农村中心镇10kV配网宜采用双电源手拉手供电结构6.4.2.2.3一般农村10kV配网主要采用单辐射接线方式，为了缩小10kV线路自身检修和事故的停电范围，10kV线路干线上的适当地点、重要分支点宜装设分段开关。1.1.1.2中压配电导线截面选择农村10千伏中压配网导线截面选择宜选用钢芯铝绞线，主干线截面一般不小于120mm2，经济较发达的农村电网主干线路宜取150mm2及以上。1.2农网无功补偿与电压调整1.2.1农网无功补偿应根据就地平衡的原则，采用集中补偿与分散补偿相结合的方式进行配置。1.2.2无功补偿装置要充分考虑无功电压综合控制的发展趋势，宜采用具有功率因数和电压综合控制的自动装置。6.5.335~110kV变电站的无功补偿6.5.3.135~110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿容量应满足35kV～110kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。6.5.3.2当35~110kV变电站为电源接入点时，按主变压器容量的15％~20％配置。6.5.3.3其它情况下，按主变压器容量的15％～30％配置。6.5.3.4配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主，以高压补偿为辅。应合理选择配电变压器的变比以避免电压过高电容器无法投入运行。6.5.3.5配电变压器的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为75％，负荷自然功率因数为0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95，或按照变压器容量的20％~40％进行配置。6.5.3.6 在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装电容器，其容量（包括用户）一般按线路上配电变压器总容量的7％～10％配置（或经计算确定），但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。6.5.3.7配电变压器的电容器组应装设以电压为约束条件，根据无功功率（或无功电流）进行分组自动投切的控制装置。6.5.4农网110kV变电所应采用有载调压变压器，35kV变电所宜采用有载调压变压器。'