安徽省配电网技术导则

'安徽省配电网技术导则1范围本标准规定了安徽省城市配电网建设与改造技术原则，适用于安徽省城市配电网建设与改造。因城市人口数量、城市建成区面积及城市政治、经济、交通、文化功能等因素不同，对城市配电网的安全要求、供电可靠性、输送容量、电能质量等要求有所不同。按照城市规模及电网建设情况，原则上把安徽省城市电网分为A、B、C三类，A类城市电网：合肥、区电网；B类城市电网：其余地级市市区电网；C类城市电网：县级市市区电网。根据城市负荷密度情况，原则上把安徽省城市电网供电区域分为一、二、三类，一类供电区域：负荷密度大于30W/m2；二类供电区域：负荷密度15-30W/m2；三类供电区域：小于15W/m2。2编制依据下列标准包含的条文，通过在本标准中的引用而构成为本标准的条文。在标准出版时所有版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB3096《城市区域环境噪声标准》GB8702《电磁辐射防护规定》Q/GDW156—2006《城市电力网规划设计导则》DL/T599—2005《城市中低压配电网改造技术导则》GB/T14549—1993《电能质量公用电网谐波》GB/T15543－1995《电能质量三相电压允许不平衡度》 GB12326－1990《电能质量电压允许波动和闪变》SD126—1984《电力系统谐波管理暂行规定》GB50052——1995《供配电系统设计规范》GB50127——1994《电力工程电缆设计规范》SDJ206—1987《架空配电线设计技术规程》DL/T401－2002《高压电缆选用导则》GB/T17466－1998《电力变压器选用导则》DL/T5216－2005《35～220kV城市地下变电站设计规定》DL/T5218－2005《220～500kV变电所设计技术规程》DL/T5221－2005《城市电力电缆线路设计技术规定》DL/T601—1996《架空绝缘配电线路设计技术规程》DL/T621—1997《交流电气装置的接地》DL/T814－2002《配电自动化系统功能规范》DL/T645－1997《多功能电能表通信规约》HJ/T24－1998《500千伏超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》1规划年限规划编制年限一般近期为5年，中期10年，远期为15年及以上。2一般技术要求4.1电压等级安徽省城市配电网采用以下标准电压等级：高压配网：110kV，35kV；中压配网:10kV； 低压配网:380V，单相220V。4.1供电可靠性4.2.1电网规划考虑的供电可靠性是指电网设备停运时，对用电客户连续供电的可靠程度，应满足：1)电网供电安全准则；2)满足客户用电的程度；3)用户供电可靠率：一般城市不应低于99.9%；省会城市不应低于99.98％。4.2.2电网供电安全准则4.3.2.1高压配电网的设计应满足“N-1”的供电安全准则：（1）高压变电站中失去任何一回进线或一组降压变压器时，必须保证向下一级配电网供电；（2）高压配电网中一条线路，或变电站中一组降压变压器发生故障停运时：1)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；2)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；4.2.2.2中压配电网应有一定的备用容量，其供电安全应满足以下要求：（1）变电站一段10kV母线检修时，应能使其馈线所带负荷通过配电网转移，继续向用户供电；变电站一段10kV母线故障时，应保证馈线所带的重要负荷不间断供电。（2）中压配电网中任何一回线路或一台变压器故障停运时，要求做到： 1)正常运行方式时，非故障段经操作应在规定时间内恢复正常供电，其它设备不过负荷。2)计划停运，又发生故障停运时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。4.2.2.3低压电网中当一台电源变压器或电网发生故障时，允许部分停电，并应尽快将完好的区段在规定时间内切换至邻近电网恢复供电。4.2.1满足客户用电程度配电网故障造成客户停电时，允许停电的容量和恢复供电的目标时间应满足以下原则：1）对于两回路供电的客户，失去一条回路后应不停电；2）对于三回路供电的客户，失去一条回路后应不停电，再失去一条回路后，应满足供电容量50％～70％用电；3）一回路和多回路供电的客户电源全停时，恢复供电的目标为一回路故障处理回复的时间；4）在环网供电方式中对于开环网络中的客户，环网故障时的最低恢复供电要求是需通过电网操作恢复供电的时间，其目标时间为操作所需的时间。4.1容载比容载比是城网变电容量（kVA）在满足供电可靠性基础上与对应的负荷（kW）之比，它是反映电网供电能力的重要技术经济指标之一，是宏观控制变电总容量和规划安排变电容量的依据。城市高压配电网变电容载比的选择应按城市类别确定，宜参照表4.3执行。表4.3城市高压配电网变电容载比选择表城市类别A类B类C类 110（35）kV电网容载比2.0～2.21.9～2.11.8～2.04.1中性点接地方式4.4.1110kV系统接地方式110kV系统应采用直接接地或经低阻抗接地方式。4.4.235kV系统接地方式35kV系统应采用不接地、经消弧线圈接地或经低电阻接地方式；4.4.310kV系统接地方式以架空线路为主的10kV中压配电网采用不接地或经消弧线圈接地的方式；10kV系统母线接地电容电流大于等于30A时，应采用经消弧线圈接地、经低电阻接地或两种并联方式。4.4.4380/220V系统接地方式采用直接接地方式，低压线路主干线的末端和个分支线末端的零线应重复接地。三相四线制接户线在入户支架处，零线也应该重复接地。4.2短路电流为了取得合理的经济效益，城市配电网中各电压等级的短路电流应该从网络的设计、采用的电压等级、主接线、变压器容量、阻抗、运行方式等方面进行综合控制，使各级电压断路器的开断电流以及设备的动、热稳定电流得到合理配置。 4.5.1110kV变电站一般不大于下列数值：110kV侧:31.5kA，40kA；35kV侧:25kA；10kV侧:16kA，20kA。4.5.235kV变电站一般不大于下列数值：35kV侧:25kA；10kV侧:16kA。应采取对短路容量的增长严格控制，使变电站母线短路电流尽可能控制在以上规定值之内，对于采取一般限流措施后仍超标的，应经过技术经济论证进一步采取措施保证系统安全运行。4.1电压偏移为保证电网电压质量,规划设计中电网电压允许偏差值标准如下：正常运行方式下：110kV：-3%，+7%35kV:-3%，+7%10kV:-7%，+7%220V:+7％,-10％各级电压电网容许电压损失值的范围,按照“Q/GDW156—2006城市电网规划设计导则”规定执行。4.2谐波控制4.7.1谐波电压1）公用电网谐波电压(相电压)限值见表4.7。 表4.7公用电网谐波电压(相电压)限值电网标称电压(千伏)电压总谐波畸变率(%)各次谐波电压含有率(%)奇次偶次0.385.04.02.0104.03.21.6353.02.41.21102.01.60.82）对接有大谐波源的变电站母线，应配置符合国标GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》要求的谐波测试仪进行监测。4.7.1谐波源控制对于集中型新建或现有的大谐波源，应按GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》的规定，控制其产生的谐波量。对于分散型的小谐波源，如居民家用电器，为保证电压质量，在设计无功补偿装置时应考虑谐波的影响和抑制。谐波超标治理工作贯彻“谁污染，谁治理”的原则，应根据具体情况采用无源滤波器、有源滤波器、或静止无功补偿器进行治理。4.7.2电容器谐波抑制在电网新建、扩建和改建工程设计时，应对电容器组可能产生的谐波进行计算、测试和校验，根据计算确定配置串联电抗器的容量，以防止谐波谐振或谐波严重放大。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。 4.8电磁辐射、噪声、通信干扰等环境要求4.8.1电磁辐射1）变电站、输电线的电磁辐射对周围环境的影响应符合GB8702的规定。2）电磁场执行如下标准：高频电磁场（0.1－500MHz）场强限值<5V/m，工频电磁场（50Hz）场强限值<4V/m，工频磁场感应强度<0.1mT。（以HJ/T24－1998为参考）3）变电站宜优先选用电磁辐射水平低的电气设备，如有必要可采用屏蔽措施，降低电磁辐射的影响。4.8.2噪声控制1）变电站噪声对周围环境的影响应符合GB3096的规定和要求，其取值不应高于表4.8规定的数值。表4.8各类区域噪声标准值单位Leq[dB（A）]类别昼间夜间05040Ⅰ5545Ⅱ6050Ⅲ6555Ⅳ7055注：1、各类标准适用范围由地方政府划定。2、0类标准适用于疗养区、高级别墅区、高级宾馆区等特别需要安静的区域；3、Ⅰ类标准适用于居住、文教机关为主的区域；4、Ⅱ类标准适用于居住、商业、工业混杂区及商业中心； 5、Ⅲ类标准适用于工业区；6、Ⅳ类标准适用于交通干线道路两侧区域。2）变电站噪声应从声源上进行控制，宜选用低噪声设备。3）变电站运行时产生振动的电气设备、大型通风设备等，宜考虑设置减振技术措施。变电站可利用站内设施如建筑物、绿化物等减弱噪声对环境的影响，也可采取消声、隔声、吸声等噪声控制措施。4.8.1通信干扰网络规划应尽量减少对通信设施的危害和干扰，对通信干扰应符合Q/GDW156—2006《城市电力网规划设计导则》的规定要求。1城市配电网规划设计技术原则5.1高压配电网5.1.1电网结构5.1.1.1110kV系统电网结构110kV电网应实现以220kV变电站为中心、分片供电模式，各供电区域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。（1）“双电源”供电要求110kV变电站一般应尽量满足“双电源”要求，具体为：1）电源来自同一分区的两个相对独立的电源点；架空线路走廊或电缆通道相互独立，但在变电站进出线段允许同杆（塔）架设或共用电缆通道。2）电源来自同一座变电站的两段不同母线；线路可同杆（塔）架设或共用电缆通道。 （2）电网结构一类供电区域采用“三T”、双回链式、双回辐射形式;二类供电区域采用“双T”、双回辐射、双环网形式;三类供电区域采用“双T”、双回辐射、单环网形式;5.1.1.235kV系统电网结构35kV电网一般采用单回辐射、“单T”式网络结构，必要时也可采用“双T”或双辐射接线网络结构。在确保安全的条件下，变电站设备配置应遵循简单、实用的原则，降低工程造价。5.1.1高压变电站5.1.2.1高压变电站选址1)方便与电源或其它变电站的相互联系，符合整体布局和城网发展的要求；2)便于进出线的布置，交通方便，并尽量靠近负荷中心；3)占地面积应考虑最终规模要求，并符合变电站典型设计的要求；4)避开易燃易爆及严重污染地区；5)注意对公用通信设施的干扰问题；5.1.2.2变电站建设型式变电站设备选用应标准化、小型化，建设外观与变电站周围景观相协调、美观、低噪音等满足环境影响要求的环保型变电站。5.1.2.3变电站主变型式1)110kV变压器一般采用有载调压变压器，变比取110／10.5kV或110／11kV；有特殊要求（如需35kV出线）时需进行技术经济综合论证。2）35kV变电器一般采用无载调压变压器，变比取35/11kV或38.5/10.5kV。5.1.2.4变电站主变建设规模 （1）主变终期规模1）110kV变电站一类供电区采用3、4台50、63MVA变压器；二类供电区采用3、4台40、50MVA变压器；三类供电区采用2、3台31.5、40MVA变压器；2）35kV变电站一般采用2台20、31.5MVA变压器。（2）主变首期规模首期投产主变的台数应满足3年内不需扩建主变。一类、二类供电区变电站首期投产主变台数一般不少于2台。5.1.2.5变电站终期出线规模（1）110kV变电站1）110kV出线：2～4回。有电厂接入的变电站根据需要可增加到6回。2）35kV出线：6～8回出线3）10kV出线：每台50MVA、63MVA主变配10kV出线12～15回；每台31.5MVA、40MVA主变配10kV出线10～12回。（2）35kV变电站1）35kV出线：2～4回。2）10kV出线：每台31.5MVA主变配10kV出线10～12回；每台20MVA主变配10kV出线6～8回；5.1.1高压线路5.1.3.1110kV线路（1）导线截面一类供电区：主干线一般采用截面积为1000、1200平方毫米的交联电缆或LGJ-2×400导线，分支线采用截面积为3 00平方毫米的交联电缆或LGJ-300的架空导线；二类供电区：主干线一般采用截面积为800、1000平方毫米的交联电缆或LGJ-2×300的架空导线，分支线采用截面积为300平方毫米的交联电缆或LGJ-240的架空导线；三类供电区：主干线一般采用截面积为400、630、800平方毫米的交联电缆或LGJ-2×240架空线，分支线采用截面积为240平方毫米的交联电缆或LGJ-185的架空导线；（2）线路建设型式1）一、二类供电区架空线路一般采用同塔多回建设方式，三类供电区架空线路一般采用单回路建设方式。2）一、二、三类供电区电缆线路一般采用共用电缆通道方式。5.1.3.235kV线路（1）导线截面一类供电区：主干线一般采用截面积为800、1000平方毫米的交联电缆或LGJ-2×300导线，分支线采用截面积为300平方毫米的交联电缆或LGJ-240的架空导线；二类供电区：主干线一般采用截面积为630、800平方毫米的交联电缆或LGJ-2×240的架空导线，分支线采用截面积为300平方毫米的交联电缆或LGJ-185的架空导线；三类供电区：主干线一般采用截面积为400、500、630平方毫米的交联电缆或LGJ-2×185架空线，分支线采用截面积为240平方毫米的交联电缆或LGJ-150的架空导线；（2）线路建设型式1）一、二类供电区架空线路一般采用同塔多回建设方式，三类供电区架空线路一般采用单回路建设方式。2）一、二、三类供电区电缆线路一般采用共用电缆通道方式。 5.1中压配电网5.2.1一般性技术原则1）中压配网应根据高压变电所布点、负荷密度、运行管理的需要或城市功能区域，分成若干个相对独立的分区配电网。分区配电网应有较为明显的供电范围，一般不应交错重叠，并应随新增加的变电站及负荷增长进行合理调整和优化。2）划分分区配电网的主要是根据电网现状、负荷现状与预测结果、区域负荷密度、变电站位置、主变台数和容量以及线路走廊条件等因素来确定。3）中压配电网应有一定的容量裕度和灵活的运行方式，以满足用电负荷增长和转移的需要。4）中压配电网应规范化，载流元件配套一致，新建的线路干线和开闭站建筑均应按规划一次建成。当增加新线路或插入新电源点时，应使负荷均衡分布，而配电网的网架结构基本保持不变。5）应加强各变电站之间10kV网的联络，提高中压配电网的转移负荷的能力。6）10kV架空配网采用多分段多联络、环网布置、开环运行的结构。10kV电缆网络应单环网或双环网布置，开环运行，达到“手拉手”运行方式要求。其电缆环网的电源应分别来自不同变(配)电站或同一变(配)电站的不同母线段。7）开闭站的双路电源一般应取自同一座110（220）kV变电站的不同母线，对有条件的重要开闭站考虑设置联络线或第三电源，以提高其供电可靠性。8）特殊客户的配电室低压侧应形成联络具有备自投功能，或者在负荷终端设联络点用于转移负荷。9）配电变压器的负荷率一般应控制在70%左右，较为经济可靠。 10）配电设施的建设改造应与周围环境保持协调。11）配电网的建设及设备选型要适当超前于城市的发展。5.2.110kV线路5.2.2.1中压架空网接线模式架空线路接线模式可采用主要有单电源辐射式、不同母线出线的环式、分段联络式等。5.2.2.2中压电缆网接线方式电缆线路接线模式可采用单电源辐射式、不同母线出线的环式、双电源双辐射式、“N-1”主备式、两联络双∏式、不同母线出线连接开站等接线模式。5.2.2.3架空线路导线截面选择市中心等负荷密度较高的区域：主干线宜选用240（185）平方毫米,支线宜选用70平方毫米。远郊等负荷密度较低的区域：主干线可采用185（150）平方毫米，支线宜选用70平方毫米，山区或大档距线路应采用钢芯铝绞线。市区低压架空线路的接户线应采用铜芯交联聚乙烯绝缘导线。接户线截面积视根据用户数和每户的负荷，考虑需用系数后选取。5.2.2.4电缆线路导线截面选择电缆线路应采用交联聚乙烯铜芯电缆，电缆主干线的导线截面宜按远期规划一次选定，主干线导线截面不宜超过两种。在电缆管沟或电缆隧道内敷设的电缆宜采用阻燃型电缆。电缆截面应根据线路计算负荷、允许电压损失和机械强度选择，并考虑环境温度、并行敷设、热阻系数、埋设深度等因素后确定。主干线选用铜芯300、400平方毫米电缆或铝芯400平方毫米电缆。次主干线选用铜芯240、300 平方毫米电缆或铝芯300、240平方毫米电缆。分支线选用铜芯95～185平方毫米电缆或铝芯120～240平方毫米电缆。5.2.2.5电缆的敷设方式地下电缆线路路径应与城市其它地下管线统一规划，预留出充足的通道，在变电站进出线部分的通道，尽可能按最终规模一次实施。电缆敷设方式应根据电压等级、最终条数、施工条件及初期投资等因素确定。其敷设方式可采用：直埋方式，电缆沟敷设，排管敷设，桥梁敷设。5.2.1开闭站建设开闭站可解决变电站10kV出线不足问题，提高电缆的利用率，减少相同路径的电缆条数，为中小客户提供较为可靠的电源。5.2.3.1开闭站建设开闭站宜建在便于进出线的地方（如城市道路的路口附近）；或建在两座变电站之间，以加强配电网的联络。其建设应结合配网与城区发展规划，与居民小区建设同步进行。开闭站的选址应考虑到设备运输方便并留有消防通道，设计时应考虑防火、通风、防潮、防灰、防小动物等各项要求。在繁华区和城市建设用地紧张地段，为减少占地，与周围建筑相协调，开闭站可结合建筑物共同建设，也可设置在公共建筑物的地下一层。建于地下的开闭站应有防水、防火措施，必须留有单独的进出口、电缆夹层、电气设备吊装口、以及必要的检修附属设施。开闭站的建筑面积（不含电缆夹层）宜控制在200平方米以内。5.2.3.2开闭站的接线 开闭站一般采用单母线分段接线，双路电源进线，电源线路可根据条件采用双路架空或双路线路，开闭站出线数宜为10～12路。见图5—1开闭站接线方式。图5—1Ⅱ开闭站接线方式在负荷较大或负荷发展较快的地区，为扩大开闭站供电能力，在新建或改造原有开闭站时可采用电源两用一备的接线形式，开闭站的三路电源可来自同一变电站的不同母线或同一供电区的不同变电站。开闭站馈电出线一般为10～16回，每路馈线负荷应与出线载流量相匹配，以充分发挥开闭站的供电能力,该类开闭站接线模式见图5—2。图5—2Ⅲ型开闭站接线方式5.2.3.3开闭站开关柜的选择和要求开闭站应选用小型化、无油化、免维护的开关设备。开关柜应有防凝露措施。开闭站开关柜的选择:对于可与变电站出线保护配合的开闭站，其进线柜应采用断路器柜，继电保护宜采用微机保护； 对于串接数量在两个以上、与变电站出线保护配合困难的开闭站，第一级开闭站进线柜、联络出线柜均采用断路器柜，联络出线柜保护宜与变电站出线保护配合。开闭站的馈线柜宜采用断路器柜，保护宜采用数字式保护。开闭站应按无人值班设计，并为实现配电自动化留有发展余地。开闭站宜采用交流操作。重要的开闭站可装设进线和母联自投装置。5.2.1分界室为充分利用中压电缆线路容量，便于向客户供电，需在电缆配电网中建设分界室，其接线方式一般为两路进线、四路及以上出线。分界室可靠近客户配电室设置，但应有单独的出入口。分界室的建筑面积一般宜控制在20平方米以内。分界室应采用带故障指示器的负荷开关。5.2.2配电室和箱变5.2.5.1配电室为缩小低压供电半径，提高供电能力，普通进楼、分散布置的供电方式。高档住宅楼或地面1层为商业等公用设施的高层住宅楼，可在楼居住区可采用配电室内地下一层及以下设置配电室，配电室宜采用低噪音干式变压器，具备电气设备吊装口，应有防水、通风、散热、防噪音和建筑共振等措施。配电室可采用双路电源进线，安装两台变压器，容量为630kVA或800kVA，低压侧应形成联络。5.2.5.2箱变以电缆网供电的小容量普通客户和住宅楼可采用小型箱变供电。箱变可采用容量为200kVA、315kVA、400kVA的变压器，特殊地区变压器容量不超过630kVA。 5.2.1柱上变压器柱上配电变压器应多布点、靠近负荷侧安装。柱上变压器宜采用小容量变压器，三相变压器容量一般可为30～315kVA，当不满足需要时可增装变压器；为狭窄街道（或胡同）、基本为住宅的客户供电时，宜采用小容量的单相变压器，容量一般为15～50kVA。安装柱上变压器时应避开车辆、行人多的场所。在布线复杂、交叉路口等的电杆不宜装设柱上变压器。5.2.2环网柜相对于开闭站，环网柜的出线较少，主要用于城市商业区、工业区、住宅小区等建设用地紧张或建筑整体布局要求不宜单独建设开闭站的地方。环网柜可以减少电源电缆的数量，提高互带能力和供电可靠性。环网柜按其安装地点可分为户内式和户外式两种，尽量以户内为主；环网柜主要用于10kV电缆线路的分段或联络，一般考虑2路以上电源进线。环网柜的进线柜及联络柜开关一般应采用负荷开关，馈线柜所带的客户或线路报装容量在1250kVA及以下时，可采用SF6断路器或真空负荷开关加熔断器的方式。仅采用负荷开关的馈线柜所带受电装置的进线侧必须装有可靠的断路器保护或跌落式熔断器。5.2.3电缆分支箱为了充分利用电缆线路的容量，电缆网中可设置电缆分支箱。 接入10kV电缆主干线路的电缆分接箱应带馈线开关。中低压电缆分接箱的馈线回路数应根据进线的导线截面和出线的需要确定。中压电缆分接箱一般进出线总数不超过6回，低压电缆分接箱进出线一般不超过8回出线。5.2.1线路故障指示器下列地点应装设故障指示器:1)线路的分段开关处和线路的分支处；2)开闭所、电缆环网柜、分接箱内电缆处；3)架空线与电缆连接处；4)与客户分界处。5.2.2柱上开关柱上开关可选用负荷开关或断路器，开关操作机构应预留实现电动分合闸功能。在能与变电站保护配合的情况下，柱上分段开关和分支开关可选用带保护跳闸功能的断路器。分支开关或用户第一断路器宜采用具有单相接地保护功能的开关。5.1低压配电网5.3.1一般性技术原则1）低压配电网应结构简单、安全可靠，宜采用以配电变压器为中心的树干式结构；相邻变压器的低压干线之间可装设联络开关，以作为事故情况下的互备电源。2）低压配电网应有较强的适应性，主干线宜按10年规划一次建成。 3）低压配电网应实行分区供电，低压线路供电范围不应超越中压架空线路的分段开关。4）低压配电网应遵循配电变压器靠近负荷的基本原则，随着负荷的增长及配电网的建设与改造，应逐步缩小低压供电半径。低压配电线路的电压损失不应大于4％，供电半径宜控制在以下范围内：一类供电区：150m二类供电区：250m三类供电区：400m5.3.1低压配电网线路5.3.2.1低压导线的截面同一城市低压导线截面规格不宜过多，架空绝缘导线宜选用35～150mm2，电缆线宜选用50～185mm2。5.3.2.2在低压三相四线制供电系统，零线与相线截面相同。5.3.2低压配电网接线方式5.3.3.1放射式低压配网1)干线式配网：变电站低压侧不必设置低压配电盘，直接从低压引出线经低压断路器和负荷开关引接；2)变压器-干线式配网：主干线由变电站引出，沿线敷设，再由主干线引出干线对用电设备供电。5.3.3.2低压联络型低压联络型一般采用两台配变联络或角形连接。 1无功规划6.1无功规划总体原则电网无功补偿应坚持“全面规划、合理布局、分层分区、就地平衡”和便于调整电压的原则进行配置，采用集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；无功补偿设施应便于投切，装设在变电站、开关站、小区变、公用配变、大用户等处的电容器组应能自动投切。应逐步推广无功电压优化自动控制技术。各电压等级的变电站应结合电网规划和电源建设,合理配置适当规模、类型的无功补偿装置。所装设的无功补偿装置应不引起系统谐波明显放大,并应避免大量的无功电力穿越变压器。35kV~220kV变电站,在主变最大负荷时,其高压侧功率因数应不低于0.95,在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。对于大量采用10kV~220kV电缆线路的城市电网,在新建110kV及以上电压等级的变电站时,应根据电缆进、出线情况在相关变电站分散配置适当容量的感性无功补偿装置。电力用户应根据其负荷性质采用适当的无功补偿方式和容量,在任何情况下,不应向电网反送无功电力,并保证在电网负荷高峰时不从电网吸收无功电力。并联电容器组和并联电抗器组宜采用自动投切方式。6.2无功补偿设施的安装地点及其容量1） 35kV～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，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～30%配置，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。2）110kV变电站的单台主变压器容量为40MVA及以上时，每台主变压器应配置不少于两组的容性无功补偿装置。3）110kV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于6Mvar，35kV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于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。4）新建110kV变电站时，应根据电缆进、出线情况应考虑是否需要装设适当容量的感性无功补偿装置。5）配电网的无功补偿以配电变压器低压补偿为主，以高压补偿为辅。配电变压器安装无功补偿设施时，应安装在低压侧母线上，一般可按配变容量的20％～40％考虑，也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，并应安装按功率因数和电压控制的自动投切装置，随负荷和电压变化进行投切，保持功率因数在高峰负荷时达到0.95以上，低谷负荷电压过高时应禁止向公用变电站倒送无功。6）电力用户应根据其负荷特点，合理配置无功补偿装置。用户安装的电容器可集中安装，亦可分散安装；前者必须能按运行需要自动投切，后者安装于所补偿的设备旁，与设备同时投切；7）为限制大容量冲击负荷和波动负荷对电网产生电压骤降、闪变，减小非线型畸变负荷对电网注入谐波的影响，必须要求该类用户就地装设补偿装置（如滤波装置或静止无功补偿装置），满足GB12326－2000和GB/T14549－93的规定。8）无功补偿后，各级变电站及用户在高峰负荷时的功率因数应达到如下水平：35kV～110kV变电站：0.90～0.95；100kVA及以上高压用户:0.95以上；其他电力用户：0.90以上。 1继电保护、通信及配电自动化7.1继电保护7.1.1.一般原则1）继电保护和安全自动装置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，继电保护装置优先采用具有成熟运行经验的数字式保护装置。2）采用综合自动化方式的厂站，继电保护及安全自动装置应保持相对独立性。3）CT和PT的选用应满足保护要求。4）10kV及以上的架空线路和电缆与架空混合线，应装设自动重合闸装置。5）变电站10kV及35kV出线应装设低频减载装置。6）地区电源如与主网联网，应在地区电源侧装设低频低压振荡解列装置，主网侧相关保护应能联掉地区电源并网开关。7）110kV及以上线路纵联保护应选用光纤通道，优先采用OPGW，同一线路的两套纵联保护必须采用独立的通道传送。7.1.2.110千伏线路负荷线无特殊要求时应配置距离保护及零序电流保护。符合下列条件之一时，应装设纵联电流差动保护作为线路主保护：1）有电厂并网线的变电站，其直配负荷线；2）根据系统稳定计算要求有必要时；3）110千伏联络线路；重要的联络线应配置双套住保护；4）线路较短，其正序或零序阻抗（二次值）小于距离保护装置最小整定值的30个步长，或其参数不能满足定值按选择性、灵敏性要求进行整定时； 5）采用纵联电流差动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能；6）链式接线结构线路；110千伏变压器应配置纵联差动及后设备保护，当采用主保护和后设备保护为一体式装置时，应按双重化原则配置。7.1通信7.2.1总体技术政策（1）通信规划应遵循“建设、整合、优化”的方针，体现“大二次”整合的理念。在提出网络建设规划之前，必须在业务整合的基础上进行网络的充分优化。（2）通信规划和建设必须切实做好通信资源的整合。通信资源整合包含两个方面，一是通过有形的设备资源整合，实现各级通信资源共享，降低无效资产，二是通过无形的技术资源整合，达到统一标准、统一技术体制，优化网络结构，充分发挥电力通信网的整体效益。（3）应注重电力通信的可靠性安全性要求。ATM技术体制目前已发生重大变故，系统后续维护相当困难，ATM设备应逐步退至边缘并适时更换；部分型号SDH设备已难以适应现状要求，系统配置存在无冗余等缺陷，这部分设备也应逐步退至边缘并适时更换；此外，对达到一定运行年限、故障较频繁的系统及设备也应及时更换。（4）其他总体技术政策参照“省公司电力通信‘十一五’规划”中的总体技术政策执行。 7.2.2传输网技术政策及建设原则（1）电力通信传输网以光通信为主要方式，原则上不再考虑新建微波通信系统。同时也应对地区已建微波电路加强运行维护，必要时应升级改造。升级改造后的地区微波链路应定位于光缆层的备用，并及时向相关规划部门申请微波通道空间走廊保护。（2）由于电网所需的调度生产类业务具有实时性强特点，但同时IP数据业务的需求也在逐步增长，因此，具备完善以太网支持功能的SDH/MSTP是今后一段时期内地区电力通信传输网的主要技术体制。（3）远期在技术成熟的基础上、在与现有光传输网络互通兼容的前提下，在地区网汇聚层、城区接入层主环部分节点引入智能光网络（ION/ASON）技术形成核心层。利用智能光网络控制平面的智能化来提高网络的生存性，特别是增强地区中心节点的安全性；利用控制平面的智能化来减轻运维网管的压力，并逐步摆脱光传输网络对环型拓扑的过度依赖和由此产生的缺陷。（4）传输网设备品牌应逐步过渡到2-3个，同一个城区或县区内传输网设备品牌应逐步过渡到1个。（5）传输网建设遵循“光缆共享、电路互补”的原则，尤其在城区入城光缆上要考虑省公司光缆纤芯的需求，即光缆层统一规划、资源共享，电路层相互补充、相互备用。（6）220kV送电线路应采用OPGW光缆，110kV送电线路可采用OPGW或ADSS光缆，35kV送电线路应以ADSS光缆为主。电力电缆沟（管）应同沟（管）敷设两根以上通信专用管孔，光缆选用普通非金属光缆。各类光缆的纤芯选择ITU-T G.652光纤。地区光缆的纤芯数量（不包含继电保护专用光纤）按下述配置：城区地埋（管道）及跨江光缆、省地合用光缆不低于48芯；城区其它光缆不低于24芯；跨地区220KV变电所OPGW光缆通信用纤芯不低于24芯；其它220KV变电所OPGW光缆通信用纤芯不低于16芯；继电保护用纤芯数量按照继电保护要求考虑。110KV及以下变电所OPGW光缆不低于12芯。（1）加强市、县公司所在城市入城光缆的建设，城区光缆宜采用管道光缆。市公司应至少有3条相互独立的对外光缆路由，各县公司应至少有2条相互独立的对外光缆路由。（2）220kV站点应首先考虑安排在接入层主环，再次安排在接入层支环，确有困难支接在环外的220kV站点必须与网络连接成环。支接在环外的新建110kV站点也必须与网络连接成环。馈供变可以维持与网络的链状连接。乡供电所（营业厅）应尽可能接入县区（城区）接入层主环的环网节点。电厂应配置2套传输设备尽可能通过不同物理路由与城区（县区）接入层主环的环网节点连接。（3）汇聚层和每个城区（县区）接入层采用2点互联。汇聚层和接入层互联点应配置2套独立传输设备（1套汇聚层设备、1套接入层设备）。其余各站点均按照1套设备配置。地区光传输网络上各个节点（35kV及以上变电站、电厂、市县公司等）的传输设备公共部分均应按1+1冗余配置。（4）汇聚层网络容量按2.5Gb配置、城区/县区接入层主环容量按2.5Gb配置，接入层支环容量按622Mb配置。同时，汇聚层、接入层网络容量应考虑一定的容载比，预留容量用于环上各站点的新增业务。（5）汇聚层主环、接入层主环保护方式采用2纤双向复用段保护环方式，统一向通信业务VC4和信息业务VC4提供环保护。支环保护方式采用2纤双向复用段保护或采用子网连接保护。（6）其他传输网技术政策及建设原则参照“省公司电力通信‘十一五’规划”中的传输网技术政策和四级网技术政策以及“电网地区传输网络典型设计”中的相关技术原则执行。7.2.3业务网技术政策及建设原则（1）调度电话交换网的建设需独立于行政电话交换网，行政电话交换网可作为调度电话交换网的备用网络。调度电话交换网网络中继采用2M 数字中继方式，信令方式采用HARRIS透明信令或Qsig信令。地区市县供电公司调度交换机均应采用与省公司一致的机型。（2）220kV变至少配置三门调度电话单机，其中一门为地调调度电话，并由地调调度交换机放号，另外二门分别由地调调度交换机和500kV变调度交换机放号，作为省调主备用调度电话。城区110kV、35kV变电站分别配置一门调度电话单机，并由地调调度交换机放号。县区内110kV、35kV变电站分别配置一门调度电话单机，并由县调调度交换机放号。110kV、35kV变电站可配置一门市话作为备用调度电话。（3）调度电话交换网应优先采用电路交换方式。（4）地区行政电话交换网实行统一编号，网络采取分层汇接，就近接入方式。“十一五”期间行政电话交换网将扩大2M数字中继的组网平面。（5）依托地区光传输网SDH/MSTP设备对以太网功能的支持，在变电站（首先是接入乡所的变电站）配置三层交换设备来完善现有电力信息网。乡供电所（营业厅）配置以太网交换机接入营销、农电管理、MIS信息等各类数据并采用VoIP方式解决行政电话。乡所行政电话宜采用普通电话经IAD接入以太网交换机。（6）其它业务网技术政策及建设原则参照“省公司电力通信‘十一五’规划”中的业务网技术政策和四级网技术政策以及“电网调度交换机组网技术规定”、“市、县供电公司调度中心机房及设备配置规范”中的相关技术原则执行。 7.2.4支撑网技术政策及建设原则（1）地区公司及所辖各县公司在省公司的统一指导下，逐步建成通信综合监测及资源管理集成系统。（2）加强设备网元级网管系统的建设，规范其接口。（3）基于整合优化的原则，地区内各变电站通信监测应不再考虑单独的视频监视和环境量监测，逐步过渡到与变电站视频监视和环境量监测共用平台。变电站通信监测应仅包含通信电源监测和上一级网络通信设备的总告警状态量等信息。（4）作为过渡，目前地区500kV变电所、独立通信站、部分有独立机房的已建220kV变电所的通信监测仍包含视频监视和环境量监测内容。（5）“十一五”期间地区将完善频率同步本地网的建设。建立基于SDH的地面基准时钟传送电路，实现以地面基准为主用、以GPS为备用的地区频率同步本地网。（6）地区各县调将设置同步时钟分配单元SSU，并跟踪地调时钟。地调BITS时钟系统通过省-市地面基准时钟传送电路跟踪省公司LPR基准时钟。（7）地区市县频率同步本地网的建设应结合地区市县时间同步支撑网进行。（8）其它支撑网技术政策及建设原则参照“省公司电力通信‘十一五’规划”中的支撑网技术政策和四级网技术政策以及“市、县供电公司调度中心机房及设备配置规范”。 7.1配电自动化7.3.1总体原则1）实施配电网自动化是为了提高配电网供电可靠性和配电网运行管理水平。应根据城市电网发展及运行管理需要，按照因地制宜、分层分区管理的原则制定配电网自动化发展规划。2）配电网自动化的功能应与城网一次系统相协调，方案和设备选择应遵循经济、实用的原则，注重其性价比。并在配电网架结构相对稳定、设备可靠、一次系统具有一定支持能力的基础上实施。3)配电网自动化应根据不同应用需求分别考虑集中、分层、就地自动控制方式，并满足信息交换、资源共享的要求。4)针对城市中心区、城区、郊区及边远山区四种区域的配电网不同的发展水平及可靠性要求，制定不同的方案。5)配电自动化应在配电网网架结构逐步完善的基础上分步实施，逐步建立以地理信息系统为平台，包括负荷控制、用电管理、用户集中抄表和企业综合信息管理在内的配电管理系统。架空配电线路优先考虑实现馈线自动化，并在条件具备时向配电自动化过渡。7.3.2实施细则配电自动化选线、选点主要从配网结构、通信条件和一次设备三个方面进行考虑筛选，结合配网的实际情况，按照区域、变电站、线路和配电点的顺序逐步进行筛选。在进行配电自动化的实施过程中，应优先考虑如下区块：1）负荷性质比较重要的区块2）对供电可靠性或经济性要求较高的区块3）初步具备配电自动化条件区块 配网的遥测和遥信信息布点应考虑规模效益，以核心区域为试点，成片逐步全面展开。原有开闭站在改造的同时，做好配网自动化系统的前期准备工作，设备根据区域要求，具备二（三）遥功能，并做好通讯通道的规划。配电网网架结构应满足系统安全和经济的要求，调度运行方式灵活；中压配电网部分主干线路实现环网结构，开环运行，提高供电可靠性；通过配网联络，增强变电站互供能力。配电自动化应在配电网网架结构逐步完善的基础上分步实施，逐步建立以地理信息系统为平台，包括负荷控制、用电管理、用户集中抄表和企业综合信息管理在内的配电管理系统。架空配电线路优先考虑实现馈线自动化，并在条件具备时向配电自动化过渡。配电网建设与环境保护的协调发展，电力设施符合城市总体发展规划，设备噪音应控制在国家标准之内，电力设施及建筑物应与周围环境协调一致，电力设施满足城市消防的需要。1）一类供电区域对供电可靠性要求很高一类供电区域一般应达到国内领先水平，在配电自动化实施过程中应具备三遥功能：RS1（99.99%），电压合格率（100%），综合线损率小于4%，负荷转带能力40%；2）二类供电区域对供电可靠性要求较高二类供电区域一般应达到国内先进水平，在配电自动化实施过程中应具备两遥功能：RS1（99.98%），电压合格率（95%），综合线损率小于5%，负荷转带能力25%3）三类供电区域对供电可靠性要求一般三类供电区域一般应达到国内先进水平，在配电自动化实施过程中，应具备？？遥功能：RS1（99.95%），电压合格率（90%），综合线损率小于7%，负荷转带能力10% 1特殊用户供电原则8.1负荷及用电客户分类8.1.1负荷分类依据用户的用电设备对供电安全可靠性要求不同及突然停电对设备及人身带来的危害程度不同，用电负荷分一级、二级、三级负荷，各级负荷的含义详见GB50052-1995《供配电系统设计规范》。其中，有下列情况之一者为重要负荷：1）中断供电将造成人身伤亡者；2）中断供电将在政治、军事或社会上造成重大影响者；3）中断供电将造成环境严重污染者；4）中断供电将造成重要设备损坏，连续生产过程长期不能恢复或大量产品报废者；8.1.2用电客户分类（1）重要用电客户重要用电客户（以下简称客户）可分为：1）一级客户2）二级客户（2）特殊用电客户产生谐波、冲击负荷、波动负荷和不对称负荷的客户以及对电能质量有特殊要求的客户为特殊客户。（3）普通用电客户除重要客户、特殊客户以外，其用电无特殊要求的客户为普通客户。 8.1客户供电方式根据客户用电容量和用电性质的要求，可采取380/220伏，10千伏，35千伏，110千伏和220千伏电压等级供电。低电阻接地系统范围内的新建35千伏和10千伏客户应按中性点低电阻接地方式进行设计，现有客户应随中压电网中性点低电阻接地方式的改造同步实施客户内部的改造。8.2.1重要客户1）一级客户：原则上采用同一供电区域的双路电源供电，当实际最大负荷大于4000千瓦时，可由变电站出线，并根据电缆线路的负荷能力，串接相同等级客户；但是当实际最大负荷小于4000千瓦时，应从开闭站或从双射网中的分支室提供双路电源供电。2）二级客户：一般采用双路电源供电。3）以上一级和二级客户均必须自备除电力系统提供的电源之外的独立的保安电源。4）对于具有重要负荷的客户,根据客户提出的供电可靠性要求,电网提供与其供电可靠性相对应的供电电源,同时客户必须自备保安电源。8.2.2普通客户1）架空网供电的普通客户一般采用单路电源供电，当客户需要较高可靠性供电且电网具备条件时，可采用双路电源供电，如果条件不具备，应在与客户签订供用电合同时，明确其供电可靠性。2）安装变压器总容量在630kVA及以上的客户或双路供电的客户，应从10kV电缆网供电，安装变压器容量在630kVA以下的客户，可从10kV架空线路供电。 3）客户报装容量（含累计容量）超过20000kVA，需要由110kV电网进行供电。4）位于市中心区、新城、镇的繁华商业街、主要大街和重要地段的由10千伏架空线路供电的客户，应结合城市规划和客户内部改造，逐步纳入电缆网供电。5）用电设备容量在100千瓦或装接变压器容量50千伏安及以下的客户可采用低压供电。8.2.1特殊客户1）各类客户的非线性负荷，引起电网电压及电流的畸变，通称谐波源。具有产生谐波源设备的客户，其注入电网的谐波电流及引起电压的畸变率必须符合GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》规定，否则应采取相应措施，防止对电力设备及装置的有害影响。2）客户冲击负荷及波动负荷(如短路试验负荷、电气化铁路、电弧炉、电焊机、轧钢机等)引起的电网电压波动、闪变，必须满足GB12326－90《电能质量—电压允许波动和闪变》的规定。为限制大容量冲击性负荷、波动负荷对电源产生电压骤降、闪变以及畸变负荷对电网的影响，客户必须就地装设相应的补偿和滤波装置（如SVC）。3）对于具有不容许瞬间停电的重要负荷的用电客户，电力公司可配合客户需求制定方案，如采用定制电力技术等。8.1客户无功补偿装置1）客户无功补偿装置应按无功就地自动补偿原则，不允许向系统倒送无功功率。2）客户变电站配置的并联电容器组，需具有按无功功率控制的自动投切功能。高压侧功率因数应控制在0.95及以上。 '