浙江规定：浙江电网规划设计技术原则(试行)

浙江规定：浙江电网规划设计技术原则(试行)内容摘要：

展；在有条件的地区，逐步推广 20kV 电压等级供电。 安全可靠性要求 供电可靠性 电网规划考虑的供电可靠性是指电力系统中有关的发、输、配电设备故障停运时，对用户连续供电的可靠程度。 供电可靠性应满足： （ 1）电网供电安全准则； （ 2）满足用户用电的程度 （可参见 节）。 电网供电安 全准则 本 条 准则 （ ） 适用于 220kV 及以上 电压等级电网。 在正常运行方式及单一元件 （ 含发电机、线路、变压器、母线 ） 检修方式下，系统中任一单一元件发生故障时，不应导致主系统非同步运行，不应发生主系统频率崩溃及电压崩溃。 规划电网应满足《电力系统安全稳定导则》（ DL 755－ 2020）所规定的安全稳定标准。 特别地，浙江电网还应满足以下要求： （ 1）正常运行方式下，如发生单一元件 （ 含发电机、线路、变压器 ） 故障应能保证负荷的正常供应，但正常方式下为单线 或单主变或单母线供电的除外。 （ 2）单一元件（母线除外）计划检修方式下，如发生单一元件 （ 含发电机、线路、变压器、母线 ） 故障应 预先 通过运行方式调整避免发生 3 座及以上 220kV 变电站 失电等重大电网事故。 Q/GDW111592020 4 浙江电网 “ N1” 准则细则详见附表。 在电网逐步建设期 间，对于仅由单回线路、单台主变或单条母线供电的 220kV 变电站 ，应采取措施防止单座 220kV 变电站 全停或 3 座及以上 110kV 变电站 停电事故。 同塔双回或同塔多回线路同时故障时，允许采取切机和切负荷等措施保持主系统 稳定。 但若正常方式下发生上述故障存在 系统 暂态稳定问题时，应通过加强网架予以解决。 低一级电压电网的任何元件（含发电机、线路、变压器、母线）发生各种类型的单一故障，不得影响高一级电网的安全、稳定运行。 电网应可在适当地点合理设置解列点，当系统发生稳定破环时，能够有计划地将系统迅速合理地解列为供区基本平衡的若干部分，防止事故扩大。 电网应具备在局部或全网大面积停电下尽快恢复电网重要用户供电并逐步恢复电网正常运行的能力。 输电线热稳定极限和变压器过负 荷能力 输电线 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。 500kV、 220kV 常用导线的热稳定极限如下： （ 1） 500kV： LGJ4400mm178。 2735 MVA LGJ4630mm178。 3643 MVA LGJ4800mm178。 4296 MVA （ 2） 220kV： LGJ2400mm178。 602 MVA LGJ2500mm178。 689 MVA LGJ2630mm178。 801 MVA LGJ4300mm178。 1033 MVA LGJ4400mm178。 1203 MVA （ 3） 110kV： LGJ300mm178。 128 MVA LGJ400mm178。 150 MVA LGJ2300mm178。 256 MVA 变压器过负荷能力 新增 500kV 主变 的 短时间 （ 一般为 2 小时 ） 过负荷 能力按 ～ 倍 考虑 ，新增 220kVQ/GDW111592020 5 主变的短时间 （ 一般为 2 小时 ） 过负荷能力按 ～ 倍考虑。 中性点接地 中性点 接地方式具体考虑如下： （ 1） 1000kV 电网采用直接接地。 （ 2） 500kV 电网采用直接接地或经小电抗接地。 （ 3） 220kV、 110kV 电网采用直接接地。 （ 4） 35kV、 l0kV 电网不接地 或 采用消弧线圈接地。 （ 5） 20kV 电网 采用 消弧线圈 接地 或小电阻接地 的方式。 中性点接地点的选择原则 （ 1） 按控制变电站母线综合零序阻抗不大于综合正序阻抗 3 倍的原则选择接地点。 （ 2） 自耦变压器中性点必须接地。 （ 3） 凡 中、低压侧接有电源的变电站，至少有 1 台变压器中性点接地 ， 110kV电网的中性点接地 方式可视调度运行的要求进一步明确。 （ 4） 变电站同一母线上接有 3 台或更多台变压器时，可以考虑 2 台变压器中性点接地。 （ 5） 中、低压侧没接有电源的终端变电站的变压器中性点一般不接地。 无功补偿和电压调整 变电站无功补偿配置具体考虑原则如下： （ 1） 电网的无功补偿应按分层分区和就地平衡的原则配置，采取用户端分散就地补偿与地区变电站集中补偿相结合的方式，以利于降低电网损耗和有效地控制电压质量。 （ 2） 500kV 变电站高低压并联电抗器的容量对于 500kV 线路充电功率 的补偿 一般应按不低于 90%考虑 ，容性无功配置根据调压分析结果酌情配置。 （ 3） 220kV、 110kV 变电站，应根据计算 分析 ，配置适当容量的无功补偿装置， 使主变高压侧的功率因数 在最大负荷时不 低于 ，在低谷负荷时不高于 、不低于。 （ 4） 对小水电集中外送地区和电缆线路密集地区的变电站可考虑配置适当容量的低压并联电抗器。 新建的 500kV 变电站主变一般采用无励磁调压变压器，新建的 1 220kV 变电站主变Q/GDW111592020 6 原则上采用有载调压变压器。 电网电压调整主要要求如下： （ 1） 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%。 （ 2） 发电厂和 220kV 变电站 的 110kV、 35kV 母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的 3%～ +7%。 （ 3） 35kV 及以上用户的电压变动幅度，应不大于系统额定电压的 10%。 其电压允许偏差值，应在系统额定电压的 90%～ 110%范围内。 （ 4） l0kV 用户的电压允许偏差值为系统额定电压的 177。 7%。 短路电流控制 电网规划应从网架设计和电源接入、变电站主结线和变压器阻抗的选择、分层分区运行方式安排等方面，综 合控制短路电流，各级电压电网短路电流不应大于下列数值： 500kV 电网为 63 kA。 220kV 电网为 50 kA。 110kV 电网为 40 kA。 35kV 电网为 kA。 20kV 电网为 25 kA。 10kV 电网为 20 kA。 不满足要求的现有电网设备，可视电网发展情况适时进行改造。 电能质量要求 谐波 （ 1） 控制网内谐波污染，应对电容器组进行谐波校验，合理选择串联电抗器的电抗率，以防止产生谐波谐振或严重放大。 （ 2） 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 ～ 倍。 控制网内的三相不平衡度，公共连接点的三相不平衡度不能超过 2%。 频率 （ 1） 电力系统正常频率偏差允许值为 177。 Q/GDW111592020 7 （ 2） 用户冲击负荷引起的系统频率变动一般不得超过 177。 ，根据冲击负荷性质和大小以及系统的条件也可适当变动限值，但应保证近区电力网、发电机组和用户的安全、稳定运行以及正常供电。 4 电力需求预测和发用电协调技术原则 电力需求预测 电 力需求预测是电网规划设计的基础，是编制电源规划、电网规划和安排电 网建设项目的依据。 电力需求预测应以国民经济和社会发展规划为基础，加强电力市场调查，研究电力增长与经济社会发展的相关关系，采用多种方法进行分析预测。 历史资料的积累是电力需求预测的基础，预测工作应收集经济社会发展和电力电量的相关信息，建立和完善需求预测数据库。 需要收集的主要资料包括： （ 1） 规划区域内社会经济发展的历史资料及发展战略、规划目标。 主要包括人口、生产总值及其增长率，产业结构和产业政策，城乡发展规划等。 （ 2） 规划区域及分区电力需求的历史资料。 主要包括负荷及用电量，网供电量及相应负荷， 用电结构等。 （ 3） 规划区域电力负荷特性、参数的历史资料。 主要包括冬季和夏季典型日负荷曲线、年负荷曲线、负荷特性指标（如平均负荷率、最小负荷率、最大峰谷差、最大负荷利用小时数等）。 电力需求预测内容 （ 1） 电力需求预测分近期、中期和远期。 近期应按年分列，中期和远期可只列期末数据。 （ 2） 电力需求预测分类，区域分类可按省、市、县行政区域划分，也可按照地理自然条件或土地的用途功能等情况适当划分。 （ 3） 电量需求预测应包括各年（或水平年）用电量，三次产业和居民生活用电量，按行政区域或供电范围划分的用 电量。 （ 4） 负荷需求预测应包括各年（或水平年）最大负荷、负荷特性，按行政区域或供电范围划分的用电负荷。 电力需求预测方法 （ 1） 根 据预测区域的特点，一般应采用两种以上的电力需求预测方法进行预测。 预测方法不Q/GDW111592020 8 但要考虑电力需求与经济增长的相关关系，更要重视对电力需求自身发展规律的分析。 （ 2） 电力需求预测采用多方案预测，一般提出 2～ 3 个电力需求预测水平，分析并提出推荐方案，作为电网规划设计的基础。 （ 3） 电力需求预测可采用单耗法、弹性系数法、外推法、综合用电水平法、负荷密度法、类比法等方法，并相互 校核。 变电站布点规划 主要原则 变电站布点以负荷分布为依据，并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） 变电站的布点应满足向用户供电的需要和适应电厂接入系统的要求，并考虑电网分层分区和网架结构优化等因素。 （ 2） 变电站之间的距离根据负荷分布特点来确定， 500kV 变电站 的 供电半径一般为 20～80km， 220kV 变电站的供电半径一般为 7～ 30km， 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。 中压配电线路供电 距离原则上控制在 5km以内 ， 20kV 线路 的 供电距离宜小于 6km， 对于低负荷密度地区，应根据负荷实际情况核算电压降，供电距离可适当放大。 低压 配电 线路 的 供电半径在市中心区、市区及城镇地区一般不大于 150 米，在农村地区不宜超过 500 米。 （ 3） 要按照规划区域远期电力负荷和电网规划考虑变电站的合理布局，同时要满足近期电网发展和负荷供应的需要，实现远、近结合。 变电站新建和 改 扩建关系 （ 1） 变电站首期投产主变台数根据负荷需要确定，一般应满足变电站在投产后 3 年内不扩建主变的要求。 （ 2） 在变电站原主变台数 达到 2 台 及以上 的情况下，该地区如需新增主变容量应 根据规划 优先考虑新增变电站布点。 （ 3） 城市电网中应充分利用现有 220kV 及以上变电站进行改造增容。 （ 4） 220kV 变电站供电区域应保证该区域内预留有 1～ 2 台 220kV 主变的扩建余地。 周边的供电分区有适当的备用容量能支援本供电区时，预留主变台数可降低。 Q/GDW111592020 9 容载比 （ 1） 容载比测算中，应按电压分层计算降压变容量和相应的供电负荷， 计算时， 一般应扣除 下级电网中电源所平衡的负荷、 同级电网用户专用变电站的变压器容量和供电负荷及用于升压送电的变电站容量（如小 水电外送地区）。 （ 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。 （ 3） 容载比合理指标一般为： 500kV电网 ～ ； 220kV电网 ～ ； 110kV电网 ～。 电源结构和布局 在 沿海地区建设高效清洁大型燃煤电厂；在东部沿海和中西部地区积极发展核电；择优开发山区、陆地及浅近海域风电建设；在农村地区合理建设生物质能发电；积极推动我省太阳能电池片和光伏发电发 展；在西南山区继续积极开发水电资源。 在负荷中心区，适度建设天然气电厂和抽水蓄能电站，提高电网调峰能力。 在大电网覆盖范围内逐步关停单机容量 50MW 以下的常规火电机组，以及设计寿命服役期满单机容量 200MW 以下的火电机组。 在考虑省外输入电力的情况下，省内发电装机容量应有适当的备用率。 电源接入系统 为了控制电网短路电流，电厂的接入系统应遵循分层、分区、分散接入的原则。 根据电厂在系统中的地位和作用、分期和最终规模、单机容量、电 网运行要求等因素，不同规模的电厂应分别接入相应的电压网络： （ 1） 单机为 600MW 级及以上的机组一般应接入 500kV 电网。 近区负荷较大，且周边电网条件允许的情况下，单机容量 600MW 级的机组可就近 （ 改 ） 接入 220kV 电网。 （ 2） 除区域性的抽水蓄能电站外，总容量 100～ 1200MW 电厂，或单机容量为 100～400MW 级的机组，宜接入 220kV 电网。 （ 3） 总容量 30～ 100MW（ 不含 ） 的电厂宜接入 110kV 电网。 （ 4） 企业自备电厂接入系统的电压等级应。