《城市电力网规划设计导则》(共72页)

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1、国家电网公司 发布国家电网-*-*实施国家电网-*-*发布城市电力网规划设计导则The code of planning and design of urban electric networkQ/GDW 1562006Q/GDW国家电网企业标准ICS目 录 前 言城市电力网规划设计导则是编制和审查城市电力网（以下简称城网）规划的指导性文件，其适用范围为国家电网公司所属的各网省公司、城市供电公司。本导则是在原能源部和建设部于1993年3月颁发的城市电力网规划设计导则的基础上进行修改和补充而成的。本导则是各网省公司、城市供电公司制定城网规划设计细则的依据。本导则的附录A、附录B、附录C、附录D为

2、资料性附录。本导则由国家发展策划部提出并负责解释。本导则由国家电网公司科技部归口。本导则起草单位：国家电网公司发展策划部、中国电力科学研究院、国网北京经济技术研究院。本导则主要起草人：王怡萍、江峰青、范明天、张祖平、吴国良、沈晓凡、林海雪、李敬如、王颂虞、蓝毓俊、关城、鄂宝民。城市电力网规划设计导则1 总 则1.1 本导则是编制和审查城市电力网（以下简称城网）规划的指导性文件，其适用范围为国家电网公司所属的各网省公司、城市供电公司。1.2 城网是城市行政区划内为城市供电的各级电压电网的总称。城网是电力系统的主要负荷中心，作为城市的重要基础设施之一，与城市的社会经济发展密切相关。各城市应根据中华

3、人民共和国城市规划法和中华人民共和国电力法的相关规定，编制城网规划，并纳入相应的城市总体规划和各地区详细规划中。1.3 城网规划是城市总体规划的重要组成部分，应与城市的各项发展规划相互配合、同步实施，做到与城市规划相协调，落实规划中所确定的线路走廊和地下通道、变电站和配电室站址等供电设施用地。1.4 城网规划的目的是通过科学的规划，建设网络坚强、结构合理、安全可靠、运行灵活、节能环保、经济高效的城市电网，不断提高城网供电能力和电能质量，以满足城市经济增长和社会发展的需要。1.5 城网规划应做到远近结合、协调发展、适度超前、标准统一，有明确的分期规划目标，实施后达到以下水平： 1.5.1 具有充

4、足的供电能力，能满足国民经济增长和城市社会发展对负荷增长的需求，有利于电力市场的开拓和供售电量的增长。1.5.2 网架结构坚强合理、分层分区清晰，有较强的适应性，并具备一定的抵御各类事故和自然灾害的能力。1.5.3 城网与上级输电网相协调；各级变电容量相协调；各级短路水平相协调；有功和无功容量相协调；二次规划与一次规划相协调。1.5.4 输、变、配电投资规模达到经济合理、比例适当，更好地体现城网的社会效益和企业效益。1.5.5 设计标准规范，设备优良可靠，技术先进适用，体现区域差异，技术经济指标合理，与社会环境相协调。1.6 城网规划工作要充分吸收和利用国内外城网规划的先进经验和技术，逐步采用

5、计算机辅助决策系统，不断提高城网规划设计工作的效率和水平。1.7 本导则是各网省公司、城市供电公司制定城网规划设计细则的依据。1.8 本导则是在原能源部和建设部于1993年3月颁发的城市电力网规划设计导则的基础上进行修改和补充而成的。2 规划的编制和要求2.1 城网规划范围2.1.1 城网的供电区域指城市行政区划的全部地区，包括市辖区和下辖县（市）。城网经营企业的城网规划范围涵盖其所属供电区域。2.1.1.1 计算城网负荷所对应的供电面积，可根据规划期的不同，分建成区和规划区。2.1.1.2 城市中心区是指市区内人口密集，行政、经济、商业、交通集中的地区。城市中心区用电负荷密度大，供电质量和可

6、靠性要求高，电网接线以及供电设施都应有较高的要求。2.1.1.3 城网规划设计时，可根据城市布局、供电企业供电区域、地理条件、负荷密度和输电网电压的选择，将城网划分为若干个分区电网。2.1.1.4 对负荷集中且密度大的工业区（或开发区）和乡镇可建设分区电网。2.1.2 城网由输电网、高压配电网、中压配电网和低压配电网组成。各类电网可供选择的电压等级可参照4.1.2。2.1.3 城网应简化电压等级，减少变压层次；大中城市的城网电压等级宜为46级，小城市宜为34级；对现有城网中存在的非标准电压等级，应采取限制发展、合理利用、逐步改造的原则。2.1.4 城网规划设计的范围应注意与输电网规划相区分和协

7、调。2.2 规划年限和各阶段的要求2.2.1 城网规划年限应与国民经济发展规划和城市总体规划的年限一致，一般规定为近期（5年）、中期（1015年）、远期（2030年）三个阶段。2.2.2 近期规划应着重解决城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。2.2.3 中期规划应与近期规划相衔接，预留变电站站址和通道，着重将现有城网结构有步骤地过渡到目标网络，并对大型项目进行可行性研究，做好前期工作。2.2.4 远期规划主要考虑城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

8、满足远期预测负荷水平的需要。2.3 规划的编制流程规划编制的主要流程如下：（1）城网现状分析；（2）负荷预测；（3）制定技术原则；（4）电力（电量）平衡；（5）确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（参见附录A规划编制流程示意图）。2.4 规划的主要内容2.4.1 城网现状分析主要分析城市的功能定位、社会经济发展情况、城网的布局以及负荷分布的现状。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

9、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（主要考虑N-1准则的供电可靠性，故障条件下转供负荷的能力），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更新和改造。2.4.2 负荷预测进行负荷预测，包括总量、分区和空间负荷预测。由于影响负荷需求的不确定性因素较多，负荷预测可采用多种方法进行。应该提出23个预测方案，并选定一个方案作为城网规划设计的基础。2.4.3 规划目标和技术原则确定规划各分期

10、的目标、电网结构的原则、供电设施的标准，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、差异性。2.4.4 电力（电量）平衡进行有功（无功）电力和电量平衡，提出对城网供电电源点（220kV及以上的变电站、（地方）发电厂等）的建设要求。2.4.5 分期规划通过科学计算校核（如潮流计算、N1校核、短路电流计算等，必要时还应进行稳定计算校核），进行多方案技术经济比较，提出新建变电站的站点位置、线路路径方案，最终确定分期末及各规划水平年的目标网架，并给出电网现状及各分期末的城网规划地理接线图和潮流图。具体的编制内容如下：2.4.5.1 输电网和高压配电网规划城市电网规划中所涉及的输电网，是指在

11、城市行政区域范围内的输电网站点和线路。（1）编制远期初步规划。根据远期预测的负荷水平，按远期规划所应达到的目标（如供电可靠性等）和本地区已确定的技术原则（包括电压等级，供电可靠性和接线方式等）和供电设施标准，初步确定远期电网布局，包括以下内容： a规划变电站的容量和位置； b现有和规划变电站的供电区域； c高压线路的路径和结构；d. 所需的电源容量和布局（根据上一级电网的规划，提出对发电厂和电源变电站的要求）。（2）编制近期规划。从现有的电网入手，将基准年和目标年的预测负荷分配到现有或规划的的变电站和线路，进行电力潮流、短路容量、无功优化、故障分析、电网可靠性等各项验算，检查电网的适应度。针对

12、电网出现的不适应问题，从远期电网的初步布局中，选取初步确定的项目，确定电网的改进方案。（3）编制中期规划。做好近期规划后，然后在近期末年规划电网的基础上，将基准年和中期规划目标年的预测负荷分配到变电站上，进行各项计算分析，检查电网的适应度。从远期电网的初步布局中选取初定的项目，确定必要的电网改进方案，做出中期规划。（4）编制远期规划。以中期规划的电网布局为基础，依据远期预测负荷，经各项计算后，编制远期规划。远期规划是近、中期规划的积累与发展，因受各种因素的影响，远期规划原定的初步布局必将会有所调整和修改。2.4.5.2 中压配电网规划城市中压配电网应根据变电站布点、负荷分布、负荷密度和运行管理

13、的需要制定近期规划。其步骤如下：（1）根据变电站布点、负荷密度、供电半径将城市分成若干相对独立的分区，并确定变电站的供电范围。（2）根据分区负荷预测及负荷转供能力的需要，确定中压线路容量及电网结构。（3）为适应中压配电网安全可靠供电要求，应结合中压配电网结构同步开展配网自动化规划。2.4.5.3 低压配电网规划低压配电网规划直接受到小范围区域负荷变动的影响，而且可以在短期内建成，一般只需制定近期规划。2.4.6 确定建设规模（1）确定变电站的站址、容量及无功补偿容量；确定线路的路径和线径；确定分期建设的工程项目及其建设规模。（2）给出调度自动化、配电网自动化、营销系统、继电保护、通信网络等专项

14、规划的规模和要求。2.4.7 确定投资规模根据建设规模估算相应项目的投资水平，确定各电压等级的投资规模，汇总各规划水平年需要的静态投资，得到城网规划总投资。2.4.8 经济评价进行规划项目的财务评价和社会效益评价，分析规划项目的可行性。2.4.9 编写城网规划说明书根据上述内容的结果，编制规划报告书。2.5 规划的修正城网规划的不确定因素很多，因此必须按负荷的实际变动和规划的实施情况，对规划每年进行滚动修正。为适应城市经济和社会发展的需要，远期规划一般每五年修编一次，近期规划应每年做滚动修正。有下列情况之一时，必须对城网规划的目标及电网结构和设施的标准进行修改，并对城网规划作相应的全面修正：（

15、1）城市规划或电力系统规划进行调整或修改后；（2）预测负荷有较大变动时；（3）电网技术有较大发展时。2.6 规划的编制、审批和实施 2.6.1 城网规划的编制要以城市总体规划为依据，由供电企业完成，并报上级相关部门审定。2.6.2 城网规划由当地政府城市规划主管部门综合协调，经人民政府审批后，纳入城市总体规划和各地区详细规划中。2.6.3 城网规划的实施应根据城市建设与改造的统一规划来安排。供电企业应与城建部门密切配合，统一安排供电设施用地，如：变（配）电站、线路走廊（包括电缆通道），以及在城市大型建筑物内或建筑物群中预留配电室和营业网点的建筑用地。2.6.4 城网建设中的线路走廊、电缆通道、

16、变（配）电站等用地应上报城市规划管理部门预留（给出预留用地的具体位置并切实纳入城市用地规划）。3 负荷预测与电力（电量）平衡3.1 一般规定3.1.1 负荷预测是城网规划设计的基础，包括电量需求预测和电力需求预测两部分内容。负荷预测工作应在长期调查分析的基础上，收集和积累本地区用电量和负荷的历史数据以及城市建设和各行各业发展的信息，充分研究国民经济和社会发展各种相关因素与电力需求的关系。预测结果可适当参考国内外同类型地区的资料进行校核，使之具有较高的合理性和准确性。（注：本导则所用负荷一般指年最大负荷。）3.1.2 负荷预测需收集的资料一般包括以下的内容：（1）城市总体规划中有关人口、用地、能

17、源、产值、居民收入和消费水平以及各功能分区的布局改造和发展规划等。（2）市政规划、统计和气象部门等提供的与社会经济发展、国民收入水平、环境气象条件等有关的历史数据和预测信息。（3）电力系统规划中电力、电量的平衡，电源布局等有关资料。（4）城市市辖区、下辖县（市）的分区负荷资料，包括全市、分区、分电压等级、分用电性质的历年用电量和历年峰荷数据，典型日负荷曲线以及当前电网潮流分布图。（5）各电压等级变电站、大用户变电站及配电室的负荷记录和典型负荷曲线、功率因数等。（6）大用户的历年用电量、负荷、装接容量、合同电力需量、主要产品产量和用电单耗。（7）大用户或其上级主管部门提供的用电发展规划，包括计划

18、新增和待建的大用户名单、装接容量、合同电力需量；国家及地方经济建设发展中的重点项目及用电发展，具体项目的时间地点。（8）当电源及供电网能力不足时，根据有关资料估算出潜在限电负荷的情况。（9）国内外经济发达地区且规模相当的城市的电量、负荷数据，以及其它相关数据。（10）新能源技术以及错峰填谷、分时电价等需求侧管理措施的采用对电力负荷的影响。3.1.3 进行规范的负荷数据监测、统计、分类和积累，进行社会发展相关资料的积累，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。由于负荷预测分析工作量大，而且负荷数据需长期保存并不断更新，因此需建立负荷数据库管理系

19、统，采用计算机网络技术并结合地理信息系统等，对数据进行采集、统计、分析。3.1.4 负荷预测分近期、中期和远期（年限与城网规划的年限一致）。按阶段考虑，近期负荷预测结果应逐年列出，中期和远期可只列出规划末期数据。远期宜着重考虑城市及各分区的饱和负荷密度和饱和负荷的预测，确定最终负荷规模。3.1.5 为使城网结构的规划设计更为合理，还应给出分区的负荷预测结果以及分电压等级的负荷预测结果。3.2 预测思路和方法3.2.1 对现状和历史的负荷、电量进行统计分析，作为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。3.2.2 应从用电性质、地理区域或功能分区、电压等级

20、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、第二、第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（GB 50293）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范围划分；功能区域可按城市规划土地的用途功能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。（3）计算城网某个电压等级的负荷时，应采用该电压等级供电的实际负荷，或从上一电压等级的总负荷中减去上一级电网的线损功率和直配供电（发电厂直供的）负荷

21、并减去同级电压转供周边县区的负荷（应为同一时刻负荷）。3.2.3 负荷预测工作，可从全面和局部两方面进行。一是对全市总的电量需求和电力需求进行全面的宏观预测，二是对各分区的电量需求和电力需求进行局部预测。在具体预测时，还可将各分区中的一般负荷和大用户分别预测，一般负荷可作为均匀分布负荷，大用户则作为点负荷。各分区负荷综合后的总负荷，在考虑同时率的影响后，还应与宏观预测的全区总负荷进行相互校核。3.2.4 在中、低压配电网规划中还要做好具体地块负荷的分布预测，即需将分区的负荷预测结果分解落实到各地块中，以利于变电站的布点和电网的布局。3.2.5 负荷预测工作宜先进行电量需求预测，再进行电力需求预

22、测。一般先进行各目标年的电量需求预测，再根据年综合最大负荷利用小时数求得最大电力需求的预测值，也可按典型负荷曲线，得出各时间断面的电力负荷值。3.2.6 负荷预测常用方法有：单耗法、弹性系数法、外推法、自然增长法、综合用电水平法、负荷密度法、相关法等。可根据各城市的负荷预测的条件和各电压等级的实际需要，综合选用适用的预测方法，并相互校核、补充。3.2.7 负荷预测的其它修正方法在大用户电量所占比重较大的城市，可采用大用户加自然增长法。该方法是根据大用户（包括新增大用户、新开发区）实际需电量，并利用一般用户历年的电量数据，加以延伸，推测各目标年的用电量。3.3 电力（电量）平衡3.3.1 城网规

23、划以电力平衡为主。对于受电电源不确定因素较多的特大城市和大城市，既要进行电力平衡计算，也要进行电量平衡计算，可使城网规划的结果更加合理。3.3.2 城网规划的电力平衡应分电压等级进行。根据预测的负荷水平（电力需求预测）和分布情况，与电力系统规划安排的电源容量和需安排的主变容量进行电力平衡。3.3.3 电力平衡应按目标年分阶段分区进行。电力平衡时，应与上级电力规划部门共同确定：（1）网外购受电协议与计划（含电量和电力）；（2）为电力系统供给的电源容量和变电容量考虑的必要的备用容量；（3）变电站的站址及主变负荷；（4）地区发电厂、热电厂、用户自备电厂接入城网的电压等级，接入方式和供电范围；（5）电

24、源点（包括变电站站点）和有关线路以及相应配套工程的建设年限、规模及进度。3.3.4 水电能源的比例较高时，电力平衡应根据水火电源在不同季节的构成比例，分丰期、枯期进行平衡。处于城网中心的大型电厂，亦应按多种开机方式分别进行平衡，以利于规划电网具有较强的吞吐能力和适应能力。3.3.5 进行无功电力平衡时，应考虑分层分区就地平衡的原则。4 规划设计的技术原则城网结构是规划设计的主体，应根据城市的社会经济发展水平和建设规模、负荷增长速度、规划负荷密度、环境保护等要求，以及各地的实际情况，合理选择和具体确定电压等级序列、供电可靠性、容载比、城网接线、中性点运行方式、无功补偿和电压调整、短路水平、电压损

25、失及其分配、节能环保、通信干扰等技术原则。4.1 电压等级4.1.1 城网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。城网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。现有的非标准电压应限制发展，合理利用，并分期分批进行改造。4.1.2 城网的标称电压应符合国家标准标准电压（GB156）。原则上，输电电压为220kV及以上，高压配电电压为35kV、66kV、110kV，中压配电电压为10kV、20kV，低压配电电压为380/220V。考虑到大型及特大型城市近年来电网的快速发展，中压配电电压可扩展至35kV，高压配电电压可扩展至220kV、330kV乃至5

26、00kV。4.1.3 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。4.2 供电可靠性4.2.1 城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。4.2.2 电网供电安全准则。城网的供电安全采用N-1准则，即：（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

27、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；（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压器发生故障停运时：a在正常情况下，除故障段外不停电，并不得发生电压过低，以及供电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，当一台变压器或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。4.2.3 N-1安全准则可以通过调整电网和变电站的接线方式和控制设备正常运行时的最高负载率T达到。T的定义为： （4-1）式中 T变压器负载率（）；cos负载的功率因数；具体计算为：（1）5003

28、5kV变电站：最终规模应配置24台变压器，当一台变压器故障或检修停运时，其负荷可自动转移至正常运行的变压器，此时正常运行变压器的负荷不应超过其额定容量，短时允许的过载率不应超过1.3，过载时间不超过2小时，并应在规定时间内恢复停运变压器的正常运行。负荷侧可并列运行的变压器负载率可用下式计算： （4-2）式中：T 变压器负载率（）；N 变压器台数；P 单台变压器额定容量（kVA）；K 变压器过载率（可取1.01.3）.当 N = 2时，T = 5065%；当 N = 3时，T = 6787%；当 N = 4时，T = 75100%；变电站中负荷侧可并列运行的变压器数越多，其利用率越高，但对负荷侧

29、断路器遮断容量的要求也越高；对负荷侧不可并列运行的变压器，其负载率与母线接线方式有关。（2）高压（包括220kV及以上）线路：应由两个或两个以上回路组成，一回路停运时，应在两回线之间自动切换，使总负荷不超过正常运行线路的安全电流限值（热稳定电流限值），线路正常运行时的最大负载率应控制为： （4-3）式中N同路径或同一环路的线路回路数；（3）中压配电网：a架空配电网为沿道路架设的多分段、多连接开式网络。虽然每段有一个电源馈入点，当某一区段线路故障停运时仍将造成停电。为了能够隔离故障，达到将完好部分通过联络开关向邻近段线路转移，恢复供电的目的，线路正常运行时的最大负载率应控制为： （4-4）式中：

30、M 线路的预留备用容量（kW），即邻近段线路故障停运时可能转移过来的最大负荷；P 对应线路安全电流限值的线路容量（kW）。b电缆配电网一般有两种基本结构：多回路配电网，其应控制的最高负载率与公式（4-3）相同；开环运行单环配电网，其正常运行时应控制的最大负载率计算与双回路相同。c由于电缆故障处理时间长，一般不采用放射形单回路电缆供电。（4）中压配电室：户内配电室宜采用两台及以上变压器，并应满足“N1”准则的要求；杆架变压器故障时，允许停电。（5）低压配电网：原则上不分段，不与其它台区低压配电网联络。对于建筑物内消防、电梯等要考虑备用电源时可例外。4.2.4 为了满足供电可靠性的要求，要对变电站

31、作进出线容量的配合和校核，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。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，并留有适当的裕度，以提高电网运行的灵活性。校核事故运行方式时，可考虑事故允许过负荷，以适当发挥设备潜力，节省投资。4.2.5 满足用户用电的程度。为了提高用户用电的满意度，电网故障造成用户停电时，原则上允许停电的容量和恢复供电的目标是：（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，恢复供电的时间为一回

32、路故障处理的时间；（4）开环网路中的用户，环网故障时需通过电网操作恢复供电的时间为操作所需的时间。考虑具体目标时间的原则是：负荷愈大的用户或供电可靠性要求愈高的用户，恢复供电的目标时间应愈短。可分阶段规定恢复供电的目标时间。随着电网结构的改造和完善，恢复供电的目标时间应逐步缩短，若配备自动化装置时，故障后负荷应能自动切换。4.3 容载比4.3.1 容载比是某一供电区域，变电设备总容量（kVA）与对应的总负荷（kW）的比值。合理的容载比与恰当的网架结构相结合，对于故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，以及适应负荷的增长需求都是至关重要的。同一供电区域容载比应按电压等级分层计算，但对于区域较大，区

33、域内负荷发展水平极度不平衡的地区，也可分区分电压等级计算容载比。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容量不应计入，该电压等级用户专用变电站的变压器容量和负荷也应扣除，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，如有必要也应扣除。4.3.2 容载比是保障电网发生故障时，负荷能否顺利转移的重要宏观控制指标。负荷增长率低，网络结构联系紧密，容载比可适当降低；负荷增长率高，网络结构联系不强（如为了控制电网的短路水平，网络必须分区分列运行时），容载比应适当提高，以满足电网供电可靠性和负荷快速增长的需要。容载比也是城网规划时宏观控制变电总容量，满足电力平衡，合理安

34、排变电站布点和变电容量的重要依据。4.3.3 容载比与变电站的布点位置、数量、相互转供能力有关，即与电网结构有关，容载比的确定要考虑负荷分散系数、平均功率因数、变压器运行率、储备系数等复杂因素的影响，在工程中可采用实用的方法估算容载比，公式如下： （4-5）式中Rs 容载比，kVA / kW；Pmax 该电压等级的全网最大预测负荷；Sei 该电压等级变电站i的主变容量。城网作为城市的重要基础设施，应适度超前发展，以满足城市经济增长和社会发展的需要。保障城网安全可靠和满足负荷有序增长，是确定城网容载比时所要考虑的重要因素。根据经济增长和城市社会发展的不同阶段，对应的城网负荷增长速度可分为较慢、中

35、等、较快三种情况，相应各电压等级城网的容载比如表4-1所示，宜控制在1.52.2范围之间。表4-1 各电压等级城网容载比选择范围城网负荷增长情况较慢增长中等增长较快增长年负荷平均增长率 （建议值）小于7712大于12500kV及以上1.51.81.61.91.72.0220330kV1.61.91.72.01.82.135110kV1.82.01.92.12.02.24.3.4 对现状城网容载比进行评价时，最大负荷可采用年最大负荷或数个日高峰负荷的平均值。4.4 城网接线4.4.1 城网由输电线路，高压配电线路，中压配电线路，低压配电线路以及联系各级电压线路的变电站和配电室等组成。电网接线的要

36、点如下：（1）各级电压电网的接线应尽量标准化；（2）配电网接线力求简化；（3）下一级电网应能支持上一级电网。各级电压配电网的常用接线，可参考附录B。4.4.2 220kV及以上的输电线路和变电站是电力系统的重要组成部分，又是城网的电源，可靠性要求高，一般为建于城市外围的架空线双环网。由于地理原因不能形成环网时，也可以采用C形电气环网，超高压环网的规划属系统规划。当负荷增长而需要新电源接入时，如果使环网的短路容量超过规定值，则可在现有环网外围建设高一级电压的环网，并将原有的环网分片或开环，以降低短路容量，并尽量避免电磁环网运行。4.4.3 在环网的适当地点设枢纽变电站；在负荷密度大、用电量大的市

37、区，可采用500kV、220kV深入市区的供电方式。这些为市区供电的500kV、220kV线路和变电站属城网规划范围。（注：西北地区为330kV级）4.4.4 高压配电网包括（220kV）、110kV、66kV和35kV的线路和变电站。按架空线路或电缆，以及变电站中变压器的容量和台数，选择接线方式。变电站接线要尽量简化。进出线按实际需要配置。4.4.5 为充分利用通道，市区高压配电线路可同杆双回或多回架设。为避免双回或多回路同时故障而使变电站全停，应尽可能布置为双侧进线。条件不具备时，可加强中压配电网的联络，在双回或多回路同时故障时，由中压配电网提供应急备用电源。4.4.6 当线路上T接或环入

38、三个及以上变电站时，线路宜在两侧有电源进线，但正常运行时两侧电源不并列。4.4.7 对直接接入高压配电网的小型供热电厂或自备电厂与系统的连接方式，一般应考虑在运行上仅与一个变电站相连，并在适当地点设置解列点。4.4.8 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；（2）变电站中压出线开关因故停用

39、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。4.4.9 市区中压架空配电线应在适当地点用柱上开关分段，形成多区段、多连接的开式运行网络，应选用少维护或免维护、可靠性高的新型设备。规划时应考虑下列要求：（1）规定两至三种规格的导线，按负荷情况选用；同一主干线路参与负荷转移的线段应

40、选用同一规格的导线，以适应负荷转供的需要。（2）根据负荷预测，确定变电站供电范围、中压出线回路数和出线走向。4.4.10 城市住宅小区的供电方式应根据用电负荷水平和住宅规模确定，一般可建户内型小区中压配电室。至少有两回进线，两台变压器，变压器单台容量可根据实际需要选定，通常不宜超过800kVA。4.4.11 城市低压配电方式通常为三相四线制，低压负荷分散，进户点多，每相负荷应注意尽量平衡。对于采用中压电缆配电网的地区，低压配电网宜采用电缆网。4.4.12 规划低压配电网时，应使配电变压器的容量、供电范围及其低压线路导线截面适应日益增长的电力负荷。低压配电网接线的原则为：对于负荷密度较大的城市中

41、心区，配电变压器低压侧供电半径一般应控制在150m内，当超过250m时，应进行电压质量校核。4.4.13 城市的经济开发区，繁华地区，重要地段，主要道路及住宅小区的低压供电，其接线如下：（1）设置若干配电室（或箱式配电室）；（2）以大截面电缆将电源从配电室低压侧引入低压分支箱，然后分别接至负荷点，其接线方式按需要采用主备线供电方式。（3）向住宅小区和公建供电的低压线路宜采用电缆线路，一般为直埋，若平行线路较多、道路狭窄时可采用电缆沟或排管。4.5 中性点运行方式4.5.1 城网中性点运行方式一般可分为有效接地方式和非有效接地方式两大类。有效接地方式是指中性点直接接地和经低电阻接地；中性点非有效

42、接地主要分为二种：不接地、经消弧线圈接地。220kV及以上直接接地；110kV直接接地；66kV经消弧线圈接地；35kV、20kV、10kV不接地或经消弧线圈接地，或经低电阻接地；380/220V直接接地。4.5.2 电缆为主和架空线混合型网络的35kV、20kV、10kV电网，如采用中性点经低电阻接地方式，应考虑以下几个方面问题：（1）单相接地时线路应考虑跳闸，为了保证供电可靠性要求，应考虑负荷转移问题；（2）单相接地时的接地电流应限制在对音频电缆的通信线路干扰的允许范围之内；（3）单相接地时的线路的继电保护应有足够的灵敏度和选择性；4.5.3 对于35kV，20kV和10kV电压等级的中性

43、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方式，将接地电流宜控制在10A以内，并允许单相接地运行2小时。4.5.4 对于35kV、20kV、10 kV电压等级的中性点经低电阻接地系统，在发生单相接地故障时，20kV，10kV接地电流宜控制在150500A范围内，35kV接地电流为1000A，应考虑跳闸停运，并注意与重合闸的配合。4.5.5 对于35kV、20kV、10kV电压等级的非有效接地系统，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。4.6 无功补偿和电压调整4.6.1 城网无功补偿的原则：（1）无功补偿装置应根据就地平衡和

44、便于调整电压的原则进行配置，可采用分散和集中补偿相结合的方式。接近用电端的分散补偿装置主要用于提高功率因数，降低线路损耗；集中安装在变电站内的无功补偿装置有利于控制电压水平。（2）装设在变电站处的电容器的投切应与变压器分接头的调整合理配合。（3）大用户的电容器应保证功率因数大于规定的数值，并不得向系统倒送无功。（4）应从系统角度考虑无功补偿装置的优化配置，以利于全网无功补偿装置的优化投切。（5）在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。4.6.2 无功补偿装置的安装地点及其容量（1）330kV及以上的变电站，在线路上一般配置高压并联电抗器（简称高抗），变压器低压侧配置并联电抗器（简称低抗）和电容

45、器。高抗和低抗的容量可根据限制工频过电压和消纳系统过剩无功功率的需要进行配置；电容器容量主要补偿变压器无功损耗，也兼顾系统调压。（2）220kV变电站可在变压器专用中压侧或低压侧配置并联电容器（电抗器），使高峰负荷时，变压器220kV侧功率因数达到0.95以上。电容器容量应经计算确定，一般可取主变容量的1530。电容器宜分组，且单组容量不宜过大，便于采用分组投切以更好地调整电压和避免投切振荡。（3）对于高电压长距离架空或电缆线路，若电容电流大于一定数值，应考虑装设并联电抗器以补偿由线路电容产生的无功功率和限制工频过电压，并联电抗器容量应经计算确定。（4）35110kV变电站一般在变压器低压侧配

46、置并联电容器，使高峰负荷时，变压器高压侧的功率因数达到0.95及以上。电容器容量应经计算确定，一般取主变容量的1030。电容器宜分组，且单组容量不宜过大，便于采用分组投切以更好地调整电压和避免投切振荡。（5）在20kV或10kV配电室中安装无功补偿装置时，应安装在低压侧母线上，电容器应使高峰负荷时，配变低压侧功率因数达到0.95以上，并应注意不应在低谷负荷时向系统倒送无功；当电容器能分散安装在低压用户的用电设备上时，配电室中也可不装设电容器。（6）在供电距离远、功率因数低的20kV或10kV架空线路上也可适当安装电容器，其容量（包括用户）一般可按线路上配电变压器总容量的7%10%计（或经计算确

47、定），但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。（7）中压用户的功率因数应保证达到0.95及以上。其安装的电容器可以集中安装，亦可以分散安装，前者必须能按需量自动投切，后者安装于所补偿的设备旁，与设备同时投切，二者中以分散安装的方法较好。（8）提倡低压用户改善功率因数。4.6.3 无功补偿容量的配置：（1）根据无功应分区分层平衡的原则。下式可用以简单计算局部电网所需增加的电容器容量： （4-6）式中：QC所需增加的电容器容量，kvar；PL局部电网的实际最大负荷，kW；cos1无功补偿前的功率因数；cos2无功补偿后要求达到的功率因数。 在没有达到无功功率分层分区平衡的目标以前，为了宏观调控的需要，可

48、用K的计算方法： （4-7） 式中：Pm电网最大有功负荷，kW； Qm对应Pm所需的无功设施容量，kvar。 Qm包括地区发电厂无功出力，电力系统可能输入的无功容量，运行中的无功补偿设施容量（包括用户）和城网充电功率之总和；K值的大小与城网结构、电压层次和用户构成有关，可根据计算得出，一般可选1.3左右。（2）在进行城网规划时，各电压等级无功补偿装置及AVC（自动电压控制）的配置，也可采用能够同时进行全网无功优化补偿的计算程序确定。4.6.4 提高电压质量的综合措施为：（1）无功功率就地平衡；（2）具有足够的调压手段；4.6.5 调节电压的主要手段为：（1）发电厂和调相机调压；（2）变电站调压

49、；a各电压等级变电站在二次侧母线上装设无功补偿装置；b变压器配置有载调压开关。用户至少经过一级有载调压变压器。（3）线路调压：必要时加装线路调压器、改变配电变压器分接头、缩短供电半径及平衡三相负荷。4.7 短路水平4.7.1 为了取得合理的经济效益，城网各级电压的短路容量应该从网络设计、电压等级、变压器容量、阻抗选择、运行方式等方面进行控制，使各级电压断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流相配合。在变电站内的系统母线，一般不超过表4-2中的数值：表4-2 各电压等级的短路容量限定值电压等级短路容量500 kV50 kA、63 kA330 kV50 kA、63 kA220 kV40 kA、50

50、kA110 kV31.5 kA、40 kA66 kV31.5 kA35 kV25 kA20kV16kA、20 kA10kV16kA、20 kA建议在220kV及以上变电站的低压侧选取表4-2中较高的数值，110kV及以下变电站的低压侧选取表4-2中较低的数值；一般中压配电线路上的短路容量将沿线路递减，因此沿线挂接的配电设备的短路容量可再适当降低标准；必要时经过技术经济论证可超过表4-2中规定的数值。4.7.2 各级电压网络短路容量控制的原则及采取的措施如下：（1）城网最高一级电压母线的短路容量在不超过表4-2规定值的基础上，应维持一定的短路容量，以减小受端系统的电源阻抗，即使系统发生振荡，也能

51、维持各级电压不过低，高一级电压不致发生过大的波动。为此，如受端系统缺乏直接接入城网最高一级电压的主力电厂，经技术经济论证后可装设适当容量的大型调相机。（2）城网其它电压等级网络的短路容量应在技术经济合理的基础上采取限制措施：a网络分片，开环，母线分段运行；b适当选择变压器的容量，接线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器；c在变压器低压侧加装电抗器或分裂电抗器，或在出线断路器出口侧加装电抗器等。（3）对于短路容量过小（普遍小于10kA）的薄弱电网，则应采取一定的措施来逐步提高电网的短路容量，以增加电网的抗干扰能力。提高电网短路容量的措施主要有：a线路建设尽量组成环网，或采用双回路；b必要

52、时采用电磁环网运行，但应进行潮流计算校核，避免故障后出现系统事故扩大；c与周边大电网联网或增加新的联络点，尽量避免孤立电网运行。4.8 电压损失及其分配4.8.1 保证各类用户受电电压质量合格是确定各级城网允许的最大电压损失的前提。我国电能质量供电电压允许偏差（GB12325）规定如下：（1）35kV及以上供电电压正负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10。注：如供电电压上下偏差为同符号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。（2）20kV或10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的7。（3）220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7.5与-10。4.8.2 各级城网的电压损失应

53、按具体情况计算，并规定各级电压的允许电压损失值的范围，一般情况可参考表4-3所列数值。表4-3 各级电压城网的电压损失分配城网电压电压损失分配值（%）变压器线路220kV及以上23110kV、66kV254.57.535kV24.52.5520kV、10kV及以下24810其中：20kV或10kV线路24配电变压器24低压线路（包括接户线）464.9 节能环保4.9.1 城网规划应坚持建设资源节约型和环境友好型电网的原则，应同时考虑降低投资成本和运行的经济性。4.9.2 城网规划设计时应在噪声、工频电场和磁场、高频电磁波、通信干扰等多方面满足国家相关标准和技术要求。4.9.3 应推广采用大截面

54、、大容量、同杆并架及紧凑型线路，节约线路走廊。应采用节能型线路金具，淘汰高能耗线路金具。4.9.4 推广采用高可靠性、小型化和节能型设备建设与环境相协调的节约型变电站。4.10 通信干扰4.10.1 城网规划设计应尽量减少对通信设施的危害及干扰，并在规划年限内留有适当裕度。4.10.2 市区内输电线路、高压配电线路和变电站的建设，应按照城市规划，并与有关通信部门研究，共同采取措施；必要时，强、弱电部门共同进行计算及现场试验，商讨经济可行的解决方法。4.10.3 强电线路对电信线路及设备影响的允许值可参照下列规定：（1）危险影响。强电线路发生单相接地事故时，对架空电信明线产生磁感应纵电动势允许值

55、如下：一般强电线路：430V高可靠强电线路：650Va对电信电缆线路产生磁感应纵电动势允许值ES1（V）为： （4-7）b电信电缆线路用于远距离供电，输出端有一端直接接地时，在电缆芯上的磁感应纵电动势允许值ES2为： （4-8）式中 UDr电缆芯线对外皮直流试验电压 / V；Urs影响计算的后段远供电压 / V。c当电网发生单相故障时，接地装置对地电位升高，传递至通信设施接地装置上的电位应小于250V。（2）干扰影响：可参照国际电话电报咨询委员会（CCITT）导则第6卷第6章上的规定执行。（参见附录C）4.10.4 城网的无线电干扰，一般用干扰场强仪进行实测，如无实测资料时，可从干扰水平、频率

56、特性和横向特性三方面进行估算。按我国已正式或将颁布的以下各项标准，进行规划设计：（1）国标架空电力线路与调幅广播收音台的防护间距（GB 7495）；（2）国标架空电力线路与监测台（站）的防护间距（GB 7495）；（3）国标航空无线电导航台站电磁环境要求（GB 6364）；（4）国标架空电力线路，变电站对电视差转台、转播台无线电干扰防护间距标准（GBJ 143）；（5）对海中远程无线电导航台站电磁环境要求（GB 13613）； （6）对空情报雷达站电磁环境要求（GB13618）；（7）短波无线电测向台（站）电磁环境要求（GB13614）；（8）短波无线电收信台（站）电磁环境要求（GB13617

57、）；（9）VHF/UHF航空无线电通信台站电磁环境要求（GJBZ20093）。4.10.5 城市屏蔽效应是城网解决电磁干扰的一个重要措施。城市中各种金属管道及钢结构建筑物的屏蔽效应可用城市屏蔽系数表示，该系数应通过实测确定。国内一些实测工频城市屏蔽系数在0.30.6之间。具体数值应根据实际情况而定。5 供电设施城网的供电设施应满足城网规划设计的要求，与城市建设相适应，与市容环境相协调，注重提高城网安全运行水平，增强抗御自然灾害和事故的能力，符合环境保护的要求，并逐步实现标准化。城网供电设施选址、占地及线路路径应根据需要与可能，由当地供电企业与市政规划和土地管理部门进行研究后确定。供电线路路径和

58、走廊位置应与其它市政设施和管线统一安排。5.1 变电站5.1.1 城网变电站的选址应符合下列要求：（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；（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；（6）该地区的土壤电阻率能使变电站接地电阻满足接地规程的相关要求。在城网规划时，变电站的站址应由供电企业与城市规划部门共同进行预选，其线路走廊与电缆通道的规模应初步划定。变电站站址、线路走廊、电缆沟道应纳入城市总体规划。5.1.2 市区变电站的设计应尽量节约用地，变电站用地

59、面积应根据变电站容量、接线和设备的选型确定，可采用占地面积较少的户外型和半户外型布置。市中心区的变电站可考虑采用占空间较小的全户内型或紧凑型变电站，并考虑与其它建设物混合建设，或建设半地下、地下变电站。市区变电站的建筑物设计应与环境协调，并可适当提高建筑外立面的标准。5.1.3 一个变电站的主变压器台数（三卷变类似考虑）最终规模不宜少于2台或多于4台，单台变压器容量不宜大于表5-1中的数值：表5-1单台变压器容量主变电压比（kV/kV）单台主变容量（MVA）500/2201500330/110360220/110240220/66240220/35240110/2063110/106366/1

60、06335/1031.5在一个城网中，同一级电压的主变压器单台容量不宜超过23种，在同一变电站中同一级电压的主变压器宜采用相同规格。当变电站内变压器的台数和容量已达到规定的台数和容量以后，如负荷继续增长，一般应采用增建新的变电站的方式提高电网供电能力，而不宜采用在原变电站内继续扩建增容的措施。主变压器的外形结构、冷却方式及安装位置应充分考虑采用通风散热的措施，为节约能源及减少散热困难，主变压器应选用低损耗型。5.1.4 变电站内断路器及配电装置应本着小型、无油、性能质量好、可靠性高、免维护或少维护的原则选用。城区变电站可采用敞开式SF6断路器（真空断路器）或SF6全封闭组合电器，城市中心区变电站宜采用SF6全封闭组合电器，变电站应采用节能型设备，淘汰高耗能设备。新装设备的短路容量应满足较长期电网发展的需要。5.1.5 变电站应采用自动化设计，220kV终端变电站和110kV及以下变电站应采用无人值班（少人值守）设计。5.1.6 城网具有电网结构复杂、运行方式多变、短距离线路多、供电容量大的特点，