广州电网规划设计技术原则.doc

广州供电局有限企业技术原则
广州供电局有限企业 发 布
10月公布
10月实行
Q/GZJ 00153-

广州电网规划设计技术原则
（修订版）

目 次
1 总 则 1
2 电网规划重要原则 3
3 电网规划设计一般技术规定 4
3.1 供电辨别类 4
3.2 负荷预测 5
3.3 电压等级 5
3.4 容载比 6
3.5 安全性 6
3.6 供电可靠性 6
3.7 线损控制 7
3.8 中性点接地 7
3.9 短路电流 7
3.10无功赔偿及电压调整 8
3.11电能质量控制 10
3.12通信干扰 11
3.13绿色电网与环境保护 11
4 110 kV及以上电网一次部分 14
4.1 电厂接入系统 14
4.1.1 一般电厂接入系统 14
4.1.2 分布式电源接入系统 14
4.1.3 厂网协调 14
4.2 网架构造 15
4.2.1 220 kV及以上网架规划 15
4.2.2 110 kV网架规划 16
4.3 变电站 16
4.3.1 变电站布点规定 16
4.3.2 变电站新建和扩建关系 17
4.3.3 变电站选址规定 17
4.3.4 变电站用地规定 18
4.3.5 变电站建设型式 18
4.3.6变电站规模和电气主接线方式 18
4.3.7 变压器重要参数 19
4.3.8 变电站其他 20
4.4 110kV及以上输电线路 21
4.4.1 110kV及以上架空线路 21
4.4.2 110kV及以上电缆线路 23
5 110 kV及以上电网二次部分 27
5.1 继电保护 27
5.2 安全自动装置 33
5.3 电网自动化 34
5.4 通信网络 41
5.5 计量 47
6 20kV及如下配电网 52
6.1 有关定义 52
6.2中低压配电网一般规定 53
6.3 中压电缆网 54
6.4 中压架空网 57
6.5 混合型网架 59
6.6 开关站和配电站 59
6.7 中低压配网通道 62
6.8 低压配电网 63
7 配电自动化 65
7.1 总体原则 65
7.2 配电自动化主站系统及信息集成原则 65
7.3 配电终端监控选点原则 65
7.4 配电自动化通信通道建设原则 67
7.5 配电自动化电源建设及配置原则 67
7.6 馈线自动化建设原则 68
7.7 配电开关自动化改造原则 68
8 客户供电原则 69
8.1 负荷分类 69
8.2 客户分类 69
8.3 客户供电方式及接入原则 69
8.4 对特殊客户供电技术规定 71
8.5 客户端无功赔偿 72
8.6 客户端谐波控制 72
附录 参照规程规范、原则等资料汇总 73

1 总 则
1.1为增进广州电网规划设计规范化、原则化，建设智能、高效、可靠、绿色现代化电网，完善电网构造，减少电网风险，提高供电可靠性，减少电网损耗，提高电能质量，提高经济性和安全环境保护水平，提高电网科技含量，更好地为客户服务，满足广州国民经济和社会迅速增长用电需求，特制定本原则。
1.2本原则以国家、地方及行业有关法律法规、原则、导则、规程和规范为基础，结合广州实际状况进行编制，并根据需要适时调整。
1.3本原则规定了广州供电局有限企业管理各级电网规划、输变配电工程设计、建设和改造等阶段应遵照重要规划设计原则和技术规定，合用于广州各电压等级电网发展规划编制与输变配电工程设计工作；对于接入广州电网电厂、大顾客也应参照本原则执行。
2 电网规划重要原则
2.1 电网规划必须坚持以科学发展观为指导，贯彻贯彻国家法律法规、技术规范和节能环境保护政策，贯彻南方电网中长期发展战略，规划建设资源节省型、环境友好型绿色电网，满足广州市社会经济发展规定。
2.2 规划年限和任务
2.2.1 电网规划应遵照“远近结合、远粗近细”思绪开展工作，按年限可分为近期规划（5年以内）、中期规划（5-，含5年规划）、长期规划（以上），一般宜与国民经济和社会发展规划年限相一致。
2.2.2电网滚动规划系在电网近、中期规划指导下，对电网逐年滚动优化和调整；滚动规划编制重要目是为指导和安排电网下一阶段新建和改造输变电项目建设。
2.3 电网规划编制规定
2.3.1电网规划编制，应以调查分析为根据，统筹考虑优化电网构造，研究提出处理电网微弱环节措施，充足考虑规划实行可操作性；在保证安全可靠基础上，重视电网整体经济效益，提高电网供电能力和适应性。
2.3.2电网规划编制时，应重视电网规划与城镇总体规划、电网规划与电源规划、电网规划与新能源规划、广州电网与周围区域电网规划、广州各区（市）电网规划协调。
2.3.3电网规划包括输电网规划和配电网规划。电网规划应以政府制定电源规划方案为基础，实现电网与电源协调发展；应增进输电网与配电网协调规划、一次系统与二次系统协调规划，增进电网规划与技改规划协调，保证电网整体协调发展。
2.4 电网规划规定
2.4.1 电网规划在城镇总体规划指导下开展，是城镇总体规划重要构成部分。规划确定走廊和站址应纳入城镇控制性详细规划，并获得地方政府支持，予以保护。
2.4.2 输电网规划应以坚持化解电网风险与投资效益综合最优为原则，配电网规划应以规范配网接线、提高供电可靠性为原则。
2.4.3 电网规划应把握电网新技术发展方向，积极谨慎应用新技术，提高电网技术水平，保证广州电网技术领先、可持续发展。
3 电网规划设计一般技术规定
3.1供电辨别类
根据《中国南方电网企业110kV及如下配电网规划指导原则》中有关都市级别划分部分内容，确定广州市为特级重要都市，并根据广州市最新都市规划，将广州各规划区域供电级别详细划分如下：
（1）A类供电区
A类供电区重要指广州创先示范窗口和饱和负荷密度在30MW/km2及以上中心城区。范围包括越秀区全区；荔湾区全区；海珠区昌岗路、新港路以北地区；天河区广园东路以南、车陂路以西地区；中新知识城地区；南沙区关键湾区。
（2）B类供电区
B类供电区重要指饱和负荷密度在20~30MW/km2一般市区。范围包括海珠区昌岗路、新港路以南地区；天河区广园东路以北、车陂路以东地区；白云区黄石路以南、白云大道以西；黄埔区；萝岗区除中新知识城以外地区；南沙区除关键湾区以外地区；番禺区市桥街；花都新华街。
（3）C类供电区
C类供电区重要指饱和负荷密度在10~20MW/km2郊区及城镇，范围包括白云区黄石路以北；番禺区除市桥街以外地区；花都区除新华街以外地区；增都市荔城街、增江街和新塘镇；从化市街口街、城郊街、江埔街和养生谷。
（4）D类供电区
D类供电区重要指饱和负荷密度在5~10MW/km2郊区及城镇。范围包括增都市除荔城街、增江街、新塘镇、派潭镇、小楼镇和正果镇以外地区；从化市除街口街、城郊街、江埔街、养生谷、吕田镇和鳌头镇以外地区。
（5）E类供电区
E类供电区重要指饱和负荷密度在1~5MW/km2农村地区，范围包括增都市派潭镇、小楼镇和正果镇；从化吕田镇和鳌头镇。

图3.1 供电辨别类图
3.2 负荷预测
3.2.1 负荷预测是电网规划设计基础，包括用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基础上，搜集和积累当地区用电量和负荷历史数据以及都市建设和各行各业发展信息，充足研究国民经济和社会发展多种有关原因与电力需求关系。
3.2.2负荷预测分近期、中期和远期（年限与电网规划年限一致），近期应逐年分列数据，中期和远期可只列出期末数据。
3.2.3应用三种或三种以上措施进行负荷预测，对每种措施分别进行高中(低)负荷水平预测，并提出推荐方案。
3.2.4负荷预测采用“自上而下”和“自下而上”相结合措施，前阶段采用报装负荷等措施，后阶段采用弹性系数、人均用电指标、横向对比、空间饱和密度等措施。
3.2.5 在变电站负荷预测时应统筹考虑变电站布点规划，将负荷预测成果分解贯彻到各变电站，以利于变电站布点和电网布局。
3.3 电压等级
广州电网发展如下原则电压等级电网：
（1）超高压输电网，500kV；
（2）高压输电网，220kV；
（3）高压配电网，110kV；
（4）中压配电网，10kV/20kV；
（5）低压配电网，380V/220V。
广州市公用电网不再发展35kV电压等级，增城、从化北部35kV电压等级结合电网发展逐渐取消。
3.4 容载比
3.4.1 容载比是反应电网供电能力重要技术经济指标之一，也是宏观控制区域变电站布点和变电容量根据，在实际应用过程中应结合区域变电站主变“N-1”校核成果统筹考虑。
3.4.2 容载比应按电压层级分层、供电区域分区计算，应考虑下层级电厂上网影响。
3.4.3根据广州各区域经济增长和都市社会发展速度不一样，对应负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种状况，其中500kV电压等级容载比按全市考虑，对应广州电网各电压等级容载例如表3.4.3所示。
表3.4.3 各电压等级容载比选择范围
负荷增长状况
较慢增长
中等增长
较快增长
年负荷平均增长率（提议值）
不不小于7%
7%~12%
不小于12%
500kV
1.4~1.6
220kV
1.6~1.9
1.7~2.0
1.8~2.1
110kV
1.8~2.0
1.9~2.1
2.0~2.2
3.5 安全性
3.5.1 广州电网220kV及以上电网必须满足DL755-《电力系统安全稳定技术导则》规定。
3.5.2广州电网A类供电区220kV及以上电网在正常接线方式下应满足如下安全稳定原则：
（1）发生220 kV及以上任一段母线故障时，A类供电区正常供电（容许备自投动作）；
（2）发生220 kV及以上同塔双回线路故障时，A类供电区正常供电（容许备自投动作）。
3.5.3 110 kV变电站中失去任何一回进线或一台主变时，必须保证向下一级电网供电，不损失负荷。
3.6 供电可靠性
3.6.1供电可靠性应到达下列目规定：
（1）满足供电安全准则规定；
（2）满足顾客用电程度规定；
（3）全网供电可靠率逐渐提高。
3.6.2 电网故障导致顾客停电时，顾客恢复供电规定如下：
（1）两回路供电顾客，失去一回路后，应通过自投、转供电等技术措施，恢复对顾客供电。
（2）三回路供电顾客，失去一回路后，应通过自投、转供电等技术措施，恢复对顾客供电；再失去一回路后，应满足50～70%顾客供电。
3.6.3 供电可靠率控制原则
（1）各类供电区规划理论计算供电可靠率（RS-3）控制目见表3.6.3；
（2）根据经济社会发展规划，确定实现可靠性控制目年限；
（3）根据现实状况分析影响供电可靠性原因，并提出改造与完善措施。
表3.6.3　规划理论计算供电可靠率（RS-3）控制目
供电区类别
A类
B类
C类
D类
E类
供电可靠率
>99.999%
> 99.99%
>99.97%
> 99.93%
> 9979%
顾客平均停电时间
<5.2分钟
<52.5分钟
<2.5小时
<6小时
<18小时
注：顾客平均停电时间按《供电系统顾客供电可靠性评价规程》DL/T836-
3.7 线损控制
3.7.1 配电网规划应按线损“四分”管理规定控制分压技术线损，各类供电区规划分电压等级理论计算线损率（不含无损）控制目见表3.7.1。
表3.7.1 理论计算技术线损率控制目
电压等级
A类
B类
C类
D类
E类
110 kV
< 0.5%
< 0.5%
< 0.5%
<2%
<3%
20 kV
< 2%
--
--
--
--
10 kV
< 2%
< 2%
< 2.5%
< 2.5%
< 4%
380/220V
< 2%
< 2%
< 2.5%
< 2.5%
< 5%
合计综合
技术线损率
< 3%
< 3%
< 4.5%
< 6%
< 11%
3.7.2 根据经济社会发展规划，确定实现线损率控制目年限。
3.7.3 配电网规划时，应根据现实状况分析影响线损率原因，并提出改造与完善措施。
3.8 中性点接地
3.8.1 500kV：有效接地系统，主变中性点直接接地或经小电抗接地。
3.8.2 220kV、110kV：有效接地系统，主变中性点直接接地或经低阻抗接地，中性点接地回路应能满足不接地运行规定。
3.8.3 20kV：宜采用小电阻接地方式。
3.8.4 10kV：应采用小电阻接地方式。
3.9 短路电流
3.9.1 断路器短路容量确实定原则
为获得合理经济效益，应从网架设计、电压等级、主接线、设备选型、运行方式等方面，综合控制短路电流，使各级电压断路器开断电流及设备动热稳定电流得到配合。
3.9.2 各电压等级最大短路电流限制值
（1）500 kV电网为63 kA；
（2）220 kV电网为50 kA；
（3）110 kV电网为40 kA；
（4）20 kV电网为25 kA；
（5）10 kV电网为20 kA。
3.9.3 短路电流控制基本原则
（1）优化电网构造
Ø 电网联络不适宜过于紧密。
Ø 优化减少变电站出线回路数。
Ø 电厂分层、分区、分散接入，均衡各电压等级短路电流水平。
Ø 电厂不适宜直接接入500kV变电站220kV母线。
（2）合理应用设备
Ø 规定电厂内部采用高阻抗升压变。
Ø 必要时可采用高阻抗降压主变，500kV主变安装中性点小电抗。
Ø 500kV变电站主变应采用多台数、小容量模式。
3.10无功赔偿及电压调整
3.10.1 对无功设备基本规定
（1）无功赔偿配置应采用就地分层分区基本平衡原则进行配置。在建设有功电源同步，根据电网构造、时尚分布等状况建设近期所需对应无功赔偿设备，预留远期无功赔偿设备位置。无功赔偿设备及控制方式应适合广州电网实际，技术先进，运行安全可靠，使用以便。
（2）变电站户外有场地宜采用集合型（密集型）电容器组，室内变电站宜采用单个容量较大电容器构成框架式电容器组。
3.10.2一般赔偿原则
（1）电网无功赔偿应按分层分区和就地平衡原则，采用分散就地赔偿与变电站集中赔偿相结合，以就地赔偿为主方式，以利于减少网损及有效控制电压质量。
（2）500kV变电站一般选用无载调压变压器，选用有载调压变压器须经技术经济论证，220 kV、110 kV变电站使用有载调压变压器，且应同步具有AVC和VQC功能。
（3）10（20）kV公用配电变压器应在低压侧安装无功赔偿设备，经论证审批除外。低压配电网应在合适位置安装无功赔偿设备。
（4）顾客无功赔偿应满足电网功率因数规定。
3.10.3 无功赔偿装置控制方式
（1）无功赔偿电容器组应配置可自动（手动）投切，并能优化和分组投切并联电容器组。500kV、220 kV、110 kV变电站、公用配电变压器无功赔偿电容器应采用自动投切。
（2）顾客就地无功赔偿电容器应采用自动投切。
3.10.4 变电站无功容量配置
（1）变电站无功赔偿装置电容器组和电抗器组容量，应根据设计计算确定。无功赔偿重要考虑赔偿变压器无功损耗及负荷部分无功损耗。无功赔偿容量应使主变压器最大负荷时，220 kV变电站一次侧功率因数不低于0.98，110 kV变电站一次侧功率因数不低于0.95。进行无功赔偿容量计算时主变10 kV侧负荷功率因数按0.9考虑，220 kV主变110 kV侧负荷功率因数按0.95考虑，并计及与该站连接线路充电功率。详细实行可根据负荷发展状况，分阶段安装无功赔偿容量设备，最终规模按主变满负荷考虑预留无功赔偿位置。500 kV变电站高下压电抗器容量对于500 kV线路充电功率一般状况应全赔偿。
（2）电容器和电抗器每组容量不适宜过大，500 kV变电站每组电容器容量不适宜超过108Mvar，每组电抗器容量不适宜超过60Mvar，220 kV变电站每组电容器容量不适宜超过8000kvar，每组电抗器容量不适宜超过8000kvar，110kV变电站每组电容器容量不适宜超过6012kvar，一般状况下110kV变电站不配置电抗器。电容器组和电抗器组根据需赔偿总容量和单组容量确定，设置分组自动投切开关。
（3）500kV架空线或220kV及如下电缆线路有过多充电功率时，应配置具有分组自动投切功能并联电抗器就地赔偿。
（4）无功赔偿一般考虑为电容器和电抗器等静态赔偿形式。在电网重要电压点、大型冲击负荷接入或有电能质量治理需求变电站宜配置动态无功赔偿装置（如STATCOM或SVC）。
3.10.5 配网无功容量配置
（1）配电变压器在最大负荷时高压侧功率因数和顾客处功率因数均不得低于0.9原则配置。
（2）电力顾客侧应配置合适容量无功赔偿装置，应防止向电网反送无功电力。
（3）公用变压器低压侧配置电容器容量应根据负荷性质确定；当不具有计算条件时，无功赔偿容量可按变压器额定容量20～40％配置。
3.11电能质量控制
3.11.1 频率
广州电网频率原则为50Hz，正常运行频率偏差不得超过±0.2Hz。
3.11.2 电压容许偏差
（1）为保证各类顾客受电端电压质量，应满足GB12325-《供电电压容许偏差》规定，在规划设计时必须对时尚和电压水平进行核算，电压容许偏差值范围可参照表3.11.2。
表3.11.2 电网电压容许偏差表
额定电压
电压容许偏差值范围
标称系统电压
百分数
高压
500kV
正、负偏差绝对值之和不超过额定电压10%
+10%、0%
220kV
正、负偏差绝对值之和不超过额定电压10%
+7%、－3%
110kV
正、负偏差绝对值之和不超过额定电压10%
+7%、－3%
中压
20kV
21400～0V
+7%、－0%
10kV
10700～10000V
+7%、－0%
低压
380V
406～354V
+7%、－7%
220V
235.4～198V
+7%、－10%
以上数值应包括裕度在内，以便满足规划设计年限后来负荷增长。尤其是低压电网电压容许偏差值范围可以用±5%目值来校核，即380V低压电网为399～361V，220V低压电网为231～209V。
（2）对各级电压顾客受电端电压考核点（按有关规定设置），应配置具有持续测量和记录功能、精度为0.5级电压监测仪。
3.11.3 三相不平衡度
（1）电网正常运行时，负序电压不平衡度不超过2%，短时不得超过4%。
（2）低压系统零序电压限值暂不作规定，但各相电压必须满足GB/T12325规定。
（3）接于公共连接点每个顾客引起该点负序电压不平衡度容许值一般为1.3%，短时不超过2.6%。根据连接点负荷状况以及邻近发电机、继电保护和自动装置安全运行规定，该容许值可作合适变动、但必须满足（1）条规定。
（4）三相电压容许不平衡度应满足GB/T15543-《电能质量三相电压容许不平衡度》规定。
3.11.4 电压波动与闪变
由冲击负荷和波动引起电网公共联结点电压波动和闪变，应满足GB/T12326-《电能质量电压波动和闪变》规定。
3.11.5 谐波
（1）对各类具有谐波顾客，在运行中注入电网谐波电流容许值友好波电压限值应满足GB/T 14549-1993《电能质量公用电网谐波》规定。控制其产生谐波量，控制谐波电压、电流，有关变电站母线应配置谐波测试仪进行监测。
（2）在变电站新建、扩建及改建设计时，应对电容器组进行谐波设计、校验和审核，合理配置串联电抗器容量，以防止产生谐波谐振或严重放大。
（3）因电容器组投入引起母线谐波电压放大倍数，不得超过1.5～2.0倍。
3.12通信干扰
电网规划设计应尽量减少对通信设施危害和干扰。输电线路对通信线路危险和干扰影响应满足DL/T5033-《输电线路对电信线路危险和干扰影响防护设计规程》中规定。无线电干扰应按照我国已正式或将颁布各项原则进行规划设计。
3.13绿色电网与环境保护
3.13.1绿色电网
（1）紧密结合广州电网实际状况和技术发展现实状况，结合建设和运行需求，积极应用新技术、新设备、新材料和新工艺，将节地、节能、节水、节材和环境保护等绿色理念融入到电网工程建设中，增进绿色电网建设和发展。
（2）统筹考虑节地、节能、节水、节材和环境保护等方面原因，通过优化设计方案及设备材料选型、积极应用节能降耗新技术等措施，实现资源节省和环境友好。
（3）坚持经济合用原则和全生命周期效益最优原则，合理控制费用，力争资源运用最大化。
（4）站区规划和途径选择应与当地协调，积极采用低损耗设备及材料、合理选用节水型设备和器具。
（5）积极应用可循环、可再运用材料，不使用对环境导致污染设备和材料。
3.13.2电磁环境
（1）电磁环境原则
线路及变电站电磁环境应满足现行国家规定。
（a）500kV线路跨越非长期住人建筑物或则邻近民房时，房屋所在位置离地1.5m处未畸变电场强度不得超过4kV/m。
（b）距输电线路边相导线投影外20m处，80%时间，80%置信度，频率0.5MHz时无线电干扰值不应超过表3.15.2所列数值。

表3.13.2 频率0.5MHz时无线电干扰限值
标称电压（kV)
110
220
500
1000
限值（db）
46
53
55
55～58
（2）电磁环境防治
（a）架空电力线路和变电站设备规划建设应注意对邻近通信设施干扰影响以及与电台距离，工程选址选线时应避开无线电、工频电磁场干扰敏感点。
（b）站内电气设备无线电干扰应从设备制造上进行控制，采用对应措施减少电磁强度影响。
（c）架空输电线路可通过优化导线相序排列方式及杆塔型式，减少周围工频场强。
3.13. 3 变电站和配电站降噪
（1）变电站噪音规定
根据变电站所处区域使用功能特点和环境质量规定，对声环境功能辨别为如下四种类型：
Ⅰ类声环境功能区：指以居民住宅、医疗卫生、文化教育、科研设计、行政办公为重要功能，需要保持安静区域。
Ⅱ类声环境功能区：指以商业金融、集市贸易为重要功能，或者居住、商业、工业混杂，需要维护住宅安静区域。
Ⅲ类声环境功能区：指以工业生产、仓储物流为重要功能，需要防止工业噪声对周围环境产生严重影响区域。
Ⅳ类声环境功能区：指交通干线道路两侧一定距离之内，需要防止交通噪声对周围环境产生严重影响区域。
各类声环境功能区噪声限值见表3.13.3。
表 3.13.3 环境噪声限值 单位：dB(A)
时段
Ⅰ类地区
Ⅱ类地区
Ⅲ类地区
Ⅳ类地区
昼间
55
60
65
70
夜间
45
50
55
55
夜间频发噪声最大声级超过限值幅度不得高于10dB (A)。
夜间偶发噪声最大声级超过限值幅度不得高于15dB (A)。
（2）变电站降噪
对于在城中心区和噪声敏感区域变电站，应从声源上进行控制，选用低噪声设备，优化变电站设备布置，对变电站内设备采用隔振防振、吸声消声隔声等减少噪声措施，运用站内设施减少相邻空间噪声干扰以及室内噪声对外界影响。
（3）配电站降噪
配电站设置应满足降噪规定，变压器进线铜排与高压套管之间宜使用软导线进行连接，母线与变压器低压套管之间宜使用连接器进行连接，母线吊架处宜使用减震构件，减少振动传递；在干式变压器与地面接触处宜设计阻尼减震弹簧；在尤其需要安静区域（如疗养院、医院康复区）或顾客对环境噪声有特殊规定区域，应设计拥有独立基础配电房。
3.13.4 其他
（1）变电站内无覆盖保护场地应进行绿化处理，防止水土流失。宜运用站前区建筑物旁、路旁及其他空闲场地进行绿化。扩建、改建工程应对原绿化场地进行保护，尽量保留原有绿地、树木，施工破害处应恢复绿化。
（2）变电站墙体材料应结合当地实际状况，在节能、环境保护基础上选用经济合理材料。屋面应设置保温隔热层，保温隔热材料应选用环境保护材料，其厚度应根据材料种类和当地气候条件确定。
（3）在变电站建筑设计和构造设计中，合理考虑建筑朝向和楼距，充足运用自然通风和天然采光，减少使用空调和人工照明。
4 110 kV及以上电网一次部分
4.1 电厂接入系统
4.1.1 一般电厂接入系统
（1）电厂接入电网应遵照分层、分区、分散接入原则。
（2）新建单机容量为600MW及以上电厂或机组应优先考虑接入负荷中心区，优先考虑以220kV电压等级接入电网可行性；单机容量200~600MW级机组宜接入220kV电网；200MW如下机组宜就近接入110kV及如下电网。
（3）110kV电厂可考虑在110kV变电站站内T接或接入220kV变电站110kV母线两种形式接入110kV电网，详细接入需通过技术经济比较后确定；110kV电厂在110kV变电站站内T接时应配置断路器。
（4）电厂接入电网电压等级不超过2级。以2级电压接入电网发电厂内原则上不设2级电压联络变压器，防止形成高下压间电磁环网。
（5）防止电厂集中接入变电站和大环网迂回送电形式，电厂发电机母线不得直接带顾客负荷。
（6）为减少电厂并网对电网短路水平助增作用，电厂宜选择高阻抗升压变。
（7）根据新建电源机型特性、装机容量以及在电网中位置，电源接入时应明确与否规定具有黑启动能力；对于新建燃气机组，原则上规定具有黑启动能力。
4.1.2 分布式电源接入系统
（1）分布式电源重要是指布置在电力负荷附近，与环境兼容发电装置，如微型燃气轮机、太阳能光伏发电、燃料电池、风力发电和生物质能发电等。
（2）分布式电源并网运行应装设专用解列装置和开关，解列装置应具有电压和频率保护。
（3）分布式电源所发电力应以就近消纳为主，应就近接入110 kV及如下电网，应装设双向分时电能表。
（4）分布式电源运行时，不应对电网产生谐波污染，必要时应装设滤波装置。
（5）分布式电源接入点功率因数应满足电网规定。
4.1.3 厂网协调
（1）单机容量不小于或等于50MW水电发电机组、单机容量不小于或等于100MW火电发电机组应具有PSS 功能。
（2）发电机参数选择、继电保护和自动装置（自动电压控制、自动励磁调整器、电力系统稳定器、稳定控制装置、自动发电控制装置等）配置和整定等必须与电网相协调，以保证其性能满足电力系统稳定运行规定。
（3）发电机组在额定有功功率下功率因数具有迟相、进相运行能力，应结合接入电压等级、机组容量及机组型式确定。
（4）单机容量不小于或等于600MW新建煤电机组其调峰能力至少应为装机容量60%；热电冷联产机组调峰能力应按维持额定热/冷负荷工况进行校核，单台机组最小技术出力原则上不不小于80%；调峰气电机组应具有两班制运行条件。
4.2 网架构造
4.2.1 220 kV及以上网架规划
（1）广州500kV电网是南方电网重要受端及广东500kV网架重要构成部分，应与广东500kV电网统一协调发展。
（2）220 kV电网逐渐实现以500 kV变电站关键、以骨干电源为支撑分片供电模式，各分区间正常方式下相对独立运行，在设备检修及事故状况下应具有一定互相支援能力。
（3）220 kV电网一般采用以500 kV变电站为中心双回路闭式环网构造或2座500 kV变电站为两端电源双回路链式构造。每一环网或链中串接220 kV变电站数量不应超过4座，中新知识城每一环网或链中串接220 kV变电站数量不应超过6座。广州地区220 kV电网经典接线参见图4.2.1-1和图4.2.1-2。

图4.2.1-1 220 kV闭式环网接线示意图

图4.2.1-2 220 kV链式接线示意图
（4）220kV双回路闭式环网和链网通道应校验首段线路输送能力，首段不适宜采用电缆线路；环网应与外部电网至少有2回联络线，保证严重故障下重要负荷供电。
（5）采用链式接线时，应考虑来自两个500 kV变电站同一段220 kV母线，经技术论证后优先考虑合环运行。
（6）220kV网架构造应结合电网详细状况，经技术经济比较后确定。
（7）对于线路走廊建设困难地区，考虑为电网更远发展留有较大裕度，必要时线路可提前按高一级电压建设，初期降压运行。
4.2.2 110 kV网架规划
110kV高压配电网原则上采用 “3T”结线，如图4.2.2所示，其基本原则如下：
（1）变电站主接线为线路变压器组。
（2）变电站最终规模配置3路电源、3台主变，主变带变高断路器，即3线3变。
（3）变电站3路电源优先考虑分别来自不一样220kV站，当条件不满足时，必须至少保证来自2个220kV站，来自同一变电站2回电源必须保证能运行在不一样母线分段上。
（4）每回110kV电源线路最多可T接3台主变，T接主变应分属不一样110kV变电站。
（5）两回线路均T接3台主变时，应防止两条线路均T接同属3座变电站主变。
（6）在具有条件状况下，优先考虑110kV变电站电源来自于不一样500 kV片区110kV出线、不一样链式或环网220kV变电站110kV出线。
（7）每座220kV站应根据负荷状况设置一定数量110 kV联络线与其他220kV站联络，保证能转供本站1台主变负荷，以提供计划检修或事故转电能力，联络线正常运行时应带负荷，一般不应设置空载联络线。

图4.2.2 110 kV高压配电网经典接线示意图
4.3 变电站
4.3.1 变电站布点规定
变电站布点以负荷分布为根据，并兼顾电网构造调整规定和建设条件，统筹考虑、统一规划。容载比指标从总体上控制各供电区变电站建设与投资规模，通过对变电站主变“N-1”校核评估，优化变电站供电范围和调整变电站布点规划，防止导致站点间负荷分布不均衡，提高设备运用率和投资效益。
4.3.2 变电站新建和扩建关系
4.3.2.1变电站投产容量应满足3~5年内不扩建原则。首期主变规模不适宜少于2台；对部分负荷发展较快且电网建设难度大区域，可考虑首期一次投产3台变压器。
4.3.2.2原则上应通过新增主变处理变电站主变不满足“N-1”状况。
4.3.2.3 220kV及以上变电站扩建一般均按单台考虑，若按最终容量规模扩建，必须结合当地负荷发展饱和程度谨慎决定。
4.3.2.4 500kV变电站在投产4台主变后，优先考虑新建变电站处理供电能力问题；220kV变电站最终按4台主变配置，在投产3台主变后，如无法满足负荷需求，优先考虑通过新建变电站处理供电能力问题。
4.3.2.5各供电区内已经有220kV变电站供电时，任何时期必须保证该区域内变电站留有1~2台220kV主变扩建余地。
4.3.2.6 在项目规划和可研阶段应根据未来电网发展需要预留对应设备间隔，保证变电站建成后5年内不扩建间隔；为减少间隔扩建所带来停电风险，变电站母线及有关设备应一次建成。
4.3.2.7 房地产开发项目配套变电站土建部分与开发主体同步规划、同步建设、同步验收，验收合格后移交供电部门使用。
4.3.2.8 对于建设敏感但近期负荷较低区域，土建和电气分开实行，先上变电站土建和低压配电装置，根据负荷发展需要，择时再上配套高压线路及主变压器。
4.3.3 变电站选址规定
在明确变电站在系统中地位和作用后，选择站址应综合考虑如下规定，选择最佳站点。
4.3.3.1 降压变电站靠近负荷中心。
4.3.3.2 以便与电源或其他变电站互相联络，符合电网规划、都市规划及土地运用规划规定。
4.3.3.3 站址地形、地貌满足近远期建设和发展规定。
4.3.3.4 站址应不受洪水、内涝及山洪冲刷影响，地质条件合适。
4.3.3.5 避开易燃、易爆及污染严重地区；避开对建筑抗震不利区域，避让重点保护自然区和人文遗迹，避让有重要开采价值矿藏；采用措施后与邻近设施（如机场导航台、地震台等）互相影响在容许范围内。
4.3.3.6 交通运送、给排水、施工、运维以便。
4.3.3.7 满足国家环境保护、水土保持及生态环境保护规定，并与环境景观相协调。
4.3.3.8 变电站征地应尽量节省土地，防止非建设用地，不得占用基本农田。
4.3.4 变电站用地规定
4.3.4.1 用地基本规定
（1）本着节省土地，减少工程造价原则征用土地。
（2）对于建设发展用地，应提前规划变电站站点并列入城镇发展规划予以控制，详细征地时间应视实际状况确定。
（3）占地面积应考虑最终规模规定，在都市用地紧张条件下，尽量提高单位面积变电容量。
4.3.4.2 各电压等级新建变电站用地面积在都市控制性详规中按表4.3.4.2所示预留，详细工程设计应按经典设计考虑。
表4.3.4.2 各电压等级新建变电站用地面积指标表
电压等级
（kV）
主变规模
（MVA）
围墙内用地面积
（GIS或HGIS）
户内站
基底面积
户内站
高度
围墙内用地面积（户外敞开式）
500
4×1000
184m×281m（户外HGIS）
--
--
224m×349m
220
4×240
72m×113m（户内GIS）
42m×87m
29.8m
--
220（直降）
4×100
72m×113m（户内GIS）
42m×83m
21.5m
--
110
3×63
43m×76.5m（户内GIS）
21m×54.5m
19m
--
注：1、500kV变电站按6×1000MVA规模预留场地位置
2、110kV合建变电站宜采用南网原则设计尺寸
4.3.5 变电站建设型式
500kV变电站宜采顾客外HGIS布置。220kV变电站宜采用全户内式（包括主变户外布置，其他设备户内布置），110kV变电站宜采用全户内式。
4.3.6变电站规模和电气主接线方式
4.3.6.1 变电站规模及主接线应贯彻南网原则化原则，在满足电网规定状况下尽量优化变电站主接线。
4.3.6.2 新建500kV 变电站单台变压器容量采用1000MVA，扩建不超过1500MVA；220kV主变容量选择，除E类地区采用180MVA外，其他地区采用240MVA；220kV直降20kV主变容量采用100MVA；110kV主变容量选择，除E类地区选用40MVA主变外，其他地区选用63MVA主变压器。
4.3.6.3 500kV站点规模和主接线
（1）最终设置变压器4～6台。
（2）500 kV侧：出线6～10回，采用一种半断路器接线，如采用其他接线型式需专题论证。
（3） 220kV侧：出线14～18回，采用双母线双分段接线。
（4） 35（66）kV侧：单母线单元接线。
4.3.6.4 220kV 站点规模和主接线
（1）最终设置变压器3～4台，一般按4台考虑；220kV直降20kV地区最终设置变压器4台。
（2）220kV侧：出线6～8回，枢纽变电站采用双母线双分段接线，一般站点采用双母线单分段接线；220kV直降20kV变电站220kV出线4~6回，采用双母双分段接线。
（3）110kV侧：一般状况按12～14回出线考虑，采用双母线双分段接线，已投产主变宜在分段两侧均衡接入。
（4）20、10kV侧：10kV采用单母线分段接线，10kV总出线数一般不超过30回，在10kV供电负荷较大地区其10kV出线回数和接线形式需经专题论证确定；20kV采用单母分段环形接线，每台主变20kV出线16回，终期共64回。
4.3.6.5 110kV站点规模和主接线
（1）最终设置3台主变压器。
（2）110kV侧：进线3回，T接出线一般考虑3回，经论证必要时可预留6回出线位置；主接线采用线路变压器组，带变高断路器。
（3）10kV采