城市电力网规划设计导则.doc

1总则2规划编制和规定2.2规划重要内容城网规划一般应包括如下重要内容；2.2.1 分析城网布局与负荷分布现实状况。明确如下问题：（1）供电能力与否满足既有负荷需要，及其也许适应负荷增长程度；（2）供电可靠性；（3）正常运行时各枢纽点电压水平及重要线路电压损失；（4）各级电压电网电能损失；（5）供电设备更新必要性和也许性。2.2.2 负荷预测2.2.3 确定规划各期目及电网构造原则和供电设施原则化。包括中、低压配电网改造原则。2.2.4 进行有功、无功电力平衡，提出对城网供电电源点（发电厂、220kV及以上变电所）建设规定。2.2.5 分期对城网构造进行整体规划。2.2.6 确定变电所地理位置、线路途径。确定分期建设工程项目。2.2.7 确定调度、通信、自动化等规模和规定。2.2.8 估算各规划期需要投资，重要设备规范和数量。2.2.9 估算各规划期末将获得经济效益和扩大供电能力后来获得社会经济效益。2.2.10 绘制各规划期末城网规划地理位置结线图（包括现实状况结线图）。2.2.11 编制规划阐明书。2.3经济分析2.3.1经济分析包括经济计算和财务计算。经济计算一般用于论证方案和选择参数。财务计算一般用于阐明建设方案财务现实也许性。对参与比较各个方案都必须进行经济分析，选择最佳方案。2.3.2 在经济分析中一切费用（包括投资和运行费用）和效益都应考虑时间原因，即都应按照贴现措施，将不一样步期发生费用和效益折算为现值。贴现率暂定为10%，城网供电设施综合经济使用年限可定为2025年。2.3.3经济分析中各个比较方案一般设定相似可比条件，即：（1）供电能力、供电质量、供电可靠性、建设工期方面能同等程度地满足同一地区城网发展需要；（2）工程技本、设备供应、都市建设等方面都是现实可行；（3）价格上采用同一时间价格指标；（4）环境保护方面都能满足国家规定规定。2.3.4 参与比较各方案由于可比条件相似，经济计算一般可以选用年费用最小方案。在计算各方案费用时应计算也许发生各项费用，包括：建设和改造各项费用（土地征用、建筑物拆迁、环境保护、设备、设施、施工等）运行费用（运行维护、电能损失等）。2.3.5 方案比较还可以用优化供电可靠性原则进行，即不先设定可靠性指标，将不一样可靠性而引起少供电损失费用引入计算，以获得供电部门和全社会最大经济效益。各地区可逐渐发明条件通过经典调查和分析确定。2.4 规划年限、各阶段规定和编制流程2.4.1城网规划年限应与国民经济发展规划和都市总体规划年限一致，一般规定为近期（五年）、中期（十年）、远期（二十年）三个阶段。近期规划应着重处理目前城网存在重要问题，逐渐满足负荷需要，提高供电质量和可靠性。要根据近期规划编制年度计划，提出逐年改造和新建项目。中期规划应与近期规划相衔接，着重将城网构造及设施有环节地过渡到规划网络，并对大型项目进行可行性研究，做好前期工作。远期规划重要考虑城网长远发展目，研究确定电源布局和规划网络，使之满足远期预测负荷水平需要。2.4.2 规划编制流程。首先做好全区和分辨别块负荷预测，并通过技术经济比较确定近、中、远期规划目和原则化电网构造原则。编制流程可分为三个环节进行：第一步建立远期电网初步布局，作为编制分期规划发展目；第二步根据预测负荷和既有电网构造，通过度析计算，编制近期分年规划和中期规划；第三步以近、中期规划最终阶段规模和远期预测负荷水平，通过度析计算，编制远期规划。（参见附录A规划编制流程示意图）详细编制措施分列如下：（1）确定远期电网初步布局。根据远期分辨别块预测负荷，按远期规划所应到达目（供电可靠性等）和当地区已确定技术原则（包括电压等级，供电可靠性和结线方式等）和供电设施原则化，粗略确实定：a待建高压变电所容量和位置；b既有和待建变电所供电区域；c高压线路途径；d各变电所中压电网布置，包括出线回路数；e所需电源容量和布局，结合电力系统规划，提出对发电厂和电源变电所规定。（2）编制近期规划。从既有电网入手，将下一年预测负荷分派到既有变电所和线路，进行电力时尚、电压降、短路容量、环流、故障分析等各项验算。检查电网适应度。针对电网出现不适应问题，从远期电网初步布局中，选用初步确定项目，确定电网改善方案。新电网布局确定后，重新进行各项计算，务使满足近期规划所到达目以及电网构造和设施原则化规定。如达不到，应重新确定电网改善方案，重新计算，并据此提出年度改造项目，然后重新按上述环节编制下一年以至逐年尽期规划。（3）编制中期规划。做好近期规划后，再在近期末年规划电网基础上以中期预测负荷，分派到变电所和线路上，进行各项计算分析，检查电网适应度。从远期电网初步布局中，选用初定项目，确定必要电网改善方案，做出中期规划。（4）编制远期规划。以中期规划电网布局为基础，根据远期预测负荷，经各项计算后，编制远期规划。由于远期规划内容是近、中期规划积累与发展，因受多种原因影响，必将对其原定初步布局有所调整和修改。（5）低压电网规划。低压电网规划直接受到小块地区负荷变动影响，并且可以在短期内建成，一般只需制定近期或中期规划。其环节如下：a. 假定每一配电变压器供电范围不变，然后按年负荷增长确定逐年所需变压器和线路容量。b. 当所需变压器和线路容量或电压降超过规定最大值时，则采用增长变压器和馈入点，电网深入分段，必要时调大导线等措施来处理，并将到达规定负荷顾客改由中压供电。2.4.3 规划修正。负荷预测是规划重要根据，但其不确定原因诸多，为此必须按负荷实际变动和规划实行状况，对规划进行滚动修正。为适应都市经济和社会发展需要，远期规划一般每五年修编一次。有下列状况之一时，必须对城网规划目及电网构造和设施原则化进行修改，并对城网规划作对应全面修正。（1）都市整体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。2.5规划编制、审批和实行2.5.1城网规划由供电部门和都市规划管理部门共同编制，以供电部门为主，报网（省）电管局（电力局）审批。2.5.2根据中华人民共和国都市规划法，城网规划有关内容经当地都市规划主管部门综合协调后，纳入都市规划，报上级人民政府审批。2.5.3 城网规划应通过都市建设与改造统一规划来实行，城建部门应与供电部门亲密配合，统一安排供电设施用地，如：变（配）电所、线路走廊（包括电缆通道），以及在都市大型建筑物内或建筑物群中预留区域配电所和营业网点建筑用地。2.5.4 城网建设中线路走廊、电缆通道、交配电所等用地，应充足考虑远期规划合理需要，但实际建设可按需要分期进行。3负荷预测 3.1 一般规定3.1.1 负荷预测是城网规划设计基础。预测工作应在常常调查分析基础上，搜集都市建设和各行各业发展信息，充足研究当地区用电量和负荷历史数据和发展趋势进行测算，为使预测成果有一定精确性，可合适参照国内外同类型地区资料进行校核（注：本导则所用负荷一词一般指最大电力负荷）。3.1.2 负荷预测分近期、中期和远期。近期还应按年分列，中期和远期可只列期末数据。由于影响负荷变化原因大多，预测数据可用高下两个幅值。（幅值相差不适宜过大）。3.1.3 为使城网构造规划设计更为合理，应对用电性质、地理区域或功能分区、电压等级分层等方面分别进行负荷预测。用电性质分类可按能源部制定电综4表记录分类措施进行，也可按都市实际状况，提成几种大类。地理区域或功能分区可根据都市行政区、地理自然条件（如山、河流等）、一种或几种变电所范围划分，也可按都市规划土地用途功能或地区用电负荷性质等状况合适划分。分区原则，重要是便于制定城网在不一样步期改造和发展规划。分区面积不必相似，市中心区宜小些，一般可在5平方公里左右，市郊区可大些。电压等级分层可根据城网所选用电压等级划分。计算城网某个电压等级负荷时，应注意从总负荷中减去上一级电网线损功率和直配供电（发电厂直供）负荷。3.1.4 负荷预测需搜集资料一般应包括如下内容：（1）都市总体规划中有关人口、用地、能源、产值、居民收入和消费水平以及各功能分区布局改造和发展规划（包括各类负荷所计划发展建筑面积和土地运用比率）等。（2）市计划、记录部门以及气象部门等提供有关历史数据和预测信息。（3）电力系统规划中电力、电量平衡，电源布局等有关资料。（4）全市及各分辨别块、分电压等级按用电性质分类历年用电量、高峰用电量和负荷、经典日负荷曲线及电网时尚图。（5）各级电压变电所、大顾客变电所及配电所（包括杆架变压器）负荷记录和经典负荷曲线、功率团数。（6）大顾客历年用电量、负荷、装接容量、协议电力需量、重要产品产量和用电单耗。（7）大顾客及其上级主管部门提供用电发展规划，计划新增和待建大顾客名单、装接容量、协议电力需量，时间地点。国家及地方经济建设发展中重点项目及用电发展资料。（8）当电源及供电网能力局限性，导致供不出电时，应根据有关资料估算出潜在负荷状况。由于负荷预测、归类分析工作量大，且需要常常更新数据，宜应用计算机进行。3.2预测措施3.2.1 对现实状况和历史负荷、电量进行分析处理，作为预测根据原始数据。对其中某些明显不合理甚至错误个别数据，应尽量事先进行修正处理。3.2.2 负荷预测工作，可从全面和局部两方面进行。一是全都市地区总需要量进行全面宏观预测，二是对每分区需要量进行局部预测。在详细预测时，还可将每分区中一般负荷和大顾客分别预测，一般负荷作为均布负荷，大顾客则作为个别集中点负荷。各分区负荷综合后总负荷，应与宏观预测全区总负荷进行互相校核。3.2.3 负荷预测工作一般先进行各目年电量预测，以年综合最大负荷运用小时或年平均日负荷率求得最大负荷预测值，也可按经典负荷曲线，得出其各时间断面负荷值。3.2.4 负荷预测可采用如下几种常用措施进行，并互相校核：（1）单耗法：根据产品（或产值）用电单耗和产品数量（或产值）来推算电量，是预测有单耗指标工业和部分农业用电量一种直接有效措施。目前我国都市中工业用电还占较大比重，单耗法还是负荷预测中一种重要措施，较合用于近、中期规划。（2）弹性系数法：城网电力弹性系数应根据地区工业构造、用电性质，并对历史资料及各类用电比重发展趋势加以分析后谨慎确定。（3）外推法：运用历年时间系列数据加以延伸，推测各目年用电量。详细计算时，一般是以用电性质各个分类电量作为应变量，与此分类电量有关原因（如人口、工农业产值、人均收入、居住面积等）作为自变量，用回归分析建立教学预测模型，反复计算进行预测。（4）综合用电水平法：根据单位消耗电量来推算各分类顾客用电量。都市生活用电可按每户或每人平均用电量来推算，工业和非工业等分类顾客用电量可按每单位设备装接容量平均用电量推算，目前和历史综合用电水平可通过资料分析和经典调查获得，未来各目年人口、户数、设备装接容量预测值，可通过都市规划部门和顾客资料信息或用外推法测算，各目年综合用电水平还可参照国内外同类型都市数据或用外推法测算。综合用电水平法合用于分区负荷中一般负荷和点负荷预测，但预测期以近、中期较为合适。（5）负荷密度法：负荷密度是每平方公里平均负荷数值。一般并不直接预测整个都市负荷密度，而是按都市区域或功能分区首先计算现实状况和历史分区负荷密度，然后根据地区发展规划对各分区负荷发展特点，推算出各分区各目年负荷密度预测值。至于分区中少数集中用电大顾客，在预测时可另作点负荷单独计算。由于都市社会经济和电力负荷常有随同某种原因而不持续（跳跃式）发展特点，因此应用负荷密度法是一种比较直观措施。3.3 电力平衡3.3.1 根据预测负荷水平和分布状况，应与电力系统规划中对城网安排电源容量进行电力平衡（包括有功和无功平衡）。3.3.2 电力平衡应与上级电力规划部门共同确定：（1）由电力系统供应电源容量和必要备用容量；（2）电源点位置，结线方式及电力时尚；（3）地区发电厂、热电厂、顾客自备电厂接入城网电压等级，接入方式和供电范围；（4）电源点和有关线路以及对应配套工程建设年限、规模及进度。电力平衡应按目年分阶段分区进行。4规划设计技术原则城网构造是规划设计主体，应根据都市建设规模、规划负荷密度以及各地实际状况，合理选择和详细确定电压等级、供电可靠性规定、结线方式、点线配置等技术原则。4.1电压等级4.1.1城网电压等级和最高一级电压选择，应根据既有实际状况和远景发展谨慎研究后确定。城网应尽量简化变压层次。4.1.2 城网标称电压应符合国标。送电电压为220kV，高压配电电压为110、63、35kV，中压配电电压为10kV，低压配电电压为380/220V。选用电压等级时，应尽量防止反复降压。既有非原则电压应限制发展，合理运用，并分期分批进行改造。除在城网改造过渡期间外，一种地区同一电压城网相位排列和相序应相似。4.1.3既有城网供电容量严重局限性或破旧设备需要全面进行技术改造时，可采用升压措施。但必须认真研究升压改造技术经济合理性4.2供电可靠性4.2.1 城网规划考虑供电可靠性是指电网设备停运时，对顾客持续供电可靠程度，应满足下列两个目中详细规定：（1）电网供电安全准则；（2）满足顾客用电程度。4.2.2 电网供电安全准则。都市配电网供电安全采用N1准则，即：（1）高压变电所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）高压配电网中一条架空线，或一条电缆，或变电所中一组降压变电器发生故障停运时：a. 在正常状况下，除故障段外不停电，并不得发生电压过低和设备不容许过负荷，b. 在计划停运状况下，又发生故障停运时，容许部分停电，但应在规定期间内恢复供电；（3）低压电网中当一台变压器或电网发生故障时，容许部分停电，并尽快将完好区段在规定期间内切换至邻近电网恢复供电。4.2.3 上述N1安全准则可以通过选用电网和变电所结线及设备运行率T到达。详细计算为：（1）22035kV变电所：应配置两台或以上变压器，当一台故障停运时，其负荷自动转移至正常运行变压器，此时变压器负荷不应超过其短时容许过载容量，后来再通过电网操作将变压器过载部分转移至中压电网。符合这种规定变压器运行率可用下式计算：式中 T=变压器运行率， K=变压器短时容许过载率， N=变压器台数， P=单台变压器额定容量。条件为短时内将变电器过载部分转移至电网，需转移容量L为：L=（K1）P（Nl）当实际能向电网转移负荷不不小于L时则应选用较计算成果为小运行率。变压器短时容许过载率应根据制造厂提供数据参照该变压器估计整年实际负荷曲线，以过载而不影响变压器寿命为原则来确定。在缺乏数据状况下，一般可取过载率为1.3，过载时间为2小时，计算成果为：当 N=2时 T= 65， N= 3时 T=87（近似值）， N=4时 T=100近似值）。变电所中变压器愈多，其运用率愈高。但当变压器为三台以上时，则应采用措施，使停运变压器负荷能平均分派至其他运行中变压器。（2）10kV/380V配电所：10kV380V户内配电所宜采用两台及以上变压器，有条件时低压侧可并联运行。10kV/380V杆架变压器故障时，容许停电，但应尽量将负荷转移至邻近电网。（3）高压（包括220kV）线路：应由两个或两个以上回路构成，一回路停运时，应在一次侧或二次侧自动切换供所有负荷而不超过设备短时容许过载客量，并通过下一级电网操作转移负荷，解除设备过载运行，线路运行率为：式中 N=线路回路数，K=短时容许过载率，可根据各地现场运行规程规定。（4）中压配电网：a. 架空配电网为沿道路架设多分段、多联接开式网络，每段有一种电源馈入点，当某一区段线路故障停运时将导致停电，但应尽快隔离故障，将完好部分通过联络开关向邻近段线路转移，恢复供电。线路运行率：式中M=线路预留备用容量，即邻近段线路故障停运时也许转移过来最大负荷，K=短时容许过载率，P=额定容量。T数值不应不小于1。b. 电缆配电网一般有两种基本构造：多回路配电网，其运行率与（3）同。开式单环配电网，其运行率计算与双回路同。但环网故障时，须通过倒闭操作恢复供电，时间较长。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。如采用时，应根据顾客规定，予以必要保安电源，电压和容量可与顾客协商决定。（5）低压配电网与中压配电网同，但故障转移负荷时应核算末端电压降与否在容许原则以内。4.2.4 要对变电所作进出线容量配合和校核。变电所初级进线总供电能力应与初级母线转供容量和主变压器容许过负荷容量相配合，并满足供电可靠性规定。变电所次级出线总送出能力应与主变压器容许过负荷容量相配合，并满足供电可靠性规定。校核事故运行方式时，应考虑事故容许过负荷，以节省投资。4.2.5 当既有电网供需矛盾突出时，在近期规划中可尽量运用供电设备容量以处理负荷需求，规划时可采用较4.2.3计算成果为高设备运行率。即在事故时切除部分负荷，使设备过载率限制在规定之内。其运行率为；式中Lc=自动切除负荷在远期规划中变电所二次侧与电网联络必须很强，且配电自动化水平较高，在短时内能转移负荷LN（K1）（N1）P时，则运行率： 式中LN=能在短时内转移至电网最大负荷。4.2.6 满足顾客用电程度。电网故障导致顾客停电时，容许停电容量和恢复供电目时间。其原则是：（1）两回路供电顾客，失去一回路后，应不停电；（2）三回路供电顾客，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顾客电源全停时，恢复供电目时间为一回路故障处理时间；（4）开环网路中顾客，环网故障时需通过电网操作恢复供电，其目时间为操作所需时间。考虑详细目时间原则是：负荷愈大顾客，目时间应愈短。可分阶段规定目时间。伴随电网改造和完善，日标时间应逐渐缩短，若配置自动化妆置时，故障后负荷应能自动切换。4.3容载比 4.3.1 容载比是反应城网供电能力重要技术经济指标之一。容载比过大，电网建设初期投资增大；容载比过小，电网适应性差，影响供电。变电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负荷（kw）之比值，是宏观控制变电总容量指标，也是规划设计时布点安排变电容量根据。城网变电容载比应按电压分层计算。发电厂升压变电所向地区配电网供电容量计入电源变电容量。同级电压网顾客专用变电所变压器容量和负荷应扣除。4.3.2 变电容载比大小与计算参数有关，也与布点位置、数量、互相转供能力有关，即与电网构造有关，变电容载比估算公式为：式中 RS为容载比（kVAkW），K1为负荷分散系数，K2为平均功率因数，K3为变压器运行率，K4为储备系数。以上参数可按实际状况取数，但有关原因诸多。城往变电容载比一般为：220kV电网 1.61.9，35110kV电网 1.62.1。应加强和改善网络构造，建立既满足可靠性规定又减少容载比，以提高投资经济效益。例如：变电所增长主变台数，次级电网增长转移负荷能力，提高功率团数，提高自动化程度和提高各变电点负荷预测及变电容量配置精确性等。4.4城网结线 4.4.1 城网由送电线路，高压配电线路中压配电线路，低压配电线路以及联络各级电压线路变、配电所构成。电网结线要点如下：（1）各级电压电网结线应原则化，（2）高压配电网结线力争简化，（3）下一级电网应能支持上一级电网。各级电匹配电网常用结线见附录B，供参照。4.4.2 220kV及以上送电线路和变电所，是电力系统构成部分，又是城网电源，可靠性规定高，一般为建于都市外围架空线双环网。在不能形成地理上环网时，也可以采用C形电气环网，环网规划属系统规划。当负荷增长需要新电源接入而使环网短路客量超过规定值时，应在既有环网外围建设高一级电压环网，将原有环网开环分片以减少短路客量，并防止电磁环网。4.4.3 在环网合适地点设枢纽变电所，将超高压降压后送至市区。在负荷密集、用电量很大市区，可采用220kV深入市区供电方式。此种为市区供电220kV线路和变电所属城网规划范围。4.4.4 高压配电网包括110、63和35kV线路和变电所，根据采用架空线或电缆及变电所中变压器容量和台数，选择结线。变电所结线要尽量简化。采用架空线路时，以两回路为宜。采用电缆线路时可为多回路。4.4.5 为充足运用通道，市区高压架空线可同杆双回架线设，为防止双回路同步故障停电而使变电所全停，应尽量在双侧有电源。条件不具有时可加强中压电网连络，在双回路同步故障时，由中压电网倒入保安电力。4.4.6 不管采用架空线还是电缆，当线路上T接或环入三个及以上变电所时，线路宜在两侧有电源，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小型供热电厂或自备电厂，一般采用单电源辐射方式向附近供电，伴随城网负荷增长，逐渐缩小这些电厂供电范围。这些电厂与系统联接方式，如通过高压配电线，一般考虑在运行上仅与一种高一级电压系统变电所相联，并在合适地点设解列点。4.4.8 中压配电网由10kV线路，配电所、开关站，箱式配电站，杆架变压器等构成，重要为分布面广公用电网。中压配电网规划应符合如下原则：（1）中压配电网应根据高压配电变电所位置和负荷分布提成若干相对独立分区。分区配电网应有大体明确供电范围，一般不交错重叠。分区配电网供电范围将随新增长高压配电变电所及负荷增长而进行调整；（2）高压配电变电所中压出线开关停用时，应能通过中压电网转移负荷，对顾客不停电；（3）高压配电变电所之间中压电网应有足够联络容量，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联络线，以节省走廊和提高设备运用率；（5）中压配电网应有较强适应性，主干线导线截面应按长远规划选型一次建成，在负荷发展不能满足需要时，可增长新馈入点或插入新变电所，而其构造基本不变。4.4.9 市区中压架空配电网为沿道路架设格子形布局网络，在道路交叉口连接。全网在合适地点用杆架开关分断，形成多区段（区段中又分段），多联接开式运行网络。各区段电源由架空线或电缆直接馈入。规划时应考虑下列规定：（1）规定两至三种规格导线，作为原则导线，接负荷状况选用；（2）根据小区负荷预测，确定变电所供电范围及中压出线回路数，每个回路所供架空线区段、负荷、馈入点位置。每条架空线区段再分段是为了在电源线停用时，其区段至少可分为两段，向邻近两个区段转移负荷，互相邻近区段宜由不一样变压器馈电。4.4.10 采用市区中压电缆配电网有助于公众安全和环境协调。架空电网供电能力有一定程度，当负荷大量增长时，中压电网可由架空线逐渐过渡为电缆。电缆网常用结线参见附录B。4.4.11都市住宅小区供电方式应根据用电负荷水平和住宅建筑构造确定，一般可建户向型小区中压配电所。至少有两回进线两台变压器，变压器单台最大容量一般不适宜超过800kVA。4.4.12都市低压配电方式与顾客建筑构造、进户装表方式以及负荷分布有关。低压负荷分散，进户点多，从经济出发，仍以架空线为主，并与中压线路合杆架设。4.4.13规划低压电网时，必须考虑配电变压器容量及其供电范围和导线截面，使电网适应日益增长电力负荷，而不需多次调大导线。低压电网结线原则为：（1）供电半径一般不超过400m；（2）选定干线和支线导线规格和配电变压器容量均应满足下列规定；a当变压器故障时，可将负荷拆开，向邻近电网23个方向转移；b故障转移负荷时，导线运行率不超过100，线路末端电区降不超过规定。4.4.14 都市经济开发区，繁华地区，重要地区，重要道路及高层住宅区低区供电，需要时可采用电缆，其结线如下：（1）设置若干配电所（或箱式变电站）；（2）自配电所低压侧以大截面电缆将电源引入低辨别支箱，分别接至负荷点，按需要构成主备线或环形供电方式。并联运行电缆格式网络，由于投资大，并且运行复杂，不推荐采用4.5中性点运行方式 4.5.1 城网中性点运行方式一般规定为；220kV直接接地（必要时也可经电阻或电抗接地），110kV直接接地（必要时也可经电阻、电抗接地或经消弧线圈接地），63、35、10kV不接地或经消弧线圈接地、经电阻或电抗接地，380220v直接接地。4.5.2 35，10kV城网中以电缆为主电网，必要时可采用中性点经小电阻或中电阻接地确定中性点接地方式时必须全面研究如下各个方面：（1）保证供电可靠性规定；（2）单相接地时，健全相最大工频电压升高尽量小；（3）单相接地时短路故障电流应限制在对通讯线路干扰影响容许范围之内；（4）单相接地对故障线路继电保护应有足够敏捷度和选择性4.6无功赔偿和电压调整4.6.1城网无功赔偿原则：（1）无功赔偿应根据就地平衡和便于调整电压原则进行配置，可采用分散和集中赔偿相结合方式，靠近用电端分散赔偿可获得很好经济效益，集中按装在变电所内有助于控制电压水平；（2）无功赔偿设施应便于投切，装设在变电所和大顾客处电容器应能自动投切。4.6.2 无功赔偿设施安装地点及其容量：（1）220kV变电所应有较多无功调整能力，使高峰负荷时功率因数到达0.95以上，电容器容量应经计算，一般取主变容量1/61/4；（2）当变电所带有大容量无功设施时，如长距离架空线或电缆，应考虑与否需装设并联电抗器以赔偿由线路电容产生无功功率；（3）35110kV变电所内安装电容器应使高峰负荷时功率因数到达0.90.95，电容器容量应经计算，一般取主变容量1/61/5；（4）在10kV配电所中安装无功赔偿设施时，应安装在低压侧母线上；当电容器能分散安装在低压顾客用电设备上时，则不需在配电所中装电容器；（5）在供电距离远、功率因数低10kV架空线路上也可合适安装电容器，平时不投切，其容量（包括顾客）一般可按线路上配电变压器总容量7一10计，但不应在低谷负荷时使功率因数超前或电压偏移超过规定值；（6）顾客安装电容器可以集中安装，亦可以分散安装；前者必须能按运行需要自动投切，后者安装于所赔偿设备旁，与设备同步投切；两者中以分散安装措施很好，还要倡导顾客低功率因数用电设备内装电容器。4.6.3 设置电容器容量计算。（l）城网所需总无功赔偿容量，一般可按K值计算：式中 Pm =电网最大有功负荷kwQm=对应PM所需无功赔偿设施容量kvar。 Qm包括地区发电厂无功出力，电力系统也许输入无功容量，运行中无功赔偿设施容量（包括顾客）和城网充电功率之总和。K值大小与城网构造、电压层次和顾客构成有关，可计算得出，一般可选1.11.3。（2）总体无功平衡后，还要考虑分片分层平衡。下式可用以计算所需增长电容器容量式中 Q=所需增长电容器容量kvar，P=实际负荷kW，cos1 =目前功率因数，cos2 =规定到达功率因数。4.6.4 调整电压提高电压质量综合措施为：（1）无功功率就地平衡；（2）具有足够调压手段；（3）线路高峰负荷时末端电压降控制在规定范围以内。4.6.5调整电压手段为：（l）发电厂调压；（2）变电所调压：a. 在各级电压变电所中，二次侧母线上装无功赔偿设施；b. 变压器配置有载调压开关，带自动调压继电器和线路压降赔偿装置，该装置可赔偿顾客所在地点由于负荷电流引起供电线上电区降。无功赔偿设施和变压器有载调压开关联合作用时，无功赔偿设施可按功率因数和负荷变化投切，以就地平衡无功。有载调压开关则在无功平衡状况下自动调整电压，以控制到达预定原则送电端电压。（3）线路调整电压对10kV及380/220v架空线路可用调大导线，变化配电变压器电压分接头，缩短供电半径及平衡三相负荷等措施来防止过大电压降。（4）每一顾客至少要通过系统中一级有载调压变压器，若负荷变化大，降压层次多，线路距离长，电压波动和偏离过大顾客，也许需经二级有载调压变压器，应由计算确定。4.7短路容量4.7.1为了获得合理经济效益，城网各级电压短路容量应当从网络设计，电压等级，变压器容量，阻抗选择，运行方式等方面进行控制，使各级电压断路器开断电流以及设备动热稳定电流得到配合，一般可采用下列数值220kV 40kA110kV 20kA63kV 25kA35kV 16kA10KV 16kA必要时经技术经济论证可超过上述数值。4.7.2 各级电压网络短路容量控制原则及采用措施如下：（1）城网最高一级电压母线短路容量在不超过上述规定值基础上，应维持一定短路容量，以减小受端系统电源阻抗，虽然系统发生振荡，也能维持各级电压不过低，高一级电压不致发生过大波动。为此，如受端系统缺乏直接接入城网最高一级电压主力电厂，经技术经济论证可装设合适容量大型调相机。（2）城网其他电压网络短路容量应在技术经济合理基础上采用限制措施：a. 网络分片，开环，母线分段运行；b. 合适选择变压器容量，结线方式（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出线断路器出口侧加装电抗器等。4.8电压损失及其分派4.8.1保证各类顾客受电电压质量是确定各级城网容许最大电压损失前提。我国国标GB12325电能质量供电电压容许偏差规定如下：（1） 35kV及以上供电电压正负偏差绝对值之和不超过额定电压10。注：如供电电压上下偏差为同符号（均为正或负）时，按较大偏差绝对值作为衡量根据；（2）10kV及如下三相供电电压容许偏差为额定电压7%；（3）220V单相供电电压容许偏差为额定电压十7与10。各级城网电压应按详细状况计算，并规定各级电压容许电压损失值范围，一般状况可参照表1所列数值：表1分级电压城网电压损失分派城网电压电压损失分派值（%）变压器线路110，63 kV254.57.535 kV24.52.5510 kV及如下24810其中：10 kV线路26配电变压器24低压线路（包括接户线）464.9通讯干扰4.9.1城网规划设计应尽量减少对通信设施危害及干扰影响，并在规划年限内留有合适裕度。4.9.2市区内送电线路、高压配电线路和变电所建设，应按照都市规划，并与有关通信部门研究，共同采用措施；必要时，强、弱电部门共同进行计算及现场试验，商讨经济可行处理措施。4.9.3强电线路对电信线路及设备影响容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容许值为：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容许值为：ES0.6UDt（V）b. 电信电缆线路用远距离供电，输出端有一端直接接地时，在电缆芯上磁感应纵电动势容许值为：式中 UDt 为电缆芯线对外皮直流试验电压（V）；Urn 为影响计算后段远供电压（V）。c. 当电网发生一相故障时，接地装置地电位升高，传递至通信设施接地装置上电位应不不小于250V。（2）干扰影响1961年我国四部原则协议对干扰杂音电动势容许值规定，目前正在协商修改。经电力部门与通信部门协商，目前可参照国际电报电话征询委员会（CCITT）1988年导则上规定执行，参见咐表E。4.9.4 城网无线电干扰，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、频率特性和横向特性三方面进行估算。按我国已正式或将颁布如下各项原则，进行规划设计：（1）国标GB749587架空电力线路与调幅广播收音台防护间距；（2）国标GB749587架空电力线路与监测台（站）防护间距；（3）国标GB636486航空无线电导航台站电磁环境规定；（4）国标GBJI14390架空电力线路，变电所对电视差转台、转播台无线电干扰防间距原则；（5）对海中远程无线电导航台站电磁环境规定国标送审稿，1990年7月；（6）对空情报雷达站电磁环境规定国标送审稿，1990年11月；（7）短波无线电测向台（站）电磁环境规定国标送审稿，1991年7月；（8）短波无线电收信台（站）电磁环境规定国标送审稿，1991年7月；（9）（VHFUHF航空无线电通信台站电磁环境规定军用原则送审稿，1991年12月。4.9.4都市屏蔽效应是城网处理电磁干扰一种重要原因。都市中多种金属管道及钢构造建筑物环境屏蔽效应可用都市屏蔽系数表达，该系数应通过实测确定。国内某些实测工频都市屏蔽系数在0.30.6之间。详细数值应根据实际状况而定。5供电设施城网供电设施应满足城网规划设计规定，适应都市建设特点与市容环境相协调，逐渐实现原则化。城网供电设施选址、占地及线路途径应根据需要与也许，由当地供电部门与城建部门进行研究后确定。供电线路途径和走廊位置应与其他市政设施和管线统一安排。5.1变电所5.1.1城网变电所所址应符合下列规定：（1）便于进出线布置，交通以便，并尽量靠近负荷中心；（2）占地面积应考虑最终规模规定；（3）避开易燃易爆及严重污染地区；（4）注意对公用通讯设施干扰问题。变电所站址应在城网中期规划时，由供电部门与都市规划部门共同进行预选，并初步划定线路走廊与电缆通道。5.1.2 市区变电所设计应尽量节省用地，变电所用地面积根据变电所容量、结线和设备选型确定（参见附录C），可采用占地面积较少户外型和半户外型布置。市中心区变电所可考虑采用占空间较小全户内型并考虑与其他建设物混合建设或建设地下变电所。市区变电所建筑物设计应与环境协调，并合适提高建筑原则。5.1.3 一种变电所主变压器台数（三相）不适宜少于2台或多于4台，单台变压器（三相）容量不适宜大干下列数值：220kV 180MVA110kV 63MVA63kV 31.5MVA35kV 20MVA在一种城网中，同一级电压主变区器单台容量不适宜超过三种，在同一变电所中同一级电压主变压器宜采用相似规格。当变压器容量已到达规定最终容量后来，如负荷继续增长，一般不适宜采用在原变电所内扩建增容措施。主变压器外型构造，冷却方式及安装位置应充足考虑通风散热措施，为节省能源及减少散热困难，主变压器应选用低损耗型。5.1.4 市区变电所噪声对都市区域环境影响应符合国标GB309682规定，参见附录D。5.1.5 变电所内断路器及配电装置应选用性能好，质量高，检修周期长或数年不需检修设备。大都市重要变电所在条件许可时，可以采用SF6全封闭组合电器或敞开式SF6断路器，中压设备可以选用SF6或真空断路器及由其构成配电装置。新装设备短路容量应经计算选择满足较长期电网发展。5.1.6 变压所宜积极推广使用新技术、