广州电网规划设计技术原则修订版.doc

广州供电局有限公司技术标准广州供电局有限公司 发 布2013年10月发布2013年10月实施Q/GZJ 00153-2013 广州电网规划设计技术原则（2013年修订版）广州电网规划设计技术原则（2013年修订版）目 次1总 则12 电网规划的主要原则33 电网规划设计一般技术规定43.1 供电区分类43.2 负荷预测53.3 电压等级53.4 容载比63.5 安全性63.6 供电可靠性63.7 线损控制73.8 中性点接地73.9 短路电流73.10无功补偿及电压调整83.11电能质量控制103.12通信干扰113.13绿色电网与环保114 110 kV及以上电网一次部分144.1 电厂接入系统144.1.1 一般电厂接入系统144.1.2 分布式电源接入系统144.1.3 厂网协调144.2 网架结构154.2.1 220 kV及以上网架规划154.2.2 110 kV网架规划164.3 变电站164.3.1 变电站布点要求164.3.2 变电站新建和扩建关系174.3.3 变电站选址要求174.3.4 变电站用地要求184.3.5 变电站建设型式184.3.6变电站规模和电气主接线方式184.3.7 变压器主要参数194.3.8 变电站其它204.4 110kV及以上输电线路214.4.1 110kV及以上架空线路214.4.2 110kV及以上电缆线路235 110 kV及以上电网二次部分275.1 继电保护275.2 安全自动装置335.3 电网自动化345.4 通信网络415.5 计量476 20kV及以下配电网526.1 相关定义526.2中低压配电网一般要求536.3 中压电缆网546.4 中压架空网576.5 混合型网架596.6 开关站和配电站596.7 中低压配网通道626.8 低压配电网637 配电自动化657.1 总体原则657.2 配电自动化主站系统及信息集成原则657.3 配电终端监控选点原则657.4 配电自动化通信通道建设原则677.5 配电自动化电源建设及配置原则677.6 馈线自动化建设原则687.7 配电开关自动化改造原则688 客户供电原则698.1 负荷分类698.2 客户分类698.3 客户供电方式及接入原则698.4 对特殊客户供电的技术要求718.5 客户端的无功补偿728.6 客户端谐波的控制72附录 参考的规程规范、标准等资料汇总73广州电网规划设计技术原则（第三版）1总 则1.1为促进广州电网规划设计的规范化、标准化，建设智能、高效、可靠、绿色的现代化电网，完善电网结构，降低电网风险，提高供电可靠性，降低电网损耗，提升电能质量，提高经济性和安全环保水平，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快速增长的用电需求，特制定本原则。1.2本原则以国家、地方及行业的有关法律法规、标准、导则、规程和规范为基础，结合广州的实际情况进行编制，并根据需要适时调整。1.3本原则规定了广州供电局有限公司管理的各级电网规划、输变配电工程设计、建设和改造等阶段应遵循的主要规划设计原则和技术要求，适用于广州各电压等级电网发展规划编制与输变配电工程的设计工作；对于接入广州电网的电厂、大用户也应参照本原则执行。2 电网规划的主要原则2.1 电网规划必须坚持以科学发展观为指导，贯彻落实国家法律法规、技术规范和节能环保政策，贯彻南方电网中长期发展战略，规划建设资源节约型、环境友好型绿色电网，满足广州市社会经济发展要求。2.2 规划年限和任务2.2.1 电网规划应遵循“远近结合、远粗近细”的思路开展工作，按年限可分为近期规划（5年以内）、中期规划（5-15年，含5年规划）、长期规划（15年以上），一般宜与国民经济和社会发展规划的年限相一致。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；滚动规划编制的主要目的是为指导和安排电网下一阶段新建和改造输变电项目的建设。2.3 电网规划编制要求2.3.1电网规划的编制，应以调查分析为依据，统筹考虑优化电网结构，研究提出解决电网薄弱环节的措施，充分考虑规划实施的可操作性；在确保安全可靠的基础上，注重电网整体经济效益，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乡总体规划、电网规划与电源规划、电网规划与新能源规划、广州电网与周边区域电网规划、广州各区（市）电网规划的协调。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的电源规划方案为基础，实现电网与电源的协调发展；应促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，促进电网规划与技改规划的协调，保证电网的整体协调发展。2.4 电网规划的要求2.4.1 电网规划在城乡总体规划的指导下开展，是城乡总体规划的重要组成部分。规划确定的走廊和站址应纳入城乡控制性详细规划，并取得地方政府的支持，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，提升电网技术水平，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供电区分类根据中国南方电网公司110kV及以下配电网规划指导原则中关于城市级别划分部分内容，确定广州市为特级主要城市，并根据广州市最新城市规划，将广州各规划区域供电级别具体划分如下：（1）A类供电区A类供电区主要指广州创先示范窗口和饱和负荷密度在30MW/km2及以上的中心城区。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；南沙区核心湾区。（2）B类供电区B类供电区主要指饱和负荷密度在2030MW/km2的一般市区。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的地区；南沙区除核心湾区以外地区；番禺区市桥街；花都新华街。（3）C类供电区C类供电区主要指饱和负荷密度在1020MW/km2的郊区及城镇，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；增城市荔城街、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类供电区主要指饱和负荷密度在510MW/km2的郊区及城镇。范围包括增城市除荔城街、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类供电区主要指饱和负荷密度在15MW/km2的农村地区，范围包括增城市派潭镇、小楼镇和正果镇；从化吕田镇和鳌头镇。图3.1 供电区分类图3.2 负荷预测 3.2.1 负荷预测是电网规划设计的基础，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。3.2.2负荷预测分近期、中期和远期（年限与电网规划的年限一致），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方法进行负荷预测，对每种方法分别进行高中(低)负荷水平的预测，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”相结合的方法，前阶段采用报装负荷等方法，后阶段采用弹性系数、人均用电指标、横向对比、空间饱和密度等方法。3.2.5 在变电站负荷预测时应统筹考虑变电站的布点规划，将负荷预测结果分解落实到各变电站，以利于变电站的布点和电网的布局。3.3 电压等级广州电网发展如下标准电压等级电网：（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步取消。3.4 容载比3.4.1 容载比是反映电网供电能力的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的依据，在实际应用过程中应结合区域变电站主变“N-1”校核结果统筹考虑。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城市社会发展的速度不同，对应的负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，其中500kV电压等级容载比按全市考虑，相应的广州电网各电压等级的容载比如表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7%7%12%大于12%500kV1.41.6220kV1.61.91.72.01.82.1110kV1.82.01.92.12.02.23.5 安全性3.5.1 广州电网220kV及以上电网必须满足DL755-2001电力系统安全稳定技术导则的要求。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以下安全稳定标准：（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（允许备自投动作）；（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（允许备自投动作）。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供电可靠性应达到下列目标的要求：（1）满足供电安全准则的要求；（2）满足用户用电程度的要求；（3）全网供电可靠率逐步提高。3.6.2 电网故障造成用户停电时，用户恢复供电的要求如下：（1）两回路供电的用户，失去一回路后，应通过自投、转供电等技术措施，恢复对用户的供电。（2）三回路供电的用户，失去一回路后，应通过自投、转供电等技术措施，恢复对用户的供电；再失去一回路后，应满足5070%用户供电。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）控制目标见表3.6.3；（2）根据经济社会发展规划，确定实现可靠性控制目标的年限；（3）根据现状分析影响供电可靠性的因素，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）控制目标供电区类别A类B类C类D类E类供电可靠率99.999% 99.99%99.97% 99.93% 9979%用户平均停电时间5.2分钟52.5分钟2.5小时6小时18小时注：用户平均停电时间按供电系统用户供电可靠性评价规程DL/T836-20123.7 线损控制3.7.1 配电网规划应按线损“四分”管理要求控制分压技术线损，各类供电区规划分电压等级理论计算线损率（不含无损）控制目标见表3.7.1。表3.7.1 理论计算技术线损率控制目标电压等级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%累计综合技术线损率 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标的年限。3.7.3 配电网规划时，应根据现状分析影响线损率的因素，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的要求。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 断路器短路容量的确定原则为取得合理经济效益，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，使各级电压断路器的开断电流及设备的动热稳定电流得到配合。3.9.2 各电压等级最大短路电流的限制值（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 短路电流控制的基本原则（1）优化电网结构 电网联系不宜过于紧密。 优化减少变电站的出线回路数。 电厂分层、分区、分散接入，均衡各电压等级的短路电流水平。 电厂不宜直接接入500kV变电站的220kV母线。（2）合理应用设备 要求电厂内部采用高阻抗升压变。 必要时可采用高阻抗降压主变，500kV主变安装中性点小电抗。 500kV变电站的主变应采用多台数、小容量的模式。3.10无功补偿及电压调整3.10.1 对无功设备的基本要求（1）无功补偿配置应采用就地分层分区基本平衡的原则进行配置。在建设有功电源的同时，根据电网结构、潮流分布等情况建设近期所需的相应无功补偿设备，预留远期的无功补偿设备位置。无功补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，使用方便。（2）变电站户外有场地的宜采用集合型（密集型）电容器组，室内变电站宜采用单个容量较大的电容器组成框架式电容器组。3.10.2一般补偿原则（1）电网的无功补偿应按分层分区和就地平衡的原则，采用分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，以就地补偿为主的方式，以利于降低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，且应同时具备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补偿设备，经论证审批的除外。低压配电网应在适当位置安装无功补偿设备。（4）用户无功补偿应满足电网功率因数要求。3.10.3 无功补偿装置的控制方式（1）无功补偿电容器组应配置可自动（手动）投切，并能优化和分组投切的并联电容器组。500kV、220 kV、110 kV变电站、公用配电变压器无功补偿电容器应采用自动投切。（2）用户就地无功补偿电容器应采用自动投切。3.10.4 变电站无功容量配置（1）变电站无功补偿装置的电容器组和电抗器组容量，应根据设计计算确定。无功补偿主要考虑补偿变压器的无功损耗及负荷的部分无功损耗。无功补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。进行无功补偿容量计算时主变10 kV侧负荷功率因数按0.9考虑，220 kV主变的110 kV侧负荷功率因数按0.95考虑，并计及与该站连接的线路充电功率。具体实施可根据负荷发展情况，分阶段安装无功补偿容量设备，最终规模按主变满负荷考虑预留无功补偿位置。500 kV变电站的高低压电抗器的容量对于500 kV线路充电功率一般情况应全补偿。（2）电容器和电抗器每组容量不宜过大，500 kV变电站每组电容器容量不宜超过108Mvar，每组电抗器容量不宜超过60Mvar，220 kV变电站每组电容器容量不宜超过8000kvar，每组电抗器容量不宜超过8000kvar，110kV变电站每组电容器容量不宜超过6012kvar，一般情况下110kV变电站不配置电抗器。电容器组和电抗器组根据需补偿的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及以下电缆线路有过多的充电功率时，应配置具备分组自动投切功能的并联电抗器就地补偿。（4）无功补偿一般考虑为电容器和电抗器等静态补偿形式。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的变电站宜配置动态无功补偿装置（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的功率因数和用户处的功率因数均不得低于0.9的原则配置。（2）电力用户侧应配置适当容量的无功补偿装置，应避免向电网反送无功电力。（3）公用变压器低压侧配置的电容器容量应根据负荷性质确定；当不具备计算条件时，无功补偿容量可按变压器额定容量的2040配置。3.11电能质量控制3.11.1 频率广州电网频率标准为50Hz，正常运行频率偏差不得超过0.2Hz。3.11.2 电压允许偏差（1）为保证各类用户受电端的电压质量，应满足GB12325-2003供电电压允许偏差的规定，在规划设计时必须对潮流和电压水平进行核算，电压允许偏差值的范围可参照表3.11.2。表3.11.2 电网电压允许偏差表额定电压电压允许偏差值的范围标称系统电压的百分数高压500kV正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%+10%、0%220kV正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%+7%、3%110kV正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%+7%、3%中压20kV 2140020000V+7%、0%10kV1070010000V+7%、0%低压380V406354V+7%、7%220V235.4198V+7%、10%以上数值应包括裕度在内，以便满足规划设计年限以后的负荷增长。特别是低压电网电压允许偏差值的范围可以用5%目标值来校核，即380V低压电网为399361V，220V低压电网为231209V。（2）对各级电压用户受电端的电压考核点（按有关规定设置），应配置具有连续测量和统计功能、精度为0.5级的电压监测仪。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的要求。（3）接于公共连接点的每个用户引起该点负序电压不平衡度允许值一般为1.3%，短时不超过2.6%。根据连接点的负荷状况以及邻近发电机、继电保护和自动装置安全运行要求，该允许值可作适当变动、但必须满足（1）条的规定。（4）三相电压允许不平衡度应满足GB/T15543-2008电能质量三相电压允许不平衡度的规定。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的电压波动和闪变，应满足GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变的规定。3.11.5 谐波（1）对各类具有谐波的用户，在运行中注入电网的谐波电流允许值和谐波电压限值应满足GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波的规定。控制其产生的谐波量，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）因电容器组的投入引起的母线谐波电压放大倍数，不得超过1.52.0倍。3.12通信干扰电网规划设计应尽量减少对通信设施的危害和干扰。输电线路对通信线路的危险和干扰影响应满足DL/T5033-2006输电线路对电信线路危险和干扰影响防护设计规程中的要求。无线电干扰应按照我国已正式或将颁布的各项标准进行规划设计。3.13绿色电网与环保 3.13.1绿色电网（1）紧密结合广州电网实际情况和技术发展现状，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，促进绿色电网的建设和发展。（2）统筹考虑节地、节能、节水、节材和环境保护等方面的因素，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，实现资源节约和环境友好。（3）坚持经济适用原则和全生命周期效益最优原则，合理控制费用，力求资源利用的最大化。（4）站区规划和路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、可再利用材料，不使用对环境造成污染的设备和材料。3.13.2电磁环境（1）电磁环境的标准线路及变电站的电磁环境应满足现行国家规定。（a）500kV线路跨越非长期住人的建筑物或则邻近民房时，房屋所在位置离地1.5m处的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时的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时的无线电干扰限值标称电压（kV)1102205001000限值（db）4653555558（2）电磁环境防治（a）架空电力线路和变电站设备的规划建设应注意对邻近通信设施干扰的影响以及与电台的距离，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，采取相应措施降低电磁强度的影响。（c）架空输电线路可通过优化导线的相序排列方式及杆塔型式，降低周围的工频场强。3.13. 3 变电站和配电站降噪（1）变电站噪音要求根据变电站所处区域的使用功能特点和环境质量要求，对声环境功能区分为以下四种类型：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、行政办公为主要功能，需要保持安静的区域。类声环境功能区：指以商业金融、集市贸易为主要功能，或者居住、商业、工业混杂，需要维护住宅安静的区域。类声环境功能区：指以工业生产、仓储物流为主要功能，需要防止工业噪声对周围环境产生严重影响的区域。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的区域。各类声环境功能区的噪声限值见表3.13.3。表 3.13.3 环境噪声限值 单位：dB(A)时段类地区类地区类地区类地区昼间55606570夜间45505555夜间频发噪声的最大声级超过限值的幅度不得高于10dB (A)。夜间偶发噪声的最大声级超过限值的幅度不得高于15dB (A)。（2）变电站降噪对于在城中心区和噪声敏感区域的变电站，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，对变电站内设备采取隔振防振、吸声消声隔声等降低噪声措施，利用站内设施减少相邻空间的噪声干扰以及室内噪声对外界的影响。 （3）配电站降噪配电站的设置应满足降噪的要求，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；在特别需要安静的区域（如疗养院、医院康复区）或用户对环境噪声有特殊要求的区域，应设计拥有独立基础的配电房。3.13.4 其它（1）变电站内无覆盖保护的场地应进行绿化处理，防止水土流失。宜利用站前区建筑物旁、路旁及其它空闲场地进行绿化。扩建、改建工程应对原绿化场地进行保护，尽量保留原有的绿地、树木，施工破坏处应恢复绿化。（2）变电站的墙体材料应结合当地实际情况，在节能、环保基础上选用经济合理的材料。屋面应设置保温隔热层，保温隔热材料应选用环保材料，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，充分利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）电厂接入电网应遵循分层、分区、分散接入的原则。（2）新建单机容量为600MW及以上的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200600MW级机组宜接入220kV电网；200MW以下机组宜就近接入110kV及以下电网。（3）110kV电厂可考虑在110kV变电站站内T接或接入220kV变电站的110kV母线两种形式接入110kV电网，具体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）电厂接入电网的电压等级不超过2级。以2级电压接入电网的发电厂内原则上不设2级电压的联络变压器，避免形成高低压间电磁环网。（5）避免电厂集中接入变电站和大环网迂回送电的形式，电厂发电机母线不得直接带用户负荷。（6）为降低电厂并网对电网短路水平的助增作用，电厂宜选择高阻抗升压变。（7）根据新建电源的机型特性、装机容量以及在电网中的位置，电源接入时应明确是否要求具备黑启动能力；对于新建燃气机组，原则上要求具备黑启动能力。4.1.2 分布式电源接入系统（1）分布式电源主要是指布置在电力负荷附近，与环境兼容的发电装置，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的解列装置和开关，解列装置应具备电压和频率保护。（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及以下电网，应装设双向的分时电能表。（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）分布式电源接入点的功率因数应满足电网要求。4.1.3 厂网协调（1）单机容量大于或等于50MW水电发电机组、单机容量大于或等于100MW火电发电机组应具备PSS 功能。（2）发电机的参数选择、继电保护和自动装置（自动电压控制、自动励磁调节器、电力系统稳定器、稳定控制装置、自动发电控制装置等）的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的要求。（3）发电机组在额定有功功率下的功率因数具备的迟相、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）单机容量大于或等于600MW的新建煤电机组其调峰能力至少应为装机容量的60%；热电冷联产机组的调峰能力应按维持额定热/冷负荷的工况进行校核，单台机组最小技术出力原则上不大于80%；调峰气电机组应具备两班制运行的条件。4.2 网架结构4.2.1 220 kV及以上网架规划（1）广州500kV电网是南方电网的重要受端及广东500kV网架的重要组成部分，应与广东500kV电网统一协调发展。（2）220 kV电网逐步实现以500 kV变电站核心、以骨干电源为支撑的分片供电模式，各分区间正常方式下相对独立运行，在设备检修及事故情况下应具备一定的相互支援能力。（3）220 kV电网一般采用以500 kV变电站为中心的双回路闭式环网结构或2座500 kV变电站为两端电源的双回路链式结构。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电网典型接线参见图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的输送能力，首段不宜采用电缆线路；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的供电。（5）采用链式接线时，应考虑来自两个500 kV变电站的同一段220 kV母线，经技术论证后优先考虑合环运行。（6）220kV网架结构应结合电网具体情况，经技术经济比较后确定。（7）对于线路走廊建设困难地区，考虑为电网更远的发展留有较大的裕度，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同的220kV站，当条件不满足时，必须至少保证来自2个220kV站，来自同一变电站的2回电源必须保证能运行在不同的母线分段上。（4）每回110kV电源线路最多可T接3台主变，T接的主变应分属不同的110kV变电站。（5）两回线路均T接3台主变时，应避免两条线路均T接同属3座变电站的主变。（6）在具备条件的情况下，优先考虑110kV变电站的电源来自于不同的500 kV片区的110kV出线、不同链式或环网的220kV变电站的110kV出线。（7）每座220kV站应根据负荷情况设置一定数量的110 kV联络线与其它220kV站联络，保证能转供本站1台主变的负荷，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高压配电网典型接线示意图4.3 变电站4.3.1 变电站布点要求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。容载比指标从总体上控制各供电区变电站的建设与投资规模，通过对变电站主变的“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，避免造成站点间负荷分布不均衡，提高设备利用率和投资效益。4.3.2 变电站新建和扩建关系4.3.2.1变电站的投产容量应满足35年内不扩建的原则。首期主变规模不宜少于2台；对部分负荷发展较快且电网建设难度大的区域，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解决变电站主变不满足“N-1”的情况。4.3.2.3 220kV及以上变电站的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慎重决定。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解决供电能力问题；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解决供电能力问题。4.3.2.5各供电区内已有220kV变电站供电时，任何时期必须保证该区域内变电站留有12台220kV主变的扩建余地。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相应设备间隔，确保变电站建成后5年内不扩建间隔；为减少间隔扩建所带来的停电风险，变电站母线及相关设备应一次建成。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的区域，土建和电气分开实施，先上变电站土建和低压配电装置，根据负荷发展需要，择时再上配套的高压线路及主变压器。4.3.3 变电站选址要求在明确变电站在系统中的地位和作用后，选择的站址应综合考虑以下要求，选择最佳站点。4.3.3.1 降压变电站接近负荷中心。4.3.3.2 方便与电源或其他变电站的相互联系，符合电网规划、城市规划及土地利用规划的要求。4.3.3.3 站址地形、地貌满足近远期建设和发展要求。4.3.3.4 站址应不受洪水、内涝及山洪冲刷的影响，地质条件适宜。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，避让重点保护的自然区和人文遗址，避让有重要开采价值的矿藏；采取措施后与邻近设施（如机场导航台、地震台等）相互影响在允许范围内。4.3.3.6 交通运输、给排水、施工、运维方便。4.3.3.7 满足国家环境保护、水土保持及生态环境保护要求，并与环境景观相协调。4.3.3.8 变电站征地应尽量节约土地，避免非建设用地，不得占用基本农田。4.3.4 变电站用地要求4.3.4.1 用地基本要求（1）本着节约土地，降低工程造价的原则征用土地。（2）对于建设发展用地，应提前规划变电站站点并列入城乡发展规划予以控制，具体征地时间应视实际情况确定。（3）占地面积应考虑最终规模要求，在城市用地紧张的条件下，尽可能提高单位面积的变电容量。4.3.4.2 各电压等级新建变电站的用地面积在城市控制性详规中按表4.3.4.2所示预留，具体工程设计应按典型设计考虑。表4.3.4.2 各电压等级新建变电站的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）50041000184m281m（户外HGIS）-224m349m220424072m113m（户内GIS）42m87m29.8m-220（直降）410072m113m（户内GIS）42m83m21.5m-11036343m76.5m（户内GIS）21m54.5m19m-注：1、500kV变电站按61000MVA规模预留场地位置2、110kV合建变电站宜采用南网标准设计尺寸4.3.5 变电站建设型式500kV变电站宜采用户外HGIS布置。220kV变电站宜采用全户内式（包括主变户外布置，其它设备户内布置），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标准化的原则，在满足电网要求的情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主变容量的选择，除E类地区采用180MVA外，其余地区采用240MVA；220kV直降20kV主变容量采用100MVA；110kV主变容量的选择，除E类地区选用40MVA主变外，其余地区选用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46台。（2）500 kV侧：出线610回，采用一个半断路器接线，如采用其它接线型式需专题论证。（3） 220kV侧：出线1418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34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68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