安徽公司_安徽电网规划技术导则.doc

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1、安徽电网规划技术导则（征求意见稿）1 总则1.1 本技术导则是以国家和电力行业法规、标准为指导，执行国家电网公司有关规程规定，并结合安徽省电网实际情况和发展水平制订的。是编制与审查安徽电网规划的指导性文件，适用于安徽省内所有的主、配、农网规划。目的是为我省电网规划设计提供一个统一的、具有普遍适用性且符合省情的技术导则，以对安徽电网规划和建设工作发挥指导和参考作用。安徽电网是安徽行政区域范围内为全省供电的各级电压电网的总称。电网是保障经济社会发展的一项重要基础设施。因此搞好电网规划从而加强电网的改造和建设是一项重要的工作。1.2 本导则适用于安徽省内所有的主、配、农网规划，导则的制定均立足于各级

2、电网的统筹协调规划，包含电力市场需求预测、电力电量及变电容量平衡、电压等级及电网结构、供电可靠性、变电设备和导线截面选择、无功补偿及电压调整等内容。1.3 本规定所引用的各有关技术标准，均应是有效版本。1.4 本导则在执行中将结合实际需要进行修改补充，以期不断完善。2 规划编制基本要求2.1 规划应遵循上级有关部门颁发的（规划设计）有关规程、导则和规定，主要有电力系统技术导则，如城市电力网规划设计导则、农村电力网规划设计导则、电力系统设计技术规程、电力系统安全稳定导则、电力系统电压和无功电力技术导则等，但应注意规程规定的适用范围和条件。2.2 规划的内容深度应达到国家电网公司发布的“电网规划设

3、计内容深度规定”、“大型电厂输电系统规划设计内容深度规定”等有关规定的要求，在输变电工程的可研阶段应达到有关可研内容深度规定的要求。同时要注意抓住研究范围内电网的特点和主要问题，有针对性有重点地开展工作，使规划成果真正能对电网建设项目发挥指导作用，切实解决研究范围内电网存在的问题。为电网公司和供电公司的经营发展奠定基础。2.3 收集的基础资料省或地区国民经济和社会发展计划（包括未来五年规划和远景发展目标），城市总体规划，研究范围内电网的现状资料和上一轮规划资料、评审意见及实施情况等。2.4 电网规划的原则是适度超前，保证安全，注重效益，使其满足经济性、可靠性与灵活性的要求。做到远近结合，既能适

4、应远景发展要求，又便于在现有电网基础上逐步过渡到远景目标网络。2.5 电网规划坚持统一规划，上一级电网规划指导下一级电网规划。按照“主、配、农网统一规划”的原则和“先自下而上，再自上而下”的思路，统筹规划各级电网协调发展。2.6 强调电网规划的整体性。各电网均应将与本电网相联或穿越本电网的跨区电网项目纳入本电网规划范围，统筹规划变电站站址和输电线路走廊。3 电力市场需求预测3.1 一般规定3.1.1 电力市场需求预测是电网规划设计的基础，包括需电量预测和电力需求预测两部分内容。（注：本导则所用负荷一般指年最大负荷。）3.1.2 应进行规范的负荷、用电量数据监测、统计、分类以及社会发展资料数据积

5、累工作，在经常性调查分析的基础上，充分研究本地区用电量和负荷的历史发展规律来进行测算，并适当参考国内外同类型城市的历史和发展资料进行校核。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。3.1.3 电力市场需求预测应分近期、中期和远期，近期为5年，应给出逐年电量、负荷预测结果，中期为1015年，远期为203015年以上，仅给出该水平年电量仅给规划期末电量、负荷预测结果。3.1.4 对于城市电网还应根据城市市政规划结果，按各功能区饱和负荷密度指标进行预测，给出饱和负荷规模。3.1.5 对于近期、中期和远期电力市场需求预测，应给出高、中、低三个预测方案，

6、并选择一个作为规划的基本负荷方案；对于城市饱和负荷预测，仅给出推荐方案。3.2 主网电力市场需求预测3.2.1 历史实绩分析：对本省或地区前1015年的用电量、最大负荷（分调度口径和全社会口径）、年均增长率进行统计列表和分析，并与同期本省/地区GDP的增长率进行对比分析。3.2.2 需电量预测（1）详细搜集、整理分析本省/地区经济发展的历史和规划资料，电量增长的历史资料和近期发展趋势，重点项目的规划资料。（2）可采用多种方法进行分析预测：如年增长率法、弹性系数法、回归分析法、单耗法等。以上方法可以同时应用并相互进行补充校核，确定规划期间的总用电量预测值。（3）应分统调口径和全社会口径进行预测。

7、（4）电量预测结果应与城网规划、农网规划电量预测结果相互校核，保持一致。3.2.3 最大负荷预测应在对用电结构和负荷特性进行分析的基础上，采用以下方法进行分析预测：（1）根据需电量的预测结果，采用年最大负荷利用小时数法进行预测，并用负荷年增长率法进行校验；（2）采用大用户加自然增长法；（3）最大负荷预测结果应与城网规划、农网规划最大负荷预测结果相互校核，保持一致。3.2.4 负荷分布的确定（1）规划水平年各地市的负荷总量应根据城市配网、农网负荷预测结果明确分布到区、县中去，城市电网分区及负荷可直接参照城市配网规划结果。（2）应对历史电力负荷数据进行统计分析，给出各分区电力负荷同时率，若历史数据

8、不健全，可按省网各地区间同时率取0.95左右，地区电网网各区县间同时率取0.80.9考虑，全省/地区综合负荷应与各地区/各区、县负荷相加后乘以同时率相吻合。3.3 城市配电网电力市场需求预测3.3.1 对现状和历史的负荷、电量进行统计分析，作为负荷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。3.3.2 应从用电性质、地理区域或功能分区、电压等级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、二、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

9、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供电范围划分；功能区域可按城市规划土地的用途范围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。3.3.3 城市电力市场需求预测应给出高、中、低三个预测方案，并选择一个作为规划的基本负荷方案。电量预测的常见方法有：单耗法、弹性系数法和外推法，负荷预测的常见方法有年最大负荷利用小时数法、自然增长法和负荷密度法等。规划中至少应采用两种以上的方法，以便相互校核预测结果。也可以适当参考国内外同类型地区的资料进行校核。3.3.4 分区电力需求预测可根据功能分区、城市

10、行政规划和地理自然条件等对规划区域进行合理分区，对于合肥电网，负荷规模较大，分区个数一般在30个以上为宜；对于其它大型城市（城网年最大负荷大于500MW），分区个数一般在1215个为宜；对于中型城市（城网年最大负荷在300MW500MW间），分区个数一般在812个为宜，小型城市（年最大负荷小于300MW）分区个数一般在68个为宜。3.3.5 近期预测，对于大用户的电力电量宜单独统计对于大用户的负荷及电量宜单独统计，对于自然增长电力电量则采用多种方法预测，并根据各分区历史数据及市政规划情况将电力需求总量预测结果分布到相应的分区中并根据各分区历史数据及市政规划情况将负荷及电量需求总量预测结果分布到

11、相应的分区中。远期预测，可利用负荷密度法对各分区进行负荷电量预测，综合得到整个城市的负荷电量预测结果。3.3.6 对电量负荷预测高、中、低方案进行综合分析评价，通过一些指标如人均综合用电量、人均生活用电量、负荷密度等对负荷预测结果进行校核，同时应注意电量发展与负荷发展的协调性，对预测得到的最大负荷利用小时数进行校核，并推荐一个方案作为规划依据。3.4 农村电网电力市场需求预测3.4.1 负荷及电量预测应分行政乡、镇，视情况增加规模较大的工业区、开发区开展预测。3.4.2 负荷及电量预侧需要搜集的资料由采用的预测方法而定，主要包括下列几个方面的资料:（1） 本地区总体规划布局以及有关数据指标；（

12、2） 本地区新增重大项目的用电规划；（3） 本地区用电负荷的历史资料和与用电负荷相关的其它统计资料(如国民经济、人口、气象、水文资料等)；（4） 规划中与本地区电网、省级电网有关部分的资料；（5） 本地区电力大用户负荷预侧的参考资料。电力市场需求预测应给出高、中、低三个预测方案，并选择一个作为规划的基本负荷方案。电量预测的常见方法有：单耗法、弹性系数法和外推法，负荷预测的常见方法有年最大负荷利用小时数法、自然增长法和负荷密度法等。规划中至少应采用两种以上的方法，以便相互校核预测结果。也可以适当参考国内外同类型地区的资料进行校核。3.4.3 农村电网用电量预测（1） 年递增率法。依据本地区历史年

13、份的电量增长情况，判断发展周期，确定规划期内的电量增速得出预测结果。本方法依赖于对规划年份的电量增长趋势判断的准确性。（2）弹性系数法。该法一般以本地区前一时期弹性系数的平均值做为规划期的弹性系数计算值，或根据本地区结构调整分析，用类比方法确定弹性系数的计算值，计算预测期的预测电量。（3）产值单耗法。以单位产品或单位产值用电量、单位面积用电量等指标和发展规模，预测分项电量。适于分项预测。3.4.4 最大负荷预测方法如下（1）年最大负荷利用小时法:用电综合最大负荷 =用户年用电量总和/年最大负荷利用小时数。（2）自然增长加大用户法。根据本地区历史年份的用电量，剔除大用户负荷，确定自然增长率，结合

14、地区新增大用户用电情况预测，得出本地区规划年内负荷预测结果，并与其它预测结果相互校核。3.4.5 电量及负荷及电量预测宜采用多种预测方法进行预测，多种方法预测结果互相校核，经专家评估推荐预侧值。各种预测方法均应考虑地区负荷特性以及发展规律与特殊情况相结合，得出本地区较为合理的预测方案，并与本地区主网负荷及电量预测结果相互校核。4 主网规划主要技术原则4.1 电力电量平衡及变电容量平衡4.1.1 通过电力电量平衡，明确本系统需要的电源容量、调峰容量、已列入规划电源的送电方向和供电范围，与主系统交换的容量。对电源规划方案、调峰方案提出建议，并为本系统与主系统的联络线规划提供依据。4.1.2 对有水

15、电的地区电网应编制枯水年的电力平衡以及枯水期（年）、丰水期（年）的电量平衡。对于有抽水蓄能电站的地区还应进行夏季低谷负荷下抽蓄机组满抽水方式下的电力平衡。4.1.3 平衡过程中系统的总备用容量选取宜为系统最大发电负荷的15%20%，并应满足下列要求：（1）负荷备用为2%5，低值适用于大系统，高值适用于小系统；（2）事故备用为10%左右；对于地区电网而言，不得小于当地一台最大的单机容量；（3）计划检修备用应按有关规程要求及系统情况安排的年检修计划确定。初步计算时可取5%10%，具体数值应根据系统情况确定。4.1.4 变电容载比4.1.4.1 容载比是同一电压等级的主变压器总容量（MVA）与对应的

16、供电总负荷（MW）之比变电容量（MVA）在满足一定的供电可靠性要求的基础上与对应的负荷（MW）的比值，是宏观控制变电总容量的指标，也是规划布点时安排变电容量的依据之一。4.1.4.2 容载比的确定与负荷重要性、供电可靠性要求、具体的电网结构（包括布点位置、数量、下一级电网的转供能力）、负荷增速、电网投资效益等因素有关，宜根据不同电网的具体情况进行技术经济分析后确定。容载比计算时应将地区发电厂的主变压器容量及其所供负荷，用户专用变电所的主变压器容量及其所供负荷分别扣除。各地区电网规划设计中应根据现在的统计资料和电网结构形式确定合理的容载比容载比过大将使电网建设投资增大，电能成本增加；容载比过小将

17、使电网适应性差，调度不灵，甚至发生“卡脖子”现象。4.1.4.3 500kV容载比 计算和确定一个地区500kV变电容载比时，应在最大综合负荷中扣除该地区220kV及以下同口径电源在正常方式下能保证供电的负荷。在进行变电容量平衡时，500kV变电容载比一般取1.5。4.1.4.4 220kV变电容载比计算和确定一个地区220kV变电容载比时，应在供电综合负荷中扣除该地区110kV及以下同口径电源在正常方式下能保证供电的负荷。对于分区220kV容载比，可参考近年年负荷平均增长率来控制，具体如表4.1所示，同时遵循以下原则：（1）对于城市建成区，负荷增长率低于7，负荷相对集中，中压配网联络紧密的地

18、区，若普遍采用双台主变供电，可按照容载比为1.8来控制；若普遍采用三台主变供电，可按照容载比为1.5来控制。（2）对于城市开发区，负荷增长率高于12，且负荷处于发展初期，则可适当提高容载比至上限。表4.1 各电压等级容载比选择范围年负荷增长率小于7712大于12220kV电网1.61.91.72.01.82.14.2 主网网架规划4.2.1 网架规划应从全网出发，合理布局，消除薄弱环节，加强送端和受端主干网络，增强抗事故干扰的能力，并满足以下基本要求：（1）网络发展应与电源发展配套，与下一级电压网络相协调，适应各地区电力负荷发展的需要，并对电源和负荷的变化有较强的适应能力；（2）安全可靠、运行

19、灵活、经济合理；（3）贯彻分层分区原则，网架结构简明，层次清晰；（4）无功配置和潮流流向合理，控制系统短路电流水平；4.2.2 电源接入原则4.2.2.1 对于单机容量为300MW级的燃煤机组，一般用于满足地区负荷需要，宜接入220kV电网；对于单机容量为600MW及以上的燃煤机组，应论证接入500kV或 220kV系统。4.2.2.2 电源接入系统原则（1）电源接入系统应本着简化电厂接线，减少出线电压等级及回路数基本原则，在同一电厂的机组接入不同电压等级的情况下，电厂内不应设置联络变压器。（2）对于短路电流问题突出地区，向地区供电的主力电厂不宜接入500kV变电站220kV侧，并需要结合短路

20、电流控制需要，选择合适的机组阻抗参数以及升压变参数。（3）位于负荷中心附近的区域型电厂，宜不设高压母线而采用发电机变压器线路单元制接线接入附近枢纽变电站的方案。4.2.3 500kV电网规划4.2.3.1 500kV变电站规划研究500kV变电站布点应根据分区220kV平衡结果并考虑已有500kV变电容量，初步确定在不同水平年各区需要的500kV变电容量及变电站落点大致区位，并对新增布点和扩建已有变电站方案进行比选。4.2.3.2 500kV主变容量及台数选择原则（1）500kV变电站的主变容量一般选750MVA；在负荷密度较大、用地紧张的地区宜考虑选用1000MVA主变。（2）500kV变电

21、站主变台数终期规模一般选取3台，在负荷密度较大、用地紧张的地区，终期规模可考虑采用4台主变，以减少变电站数目，提高土地利用率，同时便于远期短路电流控制。4.2.3.3 500kV主变其它参数选择原则（1）500kV主变压器应选用自耦变压器，为限制远景单相接地短路电流，中性点一般应预留经小电抗接地的位置中性点一般应预留经小电抗接地的空间。（2）500kV变电站500kV、220kV侧短路电流水平分别按63kA、50kA控制； 500kV主接线采用一台半断路器接线，220kV侧终期采用双母线双分段接线。（3）对于远期存在220kV电网短路电流问题地区，宜考虑采用500kV高阻抗变压器。4.2.3.

22、4 500kV出线规模及其220kV侧网架规划（1）500kV变电站500kV侧出线终期规模一般810回，220kV出线规模应与主变终期规模、出线线路型号相匹配，一般1214回。（2）对于远期短路电流问题突出、线路走廊紧张地区， 500kV变电站新建220kV侧联络出线宜采用大截面导线，从而适当减少220kV出线回路数。（3）500kV变电站应结合远期负荷水平，选择合理的供电范围，在电网建设发展初期，可适当延伸500kV供电范围，随着500kV电网的发展和加强，应有计划地逐步简化和改造220kV电压网络，清晰化500kV变电站供电范围，形成以500kV变电站以及220kV枢纽变电站为中心的电网

23、结构。（4）在电网发展过程中，确需构成电磁环网运行，应作相应的安全稳定计算校核。4.2.4 220kV电网规划4.2.4.1 220kV电网规划研究内容在500kV电网规划和变电站落点初步确定的前提下，通过电力平衡结果，对本区电网与系统之间的送受电能力进行分析，提出加强或改造本区电网与系统之间220kV联络线的方案。通过变电容量平衡，确定规划年中新增的220kV变电容量；根据负荷分布的预测及主要增长地点合理安排新增变电站落点。并对地区220kV电网整体接线方案和电网结构进行分析、比较，重点在于找出薄弱环节并提出解决方案，从而推荐出规划水平年电网方案和远景目标电网方案。4.2.4.2 220kV

24、变电站主变容量的选择原则（1）主变容量一般按变电站建成后510年的规划负荷选择，并适当考虑远景1020年的负荷发展。（2）装有2台及以上主变的变电站，其中一台停运后，其余主变容量应保证该站全部负荷的7080，并保证用户的一级和二级负荷。（3）主变容量的级别宜标准化、系列化。220kV降压变电站的主变容量一般宜为l20、150、l80MVA。对个别负荷密度较大、用地紧张的地区也可考虑选用240MVA主变。4.2.4.3 220kV变电站主变台数的选择原则（1）对于饱和负荷规模较大（大于500MW）的城市电网，城网规划中220kV变电站应按终期3台变压器规划和设计，只有少数站址按3台变压器选择有困

25、难时可以按2台设计。（2）对于城网负荷规模较小以及其它地区电网，规划220kV变电站主变容量以及主变台数的选择应结合地区电网特点，统筹考虑，在确需提高单座变电站总变电容量时，优选选取增加主变台数，视需求进一步增加单台主变容量。（3）对地区性孤立的变电站或大型工业专用变电站，宜根据布点规划和负荷发展情况，考虑装设3台及以上主变。4.2.4.4 220kV变电站高压侧出线规模及主接线220kV变电站按照其拓扑位置的重要性，分为枢纽变电站、中间变电站以及终端变电站。（1）220kV枢纽变电站的220kV出线规模一般在6回及以上，电气主接线方式采用双母线双分段接线。（2）220kV中间变电站的220k

26、V出线规模一般在46回，其电气主接线通常采用双母线接线或双母线分段接线。（3）220kV终端变电站，通常位于区域的边界或城市的中心，通过12回220kV线路与中间变电所（枢纽变电所）联系，终端变电站应尽量靠近负荷中心，深入市区。220kV终端变电所电气主接线应简化，以线变组或桥接线为宜，如果区域网络条件允许，终端变电站的中、低压侧应装设备自投装置。 4.2.4.5 220kV变电站低压侧出线规模及主接线220kV变电站中、低压侧出线回路数与变压器容量及台数有关，应与变电站规划容量和送出线路导线截面相匹配，110kV出线规模814回，35kV或10kV侧回路数则根据所带负荷大小确定。（1）220

27、kV变电站110kV侧最终出线回路数6回以下时，可采用单母线或单母线分段接线；最终出线回路数6回及以上时，宜采用双母线接线，不设旁路母线。（2）220kV变电站110kV侧宜至少有一路联络线路，以保障全所断电时重要负荷的供电。（2）220kV变电站35（10）kV侧有出线时，宜采用单母线或单母线分段接线；35（10）kV无出线、仅接无功补偿装置时，宜采用单元制单母线接线。4.2.4.6 220kV电网网架规划（1）220kV电网应统筹考虑电源接入和500kV变电所的分布，逐步实现500kV、220kV电网分层分区运行。对于短路电流问题突出地区，分区电网在强化500kV枢纽作用的同时，推荐建立2

28、20kV枢纽变电站辅助500kV站点提供电源，但大城市负荷中心的枢纽变电站容量不宜过于集中，要做到：）当任一变电站全停时，不致于引起受电地区全停，同时应采取自动措施，以保证重要负荷的安全供电。）有利于简化110kV、35kV电压网络，便于实现分片供电。（2）220kV电网的建设应与110kV、35kV电压等级电网的建设相协调，以适应地区电力负荷发展的需要，并对电源和负荷的变化有一定的适应能力。4.2.4.7 220kV分区电网结构设计原则220kV分区电网应有合理的目标电网结构，一般应设计成具备以下特征的电网：（1）在条件许可的情况下，尽可能形成环网结构；（2）环网中应分散设计枢纽节点，220

29、kV电源优先接入220kV变电站，宜在环网中相对薄弱区域与区外电网形成联系，环网由500kV电源点、接入220kV电源的节点以及与区外形成联络的节点三种类型的枢纽节点构成骨干，与中间负荷变电站联络，形成环网结构。（3）在负荷密集区域，不宜形成过于集中的网格式电网结构，避免短路电流难以控制。4.2.4.8 220kV分区电网结构（1）辐射型结构：以一个500kV变电站为支撑的辐射型网络，如图4.1所示。此种电网结构一般适用于负荷水平低， 220kV变电站的较少的地区或者由于线路走廊困难无法与其它变电站成环的变电站。方式1方式2图4.1 放射式电网结构示意图（2）环网结构：以一个500kV变电站为

30、电源，以双回或多回线路形成220kV的环网结构，环内可接入25个220kV变电站。环上的枢纽变电站可考虑与其它500kV变电站供区联络，或接入一定容量的220kV电厂。其它500变电站供区500其它500变电站供区500500其它500变电站供区方式1方式2方式3500其它500变电站供区方式4图4.2 环网电网结构示意图（3）网格结构：由两个或以上环网结构形成网格结构，网格内可考虑接入5个左右或更多的变电站。网格结构中220kV变电站数目较多，对电网的事故紧急交换能力的要求较高，一般宜考虑两个通道的联络线与500kV变电站供区联络。网格结构电网一般可用于500kV变电站出线走廊紧张，且较多2

31、20kV变电站分布于500kV变电站一侧的情况。图4.3 放射式电网结构示意图综合几种设想的电网结构，从节约电网投资、保证电网的可靠性，充分利用电网资源，并考虑某些紧急情况下控制电网的影响范围等几个方面考虑，在规划远景电网结构时，可优先考虑环网结构接线方式，其它局部地区可根据具体所址条件、线路走廊实施的可行性等不同的具体情况做技术经济比较后选择合适的电网结构。4.2.5 电网分区解环4.2.5.1 电网分区解环一般基于两种原因，一是为解决500kV、220kV电磁环网在线路N-1（或N-2）方式下潮流转移导致的热稳定问题；二是为控制电网短路电流水平。另外也有优化运行方式，方便潮流调控和简化系统

32、安全稳定控制策略方面的考虑。电网分区解环首先要论证必要性，在利大于弊的情况下才宜考虑解环。4.2.5.2 安徽500/220kV电磁环网解环技术原则安徽电网分层分区应远近结合，根据安徽电网的规划和建设情况，按照轻重缓急，逐步实施，视主要矛盾（短路电流、潮流转移等问题）确立电磁环网解环，对安徽电网有较大安全隐患的电磁环网和主通道上影响输送能力的电磁环网优先考虑解环。（1） 短路电流各母线短路电流水平一般考虑留有10的裕度。（2）潮流转移电磁环网运行，不能影响主干通道的输送能力，在正常送出情况下，能够满足500千伏元件（主变、线路）N-1带来的潮流转移问题。对于500千伏同杆并架双回线N-2故障带

33、来的潮流转移问题，过渡过程中，在网架不够坚强时，可以考虑采取切机的安稳装置来解决N-2带来的潮流转移问题，一旦网架足够坚强后，应避免主干通道N-2出现影响安全运行的潮流转移问题。（3）分区受电可靠性 电磁环网解环运行后，各分区在全接线方式下，能够满足N-1安全供电需求，分区500千伏电网至少满足“两变两线”，最好有3台及以上500千伏主变。电磁环网解环运行后，在分区内一个500千伏站点或一个厂站全失去情况下，区域间联络线应能保证重要负荷的供电，对于重点地区，应能保证区域内6080负荷的供电。（4）无功调节能力电磁环网解环后，分区应保证一定的无功调节能力。4.3 导线截面选择4.3.1 架空线路

34、的导线截面可按下列条件进行初步选择：（1）正常运行方式下的最大输电容量符合经济电流密度要求；（2）导线（包括大跨越段）允许的载流量应大于事故运行方式下的最大输电容量；（3）输电容量至少应考虑线路投入运行后510年的发展，对走廊困难的负荷规模及负荷密度较大地区的重要受电线路、地区间重要的联络线应考虑更远的发展，留有较大的裕度，必要时可提前按双回线同塔架设或高一级电压建设初期降压运行。4.3.2 一次性选定500kV变电站的500kV 和220kV出线导线截面，500kV线路导线截面一般选用4400 mm和4630 mm，220kV出线除供电对象为终期负荷规模较小的终端变电站外，新建出线截面至少应

35、选用2400 mm规格，对于出线至220kV枢纽变电站的线路，可选用2630 mm、4400 mm规格导线。4.4 电气计算校核4.4.1 潮流计算4.4.1.1 对于电网规划方案，应开展潮流计算，潮流计算的目的是为校验网络结构，选择导线截面和变电设备的主要规范，选择调压装置、无功补偿设备及其配置等提供依据。4.4.1.2 潮流计算应对规划水平年选择有代表性的正常最大、最小、检修运行方式进行潮流计算。对于送端地区，通常还对平均高峰，机组大开机方式下电网送出校核。4.4.1.3 对规划网架中应进行N-1（主变、线路、单台机组）潮流校验，对同杆并架双回线必要时应进行N-2校验。4.4.1.4 对于

36、已有线路热稳定极限，按照最新版安徽省稳定运行规定控制，规划500kV线路，按设计允许温升80并考虑环境温度，在不考虑事故后线路过载能力时，一般情况下4400 mm导线热稳定极限取2200MVA，4630 mm导线取3300MVA；规划220kV线路，400 mm导线热稳定极限取229MVA，2300 mm导线热稳定极限取380MVA，2400 mm导线热稳极限取460MVA。4.4.2 稳定计算4.4.2.1 系统稳定计算的目的是验算规划的网络结构是否满足系统稳定运行的要求，以及是否需要改进网络结构或提出其它提高稳定的措施。4.4.2.2 暂态稳定的判据是电网遭受每一次大扰动后，引起电力系统各

37、机组之间功角相对增大，在经过第一或第二个振荡周期不失步，作同步的衰减振荡，系统中枢点电压逐渐恢复。4.4.2.3 暂态稳定计算主要考虑在机组满出力、各母线节点电压均在合理范围以内的情况下，在最不利的地点发生单相瞬时故障、单相永久性接地故障、无故障三相跳开、三相短路（不重合）、同杆并架异名相故障等扰动，计算系统的暂态稳定性。4.4.2.4 暂态稳定计算中，发电机励磁模型采用次暂态电势变化的详细模型，规划机组可用暂态电动势恒定模型；负荷特性采用40%恒阻抗、60%的恒功率模型。4.4.2.5 暂态稳定计算的故障切除时间应与继电保护动作时间和断路器全断开时间相适应。4.4.3 短路电流计算4.4.3

38、.1 对于电网规划方案，应开展短路电流计算，短路电流计算的主要目的是选择新增断路器的额定断流容量，研究限制系统短路电流水平的措施（包括提高变压器中性点绝缘水平）。4.4.3.2 短路电流是决定网架结构和运行方式的关键因素之一。4.4.3.3 系统设计中应按远景水平年计算短路电流，选择新增断路器时应按设备投运后10年左右的系统发展计算，对现有断路器进行更换时还应按过渡年计算。4.4.3.4 短路电流计算内容包括三相和单相短路电流计算。4.4.3.5 当短路电流水平过大而需要大量更换现有断路器或超出现有断路器的设计能力时，应研究限制短路电流的措施。4.5 方案经济比较4.5.1 方案经济比较的其它

39、准则和计算方法应按照电力工程经济分析暂行条例执行。4.5.2 方案经济比较中，工程静态单位综合造价的取值应以最新的“电网工程限额设计控制指标”为基准并结合本工程的具体情况确定，建设期的投资和运行期的年运行费用尽可能考虑时间因素。4.5.3 方案经济比较中，建设期的投资和运行期的年运行费用都应考虑时间因素。4.5.4 衡量经济效益的准则是：工程建设期内的逐年投资及工程经济使用期内的逐年年运行费用折算到某一年的总费用（或折算到使用期内每年等值的年计算费用）为最小。4.5.5 在方案经济比较中，必要时应对影响方案经济性较大的因素，例如投资利润率（若用贷款则为贷款利率）、工期、燃料价格、电价、重大设备

40、价格等，根据可能变化的情况设一个变动幅度进行计算，作敏感性分析。4.6 无功补偿和调压4.6.1 无功补偿应坚持全面规划、合理布局、分层补偿、就地平衡原则，要防止不同电压层次之间的无功倒送，防止输电线路有功与无功的逆向传送。4.6.2 无功补偿一般应选用分组投切的电容器和电抗器；不考虑采用专用调相机。在有冲击负荷和谐波、负序电流较大的情况下，应论证其对电网电压稳定的影响，必要时采取“静补”的措施。4.6.2.1 500kV电网应按无功电力分层就地平衡的基本要求配置高、低压并联电抗器，以补偿超高压线路的充电功率。一般情况下，高、低压并联电抗器的总容量不宜低于线路充电功率的90%。高、低压并联电抗

41、器的容量分配应按系统条件和各自特点全面研究决定，其中高抗容量不宜超过线路充电功率的6070%，低抗容量一般在主变压器容量的30%以下。4.6.2.2 500kV电网的受端系统，应按输入有功容量相应配套安装无功补偿设备；其容量宜按输入容量的4050计算，分别安装在由其供电的220kV及以下变电站中。4.6.2.3 220kV变电站电容器补偿容量按主变容量的1015配置。4.6.3 应在无功平衡的基础上选择调压装置，满足本规程电压质量标准。经调相调压计算，在系统各种运行方式下变电站母线的运行电压不符合电压质量标准时，应研究增加无功补偿设备满足电压质量标准，在增加无功补偿设备无效果或不经济时，可选用

42、有载调压变压器，除上述情况外不宜采用有载调压变压器。目前安徽省新建220kV变电站一般均选用有载调压变压器。选择变压器的额定电压主抽头及分接头时，应考虑与近期实际运行电压水平相适应并可满足系统远景发展潮流变化的需要。4.6.3.1 500kV变压器高压侧的额定电压，宜根据系统无功功率分层平衡要求及高压母线在系统中的位置和实际运行电压水平，经计算论证后确定。4.6.3.2 发电机升压变压器一般可选用无励磁调压型；500kV降压变压器宜选用无励磁调压型，经调压计算论证确有必要且技术经济比较合理时，可选用有载调压型。4.6.4 发电厂和变电站的母线电压允许偏差值4.6.4.1 500kV母线：正常运

43、行方式时，最高运行电压不得超过系统额定电压的+110%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。4.6.4.2 向空载线路充电，在暂态过程衰减后线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍，持续时间不应大于20min。4.6.4.3 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%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%+10%。5 城网规划的主要技术原则5.1 电压等级5.1.1 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。应尽量简化变压层次、优化配置电压等级序列，避免重复

44、降压。5.1.2 安徽电网输、配电电压等级的划分 超高压输电 500kV； 高压输电 220kV； 高压配电 110kV，35kV； 中压配电 10kV； 低压配电 380V，单相220V。应逐步取消6kV供电序列，视城市电网具体情况适当发展20kV中压配电等级；对于负荷密度较高的大型城市，220kV除作为高压输电等级外，同时可发展成为高压配电等级。5.1.3 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。5.1.4 加大城市中心城区220kV、110kV电网发展的力度，对

45、于大型城市，应积极深入城市负荷中心规划建设220kV变电站，并加大设计低压侧容量；对于中小型城市，则应积极深入城市负荷中心规划建设110kV变电站。5.1.5 城网应简化电压等级，对220kV变电站宜选择220/110/10kV三级电压，对110kV变电站宜选择110/10kV两级电压，逐步取消35kV电压等级。5.2 供电可靠性5.2.1 电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。 5.2.2 电网供电安全准则城网规划的电网供电安全采用“N-1”准则。“N-1”准则的具体内容为：（1）变电站中失去

46、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；（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电器发生故障停运时：a在正常情况下，除故障段外不停电，并不得发生电压过低和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。 5.2.3 变电站间中压支撑能力5.2.3.1 对于一般城市市区电网，110kV变电站全部失去后，通过中压电网的必要操作后进行负荷转移可以保证3050负荷；对于重要城市市区电网，110kV变电站全部失去后，通过中压电网的必要操作后进行负荷转移可以保证5070负荷。5.2.3.2 对于城市建成区，负荷趋于饱和，且确因站址走廊困难无法增加变电容量时，可通过加强站间中压联络，并在站内安装中压开关故障后自动投切装置，以提高配电网络供电可靠性。5.2.4 应对变电站作进出线容量的配合和校核。5.2.4.1 变电站主变一次侧进线总供电能力应与主变一次侧母线