安徽公司_安徽电网规划技术导则(0413)

安徽电网规划技术导则（征求意见稿）1总则1.1本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。1.2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。1.3本导则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。1.4本规定所引用的各有关技术标准，均应是有效版本。1.5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有关规定的要求。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。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10~15年，远期为15年以上，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，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10~15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。（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0.8~0.9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》（GB50293）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12～15个为宜；对于中型城市（城网年最大负荷在300MW～500MW间），分区个数一般在8～12个为宜，小型城市（年最大负荷小于300MW）分区个数一般在6～8个为宜。3.3.5近期预测，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负荷及电量需求总量预测结果分布到相应的分区中。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；（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。3.4.3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。3.4.4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）与对应的供电总负荷（MW）之比，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。4.1.4.3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；容载比过小将使电网适应性差，调度不灵，甚至发生“卡脖子”现象。4.1.4.4500kV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。4.1.4.5220kV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7％7～12％大于12％220kV电网1.6～1.91.7～2.01.8～2.14.2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，并需要结合短路电流控制需要，选择合适的机组阻抗参数以及升压变参数