天津电网规划设计技术原则

1、附件：天津电网规划设计技术原则（2007年版）天津市电力公司二七年十月目 录 1 总则12 电网规划设计基本要求13 电网结构44 供电可靠性85 变电站106 高压线路137 无功补偿与电压调整178 电能质量199 中低压配电网2010 电力客户2611 二次系统2912 术语定义34附录A（规范性附录） 容载比计算方法37附录B（规范性附录） 设备负载率的计算方法38附录C（规范性附录） 无功补偿配置容量的计算方法40附录D（规范性附录） 线路走廊宽度及变电站占地面积41附录E（规范性附录） 谐波电压限值42附录F（规范性附录） 推荐变电站主接线型式43附录G（规范性附录） 高压电网接线

2、型式44附录H（规范性附录） 中低压电网接线型式47附录I（规范性附录） 地下电缆敷设方式53天津电网规划设计技术原则1 总则1.1 编制目的为使天津地区电网规划设计、设备选用和工程建设等实现规范化、标准化，达到合理使用资金、优化电网结构、提高电网供电可靠性、改善电能质量、降低电网损耗、保证电网安全、稳定、经济运行，提高电网科技含量、满足环保要求、提升天津电网自动化水平和劳动生产率的目标，建设“一强三优”的天津电力公司，满足天津地区尤其是滨海新区快速增长的用电负荷需求，建设与天津市作为国际港口城市，北方经济中心和生态城市的发展定位相适应的坚强电网，特制定本天津电网规划设计技术原则。1.2 适用

3、范围本标准规定了天津市电网规划设计的技术原则。本标准适用于天津市电力公司管辖电网范围内的所有输电、变电、配电公用工程、用户工程，以及天津地区电厂联网工程。1.3 编制依据天津电网规划设计技术原则是在城市电力网规划设计导则的基础上，根据国家、国家电网公司和天津市人民政府的有关法律、法规、规范、导则、标准和规程，并结合天津电网的具体实际情况和发展需求制定的。主要依据包括：城市电力网规划设计导则（Q/GDW156-2006）城市电力网规划规范（建标1999149号GB50393-1999）2 电网规划设计基本要求2.1 相关法律电网作为城市和地区的重要基础设施之一，与城市和地区的社会经济发展密切相关

4、。各地区应根据中华人民共和国城市规划法、中华人民共和国电力法、天津市供用电条例等法律、法规的相关规定，编制电网规划，并纳入天津市城市总体规划中。2.2 电网规划建设主要原则 电网规划主要原则2.2.1.1 电网规划应坚持与经济、社会、环境协调发展、适度超前和可持续发展的原则。2.2.1.2 电网规划重点是研究和制定电网的整体和长远发展目标。电网规划应满足电力市场发展的需要并适当超前。各项发、输、变、配电工程的设计、建设和改造应符合电网总体规划的要求。电网规划应与天津市国民经济发展规划和城市总体规划协调一致，并纳入天津市总体规划。2.2.1.3 电网规划的编制，应从调查研究现有电网入手，分析电力

5、增长规律，解决电网薄弱环节，优化电网结构，提高电网的供电能力和适应性。做到近期、中期与远期相结合、新建与改造相结合，实现电网接线规范化和设备标准化。在电网安全可靠和保证电能质量的前提下，达到网架坚强、装备先进适用、经济合理的目标。2.2.1.4 电网规划除主网架的规划外，还应包含城市配电网规划、无功规划和二次系统规划等，有功和无功、一次和二次系统协调发展，逐步提高各级电网自动化水平。2.2.1.5 电网规划工作要充分吸收和利用国内外电网规划的先进经验和技术，逐步采用计算机辅助决策系统，不断提高电网规划设计工作的效率和水平。2.2.2 电网建设主要原则2.2.2.1 电网建设应符合“安全可靠、结

6、构合理、技术先进、环保节能和规范统一”的原则。应注重高效节能，采用先进成熟的新技术、新设备、新工艺、新材料，依靠科技进步，确保用户安全可靠供电。2.2.2.2 电网工程建设规模、设备水平、规划设计原则等应满足电网发展1015年的负荷水平，建设项目应符合国家相关规定。2.2.2.3变电站设计应积极采用国家电网公司典型设计，建设标准符合国家电网公司“资源节约型、环境友好型、工业化”变电站设计导则标准，做到简洁实用，减少占地和建筑面积，控制工程造价。2.2.2.4 线路导线截面应按中长期规划考虑。架空线路宜采用同杆双回、必要时多回路架设，杆塔选型尽量减少线路走廊和占地面积。同杆塔并架的双回或多回线路

7、，应尽量避免向同一终端负荷变电站供电。2.2.2.5中心市区、滨海新区城区及其它区域的行政商业中心、大型居民住宅区等区域应结合城市规划和建设逐步建成电缆网供电。2.3 电网分期规划的要求电网规划的期限分为：近期五年（分年）、中期（1015年）、远期（2030年）三个阶段，各级电网分期规划应有明确的目标要求。2.3.1 近期规划应着重解决电网当前存在的主要问题，根据近期规划编制年度计划，提出逐年改造和新建的项目，满足负荷需要，优化、加速电网建设与改造，增加供电能力，提高供电可靠性，降低网络损耗，适应天津市国民经济快速发展和居民生活水平不断提高对电力的需求。2.3.2 中期规划与近期规划相衔接，并

8、以远期电网规划为指导，结合天津地区发展规划，逐步建成与周边电网紧密联系的、多电源支撑的500kV主干网架，形成布局合理、运行灵活、层次清晰、安全可靠的220kV分区供电网络。2.3.3 远期规划主要考虑天津电网的长远发展目标以及电力市场的建立和发展，进行饱和负荷水平的预测研究，结合全国特高压电网规划及区域联网规划，确定电源布局和目标网架，建成网架坚强、布局合理，运行灵活，安全可靠、装备精良、电能优质、技术指标先进的现代化电网。2.4 电网规划流程电网规划的编制主要流程包括：（1）电网现状分析；（2）负荷预测；（3）电力电量平衡；（4）确定本地区电网规划编制的细则；（5）确定远期电网主网的初步结

9、构，作为分期主网规划的发展方向；（6）根据预测负荷和现状电网结构，经过分析计算，编制近期的分年度规划和中期规划；（7）根据电网的发展趋势和远期预测的负荷水平，修订远期电网结构，编制远期规划。2.5 电网结构基本要求电网结构应满足用电负荷增长的需要，适应电源合理接入电网的要求。2.5.1 电网建设要以电网安全可靠运行为基础，以整体经济效益为中心，满足环境保护要求，统筹考虑，统一规划。2.5.2 电网结构是规划设计的主体，应结合城市总体发展规划、负荷密度、供电可靠性要求及电网现状等条件，合理选择电压等级和接线方式。2.5.3 各级电压电网的供电能力应与负荷发展相匹配，供电可靠性应符合电网供电安全准

10、则的规定，安全稳定性达到电力系统安全稳定导则要求。2.5.4 各级电压变电总容量与用电总负荷之间、输变配电设施容量之间、有功和无功容量之间应比例协调、经济合理，使电能质量和电网损耗达到规划目标的要求。2.5.5 电网结构贯彻分层、分区的原则，网络接线简化，结构清晰可靠、运行方式灵活，事故处理方便。2.6 供电区划分为实现电网结构模式和标准与天津市不同区域发展情况相匹配，根据各地区的功能定位、经济发展水平、负荷性质和负荷密度等条件，将天津市划分为以下几类供电区：A类供电区：指中心市区（外环线以内）；B类供电区：指滨海新区核心区；C类供电区：指新四区外环线以外部分、滨海新区核心区以外地区和二区三县

11、的中心地区；D类供电区：指农村地区；3 电网结构3.1 电压等级3.1.1 电压等级的选择应尽量简化，减少变压层次，优化配置电压等级序列，避免重复降压。天津电网超高压输电电压为500kV，高压输电电压为220kV，高压配电电压为110kV、35kV，中压配电电压为10kV，低压配电电压为380V、单相220V。3.1.2 中心市区主要采用220/35/（10）kV、35/10kV、35/0.4kV或10/0.4kV二至三个变压层次。在现有110kV网络基础上，逐步扩大110kV电网的覆盖范围。新建220kV变电站应综合考虑负荷密度、配电网结构以及为轨道交通等特殊用户预留110kV电压等级因素，

12、优先采用220/110/35kV电压等级。新建110kV变电站采用110/10kV电压等级。3.1.3 滨海新区宜采用220/110/35kV、110/10kV或35/10kV、35/0.4kV或10/0.4kV二至三个变压层次供电。3.1.4 其他地区电网采用220/110/35kV、110/35/10kV或110/10kV、35/10kV、10/0.4kV三至四个变压层次。3.2 电网接线和结构 天津电网的接线原则要求如下：（1）各级电压电网的变电站接线应标准化。（2）高压配电网接线应完善，中低压配电网的接线力求简化。（3）下一级电网应能转移足够的上级电源容量，以满足事故备用和重要用户供电

13、可靠性要求。 电网结构3.2.2.1 500kV电网（1）500kV超高压输电网，是天津电网的主干网架，与周边电网联系，接受市外来电，应建成双环网结构。（2）500kV双环网应具有良好的适应性，既能独立成环，又能纳入华北主环网。3.2.2.2 220kV电网（1）为控制系统短路电流，220kV电网应以相邻两座500kV变电站为电源，逐步实现分区供电的模式。各分区电网之间相互独立运行，并建立必要的备用联络通道，严重事故情况下能相互支援，支援能力不低于1000MVA。（2）中心市区根据负荷和网架结构的需要可采用220kV变电站甚至500kV终端变电站深入负荷中心的供电方式。中心市区新建220kV变

14、电站按照枢纽变电站和终端变电站两种模式建设。通过在两个500kV变电站之间以双回电源线路串接两个220kV枢纽变电站构成链式结构，向终端变电站供电，形成两级转供电的模式。现有三级转供电模式应结合电网改造和网架结构调整，逐步过渡为两级转供电的模式。（3）其他地区在两个相邻的500kV变电站之间以双回电源线路连接两个220kV变电站组成链式结构，向邻近的220kV终端变电站转供电。（4）为保证供电可靠性，相邻220kV变电站之间应建设必要的中压联络通道和负荷转移通道。220kV变电站为2台主变时，转移容量不少于单台主变容量的30%，中心市区转移负荷以35kV通道为主，负荷转移通道不少于3回。其他地

15、区转移负荷以110kV通道为主，转移通道不少于12回。220kV变电站为34台主变时，转移容量不少于单台主变容量的60%，中心市区负荷转移通道不少于6回，其他地区不少于2回。3.2.2.3 110kV电网（1）负荷密集地区220kV之间110kV应形成联络通道，互相支持。负荷密度较小地区宜建成放射式网络。（2）110kV变电站的电源一般取自两个不同方向220kV（110kV）变电站或同一变电站不同母线。（3）相邻110kV变电站之间应有一定的35kV或10千伏联络容量，负荷转移容量不少于单台主变容量的60%，以满足事故备用要求。电网结构见附录G。3.2.2.4 35kV电网（1）中心市区35k

16、V电网除转移通道外按放射状电网建设，设转供变电站和负荷变电站，转供变电站可为邻近变电站转供电。变电站一般设置三台同容量变压器，其电源取自23个不同方向的220（35）kV变电站或同一变电站不同母线。其他地区35kV变电站至少应具备2个电源。（2）相邻35kV变电站之间要建立适当的10kV联络通道。电网结构见附录G。3.3 短路电流 电网中各级电压的短路电流应该从网络的设计、电压等级、变压器的容量和阻抗的选择、运行方式等方面进行控制，使之与各级电压断路器的开断电流、各类设备的动、热稳定电流配合，其值不大于表3.1中的数值。表3.1 短路电流控制表电压等级变电站性质短路电流500kV63kA220

17、kV环网枢纽站50kA终端负荷站40kA110kV25kA35kV20kA10kV16kA20kA（特殊地区）3.3.2 对110500kV电网，不但要核算三相短路电流值，当故障点X0X1时，还要计算单相接地短路电流值。在规划、设计和运行中应采取措施控制短路电流不超过表3.1的限值。3.3.3 短路电流控制的主要技术措施 电网最高一级电压母线的短路容量在不超过表3.1限值的基础上，应维持一定的水平，以减小受端系统的电源阻抗，即使系统发生振荡，也能维持各级电压不过低，高一级电压不致发生过大的波动。3.3.3.2 其它电压等级的短路容量，应在技术经济合理的基础上，采取限制措施。（1）在电力系统的主

18、网加强联系后，将次级网络分片、开环运行，变电站母线分段、变压器分列运行。（2）为控制220kV电网的短路水平，500kV联变和220kV电厂的升压变可采用高阻抗变压器。（3）在500kV主变中性点加装小电抗以减少220kV系统的单相短路电流。（4）在允许范围内，增大系统零序阻抗。减少变压器中性点的接地点数量，以减小系统的单相短路电流。（5）适当选择变压器的容量、结线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器。（6）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。3.4 容载比高压电网变电容载比的选择应按供电区的类别确定，宜参照表3.2执行，具体计算方法见附录A。表3.2

19、高压电网变电容载比下限供电区类别A类供电区B类供电区C类供电区D类供电区220kV电网容载比1.81.81.71.6110kV电网容载比2.02.01.91.835kV电网容载比1.82.01.91.83.5 中性点接地方式 确定中性点接地方式时，应全面考虑以下方面因素:（1）保证供电可靠性要求。（2）单相接地时，应尽量减小健全相最大工频电压的升高值。（3）单相接地时，最大故障电流应限制在保证人身安全和对通讯线路干扰影响在允许范围之内。（4）单相接地时，故障线路的继电保护应有足够的灵敏度和选择性。 中性点接地方式（1）110kV500kV系统为有效接地系统，可采用直接接地或经小电阻、小电抗接地

20、。（2）10kV35kV系统一般为非有效接地系统，可采用经消弧线圈接地或不接地方式，以电缆为主的10kV35kV一般为有效接地系统，采用经小电阻接地。4 供电可靠性4.1 目标要求电网规划考虑的供电可靠性是指电网设备停运时对用户连续供电的可靠程度。天津电网的供电可靠性应达到下列目标的要求：（1）满足电网供电安全准则的要求。（2）满足用户用电程度的要求。（3）满足天津市电力公司确定的分阶段可靠性指标要求。4.2 电网安全准则天津电网应满足如下N-1原则：4.2.1 高压输电网（1）在正常运行方式下，任何一条线路、一组降压变压器、一台机组故障停运，系统保持稳定，保证正常供电。计划检修方式下，又发生

21、故障停运时，也能保持稳定，保证正常供电。（2）在正常运行方式下，一条母线故障停运，系统保持稳定，保证正常供电。计划检修方式下，又发生故障停运时，系统不发生失稳，允许损失部分负荷，但应在规定时间内恢复供电。（3）同塔并架双回或多回线路同时故障，系统不发生失稳，经必要的操作后保证正常供电。4.2.2 高压配电网（1）在正常运行方式下，一条线路、一组变压器故障停运时，不损失负荷。一段母线故障或计划检修方式下又发生故障停运时，允许损失部分负荷，但应在规定时间内恢复供电。（2）同塔并架双回线路同时故障，允许损失部分负荷，但应在规定时间内恢复供电。4.2.3 中压配电网任何一个元件故障停运时：（1）正常运

22、行方式时，除故障段外经操作在规定的时间内恢复供电外，不能停电，并不得发生电压过低和其它设备不允许的过负荷。（2）计划停运、又发生故障停运时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。4.2.4 低压配电网任一元件发生故障时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。4.3 高压主变和高压配电线路负载率控制4.3.1 22035kV高压变电站一般应配置两台或以上相同容量变压器，当一台故障停运时，其负荷将自动转移至正常运行的变压器，并不应超过其短时允许的过载容量，再通过电网操作将变压器的过载部分负荷转移至次一级电网。同一变电站中主变台数与最大允许负载率的关系如表4.1所示,具体计算方法见附录B。表4.

23、1 主变负载率控制表变压器台数234负载率T（）6587100（采取措施）注：变电站主接线能够满足转移负荷的要求。4.3.2 高压配电线路由两个或两个以上回路组成，当一回停运时，应在一次侧或二次侧自动切换，总负荷不超过线路热稳定电流限值。线路回路数与最大允许负载率的关系如表4.2所示。表4.2 高压线路负载率控制表线路回路数234负载率T（）5067754.4 满足用户用电程度电网发生故障造成对用户的停电，其允许停电的容量和恢复供电的目标时间为：（1）两回路供电的用户，失去一回路后，应不停电。（2）三回路供电的用户，失去一回路后，应不停电，再失去一回路后，应满足合同确定的保安电源容量要求。（3

24、）一回路和多回路供电的用户，电源全停时，恢复供电的目标时间为一回路故障处理的时间。（4）开环网络中的用户，环网故障时需通过电网操作恢复供电的，其目标时间为隔离故障段所需的时间。5 变电站5.1 电气主接线 500kV宜选用一个半断路器接线，也可选用双母线双分段接线。500kV终端站可采用带断路器的线路变压器组接线或其它方式。 220kV 500kV站的220kV侧宜采用双母线双分段接线。5.1.2.2 220kV站的220kV侧（1）枢纽站当最终规模配置2台主变压器时，接线方式为双母线接线；当最终规模配置3台主变压器时，接线方式为双母线单分段接线；当最终规模配置4台主变压器时，接线方式可为双母

25、线接线或双母线双分段接线。 （2）终端站当最终规模配置3台主变压器时，接线方式为带断路器的线路变压器组单元接线，只有在变电站面积受限制不能带断路器时，可为不带断路器的线路变压器组单元接线，但应配置可靠的远方跳闸通道。5.1.3 110kV5.1.3.1 220kV站的110kV侧当最终规模配置2台主变压器时，接线方式可采用双母线接线；当最终规模配置3台主变压器时，可采用双母线单分段接线；当最终规模配置4台主变压器时，接线方式可为双母线双分段接线。5.1.3.2 110kV站的110kV侧转供站接线方式可采用三段独立单母线接线；终端站接线方式可采用带断路器的线路变压器组接线或内桥接线加线路变压器

26、组接线。 35kV5.1.4.1 220kV站的35kV侧220kV站中压侧为35kV，接线方式采用三组单母线分段或四组单母线分段环形接线。220kV站低压侧为35kV，接线方式采用两组双母线接线或两组单母线分段接线。5.1.4.2 110kV站的35kV侧三台变压器的接线方式采用两组单母线分段接线，二台变压器的接线方式采用单母线分段接线。5.1.4.3 35kV站的35kV侧三台变压器的接线方式采用三个独立的单母线接线，二台变压器的接线方式一般为内桥或单母线分段接线。5.1.5 10kV三台变压器的接线方式采用两组单母线分段接线，二台变压器的接线方式采用单母线分段接线。推荐变电站主接线型式见

27、附录F。5.2 变电站规模各种类型变电站的主变压器容量、电压等级和各侧电压出线回路数的配置如表5.1所示。表5.1 变电站规模表序号变电站类型主变规模（台MVA）电压（kV）各侧出线回路数1500kV环网站47501500500/220410/12202220kV枢纽站242402418034180（150）220/110/35220/110/35220/35812/820/24812/820/24812/2436/243220kV终端站3150（180）31803240220/35/10220/110/35220/110/353/24/18243/12/243/12/244110kV转供站3

28、50110/35/1056/1012/245110kV终端站2350350331.5110/35/10110/10110/1023/812/243/363/24635kV站23202331.535/1035/1029/162429/16305.3 变电站进出线容量配合5.3.1 变电站进出线容量的配合应进行校核。5.3.2 变电站初级进线总供电能力应与初级母线的转供容量和主变压器的允许过负荷容量相配合，并满足供电可靠性的要求。5.3.3 变电站的次级出线总送出能力应与主变压器的允许过负荷容量相配合，并满足供电可靠性的要求。5.3.4 电抗器、引线、开关、刀闸等设备不应限制变压器总的正常负载能力

29、。5.3.5 校核事故运行方式时，应考虑设备允许过负荷能力，以节约投资。5.4 主变压器选择5.4.1 一个变电站的主变压器台数（三相）不宜少于2台或多于4台。同一电网中同一级电压的单台主变压器容量不宜超过三种。同一变电站中同一级电压的主变压器宜采用相同规格。5.4.2 500kV变电站：宜选用1200MVA变压器，负荷密度小的地区，可选用750MVA变压器，但按照1200MVA设计预留。5.4.3 220kV变电站：新建变电站电压等级如为220/35/(10)kV，可采用150MVA变压器，如中、低压侧短路水平允许，宜选用180MVA变压器。新建变电站电压等级如为220/110/35kV，宜

30、采用180MVA或240MVA变压器。5.4.4 110kV变电站：一般采用50MVA变压器，低负荷密度地区可采用31.5MVA变压器。5.4.5 35kV变电站：中心市区一般采用20MVA高阻抗变压器，负荷密度特别高的区域经技术方案比较，可采用31.5MVA高阻抗变压器。其它地区一般采用20MVA标准阻抗变压器，低负荷密度区域可采用10MVA标准阻抗变压器。5.5 变电站建设5.5.1 变电站选址 变电站选址应结合电网结构、负荷分布、地区规划、拆迁赔偿费用等因素综合考虑，择优选择。所选站址应便于进出线布置，交通方便，避开易燃易爆重污染区域，尽量靠近负荷中心，尽可能不占用规划性质为基本农田的地

31、块。 5.5.1.2 变电站用地应本着节约的原则，提高土地使用率，提高单位面积的变电容量，占地面积应按最终规模考虑。5.5.1.3 变电站应独立选址，中心市区和滨海新区核心区站址选择十分困难的区域，35kV变电站可以与其它建筑物贴临建设，条件不允许时可以与其它建筑物结合建设。.4 变电站与周围环境及邻近设施应相互协调，满足环境保护要求。5.5.2 配电装置 220kV及以下新建变电站均按无人值班站设计建设，现运行的变电站应加快无人值班站改造。新建和改造变电站应根据集控中心建设规划选定为集控站、受控站和操作队基地站，相关设施同步建设。5.5.2.2 变电站内配电装置，应考虑所在地区的地理情况和环

32、境条件，优先选用占地少的配电装置型式。各类变电站规划占地面积参见附录D。5.5.2.3 应充分考虑变电站所处位置的景观影响和美学要求，对于人口密集居住区或对外观规划有特殊要求的地区，宜采用室内配电装置和电缆进出线方式。5.5.2.4 应充分考虑噪音对环境影响，对不能满足GB12348-90和GB/T14623-93标准要求的变电站，其配电装置和变压器等电气设备应采用室内配电装置，以便加装降噪音措施。5.5.2.5 在严重污秽地区及盐雾地区，电气设备应采用室内配电装置。5.5.2.6 中心市区、环市四区和滨海新区的土地紧缺地区，各电压等级变电站配电装置均应户内布置，主变户内或户外布置。其他地区2

33、20kV、110kV配电装置应户外中型布置，35kV、10kV配电装置采用户内布置，主变户外布置。5.5.2.7 配电装置户内布置的变电站，220kV、110kV设备选用GIS组合电器。配电装置户外布置的变电站，220kV、110kV设备积极选用户外GIS组合电器。室内35kV及以下设备选用开关柜，必要时可选用SF6全封闭组合电器。35kV断路器可选用SF6断路器或真空断路器，优先选用SF6断路器，10kV断路器选用真空断路器。6 高压线路6.1 高压架空线路6.1.1 架空线路路径选择天津地区高压架空线路的路径选择，应结合天津市电力空间布局规划，并遵循以下原则：（1）应根据城市地形、地貌特点

34、和城市道路网规划，沿道路、河渠、绿化带架设；路径力求短捷、顺直，减少同公路、铁路、河流、大面积养殖水面、河渠的交叉跨越，尽量避免跨越建筑物。（2）应综合考虑电网的近、远期发展，减少与其它架空线路的交叉跨越。（3）宜避开地质不良地带、滞洪地带、严重污染区和高经济作物区等地区。线路走廊的控制宽度参见附录D。（4）线路通过地区对邻近的通讯设施（含通讯线、机场导航台、电台、军事通讯设施等）的干扰影响，应满足相关规程的规定。6.1.2 杆塔及基础6.1.2.1 线路杆塔宜采用铁塔，塔材积极采用高强度钢，占地受限或有其他特殊要求时采用钢管杆。6.1.2.2 电力线路通过路径较紧张地区，应采用双回或多回路并

35、架的架设方式，以充分利用线路走廊，同时应考虑线路检修（或故障）时，对电网的安全性、供电可靠性、带电作业的影响。经技术经济比较，也可采用紧凑型线路。6.1.2.3 市区内及环境复杂的架空线路应按在保证对建筑物、树木等距离设计的基础上，适当增加高度、缩小档距，弧垂最低点对地距离达到15米以上，提高线路安全裕度。杆塔结构的造型、色调应与环境相协调。6.1.2.4 天津地区宜采用级典型气象区的气象条件，当地若有特殊气象，应根据沿线的气象资料和附近已有线路的运行经验，通过分析论证选取。其中一般地区风速按28米/秒进行设计，滨海、宁河、蓟县、静海等地区按照30米/秒设计，滨海、静海、蓟县的山区等部分空旷地

36、区按照32米/秒进行设计。6.1.2.5 杆塔基础应根据线路沿线地质、施工条件和杆塔型式等综合因素选择，宜采用混凝土台阶式基础、钢筋混凝土板式基础或桩式基础。6.1.3 架空导线选择6.1.3.1 高压输电和高压配电架空线路，可推广采用大截面或耐热、超耐热导线。现运行线路载流量如不满足运行要求，需更换导线，经技术经济比较，优先选用耐热、超耐热导线。6.1.3.2 110kV及以上架空线可选用耐热铝合金导线、稀土铝绞线和钢芯铝导线。沿海及空气中有腐蚀性气体的地区应选用防腐型钢芯铝绞线。6.1.3.3 导线截面应满足负荷发展的要求，宜参考饱和负荷值，根据经济电流密度选择，并按电晕、载流量等进行校验

37、，在同一个区域内应力求一致，每个电压等级可选用23种规格。导线截面宜按表6.1进行选择。表6.1 高压架空线路导线截面选择表电压等级导线截面220kV4400 mm2、2630 mm2、2400 mm2110kV1400 mm2、1300 mm235kV1300 mm2、1150 mm26.2 高压电缆线路6.2.1 下列情况应采用电缆线路：（1）天津市电力空间布局规划明确要求采用电缆的地区（中心市区、滨海新区核心区除工业用地外、新城的生活区和重要公建区、特殊功能区除工业用地外等地区）。（2）对供电可靠性要求较高的重要用户的供电线路。（3）风景旅游区的重点地段。（4）严重污秽地段。（5）通道狭

38、窄，架空线路走廊难以解决的地区。6.2.2 电缆线路路径应与其他地下管线统一安排。通道所能通过电缆的数量应考虑远期发展的需要，路径选择应考虑安全、可行、维护便利及节省投资等因素。沿街道的电缆隧道人孔及通风口等的设置应与环境相协调。有条件时应与市政建设协调建设综合管道。6.2.3 电缆的敷设方式应根据电压等级、最终数量、施工条件及初期投资等因素，视不同情况采取直埋、沟槽、排管和隧道等方式敷设。（参见附录I）（1）直埋敷设适用于市区人行道、公园绿地及公共建筑间的边缘地带，同路径直埋敷设电缆数量一般不超过6根。35kV及以上电缆、10kV重要进线电缆不宜采用直埋敷设。（2）电缆沟敷设适用于变（配）电

39、站内、工厂厂区等无机动负载的通道，每处电缆沟敷设电缆根数一般为712根。（3）排管敷设适用于电缆根数较多，且有机动车等重载和不宜重复开挖的地段，每组排管敷设电缆根数一般为718根，最多不宜超过21根，排列方式不宜超过三层，在变电站出口困难时每组排管可以考虑最多24孔。（4）隧道敷设适用于变电站出线电缆较多或并行电缆根数16根及以上的地段，10kV及以下电缆不应进入隧道。隧道应在道路建设时统一考虑，独立建设或与城市其它公用事业部门共同建设使用。建设隧道时应同时考虑通风、排水、照明及防火措施，可根据需要采用温度在线监测系统。（5）电缆路径需要跨越河流时，应尽量利用桥梁结构，需要通过桥梁时应与桥梁主

40、管部门协商，确定敷设方式及敷设结构等有关问题，必要时可单独架设过河管桥或采用定向钻进的非开挖拉管方式过河。电缆通过桥梁，应满足防火等有关技术条件的要求。（6）对于电缆超过18根的变电站出口段及电缆根数过于集中的地段，宜采用排管敷设方式，多出口、多通道解决，必要时采用隧道。6.2.4 电缆的绝缘水平应与系统的绝缘水平相配合，并根据系统中性点的接地方式选择电缆的绝缘厚度。6.2.5 常用电缆的额定电压U0/U（Um）按表6.2选取。电缆终端和接头的额定电压等级及绝缘水平，应不低于所安装的电缆的额定电压等级及绝缘水平。表6.2 电缆的额定电压（kV） 系统额定电压（kV）U0（kV）U（kV）Um（

41、kV）0.380.61.01.2108.7101235263540.5110641101262201272202526.2.6 电缆网络应环网建设，开环运行。不能按环网建设时应并列敷设两根电缆。6.2.7 用户电源线路如采用电缆，单电源用户必须采用双电缆供电，双电源及以上用户每路电源可以采用单电缆。重要双电源用户宜一路采用单缆，另一路采用双缆。重要用户电源电缆不得同沟直埋敷设，必须同沟时需采用外加钢筋混凝土包封的排管敷设或采取其它可靠的保护措施。6.2.8 电缆选择6.2.8.1 220kV和110kV的电力电缆应采用铜芯交联聚乙烯单芯电缆，并应有防水金属护套，及纵向阻水性能。35kV线路一般

42、情况采用三芯电缆，载流量较大时采用单芯电缆。6.2.8.2 电缆截面应根据线路最大所需载流量选择，并按敷设情况下电缆发热允许最高温度校验。新建电缆截面选择如表6.3所示。表6.3 高压电缆线路导线截面选择表电压等级导线截面（铜芯/mm2）220kV800、1200、1600、2000、2500110kV630、80035kV150、3007 无功补偿与电压调整7.1 无功补偿基本要求无功电源配置应满足系统最大负荷的无功需要。储备容量应留给发电机、调相机和快速响应的STATCOM、SVC设备，静态无功补偿装置满足正常运行条件下的无功需求。无功补偿容量选择，应保证主变压器满载、轻载两种运行状况下，

43、无功补偿设备投入运行，各侧电压在合理范围内。7.2 无功补偿的原则7.2.1 无功补偿应按照分层、分区就地平衡和便于电压调整的原则，可采用分散和集中补偿相结合的方式。在变电站、用户及配电系统分别进行配置，以有效地控制电压和降低损耗。7.2.2 装设在变电站处的电容器的投切应与变压器分接头的调整合理配合。7.2.3 大用户的无功补偿应保证功率因数大于规定的数值，并不得向系统倒送无功。7.2.4 应从系统角度考虑无功补偿装置的优化配置，以利于全网无功补偿装置的优化投切。7.2.5 在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。7.3 无功补偿装置的安装地点及其容量7.3.1 500kV系统的无功补偿容量

44、、地点及方式，应根据系统无功平衡、调压及经济运行要求，经计算确定。7.3.2 220kV变电站作为系统电压的支撑点，应有较大的无功调节能力，要按高峰负荷补足容性无功需求，一般按主变压器额定容量的2025%选择。主变压器中压侧系统电压为35kV等级者，容性无功补偿应选择上限值。其中主变压器低压侧安装1组，补偿本侧负荷需求，容量不超过10MVar，其它分2组装于中压侧。其它情况无功补偿容量宜按下限值选择，分3-4组装于主变压器低压侧，每组投切引起的电压变化率不得超过额定电压的2.5%。发电厂出口变电站的容性无功配置宜按一般变电站配置容量的50%选择。 500千伏及以上架空线路和220千伏电缆线路充

45、电功率较大时，应在关联变电站配置感性无功补偿设备，容量不小于充电功率的90%。充电功率过大时，可适当减少容性无功补偿容量，减少容量的大小根据充电功率大小及负荷性质经计算确定。110kV变电站兼顾35kV和220kV变电站无功补偿情况，补偿容量按主变压器额定容量的1520%，分2组装于主变压器低压侧，每组容量不超过6MVar。7.3.6 35kV变电站按基本负荷情况考虑容性补偿容量，将主变压器高压侧功率因数提高到0.95以上，一般按主变压器额定容量的15%选择，分2组装于主变压器低压侧。7.3.7 10kV公用配电站装设无功补偿设备。应采用按无功功率分组自动投切的低压电容器装置，容量按不大于正常

46、最大无功负荷考虑，一般不超过变压器额定容量的30%。架空配电变压器，其安装的固定接入式低压电容器，容量按补偿范围变压器额定容量的510%考虑。对于感性负荷较高，其补偿容量超过15%时，宜安装自动投切的低压电容器装置。7.3.8 0.410kV公用中低压配电网或用户端按照无功就地补偿原则应采取集中与分散相结合的补偿方式。7.3.8.1 集中补偿的低压电容器应分组进行自动投切，分散就地补偿的低压电容器应与用电设备同时投切。7.3.8.2 如果用户内部为多级变压系统，应在各级变压器的中或低压侧集中配置无功补偿设备。7.3.8.3 公用低压配电网内有多级配电系统时，可在各级配电间低压侧对动力、照明等负

47、荷集中配置无功补偿设备。无功补偿计算方法见附录C。7.4 电压调整7.4.1 220kV及以下降压变压器和存在送受关系的升压变压器均采用有载调压变压器。500kV变压器是否采用有载调压变压器，应根据系统调压需要确定。7.4.2 有载调压变压器分接头调节范围：220kV为81.25%，110kV及以下为32.5%。降压变压器的次级额定电压为标称电压的1.05倍，即230kV、115kV、37kV和10.5kV。配电变压器的分接头调节范围和额定电压为10+3（或-1）2.5%/0.4kV或1022.5%/0.4kV。7.4.3 变电站配置的无功补偿设备和主变压器有载调压装置应进行合理的自动调节，在

48、保证电压质量合格的前提下，达到调节最少，网损最低的目标。8 电能质量8.1 频率偏差电网频率偏差应符合我国电能质量电力系统频率允许偏差（GB/T159451995）的规定，额定频率为50Hz，正常频率偏差不超过0.2Hz。8.2 电压偏差 为保证各类用户受电端的电压质量，应满足国标电能质量供电电压允许偏差（GB/T12325-2003）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8.1。表8.1 电压允许偏差值的范围 额定电压电压允许偏差值的范围百分数高压220kV235400213400V*7，3110kV117700106700V7，335kV374503

49、3950V7，3中压10kV107009300V7，7低压动力380V406354V7，7照明220V235.4198V7，10*220kV母线电压允许偏差值在额定电压的3，7的范围内，但各母线在不同时段的电压偏差幅度不应大于5。以上数值应包括裕度在内，中压电网电压允许偏差值的范围应用+7%-3%目标值来校核，即10.7kV9.7kV。低压电网电压允许偏差值的范围可以用5目标值来校核，即动力380V为399361V，照明220V为231209V。8.2.2 各级城网的电压损失应按具体情况计算，并规定各级电压的允许电压损失值的范围，一般情况可参考表8.2所列数值。表8.2 各级电压城网的电压损失

50、分配额定电压电压损失分配值合计变压器线路220kV小于5小于2小于3110kV7254.57.535kV724.52.5510kV及以下1224810其中：10kV线路配电变压器低压线路（包括接户线）2424468.2.3 各级电压用户受电端的电压监测点按有关规定执行，宜配置具有连续测量和统计功能、精度为1级的电压监测仪。8.3 三相电压不平衡度电力系统公共连接点正常电压不平衡度u允许值为2%，短时不得超过4%。应满足电能质量三相电压允许不平衡度（GB/T 155431995）的规定。8.4 电压波动和闪变由冲击负荷和波动负荷引起电网的电压波动和闪变，应满足国标电能质量电压波动和闪变（GB12

51、326-2000）的规定。8.5 谐波控制8.5.1 对各类具有谐波源的用户，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国标电能质量公用电网谐波（GB/T 14549-93）的规定。8.5.2 对集中型大谐波源，应贯彻“谁污染，谁治理”的原则，采取控制措施。在电网建设和改造设计时，应对电容器组进行谐波设计和校验，合理配置串联电抗器，以防止产生谐波谐振或严重放大。8.5.3 对天津电网重点电能质量污染站点应装设电能质量实时监测装置。9 中低压配电网9.1 额定电压中压配电电压为10kV。低压配电电压为0.38/0.22kV。9.2 中性点接地方式10kV电缆供电区域应采用小电阻接地。1

52、0kV架空、架空电缆混合供电区域采用不接地或经消弧线圈接地的方式。0.38/0.22kV供电区域采取直接接地方式。9.3 短路电流10kV电网一般16kA，特殊地区20kA。0.38/0.22kV电网31.540kA。9.4 客户端电压质量在电力系统正常运行条件下，客户端的电压允许偏差范围参照下列值:10kV 10.7-9.3(+7%-7%)0.38kV 0.406-0.355(+7%-7%)0.22kV 0.235-0.198(+7%-10%)9.5 配电网结构配电网应满足负荷的特点、负荷的同时性、转移负荷的互供能力、在规划期内的负荷增长率等条件。城市配电网采用环网方式供电，电缆线路采用单环

53、网、双环网供电，为提高配电网的经济性，允许不同环网间适当增加联络线，但不宜超过3个。架空线路采用三分段多联络方式供电，10kV电网达到“手拉手”和“N-1”可靠性准则。农村辐射型配电网结合电源点的建设发展适当联络。9.6 供电半径 中压配电线路应满足末端电压质量的要求，10kV供电半径宜参照表9.1控制在表中所给数值范围内执行。表9.1 10kV供电半径供电区类别A、B类供电区C类供电区D类供电区供电半径（km）24109.6.2 0.4kV线路供电半径在市区不宜大于150200米。农村地区不宜大于500米。接户线长度不宜超过40米。必要时校验线路末端负荷侧的电压质量。0.4kV线路供电半径宜

54、参照表9.2控制。表9.2 0.4kV供电半径供电区类别A、B类供电区C类供电区D类供电区供电半径（m）1502005009.7 线路分段配电线路宜根据配电变压器台数进行分段。市区中压架空配电线应在适当地点用柱上开关分段，一般推荐每5个台区一个分段，形成多区段、多连接（不宜多于3个）的开式运行网络，应选用少维护或免维护、可靠性高的新型设备。规划时应考虑下列要求：（1）规定两至三种规格的导线，按负荷情况选用；同一主干线路参与负荷转移的线段应选用同一规格的导线，以适应负荷转供的需要。（2）根据负荷预测，确定变电站供电范围、中压出线回路数和出线走向。9.8 配电网供电方式中心市区及滨海地区、住宅区、

55、繁华商业区、金融区逐步建设改造为以电缆线路为主的配电网。市区内的主干道路根据市政建设要求，逐步改造实现电缆供电，其它地区建设以架空线为主的配电网。9.9 配电网典型接线 10kV配电网 电缆主干单环网接线自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的2条10kV线路构成联络，形成单环网接线。本接线作为今后配电网接线的主要发展模式（参见附录H的图1）。 电缆主干双环网接线自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的4条10kV线路，形成双环网接线，适用于高层住宅区、多电源用户集中区的配电网（参见附录H的图2）。 电缆重环网从配电的网架结构、设备技术参数、线路路径等方面考虑，在降低网络的初期投资的基础上，为取得适应负荷发展的实效性，对于一次性建设成建筑面积在