配电网规划目标和技术原则

1、6配电网规划目标和技术原则6.1供电区分类按照配电网“十二五”规划设计指导意见，结合地区总体规划合理划分供电区类别，制定 合适的规划目标和技术原则，因地制宜的开展配电网规划和建设改造。开封市供电区域分为市中心区、市区、城镇、农村四种。市中心区：指市区内人口密集以及行政、经济、商业、交通集中的地区。市区：城市的建成区及规划区，远郊区（或由县改区的）仅包括区政府所在地、经济开发区、产业聚集区范围。城镇：市辖供电区范围内远郊区。县级供电区范围内县（县级市）城区（含建成区和规划区），产业集聚区。农村：以农业产业（指自然经济和第一产业）为主的地区，含县级供电区范 围内乡、镇地区。市中心区、市区、城镇、农

2、村四种供电区域的划分不交叉、不重叠。配电网规划应与经济社会发展规划有机衔接。规划区域的规划标准划分为A、B、C、D四 类，每类规划标准应满足相应的规划目标和建设标准。A类标准：用于对供电可靠性要求很高的政治或经济中心区，以及高新科技工业园区；B类标准：用于对供电可靠性要求较高的生产生活集中区和一般工业园区；C类标准：用于对供电可靠性有一定要求的生产生活相对集中区；D类标准：用于农业经济活动区。根据河南省“十二五”配电网规划技术原则，开封市辖供电区的汴西新区属于A类供电区， 开封市辖供电区的其他区域（不含汴西新区）属于B类供电区，五县级供电区的城镇属于C 类供电区，农村属于D类供电区。6.2 规

3、划目标根据负荷预测，并结合配电网的现状，对不同类别的供电区类型分别提出配电网的线损率、 供电可靠率、电压质量等主要技术经济指标，以及一户一表率”、“农村居民户通电率”等社 会性指标，在规划期内所应达到的目标。阐述规划期内重点解决的问题。为便于实现远近结合，通过远近目标指导近期规划建设，配电网发展目标也可在先提出远景 （2020年）目标的基础上，给出规划期内应达到的目标。至2009年杞县最大负荷为100MW，由负荷预测可知，2010年杞县电网最大负荷为120MW， 至2012年可达163MW，2015年为200MW。由于杞县2010年新增加了几个大工业用户， 用电量较大已严重影响了县域电力水平的

4、正常发展，正处于台阶式的跳跃发展中，预计此年 度电量为6.37亿kwh，至2012年约8.13亿kwh，增长率可达26%。至2015年电量为10.57 亿 kwh。就县域不同的供电区可划分为C、D两类：产业集聚区，产业园及县政府所在的县城区分为 C类供电区。其他20个乡镇均划分为D类供电区。十二五期末，C类供电区的供电可靠率要完全满足N-1供电原则，35KV电网达到单环网、 单回链式结构，可靠率RS3达到99.99%。综合电压质量合格率达98%，居民客户端电压合 格率不低于95%，综合线损率不高于8%。要100%达到一户一表率，农村居民户通电率达 到 100%。基于县域电网现状，着重解决当前电

5、网存在的网架布置不合理，电源点薄弱、低压台区供电 半径长、配变过负荷等问题，对电网进行建设改造，适应农村电气化建设发展的需要。城网 逐步取消35kV电压等级。农网县城区和工业聚集区限制并逐步取消35kV电压等级，重要 乡镇和农业区可采用35kV供电。至2015年，杞县供电区规划共有110KV变电站5座，总容量达381.5MVA。35KV变电站共有15座，总容量达194.65MVA。至2020年时，使得电网网架坚强、结构合理、技术先进、安全可靠和运行灵活。使杞县成 为电气化县达标县。电网结构图变电站主接线图县 级 供 电 区110 kV 电 网双环网结构双回链式结构辐射结构单母开关分段接线 扩大

6、桥式接线35 kV 电 网单环网结构单回链式结构单回辐射结构单母开关分段接线内桥接线外桥接线6.3高压配电网规划技术原则高压配电网结构高压配电网结构是高压配电网规划设计的主体。根据现状电网情况，结合地区发展规划，确 定不同类别供电区推荐的典型接线形式，给出相应接线示意图。同一地区、同一电压等级、 同类供电区的网络结线方式应尽量减少并标准化。线路供电线路型号和路径选择是电网规划的重要组成部分。以地区功能定位和总体规划为基础， 以电网发展现状和变电站规划的位置为依据，确定线路的敷设方式以及不同型号线路的导线 截面。高压配电线路可采用架空线路和电缆线路。对于市政规定和有特殊需求，而必须采用电缆线 路

7、敷设方式时，应遵照关于加强城市电网入地工程管理通知（国家电网发展2009588号） 的相关要求。高压配电架空线路的选型应符合下述要求：（1）高压架空配电线路导线宜采用钢芯铝绞线、耐热铝合金导线。在负荷较大的区域宜采 用大截面或耐热导线。（2）在满足技术条件的情况下，利用现有杆塔改造架空线路可采用同截面的耐热合金导线， 或者其他新型导线。高压配电电缆线路的设计应符合下述要求：（1）110kV、35kV电缆宜优先选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆。（2）电缆敷设方式包括直埋敷设、沟槽敷设、排管敷设、隧道敷设等，应根据电压等级、 最终敷设电缆的数量、施工条件及初期投资等因素确定。根据城市规划，有条件时，经技

8、术 经济比较可采用与其他地下设施共用通道敷设。开封市辖供电区的汴西新区110kV高压配电线路采用以电缆为主、架空线为辅；开封市辖 供电区的其他地区110kV高压配电线路采用架空线（必要时可采用电缆）；县级供电区的 110kV、35kV高压配电线路采用架空线。110kV、35kV线路推荐导线截面如下表所示。110kV、35kV架空线路导线截面推荐表电压等级供电区域导线截面（mm2）110 kV市辖供电区主干网架2x240，分支400、300电压等级供电区域导线截面（mm2）县级供电区主干网架2x240，分支400、30035kV县级供电区240、 185110kV、35kV电缆线路导线截面推荐表

9、电压等级供电区域导线截面（mm2）110kV汴西新区主干 1200 （三 T）、1000、800， 分支 400、300市辖供电区市区（不含汴西新区）主干 1000、800，分支 400、300市辖供电区城镇采用架空线路县级供电区采用架空线路35kV县级供电区采用架空线路注：电缆线路导线截面的选取应结合敷设方式进行计算确定。变电站根据负荷水平和负荷分布情况，兼顾电网结构的调整要求和建设条件，确定不同类别供电区 高压配电网变电站的建设标准，包括主变电压比、主变类型（是否为有载调压）、主变容量、 主变数量、进出线回路数以及变电站的主接线型式、布置方式等。1、主变电压变比高压配电主变电压变比供电区域

10、划分主变电压变比市辖供电区1108x1.25%/10.5（11）kV县级供 电区城镇县城区（含建成及规划区）1108x1.25%/10.5（11）kV产业集聚区1108x1.25%/10.5（11）kV或 1108x1.25%/38.52x2.5%/10.5（11）kV农村1108x1.25%/38.52x2.5%/10.5（11）kV38.52x2.5%/10.5kV注：对于产业集聚区内有35kV直供用户的可采用110/35/10kV的三卷变2、主变类型110kV变压器宜采用油浸式、低损耗、三相两绕组或三绕组、有载调压电力变压器，冷却方 式宜采用自冷式。35kV变压器宜采用低损耗、三相两绕组

11、、有载调压电力变压器。3、主变规模不同供电区域变电站最终容量配置推荐表供电区域划分变电站主变规模市辖供电区110kV变电站汴西新区3X63MVA其他（不含汴西新区）3x50MVA县级供电区110kV变电站城镇3x50MVA农村3x40MVA35kV变电站城镇、农村2X10MVA 或 2X6.3MVA注：110/20kV变电站主变规模可采用3X80MVA或3x100MVA。4、变电站出线回路数不同供电区域变电站最终出线回路数推荐表供电区域划分出线规模市辖供电区110kV变电站110kV： 一般24回，有电厂接入或转供其他用户等情 况下可增加至6或8回。10kV： 36 回（3X63MVA）、30

12、 回（3x50MVA）县级供电区110kV 变电站县城区110kV： 4、 6 回10kV： 30 回（3x50）产业集聚区110kV： 4、 6 回35kV: 6 回10kV: 36 回（3x63MVA）、30 回（3x50MVA）农村110kV： 2、 4 回35kV: 6 回10kV: 24 回（3x50MVA）、18 回（3x40MVA）县级供电区35kV变电站35kV： 一般2回，枢纽变电站可按4回设计；10kV： 8 10 回；注：产业集聚区内有35kV直供用户的可考虑有35kV出线，且35kV出线均为用户专线。5、变电站主接线型式110kV变电站：110kV侧：中间变电站宜采用单

13、母线开关分段接线；终端变电站应尽量简化接线，3台主变 3回进线时宜采用线路-变压器单元接线或桥（宜采用内桥）加线路-变压器组接线（适用于 网络接线中的“nT”结合形式），3台主变2回进线时宜采用扩大桥（宜采用内桥）接线；有 电厂接入的110kV变电站，其110kV电气主接线应结合具体情况综合考虑。10kV侧上市辖供电区域的宜采用单母线四分段接线；县级供电区域的宜采用单母线三分段接线，对于县城区和产业集聚区的可采用单母线四分段 接线。35kV变电站：35kV侧上单母分段接线（出线4回），桥型接线（出线2回）。10kV侧上单母分段接线。6、变电站布置方式开封市辖供电区的汴西新区采用全户内变电站布置

14、；开封市辖供电区的其他地区（不含汴西 新区）采用全户内或半户外变电站布置；五县级供电区的城镇区域采用半户外或全户外变电 站布置，农村区域采用全户外变电站布置。7、其他原则（1）同一变电站中同一级电压的主变压器应该满足变压器并列运行条件。（2）当变电站内变压器的台数和容量达到规定的台数和容量以后，如负荷继续增长，一般 应采用增建新的变电站的方式提高电网供电能力，而不宜采用在原变电站内继续扩建增容的 措施。（3）变电站均应预留中性点接地设备的安装位置。（4）变电站站址的选择应根据电源布局、负荷分布、网络结构、分层分区的原则统筹考虑、 统一规划，并应根据节约土地、降低工程造价的原则征用土地。（5）变

15、电站建筑物设计应与环境相协调，符合安全、经济、美观、节约占地的原则。容载比合理的容载比有利于构建安全、可靠的供电网络，提高电网对负荷增长的适应能力。根据地 区负荷增长的速度和电网建设发展时期，确定不同类型地区容载比的取值范围。为提高投资 效益，原则上在满足用电需求和可靠性要求的前提下，应逐步降低容载比取值。高压配电网容载比选择范围市辖供 电区配电网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小于7%7 12%大于12%110kV容载比1.8 2.01.9 2.12.0 2.2县级供 电区公用配电网最大 负荷利用小时数3000小时以下30004000小时4000小时以上110kV容载比1

16、.5 1.71.6 1.81.7 1.935kV容载比1.4 1.61.5 1.71.6 1.8注：年负荷平均增长率指“十二五”规划期内的平均年负荷增长率。6.4中压配电网规划技术原则中压配电网结构根据分区负荷预测及负荷转供能力的需要，确定不同类别供电区中压配电网结构，给出典型 结构接线示意图。按电缆网和架空网分别进行描述。开封供电区各类供电区域中压配电网主干网目标网络推荐接线方式如下表。 中压配电网主干网目标网络接线方式推荐表供电区域接线方式汴西新区电缆网双环网、单环网、n供一备（n4）架空网三分段三联络，“手拉手”环网市辖供电区市区架空网“手拉手，环网、三分段三联络（不含汴西新区）电缆网双

17、环网、单环网市辖供电区城镇架空网电缆网“手拉手，环网 单环网县级供电区城镇架空网电缆网“手拉手，环网 单环网农村架空网“手拉手，环网、单辐射注：上述各区域中压配电网主干网络接线方式按照推荐的先后顺序列出。中压配电网网络接线方式如下：（1）中压架空线路网络“手拉手，环网结构如下图所示。采用此类接线方式时，应确保线路负载率在50%及以下。如果负载率增加， 应在联络线路中间插入新的电源点。“手拉手，环网结构（架空线）“三分段三联络”结构“三分段三联络”结构是在开封市辖供电区的负荷密度较大、新的电源点插入困难、配电自动 化实现的情况下，可由手拉手”接线向“三分段三联络”的接线方式转化。分段点的设置可根

18、 据网络接线及负荷变化相应变动。中压架空网三分段三联络接线（2）中压电缆网络结构单环网结构组成环网的电源应分别来自不同的变电站或同一变电站的不同段母线。对于环网接线，每一 环网的节点数量不宜过多，由环网节点引出的放射支线不宜超过2级。单环网结构（电缆）双环网结构在开封市辖供电区，当供电可靠性要求很高时，可由四回电缆馈线组成双环网的接线方式。 双环网结构“N供一备”结构（N4）在市辖供电区的汴西新区高负荷密集地区，电缆网可采用“N供一备”的接线，包括“二供一 备”、“三供一备”及“四供一备”，这种接线方式主供电缆线路的最高负荷电流可达到该电缆 安全载流量的100%，备用电缆线路正常运行方式下不带

19、负荷。中压电缆网“N供一备”接线（n=3）线路描述中压配电网线路的选择原则。根据有关规定，确定中压架空线路、电缆线路的选择标准， 包括线路型号、导线截面，等等。中压线路导线截面推荐表供电区域划分中压主干线路截W（mm2）分支线（mm2）市辖供电区汴西新区电缆：铜芯400架空线（绝缘线）：240电缆：铜芯300架空线：不小于70其他地区电缆：铜芯300架空线（绝缘线）：240、185电缆：铜芯240或铝芯400 架空线：不小于70县级供电区电缆：铜芯300架空线（绝缘线）：185、240架空线（裸线）：150电缆：铜芯240或铝芯400 架空线：不小于50注：（1）表中推荐的架空线路为铝芯。（2

20、）上述导线截面的选择有优先顺序。（2）中压线路供电半径中压线路供电半径应满足末端电压质量的要求，开封市辖供电区的市区供电区域供电半径不 宜超过2km，市辖供电区的城镇、县级供电区的城镇供电半径不宜超过4km，县级供电区 的农村供电半径不宜超过15km。（3）电缆的敷设方式电缆敷设方式应根据电压等级、最终条数、施工条件等因素确定。当电缆沟方式和排管方式敷设均满足要求时，应优先选择排管方式敷设。电缆排管管材一般采用CPVC管，过路管一般采用MPP管，过桥采用涂塑钢管。配电变压器根据实际发展需要，确定配电变压器的选型、配电变压器的容量等。（1）配电变压器选型油浸变压器宜选用损耗指标为S13型及以上的

21、低损耗、节能型变压器或非晶合金变压器； 干式变压器应采用SCB10系列以上低损耗低噪音变压器。接线组别为Dyn11。独立建筑的配电室一般采用油浸式、全密封型配电变压器；与建筑物贴建或入楼的配电室 一般采用干式变压器；（2）配电变压器容量选择开封供电区各供电区域三相配电变压器容量选择见下表。供电区域柱上变压器箱式变压器市辖供电区市区200kVA、315kVA、400kVA、500kVA城镇100kVA、200kVA、315kVA县级供电区城镇100kVA、200kVA、315kVA农村100kVA、200kVA在局部三相配变确实使用受限的区域，可坚持“试点先行”为原则试点使用单相变压器，单相 变

22、压器容量最大不超过100kVA。配电室根据中压配电网负荷发展需要，确定配电室的进出线数、占地面积、配变标准容量系列、装 备水平等。配电室一般配置双路电源、两台变压器，中压侧一般采用环网开关，低压为单母线分段带联 络。变压器接线组别一般采用D,yn11，单台容量不宜超过800kVA。开关站说明开关站（或开闭站）的应用场合，确定开关站的进出线数、占地面积、装备水平等。（1）位置要求开关站宜建设在城市道路的路口附近、负荷中心区便于进出线的地方，或建在两座变电站之 间，以便加强配电网的联络和提高供电可靠性。其建设应结合配网发展规划、城市发展规划 和居民小区建设同步进行。开关站面积不宜超过10 x8.5

23、平方米。（2）接线方式要求开关站的接线方式力求简化、规范，应按无人值班、遥测、遥信、遥控等要求设计，一般采 用单母线分段，电源进线一般为2或4回，出线为8或10回。（3）开关柜的选择与要求新建和改造开关站应选用小型化、无油化、免维护的开关设备。开关柜应有防凝露措施。对于可与变电站出线保护配合的开关站进线柜应采用断路器柜；继电保护宜采用微机保护。 对于串接数量在两个以上、与变电站出线保护配合困难的开关站，第一级开关站进线柜、联 络出线柜均采用断路器柜，联络出线柜宜设保护与变电站出线保护配合。开关站的馈线柜宜采用断路器柜，保护宜采用数字式保护。主进断路器额定电流为1250A，额定短路开断电流为31

24、.5kA。出线断路器额定电流为630A， 额定短路开断电流为25kA。宜选用中置开关柜，配真空断路器。不宜选用靠墙安装的开关柜。在开关站扩建或技术改造工程中，10kV开关柜需要与前期设备进行电气连接、在柜形尺寸 及外观方面需要与前期保持一致的，所选用的设备型号应与前期保持一致。6.4.6 环网柜说明环网柜的应用场合，确定环网柜的接线规模以及开关设备的选型标准等。（1）环网柜结构一般选用4单元或6单元。（2）环网柜的进线柜及联络柜开关可采用断路器或负荷开关。馈线柜开关宜采用断路器，保护采用数字式保护。（3）环网柜开关额定电流为630A，额定短路开断电流为25kA。6.5低压配电网规划技术原则（1

25、）低压配电网实行分区供电的原则，根据需要两个供电区域之间可设置联络刀闸；（2）低压配电网一般采用树枝放射式结构；（3）低压线路的供电半径市辖供电区汴西新区不宜超过150米市区（不含汴西新区）不宜超过250米城镇不宜超过400米县级供电区城镇不宜超过400米农村不宜超过500米（4）居民用户应采用“一户一表”的计量方式，电能表应安装在具有防窃电功能的计量表箱内。低压架空网（1）低压架空网应有较强的适应性，主干线路应按规划一次建成；（2）开封市辖供电区及县级供电区的城镇低压架空线应采用绝缘导线，县级供电区的农村 可采用裸导线；（3）低压架空线主干线导线截面选取市辖供电区市区宜采用 240mm2、1

26、85mm2城镇宜采用 150mm2、120mm2县级供电区城镇宜采用 150mm2、120mm2农村宜采用 95mm2、70mm2（4）低压架空线路宜与10kV共杆架设；若单独架设，电杆不宜低于8米。低压电缆网描述低压电缆网的应用范围，确定低压电缆网的导线截面选择、电缆敷设方式、供电半径、 接线形式、供电半径、分区供电方式等方面的规划技术原则。（1）开封市辖供电区及县级供电区的城镇根据需要可采用低压电缆，县级供电区的农村低 压主干线不宜采用电缆；（2）低压电缆可采用排管、沟槽、直埋等敷设方式。穿越道路时，应采用抗压保护管；（3）低压电缆主干线截面宜采用240 mm2、185mm2。6.6 其它

27、短路电流水平各电压等级电网短路电流水平不应大于下列数值：（1）110kV 电网：40kA；（2）35kV 电网：25kA；（3）10kV 电网：20kA（25kA）；（4）10kV电网短路电流水平按20 kA控制；对于新城区、规划新区新建的10kV电网，短 路电流水平应按25 kA控制。新建（含改造）公用10kV配网及新报装用户短路电流水平应 按25 kA控制。无功补偿（1）电网的无功补偿应按分层分区、就地平衡的原则，采用用户端分散就地补偿与地区变 电站集中补偿相结合的方式进行配置。（2）110kV变电站无功补偿容量宜按如下配置：40MVA 主变：2.4+3.6Mvar50MVA 主变：3+4

28、.8Mvar63MVA 主变：2x4.8Mvar（3）35kV变电站无功补偿容量宜按如下配置：6.3MVA 主变：1.2Mvar10MVA 主变：1.8Mvar（4）10kV变压器（含用户专变）的无功补偿容量配置应使高峰负荷时功率因数达到0.9以 上，一般取变压器容量的15%20%。（5）任何情况下不允许无功补偿装置的容性无功向系统倒送。中性点运行方式（1）110kV电网采用中性点直接接地方式。（2）35kV电网一般采用不接地或经消弧线圈接地方式，单相接地故障电容电流达到10A 以上时应采用经消弧线圈接地方式。（3）10kV电网单相接地故障电容电流在10A及以下时宜采用中性点不接地方式，单相接

29、 地故障电容电流在10-150A时宜采用中性点经消弧线圈接地方式。在局部条件成熟的区域， 可试用中性点经低电阻接地方式。（4）低压配电系统可采用TN-C-S、TT接地型式，特殊情况下可采用TN-S接地型式。（5）低压配电系统采用TN-C-S接地型式时，主干线和各分支线的末端中性线应重复接地， 且不应少于3处。该类系统不宜装设剩余电流总保护和剩余电流中级保护，应装设终端剩余 电流保护。注：TN-C-S接地型式：系统中有一部分中性线和保护线合一；TN-S接地型式：系统的中性线和保护线分开接地；TT接地型式：将电气设备的金属外壳直接接地，称为保护接地系统。用户接入（1）用户供电电压等级的确定一般原则

30、：用户供电电压等级应根据用电最大需量、用电设备容量或受电设备总容量确定。 除有特殊需要，供电电压等级一般可参照下表确定。用户接入容量和供电电压推荐表受电变压器总容量供电电压等级10kW及以下单相设备（用电设备容量）220V50kVA及以下380V50kVA 至 20MVA10kV20MVA 至 100MVA110kV备注：1、对于负荷在5MVA至20MVA之间且用电设备要求采用35kV电压等级供电的用 户，同时周边有35kV供电网络，经论证后可考虑采用35kV电压等级供电。2、供电半径超过本级电压规定时，可按高一级电压供电。（2）重要用户重要用户是指在国家或者一个地区（城市）的社会、政治、经济

31、生活中占有重要地位，对其中断供电将可能造成人身伤亡、较大环境污染、较大政治影响、较大经济损失、社会公共秩序 严重混乱的用电单位或对供电可靠性有特殊要求的用电场所。根据供电可靠性的要求以及中 断供电危害程度，重要用户可以分为一级、二级重要用户。一级重要用户是指中断供电将可能产生下列后果之一的：（a）直接引发人身伤亡的；（b）造成严重环境污染的；（c）发生中毒、爆炸或火灾的；（d）造成重大政治影响的；（e）造成重大经济损失的；（f）造成较大范围社会公共秩序严重混乱的。二级重要用户是指中断供电将可能产生下列后果之一的：（a）造成较大环境污染的；（b）造成较大政治影响的；（c）造成较大经济损失的；（d

32、）造成一定范围社会公共秩序严重混乱的。（3）重要用户供电电源的配置应符合以下要求：一级重要用户应具备两路电源供电条件，最终供电方式两路电源应当来自两个不同的变电 站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电；当外界条件暂不具备时，可 采用过渡性供电方式，供电电源可以来自同一个变电站，原则上应同时满足以下条件：（a） 两路电源取自不同段母线；（b）该站应至少有三个电源（含不同变压器、来自电源方向的线 路）。二级重要用户应具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段。（4）应急电源在用户外供电源全停时，仍需保证电梯、事故照明、通信枢纽、矿井、消防设施等不能停电 重要负荷的

33、供电，应由用户配置自备应急电源，应急电源与正常电源间应有可靠的闭锁装置。分布式电源接入（1）分布式电源的分类接入公用电网的分布式电源根据其发电性质可分为电力电量上网（电网收购，简称I类 电源）和不向电网输送电力电量（用户自用，简称II类电源）两类。根据其电气类型可分为旋转发电装置（如分布式热电联合循环机组、生物质发电、风力 发电等）和非旋转发电装置（如太阳能、电池蓄能装置等）。（2）分布式电源并网的电压等级不同容量的分布式电源并网的电压等级可参照下表确定。分布式电源接入配电网的推荐电压等级分布式电源总容量范围并网电压等级数 kW200kW0.38kV200kW 8MW10kV5MW 30MW3

34、5kV、110kV30MW 50MW110kV注：20kV电压等级接入的分布式电源容量推荐为400kW15MW。a.根据上表有不同接入电压等级可供选择的时候，一般接入高一级的电压等级。经过技术经济比较，小型电源采用低一级的电压等级接入优于高一级的电压等级接入时，可采用低 级的电压等级接入。b.与电网公共连接点的电压等级在10kV及以上的分布式电源应进行审核（3）分布式电源接入的具体要求分布式电源所发电力应以就地消纳为主，利用不可再生能源发电的原则上不允许向电网 反送功率。当公共连接点处并入一个以上的电源时，应总体考虑他们的影响。原则上电源总容量不 宜超过上一级变压器额定容量的30%且其中I类电

35、源总容量不宜超过主变最大负荷的25%；分布式电源容量不宜超过接入线路容量的30% （专线接入除外）；短路比（指接入点短路电流与分布式电源机组的额定电流之比）不低于10；分布式电源接入点的短路容量不应超过断路器遮断容量；分布式电源的接入不应影响电网的电能质量。7 高压配电网规划7.1地区220kV、330kV电网规划简介简要描述地区220kV、330kV电网网架“十二五”分区分层规划情况，介绍变电站布点、电网 结构和规模。给出2015年220kV及以上电网地理接线示意图。（表7-1、附图1）表7-1开封市220kV电网规划建设情况电压等级（kV）项目名称2010 年2011 年2012 年201

36、3 年2014 年2015 年“十二五” 合计220变电站（座）5781112127主变（台）10131620212212变电容量（MVA）1410195024903210339035702160架空（km）423.26510.6564.76614.76646.76646.76223.5电缆（km）0000000线路合计（km）423.26510.6564.76614.76646.76646.76223.57.2 电力平衡与主变容量需求网供负荷计算根据分区负荷预测推荐方案，结合历史数据和网络，以及电源初步规划方案、直供负荷情况， 给出高压配电网分区分年度网供负荷计算结果。（表7-2、附表33）

37、根据杞县供电区负荷预测方案，预计2010年全县网供负荷可达120MVA，2011年为142MVA， 2012年为163MVA，至2015年可达200MVA。由于杞县是中原地区的农业大县，农业经济 作物种植面积较大，预计35KV电网负荷在“十二五”中仍呈上升趋势，2010年至2012年， 2015 年负荷分别为 67MVA，77MVA，84MVA 和 112MVA。表7-2杞县高压配电网分年度网供负荷计算结果单位：MVA编号分区类型电压等级（kV）2010 年2011 年2012 年2013 年2014 年2015 年2020 年1市辖供电区110(66)352县级供电区2.1其中：直供110(

38、66)编号分区类型电压等级（kV）2010 年2011 年2012 年2013 年2014 年2015 年2020 年直管352.2控股2.3杞县代管1101201421631721902003002.435677784931021121193全市总计110(66)35注：（1）表中数据为公用网网供负荷；（2）计算某一电压等级网供负荷时，应从总负荷中扣除本地发电厂直供负荷、上级变电站 直配供电负荷以及用户专用变供电负荷。主变容量需求分析根据配电网规划技术原则中对各电压等级变电容载比的规定要求，选择合理的容载比，分析 计算负荷预测推荐方案下全市及各分区主变容量需求。（表7-3、附表34）（发展、

39、农电） 根据配电网规划技术原则中对各电压等级变电容载比的规定要求，县级供电区的35KV容载 比在1.6至1.8之间，由35KV网供最大负荷预测值，预测出杞县供电区各年度的主变容量 需求，参表7-3。表7-3杞县高压配电网主变容量需求分析单位：MW、MVA编号分区类型电压等级（kV）项目2010年2011年2012年2013年2014年2015年2020年1杞县代管110网供最大 负荷120142163172190200300容载比选 取1.71.71.71.71.71.71.7主变容量 需求204241.4277.1292.43233405102009年底主变容量151.5151.5151.5

40、151.5151.5151.5151.5需新增主 变容量52.589.9125.6140.9171.5188.5358.52杞县代管35网供最大 负荷67778493102112119容载比选 取1.81.81.81.81.81.81.8主变容量 需求1201381521671842022142009年底主变容量110128.7135.55154.45172。5 194.65 213.55需新增主 变容量109.2416.1912.4611.557.310.53编号分区类型电压等级项目2010201120122013201420152020(kV)年年年年年年年注：（1）主变容量需求=该电压等

41、级的网供最大负荷x容载比;（2）“需新增主变容量”以2009年为基准，为各年累计数，相应计算公式为：需新增主变容 量=主变容量需求2009年底主变容量。7.3 变电站规划方案变电站布点方案根据电力平衡得出的需新增主变容量结果，结合上级电源规划方案和电网发展的实际需要， 提出高压变电站规划布点方案。概要描述变电站新建、改造和扩建的必要性及变电站建设规 模。基于县域电网现状，着重解决当前电网存在的问题，对电网进行建设改造，以适应新农村电 气化建设发展的需要。城网逐步取消35kV电压等级。农网县城区和工业聚集区限制并逐步 取消35kV电压等级，重要乡镇和农业区可采用35kV供电。2010年至2015

42、年远瞻2020年， 杞县高压网架的总体目标为：实现110kV变电站5座，变电容量达381.5MVA； 35kV公用 变电站15座，2015年变电容量达194.65MVA，至2020年变电容量可达213.55MVA。编分 区 类 型电 压 等 级 （k V）变站名称2010年2011 年2012 年2013 年2014 年2015 年1杞县11惠河扩建1x50211柿园L 1新建1x40扩建1x40311葛岗新建2x50435沙沃新建 1x10扩建1x10535裴村增容2x10/2x3.15635高作增容1x10/1x3.15735作堌1新建1x10835官扩建1x6,3935宗店扩建1X6.3

43、1035湖岗新建1X6.3扩建1x6.31135邢扩建1X6.31235付集增容2x6,3/2x3.151335平城增容1X10/1X51435泥沟X新建1x6.31535西寨新建1x6.31635板木新建1x6.31735动木增容1X10/1X5分区容载比校核根据高压配电网变电站布点方案和负荷预测结果，计算全市及各分区容载比规划结果，进一 步验证高压配电网变电站规划方案的合理性。若存在部分地区容载比不满足导则规定要求， 应解释其中的原因。(表7-4、附表35)经35KV电网负荷预测可得，十二五期间杞县35电网容载比基本符合技术原则的求均在 的范围内。表7-4 XX市高压配电网规划方案容载比校

44、核结果编 号分区类型电压等 级(kV)项目2010 年2011 年2012 年2013 年2014年2015 年1杞县供电区35网供最大负荷(MW)67778493102112变电总容量(MVA)110128.7135.55154.45172.05194.65编 号分区类型电压等 级项目2010 年2011 年2012 年2013 年20142015 年规划容载比1.651.681.611.67年691.732县级供电区 2.1其中:直供直管110(66)网供最大负荷(MW)120142163172190200变电总容量(MVA)201.5241.5341.5341.5381.5381.52.

45、2控股规划容载比1.681.702.101.992.011.912.3参股2.4代管变电工程规模新、扩建工程对高压配电网变电站布点确定的新、扩建变电工程规模进行统计，简要描述“十二五”期间新、扩建变电站的座数和新增变电容量情况。(表7-5、附表36)十二五期间分年度35kV工程新扩建、改造规模简述如下：一、新建、扩建工程：年计划新建35KV沙沃输变电工程，一期主容量10MVA，电源点为110KV圉镇变，线路采用LGJ-185型号，长度约12.3KM。至2010年35KV电网总容量达110MVA，容载比为1.65。年规划新建35KV阳固输变电工程，一期主容量10MVA，电源点为2011年规划新建

46、的110KV 柿园变，线路采用LGJ-185型，长度约6KM。扩建增容35KV裴村变，综自改造，主变更换为2台10MVA，无功补偿为3.6Mvar。扩建35KV宗店变二期工程，增加主变1台6.3MVA，无功补偿1.2Mvar。至2011年35KV电网总容量达128.7MVA，容载比为1.68。年规划扩建增容35KV高阳变，更换主变1台10MVA，无功补偿1.8Mvar。新建35KV葛高线，从110KV葛岗变至35KV高阳变，做为主供电源，长度约13KM，线型LGJ-185，同期拆除原有为高阳变供电的杞高线(70#,92年建成)。扩建35KV邢口变二期工程，增加主变1台6.3MVA，无功补偿1.

47、2Mvar。规划扩建增容35KV平城变，更换主变1台10MVA，无功补偿1.8Mvar。新建35KV平阳线，从35KV平城变至35KV阳固变，做为阳固变第二电源，长度约10KM，线型 LGJ-185。至2012年35KV电网总容量达135.55MVA，容载比为1.61。年规划新建35KV湖岗输变电工程，一期主容量6.3MVA，电源点为110KV圉镇变和35KV沙沃变，线路采用LGJ-185型号，n接35KV圉沙线，长度约5KM。规划扩建增容35KV付集变，更换主变2台2x6.3MVA，无功补偿2.4Mvar。扩建35KV官压变二期工程，增加主变1台6.3MVA，无功补偿1.2Mvar。新建35

48、KV圉苏线，从110KV圉镇变至35KV苏木变，线路长16KM，LGJ-185。拆除原有 的35KV邢集T苏线(70#)。至2013年35KV电网总容量达154.45MVA，容载比为1.67。年做为110KV柿园变扩建配套工程，规划新建35KV西寨输变电工程，一期主容量6.3MVA， 线路采用LGJ-185型号，长度约10KM。规划新建35KV泥沟输变电工程，一期主容量6.3MVA，以35KV平阳线做为电源进线形成 n型连接，线路采用LGJ-185，单回长度约5.5KM。规划扩建35KV苏木变，增容更换主变一台10MVA，无功补偿1.8Mvar。至2014年35KV 电网总容量达172.05M

49、VA，容载比为1.69。年规划新建35KV板木输变电工程，一期主容量6.3MVA，以35KV宗店变做为电源进线形成 链式连接，线路采用LGJ-185型号，长度约8KM。扩建35KV沙沃变二期工程，增加主变1台10MVA，无功补偿1.8Mvar。新建35KV沙高线，从35KV沙沃变至高阳变，优化网架结构，使两变电站满足N-1原则要 求，线路长约10.5KM，采用LGJ-185线型。新建35KV西裴线，从35KV西寨变至裴村变，优化网架结构，使两变电站满足N-1原则要 求，线路长约14KM，采用LGJ-185线型。扩建35kV湖岗变电二期工程，增加主变1台6.3MVA，无功补偿1.2Mvar。至2

50、015年35KV电网总容量达194.65MVA，容载比为1.73。至十二五末，县域电网共计划新建35KV变电站6座，增加主变6台容量45.2MVA。扩建 变电站10座，扩建容量达97.8MVA。35KV变电站的建设必要性新建阳堌变电站，解决35KV柿园变电站供电能力不足的问题，35KV柿园变电站是1996 年建设的，主要为杞县北部的柿园乡、阳堌镇和西寨乡及泥沟部分村庄供电，由于所供10KV 线路长，供电半径大，电压低、损耗高，2010年主供阳堌镇的10KV柿4板负荷将超过5MW。 工业建设的迅速发展和农业灌溉负荷的增加，已满足不了负荷增长的需求，急待将柿园站负 荷分流，以解决供用电矛盾的突出问

51、题满足阳堌供电区负荷的发展。增容改造35KV裴村店变电站，以提高供电能力不足和供电可靠性差的问题：供裴村店乡和 西寨、邢口二个乡部分村庄用电。这三个乡是我县农业结构调整和乡企发展较快的乡，用电 负荷增长快且集中性强。裴村店变电站是1991年建成投运的，35KV、10KV出线开关均 为油断路器；变电站为常规保护；到目前已运行了16年，设备已严重老化，供电可靠性差; 到了用电高峰期，还要限负荷运行，已满足不了负荷增长和供电可靠性的要求，急需改造。 扩建35KV宗店变电站，该站始建于1999年，主要为宗店、板木供电，宗店供电区内工业负 荷较重主要为纺纱厂，其农林牧渔业发展较快，是我县农业结构调整和乡

52、企发展较快的乡， 用电负荷增长快且集中性强。随着经济不断发展，工农业用电量也在不断上升。一旦单台主 变发生故障，将影响板木及宗店乡的用电生产，供电可靠率很低，不符合国家电网N-1布 置原则。增容改造高阳变电站始建于1992年，35KV、10KV出线开关均为油断路器；变电站为常规 保护；到目前已运行了 15年，设备已严重老化，其电源点为单回路供电杞高线，线型70#） 供电可靠性较差，已满足不了负荷增长的需求和用户对供电可靠性的要求，且站址地势较低， 每到雨水季节，站内积水严重，急需改造。扩建邢口变，邢口镇位于我县的中部，是我县的主要粮棉、油基地和大蒜等农产品集散加工 地.邢口位于106国道和豫0

53、4省道交汇处,地理位置特殊，交通方便，商贸和农副加工业以 及商储业发展迅猛，乡企（私企）增加速度快，近年内相继建成胶板厂、蒜片厂、冷储库等， 用电负荷增长远大于其他乡镇。农副加工、商储业及私企的发展，使该区的用电负荷呈迅速 上升势头。35KV平城变电站始主变为两台：一台SZ9 6300KVA有载调压主变2002年投产；一台 S7 5000KVA无载调主变1992年投产，该变电站二号主变型号落后，运行已有14年，且还是无载调压型主变，供电可靠率很低，影响平城及泥沟乡的生产用电。在十二五期间增容 是非常必要的。为杞县西南部的湖岗乡和官庄乡提供电源的110KV圉镇变，其10KV出线间隔已接近满载。

54、在变电站事故或检修状态下，无论是沙沃变，官庄变还是圉镇变电站都将造成全站失压，停 电面积涉及官庄、沙沃、湖岗乡、圉镇部分负荷。停电面积之大，完全不能遵循N-1”供电 可靠原则及电网的供电可靠性应符合“供电安全准则”的规定。规划在湖岗将新建一座35KV 变电站，电源点是35KV圉沙n湖线。官庄变扩建也是非常必要的。苏木变和付集变位于国道106、省道豫04的两侧，交通运输便利，是我县农业结构调整和 乡企发展较快的乡镇，用电负荷增长快且集中性强。我县中南部乡镇大蒜种植形成了一条龙 的生产服务体系，乡镇企业及大批冷库群的迅速建设和农业灌溉负荷的不断增加，这几个乡 镇对供电可靠性要求越来越高。负荷变化大

55、时，变电站为单母线排列，每次调节主变高压分 接头开关都要停电，给乡镇企业和人民群众生活带来很大不便，同时造成了调度自动化的不 相配合。苏木、付集变电站更换部分主变是非常必要的。西寨乡负荷属柿园供电区，柿二板主供西寨乡;泥沟乡负荷属平城供电区，平二板、三板主 供泥沟乡，做为110KV柿园变的配出工程，在西寨乡新建1座变电站，以裴村变做为第二电 源点，使西寨、裴村变满足N-1原则，同时结束西寨乡无变电站的历史。在泥沟乡新建1 座变电站，电源点从平阳线n接进站，不仅结束泥沟乡无变电站的历史，同时满足了当地 的用电负荷的增长，缩短了 10KV线路长距离供电，解决了电压质量低的问题。10KV线路的建设改

56、造必要性由于一期农村电网建设（改造）中建设经验不足，线路容量设计较为保守，同时由于受资金 影响，改造不彻底等原因，造成目前64条10kV配电线路中，有1/5的线路出现不同程度的 卡脖子和线路老化问题。特别是农业灌溉高峰期，部分10kV线路出现过负荷现象，给供电 安全运行带来了隐患。工农混用10kV线路大量存在，无法实现相对分开。尤其在近年来杞县招商引资力度加大， 外资企业增多的情况下，重点企业用电得不到保障；线路的一点故障就会给线路上的企业和 农业生产带来影响。工农混用10kV线路43条，占10kV线路总数的67%。杞县全县中压配 电网中共有10kV配电线路64条，总长度2116km，其中主干

57、线导线为LGJ120 mm2及以 上的线路17条，占线路总数的27%；主干线导线为LGJ70 mm2LGJ95 mm2的线路 18条，占线路总数的28%；主干线导线为LGJ-50 mm2及以下的线路有29条，占线路总 数的45%。部分中压线路已经运行二三十年，设备陈旧老化，导线截面小、电能损耗大。网改后配电台 区大幅度增加，用电负荷上升，因主干线改造投资不足，供电“瓶颈”问题，表现还比较突出。中压配电网络结构薄弱，线路都为辐射式，彼此之间没有形成联络，网络设备互供能力差， 供电可靠性低。农村中压线路基本上无分段，检修及故障将导致整条线路停运，影响了工业 生产与人民群众正常生活。表7-5杞县供电

58、区高压配电网规划方案变电工程量统计（新、扩建部分）编号分区电压等级类型（kV）2010年编号分区电压等级类型（kV）2010年2011年2012年2013年2014年2015年“十二五”合计新扩新扩新扩新扩建建建建建建建建扩新扩建建建新建扩建小计杞县变电（座）站101203122112 610 16供 电35 区变压（台）器101303132112 612 18变电容量100103006.316.345.2 97.8 143编号分区 类型电压等级 项（kV）2010年编号分区 类型电压等级 项（kV）2010年2011年2012年2013年2014年2015年“十二五”合计新扩新扩新扩新扩建建

59、建建建建建建扩新扩建建建新建扩建小计（MVA）无功补偿22.122.12.22.3容量1.8 01.8 4.8 04.81.2 3.62.41.81.2 38.41826.4(Mvar) 变电（座）站101010000100213变压（台）器101020000100314110变电容量（MVA）无功补偿0400100 0000400014040180容量7.8 06.0 015.600006.0 0021.6 6.027.6(Mvar)2.4代管注：（1）“十二五合计”中的“小计”项为新建、扩建工程规模之和;（2）变电站无功补偿容量若存在感性情况采用以下格式：容性补偿容量（感性补偿容量）;（3

60、）若工程的开工时间和投运时间不一致，统计工程规模时要求以当年计划投产规模为准;（4）扩建含主变增容。（2）改造工程根据现有变电设备的运行年限和设备健康水平，结合负荷发展需要和供电可靠性要求，提出 变电站分年度改造方案，估算改造工程规模，列表说明变电站、主变及断路器等主要工程量， 并简要描述其它类别的工程量情况或典型项目。（表7-6、附表37）表7-6 XX市高压配电网规划方案变电工程量统计（改造部分）编号分区编号类型电压等级项目201020112012201320142015“十二五”(kV)年年年年年年合计变电站（座）0000000杞县1 供电区35主变压器（台）0000000断路器（台）0