《35kV-220kV电力用户接入系统设计技术导则》（征求意见稿）

1T/XXXXXXX—XXXX35kV~220kV电力用户接入系统设计技术导则本文件规定了35kV~220kV电力用户接入系统设计技术导则，包括供电方案基本要求、电力负荷分级及供电要求、接入系统设计一次部分、接入系统设计二次部分、投资估算及经济比较、专题研究、用户变电站分析、主要附图。本文件适用于江苏省内通过35kV~220kV电压等级接入电网的新建、改建和扩建电力用户接入系统设计。通过其他电压等级接入电网的电力用户可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T15945电能质量电力系统频率偏差GB/T17215.301多功能电能表特殊要求GB/T17215.302交流电测量设备特殊要求第2部分：静止式谐波有功电能表GB20052电力变压器能效限定值及能效等级GB/T24337电能质量公用电网间谐波GB/T29328重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范GB/T37138电力信息系统安全等级保护实施指南GB38755电力系统安全稳定导则GB/T40581电力系统安全稳定计算规范GB/T43025用户接入电网供电方案技术导则GB50052供配电系统设计规范GB5005935kV~110kV变电站设计规范GB5006166kV及以下架空电力线路设计规范GB/T50217电力工程电缆设计标准GB50545110kV~750kV架空输电线路设计规范GB55037建筑防火通用规范DL/T268工商业电力用户应急电源配置技术导则DL/T448电能计量装置技术管理规程DL/T1344干扰性用户接入电力系统技术规范DL/T1917电力用户业扩报装技术规范DL/T5003电力系统调度自动化设计规程DL/T5448输变电工程可行性研究内容深度规定3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1双电源doublepowersupply2T/XXXXXXX—XXXX为同一用户负荷供电的两回相互独立供电线路。[来源：GB/T43025—2023，3.5，有修改]3.2双回路doublecircuitsupply为同一用户负荷供电的两回供电线路。[来源：GB/T43025—2023，3.7，有修改]3.3多电源multiplepowersupply为同一用户负荷供电的两回以上相互独立供电线路。[来源：GB/T43025—2023，3.6，有修改]3.4保安负荷protectiveload（一级负荷中特别重要的负荷vitalloadinfirstgradeload）用于保障用电场所人身与财产安全所需的负荷，属于一级负荷中特别重要的负荷。注：一般认为，断电后会造成下列后果之一的为保安负荷：b)使有毒、有害物溢出，造成环境大面积污染的；d)将引起较大范围社会秩序混乱或在政治上产生严重影响的；e)将造成重大生产设备损坏或引起重大直接经济损失的；f)特别重要场所的不允许中断供电的。[来源：GB/T43025—2023，3.2，有修改]3.5自备应急电源self-emergencypowersupply由用户自行配备的，能在主供和备用电源全部发生中断的情况下，为用户保安负荷可靠供电的独立[来源：GB/T43025—2023，3.3]3.6干扰性用户disturbingcustomer接入电力系统的具有非线性、不平衡、冲击负荷的用户。[来源：GB/T43025—2023，3.8]3.7重要电力用户importantelectricityuser在国家或者一个地区（城市）的社会、政治、经济生活中占有重要地位且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电力用户或对供电可靠性有特殊要求的电力用户。[来源：GB/T43025—2023，3.13，有修改]3.8特级重要电力用户specialimportantelectricityuser在管理国家事务中具有特别重要作用且供电中断将可能危害国家安全的重要电力用户（3.7）。[来源：GB/T43025—2023，5.2，有修改]3.9业扩报装businessexpanding供电企业办理电力用户新装、增容业务的简称。[来源：DL/T1917—2018，3.1]3.10电力用户变电站powerusersubstation资产归属于电力用户并向电力用户负荷直接供电的变电站。3T/XXXXXXX—XXXX3.11电力用户并网点pointofconnectionofpoweruser与公共电网直接连接的电力用户变电站（3.10）高压侧母线或节点。3.12电力用户公共连接点pointofcommoncouplingofpoweruser电力用户并网点与公共电网直接连接的第一节点。4缩略语下列缩略语适用于本文件。APF：有源电力滤波器（ActivePowerFilter）CT：电流互感器（CurrentTransformer）MCSR：磁控并联电抗器（MagneticControllableShuntReactor）OPGW：光纤复合架空地线（OpticalFiberCompositeOverheadGroundWire）PCC：电力用户公共连接点（PointofCommonCouplingofpoweruser）PT：电压互感器（PotentialTransformer）SVC：静止无功补偿器（StaticVarCompensator）SVG：静止无功发生器（StaticVarGenerator）TCR：晶闸管控制电抗器（ThyristorControlledReactor）UPS：不间断电源（UninterruptiblePowerSupply）5供电方案基本要求5.1应符合国家有关政策、地方经济和社会发展规划、区域电网规划，并根据用户重要性等级、用电性质、用电容量、用电需求、用电时间、用户发展规划，结合工程特点、当地供电条件等因素，遵循安全、可靠、经济、合理的原则，由供用电双方协商后，确定合理的供电方式和受电方式。5.2供电电源的配置、用户变电站的接线方式、运行方式及自备应急电源配置等应满足用户对供电可靠性和应急处置的要求。5.3电力用户接入电力系统后不应影响电力系统的安全稳定运行以及其他用户的正常供用电。6电力负荷分级及供电要求6.1电力负荷应根据对供电可靠性的要求及中断供电后在对人身安全、经济损失上所造成的影响程度进行分级，分为一级负荷、二级负荷、三级负荷。6.2一级负荷是指中断供电后可能产生下列后果之一的负荷：a)中断供电直接引发人身伤亡；b)中断供电造成严重环境污染；c)中断供电发生中毒、爆炸或火灾；d)中断供电将造成重大经济损失；e)中断供电将造成重大政治影响；f)中断供电将影响重要用电单位的正常工作。6.3二级负荷是指中断供电后可能产生下列后果之一的负荷：a)中断供电将造成较大经济损失；b)中断供电将造成较重环境污染；c)中断供电将造成较大政治影响；d)中断供电将影响较重要用电单位的正常工作。6.4不属于一级和二级负荷者应为三级负荷。6.5一级负荷应采用双电源供电，当一路电源发生故障时，另一路电源不应同时受到损坏。6.6一级负荷中特别重要的负荷应采用多电源供电，其中两路电源主供，一路及以上电源热备用。供电电源的切换时间和切换方式，应满足负荷允许中断供电的要求。4T/XXXXXXX—XXXX6.7二级负荷应至少采用双回路供电。6.8同时供电的两回及以上线路中一回路中断供电时，其余线路应能承担全部一级、二级负荷的供电。6.9三级负荷可采用单电源供电。6.10电力用户自备应急电源配置应满足GB50052、GB/T29328、DL/T268的要求。重要电力用户自备应急电源配置容量应达到保安负荷的120%。6.11高层建筑负荷等级分类见附录A。7接入系统设计一次部分7.1设计依据与设计原则7.1.1设计报告应附设计单位资质、政府主管部门的支持性材料或其他支持性文件及依据。设计报告中的支撑性文件应包括项目核准（备案）文件、用户情况说明等。7.1.2设计报告应明确设计主要技术原则、设计范围及研究重点，应明确设计水平年、过渡水平年及远景水平年。7.1.3扩建项目应明确项目业主与前期项目业主的关系。7.2电力用户概述与设计规模7.2.1应明确用电重要性等级和容量、用电时间、供电可靠性需求及用户发展规划，用户用电容量的确定应满足DL/T1917的要求。7.2.2在用户变电站供电线路截面和电气主接线选型中兼顾远景规模的用电需求。远景规模应提供依据，一般为业主与政府签订的相关用地协议或投资协议。7.2.3电力用户用电负荷容量计算方法见附录B。7.3周边电网现状与发展规划7.3.1应阐明与电力用户有关的周边电网现状，包括电网的电源规模及电源结构、电网情况、现有负荷水平及负荷特性等。7.3.2列出项目达产期内新增电源的建设进度和机组退役计划，阐明项目达产期内电网发展规划，应明确区域内重点输变电工程的建设时序或规划时序。7.4电力负荷预测与电力平衡分析7.4.1地区电网负荷水平应取地区最新规划负荷预测水平，需将周边已明确的电源项目纳入电力平衡。7.4.2电力平衡分析应说明主要平衡原则。7.4.3110kV及以上电压等级接入用户应对相关地区各水平年的电力平衡进行分析，必要时列出逐年的电力平衡表，分析容载比及地区电网供电裕度。7.4.4电力平衡应考虑典型场景。电力平衡分析应根据本项目负荷的投产时序逐年开展，必要时展望本项目所提及的远景年。典型场景可考虑夏季高峰负荷、冬季高峰负荷场景。7.5电压等级与接入点选择原则7.5.1用户接入系统电压等级应根据当地电网条件、供电可靠性要求、供电安全要求、最大用电负荷、用户报装容量，经过技术经济比较论证后确定。可参考表1，结合用户负荷水平确定。表1用户接入容量和电压等级参考表7.5.2按照用户负荷分级情况设计供电电源点数量和方向。应严格控制变电站专线数量，以节约廊道和间隔资源，提高电网利用效率。重要电力用户供电电源配置应符合GB/T29328，其中，特级重要电力5T/XXXXXXX—XXXX用户应采用多电源供电。重要电力用户供电电源配置典型模式见附录C。7.5.3由两回及以上线路供电的用户，宜采用同电压等级供电。根据负荷等级的不同及地区供电条件，也可采用不同电压等级供电。7.5.4当相邻两个电压等级均可行时，宜采用低一级电压供电的方式。7.5.5干扰性用户宜采用高一级电压供电的方式。7.6接入系统方案论证7.6.1根据电力平衡分析、接入电压等级及接入点分析结论，应提出不少于2个用户变电站接入系统比选方案，包括出线电压等级、出线回路数、拟接入点名称、拟送出线路长度等。7.6.2在满足N-1校核的基础上，考虑系统安全裕度较大、短路电流裕度较大、网损较小、规划适应性强、对电网影响最小的接入系统方案为技术最优，应列出各比选方案经济性、系统运行合理性、占用电网资源情况、停电方案主要难点、路径方案主要难点，应经综合技术经济比较确定最终方案。原则上应推荐技术上满足电网发展需求，且年费用较小的接入系统方案。7.6.3用户接入系统如需电网配套加强相关网架，应在本项目接入系统方案中提出。7.6.4应根据用户负荷情况校核用户拟接入系统变电站出线间隔的PT容量和CT容量。7.6.5当用户变电站以35kV电压等级接入系统的变电站为消弧线圈接地方式时，应校核原消弧线圈容量是否满足要求。7.7电气计算7.7.1电气计算应包括各比选方案的潮流计算和短路电流计算，必要时包含安全稳定计算。7.7.2潮流计算的边界条件应与电力平衡分析（7.4）保持一致。7.7.3潮流计算的内容和深度应满足评价网络方案、选择导线截面、计算网络电能损耗等需求。7.7.4潮流计算负荷宜模拟到电网中主要变电站的高压母线或中、低压母线。7.7.5开展潮流校核时，应考虑典型正常及故障运行（N-1）方式潮流校核，对于重要通道应考虑N-2校核。7.7.6短路电流计算应包含PCC点短路电流、本项目高/中/低压侧短路电流，220kV用户接入系统的短路电流计算应列出周边电网分区500kV变电站220kV侧短路电流。7.7.7短路电流计算应计及连接在短路回路上额定总功率在800kW及以上高压电动机的反馈电流。7.7.8当短路电流水平过大而引起断路器设备选择困难时，应研究并提出限制短路电流的措施。7.7.9拟接入系统方案涉及电源改接或拟接入的用户项目包含自备电厂时，应进行安全稳定计算，必要时开展安全稳定专题研究。7.8无功补偿配置7.8.1电力用户应根据其负荷性质采用适当的无功补偿方式和容量，在任何情况下，不应向电网倒送无功功率。7.8.2100kVA及以上高压供电的电力用户，在高峰负荷时段的功率因数不宜低于0.95；其他电力用户和大、中型电力排灌站，功率因数不宜低于0.90；农业用电功率因数不宜低于0.85。7.8.3用户无功补偿应按照分层分区、就地平衡的原则配置。用户应在提高自然功率因数的基础上，根据负荷特性考虑配置具有感性或容性补偿能力的无功补偿设备。无功配置应根据用户的自然功率因数计算后确定。35kV及以上变电站可按变压器容量的10%~30%配置。7.8.4干扰性用户的无功补偿应与电能质量治理装置同时考虑，可考虑配置动态无功补偿装置。7.8.5当用户接入系统外线电缆的充电功率较大，或周边电网存在比较大的感性无功功率缺口时，应配置感性无功补偿设备以平衡充电功率。感性无功补偿设备宜配置在系统侧，如果对侧系统侧变电站不具备加装感性无功补偿设备条件，可考虑在项目所在区域电网其他变电站加装感性无功补偿设备。7.8.6无功补偿容量应按附录D计算。8接入系统设计二次部分8.1系统继电保护及安全自动装置6T/XXXXXXX—XXXX8.1.1用户接入的电力设备和线路，应装设反应故障和异常的继电保护及安全自动装置，相关配置应符合GB/T14285的相关要求。8.1.2根据一次系统方案及运行方式要求，明确与电力用户相关的系统继电保护、故障信息管理系统配置现状及存在的问题，提出电力用户接入后相关线路保护、母线保护、故障录波器、保护及故障信息管理系统子站等配置方案。对于改接（或π接及T接）线路及由用户接入引起继电保护配置方案发生变化的其他线路，提出保护设备改造、保护通道调整的方案，必要时进行保护配置的多方案技术经济比较，提出相关线路保护、母线保护、故障录波器、保护及故障信息管理系统子站等扩建或改造方案。8.1.335kV及以上用户变电站宜采用微机保护装置或综合自动化装置。8.1.4110kV用户变电站宜采用双重保护配置，220kV用户变电站应采用双重保护配置，其他电压等级除带自备电厂的用户变电站原则上按照单套远后备原则配置相关保护，继电保护应满足GB/T14285、GB50059相关规定，并与接入电网保护设备相适应。8.1.5220kV线路应采用光纤分相电流差动保护，其他电压等级线路可采用光纤分相电流差动保护。8.1.6用户变电站内部有自备电厂的可按照远景双套保护配置要求考虑，近期不满足要求的应结合改造逐步加以完善。8.1.7110kV及以上用户变电站应配置故障录波设备，设备接入的模拟量及开关量应满足调度机构要求，并应具有足够的记录通道，能够记录故障前10s到故障后60s的数据；应具备继电保护及安全自动装置在线监视与分析功能，汇集用户变电站保护及故障录波信息，并通过电力调度数据网与电力系统调度机构通信。8.1.8因双电源手动切换无法满足用户允许断电时间的重要电力用户应安装备用电源自动投入装置，备用电源自动投入装置应具有保护动作闭锁功能。8.2系统调度自动化8.2.1根据用户变电站在系统中的地位和作用，确定调度关系。8.2.2用户变电站应配置计算机监控系统、电能量采集系统、二次系统安全防护设备、调度数据网接入设备等，应明确与设计用户相关的调度端调度自动化系统、调度数据网络、自动化设备、网络安全防护等现状、发展规划及涉及本次用户接入存在的相关问题，具体配置方案应满足DL/T5003要求。8.2.335kV及以上用户应采用专用信息通道上传用户端的遥测、遥信等相关自动化信息，同时应配置系统调度电话与调度部门进行联络。用户变电站调度自动化、电能量信息传输宜采用主/备信道通信方式送至电力系统调度机构。8.2.4用户变电站应配置全站统一的时钟同步系统，对站内各二次系统和设备的时钟进行统一授时。8.3电能量计量系统8.3.1用户变电站电能计量点宜设置在供电设施与受电设施的产权分界处。如产权分界点不具备电能计量设备装设条件的，可通过协商确定计量点位置。8.3.2两路及以上电源供电的用户宜分别安装电能计量装置。8.3.3有上网电量和受电量的用户，应在公共连接点配置双向关口计量装置。8.3.4电能计量装置配置应符合DL/T448的要求，干扰性用户电能计量装置配置应符合DL/T1344的要求。8.3.5电能计量装置应能接入电能信息采集与管理系统。8.3.6所有电能计量点均应接入用电信息采集终端，用电信息采集终端应采集电压、电流、电量、有功功率、无功功率、功率因数等信息。8.4安全防护8.4.1用户变电站应按安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的基本原则配置二次系统安全防护设备，35kV及以上用户变电站的二次系统安全防护设备还应满足变电站设计相关要求。电力信息系统安全等级保护配置应满足GB/T37138相关要求。8.5系统通信8.5.1根据一次接入系统方案及相关的电网通信规划，分析项目在通信网络中的地位和作用，分析各业务系统的通信需求和技术要求，设计项目通信系统建设方案，包括光缆建设方案，光通信电路建设方7T/XXXXXXX—XXXX案、光通信设备配置方案。8.5.2设计报告边界条件应详实具体、真实可靠，涵盖相关通信网现状，包括已立项或在建通信项目内容，逐项排查相关光缆及纤芯使用情况，核实系统侧变电站既有通信设备及附属设施接入条件等，通信方案应经济、合理、可实施。8.5.3新建送出（接网）输电线路应同步架设光缆，新建线路至少应架设1根光缆，每根光缆芯数一般不超过48芯。新架光缆应采用OPGW，下地钻越时应采用管道光缆。8.5.4110kV及以下用户变电站至调度端至少应具备一路光缆通道，220kV用户变电站至调度端应具备两路光缆通道。8.5.5既有老线路段宜优先利用现有光缆。当老线路无光缆或现有光缆无法满足需求时，应考虑新架或更换光缆。在既有老线路加挂（更换）光缆的，宜开展相应杆塔校验，接入系统阶段初步校核光缆架设可行性，工程设计阶段进一步校核，必要时可对线路杆塔进行加固或改造；既有老线路经校验不具备光缆架设条件时，可考虑实施线路改造，线路改造成本纳入总体方案技术经济比选，统筹考虑接入方案。8.5.6采用双电源供电的220kV用户变电站，可考虑接入地区220kV线路保护专用通信网。8.5.7用户变电站原则上通过提供电源的系统变电站接入地区骨干通信网，35kV用户变电站宜满足单网接入，110kV用户变电站应满足单网双点接入，220kV用户变电站应满足双网单点接入。8.5.835kV、110kV用户变电站并网配置一套光传输设备，220kV用户变电站并网配置双套光传输设备；如接入220kV线路保护专用通信网，宜另配一套专用光传输设备。8.5.935kV~220kV用户变电站可不配置专用通信电源，220kV用户变电站通信电源应取自2路不同的站内电源。9投资估算及经济比较9.1应列出在设计水平年内投产的工程项目规模，说明进行工程投资估算的经济指标和依据。9.2进行设备综合投资估算，应给出用户侧、电网侧的分项投资和总投资，电网侧费用应包括由用户接入系统工程引起的电网改造、电网加强费用。总投资估算以全社会投资最少为最优。9.3投资估算为工程总体费用，包括设备、土建费用，以及相应的工程设计、施工等费用。9.4列出分项目、分年度投资估算（静态）结果。9.5方案经济比较应包括各方案接入系统工程投资、年运行费用及年费用等经济指标。9.6年运行费用应考虑运行维护费及线损费用，经济比较分析宜采用年费用比较法。10专题研究10.1电能质量专题10.1.1非线性设备用电容量占其总用电容量20%及以上的，应开展电能质量专题研究。10.1.2电能质量评估报告内容应包括供电电压偏差、谐波电压、谐波电流、电压波动和闪变、三相电压不平衡、负序电流、频率偏差和间谐波等电能质量指标预测评估结果。用户负荷接入公共电网连接点的频率偏差应满足GB/T15945、电压偏差应满足GB/T12325、三相电压不平衡度应满足GB/T15543、公共连接点的谐波电压及注入的谐波电流应满足GB/T14549、间谐波应满足GB/T24337、电压波动和闪变应满足GB/T12326等相关规定。10.1.3用户注入电网的电能质量指标超标时，应提供电能质量污染抑制或治理设计方案。电压波动不满足要求的应明确动态无功补偿装置的容量及响应时间。10.1.4干扰性用户的电网公共连接点（PCC点）处应安装电能质量在线监测装置。重要的干扰性用户、专线用户宜在系统变电站侧和用户变电站侧同时安装电能质量在线监测装置。10.1.5电铁牵引站、炼钢、实验站等有冲击负荷的用户项目新建或扩建均应测背景谐波，其余项目有条件的可考虑测背景谐波。有功冲击在相邻发电机组引起的电磁功率变化占机组额定容量的比值不宜超过1.5%，必要时开展专题研究，分析有功冲击对相关机组的影响。10.1.6电能质量评估应考虑负荷投产年、达产年系统正常运行的小方式和用户最大负荷水平。注：系统小方式选取：分区500kV主变一台检修、区内220kV大机停一台，相关线路N-1/N-10.1.7对电能质量有特殊需求的用户，应配置电能质量治理设备，以满足用户对电压暂降和短时中断8T/XXXXXXX—XXXX等特定电能质量的要求；可根据电网实际情况选择较高电压等级接入方案。10.1.8大容量低压短路试验对电网造成的电压暂降，应符合GB/T12325相关要求。10.1.9电能质量评估的考核点应为电力用户公共连接点。10.1.10典型电能质量干扰源用户及其电能质量治理措施见附录E。10.1.11电力用户接入系统电能质量评估专题大纲见附录F。10.2安全稳定计算专题10.2.1对存在安全稳定问题的电力用户接入系统应开展安全稳定计算专题研究。10.2.2应根据电网的特点和具体研究对象，选择性地进行静态、暂态或动态等稳定计算。10.2.3稳定计算采用的运行方式、元件模型和参数应执行GB38755和GB/T40581相关要求。稳定计算以GB38755第一级安全稳定标准中的故障形式为主，必要时对第二级和第三级安全稳定标准中的故障形式进行验算。10.3路径专题10.3.1对接入方案复杂、线路走廊紧张、外线建设难度大的用户项目，宜对接入系统推荐方案开展路径专题研究。10.3.2论述线路路径、输电容量、电压等级、回路数、导线截面及其他线路通道预留情况等。10.3.3线路路径方案应符合GB50061、GB50545、DL/T5448等有关规定。10.3.4拟采用架空线路的送出线路终端杆（塔）宜设置在用户变电站的规划红线外。10.3.5拟采用电缆线路的送出线路电缆敷设方式，应视工程条件、环境特点和电缆类型、数量等因素，按满足运行可靠、便于维护、经济合理的原则来选择，并应符合GB50217的规定。10.3.6架空线路供电的双电源用户，其供电电源不应取自同杆架设的两回线路；架空线路供电的双回路用户，其供电电源不宜取自同杆架设的两回线路。10.3.7若外线不是用户资产，宜在用户变电站进线侧装设便于操作维护的电源隔离装置。10.4其他专题10.4.1必要时对用户变电站接入方案影响较大的因素（负荷变化、网架建设方案、电源建设进度等）进行敏感性分析。10.4.2必要时开展临时过渡方案专题研究。11用户变电站分析11.1主变压器选择11.1.1主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、用电性质、用电容量和运行方式等条件综合确定，并应选择低损耗、低噪声的节能型变压器，主变压器的能效应符合GB20052相关规定。11.1.2在有一、二级负荷的35kV及以上用户变电站中宜装设两台及以上主变压器。11.1.3装有两台及以上变压器的用户变电站，当断开一台变压器时，其余变压器的容量（包括过负荷能力）应满足全部一、二级负荷用电要求。220kV用户变电站一台变压器事故时，其余变压器应保证基本生产负荷不过载。11.1.435kV及以上用户变电站，当满足供电要求时宜选用双绕组变压器。如具有三个电压等级的变电站，通过各侧绕组的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三绕组变压器。11.1.5当35kV及以上用户变电站电力负荷变化大或电压偏差较大时，宜采用有载调压变压器。11.1.6设置在民用建筑内的变压器，应符合GB55037有关规定，应选择干式变压器或其他不燃型、难燃型变压器。11.1.7当用户变电站电能质量不满足要求，需配置动态无功补偿装置时，应明确其主变阻抗参数。11.2电气主接线选择11.2.1根据负荷容量大小、用电性质、电源条件、变压器容量及台数、设备特点以及进出线回路数等条件综合分析确定电气主接线，应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要9T/XXXXXXX—XXXX求，宜减少电压等级，简化接线。11.2.2不应将用户负荷直接接入电网，用户负荷与电网应有一定的隔离和相应保护。11.2.3具有两回及以上线路供电的电力用户，其电气主接线宜按下列要求设计：a)35kV及以上电压等级供电的变压器高压侧宜采用线变组接线、桥接线、单母线接线、单母线分段接线、双母线接线、双母线分段接线。b)35kV及以上电压等级供电的变压器低压侧宜采用单母线分段接线。11.2.4单回线路供电的电力用户，其电气主接线宜采用线变组接线或单母线接线。11.3其他有关电气设备选型11.3.1用户变220kV、110kV、35kV开关设备短路电流水平应分别按不低于50kA、40kA、25kA设计。12主要附图主要附图见附录G。T/XXXXXXX—XXXX高层建筑负荷等级分类A.1一类高层建筑：a)医院。b)高级旅馆。c)建筑高度超过50m或24m以上部分的任一楼层建筑面积超过1000m2的商业楼、展览楼、综合楼、电信楼、财贸金融楼。d)建筑高度超过50m或24m以上的任一楼层的建筑面积超过1500m2的商住楼。e)中央级和省级（含计划单列市）广播电视楼。f)网局级和省级（含计划单列市）电力调度楼。g)省级（含计划单列市）邮政楼、防灾指挥调度楼。h)藏书超过100万册的图书馆、书库。i)重要的办公楼、科研楼、档案楼。j)建筑高度超过50m的教育楼和普通旅馆、办公楼、科研楼、档案楼。A.2二类高层建筑：a)除一类建筑以外的商业楼、展览楼、综合楼、电信楼、财贸金融楼、商住楼、图书馆、书库。b)省级以下的邮政楼、防灾指挥楼、广播电视楼、电力调度楼。c)建筑高度不超过50m的教育楼和普通旅馆、办公楼、科研楼、档案楼。A.3超高层建筑：a)建筑高度大于100m的民用建筑为超高层建筑。b)当高层公共建筑的建筑高度超过250m时，其供电方案应由供电方组织专题研究和论证。A.4高层建筑的负荷等级分类：a)一类高层建筑应按一级负荷要求供电。b)二类高层建筑应按二级负荷要求供电。c)超高层建筑中的消防用电应按一级负荷中特别重要负荷要求供电。注：高层建筑消防用电为消防控制室、消防水泵、消T/XXXXXXX—XXXX电力用户用电负荷容量计算方法计算用户用电负荷时，应根据用户用电设备特点，选择以下一种方式计算：B.1经验公式计算法a)需要系数法——适用于设备数量多，容量差别不大的工程计算。b)利用系数法——采用利用系数求出最大负荷班的平均负荷，再考虑设备台数和功率差异的影响，乘以与有效台数有关的最大系数得出计算负荷，适用于各种范围的负荷计算。B.2用电指标法（负荷估算法）a)负荷密度法——适用于用电设备数量多和容量不明而功能确定的用电场所。b)单位面积功率法、单位指标法和单位产品耗电法，前两者多用于民用建筑，后者适用于某些工业建筑。c)住宅用电指标法。T/XXXXXXX—XXXX重要电力用户供电电源配置典型模式根据不同供电电源配置的实际情况和可靠性的高低，可确定以下14种重要电力用户供电方式的典型模式。按照供电电源回路数分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类供电分类方式，分别代表三电源、双电源、双回路供电。三电源供电：模式ⅠⅠ.1：三路电源来自三个变电站，全专线进线；Ⅰ.2：三路电源来自两个变电站，两路专线进线，一路公网供电进线；Ⅰ.3：三路电源来自两个变电站，一路专线进线，两路公网供电进线。双电源供电：模式ⅡⅡ.1：双电源（不同方向变电站）专线供电；Ⅱ.2：双电源（不同方向变电站）一路专线、一路环网公网供电；Ⅱ.3：双电源（不同方向变电站）一路专线、一路辐射公网供电；Ⅱ.4：双电源（不同方向变电站）两路环网公网供电进线；Ⅱ.5：双电源（不同方向变电站）两路辐射公网供电进线；Ⅱ.6：双电源（同一变电站不同母线）一路专线、一路辐射公网供电；Ⅱ.7：双电源（同一变电站不同母线）两路辐射公网供电。双回路供电：模式ⅢⅢ.1：双回路专线供电；Ⅲ.2：双回路一路专线、一路环网公网进线供电；Ⅲ.3：双回路一路专线、一路辐射公网进线供电；Ⅲ.4：双回路两路辐射公网进线供电。根据国家或行业对于重要电力用户的相关标准，重要电力用户应尽量避免采用单电源供电方式。表C.1给出了重要电力用户典型供电模式的适用范围及其供电方式。T/XXXXXXX—XXXX表C.1重要电力用户典型供电模式的适用范围及其供电方式三路电源专线进线，两供一备，两路主供电源任一路失电后热备用电源自动投切；任一路电源在峰荷具有极高可靠性需求涉及国家安全，但位于城区中三路电源两路专线进线，一路环网公网供电，两供一备，两路主供电源任一路失电后热备用电源自动投切；任一路电源在峰荷时应带满所有的一、二级三路电源两路专线进线，一路辐射公网供电，两供一备，两路主供电源任一失电后热备用电源自动投切；任一路电源在峰荷时应带满所有的一、二级负荷两路电源互供互备，任一路电源都能带满负荷，而可采用专线主供、公网热备运行方式，主供电源失电后，公网热备电源自动投切，两路电源应装有可可采用专线主供、公网热备运行方式，主供电源失电后，公网热备电源自动投切，两路电源应装有可可采用双电源各带一台变压器，低压母线分段运行方式，双电源互供互备，要求每台变压器在峰荷时双电源可采用母线分段，互供互备运行方式；公网热备电源自动投切，两路电源应装有可靠的电气、有较高可靠性需求，可采用专线主供、公网热备运不具备来自两个方向变电站条件，有较高可靠性需由于涉及一些地点偏远的高危类用户，进线电源可采用母线分段，互供互备运行方式；要求公网热备电源自动投切，两路电源应装有可靠的电气、机械T/XXXXXXX—XXXX表C.1重要电力用户典型供电模式的适用范围及其供电方式（续）户两路电源互供互备，任一路电源都能带满负荷，而户两路电源互供互备，任一路电源都能带满负荷，而由于部分是工业类重要电力用户，采用专线主供、公网热备运行方式，主供电源失电后，公网热备电源自动投切，两路电源应装有可靠的电气、机械闭由于该类用户一般容量不大，可采用两路电源互供互备，任一路电源都能带满负荷，且应尽量配置备T/XXXXXXX—XXXX无功补偿容量计算D.1输电线路充电功率计算输电线路充电功率计算公式应按式（D.1）：式中：QLC——输电线路充电无功功率，单位为兆乏（MvarUavg——输电线路平均运行电压，单位为千伏（kV）；w——系统角频率，单位为弧度每秒（rad/s）；C——输电线路单位长度正序电容，单位为法拉每千米（F/kml——输电线路的长度，单位为千米（km）。常见电缆单位长度电容和单位长度充电功率可参考表D.1。表D.1常见电缆单位充电功率（参考值）D.2变压器的无功功率损耗计算额定电压运行情况下，双绕组变压器的无功功率损耗应按公式（D.2）计算，三绕组变压器的无功功率损耗应按公式（D.3）计算。式中：ΔQT——变压器的无功功率损耗，单位为兆乏（MvarI0——变压器空载电流百分数，用百分数表示（%）；Uk——变压器短路电压百分数，用百分数表示（%）；S——变压器负载容量，单位为兆伏安（MVA）；SN——变压器额定容量，单位为兆伏安（MVA）。式中：ΔQT——变压器的无功功率损耗，单位为兆乏（MvarI0——变压器空载电流百分数，用百分数表示（%）；P1——变压器高压侧通过的有功功率，单位为兆瓦（MWP2——变压器中压侧通过的有功功率，单位为兆瓦（MWT/XXXXXXX—XXXXP3——变压器低压侧通过的有功功率，单位为兆瓦（MW）；Q1——变压器高压侧通过的无功功率，单位为兆乏（MvarQ2——变压器中压侧通过的无功功率，单位为兆乏（MvarQ3——变压器低压侧通过的无功功率，单位为兆乏（MvarU1——变压器高压侧相应的计算电压，单位为千伏（kV）；U2——变压器中压侧相应的计算电压，单位为千伏（kVU3——变压器低压侧相应的计算电压，单位为千伏（kVXT1——变压器高压侧等值电抗值，单位为欧姆(Ω);XT2——变压器中压侧等值电抗值，单位为欧姆(Ω);XT3——变压器低压侧等值电抗值，单位为欧姆(Ω);SN——变压器额定容量，单位为兆伏安（MVA）。T/XXXXXXX—XXXX典型电能质量干扰源用户及其电能质量治理措施典型电能质量干扰源用户见表E.1。典型干扰源用户电能质量治理措施见表E.2。表E.1典型电能质量干扰源用户表E.2典型干扰源用户电能质量治理措施滤波器等补偿装置，对牵引供电系统进行谐波、无功、减小牵引站注入系统的谐波、无功、负电弧炉电极运行控制：通过调整电弧炉变压器档位和电极位置，控制电弧炉的炉压、炉流及平稳性，实现对电减少电弧炉注入电网的谐波电流、间谐波电流、负序电流和无功电流，改善公TCR型SVC：无源滤波器和晶闸管控制电抗器TCR组成MCSR型SVC：无源滤波器和磁控型可控混合型SVG：无源滤波器和静止无功发生器SVG组成的通过无源滤波器的滤波和无功补偿功能，以及动态补偿装置的动态补偿和分相调节功能，改善公共连接点的电能质减少城市轨道交通用户注入系统的谐T/XXXXXXX—XXXX电力用户接入系统电能质量评估专题大纲F.1概述简述评估任务的来源、依据，主要工作内容、目的、必要性等。F.2电力用户工程基本情况F.2.1工程简介简述用户项目地理位置、建设规模、建成投产计划等。F.2.2用户接入信息描述用户接入容量、接入系统方案、并网线路信息等，建议附接入系统方案示意图。F.2.3用户设备信息描述负荷性质、特点、设备参数等。描述用户内部电气主接线情况。F.3电网基本情况描述评估报告仿真计算所需的主要电网参数，包含电网侧变电站变压器等主设备参数、公共连接点最小短路容量、供电设备容量等。F.4评估依据与标准F.4.1评估依据与标准评估工作依据的标准及文件。F.4.2评估范围评估工作涉及的电能质量指标，包括但不限于：（1）注入公共连接点母线谐波电流；（2）公共连接点母线电压总谐波畸变率；（3）公共连接点母线三相电压不平衡度；（4）公共连接点母线的电压波动和闪变；（5）公共连接点母线电压偏差。F.5评估方法简述简述评估计算采用的系统运行方式，包括电网运行方式和用户变电站运行方式。简述仿真使用的干扰源设备特性参数，需附试验报告、检测报告作为附件；或同类型、同容量设备的典型参数。列出仿真软件建模界面截图、