Q／GDW 156-2006 城市电力网规划设计导则

国家电网公司企业标准Q/GDW156-2006城市电力网规划设计导则Thecodeofplanninganddesignofurbanelectricnetwork2006-12-28发布2006-12-28实施中华人民共和国国家电网公司发布目录1总则 42规划的编制和要求 42.1城网规划范围 42.2规划年限和各阶段的要求 52.3规划的编制流程 52.4规划的主要内容 52.5规划的修正 72.6规划的编制、审批和实施 73负荷预测与电力（电量）平衡 73.1一般规定 73.2预测思路和方法 83.3电力（电量）平衡 94规划设计的技术原则 94.1电压等级 104.2供电可靠性 104.3容载比 124.4城网接线 134.5中性点运行方式 144.6无功补偿和电压调整 144.7短路水平 164.8电压损失及其分配 174.9节能环保 174.10通讯干扰 175供电设施 185.1变电站 195.2架空输电线路及高压配电线路 205.3中压开关站、配电室及中低压配电线路 215.4电缆线路 216调度、通信及自动化 226.1调度 226.2通信 236.3继电保护 236.4自动化 236.5信息管理 247特种用户的供电技术要求 247.1重要用户 257.2畸变负荷用户 257.3冲击负荷、波动负荷用户 257.4不对称负荷用户 267.5电压敏感负荷用户 267.6高层建筑用户 268分布式电源接入原则 268.1分布式电源的定义 268.2分布式电源的并网运行 278.3分布式电源接入电网在规划设计方面的要求 279环境影响 279.1噪声 289.2工频电场和磁场 289.3无线电干扰限值 289.4高频电磁波 299.5环境影响的评价 2910经济评价 2910.1原则与依据 2910.2经济评价内容与范围 3010.3财务评价 3010.4社会效益分析 3010.5评价标准 3010.6敏感性分析 3111术语定义 31附录A城网规划编制流程示意图 33附录B城市配电网常用接线型式 34B.1高压配电网 34B.1.1高压线路 34B.1.2高压变电站 36B.2中压电缆网 37附录C国际电报、电话咨询委员会(CCITT)对通讯干扰的规定 38C.1危险影响标准 38C．1.1前言 38C.1.2一般原则 38C.1.3持续时间的纵电动势允许值 39C.1.4短期的纵电动势允许值 40C.1.5电容耦合电流的允许值 41C.1.6共模电压和电流允许值 41C.1.7其他问题 41C.2干扰影响标准 42C.2.1一般原则 42C.2.2干扰容许值 43附录D城市地下电缆敷设方式 44D.1直埋敷设 44D.2沟槽敷设 44D.3排管敷设 44D.4隧道敷设 451总则1.1本导则编制和审查城市电力网〔简称城网〕规划的指导性文件，其适用范围为国家电网公司所属的各网省公司、城市供电公司。1.2城网是城市行政区划内为城市供电的各级电压电网的总称。城网是电力系统的主要负荷中心，作为城市的重要基础设施之一，与城市的社会经济发展密切相关。各城市应根据《中华人民共和国城市规划法》和《中华人民共和国电力法》的相关规定，编制城网规划，并纳入相应的城市总体规划和各地区详细规划中。1.3城网规划是城市总体规划的重要组成部分，应与城市的各项发展规划相互配合，、同步实施，做到与城市规划相协调，落实规划中所确定的线路走廊和地下通道、变电站和配电室站址等供电设施用地。1.4城网规划的目的是通过科学的规划，建设网络坚强、结构合理、安全可靠、运行灵活、节能环保、经济高效的城市电网，不断提高城网供电能力和电能质量，以满足城市经济增长和社会发展的需要。1.5城网规划应做到远近结合、协调发展、适度超前、标准统一，有明确的分期规划目标，实施后达到以下水平：1.5.1具有充分的供电能力，能满足国民经济增长和城市社会发展对负荷增长的需求，有利于电力市场的开拓和供售电量的增长。1.5.2网架结构合理、分层分区清晰，有较强的适应性，并具备一定的抵御各类事故和自然灾害的能力。1.5.3城网与上级输电网相协调，有功容量与无功容量相协调，二次规划与一次规划相协调，各级短路水平控制在合理范围。1.5.4输、变、配电投资规模达到经济合理、比例适当，更好地体现城网的社会效益和经济效益建。1.5.5设计标准规范，设备优良可靠，技术先进适用，体现区域差异，技术经济指标合理，无社会环境相协调。1.6城网规划工作要充分吸收和利用国内外城网规划的先进经验和技术，逐步采用计算机辅助决策系统，不断提高城网规划设计工作的效率和水平。1.7本导则是各网省公司、城市供电公司制定城网规划设计细则的依据。1.8本导是在原能源部和建设部于1993年3月颁发的《城市电力网规划设计导则》的基础上进行修改和补充而成的。2规划的编制和要求2.1城网规划范围2.1.1城网的供电区域指城市行政区划的全部地区，包括市辖区和下辖县〔市〕。城网经营企业的城网规划范围涵盖其所属供电区域。2.1.1.1计算城网负荷所对应的供电面积，可根据规划期的不同，分建成区和规划区。2.1.1.2城市中心区是指市区内人口密集，行政、经济、商业、交通集中的地区。城市中心区用电负荷密度大，供电质量和可靠性要求高，电网接线以及供电设施都应有较高的要求。2.1.1.3城市规划设计时，可根据城市布局、供电企业供电区域、地理条件、负荷密度和输电网电压的选择，将城网划分为若干个分区电网。2.1.1.4对负荷集中且密度大的工业区〔或开发区〕和乡镇可建设分区电网。2.1.2城网由输电网、高压配电网、中压配电网和低压配电网组成。各类电网可供选择的电压等级可参照4.1.2。2.1.3城网应简化电压等级，减少变压层次；在中城市的城网电压等级宜为4~6级，小城市宜为3~4级；对现有城网中存在的非标准电压等级，应采取限制发展、合理利用、逐步改造的原则。2.1.4城网规划设计的范围应注意与输电网规划相区分和协调。2.2规划年限和各阶段的要求2.2.1城网规划年限应与国民经济发展规划和城市总体规划的年限一致，一般规定为近期（5年）、中期（10~15年）、远期（20~30年）三个阶段。2.2.2近期规划应着重解决城网当前存在的主要问题，逐步满足负荷需要，提高供电质量和可靠性。要依据近期规划编制年度计划，提出逐年改造和新建的项目。2.2.3中期规划应与近期规划相衔接，预留变电站站址和通道，着重将现有城网结构有步骤地过渡到目标网络，并对大型项目进行可行性研究，做好前期工作。2.2.4远期规划主要考虑城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，并确定电源布局和目标网架，使之满足远期预测负荷水平的需要。2.3规划的编制流程规划编制的主要流程如下：城网现状分析；负荷预测；制定技术原则；电力（电量）平衡；确定远期电网的初步布局，作为编制分期规划的发展目标；根据预测负荷和现有的电网结构，经过分析计算，编制近期的分年度规划和中期规划；根据近、中期规划确定的最后阶段的城网规模和远期预测的负荷水平，编制远期规划（参见附录A规划编制流程示意图）。2.4规划的主要内容2.4.1城网现状分析主要分析城市的功能定位、社会经济发展情况、城网的布局以及负荷分布的现状。明确以下问题：（1）供电能力（包括外部来电和当地电源）能否满足现有负荷的需要，能否适应负荷的增长；（2）现有电网的供电可靠性是否满足用户的需求（主要考虑N-1准则的供电可靠性，故障条件下转移负荷的能力），社会经济发展是否对电网提出了更高的可靠性要求；（3）现有电网正常运行时的电压水平及主要线路的电压损失是否在规定的范围之内；（4）现有电网各电压等级电网的电能损失是否在规定的范围之内；（5）现有电网的网络结构和供电设备是否需要更新和改造。2.4.2负荷预测进行负荷预测，包括总量、分区和空间负荷预测。由于影响负荷需求的不确定性因素较多，负荷预测可采用多种方法进行。负荷预测时就提出2~3个预测方案，并选定一个方案作为城网规划设计的基础。2.4.3规划目标和技术原则确定规划各分期的目标、电网结构原则、供电设施标准及技术原则，其中规划技术原则上应具有一定的前瞻性、适应性、差异性。2.4.4电力（电量）平衡进行有功、无功电力平衡，提出对城网供电电源点[220kV及以上的变电站、（地方）发电厂等）的建设要求。2.4.5分期规划通过科学计算校核（如潮流计算、N-1校核、短路电流计算等，必要时还应进行稳定计算校核）进行多方案技术经济比较，提出新建变电站的站点位置、线路路径方案，最终确定分期末及各规划水平年的目标网架，并给出电网现状及分期末的城网规划地理接线图和潮流图。具体和编制内容如下：2.4.5.1输电网和高压配电网规划城市电网规划中所涉及的输电网，是指在城市行政区范围内的输电网站点和线路。（1）编制远期初步规划。根据远期预测的负荷水平，按远期规划所应达到的目标（如供电可靠性等）和本地区已确定的技术原则（包括电压等级，供电可靠性和接线方式等）及供电设施标准，初步确定远期电网布局，包括以下内容：a）规划变电站的容量和位置；b）现有和规划变电站的供电区域；c）高压线路的路径和结构；d）所需的电源容量和布局（根据上一级电网的规划，提出对发电厂和电源变电站的要求）。（2）编制近期规划。从现有的电网入手，将基准年和目标年的预测负荷分配到现有或规划的变电站和线路，进行电力潮流、短路容量、无功优化、故障分析、电网可靠性等各项验算，检查电网的适应度。针对电网出现的不适应问题，从远期电网的初步布局中，选取初步确定的原则，确定电网的改进方案。（3）编制中期规划。做好近期规划后，然后在近期末年规划电网的基础上，将基准年和中期规划目标年的预测负荷分配到变电站上，进行各项计算分析，检查电网的适应度。从远期电网的初步布局中选取初定的项目，确定必要的电网改进方案，做出中期规划。（4）编制远期规划。以中期规划的电网布局为基础，依据远期负荷预测，经各项计算后，编制远期规划。远期规划是近、中期规划的积累和发展，因受各种因素的影响，远期规划原定的初步布局必将会有所调整和修改。2.4.5.2中压配电网规划城市中压配电网应根据变电站布点、负荷分布、负荷密度和运行管理的需要制定近期规划。其步骤如下：根据变电站布点、负荷分布、供电半径将城市分成若干相对独立的分区，并确定变电站的供电范围。根据分区负荷预测及负荷转供能力的需要，确定中压线路容量及电网结构。为适应中压配电网安全可靠供电要求，应结合中压配电网结构同步开展配网自动化规划。2.4.5.3低压配电网规划低压配电网规划直接受到小范围区域负荷变动的影响，而且可以在短期内建成，一般只需制定近期规划。2.4.6确定建设规模（1）确定变电站的站址、容量及无功补偿容量；确定线路的路径和线径；确定分期建设的工程项目及期建设规模。（2）给出调度自动化、配网自动化、营销系统、继电保护、通信网络等专项规划的规模和要求。2.4.7确定投资规模根据建设规模估算相应项目的投资水平，确定和电压等级的投资规模，汇总各规划水平年需要的投资，得到城网规划总投资。2.4.8经济评价进行规划项目的财务评价和社会效益评价，分析规划项目的可行性。2.4.9编写城网规划说明书根据上述内容的结果，编制规划报告书。2.5规划的修正城网规划的不确定因素很多，因此必须按负荷的实际变动和规划的实施情况，对规划每年进行滚动修正。为适应城市经济和社会发展的需要，中远期规划一般每五年修编一次，近期规划应每年做滚动修正。有下列情况之一时，必须对城网规划的目标及电网结构和设施的标准进行修改，并对城网规划作相应的全面修正：城市规划或电力系统规划进行调整或修改后。预测负荷有较大变动时。电网技术有较大发展时。2.6规划的编制、审批和实施2.6.1城网规划的编制要以城市总体规划为依据，由供电企业完成，并报上级相关部门审定。2.5.2城网规划由当地政府城市规划主管部门综合协调，经人民政府审批后，纳入城市总体规划和各地区详细规划中。2.5.3城网规划的实施应根据城市建设与改造和统一规划来安排。供电企业应与城建部门密切配合，统一安排供电设施用地，如：变（配）电站、线路走廊（包括电缆通道），以及在城市大型建筑群中预留配电室和营业网点的建筑用地。2.5.4城网建设中的线路走廊、电缆通道、变（配）电所等用地应上报城市规划管理部门预留（给出预留用地的具体位置并切实纳入城市用地规划）。3负荷预测与电力（电量）平衡3.1一般规定3.1.1负荷预测是城网规划设计的基础，包括电量需求预测和电力需求预测两部分内容。负荷预测工作应在长期调查分析的基础上，收集和积累本地区用电量和负荷的历史数据以及城市建设和各行各业发展的信息，充分研究国民经济和社会发展各种相关因素与电力需求的关系。预测结果可适应参考国内外同类型地区的资料进行校核，使之具有较高的合理性和准确性。注：本导则所用负荷一般指最大负荷。3.1.2负荷预测需收集的资料一般应包括以下的内容：（1）城市总体规划中有关人口、用地、能源、产值、居民收入和消费水平以及各功能分区的布局改造和发展规划等。（2）市政计划、统计部门和气象部门等提供的一社会经济发展、国民收入水平、环境气象条件等有关的历史数据和预测信息。（3）电力系统规划中电力、电量的平衡，电源布局等有关资料。（4）城市市辖区、下辖县（市）的分区负荷资料，包括全市、分区、分电压等级、分用电性质的历年用电量和历年峰荷数据，典型日负荷曲线以及当前电网潮流分布图。（5）各级电压变电站、大用户变电站及配电室的负荷记录和典型负荷曲线、功率因数等。（6）大用户的历年用电量、负荷、装接容量、合同电力需量、主要产品产量和用电单耗。（7）大用户或其上级主管部门提供的用电发展规划，包括计划新增和待建的大用户名单、装接容量、合同电力需量；国家及地方经济建设发展中的重点项目及用电发展资料，具体项目的时间地点。（8）当电源及供电网能力不足时，根据有关资料估算出潜在限电负荷的情况。（9）国内我外经济发达地区且规模相当的城市的电量、负荷数据，以及其它相关数据。（10）新能源技术以及错峰填谷、分时电价等需求侧管理措施的采用对电力负荷的影响。3.1.3进行规范的负荷数据预测、统计、分类和积累，进行社会发展相关资料的积累，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。由于负荷预测分析工作量大，而且负荷数据需长期保存关不断更新，因此需建立负荷数据库管理系统，采用计算机网络技术结合地理信息系统等，对数据进行采集、统计、分析。3.1.4负荷预测分近期、中期和远期（年限与城网规划的年限一致）。按阶段考虑，近期负荷预测结果应逐年列出，中期和远期可只列出规划末期数据。远期宜着重考虑城市及各分区的饱和负荷密度和负荷的预测，确定最终负荷规模。3.1.5为使城网结构的规划设计更为合理，还应给出分区的负荷预测结果以及分电压等级的负荷预测结果。3.2预测思路和方法3.2.1对现状和历史的负荷、电量进行统计分析，作为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。3.2.2应从用电性质、地理区域或功能分区、电压等级等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，具体的分类方法可参照《城市电力规划规范》（GB50293）中的城市用电负荷分类标准。（2）地理区域或功能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范围划分；功能区域可按城市规划土地的用途功能或地区用电负荷性质等情况适当划分。分区的主要原则依据是电压等级、负荷密度及区域所处的位置。（3）计算城网某个电压等级的负荷时，应采用该电压等级供电的实际负荷，或从上一电压等级的总负荷中减去上一级电网的线损率和直配供电（发电厂直供的）负荷并减去同级电压转供周边县区的总负荷（应为同一时刻负荷）。3.2.3负荷预测工作，可从全面和局部两方面进行。一是进行全市总的电量需求和电力需求进行全面的宏观预测，二是对各分区的电量需求和电力需求进行局部预测。在具体预测时，还可将各分区中的一般负荷和大用户分别预测，一般负荷可作为均匀分布负荷，大用户则作为点负荷。各分区负荷综合后的总负荷，在考虑同时率的影响后，还应与宏观预测的全区总负荷进行相互校核。3.2.4在中、低压配电网规划中还要做好具体的块负荷的分布预测，即需将分区的负荷预测结果分解落实到各地块中，以利于变电站布点和电网的布局。3.2.5负荷预测工作宜先进行电量需求预测，再进行电力需求预测。一般先进行各目标年的电量需求预测，再根据年综合最大负荷利用小时数求得最大电力需求的预测值，也可按典型负荷曲线，得出各时间断面的电力负荷值。3.2.6负荷预测常用的方法有：单耗法、弹性系数法、外推法、自然增长法、综合用电水平法、负荷密度法、相关法等。可根据各城市的负荷预测的条件各电压等级的实际需要，综合选用适用的预测方法，并相互校核、补充。3.2.7负荷预测的其他修正方法。在大用户电量所占比重较大的城市，可采用大用户加自然增长法。该方法是根据大用户（包括新增大用户、新开发区）实际需电量，并利用一般用户历年的用电量数据，加以延伸，推测各目标年的用电量。3.3电力（电量）平衡3.3.1城网规划以电力平衡为主。对于受电电源不确定因素较多的特大城市和大城市，既要进行电力平衡（包括有功平衡和无功平衡）计算，也要进行电量平衡计算，可使城网规划的结果更加合理。3.3.2城网规划的电力应分电压等级进行。根据预测的负荷水平（电力需求预测）和分布情况，与电力系统规划安排的电源容量和需安排的主变压器容量进行电力平衡。3.3.3电力平衡应按目标年分阶段分区进行。电力平衡时，应与上级电力规划部门共同确定：（1）网外购受电协议与计划（含电量和电力）。（2）由电力系统供给的电源容量和变电容量以及必要的备用容量。（3）变电站的站址及主变压器负荷。（4）地区发电厂、热电厂、用户自备电厂接入城网的电压等级，接入方式和供电范围。（5）电源点（包括变电站站点）和有关线路以及相应配套工程的建设年限、规模及进度。3.3.4水电能源的比例较高时，电力平衡应根据水火电源在不同季节有构成比例，分丰期、枯期进行平衡。处于城网中心的大型电厂，亦应按多种开机方式分别进行平衡，以利于规划电网具有较强的吞吐能力和适应能力。4规划设计的技术原则城网结构是规划设计的主体，应根据城市的社会经济发展水平和建设规模、负荷增长速度、规划负荷密度、环境保护等要求，以及各地的实际情况，合理选择和具体确定电压等级序列、供电可靠性、容载比、城网接线、中性点运行方式、无功补偿和电压调整、短路水平、电压损失及其分配、节能环保、通信干扰等技术原则原则。4.1电压等级4.1.1城网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。城网应尽量简化变压层次、优化配置电压等级序列，避免重复降压。现有的非标准电压应限制发展，合理利用，并分期进行改造。4.1.2城网的标称电压应符合国家标准《标准电压》（GB156）。原则上，输电电压为220kV及以上，高压配电电压为35kV、63kV、110kV，中压配电电压为10kV、20kV，低压配电电压为380/220V。考虑到大型及特大型城市近年来电网的快速发展，中压配电电压可扩展至35kV，高压配电电压可扩展至220kV、330kV乃至500kV。4.1.3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。4.2供电可靠性4.2.1城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。4.2.2电网供电安全准则。城网的供电安全采用N-1准则，即：（1）高压变电站中失去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，以及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。（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，以及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，当一台变压器或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。4.2.3N-1安全准则可以通过调整电网和变电站的接线方式和控制设备正常运行时和最高负载率T达到。T的定义为T＝100%（4-1）式中：T——变压器负载率，%；——负载的功率因数。具体计算为：（1）500～35kV变电站：最终规模应配置（2～4）台变压器，当一台故障或检修停运时，其负荷可自动转移至正常运行的变压器，此时正常运行变压器的负荷不应超过其额定容量，短时允许的过载率不应超过1.3,过载时间不超过2h,并应在规定时间内恢复停运变压器的正常运行。负荷侧可并列运行的变压器负载率可用下式计算T＝（4-2）式中T——变压器负载率，%；N——变压器台数；P——单台变压器额定容量，KVA；K——变压器过载率，可取1.0～1.3。当N＝2时T＝50%～65％；当N＝3时T＝67%～87％；当N＝4时T＝75%～100％。变电站中负荷侧可并列运行的变压器数越多，其利用率越高，但对负荷侧断路器遮断容量的要求也越高；对负荷侧不可并列运行的变压器，其负载率与母线接线方式有关。（2）高压（包括220kV及以上）线路：应由两个或两个以上回路组成，一回路停运时，应在两回线之间自动切换，使总负荷不超过正常运行线路的安全电流值（热稳定电流限值），线路正常运行时最大负载率应控制为T＝（4-3）式中N——同路径或同一环路的线路回路数。（3）中压配电网：a）架空配电网为沿道路架设的多分段、多连接开式网络。虽然每段有一个电源馈入点，当某一区段线路故障停运时将造成停电。为了尽快隔离故障，达到将完好部分通过联络断路器向邻近段线路转移，恢复供电的目的，线路正常运行时的最大负载率应控制为T＝（4-4）式中：M——线路的预留备用容量，即邻近段线路故障停运时可能转移过来的最大负荷，KW；P——对应线路安全电流限值的线路容量，KW。T的数值不应大于1。b）电缆配电网一般有两种基本结构：①多回路配电网，其应控制的最高负载率与(4-3)相同；②开环运行单环配电网，其正常运行时应控制的最大负载率计算与双回路相同。C）由于电缆故障处理时间长，一般不采用放射形单回路电缆供电。（2）10kV/380V配电所：10kV/380V户内配电所宜采用两台及以上变压器，有条件时低压侧可并联运行。10kV/380V杆架变压器故障时，允许停电，但应尽量将负荷转移至邻近电网。（4）中压配电室：户内配电室宜采用两台及以上变压器，并应满足N-1准则的要求；杆架变压器故障时，允许停电。（5）低压配电网：原则上不分段，不与其他台区低压配电网联络。对于建筑物内消防、电梯等要考虑备用电源时可例外。4.2.4为了满足供电可靠性的要求，要对变电站作进出线容量的配合和校核，变电站主变压器一次侧进线总供电能力应与主变压器一次侧母线的转供容量和主变压器的额定容量相配合。变电站的二次侧出线总送出能力应与主变压器的额定容量相配合，并留有适当的裕度，心提高电网运行的灵活性。校核事故运行方式时，可考虑事故允许过负荷，以适当发挥设备潜力，节省投资。4.2.5满足用户用电的程度。为了提高用户用电的满意度，电网故障造成用户停电时，原则上允许停电的容量和恢复供电的目标是：（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50～70％用电。（3）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）开环网路中的用户，环网故障时需通过电网操作恢复供电的时间为操作所需的时间。考虑具体目标时间的原则是：负荷愈大的用户或供电可靠性要求愈高的用户，恢复供电的目标时间应愈短。可分阶段规定恢复供电的目标时间。随着电网结构的改造和完善，恢复供电的目标时间应逐步缩短，若配备自动化装置时，故障后负荷应能自动切换。4.3容载比4.3.1容载比是某一供电区域，变电设备总容量（KVA）与对应的总负荷（KW）的比值。合理的容载比与恰当的网架结构相结合，对于故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，以及适应负荷在增长需求都是至关重要的。同一供电区域容载比应按电压等级分层计算，但对于区域较大，区域内负荷发展水平极度不平衡的地区，也可分区分电压等级计算容载比。计算各电压等级的容载比时，该电压等级发电厂的升压变压容量及直供负荷不应计入，该电压等级用户专用变电站的变压器容量和负荷也应扣除，另外，部分区域之间仅进行故障时功率交换的联络变压器容量，如有必要也应扣除。4.3.2容载比是保障电网发生故障时，负荷能否顺利转移的重要宏观控制指标。负荷增长率低，网络结构联系紧密，容载比可适当降低；负荷增长率高，网络结构联系不强（如为了控制电网的短路水平，网络必须分区分列运行时），容载比应适当提高，以满足电网供电可靠性和负荷快速增长的需要。容载比也是城网规划时宏观控制变电总容量，满足电力平衡，合理安排变电站布点和变电容量的重要依据。4.3.3容载比与变电站的布点位置、数量、相互转供能力有关，即与电网结构有关，容载比的确定要考虑负荷分散系数、平均功率因数、变压器运行率、储备系数等复杂因素的影响，在工程中可采用实用的方法估算容载比，公式如下：（4-5）式中：Rs——容载比（kVA/kW）；——该电压等级的全网最大预测负荷；——该电压等级变电站的主变压器容量。城网作为城市的重要基础设施，应适度超前发展，以满足城市经济增长和社会发展的需要。保障城网安全可靠和满足负荷有序增长，是确定城网容载比时所要考虑的重要因素。根据经济增长和城市社会发展的不同阶段，对应的城网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应各电压等级城网的容载比如表4-1所示，宜控制在1.5～2.2范围之间。表4-1各电压等级城网容载比选择范围城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（建议值）小于7%7%～12%大于12%500kV及以上1.5～1.81.6～1.91.7～2.0220kV～330kV1.6～1.91.7～2.01.8～2.135kV～110kV1.8～2.01.9～2.12.0～2.24.4城网接线4.4.1城网由输电线路，高压配电线路，中压配电线路，低压配电线路以及联系各级电压线路的变电站和配电室组成。电网接线的要点如下：（1）各级电压电网的接线应尽量标准化；（2）配电网接线力求简化；（3）下一级电网应能支持上一级电网。各级电压配电网的常用接线形式，可参考附录B。4.4.2220kV及以上的输电线路和变电站是电力系统的重要组成部分，又是城网的电源，可靠性要求高，一般为建于城市外围的架空线双环网。由于地理原因不能形成环网时，也可以采用C形电气环网，超高压环网的规划属系统规划。当负荷增长需要新电源接入时，如果使环网的短路容量超过规定值，则可在现有环网外围建设高一级电压的环网，并将原有的环网分片或开环，以降低短路容量，并尽量避免电磁环网运行。4.4.3在环网的适当地点设枢纽变电站；在负荷密度大、用电量大的市区，可采用500kV、220kV深入市区的供电方式。此种为市区供电的500kV、220kV线路和变电站属城网规划范围（西北地区为330kV级）。4.4.4高压配电网包括（220kV）110kV、63kV和35kV的线路和变电站。按架空线路或电缆，以及变电站中变压器的容量和台数，选择接线。变电站接线要尽量简化。进出线数按实际需要配置。4.4.5为充分利用通道，市区高压配电线路可同杆双回或多回架设。为避免双回或多回路同时故障而使变电站全停，应尽可能布置为双侧进线。条件不具备时，可加强中压电网的联络，在双回或多回路同时故障时，由中压配电网提供应急备用电源。4.4.6当线路上T接或环入三个及以上变电站时，线路宜在两侧有电源进线，但正常运行时两侧电源不并列。4.4.7对直接接入高压配电网的小型供热电厂或自备电厂与系统的连接方式，一般应考虑在运行上仅与一个变电站相连，并在适当地点设解列点。4.4.8中压配电网由10kV或20kV线路、配电室、开关站，箱式配电室，杆架变压器等组成，主要为分布面广的公用电网。中压配电网的规划应符合以下原则：（1）中压配电网应依据高压配电变电站的位置、负荷密度和运行管理的需要，分布分成若干个相对独立的分区配电网。分区配电网应有大致明确的供电范围，一般不交错重迭，分区配电网的供电范围应随新增加的变电站及负荷的增长而进行调整。（2）变电站中压出线开关因故停用时，应能通过中压配电网转移负荷，对用户不停电。（3）变电站之间的中压环网应有足够的联络容量，正常时开环运行，异常时能转移负荷。（4）严格控制专用线和不带负荷的联络线，以节约走廊资源和提高设备利用率。（5）中压配电网应有较强的适应性，主干线导线截面宜按规划一次选定，在不能满足负荷发展需要时，可增加新的中压供电馈线或建设新的变电站，并为新的变电站划分新的供电分区。4.4.9市区中压架空配电线应在适当地点用柱上断路器分段，形成多区段、多连接的开式运行网络，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。4.4.10城市住宅小区的供电方式应根据用电负荷水平和住宅规模确定，一般可建户内型小区中压配电室。至少有两回进线，两台变压器，变压器单台容量可根据实际需要选定，通常不宜超过800kVA。4.4.11城市低压配电方式通常为三相四线制，低压负荷分散，进户点多。每相负荷应注意尽量平衡。对于采用中压电缆配电网的地区，低压配电网宜采用电缆网。4.4.12规划低压配电网时，应使配电变电器的容量、供电范围及其低压线路导线截面适应日益增长的电力负荷。低压配电网的接线原则为：对于负荷密度较大的城市中心区，配电变电器低压侧供电半径一般应控制在150m以内，当超过250m时，应进行电压质量校核。4.4.13城市的经济开发区，繁华地区，重要地段，主要道路及住宅小区的低压供电，其接线原则如下：（1）设置若干配电室（或箱式配电室）。（2）以大截面电缆将电源从配电室低压侧引入低压分支箱，然后分别接至负荷点，其接线方式按需要采用主备线供电方式。（3）向住宅小区和公建供电的低压线路宜采用电缆线路，一般为直埋，若平行线路较多、道路狭窄时可采用电缆沟或排管。4.5中性点运行方式4.5.1城网中性点运行方式一般可分为有效接地方式和非有效接地方式两大类。有效接地方式是指中性点直接接地和经低电阻接地；中性点非有效接地主要分为两种：不接地、经消弧线圈接地。220kV及以上直接接地；110kV直接接地；66kV经消弧线圈接地；35kV、20kV、10kV不接地或经消弧线圈接地,或经低电阻接地；380V/220V直接接地。4.5.2电缆为主和架空混合型网络的35kV、20kV、10kV电网，如采用中性点经低电阻接地方式，应考虑以下几个方面问题：（1）单相接地时线路应考虑跳闸，为了保证供电可靠性要求，应考虑负荷转移问题。（2）单相接地时的接地电流应限制在对音频电缆的通信线路干扰的允许范围之内。（3）单相接地时的线路的继电保护应有足够的灵敏度和选择性。4.5.3对于35kV、20kV和10kV电压等级的中性点不接地系统，在发生单相接地故障时，若单相接地电流在10A以上，宜采用经消弧线圈接地方式，宜将接地电流控制在10A以内，并允许单相接地运行2h。4.5.4对于35kV、20kV、10kV电压等级的中性点经低压电阻接地系统，在发生单相接地故障时，20kV、10kV接地电流宜控制在150A~500A范围内，35kV接地电流为1000A，应考虑跳闸停运，并注意与重合闸的配合。4.5.5对于35kV、20kV、10kV电压等级的非有效接地系统，当单相接地故障电流达到150A以上的水平时，宜改为低电阻接地系统。4.6无功补偿和电压调整4.6.1城网无功补偿的原则：（1）无功补偿装置应根据就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，可采用分散和集中补偿相结合的方式。接近用电端的分散补偿装置主要用于提高功率因数，降低线路损耗；集中安装在变电站内的无功补偿装置有利于控制电压水平。（2）装设在变电站处的电容器的投切应与变压器的分接头的调整合理配合。（3）大用户的电容器应保证功率因数大于规定的数值，并不得向系统倒送无功。（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。（5）在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。4.6.2无功补偿装置的安装地点及其容量：（1）330kV及以上的变电站，在线路在一般配置高压并联电抗器（简称高抗），变压器低压侧配置并联电抗器（简称低抗）和电容器。高抗和低抗的容量可根据限制工频过电压和消纳系统过剩无功功率的需要进行配置；电容器容量主要补偿变压器无功损耗，也兼顾系统调压。（2）220kV变电站可在变压器专用中压侧或低压侧配置并联电容器（电抗器），使高峰负荷时变压器220kV侧功率因数达到0.95以上。电容器容量应经计算确定，一般可取主变容量的15%～30%。电容器宜分组，且单组容量不宜过大，便于采用分组投切以更好地调整电压和避免投切振荡。（3）对于高电压长距离架空或电缆线路，若电容电流大于一定数值，应考虑装设并联电抗器以补偿由线路电容产生的无功功率和限制工频过电压，并联电抗器容量应经计算确定；（4）35kV～110kV变电站一般在变压器低压侧配置并联电容器，使高峰负荷时变压器高压侧的功率因数达到0.95及以上。电容器容量应经计算确定，一般取主变压器容量的10%～30%。电容器宜分组，且单组容量不宜过大，便于采用分组投切以更好地调整电压和避免投切振荡。（5）在20kV或10kV配电室中安装无功补偿装置时，应安装在低压侧母线上，电容器应使高峰负荷时配电变压器低压侧功率因数达到0.95以上，并应注意不应在低谷负荷时向系统倒送无功；当电容器能分散安装在低压用户的用电设备上时，配电室中也可不装设电容器。（6）在供电距离远、功率因数低的20kV或10kV架空线路上也可适当安装电容器，其容量（包括用户）一般可按线路上配电变压器总容量的7％～10％计（或经计算确定），但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。（7）中压用户的功率因数应保证达到0.95及以上。其安装的电容器也可以集中安装，亦可以分散安装，前者必须能按需量自动投切，后者安装于所补偿的设备旁，与设备同时投切，两者中以分散安装的方法较好。4.6.3无功补偿容量的计算：（1）根据无功应分层平衡的原则。下式可用以简单计算局部电网所需增加的电容器容量（4-6）式中：Qc——所需增加的电容器容量，kvar；PL——局部电网的实际最大负荷，kW；cosφ1——无功补偿前的功率因数；cosφ2——无功补偿后要求达到的功率因数。在没有达到无功功率分层分区平衡的目标以前，为了宏观调控的需要，可用K的计算方法（4-7）式中：Pm——电网最大有功负荷，kW；Qm——对应Pm所需的无功设施容量，kVar；Qm包括地区发电厂无功功率，电力系统可能输入的无功容量，运行中的无功补偿设施容量（包括用户）和城网充电功率之总和；K值的大小与城网结构、电压层次和用户构成有关，可根据计算得出，一般可选1.1～1.3。（2）在进行城网规划时，各电压等级无功补偿装置及AVQC（自动电压控制）的配置，也可采用能够同时进行全网无功优化补偿的计算程序确定。4.6.4提高电压质量的综合措施为：（1）无功功率就地平衡。（2）具有足够的调压手段。4.6.5调节电压的主要手段为：（1）发电厂和调相机调压。（2）变电站调压：a）各电压等级变电站在中压或低压侧母线上装设无功补偿装置。b）变压器配置有载调压开关。用户至少经过一级有载调压变压器。（3）线路调压：必要时加装线路调压器，改变配电变压器分接头、缩短供电径及平衡三相负荷。4.7短路水平4.7.1为了取得合理的经济效益，城网各级电压的短路容量应该从网络设计、电压等级、变压器容量、阻抗选择、运行方式等方面进行控制，使各级电压断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流得到配合。在变电站内系统母线的短路水平，一般不超过表4-2中的数值。表4-2各电压等级的短路容量限定值电压等级短路容量500kV50kA、63kA330kV50kA、63kA220kV40kA、50kA110kV31.5kA、40kA66kV31.5kA35kV25kA20kV16kA、20kA10kV16kA、20kA建议在220kV及以上变电站的低压侧选取表4-2中较高的数值，110kV及收下变电站的低压侧选取表4-2中较低的数值；一般中压配电线路上的短路容量将沿线路递减，因此沿线挂接的配电设备的短路容量可适当再降低标准；必要时经技术经济论证可超过表4-2中规定的数值。4.7.2各级电压网络短路容量控制的原则及采取的措施如下：（1）城网最高一级电压母线的短路容量在不超过表4-2规定值的基础上，应维持一定的短路容量，以减少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。为此，如受端系统缺乏直接接入城网最高一级电压的主力电厂，经技术经济论证后可装设适当容量的大型调相机。（2）城网其他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：a)网络分片，开环，母线分段运行；b)适当选择变压器的容量、接线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器；c)在变压器低压侧加装电抗器或分裂电抗器，或在出线断路器出口侧加装电抗器等。（3）对于短路容量过小（普遍小于10kA）的薄弱电网，则应采取一定的措施来逐步提高电网的短路容量，以增加电网的抗干扰能力。提高电网短路容量的措施主要有：a)线路建设尽量组成环网，或采用双回路；b)必要时采用电磁环网运行，但应进行潮流计算校核，避免故障后出现系统事故扩大；c)与周边电网联网或增加新的联络点，尽量避免孤立电网运行。4.8电压损失及其分配4.8.1保证各类用户受电电压质量合格是确定各级城网允许的最大电压损失的前提。《电能质量——供电电压允许偏差》（GB12325）规定如下：（1）35kV及以上供电电压正负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10％。注：如供电电压上下偏差为同符号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。（2）20kV或10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7％。（3）220V单相供电电压允许偏差为额定电压的±7.5％与-10％。4.8.2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4-3所列数值。表4-3各级电压城网的电压损失分配城网电压电压损失分配值%变压器线路220kV及以上<2<3110kV、66kV2～54.5～7.535kV2～4.52.5～520kV、10kV及以下2～48～10其中：20kV或10kV线路2～4配电变压器2～4低压线路（包括接户线）4～64.9节能环保4.9.1城网规划应坚持建设资源节约型和环境友好型电网的原则，应同时考虑降低投资成本和提高运行经济性。4.9.2城网规划设计应在噪声、工频电场和磁场、高频电磁波、通信干扰等多方面满足国家相关标准和技术要求。4.9.3应推广采用大截面、大容量、同杆并架及紧凑型线路，节约线路走廊。应采用节能型金具、淘汰高能耗线路金具。4.9.4推广采用高可靠性、小型化和节能型设备建设与环境相协调的节约型变电站。4.10通讯干扰4.10.1城网规划设计应尽量减少对通信设施的危害及干扰影响，并在规划年限内留有适当裕度。4.10.2市区内输电线路、高压配电线路和变电站的建设，应按照城市规划，并与有关通信部门研究，共同采取措施；必要时，强、弱电部门共同进行计算及现场试验，商讨经济可行的解决办法。4.10.3强电线路对电信线路及设备影响的允许值可参照下列规定：（1）危险影响。强电线路发生单相接地事故时，对架空电信明线产生磁感应纵电动势允许值如下：一般强电线路：430V；高可靠强电线路：650V。对电信电缆线路产生磁感应纵电动势允许值ES1（V）为ES1≤0.6UDr（4-8）电信电缆线路用远距离供电，输出端有一端直接接地时，在电缆芯上的磁感应纵电动势允许值为：ES2≤0.6UDr-（4-9）式中UDr——电缆芯线对外皮直流试验电压，V；Urs——影响计算的后段远供电压，V。c)当电网发生一相故障时，接地装置地电位升高，传递至通信设施接地装置上的电位应小于250V。（2）干扰影响：可参照国际电报电话咨询委员会（CCITT）导则第6卷第6章上的规定执行（参见附录C）。4.10.4城网的无线电干扰，一般用干扰场强仪进行实测，如无实测资料时，可从干扰水平、频率特性和横向特性三方面进行估算。按我国已正式或将颁布的以下各项标准，进行规划设计：（1）《架空电力线路与监测台（站）的防护间距》（GB7495）；（2）《航空无线电导航台站电磁环境要求》（GB6364）；（3）《架空电力线路，变电站对电视差转台、转播台无线电干扰防护间距标准》（GBJ143）；（4）《对海中远程无线电导航台站电磁环境要求》（GB13613）；（5）《对空情报雷达站电磁环境要求》（GB13618）；（6）《短波无线电测向台（站）电磁环境要求》（GB13614）；（7）《短波无线电收信台（站）电磁环境要求》（GB13617）；（8）《VHF/UHF航空无线电通信台站电磁环境要求》（GJBZ20093）。4.10.5城市屏蔽效应是城网解决电磁干扰的一个重要因素。城市中各种金属管道及钢结构建筑物的屏蔽效应可用城市屏蔽系数表示，该系数应通过实测确定。国内一些实测工频城市屏蔽系数在0.3～0.6之间。具体数值应根据实际情况而定。5供电设施城网的供电设施应满足城网规划设计的要求，与城市建设相适应，与市容环境相协调，注重提高城网安全运行水平，增强抗御自然灾害和事故的能力，符合环境保护的要求，并逐步实现标准化。城网供电设施选址、占地及线路路径应根据需要与可能，由当地供电部门与市政规划和土地管理部门进行研究后确定。供电线路路径和走廊布置应与其它市政设施和管线统一安排。5.1变电站5.1.1城网变电站的所址应符合下列要求：（1）方便与电源或其它变电站的相互联系，符合整体布局和城网发展的要求。（2）便于进出线的布置，交通方便，并尽量靠近负荷中心。（3）占地面积应考虑最终规模要求。（4）避开易燃易爆及严重污染地区。（5）注意对公用通讯设施的干扰问题。（6）该地区的土壤电阻率能使变电站接地电阻满足接地规程的相关要求。在城网规划时，变电站的站址应由供电部门与城市规划部门共同进行预选，其线路走廊与电缆通道的规模应初步确定。变电站站址、线路走廊、电缆沟道应纳入城市总体规划。5.1.2市区变电站的设计应尽量节约用地，变电站用地面积根据变电站容量、接线和设备选型确定。可采用占地面积较少的户外型和半户外型布置。市中心区的变电站可考虑采用占空间较小的全户内型或紧凑型变电站，并考虑与其他建设物混合建设，或建设半地下、地下变电站。市区变电站的建筑物设计应与环境协调，并适当提高建筑外立面的标准。5.1.3一个变电站的主变压器台数（三绕组变压器可类似考虑）最终规模不宜少于2台或多于4台，单台变压器容量不宜大于表5-1中的数值：表5-1单台变压器容量主变压器电压比kV/kV单台变压器容量MVA500/2201500330/110360220/110240220/66240220/35240110/2063110/106366/106335/1031.5在一个城网中，同一级电压的主变压器单台容量不宜超过2~3种，在同一变电站中同一级电压的主变压器宜采用相同规格。当变电站内变压器的台数和容量已达到规定的台数和容量后，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。主变压器的外型结构、冷却方式及安装位置应充分考虑通风散热的措施，为节约能源及减少散热困难，主变压器应选用低损耗型。5.1.4变电站内断路器及配电装置应本着小型、无油、性能质量好、可靠性高、免维护或少维护的原则选用。城区变电站可采用SF6（真空断路器）或SF6全封闭组合电器，城市中心区变电站宜采用SF6全封闭组合电器，变电站应采用节能型设备，淘汰高耗能设备。新装设备的短路容量应满足较长期电网发展的需要。5.1.5变电站应采用自动化设计，220kV终端变电站和110kV及以下变电站应采用无人值班（少人值守）设计。5.1.6城网具有结构复杂、运行方式多变、短距离线路多、供电容量大的特点，为保证供电质量和供电可靠性，220kV及以上输电网宜采用双重化的快速微机保护，新建10kV~110kV线路保护宜采用微机保护。5.1.7城网应根据运行需要，装设必要的安全稳定自动装置，如重合闸、备用电源自动投入、低频减载、自动解列等装置，新建变电站二次侧出线必要时应装设低频、低压减载的跳闸回路。以防止发生大面积停电或长时间中断供电的事故。35kV及以上变电站宜具有保护故障远传功能，以便于分析事故和检查保护动作情况，及时判别故障地点。无人值守的变电站和高压开关站，宜配置防盗、防火报警系统，在特别重要的变电站应装设工业电视监视系统。5.1.8市区变电站变压器室的耐火等级应为一级，配电装置室、电容器室及电缆夹层应为二级。变电站邻近有建筑物，且不能满足防火间距时，应采取有效的消防措施，并取得消防部门同意。5.1.9市区变电站变压器室应满足消防通道和保护距离的要求。应装设可由外部手动或自动控制的灭火装置。电缆夹层和隧道中应装设以阻燃性材料制成的防火隔板、防火线槽及防护罩等防火设施。5.1.10市区变电站的建筑物及高压电气设备均应根据其重要性按国家地震局公布的所在区地震烈度等级设防。电气设备选用应符合抗震技术要求，七级以上地震烈度地区的建筑物设计，应考虑地震时可能给电气设备造成的次生灾害。5.2架空输电线路及高压配电线路5.2.1市区内的架空线路杆塔应适当增加高度、缩小档距，以提高导线对地距离。杆塔结构的造型、色调应与环境协调。5.2.2城网的架空输电线路及高压配电线路可推广采用大截面或耐热、超耐热导线。110kV及以上架空线可选用耐热铝合金导线、稀土铝导线和钢芯铝绞线。主干线导线截面的选择，除按电气、机械条件校核外，在同一个城网内应力求一致，每个电压等级可选用2~3种规格。宜参考饱和负荷值一次选定导线截面。一般情况可参考表5-2选择：mm2表5-2各级电压线路（普通钢芯铝绞线）选用导线截面表电压等级kV导线截面面积mm235300240185150662*3002*2403002401104003002401852202*6302*4004003003302*6302*4005004*7204*6304*3006*2405.2.3通过市区的架空线路应尽量采用新技术及节能型材料。所用的各种设施、组件的安全系数，应根据现场条件适当提高，绝缘子、金具、杆塔结构及基础的安全系数一般可比通常设计所用的安全系数增大0.5～1.0；导线的安全系数在线间距离及对地高度允许的条件下，还可适当增加。市区跨越主要街道的线路安全系数可增加至5以上。架空线路绝缘子的有效泄漏比距（cm/kV）应按满足线路防污等级要求，并充分评估线路对环境的影响。线路通过市区时，应适当提高其电瓷外绝缘的有效泄漏比距。5.2.4城网通过市区的架空线路的杆塔选型应充分考虑减少走廊占地面积。35kV线路一般采用钢筋混凝土电杆或钢管杆；63kV、110kV一般可采用钢结构杆塔。通过市区的高压配电线路，可采用多回线同杆架设。一般情况下尽量不与中、低压配电线路同杆架设。在线路路径确有困难不得不同杆架设时，应进行绝缘配合的计算，以充分考虑架设条件及安全因素。5.2.5可采用并联间隙保护绝缘子串免遭雷击，可增加1~2片绝缘子，使雷击掉闸率维持原有水平。5.3中压开关站、配电室及中低压配电线路5.3.1城网配电设施（中压开关站、配电室、箱式变压站、线路等）作为市政建设的配套工程，应配合城市改造和开发新区规划，进行同步规划、同步建设。5.3.2中压开关站的接线力求简化，一般采用单母线分段接线，两回进线。为节约用地，市区中压开关站、配电室的建设宜与建筑物的建设统一考虑，中压开关站也可结合配电室建设。中压开关站应加装继电保护装置，配电室一般应考虑采用环网柜。中压电缆主干线，如需分段或联络应采用环网柜，不宜串入电缆分支箱。5.3.3在主要街道、路间绿地、住宅小区及建筑群中，也可采用电缆进出线的箱式变电站。箱式变电站的变压器容量应根据负荷需要选取，一般不宜大于800kVA，以控制低压配电网的供电距离。5.3.4采用杆架式或台式、户外安装的配电变压器应尽量布置于负荷中心，根据需要也可采用单相变压器。配电变压器容量以上根据负荷需要选取，容量一般不宜大于500kVA。5.3.5城市规划应结合市区道路的新建或改造，至少在道路和一侧预留电力架空线路和电力电缆的专用走廊。5.3.6市区内中、低压架空配电线路同杆架设时，应做到同杆并架的线路为同一电源。5.3.7市区中压架空配电线路宜采用绝缘导线，低压架空配电线路应采用绝缘导线。主干导线不宜超过2~3种，并按远期规划考虑，一般可参考表5-3选择。表5-3中、低压配电线路主干线导线截面表电压等级导线截面mm2380V/220V（主干线）24018515012020kV、10kV（主干线）240185150120中、低压线路次干线和分支线的导线截面，按需要选择，但中压不宜小于70mm2，低压不宜小于50mm2。5.4电缆线路5.4.1城网输电线路和各级配电线路，有下列情况可采用电缆线路：（1）依据城市规划，明确要求采用电缆线路的地区，以及对市容环境有特殊要求的地区；（2）负荷密度高的市中心区、建筑面积较大的新建居民住宅小区及高层建筑小区；（3）走廊狭窄，架空线路难以通过而不能满足供电需求的地区；（4）严重污秽地段；（5）为供电可靠性较高的重要用户供电的线路；（6）经过重点风景旅游区的区段；（7）易受热带风暴侵袭的沿海地区主要城市的重要供电区域；（8）电网结构或运行安全的特殊需要。5.4.2市区电缆线路路径应按照城市规划统一安排。通道的宽度、深度应考虑远期发展的要求。路径选择应考虑安全、可行、维护便利及节省投资等要求。沿街道的电缆隧道入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。5.4.4电缆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确定，可按不同情况采取以下方式（参见附录D）：（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。35kV及以上电缆、10（20）kV重要进行电缆不宜采用直埋敷设。（2）沟槽敷设适用于不能直接埋入地下且无机动车负载的通道。（3）排管敷设适用于电缆条数较多，且有机动车等重载的地段。（4）隧道敷设适用于变电站出线及重要街道电缆条数多或多种电压等级平行的地段；隧道应在道路建设时统一考虑，独立建设或与城市其他公用事业部门共同建设使用；城网变电站应考虑有2~3个电缆进出线通道；建设通道时应考虑通风、照明及防火措施。隧道内可根据需要采用温度在线监测系统。（5）变电站出口或电缆较多的地方可采用截面较大的隧道，电缆线路少的地方，截面可缩小。（6）电缆路径需要跨越河流时，尽量利用桥梁结构。（7）水下敷设方式须根据具体工程特殊设计。5.4.4电缆的选型应是指在满足运行要求的条件下，决定电缆的结构和型。220kV及以下电缆宜优先选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆。电缆芯线截面的选择，除按输送容量、经济电流密度、热稳定、敷设方式等一般条件校核外，城网内35kV及以下的主干线电缆截面应力求一致，每个电压等级可选用2~3种，应预留容量。110kV及以上电缆的导线截面可根据实际需要选用。各电压等级选用电缆截面可参考表5-4。表5-4各种电压选用电力电缆截面表电压等级电缆截面mm2500kV800~2500330kV630~2500220kV630~2500110kV80063050040030024066kV80050040030024018535kV63050040030024018520kV、10kV400300240185150380V/220V240185150120注：必要时经过技术经济论证也可超过规定的截面。6调度、通信及自动化6.1调度6.1.1城网调度所是城网运行管理的指挥机构。在城网规划设计时，应按城市规模，规划相应的调度机构，必要时应考虑设立相应的备用调度中心。建设或完善各专业应用系统，明确各系统应具备的主要功能，并实现各相关系统数据和应用功能的有效整合。6.1.2城网调度机构是电力系统调度的重要组成部分，应根据城网的供电容量、接线方式、供电区域和管理体系等条件实行分级管理，一般不超过三级。6.1.3调度所应配置为调度服务的通信、远动、自动化、计算机等技术装备。6.1.4调度所应有可靠的供电电源，一般应有两路独立交流电源和必要的事故备用电源。6.2通信6.2.1城网通信应与城网规划的要求相适应，对于保障生产、经营的专用通信系统应予以增强并完善。要根据信息化规划的要求，考虑对综合数据业务信息（运行、管理、营销）统一规划，建成整体化的信息网络，以满足语音、数据、图像等方面的传输要求。6.2.2城网电力专用通信网的规划和建设必须统一技术标准和技术体制。技术标准应执行中国国家标准、行业标准和企业标准。6.2.3在建设城网专用通信网时，要采用先进、实用、成熟技术，更要注重最大限度挖掘原有技术和设备的潜力，以保证原有投资的有效性。6.2.4通信传输网的规划建设应以光缆通信为主，光缆电路应优先采用架空地线符合光缆（OPGW）通信方式，并注意留有适当备用芯数。6.2.5与现场设备通信的分支通信网的规划建设，应考虑光缆、载波、无线电台、线缆等结合的方式，在充分研究性价比的前提下合理选用。6.2.6遵守现有设备网管的接口协议，使综合网管系统的作用得到充分的发挥。6.2.7对实时和安全性要求不高的数据传输，可采用公用网通信等方式。6.3继电保护6.3.1城网应按《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285）的要求配置继电保护。6.3.210kV及以上配电网的继电保护装置宜采用微机型保护装置。6.3.3中压配电网应采用过流、速断保护，可选用重合闸装置；合环运行的配电网应增加纵差保护。对于低电阻接地系统应增加零序电流保护。6.3.4保护信息的传输宜采用光纤通道。对于线路电流差动保护的传输通道，往返均应采用同一信号通道传输。6.4自动化6.3.1城网自动化设计应包括调度自动化、变电站自动化、配网自动化、负荷管理自动化等。应遵循开放性、标准化设计原则，实现各自动化系统之间的信息共享。自动化系统应与城网一次、二次系统同步规划，避免重复建设。6.4.2调度自动化6.4.2.1调度自动化系统的规划设计与建设应面向应用，统一标准，进行数据和应用功能整合，提高资源共享程度。6.4.2.2建立统一的调度综合数据平台，实现模型、参数、交换接口等方面的规范统一；实现应用系统和功能的整合，实现资源共享，提高应用水平。6.4.2.3规划设计时应考虑并满足电力二次系统安全防护技术要求。6.4.2.4在具备电力调度数据网通信的站端，应积极采用数据网络传输信息。在站端至调度中心、调度中心之间充分利用数据网络。已建有调度数据网络的城市应扩大数据网络覆盖面。调度自动化信息的远传，宜采用数据网络方式，同时保留专线方式互为备用。6.4.3变电站自动化6.4.3.1变电站自动化系统宜采用分层、分布式结构。一般分为变电站层与间隔层两个层次。6.4.3.2各间隔层设备通过站内局域网或现场总线同变电站层的设备进行通信，通信介质宜采用同轴电缆、屏蔽双绞线或光纤。6.4.3.3变电站自动化设备通信接口与通信规约应采用相应的电力行业、国家标准、国际标准的要求。6.4.3.4变电站自动化设备应具有良好的抗干扰能力。系统宜采用综合标准时钟，统一对时。现场数据采集宜采用交流方式。6.4.4配电网自动化6.4.4.1实施配网自动化是为了提高配电网供电可靠性和配电网的运行管理水平。应根据城市电网发展及运行管理需要，按照因地制宜、分层分区管理的原则制定配电网自动化发展规划。6.4.4.2配电网自动化的功能应与城网一次系统相协调，方案和设备选择应遵循经济、实用的原则，注重其性能价格比。并在配电网架结构相对稳定、设备可靠、一次系统具有一定的支持能力的基础上实施。6.4.4.3针对城市中心区、城区、郊区三种区域的配电网不同的发展水平及可靠性要求，制定不同的方案。6.4.5负荷管理自动化6.4.5.1负荷管理自动化系统是采集客户端实时用电信息的基础平台，其主要功能是数据采集、负荷控制、需求侧管理与服务支持、电力营销管理支持等。6.4.5.2凡是由电网供电的电力用户，应根据其受电容量规模和用电性质等条件，安装负荷管理终端装置。6.4.5.3负荷管理自动化系统应按统一规划、统一设计、统一建设、分级管理的原则组织实施。6.4.5.4负荷管理自动化系统要具有稳定性、开放性和可扩展性。系统数据信息的组织和编码要统一，并保证与电力营销其他应用系统间数据的一致性。6.5信息管理6.5.1信息管理系统是数字化城网的基础数据平台，期建设应遵循纵向贯通、横向集成、上下统一、数据共享、信息渠道畅通的规划设计原则。6.5.2信息管理系统包括：规划及项目管理、安全生产管理、办公自动化、财务（资金）管理、营销管理、人力资源管理、招投标管理、审计管理和法律事务管理等系统。6.5.3在信息化建设过程中，要完善网络与信息安全综合防护体系，逐步建立多层次的网络与信息安全防御系统，形成完整的信息化安全防护体系。6.5.4信息管理系统规划设计和建设应遵循统一的标准规范。7特种用户的供电技术要求特种用户包括重要负荷和特殊负荷用户（畸变负荷用户、冲击负荷用户、波动负荷用户、不对称负荷用户、电压敏感负荷用户和高层建筑用户等）。为了防止对电力设备及装置的有害影响以及对用户造成严重危害，对特殊用户的供电方式应从供用电的安全、经济出发，考虑用户的用电性质、容量，根据电网当前的供电条件以及各个时期的城网规划方案，经技术经济比较后确定。7.1重要用户7.1.1根据用户用电设备对供电可靠性和电能质量的要求，中断供电或电能质量异常后造成的后果有下列情况之一者为重要负荷：（1）将造成人身伤亡；（2）将造成环境严重污染；（3）将造成重要设备损坏或大量产品报废，恢复生产需要较长时间；（4）将在政治上或军事上造成重大影响；（5）对供电质量和可靠性有特殊要求的用户；（6）将造成重要公共场所秩序混乱。具有重要负荷的用户统称为重要用户。7.1.2重要用户除正常供电电源外，应有备用电源。如有需要宜设应急保安电源。7.1.3备用电源原则上应来自不同变电站（发电厂）或来自同一变电站（发电厂）的不同母线段，一般不采用专线供电方式。7.1.4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的重要负荷的供电，应由用户自备独立的应急保安电源供电，应急保安电源与正常电源间应有可靠的闭锁装置。7.1.5当重要用户由两路及以上线路供电时，用户侧各级电压网络不应并列，以简化保护和防止事故扩大。当其中任一回路故障或异常时，采用备用电源切换装置，以保证供电连续性和电能质量。7.2畸变负荷用户7.2.1各类工矿企业和运输以及家用电器等用电的非线性负荷，例如各种硅整流器、变频调速装置、电弧炉、电气化铁道、空调等设备，引起电网电压及电流的畸变，通称谐波源。谐波会造成大量的危害（如电机发热、振动、损耗增大、继电保护误动、电容器烧坏、仪表不准、通信干扰等）。用户注入电网的谐波电流及电网的必须符合《电能质量－公用电网谐波》（GB/T14549）、《低压电气及电子设备发出的谐波电流限值》（GB17625.1）等的要求，否则应采取措施，如加装无源或有源滤波器、静止无功补偿装置、电力电容器加装串联电抗器等以保证电网和设备的安全、经济运行。7.3冲击负荷、波动负荷用户7.3.1冲击负荷及波动负荷（如短路试验负荷、电气化铁道、电弧炉、电焊机、轧钢机等）引起电网电压波动、闪变，使电能质量严重恶化，危及电机等电力设备正常运行，引起灯光闪烁，影响生产和生活。这类负荷应经过治理后符合《电能质量－电压波动和闪变》（GB12326）的要求，方可接入城网。7.3.2为限制冲击、波动等负荷对电网产生电压波动和闪变，除要求用户采取就地装置静止无功补偿设备和改善其运行工况等措施外，供电企业可根据项目接入系统研究报告和城网实际情况制定可靠的供电方案，必要时可采用提高接入系统电压等级、增加供电电源的短路容量、以及减少线路阻抗等措施。7.4不对称负荷用户7.4.1不对称负荷（如电弧炉、电气机车以及单相负荷等）将引起负序电流（零序电流），从而导致三相电压不平衡，会造成许多危害（如使电机发热、振动，继电保护误动，低压中性线过载等）。电网中的电压不平衡度通常以负序电压与正序电压之比的百分数来衡量。电网中电压不平衡度必须符合国际《电能质量－三相电压允许不平衡度》（GB/T15543），否则应采取平衡化的技术措施（如调整三相负荷以及7.3.2中的措施）。7.4.2380/220V用户，在30A以下的单相负荷，可以单相供电，超过30A的一般应采用三相供电。7.4.3中压用户若采用单