广东电网规划设计技术原则

广东电网规划设计技术原则

广东电网公司统一编码：

S.00.00.06/Q101-0001-0808-280

2008-09-12印发封面2008-09-12实施

本制度信息

制度名称广东电网规划设计技术原则

制度编号S.00.00.06/Q101-0001-0808-280

对应文号

版次变更概要修编时间状态

在用0808版 2008-9-12

角色人员

编写陈旭、韩晓春、赵力、刘巍、叶刚健、林勇、陈志刚、谭春辉、黄剑眉、利韶聪

初审

会签

、、

审核陆小鹏

批准

2008-09-12印发制度信息2008-09-12实施

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广东电网规划设计技术原则

1 总则

1.1 为使广东电网的规划、设计、建设规范化和标准化，优化电网结构，保证电网安全稳定运行，提高电网可靠性，降低电网损耗，满足电力需求不断增长的需要，促进电网和经济社会的可持续发展，适应广东电网公司“经营型、服务型、市场化、现代化”的企业发展战略要求，实现“把广东电网建设成为结构合理、技术先进、安全可靠、适度超前的现代化大电网”的发展目标，特制定本原则，以指导广东电网规划和广东电网设计工作。

1.2 本原则以国家、地方及行业的有关法律法规、标准、导则、规程和规范为基础，结合广东的实际情况进行编制。

1.3 本原则适用于广东电网规划与设计工作，广东电网公司各直属供电局遵照执行。同时适用于发电、用电企业接入电网工作。

2 电网规划设计主要原则

2.1 电网规划总的要求

2.1.1 电网规划必须执行《电力法》、国家有关法律和各项方针政策，在政府电力规划指导下，坚持安全可靠、经济合理、运行灵活、稳健与创新并举的原则，坚持统一规划，打破行政区域界限，努力实现最大范围内的资源优化配置。电网规划必须在引导电源建设和市场消费方面发挥作用，适应国民经济和社会可持续发展的战略要求，适应电力市场改革要求，适应企业发展要求。

2.1.2 电网规划遵循《电力系统安全稳定导则》对电网安全稳定的要求，全面贯彻分层分区原则，简化网络接线，防止发生大面积停电事故；满足《城市电力网规划设计导则》对安全供电的要求；满足国家及行业对电能质量的要求。

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2.1.3 电网规划必须满足电力市场发展的需要，宜适度超前于社会经济发展规划和电源规划；各项输、变、配、用电工程的设计、建设和改造，都必须符合电网发展规划的总体要求。

2.1.4 电网一次规划根据国民经济和社会发展的需要制定，并纳入国民经济和社会发展规划，是城乡总体规划不可或缺的一部分。

2.1.5 电网二次规划以一次规划为基础，与一次规划相协调，坚持二次系统为电力生产服务，为电网安全、可靠、经济运行提供现代化的技术支持手段的根本宗旨，建立完善的、技术先进的、稳定可靠的二次系统，提高电网安全可靠供电的能力，增强驾驭电网的能力，为电网安全稳定运行提供强有力的技术支持手段，为实现“数字化”电网奠定基础。

2.1.6 电网规划必须分区域、分级（层）、分阶段（年度）进行总体规划和制定实施计划，并应进行滚动修编。

2.1.7 电网规划应把握新技术发展方向，积极稳妥、适时应用新技术，实现技术升级，确保广东电网技术领先、可持续发展。

2.2 电网分类

2.2.1 220kV及以上电网暂按以下地区划分：

第一类地区电网：包括珠江三角洲地区电网和汕头电网；

第二类地区电网：包括除汕头、汕尾电网以外的东西两翼电网；

第三类地区电网：除第一类地区电网和第二类地区电网以外的电网。

备注：珠江三角洲包括广州、深圳、佛山、东莞、江门、中山、珠海、惠州（除龙门县）和肇庆市区及高要、四会市；东翼包括汕头、潮州、揭阳和汕尾市；西翼包括茂名、湛江市。

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2.2.2 110kV及以下电网供电区划分：

2.2.2.1 按照15年后的大区域的负荷密度指标将110kV电网分为以下几类地区：

A类供电区：是指特大城市中心区或负荷密度高于35 MW/km2的地区。

B类供电区：是指大城市中心区或负荷密度为15 ~ 35 MW/km2的地区。

C类供电区：是指一般市区或负荷密度为5 ~ 15 MW/km2的地区。

D类供电区：是指县城（镇）区或负荷密度为1 ~ 5 MW/km2的地区。

E类供电区：是指乡村地区或负荷密度为1 MW/km2以下的地区。

2.2.2.2 110kV供电区划分主要基于负荷密度的高低。珠江三角洲各中等城市可根据负荷密度整体纳入C类供电区。

2.3 电网规划年限和分类

2.3.1 电网规划编制的年限宜与国民经济和社会发展规划的年限相一致，一般分五年电网规划（简称五年规划，时间为5-10年），电网发展中长期规划（简称中长期规划，时间为10-15年及以上）。

2.3.2 中长期规划主要研究电网发展的战略性问题、规划水平年目标电网结构；五年规划研究国民经济和社会发展五年规划及经济结构调整方案对电网发展的要求，提出五年内电网需调整和建设的项目、进度及顺序。

2.4 电网规划编制要求

编制电网规划应以调查分析为依据，统筹考虑，优化电网结构，研究解决电网薄弱环节的措施；以安全可靠为前提，突出整体经济效益，提高电网供电能力和适应性；远近结合，新建与改造结合，充分考虑规划实施的可操作性，努力实现电网接线的规范化和设施的标准化，并重视新技术的应用。

2.4.1 电网规划应重视各方面协调，主要包括：

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2.4.1.1 电网规划与电源规划的协调；

2.4.1.2 电网规划与城市总体规划的协调统一；

2.4.1.3 电网一次规划与二次规划的协调；

2.4.1.4 区域、全省、地市电网规划间的协调；

2.4.1.5 各级电压电网接线之间、设施容量之间的协调；

2.4.1.6 有功容量与无功容量之间的协调。

2.4.2 重点研究主网架，规划的主网架应达到如下要求：

2.4.2.1 安全稳定、可靠灵活、经济合理，具有一定的应变能力；

2.4.2.2 潮流流向合理，力求全网网损最小；

2.4.2.3 网络结构简明、层次清晰、贯彻“分层分区”的原则；

2.4.2.4 满足规划中电厂电力送出要求。

2.4.3 受端网络规划要求：

2.4.

3.1 逐步形成以重负荷地区为中心的坚强受端网络，分区供电、合理互备，具备较强电压支撑能力；

2.4.

3.2 必须保证高一级电压电网的供电容量能可靠地传输给低一级电压电网，应具有合理的容载比；

2.4.

3.3 受端网络中的大型电厂不宜串接入主环网，可考虑以发电机 ~ 变压器 ~ 线路组单元方式直接接入就近的变电站或开关站；

2.4.

3.4 在负荷密度较大的地区宜根据城市规划和走廊情况，选择大容量的变压器，采用大截面导线、同塔双（多）回线路。

2.4.4 统筹考虑大型电源基地接入电网，需重点研究的问题：

2.4.4.1 电厂群间的内部电网结构；

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2.4.4.2 电厂群接入受端网络的输电电压和方式，线路回路及走廊规划，特别是省内东西两翼沿海大型电源基地向负荷中心的送电方案及线路走廊统筹规划问题；

2.4.4.3 大型电厂远距离输电的稳定问题；

2.4.4.4 电厂布局、建设规模和进度的优化；

2.4.4.5 输电线路建设顺序和进度的优化。

2.4.5 联网规划重点研究的问题：

2.4.5.1 外区送电方式、落点的统筹规划及可能引起的受端电网内部结构调整和安全稳定问题；

2.4.5.2 交直流互联送电受端电网落点的电压支撑、无功配置等问题。

2.5 电网规划管理

电网规划实行动态管理。原则上中长期规划每5年修订一次。有下列情况之一时，应进行规划滚动修编：

2.5.1 城市或乡村总体规划有重大修改；

2.5.2 国家出台新的有关政策；

2.5.3 电力需求或电源规划有较大变动；

2.5.4 电网技术有较大发展；

2.5.5 公司有其它要求。

3 一般规定与技术要求

3.1 电压等级

3.1.1 广东电网采用以下标准电压等级：

高压直流：±800kV和±500kV；

超高压：500kV；

S.00.00.06/Q101-0001-0808-280 广东电网规划设计技术原则高压：220kV、110kV和35kV；

中压：10kV；

低压：380/220V。

3.1.2 根据实际情况酌情考虑，适度控制发展35kV电压电网。积极跟踪研究更高一级电压的输电技术，研究大规模电源群或外区送电负荷中心时采用的可能性。

3.2 可靠性

电网规划考虑的供电可靠性是指电网中出现设备停运故障时，对用户连续供电的可靠程度，应满足：

3.2.1 电网供电安全准则。

3.2.2 满足用户用电的程度。

3.2.3 全网供电可靠率不低于99%并逐步提高。

3.3 安全性

3.3.1 全网必须满足“N-1”供电安全原则，即正常运行方式（含计划检修，下同）的电力系统中任一元件（线路、发电机、变压器等）无故障或因故障断开，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，其它元件不应超过事故过负荷的规定，不损失负荷，电压和频率均在允许的范围内。

3.3.2 同塔双回或多回线路任一回且仅一回线路无故障或因故障断开的情况属于“N-1”运行方式。

3.3.3 对于过渡时期仅有单回线路或单台变压器的供电情况，允许线路或变压器故障时，损失部分负荷。

3.3.4 同塔多回线路同时无故障或因故障断开为单一严重故障，允许采取切机和切负荷等措施保持电网稳定。

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3.3.5 设备的事故过负荷能力应根据系统安全稳定极限、设备的具体运行状况、运行环境情况等，按照其合理承受能力确定。

3.3.6 电网应具备在局部或全网大面积停电的情况下尽快恢复电网重要用户供电的能力。

3.4 中性点接地

3.4.1 中性点接地方式具体考虑如下：

3.4.1.1 500kV采用直接接地或经小电抗接地；

3.4.1.2 220kV和110kV采用直接接地或经小阻抗接地，接地回路设计上必须可实现中性点不接地的运行方式；

3.4.1.3 35kV和10kV接地方式，根据单相接地电容电流大小确定。一般采用不接地或经消弧线圈接地方式，单相接地电容电流达到15A以上的35kV和10kV电网宜采用低电阻接地方式。

3.4.2 中性点接地点的选择原则

3.4.2.1 按控制变电站母线综合零序阻抗不大于综合正序阻抗的三倍原则选择接地点。

3.4.2.2 自耦变压器中性点必须接地。

3.4.2.3 凡中、低压侧接有电源的变电站，至少有一台变压器中性点接地。

3.4.2.4 变电站同一母线上接有三台或更多台变压器时，可以考虑两台变压器中性点接地。

3.4.2.5 中、低压侧没接有电源的终端变电站的变压器中性点一般不接地。

3.5 无功补偿和电压调整

3.5.1 变电站无功补偿配置具体考虑原则如下：

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3.5.1.1 电网的无功补偿应按分层分区和就地平衡的原则配置，采取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，以利于降低电网损耗和有效地控制电压质量。

3.5.1.2 无功补偿一般考虑为电容器和电抗器等静态补偿形式，为解决受端系统动态无功不足，保持电网安全稳定运行、防止电压崩溃，经论证后，可在负荷中心的220kV 及以上变电站，配置静止无功补偿器等动态补偿装置。

3.5.1.3 对小水电集中外送地区和电缆线路密集地区的110kV及以上电压等级的变电站可考虑配置适当容量的并联电抗器。

3.5.1.4 220kV及110kV变电站，应根据设计计算，配置适当容量的无功补偿装置，确保在满负荷时，其110kV侧功率因数不小于0.95；500kV变电站的高低压电抗器的容量对于500kV线路充电功率一般情况应全补偿。

3.5.2 电网电压调整主要要求如下：

正常运行时，依靠及时投切无功补偿装置、适当调节变压器电压抽头等措施控制枢纽变电站电压维持合理的高水平并保持基本不变，电厂功率因数控制在0.95~1.0的较高水平，确保电厂预留足够的动态无功储备。

3.6 短路电流控制

为取得合理的经济效益，应从网架设计、采用的电压等级、主结线、变压器的容量和阻抗的选择、运行方式等方面，综合控制短路电流，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。各级电压电网短路电流不应大于下列数值：500kV电网为63kA。

220kV电网为50kA。

110kV电网为40kA。

S.00.00.06/Q101-0001-0808-280 广东电网规划设计技术原则35kV电网为31.5kA。

10kV电网为20kA。

新建变电站，按承受短路电流63kA选择500kV断路器等设备，按承受短路电流50kA 选择220kV断路器等设备。对变电站需要采用可承受短路电流63kA的220kV断路器等设备时，需经过专题论证确定。

3.7 电能质量要求

3.7.1 电压

为保证各类用户受电端的电压质量，各级电压电网枢纽点允许电压波动的范围如下：

500kV电网为0% ~ +10%

220kV电网为-3% ~ +10%

110kV电网为-3% ~ +7%

35kV电网为-3% ~ +7%

10kV电网为-7% ~ +7%

3.7.2 频率

广东电网额定频率为50Hz，正常运行时系统频率偏差不超过±0.1Hz。

3.7.3 谐波

3.7.3.1 对于新建或现有的集中型大谐波源，应按GB/T14549—93《电能质量公用电网谐波》的规定，控制其产生的谐波量，包括谐波电压、电流量，对有关变电站母线配置谐波测试仪进行监测。

3.7.3.2 在电网扩建和改建设计时，应对电容器组进行谐波设计、校验和审核，合理配置串联电抗器的容量，以防止产生谐波谐振或严重放大。

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3.7.3.3 因电容器组的投入引起的母线谐波电压放大倍数，不得超过1.5 ~ 2.0倍。

4 电力需求预测和电厂、变电站、线路规划原则

4.1 电力需求预测

4.1.1 电力需求预测是电力规划设计的基础，是编制电源规划、电力电量平衡的前提和安排电网基建项目的依据，只有做好这项工作，电源规划、变电站布局、网络规划等才能比较符合实际。

4.1.2 预测工作应在经常调查分析的基础上，收集经济社会发展和各行各业建设发展的信息，充分研究用电量、负荷的历史数据和发展趋势进行测算，为使预测结果有一定的准确性，可适当参考国内外同类地区的资料进行校核。（注：本原则所用负荷一词一般指最大电力负荷）。

4.1.3 统计和历史资料积累是电力需求预测的基础，应加强统计工作，逐步建立和完善电力需求预测数据库，用科学的方法管理、使用、积累基本数据。需要整理分析的主要资料包括：

4.1.3.1 规划区域内社会经济发展的历史资料，引述分析社会经济形势及发展战略、规划目标。主要包括人口数值，国内生产总值及产业结构、增长率，产业政策，城乡发展规划等。

4.1.3.2 规划区域及分区电力需求的历史资料。主要包括全社会用电量、网供电量及相应负荷，用电结构等。

4.1.3.3 规划区域电力负荷特性、参数的历史资料。主要包括冬季和夏季典型日负荷曲线、周负荷曲线、年负荷曲线、负荷特性指标（如平均负荷率、最小负荷率、最大峰谷差、最大负荷利用小时数等）。

4.1.4 电力需求预测内容

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4.1.4.1 电力需求预测分近期、中期和远期。近期应按年分列，中期和远期可只列期末数据。

4.1.4.2 电力需求分类、分区

用电性质分类即用电结构，包括三次产业和居民生活需电量、分部门和分行业需电量。

区域或功能分区可根据行政区，地理自然条件如山、河流等或一个或几个变电站的范围划分，也可按土地的用途功能或地区用电负荷性质等情况适当划分。分区的原则主要是便于制定电网规划。

电压等级分层可根据电网所选用的电压等级划分。计算某个电压等级的负荷时，应注意从总负荷中减去上一级电网的线损功率和直配供电（发电厂直供的）负荷。

4.1.4.3 电量需求预测应包括各年（或水平年）需电量，三次产业和居民生活需电量，分部门和分行业需电量，按经济、行政或供电范围划分的分区需电量。

4.1.4.4 电力负荷预测应包括各年（或水平年）最大负荷、负荷特性，并分区列出用电负荷。

4.1.5 电力需求预测做法

4.1.

5.1 一般应采用两种以上的电力需求预测方法，鼓励采用科学、实用、切合实际新的预测方法。预测方法不但要考虑电力需求与经济增长的协调关系，更要重视对电力需求自身发展规律的分析。

4.1.

5.2 电力需求预测采用多方案预测，一般提出2-3个电力需求预测水平，在具备一定精确性、合理性基础上，拉大各方案差距，提高预测包容性，分析并提出推荐方案，作为电网规划设计的基础，选择一个方案作为校核方案。

4.1.

5.3 电力需求预测工作可从全面和局部两方面进行。

S.00.00.06/Q101-0001-0808-280 广东电网规划设计技术原则一是对全规划区总的需求量进行全面的宏观预测；二是对每分区的需求量进行局部的预测。可将各分区中的一般负荷和大用户分别预测，一般负荷作为均匀分布的平面负荷，大用户则作为个别集中的点负荷。

各分区综合后的总负荷，应与宏观预测的全区总负荷进行相互校核。

4.1.

5.4 负荷预测工作一般先进行各目标年的电量预测，以年综合最大负荷利用小时或年平均日负荷率求得最大负荷的预测值，也可按典型负荷曲线，得出其各时间断面的负荷值。

4.1.6 电力需求预测方法

电力需求预测可采用以下几种常用方法（但不限于下述方法）进行，并相互校核：

4.1.6.1 单耗法：根据产品（或产值）用电单耗和产品数量（或产值）来推算电量，是预测有单耗指标的工业和部分农业用电量的一种直接有效的方法。该方法较适用于近、中期规划。

4.1.6.2 弹性系数法：根据测算的用电增长速度和国内生产总值等经济指标的增长速度的比值大小、规划的国内生产总值等经济指标的增长速度，推算电量的方法，是预测需电量较为简单、直观的方法。

电力弹性系数的大小，与生产力的发展水平、科学技术进步、经济结构、产业结构、产品结构、居民消耗水平以及经济政策等有密切关系。电力弹性系数应根据地区产业结构、用电性质，并对历史资料及各类用电比重发展趋势加以分析后慎重确定。该方法较适用于中、远期规划。

4.1.6.3 外推法（增长率法）：运用历年的时间系列数据加以延伸，推测各目标年的用电量。具体计算时，也可用回归分析建立数学预测模型，反复计算进行预测。该方法较适用于近、中期规划。

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4.1.6.4 综合用电水平法：根据单位消耗电量来推算各分类用户的用电量。如生活用电量按每户或每人的平均用电量来推算，工业和非工业等分类用户的用电量可按每单位设备装接容量的平均用电量推算。综合用电水平法适用于分区负荷中的一般负荷和点负荷的预测，但预测期以近、中期较为合适。

4.1.6.5 负荷密度法：负荷密度是每平方千米的平均负荷数值。一般并不直接预测整个规划区的负荷密度，而是按功能分区的发展规划，推算出各分区各目标年的负荷密度预测值。分区中的少数集中用电的大用户，在预测时可另作点负荷单独计算。负荷密度法是对城市电力需求预测比较直观的方法。

4.2 电源建设

4.2.1 为满足电力需求增长需要，提高广东电力供应的能力和可靠性，加强广东电力系统电压支持能力和运行的灵活性，在广东应建设足够容量的电厂。

4.2.2 为强化电力需求预测对电源规划的指导作用和电网规划对电源规划的引导作用，电源建设的原则如下：

加快电源建设进度，调整优化电源结构，贯彻环保节能要求，优先利用西部水电资源和煤炭资源，立足我国北方来煤，按照“以大代小”“以煤代油”的方针，大力发展煤电，建设沿海燃煤大型电厂，推进抽水蓄能电站建设，积极发展核电，适度发展天然气发电，充分开发水电、风电资源，逐步形成煤、西电（含三峡）、核、水（风）、气等多种能源相结合的电源结构。

4.2.3 电源建设进度应与电力需求发展速度相适应，便于就地消化电厂电力，避免单一电源基地追求自身经济效益，盲目快速扩建，导致电力大规模长距离外送，输变电工程用地和投资增加，电网送电压力大的情况。

4.2.4 为避免一组送电回路的送电容量过于集中而可能导致的大规模电源失去的严

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重事故及可能引起的恶性连锁事故，广东单个特大型电源基地电厂最终规模应不超过9000MW，单机容量在600~1500MW之间。

4.3 电源布点

4.3.1 广东电源布局应尽可能和电力需求分布相适应，东西两翼电源布局相对平衡，分区供电、就地平衡。但受煤炭、水资源、环保容量、交通运输、厂址条件等因素限制，广东电源布点原则如下：

4.3.1.1 在东西两翼建设大型沿海港口电厂、核电站；

4.3.1.2 在负荷中心分散建设一定规模清洁能源电厂，如燃气分输站电厂；

4.3.1.3 在山区适度建设坑口电厂、路口电厂；

4.3.1.4 水电、风电等再生能源根据资源分布情况布点。

4.3.2 电源要尽可能均衡布点、有序建设，减少电网大规模转送电的压力。

4.4 火电退役

根据政府确定的小火电关停总规模，首先关停能耗高、污染大、调峰能力差的机组；根据大型电源建设进度和电力需求发展情况，确定每年关停机组的总量；根据输变电工程建设进度，确定具体的关停项目。

4.5 电厂接入系统

4.5.1 电厂接入应遵循分层、分区、分散接入的原则。

4.5.1.1 分层是根据各电压等级电网传输、供电能力，将不同规模的电厂和负荷接到相适应的电压网络上；

4.5.1.2 分区是以受端系统为核心，将电源直接接到受端系统，尽可能形成一个供需相对平衡的区域，通过适当的联络线与相邻分区电网联系；

4.5.1.3 分散接入是外部电源宜经相对独立的送电通道接入受端系统，尽量避免在送

S.00.00.06/Q101-0001-0808-280 广东电网规划设计技术原则端直接联络的方式。

4.5.2 根据电厂在系统中的地位和作用、送电距离、最终和分期规模、单机容量、电网运行要求和承受能力等因素，不同规模的电厂应分别接入相应电压等级的电网。

4.5.2.1 单机为1000MW级及以上的电厂机组应接入500kV电网；

4.5.2.2 送电距离超过100km的区域性电厂可直接接入500kV电网；

4.5.2.3 送电距离在20km以内并且单机容量在200MW以下的机组宜接入当地110kV电网；对于规模很小（30MW以下）的垃圾焚化电厂等，可接入10kV电网。

4.5.2.4 近区负荷大，送电距离在20~100km范围内的电厂或单机容量300MW~700MW的地区性电厂宜接入当地220kV电网。

4.5.2.5 电厂接入系统电压等级不超过2级，避免电厂二次升压，以两级电压接入系统的发电厂内原则上不设两级电压的联络变压器，避免形成高低压间电磁环网。

4.5.3 避免大环网迂回送电、电源间直接联络送电、送端系统间直接联络送电的形式。

4.5.4 电厂的接入、主接线应综合考虑电网解环运行要求，逐步应用发电机 ~ 变压器 ~ 线路单元接入电网的型式，简化主接线，减少出线回路数。

4.5.5 电厂母线原则上不得挂接负荷终端变电站。

4.6 厂网协调的主要原则要求

4.6.1 发电机在具备自动调节励磁（包括强行励磁）的基础上应具备PSS功能，电厂负责保持其运行的稳定性。

4.6.2 发电机的参数选择、继电保护（发电机失磁保护、失步保护、频率保护、线路保护等）和自动装置（自动励磁调节器、电力系统稳定器、稳定控制装置、自动发电控制装置等）的配置和整定等必须与电网相协调，以保证其性能满足电力系统稳定运行

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的要求。

4.6.3 位于受端系统的电厂机组应选取较低的额定功率因数（滞后），如0.85，确保电厂能提供较大无功出力。

4.7 变电站布点规划

4.7.1 主要原则

变电站布点以负荷分布为依据，并兼顾电网结构调整要求和建设条件，统筹考虑、统一规划。在推广使用大容量、紧凑型变电站的同时，加强变电站布点工作，具体要求如下：

4.7.1.1 变电站的布点决定于两点，其一是要满足供电或升压送电的需要；其二是要满足电网结构发展的需要，主要考虑分层分区和网架结构优化两个因素，如方便电厂接入、构成目标网架等。

4.7.1.2 变电站之间的距离，主要是考虑下一级电压供电的合理半径。负荷密度高的城市地区可按较低供电半径考虑。根据广东负荷分布特点，500kV变电站供电半径一般以25~90km为宜，220kV变电站供电半径一般以10~40km为宜，110kV变电站供电半径以3~15km为宜。A~C类供电区取低值，D~E类供电区取高值。

4.7.1.3 要按照地区用电远期规模、电网远期规划考虑变电站的合理布局，近期选择变电站站址时侧重满足地区负荷发展的需要和安全可靠的供电要求，并考虑与远期后续新增变电站布局上的协调。

4.7.2 变电站新建和扩建关系

4.7.2.1 变电站首期投产主变台数根据负荷需要确定，原则上应满足变电站在投产后3年内不扩建主变的要求。

4.7.2.2 变电站投产时间在工程实施阶段因故有较大推迟时，应及时作出补充论证以

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重新确定变电站本期投产主变台数。

4.7.2.3 原则上在变电站原有主变负荷超过额定容量50%的前提下才考虑新增主变容量项目。

4.7.2.4 在变电站原主变台数超过2台情况下，新增主变容量优先考虑新增变电站布点。

4.7.2.5 220kV及以上变电站是否扩建达到最终规模容量，必须结合当地负荷发展饱和程度慎重考虑。一般情况下扩建变电容量按单台考虑。

4.7.2.6 供电区内有1座及若干座220kV变电站供电时，任何时期必须保证该区域内预留有1~2台220kV主变的扩建余地。周边的供电分区有适当的备用容量能支援本供电区时，预留主变台数可降低。

4.7.3 容载比

4.7.3.1 容载比是反映电网供电能力的重要技术经济指标之一，既是宏观控制变电总容量的指标，也是规划设计时布点安排变电容量的依据。容载比过大，电网建设早期投资增大；容载比过小，电网适应性差，影响供电。

4.7.3.2 容载比应按电压分层计算，统计降压变电容量和相应降压负荷。一般应扣除同级电压网用户专用变电站的变压器容量和供电负荷及用于升压送电的变电站容量（如小水电外送地区）。

4.7.3.3 容载比合理指标一般为：500kV电网1.4左右；220kV电网1.6～1.9；110kV 电网1.8～2.1。

4.7.3.4 考虑广东电力需求增长相对快速的特点，电网发展快速期可取较高容载比，通过加强和改善网络结构，在满足用电需求、可靠性要求的前提下逐步降低容载比，提高投资的经济效益。

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4.7.3.5 小水电外送地区，计算升压变电容量不考虑上述容载比，一般按最大升压容量配置变压器即可。

4.7.4 变电站选址要求

在明确变电站在系统中的地位和作用后，选择的站址应综合考虑以下要求，选择最佳站点。

4.7.4.1 降压变电站接近负荷中心，升压变电站靠近电源基地。

4.7.4.2 各电压等级出线方便。

4.7.4.3 站址地形、地貌满足近远期建设和发展要求。

4.7.4.4 站址不能被洪水淹没及受山洪冲刷，地质条件适宜。

4.7.4.5 避开易燃、易爆及污染严重地区。采取措施后与邻近设施（如机场导航台、地震台等）相互影响在允许范围内。

4.7.4.6 交通运输、给排水、施工、运行方便。

4.7.4.7 满足环境保护要求，并与环境景观相协调。

4.7.5 变电站征地要求

4.7.

5.1 本着节约土地，降低工程造价的原则征用土地。

4.7.

5.2 对于建设发展用地，应提前规划变电站站点并列入城乡发展规划予以控制，具体征地时间应视实际情况确定。

4.7.

5.3 占地面积应考虑最终规模要求，在城市用地紧张的条件下，尽可能提高单位面积的变电容量。

4.8 线路建设条件和要求

4.8.1 电缆应用范围

为提高供送电能力，便于维护检修，降低电网建设投资，电网线路原则上均要求按