云网35kV及以下农网工程设计控制要点版分析.docx
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云网35kV及以下农网工程设计控制要点版分析
附件1
云南电网公司35kV及以下农网工程设计控制要点（2012年版）
1总则
1.1为更好地指导和规范公司35kV及以下农网工程建设，达到安全可靠、节能环保、技术先进的目的，根据国家、行业、南方电网公司、云南电网公司相关技术规程、导则、标准设计等有关规定要求，结合云南省农网工程实际，特制定35kV及以下农网工程设计控制要点（2012年版）（以下简称“设计控制要点”）。
1.235kV及以下农网工程设计和建设应符合现行国家、行业和企业标准有关规定的要求，认真贯彻执行国家、行业和企业颁发的强制性条文及反事故措施的有关要求。
1.335kV及以下农网工程应充分考虑不同供电区域负荷特点、供电可靠性要求和区域发展规划，合理优化网架结构。
1.4在保证电网安全、经济、可靠运行的前提下，农网建设与改造应因地制宜地采用成熟先进的新技术、新设备、新材料、新工艺，禁止使用国家明令淘汰及不合格的产品。
1.5对于特殊地段、具有高危和重要用户的线路、重要联络线路，可实行差异化设计，提高农网抵御自然灾害的能力。
1.6供电区分类
原则上，县级电网不同供电区建设标准区别对待，供电区分类原则见下表1-1。
表1-1供电区分类
D类
E类
F类
县城或开发区负荷密度达5-10MW/km2
县城郊区、城镇
乡村
1.7高压配电网电压等级采用35kV,中压配电网电压等级采用10kV（20kV），低压配电网采用380/220V。
1.8考虑节能降损的要求，综合考虑供电负荷和低压供电半径，合理选择使用单相或三相配电变压器。
1.9本设计控制要点适用于公司35kV及以下农网改造与无电地区电力建设设计、建设和改造工作。
2高压配电网
2.135kV变电站设计
2.1.1电气一次
2.1.1.1变电站的型式与布置
各类供电区建设和改造的35kV变电站布置型式见表2-1。
表2-135kV变电站布置型式
D类
E类
F类
户外布置、半户外布置
户外布置
户外布置
2.1.1.2电气主接线
电气主接线宜采用简化型、标准型接线方式，35kV采用单母线、内桥或单母线分段接线，10kV采用单母线分段接线。
主变压器按最终设计2台考虑，单台变压器容量为2.5～5MVA时35kV母线宜采用内桥接线或单母线接线；单台变压器容量为8～10MVA时35kV母线宜采用单母线分段接线。
选择时根据规程规范的要求，同时考虑变电站在系统中的地位、运行方式、后期工程的扩建等因素。
图2-1推荐变电站电气主接线图
2.1.1.3进出线规模控制
变电站的35kV和10kV进出线规模应结合电网规划、供电负荷的分布和需求确定进出线回路数。
35kV出线总共2～4回，10kV出线规模控制见下表2-2。
表2-235kV变电站10kV出线规模控制
供电区
D类
E类
F类
10kV出线
8－10回
6－8回
4－6回
2.1.1.4主要电气设备选择
（1）变电站宜采用新技术，应选用功能完备、质量好、免维护或少维护、节能环保、检修周期长的设备，以提高县级电网装备水平，不得采用未经过有关部门鉴定的不合格产品。
（2）主变压器：
宜采用三相、双线圈、油浸式、有载调压、自冷、节能型变压器，终期规模宜配置2台，单台容量不宜超过10MVA，不宜小于2.5MVA。
主变压器容量要求按照2.5、5、8或10MVA容量系列选择。
变压器应选用SZ11型及以上的变压器，变压器空载损耗和负载损耗控制值见表2-3，损耗的正偏差要求在5%以内。
表2-335kV变电站主变损耗控制值表
变压器容量（MVA）
空载损耗（kW）
负载损耗（kW）
误差
2.5
3.40
21.73
≤5％
5
5.80
36.00
≤5％
8
9.84
42.75
≤5％
10
11.60
50.58
≤5％
（3）断路器：
35kV户外应采用SF6断路器，户内采用固封真空断路器；10kV户内、户外采用真空断路器。
断路器宜配置弹簧操作机构。
变电站的断路器选择外置电流互感器，不宜设在套管内。
（4）隔离开关：
35kV、10kV隔离开关宜采用三相联动手动操动机构。
（5）互感器：
35kV、10kV互感器的绝缘方式应采用干式。
电流互感器二次侧电流统一为5A。
（6）避雷器：
采用单相、户外、单柱式、无间隙金属氧化物避雷器（附双向在线监测仪）。
（7）站用变压器：
变电站装设两台电压等级为35kV、10kV的站用变压器，每台变压器的容量为50kVA，站用变压器的高压侧从主变压器低压侧、35kV线路侧或站外电源引接。
站用电系统采用三相四线制接线，380/220V中性点接地系统采取单母线分段接线，两台站用变压器各带一段母线分列运行。
（8）无功补偿装置
1）按照分区分压补偿与就地平衡原则，就地与集中补偿、系统与用户补偿、中压与低压补偿相结合的原则确定变电站的无功补偿容量。
2）变电站容性无功补偿容量宜按照主变容量的10%～30％配置；感性无功补偿容量应根据电缆进、出线等情况配置。
3）在变电站10kV侧装设电容器，且自动投切。
4）电容器：
电容器组的结构型式采用集合式（密集型）电容器。
单台主变在2.5MVA首期不考虑装设无功补偿装置，但预留场地；单台主变在5～8MVA的首期配置单组1200kVar无功补偿装置；单台主变在10MVA的首期配置单组2400kVar无功补偿装置。
每台变压器应预留两组电容器的场地。
（9）10kV电缆：
变电站10kV出线采用电缆与10kV架空线路连接时，当电缆长度大于50m时，应在其两端装设避雷器，当电缆长度不大于50m时，可在线路变换处一端装设。
避雷器接地端应与电缆外皮连接，并应与电气设备的接地装置可靠连接。
2.1.2电气二次
2.1.2.1继电保护的配置和选型应根据配电网结构、一次接线方式，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行。
继电保护及安全自动装置应具有独立性、完整性、成套性,应采用微机型。
2.1.2.2变电站按无人值班设计，实现变电站综合自动化。
2.1.2.3二次设备布置：
35kV、10kV采用保护与测控单元合一装置，当设备采用敞开式配电装置时，保护测控装置采用集中布置方式；当采用紧凑式设备或开关柜时，保护与测控单元可就地柜上分散式安装。
主变压器保护可采用集中布置方式。
2.1.2.4设置微机五防系统，应选用微机五防装置加单元电气闭锁。
2.1.2.5图像监视及安全警卫系统：
变电站可设置图像监视及安全警卫系统，主要实现变电站安全警戒功能。
有关信号远传至监控中心，在系统通信条件允许的情况下，有关图像可远传至监控中心。
2.1.2.6直流系统：
变电站直流部分采用三合一电源系统，即将直流操作电源（DC）、交流不间断电源（UPS）、通信用直流变换电源（DC/DC）组合在一起，以直流操作电源为核心，共享直流操作电源的蓄电池组，统一集中监控。
其中蓄电池组采用一组100Ah的阀控式铅酸蓄电池，高频开关电源模块采用N+1模式。
不单独配置通信电源，通信设备所需48V直流电源由站用三合一电源提供。
2.1.2.7电能计量：
计量方式依据系统中性点接地方式确定。
新建变电站内线损用电能计量装置的配置应满足南方电网公司线损四分管理标准的基本要求。
2.1.3土建部分
2.1.3.1变电站建筑设计应与环境协调，并按南方电网公司配网标准设计执行，符合安全、经济、实用、简洁要求。
主要建筑物按无人值班、有人值守考虑。
不设置单独的监控室和通信机房。
2.1.3.2火灾自动报警系统：
全站集中配置一套火灾自动报警系统。
2.1.3.3主控室地面采用高度为400mm的钢质防静电活动地板，配电装置室地面采用水泥地面，值班室铺地砖。
卫生间内墙贴面砖，地面为防滑耐磨地砖。
2.1.3.4暖通：
紧凑型变电站箱体考虑加装空调设备。
2.1.435kV紧凑型变电站
2.1.4.1针对部分地区35kV变电站因地形受限无法找到好的建设用地，使得新建变电站土建工程方面增加较大的土方量和挡墙，造成土建投资远远大于标准设计中的建设指导投资，诸如类似情况的变电站可以考虑建设紧凑型变电站。
2.1.4.235kV紧凑型变电站选用要求及特点
（1）适用于地形条件较差、交通运输困难，因受地形条件限制，采用常规变电站站址占用面积大，且土建投资较大的山区变电站。
（2）选用紧凑型变电站应属于终端变电站，特点是出线较少、占地面积小。
（3）选用紧凑型变电站有利于改善山区及无电人口地区电源点的问题，而且将有限的投资花费在提高设备的装备水平上利于提高供电可靠性和减少运维成本，实现免维护和少维护。
（4）各建设单位在选用紧凑型变电站的建设方案时，须报省公司组织设计和审查。
2.235kV架空线路
2.2.1导线截面的选择原则：
新建和整条线路改造的架空线路截面不宜小于120mm2，原有线路部分改造和延伸的架空线路导线截面选择与原线路相匹配；原则上35kV架空线路导线截面按照120mm2、150mm2或185mm2系列选择。
2.2.2绝缘子型式应根据工程所处环境特点选择，0、Ⅰ、Ⅱ级污区宜优先选用玻璃绝缘子，Ⅲ、Ⅳ级污区宜选用防污型绝缘子。
2.2.3杆塔型式：
杆塔考虑混凝土杆、角钢塔两种型式，应优先选用混凝土电杆；角钢塔9m及以下部分采用防盗螺栓。
各种型式杆塔的回路数按如下原则考虑：
混凝土杆塔均采用单回路，角钢塔在10mm及以下冰区采用单回路和双回路，在20mm冰区采用单回路。
3中压配电网
3.120kV电压供电的选用原则及特点
3.1.1对边远地区的农网改造和无电人口通电工程，在10kV线路供电半径远大于15km以上，且在中长期规划内无新增35kV或110kV变电站的10kV出线，为解决供电半径问题可以采用20kV电压供电。
3.1.2由于20kV配网与10kV配网存在不能互供的问题，因此在分析论证一个地区10kV配网升压改造成20kV时，应当考虑周边地区的电网情况。
如果有大规模10kV升压为20kV的配网改造规划，建议在新建10kV配网时变电设备和线路采用20kV的标准进行设计建设，用户侧同时也选用20kV设备，以便满足未来升压需求，节约建设投资。
3.1.320kV配电设备选择按照南方电网公司发布的《20kV配电设备技术标准（试行）》（Q/CSG11061—2007）执行。
3.1.4各建设单位在选用20kV配网供电的建设方案时，须报省公司组织设计和审查。
3.210kV架空线路
3.2.1县级电网的10kV架空线路主干线截面选择应系列化、标准化，一般不宜超过3种，同一分区内主干线截面应一致。
3.2.21OkV架空线路导线截面选择应参考供电区域饱和负荷值，按经济电流密度选取。
一般选用铝绞线或钢芯铝绞线，截面选择见表3-1。
表3-110kV架空线路截面选择
分类
主干线（mm2）
次干线（mm2）
分支线（mm2）
D类供电区
240、185
150、120
95
E、F类供电区
150、120
95
50
3.2.3D、E类供电区宜逐步实现绝缘化、其它穿越经济林区（通道难以协调的地方）和与周围建筑物间距不满足安全要求时，相应杆段采用绝缘导线。
对于空旷的山区及坝区严格控制绝缘线的使用。
3.2.4架空绝缘线路一般采用铝芯交联聚乙烯绝缘线，山区、跨越铁路、高速公路等运行修复困难处宜采用钢芯铝绞线，当线路档距大于70m时，必须进行设计校验。
绝缘线路应采用带间隙氧化锌避雷器、放电箝位绝缘子、防放电线夹等措施以防止雷击断线。
3.2.5对路径确实受限制的区域，可采取10kV架空线路双（多）回路同杆并架方式。
3.2.610kV及以下线路应严格控制铁塔的使用量，杆塔比例（即铁塔使用量与所有杆塔使用量之比）不宜超过10%。
3.2.7在线路转角或终端打自然拉线受限制的地方，应优先考虑使用弓形拉线或顶杆解决，对于档距小和转角度数小的地方可不装设拉线，可在电杆受力反方向预偏一定的位置，杆根浇注处理。
确因场地位置受限方可采用铁塔，且在铁塔选用时应根据导线截面及转角情况合理选用轻型、普通型和加强型铁塔。
3.2.810kV线路供电半径应根据负荷密度来确定，一般D类供电区6km，E类供电区10km，F类供电区15km。
对供电半径已超出规定范围，而且在较长的时间内没有新建的35kV或110kV变电站予以解决的部分10kV线路，应考虑采取加装线路调压器的措施。
3.2.910kV线路主干线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段并装设分段开关，重要分支线路宜装设分界开关（看门狗）。
3.2.1010kV架空线路电杆、铁塔的选择必须满足对地距离及交叉跨越的要求，D类宜采用15m及以上拔稍电杆或13m及以上的铁塔，E、F类宜采用12m及以上拔梢电杆。
3.2.1110kV架空线路一般采用预应力混凝土电杆，城镇路边的转角及耐张杆应采用普通混凝土电杆，以防止车撞脆断；F类交通运输不便的地方宜采用分段混凝土电杆或钢管杆。
跨越高速公路、一二级公路、铁路等的杆（塔）采用直线杆（塔），跨越段两侧各后退一基电杆（塔）设置耐张杆（塔）。
重冰区的电杆应采用稍径为φ190mm钢筋混凝土电杆，稍径为φ190mm的12m及以上电杆可采用分段式混凝土电杆。
3.2.12位于公路旁可能被车辆碰撞的杆塔，应采取打保护坎、砌防撞墩、设置防撞标志等防护措施防止外力破坏。
3.2.13线路档距原则上裸导线D、E类供电区不大于50m，F类不大于100m，高低压同杆架设不大于50m；D、E类供电区架空绝缘线档距不宜超过50m。
10kV及以下线路耐张段的长度不宜大于1km，特殊地形及重冰区具体考虑。
3.2.14水平档距200m及以下门型杆采用拔梢杆，水平档距大于350m选用三连杆。
3.2.15直线杆采用的绝缘子有瓷担绝缘子、针/柱式绝缘子，10mm及以上冰区不使用瓷担绝缘子；耐张杆采用悬式瓷绝缘子。
瓷担绝缘子一般采用S-185/210或SC-210/185，针式绝缘子一般采用P-15T/20T、P-15M/20M，柱式绝缘子一般采用PSQ-15T，悬式绝缘子一般采用70kN瓷绝缘子，各地区可根据实际情况选用。
重污秽区，10kV绝缘子的绝缘水平，采用绝缘导线时宜取15kV或20kV，采用裸导线时应取20kV。
3.2.16拉线采用GJ型镀锌钢绞线，截面分别为50mm2和70mm2，其强度设计安全系数应大于2.0。
混凝土直线杆在10mm及以下冰区采用人字型拉线，20mm冰区采用抗覆冰不均匀拉线。
终端混凝土杆70mm2截面导线及以下采用顺线拉，120mm2及以上截面导线采用V型拉线。
3.2.17对于未达到产品生命周期的电杆、变压器等前期农网改造设备材料，在满足相应规程规定的安全、质量及生产运行和设计标准的条件下，农网改造工程可以继续沿用原有设备材料，物尽其用，以合理降低工程单位造价，节约投资。
3.2.18跨越公路的杆塔或通过电缆穿越公路后登杆（塔）的配电线路杆（塔）中心至路面边缘的最小水平距离不小于0.5m；跨越铁路的杆塔或通过电缆穿越铁路后登杆（塔）的配电线路杆（塔）外缘至轨道中心的最小水平距离为：
与标准轨距和窄轨交叉为5.0m，平行为“杆高+3.0”m；与电气化铁路平行为“杆高+3.0”m。
3.310kV电缆线路
3.3.1农网改造升级线路原则上不含入地电缆线路，但对于跨越高速公路和铁路等施工难于协调的地方可以适当使用电缆穿越。
穿越电缆的截面选择应与架空线路导线载流量相对应；电缆穿越公路和铁路等后登杆（塔）引出地面高度在2m以下的部分，应采用钢管保护；穿越电缆两端应装设避雷器。
3.3.210kV电力电缆敷设方式应根据工程条件，综合考虑环境特点和电缆类型、数量等因素，按照运行可靠、便于维护、检修、经济合理的原则选择。
3.3.3电缆终端和接头的额定电压及其绝缘水平不得低于所连接电缆的额定电压及其要求的绝缘水平；其外绝缘必须符合安装地所处海拔高程、污秽环境条件所需爬电比距的要求。
3.3.410kV电缆终端、中间头应采用冷缩式。
柜内终端头应采用内有半导体屏蔽层、外有导电屏蔽层的可触摸式。
3.3.510kV电缆保护管宜采用C-PVC管、PE管、MPP管、玻璃钢电缆保护管、涂塑钢管。
管径大小应符合有关规定，管壁厚度要求为：
行车道要求管厚不小于8mm，行人道不小于5mm其中涂塑钢管不小于4mm。
3.3.6行人道埋管材质采用C-PVC管、PE管、MPP管、玻璃钢电缆保护管；行车道采用C-PVC管、PE管、MPP管、玻璃钢电缆保护管、涂塑钢管，顶管宜采用PE管或MPP管。
人行路段埋管深度不宜小于0.5m，行车路段埋管深度不宜小于1m，回填时可以填土、沙、石粉等。
3.3.7直埋电缆的覆土深度不应小于0.7m，农田中覆土深度不应小于1.0m。
3.410kV柱上设备
3.4.1柱上配电变压器
3.4.1.1柱上配电变压器应布置在负荷中心区，按“小容量、多布点、短半径”原则进行设置。
3.4.1.2新装及更换三相配电变压器应选用油浸全密封S13型及以上节能配电变压器或油浸SBH15-M型非晶合金变压器，优先选用非晶合金变压器。
配电变压器采用Dyn11联结变压器。
3.4.1.3边远山区，居民分散，用电负荷小，基本没有动力用电负荷的供电台区本着小容量、多布点、短半径的原则，应采用单相柱上配电变压器供电。
单相变压器一般采用卷铁心型，容量最大不超过20kVA。
3.4.1.4柱上配电变压器容量不宜超过315kVA，不能满足需要时增装变压器。
变压器底部距地面高度不应小于2.7m，双杆根开为2.5m。
安装变压器后，变压器台的平面坡度不应大于1/100，且装设地点应避免车辆碰撞、易燃易爆及严重污染场所。
3.4.1.5配电变压器的高压进线采用绝缘导线，低压出线采用电力电缆，配电变压器高低压端头、高压避雷器的接线端应安装绝缘护套。
变压器安装应采取必要的防盗措施。
3.4.1.6变压器容量的确定
（1）配变负荷计算原则：
S′=Pk1/cosφk2
P=用电负荷指标×户数
式中：
S′—变压器容量确定参考值，kVA;
P—居民最大用电负荷（即计算负荷），kW，其中用电负荷指标为县城区及乡镇D、E类供电区居民按6kW/户选取、农村F类供电区居民按4kW/户选取；
cosφ—功率因数执行标准：
变电站10kV侧不低于0.95，变压器容量为100kVA以上的电力用户不低于0.9，农村公用变压器不低于0.85；
k1—负荷同时率宜取0.15～0.2；
k2—所带配电变压器经济负载率宜取70%。
（2）变压器容量的确定：
10kV配电变压器容量按照表3-2所示的容量系列选择，取最相近容量，损耗应满足在目标能耗和先锋能耗之间的控制要求，见表3-3。
变压器空载损耗实测值允许偏差应在3％以内，负载损耗实测值允许偏差应在5％以内，总损耗实测值允许偏差应在4％以内。
表3-210kV配电变压器容量确定参考值
分类各地区
D类供电区
E、F类供电区
配变容量（kVA）
容量按设计计算负荷选择
三相：
30、50、100、125、160、200、250、315
单相：
5、10、20
表3－310kV油浸式配电变压器损耗控制值表
额定容量
（kVA）
目标能效限定（W）
先锋能效限定（W）
短路阻抗
（Uk%）
空载（P0）
负载（Pk）
（75℃）
空载（P0）
负载（Pk）
（75℃）
30
80
630
33
600
4
50
100
910
43
870
100
150
1580
75
1500
125
170
1890
85
1800
160
200
2310
100
2200
200
240
2730
120
2600
250
290
3200
140
3050
315
340
3830
170
3650
注：
1.表中的目标能效限定的损耗水平相当于S13型，先锋能效限定的损耗水平相当于SBH15型；
2.目标能效限定中，负载值为Dyn11接线组别变压器的负载损耗值。
3.4.1.7下列杆型不宜装设配电变压器台
（1）转角杆、分支杆；
（2）设有10kV接户线或10kV电缆的电杆；
（3）设有线路开关设备的电杆；
（4）交叉路口的电杆。
3.4.1.8柱上变压器安装不应使用杆塔型变压器安装方式。
3.4.2柱上开关
3.4.2.1配置原则
（1）柱上开关选型应一致，联络型开关一（或两）侧设隔离开关，分段型开关不（或一侧）设隔离开关。
暂缓实施自动化（即实现遥测、遥信、遥控功能）的架空线路，可先期安装开关本体，预留自动化配置（即预留控制模块及通信接口功能），待自动化条件成熟后，增补自动化装置。
（2）变电站馈线开关保护不到的农田或山区10kV架空长线路（供电半径大于15km）的中末端，可安装分段或分界开关与变电站出线开关配合，实现对末端线路故障跳闸及重合。
（3）10kV架空线路与客户分界处宜安装用于隔离客户内部故障的分界负荷开关，不重复安装跌落式熔断器及隔离开关，新增客户的分界负荷开关随其用电设施一并建设。
3.4.2.2配置方法
按照先算后建的方法进行配置。
即：
（1）联络型开关、分段开关和分界开关（看门狗）的布点选址应先经过对安装位置在安装后对线路供电可靠率的提升情况进行判断，即线路供电可靠率基本达到南方电网公司基础管理创优达标标准实现农村RS1为99.4%的要求，有效减少故障停电后用户停电范围、停电时间。
（2）对于供电线路较长按控制分支线和分段控制的思路，合理分片控制，解决缺乏分级控制手段，单次停电时间长，影响面大的问题，例如，山区分支线或用户设备。
（3）架空配电网络单（多）分段接线应满足以下要求：
一是主干线采用分段开关形成单（多）分段接线，主干线分段不宜超过四段；二是次干线或分支线采用分界开关（看门狗），对于主干线后段或末端专线用户也可采用分界开关（看门狗）；三是方案选择时应根据各10kV分支线的供电区域、供电负荷和用户情况，优化选择分段点和分界点。
为便于故障查询，可根据需要在线路的分段点和分界点装设故障指示器。
架空配电网络单（多）分段接线方式见图3-1。
图3-1架空配电网络单（多）分段接线
（4）供电可靠率的计算
供电可靠率：
指在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值。
统计期间时间：
是指处于统计时段内的日历小时数。
用户平均停电时间：
用户在统计期间内的平均停电小时数，统计单位为h/户。
3.4.3线路调压器
3.4.3.1配置原则
在缺少35kV变电站电源点的农村地区，当10kV架空线路过长，不满足电压质量要求时，而且在较长的时间内没有新建110kV或35kV变电站予以解决电源问题的10kV线路，可在线路适当位置加装线路调压器，宜采用三相调压器，调压器额定电流应满足线路负荷发展要求。
3.4.3.2配置方法
农村电网中，特别是偏远山区，电网结构不合理、导线截面细、馈线线路长、供电半径大、无功补偿能力不足、供电电压低等问题很难得到根本解决。
一般在距线路首端1/2处或2/3处安装线路调压器可以使线路的电压质量得到保证，可延长供电半径2～3倍，调压器调压范围可从-10%～30%中选择。
对于首端电压质量低、线路中间或末端电压降较大的线路应先经过对安装位置及方案的技术经济分析校验
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