1、中华人民共和国行业标准农村水电供电区电力系统设计导则SL 222-1999 条文说明1999北京目次1 总则.2 系统现状及负荷分析.3 电掠方案设计.20 4 网络方案设计.22 5 潮流计算及无功补偿. . 26 6 系统稳定和短路电流计算. . . . . . . 28 7 继电保护、安全自动装置、通信及调度自动化.30 16 1总则1. 0.1 本条阐述了制定农村水电供电区电力系统设计导则(以下简称导则灿的目的。随着我国小水电事业的不断发展，农村水电供电区的电网逐步形成一定规模，有的地方已经形成区域性电网。为了适应农村水电电力发展的需要，优化电网结构，需要在审批后的农村水电供电区电力发
2、展规划的基础上，从农村水电供电区电力系统整体出发，进一步研究并提出电力系统的具体发展方案一一即系统设计。为此，制定本导则。1.0.2 本条规定了导员们应用的对象和范围。系统设计习惯上是指一次部分的设计，但从广义上讲，系统继电保护、安全自动装置、通信及调度自动化等二次部分也都是系统设计的组成部分，本导则对二次部分作了原则性的规定。本导则适用于llokV及以下电压等级的水利部门管理的农村水电供电区电力系统设计(以下简称系统设计勺，220kV及以上电压等级的系统设计参照原水利电力部颁发的SD161-85电力系统设计技术规程执行。llokV及以下主要是指110kV、63kV、35kV这3个电压等级，1
3、0kV电压等级的网络可参照执行。导则同样适用于电站接入系统设计，系统专题设计，发、输、变电工程的可行性研究。1.0.3 本条规定了系统设计应遵循的原则、同电力发展规划的关系。电力发展规划是按SL22-92(农村水电供电区电力发展规划导则编制的。1. O. 4 本条规定了系统设计的作用。系统设计经审查批准后应贯彻实施。拟建电力工程的作用、建设规模及其设计原则，需要通过系统设计进行论证后才明确，故系统设计经审查批准后应为编制和审批工程初步设计、近期计划17 等提供依据。1. O. 5 本条规定了系统设计的具体任务。负荷预测是选择电源方案，确定供电方式，进行电力电量平衡、潮流分布计算的基础。负荷预测
4、的指标应根据农村水电供电区的实际情况，考虑负荷增长的可能，综合平衡，合理确定。条文中的某些负荷的含义是指对系统负荷水平和负荷特性影响较大的负荷。条文中的进一步论证的含义是指在农村水电供电区电力发展规划全面论证电源建设方案及调峰方案，并确定了布局的基础上，针对需要深入研究的问题作进一步论证。条文中提出估算总投资和发、供电成本，主要是估算设计范围内新增部分的总投资、新增发电戚本和供电成本，全网供电成本的估算不在本导则规定范围内。1. O. 8 本条规定了系统设计的引用标准。SD325-89 电力系统电压和无功电力技术导则SDJ2一79变电所设计技术规程SDJ3-79 架空送电线路设计技术规程SL1
5、 6-92 小水电建设项目经济评价规程18 2 系统现状及负荷分析2.2负荷分析在水利部发布的SL2292农村水电供电区电力发展规划导则中对电力发展规划的负荷预测作了详细规定，本条是在电力发展规划的基础上对系统设计应进行的负荷分析作了规定。2.2.2 本条对系统设计中的负荷成果来源做了规定。利用本地区电力发展规划的负荷水平进行分析和推算，作为本设计的成果，但应注意以下几点:1 与本地区过去的电力电量增长率进行对比p2 与计划部门和主管部门对本地区的装机容量及发电量的预测量进行分析对比;3 对负荷的主要组成、分布情况和发展趋势作必要的描述。2.2.3 本条主要规定在系统设计中负荷分析应提供的成果
6、。其中，负荷特性除条文中所列，必要时还应包括日平均负荷率、日最小负荷率、月不均衡率、年最大负荷利用小时数。19 3电源方案设计3.1一般规定3.1.1 本条规定了电源方案设计的依据。电源方案设计应以电源规划为依据，以开发利用当地农村水电资摞为主，就地使用，就地电力电量平衡，有条件地区可以因地制宜开发其他配套电源，多能互补或与大电网、邻近地区电网调剂余缺，互通有无。当农村水电季节性电能较多时，应考虑设置季节性负荷的可能性与合理性。3. 1. 2 本条规定了电掠方案论证应在多方案比较的基础上进行，使电掠方案更加经济合理。条文中的多方案比较是指点与点间论证和同点多方案论证。3. 1. 3 本条规定了
7、开发水电的指导原则，应合理利用水能资源，在优先建设条件好的水电厂的基础上考虑其他配套电源。对季节性电能的合理利用问题，主要应在水电初步可行性研究报告中研究解决。3. 1. 4 本条提出了设计电源方案必须具备的基础条件，否则推荐的方案不落实，技术经济比较不可能等价。应积极开展新建发电厂的初步可行性研究和可行性研究工作，为系统设计创造必要的条件。3.2电力电量平衡电力电量平衡是系统设计简明而有效地分析问题的基本方法之一。通过电力电量平衡，明确系统需要的装机容量、调峰容量、互供容量、电源的送电方向，为拟定电源方案、调峰方案、网络方案等提供依据。但平衡形式随目的不同而异:如为明确系统需要的装机容量，一
8、般以发电负荷和发电厂的可调容量进行全系统平衡;为明确电源的送电方向，一般以供电负荷和发电厂的供电20 出力进行分区平衡。3. 2. 13. 2. 2 规定了系统编制电力电量平衡的原则和方法。电力电量平衡时，全系统内的水电站应以统一频率水文代表年计算，所有参加平衡的水电站保证出力，不论容量大小均应在统一的保证率下进行计算。3.2.3 本条是对系统进行电力电量平衡时备用容量的规定。若是互联系统应考虑减少备用容量。3.3系统调峰3. 3. 23. 3. 3 规定应研究系统调峰方案，充分发挥水电的优越性，经济合理地安排调峰，必要时考虑其他配套电源。21 4网络方案设计4. 1一般规定4.1.2 本条确
9、定了网络输变电容量和线路输电容量的原则，是设计网络结构和选择导线截面的重要依据。应分析并找出决定最大输电容量的若干正常运行方式和事故运行方式，前者用来研究各方案的经济性，后者用来检验各方案的安全性。4.1.3 本条规定了网络的供电安全标准。第一款到第四款是在一回线路或一台(组)变压器事故停运后，保证长时间供电多少的标准。网络的输电能力应满足事故瞬时不发生超过事故过负荷的规定，以及事故后输电容量的静稳定水平和电压质量水平的要求。本条没有包括母线事故停运后的标准，因母线事故太严重，机率很少，不能按此来增加线路回数或变压器的台(组)数，而应改善主结线本身来解决，有关主结线方式按SDJ2-79变电所设
10、计技术规程和SDJ3-79小型水力发电站设计规范中的规定执行。考虑一般地区的重要负荷约占其总负荷的60%70%，网络结构应基本保证重要负荷的供电，故本条保证负荷的70%是最低标准。本条第一款中.保证地区负荷的70%适用于同级电压两回线网络，80%适用于三回线及以上的网络，但都不包括大环网。电厂送出线路有两国及以上时，任一回线路事故停运后，其事故后的静稳定能力一般都大于事故前的正常输电容量，但当采取切机或减出力措施来保持暂态稳定时，则事故后的静稳定能力可能小于正常输电容量，故本条第二款规定此时应按事故后静稳定能力输电。22 由于受端主干网络处于负荷集中的地区，一般线路距离较短，在系统中的地位较重
11、要，考虑电力系统的特点，故本条第四款对已经形成多回路结构的受端主干网络的标准规定为.保持正常供电，特殊情况保证重要用户供电。多回路结构指同方向的两回及以上线路，不包括单环网。4.1.5 本条从系统运行安全稳定、调度灵活、供电可靠的角度对网络结构进行了原则性要求。4.2 电压等级及网络结构4.2.1 本条规定系统设计中选择电压等级应在国家批准的电压标准范围内进行，并从远景出发规定了选择电压等级的原则，具体标准按SD325-89(电力系统电压和元功电力技术导则的规定执行。4.2.2 本条根据运行安全、管理方便及改善系统继电保护的要求，规定了简化电网主干网络结构的原则。主干网络是指由送端系统区域型发
12、电厂的升压站、输电干线、中间开关站或变电所及受端主干网络所组成的网络。4.2.3 本条规定了选定发电厂的接入系统方式，出线电压等级及回路数目应考虑的因素。其中发电厂的规划容量是指经发电厂可行性研究报告论证的并经审查的在1015年系统规划设计年限内可能达到的合理容量。4.2.4 本条规定了变电所布点和容量的选择应考虑的因素。4.2.5 本条规定系统需要解环、解列运行时，应对有关发电厂、变电所主结线方式提出要求，以满足解环、解列前后系统稳定运行的需要。4.2.6 本条规定了中性点直接接地的网络选择变压器中性点接地台数、地点的选择原则和中性点非直接接地网络选择消弧线圈装设地点的原则。1l0kV的网络
13、，一般采用中性点直接接地方式;1. 0 (6.0) 63kV的网络应采用中性点非直接接地的方式。23 在编制远景水平年的系统单相接地短路电流计算阻抗图时，可按下列原则考虑:1 设备绝缘水平要求中性点接地的变压器的中性点必须接地z2 中低压侧有电源的变电所或枢纽变电所应有一台变压器中性点接地，当需要限制系统单相接地短路电流，且系统继电保护允许时，则该变电所的变压器中性点可不接地，但网络中任一点的综合零序电抗不得大于综合正序电抗的三倍;3 发电厂有多台升压变压器时，应有12台变压器中性点接地。当单相接地故障电流大于下列数值时，应装设消弧线圈21 10 (6.0) kV网络为30A;2 10kV以上
14、网络为10A。网络中消弧线圈装设地点应按下列原则考虑:1 应保证网络在任何运行方式下，断开一、二条线路时，大部分网络不致失去补偿;2 不应将多台消弧线圈集中安装在网络中的一处，并应尽量避免网络中只装一台消弧线圈;3消弧线圈宜接于星形三角形或星形星形三角形接线的变压器中性点上;4 如变压器无中性点或中性点未引出，应装设专用接地变压器，其容量应与消弧线圈的容量相配合。4.3系统互联4.3.1 本条提倡各电网间在可行情况下进行互联，并应进行可行性研究，论证联络线的作用及其技术经济效益。联网的负荷错峰有季错峰和日错峰两种。日负荷错峰是有几率的，它与电源的紧张程度有关，若电源紧张时调整负荷，则日负荷曲线
15、较平，其错峰效益就小，应根据历史统计资料及发展情况确定。24 分析联网效益时不应重复计算，如在一定的可靠性准则下已计算了因联网而减少事故备用的经济效益，就不应再计算因联网而提高了可靠性的指标和少损失负荷的经济效益。为实现联网效益，应使联网的联络线及有关的高、低压网络的输电能力互相配套，适应联网的要求。25 5 潮流计算及无功补偿5. 1潮流计算5.1.1 本条规定了潮流计算的目的，应根据不同的目的有针对性地进行计算，避免盲目性。5.1.2 本条考虑小水电电力系统的具体特点，规定潮流计算应考虑的各种运行方式。但运行方式多种多样，难以一计算，应根据潮流计算的目的，选择作为控制条件的代表性运算方式进
16、行计算。事故运行方式包括发电机组、变压器、线路及大型无功设备等单一故障。5.1.3 本条规定了潮流计算中安排发电出力的原则，以避免简化平均分配。5.1.4 本条规定了发电机运行的最高功率因数及进相能力应遵循的原则。发电机能否提高功率因数(或进相)运行，取决于系统稳定运行的要求和发电机本身的能力。发电机提高功率因数运行，其暂态电势就降低，因而影响系统稳定水平。5.2 无功补偿和调压5.2.2 本条规定了选择元功补偿设备的原则。农村水电电力系统无功补偿设备主要是并联电容器和并联电抗器。5.2.3 本条规定了选择调压措施的原则。以下几种情况宜考虑有载调压型变压器:1 发电厂的联络变压器，经调压计算论
17、证有必要时，可选用有载调压型;2 直接向lokV配电网供电的降压变压器，在主要电压控制点有调压需要的，应选用有载调压型。经调压计算，仅此-一级调压尚不能满足电压控制的要求时，可在其电源侧各级降压变压器26 中，再采用一级有载调压型变压器;3 电力用户对电压质量的要求高于本导则中4.1.4条规定的数值时，该用户的受电变压器应选用有载调压型。27 6 系统稳定和短路电流计算6. 1系统稳定设计网络结构是系统设计的主要内容，其稳定计算的目的是验算网络结构是否满足系统稳定运行的要求，采取措施建立起保持系统稳定的第道防线，为安全自动控制设计及系统安全稳定运行打好基础。6.1.1 本条规定了农村水电电力系
18、统稳定计算的内容及应采用的运行方式。根据农村水电电力系统运行的实际情况，本导则规定稳定计算一般只作静态稳定计算，当对网络的安全稳定标准有特殊要求时，考虑作暂态稳定计算。系统运行方式很多，没有必要都进行静态稳定计算，只需对网络结构的稳定水平起控制作用的运行方式进行计算。6.1.2 为节省计算时间和留有稳定裕度，本条根据电力工业部(81)电生字第109号电力系统安全稳定导则规定了电网设计中静态稳定计算简化的内容。6.1.3 为在采用快速继电保护和快速断路器的基础上加强网络结构，本条规定了电网设计中应优先采用的保证系统稳定的基本措施。6.1.4 本条规定了提高稳定的措施。当加强网络结构投资昂贵或与远
19、景发展相矛盾时，则应研究提高稳定的措施。6.2短路电流短路电流计算的目的主要是:1 为选择断路器等设备规范和验算现有系统中的断路器等设备是否满足要求;2 为计算继电保护定值和校验其灵敏度的依据:3 为确定送电线路对附近通信线的影响提供计算资料:28 4 研究限制系统短路电流水平的措施(包括提高变压器中性点绝缘水平)。6.2.1 根据短路电流计算的目的，本条规定了计算短路电流所采用的年限。为使新增断路器能适应系统发展需要，避免投运后不久就需更换，故规定选择新增断路器时应按设备投运后10年左右的系统发展计算短路电流。6.2.2 本条规定了短路计算内容和应研究限制短路电流的措施。有些系统的单相接地短
20、路电流会超过三相短路电流，有些地区单相接地短路电流对通信线路的危险影响较大，故还应计算单相接地短路电流。限制短路电流的措施有21 系统解环分区运行;2 发电厂、变电所母线解列运行;3 发电机直接升压至更高一级电压网络;4 限制单台(组)降压变压器的容量;5 采用分裂变压器;6 改变降压变压器阻抗的配置(采用升压型); 7 变压器中性点接小阻抗。29 7 继电保护、安全自动装置、通信及调度自动化.1 锺电保铲与安全自动装置继电保护与安全自动装置是电力系统的重要组成部分。确定网络结构、厂站主结线和运行方式时，必须与继电保护和安全自动装置的配置统筹考虑，合理安排。应根据一次部分的设计，按照有关规程进
21、行继电保护和安全自动装置的设计，除新建部分外，还应考虑网络的整体性，对原有系统继电保护和安全自动装置不符合要求的部分进行重新改造设计。.2 通信与调度自动化通信是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全，实现经济合理调度的重要技术手段。电力系统的发、供、用电是一个不可分割的完整系统，必须实行统一调度管理，以保证系统安全经济运行。随着电网的发展，调度人员用电话调度已不能满足电网运行的要求，装备以微机为中心的调度自动化信息系统是实现电网安全、经济运行的必要条件。这两条对电力系统的通信和调度自动化提出一些基本要求。30 白白白FINNNd155084 -12 7G 6.00 书号:定价:
