业扩报装:供电方案制订方法和要求

1）确定用电负荷性质及级别

根据负荷用途，明确负荷性质。根据用电负荷分级原则及分级标准，分析客户用电负荷级别，明确客户的分类，以便确定供电方式。

2）确定供电容量

根据客户提供并经现场核实的负荷情况，合理选用需要系数法（工厂用电）、二项式系数法、产品单耗定额法（工厂用电）或负荷密度法（如小区用电）等方法计算负荷，并确定供电容量。

（1）按需要系数法计算。

①用电设备组计算负荷（最大负荷）的计算：

Pc=Kd×Pe=总负荷×需要系数（同时率）

②总视在计算负荷S=

③变压器容量=S÷负载率

（2）采用负荷密度法计算。

负荷密度：商业100W/m2，高级住宅75W/m2；

一般住宅50W/m2；同时率：商业按0.5，住宅按0.6。

某小区申请用电，小区实际建筑面积10000m2，其中商铺约1000m2，一户一表9000m2，以后5～10年的负荷发展按15%考虑，试确定需安装的变压器容量。（负荷密度：商业70W/m2，住宅50W/m2；同时率：商业0.7，住宅0.5；变压器的负载率为0.8）

解：P=（9000×0.05×0.5+1000×0.1×0.7）×1.15=339.25kW

S=339.25÷0.9÷0.8=471.18kVA

答：可选用一台500kVA的变压器。

3）确定供电电源

根据用电负荷性质和重要程度确定供电电压等级、单电源、双电源或多电源供电，以及是否需要配置自备应急电源。

（1）供电电压等级的确定。

客户的供电电压等级应根据当地电网条件、客户分级、用电最大需量或受电设备总容量，经过技术经济比较后确定。

（0.38kV供电距离小于6km；10kV供电距离6～20km；35kV供电距离20～50km；110kV供电距离50～100km；220kV供电距离100～200km）

（2）供电电源配置的一般原则。

①供电电源应依据客户的负荷等级、用电性质、用电容量、当地供电条件等因素进行技术经济比较，与客户协商确定。对具有一、二级负荷的客户应采用双电源或多电源供电，其保安电源应符合独立电源的条件。该类客户应自备应急电源，同时应配备非电性质的应急措施。对三级负荷的客户可采用单电源供电。

②双电源、多电源供电时宜采用同一电压等级电源供电。

③应根据客户的负荷性质及其对用电可靠性要求或城乡发展规则，选择采用架空线路、电缆线路或架空—电缆线路供电。

（3）一、二级负荷供电电源配置规定。

①一级负荷的供电除由双电源供电外，应增设保安电源，并严禁将其他负荷接入应急供电系统。

②一级负荷的设备的供电电源应在设备的控制箱内实现自动切换，切换时间应满足设备允许中断供电的要求。

③二级负荷的供电应由双电源供电，当一路电源发生故障时，另一路电源不应同时受到损坏。

④二级负荷的设备供电应根据电源条件及负荷的重要程度采用下列供电方式之一：

a.双电源供电，在最末一级配电装置内切换；

b.双电源供电到适当的配电点互投装置后，采用专线送到用电设备或其控制装置上；

c.小容量负荷可以用一路电源加不间断电源装置，或一路电源加设备自带的蓄电池组在末端实现切换。

（4）自备应急电源配置的一般原则。

①自备应急电源配置容量标准必须达到保安负荷的120%。

②启动时间满足安全要求。

③客户的自备应急电源与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置，防止倒送电。

4）确定电气主接线及主设备配置

（1）确定电气主接线的一般原则。

①根据进出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定；

②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求。

③在满足可靠性要求的条件下，宜减少电压等级和简化接线。

（2）电气主接线形式。

电气主接线主要有桥形接线、单母线、单母线分段、双母线、线路变压器组，根据需要进行合理选择。具体可参照《国家电网公司业扩供电方案编制导则》中，受电变配电站10kV典型主接线形式。

①具有两回线路供电的一级负荷客户，其电气主接线的确定应符合下列要求：

a.35kV及以上电压等级应采用单母线分段接线或双母线接线。装设两台及以上主变压器。

b.10kV电压等级应采用单母线分段接线，装设两台及以上变压器。0.4kV侧应采用单母线分段接线。

②具有两回线路供电的二级负荷客户，其电气主接线的确定应符合下列要求：

a.35kV及以上电压等级宜采用桥形、单母线分段、线路变压器组接线。装设两台及以上主变压器。中压侧应采用单母线分段接线。

b.10kV电压等级宜采用单母线分段、线路变压器组接线。装设两台及以上变压器。0.4kV侧应采用单母线分段接线。

③单回线路供电的三级负荷客户，其电气主接线，采用单母线或线路变压器组接线。

（3）受电主变压器的配置。

①主变压器台数和容量应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑；设备选型应考虑低损耗、低噪声设备。

②安装在有特殊安全要求场所（如高层建筑、地下配电房等）的变压器应选择干式变压器。

③装设有两台变压器及以上的配电站，其中任何变压器断开时，其余变压器容量应不小于全部负荷容量的60%，并应能满足全部一级和二级负荷的用电。

（4）高压配电装置的配置。

①配电装置的布置和导体、电器的选择，应满足在正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并应不危及人身安全和周围设备；配电装置的布置，应便于操作、搬运、检修和试验，并应考虑电缆和架空线进、出线方便。

②受电变电站的绝缘等级应与受电的电压等级相配合，并应考虑工作环境和污秽程度。

③配电装置相邻的带电部分电压等级不同时，应按照较高电压确定安全净距。

④高压配电装置均应装设闭锁装置及联锁装置，以防止带负荷拉合隔离开关、带地线合闸、带电挂接地线、误拉合断路器、误入带电间隔等电气误操作事故。

⑤受电线路截面应按照经济电流密度进行选择，并验算线路电压降。

⑥受电容量在50kVA及以上高压客户应装设负荷管理终端装置。

5）计量方式的确定、计量装置配置及电价执行

（1）电能计量点设定。

电能计量点应设定在供电设施的产权分界处。如产权分界处不适宜装表的，对专线供电的高压客户，可在供电变电站的出线侧出口装表计量；对公用线路供电的高压客户，可在客户受电装置侧计量。

（2）电能计量方式。

①高压供电的客户，宜在高压侧计量；但对35kV供电且容量在500kVA及以下的，高压侧计量确有困难时，可在低压侧计量，即采用高供低计方式。

②有两路及以上线路分别来自不同供电点或有多个受电点的客户，应分别装设电能计量装置。

③客户一个受电点内不同电价类别的用电，应分别装设计费电能计量装置。

④有并网自备电厂的客户，应在并网点上装设送、受电电能计量装置。

（3）电能计量装置的配置。

①根据《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448—2016）规定，运行中的电能计量装置按计量对象重要程度和管理需要分为五类（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、V）。分类细则及要求如下：

a.I类电能计量装

220kV及以上贸易结算用电能计量装置，500kV及以上考核用电能计量装置，计量单机容量300MW及以上发电机发电量的电能计量装置。

b.Ⅱ类电能计量装置。

110（66）～220kV贸易结算用电能计量装置，220～500kV考核用电能计量装置。计量单机容量100～300MW发电机发电量的电能计量装置。

c.Ⅲ类电能计量装置。

10～110（66）kV贸易结算用电能计量装置，10～220kV考核用电能计量装置。计量100MW以下发电机发电量、发电企业厂（站）用电量的电能计量装置。

d.Ⅳ类电能计量装置。

380V～10kV电能计量装置。

e.V类电能计量装置。

220V单相电能计量装置。

②准确度等级。各类电能计量装置配置准确度等级要求如下：

a.各类电能计量装置应配置的电能表、互感器准确度等级应不低于表2.6所示值。

b.电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次电压的0.2%。

（4）电流互感器变比的选择。

①高压计量：总表TA=

表2.6　准确度等级

如果电压等级为10kV，则TA一次电流应不小于变压器容量除以17.32，向上取最近的电流互感器标准变比。

电流互感器的标准变比有：10/5、15/5、20/5、25/5、30/5、40/5、50/5、75/5、100/5、120/5、150/5、200/5、250/5、300/5、400/5、500/5、600/5。

②低压计量：

低压总表TA≥

低压分表=

向上取最近的电流互感器标准变比。

注：低压供电的客户，负荷电流为60A及以下时，电能计量装置接线宜采用直接接入式；负荷电流为60A以上时，宜采用经电流互感器接入式。

（5）电能表的选择。

①执行功率因数调整电费的用户，应安装能计量有功电量、感性和容性无功电量的电能计量装置；按最大需量计收基本电费的用户应装设具有最大需量功能的电能表；实行分时电价的用户应装设复费率电能表或多功能电能表。

②所有电能计量点均应安装用电信息采集终端，对高压供电的客户配置专变采集终端，对低压供电的客户配置集中抄表终端，带有数据通信接口的电能表，其通信规约应符合DL/T645的要求。

③具有正、反向送电的计量点应装设计量正向和反向有功电量以及四象限无功电量的电能表。

（6）电价执行。

应按照国家新国民经济行业分类标准、国家电价政策和各省、自治区、直辖市电价政策及说明执行。

6）功率因数要求及无功补偿装置配置

（1）无功补偿装置的配置原则。

①无功电力应分层分区、就地平衡；客户应在提高自然功率因数的基础上，按有关标准设计并安装无功补偿装置。

②并联电容器装置，其容量和分组应根据就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置。

③无功补偿装置宜采用成套装置，并应装设在变压器低压侧。

（2）功率因数要求。

100kVA及以上高压供电的电力客户，在高峰负荷时的功率因数不宜低于0.95；其他电力客户和大、中型电力排灌站、趸购转售电企业，功率因数不宜低于0.90；农业用电功率因数不宜低于0.85。

（3）无功补偿容量计算。

①电容器的安装容量，应根据客户的自然功率计算后确定。

②当不具备设计计算条件时，10kV变电所电容器安装容量可按变压器容量的10%～30%确定。

7）继电保护及调度通信自动化配置

（1）继电保护设置的基本原则。

①客户变电所中的电力设备和线路，应装设反应短路故障和异常运行的继电保护和安全自动装置，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

②客户变电所中的电力设备和线路的继电保护应有主保护、后备保护和异常运行保护，必要时可增设辅助保护。

③10kV及以上变电所宜采用数字式继电保护装置。

（2）保护方式配置。

①继电保护和自动装置的设置应符合《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定。

②10kV进线应装设速断或延时速断、过电流保护；对小电阻接地系统，宜装设零序保护。

③容量在0.4MVA及以上车间内油浸变压器和0.8MVA及以上油浸变压器，均应装设瓦斯保护，其余非电量保护按照变压器厂家要求配置。

④10kV容量在10MVA及以下的变压器，采用电流速断保护和过电流保护分别作为变压器主保护和后备保护。

（3）备用电源自动投入装置。

①备用电源自动投入装置，应具有保护动作闭锁的功能。

②10kV侧进线断路器处，不宜装设自动投入装置。

③0.4kV侧，采用具有故障闭锁的“自投不自复”“手投手复”的切换方式。

④一级负荷客户，宜在变压器低压侧的分段开关处，装设自动投入装置。其他负荷性质客户，不宜装设自动投入装置。

（4）需要实行电力调度管理的客户。

①受电电压在10kV及以上的专线供电客户。

②有多电源供电、受电装置的容量较大且内部接线复杂的客户。

③有两回路及以上线路供电，并有并路倒闸操作的客户。

④有自备电厂并网的客户。

⑤重要客户或对供电质量有特殊要求的客户等。

（5）通信和自动化。

①35kV及以下供电、用电容量不足8000kVA且有调度关系的客户，可利用电能采集系统采集客户端的电流、电压及负荷等相关信息，配置专用通信市话与调度部门进行联络。

②其他客户应配置专用通信市话与当地电业局进行联络。

8）制订供电方案应注意的问题

①主业、农电营销管理系统并线及系统升级后，应有明确的主业、农电的管理职责和管辖范围。

②重要客户供电方案的确定。

受理重要客户报装业务时，应要求客户提供可靠性要求、设备清单及负荷等级等书面文件，依据有关规定严格审核其是否取得立项批文，是否具备相关的经营许可证、安全生产许可证，是否通过项目环保审批等。

勘查时应详细了解客户生产流程、突然停电引起的后果、应具备的非电性质保安措施等。

制订重要客户供电方案及审核供配电设计图纸时，应认真核定客户各类负荷重要等级、保安负荷容量、最长允许停电时间等情况，严格按照相关行业供用电标准和国家电力监督委员会《关于加强重要电力用户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见》（电监安全〔2008〕43号），确定供电电源、自备应急电源及非电性质的应急措施配置要求，禁止擅自降低标准。

（1）重要电力客户的定义和分级。

根据对供电可靠性的要求以及中断供电危害程度，重要电力客户可以分为特级、一级、二级重要电力客户和临时性重要电力客户。

①特级重要电力客户，是指在管理国家事务中具有特别重要作用，中断供电将可能危害国家安全的电力客户。

②一级重要电力客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的电力客户：直接引发人身伤亡的；造成严重环境污染的；发生中毒、爆炸或火灾的；造成重大政治影响的；造成重大经济损失的；造成较大范围社会公共秩序严重混乱的。

③二级重要客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的电力客户：造成较大环境污染的；造成较大政治影响的；造成较大经济损失的；造成一定范围社会公共秩序严重混乱的。

④临时性重要电力客户，是指需要临时特殊供电保障的电力客户。

（2）供电电源配置的一般原则。

①特级重要电力客户应具备三路及以上电源供电条件，其中的两路电源应来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电。

②一级重要电力客户应采用独立双电源供电，二级重要电力客户应采用双电源或双回路供电。

③临时性重要电力客户按照用电负荷重要性，在条件允许情况下，可以通过临时架线等方式满足双电源或多电源供电要求。

④对普通电力客户可采用单电源供电。