《配电网规划设计技术导则》（正式）

Q/GDW 附件1 CEC 96-2008 备案号 国家电网公司企业 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 Q/GDW　1738 — 2012 配电网规划 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 技术导则 The guide of planning and design of distribution network 2012-06-27发布 2012-06-27实施 国家电网公司　　发　布 目　　次 TOC \o "1-3" \h \z \u 前言 I 1　范围 1 2　规范性引用文件 1 3　术语和定义 1 4　总则 3 5　供电区域和规划目标 4 5.1　供电区域划分 4 5.2　规划目标 4 6　负荷预测与电力平衡 5 6.1　一般要求 5 6.2　负荷预测方法 5 6.3　电力平衡 6 7　主要技术原则 6 7.1　电压等级 6 7.2　供电安全标准 6 7.3　容载比 7 7.4　短路电流水平 8 7.5　无功补偿和电压调整 8 7.6　电压质量及其监测 9 7.7　中性点接地方式 9 7.8　继电保护及自动装置 10 8　电网结构 10 9　设备选型 12 9.1　一般要求 12 9.2　110～35kV变电站 12 9.3　110～35kV线路 13 9.4　10kV线路 13 9.5　配电设备 14 9.6　380/220V线路 15 10　智能化基本要求 15 10.1　一般要求 15 10.2　配电自动化 15 10.3　配电网通信系统 16 10.4　用电信息采集系统 16 11　用户及电源接入要求 16 11.1　用户接入 16 11.2　电源接入 17 12　规划计算分析要求 17 12.1　一般要求 17 12.2　潮流计算分析 17 12.3　短路电流计算分析 17 12.4　供电安全水平分析 18 12.5　可靠性计算分析 18 12.6　无功规划计算分析 18 13　技术经济分析 18 附录A （资料性附录） 110～35kV电网结构示意图 19 附录B （资料性附录） 10kV配电网结构示意图 22 附录C （资料性附录） 380/220V配电网结构示意图 24 编制说明 25 前　　言 按照《关于印发加强公司配电网规划管理工作 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 的通知》（国家电网发展2011[1418]号）和《关于下达2012年度国家电网公司技术标准制修订计划的通知》（国家电网科2012[66号]）的要求，制定本标准，对配电网规划设计中的区域划分、负荷预测、电网结构、设备选型以及计算分析要求等进行规范。 本标准的附录A、B、C为资料性附录。 本标准由国家电网公司发展策划部提出并负责解释； 本标准由国家电网公司科技部归口； 本标准主要起草单位：中国电力科学研究院； 本标准主要起草人：赵庆波、冯凯、黄震、滕林、张祖平、陈海、刘思革、赵明欣、范明天、苏剑、崔艳妍、刘伟、韦涛、周莉梅、赵江河、侯义明、关城、徐晶、诸葛宁之、李亦农、黄薇； 本标准首次发布。 配电网规划设计技术导则 1　范围 本标准规定了110（66）kV电网、35kV及以下各电压等级配电网规划设计的技术原则。 本标准用于指导国家电网公司经营区域内110（66）kV电网、35kV及以下各电压等级配电网规划设计的有关工作。 2　规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB 156　标准电压 GB 12325　电能质量 供电电压偏差 GB/T 14285　继电保护和安全自动装置技术规程 GB/Z 29328　重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范 DL/T 256　城市电网供电安全标准 3　术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 　　配电网　distribution network 从电源侧（输电网和发电设施）接受电能，并通过配电设施就地或逐级分配给各类用户的电力网络。 3.2 　　年最大负荷　annual maximum load 全年各小时整点供电负荷中的最大值。 3.3 　　网供负荷　load by public network 网供负荷一般分电压等级计算，指同一电压等级公用变压器所供负荷。 3.4 　　饱和负荷　saturated load 区域经济社会水平发展到一定阶段后，电力消费增长趋缓，总体上保持相对稳定（连续5年负荷年增速小于2％，或电量增速小于1%），负荷呈现饱和状态，此时的负荷为该区域的饱和负荷。 3.5 　　负荷发展特性曲线　load development characteristics curve 描述一定区域内（一般小于5km2）负荷所处的发展阶段（慢速增长初期、快速增长期以及缓慢增长饱和期）的曲线，也称为负荷发展S型曲线。 3.6 　　容载比　capacity-load ratio 容载比一般分电压等级计算，指某一供电区域、同一电压等级电网的变电设备总容量与对应的总负荷（网供负荷）的比值。容载比一般用于评估某一供电区域内35kV及以上电网的容量裕度，是配电网规划的宏观指标。 3.7 　　10kV主干线　10kV trunk line 变电站的10kV出线，并承担主要电力传输的线段为主干线。 3.8 　　供电半径　power supply radius 变电站供电半径指变电站供电范围的几何中心到边界的平均值。 10kV及以下线路的供电半径指从变电站（配电变压器）低压侧出线到其供电的最远负荷点之间的线路长度。 3.9 　　供电可靠性　reliability of power supply 配电网向用户持续供电的能力。 3.10　 　　N-1停运　first circuit outage a） 110～35kV电网中一台变压器或一条线路故障或计划退出运行。 b） 10kV线路中一个分段（包括架空线路的一个分段，电缆线路的一个环网单元或一段电缆进线本体）故障或计划退出运行。 3.11 　　N-1-1停运　second circuit outage 110～35kV电网中一台变压器或一条线路计划停运情况下，同级电网中相关联的另一台变压器或一条线路因故障退出运行。 3.12 　　供电安全水平　security of power supply 配电网在运行中承受故障扰动（如失去元件或发生短路故障）的能力，其评价指标是某种停运条件下（通常指N-1或N-1-1停运后）的供电恢复容量和供电恢复时间。 3.13 　　负荷组　load group 指由单个或多个供电点构成的集合。 3.14 　　组负荷　group load 指负荷组的最大负荷。 3.15 　　转供能力　transfer capability 在某一供电区域内，当电网元件或变电站发生停运时，电网转移负荷的能力，一般可量化为可转移负荷占该区域总负荷的比例。 3.16 　　应急能力　emergency capability 在发生突发事故时，电网维持或及时向重要用户恢复供电的能力。 3.17 　　网络重构　network reconfiguration 通过改变分段开关、联络开关的分合状态，重新组合优化网络运行结构，以达到隔离故障、降低网损、消除过载、平衡负荷、提高电压质量等目的。 3.18 　　自愈　self-healing 电网在正常运行时能够及时发现、快速诊断、调整或消除故障隐患，在故障发生时能够快速隔离故障、自我恢复、不影响用户正常供电或将影响降至最小的能力。 3.19 　　双电源　double power 分别来自两个不同变电站，或来自不同电压源进线的同一变电站内两段母线，为同一用户负荷供电的两路供电电源，称为双电源。 3.20 　　双回路　double circuit 指为同一用户供电的两回供电线路。 4　总则 4.1　为安全、可靠、经济地向用户供电，配电网应具有必备的容量裕度、适当的负荷转移能力、一定的自愈能力和应急处理能力、合理的分布式电源接纳能力。 4.2　配电网涉及高压配电线路和变电站、中压配电线路和配电变压器、低压配电线路、用户和分布式电源等四个紧密关联的层级。应将配电网作为整体系统规划，以满足各层级间的协调配合、空间上的优化布局和时间上的合理过渡。 4.3　配电网应与输电网协调配合，增强各层级电网间的负荷转移和相互支援，构建安全可靠、能力充足、适应性强的电网结构，满足用电需求，保障可靠供电，提高运行效率。 4.4　配电网规划应遵循资产全寿命周期成本最小的原则，分析由投资成本、运行成本、检修维护成本、故障成本和退役处置成本等组成的资产寿命周期成本，对多个方案进行比选，实现电网资产在规划设计、建设改造、运维检修等全过程的整体成本最小。 4.5　配电网规划应实行差异化原则，根据不同区域的经济社会发展水平、用户性质和环境要求等情况，采用差异化的建设标准，合理满足区域发展和各类用户的用电需求。 4.6　配电网规划应适应智能化发展趋势，满足分布式电源以及电动汽车、储能等新型负荷的接入。 4.7　配电网规划应加强计算分析，提高规划工作质量，提升精益化管理水平，提高配电网投资效益。 5　供电区域和规划目标 5.1　供电区域划分 5.1.1　供电区域划分应在省级公司指导下统一开展。 5.1.2　供电区域划分主要依据行政级别或规划水平年的负荷密度，也可参考经济发达程度、用户重要程度、用电水平、GDP等因素确定，如表1所示。 表1　供电区域划分表 供电区域 A+ A B C D E 行政级别 直辖市 市中心区 或σ≥30 市区 或15≤σ<30 市区 或6≤σ<15 城镇 或1≤σ<6 农村 或0.1≤σ<1 — 省会城市、计划单列市 σ≥30 市区 或15≤σ<30 市区 或6≤σ<15 城镇 或1≤σ<6 农村 或0.1≤σ<1 — 地级市（自治州、盟） — σ≥15 市区 或6≤σ<15 市区、城镇 或1≤σ<6 农村 或0.1≤σ<1 农牧区 县（县级市、旗） — — σ≥6 城镇 或1≤σ<6 农村 或0.1≤σ<1 农牧区 注1：σ为供电区域的负荷密度（MW/km²）。 注2：供电区域面积一般不小于5km2。 注3：计算负荷密度时，应扣除110（66）kV专线负荷，以及高山、戈壁、荒漠、水域、森林等无效供电面积。 5.2　规划目标 5.2.1　各类供电区域应满足表2中的规划目标： 表2　规划目标 供电区域 供电可靠性(RS-3) 电压合格率 A+ 户均年停电时间不高于5分钟（≥99.999%） ≥99.99% A 户均年停电时间不高于52分钟（≥99.990%） ≥99.98% B 户均年停电时间不高于3小时（≥99.965%） ≥99.95% C 户均年停电时间不高于9小时（≥99.897%） 99.70% D 户均年停电时间不高于15小时（≥99.828%） 99.30% E 不低于向社会承诺的指标。 不低于向社会承诺的指标。 注1：RS-3计及故障停电和预安排停电（不计系统电源不足导致的限电）。 注2：用户年平均停电次数目标宜结合配电网历史数据与用户可接受水平制定。 注3：各类供电区域宜由点至面、逐步实现相应的供电可靠性目标。 5.2.2　供电可靠性指标主要包括用户平年均停电时间与用户年平均停电次数。在低压用户供电可靠性统计工作普及后，可靠性指标应以低压用户作为统计单位，口径与国际惯例接轨。 5.2.3　配电网规划应分析可靠性远期目标和现状指标的差距，提出改善供电可靠性指标的投资需求，并进行电网投资项目与提升可靠性指标之间的灵敏度分析，提出可靠性的近期目标。 5.3　建设参考标准 电网建设型式主要包括以下几个方面：变电站建设型式（全户内、半户外、全户外）、线路建设型式（架空、电缆）、电网结构型式（链式、环网、辐射）、馈线自动化及通信方式等。各类供电区域配电网建设的基本参考标准如表3所示。 表3　各类供电区域配电网建设的基本参考标准 供电区域类型 变电站 线路 电网结构 馈线自动化方式 通信方式 建设原则 变电站 型式 变压器 配置容量 建设原则 线路导线截面 选用依据 110～35kV线路型式 10kV线路型式 110～35kV电网 10kV电网 A+、A 土建一次建成，变压器分期建设 户内或 半户内站 大容量或 中容量 廊道一次到位，导线截面一次选定 以安全电流裕度为主，用经济载荷范围校核 电缆或 架空线 电缆为主 架空线为辅 链式、环网为主 环网为主 集中式或智能分布式 光纤通信 B 架空线 必要时电缆 架空线 必要时电缆 C 半户内或 户外站 中容量或 小容量 架空线 架空线 必要时电缆 集中式或就地型重合器 光纤通信与无线通信相结合 D 户外或 半户内站 小容量 以允许压降作为依据 架空线 架空线 辐射为主 辐射为主 就地型重合器或故障指示器 无线通信、载波通信 E 按允许压降为主，用机械强度校核 架空线 架空线 故障指示器 6　负荷预测与电力平衡 6.1　一般要求 6.1.1　负荷预测是配电网规划设计的基础，包括电量需求预测和电力需求预测，以及区域内各类电源发展预测。 6.1.2　应根据不同区域、不同社会发展阶段、不同的用户类型以及空间负荷预测结果，确定负荷发展特性曲线（S型曲线），并以此作为规划的依据。 6.1.3　负荷预测的基础数据包括经济社会和自然气候数据、上级电网规划对本规划区的负荷预测结果、历史年负荷和电量数据。配电网规划应积累和采用规范的负荷及电量历史系列数据，作为预测依据。 6.1.4　负荷预测应采用多种方法，经综合分析后给出高、中、低负荷预测方案，并提出推荐方案。 6.1.5　负荷预测应分析用户终端用电方式变化和负荷特性变化，并考虑分布式电源以及电动汽车、储能等新型负荷接入对预测结果的影响。 6.1.6　负荷预测应给出电量和负荷的总量及分布（分区、分电压等级）预测结果。近期负荷预测结果应逐年列出，中期和远期可列出规划末期结果。 6.2　负荷预测方法 6.2.1　配电网规划常用的负荷预测方法有：空间负荷预测法、弹性系数法、单耗法、负荷密度法、趋势外推法等。 6.2.2　应结合城乡规划和土地利用规划的功能区域划分，开展规划区的空间负荷预测。通过分析、预测规划水平年供电小区土地利用的特征和发展规律，预测相应小区电力用户和负荷分布的地理位置、数量和时序。 6.2.3　可根据各地区负荷预测的数据基础和实际需要，综合选用三种及以上适宜的方法进行预测，并相互校核。 6.2.4　对于新增大用户负荷所占比重较大的地区，可采用点负荷增长与区域负荷自然增长相结合的方法进行预测。 6.3　电力平衡 6.3.1　电力平衡是确定规划水平年新增变电容量规模的主要依据。 6.3.2　电力平衡应分区、分电压等级、分年度进行，并考虑各类新能源、电动汽车充换电设施、储能设备等的影响。 6.3.3　分电压等级电力平衡应结合负荷预测结果和现有变电容量，确定该电压等级所需新增的变电容量。 7　主要技术原则 7.1　电压等级 7.1.1　配电网规划所选择的标称电压应符合国家标准GB 156《标准电压》。 7.1.2　配电网应优化配置电压序列，简化变压层次，避免重复降压。 7.1.3　各地区的主要电压序列如下： a）220(330)/110/10/0.38kV b）220/66/10/0.38kV c）220/35/10/0.38kV d）220(330)/110/35/10/0.38kV e）220(330)/110/35/0.38kV A+、A、B、C类供电区域一般可采用a）、b）、c）电压等级序列， C、D、E类供电区域一般可采用b）、d）电压等级序列， E类供电区域中的一些偏远地区也可采用e）电压等级序列。 7.2　供电安全标准 7.2.1　配电网供电安全水平应符合DL/T的要求。供电安全标准规定了不同电压等级配电网单一元件故障停运后，允许损失负荷的大小及恢复供电的时间。配电网供电安全标准的一般原则为：接入的负荷规模越大、停电损失越大，其供电可靠性要求越高、恢复供电时间要求越短。根据组负荷规模的大小，配电网的供电安全水平可分为三级，如表4所示。 表4　配电网的供电安全水平 供电安全 等级 组负荷 范围(MW) 对应范围 单一故障条件下组负荷的停电范围及恢复供电的时间要求 1 ≤2 低压线路、配电变压器 维修完成后：恢复对组负荷的供电。 2 2～12 中压线路 a)3小时内：恢复(组负荷-2MW)。 b)维修完成后：恢复对组负荷的供电。 3 12～180 变电站 a)15分钟内：恢复负荷 ≥ min (组负荷-12MW, 2/3组负荷)。 b)3小时内：恢复对组负荷的供电。 a）第一级供电安全水平要求： 对于停电范围小于2MW的组负荷，允许故障修复后恢复供电，恢复供电的时间与故障修复时间相同。 该级停电故障主要涉及低压线路故障、配电变压器故障，或采用特殊安保设计（如分段及联络开关均采用断路器，且全线采用纵差保护等）的中压线段故障。停电范围仅限于低压线路、或配变故障所影响的负荷、或特殊安保设计的中压线段，中压线路的其它线段不允许停电。 该级标准要求单台配变所带的负荷不宜超过2MW，或采用特殊安保设计的中压分段上的负荷不宜超过2MW。 b）第二级供电安全水平要求： 对于停电范围在2～12MW的组负荷，其中不小于组负荷减2MW的负荷应在3小时内恢复供电；余下的负荷允许故障修复后恢复供电，恢复供电的时间与故障修复时间相同。 该级停电故障主要涉及中压线路故障，停电范围仅限于故障线路上的负荷，而该中压线路的非故障段应在3小时内恢复供电，故障段所带负荷应小于2MW，可在故障修复后恢复供电。 A+类供电区域的故障线路的非故障段可在5分钟内恢复供电，A类供电区域的故障线路的非故障段可在15分钟内恢复供电，B、C类供电区域的故障线路的非故障段应在3小时内恢复供电。 该级标准要求中压线路应合理分段，每段上的负荷不宜超过2MW，且线路之间应建立适当的联络。 c）第三级供电安全水平要求： 对于停电范围在12～180MW的组负荷，其中不小于组负荷减12MW的负荷或者不小于三分之二的组负荷（两者取小值）应在15分钟内恢复供电，余下的负荷应在3小时内恢复供电。 该级停电故障主要涉及变电站的高压进线或主变压器，停电范围仅限于故障变电站所带的负荷，其中大部分负荷应在15分钟内恢复供电，其它负荷应在3小时内恢复供电。 A+、A类供电区域故障变电站所带的负荷应在15分钟内恢复供电；B、C类供电区域故障变电站所带的负荷，其大部分负荷（不小于三分之二）应在15分钟内恢复供电，其余负荷应在3小时内恢复供电。 该级标准要求变电站的中压线路之间应建立站间联络，变电站主变及高压线路可按N-1原则配置。 7.2.2　为了满足上述三级供电安全标准，应从电网结构、设备安全裕度、配电自动化等方面考虑，还可通过应用地理信息系统、95598系统等方式，缩短故障响应和抢修时间。高压配电网可采用N-1原则配置主变压器和高压线路；中压配电网可采取线路合理分段、适度联络，以及配电自动化、不间断电源、备用电源、不停电作业等技术手段；低压配电网（含配电变压器）可采用双配变配置或移动式配电变压器的方式。 7.2.3　B、C类供电区域的建设初期及过渡期，高压配电网存在单线单变，中压配电网尚未建立相应联络，暂不具备故障负荷转移条件时，可适当放宽标准，但应根据负荷增长，通过建设与改造，逐步满足上述三级供电安全标准。 7.2.4　对于D、E类供电区域，可因地制宜制定相应的供电安全标准，条件不具备的地区，故障停电后恢复供电时间可与故障修复时间相同。 7.3　容载比 7.3.1　容载比是配电网规划的重要宏观性指标，合理的容载比与网架结构相结合，可确保故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，满足负荷增长需求。 7.3.2　容载比的确定要考虑负荷分散系数、平均功率因数、变压器负载率、储备系数、负荷增长率等主要因素的影响。在工程中一般可采用式（1）估算： （1） 式中：            ——容载比（MVA/MW）；          ——该电压等级全网或供电区的年网供最大负荷；       ——该电压等级全网或供电区内变电站主变容量之和。 7.3.3　对于区域较大、负荷发展水平极度不平衡、负荷特性差异较大、分区最大负荷出现在不同季节的地区，可分区计算容载比。 7.3.4　根据规划区域的经济增长和社会发展的不同阶段，对应的配电网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应电压等级配电网的容载比如表5所示，总体宜控制在1.8～2.2范围之间。 表5　110～35kV电网容载比选择范围 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KP KP≤7％ 7％＜KP≤12％ KP＞12％ 110～35kV容载比（建议值） 1.8～2.0 1.9～2.1 2.0～2.2 对处于负荷发展初期以及负荷快速发展期的地区、重点开发区或负荷较为分散的偏远地区，可适当提高容载比的取值；对于网络发展完善（负荷发展已进入饱和期）或规划期内负荷明确的地区，在满足用电需求和可靠性要求的前提下，可以适当降低容载比的取值。 7.4　短路电流水平 7.4.1　配电网规划应从网络结构、电压等级、阻抗选择和运行方式、变压器容量等方面合理控制各级电压的短路容量，使各级电压断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合。变电站内母线的短路电流水平一般不应超过表6中的对应数值。 表6　各电压等级的短路电流限定值 电压等级 短路电流限定值（kA） A+、A、B类供电区域 C类供电区域 D、E类供电区域 110kV 31.5、40 31.5、40 31.5 66kV 31.5 31.5 31.5 35kV 31.5 25、31.5 25、31.5 10kV 20、25 20、25 16、20 注1：对于主变容量较大的110kV变电站（40MVA及以上）、35kV变电站（20MVA及以上），低压侧可选取表中较高的数值，对于主变容量较小的110～35kV变电站的低压侧可选取表中较低的数值。 注2：10kV线路短路容量沿线路递减，配电设备可根据安装位置适当降低短路容量标准。 7.4.2　对于变电站站址资源紧张、主变容量较大的变电站，需合理控制配电网的短路容量，主要技术措施主要包括： a） 配电网络分片、开环，母线分段，主变分列。 b） 合理选择接线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器。 7.4.3　对处于系统末端、短路容量较小的供电区域，可适当增大主变容量、采用两台主变并列运行的方式，以增加系统短路容量，提高配电网的电压稳定性。 7.5　无功补偿和电压调整 7.5.1　配电网规划需保证有功和无功的协调，电力系统配置的无功补偿装置应才系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，保证分（电压）层和分（供电）区的无功平衡。变电站、线路和配电台区的无功设备应协调配合，按以下原则进行无功补偿配置： a） 无功补偿装置应按就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，可采用变电站集中补偿和分散就地补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合等方式。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主要用于控制电压水平。 b） 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。 c） 变电站无功补偿配置应与变压器分接头的选择相配合，以保证电压质量和系统无功平衡。 d） 对于电缆化率较高的地区，必要时应考虑配置适当容量的感性无功补偿装置。 e） 大用户应按照电力系统有关电力用户功率因数的要求配置无功补偿装置，并不得向系统倒送无功。 f） 在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。 g） 分布式电源接入电网后，原则上不应从电网吸收无功，否则需配置合理的无功补偿装置。 7.5.2　110～35kV电网应根据网络结构、电缆所占比例、主变负载率、负荷侧功率因数等条件，经计算确定无功配置方案。有条件的地区，可开展无功优化计算，寻求满足一定目标条件（无功设备费用最小、网损最小等）的最优配置方案。 7.5.3　110～35kV变电站一般宜在变压器低压侧配置自动投切无功补偿装置或动态连续调节自动无功补偿装置，使变压器高压侧的功率因数在高峰负荷时达到0.95及以上，无功补偿装置总容量应经计算确定，对于分组投切的电容器，可根据低谷负荷确定电容器的单组容量，以避免投切振荡。 7.5.4　配电变压器的无功补偿装置容量应依据变压器最大负载率、负荷自然功率因数等进行配置。 7.5.5　在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装无功补偿装置，其容量应经过计算确定，且不宜在低谷负荷时向系统倒送无功。 7.5.6　提倡380/220V用户改善功率因数。 7.5.7　电压调整方式 配电网应有足够的电压调节能力，将电压维持在规定范围内，主要有下列方式： a）通过配置无功补偿装置进行电压调节。 b）选用有载或无载调压变压器，通过改变分节头进行电压调节。 c）通过线路调压器进行电压调节。 7.6　电压质量及其监测 7.6.1供电电压允许偏差 配电网规划要保证网络中各节点满足电压损失及其分配要求，各类用户受电电压质量执行GB 12325的规定。 a） 110～35kV供电电压正负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%。 b） 10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。 c） 220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7％与10%。 d） 对供电点短路容量较小、供电距离较长以及对供电电压偏差有特殊要求的用户，由供、用电双方协议确定。 7.6.2电压监测 电压偏差的监测是评价配电网电压质量的重要手段，应在配电网以及各电压等级用户设置足够数量并具有代表性的电压监测点，配电网电压监测点设置应执行相关规定。 7.7　中性点接地方式 7.7.1　中性点接地方式对供电可靠性、人身安全、设备绝缘水平及继电保护方式等有直接影响。配电网应综合考虑可靠性与经济性，选择合理的中性点接地方式。同一区域内宜统一中性点接地方式，以利于负荷转供；中性点接地方式不同的配电网应避免互带负荷。 7.7.2　中性点接地方式一般可分为直接接地方式和非直接接地方式两大类，非直接接地方式又分不接地、消弧线圈接地和阻性接地。 a） 110kV系统采用直接接地方式。 b） 66kV系统采用经消弧线圈接地方式。 c） 35kV、10kV系统可采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。 7.7.3　35kV架空网宜采用中性点经消弧线圈接地方式；35kV电缆网宜采用中性点经低电阻接地方式，宜将接地电流控制在1000A以下。 7.7.4　10kV配电网中性点接地方式的选择应遵循以下原则： a） 单相接地故障电容电流在10A及以下，宜采用中性点不接地方式。 b） 单相接地故障电容电流在10A～150A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式。 c） 单相接地故障电容电流达到 150A 以上，宜采用中性点经低电阻接地方式，并应将接地电流控制在150A～800A范围内。 7.7.5　10kV电缆和架空混合型配电网，如采用中性点经低电阻接地方式，应采取以下措施： a） 提高架空线路绝缘化程度，降低单相接地跳闸次数。 b） 完善线路分段和联络，提高负荷转供能力。 c） 合理降低配电网设备、设施的接地电阻，将单相接地时的跨步电压和接触电压控制在规定范围内。 7.7.6　380/220V配电网为直接接地系统，可采用TN、TT、IT接地方式，其中TN接地方式主要采用TN-C-S、TN-S。用户应根据用电特性、环境条件或特殊要求等具体情况，正确选择接地系统。 7.8　继电保护及自动装置 7.8.1　配电网应按GB/T 14285的要求配置继电保护和自动装置。 7.8.2　配电网设备应装设短路故障和异常运行保护装置。设备短路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护。 7.8.3　10kV配电网应采用过流、速断保护，架空及架空电缆混合线路应配置重合闸；低电阻接地系统中的线路应增设零序电流保护；合环运行的配电线路应增设相应保护装置，确保能够快速切除故障。 7.8.4　接入110～10kV电网的各类电源，采用专线接入方式时，其接入线路宜配置光纤电流差动保护，对于分布式光伏发电以10kV电压等级接入的线路，可不配置光纤纵差保护。采用T接方式时，在满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求时，其接入线路可采用电流电压保护。 7.8.5　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。 7.8.6　分布式电源接入时，继电保护和安全自动装置配置方案应符合相关继电保护技术规程、运行规程和反事故措施的规定，定值应与电网继电保护和安全自动装置配合整定；公共电网线路投入自动重合闸时，应校核重合闸时间。 8　电网结构 8.1　合理的电网结构是满足供电可靠性、提高运行灵活性、降低网络损耗的基础。高压、中压和低压配电网三个层级应相互匹配、强简有序、相互支援，以实现配电网技术经济的整体最优。A+、A、B、C类供电区的配电网结构应满足以下基本要求： a）正常运行时，各变电站应有相互独立的供电区域，供电区不交叉、不重叠，故障或检修时，变电站之间应有一定比例的负荷转供能力； b）在同一供电区域内，变电站中压出线长度及所带负荷宜均衡，应有合理的分段和联络；故障或检修时，中压线路应具有转供非停运段负荷的能力； c）接入一定容量的分布式电源时，应合理选择接入点，控制短路电流及电压水平； d）高可靠性的配电网结构应具有网络重构能力，便于实现故障自动隔离； D、E类供电区的配电网以满足最基本的供电需求为主，可采用辐射状结构。 8.2　转供能力主要取决于正常运行时的变压器容量裕度、线路容量裕度、中压主干线的合理分段数和联络情况等。 8.3　配电网的拓扑结构包括常开点、常闭点、负荷点、电源接入点等，在规划时需合理配置，以保证运行的灵活性。各电压等级配电网的主要结构如下： a）高压配电网结构主要有：链式、环网和辐射状结构；变电站接入方式主要有：T接和π接。 b）中压配电网结构主要有：双环式、单环式、多分段适度联络和辐射状结构。 c）低压配电网宜采用辐射状结构。 8.4　各类供电区域110～35kV电网目标电网结构推荐表如表7所示。 表7　110～35kV电网目标电网结构推荐表 电压等级 供电区域类型 链式 环网 辐射 三链 双链 单链 双环网 单环网 双辐射 单辐射 110（66）kV A+、A类 √ √ √ √ √ B类 √ √ √ √ √ C类 √ √ √ √ √ √ D类 √ √ √ E类 √ 35kV A+、A类 √ √ √ √ √ B类 √ √ √ √ C类 √ √ √ √ D类 √ √ √ E类 √ 注1：A+、A、B类供电区域供电安全水平要求高，110～35kV电网宜采用链式结构，上级电源点不足时可采用双环网结构，在上级电网较为坚强且10kV具有较强的站间转供能力时，也可采用双辐射结构。 注2：C类供电区域供电安全水平要求较高，110～35kV电网宜采用链式、环网结构，也可采用双辐射结构。 注3：D类供电区域110～35kV电网可采用单辐射结构，有条件的地区也可采用双辐射或环网结构。 注4：E类供电区域110～35kV电网一般可采用单辐射结构。 （1）同一地区同类供电区域的电网结构应尽量统一。 （2）A+、A、B类供电区域的110～35kV变电站宜采用双侧电源供电，条件不具备或电网发展的过渡阶段，也可同杆架设双电源供电，但应加强10kV配电网的联络。 8.5　各类供电区域10kV配电网目标电网结构推荐表如表8所示。 表8　10kV配电网目标电网结构推荐表 供电区域类型 推荐电网结构 A+类 电缆网：双环式、单环式 架空网：多分段适度联络 A类 架空网：多分段适度联络 电缆网：单环式 B类 架空网：多分段适度联络 电缆网：单环式 C类 架空网：多分段适度联络 电缆网：单环式 D类 架空网：多分段适度联络、辐射状 E类 架空网：辐射状 （1）中压配电网应依据变电站的位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的分区。分区应有大致明确的供电范围，正常运行时一般不交叉、不重叠，分区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）对于供电可靠性要求较高的区域，还应加强中压主干线路之间的联络，在分区之间构建负荷转移通道。 （3）10kV架空线路主干线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段（一般不超过5段），并装设分段开关，重要分支线路首端亦可安装分段开关。 （4）10kV电缆线路一般可采用环网结构，环网单元通过环进环出方式接入主干网。 （5）双射式、对射式可作为辐射状向单环式、双环式过渡的电网结构，适用于配电网发展的初期及过渡期。 （6）应根据城乡规划和电网规划，预留目标网架的廊道，以满足配电网发展的需要。 8.6　380/220V配电网实行分区供电，应结构简单、安全可靠，一般采用辐射式结构。 9　设备选型 9.1　一般要求 9.1.1　配电网设备的选择应遵循设备全寿命周期管理的理念，坚持安全可靠、经济实用的原则，采用技术成熟、少（免）维护、低损耗、节能环保、具备可扩展功能的设备，所选设备应通过入网 检测 工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训 。 9.1.2　配电网设备应根据供电区域的类型、差异化选配。在供电可靠性要求较高、环境条件恶劣（高海拔、高寒、盐雾、污秽严重等）及灾害多发的区域，宜适当提高设备的配置标准。 9.1.3　配电网设备要有较强的适应性。变压器容量、导线截面、开关遮断容量应留有合理的裕度，保证在负荷波动或转供时满足运行要求。 9.1.4　配电网设备选型要实现标准化、序列化。在同一供电地区，高压配电线路、主变压器、中压配电线路（主干线、分支线、次分支线）、配电变压器、低压线路的选型，应根据电网网络结构、负荷发展水平与全寿命周期成本综合确定，并构成合理的序列。 9.1.5　配电网设备选型和配置应适应智能配电网的发展要求，在计划实施配电自动化的规划区域内，应同步考虑配电自动化的建设需求。 9.1.6　配电线路一般可优先选用架空方式，对于确有必要采用电缆型式的，应遵循“谁主张、谁出资”的原则。电缆的敷设方式应根据电压等级、最终数量、施工条件及投资等因素确定，主要包括隧道、排管、沟槽、直埋等敷设方式。 9.2　110～35kV变电站 9.2.1　应综合考虑负荷密度、空间资源条件，以及上下级电网的协调和整体经济性等因素，确定变电站的供电半径以及变电站主变压器的容量序列。同一规划区的配电网中，相同电压等级的主变压器单台容量规格不宜超过3种，同一变电站的主变压器宜统一规格。各类供电区域变电站推荐的容量配置如表9所示。 表9　各类供电区域变电站最终容量配置推荐表 电压等级 供电区域类型 台数（台） 单台容量（MVA） 110kV A+、A类 3～4 63、50 B类 2～3 63、50、40 C类 2～3 50、40、31.5 D类 2～3 40、31.5、20 E类 1～2 20、12.5、6.3 66kV A类 3～4 50、40 B类 2～3 50、40、31.5 C类 2～3 40、31.5、20 D类 2～3 20、10、6.3 E类 1～2 6.3、3.15 35kV A+、A类 2～3 31.5、20 B类 2～3 31.5、20、10 C类 2～3 20、10、6.3 D类 1～3 10、6.3、3.15 E类 1～2 3.15、2 注1：上表中的主变低压侧为10kV。 注2：对于负荷确定的供电区域，可适当采用小容量变压器。 注3：A+、A、B类区域中31.5MVA变压器（35kV）适用于电源来自220kV变电站的情况。 9.2.2　应根据负荷的空间分布及其发展阶段，合理安排供电区域内变电站建设时序。变电站内主变台数最终规模不宜多于4台。 9.2.3　变电站的布置应因地制宜、紧凑合理，尽可能节约用地。原则上，A+、A、B类供电区域可采用全户内或半户内站，根据情况可考虑采用紧凑型变电站，A+、A类供电区域如有必要也可考虑与其它建设物混合建设，或建设半地下、地下变电站；B、C、D、E类供电区域可采用半户内或全户外站，沿海或污秽严重地区可采用户内站。 9.2.4　应明确变电站供电范围，随着负荷的增长和新变电站站址的确定，应及时调整相关变电站的供电范围。 9.2.5　变压器宜采用有载调压方式。 9.2.6　变压器并列运行时其参数应满足相关技术要求。 9.3　110～35kV线路 9.3.1　110～35kV线路导线截面的选取应符合下述要求： a） 线路导线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期选定。 b） 线路导线截面应与电网结构、变压器容量和台数相匹配。 c） 线路导线截面选用应以安全电流裕度为主，并用经济载荷范围校核。 9.3.2　A+、A、B类供电区域110（66）kV架空线路截面不宜小于240mm2，35kV架空线路截面不宜小于150mm2；C、D、E类供电区域110kV架空线路截面不宜小于150mm2，66kV、35kV架空线路截面不宜小于120mm2。 9.3.3　110～35kV线路跨区供电时，导线截面宜按建设标准较高区域选取。导线截面选取宜适当留有裕度，以避免频繁更换导线。 9.3.4　110～35kV架空线路导线宜采用钢芯铝绞线，沿海及有腐蚀性地区可选用防腐型导线。 9.3.5　110～35kV电缆线路宜选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，载流量应与该区域架空线路相匹配。 9.4　10kV线路 9.4.1　10kV配电网应有较强的适应性，主干线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期一次选定。导线截面选择应系列化，同一规划区的主干线导线截面不宜超过3种，主变容量与10kV出线间隔及导线截面的配合一般可参考表10选择。 表10　主变容量与中压出线间隔及中压线路导线截面配合推荐表 110～35kV主变容量（MVA） 10kV馈线数 10kV主干线截面（mm2） 10kV分支线截面（mm2） 架空 电缆 架空 电缆 63 12及以上 240、185 400、300 150、120 240、185 50、40 8～14 240、185、150 400、300、240 150、120、95 240、185、150 31.5 8～12 185、150 300、240 120、95 185、150 20 6～8 150、120 140、185 95、70 150、120 12.5、10、6.3 4～8 150、120、95 —— 95、70、50 —— 3.15、2 4～8 95、70 —— 50 —— 注 1：中压架空线路通常为铝芯，沿海高盐雾地区也可采用铜绞线，A、B、C类供电区域的中压架空线路宜采用架空绝缘线。 注 2：表中推荐的电缆线路为铜芯，也可采用相同载流量的铝芯电缆。沿海或污秽严重地区，可选用电缆线路。 注 3：对于专线用户较为集中的区域，可适当增加变电站10kV出线间隔数。 9.4.2　10kV线路供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上A+、A、B类供电区域供电半径不宜超过3km；C类不宜超过5km；D类不宜超过15km；E类供电地区供电半径应根据需要经计算确定。 9.5　配电设备 9.5.1　柱上变压器 配电变压器应按“小容量、密布点、短半径”的原则配置，应尽量靠近负荷中心，根据需要也可采用单相变压器。配电变压器容量应根据负荷需要选取，不同类型供电区域的配电变压器容量选取一般应参照表11。 表11　10kV柱上变压器容量推荐表 供电区域类型 三相柱上变压器容量（kVA） 单相柱上变压器容量（kVA） A+、A、B、C类 ≤400 ≤100 D类 ≤315 ≤50 E类 ≤100 ≤30 注：在低电压问题突出的E类供电区域，亦可采用35kV配电化建设模式，35/0.38kV配电变压器单台容量不宜超过630kVA。 9.5.2　配电室 a） 配电室一般配置双路电源，10kV侧一般采用环网开关，380/220V侧为单母线分段接线。变压器接线组别一般采用D，yn11，单台容量不宜超过1000kVA。 b） 配电室一般独立建设。受条件所限必须进楼时，可设置在地下一层，但不宜设置在最底层，其配电变压器宜选用干式，并采取屏蔽、减振、防潮措施。 9.5.3　箱式变电站 箱式变电站一般用于配电室建设改造困难的情况，如架空线路入地改造地区、配电室无法扩容改造的场所，以及施工用电、临时用电等，其单台变压器容量一般不宜超过630kVA。 9.5.4　柱上开关 a） 规划实施配电自动化的地区，开关性能及自动化原理应一致，并预留自动化接口。 b） 对过长的架空线路，当变电站出线断路器保护段不满足要求时，可在线路中后部安装重合器，或安装带过流保护的断路器。 9.5.5　开关站 a） 开关站宜建于负荷中心区，一般配置双电源，取自不同的变电站或同一座变电站的不同母线。 b） 开关站接线宜简化，一般采取两路电缆进线、6～12路电缆出线，单母线分段接线，出线断路器带保护。开关站应按配电自动化要求设计并留有发展余地。 9.5.6　环网单元 环网单元一般采取2路电缆进线、4路电缆出线，必要时可采取6路电缆出线。 9.5.7　线路调压器 在缺少电源站点的地区，当10kV架空线路过长，电压质量不能满足要求时，可在线路适当位置加装线路调压器。 9.6　380/220V线路 9.6.1　380/220V配电网应有较强的适应性，主干线截面应按远期规划一次选定。导线截面选择应系列化，同一规划区内主干线导线截面不宜超过3种。各类供电区域380/220V主干线路导线截面一般可参考表12选择。 表12　线路导线截面推荐表 线路形式 供电区域类型 主干线（mm2） 电缆线路 A+、A、B、C类 ≥120 架空线路 A+、A、B、C类 ≥120 D、E类 ≥50 注1：表中推荐的架空线路为铝芯，电缆线路为铜芯。 注2：A+、A、B、C类供电区域宜采用绝缘导线。 9.6.2　农村人流密集的地方、树（竹）线矛盾较突出的地段，可选用绝缘导线。 9.6.3　380/220V电缆可采用排管、沟槽、直埋等敷设方式。穿越道路时，应采用抗压力保护管。 9.6.4　380/220V线路应有明确的供电范围，供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上A+、A类供电区域供电半径不宜超过150m，B类不宜超过250m，C类不宜超过400m，D类不宜超过500m，E类供电区域供电半径应根据需要确定。 10　智能化基本要求 10.1　一般要求 10.1.1　为提高配电网运营管理水平和供电可靠性水平，应在配电网一次规划方案基础上考虑配电自动化、配电网通信系统、用电信息采集系统等智能化的要求。 10.1.2　 在配电网信息化方面，应遵循相关信息安全防护要求，充分利用开放、标准的信息交互总线，实现规划设计、运维检修、营销服务等系统之间的信息交互，实现数据源端唯一、信息全面共享、 工作流程 财务工作流程表财务工作流程怎么写财务工作流程图财务工作流程及制度公司财务工作流程 互通、业务深度融合。 10.1.3　应根据规划区经济社会发展、供电可靠性需求、网架结构以及设备状况，编制相应的配电网智能化专项规划，明确发展目标、功能、规模等。 10.1.4　配电网智能化专项规划应满足相关专业标准及技术规范要求，遵循“标准化设计，差异化实施”原则，按照设备全寿命周期管理要求，充分利用设备资源，优先采用成熟先进的技术和设备。 10.2　配电自动化 10.2.1　配电自动化是提高供电可靠性和运行管理水平的有效手段之一，能够迅速隔离故障区段，缩小停电范围，加快恢复供电。故障自动隔离功能应适应分布式电源接入。 10.2.2　配电自动化建设应与配电网一次网架相协调。实施前应对本区域供电可靠性、一次网架、配电设备等进行评估，经技术经济比较后制定合理的配电自动化方案，因地制宜、分步实施。A+、A类供电区域馈线自动化宜采用集中式或智能分布式，具备网络重构和自愈能力，B、C类供电区域馈线自动化可采用集中式或就地型重合器式，D类供电区域馈线自动化可根据实际需求采用就地型重合器或故障指示器方式，E类供电区域馈线自动化可采用故障指示器方式。 10.2.3　应根据可靠性需求、网架结构和设备状况，合理选用配电设备信息采集形式。对关键性节点，如主干线联络开关、必要的分段开关，进出线较多的开关站、环网单元和配电室，应配置 “三遥”（遥测、遥信、遥控）配电自动化终端；对一般性节点，如分支开关、无联络的末端站室，应配置“两遥”（遥测、遥信）配电自动化终端，用户进线处应配置分界开关或具备遥测、遥信功能的故障指示器。 10.2.4　应根据各区域配电网规模和应用需求，合理确定配电自动化系统主站的功能。 10.3　配电网通信系统 10.3.1　在配电网一次网架规划时，应同步进行通信网规划，并预留相应位置和通道。 10.3.2　根据实施配电自动化区域的具体情况选择合适的通信方式（光纤、无线、载波通信等），A+、A、B类供电区域以光纤通信方式为主， C类供电区域宜采用光纤与无线相结合的通信方式，D、E类供电区域以无线、载波通信方式为主。 10.3.3　配电网通信系统应满足配电自动化、用电信息采集系统、分布式电源、电动汽车充换电站及储能装置站点的通信需求。 10.4　用电信息采集系统 10.4.1　用电信息采集系统是实现电能量采集、计量异常监测、用电分析和管理的有效手段。应逐步实现用电信息采集系统的“全覆盖、全采集”，通过信息交互实现供电可靠性和电压合格率统计到户。 10.4.2　智能电表应具备供电可靠性信息采集及上传功能。 11　用户及电源接入要求 11.1　用户接入 11.1.1　用户接入应符合电网规划，不应影响电网的安全运行及电能质量。 11.1.2　用户的供电电压等级应根据当地电网条件、最大用电负荷、用户报装容量，经过技术经济比较后确定。供电电压等级一般可参照表13确定。供电半径较长、负荷较大的用户，当电压质量不满足要求时，应采用高一级电压供电。 表13　用户接入容量和供电电压等级推荐表 供电电压等级 用电设备容量 受电变压器总容量 220V 10kW及以下单相设备 — 380V 100kW及以下 50kVA及以下 10kV — 50kVA～10MVA 35kV — 5MVA～40MVA 66kV — 15MVA～40MVA 110kV — 20MVA～100MVA 注：无35kV电压等级的电网，10kV电压等级受电变压器总容量为50kVA至20MVA。 11.1.3　应严格控制专线数量，以节约廊道资源、提高电网利用效率。 11.1.4　100kVA及以上的用户，在高峰负荷时的功率因数不宜低于0.95；其他用户和大、中型电力排灌站，功率因数不宜低于0.90；农业用电功率因数不宜低于0.85。 11.1.5　重要电力用户供电电源配置应符合GB/Z29328的规定。重要电力用户供电电源应采用多电源、双电源或双回路供电，当任何一路或一路以上电源发生故障时，至少仍有一路电源应能满足保安负荷持续供电。特级重要电力用户宜采用双电源或多电源供电；一级重要电力用户宜采用双电源供电；二级重要电力用户宜采用双回路供电。 11.1.6　重要电力用户应自备应急电源，电源容量至少应满足全部保安负荷正常供电的要求，并应符合国家有关技术规范和标准要求。 11.1.7　用户因畸变负荷、冲击负荷、波动负荷和不对称负荷对公用电网造成污染的，应按照“谁污染、谁治理”和“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则，在开展项目前期工作时提出治理、监测措施。 11.1.8　电动汽车充换电站接入电网时应进行论证，分析各种充电方式对配电网的影响。 11.2　电源接入 11.2.1　配电网应满足国家鼓励发展的各类电源的接入要求，根据电源容量确定并网电压等级。电源并网电压等级一般可参照表14。 表14　电源并网电压等级 电源总容量范围 并网电压等级 8kW及以下 220V 8kW～400kW 380V 400kW～6MW 10kV 6MW～50MW 35kV、66kV、110kV 11.2.2　接入110~35kV配电网的电源，宜采用专线方式并网；接入10kV配电网的电源可采用专线接入变电站二次侧或开关站的出线侧，在满足电网安全运行及电能质量要求时，也可采用T接方式并网。 11.2.3　在分布式电源接入前，应对接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核，并对接入的母线、线路、开关