Q／GDW-1738-2012配电网规划设计技术导则

配电网规划设计技术导则2013-06-27发布2013-06-27实施国家电网公司发布I前言 I1范围 12规范性引用文件 13术语和定义 1 35供电区域和规划目标 35.1供电区域划分 35.2规划目标 36负荷预测与电力平衡 46.1一般要求 46.2负荷预测方法 46.3电力平衡 57主要技术原则 57.1电压等级 57.2供电安全标准 57.3容载比 67.4短路电流水平 77.5无功补偿和电压调整 77.6电压质量及其监测 87.7中性点接地方式 87.8继电保护及自动装置 88电网结构 99设备选型 119.1一般要求 9.2110～35kV变电站 9.3110～35kV线路 9.410kV线路 9.5配电设备 10智能化基本要求 10.1一般要求 10.2配电自动化 10.3配电网通信系统 10.4用电信息采集系统 11用户及电源接入要求 11.1用户接入 11.2电源接入 12规划计算分析要求 12.1一般要求 12.2潮流计算分析 12.3短路电流计算分析 12.4供电安全水平分析 12.5可靠性计算分析 12.6无功规划计算分析 13技术经济分析 附录A(资料性附录)110～35kV电网结构示意图 附录B(资料性附录)10kV配电网结构示意图 附录C(资料性附录)220/380V配电网结构示意图 编制说明 1配电网规划设计技术导则本标准规定了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。GB156标准电压GB12325电能质量供电电压偏差GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/Z29328重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范DL/T256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。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。年最大负荷annualmaximumload全年各小时整点供电负荷中的最大值。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。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。负荷发展特性曲线loaddevelopmentcharacteristicscurve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。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公用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。变电站的10kV出线，并承担主要电力传输的线段为主干线。2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供电可靠性reliabilityofpowersupplyN-1停运firstcircuitoutagea)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。N-1-1停运secondcircuitoutage110～35kV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供电安全水平securityofpowersupply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。指由单个或多个供电点构成的集合。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。消除过载、平衡负荷、提高电压质量等目的。自我恢复、不影响用户正常供电或将影响降至最小的能力。分别来自两个不同变电站，或来自不同电源进线的同一变电站内两段母线，为同一用户负荷供电的两3Q/GDW1738—2012双回路doublecircuit指为同一用户负荷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。应将配电网作为一个整体系统规划，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、储能装置等新型负荷的接入。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行政级别直辖市市中心区或σ≥30市区或15≤o<30市区或6≤o<15城镇或1≤σ<6农村或0.1≤σ<1 省会城市、计划单列市市中心区或15≤o<30市区或6≤o<15城镇或1≤σ<6农村或0.1≤o<1 地级市(自治州、盟)市中心区或6≤σ<15市区、城镇或1≤σ<6农村或0.1≤o<1农牧区县(县级市、 城镇或1≤σ<6农村或0.1≤o<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：4表2规划目标供电区域供电可靠率(RS-3)综合电压合格率A+用户年平均停电时间不高于5分钟(≥99.999%)A用户年平均停电时间不高于52分钟(≥99.990%)B用户年平均停电时间不高于3小时(≥99.965%)C用户年平均停电时间不高于9小时(≥99.897%)D用户年平均停电时间不高于15小时(≥99.828%)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、逐步实现相应的规划目标。5.2.2供电可靠性指标主要包括用户年平均停电时间、用户年平均停电次数等。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(户内、半户内、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线路型式电网10kV电网A+、A土建一次建成变压器可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集中式或就地型重合器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以允许压降为主，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。56.1.3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等。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、储能装置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6.2.3可根据规划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6.2.4对于新增大用户负荷比重较大的地区，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、储能装置等的影响。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配电网电压等级的选择应符合GB156的规定。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主要电压等级序列如下：a)220(330)/110/10/0.38kVb)220/66/10/0.38kVc)220/35/10/0.38kVd)220(330)/110/35/10/0.38kVe)220(330)/110/35/0.38kVA+、A、B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/T256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。6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变压器维修完成后：恢复对组负荷的供电。22～12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：对于停电范围不大于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、或配电变压器故障所影响的负荷、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电变压器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应在5分钟内恢复供电，A类供电区域的故障线路的非故障段应在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宜建立站间联络，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)可采用双配电变压器配置或移动式配电变压器的方式。7.2.3B、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。77.3.2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：R₉——容载比(MVA/MW);Px——该电压等级全网或供电区的年网供最大负荷；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5110～35kV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KpKp≤7%7%<Kp≤12%Kp>12%110～35kV容载比(建议值)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31.5、4031.5、4066kV25、31.525、31.520、25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),其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，可通过适当增大主变容量、采用主变并列运行等方式，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在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8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。7.5.2110～35kV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。7.5.3110～35kV变电站一般宜在变压器低压侧配置自动投切或动态连续调节无功补偿装置，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220/380V用户改善功率因数。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，通过改变分接头进行电压调节。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GB12325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且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系统宜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。97.7.335kV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。7.7.410kV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。7.7.510kV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。7.7.6220/380V配电网主要采用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/T14285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。7.8.310kV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。8.1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备网络重构能力，便于实现故障自动隔离。D、E类供电区的配电网以满足基本用电需求为主，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7110～35kV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A+、A类√√√√√B类√√√√√C类√√√√√√D类√√√E类√A+、A类√√√√VB类√√√√C类√√√√D类√√√E类V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810kV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+、A类电缆网：双环式、单环式架空网：多分段适度联络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)中压配电网应根据变电站位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的供电区。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(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，适用于配电网的发展初期及过(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。9设备选型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。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配电网设备应有较强的适应性。变压器容量、导线截面、开关遮断容量应留有合理裕度路(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”供电范围以及主变压器的容量序列。同一规划区域中，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。电压等级供电区域类型台数(台)单台容量(MVA)A+、A类B类63、50、40C类50、40、31.5D类40、31.5、20E类20、12.5、6.3A+、A类B类50、40、31.5C类40、31.5、20D类20、10、6.3E类6.3、3.15电压等级供电区域类型台数(台)单台容量(MVA)A+、A类31.5、20B类31.5、20、10C类20、10、6.3D类E类注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超过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类供电区域可采用户地区，可采用户内站。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。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)线路导线截面应按照安全电流裕度选取，并以经济载荷范围校核。9.3.2A+、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。9.3.4110～35kV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。9.3.5110～35kV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。9.4.110kV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出线间隔及线路导线截面的配合一般可参考表10选择。表10主变容量与10kV出线间隔及线路导线截面配合推荐表110～35kV主变架空电缆架空电缆400、300、240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。9.4.210kV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类供电区域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1110kV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)E类注：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a)配电室一般配置双路电源，10kV侧一般采用环网开关，220/380V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。a)开关站宜建于负荷中心区，一般配置双电源，分别取自不同变电站或同一座变电站的不同母线。b)开关站接线宜简化，一般采用两路电源进线、6～12路出线，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用两路电源进线、4路出线，必要时可增加出线。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。9.6.1220/380V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220/380V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类架空线路A+、A、B、C类D、E类注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。9.6.3220/380V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。9.6.4220/380V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经计算确定。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、工作流程互通、业务深度融合。10.1.3应根据规划区经济社会发展水平、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配电自动化是配电网管理信息系统的重要组成部分，是实现智能配电网的必要条件，是提高供电可靠性和运行管理水平的有效手段。通过对配电网的监测和控制，实时监控运行工况和故障处理，能够迅速进行故障研判，隔离故障区段，缩小停电范围，快速恢复供电，支撑配电网调度运行和抢修指挥等业务需求，并为配电网规划设计工作提供基础数据信息。故障处理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。实施前应对建设区域供电可靠性、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式或故障指示器方式，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10kW及以下单相设备100kW及以下50kVA及以下50kVA～10MVA5MVA～40MVA66kV15MVA～40MVA 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，以节约廊道和间隔资源，提高电网利用效率。11.1.4100kVA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。电源总容量范围并网电压等级8kW及以下8kW～400kW400kW～6MW6MW～50MW35kV、66kV、110kV11.2.2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低压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、开关等进行短路电流和热稳定校核，如有必要也可进行动稳定校核。11.2.4在满足供电安全及系统调峰的条件下，接入单条线路的电源总容量不应超过线路的允许容量；接入本级配电网的电源总容量不应超过上一级变压器的额定容量以及上一级线路的允许容量。11.2.5电源接入后配电线路的短路电流不应超过该电压等级的短路电流限定值，否则应重新选择电源接入点。11.2.6分布式电源并网点的系统短路电流与电源额定电流之比不宜低于10。11.2.7分布式电源并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。12规划计算分析要求12.1一般要求12.1.1配电网计算分析的任务是通过量化计算，确定配电网的短路电流水平、供电安全水平和供电可靠性水平，以及无功优化配置方案，并研究提高配电网安全性、可靠性和适应性的措施。12.1.2配电网计算分析应采用合适的模型，数据不足时可采用典型模型和参数。计算分析所采用的数据(包括拓扑信息、设备参数、运行数据等)应遵循统一的标准与规范。12.1.3分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷接入配电网时，如有必要应进行相关计算分析。12.2潮流计算分析12.2.1潮流计算的目的是根据给定的运行条件和拓扑结构确定网络的运行状态，是供电能力校核、线损分析、短路电流计算、供电安全水平分析、可靠性计算和无功规划计算的基础。12.2.2应按典型方式对规划水平年的110～35kV配电网进行潮流计算。12.2.310kV电网潮流计算可按分区、变电站或线路计算到节点或等效节点。12.3短路电流计算分析12.3.1短路电流计算的目的是确定短路电流水平，选择电气设备参数，提出限制短路电流的措施等。12.3.2110～10kV电网短路电流计算，应综合考虑上级电源和本地电源接入情况，计算至变电站10kV母线、电源接入点。12.4供电安全水平分析12.4.1供电安全水平分析的目的是校核电网是否满足供电安全标准，即模拟低压线路故障、配电变压器故障、中压线路(线段)故障、110～35kV变压器或线路故障对电网的影响，校验负荷损失程度，检查负荷转移后相关元件是否过负荷，电网电压是否越限。12.4.2可按典型运行方式对配电网的典型区域进行供电安全水平分析。12.5可靠性计算分析12.5.1供电可靠性计算分析的目的是确定现状和规划期内配电网的可靠性指标，分析影响供电可靠性的薄弱环节，提出改善供电可靠性指标的规划方案。12.5.2供电可靠性指标可按给定的电网结构、典型运行方式以及可靠性相关计算参数等条件选取典型区域进行计算分析。计算指标包括用户平均停电时间、用户平均停电次数、供电可靠率、用户平均停电缺供12.6无功规划计算分析12.6.1无功规划计算的目的是确定无功补偿方案(方式、位置和容量),以保证电压质量，降低网损。12.6.2无功配置方案的优化分析，需结合节点电压允许偏差范围、节点功率因数要求、变压器、无功设备与线路等设备参数以及不同运行方式下的负荷水平，按照大负荷方式计算无功总容量需求，按照小负荷方式计算无功补偿装置的分组容量，以达到无功设备投资最小或网损最小的目标。13技术经济分析13.1技术经济分析是指在评估周期内对规划项目各备选方案进行技术比较、经济分析和效果评价，其目的是评估规划项目(新建、改扩建)在技术、经济上的可行性及合理性，为投资决策提供依据。13.2技术经济分析需确定供电可靠性和全寿命周期内投资费用的最佳组合，一般有两种不同的评估方式，一是在给定投资额度的条件下选择供电可靠性最高的方案；二是在给定供电可靠性目标的条件下选择投资最小的方案。13.3技术经济分析的评估方法主要包括最小费用评估法、收益/成本评估法以及收益增量/成本增量评估法。评估指标主要包括供电能力、转供能力、线损率、供电可靠性、设备投资费用、运行费用、检修维护费用、故障损失费用等。13.4技术经济分析的过程主要包括：对规划项目各备选方案的技术经济指标进行评估，根据指标对备选方案进行比较、排序，寻求技术与经济的最佳结合点，确定技术先进与经济合理的最优方案。13.5在技术经济分析的基础上，还需进行财务评价。财务评价主要根据企业当前的经营状况以及折旧率、贷款利息等计算参数的合理假定，采用财务内部收益率法、财务净现值法、年费用法、投资回收期法等方法，分析配电网规划期内的经济效益。评价指标主要包括资产负债率、内部收益率、投资回收期等。源源A电图A.1甲图A.2双辐射A.2环网(环型结构，开环运行)图A.3单环网图A.4双环网电电源B百(尔百(尔B佰佰A酒1)乐图A.6双链A源B电源ABA接三链接三链图A.7(资料性附录)10kV配电网结构示意图B.1架空网B.2电缆网■出口断路器(常闭)开关常闭一开关常开母线Ⅱ■出口断路器(常闭)■开关常闭一开关常开图B.4双环式(资料性附录)220/380V配电网结构示意图《配电网规划设计技术导则》一、编制背景 二、编制主要原则 三、与其他标准文件的关系 四、主要工作过程 五、标准结构和内容 六、条文说明 一、编制背景公司党组高度重视配电网的发展建设，不断加大配电网建设和改造力度，配电网发展建设取得巨大成就，但由于历史欠账较多，投资能力不足等原因，仍存在配电网发展薄弱问题。为充分发挥规划的龙头作用，强化技术标准的指导作用，提高配电网发展质量，公司发展策划部组织编制了《配电网规划设计技术导则》(以下简称《导则》),对配电网规划设计提出规范性要求。统筹城乡电网、统一技术标准。统筹考虑城网和农网发展需求，统一配电网规划设计技术标准，实施差异化原则。引入先进理念、充实技术要求。充分吸收和利用国内外配电网规划的先进理念和方法，结合实际进一步充实配电网规划设计技术要求。继承已有标准、完善标准体系。梳理和研究现有配电网规划相关标准规范，充分继承已有成果，提出系统全面的配电网规划技术体系。本标准主要参考引用《国家电网“十二五”配电网规划(技术原则)指导意见》(国家电网发展〔2010)《分布式电源接入电网技术规定》、GB50293《城市电力规划规范》等标准文件，并注重与其衔接，是指导公司配电网规划的纲领性标准文件。本标准编制过程中，公司发展策划部组织多次会议，对本标准的编制给予指导、协调，并多次组织专家对本标准提出修改完善意见。2011年5月，公司发展部组织召开加强配电网规划管理工作座谈会，正式启动本标准编制工作，确定承担单位，成立编制工作组。2011年6～7月，编制工作组调研国内外配电网规划技术标准，汇编整理配电网规划技术标准材料，梳理配电网规划技术研究重点，共收集整理相关技术标准80余项。2011年8～9月，编制工作组开展配电网规划技术重点专题研究工作，并梳理讨论本标准大纲，确定本标准的基本框架。2011年10月，编制工作组完成本标准初稿，并在北京召开了第一次专家评审会，听取了专家评审意见110条(采纳81条、适当采纳和补充说明4条、不采纳25条)。2011年11月，编制工作组根据第一次专家评审会意见，修改完善本标准，并在天津召开了第二次专家评审会，听取了专家评审意见77条(采纳46条、适当采纳和补充说明9条、不采纳22条)。2011年12月，编制工作组根据第二次专家评审会意见和部分省级公司的调研反馈结果，进一步完善了本标准有关章节和内容，形成本标准征求意见稿。2012年1月18日，公司发展部正式下发本标准征求意见稿，征求公司各有关单位意见。编制工作组整理相关反馈意见244条(采纳80条、适当采纳和补充说明86条、不采纳78条),并根据反馈意见修改完善本标准有关章节和文字内容，形成本标准送审稿。2012年2月23日，在北京召开了本标准送审稿评审会，听取了专家评审意见44条(采纳11条、适当采纳和补充说明30条、不采纳3条),编制工作组根据专家意见对本标准送审稿进行进一步补充与完善，形成本标准报批稿。2012年11月1日，在北京召开了送审稿汇报会，舒印彪总经理听取了汇报，提出修改要求。编制工作组按照领导要求，进一步深化研究《配电网规划设计技术导则》,确定了本标准的修编思路。2012年11月12～16日，编制工作组开展标准修编专题研究工作，同时组织专家赴福建、浙江、江苏、山东和天津等公司开展调研。2012年11月19～30日，编制工作组先后组织三次标准修编集中工作与研讨会，初步形成本标准修编稿。2012年12月，编制工作组组织标准修编集中工作，形成本标准修编稿。2013年1月26日，公司发展部下发本标准修编稿，再次征求公司各有关单位意见。编制工作组整理相关反馈意见232条(采纳74条、适当采纳和补充说明55条、不采纳103条),并根据反馈意见修改完善本标准有关章节和文字内容，形成本标准送审稿。2013年2月，编制工作组组织标准修编集中工作，逐条款审读定稿，形成本标准。在本标准编制过程中，天津、上海、江苏、山东、北京、河北、冀北、浙江、福建、安徽、湖南、湖北、四川、江西、吉林、青海、陕西公司等单位对本标准的编制提出了很好的建设性意见。本标准依据GB/T1.1—2000《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》和DL/T600—2001《电力行业标准编写基本规定》的要求进行编制。本标准的主要结构和内容如下：2.前言。3.标准正文共设13章：第1章“范围”,共2条，主要说明了本标准的适用范围及用途。第2章“规范性引用文件”,列出了本标准所引用的5项标准。第3章“术语和定义”,共20条，主要说明了本标准所涉及的术语及定义。第4章“总则”,共7条，主要说明了配电网规划的目的和所应遵循的基本原则。第5章“供电区域和规划目标”,共6条，主要明确了供电区域划分方法和配电网规划目标。第6章“负荷预测与电力平衡”,共13条，主要明确了负荷预测与电力平衡的基本要求和方法。第7章“主要技术原则”,共35条，明确了电压等级、供电安全标准、容载比、短路电流水平、无功补偿和电压调整、电压质量及其监测、中性点接地方式、继电保护及自动装置等主要技术原则。第8章“电网结构”,共6条，明确了电网结构选取原则，并提出了高、中、低压配电网推荐电网结第9章“设备选型”,共30条，明确了设备选型的一般要求，以及变压器、线路和配电设备选取的主要技术规定。第10章“智能化基本要求”,共13条，主要明确了配电网智能化的一般要求以及配电自动化、配电网通信系统、用电信息采集系统的有关技术规定。第11章“用户及电源接入要求”,共15条，主要明确了用户及电源接入的相关技术规定。第12章“规划计算分析要求”,共14条，主要明确了配电网规划计算分析的一般要求，以及潮流计算分析、短路电流计算分析、供电安全水平分析、可靠性计算分析和无功规划计算分析的要求。第13章“技术经济分析”,共5条，主要明确了配电网技术经济分析的目的、方法和指标。4.资料性附录A～C:110～35kV电网结构示意图、10kV配电网结构示意图、220/380V配电网结构本标准的主要条文分析和说明如下：2规范性引用文件本标准编制过程中共引用了5项标准，其中国家标准4项、行业标准1项，此外还参考了如下20项标准，其中国家标准2项、行业标准5项、企业标准13项。城市电力规划规范城市工程管线综合规划规范DL/T499农村低压电力技术规程配电自动化系统功能规范供电系统用户供电可靠性评价规程农村电力网规划设计导则农村电网建设与改造技术导则Q/GDW156—2006县城电网建设与改造技术导则城市电力网规划设计导则Q/GDW212—2008电力系统无功补偿配置技术原则Q/GDW238—2009电动汽车充电站供电系统规范Q/GDW338—2009农村配网自动化典型设计规范城市配电网技术导则Q/GDW382—2009配电自动化技术导则Q/GDW392—2009风电场接入电网技术规定Q/GDW462—2010农网建设与改造技术导则Q/GDW480—2010分布式电源接入电网技术规定Q/GDW617—2010光伏电站接入电网技术规定Q/GDW625—2011配电自动化建设与改造标准化设计技术规定Q/GDW667—2011分布式电源接入配电网运行控制规范3术语和定义5118《农村电力网规划设计导则》等技术标准相比，本标准首次明确了网供负荷、供电安全水平、N-1停运、N-1-1停运、供电半径等术语和定义，进一步完善了配电网、饱和负荷等术语和定义。第3.1条本标准中配电网的定义为“从电源侧(输电网和发电设施)接受电能，再分配给各终端用户的电力网络”,该定义未完全沿用Q/GDW370—2009《城市配电网技术导则》中的配电网定义“从输电网或地区发电厂接受电能，并通过配电设施就地或逐级分配给各类用户的电力网络”。主要是考虑到目前第3.2条描述年最大负荷指标主要有年最大负荷瞬间值、整点值或最大数日最大负荷的平均值等方式，考虑到电网裕度、设备过载能力、经济性等因素，以及简化计算、便于分析的目的，本标准将年最大第3.3条本标准明确了网供负荷的定义，主要用于网供负荷预测和容载比计算。对于现状电网，可根据同一电压等级公用变压器的负荷，累加得到该电压等级的网供负荷。对于规划电网，预测网供负荷时，还需考虑直供用户、自发自用负荷、变电站直降负荷、分布式电源第3.4条本标准进一步完善了饱和负荷的定义，主要用于饱和负荷预测，作为远期战略规划的基础。第3.5条本标准首次明确了负荷发展特性曲线的定义。依据区域负荷历史数据和预测结果，可分析出负荷变化趋势近似S型曲线。区域的负荷成长特性与其根据S型曲线可以确定电网发展阶段，并以此作为变电站建设时序等的规划依据。S型曲线及增长率曲线图第3.6条本标准进一步明确了容载比的定义，在参照Q/GDW156—2006《城市电力网规划设计导则》的基础上，明确容载比计算中的负荷为网供负荷。第3.7条对于有联络(含开关站站间联络)的线路，主干线首端为变电站的10kV出线开关，末端为联络开关。主干线不含开关站的出线。第3.8条本标准分别对变电站、10kV及以下线路提出了供电半径的定义，变电站供电半径一般用于变电站规划选址，10kV及以下线路供电半径一般用于控制线路压降。第3.10～3.11条本标准提出了N-1停运和N-1-1停运的定义，该定义与《电力系统安全稳定导则》中的N-1安全准则不同。N-1停运指单一元件退出电网运行的情况，N-1-1停运是指相关联的两个元件退出电网运行的情况，在本标准中主要用于供电安全水平分析；而N-1安全准则是指单一元件退出电网运行，电网仍能维持稳定运行且不损失负荷的要求，一般用于220kV及以上电网的安全稳定分析。a)N-1停运对于110～35kV电网是指电网中的一台变压器或一条线路，故障或计划退出运行；对于10kV电网是指线路中的一个分段(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)。10kV电网N-1停运的界定主要考虑10kV线路一般按分段运行(10kV架空线采用分段开关分段，10kV电缆采用环网单元分段),故障或计划停运一般以分段为单元发生。b)N-1-1停运对于110～35kV电网是指一台变压器或一条线路计划停运情况下，同级电网中相关的另一台变压器或一条线路故障退出运行；对于10kV线路，一般不考虑N-1-1停运。第3.13～3.14条本标准中“负荷组”及“组负荷”的定义引自DL/T256《城市电网供电安全标准》。供电点指供电(配电)系统与用户电气系统的联结点。对于公用线路供电的高压用户，供电线路为该用户的供电点；对于专线供电的用户，为专线供电的变电站为该用户的供电点；对于低压供电的用户，配电变压器为该用户的供电点。第3.16条本标准提出了应急能力的定义，应急能力一般可通过发电车、备用电源、快速抢修、储能系统、专业人力资源、组织保障等手段来保证。4总则第4.1条明确了配电网的主要作用及对配电网的总体要求。第4.2条明确了组成配电网的四个层级及配电网规划的要求。配电网规划应遵循整体最优的原则，即各层级变压器、线路导线截面、电网结构间应相互协调配合，规划方案应投资合理。第4.3条明确了配电网应优化其结构，实现与上级电网间的负荷转移和相互支援，以提高供电可靠性及运行效率，并延缓电网的投资。第4.4条全寿命周期成本是指包括设备购置、安装、运行、检修、故障、改造直至报废的全过程发生的费用。全寿命周期成本计算模型如下：LCC=CI+CO+CM+CF+CD成本，包括故障检修费用与故障损失成本，CD为退役处置成本。CO、CM、CF与设备寿命周期有关。第4.5条第4.6条第4.7条用电需求包括容量、质量(供电可靠性、电能质量)等方面的需求。明确了配电网规划应适应智能化发展趋势。明确了配电网规划应加强计算分析。5供电区域和规划目标本标准按照“统筹城乡电网、统一技术标准、差异化指导规划”的思想，首次明确了供电区域划分原则，并将公司经营区分为A+、A、B、C、D、E六类供电区域。此外，本标准还明确了各类供电区域的规划目标。第5.1.1条各类供电区域的规划建设标准不同，供电区域划分结果直接影响电网的建设投资规模，因此供电区域划分应在省级公司指导下统一开展。第5.1.2条明确供电区域划分主要依据行政级别、供电可靠性需求、规划水平年的负荷密度确定的原则，公司经营区可分为A+、A、B、C、D、E六类供电区域，其中：A+类供电区主要为直辖市的市中心区，以及省会城市(计划单列市)高负荷密度区；A类供电区主要为省会城市(计划单列市)的市中心区、直辖市的市区以及地级市的高负荷密度区；B类供电区主要为地级市的市中心区、省会城市(计划单列市)的市区，以及经济发达县的县城；C类供电区主要为县城、地级市的市区以及经济发达的中心城镇；D类供电区主要为县城、城镇以外的乡村、农林场；E类供电区主要为人烟稀少的农牧区。a)A+、A类供电区域面积应严格限制。b)市中心区指市区内人口密集以及行政、经济、商业、交通集中的地区；市区指城市的建成区及规划区，一般指地级市以“区”建制命名的地区，其中直辖市的远郊区(即由县改区的)仅包括区政府所在地、经济开发区、工业园区范围；城镇指县(包括县级市)的城区及工业、人口相对集中的乡、镇地区；农村指城市行政区内的其它地区，包括村庄、大片农田、山区、水域等。c)划分各类供电区域时，要考虑到电网规划建设的可操作性，区域面积不宜太小。各类供电区域如果面积太小，则无法形成相对独立的网络，不便于统筹考虑变电站规划布点。根据测算，各类供电区域面积一般不应小于5km²。第5.2.1条明确各类供电区域的规划目标。为逐步与国际接轨，建设世界一流现代配电网，各类供电区域供电可靠性目标值的选取，主要参考国外经济发达国家(地区)的供电可靠性水平及国内供电可靠性的现状水平综合得出。各省级公司应在提出的供电可靠性规划目标的基础上，结合电网发展情况，进一步提出辖区内各类供电区域的供电可靠性规划第5.2.2条随着电网智能化的进一步发展，对于具备条件的地区，供电可靠性统计口径宜逐步延伸至低压用户。第5.2.3条各地宜参照历史年供电可靠性指标，对减小单位停电时间的可靠性投资进行测算，在此基础上确定辖区内各类供电区域的近期供电可靠性目标。第5.3条综合考虑资产全寿命周期、土地资源、电网经济性等因素，从变电站建设型式、线路建设型式、电网结构型式、馈线自动化及通信方式等几个方面给出了各类供电区域的建设参考标准。10kV电网的环网结构包括单环式、双环式以及多分段适度联络。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类供电区域可采用户内或半户内站，可考虑采用紧凑型变电站，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；C、D、E类供电区域可采用半户内或户外站，沿海或污秽严重地区，可采用户内站。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”的原其中对于线路导线截面选型依据主要基于以下几点考虑：a)对于A+～C类供电区域，因其负荷密度较高、上级电源点较多，线路输送距离较近，电压质量一般均能满足要求，此时重点关注的是线路的输送能力和转移能力。因此，线路导线截面选择应以安全裕度为主，用经济载荷范围校核。b)对于D、E类供电区域，因其负荷密度较低，线路的输送能力一般均能满足要求，但由于上级电源点较少，线路输送距离一般较远，此时重点关注的是线路的电压质量，因此应按允许压降选择线路导线c)线路费用包括固定费用和可变费用。某一型号的线路经济载荷范围是指，该线路的费用与负荷增长成近似线性关系的负荷区间，且该型号线路相对其他型号线路费用最低，线路负荷应控制在经济载荷范6负荷预测第6.1.5条随着智能电网的发展、需求侧管理技术的应用，与传统方式相比，用户终端用电方式和负荷特性也正发生改变，在负荷预测时应予以考虑；此外，还需考虑分布式电源接入、电动汽车、储能装置等对预测结果的影响。第6.2.2条本条款提出“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”。对于已完成城乡规划和土地利用规划的区域，