配电网网格化规划技术方案和实施细则

1、XX配电网网格化规划实施细则国网XX供电公司二 0 一九年三月1 总则1） 为科学指导配电网网格化规划工作，统一规划思路和主要原则，提升网格化规划的规范性，特制定本实施细则。2） 本实施细则主要适用于指导公司经营区C 类及以上供电区域配电网网格化规划工作。3） 网格化规划是在供电区域划分基础上，进一步细分形成“供电区域、供电网格、供电单元”三级网络，分层分级开展配电网精细化规划。4） 本次网格化规划内容包括现状电网评估、网格划分、负荷预测、制定目标网架、明确过渡方案、提出近三年配电网建设改造项目、落实重点电力设施和走廊需求、开展成效评估等。5） 导向原则。网格化规划应遵循“由远及近”、“自下而

2、上”原则，以远期规划指导近期规划建设实施，由低电压等级向高电压等级逐级延伸规划，并注重远近期、上下级相互衔接，远期宜为饱和负荷年，近期宜与公司配电网规划年限保持一致。6） “三化”原则。网格化规划应贯彻“标准化”、“差异化”、“精益化”要求，通过网格化构建目标网架，分解和优选项目，实现配电网精准投资和项目精益管理。7） 协调原则。网格化规划应坚持各级电网协调发展原则，注重上下级电网之间协调，注重一次与二次系统协调，注重电网规模、装备水平和管理组织的协调，注重配电网可靠性和效率效益的协调。8） 修编原则。网格化规划内容应按负荷的实际变动和规划的实施情况逐年滚动修正。当上级电网规划、用地规划或经济

3、社会发展规划有重大调整时，应对网格化规划进行重新修编。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。城市电力规划规范GB/T50293-2014配电网规划设计技术导则Q/GDW10370-2016配电网典型供电模式（发展规二201421 号）国家电网公司配电网网格化规划指导原则湖北省网格化规划实施方案（征求意见稿）（第二稿）国网 XX 供电公司关于进一步明确配电自动化相关建设原则的通知（鄂电司襄供运检 2018 51 号）重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范

4、GB/Z 29328湖北省电力公司关于印发重要客户分级管理办法的通知（鄂电司营销20106 号文）国网 XX 供电公司变电站10（ 20）千伏间隔资源规划与使用指导意见（试行）国网湖北省电力公司关于印发湖北电网规划建设改造技术原则的通知（鄂电司科信201526 号）3 基本规定1） 网格化规划应以区域性用地规划为基础，与国民经济和社会发展规划、城乡总体规划、土地利用规划、控制性详细规划、修建性详细规划、电力设施布局规划等相协调，保证配电网项目与政府各项规划无缝衔接，实现多规合一，保证配电网项目的顺利实施。2） 网格化规划应贯彻“标准化”、“差异化”、“精益化”要求，通过网格规划有序建设，统筹、

5、分解和优选配电网项目，实现配电网精准投资和项目精益管理。3）网格化规划应坚持各级电网协调发展原则，注重上下级电网之间互济，注重一次与二 次系统协调，注重规模数量、 装备水平和管理组织的协调，注重配电网可靠性和效率效益的协调。4）网格化规划应以供电单元为单位开展，深入研究各功能区块的发展定位和用电需求， 针对每一网格单独开展配电网精细化诊断分析，制定配电网目标网架和过渡方案，实现现状电网到目标网架的平滑过渡。5）网格化规划内容应按负荷的实际变动和规划的实施情况逐年滚动修正。当上级电网规 划、用地规划或经济社会发展规划有重大调整时，应对网格化规划进行重新修编。4划分原则4.1 划分层次结构4.1.

6、1 主要考虑供电区相对独立性、网架完整性、管理便利性等需求，按照目标网架清晰、 电网规模适度、管理责任明确的原则，构建“供电区域、供电网格、供电单元”三级网络。10 / 23,三级网络、供电区域供电网格 *供电单元，l）图4-1三级网络关系图4.1.2 供电区域、供电网格、供电单元三级对应不同电网规划层级，各层级间相互衔接、上 下配合。网格化规划层次结构如下图。,电网层级、高压配网,中压目标网架»中压项目方案I）图4-2网格化规划层次结构图1.1.3 供电区域在负荷量级上达到高压配电网主供电源点级别，重点对应变电站电力平衡， 主要开展高压网络规划。1.1.4 供电网格在负荷量级上对应

7、中压目标网架级别，重点从全局最优角度，确定区域饱和年中压目标网架，并统筹上级电源出线间隔及通道资源。1.1.5 供电单元在负荷量级上对于中压目标接线组级别，重点落实供电网格目标网架，确定配电设施布点和中压线路建设方案，制定用户接入方案。4.2 供电区域划分供电区域划分依据配电网规划设计技术导则（DL/T5729-2016 ）相关规定，结合行政级别及未来负荷发展情况，同时参考经济发达程度、用户重要性、用电水平、GDP 等因素，将XX配电网网格化规划供电区域划分B、 C 两类， 本次配电网网格规划统筹配电网建设全寿命周期理论，至饱和年XX 供电区划分暂不做调整。（ 1） B 类供电区：樊城中心区、

8、襄城中心城区、高新区、襄州中心城区、东津新区起步区。（ 2） C 类供电区：各县市县城区、石花镇中心镇区及市区的太平店镇、牛首镇、卧龙镇、 欧庙镇、尹集乡、襄州区伙牌镇。4.3 供电网格划分4.3.1 网格一般结合道路、河流、山丘等明显的地理形态进行划分，与城乡控制性详细规划中的功能分区相对应。为便于运维检修和营销服务管理权限落实，可按照供电营业厅（供电所）管辖地域范围划分供电网格，当管辖区域较大、供电区域类型不一致时，可拆分为多个供电网格。供电网格划分宜综合考虑区域内多种类型负荷用电特性，兼顾分布式电源及多元化负荷发展，提高设备利用率。4.3.2 供电网格不应跨越供电分区，不宜跨越分片供电的

9、220 千伏供区。4.3.3 供电网格应遵循电网规模适中且供电范围相对独立的原则，远期一般应包含24座具有10千伏出线的上级公用变电站，1座变电站可以分置于14个供电网格。网格一旦确定，一般不宜变更。4.4 供电单元划分4.4.1 供电单元一般由若干个相邻的、开发程度相近、供电可靠性要求基本一致的地块（或用户区块）组成，26个供电单元可组成一个供电网格。4.4.2 供电单元远期一般应具备2 个及以上主供电源，包含1-3 组 10 千伏典型接线。4.4.3 供电单元内部允许10 千伏分支线路交叉供电，但是供电单元之间不允许有交叉供电。4.4.4 供电单元的形成需依托于城市电缆（或架空线）通道，随

10、着市政道路、开发地块的新建和改扩建而落地，因此供电单元可根据市政规划落实情况进行调整。4.5 命名及编码规则4.5.1 供电网格命名原则（ 1）供电网格应具有唯一的命名，且为便于数字化存储和识别，每个供电网格应具有唯一的命名编码。（ 2）供电网格命名形式为：省份地市县（区）代表性特征；代表性特征命名宜选择片区名称、代表建筑、供电所名称等。（ 3）供电网格编码形式为：省份编码地市编码县（区）编码代表性特征编码。例如：湖北省 XX 市襄城区古城网格（HB-XY-XC-GC ），在区（县）级规划中可简称“古城网格”。4.5.2 供电单元命名原则（ 1）供电单元命名应在供电网格名称基础上，体现供电单元

11、序号、目标网架接线类型、供电区域类别、区域发展属性等信息。（ 2）供电单元命名编码形式为：网格编码供电单元序号目标网架接线代码/（供电区域类别+区域发展属性代码）。例如：湖北省 XX市襄城区古城网格 001单元（HB-XY-XC-GC-001-D1/B1）。供电单元序号一采用3位数字编码；目标网架接线类型一5种网架接线代码如下表接线模式接线模式代码架空多分段单联络J1架空多分段两联络J2架空多分段三联络J3电缆单环网D1电缆双环网D2供电区域类别一分为 B、C两类；区域发展属性一依据开发程度分为规划建成区、规划建设区、自然发展区三类，分别用数字1、2、3代码表7K。图4-3供电单元网络编号释义

12、图5编制基础及规划目标5.1 规划年限及编制要求5.1.1 规划范围涵盖 XX电网C类及以上供电区域。5.1.2 XX配电网网格化规划年限应与国民经济发展规划、城乡总体规划和土地利用总体规 划一致，分为近期（5年）、中期（10年）、远期（15年及以上）三个阶段。5.1.3 具体规划现状年为 2018年，规划水平年为 2020、2022年、2025年、饱和负荷年。 规划期内要求逐年规划工程规模和投资，10kV电网要求近三年细化到工程具体规划实施项目。5.1.4 网格化规划近期规划应着重解决中压配电网当前存在的主要问题，提高供电能力和可靠性，满足负荷需要，给出网架规划和各年度新建与改造项目，并提出

13、对上级高压配电网建设的建议。中低压配电网近期规划应给出规划水平年的网架规划，以及近三年的新建与改造项目，估算各规划水平年内的投资规模。5.1.5 网格化规划中期规划应与近期规划相衔接，着重将现有配电网结构逐步过渡到目标网5.1.6 网格化规划远期规划应考虑配电网的长远发展目标，根据饱和负荷水平的预测结果， 确定目标网架，提出电源建设及电力设施布局的需求。5.2 规划目标（1）到2020年，夯基固本，补短板，创优势。（2）至IJ 2025年，跨越提升，增实力，强优势。（3）到2030年，全面建成“网架坚强、广泛互联、高度智能、开放互动”的城市现代智能配电网，为中心城市可持续发展提供坚强能源保障。

14、指标细化指标年份B（城网）B（农网）C（城网）C（农网）“电质量及经济 指标供电可靠率（RS-3） （ %）202099.9999.8899.9999.88202299.99199.999.99199.9202599.99699.90599.99699.905综合电压合格率（%）202099.99899.899.99899.8202299.99899.899.99899.8202599.99899.8399.99899.83110kV及以下综合线损率（%20205.15.25.96202255.15.65.820254.44.65.35.6供电能力110kV容载比20202.122220221

15、.92222025222.12户均配变容量（kVA ）20203.0-6.02.23.0-6.02.220223.0-6.02.23.0-6.02.220253.0-6.02.33.0-6.02.3电网结构10kV线路N-1通过率（%）2020808065652022808065652025100100909010kV线路联络率（%）202010010090852022100100100100202510010010010010kV线路站间联络率（%）202095907565202210010080702025100100908010kV线路平均供电半径（公 里）20203455.220222

16、.73.94.8520252.534.54.310kV架空线路平均分段数 （段/回）202044332022443320253.53.533人能化及装备水 平10kV架空线路绝缘化率（%）2020100100959020221001001001002025100100100100指标细化指标年份B（城网）B（农网）C（城网）C（农网）10kV主干线路线径不匹配占 比（）202051015202022000020250000配电自动化覆盖率（）202095959090202295959090202597979292智能电表覆盖率（）20201001001001002022100100100100

17、20251001001001006负荷预测要求6.1 一般要求6.1.1 电力负荷预测宜包括下列内容：1区域总体及网格、单元远景饱和负荷预测；2区域总体及网格、单元近中期负荷预测；3区域总体及网格、单元规划负荷密度；4负荷预测结果校核及横向对比。6.1.2 负荷预测的基础数据包括经济社会和自然气候数据、城市规划用地性质控规、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。6.2 负荷预测方法6.2.1 远景饱和负荷预测宜采用单位建筑面积负荷指标法。点负荷宜选用单耗法，或由有关生产单位提供的负荷资料。6.2.2 总体

18、近中期负荷预测综合选用三种及以上适宜的方法（空间负荷密度指标法、人均用电量法、回归系数法、趋势外推法、大用户+自然增长率法、弹性系数法等）进行预测，并相互校核。6.2.3 网格、单元近中期负荷预测，宜采用趋势外推法，大用户+自然增长率法相结合的方法进行取值。网格近中期负荷预测值与总体近中期负荷预测值应相互校核。6.2.4 采用人均用电量法和最大负荷利用小时数法对区域总体远景饱和负荷预测结果进行 校核，并调研选取与规划区域未来用电特性或经济水平相近的区域或城市负荷密度进行横向比 较。6.2.5单位建筑面积负荷指标选取值可参考下表调研值。用地代码用地名称容积率负荷密度（MW/km城区县市公共管理与

19、公共服务用地A1行政办公用地1.51.831362532A2文化娱乐用地1.21.520251820A3教育科研设计用地0.6123252025用地代码用地名称容积率负荷密度（MW/km城区县市A4体育用地0.30.5812812A5医疗卫生用地1.8235403040商业服务业设施用地B1商业金融业用地2329402935B2商务用地2.53.535423035B3娱乐康体用地11.515201518B4公用设施营业网点用地0.60.8816816B9其他服务设施用地0.60.8612612工业用地M1一类工业用地11.235503550M2二类工业用地0.81.240504050居住用地R

20、1一类居住用地1.3220282025R2二类居住用地1.82.525352530公用设施用地U1供应设施用地0.40.6711711U2环境设施用地0.40.64747U3安全设施用地0.40.65757U9其他公共设施用地0.40.6510510物流仓储用地W1一类物流仓储用地0.61.5512512道路与交通设施用地S4交通站场用地0.20.53735S9其他交通设施用地0.20.535237主要技术原则及要求7.1电压等级选择避免重复降压。限制非标准电压的发1.1.1 应尽量简化变压层次、优化配置电压等级序列,展，合理利用并分期分批进行改造。XX配电网网格化规划电压等级选择为110/1

21、0kV高压配电网：110KV 中压配电网：10KV35KV电压等级；为1.1.2 结合电网新建、改造工程， XX市区及各县市城区电网逐步取消35kV电压等级直供用户便于报装负荷较大的工业用户报装接入，工业园区高压变电站可保留7.2 供电安全标准配电网供电安全水平应符合 DL/T 256的要求。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，如下表所不。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氐压线路、配 电变压器维修完成后：恢复对组负荷的供电。2212中压线路a）3小时内：恢复（组负荷-2MW）。b）维

22、修完成后：恢复对组负荷的供电。312 180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

23、保设计的中压分段上的负荷不宜超过 2MW ob）第二级供电安全水平要求：对于停电范围在 212MW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

24、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 12180MW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。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。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

25、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。7.3 配电网结构7.3.1 总体要求（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。高压和 中压配电网应相互匹配、强简有序、相互支援，以实现配电网技术经济的整体最优。（2）目标网架要具传承性，目标网架一旦制定在一定时间内要坚决执行，坚持“建设一片、跟踪一片、成熟一片、固化一片”。（3）在电网建设初期及过渡期，可根据供电安全准则要求与目标电网结构，结合供电网格发展实际情况，制定差异化、灵活可落地的过渡电网结构，分阶段逐步建成目标网架。 发展新区：按目标网架主干构建，做到“新建一

26、片成型一片”；易改造地区：不宜大规模改造，做到“改造一片完善一片”；难改造地区：采取“保持既有格局，局部理清关系”。7.3.2 高压配电网目标网架结构XX高压配电网目标网架结构，以单链和双链结构为主，变电站以冗接方式接入；受地理等 自然环境限制，少量使用双辐射结构，双辐射结构不发展，仅保留现有内桥终端变电站的双辐射供电形式；为便于 220kV变电站互转，不推荐环网结构，提高 B、C类区域供电可靠性。电源A电源B图7-1单链结构示意图巾源A电源B图7-2双侧电源完全双链结构示意图电源A电源B图7-3双侧电源不完全双链结构示意图图7-4双辐射结构示意图7.3.3中压配电网目标网架结构(1) XX中

27、压配电网目标网架典型接线形式主要选取：架空多分段单联络、架空多分段两 联络、电缆单环网、电缆双环网。其中3分段数 5。(2)考虑供电可靠性、运维管理清晰化，中压电缆网架方面，在高可靠性和新建商住聚集地区宜采用双环网，其他地区采用单环网接线；架空网架以多分段单联络为主，受限于电源点布局等因素，在老城区、城郊地区可适度采用多分段两联络接线。母线 1T"口1 1线 2出口断路器（开关席田）分段开关（开关常闭1 口联络开关（开关常开）图7-5架空多分段单联络接线示意图耳线卜"-'匚出I.吃桑耨.分料升关 口 联热什关【需而（常闭）;开）图7-6架空两联络结构示意图用战环网室

28、（箱出口断路沿常加）开工甜切开美常开图7-7电缆单环示意图网结构示意图图7-8双环网结构示意图（环网单元形式）母线A2母线bH-母线C母线D开关站A开关站B图7-9双环网结构示意图（开关站形式）7.4设备选型原则7.4.1 110kV 变电站（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,确定变电站的供电范围以及主变压器的容量序列。各类供电区域新建变电站容量配置可按下表确表7-1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 )110kVB类2363、50C类2350(2)针对新建110kV变电站，均考虑 3台单台主变容量为

29、50MVA最终容量配置；现有受 站址限制，不能扩建 3#主变的现有110kV变电站，均考虑单台主变容量为63MVA最终容量配(3)变电站的布置应因地制宜、紧凑合理，尽可能节约用地。B类供电区域可采用户内或半户内站，商住区宜采用户内站，工业园区宜采用半户内站；C类供电区域宜采用半户内或户外站。7.4.2 110kV 线路(1) 110kV线路导线截面的选取应符合下列规定：线路导线截面宜综合饱和负荷、线路全寿命周期等因素选定。线路导线截面应与电网结构相匹配。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。(2) B、C类供电区域110kV架空线路截面不应小于 300mm2。(3) 110

30、kV架空线路导线宜采用钢芯铝绞线，有腐蚀性地区可选用具备防腐能力的导线。(4) 110kV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。7.4.3 10kV 线路(1)规划设计导则规划可以使用电缆的情况：a)建筑面积较大的新建居民楼群、高层住宅区、科技园区；b)主要干道或重要地区；c)市政规划要求采用电缆的地区。(2)允许使用电缆区域：三跨一出路段，包括变电站出口500米区域、跨越城市主干道、高速公路、铁路路段。(3)在城市规划区内的 B类供电区域按电缆网规划远景目标网架，包括樊城中心区、襄城 中心城区、高新区、襄州中心城区、东津新区起步区、深圳工业园等城市规划区域。现

31、有架空线路根据市政要求随城市建设逐步入地，向电缆网过渡。尹集、太平、牛首、欧庙、卧龙、石花、 伙牌、朱庄物流园等城郊及乡镇C类供电区域，除三跨一出外，为架空线路规划区域。(4)枣阳、宜城、老河口、谷城、南漳、保康县城区味供电区域现状以架空网为主，远景年目标网架规划仍保持架空线为主，电缆为辅原则开展规划。C类建成区以梳理架空网为主，对于道路狭窄已无新增架空廊道区域，可规划新增电缆线路。C类建设区及自然发展区原则上以 架空网为主，与政府部门签订合约协议，明确由政府承担电缆土建费用的，允许采用电缆线路。(5)中压配电网应有较强的适应性，导线截面应综合饱和负荷状况、线路全寿命周期一次选定，导线截面选择

32、应系列化、统一化。主变容量与10kV出线间隔及线路导线截面的配合可参照下表规定选择。表7-2主变容量与10kV出线间隔及线路导线截面配合推荐表110kV主变容量 (MVA10kV出线间隔数10kV主干线截面(mrri)10kV分支线截面(mm)架空电缆架空电缆6312及以上240400240、 150400、 24050914240400240、 150400、 240(4)为避免城区线路重复改建，XX中心城区及县城区新建中压主干线和分支线统一采用架空240mm2导线截面、电缆 400mm2导线截面，台区下户线按实际需求选取。(5)线路供电半径应满足末端电压质量的要求。正常负荷下，10kV线路

33、供电半径 B类供电区域不应超过 3km ； C类不应超过 5km。7.4.4 配电设备(1)依据供电区不同地块用电特点，选用对应的开关站、环网柜供电模式，例如高负荷密 度区，供电半径小，应采用开关站布置；负荷密度不高、用户较为分散区域，供电半径较大，采 用沿线环网柜布置方案。(2)开关站开关站应用在成片开发新居配、商务区以及一二类工业园区小容量报装密集等地区。 开关站应建于负荷中心区，宜配置双电源，分别取自不同变电站或同一座变电站的不 同母线。 开关站接线宜简化，可采用两路或四路电源进线、612路出线，单母线分段接线，进线和母联开关应具备电气闭锁装置，出线断路器带保护。开关站设计容量应与电源进

34、线供电能力相匹配，一般不宜超过15000kVA o 开关站应按配电自动化要求设计并留有发展余地。(3)环网柜(室)环网柜(室)统一采用两路电源进线、4路出线。进线及环出线宜采用负荷开关，配出线采用断路器。环网柜按配电自动化要求设计。(4)柱上开关 线路分段、联络开关官选择负荷开关。长线路后段(超出变电站过流保护范围)、较 大分支线路首端及用户分界点处可选择断路器 开关的遮断容量应与上级10kV母线相协调。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。7.5 中压负荷分配原则根据XX配电网现状电力线路使用情况，在满足线路N-1条件下，综合考虑导线热稳定、线路压降等因素，

35、各典型供电模式下的导线供电能力如下表。表7-3典型供电模式供电能力典型供电模式导线型号总供电能力(MW)单回线路装接配变总 容量(kVA )主干线数量(回)单回线路供电能力(MW)辐射式JKLYJ-2408.572150018.57架空单联络JKLYJ-2408.571075024.29多分段两联络JKLYJ-24016.961410035.67单环网YJV22-40010.131260025.07双环网YJV22-40020.261260045.072*YJV 22-40038.152380049.547.6 电源接入原则7.6.1 分布式电源接入电网接入电压等级应符合国家标准规范要求。7.

36、6.2 接入110kV电网的常规电源，宜采用专线方式并网。7.6.3 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。7.6.4 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。7.6.5 在满足上述技术要求的条件下，电源并网电压等级可按下表规定确定。 表7-4电源并网电压等级参考表电源总容量范围并网电压等级电源总容量范围并网电压等级400kW 6MW10kV6MW 50MW110kV7.7 用户接入原则7.7.1 总体要求(1)用户接入应符合电网规划，不应影响电网的安全运行及

37、电能质量。(2)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。(3)新建住宅小区宜采用电缆线路、户内开关站和配电室方式供电。商用综合楼(含高层 建筑)的供电应结合建筑物结构和当地配网条件综合考虑建设开闭所(配电室)。根据其建设进 度，分期投入受电设备，避免受电设备长时间轻载运行，造成资源浪费。(4)网络重构时，结合分布式电源接入容量和规模，合理接入。7.7.2供电电压等级用户的供电电压等级应根据当地电网条件、用电负荷、用户报装容量，经过技术经济比较后确定。供电电压等级可按下表的规定确定。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7-5用户接入容量和

38、供电电压等级参考表供电电压等级用电设备容量受电变压器总容量10kV一50kVA 20MVA35kV一5MVA 40MVA110kV一20MVA 100MVA7.7.3供电电源配置(1)重要电力用户供电电源配置应符合Q/GDW10370-2016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。结合XX实际情况，网格化规划目标网架实现，特级重要电力用户应采用双电源或多电源供电：一级重要电力用户应采用双电源供电；二级重要电力用户应采用双回路供电；临时重要电力用户按照用电负荷重要性，在条件允许情况下，可以通过

39、临时敷设线路等方式满足双回路或两路以上电源供电条件。(2)重要电力用户供电系统应当简单可靠，简化电压层级。如果用户对电能质量有特色需 求，应自行加装电能质量控制装置。(3)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，自备应急电源与正常供电电源间应有可靠的闭锁装置，防止向配网反送电， 并应符合国家有关技术规范和标准要求。(4)对双电源供电的用户，其电源可以从变电站、一级开关站各出一路供电，但电源最终来源于不同的上一级变电站所，也可取自同一变电站的两段母线，用户应对两回路之间采取可靠的联锁措施。对双回路供电的用户，双回供电线路电源允许来自同一变电站，双回线路电源一般宜

40、来自于不同组联络线路。重要用户应自备保安电源，并与系统电源之间采取可靠的联锁措施。(5)对十层及以上的高层建筑消防用电负荷、应急照明、走道照明、值班照明、安防系统、 客梯、排污泵、生活水泵等敏感用户用电设备，应有第二回电源，新增敏感用户的双回电源根据报装需要应就近接入电源不同的开关站、环网柜或者T接入公网线路。7.7.4 中压用户接入方式(1)工业用户报装用电容量达到8000千伏安及以上时，采用10千伏电压等级供电，可接入高压变电站10千伏专用间隔供电；房地产及商业等非工业用户报装用电容量达到15000千伏安及以上时，可接入高压变电站10千伏专用间隔供电。(2)工业用户报装容量达到 40008

41、000千伏安时，非工业用户用电容量达到 400015000 千伏安时，应接入开关站或变电站出口侧环网柜供电。(3)用户报装容量小于 4000kVA时，应就近接入开关站、环网柜或者 T接入公网线路。7.7.5 10kV专线用户管理(1)应严控高压变电站10千伏专用间隔使用。充分论证高压变电站10千伏专用间隔使用必要性和合理性。(2)对于已投运三年及以上，且负荷小于3000千瓦的变电站10千伏专用间隔(重要用户间隔除外)，可考虑将专用用户退出专用间隔，改由公用线路的专线分支供电。(3)针对现有专线用户应结合网架及电源建设布局，有必要的进行切改。(4)为避免既定专线负荷影响饱和中压电网构建，应在分区

42、预测中按实际用户负荷地理位 置扣除。7.7.6电动汽车充换电设施接入(1)根据谷峰电价政策，在满足用车需求前提下可采取随机延时、排队延时合闸等技术措 施保证有序充电，避免高峰负荷叠加，改善电网负荷特性，提高电网运行经济性和可靠性。(2)充换电设施所选择的标准电压应符合国家标准GB/T156的要求。供电电压等级应根据充换电设施负荷，经过技术经济比较后确定。供电电压等级参照表如下。表7-6电动汽车充换电设施供电方式推荐表供电电压等级(kV)充换电设施总负荷10100kW以上(3)新建居住小区应考虑给充电设施的配电容量留有预度，交流小功率充电桩可设置在居 住小区，应引导有序充电，避免高峰负荷叠加冲击

43、配电网和谐波污染。7.8配电自动化建设原则7.8.1 配电自动化技术路线(1)三遥终端优先采用无线专网，不具备条件可采用光纤通信方式。二遥终端优先采用无 线专网通信方式，未覆盖无线专网终端可采用无线公网通信方式。(2)电缆单环网(环网柜组成的电缆双环网)配电自动化配置方案城区目标网架为电缆单环网线路，采用“集中型”馈线自动化方案，光纤通信或无线专网方式。依据负荷等分原则，将线路分成3-5个负荷段，合理确定分段环网柜和联络环网柜。联络环网柜、分段环网柜、接有重要用户或所接入用户较多的主线路环网柜等关键点配置三遥终端，其他主线路环网柜及分支环网柜不配置配电自动化终端。(3)电缆双环网(开关站形式)

44、配电自动化配置方案城区目标网架为电缆双环网(开关站形式)线路，采用“集中型”馈线自动化方案，光纤通 信或无线专网方式。所有主线路开关站配置三遥终端，主线路开关站所供二级开关站如接有接有重要用户或所接入用户较多时，可配置二遥终端。(4)城区目标网架为架空多分段单联络(两联络)线路，采用“就地型”馈线自动化方案， 无线通信方式。主线分段开关、联络开关终端选用“自适应”型，其首端开关应具备“选线”功 能，安装于变电站出线第一基杆塔，分段开关应具备“选段”功能。其他重要分支开关、重要用 户分界开关配置二遥终端，采用继电保护模式。7.8.2 建设过渡阶段配电自动化配置方案(1)在建设过渡阶段，应按“一线

45、一案”模式确定线路配电自动化过渡方案。(2)目前为电缆和架空混合线路，目标为全电缆网时，过渡方案可采用架空网配置方式。(3)目前已建成的电缆线路和新建电缆线路，应按照电缆目标网架配电自动化方案配置，对于暂不具三遥通信条件时，可采用半自动馈线自动化方案，即采用无线通信方式，由主站判定故障，人工现场操作开关。表7-7 XX各类供电区配电自动化模式选择原则地区类型线路形式自动化模式B类供区电缆型(具备光纤)集中型馈线自动化。关键节点(联络、分段)三遥，长分支二摇继电保护型。电缆型(不具备光纤)半自动集中型馈线自动化。采用无线通信，主线开关配置二摇功能，采用集 中型；分支配置二摇终端，采用继电保护型。

46、架空型根据通信条件，选用集中型馈线自动化或就地型馈线自动化。地区类型线路形式自动化模式C类供区电缆型（具备光纤）集中型馈线自动化。关键节点（联络、分段）三遥，长分支二摇继电保护型。电缆型（不具备光纤）半自动集中型馈线自动化。采用无线通信，主线开关配置二摇功能，采用集 中型；分支配置二摇终端，采用继电保护型。架空型根据通信条件，选用集中型馈线自动化或就地型馈线自动化。注：1、所有终端均为三遥终端，表格中所说的二遥和三遥是指在调试及运行中采用的功能。2、通信配置以网架对应形式进行配套建设，所有终端均为三遥终端建设，其中电缆网终期采用集中型三遥光纤通信方式，架空网采用半自动集中型二遥无线通信方式。2

47、025年前，除已批复采用“集中型”馈线自动化模式建设的11个通信环网上的10千伏线路外， 电缆及架空过渡网架均采用无线通信方8站址廊道控制原则8.1 变电站选址原则8.1.1 符合城市总体规划要求，与当地的城镇规划或工业区规划相协调，正确处理好局部与全局 的关系，变电站选址需按照城市的统一布局，全面合理的来安排进行。8.1.2 方便与电源或其他变电站的互相联络，符合整体布局和园区电网发展的要求。8.1.3 布置便于进出线，避免或减少相互交叉跨越，并尽量靠近符合中心，减少输电线路建设的 投资和电能的损耗。8.1.4 占地面积应考虑最终规模要求，站址标高，宜高于洪水频率为2%的高水位。8.1.5

48、尽可能远离住宅、医院、中小学等对电磁环境要求较高的区域，或易引发矛盾的区域。需符合环境保护，要积极地采取合理措施，消除污染，保护环境；变电站的运行噪声对周边环境的影响，应符合国家现行标准城市各类区域环境保护噪声标准的有关规定。8.1.6 避开通讯电台、机场导航台等设施，对周围环境和邻近工程设施的干扰和影响应符合有关 规定。避开危险品仓库、输油管道、高压燃气管道等易燃易爆区域。8.1.7 地质、地形、地貌和环境条件适宜，避开易燃、易爆及污染严重地区；避开地震断裂、滑坡、塌陷、溶洞地带；避开文物保护和有待开采矿藏的地区。8.1.8 宜避免在土地权属复杂或改造成本高的地区选址。在有现状建筑物或需改造

49、才能进行变电 站建设的，应注意其改造时间与变电站建设时间的协调。8.2 变电站用地面积根据城市电力规划规范GB/T50293-2014 ,变电站的用地面积（不含生活区用地），按变电站最终规模规划预留；规划新建的110kV变电站用地面积的预留如下表。，压等级（kV）变压等级（kV）一次电压/二次电压主变容量（MVA/台）变电站结构形式及用地面积（m2）全户外用地面积半户外用地面积户内用地面积110110/1050-63/2-32000-55001500-5000800-4500注：1、上表数值为一般地区变电站用地规模；2、若基地用地条件情况特殊，变电站面积应根据具体情况进行调整。3、本指标未包括

50、厂区周围防护距离或绿化带用地，不含生活区用地。8.3 中压架空线路走廊控制原则8.3.1 导线对地面、建筑物、树木、铁路、道路、河流、管道、索道及各种架空线路的距离，应 根据最高气温情况或覆冰情况求得的最大弧垂和最大风速情况或覆冰情况求得的最大风偏计算。8.3.2 导线与地面或水面的距离，不应小于下表数值。线路经过地区10kV居民区6.5米非居民区5.5米不能通航也不能浮运的河、湖（至冬季冰面）5米不能通航也不能浮运的河、湖（至50年一遇洪水位）3米交通困难地区4.5米8.3.3 10kV配电线路不应跨越屋顶为易燃材料做成的建筑物，对耐火屋顶的建筑物， 应尽量不跨越，如需跨越，导线与建筑物的垂

51、直距离在最大计算弧垂情况下，裸导线不应小于3m,绝缘导线不应小于 2.5m。8.3.4 线路边线与永久建筑物之间的距离在最大风偏情况下，不应小于下列数值：10kV:裸导线1.5m,绝缘导线0.75m o （相邻建筑物无门窗或实墙）在无风情况下，导线与不在规划范围内城市建筑物之间的水平距离，不应小于上述数值的一半。8.3.5 10kV配电线路通过林区应砍伐出通道，通道净宽度为导线边线向外侧水平伸5m,绝缘线为3m,当采用绝缘导线时不应小于1m。配电线路通过公园、绿化区和防护林带，导线与树木的净空距离在最大风偏情况下不应小于3m。配电线路通过果林、经济作物以及城市灌木林，不应砍伐通道，但导线至树梢

52、的距离不应小 于 1.5m。配电线路的导线与街道行道树之间的距离，不应小于下表所列数值最大弧垂情况的垂直距离（m)最大风偏情况的水平距离（m)1kV 10kV1kV 10kV1.5 (0.8)2.0 (1.0)8.3.6 10kV线路与特殊管道交叉时，应避开管道的检查井或检查孔，同时，交叉处管道上所有金属部件应接地。8.4 中压电缆通道控制原则8.4.1 布局总体要求1电力管线布局严格按照城市综合管线综合规划规范（GB50289-2016）要求，在尊重现状埋地管线的前提条件下，满足与其他市政管线之间最小净距要求。2对于架空线入地梳理的管线，处理好与入户管线的关系，原则上道路红线范围内的架空线路全部入地。同时对横跨道路的架空线路进行就地入地，对频繁跨路200米范围内的架空线