《直流配电与交流互联规划设计技术导则》

ICS29.240.01

F10/19

T/CEC

中国电力企业联合会标准

T/CECXXX—2018

直流配电与交流互联规划设计技术导则

ThetechniqueguideforplanninganddesignofDC

distributionandACinterconnection

（征求意见稿）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

中国电力企业联合会发布

I

T/CECXXXX—YYYY

目次

前  言....................................................错误！未定义书签。

1总则.....................................................................1

2术语和定义...............................................................1

3基本规定.................................................................2

4供电区域与规划编制基础...................................................3

5负荷预测与电力电量平衡...................................................4

6主要技术原则.............................................................5

7网架结构.................................................................8

8主要设备................................................................12

9系统二次................................................................14

10电源及用户接入.........................................................15

11规划计算分析要求.......................................................16

12技术经济分析...........................................................17

附录A（资料性附录）中低直流配电距离推荐表............................I

Ⅱ

直流配电与交流互联规划设计技术导则

1总则

1.1为规范直流配电与交直流互联配电网规划设计与建设,有效指导电网企业开展配电网规划设计和

建设工作,制定本标准。

1.2本标准适用于我国110kV交流、±50kV直流及以下各电压等级直流配电网及交直流互联配电网规

划设计的有关工作，其中交流配电网可参照相关技术要求执行。

1.3本标准对交直流混合配电网供电区域与规划、网架结构、主要设备、系统二次、电源及用户接入

等方面进行规范，提出了具体的交直流混合配电网规划计算分析与经济性分析相关要求。

1.4交直流混合配电网规划设计除应符合本导则外，还应符合国家及行业现行有关标准规定。

2术语和定义

2.1

交直流混合配电网AC/DChybriddistributionnetwork

从电源侧（输电网、发电设施、分布式电源等）接受电能，并通过交直流配电设施就地或逐级分配

给各类用户的电力网络。其中，±100kV电网为高压直流配电网，±3kV～±50kV电网为中压直流配电网，

±1500V以下电网为低压直流配电网。

2.2

分布式电源distributedelectricitygeneration

接入35kV及以下电压等级、位于用户附近、就地消纳为主的电源，包括同步发电机、异步发电机、

变流器等类型，多以直流方式经过逆变升压并网。

2.3

电力电子变压器powerelectronictransformer

一种含有电力电子变换器且通过高频变压器实现磁耦合的变电装置，它通过电力电子变换技术和高

频变压器实现电力系统中的电压变换和能量传递。

2.4

交流故障电流限制器ACfaultcurrentlimiter

能限制交流系统故障时流过输电设备电流幅值的装置，通常在系统正常运行时呈现较小阻抗，而在

电力系统故障时呈现较大阻抗，也称交流短路电流限制器，简称交流限流器。

2.5

直流故障电流限制器DCfaultcurrentlimiter

1

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能限制直流系统故障时流过输电设备电流变化上升率的装置，通常在系统正常运行时呈现较小通态

电阻，而在系统故障时呈现较大阻抗，也称直流短路电流限制器，简称直流限流器。

2.6

供电可靠性reliabilityofpowersupply

配电网向用户持续供电的能力。

2.7

电压源换流器voltagesourceconverter（VSC）

由采用可关断阀器件的阀及其监控设备、相关辅助设备等组成的成套换流装置。

2.8

两电平换流器two-levelconverter

交流侧输出相电压波形中电平数为2的电压源换流器。[GB/T30553—2014，定义3.4.4]

2.9

三电平换流器three-levelconverter

交流侧输出相电压波形中电平数为3的电压源换流器。[GB/T30553—2014，定义3.4.5]

2.10

多电平换流器multi-levelconverter

交流侧输出相电压波形中电平数大于3的电压源换流器。[GB/T30553—2014，定义3.4.6]

2.11

模块化多电平换流器modularmulti-levelconverter

每个VSC阀由一定数量的独立单相电压源换流器串联组成的多电平换流器。[GB/T30553—2014，

定义3.4.7]

2.12

直流变压器DCtransformer

采用变压器、电力电子器件及其监控设备、相关辅助设备等，实现直流电压变换的一种成套装置。

2.13

直流微电网DCmicro-grid

由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成，采用直流供电的小型发配用电系统

（必要时含储能装置）。

3基本规定

2

3.1为安全、可靠、经济地向用户供电，交直流混合配电网应具有必备的容量裕度、适当的负荷转移、

自愈、应急能力，以及分布式电源接入能力。

3.2交直流混合配电网应作为一个整体系统规划，以满足交直流系统的合理优化布局，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需求。

3.3交直流负荷和分布式电源应接入适宜的电压类型和电压等级，尽可能减少变压（换）环节。

3.4交直流混合配电网宜采用两端或多端环形结构，直流配网和交流配网之间应采用电气隔离。

3.5交直流混合配电网规划设计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。

3.6交直流混合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。

3.7高可靠性供电区域的交直流互联配电网结构应具备网络重构能力，便于实现故障自动隔离。

4供电区域与规划编制基础

4.1交直流电压等级及供电分区

4.1.1依据电压等级，交直流供电主要分为高压交直流、中压交直流、低压交直流三类，如表1所示。

表1交直流供电电压等级划分表

电压等级配电网形态网络结构

高压交直交流35kV以上，直流±高压交流柔性互联两端互联、多端环型互联，多端星型互联

流50kV以上

中压交直交流1kV以上，35kV及中压交流柔性互联两端互联、多端环型互联，多端星型互联

流以下，直流±3kV～±中压直流配电

双端式、多端星型、多端环式

50kV

低压交直交流1kV及以下，直流±交直流混合配电两端互联、多端环型互联

流1500V及以下低压直流配电双端环式、单端环式、辐射式

低压交流配电辐射式

4.1.2交流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2所示。

表2交流供电区域划分表

供电区域A+ABCDE

市中心区市区市区城镇农村

直辖市—

或σ≥30或15≤σ<30或6≤σ<15或1≤σ<6或0.1≤σ<1

省会城市、市中心区市区城镇农村

σ≥30—

行政计划单列市或15≤σ<30或6≤σ<15或1≤σ<6或0.1≤σ<1

级别地级市（自市中心区市区、城镇农村

—σ≥15农牧区

治州、盟）或6≤σ<15或1≤σ<6或0.1≤σ<1

县（县级市、城镇农村

——σ≥6农牧区

旗）或1≤σ<6或0.1≤σ<1

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。

4.1.3直流供电区域划分主要依据中压直流配电网架结构及其电能质量，也可参考用户重要程度、用

电水平等因素确定，如表3所示。

表3直流供电区域划分表

3

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供电区域A+ABCDE

可选中压直

环形、多端环形、多端、多端、双端结多端、双端、

流配电网络双端、辐射结构辐射结构

结构双端结构构辐射结构

结构

划分

允许电压偏

依据，，，，，，

差-3%+3%-5%+5%-10%+7%-10%+7%-10%+7%-10%+7%

电压纹波≤3%≤5%≤6%≤6%≤6%≤6%

4.2规划年限及编制要求

4.2.1交直流混合配电网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。

4.2.2近期规划应着重解决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。高

压配电网近期规划应给出网架规划的各年度新建与改造项目，并提出对上级电网建设的建议。中低压配

电网近期规划应给出规划水平年的网架规划，以及前两年的新建与改造项目，估算五年内的投资规模。

4.2.3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架。根据负荷预测计

算目标年的变电站布点及容量需求，预留变电站站址和线路走廊通道。

4.2.4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。

4.3规划目标

4.3.1各类交直流供电区域以可靠性为核心规划目标，应满足表4中规定的规划目标：

表4规划目标

供电分区年平均停电时间供电可靠率（RS-1）综合电压合格率

A+不高于52min99.999%99.99%

A不高于52min99.990%99.97%

B不高于3h99.965%99.95%

C不高于12h99.863%98.79%

D不高于24h99.726%97.00%

E------

注1：RS-1计及故障停电、预安排停电及系统电源不足限电影响。2：用户每年平均停电次数目

标宜结合配电网历史数据与用户可接受水平制定

5负荷预测与电力电量平衡

5.1负荷预测

5.1.1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。

4

5.1.2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。

5.1.3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。

5.1.4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。

5.1.5负荷预测应分析用户终端用电方式变化和负荷特性变化，考虑用户交流、直流接入方式，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。

5.1.6负荷预测应给出电量和负荷的总量及分布（交直流分区、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。

5.1.7应通过多种渠道做好负荷需求数据的调查与收集工作，政府部门、各企事业单位等用电主体应

予以充分配合，提升负荷预测的准确性。

5.2电力电量平衡

5.2.1电力平衡应作为确定规划水平年新增变电容量规模的主要依据。

5.2.2电力平衡应分区、分电压等级、分年度进行，并考虑各类分布式电源、电动汽车、储能装置等

的影响。

5.2.3分电压等级电力平衡应结合负荷预测结果和现有容量，确定各电压等级所需新增的交流和直流

变电容量。

5.2.4对于分布式电源比例较高的区域，既要进行电力平衡计算，也要进行电量平衡计算，确保规划

结果的合理性。

6主要技术原则

6.1电压等级

6.1.1交直流混合配电网应优化配置电压等级序列，避免重复降压。

6.1.2交直流混合配电网中交流电压等级的选择应符合GB/T156和DL/T5729的规定，直流电压等级

的选择宜符合GB/T35727-2017《中低压直流配电网电压导则》。

6.1.3交直流混合配电网中电压等级的选择应考虑网架发展需求、供电能力约束、设备发展水平、工

程运行经验、投资经济性、分布式电源及各类负荷接入需求等因素。

6.1.4中压直流配电系统的标称电压±50kV至±3kV范围内，中压直流配电系统的标称电压宜从表5

中选取。

表5中压直流配电系统的标称电压

单位为千伏（kV）

优选值备选值

±50

±35

±20

30a

24a

5

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±10

18a

12a

±6

±3

注1：未标正负号的电压值对应单极性直流线路，标有正负号的电压值对应双极性直流线路。

注2：建议在未来新建系统中优先采用优选值。

注3：基于技术和经济原因，某些特定的应用场合可能需要另外的电压。

a：12kV、18kV、24kV、30kV等为舰船用推荐直流电压等级，参考IEEEStandard1709-2010RecommendedPracticefor

1kVto35kVMedium-voltageDCPowerSystemsonShips。

6.1.5低压直流配电系统的标称电压±3kV至±48V范围内，低压直流配电系统的标称电压宜从表6

中选取。

表6低压直流配电系统的标称电压

单位为伏（V）

优选值备选值

3000（±1500）

1500（±750）

1000

750（±375）

600

440

400

336

240

220（±110）

48

注1：未标正负号的电压值对应单极性直流线路，标有正负号的电压值对应双极性直流线路。

注2：48V以下直流电压由于电压等级较低供电损耗较大，不适合作为配电网电压等级。

注3：基于技术和经济原因，某些特定的应用场合可能需要另外的电压等级。

6.1.6直流配电网与交流配电网的互联宜采用对应电压等级，如表7所示。

表7交直流互联系统的标称电压

单位为千伏（kV）

交流标称电压直流标称电压

110±100

66±50

35±35

20±20

10±10

6

20

±1.5

1.5

3

0.380.75

注1：与10kV交流配电网互联的直流配电网可采用标称电压20kV的单极系统，也可采用标称电压±10kV的双极系统。

注2：与1.5kV交流配电网互联的直流配电网可采用标称电压3kV的单极系统，也可采用标称电压±1.5kV的双极系统。

6.1.7同一供电区域内的交直流混合配电网直流侧，高、中压层级宜选取1～2个直流电压等级，低压

层级可根据用户、分布式电源等实际接入需求选取多个直流电压等级。

6.2供电安全准则

6.2.1供电安全准则是保障交直流混合配电网安全可靠供电的重要基础。

6.2.2中压交直流混合配电网供电安全准则，如表8所示。

表8中压交直流混合配电网供电安全准则

供电区域类型供电安全准则

A+类必须满足N-1，有条件可满足N-2

A类必须满足N-1

B、C类应满足N-1

D类宜满足N-1

E类不做强制要求

6.2.2.1中压配电网一回线路或配电站内一台配电变电器发生故障停运时：

a）在正常情况下，除故障段外不停电，不应发生配电网电压偏低以及设备不允许的过负荷。

b）在计划停运情况下，又发生故障停运时，允许部分停电，待故障修复后恢复供电。

6.2.2.3为实现中压交直流线路安全准则，线路最高负载率可按照以下控制原则：

中压配电网为多分段、多联络的开环运行网络。为了能够实现对故障段隔离，实现非故障段恢复供

电的目的，线路正常运行时的最大负载率应控制在

PM

T100%（1）

P

式中：T——线路负载率（%）；

P——对应线路安全电流限值的线路容量（kVA）；

M——线路的预留备用容量（kVA），即其余联络线路故障停运时可能转移过来的最大负荷。

6.3电压质量及其监测

6.3.1供电电压允许偏差

6.3.1.1交流配电网各电压等级供电电压允许偏差应满足GB12325的规定。

6.3.1.2±10kV～±50kV等级供电电压正向允许偏差值不大于5%，负向允许偏差值不小于-15%；±

750V（1500V）～±6kV等级的供电电压正向允许偏差值不大于7%，负向允许偏差值不小于-17%；1500V

以下等级的供电电压正向允许偏差值不大于10%，负向允许偏差值不小于-20%。

6.3.2电压监测

6.3.2.1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。

6.3.2.2主要电力电子设备的并网点宜选为电压监测点，并可利用电力电子设备自身的电压监测功能。

6.4中性点接地方式

7

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6.4.1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。

6.4.2交流配电网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。交流配电网接地方式要求应满足GB50613的要求。

6.4.3中压直流配电网推荐采用不接地方式。

6.4.4低压直流配电网接地方式应满足GB16895的要求。

7网架结构

7.1一般要求

7.1.1交直流混合配电网网架结构应综合考虑供电可靠性、运行安全稳定性、调度操作灵活性、电能质

量要求以及经济性等因素确定，高、中、低压配电网三个层级应相互匹配、强简有序、相互支援。

7.1.2交流侧电网结构应满足DL/T5729的要求。

7.1.3直流侧电网可通过换流器与本层级对应电压等级交流电网互联，也可通过直流变压器实现直流

电网各层级互联。

7.1.4直流配电线路供电半径应根据实际负荷和线路条件满足末端电压质量要求。中、低压直流配电

网的供电半径推荐值参考附录A.1和A.2。

7.1.5交流配电线路供电半径应根据实际负荷和线路条件满足末端电压质量要求。

7.1.6在电网建设的初期及过渡期，应根据供电安全准则要求及目标网架，合理选择过渡电网结构。

7.2交直流配电网结构

7.2.1交流配电网络结构参照DL/T5729中35~110kV电网结构。

7.2.2中压直流配电网络结构应综合考虑分布式电源并网、负荷接入等需求。通用结构形式包括双端

结构、多端环型结构和星形结构，如图1所示。

（A）两端结构

8

（B）多端环型结构

（C）星型结构

图1中压直流配电结构

7.2.3低压直流配电网通用结构形式包括辐射式、两端供电和多端并供结构，如图2所示。

（A）低压直流辐射结构

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（b）两端环式结构

（C）多端并供结构

图2低压直流配电结构

7.2.4交直流混合配电网应根据供电区域、直流负荷和分布式电源接入情况、以及交直流变流器的布

局进行分层分区供电。

7.2.5直流线路应根据主干线路长度和负荷分布情况进行分段，按供电安全标准要求每段负荷不宜超

过2MW。

7.3交直流互联结构

7.3.1中压交直流混合配电网应根据变电站位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相互独立

的供电区。分区应有大致明确的供电范围，正常运行时不交叉、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。

7.3.2对于供电可靠性要求较高的区域，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。

7.3.3交直流互联结构包括直流支线结构、辐射结构、多分段适度联络型结构和两端互联结构，如图3

所示。

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（A）直流支线结构

（B）辐射结构

（C）多分段适度联络结构

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（D）两端互联结构

图3交直流互联结构

7.3.4中压交、直流配电网互联时应合理选择交流接入点，宜优先接入上级交流变电站的中压侧母线。

7.3.5低压直流配电线路可根据实际情况通过电力电子变换设备合理选择接入中压直流母线或中压交

流主干线。

8主要设备

8.1一般要求

8.1.1设备容量配置应综合考虑负荷密度、空间资源条件、上下级电网的协调和整体经济性等因素确

定。

8.1.2直流设备及线路容量应留有合理裕度，保证设备在负荷波动或转供时满足运行要求，同时应考

虑功率反送的需求。

8.1.3设备选择应坚持安全可靠、经济适用及差异化原则，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，所选设备应通过具备相应资质机构的检测。电能质量要求较高区域宜

适当提高设备的配置标准。

8.1.4交直流混合配电网交流侧设备配置应满足DL/T5729的要求。

8.1.5低压换流器、直流变压器的配置应尽量靠近负荷中心，其容量应根据负荷需求进行选取。

8.1.6各级换流器、直流变压器等配电设备宜户内配置。

8.2换流器

8.2.1用于接入直流负荷和无功率外送需求的直流微电网宜采用单向换流器，用于接入有功率交换需

求的直流储能系统和直流微电网宜采用双向换流器。

8.2.2换流器的选择应考虑换流器的性能、可靠性、损耗、占地、体积、安装条件、综合造价等因素。

8.2.3换流器宜选择电压源型(VSC)，根据接入电压等级不同可选用两电平换流器、三电平换流器或模

块化多电平换流器。高、中压直流配电网宜选择模块化多电平换流器，低压直流配电网宜选择三电平换

流器或两电平换流器。

8.2.4换流器的交流侧可配置换流变压器，提供站用电源，实现电压调节和故障隔离。

8.2.5在交流系统发生单相短路故障时，换流器应具备交流故障穿越能力。

8.2.6换流器应满足DL/T1697中相关技术规定。

8.3电力电子变压器

8.3.1电力电子变压器的主要部件宜包括初、次级功率变换器以及联系这两者之间的高频变压器。

12

8.3.2电力电子变压器工作模式宜分为并网模式与离网模式两种工作模式。并网模式下，能够根据配

电网功率需求，控制大电网提供或吸收能量，实现功率平衡调节。离网模式下，交流配电网和直流配电

网都与大电网断开连接，功率仅在交直流配电网间双向流动。

8.3.3多台电力电子变压器可并联运行，共同维持交直流混合配电网电压稳定和功率平衡。

8.3.4电力电子变压器应具备电气隔离功能，可同时具有交流和直流电网端口，满负荷运行状态下效

率应不低于96%。

8.3.5对可靠性要求较高的交直流负荷供电时，可配置两台及以上电力电子变压器，当任意一台电力

电子变压器退出运行，其余电力电子变压器的容量应满足负荷的供电要求。

8.4直流故障电流限制器

8.4.1在故障发生时可抑制短路电流上升率，为直流断路器提供充足的冲击耐受电压、开断电流和开

断时间裕量。

8.4.2直流故障电流限制器的型式可选择电阻式、电感式、阻感式等方案，选择时应充分考虑直流故

障电流限制器的指标性能、可靠性、损耗、占地、体积、安装条件、综合造价等因素。

8.4.3依据不同的应用场景、负荷电流等情况分别选择电阻式、电感式、阻感式直流故障电流限制器。

高、中压交直流混合微网中宜采用电阻式直流故障电流限制器，低压交直流混合微网中宜采用电感式、

阻感式直流故障电流限制器。

8.5直流变压器

8.5.1用于接入直流负荷和无功率外送需求的直流微电网宜采用单向直流变压器，用于接入有功率交

换需求的直流储能系统和直流微电网宜采用双向直流变压器。

8.5.2对可靠性要求较高的直流负荷供电时，可配置两台及以上直流变压器，当任意一台换流器或直

流变压器退出运行，其余换流器或直流变压器的容量应满足负荷的供电要求。

8.5.3综合考虑设备制造能力和技术经济合理性，可装设多台直流变压器并联运行。

8.5.4高、中压直流变压器应具备电气隔离功能。

8.6直流断路器

8.6.1直流断路器应根据负载情况和故障处理的要求，对额定直流电压、额定直流电流、额定冲击耐

受电压、开断电流与开断时间等主要参数进行选择。

8.6.2直流断路器的型式可选择空气式、机械式、电力电子式和混合式等方案，选择时应考虑直流断路

器的指标性能、可靠性、损耗、占地、体积、安装条件、综合造价等因素。

8.6.3基于电压源型换流器(VSC)的直流系统中，直流断路器应具有快速动作功能，开断时间宜小于

5ms。

8.6.4若直流断路器不具备故障限流功能，可根据需要配置电力电子限流设备。

8.6.5依据不同的应用场景、负荷电流等情况分别选择机械式、混合式或全固态直流断路器。高、中

压交直流混合配电网直流侧电网宜采用混合型直流断路器，当混合型直流断路器的开断时间无法满足故

障处理的需求时，可采用全固态直流断路器。

8.7直流线路

8.7.1直流线路可选用直流电缆或架空线。

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T/CECXXXX—YYYY

8.7.2直流线路的选型应综合考虑电压等级、载流量、电压偏差、故障运行方式及供电裕度等因素确

定导线截面。

8.7.3针对交流配电网改造区域，在保证安全可靠供电的前提下，直流侧线路可用已有交流电缆代替。

9系统二次

9.1配电网保护配置

9.1.1交直流混合配电网应结合自身特点，根据就近就简、分区重叠的原则配置保护装置，且应符合

下述要求：

a)保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的基本要求，并据此进行保护原理的设计。

b)任一单一元件故障都不应引起保护装置误动或拒动，在任何运行工况下都不应存在保护死区。

c)应能根据网络运行方式，对保护功能和定值进行动态配置和调整。

d)配电网设备本身应装设异常运行监控和保护装置。各类故障的保护应有主保护和后备保护，可

根据需要增设辅助保护。

9.1.2交直流混合配电网的保护宜按照下述分区进行配置：

a)交流侧保护区域：包括交直流混合配电网交流侧的变电站、配变、线路、母线及各类配电设备。

b)交直流互联设备保护区域：包括换流变压器、换流器、联接电抗器等交直流互联设备。

c)直流侧保护区域：包括交直流混合配电网直流变压器、直流母线、直流线路和直流开关设备设

施等。

9.1.3交流侧保护区域应按GB/T14285的要求配置继电保护和安全自动装置。

9.1.4交直流互联设备保护区域的换流变压器应采用差动保护、本体保护；换流器应配置过流保护，

并可根据需要增设桥臂电抗差动保护等。

9.1.5直流侧保护区域的直流变压器应配置差动保护，±10kV及以上直流母线应采用差动保护，直流

线路应配置直流欠压过流保护。

9.1.6不同保护区域的配合应遵循如下原则：

a)交流侧发生故障时，应由交流侧保护选择性切除故障，尽量避免交直流互联设备保护动作，且不

应引起直流侧保护误动。

b)交流线路后备保护应确保线路末端故障时具有足够的灵敏度，并应与交直流互联设备保护配合。

9.2自动化控制

9.2.1交直流混合配电网规划设计与建设应在一次方案基础上考虑自动化与信息化的相关需求，实现

交直流数据的交互与一二次业务的融合。

9.2.2交直流混合配电网的自动化控制系统宜采用“主站+设备”的两层构架，若需配置子站，应根据

配电网结构、通信方式、实时信息接入量等合理配置。

9.2.3自动化控制主站应与一次、二次系统同步规划与设计，且应符合下述要求：

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a)自动化控制主站的规划与设计应考虑未来5-15年的配电网规模和应用需求，合理确定自动化控制

主站的系统功能与硬件配置方案。

b)应能够通过接收各配电设备的遥信与遥测信号，进行系统优化调度及运行方式的计算，并能够在

电网故障状态下与保护装置配合，对配电网各类事件、故障、状态进行研判与分析，获取各配电设备的

遥控及遥调参考指令，从而保证配电网的安全稳定运行。

c)应能够实现换流器、断路器、分布式电源、储能装置等配电网电源及设备的便捷接入、稳定运行、

安全退出的管理，具备相应的优化控制策略，并保证应用接口的标准化与功能的可拓展性。

d)自动化控制系统与各配电设备间、配电网各换流站间应能够通过系统通信，实现完整的控制功能。

e)自动化控制主站与现有PMS系统、电网GIS平台、营销95598系统等其他信息系统之间应统筹规划，

通过信息交互实现数据共享，为交直流混合配电网的管理提供技术支撑。

9.2.4各配电设备应能接收来自自动化控制主站的参考指令，并完成相应的整定值调整、断路器分合、

控制方式转换、变压器分接头调节、顺序控制等操作。还应满足以下要求：

a)交流变电站应根据DL/T5003的要求对自动化设备及相应控制系统进行设计；交流环网单元、开

关站等交流设备应按Q/GDW382的要求配置配电自动化终端。

b)直流变压器、换流器应宜实现“四遥”，并能够实现控制方式的在线切换。

c)高、中压交直流混合配电网的直流开关设备设施应宜实现一、二次成套化设计，关键分段开关

及联络开关应实现“三遥”功能。

9.3系统通信

9.3.1交直流混合配电网的通信系统用于在自动化控制主站与各配电设备之间传送控制和保护信息，

应采用先进、成熟、适用的通信技术，满足电网安全生产和公司经营管理的业务需求，并保持适度超前。

9.3.2通信系统应作为一个整体进行规划，协调发展、资源共享，防止网络重复建设和资源浪费。

9.3.3通信系统应与配电网一次网架同步规划、同步设计，在一次网架规划时预留相应位置和通道。

9.3.4交流侧通信网规划设计应符合Q/GDW11360、Q/GDW11358和Q/GDW1738的相关要求。

9.3.5直流侧可参照Q/GDW11360、Q/GDW11358和Q/GDW1738的要求进行通信网规划和设计，但宜

采用光纤通信，并适度增加光缆纤芯裕量。

9.3.6在交直流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。

9.3.7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）。

9.3.8交直流混合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电源及用户接入

10.1分布式电源接入

10.1.1交直流配电网应满足国家鼓励发展的各类电源及新能源微电网的接入要求，逐步形成能源互

联、能源综合利用的体系。

10.1.2交流电源接入应符合GB/T33593的规定。

10.1.3直流侧接入单条线路的电源总容量不应超过线路的允许容量；接入本级直流侧配电网的电源总

容量不应超过上一级直流配电设备的额定容量以及上一级线路的允许容量。

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T/CECXXXX—YYYY

10.1.4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

开关设备。

10.1.5在分布式电源接入前，应对接入的配电线路载流量、交直流配电设备容量进行校核，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。

10.1.6分布式电源接入应符合NB/T32015、Q/GDW11147和Q/GDW480中相关技术要求。

10.2用户接入

10.2.1交直流用户接入应符合DL/T5729的规定及电网规划，不应影响电网的安全运行及电能质量。

10.2.2直流用户的接入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。

10.2.3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要求，并应符合国

家有关技术规范和标准要求。

10.2.4电动汽车充换电设施接入直流侧配电网时应进行论证，分析各种充放电方式对配电网的影响。

10.2.5电动汽车充换电设施接入应符合Q/GDW11178中相关技术规定。

10.3储能接入

10.3.1储能系统接入交流配电网应符合Q/GDW564中相关技术规定。

10.3.2储能系统接入直流配电网后公共连接点处的电能质量，在纹波、电压偏差等方面应满足国家相

关标准的要求。

10.3.3储能系统可通过双向电力电子设备接入直流配电网，其容量和接入点的电压等级：1000kW以

上储能系统宜接入±10kV及以上电压等级配电网；1000kW及以下储能系统宜接入低压直流配电网。

10.3.4在储能系统与公用电网的连接点处应采用易操作、可闭锁、具有手动和自动操作的断路器，同

时安装具有可视断点的隔离开关。

11规划计算分析要求

11.1一般要求

11.1.1交直流混合配电网计算分析的任务是通过量化计算，确定交直流混合配电网的短路电流水平、

供电安全水平和供电可靠性水平，并研究提高配电网安全性、可靠性和适应性的措施。

11.1.2交直流混合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。

11.1.3交直流混合配电网计算分析应考虑系统中变换器的工作方式和控制模式的变化，进行相关计算

分析。

11.1.4需要针对交直流混合配电网中分布式电源、电动汽车、储能装置的接入，进行相关计算分析。

11.2潮流计算分析

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11.2.1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、可靠性计算的基础。

11.2.2应按典型方式对交直流混合配电网的潮流进行统一计算。

11.2.310kV交流、±10kV直流配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。

11.3短路电流计算分析

11.3.1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。

11.3.2交直流混合配电网短路电流计算，应综合考虑上级电源和本地分布式电源接入情况，以及变换

器、故障电流限制器的工作特性。

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