新型电力系统与城市规划建设融合技术导则

Q/LB.□XXXXX-XXXX目次TOC\o"1-1"\h\u18708前言 126427目次 127808新型电力系统与城市规划建设融合技术导则 2154451范围 2284742规范性引用文件 2275083术语和定义 318474总则 3217695公共电网建设要求 3207246用户接入建设要求 1148657分布式光伏建设要求 12147508储能系统建设要求 1453489充电设施建设要求 16新型电力系统与城市规划建设融合技术导则范围本技术导则规定了新型电力系统与城市规划建设融合涉电部分建设内容应遵循的一般原则和技术要求，主要内容包括公共电网、用户接入、分布式光伏、储能系统、充放电设施建设等方面。本文件适用于省级（含）以上工业园区及城市新区的新型电力系统与城市控制性详细规划融合建设，其它类型区域可参考使用。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/T50293城市电力规划规范GB50613城市配电网规划设计规范GB50217电力工程电缆设计规范GBT29319光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T39857光伏发电效率技术规范GB/T34932分布式光伏发电系统远程监控技术规范GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GBT19939光伏系统并网技术要求GB/T24337电能质量公用电网间谐波GB/T14549电能质量公用电网谐波GB50052供配电系统设计规范GB50054低压配电设计规范GB/T50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB50217电力工程电缆设计标准GB51048电化学储能电站设计规范GBT42288电化学储能电站安全规程GB/T43526用户侧电化学储能系统接入配电网技术规定GB/T44134电力系统配置电化学储能电站规划导则GB_T36278电动汽车充换电设施接入配电网技术规范GB50966电动汽车充电站设计规范DL/T5729配电网规划设计技术导则DL/T599城市中低压配电网改造技术导则Q/GDW10738配电网规划设计技术导则Q/GDW11185配电自动化规划内容深度规定Q/GDW1610001.1湖南电网规划设计技术导则第1部分：220kV电网Q/GDW1610001.2湖南电网规划设计技术导则第2部分：35kV~110kV电网Q/GDW1610001.3湖南电网规划设计技术导则第3部分：10kV及以下电网Q/GDW11147分布式电源接入配电网设计规范Q/GDW11168电动汽车充换电设施规划导则QGDW1864电缆通道设计导则QGDW1052010kV配网不停电作业规范QGDW11994电化学储能规划技术导则NBT33023电动汽车充换电设施规划导则术语和定义下列术语和定义适用于本文件。供电可靠性powerdistributionreliability配电网向用户持续供电的能力。[来源：Q/GDW1610001.3-2023，3.6]转供能力Diversioncapacity某一供电区域内，当电网元件发生停运时电网转移负荷的能力。[来源：Q/GDW1610001.2-2023，3.11]分布式电源distributedgeneration接入10kV及以下电压等级电网、位于用户附近，在10kV及以下电压等级以就地消纳为主的电源。[来源：Q/GDW1610001.3-2023，3.1，有修改]有效屋顶面积Effectiveroofarea建筑物顶层屋面扣除通风、采光、空调设备、屋顶绿化面积以外可安装光伏面板的实际使用面积。分布式光伏地块覆盖率Distributionphotovoltaicplotcoverage城市控制性详细规划中各用地地块有建设分布式光伏的比例。四可Fourabilities指用户全景数据可观测，用能信息可监测，用户远程可控制，运行灵活可调节。分布式光伏发电自消纳率Self-absorptionrateofdistributedphotovoltaicpowergeneration在光伏发电系统产生的可再生能源电量中，用于满足用户自身使用需求的电量占光伏发电系统全部发电量的比重。用户侧储能系统consumersideenergystoragesystem用户侧储能指在用户内部场地建设，直接接入用户内部配电设施的新型储能设施，所充电能原则上在用户内部消纳。充换电设施chargingequipment与电动汽车或动力蓄电池相连接，并为其提供电能的设备，包括车载充电机、非车载充电机、交流充电桩等设备。总则4.1为适应新型电力系统与城市规划融合建设的需要，达到统一规范新型电力系统建设技术原则的目的，制定本标准。4.2本导则在新型电力系统与城市规划、设计、施工等各阶段指导城市规划与新型电力系统融合建设。4.3新型电力系统建设与城市建设融合的相关要求除参考本导则相关要求外，还应符合现行国家标准、行业标准及地方有关标准的规定。公共电网建设要求一般规定1.坚强智能的配电网是能源互联网基础平台、智慧能源系统核心枢纽、新型电力系统的重要组成部分，应安全可靠、经济高效、公平便捷地服务电力客户，并促进分布式可调节资源聚合，电、气、冷、热多能互补，实现区域能源管理多级协同，提高能源利用效率，降低社会用能成本，优化电力营商环境，推动能源转型升级，支撑“双碳”目标实现。2.高压配电网应强化110KV电网互联，按需发展35kV电网，实现中低压配电网智能可靠。各电压等级变电容量应与用电负荷、电源装机和上下级变电容量相匹配，各电压等级电网应具有一定的负荷转移能力，并与上下级电网协调配合、相互支援。3.配电网应具有科学的网架结构、必备的容量裕度、适当的转供能力、合理的装备水平和必要的数字化、自动化、智能化水平，以提高供电保障能力、应急处置能力、资源配置能力。4.配电网规划应遵循差异化原则，根据不同类型供电区域的经济社会发展阶段、实际需求和承受能力，差异化制定规划目标、技术原则和建设标准，合理满足区域发展、各类用户用电需求和多元主体灵活便捷接入。5.配电网规划应面向智慧化发展方向，加快推广应用先进信息网络技术、控制技术，推动电网一、二次和信息系统融合发展，提升配电网互联互济能力和智能互动能力，有效支撑分布式能源开发利用和各种用能设施“即插即用”，实现“源网荷储”协调互动，保障个性化、综合化、智能化服务需求，促进能源新业务、新业态、新模式发展。6.配电网规划应与政府规划相衔接，按行政区划和政府要求开展电力设施空间布局规划，规划成果纳入地方国土空间规划，推动变电站、开关站站点，以及线路走廊用地、电缆通道合理预留。供电区域划分5.2.1供电区域划分是配电网差异化规划的重要基础，用于确定区域内配电网规划建设标准。5.2.2供电区域划分主要依据负荷密度，也可参考行政级别、经济发达程度、城市功能定位、用户重要程度、用电水平、GDP等因素确定。湖南公司所辖供电区域划分原则主要依据Q/GDW10738中相关技术条款要求，详见表1。表1供电区域划分表供电区域A+ABC负荷密度（MW/km2）σ≥3015≤σ<306≤σ<151≤σ<6主要分布地区省会核心区省会非核心城区、重点地级市核心城区地级市城区、经济发达县城核心区地级市城郊、县城区注1：供电区域面积不宜小于5km2。注2：计算负荷密度时，应扣除110kV及以上专线负荷和相应面积，以及高山、戈壁、荒漠、水域、森林等无效供电面积。注3：规划期内供电区域类型应相对稳定，主要边界条件发生重大变化时，可对供电区域类型进行调整。供电可靠性及电能质量5.3.1配电网近中期规划的电网平均供电可靠率应达到99.9%，居民客户端平均电压合格率应达到98.5%。各类供电区域达到饱和负荷时的规划目标平均值应满足表3的要求。表2饱和期供电质量规划目标供电区域平均供电可靠率综合电压合格率A+≥99.999%≥99.99%A≥99.990%≥99.97%B≥99.965%≥99.95%C≥99.863%≥98.79%5.3.2各类用户受电电压质量执行GB/T12325的规定：a）35kV及以上供电电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%；b）10kV及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的±7%；c）220V单相供电电压允许偏差为标称电压的+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。5.2.3各类用户受电电压质量按照GB/T12325规定执行。规模及站址选择5.4.1规模及站址选择应满足DL/T11543《变电工程总布置设计规程》中相关规定。5.4.2220千伏部分：5.4.2.1变电站的布点和规模应综合考虑负荷供电、电源接入、电网分层分区、目标网架构建等因素。5.4.2.2新建变电站本期主变规模应满足投运后3年内不扩建的要求。采用户内GIS配电装置的新建变电站，母线宜一次建成，本期出线间隔应满足投运后3年内不扩建的要求。对停电过渡复杂及中低压供带重要用户且转供确有困难的变电站，本期出线间隔可考虑预留5年发展需要，尽量避免扩建过程中全站停电。5.4.2.3变压器规模应结合近、远景需求合理选择，主变容量一般如下原则选取：新增220kV主变容量序列考虑为：240MVA、180MVA；根据区域发展定位、负荷水平和分布情况，各类供电区域220kV变电站的变压器规模如下：各地市城区及大型工业园区220kV变电站原则上按照4×240MVA规模设计；县城220kV变电站原则上按照3×180MVA规模设计，负荷规模较大的地区经论证可按照（3～4）×240MVA规模设计；因站址条件受限，变压器终期规模为2台的变电站，可采用240MVA主变。电缆通道应坚持“立足规划、统筹建设”的原则，结合轨道交通、公路、市政道路等工程建设统一安排、同步实施，按照终期规模一次性建设到位。5.4.3110千伏部分：5.4.3.1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和数量。为保证充裕的供电能力，除预留远期规划站址外，还可采取预留主变容量（增容更换）、预留建设规模（增加变压器台数）、预留站外扩建或升压条件等方式，考虑所有预留措施后，110kV主变压器最终规模不宜超过4台，35kV主变压器最终规模不宜超过3台。5.4.3.2各类供电区域变电站推荐的主变容量配置可参考下表确定。表XX各类供电区域变电站终期主变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）110kVA+、A类3～463B类3～463、50C类350注1：对于站址受限的地区变电站终期规模可按2台主变配置。注2：终期规模为2台主变的110千伏变电站经论证可采用80MVA主变。注3：A+、A、B类供电区域在不具备新增布点条件或达到饱和期时，变电站可扩建第4台主变。注4：C类供电区域的工业园区和新能源接入需求较大地区，变电站主变容量和规模可根据实际需求适度提高建设标准。5.4.3.3配电网规划应与政府规划相衔接，按行政区划和政府要求开展电力设施空间布局规划，规划成果纳入地方国土空间规划，推动变电站、开关站站点，以及线路走廊用地、电缆通道合理预留。5.4.3.4电缆通道应坚持“立足规划、统筹建设”的原则，结合轨道交通、公路、市政道路等工程建设统一安排、同步实施，按照终期规模一次性建设到位。网架建设要求5.5.1220kV网架要求：220kV电网主要采用双回路环网、双回路链式形成典型网架结构，具体形式如下：双回路环网结构，接入环网中的220kV变电站一般为3座，过渡期间不宜超过4座；双回路“日”字型环网结构，接入环网中的220kV变电站一般为5座，过渡期间不宜超过6座；双回路链式结构，接入链中的220kV变电站为2座；双回路链式结构，接入链中的220kV变电站为3座，其中500kV站出口220kV线路应采用独立廊道。5.5.2110kV网架要求：5.5.2.1各类供电区域110kV电网目标网架结构可参考表XX确定。表1110kV电网目标网架结构推荐表供电区域类型目标电网结构A+双链A、B单站单链、Tπ混合（两π一T）C加强型单链、加强型单环网5.5.2.2A+、A、B类供电区域宜采用双侧电源供电结构，不具备双侧电源时，应适当提高中压配电网的转供能力；在中压配电网转供能力较强时，高压配电网可采用双辐射结构。5.5.310kV网架要求：5.5.3.1中压配电网各类供电区域目标网架结构应满足标准化接线要求，如表2所示，示意图参见附录B。表2中压配电网标准化接线要求供电区域线路类型推荐电网结构A+、A电缆双环式、单环式B电缆单环式、双环式架空多分段单联络、多分段两联络C电缆单环式架空多分段单联络、多分段两联络注：推荐电网结构的推荐优先级别按从前到后排列5.5.3.2中压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，标准分段数宜控制在3~5段，分段负荷不宜大于2MW，并装设分段开关，且不应装设在变电站出口首端出线电杆上。5.5.3.3规划中压架空线路的主干线分段开关应同步考虑。一般按三分段原则配置，安装2台一二次融合成套柱上断路器，第1台分段开关的前段、第2台分段开关的后段各约占架空线路总配电变压器容量的30%。中压架空线路主干线超15km或小于2km，可不按三分段原则配置，但不宜大于5段或不宜小于2段。5.5.3.4大分支线路为A+、A、B类地区配变装接容量超过5000kVA或长度超过2km的分支线路，C类地区配变装接总容量超过3000kVA或长度超过4km的分支线路。大分支线路首端宜安装分支开关。5.5.3.5中压架空线路联络点的数量根据周边电源情况和线路负载大小确定，不宜大于2个。联络点应选择在架空线路的中后段。5.5.3.6中压架空线路联络应优先考虑不同变电站出线之间的互联。不具备条件时，宜考虑同一变电站不同母线出线的互联。5.5.3.7中压电缆线路宜采用环网结构，环网室（箱）、用户设备可通过环进环出方式接入主干网。5.5.3.8中压开关站、环网室、配电室电气主接线宜采用单母线分段或独立单母线接线（不宜超过两个分段），环网箱宜采用单母线接线，箱式变电站、柱上变压器宜采用线变组接线。5.5.3.9标准化接线未形成前，应考虑网架过渡方案。架空线路宜由单辐射过渡至单联络，多联络简化至单联络或两联络。电缆线路宜由单射式过渡至单环式，单环式过渡至双环式。5.5.3.10大分支线路应结合负荷发展，逐步调整为主干线或分段后转移至周边线路，过渡期间大分支线路应按主干线标准进行建设。5.5.3.11用户终端环网箱宜结合规划环入主干线路，单个环网柜接入容量不宜大于5000kVA。5.5.3.1210kV线路供电距离应满足供电配变出口电压质量的要求。A+、A、B类供电区域不宜超过3km；C类供电区域不宜超过5km。5.5.3.13配电网设备的选择应遵循资产全寿命周期管理理念，坚持安全可靠、经济实用的原则，采用技术成熟、少（免）维护、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。5.5.3.14配电网设备应有较强的适应性。导线截面、开关遮断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。土建应一次建成；线路导线截面宜根据规划的饱和负荷、目标网架一次选定；线路廊道（包括架空线路走廊和杆塔、电缆线路的敷设通道）宜根据规划的回路数一步到位，避免大拆大建。5.5.3.15配电网设备应采用成熟的新技术、新设备，向绝缘化、无油化、紧凑型及智能型发展，并满足环保要求。5.5.3.16配电网设备选型应实现标准化、序列化。中压配变的容量和规格，以及线路的导线截面和规格，应根据电网结构、负荷发展水平与全寿命周期成本综合确定，并构成合理序列，同类设备物资不宜超过三种。5.5.3.17电缆设备应根据供电区域类型差异化选配。A+、A类供电区域宜全部采用电缆设备；B类供电区域宜主要采用电缆设备；C类供电区域宜主要采用架空设备，地方政府有明确要求并给予政策支持的区域可采用电缆设备；D类供电区域除对防灾减灾有特殊要求的区域外，不宜采用电缆设备。5.5.3.18配电网设备宜预留适当接口，便于不停电作业设备快速接入。总平面布置5.6.1变电站总平面布置应按最终规模进行规划设计，根据系统负荷发展要求，不宜堵死扩建的可能，并使站区总平面布置尽量规整。5.6.2变电站总平面布置应满足总体规划要求，并使站内工艺布置合理，功能分区明确，交通便利，节约用地。5.6.3站区总平面宜将近期建设的建（构）筑物集中布置，以利分期建设和节约用地。城市地下（户内）变电站土建工程可按最终规模一次建设。5.6.4城市地下（户内）变电站与站外相邻建筑物之间应留有消防通道。消防车道的净宽度和净高度要满足GB50016《建筑设计防火规范》的相关规定。5.6.5总平面布置应符合总体规划要求，根据建设规模、站区功能分区、交通运输、环境保护，以及消防、安全、卫生、施工、检修、扩建等要求，结合场地自然条件，经技术经济比较后择优确定。配电设施建设要求5.7.110千伏线路部分：5.7.1.110kV架空线路导线截面序列宜选用240mm2、120mm2；电缆导线截面序列宜选用300mm2、120mm2。不同供电区域的10kV线路截面宜执行表4推荐标准：表410kV线路导线截面推荐表供电区域10kV架空主干线（mm2）10kV电缆主干线（mm2）10kV架空分支线（mm2）10kV电缆分支线（mm2）A+、A-300--B240300240、120300、120C240300240、120300、120注：开关站电源进线宜采用400mm2电缆。10kV主干线截面选择400mm2电缆应开展负荷预测专题论证注：开关站电源进线宜采用400mm2电缆。10kV主干线截面选择400mm2电缆应开展负荷预测专题论证5.7.1.2分支线规划为主干线或联络通道的，应与主干线选择相同截面。5.7.1.310kV架空线路应选用铝芯，电杆应选用非预应力环形混凝土电杆。5.7.1.410kV主干电缆应选用铜芯电缆。5.7.210千伏配变部分：5.7.2.1A+、A、B、C类供电区域三相柱上变压器容量宜选用400kVA，可选用200kVA。5.7.2.2箱变应使用欧式变，容量不宜超过630kVA。配电室应选用干式变，容量不宜超过1000kVA。5.7.310kV配电开关5.7.3.110kV配电开关以下情况可选用开关站：a）变电站的10kV出线走廊受到限制、10kV配电装置馈线间隔不足且无扩建余地；b）双电源用户较集中的园区或城市新区等规划建设区、具备土建条件的城市中心规划建成区；c）变电站间隔资源紧张但有大量专线需求的。5.7.3.2开关站一般配置双电源，接线宜简化，一般采用两路电源进线、6～12回出线，单母线分段接线，出线断路器带保护，具备配电自动化“三遥”功能。5.7.3.3环网箱应选用一二次融合成套环网箱。5.7.3.4一二次融合成套环网箱宜采用单母线接线，一般采用两路电源进线、2～4回出线，单母线接线，出线断路器带保护，具备配电自动化“三遥”功能。5.7.3.5架空线路的分段开关、联络开关、大分支线首端开关、用户分界开关应选用一二次融合成套柱上断路器，具备配电自动化“三遥”功能。5.7.4低压线路部分5.7.4.1低压主干线导线截面应满足配电变压器中远期增容需求。各类供电区域380/220V架空线路导线截面宜执行表5推荐标准。表5380/220V出线导线截面推荐表配变容量（kVA）主干线（mm2）分支线（mm2）主干线回路数1000（配电室）240（电缆）150～185（电缆）6630（箱变）240（电缆）150～185（电缆）4400（柱上变）18570～1202～3200（柱上变）12070～1202～35.7.4.2配电网设备应有较强的适应性。导线截面、开关遮断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。土建应一次建成；线路导线截面宜根据规划的饱和负荷、目标网架一次选定；线路廊道（包括架空线路走廊和杆塔、电缆线路的敷设通道）宜根据规划的回路数一步到位，避免大拆大建。5.7.4.3电缆通道应结合市政工程同步建设，按远景规划通道需求一次建成。5.7.4.4电缆通道可选用直埋、排管（含拉管、顶管）、电缆沟、综合管廊、隧道等敷设方式。地方政府有明确要求并给予政策支持的可采用综合管廊、隧道。电缆敷设方式选择宜参照表6：表6电缆敷设方式选择要求选用条件通道型式选择原则直埋排管电缆沟综合管廊隧道推荐选用区域C类A+、A、B、C类A+、A、B、C类政府统一规划区政府统一规划区电缆根数4根及以下20根及以下30根及以下20根以上20根以上5.7.4.5电力廊道规划应统筹考虑配电自动化光纤通信需求。5.7.4.6开挖排管宜采用氯化聚氯乙烯塑料电缆导管（CPVC管）或玻璃纤维增强型塑料电缆导管，非开挖拉管宜采用改性聚丙烯塑料电缆导管（MPP管），顶管宜采用柔性接头钢承口钢筋混凝土管。电缆保护管内径不宜小于电缆外径的1.5倍，主干线管道内径不宜小于175mm2。5.7.4.7电缆通道采用综合管廊时，电力舱不宜与热力舱、易燃气液体舱紧邻布置。5.7.4.8电缆通道内的电缆及电缆附件的金属支撑构件，应具备可靠的接地条件。5.7.4.9湿陷性黄土、淤泥、冻土等特殊地质应进行地基处理。地质不稳定区域、油气管道、热力管线、腐蚀性介质管道及火灾爆炸危险区等区域，同时满足防水、防火、防腐蚀等要求。智能化建设要求5.8.1配电网智能化应采用先进的信息、通信、控制技术，支撑配电网状态感知、自动控制、智能应用，满足电网运行、客户服务、企业运营、新兴业务的需求。5.8.2配电网智能化应适应能源互联网发展方向，以实际需求为导向，差异化部署智能终端感知电网多元信息，灵活采用多种通信方式满足信息传输可靠性和实时性，依托统一的企业中台和物联管理平台实现数据融合、开放共享。5.8.3配电网智能化应遵循标准化设计原则，采用标准化信息模型与接口规范，落实电网公司信息化统一架构设计、安全防护总体要求。5.8.4配电网智能化应采用差异化建设策略，以不同供电区域供电可靠性、多元主体接入等实际需求为导向，结合一次网架有序投资。5.8.5配电网智能化应遵循统筹协调规划原则。配电终端、通信网应与配电一次网架统筹规划、同步建设。对于新建电网，一次设备选型应一步到位，配电线路建设时应一并考虑光缆资源需求；对于不适应智能化要求的已建成电网，应在一次网架规划中统筹考虑。5.8.6配电网智能化应遵循先进适用原则，优先选用可靠、成熟的技术。对于新技术和新设备，应充分考虑效率效益，可在小范围内试点应用后，经技术经济比较论证后确定推广应用范围。5.8.7配电网智能化应贯彻资产全寿命周期理念。落实企业级共建共享共用原则，与云平台统筹规划建设，并充分利用现有设备和设施，防止重复投资。5.8.8在环网室、开关站应部署智能传感器、智能网关和智能巡检机器人等智能设备，结合电网数字化系统，实现开关站及站房状态信息、运行信息、环境信息、安全信息等全景监测、全量采集，支撑电网数字化管控和自愈能力，提高用户用电可靠性。5.8.9配电间应实现智能化，部署低压智能开关、环境监测类、设备运行状态类、安防监测类、可视化监测类终端设备，实现配电间可观、可测、可控，兼具可视化运维等功能。5.8.10配电间应按照“一台区一终端、一通道一密钥”的原则直接部署智能终端，每台终端应使用电网公司统一的密码服务平台分发的唯一证书和密钥，每台终端应对台区内所有感知设备、计量设备进行采集，各专业数据应在智能终端内部实现共享。继电保护及自动化5.9.1区域内全部站室应实现“三遥”功能，所有线路应满足配电自动化有效覆盖的要求。5.9.2配电网设备应装设短路故障和异常运行保护装置。配电设施应配置适用于分布式电源接入的自主可控新一代配电保护终端，支持光纤/无线通信。终端除具备常规FTU/DTU功能外，还应包括网格化纵联方向保护功能、基于横向通信的分布式自愈功能、故障行波测距功能。具备通过“就地”和“远方”两种方式实现投退保护功能、投退重合闸、切换保护定值区、修改保护整定值和相关控制参数，具备故障录波和事件记录功能，可经召唤后上送远方主站。5.9.3配电自动化设备应选用高可靠、免维护的一二次成套设备，应对主站通信具备双通信接口，满足接入配电主站要求，配电自动化系统应满足对其分合闸信息保护动作信息等进行集中监控要求。5.9.4双环网、开关站线路应采用速动型智能分布式馈线自动化实现配网快速自愈，可搭配主站集中型馈线自动化在智能分布式馈线自动化的处置结果上进一步缩小故障范围、优化转供方案。5.9.5根据线路接线方式和供电可靠性要求合理选择馈线自动化模式，采取速动型智能分布式馈线自动化与主站集中型馈线自动化相结合的方式。5.9.610kV线路应考虑线路长度及保护配置情况，合理设置不超过三级线路保护。5.9.7对于分布式光伏以10kV电压等级接入的线路，并网线路两侧应配置一套纵联电流差动保护。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。5.9.8其他类型线路应采用主站集中式馈线自动化模式，配电自动化主站自动执行故障区间判断、故障隔离和负荷转供操作，实现配网故障的快速自愈。系统通信5.10.1110kV变电站站间骨干通信网应具备至少2条光缆路由，具备条件时采用环形或网状组网。新建110kV变电站内的同一电压等级间隔方向，应具备两条独立沟道，满足光缆独立双路由进入主控室的要求。对于一次线路是单路由的重要电厂和终端变电站应同塔建设2根光缆。5.10.2变电站间骨干通信网采用基于OTN+MSTP技术组网，并关注fgOTN等新技术、新产品的应用，适时跟进、演变。建设基于全光架构的覆盖各级变电站的光传送网，满足电力生产、企业运营数据信息安全与高效承载的传送需求。5.10.3变电站内通信设备应采用双电源供电，无线局域专网应采用WAPI等符合国网技术原则的技术组网，满足各类移动终端包括手持终端、智能安全帽、巡检机器人、移动布控球等电力巡检和现场运维设备接入，满足移动巡检、可视化作业等新型业务对安全性、移动性、实时性、互联互通和大带宽的要求。5.10.4配电光纤通信网络原则上应与一次网架“同步规划、同步建设、同时验收、同时运行”，并应同步接入临近的各类业务。5.10.5配电通信网采用光纤、无线双通道方式实现全覆盖、高可靠通信，终端接入采用通信双通道方式，构建适应多元业务需求的网络，满足供电区域高可靠性通信要求。5.10.6配电通信网应满足配电自动化系统、用电信息采集系统、分布式电源、电动汽车充换电设施及储能设施等源网荷储终端的远程通信通道接入需求，适配新兴业务及通信新技术发展需求。5.10.7配电光纤通信网应采用硬隔离PON技术建设新型光纤配电通信网络，当光缆线路条件允许时，应形成“手拉手”、环形或双链拓扑结构，有效抵御光缆或节点设备“N-1”故障；通过独立传输通道将光纤终端接入开关站、环网室、配电房，实现各业务系统之间端到端的硬隔离，达到一网承载多区业务。5.10.8配电无线通信网优先采用5G网络切片技术，搭建分层分级、资源共享、4G/5G融合的区域平台，支撑用户数据转发和新业态场景下的关键价值客户的终端采集，满足所有营、配、调、管、移五个方面的分布式终端接入。防灾抗灾5.11.1提升重要用户电力设施防涝能力，重要用户、场所的主要配电设施、应急配用电源、电梯、消防、应急照明等重要专用负荷的电力设施，应设置于地面层，且移动发电装置容易接入的位置。5.11.2保障城市公共供电设施防涝能力，变电站、电力廊道等电力设施布局应预留符合电力安全运行标准的站址用地，优先选择地势较高的地段，确保满足防洪防涝要求。5.11.310kV线路防洪等级应以20年一遇为依据。 5.11.4开关站、环网箱、箱式变电站选址，禁止选择在冲刷地带、主河床内。5.11.5配电设备主要建设标准应按如下原则执行:a)住宅小区的配电房宜采用独立建筑物。内涝中风险及以H区域的开关站、开闭所、环网开关和配电站等网络及干线节点和重要用户的配电房应设置在地面一层及以上。b)住宅小区的配电设施应满足防水、排水及防潮条件，应按三十年一遇内涝标准进行配置:c)母线的可扩展部分应全密封全绝缘；d)电缆中间头、终端头应采用全密封全绝缘或防洪型电缆头:c)涝泵站应当配置双回路电源，且配备应急自备电源，保障正常运转:f)电缆沟应采用排水措施:g)新建住宅小区应按主要建设标准一次建成，内涝中高风险区的既有住宅小区，具备条件的应将配电设施迁移至地面层，不具备迁移条件的，进行加固改造。用户接入建设要求一般规定6.1.1用户接入应符合国家和行业标准，不应影响电网的安全运行及电能质量。6.1.2用户的供电电压等级应根据当地电网条件、供电可靠性要求、供电安全要求，最大用电负荷、用户报装容量，经过技术经济比较论证后确定。以110kV电压等级接入电网的用户，受电变压器总容量宜为20MVA-100MVA；以35kV电压等级接入电网的用户，受电变压器总容量宜为5MVA-40MVA；以10kV电压等级接入电网的用户，受电变压器总容量宜为5MVA-40MVA。6.1.3接入35kV~110kV电网的用户应采用专线接入，接入时应统筹考虑远景目标网架，不应占用公用电网规划廊道和间隔资源。用户应根据其接入电网的终期容量确定接入方式，接入容量规模可能引起六级及以上电网安全风险时，应采用两回及以上电源供电。6.1.4用户应合理配备无功补偿装置。对于额定负荷大于等于100kVA,且通过10kV及以上电压等级供电的电力用户，其变压器高压侧功率因数宜保持不低于0.90运行，负荷高峰时段不应低于0.95,负荷低谷时段不应向系统倒送无功功率；其他电力用户在负荷高峰时段功率因数不应低于0.90,其无功补偿设备宜装设自动控制装置，并应有防止向系统倒送无功功率的措施。6.1.5重要电力用户供电电源配置应符合GB/T29328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供电要求。特级重要电力用户应采用多电源供电:一级重要电力用户至少应采用双电源供电；二级重要电力用户至少应采用双回路供电。6.1.6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。科研院所、研究机构等用电质量要求高的用户，应配置满足要求的UPS电源。6.1.7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“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。6.1.8对电能质量要求高于国家标准的电压敏感型电力用户，用户应自行配置电能质量补偿装置或采取相应措施来满足其用电需求。6.1.9双源接入的用户专变，宜配置高压侧备自投。廊道规划6.2.1电力廊道与市政道路应同步建设，应按照电网远景规划目标的要求并预留适当裕度一次建成，电力廊道规划应统筹考虑配电自动化光纤通信需求。6.2.2电力线路宜采用电缆入地敷设，所有市政道路应按照电网远景规划预留电缆管道，实现全缆化要求。6.2.3220kV电缆通道应采用隧道敷设方式，110kV同一电缆通道规划4回以上电缆线路时，应采用电缆隧道，规划4回及以下电缆线路时，可采用排管、电缆沟方式。6.2.4廊道应按照智慧管廊标准在管井位置部署温度、湿度、水位等环境与设备监测装置，视频、安全报警等安全防范监测装置，以及灾害自动监测报警等，配置比例不低于30%。6.2.5新建电力排管在覆土前应对管道的平面位置、标高，形成数字化成果，并在竣工验收前将管材的平面坐标、材质、型号、管径、厚度、生产厂家、出厂日期上传至管材接收单位相关管控平台，管材应自带电子芯片，芯片应包含材质、型号、管径、厚度、生产厂家、出厂日期等信息，以便于管材从出厂、运输、抽检、敷设、验收等全过程质量管控。6.2.610kV电缆敷设新建廊道以电缆排管为主，排管孔径采用175mm2。6.2.7主要10kV电缆线路路径上，电力排管规模综合考虑道路上主干电缆回数、环网柜出线（统一按6回考虑），并考虑至少预留2孔作为配电自动化通信孔，2孔作为远期预留备用孔。按照负荷预测1.8MW以上地块，环网室、开关站应充分考虑电力进出线的管廊预留。一般配置原则如下：电缆通道配置原则表序号道路等级道路上主干电缆回数敷设规模1重要主干道路4回以上（不含4回）双侧12孔、单侧16孔重要主干道其余路段单侧12孔2普通道路规划未走线的次干道单侧8孔1回单侧9孔2-4回单侧12孔5-8回单侧16孔8回以上双侧12孔、单侧24孔6.2.8变电站出口的10kV廊道应采用电缆沟方式。变电站出线至少保证2个路径的电缆沟敷设，并根据变电站最终规模和出线方向数量适当调整。6.2.9电力及通信廊道规格、标准、注意事项等应参照《电缆通道设计导则》（Q/GDW10864-2022）和电力设施典型设计标准执行。站房规划6.3.1城市规划时宜同步配套预留开关站、环网室等公用配电设施建设用地，并同步考虑预留电力、通信等线路进出走廊。6.3.2开关站、环网室等公用配电设施站房宜设于地面层，可单独建设，也可附设在建筑物中。6.3.3预留站房的内外部空间应满足电力设施建设、后期运维作业、环保要求等规定，建筑内管道（包括给排水管道、燃气管道及消防设施等）不应在环网室、开关站、变配电室内通过。6.3.4站房用地应为矩形地块，开关站预留用地面积不应小于14米×8.5米，建筑完成面梁下净高应不小于3.0米（不含电缆沟）；环网室预留用地面积不小于8米×6米，建筑完成面梁下净高不宜小于3.0米（不含电缆沟）。6.3.5环网室、开关站、配电室布置应兼顾规划、建设、运行维护等方面的要求，预留用地位置宜靠近市政道路设置，且高于100年一遇洪涝水位线、交通条件良好、满足消防要求。站房周边区域应预留电力线路进出通道，并与燃气、通信、供水等管网保持安全距离，同时与市政道路供电通道合理衔接。6.3.6站房具体规格、尺寸、标准等应以供电公司建设需求及电力设施典型设计标准执行。6.3.7新建住宅小区室外地面标高低于当地防涝用地高程或当地历史最高洪水位的，其开关站、配电房应设置在地面层，并高于当地防涝用地高程。配电房的房门应设置挡水门槛，电缆管沟应增设防止涝水倒灌设施。确受条件限制无法设置在地上的，征求城市防汛主管部门意见后可设置在地下，但不得设置在负一层以下。分布式光伏建设要求一般规定7.1.1屋顶分布式光伏开发建设应符合城乡总体规划，并与周边建筑(景观)相协调，综合考虑环境条件、建筑条件、运输施工与运维条件等因素。7.1.2分布式光伏接入电网的规模应充分靠率分布式电源接入的承载能力，其中承载力评估应以分布式电源并网数据、分布式电源并网性能数据、电网设备参数、电网安全运行边界数据等为基础开展评估，并充分考虑在建及已批复电源和电网项目7.1.3分布式光伏开发宜按照应建尽建的原则，全面开展屋顶/车棚顶光伏、BIPV（光伏建筑一体化）、玻璃幕墙/建筑侧墙薄膜光伏等分布式光伏建设。公共电网应结合自身承载能力对分布式光伏应接尽接。7.1.4分布式光伏接入应符合NB/T32025相关规定，分布式光伏不能直接向其他电力用户直接售电。7.1.5开展屋顶/车棚顶、BIPV（光伏建筑一体化）分布式光伏建设的建筑物结构应满足承载力的要求，同时应结合通用组件尺寸，做好组件支架与建筑的安装接口预留。7.1.6开展玻璃幕墙、建筑侧墙薄膜光伏建设应统筹考虑建筑整体外立面效果，与区域整体建筑景观风格融合；同时应考虑室内正常工作的光照度要求。7.1.7工商业用户分布式光伏发电自消纳率不宜低于50%，确保不长时间、大规模向电网返送，不增加公共电网系统调峰负担。7.1.8主要公共建筑、商业建筑及有条件的住宅建筑宜建设BIPV（光伏建筑一体化）。7.1.9标志性建筑、商业中心、酒店、办公楼等大面积使用玻璃幕墙的建筑宜建设玻璃幕墙/建筑侧墙薄膜光伏等。7.1.10景观小品、凉亭、停车棚以及健康步道等区内构筑物及市政设施可建设构筑物光伏。规模及站址选择7.2.1屋顶分布式光伏所依托的建筑物剩余使用年限应大于25年。7.2.2屋顶分布式光伏应考虑所在建筑以及周围工矿企业对系统的影响等条件，抗震设防应符合该地区抗震设防烈度的要求，宜避开空气经常受到悬浮物、热量或腐蚀性气体影响的地区。7.2.3屋顶分布式光伏所依托的建筑物应具有合法性，屋项分布式光伏依托的住宅应具有不动产权证明或乡镇及以上政府出具的房屋证明。7.2.4不应在以下建筑屋顶安装分布式光伏:a)未通过竣二验收的建筑:b)违章建筑:c)临时建筑:d)政府下发拆迁计划的区域:e)废弃建筑:f)生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑:g)储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑:h)屋面围护板为脆性材料且工艺上不可更换的建筑:1)屋顶剩余使用寿命明显短于光伏设备使用寿命的建筑7.2.5屋顶分布式光伏应对其依托的建筑屋项进行荷载分析和验算，应充分考虑防台风、防冰雪和安全承载等因素，满足屋顶结构的安全性和可靠性。7.2.6在既有建筑物上增设光伏发电系统，必须进行建筑物结构和电气的安全复核，并应满足建筑结构及电气的安全性要求，并不得降低相邻建筑物的日照标准，不得影响消防疏散通道和消防设施的使用。7.2.7屋顶分布式光伏接入不应超出电网承载裁能力爱求，保障电网安全稳定话行，屋顶分布式光伏应以本地消纳为主，原则上不应向220kV及以上电网反送功率，如确有需要尚220kV及以上电网反送，应进行“N-1”校验。总平面布置7.3.1总平面布置要满足GB50797《光伏发电站设计规范》的相关规定。7.3.2总平面应协调好站内与站外、生产与生活、生产与施工之间的关系，与城镇或工业区规划相协调。电能质量7.1.1分布式电源应具备电能质量在线监测功能，通过10kV-35kV电压等级并网的分布式光伏，应在公用电网变电站、开关站或配电室的公共连接点装设满足要求的A级电能质量在线监测装置，可采用独立装置，也可与计量表计集成；0.4kV电压等级并网的分布式光伏可采用具有电能质量监测功能的计量表计。电能计量7.5.1交流电能计量装置的配置和技术要求应符合DL/T448、DL/T5202等标准、规程的要求。电能表技术性能符合DL/T1485、DL/T1486、DL/T1487的要求。电能表应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，电能表通信协议符合DL/T645。监控及通信7.6.1新建的分布式光伏发电项目应实现“可观、可测、可调、可控”，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。7.6.2分布式电源接入时，应根据“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的二次安全防护总体原则配置相应的安全防护设备。7.6.3分布式光伏远程通信终端应具备4G/5G、光纤等通信方式，本地通信应具备485、以太网等接口，满足设备接入需求。消防安全7.7.1屋顶分布式光伏应对其依托的建筑屋顶进行荷载分析和验算，应充分考虑防台风、防冰雪和安全承载等因素，满足屋顶结构的安全性和可靠性。7.7.2屋顶分布式光伏发电系统设计应符合构件的各项物理性能要求，根据当地的特点，作为建筑构件的光伏发电组件应采取相应的防冻、防冰雪、防过热、防雷、抗风、抗震、防火、防腐蚀等技术措施。储能系统建设要求一般规定8.1.1工商业用户分布式电源自消纳率低于50%时，宜综合考虑分布式电源开发规模、负荷特性等因素，按照分布式电源自消纳率要求，配置时长2~4小时储能设施。8.1.2年最大峰谷差率超过50%的大工业或一般工商业用户，宜结合电网供需平衡状况、需求侧资源、动态响应机制合理配置储能系统。8.1.3接入电网的分布式光伏电站，输出功率波动、输出频率、电压质量不满足《光伏发电系统接入配电网技术规定》（GBT29319-2024）要求的，宜配置适量储能设施，以满足相关要求。8.1.4电力用户宜结合重要电力用户保安负荷保供电、提升用户电能质量要求，考虑降低用电成本或提升用户额外收益等功能，配置适宜储能设施。8.1.5储能系统的配置和运行应与分布式光伏、用电负荷、外部电网供电动态平衡相协调。8.1.6应做好储能系统相关的配套电力设施、电力通道、通信管线、采集终端的预留。8.1.7政府、医院等重要用户宜结合结保安负荷情况和自备应急电源需求建设用户侧储能设施。8.1.8研究机构、数据中心等高质量用电用户宜结合高可靠、高质量用电需求，建设用户侧储能设施。规模及站址选择8.2.1用户侧储能项目规模不得超过用户最大用电负荷或用电报装容量。8.2.2接入电网的储能系统应符合规划管理、环境保护、电力供应、消防安全的要求。8.2.3站址选择应根据电力系统规划设计的网络结构、负荷分布、应用对象、应用位置、城乡规划、征地拆迁的要求进行，并应满足防火和防爆要求，且应通过技术经济比较选择站址方案。8.2.4站址选择应因地制宜，节约用地，合理使用土地，提高土地利用率，宜利用荒地、劣地、坡地、不占或少占农田，合理利用地形，减少场地平整土(石)方量和现有设施拆迁工程量。8.2.5站址应有方便、经济的交通运输条件，与站外公路连接应短捷，且工程量小。8.2.6站址应满足近期所需的场地面积，并应根据远期发展规划的需要，留有发展的余地。8.2.7站址不宜设在多尘或有腐蚀性气体的场所。8.2.8站址不应选在爆破、火灾隐患危险范围内。8.2.9储能系统不应临近或设置在甲、乙类厂房内，且不应设置在具有爆炸性气体、粉尘、腐蚀性气体的危险区域内。总平面布置8.3.1储能电站应按最终规模统筹规划，总体规划应与当地的城镇规划或工业区规划相协调，宜充分利用就近的交通、给排水及防洪等公用设施。8.3.2站区内设备的布置应紧凑合理，方便操作，并应设置检修场地及放置备品备件、检修工具的场所，以及相应的消防及运输通道和起吊空间。8.3.3系统布置应遵循安全、可靠、适用的原则，便于安装、操作、搬运、检修和调试。8.3.6储能系统可根据使用要求布置于户内或户外：—户外布置的储能系统，设备的防污、防盐雾、防风沙、防湿热、防水、防严寒等性能应与当地环境条件相适应，柜体装置外壳防护等级宜不低于GB/T4208规定的IP54；—户内布置的储能系统应设置防止凝露引起事故的安全措施。8.3.7布置在公共场所的储能系统应设置围栏，并增加警示标示，起到禁止人员靠近的作用。电能质量8.4.1储能系统应具备电能质量在线监测功能，通过10kV电压等级并网的储能系统，应在公用电网变电站、开关站或配电室的公共连接点装设满足要求的A级电能质量在线监测装置，可采用独立装置，也可与计量表计集成；0.4kV电压等级并网的储能系统可采用具有电能质量监测功能的计量表计。8.4.2用户侧储能系统接入后，所接入公共连接点的电能质量应符合《电化学储能系统接入配电网技术规定》NB/T33015的规定。8.4.3并网电压等级10（6）千伏及以上的用户侧储能项目应当在接入电力系统规划可研阶段开展电能质量评估，配置电能质量在线监测装置；并网电压等级10（6）千伏以下的用户侧储能项目应当配置电能质量监测装置。电能计量8.5.1接入公共电网的储能系统，宜设立电量计量点。8.5.2电能计量装置的技术要求应满足DL/T448《电能计量装置技术管理规程》的要求。8.5.3电量计量装置宜具备双向有功和无功计量功能，并具有本地和远程通信功能。监控及通信8.6.1用户侧储能应满足“四可”要求，具备对并网点的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率、开断状态、充放电量、储能单元等信息的观察和测量功能。应具备系统接入公共电网的启停控制功能。应具备系统充放电功率的控制功能。8.6.2储能系统远程通信终端应具备4G/5G、光纤等通信方式，本地通信应具备485、以太网等接口，满足设备接入需求。消防安全8.7.1消防安全应满足GBT42288《电化学储能电站安全规程》的相关规定。8.7.2电化学储能电站应设置火灾自动报警系统，火灾自动报警系统设计应符合GB50116《火灾自动报警系统设计规范》的相关规定。8.7.3电化学储能电站内储能变流器室，主控室、继电器及通信室、配电装置室、电缆夹层及电缆竖井、变压器等建(构)筑物和设备应设置火灾探测器，火灾探测器类型应符合GB51048《电化学储能电站设计规范》的相关规定。8.7.4电化学储能电站建筑灭火器配置应符合GB50148的相关规定。8.7.5电池室/舱应设置自动灭火系统，锂离子电池室/舱自动灭火系统的最小保护单元宜为电池模块，每个电池模块可单独配置灭火介质喷头或探火管。自动灭火系统应具备远程自动启动和应急手动启动功能，自动灭火系统喷射强度、喷头布置间距等设计参数应符合GB51048的相关规定。灭火介质应具有良好的绝缘性和降温性能，自动灭火系统应满足扑灭火灾和持续抑制复燃的要求。8.7.6电化学储能电站的消防系统、通风空调系统、视频与环境监控系统之间应具备联动功能，消防联动控制设计应符合GB50116的相关规定，消防联动控制系统应符合GB16806的相关规定。8.7.7火灾报警系统应设置交流电源和直流备用电源，备用电源输出功率和容量应符合GB50116的相关规定。8.7.8项目业主须在项目投产前组织开展竣工验收，按照国家相关规定办理工程质量监督手续，依法申请建设工程消防验收及备案。充电设施建设要求一般规定9.1.1充电设施的总体规划应符合当地的区域总体规划和城镇规划、环境保护的要求，并应选在交通便利的地方。9.1.2充电设施的布局宜结合电动汽车类型和保有量综合确定，并充分利用供电、交通、消防、排水等公用设施。。9.1.3充电设施的规划应与电网规划相结合，提高资源利用效率，充分保障电动汽车的电能供给。9.1.4充电设施场站应预留必要的土建设施、充电桩配套电力设施用地、供电容量、设备位置、中低压线路通道等，达到接桩即可用。9.1.5充电设施应具备充放电功率可调功能，宜具备双向充放电功能，应与电动汽车和电网进行实时通信，具备与电网相协调的柔性调节功能。9.1.6充电设施应结合实际场景，宜采用V2G、超级快充、光储充、光储充换、有序充电、充电堆等多种新技术先进充电技术。9.1.7公共停车场充电设施建设应以公共快充桩为主，新建的大型公共建筑物停车场、社会公共停车场，应按照100%建设条件预留，且充电设施应按照不低于30%的车位比例建设。9.1.8公路沿线充电设施建设宜以公共快充桩为主，干线公路沿线要配建单桩功率不低于60千瓦的快速充电桩。9.1.9旅游景区充电设施建设宜以公共快充桩为主，旅游景区、旅游度假区停车位应按照100%建设条件预留，