湖南110-35千伏电网规划设计技术导则

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XDHX

湖南省电力行业协会团体标准

T/XDHX002—2022

湖南110～35千伏电网规划设计技术导则

TheguideofplanninganddesignofHunan110～35kVdistributionnetwork

（征求意见稿）

2023--发布2023--实施

湖南省电力行业协会  发布

I

T/XDHX002—2022

II

T/XDHX002—2022

前言

本文件依据GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的要求，按

照《国家电网有限公司技术标准管理办法》的规定起草。

本文件由湖南省电力行业协会协会管理部提出、解释并归口。

本文件起草单位：国网湖南电力发展策划部、国网湖南经研院、湖南经研电力设计有限公司、国网娄

底供电公司、国网长沙供电公司、国网邵阳供电公司、国网衡阳供电公司、国网岳阳供电公司、国网怀化

供电公司、国网湘西供电公司、国网常德供电公司

本文件主要起草人：彭剑、章德、王灿林、江卓翰、詹扬、邓裕文、刘顺成、王翼飞、周胜瑜、谢煜

东、熊亚崎、张力、严勇华、王菁、文炜、罗国才、何缘圆、卢平江、吴科、向仲卿、张阳、林政润、谭

丽平、张兴伟、涂婧怡、雷洪桥、钟峰、冯常春、陈国柱、阮启运、罗益珍、郑欢、邓敏、袁玉婷、邹丹、

张莹、李彦、吴骜、高磊、罗平、杨高才、张平天

本文件2023年月首次发布。

本文件在执行过程中的意见或建议反馈至湖南省电力行业协会协会管理部。

II

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湖南110～35千伏电网规划设计技术导则

1范围

本文件规定了110～35kV电网规划设计阶段需遵循的规划区域划分、供电安全准则、负荷预测和电力

平衡、设备选型一般要求、选址选线一般要求、新（扩）建、改造工程一般要求、110kV~35kV电网规划、

电缆通道、用户及电源接入、继电保护与自动装置、调度自动化、通信网、防灾抗灾技术要求及规划计算

分析要求等技术原则。

本文件用于指导湖南省区域内110～35kV电网的规划设计工作。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T29328重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范

GB/T33593分布式电源并网技术要求

GB/T36547电化学储能系统接入电网技术规定

GB5005935kV～110kV变电站设计规范

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

DL/T256城市电网供电安全标准

DL/T5440重覆冰架空输电线路设计技术规程

DL/T5484电力电缆隧道设计规程

DL/T5729配电网规划设计技术导则

QGDW10738配电网规划设计技术导则

Q/GDW10829架空输电线路防舞设计规范

Q/GDW76610kV～110（66）kV线路保护及辅助装置标准化设计规范

Q/GDW1212电力系统无功补偿配置技术导则

Q/GDW11358电力通信网规划设计技术导则

Q/GDW11721国家电网有限公司差异化规划设计导则

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

1

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3.1

配电网distributionnetwork

从电源侧（输电网、发电设施、分布式电源等）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，对应电压等级一般为110kV及以下。其中，110～35kV电网为高压配电网，10kV电网为

中压配电网，220/380V电网为低压配电网。

[来源：Q/GDW10738-2020，3.1]

3.2

最大负荷maximumload

在统计期内，规定的采集间隔点对应负荷中的最大值。

[来源：QGDW10738-2020，3.3]

3.3

规划计算负荷planningcalculationload

在最大负荷基础上，结合负荷特性、设备过载能力以及需求响应等灵活性资源综合确定的配电网规划时

所采用的负荷。

[来源：QGDW10738-2020，3.4]

3.4

饱和负荷saturatedload

规划区域在经济社会水平发展到成熟阶段的最大用电负荷。

当一个区域发展至某一阶段，电力需求保持相对稳定（连续5年年最大负荷增速小于2%，或年电量增

速小于1%），且与该地区国土空间规划中的电力需求预测基本一致，可将该地区该阶段的最大用电负荷视

为饱和负荷。

[来源：QGDW10738-2020，3.6]

3.5

网供负荷loadbypublicnetwork

同一规划区域（省、市、县、供电分区等）、同一电压等级公用变压器同一时刻所供负荷之和。

[来源：QGDW10738-2020，3.5（规划区域涵盖范围删除供电单元）]

3.6

供电分区powersupplypartition

在地市或县域内部，高压配电网网架结构完整、供电范围相对独立、中压配电网联系较为紧密的区域。

[来源：QGDW10738-2020，3.8]

3.7

容载比capacity-loadratio

某一规划区域、某一电压等级电网的公用变电设备总容量与对应网供最大负荷的比值。

[来源：QGDW10738-2020，3.11]

2

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3.8

N-1停运firstcircuitoutage

一台变压器或一条线路故障或计划退出运行。

[来源：QGDW10738-2020，3.15（删除关于中压配电线路的描述）]

3.9

N-1-1停运secondcircuitoutage

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。

[来源：QGDW10738-2020，3.16]

3.10

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。

[来源：QGDW10738-2020，3.16]

3.11

转供能力transfercapability

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：QGDW10738-2020，3.20]

3.12

分布式电源distributedgeneration

接入35kV及以下电压等级电网、位于用户附近，在35kV及以下电压等级就地消纳为主的电源。

[来源：QGDW10738-2020，3.2]

3.13

双回路doublecircuit

为同一用户负荷供电的两回供电线路，两回供电线路可以来自同一变电站的同一母线段。

[来源：QGDW10738-2020，3.22]

3.14

双电源doublepowersupply

为同一用户负荷供电的两回供电线路，两回供电线路可以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。

[来源：QGDW10738-2020，3.23]

3.15

多电源multiplepowersupply

为同一用户负荷供电的两回以上供电线路，至少有两回供电线路分别来自两个不同变电站。

[来源：QGDW10738-2020，3.24]

3

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3.16

新型储能系统newenergystoragesystem

除抽水蓄能外可循环电能存储、释放的系统。

[来源：QGDW10738-2020（补充条款），3.30]

3.17

坚强局部电网stronglocalnetwork

针对超过设防标准的严重自然灾害等导致的电力系统极端故障，以保障城市基本运转、尽量降低社会影

响为出发点，以目标重要用户为保障对象，通过构建完整“生命线”通道，保障目标重要用户保安负荷不

停电、非保安负荷快速复电的最小规模网架，并具备孤岛运行能力。

[来源：QGDW10738-2020（补充条款），3.26]

3.18

“生命线”用户lifelineusers

指坚强局部电网保障的目标重要用户，当发生超过设防标准的严重自然灾害导致的电力系统极端故障

时，保障城市基本运转、维持或恢复社会稳定、发挥抢险救灾功能的电力用户。

[来源：QGDW10738-2020（补充条款），3.27]

3.19

“生命线”通道lifelinecorridor

从目标重要用户出发，自10kV线路逐电压层级向上溯源至本地保障电源，构成在电力系统极端故障下

能够安全可靠运行的供电通道。

[来源：QGDW10738-2020（补充条款），3.28]

3.20

本地保障电源localguaranteedpowersupply

接入220kV及以下电网，在电力系统极端故障下可快速响应，支撑坚强局部电网孤岛运行或黑启动的电

源设施。

[来源：QGDW10738-2020（补充条款），3.29]

4基本规定

4.1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。

4.2配电网应坚持“强-简-强”的协调发展思路，在做强500kV电网网架和简化220kV电网结构的基础

上，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。

4.3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、信息化、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。

4.4配电网规划应在强调经济高效、保民生保供电的基础上，坚持以效益效率为导向，在保障安全质量

4

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的前提下，处理好投入和产出的关系、投资能力和需求的关系，应综合考虑供电可靠性、电压合格率等技

术指标与设备利用效率、项目投资收益等经济性指标，优先挖掘存量资产作用，科学制定规划方案，合理

确定建设规模，优化项目建设时序。

4.5配电网规划应遵循资产全寿命周期成本最优的原则，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优。

4.6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。

4.7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。

4.8配电网规划应加强计算分析，采用适当的评估方法和辅助决策手段开展技术经济分析，适应配电网

由无源网络到有源网络的形态变化，促进精益化管理水平的提升。

4.9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规划设计的一般技术原则

5.1规划区域划分

5.1.1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，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+ABCD

负荷密度

σ≥3015≤σ<306≤σ<151≤σ<60.1≤σ<1

（MW/km2）

长沙市非核心城

地级市城区、县级地级市城郊、县城

主要分布地区长沙市核心区区、重点地级市核乡村地区

核心区区

心城区

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。

5.1.2供电分区是开展高压配电网规划的基本单位，主要用于高压配电网变电站布点和目标网架构建。

5.1.3供电分区宜衔接城乡规划功能区、组团等区划，结合地理形态、行政边界进行划分，规划期内的

高压配电网网架结构完整、供电范围相对独立。供电分区一般可按县（区）行政区划分，对于电力需求总

量较大的市（县），可划分为若干个供电分区。

5.2负荷预测

5.2.1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、

储能装置和电动汽车等新型负荷的发展预测。

5.2.2负荷预测主要包括饱和负荷预测和近中期负荷预测，饱和负荷预测是构建目标网架的基础，近中

5

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期负荷预测主要用于制定过渡网架方案和指导近期1-3年的规划项目安排。

5.2.3负荷预测的基础数据包括经济社会发展规划和国土空间规划数据、自然气候数据、重大项目建设

情况、上级电网规划对本规划区域的负荷预测结果、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数据，作为预测依据。

5.2.4分电压等级网供负荷预测可根据同一电压等级公用变压器的总负荷、直供用户负荷、自发自用负

荷、变电站直降负荷、分布式电源接入容量等因素综合计算得到。

5.3电力电量平衡

5.3.1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、储能设施、电动汽车充换

电设施等新型负荷的影响。

5.3.2分电压等级电力平衡应结合负荷预测结果、电源装机发展情况和现有变压器容量，确定该电压等

级所需新增的变压器容量。

5.3.3水电能源的比例较高时，电力平衡应根据其在不同季节的构成比例，分丰期、枯期进行平衡。对

于分布式电源较多的区域，应同时进行电力平衡和电量平衡计算。

5.3.4分电压等级电力平衡应考虑需求响应、储能设施、电动汽车充换电设施等灵活性资源的影响，根

据其资源库规模和区域负荷特性，确定规划计算负荷与最大负荷的比例关系。

5.4供电安全准则

5.4.1A+、A、B、C类供电区域高压配电网应满足“N-1”原则，A+类供电区域中供电可靠性要求较高

的地区，可选择性满足“N-1-1”原则，D类供电区域宜满足“N-1”原则。“N-1”停运后的配电网供电安

全水平应符合DL/T256的要求。

5.4.2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，可参考表2。

表2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N-1停运后停电范围及恢复供电时间要求

第一级≤2低压线路、配电变压器维修完成后恢复对组负荷的供电。

a）A+类供电区，5分钟内恢复(组负荷-2MW)

b）A类供电区，15分钟内恢复(组负荷-2MW)

第二级2～12中压线路

c）B、C类供电区，3小时内恢复(组负荷-2MW)

d）维修完成后，恢复对组负荷供电。

）、类供电区，分钟内恢复所有负荷供电

变电站（高压进线、主aA+A15

第三级～）、类供电区，分钟内恢复（组负荷，

12180变）bBC15min-12MW

2/3组负荷），3小时内恢复组负荷的供电

5.4.3为了满足上述三级供电安全标准，配电网规划应从电网结构、设备安全裕度、配电自动化等方面

综合考虑，为配电运维抢修缩短故障响应和抢修时间奠定基础。

5.4.4B、C类供电区域的建设初期及过渡期，以及D类供电区域，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，但应结合配电运维抢修能力，达

到对外公开承诺要求。其后应根据负荷增长，通过建设与改造，逐步满足上述三级供电安全标准。

5.5容载比

5.5.1容载比是110～35kV电网规划中衡量供电能力的重要宏观指标。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、负荷转移能力等因素的影响。在配电网规划

设计中一般可采用式（1）估算：

S

ei（）

RS1

Pmax

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式中：

容载比（）；

RS——MVA/MW

规划区域该电压等级的年网供最大负荷；

Pmax——

规划区域该电压等级公用变电站主变容量之和。

Sei——

5.5.2容载比计算应以行政区县或供电分区作为最小统计分析范围，对于负荷发展水平极度不平衡、负

荷特性差异较大（供电分区最大负荷出现在不同季节）的地区宜按供电分区计算统计。容载比计算负荷按

行政区县或供电分区最大网供负荷时刻的网供负荷选取。容载比不宜用于单一变电站、电源汇集外送分析。

5.5.3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速度可分为四个区段，相

应电压等级配电网的容载比参考范围参照表3执行。

表3行政区县或供电分区110～35kV变电容载比选择范围

负荷增长情况饱和期较慢增长中等增长较快增长

年负荷平均增长率KPKP≤2％2％＜KP≤4％4％＜KP≤7％KP>7％

110～35kV容载比

1.5～1.71.6～1.81.7～1.91.8～2.0

（建议值）

5.5.4容载比总体宜控制在1.5～2.0范围内。对处于负荷发展初期或负荷快速发展阶段的规划区域、需

满足“N-1-1”原则的规划区域以及负荷分散程度较高、小水电富集区域的规划区域，可取容载比建议值上

限。对于变电站内主变台数配置较多、中压配电网转移能力较强的区域，可取容载比建议值的下限，反之

可取容载比建议值的上限。

5.6无功补偿

5.6.1配电网规划应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。

5.6.2110～35kV变电站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不应低于0.95，在低谷负荷时不应高于0.95，无功补偿装置总容量

应经计算确定。

5.6.3在新能源、小水电等富集区域，应根据电气计算结果配置适当容量的感性无功装置。

5.7设备选型一般要求

5.7.1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，保证设

备在负荷波动或转供时满足运行要求。变电站土建应一次建成，适应主变增容更换、扩建升压等需求，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。

5.7.2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，包括所有预

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2台。

5.7.3变压器应采用有载调压方式，并列运行时其参数应满足DL/T572规范要求。

5.7.4新建的架空线路宜采用钢芯铝绞线及新型节能导线，导线最高允许温度应按80℃设计。

5.7.5电缆线路应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。

5.7.6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；

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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。

5.7.7配电网设备选型和配置应考虑智能化发展需求，提升状态感知能力、信息处理水平和应用灵活程

度。

5.8新（扩）建、改造工程一般要求

5.8.1新建变电站主变规模应按照3年内不再扩建主变考虑。A类及以上供电区域中供电可靠性要求较

高的地区，宜一期新建2台主变。

5.8.2变电站建设时序应根据负荷的空间分布及其发展阶段合理安排。在规划区域发展初期，应优先实

施变电站布点。快速发展期，应新建、扩建、改造、升压多措并举，单台变压器的变电站宜优先考虑扩建，

2台及以上变压器的变电站应优先考虑新增布点。饱和期，应优先启用预留规模、扩建或升压改造，必要

时启用预留站址。

5.8.3变电站扩建第2台主变时宜同步完善第2电源，暂时不具备条件的地区考虑加强中压联络，提高

转供能力。

5.8.4配电网设备改造应遵循资产全寿命周期管理理念，依据状态评价结论，统筹基建与大修技改手段

实施。

5.8.5线路杆迁工程应结合目标网架选定导线截面、线路架设方式和杆塔型式。

5.9选址选线一般要求

5.9.1选址选线工作严禁涉及基本农田和生态敏感区的禁止建设区域。选址选线工作应避让生态敏感区

的一般区域。若确实无法避让，应进行不可避让论证并按规定办理行政审批手续。

5.9.2变电站选址应接近负荷中心，充分考虑站址与邻近设施的相互影响，满足交通运输、站内排水、

高低压各侧进出线的需求。站址地形地貌、地质条件应满足近期建设和远期发展要求。

5.9.3线路廊道规划应综合考虑近、远期电网发展要求，与城市规划、电网规划相协调，与市政设施、

城市管线等基础设施协调。

5.9.4线路路径选择应避开城市密集区、工厂、矿山、军事设施、水利设施、地下资源、林区等，避开

已有送电线路、通信线、导航台等其他重要管线的影响范围。

5.9.5两回（多回）架空进线的变电站宜保障有两回及以上独立通道。廊道紧张地区可考虑同塔多（双）

回进行规划、设计和建设。

5.9.6110kV新建架空线路不宜跨越高速铁路（含电气化铁路）、高速公路，确需架空跨越应采用独立耐

张跨越方式。

5.9.735kV新建架空线路不应跨越高速铁路（含电气化铁路）、高速公路，确需跨越应采用电缆低穿方

式。

8

T/XDHX002—2022

6110kV电网

6.1110kV电网发展定位

110kV配电网定位为高压配电网主体，实现以220kV变电站为中心，分片区供电的模式。B类及以上

供电区域形成稳定可靠、结构清晰、互供灵活、智能开放的110kV城市电网；C、D类供电区域形成以提

升供电保障能力为重点，同时满足水电、新能源送出和优化35kV网架结构需求的110kV农村电网。110kV

电网的规划设计选型可参考附录A.1。

6.2110kV电网结构

6.2.1各类供电区域高压配电网目标电网结构可参考表4确定。

表4110kV电网目标电网结构推荐表

供电区域类型目标电网结构

A+双链

A单链（单变电站）、Tπ混合型双链（两π一T）

B单链（单变电站）、Tπ混合型双链（两π一T）

C加强型单链、加强型单环网

D单链、单环网

6.2.2A+、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。

6.2.3D类供电区域采用单链、单环网结构时，若接入变电站数量超过2个或任一变电站扩建第3台主

变时，可采取局部加强措施，向加强型单链或加强型单环网过渡。

6.3110kV变电站

6.3.1各类供电区域变电站推荐的容量配置可参考表5。

表5各类供电区域变电站终期容量配置推荐表

电压等级供电区域类型台数（台）单台容量（MVA）

A+、A类3～463

110kVB类3～463、50

C、D类350

注1：A+、A、B类供电区域在不具备布点条件或达到饱和期时可扩建第4台主变。

注2：C、D类供电区域的工业园区和新能源接入需求较大地区，变电站主变压器容量和规模可根据实际需求适度提高

建设标准。

注3：D类供电区域在达到饱和时可扩建第3台主变。

注4：D类供电区域的负荷增长缓慢地区经论证可以考虑选取31.5MVA主变。

6.3.2变电站主接线型式选取宜采用以下几种型式：

a）变电站110kV侧电气主接线主要采用单母线分段接线。考虑规划发展需求并经过技术经济比较论

证，也可采用其他形式；

b）变电站35kV侧电气主接线主要采用单母线分段接线；

c）变电站10kV侧电气主接线一般采用单母线分段接线或单母线分段环形接线。

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6.3.3C类及以上区域应采用双绕组变压器，D类区域宜采用三绕组变压器。其他选型方式应经过专题论

证。

6.3.4变电站的布置应因地制宜、紧凑合理，在保证供电设施安全经济运行、维护方便的前提下尽可能

节约用地，并为变电站近区供配电设施预留一定位置与空间。A+、A、B类供电区域宜采用户内或半户内

站，根据情况可考虑采用紧凑型变电站；C、D类供电区域宜采用半户内或户外站，对因站址选取困难且

场地受限、环境有特殊要求的地区经论证后可采用户内站。

6.3.5变电站各电压等级出线规模参照表6，并满足以下要求：

a）110kV出线：4回；

b）35kV出线：4～6回；

c）10kV出线：每台变压器8～16回；

d）工业园区、新能源富集区域、储能接入地区、多站合一等接入需求的变电站，110kV出线适当增

加1～2回，35、10kV出线宜按推荐规模上限选取。

表6110kV变电站单台主变容量与出线间隔推荐表

供电区域单台容量（MVA）单台主变10kV出线间隔数

A+、A、B6312～16

B5012～14

C5010～14

D508～14

6.3.6短路电流及中性点接地方式

6.3.6.1变电站内母线正常运行方式下的短路电流限值按表7执行。

表7各类供电区域110kV电网短路电流限值

短路电流限定值（kA）

电压等级（kV）

A+、A、B类供电区C类供电区D类供电区

11031.5、4031.5、4031.5

注：对于主变容量较大的110kV变电站（50MVA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110kV

变电站的低压侧可选取表中较低的数值。

6.3.6.2对于处于系统末端、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，保障电压合格率。

6.3.6.3110kV系统应采用有效接地方式，中性点应经隔离开关接地。

6.4110kV线路

各类供电区域导线截面推荐的选择标准参照表8执行。

表8各类供电区域110kV线路主要导线截面推荐表

电压等级供电区域架空导线截面（mm2）电缆截面（mm2）

A+、A、B2×300不小于1000

110kV

C、D300原则上不采用

注1：B类供电区域终期变电容量不超过150MVA且采用单π结构的变电站出线经论证可采用300mm2导线。

注2：电缆截面应综合考虑环境温度、敷设方式等因素影响，按照N-1情况下远景输送容量进行选择。

注3：C、D类供电区域的工业园区和新能源接入需求较大地区，导线截面选取经论证后可根据实际需求适度提高建设标准。

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735kV电网

7.135kV电网发展定位

7.1.135kV电网定位为110kV农村电网的补充和延伸，主要应用于地域面积大、负荷密度低、中压线路

供电半径长，近期内不具备发展110kV电网条件的地区。35kV电网发展应以缩短10kV供电半径、提高供

电质量为重点，满足水电、分布式新能源送出的发展需求。35kV电网的规划设计选型可参考附录A.2。

7.1.235kV电网应坚持贯彻原则、坚持升级、应扩则扩、宜建则建、永临结合、综合施策、因地制宜的

原则。

7.1.3A+、A、B类供电区不再发展35kV电网，存量35kV电网结合目标网架逐步升压替代或退出。

7.1.4C类供电区应逐步弱化35kV电网，经论证后谨慎安排变电站新建和整站改造工程。

7.1.5D类供电区可按实际需求适度发展35kV电网。35kV电网发展适用于以下几种范围：

a）负荷密度低、增长缓慢，达不到110kV电压等级建设条件的农村地区，宜采用35kV电网供电；

b）偏远农村、林区、湖域、山区等受环境限制地区，供电距离长，且负荷无发展潜力，可采用35kV

电网供电，以提升供电质量；

c）工业集中区，经论证可采用35kV电压等级为大用户供电。

7.235kV电网结构

35kV目标网架主要采用单链、单环网或双辐射结构，在建设初期宜采用单辐射结构。

7.335kV变电站

7.3.1根据负荷水平和负荷分布情况，兼顾电网结构的调整要求和建设条件，35kV变电站的建设标准参

照表9执行。

表935kV变电站终期容量与出线间隔推荐表

电压等级供电区域台数（台）单台容量（MVA）

35kVD210

注1：偏远农村地区经论证负荷增长缓慢可以考虑利旧6.3MVA主变。

注2：对于部分变电站终期负荷预测在20～30MW之间，且与周边电网10kV联络薄弱，经论证可以扩建20MVA主变。

7.3.2变电站主接线型式高压侧电气主接线应采用单母线分段接线。变电站10kV侧电气主接线应采用单

母线分段接线。

7.3.3变压器布置应因地制宜、紧凑合理。35kV变电站一般采用半户内站。污秽严重地区可采用户内站。

7.3.4变电站各电压等级出线规模如下：

a）35kV出线：2～4回；

b）10kV出线：每台变压器4～6回；

c）工业园区、新能源富集区域、储能接入地区、多站合一等接入需求的变电站，10kV出线宜按推

荐规模上限选取。

7.3.5短路电流及中性点接地方式

7.3.5.1D类供电区35kV变电站内母线正常运行方式下的短路电流水平不应超过25kA。

7.3.5.235kV配电网中性点接地方式选择符合以下原则：

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-100A（架空网），或线路穿越林区时，宜采用中性点经消弧线圈接

地方式，接地电流宜控制在10A以内；

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c）单相接地故障电容电流达到100A以上，或以电缆网为主时，应采用中性点经低电阻接地方式；

d）单相接地故障电流应控制在1000A以下。

7.435kV线路

导线截面推荐的选择标准参照表10执行。

表10各类供电区域35kV线路主要导线截面推荐表

电压等级供电区域架空导线截面（mm2）

35kVD150

注1：规划近中期升压的35kV变电站，结合规划变电站进线可按110kV线路建设初期降压运行；

注2：结合规划不满足负荷供带需要的变电站进线，经论证后可采用185mm2以上大截面导线。

8电缆通道

8.1电缆通道的建设坚持“立足规划、着眼长远、统筹建设”的原则，按照地区建设规划统一安排、同

步实施，结合轨道交通、公路、市政道路等工程建设同步进行，按照终期规模一次性建设到位。

8.2电缆通道应采用电缆隧道、综合管廊、排管等敷设方式，满足防水、防火、防腐蚀等要求。

8.3电缆线路路径、附属设备及设施（出入口、通风亭等）的设置应通过规划部门审批。通道路径选择

宜避开地质不稳定区域、油气管道、热力管线、腐蚀性介质管道及火灾爆炸危险区等。

8.4电缆通道采用综合管廊时，110kV电缆应采用独立的电力舱，电力舱不宜与热力舱、易燃气液体舱

紧邻布置。当受条件所限需要紧邻布置时，应采取有效的隔热、降温、防爆及可靠接地等措施。

8.5同一变电站的各路110kV电源电缆线路，宜选用不同的通道路径，若同通道敷设时应两侧布置。

8.6来自不同电源并且对同一区域供电的电缆，不宜敷设在同一通道，若同通道敷设时应满足防火要求。

8.7同一通道内若在同一侧的多层支架上敷设电缆时，应按照电压等级由高到低电缆“由上而下”的顺

序排列。

8.8用户电缆进入电力电缆通道前，应征得原电缆维护单位的同意，与电力电缆共用同一电缆通道时，

应满足防火、防腐蚀等要求。

8.9110kV同一电缆通道规划4回以上电缆时，应采用电缆隧道或综合管廊；规划4回及以下电缆时，

可采用排管、电缆沟等方式。

9用户及电源接入

9.1用户接入

9.1.1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。

9.1.2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，可参照表11。对于供电距离较长、负荷较大的用户，或者畸

变负荷、不对称负荷、谐波严重的负荷等导致电能质量不满足要求时，应采用高一级电压供电。

表11用户供电电压等级参考表

供电电压等级受电变压器总容量

10kV50kVA～10MVA

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供电电压等级受电变压器总容量

10kV50kVA～10MVA

35kV5MVA～40MVA

110kV20MVA～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。

9.1.3用户接入方式应符合如下要求：

a)接入110～35kV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。

b)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，应采用两回及以上电源供电。

9.1.4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。

9.1.5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。

9.1.6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。

9.1.7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。

9.1.8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。

9.2电动汽车充换电设施接入

9.2.1电动汽车充换电设施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，合理制定充电

策略，实现电动汽车有序充电。

9.2.2电动汽车充换电设施的供电电压等级应符合GB/T36278的规定，根据充电设备及辅助设备总容

量，综合考虑需用系数、同时系数等因素，经过技术经济比较论证后确定。具体可参照表12。

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表12充换电设施供电电压等级参考表

供电电压等级受电变压器总容量

10kV50kVA～10MVA

35kV5MVA～40MVA

110kV20MVA～100MVA

9.2.3接入35kV～110kV电网的电动汽车充换电设施，可接入变电站、开关站的相应母线。

9.3电源接入

9.3.1电源并网电压等级可根据装机容量进行初步选择，可参考表13，最终并网电压等级应根据电网条

件，通过技术经济比较论证后确定。

表13电源并网电压等级参考表

并网电压等级电源总容量范围

10kV400kW～6MW

35kV6MW～20MW

110kV20MW～100MW

注：在220kV变电站主变容量满足上网要求的情况下，装机容量在100MW及以上的电源经论证后可考虑专线接入220kV

变电站110kV侧。

9.3.2接入110～35kV电网的电源宜采用专线接入。

9.3.3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。

9.3.4分布式电源接入配电网应遵循就地接入、就近消纳的原则，定期开展配电网承载力评估及可开放

容量计算，分布式电源开发总规模不应超过本县（区）全年最大用电负荷60%，且不应向220kV及以上电

网反送电，110kV及以下各级变压器及线路反向负载率不应超过变压器或线路额定容量的80%。

9.4新型储能系统接入

9.4.1新型储能系统接入配电网的电压等级应按照储能系统额定功率，接入点电网网架结构等条件确定，

不同额定功率储能系统的接入电网电压推荐等级可参考表14。

表14新型储能接入电压等级参考表

接入电压等级储能系统额定功率

10kV500kW~5MW

35kV~110kV5MW~100MW

9.4.2新型储能系统中性点接地方式应与所接入电网的接地方式相一致；新型储能系统接入配电网应进

行短路容量校核，电能质量应满足相关标准要求。

9.4.3新型储能系统接入配电网时，功率控制、频率适应性、故障穿越等方面应符合GB/T36547的相关

规定。

9.4.4新型储能系统并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显断开指示的并网断开装置。

9.4.5储能电站选址应满足防火防爆要求，不应选址在重要变电站、地下变电站、为重要用户供电或运

维风险大的变电站、重要输电线路保护区，不应贴邻或设置在生产、储存、经营易燃易爆危险品的场所，

电池舱（室）不应设置在人员密集场所、建筑物内部或其地下空间。

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9.4.6电网侧独立储能电站不应与变电站合建，保持必要的安全隔离。

9.4.7在电网延伸困难、站址和走廊资源紧张、电网供电能力不足、应急保障要求较高等地区，可通过

技术经济分析后合理开展电网侧替代性储能建设。

10继电保护与自动装置

10.1基本原则

10.1.1110～35kV配电网应按GB/T14285的要求配置继电保护和自动装置。

10.1.2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。

10.1.3110～35kV变电站应配置低频低压减载装置，单链、单环网串供站应配置远方备投装置。

10.1.4变电站保护信息传输应采用光纤通信方式，仅采集遥测、遥信信息时，可采用无线、电力载波等

通信方式。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。

10.1.5风电、光伏、储能等新能源场站、110kV及以上发电厂、变电站应配置一套继电保护信息系统子

站，35kV变电站宜配置一套继电保护信息系统子站。

10.2110kV系统保护配置原则

10.2.1除四端及以上线路，110kV线路应配置1套光纤电流差动保护装置，每套装置应包括完整的主保

护、后备保护、重合闸功能。

10.2.2110kV主变压器应配置双套的主、后备保护一体电气量保护和1套非电量保护。

10.2.3母联（分段）保护应配置单套具有两段时限过流和一段时限零序过流功能的充电保护。

10.2.4110kV备自投装置宜独立配置。

10.2.5发电厂、双母线或单母线（断路器）分段接线变电站的110kV母线应配置单套母线保护。

10.2.6110kV发电厂、变电站应配置故障录波装置，并留有20%的交流量和开关量裕度。

10.335kV系统保护配置原则

10.3.1长度小于3km的短线路或大容量变压器的35kV出线，宜采用微机型距离保护装置。如采用距离

保护不能满足选择性、灵敏性和速动性要求时，应采用光纤电流差动保护作为主保护。

10.3.235kV变压器应配置1套主、后备保护分置的电气量保护和1套非电量保护。

10.3.335kV备自投装置可独立配置或由分段保护装置实现。

10.3.435kV发电厂汇集母线宜配置1套母线保护装置。

10.3.535kV发电厂并网线路、双线并列运行、保证供电质量需要或有系统稳定要求时，应配置光纤电

流差动保护及后备保护。

11调度自动化

11.1并网电厂及公用变电站（以下简称厂站）调度自动化系统设备配置原则：

a）35kV及以上厂站应配置远动数据采集装置，其中35kV及以上的燃煤电厂、燃气电厂、生物质电

厂、垃圾电厂等应配置RTU装置；

b）35kV及以上厂站应配置时间同步装置；

c）35kV及以上厂站应配置双套调度数据网设备及相应的电力监控系统网络安全防护设备；终端