ICS 29.240

P 62

备案号： J2489—2018

中 华 人  民 共 和  国    力 行 业 标 准

P                                                         DL/T 5542 —2018

配电网规划设计规程Code or planning and design of

distribution network

2018-04-03发布                                            2018-07-01   实 施

国家能源局 发布

中华人民共和国电力行业标准

配电网规划设计规程

Code  for  planning  and  design  of

distribution     network

DL/T  5542—2018

主编部门：电力规划设计总院

批准部门：国 家 能 源 局

施行日期：2018年7月1日

中国计划出版社

国 家 能 源 局

公  告

2018年  第 4 号

依据《国家能源局关于印发<能源领域行业标准化管理办法(试行))及实施细则的通知》(国能局科技〔2009〕52号)有关规定，

经审查，国家能源局批准《风力发电机组振动状态评价导则》等168项行业标准，其中能源标准(NB)56项、电力标准(DL)112项，

现予以发布。

附件：行业标准目录

国家能源局 2018年4月3日

附件：

行业标准目录

前   言

根据《国家能源局关于下达2016年能源领域行业标准制(修) 订计划的通知》(国能科技〔2016〕238号)的要求，标准编制组经深 入调查研究，认真总结了国内外配电网的规划设计经验，并在广泛 征求意见的基础上，制定本标准。

本标准主要内容有：总则、术语、基本规定、电力需求预测、高 压配电网规划、中低压配电网规划、电力设施空间布局规划、二次 及智能化规划、接入系统设计、电气计算、供电质量、投资估算与技 术经济分析等。

本标准由国家能源局负责管理，由电力规划设计总院提出，由 能源行业电力系统规划设计标准化技术委员会归口，由电力规划 总院有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或 建议，请寄送电力规划设计标准化管理中心(地址：北京市西城区 安德路65号；邮政编码：100120,邮箱：bz_zhongxin@eppei.com)。

本标准主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：

主编单位：电力规划总院有限公司

天津电力设计院有限公司

参 编 单 位：上海电力设计院有限公司

北京电力经济技术研究院

国网电力科学研究院

广州电力设计院

武汉供电设计院有限公司

深圳供电规划设计院有限公司

主要起草人：杜忠明  黄晓莉  李  芳  王  勇  韩 平

宗志刚  张巧霞  刘卫国  唐宏德  王克球

目      次

1      总    则    ........................................................................................................... ( 1)

2     术   语    ............................................................................................................ (2)

3     基 本 规 定  ........................................................................................................... (8)

4     电 力 需 求 预 测  ................................................................................................. ( 11)

5     高 压 配 电 网 规 划  ............................................................................................ ( 13)

5.1      变电容量需求分析 ................................................................................ ( 13)

5.2     变电站 ........................................................................................................ ( 14)

5.3      网架结构 ................................................................................................... ( 18)

5.4     线路 .............................................................................................................. ( 19)

6     中 低 压 配 电 网 规 划  ...................................................................................... (21)

6.1     一般规定 .................................................................................................... (21)

6.2      中压网架结构 ............................................................................................. (23)

6.3     配电设施 .................................................................................................... (25)

6.4     低压配电网 ................................................................................................... (29)

7     电 力 设 施 空 间 布 局 规 划  .............................................................................(32)

7.1     一 般规定 .................................................................................................... (32)

7.2     变电站站址选择 ......................................................................................... (32)

7.3     高压线路走廊 .............................................................................................. (34)

7.4     中压配电线路 .............................................................................................. (37)

7.5     电动汽车充换电设施 ............................................................................ (40)

8     二 次 及 智 能 化 规 划  ........................................................................................ (42)

8.1     二次规划 ....................................................................................................(42)

8.2      配电自动化 .............................................................................................. (44)

8.3     配电网通信 ............................................................................................... (47）

 9     接 入 系 统 设 计 ................................................................................................. (50)

9.1     电源接入系统 ............................................................................................. (50)

9.2     电力客户接入系统 .................................................................................(51)

9.3     电动汽车充换电设施接人系统 ..........................................................(53)

10       电 气 计 算  ....................................................................................................... (54)

10.1     一般规定 ............................................................................................... (54)

10.2     潮流计算 .................................................................................................... (54)

10.3     稳定计算 ............................................................................................... (54)

10.4     短路计算 ............................................................................................... (55)

10.5     无功规划计算 ...................................................................................... (55)

11      供 电 质 量 ....................................................................................................... (57)

11.1     电能质量 ............................................................................................... (57)

11.2      供电可靠性 .......................................................................................... (60)

12      投 资 估 算 与 技 术 经 济 分 析  ...................................................................(61)

12.1     一般规定 .................................................................................................... (61)

12.2     投资估算 ............................................................................................... (61)

12.3     方案技术经济分析 ............................................................................. (62)

12.4     财务评价 .................................................................................................. (63)

12.5     国民经济评价 ...................................................................................... (64)

附录 A    电 量 需 求 预 测 方 法 ......................................................................... (65)

附录 B    电 力 负 荷 预 测 方 法  ........................................................................... (72)

附 录C        110kV ～35  kV  典 型 电 网 结 构 示 意 图............................(77)

附录 D    中 低 压 配 电 网 典 型 电 网 结 构 示 意 图 ...................................... (81)

附 录 E        110kV ～35  kV  线 路 常 用 导 线 持 续

极 限 输 送 容 量 ......................................................................................(87)

附 录F       10kV  线 路 常 用 导 线 长 期 允 许 载 流 量 ............................ (88)

附 录G    单 相 接 地 电 容 电 流 计 算 ................................................................(89)

附录 H    消 弧 线 圈 容 量 计 算 方 法 .................................................................. (91)

附 录 」  电 能 质 量 指 标 计 算 方 法  .....................................................................(92)

 附录 K   供电可靠性指标 ........................................................................... (97)

附录 L   经济技术比较常用指标 .......................................................... (99)

本标准用词说明 .................................................................................................. ( 103)

引用标准名录 ........................................................................................................ ( 104)

附：条文说明 ........................................................................................................... ( 105)

Contents

1    General    provisions      ................................................................ ( 1)

2     Terms  ............................................................................................................... (2)

3    Basic   requirements       ................................................................... (8)

4     Power    demand    forecast      ................................................. ( 11)

5     HV   distribution      network     planning       .......... ( 13)

5.1    Substation  capacity demand analysis     ...................... ( 13)

5.2    Substation   ........................................................................................ ( 14)

5.3     Network structure    .................................................................. ( 18)

5.4     Lines  ...................................................................................................... ( 19)

6     MV   and   L. V  distribution      network     planning      ............................................................................................................................................. (21)

6.1    General  requirements   ................................................................. (21)

6.2     MV network  structure    ......................................................... (23)

6.3     Distribution  facilities   ................................................................(25)

6.4     LV distribution network   ........................................................ (29)

7    Spatial     layout    planning    of  power   facilities       (32)

7.1    General requirements   ................................................................. (32)

7.2     Site selection of substations .................................................. (32)

7.3     Passageway  of HV lines   ....................................................... (34)

7.4     MV distribution  lincs   ............................................................. (37)

7.5    Charging facilities of clectric vehicles   ...........................(40)

8    Secondary     and   intelligentizing       planning        (42)

8.1     Secondary  planning ....................................................................... (42)

8.2     Distribution automation   ......................................................... (44)

8.3     Distribution  network  telecommunication    ................. (47)

9      Access    system     design      ............................................................ (50)

9.1     Power  sources  access   ................................................................. (50)

9.2     Power  consumers   access   ......................................................... (51)

9.3     Charging   facilitics  access   ........................................................ (53)

10      Electrical      calculation       ............................................................ (54)

10.1     General  requirements   ................................................................... (54)

10.2     Power   flow calculation     .......................................................... (54)

10.3     Stability   calculation     ................................................................. (54)

10.4     Short -circuit   current   calculation    ................................... (55)

10.5     Reactive  power  balance  calculation    .............................. (55)

11     Power     supply     quality    .............................................................. (57)

11.1     Power  quality    ................................................................................ (57)

11.2      Power  distribution   reliability    ........................................... (60)

12     Investment       estimate     and   analysis      of  technicaland   economic   .............................................(61)

12.1     General   requirements   .................................................................. (61)

12.2     Investment   estimate     .................................................................. (61)

12.3      Technical   and  economic  analysis  ........................................ (62)

12.4     Financial  evaluation     .................................................................. (63)

12.5     Uncertainty   analysis    ................................................................ (64)

Appendix A   Electric quantity demand forecastingmethod   ........................................................... (65)

Appendix     B    ]Power     loads    forecasting       method      .....................................................  (72)

Appendix      C     Diagram      of    110kV -35 kV    typicalnetwork     structure        .................................................(77)

Appendix D   Diagram     of  MV  &. LV   typical     network

structure       ............................................................................. (81)

Appendix      E     Regular continuous total  transfer  capabilityof    110kV -35 kV   transmission        line      .. (87)

Appendix  F    Typical   allowed  current -carrying   capacityof 10kV transmission   line ............................................... (88)

Appendix  G    Capacitance   current   calculation   of one-phaseground      ............................................................... (89)

Appendix  H    Calculation   method  of arc  suppressioncoil capacity    ...................................................................... (91)

AppendixJ      Calculation   method   of power  qualityindices   ................................................................................. (92)

Appendix  K    Reliability   of power  supply   indices .................................................................................................(97)

Appendix  L    Common  indices of technical  andeconomic  comparison     .................................................................(99)

Explanation   of wording  in  this  standard     ........................................................................................................ ( 103)

List  of quoted  standards     ................................................................................................................................ ( 104)

Addition :Explanation   of provisions  ...................................................................................................................... ( 105)

1  总   则

1.0.1  为规范配电网规划设计原则和技术要求，贯彻国家相关政策，制定本标准。

1.0.2  本标准适用于110kV 及以下电压等级电网的规划设计。

1.0.3  配电网规划设计应从实际出发，结合地区特点，积极采用成熟的新技术、新材料、新工艺，推广采用节能、降耗、环保的先进技术和产品。

1.0.4  配电网规划设计除应符合本标准的规定外，还应符合国家现行有关标准的规定。

2 术   语

2.0.1 配电网   distribution   network

从电源侧(输电网和各类发电设施)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。其中，110kV～35kV  电网为高压配电网，10(20、6)kV  电网为中压配电网，380/220V 电网为低压配电网。

2.0.2 变电站    substation

电力系统的一部分，它集中在一个指定的地方，主要包括变压器、输电或配电线路开关设备的终端或建筑物。通常还包括电力系统安全和控制所需的设施(如保护装置)。

2.0.3 配电站    distribution    substation

一种设有中压配电进出线、对功率进行再分配的配电装置。按进出线保护配置和开关设备的不同，分为开关站、环网室、环网箱、配电室、箱式变电站、电缆分支箱等。配电站可根据需要配置或不配置配电变压器。

2.0.4  年最大负荷    annual  maximum  load

全年各小时整点供电负荷中的最大值。

2.0.5 饱和负荷    saturated   load

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。

2.0.6 空间负荷    spatial  load

规划区内各功能地块的电力负荷。

2.0.7  层级负荷    voltage  class  net load

通过该电压等级电网所供电的电力负荷，是确定各电压等级

变电容量的重要条件。

2.0.8 容载比    capacity-load   ratio

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容量与对应的供电负荷的比值。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 宏观控制各电压等级变电容量的重要指标。

2.0.9  供电半径    power  supply  radius

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。

中低压配电网线路的供电半径指从变电站(配电变压器)二次 侧出线到其供电的最远负荷点之间的线路长度。

2.0.10 供电质量    quality of power  supply

提供合格、可靠电能的能力和程度，包括电能质量和供电可靠 性两个方面。

2.0.11  电能质量    quality  of  electric  energy  supply

电网公共连接点电能的质量，衡量电能质量的主要指标有电压、频率和波形，包括电压偏差、电压波动与闪变、电压三相不平 衡、谐波等。

2.0.12 供电可靠性    reliability  of power  supply

配电网向用户持续供电的能力。

2.0.13 转供能力    transfer  capability

某一供电区域内，当电网元件或变电站发生停运时，电网转移 负荷的能力，一般量化为可转移的负荷占该区域总负荷的比例。

2.0.14 双电源    double power

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路供电电源，称为双 电源。

2.0.15  双回路    double  circuit

为同一用户负荷供电的两回供电线路。

2.0.16  分布式电源    distributed    resources

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。

2.0.17  中压主干线    MV  trunk  line

变电站的10(20、6)kV 出线，并承担主要电力传输的线路段为中压主干线，具有联络功能的线路段是主干线的一部分。

2.0.18  中压开关站    MV  switching  station

也称开闭站，设有中压配电进出线、对功率进行再分配的配电 装置，相当于变电站母线的延伸，可用于解决变电站进出线间隔有 限或进出线走廊受限，并在区域中起到电源支撑的作用。中压开关站内必要时可附设配电变压器。

2.0.19 环网柜    ring  main  unit

用于中压电缆线路环进环出及分接负荷的配电装置。环网柜中用于环进环出的开关采用负荷开关，用于分接负荷的开关采用负荷开关或断路器。环网柜按结构可分为共箱型和间隔型，一般按每个间隔或每个开关称为一面环网柜。

2.0.20 环网室    ring  main unit room

由多面环网柜组成，用于中压电缆线路环进环出及分接负荷，且不含配电变压器的户内配电设备及土建设施的总称。

2.0.21 环网箱    ring  main unit cabinet

安装于户外、由多面环网柜组成、有外箱壳防护，用于中压电缆线路环进环出及分接负荷，且不含配电变压器的配电设施。

2.0.22 配电室    distribution  room

也称配电房，为低压电力用户配送电能的户内配电场所，主要

设有中压进线(可有少量配出线)、配电变压器和低压配电装置。

2.0.23   箱式变电站     cabinet/pad-mounted     distribution  substation

由中压开关、配电变压器、低压出线开关、无功补偿装置和计量装置等设备共同安装于一个封闭箱体内的户外配电装置，包括预装式变电站和组合式变电站。

2.0.24 柱上变压器     pole-mounted   transformer

安装在电杆上的户外式配电装置，主要由跌落式熔断器、避雷器、配电变压器、低压综合配电箱、绝缘器件、电杆和金具等户外架 空设施构成。

2.0.25 中压电缆分支箱    MV cable branch box

也称中压电缆分接箱，完成配电系统中电缆线路的汇集和分接功能，但一般不配置开关，不具备控制测量等二次辅助配置的户 外专用电气连接设备。

2.0.26 低压电缆分支箱    LV  cable branch box

也称低压电缆分接箱，完成配电系统中电缆线路的汇集和分接功能，配置塑壳式断路器保护或熔断器-刀闸保护，一般采取户 外或户内、落地或挂墙安装。

2.0.27 直埋敷设    direct  burying

电缆敷设入地下壕沟中，沿沟底铺有垫层、电缆上铺有覆盖层，且加设保护板再埋齐地坪的敷设方式。

2.0.28  电抗率    reactance  ratio

串接于并联电容器组回路中的小电抗器感抗与并联电容器容抗之比。

2.0.29  配电自动化    distribution    automation

以一次网架和设备为基础，综合利用计算机、信息及通信等技术，实现对配电网的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集 成，实现配电系统的科学管理。

2.0.30 配电自动化系统    distribution   automation   system

实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA(supervisory control and data acquisition)、馈线自动化、 电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、配电终端、配电子站(可选)和通信通道等部分组成。

2.0.31  配电 SCADA      distribution   SCADA

    也称 DSCADA, 指通过人机交互，实现配电网的运行监视和远方控制，为配电网的生产指挥和调度提供服务。

2.0.32 配电主站    master  station  of  distribution   automation system

配电自动化系统的核心部分，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和电网分析应用等扩展功能。

2.0.33 配电终端   remote  terminal  unit  of  distribution  auto-mation system

安装于中压配电网现场的各种远方监测、控制单元的总称，主 要包括馈线终端(即 FTU,feeder    terminal    unit)、配变终端(即 TTU,transformer    terminal     unit)、站所终端(即 DTU,distribu-    tion  terminal  unit)等。

2.0.34  配电子站    slave   station  of  distribution   automation system

为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理或故障处 理、通信监视等功能。

2.0.35 馈线自动化    [eeder  automation

利用自动化装置或系统，监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区问并将故障区间隔离，快速恢复对非 故障区间的供电。

2.0.36 重要电力用户    important  electric  power  customer

在国家或某个地区(城市)的社会、政治、经济生活中占有重要地位，对其中断供电将可能造成人身伤亡、较大环境污染、较大政 治影响、较大经济损失、社会公共秩序严重混乱的用电单位或对供 电可靠性有特殊要求的用电场所。按照供电可靠性的要求以及中 断供电的危害程度，重要电力用户可分为特级、一级、二级和临时性四个等级。

2.0.37 充换电设施    charging/battery    swap    infrastructure

  为电动汽车提供充换电服务的相关设施的总称，一般包括充电站、电池更换站、电池配送中心、集中或分散布置的充电桩等。

2.0.38  公共连接点    point  of common  coupling

电力系统中一个以上用户的公共连接处， 一般作为电能质量的监测和控制点，简称 PCC。

2.0.39  N-1    停运    first  circuit  outage

110kV~35kV电网中一台变压器或一条线路故障或计划退出运行。10(20)kV 配电网线路中一个分段(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。

2.0.40  N-1-1      停运    second  circuit  outage

110kV～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线路因故障退出运 行。10(20)kV 中压配电网线路中一个分段(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)计划停运 情况下，同级电网中相关联的另一分段因故障退出运行。

3  基 本 规 定

3.0.1  配电网规划设计年限应与国民经济和社会发展规划的年限相一致，可分为近期(5年)、中期(10年)、远期(15年及以上)三 个阶段。配电网规划设计宜以近期(5年)为主，如有必要地区可视具体要求开展中远期规划工作。配电网规划设计应实现近期与 远期相衔接，以远期规划指导近期规划。高压配电网近期规划宜每年进行滚动修编，中低压配电网宜每年对规划项目库进行滚动 修编。

1  近期规划设计研究重点为解决当前配电网存在的主要问题，提高供电能力和可靠性，满足负荷需要，并依据近期规划设计 编制年度项目计划；

2  中期规划设计研究重点为将现有配电网网架逐步过渡到目标网架，预留变电站站址和线路通道；中期规划应与近期规划相 衔接，明确配电网发展目标，对近期规划起指导作用；

3  远期规划设计研究侧重于战略性研究和展望，主要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，提出配电网 发展需求，确定目标网架，预留高压变电站站址及高、中压线路廊道。

3.0.2  配电网规划设计应坚持协同规划的原则，统筹考虑城乡电网、输配电网和电网电源之间协调发展，统筹配电网一次系统与二 次系统、通信系统等其他专项规划，促进配电网规划设计与其他公 共设施规划相协调。

3.0.3  开展配电网规划设计应调查收集国民经济总体规划、城乡发展规划、电源发展规划和配电网相关情况等资料，主要包括如下 内容：

1  收集规划区域的统计年鉴，获取规划区域近5年及以上用 电负荷、用电量、用电构成、各类型电源装机容量等电力工业概况， 国内生产总值及年增长率、三次产业增加值及年增长率、产业结 构、人口数及户数，城乡人口结构、城镇化率等经济社会发展情况；

2  收集规划区域总体规划、产业规划、控制性详细规划、修建性详细规划等市政规划，获取用地规划、行业发展规划、主要规划 项目等地区城乡发展规划；

3  按照电压等级和并网类型等调查收集规划区域内各类能源资源(包括可再生能源)、装机规模、建设时序及布局；

4 按照电压等级和资产归属等调查收集规划区域变电规模、线路规模、网架结构和运行情况等配电网情况；

5 收集规划区域电力大用户接入电压等级、接入容量、年用电量、经营情况和发展规划等信息。

3.0.4 配电网规划应纳入城乡总体规划、土地利用总体规划和控制性详细规划，按规划布局和管线综合的要求，合理预留变电站、 配电站站点及线路走廊用地。配电设施应与城乡其他基础设施同步规划。

3.0.5  配电网规划应坚持差异化和标准化的原则，配电网覆盖范围大，各地区应因地制宜制定不同建设标准；同一地区要坚持统一 标准、统一规划，实现配电网接线规范化和设施标准化。

3.0.6  供电区域划分应主要依据行政级别或未来负荷发展情况确定，也可参考经济发达程度、用户重要性、用电水平等因素，具体 划分可参考现行行业标准《配电网规划设计技术导则》DL/T5729 的相关规定。

3.0.7  配电网电压等级的选择应符合现行国家标准《标准电压》 GB/T156   的规定，电压等级序列的采用可参考现行行业标准《配  电网规划设计技术导则》DL/T  5729 的相关规定。

3.0.8  配电网应进行分区供电，各分区应有相对明确的供电范围，并避免交叉、重叠。当有电源及负荷发生变化时，应对原有供电分区进行相应调整。对于供电可靠性要求较高的区域，应在分区间构建负荷转移通道。同时，根据需要提出对上一级电网的建 设需求。

3.0.9 配电网规划应充分考虑对分布式电源的消纳能力，满足分布式电源广泛接入的要求，并确保可再生能源发电就地优先利用。 3.0.10 配电网规划应充分考虑当地电动汽车、煤改电、油改电、可再生能源清洁供暖等发展需求。

3.0.11 在电网建设的初期及过渡期，可根据城乡规划实施要求和目标网架结构，在满足供电安全的前提下选择合适的过渡电网 结构，分阶段逐步建成目标网架。

3.0.12 设备选型应实现标准化、序列化。在同一地区，应优化设备序列，简化设备类型，规范技术标准，推行功能模块化、接口标准 化，提高配电网设备通用性、互换性。

3.0.13 在可靠性要求较高、环境条件恶劣(如高海拔、高寒、盐雾、污秽严重等)以及灾害高发等区域适当提高设备配置标准。

3.0.14 为满足事故备用和重要用户供电可靠性要求，配电网应能具有必备的负荷转移能力。

3.0.15 为更好地适应规划区域内经济发展，配电网规划设计宜逐年评估和滚动调整。当有下列情况之一发生时，应对配电网发 展目标、建设方案和投资估算等进行修编：

1 城乡发展规划发生调整或修改后；

2 上级电网规划发生调整或修改后；

3 接入配电网的电源规划发生重大调整或修改后； 

4 预测负荷水平有较大变动时；

5  电网技术有较大发展时。

4  电力需求预测

4.0.1  电力需求预测应包括用电量需求预测、最大负荷需求预测以及负荷特性分析等。电力需求预测工作应在长期调查分析的基 础上，收集和积累本地区用电量和负荷的历史数据以及城市建设和各行各业发展的信息，充分研究国民经济和社会发展各种相关 因素与电力需求的关系。

4.0.2 电力需求预测的流程宜先分析现状电网的用电量和负荷，再选取合理的预测方法，预测规划期内的用电量和最大负荷。

4.0.3  电力需求预测的基础数据包括经济社会发展规划、城市总体规划、城市控制性详细规划、电力需求历史数据、重大项目建设  情况和上级电网规划负荷预测成果等。政府部门、各企事业单位、电力用户等应配合做好电力需求数据的调查与收集工作，提升电  力需求预测的准确性。

4.0.4  配电网电力需求预测应分期进行，与配电网规划设计的期限保持一致。近期规划宜列出逐年预测结果，为逐年输变电项目 安排提供依据；中期规划可列出规划水平年预测结果，为阶段性规划方案提供依据；远期规划宜侧重饱和负荷预测，为高压变电站站 址和高、中压线路廊道等电力设施布局规划提供参考，并为目标网架规划提供依据。

4.0.5  电量需求预测常用的预测方法宜符合本标准附录 A 相关要求。

4.0.6 电力负荷预测常用的预测方法宜符合本标准附录 B 相关要求。

4.0.7 电力需求宜采用多种方法进行预测和校核。对于地市及以上范围的配电网规划，本着上级规划指导下级，下级规划校核上级的原则，电力需求预测宜采取“自上而下”和“自下而上”方式综合选用三种及以上适合的方法进行预测，并可参考上级电网规划 的电力需求预测结果进行校核。

4.0.8  对于涉及研究新能源消纳的配电网规划，宜对负荷特性进行分析预测。

4.0.9  对于大用户负荷比重较大的地区，宜采用大电力用户法与其他预测方法相结合进行预测。

4.0.10  对于具备条件地区的区域电网规划，为变(配)电站选址与定容、目标网架、配电线路线径选择及廊道需求等提供设计依据 时，需开展规划区的空间负荷预测，宜采用负荷密度指标法。

4.0.11  如有特殊需要，电力需求预测可考虑用户终端用电方式变化和负荷特性变化，分析电动汽车、储能装置等新型负荷接入以 及电力负荷需求侧管理对预测结果的影响。

5  高压配电网规划

5.1 变电容量需求分析

5.1.1  变电容量需求分析应通过计算层级负荷，获得各电压等级变电容量需求，结合现有变电容量确定新增变电容量需求，作为确 定规划水平年输变电项目安排的主要依据。

5.1.2  高压配电网层级负荷计算应在负荷预测的基础上，计算各电压等级配电网供电的负荷。

1 配电网110(66)kV 层级负荷Pi₁o(6s)可按下式计算：

Po(66)=Pz-P.-P₂-P₂-P₁                                (5.1.2-1)

式中：P₂—— 全社会用电负荷(MW);

Pe—- 厂用电；

P₂——220kV  及以上专用变电站负荷(MW);

P₂——220kV  直降为35kV 和10(20)kV 的负荷(MW);

P₂——35kV 及以下上网且参与变电容量需求分析的电源 出力(MW)。

2 35kV 层级负荷P₃ s可按下式计算：

P₃₃=Ps-Pe P P₃-P₃                                       (5.1.2-2)

式中：P₂——  全社会用电负荷(MW);

Pe——厂用电(MW);

Pa——110(66)kV   及以上专用变电站负荷(MW);

P₃——220kV  和110(66)kV  直降10(20)kV 供电负荷 (MW);

P₃——10(20)kV   及以下上网且参与变电容量需求分析的 电源出力(MW)。

5.1.3 变电容量需求用于确定各电压等级变电设备的容量，应分年度、分区、分电压等级进行。

变电容量需求可按下式计算：S=(P-P₂)×R,                         (5.1.3)

式中：S——某电压等级配电网变电容量需求(MV·A);

P—— 某电压等级层级负荷(MW);

P₂—— 某电压等级专用变电站负荷(MW);

R₄——某电压等级容载比。

5.1.4  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取值宜控制在1 .8～2 .2 范围  之间。

5.1.5  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。

5.1.6  当区域较大、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。

5.1.7  在计算新增变电容量需求或核算容载比时，对于主要作用为将水电、风电、光伏等电源升压接入电网的变电站，应将参与计

算变电容量的全部或部分进行核减。

5.1.8  如有需要，计算容载比时可考虑各类新能源、电动汽车充 换电设施、储能设备等的影响。

5.2  变  电  站

5.2.1  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。变电站的主 变压器台数最终规模不宜多于4台。各类供电区域变电站主变容 量及台数可参考表5.2.1选取。

表5.2.1 各类供电区域变电站最终容量配置推荐表

注：1 A+、A、B类区域中31.5MV·A  变压器(35kV)适用于电源来自220kV变电站的情况。

2  对于负荷密度高的供电区域，若变电站布点困难，可选用大容量变压器以提高供电能力，同时加强上下级电网的联络。

3  藏区及偏远农牧地区可根据自身实际用电需求考虑适宜的变压器容量序列。

4 对于中压出线电压等级为20kV的变压器，容量选择范围可适当放宽。

5.2.2  装有2台及以上变压器的变电站，当 一 台变压器退出运行时，其余主变压器的容量应满足全部一 、二级负荷用电的要求。

5.2.3   变电站按最终规模设计，可分期建设投运，一期投产规模 应结合当地负荷发展与电网建设难度综合考虑。变电站 一 期投产 容 量 宜 满 足 3 年 ～ 5 年 内 不 扩 建 的 原 则 。A+ 、A 、B   类 地 区 一 期

主变规模不宜少于2台；对于有重要负荷的C 类区域若无法形成 10kV 站间互联时，可考虑一期一次投产2台主变压器；在 D、E 类 地区， 一期建设规模应视负荷发展情况确定。

5.2.4 变电站布点以负荷分布为依据，考虑行政建制并兼顾电网 结构和建设条件，统筹考虑、统一规划。新建变电站座数可根据新 增容量需求、单台主变参考容量来初步确定。结合新建变电站座 数初算结果，制定变电站布点方案，逐个落实规划变电站站址，优 化变电站供电范围和调整变电站布点规划，避免造成站点间负荷 分布不均衡，提高设备利用率和投资效益。

5.2.5 变电站主接线形式应根据变电站在电网中的地位、出线回 路数、设备特点、负荷性质及电源与用户接入条件等因素确定，并 结合远期电网结构预留扩展空间。变电站电气主接线应满足供电 可靠、运行灵活、适应远方控制、操作检修方便、节约投资、便于扩 建以及规范、简化等要求。变电站的高压侧以桥式、环人环出、单 母线分段接线为主，也可采用线变组接线；中、低压侧以单母线分 段接线为主，A+ 、A 类供电区域变电站的10kV 侧也可采用环形 接线。

5.2.6 为简化电压等级或减少重复降压容量，对于无35kV 电压 等级地区，可采用110(66)/10(20)kV  双绕组变压器；对于有 35kV 用户需求区域，可选用110/35/10kV 三绕组变压器。

5.2.7  主变压器阻抗根据电力系统稳定、无功分配、继电保护、短 路电流、调相调压和并联运行等方面进行综合考虑进行选择，可参 考以下条款：

1 变压器阻抗宜选择标准型，为限制母线短路电流不超过限 定值，可选择高阻抗型；各电压等级短路电流限定值可参考本标准 第10.4.2条；

2  三绕组普通型和自耦型变压器根据提供短路电流的电源 位置来确定最大阻抗设置于高～中压侧或高～低压侧。

5.2.8  配电网降压变压器宜采用有载调压方式。

5.2.9  110kV～35kV  变电站无功补偿设备容量按高峰负荷时功 率因数不低于0.95,低谷负荷时仍为感性进行配置，并可随用电 负荷的增减调节输出容量：

1  容性补偿容量应经计算确定，宜为主变压器容量的10%~ 30%;

2  发电厂并网变电站和以110kV 电缆出线为主的变电站， 应根据无功计算结果选择补偿型式和容量。

5.2.10  无功补偿容量过大时应分组。投切一组补偿设备引起接 入母线的电压波动应小于现行国家标准《电能质量  电压波动和 闪变》GB/T12326     规定的限值。电容器和低压电抗器分组容量 可按下式计算：

Q₁=dS₄                                       (5.2.10)

式中：d—— 电压波动限值(%);

S₄—— 低压电抗器和电容器接入母线的最小三相短路容量。 

5.2.11  电容器补偿装置分组在不同组合方式下投切时，应不引 起谐波放大甚至谐振。110kV 变电站宜对电容器补偿装置投切 过程的谐波谐振问题进行校验。引起谐波谐振的容量可按下式近 似计算：

(5.2.11-1)

(5.2.11-2)

式中：S₄—— 低压电抗器和电容器接入母线的三相短路容量； n—— 谐波次数；

A——并联电容器的电抗率。

5.2.12  中性点接地方式应综合考虑供电可靠性和单相接地时健全相最大工频电压的升高值、单相接地时最大故障电流以及对继电保护影响进行选择，可参考以下条款：

1  110kV 系统应采用直接接地方式；

2 66kV 系统宜采用经消弧线圈接地方式；

3 35kV 单相接地故障电容电流小于10A 时宜采用中性点 不接地方式；单相接地故障电容电流大于或等于10A 且小于 150A 时，宜采用中性点经消弧线圈接地方式；单相接地故障电容 电流大于或等于150A 或全部为电缆线路时，宜采用中性点经低 电阻接地方式。单相接地电容电流及消弧线圈容量计算方法可分 别参考本标准附录G 和附录 H。

5.3  网 架 结 构

5.3.1  110kV～35kV  电网结构可分为辐射、环网、T  接、链式四类，各类接线的结构特点、可靠性和适用范围宜符合下列规定：

1  辐射结构分为单辐射和双辐射两种类型，接线简单，适应发展性强，但可靠性较差；双辐射结构适用于 C、D类供电区 域，也可作为网络形成初期、上级电源变电站布点不足时 A+、

A、B 类供电区域的过渡性结构；单辐射结构可用于 D、E 类供电区域；

2  环式结构分为单环网和双环网两种类型，在正常运行方式 开环运行，对电源布点要求低，扩展性强，但电源单一，网络供电  能力小；双环网适用于C、D类供电区域，也可作为网络形成初期、上级电源变电站布点不足时A+ 、A 、B类供电区域的过渡性结  构；单环网结构可用于D 类供电区域；

3  T 接分为双T  和三 T 两种类型，组网较为容易，双侧电源T 型接线供电可靠相对较高，主要适用于以架空线路为主的 A、 B、C 类供电区域，也可用于对以电缆为主的 A+ 、A 、B 类供电区 域(利用变电站高压侧配电装置实现T 接);

4  链式分为单链、双链和三链三种类型，运行灵活，供电可靠高，但出线回路数多，投资大；适用于对 A+、A、B类供电区域，也可用于以电缆为主的C 类供电区域。

5.3.2  通过配电网建设与改造，分阶段逐步实现目标网架结构。各供电区域110kV～35kV   高压配电网初期接线、过渡接线和目 标接线形式可参考表5.3.2。

表5.3.2 配电网目标网架结构过渡表

5.3.3  高压配电网宜采用以220kV(330kV)   变电站为中心、分片供电的模式，各供电片区正常方式下相对独立，但同时具备事故情 况下相互支援的能力。

5.3.4  110kV～35kV典型电网结构示意图可参考本标准附 录 C。

5.4  线    路

5.4.1  线路建设形式应根据市政规划、自然条件、污染水平、走廊宽度、电网结构及运行要求等方面综合论证确定。

5.4.2  高压配电网线路导线截面规格不宜过多，每个电压等级不

宜超过3种。配电网电缆线路载流量应与该区域架空线路相匹配。高压配电网线路常用规格可参考表5.4.2。

表5.4.2 高压配电网线路常用导线截面参考序列

5.4.3  配电网线路导线截面的选择应满足负荷发展的需求，宜按

远期规模考虑、参考饱和负荷值选择线路导线截面。

5.4.4  配电网线路导线截面应与电网结构、变压器容量和台数相匹配。配电网线路导线截面选择与校核时，任一元件 N-1    故障 方式下(相关线路、主变、母线)线路输送容量不应大于线路的持续极限输送容量。故障方式下线路输送容量计算时宜符合下列 规定：

1 对于中低压侧具备联络通道的变电站宜考虑变压器短时过载能力，2台主变时按负载率65%核算，3台主变时按负载率 87%核算，4台主变时根据中低压侧接线型式确定主变负载率；

2 对于中低压侧不具备联络通道的变电站，2台主变时按负载率50%核算，3台主变时按负载率67%核算，4台主变时根据中 低压侧接线型式确定主变负载率；

3 对变压器负载率有特殊要求的变电站按实际负荷进行计算。

常用导线的持续极限输送容量可参见本标准附录 E。

5.4.5  110kV～35kV  新建架空线路不宜使用耐热导线。受客观条件限制，改造中选用常规导线无法满足要求的，可采用耐热 导线。

6  中低压配电网规划

6.1 一 般 规 定

6.1.1  中低压配电网规划应解决现状配电网存在的问题，以满足用电需求、提高供电质量、促进智能互联为目标，结合不同的供电 区域类型，重点研究分析供电能力、网架结构、装备水平、供电质量、智能化水平、分布式电源接纳能力等问题，并按照差异化需求 选择合适的网架结构。规划重点研究应包括以下内容：

1 梳理供电能力不足、可靠性低等存在的问题，按照差异化需求提升配电网供电能力，实现中心城市(区)高可靠供电，满足城 镇增长的用电需求，消除低压电网瓶颈，解决农村低电压问题和边远贫困地区用电问题；

2 分析网架结构薄弱环节，解决网架结构不清晰问题；合理设置线路分段点和联络点，提升线路联络率，提高配电网转供能 力，提高供电安全水平；

3 提高配电自动化水平，根据可靠性需求、网架结构与设备状况合理选择故障处理模式、终端配置及通信方式；

4  分析配电网装备水平，统计老旧设备，高损耗配变，提出改造需求。

6.1.2  中压配电网规划主要依据负荷预测结果、空间分布和上级 变电站位置、容量、供电范围，按照“先定目标、远近结合、分区分片”的思路开展编制工作，主要流程应符合下列规定：

1 结合上级变电站供电范围、市政路网规划，初步确定中 压主干线路的主要走向，沿市政道路、自然地理条件划分供电

片区；

   2 按供电片区所在的供电分区、负荷性质和负荷密度选取适当的中压目标网架结构；

3  根据中压目标网架结构确定主干线路正常运行方式下的负载率，依据负荷预测结果和空间分布确定主干线路走向、条数以 及开关站、环网室(箱)、柱上开关等配电设施数量；

4  依据负荷性质、负荷预测结果、空间分布以及现状配变情况确定配变建设改造规模，规划配电室、箱式变电站、柱上变压器 建设改造数量；

5  对于现状线路结构薄弱、重过载、线路截面偏小、供电距离长、跨区供电、迂回供电、装见容量偏高、大容量分支等问题，结合 市政道路建设和变电站建设时序，安排上级变电站新出中压线路或中压线路间负荷切改予以解决。

6.1.3  10(20)kV 层级负荷 P¹o(20,可按下式计算：P¹o(20)=Pε-Pc-P-P₁-P                     (6.1.3)

式中：Px—— 全社会用电负荷(MW);

Pe——10kV 及以上并网电源厂用电(MW);

P——35kV    及以上专用变电站负荷(MW);

P₄——35kV   直降0.4kV 电源出力(MW);

P₁      —380/220V 及以下上网且参与变电容量需求分析的电源负荷(MW)。

6.1.4  中压配电网在规划期内的建设规模，新建线路数量和配变容量可根据中压配电网层级负荷进行估算：

1 新建线路数量可根据10(20)kV 层级负荷、导线截面、供电半径以及现状线路情况进行估算；

2 新建配变容量可根据10(20)kV 层级负荷、10(20)kV 专用配变负荷、配变负载率以及现状配变情况进行估算。

6.1.5  低压配电网在规划期内的建设规模，新建线路数量可根据中压配变规划方案、低压线路导线截面、供电半径进行估算。

6.1.6  中低压配电网供电半径宜符合现行行业标准《配电网规划设计技术导则》DL/T5729 的规定。

6.2  中压网架结构

6.2.1  中压架空网的典型接线方式主要有辐射式、多分段单联络、多分段适度联络3种类型，结构特点、可靠性和适用范围宜符 合下列要求：

1  辐射式接线简单清晰、运行方便、建设投资低。当线路或设备故障、检修时，用户停电范围大；当电源故障时，则将导致整条 线路停电，供电可靠性差，不满足 N-1    要求；主干线正常运行时 的负载率可达到100%;宜适用于D、E类地区，也可作为网络形成 初期、上级电源变电站布点不足时 A+、A、B、C 类供电区域网络 形成的初期结构；

2 多分段适度联络结构是通过多个联络开关，将变电站的一 条馈线与来自不同变电站(开关站)或相同变电站不同母线的其他 多条馈线连接起来；任何一个区段故障，闭合联络开关，将非故障 段负荷转供到相邻馈线完成转供，满足 N-1     要求；宜适用于 A+、A、B、C 类地区；当仅通过一个联络开关将两条馈线连接起 来时，称之为多分段单联络，联络点宜位于两条馈线主干线的末 端，此时每条馈线正常运行时的负载率不大于50%,宜适用于 A+、A、B、C类地区，D 类地区也可适当采用；

3 典型电网结构示意图可参考本标准附录D。

6.2.2  中压电缆网的典型接线方式主要有单射式、双射式、单环 式、双环式、N 供一备、花瓣式6种，结构特点、可靠性和适用范围 宜符合下列要求：

1 单射式简单清晰、运行方便、建设投资低，不满足 N-1 要求；主干线正常运行时的负载率可达到100%;不宜用于目标网 架，作为电网建设初期的一种过渡结构；

2 双射式考虑了线路的备用容量，由于对用户采用双回路供电，一条电缆本体故障时，用户配变可自动切换到另一条电缆上， 满足N-1    要求；正常运行时线路最大负载率不大于50%;适用于多数用户容量较大、需采用双电源供电的C 类地区，也可作为电 网建设初期的一种过渡结构；

3 单环式的开环点宜为环网室(箱)或开关站；正常运行时线路最大负载率不大于50%,各个环网点都有两个负荷开关(或断 路器),可以隔离任意一段线路的故障，满足 N—1  要求；适用于B、C类地区及多为单电源用户的 A+ 、A类，也可作为一种过渡结 构；

4  双环式的开环点宜为环网室(箱)或开关站；双环式可以使 客户同时得到两个方向的双回电源，正常运行时线路最大负载率不大于50%,满足N-1   要求，供电可靠性高，运行较为灵活；适用于多数用户为双电源用户的 A+ 、A 类地区；

5 N 供一备式的开环点宜为环网室(箱)或开关站；N 供一备是指N 条电缆线路(2≤N≤4) 连成电缆环网运行，另外1条线 路作为公共备用线，正常运行时供电线路最大负载率可达到100%,满足N-1   要求，供电可靠性高，运行较为灵活；适用于多 数用户为单电源用户的A+、A、B 类地区；

6 花瓣式中同—“花瓣”的首端出线出自同一段母线，“花瓣” 闭环运行；不同“花瓣”之间相互联络，正常运行方式下联络开关断  开运行；负荷发展初期可设置独立的“花瓣”,联络方案的选择应为“花瓣”间形成联络提供便利；正常运行时线路最大负载率不大于   50%,可运用于特殊需要地区；

7 典型电网结构示意图可参考本标准附录D。

6.2.3  中压配电网非辐射线路宜为闭环建设，开环运行。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，以保证供电可靠灵活。

6.2.4  中压配电网规划应充分考虑中心城市、城镇、乡村不同区 域的供电可靠性要求，合理选择适合本地区特点的规范化网架结 构。对于供电可靠性要求较高的区域，还应加强站间中压主干线 路之间的联络，形成分区之间负荷转移通道，转移容量宜满足本标准第6.2.2条的要求。

6.2.5  中压10(20)kV 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，并装设分段开关。10kV 线路分段不宜超过5 段，每段容量不宜超过3MVA。

6.2.6  10kV 架空线路重要分支线路首端宜安装分支开关，下列 情况可在第一级分支线与主干线 T 接处加装分支开关：

1 对 于B、C、D类供电区域，当第一级分支线长度超过5km, 供电配变数量大于5台，或分支线长度超过10km, 供电配变数量 大于3台；其他供电区域可根据实际情况进行调整；

2  对于线路故障率较高或跨越山丘、河流、池塘等抢修困难地形的第一级分支线；

3  其他特殊情况。

6.2.7  通过配电网建设与改造，分阶段逐步实现目标网架结构。各供电区中压配电网初期接线、过渡接线和目标接线型式可参考  表6.2.7。

表6.2.7 配电网目标网架结构过渡表

6.3  配 电 设 施

6.3.1  开关站、环网室、环网箱、电缆分支箱、配电室、箱式变电站、柱上变压器和柱上开关的适用范围宜符合下列规定：

A  开关站宜适用于解决变电站进出线间隔有限或进出线走廊受限，作为上级变电站10kV 母线的延伸和扩展，在区域中起到 电源支撑的作用，也可作为分布式电源的接人点；

2 环网室(箱)宜适用于接入10kV  电缆单环网、双环网，作为电缆环网节点，起分段、联络和分接负荷作用；环网室(箱)也可 作为分布式电源的接入点；

3  电缆分支箱宜用于非主干回路的分支线路，作为末端负荷接人使用，适用于分接中小用户负荷，不应接入主干线路及联络线路中；

4  配电室宜适用于小区配套，商业办公，企业等具备条件的区域；

5 箱式变电站宜适用于配电室建设改造困难，用地紧张，有景观要求地区，或用于施工、临时用电；

6 柱上变压器宜适用于架空线路各类型供电区域；

7  柱上开关作为架空线路重要节点，起分段、联络和分接负荷作用。

6.3.2  配电室、箱式变电站、柱上变压器位置宜靠近负荷中心并满足低压供电半径的要求。如有困难，末端用户电压质量应满足 现行国家标准《电能质量  供电电压偏差》GB/T12325的要求。

6.3.3  电缆网开关站、环网室、环网箱、电缆分支箱、配电室和箱式变电站的典型设计方案可参考表6.3.3。

表6.3.3 10(20)kV 电缆网配电设施常用设计方案

续表6 .3 .3

注：“如有必要，开关站内也可配置配电变压器。

6.3.4  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。中压配电网线路常用规格可参考表6.3.4。

表6.3.4  中压配电网线路常用导线截面参考序列

6.3.5  中压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。常用架空线路导线长期允许 载流量可参见本标准附录 F, 常用电缆线路导线持续极限输送容量应符合现行国家标准《电力工程电缆设计规范》GB  50217 的 规定。

6.3.6  10kV 配电变压器台数和容量的确定宜符合下列规定：

1  配变容量需求可根据计算负荷和负载率计算得出，参照配电变压器容量序列向上取最相近容量的变压器，负载率宜取 40%～60%;

2  常用配电变压器额定容量序列：30kVA 、50kVA 、80kVA、100kVA、125kVA、160kVA、200kVA、250kVA、315kVA、

400kVA、500kVA、630kVA、800kVA、1000kVA、1250kVA、

1600kVA、2000kVA、2500kVA。    单相变压器容量不宜超过100kVA,三相变压器容量不宜小于50kVA;

3  配电室配电变压器宜按两台配置，单台变压器容量不宜超 过1250kVA, 箱式变电站单台变压器容量一般不宜超过630kVA,  柱上变压器单台容量一般不宜超过500kVA。

6.3.7  三相配电变压器绕组宜采用D,yn11   联结组别，根据实际 情况需要选用单相配电变压器时应均衡接入三相线路中。配电室  宜独立建设，并可结合开关站共同建设，当条件受限必须进楼时， 配电变压器宜选用干式，并采取屏蔽、减震、防潮措施，预留设备运  输和维护通道。

6.3.8  配电变压器宜选用节能型产品，具备条件的可选用非晶合金变压器。配电设施和装置，导线和电缆等宜选用环境友好型材 料，减少生产制造和淘汰报废等阶段对环境的影响。

6.3.9  配电站站址选择应满足防洪、防涝、防震、消防等相关要求，充分考虑与周围环境相应影响，满足环境保护要求，避开易燃 易爆及严重污染区，避免或减轻噪声、震动等影响。配电室原则上设置在地面以上，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。宜减少箱式配电站点的使用，确需采用的，应满足防涝、防盗、消防等要求。建筑物内电缆宜采用耐火电缆做好 阻燃措施，对于中高层建筑和有防火要求的应按相关规定采用低烟阻燃电缆。

6.3.10  中压配电网中性点接地方式可采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。同一规划区域内宜采用相同的中性点接地 方式。单相接地电容电流及消弧线圈容量计算方法可分别参考本 标准附录G 和附录 H。

6.3.11 采用中性点经低电阻接地方式的中压电缆和架空混合型 配电网，应采取下列措施：

1 提高架空线路绝缘化程度，降低单相接地跳闸次数； 

2  完善线路分段和联络，提高负荷转供能力；

3 降低配电网设备、设施的接地电阻，将单相接地时的跨步 电压和接触电压控制在规定范围内。

6.3.12  中压配电设备应做好防雷保护，对于故障不易查找区域 可适当提高防护等级。架空线路防雷保护应满足现行国家标准《66kV 及以下架空电力线路设计规范》GB50061要求，架空绝缘线路应采用适当措施防止雷击断线。电气设备接地电阻应符合现 行国家标准《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065  的规定。

6.4 低压配电网

6.4.1  低压配电网的典型接线方式主要有放射式、联络式两种，结构特点和适用范围宜符合下列规定：

   1  放射式接线投资小、接线简单、安装维护方便，适用于负荷容量较大、分布较为集中或较为重要的低压用户；

2 联络式接线为配电站两条380V 线路形成联络，联络低压线路可以来自同一变压器，也可以来自不同变压器。可在供电可 靠性要求较高的环境采用，同时应结合当地生产运行要求配置相应的运维管理制度和安全技术措施；

3  典型电网结构示意图可参考本标准附录 D。

6.4.2  低压配电网结构宜采用以配电室、箱式变电站、柱上变压 器为中心的放射式接线方式，当对供电可靠性有特殊要求时可采 用联络式接线方式。低压架空线路不采用联络式。

6.4.3  低压配电网应实行分区供电的原则，低压线路应有明确的供电范围。

6.4.4  在供电半径、供电质量和容量等不能满足需要时，宜考虑 新增配电变压器布点。

6.4.5  低压配电网应重视三相不平衡问题，配电变压器低压出口电流不平衡度不宜超过10%,低压干线及主干支线始端的电流不 平衡度不宜超过20%。

6.4.6  低压配电网应有较强的适应性，主干线宜一次建成，中性 线与相线截面宜相同。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。低压架空线路宜采用绝缘线路。主干线导线截面推荐表见表6.4.6。

表6.4.6  低压线路主干线导线截面推荐表

注：1  推荐表中电缆线路为铜芯，架空线路为铝芯，当采用不同线路导体时应进 行转换计算。

2 实际应用中应根据台区负荷电流进行计算匹配。

6.4.7 低压配电网的供电制式主要有单相两线制、三相三线制和 三相四线制，低压配电网主要采用 TN 、TT 、IT 接地形式，其中 TN 接地方式可分为 TN-C-S、TN-S, 可参考现行国家标准《供配 电系统设计规范》GB 50052。

6.4.8  低压电缆的芯数根据低压配电系统的接地形式确定，TT  系统、TN-C(或 TN-C-S) 系统宜采用四芯电缆；TN-S 系统宜采用 五芯电缆。

6.4.9 无功补偿装置应根据分层分区、就地平衡和便于调整电压 的原则进行配置，以电压为约束条件，根据无功需量进行分组分相 自动投切。无功补偿装置可采用分散和集中补偿相结合的方式进 行配置，在配电站低压侧母线装设无功补偿装置时，容量宜按配电 变压器容量的20%～40%考虑；在公网负荷端安装时，容量宜按 配置容量的15%～30%考虑，或根据负荷性质进行配置；在用户 负荷端安装时，容量宜按补偿计算容量的100%考虑。

7  电力设施空间布局规划

7.1  一 般 规 定

7.1.1  配电网规划应纳入城乡总体规划、土地利用总体规划、控 制性详细规划，并同步编制电力设施空间布局专项规划，合理预留 变电站、配电站站点及线路走廊用地，配电设施应与城乡其他基础 设施同步规划，并纳入城市综合管廊规划。

7.1.2  原则上 A+、A、B类地区宜进行电力设施空间布局规划， 用地紧张的 C 类地区也宜进行电力设施空间布局规划，有条件的 D、E 类地区也可进行电力设施空间布局规划，为后期的电力建设 提供保障。

7.1.3  在现有电力走廊地区，根据需要可有条件地依托和改造原 有电力设施；对于新开辟电力走廊地区，应与城市建设规划相互协 调。电力设施迁改要结合远景规划。

7.1.4  进行电力设施布局规划的同时应综合考虑安全性、可靠 性、经济性、协调性。

7.1.5  变电站(开关站)用地和线路走廊的预留应能满足后期建 设用地需求。

7.2 变电站站址选择

7.2.1  变电站建设型式选择宜符合下列规定：

1  应结合城市规划合理选择变电站建设形式，满足市政规 划、环境、景观的控制要求；

2  变电站建设型式还宜结合地区自然条件、污染水平及其他 特殊要求等综合确定；

3  在满足以上条件要求之外区域，不应提高建设形式标准。

7.2.2 变电站布点应符合下列规定：

1  根据供电区分类及负荷分布情况进行合理规划布点，满足 供电能力、供电范围、网架结构、供电可靠性等方面的要求；

2  站址选择宜靠近规划区域的负荷中心并考虑原有网架结 构，实现就近供电，降低损耗和投资；

3  站址进出线条件较好，能满足各电压等级出线对走廊的 需求。

7.2.3  变电站站址选择应根据电力系统规划设计的网络结构、负 荷分布、城乡规划、征地拆迁和下列条款的要求进行全面综合考 虑，通过技术经济比较和效益分析，选择最佳的站址方案。

1 选择站址时，应充分考虑节约用地，合理使用土地；尽量不 占或少占耕地和经济效益高的土地，并注意尽量减少土石方量；

2 站址选择应按审定的本地区电力系统远景发展规划，充分 考虑出线条件，留出架空和电缆线路的出线走廊，避免或减少架空 线路交叉跨越和电缆线路之间的交叉布置；架空线路终端塔的位 置和站内电力出线通道宜在站址选择规划时统一安排；

3  站址选择宜靠近交通干线，方便进站道路引接和大件 运输；

4  站址选择应具有适宜的地质、地形条件，应避开滑坡、泥石 流、明和暗的河塘、塌陷区和地震断裂地带等不良地质构造；避开 溶洞、采空区、岸边冲刷区、易发生滚石的地段，还应注意尽量避免 或减少破坏林木和环境自然地貌；

5 站址选择应避让重点保护的自然区和人文遗址，也不应设 在有重要开采价值的矿藏上；

6 应满足防洪及防涝要求，否则应采取防洪及防涝措施；

7 选址时应考虑变电站与邻近设施、周围环境的相互影响和协调，并取得有关协议；站址距飞机场、导航台、地面卫星所、军事 设施、通信设施以及易燃易爆等设施的距离应符合现行相关国家标准；

   8  站址不宜设在大气严重污秽地区和严重盐雾地区；必要时，应采取相应的防污措施；

9  站址的地震基本烈度应按现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB18306 确定，站址位于地震烈度区分界线附近难以正 确判断时，应进行烈度复核。

7.2.4  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，根据情况  可考虑采用紧凑型变电站，A+ 、A 类供电区域如有必要也可考虑  与其他建设物混合建设；B、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。

7.2.5  变电站的用地面积应按照变电站最终规模预留。规划新建的35kV～110kV 变电站规划用地面积控制指标可参考现行国 家标准《城市电力规划规范》GB/T  50293。

7.3  高压线路走廊

7.3.1  结合地区电网接线特点、规划网架方案、供电区分类等编制线路走廊规划，线路走廊应与城乡总体规划相结合，应和其他市 政设施统一安排，且应征得规划部门的认可。

7.3.2  架空线路应根据应用环境要求，合理选择杆塔类型。积极采用节地节材技术，减少对土地资源的占用和分割。在满足运行 和检修维护的安全要求的前提下，积极采用多回路共塔技术。

7.3.3  电缆线路宜用于市政规划要求入地区域、重要风景名胜区、对架空线路有严重腐蚀地区、架空线无法通过的走廊狭窄地 区，以及其他特殊要求地区。

7.3.4  电缆线路敷设方式应包括直埋、穿管、电缆沟、隧道以及综合管廊等。电缆管沟、隧道应按终期规划一次建成，以满足电网发 展的需求。

7.3.5  线路走廊规划应充分考虑并合理利用现有高压走廊和

管线。

7.3.6 A+ 、A 类供电区域电力通道主要考虑电缆敷设的方式，在环境及建设条件允许的情况下，B、C、D、E 类地区宜采用架空线方式。

7.3.7 高压配电架空线路宜符合下列规定：

1  架空线路路径的选择应综合考虑运行、施工、交通条件和路径长度等因素，统筹兼顾，进行多方案的比较，做到经济合理、安 全适用；

2 市区架空电力线路的路径应与城市总体规划相结合；线路路径走廊位置应与各种管线和其他市政设施统一安排；

3 不应跨越储存易燃、易爆物的仓库区域；架空电力线路与火灾危险性的生产厂房和库房、易燃易爆材料堆场以及可燃或易 燃、易爆液(气)体储罐的防火间距，应符合相关国家标准的有关 规定；

4 路径选择宜避开不良地质地带和采动影响区，当无法避让时，应采取必要的措施；宜避开重冰区、易舞动区及影响安全运行 的其他地区；宜避开原始森林、自然保护区和风景名胜区。

7.3.8  高压配电架空线路按多回路同塔架设宜符合下列规定：

1  在满足电网安全运行的前提下，结合远景规划，同一方向的两回线路为节约走廊资源宜采用同杆塔架设，必要时也可同塔 多回架设；

2 架空配电线路不同电压等级线路共架时，应采用高电压在上、低电压在下的布置型式。

7.3.9 架空线路走廊规划宽度宜符合下列规定：

1 架空线路走廊规划宽度应为杆塔两侧边导线的宽度与两侧架空电力线路保护区宽度之和；

2 架空电力线路保护区：导线边线向外侧水平延伸并垂直于地面所形成的两平行面内的区域，在一般地区35kV～110kV  导 线的边线延伸距离为10m;

3  110(66)kV 两条平行走廊中心间距不小于15m,35kV  两条平行走廊中心间距不小于12m;

4 城市电力规划架空走廊宽度应符合现行国家标准《城市电 力规划规范》GB/T50293的相关规定。

7.3.10  高压配电电缆线路应符合下列规定：

1  电缆线路路径应与城市总体规划相结合，应与各种管线和其他市政设施统一安排，且应征得城市规划部门认可；

2 电缆敷设路径应综合考虑路径长度、施工、运行和维护方便等因素，统筹兼顾，做到经济合理，安全适用；

3  电缆通道应按电网远景规划预留，并一次建成；

4 不宜采用中高压电缆共通道，特殊情况下应采取物理隔离措施。

7.3.11  高压配电电缆线路敷设方式应符合下列规定：

1 电缆敷设方式的选择应根据道路断面宽度、规划线路回路数等因素，以及满足运行可靠、便于维护和技术经济合理的原则来 选择，并应满足终期规模电缆载流量的要求；

2 城市地下电缆和其他管道集中地段，根据管道综合规划要求，电力电缆宜进入综合管廊；

3  35kV～110kV  电缆共通道的，15根及以上宜采用隧道方式敷设；15根以下可采用排管或沟槽方式敷设。

7.3.12  高压配电电缆通道宽度应符合下列规定：

1 电缆排管的通道宽度应根据排管孔数、孔径、间距以及排列方式确定，电缆排管覆土深度应满足相关规范要求；

2 电缆沟槽、电缆隧道宽度应根据支架长度、净空宽度以及沟槽深度确定；

3 典型的电缆通道宽度可按表7.3.12选取。

表7.3.12  电缆通道规划尺寸

续表7.3.12

注：B 表示宽度，H 表示高度。

7.3.13 在市政工程建设前期，电力部门应提出电缆通道需求，宜与市政工程同步建设，以避免重复开挖，节省建设成本。

7.4  中压配电线路

7.4.1  线路路径应与城市总体规划相结合，应与各种管线和其他市政设施统一安排，且应与城市规划部门协商。

7.4.2  中压配电线路 A+ 、A 供电区域宜选用电缆方式，B、C、D、 E 供电区域宜选用架空方式。

7.4.3  若规划走廊上同一方向有两回及以上中压架空线路，为节约走廊资源和建设成本可考虑同杆架设。中压架空线路走廊规划 宽度不宜小于线路两侧向外各延伸2.5m。

7.4.4  供敷设电缆用的土建通道及工作井宜按电网远景规划一 次建成，且宜预留电力通信管道。

7.4.5  中压配电电缆线路敷设方式应符合下列规定：

1  电缆敷设方式的选择应视工程条件、环境特点和电缆类型、数量等因素，以及满足运行可靠、便于维护和技术经济合理的 原则来选择；

2  中压电缆敷设方式宜按照表7.4.5进行选择；

表7.4.5 不同敷设方式的电缆根数

3  电缆直埋敷设宜用于电缆数量少、敷设距离短、地面荷载比较小的地方；路径选择地下管网比较简单、不易经常开挖和没有 腐蚀土壤的地段；

4 排管敷设宜用于城市道路边人行道下、电缆与各种道路交叉处、广场区域及小区内电缆条数较多、敷设距离长等地段；电缆 排管敷设根据电缆线路敷设路径的要求及所敷设路段情况不同分为开挖排管和非开挖拉管、顶管；

5  开挖排管数量(层数×孔数):2×2、2×3、3×3、3×4、3×5、 3×6、3×7、4×4、4×5;

6  非开挖拉管、顶管：拉管数量不大于7孔，顶管数量不大于 36孔；

7  电缆沟敷设方式与电缆排管、电缆工作井等敷设方式进行相互配合使用，适用于变电站出线、电缆较多、道路弯曲或地坪高 低变化较大的地段；

8  电缆隧道敷设适用于地下水位低，电缆线路较集中的电力主干线， 一般敷设电缆数量较多；

9  通过交叉路口的电缆通道应进行抗压处理。

7.4.6  中压配电电缆通道规划宽度应符合下列规定

1  电缆线路路径应按照地区建设规划统一安排，结合道路建设同步进行，重要道路两侧均应预留电缆通道，通道的宽度、深度 及电缆容量应考虑远期发展的要求，主要道路路口应预留电缆横穿过街管道，综合利用地下管线资源，实现过路、过江、过河电缆敷设；

2  沿市政道路建设的中压配电电缆通道的建设规模应根据中压配电网规划、规划上级变电站的投产时序及过渡方案研究 确定；

3  直埋电缆的覆土深度不得小于0.7m, 当位于行车道或耕

地下时，应适当加深，且不宜小于1.0m 。直埋方式敷设电缆通道 需求如表7.4.6-1所示；直埋敷设的电缆，严禁位于地下管道的正 上方或正下方；在化学腐蚀或杂散电流腐蚀的土壤范围内，不得采 用直埋；

表7.4.6-1 直埋方式敷设电缆通道尺寸

注：B 表示宽度，H 表示高度。

4  电缆排管的管孔内径，不宜小于电缆外径的1.5倍，不宜小 于 7 5mm,  一 般 中 压 排 管 管 径 为 1 0 0mm 、150mm 、175mm、200mm;每管宜只穿1根电缆；城市主干道宜采用16孔或20孔排管，分支干道宜采用12孔排管。排管方式敷设电缆通道需求如表7.4.6-2所示；

表7.4.6-2  排管方式敷设电缆通道尺寸

注：B 表示宽度，H 表示高度。

5  电缆沟敷设多根电缆时应采用支架，上下层支架的净间距 不应小于200mm, 可采用单侧或双侧支架现浇电缆沟；电缆沟方 式敷设电缆通道需求如表7.4.6-3所示；

表7.4.6-3  电缆沟方式敷设电缆通道尺寸

注：B 表示宽度，H 表示高度。

6  电缆隧道敷设适用于电缆线路高度集中、路径选择难度较大或市政规划要求极高的区域。隧道方式敷设电缆通道需求如表 7.4.6-4所示。

表7.4.6-4  隧道方式敷设电缆通道尺寸

注：B 表示宽度，H 表示高度。

7.5  电动汽车充换电设施

7.5.1  充换电设施近远期发展规划需考虑充电站选址，宜纳入政府控制性详规。

7.5.2  充换电站选址和数量主要根据人口密度和电动汽车分布情况进行布置，宜在高密度居民居住区、商业区以及主要交通道路 旁，高速公路上也应根据车流量进行合理布置。

7.5.3  充换电站主要分为城市立体充电站、城市平面充电站、高速公路快充电站和电动车换电站。

7.5.4 城市平面充电站根据实际需求确定场地大小、配电容量和充电机数量。

7.5.5  城市立体充电站主要布置于中心城区土地资源有限的位 置，其占地大小设备规模根据充电站规模和现场实际情况确定。

7.5.6 高速公路快充电站宜布置于高速公路服务区内，配置4台~ 6台充电设施，占地面积150m²~300m²。

7.5.7  电动汽车换电站包含站内建筑、站内行车道、消防沙坑等 部分。站内建筑由单工位换电车间和辅助用房组成，换电车间设 置公交车车道、电池箱更换设备、充电架、充电机柜等，其占地大小 设备规模根据充电站规模和现场实际情况确定。

8 二次及智能化规划

8.1 二 次 规 划

8.1.1  继电保护与安全自动装置、自动化系统、通信系统的建设 和改造应与电网一次系统统一规划，同步建设、同步投运。

8.1.2 配电网应按现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术 规程》GB/T14285  的要求配置继电保护与自动装置。根据电网 结构和运行特点等多方面因素，合理配置继电保护与安全自动装 置，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求。

8.1.3  110(66)kV 配电网继电保护配置应符合下列规定：

1  110kV 电源并网专用线路、转供第一级专用线路宜配置 一套纵联保护，存在稳定问题时配置两套纵联保护。终端线路配 置一套阶段式距离保护，零序电流保护；

2 110kV 变压器按两套完整的、独立的主保护及一套独立 的后备保护，也可按两套主保护及后备保护一体配置；

3  存在稳定问题的110kV 母线配置双套母差保护； 4  110kV 变电站应配置故障录波装置；

5  根据不同运行方式，应装设必要的低压、低周减载、备用电 源自投、事故解列、事故联切、接地选线等装置。

8.1.4 35kV 配电网继电保护配置应符合下列规定：

1 35kV 电源并网(包含分布式电源)专用线路宜配置一套 纵联保护，终端线路应配置一套过流、速断线路保护。对于有架空 部分的电源(包含分布式电源)线路，应根据现场情况，宜配置线路 PT, 用于检无压重合闸；

2  35kV 变压器应配置两套完整的、独立的主保护及一套独 立的后备保护配置，也可按两套主后一体配置；

  3 重要的35kV 变电站应配置故障录波装置；

4  根据不同运行方式，应装设必要的低压、低周减载、备用电 源自投、事故解列、事故联切、接地选线等装置。

8.1.5  10kV 配电网继电保护配置应符合下列规定：

1  10kV 电源并网(包含分布式电源)专用线路宜配置一套 纵联保护，终端线路应配置—套过流、速断线路保护。对于有架空 部分的电源(包含分布式电源)线路，应根据现场情况，宜配置线路 PT, 用于检无压重合闸；

2  10kV 变压器应配置一套完整的、独立的主后备保护；

3  根据不同运行方式，应装设必要的低压、低周减载、备用电 源自投、事故解列、事故联切、接地选线等装置。

8.1.6 380V 系统配电网继电保护配置应符合下列规定：

1  以出线方式接入分布式电源的380V 断路器应选择框架 型断路器，并至少包含1对辅助触点；

2 断路器其脱扣器可根据需要选配过流、失压保护、数据采 集和通信功能模块；

3  断路器具备长延时、短延时、瞬时、接地等保护功能。 8.1.7 调度自动化系统应符合下列规定：

1  调度自动化系统应满足电网调度、安全经济运行、变电站 自动化、信息管理系统和电力市场运营与管理的要求。调度自动 化系统之间实现计算机联网通信；

2 调度自动化系统应考虑新能源电源的调度要求，并根据需 要增加应用分析功能；

3  调度自动化系统应具备相应的网络安全防护。

8.1.8  变电站自动化应符合下列规定：

1  变电站侧远动信息采集应满足各级调度自动化系统、变电 站集控和当地计算机系统要求，远动功能应与变电站监控系统统 一设计；反映一次系统运行方式的隔离开关位置一律纳人遥信采 集，新建变电站隔离开关状态应用点对点遥信采集，改造工程宜采用与变电站“五防装置”通信方式获得；

2 厂站端自动化系统或远动设备应具备一发多收功能，适应 多种通信通道，满足各级调度自动化主站系统、集控中心对于信息 采集、安全监视及控制操作的需要；

3 35kV～110kV  变电站及并网的各类发电项目到调度中心 的自动化系统的远动通道采用主备方式，其中主通道宜采用调度 数据专用网通道，35kV 以下电压等级变(配)电站、10kV 及以下 电压等级并网的各类发电项目到调度中心的自动化系统的远动通 道可适当简化；

4  接入电能量计量系统主站的电量采集装置宜统一传输 规约；

5 新建及改造变电站宜采用电子式电能表，以总线通信方式 采集电能表数据，电量采集装置应具有调度数据专用网络等多种 通信接口。

8.1.9  电能量信息采集与管理的主站架构、功能和性能要求应按 现行行业标准《电能信息采集与管理系统》DL/T  698 执行。

8.1.10  电力二次系统安全防护应符合下列规定：

1  应符合现行国家信息安全的相关条例和规定、电力监控系 统安全防护相关规定要求；

2  坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向加密”的原则； 应具备安全检测与审计、防病毒等系统级安全防护；终端信息应通  过加密与认证，可采用非对称加密、数字签名等技术；光纤、无线专  网或公网宜通过安全接人区接人，无线公网可通过安全平台接人。 8.1.11  配电网规划设计可采用一二次融合成套设备、智能配变  终端等新型设备，有条件的地区可开展主动配电网建设，并向低压  智能化进行延伸。

8.2  配电自动化

8.2.1  配电自动化规划设计应遵循经济实用、标准设计、差异区分、资源共享、同步建设的原则，并满足安全防护要求。

8.2.2  配电自动化故障处理应符合下列规定：

1  应根据供电可靠性要求、 一次网架、配电设备等情况合理 选择故障处理模式，并合理配置主站与终端；

2 A+ 、A 类供电区域宜在无需或仅需少量人为干预的情况 下，实现对线路故障段快速隔离和非故障段恢复供电；

3  故障处理应能适应各种电网结构，能够对永久故障、瞬时 故障等各种故障类型进行处理；

4  故障处理策略应能适应配电网运行方式和负荷分布的 变化；

5  配电自动化应与继电保护、备自投、自动重合闸等协调 配合；

6  当自动化设备异常或故障时，应尽量减少事故扩大的 影响。

8.2.3 故障处理模式可采用馈线自动化方式或故障监测方式，其 中馈线自动化可采用集中式、智能分布式和就地型重合器式三类  方式。集中式馈线自动化方式可采用全自动方式和半自动方式。 故障监测可采用故障指示器实现。

8.2.4  故障处理模式选择应根据配电自动化实施区域的供电可 靠性需求、 一次网架、配电设备等情况合理选择故障处理模式。 A+ 类供电区域宜采用集中式(全自动方式)或智能分布式，A、B 类供电区域可采用集中式、智能分布式或就地型重合器式，C、D  类供电区域可根据实际需求采用就地型重合器式或故障监测方 式，E 类供电区域可采用故障监测方式。

8.2.5 配电主站应根据配电网规模和应用需求进行差异化配置， 配电网实时信息量主要由配电终端信息采集量、EMS 系统交互信  息量和营销业务系统交互信息量等组成。地市级及以上电力公司 宜部署配电自动化主站系统。配网实时信息量在10万点以下，宜 建设小型主站；配网实时信息量在10万点～50万点，宜建设中型主站；配网实时信息量在50万点以上，宜建设大型主站。县级电 力公司依据实际的电网规模可进行单独建设(实时信息量大于30 万点),或者与上级地市公司共用主站(“地县一体化”模式)。

8.2.6  配电主站宜通过信息交换总线与其他相关系统的信息交 互，实现数据共享和数据互补，支撑配电网分析应用，支持配电故 障抢修、配电生产管理、营配信息融合等互动化应用。

8.2.7  配电主站系统应实现基本功能，可依据实际情况选择扩展 功能，应符合下列规定：

1  在不涉及系统具体实现的平台、架构、技术选择的情况下， 配电自动化主站的基本功能宜包括但不限于：数据采集处理与记 录、操作与控制、模型图形管理、设备异动管理、综合告警分析、馈  线自动化、拓扑分析应用、事故反演、配电接地故障分析、配电网运  行趋势分析、配电终端管理、信息共享与发布；

2  配电自动化主站的扩展功能宜包括但不限于：分布式电源 接入与控制、状态估计、潮流计算、解合环分析、负荷预测、网络重 构、操作票、自愈控制、配电网经济运行、配网仿真与培训。配电主 站功能应用及模块可参考表8.2.7。

表8.2.7 配电主站功能应用及模块

8.2.8  配电终端根据检测对象的不同可分为馈线终端(FTU) 、 站所终端(DTU) 、 配变终端(TTU)  和具备远程通信功能的故障指 示器等。配电终端根据应用功能可分为“三遥”终端、“二遥”终端 和“一遥”终端。

8.2.9  配电终端功能应按照现行行业标准《配电自动化系统技术 规范》DL/T    814 执行。

8.2.10  配电终端配置原则应按照现行行业标准《配电自动化技 术导则》DL/T1406   执行，且应符合下列要求：

1  配电终端应根据不同的应用对象选择相应的类型；配电自 动化系统应根据实际配电网架结构、设备状态和应用需求合理选  用配电终端，对网架中的关键性节点，如联络开关和分段开关等， 宜采用“三遥”配置；对网架中的一般性节点，如分支开关、无联络  的末端站室，可采用“两遥”或“一遥”配置；

2 根据实施配电自动化区域的具体情况及节类型选择合适 的终端配置方式，可参照表8.2.10。

表8.2.10  配电自动化终端选择

8.3  配电网通信

8.3.1  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。

8.3.2  配电网通信系统应支持配电信息的传输，满足调度和配电自动化终端通信需求，配电通信系统应根据实施区域具体情况选 择适宜的通信方式(光纤、无线、载波通信等),实现规范接入。

8.3.3  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。

8.3.4  配电网通信方式可采用光纤通信、无线通信和电力线载波三类，应符合下列规定：

1  光纤通信具有传输速度快、信道容量大的优势；依赖通信 实现故障自动隔离的馈线自动化区域宜采用光纤专网通信方式， 满足实时响应需要，配电网骨干通信网宜采用光纤传输网络；当配 电通信网采用 EPON 、GPON  或光以太网络等技术组网时，应使 用独立纤芯或独立波长；