725 final浙江省配电网规划设计导则.docx
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725final浙江省配电网规划设计导则
浙江省配电网规划设计导则
浙江省电力公司
二〇一一年六月
序
配电网是承接输电网和电力客户的关键环节，为99.9%以上的客户提供了电力服务。
国家电网公司党组高度重视配电网建设，提出着力解决特高压和配电网“两头薄弱”问题，增强城乡配电网供电能力，提高供电可靠性，扭转配电网发展滞后的局面。
为加强我省配电网管理工作，提升规划理念，统一配网规划思路，规范建设标准，降低建设投资，提高可靠性水平，实现配电网发展由粗放式向集约式转变，浙江省电力公司组织编制了《浙江省配电网规划设计导则》（以下简称《导则》）。
在深入研究法国、日本、新加坡等发达国家配电网接线模式，全面总结国内外配电网先进经验基础上，《导则》规范了浙江配电网典型接线，提出在我省推广“双电源、双线路、双接入”的中压配电网“三双”接线模式。
其中，“双电源”指两个上级变电站，“双线路”指连接“双电源”的两条中压线路，“双接入”指公用配变通过自动投切的开关接入“双线路”。
到“十二五”末期，我省将建成网架完善、结构简明、运行灵活、扩展方便、可靠性高的坚强智能配电网。
为全面提升配电网管理水平，我省将以规划为管控，生产、基建、营销各部门联动，加强基建、技改、大修、小电源和大用户接入等电网项目的全过程管理，引导配电网又好又快发展，为加快建成世界一流电网，保障浙江经济社会发展作出新的更大贡献！
浙江省电力公司总经理
《浙江省配电网规划设计导则》编委会
主任：
李卫东
副主任：
石华军陈安伟李海翔
委员：
胡列翔董朝武王炜董国伦
周兴扬徐方平施永益
《浙江省配电网规划设计导则》工作组
组长：
胡列翔
副组长：
董朝武
成员：
张弘陈枫吴锦华傅剑鸣
陈伟龙张扬
《浙江省配电网规划设计导则》编写组
审定：
董朝武
审核：
张弘
校核：
徐谦宋春燕
编写：
虞海泓潘弘王蕾何英静
Q/ZD
浙江省电力公司企业标准
Q/ZD××××－200×
浙江省配电网规划设计导则
（送审稿）
200X-XX-XX发布200X-XX-XX实施
浙江省电力公司发布
目 次
前 言
1 范围1
2 规范性引用文件1
3 总则1
4 规划的编制和审批2
5 一般技术原则3
6 中压配电网4
7 低压配电网6
8 配电网智能化6
9 用户接入6
10 分布式电源接入7
11 电能质量和无功补偿7
附录A（资料性附录）中压配电网典型接线图
前 言
配电网是电力系统的重要组成部分，是经济社会发展的重要基础设施。
为进一步科学、规范地指导浙江省配电网建设，更好地服务经济社会发展，特制定本导则。
本导则基于全寿命周期管理理念，结合浙江配电网实际情况，以提高供电可靠性、提高电能质量为目标，按照接线方式标准化、设计标准差异化的原则制定。
本导则执行国家和行业相关法律、法规、规程和规范，并作为编制和审查浙江省配电网规划的指导性文件和重要依据。
本标准由浙江省电力公司发展策划部提出
本标准由浙江省电力公司科技信息部归口。
本标准主要起草单位：
浙江省电力公司发展策划部（电网规划研究中心）
本标准主要起草人：
虞海泓潘弘王蕾何英静
本标准由浙江省电力公司发展策划部负责解释。
浙江省配电网规划设计导则
1 范围
本导则规定了浙江省配电网规划中应遵循的主要技术原则和要求。
本导则适用于浙江省电力公司所辖35kV及以下配电网规划的编制。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
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。
GB2900.58-2008电工、发电、输电及配电、电力系统规划和管理
GB12325-2008电能质量供电电压偏差
GB50052-2009供配电系统设计规范
GB50613-2010城市配电网规划设计规范
Q/GDW156-2006城市电力网规划设计导则
Q/GDW370-2009城市配电网技术导则
Q/GDW382-2009配电自动化技术导则
Q/GDW462-2010农网建设与改造技术导则
Q/GDW463-2010非晶合金铁心配电变压器选用导则
Q/GDW480-2010分布式电源接入电网技术规定
Q/GDW-11-159-2009浙江省电力公司电网规划设计技术原则
国家电网发展〔2010〕492号国家电网公司“十二五”配电网规划（技术原则）指导意见
国家电网农〔2010〕1591号关于印发国家电网公司小城镇典型供电模式的通知
国家电网营销〔2010〕1247号国家电网公司业扩供电方案编制导则
国家电网发展[2009]747号国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）
浙电营（2009）1600号20kV用户业扩工程供电方案编制导则（试行）
浙江省电力公司光伏电站接入电网技术应用细则（试行）
3总则
3.1配电网建设与改造应遵循“统一规划、分步实施、因地制宜、适度超前”的原则，充分考虑不同供电区在饱和负荷密度、负荷分布、负荷特性和供电可靠性要求等方面的差别，实施差异化规划。
3.2经审定的配电网规划是编制配电网建设计划、投资安排的重要依据。
3.3配电网规划应保证用户供电质量（包括电压水平、频率、谐波和可靠性等），应充分考虑用户接入的需要，避免重复投资。
3.4在配电网络规划及设备选型中应严格按照资产全寿命周期管理的要求，实现全寿命周期的投入产出最优化。
3.5配电网建设改造以规划典型接线为目标，按规划建设，重视电网建设的过渡和衔接，避免重复建设。
配电网建设与改造应贯彻国家电网公司的“三通一标”（通用设计、通用设备、通用造价、标准工艺）。
3.6按照“资源节约型、环境友好型”的原则，配电网建设与改造应采用成熟先进的新技术、新设备、新材料、新工艺，应优先选用小型化、少（免）维护、低损耗节能环保的配电网设备。
3.7配电网智能化建设应坚持“统筹规划、试点先行、分步实施、稳妥推进”原则。
4规划的编制和审批
4.1规划年限
4.1.1配电网规划一般分为远景规划（15年以上）和近期规划（5年以内），一般宜每年滚动修编。
4.1.2远景规划应进行饱和负荷的预测，考虑电能质量、可靠性要求和电网的长远发展，并确定目标网架。
4.1.3近期规划应着重解决电网当前存在的主要问题，提高供电能力和可靠性，并将现有电网结构过渡到目标网架。
应以规划方案为依据，提出逐年的电网项目安排。
4.2规划对象
配电网规划对象宜按城市规划区、县（市、区）划分，也可对开发区、中心镇等特定区块进行规划。
4.3规划的主要内容
4.3.1电网现状分析
根据近期电网运行实绩、地方社会经济发展形势和规划，明确以下问题：
a）供电能力与网架结构能否满足现有用电需求，能否适应当地近中期负荷发展的要求；
b）现有电网供电可靠性的水平，影响供电可靠性的主要内外部因素；
c）现有电网正常运行时的电压水平及主要线路的电压损失是否在规定的范围之内，现有电网各电压等级电网的电能损失是否在规定的范围之内；
d）现有供电设备是否存在缺陷和事故隐患。
4.3.2负荷预测
应以总量负荷预测为基础，开展分区块空间负荷预测。
负荷预测应采用线性回归、时间序列、灰色预测等多种方法进行。
负荷预测时应提出2-3个预测方案，并选定一个方案作为规划设计的基础。
4.3.3技术原则
按供电区域类型确定网架结构、设施标准等技术原则。
技术原则应具有一定的前瞻性、适应性和差异性。
4.3.4中压配电网规划
根据区域负荷水平及供电可靠性要求，确定电网目标接线模式。
根据上一级电网规划、负荷的分布以及目标接线方案，确定配电网的网架方案、配变布点方案及分年实施内容。
配电网规划应做到上下级电网供电能力的合理匹配，协调发展。
配电网规划应充分考虑用户接入需要，合理选择线路截面、配变容量、环网单元规模等，避免用户接入造成的网架变动。
制定逐年过渡方案时应避免由于网架变动造成设备提前退役。
规划应结合设备寿命期内负荷需求预测，设备投运后，在设备正常寿命年限内原则上应避免改造。
4.3.5低压配电网规划
低压配电网坚持标准化和规范化，规划方案中以总量规划为主。
4.3.6配电网智能化规划
应根据各地区经济发展、供电可靠性要求、一次网架规划，按照“经济、实用、可靠”的原则，因地制宜编制配电网智能化专项规划。
4.3.7建设规模及投资估算
近期规划应编写建设项目清册，列出造价指标，统计分年建设规模，估算投资。
4.3.8规划成效分析
分析规划实施后，配电网现有存在问题的解决程度以及配电网整体指标的改善情况（包括供电可靠性、线损率、电压合格率、“N-1”通过率等）。
4.4规划的编制、审批
4.4.1配电网规划由供电企业编制，并报上级部门审批。
4.4.2配电网规划应纳入当地总体规划和各地区详细规划。
4.4.3供电企业应和政府相关部门密切配合，统一安排供电设施用地，如：
配电室、线路走廊（包括电缆走廊），以及在大型建筑物或建筑群中预留环网单元位置。
5一般技术原则
5.1供区的划分及远景运行指标
根据饱和负荷密度，将配电网划分为A、B、C三类供区。
具体划分标准及远景运行指标见表1。
表1 浙江省配电网供区划分标准及远景运行指标
供区划分
饱和负荷密度
供区特征
线路架设方式
供电可靠性（%）
电压合格率（%）
A类
15MW/km2以上
城市或城市化区域
电缆
≥99.995
≥99.9
B类
2-15MW/km2
城市郊区
架空
≥99.983
≥99.4
C类
2MW/km2以下
乡村
架空
≥99.830
≥98.5
注：
工业园区、开发区等工业负荷集中的高负荷密度区域也可划为B类供区。
5.2 配电网可靠性要求
5.2.1 A类供区达到目标网架后，中压配电网应满足以下供电可靠性要求：
a）一条主干电缆发生故障停运时，不损失负荷；
b）一条主干电缆计划停运，另一条主干电缆故障停运时，不损失公变负荷；
c）一条分支电缆故障停运时，不损失公变负荷。
5.2.2B类供区达到目标网架后，中压配电网应满足以下供电可靠性要求：
a）一条主干架空线路发生故障停运时，不损失公变负荷；
b）一条分支架空线路故障停运时，不损失公变负荷。
5.2.3C类供区一条中压架空线路发生故障时，允许停电，但不应损失重要负荷；
5.2.4低压配电网中，低压线路发生故障时，允许部分停电，待故障修复后恢复供电。
5.3中性点接地方式
5.3.135、10kV可根据需要采用不接地、经消弧线圈接地或经电阻接地，20kV一般采用电阻接地，380/220V一般采用直接接地。
5.3.2对于10kV电压等级的非有效接地系统，在发生单相接地故障时，若单相接地电流在10A以上，宜采用经消弧线圈接地，达到150A以上时，应改为电阻接地。
5.3.3380/220V配电系统可采用TN-C-S、TT或TN-S接地型式。
居民住宅（楼）等产权方应完善自身接地系统并配置终端剩余电流保护器，以保障用电安全。
380/220V系统采用TN-C-S接地型式时，配电线路主干线和各分支线的末端中性线应重复接地，且不应少于3处，该类系统不宜装设剩余电流总保护和剩余电流中级保护，应装设终端剩余电流保护。
5.4短路电流控制
电网规划应从网架设计、电源接入、变电站主接线和变压器阻抗的选择等方面，综合控制短路电流，各级电压短路电流不应大于下列数值：
35kV电网为31.5kA
20kV电网为25kA
10kV电网为20kA
一般中压配电线路上的短路容量将沿线路递减，因此沿线挂接的配电设备的短路容量可再适当降低标准。
6中压配电网
6.1主要原则
6.1.1为实现电压序列优化，除部分山区、海岛外，原则上不再建设35kV公用配电网。
6.1.2对于电力负荷增长空间大，饱和负荷密度高的地区，经国家电网公司批准后，可采用20kV供电。
6.1.3中压配电网应依据上级电源的分布，划分为几个相对独立的分区配电网，一般不交错重叠。
当出现新的上级电源时，需对原划分的供电范围进行调整和优化。
6.1.4中压配电供电距离
A类供区：
一般控制在3km以内；
B类供区：
不宜超过5km；
C类供区：
不宜超过15km。
6.1.5应积极提高中压线路联络率，A、B类供区中压线路远景联络率达到100%，C类供区超过30%。
必要时不同分局、县的相邻中压线路可建立联络，事故条件下转供负荷。
A类供区110kV变电站远景可通过下级电网转供负荷50%以上。
6.2中压配电网典型接线
典型接线分“推荐类”和“选用类”，共7种接线方式。
其中，A、B类区域推广使用“三双”接线模式，即“双电源、双线路、双接入”的模式。
其中，“双电源”指两个上级高压变电站，“双线路”指连接“双电源”的两条中压电缆或架空线路，“双接入”指公用配变通过自动投切的开关接入“双线路”。
各类供电区域中压配电网目标接线方式如表2。
接线方式示意图参见附录A。
表2中压配电网目标典型接线方式
供区
接线方式
类别
架设形式
是否属“三双”接线模式
A类
双环式
推荐类
电缆
√
单环式
选用类
可过渡到“三双”接线
扩展型双环
√
B类
多分段多联络
推荐类
架空
√
多分段交叉联络
选用类
√
C类
单辐射
选用类
架空
多分段单联络
6.2.1近期负荷密度较低的A类供区可选用“单环式”，作为“双环式”的过渡接线方式，规划、建设时应预留电缆管沟和环网单元扩展余地。
6.2.2双电源接入需求较多的A、B类供区，经经济、技术比较后，可选用“扩展型双环”或“多分段交叉联络”接线方式。
6.2.3缺少上级变电站布点的C类区域，可选用“单辐射”接线方式，有条件时宜过渡为“多分段单联络”接线方式。
6.3中压配电线路
6.3.1中压架空线路
6.3.1.1中压架空线路主干线截面宜采用240、185mm2，分支线截面宜采用120、70mm2。
导线截面选择应考虑设备正常寿命期内负荷增长。
6.3.1.2除C类供区外，中压架空线宜采用绝缘导线。
6.3.1.3为抵御强台风等恶劣气候，中压架空线可安装电杆拉线，也可穿插使用钢管杆，提高线路抗风能力。
6.3.2中压电缆线路
6.3.2.1主干线铜芯电缆截面一般宜为300mm2,高负荷密度区电缆截面可为400mm2。
分支线铜芯电缆截面宜为120、70mm2，综合经济、技术比选后，也可使用相同载流量的铝芯电缆。
6.3.2.2电缆沟或电缆排管建设应与城镇道路建设或改造相配套。
当道路总宽度大于30m时，宜在道路两侧建设电缆沟或电缆排管。
6.4中压配变
6.4.1中压配电变压器宜根据用电需求及发展，按照“小容量、密布点”的原则，靠近负荷供电。
6.4.2杆上三相变压器一般仅用于C类供区，单台容量不宜超过400kVA，不能满足需要时增装变压器。
柱上变压器台架及低压出线宜按最终容量一次建成。
6.4.3配电室一般配置两台变压器，箱式变电站配置一台变压器，油浸式变压器单台容量不宜超过630kVA，干式变压器不宜超过1250kVA。
6.4.4配电室、箱式变电站高压开关一般采用环网负荷开关，变压器间隔及低压出线应按最终容量设计。
6.4.5A、B类供区双电源公用配变高压侧宜采用双向负荷开关，具有自动投切功能，实现在主备电源之间的自动切换。
如图1。
:
图1双电源公用配变接入方式示意图
6.4.6在适宜配电台区推广使用非晶合金配电变压器，降低配变空载损耗。
6.4.7安装在高层建筑、地下室及有特殊防火要求的配电变压器应采用干式变压器。
干式变压器一般推荐采用树脂浇注型。
6.4.8季节性负荷变化大的，可在经济性测算的基础上采用两台容量相同的变压器，并列运行，并根据负荷大小投切。
6.4.9公用变压器宜装设配变终端，对配变进行监控。
6.5环网单元
6.5.1环网单元接线力求简化，一般采用单母线。
6.5.2环网单元应靠近负荷，每段母线馈出线一般不超过4回，单回馈出线长度不宜超过150m。
6.5.3有条件时宜采用室内环网单元。
室外一般选用满足环境要求的小型化共气箱型全封闭环网单元。
6.6开关站
6.6.1当高压变电站中压馈线开关柜数量不足，高压变电站出线走廊受限，以及中压电缆线路应用分路开关时，可建设开关站。
6.6.2开关站一般配置双路电源进线，进线可不设开关。
6.6.3开关站出线开关采用断路器，配置过流保护，有效隔离出线故障。
7低压配电网
7.1低压配电网应实行分区供电的原则，台区不得跨越铁路、通航河道、县级及以上公路，不宜跨越其他河流和城乡主干道路。
7.2A类供区低压供电半径不宜超过150m，B类供区低压供电半径不宜超过250m，C类供区低压供电半径不宜超过400m。
当无法满足上述要求时，供电半径可适当延长，但应满足电压质量要求。
7.3低压配电网应结构简单、安全可靠，一般采用树枝放射式结构。
设备选用宜标准化、序列化。
7.4低压配电网应有较强的适应性，主干线应按长期规划（一般为20年）一次选定。
7.5低压线路宜绝缘化，其中A类供区低压线路推荐采用低压电缆。
8配电网智能化
8.1电网智能化建设应根据电网发展实际需求，与电网发展水平相适应。
8.2配电网智能化通过采用先进的计算机技术、电力电子技术、数字系统控制技术、灵活高效和经济可靠的通信技术和传感器技术，实现配电网电力流、信息流、业务流的双向运作与高度整合，构建形成具备集成、互动、自愈、兼容、优化等特征的智能配电系统。
8.3配网自动化应统一规划、因地制宜，结合配电网接线方式、设备现状和供电可靠性要求进行规划设计。
配电网电缆通道建设时，应同步建设通信通道。
9用户接入
9.1用户接入容量范围和供电电压执行《国家电网公司业扩供电方案编制导则》中的规定，见表3。
表3用户接入电压等级标准
序号
供电电压
用电设备容量
受电变压器总容量
1
220V
10kW及以下单相设备
380V
100kW及以下
50kVA及以下
2
10kV
50kVA至10MVA
20kV试点供电区内，受电变压器总容量在50kVA-30MVA之间（含30MVA）的，应采用20kV电压等级供电。
9.210kV及以上电压等级供电的客户，当单回路电源线路容量不满足负荷需求且附近无上一级电压等级供电时，可合理增加供电回路数，采用多回路供电。
9.3用户接入应与配电网规划有效衔接，宜以用户专线共用方式接入，严格控制专线数量。
专线主干线截面应按6.3节中的规定选取。
9.4在规划电缆区内不应再发展架空线路，用户新报装容量原则上全部接入电缆网。
9.5电缆网中，用户配电室应经环网单元接入公用电网。
9.6重要用户供电电源的配置至少应符合以下要求：
a）供电电源应满足《供配电系统设计规范》（GB50052）中的规定；
b）除正常供电电源外，应有备用电源，如有需要宜设应急保安电源。
注：
重要用户指在国家或者一个地区（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。
10分布式电源接入
10.1分布式电源根据其电气类型可分为旋转发电装置（如分布式热电联合循环机组、生物质发电、风力发电、小水电、工业余热、余压发电等）和非旋转发电装置（如太阳能、电池蓄能装置等）。
10.2不同容量的分布式电源并网的接入方式可参考表4。
表4分布式电源并网的推荐接入方式
并网电压
等级
电站安装容量
接入方式
35kV
6000kW～18000kW
35kV专线接入变电站
20kV
3000kW～18000kW（含18000kW）
20kV专线接入变电站
1800kW～3000kW（含3000kW）
宜T接入20kV公用线路
200kW～1800kW（含1800kW）
宜接入20kV用户高配
10kV
1500kW～6000kW（含6000kW）
10kV专线接入变电站
900kW～1500kW（含1500kW）
宜T接入10kV公用线路
200kW～900kW（含900kW）
宜接入用户高配
400V
50kW～200kW（含200kW）
宜接入400V公用电网或用户低配
10.3分布式电源专线接入35kV、10（20）kV、400V公用电网时，其总安装容量应控制在上级变电站最小单台变压器额定容量的15%以内。
10.4分布式电源T接入10（20）kV公用线路时，其总安装容量应控制在该线路最大输送容量的30%以内。
10.5分布式电源的接入不应影响电网的电能质量。
11电能质量和无功补偿
11.1各类用户电压质量应符合《电能质量供电电压偏差》（GB12325-2008）的相关规定。
11.2谐波污染较为严重的变电站和配电台区，应采取措施，对谐波用户进行有效隔离。
11.3无功补偿应根据就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，以分散补偿为主、集中补偿为辅。
可分别选取在高压变电站、中压线路、配电变压器低压侧、低压线路、用电设备等处装设无功补偿装置。
附录A
（资料性附录）
中压配电网典型接线图
A.1 架空网
图A.1 多分段多联络（推荐类）
图A.2 多分段交叉联络（选用类）
图A.3 多分段单联络（选用类）
图A.4 辐射式（选用类）
A.2 电缆网
图A.5 双环式（推荐类）
图A.6 单环式（选用类）
图A.7 扩展型双环（选用类）
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