东源配电网优化规划设计方案.docx

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1、东源配电网优化规划设计方案规划设计：廖高威2016年2月东源配电网优化规划设计方案III纲要紧紧围绕“十三五”全面建成小康社会宏伟目标，瞄准新型城镇化改革发展的深入，社会用电有了更高的供电质量需求。配电网在城乡分配电能中的作用更加显著，其关系着整个电力系统的运行效率。城市配电网对整个社会的供电发挥了无可替代的作用，电网网架结构的正确与否直接关系着线路电网供电性能的发挥。不同结构的城市电网的负荷密度、变配电站和主站的保护方式、配电网中性点的接地方式等都是不同的，因此配电网网架结构要因地制宜并具备当地特点。落实规划区配网设备实物与现场一致性核查，对配网结构、合环方式、接线方式、影响供电可靠性、潮流

2、控制因素进行分析与研究。对供电区进行全面统筹规划建设配电自动化，为确保进一步提高供电能力运行指标上的供电可靠性、线损控制目标的有效性可以达到规划效果，为后期的电网建设提供良好的基础，稳步推进公司智能电网发展战略的规划建设目标。提高配电网的安全性、可靠性、经济性，建设好配电主干网络。重点是优化配网结构，梳理配网通道，加强网架基础。配电网的建设，应注重整体布局，通道选取，优化网络结构，同步规划配电自动化项目确保供电能力，提高供电可靠性，有效控制线损提高电网的经济效益。配电网的发展，体现在电压等级的配置水平，它不仅决定了配电网的整体适应性，还决定变电站的电网结构。合理配置电压等级有利于从整体上提高配

3、电网架供电能力，有利于压缩工程成本，提高供电能力，方便后续维护，还有利于提高企业的经济效益，为后期的电网建设提供良好的基础。配电网优化设计技术的核心思想是“随机应变”，随时根据用电负荷的不断变化而调整相应的配电网络规划。优化的目标是节约成本，减少整个配电网络规划的投入，更加合理地配置网架结构，最终使配电网在满足供电需求和发展需的同时，使资源达到最合理的利用。配电网优化是一项系统的工程，优化的目标性以及阶段性很强，需要多种方式、多种手段共同作用才能真正实现配电网的优化。对于日趋复杂的配电网，希望通过更为先进的手段，使之更安全、可靠、经济地运行；如何迅速、准确地处理配电网的事故，使配电网和用户的损

4、失最小，进一步提高供电可靠性，应是我们配电网优化规划研究中应着重关注的问题和研究方向。目录第1章 前言11.1 规划编制11.2 指导思想11.3 发展思路21.4 基础管理21.5 范围和年限31.6 编制依据41.7 范围和年限51.8 术语及定义5第2章 规划技术原则162.1 引言162.2 优化目的172.3 技术原则172.4 小结19第3章 规划区配网优化分析193.1 引言193.2 合环结构分析203.3 合环因素分析233.3.1 合环网络等值233.3.2 稳态计算模型253.3.3 冲击电流263.4 潮流计算273.5 简单辐射形网络的潮流计算303.6 潮流分布32

5、3.7 网络潮流的调整控制343.8 潮流调控的措施353.9 线损四分管理异常认定353.10 小结36第4章 优化配网接线技术分析364.1 引言364.2 架空线路374.3 电缆线路394.4 “N-1”主备接线模式424.5 配电自动化网架自愈结构分析444.6 单侧电源环网自愈方式464.7 双侧电源接线自愈方式484.8 开闭所接线自愈方式504.9 智能配电网对一次网架新要求514.10 小结52第5章 经济效益分析535.1 引言535.2 线损管理分析535.3 供电可靠性分析555.4 提高经济效益技术措施565.5 小结61第6章 配电自动化技术发展趋势616.1 引言

6、616.2 配电自动化的发展历程626.3 配电自动化技术626.4 配电自动化存在的问题636.5 配电自动化技术发展趋势646.6 配电网自动化发展规划666.7 小结67第7章 智能配电网687.1 引言687.2 智能配电网框架687.3 智能配电网的组成707.4 智能配电网建设目标717.5 智能配电网的技术与装备727.6 小结76第8章 配电自动化规划实现效果分析778.1 引言778.2 系统结构788.3 挑战及创新828.4 小结83第9章 智能配电网发展规模849.1 引言849.2 智能配电网技术目标859.3 高级电力电子技术879.4 分布式能源接入技术889.5

7、 设备技术889.6 控制技术899.7 支持技术90第10章 结论及建议9110.1 实现电网的可持续发展9110.2 提升电工行业核心竞争力，促进技术进步及装备升级9110.3 满足用户多元化需求，提升和丰富电网的服务质量及内涵9210.4 建议92用词说明93第1章 前言1.1 规划编制以河源供电局为主站管理平台，充分发挥河源供电局作为领导管理主体的作用，在五年时间内全面提升河源供电局企业管理水平标准化、规范化、精细化管理，加强电网规划与地方规划衔接，确保规划落地。一是科学制定远景目标网架，实现由规划引领，促进输配电网、城乡电网、一次网架设备与二次系统之间协调发展。二是积极配合政府开展电

8、力设施布局规划，及时将规划成果纳入城乡发展规划和土地利用规划，实现配电网与城乡其它基础设施同步规划、同步建设。三是统筹用户资源和公共资源，严格遵守目标网架规划和电力设施布局规划，按照典型供电模式规范电力用户和分布式电源接入方案设计，实现配电网协调有序发展。四是建立电网建设常态沟通协调机制，电网规划及时纳入地方总体规划，以及土地利用规划、控制性详细规划、新型城镇化规划等规划，保护变电站站址、线路走廊、地下管线等建设资源，促进电网规划有效实施。1.2 指导思想紧紧围绕东源“十三五”全面建成小康社会宏伟目标为指导方针，紧紧围绕创新驱动为发展理念。切实落实稳增长、防风险的重大措施，结合当前规划区配电网

9、实际情况，用五年左右时间，进一步加大建设改造力度。以满足用电需求、提高可靠性、促进智能化为目标，坚持统一规划、统一标准，统筹城乡、协同推进，着力解决城乡配电网发展薄弱问题，推动装备提升与科技创新，加大政策支持，强化监督落实，全面加快现代配电网建设，支撑经济发展和服务社会民生。配电网是国民经济和社会发展的重要公共基础设施。近年来，我国配电网建设投入不断加大，配电网发展取得显著成效，但用电水平相对国际先进水平仍有差距，城乡区域发展不平衡，供电质量有待改善。建设城乡统筹、安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好的配电网络设施和服务体系一举多得，既能够保障民生、拉动投资，又能够带动制造业水平提升，为适应

10、能源互联、推动“互联网+”发展提供有力支撑，对于稳增长、促改革、调结构、惠民生具有重要意义。1.3 发展思路电网规划应坚持与经济、社会、环境协调发展、适度超前和可持续发展的原则；规划编制年限一般近期为5年，中期10年，远期为15年及以上。电网建设应符合“安全可靠、结构合理、技术先进、环保节能和规范统一”的原则。应注重高效节能，采用新技术、新设备、新工艺、新材料，依靠科技进步，确保用户安全稳定供电。坚持统一规划、筹解决城乡配电网发展薄弱问题，促进新型城镇化建设和城乡均等化发展。配电网与县城规划相协调，在配电网规划的基础上，开展电力设施布局规划，将规划成果纳入城乡发展规划和土地利用规划，实现配电网

11、与城乡其它基础设施同步规划、同步建设。坚持电网电源统一规划，优化电源与电网布局，加强规划衔接，促进新能源、分布式电源等多元化负荷与配电网协调有序发展。实现输配电网、一次网架设备与二次系统、公共资源与用户资源之间相衔接。坚持统一完善健全基础数据标准体系；统一配网系统、GIS系统、营销系统、调度系统等基础数据一致性以达到智能配电网自动化系统自动化、标准化、信息化、互动化、深度融合。坚持统一建设标准、统一物资采购与管理成立县局物资专责小组以更加有效控制项目投资建设资金预算。坚持自主创新重点突破示范引领；选择条件成熟、需求迫切集中资源建设智能配电网自动化系统示范应用，以示范应用单位为载体培育一批专业技

12、术型管理智能配电网自动化系统相关应用业务。1.4 基础管理基层供电所自身发展能力不足、人员素质不高、用工形式复杂、电网资产属性不清晰、配电网后续投资体制不完善等长期困扰、影响东源供电局发展及管理提升的突出矛盾和问题尚未得到有效理顺。这些问题依靠东源供电局自身难以解决，必须由市局层面统筹考虑、综合协调。基层供电所基础数据管理、台区、变电站规范化建设水平有待提升。一是多数基础数据管理、台区、变电站管理还达不到规范化要求，规范化建设工作任务未能实现分解量化管控，规范化建设的精细化管理水平有待提高；二是供电所、台区、变电站规范化建设与安风体系建设、班组规范化建设等工作有待进一步融合；三是供电所、台区、

13、变电站规范化建设常态化管理机制尚未建立，部分基层供电所仍然存在“重应付完成指标考核、轻基础数据修护管理、重电网基础装备硬件、轻专业对口管理和系统软件应用、”等问题，规范化建设尚未真正有效融入具体工作岗位和日常工作中。基层配电网工程建设管理水平有待提高。一是进度管理粗放，项目建设进度难以按里程碑及一、二、三级进度计划顺利实施，已制定的各级进度计划普遍存在失控或流于形式的现象。二是在电网建设用地协调异常困难的情况下，业主项目部表现出的处理问题手段不多、方法不灵活、效率低下，未能充分利用属地供电所的人脉优势，加强与地方政府以及当地村委、农民的沟通合作，争取到地方政府和居民的更多支持，为电力建设提供更

14、为有利的政策和建设环境。三是对设计、施工、监理等承包商管理不对位，没有充分利用合同、资信评价等管理手段进行管控，影响了项目合法、规范地实施。基层供电所管理评价工作有待加强。管理评价工作作为东源供电局规范化建设的重要支撑手段，其作用尚未得到有效发挥。一是管理评价指标信息的真实性、准确性有待提高；二是管理评价的深度有待加强，管理评价工作的针对性、有效性、实用性有待提高；三是管理评价成果尚未得到有效利用。基层供电所综合统计基础数据信息不够全面。与各专业之间的数据信息系统未能实现数据共享，基层供电所综合统计基础数据信息分析未能深入开展。 1.5 范围和年限1、地理范围东源县、规划总面积约4070平方公

15、里2、时间范围近期：20162020年中期：20212025年远期：20262030年 3、电压等级范围规划电压等级范围：10kV/0.38kV/0.22kV涉及电压等级范围：10kV、0.4kV、110kV、220kV4、电压等级选择电压等级选择应符合国家标准标准电压GB 156的规定, 南方电网城市配电网电压等级采用110kV、35kV、10kV和0.38kV。根据简化电压等级、减少变压层次、优化网络结构的原则。1.6 编制依据下列文件中的条款通过本规划的引用而成为本规划的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（包括勘误的内容）或修改版均不适用于本规划。但鼓励根据本规划达成协议的各

16、方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规划：中华人民共和国电力法主席令；配电网建设改造行动计划（20152020年）国家能源局；配电自动化技术导则DL/T 1406-2015 ；电力系统技术导则SDJ 131-84；电力系统安全稳定导则DL/T 755-2001；电力系统自动交换电话网技术规范DL/T 598-2010；配电自动化远方终端DL/T 721-2013；配电自动化系统技术规范DL/T 814-2013；电力系统调度通信交换网设计技术规程DL/T 5157-2012；信息技术设备抗扰度限制和测量方法GB/T 17618-2015；信息安全技术云

17、计算服务安全能力要求GB/T 31168-2014；电力系统电压和无功电力技术导则（试行）SD325-89；农村电力网规划设计导则DL/5118-2010；发电设备可靠性评价规程DL/T 793-2012；配电系统中性点接地电阻器DL/T 7802001；中国南方电网城市配电网技术导则Q/CSG10012-2005；中国南方电网公司110kV及以下配电网装备技术导则Q/CSG10703-2009；城市中低压配电网改造技术原则DL/T599-2009；电能质量 电力系统频率允许偏差GB/T 159452008；电能质量 供电电压允许偏差GB 12325；电能质量 电压波动和闪变GB 12326；

18、电能质量 三相电压允许不平衡度GB/T 155432008；电能质量 公用电网谐波GB/T 1454993；城市区域环境噪声标准GB 3096；电磁辐射防护规定GB 8702；城市电力网规划设计导则能源电1993 228号：供配电系统设计规范GB 50052-2009；10kV及以下架空配电线路设计技术规程DL/T5220-2005；高中压用户供电可靠性管理标准Q/CSG21007-2009；线损理论计算技术标准Q/CSG 1 1301-2008 ；线损四分管理标准Q/CSG 2 1001-2008；电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB 50062-92；1.7 范围和年限1、地理范围东源

19、县、规划总面积约4070平方公里2、时间范围近期：20162020年中期：20212025年远期：20262030年 3、电压等级范围规划电压等级范围：10kV/0.38kV/0.22kV涉及电压等级范围：0.4kV、10kV、35kV、110kV、220kV4、电压等级选择电压等级选择应符合GB 156的规定, 南方电网城市配电网电压等级采用110kV、35kV、10kV和0.38kV。根据简化电压等级、减少变压层次、优化网络结构的原则。1.8 术语及定义下列技术标准述语和定义适用于本方案1、配电网1.1为城市送电和配电的各级电压电力网总称配电网。配电网包括输电网及高压、中压和低压配电网。2

20、20kV及以上电压电网为输电网，110kV及以下为配电网，其中35、66、110kV电压电网为高压配电网，6、10、20kV电压电网为中压配电网，0.38kV电压电网为低压配电网。2、用电负荷密度2.1指单位面积的用电负荷。单位：MW/km2。用电负荷密度反映了某一供电区域用电的水平。计算用电负荷密度时，用电负荷一般采用某区域一年当中的最高负荷，供电区域的面积为与用电负荷相对应的有效面积，统计中应核减高山、戈壁、海域、湖泊、原始森林等无用电负荷的区域。3、供电可靠性3.1供电系统对用户持续供电的能力及可靠程度，供电可靠性应达到下列目标的要求：a）满足电网供电安全准则的要求。b）满足用户用电程度

21、的要求。c）用户供电可靠率：一般城市不应低于99.9%；省会城市不应低于99.98。4、电网安全准则4.1高压配电网的设计应满足“N-1”的供电安全准则：a）高压变电站中失去任何一回进线或一台变压器时，必须保证向下一级配电网供电。b）高压配电网中一回架空线、一回电缆或变电站中一台变压器发生故障停运时，要求做到：4.2正常情况，非故障段应不停电，并不得发生电压过低、运行设备不得超过事故过负荷的规定。计划停运、又发生故障停运时，允许部分停电，但应在规定时间内恢复供电。4.3中压配电网应有一定的备用容量，其供电安全应满足以下要求：a）变电站一段10kV母线检修时，应能使其馈线所带负荷通过配电网转移，

22、继续向用户供电；变电站一段10kV母线故障时，应保证馈线所带的重要负荷不间断供电。b）中压配电网中任何一回线路或一台变压器故障停运时，要求做到：4.4正常运行方式时，非故障段经操作应在规定时间内恢复正常供电，其它设备不过负荷。计划停运，又发生故障停运时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。低压线路发生故障时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。5、供电可靠率5.1指在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值，记作RS1见式（51）。 （51）5.2此外，用户供电可靠率按“不计”因素，还包括指标RS2（不计外部影响）和RS3（不计系统电源不足限电的影响），本规划编制所

23、要求的供电可靠率采用RS1标准。6、容载比6.1指城网变电容量（kVA）在满足供电可靠性基础上与对应的负荷（kW）之比，它是反映电网供电能力的重要技术经济指标之一，是宏观控制变电总容量和规划安排变电容量的依据。容载比可按式（61）估算： （61）式中RS 容载比（kVAkW）；K1 负荷分散系数；K2 平均功率因数；K3 变压器运行率；K4 储备系数。7、中性点接地装置7.1用来连接电力系统中性点与大地的电气装置，由电阻、电感、电容元件或复合型式构成。a）110kV系统应采用直接接地或经小阻抗接地方式，主变压器中性点经隔离开关接地。b）主要由架空线路构成的配电网，当单相接地故障电容电流35kV

24、不超过10A，10kV 不超过20A时，宜采用不接地方式；当超过上述数值且要求在故障条件下继续运行时，宜采用消弧线圈接地方式。c）主要由电缆线路构成的10kV配电网，当单相接地故障电容电流不超过30A时，可采用不接地方式；超过30A时，宜采用低电阻接地或消弧线圈接地方式。当采用低电阻接地方式时，接地电阻的额定发热电流宜按150A及以上选取，接地电阻的技术条件应满足DL/T 7802001的规定要求。8、短路电流8.1短路电流控制的主要原则：城网最高一级电压母线的短路容量在不超过规定限值的基础上, 应维持一定的水平,以减小城网系统的电源阻抗。短路电流控制水平：城市高压和中压配电网的短路电流水平，

25、不宜超过下列数值：110kV： 31.5kA35kV： 25kA10(20)kV： 20kA8.2短路电流控制的主要技术措施：宜采取技术经济合理的措施，有效地控制短路电流，提高电网的经济效益：a） 加强主网联系、次级电网解环运行。b） 合理选择高阻抗变压器。c） 合理减少变压器中性点接地数量。d） 在变压器低压侧加装限流电抗器。9、无功补偿a） 无功补偿按照分层、分区和就地平衡的原则，采用分散就地补偿和集中补偿相结合、以就地补偿为主的方式。配电网主要采用并联电容器补偿， 110kV变电站可根据电缆进、出线情况，在相关变电站分散配置适当容量的感性无功补偿装置。无功补偿装置应便于投切，宜具有自动投

26、切功能。b） 配电站的无功补偿宜采用动态补偿装置，补偿过程中不应引起系统谐波明显放大，并应避免大量无功电力穿越变压器。电力用户处应配置适当的无功补偿装置，应避免向电网反送无功电力。c） 35kV、110kV变电站，其高压侧功率因数，在主变最大负荷时不应低于0.95，在低谷负荷时不应高于0.95；配电变压器最大负荷时高压侧功率因数和用户处的功率因数均不应低于0.9。d） 接入配电网的各类发电机的额定功率因数宜在0.850.9中选择，并具有进相运行的能力。9.1无功补偿容量a） 35kV、110kV变电站无功补偿容量应以补偿变压器无功损耗为主，并适当兼顾负荷侧无功补偿，宜按主变容量的1030配置；

27、无功补偿按主变最终规模预留安装位置。b） 35kV、110kV变电站补偿装置的单组容量宜分别不大于3Mvar和6Mvar，当110kV变电站的单台主变压器容量为31.5MVA及以上时，每台主变宜配置两组容性无功补偿装置。c） 中低压配电网，变压器配置的电容器容量应根据负荷性质确定，宜按变压器容量的2040配置。9.2无功补偿设备的安装位置10kV110kV变（配）电站无功补偿装置一般安装在低压侧母线上；当电容器分散安装在低压用电设备处、并满足功率因数要求时，配电变压器处可不再安装电容器。10、电能质量要求10.1频率偏差10.2电网频率偏差应符合GB/T 159452008的规定，额定频率为5

28、0Hz，正常频率偏差不超过0.2Hz。10.3电压偏差a）电网规划设计时应计算网络电压水平, 用户受电端电压允许偏差应满足GB 12325的规定，系统110kV以下电压等级母线允许电压偏差范围如下:35kV： -3 +710(20)kV： 0 +7b）供电电压合格率不低于98。10.4电压波动与闪变10.5电网公共连接点的电压变动和闪变及单个波动负荷用户引起连接点的电压变动和闪变应符合GB 12326的规定。10.6三相电压不平衡度10.6.1电网公共连接点的三相电压不平衡度及单个用户引起连接点电压不平衡度应符合GB/T 155432008的规定。10.7谐波限制a） 公用电网谐波电压及谐波源

29、用户向电网注入的谐波电流应符合GB/T 1454993的规定。b） 对集中型大谐波源，应贯彻“谁污染，谁治理”的原则，督促其采取控制措施。c） 在电网扩建和改造设计时，应对电容器组进行谐波设计和校验，合理配置串联电抗器的容量，以防止产生谐波谐振或严重放大。11、电厂接入系统11.1新能源发电大规模并网，客观上改变了瞬时平衡的电力系统的电力供应模式，给电力系统的安全稳定运行带来了一定的影响。新能源发电大规模并网对电力系统发电调节的手段及能力提出了更高的要求，对电力系统生产计划编制和调度运行安排提出了更高的要求，需要加强储能、调峰、调频以及电力系统智能化建设。接入城市配电网的电厂应符合国家能源政策

30、，遵循分层、分区和分散的原则，并满足以下要求：a） 单机容量在1MW以上、总装机容量在8MW以下、以自发自用为主的可再生和清洁电源，可直接接入中、低压配电网；单机容量在5MW及以上、100MW以下的机组，可直接接入高压配电网；单机容量在100MW及以上的机组，宜接入上一级电网。b） 适当选择电厂上网点，应避免电厂接入点过多、上网线路潮流大量迂回和形成多角环网的现象。c） 电厂接入系统的电压等级不宜超过两级，当电厂以两级电压接入系统时，应避免形成电磁环网。d） 对单机容量在50MW以上、上网线路较短的电厂，宜采用发电机变压器线路单元接线。12、配电自动化所有配电终端配置应按DL/T 721-20

31、13要求、技术规范应按DL/T 814-2013规定、信息交换应按DL/T 5157-2012、计算机应用按GB/T 31168-2014要求12.1配电网自动化系统设计应包括调度自动化、变电站自动化、配网自动化、负荷管理自动化等。应遵循开放性、标准化设计原则，实现各自动化系统之间的信息共享。自动化系统应与城网一次、二次系统同步规划，避免重复建设（自动交换电话网按DL/T 598-2010规范）。12.2调度自动化12.2.1调度自动化系统的规划设计与建设应面向应用，统一标准，进行数据和应用功能整合，提高资源共享程度。12.2.2建立统一的调度综合数据平台，实现模型、参数、交换接口等方面的规范

32、统一；实现应用系统和功能的整合，实现资源共享，提高应用水平。12.2.3规划设计时应考虑并满足电力二次系统安全防护技术要求。12.2.4在具备电力调度数据网通信的站端，应积极采用数据网络传输信息。在站端至调度中心、调度中心之间充分利用数据网络。已建有调度数据网络的城市应扩大数据网络覆盖面。调度自动化信息的远传，宜采用数据网络方式，同时保留专线方式互为备用。12.3变电站自动化12.3.1变电站自动化系统宜采用分层、分布式结构。一般分为变电站层与间隔层两个层次。12.3.2各间隔层设备通过站内局域网或现场总线同变电站层的设备进行通信，通信介质宜采用同轴电缆、屏蔽双绞线或光纤。12.3.3变电站自

33、动化设备通信接口与通信规约应采用相应的电力行业、国家标准、国际标准的要求。12.3.4变电站自动化设备应具有良好的抗干扰能力。系统宜采用综合标准时钟，统一对时。现场数据采集宜采用交流方式。12.4配电网自动化12.4.1实施配网自动化是为了提高配电网供电可靠性和配电网的运行管理水平。应根据城市电网发展及运行管理需要，按照因地制宜、分层分区管理的原则制定配电网自动化发展规划。12.4.2配电网自动化的功能应与城网一次系统相协调，方案和设备选择应遵循经济、实用的原则，注重其性能价格比。并在配电网架结构相对稳定、设备可靠、一次系统具有一定的支持能力的基础上实施。12.4.3针对城市中心区、城区、郊区

34、三种区域的配电网不同的发展水平及可靠性要求，制定不同的方案。12.5负荷管理自动化12.5.1负荷管理自动化系统是采集客户端实时用电信息的基础平台，其主要功能是数据采集、负荷控制、需求侧管理与服务支持、电力营销管理支持等。12.5.2凡是由电网供电的电力用户，应根据其受电容量规模和用电性质等条件，安装负荷管理终端装置。12.5.3负荷管理自动化系统应按统一规划、统一设计、统一建设、分级管理的原则组织实施。12.5.4负荷管理自动化系统要具有稳定性、开放性和可扩展性。系统数据信息的组织和编码要统一，并保证与电力营销其他应用系统间数据的一致性。13、配电站13.1中低压配电网中，用于变换电压、集中

35、电力和分配电力的供电设施。配电站一般是将620kV电压变换为0.38kV电压。室内配电站指变压器及其变配电装置装设于建筑物内的配电站，简称室内站。13.2箱式变电站指配网中，用于变换电压、集中电力和分配电力的成套供电设施，简称“箱式变”，是预装箱式变电站、组合式变电站、地埋式箱式变电站的总称。13.3预装箱式变电站由高、低压设备和变压器连接组成，预装在一个能够满足户外防护等级要求的箱体内。13.4组合式变电站由高、低压设备连接组成，预装在一个能够满足户外防护等级要求的箱体内，并外接变压器组合而成。13.5地埋式箱式变电站将变压器装入地下，并与高、低压设备连接组成，预装在一个能够满足户外防护等级

36、要求的箱体内。14、开闭所14.1用于接受并分配电力的供配电设施，高压电网中也称为开关站。中压配电网中的开闭所一般用于10（20）kV电力的接受与分配。15、关口计量15.1发电企业、电网经营企业以及用电企业之间进行的电能量结算，称为关口计量。实施关口计量的计量点，称为关口计量点。16、电缆分接箱16.1完成配电系统中电缆线路的汇集和分接功能的专用电气连接设备。常用于城市环网、辐射供电系统中分配电能及终端供电。17、电磁辐射a） 变电站、输电线的电磁辐射对周围环境的影响应符合GB 8702的规定。b） 电磁场执行如下标准：高频电磁场（0.1500MHz）场强限值5V/m，工频电磁场（50Hz）

37、场强限值4V/m，工频磁场感应强度0.1mT。（以HJ/T 241998为参考）c） 变电站宜优先选用电磁辐射水平低的电气设备，如有必要可采用屏蔽措施，降低电磁辐射的影响。噪声控制a） 变电站噪声对周围环境的影响应符合GB 3096的规定和要求，其取值不应高于表17.1规定的数值。 表17.1 各类区域噪声标准值 单位 Leq dB（A）类别昼间夜间050405545605065557055注： 1、各类标准适用范围由地方政府划定。2、0类标准适用于疗养区、高级别墅区、高级宾馆区等特别需要安静的区域；3、类标准适用于居住、文教机关为主的区域；4、类标准适用于居住、商业、工业混杂区及商业中心；5

38、、类标准适用于工业区；6、类标准适用于交通干线道路两侧区域。b） 变电站噪声应从声源上进行控制，宜选用低噪声设备。c） 变电站运行时产生振动的电气设备、大型通风设备等，宜考虑设置减振技术措施。变电站可利用站内设施如建筑物、绿化物等减弱噪声对环境的影响，也可采取消声、隔声、吸声等噪声控制措施。18、继电保护18.1中低压配电网继电保护和自动装置应执行GB 5006292的规定，配电变压器和配电线路保护装置宜按表18.1配置。表18.1配电变压器和配电线路保护装置配置名 称保护配置10/0.38kV配电变压器油式800kVA干式1000 kVA高压侧采用熔断器式负荷开关环网柜，用限流熔断器作为速断

39、和过流、过负荷保护。油式800kVA干式1000 kVA高压侧采用断路器柜，配置速断、过流、过负荷、温度、瓦斯（油浸式）保护。低压配电线路配置短路、过负荷、接地保护，各级保护应具有选择性。空气断路器或熔断器的长延时动作电流应大于线路的计算负荷电流，小于工作环境下配电线路的长期允许载流量。19、计量互感器接线要求a） 、类计量装置应配置计量专用电压、电流互感器或者专用二次绕组；专用电压、电流互感器或专用二次回路不得接入与电能计量无关的设备。b） 、类计量装置中电压互感器二次回路电压降不应大于其额定二次电压的0.2%；其它计量装置中电压互感器二次回路电压降不应大于其额定二次电压的0.5%。c） 计

40、量用电流互感器的一次正常通过电流宜达到额定值的60左右，至少不应小于其额定电流的30%，否则应减小变比并选用满足动热稳定要求的电流互感器。d） 互感器二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线，电流二次回路连接导线截面按互感器额定二次负荷计算确定，不应小于4mm2。电压二次回路连接导线截面按允许电压降计算确定，不应小于2.5mm2。e） 互感器实际二次负载应在其25100额定二次负荷范围内。f） 35kV以上关口电能计量装置中电压互感器二次回路，不应经过隔离开关辅助接点，但可装设专用低阻空气开关或熔断器。35kV及以下关口电能计量装置中电压互感器二次回路，不应经过隔离开关辅助接点和熔断器等保护电器

41、。20、电能表选型a） 110kV及以上中性点有效接地系统和10kV、35kV中性点非绝缘系统应采用三相四线制电能表；10kV、35kV中性点绝缘系统应采用三相三线制电能表。b） 全电子式多功能电能表应为有功多费率、双向计量、8个时段以上，配有RS485或232串行通信口、具有数据采集、远传功能、失压计时和四象限无功电能。c） 关口电能表标定电流不应超过电流互感器额定电流的30，其最大电流应为电流互感器额定电流的120左右。21、计量装置的一般要求21.1电能计量装置分类及准确度选择21.2电能计量装置分类及准确度选择应满足表21.2要求：表21.2电能计量装置分类及准确度选择电能计量装置类别

42、月平均用电量*1 （kWh）准 确 度 等 级有功电能表无功电能表电压互感器电流互感器500万0.2S或0.5S2.00.20.2S或0.2*2100万0.5S或0.52.00.20.2S或0.2*210万1.02.00.50.5S315kVA2.03.00.50.5S低压单相供电2.00.5S1、除按月平均用电量区分计量装置类别外，还有用计费用户的变压器容量、发电机的单机容量、以及其他特有的规定，详见DL/T 448-2000电能计量装置技术管理规程的规定要求。 2、0.2级电流互感器仅用于发电机出口计量装置。22、防雷接地22.1 10kV及以下配电网的防雷保护装置应采用带脱扣器的金属氧化

43、锌避雷器，避雷器的装设地点和接地电阻应符合以下要求：a）与10kV架空线路相连的电缆，当电缆长度大于50m时，应在其两端装设避雷器；当电缆长度小于50m时可在线路变换处一端装设。避雷器接地端应与电缆的金属外皮连接，避雷器安装点接地网接地电阻不应大于10。b）配电站和开闭所的10kV母线、变压器的高低压侧、线路分段开关的电源侧以及线路联络开关的两侧均应装设避雷器，避雷器安装点接地网接地电阻不应大于10。c）10kV 架空绝缘线路应采取安装防雷金具、防雷线夹等必要的防止雷击断线措施。架空线路杆塔保护接地的接地电阻不宜大于表22.1 的数值。表22.1杆塔保护接地电阻限值土壤电阻率（.m）10010

44、05005001000100020002000接地电阻（）1015202530说明1、城区内，人口密集地区，接地电阻宜小于4。2、当杆塔自然接地电阻小于规定值时，可不设人工接地装置。3、人工接地体宜采用12 镀锌圆钢，埋深0.50.8 左右。4、土壤电阻率大于1000.m 时，可采用降阻剂或置换土壤，以降低土壤电阻率。22.2 配电站（室内站、箱式变及柱上变）高低压电气装置宜公用接地装置，其接地电阻不应大于4低压配电网络中的PE 线或PEN 线的每一个重复接地装置的接地电阻不应大于10。23、电能计量自动采集系统23.1变电站和大容量用户的电量自动采集系统应满足下列要求：a） 110kV、35

45、kV和10kV变配电站及装变容量为315kVA及以上的大容量用户宜设置电量自动采集系统。b） 电量自动采集系统的功能为：数据自动采集、电力负荷控制、供电质量监测、计量装置监测、电力电量数据统计分析等；电量自动采集系统的基本技术要求：可靠性、安全性、准确性、能通过RS485接口采集电表全部数据，支持IEC 1107、DL/T 6451997以及各省级范围内使用的电表规约；终端能同时支持不少于两种规约的电表接入，支持主站远程升级终端电表规约库。c） 终端应具有远程在线升级终端应用程序功能。23.2数据采集通信网络宜采用成熟的、可靠的光纤数据网、专线电话及GPRSCDM无线公网实现，并支持TCPIP

46、、ISDN、GSM拨号及短信息等通信方式；第2章 规划技术原则2.1 引言供电可靠性管理是电力系统和设备的全面质量管理和全过程的安全管理，是适合现代化电力行业特点的科学管理方法之一，是电力工业现代化管理的一个重要的组成部分。随着新型城镇化改革发展的深入，配电网在分配电能中的作用更加显著，其关系着整个电力系统的运行效率。城市中压配电网对整个社会供电发挥了无可替代的作用，电网网架结构的正确与否直接关系着线路电网供电性能的发挥。不同结构的城市电网的负荷密度、变配电站和主站的保护方式、配电网中性点的接地方式等都是不同的，因此配电网网架结构要因地制宜并具备当地特点。配电网的发展，体现在电压等级的配置水平，它不仅决定了配电网的整体适