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Q/CSG X XXXX -2014 中国南方电网有限责任公司企业标准 110千伏及以下配电网规划技术指导原则
2014 -XX -XX 发布 2014 –XX -XX 实施 中国南方电网有限责任公司 发 布
Q/CSG X XXXX-2014
Q/CSG X XXXX-2014
目 录
前 言 ......................................................................................................... 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
适用范围 ........................................................................................... 2 规范性引用文件 ............................................................................... 2 总则 .................................................................................................... 5 术语和定义 ....................................................................................... 5 规划编制基础及要求 ....................................................................... 6 一般技术原则 ................................................................................... 8 电力电量需求预测及电力平衡 ..................................................... 12 110千伏配电网规划....................................................................... 13 35千伏配电网规划 ........................................................................ 16 中压配电网 ..................................................................................... 17 低压配电网 ..................................................................................... 20 电源接入系统 ................................................................................. 21 电力用户供电 ................................................................................. 22 规划方案评估 ................................................................................. 24 新技术应用 ..................................................................................... 25
附录 ........................................................................................................... 26
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
前 言
本标准是在原《中国南方电网公司110千伏及以下配电网规划指导原则（2009）》的基础上，总结并吸收南方电网配电网多年积累的经验和科技成果，经广泛征求意见，多次讨论修改，最后经审查定稿。
本标准共分为15章和3个附录，主要技术内容包括总则、术语和定义、规划编制基础及要求、一般技术原则、电力需求预测及电力电量平衡、110千伏配电网规划、35千伏配电网规划、中压配电网规划、低压配电网规划、电源接入系统、电力用户供电、规划方案评估、新技术应用。
本标准由南方电网计划发展部归口并负责解释。 本标准起草单位：广东省电力设计研究院。
本标准主要起草人：陈旭、刘利平、戴志伟、黄志伟、李有铖、罗俊平、孙浩、张磊、李志铿、王海华、杨海森。
本标准由南方电网计划发展部颁布，自发文之日起执行。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
1 适用范围
《110千伏及以下配电网规划技术指导原则》（以下简称《技术指导原则》）规定了中国南方电网有限责任公司110千伏及以下配电网规划系统一次部分的技术要求及相关事宜。
《技术指导原则》适用于中国南方电网有限责任公司及所属（含代管）各有关单位110千伏及以下配电网的规划工作。
接入中国南方电网有限责任公司110千伏及以下配电网系统的电力用户可参照本原则执行。
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构成本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB50613 GB/T 12325 GB/T 12326 GB/T 15543 GB/T 156 GB/T 15945 GB 17625.1
城市配电网规划设计规范 电能质量 供电电压偏差 电能质量 电压波动和闪变 电能质量 三相电压不平衡 标准电压
电能质量 电力系统频率偏差
电磁兼容 限值 谐波电流发射限值（设备每相输入电流≤16A）
GB/Z 17625.6
电磁兼容 限值 对额定电流大于16A 的设备在低压供电系统中产生谐波电流的限制
GB/T 18481 GB/T 30137 GB/T 19939 GB/Z 19963 GB/Z 19964 GB 3096
电能质量 暂时过电压和瞬态过电压 电能质量 电压暂降与短时中断 光伏系统并网技术要求 风电场接入电力系统技术规定 光伏发电站接入电力系统技术规定 声环境质量标准
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
GB 311.2 GB 50052 GB 50053 GB 50054 GB 50061 GB 50217 GB/T 50293 GB50065 GB14050 SD 325-89 DL/T 5118 DL/T 5131 DL/T 599 DL/T 5220 DL/T 601 DL/T 620 DL/T 256 DL 755 DL/T 836 DL/T621 Q/CSG 10703 Q/CSG MS0308
Q/CSG 10701 Q/CSG 10012 Q/CSG1201001
国家能源局（2010年9月）南方电网计〔2005〕79号 电监安全[2008]43号
绝缘配合 第2部分：使用导则 供配电系统设计规范
10千伏及以下变电所设计规范 低压配电设计规范
66千伏及以下架空电力线路设计规范 电力工程电缆设计规范 城市电力规划规范
交流电气装置的接地设计规范 系统接地的型式及安全技术要求 电力系统电压和无功电力技术导则 农村电力网规划设计导则 农村电网建设与改造技术导则 城市中低压配电网改造技术导则
10千伏及以下架空配电线路设计技术规程 架空绝缘配电线路设计技术规程 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 城市电网供电安全标准 电力系统安全稳定导则
供电系统用户供电可靠性评价规程 交流电气装置的接地
110千伏及以下配电网装备技术导则
中国南方电网有限责任公司电力系统电压质量和无功电力管理办法
20千伏输配电设计标准
中国南方电网城市配电网技术导则 配电自动化规划导则 农村电网改造升级技术原则
中国南方电网公司县级电网规划技术导则 关于加强重要电力用户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
能源电[1993]228号
城市电力网规划设计导则
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
3 总则
3.1 配电网规划应贯彻国家法律法规和南方电网公司建设方针，符合国民经济和社会发展规划和地区电网规划的要求。
3.2 各电压等级的配电网规划应互相配合，满足地区经济增长和社会发展的用电需求。 3.3 合理配置电源，提高配电网的适应性和抵御事故及自然灾害的能力。
3.4 配电网规划应遵循资产全生命周期风险、效益和成本综合最优的原则，实现电网资产在规划设计、建设改造、运维检修等全过程的风险、效益和成本综合最优。 3.5 适应新能源、新技术和新应用的发展需求，做到供电可靠、运行灵活、节能环保、远近结合、适度超前、标准统一。
4 术语和定义
4.1 供电面积
供电企业的经营区域总面积。 4.2 负荷密度
某区域最高电力负荷与该区域面积的比值。 4.3 回路
指电力系统中2个或多个端点（断路器、开关和/或熔断器）之间的元件，包括变压器、电抗器、电缆和架空线，不包括母线。 4.4 N-1停运和N-1-1停运
“N-1停运”是指一个回路故障停运或计划停运；“N-1-1停运”是指一个回路计划停运的情况下，又发生了故障停运。 4.5 N-1安全准则和N-1-1安全准则
正常运行方式下，电力系统中发生N-1停运或N-1-1停运时，电力系统能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，且系统电压和频率在允许的范围之内。这种保持系统稳定和持续供电的能力和程度，分别称为“N-1安全准则”和“N-1-1安全准则”。其中，N是指系统中相关的线路或元件数量。 4.6 可转供电线路
有联络关系的中压线路同时处于最大负荷运行方式下，其中某一回线路的变电站出线开关故障或计划停运时，其全部负荷可通过不超过两次（含两次）的转供电倒闸操作，转由其余线路供电，则称该线路称为“可转供电线路”。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
4.7 可转供电率
某区域可转供公用线路总回数与公用线路总回数的比值。 4.8 容载比
容载比是配电网某一个供电区域中变电设备额定总容量与所供负荷的平均最高有功功率之比值。容载比反映变电设备的运行裕度，是宏观控制变电总容量的重要指标。 4.9 分布式电源
以小规模、分散式为主要特征，接入配电网的电源，包括各类发电设备和储能装置。 4.10 配电网电源
配电网电源为向本级配电网供应电能的上级变电站（包括配电站、开关站），以及接入本级配电网的发电厂、分布式电源。
5 规划编制基础及要求
5.1 配电网规划范围应涵盖供电企业所辖供电区域的高、中、低压配电网。
5.2 配电网规划时，应根据规划区的布局、行政区划、供电区域、地理条件、负荷密度、供电电源分布的情况，划分为若干个分区规划。 5.3 规划区域划分 5.3.1 主要城市
现阶段南方电网五省（区）主要城市为广州、深圳、佛山、东莞、珠海、南宁、桂林、柳州、昆明、曲靖、红河、贵阳、遵义、海口、三亚，其中广州、深圳为国际化大城市。根据城市经济社会的发展变化，其他城市可过渡为主要城市或国际化大城市。 5.3.2 地区分级
根据南方电网五省（区）地区的行政级别、城市重要性、经济地位和负荷密度等条件将其划分为四级，其中城市（含县级市）分为特、一、二级，县为三级。具体见表5-1。
表5-1 地区级别划分表
地区级别 划分标准 特级 国际化大城市 一级 省会及其他主要城市 二级 其他城市，地、州政府所在地 县 三级 5.4 供电区分类
5.4.1 根据城市规划可将城市分为中心区、一般市区、郊区。若城市中心区低于5平方公里按一般市区考虑，不再单独分类。县分为县城、城镇、乡村。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
5.4.2 根据各供电区规划发展定位或10年后的规划负荷密度指标将其划分为六类，并应选择等级较高的分类。具体见表5-2。
5.4.3 考虑到现行管理体制，供电区划分基本依据行政区划分，但不等同于行政区划分。
5.4.4 城市供电分区不宜超过四类，县级电网供电分区不宜超过三类。
表5-2 供电区分类对照表
地区 级别 特级 A类 中心区或30MW/km2及以上 30MW/km2及以上 B类 一般市区或20-30MW/km2 中心区或20-30MW/km2 20-30MW/km2 C类 10-20MW/km2的郊区及城镇 一般市区或10-20MW/km2 中心区或10-20MW/km2 10-20MW/km2 D类 5-10MW/km2 的郊区及城镇 5-10MW/km2 的郊区及城镇 一般市区或 5-10MW/km2 县城或 5-10MW/km2 E类 城镇或1-5MW/km2 城镇或1-5MW/km2 郊区、城镇或1-5MW/km2 城镇或1-5MW/km2 F类 乡村 一级 二级 三级 乡村 乡村 乡村 5.5 规划年限及要求
5.5.1 高、中压配电网规划年限应与国民经济发展规划、城乡总体规划和土地利用总体规划一致，一般为近期（五年）、展望中期（十年），必要时开展远期（十五年以上）规划。
5.5.2 高压配电网近期规划应提出五年配电网规划目标，侧重主干网网架规划，提出规划期内配电网项目的建设需求及投资估算，提出对上级电网建设的建议。
5.5.3 高压配电网中期规划应研究电力发展的战略性问题，研究变电站布点及容量需求、预留变电站站址和线路走廊通道，提出分阶段电网规划方案。
5.5.4 中压配电网中期规划应结合地区特点，提出明确的目标网架建设方案。
5.5.5 中压配电网的近期规划重点为前三年的网架规划和各年度建设与改造项目，估算五年内建设投资规模，提出对上级电网建设的建议。宜每年对中压配电网规划项目库进行滚动修编。
5.6 有下列情况之一时，应对配电网规划作相应修编： 1） 当地城市总体规划进行调整或修改后； 2） 上级电网规划进行调整或修改后； 3） 国家出台新的有关经济技术政策；
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
4） 预测负荷有较大变动时； 5） 配电网技术有较大发展时； 6） 其他要求。
5.7 配电网规划编制主要内容包括： 1） 配电网现状分析；
2） 电力电量需求预测和电力平衡； 3） 制定规划技术原则；
4） 编制高、中、低压配电网规划方案； 5） 规划方案评估。
6 一般技术原则
6.1 南方电网配电网电压等级的构成：
1）高压配电网：110千伏、35千伏（仅适用于D、E、F类供电分区）； 2）中压配电网：20千伏、10千伏； 3）低压配电网：380/220伏。
6.2 配电网应简化变压层次，现有运行的非标准电压应限制发展，并逐步进行改造。 6.3 除已有20千伏配电网区域外，后续新建、改造的区域需经充分的技术经济论证、获中国南方电网有限责任公司批复后，方能采用20千伏配电网。 6.4 配电网供电安全水平
6.4.1 高、中配电网在最大负荷情况下应达到的最低安全水平见表6-1。
表6-1 配电网的供电安全水平
供电分区 电压等级 A B C D E F 110千伏 必须满足N-1安全准则，有必须满足N-1应满足N-1 条件可满足安全准则 安全准则 N-1-1安全准则 -- -- -- 应满足N-1 安全准则 宜满足N-1 安全准则 可满足N-1 安全准则 35千伏 应满足N-1安宜满足N-1安可满足N-1安全准则 全准则 全准则 线路可转供且N-1停运发生线路应按可转线路宜按可转10（20）千伏 3小时后，停电负荷必须不超线路可按可转供电线路规划 供电线路规划 供电线路规划 过2MW 6.4.2 低压配电网的供电安全水平应满足以下要求：
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
1） 低压配电网中，当一台配电变压器或低压线路发生故障时，可允许部分停电，待
故障修复后恢复供电。
2） 对于含有重要负荷的配电站，可采用2台及以上配电变压器或应急电源等方式，
满足允许中断供电时间要求。
6.5 配电网理论计算供电可靠率（RS-3）控制目标见表6-2，各地区应根据经济社会发展现状及未来发展，确定实现供电可靠性控制目标及达标年限。
表6-2 配电网理论计算供电可靠率控制目标
供电分区 内容 供电可靠率 用户平均停电时间 A类 > 99.999% < 5.2分钟 B类 >99.99% <52.5分钟 C类 >99.97% <2.5小时 D类 > 99.93% < 6小时 E类 > 99.79% < 18小时 F类 > 99.47% < 46小时 6.6 配电网规划应按线损“四分”管理要求控制分压技术线损。各类供电区规划各电压等级理论线损率（不含无损）控制目标见表6-3。各地区根据本地区经济社会发展规划，确定实现线损率控制目标及年限。
表6-3 各类供电区规划电网分电压等级理论线损率控制目标
电压等级 A类 B类 C类 D类 E类 < 3% < 3% < 4% < 7% < 8% F类 < 3% < 3% < 5% < 9% < 12% 110千伏 < 0.5% < 2% 35千伏 ---- < 2% 10（20）千伏 < 2% < 2.5% < 2.5% 380伏 < 2% < 2.5% < 5% 理论线损率 < 3% < 4.5% < 6% 注：各电压等级理论损耗包括该电压等级的线路和变压器损耗。 6.7 容载比
6.7.1 地区全网容载比应按电压等级分层计算，对于区域较大，区域内负荷发展水平极度不平衡的地区，也可分区分电压等级分层计算容载比。
6.7.2 计算各电压等级容载比时，该电压等级发电厂的升压变压器容量及直供负荷不应计入，该电压等级用户专用变电站的主变压器容量及其所供负荷也应扣除。另外，部分区域之间仅进行故障时功率交换的联络变压器容量也应扣除。 6.7.3 高压配电网容载比建议值如表6-4所示。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
表6-4 高压配电网容载比推荐表
区域特性 有发展潜力、处于发展初期或快速发展期 负荷增长率低，网络结构联系紧密 远期 近期 远期 近期 1.8-2.1 1.9-2.3 1.8-2.1 1.8-2.0 容载比
6.8 配电网中性点接地方式应符合GB14050、GB/T50065和DL/T621的规定。 6.9 短路电流控制水平
6.9.1 配电网各级电压的短路电流应综合电源容量、电网规划、主变压器容量及其阻抗电压、系统运行方式等方面进行控制。
6.9.2 变电站、开关站及配电站母线的短路电流水平，不应超过表6-5的规定，并应与配电设备的开断能力相适应。
6.9.3 配电网短路电流达到或接近其控制水平时，应通过技术经济比较，采取合理的限流措施。
表6-5 短路电流控制水平
电压等级（千伏） 短路电流控制水平（千安） 110 40 35 25 20 20 10 20
6.10 无功补偿配置原则
6.10.1 配电网无功补偿应采用分区和就地平衡相结合，就地补偿与集中补偿相结合，供电部门与电力用户补偿相结合，中压补偿与低压补偿相结合。
6.10.2 以小水电集中外送地区和电缆线路密集地区的配电网可考虑配置适当容量的感性无功补偿装置。
6.10.3 并联电容器组宜采用自动投切方式，装设在变电站内的电容器（组）的投切应与主变压器分接头的调整相配合，不应在负荷低谷时向系统倒送无功功率。
6.10.4 35千伏~110千伏变电站的无功补偿以补偿主变压器和线路无功损耗为主，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。
6.10.5 配电站宜设置无功补偿装置。配电站电容器组应装设以电压为约束条件，根据无功功率（或无功电流）进行分组自动投切的控制装置。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
6.10.6 无功补偿配置时，宜采取谐波综合治理措施，防止谐振的发生和并联电容器对谐波的放大。
6.10.7 分布式电源接入电网后，不应从电网吸收无功。
6.10.8 电力用户无功补偿装置应按照无功就地自动补偿原则设置，不允许向系统倒送无功功率。
6.11 无功功率补偿容量
6.11.1 35千伏~110千伏变电站无功补偿容量宜按主变压器容量的10%～30%配置，并满足主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不应低于0.95。
6.11.2 中压配电站设置的无功补偿容量宜按变压器最大负载率为75%，负荷自然功率因数为0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时，其中压侧功率因数不低于0.95，或按变压器容量20%～40%进行配置。
6.11.3 中压配电站用电设备的自然功率因数能满足中压侧功率因数0.95及以上时，可不装设无功功率补偿装置。
6.11.4 对供电线路较长、变压器容量较小且低压侧未安装无功补偿装置的中压架空线路，可设置线路无功补偿装置。无功补偿容量宜按该线路未安装无功补偿变压器总容量的7~10%配置或经计算确定。
6.12 为保证电力用户受电端的电压质量，在上层电网电压波动有效控制的条件下，110千伏及以下配电网各级电压偏差范围应满足表6-6要求。
表6-6 电压偏差允许范围
电压等级 110千伏 35千伏 20千伏 10千伏 380伏 220伏 允许电压偏差 正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3% ~ +7%；事故运行方式时为系统额定电压的±10%。 供电电压正、负偏差绝对值之和不超过额定电压的10% -7%~+7% -7%~+7%； 带地区供电负荷的变电站和发电厂（直供）的10千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0% ~ +7%。 -7%~+7% -10%~+7% 注：对供电电压偏差有特殊要求的电力用户，由用户自行解决。
6.13 线路通道要求
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
6.13.1 电缆管沟的规划建设应考虑安全、可行、维护便利及节省投资等条件，与各种管线和其他市政设施统一安排，并满足未来10～15年的发展需要。
6.13.2 结合城市规划建设，在道路新建、改（扩）建时应同步建设电缆管沟。 6.13.3 变电站出线电缆沟的建设规模应按变电站终期建设规模一次建成。 6.14 防灾减灾
6.14.1 应结合当地的气象条件和运行经验，在配电网规划时考虑必要的防风、防冰、防涝等抵御重大自然灾害的技术措施，并评估相关投资和费用。 6.14.2 对于以下情况，可适当提高规划标准以抵御重大自然灾害：
1）高危地区线路、重要联络线路；
2）承担主要城市、重要用户保安电源的送出线路； 3）具有“黑启动”能力的电源送出线路； 4）线路故障将引发系统稳定的电源送出线路。
7 电力电量需求预测及电力平衡
7.1 电力电量需求预测
7.1.1 以地方经济发展规划与城市建设规划为依据，结合用电报装及项目建设投产情况，开展配电网负荷预测工作。
7.1.2 电力需求预测宜采用两种及以上预测方法进行，相互校核。 7.1.3 具备条件时，可开展电力需求分布预测。
7.1.4 配电网负荷预测与输电网负荷预测出现差异时，应对输电网规划负荷预测提出调整建议。
7.1.5 配电网的电量预测可应用上级电网电量预测结果。 7.2 电力平衡
7.2.1 配电网规划的电力平衡应分电压等级进行。根据预测的负荷水平和分布情况，与输电网规划安排的电源容量和需安排的主变容量进行电力平衡。 7.2.2 电力平衡应按目标年分年度、分区域进行。
7.2.3 水电能源的比例较高时，电力平衡应根据水火电源在不同季节的构成比例，分丰期、枯期进行平衡。
7.2.4 对于有分布式能源接入的配电网，应结合实际出力情况考虑参与平衡的比例。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
8 110千伏配电网规划
8.1 110千伏配电网实现以220千伏变电站为中心、分片供电的模式，各供电片区正常方式下相对独立，但必须具备事故情况下相互支援的能力。
8.2 110千伏变电站电源应来自两个相对独立的电源点（电源点可为220千伏变电站或发电厂）或同一座变电站的两条分段母线。
8.3 为了便于运行管理，同一地区110千伏配电网网络接线型式应标准化，其目标接线推荐方式见表8-1所示，典型接线图见附录B。
表8-1 110千伏配电网网架结构目标接线推荐表
供电分区 链型接线 过渡接线 目标接线 双回辐射 双侧电源完全双回链 双侧电源单回链（1双侧电源不完全双回链 站） 双回辐射 T型接线 过渡接线 单侧电源三T 单侧电源双T 目标接线 双侧电源三T 双侧电源三T 双侧电源∏T 双侧电源三T 双侧电源完全双T 双侧电源∏T 双侧电源三T 双侧电源不完全双T 单侧电源双T 双侧电源∏T 单侧电源双T 双侧电源不完全双T 单侧电源双T 单侧电源单T A类 B类 双侧电源不完全双回链双侧单侧电源三T 电源单回链（1站） 单侧电源双T 双侧电源不完全双回链 单侧电源不完全/完全双回单侧电源双T 链 双回辐射 双侧电源单回链（1站） 单侧电源不完全双/完全回链单侧电源单回链 单回辐射 双侧电源单回链 单侧电源单T 双回辐射 单侧电源单回链 双侧电源单回链 双回辐射 单侧电源单回链 双侧电源单回链 单回辐射 单侧电源单T 单回辐射 C类 双回辐射 D类 单回辐射 E类 单回辐射 F类 单回辐射 8.4 110千伏变电站
8.4.1 变电站规划布点以负荷分布为依据，兼顾电网结构调整要求和建设条件，统筹考虑，统一规划。具体要求如下：
1）变电站规划布点既要满足负荷供电或电源升压送电的需要；同时还应兼顾电网结构发展的需要；远期规划重点考虑变电站的合理布局，近期选择变电站站址时侧重满足地区负荷发展的需要和安全可靠的供电要求，并考虑与远期后续新增变电站布局上的协调。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
2）110千伏变电站供电范围应考虑负荷密度、空间资源、中压配电网供电半径和整体经济性。A类供电区规划110千伏变电站供电范围宜按3-4 km2考虑，B类宜按4-6 km2考虑，C类宜按6-9 km2考虑，D类宜按9-16 km2考虑。 8.4.2 主变压器
1）A、B、C类供电区宜采用双绕组有载调压变压器。
2）D、E、F类供电区，宜采用双绕组有载调压变压器，也可根据当地电网特点采用三绕组有载调压变压器。
3）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过多，同一变电站的主变压器宜统一规格。
4）A、B类供电区变电站首期投产主变台数不应少于2台。 5）各类供电区110千伏变电站变压器终期规模配置见表8-2。
表8-2 110千伏变电站变压器配置表
供电分区 A类 B类 C类 D类 E、F类 110/35/10千伏、110/10千伏 数量（台） 3、4 3、4 2、3 2、3 2 单台容量（MVA） 50、63 50、63 40、50、63 40、50 20、31.5、40 8.4.3 变电站新建和扩建
1）变电站首期投产主变台数根据负荷需要确定，应满足变电站在投产后3年内不扩建主变的要求。
2）原则上在变电站原有主变负荷超过额定容量50%的前提下才考虑新增主变容量项目；若该变电站原主变台数超过2台，宜考虑通过新增变电站布点以增加主变容量。 8.4.4 110千伏变电站出线规模应按表8-3选择。
表8-3 110千伏变电站出线规模
电压等级 110千伏出线 35千伏出线 10千伏出线 出线规模 根据变电站主接线型式配置2～4回。有电厂或大用户接入的变电站根据需要可增加1～2回 4～10回 每台50MVA、63MVA主变配10千伏出线12～16回；每台40MVA主变配10千伏出线10～12回；每台20MVA主变配10千伏出线6～12回
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
8.4.5 各类供电分区110千伏变电站的电气主接线推荐见表8-4，建设型式宜按表8-5选择。当110千伏变电站有多回电源接入线路，且线路回路总数达到4回及以上时，110千伏侧可采用双母线接线。
表8-4 110千伏变电站电气主接线推荐表
供电分区 电压等级 110千伏 35千伏 10千伏 A类 单母线分段 单元 B类 C类 D类 E类 F类 单母线分段 单母线分段 单母线分段 单母线分段单母线 单元 内（外）桥 内（外）桥 单母线 单母线分段 内桥 单元 单元 内桥 内桥 —— 单母线分段 单母线四分段 单母线分段 单母线分段 —— 单母线分段 单母线四分段 表8-5 110千伏变电站建设型式表
供电分区 建设型式 A类 全户内布置 B类 全户内布置 半户内布置 户外布置 C类 半户内布置 户外布置 全户内布置 D类 半户内布置 户外布置 E类 户外布置 半户内布置 F类 户外布置 注：本表中A、B类供电分区的变电站型式选择不包括工业园区。对负荷密度达到A、B类供电分区条件的工业园区，其变电站型式可根据工程具体情况在设计时确定。 8.5 110千伏线路
8.5.1 同一个规划区的导线选型应标准化、系列化。应按远期负荷发展状况和线路全生命周期成本选定导线截面，其推荐值如表8-6所示。 8.5.2 单回110千伏供电线路长度不宜超过60千米。
表8-6 导线截面推荐表
供电分区 A、B类供电区 C、D类供电区 E、F类供电区 导线截面（mm2） 架空线 300、400、500、630 300、400、500 185、240、300 电缆线路 630、800、1000、1200、1400、1600 500、630、800、1000、1200 -- 注：承担电厂送出任务的110千伏线路，其导线截面应结合电厂装机容量及其接入系统情况综合考虑。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
9 35千伏配电网规划
9.1 为了便于运行管理，同一地区的35千伏配电网网络接线方式应标准化。推荐的网络接线推荐方式见表9-1，典型接线图见附录B。
表9-1 35千伏配电网网架结构接线推荐表
供电分区 链型接线 过渡接线 目标接线 单侧电源不完全双回链 单侧电源单回链 双侧电源单回链 双回辐射 单侧电源单回链 双侧电源单回链 双回辐射 单侧电源单回链 双侧电源单回链 过渡接线 单回辐射 单侧电源单T T型接线 目标接线 单侧电源双T 双侧电源不完全双T 双侧电源∏T 单侧电源双T 双侧电源不完全双T 单侧电源双T 单侧电源单T D类 单回辐射 E类 单回辐射 单回辐射 单侧电源单T 单回辐射 F类 单回辐射 9.2 35千伏变电站
9.2.1 各类供电分区35千伏变电站电气主接线和型式宜按表9-2选择。
表9-2 35千伏变电站电气主接线推荐表
供电分区 主接线 变电站型式 半户外布置 箱式布置 D类 E类 单母线分段、单母线、桥型 半户外布置 箱式布置 半户外布置 全户外布置 箱式布置 F类 9.2.2 主变压器
1）宜采用双绕组有载调压变压器。
2）同一规划区域中，主变压器单台容量规格不宜过多，同一变电站的主变压器宜统一规格。
3）各类供电区35千伏变电站主变压器终期规模配置见表9-3。
表9-3 35千伏变电站主变配置表
供电区 D类 E、F类 35/10千伏 数量（台） 2 2 单台容量（MVA） 8、10 3.15、6.3、8 9.3 35千伏线路
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
9.3.1 35千伏线路一般采用架空线路，其导线宜采用钢芯铝绞线、铝绞线，沿海及有腐蚀性气体的地区应选用防腐型钢芯铝绞线。 9.3.2 单回35千伏线路不宜超过30千米。
9.3.3 同一个规划区的导线选型应标准化、系列化，导线截面的选择远期负荷发展状况和线路全生命周期成本选定。在同一个电网内，相同接线的同类分区宜采用相同的导线截面，导线截面宜为120～240mm2。
10 中压配电网
10.1 中压配电网结构
10.1.1 中压配电网应根据上级变电站的布点、城市规划、负荷密度和运行管理需要，结合地理环境，划分成若干相对独立的分区配电网。分区配电网应有明确供电范围，不宜交叉和重叠。
10.1.2 中压配电网宜采用闭环接线，开环运行的网络结构。
10.1.3 中压电缆主干线的环网节点不宜超过6个，不宜从电缆环网节点上再派生小型环网；中压架空线路分段数不宜超过6个，在大分支线路上适当配置1~2个分支开关。 10.1.4 10千伏配电网典型接线方式见表10-1，20千伏配电网典型接线方式见表10-2。 10.1.5 10（20）千伏配电网典型接线图见附录B。
表10-1 10千伏配电网网架结构接线推荐表
供电分区 A类 过渡接线 电缆：“2-1”单环网 两供一备 电缆：“2-1”单环网 两供一备 架空：N分段n联络（N≤6，n≤3） 电缆：单辐射 “2-1”单环网 两供一备 架空：N分段n联络（N≤6，n≤3） 电缆：单辐射 “2-1”单环网 两供一备 架空：单辐射 N分段n联络（N≤6，n≤3）
目标接线 电缆：“n-1”单环网（n=2，3） N供一备（n=2，3） 开关站式双环网 电缆：“n-1”单环网（n=2，3） N供一备（n=2，3） 开关站式双环网 架空：N分段n联络（N≤6，n≤3） 电缆：“n-1”单环网（n=2，3） N供一备（n=2，3） 独立环网式双环网 架空：N分段n联络（N≤6，n≤3） 电缆：“n-1”单环网（n=2，3） N供一备（n=2，3） 架空：N分段n联络（N≤6，n≤3） B类 C类 D类 17
110千伏及以下配电网规划技术指导原则
供电分区 E类 F类 过渡接线 架空：单辐射 N分段n联络（N≤6，n≤3） 目标接线 架空：单辐射 N分段n联络（N≤6，n≤3） 表10-2 20千伏配电网网架结构接线推荐表
供电分区 A类 “2-1”单环网 两供一备 过渡接线 目标接线 双环网 “3-1”单环网 N供一备（n=2，3）、“花瓣”型接线 10.2 开关站与配电站
10.2.1 配电站宜深入负荷中心，以提高供电质量，降低线损。
10.2.2 公用开关站和配电站应作为市政建设、改造的配套工程，与市政建设同步进行。公用开关站、配电站应独立设置，在条件受限时，可附设于其他建筑物内，但应设置在正一层以上。
10.2.3 开关站和配电站建设型式宜按表10-3选择。
表10-3 开关站、配电站型式推荐表
供电分区 配电 站型式 开关站型式 A类 室内配电站 箱式配电站 B类 室内配电站 箱式配电站 C类 室内配电站 箱式配电站 台架配电站 D类 室内配电站 台架配电站 箱式配电站 E类 室内配电站 台架配电站 F类 台架配电站 —— 户内开关站、户外开关站 10.2.4 开关站电气主接线宜采用单母线或单母线分段接线，每段母线接4-8面开关柜。 10.2.5 开关站电源进线宜取自不同变电站，不具备条件时，可取自同一座电站的不同母线。
10.2.6 负荷密集地区的配电站，宜采用双配变型式配置，在低压母线侧设置分段联络开关。
10.2.7 开关站、配电站的中压开关柜宜选用断路器柜或负荷开关柜。
10.2.8 配电变压器应选择小型化、低噪音变压器，额定容量应按表10-4选择。
表10-4 中压配电网配电变压器额定容量推荐表
电压等级 10千伏 20千伏 油浸式配电变压器 不大于630 kVA 宜采用630kVA、1000 kVA 干式配电变压器 不大于1250kVA 宜采用1000 kVA、1250 kVA、1600kVA 注：台架变压器容量不大于500kVA
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
10.3 中压配电网线路 10.3.1 一般要求
1）导线截面应根据负荷发展水平、线路全生命周期成本综合确定。同一个规划区的导线选型应标准化、系列化，主干线、分支线、接户线截面宜分别一致。
2）中压配电线路的供电距离应满足末端电压质量的要求，线路长度推荐范围见表10-5。
表10-5 线路长度推荐表
供电分区 最大线路长度 A类 10千伏：3公里； 20千伏：6公里 B类 4公里 C、D类 6公里 E类 10公里 F类 15公里
10.3.2 中压架空线路
1）架空线路路径的选择应符合GB 50061的规定，根据地形地貌特点和城市规划道路要求，沿道路以及绿化带架设，尽量减少与道路、铁路、河流以及架空线路的交叉跨越。
2）在城市及农村受树木、建筑物限制，威胁人身安全时，应采用架空绝缘线路。 3）雷击多发地区的架空绝缘线路应采取防雷技术措施，裸导线路可采取必要防雷措施，防止雷击造成线路多处杆塔瓷瓶击穿。
4）中压架空线路的主干线和较大的分支线应装设分段开关，减少故障停电范围。中压架空线路在受到条件限制时，中压和低压线路可同杆架设。
5）中压架空线路导线推荐采用铝芯绝缘导线、铝绞线、钢芯铝绞线。 6）中压架空线路导线截面推荐值见表10-6。
10.3.3 中压电缆线路路径的选择应满足GB 50217的规定，其截面推荐值见表10-7。
表10-6 中压架空线路导线截面推荐表
供电分区 B、C、D类 E、F类 主干线(mm2) 240、185 185、150、120 次干线(mm2) 150、120 120、95 分支线(mm2) 95、70 50、70 表10-7 中压电缆截面推荐表
类型 10千伏电缆线路 20千伏电缆线路
供电区 A、B、C、D类 A类 主干线(mm2) 400、300、240 300
分支线(mm2) 150、120、70 120 19
110千伏及以下配电网规划技术指导原则
11 低压配电网
11.1 低压配电网结构
11.1.1 低压配电网宜采用以配电站为中心的放射型接线方式。
11.1.2 采用双配变配置的配电站，两台配变的低压母线之间应装设联络开关，变压器低压进线开关与母线联络开关设置可靠的联锁机构。
11.1.3 低压配电网应以配电站供电范围实行分区供电。低压架空线路不应跨越中压分段开关区域。
11.1.4 自配电变压器低压侧至用电设备之间的配电级数不宜超过三级。 11.1.5 负荷接入低压配电网时，应使三相负荷平衡。 11.1.6 低压配电网典型接线图见附录C。 11.2 低压配电装置出线规模
11.2.1 配电变压器低压配电装置出线回路宜为2～8回，低压配电系统宜采单母线接线方式。低压进线断路器不宜设置失压脱扣器。
11.2.2 建设配变时，配套建设配变监测单元（TTU）装置。 11.3 低压配电线路
11.3.1 低压架空线路宜采用绝缘线，架设方式可采用分相式或集束式。同一台变压器供电的多回低压线路可同杆架设。
11.3.2 低压配电网应有较强的适应性，主干线宜按规划一次建成。 11.3.3 低压配电网中性线与相线截面宜相同。
11.3.4 同一供电分区，低压配电线路主干线、分支线的截面宜分别相同。
11.3.5 低压配电线路的供电距离应满足末端电压质量的要求，线路供电半径宜控制在以下范围：
1）A、B类供电区：200m； 2）C、D类供电区：250m；
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
3）E类供电区： 300m； 4）F类供电区： 500m。
12 电源接入系统
12.1 根据电源接入系统的电压等级宜按表12-1选择。有不同接入电压等级可供选择的时候，一般接入高一级的电压等级。
表12-1 电源并网的电压等级推荐表
并网电压等级（千伏） A、B、C类供电区 0.22 0.38 10(20) 10(20) 10(20)、110 110 D、E、F类供电区 0.22 10 10(20) 35 35、110 110 电源总容量范围（千瓦） 小于15（含） 15至400（含） 400至5000（含） 5000至10000（含） 10000至30000 30000以上 12.2 发电厂接入系统基本原则
12.2.1 电源接入应以审定的中长期电力规划为基础，从实际出发，遵循分层、分区、分散接入的原则。
12.2.2 电源接入系统电压等级一般宜为1级，最多不超过2级，以两级电压接入系统的发电厂内不宜设两级电压的联络变压器。
12.2.3 电源的接入、主接线应综合考虑电网解环运行要求，简化主接线，发电厂宜减少出线回路数。
12.2.4 并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。
12.3 分布式电源接入系统基本原则
12.3.1 对于逆流导致上一级电网需要在继电保护设置等方面做出大范围调整的，在上级电网完成调整前需限制该接入点接入的分布式电源总容量以避免产生逆流。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
12.3.2 分布式电源的接入总容量需满足其并网出力或退出时引起的电压波动在本导则允许范围内。
12.3.3 分布式电源并网点的短路电流与分布式电源额定电流之比不宜低于10。 12.3.4 分布式电源接入点的短路容量不应超过断路器的遮断容量。 12.3.5 分布式电源的接入不应影响电网的电能质量。
12.3.6 分布式电源的接入应满足相应调度部门进行实时调度管理的要求。
13 电力用户供电
13.1 供电电压
13.1.1 电力用户供电电压应根据用户变压器需用容量、用电设备装见容量或电力用户设备总容量确定，宜采用110千伏、35千伏、10(20)千伏、380/220伏电压等级供电。电力用户供电电压等级见表13-1。
表13-1 电力用户供电电压等级
需用变压器容量（kVA） 不大于50 大于50 用户用电设备容量（kW） 不大于10 不大于100 大于100 电力用户计算负荷（kW） 50至8000 8000至20000 20000以上 供电电压（千伏） A、B、C类供电区 0.22 0.38 10(20) 10(20) 110及以上 D、E、F类供电区 0.22 0.38 10 35 110及以上 13.2 供电要求
13.2.1 电力用户分为重要电力用户、特殊电力用户和普通电力用户 13.2.2 重要电力用户供电要求
1）特级电力用户具备三路电源供电条件，其中的两路电源应来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源应保证独立正常供电；
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
2）一级重要电力用户具备两路电源供电条件，两路电源应来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源应保证独立正常供电；
3）二级重要电力用户具备两路供电条件，供电电源可以来自同一变电站的不同母线段；
4）重要电力用户供电电源的切换时间和切换方式应满足重要电力用户允许中断供电时间的要求。
5）重要电力用户应配置自备应急电源，自备应急电源容量应达到保安负荷的120%，启动时间应满足安全要求，与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置，防止向系统倒送电。
6）当备用电源的切换时间不能满足重要电力用户允许中断供电时间要求时，应由电力用户自行设置能够满足其用电设备允许中断供电时间要求的应急电源装置。 13.2.3 特殊电力用户供电要求
1）新建和改扩建电力用户用电报装审查程序中应加入电能质量评估的审查环节。 2）产生谐波、电力冲击、电压波动、闪变等干扰性负荷的特殊电力用户，对配电网影响的治理工作应贯彻“谁污染，谁治理”的原则，由电力用户自行投资，并采取有效治理措施。
3）产生谐波源的电力用户，其注入公用配电网的谐波电流和引起的电压畸变率，必须满足GB/T14549、GB/T 24337、GB 17625.1、GB/Z 17625.6的规定。
4）冲击负荷及波动负荷（如短路试验负荷、电气化铁路、电弧炉、电焊机、轧钢机等）引起的电网电压波动、闪变，必须满足GB12326的规定。
5）为限制大容量冲击性负荷、波动负荷产生电压骤降、闪变以及畸变负荷对公用配电网的影响，电力用户必须自行装设相应的补偿和滤波装置。
6）大型单相负荷（如电力机车等），或三相负荷但可能单相运行的设备，应尽量将多台的单相负荷设备平衡分布在三相线路上。当三相用电不平衡电流超过供电设备额定
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
电流的10％时，应提高供电电压等级。
7）不对称负荷所引起的三相电压允许不平衡度，必须满足GB/T15543的规定。 8）对于电压暂降、波动和谐波等因素将造成连续生产中断和严重经济损失或显著影响其产品质量的电压敏感型电力用户，应根据负荷性质，由电力用户自行设置电能质量补偿装置。
13.3 应根据用户报装容量选择适当的电源接入方式见表13-2。
表13-2 用户接入方式推荐表
用户报装容量 40MVA及以上 接入方式 宜建设用户专线及专用变电站，并采用110千伏及以上电压等级供电。 20MVA（含）至40MVA 宜建设10kV用户专线或35kV专用变电站供电 8MVA（含）至20MVA 宜建设10kV或20kV用户专线供电 13.4 应严格控制专线数量，以节约变电站间隔资源，提高电网设备利用效率。 13.5 应根据用户报装负荷容量合理选择采用10千伏专变或低压台区的接入方式： 1）报装负荷新旧合计大于等于100kVA时应采用专用变压器供电。
2）报装负荷新旧合计在50～100kVA时视具体情况确定采用专变或低压台区接入。 3）报装负荷新旧合计小于50kVA时采用低压台区接入。
13.6 对于需要分期报装的用户，应根据用户分期的装见容量确定分期接入方案。分期接入方案应为终期接入方案提供过渡条件。
13.7 在配电网不能满足用户按其报装终期容量接入的需求时，应确定当期允许接入负荷和接入方案，待配电网具备相关条件后，用户再按照终期方案完成接入。 13.8 根据需要在用户接入产权分界点处宜设置带短路接地跳闸功能的开关设备。
14 规划方案评估
14.1 经济评估
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
14.1.1 经济评价应执行国家和行业主管部门发布的相关文件规定，对规划方案的经济可行性和合理性进行分析论证，为项目投资决策提供依据。
14.1.2 经济评价的范围应包括电网规划所涉及的全部配电网工程项目。
14.1.3 经济评价的方法一般可采用内部收益率法、净现值法、年费用法、投资回收期法等。
14.2 配电网供电安全水平
14.2.1 应分析和评估配电网规划方案实施前后，高压配电网N-1安全准则和N-1-1安全准则的满足情况；
14.2.2 分析和评估中压配电网的可转供电线路回数及可转供电率水平；对A、B和C类供电区，还应分析每回公用线路N-1停运发生3小时后的预期停电负荷容量。 14.2.3 分析含有重要负荷配电房的配电变压器或应急电源的配置情况。 14.3 供电可靠性
14.3.1 对具备条件的主要城市，应对规划方案进行供电可靠性评估。
14.3.2 供电可靠性评估一般可采用故障模式后果分析法和最小路法。在实际应用中，可在两种基本方法基础上进行适当改进。
14.3.3 供电可靠性评估指标应遵循DL/T 836和DL/T 861的相关规定。 14.4 线损率和抵御自然灾害的能力
14.4.1 对主要城市及具备条件的其他地区，应对各供电区主要区域规划目标配电网的分电压等级线损率进行评估计算。
14.4.2 具备条件时，应对规划方案实施后配电网抵御自然灾害的能力进行分析和评估。
15 新技术应用
15.1 遵循“需求引导、整体规划、有序推进、重点突破”的原则，积极稳妥推进新技术应用。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
15.2 积极稳妥的发展智能型配电网，建设具有先进技术水平的安全、可靠、高效、灵活的现代化配电网。
15.3 在配电网规划和建设中，应推广采用先进、成熟、节能、环保的新技术、新材料。
附录
附录A 用语说明
1） “必须”、“应”、“宜”、“可”
“必须”表示很严格，非这样做不可；“应”表示严格，在正常情况下均应这样做；“宜”表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做；“可”表示有选择，在一定条件下可这样做。 2） 配电站
中低压配电网中，用于接受并分配电力、将中压变换为380（220）V电压的变配电设施。配电站主要有以下三种型式：
a）室内配电站
变压器及其中低压配电装置装设于建筑物内（含地下层）的配电站，简称室内站。 b）箱式配电站
在工厂内预先组装在箱体内，用以向低压配电网输送电能。简称箱式变。 c）台架配电站
变压器安装在露天台架或杆上的配电站。简称台架变。 3） 开关站
开关站为中压配电网中设有母线及其进出线设备、接受并分配电力、能开断负荷电流或短路电流的配电设施。开关站有户外开关站和户内开关站两种型式。 4） 电力用户分类
（1）根据供电可靠性要求及中断供电产生的危害程度，重要电力用户分为特级、一级、二级和临时性重要电力用户。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
1）特级电力用户：在管理国家事物中具有特别重要作用，中断供电将可能危害国家安全的电力用户。
2）一级重要电力用户：中断供电将可能产生下列后果之一者：
a）直接引发人身伤亡； b）造成严重环境污染； c）发生中毒、爆炸或火灾； d）造成重大政治影响； e）造成重大经济损失；
f）造成较大范围社会公共秩序严重混乱。
3）二级重要电力用户：中断供电将可能产生下列后果之一者：
a）造成较大环境污染； b）造成较大政治影响； c）造成较大经济损失；
d）造成一定范围社会公共秩序严重混乱。
4）临时性重要电力用户：需要临时特殊供电保障的电力用户。
a）特殊电力用户：对配电网产生冲击负荷、不对称负荷、电压波动与闪变，产生大量谐波等情况的电力用户。
b）电力用户：除上述重要电力用户、特殊电力用户外，对供电无特殊要求的其他电力用户。
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附录B 高压配电网典型接线图
表B.1 高压配电网辐射型典型接线图、特点及适用范围 接线方式 示 意 图 特 点 说 明 缺点：供电可靠性低，不能满足N-1安全准则；单回辐射型 （a） 一站一变 （b） 两站两变 只有一个电源，运行不灵活。 变电站可采用单母分段、内外桥接线。 双回辐射型 （a） 一站三变 （b） 一站两变 优点：能够满足N-1安全准则 缺点：只有一个电源，运行不灵活。 串接的变电站个数不应超过2个， 变电站可采用单母分段、内外桥接线 （c） 两站两变
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
表B.2 高压配电网链型典型接线图、特点及适用范围
接线方式 示 意 图 特 点 说 明 优点：满足N-1安全准则。 单侧电源 单回链 缺点：只有一个电源、变电站间为单线联络，运行灵活性和可靠性不高。 串接的变电站个数以2-3个为宜； 变电站可采用单母、单母分段、内外桥接线 优点：满足N-1安全准则。 双侧电源 单回链 缺点：变电站间为单线联络，可靠性不高。 串接的变电站个数以2-3个为宜变电站；采用单母分段、内外桥接线。 优点：满足N-1安全准则。 单侧电源 不完全双回链 缺点：只有一个电源点，运行灵活性不高。 串接的变电站个数以2-3个为宜变电站可采用单母分段、内外桥接线。
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110千伏及以下配电网规划技术指导原则
接线方式 示 意 图 特 点 说 明 优点：供电可靠性较高，能够满足N-1安全准双侧电源 不完全双回链 则。 缺点：母线有较大的穿流功率。 变电站一般采用单母分段接线。 （a） 二双侧电源完全双回链 （三）站三变 优点：供电可靠性高，满足N-1-1安全准则。 缺点：母线有较大的穿流功率。 串接的变电站个数以2-3个为宜变电站一般采用单母分段接线 （b） 两站四变
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表B.3 高压配电网典型T型接线图、特点及适用范围
接线方式 示 意 图 特 点 说 明 缺点：供电可靠性低，不能满足N-1安全准则；单侧电源单T 优点：满足N-1安全准则 缺点：只有一个电源，运行不灵活 单侧电源双T 串接的变电站个数不应超过2个 变电站一般采用线路变压器组或内外桥接线接线 优点：满足N-1安全准则 单侧电源三T 缺点：只有一个电源，运行不灵活 变电站一般采用线路变压器组接线 只有一个电源，运行不灵活 变电站可采用单母分段、内外桥接线 双侧电源 不完全双T
优点：满足N-1安全准则。 变电站可采用单母分段、内外桥接线 31
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接线方式 示 意 图 特 点 说 明 优点：供电可靠性较高，能够满足N-1安全准双侧电源 完全双T 则，运行灵活。 缺点：变电所可用容量及线路利用率为50%。 变电站一般采用线路变压器组或内外桥接线接线。 相当于两个单侧电源双T接线的交叉互联；变电站一般采用内桥接线，满足N-1安全准则。 优点：在不增加通道的情况下，一定程度地解决单侧电源无备用问题，延伸供电范围，有效地分担了线路故障的不利影响。 变电站一般采用线路变压器组或内外桥接线接 T2∏2 ∏T接线 线 优点：供电可靠性较高，能够满足N-1安全准双侧电源三T (a) 则；运行灵活，变电站可用容量及线路利用率高至67%。 变电站一般采用线路变压器组接线
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接线方式 示 意 图 特 点 说 明 (b) (c)
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附录C 中压配电网典型接线图
表C.1 中压配电网典型接线图、特点及适用范围
电压等级 （千伏） 接线方式 示 意 图 特 点 说 明 变电站母线分段开关优点：接线简单，投资省，线路利用率高，最高100%。 缺点：供电可靠性低，故障或检修时不能满足转供电要求。 10（20） 单辐射 （a）架空线路 变电站母线 （b）电缆线路
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电压等级 （千伏） 接线方式 示 意 图 特 点 说 明 优点：供电可靠性高，接线简单，运行方便，可满足N-1安全准则。 缺点：线路利用率较低，仅为50%。 （a）“2-1”单环网 10（20） “n-1”单环网 优点：供电可靠性高，线路利用率最高可达(n-1)/n，可满足N-1安全准则。 缺点：为提高实际可转供能力，联络点一般需在负荷等分点，组网困难；实际可转供能力受负荷分布影响较大，实际线路 （b）“3-1”单环网（3回线路为1组） 利用率可能不高。
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电压等级 （千伏） 接线方式 示 意 图 特 点 说 明 （c）“3-1”单环网（4回线路为1组） 优点：供电可靠性高，满足N-1变电站母线变电站母线变电站母线安全准则，设备利用率较高，可达66.7%。 缺点：受地理位置及负荷分布 等因素的影响较大。 10（20） n供一备 （a）2供一备
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电压等级 （千伏） 接线方式 示 意 图 特 点 说 明 优点：供电可靠性高，满足N-1安全准则，设备利用率高，可变电站母线变电站母线变电站母线10（20） 三供一备 变电站母线达75%。 缺点：主供线路理论负载率高，其故障影响范围较广；组网相 对困难。 优点：供电可靠性高，设备利用率为50%情况下，满足N-1-110 双环网 变电站母线变电站母线要求。满足N-1情况下，设备利用率为75%。 缺点：结构复杂，投资高。 (a)开关站型式
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电压等级 （千伏） 接线方式 示 意 图 特 点 说 明 优点：满足N-1安全准则，设备利用率为50%；方便为沿线10(20) 双环网 变电站母线变电站母线可靠性要求高的中小用户提供双电源。 缺点：线路利用率较低，仅为50%。 (b)两个独立单环型式 优点：供电可靠性较高，可满N分段n联10(20) 络（N≤6，n≤3） 变电站母线联络开关联络开关分段开关分段开关 足n-1的要求，组网较易。 缺点：接线相对较复杂，故障转供方式较多，运行调度相对困难。
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电压等级 （千伏） 接线方式 示 意 图 特 点 说 明 优点：线路闭环运行，可实现20 “花瓣”型接线 （a） 典型接线1 不停地转供，供电可靠性高，可满足N-1-1要求。 缺点：，设备利用率仅为50%；保护方式复杂，投资较高。 （b）典型接线2
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附录D 低压配电网典型接线图
表D.1 低压配电网典型接线图、特点及适用范围 接线方式 配电站低压母线配电箱示 意 图 配电箱低压用户配电变压器低压用户低压用户低压用户低压用户低压用户低压用户特 点 说 明 适用范围 优点：供电可靠性高，检修便利。 缺点：线路金属消耗量大。 负荷容量较大、分布较为集中或较为重要的低压用户 放射型 联络型 优点：供电可靠性高 缺点：线路金属消耗量大 供电可靠性要求高的地区
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