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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