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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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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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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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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