城市配电网技术导则及编制说明

1、ICS 29.240国家电网公司企业标准Q / GDW 3702009城市配电网技术导则2009-11-02发布2009-11-02实施国家电网公司 发布目次前言II1 适用范围12 规范性引用文件13 术语和定义24 总则25 一般技术原则36 35kV配电网67 20、10kV配电网78 低压配电网99 配电网继电保护和自动装置、配电自动化及信息化910 用户接入1011 20kV配电网建设11附录A 35kV电网典型接线图12附录B 20、10kV架空网典型接线图13附录C 20、10kV电缆网典型接线图14附录D 电缆典型敷设方式图16编制说明19前言城市配电网技术导则是国家电网公司所

2、属各区域电网公司、省（区、市）公司进行城市配电网规划、设计、建设、改造和运行的指导性文件和技术依据。本导则根据国家和行业有关法律、法规、规范和规程，并结合目前国家电网公司配电网的发展水平、运行经验和管理要求而提出。本导则的附录A、附录B、附录C、附录D为资料性附录。本导则由国家电网公司科技部归口。本导则由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。本导则主要起草单位：北京市电力公司本导则参加起草单位：中国电力科学研究院、天津市电力公司、上海市电力公司本导则主要起草人：陈光华、郭建府、侯义明、徐晶、关城、张祖平、范明天、王颂虞、刘磊、徐林华、张学庆、陈艳霞、王学仑、王凌城市配电网技术导则1 适用范围1

3、.1 本导则规定了城市（包括市区和市中心区）配电网规划、设计、建设、改造和运行等环节所应遵循的主要技术原则。相关环节除应符合本导则的规定外，还应符合国家、行业现行有关标准、规范和规程的规定。1.2 本导则适用于国家电网公司所属各区域电网公司、省（区、市）公司（以下简称各单位）。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，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修改版均不适用于本标准。但鼓励根据本标准达成协议的各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标准。GB 156 标准电压GB 4208 外壳防护等级（I

4、P代码）GB 12325 电能质量 供电电压允许偏差GB 12326 电能质量 电压波动和闪变GB 17625.1 低压电气及电子设备发出的谐波电流限值GB 50045 高层民用建筑设计防火规范GB 50052 供配电系统设计规范GB 50053 10kV及以下变电所设计规范GB 50059 35110kV变电所设计规范GB 50061 66kV及以下架空电力线路设计规范GB 50168 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB 50217 电力工程电缆设计规范GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波GB/T 15543 电能质量 三相

5、电压允许不平衡度DL/T 599 城市中低压配电网改造技术导则DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621 交流电气装置的接地DL/T 741 架空送电线路运行规程DL/T 814 配电自动化系统功能规范DL/T 836 供电系统用户供电可靠性评价规程DL/T 969 变电站运行导则DL/T 5220 10kV及以下架空配电线路设计技术规程Q/GDW 1562006 城市电力网规划设计导则Q/GDW 2122008 电力系统无功补偿配置技术原则电监会2004 5号令 电力二次系统安全防护规定国家电网发展 2009 588号 关于加强城市电网入地工程管理的通知国家电网基建

6、 2006 1200号 关于全面推广实施国家电网公司输变电工程典型设计的通知3 术语和定义下列术语和定义适用于本导则。3.1 配电网 distribution network配电网是从输电网或地区发电厂接受电能，并通过配电设施就地或逐级配送给各类用户的电力网络。本导则所指的配电网包括中压配电网和低压配电网。配电网主要由相关电压等级的架空线路、电缆线路、变电站、开关站、配电室、箱式变电站、柱上变压器、环网单元等组成。3.2 市区 urban district城市的建成区及规划区。一般指直辖市和地级市以“区”建制命名的地区。其中，直辖市的远郊区（即由县改区的）仅包括区政府所在地、经济开发区、工业园

7、区范围。3.3 市中心区 down town指市区内人口密集以及行政、经济、商业、交通集中的地区。3.4 中压开关站 MV switching station设有中压配电进出线、对功率进行再分配的配电装置。相当于变电站母线的延伸，可用于解决变电站进出线间隔有限或进出线走廊受限，并在区域中起到电源支撑的作用。中压开关站内必要时可附设配电变压器。3.5 配电室 distribution room主要为低压用户配送电能，设有中压进线（可有少量出线）、配电变压器和低压配电装置，带有低压负荷的户内配电场所称为配电室。3.6 环网单元 ring main unit也称环网柜或开闭器，用于中压电缆线路分段、

8、联络及分接负荷。按使用场所可分为户内环网单元和户外环网单元；按结构可分为整体式和间隔式。户外环网单元安装于箱体中时亦称开闭器。3.7 箱式变电站 cabinet/pad-mounted distribution substation也称预装式变电站或组合式变电站，指由中压开关、配电变压器、低压出线开关、无功补偿装置和计量装置等设备共同安装于一个封闭箱体内的户外配电装置。4 总则4.1 为建立和完善配电网规划、设计、建设、改造和运行技术标准体系，并为加强配电网专业管理提供技术支撑，特制定本导则。4.2 各单位应遵照本导则，结合国家及行业现行有关标准、规范和规程的规定，结合本地区实际情况，制定、完

9、善本地区配电网相关规程、规定。4.3 各单位制定配电网规划时，应充分考虑市中心区、市区等不同区域的负荷特点和供电可靠性要求，合理选择适合本地区特点的规范化网架结构，提高配电网的负荷转移能力和对上级电网故障时的支撑能力，达到结构规范、运行灵活、适应性强。4.4 配电网设计应符合国家相关政策，满足通用设计等标准化建设要求，并兼顾区域差异，积极稳妥采用成熟的新技术、新设备、新材料、新工艺；设备选型应坚持安全可靠、经济实用的原则，积极应用通用设备，选择技术成熟、节能环保的产品，并符合国家现行有关技术标准的规定。4.5 配电网建设和改造应采用先进的施工技术和科学的检验手段，合理安排施工周期，严格按照标准

10、验收，以保证工程质量。应及时收集地下电力管线等隐蔽工程相关资料并归档。4.6 配电网运行应充分运用先进技术手段，强化设备基础信息管理，推广状态检修技术，及时发现和消除设备隐患，增强应急处理能力，不断提高配电网安全运行水平。4.7 配电自动化建设与改造应与配电网发展水平相适应，并根据配电网实际需求统筹规划、分步实施，力求安全可靠、经济实用。4.8 分布式电源接入配电网应符合Q/GDW 1562006城市电力网规划设计导则的有关规定。4.9 各单位应按照公司统一部署，依据“着眼长远、统筹兼顾、因地制宜、区别对待、稳妥推进”的原则，开展20kV供电电压的推广应用工作。5一般技术原则5.1 电压等级5

11、.1.1 配电网电压等级的选择应符合GB 156标准电压的规定，中压配电电压为20、10kV，低压配电电压为380V/220V。考虑到配电网专业管理的需要，本导则所涉及内容扩展至35kV。5.1.2 根据地区电网发展规划，应优化配置配电电压序列，简化变压层次，避免重复降压。5.2 供电可靠性5.2.1 配电网供电可靠性是指配电网对用户持续供电的能力，应符合电网供电安全准则和满足用户用电两方面要求。按照DL/T 599城市中低压配电网改造技术导则规定，对配电网供电可靠性的一般要求如下：（1）市中心区和市区中压配电网结构应满足供电安全N-1准则的要求；（2）双电源用户应满足供电安全N-1准则的要求

12、；（3）单电源用户非计划停运时，应尽量缩短停电时间；（4）在电网运行方式变动和大负荷接入前，应对电网转供负荷能力进行评估。5.2.2 中、低压供电回路的元件如开关、电流互感器、电缆及架空线路干线等的载流能力应匹配，不应发生因单一元件而限制线路可供负荷能力。5.2.3 采用双路或多路电源供电时，电源线路宜采取不同方向或不同路径架设（敷设）。5.2.4 提高供电可靠性可采取以下措施：（1）优化网络结构，增强负荷转供能力；（2）采用高可靠性设备，逐步淘汰技术落后设备；（3）必要时，装设线路故障自动隔离装置和用户故障自动隔离装置；（4）扩展带电作业项目，推广带电作业；（5）实施架空线路绝缘化，开展运行

13、环境整治及反外力破坏工作等。5.3 网架结构5.3.1 配电网应根据区域类别、地区负荷密度、性质和地区发展规划，选择相应的接线方式。配电网的网架结构宜简洁，并尽量减少结构种类，以利于配电自动化的实施。5.3.2 35kV配电线路接线方式一般为放射式、环式和链式，市中心区及市区宜采用环状或链式接线方式。常用接线方式参见附录A。5.3.3 20、10kV架空线路宜采用环网接线开环运行方式，线路宜多分段、适度联络。常用接线方式参见附录B。5.3.4 20、10kV电缆线路接线方式一般为单环式、双射式和双环式。常用接线方式参见附录C，电缆通道方式参见附录D。（1）一般电缆化区域宜采用单环接线方式，其电

14、源优先取自不同变电站，不具备条件时可取自同站不同母线。单环网尚未形成时，可与现有架空线路暂时拉手。（2）可靠性要求较高的电缆化区域，宜采用双射接线方式，其电源一般取自同站不同母线或不同变电站。根据需要和可能，电缆双射接线可逐步发展为双环接线和异站对射接线。5.4 中性点接地方式5.4.1 35、20、10kV配电网中性点可根据需要采取不接地、经消弧线圈接地或经低电阻接地；低压配电网中性点一般采取直接接地。5.4.2 20、10kV配电网中性点接地方式的选择应遵循以下原则：（1）单相接地故障电容电流在10A及以下，宜采用中性点不接地方式；（2）单相接地故障电容电流在10A150A，宜采用中性点经

15、消弧线圈接地方式；（3）单相接地故障电容电流达到150A以上，宜采用中性点经低电阻接地方式，并应将接地电流控制在150A800A范围内。5.4.3 35kV架空网宜采用中性点经消弧线圈接地方式；35kV电缆网宜采用中性点经低电阻接地方式，宜将接地电流控制在1000A以下。5.4.4 20、10kV电缆和架空混合型配电网，如采用中性点经低电阻接地方式，应采取以下措施：（1）提高架空线路绝缘化程度，降低单相接地跳闸次数；（2）完善线路分段和联络，提高负荷转供能力；（3）合理降低配电网设备、设施的接地电阻，将单相接地时的跨步电压和接触电压控制在规定范围内。5.4.5 同一区域内宜统一中性点接地方式，

16、以利于负荷转供；中性点接地方式不同的配电网应尽量避免互带负荷。5.5 无功补偿和电压调整5.5.1 无功补偿装置应根据分层分区、就地平衡和便于调整电压的原则进行配置。可采用分散和集中补偿相结合的方式：分散安装在用电端的无功补偿装置主要用于提高功率因数、降低线路损耗；集中安装在变电站内的无功补偿装置有利于稳定电压水平。5.5.2 35kV变电站的无功补偿装置容量经计算确定或取主变容量的1030，以使高峰负荷时主变高压侧的功率因数达到0.95及以上。当电压处于规定范围且无功不倒送时，应避免无功补偿电容器组频繁投切。5.5.3 20、10kV配电变压器（含配电室、箱式变电站、柱上变压器）及35/0.

17、4kV配电室安装无功自动补偿装置时，应符合下列规定：（1）在低压侧母线上装设，容量按变压器容量2040考虑；（2）以电压为约束条件，根据无功需量进行分组自动投切；（3）宜采用交流接触器-晶闸管复合投切方式；（4）合理选择配电变压器分接头，避免电压过高电容器无法投入运行。5.5.4 在供电距离远、功率因数低的20、10kV架空线路上可适当安装并联补偿电容器，其容量（包括用户）一般按线路上配电变压器总容量的710配置（或经计算确定），但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。5.5.5 调节电压可以采取以下措施：（1）主变配置有载调压开关，在中低压侧母线上装设无功补偿装置；（2）合理选择配电变压器分接头；

18、（3）缩短线路供电半径及平衡三相负荷，必要时在中压线路上加装调压器。5.6 短路水平5.6.1 配电网各级电压的短路容量应该从网络结构、电压等级、变压器容量、阻抗选择和运行方式等方面进行控制，使各级电压断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合。系统变电站内母线的短路水平一般不超过表5-1中的数值。表5-1 系统变电站内母线的短路水平电压等级短路电流35kV31.5kA20kV20kA、25kA10kV20kA、25kA5.6.1 应在技术经济合理的基础上，合理控制配电网的短路容量。限制短路电流的主要技术措施包括：（1）主网分片、开环运行，变电站母线分段、主变分列运行；（2）合理选择主变

19、容量、接线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器；（3）在主变低压侧加装电抗器或分裂电抗器，出线断路器出口侧加装电抗器。5.6.2 应加强变电站近区线路设施的技术防护手段，减少其短路对主变的冲击。5.7 电压偏差各类用户受电电压质量执行GB 12325电能质量 供电电压允许偏差的规定。（1）35kV供电电压正负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10；注：如供电电压上下偏差为同符号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。（2）20、10kV和380V三相供电电压允许偏差为额定电压的±7；（3）220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7与-10。5.8 防雷与接地5.8.

20、1 配电网的过电压保护和接地设计应符合DL/T 620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合和DL/T 621交流电气装置的接地要求。5.8.2 35kV架空线路应在变电站出口近区架设避雷线。在雷电活动强烈地区和经常发生雷击故障区域，可采取下列措施：（1）架设避雷线；（2）降低杆塔接地电阻；（3）适度加强绝缘；（4）装设带间隙氧化锌避雷器。5.8.3 20、10kV线路设备及站室设备防雷保护一般选用无间隙氧化锌避雷器。5.8.4 无建筑物屏蔽的20、10kV绝缘线路在多雷地区应逐杆采取有效措施防止雷击断线，具体措施包括：安装带间隙氧化锌避雷器或防雷金具等。5.8.5 无建筑物屏蔽的低压架空线路上安

21、装的计费电能表应采取防雷措施。5.9 带电作业5.9.1 35、20、10kV线路带电作业可采用绝缘杆法，10kV线路带电作业亦可采用绝缘手套法。线路带电作业可借助绝缘斗臂车和绝缘平台。5.9.2 35、20kV线路带电作业可开展的常规项目主要包括带电断/接引流线、带电处理缺陷（更换绝缘子、修补导线、处理跳线接头等）和挑异物等。5.9.3 10kV线路带电作业可开展的常规项目主要包括带电断/接引流线、带电处理缺陷（更换跌落式熔断器、更换绝缘子、紧针式绝缘子螺母等）和挑异物等。5.10 规划与设计5.10.1 配电网规划应按照Q/GDW 156-2006城市电力网规划设计导则规定编制，并适时滚动

22、修编。5.10.2 公用架空线路现阶段仍是配电网的重要组成部分，应充分发挥其作用。随着城市建设的不断发展，在有条件的地区可逐步发展电缆网络，电缆通道的建设宜与地区规划建设同步实施。5.10.3 城市繁华地区架空线路的入地改造应纳入城市建设总体规划，入地电缆工程应按照“谁主张、谁出资”的原则，与市政道路建设等同步实施。入地后的供电规模和供电功能不低于原设计水平，并考虑中长期的发展。5.10.4 各地区应结合实际，开展差异化设计，以应对严重自然灾害和恶劣运行环境的影响。（1）对主干铁路和高等级公路等重要设施的跨越应采用独立耐张段；（2）逐步提高城市配电网电缆应用的比重，城市配电网的重要线路宜采用电

23、缆；（3）通过覆冰地区的重要线路应采取防冰措施；（4）沿海、盐雾地区应采用耐腐蚀导、地线，土壤腐蚀严重地区应采用铜质材料接地网；（5）对处于易发生洪涝灾害地区的重要35kV变电站，可适当提高防洪标准或采取有效防洪措施。5.11 分布式电源5.11.1 分布式电源规划应纳入地区配电网规划，分布式电源需要与地区配电网并网运行时，应进行电力平衡、安全稳定、运行控制及电能质量等设计论证。5.11.2 分布式电源应与地区配电网应相适应，分布式电源容量不宜超过接入线路安全容量的10%30，否则应采用专线接入。接入点的短路容量不应超过接入点的断路器遮断容量，接入点的短路比（指接入点短路电流与分布式电源机组的

24、额定电流之比）不宜低于10。5.11.3 分布式电源并网运行应装设专用的并、解列装置和开关。解列装置应具备电压和频率保护。分布式电源故障时应立即与电网解列，在电网正常运行后方可重新同期并网。5.12 运行维护及故障处理5.12.1 运用先进测试手段和缺陷诊断技术，积极推进配电设备状态检修。5.12.2 运用生产管理信息化手段对电力设备缺陷、故障反馈信息、电网运行环境状况进行统计分析，合理安排运行维护，及时采取相应措施。5.12.3 运用红外测温等技术，对架空线路、电缆线路、开关柜、变压器等处的接头接点进行检测。5.12.4 运用成熟技术进行电缆线路故障点定位和架空线路单相接地故障点定位。5.1

25、2.5 利用车载卫星定位系统和气象信息，合理调配抢修力量，增强灾害天气和突发事件的应急处理能力。635kV配电网6.1 35kV配电网的规划、设计、建设、改造和运行应满足Q/GDW 156-2006城市电力网规划设计导则、GB/T 5006166kV及以下架空电力线路设计规范、DL/T 741架空送电线路运行规程、GB 50217电力工程电缆设计规范、DL/T 969变电站运行导则等导则、规范、规程的要求。6.2 35kV架空导线和电缆截面的选择应满足负荷发展的要求，宜按远期规划考虑，参考饱和负荷值选取。同一区域内可选用23种规格，35kV架空线路导线截面参照表6-1选择，35kV电缆截面参照

26、表6-2选择。表6-1 35kV架空线路导线截面选择表电压等级（kV）钢芯铝绞线导线截面（mm2）35300240185150120表6-2 35kV电缆截面选择表电压等级（kV）电缆截面（mm2）35630500400300240185注：1. 推荐采用铜芯交联聚乙烯绝缘电力电缆，必要时经经济技术论证可采用铝芯电缆。 2. 电缆截面大于400mm2时宜采用单芯电缆。6.3 电缆线路主要用于通道狭窄，架空线路难以通过的地区，以及电网结构或运行安全有特殊需要的地区。6.4 电缆线路一般采用直埋、沟槽、排管、隧道等敷设方式，主干和重要负荷电缆线路不宜直埋敷设。6.5 变电站主变压器的选择（1）变电

27、站内主变压器配置规模宜为23台，同一变电站的多台主变压器应采用相同规格；（2）应根据负荷密度和供电分区合理选择主变压器容量，一般为520MVA，负荷密度特别高的区域经技术方案比较，可增至31.5MVA；（3）需限制短路电流时，可采用高阻抗变压器。6.6 变电站主接线的选择（1）进线电源采用放射式或环式接线方式时，变电站高压侧宜采用单母线分段或桥接线；（2）进线电源采用链式接线方式时，变电站高压侧应采用多组独立单母线接线，不设母联。6.7 开关站主要用于分接负荷，其主接线应简单可靠，一般采用单母线或单母线分段，12路进线、46路出线，可供容量不宜超过40MVA。6.8 消弧线圈和中性点接地电阻装

28、置的运行（1）对于中性点经消弧线圈接地系统，电网运行方式改变后，系统中性点不应失去消弧线圈；35kV侧保持电气连接的多个变电站，其35kV侧只能有1台消弧线圈处于自动跟踪补偿状态；（2）对于中性点经低电阻接地系统，电网运行方式改变后，系统中性点不应失去接地电阻；35kV侧保持电气连接的多个变电站，其35kV侧只能有一台中性点接地电阻装置运行。720、10kV配电网7.1 基本要求7.1.1 20、10kV配电网的规划、设计、建设、改造和运行应满足Q/GDW 156-2006城市电力网规划设计导则、DL/T 522010kV及以下架空配电线路设计技术规程、GB 50217电力工程电缆设计规范、G

29、B 5005310kV及以下变电所设计规范等导则、规程、规范的要求。7.1.2 配电网应有较强的适应性，主干线截面应按远期规划一次选定。应随着负荷的增长，按规划另敷设新线路或插入新的高压变电站。7.1.3 20、10kV架空和电缆线路应深入低压负荷中心，缩短低压供电半径，降低低压线损率，保证电压质量。7.1.4 电力设施应采取技术防盗措施，诸如线路导线及设施防盗技术，电缆井盖防盗技术和配电变压器防盗技术等。7.2 架空线路7.2.1 中压架空线路导线型号的选择应考虑设施标准化，一般采用铝芯，主干线导线截面宜为150mm2240mm2，分支线截面不宜小于70mm2。7.2.2 中压架空线路运行电

30、流宜控制在安全电流的2/3以下，预留转供负荷裕度，超过时应采取分流（分路、倒路）措施。7.2.3 在市区、林区、人群密集区域宜采用中压架空绝缘线路，以提高线路防护水平。一般可采用铝芯交联聚乙烯绝缘线，档距不宜超过50m。7.2.4 必要时，变电站出线1km范围内应采用绝缘导线，以减少变电站近区故障对主变的冲击。该区段同时应采用带间隙氧化锌避雷器以防止雷击断线。7.2.5 10kV架空绝缘线路除接地环外，宜对柱上变压器、柱上开关、避雷器和电缆终端的接线端子、导线线夹等进行绝缘封闭，逐步实现线路的全绝缘化。7.2.6 20、10kV架空线路建设改造时，其耐张段长度、横担层距和线间距离的确定，应有利

31、于开展带电作业。7.2.7 中压架空线路一般选用12m或15m钢筋混凝土电杆。路边电杆不宜采用预应力型混凝土电杆，防止车撞脆断。7.2.8 中压架空线路应采用节能型铝合金线夹。导线承力接续宜采用对接液压型接续管，导线非承力接续宜采用液压型导线接续线夹或其他连接可靠线夹，设备连接宜采用液压型接线端子。7.2.9 架空线路原则上不得搭挂与电力通信无关的弱电线（广播电视线、通讯线缆等）。确需搭挂时，应履行相关手续，采取必要措施，减小电杆承受拉力，避免搭挂弱电线箱体、线盘等。7.3 电缆线路7.3.1 下列情况可采用电缆线路：（1）依据城市规划，明确要求采用电缆线路且具备相应条件的地区；（2）负荷密度

32、高的市中心区、建筑面积较大的新建居民住宅小区及高层建筑小区；（3）走廊狭窄，架空线路难以通过而不能满足供电需求的地区；（4）易受热带风暴侵袭沿海地区主要城市的重要供电区域；（5）电网结构或运行安全的特殊需要。7.3.2 电缆线路截面的选择（1）变电站馈出至开关站的干线电缆截面不宜小于铜芯300 mm2，馈出至单环网和双射网的干线电缆截面不宜小于铜芯240mm2，其它专线电缆截面应满足载流量及动、热稳定的要求；（2）开关站馈出电缆和其它分支电缆的截面应满足载流量及动、热稳定的要求。7.3.3 双射、单环电缆线路的最大负荷电流不应大于其额定载流量的50，转供时不应过载。7.3.4 电缆线路所接用户

33、数量应依据负荷性质、用户容量、供电可靠性要求等因素综合确定。7.3.5 电缆线路路径应按照地区建设规划统一安排，结合道路建设同步进行，重要道路两侧均应预留电缆通道，通道的宽度、深度及电缆容量应考虑远期发展的要求。主要道路路口应预留电缆横穿过街管道。7.3.6 电缆线路一般采用直埋、沟槽、排管、隧道等敷设方式。直埋时应采取安全防护措施，通行机动车的重载地段，宜采用热浸塑钢管敷设。重要电缆线路不宜直埋。7.3.7 地下电缆敷设路径起、终点及转弯处应设置电缆警示桩或行道警示砖，以便警示及掌握电缆路径的实际走向。7.4 架空线路设备7.4.1 柱上变压器（1）三相变压器容量不宜超过400kVA，单相变

34、压器容量最大不超过100kVA；（2）变压器应提高其经济运行水平，年最大负载率不宜低于50；（3）进出线宜采用软交联聚烯烃绝缘导线、交联聚乙烯绝缘导线或电力电缆。7.4.2 柱上开关（1）规划实施配电网自动化地区，开关性能及自动化原理应一致，并预留自动化接口；（2）对过长的架空线路，当变电站出线断路器保护段不满足要求时，可在线路中后部安装重合器。7.4.3 线路调压器在缺少电源站点的地区，当10kV架空线路过长，电压质量不能满足要求时，可在线路适当位置加装线路调压器。7.4.4 线路故障指示器在中压架空线路干线分段处、较大支线首段、电缆支线首段应安装架空型故障指示器。7.5 开关站、配电室、环

35、网单元、箱式变电站7.5.1 开关站、配电室开关柜的防护等级不应低于IP32，户外环网单元、箱式变电站防护等级不应低于IP33D。7.5.2 户外环网单元、箱式变电站应采用全绝缘、全封闭、防内部故障电弧、防凝露等技术，外壳具有防腐蚀、防粘贴等性能，并与周围环境相协调。7.5.3 开关站（1）开关站宜建于负荷中心区，一般配置双路电源，优先取自不同方向的变电站，也可取自同一座变电站的不同母线。用户较多或负荷较重的地区，可考虑建设或预留第三路电源；（2）开关站接线宜简化，一般采取两路电缆进线、612路电缆出线，单母线分段带母联，出线断路器带保护。开关站应按配电网自动化要求设计并留有发展余地。7.5.

36、4 配电室（1）配电室一般配置双路电源、两台变压器，中压侧一般采用环网开关，低压为单母线分段带联络。变压器接线组别一般采用D，yn11，单台容量不宜超过800kVA；（2）室内配电室如受条件所限，可设置在地下一层，但不得设置在最底层。配电室一般使用公建用房，建筑物的各种管道不得从配电室内穿过。配电变压器宜选用干式变压器，并采取屏蔽、减振、防潮措施。7.5.5 环网单元（1）环网单元结合用户建筑物建设或与用户配电室贴建时，应具有独立的进出通道，预留电气设备吊装口，以便于巡视和故障应急处理；（2）环网单元不适宜结合建筑物建设的，可在用户内部择地修建；（3）环网单元一般采取2路电缆进线、4路电缆出线

37、，必要时可采取6路电缆出线。7.5.6 箱式变电站箱式变电站一般用于施工用电、临时用电场合、架空线路入地改造地区，以及现有配电室无法扩容改造的场所，容量一般不超过630kVA。7.5.7 在配电站、环网单元和箱式变电站的环网柜处应安装电缆型故障指示器。8低压配电网8.1 基本要求8.1.1 低压配电网实行分区供电的原则，低压线路应有明确的供电范围；低压配电网应结构简单、安全可靠，一般采用放射式结构，其设备选用应标准化、序列化。8.1.2 低压线路供电半径在市中心区、市区不宜大于150m；超过250m时，应进行电压质量校核。8.1.3 有条件时，配电变压器宜配置无功补偿及运行数据采集一体化装置。

38、8.2 低压架空线路8.2.1 市区低压架空导线宜采用铝芯交联聚乙烯绝缘线，干线截面不宜小于150mm2，支线不宜小于70mm2。8.2.2 低压架空线路宜采用10m电杆，必要时可采用12m电杆。路边电杆不宜采用预应力型混凝土电杆，防止车撞脆断。8.2.3 低压架空线路应采用节能型铝合金线夹。导线非承力接续宜采用液压型导线接续线夹或其他连接可靠线夹，设备连接宜采用液压型接线端子。8.2.4 低压馈电断路器应具备过流和短路跳闸功能，并装设剩余电流保护装置。8.3 低压电缆线路8.3.1 低压电缆可采用排管、沟槽、直埋等敷设方式。穿越道路时，应采用抗压力保护管。8.3.2 低压电缆进出站室集中敷设

39、时宜选用C类阻燃电缆。8.3.3 低压电缆接箱内带电部分应进行绝缘包封，公共场所落地安装时宜采用双重绝缘。8.4 低压配电网接地运行方式8.4.1 低压配电系统可采用TN-C-S、TT接地型式，特殊情况下可采用TN-S接地型式。老旧居民住宅（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，保障用电安全。8.4.2 中压配电网中性点经低电阻接地地区，台区所有设施零线均应接地。接地等效电阻达到0.5及以下时，配电变压器工作接地和保护接地可共用接地装置，否则应分开设置；二者接地电阻均不应超过4，且间距不宜小于5m。低压系统采用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

40、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。9 配电网继电保护和自动装置、配电自动化及信息化9.1 配电网应按照GB/T 14285继电保护和安全自动装置技术规程要求配置继电保护。中压配电网的继电保护装置应预留自动化接口。9.2 中压配电网一般应采用过流、速断保护、重合闸装置；中性点不接地和经消弧线圈接地系统的保护装置宜采用三相模式；中性点经低电阻接地系统应增设零序电流保护。9.3 配电自动化技术原则（1）配电自动化应统一规划，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，力求经济、实用、可靠；（2）配电自动化建设与改造

41、应循序渐进，分步实施，根据地区配电网特点、负荷性质和供电可靠性要求，选择具体的配电自动化实现方式；（3）配电自动化应满足电力二次系统安全防护要求。9.4 配电自动化功能配置（1）具备条件并有运行需求的开关站实现遥测、遥信、遥控功能，重要配电室、环网设备实现遥测、遥信功能，有条件地区的架空线路宜实现故障自动隔离功能；（2）高级应用功能结合本地区配电网运行管理需求情况进行配置。9.5 配电网自动化的通信通道可利用专网或公网。配电网电缆通道建设时，应同步建设通信通道。9.6 信息化系统应完整描述输、变、配、用等生产流程各环节的信息，并遵循纵向贯通、横向集成、统一规范、入口唯一、数据共享的原则。10

42、用户接入10.1 用户接入容量范围和供电电压表10-1 用户接入容量和供电电压序号接入容量范围供电电压1用电设备总容量100kW及以下或变压器总容量50kVA及以下380V/220V2变压器总容量50kVA8000kVA10kV3变压器总容量50kVA30000kVA 20kV4变压器总容量8000kVA40000kVA 35kV注：供电半径较长、负荷较大的用户，当电压质量不满足要求时，应采用高一级电压供电。10.2 用户供电方式（1）应按照用户报装容量选择相应电压等级电网，按区域配电网规划接入，严格控制专线数量；（2）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；（3

43、）用户接入容量较大时（10kV、1000kW及以上，20kV、2000kW及以上），原则上不应接入公共架空线路，有条件时可接入电缆网；（4）电缆网中，用户配电室应经环网单元接入公用电网；（5）用户应在产权分界点处安装用于隔离用户内部故障的故障隔离装置。10.3 重要用户（1）重要用户的供电电源应满足GB 50052供配电系统设计规范规定；（2）重要用户应根据供电可靠性要求和中断供电危害程度配置两路或多路电源，并配置独立于公网的自备应急电源。自备应急电源与正常供电电源间必须有可靠的闭锁装置，防止向配电网反送电；（3）重要用户的两路或多路电源宜取自两座或多座变电站，如电源取自同一变电站，原则上应同

44、时满足以下条件： 在任何方式下，两路或多路电源应取自不同段母线； 该站应至少具备两路电源进线（含来自高一级电压的不同降压变压器）。重要用户的两路或多路供电线路（含用户界内）不宜同路径敷设或同杆架设；（4）对于省会城市和副省级城市的大型航空机场等重要用户，应至少由两路来自不同变电站且分别架设的线路向其供电，且向变电站供电的线路应来自不同方向的更高一级变电站。对于省会城市和副省级城市的大型标志性重要场馆（所）等重要用户，应保证两路以上供电线路中至少有一路为专线，供电电源逐步过渡为来自不同变电站的供电方式；（5）重要用户的不同电源进线之间原则上不应安装母联开关。重要用户确需装设母联开关时，必须同时安

45、装可靠的闭锁装置；（6）双电源、多电源和自备应急电源应与供用电工程同步设计、同步建设、同步投运、同步管理。10.4 特殊用户（1）用户因畸变负荷、冲击负荷、波动负荷和不对称负荷对公用电网造成污染的，应提交有关评估报告，并按照“谁污染、谁治理”和“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则进行治理；（2）电压敏感负荷用户应自行装设电能质量补偿装置。10.5 高层建筑用户（1）高层建筑用户一、二级负荷应采取两路电源供电，同时应配置自备应急电源；（2）设置在高层建筑物内的配电室必须采用干式变压器和无油断路器。11 20kV配电网建设11.1 20kV配电网新建工程11.1.1 新建的具有一定规模

46、的大型工矿企业、产业园区、经济开发区、高层建筑、CBD（商业中心）区、居民小区等，在综合考虑负荷发展水平、负荷密度、技术约束、土地资源节约等条件，并经充分技术经济论证后，方可采用20kV配电网供电。11.1.2 新建20kV供电区域的网络架构和电源配置，应充分考虑区域负荷发展水平和供电可靠性要求，至少建设2个电源点。11.1.3 应根据区域内网架结构和敷设（架设）形式，合理确定中性点接地方式。11.1.4 新建20kV配电网应与周边10kV配电网建立必要的联络，以满足负荷转供的需要。11.1.5 新建20kV供电区域内，新用户的配电设施应按照20kV等级进行建设。11.2 10kV配电网升压至

47、20kV改造工程11.2.1 满足下列条件的区域，可考虑将10kV配电网升压改造至20kV：（1）有一定规模、相对独立的供电区域；（2）负荷密度较高、增长较快、10kV配电网不能适应的区域。11.2.2 对于选定的升压改造区域，应进行充分的技术经济论证，并主要考虑以下因素：（1）电源建设与改造的难易程度；（2）客户升压改造的难易程度；（3）现有配电网规模和设备的老旧程度；（4）区域负荷对供电能力和可靠性的要求。11.2.3 升压改造的实施原则（1）选定区域的升压改造工程一般应在5年内完成；（2）原则上应同步新建或改造至少2个电源点，满足供电可靠性要求；（3）应充分利用原有站点、通道和设备设施等资源，并经过必要的评估、论证和试验；（4）综合考虑现有接地方式、供电可靠性等因素，合理确定中性点接地方式；（5）10