《城市配电网技术导则》

—1—公司各单位、总部各部门：根据《国家电网公司技术标准管理办法》规定，《城市配电网技术导则》已经通过审查，现批准为国家电网公司技术标准并予以印发，自印发之日起实施。附件：Q/GDW370-2009《城市配电网技术导则》二OO九年十一月二日国家电网公司文件国家电网科〔2009〕1194号关于印发《城市配电网技术导则》的通知—2—主题词：科技配电技术标准通知国家电网公司办公厅2009年11月2日印发1ICS29.240备案号：CEC131?2009国家电网公司企业标准Q/GDW3702009城市配电网技术导则Technicalguideforurbandistributionnetwork2009-11-02发布2009-11-02实施国家电网公司发布Q/GDWQ/GDW370—2009目次、八前II适用范围1规范性引用文件1术语和定义24总则・25一般技术原则335kV配电网620、10kV配电网78低压配电网9配电网继电保护和自动装置、配电自动化及信息化•••9用户接入•••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••101120kV配电网建设••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••11附录A35kV电网典型接线图

2013201210kV10kV2013201210kV10kV1416编制说明19Q/GDW370—2009II、，-、•前言《城市配电网技术导则》是国家电网公司所属各区域电网公司、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Q/GDW370—20091城市配电网技术导则1适用范围本导则规定了城市（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。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）。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。GB156标准电压GB4208外壳防护等级（IP代码）GB12325电能质量供电电压允许偏差GB12326电能质量电压波动和闪变GB17625.1低压电气及电子设备发出的谐波电流限值GB50045高层民用建筑设计防火规范GB50052供配电系统设计规范GB5005310kV及以下变电所设计规范GB5005935〜110kV变电所设计规范GB5006166kV及以下架空电力线路设计规范GB50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50217电力工程电缆设计规范GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压允许不平衡度DL/T599城市中低压配电网改造技术导则DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T621交流电气装置的接地DL/T741架空送电线路运行规程DL/T814配电自动化系统功能规范DL/T836供电系统用户供电可靠性评价规程DL/T969变电站运行导则DL/T522010kV及以下架空配电线路设计技术规程Q/GDW156—2006城市电力网规划设计导则Q/GDW212—2008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Q/GDW370—20092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[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术语和定义下列术语和定义适用于本导则。3.1配电网distributionnetwork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urbandistrict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、工业园区范围。市中心区downtown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MVswitchingstation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distributionroom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ringmainunit也称环网柜或开闭器，用于中压电缆线路分段、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-mounteddistributionsubstation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。总则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。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、完善本地区配电网相关规程、规定。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Q/GDW370—2009力，达到结构规范、运行灵活、适应性强。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。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。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。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。分布式电源接入配电网应符合Q/GDW156—2006《城市电力网规划设计导则》的有关规定。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。一般技术原则电压等级配电网电压等级的选择应符合GB156《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。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。供电可靠性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/T599《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；（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。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。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）。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，开展运行环境整治及反外力破坏工作等。网架结构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。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。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。Q/GDW370—2009420、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。一般电缆化区域宜采用单环接线方式,其电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。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。20、10kV配电网中性点接地方式的选择应遵循以下原则：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；单相接地故障电容电流在10A〜150A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式；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150A〜800A范围内。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。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；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。同一区域内宜统一中性点接地方式，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。无功补偿和电压调整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。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10％〜30％，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。20、10kV配电变压器(含配电室、箱式变电站、柱上变压器)及35/0.4kV配电室安装无功自动补偿装置时，应符合下列规定：在低压侧母线上装设，容量按变压器容量20%〜40%考虑；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；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。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7%〜10%配置(或经计算确定)，但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。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；合理选择配电变压器分接头；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Q/GDW370—20095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、25kA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。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。电压偏差各类用户受电电压质量执行GB12325《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％；（3）220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7％与-10％。防雷与接地配电网的过电压保护和接地设计应符合DL/T620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》和DL/T621《交流电气装置的接地》要求。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。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。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。无建筑物屏蔽的低压架空线路上安装的计费电能表应采取防雷措施。带电作业5.9.135、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。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。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。规划与设计5.10.1配电网规划应按照Q/GDW156-2006《城市电力网规划设计导则》规定编制，并适时滚动修编。Q/GDW370—20096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。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。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。分布式电源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。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额定电流之比）不宜低于10。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。运行维护及故障处理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。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。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。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。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6.135kV配电网的规划、设计、建设、改造和运行应满足Q/GDW156-2006《城市电力网规划设计导则》、GB/T50061《66kV及以下架空电力线路设计规范》、DL/T741《架空送电线路运行规程》、GB50217《电力工程电缆设计规范》、DL/T969《变电站运行导则》等导则、规范、规程的要求。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2〜3种规格，35kV架空线路导线截面参照表6-1选择，35kV电缆截面参照表6-2选择。表6-135kV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6-235kV电缆截面选择表电压等级（kV）电缆截面（mm2）Q/GDW370—2009735630500400300240185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400mm时宜采用单芯电缆。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。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。变电站主变压器的选择变电站内主变压器配置规模宜为2〜3台，同一变电站的多台主变压器应采用相同规格；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5〜20MVA，负荷密度特别高的区域经技术方案比较，可增至31.5MVA；需限制短路电流时，可采用高阻抗变压器。变电站主接线的选择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；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。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，1〜2路进线、4〜路出线，可供容量不宜超过40MVA。消弧线圈和中性点接地电阻装置的运行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；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。20、10kV配电网基本要求20、10kV配电网的规划、设计、建设、改造和运行应满足Q/GDW156-2006《城市电力网规划设计导则》、DL/T5220《10kV及以下架空配电线路设计技术规程》、GB50217《电力工程电缆设计规范》、GB50053《10kV及以下变电所设计规范》等导则、规程、规范的要求。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。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。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。架空线路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150mm2〜240mm2，分支线截面不宜小于70mm2中压架空线路运行电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。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。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。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、Q/GDW370—20098导线线夹等进行绝缘封闭，逐步实现线路的全绝缘化。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，应有利于开展带电作业。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。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。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。电缆线路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300mm2，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。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。电缆线路所接用户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。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。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。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架空线路设备柱上变压器三相变压器容量不宜超过400kVA，单相变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。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。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。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、环网单元、箱式变电站Q/GDW370—20099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。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。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；开关站接线宜简化，一般采取两路电缆进线、6〜12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。配电室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；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。环网单元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；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；环网单元一般采取2路电缆进线、4路电缆出线，必要时可采取6路电缆出线。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。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低压配电网基本要求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。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。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。8.2低压架空线路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。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。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。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低压电缆进出站室集中敷设时宜选用C类阻燃电缆。低压电缆n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。Q/GDW370—200910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。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0.5Q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Q,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。配电网继电保护和自动装置、配电自动化及信息化配电网应按照GB/T14285《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。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。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。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。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。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。用户接入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50kVA〜8000kVA10kV3变压器总容量50kVA〜30000kVA20kV4变压器总容量8000kVA〜40000kVA35kV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）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Q/GDW370—200911共架空线路，有条件时可接入电缆网；电缆网中，用户配电室应经环网单元接入公用电网；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。重要用户重要用户的供电电源应满足GB50052《供配电系统设计规范》规定；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；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，原则上应同时满足以下条件：①在任何方式下，两路或多路电源应取自不同段母线；②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；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；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，必须同时安装可靠的闭锁装置；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。特殊用户用户因畸变负荷、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；电压敏感负荷用户应自行装设电能质量补偿装置。高层建筑用户高层建筑用户一、二级负荷应采取两路电源供电，同时应配置自备应急电源；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。1120kV配电网建设20kV配电网新建工程新建的具有一定规模的大型工矿企业、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。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。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。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。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。11.210kV配电网升压至20kV改造工程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。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；Q/GDW370—200912（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）10kV和20kV配电网的交界处应根据需要建立必要的联络。11.2.4用户升压改造原则（1）升压改造区域内，新用户的配电设施应按照20kV等级进行建设；（2）原有用户配电设施的升压改造应结合用户工程进行，无改造工程时可通过20/10kV降压变压器进行供电。Q/GDW370—200913附录A35kV电网典型接线图（1）采用35kV架空线路时，为节省占地，可采用同杆双回路供电方式，沿线可支接若干变电站，见图A-1。为提高供电可靠性，有条件时宜在两侧配备电源，见图A-2。图A-135kV架空单侧电源双回放射式图A-235kV架空双侧电源双回放射式（对射）（2）采用架空线放射式接线方式时，市区范围支接变电站数不宜超过3座，支接3座变电站时宜采用双侧电源三回路供电。（3）采用35kV电缆线路时，单侧电源双回路可以支接两个变电站，见图A-3。（4）负荷密度较高、易于取得不同方向电源的市中心区及市区，支接两个以上变电站时，宜在两侧配置电源和线路分段，形成环状接线方式，见图A-4。图A-335kV电缆单侧电源双回环式（单环）图A-435kV电缆双侧电源双回环式（双环）（5）市中心区、市区等高负荷密度地区，以及供电可靠性要求较高地区，可采用链式接线见图A-5。图A-535kV电缆双侧电源双回链式Q/GDW370—200914附录B20、10kV架空网典型接线图20、10kV架空线路宜环网布置开环运行，一般采用柱上负荷开关将线路多分段、适度联络见图B-1（三分段、三联络），不具备多联络条件时，可采用线路末端联络方式，见图B-2。图B-120、10kV架空单侧电源多分段、多联络图B-220、10kV架空双侧电源多分段、单联络Q/GDW370—200915附录C20、10kV电缆网典型接线图（1）双射接线方式自一座变电站或开关站的不同中压母线引出双回线路，形成双射接线方式；或自同一供电区域的不同变电站引出双回线路，形成双射接线方式，见图C-1。有条件、必要时，可过渡到双环网接线方式，见图C-3。高负荷密度地区可自不同20kV母线引出两回或三回线路，形成双射线和三射接线方式。图C-120、10kV电缆单侧电源双射式（2）单环网接线方式自同一供电区域两座变电站的中压母线（或一座变电站的不同中压母线）、或两座开关站的中压母线（或一座开关站的不同中压母线）馈出单回线路构成单环网，开环运行，见图C-2。图C-220、10kV电缆双侧电源单环式（3）双环网接线方式自同一供电区域的两座变电站（或两座开关站）的不同中压母线各引出一回线路，构成双环网的接线方式，见图C-3。图C-320、10kV电缆双侧电源双环式Q/GDW370—200916（4）对射线接线方式自不同方向电源的两座变电站（或开关站）的中压母线馈出单回线路组成对射线接线方式一般由改造形成。见图C-4。图C-420、10kV电缆双侧电源对射式（双射）Q/GDW370—200917附录D电缆典型敷设方式图（1）直埋敷设图D-1电缆直埋敷设示意图（2）沟槽敷设图D-2电缆沟槽敷设示意图（3）排管敷设图D-3电缆排管敷设示意图（沿线电缆管孔直径不应小于©150mm）Q/GDW370—200918（4）隧道敷设图D-4电缆隧道敷设示意图Q/GDW370—200919《国家电网公司城市配电网技术导则》编制说明Q/GDW370—200920目次1编制背冰2InrH编写过程21回顾213总体结214主要条款说明22与相关标准主要差异对照表25Q/GDW370—2009211编制背景为建立健全配电网技术标准体系，规范各级配电网专业技术管理，国家电网公司生产技术部组织编写了《城市配电网技术导则》（以下简称《导则》），为《配电网管理规定（试行）》提供技术支撑，并对配电网规划、设计、建设、改造、运行、检修、用户接入等各环节提出规范性技术要求。2编写过程回顾在导则编制过程中，国家电网公司生产技术部先后组织多次会议，对《导则》的编制给予协调、指导，并多次组织专家对《导则》提出修改完善意见。2009年2月18日，生技部召开配电工作座谈会，正式启动《导则》编制工作，确定承担单位的编写分工。2009年4月8日，组织研讨《导则》编写大纲，确定了《导则》基本框架。2009年4月21日〜22日，召开《导则》编审会，对各承担单位提交的章节进行了组稿，明确了《导则》适用范围，修改完善了有关框架。2009年5月26日〜27日，召开《导则》第一次审查会，听取了评审专家对《导则》提出的初步评审意见，并在会后形成征求意见稿。2009年6月8日〜24日，由公司生产技术部组织，对《导则》在公司系统各网省公司广泛征求意见。编写组根据各单位的修改完善意见形成送审稿。2009年6月29日〜30日，召开《导则》第二次审查会，评审专家对送审稿提出了进一步修改完善意见。会后，编写组根据专家评审意见，进一步完善了《导则》有关章节和文字内容，于8月份形成本稿。山东、江苏、浙江、甘肃、陕西、吉林、重庆、湖北电力公司等公司系统各单位对本导则的编写提出了很好的建设性意见。总体结构《导则》共分11章，共137条。第1章“适用范围”，共2条，主要说明本导则的用途及适用范围。第2章“规范性引用文件”，列出了本导则所引用的26项标准、导则、规范和规程。第3章“术语和定义”，共9条，主要明确了下列内容：（1）本导则中配电网的适用范围；（2）市中心区和市区的范围；（3）配电网主要设施的定义。第4章“总则”，共9条，主要说明制定本导则的目的，以及开展配电网规划设计、设备选型、建设改造和运行等工作所应遵循的基本原则。第5章“一般技术原则”，共43条，主要明确了配电网电压等级、供电可靠性、网架结构、中性点接地方式、无功补偿和电压调整、短路水平、电压偏差、防雷与接地、带电作业、规划与设计、运行维护及故障处理等一般性技术原则。第6章“35kV配电网”共8条，主要明确了35kV架空线路、电缆线路及变电站的主要技术规定。第7章“20、10kV配电网”，共31条，主要从20、10kV配电网规划、设计、建设、改造和运行等各环节对架空线路、电缆线路及电源站室提出了技术要求。第8章“低压配电网”，共14条，主要对低压架空线路、电缆线路及其接地运行方式提出了技术要求。第9章“配电网继电保护和自动装置、配电网自动化及信息化”，共6条，主要对配电网继电保护和自动化等方面提出了原则性技术要求。第10章“客户接入”，共6条，主要对用户接入容量、供电电压适用条件、用户供电方式等内容提Q/GDW370—200922出技术要求，并对重要用户、特殊用户和高层建筑用户电源配置等提出了原则性技术要求。第11章“20kV配电网建设”共9条，提出了20kV配电网新建工程和10kV配电网升压改造至20kV的主要技术原则。主要条款说明第3.7条配电站作为配电网直接向用户配送电能的降压装置，包括永久性的户内配电室、箱式变电站和柱上变压器三种形式。第5.1.1条目前公司系统中压配电网以20、10kV为主，个别地区由于历史原因遗留的6kV配电线路，由于所占比例极小，且不符合公司配电网的发展方向，因此本导则未进行重点阐述。第5.1.2条本条规定了优化配置配电电压序列，简化变压层次的基本原则，以避免重复降压和设备配置不当。第5.2.1条明确了城市配电网应满足供电安全N-1准则的要求，并强调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，以便采取措施，保证负荷转移的实现。第5.2.2条本条主要从城市配电网规划的角度，对中、低压供电回路主要元件的最大载流能力进行了原则性要求，避免在负荷转移等特殊情况发生时由于单个元件原因限制整条线路的供电能力。第5.2.3条本条强调了采用双路或多路电源供电时，如条件具备，电源线路宜采取不同方向或不同路径架设（敷设），并充分考虑多路电源的运行关联性，避免双路或多路电源同时发生故障。第5.3.1条配电网的网架结构和接线方式应充分考虑所在区域的类别、地区负荷密度以及负荷性质，与地区发展规划相结合，合理确定配电网的目标网架结构和接线方式。同时从规范网架结构和实施配电自动化建设的角度出发，要求配电网网架结构应简洁，并尽量减少结构种类，以利于后期各项配电自动化功能的顺利实现。第5.3.3条本条明确了中压架空线路分段、联络的基本原则。通常可根据实际情况将较长或用户数量较多的中压架空线路分为3段，以便于故障处理或检修时减小停电区间，增加线路运行的灵活性。同时，每条架空线路一般可设3处或更多联络点，每个分段可设1处联络，一方面可以合理减少设备投入，另一方面便于调度控制，故在此推荐适度联络。、第5.3.4条单环式接线的电缆线路，当一侧电源出现故障时，可以通过线路倒闸，由另一侧电源继续供电，并且网架结构简洁，有利于实施自动化。双射式电缆线路通常在建设初期由双电源侧向同一方向建设施工，易于实施，并在有需求时，可进一步发展为双环接线和异站对射接线，供电可靠性高。本导则在征集各地供电单位意见的基础上，重点推荐单环式、双射式和双环式接线方式。此外，部分地区还采用了单环网群、N用一备等接线方式。第5.4.2条历史上，我国中压配电网中性点接地方式主要采用不接地和经消弧线圈接地的运行方式，当时配电网主要以架空裸导线线路为主，单相接地是线路故障的主要类型，主要原因包括树枝刮碰、鸟害等，故障电流通常未超过允许范围。对于此类单相接地故障电容电流较小的线路，可以采用中性点不接地或经消弧线圈接地的运行方式。在这两种运行方式下，大多数瞬时性单相接地故障的电弧能自行熄灭，不影响系统正常运行；即使在金属性单相接地或单相接地电弧不能自行熄灭时，由于单相接地故障不影响电压的三相平衡，线路仍允许带故障运行1〜2小时并继续向用户供电，便于及时查找故障线路，提高供电可靠性。随着城市化发展和用电负荷的增加，中压电缆线路用量日益增大，其故障电容电流值通常较高，消弧线圈设备难以快速熄灭故障电流，进而导致故障引起的过电压造成老旧电缆其他部位或开关设备绝缘击穿。此类线路采取中性点经低电阻接地方式后，能够有效降低单相故障接地时的非故障相工频电压升高，并限制故障引起的暂态过电压峰值，合理降低对相关设备绝缘水平的要求。同时还可以通过组合采用结构简单的继电保护装置，选择性快速切除单相接地故障，保障设备安全。上海、北京等单位已经取得了较为丰富的运行经验。Q/GDW370—200923第5.4.4条本条明确了混合配电网采用中性点经低电阻接地方式时应采取的相应措施，减少发生单相接地故障的几率，并避免因单相接地电流较大，导致跨步电压和接触电压过高威胁出行人员安全等现象。第5.4.5条本条强调在正常运行方式下，中性点接地方式不同的配电网应尽量避免互带负荷，否则当发生单相接地故障时，有可能导致相关继电保护装置异常运行，增加运行风险。第5.5.3条本条明确了配电变压器低压侧无功补偿的基本原则，应以电压为约束条件，根据无功需量进行分组自动投切，同时避免配电变压器出口电压过高，使电容器无法投入运行。近年来，部分单位低压无功补偿投切电容器已普遍采用晶闸管投切、交流接触器运行方式，克服了采用专用交流接触器投切电容器，涌流较大易损伤接触器和电容器，以及采用晶闸管投切运行方式带来的管压降损耗等缺陷，使得低压无功补偿装置的可靠性和免维护性能大大提高。第5.5.4条中压架空线路无功补偿是一项较为成熟的技术。对于供电距离较远、功率因数较低的中压架空线路上可适当安装并联补偿电容器，并采用真空开关、自动控制单相分别投切方式。第5.8.4条中压绝缘线在瓷瓶或线夹固定处通常不剥除绝缘层，当线路遭受雷击时，雷电压击穿绝缘形成相间短路，雷电流通过后，工频续流继续通过针孔通道。由于弧根被绝缘层击穿孔固定，电弧无法像裸导线上被短路电流产生的电动力排斥沿导线向负荷方向移动，因此绝缘线比裸导线更易雷击断线。而避雷器的防护距离有限，因此，多雷地区无建筑物屏蔽的中压绝缘线路电杆应逐基采取有效防雷措施。第5.8.5条针对近年来城区范围进行的一户一表改造，虽然部分地区柱上变压器出线处安装有低压避雷器，但由于低压架空线路供电半径一般较长，无法对线路上的电能表形成有效保护，电能表易遭雷击损坏，故应采取有效防雷措施。第5.10.3条城市繁华地区架空线路的入地改造是改善城市环境的社会工程，入地电缆工程应严格按照公司有关规定，按“谁主张、谁出资”的原则实施。同时，为合理降低后期工程建设投资，各单位应进一步加强与市政单位等部门沟通协调，将电缆入地工程建设与市政道路建设等同步实施，避免重复建设。第5.11.4条电缆线路的快速故障定位对快速修复受损电缆并恢复供电，缩短停电时间，提高供电可靠性具有重要意义，各地供电单位已积累了丰富的运行经验。同时对于架空线的单线接地故障，部分故障类型受损部位不明显，线路故障排查困难，也应积极研究采用各种成熟和先进故障定位技术。第7.2.2条通常情况下，架空线路在二分段、二联络接线方式下，由于考虑线路负荷转供至其相邻回路，运行电流宜控制在安全电流的2/3左右，以预留转移负荷能力。本条综合降低线路运行线损，提出在最不利情况下的转供能力。第7.2.3条市区范围内树枝刮碰、建筑施工机械、汽车碰杆、拉线、抛扔、风刮杂物等现象较为突出，同时裸导线线路也对人群密集区的市民生命财产安全造成威胁，因此推荐采用中压架空绝缘线路。第7.2.4条本条款是落实公司十八项电网重大反事故措施的相关条款，为最大限度地防止和减少主变（特别是大容量主变）出口短路，有必要对变电站出线1km范围内采用绝缘导线，且逐基电杆安装带间隙氧化锌避雷器以防止雷击工频续流短路。第7.2.5条近年来绝缘材料的广泛应用，以及10kV架空绝缘线路的大量推广，已具备通过推广线路及设备全绝缘化进一步提高供电可靠性的条件。第7.2.7条本条款明确了中压架空线路选用钢筋混凝土电杆的长度。同时，由于预应力型混凝土电杆屡屡发生车辆撞杆造成脆断，根部错位，威胁出行人员及车辆的安全，故路边电杆不推荐使用预应力型混凝土电杆，宜采用钢筋混凝土电杆。第8.2.2条类同。第7.2.8条鉴于其他导线接续方式存在施工质量把关及验收的困难，屡次发生线夹故障和伤及施Q/GDW370—200924工人员，且国外架空配电线路基本采用液压接续，因此，本条款建议采用金具液压接续方式。第8.2.3条类同。第7.2.9条本条款针对近年来各地弱电线（广播电视线、通讯线缆等）违章搭挂电力线路而提出。违章搭挂往往私自施工，躲避检查，并因敷设杂乱、对地距离过低，被车辆兜刮带倒电杆，造成大面积停电事故，并屡次发生违章施工人员伤亡事故。本导则强调确需搭挂时，应履行相关手续，采取必要措施。第7.3.1条本条款明确了采用电缆线路的各项技术必要条件，并强调必须按照公司有关要求具备相应的各项实施条件后，方可开展电缆项目建设。第7.3.2条规定变电站馈出电缆截面，主要目的是为了在便于施工的前提下，尽可能有效利用电缆通道资源，合理提高线路最大输送负荷能力。铜芯电缆与铝芯电缆除设备成本之外，通道资源和建设费用基本相同，但铜芯电缆的最大输送负荷能力明显高于铝芯电缆，并在连接可靠性及安全性方面具有优势。参见GB50217—2007《电力工程电缆设计规范》条文说明3.1.2条。第7.3.3条中压电缆线路负荷的控制原则与其接线方式有关，双放射式线路裕度应不小于其额定载流量的1/2，单环网式线路应根据分段点及电缆线路的具体情况确定。第7.3.4条为有效发挥变电站或开关站的开关间隔利用率，应合理提高馈出线路的负荷率。考虑到用户负荷的同时系数及重要程度，应对电缆线路上的大负荷用户和重要用户的接入数量进行控制，同一电缆线路所接用户的负荷性质及重要程度宜一致。由于各地报装容量、负荷率及同时率有较大差别，正常情况下同一电缆线路接入用户的数量宜根据当地的积累经验确定。第7.4.1条根据DL/T5220—2005《10kV及以下架空配电线路设计技术规程》规定,，400kVA及以下的变压器，宜采用柱上式变压器台。400kVA以上的变压器，宜采用室内装置。”柱上配电变压器的容量不宜过大，否则易导致二次侧额定电流过大，而受柱上施工条件所限，引流导体的配置及连接工艺质量难以得到有效保障，不利于设备安全；同时发生故障时影响范围大，造成用户供电可靠性降低。根据各单位反馈意见，原有配电变压器容量不能满足要求时，应优先采取分装配电变压器设备的方式，而不是单独更换大容量变压器，且柱上变压器容量不宜超过400kVA。根据SD292—1988《架空配电线路及设备运行规程（试行）》的规定：配电变压器最大负荷电流不宜低于额定电流60%。鉴于新型配电变压器的铁损已有效降低，并吸取各单位意见及综合考虑技术现状，将年最大负载率调整为不宜低于50%。第7.4.3条在缺少电源站点地区的线路上加装线路调压器，是一种满足用户需求并节省初期电网投资的有效方式，在国外已普遍采用，近年来国内也取得了较为丰富的运行经验。一般宜采用三相调压器方式，调压器额定电