DL∕T 5542-2018 配电网规划设计规程

国家能源局发布中华人民共和国电力行业标准DL/T5542—2018批准部门：国家能源局施行日期：2018年7月1日2018年第4号依据《国家能源局关于印发<能源领域行业标准化管理办法2018年4月3日出版机构实施日期中国计划出版社根据《国家能源局关于下达2016年能源领域行业标准制(修)主编单位：电力规划总院有限公司宗志刚张巧霞刘卫国唐宏德王克球钟万芳杜红卫左向红肖峥曹晓庆李雪男杨丽琼秦小安崔鸣昆刘甲甲苏志扬高宇晏阳 5.1变电容量需求分析 5.2变电站 5.3网架结构 5.4线路 6中低压配电网规划 6.1一般规定 6.2中压网架结构 6.3配电设施 6.4低压配电网 7电力设施空间布局规划 7.1一般规定 7.2变电站站址选择 7.3高压线路走廊 7.4中压配电线路 7.5电动汽车充换电设施 8.1二次规划 8.2配电自动化 8.3配电网通信 9接入系统设计 9.1电源接入系统 9.2电力客户接入系统 9.3电动汽车充换电设施接入系统 10电气计算 10.1一般规定 10.2潮流计算 10.3稳定计算 11.2供电可靠性 12投资估算与技术经济分析 12.1一般规定 12.3方案技术经济分析 12.4财务评价 附录B电力负荷预测方法 附录C110kV～35kV典型电网结构示意图 附录D中低压配电网典型电网结构示意图 附录E110kV～35kV线路常用导线持续极限输送容量 附录F10kV线路常用导线长期允许载流 附录G单相接地电容电流计算 附录H消弧线圈容量计算方法 附录J电能质工指标计算方法 附录K供电可靠性指标 附录L经济技术比较常用指标 引用标准名录 5HVdistributionnetwork 6MVandLVdistributionnetw 7Spatiallayoutplanningofpowerfaci 7.2Siteselectiono 7.3PassagewayofHV 7.4MVdistri 7.5Chargingfacilitiesofclectricve 8.3Distributionnetworktelecommunication 11.2Powerdis AppendixAElectricquantitydemand AppendixBPowerloadsforecastingmethod AppendixDDiagramofMV&.LVtypicalnetwo AppendixERegularcontinuoust AppendixGCapacitancecurrentcalculationofone-phase AppendixHCalculationmethodofarcsuppre AppendixJCalculationmethodofpowerquali AppendixKReliabilityofpowersupplyindices AppendixLCommonindicesoftechnicaland Explanationofwordinginthisstandard Listofquotedstandards Addition:Explanation 1.0.2本标准适用于110kV及以下电压等级电网的规划设计。2.0.1配电网distributionne体上保持相对稳定(连续5年负荷增速小于2.0.11电能质量qualityofelectricenergysupply2.0.14双电源doublepower2.0.21环网箱ringmainunitcabi2.0.22配电室distributionr2.0.23箱式变电站cabinet/pad-mounteddistribution2.0.27直埋敷设direct实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电2.0.31配电SCADAdistributi2.0.32配电主站masterstationofdistributionaut2.0.33配电终端remoteterminalunitofdistributionauto-要包括馈线终端(即FTU,feederterminalunit)、配变终端(即TTU,transformerterminalu2.0.34配电子站slavestationofdistributionautomation2.0.35馈线自动化feederautomation2.0.36重要电力用户i2.0.38公共连接点pointofcommoncoupling3.0.1配电网规划设计年限应与国民经济和社会发展规划的年个阶段。配电网规划设计宜以近期(5年)为主，如有必要地区可1近期规划设计研究重点为解决当前配电网存在的主要问2中期规划设计研究重点为将现有配电网网架逐步过渡到4电力需求预测础上，收集和积累本地区用电量和负荷的历限保持一致。近期规划宜列出逐年预测结果，为逐年输变电项目4.0.5电量需求预测常用的预测方法宜符合本标准附录A相关4.0.6电力负荷预测常用的预测方法宜符合本标准附录B相关4.0.7电力需求宜采用多种方法进行预测和校核。对于地市及5高压配电网规划5.1变电容量需求分析5.1.1变电容量需求分析应通过计算层级负荷，获得各电压等级变电容量需求，结合现有变电容量确定新增变电容量需求，作为确定规划水平年输变电项目安排的主要依据。5.1.2高压配电网层级负荷计算应在负荷预测的基础上，计算各电压等级配电网供电的负荷。1配电网110(66)kV层级负荷P¹10(6)可按下式计算：P₂——220kV及以上专用变电站负荷(MW);P;——220kV直降为35kV和10(20)kV的负荷(MW);P¹₂——35kV及以下上网且参与变电容量需求分析的电源235kV层级负荷P₃5可按下式计算：式中：Ps——全社会用电负荷(MW);P₃——110(66)kV及以上专用变电站负荷(MW);P₃—-220kV和110(66)kV直降10(20)kV供电负荷P₁₃——10(20)kV及以下上网且参与变电容量需求分析的5.1.3变电容量需求用于确定各电压等级变电设备的容量，应分5.1.4根据规划区域的经济增长和社会发展的不同阶段，对相应电压等级配电网的容载比取值宜控制在1.8～2.2范围较大、分区最大负荷出现在不同季节的地区，可分区计算容电压等级台数(台)注：1A+、A、B类区域中31.5MV·A变压器(35kV)适用于电源来自220kV变3藏区及偏远农牧地区可根据自身实际用电需求考虑适宜的变压器容量4对于中压出线电压等级为20kV的变压器，容量选择范围可适5.2.2装有2台及以上变压器的变电站，当一台变压器退出运行容量宜满足3年～5年内不扩建的原则。A+、A、B类地区一期主变规模不宜少于2台；对于有重要负荷的C类区域若无法形成等级地区，可采用110(66)/10(20)kV双绕组变压器；对于有第10.4.2条；2三绕组普通型和自耦型变压器根据提供短路电流的电源5.2.9110kV～35kV变电站无功补偿设备容量按高峰负荷时功率因数不低于0.95,低谷负荷时仍为感性进行配置，并可随用电1容性补偿容量应经计算确定，宜为主变压器容量的10%~2发电厂并网变电站和以110kV电缆出线为主的变电站，5.2.10无功补偿容量过大时应分组。投切一组补偿设备引起接入母线的电压波动应小于现行国家标准《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326规定的限值。电容器和低压电抗器分组容量5.2.11电容器补偿装置分组在不同组合方式下投切起谐波放大甚至谐振。110kV变电站宜对电容器补偿装置投切5.2.12中性点接地方式应综合考虑供电可靠性和单相接地时健全相最大工频电压的升高值、单相接地时最335kV单相接地故障电容电流小于10A时宜采用中性点不接地方式；单相接地故障电容电流大于或等于10A且小于电流大于或等于150A或全部为电缆线路时，宜采用中性点经低1辐射结构分为单辐射和双辐射两种类型，接线简单，适应发展性强，但可靠性较差；双辐射结构适用于C、D类供电区域，也可作为网络形成初期、上级电源变电站布点不上级电源变电站布点不足时A+、A、B类供电区域的过渡性结T型接线供电可靠相对较高，主要适用于以架空线路为主的A、域(利用变电站高压侧配电装置实现T接);各供电区域110kV～35kV高压配电网初期接线、过渡接线和目标接线形式可参考表5.3.2。电压分区目标接线110kV~C双辐射、双环网D单辐射、单环网单辐射、单环网、双环网E5.3.3高压配电网宜采用以220k5.3.4110kV～35kV典型电网结构示意图可参考本标准附宜超过3种。配电网电缆线路载流量应与该区域架空线路相匹电压等级导线截面(mm²)0电缆线路匹配。配电网线路导线截面选择与校核时，任一元件N-1故障极限输送容量。故障方式下线路输送容量计算时宜符合下列1对于中低压侧具备联络通道的变电站宜考虑变压器短时过载能力，2台主变时按负载率65%核算，3台主变时按负载率载率50%核算，3台主变时按负载率67%核算，4台主变时根据中3对变压器负载率有特殊要求的变电站按实际负荷进行条件限制，改造中选用常规导线无法满足要求的，可采用耐热3根据中压目标网架结构确定主干线路正常运行方式下的P.——10kV及以上并网电源厂用电(P₂——35kV及以上专用变电站负荷(MW);P₄——35kV直降0.4kV电源出力(MW);Pn——380/220V及以下上网且参与变电容量需求分析的2新建配变容量可根据10(20)kV层级负荷、10(20)kV专端，此时每条馈线正常运行时的负载率不大于50%,宜适用于求；主干线正常运行时的负载率可达到100%;不宜用于目标网路最大负载率不大于50%,各个环网点都有两个负荷开关(或断5N供一备式的开环点宜为环网室(箱)或开关站；N供一备是指N条电缆线路(2≤N≤4)连成电缆环网运行，另外1条线路作为公共备用线，正常运行时供电线路最大负载率可达到 50%,可运用于特殊需要地区；准第6.2.2条的要求。6.2.5中压10(20)kV架空线路主干线应根据线路长度和负荷情况可在第一级分支线与主干线T接处加装分支开关：供电配变数量大于5台，或分支线长度超过10km,供电配变数量电压分区日标接线电缆网BC架空网DE开关站宜适用于解决变电站进出线间隔有限或进出线走式变电站的典型设计方案可参考表6.3.3。电气主接线出/分段出线数出线设备器出线数线三分段断路器/负无电气主接线出/分段出线数出线设备器出线数个独立单母断路器/负无无2断路器/负荷开关十熔断器组合电器无无电缆无无个独立单母线断路器/负荷开关十熔断器组合电器2断路器/负荷开关十熔断器组合电器16.3.4导线截面选择应系列化，同一规划区的主干线导线截面不宜超过3种。中压配电网线路常用规格可参考表6.3.4。导线截而(mm²)电缆线路载流量可参见本标准附录F,常用电缆线路导线持续极限输送容电变压器容量序列向上取最相近容量的变压器，负载率宜取100kVA,三相变压器容量不宜小于50kVA;过1250kVA,箱式变电站单台变压器容量一般不宜超过630kVA,标准附录G和附录H。6.3.11采用中性点经低电阻接地方式6.3.12中压配电设备应做好防雷保护，对可适当提高防护等级。架空线路防雷保护应满足现行国家标准线路应采用适当措施防止雷击断线。电气设备接地电阻应符合现容量较大、分布较为集中或较为重要的低压用户；2联络式接线为配电站两条380V线路形成联络，联络低压线路可以来自同一变压器，也可以来自不同变压器。可在供电可靠性要求较高的环境采用，同时应结合当地生产运行要求配置相应的运维管理制度和安全技术措施；3典型电网结构示意图可参考本标准附录D。6.4.2低压配电网结构宜采用以配电室、箱式变电站、柱上变压器为中心的放射式接线方式，当对供电可靠性有特殊要求时可采用联络式接线方式。低压架空线路不采用联络式。供电范围。新增配电变压器布点。6.4.5低压配电网应重视三相不平衡问题，配电变压器低压出口电流不平衡度不宜超过10%,低压干线及主干支线始端的电流不平衡度不宜超过20%。6.4.6低压配电网应有较强的适应性，主干线宜一次建成，中性线与相线截面宜相同。导线截面选择应系列化，同一规划区内主干线导线截面不宜超过3种。低压架空线路宜采用绝缘线路。主干线导线截面推荐表见表6.4.6。主干线(mm²)电缆线路三相四线制，低压配电网主要采用TN、TT、IT接地形式，其中TN接地方式可分为TN-C-S、TN-S,可参考现行国家标准《供配6.4.8低压电缆的芯数根据低压配电系统的接地形式确定，TT变压器容量的20%～40%考虑；在公网负荷端安装时，容量宜按配置容量的15%～30%考虑，或根据负荷性质进行配置；在用户负荷端安装时，容量宜按补偿计算容量的100%考虑。7.1.2原则上A+、A、B类地区宜进行电力设施空间布局规划，7.1.4进行电力设施布局规划的同时应综合考虑安全性、可靠7.1.5变电站(开关站)用地和线路走廊的预留应能满足后期建1应结合城市规划合理选择变电站建设形式，满足市政规3站址选择宜靠近交通干线，方便进站道路引接和大件8站址不宜设在大气严重污秽地区和严重盐雾地区；必要7.2.5变电站的用地面积应按照变电站最终规模预留。规划新建的35kV～110kV变电站规划用地面积控制指标可参考现行国7.3.3电缆线路宜用于市政规划要求入地区域、重要风景名胜7.3.5线路走廊规划应充分考虑并合理利用现有高压走廊和7.3.6A+、A类供电区域电力通道主要考虑电缆敷设的方式，方式。的两回线路为节约走廊资源宜采用同杆塔架设，必要时也1架空线路走廊规划宽度应为杆塔两侧边导线的宽度与两地面所形成的两平行面内的区域，在一般地区35kV～110kV导线的边线延伸距离为10m;3110(66)kV两条平行走廊中心间距不小于15m,35kV两条平行走廊中心间距不小于12m;3典型的电缆通道宽度可按表7.3.12选取。电缆根数通道内净空尺寸(m)通道整体宽度(m)1沟槽(高压)电缆根数通道内净空尺寸(m)通道整体宽度(m)2沟槽(中压)39电缆排管14孔4电缆排管20孔5电缆隧道(方形)6电缆隧道(顶管)7电缆隧道(方形)8电缆隧道(顶管)7.3.13在市政工程建设前期，电力部门应提出电缆通道需求，宜7.4中压配电线路7.4.1线路路径应与城市总体规划相结合，应与各种管线和其他市政设施统一安排，且应与城市规划部门协商。E供电区域宜选用架空方式。7.4.3若规划走廊上同一方向有两回及以上中压架空线路，为节约走廊资源和建设成本可考虑同杆架设。中压架空线路走廊规划宽度不宜小于线路两侧向外各延伸2.5m。7.4.4供敷设电缆用的土建通道及工作井宜按电网远景规划一次建成，且宜预留电力通信管道。7.4.5中压配电电缆线路敷设方式应符合下列规定：1电缆敷设方式的选择应视工程条件、环境特点和电缆类型、数量等因素，以及满足运行可靠、便于维护和技术经济合理的原则来选择；2中压电缆敷设方式宜按照表7.4.5进行选择；电缆根数4根及以下30根及以下电缆沟隧道36孔；及电缆容应考虑远期发展的要求，主要道路路口应预留电缆横2沿市政道路建设的中压配电电缆通道的建设规模应根据中压配电网规划、规划上级变电站的投产时序及过渡方案研究3直埋电缆的覆土深度不得小于0.7m,当位于行车道或耕电缆回路数通道尺寸(m)112233444电缆排管的管孔内径，不宜小于电缆外径的1.5倍，不宜小于75mm,一般中压排管管径为100mm、150mm、175mm、200mm;每管宜只穿1根电缆；城市主干道宜采用16孔或20孔排电缆回路数通道尺寸(m)123412(顶管)516(顶管)不应小于200mm,可采用单侧或双侧支架现浇电缆沟；电缆沟方电缆回路数通道尺寸(m)123×350mm双侧33×500mm双侧454X500mm双侧大或市政规划要求极高的区域。隧道方式敷设电缆通道u求如表通道尺寸(m)1单侧(明挖)2双侧(明挖)3单侧(暗挖)4双侧(暗挖)7.5.2充换电站选址和数量主要根据人口密度和电动汽车分布7.5.5城市立体充电站主要布置于中心城区土地资源有限的位6台充电设施，占地面积150m²~300m²。规程》GB/T14285的要求配置继电保护与自动装置。根据电网1110kV电源并网专用线路、转供第一级专用线路宜配置2110kV变压器按两套完整的、独立的主保护及一套独立3存在稳定问题的110kV母线配置双套母差保护；135kV电源并网(包含分布式电源)专用线路宜配置一套335kV～110kV变电站及并网的各类发电项目到调度中心4接入电能量计量系统主站的电量采集装置宜统一传输4故障处理策略应能适应配电网运行方式和负荷分布的6当自动化设备异常或故障时，应尽量减少故扩大的类供电区域可根据实际.求采用就地型重合器式或故障监测方力公司依据实际的电网规模可进行单独建设(实时信息量大于308.2.6配电主站宜通过信息交换总线与其他相关系统的信息交图形管理、设备异动管理、综合告警分析、馈地故障分析、配电网运行趋势分析、配电终端管理、信息共享与发布与培训8.2.8配电终端根据检测对象的不同可分为馈线终端(FTU)、站所终端(DTU)、配变终端(TTU)和具备远程通信功能的故障指8.2.10配电终端配置原则应按照现行行业标准《配电自动化技2根据实施配电自动化区域的具体情况及节类型选择合适AB以二遥为主，联络开关和特别重要的分段开关也可配置三遥CDE无线频率进行组网，并采取双向鉴权认证、安全性激活等安全8.3.5根据实施配电自动化区域的具体情况选择合适的通信方根据配电自动化终端的配置方式确定采用光纤或无线通信方式，可参照表8.3.5。4光纤型号采用G652光纤。通信专用光缆芯数不少于249.1.2电源接入系统电压等级宜为1级，最多不超过2级，以两并网电压等级可根据装机容宜进行初步选择，可参考表9.1.2。电源总容范围并网电压等级8kW及以下9.1.9分布式电源应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接9.1.10电源接入电网的继电保护及调度准第8.1节的要求。9.1.11电源接入系统通信应满足本标准第8.3节的要求。10kW及以下单相设备100kW及以下50kVA及以下9.2.2用户接入系统方案制定应根据客户的负荷等级、用电性9.2.3高压配电网用户接入容量较大，宜考虑由变电站专线1高压配电网用户在高峰负荷时的功率因数不宜低电功率因数不宜低于0.85;切换时间和切换方式宜满足重要电力用户允许断电时间的要求；在电网结构和继电保护和自动化装置的配置上应采取必要措施10.4.2变电站内母线的短路电流水平不宜超过表10.4.2中的电压等级短路电流限定值(kA)10.4.4应按具体项目的设计容量计算，并考虑工程建成后5年至10年的电力系统发展规划，通过计算软件或手算方式进行影响，逆变器设备提供的短路电流可按设备额定电流的1.2倍~1.5倍进行估算。水平时应通过技术经济比较选择合理的限流措施，可采用限流11供电质量和不超过标称电压的10%;3220V单相供电的，为标称电压的-10%,+7%。表11.1.5的允许值；当公共连接点处最小短路容不同于基准容谐波次数及谐波电流允许值(A)234567896续表11.1.5谐波次数及谐波电流允许值(A)6线监测电压质量。电压质量的评估和监测应符合现行行业标准11.2.1配电网运行的可靠性评价采用供电可靠率指标RS,表征标包括系统期望平均停电频率(SAIFI)、系统平均停电时间(SAIDI)、短时平均停电频率(MAIFI)指标等3若将短时停电指标作为一个单独的停电指标，则M应单独计算。MAIFI阈值宜取5min～15min。12.1.6技术经济分析应符合我国现行法律法规12.2.1投资估算应参照近年典型工程对规划期内项目总投资进12.3.2方案比选宜对备选方案进行技术指标及经济指标计算，参考本标准附录L。12.4.6敏感性分析应研究不确定性因系对财务指标的影响程附录A电量需求预测方法电力消费弹性系数法是根据历史阶段电力弹性系数的会用电量，也可以预测分产业的用电量(分产业弹性系数法)。主W,=Wo×(1+V.η,)”W.——计算期末期的用电量(kW·h)。动，而长期规律性好，适合做较长周期(比如3年～5年或更长周期)对预测结果的校核或预测时使用。这种方法的优点是对于数A.0.2产值用电单耗法。产业用电量加上居民生活用电'计算得到地区用电量。3)各年分产业增加值分别乘以相应年份的分产业用电单G——预测水平相应年的GDP增加值(万归分析，分别得到规划期内各年的城镇、农村人均用A.0.3分行业(部门)预测法。1分行业(部门)预测定义。本建设和更新改造),即包括各行各业与建筑业有关的2)各行业用电量及居民用电量累加得到地区用电量预测期预测。A.0.4类比法。1)收集对比对象历年经济发展资料(如GDP、分产业结构3)确定待预测区规划水平年的人均GDP指标相当于对比1平均增长率法定义。平均增长率法是利用电'时间序列数据求出平均增长率，再1)使用1年历史时间序列数据计算年均增长率a。y,=yo×(1+a,)”(A.0.5-2)yo预测基准值(kW·h);a,--第1年预测量的增长率；1一元线性回归模型。y,=a+bt(A.0.6-1)用最小二乘法估计式(A.0.6-1)中系数a和b。y=a+b′(A.t₁——年份计算编号(以样本年中间年份编号为0,之前年份为一1,-2…,之后为1,2…);y,——第i年数(样本年数)预测对象的平均数。以应用于负荷预测，一般用于预测对象变化规律性较强的近期A.0.7人均综合用电量法。W=P×DP——人口(人);指标选取可参考现行国家标准《城市电力规划规范》GB/T负荷预测，一般作为负荷预测结果的校核手段。人均综合用电量附录B电力负荷预测方法1预测方法。W,——预测年份t的年电量；3计算步骤。1)根据历史年逐年电量及负荷数据，计算历史年Tmax。3)根据已知未来年份电量预测值、预测的Tm.x值，计算相应年度的年最大负荷预测值。B.0.3大电力用户法。1预测方法。大电力用户法是用点负荷增长与区域负荷自然增长相结合的方法进行预测。可按下式计算：式中：Pm——-预测水平年最高负荷，预测下一年时m=1,预测下两年时m=2,以此类推(万kW);P₀——基准年最高负荷扣除已有大用户负荷(万kW);K——最高负荷扣除大用户的自然增长率；S,——第n个大用户的装接容量(万kW);Ka——第n个大用户所对应的d行业需用系数；——d行业的同时率；η为各行业之间的同时率。地区现有用户的自然增长因素、地区新增用户的申请容量、新增用户的需用系数等主要计算参数，可由规划人员根据历史数据、专家经验及同行业参考值确定。2适用范围。大电力用户法主要大用户负荷占比较高的地区，或掌握大用户详细资料的地区。B.0.4负荷密度指标法。1预测方法。负荷密度指标法指根据规划区域的控规中各地块的用地性质R—容积率；指标选取可参考现行国家标准《城市电力规划规范》GB/T居住建筑用电(30W/m²~70W/m²)、公共建筑用电(40W/m²~150W/m²)、工业建筑用电(40W/m²~120W/m²)三大类指标。为合实际情况，提出规划区单位建筑面积用电指标，也可参考表B.0.4-1选取。表B.0.4-1负荷密度及需用系数参考指标负荷密度(W/m²)需用系数(%)RC负荷密度(W/m²)需用系数(%)CMW5S2222公共停车场22UT222222G1111防护绿地00E—00表B.0.4-2同时率参考指标各用户之间地区或系统之问附录C110kV～35kV典型电网结构示意图C.0.1辐射(图C.0.1-1、图C.0.1-2)。C.0.2环网(环型结构，开环运行)(图C.0.2-1、图C.0.2-2)。A电源图C.0.2-1单环网AT接(图C.0.3-1～图C.0.3-3)。AA电源图C.0.3-1单测电源双T图C.0.3-2双测电源双T电电源BAA电源电源B图C.0.3-3双测电源三TC.0.4链式(图C.0.4-1～图C.0.4-3)。BB电源电源A电源B图C.0.4-3三链D.0.110kV架空，单辐射(图D.0.1)。变电站出线变电站出线图D.0.1单辐射(10kV架空)D.0.210kV架空，多分段适度联络(图D.0.2)。变电站出线变电站出线图D.0.2多分段适度联络(10kV架空)D.0.310kV电缆，单辐射(图D.0.3)。变电站出线变电站出线图D.0.3单辐射(10kV电缆)D.0.410kV电缆，双辐射(对射)(图D.0.4)。变电站出线变电站出线变电站出线图D.0.4双辐射(对射)(10kV电缆)D.0.510kV电缆，单环式(图D.0.5)。变电站出线变电站出线变电站出线图D.0.5单环式(10kV电缆)变电站出线变电站出线10kV电缆，双环式(图变电站出线变电站出线变电站出线愛变电站出线愛由站出线图D.0.6双环式(10kV电缆)变电站出线变电站出线变电站出线变电站出线变电站出线图D.0.7N供一备(10kV电缆)o与与其他花麗联络变电站B母线今图D.0.8花瓣式(10kV电缆)●负荷O联络开关(常开)■出口断路器■开关(常闭)□开关(常开)图D.0.9380V架空线路放射式接线图D.0.10380V电缆线路放射式接线D.0.11380V电缆线路联络式接线(图D.0.11)。至用户至用户低压母线■开关(常闭)口开关(常开)附录E110kV～35kV线路常用导线电压等级导线型号导线截面(mm²)长期容许电流(A)导线截面(mm²)长期容许电流(A)-—附录G单相接地电容电流计算G.0.1配电网电容电流应包括有电气连接的所有架空线路、电5年～10年发展。在变电站接入系统设计阶段，由于分布式电源I=KUNL×10-²(K——系数，无架空地线的线路取2.7,有架空地线的线路取3.3;L——线路长度(km)。同塔双回线路的电容电流为单回线路的1.3倍～1.6倍。由变电所增加的接地电容电流可参考表G.0.1-1计算。额定电压(kV)6附加值(A)2电缆线路的电容电流可按下式估算：I=KUNL(G.0.1K——10kV取0.13,20kV取0.11,35kV取0.08;10kV～35kV电缆线路单相接地时电容电流计算可参考表导线截面(mm²)附录H消弧线圈容量计算方法I电网或发电机回路的电容电流(A);UN电网或发电机回路的额定电压(kV)。宜小于±30%[脱谐度v=(I.一I₁)/I,I₁.为消弧线圈电感电附录J电能质量指标计算方法Ur实际电压(kV);1谐波含有率是指周期性交流量中含有的第h次谐波分量以HRU₀表示，电流总谐波畸变率以HRI,表示。其数学表达UA——第h次谐波电压的方均根值(kV I₁——基波电流的方均根值(kA);2总谐波畸变率是指周期性交流下中的谐波含量的方均根值与其基波分量的方均根值之比。电压总谐波畸变率以THDI₁——基波电流的方均根值(kA);J.0.3用户干扰水平指标。式中：I——电路容量为Sk₁时的第h次谐波电流允许值；2三相电压不平衡是指三相电压的幅值或相位不对称(相位电网正常运行时，负序电压不平衡度不超过2%,短时不得超值一般为1.3%,短时不超过2.6%。根据连接点的负荷状况以及3电压波动是指电压方均根值(有效值)一系列的变动或连当已知三相负荷的有功功率和无功功率的变化量分别为△P在无功功率的变化量为主要成分时(例如大容量电动机启对于电压变动频率较低(r≤1000次/h)或规则的周期性电压r(次/h)43续表J.0.3r(次/h)321附录K供电可靠性指标K.0.1供电可靠率。在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值，记作RS-1,可按下式计算：T,——统计期间时间。若不计外部影响时，则记作RS-2,其计算式为：式中：Tou——用户平均受外部影响停若不计系统电源不足限电时，则记作RS-3,其计算式为：K.0.2平均停电频率。系统平均停电频率(SAIFI)是指每个由系统供电的用户在单位时间内的平均停电次数，可按下式计算：式中：N,——报告时间段内每次停电事件中停电的用户数；N₁——由系统供电的用户数。系统平均停电时间(SAIDI)是指由系统供电的用户在一年容载比=规划区供电容量/规划区供电负荷主变N-1通过率(%)=满足N-1的主变台数/规划区内线路N-1通过率(%)=满足N-1的线路条数/规划区内网损率(%)=正常运行方式下规划区全网损耗有功功率/率(%)=电压越限节点数量/规划区内同等电压等级下节点数总投资=典型工程平均投资×建设规模电能损耗费=网损电量×单位购电成本财务效益=增供电量×单位供电收人十C₁现金流入量(万元);Co——现金流出1(万元);(C₁-Co),——第t年的净现金流上(万元);式中：C₁——现金流入量(万元);(C₁-Co),——第1年的净现金流量(万元);动态投资收回收期=[累计折现值开始出现正值的年数-1]+上年累计折现值的绝对值/当年净现金PD——应还本付息金额，包括还本金额和计入总成本费用的全部利息。融资租赁费用可视同借款偿还。运营期内的短期借款本息也应纳人Cp——年固定成本(万元);Pp——单位电量收入(万元);C——单位可变成本(万元);T,——年税金及附加(万元)。△A/A-不确定性因F发生△F变化时，评价指标A的1经济净现值(ENPV):C经济费用流';i,-社会折现率；明项目可达到符合社会折现的效率水平，认为该项目从经济资C,——第t期的经济费用。如果经济效益费用比大于1,表明项目经济资源配置的经济《电能质量供电电压偏差》GB/T12325《电能质量公用电网谐波》GB/T14549《电能质址电力系统频率偏差》GB/T15945《电磁兼容限值对额定电流大于16A的设备在低压供电系《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB/ZDL/T5542—2018《配电网规划设计规程》DL/T5542—2018,经国家能源局2018年4月3日以第4号公告批准发布。 5.1变电容量需求分析 5.2变电站 5.3网架结构 5.4线路 6.1一般规定 6.2中压网架结构 6.3配电设施 6.4低压配电网 7.1一般规定 7.2变电站站址选择 7.3高压线路走廊 7.4中压配电线路 7.5电动汽车充换电设施 8.1二次规划 8.2配电自动化 8.3配电网通信 9接入系统设计 9.1电源接入系统 9.2电力客户接入系统 10电气计算 10.1一般规定 10.2潮流计算 10.3稳定计算 10.5无功规划计算 11.1电能质址 11.2供电可靠性 12投资估算与技术经济分析 12.1一般规定 12.3方案技术经济分析 适应新形势下各类电源和负荷的多元化接入需求。同时，编制配1规划地区总体规划、控制性详细规划进行4大负荷预测水平有较大变动，将造成配电网建设规模4电力需求预测作用见表1。电量需求预测(1)预测规划期内逐年的用电量(如全社会用电量、分行活用电量等)及其增长率；(2)预测水平年的用电量(1)确定规划期内配电网的电量水平；(2)辅助完成电力需求预测负荷需求预测(1)预测规划期内逐年的最大负荷及其增长率；(2)预测水平年最大负荷(1)提出对上级电源的需求；(2)确定配电网应具备的最大4.0.2本条明确了电力需求预测的基本流程。电力负荷预测的在上级电网规划有电力求预测明确成果的情况下，地市及和经济开发区等局域电网规划建议采用的电力需求预测具体