江西公司配电网建设改造样板工程建设方案-修正

页1目的与意义为确保配电网规划目标落地及“三通一标”在配电工程上的应用，合理利用配电网投资，提高配电网标准化建设水平，公司运检部在全面调研配电网现状的基础上，结合配电网规划设计导则及工程典型设计，根据不同供电区域制定公司层面的工程样板。江西公司在国网公司样板的基础上，编制了本地区的工程样板，并将根据样板查找现状差距，结合本单位的财务及运营状况，制定“十三五”配电网投资计划。2编制思路充分吸收和利用现有的配电网建设改造的先进方法和理念，以《配电网规划设计技术导则》（Q/GDW1738-2012）、《配电网典型供电模式》（发展规二〔2014〕21号）、《国家电网公司配电网工程典型设计》和其他电网规划设计相关技术标准和管理规定为基础，统筹考虑网架结构、设备选型、配电自动化等规划设计模块在各类供电区域中的应用模式。以A+～D类供电区划分为基础，根据不同地区电网现状及发展规划目标，建立由供电可靠率、网架结构清晰度、居民受电端电压合格率、架空线路绝缘化率、电缆化率、线路联络率、线路N-1率、线路重载率、线路轻载率、配变重载率、高耗能配变率、配电自动化覆盖率12个关键指标组成的评价体系，提出相应的建设改造措施，改造后的单项指标得分和总体指标得分应达到改造目标分数。2.1指标计算公式（1）供电可靠率(RS3)指标计算：供电可靠率(不计系统电源不足限电)=(1-)×100%（2）居民受电端电压合格率居民受电端电压合格率（D类）：电压合格率=(1-电压超限时间/总运行统计时间)×100%按城市地区及农村地区对外承诺指标设置。（3）网架结构清晰率指标计算：线路网架结构清晰率=满足目标网架接线方式公用线路条数/10kV公用线路总条数*100%。（4）架空线路绝缘化率指标计算：架空线路绝缘化率=10kV公用架空绝缘线路长度/10kV公用架空线路总长度*100%。（5）电缆化率指标计算：电缆化率=10kV公用电缆线路长度/10kV公用线路总长度*100%。（6）线路联络率指标计算：线路联络率=有联络的10kV公用线路条数/10kV公用线路总条数*100%。（7）线路N-1率指标计算：线路N-1率=满足N-1的10kV公用线路条数/10kV公用线路总条数*100%。（8）线路重载率指标计算：线路重载率=（正常运行方式下10kV公用线路载流量超过70%且持续时间超过1小时/10kV公用线路总条数）*100%。将线路负载率超过80%的线路定义为超重载线路。（9）线路轻载率指标计算：线路轻载率=（1-正常运行方式下10kV公用线路最大载流量小于30%/10kV公用线路总条数）*100%。将线路负载率低于30%的线路定义为轻载线路。（10）配变重载率指标计算：配变重载率=最大负载率超过80%且持续时间超过2小时公变台数/10kV公用配变总台数*100%。将配变负载率高于80%的线路定义为重载配变。（11）高耗能配变率指标计算：高耗能配变率=10kV高耗能配变台数/10kV公用配变总台数*100%。将型号为S7及以下系列的配变定义为高耗能配变。（12）配电自动化覆盖率指标计算：配电自动化覆盖率=10kV公用线路具备3个（1个）以上可遥控节点的线路条数/10kV公用线路总条数*100%。注：A+、A类区域配电线路至少具备3个以上可遥控节点；B、C类区域配电线路至少具备1个以上可遥控节点；D、E类配电线路至少具备1个以上二遥节点。2.2指标评价表各区域的指标评价表见附录A.3技术方案原则网架结构中压网架结构a)接线方式导则规定：各供电区域10kV配电网目标电网结构推荐表：供电区域类型推荐电网结构A+、A类电缆：双环式、单环式架空网：多分段适度联络B类架空网：多分段适度联络电缆：单环式C类架空网：多分段适度联络电缆：单环式D类架空网：多分段适度联络、辐射状E类架空网：辐射状（1）10kV线路应依据变电站的位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的分区。分区应有大致明确的供电范围，正常运行时一般不交叉、不重叠，分区的供电范围应随新增加的变电站及负荷的增长而进行调整。（2）对于供电可靠性要求较高的区域，还应加强中压主干线路之间的联络，在分区之间构建负荷转移通道。（3）10kV架空线路主干线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段（一般不超过5段），并装设分段开关，重要分支线路首端亦可安装分段开关。（4）10kV电缆线路一般可采用环网结构，环网单元通过环进环出方式接入主干网。（5）应根据城乡规划和电网规划，预留目标网架的廊道，以满足配电网发展的需要。说明：本条款梳理总结出4种主要的典型电网结构，规范了10kV电网规划的电网结构。并依据各类供电区域供电安全水平要求和实际情况，给出各类供电区域推荐采用的电网结构。A+类供电区域因负荷密度高、上级电源点较多，且供电安全水平要求很高，10kV配电网应采用坚强的网架结构（如多环式、多分段适度联络等）。A类供电区域因负荷密度高、上级电源点较多，且供电安全水平要求高，10kV配电网应采用坚强的网架结构（如双环式、单环式、多分段适度联络等）。c） B、C类供电区域因负荷较为集中，供电安全水平要求较高，10kV配电网应采用较强的网架结构（如多分段适度联络、单环式等）。d） D类供电区域因负荷分散、供电距离较远、上级电源点少，10kV配电网可根据实际情况采用多分段适度联络、辐射状结构。e） E类供电区域因负荷极度分散、供电距离远、上级电源点少，10kV配电网一般可采用辐射状结构。f） 对于部分地区的电缆网，可根据实际需要采用多分支多联络、n供一备（n≥2）等接线方式。g） 除上述4种主要的典型电网结构以外，还存在双射式、对射式等过渡结构。各类供电区域内的电网可根据电网建设阶段，供电安全水平要求和实际情况，通过建设与改造，分阶段逐步实现推荐采用的电网结构。h） 针对10kV配电网存在的供电范围交叉、重叠情况，本条款提出10kV配电网应依据变电站的位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的分区。为了适应配电网不同阶段的需要，允许电网发展后能够重新分区，增加电网规划的适应性。b)供电半径导则规定：10kV线路供电半径应满足末端电压质量的要求，原则上A+、A、B类供电区域供电半径不宜超过3km，C类不宜超过5km，D类不宜超过15km，E类供电区域供电半径应根据需要经计算确定。说明：依据各类供电区域的负荷密度、10kV线路导线截面选取和线路压降要求等，通过计算得出各类区域10kV线路的供电半径。低压网架结构导则规定：380/220V线路应有明确的供电范围，供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上A+、A类供电区域供电半径不宜超过150m，B类不宜超过250m，C类不宜超过400m，D类不宜超过500m，E类供电区域供电半径应根据需要确定。说明：综合考虑各类供电区域用电水平、380/220V线路导线截面和压降要求等因素，本条款明确了各类供电区域380/220V线路的供电半径。导则规定：380/220V配电网为直接接地系统，可采用TN、TT、IT接地方式，其中TN接地方式主要采用TN-C-S、TN-S。说明：用户应根据用电特性、环境条件或特殊要求等具体情况，正确选择接地系统。主要设备3.2.1中压主要设备a)中压线路导则规定：10kV配电网应具有较强的适应性，主干线截面应综合饱和负荷情况，线路全寿命周期一次选定，导线界面选择应系列化，统一规划区主干导线截面不宜超过3种，主变容量与10kV出线间隔及线路导线截面的配合一般可参考下表选择：110～35kV主变容量（MVA）10kV出线间隔数10kV主干线截面（mm2）10kV分支线截面（mm2）架空电缆架空电缆6312及以上240、185400、300185、120240、18550、408～14240、185、120400、300、240185、120240、185、15031.58～12185300、240120185206～81202405、10、6.34～8120-120、50-3.15、24～8120-120、50-注1：中压架空线路通常为铝芯，沿海盐雾地区可采用铜绞线，A+、A、B、C架空线路宜采用架空绝缘线；

注2：表中推荐的电缆线路未铜芯，也可采用相同载流量的铝芯电缆，沿海或污秽严重地区可选用电缆线路；

注3：对于专线用户较为集中的区域，可适当增加变电站10kV出线间隔数。说明：明确了不同主变容量下的10kV线路导线截面推荐选型。中压配电网由主干线、分支线和用户（电源）接入线组成，是配电网的核心和中坚，在正常运行时承担着电力配送的任务，故障或检修时承担着负荷转移的任务。中压主干线导线截面应首尾相同，有联络的中压分支线其功能视同中压主干线，也是负荷转移的通道，导线截面选择应与中压主干线标准等同。b)配电站房开关站开关站宜建于负荷中心区，一般配置双电源，分别取自不同变电站或同一变电站不同母线。开关站接线宜简化，一般采用两路或四路电源进线、6～12路出线，单母分段接线或两个独立单母线，宜采用负荷开关加熔断器配置组合形式。开关站应按配电自动化要求设计并留有发展余地。环网箱环网箱一般采用两路电源进线，4路出线，必要时可增加出线。环网室环网室一般采用两路电源进线，12路出线，单母线分段，10kV进线选用负荷开关柜，馈线选用负荷开关柜或断路器柜。配电室配电室一般配置双路电源，10kV侧一般采用环网开关，220/380V侧为单母分段接线。变压器接线组别一般采用D,Yn11，单台容量不宜超过1000kVA.配电室一般独立建设，受条件所限必须进楼时，可设置在底下一层，但不宜设置在最底层。其配电变压器宜选择干式，并采取屏蔽、减震、防潮措施。柱上变压器配电变压器应按“小容量、密布点、短半径”的原则配置，应尽量靠近负荷中心，根据需要也可采用单相变压器。配电变压器容量应根据负荷需要选取，不同类型供电区域的配电变压器容量选取一般应下表。供电区域类型三相柱上变压器容量（kVA）单相柱上变压器容量（kVA）A、B、C类≤400≤100D类≤315≤50E类≤100≤30注：在低电压问题突出的E类供电区域，亦可采用35kV配电化建设模式，35/0.38kV配电变压器单台容量不宜超过630kVA。柱上开关规划实施配电自动化的地区，开关性能及自动化原理应一致，并预留自动化接口。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，或安装带过流保护的断路器。3.2.2低压主要设备a)主干线路导则规定：380/220V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。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。各类供电区域380/220V主干线路导线截面一般可参考下表选择。线路形式供电区域类型主干线（mm2）电缆线路A+、A、B、C类≥120架空线路A+、A、B、C类≥120D、E类≥50注1：表中推荐的架空线路为铝芯，电缆线路为铜芯。

注2：A+、A、B、C类供电区域宜采用绝缘导线；D、E类供电区域必要时可采用钢芯铝绞线。农村人流密集的地方、树（竹）线矛盾较突出的地段，可选用绝缘导线。380/220V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。b)分支线、低压电缆分支箱、接户线导则未对该项做明确规定，根据配电工程典型设计及江西公司自行规定选用。3.3配电自动化3.3.1配电自动化配置导则规定：配电自动化是配电网管理信息系统的主要组成部分，是实现智能配电网的必要条件，是提高供电可靠性和运行管理水平的有效手段。通过对配电网的监控和控制，实时监控运行工况和故障处理，能够迅速进行故障研判，隔离故障区段，缩小停电范围，快速恢复供电，支撑配电网调度运行和抢修指挥等业务需求，并为配电网规划设计工作提供基础数据信息。故障处理功能应适应分布式电源接入。配电自动化建设应与配电网一次网架相协调。实施前应对本区域供电可靠性、一次网架、配电设备等进行评估，经技术经济比较后制定合理的配电自动化方案，因地制宜、分步实施。A+、A类供电区域馈线自动化宜采用集中式或智能分布式，具备网络重构和自愈能力，B、C类供电区域馈线自动化可采用集中式或就地型重合器式，D类供电区域馈线自动化可根据实际需求采用就地型重合器式或故障指示器方式。应根据可靠性需求、网架结构和设备状况，合理选用配电设备信息采集形式，对关键性节点，如主干线联络开关，进出线较多的开关站、环网单元和配电室，应配置“三遥”（遥测、遥信、遥控）配电自动化终端，对一般性节点，如分支开关、无联络末端站室应配置“二遥”（遥测、遥信）配电自动化终端，用户进线处应配置分界开关或具备遥测、遥信功能的故障指示器。继电保护及自动装置导则规定：配电网设备应装设短路故障和异常运行保护装置，设备短路故障的保护应有主保护和后备保护，需要时可再增设辅助保护。10kV配电网应采用过流、速断保护,低电阻接地系统中的线路应增设零序电流保护。分布式电源接入时，继电保护和安全自动装置配置方案应符合相关继电保护技术规程、运行规程和反事故措施的规定，定值应与电网继电保护和安全自动装置配合整定；公共电网线路投入自动重合闸时，应校核重合闸时间。3.4典设应用情况详见附录C4主要技术方案典型样板作为推荐的模式之一，各网省公司可根据本地区情况制定合适的样板工程。尽量作到：标准统一、覆盖面广、安全可靠、节能、环保、环境协调、先进适用、降低造价，做到统一性与适用性、可靠性、先进性、经济性、灵活性的协调统一。A类供电区域典型工程样板适用范围该工程样板适用于省会城市的市中心区或市区（负荷密度15MW/km2≤σ＜30MW/km2）；地级市的市中心区（负荷密度15MW/km2≤σ＜30MW/km2）。A类供电区域分区见附录B。网架结构中压网架结构a)接线方式电缆接线方式，推荐采用单环网接线。这一接线形式中有两个电源（可以取自同一变电所的2段母线或不同变电所），正常情况下，一般采用开环运行方式，其供电可靠性较高，运行比较灵活。在实际应用中，正常运行时，每条线路均留有50%的裕量。图4-1 单环网接线电缆双环网接线作为电缆接线选用型式。接线特点：自同一供电区域的两个变电站（或两个开关站）的不同中压母线各引出一条线路，构成双环网的接线方式。一般由双射或单环接线方式过渡形成。适用于负荷密度较高、二类用户较为密集、可靠性要求较高，开发比较成熟的区域。可以在双电源用户较多的地区采用双环网以提高供电可靠性。图4-2 双环网接线架空推荐采用多分段适度联络。这种接线模式，通过在干线上加装分段断路器把每条线路分段，并且每一分段都有联络线与其他线路相连接，当任何一段出现故障时，均不影响另一段正常供电，这样使每条线路的故障范围缩小，提高可靠性。这种接线每条线路应留有1/3或1/4的备用容量。与不同母线出线的环式接线模式和不同母线三条馈线的环式接线模式相比，两分段两联络的接线模式提高了架空线的利用率（由1/2到2/3），但由于需要在线路间建立联络线，加大了线路投资。线路装接容量见附录C-4。图4-3 多分段适度联络接线b)供电半径供电半径不大于3km。c)中压接地方式采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。并遵循以下原则：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～1000A范围内。低压网架结构a)380、220V配电网为直接接地系统，推荐采用TN接地方式。现场应根据用户用电特性、环境条件或特殊要求等具体情况，正确选择接地系统。图4-4 低压网络结构图（放射式）b)供电半径A类供电区域供电半径不宜超过150m。主要设备中压主要设备a)架空线路中压架空线路（钢芯）铝导线主干（联络）线截面为240mm2，分支截面（钢芯）铝导线为120mm2，新建中压架空线路采用架空绝缘线，架空绝缘线路应有完善的绝缘化及防雷设施。绝缘线路分段开关处、负荷集中位置的前后杆，线路分支线第一根杆、光伏等分布式电源接入点及其他有需要的位置装设验电接地挂环。砼杆杆型采用15米或18米，钢管杆采用13米或16米杆，采用同杆双回线路架设（必要时可考虑采用多回路架设），导线排列方式为左右对称垂直排列、左右对称三角排列、左右对称水平排列，直线杆绝缘子采用柱式绝缘子，耐张杆及终端杆绝缘子采用盘型悬式瓷绝缘子。断路器开断容量满足短路电流要求，并采用空气或气体绝缘，真空灭弧方式。线路主干段内公用配变每５台（10kV用户数5户，变压器总容量大于2000kVA）时装设一处分段点。主干线分段开关采用负荷开关，线路超过2km时设置1至3级柱上断路器（分段能力25kA）分段保护。b)电缆线路新建线路使用8.7/15kV交联聚乙烯绝缘阻燃铠装铜芯电缆。变电站出线电缆及电缆网络的采用400、300mm2；分支电缆选240、185mm2。通道建设型式为排管、电缆沟敷设、隧道（特殊需求时可采用桥架），排管推荐采用4～12回，孔径150、175、200mm；开挖排管材质选用CPVC、镀锌钢管（整根管，不允许拼接）；非开挖拉管选用改性聚丙烯电缆管（MPP）。电缆沟型式可采用钢筋混凝土、砖砌，单、双排列支架。电缆隧道型式适用于变电站出线及重要街道电缆条数多或多种电压等级平行的地段。c)站房设施开关站——10kV母线采用单母线分段接线，采取2回进线、6~12回出线，进线宜采用400mm2电缆，中间不再接带其它负荷，出线采用240mm2电缆。采用的柜型选用原则：标准化、小型化、无油化、模块化、自动化、可靠性高、体积小和少维护。箱式开闭所（环网单元）——10kV母线采用单母线接线，采取1路进线、1路环出线，4～6路出线，采用负荷开关或断路器。绝缘类型采用固体绝缘。配电室——10kV母线采用单母线或单母线分段接线，进、出线、变压器台数根据实际情况确定，配变容量采用国网公司标准系列容量，变压器采用SCB10及以上节能型，10kV进线采用负荷开关，出线采用负荷开关。采用中置柜。补偿容量按配变额定容量的30%选择，采取单、三相混合补偿方式。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，以及配电室无法扩容改造的场所。10kV母线采用线变组或单母线接线，配置1～2回进线、1台变压器，配变容量不大于630kVA，选用S13及以上节能型油浸变压器。柱上变压器容量采用国网公司标准系列容量，台架排列方式采用上下式排列，S13及以上节能型变压器。综合配电箱低压出线不超过3回路，补偿容量按配变额定容量的30%选择，采取单、三相混合补偿方式。低压主要设备a)低压开关柜采用的柜型固定式、固定分隔式、抽屉式。b)主干线路电缆截面选用240、150mm2，采用排管、沿墙等敷设方式，穿越道路时采用压力保护管（不得悬挂）。架空线路截面选用240、120mm2，杆型采用10米非预应力水泥杆单回水平架设。c)分支线电缆截面选用150、120mm2，采用排管、悬挂等敷设方式，穿越道路时采用压力保护管。架空线路截面选用120、70mm2，杆型采用12米或10米同杆单回水平架设。d)低压电缆分支箱低压电缆分支箱结构采用框架组装结构，选配塑壳断路器，电缆进、出线方式采用电缆下进线或侧进线，馈出回路数为4路或6路。e)接户线（低压分支线至用户电表箱）电缆截面选用70、35mm2。架设方式为穿管、槽盒敷设等方式。架空线路选用绝缘导线，截面选用70、35mm2。架设方式为架空、沿钢绞线架空敷设等方式。配电自动化配电自动化配置A类区域配电自动化建设宜采用集中式或智能分布式，宜具备在无需或仅需少量人为干预的情况下，实现对线路故障段快速隔离和非故障段恢复供电能力。A类供电区域对网架关键性节点，如线路分段开关、联络开关，进出线较多的开关站、配电室和环网单元，应配置“三遥”（遥测、遥信、遥控）配电自动化终端；对网架中的一般性节点，如分支开关、无联络的末端站室，应配置“两遥”（遥测、遥信）配电自动化终端。配电通信方式采用以光纤通信方式为主（采用24芯光缆）。在配电网一次网架规划时，同步考虑通信网与信息化规划，并预留相应通道。新建电力电缆线路要预留通讯电缆的管道，避免以后实施配电自动化时产生的二次开挖。配电主站与“三遥”终端宜采样光纤通信方式；“二遥”终端可采用光纤与无线公网相结合的通信方式；“一遥”终端可采用无线公网或载波通信方式。配电通信系统应满足配电自动化、用电信息采集系统、分布式电源、电动汽车充换电站及储能装置站点的通信需求。原则上，A类供电区域应根据三遥、二遥的配置方式确定光纤、无线或载波通信方式。配电网主干网架建设应随一次网络建设同步敷设光纤。继电保护及自动装置保护装置——开关站、配电室出线断路器配置速断、过流保护，中性点经低电阻接地系统增设零序电流保护；母联开关配置PT并列装置，备用电源自动切换装置视情况装设。二次保护装置电源应取自具备后备电源的直流或交流系统。B类供电区域典型工程样板适用范围该工程样板适用于直辖市市区或负荷密度6MW/km2≤σ<15MW/km2区域、省会城市/计划单列市市区或负荷密度6MW/km2≤σ<15MW/km2区域、地级市（自治州、盟）市中心区或负荷密度6MW/km2≤σ<15MW/km2区域、县（县级市、旗）负荷密度σ≥6MW/km2区域。B类供电区域分区见附件3。网架结构中压网架结构a)接线方式电缆线路的接线形式中有两个电源（可以取自同一变电所的2段母线或不同变电所），正常情况下，一般采用开环运行方式，其供电可靠性较高，运行比较灵活。在实际应用中，正常运行时，每条线路均留有50%的裕量。图4-5 单环网接线架空接线模式，通过在干线上加装分段断路器把每条线路分段，并且每一分段都有联络线与其他线路相连接，当任何一段出现故障时，均不影响另一段正常供电，这样使每条线路的故障范围缩小，提高可靠性。接线每条线路应留有1/3或1/4的备用容量。线路装接容量见附录C-4。图4-6多分段适度联络接线b)供电半径供电半径不大于3km。c)中压接地方式采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。并遵循以下原则：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～1000A范围内。低压网架结构a)380、220V配电网为直接接地系统，推荐采用TN接地方式。现场应根据用户用电特性、环境条件或特殊要求等具体情况，正确选择接地系统。图4-7低压网络结构图（放射式）b)供电半径B类供电地区供电半径不宜超过250m.主要设备中压主要设备a)架空线路中压架空线路主干截面为240mm2,分支截面为185mm2,新建中压架空线路采用架空绝缘线，架空绝缘线路应有完善的绝缘化设施。绝缘线路分段开关处、负荷集中位置的前后杆，线路分支线第一根杆、光伏等分布式电源接入点位置装设验电接地挂环。砼杆杆型采用15米或18米，钢管杆采用13米或16米杆，采用同杆双回线路架设（必要时可考虑采用多回路架设），导线排列方式为左右对称垂直排列、左右对称三角排列，直线杆绝缘子采用柱式绝缘子，耐张杆及终端杆绝缘子采用盘型悬式瓷绝缘子。断路器开断容量满足短路电流要求，并采用空气或气体绝缘，真空灭弧方式。线路主干段内公用配变每5台（10kV用户数5户，变压器装接容量2000kVA）装设一处分段点。主干线分段开关采用负荷开关，线路较长时设置1至3级柱上断路器（分段能力25kA）分段保护；公网用户接入点加装断路器型分界开关。b)电缆线路新建线路使用8.7/15kV交联聚乙烯绝缘阻燃铠装铜芯电缆。变电站出线电缆及电缆网络的主干电缆采用400、300mm2；分支电缆选240、185mm2。通道建设型式为直埋、排管、电缆沟，排管推荐采用4-12回，孔径150、175、200mm；开挖排管材质选用CPVC、镀锌钢管（整根管，不允许拼接）；非开挖拉管选用改性聚丙烯电缆管（MPP）；电缆沟型式可采用钢筋混凝土、砖砌，单、双排列支架。c)站房设施开关站——10kV母线采用单母线分段接线，采取2回进线、6~12回出线，进线宜采用400mm2电缆，中间不再接带其它负荷，出线采用240mm2电缆。采用的柜型选用原则：标准化、小型化、无油化、模块化、自动化、可靠性高、体积小和少维护。箱式开闭所（环网单元）——10kV母线采用单母线接线，采取1路进线、1路环出线，4~6路出线，采用负荷开关或断路器。绝缘类型采用SF6气体绝缘或固体绝缘。配电室——10kV母线采用单母线或单母线分段接线，进、出线、变压器台数根据实际情况确定，配变容量采用国网公司标准系列容量，变压器采用SCB10及以上节能型，10kV进线采用负荷开关，出线采用负荷开关。采用中置柜。补偿容量按配变额定容量的30%选择，采取单、三相混合补偿方式。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，以及配电室无法扩容改造的场所。10kV母线采用线变组或单母线接线，配置1～2回进线、1台变压器，配变容量不大于630kVA，选用S13及以上节能型油浸变压器。柱上变压器容量采用国网公司标准系列容量，台架排列方式采用上下式排列，S13及以上节能型变压器。综合配电箱低压出线不超过3回路，补偿容量按配变额定容量的30%选择，采取单、三相混合补偿方式。低压主要设备a)低压开关柜采用的柜型：固定式、固定分隔式、抽屉式。b)主干线路电缆截面选用240、150mm2，采用排管、沟槽、直埋等敷设方式，穿越道路时采用压力保护管（不得悬挂）。架空线路截面选用240、120mm2，杆型采用12米非预应力水泥杆单回水平架设。c)分支线电缆截面选用150、120mm2，采用排管、沿墙等敷设方式，穿越道路时采用压力保护管。架空线路截面选用120、70mm2，杆型采用12米或10米同杆单回水平架设。d)低压电缆分支箱低压电缆分支箱结构采用框架组装结构，选配塑壳断路器，电缆进、出线方式采用电缆下进线或侧进线，馈出回路数为4路或6路。e)接户线（低压分支线至用户电表箱）电缆截面选用70、35mm2。架设方式为穿管、槽盒敷设等方式。架空线路选用绝缘导线，截面选用70、35mm2。架设方式为架空、沿钢绞线架空敷设等方式。配电自动化配电自动化是提高供电可靠性和运行管理水平的有效手段之一，能迅速隔离故障区域，缩小停电范围，加快恢复供电。配电自动化配置B类区域配电自动化建设宜采用智能分布式为主，集中式、就地型重合器式为辅方式。B类供电区域点，宜以“二遥”终端为主，对联络开关和特别重要的分段开关也可配置“三遥”终端。配电通信方式在配电网一次网架规划时，应同步考虑通信网与信息化规划，并预留相应通道。新建电力电缆线路要预留通讯电缆的管道，避免以后实施配电自动化时产生的二次开挖。配电主站与“三遥”终端宜采样光纤通信方式；“二遥”终端可采用光纤与无线公网相结合的通信方式；“一遥”终端可采用无线公网或载波通信方式。配电通信系统应满足配电自动化、用电信息采集系统、分布式电源、电动汽车充换电站及储能装置站点的通信需求。原则上，B类供电区域应根据三遥、二遥的配置方式确定光纤、无线或载波通信方式。配电网主干网架建设应随一次网络建设同步敷设光钎。用电信息采集系统用电信息采集系统是实现计量异常监测、电能质量监测、用电分析和管理的有效手段。在配变安装时应同步配置电量集中器，实现配变电流、电压和功率、台区损耗等信息的实时监测，逐步实现用电信息采集系统的“全覆盖、全采集”。智能电表应具备供电可靠性统计和上传功能。C类供电区域典型工程样板适用范围该工程样板适用于省会城镇或负荷密度1MW/km2≤σ<6MW/km2开发区、南昌市外其它市市区或负荷密度1MW/km2≤σ<6MW/km2城镇、县（县级市）城镇或负荷密度1MW/km2≤σ<6MW/km2开发区。C类供电区域分区见附录B。网架结构中压网架结构a)接线方式 电缆线路推荐采用单环网接线。这一接线形式中有两个电源（可以取自同一变电所的2段母线或不同变电所），10kV侧分别馈出1回10kV电缆线路，由配电室或环网单元组成电缆单环网，正常运行电流不超过允许电流的50%。图4-8 单环网接线方式架空线路采用单联络接线，由同一变电所不同母线或不同变电所的环式接线模式有两个电源（可以取自同一变电所的不同母线段或不同变电所），每条线路分3～5段，实现互联互供。运行方式一般采用开环。线路装接容量见附录C-4。附接线图图4-9单联络接线b)供电半径供电半径不大于5km。c)中压接地方式采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。并遵循以下原则：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～1000A范围内。低压网架结构a）380、220V配电网采用三相四线式，供电半径不大于400m，采用TN-C接地系统。图4-10 低压网络结构图b)供电半径C类供电区域供电半径不宜超过400m。主要设备中压主要设备a)架空线路中压架空线路主干截面为240mm2,分支截面为120、50mm2,新建中压架空线路采用架空绝缘线，架空绝缘线路应有完善的绝缘化设施，绝缘导线的使用档距不宜超过80m，档距超过80米时应校验后重新选择导线型号，雷击严重的区域宜采用钢芯铝绞线或采取有效的防雷措施。绝缘线路分段开关处、负荷集中位置的前后杆，线路分支线第一根杆、光伏等分布式电源接入点位置或其它有必要的地方应装设验电接地挂环，同时必须考虑接地条件。杆塔选用按杆高分12m、15m（等同13米钢管杆）两种，按水泥电杆钢筋受力分预应力、非预应力和部分预应力三种，城镇、路边和有可能遭受外力导致水泥杆破坏的地方不宜采用预应力型水泥杆。采用同杆双回线路或单回路架设，双回路导线排列形式采用左右对称垂直排列或左右对称三角排列，单回路导线采用三角形排列，直线绝缘子采用柱式绝缘子，耐张绝缘子采用盘型悬式绝缘子。断路器开断容量满足短路电流要求，并采用空气或气体绝缘，真空灭弧方式。线路主干段内公用配变每5台（10kV用户数5户，变压器装接容量2000kVA）装设一处分段点。主干线分段开关采用负荷开关，线路较长时设置1至3级柱上断路器（分段能力25kA）分段保护；公网用户接入点加装断路器型分界开关。b)电缆线路新建线路使用8.7/15kV交联聚乙烯绝缘阻燃铠装铜芯电缆。变电站出线电缆及电缆网络的主干电缆采用300mm2；分支电缆选185、150mm2。通道建设型式为开挖排管、非开挖拉管、电缆沟、电缆隧道型式，排管孔径选用150、175、200mm；开挖排管材质选用CPVC；开挖排管选用3×3砂土回填或混凝土包封；非开挖拉管选用改性聚丙烯电缆管（MPP）。电缆沟型式可采用钢筋混凝土、砖砌，单、双排列支架。c)站房设施开关站——10kV母线采用单母线分段接线，采取2回进线、4～8线，进线采用负荷开关，出线采用断路器。柜型选用原则：标准化、小型化、无油化、模块化、自动化、可靠性高、体积小和少维护。箱式开闭所（环网单元）—用于电缆主干网，10kV母线采用单母接线，采取1路进线、1路环出线、2～4路出线，采用负荷开关或断路器。绝缘类型采用SF6气体绝缘、固体绝缘环网柜。配电室——10kV母线采用单母线接线，配置1～2回进线、1～2台变压器，配变容量采用国网公司标准系列容量，变压器采用SCB10及以上节能型变压器，10kV进出采用负荷开关。采用中置柜。补偿容量按配变额定容量的30%选择，采取单、三相混合补偿方式。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，以及配电室无法扩容改造的场所。10kV母线采用线变组或单母线接线，配置1～2回进线、1台变压器，配变容量不大于630kVA，选用S13及以上节能型油浸变压器。柱上变压器容量采用国网公司标准系列容量，台架排列方式采用上下式排列,S13及以上节能型变压器。综合配电箱低压出线2回路，补偿容量按配变额定容量的30%选择，采取单、三相混合补偿方式。低压主要设备a)低压开关柜采用的柜型采用固定式、固定分隔式、抽屉式。b)主干线路电缆截面选用240、150mm2，采用排管、电缆沟、直埋、沿墙敷设方式，穿越道路时采用压力保护管（不得悬挂）。架空线路截面选用185、120mm2，杆型采用10米、12米非预应力或预应力水泥杆单回水平架设。c)分支线电缆截面选用150mm2，采用排管、电缆沟、直埋、架空敷设等敷设方式，穿越道路时采用压力保护管。架空线路截面选用120、50mm2，杆型采用10米、12米非预应力或预应力水泥杆单回水平架设。d)低压电缆分支箱低压电缆分支箱结构采用框架组装结构，选配塑壳断路器，电缆进、出线方式采用电缆下进线或侧进线，馈出回路数为4路或6路。e)接户线（低压分支线至用户电表箱）电缆截面选用70mm2。架设方式为穿管、槽盒敷设等方式。架空线路选用绝缘导线，截面选用50mm2。架设方式为架空、沿钢绞线架空敷设等方式。配电自动化配电自动化配置C类区域配电自动化建设根据实际需求采用就地型重合器式或故障监测方式为主，集中式为辅方式。C类供电区域宜采用“二遥”终端，如确有必要经论证后可采用少量“三遥”终端。配电通信方式C类供电区域应根据三遥、二遥的配置方式确定以无线通信光纤通信与无线网络相结合。继电保护及自动装置保护装置——开关站、配电室出线断路器配置速断、过流保护，中性点经低电阻接地系统增设零序电流保护；母联开关配置PT并列装置，备用电源自动切换装置视情况装设。二次保护装置电源应取自具备后备电源的直流或交流系统。D类供电区域典型工程样板适用范围该工程样板适用于全省农村地区。网架结构中压网架结构a)接线方式架空线路采用单联络接线，由同一变电所不同母线或不同变电所的环式接线模式有两个电源（可以取自同一变电所的不同母线段或不同变电所），每条线路分3～5段，实现互联互供。每段线路挂接配变容量约为3000～4000kVA，总的装接配变容量不超过12000kVA，运行方式一般采用开环。图4-11 单联络接线单辐射接线每条线路分3～5段，线路装接容量见附录C-4。图4-12 单辐射接线b)供电半径供电半径不大于15km。c)中压接地方式采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。并遵循以下原则：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～1000A范围内。低压网架结构a)380、220V配电网采用三相四线式，供电半径不大于500m，采用TT接地系统。附低压网络结构图图4-13 低压网络结构图b)供电半径D类供电区域供电半径不宜超过500m，主要设备中压主要设备a)架空线路中压架空线路主干截面为240、120mm2,分支截面为120、50mm2,新建中压架空线路采用架空绝缘线，架空绝缘线路应有完善的绝缘化设施，档距超过80米及雷击严重的区域采用钢芯铝线。绝缘线路分段开关处、负荷集中位置的前后杆，线路分支线第一根杆、光伏等分布式电源接入点位置装设验电接地挂环。杆塔采用12米、10米水泥杆或12米大弯矩电杆，采用单回路架设，单回路导线采用三角形排列，直线绝缘子采用柱式绝缘子，耐张绝缘子采用盘型悬式绝缘子。断路器开断容量满足短路电流要求，并采用空气或气体绝缘，真空灭弧方式。线路主干段内公用配变超过15台（10kV用户数超过15户，变压器总容量大于2000kVA）时装设一处分段点。主干线分段开关采用负荷开关，线路较长时设置1至3级柱上断路器（分段能力25kA）分段保护；公网用户接入点加装断路器型分界开关。b)站房设施柱上变压器容量采用国网公司标准系列容量，台架排列方式采用上下排列，S13及以上节能型变压器。综合配电箱低压出线不超过2回路，补偿容量按配变额定容量的30%选择，采取单、三相混合补偿方式。低压主要设备a)低压开关柜采用的柜型采用固定式。b)主干线路电缆截面选用150mm2，采用排管、直埋、沿墙等敷设方式，穿越道路时采用压力保护管（不得悬挂）。架空线路截面选用185、120、70mm2，杆型采用10米、12米水泥杆单回水平架设。c)分支线电缆截面选用95、50mm2，采用直埋、架空敷设等敷设方式，穿越道路时采用压力保护管。架空线路截面选用70mm2，杆型采用10米、12米非预应力水泥杆单回水平架设。d)低压电缆分支箱低压电缆分支箱结构采用框架组装结构，选配塑壳断路器，电缆进、出线方式采用电缆下进线或侧进线，馈出回路数为4路或6路。e)接户线（低压分支线至用户电表箱）电缆截面选用35mm2。架设方式为穿管、架空敷设等方式。架空线路选用绝缘导线，截面选用35mm2。架设方式为架空或沿墙敷设等方式。配电自动化配电自动化配置D类区域配电自动化建设根据实际需求采用就地型重合器式或故障监测方式方式。D类供电区域宜采用“二遥”终端，如确有必要经论证后可采用少量“三遥”终端。配电通信方式以无线通信为主。继电保护及自动装置保护装置——采用柱上智能断路器或线路快速熔断器。附录A各区域的指标评价表（2020年目标值）指标名称指标计算公式分区域关键指标ABCD供电可靠率(RS3)供电可靠率(不计系统电源不足限电)

=(1-（用户平均停电时间-用户平均限电时间）/统计期间时间)×100%99.99%99.965%99.897%99.828%电压合格率居民受电端电压合格率（D类）：电压合格率=(1-电压超限时间/总运行统计时间)×100%（按城农网对外服务承诺指标填写）99%95%95%90%网架结构清晰率线路网架结构清晰率=主干网架满足目标网架接线方式的公用线路条数/10kV公用线路总条数*100%100%100%100%100%架空线路绝缘化率架空线路绝缘化率=10kV公用架空绝缘线路长度/10kV公用架空线路总长度*100%100%100%75%50%电缆化率电缆化率=10kV公用电缆线路长度/10kV公用线路总长度*100%，电缆建设必须坚持谁主张，谁出资的原则90%50%20%线路联络率线路联络率=有联络的10kV公用线路条数/10kV公用线路总条数*100%100%100%90%60%线路N-1率线路N-1率=满足N-1的10kV公用线路条数/10kV公用线路总条数*100%100%75%50%25%线路重载率线路重载率=（正常运行方式下10kV公用线路载流量超过70%且持续时间超过1小时/10kV公用线路总条数）*100%0%2%5%7%线路轻载率线路轻载率=（1-正常运行方式下10kV公用线路最大载流量小于20%/10kV公用线路总条数）*100%（剔除备用线路）10%10%10%10%配变重载率配变重载率=最大负载率超过80%且持续时间超过2小时公变台数/10kV公用配变总台数*100%2%2%2%2%高耗能配变率高耗能配变率=10kV高耗能配变台数/10kV公用配变总台数*100%0%0%0%0%配电自动化覆盖率（三遥）配电自动化覆盖率=10kV公用线路主干线上的开关节点具备三遥功能的线路条数/10kV公用线路总条数*100%100%60%30%10%附录B2014年江西省各地市供电分区划分结果（按行政区）地市县（市、区）供电分区南昌市东湖区A、B西湖区A、B青云谱区B、C湾里区B、C青山湖区B、C红谷滩区A、B朝阳洲区B、C南昌县C、D安义县C、D进贤县C、D新建县C、D上饶市信州区B、C德兴市C、D三清山B、C上饶县C、D广丰县C、D玉山县C、D婺源县C、D鄱阳县C、D余干县C、D万年县C、D弋阳县C、D横峰县C、D铅山县C、D九江市浔阳区B庐山牯岭B庐山区B、C彭泽县C、D星子县C、D永修县C、D德安县C、D湖口县C、D都昌县C、D共青城市B、C武宁县C、D瑞昌市C、D修水县C、D九江县C、D萍乡市安源区B、C湘东区B、C莲花县C、D芦溪县C、D上栗县C、D新余市渝水区B、C分宜县C、D鹰潭市月湖区B、C贵溪市C、D余江县C、D赣州章贡区B、C经济开发区B赣县C、D南康市C、D信丰县C、D龙南县C、D定南县C、D崇义县C、D安远县C、D大余县C、D上犹县C、D全南县C、D寻乌县C、D宁都县C、D石城县C、D兴国县C、D会昌县C、D瑞金市C、D于都县C、D宜春市袁州区B、C樟树市C、D丰城市C、D高安市C、D靖安县C、D奉新县C、D上高县C、D宜丰县C、D铜鼓县C、D万载县C、D景德镇昌江区B、C珠山区B、C乐平市B、C、D浮梁县C、D吉安吉州区B、C青原区B、C万安县C、D永新县C、D遂川县C、D井冈山市B、C、D吉安县C、D安福县C、D永丰县C、D吉水县C、D泰和县C、D新干县C、D峡江县C、D抚州金巢区B、C临川区B、C乐安县C、D金溪县C、D南丰县C、D崇仁县C、D宜黄县C、D广昌县C、D南城县C、D东乡县C、D资溪县C、D黎川县C、D附录C-1江西省地区配电工程典型设计模块选择(架空线路)杆型模块编号模块名称适用规划分区杆头布置型式杆塔类型杆型名称图号直线水泥杆1单回直线水泥杆D三角排列非预应力水泥杆Z-M-12图7-22C、D三角排列非预应力水泥杆Z-M-15图7-33双回直线水泥杆A、B双三角、双垂直非预应力水泥杆2Z-M-15图7-7A、B双三角、双垂直非预应力水泥杆2Z-N-15图7-8A、B、C双三角、双垂直非预应力水泥杆2Z-T-15图7-114四回直线水泥杆A、B上双三角，下双三角非预应力水泥杆4Z-T-18图7-18无拉线转角水泥杆5无拉线转角水泥杆C、D三角排列非预应力水泥杆J19-M-12图8-1C、D三角排列非预应力水泥杆J27-O-12图8-3C、D三角排列非预应力水泥杆J35-T-12图8-5C、D三角排列非预应力水泥杆J43-U2-12图8-8B、C三角排列非预应力水泥杆J19-M-15图8-2B、C单回三角，双回（双三角、双垂直）非预应力水泥杆J27-O-15图8-4B、C单回三角，双回（双三角、双垂直）非预应力水泥杆J35-T-15图8-6B、C单回三角，双回（双三角、双垂直）非预应力水泥杆J43-U2-15图8-9A单回三角，双回（双三角、双垂直）非预应力水泥杆J35-T-18图8-7A单回三角，双回（双三角、双垂直）非预应力水泥杆J43-U2-18图8-10带拉线转角水泥杆6带拉线直线转角C、D三角排列非预应力水泥杆ZJ-M-12图9-2B、C三角排列非预应力水泥杆ZJ-M-15图9-3C、D三角排列非预应力水泥杆ZJ-M-D-12图9-4B、C三角排列非预应力水泥杆ZJ-M-D-15图9-57带拉线耐张转角C、D三角排列非预应力水泥杆NJ1A-M-12图9-8B、C三角排列非预应力水泥杆NJ1A-M-15图9-9C、D三角排列非预应力水泥杆NJ1A-M-D-12图9-10B、C三角排列非预应力水泥杆NJ1A-M-D-15图9-11C、D三角排列非预应力水泥杆NJ2A-M-12图9-18B、C三角排列非预应力水泥杆NJ2A-M-15图9-19C、D三角排列非预应力水泥杆NJ2A-M-D-12图9-20B、C三角排列非预应力水泥杆NJ2A-M-D-15图9-21C、D三角排列非预应力水泥杆NJ2A-N-D-12图9-20B、C三角排列非预应力水泥杆NJ2A-N-D-15图9-218带拉线直线耐张C、D三角排列非预应力水泥杆ZNA-M-12图9-28B、C三角排列非预应力水泥杆ZNA-M-15图9-29C、D三角排列非预应力水泥杆ZNA-M-D-12图9-30B、C三角排列非预应力水泥杆ZNA-M-D-15图9-319带拉线终端杆C、D三角排列非预应力水泥杆DA-M-12图9-38B、C三角排列非预应力水泥杆DA-M-15图9-39C、D三角排列非预应力水泥杆DA-M-D-12图9-40B、C三角排列非预应力水泥杆DA-M-D-15图9-4110带拉线双回电杆B、C双三角、双垂直非预应力水泥杆2ZJ-M-15图9-46B、C双三角、双垂直非预应力水泥杆2NJ1-M-15图9-47B、C双三角、双垂直非预应力水泥杆2NJ2-N-15图9-48B、C双三角、双垂直非预应力水泥杆2ZN-M-15图9-49B、C双三角、双垂直非预应力水泥杆2D-M-15图9-50双杆11单回拉线直线双杆B、C、D水平排列非预应力水泥杆ZS-M-12图10-11B、C、D水平排列非预应力水泥杆ZS-M-15图10-12B、C、D水平排列非预应力水泥杆ZS-M-18图10-13钢管杆12直线钢管杆A、B双三角、双垂直非预应力水泥杆G2Z25-19图11-13A、B双三角、双垂直非预应力水泥杆G2Z25-22图11-1913耐张钢管杆A、B、C三角排列非预应力水泥杆GN27-10图12-1A、B、C三角排列非预应力水泥杆GN31-10图12-9A、B、C三角排列非预应力水泥杆GN35-10图12-25A、B、C单回三角，双回（双三角、双垂直）非预应力水泥杆GN27-13图12-4A、B、C单回三角，双回（双三角、双垂直）非预应力水泥杆GN31-13图12-12A、B、C单回三角，双回（双三角、双垂直）非预应力水泥杆GN35-13图12-28A、B、C双三角、双垂直非预应力水泥杆GN39-13图12-41A上双三角，下双三角非预应力水泥杆GN31-16图12-18A上双三角，下双三角非预应力水泥杆GN35-16图12-34A上双三角，下双三角非预应力水泥杆GN39-16图12-47A上双三角，下双三角非预应力水泥杆GN45-16图12-54附录C-2江西省地区配电工程典型设计模块选择(电气部分)供配电设施型式方案适用规划分区电气主接线建设规模主要设备选型布置方式

或安装型式开关站KB-1-AA、B、C单母线分段2进，12回出线金属铠装移开式开关柜,1250A,31.5kA，真空断路器户内双列布置KB-1-B两个独立的单母线4进,12回出线户内双列布置KB-1-CC单母线分段2进，12回出线环网柜,630A，20kA，电动户内双列布置环网室HB-1-AA、B、C单母线分段进线2回，馈线12回环网柜,630A，20kA，电动10kV进线采用空气绝缘负荷开关柜，馈线采用断路器柜户内单列布置HB-1-BA、B、C单母线分段进线2回，馈线12回环网柜,630A，20kA，电动，10kV进