佛山“十三五”配电网规划技术原则

佛山市“十三五”配电网规划

第六章 规划技术原则

6.1 总则

本原则是以《广东电网有限责任公司“十三五”配电网规划技术指导原则》（以下简称《技术指导原则》）为基础，结合佛山实际情况进行编制。

本原则适用于佛山供电局及所属各区供电局110kV及以下配电网“十三五”规划及“十三五”期间年度项目库修编工作。 6.2 规划编制基础及要求

配电网规划应贯彻国家法律法规和南方电网公司建设方针，满足电力市场发展需要，适度超前社会经济发展规划，各电压等级电网规划应互相适应，促进电网和经济社会可持续发展。

配电网规划应遵循资产全生命周期管理关于风险、效益和成本综合最优的原则，进行经济技术分析，注重投资效益，确保电网安全经济运行。

配电网规划应适应新能源发展需求，把握新技术发展方向，积极稳妥应用新技术。 6.3 一般技术原则 6.3.1 配电网供电安全水平

1、正常运行方式下，任一交流线路跳闸、任一变压器跳闸、任一段母线跳闸、任一机组故障、任一同塔双回及以上线路跳闸不导致一级事件及以上电网风险。对于造成一级事件的风险，应在规划期内安排项目解决。对于造成一般及以上事故的风险，应尽快采取措施解决。

2、高、中压配电网在最大负荷情况下应达到的最低安全水平见

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表6.3.1-1。

表6.3.1-1 高、中压配电网的供电安全水平 供电分区 110kV 10 kV A B C D E 必须满足N-1安全准则，有必须满足N-1应满足N-1 应满足N-1 宜满足N-1 条件可满足N-1-1安全准则 安全准则 安全准则 安全准则 安全准则 N-1停运发生3小时后，停电负荷必须不超线路应按可转供线路宜按可转供线路可按可转过2MW 电线路规划 电线路规划 供电线路规划 2、低压配电网的供电安全水平应满足以下要求：

1）低压配电网中，当一台配电变压器或低压线路发生故障时，可允许部分停电，待故障修复后恢复供电。

2）对于含有重要负荷的配电站，可采用2台及以上配电变压器或应急电源等方式，满足允许中断供电时间要求。

各类供电区配电网规划理论计算供电可靠率（RS-3）控制目标见表6.3.1-2。

表6.3.1-2 配电网理论计算供电可靠率控制目标

供电分区 供电可靠率 用户平均停电时间 A类 > 99.999% < 5.2分钟 B类 >99.99% <52.5分钟 C类 >99.97% <2.5小时 D类 > 99.93% < 6小时 E类 > 99.79% < 18小时 配电网规划应按线损“四分”管理要求控制分压技术线损，各类供电区配电网规划理论计算线损率（不含无损）控制目标见表6.3.1-3。

表6.3.1-3 配电网理论计算线损率控制目标

电压等级 A类 B类 C类 110kV < 0.5% 35 kV ---- 10 kV < 2% < 2.5% 380 V < 2% < 2.5% 理论线损率 < 3% < 4.5% 注：各电压等级理论损耗包括该电压等级的线路和变压器损耗。 D类 < 2% < 2% < 2.5% < 2.5% < 6% E类 < 3% < 3% < 4% < 5% < 11% 6.3.2 短路电流水平

1、配电网各级电压的短路电流应综合网架设计、主接线、变压器容量及其阻抗、系统运行方式等方面进行控制，适应电网中长期运行发展，并与各级电压断路器开断能力及设备动热稳定电流相适应，各级电压短路电流不应超过表6.3.2-1控制水平。

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2、短路电流达到或接近其控制水平时，应通过技术经济比较，采取合理的限流措施。必要时通过技术经济比较可采用高一级开断容量的开关设备。

表6.3.2-1 短路电流控制水平

电压等级（kV） 短路电流控制水平（kA） 110 40 10 20 6.3.3 无功补偿配臵与电压质量

1、配电网无功补偿应采用分层分区和就地平衡相结合，就地与集中相结合，供电部门与电力用户相结合的原则。

2、高压配电网变电站无功补偿容量宜按主变压器容量的10%～30%配臵，并满足主变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95。

3、中压配电网配电站无功补偿容量宜按变压器负载率为75%，负荷自然功率因数为0.85时，将中压侧功率因数补偿至不低于0.95进行配臵。实际应用中，也可按变压器容量20%～40%进行配臵。

4、为保证电力用户受电端的电压质量，正常方式下各级配电网电压偏差范围应满足表6.3.3-1要求。

表6.3.3-1 电压偏差允许范围

电压等级 110kV 10 kV 380V 220V 允许电压偏差 -3%～+7% -7%～+7% -7%～+7% -10%～+7% 6.3.4 电力线路通道要求

1、电力线路通道的规划建设应考虑安全、可行、维护便利及节省投资等条件，与各种管线和其他市政设施统一安排，并满足未来10～15年的发展需要。

2、结合城市规划建设，在道路新建、改（扩）建时应同步建设

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电力线路通道。

3、变电站出线电缆沟的建设规模应按变电站终期建设规模一次建成。 6.3.5 防灾减灾

1、应结合当地气象地质条件和运行经验，在配电网规划时考虑必要的防风、防冰、防涝、防震等抵御重大自然灾害的技术措施，并评估相关投资和费用。

2、对于以下情况，可适当提高规划标准以抵御重大自然灾害： 1）高危地区线路、重要联络线路。

2）承担主要城市、重要用户保安电源的送出线路。 3）具有“黑启动”能力的电源送出线路。 4）线路故障将引发系统稳定的电源送出线路。

6.4 高压配电网规划技术原则 6.4.1 容载比

本次规划考虑佛山110kV电网容载比较高的实际情况，在规划期应加以控制并逐年下降至合理水平。佛山110kV电网容载比远期控制在1.8～2.1。

对于发展较为成熟的区域，需严格控制容载比取值要求，规划水平年合理考虑项目安排。

对处于快速发展期的地区及重要工业园，可适当提高容载比取值上限，以满足电力快速增长的需求。 6.4.2 网架规划原则 6.4.2.1 一般原则

佛山地区110kV电网实现以220kV变电站为中心，分区供电模式。各片区正常运行方式下相对独立，具备一定的事故情况下相互支

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援能力。

110kV变电站远期应满足双电源供电要求，对过渡期及发展较为落后的区域，可适当放宽要求。

佛山地区110kV高压配电网规划以目标网架为导向，以满足供电可靠性为主要目标，同时兼顾电网建设的经济性及可实施性。高压配电网组网结构应简洁清晰，有条件时应考虑一定的运行灵活性。在综合考虑上述问题的基础上，选取“T”接接线或链式接线为目标接线，发展适宜所在供电区需求的典型电网接线模式。 6.4.2.2 “T”接接线网架规划原则

（1）对于远期负荷密度较高或电缆网建设的区域，新建110kV变电站优先考虑T接接入电网，若已有电网不具备T接的条件，可考虑以链式接线构网。

（3）110kV电网目标采用T接应尽量减少线路同塔建设，并避免两个或三个变电站T接在单个同塔多回线路上。非进站段的同一通道故障（包括110kV同塔多回故障、同沟多回故障）应不超过1座110kV变电站失压。

（4）同一回110kV线路T接不应超过3台主变。

（5）对不同属性设备（公用电网、用户站及配套出线、电厂及配套出线），在涉及线路T接问题时，应具有清晰的资产及运维界面。

佛山地区110kV电网“T”接网络典型构网形式见下图所示：

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表6.5.1-1 10kV配电网网架结构接线推荐表 过渡接线 目标接线 电缆：“2-1”单环网，“3-1”单环网，两供一A类 电缆：三供一备 备 电缆：“N-1”单环网（N=2,3）， 电缆：N供一备（N=2,3） B类 架空：N分段n联络（N≤4,n≤3） 架空：N分段n联络（N≤4,n=2） 电缆：“2-1”单环网，两供一备 电缆：“2-1”单环网，N供一备（N=2,3） C类 架空：N分段n联络（N≤4,n≤3） 架空：N分段n联络（N≤4,n≤2） 电缆：“2-1”单环网，两供一备 电缆：“2-1”单环网，N供一备（N=2,3） D类 架空：N分段n联络（N≤4,n≤3） 架空：N分段n联络（N≤4,n≤2） E类 架空：单辐射 架空：N分段n联络（N≤4,n≤3） 注：N，n不为0。 供电分区 9、电站10kV系统采用中性点经小电阻接地方式。对于新建工程，10kV中性点均应采用小电阻接地方式；对于扩建工程，应先核实在运的接地变容量是否满足要求，不满足的申请立项更换为小电阻接地方式、同时扩建工程采用小电阻接地方式；满足要求的，扩建工程按原接地方式进行；对于技改工程，原则上更换为小电阻接地方式。 6.5.2 组网步骤

1、架空线路

1）负荷发展初期，采用架空单联络结线模式。

2）负荷发展到一定阶段（平均每回线路负载率接近40%时），如有新的报装负荷，应考虑构筑多分段两联络结线（3回线路为1组）。

3）当3回线路平均每回线路负载率接近55%时，应考虑新建第四回线路构筑多分段两联络结线（4回线路为1组）。

4）当负荷进一步发展时，多分段两联络结线（4回线路为1组）不能满足N-1供电可靠性要求时，不应在现有网络基础上再增加线路，而应重新采用架空单联络结线再次循环发展。

5）对于改造现有电网时，应遵循便于过渡的原则，向单联络、多分段两联络结线模式组网。

2、电缆线路

1）负荷发展初期，采用电缆“2-1”或“3-1”单环网结线模式。 2）负荷发展到一定阶段（平均每回线路负载率接近40%时），如

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有新的报装负荷，应考虑新建第三回线路构筑“二供一备”。

3）当“二供一备”平均每回线路负载率接近55%时，应考虑新建第四回线路构筑“三供一备”。

4）当负荷进一步发展时，“三供一备”结线不能满足N-1供电可靠性要求时，不应在现有网络基础上再增加线路，而应重新采用电缆“2-1”单环网结线再次循环发展。

5）对于改造现有电网时，应遵循便于过渡的原则，向“2-1”单环网、“N供一备”结线模式组网。 6.5.3 开关站与配电站

1、公用开关站和配电站应位于负荷中心并满足进出线电力通道要求。市政建设时，相关公用开关站和配电站土建应作为配套与市政工程同步建设、改造。

2、公用开关站、配电站宜独立设臵，条件受限时可附设于其他建筑物内，但不宜设臵在建筑物负楼层。

3、开关站电气主接线宜采用单母线或单母线分段接线，每段母线接4-8面开关柜。

4、负荷密集地区的配电站，宜采用双配变型式配臵。 5、配电站应遵循“小容量、多布点”原则，当配变容量不能满足供电需求时，应优先考虑通过新增布点解决。

6、配电变压器应选择小型化、低噪音的节能环保型产品，额定容量按表6.5.3-1选择。

表6.5.3-1 中压配电网配电变压器额定容量推荐表 电压等级 10（20）kV 油浸式配电变压器 不宜大于630kVA 干式配电变压器 不宜大于1250kVA 注：台架变压器容量不宜大于500kVA 6.5.4 线路规划

1、同一个规划区的导线选型应标准化、系列化,应统筹考虑远期

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负荷发展状况和线路全生命周期成本选定导线类型及截面，同一线路上不同类型导线截面应注意载流量匹配，同类型导线主干线、次干线、分支线截面宜分别一致。导线截面推荐表见表6.5.4-1、表6.5.4-2。

表6.5.4-1 中压架空线路导线截面推荐表 供电分区 B、C、D、E类 主干线(mm2) 240 次干线(mm2) 120 分支线(mm2) 70 表6.5.4-2 中压电缆截面推荐表 类型 10kV电缆线路 供电区 A、B、C、D、E类 主干线(mm2) 400、300 分支线(mm2) 120、70 2、中压配电线路的供电距离应满足末端电压质量的要求。 3、中压架空线路

1）架空线路路径的选择应根据地形地貌特点和城市规划道路要求，沿道路或绿化带架设，尽量减少与道路、铁路、河流以及架空线路的交叉跨越。

2）中压架空线路导线选用铝绞线或钢芯铝绞线，在林区、人群居住密集区或与周围建筑物间距不满足安全要求时，应采用绝缘导线。

4、中压电缆线路

1）终期规划3×63MVA的变电站，应至少预留可供45回10kV出线电缆的电力走廊；终期规划3×40MVA的变电站，应至少预留可供36回10kV出线电缆的电力走廊。

2）道路电缆走廊应根据区域负荷分布发展情况、变电站布点及中压配电网网架建设目标，按未来10～15年发展需要进行统筹规划。

6.6 低压配电网规划技术原则 6.6.1 网架结构

1、低压配电网宜采用以配电站为中心的放射型接线方式，低压配电网典型接线图见附录。

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2、低压配电网应实行分区供电，低压供电范围不应交错重叠。 3、负荷接入低压配电网时，应尽量保持三相负荷平衡。 6.6.2 低压配电装臵及线路

1、配电变压器低压配电装臵出线回路宜为2～8回，低压配电系统宜采用单母线接线方式，采用双配变配臵的配电站，两台配变的低压母线之间应装设联络开关，变压器低压进线开关与母线联络开关设臵可靠的联锁机构。

2、低压架空线路宜采用绝缘线，A、B、C类地区可选用铜芯绝缘线，D、E类地区宜选用铝芯绝缘线。

3、低压线路主干线应按规划一次建成，中性线与相线截面宜相同。

4、低压台区供电半径应满足线路末端电压质量要求并控制在以下范围：

1）A、B类供电区：200m； 2）C、D类供电区：250m； 3）E类供电区：300m。

6.7 电源接入系统 6.7.1 基本原则

1、电源接入应以审定的中长期电力规划为基础，从实际出发，遵循分层、分区、分散接入的原则。

2、电源接入系统电压等级一般宜为1级，最多不超过2级，以两级电压接入系统的发电厂内不宜设两级电压的联络变压器。

3、电源的接入、主接线应综合考虑电网解环运行要求，简化主接线，发电厂宜减少出线回路数。

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4、并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。

5、分布式电源的接入不应影响电网的电能质量，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规划技术原则允许范围内。

6.7.2 电压等级选择

根据电源接入系统的电压等级宜按表6.7.2-1选择，有不同接入电压等级可供选择的时候，必须经过充分论证后确定接入电压等级。

表6.7.2-1 电源并网的电压等级推荐表

电源总容量范围（kW） 小于15（含） 15至400（含） 400至5000（含） 5000至10000（含） 10000至30000 30000以上 并网电压等级（kV） 0.22 0.38 10 10 10、110 110 6.7.3 分布式光伏发电接入系统 6.7.3.1 功率控制和电压调节

1、有功功率控制

通过10 (20) kV 电压等级并网的分布式光伏发电系统应具有有功功率调节能力，必要时能根据电网调度机构指令调节电源的有功功率输出。

2、无功容量和电压调节

分布式光伏发电系统功率因数应在0.95 (超前) ~0.95 (滞后)范围内连续可调。

分布式光伏发电系统在其无功输出范围内，应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构给定。 6.7.3.2 启停

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图9.1-2 佛山一体化配电自动化主站系统体系结构

佛山自2010年陆续接入以快速定位和快速隔离配网故障为主要功能的馈线自动化开关和故障指示器等配电自动化终端，其中架空线及混合线路安装柱上自动化开关及带通信功能的架空型故障指示器，电缆线路则只安装了带通信功能的电缆型故障指示器。

目前佛山配电自动化通信网主要采用光纤通信（工业以太网交换机）的方式，建设了两个独立平面（通信A网、通信B网）的配电自动化通信网，满足高可靠智能配电网的需要。配电网自动化通道按要求实现双通道，并分别通过两套独立网络承载；并分别按照通信主站层、通信子站层、通信终端层的分层建设模式构建通信网。

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表9.1-1 配电自动化主站系统配臵清单

1 2 3 1 2 3 服务器 磁盘阵列 配调工作站 交换机 物理隔离 网络防火墙 一 系统硬件设备 rx6600 EVA6400 WS460C G6 二 系统网络设备 catalyst 3560-G catalyst 3560v2 catalyst 4500－E StoneWall2000 SysKeeper-2000 天清汗马 USG-3600C 台 台 台 套 套 套 套 套 套 15 4 20 2 4 6 2 2 7 表9.1-2 配电自动化建设规模统计表

区县 禅城区 南海区 顺德区 三水区 高明区 合计 已实现自带通信功开关站开关柜柱上开三遥开二遥开一遥开三遥终二遥终光缆动化线路能故障指（座） （面） 关（台） 关（个） 关（个） 关（个） 端（台） 端（台） （km） （回） 示器（台） 409 0 0 186 0 186 0 0 1478 1406 0.000 1071 81 1179 2707 423 2707 0 423 2707 2319 22.270 934 13 356 1953 0 1389 0 0 1857 2758 1.800 334 0 0 568 0 568 0 0 568 787 0.000 221 0 0 338 0 338 0 0 338 807 0.000 2969 94 1535 5752 423 5188 0 423 6948 8077 24.070 9.2 配电自动化规划基本原则 9.2.1 建设模式

佛山供电局本着先进性、兼容性、可靠性、实用性的建设原则，突出简单实用，配电自动化建设目前主要采用“就地控制型”馈线自动化技术方案。根据配电自动化技术路线的选取分析，架空线路采用“就地控制型”建设模式，电缆线路则采用“运行监测型+就地控制型”建设模式，另有金融高新区试点采用“集中控制型”的三遥建设模式。在通信方式上，除金融高新区“三遥”试点为光纤通信之外，其它全部采用GPRS公网通信。

1、架空馈线自动化：“就地控制型”建设模式，采用智能柱上断路器或负荷开关将馈线分成若干区段，通过现场配电终端、保护装臵或自动化开关装臵相互配合，实现对馈线的分段监测、分段/分支故障隔离。采用GPRS通信方式。

2、电缆网“二遥”自动化：实施“运行监测型+就地控制型”建设模

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式，即“主干线故障指示器+分支线智能分界断路器柜”的建设方式，实现主干线运行状态监测及故障定位，分支线故障就地切除；采用GPRS通信方式。

3、电缆网“三遥”自动化：“集中控制型”建设模式，即“三遥”监控开关采用断路器开关的建设方式，配臵配电终端DTU、通信终端和通信光缆，采用光纤通信方式。通过配电终端与配电主站的双向通信，根据实时采集配电网的运行状态、配电设备运行情况及故障信号，由配电主站自动计算或辅以人工方式远程控制开关设备投切，实现配电网运行方式优化、故障快速隔离与供电恢复。

表9.2.1-1 佛山市配电自动化建设模式适用范围

供电分区 配电自动化建设模式 A 直接按“集中控制型”馈线自动化建设。 成熟中心区域电缆网先按电“二遥”建设，但具备扩展为B “三遥”功能接口，远期升级为“三遥”； 其它区域按“就地控制型”馈线自动化建设。 C 按“就地控制型”馈线自动化建设。 D 按“就地控制型”馈线自动化建设。 E 按“就地控制型”馈线自动化建设。 备注 金融高新区 成熟中心区域包括：佛山新城、大良容桂新城、禅桂中心组团 — — — 除金融高新区外，电缆网“三遥”自动化可采用分阶段实施方式：初期可先按“二遥”自动化模式建设，随着网架结构向“主干配”接线模式完善、“主干配”节点开关的逐步更换以及区域光缆通道的不断完善，在条件成熟时配臵光纤通信方式，实现“三遥”自动化。电缆网“二遥”自动化向“三遥”自动化的过渡如下表所示：

表9.2.1-2 电缆网自动化建设过渡方案表

建设阶段 “二遥” “三遥” 建设模式 建设内容 运行监测型+就地主干线故障指示器+分支线分界断路器；采用GPRS通信方式。 控制型 随着网架结构向“主干配”接线模式完善、“主干配”节点开关的逐步更换、集中控制型 区域光缆通道的不断完善，在“主干配”节点配臵光纤通信设备，将GPRS通信方式升级为光纤通信方式，实现“三遥”自动化。 佛山市“十三五”配电网规划

图9.2.1-1 一步到位的“三遥”区域（金融高新区）

（南海大道-海三路-桂澜路-佛平三路-佛山环-海八东路-佛山水道所围成的区域）

图9.2.1-2 分步实施的“三遥”区域（佛山新城） （佛山大道南-乐从大道-南海大道-东平水道所围成的区域）

图9.2.1-3 分步实施的“三遥”区域（禅桂中心组团）

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图9.2.1-4 分步实施的“三遥”区域（大良容桂新城）

9.2.2 总体架构建设原则

根据佛山地区配电自动化建设模式，佛山市“十二五”期间的配电自动化系统宜采用由配电主站、配电终端和通信通道组成的二层体系架构。

9.2.3 信息集成原则

实施配电自动化系统建设时，需要充分考虑与已有的自动化系统的数据交换与系统兼容，遵循IEC61970/IEC61968标准，在现有自动化的基础上，统一构建数据采集及生产管理平台，做到各个相关自动化系统及管理系统最大程度地信息共享；遵循南方电网关于电力设备编码的有关规定，采用统一信息模型及设备编码，实现与其他自动化系统优化集成；遵循安全分区、网络专用、横向隔离和纵向认证的原则，按照《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》及《广东电网电力二次系统安全防护实施规范》的要求配臵安全防护设备。

按照《广东电网10kV及以下配电自动化规划技术原则》以及《广东电网公司配电自动化技术推广方案》的要求，配电自动化系统必须遵循IEC61970/IEC61968标准。而IEC61970/IEC61968CIM模型是贯

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