1.《配电网规划设计技术导则》(Q／GDW 1738-2012)

Q/GDW1738—20121配电网:从电源侧（输电网和发电设施）接受电能，并通过配电设施就地或逐级分配给各类用户的电力网络。年最大负荷:全年各小时整点供电负荷中的最大值。网供负荷:网供负荷一般分电压等级计算，指同一电压等级公用变压器所供负荷。饱和负荷:区域经济社会水平发展到一定阶段后，电力消费增长趋缓，总体上保持相对稳定（连续5年负荷增速小于2％，或电量增速小于1%），负荷呈现饱和状态，此时的负荷为该区域的饱和负荷。负荷发展特性曲线:描述一定区域内（一般小于5km2）负荷所处的发展阶段（慢速增长初期、快速增长期以及缓慢增长饱和期）的曲线，也称为负荷发展S型曲线。容载比:容载比一般分电压等级计算，指某一供电区域、同一电压等级电网的公用变电设备总容量与对应的总负荷（网供负荷）的比值。容载比一般用于评估某一供电区域内35kV及以上电网的容量裕度，是配电网规划的宏观指标。10kV主干线:变电站的10kV出线，并承担主要电力传输的线段为主干线。供电半径:变电站供电半径指变电站供电范围的几何中心到边界的平均值。10kV及以下线路的供电半径指从变电站（配电变压器）低压侧出线到其供电的最远负荷点之间的线路长度。供电可靠性:配电网向用户持续供电的能力。N-1停运:a）110～35kV电网中一台变压器或一条线路故障或计划退出运行。B)10kV线路中一个分段（包括架空线路的一个分段，电缆线路的一个环网单元或一段电缆进线本体）故障或计划退出运行。N-1-1停运:110～35kV电网中一台变压器或一条线路计划停运情况下，同级电网中相关联的另一台变压器或一条线路因故障退出运行。供电安全水平:配电网在运行中承受故障扰动（如失去元件或发生短路故障）的能力，其评价指标是某种停运条件下（通常指N-1或N-1-1停运后）的供电恢复容量和供电恢复时间.负荷组:指由单个或多个供电点构成的集合。组负荷:指负荷组的最大负荷。转供能力:某一供电区域内，当电网元件或变电站发生停运时，电网转移负荷的能力，一般量化为可转移的负荷占该区域总负荷的比例。应急能力:在发生突发事故时，电网维持或及时向重要用户恢复供电的能力。网络重构:通过改变分段开关、联络开关的分合状态，重新组合优化网络运行结构，以达到隔离故障、降低网损、消除过载、平衡负荷、提高电压质量等目的。自愈:电网在正常运行时能够及时发现、快速诊断、调整或消除故障隐患，在故障发生时能够快速隔离故障、自我恢复、不影响用户正常供电或将影响降至最小的能力。双电源:分别来自两个不同变电站，或来自不同电源进线的同一变电站内两段母线，为同一用户负荷供电的两路供电电源，称为双电源。双回路:指为同一用户负荷供电的两回供电线路。4.1为安全、可靠、经济地向用户供电，配电网应具有必备的容量裕度、适当的负荷转移能力、一定的自愈能力和应急处理能力、合理的分布式电源接纳能力。4.2配电网涉及高压配电线路和变电站、中压配电线路和配电变压器、低压配电线路、用户和分布式电源等四个紧密关联的层级。应将配电网作为一个整体系统规划，以满足各层级间的协调配合、空间上的优化布局和时间上的合理过渡。4.4配电网规划应遵循资产全寿命周期成本最小的原则，分析由投资成本、运行成本、检修维护成本、故障成本和退役处置成本等组成的资产寿命周期成本，对多个方案进行比选，实现电网资产在规划设计、建设改造、运维检修等全过程的整体成本最小。4.5配电网规划应实行差异化原则，根据不同区域的经济社会发展水平、用户性质和环境要求等情况，采用差异化的建设标准，合理满足区域发展和各类用户的用电需求。4.6配电网规划应适应智能化发展趋势，满足分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷的接入。5供电区域和规划目标5.1.2供电区域划分主要依据行政级别或规划水平年的负荷密度，也可参考经济发达程度、用户重要程度、用电水平、GDP等因素确定。5.2.2供电可靠性指标主要包括用户年平均停电时间、用户年平均停电次数等。在低压用户供电可靠性统计工作普及后，可靠性指标应以低压用户作为统计单位，口径与国际惯例接轨。5.3建设参考标准电网建设型式主要包括以下几个方面：变电站建设型式（户内、半户内、户外）、线路建设型式（架空、电缆）、电网结构型式（链式、环网、辐射）、馈线自动化及通信方式等。各类供电区域配电网建设的基本参考标准如表3所示。6负荷预测与电力平衡6.1.1负荷预测是配电网规划设计的基础，包括电量需求预测和电力需求预测，以及区域内各类电源发展预测。6.1.2应根据不同区域、不同社会发展阶段、不同的用户类型以及空间负荷预测结果，确定负荷发展特性曲线（S型曲线），并以此作为规划的依据。6.1.3负荷预测的基础数据包括经济社会和自然气候数据、上级电网规划对本规划区的负荷预测结果、历史年负荷和电量数据等。配电网规划应积累和采用规范的负荷及电量历史系列数据，作为预测依据。6.1.4负荷预测应采用多种方法，经综合分析后给出高、中、低负荷预测方案，并提出推荐方案。6.1.5负荷预测应分析用户终端用电方式变化和负荷特性变化，并考虑分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷接入对预测结果的影响。6.1.6负荷预测应给出电量和负荷的总量及分布（分区、分电压等级）预测结果。近期负荷预测结果应逐年列出，中期和远期可列出规划末期结果。6.2负荷预测方法6.2.1配电网规划常用的负荷预测方法有：空间负荷预测法、弹性系数法、单耗法、负荷密度法、趋势外推法等。6.2.2应结合城乡规划和土地利用规划的功能区域划分，开展规划区的空间负荷预测。通过分析、预测规划水平年供电小区土地利用的特征和发展规律，预测相应小区电力用户和负荷分布的地理位置、数量和时序。6.2.3可根据规划区负荷预测的数据基础和实际需要，综合选用三种及以上适宜的方法进行预测，并相互校核。6.2.4对于新增大用户负荷比重较大的地区，可采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。6.3电力平衡6.3.1电力平衡是确定规划水平年新增变电容量规模的主要依据。6.3.2电力平衡应分区、分电压等级、分年度进行，并考虑各类新能源、电动汽车、储能装置等的影响。6.3.3分电压等级电力平衡应结合负荷预测结果和现有变电容量，确定该电压等级所需新增的变电容量。7主要技术原则7.1电压等级7.1.2配电网应优化配置电压序列，简化变压层次，避免重复降压。7.1.3主要电压等级序列如下：a）220（330）/110/10/0.38kVb）220/66/10/0.38kVc）220/35/10/0.38kVd）220（330）/110/35/10/0.38kVe）220（330）/110/35/0.38kVA+、A、B类供电区域一般可采用a）、b）、c）电压等级序列，C、D、E类供电区域一般可采用b）、d）电压等级序列，E类供电区域中的一些偏远地区也可采用e）电压等级序列。7.2供电安全标准7.2.1配电网供电安全水平应符合DL/T256的要求。供电安全标准规定了不同电压等级配电网单一元件故障停运后，允许损失负荷的大小及恢复供电的时间。配电网供电安全标准的一般原则为：接入的负荷规模越大、停电损失越大，其供电可靠性要求越高、恢复供电时间要求越短。根据组负荷规模的大小，配电网的供电安全水平可分为三级.7.3容载比是配电网规划的重要宏观性指标，合理的容载比与网架结构相结合，可确保故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，满足负荷增长需求。7.3.2容载比的确定要考虑负荷分散系数、平均功率因数、变压器负载率、储备系数、负荷增长率等主要因素的影响。7.3.3对于区域较大、负荷发展水平极度不平衡、负荷特性差异较大、分区最大负荷出现在不同季节的地区，可分区计算容载比。7.3.4根据规划区域的经济增长和社会发展的不同阶段，对应的配电网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应电压等级配电网的容载比如表5所示，总体宜控制在1.8～2.2范围之间。7.4短路电流水平7.4.2对于变电站站址资源紧张、主变容量较大的变电站，需合理控制配电网的短路容量，主要技术措施包括：a）配电网络分片、开环，母线分段，主变分列。b）合理选择接线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器。7.4.3对处于系统末端、短路容量较小的供电区域，可通过适当增大主变容量、采用主变并列运行等方式，增加系统短路容量，提高配电网的电压稳定性。7.5无功补偿和电压调整7.5.1配电网规划需保证有功和无功的协调，电力系统配置的无功补偿装置应在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，保证分（电压）层和分（供电）区的无功平衡。变电站、线路和配电台区的无功设备应协调配合，按以下原则进行无功补偿配置：a）无功补偿装置应按就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，可采用变电站集中补偿和分散就地补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合等方式。接近用电端的分散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主要用于控制电压水平。b）应从系统角度考虑无功补偿装置的优化配置，以利于全网无功补偿装置的优化投切。c）变电站无功补偿配置应与变压器分接头的选择相配合，以保证电压质量和系统无功平衡。d）对于电缆化率较高的地区，必要时应考虑配置适当容量的感性无功补偿装置。e）大用户应按照电力系统有关电力用户功率因数的要求配置无功补偿装置，并不得向系统倒送无功。f）在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。g）分布式电源接入电网后，原则上不应从电网吸收无功，否则需配置合理的无功补偿装置。7.5.2110～35kV电网应根据网络结构、电缆所占比例、主变负载率、负荷侧功率因数等条件，经计算确定无功配置方案。有条件的地区，可开展无功优化计算，寻求满足一定目标条件（无功设备费用最小、网损最小等）的最优配置方案。7.5.3110～35kV变电站一般宜在变压器低压侧配置自动投切或动态连续调节无功补偿装置，使变压器高压侧的功率因数在高峰负荷时达到0.95及以上，无功补偿装置总容量应经计算确定，对于分组投切的电容器，可根据低谷负荷确定电容器的单组容量，以避免投切振荡。7.5.4配电变压器的无功补偿装置容量应依据变压器最大负载率、负荷自然功率因数等进行配置。7.5.5在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装无功补偿装置，其容量应经过计算确定，且不宜在低谷负荷时向系统倒送无功。7.5.6提倡220/380V用户改善功率因数。7.5.7电压调整方式配电网应有足够的电压调节能力，将电压维持在规定范围内，主要有下列方式：a）通过配置无功补偿装置进行电压调节。b）选用有载或无载调压变压器，通过改变分接头进行电压调节。c）通过线路调压器进行电压调节。7.6电压质量及其监测7.6.1供电电压允许偏差配电网规划要保证网络中各节点满足电压损失及其分配要求，各类用户受电电压质量执行GB12325的规定。a）110～35kV供电电压正负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%。B)10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。C)220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7％与10%。d）对供电点短路容量较小、供电距离较长以及对供电电压偏差有特殊要求的用户，由供、用电双方协议确定。7.6.2电压监测:电压偏差的监测是评价配电网电压质量的重要手段，应在配电网以及各电压等级用户设置足够数量且具有代表性的电压监测点，配电网电压监测点设置应执行相关规定。7.7中性点接地方式7.7.1中性点接地方式对供电可靠性、人身安全、设备绝缘水平及继电保护方式等有直接影响。配电网应综合考虑可靠性与经济性，选择合理的中性点接地方式。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避免互带负荷。7.7.2中性点接地方式一般可分为直接接地方式和非直接接地方式两大类，非直接接地方式又分不接地、消弧线圈接地和阻性接地。a)110kV系统采用直接接地方式。b）66kV系统宜采用经消弧线圈接地方式.c）35kV、10kV系统可采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地