2023版10千伏及以下配电网规划设计 技术导则.docx

10 千伏及以下配电网规划设计技术导则目次前言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 基本规定35 规划区域划分36 负荷预测47 主要技术原则58 设备选型89 电缆通道1010 用户接入要求1111 电源及储能、充换电设施接入要求1112 智能化基本要求1313 配电网防灾减灾14附录 A（资料性） 负荷预测典型方法20附录 B（资料性） 导线允许载流量规划推荐值23附录 C（资料性） 10 kV 配电网典型结构示例24附录 D（资料性） 配电终端保护功能配置详细说明26I 10 千伏及以下配电网规划设计技术导则1 范围本文件规定了10 kV及以下中低压配电网规划设计的基本规定、规划区域划分、负荷预测、主要技术原则、设备选型、电缆通道、用户接入要求、电源及储能、充换电设施接入要求、智能化基本要求、配电网防灾减灾等。 本文件适用于10 kV及 以下配电网规划设计。2 规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件， 仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 12325 电能质量 供电电压偏差 GB/T 22239 信息安全技术 网络安全防护等级保护基本要求GB/T 29328 重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范GB/T 36278 电动汽车充换电设施接入配电网技术规范 GB/T 36572 电力监控系统网络安全防护导则 3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。 分布式电源 distributed generation接入35 kV及以下电压等级电网、位于用户附近，在35 kV及以下电压等级就地消纳为主的电源。 最大负荷 maximum load在统计期内，规定的采集间隔点对应负荷中的最大值。 10kV 网供负荷 load by public network同一规划区域（省、市、县、供电分区、供电网格、供电单元等）、10 kV电压等级公用变压器同一时刻所供负荷之和。 饱和负荷 saturated load规划区域在经济社会水平发展到成熟阶段的最大用电负荷。 当一个区域发展至某一阶段，电力需求保持相对稳定（连续5年年最大负荷增速小于2%,或年电量增速小于1%）,且与该地区国土空间规划中的电力需求预测基本一致，可将该地区该阶段的最大用电负荷视为饱和负荷。 供电距离 power supply distance中压配电线路的供电距离为从变电站出线到其供电的最远配电变压器之间的线路长度；配电变压器的供电距离定义为从配电变压器出线到其供电的最远用户之间的线路长度。 供电可靠性 reliability of power supply配电网向用户持续供电的能力。 1 N-1 停运 first circuit outage中压配电线路中一个分段（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。 转供能力 transfer capability某一供电区域内，当电网元件发生停运时电网转移负荷的能力。 双回路 double circuit为同一用户负荷供电的两回供电线路，两回供电线路可以来自同一变电站的同一母线段。 双电源 double power supply为同一用户负荷供电的两回供电线路，两回供电线路可以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。 多电源 multiple power supply为同一用户负荷供电的两回以上供电线路，至少有两回供电线路分别来自两个不同变电站。 开关站 switching station由上级变电站直供、出线配置带保护功能的断路器、对功率进行再分配的配电设备及土建设施的总称，相当于变电站母线的延伸。 环网柜 ring main unit用于10 kV电缆线路环进环出及分接负荷的配电装置。环网柜中用于环进环出的开关一般采用负荷开关，用于分接负荷的开关采用负荷开关或断路器。环网柜按结构可分为共箱型和间隔型，一般按每个间隔或每个开关称为一面环网柜。 环网室 ring main unit room由多面环网柜组成，用于10 kV电缆线路环进环出及分接负荷、且不含配电变压器的户内配电设备及土建设施的总称。 环网箱 ring main unit cabinet安装于户外，由多面环网柜组成、有外箱壳防护，用于10 kV电缆线路环进环出及分接负荷、且不含配电变压器的配电设施。 配电室 distribution room将10 kV变换为220 V/380 V，并分配电力的户内配电设备及土建设施的总称，配电室内一般设有10kV开关、配电变压器、低压开关等装置。配电室按功能可分为终端型和环网型。终端型配电室主要为低压电力用户分配电能；环网型配电室除了为低压电力用户分配电能之外，还用于10kV电缆线路的环进环出及分接负荷。 箱式变电站 cabinet/pad-mounted distribution substation安装于户外、有外壳防护、将10 kV变换为220 V/380 V，并分配电力的配电设施。箱式变电站内一般设有10kV开关、配电变压器、低压开关等装置。箱式变电站按功能可分为终端型和环网型。终端型箱式变电站主要为低压电力用户分配电能；环网型箱式变电站除了为低压电力用户分配电能之外，还用于10kV电缆线路的环进环出及分接负荷。 中压主干线 medium-voltage trunk line变电站的10(6) kV出线，并承担主要电力传输的线段。 10 具备联络功能的线路段是主干线路的一部分。 中压分支线 medium-voltage branch line由10 kV主干线引出的，除主干线以外的10 kV线路部分。 中压电缆线路 medium-voltage cable line主干线全部为电力电缆的10 kV线路。 中压架空线路 medium-voltage overhead line主干线为架空线或混有部分电力电缆的10 kV线路。 4 基本规定配电网规划应遵循差异化规划原则，城市配电网以提升用户供电可靠性为目标、乡村配电网以推进城乡供电服务均等化为目标，根据供电区域划分差异化制定规划目标、技术原则和建设标准。 配电网应具有科学的网架结构、必备的容量裕度、适当的转供能力、合理的装备水平和必要的数字化、自动化、智能化水平，以提高供电保障能力、应急处置能力、资源配置能力。 配电网应加强防灾减灾建设，提升应对冰雪、雷击、洪水、内涝、山火等自然灾害的抵抗能力。配电网规划应坚持各级电网协调发展，应加强与上级电网的协调配合、相互支援，均衡上级电网变电站站间的负荷分配，提高上级电网变电站站间转供能力，减少乡村地区变电站单电源、单主变的停电影响。 配电网一次规划与二次规划应相互协调，在配电网一次规划基础上应同步考虑继电保护、配电自动化、配电网通信、用电信息采集等智能化建设要求，并满足分布式电源、储能、电动汽车充换电设施等负荷的接入。 配电网规划应与政府规划相衔接，按行政区划和政府要求开展电力设施空间布局规划，规划成果纳入地方国土空间规划，推动变电站、开关站、环网室（箱）、配电室站点，以及线路走廊用地、电缆通道合理预留。 5 规划区域划分 供电区域5.1.1 供电区域划分是配电网差异化规划的重要基础，用于确定区域内配电网规划建设标准。 5.1.2 供电区域划分主要依据负荷密度，也可参考行政级别、经济发达程度、城市功能定位、用户重要程度、用电水平、GDP 等因素确定。湖南地区供电区域划分表见表 1。 表1湖南地区供电区域划分表供电区域A+ABCD负荷密度（MW/km2）301530615160.11典型分布地区长沙市核心区长沙市非核心城 区、重点地级市核心城区地级市城区、经济发达县城核心区地级市城郊、县城区乡村地区注1：供电区域面积不宜小于5 km2。 注2：计算负荷密度时，应扣除110 kV及以上专线负荷和相应面积，以及高山、戈壁、荒漠、水域、森林等无效供电面积。 注3：规划期内供电区域类型应相对稳定，主要边界条件发生重大变化时，可对供电区域类型进行调整。 供电网格5.2.1 供电网格是开展 10 kV 目标网架规划的基本单位。供电网格宜结合道路、铁路、河流、山丘等明显的地理形态进行划分，与国土空间规划相适应。 5.2.2 供电网格的供电范围应相对独立，供电范围应类型统一，电网规模应适中，规划目标年宜包含2 座4 座具有中压出线的上级公用变电站（包括有直接中压出线的 220 kV 变电站），且各变电站之间具有较强的中压联络。 5.2.3 近期规划中，应结合网格内土地开发时序、规划变电站项目落地等重要边界条件，对远景规划划定的供电网格进行归并。划分供电网格宜将变电站布置于网格边界，保持网格内中压网架相对独立。中压网架联络方式应以网格内变电站站间联络为主，与网格外联络的线路条数比例不宜超过 20%。 5.2.4 正常运行方式下，变电站供电区域不应交错重叠，10 kV 线路不应跨供电网格供电。 供电单元5.3.1 供电单元是开展 10 kV 标准化接线组规划的基本单位。供电单元宜结合若干个相邻的、开发程度相近、供电可靠性要求基本一致的地块进行划分。 5.3.2 供电单元规划目标年宜包含 1 组4 组 10 kV 标准化接线组，并具备 2 个及以上主供电源。 5.3.3 近期规划中，应结合网格内土地开发时序、规划变电站项目落地等重要边界条件，对远景规划划定的供电单元进行归并。划分供电单元宜使 10 kV 标准化接线组路径方向趋同。同路径方向的标准化接线组，供电范围宜以道路中线为界，不宜交叉供电。标准化接线组应以单元内变电站站间联络为主， 与单元外联络的线路条数比例不宜超过 20%。 5.3.4 正常运行方式下，10 kV 标准化接线组不宜跨供电单元供电。 6 负荷预测 一般要求6.1.1 中低压配电网负荷预测主要开展对象包括 10 kV 网供负荷、10 kV 公用线路负荷、配变负荷、接入 10 kV 及以下电网的用户、分布式电源、储能设施、电动汽车充换电设施等。 6.1.2 负荷预测主要包括饱和负荷预测和近中期负荷预测。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预测结果。 6.1.3 应根据不同区域、不同社会发展阶段、不同的用户类型以及历史负荷数据实际，确定负荷发展特性曲线，并以此作为规划的依据。 6.1.4 负荷预测应充分考虑客户潜在用电需求，包括市政规划调整、重大产业引进及重点项目进度、用电报装、片区负荷预测等信息。应分析用户终端用电方式和负荷特性的变化，并考虑新型负荷接入的影响。 预测方法6.2.1 10 kV 公用线路负荷是开展 10 kV 目标网架规划的重要基础，主要用于平衡计算规划所需 10 kV公用线路条数。 6.2.2 10 kV 网供负荷是开展配电变压器规划的重要基础，主要用于平衡计算规划所需配电变压器台数。 6.2.3 对于控制性详细规划已经明确的规划区域，开展饱和负荷预测可采用空间负荷预测法。 6.2.4 对于规划区域、单条 10 kV 线路，开展近中期负荷预测可采用式（1）计算： Pmax = P自然增长负荷 ´T1 + P大用户 ´T2 + P充电设施 ´T3 - P分布式电源 ´T4 ± P储能 ´T5（1）式中：Tn 为不同类型负荷对应最大负荷时刻的同时率;储能充电时为叠加，储能放电时为扣减。6.2.5 开展配变负荷预测时，对于商住楼盘等用电负荷较为明确的，开展饱和负荷预测可采用负荷密度法；开展近期负荷预测可采用 S 曲线预测法。其他情况下，开展配变饱和负荷预测可采用人均电量法；开展配变近期负荷预测可采用等增长率法，负荷增长率的取值，可参考过去 3 年5 年的历史增长率，并结合社会发展、低压报装需求设定。乡村地区在电网改造前存在低电压问题的台区，应考虑压抑负荷释放。负荷预测典型方法介绍参见附录A。 7 主要技术原则电压序列7.1.1 中压配电网采用交流 10 kV，低压配电网采用交流 380 V/220 V。 7.1.2 6 kV 不应用于公共配电系统。中压配电网中 10 kV 与 6 kV 电压等级的供电范围不应交叉重叠。 供电能力7.2.1 中压配电网供电能力指标主要包括：10 kV 线路最大负载率、10 kV 线路平均负载率、配变最大负载率、配变平均负载率、农网户均配变容量。 7.2.2 10 kV 线路、配变最大负载率应采用式（2）、式（3）计算： 10kV线路最大负载率 = 首馈线最大电流´100%允许载流量配变最大负载率= 最大视在功率´100%额定容量（2）（3）7.2.3 计算 10 kV 线路最大负载率，应取正常运行方式下的最大电流，线路允许载流量应取 10 kV 主干线前段导线允许载流量。应规避由于负荷转供、临时负荷接入、TA 配置、保护定值设置、系统数据维护等原因导致的计算偏差。10 kV 线路允许载流量取值可参考附录B。 7.2.4 10 kV 线路、配变平均负载率应采用式（4）、式（5）计算： 10kV线路平均负载率= 线路年供电量´100%（4）8760 ´ 10 ´ 3 ´线路额定载流量配变平均负载率=配变年供电量8760 ´配变额定容量´100%（5）7.2.5 计算 10 kV 线路平均负载率，线路额定载流量应取 10 kV 主干线截面占比最大的导线额定载流量。 7.2.6 农网户均配变容量应采用式（6）计算： 农网户均配变容量= 农网公用配变总容量农网公用配变挂接的低压用户总数（6）7.2.7 对于 10 kV 线路，过载为最大负载率大于等于 100%。重载为最大负载率大于等于 70%且小于100%，单次持续 1 小时及以上。轻度重载为最大负载率大于等于 70%且小于 80%，单次持续 1 小时及以上；一般重载为最大负载率大于等于 80%且小于 90%，单次持续 1 小时及以上；严重重载为最大负载率大于等于 90%且小于 100%，单次持续 1 小时及以上。轻载为最大负载率小于等于 20%。 7.2.8 对于配变，过载为最大负载率大于等于 100%，单次持续 2 小时及以上。重载为最大负载率大于等于 80%且小于 100%，单次持续 2 小时及以上。一般重载为最大负载率大于等于 80%且小于 90%，单次持续 2 小时及以上；严重重载为最大负载率大于等于 90%且小于 100%，单次持续 2 小时及以上。轻载为最大负载率小于等于 30%。 7.2.9 10 kV 线路、配变最大负载率宜控制在 50%70%之间。 转供能力7.3.1 中压配电网转供能力指标主要包括：10 kV 线路N-1 通过率、变电站转供负荷比例。 7.3.2 10 kV 线路满足 N-1 为该线路发生 N-1 停运时，除故障隔离段外的其他负荷可通过运行方式调整恢复供电，且转供线路不过载。 7.3.3 计算 10 kV 线路 N-1 通过率应考虑联络线路最大负荷同时率的影响，应取联络线路同点时刻的负荷值之和的最大值作为判断依据。 7.3.4 10 kV 线路转供能力为 10 kV 主干线前段导线额定载流量减去线路正常运行方式下的最大电流值。架空单辐射、电缆单射结构线路不参与转供能力计算。 7.3.5 变电站中压转供能力为该变电站 10 kV 公用线路转供能力之和。规划区域变电站中压转供能力为该规划区域变电站转供能力之和。 7.3.6 规划区域变电站中压转供负荷比例为规划区域变电站中压转供能力除以该规划区域 10 kV 公线负荷的最大值。 7.3.7 规划区域变电站中压转供负荷比例，A+、A 类供电区域宜控制在 50%70%，B、C 类供电区域宜控制在 30%50%，D 类供电区域不宜小于 20%。 中压网架7.4.1 中压配电网各类供电区域目标网架结构应满足标准化接线要求，如表 2 所示，示意图参见附录C。 表2中压配电网标准化接线要求供电区域 线路类型 推荐电网结构 A+、A 电缆 双环式、单环式 B 电缆 单环式、双环式 架空 多分段单联络、多分段两联络 C 电缆 单环式 架空 多分段单联络、多分段两联络 D 架空 多分段单联络、多分段两联络、多分段单辐射 注： 推荐电网结构的推荐优先级别按从前到后排列 7.4.2 中压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，标准分段数宜控制在3 段5 段， 分段负荷不宜大于 2 MW，并装设分段开关，且不应装设在变电站出口首端出线电杆上。 7.4.3 规划中压架空线路的主干线分段开关应同步考虑。一般按三分段原则配置，安装 2 台一二次融合成套柱上断路器，第 1 台分段开关的前段、第 2 台分段开关的后段各约占架空线路总配电变压器容量的 30%。中压架空线路主干线超 15 km 或小于 2 km，可不按三分段原则配置，但不宜大于 5 段或不宜小于 2 段。 7.4.4 大分支线路为 A+、A、B 类地区配变装接容量超过 5000 kVA 或长度超过 2 km 的分支线路， C、D 类地区配变装接总容量超过 3000 kVA 或长度超过 4 km 的分支线路。大分支线路首端宜安装分支开关。 7.4.5 中压架空线路联络点的数量根据周边电源情况和线路负载大小确定，不宜大于 2 个。联络点应选择在架空线路的中后段。 7.4.6 中压架空线路联络应优先考虑不同变电站出线之间的互联。不具备条件时，宜考虑同一变电站不同母线出线的互联。 7.4.7 中压电缆线路宜采用环网结构，环网室（箱）、用户设备可通过环进环出方式接入主干网。 7.4.8 中压开关站、环网室、配电室电气主接线宜采用单母线分段或独立单母线接线（不宜超过两个分段），环网箱宜采用单母线接线，箱式变电站、柱上变压器宜采用线变组接线。 7.4.9 标准化接线未形成前，应考虑网架过渡方案。架空线路宜由单辐射过渡至单联络，多联络简化至单联络或两联络。电缆线路宜由单射式过渡至单环式，单环式过渡至双环式。 7.4.10 大分支线路应结合负荷发展，逐步调整为主干线或分段后转移至周边线路，过渡期间大分支线路应按主干线标准进行建设。 7.4.11 用户终端环网箱宜结合规划环入主干线路，单个环网柜接入容量不宜大于 5000 kVA。 7.4.12 10 kV 线路供电距离应满足供电配变出口电压质量的要求。A+、A、B 类供电区域不宜超过 3 km；C 类供电区域不宜超过 5 km；D 类供电区域不宜超过 15 km。经校核配变出口电压质量满足要求的部分偏远区域，可适当放宽。 供电质量7.5.1 供电质量主要包括供电可靠性和电能质量两个方面，配电网规划重点考虑供电可靠率和综合电压合格率两项指标。 7.5.2 配电网近中期规划的供电质量目标应不低于以下标准：城市电网平均供电可靠率应达到 99.9%，居民客户端平均电压合格率应达到 98.5%；农村电网平均供电可靠率应达到 99.8%，居民客户端平均电压合格率应达到 97.5%；特殊边远地区电网平均供电可靠率和居民客户端平均电压合格率应符合国家有关监管要求。各类供电区域达到饱和负荷时的规划目标平均值应满足表 3 的要求。 表3 饱和期供电质量规划目标供电区域 平均供电可靠率（%） 综合电压合格率（%） A+ 99.999 99.99 A 99.990 99.97 B 99.965 99.95 C 99.863 98.79 D 99.726 97.00 7.5.3 各类用户受电电压质量执行 GB/T 12325 的规定： a) 10 kV 及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的±7%； b) 220 V 单相供电电压允许偏差为标称电压的+7%与-10%； c) 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。 7.5.4 低电压问题宜按影响范围及持续时间分级进行治理。台区出口低电压问题宜按台天数、用户低电压问题宜按户天数开展紧急程度分级。 7.5.5 低电压问题治理宜优先采用运维措施。治理台区出口低电压问题的运维措施主要有：加强变电站内母线调压控制、加装 10 kV 线路调压器。治理用户低电压问题的运维措施主要有：治理三相不平衡、配置无功补偿装置。 7.5.6 成片、长期低电压问题治理可采用基建措施。治理台区出口低电压问题的基建措施主要有：新增变电站布点、调整 10 kV 网架、升级 10 kV 主干导线截面。治理用户低电压问题的基建措施主要有： 新增配变布点、改造低压两线为三相四线、改造接户线。 短路电流水平及中性点接地方式7.6.1 配电网规划应从网架结构、电压等级、阻抗选择、运行方式和变压器容量等方面合理控制各电压等级的短路容量，使各电压等级断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合。 7.6.2 10 kV 配电网中性点接地方式的选择应遵循以下原则： a) 单相接地故障电容电流在 10 A 及以下，宜采用中性点不接地运行方式； b) 单相接地故障电容电流超过 10 A 且小于 100 A150 A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式； c) 单相接地故障电容电流超过 100 A150 A，或以电缆网为主时，宜采用中性点经低电阻接地方式。 7.6.3 220 V/380 V 配电网主要采用 TN、TT、IT 接地方式，其中 TN 接地方式主要采用TN-C-S、TN- S。用户应根据用电特性、环境条件或特殊要求等具体情况，正确选择接地方式，配置剩余电流动作保护装置。 无功补偿7.7.1 配电网规划需保证有功和无功的协调，变电站、线路和配变台区的无功设备应协调配合。集中安装在变电站内的无功装置主要用于控制电压水平；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。 7.7.2 对于电缆化率较高的地区，应配置适当容量的感性无功补偿装置。 7.7.3 接入中压及以上配电网的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， 并不应向系统倒送无功。 7.7.4 分布式电源接入电网后，原则上不应从系统吸收无功，否则需配置合理的无功补偿装置。 7.7.5 配电变压器无功补偿装置容量应依据配变最大负载率、负荷自然功率因数等进行配置。 7.7.6 在供电距离远、功率因数低的 10 kV 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。 继电保护及自动装置7.8.1 配电网设备应装设短路故障和异常运行保护装置。变电站、开关站内 10 kV 线路应配置集保护、测控、计量等功能于一体化的微机型保护装置。变电站外 10 kV 环网室（箱）和柱上开关应配置集保护、测控、计量等功能于一体的配电终端，配电终端应至少包含三段式过流保护、两段零序过流保护、重合闸、后加速、小电流接地保护功能。 7.8.2 10 kV 线路应考虑线路长度及保护配置情况，合理设置不超过三级线路保护，三级线路保护设置原则如下： a) 第一级保护设置原则：应设置在变电站 10 kV 出线断路器； b) 第二、三级保护设置原则：当 10 kV 线路第一级保护的过电流保护对线路全长无灵敏度时，应在合理位置设置第二、三级保护，保证第一级保护的过电流保护在第二级保护末端有灵敏度， 第二级保护的过电流保护在第三级保护末端有灵敏度；当 10 kV 主干线较长时，应在主干线合理位置设置第二、三级保护。10 kV 大分支线首端宜设置一级保护，保证支线故障不影响主干线及其他支线运行。10 kV 配电网用户侧宜设置用户分界断路器保护，可作为第三级保护，保证用户设备故障不影响配电网线路运行。按照开关站、环网箱（室）和柱上开关的优先顺序合理设置第二、三级保护。 7.8.3 配电终端的保护功能配置、回路设计、接口标准、压板、保护定值、报告格式、面板显示灯、装置菜单、信息规范应统一。保护功能详细配置见附录D。 7.8.4 对于分布式光伏发电以 10 kV 电压等级接入的线路，可不配置光纤纵差保护。采用 T 接方式时， 在满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求时，其接入线路可采用电流电压保护。 7.8.5 分布式电源、储能接入时，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。分布式电源应具备快速检测孤岛且断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间应与电网侧备自投、重合闸动作时间配合； 接入分布式电源的公共电网线路投入自动重合闸时，应校验重合闸时间。 7.8.6 220 V/380 V 配电网应根据用电负荷和线路的具体情况合理配置二级或三级剩余电流动作保护装置。各级剩余电流动作保护装置的动作电流和动作时间应协调配合，实现具有动作选择性的分级保护。 高、中压配电网规划衔接7.9.1 变电站选址应有利于 10 kV 目标网架构建。变电站宜靠近 10 kV 负荷中心或网络中心，10 kV出线方向不宜少于 2 个。 7.9.2 10 kV 目标网架线路规划应以 35 kV 及以上电网规划作为重要边界条件。变电站配套出线规划应与变电站规划时序有序衔接。 7.9.3 对于 D 类供电区域，110 kV 变电站宜具备 2 个及以上主干导线截面为 240 mm2 的 10 kV 强联络通道；35 kV 变电站宜具备 1 个及以上主干导线截面为 240 mm2 的 10 kV 强联络通道，或 2 个及以上主干导线截面为 120 mm2 的 10 kV 联络通道。上级变电站为单电源或单主变的，应加快联络通道建设。 低压配电网规划7.10.1 配电变压器应按“密布点、短半径”的原则配置，配电变压器宜靠近低压负荷中心。 7.10.2 布点和增容方案比选时，同等条件下应优先布点方案。 7.10.3 低压配电网以配电变压器或配电室的供电范围实行分区供电，宜采用辐射结构。 7.10.4 除防灾减灾有特殊设计要求外，低压配电线路可与中压配电线路同杆（塔）共架。 7.10.5 低压架空线路结构应为放射型，低压电缆线路结构应为树干型，示意图参见附录C。 7.10.6 配电变压器的供电距离应满足末端用户电压质量的要求。A+、A 类供电区域不宜超过 150 m， B 类不宜超过 250 m，C 类不宜超过 400 m，D 类不宜超过 500 m。经校核末端用户电压质量满足要求的部分偏远区域，可适当放宽。 8 设备选型一般要求8.1.1 配电网设备的选择应遵循资产全寿命周期管理理念，坚持安全可靠、经济实用的原则，采用技术成熟、少（免）维护、节能环保、具备可扩展功能的设备，所选设备应通过入网检测。 8.1.2 配电网设备应有较强的适应性。导线截面、开关遮断容量应留有合理裕度，保证设备在负荷波动或转供时满足运行要求。土建应一次建成；线路导线截面宜根据规划的饱和负荷、目标网架一次选定； 线路廊道（包括架空线路走廊和杆塔、电缆线路的敷设通道）宜根据规划的回路数一步到位，避免大拆大建。 8.1.3 配电网设备应采用成熟的新技术、新设备，向绝缘化、无油化、紧凑型及智能型发展，并满足环保要求。 8.1.4 配电网设备选型应实现标准化、序列化。中压配变的容量和规格，以及线路的导线截面和规格， 应根据电网结构、负荷发展水平与全寿命周期成本综合确定，并构成合理序列，同类设备物资不宜超过三种。 8.1.5 电缆设备应根据供电区域类型差异化选配。A+、A 类供电区域宜全部采用电缆设备；B 类供电区域宜主要采用电缆设备；C 类供电区域宜主要采用架空设备，地方政府有明确要求并给予政策支持的区域可采用电缆设备；D 类供电区域除对防灾减灾有特殊要求的区域外，不宜采用电缆设备。 8.1.6 配电网设备宜预留适当接口，便于不停电作业设备快速接入。 10 kV 线路8.2.1 10 kV 架空线路导线截面序列宜选用 240 mm2、120 mm2、70 mm2；电缆导线截面序列宜选用300 mm2、120 mm2，对于抗冰改造有特殊要求的分支线可选用 70 mm2。不同供电区域的 10 kV 线路截面宜执行表 4 推荐标准： 表410kV 出线导线截面推荐表供电 区域 10kV架空主干截面 （mm2） 10kV电缆主干线截面 （mm2） 10kV架空分支导线 （mm2） 10kV电缆分支线截面 （mm2） A+、A - 300 - - B 240 300 240、120 300、120 C 240 300 240、120 300、120 D 240、120 - 120、70 - 注：开关站电源进线宜采用 400 mm2 电缆。10kV 主干线截面选择 400 mm2 电缆应开展负荷预测专题论证。 8.2.2 分支线规划为主干线或联络通道的，应与主干线选择相同截面。 8.2.3 新建、改造 10 kV 架空线路应采用绝缘线。大档距跨越段、E3 及以上覆冰区可采用裸导线。集镇、林区、重点景区、严重污秽区、鱼塘以及穿越高电压等级的 10 kV 裸导线可优先开展绝缘化改造， 其他存量裸导线宜结合目标网架建设逐步改造为绝缘线。 8.2.4 10 kV 架空线路应选用铝芯，电杆应选用非预应力环形混凝土电杆。 8.2.5 10 kV 主干电缆应选用铜芯电缆。 10kV 配电变压器8.3.1 A+、A、B、C 类供电区域三相柱上变压器容量宜选用 400 kVA，可选用 200 kVA；D 类供电区域的城郊、集镇地区宜选用 400 kVA、200 kVA；乡村地区宜选用 200 kVA、100 kVA；偏远乡村地区可选用 50 kVA。 8.3.2 三相柱上变压器应选用 S20 及以上系列。配变利用效率低的乡村地区可选用非晶合金材料类型的环保节能型变压器。 8.3.3 箱变应使用欧式变，容量不宜超过 630 kVA。 8.3.4 配电室应选用干式变，容量不宜超过 1000 kVA。 10kV 配电开关8.4.1 以下情况可选用开关站： a) 变电站的 10 kV 出线走廊受到限制、10 kV 配电装置馈线间隔不足且无扩建余地； b) 双电源用户较集中的园区或城市新区等规划建设区、具备土建条件的城市中心规划建成区； c) 变电站间隔资源紧张但有大量专线需求的。 8.4.2 开关站一般配置双电源，接线宜简化，一般采用两路电源进线、6 回12 回出线，单母线分段接线，出线断路器带保护，具备配电自动化“三遥”功能。 8.4.3 环网箱应选用一二次融合成套环网箱。 8.4.4 一二次融合成套环网箱宜采用单母线接线，一般采用两路电源进线、2 回4 回出线，单母线接线，出线断路器带保护，具备配电自动化“三遥”功能。 8.4.5 架空线路的分段开关、联络开关、大分支线首端开关、用户分界开关应选用一二次融合成套柱上断路器，具备配电自动化“三遥”功能。 低压线路8.5.1 低压主干线导线截面应满足配电变压器中远期增容需求。各类供电区域 380 V/220 V 架空线路导线截面宜执行表 5 推荐标准： 表5380 V/220 V 出线导线截面推荐表配变容量（kVA） 主干线（mm2） 分支线（mm2） 主干线回路数 1000（配电室） 240（电缆） 150185（电缆） 6 630（箱变） 240（电缆） 150185（电缆） 4 400（柱上变） 185 70120 23 200（柱上变） 120 70120 23 100及以下（柱上变） 70 3570 2 8.5.2 新建、改造低压架空线路应采用绝缘导线，材质应选用铝芯，电杆应选用非预应力环形混凝土电杆。 8.5.3 低压电缆线路宜选用交联聚乙烯铝芯电缆，也可采用相同载流量的铜芯电缆。 8.5.4 低压主干线为三相四线，应覆盖至负荷相对集中区域，满足配电变压器三相负荷平衡接入的要求。 低压开关8.6.1 低压开关柜母线规格宜按照终期变压器容量配置选用，一次到位，按功能分为进线柜、母联柜、馈线柜、无功补偿柜等。 8.6.2 低压电缆分支箱结构宜采用元件模块拼装、框架组装结构，母线及馈出均绝缘封闭。 8.6.3 综合配电箱型号应与配变容量和低压系统接地方式相适应，满足一定的负荷发展需求。 8.6.4 馈线柜可采用低压智能断路器作为出线开关。 低压表箱及接户线8.7.1 A+、A、B、C 类供电区，以及 D 类供电区的居住集中区，宜采用集中表箱，其他区域宜采用单表箱。 8.7.2 A+、A、B 类供区单户应采用不低于 YJV-16mm2 铜芯电缆或 YJLV-25 mm2 铝芯电缆，C 类供电区域单户应采用不小于 YJV-10 mm2 铜芯电缆或 YJLV-16 mm2 铝芯电缆，D 类供电区域单户应采用不小于 YJV-16 mm2 铝芯电缆。接户线不应采用聚氯乙烯绝缘导线（BLV、BV）。 8.7.3 接户线应集中下户。同一方向的下杆接户线数量只允许一个回路，确因用户在不同方向难以共用接户线的，同一电杆下杆接户线不应超过 3 回。接户线不应从配变杆下杆。 9 电缆通道电缆通道应结合市政工程同步建设，按远景规划通道需求一次建成。 电缆通道可选用直埋、排管（含拉管、顶管）、电缆沟、综合管廊、隧道等敷设方式。地方政府有明确要求并给予政策支持的可采用综合管廊、隧道。电缆敷设方式选择宜参照表 6： 10 表6电缆敷设方式选择要求选用条件 通道型式选择原则 直埋 排管 电缆沟 综合管廊 隧道 推荐选用区域 C、D类 A+、A、B、C类 A+、A、B、C、D