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8.1.3 配电网设备应有较强的适应性。变压器容量、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。变电站土建应一次建成，适应主变增容更换、扩建升压等需求;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。

8.1.5 配电线路应优先选用架空方式，对于城市核心区及地方政府规划明确要求并给予政策支持的区域可采用电缆方式。

8.1.7 配电网设备选型和配置应考虑智能化发展需求，提升状态感知能力、信息处理水平和应用灵活程度。

表 8.2.1 各类供电区域变电站最终容量配置推荐表

8.2.3 变电站的布置应因地制宜、紧凑合理，在保证供电设施安全经济运行、维护方便的前提下尽可能节约用地，并为变电站近区供配电设施预留一定位置与空间。A+、A、B 类供电区域可采用户内或半户内站，根据情况可考虑采用紧凑型变电站;C、D、E类供电区域可采用半户内或户外站，沿海或污秽严重地区，可采用户内站。

8.2.5 变压器宜采用有载调压方式。

8.3.2 A+、A、B类供电区域110(66)kV 架空线路截面不宜小于 240 mm2，35 kV 架空线路截面不宜小于150mm2;C、D、E类供电区域110 kV架空线路截面不宜小于150 mm2,66 kV、35 kV架空线路截面不官小于120mm2.

8.3.5 110kV~35kV电缆线路宜选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，载流量应与该区域架空线路相匹配。

表 8.4.1 主变容量与10kV出线间隔及线路导线截面配合推荐表

8.4.2在树线矛盾隐患突出、人身触电风险较大的路段，10kV架空线路应采用绝缘线或加装绝缘护套。8.4.3 10kV线路供电距离应满足末端电压质量的要求。在缺少电源站点的地区，当10kV架空线路过长，电压质量不能满足要求时，可在线路适当位置加装线路调压器。

8.5.1 10kV柱上变压器的配置应符合下列规定:

表8.5.1 10kV柱上变压器容量推荐表(kVA)

8.5.2 10kV配电室的配置应符合下列规定:

8.5.3 10kV 箱式变电站

8.5.4 柱上开关的配置应符合下列规定:

8.5.5 开关站

8.5.6 环网室(箱)

8.6 220/380V主干线路导线截面推荐表(mm)表8.6.1

8.6.2 低压架空线路宜选用绝缘导线。对环境与安全有特殊需求的地区可选用电缆线路。

8.6.3 220/380V电缆可采用排管、电缆沟、直埋等敷设方式。穿越道路时，应采用抗压力保护管。8.6.4 220/380V线路应有明确的供电范围,供电距离应满足末端电压质量的要求。

8.6.5 一般区域220/380V架空线路可采用耐候铝芯交联聚乙烯绝缘导线，沿海及严重化工污秽区域可采用耐候铜芯交联聚乙烯绝缘导线。

七、配电网调节与控制：电力平衡、无功补偿及调压调整、配电网二次系统（继电保护及安全自动装置）

八、配电网通信系统设计：

九、配电网二次安全防护设计：

十、电能量采集系统

十一、用户及电源接入

十二、配电自动化设计：配电自动化主站、配电自动化终端、配电自动化通信

十三、其他：

技术经济分析

配电网规划年限：

电能质量

配电网供电可靠性

配电网规划设计技术导则 DL/T 5729-2023：网供负荷、供电区域划分（负荷密度）、供电网格、供电单元、负荷预测、电力平衡、供电安全准则、、智能化、信息化、

3、设计配电网二次设备：合理配置配电终端类型和故障指示器

4、设计配电网通信，如采用光纤通信和无线公网通信

5、设计配置配电主站：具有SCADA功能、FA功能、和其他给出具体要求的高级应用功能

6、二次安全防护满足国家和电力行业文件和标准要求

7、设计馈线自动化：馈线自动化类型和实现方案

参考标准：

1 . 增量配电网发展水平综合评价导则 T/CEC 797-2023

2 .增量配电网接入电力系统技术规定 DL/T 2584-2022

配电网规划设计技术导则 DL/T 5729-2023 摘录

2.0.4 网供负荷 load by public network

同一规划区域(省、市、县、供电网格、供电单元等)、同一电压等级公用变压器同一时刻所供负荷之和。

2.0.7 供电网格power supply mesh

在供电区域范围内，与国土空间规划相衔接，具有一定数量高压配电网供电电源、中压配电网供电范围明确的独立区域。

2.0.8 供电单元power supply unit

在供电网格划分基础上，结合城市用地功能定位，综合考虑用地属性、负荷密度、供电特性等因素划分的若干相对独立单元。

2.0.9 容载比 capacity-load ratio

某一规划区域、同一电压等级电网的公用变电设备总容量与对应的网供负荷的比值。容载比主要用于评估某一供电区域内35 kV 及以上电网的容量裕度，是配电网规划的宏观指标。

3.0.1 配电网是电力系统的重要组成部分，为安全、可靠、经济地向用户供电，配电网应具有科学的网架结构、合理的装备水平、必备的容量裕度、适当的负荷转供能力，合理运用数字化、自动化、智能化技术，提高供电保障能力、应急处置能力、资源配置能力和新能源接纳能力，促进能源利用效率提升和降低社会用能成本。

3.0.2 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部分。

3.0.7 配电网规划可逐步推行网格化规划方法

3.0.8 配电网规划应面向数字化和智能化发展方向、

3.0.9 配电网规划应充分考虑分布式电源、新型储能及充换电设施等新要素接入需求，可因地制宜开展微电网建设，逐步构建能源互联公共服务平台，支撑新能源开发利用和多元化负荷“即插即用”，促进“源网荷储”协调互动，满足新型电力系统发展要求。

4.1.1 供电区域划分应主要依据饱和负荷密度，也可参考行政级别、经济发达程度、城市功能定位、用户重要性、用电水平、GDP等因素确定。A+、A 类区域对应中心城市(区);B、C类区域对应城镇地区;D、E类区域对应乡村地区。

σ为供电区域的负荷密度(MW/km2)。供电区域面积不宜小于5km2。

4.2.1 配电网规划年限应与国民经济发展规划一致，分为近期(5年)、中期(10年)、远期(15年及以上)三个阶段。

5.1.1 负荷预测是配电网规划设计的基础，应包括电力需求预测和电量需求预测，以及区域内各类电源、新型储能及充换电设施等新要素的发展预测。

5.3.1 电力平衡应分区、分电压等级、分年度进行，并考虑各类分布式电源、新型储能及充换电设施等新要素的影响，信息化基础好的地区，宜考虑电力平衡的时序特性。

6.2 供电安全准则

高压配电网供电安全准则、中压配电网供电安全准则、低压配电网供电安全准则

6.3.1 容载比是110kV~35kV电网规划中衡量供电能力的重要宏观性指标，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。

6.4短路电流水平

6.4.1 配电网规划应从网络结构、电压等级、阻抗选择和运行方式、变压器容量等方面合理控制各级电压的短路容量，使各级电压断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合。变电站内母线的短路电流水平不宜超过本标准的列表规定。

6.5 无功补偿和电压调整

6.5.1 配电网规划应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，并符合下列规定:

1 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

6.6.1 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应符合现行国家标准《电能质量供电电压偏差》GB/T 12325 的规定。各电压等级供电电压偏差应符合下列规定:

1 110kV~35 kV供电电压正负偏差的绝对值之和不超过标称电压的 10%。

2 10kV及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的士7%。

3 220V单相供电电压允许偏差为标称电压的+7%与-10%。

4 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。

6.7 中性点接地方式

6.7.1 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。

6.7.2 中性点接地方式可分为直接接地方式和非直接接地方式两大类，非直接接地方式又可分为不接地、消弧线圈接地和阻性接地。110kV系统宜采用直接接地方式，66kV系统宜采用经消弧线圈接地方式，35kV、10kV系统可采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。

6.7.3 消弧线圈改低电阻接地方式应符合以下要求:

1 馈线设零序保护,保护方式及定值选择应与低电阻阻值相配合。

2 低电阻接地方式改造，应同步实施用户侧和系统侧改造用户侧零序保护和接地宜同步改造。

3 宜根据电容电流数值并结合区域规划成片改造。

6.7.4 配电网中性点低电阻接地改造时，应对接地电阻大小、接地变压器容量、接地点电容电流大小、接触电位差、跨步电压等关键因素进行相关计算分析。

6.7.5 220/380V配电网可采用 TN、TT、IT 接地方式，其中TN接地方式宜采用 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，正确选择接地系统。

7.1.1 合理的电网结构是满足电网安全可靠、提高运行灵活性降低网络损耗的基础。高压、中压和低压配电网三个层级之间:以及与上级输电网(220kV或330kV电网)之间，应相互匹配强简有序、相互支援，以实现配电网技术经济的整体最优。

8.1.1 配电网设备的选择应遵循资产全寿命周期管理的理念，坚持安全可靠、坚固耐用、经济实用的原则，采用技术成熟、少(免)维护、低损耗、节能环保、具备可扩展功能、抗震性能好的通用性设备，相关设备应满足标准化设计要求，并通过入网检测。

8.1.5 配电线路应优先选用架空方式，对于城市核心区及地方政府规划明确要求并给予政策支持的区域可采用电缆方式。电缆的敷设方式应根据电压等级、最终数量、施工条件及投资等因素确定，主要包括综合管廊、隧道、排管、电缆沟、直埋等敷设方式。

9.1.1 配电网二次系统应与配电一次网架统筹规划、同步建设。对于新建电网，一次开关设备选型应考虑保护控制需求，配电线路建设应一并考虑通信资源需求;对于不适应智能化要求的已建成电网，应在一次网架规划中统筹考虑改造需求。

9.1.2 配电网二次系统规划应面向智能化发展方向，推进智能终端部署和配电通信网建设，加快推广应用先进信息网络技术、控制技术，推动电网一、二次系统融合发展，实现“源网荷储”协调互动，适应配电网新要素、新主体、新业态发展。

9.1.3 配电网信息化方面，应利用统一的信息交换标准格式，实现规划设计、调控运行、运维检修、营销服务等应用系统的信息交互，实现数据源端唯一、信息全面共享、工作流程互通、业务深度融合。

9.1.4 配电网二次系统应遵循相关信息安全防护要求，满足国家发展和改革委员会令2014年第14号《电力监控系统安全防护规定》及现行国家标准《电力监控系统网络安全防护导则》GB/36572、《信息安全技术-网络安全等级保护基本要求》GB/T22239的要求，满足安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证要求。

9.2 继电保护及安全自动装置

9.2.1 配电网应参照现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285 的要求配置继电保护和自动装置。

9.2.2 10kV配电线路宜采用阶段式电流保护，架空及电缆占比较低的架空电缆混合线路宜配置自动重合闸;低电阻接地系统中的线路应增设零序电流保护;中性点不接地/经消弧线圈接地的配电网，应具有单相接地故障检测功能;10kV线路阶段式电流保护宜设置级差配合。

9.2.3 分布式电源接入时,继电保护和安全自动装置应符合现行国家标准《分布式电源并网继电保护技术规范》GB/T33982的要求:

9.2.4 分布式电源的防孤岛保护、电压频率异常保护、高/低电压穿越策略等应与线路自动重合闸、变电站备自投之间的动作逻辑时序相互配合。

9.3.1 配电网智能化业务系统主要包括地区级及以下电网调度控制系统、配电自动化系统、用电信息采集系统等。配电网各业务系统之间宜通过数据交互接口等方式，实现数据共享、业务协同

9.4.1 配电通信网建设应与配电网一次网架相协调。在配电网一次网架规划时，根据业务开展需要明确通信网建设内容，包括通信通道建设、通信设备配置、建设时序与投资等，并保持适度超前。

10 用户及电源接入要求

11 规划计算分析要求

11.1 一般要求应通过计算分析确定配电网的短路电流水平、供电安全水11.1.1平和供电可靠性水平，以及无功优化配置方案。

12 技术经济分析

附录A 110kV~35kV电网结构示意图

附录B 110kV~35 kV变电站电气主接线示意图

附录C 10kV电网结构示意图

附录D 220/380V电网结构示意图

配电自动化终端技术规范 DL/T 721-2024 摘录

配电自动化终端功能要求

4.5.1 测量与控制功能

测量与控制功能满足以下要求:

应采集和上送交流电压、电流、频率，计算和上送有功功率、无功功率等，支持越限上送。

应采集并发送开关分合闸位置、操作闭锁、储能到位等状态量信息，状态变位优先上送。

应采集直流量信号，或者能够通信接收直流量，支持上送后备电源电压、电源状态等信息

应具备遥信防抖功能，防抖动时间可设，支持上送SOE信息。

应具备遥控功能，支持就地/远方选择操作方式，就地/远方选择不影响就地故障处理功能。

应具备软硬件防误动措施，保证控制操作的可靠性，控制输出回路提供明显断开点，或配套一次设备的控制回路应提供明显断开点。

应具备有压鉴别、无压鉴别、电压越限、负荷越限、重载、过载的告警功能。

应具备接收主站、卫星或其他时间同步装置的对时命令，与系统时钟保持同步;优先使用卫星对时。

应具备控制回路异常告警功能，配电终端支持自身控制回路异常检测，或采集一次开关配套控制模块输出的控制回路异常信号。

宜具备TA极性调整功能。

宜具备开关两侧相位及电压差的检测功能。

宜具备电能量采集和存储功能，包括正向、反向有功电能量和四象限无功电能量等功能。

4.5.2故障检测与处理功能

故障检测与处理功能满足以下要求:

应具有故障处理功能，包括单相接地故障处理、短路故障处理、过电流三段式保护、零序过流a)两段式保护、重合闸和后加速保护等功能:

应具备故障录波功能，录波文件格式应符合GB/T14598.24的规定，宜采用CFG(配置文件，ASCI文本)和DAT(数据文件，二进制格式)两文件，支持以文件方式上传至主站:应具备防励磁涌流误动作功能;

馈线终端应具备就地型馈线自动化功能，站所终端可具备就地型馈线自动化功能;应具备故障指示手动复归、自动复归和主站远程复归功能;e)

应用于合环运行或分布式电源接入的配电网，过流保护应具备故障电流方向检测，重合闸宜具f)备检同期功能;

应用于分布式电源公共连接点处，宜具备防孤岛保护功能(含低电压保护、过电压保护、低频g保护、过频保护):

宜具备配电线路断线故障判别，支持告警或跳闸处理功能;

宜具备分布式馈线自动化功能，满足DL/T 1910要求;

可扩展故障测距功能，

4.5.3设备诊断与维护功能

设备诊断与维护功能满足以下要求:

a)应具有明显的装置运行、通信、线路故障等状态指示。

应具备就地及远方操作维护功能，支持进行参数、定值的就地及远方修改整定:支持程序远程b)下载;提供当地调试软件或人机接口。

应具有历史数据循环存储能力，包括不低于1024条事件顺序记录、30条远方和就地操作记录、10条终端异常记录等信息。

电源失电后保存数据不丢失，应支持历史数据远程调阅。

6

应具备自诊断、自恢复功能，对各功能板件、重要芯片及软件进行自检，自诊断异常时能发出报警信号，并能自动复位。

应具备软件版本管理功能。

应具备卫星定位功能。8)

宜具备开关操作机构状态监测分析功能，h)

4.5.4 后备电源管理功能

后备电源管理满足以下要求:

a)应支持后备电源电压、低电压报警信号、交流掉电信号等信息上传，具备后备电源欠压切除等保护功能;

当后备电源采用蓄电池时，应具备电池活化功能，支持定时自动活化、受控活化和活化状态信b)号上传。

4.5.5 安全防护功能

安全防护功能按照配电自动化系统安全防护技术导则DL/T 1936 执行，满足以下要求:

a) 配电终端与主站之间的业务数据应采用经国家有关单位检测认证对称密码算法的加密措施，实现主站和终端间的数据保密性防护。

b) 配电终端应实现对现场运维终端的身份认证，并采用安全的通信措施。

模块设计模板（以某某增量配网配变终端设计为例）

一、配变终端设计要求：

变压器台区终端采用壁挂式，采用无线通信方式，配置无功补偿装置。

二、设计采用标准：

引用标准1：

配电自动化系统设计规程 DL/T 5587-2021 P17

7.2.4 配变终端设计应符合下列规定：

1 终端宜按配电变压器单独配置；

2 终端电源宜采用交流380V/220V，电源由配电变压器低压侧提供，终端宜采用壁挂式或机柜式，结构型式应满足现场安装的规范性和安全性要求；

3 二次接口宜采用航空插头连接方式，控制信号输出应采无源接点；

4 无功补偿控制输出宜采用无源接点或通信接口方式，接点容量应满足开关控制回路要求，通信接口宜采用串行通信口；

5 采用无线通信方式时，终端宜内置无线通信模块。

引用标准2：

三、配变终端设计内容：

配变终端设计

配变终端设计应符合下列规定：

1 终端按配电变压器单独配置；

2 终端电源采用交流380V/220V，电源由配电变压器低压侧提供，终端采用壁挂式，结构型式应满足现场安装的规范性和安全性要求；

3 二次接口宜采用航空插头连接方式，控制信号输出应采无源接点；

4 无功补偿控制输出采用无源接点或通信接口方式，接点容量应满足开关控制回路要求，通信接口采用串行通信口；

5 终端内置无线通信模块。

四、附设计图

设计图1：

设计图2：

引用设计标准格式：

设计采用标准：

标准名称+标准号+P页码

标准正文编号+引用标准文本摘录