1、無錫市中低壓配網規劃技術原則1 總則1.1 為使無錫市中低壓配電網規劃、設計、建設和供用電技術業務實現規范化、標準化，達到優化電網結構、保持電網安全穩定運行、保證電能質量、提高供電可靠性、降低電網損耗、改善電網經濟性、合理使用資金、滿足環保要求、促進技術進步、以信息化帶動無錫電網的發展、提升自動化程度和勞動生產率的目標，更好地為客戶服務，建設與無錫市經濟社會發展相適應的現代化電網，特制訂無錫地區電網規劃與建設有關技術原則的規定（以下簡稱規定）。1.2 本規定系根據國家、江蘇省、無錫市人民政府和電力行業管理的有關法律、法規、標準、規程、規范和導則，并結合無錫電網的具體實際和發展而制訂。1.3 本

2、規定適用于無錫市中低壓配電網內所有的輸、變、配、用電工程的規劃、設計、基建、改造以及電網運行、用電管理和供電技術業務。無錫供電公司所屬的各部門、單位都應遵照執行。1.4 本規定所引用的各有關技術標準，均應是有效版本。1.5 本規定的解釋權屬無錫供電公司發展策劃部。對個別特殊情況需要改變本規定所明確的技術原則時，應向無錫供電公司發展策劃部說明情況，報請公司分管領導批準。2規范性引用文件下列文件中的條款通過本導則的引用而成為本導則的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（包括勘誤的內容）或修改版均不適用于本導則。但鼓勵根據本導則達成協議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的

3、引用文件，其最新版本適用于本導則。無錫地區電網規劃與建設的有關技術原則城市電網規劃導則江蘇省0.4kV220kV電網建設技術導則GB 50052供配電系統設計規范GB 5005310kV及以下變電所設計規范GB 50054低壓配電設計規范GB 5006166kV及以下架空電力線路設計規范GB 50217電力工程電纜設計規范DL/T 52212005城市電力電纜線路設計技術規定DL/T 8142002配電自動化系統功能規范DL/T599-1996 城市中低壓配電網改造技術導則 3 名詞術語3.1 中、低壓配電網范圍中、低壓配電網是指由10kV及以下的架空線路、電纜、各類配電站、桿架變壓器等組成分

4、布面廣的公用電網。3.2 供電可靠性供電系統對用戶持續供電的能力及可靠程度。3.3中性點接地裝置用來連接電力系統中性點與大地的電氣裝置，由電阻、電感、電容元件或復合型式構成。3.4配電網自動化利用現代電子技術、通信技術、計算機及網絡技術，采集并處理配電網數據、用戶數據、電網結構和地理信息，實現配電系統正常及事故狀態下的監測、保護、控制以及配電管理功能。3.5配電所中低壓配電網中，用于變換電壓、集中電力和分配電力的供電設施，也稱為變電所。配電站一般是將10kV電壓變換為0.38kV電壓。3.6開閉所用于接受并分配電力的供配電設施，也稱為開關站。中壓配電網中的開閉所一般用于10kV電力的接受與分配

5、。3.7環網柜環網供電單元（負荷開關和熔斷器等）組合成的組合柜，稱為環網供電柜，簡稱環網柜。3.8電纜分接箱完成配電系統中電纜線路的匯集和分接功能的專用電氣連接設備。常用于城市環網、輻射供電系統中分配電能及終端供電。3.9配電變壓器指將10kV及以下電壓等級變壓成為400V電壓等級的配電設備，簡稱配變，按絕緣材料可分為油浸式配電變壓器（簡稱油變）、干式配電變壓器（簡稱干變），按鐵心材料可分為非晶合金、卷鐵心配電變壓器等。4 電壓等級 無錫城市中低壓配電網的標準電壓等級如下: 中壓配電網 10kV 低壓配電網 380/220V5 中性點接地5.1 10kV系統接地方式為：線路以電纜線路為主的采用

6、經接地電阻接地方式；線路以架空線路為主的采用可自動跟蹤的消弧線圈接地方式。5.2 380V/220系統采用直接接地方式，且應多點重復接地。6 供電可靠性 供電可靠性應滿足下列目標中的具體規定：（1） 電網供電安全準則。（2） 滿足用戶安全用電的程度。供電系統用戶供電可靠率99.90(全口徑)，城市電網用戶供電可靠率99.99%6.1 供電安全準則 無錫城市中壓配電網的供電安全一般采用N-1準則，個別特殊重要地區采用N-2準則。6.2 滿足用戶用電程度電網故障造成用戶停電時，允許停電的容量和恢復供電的目標時間如下： （1）兩回路供電的用戶，失去一回路后應不停電。 （2）三回路供電的用戶，失去一回

7、路后應不停電，再失去一回路后應滿足50-70%用電。（3）一回路和多回路供電的用戶電源全停時，恢復供電的目標時間為一回路故障處理的時間。（4）閉環回路開環運行的用戶（包括N供一備回路中的用戶）環網故障時需通過倒閘操作恢復供電的，其目標時間為操作所需時間。（5）考慮具體目標時間的原則是：負荷愈大的用戶，目標時間應愈短。當配備自動化裝置時，故障后的負荷應自動轉供。特殊客戶對電能質量可靠性要求超出電網現有可能條件時，應自行采取相關措施解決。6.3無功補償與電壓調節6.3.1無功補償(1)無功補償應根據就地平衡和便于電壓調整的原則，采用分散與集中相結合方式。(2)集中補償在高壓變電站內，有利于控制電壓

8、水平。 (3)分散補償在用戶側，一般在用戶低壓側集中補償；對容量較大，負荷平穩且經常使用的用電設備宜單獨就地補償。用戶無功補償（電容器）應能隨負荷大小按功率因數自動投切。高壓供電用戶其功率因數應達到0.9以上，且無功不得倒送。6.3.2電壓調節(1) 配電網的電壓偏移允許值10kV：±7%380V：±7%220V：-10%+7%(2) 電壓合格率10kV電壓合格率目標為：99%低壓用戶電壓合格率為：98%(3) 通過在高壓變電站10kV母線上投切無功補償電容器、調節變電站變壓器有載調壓開關來進行電壓調節。（4）通過對架空線路進行電纜化改造或加大導線截面、縮短供電距離、平衡三

9、相負荷、改變配變電壓分接頭等措施來減小電壓降。6.4短路容量應采取措施對短路容量的增長嚴加控制，使變電站10kV母線短路電流控制在20kA以下。6.5諧波控制對含有諧波源的用電設備，應采取措施使其諧波滿足國標GB/T 14549-93的規定。7 中低壓配電網網架結構中、低壓配電網結構應具有較強的適應性，開關站所、環網柜、電纜分支箱、主干網導線截面等應按配電網中長期規劃一次建成，并留有擴充接口或擴建余地。7.1供電半徑7.1.1 中壓供電半徑根據實際情況按以下三種情況控制:(1) 主城區、省級及以上開發區供電半徑1-1.5公里(2) 其他城市建設用地區域3公里(3) 非建設用地（如基本農田、山地

10、、水面、生態綠化區等）根據負荷實際情況核算電壓降，供電半徑可以適當放大，一般不宜超過6-8公里。7.1.2 低壓供電半徑（1）城市建成區150米。（2）城郊結合部、鎮區250m，（3）鄉村400m， 目前各區域線路根據負荷的發展以及投資情況，逐步分年度改造達到上述標準。7.2 線路分段：配電線路應根據線路的長度、負荷的密度和線路接入裝機數量進行分段，一般分為3-4段。城市建成區線路按每分段68個接入點進行分段；其余線路按23公里長度進行分段。原則上每個分段控制接入裝機容量在20003000kVA。支線接入點超過10個或線路接入總容量超過3000kVA的支線應裝設分支斷路器；接入戶數較少或支線長

11、度超過1.5公里，原則上應裝設支線斷路器。7.3 線路聯絡：聯絡線路的選擇順序如下：（1）不同變電所；（2）同一變電所不同母線；（3）同一變電所同一母線。按照上述順序選擇聯絡線路應同時考慮選擇不同負荷性質的線路。新建10kV線路原則上應和其他線路形成環網。7.4 配網結構要求: 7.4.1 中壓配電網應依據高壓配電變電所的位置和負荷分布分成若干相對獨立的分區。分區配電網應有大致明確的供電范圍，盡量按照行政轄區、道路網進行分區供電，一般不交錯重疊（客戶雙電源線路除外）。分區配電網的供電范圍將隨新增加的高壓配電變電所及負荷的增長而進行調整。7.4.2中壓主干網架要清晰可靠，應有較強的適應性并規范化

12、，新建主干線路和環網設備應按長遠規劃一次建成，隨負荷的發展而插入新的電源點，網架的結構應基本不變。7.4.3相鄰變電站之間的配電網主干線，通過線路分段和聯絡設備形成環形網絡，正常時開環運行，變電設備檢修時線路一般能通過操作不對外停電，故障時能轉移負荷，縮小停電范圍。7.5 中壓配電網具體結構選擇7.5.1 中壓架空線區域中壓架空線區域近期實現手拉手接線（附圖1）,根據需要逐步過渡到多分段多聯絡（附圖2）。同時根據區域內供電可靠性以及負荷發展的要求，最終向網格式（四電源井字網架）（附圖3）或N供一備（附圖4）方式過渡。部分供電可靠性要求比較高，大用戶末端集中負荷的區域適用多回路平行供電（附圖4）

13、的方式。以上各接線結構中，手拉手接線結構一般適用于負荷密度較低(線路負荷率低于50%)的區域,如農村區域以及負荷增長未到位新建城區。多回路平行供電適用于供電可靠性較高，同時10kV大用戶末端集中負荷的區域。多分段多聯絡(二分段二聯絡)接線適用于供電可靠性較高，負荷密度較高(線路負荷率高于50%，低于67%)的區域。網格式（四電源井字型）結構主要適用于供電可靠性要求高，負荷密度比較高(線路負荷率高于50%，低于75%)的區域。根據規劃無錫地區中壓配電網應逐步形成環網，開環運行的原則。當環網線路負荷率低于50%時，環網形式一般采用雙電源手拉手接線形式、三電源環網或平行線路供電的形式。其中平行線路供

14、電尤其適用于線路末端存在大用戶的情況。當環網線路負荷低于50%，根據網絡條件，為提高供電可靠性雙電源手拉手形式可向三電源環網形式過渡。當環網線路負荷達到高于50%、低于75%時，雙電源手拉手形式、三電源環網根據區域實際情況逐步向多分段多聯絡(二分段二聯絡)、網格式（四電源字型）結構過渡，或者根據區域實際情況決定向N供一備形式過渡或者分成兩個環供電。7.5.2 中壓電纜區域中壓電纜區域根據負荷密度、供電可靠性要求、近期采用單環（附圖5）或雙電源雙輻射接線（附圖6）為主。遠景逐步過渡到雙環網接線模式（附圖7）以及多回路平行供電模式、N供一備的模式供電。具體應用條件：單環網及雙電源雙輻射接線負荷密度

15、、供電可靠性要求類同前述的手拉手接線形式，雙環網模式負荷密度、供電可靠性要求類同前述的網格式（四電源井字型）。根據規劃無錫地區中壓配電網應逐步形成環網，開環運行的原則。當環網線路負荷率低于50%時，環網形式一般采用單環網接線形式或多回路平行線路供電的形式。環網線路負荷達到高于50%、低于67%時，單環網形式根據區域實際情況逐步向雙環網接線模式過渡，環網線路負荷率高于67%、低于80%，根據區域實際情況決定向N供一備、平行線路形式過渡或者分成兩個環供電。8 配電網建設原則：配電網建設遵循根據一次規劃，分步實施的原則。配網建設一方面考慮滿足用戶不斷提高的可靠性、電能質量要求，規劃達到全地區滿足N-

16、1要求，重要用戶滿足N-2要求；一方面與地區經濟發展情況、城市建設情況、配網投資、用戶容量的實際情況相結合，確定以下由高到底三個層次滿足用戶供電可靠性要求，最終逐步過渡達到規劃目標。1、網絡結構應對所有配電設施滿足N-1安全準則，檢修不引起非檢修段的停電，所有線段的故障可隔離，非故障段可短時恢復送電。2、主干網絡應滿足N-1安全準則，主干線段故障可隔離，非故障段可短時恢復送電，支線故障可隔離。3、網絡結構應滿足檢修不引起線路全停，故障可分段隔離。8.1 中壓配電網的組網原則對環網結線方式，每一環網回路最大電流不宜超過250A（約4000kVA）。根據不同的負荷性質，在考慮變壓器負載率及同時系數

17、后，單回線路配電變壓器安裝容量可適當提高。8.2 具體線路容量控制：8.2.1 10kV輻射型終端線路：10kV單回路供電用戶:客戶裝機容量160kVA以上至8000kVA。10kV多回路供電用戶:客戶裝機容量超過4000 kVA的10kV用戶應盡量采用多回路平行供電模式。用戶總裝機容量必需80000 kVA，回路數不得超過10回線路。10kV輻射型終端線路：單一客戶線路裝機容量不超過8000 kVA；多客戶線路裝機容量不超過12 MVA。多客戶線路當線路負載率超過75%時,無論裝機容量是否超過均需劃供負荷。8.2.2 10kV環網線路：雙電源手拉手結構、三電源環網結構：線路負荷率必須控制50

18、%（即電流250A）以下，一旦線路負荷率超過50%，必須進行負荷劃割或網絡變換。在此負荷率控制的基礎上，線路容量控制如下：單一客戶裝機容量原則上不超過4000kVA；多客戶裝機容量原則上不超過6000kVA。如果環網線路裝機容量不超過4000kVA，且負荷率預計在2年內50%（即電流125A）,允許在正式方案實施前，臨時過渡裝機容量可分別控制到6000kVA、8000kVA。一旦負荷率超過75%（即電流187A），必須進行相應的劃供或網絡結構調整。雙環網：線路負荷率必須控制67%（即電流333A）以下，一旦線路負荷率超過67%，必須進行負荷劃割或網絡變換。在此負荷率控制的基礎上，線路容量控制如

19、下：線路裝機容量原則上不超過8000kVA，且每一分段的裝機容量均需控制在3000kVA以內。如線路負荷率預計在2年內50%（250A），允許在正式方案實施前，整條線路臨時過渡裝機容量控制到10000kVA以內，在線路總裝機控制的基礎上，其中分段的裝機容量可臨時控制到4000kVA以內。網格式（四電源字型）：線路負荷率必須控制75%（即電流375A）以下，一旦線路負荷率超過75%，必須進行負荷劃割或網絡變換。在此基礎上，其線路容量控制與雙環網相同。N供一備形式：單一客戶線路裝機容量原則上不超過8000kVA；多客戶線路裝機容量原則上不超過12000kVA。多客戶線路當線路負載率超過75%時,無

20、論裝機容量均需劃供負荷。在組網過程中，放射形型線路形成雙電源手拉手、三電源環網結構時，如有條件進行適當的負荷分割，應達到上述容量控制要求。同時如線路負荷率超過前述的變化范圍必須進行網絡轉化或負荷劃供。對環網結線方式，電纜線路區域內：對新用戶電源安排組網時，應注意盡可能避免環網回路線路迂回。已投運的“手拉手”環網供電的環網柜間、用戶間出現新用戶時，若線路容量未滿，可采用電纜解口方法將新用戶接入，但不宜過多地解口，以限制電纜中間頭數量。應用N供一備2形式的區域，每一環網回路的主環網節點一般不超過6個，每一節點變壓器裝機容量控制在1500-2000kVA左右。環網主節點原則應為大用戶或公用環網開關柜

21、。單臺小變壓器用戶較多的供電區域，應適當設置公用環網柜作為環網回路的主環網節點，由主環網開關引出的分支回路可適當設置電纜分支箱供終端小用戶。8.3 400V低壓配電網400V裝機容量開放:居民小區16kW250kW及以下，其余16kW160kW及以下。8.3.1 低壓配電網力求接線簡單，安全可靠，一般采用放射型接線。規劃形成以柱上變壓器和配電所為中心，采用一條線放射式、兩條線放射式以及樹枝狀放射式結構。8.3.2 低壓配電網實行分區供電的原則，以臺架變壓器為單元，應有明確的供電范圍，低壓架空線路不得超過中壓架空線路的分段開關。低壓線路的供電半徑原則上按前述5.1.2控制，并保證末端電壓在國標規

22、定允許范圍內。8.3.3 市中心區低壓線路應采用低壓絕緣線（銅芯），主干線截面采用120mm2。舊城區成片改造時，宜采用低壓絕緣線沿墻敷設方式或采用排管敷設電纜。新建小區原則上均采用排管敷設電纜。8.3.4 市區中、低壓配電架空線路為充分利用通道資源，應同桿架設，并做到同桿架設的線路為同一電源。8.3.5 低壓系統均采用三相四線制供電，零線截面必須與相線相同。低壓架空干線和分支末端零線必須重復接地，接地電阻不允許超過10。9 10kV開閉所9.1 10kV開閉所布點原則 10kV開閉所主要運用在電纜區域內，原則上在負荷密度較高的主城區、高新技術開發區沿主干道兩側每隔500米左右設一座。9.2

23、10kV開閉所選址原則10kV開閉所宜建于負荷中心和兩個變電站供電范圍分界之處，原則上設置在主要道路的路口及附近。10kV開閉所的建設應爭取結合城市建設及有關用戶的建設同時進行，為滿足運行和檢修條件一般設置在地面上。在個別負荷密集、占地條件受到嚴格限制的地區可根據用戶負荷特點、環網要求，嚴格控制使用小型化的箱式環網柜、電纜支接箱。9.3 10kV開閉所設計原則10kV開閉所原則上采用典型設計，無人值班。9.3.1 二進二環四出，單母線分段。初期單列一次建成，遠景相同規模雙列布置。開閉所電源來自兩個變電所或同一變電所的兩段母線，可結合規劃設置環網分段點。開閉所進線、聯絡開關采用可切除故障電流的開

24、關，出線開關可采用配網自動化功能，實現配網自動化。9.3.2 三進二分段。每回母線出線4-6回，正常2條主供線路，1條備供線路。該類開閉所適用在負荷水平很高的區域，開閉所所址取得難度較大的區域，10kV出線困難的區域。10 導線選擇10.1 10kV：干線架空線：鋁導線185。絕緣線240支線架空線：鋁導線120，70，絕緣線150、95；干線電纜：400（銅芯），500（鋁芯）；支線電纜：240，150，95（銅芯）。10.2 400V：干線架空線：120（銅芯）；支線：95（銅芯）。干線電纜：185 支線：70 220V接戶線：新建或改造為銅芯50、35、16。11 配電自動化原則11.1配電系統自動化定義及其目標配電系統自動化：采用計算機、通信及網絡技術，將配電網在線和離線數據、配電網數據和用戶數據、電網結構和地理圖形數據進行信息集成，實現配電網及其設備正常運行及事故狀態下的監控、用電和配電管理的系統。配電自動化的近期目標是減少停電時間、提高供電可靠性。最終目標是為用戶提供高可