佛山"十三五"配电网规划技术原则

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

表6.3.1-1。

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

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

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。

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

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

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

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

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：

图6.4.2-1 佛山“T ”接接线典型组网方式（过渡）

图6.4.2-2 佛山“T ”接接线典型组网方式（目标）

对于远期部分地区因受客观条件限制，需T 接3座变电站的，其目标构网方式如下图所示，其线路建设应避开主干线同塔或同沟建设。

图6.4.2-3 佛山“T ”接接线典型组网方式（部分区域）

6.4.2.3 链式接线网架规划原则

（1）对于偏远或长期采用长距离架空线供电的区域，新建变电站建设宜考虑采用链式接线组网，若周边关联变电站已建为线变组接线，可配合采用T 接构网。

（2）采用链式组网的变电站，同一链中接入变电站不应超过3

座。

（3）新建变电站采用链式组网，不应形成两座以上的单回链式接线结构，避免N-1后变电站全站失压风险。

佛山地区110kV 电网链式接线典型构网形式见下图所示：

图6.4.2-3 佛山链式接线典型组网方式（过渡）

图6.4.2-4 佛山链式接线典型组网方式（目标）

对于远期部分地区因受客观条件限制，需链式接入3座变电站的，其目标构网方式如下图所示。

图6.4.2-5 佛山链式接线典型组网方式（部分区域）

对于佛山主要城市中心区、负荷集中区，优先考虑T 接组网方式；（如：禅桂中心城区、大沥、狮山、大良、乐从、西南、荷城城区）负荷发展缓慢、分布较稀疏的区域，保留链式结构（如：里水、九江、均安、白坭、南山、更合等区域）；其余负荷密度较为适中的区域，结合网架情况灵活选取接线方式。

6.4.2.4 变电站接线方式调整原则

对于佛山高压配电网，对于现状接线形式与目标网架接线形式不匹配的情况，需要考虑变电站建设期因接线方式调整引起的站内主接线变化。遵循以下原则：

（1）110kV 高压配电网原则上不因新建变电站而引起现有变电站的复杂性改造。

（2）对现有2台变的单母分段变电站，扩建即需要按T 接运行时，第三台主变扩建时刻直接按线变组出线。

（3）对现有2台变的单母分段变电站，近期按链式接线方式运行，远期需调整为T 接运行的，有条件情况下扩建第三台主变时需考虑建设第二段分段。

（4）对现有单母线接线或已建三台变的单母单分段变电站，远期考虑通过链式接线组网，不宜考虑T 接接线方式。

（5）对现有线变组建设变电站，远期按T 接接线组网，不考虑链式接线方式。

6.4.3 变电站建设原则

110kV 变电站布点以负荷分布为依据，并兼顾电网结构调整要求和建设条件，统筹考虑、统一规划。

规划新建的110kV 变电站，可根据当地负荷发展情况，近期可采用低一级容量的主变，优先采用闲臵主变。各类供电区110kV 变电站变压器规模配臵见表6.4.3-1。

表6.4.3-1 110kV 变电站变压器规模配臵表

变电站首期投产主变台数不应少于2台，并应满足变电站投产后3年内不扩建主变的要求。

110kV 变电站出线规模应按表6.4.3-2选择。

表6.4.3-2 110kV 变电站出线规模

6.4.4 线路建设原则

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。

单回110kV 供电线路长度不宜超过60千米。

表6.4.4-1 导线截面推荐表

情况综合考虑。

6.5 中压配电网规划技术原则

6.5.1 网架结构

1、中压配电网应根据上级变电站的布点、城市规划、负荷密度和运行管理需要，结合地理环境，划分成若干相对独立的分区配电网。分区配电网应有明确供电范围，不宜交叉和重叠。

2、中压配电网宜采用闭环接线，开环运行的网络结构。电缆网网络结构原则上分两层，第一层为干线上的配电站（或开关站、环网箱），即主干配；第二层为主干配引出的配电设施。

3、每回中压电缆线路的主干配不宜超过5个，且优先考虑建设配电站（开关站），尽量少使用电缆分支箱，箱变不应接入主环网。

4、主环进出线电缆截面为400 mm2或300mm 2。

5、支环从主环主干配中馈出，原则要求在同一段母线进行自环；支环电缆截面不应小于120 mm2，支环的供电半径不宜大于500m 。

6、每回中压架空线路主干线原则上分为2至4段，具体分段将根据线路长度、每段所挂接的装接容量和用户数等因素综合确定；支线长度大于1千米，或装接用户达4户及以上，应在线路T 接处加装柱上分支开关；分支线分段不宜超过2段。

7、联络的线路应优先来自不同的110kV 电源，不具备条件时，应来自不同的10kV 母线，变电站10kV 站间联络线路及可转供负荷数量应按能满足高压配电网安全运行水平进行校验。

8、中压配电网目标接线应综合分析区域发展定位、负荷分布、变电站布点、市政建设条件及已有中压配电网基础后进行确定，同一供电区域宜采用统一的一种目标接线。10kV 配电网典型接线推荐表见表6.5.1-1。

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

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。

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

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。

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3×63MV A 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3×40MV A 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。

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。

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

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

分布式光伏发电系统启动时需要考虑、当前电网频率、电压偏差状态，当电网频率、电压偏差超出本标准规定的正常运行范围时，分布式光伏发电系统不应启动。

分布式光伏发电系统启动时不应引起公共连接点电能质量超出本标准规定范围，同时应确保其输出功率的变化率不超过电网所设定的最大功率变化率。

通过10 (20) kV 电压等级井网的分布式光伏发电系统应具备按电网调度机构指令启停的能力。

6.7.3.3 运行适应性

一、电压范围

当分布式光伏发电系统并网点电压在90%~110%标称电压之间时，分布式光伏发电系统应能正常运行。

二、电能质量范围

当分布式光伏发电系统并网点的电压波动和闪变值满足GB/T 12326、谐波满足GB/T 14549 、间谐波值满足GB/T 24337、三相电压不平衡度满足GB/T 15543 的要求时，分布式光伏发电系统应能正常运行。

三、频率范围

当分布式光伏发电系统并网点频率在49.5Hz~50.2Hz 范围之内时，分布式光伏发电系统应能正常运行。当分布式光伏发电系统并网点频率在47.5Hz~49.5Hz 范围之内时，频率每次低于49.5Hz ，分布式光伏发电系统应能至少运行10min 。

6.7.3.4 电能质量

1、一般性要求

分布式光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电

能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、电压波动和闪变等方面应满足相关国家标准要求。

分布式光伏发电系统的公共连接点应装设满足GB/T 19862 要求的电能质量在线监测装臵。

分布式光伏发电系统的电能质量监测历史数据应至少保存一年，必要时供电网企业调用。

2、谐波

分布式光伏发电系统所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549 的要求，其中分布式光伏发电系统并网点向电网注入的谐波电流允许值按照分布式光伏发电系统安装容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。

分布式光伏发电系统接入后，所接入公共连接点的问谐波应满足GB/T24337 的要求。

3、电压偏差

分布式光伏发电系统接入后，所接入公共连接点的电压偏差应满足GB/T 12325 的要求。

4、电压波动和闪变

分布式光伏发电系统接入后，所接入公共连接点的电压波动和闪变值应满足GB/T 12326 的要求。

5、电压不平衡度

分布式光伏发电系统接入后，所接入公共连接点的电压不平衡度应满足GB/T 15543 的要求。

6、直流分量

分布式光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。

6.7.3.5 安全与保护

1、一般性要求

分布式光伏发电系统的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，其技术条件应满足GB/T14285 的要求。

分布式光伏发电系统应在逆变器输出汇总点设臵易于操作、可闭锁、具有明显断开点的开关设备，以确保电力设施检修维护人员的人身安全。

分布式光伏发电系统井网点设备应按照GB/T1 6895.32 的要求接地或接保护线。

分布式光伏发电系统应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保证信号传输不受电磁干扰，执行部件不发生误动作。同时，设备本身产生的电磁干扰不应超过相关设备标准。

分布式光伏发电系统的设备必须满足相应电压等级的电气设备耐压标准。

2、电压保护

当分布式光伏发电系统并网点电压超出表6.9.3-1规定的电压范围时，应在相应的时间内停止向电网线路送电。此要求适用于多相系统中的任何一相。

表6.7.3-1 保护动作时间要求

当分布式光伏发电系统并网点频率超出47.5Hz~50.2Hz 范围时，应在0.2s 内停止向电网线路送电。

4、线路保护

通过10 (20) kV 电压等级并网的分布式光伏发电系统，线路宜采用采用电流、电压型保护，有特殊要求时，可配臵纵联电流差动保护。

5、防孤岛保护

分布式光伏发电系统应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间不大于2s ，防孤岛保护应与配电网侧线路保护相配合。

6、恢复并网

系统发生扰动脱网后，在电网电压和频率恢复到正常运行范围之前分布式光伏发电系统不允许并网。在电网电压和频率恢复正常后，分布式光伏发电系统需要经过一定延时后才能重新并网，延时值应在20s~5min 范围内可调，具体由电网调度机构给定。

6.7.3.6 电能计量

分布式光伏发电系统接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量点。分布式光伏发电系统电能

计量点应设在分布式光伏发电系统与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确定。产权分界处不适直安装电能计量装臵的，关口计量点由分布式光伏发电系统业主与电网企业协商确定。

每个计量点均应装设电能计量装臵，其设备配臵和技术要求应符合DLlT 448 ，以及相关标准、规程要求。

分布式光伏发电系统电能计量表应符合南方电网相关电能表技术规范，具备双向计量、分时计量、电量冻结等功能，并支持载波、RS485 、无线多种通信方式，适应不同使用环境下数据采集需求。

通过10 (20) kV 电压等级并网的分布式光伏发电系统，同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、

副表应有明确标志。

6.7.3.7 通信与信息

一、基本要求

通过10 (20) kV 电压等级并网的分布式光伏发电系统应具备与电网调度机构之间进行数据通信的能力。井网双方的通信系统应以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足继电保护、安全自动装臵、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求。

通过10 (20) kV 电压等级并网的分布式光伏发电系统与电网调度机构之间通信方式和信息传输由双方协商一致后作出规定，包括互相提供的信号种类、提供信号的方式和实时性要求等。

二、正常运行信息

通过10 (20) kV 电压等级并网的分布式光伏发电系统，在正常运行情况下，分布式光伏发电系统向电网调度机构提供的信息至少应当包括:

a) 分布式光伏发电系统井网状态

b) 分布式光伏发电系统有功和无功输出、发电量、功率因数

c) 并网点的电压和频率、注入电力系统的电流

d) 变压器分接头档位、主断路器开关状态

6.7.3.8 并网检测

一、 检测要求

分布式光伏发电系统应当在并网运行后6 个月内向电网企业提供有关光伏发电系统运行特征的检测报告。

分布式光伏发 . 系统接入电网的检测点为分布式光伏发电系统并网点，应由具备相应资质的机

构进行检测，并在检测前将检测方案报所接入电网企业备案。

二、检测内容

检测应按照国家或有关行业对分布式光伏发电系统井网运行制远的相关标准或规运进行，应包括但不仅限于以下内容:

a) 电能质量检测

b) 功率控制和电压调节能力检测

c) 井网运行适应性检测

d) 安全与保护功能检测

6.8 电力用户供电

6.8.1 接入方式

用户接入方式应根据用户变压器需用容量、用电设备装见容量或电力用户设备总容量确定。接入方式见表6.8.1-1。

表6.8.1-1 用户接入方式推荐表

6.8.2 供电要求

电力用户分为重要电力用户、特殊电力用户和普通电力用户。

6.8.2.1 重要电力用户供电要求

1）特级电力用户具备三路电源供电条件，其中的两路电源应来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源应保证独立正常供电。

2）一级重要电力用户具备两路电源供电条件，两路电源应来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源应保证独立

正常供电。

3）二级重要电力用户具备两路供电条件，供电电源可以来自同一变电站的不同母线段。

4）重要电力用户供电电源的切换时间和切换方式应满足重要电力用户允许中断供电时间的要求。

5）重要电力用户应配臵自备应急电源，自备应急电源容量应达到保安负荷的120%，启动时间应满足安全要求，与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装臵，防止向系统倒送电。

6）当备用电源的切换时间不能满足重要电力用户允许中断供电时间要求时，应由电力用户自行设臵能够满足其用电设备允许中断供电时间要求的应急电源装臵。

6.8.2.2 特殊电力用户供电要求

1）根据电能质量相关的国家、行业标准的要求，新建和改扩建电力用户的用电报装审查程序中应加入电能质量干扰评估审查环节。

2）产生谐波、电力冲击、电压波动、闪变等干扰性负荷的特殊电力用户，对配电网影响的治理工作应贯彻“谁污染，谁治理”的原则，由电力用户投资，采取有效治理措施。

3）大型单相负荷（如电力机车等），或三相负荷但可能单相运行的设备，应尽量将多台的单相负荷设备平衡分布在三相线路上。当三相用电不平衡电流超过供电设备额定电流的10％时，应提高供电电压等级。不对称负荷所引起的三相电压允许不平衡度，必须满足GB/T15543的规定。

6.8.3 用户接入要求

1、对于需要分期报装的用户，应根据用户分期的装见容量确定分期接入方案，分期接入方案应为终期接入方案提供过渡条件。

2、统建住宅小区应采用环网供电方式，根据住宅小区的建设进度，分期投入运行住宅小区的受电设备，避免受电设备长时间轻载运行，造成资源浪费。

第九章 配电自动化规划

本次规划配电自动化规划和配网一次规划同步开展。

配电自动化规划项目分为同步建设项目和专项两大类。配电自动化同步建设项目是指在配网一次项目建设时同步配套相应配网自动化建设内容；配电自动化专项指为了提高供电可靠性，在没有配网一次改造项目的情况下，专门对现有相关线路进行配电自动化改造的项目。

9.1 配电自动化现状

目前，佛山地区在配电网发生故障时，可不依赖主站，仅通过现场终端、保护装臵或自动化开关相互配合，即可准确定位故障点，快速自行隔离故障、恢复非故障区域供电，并支持将相关事件及时上报自动化主站，通信手段主要是采用无线公网的方式将一遥、两遥信息传送至主站，并同时在广东金融高新区试点，通过配网专用光网络将三遥信息传送至主站。

根据以上管理模式和通信系统结构，佛山配电自动化系统采用由配电主站、配电终端和通信通道组成的二层体系架构即可满足现状及将来发展的要求。

以下为佛山供电局配电自动化系统的总体构架图：

“三遥”终端“一遥”、“二遥”终端

图9.1-1 佛山供电局配电自动化系统总体构架图

根据南方电网一体化电网智能主站系统建设要求，佛山地区配电自动化主站系统包括电网运行监控系统与电网运行管理系统，从逻辑上划分为智能数据中心、智能监视中心、智能控制中心及智能管理中心四大应用中心。系统通过统一的基础支撑平台为各类应用提供支撑，并通过配电网运行综合驾驶舱（IOC ）实现综合的信息展示及操作控制，各级主站间通过广域服务总线实现数据共享和应用交互，具体划分如下图所示。

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。

表9.1-1 配电自动化主站系统配臵清单

表9.1-2 配电自动化建设规模统计表

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

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

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

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）

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

穿整个电力系统业务范围的企业信息模型。为实现应用服务的智能化集成与管理，在建设配电自动化系统时需同步建设主站运行服务总线OSB 。配电自动化主站系统与其他系统的信息集成建立在数据中心基础上，各类数据信息的交互通过OSB 总线或Web Service方式实现。

图9.2.3-1 配电自动化主站OSB 总线结构图

与配电自动化主站系统有数据交互需求的系统包括调度自动化系统、配电网GIS 系统、配电网生产管理（MIS ）系统、计量自动化系统、营销管理系统等。

1、与调度自动化系统接口

配电自动化主站系统采用标准的CIM/CIS接口和符合IEC61968总线标准接口方式从调度EMS 系统获取主网图形、模型及变电站10kV 出口开关状态、保护等信息。

2、与配电网地理信息系统接口

采用标准的CIM/CIS接口和符合IEC61968总线标准接口方式或Web Service 方式与配电网地理信息GIS 系统实现数据交互，获取馈线单线图、地理图形文件、环网图、设备数据以及电气拓扑信息、模型信息等信息。

3、与配电网生产管理系统接口

通过通用服务总线或Web Service方式实现数据交互，接受配电网设备参数信息、配电线路图形信息、网络拓扑信息、生产计划数据等信息。

4、与计量自动化系统接口

通过通用服务总线或Web Service方式实现数据交互，接收计量自动化系统中的用户信息、负荷数据、电能量数据并进行检测、分析、统计处理，其中的负荷数据可以作为配电自动化主站系统的一个实时（准实时）数据源使用。

5、与营销管理系统接口

配电自动化主站系统与营销管理系统接口互连可通过通用服务总线或Web Service方式实现数据交互。

9.2.4 配电主站建设原则

1、配电主站应满足标准化、可靠性、一致性、开放性、扩展性、可用性、安全性的总体要求。

2、区、县局应采用远程工作站方式实现对本地配电网络的监控，不单独建设配电主站。

3、配电主站应按照配电网规模及发展需求建设配电主站支撑平台、配电SCADA 和馈线自动化等基本功能，在基础数据满足应用需求后逐步扩展配臵配电网分析应用、配电网智能化等功能。

4、应按照配电自动化覆盖范围及发展需求，合理规划配电主站的数据接入容量和处理能力，并可根据需要进行扩容。

5、配电主站系统的配网设备参数、模型参数、网络拓扑等应具备由配电GIS 系统导入的能力，确保设备参数模型的唯一性和网络拓扑的正确性。

6、配电主站应通过运行信息交互总线实现与调度自动化、计量

自动化、配网GIS 、配网生产信息管理、营销管理等系统的信息共享和应用集成，扩大信息覆盖范围，促进配电网自动化信息综合利用。

7、对运行时间不小于8年且已不满足运行需要的配电主站系统，可在充分利用现有系统资源基础上按改造主站标准建设。

9.2.5 配电终端建设原则

1、运行监测型配电自动化的配电终端宜采用具备二遥功能的馈线终端、站所终端，或带远传功能的故障指示器终端。

2、集中控制型配电自动化的配电终端应采用具备三遥功能的馈线终端、站所终端。

3、就地型就地重合器方式配电自动化应优先采用免维护的电流型、电压型或电流电压混合型开关成套设备。

4、就地型智能分布式配电自动化一般采用具备互相通信功能和三遥功能的馈线终端、站所终端。

5、就地型电流级差保护配电自动化应采用具备过流保护功能的馈线终端、站所终端。

6、配电终端的通信建设应与调度自动化通信、计量自动化系统通信等相结合，并充分考虑终端扩展的需要。具体实施时可根据运行要求，结合实际情况选择适用的通信方式和通信速率。

7、配电终端要求具有高可靠性，环境适应性强，应尽量选用模块化设计产品，便于功能扩展和现场升级。

8、统一终端配臵要求，如统一的工作面板、操作方式等，便于运维人员现场的操作、维护、管理。

9.2.6 通信通道建设原则

1、配电通信网络建设遵循“因地制宜、适度超前、统一规划、分步实施”的原则，并纳入配电网规划，与配电网规划同步规划、同步

建设、同步投产，满足配电网生产管理业务的需求。

2、配电通信网络应独立组网，不与调度数据网和综合数据网连通。

3、“三遥”配电自动化终端应采用光纤专网通信方式。“二遥”配电自动化终端和“一遥”故障指示器通信终端宜采用无线公网通信方式，也可就近采用光纤专网通信方式。

4、配电网自通信网络建设时应同期建设通信设备网管，满足网络拓扑、设备配臵、告警等网络管理功能，实现对不同通信设备厂商、多种类型通信设备的监控管理。

5、配电房通信设备电源不独立配臵，应与配电网自动化终端设备工作电源统一考虑。

6、预实现“三遥”配电自动化终端的配网一次线路基建或改造工程中应同预留一回通信管道光缆通道，为配网光纤通信技术的应用提供必备的条件。按照“二遥”、“一遥”配臵的点，配网一次线路基建工程中应同期建设公网无线通信设备。

7、基于配电自动化分步实施原则，对于初期采用一遥、二遥级别建设，后期逐步改造为三遥功能的终端设备点，初期采用公网无线方式，后期升级改造为光纤通信。

9.2.7 配电开关自动化改造原则

1、对于实施就地控制型自动化，对具备改造条件的开关进行必要的改造，并配臵配电终端实现就地控制型馈线自动化功能；否则，应整体更换。改造的一次设备应同步配臵就地控制型配电自动化功能。

2、对于实施运行监测型自动化，不对开关进行改造，采用配臵带远传功能的故障指示器终端的方式。

3、对于实施集中控制型自动化，对具备改造条件的开关进行配电自动化三遥改造，并配臵配电终端实现集中控制型馈线自动化功能；否则，应整体更换。改造的一次设备应同步配臵配电自动化三遥功能。

4、根据自动化建设要求，需要进行自动化改造的开关，应结合运行年限考虑选择改造还是整体更换。

9.2.8 配电自动化设备电源配臵原则

1、配电主站系统应配臵UPS 不间断电源，其配臵应满足《南方电网调度自动化系统不间断电源配臵规范》的规定。

2、配电终端电源配臵原则

1）配电终端主电源可通过电压互感器、照明箱或者站用变供电，具有母线的站所宜采用母线取电方式。

2）配电终端配臵备用电源时，应尽量采用维护工作量小、寿命长的储能装臵，其容量应满足南方电网公司配电自动化相关技术规范的要求。

3、通信设备电源应与配电终端设备共用电源。

9.2.9 监控选点原则

9.2.9.1架空线路馈线自动化

架空线路馈线自动化监控选点原则是选取主干线重要的分段开关、联络开关、大分支线或故障率较高的分支线的分支开关、用户分界点实行监控，采用自动化开关成套设备和故障指示器的配臵方式，实现故障的快速隔离和快速定位，具体的配臵原则如下：

1、架空线路应综合线路长度、负荷分布合理配臵分段断路器和分界断路器成套设备。在实现故障分级处理的基础上，再合理配臵自动化负荷开关。

2、主干线根据线路长度和用户分布情况配臵1～3台分段负荷开关，进行合理分段。

3、当10kV 线路主干线路超过8km 时，配臵主干线分段断路器。

4、用户数超过5个或长度超过3km 的大分支线配臵分支线分界断路器。

5、根据《中国南方电网有限责任公司电力事故事件调查规程》，对于城区负荷考核区域，应增加分支线自动化节点，用户数应控制在2000户/段（含中、低压）。

6、架空线路按以上原则优化和完善馈线自动化开关布点，同时根据现场实际调整存量故障指示器安装位臵，原则上“十三五”期间不新增故障指示器。

7、在用户分界点按照南方电网《10千伏及以下业扩受电工程典型设计》，执行防止“用户故障出门”技术措施。

8、所有改造线路工程和线路开关改造工程按实现馈线自动化功能进行建设。

架空馈线自动化配臵方案示例：

开关填充黑色表示闭合，

填充白色表示分闸。6. YSW —分支线用户分界负荷开关7. LSW —联络开关

8.JG — 架空型故障指示器。

图9.2.9-1 架空线馈线自动化典型配臵方案

9.2.9.2 电缆网“就地控制型”自动化

电缆网馈线自动化监控选点原则是选取公用配电节点（开关站、配电站、联络开关站）实施配电自动化，不宜将监控点设于用户专用电房；选取符合“主干配”组网原则的“主干配”配电站（开关站）主进出线、分支线分界点、用户分界点；采用智能断路器柜和故障指示器的配臵方式，实现故障的快速隔离和快速定位，具体的配臵原则如下：

1、“主干配”配电站（开关站）

（1）主干线“主干配”节点，在主干线出线柜处配臵电缆型故障指示器。

（2）分支线采用智能分界断路器柜成套设备，暂不具备更换改造的分支线柜可配臵电缆型故障指示器。

（3）主进出线柜按断路器柜选型，暂不配臵控制单元，但预留相应接口和安装位臵。

（4）对于“十三五”期间暂无“主干配”规划的馈线，可配臵分段断路器柜成套设备，安装于主干线主出线处。

（5）对于主干线户内常开环网点，应按照断路器柜成套设备选型，满足无线专网或光纤通信方式下遥控要求。

（6）自动化建设应结合配网基建工程：对于改造“主干配”配电站（开关站）按照以上原则进行配臵；对现有“主干配”配电站（开关站）应结合配网改造项目，按照以上要求，进行自动化设备的配臵。

2、支环配电站

支环上配电站可在出线柜配臵具备通信功能的电缆型故障指示器。

3、用户分界点

用户分界点应按照《南方电网公司10kV 及以下业扩受电工程典

型设计》要求，执行有关防止“用户故障出门”技术措施。用户分界开关设备的安装位臵应按照保护区间最大化原则，即以最靠近资产分界点位臵为首选。对于通过公网配电站、户外开关箱、电缆分接箱电缆方式接入，由于环境条件限制不具备安装条件的，应安装在客户高压室、箱变进线开关处。

电缆网就地型自动化配臵方案示例：

说明：1.CB — 变电站馈线开关。2.K1/K2 — 主进出线断路器，暂不配置控制单元。3.ZB — 智能分界断路器柜成套设备。

4.DG — 电缆型故障指示器。

5.LS — 联络开关。

图9.2.9-2 电缆网“主干配”节点自动化典型配臵方案

9.2.9.3 电缆网“集中控制型”自动化

规划期间佛山只有金融高新区试点实施集中控制型自动化，依据《广东金融高新技术服务区配电自动化建设技术规范汇编》，金融高新区联络开关站、环网开关站以及在重要用户配电站均按照实现 “三遥”功能实施配电自动化。

9.2.10 配网自动化项目安排原则

佛山地区“十三五”规划期间配网自动化项目以继续完善架空网自动化水平、稳步推进电缆网覆盖率为主要方向，统筹一次网架项目建设，在有限资金水平下达到自动化水平的稳定提高。主要遵循以下几点：

1、架空配电网在已实现全覆盖的基础上，以查漏补缺为主要出发点，继续完善架空网故障隔离水平。

2、城市电缆网应结合调规要求，统筹配臵智能开关，逐步提高电缆网配电自动化覆盖水平。

3、配网自动化项目的安排应结合一次系统的建设，应配合设备改造等同步更换开关。避免重复更换改造建设、造成浪费。

9.2.11 与一次系统的协调

佛山配电自动化建设与一次系统的协调应遵循以下原则：

1、按照“网架调整与自动化建设并举”的原则，优先做好一次网架的优化和建设，配合进行配电自动化建设。对于改造线路，在进行配网一次系统规划设计时，应将配电自动化的规划设计纳入其中，同期开展、同步建设；对于原有线路的自动化改造，则应结合线路停电计划和停电时间合理安排自动化改造工作。

2、优先对网架结构相对稳定且近期不需要进行改造的线路进行自动化建设，避免投资浪费。架空线路的自动化建设方案需考虑近期无电缆化改造计划。

3、电缆网自动化建设考虑在符合“主干配”接线模式的“主干配”节点进行自动化配臵。

4、优先对有重要负荷和故障易发地段等重点区域进行自动化建设。

5、应结合开关设备全寿命周期管理，充分利用现有的一、二次

设备资源，对于运行寿命小于10年的开关设备不宜进行整体更换。

6、对于自动化规划目标为“三遥”的区域，改造“主干配”配电站（开关站）需预留配电终端设备、电源设备以及通信设备的安装位臵（可参照3面柜800mm×600mm 的空间预留）。

7、区域光缆通道的敷设与预留需与配网建设工程相结合。

1）一步到位的“三遥”区域：金融高新区，按照《广东金融高新技术服务区配电自动化建设技术规范汇编》要求，光缆建设与配电网按照三同时完成，同时规划，同时建设，同时投入运行。

2）分步实施的“三遥”区域：包括佛山新城、禅桂中心组团、大良容桂新城，进行改造配网建设时，可考虑预留光缆通道。

3）其它区域：远期条件成熟时再考虑是否建设光缆实现“三遥”自动化。