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1-DL_T 5729-2016 配电网规划设计技术导则.pdf

（b）负荷年增长率曲线 图1S形曲线及增长率曲线图

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曲线可以确定电网发展阶段，并以此作为变电站建设时序等的规 划依据。

HYD 41-2015 电子建设工程概（预）算编制办法及计价依据.pdf5.1.4随着智能电网的发展、需求侧管理技术的应用

式相比，用户终端用电方式和负荷特性也正发生改变，在负荷预 测时应予以考虑；此外，分布式电源以及电动汽车、储能装置等 新型负荷会使电力消费模式产生新的变化，因此应分析其对负荷 预测结果的影响

5.2.1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、趋势外推法等。本条款提出“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”。对于已完成城乡规划和土地利用规划的区域，由于其用地 性质、规模和空间分布已明确，可采用空间负荷预测法进行负荷 预测，以利于配电网的布点和布线规划。对于基础数据有限的地 区，空间负荷预测的精度可以适当降低。

5.3.1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。 5.3.4分布式电源高比例接入后，会对配电网电力平衡产生较大 影响，此外光伏、风电等间歇性电源的发电利用小时数在不同地 区差异较大，因此应通过电力电量平衡综合计算来支撑配电网规 划方案的财务可行性分析

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6.1.2本条款提出了110kV及以下电网电压等级的选择原则， 110kV及以下各电压等级电网应根据现有实际情况和远景发展慎 重研究后确定，应尽量简化变压层次、优化配置电压等级序列， 避免重复降压

6.1.3本条款结合供电区域划分推荐了适用的主要电

列。根据35kV电压等级的发展特点，A+、A、B类供电区域经充 分论证后可逐步取消110kV/35kV变压层次，以避免重复降压。对 于上海、天津、青岛等仍采用220kV/35kV变压层次的地区，可结 合实际情况继续发展35kV电压等级。对于E类供电区域中的偏 远地区，经论证可采用110kV/35kV/0.38kV电压序列。对于工业 负荷较为集中的区域，经论证亦可采用35kV电压等级为大用户 供电。

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求水平加以综合界定，可分为初期、过渡期和完善期三个阶段。 般情况下，变压器或线路的最大负载率在25%以下时，可认为 电网建设处于初期；变压器或线路的最大负载率在25%～50%时， 可认为电网建设处于过渡期；变压器或线路的最大负载率在50% 以上时，可认为电网建设处于完善期。

6.3.1容载比是配电网规划的重要宏观性指标，是合理安排变电 站布点和变电容量的重要依据。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。计算各电压等级容载比时，变电设备总容量应扣除该电压 等级发电厂的升压变压器容量和该电压等级用户专用变电站的变 压器容量（部分区域之间仅进行故障时功率交换的联络变压器容 量，如有必要也应扣除），对应的总负荷为该电压等级的网供负荷。

6.3.5本条款中补充“对处于

展潜力大的重点开发区或负荷较为分散的偏远地区，可适当提高 容载比的取值；对于网络发展完善或规划期内负荷明确的地区， 在满足用电需求和可靠性要求的前提下，可以适当降低容载比的 取值”，以适应当前配电网规划和发展的需要。对于政治中心所 在供电区域，需多电源点保障其供区内重要用户的供电可靠性时， 可结合实际情况适当提高容载比的取值。此外，容载比的选取范 围还与变电站站间转供能力、变电站的过载能力有关。

6.4.1本条款主要考虑到短路电流水平由上级变压器容量和电压 等级等因素决定，而各类供电区域内的变压器容量大小不同，所 以宜分区分电压等级给出短路电流限定值。在设备选型时，应参 照各电压等级的短路电流限定值，并留有裕度，例如短路电流限 定值为20kA时，设备一般按照遮断容量25kA的标准来选取。

对于35kV及以下电网，考虑其上级变压器容量逐步增大， 各类电源接入容量不断增加的趋势，宜适当提高35kV和10kV电 网的短路电流限定值水平。 对于10kV电压等级，目前大部分地区母线短路电流水平均 在16kA或20kA以内，部分地区（如北京核心区等）个别变电站 母线短路电流超过20kA，主要为220kV/10kV变电站和个别 110kV/10kV变电站，可通过使用高阻抗变压器等措施解决。由于 母线短路电流水平关系到配电网主要设备的选型，提高短路电流 水平将大幅增加配电网建设投资，因此建议将10kV母线短路电 流控制在16kA或20kA，220kV变电站10kV侧无馈线出线时不 宜超过25kA，有10kV出线时不宜超过20kA。当短路电流难以 空制时，应采取高阻抗变压器等措施降低

6.5无功补偿和电压调整

6.5.1由于目前用户侧非线性设备较为普遍，因此提出“在配置 无功补偿装置时应考虑谐波治理措施”，否则将可能影响补偿电 容器的寿命

6.6电压质量及其监测

6.6.2电压偏差的监测是评价配电网电压质量的重要手段，配电 网电压监测点的具体设置应执行相关规定

6.7.1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。中性点接地方式不同的配电网应 避免互带负荷，否则当发生单相接地故障时，有可能导致相关继 电保护装置异常运行，增加电网运行风险。因此，同一区域内宜 统一中性点接地方式，以利于负荷转供

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7.1.2配电网的拓扑结构包括常开点、常闭点、负荷点、电源接 入点等，这些拓扑结构的不同组合会对配电网运行产生较大影响， 因此在规划时需合理配置。

7.2.3双侧电源指来自不同变电站、为同一一变电站供电

7.3.1本条款规范了10kV电网规划的电网结构，依据各类供电 区域供电安全水平要求和实际情况，给出各类供电区域推荐采用 的电网结构。

7.3.1本条款规范了10kV电网规划的电网结构，依据各尖供电

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要，允许电网发展后能够重新分区，增加电网规划的适应性。

7.4.1考虑运行安全性，本条款明确了220V/380V配电网应结构 简单、安全可靠，宜采用辐射式结构。 7.4.2220V/380V配电网应实行分区供电的原则，220V/380V线 路应有明确的供电范围。此外，本条款提出“低压架空线路可与 中压架空线路同杆架设，但不应跨越中压分段开关区域。”主要 是考虑低压架空线路一旦跨越中压分段开关区域，会对线路隔离 段检修过程中的人身安全产生不利影响，

8.1.1本条款从设备全寿命周期管理、差异化、适应性、标准化， 序列化、智能化需求、线路型式等几个方面给出了设备选型的 般要求，并明确了设备检测方面的相关要求。 8.1.5本条款提出“在计划实施配电自动化的规划区域内，应 同步考虑配电自动化的建设需求”，主要考虑避免在电网后续 建设配电自动化时，由于一次设备不满足要求而发生重复 改造。

8.2110kV~35kV变电站

8.2.1负荷密度、供电安全水平要求和短路电流水平决

路电流水平快定了变电 容量和台数的配置，本条款明确了各类供电区域的变电站容量 台数配置。 1）考虑到偏远农牧区负荷极度分散且成长周期漫长的特 点，表8.2.1在110kV主变压器容量序列中增加了 6.3MVA。 2）对于负荷密度高的供电区域，若变电站布点困难，可选 用大容量变压器以提高供电能力，并应加强上下级电网 的联络来增加供电可靠性

8.2.4针对部分地区配电网存在的变电站供电范围交又

条款提出随着负荷的增长和新变电站站址的确定，应及时调整相 关变电站的供电范围

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8.3110kV~35kV线路

8.3.2本条款给出了各类供电区域内的110kV～35kV架空线路 导线截面推荐选型

导线截面推存选型。 8.3.5电缆线路导线选型时应参照该区域架空线路的选型截面 确保载流量的匹配协调

8.3.5电缆线路导线选型时应参照该区域架空线路的选型截面

8.4.1本条款明确了不同主变压器容量下的10kV线路导线截面 推荐选型。中压配电网由主干线、分支线和用户（电源）接入线 组成，是配电网的核心和中坚，在正常运行时承担着电力配送的 任务，故障或检修时承担着负荷转移的任务。中压主干线导线截 面应首尾相同，有联络的中压分支线其功能视同中压主干线，也 是负荷转移的通道，导线截面选择应与中压主干线标准等同。 8.4.2本条款依据各类供电区域的负荷密度、10kV线路导线截面 选取和线路压降要求等，通过计算得出各类供电区域10kV线路 在正常负荷下的供电半径。实际中10kV线路的供电半径也可以 经计算确定，在工程中一般可采用下式计算线路的供由距离，

正转多用 8.4.2本条款依据各类供电区域的负荷密度、10kV线路导线截面 选取和线路压降要求等，通过计算得出各类供电区域10kV线路 在正常负荷下的供电半径。实际中10kV线路的供电半径也可以 经计算确定，在工程中一般可采用下式计算线路的供电距离：

式中： L 线路长度（km）； AU% 线路电压允许偏差（%）； UN 线路额定电压，三相供电为线电压，单相供电为相电 压 (V); 线路电流，三相供电为线电流，单相供电为相电流 (A); Yo 导线单位长度电阻（Q/km）：

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8.5.1本条款给出了各类供电区域内柱上变压器的推荐容

1）三相柱上变压器容量序列为30kVA、50kVA、100kVA、 160kVA、200kVA、315kVA、400kVA。 2）从技术经济性上看，单相配电方式在负荷密度低、负荷分 散等条件下具有一定优势，单相柱上变压器容量序列为 30kVA、50kVA、80kVA、100kVA。 3）对超过10kV线路供电延伸范围，且负荷点距离35kV电 源点较近的偏远地区（主要存在于E类供电区域），可采 用35kV配电化建设模式，即由35kV/0.38kV配电变压器 直接向低压用户供电。35kV配电化包括35kV/10kV配电 化变电站、35kV配电化线路和35kV/0.38kV直配台区三 个方面，表8.5.1注中的35kV配电化建设模式即指 35kV/0.38kV直配台区，通过将35kV线路延伸至负荷中 心，采用35kV/0.38kV配电变压器供电，简化变电层级 有效降低线路损耗，提升供电能力。 8.5.7在缺少电源站点的地区，部分10kV架空线路过长，线路 中、后端电压质量往往不能满足要求。即使采取增加无功补偿 改变线路参数等措施，仍不能解决电压质量问题，此时可以选择 在线路上加装线路调压装置。目前线路调压器是一种较为有效 的方式，其在国外已普遍采用，近年来国内也取得了较为丰富的 运行经验，线路调压器一般可配置在10kV架空线路的1/2处或 2/3处。

1）三相柱上变压器容量序列为30kVA、50kVA、100kVA、 160kVA、200kVA、315kVA、400kVA。 2）从技术经济性上看，单相配电方式在负荷密度低、负荷分 散等条件下具有一定优势，单相柱上变压器容量序列为 30kVA、50kVA、80kVA、100kVA。 3）对超过10kV线路供电延伸范围，且负荷点距离35kV电 源点较近的偏远地区（主要存在于E类供电区域），可采 用35kV配电化建设模式，即由35kV/0.38kV配电变压器 直接向低压用户供电。35kV配电化包括35kV/10kV配电 化变电站、35kV配电化线路和35kV/0.38kV直配台区三 个方面，表8.5.1注中的35kV配电化建设模式即指 35kV/0.38kV直配台区，通过将35kV线路延伸至负荷中 心，采用35kV/0.38kV配电变压器供电，简化变电层级 有效降低线路损耗，提升供电能力。 .7在缺少电源站点的地区，部分10kV架空线路过长，线路 后端电压质量往往不能满足要求。即使采取增加无功补偿， 变线路参数等措施，仍不能解决电压质量问题，此时可以选择 线路上加装线路调压装置。目前线路调压器是一种较为有效 方式，其在国外已普遍采用，近年来国内也取得了较为丰富的 行经验，线路调压器一般可配置在10kV架空线路的1/2处或 处

中、后端电压质量往往不能满足要求。即使采取增加无功补偿 改变线路参数等措施，仍不能解决电压质量问题，此时可以选择 在线路上加装线路调压装置。目前线路调压器是一种较为有效 的方式，其在国外已普遍采用，近年来国内也取得了较为丰富的 运行经验，线路调压器一般可配置在10kV架空线路的1/2处或 2/3处。

8.6220V/380V线路

8.6.4综合考虑各类供电区域用电水平、220V/380V线路导线截 面和压降要求等因素，本条款明确了各类供电区域220V/380V线 路的供电半径。实际中，220V/380V线路供电半径也可以经计算 确定，计算方法可参照条文说明式（1）。

9.2.5配电终端类型应综合可靠性需求、网架结构和设备状沙

9.2.5配电终端类型应综合可靠性需求、网架结构和设

9.2.5配电终端类型应综

9.3.3配电自动化是配电通信网的主要支撑业务，因此通信方式 的选择主要依据配电自动化的建设需求来确定。

9.4用电信息采集系统

.4.1用电信息采集系统是实现电能量采集、计量异常监测、用

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10用户及电源接入要求

10.1.2本条款明确了用户接入容量和推荐的供电电压，考虑到仅 存在110kV、10kV电压等级的电网，受电变压器容量在10MVA~ 20MVA之间时无相应的供电电压等级：仅存在66kV、10kV电压 等级的电网，受电变压器容量在10MVA～15MVA之间时无相应 的供电电压等级，在备注中补充“无20kV、35kV、66kV电压等 级的电网，10kV电压等级受电变压器总容量为50kVA～ 20MVA。”

10.2.4分布式电源接入会提高电网的短路电流水平。当馈线发生 故障时，流过断路器的短路电流等于系统短路电流与电源短路电 流之和。为了保证配电网的安全运行，应保证电源接入后配电线 路的短路容量不应超过该电压等级的短路电流限定值，否则电源 应加装短路电流限制装置。此外，为保证电源启停、波动对系统 供电电压的影响在规定的电压偏差范围之内，电源并网点的系统 短路电流与电源额定电流之比不宜低于10。

10.2.7本条款明确了电源接入配电网的推荐电压等级

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11.1.1规划计算分析是保障配电网规划方案科学合理的重要手 段。在配电网规划设计工作中，量化计算分析是电网参数配置、 方案论证等的支撑，同时也是后续技术经济分析的重要基础。此 外，随着分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷的大量 接入，配电网运行方式将会变得更加复杂，规划计算分析的重要 性也会更为突出

11.2.1潮流计算分析是供电能力校核、线损分析、短路电流计算、 共电安全水平分析、可靠性计算和无功规划计算的基础。 11.2.2电网典型运行方式指电网最大、最小等典型运行方式

11.2.1潮流计算分析是供电能力校核、线损分析、短路电流计算、

11.5.2用户平均停电缺供电量指在统计期间内，平均每用户因 停电缺供的电量，可按式（2）计算：

N CENS AENS N

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12.0.1备选方案通常包括以下原则选取的方案：维持现状的方 案、减少停电次数的方案、减少停电时间的方案。减少停电次数 及停电时间的方案需根据供电可靠性目标设定。评估周期一般指 设定的设备运营期。 12.0.2本条款明确了技术经济分析需确定供电可靠性和投资费 用的最佳组合。 技术经济分析的过程主要包括：对规划项目各备选方案的技术 经济指标进行评估，根据指标对备选方案进行比较、排序，寻求技 术与经济的最佳结合点，确定技术先进与经济合理的最优方案。 规划属性分为单属性规划和多属性规划。在单属性规划中， 只能确定一个属性，如费用最小或可靠性最大，无法同时考虑这 两个属性的关系；而在多属性规划中，最终可确定属性之间的关 系，如可靠性属性和费用属性之间的价值关系。 帕累托（Pareto）优化曲线可显示多属性规划中多个属性情况 下的分析结果，如可靠性、费用等。电力企业在对系统进行扩展 规划或运行时，帕累托曲线可显示不同方案的费用与可靠性之间 的关系。帕累托曲线上的每一·个点都代表个可靠性和费用的最 佳组合，也即获得任何一种可靠性水平所需花费的最少费用。帕 累托曲线可为电力企业在多属性规划中提供选择，并可对多个属 性进行权衡。 图2给出了某个供电区域的帕累托优化曲线示意图，包括三 种不同的投资方案，第一段曲线对应架空线模式的投资方案，第 二段曲线对应电缆线路模式，第三段曲线对应电缆及配电自动化 模式。

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GB／T 51238-2018 岩溶地区建筑地基基础技术标准（完整正版、清晰无水印）图2帕累托优化曲线示意图

3本条款明确了技术经济分析的评估方法。 1）在对规划项目进行评估过程中可选择不同的评估方法， 规划项目的评估方法主要包括最小费用评估法、收益/成 本评估法以及收益增量/成本增量评估法，不同评估方法 的适用范围不同。 2）最小费用评估法为单属性规划方法，是一种采用标准驱 动、最小费用、面向项自的评估和选择过程，用于确定各 个项目的投资规模及相应的分配方案。 3）收益/成本评估法为多属性规划方法，以收益与成本两者 的比值来确定项目的优点，其评估和选择过程一般是通 过有效的比值来评估各备选项目。该方法主要用于新建 项目评估。 4）收益增量/成本增量评估法为多属性规划方法，基于收益 增量与成本增量比值，既可用于新建项目评估，也可用于 改造项目评估。收益增量是当前方案与相邻方案（比当前 方案收益稍差的方案）间的收益差值，成本增量是当前方 案与相邻方案间的成本差值（即边际成本）。

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5）技术经济分析的评估指标主要包括供电能力、转供能力、 线损率、供电可靠性、设备投资费用、运行费用、检修维 护费用、故障损失费用等。 6）总费用指全寿命周期成本GB／T 12085.22-2022 光学和光子学 环境试验方法 第22部分：低温、高温或温度变化与碰撞或随机振动综合试验.pdf，包括投资成本、运行成本、检 修维护成本、故障成本、退役处置成本等。总费用现值可 按下式计算：

CI(n)+CO(n)+CM(n)+CF(n) LCC= CD(n) (1+i)" (1 + i)"

12.0.4财务评价的评价指标主要包括资产负债率、内部收益率、 投资回收期等。