配网规划 术语和定义.docx
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配网规划术语和定义
3术语和定义
3.1市区urbandistrict
城市的建成区及规划区。
一般指直辖市和地级市内以“区”建制命名的地区，
包括直辖市远郊区（县改区）的区政府所在地、经济开发区和工业园区。
3.2市中心区downtown
指市区内人口密集以及行政、经济、商业、交通集中的地区。
3.3城镇citiesandtowns
县（县级市、旗）的城区及工业、人口相对集中的乡、镇地区；或远郊区（或
由县改区的）的工业、人口相对集中的乡、镇地区。
3.4农村rural
以农业产业（指自然经济和第一产业）为主的地区。
3.5配电网distributionnetwork
从电源侧（上级电网和发电设施）接受电能，再分配给各终端用户的电力网
络称为配电网。
3.6年最大负荷annualmaximumload
全年各小时整点供电负荷中的最大值。
3.7网供负荷networksuppliedload
由电网供给的负荷。
网供负荷一般分电压等级统计，为该级电网总负荷扣减4
区域经济社会水平发展到一定阶段后，电力消费增长趋缓，总体上保持相对
稳定，负荷呈现饱和状态，此时的负荷称为该区域饱和负荷。
3.9容载比capacity-loadratio
某一供电区域，变电设备总容量（MVA）与对应的总负荷（MW）的比值。
3.10供电可靠性reliabilityofpowersupply
供电系统对用户持续供电的能力。
3.11供电安全水平securityofpowersupply
电网在元件退出、负荷不正常波动情况下维持连续供电的能力。
3.12N-1停运firstcircuitoutage
（1）110、66、35kV电网中一台变压器或一条线路故障或计划退出运行。
（2）10kV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。
3.13N-1-1停运secondcircuitoutage
110、66、35kV电网中一台变压器或一条线路计划停运情况下，同级电网中
相关的另一台变压器或一条线路故障退出运行。
3.1410kV主干线10kVtrunkline
始于变电站10kV母线，承担着主要电力传输的线段为主干线。
3.15供电半径powersupplyradius
电源点到其供电的最远负荷点之间的线路长度。
3.16配电室distributionroom
设有10kV进线（亦可有少量出线）、配电变压器和380/220V配电装置，主
要为380/220V用户供电的户内配电场所。
3.1710kV箱式变电站10kVcabinet/pad-mounteddistributionsubstation
将10kV开关、配电变压器、380/220V配电装置等设备共同安装于一个封闭
箱体内的户外配电装置，也称预装式变电站或组合式变电站。
3.1810kV开关站10kVswitchingstation
设有10kV配电进出线、对功率进行再分配的配电设施。
起到变电站母线延
伸的作用，可用于解决变电站进出线间隔有限或进出线走廊受限，并在区域中起5
3.19环网单元ringmainunit
用于10kV电缆线路分段、联络及分接负荷的配电设施，按结构可分为整体
式和间隔式，按使用场所可分为户内环网单元和户外环网单元（户外环网单元安
装于箱体中时亦称开闭器），也称环网柜。
3.20馈线自动化feederautomation
利用自动化装置，监视配电网的运行状况，线路故障时迅速诊断出故障区段
并将其隔离，恢复对非故障区段的供电。
3.21重要电力用户importantelectricityuser
指在国家或者一个地区（城市）的社会、政治、经济生活中占有重要地位，
意外停电将可能引起人身伤亡、环境污染、社会公共秩序混乱，造成较大政治影
响、经济损失的用户或对供电可靠性有特殊要求的用户。
3.22双电源doublepower
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，
为同一用户负荷或变电站供电的两路供电电源，称为双电源。
其中来自不同变电
站，为同一用户负荷或变电站供电的两路供电电源，又称为双侧电源。
3.23双回路doublecircuit
为同一用户负荷或变电站供电的两个回路。
4总则
4.1为建立和完善配电网规划设计技术标准体系，促进各级电网协调发展，指导
城乡配电网统一规划，特制定本导则。
4.2各单位应遵照本导则，结合国家及行业现行有关标准规范的规定和本地区实
际情况，以用电需求为导向，以可靠性为目标，采用差异化策略统筹考虑城乡电
网规划。
4.3配电网规划应与输电网规划相衔接，并根据不同区域的负荷特点和供电可靠
性要求，合理配置各电压等级的网架结构，构建安全可靠、结构规范、适应性强
的配电网络，以满足经济社会发展需求。
4.4配电网规划应考虑资产全寿命周期，根据规划区域发展水平和中远期负荷预
测结果采用不同的建设原则，负荷快速增长区域的配电网可按最终规模进行选6
型、设计和构建，负荷增长较慢区域，可适当考虑线路、土建一次建成，变压器
分阶段梯度利用，网架结构逐步构建。
4.5配电网应优先选用小型化、无油化、少（免）维护、低损耗节能环保、具备
可扩展功能的设备，积极稳妥采用成熟新技术、新设备、新工艺、新材料；设备
选型应考虑差异化设计要求，在供电可靠性要求较高及灾害多发的区域，宜适当
提高设备的选型标准。
4.6配电网规划应满足电网智能化发展要求，适应新能源接入，并考虑配电自动
化建设和改造需求。
4.7配电网规划要充分吸收和利用国内外的先进经验和技术，加强规划计算分析，
以提高配电网规划工作的效率和水平。
5总体要求
5.1规划范围
公司经营区域内110kV及以下各级电网。
5.2规划年限和各阶段要求
5.2.1配电网规划年限应与城乡总体规划的年限相衔接。
一般可分近期（5年）、
中期展望（10年）、远期战略（15年及以上）三个阶段。
5.2.2近期规划应着重解决配电网当前存在的主要问题，提高供电能力和可靠性，
满足负荷需要。
并依据近期规划编制年度计划，提出逐年的新建和改造项目。
5.2.3中期展望应与近期规划相衔接，着重将现有配电网网架逐步过渡到目标网
架，预留变电站站址和线路通道。
5.2.4远期战略主要考虑配电网的长远发展目标，根据饱和负荷水平的预测结果，
确定目标网架，并对电源布局提出要求。
5.3规划编制
5.3.1为适应经济和社会发展的需要，配电网规划每五年编制一次，10kV部分应
重点开展前三年规划，并逐年滚动修订。
规划编制主要内容包括：
经济社会发展、7
配电网现状分析、负荷预测与电力（电量）平衡、规划目标和技术原则、110～
35kV电网规划、10kV电网规划、380/220V电网规划、变电站站址和线路廊道
规划、投资规模和效益分析。
5.3.2规划编制主要流程如下：
（1）资料收集；
（2）现状分析；
（3）负荷预测与电力（电量）平衡；
（4）目标设定；
（5）制定技术原则；
（6）确定上级电网边界条件；
（7）根据预测负荷和现有的电网结构，经过分析计算，形成多种规划方案；
（8）评估规划方案，确定最优方案；
（9）编制规划报告。
配电网规划编制流程图见附录B。
5.3.3配电网规划的不确定因素较多，需按负荷的实际变动和规划的实施情况进
行修正。
有下列情况之一时，应对配网规划的目标及电网结构和设施的标准进行
必要修改，并对配网规划作相应的修正：
（1）地区预测负荷有较大变动时。
（2）地区城乡规划或电力系统规划进行调整或修改后。
（3）电网技术有较大发展时。
（4）配电网规划的其他重要边界条件发生较大变化时。
5.3.4配网规划的编制要以国民经济和社会发展规划为依据，由供电企业完成并
报上级主管部门审定，经政府部门审批后，纳入城乡总体规划和各地区详细规划。
5.3.5配电网规划的实施应由城乡规划主管部门综合协调，根据城乡建设与改造
方案统筹安排。
供电企业应与有关部门密切配合，统一安排供电设施用地，如：
8
6.1供电区域划分
6.1.1供电区域划分应在省级公司主导下统一开展。
6.1.2供电区域划分主要依据行政级别（参照表6-1），当存在多种选择时，可结
合负荷密度（参照表6-2），并参考用户重要程度、用电水平、GDP等因素综合
确定。
7负荷预测与电力平衡
7.1一般要求
7.1.1负荷预测是配电网规划设计的基础，包括电量需求预测和电力需求预测，
以及该区域内各类电源发展预测。
7.1.2负荷预测的年限应与相应的规划年限一致。
7.1.3负荷预测的基础数据包括：
经济社会和自然气候数据、上级电网规划对本
规划区的负荷预测结果、历史年负荷和电量。
配电网规划应积累、采用规范的负
荷和电量历史系列数据，作为预测依据。
7.1.4负荷预测应采用多种方法，经综合分析后给出高、中、低负荷预测方案，
并提出推荐方案。
7.1.5负荷预测应分析用户终端用电方式变化和负荷特性变化、以及用户自用和
就地利用的电源接入对预测结果的影响。
7.1.6负荷预测应给出负荷和电量的总量及分布（分区、分电压等级）预测结果。
10
7.2负荷预测方法
7.2.1配电网规划常用的负荷预测方法有：
负荷密度法、增长率法、综合用电水
平法、单耗法、弹性系数法、类比法等。
7.2.2可根据各地区负荷预测的条件和各电压等级的实际需要，综合选用三种及
以上适宜的方法进行预测，并相互校核。
7.2.3对于已完成城乡规划和土地利用规划的区域，应进行空间负荷预测。
7.2.4对于大用户负荷所占比重较大的地区，可采用大用户的点负荷预测加区域
负荷增长率法进行预测，并用弹性系数法、类比法等进行校核。
7.3电力（电量）平衡
7.3.1电力平衡是确定规划水平年变电容量规模的主要依据；电量平衡是确定规
划水平年电源配置是否满足用电需求的主要依据。
7.3.2电力平衡应分年度、分区、分电压等级进行，并考虑考虑各类新能源、电
动汽车充换电设施、储能设备等的影响。
7.3.3分电压等级电力平衡应结合负荷预测结果和现有变电容量，确定所需新增
的变电容量。
7.3.4无功电力平衡应按就地平衡的原则，分电压等级、分区进行。
8主要技术原则
8.1电压等级
8.1.1配电网规划所选择的标称电压应符合国家标准GB156《标准电压》。
8.1.2配电网电压等级的选择，应根据现有实际情况和远景发展慎重研究后确定。
配电网应优化配置配电电压序列，简化变压层次，避免重复降压。
现有的非标准11
110/35/10/0.38kV
A、B类供电区域经充分论证后可逐步取消包含110/35kV的电压序列，以避
免重复降压。
但以220/35kV为主要电压等级的区域可结合实际情况继续发展
35kV电压等级。
8.1.4现有输（配）电容量、站点和线路走廊资源等严重不足，或老旧设备需要
全面进行技术改造时，配电系统可采取升压措施，但必须认真研究升压改造的技
术实施方案和技术经济合理性。
8.2各级电网协调
8.2.1输配电网规划应相互协调，输电网指导配电网规划，配电网规划支撑输电
网规划。
各层级电网应相互配合，适当考虑层与层之间的负荷转移和相互支援，
形成整体协调、供电能力充裕的电网结构，以满足用电负荷需求，确保供电可靠
性，提高电网运行效率。
8.2.2220（330）kV电网一般以500（750）kV电源点为依托，形成架空双环网，
由于地理原因不能形成环网时，也可采用C形电气环网。
当负荷增长需要新电
源接入时，若环网短路容量超过规定值，则可在现有环网外围建设高一级电压的
环网，并将原有的环网分片或开环，以降低短路容量，并尽量避免形成电磁环网。
8.2.3A、B、C类区域推荐以下电网结构：
（1）220（330）kV电网结构较为坚强时（如C形、环形），110～35kV电
网一般采用较为简明的结构（如双辐射等）。
（2）220（330）kV电网结构较为薄弱时（如单落点、多落点），110～35kV
电网一般采用较为完善的互相支援结构（如环网、T接、链式）。
（3）10kV电网应形成网状结构、每条线路分列运行，但应完善与周边线路
的联络，以形成对上级电源的支撑能力。
（4）380/220V电网一般采用放射式结构。
8.2.4D、E类区域推荐以下电网结构：
35~110kV电网一般采用较为简单的结构（如辐射、单侧电源T接、单环），
10kV以辐射状为主（条件具备时形成联络），380/220V电网一般采用放射式结12
8.3供电安全水平
8.3.1各类供电区域应满足相应的供电安全水平要求（参见表8-1），包括N-1停
运和N-1-1停运条件下的恢复供电负荷范围、恢复供电时间和转供能力。
8.3.2A类供电区域电网应满足如下供电安全水平：
（1）对于110～35kV电网，发生N-1停运时，应不损失负荷；有特殊要求
的区域，发生N-1-1停运时，应不损失负荷。
（2）对于10kV线路：
a．主干线发生N-1故障停运时，应通过继电保护自动装置、自动化手段，
迅速恢复非故障段供电，线路故障段损失负荷不应超过2MW，其中电缆线路电
缆本体故障时不损失负荷；有特殊要求的区域，主干线发生N-1故障停运时，应
不损失负荷；
b．主干线发生N-1计划停运时，线路计划停运段损失负荷不应超过2MW，
其中电缆线路电缆本体计划停运时不损失负荷。
有特殊要求的区域，主干线发生
N-1计划停运时，应不损失负荷。
8.3.3B类供电区域电网应满足如下供电安全水平：
（1）对于110～35kV电网，发生N-1停运时，应不损失负荷。
（2）对于10kV线路：
a．主干线发生N-1故障停运时，应通过继电保护自动装置、自动化手段或
现场人工倒闸，在3小时内恢复非故障段负荷，线路故障段损失负荷不应超过
2MW，其中电缆线路电缆本体故障时不损失负荷；
b．主干线发生N-1计划停运时，线路计划停运段损失负荷不应超过2MW，
其中电缆线路电缆本体计划停运时不损失负荷。
8.3.4C类供电区域电网应满足如下供电安全水平：
（1）对于110～35kV电网，发生N-1停运时，原则上不损失负荷。
（2）对于有联络的10kV线路：
a．主干线发生N-1故障停运时，应通过继电保护自动装置、自动化手段或
现场人工倒闸，在3小时内恢复非故障段负荷，线路故障段损失负荷不应超过1314
表8-1110～10kV电网供电安全水平表
110～10kV电网供电安全水平
10kV电网供电安全水平供电
区域
类型
110～35kV
电网供电安
全水平
主干线
停运类型有联络的10kV线路单辐射的10kV
线路
N-1故障
停运
应通过继电保护自动装置、自动化手
段，迅速恢复非故障段供电，线路故障
段损失负荷不应超过2MW，其中电缆
线路电缆本体故障时不损失负荷；有特
殊要求的区域，主干线发生N-1故障停
运时，应不损失负荷；
/
A
发生N-1停
运时，应不
损失负荷；
有特殊要求
的区域，发
生N-1-1停
运时，应不
损失负荷。
N-1计划
停运
线路计划停运段损失负荷不应超过
2MW，其中电缆线路电缆本体计划停运
时不损失负荷。
有特殊要求的区域，主
干线发生N-1计划停运时，应不损失负
荷。
/
N-1故障
停运
应通过继电保护自动装置、自动化手段
或现场人工倒闸，在3小时内恢复非故
障段负荷，线路故障段损失负荷不应超
过2MW，其中电缆线路电缆本体故障
时不损失负荷；
/
B
发生N-1停
运时，应不
损失负荷。
N-1计划
停运
线路计划停运段损失负荷不应超过
2MW，其中电缆线路电缆本体计划停运
时不损失负荷。
/
N-1故障
停运
应通过继电保护自动装置、自动化手段
或现场人工倒闸，在3小时内恢复非故
障段负荷，线路故障段损失负荷不应超
过2MW，其中电缆线路电缆本体故障
时不损失负荷；
允许故障段及
其下游停电；
C
发生N-1停
运时，原则
上不损失负
荷。
N-1计划
停运
线路计划停运段损失负荷不应超过
2MW，其中电缆线路电缆本体计划停运
时不损失负荷。
允许计划停运
段及其下游停
电。
N-1故障
停运
应通过继电保护自动装置、自动化手段
或现场人工倒闸，在3小时内恢复非故
障段负荷，线路故障段损失负荷不应超
过2MW；
允许故障段及
其下游停电；
D
发生N-1停
运时，根据
电网结构，
允许损失部
分负荷。
N-1计划
停运
线路计划停运段损失负荷不应超过
2MW，其中电缆线路电缆本体计划停运
时不损失负荷。
允许计划停运
段及其下游停
电。
E电网宜因地制宜明确供电安全水平
8.4容载比
8.4.1容载比是配电网规划的重要宏观性指标，配电网规划应保证合理的容载比。
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15
8.4.2容载比与变电站的布点位置、数量、相互转供能力有关，即与电网结构有
关，容载比的确定要考虑负荷分散系数、平均功率因数、变压器负载率、储备系
数等主要因素的影响。
在工程中一般可采用8-1式估算：
max
ei
S
SRP=↙
（8-1）
式中：
SR—容载比（MVA/MW）；
maxP—该电压级全网或供电区的预测年最大负荷；
eiS↙该电压等级全网或供电区内变电站主变容量之和。
8.4.3容载比应分电压等级计算，对于区域较大或负荷发展水平极度不平衡或负
荷特性差异较大的地区，也可分区分电压等级计算容载比。
8.4.4根据规划区域的经济增长和社会发展的不同阶段，对应的配电网负荷增长
速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应电压等级配电网的容载比如表8-2
所示，总体宜控制在1.8～2.2范围之间。
表8-2110～35kV电网容载比选择范围
负荷增长情况较慢增长中等增长较快增长
年负荷平均增长率KPKP≤7％7%＜KP≤12％KP＞12%
110～35kV容载比（建议值）1.8～2.01.9～2.12.0～2.2
对处于发展初期、快速发展期的地区、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。
8.5短路电流水平
8.5.1配电网规划应从网络结构、电压等级、变压器容量、阻抗选择和运行方式
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一般不应超过表8-3中
的对应数值。
表8-3各电压等级的短路电流限定值
短路电流限定值（kA）电压等级A、B、C类供电区域D、E类供电区域
110kV31.5、4031.5
66kV31.531.5
35kV25、31.525、31.516
短路电流限定值（kA）电压等级A、B、C类供电区域D、E类供电区域
10kV20、2516、20
建议110kV及以下变电站的低压侧选取表8-2中较低的数值；一般10kV配
电线路上的短路容量将沿线路递减，因此沿线挂接的配电设备的短路容量可再适
当降低标准；必要时经过技术经济论证可高于表8-2中规定的数值。
8.5.2在技术经济合理的基础上，合理控制配电网短路容量的技术措施主要包括：
（1）配电网络分片、开环，母线分段，主变分列。
（2）合理选择主变容量、接线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗
变压器。
（3）在主变低压侧加装电抗器或分裂电抗器，出线断路器出口侧加装电抗
器。
8.6无功补偿和电压调整
8.6.1配电网规划需保证有功和无功的协调，应按以下原则进行无功补偿：
（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
分散和集中补偿相结合的方式。
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。
（2）应从系统角度考虑无功补偿装置的优化配置，以利于全网无功补偿装
置的优化投切。
（3）装设在变电站处的电容器投切应与变压器分接头的调整合理配合。
（4）大用户的电容器应保证功率因数符合要求，并不得向系统倒送无功。
（5）在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。
8.6.2无功补偿装置的安装地点及其容量
（1）对于35kV及以上长距离架空或电缆线路，若电容电流大于一定数值，
应考虑装设并联电抗器以补偿由线路电容产生的无功功率并限制工频过电压，并
联电抗器容量应经计算确定。
（2）110～35kV变电站一般在变压器低压侧配置并联电容器，使变压器高
压侧的功率因数，在高峰负荷时达到0.95及以上。
电容器容量应经计算确定，
一般取主变容量的10～30%。
电容器宜分组，且单组容量不宜过大，便于采用分17
组投切以更好地调整电压和避免投切振荡。
（3）10kV配电变压器（含配电室、箱式变电站、柱上变压器）安装无功
自动补偿装置时，应在低压侧母线上装设，补偿容量按变压器容量的20％～40
％考虑。
（4）提倡380/220V用户改善功率因数。
8.6.3对于A、B类供电区域中电缆化率高的地区，应作无功补偿方案的专题论
证，必要时应考虑一定容量的感性补偿。
8.7电压损失及其分配
8.7.1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
电电压质量执行GB12325《电能质量供电电压允许偏差》的规定。
（1）110～35kV供电电压正负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%。
（注：
如供电电压上下偏差为同符号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对
值作为衡量依据。
）
（2）10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。
（3）220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%与-10%。
8.7.2各级配电网电压损失应按具体情况计算，并规定各级电压的允许电压损失
值的范围，一般情况可参考表8-4所列数值。
表8-4110kV及以下电网的电压损失分配
线路电压损失分配值（%）电压等级A、B、C类供电区域D、E类供电区域
110（66）kV4.5～7.54.5～7.5
35kV2.5～5.02.5～5.0
10kV2.0～4.02.5～5.0
380/220V（包括接户线）4.0～6.04.5～7.0
8.8中性点接地方式
8.8.1配电网规划应考虑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尽量避免互带负荷。
8.8.2中性点接地方式一般可分为直接接地方式和非直接接地方式两大类，非直18
（1）110kV系统采用直接接地方式。
（2）66kV系统采用经消弧线圈接地方式。
（3）35kV、10kV系统可采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。
8.8.335kV架空网宜采用中性点经消弧线圈接地方式；35kV电缆网宜采用中性
点经低电阻接地方式，宜将接地电流控
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