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天津市10kV及以下配电网技术原则(20110727)

来源：好走旅游网

天津市10kV及以下配电网建设与改造

技术原则

天津市电力公司 2011年7月

前言 .................................................................................................................................................. 4 1 2 3 4 5

适用范围 .................................................................................................................................. 4 规范性引用文件 ...................................................................................................................... 4 术语和定义 .............................................................................................................................. 6 总则 .......................................................................................................................................... 8 一般技术原则 .......................................................................................................................... 9 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10 5.11 5.12 5.13 6

规划标准 ...................................................................................................................... 9 10kV及以下配电网规划设计原则 ............................................................................. 9 环境条件 .................................................................................................................... 12 电压等级 .................................................................................................................... 12 供电可靠性 ................................................................................................................ 12 中性点接地方式 ........................................................................................................ 13 无功补偿和电压调整 ................................................................................................ 14 短路水平 .................................................................................................................... 14 电能质量要求 ............................................................................................................ 14 防雷与接地 ................................................................................................................ 16 分布式电源 ................................................................................................................ 16 设备选择 .................................................................................................................... 18 配电层继电保护和自动装置 .................................................................................... 19

10kV及以下配电网 .............................................................................................................. 20 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5

网络结构 .................................................................................................................... 20 配电变压器 ................................................................................................................ 24 配电站点 .................................................................................................................... 26 10kV及以下架空和电缆线路配电设备 ................................................................... 42 其他 ............................................................................................................................ 52

7 客户接入 ................................................................................................................................ 52 7.1 7.2 7.3 7.4

客户供电电压和接入方式 ........................................................................................ 52 重要电力客户供电电源及自备应急电源配置 ......................................................... 具有分布式电源的客户接入 .................................................................................... 55 电能质量一般要求 .................................................................................................... 55

8 居住区供配电 ........................................................................................................................ 56 8.1

一般要求 .................................................................................................................... 56

8.2 8.3 8.4 8.5 9

多层居住区的供配电 ................................................................................................ 57 别墅居住区的供配电 ................................................................................................ 58 高层、中高居住区建筑的供配电 ............................................................................ 59 超高层居民住宅建筑 ................................................................................................ 60

配电自动化 ............................................................................................................................ 60 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 9.10 9.11

智能电网与配电自动化关系 .................................................................................... 60 配电自动化架构 ........................................................................................................ 61 配电自动化功能配置 ................................................................................................ 61 目标网架自动化功能配置基本原则： .................................................................... 61 新建及改造的10kV一次设备和综合二次的主要要求 .......................................... 62 配电网通信 ................................................................................................................ 62 配电终端和采集终端 ................................................................................................ 62 配电自动化通道基本原则 ........................................................................................ 分布式电源及微网 .................................................................................................... 配电自动化与其他相关系统信息交互 .................................................................... 0.4kV现场总线技术 ................................................................................................. 65

相关条文解释 ................................................................................................................................ 68

前言

本技术原则完善了配电网结构、确立了以环网为主的城市配电网发展目标；规范了0.4~10kV设备的主要技术参数、全面推广了节能设备在配电网的应用；确定了高层住宅的供电方式和计量方式、补充了别墅区的配电网建设原则；为确保配电网可靠性转移负荷的需要，遵照国家电网公司10kV配电网允许客户报装范围，结合天津配电网环网接线的特点，提高了配电网客户允许接入的最大容量，分别规定了35kV供电区域和110kV供电区域10kV客户报装的最大接入容量，明确了10kV大客户接入配电网的接线方式；提出了智能电网体系中配电自动化的整体实施原则和配电网通信的基本原则。

天津电力设计院、技术中心、客户服务中心、滨海供电分公司、城东供电分公司、城南供电分公司、东丽供电分公司、蓟县供电分公司、静海供电有限公司等单位的专业人员参加了本技术原则的修订工作。

本技术原则由天津市电力公司生产技术部提出并负责解释。本技术原则主要起草部门：天津市电力公司生产技术部。

本技术原则参加起草部门与单位：发展策划部调度通信中心电力设计院、技术中心、客户服务中心、滨海供电分公司、城东供电分公司、城南供电分公司、东丽供电分公司、蓟县供电分公司、静海供电有限公司。

本技术原则主要起草人：郜士其张振高徐晶马麟黎鹏韩平王学仑周一路葛荣刚宋国旺尹喜阳杨伟光魏然李锦徐亮高峰姜国瑞

本技术原则自发布之日起实施。

1 适用范围

本原则所规定的各项条款，适用于天津电力公司所属的10kV及以下配电网的规划、建设、改造工程和接入公用配电网的客户业扩工程。

2 规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件，凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。中华人民共和国令第60号《中华人民共和国电力法》中华人民共和国令第196号《电力供应与使用条例》中华人民共和国电力工业部令第８号《供电营业规则》

电监安全[2008]43号《关于加强重要电力用户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见》天津市人民代表大会常务委员会公告(第九十四号)《天津市供电用电条例》

天津市建委建科(2000)619号《关于发布《天津市城市住宅建设标准及管理规定》的通知》

GB156-2007 GB3804-2004 GB4208-2008 GB12325-2008 GB17467-2010 GB50052-2009

《标准电压》

《3~63kV交流高压负荷开关》《外壳防护等级(IP代码)》《电能质量供电电压允许偏差》《高压/低压预装式变电站》《供配电系统设计规范》

GB/T12326-2008 《电能质量电压波动和闪变》 GB/T149-1993 GB/T153-2008 GB50053-1994 GB500-2005 GB50217-2007

GB/T14285-2006 DL451-1991 DL537-2002 DL601-1996 DL621-1997 DL/T 404-1997 DL/T499-2001 DL/T 599-2005 DL/T 621-1997

DL/T 5220-2005 JGJ16T-2008

Q/GDW 370-2009 Q/GDW 382-2009 Q/GDW 480-2010 Q/GDW 514-2010 Q/GDW 513-2010 Q/GDW 156-2006 Q/GDW 373-2009 国家电网公司国家电网公司国家电网公司国家电网公司

公用电网谐波》三相电压不平衡》 10kV及以下变电所设计规范》

/低压预装箱式变电站选用导则》

10kV及以下架空配电线路设计技术规程》

(修订版)》2009.02 2009.07

(技术原则)指导意见》2010.04

《电能质量《电能质量《《高层民用建筑设计防火规范》《电力工程电缆设计规范》《继电保护和安全自动装置技术规程》《循环式远动规约》《高压《架空绝缘配电线路设计技术规程》《交流电气装置的接地》《户内交流高压开关柜订货技术条件》《农村低压电力技术规程》《城市中低配电网改造技术导则》《交流电气装置的接地》《《民用建筑电气设计规范》《城市配电网技术导则》《配电自动化技术导则》《分布式电源接入电网技术规定》《配电自动化终端子站功能规范》《配电自动化主站系统功能规范》《城市电力网规划设计导则》《电力用户用电信息采集系统功能规范》《配电自动化试点建设与改造技术原则》《风电场接入电网技术规定《光伏电站接入电网技术规定》《十二五配电网规划天津市电力公司《天津电网规划设计技术原则(07版)》

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本原则。

3.1 配电网 distribution network

配电网是从输电网或地区发电厂接受电能，并通过配电设施就地或逐级配送给各类客户的电力网络。本导则所指的配电网包括10kV配电网和0.4kV配电网。配电网主要由10kV及以下电压等级的架空线路、电缆线路、开关站、配电室、箱式变电站、柱上变压器、环网单元等组成。

3.2 市区 urban district

城市的建成区及规划区。一般指直辖市和地级市以“区”建制命名的地区。其中“市中心区”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 3.4 3.5

城镇 down town 农村 rural area

开关站 switching station

直辖市的远郊区(即由县改区的)仅包括区所在地、经济开发区、工业园区范围。

指除市区和城镇外的乡村区域。

设有10kV配电进出线、对功率进行再分配的配电装置。相当于变电站母线(单母线或环形母线)的延伸，可用于解决变电站进出线间隔有限或进出线走廊受限，并在区域中起到电源支撑的作用。

天津地区开关站按接线可划分为环网型和馈出型开关站，按设备类型可划分为负荷开关、断路器、负荷开关与断路器组合三种类型，天津地区环网型和馈出型开关站由10kV配电装置、交直流站用电装置、配电自动化及通信设备等组成，可一次建成或分步实施，天津地区开关站一般不附设配电变压器。

3.6 配电室(站) distribution station

主要为低压客户配送电能，设有10kV进线(可有少量出线)、配电变压器和0.4kV配电装置，带有低压负荷的户内配电场所称配电室(站)。

天津地区亦称土建配电站，主要分为户外设置和在其他建筑物内进楼设置两种类型。

3.7 环网单元 ring main unit

用于10kV电缆线路分段、联络及分接负荷。按使用场所可分为户内环网单元(土建环网单元)和户外环网单元(箱式环网单元)，按设备类型可分为共箱式和间隔式。

天津地区在客户前端设置并环入公网的开关装置简称前置环网装置。

3.8 箱式变电站 cabinet/pad-mounted distribution substation

指由10kV开关、配电变压器、0.4kV出线开关、无功补偿装置和计量装置等设备共同安装于一个封闭

箱体内的户外配电装置，也称预装式配电站。

3.9 配电自动化 distribution automation

配电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电系统的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电系统的科学管理。

3.10 配电自动化系统 distribution automation system

实现配电网的运行监视和控制的自动化系统，具备配电 SCADA(supervisory control and data acquisition)、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、配电终端、配电子站(可选)和通信通道等部分组成。

3.11 配电SCADA distribution SCADA

也称 DSCADA，指通过人机交互，实现配电网的运行监视和远方控制，为配电网的生产指挥和调度提供服务。

3.12 配电主站 master station of distribution automation system

配电主站是配电自动化系统的核心部分，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和电网分析应用等扩展功能。

3.13 配电终端 remote terminal unit of distribution automation system

安装于中压配电网现场的各种远方监测、控制单元的总称，主要包括配电开关监控终端 feeder terminal unit(即FTU，馈线终端)、配电变压器监测终端transformer terminal unit(即TTU，配变终端)、开关站和公用及客户配电所的监控终端distribution terminal unit(即DTU，站所终端)等。

3.14 配电子站 slave station of distribution automation system

为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理或故障处理、通信监视等功能。

3.15 馈线自动化 feeder automation

利用自动化装置或系统，监视配电线路的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故障区间并将故障区间隔离，快速恢复对非故障区间的供电。

3.16 变流器类型电源 converter-type power supply

采用变流器连接到电网的电源。

3.17 同步电机类型电源 synchronous-machine-type power supply

通过同步电机发电的电源。

3.18 异步电机类型电源 asynchronous-machine-type power supply

通过异步电机发电的电源。

3.19 孤岛现象 islanding

电网失压时，电源仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。

3.20 非计划性孤岛现象 unintentional islanding

非计划、不受控地发生孤岛现象。

非计划性孤岛现象发生时，由于系统供电状态未知，将造成以下不利影响：(1)可能危及电网线路维护人员和客户的生命安全；(2)干扰电网的正常合闸；(3)电网不能控制孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设备和客户设备。

3.21 计划性孤岛现象 intentional islanding

按预先设置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。

3.22 防孤岛 anti-islanding

防止非计划性孤岛现象的发生。

3.23 用电信息采集系统 power user eleco energy data acquire system

电力客户用电信息采集系统是对电力客户的用电信息进行采集、处理和实时监控的系统，实现用电信息的自动采集、计量异常监测、电能质量监测、用电分析和管理、相关信息发布、分布式能源监控、智能用电设备的信息交互等功能。

3.24 用电信息采集终端 electric energy data acquire terminal

用电信息采集终端是对各信息采集点用电信息采集的设备，简称采集终端。可以实现电能表数据的采集、数据管理、数据双向传输以及转发或执行控制命令的设备。用电信息采集终端按应用场所分为专变采集终端、集中抄表终端(包括集中器、采集器)、分布式能源监控终端等类型。

4 总则

4.1 各单位制定配电网规划时，应充分考虑市中心区、市区等不同区域的负荷特点和供电可靠性要求，合

理选择适合本地区特点的规范化网架结构，提高配电网的负荷转移能力和对上级电网的支撑能力，达到结构规范、运行灵活、适应性强的要求；应同期制定骨干层、配电接入层通信网规划，满足坚强智能配电网的发展需要。

4.2 配电网设计应符合国家相关，满足通用设计等标准化建设要求，并兼顾区域差异，积极稳妥采用

成熟的新技术、新设备、新材料、新工艺；设备选型应坚持安全可靠、经济实用的原则，积极应用通用设备，选择技术成熟、节能环保的产品，并符合国家现行有关技术标准的规定。

4.3 配电自动化建设与改造应与配电网发展水平相适应，根据配电网实际需求统筹规划、分步实施，力求

安全可靠、经济实用。根据客户对供电可靠性的要求，宜优先在市中心区、经济开发区、工业园区、城镇

地区建设，并积极向农村等其他地区推广。

4.4 布式电源接入配电网应符合Q/GDW480-2010《分布式电源接入电网技术规定》相关要求。

5 一般技术原则

5.1

规划标准

为实现配电网结构模式和标准与天津市不同区域发展情况相匹配，根据各地区的功能定位、经济发展水平、负荷性质和负荷密度等条件，考虑到天津市北方经济中心定位和城乡一体化快速发展趋势，天津市的规化标准划分为A、B、C三类：

A类标准适用的供电区域：指中心市区(外环线以内)和滨海新区核心区。

B类标准适用的供电区域：指新四区(东丽、津南、西青、北辰)外环线以外部分、滨海新区核心区以外地区和二区三县(武清、宝坻、静海、蓟县、宁河)的中心地区。

C类标准适用的供电区域：指其他农村地区。

5.2 10kV及以下配电网规划设计原则

5.2.1 A类供电区域规划原则

1) 2) 3) 4) 5)

应满足N-1安全准则，有条件时满足检修状态下N-1，重要负荷满足N-2或更高。宜采用电缆主干双环网结构，不涉及双电源客户的地区可采用电缆主干单环网结构。大容量客户以及大容量清洁能源可专用直配线接线。

规划配电网络应考虑与规划区域外10kV配电网互联的可能，满足电动汽车、清洁能源的接入。配电线路及配电站点建设预留实现配电自动化相关设施的位置，同步考虑相适应的通信系统设备和线缆的建设或预留。 6)

配电自动化建设按智能型规划，以集成型起步，逐步向智能型发展；主站系统原则上每个供电单位设置一套；信息汇集型子站原则上在35kV及以上变电站设置。 7) 8)

规划新建区域的配电网络宜考虑满足临时施工电源接入的要求。

以电缆线路为主，待拆迁和电缆线路和相关站点建设受限等区域可采用架空线路。

5.2.2 B类供电区域规划原则

1) 2) 3)

规划新建成片区域以电缆线路为主，以架空线路为辅；建成区采用电缆、架空混合网结构。基本满足N-1安全准则，有条件时满足检修状态下N-1。

电缆区域宜采用电缆主干单环网结构，涉及双电源客户的重要地区可采用双环网结构；架空区域宜采用主干线以架空线路为主的配电网三分段两联络接线。 4) 5) 6)

大容量客户以及大容量清洁能源可专用直配线接线。

规划配电网络应考虑与规划区域外10kV配电网互联的可能，满足电动汽车、清洁能源的接入。配电线路及配电站点建设预留实现配电自动化相关设施的位置，同步考虑相适应的通信系统设备和线缆的建设或预留。

7) 配电自动化建设按智能型规划，以标准型起步，逐步向集成型和智能型发展；主站系统原则上每个供电单位设置一套；信息汇集型子站原则上在35kV及以上变电站设置。

8) 规划配电网络宜考虑满足临时施工电源接入的要求。

5.2.3 C类供电区域规划原则

1) 2) 3)

以架空线路为主，必要时可采用电缆线路。部分满足N-1安全准则。

宜采用架空线末端联络的环网接线，有条件时可采用主干线以架空线路为主的配电网三分段两联络接线。 4) 5) 6) 7)

采用树枝状和放射型配电架空线路出口电缆段应采用双缆。大容量客户以及大容量清洁能源可专用直配线接线。

规划配电网络应考虑与规划区域外10kV配电网互联的可能，满足电动汽车、清洁能源的接入。配电线路及配电站点建设预留实现配电自动化相关设施的位置，同步考虑相适应的通信系统设备和线缆的建设或预留。 8) 9)

采用相适应的馈线自动化类型。

规划配电网络宜考虑满足临时施工电源接入的要求。

5.2.4 供电可靠率和综合电压合格率目标

A、B、C三类供电区域的供电可靠率目标和综合电压合格率目标可参照表5-1的要求执行。

表5-1 A、B、C三类供电区域的规划目标供电区域 A类 B类 C类规划目标供电可靠率 ≥ 99.99% ≥ 99.93% ≥ 99.83% 综合电压合格率 ≥ 99.80% ≥ 99.30% ≥ 98.80% 5.2.5 配网规划要求 1)

根据预测区域各类负荷属性，宜采用加权负荷密度指标法方法进行负荷预测，辅以其它方法进行效验。 2) 3)

应从用地理区域或功能分区等方面考虑负荷预测问题，使负荷预测结果满足分区供电要求。负荷预测时，可考虑配电和用电环节智能化引起的客户终端用电方式变化和负荷特性变化及分布式能源接入对预测结果的影响。 4) 5) 6)

将分区的负荷预测结果分解落实到各地块中，以利于变电站的布点和电网的布局。应给出各地块配电站点的数量及规模。

10kV电源尽量接近供电区负荷中心，配电站应遵循主接线简化、少占地、运行灵活、留有发展空间和便于检修操作的原则。

7) 为缩短低压电网供电半径，在规划占地条件允许时，在居民负荷中心，可以采用小容量多布点的配电站。

8) 受内涝和水文地质条件，滨海沿海和有风暴潮影响的区域10kV规划配电站点不设置在地下层。

9) 应给出规划区域常规电网建设及考虑配电自动化建设等整体投资估算。

10) 根据规划配电网络，给出相适应的配电线路路径规划。

11) 配电网应按电源规划供电范围，除双(多)电源负荷外，线路间一般不宜交错重叠，现有的交错部

分要在网络改造中逐步调整。

12) 10kV配电网应有较强的可发展性、运行灵活性，应结合地区发展规划制订配电网规划。建设初期

主干线路径按道路两侧布置，配电站站址宜根据地区负荷发展的规模一次性建成或预留；主干线截面应按远期规划一次选定，满足负荷转移需要。电网建设规划应列入地区综合性规划，并随着负荷的增长，按规划另敷设新线路或插入新的配电站点。

13) 配网进出线规划和变电站10kV进出线规模相互协调，除满足区域配网的进出线规模外，变电站

10kV进出线规模宜考虑预留至少4~6回间隔，满足规划区域内适当数量的大客户专用线或其他接线方式的接入。

14) 考虑规划区域相邻电源站点间10kV互连、通信、配电自动化、用电采集、重要客户用电和大客

户接入等不确定因素的考虑，在路径和排管规划中应留有一定裕度。

15) 10kV规划配电站点布点和规模按远景预期最终规模确定，变压器初期装建容量配置系数宜在

0.5~0.8区间。

5.2.6 配电自动化规划原则

配电自动化规划设计应遵循Q/GDW 382-2009《配电自动化技术导则》和《国家电网公司配电自动化试点建设与改造技术原则》的有关规定。配电自动化应满足与相关应用系统间的信息交互、共享和综合管理应用的需求，实现与配电网运行状况的监视和控制，并兼顾配电网智能化方面的扩展功能与应用。 2)

配电自动化应纳入本地区配电网整体规划，根据地区配电网现状及发展需求分阶段、分步骤实施，由城市、城镇逐步向农村地区扩展。 3)

应在城市建设基本稳定、网架结构和一次设备条件成熟的区域或具有实施条件的成片新建区域实现配电自动化，实施馈线自动化的线路应具备负荷转移路径和足够的备用容量，并符合经济、实用、简练可靠的原则，在进行配电自动化建设前应对实施区域进行配电网评估。在进行配电网的建设与改造时，应同步考虑配电自动化的建设需求，宜结合配电网一次网架的新建和改造同步进行或预留，避免重复改造施工，影响供电可靠性和重复投资与设备更换。 4)

配电网一次设备选型应结合配电网自动化规划为二次设备预留可靠的接口。通讯方式、自动化设备以及电源选择，满足电力二次系统安全防护要求，当故障或其他原因导致配电网设备停电时，各测控单元应可靠上报信息和接受远方控制。

5) 配电自动化系统最终规模按智能型规划分步实施，市区、滨海新区起步以集成型设计并建设，两区三县起步以标准型设计并建设。主站系统原则上每个供电单位配置一套；信息汇集型子站原则上在35kV及以上变电站设置。

6) 合理选择馈线自动化的控制策略与通信方式。根据区域电网情况，可采用集中式或智能分布式，有条件的区域电网可采用集中式与智能分布式复合型馈线自动化；通信方式应根据地区实际情况可选择多种通信方式，但其骨干通信网络应采用光纤方式。

5.3 环境条件

本原则中涉及到的配电装置及设备，其安装使用的一般环境条件如表5-2所示。所在地应根据水文、地质条件、分区设防的国家标准进行调整。

表5-2 环境条件

项目海拔高度环境温度要求 ≤1000m 户外 -25~+65℃ 环境温度最大变化率20℃/h 相对湿度相对湿度为 5%—100% 最大绝对湿度为29g/m3 抗震能力地震烈度 7.5 地面水平加速度 0.3g 地面垂直加速度 0.15g 同时作用持续三个正弦波安全系数 1.67 最大日温差日照强度污秽等级特殊情况 25℃ (风速0.5m/s时) 0.1W/cm2 C级污秽区议定 5.4 电压等级

配电网电压等级的选择应符合GB156《标准电压》的规定，中压配电电压为10kV，低压配电电压为380V/220V。

5.5 供电可靠性

5.5.1 配电网供电可靠性的一般要求

配电网应满足负荷的特点、负荷的同时性、转移负荷的互供能力、负荷在规划期内的增长率等条件。 1)

10kV配电网主要采用环网方式供电，满足供电安全N-1准则的要求。

2) 辐射型配电网结合电源点的建设发展适当联络。无联络配电线路的电缆应采用双电缆互为备用方式。

3) 10kV配电网应能转移足够的上级电源容量，以满足事故备用和重要客户供电可靠性要求，不同变电站间应考虑适当规模的联络通道。

5.5.2 10kV配电网负荷转移要求

10kV配电线路任何一段检修或故障中断对负荷的供电时，配电网应具备转移非检修、非故障段负荷的能力。 2) 3)

变电站10kV配电出线断路器、开关柜检修或故障时，配电网应具备转移该线路全部负荷的能力。变电站一台主变压器或一段10kV母线检修或故障时，配电网与变电站配合应具备转移该部分负荷的能力。

5.5.3 0.4kV配电网负荷转移要求

具备两台以上变压器、带有0.4kV母联开关的配电站，任一台配电变压器发生故障，在将故障侧0.4kV负荷切换至非故障变压器时，非故障配电变压器不发生长时间过负荷。 2)

0.4kV电网故障时，环网电缆供电区在隔离故障段后，电网应具有转移负荷的能力，经过环网恢复供电。架空供电区不设环网，应以适当的出线回路控制每路出线的供电面积。

5.6 中性点接地方式

5.6.1 10kV配电网

10kV电缆供电区域：

低电阻接地

电容电流≤30安不接地电容电流＞30安

消弧线圈接地

架空、架空电缆混合供电区域：

采用消弧线圈接地方式时，当规划期内系统电容电流超过设备补偿容量时，经过技术经济比较亦可采用低电阻接地方式。

5.6.2 0.4kV低压配电网

380/220V 直接接地

5.6.3 0.4kV电缆网接地运行方式

公网范围为TN-C，建筑物内为TN-S，系统为TN-C-S。

5.6.4 0.4kV架空网接地运行方式

城市、城镇区域公网范围为TN-C，建筑物内为TN-S，系统为TN-C-S；农村地区公网范围为TT，新建建筑物内为TN-S。

5.6.5 0.4kV中性点接地方式的一般要求

同一个台区内，不允许两种中性点接地运行方式同时运行。

2) TT接地运行方式范围内的客户和无PE线的老旧居民住宅(楼)等产权方应完善自身接地系统并配置终端剩余电流保护器。

3) 临时施工现场采用TN-S接地方式。

5.7

5.7.1

无功补偿和电压调整

无功补偿装置应根据分层分区、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。 5.7.2

公用配电站点的10kV配电变压器(含配电室、箱式变电站、柱上变压器)和0.4kV网络负荷端安装

无功自动补偿装置时，应符合下列规定：

1) 2) 3) 4) 5.7.3

在配电站低压侧母线装设，容量按变压器容量20％~40％考虑。

在公网负荷端安装，容量按配置容量的15%~30%考虑，或根据负荷性质进行配置。在客户负荷端安装，容量按补偿计算容量的100%考虑。以电压为约束条件，根据无功需量进行分组分相自动投切。

在供电距离远、功率因数低的 10kV架空线路上可适当安装无功补偿装置，其容量(包括客户)一般

按线路上配电变压器总容量的7％~10％配置(或经计算确定)，但不应在低谷负荷时向系统倒送无功；也可安装电压调节装置。 5.7.4

1) 2) 3)

调节电压可以采取以下措施：

主变配置有载调压开关，在中低压侧母线上装设无功补偿装置。合理选择配电变压器分接头。

缩短线路供电半径及平衡三相负荷，必要时在中压线路上加装调压器。

5.8

 

短路水平

10kV电网 380/220V电网

20kA 31.5kA~65kA

5.9 电能质量要求

5.9.1 一般要求

在电力系统正常运行条件下，客户端的电能的质量，在电压偏差、谐波和波形畸变、电压波动和闪变、电压不平衡度等方面应满足国家相关标准。

5.9.2 电压偏差

在电力系统正常运行条件下，客户端的电压允许偏差范围：   

10kV 380V 220V

10.7~9.3kV 406~355V 235~198V

(+7%~-7%) (+7%~-7%) (+7%~-10%)

5.9.3 谐波和波形畸变

在电力系统正常运行条件下，客户端的谐波电压应满足GB/T149-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，如表5-3所示。

表5-3 电网谐波电压规定

电网标称电压kV 0.38 10 电压总畸变率% 5.0 4 各次谐波电压含有率％奇次 4.0 3.2 偶次 2.0 1.6 在电力系统正常运行条件下，客户端的总谐波电流分量(方均根)应满足GB/T149-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，应不超过表5-4中规定的允许值。

表5-4 电网总谐波电流分量规定

标称电压 380V 10kV 基准短路容量 10 MVA 100 MVA 谐波次数 380V 10kV 10 MVA 100 MVA 谐波次数 380V 10kV 10 MVA 100 MVA 2 78 26 10 16 5.1 18 8.6 4.7 3 62 20 11 28 9.3 19 16 9 谐波次数谐波电流允许值A 4 39 13 12 13 4.3 20 7.8 4.3 5 62 20 13 24 7.9 21 8.9 4.9 6 26 8.5 14 11 6.1 22 7.1 3.9 7 44 15 15 12 6.8 23 14 7.4 8 19 6.4 16 9.7 5.3 24 6.5 3.6 9 21 6.8 17 18 10 25 12 6.8 5.9.4 电压波动和闪变在电力系统正常运行条件下，客户端的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。电压波动限值见表5-5。

表5-5 电网电压波动限值

r 次/小时 r≤1 1＜r≤10 10＜r≤100 100＜r≤1000 电压变动限值 % LV，MV 4 3* 2 1.25 注 1：很少的变动频度r(每日少于1次)，电压变动限值d还可以放宽，但不在本表中规定。注2：对于随机性不规则的电压波动，如电弧炉负荷引起的电压波动，表中标有“*”的值为15

其限值。注 3：参照GB/T156-2007，本标准中系统标称电压为低压(LV)≤1kV和中压(MV)1kV~35kV 闪变限值为，以一个星期(7天)为测量周期，所有10kV以下电压等级的长时间闪变值Plt≤1。

5.9.5 电压不平衡度

在电力系统正常运行条件下，客户端的三相电压不平衡度应不超过GB/T153-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%要求。

5.9.6 电压测量点

对配电网内的电压监测点，宜配置具有连续测量功能和统计功能的电能质量监测装置。

5.10 防雷与接地

5.10.1

10kV架空绝缘导线，应采用主动或被动防雷技术，宜采用钳位支柱绝缘子、环形防雷装置、放电

金具等。 5.10.2 5.10.3

配电变压器低压母线侧应安装两级浪涌保护装置。

低压系统采用TN-C-S接地方式时，配电线路主干线和各分支线的末端中性线应重复接地，且不应

少于3处。该类系统公用电网不装设流漏电保护，装设三相合成型接地保护，建筑内部或客户低压系统应配置剩余电流漏电保护。 5.10.4 5.10.5

低压系统采用TT接地方式时，执行《农村低压电力技术规程》等相关规程要求。

10kV配电网中性点经低电阻接地地区，低压电网需采用TN-C-S接地方式，台区所有设施零线均

应接地。接地等效电阻达到0.5欧姆及以下时，配电变压器工作接地和保护接地可共用接地装置，否则应分开设置，分开设置时，二者接地电阻均不应超过4欧姆，且间距不宜小于5mm。

5.11 分布式电源

5.11.1 5.11.2

分布式电源接入的管理应满足国网公司和天津市电力公司关于电厂接入相关管理规定的要求。分布式电源及储能装置规划应纳入地区配电网规划，分布式电源需要与地区配电网并网运行时，

应通过电力平衡、安全稳定、运行控制及电能质量等论证，其接入不应影响电网的电能质量。 5.11.3

分布式电源应与地区配电网相适应，分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内

最大负荷的25%。 5.11.4

接入点的短路容量不应超过接入点的断路器遮断容量，接入点的短路比(指接入点短路电流与分布

式电源机组的额定电流之比)不宜低于10。 5.11.5 5.11.6 5.11.7 5.11.8

分布式电源容量不宜超过接入线路容量的30%(专线接入除外)。应设置前置配电装置，配备失压保护等保护功能。

分布式电源的接入应满足相应调度部门进行实时调度管理的要求。

分布式电源并网运行应装设专用的并、解列装置和开关。解列装置应具备电压和频率保护。分布

式电源故障时应立即与电网解列，在故障解除、电网正常运行后方可重新同期并网。

5.11.9 微网及储能装置现阶段宜采用有缝(允许停负荷)并、解列方式并网，一般采用常规低压断路器设备

作为并网开关，并考虑其功能配备和其他装置的设置。孤网运行方式下，应效验其电能质量。 5.11.10 不同容量的分布式电源并网的电压等级可参照表5-6确定。

表5-6 分布式电源并网电压等级

分布式电源总容量范围数 kW~200kW 200kW~8MW 并网电压等级 380V 10kV 5.11.11 电压响应特性：对于分布式电源并网的情况，当并网点处电压超出表5-7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5-7 分布式电源在电网电压异常时的响应特性表

并网点电压 U＜0.5UN 0.5UN≤U＜0.85UN 0.85UN≤U＜1.1UN 1.1UN≤U＜1.35UN 1.35UN≤U 最大分闸时间(s) 0.1 2.0 持续运行 2.0 0.05 注：1 UN为分布式电源并网点的电网额定电压。 2 最大分闸时间是指异常状态发生到分布式电源停止向电网送电的时间。 5.11.12 频率响应特性：对于通过380V电压等级并网的分布式电源，当并网点频率超过49.5Hz~50.2Hz运行范围时，应在0.2s内停止向电网送电。通过10kV电压等级并网的分布式电源应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在表5-8所示电网频率偏离下运行。

表5-8 电网频率偏离运行要求

频率范围运行要求变流器类型分布式电源根据变流器允许运行的最低频率或低于48Hz 电网调度机构要求而定；同步电机类型、异步电机类型分布式电源每次运行时间一般不少于60s，有特殊要求时，可在满足电网安全稳定运行的前提下做适当调整。 48Hz~49.5Hz 49.5Hz~50.2Hz 每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min 连续运行频率高于50.2Hz时，分布式电源应具备降低有功输出的能50.2z~50.5Hz 力，实际运行可由电网调度机构决定；此时不允许处于停运状态的分布式电源并入电网。 17

高于50.5Hz 立刻终止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的分布式电源并网。 5.11.13 过流响应特性：变流器类型分布式电源应具备一定的过电流能力，在120%额定电流以下，变流器类型分布式电源可靠工作时间不小于1分钟；在120%~150%额定电流内，变流器类型分布式电源连续可靠工作时间应不小于10秒。

5.11.14 最大允许短路电流：分布式电源提供的短路电流不能超过一定的限定范围，考虑分布式电源提供的短路电流后，短路电流总和不允许超过公共连接点允许的短路电流。

5.11.15 有功功率控制：通过10kV电压等级并网的分布式电源应具有有功功率调节能力，并能根据电网频率值、电网调度机构指令等信号调节电源的有功功率输出，确保分布式电源最大输出功率及功率变化率不超过电网调度机构的给定值，以确保电网故障或特殊运行方式时电力系统的稳定。

5.11.16 电压/无功调节：分布式电源参与电网电压调节的方式包括调节电源的无功功率、调节无功补偿设备投入量以及调整电源变压器的变比。通过380V电压等级并网的分布式电源功率因数应在0.98(超前)~0.98(滞后)范围。通过10kV电压等级并网的分布式电源电压调节按以下规定：

同步电机类型分布式电源接入电网应保证机端功率因数在0.95(超前)~0.95(滞后)范围内连续可调，并参与并网点的电压调节。 2)

异步电机类型分布式电源应具备保证在并网点处功率因数在0.98(超前)~0.98(滞后)范围自动调节的能力，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。 3)

变流器类型分布式电源功率因数应能在0.98(超前)~0.98(滞后)范围内连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。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、电压调差率等参数应可由电网调度机构设定。

5.11.17 分布式电源启动时需要考虑当前电网频率、电压偏差状态和本地测量的信号，当电网频率、电压偏差超出本规定的正常运行范围时，电源不应启动。同步电机类型分布式电源应配置自动同期装置，启动时分布式电源与电网的电压、频率和相位偏差应在一定范围，分布式电源启动时不应引起电网电能质量超出规定范围。通过380V电压等级并网的分布式电源的启停可与电网企业协商确定；通过10kV电压等级并网的分布式电源启停时应执行电网调度机构的指令。分布式电源启动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。除发生故障或接收到来自于电网调度机构的指令以外，分布式电源同时切除引起的功率变化率不应超过电网调度机构规定的限值。

5.12 设备选择

5.12.1

主要技术参数和配置考虑近期建设和远景设备寿命期内企业的经济技术最佳指标，综合负荷水平、

短路水平、温升与降容等因素，进行合理选择。 5.12.2

配电设备选型和配置考虑智能电网、配电自动化实施需要，有标配和选配的选择，近期原则预留

其设备的安装空间和操作机构等要求，远期将据配电自动化设备标准化发展和制造水平，运行规范配套程度，技术等，结合总体规划和适应类型，分期，分区，系统集成实施。在10kV及以下配电网中长期规划期内或寿命期内，尽可能避免其主元件和配电自动化设备的重复投资或改造更换。

5.12.3 推行通用化、标准化和模块化设计。同一站内开关装置设备选型宜保持一致，0.4kV的受总和出线

断路器应选用智能脱扣器，0.4kV其它配电装置应配置电子脱扣器，脱扣器应可扩展通信模块。 5.12.4 5.12.5

配网设备选择应满足少维护、免检修、高可靠的基本原则。

A类B类地区和其余类别地区的一级负荷区域，设备选型原则上宜选用机械和电气寿命，耐受电

流参数等性能优异和裕度较大的设备，以及产品质量控制和运行性能稳定的产品，与天津核心区域功能需求相适应。 5.12.6

C类地区非一级负荷区域的配网设备，原则上宜选用性价比较高的产品，配置水平适度，其静态

投资较为合理。 5.12.7

0.4kV配电架空线路、电缆线路优先选用经济性价比较高的国产优质产品。

5.13 配电层继电保护和自动装置

5.13.1

10kV及以下配电网应按照GB/T14285《继电保护和安全自动装置技术规程》要求配置继电保护。

10kV配电网的继电保护装置应具备自动化接口。 5.13.2

变电站的10kV出线一般采用过流、速断、零序等保护和重合闸装置；中性点不接地和经消弧线圈

接地系统的保护装置宜采用三相模式；中性点经低电阻接地系统应增设零序电流保护。 5.13.3

第一级开关站或配电站的10kV环出间隔宜采用断路器。断路器配置自供电型继电器，设过流、速

断、零序等常规保护，原则上保护整定值可取变电站出线间隔保护整定值快半级或同级。 5.13.4

配电网分支线、副环与主干分界宜采用断路器。断路器配置自供电型继电器，设过流、速断、零

序等常规保护，原则上时间保护整定值可取变电站出线间隔保护整定值快半级或同级，电流保护定值根据实际负荷进行整定。 5.13.5

配电站点的本地变压器10kV侧可采用负荷开关+熔断器组合电器保护，熔断器保护与下级保护系

数大于1.5。有更高可靠性要求是可采用断路器和自供电型继电器保护装置。 5.13.6

对接入环网的分布式电源，其客户应设置前置配电装置。分布式电源客户馈出端采用配置自供电

型继电器的断路器，设过流、速断、零序等常规保护，原则上电流保护整定值与客户端同级，时间整定值慢半级。客户侧与公网并网断路器装设常规保护和无压解裂。 5.13.7

1) 2) 3)

接入0.4kV的分布式电源：

以母联分段或出线方式接入分布式电源的0.4kV断路器应选择框架型智能断路器。断路器其脱扣器可根据需要选配逆功率保护、失压保护、数据采集和通信功能模块。

断路器其脱扣器选用无触点连续可调数显型，具备长延时、短延时、瞬时、接地等保护功能，单相接地故障保护实现方式采用三相差值型。保护定值应与受总断路器进行配合。

6 10kV及以下配电网

6.1

网络结构

6.1.1 供电半径与线路分段

城市10kV线路供电半径不应大于2km，近郊不宜大于5km，边缘农村不宜大于10km。因电网条件不能满足电压质量对供电半径要求的，需采用保证客户端电压质量的技术措施。

10kV架空配电线路根据公用配电变压器台数或客户数进行分段。市区配电网发展为5户(包括客户站和公用变台)一个分段点；农村配电线路根据可靠性要求可酌情减少分段点，但不宜大于10户(包括客户站)一个分段点。

0.4kV线路供电半径在市区不宜大于200m，农村地区不宜大于400m。接户线长度不宜超过40m。必要时校验线路末端负荷侧的电压质量。低压架空线路，一般不设分段。

6.1.2 10kV网络结构

6.1.2.1 电缆主干单环网接线

自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的2条10kV线路构成联络，形成单环网接线。(见图6-1)

图6-1 电缆主干单环网接线

6.1.2.2 电缆主干双环网接线

自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的4条10kV线路，形成双环网接线。(见图6-2)

图6-2 电缆主干双环网接线

6.1.2.3 电缆重环网

在单环网的基础上，适当增加环间联络，形成电缆重环网结构。(见图6-3)

在区域道路两侧双环网基础上互联，形成电缆重环网结构2，可参见双环网。(图略)

图6-3 电缆重环网接线

6.1.2.4 主干线以架空线路为主的配电网三分段两联络接线

以10kV架空线为主的配电线路，根据线路长度、负荷密度宜分为两到三段，每段宜有一个电源引入。(见图6-4)

图6-4 10kV架空线三分段接线

6.1.2.5 架空线末端联络的环网接线

自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的2条10kV线路构成末端联络的架空线路主干单环网接线。根据线路长度、负荷密度适当分段。(见图6-5)

图6-5 10kV架空线末端联络的环网接线

6.1.2.6 架空线路适当联络的环网接线

自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的2条10kV线路适当位置联络的架空线路单环网接线。根据线路长度、负荷密度适当分段。(图略)

6.1.2.7 两主一备接线

自不同变电站或同一变电站的不同10kV母线引出的2条架空或电缆线路形成环网，在此基础上增加1条线路作为公共的备用线路。(见图6-6)

图6-6 两主一备接线

当2条主电源线路来自同一变电站不同母线时，备用电源应来自不同变电站。

6.1.2.8 专用直配线接线

单路专用直配线或多路专用直配线直接为大容量客户配电站供电。双电源负荷应根据客户负荷的重要性选择同一变电站的不同母线或不同变电站。

在采用直配线供电时，应结合区域的配电网络规划，最终确定供电区域内的直配线数量。一般条件下，直配线不宜在35kV变电站出线，110kV变电站每台变压器所馈出的直配线不宜超过2回。

6.1.3 10kV馈出型开关站

引自不同变电站或同一变电站不同母线的两条10kV线路至临近开关站不同母线，客户由开关站供电，开关站采用电缆进出线。一个变电站的10kV馈线，只允许设置一级双电源开关站，自开关站以下，根据负荷的可靠性要求，采用放射或环网接线，放射接线采用双电缆，环网接线采用单电缆。(见图6-7)

图6-7 10kV馈出型开关站接线

6.1.4 0.4kV网络结构

6.1.4.1 电缆供电区的单环网，

单缆敷设，电缆开环运行。电缆出线采用断路器。同一10kV电源的不同配电变压器间允许根据自然条件设置联络电缆。(见图6-8)

图6-8 0.4kV电缆网络接线

6.1.4.2 电缆供电区域的放射网，

电源至配电间双缆敷设，配电间至楼内负荷单缆敷设。

6.1.4.3 低压以架空线路为主的放射网。

出线采用空气断路器或熔断器保护。不同架空配电变压器间不允许设置联络。(见图6-9)

图6-9 0.4kV架空网络接线

6.1.5 各类网络结构的适用范围

6.1.5.1 10kV电缆主干单环网接线主要适用于建设初期的城市或城镇配电网内单电源客户为主的电缆供电区域。

6.1.5.2 电缆主干双环网接线主要适用于多电源客户集中区和高(中高)层居住区的电缆供电区域。 6.1.5.3 重环网接线主要适用于城市中心地区电缆供电区域和一次性建设成建筑面积在四十万平方米以上的住宅区，对于分布实施的过渡区域，当出现放射结构时也可允许以副环网过渡。

6.1.5.4 由双环网构成的重环网适用于较大负荷接入和较重要区域，负荷可分别接入两个双环网，便于配电网负荷转移、网络建设和配电自动化应用，构成多负荷属性并提高线路设备利用率，有效减少配电线专用线出线数量。

6.1.5.5 10kV主干线以架空线路为主的配电网三分段两联络接线和架空线末端联络的环网接线主要适用于线性负荷的农村电网；架空线路适当联络的环网接线主要适用于负荷密度较小的农村电网。规划电源点尚未建成时，可采用放射结构过渡。

6.1.5.6 10kV两主一备接线主要适用于负荷线性分布且容量大于3000kVA的单电源负荷，或一侧电源容量大于3000kVA的多电源负荷供电。

6.1.5.7 专用直配线接线主要适用于分布较为的，容量大于4000kVA的单电源负荷，或一侧电源大于4000kVA双电源负荷。

6.1.5.8 10kV馈出型开关站的主要适用范围：



负荷密度较低的地区，当规划期内无35kV及以上电源点规划方案且周边其他电源点无法满足供电半径要求时，在经过技术经济比较的情况下，可设置一级开关站。 

110kV及以上变电站直接为10kV电网供电的区域内，当变电站出线间隔紧张且无法满足供电半径要求时，经过技术经济比较，可设置一级开关站。 

专用客户集中区域内，为多个容量3000kVA及以下的单电源客户或一侧电源容量3000kVA及以下的多电源客户供电，可设置一级开关站。

6.1.5.9 0.4kV电缆单环网接线，主要适用于一般多层居住居住区和别墅区；0.4kV电缆放射网接线，主要适用于高层、中高层(7~9层)及设有配电间的住宅建筑。0.4kV架空线路采用放射网接线。

6.2 配电变压器

6.2.1 配电变压器一般要求和应用选择

6.2.1.1 配电变压器选型。油浸配电变压器有条件时优先选用节能型全密封非晶合金无载调压配电变压器。干式变压器性能水平不应低于10型，其绝缘耐热等级不低于H级，干式变压器宜优先选择环保型可降解绝缘材质，推荐使用SGB10及以上系列干式变压器。经经济技术比较，也可采用技术成熟、低噪音非晶合金干式变压器。

6.2.1.2 配电变压器变比、接线组别。配电变压器的变比采用10±2×2.5%/0.4kV，接线组别Dyn11。

6.2.1.3 架空、箱变采用油浸配电变压器，配电站点内变压器应根据运行环境和建筑防火要求进行选型，装置运行环境不宜使用油浸变压器或楼内设置的配电站等具有防火要求时，应采用干式变压器。 6.2.1.4 配电变压器容量规格系列。

架空变压器最大设计容量400kVA，根据负荷情况可采用以下容量：

50kVA、100kVA、200kVA、315kVA、400kVA，特殊情况下，需采用更大容量时，应校验变台架构强度和基础抗倾覆。 2)

配电站点内变压器最大设计容量1250kVA，根据负荷情况采用以下容量：油浸变压器：400kVA、500kVA、630kVA。

干式变压器：400kVA、500kVA、630kVA、800kVA、1000kVA、1250kVA。

新建配电变压器容量不大于1000kVA，超高层配电站内变压器单台容量不大于800kVA。 3)

公用箱式变电站内变压器最大设计容量630kVA，根据负荷情况采用以下容量： 100kVA、200kVA、315kVA、400kVA、500kVA、630kVA。 4)

客户专用箱式变电站采用油绝缘变压器时容量不宜大于630kVA，采用干式变压器时容量不宜大于1000kVA。特殊情况下，需采用更大容量时，应在自然通风条件下通过温升型式试验。

6.2.2 干式配电变压器

6.2.2.1 变压器类型

推广使用SG10、SGB10等系列及以上的环保节能型干式配电变压器。

6.2.2.2 主要电气参数

   

电压组合频率：联接组别：噪声水平：

高压：10±2×2.5%kV，低压：0.4kV 50Hz Dyn11

满足国标及技术条件

6.2.2.3 干式变压器主要结构技术要求



室内安装的变压器应加保护外壳，加装后不应降容，并保证温升不超标(变压器外壳采用组合式)。安装于户外予装式箱站内，可不安装保护外壳，并应配合予装式箱站厂家解决相关技术问题。 

变压器应装设数显式温度控制器，监测变压器运行温度，并设有测温报警信号输出接点。温度计应装与变压器上或前柜门上(带保护外壳变压器)。 

应配置风冷装置，其风扇应有热保护装置自动控制，且选用低噪声的轴流风扇，还应具有手动启停风机功能。 

户内安装时保护外壳采用铝合金材料或不锈钢板，防护等级为IP20，并要求重量轻、安装拆卸方便、通风良好，绕组的外联结导电杆交叉部位应绝缘良好。带有观察窗的外壳，其观察窗应采用机械强度与外壳相近的耐火透明材料，并应与高低压带电体保持足够绝缘强度的净空距离。

6.2.3 油浸配电变压器

6.2.3.1 变压器类型

优先选用三相油浸式非晶合金铁芯变压器，或S11-M(及以上)油浸式节能型全密封配电变压器。

6.2.3.2 主要电气参数

   

电压组合频率：联接组别：噪声水平：

高压：10±2×2.5%kV，低压：0.4kV 50Hz Dyn11

满足国标及技术条件

6.2.3.3 三相油浸式非晶合金配电变压器主要结构要求

    

高压绕组的首末端层间绝缘、端部绝缘、抽头处应作加强，以改善绕组的抗雷电冲击能力。所有绕组用的铜线材料必须是无氧铜。

线圈100kVA及以上低压采用优质铜箔绕制，以减少变压器轴向短路力。铁心材料为非晶合金；铁心采用三相五柱卷铁心结构。

铁心与线圈组成的器身结构采用“悬浮”型，不得采用以铁心为受力支撑的结构，避免铁心在运行和运输中受外力的冲击而影响铁心性能的稳定。产品须保证在运输和运行后变压器空载损耗稳定不变。

6.3 配电站点

6.3.1 配电站点电气布置原则、分类和一般适用范围

6.3.1.1 配电站点电气布置原则

配电站点内的电气布置原则应考虑配电装置、自动化装置及通信等附属设施的安装空间及操作空间，装置宜采用离墙布置方式，便于运行维护需要。

6.3.1.2 配电站点分类

配电站点一般可分为箱式开关站、箱式变电站、土建开关站、土建配电站、前置环网等类型。

6.3.1.3 配电站点一般适用范围

根据天津市地方标准和天津电力公司相关文件规定，配电站点的适用范围如下： 

箱式变电站适用区域：电缆区域；多层，别墅，居住区及其他复合区域的建成区改造，及施工用电。 

土建配电站适用区域：高层、中高层、多层、别墅，以及其他复合区域。居住区及其他复合区域的建成区改造。 

开关站点：用于配网第一级站点、区域内网络互连、施工用电接入、成片区域内的供电电源点，一般设有内操作走廊。 

前置环网：用于用户前端，构建环网结构，一般不设内操作走廊。

6.3.2 配电站点的典型电气主接线、进出线规模及配电变压器容量配置

6.3.2.1 馈出型开关站的典型主接线及进出线规模

10kV采用单母线分段接线，进出线规模6~10回，设备选型可采用6~10间隔配电开关装置，设母线联络开关。进线间隔采用SF6负荷开关柜，进线间隔一般不配置保护；出线间隔采用与SF6负荷开关柜同系列的断路器，其保护装置采用数字微电子保护装置，取样内置，正常运行和跳闸时无须配备外部电源，保护定值与变电站出线及负荷端保护相配合。

6.3.2.2 环网型开关站的典型主接线及进出线规模

环网电源侧首端站点10kV主接线采用单母线分段接线，环进环出按照通流相等原则配置，进出线规模6~12回，设备选型可采用6~12间隔配电开关装置，在新建区域其中含临时用电断路器间隔，设母线联络开关。进线间隔采用SF6负荷开关柜，进线间隔不配置保护；主副环环出线间隔采用与SF6负荷开关柜同系列的断路器，其余间隔采用SF6负荷开关柜，其保护装置采用数字微电子保护装置，取样内置，正常运行和跳闸时无须配备外部电源，保护定值与变电站出线保护相配合，临时用电断路器间隔保护定值与客户负荷端保护相配合。 2)

环网内的其他站点10kV主接线采用单母线分段接线，环进环出按照通流相等原则配置，进出线规模6~12回，设备选型可采用6~12间隔配电开关装置，根据需要可设母线联络开关。进出线间隔采用SF6负荷开关柜。负荷端出线设置断路器。 3)

前置环网型箱式开关站采用单母线接线，环进环出按照通流相等原则配置，每段母线进出线规模不大于5回，设备选型可采用不大于5间隔配电开关装置，一般为共箱式结构。负荷端出线设置断路器。 4)

分布式电源的前置装置采用单母线接线，每段母线进出线规模不大于5回，设备选型可采用不大于5间隔配电开关装置，其中馈出至分布式电源客户开关采用断路器。其保护装置采用数字微电子保护装置，取样内置，正常运行和跳闸时无须配备外部电源，保护定值与变电站出线保护相配合，断路器间隔保护定值与分布式电源客户端保护相配合。

6.3.2.3 配电站的典型主接线、进出线规模及变压器配置

1）单电源配电站点

 10kV采用单母线接线，环进环出按照通流相等原则配置。0.4kV采用单母线分段接线，设母

线联络开关。

 10kV进出线规模一般为3~4回，具有扩展需求时最大不超过5回。设备选型可采用3~4间隔

配电开关装置，最大5间隔。设置两台配电变压器时0.4kV最大出线规模一般为8~16回。  预留配电自动化等智能装置位置。一般选择两台配电变压器。 2）双电源配电站点

 10kV采用两个单母线或单母线分段接线，环进环出按照通流相等原则配置，10kV侧一般不

设联络开关。根据网络互联需求或分期施工期间位于网络末端时可采用单母线分段接线，设

母线联络开关。0.4kV采用单母线分段接线，设母线联络开关。

 10kV进出线规模6~8回，具有扩展需求时根据经济技术比较可增加1~2回。设备选型可采用

6~8间隔配电开关装置，可增加1~2间隔。设置两台配电变压器时0.4kV最大出线规模一般为8~16回；设置四台配电变压器时0.4kV最大出线规模一般为16~32回。  预留配电自动化等智能装置位置。一般选择两至四台配电变压器。 3）箱式变电站

 10kV采用单母线接线。0.4kV采用单母线接线。

 10kV进出线规模为3回，设备选型可采用3间隔配电装置。(具有扩展需求时最大为4间隔)。

0.4kV最大出线规模一般为8~16回。  预留配电自动化等智能装置位置。  箱式变电站一般配置一台配电变压器。

6.3.2.4 配电变压器容量配置

1）配电变压器最终容量按单位面积负荷密度进行计算。初建规模应考虑不同负荷的负荷属性和同时

率。初期装设变压器容量可按最终变压器容量的0.5~0.8系数配置。 2）箱式变电站配电变压器最大容量为630kVA。 3）土建配电站配电变压器最大容量为1000kVA。

4）在重负荷建成区，无法取得新站址等建设条件受时，配电变压器可增容至1250kVA。 5）进入复合建筑物内或与其他建筑物贴建时，配电变压器应选用节能、环保、低噪声的干式配电变

压器。

6.3.3 10kV配电装置

6.3.3.1 10kV共箱式、间隔式配电装置通用技术原则

1) 2)

公用配电站点内的10kV开关柜主元件应满足免检修、少维护要求。

10kV共箱式、间隔式开关装置均应配置二次小室(低压室)，加装二次小室后设备参考高度共箱式为1800mm，间隔式为2200mm。 3)

土建配电站、开关站一般采用10kV间隔式充气绝缘负荷开关柜。除负荷开关及断路器外，其他电气元件如母线、电流电压互感器和避雷器等元件为空气绝缘。除负荷开关-熔断器组合电器的变压器间隔及站用变柜外，其他开关间隔须加装电动操作机构。 4)

配电自动化改造和常规技改工程的户内站点，如相关条件受限时，也可采用可扩展的10kV共箱式充气绝缘负荷开关装置。 5)

箱式变电站、箱式开关站和前置环网装置一般应采用10kV共箱式充气绝缘负荷开关柜。负荷开关、断路器及母线等元件放置在SF6气箱内。除负荷开关-熔断器组合电器的变压器间隔及站用变柜外，其他开关间隔须加装电动操作机构。 6)

每段母线进出线规模大于6回及以上，或需配置站用变、电压互感器柜等多种其他配电装置和自

动化附属装置的箱式开关站，采用10kV间隔式配电装置。 7)

公用配电站点和馈出型开关站内10kV配电装置中，向分支线或客户供电间隔的主元件一般宜采用断路器。配电站点内本站变压器间隔一般采用负荷开关-熔断器组合电器柜。 8) 9)

有更高可靠性要求或试点时本站变压器间隔可采用断路器和自供电型继电器保护装置。公用配电站点内的断路器应配置内置型电流采样单元、自供电型继电器保护装置，能利用正常或故障电流的能量与断路器配合动作于故障的分闸操作，起到就地隔离保护功能；具有过流、速断和零序等保护配置，电气参数和时间的整定值应连续或分档可调。

10) 公用配电站点内的配电装置应考虑配电自动化最终扩展功能对遥信量、遥测量、遥控量及操作电

源的需求。

6.3.3.2 类型

10kV配电装置一般可分为10kV间隔式SF6气体及空气混合绝缘开关柜(以下简称10kV间隔式开关柜)，以及10kV共箱式SF6气体绝缘开关装置(以下简称10kV共箱式开关装置)。

6.3.3.3 主要电气参数

1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8)

额定电压：12kV 额定电流：630A

额定开断负荷电流(负荷开关-熔断器组合电器)：≥125A 额定短路开断电流(断路器)：20kA 额定短时耐受电流：≥20 kA /2s

负荷开关-熔断器组合电器额定短路开断电流：≥31.5kA 开关柜内部故障电弧(燃弧)试验：20kA/1s 额定电缆充电开断电流≥40A

6.3.3.4 10kV开关柜操作机构

采用弹簧储能操作机构，其运动方向和位置应有明显和可靠的指示，熔断器动作后应有明确的指示。 2)

负荷开关-熔断器组合电器间隔的熔断器撞针系统应采用弹簧撞击机构，三相连动，不得采用爆炸式撞击器。 3) 4)

熔断器及其底座的额定电流应考虑预期温度，并有合理的降容系数。

负荷开关-熔断器组合电器的分闸时间与熔断器弧前时间应有良好的配合，可靠开断预期最大变压器装建容量下的转移电流和0.4kV侧近区故障(提供负荷开关-熔断器组合电器操作机构的动作参数与熔断器电气曲线)。 5)

负荷开关与断路器单元的操作机构应安装电动操作机构，并可手动操作，操作机构的额定工作电压为DC48V。 6)

断路器可以与自供电型继电器配合使用，起到就地隔离保护的功能。

6.3.3.5 综合二次小室

1) 2) 3) 4)

在主柜上方应配置的模块化的综合二次小室。二次小室内应设置各回路及柜内相关装置的端子排。二次小室的面板应安装就地和远方转换开关及其它附属装置。

二次小室的面板应能安装与控制装置互联的航空接插件，小室下部设置贯通各组屏的综合二次线缆通道。

6.3.3.6 站用变

1) 2) 3) 4)

站用变采用柜装类型干式变压器，柜体与10kV配电装置同一系列以便于组屏。 10kV侧采用负荷开关+熔断器组合电器保护，220V侧采用断路器保护, 站用变端子和裸露带电部分应采取绝缘防护措施。干式变压器主要参数：

 型号： DC10-10/10

 变压器种类：干式、单相双绕组无载调压  额定容量： 10kVA

6.3.3.7 电压互感器

电压互感器的柜体与10kV配电装置同一系列以便于组屏，柜体参考尺寸为：宽度650~800mm，柜深1000mm，柜高2200mm；柜顶二次小室设置电能监测装置及相关附件。

电压互感器主要参数： 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9)

型式：干式

接线型式： V/V (不接地或消弧线圈接地Yo/Yo/▷开口三角) 额定一次电压： 10/1.732 kV 最高一次工作电压： 12/1.732 kV 额定电压比： 10/1.732:0.1 局部放电：＜10PC

精确度及二次负载容量：二次绕组为0.5级，≥90VA(极限500VA) 开口三角剩余绕组为3级100VA(不接地或消弧线圈接地)。电压互感器过电压倍数达1.9倍，时间为8小时。

10) 电压互感器二次绕组空载电流小于1A。

11) 不接地或消弧线圈接地系统中为避免发生谐振，需在电压互感器一次中性点设消谐装置

[LXQ(D)-II-10]。

6.3.3.8 电流互感器

1) 主要电气参数 

额定频率：50Hz

 

额定二次电流：1A

额定变比：测量电流互感器300/1、600/1或其他

零序电流互感器300/1或其他

 额定负载：测量电流互感器 ≤5VA(600/1，0.5级)；

测量电流互感器 ≤3VA(300/1，0.5级) 零序电流互感器 ≤3VA(300/1，0.5级)

   

准确等级：0.5级

额定二次短时热稳定电流：40kA，1s 额定连续热电流：120%In 二次绕组工频耐压：3kV，1min

2) 结构和一般要求 

测量电流互感器和零序电流互感器采用开启式(卡式)结构的套管或穿入式电流互感器，优先采用配电自动化工程中普遍采用的成熟产品。 

进线间隔应配置三相测量电流互感器和零序电流互感器，站内有电能质量检测系统时设置三相测量电流互感器。    

出线间隔应配置A、C相测量电流互感器和零序电流互感器。大分支出线间隔根据需要可增配B相测量电流互感器。分布电源出线间隔测量电流互感器按进线间隔配置考虑。

测量电流互感器和零序电流互感器变比，环进环出和一般馈出间隔应选择为600/1，负荷端出线间隔应选择300/1或根据负荷容量确定。

6.3.3.9 10kV间隔式开关装置一般要求

负荷开关采用SF6气体绝缘，断路器本体采用SF6气体或真空灭弧，开关柜采用混合绝缘，柜内其他电气元件如母线、电流互感器、电压互感器和避雷器等元件均为空气绝缘。 2)

断路器应该安装于柜体内，作为整体交付客户安装使用，以减少操作通道占地面积。若断路器单元为抽出式结构，应对断路器加以限位，以保证在正常情况下断路器不能移出柜外，安装操作时要求的操作通道宽度应不大于1m。 3) 4)

10kV间隔式开关柜需要具有完备的五防连锁功能，连锁装置强度满足操作的要求。主母线汇流排全部采用热缩工艺。

6.3.3.10

10kV共箱式开关装置一般要求

10kV共箱式开关装置内主要电气元件应选用三工位负荷开关、真空或SF6断路器，具有完备的五防连锁功能，连锁装置强度满足操作的要求。

2) 负荷开关-熔断器组合电器的熔断器安装位置应便于运行人员更换熔断器。

6.3.4 0.4kV配电装置

6.3.4.1 0.4kV箱式、间隔式开关柜和0.4kV断路器主要电气参数

0.4kV箱式、间隔式开关柜主要电气参数  额定绝缘电压：  额定工作电压：

AC660V

主回路AC380V：660V；辅助回路AC220V：380V

 额定冲击耐受电压电压 8kV  额定频率：  主母线额定电流：

50Hz 2000A

 出线柜配电母线额定电流：800A、1600A  主母线额定短时耐受电流：≥50kA/1s  出线柜垂直母线额定短时耐受电流：

≥50kA/1s

 电容器柜垂直母线额定短时耐受电流： ≥30kA/1s  开关柜外壳防护等级：≥IP30 2)

0.4kV断路器主要电气参数  额定电压：0.4kV  额定频率：50Hz

 受总断路器额定电流：2000A

 出线断路器额定电流：630~800(1250)A  受总断路器额定运行分断电流：≥65kA  受总断路器额定短时耐受电流：≥65kA/0.5s

 A类地区、B类及一级负荷地区短时耐受电流宜为≥65kA/1s；  出线断路器额定极限分断电流：≥50kA  断路器极数：3极

6.3.4.2 柜体结构、安装

0.4kV间隔式开关柜  柜体结构：

➢ 采用标准化模块组合结构，具有断路器、母线和电缆等装置的间隔小室，能有效的防护

电弧或其他故障的波及扩大，对应柜体结构可采用GCS或MNS等系列。 ➢ 柜体外壳采用覆铝锌钢板。板材厚度≥2.5mm

➢ 柜体外型参考尺寸：(高×宽×深)为2200mm×800mm×1000mm  安装

➢ 断路器采用插入式安装方式。

➢ 电缆装置小室位于柜后，可扩展后部电缆附柜。

➢ 受总柜采用上进线方式

➢ 出线柜可根据需要满足三相统包电缆上进(出)线或下进(出)线的安装。

0.4kV箱式固定开关柜  柜体结构：

➢ 采用箱式结构，对应柜体结构可采用GGD等系列。改进型柜体具备部分间隔小室，柜顶

为开启式，方便母线安装。

➢ 柜体外壳采用优质钢板，板材厚度≥2.5mm。 ➢ 柜体外型参考尺寸：

进线柜(高×宽×深)为2200mm×800mm×(600~800)mm 分段柜(高×宽×深)为2200mm×800mm×(600~800)mm 出线柜(高×宽×深)为2200mm×1000mm×(600~800)mm ➢ 改进型柜GDM系列参考尺寸：

进线柜(高×宽×深)为2200mm×(600~800)mm×(600~800)mm 母联柜(高×宽×深)为2200mm×800mm×(600~800)mm 出线柜(高×宽×深)为2200mm×600 mm×(600~800)mm 电容柜(高×宽×深)为2200mm×600 mm×(600~800)mm

 安装

➢ 受总和母联断路器采用插入式安装方式。 ➢ 出线断路器采用固定安装方式。

➢ 可根据需要满足三相统包电缆下(上)出线的安装。

6.3.4.3 0.4kV低压断路器及现场总线一般要求

断路器应选用性能优异的知名品牌产品，同一站内的受总和出线断路器及相关附属元器件选型应一致。 2) 3) 4) 5) 6)

断路器的安装方式一般采用插入式结构，插入式断路器应具有良好的互换性能。断路器外壳材料宜采用长纤维DMC(不饱和聚脂树脂玻璃纤维增强模塑料)。断路器内所有导电铜材均须采用电解铜，开关触点须采用耐高温银钨合金。出线断路器采用加长过渡板联接，相间和不同回路间配置绝缘隔板。

断路器的电子脱扣器应具备良好的电磁屏蔽性能和耐温性能，并按照GB14048.2-2001标准要求，进行电磁场骚扰抗干扰、热冲击等标准要求的型式试验。装置内工作温度-25℃~+65℃。 7) 8)

生产厂必须通过国家“3C”(China Compulsory Certification)强制性认证。

在土建变电站内的电容器总控制开关采用具有视在隔离功能的断路器，断路器和脱扣器的额定电流采用630A；箱式变电站内选用400A，可根据站内集中和负荷侧就地补偿的变化进行调整。 9)

断路器选型应与站内现场总线类型及配电主站DSCADA系统等相适应。

10) 受总和母联断路器：

 受总和母联断路器应采用框架智能型断路器，其脱扣器可根据需要选配电压、电流等数据采

集功能模块和通信功能模块；电压和电流表采用数显型表计，当脱扣器具有电压和电流表计模块时，可不配置电压和电流表计。

 受总和母联断路器其脱扣器选用无触点连续可调数显型，具备长延时、短延时、瞬时、接地

等保护功能，单相接地故障保护实现方式采用三相差值型。土建变电站内0.4kV断路器和脱扣器额定电流为2000A(母联断路器和脱扣器额定电流可选择0.6~1倍的受总断路器额定电流)；箱式变电站内0.4kV断路器和脱扣器额定电流为1600A。长延时整定电流为变压器额定电流。

 受总和母联断路器的操作机构采用电动机储能方式，并应具有手动和电动方式转换功能。  受总断路器其脱扣器的长延时整定值为变压器的额定电流In，瞬时整定值≤10In，单相接地

故障整定值选择0.4~0.75In。

 母联断路器的整定取值可采用0.6~1倍的受总断路器整定值。 11) 出线断路器：

 出线断路器应采用无飞弧隔离型塑壳断路器，其脱扣器可根据需要选配电压和电流等数据采

集功能模块与通信功能模块。

 出线断路器的脱扣器应选用电子脱扣器，额定电流为630A。

 出线断路器其脱扣器应具备长延时和瞬时等功能，根据需要可选配单相接地功能模块；  出线断路器其脱扣器的长延时整定值为400A，瞬时整定值≤10In，单相接地故障整定值选择

0.4~0.75In。

 出线断路器的操作机构采用手动方式，根据需要可选配加装电动储能方式，并应具有手动和

电动方式转换功能。

 0.4kV出线断路器应具有隔离功能，每面开关柜出线断路器２至4只，脱扣器选用电子脱扣器，

应具备长延时、瞬时等功能。断路器以及配套的脱扣器其额定电流为630~800(1250)A，脱扣器长延时整定电流400~630A。断路器均不设失压脱扣。

12) 接入分布式电源的0.4kV断路器：

 以母联分段或出线方式接入分布式电源的0.4kV断路器应选择框架型智能断路器。  断路器其脱扣器可根据需要选配逆功率保护、失压保护、数据采集和通信功能模块。  断路器其脱扣器选用无触点连续可调数显型，具备长延时、短延时、瞬时、接地等保护功能，

单相接地故障保护实现方式采用三相差值型。保护定值应与受总断路器进行配合。  断路器和脱扣器的额定电流根据接入的分布式电源的负荷容量进行选择和整定。 13) 0.4kV现场总线一般要求：

 0.4kV配电装置通信系统采用现场总线方式。

 现场总线应采用先进、较高性能、技术成熟、应用比较广泛的总线协议，综合考虑实际情况

和配电主站DSCADA系统融合等因素，从ProfiBus、Modbus、Fieldbus Foundation、CANBus、

LonWorksBus等应用广泛的成熟的现场总线技术中选择相适应的总线协议。

 现场总线预留上位机接口，并应通过配变终端(TTU)、站所终端(DTU)与配电主站DSCADA

系统进行信息交互。正常状态下信息采用轮询方式，故障时，故障信息应主动上报。配变终端(TTU)宜扩展就地和远方经济运行模式的功能。

 通过现场总线联接的模块包括采样模块、通信模块、编码转换适配模块、控制模块、电源模

块(AC/DC、DC/DC)等。

 0.4kV配电装置设备总线联接线缆可使用屏蔽双绞线等。

 0.4kV设备现场总线装置电源可采用DC48V直流或AC220V交流不间断电源。当有分布式电

源接入和控制等实时要求时，其装置宜采用DC48V直流供电，当不满足时可通过DC/DC模块变换。非实时装置宜就地采用站内双电源交流控制箱AC220V供电。

 根据配电自动化系统配置及需求，配电站点内0.4kV设备配置遥信、遥测、遥控、遥调等一

遥至四遥功能。配电站点内0.4kV设备应具备可扩展性，通过简单增配或软件升级即可提升配电自动化能力。

 0.4kV受总、母联、分布式电源接入的断路器宜配置四遥功能，一般出线断路器配置一遥至两

遥功能。

 脱扣器应配置适应现场总线的通信模块、总线适配模块。

 控制码、地址码、故障码、识别码、电气参量编码等信息量应统一编码或经适配器统一转换

并与DSCADA系统融合。同一配电站点内开关和相关装置及附件选型应统一。

6.3.4.4 0.4kV侧电涌保护一般要求

1) 站用变或本地变压器0.4kV电源侧配备电涌保护装置安装于TN-C系统，宜采用AEC主动能量控

制技术，必须为一、二级组合型SPD(电涌保护器)，交流站用电控制箱处安装第三级SPD，推荐采用性能优异的成熟产品。 2)

一、二级组合型SPD(电涌保护器)的主要技术参数：  额定工作电压： 230V/400V  最大持续工作电压： 250V~310V

 最大冲击电流峰值： IIMP(10/350)μs=75kA  电量 ≥37As  特征能量 ≥1400kJ/Ω  保护电平(相对地) ≤1.5kV  响应时间： ≤100ns

 采用三相TN-C系统，每相容量不小于25kA，三相不小于75kA  采用可拔插类型，满足单相更换要求，具备故障动作远传触点 3)

三级SPD(电涌保护器)的主要技术参数：  额定工作电压： 230V

 最大持续工作电压AC/DC：335V AC(255V AC/N-PE)/L  标称负载电流： ≥26A(30℃)  标称放电电流(8/20)μs：≥1.5kA  最大放电电流(8/20)μs：≥10kA

 电压保护水平L-N/L(N)-PE：≤1.2kV/≤1.5kV  响应时间： ≤25ns

 加最大后备保护熔断器短路电流耐受值：25A  温度范围： -40℃~85℃  外壳材料： PA  阻燃等级： V0  采用单相系统  采用可拔插类型  有热脱离装置  有工作、故障状态显示

6.3.4.5 0.4kV无功补偿装置一般要求

无功和谐波采用集中和分散就地补偿相结合的方式，就地无功补偿装置应具有静态消谐功能，带有低压充电桩等谐波源设备的0.4kV台区，对0.4kV侧造成污染或者谐波超过规定值时可考虑在站内集中配置动态有源滤波装置。 2)

无功补偿控制器可采用配变监测终端(TTU)，控制方式可采用分相和三相混合自动投切电容器，具有分相优先和过压闭锁功能，TTU的其它技术要求应见天津市电力公司配变监测终端技术条件要求。 3) 4)

电容器投切方式：采用分组分相，一般为两组分相投切，八组三相投切，每组容量15kVar。负荷侧安装就地补偿装置时，补偿率可根据集中分散具体情况做适当调整。调整范围见本原则5.7.2条。 5) 6) 7)

采用干式自愈型低压电容器，系统停电5分钟后，内部自放电残压低于50V。宜选配采用内置电抗器的电容器。

电容器投切装置采用复合开关，开关寿命应达到20万次以上。

6.3.5 配电站点内配电自动化及相关装置

6.3.5.1 配电自动化及相关装置一般要求

配电自动化及相关装置应满足国标、国网公司和天津地区颁布的主站、子站、配电终端等技术标准和文件要求。 2) 3)

配电自动化相关装置应与智能电网、配电自动化和通信系统相协调。公用配电站点内的配电自动化及相关装置应满足少检修、少维护要求。

4) 配电站点内的配电自动化及相关装置一般包括配电控制屏(含站所终端)、站用直流电源屏、通信屏、采集终端(台区和客户电量等信息量采集)等。

5) 根据配电站点工况条件，在箱式变电站或其他外部条件受限时，可以采用集成通信、控制和直流电源等设备的综合控制屏。

6.3.5.2 电源屏

系统设备组成

 系统设备包括交流输入、监控装置、充电、超级电容模块、馈电、电压和故障监测等模块组成。  配电站直流电源单元集中组屏。信号灯、熔断器、空气开关等按规范和标准进行配置。 2)

基本参数

 交流输入电压为AC220V±10％，频率为50Hz。  直流操作电源输出

➢ 开关分合闸电机驱动；

➢ 直流电源电压标称值为DC 48V，容差为-20％~+15%； ➢ 最大输出电流为8.3A，最大功率为400W； ➢ 最大冲击电流为20A，尖峰功率为960W(＜0.2s)。 ➢ 单次电动操作持续时间满足10s。  配电终端和通信单元电源输出

➢ 适用于配电终端、通讯等单元(无线，光纤传输或电力载波)； ➢ 直流电源电压标称值为DC 48V，容差为-20％~+15%；

➢ 直流电源输出等效功率为40W的条件下，其输出应可持续供电≥1h； ➢ 直流电源输出等效功率为80W的条件下，其输出应可持续供电≥1h；

➢ 非同时运行的多配电终端和通讯单元负荷叠加功率大于80W的条件下，输出应可对配电终端

和通信设备持续供电≥1h。

 待机功率＜0.6W

6.3.5.3 配电控制屏(含配电终端DTU)功能和技术要求

配电控制屏除按照国网公司Q/GDW 514-2010《配电自动化终端子站功能规范》执行外，还应满足下列条款。

电源技术要求

 配电终端电源

➢ 配电终端电源采用直流供电方式。配电终端应能实现对供电电源的状态进行监视，并能将电

源供电状况上传到上级系统。

➢ 配电终端使用的直流电源的容量应保证在交流失电后能正常工作1小时以上。  工作电源技术指标

➢ 电压标称值为DC48V。

➢ 直流电源标称电压容差为-20％~+15%。 ➢ 直流电源电压纹波为≤5%。 2)

配电终端硬件要求

 结构

➢ 应设置遥控、遥信、交流采样功能模块，并能够根据需求进行功能和规模的扩充。 ➢ 功能模块应支持热插拔功能。  存储容量

➢ 配电终端存储容量≥MB。 3)

配电终端软件要求

 配电终端主机采用嵌入式操作系统。

 配电终端应用程序应基于嵌入式实时多任务操作系统软件平台进行开发，应满足进行故障识别、

规约转换、数据管理等复杂功能要求。  配电终端应具备程序死锁自恢复功能。

 配电终端应配备诊断和测试软件以及主站仿真通信程序，并能通过远程系统、本机键盘、PDA和

笔记本实现诊断、测试及升级。 4)

功能要求

 遥信

➢ 遥信量采集包括：开关位置信号、遥控投入/解除信号、故障指示器信号、接地刀闸信号、隔

离位置信号、SF6气体异常报警信号、配电终端装置故障信号、直流电源状态、风机和水泵装置启停状态信号等信息，并向远方发送，状态变位优先传送。

➢ 采集配电站水位、火灾预警等安防状态信息。站内供电区域如设有民用集中控制室(消防控制

室)的可通过RS485口采集其控制室终端信号，其它在本站内就地采集。 ➢ 选择设定变位遥信产生事件顺序记录并向远方传送。  遥测

➢ 应在10kV进线间隔处设置三相及零序电流互感器，采集10kV母线的零序电流。

➢ 应在10kV进线、分段间隔处设置三相电流互感器，采集三相电流，实现全相故障电流的采集。 ➢ 应在10kV馈线间隔处设置A、C相电流互感器及零序电流互感器，采集A、C相电流，根据

需要经扩展可选择采集馈线的三相电流。 ➢ 电流互感器二次额定电流1A、5A，推荐值1A。 ➢ 应采集直流电源母线电压。

➢ 应采集配变温度、10kV线路电缆温度。

➢ 经扩展可选择采集10kV线路母线电压，实现10kV线路有功功率、无功功率、功率因数的计

算。

➢ 能够贮存定点的遥测量并按照规约要求向主站传送。

➢ 支持遥测越限报警功能。  遥控

➢ 接收并执行主站遥控命令或当地控制命令，以及返送校核，控制开关执行分、合闸操作。 ➢ 正常运行时，配电站等采用自然通风，当温度越限时，可根据需要采用远方或就地的控制方

式启动风机通风，站内应具有两种控制方式的转换开关。

➢ 当位于地下层或类似结构配电站水位越限时，可根据需要采用远方或就地的控制方式启动排

水装置，站内应具有两种控制方式的转换开关。 ➢ 遥控分、合闸出口继电器常开节点采用点动方式。  对时

➢ 具备与主站系统时钟对时功能。  数据处理及传送功能

➢ 具备将遥测数据整点记录存储的功能，存储容量≥60天。

➢ 具备检测遥测极值(日极值)并生成历史记录的功能，存储容量≥60天。

➢ 根据参数设置选择越死区值的遥测变化数据主动或召唤方式上报(默认值：主动方式)。 ➢ 选择设定遥信变位按事件顺序记录(SOE)处理，并主动上报。 ➢ 支持主站召唤全数据(当前遥测值、遥信状态)。 ➢ 支持主站召唤历史数据(遥测整点记录、极值记录)。 ➢ 遥信变位和遥测量越限要主动上报。  远程维护

➢ 配电终端应支持主站利用通信通道对终端的软件、参数及通信规约进行远程自动升级。远程

升级应保证终端内的数据安全。

➢ 远程升级过程中应能保证不会引发站内一二次装置的异常动作。  其它功能

➢ 当地和远方参数设置。 ➢ 配电终端故障和遥测越限报警。 ➢ 配电终端自诊断、自恢复。 ➢ 配电终端电源失电后数据保存。 ➢ 具有当地馈线故障指示和信号复归。 5)

技术指标

 测量精度

➢ 交流采样电压、电流的测量精度为0.5级。

➢ 有功功率、无功功率、视在功率、功率因数的测量精度为0.5级。  故障电流

➢ 故障电流输入范围≥10倍额定电流。

➢ 故障电流总误差≤±5%。 ➢ 工作电压：DC48V。  配电终端功耗

➢ 配电终端正常工作时整机功耗≤20W；待机时进入微电状态，整机功耗≤30mW。  可靠性指标

➢ 平均无故障时间(MTBF—Mean Time Between Failure)≥50000小时，年可用率≥99.99％。 ➢ 预计设备使用寿命≥15年。 6)

电磁兼容性要求

 辐射电磁场抗扰度  电快速瞬变脉冲群抗扰度  高频干扰适应能力  浪涌抗扰度  静电放电抗扰度

 抗工频磁场和阻尼振荡磁场干扰的能力 7)

温度在线监测装置(可根据需要选配)

 站内电缆的温度状态采集采用体积紧凑的在线温度监测设备。温度采集模块分散安装于电缆接

头，温度检测主机安装于综合控制柜内，温度采集模块与温度检测主机采用无线通信方式上传温度信息；温度检测主机再将温度信息传至DTU。 8)

控制屏与被测控对象互联

控制屏与被测控对象(10kV开关柜)之间采用航空接插件经线缆互联。屏上设航空接插件的航空插座。航空插座按交直流分开的原则配置，开关柜采用共箱式时可特殊处理：(交直流信号共用一套航空接插件)。要求针的定义典型化(即按照信号量最大标准化设计，当此针没有相应信号接入时，便空置处理)。线缆选用与航空接插件配套的专用导线。 9)

控制屏外形尺寸及外壳颜色

 控制屏参考外形尺寸如下

规格一：2200mm×800(600)mm×600mm(高×宽×厚)；规格二：1800mm×600mm×600mm(高×宽×厚)；规格三：1400mm×600mm×600mm(高×宽×厚)。

控制屏与并列组屏的配电装置高度选用同一系列，规格三主要用于户外箱体布置。  控制屏箱体颜色

控制屏箱体颜色宜与配电站点内其他配电装置颜色相一致。 10) 箱式配电站点内控制屏可内置电源、通信等配电自动化装置。

6.3.6 配电站点土建构筑物及箱式站壳体等设置要求

6.3.6.1 箱式变电站与箱式开关站电气和壳体等设置要求

1) 2)

箱式变电站类型应为欧式箱变。箱式站应满足以下要求：

 箱体外壳采用复合水泥外壳，采用长寿命环保型防粘贴、防涂鸦涂料或工艺，喷漆色与周围

环境协调一致。基础宜采用现浇式结构。

 为减少阳光辐射，箱体周围除采用双层结构外，顶盖夹层中可设由阻燃材料制成的隔热层。  10kV开关设备应满足五防要求。

 有特殊条件要求时，高低压室内可根据需要设操作走廊。  低压侧应设置绝缘材质的隔离网门，并装设安全警示标志。

 箱式变电站噪音水平应满足国家环境保护局发布的《城市区域环境噪声标准》中的相关条件。  箱式变电站壳体高度应能满足配电装置及自动化等设备的安装要求，一般内部净高度及门口

尺寸应大于1800mm。

 箱式开关站在选用间隔式配电装置时，壳体高度应能满足配电装置及自动化等设备的安装要

求，一般内部净高度及门口尺寸应大于2200mm，并设内操作走廊；选用共箱式配电装置时，可参考箱式变电站。

 10kV及0.4kV配电装置主要技术参数见相关章节。

 箱式变电站应采用具有进出线断路器和智能无功补偿装置等功能元件的紧凑型0.4kV配电装

置，一般进出线规模6回。进线断路器额定电流1250-1600A，出线断路器额定电流630A，采用智能脱扣器。  0.4kV母线

➢ 母线结构采用符合IEC/EN 60439-1标准的封闭母线系统，并应有可靠的挂网运行试验。 ➢ 母线系统应采用表面金属处理工艺，与断路器及相关附件的连接应采用不打孔母线挂接

技术。

➢ 为保证原件挂接接触可靠，铜母线最大扭曲度和平直度应为1.2mm，弧半径应为0.5mm。 ➢ 出线断路器通过专用转接器挂接于母线正面。转接器材料为不含硅树脂和氯元素的热塑

性塑料，温度稳定性能力≥120℃，漏电起痕指数为CTI 200。转接器挂接的可靠性和稳定性应经专业部门检验并通过认证。转接器的连接夹应在显著位置标注旋紧的扭力矩标识。母线裸露部份应使用绝缘罩进行母线封闭。

 0.4kV主母线参数

➢ 在最热月平均温度下，双T形主母线的载流量≥1250A。 ➢ 铜母线纯度≥99.98％。 ➢ 布氏硬度：80～105 HB。

➢ 母线额定短时耐受电流≥50kA/1s。

➢ 配置发电机接入的转接器，其额定电流≥630A。

6.3.6.2 配电站土建构筑物设置要求

1) 2) 3)

土建站宜采用框架结构。

建设的配电站，须满足低压供电半径及消防规定。

视地势条件，土建站基础外延应做0.8~1.0m散水，散水材料可采用沥青混凝土或中碎石混凝土，厚度不小于150mm。 4)

首层或设置的配电站点室内地面标高应高于室外规划地面0.6m(受限时不低于0.45m)。室内电缆沟底标高宜低于室内地面标高1.2m。 5)

考虑天津市地质水文条件和沿海区域风暴潮和内涝的影响，配电站点一般不在地下层设置，滨海区的沿海地带严禁在地下层设置。 6)

楼内设置的配电站，宜在建筑物首层建设，应满足配电设备的消防、通风、防水、降低噪音、电磁屏蔽等要求，具有的维护和电气设备搬运通道，满足供电半径要求。 7)

特殊条件下，配电站若在负一层建设，除满足以上条件外，须满足下列条件：

 建筑物应有地下负二层，且负二层与负一层至少具有同样的建筑面积。负一层层高不小于过

梁下皮4.5m，负二层层高不小于2.5m。电气室地面宜高于该层地面标高0.1m(或设防水门槛)。  配电站正下方投影面积地面标高应高于同层(即负二层)地面0.3m。 7) 8)

配电站室内不应有无关管线通过。电气对土建的一般要求：

 地面的平均静荷载：配电变压器：1500kg/m2。10kV开关柜：600 kg/m2。低压开关柜：500 kg/m2。  净高度：采用上进上出线设备时不低于3.0m(最低过梁下皮至地面)，采用下进下出线设备时

不低于3.6m(最低过梁下皮至地面)。

 防火要求：按照二级防火设置；消防设备按照电气类型配备。

 防水要求：电气室上方上层建筑内不得设置给排水装置或卫生间，进出线采用防水套管。  进出水平衡要求：设置在地下层时，其排水能力应大于内涝倒灌或高压管道爆裂的出水流量。  隔离噪音及电磁屏蔽要求：屋顶及侧墙，内敷钢网及钢结构和阻音材料。钢网及钢结构应焊

接并可靠两点接地。

 通风要求：采用自然通风。每台变压器的有效通风面积不小于2.5m2，并设置事故排风。  应具有的运输、维护门和通道。

6.4 10kV及以下架空和电缆线路配电设备

6.4.1 基本要求

10kV及以下架空和电缆线路配电设备主要由柱上断路器、柱上负荷开关、柱上隔离开关、柱上跌落式断器、柱上变压器台、柱上0.4kV综合配电箱、0.4kV电缆配电箱系列、防雷及金具等组成。

10kV设备的参数选择和设备选型应满足配电网中长期规划规定，适应和现场工况运行环境；适度增加

断路器设备在配电网的应用，断路器、熔断器参数应以快速切断故障为原则，并与变电站保护相配合；线路开关装置、配电站点应满足配电自动化的基本要求。

6.4.2 10kV柱上快速断路器

6.4.2.1 设备应用及一般要求

架空线路真空快速断路器采用固态永磁机构断路器，配置三段式过流、反时限过流、零序电流保护和重合闸功能，具有不少于2次重合闸能力；速断保护整组动作时间应≤30ms。具备RS232/485通信接口，本体支持3G/GPRS/CDMA无线通信，并为配电自动化预留其它通信方式接口，满足IEC或其它国标通信规约传送需求。断路器操作电源推荐使用超级电容器作为储能介质的免维护、高性能、环保设备。

对于长度超过500m、接入客户数5户及以上、接入容量超过1500kVA的架空线路分支，应在分置于干线的T接点处安装快速断路器；对过长的架空线路，当变电站出线断路器保护范围不满足要求时，亦应在线路中后部安装快速断路器。

6.4.2.2 性能参数

     

额定电压： 10kV 额定绝缘水平： 12 kV 额定电流： 630A 额定短时耐受电流： ≥20kA/2s 分闸时间： ≤30ms

FTU具有定时限过流保护，反时限保护，速断保护，零序电流保护，以及遥控、遥测、遥调，遥信等功能，可实现线路各种电参数的检测功能，可测量电压电流，有功功率，无功功率，功率因数，电度和频率等。控制器集保护、监测、故障处理(故障定位、故障隔离、网络重构) 等多种功能。 

保护配置：三段过流保护、反时限过流、零序电流保护功能，速断保护整组动作时间≤30ms。具备RS232/485通信接口。本体支持3G/GPRS/CDMA/光纤等通信方式，并为配电自动化预留其它通信方式接口，满足IEC或其它国标通信规约传送需求。

6.4.2.3 结构和功能要求

操作机构应具备的工作电源，同时满足配电馈线自动化、通讯设备供电要求。开关设备及其控制装置配装后应保证在各种工况下正常工作。控制装置的使用寿命应与开关本体相同，或提供相关的售后服务保证与本体装置相同。 2)

开关除了可以就地操作外，需预留自动化接口，通过配套智能远方终端。为满足配电自动化要求，断路器应具备高等级、全密封镀金航空插头。 3)

控制器所用储能元件具有以下功能：

 储能元件如采用电池，应具有自动充电和活化功能，可对电池进行充电，自动浮充转换；并

定期对电池组进行活化。

 防止电池过流、过热、过压、过放电等保护功能；

6.4.3 架空柱上负荷开关(线路分段开关)

6.4.3.1 设备应用及一般要求

柱上开关主要适用于架空主干线路和分支线路等位置的线路分段。10kV柱上分段采用柱上SF6气体绝缘、真空灭弧负荷开关。

6.4.3.2 性能参数

1) 2) 3) 4) 5)

额定电压： 10kV 额定绝缘水平 12 kV 额定电流： 630A

额定短路关合电流及次数： 50 kA、不少于2次额定热稳定电流： ≥20kA/2s

6.4.3.3 结构和功能要求

1）开关采用全密封设计(操作机构必须以气体密封)，正常使用至少15年免维护。 2）开关外壳坚固、耐用，防腐性能良好；开关出线采用全密封绝缘导线进、出线方式 3）开关须选用优质真空灭弧室，并具有同步闭锁的内隔离刀闸。

4）设备应具备手动、电动操作功能，并且机构内重要电子元器件及电缆胶、密封圈要求采用高质量零部件。

6.4.4 10kV柱上隔离开关

6.4.4.1 设备一般应用

10kV户外柱上隔离开关一般用于电缆和架空线路隔离、架空线路分段、公网线路与客户分界等场所。10kV柱上隔离开关采用户外柱上单极隔离开关。

6.4.4.2 性能参数

    

额定电压：

10kV 12 kV 50Hz 630A 20kA/2s

额定绝缘水平：额定频率：额定电流：额定短时耐受电流：

6.4.4.3 技术要求

结构开断特性等特殊产品应采用高强度紫铜T型结构，其触头采用镀铬钢丝弹簧双压紧式接触，动、静触头的接触面积应不小于2×300mm2。隔离开关应为免维护设计。 2)

隔离开关动、静触头的引线端子部位配备硅橡胶绝缘防护罩。

6.4.5 10kV跌落式熔断器

6.4.5.1 设备一般应用

10kV跌落式熔断器，附件类型为K型快速熔件和B等级熔断器，主要应用于10kV架空变台变压器10kV侧保护、10kV其他配电装置等的简易保护。在故障高发段架空线和分支线，根据需要可选择跌落式熔断器。

6.4.5.2 性能参数

   

额定电压 10kV 额定绝缘水平 12kV 底座额定电流 100A

额定开断电流 12.5kA，允许最高开断能力16 kA(不少于1次)

6.4.5.3 结构和功能要求

1) 2) 3)

具有开断额定电流及以下任何短路、过载电流的开断特性，能够可靠开断15A最小电流。满足前“时间—电流特性”曲线中K型快速熔断件熔化速率的特性要求，熔件宜采用银基材料。熔断器的上和下端部位应配备硅橡胶绝缘防护罩。

6.4.6 柱上变压器台

6.4.6.1 柱上变压器台主要组成

柱上变压器台主要由10kV跌落式熔断器、避雷器、10kV柱上变压器、0.4kV综合配电箱、绝缘器件、电杆和铁构件等户外架空设施构成。

6.4.6.2 电气主接线

采用变压器组单元接线，架空进线1回，低压出线1~2回，出线回路数可按需要配置。

6.4.6.3 主要设备选择



变压器选择。

➢ 柱上变压器台容量选择一般不超过400kVA。应有合理级差，容量规格不宜太多。 ➢ 优先选用非晶合金等节能型无载调压变压器。 

无功补偿及计量装置。200kVA按变压器容量的10%~30%补偿，按无功需量自动投切，配综合测控装置。  

10kV侧选用带有绝缘罩的跌落式熔断器，熔断器熔丝按照快速型选型。

0.4kV侧采用可摘挂式隔离-熔断器开关，按变压器额定电流选择熔断器。刀熔式开关下口选用带空气断路器的低压控制箱。

6.4.6.4 电气设备布置及安装方式



变压器台按双杆方式布置，低压综合配电箱(兼有计量、出线、补偿、通信和综合测控功能)装于变压器下部或电杆侧面，其下端距地面至少2m以上，变压器台架宜相应抬高。低压综合配电箱应加锁，有防止触电的警告标志并采取可靠的接地和防盗措施。

 采用全绝缘模式，高、低压引线均采用绝缘导线或电缆(但应同时配置接地环)，变压器高、低压套管接头裸露部分及避雷器接头裸露部分加绝缘罩。

 

低压侧如采用开关柜时应设专用低压配电间，低压设备布置在室内。根据该区域的通信资源和系统需要，选择合理的通信方式。

6.4.6.5 防雷、接地及过电压保护



交流电气装置的接地应符合DL/T621-1997《交流电气装置的接地》要求。电气装置过电压保护应满足DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》要求。    

柱上变压器台接地电阻应按有关规程要求进行设计。

柱上变压器台高压侧须安装氧化锌避雷器，多雷区柱上变压器台低压侧须安装氧化锌避雷器。综合配电箱内装有TTU配电测控终端时，应装设两级组合型电涌保护SPD。

设水平和垂直接地的复合接地网。接地体的截面和材料选择应考虑热稳定和腐蚀要求，接地电阻、跨步电压和接触电势应满足有关规程要求。

6.4.6.6 电杆及基础



标识牌：国家电网公司制定的\"标识牌\"设计方案，在具体工程设计时必须采用。标识牌可安装在变压器器身上或台架槽钢上。 

电杆选用混凝土杆或钢杆，应符合GB396-1994《环形钢筋混凝土电杆儿DL/T-5130《架空送电线路钢管杆设计技术规定》，电杆基础及埋深是根据国标设计的，仅为参考，具体使用必须根据实际的地质情况进行调整。 

低压配电间建筑(若有)要具备现代工业建筑气息，建筑物造型要与周边的人文地理环境协调统一；外观设计应简洁、稳、重、实用。低压配电房的总平面布置应根据运输、防火、防爆、环境保护和施工等方面的要求，按最终规模对配电间内管线、屏的位置等进行统筹安排，合理布局，并考虑作业通道，检修维护方便，有利于施工，便于扩建。 

底盘、卡盘：基础根据该区域地质条件和抗倾覆要求进行选择。

6.4.7 0.4kV综合配电箱

6.4.7.1 设备名称、用途、规格



设备名称

非金属外壳封闭母线型0.4kV综合配电箱 

用途

➢ 户外柱上变配电装置

➢ 通过托梁装于变台下部或安装于变台临近地面 

设备规格

➢ 进线1回，低压出线2回，采用三相、单相混合无功自动补偿方式。

➢ 配置配电监测终端TTU和电涌吸收器件，具有计量、出线、补偿、通信和综合测控功能。

➢ 采用全绝缘箱体(玻璃纤维增强聚酯材料)。该箱体可分为整体或配电和无功功率补偿分体组合

结构。



低压接地运行方式

➢ 城网公用配电范围 TN-C 系统 ➢ 农网公用配电范围 TT 系统 ➢ 两种母线系统采用三相四线制

6.4.7.2 技术参数



额定电压：

➢ 额定绝缘电压：AC660V

➢ 额定工作电压：主回路 AC380V；辅助回路 AC220V 

额定电流： ➢ 进线电流 ➢ 配电母线

600A ≥400 A 150 A

➢ 补偿装置母线大于

➢ 母线额定短时耐受电流： ≥15kA/1s

6.4.7.3 0.4kV断路器

   

0.4kV出线断路器采用无飞弧隔离型塑壳断路器城农网出线断路器额定电流为630A 断路器额定极限分断电流Icu≥50kA

断路器脱扣器选用电子脱扣器，其脱扣器可根据需要选配电压、电流数据采集功能模块和通信功能等模块；城网配电区域类型具备：长延时、瞬时和接地保护等功能，单相接地故障保护实现方式采用三相差值型。农网区域配电架空台区类型具备：长延时、瞬时和漏电故障保护等功能。 

0.4kV断路器均不设失压脱扣

6.4.7.4 仪表和0.4kV侧电涌保护

 

根据需要选配台区表，或选择可组屏的专用同系列计量箱。

0.4kV侧电涌保护，受总开关配备电涌保护装置安装于TN-C或TT系统，宜采用AEC主动能量控制技术,宜为一、二级组合型SPD(电涌保护器)。

6.4.7.5 无功补偿



配置配变监测终端，具有按分相和三相混合自动投切电容器、分相优先和过压闭锁功能；TTU的通信单元根据规划和区域条件可选择无线、光纤和载波等通信方式。 

电容器分组容量和投切方式：采用分组分相，一组分相投切，两组三相投切，每组容量15kVar，标准配置总容量45kVar；根据集中和分散就地补偿比例的变化，可选择增加或降低补偿容量。 

电容器总控制开关采用具有视在隔离功能的空气断路器。

6.4.8 架空线路接续金具、防雷金具

接续金具采用免维护、节能型抗短路标准(接续、耐张)金具，采用铝合金线夹。导线承力接续应采用对接液压型接续管；非承力接续采用非承力“C” 形线夹、液压型导线接续线夹或其他连接可靠的抗短路线夹；导线与设备连接处应采用液压型接线端子；绝缘导线使用金具时，金具应配有绝缘罩，且导线破口处必须有可靠的密封防水措施。

绝缘导线防雷金具推荐使用穿刺型防弧金具，或其它有效防止绝缘导线断线、易安装维护的装置。

6.4.9 0.4kV电缆配电箱

6.4.9.1 设备规格

0.4kV电缆配电箱采用非金属外壳和封闭型母线，其外壳采用SMC环保绝缘材料。

环网型：主环网进、出线断路器及主母线长期工作电流≥400A，环进环出断路器2个，馈线断路器1~6个。

终端型：进线断路器及主母线长期工作电流(200~400)A，进线断路器或隔离-熔断器开关1个，馈线断路器4~6个。

6.4.9.2 设备一般应用

0.4kV电缆配电箱一般应用于电缆网络，多层和别墅一般采用环网型，中高层和高层一般采用终端型或复合终端型。架空接入和安装受限时也可采用。

6.4.9.3 接地运行方式

公网配电范围TN-C系统，母线系统一般采用封闭母线系统，三相四线制。在负荷端统一重复接地。

6.4.9.4 技术参数

   

额定电压：0.4 kV。额定电流：400A。额定频率：50Hz。外壳参数

➢ 额定电压0.4kV。

➢ 壳体额定电流Inm=100~630A。 ➢ 开关额定电流In=63~600A。 ➢ 外壳防护等级：≥IP34D。

➢ 外壳采用SMC复合绝缘材料热压(不低于200T压力)成型技术制造。 

母线结构

采用先进的标准化封闭母线系统，母线系统及附件应采用表面金属处理工艺，母线系统采用封闭的不打孔母线挂接技术，断路器通过专用优质转接器不打孔母线挂接技术,母线连接要求采用专用母线连接夹不打孔连接，母线裸露部份需使用绝缘盖罩进行母线封闭。

 母线载流量：

➢ 水平母线额定电流≥400A ➢ 垂直母排环进环出主回路≥400A

➢ 馈线回路：终端型250~400A 环网型315A 其它类型225(250)A 等

 脱扣器整定和上一级配电站点及下一级负荷进线断路器协调。

表6-1 0.4kV电缆配电箱内断路器配置及保护整定值表

配电箱类别断路器使用类别环网进出线终端进线额定电流(A) 长延时整定电流(A) 额定电流(A) 长延时整定电流(A) 馈线额定电流(A) 400 400 1~2(A) 630 环网型 (馈线数量) 1~2(B) 630 400 1~2(C) 630 400 3 630 400 4、5、6 630 400 终端型 (馈线数量) 4、5、6 630 400(500) 630、400、250、100、63 400 225 (250) 200 225 (250) 200 225(250)、100、63 长延时整定电流(A) 备注 315 用于负荷密度较大的中高层等客户 250 315、225(160)、160、80、400、63 80、63 用于负荷密度较大的中高层等客户注：1长延时整定电流可根据上下级保护配合和电缆截面等因素适当调整，断路器额定电流不宜改变。

2瞬时整定电流一般为10倍长延时整定电流，产品规格序号按馈线数量。

6.4.9.5 0.4kV电缆配电箱断路器配置及保护整定

0.4kV电缆配电箱内断路器配置及保护整定值详见表6-1（前页）。

6.4.10 导线和电缆主要规格和一般要求

6.4.10.1



架空线路

安装一般要求

➢ 以下地区架空线路应采用绝缘导线：

(1)城镇架空线路；

(2)10kV中性点采用小电阻接地方式地区； (3)人口密集区；

(4)严重污秽地区； (5)同杆并架双回线路； (6)树线矛盾严重地区。

➢ 10kV、0.4kV架空绝缘导线均采取分相架设方式。绝缘导线应根据安全规范的要求合理配置

封挂地线点。在城市地区及居民稠密地区，接户线须经专用T接箱分户。

➢ 10kV架空线路的档距，一般40~50m，空旷区域60~70m。大跨距时，可采用钢芯铝绞线。0.4kV

架空绝缘导线和与路灯并架时的档距，不宜超过40m。

➢ 在TN-C-S接地方式地区，0.4kV架空主干线路的末端和各分支线的末端，零线应重复接地。 ➢ 从杆上引下的接户线至第一支持物长度不得超过25m，超过时应加立接户线杆。在建成区架

空改造的多层住宅区接户线采用穿PVC管敷设方式。单层住宅区爬墙敷设时，两支持物间不宜超过6m。接户线可采用交联聚乙烯绝缘单相集束导线，以简化架设。



电杆：

➢ 10kV架空线路一般选用12m或15m钢筋混凝土电杆，特殊地区可采用18m及以上电杆。在

中心市区人口稠密地区、农村占用农田区域可采用钢管杆或窄基铁塔。0.4kV架空线路一般选用10m、12m电杆，必要时可采用15m电杆。

➢ 采用粗配筋混凝土电杆，不采用预应力型混凝土电杆，锥度1/75，梢径190mm。 ➢ 为提高线路走廊的利用率，10kV、0.4kV线路同杆并架时，高低线路压须同一电源。 

表6-2 公用架空配电网导线规格

电压导线位置干线有联络关系的支线 10kV 无联络关系的支线裸导线 240、185、150(铝) 240、185、150(铝) 150、95(铝) 架空绝缘导线 240、185、150(铝) 240、185、150(铝) 150、95(铝) 50(铝) 150(铝) 95(铝) 25、35、50 6、10、25(铜) 架空导线截面一般情况下采用表6-2中规格。

架空变压器高压引下线干线分支线 0.4kV 接户线表前线 150(铝) 95(铝) 25、35、50 6、10、25(铜) 注：大跨距或风偏有要求的地区可采用同截面钢芯导线 6.4.10.2



电缆线路

电缆路径

➢ 结合城市规划、市政建设和成片开发区域，应在主干道路预留电力电缆通道。快行道或非机

动车道一侧应预留电缆通道，带宽3m，用于不同电压等级主干电缆集中出线敷设。道路两侧

预留直埋或直埋穿管电力电缆通道，带宽1.5m，用于沿线负荷供电。电缆通道建设优先推荐排管敷设方式。



10kV及以下电缆的应用选择和敷设方式：

➢ 直埋：适用于人行道，居住区内道路公园绿地及公共建筑之间的边缘地带，同路径敷设电缆

一般不超过4条，推荐采用穿玻璃钢管直埋方式。穿越道路应采用涂塑钢管。 ➢ 排管：适用于电缆条数较多或有重型机动车等重载的地段。

➢ 电缆沟：适用于变电站出线电缆敷设集中段，临近无燃气管道及重型机动车通道条件下使用。 ➢ 隧道：适用于变电站出线电缆极多及重要街道、场所，同路径电缆甚多的地段。

➢ 过河电缆：电缆路径需要跨越河流时，应尽量利用桥梁结构，架设条件不满足时，可单独架

设过河管、桥或其它非开挖技术敷设，优先选用顶管技术。

➢ 0.4kV电缆可采用直埋或直埋穿管、排管等敷设方式，推荐采用直埋穿玻璃钢管方式。穿越道

路(包括居住区内甬道)的0.4kV电缆，应采用涂塑钢管。

➢ 变电站10kV出线，能够构成环网的，采用一条3×240或3×300mm2铜芯电缆。

➢ 变电站出口的放射线路及放射线路中的交叉跨越电缆，宜采用双3×240或3×300mm2铝芯电

缆并列。

➢ 变电站10kV出线第一段电缆应采用低烟无卤阻燃型电缆；0.4kV电缆位于高层建筑和有防火

要求的区域内时应采用无卤阻燃耐火电缆，0.4kV电缆进出站室集中敷设时可采用涂覆阻燃涂料缠绕阻燃带等措施。

➢ 电缆附件：用于电缆中间接头和终端头，采用热缩式或预制式。推荐使用预制式。 

电力电缆主要规格

电力电缆一般采用10kV三相统包型交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电力电缆(内护套采用挤出型线性低密度聚乙烯)，0.4kV统包型选用交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电缆。特殊地区需要使用单芯电缆时宜采用铜(或铝)带铠装聚氯乙烯护套电缆。一般情况下，电缆采用表6-3型号及截面。

表6-3 电力电缆主要型号及规格

电压位置环网电缆 10kV 变压器—组合电器(或断路器)电缆 0.4kV 环网电缆 YJV22-8.7/10-3×150 YJLV22-0.6/1- 4×240 型号及截面 YJV22-8.7/10-3×240 YJV22-8.7/10-3×300 YJLV22-8.7/10-3×240 YJLV22-8.7/10-3×300 3×YJV-8.7/10 -1×50 (箱站内) YJV22-0.6/1- 4×240 51

YJV-0.6/1- 1×300 楼内敷设的由10kV配电站YJV-0.6/1- 1×240 向高层建筑内低压封闭母线或低压配电间直配电缆(非直埋敷设方式) 多层住宅进线电缆 YJV-0.6/1- 1×150 YJV-0.6/1 -1×95 YJV-0.6/1- 1×50 推荐非磁性铠装单芯电缆 YJV22-0.6/1 -4×50 10层40户以下中高层居民YJV22-0.6/-1- 4×150 住宅门栋进线电缆 50~160kVA 公建直配电缆 YJV22-0.6/1- 4×95 YJV22-0.6/1- 4×150 50kVA以下公建直配电缆 YJV22-0.6/1- 4×25 照明公建电缆 YJV22-0.6/1-2×25 6.5

 

其他 10kV线路采用用合成绝缘外套氧化锌避雷器，架空线路推荐采用带脱扣器的避雷器。

在10kV架空线路干线分段处、各分支首端应安装长寿命、自恢复式的、全功能(单相接地和相间短路)架空型故障指示器。故障指示器选型应考虑配电网的接地方式。

 10kV配电站(包括土建站、箱变、开关站、前置环网装置)的开关柜，除断路器和变压器熔断器组合电器间隔外，进出线间隔应配置长寿命、自恢复式的、全功能(单相接地和相间短路)故障指示器。故障指示器选型应考虑配电网的接地方式。

 电力设施应采取技术防盗措施，诸如线路导线及设施防盗、防外力破坏技术，电缆井盖防盗技术和配电变压器防盗技术等。

7 客户接入

7.1

7.1.1 电。 7.1.2

由35kV公用变电站供电的10kV客户，其最终装建容量单电源不大于3000kVA，双电源、多电源

客户供电电压和接入方式

装接容量小于100kVA的负荷一般以220/380V电压供电，大于100kVA的负荷一般以10kV电压供

最终装建总容量不大于5000kVA(其中一侧容量不大于3000kVA)。 7.1.3

由110kV及以上公用变电站供电的10kV客户，其最终装建容量单电源不大于4000kVA，双电源、

多电源最终装建总容量不大于8000kVA(其中一侧容量不大于4000kVA)。 7.1.4

电缆区域单电源客户，考虑需求和同时系数后，其有效荷载小于线路最大允许传输容量1/3时，可

经前置环网装置就近环入主干单环网；

电缆区域双电源客户，考虑需求和同时系数后，其有效荷载小于线路最大允许传输容量1/3时，可经前置环网装置就近环入主干双环网；

电缆区域多电源客户，考虑需求和同时系数后，其有效荷载小于线路最大允许传输容量1/3时，可经前置环网装置就近环入两侧主干双环网；

客户有效荷载大于线路最大允许传输容量1/3时，不采用环网方式供电，在满足规划期内10kV公网负荷和公网出线资源的前提下，可采用专用直配线接线、主备接线供电或就近接入10kV馈出型开关站。 7.1.5

在确定大容量客户接入电压等级时，应按照分区供电的原则校验电源变电站的供电能力能否满足

规划期内10kV公网负荷和公网出线资源的要求。当供电能力不满足要求或10kV电网条件不具备时，应采用35kV及以上电压等级供电。 7.1.6 电缆供电区的10kV客户需经前置环网装置接入10kV配网，重要客户前置环网设备环入配电主干

网；一般客户设备可环入配电副环网，受限时可经配电站点馈出，馈出端配置断路器。前置环网设备宜设置在公共区域和客户专用区域的交界处。 7.1.7

1) 2) 3)

客户专用变压器接入配电网

客户单台变压器容量不宜大于2500kVA。

客户变压器单台容量在1250kVA以上，客户进线端应采用断路器并配置相应保护。

客户专用变压器单台容量1250kVA(含1250kVA)以下，客户进线端允许采用负荷开关加限流熔断器。A类地区和其他重要区域的客户进线端应采用断路器并配置相应保护，以减少对主网和沿线其他重要客户的故障波及。 4) 5)

小电阻接地运行区域，客户进线端应采用断路器并配置相应保护经前置环网设备接入的客户站，应设置进线间隔和计量间隔。(见图7-1)

图7-1 10kV客户接入方式

7.1.8

每座前置环网站不同电源进出线电缆宜由不同路径敷设。因现场条件受限必须同路径的需采取加

装电缆保护管、扩大安装间距等电缆防护措施。 7.1.9 7.1.10

10kV多电源客户其专用配电站高压侧不允许设置联络。

0.4kV供电的客户，架空供电时由架空线T接接入；电缆供电时由配电站、低压配电间或电缆分接

箱(电缆配电箱)接入。中高层、高层居民和相关设施供电，其楼内应设计量间，计量间内布置向居民供电和其他相关设施供电的开关装置、计量装置、就地无功和谐波补偿装置、通信装置和智能装置等，经计量装置后进入低压配电间。多层供电区域有条件时也可参照上述要求。计量间参考尺寸3.3m×4.5m，低压配电间进出线规模根据楼内主干线进出线规模确定。计量间开门设置宜方便专业人员进出和维护。 7.1.11 7.1.12

客户设备选型和保护配置与配电主网相协调。根据现行规定，用电客户需配置不同类型的采集终端。

7.2

7.2.1

重要电力客户供电电源及自备应急电源配置

重要客户是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，对其中断供电

将可能造成人身伤亡、较大环境污染、较大政治影响、较大经济损失、社会公共秩序严重混乱的用电单位或对供电可靠性有特殊要求的用电场所。 7.2.2

根据对供电可靠性的要求以及中断供电危害程度，重要客户可以分为特级、一级、二级重要客户

和临时性重要客户，重要客户均应多电源(双电源)供电。本原则的重要客户指10kV及以下重要客户。

1) 2)

特级重要客户，是指在管理国家事务中具有特别重要作用，中断供电将可能危害的客户。一级重要客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的客户：  直接引发人身伤亡的  造成严重环境污染的  发生中毒、爆炸或火灾的  造成重大政治影响的  造成重大经济损失的

 造成较大范围社会公共秩序严重混乱的 3)

二级重要客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的客户：  造成较大环境污染的  造成较大政治影响的  造成较大经济损失的

 造成一定范围社会公共秩序严重混乱的 4) 7.2.3

临时性重要客户，是指需要临时特殊供电保障的客户。

客户供电电源应依据客户分级、用电性质、用电容量、生产特性以及当地供电条件等因素，经过

技术经济比较、与客户协商后确定。 7.2.4

特级重要客户应具备三路及以上电源供电条件，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，第三路电源能保证正常供电。 7.2.5 7.2.6 7.2.7

一级重要客户其电源应来自不同变电站或来自同一变电站的不同10kV母线；二级重要客户其电源应至少来自同一变电站的不同10kV母线。

临时性重要客户按照用电负荷重要性，在条件允许情况下，可以通过临时架线等方式满足双电源

或多电源供电要求。 7.2.8 7.2.9 7.2.10

对普通客户可采用单电源供电。

重要客户应根据有关规定要求配置自备应急电源。

多电源供电时宜采用同一电压等级电源供电，自备应急电源、供电电源的切换时间和切换方式要

符合重要客户允许中断供电时间的相关规定。 7.2.11

为重要客户供电的电源线路：当采用电缆供电时，每路电源宜路径，因条件必须与其它

线路同路径时，排管或沟槽之外部分应采取电缆防外力措施；采用架空线路供电时，重要客户的多电源之

间不得同杆并架。 7.2.12

当配电网不具备为特级重要客户供电的条件时，客户宜选用高电压等级供电。

7.3 具有分布式电源的客户接入

具有分布式电源的客户应同时满足本章节客户接入要求和本原则5.11节关于分布式电源接入等相关规定的要求，并考虑分布式电源技术进步及发展，借鉴智能电网和分布式电源相关科技成果，完善分布式电源客户接入相关规范。

7.4 电能质量一般要求

7.4.1 客户接入一般要求

客户因畸变负荷、冲击负荷、波动负荷和不对称负荷对公用电网造成污染超过标准规定的，应提交电能质量有关评估报告，并按照“谁污染、谁治理”和“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则进行治理。

对现行电能质量规定有更高要求的电能质量敏感负荷客户应自行装设相关电能质量调整装置。电能质量其他规范要求见本原则5.9节。

7.4.2 客户接入

7.4.2.1 畸变负荷客户

各类工矿企业和运输以及家用电器等用电的非线性负荷，例如各种硅整流器、变频调速装置、电弧炉、电气化铁道、空调等设备，引起电网电压及电流的畸变，通称为谐波源。谐波会造成大量的危害(如电机发热、振动、损耗增大、继电保护误动、电容器烧损、仪表不准、通信干扰等等)。客户注入电网的谐波电流及电网的电压畸变率必须符合《电能质量-公用电网谐波》(GB/T149)、《低压电气及电子设备发出的谐波电流限值》(GB17625.1)等的要求，否则应采取措施，如加装无源或有源滤波器、静止无功补偿装置、电力电容器加装串联电抗器等以保证电网和设备的安全、经济运行。

7.4.2.2 冲击负荷、波动负荷客户

冲击负荷及波动负荷(如短路试验负荷、电气化铁道、电弧炉、电焊机、轧钢机等)引起电网电压波动、闪变，使电能质量严重恶化，危及电机等电力设备正常运行，引起灯光闪烁，影响生产和生活。这类负荷应经过治理后符合《电能质量——电压波动和闪变》(GB12326)的要求，方可接入城网。

为冲击、波动等负荷对电网产生电压波动和闪变，除要求客户采取就地装置静止无功补偿设备和改善其运行工况等措施外，供电企业可根据项目接入系统研究报告和城网实际情况制定可行的供电方案，必要时可采用提高接入系统电压等级、增加供电电源的短路容量、以及减少线路阻抗等措施。

7.4.2.3 不对称负荷客户

不对称负荷(如电弧炉、电气机车以及单相负荷等)将引起负序电流(零序电流)，从而导致三相电压不平衡，会造成许多危害(如使电机发热、振动，继电保护误动，低压中性线过载等)。电网中的电压不平衡度通常以负序电压与正序电压之比的百分数来衡量。电网中电压不平衡度必须符合国标《电能质量-三相电压允

许不平衡度》(GB/T153)，否则应采取平衡化的技术措施(如调整三相负荷以等措施)。

380/220V客户，在30A以下的单相负荷，可以单相供电，超过30A的一般应采用三相供电。中压客户若采用单相供电时，应力求将多台的单相负荷设备平衡分布在三相线路上。

10kV及以上的(如电气机车)或虽是三相负荷而有可能不对称运行(如电渣重熔炉等)的大型设备，若三相用电不平衡电流超过供电设备额定电流的10%时，应核算电压不平衡度。

7.4.3 敏感客户

一些特殊客户，如 IT 行业、微电子技术控制的生产线，电压暂降、波动和谐波等将造成连续生产中断和严重损失或显著影响产品质量。一般应根据负荷性质，由客户自行装设电能质量补偿装置，如动态电压恢复器(DVR)、快速固态切换开关(SSTS)以及有源滤波器(APF)等。

8 居住区供配电

8.1

一般要求

新建居住区居民用电为主的公用配电变压器最终装接容量，按建筑面积50W/m2确定，底商、保安电源(电梯、泵房、消防设施、事故照明等)按照设备装接容量计算，其他负荷密度指标见表8-1，新建配电变压器考虑同时系数和需求系数进行加权计算。装接设备不明确时，其负荷密度按照建筑面积50~80W/m2计算。公建部分总装接容量不超过160kW时，可采用0.4kV供电，超160kW时，客户需建专用变电室供电。

表8-1 用电负荷密度指标用地性质一类居住用地二类居住用地中小学、幼儿园用地行政办公用地商业服务设施用地文化娱乐用地医疗卫生用地教育科研设计用地其它公共设施用地混合用地一类工业用地用电负荷密度指标(W/m2) 55 50 40 60 80 60 60 50 50 55 50 初建变压器容量配置系数考虑小区配套设施容量比例因素可选择0.5~0.8，居民用电为主时推荐选择0.6。

居住区供配电含居民供电、客户接入供电。客户接入供电相关要求见本原则第7章等相关内容以及其他技术规定。

设置的配电站点占地面积可参考表8-2。

表8-2 配电站点占地面积

名称两台油变四台油变两台干变四台干变1 四台干变2 轴线面积(m2) 138.02 209.30 112.51 168.48 168.98 建筑面积(m2) 150.32 225.83 123.67 182.58 182.14 占地面积(m2) 237.62 339.53 203. 281.16 274.84 注：1占地面积含电缆弯曲半径和环形接地网用地需求。 2配电站点占地面积可根据进出线规模和实际项目报建情况进行适当调整。

路径和电网结构见本原则5.2节规划部分和6.4.10节电缆路径部分及其他相关内容。

进楼设置的四台干变配电站点占地参考面积为220m2，考虑由于构造柱、承重过梁及轴线具有不确定因素，设备布置时会产生一定影响，因此楼内占地面积仅为参考值，具体占地面积根据实际区域建筑构造和报建情况进行调整。

箱式开关站在项目建设初期，不具备土建变电站建设条件，且有施工电源接入等需求，可选择箱式开关站，按配电自动化要求设置，参考占地面积18m×4.5m。

8.2 多层居住区的供配电

8.2.1 电源及配电站点设置

正常供电电源由10kV配电网、配点站点提供，按照重要负荷和负荷分级要求，具有一二级和特别重要用电客户应设置于公网的应急保安电源，设置符合相关规定和要求。

多层新建居住区采用土建配电站或箱式变电站供电。土建站原则上设置，在满足电气相关要求、防火要求时，也可进入建筑物内设置，宜与区内的公建设施相结合综合考虑。10kV线路正常运行方式下的解合环点宜设在土建站内，一般建筑群内建筑面积每五万平方米至少设置一个土建配电站。配电站点站址选择应同时满足消防规定。

8.2.2 供电方式及网络结构

1) 2) 3)

采用电缆供电方式

0.4kV网络采用环网结构，每环最终供住宅楼宜4000~5000m2。

0.4kV电缆分接采用双重绝缘型电缆配电箱，按照不同型号可每1~3个楼门配置一个。1型每个楼门配置一个；2型每两个楼门配置一个；3型每三个楼门配置一个；居住区公建内的密集型底商每户装接容量不超过40kW时采用4型电缆配电箱。 4)

电缆配电箱位置须接近负荷端。为公建供电线路不得与为住宅供电线路共用一路出线断路器。

8.2.3 受电负荷端设施及计量

楼内主干线配置：每个住宅楼门采用三相四线制供电，楼内干线采用截面积为50mm2的铜芯聚氯

乙烯绝缘导线。四层以下允许采用35mm2的铜芯聚氯乙烯绝缘导线。楼内首层距地0.3m处设暗装式电缆交接箱(DZM)一个，作为进楼电缆与楼内主干线的连接装置，同时预留集中采集、通信等装置空间，参考尺寸不小于500mm×300mm。电缆交接箱进线管路预埋通信电缆Φ100mm保护管 2) 3)

表前线配置：楼内每层距地1.6m处设表前线T接箱一个。作为表前线连接箱。

楼内干线为三相四线制，按层分相平衡配置三相负荷。相线颜色分别为黄、绿、红，零线为黑色。进线接线箱与表前线T接箱应设在楼内同一垂直轴线位置。 4)

电能表及安装原则为一户一表电能计量表分层集中安装。推荐使用首层集中采集方式。电能表箱一律安装在表前线T接箱单侧或两侧，表箱内每具电能计量表后安装具备过电压、限流保护功能的断路器(漏电保护器设在位于计量下口的居民住宅室内配电箱)。单户容量超过12kW时，宜三相供电。 5)

每层电表箱贴邻位置预留用电采集及其他智能化装置安装空间(不小于500mm×300mm)，楼内管线预埋通信管道(内径不小于32mm)。 6)

楼内0.4kV干线设备选型参照执行《天津市城市住宅设计标准》(电气设计部分补充规定)。

8.3 别墅居住区的供配电

8.3.1 电源及配电站点设置

别墅新建居住区一般采用箱式变电站供电，有条件时可采用土建配电站。在满足电气相关要求、防火要求时，可进入建筑物内设置，宜与区内的公建设施相结合综合考虑。

配电站选址应满足供电半径和末端电压质量要求，贴近具备大型运输条件的通道，建筑风格应与别墅建筑风格保持一致，宜小容量多布点配置，同时满足消防规定。有维护要求时，与邻近建筑物距离不小于6m。

8.3.2 供电方式及网络结构

配电站的0.4kV主干电缆采用环网结构；每个电缆配电箱供电户数4~6户。电缆配电箱为公建供电等线路不得与为住宅供电线路共用一路出线断路器。

8.3.3 受电负荷端设施及计量

别墅采用一户一表计量方式，毗邻配电箱设置集中计量装置。集中计量装置内每具电能计量表后安装具备过电压、限流保护功能的断路器(漏电保护器设在位于计量下口的别墅内配电箱)。 2) 3)

集中计量装置紧邻位置预留用电采集及其他智能化装置安装空间(不小于500mm×300mm)。电缆配电箱集中计量装置其安装位置宜设置在公共区域。

8.4 高层、中高居住区建筑的供配电

8.4.1 电源及配电站点设置

高层、中高层新建居住区采用土建配电站供电。土建站原则上设置，外部条件受限且进楼具备条件时可进入建筑物内设置，楼内设置时须满足电气相关要求、防火要求等规定和要求。配电站点设置宜与区内的公建设施相结合综合考虑。一般建筑群内建筑面积每五万平方米至少设置一个土建配电站。配电站点站址选择应同时满足消防规定。

高层、中高层居民住宅建筑应根据供电方式预留配电站和计量等装置位置和通道。

设置在高层、中高层居民住宅建筑内的配电站及贴附在高层建筑外的配电站须采用干式变压器和无油开关等满足防火规范要求的配电装置。

高层、中高层居民住宅建筑内的配电站须有火灾报警装置和相适应的自动灭火装置，不得采用水喷淋灭火装置。

楼内(公用)配电站的站址要求执行本原则6.3.6.2条。

8.4.2 供电方式及网络结构

高层、中高层居住区采用电缆供电方式。楼内敷设电缆一般采用阻燃电缆，保安电源电缆一般采用耐火电缆。

公用配电站向低压配电间供电采用环网或放射结构。

高层、中高层住宅建筑的供电应符合《高层民用建筑防火规范》(GBJ45)的要求，消防设施、应急照明、电梯、水泵房等楼内公共负荷应按照保安负荷的要求设置双电源，0.4kV双电源在负荷末端互投。

十九层以上的居民住宅，除具有主供电源和备用电源外，客户还应自备应急电源(按照一级负荷的规定)。七层至九层的居民住宅楼为中高层住宅建筑，其公用照明负荷可单电源供电；当电梯具备自动平层功能时，其电梯负荷可单电源供电，有消防设施双电源要求时，一般采用双电源供电。

8.4.3 受电负荷端设施及计量

高层、中高层居民住宅建筑内应配置公用低压配电间、计量间。低压配电间面积和进出线间隔根据负荷性质及出线规模确定；楼内计量间参考尺寸为3.3m×4.5m。

高层住宅内建筑面积在一万平方米以上的楼内0.4kV表前主干线宜采用封闭母线或单芯交联阻燃电缆供电。

建筑面积在一万平方米以下的高层、中高层住宅建筑，楼内0.4kV表前主干线宜采用单芯交联阻燃电缆供电；中高层也可以采用阻燃BV导线供电。根据建筑物内的供电负荷选择电缆截面，楼内表前主干线无论采用封闭母线或电缆，输送容量均按照楼内住宅建筑面积50W/m2的配套标准计算，且每回路最大不超过800A，其最小截面不小于95mm2。

高层居民住宅每层设专用的配电通道和小室，小室内设封闭母线(电缆)的通道和一户一表安装位

置。配电小室地面标高相对走廊不低于+0.2m

高层居民干线采用三相四线制供电，一户一表计量。按照负荷上下分层分相供电均衡三相负荷。其余要求与多层住宅供电的技术要求相同。

8.5 超高层居民住宅建筑

8.5.1 电源及配电站点设置

居民住宅建筑高度超过100m时，为超高层住宅建筑。

公用配电站10kV侧正常供电电源由双环网引入，双环网的电源应来自不同变电站的不同母线。超高层居民住宅建筑除具有主供电源和备用电源外，客户还应自备于公网的应急电源。

楼层建筑高度超过150m时，可考虑在不同层间设置满足电气、建筑防火要求的10kV公用配电站。其余超高层建筑的配电站根据负荷大小可以集中或分散布置，也可以在建筑物内分在几层，分别在负荷中心布置。电能质量满足要求时且具备安装条件时宜集中布置于首层不同防火间隔区域。

超高层居民住宅建筑的公用保安负荷和其他0.4kV双电源，至少应以两处10kV公用配电站供电。每个配电站宜2台变压器，最多不超过4台。配电变压器单台容量不大于800kVA。

8.5.2 供电方式及网络结构

超高层居住区采用电缆供电方式。楼内敷设电缆一般采用阻燃电缆，保安电源电缆一般采用耐火电缆。公用配电站向低压配电间供电采用放射结构。

超高高层住宅建筑的供电应符合《高层民用建筑防火规范》(GBJ45)的要求，消防设施、应急照明、电梯、水泵房等楼内公共负荷应按照保安负荷的要求设置双电源，0.4kV双电源在负荷末端互投。

不同10kV电源及0.4kV保安电源应有不同的电缆路径、不同的入口、不同的耐火电缆桥架。

8.5.3 受电负荷端设施及计量

参见高层、中高层、多层居民住宅建筑供配电相关部分。

9 配电自动化

9.1

智能电网与配电自动化关系

坚强智能电网以坚强网架为基础，以通信信息平台为支撑，以智能控制为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合，是坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动的现代电网。

智能配电网直接面向客户，其是保证供电可靠性与电能质量、提高电网运行效率和创新服务的关键环节，是坚强智能电网的重要工作内容之一。智能型配电自动化是实现智能配电网的基础，标准型和集成型配电自动化是智能型配电自动化建设的重要发展阶段，根据实施区域条件综合考虑初期建设和最终规划目标的协调，选择相适宜的起步标准，稳步向智能型配电自动化和智能配电网发展。

9.2 配电自动化架构

配电自动化系统采用三层体系架构，具备DSCADA、馈线自动化、电网分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电主站、通信汇集型配电子站、配电终端和配电通信通道组成。

配电自动化系统光纤主站通信网（骨干层）光纤配电通信汇集型子站1光纤…光纤配电通信汇集型子站n光纤通信网（接入层）无线公网通信网（接入层）…光纤/载波光纤/载波光纤/载波光纤/载波光纤/载波…光纤/载波无线公网DTU配电站点DTU前置环网装置/开关站TTUDTU箱变配变 DTU配电站TTU配变 DTU配电站点光纤DTU前置环网装置/开关站DTUTTUDTU箱变配变 DTU…DTU配电站点配电站TTU配变 …光纤光纤配电站点智能分布式FADTU配电站点图9-1 配电自动化系统结构

9.3 配电自动化功能配置

具备条件并有运行需求的配电站点及架空配电装置实现遥测、遥信、遥控功能；非重要区域或条件受限区域的配电站点及架空配电装置等实现遥测，遥信功能；特别重要的负荷区域可增加遥视功能，有条件地区的架空线路宜实现故障自动隔离功能。

配电自动化高级应用功能与生产管理信息系统和地理信息系统等其他应用系统具备数据交换和应用集成功能，并遵循纵向贯通、横向集成、统一规范、入口唯一、数据共享的原则。

9.4

1) 2)

目标网架自动化功能配置基本原则：

架空线路的联络开关和分段开关，一般按实现遥控、遥测、遥信功能进行配置。

混合线路的联络开关和主要分段开关，一般按实现遥控、遥测、遥信功能进行配置，一般分段开关按照遥信、遥测功能配置。

3) A、B、C类地区配电站点和柱上开关的配电自动化覆盖率

 A类核心地区重要负荷环线和试点工程有条件时实现遥信、遥测、遥控100%全覆盖；  A类和B类地区实现遥信、遥测100%全覆盖，遥信、遥测、遥控50%覆盖；  C类地区实现遥信、遥测50%覆盖，遥信、遥测、遥控30%覆盖；

 C类地区的架空线路按三分段、不同电源互连点的柱上开关或配电设施设置遥信、遥测、遥

控配置。

4) 根据各辖区规划目标的规定和运行及可靠性需求，可在大客户、大分支、环网负荷端馈线设置快速断路器。断路器应配置自供电型继电器，设过流、速断、零序等常规保护，减少故障波及主网程度。

5) 6)

馈出型开关站按照实现遥控、遥测、遥信功能进行配置。

配电站点0.4kV侧的断路器配备相应智能模块且具备通信等条件时，可经现场总线、配变终端、站所终端与配电自动化主站实现信息交互，选择实现遥信、遥测、遥控、遥调一至四遥功能配置。

9.5

1) 2)

新建及改造的10kV一次设备和综合二次的主要要求

按照标准化、通用化配置电动操作机构，预留控制屏、通信屏、电源屏等装置的位置。 10kV配电装置设置二次综合小室，小室内配置各个回路(交流回路、直流回路和控制回路等)的端子排，配电终端等配电自动化装置与二次综合小室间的互连采用航空插头。

3) 4)

按照配电自动化实施标准配置信息采样设备。

配电自动化实施区域的站点应提供适用的站用交直流工作电源，站内直流电源应采用DC48V，宜采用超级电容器作为储能元件；交流电源应采用AC220V，可引自临近配电站点不同0.4kV电源、配电站用变压器、光风等绿色能源。

5) 改造区域有遥分遥合需求和新建工程，其配电开关装置应配置电动操控机构，操作电源使用DC48V。

9.6

1) 2)

配电网通信

在配电网建设和改造时，应同步实施配网通信网的建设。

配电接入层宜以电力通信专网为主要方式，具备电缆敷设条件的地区，应在敷设电缆的同时建设光纤通信专网；对于光缆难以到达或经济代价不合理的区域，可以考虑宽带无线技术和电力线载波技术作为补充。达到“先进实用、结构可靠、覆盖面全、包容性强、接入灵活、经济高效”。

3) 配电通信光缆宜采用电力排管或沟槽等设施敷设，光缆的芯数应结合网络的最终规模和整体发展规划综合考虑，适当超前，光缆芯数不宜小于24芯。

4) 配网光纤通信网可采用无源光网络技术、工业以太网技术。采用环形拓扑结构，环上节点数目一般不超过20个，对于通信设备电源不可靠的节点可采取支路方式接入。

5) 采用无线网通信方式应符合电力二次系统安全防护相关规定要求，保障电网安全稳定运行，公网的无线通信方式应逐步向电力无线专网方式过渡。

9.7 配电终端和采集终端

9.7.1 配电终端总体要求

配电终端装置是配电自动化系统终端设备层，主要完成公网内配电站点、柱上变压器、柱上开关等各种设施内设备的信息采集处理及监控功能，将信息经子站(或直接)上传给主站处理。一般可分为DTU、TTU、FTU等。配电终端一般安装于公网范围内各配电站点和相关设施，满足Q/GDW

514-2010《配电自动化终端子站功能规范》的规定。 2) 3) 4)

配电终端应根据不同的应用对象选择相应的类型。配电终端应采用模块化设计，具备扩展性和可替换性。

配电终端采用背板式总线式结构，遥测、遥信、遥控功能分别集成在不同的插件上，通过总线方式扩展，以方便后期维护和检修。 5) 6)

配电终端包含人机界面接口，以方便在装置上查看实时、历史数据，方便进行参数定值的修改。配电终端可以通过级联的方式扩展，以其中一台为主单元，可以通过通信方式采集它装置的信息，集中处理并向主站或子站进行转发。 7) 8)

配电终端各功能模块可以带电插拔，提高设备调试及维护的方便性及设备可靠性。

配电终端应具备运行信息采集、事件记录、对时、远程维护和自诊断、数据存储(远方人工设定时间12小时)、通信、存储数据导出等功能。 9)

除配变终端外，其它终端应能判断线路相间和单相等故障。

10) 柱上开关测控终端须具备无线维护手段，可通过专用的接收终端，实现杆下调试、操作和维护工

作。无线模块须具有体积小、功耗低、多级安全认证的要求，保证其可靠性和安全性的要求。 11) 柱上开关测控终端应能灵活配置过电流保护以及一次重合闸功能，过电流保护投入时可以快速切

除开关负荷侧故障，重合闸功能可以实现瞬时性故障的排除，实现干线不停电的要求。

12) 支持以太网或标准串行接口，与配电主站/子站之间的通信宜采用符合DL/T 634《远动设备及系统》

和DL 451《循环式远动规约》标准的101、104通信规约和CDT通信协议。 13) 功能配置详细要求参见相关技术条件。

9.7.2 采集终端

采集终端一般安装于电力客户负荷侧站点和相关设施内，完成电能表数据的采集、数据管理、数据双向传输以及转发或执行控制命令。用电信息采集系统通过通信网络与采集终端进行交互，实现用电信息的自动采集、计量异常监测、电能质量监测、用电分析和管理、相关信息发布、分布式能源监控、智能用电设备的信息交互等功能。用电信息采集终端按应用场所分为专变采集终端、集中抄表终端(包括集中器、采集器)、分布式能源监控终端等类型。

专变采集终端是对专变客户用电信息进行采集的设备，可以实现电能表数据的采集、电能计量设备工况和供电电能质量监测，以及客户用电负荷和电能量的监控，并对采集数据进行管理和双向传输。

集中抄表终端是对低压客户用电信息进行采集的设备，包括集中器、采集器。集中器是指收集各采集器或电能表的数据，并进行处理储存，同时能和主站或手持设备进行数据交换的设备。采集器是用于采集多个或单个电能表的电能信息, 并可与集中器交换数据的设备。采集器依据功能可分为基本型采集器和简易型采集器。基本型采集器抄收和暂存电能表数据，并根据集中器的命令将储存的数据上传给集中器。简易型采集器直接转发集中器与电能表间的命令和数据。

分布式能源监控终端是对接入公用电网的客户侧分布式能源系统进行监测与控制的设备，可以实现对双向电能计量设备的信息采集、电能质量监测，并可接受主站命令对分布式能源系统接入公用电网进行控

制。

采集终端与用电信息采集系统通过光纤、以太网、无线公网、230MHz无线专网、电力线载波、微功率无线通信网等通信方式完成信息交互。

采集的主要数据项：

 电能量数据：总电能示值、各费率电能示值、总电能量、各费率电能量、最大需量等；  交流模拟量：电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数等；  工况数据：采集终端及计量设备的工况信息；

 电能质量越限统计数据：电压、电流、功率、功率因数、谐波等越限统计数据；  事件记录数据：终端和电能表记录的事件记录数据；  其他数据：费控信息等。 2)

主要采集方式：

 定时自动采集：按采集任务设定的时间间隔自动采集终端数据，自动采集时间、间隔、内容、

对象可设置。当定时自动数据采集失败时，主站应有自动及人工补采功能，保证数据的完整性。

 随机召测：主站可根据实际需要随时人工召测采集终端数据。如出现事件告警时，随即召测

与事件相关的重要数据，供事件分析使用。

 主动上报：在全双工通道和数据交换网络通道的数据传输中，采集终端启动数据传输过程(简

称为主动上报)，将重要事件立即上报主站，以及按定时发送任务设置将数据定时上报主站。主站应支持主动上报数据的采集和处理。

其他详见相关国网公司和天津市电力公司相关规定。

9.8 配电自动化通道基本原则

配电主站与配电子站或智能分布式配电自动化间的通道推荐采用光纤介质。

当采用公用通信网络(尤其是无线)通道方式时，配电主站及子站、配电终端应支持遥控命令报文的加密和解密、专用VPN、安全认证等二次系统安全防护措施。

9.9 分布式电源及微网

在智能型配电自动化建设区域，应满足分布式电源、储能装置、微电网的接入条件；在其它类型的配电自动化建设区域，宜预留向智能型配电自动化升级的条件，以满足今后该地区分布式电源、储能装置、微电网的接入需求。

9.10 配电自动化与其他相关系统信息交互

9.10.1 信息交互

配电自动化系统通过信息交互总线与其他相关应用系统互连，实现更多功能。

信息交互基于消息传输机制，实现实时信息、准实时信息和非实时信息的交换，支持多系统间的业务

流转和功能集成，完成配电自动化系统与其它相关应用系统之间的信息共享。信息交互宜遵循IEC61968的标准构架和接口方式。

信息交互必须满足电力二次系统安全防护规定，采取安全隔离措施，确保各系统及其信息的安全性。

9.10.2 信息交互的内容

9.10.2.1

从相关应用系统获取的信息

配电自动化系统从相关应用系统获取以下信息：

 从上一级调度(一般指地区调度)自动化系统获取高压配电网(包括35kV、110kV)的网络拓扑、相关

设备参数、实时数据和历史数据等；

 从生产管理系统(PMS)获取中压配电网(包括10kV、20kV)的相关设备参数、配电网设备计划检修

信息和计划停电信息等；

 从生产管理系统(PMS)或电网地理信息系统(GIS)平台获取中压配电网(包括10kV、20kV)的馈线电

气单线图、网络拓扑等；

 从营销管理信息系统或生产管理系统(PMS)获取低压配电网(380V/220V)的网络拓扑、相关设备参

数和运行数据；

 从95598系统或营销管理信息系统获取客户故障信息；  从营销管理信息系统获取低压公变和客户专变客户相关信息；  其他相关应用系统的信息。

9.10.2.2 向相关应用系统提供的信息

配电自动化系统向相关应用系统根据需求和用户权限提供配电网图形(系统图、站内图等)、网络拓扑、实时数据、准实时数据、历史数据、分析结果等相关信息。

9.10.3 信息交互的方式

信息交互宜采用面向服务架构(SOA)，在实现各系统之间信息交换的基础上，对跨系统业务流程的综合应用提供服务和支持。接口标准宜遵循IEC61968-1中信息交换模型(IEM)的要求。

9.10.4 信息交互的一致性

配电自动化系统和相关应用系统在信息交互时应采用统一编码，确保各应用系统对同一个对象描述的一致性。

电气图形、拓扑模型的来源(如上一级调度自动化系统、配电自动化系统、电网GIS平台、生产管理系统等)和维护应保证唯一性。

9.11 0.4kV现场总线技术

0.4kV侧配电装置的智能模块等经现场总线、配变终端、站所终端与配电自动化主站实现信息交互。根据现场总线技术发展，采用相适应、有发展前景的总线模式，综合考虑初期建设可实施、远景配电自动化实施目标的技术先进性，在ProfiBus、Modbus、Fieldbus Foundation、CANBus、LonWorksBus等应

用广泛的成熟的现场总线技术中进行课题研究和选择。

智能脱扣器应配置适应现场总线的采样和通信等模块，配置相应的总线适配模块。

0.4kV侧交互信息的控制码、地址码、故障码、识别码、电气参量编码等信息量应统一编码或经适配器统一转换并与配电自动化DSCADA系统融合。同一配电站点内开关和相关采样、通信、总线适配等模块及附件选型标准应统一，以便实现设备的标准化、通用化、模块化，有利于配电自动化10~0.4kV设备的全覆盖，具有可实现、可复制、可推广的实际意义。