1.  适用 范围
《惠州供电局配电网规划建设技术细则》（以下简称《技术细则》）规定了惠州供
电局 110 千伏及以下配电网规划的技术要求及相关事宜。
《惠州供电局配电网规划建设技术细则》适用于惠州供电局 110 千伏及以下各电压
等级配电网规划工作。
接入惠州供电局 110 千伏及以下配电网系统的电力用户可参照本《技术细则》执行。
惠州供电局配电网规划建设技术细则
2.  规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而构成本标准的条款。凡是注日期..........

全年各小时整点供电负荷中的最大值。

容载比指某一供电区域、同一电压等级电网的公用变电设备总容量与对应的 网供负荷的比值。容载比主要用于评估某一供电区域内35千伏及以上电网的容 量裕度，是配电网规划的宏观指标，

某一供电区域内，当电网元件或变电站发生停运时电网转移负荷的能力管接头标准， 般量化为可转移的负荷占该区域总负荷的比例

有联络关系的中压线路处于最大负荷运行方式下，其中某一回线路的变电站 出线开关故障或计划停运时，其全部负荷可通过转供电倒闸操作，转由其余线路

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

以一次网架和设备为基础，综合利用计算机技术、信息及通信等技术，实现 对配电网的监测与控制，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。

基于光纤以太网，采用对等通信“IEC61850+G00SE”通信规约、网络式面保 护的一种就地式馈线自动化。当线路发生故障时，线路上所有配电自动化终端采 集到故障电流幅值和故障电流方向信息，相邻配电自动化终端共享故障信息，确 定故障两侧最近的开关，两侧开关带方向速断保护动作，开关跳闸，隔离故障。

4.21电压电流型馈线自动化

以电压时间为主判据，故障电流为辅助判据，通过变电站开关重合，线路上 开关电压电流动作逻辑的一种就地式馈线自动化

用于实现配电线路短路故障和接地故障的检测并实现报警的装置。

器是一种可以自动调节变比来保证输出电

保底电网是针对台风、低温雨雪凝冻、洪涝内涝等严重自然灾害和外力破坏 等极端情况，以保障城市基本运转、尽量降低社会影响为出发点，保障城市指挥 （应急）机构、核心基础设施可快速复电的最小规模网架

按当地空旷平坦地面上10米高度处10分钟时距平均的年最大风速观测数 据，经概率统计得出30年一遇最大值后确定的风速

粤港澳天湾区，是由香港、澳！两个特别行政区和厂东省的厂州、深圳、珠 海、佛山、中山、东莞、肇庆、江门、惠州九市组成的城市群。

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

由分布式发电、用电负荷、监控、保护和自动化装置等组成（必要时含储能 装置），是一个能够基本实现内部电力电量平衡的小型供电网络。微电网分为并 网型微电网和独立型微电网

配电自动化终端简称配电终端，是安装于中压配电网现场的各种远方检测、 控制单元的总称，主要包括馈线终端、站所终端、配变终端等

电网在正常运行时能够及时发现、快速诊断、调整或消除故障隐患，在故障 发生时能够快速隔离故障、自我恢复、不影响用户正常供电或将影响降至最小的 能力，

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

5.规划编制基础及要求

注2：供电区域面积一般不小于5平方公里，也可根据政府控制性详细规划范围确定。 注3：计算负荷密度时，应扣除110千伏及以上电压等级的专线负荷，以及高山、水域 森林等无效供电面积。 注4：对经济发展较快、可靠性要求较高的城镇，可划入A、B类区域规划。

5.3配电网传输及组网方式

5.3.1配电网柔性直流等示范项目宜在总结已有试点基础上统筹开展，经技术 经济论证后方可采用。

配电网规划编制年限应与国民经济和社会发展规划相一致，一般为近期 年）规划、中期（十年）规划，必要时开展远期（十五年以上）规划

（五年）规划、中期（十年）规划，必要时开展远期（十五年以上）规划

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5.4.2高压配电网中、远期规划主要研究电力发展的战略性问题，侧重于对主 网架进行战略性、框架性及结构性的研究和展望，分析比选提出目标网架或饱和 网架，提出分阶段电网规划方案。 5.4.3高压配电网近期规划应侧重研究主干网网架规划，研究变电站布点及容 量需求、预留变电站站址和电力走廊通道，提出上级电网建设需求，提出规划期 内项目建设方案及投资规模估算。 5.4.4中、低压配电网主要开展近期规划，重点解决中、低压配电网存在问题 开展网架规划，建立各年度建设与改造规划项目库，估算规划期内规划建设投资 规模，提出上级电网建设需求。 5.4.5应每年对规划项目库进行滚动修编

5.4.5应每年对规划项目库进行滚动

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6.．负荷预测及电力平衡

6.1.1负荷预测包括电量需求预测和电力需求预测，负荷预测应给出电量和负 荷的总量及分布预测结果，近期结果应逐年列出，中期和远期可列出规划未期结 果。

6.2.1具备条件时，可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。通过分析、预测规划水平年供电区域土地利用及用户负荷 特性的特征和发展规律，预测相应区域电力用户和负荷分布位置、数量和时序。 6.2.2采用“自下而上”与“自上而下”相结合的方式，对于新增大用户负荷 比重比较大的地区，可采用点负荷增长与区域负荷自然增长相结合的方法进行预 测，同时利用趋势外推法进行校核，经综合分析后给出高、中、低负荷预测方案： 兰坦山格法主安

6.2.3可根据规划区负荷预测的数据基础和实际需要，综合选用两种及以上适 宜的方法进行预测，并相互校核

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6.2.4配电网负荷预测与输电网负荷预测出现差异时，应对输电网规划负荷预 测提出调整建议

6.3.1电力平衡应分区、分电压等级、分年度进行，并考虑各类分布式电源、 电动汽车、储能装置等的影响。 6.3.2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，确定该电压 等级所需新增的变电容量。 6.3.3风电、水电能源比例较高的区域，应根据不同类型电源在不同时段的典 型出力特性进行电力平衡。对于分布式能源接入较多的区域配电网，应结合分布 式能源实际出力情况考虑其参与平衡的比例

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7.1.1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；对于造成二级事件、 三级事件的风险，结合目标网架建设进行兼顾；对于造成一般及以上事故的风险 应尽快采取措施解决

1.3低压配电网的供电安全水平应满足以

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，可充许部分 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，应满足充许中断供电时间要求

7.2客户平均停电时间及综合电压合格率

已电网规划线损率（不含无损）且标见表7

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当放宽。 注2：5年负荷平均增长率为现状年前5年负荷平均增长率。 注3：负荷分散、供电面积大的偏远地区，若区域现状无35千伏电压等级，可适当 新增110千伏变电站站点，但其容载比的取值不宜超过2.6。

7.5. 1110 千伏配电网

7.5.235千伏配电网

接接地，接地回路设计上必须可实现中性

接地变压器：单相接地故障电容电流不大于10安的，宜选用不接地运行方式。

7.5.310千伏配电网

中性点接地方式首选小电阻接地方式，如用户对供电可靠性有特殊要求的， 经专题分析后，可选用消弧线圈并联小电阻方式。 7.5.410千伏电缆和架空混合型配电网，如采用中性点经小电阻接地方式，应 采取以下措施： 1）提高架空线路绝缘化程度，降低单相接地跳闸次数。 2）完善线路分段、分层和联络，减少故障影响范围，提高负荷转供能力。 3）降低配电网设备、设施的接地电阻，将单相接地时的跨步电压和接触电 压控制在规定范围内，

7.5.5低压配电网应采用中性点直接接

7.6.2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

7.6.2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

7.6.2短路电流达到或接近其报

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

7.7.1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。对于负荷密集地区，宜分析动态无功需求 提出动态无功装置配置建议。 7.7.2应考虑片区电网实际运行的电压水平，特别考虑春节等负荷低谷期的电 压水平，配置合理的电容器、电抗器。以小水电集中外送地区和电缆线路密集地 区的配电网可根据实际需要配置适当容量的感性无功补偿装置。 7.7.3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%配置，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。 7.7.4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进行配置。实际应用中 也可按变压器容量20%～40%进行配置

常方式下各级配电网电压偏差范围应满足表

7.8.1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，统筹考虑城市综合管廊发展规划，宜与各种管线和其它市政设施统一安排， 并满足未来5～15年的发展需要。 7.8.2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。

7.9.1同一个规划区的设备、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。变电站馈出线路的额定载流能力一次建 设到位，供电回路元件如开关、电流互感器、电缆及架空线路干线等的载流能力 应匹配。

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

7.9.2大湾区内配电网设备选型应全面推行模块化设计、规范化选型、标准化 建设。

7.9.2大湾区内配电网设备选型应全面推行模块化设计、规范化选型、标准化 建设。

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

8.110千伏配电网规划

8.1.1110千伏配电网实现以220千伏变电站为中心、分片区供电的模式，各 供电片区正常方式下相对独立，但必须具备事故情况下相互支援的能力。通过各 电压等级电网强简配合，在实现安全供电水平、供电可靠性目标的基础上，减少 资源重复投放，优化投资效益。新建或全站改造变电站应全部采用智能变电站形 式建造。

8.1.2变电站容量配置应遵循需求导向，负荷非饱和区域，应优先考虑通过新 增布点满足负荷需求。

注1：110千伏变电站不宜通过电厂或用户站母线串供。 注2：同一回110千伏线路不宜通过T接形式供同一座110千伏变电站两台或以上的主 变。 注3：现状变电站为线变组接线，并已形成T接方式的网络，宜朝双侧电源三T或ⅡI式 三T接线方式发展。对于现状T链混合的网络，考虑到站内改造的可行性，宜朝双侧电 源三T或IⅡI式三T接线方式发展，

8.3现状电网接线调整原则

8.3.1A、B类供电区原则上朝推荐的双侧电源完全双回链式发展，C、D类供电 区朝双侧电源不完全双回链式发展。 8.3.2110千伏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。

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

T或II式三T接线方式发展。对于现状T链混合的网络，考虑到站内改造的可行 性，宜朝双侧电源三T或IⅡ式三T接线方式发展，

8.4110千伏变电站规划

8.4.1110千伏变电站规划布点以负荷分布为依据，供电范围明确、

8.4.1110干伏变电站规划布点以负荷分布为依据，供电范围明确、合理，兼顾 电网结构调整要求和建设条件，统筹考虑、统一规划。具体要求如下： 1）变电站布点应充分考虑当地发展和未来用电需求，既要满足负荷供电或 电源升压送电的需要，同时还应兼顾电网结构发展的需要。建筑物的设计应满足 智能电网、综合能源等技术发展要求，变电站征地应经技术论证后预留足够扩建 空间。 2）近期选择变电站站址时侧重满足地区负荷发展需要及安全可靠供电要求， 并考虑与远期新增变电站布局上的协调。远期规划重点考虑结合地区用电规模。 3）变电站供电范围应综合考虑负荷密度、空间资源、中压配电网供电半径 和整体经济性等因素，确保供电能力、可靠性和电压质量满足要求。 4）根据供电区域负荷大小、分布情况、可靠性、电压质量要求，提出选点 布局的几种形式：中心周边互联、周边辐射中心、中心辐射周边。 5）考虑变电站布点、供电区域负荷大小、可靠性要求，提出骨干电力通道 的规划，校验不同规划阶段各站对本区域供电能力与相邻区域互供能力。对输送 容量大或可靠性要求高的供电区域，可采用多骨干通道方案，实现接线组不同地 理路径。

8. 4. 2 主变压器

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

技术标准8.4.3变电站新建和扩建

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

8.5110千伏线路规划

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

注1：承担电厂送出任务或特殊用户专用线路供电的110千伏线路，其导线截面应结 合电厂装机容量、用户负荷及其接入系统情况综合考虑。 注2：A类、B类供电区中，导线截面500平方毫米的电缆线路作为T接线选用。 注3：沿海或污移严重地区，线路可采用电缆线路或具有防腐能力的架空线路导线。

110千伏及以下配电网规划技术指导原则

螺钉标准9.35千伏配电网规划

9.1.1对地域面积大、负荷稀疏、中压线路供电半径长且远离220千伏、110 千伏规划网络的地区，为满足小水电、风电光伏等分布式电源送出或中低压配电 网供电安全、电压质量需要，经技术经济比较后，可采用35干伏进行供电。 9.1.235千伏变电站可按照配电化或简易化模式建设

9.335千伏变电站规划