1.《配电网规划设计技术导则》(q／gdw 1738-2012)

'1.《配电网规划设计技术导则》(Q／GDW1738-2012)配电网:从电源侧（输电网和发电设施）接受电能，并通过配电设施就地或逐级分配给各类用户的电力网络。年最大负荷:全年各小时整点供电负荷中的最大值。网供负荷:网供负荷一般分电压等级计算，指同一电压等级公用变压器所供负荷。饱和负荷: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（连续5年负荷增速小于2％，或电量增速小于1%），负荷呈现饱和状态，此时的负荷为该区域的饱和负荷。负荷发展特性曲线:描述一定区域内（一般小于5km2）负荷所处的发展阶段（慢速增长初期、快速增长期以及缓慢增长饱和期）的曲线，也称为负荷发展S型曲线。容载比:容载比一般分电压等级计算，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总负荷（网供负荷）的比值。容载比一般用于评估某一供电区域内35kV及以上电网的容量裕度，是配电网规划的宏观指标。10kV主干线:变电站的10kV出线，并承担主要电力传输的线段为主干线。供电半径:变电站供电半径指变电站供电范围的几何中心到边界的平均值。10kV及以下线路的供电半径指从变电站（配电变压器）低压侧出线到其供电的最远负荷点之间的线路长度。供电可靠性:配电网向用户持续供电的能力。N-1停运:a）110～35kV电网中一台变压器或一条线路故障或计划退出运行。B)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。N-1-1停运:110～35kV电网中一台变压器或一条线路计划停运情况下，同 级电网中相关联的另一台变压器或一条线路因故障退出运行。供电安全水平:配电网在运行中承受故障扰动（如失去元件或发生短路故障）的能力，其评价指标是某种停运条件下（通常指N-1或N-1-1停运后）的供电恢复容量和供电恢复时间.负荷组:指由单个或多个供电点构成的集合。组负荷:指负荷组的最大负荷。转供能力: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，一般量化为可转移的负荷占该区域总负荷的比例。应急能力:在发生突发事故时，电网维持或及时向重要用户恢复供电的能力。网络重构:通过改变分段开关、联络开关的分合状态，重新组合优化网络运行结构，以达到隔离故障、降低网损、消除过载、平衡负荷、提高电压质量等目的。自愈: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。双电源: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，为同一用户负荷供电的两路供电电源，称为双电源。双回路:指为同一用户负荷供电的两回供电线路。4.1为安全、可靠、经济地向用户供电，配电网应具有必备的容量裕度、适当的负荷转移能力、一定的自愈能力和应急处理能力、合理的分布式电源接纳能力。4.2配电网涉及高压配电线路和变电站、中压配电线路和配电变压器、低压配电线路、用户和分布式电源等四个紧密关联的层级。应将配电网作为一个整体系统规划，以满足各层级间的协调配合、空间上的优化布局和时间上的合理过渡。 4.4配电网规划应遵循资产全寿命周期成本最小的原则，分析由投资成本、运行成本、检修维护成本、故障成本和退役处置成本等组成的资产寿命周期成本，对多个方案进行比选，实现电网资产在规划设计、建设改造、运维检修等全过程的整体成本最小。4.5配电网规划应实行差异化原则，根据不同区域的经济社会发展水平、用户性质和环境要求等情况，采用差异化的建设标准，合理满足区域发展和各类用户的用电需求。4.6配电网规划应适应智能化发展趋势，满足分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷的接入。5供电区域和规划目标5.1.2供电区域划分主要依据行政级别或规划水平年的负荷密度，也可参考经济发达程度、用户重要程度、用电水平、GDP等因素确定。5.2.2供电可靠性指标主要包括用户年平均停电时间、用户年平均停电次数等。在低压用户供电可靠性统计工作普及后，可靠性指标应以低压用户作为统计单位，口径与国际惯例接轨。5.3建设参考标准电网建设型式主要包括以下几个方面：变电站建设型式（户内、半户内、户外）、线路建设型式（架空、电缆）、电网结构型式（链式、环网、辐射）、馈线自动化及通信方式等。各类供电区域配电网建设的基本参考标准如表3所示。6负荷预测与电力平衡6.1.1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，以及区域内各类电源发展预测。6.1.2应根据不同区域、不同社会发展阶段、不同的用户类型以及空间负荷预测结果，确定负荷发展特 性曲线（S型曲线），并以此作为规划的依据。6.1.3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、历史年负荷和电量数据等。配电网规划应积累和采用规范的负荷及电量历史系列数据，作为预测依据。6.1.4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。6.1.5负荷预测应分析用户终端用电方式变化和负荷特性变化，并考虑分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷接入对预测结果的影响。6.1.6负荷预测应给出电量和负荷的总量及分布（分区、分电压等级）预测结果。近期负荷预测结果应逐年列出，中期和远期可列出规划末期结果。6.2负荷预测方法6.2.1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、负荷密度法、趋势外推法等。6.2.2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。通过分析、预测规划水平年供电小区土地利用的特征和发展规律，预测相应小区电力用户和负荷分布的地理位置、数量和时序。6.2.3可根据规划区负荷预测的数据基础和实际需要，综合选用三种及以上适宜的方法进行预测，并相互校核。6.2.4对于新增大用户负荷比重较大的地区，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。6.3电力平衡6.3.1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。6.3.2 电力平衡应分区、分电压等级、分年度进行，并考虑各类新能源、电动汽车、储能装置等的影响。6.3.3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，确定该电压等级所需新增的变电容量。7主要技术原则7.1电压等级7.1.2配电网应优化配置电压序列，简化变压层次，避免重复降压。7.1.3主要电压等级序列如下：a）220（330）/110/10/0.38kVb）220/66/10/0.38kVc）220/35/10/0.38kVd）220（330）/110/35/10/0.38kVe）220（330）/110/35/0.38kVA+、A、B类供电区域一般可采用a）、b）、c）电压等级序列，C、D、E类供电区域一般可采用b）、d）电压等级序列，E类供电区域中的一些偏远地区也可采用e）电压等级序列。7.2供电安全标准7.2.1配电网供电安全水平应符合DL/T256的要求。供电安全标准规定了不同电压等级配电网单一元件故障停运后，允许损失负荷的大小及恢复供电的时间。配电网供电安全标准的一般原则为：接入的负荷规模越大、停电损失越大，其供电可靠性要求越高、恢复供电时间要求越短。根据组负荷规模的大小，配电网的供电安全水平可分为三级.7.3容载比是配电网规划的重要宏观性指标，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。7.3.2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、负荷增长率等主要因素的影响。7.3.3 对于区域较大、负荷发展水平极度不平衡、负荷特性差异较大、分区最大负荷出现在不同季节的地区，可分区计算容载比。7.3.4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5所示，总体宜控制在1.8～2.2范围之间。7.4短路电流水平7.4.2对于变电站站址资源紧张、主变容量较大的变电站，需合理控制配电网的短路容量，主要技术措施包括：a）配电网络分片、开环，母线分段，主变分列。b）合理选择接线方式（如二次绕组为分裂式）或采用高阻抗变压器。7.4.3对处于系统末端、短路容量较小的供电区域，可通过适当增大主变容量、采用主变并列运行等方式，增加系统短路容量，提高配电网的电压稳定性。7.5无功补偿和电压调整7.5.1配电网规划需保证有功和无功的协调，电力系统配置的无功补偿装置应在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，保证分（电压）层和分（供电）区的无功平衡。变电站、线路和配电台区的无功设备应协调配合，按以Q/GDW1738—2012下原则进行无功补偿配置：a）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，可采用变电站集中补偿和分散就地补偿 相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合等方式。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。b）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。c）变电站无功补偿配置应与变压器分接头的选择相配合，以保证电压质量和系统无功平衡。d）对于电缆化率较高的地区，必要时应考虑配置适当容量的感性无功补偿装置。e）大用户应按照电力系统有关电力用户功率因数的要求配置无功补偿装置，并不得向系统倒送无功。f）在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。g）分布式电源接入电网后，原则上不应从电网吸收无功，否则需配置合理的无功补偿装置。7.5.2110～35kV电网应根据网络结构、电缆所占比例、主变负载率、负荷侧功率因数等条件，经计算确定无功配置方案。有条件的地区，可开展无功优化计算，寻求满足一定目标条件（无功设备费用最小、网损最小等）的最优配置方案。7.5.3110～35kV变电站一般宜在变压器低压侧配置自动投切或动态连续调节无功补偿装置，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，无功补偿装置总容量应经计算确定，对于分组投切的电容器，可根据低谷负荷确定电容器的单组容量，以避免投切振荡。7.5.4配电变压器的无功补偿装置容量应依据变压器最大负载率、负荷自然功率因数等进行配置。7.5.5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，其容量应经过计算确定，且不宜在低谷负荷时向系统倒送无功。7.5.6提倡220/380V用户改善功率因数。7.5.7电压调整方式 配电网应有足够的电压调节能力，将电压维持在规定范围内，主要有下列方式：a）通过配置无功补偿装置进行电压调节。b）选用有载或无载调压变压器，通过改变分接头进行电压调节。c）通过线路调压器进行电压调节。7.6电压质量及其监测7.6.1供电电压允许偏差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的规定。a）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%。B)10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。C)220V单相供电电压允许偏差为额定电压的+7％与10%。d）对供电点短路容量较小、供电距离较长以及对供电电压偏差有特殊要求的用户，由供、用电双方协议确定。7.6.2电压监测:电压偏差的监测是评价配电网电压质量的重要手段，应在配电网以及各电压等级用户设置足够数量且具有代表性的电压监测点，配电网电压监测点设置应执行相关规定。7.7中性点接地方式7.7.1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。配电网应综合考虑可靠性与经济性，选择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避免互带负荷。7.7.2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，非直接接地方式又分不接地、消弧线圈接地和阻性接地。a)110kV系统采用直接接地方式。b）66kV系统宜采用经消弧线圈接地方式.c）35kV、10kV系统可采用不接地、消弧线圈接地或低电阻接地方式。7.7.335kV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，宜将接地电流控制在1000A以下。7.7.410kV配电网中性点接地方式的选择应遵循以下原则：a）单相接地故障电容电流在10A及以下，宜采用中性点不接地方式。b）单相接地故障电容电流在10A～150A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式。c）单相接地故障电容电流达到150A以上，宜采用中性点经低电阻接地方式，并应将接地电流控制在150A～800A范围内。7.7.510kV电缆和架空混合型配电网，如采用中性点经低电阻接地方式，应采取以下措施：a)提高架空线路绝缘化程度，降低单相接地跳闸次数。b）完善线路分段和联络，提高负荷转供能力。c）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。7.7.6220/380V配电网主要采用TN、TT、IT接地方式，其中TN接地方式主要采用TN-C-S、TN-S。用户应根据用电特性、环境条件或特殊要求等具体情况，正确选择接地系统。8电网结构8.1合理的电网结构是满足供电可靠性、提高运行灵活性、降低网络损耗的基础。高压、中压和低压配电网三个层级应相互匹配、强简有序、相互支援，以实现配电网技术经济的整体最优。A+、A、B、C类供电区的配电网结构应满足以下基本要求：a）正常运行时，各变电站应有相互独立的供电区域，供电区不交叉、不重叠，故障或检修时，变电站之间应有一定比例的负荷转供能力。 b）在同一供电区域内，变电站中压出线长度及所带负荷宜均衡，应有合理的分段和联络；故障或检修时，中压线路应具有转供非停运段负荷的能力。c）接入一定容量的分布式电源时，应合理选择接入点，控制短路电流及电压水平。d）高可靠性的配电网结构应具备网络重构能力，便于实现故障自动隔离。D、E类供电区的配电网以满足基本用电需求为主，可采用辐射状结构。8.2转供能力主要取决于正常运行时的变压器容量裕度、线路容量裕度、中压主干线的合理分段数和联络情况等。8.3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，在规划时需合理配置，以保证运行的灵活性。各电压等级配电网的主要结构如下：a）高压配电网结构主要有：链式、环网和辐射状结构；变电站接入方式主要有：T接和π接。b）中压配电网结构主要有：双环式、单环式、多分段适度联络和辐射状结构。c）低压配电网宜采用辐射状结构。9设备选型9.1.1配电网设备的选择应遵循设备全寿命周期管理的理念，坚持安全可靠、经济实用的原则，采用技术成熟、少（免）维护、低损耗、节能环保、具备可扩展功能的设备，所选设备应通过入网检测。9.1.2配电网设备应根据供电区域的类型差异化选配。在供电可靠性要求较高、环境条件恶劣（高海拔、高寒、盐雾、污秽严重等）及灾害多发的区域，宜适当提高设备的配置标准。9.1.3 配电网设备应有较强的适应性。变压器容量、导线截面、开关遮断容量应留有合理裕度，保证设备在负荷波动或转供时满足运行要求。9.1.4配电网设备选型应实现标准化、序列化。在同一供电地区，高压配电线路、主变压器、中压配电线路（主干线、分支线、次分支线）、配电变压器、低压线路的选型，应根据电网网络结构、负荷发展水平与全寿命周期成本综合确定，并构成合理的序列。9.1.5配电网设备选型和配置应适应智能配电网的发展要求，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。9.1.6配电线路一般可优先选用架空方式，对于确有必要采用电缆型式的，应遵循“谁主张、谁出资”的原则。电缆的敷设方式应根据电压等级、最终数量、施工条件及投资等因素确定，主要包括隧道、排管、沟槽、直埋等敷设方式。9.2.2应根据负荷的空间分布及其发展阶段，合理安排供电区域内变电站建设时序。变电站内主变台数最终规模不宜超过4台。9.2.3变电站的布置应因地制宜、紧凑合理，尽可能节约用地。原则上，A+、A、B类供电区域可采用户内或半户内站，根据情况可考虑采用紧凑型变电站，A+、A类供电区域如有必要也可考虑与其它建设物混合建设，或建设半地下、地下变电站；B、C、D、E类供电区域可采用半户内或户外站，沿海或污秽严重地区，可采用户内站。9.2.4应明确变电站供电范围，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。9.2.5变压器宜采用有载调压方式。9.2.6变压器并列运行时其参数应满足相关技术要求。9.3110～35kV线路9.3.1110～35kV 线路导线截面的选取应符合下述要求：a）线路导线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期选定。b）线路导线截面应与电网结构、变压器容量和台数相匹配。c线路导线截面应按照安全电流裕度选取，并以经济载荷范围校核。9.3.2A+、A、B类供电区域110（66）kV架空线路截面不宜小于240mm2，35kV架空线路截面不宜小于150mm2；C、1Q/GDW1738—2012D、E类供电区域110kV架空线路截面不宜小于150mm2，66kV、35kV架空线路截面不宜小于120mm2。9.3.3110～35kV线路跨区供电时，导线截面宜按建设标准较高区域选取。导线截面选取宜适当留有裕度，以避免频繁更换导线。9.3.4110～35kV架空线路导线宜采用钢芯铝绞线，沿海及有腐蚀性地区可选用防腐型导线。9.3.5110～35kV电缆线路宜选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，载流量应与该区域架空线路相匹配。9.410kV线路9.4.110kV配电网应有较强的适应性，主干线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期一次选定。导线截面选择应系列化，同一规划区的主干线导线截面不宜超过3种，主变容量与10kV出线间隔及线路导线截面的配合一般可参考表10选择。9.4.210kV线路供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上A+、A、B 类供电区域供电半径不宜超过3km；C类不宜超过5km；D类不宜超过15km；E类供电区域供电半径应根据需要经计算确定。9.5配电设备9.5.1柱上变压器配电变压器应按“小容量、密布点、短半径”的原则配置，应尽量靠近负荷中心，根据需要也可采用单相变压器。配电变压器容量应根据负荷需要选取，不同类型供电区域的配电变压器容量选取一般应参照表11。9.5.2配电室a）配电室一般配置双路电源，10kV侧一般采用环网开关，220/380V侧为单母线分段接线。变压器接线组别一般采用D，yn11，单台容量不宜超过1000kVA。b）配电室一般独立建设。受条件所限必须进楼时，可设置在地下一层，但不宜设置在最底层。其配电变压器宜选用干式，并采取屏蔽、减振、防潮措施。9.5.3箱式变电站箱式变电站一般用于配电室建设改造困难的情况，如架空线路入地改造地区、配电室无法扩容改造的场所，以及施工用电、临时用电等，其单台变压器容量一般不宜超过630kVA。9.5.4柱上开关a）规划实施配电自动化的地区，开关性能及自动化原理应一致，并预留自动化接口。b）对过长的架空线路，当变电站出线断路器保护段不满足要求时，可在线路中后部安装重合器，或安装带过流保护的断路器。 9.5.5开关站a）开关站宜建于负荷中心区，一般配置双电源，分别取自不同变电站或同一座变电站的不同母线。b）开关站接线宜简化，一般采用两路电源进线、6～12路出线，单母线分段接线，出线断路器带保护。开关站应按配电自动化要求设计并留有发展余地。9.5.6环网单元环网单元一般采用两路电源进线、4路出线，必要时可增加出线。9.5.7线路调压器在缺少电源站点的地区，当10kV架空线路过长，电压质量不能满足要求时，可在线路适当位置加装线路调压器。9.6220/380V线路9.6.1220/380V配电网应有较强的适应性，主干线截面应按远期规划一次选定。导线截面选择应系列化，同一规划区内主干线导线截面不宜超过3种。各类供电区域220/380V主干线路导线截面一般可参考表12选择。9.6.2农村人流密集的地方、树（竹）线矛盾较突出的地段，可选用绝缘导线。9.6.3220/380V电缆可采用排管、沟槽、直埋等敷设方式。穿越道路时，应采用抗压力保护管。9.6.4220/380V线路应有明确的供电范围，供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上A+、A类供电区域供电半径不宜超过150m，B类不宜超过250m，C类不宜超过400m，D类不宜超过500m，E类供电区域供电半径应根据需要经计算确定。10智能化基本要求10.1一般要求 10.1.1为提高配电网运营管理水平和供电可靠性水平，应在配电网一次规划方案基础上考虑配电自动化、配电网通信系统、用电信息采集系统等智能化的要求。10.1.2在配电网信息化方面，应遵循相关信息安全防护要求，充分利用开放、标准的信息交互总线，实现规划设计、运维检修、营销服务等系统之间的信息交互，实现数据源端唯一、信息全面共享、工作流程互通、业务深度融合。10.1.3应根据规划区经济社会发展水平、供电可靠性需求、网架结构以及设备状况，编制相应的配电网智能化专项规划，明确发展目标、功能、规模等。10.1.4配电网智能化专项规划应满足相关专业标准及技术规范要求，遵循“标准化设计，差异化实施”原则，按照设备全寿命周期管理要求，充分利用设备资源，优先采用成熟先进的技术和设备。10.2配电自动化10.2.1配电自动化是配电网管理信息系统的重要组成部分,是实现智能配电网的必要条件，是提高供电可靠性和运行管理水平的有效手段。通过对配电网的监测和控制，实时监控运行工况和故障处理，能够迅速进行故障研判，隔离故障区段，缩小停电范围，快速恢复供电，支撑配电网调度运行和抢修指挥等业务需求，并为配电网规划设计工作提供基础数据信息。故障处理功能应适应分布式电源接入。10.2.2配电自动化建设应与配电网一次网架相协调。实施前应对建设区域供电可靠性、一次网架、配电设备等进行评估，经技术经济比较后制定合理的配电自动化方案，因地制宜、分步实施。A+、A 类供电区域馈线自动化宜采用集中式或智能分布式，具备网络重构和自愈能力，B、C类供电区域馈线自动化可采用集中式或就地型重合器式，D类供电区域馈线自动化可根据实际需求采用就地型重合器式或故障指示器方式，E类供电区域馈线自动化可采用故障指示器方式。10.2.3应根据可靠性需求、网架结构和设备状况，合理选用配电设备信息采集形式。对关键性节点，如主干线联络开关、必要的分段开关，进出线较多的开关站、环网单元和配电室，应配置“三遥”（遥测、遥信、遥控）配电自动化终端；对一般性节点，如分支开关、无联络的末端站室，应配置“两遥”（遥测、遥信）配电自动化终端，用户进线处应配置分界开关或具备遥测、遥信功能的故障指示器。10.2.4应根据各区域配电网规模和应用需求，合理确定配电自动化系统主站的功能。10.3配电网通信系统10.3.2根据实施配电自动化区域的具体情况选择合适的通信方式（光纤、无线、载波通信等）。A+、A、B类供电区域以光纤通信方式为主，C类供电区域宜采用光纤与无线相结合的通信方式，D、E类供电区域以无线、载波通信方式为主。10.3.3配电网通信系统应满足配电自动化、用电信息采集系统、分布式电源、电动汽车充换电站及储能装置站点的通信需求。10.4用电信息采集系统10.4.1用电信息采集系统是实现电能量采集、计量异常监测、用电分析和管理的有效手段。应逐步实现用电信息采集系统的“全覆盖、全采集”，通过信息交互实现供电可靠性和电压合格率统计到户。10.4.2 智能电表应具备供电可靠性信息采集及上传功能。11用户及电源接入要求11.1用户接入11.1.1用户接入应符合电网规划，不应影响电网的安全运行及电能质量。11.1.2用户的供电电压等级应根据当地电网条件、最大用电负荷、用户报装容量，经过技术经济比较后确定。供电电压等级一般可参照表13确定。供电半径较长、负荷较大的用户，当电压不满足要求时，应采用高一级电压供电。11.1.3应严格控制专线数量，以节约廊道和间隔资源，提高电网利用效率。11.1.4100kVA及以上的用户，在高峰负荷时的功率因数不宜低于0.95；其他用户和大、中型电力排灌站，功率因数不宜低于0.90；农业用电功率因数不宜低于0.85。11.1.5重要电力用户供电电源配置应符合GB/Z29328的规定。重要电力用户供电电源应采用多电源、双电源或双回路供电，当任何一路或一路以上电源发生故障时，至少仍有一路电源应能满足保安负荷持续供电。特级重要电力用户宜采用双电源或多电源供电；一级重要电力用户宜采用双电源供电；二级重要电力用户宜采用双回路供电。11.1.6重要电力用户应自备应急电源，电源容量至少应满足全部保安负荷正常供电的要求，并应符合国家有关技术规范和标准要求。11.1.7 用户因畸变负荷、冲击负荷、波动负荷和不对称负荷对公用电网造成污染的，应按照“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，在开展项目前期工作时提出治理、监测措施。11.1.8电动汽车充换电站接入电网时应进行论证，分析各种充电方式对配电网的影响。11.2电源接入11.2.1配电网应满足国家鼓励发展的各类电源的接入要求，根据电源容量确定并网电压等级。电源并网电压等级一般可参照表14。11.2.2接入110～35kV配电网的电源，宜采用专线方式并网；接入10kV配电网的电源可采用专线接入变电站低压侧或开关站的出线侧，在满足电网安全运行及电能质量要求时，也可采用T接方式并网。11.2.3在分布式电源接入前，应对接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核，并对接入的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核，如有必要也可进行动稳定校核。11.2.4在满足供电安全及系统调峰的条件下，接入单条线路的电源总容量不应超过线路的允许容量；接入本级配电网的电源总容量不应超过上一级变压器的额定容量以及上一级线路的允许容量。11.2.5电源接入后配电线路的短路电流不应超过该电压等级的短路电流限定值，否则应重新选择电源接入点。11.2.6分布式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。11.2.7分布式电源并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。12规划计算分析要求12.1一般要求12.1.1 配电网计算分析的任务是通过量化计算，确定配电网的短路电流水平、供电安全水平和供电可靠性水平，以及无功优化配置方案，并研究提高配电网安全性、可靠性和适应性的措施。12.1.2配电网计算分析应采用合适的模型，数据不足时可采用典型模型和参数。计算分析所采用的数据（包括拓扑信息、设备参数、运行数据等）应遵循统一的标准与规范。12.1.3分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷接入配电网时，如有必要应进行相关计算分析。12.2潮流计算分析12.2.1潮流计算的目的是根据给定的运行条件和拓扑结构确定网络的运行状态，是供电能力校核、线损分析、短路电流计算、供电安全水平分析、可靠性计算和无功规划计算的基础。12.2.310kV电网潮流计算可按分区、变电站或线路计算到节点或等效节点。12.3短路电流计算分析12.3.1短路电流计算的目的是确定短路电流水平，选择电气设备参数，提出限制短路电流的措施等。12.3.2110～10kV电网短路电流计算，应综合考虑上级电源和本地电源接入情况，计算至变电站10kV母线、电源接入点。12.4供电安全水平分析12.4.1供电安全水平分析的目的是校核电网是否满足供电安全标准，即模拟低压线路故障、配电变压器故障、中压线路（线段）故障、110～35kV变压器或线路故障对电网的影响，校验负荷损失程度，检查负荷转移后相关元件是否过负荷，电网电压是否越限。12.4.2可按典型运行方式对配电网的典型区域进行供电安全水平分析。12.5可靠性计算分析12.5.1 供电可靠性计算分析的目的是确定现状和规划期内配电网的可靠性指标，分析影响供电可靠性的薄弱环节，提出改善供电可靠性指标的规划方案。12.5.2供电可靠性指标可按给定的电网结构、典型运行方式以及可靠性相关计算参数等条件选取典型区域进行计算分析。计算指标包括用户平均停电时间、用户平均停电次数、供电可靠率、用户平均停电缺供电量等。13技术经济分析13.1技术经济分析是指在评估周期内对规划项目各备选方案进行技术比较、经济分析和效果评价，其目的是评估规划项目（新建、改扩建）在技术、经济上的可行性及合理性，为投资决策提供依据。13.3技术经济分析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。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。13.4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。13.5在技术经济分析的基础上，还需进行财务评价。财务评价主要根据企业当前的经营状况以及折旧率、贷款利息等计算参数的合理假定，采用财务内部收益率法、财务净现值法、年费用法、投资回收期法等方法，分析配电网规划期内的经济效益。评价指标主要包括资产负债率、内部收益率、投资回收期等。2'