T/XDHX 001-2023 湖南10千伏及以下配电网规划设计 技术导则

ICS29.240.30

CCSF20/29

团体标准

T/XDHX001—2023

湖南10千伏及以下配电网规划设计

技术导则

TheguideofplanninganddesignofHunan10kVandbelowdistributionnetwork

2023-07-05发布2023-07-05实施

湖南省电力行业协会发布

T/XDHX001—2023

目次

前言.................................................................................II

1范围...............................................................................1

2规范性引用文件.....................................................................1

3术语和定义.........................................................................1

4基本规定...........................................................................3

5规划区域划分.......................................................................3

6负荷预测...........................................................................4

7主要技术原则.......................................................................5

8设备选型...........................................................................8

9电缆通道..........................................................................10

10用户接入要求.....................................................................11

11电源及储能、充换电设施接入要求...................................................11

12智能化基本要求...................................................................13

13配电网防灾减灾...................................................................14

附录A（资料性）负荷预测典型方法....................................................20

附录B（资料性）导线允许载流量规划推荐值............................................23

附录C（资料性）10kV配电网典型结构示例............................................24

附录D（资料性）配电终端保护功能配置详细说明........................................26

I

T/XDHX001—2023

前言

本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》和《湖

南省电力行业协会团体标准管理办法（试行）》的规定起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由湖南省电力行业协会提出、解释并归口。

本文件起草单位：国网湖南经研院、国网长沙供电公司、国网株洲供电公司、国网湘潭供电公司、

国网岳阳供电公司、国网衡阳供电公司、国网娄底供电公司、国网邵阳供电公司、国网益阳供电公司、

国网张家界供电公司、国网湘西供电公司

本文件主要起草人：章德、詹扬、王灿林、何禹清、彭剑、王翼飞、涂婧怡、谢煜东、文炜、张学

敏、彭斌、姚岚、严勇华、吴科、陈精哲、彭鹏、梁箫、李元祥、张景煜、王巍、肖逸伦、孙浩、朱聪

华、张力、方湘江、蔡余忆、严兴、陈明飞、梁浩、陈敏林、汪学康、王菁、刘俊、周翔、谭爱斌、周

剑、王兴。

本文件首次发布。

本文件在执行过程中的意见或建议反馈至湖南省电力行业协会协会管理部。

II

T/XDHX001—2023

湖南10千伏及以下配电网规划设计

技术导则

1范围

本文件规定了10kV及以下中低压配电网规划设计的基本规定、规划区域划分、负荷预测、主要技

术原则、设备选型、电缆通道、用户接入要求、电源及储能、充换电设施接入要求、智能化基本要求、

配电网防灾减灾等。

本文件适用于湖南10kV及以下配电网规划设计。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；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。

GB/T12325电能质量供电电压偏差

GB/T22239信息安全技术网络安全防护等级保护基本要求

GB/T29328重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范

GB/T36278电动汽车充换电设施接入配电网技术规范

GB/T36572电力监控系统网络安全防护导则

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

分布式电源distributedgeneration

接入35kV及以下电压等级电网、位于用户附近，在35kV及以下电压等级就地消纳为主的电源。

最大负荷maximumload

在统计期内，规定的采集间隔点对应负荷中的最大值。

10kV网供负荷loadbypublicnetwork

同一规划区域（省、市、县、供电分区、供电网格、供电单元等）、10kV电压等级公用变压器同

一时刻所供负荷之和。

饱和负荷saturatedload

规划区域在经济社会水平发展到成熟阶段的最大用电负荷。

当一个区域发展至某一阶段，电力需求保持相对稳定（连续5年年最大负荷增速小于2%,或年电量

增速小于1%）,且与该地区国土空间规划中的电力需求预测基本一致，可将该地区该阶段的最大用电负

荷视为饱和负荷。

供电距离powersupplydistance

中压配电线路的供电距离为从变电站出线到其供电的最远配电变压器之间的线路长度；配电变压

器的供电距离定义为从配电变压器出线到其供电的最远用户之间的线路长度。

供电可靠性reliabilityofpowersupply

配电网向用户持续供电的能力。

1

T/XDHX001—2023

N-1停运firstcircuitoutage

中压配电线路中一个分段（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。

转供能力transfercapability

某一供电区域内，当电网元件发生停运时电网转移负荷的能力。

双回路doublecircuit

为同一用户负荷供电的两回供电线路，两回供电线路可以来自同一变电站的同一母线段。

双电源doublepowersupply

为同一用户负荷供电的两回供电线路，两回供电线路可以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。

多电源multiplepowersupply

为同一用户负荷供电的两回以上供电线路，至少有两回供电线路分别来自两个不同变电站。

开关站switchingstation

由上级变电站直供、出线配置带保护功能的断路器、对功率进行再分配的配电设备及土建设施的总

称，相当于变电站母线的延伸。

环网柜ringmainunit

用于10kV电缆线路环进环出及分接负荷的配电装置。环网柜中用于环进环出的开关一般采用负荷

开关，用于分接负荷的开关采用负荷开关或断路器。环网柜按结构可分为共箱型和间隔型，一般按每个

间隔或每个开关称为一面环网柜。

环网室ringmainunitroom

由多面环网柜组成，用于10kV电缆线路环进环出及分接负荷、且不含配电变压器的户内配电设备

及土建设施的总称。

环网箱ringmainunitcabinet

安装于户外，由多面环网柜组成、有外箱壳防护，用于10kV电缆线路环进环出及分接负荷、且不

含配电变压器的配电设施。

配电室distributionroom

将10kV变换为220V/380V，并分配电力的户内配电设备及土建设施的总称，配电室内一般设有

10kV开关、配电变压器、低压开关等装置。配电室按功能可分为终端型和环网型。终端型配电室主要为

低压电力用户分配电能；环网型配电室除了为低压电力用户分配电能之外，还用于10kV电缆线路的环进

环出及分接负荷。

箱式变电站cabinet/pad-mounteddistributionsubstation

安装于户外、有外壳防护、将10kV变换为220V/380V，并分配电力的配电设施。箱式变电站内一

般设有10kV开关、配电变压器、低压开关等装置。箱式变电站按功能可分为终端型和环网型。终端型箱

式变电站主要为低压电力用户分配电能；环网型箱式变电站除了为低压电力用户分配电能之外，还用于

10kV电缆线路的环进环出及分接负荷。

中压主干线medium-voltagetrunkline

变电站的10(6)kV出线，并承担主要电力传输的线段。

2

T/XDHX001—2023

具备联络功能的线路段是主干线路的一部分。

中压分支线medium-voltagebranchline

由10kV主干线引出的，除主干线以外的10kV线路部分。

中压电缆线路medium-voltagecableline

主干线全部为电力电缆的10kV线路。

中压架空线路medium-voltageoverheadline

主干线为架空线或混有部分电力电缆的10kV线路。

4基本规定

配电网规划应遵循差异化规划原则，城市配电网以提升用户供电可靠性为目标、乡村配电网以推

进城乡供电服务均等化为目标，根据供电区域划分差异化制定规划目标、技术原则和建设标准。

配电网应具有科学的网架结构、必备的容量裕度、适当的转供能力、合理的装备水平和必要的数

字化、自动化、智能化水平，以提高供电保障能力、应急处置能力、资源配置能力。

配电网应加强防灾减灾建设，提升应对冰雪、雷击、洪水、内涝、山火等自然灾害的抵抗能力。

配电网规划应坚持各级电网协调发展，应加强与上级电网的协调配合、相互支援，均衡上级电网

变电站站间的负荷分配，提高上级电网变电站站间转供能力，减少乡村地区变电站单电源、单主变的停

电影响。

配电网一次规划与二次规划应相互协调，在配电网一次规划基础上应同步考虑继电保护、配电自

动化、配电网通信、用电信息采集等智能化建设要求，并满足分布式电源、储能、电动汽车充换电设施

等负荷的接入。

配电网规划应与政府规划相衔接，按行政区划和政府要求开展电力设施空间布局规划，规划成果

纳入地方国土空间规划，推动变电站、开关站、环网室（箱）、配电室站点，以及线路走廊用地、电缆

通道合理预留。

5规划区域划分

供电区域

5.1.1供电区域划分是配电网差异化规划的重要基础，用于确定区域内配电网规划建设标准。

5.1.2供电区域划分主要依据负荷密度，也可参考行政级别、经济发达程度、城市功能定位、用户重

要程度、用电水平、GDP等因素确定。湖南地区供电区域划分表见表1。

表1湖南地区供电区域划分表

供电区域A+ABCD

负荷密度

σ≥3015≤σ＜306≤σ＜151≤σ＜60.1≤σ＜1

（MW/km2）

长沙市非核心城地级市城区、经

地级市城郊、县

典型分布地区长沙市核心区区、重点地级市核济发达县城核心乡村地区

城区

心城区区

注1：供电区域面积不宜小于5km2。

注2：计算负荷密度时，应扣除110kV及以上专线负荷和相应面积，以及高山、戈壁、荒漠、水域、森林等无效供电

面积。

注3：规划期内供电区域类型应相对稳定，主要边界条件发生重大变化时，可对供电区域类型进行调整。

3

T/XDHX001—2023

供电网格

5.2.1供电网格是开展10kV目标网架规划的基本单位。供电网格宜结合道路、铁路、河流、山丘等

明显的地理形态进行划分，与国土空间规划相适应。

5.2.2供电网格的供电范围应相对独立，供电范围应类型统一，电网规模应适中，规划目标年宜包含

2座～4座具有中压出线的上级公用变电站（包括有直接中压出线的220kV变电站），且各变电站之间

具有较强的中压联络。

5.2.3近期规划中，应结合网格内土地开发时序、规划变电站项目落地等重要边界条件，对远景规划

划定的供电网格进行归并。划分供电网格宜将变电站布置于网格边界，保持网格内中压网架相对独立。

中压网架联络方式应以网格内变电站站间联络为主，与网格外联络的线路条数比例不宜超过20%。

5.2.4正常运行方式下，变电站供电区域不应交错重叠，10kV线路不应跨供电网格供电。

供电单元

5.3.1供电单元是开展10kV标准化接线组规划的基本单位。供电单元宜结合若干个相邻的、开发程

度相近、供电可靠性要求基本一致的地块进行划分。

5.3.2供电单元规划目标年宜包含1组～4组10kV标准化接线组，并具备2个及以上主供电源。

5.3.3近期规划中，应结合网格内土地开发时序、规划变电站项目落地等重要边界条件，对远景规划

划定的供电单元进行归并。划分供电单元宜使10kV标准化接线组路径方向趋同。同路径方向的标准化

接线组，供电范围宜以道路中线为界，不宜交叉供电。标准化接线组应以单元内变电站站间联络为主，

与单元外联络的线路条数比例不宜超过20%。

5.3.4正常运行方式下，10kV标准化接线组不宜跨供电单元供电。

6负荷预测

一般要求

6.1.1中低压配电网负荷预测主要开展对象包括10kV网供负荷、10kV公用线路负荷、配变负荷、

接入10kV及以下电网的用户、分布式电源、储能设施、电动汽车充换电设施等。

6.1.2负荷预测主要包括饱和负荷预测和近中期负荷预测。近期负荷预测结果应逐年列出，中期和远

期可列出规划末期预测结果。

6.1.3应根据不同区域、不同社会发展阶段、不同的用户类型以及历史负荷数据实际，确定负荷发展

特性曲线，并以此作为规划的依据。

6.1.4负荷预测应充分考虑客户潜在用电需求，包括市政规划调整、重大产业引进及重点项目进度、

用电报装、片区负荷预测等信息。应分析用户终端用电方式和负荷特性的变化，并考虑新型负荷接入的

影响。

预测方法

6.2.110kV公用线路负荷是开展10kV目标网架规划的重要基础，主要用于平衡计算规划所需10kV

公用线路条数。

6.2.210kV网供负荷是开展配电变压器规划的重要基础，主要用于平衡计算规划所需配电变压器台

数。

6.2.3对于控制性详细规划已经明确的规划区域，开展饱和负荷预测可采用空间负荷预测法。

6.2.4对于规划区域、单条10kV线路，开展近中期负荷预测可采用式（1）计算：

PmaxP自然增长负荷T1P大用户T2P充电设施T3P分布式电源T4P储能T5（1）

式中：Tn为不同类型负荷对应最大负荷时刻的同时率;储能充电时为叠加，储能放电时为扣减。

6.2.5开展配变负荷预测时，对于商住楼盘等用电负荷较为明确的，开展饱和负荷预测可采用负荷密

度法；开展近期负荷预测可采用S曲线预测法。其他情况下，开展配变饱和负荷预测可采用人均电量

法；开展配变近期负荷预测可采用等增长率法，负荷增长率的取值，可参考过去3年～5年的历史增长

率，并结合社会发展、低压报装需求设定。乡村地区在电网改造前存在低电压问题的台区，应考虑压抑

4

T/XDHX001—2023

负荷释放。负荷预测典型方法介绍参见附录A。

7主要技术原则

电压序列

7.1.1中压配电网采用交流10kV，低压配电网采用交流380V/220V。

7.1.26kV不应用于公共配电系统。中压配电网中10kV与6kV电压等级的供电范围不应交叉重叠。

供电能力

7.2.1中压配电网供电能力指标主要包括：10kV线路最大负载率、10kV线路平均负载率、配变最大

负载率、配变平均负载率、农网户均配变容量。

7.2.210kV线路、配变最大负载率应采用式（2）、式（3）计算：

首馈线最大电流

10kV线路最大负载率100%（2）

允许载流量

最大视在功率

配变最大负载率100%（3）

额定容量

7.2.3计算10kV线路最大负载率，应取正常运行方式下的最大电流，线路允许载流量应取10kV主

干线前段导线允许载流量。应规避由于负荷转供、临时负荷接入、TA配置、保护定值设置、系统数据

维护等原因导致的计算偏差。10kV线路允许载流量取值可参考附录B。

7.2.410kV线路、配变平均负载率应采用式（4）、式（5）计算：

线路年供电量

10kV线路平均负载率100%（4）

8760103线路额定载流量

配变年供电量

配变平均负载率100%（5）

8760配变额定容量

7.2.5计算10kV线路平均负载率，线路额定载流量应取10kV主干线截面占比最大的导线额定载流

量。

7.2.6农网户均配变容量应采用式（6）计算：

农网公用配变总容量

农网户均配变容量（6）

农网公用配变挂接的低压用户总数

7.2.7对于10kV线路，过载为最大负载率大于等于100%。重载为最大负载率大于等于70%且小于

100%，单次持续1小时及以上。轻度重载为最大负载率大于等于70%且小于80%，单次持续1小时及

以上；一般重载为最大负载率大于等于80%且小于90%，单次持续1小时及以上；严重重载为最大负

载率大于等于90%且小于100%，单次持续1小时及以上。轻载为最大负载率小于等于20%。

7.2.8对于配变，过载为最大负载率大于等于100%，单次持续2小时及以上。重载为最大负载率大于

等于80%且小于100%，单次持续2小时及以上。一般重载为最大负载率大于等于80%且小于90%，单

次持续2小时及以上；严重重载为最大负载率大于等于90%且小于100%，单次持续2小时及以上。轻

载为最大负载率小于等于30%。

7.2.910kV线路、配变最大负载率宜控制在50%~70%之间。

转供能力

7.3.1中压配电网转供能力指标主要包括：10kV线路N-1通过率、变电站转供负荷比例。

7.3.210kV线路满足N-1为该线路发生N-1停运时，除故障隔离段外的其他负荷可通过运行方式调

整恢复供电，且转供线路不过载。

7.3.3计算10kV线路N-1通过率应考虑联络线路最大负荷同时率的影响，应取联络线路同点时刻的

负荷值之和的最大值作为判断依据。

7.3.410kV线路转供能力为10kV主干线前段导线额定载流量减去线路正常运行方式下的最大电流

值。架空单辐射、电缆单射结构线路不参与转供能力计算。

5

T/XDHX001—2023

7.3.5变电站中压转供能力为该变电站10kV公用线路转供能力之和。规划区域变电站中压转供能力

为该规划区域变电站转供能力之和。

7.3.6规划区域变电站中压转供负荷比例为规划区域变电站中压转供能力除以该规划区域10kV公线

负荷的最大值。

7.3.7规划区域变电站中压转供负荷比例，A+、A类供电区域宜控制在50%~70%，B、C类供电区域

宜控制在30%~50%，D类供电区域不宜小于20%。

中压网架

7.4.1中压配电网各类供电区域目标网架结构应满足标准化接线要求，如表2所示，示意图参见附录

C。

表2中压配电网标准化接线要求

供电区域线路类型推荐电网结构

A+、A电缆双环式、单环式

电缆单环式、双环式

B

架空多分段单联络、多分段两联络

电缆单环式

C

架空多分段单联络、多分段两联络

D架空多分段单联络、多分段两联络、多分段单辐射

注：推荐电网结构的推荐优先级别按从前到后排列

7.4.2中压架空线路主干线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段，标准分段数宜控制在3段~5段，

分段负荷不宜大于2MW，并装设分段开关，且不应装设在变电站出口首端出线电杆上。

7.4.3规划中压架空线路的主干线分段开关应同步考虑。一般按三分段原则配置，安装2台一二次融

合成套柱上断路器，第1台分段开关的前段、第2台分段开关的后段各约占架空线路总配电变压器容量

的30%。中压架空线路主干线超15km或小于2km，可不按三分段原则配置，但不宜大于5段或不宜

小于2段。

7.4.4大分支线路为A+、A、B类地区配变装接容量超过5000kVA或长度超过2km的分支线路，

C、D类地区配变装接总容量超过3000kVA或长度超过4km的分支线路。大分支线路首端宜安装分支

开关。

7.4.5中压架空线路联络点的数量根据周边电源情况和线路负载大小确定，不宜大于2个。联络点应

选择在架空线路的中后段。

7.4.6中压架空线路联络应优先考虑不同变电站出线之间的互联。不具备条件时，宜考虑同一变电站

不同母线出线的互联。

7.4.7中压电缆线路宜采用环网结构，环网室（箱）、用户设备可通过环进环出方式接入主干网。

7.4.8中压开关站、环网室、配电室电气主接线宜采用单母线分段或独立单母线接线（不宜超过两个

分段），环网箱宜采用单母线接线，箱式变电站、柱上变压器宜采用线变组接线。

7.4.9标准化接线未形成前，应考虑网架过渡方案。架空线路宜由单辐射过渡至单联络，多联络简化

至单联络或两联络。电缆线路宜由单射式过渡至单环式，单环式过渡至双环式。

7.4.10大分支线路应结合负荷发展，逐步调整为主干线或分段后转移至周边线路，过渡期间大分支线

路应按主干线标准进行建设。

7.4.11用户终端环网箱宜结合规划环入主干线路，单个环网柜接入容量不宜大于5000kVA。

7.4.1210kV线路供电距离应满足供电配变出口电压质量的要求。A+、A、B类供电区域不宜超过3

km；C类供电区域不宜超过5km；D类供电区域不宜超过15km。经校核配变出口电压质量满足要求

的部分偏远区域，可适当放宽。

供电质量

7.5.1供电质量主要包括供电可靠性和电能质量两个方面，配电网规划重点考虑供电可靠率和综合电

压合格率两项指标。

7.5.2配电网近中期规划的供电质量目标应不低于以下标准：城市电网平均供电可靠率应达到99.9%，

6

T/XDHX001—2023

居民客户端平均电压合格率应达到98.5%；农村电网平均供电可靠率应达到99.8%，居民客户端平均电

压合格率应达到97.5%；特殊边远地区电网平均供电可靠率和居民客户端平均电压合格率应符合国家有

关监管要求。各类供电区域达到饱和负荷时的规划目标平均值应满足表3的要求。

表3饱和期供电质量规划目标

供电区域平均供电可靠率（%）综合电压合格率（%）

A+≥99.999≥99.99

A≥99.990≥99.97

B≥99.965≥99.95

C≥99.863≥98.79

D≥99.726≥97.00

7.5.3各类用户受电电压质量执行GB/T12325的规定：

a)10kV及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的±7%；

b)220V单相供电电压允许偏差为标称电压的+7%与-10%；

c)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。

7.5.4低电压问题宜按影响范围及持续时间分级进行治理。台区出口低电压问题宜按台天数、用户低

电压问题宜按户天数开展紧急程度分级。

7.5.5低电压问题治理宜优先采用运维措施。治理台区出口低电压问题的运维措施主要有：加强变电

站内母线调压控制、加装10kV线路调压器。治理用户低电压问题的运维措施主要有：治理三相不平

衡、配置无功补偿装置。

7.5.6成片、长期低电压问题治理可采用基建措施。治理台区出口低电压问题的基建措施主要有：新

增变电站布点、调整10kV网架、升级10kV主干导线截面。治理用户低电压问题的基建措施主要有：

新增配变布点、改造低压两线为三相四线、改造接户线。

短路电流水平及中性点接地方式

7.6.1配电网规划应从网架结构、电压等级、阻抗选择、运行方式和变压器容量等方面合理控制各电

压等级的短路容量，使各电压等级断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合。

7.6.210kV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运行方式；

b)单相接地故障电容电流超过10A且小于100A~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超过100A~150A，或以电缆网为主时，宜采用中性点经低电阻接地方

式。

7.6.3220V/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，正确选择接地方式，配置剩余电流动作保

护装置。

无功补偿

7.7.1配电网规划需保证有功和无功的协调，变电站、线路和配变台区的无功设备应协调配合。集中

安装在变电站内的无功装置主要用于控制电压水平；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。

7.7.2对于电缆化率较高的地区，应配置适当容量的感性无功补偿装置。

7.7.3接入中压及以上配电网的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，

并不应向系统倒送无功。

7.7.4分布式电源接入电网后，原则上不应从系统吸收无功，否则需配置合理的无功补偿装置。

7.7.5配电变压器无功补偿装置容量应依据配变最大负载率、负荷自然功率因数等进行配置。

7.7.6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

T/XDHX001—2023

继电保护及自动装置

7.8.1配电网设备应装设短路故障和异常运行保护装置。变电站、开关站内10kV线路应配置集保护、

测控、计量等功能于一体化的微机型保护装置。变电站外10kV环网室（箱）和柱上开关应配置集保护、

测控、计量等功能于一体的配电终端，配电终端应至少包含三段式过流保护、两段零序过流保护、重合

闸、后加速、小电流接地保护功能。

7.8.210kV线路应考虑线路长度及保护配置情况，合理设置不超过三级线路保护，三级线路保护设

置原则如下：

a)第一级保护设置原则：应设置在变电站10kV出线断路器；

b)第二、三级保护设置原则：当10kV线路第一级保护的过电流保护对线路全长无灵敏度时，应

在合理位置设置第二、三级保护，保证第一级保护的过电流保护在第二级保护末端有灵敏度，

第二级保护的过电流保护在第三级保护末端有灵敏度；当10kV主干线较长时，应在主干线合

理位置设置第二、三级保护。10kV大分支线首端宜设置一级保护，保证支线故障不影响主干

线及其他支线运行。10kV配电网用户侧宜设置用户分界断路器保护，可作为第三级保护，保

证用户设备故障不影响配电网线路运行。按照开关站、环网箱（室）和柱上开关的优先顺序合

理设置第二、三级保护。

7.8.3配电终端的保护功能配置、回路设计、接口标准、压板、保护定值、报告格式、面板显示灯、

装置菜单、信息规范应统一。保护功能详细配置见附录D。

7.8.4对于分布式光伏发电以10kV电压等级接入的线路，可不配置光纤纵差保护。采用T接方式时，

在满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求时，其接入线路可采用电流电压保护。

7.8.5分布式电源、储能接入时，继电保护和安全自动装置配置方案应符合相关继电保护技术规程、

运行规程和反事故措施的规定，定值应与电网继电保护和安全自动装置配合整定。分布式电源应具备快

速检测孤岛且断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间应与电网侧备自投、重合闸动作时间配合；

接入分布式电源的公共电网线路投入自动重合闸时，应校验重合闸时间。

7.8.6220V/380V配电网应根据用电负荷和线路的具体情况合理配置二级或三级剩余电流动作保护

装置。各级剩余电流动作保护装置的动作电流和动作时间应协调配合，实现具有动作选择性的分级保护。

高、中压配电网规划衔接

7.9.1变电站选址应有利于10kV目标网架构建。变电站宜靠近10kV负荷中心或网络中心，10kV

出线方向不宜少于2个。

7.9.210kV目标网架线路规划应以35kV及以上电网规划作为重要边界条件。变电站配套出线规划

应与变电站规划时序有序衔接。

7.9.3对于D类供电区域，110kV变电站宜具备2个及以上主干导线截面为240mm2的10kV强联

络通道；35kV变电站宜具备1个及以上主干导线截面为240mm2的10kV强联络通道，或2个及以上

主干导线截面为120mm2的10kV联络通道。上级变电站为单电源或单主变的，应加快联络通道建设。

低压配电网规划

7.10.1配电变压器应按“密布点、短半径”的原则配置，配电变压器宜靠近低压负荷中心。

7.10.2布点和增容方案比选时，同等条件下应优先布点方案。

7.10.3低压配电网以配电变压器或配电室的供电范围实行分区供电，宜采用辐射结构。

7.10.4除防灾减灾有特殊设计要求外，低压配电线路可与中压配电线路同杆（塔）共架。

7.10.5低压架空线路结构应为放射型，低压电缆线路结构应为树干型，示意图参见附录C。

7.10.6配电变压器的供电距离应满足末端用户电压质量的要求。A+、A类供电区域不宜超过150m，

B类不宜超过250m，C类不宜超过400m，D类不宜超过500m。经校核末端用户电压质量满足要求

的部分偏远区域，可适当放宽。

8设备选型

一般要求

8.1.1配电网设备的选择应遵循资产全寿命周期管理理念，坚持安全可靠、经济实用的原则，采用技

8

T/XDHX001—2023

术成熟、少