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。 4.3配电网应与输电网协调配合，增强各层级电网间的负荷转移和相互支援，构建安全可靠、能力充足、 适应性强的电网结构，满足用电需求，保障可靠供电，提高运行效率。 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 没改造、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

供电区域划分应在省级公司指导下统一开展， 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 用电水平、GDP等因素确定，如表1所示。

5.2.1各类供电区域应满足表2中的规划目

各类供电区域应满足表2中的规划目标：

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同轴电缆标准，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

6.2.1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 划水平年供电小区主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 。 6.2.3 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

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。

7.1.1配电网电压等级的选择应符合GB156的规定。 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）/110/10/0.38kV b)220/66/10/0.38kV c）220/35/10/0.38kV d)220（330）/110/35/10/0.38kV e）220（330）/110/35/0.38kV A+、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)、 ）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

7.2.1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，如表4所示

表4配电网的供电安全水平

表4配电网的供电安全水平

7.2.4对于D、E类供电区域，可因地制宜制定相应的供电安全标准，条件不具备的地区，故障停电后恢 复供电时间可与故障修复时间相同

7.3.1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不 序转移，保障供电可靠性，满足负荷增长需求，

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 的影响。在工程中一般可采用式（1）估算：

式中： R，一一容载比（MVA/MW); Pmax一一该电压等级全网或供电区的年网供最大负荷； ZS一一该电压等级全网或供电区内公用变电站主变容量之和。 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。

表5110~35kV电网容载比选择范围

对处于负荷发展初期以及负荷快速发展期的地区、重点开发区或负荷较为分散的偏远地区，可适 我比的取值；对于网络发展完善（负荷发展已进入饱和期）或规划期内负荷明确的地区，在满足 和可靠性要求的前提下，可以适当降低容载比的取值。

配电网规划应从网络结构、电压等级、阻抗选择和运行方式、变压器容量等方面合理控制各级 各容量，便各级电压断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合。变电站内母线的短 平一般不应超过表6中的对应数值

表6各电压等级的短路电流限定值

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

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

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 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

办调配合，按以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 玉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220/380

7.5.6提倡220/380V用户改善功率因数

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

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 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

7.8继电保护及自动装置

7.8.1配电网应按GB/T14285的要求配置继电保护和目动装置。 7.8.2配电网设备应装设短路故障和异常运行保护装置。设备短路故障的保护应有主保护和后备保护，必 要时可再增设辅助保护。 7.8.310kV配电网应采用过流、速断保护，架空及架空电缆混合线路应配置重合闸；低电阻接地系统中 的线路应增设零序电流保护：合环运行的配电线路应增设相应保护装置，确保能够快速切除故障。 7.8.4接入11010kV电网的各类电源，采用专线接入方式时，其接入线路宜配置光纤电流差动保护，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保护信息的传输宜采用光纤通道。对于线路电流差动保护的传输通道，往返均应采用同一信号通道 传输。 7.8.6分布式电源接入时，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；公共电网线路投入自动重合闸时， 应校核重合闸时间。

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 钻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

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

）低压配电网宜采用辐射状结构

电区域110~35kV电网目标电网结构推荐表如表

表7110~35kV电网目标电网结构推荐表

注1：A+、A、B类供电区域供电安全水平要求高，110～35kV电网宜采用链式结构，上级电源点不足时可采用双环网结 构，在上级电网较为坚强且10kV具有较强的站间转供能力时，也可采用双辐射结构。 注2：C类供电区域供电安全水平要求较高，110～35kV电网宜采用链式、环网结构，也可采用双辐射结构。 注3：D类供电区域11035kV电网可采用单辐射结构，有条件的地区也可采用双辐射或环网结构。 注4：E类供电区域110~35kV电网一般可采用单辐射结构。

（1）同一地区同类供电区域的电网结构应尽量统一 （2）A+、A、B类供电区域的110～35kV变电站宜采用双侧电源供电，条件不具备或电网发展的过渡 阶段，也可同杆架设双电源供电，但应加强10kV配电网的联络。 8.5各类供电区域10kV配电网目标电网结构推荐表如表8所示

表810kV配电网目标电网结构推荐表

（1）中压配电网应根据变电站位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的供电区。分 区应有大致明确的供电范围，正常运行时一般不交叉、不重叠，分区的供电范围应随新增加的变电站及负 荷的增长而进行调整， （2）对于供电可靠性要求较高的区域，还应加强中压主干线路之间的联络，在分区之间构建负荷转移 通道。 （3）10kV架空线路主十线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段（一般不超过5段），并装设分段 开关，重要分支线路首端亦可安装分段开关。 （4）10kV电缆线路一般可采用环网结构，环网单元通过环进环出方式接入主干网。 （5）双射式、对射式可作为辐射状向单环式、双环式过渡的电网结构，适用于配电网的发展初期及过

（6）应根据城乡规划和电网规划，预留目标网架的廊道，以满足配电网发展的需要 8.6220/380V配电网实行分区供电，应结构简单、安全可靠，一般采用辐射式结构。

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，采用技未 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（高海拨 高寒、盐雾、污移严重等）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 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 沟槽、直埋等敷设方式。

9.2110~35kV 变电站

范围以及主变压器的容量序列。同一规划区域中，相同电压等级的主变压器单台容量规格不宜超 同一变电站的主变压器宜统一规格。各类供电区域变电站推荐的容量配置如表9所示。

表9各类供电区域变电站最终容量配置推荐

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，沿海或污移严重 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

9.2.5变压器宜采用有载调压方式。

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

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240mm，35kV架空线路截面不宜小 于150mm；C、D、E类供电区域110kV架空线路截面不宜小于150mm，66kV、35kV架空线路截面不 宜小于120mm。 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 载流量应与该区域架空线路相

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 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 线截面的配合一般可参考表10选择。

容量与10kV出线间隔及线路导线截面配合推荐

注1：中压架空线路 域的中压架空 架空绝缘线。 注2：表中推荐的电缆线路为铜芯，也可采用相同载流量的铝芯电缆。沿海或污移严重地区，可选用电缆线 注3：对于专线用户较为集中的区域，可适当增加变电站10kV出线间隔数。

10kV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官 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。

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

表1110kV柱上变压器容量推荐表

在低电压问题突出的E类供电区域，亦可采用35kV配电化建设模式，35/0.38kV配电变压器单台容量不宜超 kVA

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 接线组别一般采用D，ynl1，单台容量不宜超过1000kVA 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 电变压器宜选用于式，并采取屏蔽、减振、防潮措施，

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 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

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

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。

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

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 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， 司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。

表12线路导线截面推荐表

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

10.1.1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。

1配电目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 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 收障研判，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 年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。

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 或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、网架结构和讠 长集形式。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、

Q/GDW1738—2012 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

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。

11.2.1配电网应满足国家鼓励发展的各类电源的接入要求灌溉水质标准，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。

表14电源并网电压等级

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。

12.1.1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 生水平，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。

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 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。 应按典型方式对规划水平年的110～35kV配电网进行潮流计算。 10kV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

12.2.310kV电网潮流计

广场标准规范范本12.3短路电流计算分析

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 110～10kV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 电源接入点。