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

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。 3.25 微电网microgrid 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用电系统。 微电网分为并网型微电网和独立型微电网

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）国家标准，是一个能够基 部电力电量平衡的小型供用电系统。微电网分为并网型微电网和独立型微电网。

坚强智能的配电网是能源互联网基础平台、智慧能源系统核心枢纽的重要组成部分，应安全 济高效、公平便捷地服务电力客户，并促进分布式可调节资源多类聚合，电、气、冷、热多能 现区域能源管理多级协同，提高能源利用效率，降低社会用能成本，优化电力营商环境，推动能 升级。

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，主要依 据饱和负荷密度，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，如表1所示，并符合下列规定： a）供电区域面积不宜小于5km?； b）计算饱和负荷密度时，应扣除110（66）kV及以上专线负荷，以及高山、戈壁、荒漠、水域 森林等无效供电面积； c）表1中主要分布地区一栏作为参考，实际划分时应综合考虑其他因素。

Q/GDW 107382020

般五年）供电区域类型应 相对稳定。在新规划周期开始时调整的，或有重大边界条件变化需在规划中期调整的，应专题说明。 5.1.3电网建设型式主要包括以下儿个方面：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（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参见附录A

5.2.1供电分区是开展高压配电网规划的基本单位，主要用于高压配电网变电站布点和目标网架构建。 5.2.2供电分区宜衔接城乡规划功能区、组团等区划，结合地理形态、行政边界进行划分，规划期内 的高压配电网网架结构完整、供电范围相对独立。供电分区一般可按县（区）行政区划划分，对于电力 需求总量较大的市（县），可划分为若干个供电分区，原则上每个供电分区负荷不超过1000MW。 5.2.3供电分区划分应相对稳定、不重不漏，具有一定的近远期适应性，划分结果应逐步纳入相关业 务系统中。

5.3.1供电网格是开展中压配电网目标网架规划的基本单位。在供电网格中，按照各级协调、全局最 优的原则，统筹上级电源出线间隔及网格内廊道资源，确定中压配电网网架结构。 5.3.2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。 在城市电网规划中，可以街区（群）、地块（组）作为供电网格；在乡村电网规划中，可以乡镇作为供 电网格。 5.3.3供电网格的供电范围应相对独立，供电区域类型应统一，电网规模应适中，饱和期宜包含2～4 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。 5.3.4在划分供电网格时，应综合考虑中压配电网运维检修、营销服务等因素，以利于推进一体化供 电服务。 5.3.5供电网格划分应相对稳定、不重不漏，具有一定的近远期适应性，划分结果应逐步纳入相关业 务系统中。

5.4.1供电单元是配电网规划的最小单位，是在供电网格基础上的进一步细分。在供电单元内，根据 地块功能、开发情况、地理条件、负荷分布、现状电网等情况，规划中压网络接线、配电设施布局、用 卢和分布式电源接入，制定相应的中压配电网建设项目。 5.4.2供电单元一般由若干个相邻的、开发程度相近、供电可靠性要求基本一致的地块（或用户区块） 组成。在划分供电单元时，应综合考虑供电单元内各类负荷的互补特性，兼顾分布式电源发展需求，提 高设备利用率。 5.4.3供电单元的划分应综合考虑饱和期上级变电站的布点位置、容量大小、间隔资源等影响，饱和 期供电单元内以1～4组中压典型接线为宜，并具备2个及以上主供电源。正常方式下，供电单元内各 供电线路宜仅为本单元内的负荷供电， 5.4.4供电单元划分应相对稳定、不重不漏，具有一定的近远期适应性，划分结果应逐步纳入相关业 务系统中。

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 和储能设施、电动汽车充换电设施等新型负荷的发展预测。 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，饱和负荷预测是构建目标网架的基础，近 中期负荷预测主要用于制定过渡网架方案和指导项目安排。 6.1.3应根据不同区域、不同社会发展阶段、不同用户类型以及空间负荷预测结果，确定负荷发展曲 线，并以此作为规划的依据。 3.1.4负荷预测的基础数据包括经济社会发展规划和国土空间规划数据、自然气候数据、重大项目建 设情况、上级电网规划对本规划区域的负荷预测结果、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数据作为预测依据。 6.1.5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。 3.1.6负荷预测应分析综合能源系统耦合互补特性、需求响应引起的用户终端用电方式变化和负荷特 性变化，并考虑各类分布式电源以及储能设施、电动汽车充换电设施等新型负荷接入对预测结果的影响。 3.1.7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预测结果

6.2.1配电网规划常用的负荷预测方法有：弹性系数法、单耗法、负荷密度法、趋势外推法、人均电 量法等。当考虑分布式电源与新型负荷接入时，可采用概率建模法、神经网络法、蒙特卡洛模拟法等。 6.2.2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 互校核。 6.2.3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。 6.2.4网格化规划区域应开展空间负荷预测，并符合下列规定： a 结合国土空间规划，通过分析规划水平年各地块的土地利用特征和发展规律，预测各地块负荷： 对相邻地块进行合并，逐级计算供电单元、供电网格、供电分区等规划区域的负荷，同时率可 参考负荷特性曲线确定； C 采用其他方法对规划区域总负荷进行预测，与空间负荷预测结果相互校核，确定规划区域总负 荷的推荐方案，并修正各地块、供电单元、供电网格、供电分区等规划区域的负荷。 6.2.5分电压等级网供负荷预测可根据同一电压等级公用变压器的总负荷、直供用户负荷、自发自用 负荷、变电站直降负荷、分布式电源接入容量等因素综合计算得到。

3.2.1配电网规划常用的负荷预测方法有：弹性系数法、单耗法、负荷密度法、趋势外推 量法等。当考虑分布式电源与新型负荷接入时，可采用概率建模法、神经网络法、蒙特卡江 6.2.2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 相互校核。 6.2.3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 行预测。

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和储能设施、电动汽车充 换电设施等新型负荷的影响。 3.3.2分电压等级电力平衡应结合负荷预测结果、电源装机发展情况和现有变压器容量，确定该电压 等级所需新增的变压器容量。 6.3.3水电能源的比例较高时，电力平衡应根据其在不同季节的构成比例，分丰期、枯期进行平衡。 6.3.4对于分布式电源较多的区域，应同时进行电力平衡和电量平衡计算，以分析规划方案的财务可 行性。 6.3.5分电压等级电力平衡应考虑需求响应、储能设施、电动汽车充换电设施等灵活性资源的影响， 据甘资源床规描和反城负魅性确定规划计管负益上是土负燕的比刷关系

Q/GDW 107382020

7.1.1配电网电压等级的选择应符合GB156的规定。

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配电网主要电压序列如下：

7.1.3配电网主要电压序列如下： a 110/10/0.38kV; b) 66/10/0.38kV; C) 35/10/0.38kV; d) 110/35/10/0.38kV; e） 35/0.38kV 7.1.4 配电网电压序列选择应与输电网电压等级相匹配，市（县）以上规划区域的城市电网、负荷密 度较高的县城电网可选择a）或b）或c）电压等级序列，乡村地区可增加d）电压等级序列，偏远地区 经技术经济比较也可采用e）电压等级序列。 7.1.5中压配电网中10kV与20kV、6kV电压等级的供电范围不得交叉重叠

表2配电网的供电安全水平

7.2.2为了满足上述三级供电安全标准，配电网规划应从电网结构、设备安全裕度、配电自动化等方 面综合考虑，为配电运维抢修缩短故障响应和抢修时间奠定基础。 7.2.3B、C类供电区域的建设初期及过渡期，以及D、E类供电区域，高压配电网存在单线单变，中 压配电网尚未建立相应联络，暂不具备故障负荷转移条件时，可适当放宽标准，但应结合配电运维抢修 能力，达到对外公开承诺要求。其后应根据负荷增长，通过建设与改造，逐步满足上述三级供电安全标 推。

7.3.1容载比是110～35kV电网规划中衡量供电能力的重要宏观性指标，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 负荷转移能力等因素的影响。在配电网规划设计中一般可采用式（1）估算：

式中： Rs 容载比（MVA/MW）； 规划区域该电压等级的年网供最大负荷： ES. 规划区域该电压等级公用变电站主变容

Q/GDW 107382020

表3行政区县或供电分区110~35kV电网容载比选择范围

3.5对于省级、地市级110～35kV电网容载比，还应充分考虑各行政区县（供电分区）之间的 性差异，确定负荷分散系数，合理选取控制范围

7.4.7配电网近中期规划的供电质量目标应不低于公司承诺标准：城市电网平均供电可靠率应达到 99.9%，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4的要求。

Q/GDW 107382020

表4饱和期供电质量规划目标

7.5短路电流水平及中性点接地方式

5.1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 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。变电站内母 正常运行方式下的短路电流水平不应超过表5中的对应数值，并符合下列规定： a 对于主变容量较大的110kV变电站（40MVA及以上）、35kV变电站（20MVA及以上），其 低压侧可选取表5中较高的数值，对于主变容量较小的110～35kV变电站的低压侧可选取表5 中较低的数值 b）220kV变电站10kV侧无馈出线时，10kV母线短路电流限定值可适当放大，但不宜超过25kA

各电压等级的短路电流

.5.2 a 配电网络分片、开环，母线分段，主变分列； 控制单台主变压器容量； 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； ? d 主变压器低压侧加装电抗器等限流装置。 7.5.3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，保障电压合格率。 7.5.4中性点接地方式对供电可靠性、人身安全、设备绝缘水平及维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。中压线路有联络的变电站宜采用相同的中 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。 7.5.5中性点接地方式一般可分为有效接地方式和非有效接地方式两大类，非有效接地方式又分不接 地、消弧线圈接地和阻性接地。 a）110kV系统应采用有效接地方式，中性点应经隔离开关接地； b）66kV架空网系统宜采用经消弧线圈接地方式，电缆网系统宜采用低电阻接地方式； )35V10aV系缩可采用不接地消弧线图接地或低由阳接地方式

地、消弧线圈接地和阻性接地

Q/GDW10738—2020

7.6.3110～35kV变电站一般置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不应低于0.95，在低谷负荷时不应高于0.95，无功补偿装置总容量应 经计算确定。对于有感性无功补偿需求的，可采用静止无功发生器（SVG）。 7.6.4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。 7.6.5在电能质量要求高、电缆化率高的区域，配电室低压侧无功补偿方式可采用静止无功发生器 (SVG）。 7.6.6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。 7.6.7逐步规范220/380V用户功率因数要求

7.7继电保护及自动装置

7.7.1配电网应按GB/T14285的要求配置继电保护和自动装置。 7.7.2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。 7.7.3110～35kV变电站应配置低频低压减载装置，主变高、中、低压三侧均应配置备自投装置。单 链、单环网串供站应配置远方备投装置， 7.7.410kV配电网主要采用阶段式电流保护，架空及架空电缆混合线路应配置自动重合闸；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。全光纤纵差保护应在深入论证的基础上，限定使用范围。 7.7.5220/380V配电网应根据用电负荷和线路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与动作时间应协调配合，实现具有动作选择性的分级保护。 7.7.6接入110～10kV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 必要时上级设备可配置带联切功能的保护装置。 7.7.7变电站保护信息和配电自动化控制信息的传输宜采用光纤通信方式：仅采集遥测、遥信信息时， 可采用无线、电力载波等通信方式。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。 7.7.8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。 7.7.9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 呈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；接人公共电网的所有线路投 入自动重合闻时，应校核重合闸时间

8电网结构与主接线方式

1.1合理的电网结构是满足电网安全可靠、提高运行灵活性、降低网络损耗的基础。高压、中 压配电网三个层级之间，以及与上级输电网（220kV或330kV电网）之间，应相互匹配、强简不 互支援，以实现配电网技术经济的整体最优。

8.1.2A+、A、B、C类供电区域的配电网结构应满足以下基本要求：

正常运行时，各变电站（包括直接配出10kV线路的220kV变电站）应有相对独立 供电范围不交叉、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

Q/GDW 107382020

Q/GDW 107382020

的分段和联络；故障或检修时，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）高可靠的配电网结构应具备网络重构的条件，便于实现故障自动隔离。 8.1.3 D、E类供电区域的配电网以满足基本用电需求为主，可采用辐射结构。 8.1.4变电站间和中压线路间的转供能力，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，应满足供电安全准则及以下要求： a 变电站间通过中压配电网转移负荷的比例，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%。除非有特殊保障要求，规划中不考虑变电站全停方式下的负荷 全部转供需求。为提高配电网设备利用效率，原则上不设置变电站间中压专用联络线或专用备 供线路。 b）A+、A、B、C类供电区域中压线路的非停运段负荷应能够全部转移至邻近线路（同一变电站 出线）或对端联络线路（不同变电站出线）。 8.1.5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）高压配电网结构应适当简化，主要有链式、环网和辐射结构；变电站接入方式主要有T接和元 接等。 b） 中压配电网结构应适度加强、范围清晰，中压线路之间联络应尽量在同一供电网格（单元）之 内，避免过多接线组混杂交织，主要有双环式、单环式、多分段适度联络、多分段单联络、多 分段单辐射结构。 c）低压配电网实行分区供电，结构应尽量简单，一般采用辐射结构。 8.1.6在电网建设的初期及过渡期，可根据供电安全准则要求和实际情况，适当简化目标网架作为过 渡电网结构。 8.1.7变电站电气主接线应根据变电站功能定位、出线回路数、设备特点、负荷性质及电源与用户接 入等条件确定，并满足供电可靠、运行灵活、检修方便、节约投资和便于扩建等要求。

8.2.1各类供电区域高压配电网目标电网结构可参考表6确定，示意图参见

2.1各类供电区域高压配电网目标电网结构可参考表6确定，示意图参见附录B

表6高压配电网目标电网结构推荐表

B.2.2A+、A、B类供电区域宜采用双侧电源供电结构，不具备双侧电源时，应适当提高中压配电网 的转供能力；在中压配电网转供能力较强时，高压配电网可采用双辐射、多辐射等简化结构。B类供电 区域双环网结构仅在上级电源点不足时采用。 3.2.3D、E类供电区域采用单链、单环网结构时，若接入变电站数量超过2个，可采取局部加强措 施。

Q/GDW10738—2020

8.2.411035kV变电站高压侧电气主接线有桥式、线变组、环入环出、单母线（分段）接线等，示 意图参见附录C。高压侧电气主接线应尽量简化，宜采用桥式、线变组接线。考虑规划发展需求并经过 经济技术比较，也可采用其他形式。 8.2.5110kV和220kV变电站的35kV侧电气主接线主要采用单母线分段接线。 8.2.6110～35kV变电站10kV侧电气主接线一般采用单母线分段接线或单母线分段环形接线，可采 用n变n段、n变n+1段、2n分段接线。220kV变电站直接配出10kV线路时，其10kV侧电气主接线 参照执行。

共电区域中压配电网目标电网结构可参考表7确

中压配电网目标电网结机

3.3.2网格化规划区域的中压配电网应根据变电站位置、负荷分布情况，以供电网格为单位，开展目 标网架设计，并制定逐年过渡方案。 3.3.3中压架空线路主线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段（一般分为3段，不宜超过5段）， 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。重要或较大分支线路首端宜安装分支开关。 宜减少同杆（塔）共架线路数量，便于开展不停电作业。 8.3.4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，一般不超过3个联络点。 架空网具备条件时，宜在主干线路末端进行联络。 8.3.5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。 3.3.6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） 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

4.1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，一般采用辐射结构。 4.2低压配电线路可与中压配电线路同杆（塔）共架。 4.3低压支线接入方式可分为放射型和树干型，示意图参见附录E。

9.1.1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 术成熟、少（免）维护、节能环保、具备可扩展功能、抗震性能好的设备，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，宜适当提高设备配置标准。

Q/GDW 107382020

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。变电站土建应一次建成，适应主变增容更换、扩建升压等需求： 线路导线截面宜根据规划的饱和负荷、目标网架一次选定：线路廊道（包括架空线路走廊和杆塔、电缆 线路的敷设通道）宜根据规划的回路数一步到位，避免大拆大建。 9.1.4配电网设备选型应实现标准化、序列化。同一市（县）规划区域中，变压器（高压主变、中压 配变）的容量和规格，以及线路（架空线、电缆）的导线截面和规格，应根据电网结构、负荷发展水平 与全寿命周期成本综合确定，并构成合理序列，同类设备物资一般不超过三种。 9.1.5配电线路优先选用架空方式，对于城市核心区及地方政府规划明确要求并给予政策支持的区域 可采用电缆方式。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 综合管廊、隧道、排管、沟槽、直理等敷设方式。 9.1.6配电设备设施宜预留适当接口，便于不停电作业设备快速接入；对于森林草原防火有特殊要求 的区域，配电线路宜采取防火隔离带、防火通道与电力线路走廊相结合的模式。 9.1.7配电网设备选型和配置应考虑智能化发展需求，提升状态感知能力、信息处理水平和应用灵活 程度。

9.2110~35kV变电站

9.2.1应综合考虑负荷密度、空间资源条件，以及上下级电网的协调和整体经济性等因素，确定变电 站的供电范围以及主变压器的容量和数量。为保证充裕的供电能力，除预留远期规划站址外，还可采取 预留主变容量（增容更换）、预留建设规模（增加变压器台数）、预留站外扩建或升压条件等方式，包 括所有预留措施后的主变压器最终规模不宜超过4台。对于负荷确定的供电区域，可适当采用小容量变 压器。各类供电区域推荐的变电站最终规 容量配置如表8所示

表8各类供电区域变电站最终规模与容量配置推荐表

原标准起草单位包括中国电力科学研究院；原标准主要起草人包括赵庆波、冯凯、黄震、滕林、张 组平、陈海、刘思革、赵明欣、范明天、苏剑、崔艳妍、周莉梅、刘伟、韦涛、赵江河、侯义明、关城、 徐晶、诸葛宁之、李亦农、黄薇

Q/GDW 107382020

过渡电网结构，通过建设与改造，逐步实现推荐的目标电网结构。110（66）kV电网结构推荐 过渡方式见图1，35kV电网结构推荐过渡方式见图2。

图1110（66）kV电网结构推荐过渡方式

a）A+、A类供电区域

图235kV电网结构推荐过渡方式

注：虚线框内接线方式仅适用于配电网的发展初期及过渡期，不宜作为目标电网结构。 c）双侧电源指来自不同变电站，为同一变电站供电的两路供电电源。 本标准第8.3条中，梳理总结出5种典型电网结构，规范了10kV电网规划的电网结构。依据各类 供电区域供电安全水平要求和实际情况，给出各类供电区域推荐采用的电网结构。双环式结构的配电 变压器接入方式既可采用两个单切开关，也可采用一个双切开关（简称“三双”），以满足双环之间的 负荷切换。不推荐N供一备等其他结构形式；花瓣式（双花瓣式）结构形式，仅限用于国家有特殊要 求的高可靠性地区。除上述典型电网结构外，还存在双射式、对射式等过渡结构。各类供电区域内的电 网可根据发展阶段、供电安全水平要求和实际情况，通过建设与改造，逐步实现推荐采用的目标电网结 构。 本标准第9.1.3条中，明确了土建尽量一次建成、导线截面尽量一次选定、线路廊道尽量一步到 立的总体原则。 本标准第9.2.1条中，负荷密度、供电安全水平要求和短路电流水平决定了变电站容量和台数的配

Q/GDW 107382020

置，明确了各类供电区域的变电站容量和台数配置。对于负荷密度高的供电区域，变电站布点困难， 可选用大容量变压器以提高供电能力，并应加强上下级电网的联络来增加供电可靠性。 本标准第9.2.2条中，明确了不同发展阶段变电站建设的基本策略。 本标准第9.2.3条中，节约用地是我国基本国策之一，应在保证供电设施安全经济运行、维护方便 为前提的条件下，依靠科技进步，采用新技术、新设备、新材料、新工艺，或者通过技术革新，改造原 有设备的布置方式，达到缩小用地、节约用地的目的，而不能不考虑供电设施必要的技术条件和功能上 的要求，硬性压缩用地。此外，具备条件的变电站宜预留充换电站、数据中心站等位置。 本标准第9.2.5条中，针对部分地区配电网存在的变电站供电范围交叉情况，提出随着负荷的增长 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。 本标准第9.3.2条中，给出了各类供电区域内的110～35kV架空线路导线截面推荐选型，如表1所

表1110~35kV架空线路导线截面推荐表

准第9.3.5条中，给出了各类供电区域内的110～35kV电缆线路导线截面推荐选型，如表2所

Q/GDW 107382020

表2110~35kV电缆线路导线截面推荐表

本标准第9.4.1条中，明确了不同主变容量下的10kV线路导线截面推荐选型。中压配电网由主于 线、分支线和用户（电源）接入线组成，是配电网的核心和中坚，在正常运行时承担着电力配送的任务， 故障或检修时承担着负荷转移的任务。中压主干线导线截面应首尾相同，有联络的中压分支线其功能视 司中压主干线，也是负荷转移的通道，导线截面选择应与中压主干线标准等同。 本标准第9.4.3条中，依据各类供电区域的负荷密度、10kV线路导线截面选取和线路压降要求等， 通过计算确定各类供电区域10kV线路的供电距离。在缺少电源站点的地区，部分10kV架空线路过长， 线路中、后端电压质量往往不能满足要求。即使采取增加无功补偿、改变线路参数等措施，仍不能解决 电压质量问题，而在线路上加装线路调压器是一种较为有效的方式。该方式在国外已普遍采用，近年来 国内也取得了较为丰富的运行经验，线路调压器一般可配置在10kV架空线路的1/2处或2/3处。 本标准第9.5.2条中，给出了各类供电区域内柱上变压器的推荐容量。三相柱上变压器容量序列为 30kVA、50kVA、100kVA、160kVA、200kVA、315kVA、400kVA。单相柱上变压器容量序列为30kVA、 50kVA、80kVA、100kVA。此外，对超过10kV线路供电延伸范围，且负荷点距离35kV电源点较近的 偏远地区，可采用35kV/0.38kV供电模式。 本标准第9.7.4条中，综合考虑各类供电区域用电水平、220/380V线路导线截面和压降要求等因素 通过计算确定各类供电区域220/380V线路的供电距离。 本标准第10.2.1条中，边缘处理主要是应用边缘物联代理实现该功能。边缘物联代理指部署在区域 现场（典型如配电站房、变电站等）的智能终端装置，具备边缘计算、通信协议适配、统一数据模型、 安全准入等功能，实现一定区域内不同类型终端采集数据在感知层的汇聚共享和处理计算，大幅减少感 知层向平台层的大量无效数据传递对网络层、平台层的冲击，支撑业务就地处理和区域能源自治。边缘 物联代理的实际部署方

Q/GDW 107382020

缘物联代理分为：边端分离型、边端融合型、边缘节点型三种，其定义如下： a）边端分离型：边缘物联代理是硬件平台化、软件容器化的通用装置，不配置采集感知功能，主 要适用于配电台区、配电房、变电站和综合能源等。 b） 边端融合型：边缘物联代理以模块或芯片方式集成至采集终端，采集终端升级为具有边缘计算 功能的智能终端，主要适用于配电台区。 C 边缘节点型：边缘物联代理以软件型态部署在通用服务器架构，形成边缘计算节点，主要适用 于配电房、变电站等。 本标准第10.2.4条中，110（66）kV架空线路宜按照Q/GDW11526配置线路在线监测装置。架空 线路运行环境的监测装置包括气象、导线温度、微风振动、覆冰、舞动、弧垂、风偏、现场污移度、杆 塔倾斜、图像视频监控等监测终端。 本标准第10.2.5条中，提出配电自动化终端宜按照供电安全准则及故障处理模式合理配置，故障处 理模式包含馈线自动化（集中式、智能分布式、就地重合式）与故障监测方式，DTU、FTU除二遥、三 遥功能外，还可集成继电保护、智能分布式、就地重合式功能。中压配电网的关键性节点，如主干线联 络开关、必要的分段开关，宜按照供电安全准则对非故障区域恢复供电的时间要求采用“三遥”配置； 网架中的一般性节点，宜采用“二遥”配置；对于线路较长、支线较多的线路，宜在适当位置安装故障 指示器，以缩小故障查找区间。配置方法参考表3。

表3配电自动化终端推荐配置方法

Q/GDW 107382020

及以下接入低压电网工作应结合国家政策要求有序推进。 本标准第11.2.2条中，明确电源接入配电网的推荐电压等级。 本标准第11.2.4条中广播电视影视标准，电源接入电网会提高电网的短路电流水平。如图3所示，当馈线发生故障时， 流过断路器的短路电流等手系统短路电流与电源短路电流之和。为了保证配电网的安全运行，应保证电 源接入后配电线路的短路容量不应超过该电压等级的短路电流限定值，否则电源应加装短路电流限制装 置。

图3电源接入对电网短路电流水平的影响分析图

本标准第12.1.1条中，规划计算分析是保障配电网规划方案科学合理的重要手段。在配电网规划设 计工作中，量化计算分析是电网参数配置、方案论证等的支撑，同时也是后续技术经济分析的重要基础。 比外，随着分布式电源和储能设施、电动汽车充换电设施等新型负荷的大量接入，配电网运行方式将会 变得更加复杂，规划计算分析的重要性也会更为突出。 本标准第12.1.5条中，明确了充分利用辅助决策手段开展配电网规划的基本要求。 本标准第12.5.2条中，用户平均停电缺供电量指在统计期间内，平均每一用户因停电缺供的电量，

本标准第12.6.2条中，无功补偿装置分组容量可参照Q/GDW1212《电力系统无功补偿配置技术导 则》的相关规定合理确定。 本标准第12.7.1条中，线损计算属于配电网常规计算。按电网的不同特点，需要分电压等级。35kV 及以上的高压配电网，三相负荷也基本平衡，其结构和参数一般基本齐全，有实时测量的负荷数据，可 以采用单相（正序）潮流计算方法来求取网络损耗。35kV以下配电网设备和网络规模大，大多为辐射结 构或环网结构开环运行，其线路的R/X比值较大，而且基础数据、运行方式和运行数据获取较难，应采 用网络简化和负荷简化方法，近似计算配电网线损，主要计算方法为均方根法。 本标准第12.7.212.7.3条中，明确了配电网效率效益计算的基本要求和主要指标。 本标准第13.2条中，明确了技术经济分析需确定规划目标和投资费用的最佳组合。 规划属性分为单属性规划和多属性规划。在单属性规划中，只能确定一个属性，如费用最小或规划 自标最优，无法同时考虑这两个属性的关系：而在多属性规划中，最终可确定属性之间的关系，如规划 目标属性和费用属性之间的价值关系。 帕累托（Pareto）优化曲线可显示多属性规划中多个属性情况下的分析结果，如供电可靠性、费用 等。电力企业在对系统进行扩展规划或运行时，帕累托曲线可显示不同方案的费用与供电可靠性之间的 关系。帕累托曲线上的每一个点都代表一个供电可靠性和费用的最佳组合，也即获得任何一种供电可靠 性水平所需花费的最少费用。帕累托曲线可为电力企业在多属性规划时提供选择，并可对多个属性进行 衡。 图4给出了某个供电区域的帕累托（Pareto）优化曲线示意图，包括三种不同的投资方案，第一段 曲线对应架空线模式的投资方案，第二段曲线对应电缆线路模式，第三段曲线对应电缆及配电自动化模 式。

Q/GDW 107382020

保温标准规范范本图4帕累托（Pareto）优化曲线示意图