北京地区电网规划技术原则

北京电网规划设计技术原则

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华北电力集团公司 1999年10月

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目 录

第一篇 总则 .............................................................................................. 1 第二篇 一般技术要求 ............................................................................... 5 2.1电压等级 ............................................................................................................. 5 2.2 中性点接地方式 .............................................................................................. 5 2.3无功补偿和电压调整 ....................................................................................... 5 2.4短路电流 ............................................................................................................. 6 2.5 电压偏移 ............................................................................................................ 7 2.6谐波控制 ............................................................................................................. 8 2.7 电厂接入系统 ................................................................................................... 9 2.8通信干扰 ............................................................................................................. 9 2.9供电设施 ............................................................................................................. 9 第三篇 高压电网结构 ............................................................................. 13 3.1 电网结构 ......................................................................................................... 13 3.2供电可靠性 ...................................................................................................... 13 3.3 500千伏电网接线 ......................................................................................... 14 3.4 220千伏电网结构 ......................................................................................... 14 3.5市区电网接线 ................................................................................................. 15 第四篇中低压配电网规划及改造技术原则 ............................................. 19 4.1 一般要求 ......................................................................................................... 19 4.2 架空配电线路 ................................................................................................ 22 4.3 电缆配电线路 ................................................................................................ 23 4.4 开闭站、多回路开关箱、分支室(分支箱) .......................................... 27 4.5配电室、箱式变压器、柱上变压器 ......................................................... 29 第五篇继电保护、通信及电网自动化 .................................................... 30 5.1继电保护及自动装置 .................................................................................... 30 5.2通信 ................................................................................................................... 35

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5.3电网自动化 ...................................................................................................... 38 第六篇用户的供电原则 ........................................................................... 46 6.1用户分类 .......................................................................................................... 46 6.2用户的供电方式 ............................................................................................. 47 6.3特殊用户供电的技术要求 ........................................................................... 49 6.4用户无功补偿装置 ........................................................................................ 50 第七篇 郊区(农村)低压电网建设及改造原则 ........................................ 51 7.1一般要求 .......................................................................................................... 51 7.2 建设及改造目标 ........................................................................................... 52 7.3 建设及改造标准 ........................................................................................... 52

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第一篇 总则

1.1北京是中华人民共和国的首都，是全国的政治和文化中心。为保证党、领导全国工作和开展国际交往活动的需要，满足北京城市建设和经济发展的需要，不断改善居民工作和生活条件,北京电网应具有较高的供电可靠性。在北京城市总体规划的指导下，把北京电网建设成为与首都地位相适应的现代化电网。

1.2为使北京电网的规划、设计、建设规范化和标准化，保证电网安全稳定运行，提高供电可靠性，达到优化电网结构、保证电能质量、降低电网损耗,提高电网经济性和劳动生产率的目标，满足用电负荷不断增长的需要，建设与北京国际化大都市国民经济发展相适应的现代化电网，特制定本技术原则。

1.3鉴于首都供电的重要性，为满足北京市城市建设和发展的需要，结合北京电网的实际和发展，依据国家、国家电力公司和华北电力集团公司的有关法规和标准，参照国内外大城市电网的先进供电经验,提出满足首都供电要求的相应规定，用以指导编制北京电网规划和设计工作。

1.4北京电网是华北电网的重要组成部分，其供电区域是北京市全部地区。北京市规划范围划分及电网划分：

1.规划市区以内地区，简称规划市区。与上述区域内相对应的高压及中、低压电网分别简称规划市区电网；

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2.规划市区中五环路以内和边缘集团地区，简称市区。与上述区域内相对应的高压及中、低压电网分别简称市区电网；

3.规划市区中四环路以内地区，简称市中心区。与上述区域内相对应的高压及中、低压电网分别简称市中心区电网；

4.规划市区以外的城、近郊区（边缘集团除外）和远郊区，简称郊区。与上述区域内相对应的高压及中、低压电网分别简称郊区电网。

1.5 北京电网规划是北京城市总体规划的重要组成部分，应与城市的各项发展规划相互配合，同步实施。 1.6电网规划的主要原则

1.6.1电网规划必须满足电力市场发展的需要并适当超前。各项输、变、配、用电工程的设计、建设和改造，都必须符合电网发展规划的总体要求。

1.6.2电网规划必须坚持统一规划，以安全可靠为基础、突出整体经济效益、满足环境保护要求，加强电网结构。

1.6.3超高压、高压电网规划应重点研究目标网架，即研究和制定电网的总体和长远发展目标。目标网架应达到如下要求：

(1) 网络结构合理，布局简明、可靠，层次清晰，运行灵活，有利于防止区域性垮网或大面积停电。

(2)具有充足的供电能力，适应负荷和电源建设发展的长远需要。 (3) 各级电压的变电总容量与用电负荷之间，输、变、配电设备容量之间、有功和无功容量之间比例协调，经济合理。

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(4) 电网的安全稳定性，应满足《电力系统安全稳定导则》的要求。各级电网的供电可靠性应符合“供电安全准则”的规定。

(5) 在长远规划框架内电网的建设布局应适当超前负荷的发展，应考虑远近结合，合理安排。

1.6.4 超高压及高压电网的安全稳定性应满足:电网中同一走廊线路发生三相短路故障跳开同一走廊的所有各回线（不管何原因）,能够保持电网稳定。

1.6.5编制电网规划，应从调查研究电网现状入手，分析负荷增长规律，解决电网薄弱环节，优化电网结构，提高电网的供电能力、适应性和自动化水平。电网规划要做到近期与远期相结合，新建与改造相结合，实现电网接线规范化和设施标准化。在电网运行安全可靠和保证电能质量的前提下，达到电网建设的技术先进和经济合理的目标。

1.6.6电网规划的期限近期为五年、中期为十年、远期为十五年及以上。北京电网远景规划负荷水平为25000兆瓦左右，平均负荷密度：市中心区40～50兆瓦/平方公里；市中心区以外至规划市区边缘20～30兆瓦/平方公里。电网规划的各个阶段应与北京市城市建设总体规划和国民经济发展规划的年限一致。近期规划应进行必要的计算和分析论证。

1.6.7城市中心区及重要地段，应结合城市规划和市政建设，逐步实现电缆网供电。

1.6.8变电站、10千伏（或新开发区的20千伏）开闭站和配电室设计应节约用地，合理选用小型化设备，充分利用空间。在城市中心区用地紧张的

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地方，应结合建筑设施共同建设。

1.6.9 自500千伏变电站向市区供电的220千伏输电线路应优先选用大容量导线，在有限的线路走廊中尽可能采用同塔并架多回路线路，杆塔选型应充分考虑减少线路走廊的占地面积。必须选择坚固安全系数高的杆塔（可选用高强度钢管塔）。条件具备时应考虑使用耐热导线。

1.6.10 中、低压配电网规划应与高压电网规划相结合。在满足配电网安全可靠的前提下，兼顾城市、乡村的不同的经济发展水平，因地制宜地编制分区配电网规划。对现有配电网的薄弱环节应逐步进行改造，改造要一步到位。

1.6.11郊区县城内的中、低压配电网规划可参照规划市区的中低压配电网规划原则，逐步过渡完善。

1.7 新建工程或改造工程的所有设备选型及工程设计应依照设备使用寿命或该区域最终最大负荷期间内，设备勿需更换（可在预留位置增设备），工程不需改造的原则进行工程设计和设备选型。避免重复改造、设备频繁更换、影响安全可靠供电及浪费资金现象再度发生。

1.8 本技术原则中未做出规定的内容，应按照颁发的《城市电力网规划设计导则》(以下简称【导则】)、《城市中低压配电网改造技术导则》等有关规定执行。

1.9本技术原则适用于北京电网的规划和设计。本技术原则的解释权属华北电力集团公司。

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第二篇 一般技术要求 2.1电压等级

2.1.1 北京电网采用以下标准电压等级： 超高压：500千伏；

高压: 220千伏、110千伏和35千伏； 中压: 10(20)千伏； 低压: 380/220伏。

2.1.2市中心区内将逐步取消35千伏电压等级，规划市区内除少数区域外，原则上取消35千伏电压等级；除特殊用户外，北京地区取消6千伏电压等级。在负荷密度大的新区，可采用20千伏电压等级。

2.2 中性点接地方式 2.2.1 中性点接地方式为: 220千伏 直接接地 110千伏 直接接地

35千伏 不接地或经消弧线圈接地

2.3无功补偿和电压调整

2.3.1 电网的无功补偿应按分层分区和就地平衡的原则配置，采取用户端分散就地补偿与地区变电站集中补偿相结合的方式，以利于降低电网损耗和

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有效地控制电压质量。

2.3.2 为保持电网安全稳定运行、防止电压崩溃，220千伏及以上电网必要时可考虑配置静止无功补偿器、调相机等补偿装置。

2.3.3 由于近年来市区内大量采用10千伏～220千伏电缆线路，因此在新建市区110千伏及以上电压等级的变电站均应考虑配置适当容量的并联电抗器。

2.3.4 变电站应合理配置适当容量的无功补偿装置，应根据设计计算确定装设电容器组和电抗器组的容量。220千伏、110千伏、35千伏变电站在主变最大负荷时，其二次侧功率因数应不小于0.95～1.0。装设电容器组的容量一般为主变压器容量的30%以下。

2.4短路电流

为了取得合理的经济效益，电网各电压等级的短路电流应该从网络的设计，电压等级、主结线、变压器的容量、阻抗的选择、运行方式等方面进行综合控制，使各级电压断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流得到配合。

2.4.1 500千伏变电站一般不大于下列数值：

500千伏侧50千安。个别需要采用63千安时，需经过专题论证确定。 220千伏侧50千安。个别需要采用63千安时，需经过专题论证确定。 2.4.2 220千伏变电站一般不大于下列数值：

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枢纽站：220千伏侧50千安 负荷站：220千伏侧40千安 110千伏侧31.5千安 10千伏侧16千安

2.4.3 110千伏变电站一般不大于下列数值： 110千伏侧25千安 35千伏侧20千安 10千伏侧16千安

2.4.4 35千伏变电站一般不大于下列数值： 35千伏侧16千安 10千伏侧 16千安 2.5 电压偏移

2.5.1 为保证各类用户受电端的电压质量,规划设计中必须对潮流和电压水平进行核算,容许电压波动的范围如下：

220千伏: -3%，+7% 110千伏：-3%，+7% 35千伏: -3%，+7%

2.5.2各级电压容许电压损失值的范围, 按照【导则】规定执行。

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2.6谐波控制 2.6.1谐波电压

(1)公用电网谐波电压(相电压)限值按下表： 电网标称电压 (千伏) 0.38 6/10 35/66 110 电压总谐波畸变率 (%) 5.0 4.0 3.0 2.0

各次谐波电压含有率(%) 奇次 4.0 3.2 2.4 1.6 偶次 2.0 1.6 1.2 0.8 (2)对接有大谐波源的变电站母线，应配置符合国标GB/T 14549-93《电能质量 公用电网谐波》要求的谐波测试仪进行监测。

2.6.2谐波源控制

对于集中型新建或现有的大谐波源，应按GB/T 14549-93《电能质量 公用电网谐波》和地标DB11/078-97《北京市工业整流设备谐波限值》的规定，控制其产生的谐波量。

对于分散型的小谐波源，如居民家用电器，为保证电压质量，在设计无功补偿时应考虑谐波的影响和抑制。

谐波超标治理工作贯彻“谁污染，谁治理”的原则，应根据具体情况采用无源滤波器、有源滤波器、或静止无功补偿器进行治理。

2.6.3电容器谐波抑制

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在电网扩建和改建设计时，应对电容器组进行谐波设计、校验和审核，合理配置串联电抗器的容量，以防止产生谐波谐振或严重放大。

因电容器组的投入引起的母线谐波电压放大倍数，不得超过1.5～2.0倍。

2.6.4本节引用文件：

GB/T 14549-93《电能质量 公用电网谐波》 DB11/078-97《北京市工业整流设备谐波限值》 2.7 电厂接入系统

2.7.1 单机容量500兆瓦及以上的机组，宜直接接入500千伏电网。 2.7.2 220千伏和110千伏变电站低压侧应尽量避免小电厂接入，当有小电厂投入时，一般考虑仅与一座220千伏或110千伏变电站相连接。

2.7.3 接入500千伏电网的发电厂内不设两级电压的联络变压器。避免由电厂母线直接带负荷变电站的接线。

2.8通信干扰

按照【导则】规定执行。 2.9供电设施 2.9.1 变电站

2.9.1.1 站址选择应符合下列要求：

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（1）各个电压等级的变电站均应本着节约土地，提高土地使用率的原则征用土地。在城市中心区用地紧张的地方，可结合其他建筑共同建设，或建设地下变电站。

（2）便于进出线，交通方便，并尽可能靠近负荷中心。

（3）占地面积应考虑最终规模要求，在城市用地紧张的条件下，变电站应尽可能提高单位面积的变电容量。

(4）避开易燃、易爆及污染严重地区。设计时应充分调查和考虑污染源的发展情况。

（5）220千伏变电站避开100年一遇的洪水或泄洪区，110千伏变电站避开50年一遇的洪水或泄洪区。

（6）避开地震断裂带，并按照8度地震烈度设防。 （7）满足环境保护要求，并与环境景观相协调。 2.9.1.2 变电站设备

市区内220千伏和110千伏变电站的高压配电装置一般选用六氟化硫组合电器(GIS)，其他设备的选用应标准化、小型化。

2.9.2 高压架空输电线路

2.9.2.1 高压输配电线路，应根据地形地貌特点和城市规划道路要求，沿道路、河渠以及绿化带架设。尽量减少与道路、铁路、河流以及架空线路的交叉跨越。

2.9.2.2 市区以外的高压输配电线路，一般采用架空线路。向市区供电的

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高压架空线路，尽量选用节省占地的塔型，并采用同塔并架多回路塔型。

2.9.2.3 高压输电线路导线截面的选择： (1)高压输电线路导线规格（钢芯铝铰线） 500千伏 4×400 4×630 6×240 220千伏 4×400 2×630 2×400 2×300 110千伏 2×240 400 300 240 185 35千伏 185 150

(2)自500千伏变电站直接引出的深入市区的220千伏线路优先选用大容量导线；并应考虑更换大容量耐热导线的可能性。

2.9.2.4 高压电缆选择：

(1)自220千伏枢纽变电站引出的深入市区的220千伏电缆线路，应选用大容量交联聚乙烯电缆。

(2)高压电缆线路规格（铜芯，单位：平方毫米） 220千伏 2500 2000 1600 1000 800 110千伏 800 630 400 300 240 35千伏 300 240 185 150 2.9.3电力隧道

2.9.3.1 在规划市区和城市规划不允许建设架空线路或不可能建设架空线路的地方，采用电力电缆线路供电。对于 110千伏及以上的电力电缆线路，以及同路径10千伏电缆线路超过10条的地方，为了便于运行维护和供电安全

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可靠性的需要，一般采用电力隧道敷设方式。

2.9.3.2 电力隧道一般沿城市规划道路建设，电力隧道断面规格一般为2米×2米和1.6米×1.8米或直径为2米的圆形隧道。

2.9.3.3 放置在电力隧道中的电力电缆，应按照高压电缆放置底层或下层，中低压电缆放在中层或上层的原则排列。

2.9.3.4 电力隧道应配备通风、散热、照明、排水和防火设施。设计时应严格避开煤气、热力管线和加油站，做好土建结构的防水处理，应考虑事故状态下，现场巡视人员安全通道。

2.9.3.5 为便于进出线，市区内220千伏或110千伏变电站进出线路出口处，至少需要建设两条2米×2米电力隧道。10千伏开闭站进出线路出口处，视需要和当地条件建设电力隧道。

2.9.3.6 同路径10千伏电缆线路数量6条及以上10条以下的地方，宜采用管加管井的方式敷设。

2.9.3.7 同路径10千伏电缆线路数量在6条以下时，宜采用直埋方式敷设。

2.9.3.8 直埋电缆需要穿越道路、河流和铁路等对电力电缆容易产生破坏或不宜直埋敷设的地方时，一般采用过街电力隧道或敷设过街管加管井的方式。

2.9.3.9 对于110千伏及以上的高压电缆线路，由于特殊地区或特殊环境条件不具备建设电力隧道条件时，也可采用沟槽敷设方式。

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第三篇 高压电网结构

3.1 电网结构

电网结构是规划设计的主体，应根据城市建设规划、负荷密度以及电网现状及实施可行性，合理选择和具体确定电压等级、供电可靠性的要求、结线方式、点线配置等技术原则。

3.2供电可靠性

3.2.1电网规划考虑的供电可靠性是指电网设备停运时，对用户连续供电的可靠程度，应满足：

（1）电网供电安全准则。 （2）满足用户用电的程度

3.2.2 电网供电安全必须满足“N-1”原则：

(1) 220千伏变电站中任何一回进线或一组降压变压器发生故障时，必须保证向下级配电网供电。

(2) 110千伏变电站中任何一回进线或一组降压变压器发生故障时，不损失负荷。

3.2.3 向市区供电的220千伏变电站至少有二个不同方向的电源，当失去任何一个方向电源时，另一方向电源能够保证供给全站所需电力。

3.2.4 110千伏及以下电网应具有相互支援能力。市中心区110千伏变电

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站应具有来自不同220千伏变电站的电源。

3.2.5对重要负荷要保证可靠、安全地供电，对特殊重要的用户应按照“N-2”带全负荷的准则供电。

3.2.6逐步减少直至最终取消电厂直配负荷。 3.3 500千伏电网接线

3.3.1应加强北京500千伏电网与华北电网的联系,外部电源分散接入北京500千伏电网的各个变电站。

3.3.2 500千伏电网为环网结构。远景考虑500千伏变电站深入规划市区。

1 3.3.3 500千伏变电站： 500千伏侧一般采用“2”接线，安装500千伏变

1压器3～4组。每组变容量可选用750～1500兆伏安。

500千伏变电站电气主接线见附图3。 3.4 220千伏电网结构

3.4.1以500千伏变电站为中心，实现分片供电的模式。各分区间正常方式下相对,各区之间具备事故情况下相互支援的能力。

3.4.2 220千伏枢纽变电站

(1) 220千伏侧进出线一般为8～10回。新建站采用双母线接线。安装220/110/10千伏有载调压变压器3台或4台，单台容量为180～250兆伏安。一期一般投入2台主变。

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(2) 110千伏侧进出线一般为10～12回，采用双母线接线。

(3) 10千伏侧一般不出或少出馈电出线。如有馈电线路可采用单母线分段接线。

3.5市区电网接线 3.5.1 220千伏电网

(1) 新建向市区供电的220千伏网络为双电源链式接线。

在两座500千伏变电站之间，以双回电源线路连接4座220千伏变电站，组成链式结构。其中，自每座500千伏变电站引出双回大容量架空线路分别至其相邻的220千伏枢纽变电站，再自这两座220千伏枢纽变电站引出双回220千伏电源线路分别至市区内的两座220千伏负荷变电站。在市区内的两座负荷变电站之间，敷设双回220千伏联络线路。正常方式下，变电站自一个方向供电，开链运行。

220千伏网络链式接线见附图1(a)。

(2) 向市区供电的220千伏网络可以采用三电源链式接线。

在两座500千伏变电站之间共连接5座220千伏变电站，其中有两座220千伏枢纽变电站和三座220千伏负荷变电站。500千伏变电站与220千伏枢纽变电站之间以两回电源线路连接，220千伏枢纽站与三座负荷站之间以三回电源线路连接组成链式结构。正常方式下，变电站自一个方向供电，开链运行。

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220千伏网络链式接线见附图1(b)。

(3) 保留现状向市区供电的220千伏网络接线方式。

自一座220千伏变电站引出双回220千伏电源线路，自另一座220千伏变电站引出一路电源线路同时向一座220千伏负荷站供电。但是，今后发展不推荐这种接线方式。

3.5.2 220千伏负荷变电站

（1）220千伏进出线4回或6回，新建变电站一般可采用线路变压器单元接线、单母线分段，安装220/110/10千伏有载调压变压器3台或4台，单台容量为180～250兆伏安。根据负荷情况，一期一般安装2台主变。 （2）110千伏侧进出线一般为10～12回，可采用双母线或星型接线。 （3） 10千伏侧馈电出线一般为36～48回。采用环形接线。 220千伏变电站电气主接线见附图4。

3.5.3 110千伏电网结构

新建市区110千伏电网为链式接线。 (1) 双电源链式接线。

在两座220千伏变电站之间以双回电源电缆线路连接两座或三座110千伏变电站（视每座变电站规模而定）的链式结构。正常方式下开链运行。

110千伏网络链式接线见附图2。 (2) 三电源线的链式接线。

在两座220千伏变电站之间，以三回电源线路形式连接三座110千伏变电

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站。正常方式下，变电站自一个方向供电，开链运行。

(3) 保留市区现状110千伏电网放射式接线。

自一座220千伏变电站引出双回110千伏电源，自另一座220千伏变电站引出一回110千伏电源同时向一座110千伏变电站供电。但是今后在市区内不推荐采用这种接线方式。

3.5.4 110千伏变电站

（1）110千伏侧进出线一般为4回或6回，可采用单母线分段或单元接线。一般安装110/10千伏有载调压变压器3台或4台，单台容量为50～63兆伏安。一期安装2台主变。

（2） 10千伏侧馈电出线一般为42～56回。采用环形接线。

110千伏变电站电气主接线见附图5。 3.6 郊区电网 3.6.1 220千伏电网

一般采用双放射式接线，即自500千伏变电站或自220千伏枢纽变电站引出双回电源线路向220千伏负荷变电站供电，必要时可自另一座220千伏变电站引入第二方向备用电源。

3.6.2 220千伏负荷变电站

(1) 220千伏侧进出线一般为2～4回。可采用单母线分段、简易扩大桥型接线、扩大桥型接线。安装220/110/10千伏有载调压变压器3台，单台容量

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为120～180兆伏安。可根据负荷情况，一期投入2台主变。

(2) 110千伏侧进出线一般为10回，采用单母线分段接线。 (3) 10千伏侧馈电出线一般为24～36回。采用单母线分段接线。 220千伏变电站电气主接线见附图4。 3.6.3 110千伏电网

一般采用双放射式接线，即自一座220千伏变电站引出双回电源线路；或由110千伏变电站或110千伏双回电源线路向110千伏变电站供电。如果需要时，可由其他110千伏电源引入第三回进线。

3.6.4 110千伏变电站

(1) 110千伏进出线一般为2回或3回。可采用单母线分段或简易扩大桥型或扩大桥接线。安装110/35/10千伏或110/10千伏有载调压变压器2台或3台，单台容量为20～50兆伏安。可根据负荷情况，一期投入2台主变。

(2) 35千伏侧出线一般为4～8回，采用单母线分段接线。

(3) 10千伏侧馈电出线一般为24～36回，可采用单母线分段接线。 110千伏变电站电气主接线见附图5。 3.6.5 35千伏变电站

(1) 35千伏进出线一般为2～4回，可采用内桥接线或单母线分段接线。安装35/10千伏变压器2台，单台容量为7.5～20兆伏安。

(2) 10千伏侧馈电出线一般为8～12回，采用单母线分段接线。 3.6.6 主变容量小于6.3兆伏安的35千伏变电站

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(1) 35千伏进出线一般为1回或2回，可采用单元接线。安装35/10千伏变压器1台或2台，单台容量为不超过6.3兆伏安。可根据负荷情况，一期投入1台主变。

(2) 10千伏侧馈电出线一般为8～10回，采用单母线分段接线。 (3) 35千伏采用熔断器，10千伏采用柱上重合器，原则上取消房屋建筑。

第四篇 中低压配电网规划及改造技术原则

4.1 一般要求

4.1.1 依据地区变电站供电范围或城市功能区域，分成若干个相对的分区配电网(包括公用和用户专用的架空或电缆配电网)。分区配电网应有大致明确的供电范围，一般不应交错重叠，并应随新增加的变电站及负荷增长进行合理调整。重要用户至少具有二个及以上不同方向的电源供电。

低压配电网一般不跨街区供电。

4.1.2 中压配电网应有一定的容量裕度，以满足用电负荷增长和转移的需要。市区配电网经过改造应逐步满足下述要求：

1.当任何一路中压线路因检修或事故停运时，应能倒闸操作，通过其他线路继续向该线路的非检修或非事故段用户供电。

2.当任何一个中压馈电柜因检修或事故停运时，应能倒闸操作，通过其他

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线路继续向用户供电；

3.当变电站一台主变及一条中压母线检修或事故时，应能使其馈出的负荷通过配电网转移，继续向用户供电；

有特殊需要时，不同低压配电网之间也可设联络点用于转移负荷。 4.1.3 中压配电网应规范化，载流元件配套一致，新建的线路干线和开闭站均应按规划一次建成。需要时，增加新线路或插入新的变电站，使负荷均衡分布，而配电网的网架基本保持不变。

4.1.4 中压电网接地方式

市中心区及个别高新经济技术开发区的中压配电网中性点接地方式均采用经小电阻接地方式，并应配备零序保护。其它地区采用消弧线圈接地或不接地方式。

4.1.5 中压配电设备耐受短路电流值一般选择16千安或12.5千安，设计时应进行校验。

4.1.6 配电网的电压偏移 10千伏: 7% 380伏: 7%

220伏: -10%，+7% （其中市区220伏: 6%）

4.1.7 中压配电网中的设备应选用短路容量满足要求，可靠性高,维护工作量少,体积小及操作简单的设备。新建变电站、开闭站中压出线应采用真空开关、微机保护等先进设备；现有变电站的出线开关和保护应逐步进行改造。

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4.1.8 对分散的低压公共负荷应采取配电变压器(柱上或箱式变压器)靠近用户的供电方式，随着负荷的增长及电网的建设与改造，低压配电网的供电半径应逐步缩小，市中心区一般不大于100米，其它地区不大于250米。

4.1.9 对配电室、箱变及柱上变压器应采取分散就地低压并联电容器无功补偿方式，市中心区应装设自动投切装置，负荷功率因数应补偿到0.97及以上。农村配电网一般采用固定补偿方式。低压电容器组应考虑用户负荷产生的谐波注入电网。

4.1.10 应逐步建立配电网地理信息管理系统，以满足配电网运行和管理的需要。

4.1.11 现有市中心区架空网与电缆网并存，但应结合城市总体规划和市政建设与设施改造发展电缆网。架空线路、开闭站、开关箱、配电室、箱变、分支室、分支箱的建设和改造应与周围环境保持协调。

4.1.12市区低压接户线应采用铜芯交联聚乙烯绝缘导线。对居民供电，其接户线截面积视所供住宅楼或平房院的户数和每户负荷，考虑同时率后选取。

4.1.13 新建居民住宅建筑按照单位建筑平方米不低于50瓦，每户表前线不小于6平方毫米铜线标准。老旧居民住宅按照单位建筑平方米不低于40～50瓦进行改造。新建和改造后的居民住宅实行一户一表。

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4.2 架空配电线路

4.2.1中压架空配电线路接线方式

市区配电网为环网布置开环运行。一般采用柱上负荷开关（自动分段器）将线路3分段3联络方式，每条线路负荷电流控制在350安培以下，其中每段线路的负荷控制在70～120安培，线路分段点的设置应随网络接线及负荷的变动而做相应调整。

分段型分段器联络型分段器分段型分段器联络型分段器变电站母线出线电缆断路器架空线路联络型分段器

4.2.2市中心区中压架空配电线路应绝缘化，采用铝芯架空交联聚乙烯绝缘线，其他地区下列情况亦应采用绝缘线：

(1)线路走廊狭窄，架设常规裸导线线路与建筑物的间距不能满足安全要求时；

(2)中压配电网中性点采用小电阻接地方式的地区； (3)高层建筑邻近地区；

(4)近郊区人口密集地区、繁华街道(指规划市区内非电管站管辖地区)； (5)远郊区县城中心区； (6)风景绿化区和林带区； (7)污秽严重的地区；

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(8)同杆并架双回线路等。

4.2.3中压架空配电线路导线截面积应逐步统一，市中心区干线宜选用185（150）平方毫米,支线宜选用70平方毫米；郊区县城内干线宜选用150(185)平方毫米，支线宜选用70平方毫米。

农村中压架空配电线路导线截面积，干线可采用120、70平方毫米，山区或大档距线路可采用钢芯铝绞线。

4.2.4对受路径所限的非繁华市区，在特别需要增加馈电线路的情况下，可采取双回线路左右或上下层同杆并架。其中采用上下层线路同杆并架方式时，一般上层线路为过境线路，在并架路段不接或少接负荷。

4.2.5市区中压架空路灯专用线路应逐步取消，路灯变压器均衡接在中压配电线路上，路灯发停控制可采用时钟、无线电控制等方式，最终实现统一控制。

4.2.6对过长的农村中压架空线路，可考虑在线路中段、末段增装电压调整装置。

4.3 电缆配电线路

4.3.1符合下列情况应采用电缆线路：

(1)依据城市规划，繁华地区、居住区和对市容景观及环境有特殊要求的地区；

(2)狭窄街道和架空线路走廊难以解决；

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(3)供电可靠性要求较高； (4)市区负荷较大的用户； (5)电网运行安全的需要。 4.3.2中压电缆配电线路接线方式

变电站或开闭站 变电站或开闭站 图 a (a)自两个(或两个以上)变电站或两个(或两个以上)开闭站的10千伏母线各引出一回线路，形成双射线(或多回线路)供电方式，见图(a)。

(b)自一个变电站、或一个开闭站的10千伏不同母线引出双回线路，形

变电站或开闭站图（b）成双射线供电方式，见图(b)。

(c)自一个变电站或开闭站10千伏不同母线引出双回线路，在其末端连接，开环运行，形成开式单环网（中间有用户需要时，可接入其中的一回线路）见图(c1)，并逐步过渡到另一个变电站或开闭站或开关箱，最终形成两个单环网接线。单环网中部应开环运行见图(c2)。

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变电站或开闭站

变电站或开闭站 图

变电站或开闭站 图

(d)自一个变电站不同母线引出两路电源分别至两个户外多回路开关箱(或简易开闭站)，再自这两个户外开关箱(或简易开闭站)馈出多回10千伏线路与来自另外变电站电源的户外开关箱(或简易开闭站)构成多个单环网开环运行，

甲开关箱乙开关箱见图(d)。 甲变电站或开闭站丙开关箱丁开关箱乙变电站或开闭站(e)自两个变电站、或一个变电站和一个开闭站、或两个开闭站母线馈出单开环点.专业资料.

图（d）图（e）.. .. ..

回10千伏线路构成普通单环网，在环网中部开环运行，见图(e)。单环网架宜一次建成。

以上各种接线方式的选择，应根据用户对其用电可靠性的要求确定。 中压电缆网“Π”出结点应采用负荷开关，有条件的地方环网负荷开关可增加自动化功能，并可通过遥控自动隔离故障区段。

4.3.3中压配电网电缆线路应采用交联聚乙烯电缆，并应推广单芯电缆，可参考下列规格选用。

4.3.3.1一般要求

(1)变电站馈线的干线可选用单条铜芯400、300、240平方毫米电缆；支线选用其他规格电缆时，应满足热稳定要求。

(2)开闭站和开关箱的电源电缆：每路选用单条铜芯400、300平方毫米电缆。

(3)开闭站馈线电缆：每路可选用单条铜芯185、150平方毫米或铝芯240平方毫米电缆。

(4)公用电缆线路：电缆接入容量应依据其供电结点的数量和负载电流而定，容量裕度一般为50%；具备线路故障区段自动隔离功能的，其容量裕度可略小于50%；双射线过渡到双个单环网后，每个单环的容量裕度可为50%。

4.3.3.2 10千伏双射式接线的电缆、单环网接线的电缆

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(1)双射式供电的电源电缆，一般选用单条铜芯300或240平方毫米，其负荷电流控制在300安培及以下；

(2)单环网供电的电缆，或中压分支箱引出的每个分支环路的电缆，一般选用单条铜芯120、150平方毫米，负荷电流控制在160安培及以下。

4.3.3.3变电站馈线为架空线路的出线电缆，一般选用单条铜芯400、300平方毫米电缆，自架空线路引入用户的进线电缆不应小于铝芯120平方毫米。

4.3.3.4低压电缆一般选用240、185和120平方毫米电缆。零(地)线和相导线选用相同截面的导线。

4.4 开闭站、多回路开关箱、分支室(分支箱)

建设开闭站或多回路开关箱可解决变电站10千伏出线开关数量不足，充分利用电缆设备容量，减少相同路径的电缆条数，使馈电线路多分割、小区段，提高互倒能力及供电可靠性，为中小用户提供较为可靠的电源。

4.4.1开闭站

4.4.1.1开闭站一般采用单母线分段接线，两路进线，10～12路出线。开闭站不宜馈出中压架空线路。

4.4.1.2在繁华区和城市建设用地紧张地段，为减少占地，与周围建筑相协调，开闭站可结合建筑物共同建设，也可设置在公共建筑物的地下一层。建于地下的开闭站应有防水、防火措施，必须留有单独的进出口、电缆夹层、电气设备吊装口、以及必要的检修附属设施。

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开闭站的建筑面积（不含电缆夹层）宜控制在200平方米以内。结合开闭站建设的基地站，可根据需要适当增加建筑面积。

4.4.2 多回路开关箱

4.4.2.1 在建设用地紧张，建筑整体布局要求不宜单独建设室内开闭站或与建筑物结合建设开闭站有困难的地方，可采用户外多回路开关箱。

4.4.2.2 采用多回路开关箱串接室外箱变或中压分支箱供电，每台多回路开关箱的接线一般为1个进线5个出线。如下图所示。

小型箱变中压分支箱开环点其他电源多回路开关箱

4.4.3 分支室(分支箱)

4.4.3.1为充分利用中压电缆线路容量，便于向用户供电，需要在电缆配电网中建设分支室或分支箱。分支室或分支箱的接线一般采用两个进线四个及以上出线。用于单环网的分支室或分支箱的接线一般采用一个进线两个及以上出线。分支室可靠近用户配电室设置，但应有单独的出入口，分支室的建筑面积一般宜控制在20平方米以内。

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4.4.3.2 建设分支室有困难的地方，可采用户外分支箱。 4.5配电室、箱式变压器、柱上变压器 4.5.1 配电室和箱式变压器

4.5.1.1为缩小低压供电半径，提高供电能力，普通居住区可采用户外箱变或配电室进楼的供电方式。新建住宅区不推荐采用集中供电的小区配电室模式。

以电缆网供电的其他小容量普通用户及普通住宅楼可采用户外箱变供电。

4.5.1.2高档住宅楼或地面1层为商业等公用设施的高层住宅楼，可在楼内地下一层设置配电室，但应有防水措施，采用低噪音干式变压器，具有电气设备吊装口，并考虑通风散热措施。

4.5.1.3 配电室

小区采用配电室供电模式时一般安装630～800千伏安变压器2台。 对现有小区配电室应随负荷增长，向缩小低压线路供电半径的方向改造，对电缆网中有条件进行改造的小区配电室，可考虑增加中压“”出线路，以增加供电能力。

4.5.1.4箱变

多层住宅楼一般每栋(负荷较小时也可2～4栋)配置一台箱变；高层住宅楼一般每栋(负荷较小时也可2栋)配置两台箱变，两台箱变低压侧可自动倒闸

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互为备用。必要时箱变应具备三遥功能，并可利用低压线路载波等方式对居住区用户远方抄表。

4.5.1.5路灯箱变

居住区低压路灯可采用一台或多台路灯箱变串接供电。 4.5.2 柱上配电变压器

柱上配电变压器应小容量、多布点、靠近负荷安装。三相变压器容量一般为30～100千伏安，需要时应增装变压器；对狭窄街道（或胡同）基本为住宅的用户宜以容量较小的单相变压器供电为主，容量一般为15～50千伏安。

第五篇 继电保护、通信及电网自动化

5.1继电保护及自动装置

5.1.1 电网的继电保护与安全自动装置必须和一次系统统筹规划。其设计规划原则必须遵循以下规程：

(1)《继电保护与安全自动装置技术规程》（中华人民共和国国家标准GB14285－93）

(2)《220～500千伏电网继电保护装置运行整定原则》（中华人民共和国电力行业标准DLT/559-94）

(3)《3～110千伏电网继电保护装置运行整定原则》（中华人民共和国电力

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行业标准DLT/584-95）

5.1.2 继电保护的配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。并应综合考虑以下几方面： (1)电网的结构特点和运行要求

(2)故障机率和可能造成的后果 (3)国内外运行经验

(4)电网发展和改进工程情况 (5)技术经济合理性

5.1.3为保证电网安全稳定运行，220千伏及以上线路、变压器主保护采用双重化配置。

5.1.4采用双重化的二套主保护必须，从CT、PT、直流、通道、跳闸线圈、装置及组屏都完全分开。

5.1.5 500千伏系统继电保护配置原则

5.1.5.1 500千伏线路一般配置两套不同原理的主保护，当两套主保护都有完善、的后备性能时，可不装设的后备保护。保护应有的选相功能。

5.1.5.2装设定时限或反时限零序方向电流保护，以切除高电阻接地故障。

5.1.5.3按断路器配置综合重合闸装置，一般采用单相重合闸方式。 5.1.5.4按系统要求装设过电压保护。

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5.1.5.5每条线路装设接收远方跳闸信号的故障判别装置，实现跳闸信号“二取一”加就地判别。

5.1.5.6每条线路应有线路充电保护，该保护要考虑断路器无合闸电阻的过渡过程的影响。

5.1.5.7装设专用断路器非全相保护，该保护不考虑启动失灵保护。 5.1.5.8对一个半接线的断路器之间若出线装设隔离开关，应装设双套短引线保护，该保护要兼有充电保护功能。

5.1.5.9一个半接线失灵保护按断路器装设，双母线接线单独装设一套断路器失灵保护。

5.1.5.10一个半接线母线保护每组母线装设二套母线保护，二套母线保护从CT、PT、直流、通道、跳闸线圈、装置及组屏都完全分开。双母线接线一般装设一套母线保护。

5.1.5.11双母线接线旁路断路器装设二套带路用的与线路主保护相同的全线速动保护，母联断路器装设充电保护。

5.1.5.12装设故障录波器，录波器应具有事件记录和远传、卫星对时功能。

5.1.6 500千伏变压器保护配置原则 5.1.6.1主保护:双套不同原理的差动保护。

5.1.6.2 500千伏侧: 阻抗保护、零序电流保护、过励磁保护、过负荷保护、公共绕组过负荷保护、电流判断回路。

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5.1.6.3 220千伏侧: 阻抗保护、零序电流保护、非全相保护、过负荷保护、失灵保护、电流判断回路。

5.1.6.4 第三卷侧后备保护:时限电流速断保护、过电流保护。 5.1.6.5 非电量保护。

5.1.6.6 根据系统稳定计算的需要，决定是否在第三卷侧配置母线保护。 5.1.7 220千伏系统继电保护配置原则

5.1.7.1 220千伏联络线应配置两套完全的、不同原理纵联保护作为主保护,其中至少有一套便于带路切换。同一通道的两侧应为相同原理、相同厂家的保护装置（含收发讯机），带路时可除外。

对于正常按终端线运行，仅在特殊方式下作联络线的220千伏线路，以及多级负荷线（包括双侧电源,每侧双回线,带两个及以上变电站正常不合环运行的线路。）则应配置一套纵联保护。另一套可配置微机距离零序保护。

其它220千伏终端线路宜配置两套的微机保护。

5.1.7.2 线路纵联保护和远方跳闸的信号传输通道应有一路保护专用通道,宜选用光纤通道。

5.1.7.3 220千伏线路除全线电缆外，应配置自动重合闸装置。220千伏联络线一般选用单相重合闸方式，负荷线一般选用普通三相重合闸或单相故障重合的三相重合闸方式。

5.1.7.4 分相操作的断路器应配置非全相保护。

5.1.7.5 220千伏保护按近后备原则配置和运行，应装设断路器失灵保

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护。

5.1.7.6 旁路断路器应装设一套带路用的全线速动保护和一套后备保护。

5.1.7.7 220千伏母线保护宜选用可靠的、较灵敏的和不运行方式的母线保护，应具有切除双母线相继故障的功能。

5.1.7.8 220千伏变电站的110千伏母线应装设母线保护。

5.1.8 220千伏变压器主保护配置应配置双套纵联差动保护, 选用高灵敏度、不同原理的微机变压器保护。并配置一套完整的后备保护。

5.1.9 110千伏系统保护配置原则

5.1.9.1 110千伏联络线或备用互馈线、多级负荷线，装设阶段式相间距离、接地距离、方向零序电流保护。装设具有检同期和无压回路的三相一次重合闸装置。

5.1.9.2 110千伏单电源线路装设阶段式相间距离、接地距离、方向零序电流保护或阶段式相电流、零序电流保护。装设不检同期的三相重合闸。电缆线路需要时可考虑纵联保护。

5.1.10 110千伏变压器保护配置:差动保护、复合电压过流、零序电压、零序电流保护、过负荷保护、非电量保护。

5.1.11 110千伏以下电压等级的线路、变压器、电抗器、电容器、接地变等的保护配置按有关规定执行。

5.1.12对于运行的母线，应装设备用电源自投装置。

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5.1.13 220千伏及110千伏重要变电站应装设故障录波器。220千伏线路、110千伏线路、变压器各侧的模拟量和必要的开关量均应接入故录装置。故障录波器应具有远传功能和卫星对时功能。

5.1.14 110千伏及以下电压等级如阶段式保护不能满足要求时可装设纵联保护。短线路在需要时可装设纵联保护。

5.1.15新建变电站10千伏出线和需要安装的35千伏用户专用线应装设低频减载装置。

5.1.16 接入系统的小电源应配置解列装置。

5.1.17在厂站采用综合自动化方式时，继电保护及安全自动装置应相对保持性。

5.2通信 5.2.1 总体要求

5.2.1.1 通信网发展规划的目标是建立一个能够适应北京电网安全生产和企业经营管理需求的,安全可靠、灵活高效的宽带综合业务数字网(B-ISDN)。

5.2.1.2 通信发展规划的基本原则是：要合理利用现有电力通信网络资源,改进完善基本网络结构,满足电网各类信息业务需要,并能够向未来通信发展平稳过渡。使通信网建成为能够对各类业务开放的公共传输平台。

5.2.1.3 通信网的规划应采用成熟的先进技术，积极推进异步转移模式(ATM)、同步数字系列(SDH)、和智能网(IN)等信息技术的综合应用。

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5.2.2 网络规划原则

5.2.2.1 主干网网络拓扑采用简化的网状网结构，以确保通信网络生存能力。

5.2.2.2 网络主干节点应设置在传输干线交汇点、业务集中点和网络控制点上。

5.2.2.3 主干节点容量和接入网容量的配置应以现有的业务量需求统计为基础，并考虑电网发展规划,留有一定的裕量。

5.2.2.4 接入网拓扑结构以逻辑星形/物理环形为主，以逻辑星形/物理星形等为辅。

5.2.2.5 通信网规划应含有支撑网(网同步网、网管网、信令网)部分内容，通信网应建立通信网网管中心。

5.2.2.6 新建通信站应具备无人值班通信站的条件。 5.2.3 传输通道规划原则

5.2.3.1 110千伏及以上变电站的通信，应以光缆通信方式为主，辅以其它的通信方式。

5.2.3.2市区范围内的变电站应采用双路由的光缆通信方式。

5.2.3.3郊区县的边远站可采用一点多址微波等无线通信方式，在部分山区可使用卫星通信方式。

5.2.3.4 各主要生产单位和重要营业站点对主干通信网络都应具备光缆通信通道。

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5.2.3.5配网自动化系统的传输通道：市区中压电缆网采用光缆通道，光缆敷设与电力电缆敷设同期进行；中压架空网采用架空光缆或其它通信电缆通道；农村中压架空电线可考虑采用无线电或其它传输通道。

5.2.4 接入网规划原则

5.2.4.1 接入网规划必须以现有业务量需求、业务类型为基础，同时考虑近期业务发展的需求，要利用先进的综合业务接入技术，提高网络综合接入能力，加强网络的优化和标准化建设。

5.2.4.2根据信息业务管理的需求,各类业务信息可按系统就近接入宽带网: (1) 电网自动化系统的视频监控系统、电力调度实时信息传输系统按永久虚连接方式接入宽带网,在网络路由设置和设备类型选择时要符合各系统对时延的要求。

(2) 配网自动化的遥测、遥信、遥控信息及电表数据采集汇总后就近接入宽带网，传送到各自的控制中心。

(3) 电力调度电话系统应按分级调度的原则建立相应的调度电话网，以永久虚连接方式接入宽带网。

(4) 行政电话系统按数字方式接入宽带网，形成可以互联的行政电话系统。在各变电站行政电话配置时，要考虑故录远传系统、绝缘在线监测系统等业务需求。

(5) 电费管理系统的电费管理数据经各汇集点就近接入宽带网远传到电费计算中心。

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(6) 无线电负荷控制系统中心、各负荷转发站和负控分中心按所需速率分别接入宽带网，形成互联的统一的负控网。

(7) MIS系统按要求速率以半永久虚连接方式接入宽带网。

(8)GIS系统、会议电视及远程教育系统等业务分别以半永久虚连接方式接入宽带网。

5.2.5通信网规划中网络交换、传输、智能化管理、接入网接口等均应符合国标、ITU-T标准或有关行业标准，保证网络间的互通和兼容。

5.2.6 通信规划应有阶段性实施计划。 5.3电网自动化

5.3.1 电网自动化一般要求

5.3.1.1 各级电网调度机构装备的调度自动化系统，应实现相应实用的EMS/DMS和电力模拟市场功能，并与MIS(管理信息系统)联网通信。

5.3.1.2各级调度机构的电网自动化系统实现联网计算机通信,构成分层分区的体系结构。由北京电网自动化系统、各区（县）调自动化系统、集控站自动化系统及配电网自动化系统等部分构成。

5.3.1.3 电网自动化系统采集的信息应满足电网调度、变电站自动化、MIS系统和电力市场运营与管理的需要。

5.3.1.4为节省投资又保证信息可靠性，尽可能简化信息传输网络，实现信息共享。对于220千伏负荷变电站及110千伏及以下变电站的信息可由集控

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站采集后转送，220千伏枢纽变电站及发电厂的信息由电网调度自动化主站系统直接采集；对于非调度范围内互联相邻电网的各站（厂）重要信息，经调度机构间计算机通信或经集控站集中转发。

5.3.2北京电网调度自动化系统

电网调度自动化系统应直接或间接采集调度范围内的各站（厂）全部需要的远动信息；对于220千伏枢纽变电站及500千伏变电站和有关发电厂的远动信息，经该站（厂）远动设备（或站内监控系统）采用一发多收方式，同时向北京电网调度和上级调度直接传送。

5.3.3 县（区）局电网调度自动化系统

县（区局）调的电网调度自动化系统应直接或间接采集调度范围内的各站（厂）全部需要的远动信息。根据实际情况实现“四遥”功能，并逐步实现变电站无人值班。

5.3.4集控站自动化系统

集控站是按行政区域或地理位置及变电站分布情况划分的实现对220千伏负荷变电站、110千伏及35千伏变电站集中控制和管理的中心。集控站所控制的变电站数量一般以10～20座为宜。

集控站自动化系统采集所控制变电站的信息，实现对所控变电站设备的监视控制，同时实现向各调度中心传输所需信息。

5.3.5变电站自动化系统

变电站自动化系统应根据其电压等级和重要程度进行配置，采集系统的

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信息源应保持唯一性。根据需要可加装变电站视频监控系统。

5.3.6远动设备的配置及选型

远动终端设备的配置和选择应考虑其设备功能、制式和容量以及具体的技术指标，能满足变电站自动化系统和调度自动化系统的需求。

5.3.6.1 为便于对设备的技术管理和运行维护, 在调度范围内站(厂)远动设备,采取“设备选型尽可能统一,远动数据传输规约务求一致”的技术。对于CDT方式，统一遵循电力行业标准DL451－91的“循环式远动规约”；对于PLLing方式，由现有规约逐步过渡到国家电力公司已颁发的PLLing方式远动数据传输规约标准，并尽快在电网推广普及并达到实用化。

5.3.6.2变电站(厂)内遥测模拟量的采集,采取直流或交流采样的方式,根据需要和可能以及现场实际情况确定;对于遥信状态量的采集,根据需要和保证可靠性,重要量以实线方式,一般量以虚拟方式采集。

5.3.7 变电站（发电厂）内应用的自动化监控系统（通常称为综合自动化系统），必须是成熟、可靠并达到实用的技术，在使用时，根据需要和可能及现场实际情况确定。

5.3.7.1 500千伏变电站建立计算机监控系统，采用双机热备用方式；安装视频监视系统和周界报警系统。

5.3.7.2 220千伏枢纽变电站建立计算机监控系统，采用双机热备用方式；对新建的变电站，操作控制和仪表监视通过计算机监控系统实现，取消常规的控制盘、仪表盘和信号盘；重要的变电站安装视频监视系统和周

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界报警系统。

220千伏负荷变电站的自动化系统应按无人值班变电站进行配置，所需信息通过变电站自动化系统采集。无人值班变电站视其重要程度安装视频监视系统和周界报警系统。

5.3.7.3数据采集方式要求如下：

(1)500 千伏部分信息: 模拟量采取直流或交流采样方式;所有的断路器和隔离开关位置以实线方式采集。

(2)220 千伏及以下电压等级部分信息: 模拟量采取直流或交流采样方式;所有的断路器采用实线方式采集; 隔离开关位置可采用实线方式采集或采用虚拟采集。

5.3.7.4 110千伏、35千伏变电站（不包括简易站）应按无人值班变电站进行配置，所需信息由变电站自动化系统采集，逐步采用变电站综合自动化系统。实现无人值班的变电站视其重要程度安装视频监视系统和周界报警系统。

5.3.8 变电站自动化实时信息流向

不同电压等级的变电站的自动化水平有不同的要求,所需信息统一采集.然后分层传输。由变电站（集控站）、县（局）调、区调组成的三级信息汇集点根据调度及生产管理体系来进行信息的分层传送。

5.3.8.1 500千伏及220千伏枢纽变电站建立站内计算机监控系统,同时将各级调度所需要的实时信息上送。

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5.3.8.2 220千伏负荷变电站的全部信息传送至相应的集控站或县调，并接收集控站的操作命令，执行遥控操作；将调度中心所需的信息直接传送至调度中心。

5.3.8.3 110、35千伏变电站的全部信息传送至相应的集控站或县调，并接收集控站的操作命令，执行遥控操作；各级调度所需的信息通过相应的集控站转发。

5.3.8.4 实时信息的共享与交换

各县(区局)调之间的共享与交换信息通过与区调自动化系统之间建立起的计算机网络,进行交换；共享与交换的信息采用熟数据。

5.3.9 自动化信息传送对通道的要求

5.3.9.1 传送质量要满足远动要求，传送速率为1200bps～Kbps。 5.3.9.2 500千伏、220千伏变电站具有2Mbit/s带宽的图象通道；城近郊区各变电站到集控站要求有2Mbit/s或384Kbit/s带宽的图象通道。

5.3.9.3 由各集控站、县（区局）调与区调自动化系统之间的计算机交换网通道频带宽度为2Mbit/s。

5.3.9.4 电网自动化系统的通信规约要全局统一，服从并遵守上级调度确定的通信规约。

5.3.10 配电网自动化的规划设计原则

(1)近期、远期结合，考虑升级和发展，统一规划，分步实施,避免因系统发展和技术进步而造成重复建设，在新上系统和设备时，应尽量选用模块化

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设计产品，便于功能扩展和现场升级。

(2)结合实际，充分发挥现有设备的作用，包括一次设备和已有的通讯设施。

(3)方案和设备选择应考虑先进、经济、适用的方针,配网设备(包括一次设备和控制、通讯装置)因数量大而投资较高，因此应注意各个设备及装置的性能价格比，满足可靠性要求。

(4)配网因设备量大而数据多，应优先考虑分层，就地自动控制。 (5)信息应能共享,既能满足在线实时监控的要求，又能为离线的管理工作发挥作用。

(6)针对不同的可靠性要求，不同的经济发展水平和不同的负荷类型，实施不同的自动化方案。

（7）对现有的开闭站、配电室，如近期无改造可能，应逐步实现两遥（遥测、遥信）功能。对特别重要的开闭站、配电室，应实现四遥（遥测、遥信、遥控、遥视）功能。

5.3.11 配网自动化的功能 1、地区分类及特点

重要地区:市中心区、区县所在地，连片开发的居住区及重要的经济开发区。该地区的特点是经济发达或具备发展潜力，人口稠密，对供电可靠性要求很高，此类地区将逐步过渡到以电缆网供电为主。

一般地区：近郊区及远郊乡镇所在地；该地区特点是人口较集中，负荷

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密度相对较高。

农村地区：农村和农田地区；该地区特点是地域较广，人口相对分散，负荷密度很低。

2、重要地区应实现的功能 （1）故障的自动隔离

架空网：通过与变电站馈线保护的配合满足故障段自动隔离、非故障段迅速恢复供电的要求。可采用电压时限型分段器实现分段和联络。

电缆网：利用集控点的计算机及传送通道，通过采集各段安装的故障指示器的信号，判断出故障区段，遥控相关开关分断后，再迅速恢复非故障段的供电。

（2）配电设备的监控和实时数据采集

A 配电变压器（柱上变压器、箱式变压器以及开闭站或配电室中的变压器）实现主要运行参数（电压、电流、功率、功率因数、电度量）的存储与远传。

B 上述配电变压器的故障报警（运行参数越限报警）。

C 开闭器和开闭站、配电室中的一次开关及二次开关（主要的）的负荷电流数据的存贮和远传。

D、上述开关的开关位置信号的远传（遥信）。 E、附属设备（直流电源、通道等）的故障信息的远传。

（3）上述（2）A中所列配电变压器低压侧所安装的补偿电容器根据无

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功负荷和电压进行自动投切。

（4）实时数据的分析和处理。根据采集到的实时数据，汇总统计其最大负荷、负荷率、电压合格率、停电时户数、开关动作次数等，并生成报表和图表。

（5）采用RTU逐步实现架空网柱上分段器的遥控分合闸和故障自动隔离，以方便按计划分段停送电。

3、一般地区应实现的功能

（1）架空线可通过变电站馈线保护的配合满足故障段自动隔离、非故障段迅速恢复供电的要求。可采用电压时限型分段器实现分段和联络。 （2）电缆线路各段及较长支线安装可自动复归的故障指示器，实现快速判断故障区段。

（3）柱上配电变压器安装测控仪，实现主要运行参数（电压、电流、功率、功率因数、电度量）的存贮。

（4）将现场定期采集的数据输入计算机，进行分析统计，并生成报表和图表。

（5）柱上配电变压器低压侧安装补偿电容器，并利用测控仪实现自动投切。

4、农村地区应实现的功能

（1）有条件时，安装分段和联络开关，实现故障时的人工倒闸，隔离故障区段。

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（2）变电站出线应安装重合器，线路过长时可安装分段器，以缩小故障停电范围。

5.3.12 重要地区的配电网自动化需要配置数据传输通道，架空网应优先采用同杆架设的通信电缆。随着技术的发展，也可采用其他通信方式。

第六篇 用户的供电原则

6.1用户分类 6.1.1重要用户： 重要用户可分为: (1)特级用户： (2)一级用户： (3)二级用户

6.1.2 重要负荷：

有下列情况之一者为重要负荷： (1) 中断供电将造成人身伤亡者；

(2) 中断供电将在政治、军事或社会上造成重大影响者； (3)中断供电将造成环境严重污染者；

(4) 中断供电将造成重要设备损坏，连续生产过程长期不能恢复或大量产品报废者；

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6.1.3特殊用户：产生谐波、冲击负荷、波动负荷和不对称负荷的用户为特殊用户。

6.1.4普通用户：除重要用户、特殊用户以外，其用电无特殊要求的用户为普通用户。

6.2用户的供电方式

根据用户用电容量和用电性质的要求，可采取380/220伏，10千伏，35千伏，110千伏和220千伏电压等级供电，逐步取消6千伏和市区内的35千伏供电电压等级。小电阻接地系统范围内的新建10千伏用户应按中性点小电阻接地方式进行设计，现有用户应随中压电网中性点小电阻接地方式的改造同步实施用户内部的改造。

6.2.1 重要用户 (1)特级用户：

采用双路及以上供电电源，并且其外电源必须来自两个不同的220千伏电源，且由变电站直配出线，同时用户必须自备保安电源。

(2)一级用户

采用双路及以上供电电源，并且其外电源必须来自两个不同方向电源，其中至少一路电源自变电站直配出线，同时用户必须自备保安电源。 (3)二级用户

采用双路及以上供电电源，并且其外电源必须来自两个不同方向，同时

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用户必须自备保安电源。

6.2.2 对于重要负荷的用户,根据用户提出的供电可靠性要求,电网提供与其供电可靠性相对应的供电电源,采用双路及以上不同方向供电电源,用户必须自备保安电源.

6.2.3普通用户

根据用户供电可靠性的要求选择外电源的供电方式。需要双路及以上供电的普通用户，在条件具备时其外电源可引自两个不同方向（开闭站或变电站均可），如果条件不具备，应在与用户签订供用电合同时，明确其供电可靠性。

6.2.4 保安电源

对于任何正常、事故情况下不能中断供电的用户，必须由用户自备保安电源。

用户保安电源一般采用自备发电机组,对于不允许瞬间停电的重要负荷可采用UPS。

6.2.5 市区10千伏用户和低压用户 6.2.5.1 市区10千伏用户

(1)安装变压器总容量在630千伏安及以上的用户或双路供电的用户，一般应从10千伏电缆网供电；

(2)安装变压器总容量在630千伏安以下单路供电的用户，可自10千伏架空线路供电；

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(3)位于繁华的商业街的由10千伏架空线路供电的用户，应结合城市规划和用户内部改造，逐步纳入电缆网供电。

(4)用户自电缆网供电时，除专用电缆设备以外，用户应在其用地红线范围内，沿市政道路或与其高压配电室贴建电缆分界（分支）设施，电缆分界（分支）设施不宜建设在地下一层以下。

(5)双电源或多电源的用户，各电源之间应有可靠的闭锁，任何情况下不得自行合环或向系统反送电源。

(6)属用户产权的配电变压器，不论容量大小都应安装在用户的红线范围内，由用户自行管理。市区用户变压器一般安装在室内，采用箱式变时可安装在室外。

6.2.5.2用电设备容量在100千瓦或装接变压器容量50千伏安及以下的用户可采用低压供电。

6.2.5.3用户内部的高低压架空线路应沿用户红线内道路架设，如用户用电地点分散，可向供电局申请分别立户供电。

6.3特殊用户供电的技术要求

6.3.1各类用户的非线性负荷，引起电网电压及电流的畸变，通称谐波源。具有产生谐波源设备的用户，其注入电网的谐波电流及引起电压的畸变率必须符合GB/T 14549-93《电能质量、公用电网谐波 》和DB11/078-97《北京市工业整流设备谐波限值》的规定，采取相应措施，防止对电力设备及装置

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的有害影响。

6.3.2 用户冲击负荷及波动负荷(如短路试验负荷、电气化铁路、电弧炉、电焊机、轧钢机等)引起的电网电压波动、闪变，必须满足GB12326－90《电能质量—电压允许波动和闪变》的规定。

为大容量冲击性负荷、波动负荷对电源产生电压骤降、闪变以及畸变负荷对电网的影响，用户必须就地装设相应的补偿和滤波装置（如SVC）。

6.3.3 不对称负荷

6.3.3.1 380/220伏用户超过30安培的单相负荷应均衡分布在各相，当不能实现时应采用二相或三相供电，使负荷均衡分布。

6.3.3.2 10千伏用户一般不采用单相供电，单相负荷设备均衡分布在三相线路上。

6.3.3.3 大型10千伏及以上的单相负荷（如电气机车等），或虽然是三相负荷而有可能单相运行的设备（如电渣重熔炉等），当三相用电不平衡电流超过供电设备额定电流的10%，应考虑采用高一级电压等级供电。

不对称负荷引起的三相电压允许不平衡度，必须满足GB/T15543－95 《电能质量—三相电压允许不平衡度》的规定。

6.4用户无功补偿装置

6.4.1用户无功补偿装置应按无功就地自动补偿原则，不允许向系统倒送

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无功功率。用户安装无功补偿装置按照部颁《供电营业规则》执行。

6.4.2用户变电站配置的并联电容器组，需具有按无功功率控制的自动投切功能。功率因数应控制在0.9及以上。

第七篇 郊区(农村)低压电网建设及改造原则

7.1一般要求

7.1.1 郊区(农村)低压电网是指380伏/220伏电压等级的架空、电缆线路及与其连结的配电装置、计量装置、接户线、套户线等设施的统称。

7.1.2 本原则依据能源农电(1993)36号《农村低压电力技术规程》、华北电力集团公司农电局《农村低压电网建设(改造)技术导则》有关规定，结合北京郊区（农村）用电实际情况制定。

7.1.3 郊区（农村）低压电网建设和改造的目标

农村低压电网建设应布局合理、结构可靠、装备良好、管理科学，实现优质、安全、高效、低耗的目标。

7.1.4 要坚持统一规划、统一标准、明确目标、分步实施的原则。要按照农村经济的发展和农民生活水平提高的要求，立足长远，郊区（农村）低压电网建设和改造标准应在现行基础上适当提高。

7.1.5 郊区（农村）中低压电网在改造中，要重点更换高损耗变压器，采用无功补偿技术和低能耗金具、设备，降低线损，提高经济效益。

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7.1.6 郊区（农村）低压电网的设备要立足于国产设备。

7.1.7 本原则适用于北京郊区（农村）所有低压电网的建设及改造。 7.2 建设及改造目标

7.2.1 做好低压电网的负荷预测，新建或改造后的低压电网,其供电能力应满足八年负荷增长的需要，一般可按当前实际负荷的两倍考虑。

7.2.2 低压电网应布局合理，配电变压器应安装在负荷中心。220伏用户使用电压偏差在+7%、-10%以内，380伏用户使用电压偏差在±7%以内。

7.2.3 全部低压架空线路达到一类设备标准，接户线、进户线完好率达到95%。

7.2.4 郊区（农村）低压线损率以村为单位统计，线损率≤12%。 7.2.5 村内低压线路全部实现光力分线，村民一户一表，逐步消灭电表上杆。

7.2.6 村内用电采用分级漏电保护装置，杜绝因设备隐患发生的村民触电死亡事故。

7.3 建设及改造标准 7.3.1 导线

7.3.1.1 低压主干线一般采用LJ-50至LJ-120导线，对于边远地区负荷增长潜力极小的村落，可适当采用LJ-35导线；低压线路支线采用不小于LJ-25导线。

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7.3.1.2 乡、镇农贸市场等人群集中或其他有必要的地段采用耐侯绝缘导线。线路环境较差地段和交叉跨越线路应采用钢芯铝绞线。

7.3.1.3架空导线严禁使用断股、背花等伤残导线。 7.3.2 电杆

7.3.2.1 低压架空线路一律采用水泥圆杆，严禁使用不符合技术规程要求和伤残的电杆。

7.3.2.2 电杆埋深不小于杆长的1/6，土质松软地段应加底盘和卡盘。 7.3.3 拉线

7.3.3.1 一律采用镀锌钢绞线。钢绞线的型号、拉线盘规格及埋深根据导线截面、档距按低压电力技术规程执行。

7.3.3.2 70平方毫米及以上钢绞线应做楔型拉线。 7.3.3.3 在规定位置加装圆瓷。 7.3.4 绝缘子、横担

7.3.4.1 架空导线应用绝缘子固定，绝缘子的耐压等级应与线路额定电压相适应。

7.3.4.2 线路横担采用镀锌铁横担。 7.3.4.3 承力杆采用双担。 7.3.5 接户线

7.3.5.1 沿墙敷设应穿入相应管径的套管或采用绝缘护套电缆配线。 7.3.5.2 应选用不小于4平方毫米铜耐侯绝缘线或10平方毫米铝耐侯绝缘

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线。

7.3.5.3 档距不得大于25米，超过25米时，应加装接户杆。沿墙敷设接户线两支点间距不应大于6米。

7.3.6 套户线

7.3.6.1 采用不小于2.5平方毫米铜绝缘线，其长度不应超过50米并加装套管。

7.3.6.2 套户线与通讯线、广播线必须分开进户。 7.3.7 变压器

7.3.7.1 配电变压器应设置在村内负荷中心，不符合要求的应进行迁移，最大供电半径不大于500米。

7.3.7.2 村内综合变压器总容量应按照光、力、水容量之和配备。 7.3.7.3 村民生活用电负荷按照每户1～2千瓦容量供电和安装电度表。 7.3.7.4 偏僻小户可考虑单相小容量变压器。 7.3.8 配电室

7.3.8.1 低压配电室按既定标准建设。 7.3.8.2 实现光、力、水分线、分表计量。

7.3.8.3 低压配电柜应装电流表、电压表，按用电负荷要求设若干个出线开关。

7.3.8.4 配备与实际相符的模拟图板。 7.3.8.5 配备齐全、合格的安全工具。

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7.3.9 漏电保护

7.3.9.1 村民户应安装单相漏电保护器，安装率达到100%。

7.3.9.2 村内用电设备应安装漏电保护开关，达到全村光、力、水总保护和分保护齐全并运行正常。

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附表: 35千伏、10千伏系统保护配置表

线线 电压 终端线路 35千伏 消弧线圈接地 相电流Ⅰ t/0 相电流Ⅱ t/0 相电流Ⅲ t 三相一次重合闸、低频减载 路 联络线 备用互馈线 多级负荷线 接地变压器 并联干式电抗器 相电流Ⅰ t/0 相电流Ⅱ t/0 相电流Ⅲ t 三相一次重合闸、纵联保护 (仅电缆用) 35千伏电阻接地 电流速断 过电流 零序电流 电流速断、过电流 零序电流(仅用于小电阻接地系统) 中性线不平衡电流或开口三角电压或差电压 消弧线圈接地 接地变: 电流速断 消弧线圈: 零序电流 过电流 零序电压 电阻接地 相电流Ⅰ t/0 相电流Ⅱ t 零序电流带时限两段、三相重合闸 低频减载 10千伏 消弧线圈接地 相电流Ⅰ t/0 相电流Ⅱ t 三相重合闸、低频减载 .专业资料.

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电容器 电流速断、过电流 零序电流(仅用于小电阻接地系统) 中性线不平衡电流或开口三角电压或差电压 低电压、过电压

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附图1：220kV网络链式接线图500kV站220kV枢纽站负荷站负荷站220kV枢纽站500kV站(a)220kV站规模180～240MVA主变4台500kV站202kV枢纽站负荷站负荷站220kV枢纽站500kV站(b)220kV站规模180～240MVA主变3台 .. .. ..

220kV站.专业资料.

220kV站220kV站220kV站220kV站4×180～4×250MVA110kV站附图2 110kV网络链式接线图4×50～4×63MVA .. .. ..

附图3 500kV变电站电气主接线 500kV一个半接线,220kV双母线双分段.专业资料.

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附图4 220kV变电站电气主接线

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图1:枢纽站: 220kV双母线单分段, 图2:枢纽站: 220kV双母线, 110kV双母线 段, 图3:市区负荷站: 220kV双母线单分图4:市区负荷站: 220kV单元接线, 线 , 110kV星形接线图5:市区负荷站: 220kV扩大双桥接110kV星形接线 图6:郊区负荷站: 220kV单母线分段, 110kV单母线分段 图7:郊区负荷站: 220kV单母线分段, 110kV单母线分段 .专业资料.

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附图5:110kV变电站电气主接线

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图1:市区负荷站: 110kV单母线分段, 图2:市区负荷站: 图3:日本市区负荷站: 10kV单母线分段环形 110kV扩大单母线分段, 66kV单元接线, 10kV单母线分段环形 6kV星形接线 图4:市区负荷站: 图6:郊区负荷站: 110kV扩大桥接线, 图5:市区负荷站: 110kV桥接线, 图7:郊区负荷站: 10kV单母线分段接线 110kV单元接线, 10kV单母线分段接线 110kV简易桥接线, 10kV单母线分段 10kV单母线分段接线 .. .. ..

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