郑州市中低压配网建设技术原则

附件郑州市中低压配电网技术原则 郑州市电业局2005年10月 批 准：王正刚 审 定：刘可迎 姚泽民 审 核：郑 琰 马 林编 写：李 炜 朱 勇 葛继红 白 刚 陶士利 刘 峰何 升 武绍斌 编 制 说 明 为了做好城网改造和建设工作，规范我局中低压配电网建设和改造的技术要求，完善我局配电网管理的技术标准，根据局领导的指示安排，市场营销部组织局有关单位技术人员对我局的郑州市中低压配电网技术原则（2002年1月版）进行补充和修改。本次修改增加了以下三个章节内容：第8章. 继电保护；第9章. 电力负荷管理系统；第10章. 配电自动化及管理系统。参加讨论修改本技术原则的局有关领导和工程技术人员有：刘树德、王正刚、刘可迎、姚泽民、郑 琰、 马 林、李 炜、 俞福生、杨风民、吴 军、张 巍、 刘嘉树、 詹 勇、李忠魁、刘 峰、朱 勇、姜卫民、马 瑜、李朝晖、司福轩、叶远绍、牛 罡、何 升、武绍斌、葛继红、白 刚、丁宇航、张绍辉、熊卿府、高 军、董 锐、虎新合、黄玉亭、解 强、陶士利、姜鸿源、王建新、孙明浩、余水广、李卫宏、冯 剑、张明华、朱 峰、王 玮、刘春阳、周继伟、王现法、张和平、孙继军、胡发显、左雁章、周晓峰、赵 睿、郑传才、刘 杰、王建一、马可进、杨曙照、黄志安、李翔、任业生、张建民、徐二强。 2005年10月目 录 1. 总则.（5） 2. 中压配电网.（6） 3. 中压架空配电线路.（12） 4. 电缆线路.（14） 5. 配电变压器.（15）6. 10KV开闭所、公用配电所、 环网柜及配电设备.（16） 7. 低压配电网.（18）8. 继电保护.( 19)9. 电力负荷管理系统.( 21 )10. 配电自动化及管理系统.( 26)11.客户的供电方式.（28） 12.居民小区及一户一表供电.（32） 13.路灯供电.（40）郑州市中低压配电网技术原则1总则1.1 本原则适用于我局10 KV及以下中低压配电网的规划、设计、新建及改造工作。1.2 本原则参考以下原部颁技术导则以及原省电业局有关技术原则的内容，并结合我局在郑州市中低压配电网建设、改造中遇到的实际情况，对郑州市中低压配电网技术原则（2002年1月版）进行修改、补充制订。1.2.1原能源部、建设部能源电1993228号文城市电力网规划设计导则。1.2.2原电力部DL/T 599-1996城市中低压配电网改造技术导则。1.2.3原河南省电业局 豫电生 1998118号文 河南省城市电网建设、改造技术原则（试行）1.2.4郑州市经济委员会、郑州市三电办公室、郑州市电业局郑经能源200517号1.3 中低压配电网由变电站的10KV配电装置、10KV架空线路、线路开关、配电变压器、电缆线路、电缆分支箱、10 KV开闭所、公用配电所、环网柜、无功补偿装置、低压架空线路、低压配电装置、下户线等设备组成。1.4 架空线路在现阶段仍是城市中低压配电网的主要组成部分，但根据郑州市城市建设发展规划的要求，在有条件的城区地方应优先发展电缆网络。1.5 在中低压配电网新建和改造中应积极推广新技术、新设备、新工艺、新材料，以确保电力系统的安全、可靠、经济运行。1.6 中低压配电网的无功补偿应根据“分层分级、就地平衡”的原则进行配置,可以采用分散补偿和集中补偿相结合的方式。2 中压配电网2.1 郑州供电区中压配电网的电压等级为10 KV，原有供电的6KV客户可逐步升压为10 KV供电。2.2 中压配电网应根据110 KV变电站的布点、负荷密度和运行管理的需要划分成若干个相对独立的分区配电网。2.3 中压配电网应有较为明显的供电范围，在合理的供电半径内，一般以河流、铁路、公路、未开发地区或市区的数条道路为界形成若干个供电区域，原则上分区配电网之间不交叉供电。分区配电网的供电范围应随着负荷密度的增加和新变电站的投入而进行适当调整。2.4 按照城市中压配电网的发展规划，中压配电网以变电站为供电电源，重要负荷地区的分区配电网应有两个或两个以上的变电站向其提供电源。通过对城市中压配电网进行建设和改造，使城市中压配电网的安全供电可靠性达到以下要求：对特殊重要客户的供电满足N-2的要求，对一般重要客户的供电满足N-1的要求。2.5 近期中压配电网形成环网布置、开环运行的结构。在相邻变电站及相邻线路之间的中压配电网主干线路上应装设线路分段开关或负荷开关，原则上每条架空配电线路分为三段。在正常方式下开环运行，计划检修或事故停电时可以转移负荷、缩小停电范围。2.6根据供电可靠性的要求，郑州市建成区应以电缆网建设为主，加强电缆主干网建设，形成环网结构，重要区域考虑发展为格式网的目标。2.7 中压配电网的供电可靠性要求如下：2.7.1 中压配电网应有一定的容量裕度, 当负荷转移时不致使配电设备过载。2.7.2 当配电线路发生故障时，通过倒闸操作能够继续向非故障线路段的客户供电，而配电线路应不过负荷、对客户不限电。2.7.3 当任何一个中压馈线柜因故障停运时，通过倒闸操作能够继续向非故障段客户供电。2.8 在变电站检修或异常方式下，应至少能通过中压配电网向邻近的变电站转移其一台主变所带的10 KV负荷。2.9 为了满足在新增110 KV变电站后的10 KV配电网供电能力的要求,今后新建架空配电线路的主干线路，不分首端、末端，应采用相同截面的导线。2.10 中压配电网新建主干线的导线截面、公用配电所（开闭所）的土建规模应按最终规模一次建成，在负荷发展不能客户用电需要时，可增加新的电源馈入点或插入新的配电设施，而配电网的结构基本保持不变。2.11 中压配电网应选用短路容量可以满足长期发展需要、可靠性高、体积小、维护工作量少或免维护和操作简单的新型设备。2.12 110/10 KV或220/110/10 KV变电站的10千伏出线开关应满足一次要求，出线CT变比采用400/5 或600/5， 主干线电缆线路采用400 mm2的铜芯电缆， 次干线电缆线路采用300 mm2 的铜芯电缆。2.13 中压配电网的开闭所、环网柜、公用配变应深入负荷中心，减小供电半径，降低配电网的损耗，提高供电的可靠性。城市建成区10 KV线路供电半径不大于2千米，城市非建成区10 KV线路供电半径不大于5千米。供电电压合格率不低于98 。2.14 郑州市下列区域内今后新建中压配电网主要建设电缆网络：郑州市中心区、郑东新区等重要地区和新建的居民住宅小区。2.15 城市道路网是城市配电网建设的依托，在城市建设允许采用架空线路的地方采用架空线路，在主、次干道均按电力发展规划应予留电缆敷设位置和宽度，部分干道还应考虑电缆隧道或排管的电缆敷设方式。2.16 今后在郑州市中心区、郑东新区等重要地区和新建的居民住宅小区内的 10 KV开闭所（变配电所）、公用配电所要逐步实施配电自动化，新建10 KV开闭所、公用配电所的设计和设备选型要考虑实现配电系统自动化的需要，10 kV分段开关、联络开关应优先采用免维护或少维护的真空开关或SF6开关。2.17 郑州市中压架空线路近期采用手拉手环网接线，远期过渡到三分段四连接的接线方式，如图2-1所示。图2-1： 三分段四连接的接线方式（架空线）2.18 郑州市中压公用电缆线路一般采用单环网环网柜接线（如图2-2所示）或双环网开闭所接线（如图2-3所示）的方式，这两种接线方式可以用于电缆网络建设的初期阶段，对环网点处的环网开关考虑预留位置。随着电网的发展，在不同的环之间通过增加环网开关建立联络，发展为复杂的接线模式。 图2-2不同母线出线的单环式环网柜接线模式（电缆线路） 图2-3不同母线出线的双环式开闭所接线模式（电缆线路）2.19 对于用电负荷发展已经饱和、负荷密度大的地区，电缆网络可以采用“31”的主备式环网柜接线方式（如图2-4所示）和采用“31”的主备式开闭所接线方式（如图2-5所示），并按最终规模一次规划建成。 图2-4 “3-1”的主备式环网柜接线模式（电缆线路）图2-5 “3-1”的主备式开闭所接线模式（开闭所）2.20 电缆线路的组网原则：对环网接线方式，主回路由开闭所形成双环网，环网柜组成单环网接入开闭所。对分支接线方式，由开闭所或环网柜接入电缆分支箱。 3中压架空配电线路3.1 10KV中压架空配电线路分为架空裸体导线、架空绝缘线路。今后在郑州市建成区内新建架空线路应全部采用绝缘导线。3.2 导线截面的选择: 新建和改建中压架空配电线路，导线截面要统一标准化，选用架空绝缘导线其导线截面要比架空裸体导线的截面提高一级。主干线路上的架空线路为钢芯铝绞185 mm2、架空绝缘线路为绝缘铝绞线240 mm2。分支线路上的架空线路为钢芯铝绞线120 mm2、架空绝缘线路为绝缘铝绞线185 mm2。3.3 线路杆塔: 电杆一般采用15米的普通电杆，禁止采用预应力电杆。根据线路交叉跨越和城市建设的需要，特别情况下可以采用15米及以上的钢管杆或窄基铁塔。3.4 当新建中压架空配电线路时，在城市建成区的主要道路上取消跨路线路、过街拉线和入地拉线，现在已有的要逐步进行改造。3.5 线路档距: 在城市建成区一般为35米至45米 ，在城市非建成区道路旁一般为45米至55米、非道路旁一般为55米至65米。3.6 为了提高中压架空配电线路的防污闪能力、减少运行维护的工作量，中压架空配电线路的绝缘水平按20 KV设计。3.7 中、低压线路同杆架设时，中、低压必须是同一电源。3.8 为充分利用架空配电线路走廊，新建架空配电线路时应采用双回路或多回路同杆架设方式。3.9 中压配电线路导线的排列方式一般为三角形排列或垂直排列，在特殊情况下也可采用水平排列，其相位和相序排列方式统一规定为：3.9.1 导线为三角形或水平排列时，中相为B相，西边相、南边相为A相，东边相、北边相为C相。 3.9.2 导线为垂直排列时，导线各相由上到下分别为B相、C相、A相。3.10 线路柱上开关和线路刀闸: 3.10.1 线路开关：采用真空开关或SF6 开关 , 额定电流为630 A 、额定短路开断电流为25 KA 。3.10.2 线路负荷开关：额定电流为630 A、额定热稳定电流为25 KA。3.10.3 线路刀闸： 额定电流为630A、 额定热稳定电流为25 KA。3.11 10KV架空配电线路在正常运行方式下的最大负荷电流应不超过本线路额定电流的70 ，超过时应考虑对配电线路进行分负荷。当有互相联络的线路之一需要停电检修和发生故障时，运行线路应能承受非检修段和非故障段的全部负荷。3.12 线路开关的装设原则：3.12.1 在城市建成区以内，公用架空配电网采用环网结构开环运行。为了缩小线路检修和事故时的停电范围，一般每条主干线路分为三段，在分段处装设线路分段开关和刀闸。3.12.2 电源来自不同的变电站或不同的母线的二条架空线路，在其联络处装设线路联络开关，最终按照三分段四连接的发展考虑。3.12.3 在分支线路上的分支处和架空线上的接客户电缆处应装设线路开关或线路负荷开关。4 电缆线路4.1 变电站10 KV出线电缆采用交联铜芯400mm2，供主干网络中的10 KV开闭所、公用配电所之间的联络电缆也应选用交联铜芯400mm2，10 KV开闭所、公用配电所出线串联多个环网柜的电缆采用交联铜芯300mm2。4.2 变电站出线电缆在正常运行方式下的负荷电流应不超过电缆回路额定电流的70 。4.3 在城市的主要道路、路口、河道应结合城市道路建设或改造预设过路、过河的多路电缆排管。4.4 电缆隧道及电缆出口应在变电站的选址及建设时统一考虑。4.5 电缆敷设有直埋敷设、电缆沟敷设、排管敷设、隧道敷设等方式，应根据电网规划、供电负荷、电压等级、最终条数、施工条件及初期投资等因素确定敷设方式。4.6 根据配网自动化的发展要求，在敷设电力电缆的同时应考虑相应的通讯通道。4.7 在电缆隧道、电缆排管和电缆沟里敷设的电缆必须采用阻燃电缆，过路管采用高强度、耐高温、耐腐蚀的材料。4.8 电缆在变电站的电缆夹层内和电缆隧道内的第一个防火分区内不得有接头。4.9 新建设电缆隧道的通风、排水、防火设计及措施应与电缆敷设时同步实施，已投入使用的电缆隧道应补充电缆隧道通风、排水、防火设计及采取通风、排水、防火措施。5 配电变压器5.1 配电变压器分户外台架式、户内式和箱式变安装三种方式， 配电变压器布点应遵循“小容量、多布点”的原则，配电变压器的新装和更换均应采用节能型变压器。5.2 配电变压器单台安装容量的选择：5.2.1 户外台架式为: 100 KVA、200 KVA、315 KVA。5.2.2 公用配电所为: 400 KVA、630 KVA。 在特别情况下，根据需要可以安装至1250 KVA。5.2.3 箱式变为: 400 KVA、630 KVA。5.3 根据实际用电负荷的大小，配电变压器可以按照上述安装容量的要求分期地进行安装，但其附属设备应按照最终安装容量要求一次设计安装完成。5.4 当变压器的最大负荷达到70 以上时，需要增加变压器的布点进行分负荷。 5.5 新建的配电变压器应安装无功自动补偿装置及台区电量计量装置，并逐步实现远传、远抄等功能，无功自动补偿容量按配电变压器容量的1530计算。5.6 在特别情况下，根据负荷大小可采用单相变压器，单相变压器的最大容量不超过50 KVA。6 10 KV开闭所、公用配电所、环网柜及配电设备6.1 10 KV开闭所、公用配电所宜建设在负荷中心区且便于进出线的地方，或建设在两座变电站之间以便于加强配电网的联络和提高供电可靠性，其建设地址的选择应结合居民小区建设和城市改造同步进行。6.2由客户提供的10 KV开闭所、公用配电所、环网柜的建设位置，或由建设单位投资建设为一户一表供电的要移交供电企业的10 KV开闭所、公用配电所、环网柜的建设位置选择规定如下：6.2.1 应首先考虑在地面上建设独立的10 KV开闭所、公用配电所、环网柜的建筑物。6.2.2 地面上无位置的，可在建筑物的一层提供建设10 KV开闭所、公用配电所、环网柜的位置。6.2.3 以上两条均无建设位置的，允许在建筑物的地下层内应与客户的专用配电室同层建设，或比客户的专用配电室高一层提供建设10 KV开闭所、公用配电所、环网柜的位置。6.3 10 KV开闭所、公用配电所的接线应力求简化，一般采用单母线分段，10 KV开闭所、公用配电所的电源线一般为四回路进出线、馈线不宜超过十二回路。环网柜的电源线为二回路进出线、二至四回路馈线。电缆分支箱的电源线为一回路进线、二至四回路馈线，带开关的电缆分支箱的电源线为二回路进线、二至四回路馈线。根据需要优先选用带开关的电缆分支箱。6.4 在繁华地区及受场地限制时，可以考虑采用箱式变电站。箱式变电站一般安装一台变压器，10 KV电源线为一回路进线、一回路馈线（带变压器）或电源线为一回路进线、二回路馈线（一回带变压器、一回出线）。6.5 10 KV开闭所、公用配电所的选址应考虑到设备运输方便并留有消防通道，设计时应满足防火、防水、通风、防潮、防尘、防小动物等要求。6.6 新建和改造10 KV开闭所、公用配电所、环网柜时应选择无油化、免维护的开关设备，并加装故障寻址器。6.7 开关柜内主要设备技术参数：6.7.1 主进及母联柜6.7.1.1 断路器：额定电流为630 A、 额定短路开断电流为25 KA。6.7.1.2 隔离刀闸：额定电流1250 A、 额定热稳定电流为25 KA。6.7.2 馈线开关柜：6.7.2.1 断路器: 额定电流为630 A、 额定短路开断电流为20 KA 。6.7.2.2 隔离刀闸：额定电流为1000 A、额定热稳定电流为25 KA。6.7.2.3 负荷开关：额定电流为630 A、 额定动稳定电流为25 KA。6.7.2.4 熔断器: 根据负荷大小选择。6.8 为了满足今后配电自动化及继电保护的要求，新建和改造10 KV开闭所、公用配电所应加装继电保护，并按逐步实现配电自动化的要求设计或留有发展裕度。7 低压配电网7.1 郑州市供电区低压配电网的电压等级是380 V/220 V。7.2 低压配电线路分低压架空线路、低压架空绝缘导线、低压电缆线路。在郊区树木无影响的地段可采用低压架空线路，在树木有影响的地段新建和改造时可采用低压架空绝缘线路。7.3 380 V/220 V线路的供电半径一般不大于150米。7.4 低压配电网的结构要力求简单、清晰，一般以配电变压器为中心辐射式供电。7.5 相邻配电变压器的低压干线之间可装设联络开关或联络刀闸,在正常情况下各变压器独立运行,事故时经倒闸操作后可继续向低压客户供电。7.6 在市区及郊区道路旁的低压线路导线截面应一次选定，今后在不敷需要时可插入新装配电变压器。架空绝缘线路为绝缘铝绞线185 mm2，架空线路导线截面为钢芯铝绞线120 mm2、 架空绝缘线路为绝缘铝绞线185 mm2。7.7 低压架空配电线路一般采用10至12米电杆，市区和郊区低压架空配电线路的绝缘水平按1KV设计。7.8 新建居民小区的低压配电线路一律采用地埋电缆。7.9 为了满足低压线路与建筑物之间安全距离的要求, 新建和改造低压线路为架空绝缘线路，以减少外力破坏事故。7.10 低压架空线路应推广使用绝缘线，架设方式可采用集束式或分相式。当采用集束式时，同一台配电变压器供电的多回低压线路可同杆架设。7.11 接户线应采用耐老化的绝缘线。从同一电杆上引下的接户线较多时，可采取用大截面的主接户线引入低压分线箱，再从分线箱向客户引出接户线。7.12 为防止零线断线时烧坏客户的家用电器,在低压线路主干线的末端和各分支线的末端,零线应重复接地。三相四线制的接户线在进户支架处或进户滴水弯头处，零线也应重复接地。7.13 低压架空绝缘集束导线的悬挂钢绞线要可靠接地。 8 继电保护8.1系统变电站：10 KV出线柜一般均装设有定时限过电流、限时电流速断、三相一次重合闸等保护，对小电阻接地系统的变电站除有以上保护外，还应设有零序电流保护。考虑今于后配电网实现配电系统自动化的要求，保护装置应具备扩展功能的。8.2局自建公用配：从变电站出线的第一级公用配的主进及母联应设置相应的保护，接小电阻接地系统的还应设零序电流保护。无负荷转供的第一级以后公用配的主进及母联可不设保护，出线柜应设计相应保护（线路或变压器组馈出柜应设计定时限过电流及电流速断保护，变压器馈出柜应设计定时限过电流电流、速断及温控或瓦斯保护）。8.3 由客户投资建设，建成后资产移交局使用维护管理的中心配（开闭所）10 KV进线及馈线的保护配置原则，应遵循局自建公用配要求建设。8.4 由客户投资建设，建成后资产移交局维护管理的一户一表专用配：10 KV进线、母联及馈线的保护配置原则如下：8.4.1 进线：总容量大于1500 KVA应装设为断路器柜，设继电保护；总容量在1500 KVA及以下且单台变压器容量不超过1250 KVA的可装设为负荷开关柜，不设继电保护。8.4.2母联应装设为断路器柜，不设继电保护。8.4.3馈线带单台变压器：单台容量为800 KVA及以上的油浸式变压器或单台容量为1250 KVA及以上的干式变压器应设定时限过电流、电流速断及瓦斯或温控器保护；单台容量为800 KVA以下的油变或单台容量为1250 KVA以下的干变可不设保护。8.4.4馈线串带变压器组的总容量为1500 KVA及以下且单台容量油变为800 KVA以下或单台容量干变为1250 KVA以下可不设继电保护；总容量为1500 KVA以上应设定时限过电流及电流速断保护。8.5客户自建的专用配，10 KV进线、母联及馈线的保护配置原则如下：8.5.1进线应设定时限过电流、电流速断保护。8.5.2母联仅设电流速断保护。8.5.3变压器出线：单台容量为800 KVA及以上油浸式变压器或单台容量为1250 KVA及以上的干式变压器应设定时限过电流、电流速断及瓦斯或温控器保护。单台容量为800 KVA以下油变或单台容量为1250 KVA干变可不设保护。8.5.4馈线串带变压器组总容量为1500 KVA及以下且单台油变容量为800 KVA以下或单台干变容量为1250 KVA以下可不设继电保护。总容量大于1500 KVA应设定时限过电流及电流速断保护。8.5.5单台容量为1250 KVA及以上变压器原则上应采用直流控制电源。8.5.6双电源客户原则上采用直流控制电源。9 电力负荷管理系统9.1 主站负控系统的基本要求9.1.1 主站负控系统软件的设计应采用结构化方式，以方便新的功能模块添加到程序系列中，使用的操作系统及数据库要采用技术成熟的主流软件。9.1.2 主站负控系统设计的人机界面应尽量适应操作人员的具体情况，操作方法应易学、易懂、易操作。9.1.3 主站的硬件设备必须采用标准化设备，在技术性能、技术指标上应属于国内先进水平。9.1.4 负控系统的基本功能：遥测、遥信、遥控、功控、电控、功率总加、事件纪录、定时采集、随机采集等。9.1.5 负控系统的扩展功能：电度表远抄、电能质量监测、谐波监测、异常用电监测、信道质量检测、购电控制等。9.1.6 负控系统的分析功能：市场分析和预测、行业用电分析和预测、线损分析、负荷预测等。9.1.7 负控系统与关联系统的要求：负控系统设计必须遵循国家有关的负控技术规范与标准，保证所采集的客户端数据的实时性、准确性和完整性，并达到与相关系统数据的一致性，实现信息共享，满足系统间互联的要求。9.1.8 负控系统规约的要求：负控系统运行的通信规约应采用国内统一的行的通信规约或省内统一的通信规约。9.2 负控系统的通信及网络要求9.2.1通信方式可用采用无线电专用网、无线电公共网（GPRS、CDMA）及有线网（电话线、光纤、电力载波）等，以专用网为主、公共网为辅，由于组网的需要，以上各通信方式之间应达到可以相互转换或中继。9.2.2通信方式采用无线电通信联系的主站通道，应将主站通信电台设置在计算机主站系统附近或设置在有通信通道的高层建筑上。9.2.3 无线电系统网络通道容量在保证通信速率和传输内容及传输速率1200 Bit/s的条件下，系统可以每天进行24点或48点的整点巡测， 设计时可以采用1 ：300 500的原则，即一个通信通道带300 500个负控终端。9.2.4无线电系统网络通道的运行频率为230 MHZ的专用频段，通道运行频率应考虑多阶互调问题， MODEM的负载频应采用国内的统一标准。（目前郑州局负控系统MODEM使用的负载频为：1.3 KHZ为“ 1 ”，2.1 KHZ为“ 0 ”）。9.2.5无线电系统网络通道速率应选择产品的发展和技术上所能达到的通信速率，目前无线电系统网络通道速率为1200bps，今后扩展的通信通道的速率应考虑使用4800bps或9600bps。9.2.6无线电系统网络通道中继站通道设计应将中继站通信电台设置在服务区域内的地理制高点上，在通信密度较大且无线电平较低区域内设置在高层建筑上。9.3 负控终端的功能要求9.3.1 负控终端应完成对客户端实时用电数据、计量工况和事件的采集，并及时向系统主站传送采集的数据和信息，应具有足够数据存储容量（抄表能力达64块表，冻结功率点每天48点，电压监测每天48点，以上数据要求存储时间大于4天）和信息处理能力，确保满足数据采集的完整性、控制功能的实施响应及高可靠性的要求。9.3.2 系统终端软件应与主站系统软件配套，终端应符合电力负荷管理系统统用技术条件、电力负荷管理系统数据传输规约，以及国家和行业有关技术标准。9.3.3 负控终端的工作环境要满足以下要求： 环境温度：-25+55；相对湿度：小于93；电源：交流220 V/100V可选，允许偏差20。9.3.4 无线电负控终端平均无故障时间应大于15000 小时。9.3.5无线电电台（通道）的工作要求，工作频率：230 MHz频段；存储信道：16信道；射频输出功率：510 W；灵敏度：优于0.3V（S/N=20 dB）；抗干扰：大于70 dB。9.4 主站及中继站的其它要求9.4.1主站及中继站的设备电源应有专用电源和备用电源。9.4.2天线安装的位置和高度应满足传输信号的要求。9.4.3天馈系统应考虑防雷措施，必要时应加装避雷器。9.5 负控终端的安装要求9.5.1 对于用电容量在100 KVA及以上的电力客户，必须安装电力负荷控制装置，并使其带有的动力、商业（居民生活负荷除外）等负荷开关具备（或改造后具备）可控功能。9.5.2 配电室客户终端的设备电源应使用高压PT电源或低压主进电源，馈线施工应按馈线施工工艺要求进行。 9.5.3箱变客户的天线可安装在箱变顶上或附近的高大建筑物上，箱变顶上的天线应安装牢固并注意防水。9.5.4动力、商业需装遥控的客户必须接遥控，并做试验。具备远抄条件的客户，必须实现远抄功能。9.5.5负控终端的接地系统应符合无线电设备的安装规定，终端设备地与现场地系统应连接完好，主站及中继站设备的接地电阻0.5。9.5.6天馈系统的馈线施工应符合按安装规定，应使馈线的固定牢靠、连接良好，馈线应满足高频阻抗的特性要求，其界面不得变型、介质特性不得发生变化。9.5.7 负控终端的调试9.5.7.1无线电天馈系统的调试：无线电负控终端安装完成后，应该进行天馈系统的调试工作，调整天线左右方向及上下位置，使主站召测的无线信号电平获得最大值，高频信号电平应大于5V，并固定此时天线的位置及状态。9.5.7.2负控终端的功能调试：无线电负控终端设备安装结束后，通过功能调试和与主站联调，终端的功能工作状态、各种性能、控制功能、状态反映、测量信息、扩展设备连接等应达到正常、正确。9.5.7.3负控终端与主站联调：在主站针对终端的做个性操作试验，如对应终端地址、下发表地址、下发各采集量变比、对时等，并在主站完成终端功能调试的全部操作试验。10 配电自动化及管理系统10.1 配电地理信息系统（简称配电GIS）10.1.1 配电GIS规划建设时，应遵循定位确切、主次分明、相互兼容、信息共享、界面清晰、功能适用、系统开放的原则。10.1.2 配电GIS规划建设要综合考虑造价和投资效益，要考虑系统组成的先进性和价格的合理性,要具有满意的系统性能价格比。规划的运行年限不宜过短，一般不应少于5年，并充分利用现有的设备资源。10.1.3配电GIS系统结构应用模块化方式进行规划和设计，以便于今后的功能扩展和现场升级。10.1.4配电GIS须应具有自动绘图功能（AM）和设备管理功能（FM），可与其它实时系统（配电自动化系统、调度系统）相连接，实现数据、图形共享。10.1.5配电GIS应有很好的安全隔离措施，建立配电GIS管理制度，采用可靠的安全技术设备，提高系统的安全性。10.1.6接入配电GIS的pc工作站的数量不应受到限制，pc工作站与主站服务器接口带宽应不小于100 M（兆）。10.1.7配电GIS服务器要有可靠的UPS电源，GIS服务器应具备双机运行，数据要具有本地备份和异地备份功能。10.2 配电自动化系统10.2.1配电自动化系统一般采用四层结构：配电自动化总控制中心、区域控制中心、子站和终端，对于中小型城市的配电自动化系统，一般采用控制中心、子站和终端三层结构。10.2.2配电自动化工程的建设必须制订规划、开展试点工作，在总结经验的基础上固地制宜，逐步推广，分步实施，要尽可能避免在开发过程中大量更换主设备和重复投资。10.2.3配电自动化系统的基本功能10.2.3.1故障判断、故障隔离和网络重构，缩小停电范围，缩短用户停电时间。10.2.3.2配电网络实时运行数据的采集。10.2.3.3实时数据的分析、处理和报表生成。10.2.3.4电压、功率团数和无动补偿装置的监控。10.2.4 电缆网自动化系统一次设备的技术要求10.2.4.1有电动分、合闸功能，留有遥控、遥信、遥测和遥视接口。10.2.4.2进线侧开关应配有电压互感器，并为FTU控制器、电动操作机构提供电源。10.2.5架空网自动化系统一次设备的技术要求10.2.5.1能与FTU（开关控制器）可靠连接。10.2.5.2有就地、远方电动操作和就地手动功能，就地和远方操作能相互闭锁。10.2.5.3具有免维护和防爆功能。10.2.5.4能提供多种整定曲线，确保保护配合的灵活性。10.2.6自动化装置应配置性能稳定的、不间断的供电电源。10.2.7配网自动化系统通信通道选择应根据各地的具体情况，考虑最终系统发展要求，选择性能与价格比最优的方案组成通信网。10.2.7.1采用有线通信的地下需要预留埋线管道；采用有线通信柱上的需要根据线路走向采用最优方案。10.2.7.2无线通信需要考虑频率申请、通信半径、通信范围内的障碍物及屏蔽的因素。11 客户的供电方式11.1根据客户用电设备对供电可靠性的要求及中断停电后造成后果的大小不同，用电的客户分为一般客户和重要客户。11.1.1 符合下列情况之一者为重要用电客户：11.1.1.1 中断停电后将造成人身伤亡者。11.1.1.2 中断停电后将造成重大政治、经济意义、军事作用的用电单位的重大损失和影响者。11.1.1.3 中断停电后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。11.1.1.4 中断停电后将造成环境严重污染者。11.1.1.5 中断停电后将造成重要公共场所秩序混乱者。11.1.2 除11.1.1条以外的为一般用电客户。11.2 重要用电客户的供电电源11.2.1 所有的重要用电客户应由两路或多路电源供电。当一个电源发生故障时，另一个电源或其它电源不应同时受到破坏。11.2.2对于需要连续不间断供电的特别重要用电客户,除了供电部门提供的电源外,客户还应自备应急电源，应急电源只供给需要连续不间断供电的负荷。11.2.3客户自备的应急电源与正常供电电源之间必须采取防止并列运行的措施。11.3 在城市建成区及规划区以内的客户专用供电线路，在公用线路走廊内应采用电缆供电。在城市建成区及规划区以外的客户专用供电线路，视其用电负荷及公用线路走廊情况采用架空线路供电或电缆供电。11.4 客户单相用电设备总容量在10 KW以下的一般可采用低压220 V供电。客户单相用电设备容量在10 KW及以上、100 KW以下或需用变压器在50 KVA以下的可采用低压三相四线制供电，特殊情况下也可采用高压供电。客户用电设备容量在100 KW及以上或需用变压器在50 KVA及以上的应采用高压供电。11.5 客户最终用电安装变压器容量在500 KVA以上者采用高供高计式供电方式,应接在10 KV公用电缆线路上供电。11.6 在非电缆网地区以外，客户最终用电安装变压器容量在500 KVA及以下者采用高供低计式供电方式,可以接在10KV公用架空配电线路上供电。 11.7 根据郑州市城市建设发展的需要,部分道路已经计划要进行架空线路、架空绝缘线路改电缆入地的,新装客户用电容量在500 KVA及以下的应接在10 KV公用配电所（电缆分支箱）电缆线路上供电，或临时用电缆从架空线路（架空绝缘线路）上接线供电。11.8 在城市建成区内的公用架空线路上“ T ”接客户电缆时，若客户用电地址与公用架空线路同侧，客户电缆应经第一道跌落保险（单独架设杆位）供电。若客户用电地址在公用架空线路的道路对侧，原则上应地埋电缆过路，并经电缆分支箱（或环网柜）供电。11.9 一般供电原则如下：客户最终用电安装变压器容量在1000 KVA以下的由前置电缆分支箱出线供电，报装容量在1000 KVA3000 KVA之间的由前置环网柜出线供电，报装容量在3000 KVA7000 KVA之间的由开闭所或公用配电所出线供电。客户最终用电安装变压器容量在7000 KVA及以上者（客户为冶炼负荷在4000 KVA及以上）可由变电站出线供电。11.10 在城市建成区内的客户申请双电源供电,一般采用两路电缆线路供电。重要客户用电容量在100 KVA及以下的由客户自备备用电源。11.11 在正常情况下，当重要客户由两路及以上多路电源同时供电时,客户的10 KV侧一般不能并列运行。11.12 新建的双电源客户或多电源客户需要电源切倒的，在客户进线侧的各电源之间应设可靠电气闭锁装置。11.13 双电源客户或多电源客户需要电源并倒的应在调度协议中明确，经计算电流、电压应能满足系统的并倒条件、客户一、二次配电设备满足并倒要求,并应按照调度命令执行操作。11.14 双电源客户或多电源客户（包括自备发电机客户）应采用可靠的技术措施，在任何情况下都不得向电网反送电。11.15 100 KVA及以上客户的无功功率应按功率因数就地自动补偿，客户不得向电网倒送无功功率。11.16 客户用电总容量在2000 KVA及以下的由公用配电所内负荷开关加熔断器出线供电，在2000 KVA以上的由公用配电所内的断路器出线供电。11.17 客户非居民小区箱式变电站内安装单台油浸变压器容量不超过630 KVA，安装单台干式变压器容量一般不超过1000 KVA。11.18 客户配电室单台油浸变压器容量为800 KVA及以上或单台干式变压器容量为1250 KVA及以上的，其变压器柜的主进开关应采用断路器。11.19 客户地下配电室内的变压器必须采用干式变压器，单台干式变压器容量不宜超过1600 KVA。11.20高层综合写字楼的供电：高压由开闭所或环网柜出二路电源向高层综合写字楼的专用配电所供电，低压由专用配电所配电所出线，低压线路采用封闭式插接母线或预分支电缆沿竖井敷设。12. 居民小区及一户一表供电12.1 新建居民住宅小区应具备一户一表供电条件。12.2 居民住宅小区的供电方式应根据用电负荷水平和住宅建筑结构确定，一般可由建在小区内的建设户内式区域开闭所或箱式变电站供电。居民住宅小区内的居民用电负荷计算如下：12.2.1当居民住宅小区内的单户建筑面积在80 M2及以下时，每户用电负荷按4KW6KW计算。12.2.2当居民住宅小区内的单户建筑面积在80 M2至120 M2时，每户用电负荷按6KW8KW计算。12.2.3当居民住宅小区内的单户建筑面积在120 M2至160 M2时，每户用电负荷按8KW10KW计算。12.2.4当居民住宅小区内的单户建筑面积在160 M2至200 M2时，每户用电负荷按10KW12KW计算。12.2.5当居民住宅小区内的单户建筑面积在200 M2及以上时，可根据单户建筑面积的增加，每户用电负荷按12KW20KW计算。12.2.6 别墅、复式楼用电负荷按实际面积计算负荷。12.3 居民住宅小区的规划建筑面积累计10000至20000 M2应建设一座公用中心配电所。新建10000 M2以下的居民小区一般采用室内配电室供电，特殊情况下也可由箱式变供电，并应建成完善的供电设施、具备集中远抄功能。12.4 居民住宅小区的居民用电和公共用电设施（如路灯、电梯、水泵、通风消防、公共娱乐场所等）应严格分开，其专用配电室应分别设置、分别计量、分别管理。 12.5 居民小区内采用箱式变电站串接供电时，单台箱式变的容量不应超过630 KVA，每回路串接总容量不宜超过2500 KVA。串接容量在1500 KVA及以下的，第一个箱式变电站的电源主进开关可采用负荷开关，串接容量在1500 KVA以上的，电源主进开关应采用断路器。12.6 居民住宅小区的居民用电实行一户一表供电，公共设施对小区管委会或物业公司统一装表供电。12.7 居民住宅小区内公用中心配电所或箱式变电站的高、低压出线一律采用电缆。12.8 新建台变和新建居民小区内的所有供居民生活用电的变压器都应安装计量总表作为线损考核表。12.9 对于具备一户一表供电条件的居民小区，居民住宅小区的建设单位应按照居民一户一表的供电要求和最终负荷大小，将集中远抄系统一次建成，并按有关规定将供电设施移交供电部门管理。12.10 对于不具备一户一表供电条件的居民小区，可暂不上集中远抄系统，但所用的表计应能满足集中远抄系统的要求，以便今后上集中远抄系统时不用更换表计。12.11 七层及以下居民楼的一户一表供电：高压由开闭所或环网柜向公用中心配电所或箱式变电站供电，低压由公用中心配电所或箱式变电站出线，低压线路采用电缆，线径根据进楼栋单元的负荷计算。进户线采用低压电缆（导线截面不小于四芯同径425 mm2铜线），表箱采用玻璃钢拼装表箱。12.12 七层以上高层住宅楼的一户一表供电：高压由开闭所或环网柜出二路电源向公用中心配电所供电，低压由公用中心配电所出线，低压线路采用封闭式插接母线沿竖井敷设，表计集中安装在电表间。12.13 客户申请保安、商业及公建面积负荷为双电源供电，应满足消防方面的有关规定，专用配应采用单母线分段的结线方式，当变压器全容量备用时，备用变压器的容量应满足重要负荷的用电。12.14 根据客户用电负荷及供电网络情况，客户的备用电源和居民生活电源可同时由三间隔环网柜（一进二出，其中负荷侧间隔可采用负荷开关，不加装熔管）供电。单电源客户负荷较大时可考虑从开闭所直接出线。12.15 在双电源部分容量备用时，应尽可能均衡各开闭所两段母线的负荷。12.16 若客户的用电负荷只有保安负荷采用双电源供电，其商业、公建负荷单电源可由其居民生活专用配出线供电，或者和保安负荷的第一电源从同一环网柜出线供电。12.17 典型供电方案简图：12.17.1（图1）（1）双电源客户（负荷较大时）电源由公用开闭所两回路出线供电。（2）单电源客户（负荷较大时）电源由公用开闭所一回路出线供电。（3）部分容量双电源客户（负荷均较大时）电源可由以上两种方式组合供电。12.17.2（图2）（1）双电源客户（负荷较大时）电源一回路由公用开闭所供电（主供电源），一回路由环网柜供电（备用电源）。（2）单电源客户（负荷较小时）电源由环网柜一回路出线供电。（3）部分容量双电源客户（双电源部分负荷较大、单电源部分负荷较小时）电源可由以上两种方式组合供电。12.17.3（图3）（1）双电源客户（负荷较大时）电源一回路由公用开闭所供电（主供电源），一回路由环网柜供电（备用电源）。（2）单电源客户（负荷较小且商业、公建要求单电源时）电源由环网柜一回路出线供电。（3）部分容量双电源客户（双电源部分负荷较大，单电源部分负荷较小且商业、公建要求单电源时）电源可由以上两种方式组合供电。12.17.4（图4）（1）双电源客户（负荷较小时）电源由上级电源为开闭所不同段母线的两个环网柜各出线一回路供电。（2）单电源客户（负荷较小或商业、公建要求单电源时）电源由环网柜一回路出线供电。（3）商业、公建负荷（负荷较小时）电源以加装环网柜方式与居民生活部分分开供电。（4）部分容量双电源客户（双电源部分负荷较大、单电源部分负荷较小且商业、公建要求单电源时）电源可由以上三种方式组合供电。13 路灯供电13.1 为了确保城市道路照明、提高城市道路照明的可靠性，城市路灯可由不同的变电站出多路电源对其供电，但各路电源所供路灯应有明确的区域，供路灯的各路电源不能环网供电。13.2 新建和改造后的路灯线路应形成独立的路灯供电网，不再与供电部门的配电线路同杆架设、同沟敷设和共用配变供电。13.3 为了保证检修配电线路时的安全，所有路灯的低压线都不得跨越路灯高压线的供电区域。13.4 10KV路灯电缆线路的容性电流应限制在一定的范围内，应与变电站消弧线圈的配置进行校核计算。当不能满足要求时，应在路灯专用配电室侧加装消弧线圈，并与路灯电缆线路同时投运、同时退出。 45