国家电网公司业扩供电方案编制导则

第一篇：国家电网公司业扩供电方案编制导则

国家电网公司业扩供电方案编制导则

1.范围

本导则规定了业扩供电方案的编制原则和主要内容，明确了电力客户的界定和分级原则，确定了供电方式、计量方式、计费计价方式、自备应急电源配置、无功补偿、继电保护等主要技术原则。本导则适用于国家电网公司所属各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司及供电企业对220千伏及以下供电的各类客户业扩供电方案的确定。规范性引用

文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是标注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不标注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。《电力供应与使用条例》

《供电营业规则》GB 50052－2009 《供配电系统设计规范》GB 50053－1994 《10KV及以下变电所设计规范》GB 50054－1995 《低压配电设计规范》GB 50059－1992 《35~110KV变电所设计规范》GB 50060－2008 《35~110KV高压配电装置设计规范》GB50062－2008 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB/T 12326-2008《电能质量电压波动和闪变》GB/T14285-2006

《继电保护和安全自动装置技术规程》1GB/T 14549-1993 《电能质量 公用电网谐波》DL/T448-2000

《电能计量装置技术管理规程》国家电力监管委员会第27号令《供电监管办法》电监安全[2008]43号

《关于加强重要电力用户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见》国家电网营销〔2010〕119 号

《关于加快用电信息采集系统建设的意见》 3 术语

3.1 供电方案指由供电企业提出，经供用双方协商后确定，满足客户用电需求的电力供应具体实施计划。供电方案可作为客户受电工程规划立项以及设计、施工建设的依据。

3.2 主供电源指能够正常有效且连续为全部用电负荷提供电力的电源。

3.3 备用电源指根据客户在安全、业务和生产上对供电可靠性的实际需求，在主供电源发生故障或断电时，能够有效且连续为全部或部分负荷提供电力的电源。3.4 自备应急电源指由客户自行配备的，在正常供电电源全部发生中断的情况下，能够至少满足对客户保安负荷不间断供电的独立电源。

3.5 双电源指由两个独立的供电线路向同一个用电负荷实施的供2电。这两条供电线路是由两个电源供电，即由来自两个不同方向的变电站或来自具有两回及以上进线的同一变电站内两段不同母线分别提供的电源。

3.6 双回路指为同一用电负荷供电的两回供电线路。

3.7 保安负荷指用于保障用电场所人身与财产安全所需的电力负荷。一般认为，断电后会造成下列后果之一的，为保安负荷：（1）直接引发人身伤亡的；

（2）使有毒、有害物溢出，造成环境大面积污染的；（3）将引起爆炸或火灾的；（4）将引起重大生产设备损坏的；

（5）将引起较大范围社会秩序混乱或在政治上产生严重影响的。3.8 电能计量方式指根据电能计量的不同对象、以及确定的客户供电方式和国家电价政策要求，确定电能计量点和电能计量装置配置原则。3.9 用电信息采集终端指安装在用电信息采集点的设备，用于电能表数据的采集、数据管理、数据双向传输以及转发或执行控制命令。用电信息采集终端按应用场所分为专变采集终端、集中抄表终3端（包括集中器、采集器）、分布式能源监控终端等类型。

3.9 电能质量指供应到客户受电端的电能品质的优劣程度。通常以电压允许偏差、电压允许波动和闪变、电压正弦波形畸变率、三相电压不平衡度、频率允许偏差等指标来衡量。

3.10 谐波源指向公共电网注入谐波电流或在公共电网中产生谐波电压的电气设备。如：电气机车、电弧炉、整流器、逆变器、变频器、相控的调速和调压装置、弧焊机、感应加热设备、气体放电灯以及有磁饱和现象的机电设备。

3.11 大容量非线性负荷指接入110kV及以上电压等级电力系统的电弧炉、轧钢设备、地铁、电气化铁路牵引机车，以及单台4000kVA及以上整流设备等具有波动性、冲击性、不对称性的负荷。确定供电方案的基本原则及要求 4.1 基本原则

4.1.1 应能满足供用电安全、可靠、经济、运行灵活、管理方便的要求，并留有发展余度。4.1.2 符合电网建设、改造和发展规划要求；满足客户近期、远期对电力的需求，具有最佳的综合经济效益。

4.1.3 具有满足客户需求的供电可靠性及合格的电能质量。44.1.4 符合相关国家标准、电力行业技术标准和规程，以及技术装备先进要求，并应对多种供电方案进行技术经济比较，确定最佳方案。

4.2 基本要求

4.2.1 根据电网条件以及客户的用电容量、用电性质、用电时间、用电负荷重要程度等因素，确定供电方式和受电方式。

4.2.2 根据重要客户的分级确定供电电源及数量、自备应急电源及非电性质的保安措施配置要求。

4.2.3 根据确定的供电方式及国家电价政策确定电能计量方式、用电信息采集终端安装方案。

4.2.4 根据客户的用电性质和国家电价政策确定计费方案。4.2.5 客户自备应急电源及非电性质保安措施的配置、谐波负序治理的措施应与受电工程同步设计、同步建设、同步验收、同步投运。

4.2.6 对有受电工程的，应按照产权分界划分的原则，确定双方工程建设出资界面。供电方案的基本内容 5.1 高压供电客户

（1）客户基本用电信息：户名、用电地址、行业、用电性质、负荷分级，核定的用电容量，拟定的客户分级。

（2）供电电源及每路进线的供电容量。

（3）供电电压等级，供电线路及敷设方式要求。

（4）客户电气主接线及运行方式，主要受电装置的容量及电气参数配置要求。

（5）计量点的设置，计量方式，计费方案，用电信息采集终端安装方案。

（6）无功补偿标准、应急电源及保安措施配置，谐波治理、继电保护、调度通信要求。

（7）受电工程建设投资界面。（8）供电方案的有效期。（9）其它需说明的事宜。5.2 低压供电客户

（1）客户基本用电信息：户名、用电地址、行业、用电性质、负荷分级，核定的用电容量。（2）供电电压、公用配变名称、供电线路、供电容量、出线方式。（3）进线方式，受电装置位置，计量点的设置，计量方式，计费方案，用电信息采集终端安装方案。

（4）无功补偿标准、应急电源及保安措施配置、继电保护要求。（5）受电工程建设投资界面。

（6）供电方案的有效期。（7）其它需说明的事宜。5.3 居民客户

（1）客户基本用电信息：户名、用电地址、行业、用电性质，核定的用电容量。

（2）供电电压、供电线路、公用配变名称、供电容量、出线方式。（3）进线方式、受电装置位置、计量点的设置，计量方式，计费方案，用电信息采集终端安装方案。

（4）供电方案的有效期。6 电力客户分级

6.1 重要电力客户的界定重要电力客户是指在国家或者一个地区(城市)的社会、政治、经济生活中占有重要地位，对其中断供电将可能造成人身伤亡、较大环境污染、较大政治影响、较大经济损失、社会公共秩序严重混乱的用电单位或对供电可靠性有特殊要求的用电场所。重要电力客户认定一般由各级供电企业或电力客户提出，经当地政府有关部门批准。

6.2 重要电力客户的分级

6.2.1 根据对供电可靠性的要求以及中断供电危害程度，重要电力客户户可以分为特级、一级、二级重要电力客户和临时性重要电力客户。

6.2.1.1 特级重要电力客户，是指在管理国家事务中具有特别重要作用，中断供电将可能危害国家安全的电力客户。

6.2.1.2 一级重要电力客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的电力客户：

（1）直接引发人身伤亡的；（2）造成严重环境污染的；（3）发生中毒、爆炸或火灾的；（4）造成重大政治影响的；（5）造成重大经济损失的；

（6）造成较大范围社会公共秩序严重混乱的。6.2.1.3 二级重要客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的电力客户：

（1）造成较大环境污染的；（2）造成较大政治影响的；（3）造成较大经济损失的；

（4）造成一定范围社会公共秩序严重混乱的。

6.2.1.4 临时性重要电力客户，是指需要临时特殊供电保障的电力客户。

6.3 普通电力客户的界定除重要电力客户以外的其它客户，统称为普通电力客户。用电容量及供电电压等级的确定 7.1 用电容量的确定

7.1.1 用电容量确定的原则综合考虑客户申请容量、用电设备总容量，并结合生产特性兼顾主要用电设备同时率、同时系数等因素后确定。

7.1.2 高压供电客户

7.1.2.1 在满足近期生产需要的前提下，客户受电变压器应保留合理的备用容量，为发展生产留有余地。7.1.2.2 在保证受电变压器不超载和安全运行的前提下，应同时考虑减少电网的无功损耗。一般客户的计算负荷宜等于变压器额定容量的70%-75%。

7.1.2.3 对于用电季节性较强、负荷分散性大的客户，可通过增加受电变压器台数、降低单台容量来提高运行的灵活性，解决淡季和低谷负荷期间因变压器轻负载导致损耗过大的问题。7.1.3 低压供电客户根据客户主要用电设备额定容量确定。

7.2 供电额定电压

1、低压供电：单相为220V、三相为380V。

2、高压供电：

10、35（66）、110、220kV。客户需要的供电电压等级在110kV及以上时，其受电装置应作为终端变电站设计。

7.3 确定供电电压等级的一般原则

7.3.1 客户的供电电压等级应根据当地电网条件、客户分级、用电最大需量或受电设备总容量，经过技术经济比较后确定。除有特殊需要，供电电压等级一般可参照表1确定。

2.供电半径超过本级电压规定时，可按高一级电压供电。7.3.2具有冲击负荷﹑波动负荷、非对称负荷的客户，宜采用由系统变电所新建线路或提高电压等级供电的供电方式。

7.4 低压供电

7.4.1 客户单相用电设备总容量在 10kW 及以下时可采用低压 220V 供电，在经济发达地区用电设备容量可扩大到16kW。

7.4.2 客户用电设备总容量在 100kW 及以下或受电变压器容量在 50kVA 及以下者，可采用低压 380V 供电。在用电负荷密度较高的地区，经过技术经济比较，采用低压供电的技术经济性明显优于高压供电时，低压供电的容量可适当提高。

7.4.3 农村地区低压供电容量，应根据当地农村电网综合配电小容量、多布点的配置特点确定。7.5 高压供电

7.5.1 客户受电变压器总容量在50kVA～10MVA时（含10MVA），宜采用10kV供电。无35kV电压等级的地区，10kV电压等级的供电容量可扩大到15MVA。

7.5.2 客户受电变压器总容量在 5MVA～40MVA 时，宜采用35kV供电。

7.5.3 有66kV电压等级的电网，客户受电变压器总容量在15MVA～40MVA时，宜采用66kV供电。

7.5.4 客户受电变压器总容量在 20MVA～100MVA 时，宜采用110kV及以上电压等级供电。

7.5.5 客户受电变压器总容量在100MVA及以上，宜采用220kV及以上电压等级供电。

7.5.6 10kV 及以上电压等级供电的客户，当单回路电源线路容量不满足负荷需求且附近无上一级电压等级供电时，可合理增加供电回路数，采用多回路供电。

7.6 临时供电基建施工、市政建设、抗旱打井、防汛排涝、抢险救灾、集会演出等非永久性用电，可实施临时供电。具体供电电压等级取决于用电容量和当地的供电条件。7.7 居住区住宅用电容量配置

7.7.1 居住区住宅以及公共服务设施用电容量的确定应综合考虑所在城市的性质、社会经济、气候、民族、习俗及家庭能源使用的种类，同时满足应急照明和消防设施要求。

7.7.2 建筑面积在 50平方米及以下的住宅用电每户容量宜不小于 4kW；大于 50平方米的住宅用电每户容量宜不小于8kW。7.7.3 配电变压器容量的配置系数，应根据住宅面积和各地区用电水平，由各省（自治区、直辖市）电力公司确定。供电电源及自备应急电源配置 8.1 供电电源配置的一般原则

8.1.1 供电电源应依据客户分级、用电性质、用电容量、生产特性以及当地供电条件等因素，经过技术经济比较、与客户协商后确定。

8.1.1.1 特级重要电力客户应具备三路及以上电源供电条件，其中的两路电源应来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电。

8.1.1.2 一级重要电力客户应采用双电源供电，二级重要电力客户应采用双电源或双回路供电。8.1.1.3 临时性重要电力客户按照用电负荷重要性，在条件允许情况下，可以通过临时架线等方式满足双电源或多电源供电要求。

8.1.1.4 对普通电力客户可采用单电源供电。

8.1.2 双电源、多电源供电时宜采用同一电压等级电源供电，供电电源的切换时间和切换方式要满足重要电力客户允许中断供电时间的要求。

8.1.3 根据客户分级和城乡发展规划，选择采用架空线路、电缆线路或架空－电缆线路供电。

8.2 供电电源点确定的一般原则

8.2.1 电源点应具备足够的供电能力，能提供合格的电能质量，满足客户的用电需求，保证接电后电网安全运行和客户用电安全。

8.2.2 对多个可选的电源点，应进行技术经济比较后确定。8.2.3 根据客户分级和用电需求，确定电源点的回路数和种类。8.2.4 根据城市地形、地貌和城市道路规划要求，就近选择电源点。路径应短捷顺直，减少与道路交叉，避免近电远供、迂回供电。

8.3 自备应急电源配置的一般原则 8.3.1 重要电力客户应配变自备应急电源及非电性质的保安措施，满足保安负荷应急供电需要。对临时性重要电力客户可以租用应急发电车（机）满足保安负荷供电要求。

8.3.2 自备应急电源配置容量应至少满足全部保安负荷正常供电的需要。有条件的可设置专用应急母线。

8.3.3 自备应急电源的切换时间、切换方式、允许停电持续时间和电能质量应满足客户安全要求。

8.3.4 自备应急电源与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置，防止倒送电。

8.3.5 对于环保、防火、防爆等有特殊要求的用电场所，应选用满足相应要求的自备应急电源。

8.4 非电性质保安措施配置的一般原则非电性质保安措施应符合客户的生产特点、负荷特性，满足无电情况下保证客户安全的需要。电气主接线及运行方式的确定 9.1 确定电气主接线的一般原则

9.1.1 根据进出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。9.1.2 满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。9.1.3 在满足可靠性要求的条件下，宜减少电压等级和简化接线等。

9.2 电气主接线的主要型式桥形接线、单母线、单母线分段、双母线、线路变压器组。

9.3 客户电气主接线

9.3.1 具有两回线路供电的一级负荷客户，其电气主接线的确定应符合下列要求： 1、35kV 及以上电压等级应采用单母线分段接线或双母线接线。装设两台及以上主变压器。6－10kV 侧应采用单母线分段接线。2、10kV 电压等级应采用单母线分段接线。装设两台及以上变压器。0.4kV侧应采用单母线分段接线。

9.3.2 具有两回线路供电的二级负荷客户，其电气主接线的确定应符合下列要求： 1、35kV 及以上电压等级宜采用桥形、单母线分段、线路变压器组接线。装设两台及以上主变压器。中压侧应采用单母线分段接线。2、10kV 电压等级宜采用单母线分段、线路变压器组接线。装设两台及以上变压器。

0.4kV 侧应采用单母线分段接线。9.3.3 单回线路供电的三级负荷客户，其电气主接线，采用单母线或线路变压器组接线。

9.4 重要客户运行方式

9.4.1 特级重要客户可采用两路运行、一路热备用运行方式。9.4.2 一级客户可采用以下运行方式：

1、两回及以上进线同时运行互为备用。

2、一回进线主供、另一回路热备用。9.4.3 二级客户可采用以下运行方式：

1、两回及以上进线同时运行。

2、一回进线主供、另一回路冷备用。9.4.4 不允许出现高压侧合环运行的方式。10 电能计量点及计量方式的确定

10.1 电能计量点电能计量点原则上应设置在供电设施与受电设施的产权分界处。

10.2 电能计量方式 10.2.1 低压供电的客户，负荷电流为60A及以下时，电能计量装置接线宜采用直接接入式；负荷电流为60A以上时，宜采用经电流互感器接入式。

10.2.2 高压供电的客户，宜在高压侧计量；但对10kV供电且容量在315kVA及以下、35kV供电且容量在500kVA及以下的，高压侧计量确有困难时，可在低压侧计量，即采用高供低计方式。

10.2.3 有两条及以上线路分别来自不同电源点或有多个受电点的客户，应分别装设电能计量装置。

10.2.4 客户一个受电点内不同电价类别的用电，应分别装设电能计量装置。

10.2.5 有送、受电量的地方电网和有自备电厂的客户，应在并网点上装设送、受电电能计量装置。

10.3 电能计量装置的接线方式接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线接线方式；接入中性点非绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线接线方式。

10.4 电能计量装置的配置各类电能计量装置配置的电能表、互感器的准确度等级应不低于表2所示值。

10.5 用电信息采集终端的配置所有电能计量点均应安装用电信息采集终端。根据应用场所的不同选配用电信息采集终端。对高压供电的客户配置专变采集终端，对低压供电的客户配置集中抄表终端，对有需要接入公共电网分布式能源系统的客户配置分布式能源监控终端。电能质量及无功补偿技术要求

11.1 供电电压允许偏差在电力系统正常状况下，供电企业供到客户受电端的供电电压允许偏差为： 1、35kV 及以上电压供电的，电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定值的10％。2、10kV及以下三相供电的，为额定值的±7％。3、220V单相供电的，为额定值的＋7％，－10％。11.2 非线性负荷设备接入电网 11.2.1 非线性负荷设备的主要种类

1、换流和整流装置，包括电气化铁路、电车整流装置、动力蓄电池用的充电设备等。

2、冶金部门的轧钢机、感应炉和电弧炉。

3、电解槽和电解化工设备。

4、大容量电弧焊机。

5、大容量、高密度变频装置。

6、其他大容量冲击设备的非线性负荷。

11.2.2 客户应委托有资质的专业机构出具非线性负荷设备接入电网的电能质量评估报告。

11.2.3 按照“谁污染、谁治理”、“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则，在供电方案中，明确客户治理电能质量污染的责任及技术方案要求。

11.3 谐波限值客户负荷注入公共电网连接点的谐波电压限值及谐波电流允许值应符合《电能质量公用电网谐波》（GB／T14549-1993）国家标准的限值。11.4 电压波动和闪变的允许值客户的冲击性负荷产生的电压波动允许值，应符合《电能质量电压波动和闪变》（GB/T12326-2008）国家标准的限值。

11.5 无功补偿装置的配置原则无功电力应分层分区、就地平衡。客户应在提高自然功率因数的基础上，按有关标准设计并安装无功补偿设备。为提高客户电容器的投运率，并防止无功倒送，宜采用自动投切方式。

11.6 功率因数要求100kVA及以上高压供电的电力客户，在高峰负荷时的功率因数不宜低于0.95；其他电力客户和大、中型电力排灌站、趸购转售电企业，功率因数不宜低于0.90；农业用电功率因数不宜低于0.85。

11.7 无功补偿容量的计算

11.7.1 电容器的安装容量，应根据客户的自然功率因数计算后确定。

11.7.2 当不具备设计计算条件时，电容器安装容量的确定应符合下列规定： 1、35k及以上变电所可按变压器容量的10%～30%确定；

2、10kV变电所可按变压器容量的20%～30%确定。继电保护及调度通信自动化技术要求 12.1 继电保护设置的基本原则

12.1.1 客户变电所中的电力设备和线路，应装设反应短路故障和异常运行的继电保护和安全自动装置，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

12.1.2 客户变电所中的电力设备和线路的继电保护应有主保护、后备保护和异常运行保护，必要时可增设辅助保护。

12.1.3 10kV及以上变电所宜采用数字式继电保护装置。12.2 备用电源自动投入装置要求备用电源自动投入装置，应具有保护动作闭锁的功能。

12.3 需要实行电力调度管理的客户范围

1、受电电压在10kV及以上的专线供电客户。

2、有多电源供电、受电装置的容量较大且内部接线复杂的客户。

3、有两回路及以上线路供电，并有并路倒闸操作的客户。

4、有自备电厂并网的客户。

5、重要电力客户或对供电质量有特殊要求的客户等。12.4 通信和自动化要求 11.4.1 35kV及以下供电、用电容量不足8000kVA且有调度关系的客户，可利用用电信息采集系统采集客户端的电流、电压及负荷等相关信息，配置专用通讯市话与调度部门进行联络。12.4.2 35kV 供电、用电容量在 8000kVA 及以上或110kV 及以上的客户宜采用专用光纤通道或其他通信方式，通过远动设备上传客户端的遥测、遥信信息，同时应配置专用通讯市话或系统调度电话与调度部门进行联络。

12.4.3 其他客户应配置专用通讯市话与当地供电公司进行联络。

附 录 A 本导则用词说明

A.0.1 为便于在执行本标准条文时，对要求严格程度不同的用词说明如下： 表示很严格，非这样做不可的用词：正面词一般采用“必须”；反面词一般采用“严禁”。表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：正面词一般采用“应”；反面词一般采用“不应”或“不得”。表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：正面词一般采用“宜”或“一般”；反面词一般采用“不宜”。4 表示一般情况下均应这样做，但硬性规定这样做有困难时，采用“应尽量”。表示允许有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。A.0.2 条文中必须按指定的标准﹑规范或其它有关规定执行的写法为“按„„执行”或“符合„„要求”。非必须按所指的标准﹑规范或其它规定执行的写法为“参照„„”。

附 录 B电能计量装置分类 B.0.1 I类电能计量装置

月平均用电量500万kWh及以上或变压器容量为10000kVA及以上的高压计费客户、200MW及以上发电机、发电企业上网电量、电网经营企业之间的电量交换点、省级电网经营企业与其供电企业的供电关口计量点的电能计量装置。

B.0.2 Ⅱ类电能计量装置

月平均用电量100万kWh及以上或变压器容量为2000kVA及以上的高压计费客户、100MW及以上发电机、供电企业之间的电量交换点的电能计量装置。

B.0.3 Ⅲ类电能计量装置 月平均用电量10万kWh及以上或变压器容量为315kVA及以上的计费客户、100MW及以下发电机、发电企业厂(站)用电量、供电企业内部用于承包考核的计量点、考核有功电量平衡的110kV及以上的送电线路电能计量装置。

B.0.4 Ⅳ类电能计量装置

负荷容量为 315kVA 以下的计费客户、发供电企业内部经济技术指标分析、考核用的电能计量装置。

B.0.5 Ⅴ类电能计量装置单相供电的电力客户计费电能计量装置。

第二篇：国家电网公司业扩报装供电方案编制导则

国家电网公司业扩报装供电方案编制导则

内容摘要:国家电网公司业扩报装供电方案编制导则

国家电网公司业扩供电方案编制导则

国 家 电 网 公 司 二○一○年九月 目 录 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语 2 3.1 供电方案 2 3.2 主供电源 2 3.3 备用电源 2 3.4 自备应急电源 2 3.5 双电源 2 3.6 双回路 3 3.7 保安负荷 3 3.8 电能计量方式 3 3.9 用电信息采集终端 3 3.9 电能质量 4 3.10 谐波源 4 3.11 大容量非线性负荷 4 4 确定供电方案的基本原则及要求 4 4.1 基本原则 4 4.2 基本要求 5 5 供电方案的基本内容 5 5.1 高压供电客户 5 5.2 低压供电客户 6 5.3 居民客户 6 6 电力客户分级 7 6.1 重要电力客户的界定 7 6.3 普通电力客户的界定 8 7 用电容量及供电电压等级的确定 8 7.1 用电容量的确定 8 7.2 供电额定电压 9 7.3 确定供电电压等级的一般原则 9 7.4 低压供电 10 7.5 高压供电 10 7.6 临时供电 11 7.7 居住区住宅用电容量配置 11 8 供电电源及自备应急电源配置 11 8.1 供电电源配置的一般原则 11 8.2 供电电源点确定的一般原则 12 8.3 自备应急电源配置的一般原则 12 8.4 非电性质保安措施配置的一般原则 13 9 电气主接线及运行方式的确定 13 9.1 确定电气主接线的一般原则 13 9.2 电气主接线的主要型式 13 9.3 客户电气主接线 14 9.4 重要客户运行方式 14 10 电能计量点及计量方式的确定 15 10.1 电能计量点 15 10.2 电能计量方式 15 10.3 电能计量装置的接线方式 16 10.4 电能计量装置的配置 16 10.5 用电信息采集终端的配置 16 11 电能质量及无功补偿技术要求 16 11.1 供电电压允许偏差 16 11.2 非线性负荷设备接入电网 17 11.3 谐波限值 17 11.4 电压波动和闪变的允许值 18 11.5 无功补偿装置的配置原则 18 11.6 功率因数要求 18 11.7 无功补偿容量的计算 18 12 继电保护及调度通信自动化技术要求 18 12.1 继电保护设置的基本原则 18 12.2 备用电源自动投入装置要求 19 12.3 需要实行电力调度管理的客户范围 19 12.4 通信和自动化要求 19 附 录 A 21 附 录 B 22 范围

本导则规定了业扩供电方案的编制原则和主要内容，明确了电力客户的界定和分级原则，确定了供电方式、计量方式、计费计价方式、自备应急电源配置、无功补偿、继电保护等主要技术原则。本导则适用于国家电网公司所属各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司及供电企业对220千伏及以下供电的各类客户业扩供电方案的确定。2 规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是标注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不标注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。《电力供应与使用条例》 《供电营业规则》

GB 50052－2009 《供配电系统设计规范》 GB 50053－1994 《10KV及以下变电所设计规范》 GB 50054－1995 《低压配电设计规范》 GB 50059－1992 《35~110KV变电所设计规范》 GB 50060－2008 《35~110KV高压配电装置设计规范》 GB 50062－2008 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》 GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》 GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》 GB/T 14549-1993《电能质量 公用电网谐波》 DL/T448-2000 《电能计量装置技术管理规程》 国家电力监管委员会第27号令 《供电监管办法》 电监安全[2008]43号 《关于加强重要电力用户供电电 源及自备应急电源配置监督管理的意见》

国家电网营销〔2010〕119号 《关于加快用电信息采集系统建设的意见》 3 术语 3.1 供电方案

指由供电企业提出，经供用双方协商后确定，满足客户用电需求的电力供应具体实施计划。供电方案可作为客户受电工程规划立项以及设计、施工建设的依据。3.2 主供电源

指能够正常有效且连续为全部用电负荷提供电力的电源。3.3 备用电源 指根据客户在安全、业务和生产上对供电可靠性的实际需求，在主供电源发生故障或断电时，能够有效且连续为全部或部分负荷提供电力的电源。3.4 自备应急电源

指由客户自行配备的，在正常供电电源全部发生中断的情况下，能够至少满足对客户保安负荷不间断供电的独立电源。3.5 双电源

指由两个独立的供电线路向同一个用电负荷实施的供

电。这两条供电线路是由两个电源供电，即由来自两个不同方向的变电站或来自具有两回及以上进线的同一变电站内两段不同母线分别提供的电源。3.6 双回路

指为同一用电负荷供电的两回供电线路。3.7 保安负荷

指用于保障用电场所人身与财产安全所需的电力负荷。一般认为，断电后会造成下列后果之一的，为保安负荷：（1）直接引发人身伤亡的；

（2）使有毒、有害物溢出，造成环境大面积污染的；（3）将引起爆炸或火灾的；（4）将引起重大生产设备损坏的；

（5）将引起较大范围社会秩序混乱或在政治上产生严重影响的。3.8 电能计量方式 指根据电能计量的不同对象、以及确定的客户供电方式和国家电价政策要求，确定电能计量点和电能计量装置配置原则。3.9 用电信息采集终端

指安装在用电信息采集点的设备，用于电能表数据的采集、数据管理、数据双向传输以及转发或执行控制命令。用电信息采集终端按应用场所分为专变采集终端、集中抄表终端（包括集中器、采集器）、分布式能源监控终端等类型。3.9 电能质量

指供应到客户受电端的电能品质的优劣程度。通常以电压允许偏差、电压允许波动和闪变、电压正弦波形畸变率、三相电压不平衡度、频率允许偏差等指标来衡量。3.10 谐波源

指向公共电网注入谐波电流或在公共电网中产生谐波电压的电气设备。如：

电气机车、电弧炉、整流器、逆变器、变频器、相控的调速和调压装置、弧焊机、感应加热设备、气体放电灯以及有磁饱和现象的机电设备。

3.11 大容量非线性负荷

指接入110kV及以上电压等级电力系统的电弧炉、轧钢设备、地铁、电气化铁路牵引机车，以及单台4000kVA及以上整流设备等具有波动性、冲击性、不对称性的负荷。4 确定供电方案的基本原则及要求 4.1 基本原则

4.1.1 应能满足供用电安全、可靠、经济、运行灵活、管理方便的要求，并留有发展余度。

4.1.2 符合电网建设、改造和发展规划要求；满足客户近期、远期对电力的需求，具有最佳的综合经济效益。

4.1.3 具有满足客户需求的供电可靠性及合格的电能质量。4.1.4 符合相关国家标准、电力行业技术标准和规程，以及技术装备先进要求，并应对多种供电方案进行技术经济比较，确定最佳方案。4.2 基本要求

4.2.1 根据电网条件以及客户的用电容量、用电性质、用电时间、用电负荷重要程度等因素，确定供电方式和受电方式。

4.2.2 根据重要客户的分级确定供电电源及数量、自备应急电源及非电性质的保安措施配置要求。

4.2.3 根据确定的供电方式及国家电价政策确定电能计量方式、用电信息采集终端安装方案。

4.2.4 根据客户的用电性质和国家电价政策确定计费方案。4.2.5 客户自备应急电源及非电性质保安措施的配置、谐波负序治理的措施应与受电工程同步设计、同步建设、同步验收、同步投运。4.2.6 对有受电工程的，应按照产权分界划分的原则，确定双方工程建设出资界面。5 供电方案的基本内容 5.1 高压供电客户（1）客户基本用电信息：户名、用电地址、行业、用电性质、负荷分级，核定的用电容量，拟定的客户分级。（2）供电电源及每路进线的供电容量。（3）供电电压等级，供电线路及敷设方式要求。

（4）客户电气主接线及运行方式，主要受电装置的容量及电气参数配置要求。

（5）计量点的设置，计量方式，计费方案，用电信息采集终端安装方案。

（6）无功补偿标准、应急电源及保安措施配置，谐波治理、继电保护、调度通信要求。

（7）受电工程建设投资界面。（8）供电方案的有效期。（9）其它需说明的事宜。5.2 低压供电客户

（1）客户基本用电信息：户名、用电地址、行业、用电性质、负荷分级，核定的用电容量。

（2）供电电压、公用配变名称、供电线路、供电容量、出线方式。（3）进线方式，受电装置位置，计量点的设置，计量方式，计费方案，用电信息采集终端安装方案。

（4）无功补偿标准、应急电源及保安措施配置、继电保护要求。（5）受电工程建设投资界面。（6）供电方案的有效期。（7）其它需说明的事宜。5.3 居民客户

（1）客户基本用电信息：户名、用电地址、行业、用电性质，核定的用电容量。

（2）供电电压、供电线路、公用配变名称、供电容量、出线方式。（3）进线方式、受电装置位置、计量点的设置，计量方式，计费方案，用电信息采集终端安装方案。（4）供电方案的有效期。6 电力客户分级 6.1 重要电力客户的界定

重要电力客户是指在国家或者一个地区(城市)的社会、政治、经济生活中占有重要地位，对其中断供电将可能造成人身伤亡、较大环境污染、较大政治影响、较大经济损失、社会公共秩序严重混乱的用电单位或对供电可靠性有特殊要求的用电场所。

重要电力客户认定一般由各级供电企业或电力客户提出，经当地政府有关部门批准。6.2 重要电力客户的分级

6.2.1 根据对供电可靠性的要求以及中断供电危害程度，重要电力客户户可以分为特级、一级、二级重要电力客户和临时性重要电力客户。6.2.1.1特级重要电力客户，是指在管理国家事务中具有特别重要作用，中断供电将可能危害国家安全的电力客户。

6.2.1.2 一级重要电力客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的电力客户：

（1）直接引发人身伤亡的；（2）造成严重环境污染的；（3）发生中毒、爆炸或火灾的；（4）造成重大政治影响的；（5）造成重大经济损失的；

（6）造成较大范围社会公共秩序严重混乱的。

6.2.1.3 二级重要客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的电力客户：

（1）造成较大环境污染的；（2）造成较大政治影响的；（3）造成较大经济损失的；

（4）造成一定范围社会公共秩序严重混乱的。

6.2.1.4 临时性重要电力客户，是指需要临时特殊供电保障的电力客户。

6.3 普通电力客户的界定

除重要电力客户以外的其它客户，统称为普通电力客户。7 用电容量及供电电压等级的确定 7.1 用电容量的确定 7.1.1 用电容量确定的原则

综合考虑客户申请容量、用电设备总容量，并结合生产特性兼顾主要用电设备同时率、同时系数等因素后确定。7.1.2 高压供电客户

7.1.2.1 在满足近期生产需要的前提下，客户受电变压器应保留合理的备用容量，为发展生产留有余地。

7.1.2.2 在保证受电变压器不超载和安全运行的前提下，应同时考虑减少电网的无功损耗。一般客户的计算负荷宜等于变压器额定容量的70%-75%。

7.1.2.3 对于用电季节性较强、负荷分散性大的客户，可通过增加受电变压器台数、降低单台容量来提高运行的灵活性，解决淡季和低谷负荷期间因变压器轻负载导致损耗过大的问题。7.1.3 低压供电客户

根据客户主要用电设备额定容量确定。7.2 供电额定电压

1、低压供电：单相为220V、三相为380V。

2、高压供电：

10、35（66）、110、220kV。

客户需要的供电电压等级在110kV及以上时，其受电装置应作为终端变电站设计。

7.3 确定供电电压等级的一般原则

7.3.1 客户的供电电压等级应根据当地电网条件、客户分级、用电最大需量或受电设备总容量，经过技术经济比较后确定。除有特殊需要，供电电压等级一般可参照表1确定。表1 客户供电电压等级的确定

供电电压等级 用电设备容量 受电变压器总容量 220V 10kW及以下单相设备 380V 100kW及以下 50kVA及以下 10kV 50kVA至10MVA 35kV 5MVA至40MVA 66kV 15MVA至40MVA 110kV 20MVA至100MVA 220kV 100MVA及以上

注：

1、无35kV电压等级的，10kV电压等级受电变压器总容量为50kVA至15MVA。

2、供电半径超过本级电压规定时，可按高一级电压供电。7.3.2具有冲击负荷﹑波动负荷、非对称负荷的客户，宜采用由系统变电所新建线路或提高电压等级供电的供电方式。7.4 低压供电

7.4.1 客户单相用电设备总容量在10kW及以下时可采用低压220V供电，在经济发达地区用电设备容量可扩大到16kW。

7.4.2 客户用电设备总容量在100kW及以下或受电变压器容量在50kVA及以下者，可采用低压380V供电。在用电负荷密度较高的地区，经过技术经济比较，采用低压供电的技术经济性明显优于高压供电时，低压供电的容量可适当提高。

7.4.3 农村地区低压供电容量，应根据当地农村电网综合配电小容量、多布点的配置特点确定。7.5 高压供电 7.5.1 客户受电变压器总容量在50kVA～10MVA时（含10MVA），宜采用10kV供电。无35kV电压等级的地区，10kV电压等级的供电容量可扩大到15MVA。

7.5.2 客户受电变压器总容量在5MVA～40MVA时，宜采用35kV供电。7.5.3 有66kV电压等级的电网，客户受电变压器总容量在15MVA～40MVA时，宜采用66kV供电。

7.5.4 客户受电变压器总容量在20MVA～100MVA时，宜采用110kV及以上电压等级供电。

7.5.5 客户受电变压器总容量在100MVA及以上，宜采用220kV及以上电压等级供电。

7.5.6 10kV及以上电压等级供电的客户，当单回路电源线路容量不满足负荷需求且附近无上一级电压等级供电时，可合理增加供电回路数，采用多回路供电。7.6 临时供电

基建施工、市政建设、抗旱打井、防汛排涝、抢险救灾、集会演出等非永久性用电，可实施临时供电。具体供电电压等级取决于用电容量和当地的供电条件。7.7 居住区住宅用电容量配置

7.7.1 居住区住宅以及公共服务设施用电容量的确定应综合考虑所在城市的性质、社会经济、气候、民族、习俗及家庭能源使用的种类，同时满足应急照明和消防设施要求。

7.7.2 建筑面积在50平方米及以下的住宅用电每户容量宜不小于4kW；大于50平方米的住宅用电每户容量宜不小于8kW。7.7.3 配电变压器容量的配置系数，应根据住宅面积和各地区用电水平，由各省（自治区、直辖市）电力公司确定。8 供电电源及自备应急电源配置 8.1 供电电源配置的一般原则

8.1.1 供电电源应依据客户分级、用电性质、用电容量、生产特性以及当地供电条件等因素，经过技术经济比较、与客户协商后确定。8.1.1.1 特级重要电力客户应具备三路及以上电源供电条件，其中的两路电源应来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电。

8.1.1.2 一级重要电力客户应采用双电源供电，二级重要电力客户应采用双电源或双回路供电。

8.1.1.3 临时性重要电力客户按照用电负荷重要性，在条件允许情况下，可以通过临时架线等方式满足双电源或多电源供电要求。8.1.1.4 对普通电力客户可采用单电源供电。

8.1.2 双电源、多电源供电时宜采用同一电压等级电源供电，供电电源的切换时间和切换方式要满足重要电力客户允许中断供电时间的要求。

8.1.3 根据客户分级和城乡发展规划，选择采用架空线路、电缆线路或架空－电缆线路供电。8.2 供电电源点确定的一般原则

8.2.1 电源点应具备足够的供电能力，能提供合格的电能质量，满足客户的用电需求，保证接电后电网安全运行和客户用电安全。8.2.2 对多个可选的电源点，应进行技术经济比较后确定。8.2.3 根据客户分级和用电需求，确定电源点的回路数和种类。8.2.4 根据城市地形、地貌和城市道路规划要求，就近选择电源点。路径应短捷顺直，减少与道路交叉，避免近电远供、迂回供电。8.3 自备应急电源配置的一般原则

8.3.1 重要电力客户应配变自备应急电源及非电性质的保安措施，满足保安负荷应急供电需要。对临时性重要电力客户可以租用应急发电车（机）满足保安负荷供电要求。

8.3.2 自备应急电源配置容量应至少满足全部保安负荷正常供电的需要。有条件的可设置专用应急母线。

8.3.3 自备应急电源的切换时间、切换方式、允许停电持续时间和电能质量应满足客户安全要求。

8.3.4 自备应急电源与电网电源之间应装设可靠的电 气或机械闭锁装置，防止倒送电。

8.3.5 对于环保、防火、防爆等有特殊要求的用电场所，应选用满足相应要求的自备应急电源。

8.4 非电性质保安措施配置的一般原则

非电性质保安措施应符合客户的生产特点、负荷特性，满足无电情况下保证客户安全的需要。9 电气主接线及运行方式的确定 9.1 确定电气主接线的一般原则 9.1.1 根据进出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。9.1.2 满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。

9.1.3 在满足可靠性要求的条件下，宜减少电压等级和简化接线等。9.2 电气主接线的主要型式

桥形接线、单母线、单母线分段、双母线、线路变压器组。9.3 客户电气主接线

9.3.1 具有两回线路供电的一级负荷客户，其电气主接线的确定应符合下列要求： 1、35kV及以上电压等级应采用单母线分段接线或双母线接线。装设两台及以上主变压器。6－10kV侧应采用单母线分段接线。2、10kV电压等级应采用单母线分段接线。装设两台及以上变压器。0.4kV侧应采用单母线分段接线。

9.3.2 具有两回线路供电的二级负荷客户，其电气主接线的确定应符合下列要求： 1、35kV及以上电压等级宜采用桥形、单母线分段、线路变压器组接线。装设两台及以上主变压器。中压侧应采用单母线分段接线。2、10kV电压等级宜采用单母线分段、线路变压器组接线。装设两台及以上变压器。0.4kV侧应采用单母线分段接线。

9.3.3 单回线路供电的三级负荷客户，其电气主接线，采用单母线或线路变压器组接线。9.4 重要客户运行方式 9.4.1特级重要客户可采用两路运行、一路热备用运行方式。9.4.2 一级客户可采用以下运行方式：

1、两回及以上进线同时运行互为备用。

2、一回进线主供、另一回路热备用。9.4.3 二级客户可采用以下运行方式：

1、两回及以上进线同时运行。

2、一回进线主供、另一回路冷备用。9.4.4 不允许出现高压侧合环运行的方式。10 电能计量点及计量方式的确定 10.1 电能计量点

电能计量点原则上应设置在供电设施与受电设施的产权分界处。10.2 电能计量方式

10.2.1 低压供电的客户，负荷电流为60A及以下时，电能计量装置接线宜采用直接接入式；负荷电流为60A以上时，宜采用经电流互感器接入式。

10.2.2 高压供电的客户，宜在高压侧计量；但对10kV供电且容量在315kVA及以下、35kV供电且容量在500kVA及以下的，高压侧计量确有困难时，可在低压侧计量，即采用高供低计方式。

10.2.3 有两条及以上线路分别来自不同电源点或有多个受电点的客户，应分别装设电能计量装置。

10.2.4 客户一个受电点内不同电价类别的用电，应分别装设电能计量装置。10.2.5 有送、受电量的地方电网和有自备电厂的客户，应在并网点上装设送、受电电能计量装置。10.3 电能计量装置的接线方式

接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线接线方式；接入中性点非绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线接线方式。10.4 电能计量装置的配置

各类电能计量装置配置的电能表、互感器的准确度等级应不低于表2所示值。

表2 电能表、互感器准确度等级

容量范围 电能计量装置类别 准 确 度 等 级 有功电能表 无功电能表 电压互感器 电流互感器 S≥10000kVA I 0.2S或0.5S 2.0 0.2 0.2S或0.2*)10000kVA＞S≥2000 kVA Ⅱ 0.5S或0.5 2.0 0.2 0.2S或0.2*)2000kVA＞S≥315 kVA Ⅲ 1.0 2.0 0.5 0.5S S＜315kVA Ⅳ 2.0 3.0 0.5 0.5S 单相供电(P＜10kW)Ⅴ 2.0 － 0.5S ？ 0.2*）级电流互感器仅指发电机出口电能计量装置中配用。注：电能计量装置的分类见附件B。10.5 用电信息采集终端的配置

所有电能计量点均应安装用电信息采集终端。根据应用场所的不同选配用电信息采集终端。对高压供电的客户配置专变采集终端，对低压供电的客户配置集中抄表终端，对有需要接入公共电网分布式能源系统的客户配置分布式能源监控终端。11 电能质量及无功补偿技术要求 11.1 供电电压允许偏差

在电力系统正常状况下，供电企业供到客户受电端的供电电压允许偏差为： 1、35kV及以上电压供电的，电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定值的10％。2、10kV及以下三相供电的，为额定值的±7％。3、220V单相供电的，为额定值的＋7％，－10％。11.2 非线性负荷设备接入电网 11.2.1 非线性负荷设备的主要种类

1、换流和整流装置，包括电气化铁路、电车整流装置、动力蓄电池用的充电设备等。

2、冶金部门的轧钢机、感应炉和电弧炉。

3、电解槽和电解化工设备。

4、大容量电弧焊机。

5、大容量、高密度变频装置。

6、其他大容量冲击设备的非线性负荷。

11.2.2 客户应委托有资质的专业机构出具非线性负荷设备接入电网的电能质量评估报告。

11.2.3 按照“谁污染、谁治理”、“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则，在供电方案中，明确客户治理电能质量污染的责任及技术方案要求。11.3 谐波限值

客户负荷注入公共电网连接点的谐波电压限值及谐波电流允许值应符合《电能质量 公用电网谐波》（GB／T 14549-1993）国家标准的限值。

11.4 电压波动和闪变的允许值

客户的冲击性负荷产生的电压波动允许值，应符合《电能质量 电压波动和闪变》（GB/T12326-2008）国家标准的限值。11.5 无功补偿装置的配置原则

无功电力应分层分区、就地平衡。客户应在提高自然功率因数的基础上，按有关标准设计并安装无功补偿设备。

为提高客户电容器的投运率，并防止无功倒送，宜采用自动投切方式。11.6 功率因数要求

100kVA及以上高压供电的电力客户，在高峰负荷时的功率因数不宜低于0.95；其他电力客户和大、中型电力排灌站、趸购转售电企业，功率因数不宜低于0.90；农业用电功率因数不宜低于0.85。11.7 无功补偿容量的计算

11.7.1 电容器的安装容量，应根据客户的自然功率因数计算后确定。11.7.2 当不具备设计计算条件时，电容器安装容量的确定应符合下列规定：

1、35k及以上变电所可按变压器容量的10%～30%确定； 2、10kV变电所可按变压器容量的20%～30%确定。12 继电保护及调度通信自动化技术要求 12.1 继电保护设置的基本原则

12.1.1 客户变电所中的电力设备和线路，应装设反应短路故障和异常运行的继电保护和安全自动装置，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

12.1.2 客户变电所中的电力设备和线路的继电保护应有主保护、后备保护和异常运行保护，必要时可增设辅助保护。12.1.3 10kV及以上变电所宜采用数字式继电保护装置。12.2 备用电源自动投入装置要求

备用电源自动投入装置，应具有保护动作闭锁的功能。12.3 需要实行电力调度管理的客户范围

1、受电电压在10kV及以上的专线供电客户。

2、有多电源供电、受电装置的容量较大且内部接线复杂的客户。

3、有两回路及以上线路供电，并有并路倒闸操作的客户。

4、有自备电厂并网的客户。

5、重要电力客户或对供电质量有特殊要求的客户等。12.4 通信和自动化要求

11.4.1 35kV及以下供电、用电容量不足8000kVA且有调度关系的客户，可利用用电信息采集系统采集客户端的电流、电压及负荷等相关信息，配置专用通讯市话与调度部门进行联络。

12.4.2 35kV供电、用电容量在8000kVA及以上或110kV及以上的客户宜采用专用光纤通道或其他通信方式，通过远动设备上传客户端的遥测、遥信信息，同时应配置专用通讯市话或系统调度电话与调度部门进行联络。

12.4.3 其他客户应配置专用通讯市话与当地供电公司进行联络。

附 录 A 本导则用词说明

A.0.1 为便于在执行本标准条文时，对要求严格程度不同的用词说明如下： 表示很严格，非这样做不可的用词： 正面词一般采用“必须”； 反面词一般采用“严禁”。表示严格，在正常情况下均应这样做的用词： 正面词一般采用“应”；

反面词一般采用“不应”或“不得”。表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词： 正面词一般采用“宜”或“一般”； 反面词一般采用“不宜”。表示一般情况下均应这样做，但硬性规定这样做有困难时，采用“应尽量”。表示允许有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。A.0.2 条文中必须按指定的标准﹑规范或其它有关规定执行的写法为“按„„执行”或“符合„„要求”。非必须按所指的标准﹑规范或其它规定执行的写法为“参照„„”。

附 录 B 电能计量装置分类 B.0.1 I类电能计量装置

月平均用电量500万kWh及以上或变压器容量为10000kVA及以 上的高压计费客户、200MW及以上发电机、发电企业上网电量、电网 经营企业之间的电量交换点、省级电网经营企业与其供电企业的供电 关口计量点的电能计量装置。B.0.2 Ⅱ类电能计量装置

月平均用电量100万kWh及以上或变压器容量为2000kVA及以上 的高压计费客户、100MW及以上发电机、供电企业之间的电量交换点的电能计量装置。B.0.3 Ⅲ类电能计量装置

月平均用电量10万kWh及以上或变压器容量为315kVA及以上的计费客户、100MW及以下发电机、发电企业厂(站)用电量、供电企业内部用于承包考核的计量点、考核有功电量平衡的110kV及以上的送电线路电能计量装置。B.0.4 Ⅳ类电能计量装置

负荷容量为315kVA以下的计费客户、发供电企业内部经济技术指标分析、考核用的电能计量装置。B.0.5 Ⅴ类电能计量装置

单相供电的电力客户计费电能计量装置。

第三篇：国家电网公司业扩报装工作规范(试行)

国家电网公司业扩报装工作规范（试行）

第一章 总则

第一条为深入贯彻落实公司“集团化运作、集约化发展、精益化管理、标准化建设”要求，加强业扩报装管理，规范业扩报装作业行为，提高客户服务水平，制定本规范。

第二条本规范规定了业务受理、现场勘查、供电方案确定及答复、业务收费、受电工程设计审核、中间检查及竣工检验、供用电合同签订、接电、资料归档、服务回访全过程的作业规范、流程衔接及管理考核要求。

第三条本规范适用于公司系统所属各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司。

第二章 管理要求

第四条业扩报装工作必须全面践行“四个服务”宗旨，认真贯彻国家法律法规、标准、规程和有关供电监管要求，严格遵守公司供电服务“三个十条”规定，按照“一口对外、便捷高效、三不指定、办事公开”的原则开展工作。

第五条 坚持 “一口对外”的原则，建立有效的业扩报装管理体系和协调机制，由客户服务中心负责统一受理用电申请，承办业扩报装的具体业务，并对外答复客户。营销、发策、生产、调度、基建等部门按照职责分工和流程要求，完成业扩报装流程中的相应工作内容。

第六条坚持“便捷高效”的原则，以客户为中心，优化业扩报装流程，整合服务资源和信息资源，推行“首问负责制”、“客户经理制”，严格按照《供电监管办法》及国家电网公司“十项承诺”要求的时限办理业扩报装各环节业务。

第七条坚持“三不指定”的原则，严格执行统一的技术标准、工作标准、服务标准，尊重客户对业扩报装相关政策、信息的知情权，对设计、施工、设备供应单位的自主选择权，对服务质量、工程质量的评价权，杜绝直接、间接或者变相指定设计单位、施工单位和设备材料供应单位。

第八条坚持“办事公开”的原则，在营业场所、95598客户服务网站或通过宣传资料，公布统一的业扩报装服务项目、业务流程、收费标准等信息；配臵自助服务终端，方便客户查询业务办理进程、具备资质的受电工程设计、施工单位信息以及有关政策。主动接受客户及社会的监督。

第九条对供电营业区内具备供电条件的客户，不得违反国家规定拒绝受理用电申请和供电。供电方案的确定应符合国家有关规定、电网及地方经济社会发展规划，严格执行《国家电网公司业扩供电方案编制导则》，满足客户用电需求。

第十条加强对客户受电工程建设的安全服务，严格受电工程设计、施工、试验单位资质审查，倡导采用节能环保的先进技术和产品，严格按照国家、行业标准开展受电工程设计审查、中间检查及竣工检验工作，防止客户受电设施带安

全隐患接入电网。

第十一条严格按照国家有关规定及价格主管部门批准的业扩收费项目和标准收取业务费用，严禁擅自设立收费项目或调整收费标准，严禁代设计、施工企业收取相关费用。

第十二条严格供用电合同管理，落实供用电合同分级管理、授权签订、及时变更的管理要求，参照公司统一合同文本格式，按照平等协商的原则与客户签订合同，确保合同的有效性和合法性。

第十三条加强业扩报装与配电业务的衔接，统筹客户供电方案和配网建设与改造工程方案的制定，统一安排业扩报装接电和供电设施计划检修停电计划，推广应用带电作业，加快接电速度，缩小停电范围。加强营销信息系统与调度、配网系统的互联互通，实现业扩报装与配电运行信息共享。客户服务中心负责提供客户业扩报装情况，包括客户分级、用电地址、装接容量、预计最高负荷及平均负荷、电压等级以及接入的供电线路等信息；配电部门负责提供配网运行情况，包括各电源点的供电线路、供电能力及可开放负荷、供电设施检修等信息。

第十四条深化营销信息系统业扩报装业务应用，全面推广统一的电子表单，严格业扩报装资料、业务办理等信息的录入管理，确保系统内信息与业扩报装实际进程保持一致，严禁客户业扩报装流程脱离营销业务系统自转，严禁擅自修

改营销信息系统内业扩报装各环节完成时间。

第十五条严格执行《国家电网公司电力客户档案管理办法》，以各级客户服务中心为单位建立标准化档案室，按照“一户一档”管理要求，统一客户业扩报装归档资料的目录、内容、格式，建立健全客户用电档案收集、存放、借阅制度，做到档案完整、归档及时、妥善保管。

第十六条强化业扩报装服务质量考核评价工作，实行业扩报装服务责任追究制度，建立健全业扩报装同业对标及考核体系，定期开展稽查和客户回访工作，强化业扩报装过程督导及考核评价工作，促进业扩报装服务水平持续提升。

第三章 业务受理作业规范

第十七条 为客户提供供电营业厅、95598客户服务热线、网上营业厅等多种报装渠道。供电营业窗口或 95598 工作人员按照“首问负责制”服务要求指导客户办理用电申请业务，向客户宣传解释政策规定。

第十八条 受理客户用电申请时，应主动为客户提供用电咨询服务，接受并查验客户用电申请资料，审查合格后方可正式受理。对于资料欠缺或不完整的，营业受理人员应告知客户须先行补充完善相关资料后再报装。

（一）询问客户申请意图，主动向客户提供《客户业扩报装办理告知书》（格式见附件1），告知办理用电需提供的资料（资料清单见附件2）、办理的基本流程、相关的收费项

目和标准，引导并协助客户填写用电申请书。

（二）审核客户历史用电情况、欠费情况、信用情况。如客户存在欠费情况，则须结清欠费后方可办理。

（三）接受客户用电申请资料，应查验客户资料是否齐全、申请单信息是否完整、检查证件是否有效。审查合格后向客户提供业务联系卡（格式见附件3）。对于资料欠缺或不完整的，营业受理人员应书面告知客户需要补充、完善的具体资料清单。

（四）对于具有非线性负荷并可能影响供电质量或电网安全运行的客户，应书面告知客户委托有资质的单位开展电能质量评估工作，并提交初步治理技术方案，作为业扩报装申请的补充资料。

（五）受理客户用电申请后，应在一个工作日内将相关资料转至下一个流程相关部门。

第四章 现场勘查及供电方案答复作业规范

第十九条现场勘查前，勘查人员应预先了解待勘查地点的现场供电条件，与客户预约现场勘查时间，组织相关人员进行勘查。对申请增容的客户，应查阅客户用电档案，记录客户信息、历次变更用电情况等资料。

第二十条现场勘查时，应重点核实客户负荷性质、用电容量、用电类别等信息，结合现场供电条件，初步确定电源、计量、计费方案。

勘查的主要内容应包括：

（一）对申请新装、增容用电的居民客户，应核定用电容量，确认供电电压、计量装臵位臵和接户线的路径、长度。其中，新建居住小区客户应现场调查小区规划，初步确定供电电源、供电线路、配电变压器分布位臵、低压线缆路径等。

（二）对申请新装、增容用电的非居民客户，应审核客户的用电需求，确定新增用电容量、用电性质及负荷特性，初步确定供电电源、供电电压、供电线路、计量方案、计费方案等。

（三）对拟定的重要电力客户，应根据《国家电监会关于加强重要电力用户供电电源及自备应急电源配臵监督管理的意见》，审核客户行业范围和负荷特性，并根据客户供电可靠性的要求以及中断供电危害程度进行分级。

（四）对申请增容的客户，应核实客户名称、用电地址、电能表箱位、表位、表号、倍率等信息，检查电能计量装臵和受电装臵运行情况。

第二十一条对现场不具备供电条件的，应在勘查意见中说明原因，并向客户做好解释工作。对现场存在违约用电、窃电嫌疑等异常情况的客户，勘查人员应做好现场记录，及时报相关职责部门，并暂缓办理该客户用电业务。在违约用电、窃电嫌疑排查处理完毕后重新启动业扩报装流程。

第二十二条客户服务中心应依据《国家电网公司业扩供

电方案编制导则》等有关技术标准，根据现场勘查结果、电网规划、用电需求及当地供电条件因素，经过技术经济比较、与客户协商一致后，提出初步供电方案。

方案内容包括：

（一）客户基本用电信息，包括：户名、用电地址、行业、用电性质、负荷分级，核定的用电容量，拟定的客户分级。

（二）客户接入系统方案应包括供电电压等级，供电电源及每路进线的供电容量，供电线路及敷设方式要求。

（三）客户受电系统方案应包括受电装臵的容量、无功补偿标准、客户电气主接线型式、运行方式、主要受电装臵电气参数，并明确应急电源及保安措施配臵，谐波治理、继电保护、调度通信要求。

（四）计量方案应包括计量点设臵，电能计量装臵配臵类别及接线方式、计量方式、用电信息采集终端安装方案等。

（五）计费方案应包括用电类别、电价分类及功率因数考核标准等信息。

（六）告知事项。包括客户有权自主选择具备相关资质要求的电力设计、施工、设备材料供应单位，下一环节需要注意的事项等。对有受电工程的客户，应明确受电工程建设投资界面。

第二十三条根据客户的供电电压等级和重要性分

级，供电方案的审批实行会议审查、同级会签、分级审批制度。经审批确认后的供电方案，由客户服务中心书面答复客户。答复单格式见附件4。

（一）低压供电方案可由现场勘查人员提出，经客户服务中心审核后答复客户。

（二）供电电压等级10kV及以上的供电方案，由客户服务中心提出，经本单位相关部门会签或本单位相关部门参加的供电方案审核会审核后，形成供电方案答复单。其中，110kV及以上的方案以及特别重要电力客户，应报所属网、省电力公司审批确认后答复客户。

（三）审批时间要求：方案审批采取集中开会方式的，开会周期原则上半个月一次；会签方式的，相关部门应同步会签，会签时间控制在3个工作日内。具体规定由各网省电力公司制定第二十四条供电方案应在如下期限内答复客户：自受理之日起，居民客户不超过3个工作日；低压电力客户不超过7个工作日；高压单电源客户不超过15个工作日；高压双电源客户不超过30个工作日。因故不能如期确定供电方案，应主动向客户说明原因。

第二十五条 高压供电方案的有效期为 1 年，低压供电方案的有效期为3个月。供电方案发生变更的，应严格履行审批程序，对因客户需求发生变化造成的，应书面通知客户重新办理用电申请手续；对因电网原因造成的，应与客户沟

通协商、重新确定供电方案后再答复客户。

第五章 受电工程设计审核作业规范

第二十六条受理客户送审的受电工程图纸资料时，应审核报送资料并查验设计单位资质。审查合格后应在受理后的一个工作日内将相关资料转至下一个流程相关部门。对于资料欠缺或不完整的，应告知客户需要补充完善的相关资料。低压供电的客户，报送的资料包括负荷组成和用电设备清单；高压供电的客户受电工程设计审查报送资料清单见附件5。

第二十七条受电工程设计文件审核工作应依照供电方案和国家相关标准开展，审核结果应一次性书面答复客户（格式见附件6），并督促其修改直至复审合格。重要电力客户和供电电压等级在35kV及以上客户的审核工作应由客户服务中心牵头组织协调发策、生产、调度等有关部门完成。各类用电审核重点：

（一）对低压供电的客户，电能计量和用电信息采集装臵的配臵应符合《电能计量装臵技术管理规程》（DL/T448-2000）、国家电网公司智能电能表以及用电信息采集系统相关技术标准；进户线缆截面、配电装臵应满足电网安全及客户用电要求。

（二）对高压供电的客户，主要电气设备技术参数、主接线方式、运行方式、线缆规格应满足供电方案要求；继电

保护、通信、自动装臵、接地装臵的设臵应符合有关规程；进户线缆型号截面、总开关容量应满足电网安全及客户用电的要求；电能计量和用电信息采集装臵的配臵应符合《电能计量装臵技术管理规程》、国家电网公司智能电能表以及用电信息采集系统相关技术标准。

（三）对重要电力客户，自备应急电源及非电性质保安措施还应满足有关规程、规定的要求。

（四）对有非线性阻抗用电设备（高次谐波、冲击性负荷、波动负荷、非对称性负荷等）的客户，还应审核谐波负序治理装臵及预留空间、电能质量监测装臵是否满足有关规程、规定要求。

第二十八条受电工程设计审核合格后，应在审核通过的受电工程设计文件上加盖图纸审核专用章，并告知客户下一个环节需要注意的事项：

（一）因客户自身原因需要变更设计的，应将变更后的设计文件再次送审，通过审核后方可实施，否则，供电企业将不予检验和接电。

（二）承揽受电工程施工的单位应具备政府有权部门颁发的承装（修、试）电力设施许可证、建筑业企业资质证书、安全生产许可证。

（三）正式开工前，应将施工企业资质、施工进度安排报供电部门审核备案。工程施工应依据审核通过的图纸进行

施工。隐蔽工程掩埋或封闭前，应报供电部门进行中间检查。

（四）受电工程竣工报验前，应向供电企业提供进线继电保护定值计算相关资料。

第二十九条 受电工程设计审核时限，自受理申请之日起，低压供电客户不超过 10 个工作日，高压供电客户不超过 30 个工作日。未在规定时限内完成的，应及时向客户做好沟通解释工作。

第六章 受电工程中间检查及竣工检验作业规范 第三十条供电企业在受理客户受电工程中间检查报验申请后，应及时组织开展中间检查。发现缺陷的，应一次性书面通知客户整改。复验合格后方可继续施工。

（一）现场检查前，应提前与客户预约时间，告知检查项目和应配合的工作。

（二）现场检查时，应查验施工企业、试验单位是否符合相关资质要求，检查施工工艺、建设用材、设备选型等项目，并记录检查情况。对检查中发现的问题，应以《受电工程缺陷整改通知单》（格式见附件 7）的形式一次性通知客户整改。客户整改完成后,应报请供电企业复验。复验合格后方可继续施工。

（三）中间检查合格后，以《受电工程中间检查结果通知单》形式书面通知客户（格式见附件8）。

（四）对未实施中间检查的隐蔽工程，应书面向客户提

出返工要求。

第三十一条中间检查的期限，自接到客户申请之日起，低压供电客户不超过3个工作日，高压供电客户不超过5个工作日。

第三十二条电能计量装臵和用电信息采集终端的安装应与客户受电工程施工同步进行。

（一）现场安装前，应根据供电方案和客户受电工程设计文件确认安装条件，领取智能电能表及互感器、采集终端等相关器材，并提前与客户预约装表时间。对需停电实施的工作，应与客户协商确定停电工作时间。

（二）采集终端安装位臵应依据终端通信信号强、铺设线路短、现场维护方便原则进行选定。

（三）采集终端、电能计量装臵安装结束后，应核对装臵编号、电能表起度及变比等重要信息，及时加装封印，记录现场安装信息、计量印证使用信息，请客户签字确认。

（四）采集终端安装完毕后，应符合《电力用户用电信息采集系统采集终端和计量装臵建设管理规范》的运行要求。

第三十三条受电工程竣工检验前，客户服务中心应牵头组织生产、调度部门，做好接电前新受电设施接入系统的准备和进线继电保护的整定、检验工作。

第三十四条受理客户竣工检验申请时，客户服务中心应

审核客户相关报送材料是否齐全有效，与客户预约检验时间，并及时通知本单位参与工程验收的相关部门。报送资料清单见附件9。

第三十五条竣工检验时，应按照国家、电力行业标准、规程和客户竣工报验资料，对受电工程进行全面检验。发现缺陷的，应以书面形式一次性通知客户。复验合格后方可接电。

（一）竣工检验前，应提前与客户预约时间，告知竣工检验项目和应配合的工作，组织相关人员开展竣工检验工作。

（二）竣工检验范围应包括：用电信息采集终端，工程施工工艺、建设用材、设备选型及相关技术文件，安全措施。

（三）检验重点项目应包括：线路架设或电缆敷设；高、低压盘（柜）及二次接线检验；继电保护装臵及其定值；配电室建设及接地检验；变压器及开关试验；环网柜、电缆分支箱检验；中间检查记录；电力设备入网交接试验记录；运行规章制度及入网工作人员资质检验；安全措施检验等。

（四）对检查中发现的问题，应以《受电工程缺陷整改通知单》（格式见附件7）书面通知客户整改。客户整改完成后,应报请供电企业复验。

第三十六条竣工检验合格后，应根据现场情况最终核定计费方案和计量方案，记录资产的产权归属信息，形成《客

户受电工程竣工验收单》（格式见附件 10），及时告知客户做好接电前的准备工作要求，并做好相关资料归档工作。准备工作包括：结清相关业务费用、签订《供用电合同》及相关协议、办结受电装臵接入系统运行的相关手续。

第三十七条启动竣工检验的时间，自受理之日起，低压供电客户不超过3个工作日，高压供电客户不超过5个工作日。

第七章 收费及合同签订作业规范

第三十八条客户服务中心应严格按照各级价格主管部门批准的项目、标准和客户容量计算客户业务费用，经审核后形成《业务缴费通知单》（格式见附件 11），书面通知客户缴费。收费时应向客户提供相应的票据。严禁自立收费项目或擅自调整收费标准，严禁主业与关联企业互相代收有关费用。

第三十九条业务费的管理应按照财务管理制度的要求，做到日清日结。对需要办理临时接电费退费的客户，在其临时用电结束、拆表销户并结清所有电费后，客户服务中心应及时为客户办理退费手续。

第四十条 合同承办人员在签订供用电合同之前，应就客户的主体资格、履约能力等资信情况开展调查，根据公司下发的《统一合同文本》中有关供用电合同文本与客户协商拟订合同内容，形成供用电合同初稿文本及供用电合同附

件。

第四十一条对于高压供用电合同，应根据供用电合同分级管理规定，由不同管理权限合同审核人员进行审核。其中，对于重要客户和对供电方式及供电质量有特殊要求的客户，应经相关部门审核会签后形成最终文本。

第四十二条合同文本审核批准后，将供用电合同文本送交客户审核，如无异议，由双方法定代表人、企业负责人或授权委托人签订，合同文本应加盖双方的“供用电合同专用章”或公章后生效；如有异议，由双方协商一致后确定合同条款。

第八章 接电作业规范

第四十三条正式接电前，完成接电条件审核，并对全部电气设备做外观检查，确认已拆除所有临时电源，并对二次回路进行联动试验。增容客户还应拆除原有电能计量装臵，抄录电能表编号、主要铭牌参数、止度数等信息，并请客户签字确认。接电条件包括：启动送电方案已审定，新建的供电工程已验收合格，客户的受电工程已竣工检验合格，《供用电合同》及相关协议已签订，业务相关费用已结清，电能计量装臵、用电信息采集终端已安装检验合格，客户电气人员具备上岗资质、客户安全措施已齐备等。

第四十四条接电后应检查采集终端、电能计量装臵运行是否正常，并会同客户现场抄录电能表示数，记录送电时间、变压器启用时间及相关情况。

第四十五条接电时限应满足以下要求：自受电装臵检验合格并办结相关手续之日起，一般居民客户不超过3个工作日，低压供电客户不超过5个工作日，高压供电客户不超过7个工作日。

第九章 资料归档作业规范

第四十六条装表接电完成后，应及时收集、整理并核对归档信息和报装资料，建立客户信息档案和纸质档案。如果存在档案信息错误或信息不完整，则发起相关流程纠错。具体要求如下：

（一）纸质资料应保留原件，确不能保留原件的，保留与原件核对无误的复印件。《供用电合同》及相关协议必须保留原件。归档资料清单见附件12。

（二）纸质资料应重点核实有关签章是否真实、齐全，资料填写是否完整、清晰；营销信息档案应重点核实与纸质档案是否一致。

（三）档案资料和电子档案相关信息不完整、不规范、不一致，应退还给相应业务环节补充完善。

（四）业务人员应建立客户档案台帐并统一编号建立索引。

第十章 工作质量管理要求

第四十七条建立业扩报装稽查和客户服务回访常态机

制。各级营销部门要全过程督办业扩报装各环节的工作进度，加强对业扩报装工作标准、政策制度和服务规范执行情况的稽查。95598供电服务中心开展客户回访和满意度调查，定期提出改进业扩报装服务的措施建议。高压客户回访率要实现100％。

第四十八条强化业扩报装考核评价工作，完善业扩报装质量考核制度，将业扩报装客户满意度、主要环节质量指标纳入同业对标体系；建立客户受电工程“三指定”治理长效机制，将整治成效纳入各级企业负责人业绩考核指标。通过持续评价，不断规范业扩报装，提升服务水平。

第四十九条实行业扩报装服务责任追究制度。各单位要重视并加强客户投诉管理，建立健全业扩报装服务责任追究制度，对涉嫌“三指定”、侵害客户利益的事件以及在业扩报装工作过程中造成重大社会影响、重大经济损失的事件，应严格追究有关责任人的责任。

第十一章 附则

第五十条

各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司根据本规范制定业扩报装工作规范实施细则或作业指导书，并参照本规范制定具体考核办法。

第五十一条 本规范由国家电网公司营销部负责解释。第五十二条 本规范自发布之日起施行。附件

1客户业扩报装办理告知书

尊敬的客户：您好！

欢迎您前来办理用电业扩报装业务。为更好地为您服务，维护您的合法权益，确保业扩报装工作顺利进行和正式接电后的用电安全，请您仔细阅读以下内容，准备好相关资料按流程进行办理。我们将为您提供全过程服务，欢迎您对我们的服务工作进行监督。

1.业扩报装环节涉及用电申请提交、现场勘查、供电方案编制，受电工程设计文件送审、隐蔽工程中间检查、受电工程竣工检验、供用电合同签订、计量装臵安装、接电等环节，您还需要按照政府文件规定交纳业扩报装相关费用。具体办理手续和流程，请见《××电力公司业扩业务办理流程指引》。

2.您可通过供电营业厅、95598 客户服务电话等报装渠道提交用电申请，并请您按照《××电力公司业扩业务办理流程指引》的要求准备相关资料。如您对供电质量有特殊要求或者您的用电设备中有非线性负荷设备，请在办理用电申请时一并提交相关负荷清单。对资料不完整的，我们的工作人员将列出所缺资料清单，请在补充完整后再提交用电申请。

3.正式受理您的用电申请后，我们将按照预约的时间到用电现场勘查供电条件，初步确定方案。在经过技术经济比较和与您充分协商的基础上，我们将在承诺时限内向您提供

供电方案书面答复意见。对于确实不具备供电条件的，我们将向您说明原因，希望您能够理解。

4.在受电工程建设过程中，您有权自主选择具备相关业务资质的电力设计、施工、设备材料供应企业。同时，请配合我们做好如下工作：受电工程设计、施工单位资质的审核；工程设计图纸的审查，隐蔽工程中间检查和工程竣工验收。请您提供相关单位的资质证明，及时将设计图纸送审，严格按照审核合格后的图纸进行施工，及时联系我们开展中间检查和工程竣工验收，并按照我们工作人员提出的意见进行整改。

5．在受电工程验收合格后，我们将根据国家有关法律法规以及您的用电需求、供电方案，与您协商供用电合同有关条款，在协商一致后签订《供用电合同》及相关协议。

6.在工程验收合格、《供用电合同》及相关协议已签订，业务相关费用已结清，您单位配备了具备相关资质电气人员后，我们将在承诺的时限内安排送电。

7．如果您属于政府有关部门确定的重要电力用户行业范围，您将被列入重要电力用户名单，并报当地政府部门审批确认。对于您的保安负荷，请按照有关规定配臵应急电源和非电性质保安措施。

8.在业扩办理过程中，如果您需要了解业扩报装业务办理进度，可以拨打全国统一的95598电力服务热线进行查询。

9．请您协助我们对工作人员服务工作进行监督，如对我们的服务有不满意或我们的工作人员有利用工作便利牟取不正当利益行为，请及时拨打95598服务热线或电力监管机构12398监督电话投诉举报。我们将严格按照国家和国家电网公司有关供电服务规定要求，竭诚为您提供热情周到的服务。

第四篇：国家电网公司业扩报装工作管理规定

国家电网公司业扩报装工作管理规定

(试行)第一章 总 则

第一条为实现建设“一强三优” 现代公司的发展目 标，全面实践“四个服务”的宗旨，贯彻落实“三个十条”，规范业扩报装工作，提高客户服务水平，制定本规定。

第二条本规定所称的业扩报装工作包括从受理客户用电申请到向其正式供电为止的全过程。

第三条业扩报装工作坚持“一口对外、便捷高效、三不指定、办事公开” 的原则。通过集约化、精细化管理和技术进步，以营销技术支持系统对业扩报装实行全过程闭环管理，实现业扩报装工作程序标准化、业务流程规范化，简化用电手续，缩短业扩报装周期，提高服务质量和服务效率。

第四条从事业扩报装工作人员必须遵守《供电服务规范》和《国家电网公司员工服务“十个不准”》等规定。

第五条本规定适用于国家电网公司各区域电网公司、省(自治区、直辖市)电力公司。第二章 管理原则

第六条按照“一口对外” 的原则，建立有效的业扩报装工作管理体系和协调机制。营销部门负责业扩报装的一口对外，并组织协调生产、调度、计划等部门完成业扩报装流程的相应工作。业扩报装工作推行客户经理制、绿色通道制等有效制度。

第七条按照“便捷高效”的原则，以客户为中心，优化业扩报装流程，整合信息资源和服务资源，做到对内不推诿，对外不搪塞，实现业扩报装流程畅通、信息共享、过程可控、提高时效。

第八条按照“三不指定”的原则，对客户受电工程的设计、设备订货、工程施工，不得指定设计单位、施工单位和设备材料供应单位。

第九条按照“办事公开”的原则，在营业场所、客户服务网站或通过宣传资料，公布业扩报装的办理程序、服务标准、收费标准和收费依据，能够方便查询业扩报装工作进程，主动接受客户及社会监督。

第三章 职能分工

第十条业扩报装工作主要包括： 业务受理、现场勘查、确定供电方案及答复、业务收费、受(送)电工程设计的审核、受(送)电工程的中间检查及竣工检验、签订供用电合同、装表、接电、资料归档等。

第十一条各省(自治区、直辖市)公司营销部是业扩报装业务的归口管理部门，负责制定业扩报装工作标准和管理制度，组织协调生产、调度、计划等部门对 110kV 及以上电压等级供电方案审批，对地市供电公司业扩报装工作实行服务监督、质量控制与管理考核。

第十二条地市供电公司营销部负责对业扩报装工作的组织协调及管理实施，并组织审核高压供电客户的《供用电合同》。

第十三条客户服务中心负责承担业扩报装的具体业务工作。统一受理客户报装接电申请，牵头组织有关专业人员进行现场勘查、确定供电方案，组织受电工程设计的审核、客户用电工程的中间检查、竣工验收，签订供用电合同，装表接电等工作，并及时向客户反馈业扩处理进程。

第十四条客户服务中心要主动做好与配电业务的有效衔接, 履行客户服务的“一口对外”职责，及时传递电力故障报修、业扩报装信息, 协调业扩接电与供电设施计划检修停电的合理安排, 在规定的时限内完成相应的业扩流程和报修服务等工作, 最大限度地减少停电次数，缩小停电范围。建立业扩报装与配电运行的信息共享制度。客户服务中心向相关部门提供客户业扩报装情况，包括客户用电地址、装接容量、预计最高负荷及平均负荷、电压等级以及现接入的供电线路等信息;配电部门向客户中心提供配网运行情况，包括各电源点的供电线路、供电能力及可开放负荷、供电设施检修等信息。

第四章 业务受理及现场勘查

第十五条客户服务中心应向客户提供营业厅、95598 客户服务电话和客户服务网站、传真等多种业扩报装受理方式。受理的业务事项直接进入营销技术支持系统的处理流程，产生电子工作票传递到下一环节，形成闭环管理。

第十六条客户服务中心负责牵头组织相关部门到客户用电现场进行供电条件勘查，并与客户协商供电方式、计量方式、受电点等确定供电方案所需的内容。

第十七条现场勘查的主要内容包括：审核客户的用电需求、确定客户用电容量、用电性质及负荷特性，初步确定供电电源(单电源或多电源)、上一电压等级的电源位置、供电电压、供电线路、计量方案等。

第五章 供电方案确定及答复

第十八条供电方案的确定要符合国家有关政策、地方经济和社会发展规划及电网发展规划，满足供用电安全、经济、合理和便于管理的要求，并根据客户的用电需求和供电条件，按照相关技术标准和运行规程对供电方案进行优化。

第十九条供电方案由客户接入系统方案及客户受电系统方案组成。客户接入系统方案包括：供电电压等级、供电容量、供电电源位置、供电电源数(单电源或多电源)、供电回路数、路径、出线方式，供电线路敷设等。客户受电系统方案包括：进线方式、受电装置容量、主接线、运行方式、继电保护方式、调度通信、保安措施、电能计量装置及接线方式、安装位置、产权及维护责任分界点、主要电气设备技术参数等。

第二十条供电方案应在下述时限内书面答复客户，若不能如期确定供电方案时，应主动向客户说明原因。自受理之日起，居民客户不超过 3 个工作日;低压电力客户不超过 7 个工作日;高压单电源客户不超过 15 个工作日;高压双电源客户不超过 30 个工作日。

第二十一条供电方案在有效期限内遇到情况变化，应主动与客户沟通协商、合理调整，重新确定后书面答复客户。

第六章 受电工程设计审核、检查及竣工检验

第二十二条受电工程设计的审核应依照国家标准、行业标准进行，并以书面形式向客户反馈意见。要积极推行典型设计，倡导采用节能环保的先进技术和产品，禁止使用国家明令淘汰的产品。受电工程设计的审核时间，低压电力客户不超过 10 个工作日，高压电力客户不超过 30 个工作日。

第二十三条客户服务中心根据审核同意的客户受电工程设计文件及有关施工标准，组织对客户受电工程中的隐蔽工程进行中间检查，并出具书面整改意见，督导其整改。根据客户的受电装置竣工报告，组织对受电工程进行竣工检验。对检验不合格的，应以书面形式通知客户并督导其整改直至合格。组织竣工检验时间，自受理之日起，低压电力客户不超过3 个工作日，高压电力客户不超过 5 个工作日。

第七章收费管理及合同签订

第二十四条与业扩有关的收费和开支，应严格执行国家和当地政府的有关规定，严格遵守财经纪律。严禁自 立业扩有关收费名目或擅自调整收费标准。

第二十五条业扩费用由客户服务中心统一收取，其它部门不得对客户收取任何费用。

第二十六条根据相关法律法规和平等协商原则，正式接电前与客户签订供用电合同。合同条款应按照公司下发的《供用电合同》(参考文本)确定。未签订供用电合同的，不得接电。第八章装表与接电

第二十七条电能计量装置原则上安装在供电设施与受电设施的产权分界处。电能计量装置的配置与安装应符合《电能计量装置技术管理规程》(DL/T448-2000)及相关技术规程的要求。在客户每个受电点内，应按不同电价类别分别安装电能计量装置，予以加封，并由客户在工作凭证上签字(章)。

第二十八条受电装置检验合格并办结相关手续后，由客户服务中心组织接电。接电期限要求，一般居民客户户不超过3 个工作日，低压电力客户不超过 5 个工作日，高压电力客户不超过 7 个工作日。

第二十九条接电工作完成后，客户服务中心建立客户档案。客户申请、批复的供电方案、受电工程设计资料、中间检查及竣工检验报告、《供用电合同》等重要文件作为原始资料妥善保存。

第九章 附 则

第三十条各区域电网公司、省(自治区、直辖市)电力公司根据本规定制定业扩报装工作管理细则。

第三十一条本规定由国家电网公司营销部负责解释并监督执行。第三十二条本规定自发布之日起施行。

第五篇：国家电网公司业扩工程技术导则

国家电网公司业扩工程技术导则 总则

1.0.1 为了实现国家电网公司提出的建设“一强三优”现代公司的发展目标，达到全面实践“四个服务”的宗旨，贯彻落实“三个十条”，规范国家电网公司系统业扩供电方案技术管理，提升公司“一口对外”的目的,特制定本导则。1.0.2 本导则规定了供电方案的基本原则和技术要求。

1.0.3 本导则适用于国家电网公司各区域电网公司、省（自治区、直辖市）电力公司供电区域内，客户供电方案的编制。1.0.4 电力客户供电方案的编制要符合国家有关政策、地方经济和社会发展规划。应从供用电的安全、可靠、经济、合理和便于管理的原则出发，满足客户用电需求，并根据客户用电性质、用电容量、用电需求、客户发展规划，结合区域电网规划、当地供电条件等因素，进行经济技术比较，与客户协商后确定。1.0.5 电力客户供电方案的编制，应符合下列原则：

一、安全性原则。应满足电网和客户变电所的安全运行，确保电网电能质量（谐波、电压突变、中性点偏移等）满足国家标准的要求。

二、可靠性原则。供电电源选择合理可靠，供电线路的导线选择及架设方式正确，满足对客户供电可靠性的要求。

三、经济性原则。变压器容量、台数选用适当；无功补偿装置配置符合国家和电力行业标准规定；计量方式、计量点设置、计量装置选型配置正确；电费电价的标准执行正确；电力设施维护管理责任划分明确。

四、合理性原则。客户接入工程必须就近接入电网。应根据地形、地貌和道路规划要求就近选择接入电源点。路径选择应短捷、顺直，减少道路交叉，避免近电远供、迂回供电。

五、保密性原则。对国防、机要单位客户的用电，涉及的有关用电营业档案资料，应按保密制度的规定执行。1.0.6 对国防、机要单位客户供电方案的编制，应符合下列规定。

一、应从多座（二座及以上）系统变电所实现多电源（二回及以上）供电、二、应采用电缆线路供电，在受条件限制时可采用架空线路供电。以确保供电可靠性。

二、在国防、机要单位相对集中且用电容量较大的区域，系统变电站宜为专用性质。

三、在客户区域内，应设置二座及以上客户变电所。

四、每座客户变电所，应设置二台容量相等的变压器，其单台变压器容量能够满足100％的用电负荷、1.0.7 煤矿客户基建矿井施工用电，由于煤矿基建施工的特殊性，其供电方案应按一级（关键）负荷性质确定。其基建施工电源的可靠性要求视同生产用电，必须配备应急自备电源，自备电源容量必须满足基建矿井保安负荷的需要。1.0.8 煤矿客户在办理业扩报装时，必须持安全生产许可证、采矿许可证、煤炭生产许可证、营业执照、矿长资格证及矿长安全资格证等“六证”原件，留存复印件必须经发证机关和部门盖章认可。

对“六证”不全或证件过期、失效的，一律不得办理报装手续，严禁为非法、违法煤矿供电及办理报装增容手续。1.0.9 有非线性用电设备的新（扩）建变电所工程，应委托有资质的设计、科研单位进行供电方案可行性研究，编制可行性研究报告。可行性研究报告应经供电方验算复核。

1.0.10 接入工程、受电工程的设计，应实现规范化、标准化。优先选用国家电网公司颁布的《输变电工程典型设计图集》。

1.0.11变电所电气设备的选型应执行国家有关技术经济政策，采用运行安全可靠、技术先进、维护方便（免维护或少维护）、操作简单、节能环保型的电气设备。禁止使用国家明令淘汰的产品。术语

2.0.1 居住区

居住区泛指不同居住人口规模的居住生活聚居地和特指城市干

道或自然分界线所围合，包括配建的公共服务设施。规模上涵盖了居住小区、居住组团和零星住宅。2.0.2 公共服务设施

一般称公建，是指直接为本住宅小区内居民服务的公用服务设施，包括公共建筑及其场地，还有附属设备等。为了确保居民供电的安全和质量，要求公建的供电与居民的供电在低压线路或配变上相对独立。2.0.3 高层建筑 指建筑高度超过24m的建筑，高层住宅建筑为十层以上（含十层）的住宅建筑。2.0.4 高档住宅

指建筑装修标准高和设有空气调节系统的住宅。2.0.5 建筑面积

房屋的建筑面积系指房屋外墙(柱)勒脚以上各层的外围水平投影面积，包括阳台、挑廊、地下室、室外楼梯等，且具备有上盖，结构牢固，层高2.20m以上(含2.20m)的永久性建筑。建筑面积可以分为设计建筑面积和测量建筑面积，本条是测量建筑面积的定义。由于建筑面积的大小是测算用电负荷的重要依据，因此严格意义上应按测量建筑面积来测算用电负荷的大小。在未获得测量建筑面积数据的情况下，可以用经规划部门审批的设计建筑面积来测算。2.0.6 配置系数

配置系数是综合考虑了同时率、功率因素、设备负载率等因素影响后，得出的数值。其计算方法可简化为配置变压器的容量（kVA）或低压配电干线馈送容量（kVA）与住宅小区用电负荷（kW）之比值。2.0.7 双电源（双重电源）

到一个负荷的电源是由两个电路提供的，这两个电路就安全供电而言被认为是互相独立的。2.0.8 配电所

指安装有开闭和分配电能作用的高压配电设备（母线上不含配变）及其配套建筑物（构筑物），俗称开闭所。2.0.9 环网柜

指以环网供电单元（负荷开关和熔断器等）组合成的组合柜，称为环网供电柜，简称环网柜。2.0.10 电缆分接箱

指用于电缆线路的接入和接出，作为电缆线路的多路分支，起输入和分配电能作用的电力设备，简称分支箱。2.0.11 电能计量装置

电能计量装置指包含各种类型计量表计(电能表)，计量用电压、电流互感器及其二次回路、电能计量柜（箱）等。2.0.12 过零投入

电力电容器开关电器两端电压差小于规定值时开关电器关合、投入电容器组，称之为过零投入。2.0.13 过零切除

电力电容器开关电器电路工频电流接近零时开关电器开断。切除电容器组，称之为过零切除。2.0.14 预装箱式变电站

指由高压开关设备、电力变压器、低压开关设备、电能计量设备、无功补偿设备、辅助设备和联结件组成的成套配电设备，这些元件中工厂内预先组装在一个或几个箱壳内，用来从高压系统向低压系统输送电能。俗称欧式箱变。2.0.15 组合式变压器

将变压器器身﹑开关设备﹑熔断器﹑分接开关及相应辅助设备进行组合的变压器。俗称美式箱变。2.0.16 负荷管理终端装置

利用现代微型计算机和通信技术等，对电力需求侧的用电负荷，进行有效管理的装置，称为负荷管理装置。装设在需求侧的称为负荷管理终端装置。俗称负控装置。2.0.17 负荷开关－熔断器组合电器

一种组合电器，它包括一组三极负荷开关及三个带撞击器的熔断器，任何一个撞击器动作，应使负荷开关三极全部自动分闸。

2.0.18 中央信号装置

变电所内用于发出事故和预告信号的公用装置。2.0.19 充气式开关柜

由高压断路器﹑负荷开关﹑高压熔断器﹑隔离开关﹑接地开关﹑互感器，以及控制﹑测量﹑保护﹑调节装置及内部连接件﹑辅件﹑外壳和支持件组成的成套配电装置，其内充SF6气体作为绝缘介质的空间。2.0.20 谐波源

向公用电网注入谐波电流或在公用电网中产生谐波电压的电气设备。2.0.21 总谐波畸变率 周期性交流量中的谐波含量的方均根值与其基波分量的方均根值之比（用百分数表示）。2.0.22 微机型继电保护装置

继电保护装置是反映电力系统故障或不正常运行状态，动作于跳开断路器或发报警信号的自动装置。微机型继电保护装置就是利用现代计算机技术实现计算、执行等环节，并采用先进算法的新型保护装置。2.0.23 微机型测控保护装置

微机型测控保护装置就是集测控功能和保护功能于一体的微机自动装置。2.0.24 微机型综合自动化系统

微机型综合自动化装置就是利用现代微型计算机和通信技术等，实现电力系统测量、保护、控制、监视、通信、事件记录、故障录波等功能的自动装置，是电力系统综合自动化的组成部分。3 用户负荷分类

3.0.1 客户用电负荷性质的确定，应根据客户对供电可靠性的要求及中断供电对人身生命、生产安全造成的危害以及在政治、经济上所造成的损失或影响的程度进行分级。3.0.2 符合下列情况之一时，应视为一级（关键）负荷

一、中断供电将造成人身伤亡时。

二、中断供电将发生中毒、爆炸和火灾等情况。

三、中断供电将使生产过程或生产装备处于不安全状态时。

四、特殊重要场所的不允许中断供电的负荷。

3.0.3 符合下列情况之一时，应视为二级（重要）负荷。

一、中断供电将造成重大设备损坏、重大产品报废，连续生产过程被打乱需要很长时间才能恢复等等在经济上重大损失的负荷。

二、中断供电将影响交通枢纽、通信枢纽等用户的正常工作及中断供电将造成大型影剧院、大型体育场所等较多人员集中的重要场所秩序混乱的用电负荷。3.0.4 一般（三级）负荷

不属于上述关键负荷和重要负荷的应为一般负荷。3.0.5 重要客户的确定。

为确保电网安全稳定运行，保证重要用户、重要场所的安全可 靠用电，凡中断供电有下列后果之一者，均称为重要客户：

一、中断供电将造成人身伤亡者；

二、中断供电将造成环境严重污染者；

三、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者；

四、中断供电将在政治、军事上造成重大影响者；

五、中断供电将使重要交通枢纽干线受阻，重要城市水源、燃气、通信、电视、广播中断者。

六、在各省（自治区、直辖市）召开的具有重大影响的国际性会议、活动，国家级和省级重要政治、经济、文化活动涉及到的相关场所；

七、其它由政府或上级部门认定的重要客户。

八、高层建筑中的一类高层建筑。

3.0.6 煤矿客户基建矿井施工用电，由于煤矿基建施工的特殊性，其供电方案应按一级（关键）负荷性质确定。其基建施工电源的可靠性要求视同生产用电，必须配备应急自备电源，自备电源容量必须满足基建矿井保安负荷的需要。3.0.7 确定为重要客户的应设置应急电源。客户关键负荷在电力系统

瓦解或不可抗力造成供电中断时，仍需保证供电的应急电源应由客户自备。

3.0.8 有重要负荷的客户在取得供电企业供给的保安电源的同时，还应有非电性质的应急措施，以满足安全的需要。供电方式 4.1 一般规定 4.1.1 供电方式应当按照安全、可靠、经济、合理和便于管理的原则，由供用电双方根据国家有关规定以及电网规划、用电需求和当地供电条件等因素协商确定。

在公共供电设施未达到的地区，供电企业可以委托有供电能力的单位就近供电。4.1.2 供电企业供电的额定电压：

一、低压供电,单相:为220V、三相:为380V。

二、高压供电,为10、35（66）、110、220、500kV。

除发电厂直配电压，可采用3kV或6kV外，其他等级的电压应逐步过渡到上列额定电压。

4.1.3 对客户供电电压，应根据用电容量、用电设备特性、供电距离、供电线路的回路数、当地公共电网现状及其发展规划等因素，经技术经济比较后确定。

4.1.4 客户需要的电压等级在220kV及以上时，其受电装置应作为终端变电站设计，方案需经省电网经营企业审批。4.2 供电电压等级及容量的确定

4.2.1 220V单相供电容量的确定应符合下列规定。

一、客户单相用电设备总容量不足10kW的可采用低压220V供电；在经济发达的省（自治区、直辖市）用电设备总容量可扩大到16kW。

二、但有单台设备容量超过1kW的电焊机、换流设备时，客户必须采取有效的技术措施以消除对电能质量的影响，否则应改为其他方式供电。

三、对仅有单相用电设备的客户，报装容量超过上述规定时，应采用单相变压器供电。

四、零散居民、农民客户每户基本配置用电容量，应根据各地经济发展状况，为4kW～8kW。4.2.3 380V供电容量的确定应符合下列规定。

一、客户用电设备总容量在100kW及以下或需用变压器容量在50KVA及以下者，可采用低压三相四线制供电，特殊情况也可采用高压供电。

二、在农村综合变以下供电的客户，用电设备总容量在30kW以

下者采用低压供电。在经济发达的省（自治区、直辖市）用电设备总容量可提高到50kW。

三、在城区用电负荷密度较高的地区，经过技术经济比较，采用低压供电的技术经济性明显优于高压供电时，低压供电的容量可适当提高到250kW～350kW。

4.2.4 10kV供电容量的确定应符合下列规定。

一、客户申请报装容量为4000kVA～8000kVA，可采用10kV 供电。

二、在城区或高新技术（经济）开发区内的客户报装容量超过第一款规定的容量，且附近无35kV供电条件时，可采用10kV多回路供电。受电变压器（含直配的高压电机）总容量不宜大于20MVA。

三、客户单回路报装容量在3000kVA及以下时，可就近接入公用线路，客户报装容量在3000kVA以上时应从系统变电所新建线路。

四、客户单回路报装容量在3000kVA～4000kVA之间在满足接入条件的情况下的可优先从配电所、环网柜接入。

五、对城市道路照明，宜采用10kV单相变压器供电。根据城市景观要求，可采用箱式单相路灯变电站、地下式单相路灯变压器供电。

4.2.5 35KV供电容量的确定应符合下列规定。

一、客户报装容量在4000kVA～40MVA时，可采用35kV供电。

二、单路供电容量宜在15MVA及以下时，可接入公用线路。当单回路电源线路容量不满足负荷开放时，应合理的增加回路数，采用多回路供电。

三、供电容量超过15MVA时，可采用双回路或新建35kV线路供电。

四、客户报装容量在8000kVA以下时，如附近有35kV线路且有

输送能力，或以35kV直配方式降至400V作为客户受电装置使用，在技术和经济上合理时，应优先考虑接入35kV电网。4.2.6 110kV供电容量的确定应符合下列规定。

一、客户报装容量在30MVA～100MVA时，宜采用110kV供电。

二、客户报装容量小于30MVA，而距离电源点大于5km时，经技术经济比较，可采用110kV供电。

三、110kV单回路线路，最大允许供电容量不超过100MVA。接

入公用线路的客户，应根据所接入线路的导线截面、线路现有负荷的情况，以及申请报装容量的大小进行验算，在该用户接入后，线路负载不宜大于100MVA。

四、客户申请报装容量超过50MVA时，应考虑新建线路供电。

4.2.7 客户报装容量在100MVA及以上，宜采用220kV及以上电压等级供电。

4.2.8 对部分大客户（特别是电弧炉项目、化工整流项目、石油、煤矿及其他矿山、电气化铁路、地铁等用户）应根据接入系统设计审查意见确定供电电压等级。

4.3 居住区住宅及公共服务设施用电容量的确定

4.3.1 普通居住区、高档住宅以及公共服务设施用电容量应综合考虑所在城市的性质、社会经济、气候、民族、习俗及家庭能源使用的种类不同确定。

4.3.2 采暖地区住宅用电配置容量，应根据所使用采暖能源的不同确定，并应符合下列规定。

一、普通住宅每户为6kW。

二、高档住宅楼、高级公寓、住宅及办公为一体的建筑（不含分散式电采暖）每户为10kW。

三、分散式电采暖（电热膜、电暖气）每户为6kW。

四、采用集中式电锅炉采暖（只作为采暖，不作制冷用）每户6kW。

4.3.3 采用空调机制热、制冷的地区住宅用电配置容量，按其建筑面积确定，并应符合下列规定、一、建筑面积在120m2及以下的，每户8kW。

二、建筑面积120m2以上、150 m2及以下的，每户12kW。

三、建筑面积150m2以上的住宅，每户16kW。

四、高档住宅，基本配置容量根据实际需要确定。但考虑到其装修和建设标准较高，要求每户配置容量不应小于16kW。4.3.4 其它地区住宅用电配置容量，按其建筑面积确定，并应符合下列规定、一、建筑面积在60m2及以下的，每户4kW。

二、建筑面积在60m2以上、100m2及以下的，每户6kW。

三、建筑面积在100m2以上的，每户8kW。

4.3.5 采暖地区公共服务设施用电容量，应根据所使用采暖能源的不同确定，并应符合表4.3.5的规定。表4.3.5 居住区配套公共服务设施用电容量和需用系数计算表 序号 用电负荷类别 用电负荷 计算采用集中式电锅炉（只作为采暖，不作制冷用）采暖的住宅，锅炉配电所与住宅配电所分开时 6kW /户 2 计算采用集中式电锅炉（只作为采暖，不作制冷用）采暖的住宅，锅炉配电所与住宅配电所不分开时 6kW /户 3 居住区内的配套公共服务设施（如小型超市、学校、社区服务业）50W/建筑m2 4.3.6 采用空调机制热、制冷的地区公共服务设施用电容量应按实 际设备容量计算。

当设备容量不明确时，按负荷密度估算：办公60-100W/m2；商业（会所）100-150W/ m2。一般情况下，作为物业管理办公用房时可按接近负荷密度标准下限60W/m2估算；作为写字楼的办公用房时可按接近负荷密度标准上限100 W/m2估算；作为商铺的商业用房时可按接近负荷密度标准下限100 W/m2估算；作为饭店、娱乐休闲场所的商业用房时可按接近负荷密度标准上限150 W/m2。当公共服务设备用途不确定时，可先用负荷密度标准的上限。4.3.7 其他地区公共服务设施用电容量按实际建筑面积计算。负荷密 度宜按40W / m2估算。

4.3.8 配电变压器的安装容量应按根据住宅户数确定，其配置系数按表4.3.8确定 表4.3.8 配电变压器安装容量配置系数

序号 居住区总居民住宅户数 配置系数（Kp）1 50户及以下 不小于0.7 2 50户以上200户以下 不小于0.6 3 200户及以上 不小于0.5 4.4 供电方式的分类

4.4.1 供电方式按以下分类： 一 单电源供电。

二、双电源供电。

1）两路220（110）kV、35（10）kV供电。

2）一路220（110）kV、35（10）kV供电；另一路35kV、10（0.38）kV供电。

三、多回路供电。

应根据批准的供电方案，参照双回路供电方式确定。4.4.2 双电源客户有以下受电方式：

一、两回路同时受电。

1）两回路同时受电，互为备用。当一路电源失电后，分段开关自动投入； 适用于允许极短时间中断供电的一级（关键）负荷和重要客户。

2）两回路同时受电，互为备用。当一路电源失电后，分段开关经过操作后投入。适用于允许稍长时间（手动投入时间）中断供电的一﹑二级（关键、重要）负荷。二、一路正常主供，另一路作备用。

1）主供电源失电后，备用电源自动投入；

适用于允许极短时间中断供电的一级（关键）负荷。2）主供电源失电后，备用电源经操作投入。

适用于允许稍长时间（手动投入时间）中断供电的一﹑二级（关键、重要）负荷。4.4.3 35kV及以下采用架空或电缆线路进户时，应在变电所的室内 靠近进线点处，装设便于操作维护的电源隔离装置。

4.4.4 变压器台数应根据负荷特点和经济运行进行选择。当符合下 列条件之一时，宜装设两台及以上变压器。

一、具有一级（关键）或二级（重要）负荷；

二、季节性负荷变化较大；

三、集中负荷较大。

4.4.5 对国防、机要单位客户的供电方式，应符合下列规定。

一、应从多座（二座及以上）系统变电所实现多电源（二回及以上）供电、二、应采用电缆线路供电，在受条件限制时可采用架空线路供电。以确保供电可靠性。

三、在国防、机要单位相对集中且用电容量较大的区域，系统变电站宜为专用性质。

四、在客户区域内，应设置二座及以上客户变电所。

五、每座客户变电所，应设置二台容量相等的变压器，其单台变压器容量能够满足100％的用电负荷。4.4.6 一级（关键）负荷及二级（重要）负荷的高、低压配电系 统，宜采用分段单母线接线，分列运行互为备用。电气主接线

5.1 110Kv、220kV客户变电所的主接线。

5.1.1 应根据出线回路数及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。

5.1.2 当供电线路为两回及以下时，宜采用桥形、线路变压器组接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。

5.1.3 当变电所装有两台变压器时，6～35kV侧宜采用分段单母线。出线为12回及以上时，亦可采用双母线。当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。5.1.4 当6～35kV配电装置采用移开式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。5.1.5 当需限制变电所6～10kV线路的短路电流时，可采用下列措施之一：

1、变压器分列运行。

2、采用高阻抗变压器；

3、在变压器回路中装设电抗器。

5.2 35kV～220kV地下变电所电气主接线

5.2.1 地下变电所的电气主接线应根据电压等级、线路和变压器连接元件总数、负荷性质、设备特点等条件综合确定，并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节省投资和便于扩建等要求。在满足可靠性要求的条件下，宜减少电压等级和简化接线。

5.2.2 高压侧线路为3回及以下、主变压器为3台及以下时，宜采用线路变压器组、桥形或扩大桥形接线。

5.2.3 地下变电所装有2台及以上主变压器时，6kV～10kV负荷侧宜采用分段单母线接线或其他接线。当变电所装有4台主变压器时，6kV～10kV负荷侧宜采用分段单母线环行接线。5.3 35kV及以下客户变电所电气主接线 5.3.1 内桥接线。

一、适用于一级（关键）负荷、二级（重要）负荷，双电源同时供电的变电所。

二、应采用装设三台断路器的接线方式。（适用于35kV电压等级）5.3.2 分段单母线接线。

每回路应采用装设进线断路器﹑分段断路器﹑变压器（出线）断路器的接线方式。5.3.3 单母线接线。

适用于二级（重要）负荷，双电源一供一备的变电所。进、出线回路均装设断路器。高压母线宜装设不超过六回（变压器、出线）断路器的接线方式。5.3.4 线路变压器组接线。

一、适用于二级（重要）负荷，双电源同时供电的变电所。

二、当单台变压器容量为500kVA及以上时，每回路均装设进线断路器的接线方式。

三、当单台变压器容量为400kVA及以下的户外式简易变电所，每回路宜装设隔离开关加高压限流式熔断器或跌落式熔断器的接线方式。

四、10kV供电的户内式高供低计变电所，宜采用进线处装设负荷开关－熔断器组合电器的接线方式。

五、变压器低压侧电压为0.4kV时，应采用分段单母线接线。各段母线之间应装设分段空气断路器。5.3.5 单回路电源供电

一、变电所装设二台及以上变压器时，采用以下的接线。

1）当单台变压器容量为500kVA及以上时，应采用进线侧﹑变压器（出线）均装设断路器的接线方式。

2）当单台变压器容量为400kVA及以下的户外简易变电所，进线侧宜装设隔离开关，并装设二组跌落式熔断器的接线方式。

3）变压器低压侧，应采用分段单母线。各段母线之间应装设分段断路器。

二、变电所装设一台变压器时，采用以下接线。

1）当单台变压器容量为500kVA及以上时，应采用进线（变压器）侧﹑装设断路器的接线方式。2）当变压器容量为400kVA及以下的户外简易变电所，宜采用装设跌落式熔断器的接线方式。

3）10kV供电的户内式高供低计变电所，宜采用进线处装设负荷开关－熔断器组合电器的接线方式。5.3.6 多回路电源供电：

应根据批准的供电方案，参照双电源接线方式确定。当同一变电所的电源不宜超过三回。5.4 10kV变电所采用负荷开关－熔断器组合电器的电气主接线

5.4.1 每回路变压器总容量在2500kVA及以下；出线回路为两回及以下时，可采用负荷开关－熔断器组合电器的电气接线。

5.4.2 电气主接线应符合下列规定：

一、单电源供电：

1）装设一台负荷开关－熔断器组合电器﹑一台630kVA及以下 油浸式变压器。

2）装设一台负荷开关－熔断器组合电器﹑一台1250kVA及以下 干式变压器。

3）装设一台负荷开关﹑两台负荷开关－熔断器组合电器﹑两台1250kVA及以下干式变压器或装设两台630kVA及以下油浸式变压器。

二、双电源供电：

1）每回路各装设一台负荷开关－熔断器组合电器﹑一台630kVA及以下变压器。低压联络。

2）每回路各装设一台负荷开关－熔断器组合电器﹑一台1250kVA及以下干式变压器。低压联络。

3）每回路各装设一台进线负荷开关﹑一台负荷开关－熔断器组合电器﹑一台1250kVA及以下干式变压器或装设一台630kVA及以下油浸式变压器。高压联络。

4）每回路各装设一台进线负荷开关﹑两台负荷开关－熔断器组合电器﹑两台1250kVA及以下干式变压器或装设两台630kVA及以下油浸式变压器。高压不联络。

三、多电源供电：

应根据批准的供电方案，参照双电源接线方式确定。

5.4.3 应采用SF6或真空式负荷开关。不宜采用产气式﹑压气式负荷开关。5.4.4 宜采用体积小﹑免维护﹑具有三工位机构的SF6负荷开关柜。

5.4.5 当采用负荷开关－熔断器组合电器时，严禁采用不带撞击器的组合电器。无功补偿

6.1 无功补偿配置的原则

6.1.1 无功电力应就地平衡。客户应在提高自然功率因数的基础上，按有关标准设计和安装无功补偿设备。6.1.2 并联电容器装置，其容量和分组宜根据就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置。6.1.3 无功补偿装置应设置在变压器低压侧；无功补偿装置宜采用成套装置。6.2 功率因数标准值

电力用户应根据其负荷特点，合理配置无功补偿装置，并达到以下要求：

100kVA及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.95；其他电力用户，功率因数不宜低于0.90。注：本条引用《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》（国家电网生［2004］435号文）6.3 无功补偿容量计算

6.3.1 电容器的安装容量，应根据用户的自然功率因数计算后确定。

6.3.2 当不具备设计计算条件时，电容器安装容量的确定应符合下列规定：

一、35kV及以上变电所可按变压器容量的10％～30％确定；

二、10kV变电所可按变压器容量的20％～30％确定。6.4 无功补偿装置的投切及自动调节

6.4.1 无功电力应做到随其负荷和电压变动及时投入和切除，防止向电网倒送无功电力。

6.4.2 低压无功补偿柜，应采用智能型免维护无功自动补偿装置，具备自动过零投切、分相补偿等功能。并应符合《低压并联电容器装置使用技术条件》DL/ T 842－2003 的规定。6.5 其他规定

6.5.1 10（6）kV侧每段母线的电容器装置，不宜装设在同一电容器室内。6.5.2 0.38～ 10kV电容器应装设抑制谐波或涌流的装置。6.5.3 0.38kV电容器应装设自动投切装置。7 电能质量及谐波管理 7.1 电能质量 7.1.1 在电力系统正常状况下，供电频率的允许偏差为：

一、电网装机容量在300万千瓦及以上的，为±0.2赫兹；

二、电网装机容量在300万千瓦以下的，为±0.5赫兹；在电力系统非正常状况下，供电频率允许偏差不应超过±1.0赫兹。

7.1.2 在电力系统正常状况下，供电企业供到用户受电端的供电电压允许偏差为：

一、35千伏及以上电压供电的，电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定值的10%；

二、10千伏及以下三相供电的，为额定值的±7%；

三、220伏单相供电的，为额定值的＋7%，-10%。

在电力系统非正常状况下，用户受电端的电压最大允许偏差不应超过额定值的±10%。用户用电功率因数达不到本规则第四十一条规定的，其受电端的电压偏差不受此限制。7.2 谐波电压限值及谐波电流允许值 7.2.1 谐波电压限值如下。

表7.2.1 公用电网谐波电压（相电压）限值 电网标称电压

kV 电压总谐波畸变率 ％ 各次谐波电压含有率

奇 次 偶 次 0.38 5.0 4.0 2.0 6 4.0 3.2 1.6 10 35 3.0 2.4 1.2 66 110 2.0 1.6 0.8 注：220kV的公用电网可参照110kV执行。7.2.2 谐波电流允许值。

一、公共连接点的全部用户向该点注入谐波电流分量（方均根值）不超过表7.2.2的允许值。当公共连接点处的最小短路容量不同于基准短路容量时，下表中的谐波电流允许值的换算见《电能质量 公用电网谐波》 GB／T 14549 附录B。表7.2.2 注入公共连接点的谐波电流允许值 标称电压kV 基准短路容量

二、同一公共连接点的每个用户向电网注入的谐波电流允许值按此用户在该点的协议容量与其公共连接点的供电规划容量之比进行分配。分配的计算方法见《电能质量 公用电网谐波》GB／T 14549－1993附录C。7.3 对冲 击性负荷的供电措施

7.3.1 电力系统公共供电点，由冲 击性功率负荷产生的电压波动允许值见表7.3.1。表7.3.1 电压波动允许值

额定电压 kV 电压波动允许值 Vt，％ 10及以下 2.5 35～110 2 220及以上 1.6 7.3.2 客户的冲 击性负荷﹑波动负荷﹑非对称性负荷对供电质量产生影响或对电网和其他用户安全运行构成干扰和妨碍时，客户应采取装设静止型动态无功补偿装置（SVC）等措施消除，并达到国家标准规定的要求。SVC应具有“抑制电压波动和闪变、校正三相电压不平衡、降低谐波电流和谐波电压和改善功率因数”的功能。客户如不采取措施或采取措施不力，达不到国家标准《电压波动和闪变》 GB12326 或《三相电压允许不平衡度》 GB/T15543 规定的要求时，各地供电公司可中止对其供电。

7.3.3 对有波动负荷可能引起电网电压波动和电压闪变的客户，宜由系统变电所新建线路供电。7.4 对非线性负荷的供电措施

7.4.1 客户在新装、变更用电时如有下列用电设备，应向各地供电公司提供谐波源参数：(1)换流和整流装置，包括电气化铁路、电车整流装置、动力蓄电池用的充电设备等；(2)冶金部门的轧钢机、感应炉和电弧炉；(3)电解槽和电解化工设备；(4)大容量电弧焊机；

(5)其他大容量冲 击设备的非线性负荷；

7.4.2 各地供电公司在对上述客户提供供电方案时，将根据国家标准提出允许客户流入电网的谐波电流的限制值(最大值)；

7.4.3 上述客户在设计时应进行流入电网谐波电流值的计算。若某次谐波电流超标，则应加装相应的滤波装置；若某次谐波电流可能超标，则应在设计中考虑予留装设消除谐波装置的地方和费用，以备投运后实测超标时加装。7.4.4 为提高客户谐波计算的准确性，各地供电公司对110KV及以上客户可提供相关的系统谐波阻抗。

7.4.5 非线性用电设备接入电网前，对消谐装置应组织验收。验收不合格，不允许接电。接电后，要进行谐波实测，如果实测谐波超过国家标准的规定时，不允许该非线性设备接入电网运行。

7.4.6 上述客户应定期测量流入电网的各次谐波电流，并保留实测数据，供电公司将随时进行抽查，客户应予以配合； 电能计量

8.1 电能计量装置分类 8.1.1 I类电能计量装置

月平均用电量500万kWh及以上或变压器容量为1000kVA及以上的高压计费用户、200MW及以上发电机、发电企业上网电量、电网经营企业之间的电量交换点、省级电网经营企业与其供电企业的供电关口计量点的电能计量装置。8.1.2 Ⅱ类电能计量装置

月平均用电量100万kWh及以上或变压器容量为2000kVA及以上的高压计费用户、100MW及以上发电机、供电企业之间的电量交换点的电能计量装置。8.1.3 Ⅲ类电能计量装置

月平均用电量10万kWh及以上或变压器容量为315kVA及以上的计费用户、100MW及以下发电机、发电企业厂(站)用电量、供电企业内部用于承包考核的计量点、考核有功电量平衡的110kV及以上的送电线路电能计量装置。8.1.4 Ⅳ类电能计量装置

负荷容量为315kVA以下的计费用户、发供电企业内部经济技术指标分析、考核用的电能计量装置。8.1.5 Ⅴ类电能计量装置

单相供电的电力用户计费电能计量装置。8.2 电能计量装置安装及接线方式

8.2.1 电能计量装置宜装设在进线断路器之前。

8.2.2 采用移开式结构的专用电能计量柜，应符合下列规定：

一、电流﹑电压互感器和电能表，均装设在手车上。

二、电流﹑电压互感器固定式安装，电压互感器熔丝装设在手车上，电能表装设在仪表室。

三、移开式（抽出式）成套配电装置也可以采用固定式电能计量柜。

8.2.3 计量柜（箱）应留有足够的电能表、互感器、接线盒等部件的安装位置，室内电能表应固定安装在电能表夹具上，安装高度及间距如下：

一、电能表距地面应不低于1200mm；

二、电能表与电能表之间的水平间距应不小于80mm；

三、电能表与试验盒之间的垂直间距应不小于80mm；

四、试验盒与周围壳体结构件之间的间距应不小于80mm。

8.2.4 接入中性点绝缘系统的3台电压互感器，35kV及以上的宜采用Y/y方式接线；35kV以下的宜采用V/V方式接线。接入非中性点绝缘系统的3台电压互感器，宜采用Y0/y0方式接线。其一次侧接地方式和系统接地方式相一致。

8.2.5 35kV以上贸易结算用电能计量装置中电压互感器二次出线侧,宜具有可铅封的独立就地端子箱或端子盒，应不装设隔离开关辅助接点，但可装设熔断器（快速开关）；宜设置具有可铅封的独立就地端子箱或端子盒，二次导线通过就地端子箱后直接接至电能计量柜内联合接线盒

8.2.6 35kV及以下贸易结算用电能计量装置中电压互感器二次回路，应不装设隔离开关辅助接点和熔断器。

8.2.7 低压供电，负荷电流为50A及以下时，宜采用直接接入式电能表；负荷电流为50A以上时，宜采用经电流互感器接入式的接线方式。

8.2.8 经电流互感器接入的低压三相四线多功能电能表，其电压引

线应单独接入，不得与电流线共用，电压引线的另一端应接在电流互感器的一次电源侧母线上，电压引线与电流互感器一次电源应同时切合。

8.2.9 对三相三线制接线的电能计量装置，其2台电流互感器二次绕组与电能表之间宜采用四线连接。对三相四线制连接的电能计量装置，其3台电流互感器二次绕组与电能表之间宜采用六线连接。

8.2.10 互感器二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，连接导线截面积，应按电流互感器的额定二次负荷计算确定，至少应不小于4mm2。对电压二次回路，连接导线截面积，应按允许的电压降计算确定，至少应不小于2.5mm2～4mm2。

8.2.11 电能计量专用电压、电流互感器或专用二次绕组及其二次回路不得接入与电能计量无关的设备。8.2.12 对于采用两路及以上电源供电的电力客户，其计量用电压互感器二次计量回路不得切换。8.2.13 电能计量装置的接线还应符合《电能计量装置安装接线规则》DL/T 825 的规定。8.3 电能计量装置的准确度等级

8.3.1 各类电能计量装置应配置的电能表、互感器的准确度等级不低于表8.3.1所示值。表8.3.1 电能表、互感器准确度等级

电能计量装置类别 准 确 度 等 级

有功电能表 无功电能表 电压互感器 电流互感器 I 0.2S或0.5S 2.0 0.2 0.2S或0.2*)Ⅱ 0.5S或0.5 2.0 0.2 0.2S或0.2*)Ⅲ 1.0 2.0 0.5 0.5S Ⅳ 2.0 3.0 0.5 0.5S Ⅴ 2.0 － 0.5S *)0.2级电流互感器仅指发电机出口电能计量装置中配用。

8.3.2 I、Ⅱ类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路

电压降应不大于其额定二次电压的0.2％；其他电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次电压的0.5％。

8.4 电能计量装置的配置原则

8.4.1 贸易结算用的电能计量原则上应设置在供用电设施产权分界处；在发电企业上网线路、电网经营企业间的联络线路和专线供电线路的另一端应设置考核用电能计量装置。

8.4.2 专线供电的用户，除在供电设施的产权分界处装设计量装置

外，还应在变电所装设电能计量装置，作为用户变电所运行管理的需要。8.4.3 I、Ⅱ、Ⅲ类贸易结算用电能计量装置应按计量点配置计量。8.4.5 计量单机容量在100MW及以上发电机组上网贸易结算电量的电能计量装置和I类电能计量装置，宜配置准确度等级相同的主副两套有功电能表。

8.4.6 安装在用户处的贸易结算用电能计量装置，10kV及以下电压供电的用户，应配置全国统一标准的电能计量柜或电能计量箱；35kV电压供电的用户，宜配置全国统一标准的电能计量柜和电能计量箱。8.4.7 贸易结算用高压电能计量装置应装设电压失压计时器。未配置计量柜(箱)的，其互感器二次回路的所有接线端子、试验端子应能实施铅封。

8.4.8 互感器实际二次负荷应在25％～100％额定二次负荷范围内；电流互感器额定二次负荷的功率因数为0.8～1.0；电压互感器额定二次功率因数应与实际二次负荷的功率因数接近。

8.4.9 电流互感器额定一次电流的确定，应保证其在正常运行中的实际负荷电流达到额定值的60％左右，至少应不小于30％。否则应选用高动热稳定电流互感器以减小变比。

8.4.10 为提高低负荷计量的准确性，应选用过载4倍及以上的电能表。8.5 电能计量器具的配置

8.5.1 经电流互感器接入的电能表，其标定电流宜不超过电流互感器额定二次电流的30％，其额定最大电流应为电流互感器额定二次电流的120％左右。直接接入式电能表的标定电流应按正常运行负荷电流的30％左右进行选择。

8.5.2 执行功率因数调整电费的用户，应安装能计量有功电量、感感和容性无功电量的电能计量装置；按最大需量计收基本电费的用户应装设具有最大需量计量功能的电能表；实行分时电价的用户应装设复费率电能表或多功能电能表。8.5.3 接入中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相三线有功、无功电能表。接入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线有功、无功电能表或3只感应式无逆单相电能表。8.5.4 带有数据通信接口的电能表，其通信规约应符合DL/T645的要求。

8.5.5 具有正、反向送电的计量点应装设计量正向和反向有功电量以及四象限无功电量的电能表。8.5.6 电压、电流互感器的配置应符合下列规定。

一、110kV及以上计量用电压互感器宜采用电磁式电压互感器，35kV及以下计量用电压互感器应采用电磁式电压互感器。准确等级应符合本导则8.3节的规定。额定二次绕组容量不大于30VA。

二、电流互感器不宜采用套管式。准确等级应符合本导则8.3节的规定；额定二次绕组容量：户内式不大于10VA；户外式不大于25VA（当距离大于200m时可选择不大于40 VA规格）。

三、电流互感器的变比，应参照8.4.9条的规定，根据用电设备容量进行配置。

四、户内式互感器，应采用干式全密封互感器，并装设在同一的计量柜内。继电保护及自动装置 9.1 一般规定

9.1.1 客户变电所中的电力设备和线路，应装设反应短路故障和异常运行的继电保护和自动装置。继电保护和自动装置应能尽快地切除短路故障和恢复供电。

9.1.2 电力设备和线路应有主保护、后备保护和异常运行保护，必要时可增设辅助保护 9.1.3 继电保护和自动装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动 性的要求，并应符合下列规定：

一、继电保护和自动装置应简单可靠，使用的元件和接点应尽量 少，接线回路简单，运行维护方便，在能够满足要求的前提下宜采用 最简单的保护。

二、对相邻设备和线路有配合要求的保护。前后两级之间的灵敏性和动作时间应相互配合。

三、当被保护设备或线路范围内发生故障时。应具有必要的灵敏系数。

四、保护装置应能尽快地切除短路故障。当需要加速切除短路故障时，可允许保护装置无选择性地动作，但应利用自动重合闸或备用电源自动投入装置，缩小停电范围。

9.1.4 保护装置的灵敏系数，应根据不利正常运行方式和不利故障类型进行计算，必要时，应计及短路电流衰减的影响。各类继电保护的最小灵敏系数，应符合表9.1.4的要求。表9.1.4 继电保护的最小灵敏系数

保护分类 保护类型 组成元件 计算条件 最小灵敏系数

主保护 带方向的电流保护或电压保护 零序、负序方向元件 按被保护区末端金属性短路计算 2 发电机、变压器，线路及电动机纵联差动保护 差电流元件 按被保护区末端金属性短路计算 2 平行线路横差方向和电流平衡保护 电流或电压起动元件 线路两侧均未断开前，其中一侧保护按线路中点金属性短路计算 2 母线完全差动保护 差电流元件 按金属性短路计算 2 距离保护 距离起动元件 按被保护区末端金属性短路计算 1.5 距离则量元件 1.3 电流保护和电压保护 电流元件和电压元件 按被保护区末端金属性短路计算 1.5 母线不完全差动保护 差电流元件 按金属性短路计算 1.5 平行线路横差方向和电流平衡保护 电流元件 线路自一侧断开后，按另一侧对端金属性短路计算 1.5 主保护的个别元件 中性点非直接接地保护 电流元件 按被保护区末端金属性短路计算 1.5 距离保护 负序和零序增量（或实变量）起动元件 按被保护区末端金属性短路计算 4 平行线路横差方向保护 零序方向元件 线路两侧均未断开前，其中一侧保护按线路中间金属性线路短路计算 4 线路一侧断开后，另一侧保护按对侧金属性线路短路计算 2.5 后备保护 电流保护和电压保护 电流元件、电压元件 按相邻电力设备和线路末端金属性短路计算 1.2

9.1.5 保护装置采用的电流互感器及中间电流互感器的稳态比误差，不应大于10％。对35kV及以下的线路和设备，当技术上难以满足要求且不致使保护装置误动作时，可允许有效大的误差。9.1.6 35kV及以上变电所应采用微机型继电保护装置。

9.1.7 供一级负荷或规模较大的变电所，应采用220V或110V免维护蓄电池组作为合﹑分闸直流操作电源。不应采用硅整流电容储能作为变电所的操作电源。

9.1.8 10kV变电所内断路器总台数在三台及以下时，可采用交流操作电源。9.2 保护配置

9.2.1 进线保护（一线带多变）的配置应符合下列规定：

一、35kV进线装设延时速断及过电流保护；

二、10kV进线装设速断或延时速断﹑过电流及失压保护。对小电阻接地系统，宜装设另序保护。9.2.2 220kV主变压器应采用两套完整、独立的主保护和两套完整 的后备保护。继电保护和自动装置的设计应符合《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB 50062、《继电保护和安全自动装置技术规程》GB 14285的规定。9.2.3 35～110kV主变压器应设置下列保护：

一、过负荷；

二、过电流（包括复合电压﹑低电压起动的过电流保护）；

三、速断或差动；

四、中性点直接接地电力网中外部接地短路引起的过电流及中性点过电压；

五、瓦斯（包括有载调压开关）；

六、温度；

七、压力释放。

9.2.4 10kV变压器应设置下列保护：

一、过电流；

二、速断；

三、瓦斯；

四、温度；

五、压力释放。9.2.5 分段开关宜设置充电保护。

9.2.6 6～10kV线路保护应设置下列保护：

一、过电流；

二、速断；

三、零序。

9.2.7 电力电容器应设置下列保护：

一、过电流；

二、速断；

三、中性点不平衡电压或不平衡电流；

四、过电压﹑低电压保护。

9.3 继电保护﹑控制装置配置及布置方式。

9.3.1 35kV及以上变电所保护装置的配置应符合下列规定之一：

一、采用微机型综合自动化装置，设置后台。35kV及以上微机型保护测控装置，在控制室集中组屏。10（6）kV出线微机型保护测控装置，采用分布在开关柜上布置。

二、35kV采用微机型继电保护装置，不设后台。微机型继电保护装置采用分布在开关柜上布置。装设中央信号装置。

三、采用微机型综合自动化装置，设置后台。微机型综合保护测控装置，在控制室集中组屏。9.3.2 10kV变电所保护装置的配置应符合下列规定：

一、采用微机型继电保护装置，不设后台。微机型继电保护装置采用分布在开关柜上布置。装设中央信号装置。

二、采用微机型综合自动化系统，设置后台。微机型保护测控装置采用分布在开关柜上布置。

三、当断路器总台数在三台及以下﹑变压器总容量在1260kVA及以下，可采用交流电磁型反时限继电保护装置。采用弹簧储能机构合闸和去分流分闸的全交流操作。装设中央信号装置。9.3.3 变电所控制装置的设置应符合下列规定：

一、10kV变电所应采用在开关柜就地控制。当采用微机型综合自动化系统时，在就地及后台控制。

二、35～220kV露天变电所，在控制室设置35～220kV控制﹑保护装置。

三、35～220kV户内（半户内）变电所，35～220kV断路器及变二侧总断路器﹑分段断路器宜采用集中控制。当变压器总容量在6300kVA及以下时，可采用开关柜就地控制。

四、10（6）kV断路器宜采用开关柜就地控制。

五、变电所采用微机型综合自动化系统时，宜将监控系统引至中央控制室或生产调度室。9.3.4 断路器采用集中控制方式时，应在开关柜上装设合﹑分闸控 制及指示装置。9.4 二次回路

9.4.1 变电所二次回路的设计应符合《火力发电厂、变电所二次接线 设计技术规定》DL / T 5136的规定。

9.4.2 内桥接线的二次回路应采用“和电流”接线。

9.4.3 当变压器采用有载分接开关时，应在有载分接开关控制回路 中加装电流闭锁装置。

9.4.4 10kV 双电源变电所0.40kV侧的进线﹑分段断路器二次回路 应设置具有故障闭锁合闸回路的功能。

9.4.5 双电源变电所应具有防止倒送电的电气机械闭锁回路，并应 符合下列规定：

一、在进线断路器控制回路中，应具有在合闸前，断开分段断路器或另一进线断路器合闸回路的功能。

二、断路器应装设闭锁控制开关，并应具有将操作把手取出的功能； 9.4.6 电气防误操作的二次回路应符合下列规定：

一、应满足变电所在各种运行方式情况下的防误操作功能。

二、移开式隔离柜﹑电能计量柜，应装设具有位置接点的电气元件。

三、固定式安装的隔离开关，应装设与操作手柄联动的辅助开关。

四、电源侧接地开关，应具有带电显示器闭锁的功能。9.5 自动装置

9.5.1 备用电源自动投入装置，应符合下列规定： 一、一级（关键）负荷用户，应在变压器低压侧的分段开关处，装设自动投入装置。其它负荷性质用户，不应装设自动投入装置。

二、备用电源自动投入装置，应具有保护动作闭锁的功能。

三、10～220kV侧进线断路器处，不宜装设自动投入装置。

9.5.2 35（10）kV变电所0.4kV侧，应具有故障闭锁及带零位的电源自动转换系统（ATS）功能。9.5.3 0.4kV侧，采用具有故障闭锁的 “自投不自复”﹑ “手投 手复”的切换方式。不采用“自投自复”的切换方式。其他

10.0.1 客户变电所的设计，应由客户自行选择有相应设计资质的设计单位承担。

10.0.2 10kV配电变压器，应选用节能型变压器。其变压器空载损耗、负载损耗值，应符合《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》GB 20052的规定。推荐采用非晶合金铁心配电变压器。10.0.3 35V及以上变压器宜选用10型的产品。

附 录A（规范性附录）负荷分级

A.0.1 一级（关键）负荷：

1、中断供电将造成人身伤亡。

2、中断供电将在政治、经济上造成重大损失时，例如：重大设备损坏、重大产品报废、用重要原料（是指比较稀缺的工农业原料）生产的产品大量报废，国民经济中重点企业的连续生产过程被打乱需要长时间才能恢复（是指停电时间即使很短，但影响工作（或生产）的时间则较实际停电时间长很多）等。

3、中断供电将影响有重大政治、经济意义的用电单位的正常工作，例如：重要交通枢纽、重要信息枢纽、重要宾馆、大型体育场馆、经常用于国际活动的大量人员集中的公共场所等用电单位中的重要电力负荷。

4、一类高层建筑。

符合上述情况之一时，均应认定为一级（关键）负荷 A.0.2 二级（重要）负荷：

1、中断供电将在政治、经济上造成较大损失时，例如：主要设备损坏、大量产品报废、连续生产过程被打乱需较长时间才能恢复（是指停电时间即使很短，但影响工作（或生产）的时间则较实际停电时间长很多）、重点企业大量减产等。2、中断供电将影响重要用电单位的正常工作，例如：交通枢纽、通信枢纽等用电单位中的重要电力负荷，以及中断供电将造成大型影剧院、大型商场等人员集中的重要的公共场所秩序混乱。

3、二类高层建筑。

A.0.3 三级（一般）负荷：

不属于一级和二级（重要）负荷者均应认定为三级（一般）负荷。

附 录B（规范性附录）高层建筑分类

B.0.1 一类高层建筑 1）医院； 2）高级旅馆；

3）建筑高度超过50m或24m以上部分的任一楼层建筑面积超过1000m2的商业楼、展览楼、综合楼、电信楼、财贸金融楼；

4）建筑面积超过50m或24m以上的任一楼层的建筑面积超过1500m2的商住楼； 5）中央级和省级（含计划单列市）广播电视楼； 6）网局级和省级（含计划单列市）电力调度楼； 7）省级（含计划单列市）邮政楼、防灾指挥调度楼； 8）藏书超过100万册的图书馆、书库； 9）重要的办公楼、科研楼、档案楼；

10）建筑高度超过50m的教育楼和普通旅馆、办公楼、科研楼、档案楼等。B.0.2 二类高层建筑

1）除一类建筑以外的商业楼、展览楼、综合楼、电信楼、财贸金融楼、商住楼、图书馆、书库； 2）省级以下的邮政楼、防灾指挥楼、广播电视楼、电力调度楼；

3）建筑高度不超过50m的教育楼和普通旅馆、办公楼、科研楼、档案楼等。B.0.3 超高层建筑

建筑高度大于100m的高层公共建筑为超高层建筑。

当高层公共建筑的建筑高度超过250m时，其供电方案应由市级供电公司组织专题研究和论证。

说明：建筑高度大于250m的高层公共建筑，由于按380V电压等级供电，其电压损失已满足不了要求，必须在楼层中设置变电所。若变压器设置在楼层中，对其楼板的荷重、运输等一系列问题都要进行论证。目前省内已出现了超过250m的高层建筑。

B.0.4 高层建筑的负荷分级 一类高层建筑应按一级（关键）负荷要求供电。2 二类高层建筑应按二级（重要）负荷要求供电。超高层建筑中的消防用电应按一级（关键）负荷中特别重要负荷要求供电。4 建筑高度超过250m的公共建筑的供电方案按8.8.3条第3款的要求定。

说明：高层建筑消防用电包含：消防控制室、消防水泵、消防电梯、防烟排烟设施、火灾自动报警、漏电火灾报警系统、自动灭火系统、应急照明、疏散指示标志和电动的防火门窗、卷帘、阀门等。附 录C(资料性附录)变电所典型主接线 附 录D（规范性附录）规范性引用文件

下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款，凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用本导则，然而，鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。国务院颁布 《电力供应与使用条例》 原电力部颁布 《供电营业规则》 GB 50052 《供配电系统设计规范》

GB 50053－94《10kV及以下变电所设计规范》 GB 50054 《低压配电设计规范》

GB 50059－92《35～110kV变电所设计规范》

GB 50060－92《35～110kV高压配电装置设计规范》 GB 20052－2006《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》 DL/ T 5216－2005《35kV～220kV城市地下变电站设计规定》 DL / T 5118－2000《农村电力网规划设计导则》

DL / T 5216－2005《35kV～220kV变电所设计技术规定》 DL / T 5218－2005《220kV～500kV变电所设计技术规程》

国家电网公司农[2003]35号文《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》 附 录E（规范性附录）本导则用词说明

E..0.1 为便于在执行本标准条文时，对要求严格程度不同的用词说明如下： 1 表示很严格，非这样做不可的用词： 正面词一般采用“必须”； 反面词一般采用“严禁”。表示严格，在正常情况下均应这样做的用词： 正面词一般采用“应”；

反面词一般采用“不应”或“不得”。表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词： 正面词一般采用“宜”或“一般”； 反面词一般采用“不宜”。表示一般情况下均应这样做，但硬性规定这样做有困难时，采用“应尽量”。5 表示允许有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。

E..0.2 条文中必须按指定的标准﹑规范或其它有关规定执行的写法为“按„„执行”或“符合„„要求”。非必须按所指的标准﹑规范或其它规定执行的写法为“参照„„”。