1）两回及以上进线同时运行互为备用； 2）一回进线主供、另一回进线热备用。 7.2.4.2 二级负荷用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、另一回进线冷备用。 7.2.5 不允许出现10kV侧合环运行的方式。 7.2.6 10kV电压等级的电气主接线的设计及技术要求，见附录F。 7.3一般技术要求 7.3.1 电能质量 7.3.1.1 供电电压允许偏差 在电力系统正常状况下，供电企业供到用户受电端的供电电压允许偏差为： 1）10kV及以下三相供电的，为额定值的±7％； 2）220V单相供电的，为额定值的＋7％，－10％。 7.3.1.2 非线性负荷设备接入电网 7.3.1.2.1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）变频装置； 6）其他大容量冲击设备的非线性负荷。 7.3.1.2.2 非线性负荷的大用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（其中大容量非线性用户，须提供省级及以上专业机构出具的电能质量评估报告），其他电压等级由当地电力部门自行负责确认。 7.3.1.2.3 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，明确要求用户应采取治理污染电能质量措施并应达到国家标准。 7.3.1.3 谐波限值 用户负荷注入公用电网连接点的谐波电压限值及谐波电流允许值应符合GB／T14549国家标准的限值。 7.3.1.4 电压波动和闪变的允许值 用户的冲击性负荷产生的电压波动允许值，应符合GB12326国家标准的限值。 7.3.2无功补偿 7.3.2.1无功电力应分层分区、就地平衡，100kVA及以上高压供电的电力用户，在高峰负荷时的功率因数不宜低于0.95：其他电力用户和大、中型电力排灌站、趸购转售电企业，功率因数不宜低于0. 90；农业用电用功率因素不宜低于0.85。 7.3.2.2配电变压器无功补偿控制装置应以电压为约束条件，根据无功功率（或无功电流）进行分组自动投切，无投切振荡，无补偿呆区，防止在低谷负荷时向系统倒送无功。 7.3.2.3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。当不具备设计计算条件时，按照变压器容量的20％～30％确定。 7.3.2.4 10kV侧每段母线的电容器装置，不宜装设在同一电容器室内。 7.3.2.5 0. 4kV~10kV电容器应装设抑制谐波或涌流的装置。 7.3.2.6低功率因数的配电站（室）、箱式变压器和杆上变压器应在低压侧集中安装可自动投切的电容补偿，变压器低压侧按照配变容量的20%~30%安装。 7.3.2.7无功补偿装置一般设置在变压器低压侧，采用成套装置。 7.3.2.8在三相不平衡的居民住宅及其它场所，宜采用分相补偿或混合补偿方式。当采用混合补偿时，分相补偿容量不小于总补偿容量的30％。 7. 3.2.9 0.4kV电容器装置采用半导体开关电器、复合开关电器，或采用干式智能电容器，具有过零自动投切功能的分相补偿或混合补偿方式，并应符合DL／T 842的规定。 7.3.3 继电保护 7.3.3.1 继电保护设置的基本原则 全自动装置，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求； 2）用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； 3）10kV断路器柜宜采用微机型继电保护装置。 7.3.3.2 保护方式配置 1）继电保护和自动装置的设置应符合GB50062/T、GB14285的规定。 2）10kV进线装设速断或延时速断﹑过电流保护。对小电阻接地系统，宜装设零序方向保护。 7.3.3.3主变压器保护的配置应符合下列规定： 1）容量在400kVA及以上车间内油浸变压器和800kVA及以上油浸变压器，均应装设瓦斯保护。其余非电量保护按照变压器厂家要求配置。 2）电压在10kV及以下、容量在10000kVA及以下的变压器，采用电流速断保护和过电流保护分别做为变压器主保护和后备保护。 7.3.4电能计量 7.3.4.1电能计量点 电能计量点应设置在供电设施与受电设施的产权分界处。 用电计量装置原则上应装在供电设施的产权分界处。如产权分界处不适宜装表的，对专线 1）用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 供电的高压用户，可在供电变压器出口装表计量；对公用线路供电的高压用户，可在用户受电装置的低压侧计量。当用电计量装置不安装在产权分界处时，线路损耗须由产权所有者负担；当用电计量装置不安装在产权分界处且供电方式由高供高量改成高供低量时，线路与变压器损耗的有功与无功电量均须由产权所有者负担。在计算用户基本电费(按最大需量计收时)、电度电费及功率因数调整电费时，应将上述损耗电量计算在内。 7.3.4.2电能计量方式 低压供电的用户，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；1）负荷电流为60A以上时，宜采用经电流互感器接入式； 2）高压供电的用户，宜在高压侧计量。但对10kV供电的永久性用电受电变压器容量在315kVA以下（不含315kVA）或临时用电受电变压器容量在500kVA以下（不含500kVA），高压侧计量确有困难的，可在低压侧计量，即采用高供低计方式； 3）有两路及以上线路分别来自不同供电点或有多个受电点的用户，应分别装设电能计量装置； 4）用户一个受电点内不同电价类别的用电，应分别装设计费电能计量装置。但在用户受电点内难以按电价类别分别装设用电计量装置时，经批准可装设总的用电计量装置，然后按其不同电价类别的用电设备容量的比例或实际可能的用电量，确定不同电价类别用电量的比例或定量进行计算，分别计价； 5）送、受电量的地方电网和有自备电厂的用户，应在并网点上装设送、受电电能计量装置。 7.3.4.3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，应采用三相三线接线方式，其电流互感器二次绕组与电能表之间应采用四线连接；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，其电流互感器二次绕组与电能表之间应采用六线连接。 7.3.4.4电能计量装置的配置见附录C。 7.3.4.5电能计量装置设计及技术要求见附录C。 7.3.5用电信息采集终端： 7.3.5.1专变用户应装设用电信息采集终端设备。 7.3.5.2用户采用的控制或监视方案及通讯方式，由当地供电部门根据有关规定，参与有序用电的用户应采用控制方案。用户的受电设施必须满足应控负荷及控制轮次或监视负荷的需要。 7.3.5.3用电信息采集终端安装规范的要求见附录C。 7.3.6 备用电源 7.3.6.1符合下列条件之一时，用户宜设置自备电源： 1） 需要设置自备电源作为一级负荷中的特别重要负荷的应急电源时或第二电源不能 满足一级负荷的条件时； 2）设置自备电源较从电力系统取得第二电源经济合理时； 3）有常年稳定余热、压差、废弃物可供发电，技术可靠、经济合理时； 4）所在地区偏僻，远离电力系统，设置自备电源经济合理时； 5）有设置分布式电源的条件，能源利用效率高、经济合理时。 7.3.6.2自动投入装置 1）备用电源自动投入装置，应具有保护动作及手动分闸闭锁的功能； 2）10kV侧进线断路器处，不宜装设自动投入装置； 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； 4）一级负荷用户，宜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，不宜装设自动投入装置。 7.3.7 用户保安电源 7.3.7.1保安电源配置原则 依据《供电营业规则》的规定，用户需要备用、保安电源时，供电企业应按其负荷重要性、用电容量和供电的可能性，与用户协商确定。用户重要负荷的保安电源，可由供电企业提供，也可由用户自备。遇有下列情况之一者，保安电源应由用户自备： 1）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； 2）用户自备电源比从电力系统供给更为经济合理的； 供电企业向有重要负荷的用户提供的保安电源，应符合独立电源的条件。有重要负荷的用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。 7.3.7.2 自备保安电源配置 1)自备保安电源配置的一般原则为：自备保安电源配置容量标准必须达到保安负荷的 120％；自备保安电源启动时间应满足安全要求；自备保安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。 2)自备保安电源的种类包括：独立于正常电源的发电机组、UPS 不间断供应电源、蓄电池、干电池和其它新型自备保安电源技术（设备）。 3)自备保安电源的选择，当允许中断供电时间为 15 秒以上的供电，可选用快速自启动的发电机组；当允许中断供电时间为毫秒级的供电，可选用蓄电池静止型不间断供电装置、蓄电池机械贮能电机型不间断供电装置或柴油机不间断供电装置。 4)自备保安电源工作时间 自备保安电源工作的时间应按用户生产技术上要求的停车时间考虑。当与自动启动的发电机组配合使用时，不宜少于10 分钟。 5)重要电力用户应配置自备保安电源。 6)一级负荷的用户应增设自备保安电源，二级负荷的在市电没有提供保安电源的情况下用户应配置自备保安电源。居住小区的一、二级负荷，除正常供电电源之外还应配备自备发电机等保安电源。 7.3.8 通信和调度 7.3.8.1 10kV及以下供电、用电容量不足8000kVA且有调度关系的用户，可利用电能量采集系统采集用户端的电流、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。 7.3.8.2 其他用户应配置专用通讯市话与当地供电公司进行联络。 7.3.8.3 10kV继电保护及通信自动化的设计及技术要求参照附录F(典型图集)。 7.3.8.4 需要实行电力调度管理的用户： 1) 受电电压在10kV及以上的专线供电用户； 2) 有多电源供电、受电装置的容量较大且内部接线复杂的用户； 3) 有两回路及以上线路供电，并有并路倒闸操作的用户； 4) 有自备电厂并网的用户； 5) 重要用户或对供电质量有特殊要求的用户等。 7.4受电装置选型 7.4.1 10kV变压器的选型： 7.4.1.1配电变压器的选用应符合GB20052—2006中“配电变压器目标能效限定值”的规定，采用节能环保型、低损耗、低噪音的电力变压器(如非晶合金变压器、卷铁芯变压器等)。 7.4.1.2接线组别为D，ynll，型号： 1) 油浸式变压器宜选用11型及以上； 2) 干式变压器宜选用10型及以上。 7.4.1.3居民区变电所应优先采用环保、安全可靠性高、便于维护的干式变压器；高层建筑、地下室及有特殊防火要求的场所应选用干式变压器。 7.4.1.4柱上油浸式变压器的单台容量不应超过400kVA。 7.4.1.5楼宇内变电所和配电站房应采用无油化电气设备，变压器采用干式变压器。 7.4.2环网柜 7.4.2.1环网柜应优先采用SF6全充气式；SF6气体的年泄漏率低于1‰，要求做到30年免维护。 7.4.2.2母线及馈出均绝缘封闭且配备带电显示器、接地和短路故障指示器、带电闭锁接地装置。 7.4.2.3应采用三工位开关，有效防止误操作，同时应具有可视性接地功能，每个环网单元应配备故障指示器。 7.4.2.4环网柜开关本体应采用2mm厚不锈钢，防护等级达到GB4208规定的IP67要求。 7.4.2.5环网柜宜有电动操作功能，操作电源为DC24V或DC48V。 7.4.2.6负荷开关--熔断器组合电器的转移电流不小于1700A，机械操作寿命不小于2000次。当采用负荷开关--熔断器组合电器保护变压器时，干式变压器单台容量不应大于1250kVA；油浸式变压器单台容量不大于630kVA； 7. 4.2.7额定短时耐受电流及持续时间（有效值）大于20kA/3S。 7.4.2.8户内环网单元应具备可扩展性，便于扩展。 7.4.3 10kV开关柜 7.4.3.1 10kV开关柜宜选用小型化负荷开关，变压器回路采用负荷开关--熔断器组合单元：
10kV及以下电力用户业扩工程技术规范
