（第四版）
上海市电力公司
2011年11月
前 言
为有效指导上海市电力公司电网建设相关工作，提高电网安全稳定运行水平，从公司生产运行的实际需要出发，按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，对《上海电网若干技术原则的规定》（第三版）进行修订，形成第四版。
本规定的附录A、附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录H、附录I为规范性附录。
本规定的解释权属上海市电力公司总师室。对个别特殊情况需要改变本规定所明确的技术原则时，应说明情况向公司总师室申报批准。
本规定起草单位：发展策划部、生产技术部、基建部、营销部、科技信息部、安全监察(保卫)部、智能电网办公室、调度通信中心、信息通信中心、上海电力设计院有限公司。
本规定主要起草人：
电网规划组：诸纪新 应志玮 祝达康 黄薇 李亦农 袁智强
变配电组： 张怡 邹俭 张弛 余钟民 周谷亮 吴欣烨吕伟强 叶军
架空线路组：沈兆新 刘新平 张锦秀 方浩
电缆组： 龚尊 张丽 姜芸 孟毓
继保及自动化组：诸纪新 毛俊 杨建平 涂崎 秦杰 李超群
信息通信组：王锐 葛剑飞 林亦雷 姚贤炯 陈志杰 顾立新
电力营销组：刘纪平 盛明 袁检 黄俐萍 康继光 陈磊 吴志群 魏奕
电网建设组：曹春平 倪镭 李钧 王怡风 徐萍 唐宏德 曹林放
智能电网及综合组：谢伟 华斌 任年荣 龚波涛 陆文宇 倪振华 张征 张汲 陈文升
本规定批准人：阮前途
上海电网若干技术原则的规定
1总则
1.1为使上海电网规划、设计、建设输、变、配、用电工程和供用电技术业务实现规范化、标准化，城乡电网一体化的管理，达到优化电网结构、保持电网安全稳定运行、保证电能质量、提高供电可靠性、降低电网损耗、改善电网经济性、合理使用资金、满足安全环保要求、促进技术进步、以信息化带动上海电力的发展、提升自动化程度和劳动生产率的目标，更好地为用户服务，建设与上海国际大都市国民经济发展相适应的现代化电网，特制订上海电网若干技术原则的规定（以下简称规定）。
1.2本规定系根据国家、上海市、电力行业和国家电网公司管理的有关法律、法规、标准、规程、规范和导则，并结合上海电网的具体实际和发展而制订。
1.3本规定适用于上海电网内所有的输、变、配、用电工程的规划、设计、基建、改造以及电网运行、用电管理和供电技术业务。上海市电力公司所属、委托管理及代管的各部门、单位都应遵照执行。对于上海电网中各的发电公司、自备电厂、热电联供、余热发电、各电压等级供电的用户等单位，应执行本规定中与上海电网安全运行有关的条款，其他条款应参照执行。
1.4新建、改建、扩建工程项目的安全设施、安防设施、消防设施、职业卫生健康设施等，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。
1.5本规定所引用的各有关技术标准，均应是有效版本。
2电网规划设计主要原则
2.1电网规划的重点，是研究和制订电网的整体和长远发展目标。各项发、输、变、配、供电工程的设计和建设（含改建、扩建），都必须符合电网总体规划的要求。
电网规划应在满足国家对电网安全稳定和用户合理的供电可靠性要求的前提下，以实现电网全电压等级经济效益最优、电网发展生命周期最优为目标；充分考虑公司资产（尤其是核心资产）的不断保值增值。
2.2电网规划的编制，应从调查研究现有电网入手，分析负荷特性和负荷增长的规律，解决电网的薄弱环节，优化电网结构，提高电网的供电能力和适应性；做到近期与远期相衔接，新建和改造相结合以及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，达到电网发展、技术领先、装备先进和经济合理的目标。
2.3电网规划除主网架的规划外，还应包括城市配电网规划、无功规划和二次系统规划（含继电保护、通信、自动化）等。使有功和无功、一次和二次系统协调发展，提高配电网自动化、信息化水平，并与用电营销网络相结合，加速拓展电力消费市场。
2.4电网规划的期限规定近期为五年（分年）、中期为十年、远期为十五年及以上三个阶段，应与上海市国民经济发展规划和城市总体规划相适应，并且每年应根据具体情况作滚动修正。电网规划应进行必要的潮流计算和分析论证，并结合全国和华东电网的发展进行上海受端电网的稳定性研究，保证上海电网的安全稳定性。
2.5各级电网分期规划的目标要求
2.5.1具备向各级用户充分供电的能力，能满足各类用电负荷增长的需要。
2.5.2适应网内电源和市外来电发展的需要，在保障电网安全的前提下满足主要电源能可靠地向电网输送电力及清洁能源接入电网的要求。
2.5.3各级电压变电总容量与用电总负荷之间，输、变、配电设施容量之间、有功和无功容量之间比例协调、经济合理。
2.5.4电网结构应贯彻分层分区的原则，简化网络接线，有效控制短路电流，做到调度灵活，便于事故处理，防止出现分区和电网大面积停电事故。
2.5.5达到电力行业标准《电力系统安全稳定导则》对220kV及以上电力系统安全稳定性的各项要求，实施三级安全稳定标准。110kV及以下电力系统应参照执行。
2.5.6电网的供电可靠性，应符合国家电网公司《城市电力网规划设计导则》中“电网供电安全准则”的规定，力争做到检修方式下的“N－1”安全要求。
2.5.7电能质量和电网损耗达到本规定及相关标准的要求，上海电网综合线损率达到国际大都市先进水平。
2.5.8建设资金和建设时间合理安排，取得应有的经济效益。
2.6近期规划目标
为适应上海城市总体发展规划目标的要求，扩大电力消费市场，加大上海电网的建设和改造的力度，增加供电能力，降低电网损耗，改进电能质量，提高供电可靠性，做到“受得进，落得下，稳得住，送得出，用得上”， 完善用户的需求侧管理，满足上海国民经济发展和居民生活水平不断提高的需要。
2.7中远期规划目标
将上海电网按照适应电力消费的需要，建设成为网架坚强、结构合理、适应性强、安全可靠、调度灵活、装备精良、管理科学、电能优质、技术经济指标先进、自动化程度高的与国际大都市相适应的现代化电网。
2.8上海电网应根据国家电网的统一规划，建设坚强智能电网，积极消纳特高压来电，并保持500kV电网与华东电网的可靠联络。
2.9上海地区应积极建设适应能力强、运行安全可靠、调度方式灵活的500kV骨干网架，220kV高压电网以各个500kV变电站为中心分区运行，分区间结合近远期电网规划积极建设大容量联络通道。根据负荷需要可采用220kV变电站甚至500kV终端站深入负荷中心的供电方式。
2.10积极建设资源节约型、环境友好型电网，变配电站设计建设在充分考虑投资经济性的前提下应节约用地，合理选用小型化、环保型设备，充分利用空间，精心布置，力求减少占地面积和建筑面积。位于中心城区的变、配电站，在允许及差价资金、产权归属、土地属性均落实的前提下，可与非居建筑物相结合并与周围环境相协调。
2.11架空和电缆线路的设计及杆塔选型应在不影响电网正常方式及检修方式安全可靠性的前提下尽可能考虑减少线路走廊占地面积，优先采用具备大容量输送能力的导线，可适当采用同塔多回路和紧凑型线路，并应做好和加强电缆通道和管线的规划。
2.12应该结合上海电网的远景发展，在上海地区布置必需的具有黑启动能力的机组。
3上海电网的电压等级和电网结构
3.1上海电网输、配电电压等级的划分
特高压输电 1000kV，±800kV（直流）
超高压输电 ，±500kV（直流）
高压输电 220kV
高压配电 ，35kV
中压配电 10kV
低压配电 ，单相220V
3.2电网的分层分区
3.2.1上海电网通过规划建设的特高压线路和变电站接受区外来电，通过500kV电网与华东电网联网，500kV电网是沟通全市电网的骨干网架，是上海220kV电网分区运行的基础。
3.2.2220kV电网以500kV变电站和大型电厂为核心分区运行，各分区电网之间相对，并应在必要时能互相支援。分区间应结合近远期电网规划和电力黄线规划积极建设联络通道，新建联络通道的远景饱和输送能力不应低于1000MVA，并具备分列运行能力。
3.2.3电网内不应形成电磁环网。在电网发展过程中，若确需构成电磁环网运行，应作相应的潮流计算和稳定校核。
3.3上海电网中新建大型发电厂，经技术经济论证后，优先考虑以220kV电压接入系统的可行性。
220kV分区电网的结构，原则上由500kV变电站和发电厂提供电源，经过220kV大截面架空线路，向220kV中心变电站送电，再从220kV中心站（发电厂）经220kV电缆或架空线路，向220kV中间变电站或终端变电站提供电源。接线模式参见附录A图1。分区间的联络通道也可采用多个220kV中心站(或中间站)串接的方式，但应校验首级电源线路的输送能力。220kV中心站的电源进线不应采用电缆线路。
500kV终端变电站形成的供电分区可采取放射状接线，但应满足检修状态下“N－1”原则，保证其受电的220kV变电站从同一个500kV终端变电站受电线路不超过2回，同时具有2回及以上其他方向的受电线路。
3.4220kV电网应尽量避免拼仓或T接变压器。
3.5上海电网电压等级系列
3.5.1电压等级系列（kV）: 1000，500，220，，10，0.38，0.22；
变压比：1000/500/□kV，500/220/□kV，220/110/35kV，220/35kV，110/10kV，35/10kV，10/0.38kV，（10/0.22kV）。
3.5.2加大中心城区110kV电网发展的力度，对于高负荷密度地区新建的高压配电网，宜优先发展110kV电网。现有220kV变电站已有110kV设备应充分加以利用，已预留110kV配电装置位置的变电站根据地区电源需求安装设备。
3.5.3中心城区以外的地区在满足下列任一种条件时，均可适度发展110kV电网。
(1)远景负荷密度较大；
(2)周边220kV变电站35kV侧负载率将明显超过220kV侧负载率；
(3)高压配电变电站10kV架空线出线较多、负荷释放能力较强。
3.5.4原则上新建变电站不再选用110/35/10kV三卷变，而可选用110/10kV（带平衡绕组）双卷变和35/10kV双卷变。
3.5.5高压配电网中应避免重复降压，原110kV变电站所供的35kV电业变电站应结合周边电源建设逐步予以改接至220kV变电站。
3.6上海城市配电网结构的示意图如附录A图2所示，应达到第2.5条各级电网分期规划的目标要求。
4供电可靠性
4.1供电可靠性的要求
供电系统用户供电可靠率≥ 99.90％（全口径），城市电网用户供电可靠率≥ 99.99％，可在中心城区的重要地区建设高可靠性供电，供电可靠率达到99.999%。
4.2电网安全准则
电网应严格按照计划检修情况下的“N－1”准则保证电网的安全性。正常方式和计划检修方式下，电网任一元件发生单一故障时，不应导致主系统非同步运行，不应发生频率崩溃和电压崩溃。任一电压等级的元件发生故障时，不应影响其上级电源的安全性。上一级电网的供电可靠性应优于下一级电网。
各电压等级对下一级电网和负荷的供电应满足“N－1”准则。具体不同电压等级和对不同用户供电负荷的可靠性要求按附录F执行。
4.2.1对35kV及以上变电站的主变、进线回路应按“N－1”准则进行规划设计。
4.2.235kV及以上变电站中失去任何一回进线或一台主变时，必须保证向下一级电网的供电。
4.2.310kV配电网中任何一回架空线、电缆、或一台配电变压器故障停运时：
(1) 正常方式下发生故障时，除故障段外经操作应在规定时间内恢复供电，并不得发生电压过低和其他设备不允许的过负荷；
(2) 计划检修方式下，又发生故障停运时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。
4.2.4低压电网中当一台配电变压器或低压线路发生故障时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。
4.3满足用户供电的程度
电网故障造成用户停电时，对于申请提供备用电源的用户，允许停电的容量和恢复供电的目标时间如下：
4.3.1两回路供电的用户，失去一回路后，应不停电。
4.3.2三回路供电的用户，失去一回路后，应满足100％供电，再失去一回路后，应满足50％供电。
4.3.3一回路和多回路供电的用户，电源全停时，恢复供电的目标时间为一回路故障处理时间。
4.3.4开环网络中的用户，环网故障时需通过电网操作恢复供电的，其目标时间为操作所需时间。
4.3.5用户对电能质量、供电可靠性要求超出国家规范规定时，应由其采取相关措施解决。
4.435kV及以上电业变电站的电源应达到双电源及以上的要求。
根据上海电网目前的实际情况，“双电源”的标准可分为以下三级：
第一级： 电源 来自两个发电厂
或一个发电厂和一个变电站
或两个变电站
电源线路 的两条及以上线路（电缆）和进
出线走廊段，电厂、变电站有两个及
以上的进出线通道
第二级： 电源 来自同一个变电站一个半断路器接
线不同串
或同一个变电站（不同主变供电的）母线分段开关的两侧
电源线路 应尽量避免采用同杆（通道）双回路的两条线路（电缆）或共用通道
第三级： 电源 来自同一个变电站双母线的正、副
母线
电源线路 可采用同杆（通道）双回路的两条
线路（电缆）或共用通道
现有35kV及以上变电站没有达到或尚处于第三级双电源标准的，应逐步达到或提高双电源等级标准。新建220kV及以上变电站最终方案规划应达到二级及以上双电源标准，中心站应达到一级双电源标准。对近期建设的仅有两回电源的变电站应尽量避免进线采用同杆双回路方案。新建110(35)kV变电站最终方案规划应为第一级双电源标准，并应在电网建设过程中达到第二级双电源标准，短期可临时采用第三级双电源标准过渡。地区配电网改造优先解决已经达到最终规模的第三级双电源标准变电站，向第二级及以上双电源标准提升。
4.5220kV变电站的110kV或35kV侧联络线和互馈线
220kV变电站之间应有一定的联络方式，可选择以下一种方式，以保证全站停电后的站用电快速恢复。
（1）正常方式下带负荷运行的110kV或35kV互馈线；
（2）220kV变电站站用变对应的35kV母线通过35kV出线（35kV开关站电源线等）与其他站母线可形成临时互馈；
（3）利用原有线路改接的专用110kV或35kV互馈线（仅限于220kV地下变电站或其他2台主变220kV变电站）。
5变电站主接线选择
5.1500kV变电站
5.1.1500kV侧最终规模一般为6－12回进出线，4组主变。优先采用一个半断路器接线，参见附录A图1，500kV母线可分段，新建500kV变电站主变应接入断路器串内，并保证主变与线路的合理配串。
500kV终端站可采用带断路器的线路变压器组的接线方式或其他方式。
单组主变容量可选750MVA，1000MVA，1200MVA，1500MVA。新建变电站宜根据变电站中近期负荷预测选择合适的主变容量，优先采用已有变电站主变增容后更换下来的主变，以加强主变的利用效率、降低损耗(“梯度利用”)。
5.1.2220kV侧一般设有16－24回出线。
新建500kV变电站的220kV母线应采用装配式或HGIS装置、一个半断路器接线，母线分段（两台分段断路器），或采用GIS装置双母线双分段两台分段断路器接线方式。500kV终端变电站可采用双母线多分段多台分段断路器的接线方式。
5.1.3低压侧主要用于电容器组和电抗器等无功补偿装置和接入站用变。应配置500kV主变低压侧总断路器或电抗器、电容器组首端断路器。
5.2220kV变电站
变电站一般可分为中心站、中间站和终端站三大类，最终规模宜为3台主变。中心城区内高负荷密度地区的220kV中心站远景规模可按4台主变控制。
单台主变容量： 可选180MVA，240MVA，300MVA；
220/35kV可选150MVA，180MVA。
新建变电站宜根据变电站中近期负荷预测选择合适的主变容量，优先采用现有变电站主变增容后更换下来的主变，轮换周期不宜小于5年。根据需要，土建应按照最终规模的要求设计。
5.2.1220kV侧
（1）中心站
中心站指直接从500kV变电站或220kV主力电厂受电并向其他220kV变电站转供电力的220kV变电站，最终规模具有9－20回进出线，宜采用双母线双分段接线。在地理位置许可和系统运行方式需要时，可选用一个半断路器接线。
新建220kV变电站不再配置旁路母线。现有220kV变电站在满足下述原则的情况下，可取消旁路母线。
1) 220kV进出线满足“N－1”准则的要求；
2) 主变能满足“N－1”准则的要求；
3) 断路器等设备质量可靠。
（2）中间站
中间站指全部或部分回路从其他220kV变电站受电，并通过少数回路向220kV终端站供电的220kV变电站，最终规模具有6－12回进出线，通常可采用双母线、双母线单分段、双母线双分段或单母线分段接线。有条件时可适当减少中间站。
（3）终端站
终端站指不向其他220kV变电站转供电力的220kV变电站。终端站一般不设220kV母线，应采用带有断路器的线路（电缆）变压器组接线，在变电站面积受不能设断路器时，可只设接地闸刀并配置可靠的远方跳闸通道。电源侧断路器必须选择机械三相联动断路器。
220kV终端站接线参考模式参见附录A图3。
5.2.2110kV侧
可有9－16回出线，宜采用单母线三分段两台分段断路器的接线，也可选用单母线四分段两台分段断路器接线。远景预留4台主变的变电站110kV侧宜采用双母线双分段接线。参见附录A图3－图5。
5.2.335kV侧
变电站35kV侧容量为3×120－3×180MVA，可有24－30回出线（主变容量为300 MVA的可设36回），宜采用单母线六分段三台分段断路器接线。远景预留4台主变的变电站35kV侧宜采用单母线八分段四台分段断路器接线。参见附录A图3－图5。
对于220/35kV变电站35kV侧容量为3×120－3×180MVA，可有30－36回出线，宜采用单母线六分段三台分段断路器的接线。
变电站的35kV出线允许2条3×400mm2电缆并联，但需控制并尽可能减少并仓。对原有并仓现象，结合220kV变电站及35kV开关站或开关站性质的35kV变电站的建设，通过电网调整逐步减少。
5.3110kV变电站
5.3.1110kV侧
最终规模为3台主变，可采用环进环出、线路（电缆）变压器组接线或“T”型接线方式。 “T”接主变的高压侧应设断路器。对于5年内无计划出线的110kV站可预留环出断路器或负荷开关（GIS）。
110kV变电站内110kV侧一般为每回路一进二出(包括一台主变)的环进环出接线方式；特殊情况下(周边有110kV用户)可采用一进三出（包括一台主变）接线方式，其中一回供附近110kV用户，参见附录A图6。若轨道交通、电气化铁路等对电能质量影响较大的110kV用户接入，应进行电能质量评估并满足要求。
单台110/10kV主变容量可选31.5MVA，40MVA，50MVA（对110/35/10kV三卷主变容量可选63MVA、80MVA）。
5.3.210kV侧
容量为3×31.5MVA可有30－36回出线，应采用单母线四分段两台分段断路器接线；3×40MVA、3×50MVA可有36－42回出线，采用单母线六分段三台分段断路器的接线，参见附录A图2。
新建站不应采用双母线接线方式。
5.435kV变电站
5.4.135kV侧
最终规模3台主变，可采用线路变压器组接线或“T”型接线方式。在35kV用户较多的地区，35kV变电站内35kV侧可采用一进三出（包括一台主变）带开关站性质的接线方式，2路35kV出线直供用户，进线最终规模宜选用185－400mm2架空线或双拼3×400mm2电缆。主接线模式可参见附录A图2和图7。
中心城区、负荷密度较高的地区单台主变容量可选31.5MVA，对负荷密度较低地区的变电站单台主变容量可选20MVA。
5.4.210kV侧
可有24－30回出线，宜采用单母线四分段两台分段断路器接线。
新建站不应采用双母线接线方式。
5.535kV和10kV开关站
5.5.135kV开关站
（1）在大用户较多的区域根据用户需求可建设35kV开关站。
（2）35kV开关站最终电源尽可能来自于不同220kV站，优先考虑与220kV变电站站用变共处同一段35kV母线。
（3）35kV开关站应采用单母线分段（带自切）的接线方式，规模为2回进线，6－10出线。主接线模式可参见附录A图8。
（4）35kV开关站电源进线一般架空线可选用185—400 mm2，电缆可选用3×400mm2、1×630 mm2或双拼3×400mm2，出线电缆可根据负荷情况选用，为今后改接利用考虑尽可能选用3×400mm2。
（5）设备可参照第9.1条选用。
5.5.210kV开关站
（1）10kV开关站的设置应以加强上下级电网协调、优化配电网结构、提高变电站出线利用率为目标。
（2）10kV开关站应采用单母线分段（带自切）的接线方式。规模为2回进线、6－10回出线。主接线模式可参见附录A图9。特殊情况下因站址紧张可配置2回进线、最多14回出线的加强型站。
（3）10kV电源进线每回电缆截面一般需选用3×400mm2（根据负荷需求进线可采用双拼3×400mm2截面电缆），出线电缆截面可根据负荷情况选用，一般选3×240 mm2。
（4）为解决本地区负荷的需要，可附带2台1250kVA及以下的10kV配变。
（5）开关站新建时应同步建设配电站自动化。
6短路电流的控制
6.1 短路电流控制标准
6.1.1上海电网的三相短路电流按以下标准控制：
1000kV 63 kA
500kV （80kA）
（63kA）
25 kA
25 kA
20kA
6.1.2上海电网局部区域500kV变电装置的短路电流经论证可按80kA控制，500kV变电站的220kV配电装置的短路电流经论证可按63kA控制。
6.1.3 新建10kV设备的三相短路电流均按20kA控制，原16kA设备根据设备的正常运行寿命逐步更换为20kA设备。新建110（35）kV变电站或其他地区电源接入10kV系统时应进行短路电流校验，并在必要时采取措施保障地区内所有的10kV设备均满足短路电流的控制要求。
6.1.4 对110－500kV电网，当故障点X0∑ 6.2.1 发电厂提供的短路电流。 6.2.2调整系统运行方式 上海电网已实现了分区分片运行和电磁环网解环运行，为进一步220kV短路电流，可将500kV变电站220kV母线分列运行。 6.2.3串联电抗器 为短路电流，可考虑在线路上加装限流电抗器。 6.2.4 提高主变压器阻抗 上海电网可考虑在变电站选择高阻抗变压器以短路电流。 6.2.5 减少220kV主变接地数量 上海电网可以使用220kV及以上的自耦变压器，但对220kV电网的单相接地短路电流接近上述极限值时应考虑自耦变压器的使用，同时220kV主变有条件时应尽量不接地。 6.2.6 采用中性点小电抗接地 为220kV电网单相短路电流，可采取在500kV主变中性点接小电抗等措施。 7绝缘配合 7.1绝缘配合的基本要求是在采用了过电压保护措施以后，决定设备上可能的作用电压，并根据设备的绝缘特性及可能影响绝缘特性的因素，来确定设备的绝缘水平。 7.2线路、变电站户外设备的外绝缘配置应符合上海地区污区分布图分级的要求。根据目前上海环境的条件，户外设备爬电比距不小于2.5cm/kV。户内瓷绝缘设备爬电比距至少应不小于1.8cm/kV，户内有机绝缘设备爬电比距至少应不小于2.0cm/kV。 7.3变压器绝缘水平的选择 7.3.1油浸变压器绝缘水平的选择如表7-1所示。 表7-1 油浸变压器绝缘水平的选择 单位：kV 系统标称 电压 （峰值） （峰值） 中性点 中性点 7.4高压电器、耦合电容器、电压互感器、穿墙套管和母线支柱绝缘子绝缘水平的选择 7.4.1高压电器主要包括有断路器、隔离开关、负荷开关、接地短路器、熔断器、限流电抗器、电流互感器、电压互感器、封闭式开关设备、封闭式组合电器、组合电器等设备。 7.4.2高压电器、耦合电容器、电压互感器、穿墙套管和母线支柱绝缘子绝缘水平的选择如表7-2所示。 表7-2 高压电器、耦合电容器、电压互感器、穿墙套管 和母线支柱绝缘子绝缘水平的选择 单位：kV 系统标称 电压 2.110kV耦合电容器、电压互感器、穿墙套管的短时工频耐压大于200kV即可。 7.5悬式绝缘子绝缘水平的选择 7.5.1500kV悬式绝缘子的绝缘电阻/片。 220kV及以下悬式绝缘子的绝缘电阻/片。 7.5.2对于机械破坏负荷为60－300kN的盘形悬式绝缘子交流耐压≥ 60kV/1min。 7.6合成绝缘子绝缘水平的选择 合成绝缘子绝缘水平的选择如表7-3所示。 表7-3 合成绝缘子绝缘水平的选择 单位：kV *浸水24小时后，重复试验的差值应‹1μA 8发电厂接入系统与厂网协调 8.1上海地区的发电厂接入系统应符合上海电网规划的要求，电源规划与建设应满足电网安全稳定运行的需要。 8.2根据发电厂或发电机组在系统中的地位和作用，不同规模的发电厂和发电机组应分别接入相应电压的电网。 在受端电网分层分区运行的条件下，为了控制短路电流和降低电网损耗，上海电网中新建大型发电厂，优先考虑以220kV电压接入系统的可行性，并经技术经济论证。 单机容量为600MW及以上机组的大型发电厂，经论证有必要以500kV电压接入系统时，不宜采用环入500kV超高压电网的方式。 发电厂内不宜设置500/220kV联络变，避免构成电磁环网。 8.3发电厂或发电机组与系统连接的网络方案应做到经济合理、技术先进、接线简单、过渡方便、运行灵活。方案论证阶段还应对电力系统的不确定因素和变化因素做敏感性分析，做到远近结合，适应电力系统不同阶段的发展。 8.4发电厂或发电机组接入上海电网的系统方案应由上海市电力公司审查，并办理相应审核批准手续。上海市电力公司在机组接入系统方案审查时应明确对机组参数的要求以指导机组选型、参数选择。 8.5对机网协调和厂网协调的要求 发电机组的参数选择（含升降负荷速率、最低技术出力、励磁系统特性等）、继电保护（含发电机失磁保护、失步保护、频率保护、后备保护等）和自动装置（含自动励磁调节器、电力系统稳定器、稳定控制装置、自动发电控制装置等）的配置和整定等应与电力系统相协调，保证其性能满足电力系统稳定运行的要求，并得到上海市电力公司认可。 接入上海220kV及以上电压等级电网的常规发电机组应同时满足以下要求：额定有功功率下的功率因数滞相可达到0.85、进相可达到0.95；常规燃煤机组最低技术出力应不高于额定功率的40％；大型火电基地应配置具有黑启动能力的机组；天然气联合循环机组应当具备单循环运行能力。 8.6发电厂是短路电流的直接提供者，电厂接入电网时要考虑接入点的短路电流，电厂应为控制电网短路电流承担责任。为发电厂提供的短路电流，首先宜选择次暂态阻抗较大的发电机，其次可提高电厂升压变阻抗。受发电机机端电压和发电机功率因数的，升压变阻抗不宜大于24％。 8.7风电场和光伏电站接入系统应满足国家电网公司《风电场接入电网技术规定》和《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的要求，资源综合利用机组（含风能、太阳能和其他形式的清洁能源机组及大容量储能装置）的接入系统应满足国家电网公司《小型电源接入电网技术规定》、《分布式电源接入电网技术规定》和上海市电力公司《上海电网资源综合利用发电装置接入系统技术原则》的要求。 8.8上海市电力公司与发电厂在签署购售电合同、并网调度和原则协议时应校验机组相关技术参数是否符合厂网协调及接入系统审查意见的要求。 8.9未签订上述协议并办理相关批准手续的各类发电机组，其电系不准与电网连接。 9变电站设计 9.1基建工程节约占地是一项重要的设计原则。变电站配电装置的选型应综合考虑节约占地、设备小型化无油化、提高可靠性、满足环保要求、协调景观和节省投资等各方面因素，根据在上海市范围内所处的位置和重要性，对于采用设备的类型可按表9-1分成三类地区进行选择。地区分类方法请参见附录C《关于上海市电网建设与改造地区分级的原则》，地下变电站应归于一类。表9-1中户外式应采用平面或中型布置方式，不再采用高型布置方式。 表9-1 配电装置设备类型的选择 空气绝缘开关柜 空气绝缘开关柜 GIS 户外式 户外式 当城市规划、环境要求及占地等原因使常规地上变电站难以建设时，在允许及差价资金、产权归属、土地属性均落实的前提下，可将变电站建于绿地、公园、广场等地下。 9.3变电站“两型一化”和通用设计 9.3.1变电站设计、建设应按《国家电网公司“两型一化”变电站设计建设导则》、《国家电网公司输变电工程通用设计》、《上海市电力公司“两型一化”变电站建设实施细则》执行。 9.3.2变电站设计、建设应贯彻标准化设计，开展节能设计和环保设计，推行全过程和全寿命周期最优化设计，应采用全寿命周期内性能价格比高的设备，提高变电站建设的效率和效益。 9.3.3在可行性研究的基础上，优化总平面布置，减少变电站占地面积，应以最少的土地资源达到变电站建设要求。 9.3.4变电站的室内装饰按照上海市电力公司《35kV～220kV变电站（土建）建设标准（试行版）》执行。 9.3.5变电站应设置的符合相关技术要求的安全工器具室。安全工器具的配置、验收、试验等应满足《国家电网公司安全工器具管理规定》的要求。 9.3.6工作场所的照明应保证足够的亮度，主控制室、继电器室、配电装置室、蓄电池室、通信机房、消防设备室以及主要通道、楼梯出口等重要部位，均应装设事故应急照明。 9.4断路器的选择 9.4.1220kV及以上的断路器优先选用弹簧操作或液压机构，110kV及以下的断路器应优先选用弹簧操作机构（含液压弹簧机构）。10kV真空断路器应采用一体化结构。 9.4.2110kV及以上断路器应选用SF6断路器。 9.4.335kV断路器优先选用SF6断路器。在选用真空断路器时必须进行过电压计算，计算条件不仅考虑目前电网情况，还应按电网发展进行校核，尤其注意35kV真空断路器投切并联电抗器（电容器组）过程中产生的截流过电压、重燃过电压等情况。应要求开关制造厂提供有关计算结果，计算结果必须满足有关国家和行业标准的要求并提出电抗器和主变35kV侧配置过电压吸收装置的技术参数等。所提出的防止过电压措施应同步建设投产。 9.5防误操作 9.5.1新建变电站（110kV 及以上电气设备）防误装置优先采用单元电气闭锁回路加微机“五防”的方案。变、配电装置改造加装防误装置时，应优先采用微机防误装置或电气闭锁方式。 9.5.2高压电气设备均应安装完善的防误操作闭锁装置，装置的性能、质量、检修周期和维护等应符合《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》和防误装置技术标准的相关规定。 9.5.3成套SF6组合电器（GIS\\PASS\\HGIS）、成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。开关柜出线侧应装设带电显示装置，带电显示装置应具有自检功能，并与线路侧接地刀闸实行联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装有带电显示装置的强制闭锁。 9.6户内变电站的设计 9.6.1户内变电站的设计应根据城市规划、工程规模、电压等级、功能要求、自然条件等因素，综合电气布置、进出线方式、建筑、消防、安防、环保等要求，优化建筑物的平面布置和空间组合，处理好交通、消防、安保、环保、防震、绿化、防水等之间的关系。积极慎重地推广国内外先进技术，积极采用经试验合格的新设备、新材料。 9.6.2户内变电站的建筑设计应将建筑物、构筑物与电气设备视为统一的整体，充分考虑电气布置的合理性、建筑造型的美观性和结构的安全可靠性，注重建筑的艺术性并与城市景观和环境相协调。 9.6.3户内变电站应减少单体建筑物的数量。 9.6.4户内变电站的建设应重视变电站运行时对周围环境的影响，应符合《声环境质量标准》的规定。变电站的选址和设计应重视变电站的噪声控制，选用技术参数合理的设备，积极采取隔声、消声、吸声、隔振和防振等有效措施。 9.6.5主变压器室采用户内布置时，应优先考虑自然通风。 9.7与非居建筑相结合变电站的设计 9.7.1主变压器（ 电抗器）宜采用高燃点油浸变压器（电抗器）或干式、气体等不同绝缘介质的变压器，其他电气设备宜采用无油化设备。 9.7.2所有电气设备房间中不宜有水管、等与电气无关的管道穿过。如布置困难确需穿过时，应在管道外采取保护措施。 9.7.3变电站与非居建筑的楼梯及电梯应分开设置，安全出口的数量及位置等应满足建筑防火的有关规定。 9.7.4变电站与非居建筑之间应采取防火隔离措施。 9.8地下变电站的设计 9.8.1对地下建筑，要优化平面布置，安排好设备运输通道。变电站电缆进出口应有两个及以上，与站外的隧道或排管的连接应方便。 9.8.2重视防渗、防潮、防进水设计和施工质量，确保地下变电站内不发生渗漏现象，应安排好排水通道及排水设施，电气设备室应具有防结露措施。 9.8.3变电站应选用安全可靠、少检修、免维护的设备。 9.8.4地下变电站的消防系统、通风系统应布置合理、完善，选用安全可靠、先进的设施设备，满足相关标准的要求。 9.8.5地下变电站的逃生通道应布置合理、顺畅，指示醒目，并满足相关标准的要求。 9.9无人值班变电站 9.9.1500kV变电站分阶段实施少人值守运行。新建、扩建的220kV变电站原则上除分控中心所在地的变电站外均应按无人值班（少人值守）设计，实行无人值班（少人值守）运行。110kV和35kV变电站均按无人值班设计。 9.9.2新建110kV及以上变电站应按照国网公司智能变电站建设的统一标准和部署及《上海电力公司110kV及以上新建变电站智能化设计原则》执行。 110kV及以上变电站的改、扩建工程应按照国网公司110kV及以上变电站智能化改造工程标准化设计规范执行。 9.10变电站安防 9.10.1变电站安防的设计、建设，应符合国家电网公司《变电站安全技术防范系统配置指导意见》、《上海市重点单位重要部位安全技术防范系统要求》、《上海市电力行业反恐防范指导性意见》和《上海市电力公司安全技术防范系统标准》等规范的规定。 9.10.235kV及以上无人值班变电站宜加装远方视频监视系统，该系统可具备工业电视、环境及设备的状态监测，消防报警、保卫和自动录像等功能。安防与遥视系统应结合考虑，并统一设计标准。 9.11变电站防火 9.11.1变电站建、构筑物的火灾危险性分类、耐火等级、防火间距、消防通道以及建筑装修等均应符合国家标准《建筑设计防火规范》、《火力发电厂与变电站设计防火规范》和行业标准《变电所建筑结构设计技术规定》、《电力设备典型消防规程》等规范规定。 9.11.2建筑面积超过250m2的主控通信室、配电装置室、电容器室、电缆夹层，其疏散出口不应少于两个。当配电装置室的长度超过60m时，应增设一个中间疏散出口。 9.11.3户内布置的110kV及以下变电站的油浸变压器，当无条件设总事故油池时应设贮油坑，贮油坑可设在主变压器下。 220kV及以上地面变电站的油浸变压器应设集油坑和总事故油池。 地下变电站的油浸变压器应设能贮存最大一台变压器油量的事故油池。 9.11.4户外变压器之间的距离应满足防火规范的要求，当不能满足时，可在变压器之间设置防火墙。 9.12消防设施 9.12.1地面变电站的油浸主变压器单台容量在125MVA以下可不设置固定灭火设施，单台容量在125MVA及以上应设置固定灭火设施。 9.12.2油浸变压器布置在地下时应设置固定灭火设施。 9.12.3气体绝缘和干式变压器可不设置固定灭火设施。 9.12.4设置室内外消火栓系统的变电站应优先考虑引入两路市政水源。在市政给水管网不完善时，可引入一路市政水源，同时应设置消防水池。 9.12.535kV及以上变电站应设置火灾探测报警系统。 9.13电缆防火 9.13.1电缆防火应按照《上海市电力公司电缆防火管理和防火措施技术规定》执行。 9.13.2电缆贯穿部位应做防火封堵处理。220kV变电站内，不宜在一条通道（沟、隧道、竖井、电缆排架等）中明敷全部主电源回路的电力电缆。对于非阻燃电缆应采取防火涂料或防火包带、防火槽盒及防护罩等措施。电缆隧道内应采用阻燃型电缆。 9.13.335kV及以下的电力电缆进站第一盘及电缆桥等电缆应采用A类阻燃型电缆。 9.13.4二次电缆应选用阻燃型电缆并与电力电缆分层分侧敷设或采取加装隔板等隔离措施。 9.13.5变电站内敷设的电缆应采取防止电缆火灾蔓延的措施。 9.14有限空间作业应设机械通风装置，通风装置应满足相关标准，吸风口应设置在下部，当存在与空气密度相同或小于空气密度的污染物时，还应在顶部增设吸风口，控制开关应装设在入口的进入侧，内部温度应控制在40℃以下。 9.15直流系统（蓄电池） 9.15.1220kV变电站的直流系统应采用双重化配置原则。 9.15.2直流系统的电压宜采用110V或220V。 9.15.3应采用高频开关式直流充电装置。 9.15.4500kV及以上变电站可设置通信用直流电源。220kV及以下变电站宜采用通信直流电源与变电站直流电源一体化设计，即变电站直流系统经DC/DC转换向通信设备供电。 9.15.5直流系统具体原则参见上海市电力公司《变电站站内直流电源系统技术原则》。 9.16站用电 9.16.1变电站站用电的电源应不少于两路，并且分别设于不同单元的母线上。站用电源的容量应满足“N－1”准则的要求。500kV及地下变电站站用电应有三路电源，第三路应采用站外电源。应考虑变电站全站停电时，从站外电源尽快倒入站内恢复站用电或其他措施（包括发电车等）。35kV及以上变电站应装设应急发电车电源接入的标准接入装置。 9.16.2站用电的低压总开关不设低电压脱扣回路，站用电母线不设分段开关自切装置，以提高站用电的可靠性。 9.16.3站用电中的重要负荷，例如变压器油泵、风扇电源，操作控制回路电源等应有低压备用电源自切装置。 9.17设备状态检测技术原则分为在线和带电检测两种实现方式。 9.17.1上海电网500kV及以上设备与220kV重要回路、重要通道的设备宜采用在线状态检测技术为主，带电检测技术为辅的方式。220kV及以下设备宜采用带电检测技术为主，在线检测技术为辅的方式，如有特殊需要时可考虑配置在线状态检测装置。 9.17.2在线状态检测装置获取的数据信息应接入上海电网状态检测平台。 10环境保护 10.1变电站噪声 10.1.1噪声标准 根据国家标准《工业企业厂界环境噪声排放标准》和《声环境质量标准》，变电站的厂界环境噪声不得超过如下规定的排放限值： 1类声环境功能区：指以居民住宅、医疗卫生、文化教育、科研设计、行政办公为主要功能、需要保持安静的区域； 2类声环境功能区：指以商业金融、集市贸易为主要功能，或者居住、商业、工业混杂，需要维护住宅安静的区域； 3类声环境功能区：指以工业生产、仓储物流为主要功能，需要防止工业噪声对周围环境产生严重影响的区域； 4类声环境功能区：指交通干线两侧一定距离之内，需要防止交通噪声对周围环境产生严重影响的区域。 10.1.2变压器（电抗器）的散热和噪声 （1）户内变电站主变压器（电抗器）的外形结构、冷却方式和散热器的安装位置，应充分考虑通风散热措施，优先考虑自然通风。 （2）主变压器应选用节能型。220kV及以下主变压器（电抗器）的本体与散热器宜分开布置（散热器采用自冷方式，户外布置）。 （3）变电站主变压器和电抗器的选用应满足《上海市电力公司当前控制变电站噪声技术措施》的规定，使整个变电站的噪音水平满足第10.1.1条的要求。 10.1.3变压器（电抗器）等电气设备应采取隔振防振、吸声消声隔声等措施。 10.1.4配电站、预装式变电站、杆变运行的噪声应满足第10.1.1条的要求。 10.2电磁场 10.2.1变配电站、预装式变电站、杆变、架空（电缆）线路的电磁场环境应符合行业标准《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》和国家标准《电场、磁场、电磁场防护规定》的要求。 10.2.2电磁场标准 变电站设计应符合行业标准《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》等规范，工频电磁场（50Hz）场强限值<4kV/m，磁场感应强度<0.1mT。 10.2.3变配电站、预装式变电站、杆变、架空（电缆）线路等电磁场环境的测量均应按照上述国家和行业标准执行，并满足10.2.2条的要求。 11变压器若干参数的选择和配置 11.1变压器阻抗电压的典型值 上海电网变压器阻抗电压推荐采用国家电网公司统一的参数或以下典型值，在各具体工程中采用时应进行核算验证。 11.1.1500kV变电站 变压比为500/220/35（66）kV的降压型自耦变压器，容量为750MVA、1000MVA、1200MVA、1500MVA。容量比为100/100/25％。阻抗电压百分比及允许偏差为： 高压－中压 ％ ％ 高压－低压 44±10％ 54±10％ 中压－低压 7.5％ 7.5％ 1200MVA 1500MVA 高压－中压 20±5％ ％ 高压－低压 60±10％ 60±10％ 中压－低压 8±7.5％ 7.5％ 35（66）kV低压侧供接入无功补偿装置和站用变压器之用。 根据220kV分区远景饱和供电容量的需要，经技术经济分析也可采用高阻抗的500kV变压器。 11.1.2220kV变电站 （1）变压比为220/110/35kV，容量为180MVA时，低压绕组容量比可选用83％或67％。可选用升压型中性点35kV级绝缘(即AC85kV、BIL185kV)的自耦变压器，也可选用降压型220kV中性点110kV级绝缘、110kV中性点40kV级绝缘的三绕组变压器。选用三绕组变压器时阻抗电压百分比及允许偏差为： 升压型自耦变 降压型三卷变 高压－中压 ％ ％ 高压－低压 ％ 23±10％ 中压－低压 ％ ±7.5％ （2）变压比为220/110/35kV，每台容量为240MVA时，中压绕组的容量比可选用100%或83%，低压绕组容量比可选用67％或50％。宜选用降压型220kV中性点110kV级绝缘、110kV中性点40kV级绝缘的三绕组变压器。受短路电流条件不宜采用240MVA及以上自耦变压器。阻抗电压百分比及允许偏差为： 降压型三卷变 高压－中压 ％ 高压－低压 23±10％ 中压－低压 ±7.5％ （3）变压比为220/110/35kV，每台容量为300MVA时，中压绕组的容量比可选用100%或83%，低压绕组容量比可选用53％。宜选用降压型220kV中性点110kV级绝缘、110kV中性点40kV级绝缘的三绕组变压器。 阻抗电压百分比及允许偏差为： 高压－中压 ％ 高压－低压 3±10％ 中压－低压 7.5％ （4）220/35kV双卷变压器，容量为150MVA时阻抗电压百分比及允许偏差为14±5％；容量为180MVA时阻抗电压百分比及允许偏差为16±7.5％。 11.1.3110kV变电站 110/10kV（带平衡绕组）双卷变压器，每台容量为31.5MVA时，阻抗电压百分比及允许偏差为10.5±5％。容量为40MVA时为12±5％。容量为50MVA时为17±5％。 110/35/10kV三卷变压器，每台容量为63MVA时，阻抗电压百分比及允许偏差为： 高压－中压 ％ 高压－低压 ％ 中压－低压 ％ 11.1.435kV变电站 35/10kV双卷变压器，每台容量为31.5MVA、20MVA时，阻抗电压百分比及允许偏差为10±5％。 容量为16MVA或10MVA时，均为8±5％。 11.1.510kV配电变压器 10/0.38kV配电变压器，容量为400kVA及以下时，阻抗电压百分比及允许偏差为4±5％。 容量为500kVA及以上油浸式配电变压器阻抗电压百分比及允许偏差均为4.5±5％，干式配电变压器阻抗电压百分比及允许偏差均为6±5％。 10kV配电变压器的选择具体参见《上海中、低压电网配置原则及典型设计》。 11.2主变负载率 式中主变最高运行负荷的视在功率是一年中该主变在正常运行方式下出现的最高负荷（按SCADA系统15分钟1点统计），非正常方式下出现的数据（如站内有一台主变检修或故障停役，系统进行倒负荷操作等）应该剔除。 式中平均最高负荷是指全年负荷最高的25天的日最高负荷平均值，220kV可按照最高日高峰负荷的0.95估算，110(35)kV中心城区可按0.85、其他地区可按0.90估算。 对于35kV及以上的双卷变压器，当变电站主接线能满足规定时间内转移负荷的要求时，应根据“N－1”准则，按主变压器不过载来确定主变最高负载率，满足下列限额时，则主变容量为满足“N－1”准则。 11.3变电容量的容载比（MVA/MW） 根据负荷增长速度的较慢、中等、较快三种情况，相应各电压等级的容载比宜控制在1.5～2.2范围之间，如表11-1所示。 表11-1 各电压等级电网容载比选择范围 anw 变压器联结组标号 500/220/35kV ，a0，d11 220/110/35kV ，a0， d11或YN，yn0,d11 220/35kV ，d11 110/35/10kV ，d11，yn10 110/10kV（带平衡绕组） ， yn10，＋d 35/10kV ，yn11 或YN，d11 10/0.38kV ，yn11 11.4.1110/10kV（带平衡绕组）是指主变压器内设第三绕组，按△接线联接（联接组标号为d11），仅供三次谐波和零序电流构成通路。 11.4.2新建35kV变电站主变压器宜选D，yn11联结组，额定容量31.5MVA、20MVA的主变可采用额定电流为350A的有载调压开关。 11.4.3新装设10/0.38kV配电变压器宜选用D，yn11联结组，以适应低压侧三相负载不平衡的需要。 11.5主变压器的有载调压和分级开关的配置 11.5.1有载调压配置原则 主变压器有载调压分接开关必须选用可靠性高、维修量少的优质产品。原则上只在500kV和110kV、35kV两级降压变电站的主变压器上配置有载调压分接开关，有载调压装置覆盖率应达100％。新建500kV变电站内500kV主变调压方式保持一致。 用户的专用220kV主变，根据需要可装设有载调压分级开关。 11.5.2 分级开关的范围 500kV主变：无励磁调压变压器分接开关调节范围为：525/230±2×2.5％/36(66)kV，有载调压变压器分接开关调节范围为500/230±9×1.33％/36(66)kV。 220kV主变：无励磁调压变压器分接开关调节范围为230±2×2.5％/121/ 38.5或230±2×2.5％/38.5。 110kV主变：110±8×1.25％/10.5。 35kV主变：。 10kV配变：；；（干式）。 11.6主变压器35kV和10kV侧中性点接地方式的选择 11.6.1中心城区的35kV系统变电站35侧中性点应采用小电阻接地方式。10kV系统可参照执行。 变电站35kV和10kV系统单段供电母线接地容性电流超过100A时应采用小电阻接地方式，接地容性电流在10－100A之间可采用消弧线圈自动补偿接地方式或小电阻接地方式，接地容性电流小于10A时可采用不接地系统。 11.6.235kV和10kV系统中性点采用小电阻接地方式时，系统接地故障的3Io电流值取1000A。 11.7220kV终端变电站主变压器35kV侧避雷器的配置 依据电力行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》的规定，除按雷电过电压保护的要求外，还应考虑防止操作过电压的需要配置避雷器。为了在各种运行方式下，有效地220kV变电站主变35kV侧的操作过电压，新建工程宜在主变35kV侧装设无间隙氧化锌避雷器，该避雷器应能承受操作过电压作用下的能量。 35kV及以上的避雷器应装设计数器和泄漏电流监测仪，并具备在线监测的功能。10kV及以下的避雷器应装设计数器。 当采用35kV开关柜时，主变35kV侧配置的避雷器与开关柜及其他被保护设备之间电气距离的校核满足要求时，35kV开关柜母线上可不再装设避雷器。 11.8变压器节能 应积极推广采用节能型、环保型变压器。新购的配电变压器应选用S11及以上的节能型设备。 12无功补偿装置的配置 12.1上海电网的无功电源的配置应满足电网对无功的要求，提高电压质量，降低线损，防止电网发生电压崩溃事故等。根据需要可在系统内配置各种类型的无功补偿装置。无功功率的事故备用容量，主要储备在运行的发电机和动态无功补偿装置（STATCOM或SVC等）中，以便在电网事故导致无功不足时，能迅速向电网增送无功功率，保持上海电网的电压稳定。 12.2上海电网的无功电源装置应在无功电源规划的指导下进行配置。在编制无功规划时应充分考虑架空线入地带来的影响。 12.3电网的无功补偿应按分层分区和就地平衡的原则，用户端分散就地补偿与电业变电站集中补偿相结合，以就地补偿为主，以利于降低电网损耗和有效地控制电压质量。 12.4无功补偿电容器组应配置可分组投切的并联电容器组，按照国家电网公司《电力系统电压质量和无功电力管理规定》执行。电容器组可分为两组及以上，可选用断路器进行投切，只在该组电容器组的总断路器上设置保护。 12.5500kV架空线路有较大的充电功率时，应配置具备分组投切功能的低压并联电抗器就地补偿，110kV及以上电缆线路也可配置高压电抗器。 12.6用户无功应就地平衡。用户变电站配置的并联电容器组，需具有按功率因数控制的自动投切功能。 12.7变、配电站应合理配置恰当容量的自动无功补偿装置，保证500kV及以下变电站在最大负荷、轻负荷时中低压侧出线的功率因数的规定值如表12-1所示。 表12-1 变电站功率因数的规定值 电抗器容量不宜低于500kV线路充电功率的90％。 220kV电缆进线的终端站应装设低压电抗器，所配置电抗器和电容器的总量不宜超过主变容量的20％。 35kV 12.9为防止电网发生电压崩溃事故，可考虑配置技术先进的动态无功补偿装置（STATCOM或SVC等）。 为大容量冲击性负荷、波动负荷对电源产生电压骤降、闪变以及非线性畸变负荷对电网注入谐波的影响，应要求用户就地装设动态无功补偿装置（STATCOM或SVC等）。 13电能质量 13.1建立上海电网电能质量监测管理系统的目标是实现上海电网全面的电能质量监测，掌握准确具体的电能质量信息，为科学的电能质量管理提供依据。 13.1.1电能质量监测点按照主干电网、配电网两大类的原则设置，具体设置原则参照上海市电力公司《上海电网电能质量监测点设置原则》执行。 13.1.2 监测点设置的条件要求、电压、电流信号的抽取条件、监测终端的通信和监测屏安装条件、运行管理等参照《上海市电力公司电能质量监测管理系统运行管理办法》执行。 13.1.3 采用常规电能质量监测与电度量采集相结合的方式。 13.2频率偏差 上海电网的频率偏差应满足国家标准《电能质量 电力系统频率偏差》的规定。 13.3电压允许偏差值的范围 13.3.1为保证电网和各类用户受电端的电压质量，应满足国家标准《电能质量 供电电压偏差》的规定，在规划设计时必须对潮流和电压水平进行核算，电压允许偏差值的范围可参照表13-1。 表13-1 电压允许偏差值的范围 以上数值应包括裕度在内，低压电网电压允许偏差值的范围可以用±5％目标值来校核，即动力380V为399－361V，照明220V为231－209V。 13.3.2各级电网电压损失值的范围，应经计算满足表13-2的要求。 表13-2 各级电压电网的电压损失分配表 配电变压器 低压线路（包括接户线） 2－4 2.5－5 13.3.4供电电压合格率≥ 98％，其中变电站母线电压合格率≥ 99％。 13.4三相电压允许不平衡度 电力系统公共连接点正常负序电压不平衡度εu允许值为2%，短时不得超过4%。应满足国家标准《电能质量 三相电压不平衡》的规定。 13.5电压波动和闪变 由冲击负荷和波动负荷引起电网的电压波动和闪变，应满足国家标准《电能质量 电压波动和闪变》的规定。 13.6谐波控制 13.6.1对各类具有谐波源的用户，在运行中注入电网的谐波电流允许值和谐波电压限值应满足国家标准《电能质量 公用电网谐波》的规定。 13.6.2谐波电压限值 公用电网谐波电压（相电压）限值见表13-3。 表13-3 公用电网谐波电压（相电压）限值表 13.7根据13.1.1上海电网电能质量监测管理系统监测点设置的原则，在公共连接点装设电能质量的监测设备，以改善供用电环境。 14接地和接地装置 14.1110kV及以上变电站内电力设备的接地 110kV及以上中性点有效接地系统的电力设备，应符合电力行业标准《交流电气装置的接地》的规定。接地装置的接地电阻应符合（式中I是流经接地装置的最大入地短路电流（A））。当不能满足上述要求时，可采用接地电阻R≤ 0.1Ω。 14.235kV、10kV变配电站内电力设备的接地 35kV、10kV电力设备接地，接地电阻。 35kV和10kV中性点经小电阻接地系统的电力设备，应达到入地短路电流值为1000A的要求。 14.335kV及以上变电站内的接地装置应敷设以水平接地体为主的人工接地网。地下水平接地体和伸出地面的引上线应采用铜质材料；垂直接地极用镀铜钢棒（或镀锌钢管），地面以上引至电力设备的接地线用镀锌扁钢。 14.4变压器中性点应有两根与主接地网不同干线连接的接地引下线，重要设备及设备架构等宜有两根与主接地网不同干线连接的接地引下线，且每根引下线均应符合热稳定的要求。 14.5电力电缆终端金属护层的接地 14.5.1110kV及以上中性点有效接地系统单芯电缆的电缆终端金属护层，应通过接地闸刀或直接与变电站接地网连接接地。 14.5.2在110kV及以上电缆终端站内（电缆与架空线转换处），电缆终端头的金属护层宜单独接地，接地电阻R≤ 4Ω。电缆护层的单独接地极与架空避雷线接地体之间，应保持3－5m间距。安装在架空线杆塔上的110kV及以上电缆终端头，两者接地装置难以分开时，则电缆金属护层通过接地闸刀后与架空避雷线合一接地体，接地电阻R≤ 4Ω。 14.5.335kV和10kV三芯电缆的电缆终端金属护层应直接与变电站接地网连接接地。 14.6导引电缆金属屏蔽层的接地 14.6.1导引电缆应采用双层绝缘护套的专用电缆，中间为金属屏蔽层。屏蔽层对外护套的耐压水平应不低于15kV、50Hz、1分钟。 14.6.2一套线路纵差保护（或远方跳闸装置）所用导引电缆芯线，必须确准是一对对绞线，不允许随便接入情况不明的两根导线。 14.6.3引到控制室的导引电缆屏蔽层应绝缘，保持对控制室地网具有15kV、50Hz、1分钟的耐压水平。 导引电缆进入变电站的端子箱应远离二次设备。 14.6.4连接两个变电站之间的导引电缆的屏蔽层必须在离开变电站地网边沿50－100m处可靠接地。以大地为通路，实施屏蔽层的两点接地。一般可在进变电站前的最后一个工井处实施导引电缆的屏蔽层接地。 接地极的接地电阻R≤ 4Ω。 14.7110kV及以上铁塔或钢杆的接地电阻应小于10Ω，市区内35kV及以下的钢杆接地电阻宜小于4Ω。 14.8二次设备的接地应执行上海市电力公司《关于厂站内二次回路接地技术的实施意见》。 15继电保护和自动化 15.1按照上海电网发展要求，应执行继电保护、自动化和安全自动装置的发展和改造规划。 15.2220kV及以上主变、线路、母线应配置双重化的快速微机保护。继电保护配置应随电网接线简化而简化。新建10kV－110kV的线路保护应采用微机保护，并应缩短过电流保护的时间级差。关于上海电网继电保护配置和选型原则详见附录B的规定。 15.3220kV线路纵联保护和远方跳闸装置的通道应选用光纤通道，不宜再使用载波、专用导引电缆。光纤通道应优先选用48芯及以上OPGW 光纤，采用专用光纤芯。新建、改扩建工程中应实现保护光纤通道的双重化，对已有的单通道的保护光纤通道结合通信规划逐步实现通道双重化。 110kV、重要的35kV线路若要配置纵联保护时，也应采用光纤通道。 15.4电网应根据运行需要，装设必要的安全自动装置，包括重合闸、备用电源自动投切、低频减载、低压减载、稳定控制、自动解列装置等。新建电业变电站每回35kV用户专线和每回10kV出线均应装有低频减载跳闸回路。 15.5110kV及以上变电站和重要的35kV变电站应配置带有信息远传的故障录波仪。 15.6220kV及以上变电站应配置一套继电保护信息管理系统子站，具体配置按照上海市电力公司《继电保护信息管理系统技术原则》执行。 15.7变电站直流电源系统配置按照上海市电力公司《变电站直流电源系统配置技术原则》执行。 15.8二次设备（保护、通信、自动化、数据网、直流系统、UPS等）应具备充分的防护措施，防止因为雷电流、接地故障电流，引起地电位升高造成设备损坏。 15.9备用电源的自切 15.9.1为保证对中、低压电力用户供电的可靠性和连续性，应在各电压等级变电站的中、低压侧各母线之间的断路器上配置自切装置。 15.9.2在三电压等级三主变变电站中，如中压侧采用单母三分段接线，低压侧采用单母六分段三台分段断路器接线时（见附录A图3），分段断路器的设置还应考虑适应中、低压侧采取交叉自切的运行方式。 15.9.3备用电源自切原则按照《上海电网备用电源自动投入装置技术原则》执行。 15.10变电站自动化 应加快推广各级变电站自动化，提高综合自动化覆盖率。其中220kV及以上变电站根据《上海电网220kV受控站自动化系统技术原则》执行。110kV、35kV变电站根据《上海电网110kV、35kV变电站自动化系统技术原则》执行。新建110kV及以上变电站应按照国网公司智能变电站建设的统一标准实施，老站逐步推进智能化变电站改造。 15.10.1功能要求 自动化系统应具备数据采集、控制操作、人机会话及事故报警等功能。其中控制操作功能应根据《上海电网遥控技术原则》实施。 变电站220kV及以上部分原则上保护功能和自动化功能由相对的专门设备实现，自动化系统应留有与继电保护设备的接口。110kV、35kV原则上采用自动化与微机保护合二为一的I/O测控装置。 15.10.2系统配置原则 220kV变电站自动化系统应优先采用分层、分级处理，按变电站间隔分散采集的系统。整个自动化系统一般可按双层结构的原则来设计，上层为站控层计算机系统、下层为间隔层测控系统。 变电站自动化系统具体配置按照《上海电网220kV受控站自动化系统技术原则》和《上海电网110kV、35kV变电站自动化系统技术原则》执行。 15.10.3通信方式 分控中心和调度中心之间采用网络通信方式和专线通信方式。 220kV及以上变电站、电厂和相关调度中心和分控中心之间通过主、备专线通道和网络通道通信。随着调度数据网的建设完善，主通道逐步采用调度数据网第一、二平面网络通道，与相关主调度备通道采用一路专线通道，电厂至备调度采用一路专线通道。 110kV、35kV变电站以一发多收方式与各相关调度中心之间通过主、备专线通道通信。随着调度数据网的建设完善，备用通道宜采用网络通信方式，与备调度的通信采用网络通信方式。 15.11新建220kV及以上变电站按每个保护小室配置一面可供自动化和微机保护装置接入的同步时钟装置柜。同步时钟装置的配置和运行管理按照《上海电网GPS时间同步系统技术原则》和《上海电网GPS时间同步系统运行管理规定》执行。 15.12变电站应配置电力专用UPS电源，具体按照《上海电网UPS技术原则》执行。调度中心、分控中心UPS配置按照《上海电网UPS技术原则》执行。 15.13调度中心自动化系统配置按照《上海电网市调调度技术支持系统技术原则》和《上海电网地调调度技术支持系统技术原则》执行。 15.14二次系统安全防护配置按照《上海电网电力二次系统安全防护技术和配置原则》执行。 15.15调度数据网 15.15.1调度数据网结构 遵循以上海市电力公司调度通信中心为核心，地调、500kV变电站、分控中心（集控站）为枢纽，受控站及终端站为接入端的扁平化结构原则，满足各类实时数据、电网应用的需求。其传输带宽各为：调度之间为155Mbps及以上，500kV变电站及分控中心（集控站）到调度为2Mbps及以上（满足条件的采用155M），受控站到分控中心（集控站）为2Mbps及以上，并逐步延伸到110kV和35kV变电站。 另外，按照国家电网公司的要求，开展第二平面的建设，提高数据网的可靠性和安全性。调度数据网第二平面遵循以市调、地调为核心、变电站为接入端的扁平化结构原则，满足各类实时数据、电网应用的需求。其传输带宽各为：调度之间为155Mbps及以上，市调、地调到220kV变电站为2Mbps及以上，并逐步延伸到110kV和35kV变电站。 15.15.2在对安装数据网设备的机房环境、电源进行设计、改造时，应将其相应的技术防卫措施纳入该变电站的总体管理平台中。 16通信系统 16.1上海电力通信系统是国家电网通信专网的重要组成部分，其技术原则应符合国家电网和华东电网有关通信规程或规定的要求。 16.2按照上海电网发展的要求，通信系统建设应执行通信的发展和改造规划，以统一规划、统一标准、统一建设为原则，实现通信资源的全面整合，并与电力生产、经营、建设、科研、智能化电网等方面的发展相适应，满足其应用需求。 16.3通信网络应覆盖上海电网发电、输配电、调度、经营、用电、管理等部门，为语音、数据、视频图像等应用提供通信服务，满足智能化电网发展的需求。 16.4应根据信息化规划的要求，考虑对物流、资金流、工作流程、用电营销和电力市场等方面的数据通信网络业务统一规划，建成上海市电力公司整体化的数据通信网络。 16.5网络结构 16.5.1遵循核心层、骨干层的分层架构，以上海市电力公司本部(包括市调、备调)、容灾中心、供电公司（包括地调）、超高压（包括高调）、分控中心、500kV变电站为核心节点，220kV变电站及公司其他直属单位为骨干节点的通信网络结构原则，建立上海市电力公司三级通信电路，实现各类语音、数据、视频图像的通信。 16.5.2以供电公司（包括地调）、220kV终端站、110kV变电站、35kV变电站为区域骨干节点，10kV配电站、各营业网点、用电信息采集系统终端、分布式电源、电动汽车充电站等智能电网新兴业务站点为接入端的通信网络结构原则，建立上海市电力公司四级通信电路，实现各类语音、数据、视频图像的通信。 16.6技术原则 16.6.1上海电网通信骨干传输网应以光通信为主，无线（包括微波、卫星等）通信作为光纤通信的应急备用和补充方式。 16.6.2建立采用光纤通信为主、无线宽带等多种接入方式为辅以及公网作为补充的一体化配用电通信网络。 16.6.335kV及以上变电站光纤通信实现全覆盖，并不断提高网络成环率。 16.6.4新建10kV开关站、环网柜、营业网点、电动汽车充电站应实现光纤通信覆盖，具备光缆敷设条件的开关站、环网柜、营业网点、电动汽车充电站也应通过改造实现光纤通信覆盖，其余10kV配电站、用电信息采集系统终端、分布式电源等，应采用多种接入方式以及公网实现通信网络全覆盖。 16.6.535kV及以上重要厂站、各级调度机构应做到光纤至少双路由、双方向接入。 16.6.6光纤型号采用G.652光纤。通信专用光缆芯数不少于24芯，继保通信合用光缆芯数不少于48芯。 16.6.7数据通信网的IP交换由路由器实现，传输采用IP Over SDH 方式。 16.6.8电力通信传输网络、交换网络等具体技术要求应按照《上海电网通信技术配置原则》执行。 16.6.9通信设施应具备充分的防雷措施，现有通信设备，如防雷措施不完全的要加强反措，按照上海市电力公司的有关规定执行。 16.6.10220kV及以上的厂站及其它调度机构等重要通信节点应配置二套通信电源及蓄电池，实现通信电源双重化。对通信机房的环境、电源进行设计、改造时，应将其相应的技术防卫措施纳入该站的总体管理平台中。 16.7 建设原则 16.7.1新建35kV及以上变电站、10kV开关站、环网柜应随一次线路同期建设光缆线路。 16.7.2光缆线路入地敷设应采用管道敷设，在电力线排管设计时应根据实际需要，考虑预置1~2孔通信专用孔位，并敷设七孔管。 16.7.3110kV及以上线路架空敷设优先采用光纤复合架空地线（OPGW），同杆双回线的架空线路，宜建设双OPGW光缆，以满足继电保护第一套与第二套的路由分离。 16.7.4除开关站、环网柜以外的10kV配电站可采用包括无线等成熟通信方式进行覆盖。 16.7.5通信设备容量的配置应综合考虑实际需求和规划需求为基础，并留有一定的发展裕量。 16.7.6光传输网络应完善和优化网络结构，对原有的骨干层SDH网络进行扩容改造，发展网状网络，并且建设骨干光传输网第二套传输系统，实现220kV及以上重要厂站传输设备双重化，提高网络可靠性，分担业务流量。 骨干层传输容量为10Gbps。 16.7.7业务流量极大、光缆资源紧张的核心节点间应建设DWDM(波分)，实现大颗粒业务传送。 16.8 通道配置原则 16.8.1调度数据网通道的配置原则 (1) 市调接入网采用三层结构（核心层、汇聚层、接入层）：核心层包括市调、备调节点；汇聚层包括超高压各分控中心；接入层包括220kV及以上变电站和发电厂。传输带宽各为： 1)核心层之间并上联为100Mbps或155Mbps 及以上。 2)汇聚层之间并上联为10Mbps及以上。 3)接入层之间并上联为10Mbps及以上。 (2)地调接入网采用三层结构（核心层、汇聚层、接入层）：核心层为地调节点；汇聚层设置在中心变电站；接入层包括110kV变电站和35kV变电站。传输带宽各为： 1)核心层上联为100Mbps或155Mbps 及以上。 2)汇聚层之间并上联为10Mbps及以上。 3)接入层之间并上联为10Mbps及以上。 16.8.2数据通信网通道的配置原则 数据通信网采用三层结构（核心层、骨干层、区域骨干层）：核心层包括各级调度、分控中心等节点；骨干层包括220kV及以上变电站等节点；区域骨干层包括110kV、35kV变电站等节点。数据通信网传输带宽各为： 1核心层为2×1Gbps(共享)及以上。 2骨干层之间并上联为100Mbps及以上。 3区域骨干层之间并上联为20Mbps及以上。 16.8.3继电保护通道的配置原则 采用双通道双路由配置，传输通道优先采用光纤专用通道，光纤专用通道应分配在不同路由，实现传输通道的双重化。 16.8.4安全稳定控制系统通道的配置原则 (1) 上海电网安全稳定预警与控制系统传输通道采用2Mbps复用通道，主备电路分别经2套不同的光传输设备传输，实现传输设备和通道的双重化。 (2) 电厂安全稳定控制系统传输通道优先采用2Mbps复用通道，不具备条件情况下，可采用光纤专用通道，实现传输设备和通道的双重化。 16.8.5自动化通道的配置原则 (1) 220kV及以上变电站、电厂至相关主、备调度具备各一路调度数据网第一、二平面网络通道；至相关主调度各提供一路MODEM通道；电厂至备调度各提供一路MODEM通道。 (2) 110kV、35kV变电站、风力发电场、光伏发电场（3000kW以上）、用户发电厂（6000kW以上）至相关主、备调度各提供一路调度数据网网络通道；至相关主调度各提供一路MODEM通道。 (3)10kV配电站至相关调度各提供一路光纤或无线（GPRS、专网）通道。 (4)其它分布式电源至相关主、备调度各提供一路无线（GPRS、专网）通道。 17电能计量 17.1上海电网各关口计量点的规定应按照上海市电力公司《上海电网关口电能计量装置管理办法（试行）》和《电力市场电厂上网电量计量点》执行，其中35kV及以上变电站的主变压器各侧均为关口计量点，应装设符合国家标准《电力装置的电测量仪表装置设计技术规范》和电力行业标准《电能计量装置技术管理规程》等要求的有功电能表和无功电能表及有关计量装置。用户侧用于贸易结算的电能表安装方式参见第21.6条。 17.2220kV变电站中的110kV、35kV出线应装设带有串口通信方式的有功电能表。对于35－220kV线路变压器组的终端变电站，在主变高压侧没有装设电压互感器时，电能计量装置的配置为： 上一级变电站的线路送电侧装设有功电能表和无功电能表。 终端站主变压器中低压侧按关口计量点装设有功电能表和无功电能表。 对线损统计，可采取以线路变压器组作为一个单元来考虑。 17.3各级变电站及K型站的10kV出线均应装设数字电能计量装置。新装的数字电能计量装置应满足实施线损分线管理和10kV母线电量平衡计算及电能质量监测的要求。电能量数据采集宜采用串口通信方式。 17.4110kV及以上出线和并网发电机出口的电能计量表应采用三相四线制计量。35kV及以下出线的电能计量表可采用三相三线制计量。 17.5电业和用户（贸易结算）所使用的高、低压电能计量装置，包括电流互感器、电压互感器、有功电能表和无功电能表等，均应符合国家标准《电能计量柜》和电力行业标准《电能计量装置技术管理规程》及上海市电力公司的有关规定，并应经上海市归口部门的授权单位校验合格后方能投入使用。 18电力线路 18.1架空电力线路 18.1.1应根据城市地形、地貌特点和城市道路规划要求，沿道路、河渠、绿化带架设。路径选择应做到：短捷、顺直、减少与河道、道路、铁路的交叉。对35kV及以上高压线路应规划专用线路走廊、排管或通道。 18.1.2架空线杆塔的选择，应采用占地少的混凝土杆、钢管杆及自立式铁塔。110kV及以上架空线路应采用钢管杆、角钢塔或钢管塔。35kV及10kV架空线路直线宜采用混凝土杆，小转角宜采用高强度混凝土杆，特高、大转角、耐张宜采用钢管杆或自立式铁塔。380V低压架空线路一般采用混凝土杆。 18.1.3电力线路可同杆架设，做到“一杆多用”（含通信线等）和“一杆多回路”，但同杆架设电压等级不宜多于两种，且10kV及以下不宜与220kV及以上电压等级线路同杆架设，同杆四回路架设宜采用不同等级电压。 18.1.4线路设计时应考虑线路运行、检修和带电作业的便利性，220kV及以上同杆多回路均应按重要线路设计。 18.1.510kV架空线在电网联络分段处，应加装负荷闸刀或负荷开关；支接线长度大于 1.5km 或交通不便处宜在支接点附近加装负荷闸刀或负荷开关。 18.1.6架空电力线路的导线安全系数一般选用2.5－4；城区架空线路根据导线截面、档距大小，可增加至5以上。 18.1.7架空线路在规划设计时，线路跨越经济作物和成片林区时应按自然生长高度考虑导线与树木的安全距离，跨越民房应满足环评要求。220kV及以上线路对地距离应不小于14m。 18.1.810kV架空线路推广使用绝缘架空导线，新建绝缘架空导线应推广使用水密型导线，在走廊紧张地段也可采用电杆架设或沿墙敷设的成束架空绝缘导线，对城区现有的裸导线应逐步更换为绝缘导线。绝缘导线必须采取防雷措施。 18.1.9裸导线应采用铝包钢芯铝绞线，经过技术经济比较，可选用耐热导线。老线路增容改造可采用新型耐热导线。10kV及以下线路应采用铝芯或铜芯阻水型绝缘导线。 18.1.1035kV及以上的新建架空线路宜全线架设架空地线。 18.1.11瓷质、玻璃、合成绝缘子的选用 （1）35kV、110kV架空线路宜采用复合绝缘子。 （2）220kV架空线路直线串、跳线串宜采用复合绝缘子；耐张串宜采用玻璃绝缘子，松弛档耐张串（变电站内母线构架）也可采用复合绝缘子；直线串宜采用双串双挂点。 （3）500kV架空线路直线串、跳线串宜采用复合绝缘子，耐张串宜采用玻璃绝缘子或防污型瓷绝缘子；直线串宜采用双串双挂点。 18.1.12架空地线宜采用铝包钢芯铝绞线，铝合金线等。 18.1.13输电线路工程应采用国网通用设计，贯彻落实“三通一标”和“两型三新”主要技术原则，推广应用新技术、新工艺、新材料，全面推广应用高强钢。 18.1.14各级电压架空线路的金具，应推广使用节能金具。 18.1.15220kV线路高度大于60m杆塔、同杆四回路及重要线路宜考虑安装线路悬式避雷器。 18.1.16外环线外输电线路应考虑安装线路消雷型防鸟器。 18.1.17架空线路载流量 表18-1 架空线路载流量表 18.2.1地下电缆线路敷设方式主要有：直埋敷设、沟槽敷设、排管敷设、隧道敷设等。埋深深度应符合相关规定。 （1）110kV及以上电缆应采用排管、隧道或专用沟槽敷设方式。 （2）35kV及以上电缆、10kV重要进线电缆不宜采用直埋敷设。直埋敷设适用于易于开挖的人行道下和建筑物的边沿地带。 （3）沟槽敷设方式不推荐在城区范围内使用，仅适用于不能直埋且无机动车负载的通道。如：人行道、变（配）电站内、工厂厂区等。 （4）排管敷设方式，适用于敷设电缆条数较多，且有机动车等重载的地段。如：市区道路、穿越公路、穿越绿化地带等。同路径电缆单排管敷设条数一般以8－21条为宜。钢筋混凝土浇制的排管衬管禁止使用石棉管。 在穿越河流、公路等不具备大开挖条件的障碍时，可采用水平定向钻孔技术铺设电力管道，施工前应按有关要求进行地质及地下设施勘查，施工后应保留准确的管道竣工资料。 电缆排管孔径(内径)为150、175mm；单排管最大孔数为2×10孔、3×8孔等2种，参见附录D断面示意图。电缆排管孔位应优先满足220kV电缆线路的需要，同时在排管设计时，应安排通信多孔管。 110kV（及以上）接头井内110kV以上电缆接头数量不宜超过9只。当工井内不超过6只单相接头时，110kV接头工井长度不宜小于10m，220kV接头工井长度不宜小于12m。（如工井内超过6只单相接头，工井具体尺寸需根据工程实际情况进行核算。） 当同一路径上设有双排管时，为了提高供电可靠性和电缆载流量，宜将每一回路220kV电缆分别敷设在不同的排管中。 （5）隧道敷设方式适用于电缆穿越河道、变电站出线及重要道路电缆条数多（16条以上）的地段。500kV电缆宜全线采用隧道敷设方式。应在变电站和重要道路建设以及改造的前期工作中统一规划。 18.2.2电缆线路通过桥梁，应满足防火、防振、桥梁伸缩等有关技术条件的要求。 18.2.3通信及导引电缆应敷设在排管中间余孔或通信多孔管中。 18.2.4城市地下电缆线路路径应与城市其它地下管线统一规划，变电站出口进出线的通道，应按最终规模一次实施。 18.2.5根据工程实际需要与设备技术条件，可采用电缆在线监测装置。 18.2.6水底电缆敷设。 (1)电缆应采用特制的整根电缆，水下电缆敷设路径的选择，应满足电缆不易受机械性损伤、能实施可靠防护、敷设作业方便、经济合理等要求； (2)水下电缆应敷设于河床下，船舶通航的深水段埋深不宜浅于2m，船舶不能通航的浅水段埋深不宜小于0.5m。 18.2.7新建110kV及以下的电力电缆应采用优质铜芯交联聚乙烯电缆（XLPE）。220kV及以上的电缆（铜芯）可选用交联聚乙烯电缆（XLPE）或充油电缆。 18.3导线截面的选择 架空线：500kV 选用4×630，4×720，6×630mm2； 220kV 选用2×630mm2（或耐热），4×630 mm2（或耐热）； 选用240，400mm2； 选用185－400mm2。 电 缆：500kV 选用1×2500mm2； 220kV 选用1×630，1×800，1×1000，1×1600，1×2500mm2； 选用1×400，1×630，1×800，1×1000； 选用3×240，3×400，1×630mm2。 电缆排管孔径 150mm：电缆外径120mm及以下时使用， 175mm：电缆外径145mm及以下时使用。 10kV与低压架空线和电缆截面的选择参见19.3。 18.4电缆载流量 (1) 10kV~35kV电缆直埋敷设时载流量可参见表18-2。 (2) 110kV~500kV电缆空气中敷设电缆可参见表18-3。 (3)排管敷设时电缆受相邻电缆热影响较大，在附录E中提供了按假定条件计算的电缆载流量表，实际使用时应根据电缆实际使用条件予以校核。 (4) 110kV及以上重要电缆宜采用感温光缆技术辅助控制电缆的运行限额。 表18-2 10kV~35kV电缆直埋电缆载流量表 表18-3 110kV~500kV电缆空气敷设电缆载流量表 (未考虑邻近电缆影响）。 19中、低压配电网 19.1中、低压配电网的范围 中、低压配电网是指由10kV及以下的架空线路、电缆、各类配电站（包括K型、P型、W型站，配电站分类及符号标记参见附录G）、杆架变压器等组成分布面广的公用电网。 19.2中、低压配电网架 19.2.1中、低压配电网结构应具有较强的适应性，主干网导线截面应按配电网中长期规划一次建成，变压器容量的配置根据电网最终负荷水平及实际增长的情况，应遵循布点按最终规划一步到位，容量按实际负荷发展情况分步到位的原则。 19.2.2下一级电网支撑上一级电网，通过优化网络接线提高变电站10kV出线利用率和变电站出线负荷转移能力。 19.2.3针对可靠性等级不同的地区，应分别建立满足其要求的网架：构筑完整的满足“N－1”标准的供电环境，重点地区配网应满足检修状态下的“N－1”标准。 19.2.4中、低压配电网供电半径（至建筑物进户点） 中心城区：10kV≤ 1.5km；380V≤ 150m； 城市化地区：10kV≤ 2km；380V≤ 150m 农村：供电半径应根据负荷实际情况核算电压降，10kV长度可适当放大；380V长度在城郊结合部一般≤ 250m，城镇附近和以镇为中心的集中居住区一般≤ 400m，其他地区一般≤ 500m。 19.2.510kV多回出线组成若干个相对的、供电范围不交叉重叠片状分区配电网。 19.2.6变电站10kV出线后一般只设一级继电保护（用户内部继电保护除外）；如第一级K型站进线配置纵差，可允许送第二级K型站。 19.2.7低压采用放射形接线，树枝型布线，低压不成网。 19.2.810kV电缆网络 (1) 10kV电缆网络应构成正常方式下开环运行的单环网、双环网，达到“手拉手”和“N－1”的原则。重点地区配网应满足检修状态下的“N－1”标准。 (2)10kV环网的电源线应分别来自不同变电站（K型站）或同一变电站（K型站）的不同主变(母线)出线。若K型站电源来自不同的110kV变电站，尽可能避免来自同一110kV环进环出电缆串。 (3)由变电站引出的10kV电缆环网，每环供应的配变容量（包括用户）≤ 12000kVA（为住宅配套配置的配变总容量可放宽至不超过16000kVA）；由K型站引出的10kV电缆环网，每环供应的配变容量（包括用户）≤ 7000kVA；由P型站引出的10kV电缆环网，每环供应的配变容量≤ 2000kVA。 (4)可视用户需求采用10kV专线及非专线供电；控制变电站专线直供用户数量；严格控制不带负荷的备用10kV用户专线以节约走廊、开关仓位和提高线路负荷率。 19.2.910kV架空线网络 (1)由变电站引出的10kV架空线出线总装接容量控制在12000kVA以下。10kV架空线网架形成环网布置开环运行的架空配电网，宜采用多分段三联络方式，每一分段接入数量控制在4-6个，根据线路长度、负荷密度，可以两到三段为一供电单元，每单元配变容量（包括用户）控制在2000-4000kVA，实际负荷电流可控制在70-120A。 (2)对于架空网架，做到架空线由变电站直供、电缆环网不得串接入架空网、架空线不宜送配电站。 19.3导线类型及截面的选择 19.3.1电缆、架空绝缘（交联聚乙烯）导线、架空裸导线的适用范围应与第18.1.8、18.1.9条相一致。 19.3.2进出10kV配电站及站内的中压电缆应采用A类阻燃电缆，低压电缆宜采用A类阻燃电缆。 19.3.3进出地下配电站、地埋（半地埋）变的中、低压电缆应采取纵向阻水措施。 19.3.4低压架空线、引下线、接户线、进户线全部采用绝缘（交联聚乙烯）导线。 19.3.5在绿化等环境条件受地区的10kV架空线可采用集束导线。 19.3.6架空线截面的选择 (1)10kV架空线主干线截面为铝芯150—240mm2 或铜芯95—150mm2；支线截面为铝芯70mm2或铜芯35mm2。 (2)10kV农村电网架空线导线截面：主干线为铝芯150－240mm2，支线截面为铝芯70mm2。 (3)380V城市电网架空线导线截面：主干线一般为铜芯120mm2，支线为铜芯70mm2、35mm2，中性线截面与相线截面相同。 (4)380V城郊结合部及农村电网架空线导线截面：主干线截面一般为铝芯120mm2，支线为铝芯70mm2、35mm2，中性线截面与相线截面相同。 19.3.7电缆截面的选择 (1)10kV电缆线路采用XLPE交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，截面为3×400mm2、3×240 mm2、3×120 mm2、3×70 mm2；变电站的10kV出线一般选用3×400 mm2，10kV配电站10kV出线为3×240 mm2、3×120 mm2或3×70 mm2。 (2)380V低压电缆线路一般采用XLPE交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，截面为4×240mm2、4×185 mm2、4×120 mm2、4×70 mm2、4×35 mm2；10kV配电站的380V出线一般选用4×240 mm2、4×120 mm2，主干线路选用4×240 mm2或4×120 mm2，支线为4×120 mm2、4×70 mm2、4×35 mm2,4×16 mm2。 19.4新建住宅小区内的电缆应采用穿保护管或沟槽敷设方式。 19.510kV配电站 19.5.110kV配电站的选址、外观 配电站的站址选择，应靠近负荷中心，原则上选择接近市政道路，没有条件时考虑接近小区道路，并满足供电半径要求；考虑进出线路和设备运输方便，其外形与周围的景观协调等，可与建筑物相结合。 19.5.210kV配电站的分类 10kV配电站可分为K型、P型、W型三大类，见附录G。 19.5.3配电站电源线和变压器容量的选择 (1) 10kV电源线路容量，应按“N－1”准则选择。 (2) 配电变压器容量选择 1）10kV配电站一般配置两台配电变压器，土建按最终规模建设。 K型站配2台500－1250kVA配变；P型站配2台500－800kVA配变，不接地或消弧线圈接地系统配变最终容量可放宽至1000kVA，10kV配变容量按“N-1”准则，可转移负荷中压配变年最大负载率不高于65%。 2）熔断器作为保护的配电变压器容量一般为800kVA（10kV中心点经消弧线圈接地的最大可选择1000kVA）。 3）预装式变电站（WX型站）容量统一规格为315kVA、500kVA。 4）按最终负荷配置的单台中压配变年最大负载率不宜低于50%。 19.5.4站用电系统设计要求 KT 、 PT2 型站由来自站内低压母线二路电源供给。 PT1 型站由站内低压母线供给，并留有外来低压电接入装置。 KF 应保证二路站用电源（至少一路来自站内）。二路站用电源应有自动切换功能，自动切换功能可逐步推广采用双电源切换开关（ATS）实现。为适应配网自动化的要求，站用电源系统宜具有通信接口。 19.6杆架变压器单台容量最大为400kVA，也可选择100、160、200、315 kVA。 19.7电力用户类别和供电方式 电力用户实施“供电到户”原则。 19.7.1居民用户 (1) 居民用户的负荷容量配置见21.2。 (2) 进户方式：采用低压进入住宅建筑供电见21.4。 (3) 老城区（里弄房、街面房、老旧零星工房）。 1）采用10kV架空线挂杆变的方式。可采用10kV架空绝缘导线、电缆或集束导线使杆变贴近负荷中心。可采用全密封、全绝缘（无带电裸露部分）的变压器。低压采用架空绝缘导线。 2）在特殊地区（如历史风貌保护区等等），可视具体情况采用10kV电缆接W型配电站供电的方式，配电站的设置应尽量靠近负荷中心。低压采用电缆埋地或架空沿墙敷设。 (4)新建多层及高层住宅小区 1）采用K、P、W型配电站供电： 建筑面积在50000m2以上的新建住宅小区内应考虑采用K型等配电站构成配电网络供电。 城市新建住宅小区内的中、低压线路均采用电缆。 2）新建农民新村一般采用杆变供电方式，采用10kV架空绝缘导线或电缆进入小区。低压采用架空绝缘导线。也可根据要求采用其他本原则规定的方式供电。 3）高层住宅建筑、拥有电梯的多层住宅建筑、消防设施、水泵，应至少具有来自不同配电变压器的两路电源。 4) 新建高层以下住宅建筑可采用 K 、 P 、 W 型配电站，新建高层住宅建筑原则上选择 K 、 P 型配电站供电。 (5)别墅区 1）采用K、P、W型配电站供电： 建筑面积在40000m2以上的新建住宅小区内可采用K型等配电站构成配电网络供电。 优先采用K、W型站供电方式。 为缩短低压供电半径可采用K型配电站并接三相小容量配变供电。 2）别墅区内中、低压线路均采用电缆。 (6) 商住办综合大楼内的居民用户 1）采用K、P型配电站供电：可视具体情况将K、P型配电站与建筑物相结合。 2）采用WX型配电站供电。 (7) 新建住宅小区的公建配套，统一纳入住宅区供电设施规划。 (8)新建300000m2以上的大型住宅区时，应根据该地区的规划配置35kV及以上变电站。 19.7.2标准厂房供电 根据标准厂房的总体用电需求，参照21.1表21-1的标准，从公共电网引接电源供电。 19.7.3商、住、办混合楼供电： 商店及办公场所视用电需求，采用自建受电变电站或与居民用户共用电业配电站供电。楼内的消防设施、水泵、照明、电梯及应急照明等公建设施应有备用电源，公建设施的配套标准与新建住宅小区相同。 19.8崇明、长兴、横沙三岛的农村电网的建设改造应按上海市电力公司有关农村电网的规定执行。 19.9中、低压配电网具体技术要求应按照上海市电力公司《上海中、低压电网配置原则及典型设计》执行。 20配电自动化 20.1配电自动化（DA）是利用现代电子技术、通信技术、计算机与网络技术对配电网的各种电力设备实施远方监测、控制、调整的实时系统。与需方用电管理系统等用户侧自动化系统同属于配电管理系统（DMS）的基础支撑系统，主要由配电网实时监控（DSCADA）、馈线自动化（FA：线路故障区域定位、故障隔离、网络重构）、变电站自动化及电网状态分析等功能组成。实现配电系统正常运行及事故情况下的远方监测、保护、控制、故障隔离、网络重构等功能。 20.2实施配电自动化应遵循“统一规划、统一开发、优化设计、因地制宜，分步实施，信息共享”的原则。必须以城市电网建设和改造为基础，并与其结合，应从主设备、站内装置、通道、调度端系统等几个方面考虑与调度自动化系统的统一协调，要尽可能避免在实施过程中重复投资。配电自动化配置按照国家电网公司《配电自动化技术导则》及上海市电力公司《上海电网10kV配电自动化技术原则》执行。 20.3配电自动化实施区域以考虑负荷性质重要性、环网供电电缆结构、分段合理的架空线网络或上述两者的混合网络为主，遵循环网接线，开环运行原则。为规范及简化网络拓扑可对一次供电网络进行适当调整。 20.4在配电自动化规划的指导下，根据配电网络所处地位的重要性和设备、资金等具体情况，可选择不同类型和不同阶段的配电网自动化。利用载波等通信方式，逐步开展对K型配电站实时信息采集的工作。 20.5馈线自动化 （FA） 20.5.1馈线自动化的主要功能 ⑴配电网络实时运行数据的采集，馈线设备的监控。 ⑵实时数据的分析、处理和报表生成。 ⑶故障判断、故障隔离和网络重构。 20.5.2配电网自动化所使用的分段开关，宜采用封闭型、免维护的设备为主。操作电源必须可靠、适用。 20.6配电自动化系统结构 20.6.1配电自动化系统应遵循分层、分布式体系结构的设计思想，即：在系统层次上分为调度主站层、变配电站子站层（分为功能型和通信汇集型两种）、配电终端设备层；每一层均应优先采用分布式的系统结构，配电环网的馈线自动化功能可采用智能分布式与集中式两种方式进行，应优先采用智能分布式体系结构，各层次系统设计应具备相应扩展能力。主站应遵循IEC61790/61968规范，以方便与EMS、DMS等实时系统及PMS等管理系统的接口。 20.6.2配电自动化主站与配电子站、配电终端的通信连接应采用网络通信方式，暂无光纤通信条件的地区，可采用电缆屏蔽层载波通信方式予以过渡。现场设备层通信系统的主干网可选用无源光网络、光纤以太网、光纤自愈环网通信方式。 21用电管理 21.1用户按最大需量、用电设备装接容量或用户受电设备总容量确定供电电压。 供电电压由表21-1中任一条件确定。 表21-1 用户供电电压等级 （含6300kVA） 需具体研究确定 与表21-1不符的供电方式，应说明情况并向上海市电力公司总师室申报批准。 21.2居民户的负荷容量 新建住宅每套建筑单元居民户的基本容量如表21-2配置。 表21-2 居民户的供电容量 21.3.1居民住宅实施一户一表，需加装负荷控制开关。负荷控制开关的额定电流、动作电流和动作时间按上海市电力公司规定的标准执行。 21.3.2对非居民用电推行负荷管理。 21.3.3当最大需量在100kW以下时配置负荷控制开关。 21.3.4当最大需量在100-150kW时，视具体条件可单独设置电业变压器以低压供电。 21.4进户点的设置 一个门牌，几个门牌内部互相通联的建筑物，低层、多层、中高层或高层建筑的每一单元，同一围墙内同一用户的所有相邻建筑物，设置一个进户点。 凡符合下列情况时，可增设进户点。 （1）多个建筑之间的裙房连接体。 （2）具有门牌，且与已设进户点的建筑内部互相不通连，新设进户点的用电区域的全部用电均引自新设的进户点。 （3）具有门牌，建筑内部虽与已设进户点的建筑物相互通连，但新设进户点的用电区域与原进户点的用电区域有明确分界，两个用电区域的电气线路不存在纵横交叉的。 （4）同一围墙内非同一用户的建筑物，具有门牌的。 （5）高层建筑多路常用电源。 （6）低压备用电源。 21.5发电侧（包括新能源及分布式电源）、网间交易、变电站电能量采集按照上海市电力公司《上海电网电能量数据采集技术原则》执行。 21.6用户计量装置的配置和安装方式 用户的各路进线电源分别装表计量。配置按照上海市电力公司《上海电网贸易结算用电能计量装置标准化配置方案》执行。宜考虑采取相应防窃电措施。非居民三相用户的计量装置应具有计量有功、无功最大需量的功能。所有用户应配置采集设备，接入用电信息采集系统，配置按照上海市电力公司《电力用户用电信息采集系统建设实施原则》等规定执行。 21.6.1居民住宅 居民户按套装表，低层住宅应采用集中装表方式，多层宜采用集中装表方式，中、高层住宅宜采用分层集中的装表方式。 公建设施电表集中宜集中安装在总配电室内。 别墅小区，按户装表，联排别墅宜采用相对集中的装表方式。一般装于别墅外墙或围墙上，不宜安装在每户的地下配电室。 21.6.2非居民用户 一般用户，供电电压即为量电电压。计量装置设在用户受电侧。 通用厂房内的低压用户，一般采用集中装表计量，也可按层或按最小建筑或用电单位计量。沿街商铺宜采用分段集中的装表方式。 21.6.3商、住、办混合楼 （1）按层设表间。 （2）居民电表箱按层集中安装在表间内。 （3）商店、办公楼按单位装表，单独设置电表箱。如采用低压供电，电表箱按层安装在表间内。 （4）消防设施、水泵、电梯、应急照明、过道灯和楼梯灯等公建设施单独装表供电，提供低压备用电源，电能表集中安装在总配电间内。 21.7能源综合利用 21.7.1用户的各类资源综合利用发电机组，按部门批准的发电性质，经上海市电力公司审定和实施的接入系统方案接入系统，须与供电企业签定相关并网调度协议、供用电协议、购售电原则协议后，方可并网运行。 21.7.2各类资源综合利用发电机组接入系统方案设计时应按照相关技术原则明确接入系统的电压等级、主接线方式、并解列点、继电保护配置、通讯自动化、电能质量、电能计量等关键技术要求，并校核对电网潮流、电压波动、短路电流等影响程度，相应制定保证电网安全运行的电网侧及用户侧必须采取的一系列技术措施。 21.7.3热电联产和资源综合利用发电应以热定电。 21.8供电电源及自备应急电源配置 21.8.1供电电源配置的一般原则 （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。 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，第三路电源能保证正常供电。 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。 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。 4）对普通电力客户可采用单电源供电。 （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。 （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。 21.8.2供电电源点确定的一般原则 （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。 （2）对多个可选的电源点，应进行技术经济比较后确定。 （3）根据客户分级和用电需求，确定电源点的回路数和种类。 （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。 21.8.3自备应急电源配置的一般原则 （1）重要电力客户应配备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。 （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，或接入应急发电车电源专用装置。 （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。 （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。 （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。 21.8.4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。 21.9用户侧的各类备用电源（含发电机）只作电网故障时的应急电源，不能与正常运行电网并列运行，并应采取可靠的联锁装置。 21.10轨道交通供电 21.10.1对有轨交通（电气列车）用户，原则上采用110kV及以上电压供电，个别偏远或偏郊的地区可采用与35kV混合供电方式，供给的两路110kV电源应来自不同的电业变电站或同一变电站的不同主变供电的母线段，并互为备用。轨道交通用户应设有事故照明、通风等应急电源。 21.10.2轨道交通受电变电站的主接线方式，一般以带开关的线路变压器组方式为主，也可采用环进环出带支接（或环出部分预留）、双环网方式；具体接线方式见附录H。 21.10.3对于轨道交通的每条运营线路应实施供电、计量到户原则。 21.10.4对于轨道交通若干条线路供电共用的受电变电站，在低压侧（即35kV侧）中引接出各用户专线分供各条轨道交通线路。 21.10.5非轨道交通运营用电（如集中商场等）应由上海市电力公司另行提供电源、单独计量。 21.10.6上海市电力公司按有关标准对供给轨道交通受电变电站的电源线路注入电网的谐波进行总体控制。各条轨道交通线路应各自做好谐波控制措施（安装必要的谐波在线监测仪、采用24相整流装置、同时预留谐波滤波装置加装仓位和滤波室位置）。 21.11 电力光纤到户 21.11.1为了服务国家“三网融合”战略、推动社会资源共享，在低压电力线敷设时可在条件允许的前提下将光纤随低压电力线敷设到楼。 21.11.2在新建小区用电申请时，宜要求该项目开发企业采用光纤复合低压电缆或普通光缆实现光纤到楼。 21.11.3电力光纤工作实施的同时应同步考虑配网自动化、配变负荷监测、营销集抄等工作，综合利用光纤资源。 21.11.4对于已建成的小区，可结合其它改造项目实现光纤到楼。 21.12充电设施的设置 21.12.1为了配合国家电动汽车战略的发展，在适当的区域内因地制宜地设置相关的充电设施。 21.12.2在新建小区用电申请时，宜要求该项目开发企业在项目的车位配置设计中预留电动汽车充电设施位置及相应的缆线排管或电缆沟。 附录A 参考接线模式 图1 电网接线示意图 （220kV及以上电网） 图2 城网接线示意图 （220kV及以下电网） 图3 220kV变电站主接线模式(终端站) 图4 220kV变电站主接线模式(中心站3台变) 图5 220kV变电站主接线模式(中心站4台变) 图6 110kV变电站主接线模式(一进三出) 图7 35kV变电站主接线模式(一进三出) 图8 35kV开关站主接线模式 图9 10kV开关站主接线模式 附录B 上海电网继电保护配置和选型原则 B.1 继电保护配置原则 B.1.1 确定继电保护配置方案时，在可靠的前提下应综合考虑以下几个方面： （1）电力设备和电力网的结构特点和运行特点； （2）故障出现的概率和可能造成的后果； （3）经济上的合理性； （4）国内和国外的经验； （5）保护配置应尽可能简单。 B.1.2 为了防止保护拒动造成系统稳定破坏事故，220kV线路、主变、母线保护配置应以信赖性为主，采用双重化配置。 B.1.3 220kV联络线路应配置双套完整的、的、能反映各种类型故障的、具有选相功能的全线速动光纤纵差保护，每套保护均具有完整的后备保护功能。 B.1.4 220kV终端负荷线路一般在电源侧配置两套完整的、的、能反映各种类型故障的、具有选相功能的全线速动距离保护；若受端无断路器，则线路两侧还应各装设两套的光纤远方跳闸装置。 B.1.5 对于220kV“T”接线路变压器组，应该在受端侧装设断路器，不用远方跳闸，送端侧宜装设两套完全的距离保护。 B.1.6 线路保护的配置仅考虑近期系统的需要，对于中远期系统的需要，本期工程不予考虑。 B.1.7 双重化配置的两套线路纵联保护和远方跳闸装置应采用相互的、高可靠性的光纤通道（光纤通道宜优先选用OPGW），并采用专用光纤芯传输保护信号，且两套纵差保护的光纤通道优先采用不同路由。 B.1.8 220kV架空线路除弱联系的部分线路采用单相重合闸外，一般均采用仅单相故障重合的三相一次重合闸。 kV线路除全线电缆外，宜装设自动重合闸装置。 B.1.9 220kV母线保护应采用不运行方式的比率制动原理的微机型母差保护装置，为防止误动，应采用复合电压闭锁。 B.1.10 由于220kV线路保护是按近后备原则来配置和运行，为保证系统稳定和缩小事故范围，除220kV终端站高压侧断路器外，所有的220kV断路器必须配置失灵保护。双母线接线（包括双母线分段和双母线双分段）的220kV断路器失灵保护采用母差保护装置内的失灵保护功能，配置两套失灵保护，失灵出口也应采用复合电压闭锁；一个半断路器接线的断路器配置一套失灵保护，可与重合闸共用一套装置。 B.1.11 考虑到一次设备的现状，220kV变电站的110kV和35kV母线应装设母线差动保护（或母线专用保护）。110kV和35kV变电站的低压侧若该侧后备保护时间整定≥ 2.5秒，则应装设母线专用保护。 B.1.12 考虑到供电可靠性，220kV变电站的110kV和35kV侧均应装设备用电源自动切换装置。110kV和35kV变电站应在高压侧或低压侧、高压侧或中压侧至少装设一套备用电源自动切换装置。 B.1.13 10～110kV线路、主变、接地变、电抗器、电容器保护的配置原则见表B－1。 B.1.14 110～220kV变电站、重要的35kV变电站均应装设带有信息远传的故障录波仪。 B.1.15 每个220kV变电站应配置一台继电保护微机综合试验仪。110kV和35kV变电站亦应按比例配置一定数量的继电保护微机综合试验仪和调试、整定、分析软件。 B.1.16 220kV变压器、发电机和发电机变压器组保护配置应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》和华东电网《大型火力发电机变压器组继电保护基本配置意见（试行稿）》。220kV主变压器保护配置应符合《上海电网220千伏系统继电保护标准化设计规范》。 B.1.17 220kV及以上变电站应配置一套继电保护信息管理系统子站，具体配置按照《继电保护信息管理系统技术原则》。 表B－1： 110kV 35kV 10kV 系统保护配置表 过电流（电压）II段 t/0 过电流III段 t 零序电流I段 t/0 零序电流II段 t 三相一次重合闸 过电流（电压）II段 t/0 过电流III段 t 零序电流I段 t 零序电流II段 t 三相一次重合闸 低频减载 过电流（电压）II段 t/0 过电流III段 t 三相一次重合闸 低频减载 过电流II段 t (定时限/反时限) 零序电流I段 t/0 零序电流II段 t (定时限/反时限) 间歇性接地III段 t 三相一次重合闸 （前加速/后加速） 低频减载 纵差（可选） 注：要求零序电流中必须有一阶段定值≤ 300安培； 在变电站送第一级K型站的线路两侧可配置光纤纵差保护。 过电流II段 t (定时限/反时限) 三相一次重合闸 （前加速/后加速） 低频减载 纵差（可选） 注：在变电站送第一级K型站的线路两侧可配置光纤纵差保护。 接地距离I（t/0）、II（t）、III（t）段 零序电流I（t/0）、II（t）、III（t）段 三相一次重合闸 接地距离I（t/0）、II（t）、III（t）段 （方向）零序电流I（t/0）、II （t）、III（t）段 三相一次重合闸 纵差 过电流（电压）II段 t/0 过电流III段 t （方向）零序电流I段 t （方向）零序电流II段 t 三相一次重合闸 纵差 注：并电厂的联络线根据整定需要可装设距离保护。 过电流（电压）II段 t/0 过电流III段 t 三相一次重合闸 纵差 注：并电厂的联络线根据整定需要可装设距离保护。 （电压闭锁）过流 过负荷 （110kV零序电流） （中、低压侧母线专用保护） 瓦斯 若中、低压系统为电阻接地系统，则在相应侧根据需要加装相应的接地保护： （零序电压） 零序电流 注：中压侧或低压侧并小电源，则该侧应加方向过流。 （电压闭锁）过流 过负荷 35kV零序电流 瓦斯 （电压闭锁）过流 过负荷 瓦斯 过电流II段 t 零序电流I（t）、II（t）段 瓦斯 过电流II段 t 瓦斯 过电流II段 t 零序电流I（t）、II（t）段 过电流II段 t 过电流 零序电流I（t）、II（t）段 瓦斯 过电流 瓦斯 过电流II段 t 横差或差压 零序电流I（t）、II（t）段 低电压 过电压 过电流II段 t 横差或差压 低电压 过电压 过电流II段 t 横差或差压 零序电流I（t）、II（t）段 过电压 过电流II段 t 横差或差压 过电压 B.2.1 继电保护选型应相对稳定，一般应选用已在国内电网中试用，有成熟运行经验的保护装置，以简化运行管理。 B.2.2 上海电网应紧密跟踪当今国内外继电保护新技术的发展，在选型中应积极慎重选用新型保护装置，以提高上海电网的继电保护装备技术水平和动作正确率，确保电网安全可靠稳定运行。 B.2.3 所选用的新型保护装置应符合下列条件： （1）技术先进、性能良好、各项技术指标能满足运行要求； （2）运行可靠、维修简单； （3）有两年以上成功运行经验； （4）经济上合理。 B.2.4 为便于运行维修，继电保护装置种类不宜过多。一个变电站、一条线路的两侧或一个地区所选用的保护型式尽可能统一。 B.2.5 各类工程中对设备进行选型时，应严格执行《上海电网继电保护及安全自动装置技术监督条例实施细则》中“入网管理”的有关规定。 B.2.6 继电保护应以可靠为前提，选用微机保护，以提高保护的技术性能和简化运行维护。备用电源自动切换装置应以可靠为前提，积极选用微机型装置，以减少工作维护量、提高动作成功率。 B.2.7 继电保护装置首先由设计院提出选型意见。市调直接管辖的继电保护型号一般由市调确定。地调管辖的继电保护型号一般由地调确定，同时也应征询和尊重市调意见。 B.2.8 新型保护装置如无两年以上成功运行经验，选用时应按上海市电力公司《高压输变电新产品接入电网试运行管理办法》有关规定执行。 附录C 关于上海市电网建设与改造地区分级的原则（2010年修订版） 上海市电力公司在2003年第三版的《上海电网若干技术原则的规定》中对2001年以上电司计字[2002]第693号文印发的《关于上海市电网建设与改造地区分级的原则》进行了修订，修订的原则在上海电网近七年的电网建设与改造工作发挥了重要作用。 随着上海市南汇区归并入浦东新区、2010年上海世博会的召开以及近些年的快速发展，一些地区的区位性质发生了变化，为此特对原则进行修订。本原则在修订时参照了上海城市总体规划、各区（县）规划、上海市地块分级标准（市房地局）等有关规划、规定，也结合上海市电力公司电网规划和实际运行情况。 本原则所划定的地区仍将不定期滚动修正。 本原则的制订将成为上海市电力公司今后各级电网规划、电网建设与改造所采用的设备选型等的主要依据。 地区负荷性质拟分以下三类： 第一类：内环线以内地区、“一城九镇”的核心地区、城市副中心、区县所在地及新城区、国家级重点开发区、重要政治用户 第二类：内外环之间地区、中心镇(新市镇)、市级开发区 第三类：其他地区。包括一般镇、区（镇）级开发区等 注1：各开发区均以目前实际开发的范围为准，今后随开发区范围的变化而变化。 注2：第三类地区的划分，由各供电公司上报，市电力公司确认。 参照以上原则，初步将上海市划分为以下三类地区： 一类地区： 内环线以内地区、区（县）所在地、真如、五角场城市副中心 罗店镇、上海国际汽车城、朱家角镇、浦江镇、枫泾镇、高桥镇、奉城镇、临港新城、松江新城、世博会场址、迪士尼场址、陈家镇、周浦镇、川沙镇、惠南镇、宝山西城区的核心地区 虹桥交通枢纽、浦东国际机场、铁路南客站、浦东铁路客站地区 虹桥经济技术开发区、宝山精品钢基地、漕河泾新兴技术开发区、闵行经济技术开发区、松江出口加工区、青浦出口加工区、佘山旅游度假区、张江高科技园区、金桥出口加工区、外高桥保税区、上海化学工业园区、孙桥现代农业开发区、六里现代生活园区、华夏文化旅游区 二类地区： 内外环之间地区、中心镇、部分新市镇、市级开发区 宝山：顾村、罗泾、杨行中心镇、吴淞工业园区、宝山城市工业园区、葑塘工业园区 浦东：三林、曹路、唐镇、机场新市镇、浦东现代产业园、航头、新场、祝桥新市镇、临港新城产业区、康桥产业区、南汇工业园区、南汇大学城、滨海旅游度假区 闵行：七宝、颛桥、梅陇镇、莘庄工业园区、紫竹科学园区、吴泾化工区、闵行工业区、大学园区 嘉定：南翔、安亭、江桥中心镇、嘉定工业区、西北物流园区、马陆（东）工业园区 松江：泗泾、小昆山、泖港中心镇、松江工业区 金山：朱泾、亭林、张堰中心镇、金山嘴工业区 青浦：赵巷、徐泾、练塘、华新中心镇、青浦工业园区、徐泾工业园区 奉贤：奉贤、海湾中心镇、上海市工业综合开发区、奉贤闵行出口加工区、星火工业区 崇明：新河、绿华中心镇、崇明工业园区 长兴、横沙：镇所在地、长兴岛沿江港口造船工业带 三类地区： 一般镇、区（镇）级开发区 附录D 单排管最大孔数断面示意图 图D-1 3x8孔排管结构图 Ф150~175mm 图D-2 2x10孔排管结构图 Ф150~175mm 注：各种排列方式中，中间部位的几孔排管宜敷设控制、通信电缆 附录E 考虑电缆临近影响的电缆载流量算例 1、直埋条件下的电缆的载流量校正系数 表E-1 直埋电缆多根并列敷设时载流量校正系数 并列根数 1) 地温取30度，土壤热阻系数按1k .m/W取值，埋深1m，电缆间距250mm，电缆群电缆结构均一致且除计算电缆外的其余电缆负载电流不超过单根电缆载流能力的50%； 2）当多根电缆并行排列并符合上述缆间净距时，可根据并行根数查阅上表中的相应校正系数，新的载流量等于单根载流量乘以相应的校正系数。 2、10kV~35kV 电缆排管敷设条件下的电缆载流量算例 表E-2 10kV~35kV 电缆载流量表（排管敷设） 1)计算排管断面如图E-1。 图E-1 10kV~35kV 电缆排管断面图 2)计算地温取30度，土壤热阻系数按1k .m/W取值，电缆按交叉互联接地考虑； 3)10kV~35kV电缆敷设方式按3×7孔排管，同一排管内的其它电缆发热情况见图E-1，工程应根据实际条件予以核算。 4)其他地温、敷设方式下的电缆载流量可参考《上海市电力公司电缆载流量表》。 5)35kV 3x630电缆按3根单芯630mm2扭绞后置于一根175mm内径排管内进行计算（采用这种方式时，应注意电缆金属护套的接地问题）。 3、110kV~220kV 电缆排管敷设条件下的电缆载流量算例 表E-3 110kV~220kV 电缆排管敷设条件下载流量表 1)计算排管断面考虑如下： 图E-2 110kV~220kV 电缆排管断面图 2)计算地温取30度，土壤热阻系数按1k .m/W取值，电缆按交叉互联接地考虑； 3)110kV~220kV敷设方式按3×7孔排管，同一排管内的其它电缆发热情况见图E-2，工程应根据实际条件予以核算。 4)对于截面大于1×1000mm2的220kV电缆因直径过大不宜敷设在现有常规排管内，并且载流量受散热影响较大，宜选择其他敷设方式或排管孔数，110kV及以下的充油电缆均为老电缆，因敷设方式差异较大，载流量相差较大，本表不列出。 附录F “N－1”准则细则 附录G 配电站分类及符号标记 1. K-开关站 T-带变压器 A-10kV采用空气绝缘开关柜 F-无变压器 G-10kV采用SF6充气柜 配置： 1. 10kV采用断路器 2. 进线不带保护，出线带继电保护 2. P-环网站 T-带变压器 1-带变压器1台变压器 F-无变压器 2-带变压器2台变压器 配置： 1. 10kV采用环网柜 2. 进线不带保护，出线带熔断器保护 3. W-户外站 X-预装式变电站 H-10kV户外环网装置 L-低压户外电缆分支箱 附录H 轨道交通主变电站供电接线方式图 图1 线路变压器组接线 图2 环进环出带支接接线1 附录I 电力电缆并行敷设载流量计算原则 I-1 220/110/35kV变电站，主变容量3×180MVA。 进线3回， 110kV出线3×3回，35kV出线3×8回。 （1）每回路35kV电缆设计输送容量为20MVA。 （2）每回路110kV电缆设计输送容量为63MVA。 （3）每回路220kV进线电缆设计输送容量，按主变容量180MVA设计。 I-2220/110/35kV变电站，主变容量3×240MVA。 进线3回，110kV出线3×3回，35kV出线3×8回。 （1）每回路35kV电缆设计输送容量为20MVA。 （2）每回路110kV电缆设计输送容量为94.5MVA。 （3）每回路220kV进线电缆设计输送容量，按主变容量 240MVA设计。 I-3220/35kV变电站，主变容量3×180MVA。 进线3回，35kV出线3×12回。 （1）每回路35kV电缆设计输送容量为20MVA。 （2）每回路220kV进线电缆设计输送容量，按主变容量 180MVA设计。 I-4110/10kV变电站，主变容量3×31.5MVA。 进出线3×2回，10kV出线3×10回。 （1）每回路10kV电缆设计输送容量为5－6MVA。 （2）每回路110kV进线电缆设计输送容量按主变容量31.5MVA设计。 I-5110/10kV变电站，主变容量3×40（50）MVA。 进出线3×2回，10kV出线3×12－3×14回。 （1）每回路10kV电缆设计输送容量为5－6MVA。 （2）每回路110kV进线电缆设计输送容量按主变容量40（50）MVA设计。 I-635/10kV变电站，主变容量3×20MVA。 进线3回，10kV出线3×8回。 （1）每回路10kV电缆设计输送容量为5－6MVA。 （2）每回路35kV进线电缆设计输送容量，按主变容量20MVA设计。 I-735/10kV变电站，主变容量3×31.5MVA。 进线3回，10kV出线3×8－3×10回。 （1）每回路10kV电缆设计输送容量为5－6MVA。 （2）每回路35kV进线电缆设计输送容量，按主变容量31.5MVA设计。 I-8选择220kV、110kV、35kV截面时，需考虑同排管敷设的其他电缆对其的影响。校核发热量时，敷设在同一排管内的其他110kV、35kV、10kV电缆应按实际输送的最大容量计算发热量，或按110kV电缆输送53.9MVA，35kV电缆输送15MVA，10kV电缆输送3.15MVA计算发热量。
7.3.2SF6气体绝缘变压器的绝缘水平按油浸变压器等同选择。电压 设备最高 额定短时工频耐受电压（有效值，1min） 额定雷电冲击耐受电压 操作冲击耐受电压 全波 截波 10 12 35 75 85 35 40.5 85 200 220 66 72.5 150 325 360 110 126 200 480 530 220 252 395 950 1050 500 550 680 1550 1675 1175 1000 1100 1100 2250 2400 1800 110kV中性点 95 250 220kV 不固定接地 200 400 固定接地 85 185 500kV 小电抗接地 140 325 固定接地 85 185
注：1.表内数据除注明外，均为干状态之耐受电压。电压 设备最高 短时工频耐受电压（有效值）1min（内、外绝缘） 额定雷电冲击耐受电压（峰值）（内、外绝缘） 母线支柱绝缘子短时工频耐受电压（有效值） 湿试 干试 10 12 42 75 30 42 35 40.5 95 185 80 100 66 72.5 160 350 110 126 230 550 200 265 220 252 460 1050 395 495 500 550 740 1675 1000 1100 1100 2400
注：以上试验均为单相接地耐压试验。额定电压（有效值） 35 110 220 500 工频1min湿耐受电压（有效值） 90 230 395 740 50％雷电全波冲击耐受电压（1.2/50μs） 210 550 1050 1675 50％操作冲击湿耐受电压（250/2500μs） / / / 1240 污耐压（盐密0.25mg/cm2） 30 100 200 450 直流泄漏电流 试验直流电压（kV） 20 40 80 电流（μA）* ‹10 ‹10 ‹10
9.2当环境有要求时，变电站可采用户内变电站；在允许及差价资金、产权归属、土地属性均落实的前提下，户内变电站可与非居建筑相结合建造，达到充分利用土地资源的目的。类别 站址位置 500kV 220kV 110kV 35kV 10kV 一 内环线以内地区、城市副中心、区县所在地、国家级重点开发区、重要政治用户 GIS GIS GIS GIS GIS 二 内外环之间地区、中心镇、市级开发区 GIS GIS GIS 空气绝缘开关柜 空气绝缘开关柜 三 其他地区 (H)GIS (H)GIS GIS 空气绝缘开关柜 空气绝缘开关柜
0类声环境功能区：指康复疗养区等特别需要安静的区域；声环境功能区 0类 1类 2类 3类 4类 昼间 50dB（A） 55 dB（A） 60 dB（A） 65 dB（A） 70 dB（A） 夜间 40 dB（A） 45 dB（A） 50 dB（A） 55 dB（A） 55 dB（A）
三卷变压器的负荷率应根据主变台数、各侧容量比和中、低压侧一次接线参照上表进行计算确定。平均最高负载率 主变2台 50％ 主变3台 65％ 主变4台 72％
11.4城网负荷增长情况 较慢增长 中等增长 较快增长 年负荷平均增长率（建议值） 小于7% 7%～12% 大于12% 500kV及以上 1.5～1.8 1.6～1.9 1.7～2.0 220kV 1.6～1.9 1.7～2.0 1.8～2.1 35kV～110kV 1.8～2.0 1.9～2.1 2.0～2.2
12.8在配电站变压器（预装式变电站除外）的低压侧根据负荷性质应加装三相分相控制的动、静态无功补偿装置。变电站高压侧电压 变电站中低压侧出线功率因数cosφ 无功补偿配置原则 500kV 应配置不少于2组电容器（或动态无功装置）或预留位置； 220kV 0.95－0.98 装设电容器组的容量为主变容量的12－20％； 110kV 0.90－0.98 装设电容器组的容量为主变容量的12％－16.7％，进出线大量采用电缆的变电站也可配置电抗器。 10kV 0.85－0.98 装设电容器组的容量为配电变压器容量的15％－30％。
*220kV母线电压允许偏差值在额定电压的－3％，＋7％的范围内，但各母线在不同时段的电压偏差幅度不应大于5％。额定电压 电压允许偏差值的范围 百分数 高压 220kV 235400－213400V* ＋7％，－3％ 110kV 117700－106700V ＋7％，－3％ 35kV 37450－33950V ＋7％，－3％ 中压 10kV 10700－9300V ＋7％，－7％ 低压 动力380V 406－354V ＋7％，－7％ 照明220V 235.4－198V ＋7％，－10％
13.3.3电网和各级电压用户受电端的电压考核点按国家标准和国家电网公司《电力系统电压质量和无功电力管理规定》相关规定执行，对需监测电压质量的监测点配置电压监测装置，监测装置应符合相关国家、电力行业标准，确保监测的数据准确、可靠、有效。额定电压 电压损失分配值％ 变压器 线路 220kV 1.5－3 1－2 110kV 2－5 2.5－5 35kV 2－4.5 1.5－4.5 10kV及以下 2－4 4－8 其中：10kV线路 1.5－3
注：220kV的公用电网可参照110kV执行。电网标称电压 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 10 4.0 3.2 1.6 35 3.0 2.4 1.2 66 110 2.0 1.6 0.8
18.2地下（水下）电力电缆线路导线型号 温度（℃） 载流量(A) 经济电流（A） JL/LB1A-185/30 70 432 238 80 513 JL/LB1A 240/40 70 512 311 80 611 JL/LB1A-400/35 70 679 483 80 816 JL/LB1A -630/45 70 901 750 80 1091
注: 计算地温取30度，土壤热阻系数按1k .m/W取值，埋深1m，不考虑电缆相互之间影响；电压等级 电缆截面（mm2） 交联电缆载流量（A） 35kV 1×630 717 3×400 574 3×240 455 3×185 400 10kV 3×400 583 3×240 462
注：空气温度取40度，品字形敷设，电缆金属护套按交叉互连接地考虑空气中 截面（mm2） 载流量(A) 110kV 1000 1347 1200 1452 1600 1659 220kV 800 1121 1000 1314 1600 1616 2500 1920 500kV 2500 1873
注：在区域现状10kV网络供电能力有充足的裕度、规划110（35）kV变电站降压容量能够满足地区远景发展需要的情况下，经技术方案论证，采用多回路10kV电压等级供电的用户装接容量，可适当突破，但原则上不超过8000kVA。供电电压 最大需量 用电设备装接容量 用户受电设备总容量 220/380V 不大于150kW 不大于350kW 10kV 大于150kW 大于350kW 250至6300kVA 35kV 6300kVA至40000kVA 110kV及以上 40000kVA及以上，
21.3负荷管理建筑面积 供电容量 80 m2以下（小套） 4kW 81-120 m2（中套） 6kW 121-150 m2（大套） 8kW 150 m2以上 按70W/m2配置
B.2 继电保护选型原则110kV 35kV 10kV 电阻接地 消弧线圈接地/不接地 电阻接地 消弧线圈接地/不接地 线路 终端线 过电流（电压）I 段 t/0 过电流（电压）I段 t/0 过电流（电压）I段 t/0 过电流I段 t/0 过电流I段 t/0 相间距离I（t/0）、II（t）、III（t）段 联络线或备用互馈线、送开关站线路、环进环出线路 相间距离I（t/0）、II（t）、III（t）段 过电流（电压）I段 t/0 过电流（电压）I段 t/0 主变 带制动的差动 带制动的差动 带制动的差动 接地变 过电流I段 0 过电流I段 0 电抗器 干式 过电流I段 0 过电流I段 0 油浸式 差动 差动 电容器 过电流I段 0 过电流I段 0 过电流I段 0 过电流I段 0
计算条件：缆间距 1 2 3 4 5 6 7 8 250mm 1.00 0.95 0. 0.85 0.80 0.77 0.73 0.70
计算条件：电压等级 电缆截面（mm2） 交联电缆载流量（A） 35kV 3×630 441 3×400 358 3×240 285 10kV 3×400 360 3×240 285
计算条件：电压等级 电缆截面（mm2） 交联电缆载流量（A） 220kV 1000 756 800 660 630 594 110kV 1600 946 1200 851 1000 797 800 698 630 631 400 486
110kV电压等级 设备 故障情况 可靠性标准 500kV 电厂 一个电厂全停 允许损失部分负荷 一台机组停机 保证正常供电 计划检修状态下一台机组停机 保证正常供电 变电站 主变 一台主变故障 保证正常供电 计划检修状态下一台主变故障 保证正常供电，仅有2台主变的供电分区允许损失部分负荷 母线 一段母线故障 保证正常供电 计划检修状态下一段母线故障 允许损失部分负荷 交流线 联络线 一条走廊故障 保证正常供电 终端线 一条线路故障 经过必要操作后保证正常供电 直流线及其换流站 单极故障 保证正常供电 双极故障 允许损失部分负荷 220kV 电厂 一个电厂全停 允许损失部分负荷 一台机组停机 保证正常供电 计划检修状态下一台机组停机 保证正常供电 中心站中间站 主变 一台主变故障 可经自切装置动作后保证正常供电 计划检修状态下一台主变故障 允许损失部分负荷 220kV母线 一段母线故障 可经自切装置动作后保证正常供电 计划检修状态下一段母线故障 允许损失部分负荷 中低压母线 一段母线故障 保证正常供电 计划检修状态下一段母线故障 允许损失部分负荷 终端站 主变 一台主变故障 可经自切装置动作后保证正常供电 计划检修状态下一台主变故障 允许损失部分负荷 中低压母线 一段母线故障 保证正常供电 计划检修状态下一段母线故障 允许损失部分负荷 交流线 中心站电源线 一条走廊故障 保证正常供电 计划检修状态下一条线路故障 允许损失部分负荷 联络线 一条走廊故障 保证正常供电 终端线 一条线路故障 经过必要操作后保证正常供电
注：供城区重要用户的电源应满足准“N－2”准则的要求，即检修状态下任一元件故障应保证重要用户的供电。重要用户名单按上海市电力公司的有关规定每年滚动修正。35kV 电厂 一个电厂全停 保证正常供电 变电站 主变 一台主变故障 保证正常供电 计划检修状态下一台主变故障 允许损失部分负荷 母线 一段母线故障 保证正常供电 计划检修状态下一段母线故障 允许损失部分负荷 交流线 一条线路故障 可经自切装置动作后保证正常供电 计划检修状态下一条线路故障 允许损失部分负荷 直流线及其换流站 单极故障 允许损失部分负荷 双极故障 允许损失部分负荷 10kV 任一元件 故障 除故障段外经操作应在规定时间内恢复供电，并不得发生电压过低和其他设备不允许的过负荷。 计划检修状态下故障 允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电 380/220V 任一元件 故障 允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电
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