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Q／GDW 11722-2017 交直流混合配电网规划设计指导原则.pdfQ/GDW117222017
6.3中压交直流混合配电网
6.3.1同一地区的同类供电区域电网结构应尽量统一。 6.3.2网架结构设计应遵循不交叉供电原则，形成相对独立的供电区。 6.3.3根据规划区域特点，直流侧电网结构可选择辐射式结构、单端环式结构、双端式结构、多端式 结构、多端环式结构等，但不限于以上结构。中压交直流混合配电网直流侧电网结构参考附录图B.1 图B.5。 6.3.4中压交、直流配电网互联时应合理选择交流接入点，宜优先接入上级交流变电站的中压侧母线 6.3.5直流线路应根据主千线路长度和负荷分布情况进行分段，并合理配置各分段负荷容量。
6.4.1直流侧电网宜采用辐射式结构GB/T 21715.5-2021 健康信息学 患者健康卡数据 第5部分：标识数据，并根据供电区域、直流负荷水平、分布式电源接入容量、储能 接入容量等进行分层分区供电。 6.4.2低压直流配电线路可根据实际情况通过电力电子变换设备合理选择接入中压直流母线或中压交 流主干线。
7.1.1设备容量配置应综合考虑负荷密度、空间资源条件、上下级电网的协调和整体经济性等因素确 定。 7.1.2直流设备及线路容量应留有合理裕度，保证设备在负荷波动或转供时满足运行要求，同时应考 功率反送的需求。 7.1.3设备选择应坚持安全可靠、经济适用及差异化原则，采用技术成熟、少（免）维护、低损耗、 节能环保、具备可扩展功能的设备，所选设备应通过具备相应资质机构的检测。电能质量要求较高区域 宜适当提高设备的配置标准。 7.1.4交直流混合配电网交流侧设备配置应满足DL/T5729的要求。 7.1.5低压换流器、直流变压器的配置应尽量靠近负荷中心，其容量应根据负荷需求进行选取。 7.1.6各级换流器、直流变压器等配电设备宜户内配置。 7.1.7交直流混合配电网直流侧的主要设备包含换流器、直流变压器、直流断路器、直流线路等。 7.1.8对可靠性要求较高的直流负荷供电时，可配置两台及以上换流器或直流变压器，当任意一台换 流器或直流变压器退出运行，其余换流器或直流变压器的容量应满足负荷的供电要求。
7.1.4交直流混合配电网交流侧设备配置应满足DL/T5729的要求。 7.1.5 低压换流器、直流变压器的配置应尽量靠近负荷中心，其容量应根据负荷需求进行选取 7.1.6 各级换流器、直流变压器等配电设备宜户内配置。 7.1.7 交直流混合配电网直流侧的主要设备包含换流器、直流变压器、直流断路器、直流线路 7.1.8对可靠性要求较高的直流负荷供电时，可配置两台及以上换流器或直流变压器，当任意 流器或直流变压器退出运行，其余换流器或直流变压器的容量应满足负荷的供电要求。
，之.1用于接人直流项和无功率外送需求的直流微电网直未用单同换流器，用于接人有切率文换市 求的直流储能系统和直流微电网宜采用双向换流器 .2.2换流器的选择应考虑换流器的性能、可靠性、损耗、占地、体积、安装条件、综合造价等因素 7.2.3换流器宜选择电压源型 （VSC） 根据接入电压等级不同可选用两电平换流器、三电平换流器 模块化多电平换流器， 宜选择模块化多电平换流器、三电平换流器或两电平换流 器，低压直流配电网宜选择 或两电平换流器 7.2.4换流器的交流侧可配置换流变压器，提供站用电源，实现电压调节和故障隔离。 换流器应具备交流故障穿越能力
7.2.6换流器应满足DL/T1697中相关技才
6换流器应满足DLT1697中相关技术规定
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7.3.1用于接入直流负荷和无功率外送需求的直流微电网宜采用单向直流变压器，用于接入有功率交 换需求的直流储能系统和直流微电网宜采用双向直流变压器， 7.3.2综合考虑设备制造能力和技术经济合理性，可装设多台直流变压器并联运行。 7.3.3高、中压直流变压器应具备电气隔离功能。
7.4.1直流断路器应根据负载情况和故障处理的要求，对额定直流电压、额定直流电流、额定冲击耐 受电压、开断电流与开断时间等主要参数进行选择。 7.4.2直流断路器的型式可选择空气式、机械式、全固态或混合式等方案，选择时应考虑直流断路器 的应用场景、指标性能、可靠性、损耗、占地、体积、安装条件、综合造价等因素。 7.4.3基于电压源型换流器（VSC）的直流系统中，直流断路器应具有快速动作功能，开断时间宜小 于5ms。 7.4.4若直流断路器不具备故障限流功能，可根据需要配置电力电子限流设备。 7.4.5高、中压交直流混合配电网直流侧电网宜采用混合型直流断路器，当混合型直流断路器的开断 时间无法满足故障处理的需求时，可采用全固态直流断路器
7.5.1直流线路可选用直流电缆或架空方式。 7.5.2直流线路的选型应综合考虑电压等级、载流量、电压偏差、故障运行方式及供电裕度等因素确 定导线截面。 7.5.3针对交流配电网改造区域，在保证安全可靠供电的前提下，直流侧可利用已有交流电缆运行。
7.5.1直流线路可选用直流电缆或架空方式。
.1.1交直流混合配电网应结合自身特点，根据就近就简、分区重叠的原则配置保护装置，且应符 下述要求： a） 保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的基本要求，并据此进行保护原理的设 b） 任一单一元件故障都不应引起保护装置误动或拒动，在任何运行工况下都不应存在保护死区 应能根据网络运行方式，对保护功能和定值进行动态配置和调整。 d 配电网设备本身应装设异常运行监控和保护装置。各类故障的保护应有主保护和后备保护 根据需要增设辅助保护。
下述要求： a) 保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的基本要求，并据此进行保护原理的设计 b） 任一单一元件故障都不应引起保护装置误动或拒动，在任何运行工况下都不应存在保护死区， 应能根据网络运行方式，对保护功能和定值进行动态配置和调整。 配电网设备本身应装设异常运行监控和保护装置。各类故障的保护应有主保护和后备保护，可 根据需要增设辅助保护。 8.1.2 交直流混合配电网的保护宜按照下述分区进行配置： a 交流侧保护区域：包括交直流混合配电网交流侧的变电站、配变、线路、母线及各类配电设备 6） 交直流互联设备保护区域：包括换流变压器、换流器、联接电抗器等交直流互联设备。 C) 直流侧保护区域：包括直流变压器、直流母线、直流线路和直流开关设备设施等。 8.1.3交流侧保护区域应按GB/T14285的要求配置继电保护和安全自动装置。 8.1.4交直流互联设备保护区域的换流变压器应采用差动保护、本体保护；换流器应配置过流保护，
2交直流混合配电网的保护宜按照下述分区进行
a）交流侧保护区域：包括交直流混合配电网交流侧的变电站、配变、线路、母线及各类配电设省 b） 交直流互联设备保护区域：包括换流变压器、换流器、联接电抗器等交直流互联设备。 直流侧保护区域：包括直流变压器、直流母线、直流线路和直流开关设备设施等。 3.1.3交流侧保护区域应按GB/T14285的要求配置继电保护和安全自动装置。 3.1.4交直流互联设备保护区域的换流变压器应采用差动保护、本体保护；换流器应配置过流保折 并可根据需要增设桥臂电抗差动保护等，
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护、直流电压不平衡保护，直流母线应采用差动保护。 8.1.6不同保护区域的配合应遵循如下原则： a 交流侧发生故障时，应由交流侧保护选择性切除故障，尽量避免交直流互联设备保护动作，且 不应引起直流侧保护误动。 交流线路后备保护应确保线路末端故障时具有足够的灵敏度，并应与交直流互联设备保护配 合。
8.2.1交直流混合配电网规划与设计应在一次方案基础上考虑自动化与信息化的相关需求，实 流数据的交互与一二次业务的融合。 8.2.2交直流混合配电网的自动化控制系统宜采用“主站+设备”的两层构架，若需配置子站， 据配电网结构、通信方式、实时信息接入量等合理配置
a 交流变电站应根据DL/T5003的要求对自动化设备及相应控制系统进行设计：交流环网单元、 开关站等交流设备应按Q/GDW382的要求配置配电自动化终端。 b) 直流变压器、换流器应实现“四遥”，并能够实现控制方式的在线切换。 C) 高、中压交直流混合配电网的直流开关设备设施应实现一、二次成套化设计，关键分段开关及 联络开关应实现“三遥”功能。
应采用先进、成熟、适用的通信技术，满足电网安全生产和公司经营管理的业务需求，并保持适度超前 8.3.2通信系统应作为一个整体进行规划， 办调发展、 资源共享，防止网络重复建设和资源浪费。 次网架同步规划 同步设计，在一次网架规划时预留相应位置和通道 3.3.4交流侧通信网规划设计应符合DL/T5729、Q/GDW11360和Q/GDW11358的相关要求。 3.3.5直流侧可按照DL/T5729、Q/GDW11360和Q/GDW11358的要求进行通信网规划和设计，但 宜采用光纤通信，并适度增加光缆纤芯裕量
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9.1.1交直流配电网应满足国家鼓励发展的各类电源及新能源微电网的接入要求，逐步形成能源互联 能源综合利用的体系。 2.1.2交流侧电源接入应符合GB/T33593的规定。 2.1.3直流侧接入单条线路的电源总容量不应超过线路的充许容量；接入本级直流侧配电网的电源总 容量不应超过上一级直流配电设备的额定容量以及上一级线路的允许容量。 2.1.4分布式电源并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的 开关设备。 2.1.5在分布式电源接入前，应对接入的配电线路载流量、交直流配电设备容量进行校核，并对接入 的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核，如有必要也可进行动稳定校核。 2.1.6分布式电源接入应符合NB/T32015、Q/GDW11147和Q/GDW480中相关技术要求
.1.1交直流配电网应满足 能源综合利用的体系， 9.1.2交流侧电源接入应符合GB/T33593的规定。 9.1.3直流侧接入单条线路的电源总容量不应超过线路的允许容量；接入本级直流侧配电网的电源总 容量不应超过上一级直流配电设备的额定容量以及上一级线路的允许容量。 2.1.4分布式电源并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的 开关设备。 9.1.5在分布式电源接入前，应对接入的配电线路载流量、交直流配电设备容量进行校核，并对接入 的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核，如有必要也可进行动稳定校核。 9.1.6分布式电源接入应符合NB/T32015、Q/GDW11147和Q/GDW480中相关技术要求
9.2.1交直流用户接入应符合DLT5729的规定及电网规划，不应影响电网的安全运行及电能质量。 9.2.2直流用户的接入电压等级应根据当地电网条件、用电负荷、用户报装容量，经过技术经济比较 后确定。 9.2.3重要电力用户应满足GB50052和GB/Z29328的规定，应自备应急电源，电源容量至少应满足 全部保安负荷正常供电要求，并应符合国家有关技术规范和标准要求。 9.2.4电动汽车充换电设施接入直流侧配电网时应进行论证，分析各种充放电方式对配电网的影响。 9.2.5电动汽车充换电设施接入应符合Q/GDW11178中相关技术规定。
9.2.1交直流用户接入应符合DLT5729的规定及电网规划，不应影响电网的安全运行及电能质量。 9.2.2直流用户的接入电压等级应根据当地电网条件、用电负荷、用户报装容量，经过技术经济比较 后确定。 9.2.3重要电力用户应满足GB50052和GB/Z29328的规定，应自备应急电源，电源容量至少应满足 全部保安负荷正常供电要求，并应符合国家有关技术规范和标准要求。 9.2.4电动汽车充换电设施接入直流侧配电网时应进行论证，分析各种充放电方式对配电网的影响。 9.2.5电动汽车充换电设施接入应符合Q/GDW11178中相关技术规定。
9.3.1储能系统接入交流配电网应符合Q/GDW564中相关技术规定。 9.3.2储能系统接入直流配电网后公共连接点处的电能质量，在纹波、电压偏差等方面应满足国家相 关标准的要求 9.3.3储能系统可通过双向电力电子设备接入直流配电网，其容量和接入点的电压等级：200kW以上 储能系统宜接入±10kV及以上电压等级配电网；200kW及以下储能系统宜接入低压直流配电网 9.3.4在储能系统与公用电网的连接点处应采用易操作、可闭锁、具有手动和自动操作的断路器，同 时安装具有可视断点的隔离开关
9.3.1储能系统接人交流配电网应符合Q/GDW564中相关技术规定。 9.3.2储能系统接入直流配电网后公共连接点处的电能质量，在纹波、电压偏差等方面应满足国家相 关标准的要求 9.3.3储能系统可通过双向电力电子设备接入直流配电网，其容量和接入点的电压等级：200kW以上 诸能系统宜接入±10kV及以上电压等级配电网；200kW及以下储能系统宜接入低压直流配电网， 9.3.4在储能系统与公用电网的连接点处应采用易操作、可闭锁、具有手动和自动操作的断路器，同 时安装具有可视断点的隔离开关
中压直流配电距离推荐
A.2低压直流配电距离推荐表
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附录B （资料性附录） 中压交直流混合配电网直流侧电网结构示意图
辐射式中压交直流混合配电网直 网结构见图B.2，双端式中压交直流混合配电网直流侧电网结构见图B.3，多端式中压交直流混合配电 直流侧电网结构见图B4.多端环式中压交直流混合配电网直流侧电网结构见图B.5
B.1辐射式中压交直流混合配电网直流侧电网结构示意图
瑞环式中压交直流混合配电网直流侧电网结构示意
B.3双端式中压交直流混合配电网直流侧电网结构示意图
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多端式中压交直流混合配电网直流侧电网结构示意图
8.5多端环式中压交直流混合配电网直流侧电网结构示意图
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交直流混合配电网规划设计指导原则
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本标准依据《关于下达2017年度国家电网公司第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网科 （2017）72号文）的要求编写。 随着新能源、新材料、信息技术和电力电子技术的长足发展和广泛应用，以及城市负荷需求的不断 是高，用户对电能稳定性、高效性和经济性的要求日益增高，兼具可靠性、安全性、稳定性的交直流混 合配电网将成为未来配电网发展的一种重要形式。 为充分发挥规划的龙头作用，强化技术标准的指导作用，提高配电网发展质量，开展本标准编制工
本标准根据以下原则进行编制： 贯彻国家有关方针、政策、法律和法规，严格执行国家标准和行业标准，保证与国家电网公司 其他技术标准之间协调一致，充分继承已有成果。 ） 立足于国家电网公司配电网及相关技术发展现状，充分吸收和利用国内外交直流混合配电网领 域的先进方法和研究成果，做到技术先进、经济合理、安全实用，体现作为指导原则的前瞻性、 引领性、实用性。 C 广泛征求各方面意见，通过充分协商，共同确定交直流混合配电网电压等级、网架结构、主要 设备、系统二次和电源及用户接入等各方面的指导性技术原则，交直流混合配电网交流侧已经 落实到现行规程中的一般性技术内容原则上不予赞述。
3与其他标准文件的关系
本标准与相关技不领域的国家现行法律、 法规和政策保持一致。 本标准不涉及专利、软件著作权等使用问题
本标准编制过程中，国家电网公司发展策划部组织多次会议，对本标准的编制给予指导、协调，并 多次组织专家对本标准提出修改完善意见。 2017年2月，正式启动本标准编制工作，确定承担单位，成立编制工作组。 2017年2月~5月，编制工作组开展交直流混合配电网规划设计专题研究工作，梳理本标准大纲DB11T 126-2012 封山育林技术规程，提 出编制工作要求，明确标准适用范围，确定本标准基本框架。 2017年6月~9月，编制工作组汇编整理相关技术资料，开展标准编制工作。 2017年9月18日，编制工作组召开汇稿会，对各承担单位提交的章节进行组稿，经过研讨，修改完 善标准框架，形成标准初稿。 2017年9月～10月，编制工作组对标准初稿进行完善，形成本标准征求意见稿。 2017年10月30日，编制工作组在北京召开征求意见稿专家讨论会，根据与会专家意见对标准征求意 见稿进行修改完善。 2017年11月3日，完成标准征求意见稿修改，采用发函、会议方式多次在国家电网公司范围内广泛
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征求意见。整理反馈意见42条（采纳25条、部分采纳5条、不采纳12条） 2017年11月21日，公司规划设计技术标准专业工作组在北京组织召开了标准审查会，听取了编写组 汇报，审查结论为：经审查专家组协商一致，同意修改后报批。 2017年11月26日，修改形成标准报批稿。
本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2014）455号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主体章分为6章，由总则、电压等级、网架结构、主要设备、系统二次、电压及用户接入组 成。 本标准主要说明了交直流混合配电网规划设计过程应遵循的基本原则，规范了交直流混合配电网电 压等级，明确了交直流混合配电网高、中、低压配电网典型网架结构及相关技术要求，给出了换流器、 直流变压器、直流断路器、直流电缆等主要设备的选型、布点及容量配置的技术原则，提出了配电网保 护配置、自动化控制及系统通信的主要技术规定，明确了电源、用户及储能接入的相关技术要求。
本标准第3.1条明确了交直流混合配电网的定义，以及高、中、低压直流配电网的电压等级界限。 本标准第3.8条明确了直流变压器的定义。 本标准第3.9条主要参考国家能源局《微电网管理办法》的相关规定，明确了直流微电网的定义。 本标准第4.1条明确了对交直流混合配电网规划的总体要求，即应遵循整体最优的原则，电网各部 分应协调配合、合理高效。 本标准第4.2条明确了交直流配电的选取方式，以及高、中、低压直流配电网主要应用场合。 本标准第4.4条明确了交直流混合配电网规划与设计的重点以及下一步的研究方向。 本标准第5.1条提出了交直流混合配电网中电压等级优化配置总体原则。 本标准第5.2条给出了交直流混合配电网中交流电压等级的选取原则。 本标准第5.3条给出了交直流混合配电网中直流电压等级的选取原则。 本标准第5.4条明确了同一供电区域内交直流混合配电网高中低压层级直流电压等级选取原则。 本标准第6.1.4条明确了交直流混合配电网直流侧电网联网一般要求，可与本层级交流电网互联，也 可与上下层级的直流电网互联。 本标准第6.1.5条中，考虑到分布式电源出力的间歇性和不确定性，大规模分布式电源接入对电网影 响较大，明确了分布式电源接入时可配置储能装置。 本标准第6.1.6条提出了各电压等级直流线路末端电压偏差要求，并给出了中低压直流配电网供电半 径推荐值。 本标准第6.1.7条明确了电网建设初期及过渡期对电网结构一般要求，可根据电网建设阶段、供电安 全水平要求和实际情况，在发展初期及过渡期可采用过渡电网结构，通过建设与改造，逐步实现推荐的 自标电网结构 本标准第6.3.1条中，考虑运行管理需要，降低运维成本，同一地区的同类供电区域电网结构应尽量 统一。 本标准第6.3.2条明确了中压交直流混合配电网网架结构设计应依据变电站（换流站）的位置、负荷 密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的分区。
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本标准第6.3.3条提出了中压交直流混合配电网直流侧电网典型网架结构。不同供电区域可根据可靠 性要求选择合适的电网结构，可靠性要求较高的区域可选择双端式结构、多端式结构、多端环式结构。 本标准第6.3.4条中，综合考虑换流站容量和交流线路匹配程度，充分发挥直流供电容量优势，中压 换流站宜通过专线接入上级交流变电站的中压侧母线。 本标准第6.3.5条依据《城市电网供电安全标准》（DL/T256）中配电网供电安全水平要求相关规定 明确了中压直流线路的分段原则。 本标准第6.4.1条中，综合考虑经济性和安全性，低压交直流混合配电网直流侧电网应结构简单，宜 采用辐射式结构。 本标准第6.4.2条中，综合考虑换流站容量和交流线路匹配程度，本条款明确了低压直流配电线路可 根据实际情况合理选择接入中压直流母线或中压交流主干线。 本标准第7.1条给出了交直流混合配电网中各类配电设备选型、布点和检测的一般要求。 本标准第8.1.4条明确了交直流互联设备保护区域主要设备的保护配置。 换流变压器可根据工程需要选择配置以下保护：过流保护、过负荷保护、交流欠压保护、交流过压 保护、交流频率保护、阀侧中性点偏移保护、中性点电阻热过载保护、大差保护、绕组差动保护、引线 差动保护、过激磁保护、零流保护、零序差动保护、阻抗保护等。 换流器可根据工程需要选择配置以下保护：桥臂电抗差动保护、阀差动保护、桥臂谐波保护、交流 过流保护等。 本标准第8.1.5条明确了直流侧保护区域主要设备的保护配置。 直流母线可根据工程需要选择配置直流过压保护及直流低压保护等。 直流变压器内部换流装置应配置桥臂过流保护。 ±10kV及以上直流线路可根据工程需要选择配置直流线路纵差保护、直流低压保护、直流过压保护 直流过流保护及谐波保护；±10kV以下直流线路可根据工程需要选择配置直流低压保护、直流过压保护 直流过流保护及谐波保护。 本标准第8.2.3条明确了交直流混合配电网自动化控制主站的主要功能及建设原则。 a 优化调度和网络重构方案的计算应采用合适的模型，计及分布式电源、电动汽车、储能装置等 新型电源或负荷的影响。可采用分布式优化理论和方法，根据分布式电源就近消纳的原则，对 分布式电源、储能装置进行联合出力优化，并根据计算结果进行交直流混合配电网整体优化调 度，以实现能量的广域优化配置。 b 自动化控制系统计算所得的各配电设备遥控与遥调的参考指令包括但不限于：换流变压器分接 头位置、换流站的控制方式、直流电压参考值、有功功率参考值、无功功率参考值；储能设备 的充电电流参考值、放电电流参考值：保护装置的投切状态、整定参考值：交流断路器、直流 断路器的位置信息；直流变压器的遥调指令；为无源网络供电的换流器的交流电压参考值。 自动化控制系统应能够通过优化计算，选择某一换流站作为唯一的定直流电压控制换流站，以 保证交直流混合配电网的直流电压稳定性。对于直流侧规模较大的交直流混合配电网，可适当 增加采用定直流电压控制的换流站个数，以便优化调度，但需对该网络的运行方式进行深入论 证，在配电网负荷较低时应切换为定有功功率控制方式运行。 本标准第8.2.4条中，换流器的控制系统应具备定直流电压控制和定有功功率控制功能：换流器、直 流变压器所输出的直流电压值、交流电压值、有功功率值、无功功率值的误差应低于主站参考指令的1% 各换流器、换流站上送主站的参数包括但不限于：换流变压器分接头位置、换流站的控制方式、直 流电压实测值、有功功率实测值、无功功率实测值：储能设备的充电电流、放电电流：保护装置的投切 状态、整定值；直流变压器的直流电压实测值、有功功率实测值、分接头位置；为无源网络供电的换流 器的交流电压实测值。 本标准第9.1.1条明确了交直流混合配电网应满足各类电源及新能源微电网发展要求。
本标准第9.1.4条明确了分布式电源并网点开断设备的安装要求。 本标准第9.2.1条明确了交直流用户接入电网的一般性要求。 本标准第9.2.2条明确了直流用户的接入电压等级选取原则。 本标准第9.2.3条明确了重要用户自备应急电源配置原则。 本标准第9.3.2条明确了储能系统接入直流配电网的电能质量要求。 本标准第9.3.3条明确了储能系统接入直流配电网的方式及电压等级选取原则。 本标准第9.3.4条中要求储能系统在接入点设置易于操作、可闭锁、具有明显断开点的并网断开装置， 电力设施检修维护人员能够目测开关位置SZDBZ 181-2016 商业保险服务规范，确保人身安全。