2新型電力系統與城市規劃建設融合技術導則本技術導則規定了新型電力系統與城市規劃建設融合涉電部分建設內容應遵循的一般原則和技術要求，主要內容包括公共電網、用戶接入、分布式光伏、儲能系統、充放電設施建設等方面。本文件適用于省級（含）以上工業園區及城市新區的新型電力系統與城市控制性詳細規劃融合建設，其它類型區域可參考使用。2規范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T50293GB50613GB50217GBT29319GB/T39857GB/T34932GB/T19964GBT19939GB/T24337GB/T14549GB50052GB50054GB/T50064GB50217GB51048GBT42288城市電力規劃規范城市配電網規劃設計規范電力工程電纜設計規范光伏發電系統接入配電網技術規定光伏發電效率技術規范分布式光伏發電系統遠程監控技術規范光伏發電站接入電力系統技術規定光伏系統并網技術要求電能質量公用電網間諧波電能質量公用電網諧波供配電系統設計規范低壓配電設計規范交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規范電力工程電纜設計標準電化學儲能電站設計規范電化學儲能電站安全規程GB/T43526用戶側電化學儲能系統接入配電網技術規定GB/T44134電力系統配置電化學儲能電站規劃導則GB_T36278電動汽車充換電設施接入配電網技術規范GB50966電動汽車充電站設計規范DL/T5729配電網規劃設計技術導則DL/T599城市中低壓配電網改造技術導則Q/GDW10738配電網規劃設計技術導則Q/GDW11185配電自動化規劃內容深度規定Q/GDW16Q/GDW16Q/GDW1610001.110001.210001.3湖南電網規劃設計技術導則第1部分：220kV電網湖南電網規劃設計技術導則第2部分：35kV~110kV電網湖南電網規劃設計技術導則第3部分：10kV及以下電網Q/GDW11147Q/GDW11168QGDW1864QGDW10520QGDW11994分布式電源接入配電網設計規范電動汽車充換電設施規劃導則電纜通道設計導則10kV配網不停電作業規范電化學儲能規劃技術導則3NBT33023電動汽車充換電設施規劃導則3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。3.1供電可靠性powerdistributionreliability配電網向用戶持續供電的能力。[來源：Q/GDW1610001.3-2023，3.6]3.2轉供能力Diversioncapacity某一供電區域內，當電網元件發生停運時電網轉移負荷的能力。[來源：Q/GDW1610001.2-2023，3.11]3.3分布式電源distributedgeneration接入10kV及以下電壓等級電網、位于用戶附近，在10kV及以下電壓等級以就地消納為主的電源。[來源：Q/GDW1610001.3-2023，3.1，有修改]3.4有效屋頂面積Effectiveroofarea建筑物頂層屋面扣除通風、采光、空調設備、屋頂綠化面積以外可安裝光伏面板的實際使用面積。3.5分布式光伏地塊覆蓋率Distributionphotovoltaicplotcoverage城市控制性詳細規劃中各用地地塊有建設分布式光伏的比例。3.6四可Fourabilities指用戶全景數據可觀測，用能信息可監測，用戶遠程可控制，運行靈活可調節。3.7分布式光伏發電自消納率Self-absorptionrateofdistributedphotovoltaicpowergeneration在光伏發電系統產生的可再生能源電量中，用于滿足用戶自身使用需求的電量占光伏發電系統全部發電量的比重。3.8用戶側儲能系統consumersideenergystoragesystem用戶側儲能指在用戶內部場地建設，直接接入用戶內部配電設施的新型儲能設施，所充電能原則上在用戶內部消納。3.9充換電設施chargingequipment與電動汽車或動力蓄電池相連接，并為其提供電能的設備，包括車載充電機、非車載充電機、交流充電樁等設備。4總則4.1為適應新型電力系統與城市規劃融合建設的需要，達到統一規范新型電力系統建設技術原則的目的，制定本標準。4.2本導則在新型電力系統與城市規劃、設計、施工等各階段指導城市規劃與新型電力系統融合建4.3新型電力系統建設與城市建設融合的相關要求除參考本導則相關要求外，還應符合現行國家標準、行業標準及地方有關標準的規定。5公共電網建設要求45.1一般規定1.堅強智能的配電網是能源互聯網基礎平臺、智慧能源系統核心樞紐、新型電力系統的重要組成部分，應安全可靠、經濟高效、公平便捷地服務電力客戶，并促進分布式可調節資源聚合，電、氣、冷、熱多能互補，實現區域能源管理多級協同，提高能源利用效率，降低社會用能成本，優化電力營商環境，推動能源轉型升級，支撐“雙碳”目標實現。2.高壓配電網應強化110KV電網互聯，按需發展35kV電網，實現中低壓配電網智能可靠。各電壓等級變電容量應與用電負荷、電源裝機和上下級變電容量相匹配，各電壓等級電網應具有一定的負荷轉移能力，并與上下級電網協調配合、相互支援。3.配電網應具有科學的網架結構、必備的容量裕度、適當的轉供能力、合理的裝備水平和必要的數字化、自動化、智能化水平，以提高供電保障能力、應急處置能力、資源配置能力。4.配電網規劃應遵循差異化原則，根據不同類型供電區域的經濟社會發展階段、實際需求和承受能力，差異化制定規劃目標、技術原則和建設標準，合理滿足區域發展、各類用戶用電需求和多元主體靈活便捷接入。5.配電網規劃應面向智慧化發展方向，加快推廣應用先進信息網絡技術、控制技術，推動電網一、二次和信息系統融合發展，提升配電網互聯互濟能力和智能互動能力，有效支撐分布式能源開發利用和各種用能設施“即插即用”，實現“源網荷儲”協調互動，保障個性化、綜合化、智能化服務需求，促進能源新業務、新業態、新模式發展。6.配電網規劃應與政府規劃相銜接，按行政區劃和政府要求開展電力設施空間布局規劃，規劃成果納入地方國土空間規劃，推動變電站、開關站站點，以及線路走廊用地、電纜通道合理預留。5.2供電區域劃分5.2.1供電區域劃分是配電網差異化規劃的重要基礎，用于確定區域內配電網規劃建設標準。5.2.2供電區域劃分主要依據負荷密度，也可參考行政級別、經濟發達程度、城市功能定位、用戶重要程度、用電水平、GDP等因素確定。湖南公司所轄供電區域劃分原則主要依據Q/GDW10738中相關技術條款要求，詳見表1。表1供電區域劃分表供電區域A+ABC負荷密度（MW/km2）主要分布地區省會核心區省會非核心城區、重點地級市核心城區地級市城區、經濟發達縣城核心區地級市城郊、縣城區注1：供電區域面積不宜小于5km2。注2：計算負荷密度時，應扣除110kV及以上專線負荷和相應面積，以及高山、戈壁、荒漠、水域、森林等無效供電面積。注3：規劃期內供電區域類型應相對穩定，主要邊界條件發生重大變化時，可對供電區域類型進行調整。5.3供電可靠性及電能質量5.3.1配電網近中期規劃的電網平均供電可靠率應達到99.9%，居民客戶端平均電壓合格率應達到98.5%。各類供電區域達到飽和負荷時的規劃目標平均值應滿足表3的要求。表2飽和期供電質量規劃目標供電區域平均供電可靠率綜合電壓合格率5A+≥99.999%≥99.99%A≥99.990%≥99.97%B≥99.965%≥99.95%C≥99.863%≥98.79%5.3.2各類用戶受電電壓質量執行GB/T12325的規定：a）35kV及以上供電電壓正、負偏差絕對值之和不超過標稱電壓的10%；b）10kV及以下三相供電電壓允許偏差為標稱電壓的±7%；c）220V單相供電電壓允許偏差為標稱電壓的+7%與-10%；d）對供電點短路容量較小、供電距離較長以及對供電電壓偏差有特殊要求的用戶，由供、用電雙方協議確定。5.2.3各類用戶受電電壓質量按照GB/T12325規定執行。5.4規模及站址選擇5.4.1規模及站址選擇應滿足DL/T11543《變電工程總布置設計規程》中相關規定。5.4.2220千伏部分：5.4.2.1變電站的布點和規模應綜合考慮負荷供電、電源接入、電網分層分區、目標網架構建等因5.4.2.2新建變電站本期主變規模應滿足投運后3年內不擴建的要求。采用戶內GIS配電裝置的新建變電站，母線宜一次建成，本期出線間隔應滿足投運后3年內不擴建的要求。對停電過渡復雜及中低壓供帶重要用戶且轉供確有困難的變電站，本期出線間隔可考慮預留5年發展需要，盡量避免擴建過程中全站停電。5.4.2.3變壓器規模應結合近、遠景需求合理選擇，主變容量一般如下原則選取：a)新增220kV主變容量序列考慮為：240MVA、180MVA；b)根據區域發展定位、負荷水平和分布情況，各類供電區域220kV變電站的變壓器規模如下：各地市城區及大型工業園區220kV變電站原則上按照4×240MVA規模設計；縣城220kV變電站原則上按照3×180MVA規模設計，負荷規模較大的地區經論證可按照（3～4）×240MVA規模設計；c)因站址條件受限，變壓器終期規模為2臺的變電站，可采用240MVA主變。電纜通道應堅持“立足規劃、統籌建設”的原則，結合軌道交通、公路、市政道路等工程建設統一安排、同步實施，按照終期規模一次性建設到位。5.4.3110千伏部分：5.4.3.1應綜合考慮負荷密度、空間資源條件，以及上下級電網的協調和整體經濟性等因素，確定變電站的供電范圍以及主變壓器的容量和數量。為保證充裕的供電能力，除預留遠期規劃站址外，還可采取預留主變容量（增容更換）、預留建設規模（增加變壓器臺數）、預留站外擴建或升壓條件等方式，考慮所有預留措施后，110kV主變壓器最終規模不宜超過4臺，35kV主變壓器最終規模不宜超過3臺。5.4.3.2各類供電區域變電站推薦的主變容量配置可參考下表確定。表XX各類供電區域變電站終期主變容量配置推薦表電壓等級供電區域類型臺數（臺）單臺容量（MVA）110kVA+、A類3～463B類3～463、50C類3注1：對于站址受限的地區變電站終期規模可按2臺主變配置。注2：終期規模為2臺主變的110千伏變電站經論證可采用80MVA主變。注3：A+、A、B類供電區域在不具備新增布點條件或達到飽和期時，變電站可擴建第4臺主變。注4：C類供電區域的工業園區和新能源接入需求較大地區，變電站主變容量和規模可根據實際需求適度提高建設標準。65.4.3.3配電網規劃應與政府規劃相銜接，按行政區劃和政府要求開展電力設施空間布局規劃，規劃成果納入地方國土空間規劃，推動變電站、開關站站點，以及線路走廊用地、電纜通道合理預留。5.4.3.4電纜通道應堅持“立足規劃、統籌建設”的原則，結合軌道交通、公路、市政道路等工程建設統一安排、同步實施，按照終期規模一次性建設到位。5.5網架建設要求5.5.1220kV網架要求：220kV電網主要采用雙回路環網、雙回路鏈式形成典型網架結構，具體形式如下：a）雙回路環網結構，接入環網中的220kV變電站一般為3座，過渡期間不宜超過4座；b）雙回路“日”字型環網結構，接入環網中的220kV變電站一般為5座，過渡期間不宜超過6座；c）雙回路鏈式結構，接入鏈中的220kV變電站為2座；d）雙回路鏈式結構，接入鏈中的220kV變電站為3座，其中500kV站出口220kV線路應采用獨立廊道。5.5.2110kV網架要求：5.5.2.1各類供電區域110kV電網目標網架結構可參考表XX確定。表1110kV電網目標網架結構推薦表供電區域類型目標電網結構A+雙鏈A、B單站單鏈、Tπ混合（兩π一T）C加強型單鏈、加強型單環網5.5.2.2A+、A、B類供電區域宜采用雙側電源供電結構，不具備雙側電源時，應適當提高中壓配電網的轉供能力；在中壓配電網轉供能力較強時，高壓配電網可采用雙輻射結構。5.5.310kV網架要求：5.5.3.1中壓配電網各類供電區域目標網架結構應滿足標準化接線要求，如表2所示，示意圖參見附錄B。表2中壓配電網標準化接線要求供電區域線路類型推薦電網結構A+、A雙環式、單環式B單環式、雙環式架空多分段單聯絡、多分段兩聯絡C單環式架空多分段單聯絡、多分段兩聯絡注：推薦電網結構的推薦優先級別按從前到后排列5.5.3.2中壓架空線路主干線應根據線路長度和負荷分布情況進行分段，標準分段數宜控制在3~5段，分段負荷不宜大于2MW，并裝設分段開關，且不應裝設在變電站出口首端出線電桿上。5.5.3.3規劃中壓架空線路的主干線分段開關應同步考慮。一般按三分段原則配置，安裝2臺一二次融合成套柱上斷路器，第1臺分段開關的前段、第2臺分段開關的后段各約占架空線路總配電變壓器容量的30%。中壓架空線路主干線超15km或小于2km，可不按三分段原則配置，但不宜大于5段或不宜小于2段。5.5.3.4大分支線路為A+、A、B類地區配變裝接容量超過5000kVA或長度超過2km的分支線路，C類地區配變裝接總容量超過3000kVA或長度超過4km的分支線路。大分支線路首端宜安裝分支開關。5.5.3.5中壓架空線路聯絡點的數量根據周邊電源情況和線路負載大小確定，不宜大于2個。聯絡點應選擇在架空線路的中后段。5.5.3.6中壓架空線路聯絡應優先考慮不同變電站出線之間的互聯。不具備條件時，宜考慮同一變電站不同母線出線的互聯。75.5.3.7中壓電纜線路宜采用環網結構，環網室（箱）、用戶設備可通過環進環出方式接入主干5.5.3.8中壓開關站、環網室、配電室電氣主接線宜采用單母線分段或獨立單母線接線（不宜超過兩個分段），環網箱宜采用單母線接線，箱式變電站、柱上變壓器宜采用線變組接線。5.5.3.9標準化接線未形成前，應考慮網架過渡方案。架空線路宜由單輻射過渡至單聯絡，多聯絡簡化至單聯絡或兩聯絡。電纜線路宜由單射式過渡至單環式，單環式過渡至雙環式。5.5.3.10大分支線路應結合負荷發展，逐步調整為主干線或分段后轉移至周邊線路，過渡期間大分支線路應按主干線標準進行建設。5.5.3.11用戶終端環網箱宜結合規劃環入主干線路，單個環網柜接入容量不宜大于5000kVA。5.5.3.1210kV線路供電距離應滿足供電配變出口電壓質量的要求。A+、A、B類供電區域不宜超過3km；C類供電區域不宜超過5km。5.5.3.13配電網設備的選擇應遵循資產全壽命周期管理理念，堅持安全可靠、經濟實用的原則，采用技術成熟、少（免）維護、節能環保、具備可擴展功能的設備，所選設備應通過入網檢測。5.5.3.14配電網設備應有較強的適應性。導線截面、開關遮斷容量應留有合理裕度，保證設備在負荷波動或轉供時滿足運行要求。土建應一次建成；線路導線截面宜根據規劃的飽和負荷、目標網架一次選定；線路廊道（包括架空線路走廊和桿塔、電纜線路的敷設通道）宜根據規劃的回路數一步到位，避免大拆大建。5.5.3.15配電網設備應采用成熟的新技術、新設備，向絕緣化、無油化、緊湊型及智能型發展，并滿足環保要求。5.5.3.16配電網設備選型應實現標準化、序列化。中壓配變的容量和規格，以及線路的導線截面和規格，應根據電網結構、負荷發展水平與全壽命周期成本綜合確定，并構成合理序列，同類設備物資不宜超過三種。5.5.3.17電纜設備應根據供電區域類型差異化選配。A+、A類供電區域宜全部采用電纜設備；B類供電區域宜主要采用電纜設備；C類供電區域宜主要采用架空設備，地方政府有明確要求并給予政策支持的區域可采用電纜設備；D類供電區域除對防災減災有特殊要求的區域外，不宜采用電纜設備。5.5.3.18配電網設備宜預留適當接口，便于不停電作業設備快速接入。5.6總平面布置5.6.1變電站總平面布置應按最終規模進行規劃設計，根據系統負荷發展要求，不宜堵死擴建的可能，并使站區總平面布置盡量規整。5.6.2變電站總平面布置應滿足總體規劃要求，并使站內工藝布置合理，功能分區明確，交通便利，節約用地。5.6.3站區總平面宜將近期建設的建（構）筑物集中布置，以利分期建設和節約用地。城市地下（戶內）變電站土建工程可按最終規模一次建設。5.6.4城市地下（戶內）變電站與站外相鄰建筑物之間應留有消防通道。消防車道的凈寬度和凈高度要滿足GB50016《建筑設計防火規范》的相關規定。5.6.5總平面布置應符合總體規劃要求，根據建設規模、站區功能分區、交通運輸、環境保護，以及消防、安全、衛生、施工、檢修、擴建等要求，結合場地自然條件，經技術經濟比較后擇優確定。5.7配電設施建設要求5.7.110千伏線路部分：5.7.1.110kV架空線路導線截面序列宜選用240mm2、120mm2；電纜導線截面序列宜選用300mm2、120mm2。不同供電區域的10kV線路截面宜執行表4推薦標準：表410kV線路導線截面推薦表供電10kV架空主干線10kV架空分支線A+、A-300--8B240300240、120300、120C240300240、120300、120注：開關站電源進線宜采用400mm2電纜。10kV主干線截面選擇400mm2電纜應開展負荷預測專題論證5.7.1.2分支線規劃為主干線或聯絡通道的，應與主干線選擇相同截面。5.7.1.310kV架空線路應選用鋁芯，電桿應選用非預應力環形混凝土電桿。5.7.1.410kV主干電纜應選用銅芯電纜。5.7.210千伏配變部分：5.7.2.1A+、A、B、C類供電區域三相柱上變壓器容量宜選用400kVA，可選用200kVA。5.7.2.2箱變應使用歐式變，容量不宜超過630kVA。配電室應選用干式變，容量不宜超過1000kVA。5.7.310kV配電開關5.7.3.110kV配電開關以下情況可選用開關站：a）變電站的10kV出線走廊受到限制、10kV配電裝置饋線間隔不足且無擴建余地；b）雙電源用戶較集中的園區或城市新區等規劃建設區、具備土建條件的城市中心規劃建成區；c）變電站間隔資源緊張但有大量專線需求的。5.7.3.2開關站一般配置雙電源，接線宜簡化，一般采用兩路電源進線、6～12回出線，單母線分段接線，出線斷路器帶保護，具備配電自動化“三遙”功能。5.7.3.3環網箱應選用一二次融合成套環網箱。5.7.3.4一二次融合成套環網箱宜采用單母線接線，一般采用兩路電源進線、2～4回出線，單母線接線，出線斷路器帶保護，具備配電自動化“三遙”功能。5.7.3.5架空線路的分段開關、聯絡開關、大分支線首端開關、用戶分界開關應選用一二次融合成套柱上斷路器，具備配電自動化“三遙”功能。5.7.4低壓線路部分5.7.4.1低壓主干線導線截面應滿足配電變壓器中遠期增容需求。各類供電區域380/220V架空線路導線截面宜執行表5推薦標準。表5380/220V出線導線截面推薦表配變容量（kVA）主干線（mm2）分支線（mm2）主干線回路數1000（配電室）240（電纜）150～185（電纜）6630（箱變）240（電纜）150～185（電纜）4400（柱上變）70～1202～3200（柱上變）70～1202～35.7.4.2配電網設備應有較強的適應性。導線截面、開關遮斷容量應留有合理裕度，保證設備在負荷波動或轉供時滿足運行要求。土建應一次建成；線路導線截面宜根據規劃的飽和負荷、目標網架一次選定；線路廊道（包括架空線路走廊和桿塔、電纜線路的敷設通道）宜根據規劃的回路數一步到位，避免大拆大建。5.7.4.3電纜通道應結合市政工程同步建設，按遠景規劃通道需求一次建成。5.7.4.4電纜通道可選用直埋、排管（含拉管、頂管）、電纜溝、綜合管廊、隧道等敷設方式。地方政府有明確要求并給予政策支持的可采用綜合管廊、隧道。電纜敷設方式選擇宜參照表6：表6電纜敷設方式選擇要求選用條件通道型式選擇原則直埋排管綜合管廊9推薦選用區域A+、A、B、C類A+、A、B、C類政府統一規劃區政府統一規劃區電纜根數4根及以下20根及以下30根及以下20根以上20根以上5.7.4.5電力廊道規劃應統籌考慮配電自動化光纖通信需求。5.7.4.6開挖排管宜采用氯化聚氯乙烯塑料電纜導管（CPVC管）或玻璃纖維增強型塑料電纜導管，非開挖拉管宜采用改性聚丙烯塑料電纜導管（MPP管），頂管宜采用柔性接頭鋼承口鋼筋混凝土管。電纜保護管內徑不宜小于電纜外徑的1.5倍，主干線管道內徑不宜小于175mm2。5.7.4.7電纜通道采用綜合管廊時，電力艙不宜與熱力艙、易燃氣液體艙緊鄰布置。5.7.4.8電纜通道內的電纜及電纜附件的金屬支撐構件，應具備可靠的接地條件。5.7.4.9濕陷性黃土、淤泥、凍土等特殊地質應進行地基處理。地質不穩定區域、油氣管道、熱力管線、腐蝕性介質管道及火災爆炸危險區等區域，同時滿足防水、防火、防腐蝕等要求。5.8智能化建設要求5.8.1配電網智能化應采用先進的信息、通信、控制技術，支撐配電網狀態感知、自動控制、智能應用，滿足電網運行、客戶服務、企業運營、新興業務的需求。5.8.2配電網智能化應適應能源互聯網發展方向，以實際需求為導向，差異化部署智能終端感知電網多元信息，靈活采用多種通信方式滿足信息傳輸可靠性和實時性，依托統一的企業中臺和物聯管理平臺實現數據融合、開放共享。5.8.3配電網智能化應遵循標準化設計原則，采用標準化信息模型與接口規范，落實電網公司信息化統一架構設計、安全防護總體要求。5.8.4配電網智能化應采用差異化建設策略，以不同供電區域供電可靠性、多元主體接入等實際需求為導向，結合一次網架有序投資。5.8.5配電網智能化應遵循統籌協調規劃原則。配電終端、通信網應與配電一次網架統籌規劃、同步建設。對于新建電網，一次設備選型應一步到位，配電線路建設時應一并考慮光纜資源需求；對于不適應智能化要求的已建成電網，應在一次網架規劃中統籌考慮。5.8.6配電網智能化應遵循先進適用原則，優先選用可靠、成熟的技術。對于新技術和新設備，應充分考慮效率效益，可在小范圍內試點應用后，經技術經濟比較論證后確定推廣應用范圍。5.8.7配電網智能化應貫徹資產全壽命周期理念。落實企業級共建共享共用原則，與云平臺統籌規劃建設，并充分利用現有設備和設施，防止重復投資。5.8.8在環網室、開關站應部署智能傳感器、智能網關和智能巡檢機器人等智能設備，結合電網數字化系統，實現開關站及站房狀態信息、運行信息、環境信息、安全信息等全景監測、全量采集，支撐電網數字化管控和自愈能力，提高用戶用電可靠性。5.8.9配電間應實現智能化，部署低壓智能開關、環境監測類、設備運行狀態類、安防監測類、可視化監測類終端設備，實現配電間可觀、可測、可控，兼具可視化運維等功能。5.8.10配電間應按照“一臺區一終端、一通道一密鑰”的原則直接部署智能終端，每臺終端應使用電網公司統一的密碼服務平臺分發的唯一證書和密鑰，每臺終端應對臺區內所有感知設備、計量設備進行采集，各專業數據應在智能終端內部實現共享。5.9繼電保護及自動化5.9.1區域內全部站室應實現“三遙”功能，所有線路應滿足配電自動化有效覆蓋的要求。5.9.2配電網設備應裝設短路故障和異常運行保護裝置。配電設施應配置適用于分布式電源接入的自主可控新一代配電保護終端，支持光纖/無線通信。終端除具備常規FTU/DTU功能外，還應包括網格化縱聯方向保護功能、基于橫向通信的分布式自愈功能、故障行波測距功能。具備通過“就地”和“遠方”兩種方式實現投退保護功能、投退重合閘、切換保護定值區、修改保護整定值和相關控制參數，具備故障錄波和事件記錄功能，可經召喚后上送遠方主站。5.9.3配電自動化設備應選用高可靠、免維護的一二次成套設備，應對主站通信具備雙通信接口，滿足接入配電主站要求，配電自動化系統應滿足對其分合閘信息保護動作信息等進行集中監控要求。5.9.4雙環網、開關站線路應采用速動型智能分布式饋線自動化實現配網快速自愈，可搭配主站集中型饋線自動化在智能分布式饋線自動化的處置結果上進一步縮小故障范圍、優化轉供方案。5.9.5根據線路接線方式和供電可靠性要求合理選擇饋線自動化模式，采取速動型智能分布式饋線自動化與主站集中型饋線自動化相結合的方式。5.9.610kV線路應考慮線路長度及保護配置情況，合理設置不超過三級線路保護。5.9.7對于分布式光伏以10kV電壓等級接入的線路，并網線路兩側應配置一套縱聯電流差動保護。采用T接方式時，在滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性要求時，其接入線路可采用電流電壓保護。5.9.8其他類型線路應采用主站集中式饋線自動化模式，配電自動化主站自動執行故障區間判斷、故障隔離和負荷轉供操作，實現配網故障的快速自愈。5.10系統通信5.10.1110kV變電站站間骨干通信網應具備至少2條光纜路由，具備條件時采用環形或網狀組網。新建110kV變電站內的同一電壓等級間隔方向，應具備兩條獨立溝道，滿足光纜獨立雙路由進入主控室的要求。對于一次線路是單路由的重要電廠和終端變電站應同塔建設2根光纜。5.10.2變電站間骨干通信網采用基于OTN+MSTP技術組網，并關注fgOTN等新技術、新產品的應用，適時跟進、演變。建設基于全光架構的覆蓋各級變電站的光傳送網，滿足電力生產、企業運營數據信息安全與高效承載的傳送需求。5.10.3變電站內通信設備應采用雙電源供電，無線局域專網應采用WAPI等符合國網技術原則的技術組網，滿足各類移動終端包括手持終端、智能安全帽、巡檢機器人、移動布控球等電力巡檢和現場運維設備接入，滿足移動巡檢、可視化作業等新型業務對安全性、移動性、實時性、互聯互通和大帶寬的要求。5.10.4配電光纖通信網絡原則上應與一次網架“同步規劃、同步建設、同時驗收、同時運行”，并應同步接入臨近的各類業務。5.10.5配電通信網采用光纖、無線雙通道方式實現全覆蓋、高可靠通信，終端接入采用通信雙通道方式，構建適應多元業務需求的網絡，滿足供電區域高可靠性通信要求。5.10.6配電通信網應滿足配電自動化系統、用電信息采集系統、分布式電源、電動汽車充換電設施及儲能設施等源網荷儲終端的遠程通信通道接入需求，適配新興業務及通信新技術發展需求。5.10.7配電光纖通信網應采用硬隔離PON技術建設新型光纖配電通信網絡，當光纜線路條件允許時，應形成“手拉手”、環形或雙鏈拓撲結構，有效抵御光纜或節點設備“N-1”故障；通過獨立傳輸通道將光纖終端接入開關站、環網室、配電房，實現各業務系統之間端到端的硬隔離，達到一網承載多區業務。5.10.8配電無線通信網優先采用5G網絡切片技術，搭建分層分級、資源共享、4G/5G融合的區域平臺，支撐用戶數據轉發和新業態場景下的關鍵價值客戶的終端采集，滿足所有營、配、調、管、移五個方面的分布式終端接入。5.11防災抗災5.11.1提升重要用戶電力設施防澇能力，重要用戶、場所的主要配電設施、應急配用電源、電梯、消防、應急照明等重要專用負荷的電力設施，應設置于地面層，且移動發電裝置容易接入的位置。5.11.2保障城市公共供電設施防澇能力，變電站、電力廊道等電力設施布局應預留符合電力安全運行標準的站址用地，優先選擇地勢較高的地段，確保滿足防洪防澇要求。5.11.310kV線路防洪等級應以20年一遇為依據。5.11.4開關站、環網箱、箱式變電站選址，禁止選擇在沖刷地帶、主河床內。5.11.5配電設備主要建設標準應按如下原則執行:a)住宅小區的配電房宜采用獨立建筑物。內澇中風險及以H區域的開關站、開閉所、環網開關和配電站等網絡及干線節點和重要用戶的配電房應設置在地面一層及以上。b)住宅小區的配電設施應滿足防水、排水及防潮條件，應按三十年一遇內澇標準進行配置:c)母線的可擴展部分應全密封全絕緣；d)電纜中間頭、終端頭應采用全密封全絕緣或防洪型電纜頭:c)澇泵站應當配置雙回路電源，且配備應急自備電源，保障正常運轉:f)電纜溝應采用排水措施:g)新建住宅小區應按主要建設標準一次建成，內澇中高風險區的既有住宅小區，具備條件的應將配電設施遷移至地面層，不具備遷移條件的，進行加固改造。6用戶接入建設要求6.1一般規定6.1.1用戶接入應符合國家和行業標準，不應影響電網的安全運行及電能質量。6.1.2用戶的供電電壓等級應根據當地電網條件、供電可靠性要求、供電安全要求，最大用電負荷、用戶報裝容量，經過技術經濟比較論證后確定。以110kV電壓等級接入電網的用戶，受電變壓器總容量宜為20MVA-100MVA；以35kV電壓等級接入電網的用戶，受電變壓器總容量宜為5MVA-40MVA；以10kV電壓等級接入電網的用戶，受電變壓器總容量宜為5MVA-40MVA。6.1.3接入35kV~110kV電網的用戶應采用專線接入，接入時應統籌考慮遠景目標網架，不應占用公用電網規劃廊道和間隔資源。用戶應根據其接入電網的終期容量確定接入方式，接入容量規模可能引起六級及以上電網安全風險時，應采用兩回及以上電源供電。6.1.4用戶應合理配備無功補償裝置。對于額定負荷大于等于100kVA,且通過10kV及以上電壓等級供電的電力用戶，其變壓器高壓側功率因數宜保持不低于0.90運行，負荷高峰時段不應低于0.95,負荷低谷時段不應向系統倒送無功功率；其他電力用戶在負荷高峰時段功率因數不應低于0.90,其無功補償設備宜裝設自動控制裝置，并應有防止向系統倒送無功功率的措施。6.1.5重要電力用戶供電電源配置應符合GB/T29328的規定。重要電力用戶供電電源應采用多電源、雙電源或雙回路供電，當任何一路一路以上電源發生故障時，至少仍有一路電源應能滿足保安負荷供電要求。特級重要電力用戶應采用多電源供電:一級重要電力用戶至少應采用雙電源供電；二級重要電力用戶至少應采用雙回路供電。6.1.6重要電力用戶應自備應急電源，電源容量至少應滿足全部保安負荷正常供電的要求，并應符合國家有關技術規范和標準要求。科研院所、研究機構等用電質量要求高的用戶，應配置滿足要求的UPS電源。6.1.7用戶因畸變負荷、沖擊負荷、波動負荷和不對稱負荷對公用電網造成污染的，應按“誰污染、誰治理”和“同步設計、同步施工、同步投運、同步達標”的原則，在開展項目前期工作時提出治理、監測措施。6.1.8對電能質量要求高于國家標準的電壓敏感型電力用戶，用戶應自行配置電能質量補償裝置或采取相應措施來滿足其用電需求。6.1.9雙源接入的用戶專變，宜配置高壓側備自投。6.2廊道規劃6.2.1電力廊道與市政道路應同步建設，應按照電網遠景規劃目標的要求并預留適當裕度一次建成，電力廊道規劃應統籌考慮配電自動化光纖通信需求。6.2.2電力線路宜采用電纜入地敷設，所有市政道路應按照電網遠景規劃預留電纜管道，實現全纜化要求。6.2.3220kV電纜通道應采用隧道敷設方式，110kV同一電纜通道規劃4回以上電纜線路時，應采用電纜隧道，規劃4回及以下電纜線路時，可采用排管、電纜溝方式。6.2.4廊道應按照智慧管廊標準在管井位置部署溫度、濕度、水位等環境與設備監測裝置，視頻、安全報警等安全防范監測裝置，以及災害自動監測報警等，配置比例不低于30%。6.2.5新建電力排管在覆土前應對管道的平面位置、標高，形成數字化成果，并在竣工驗收前將管材的平面坐標、材質、型號、管徑、厚度、生產廠家、出廠日期上傳至管材接收單位相關管控平臺，管材應自帶電子芯片，芯片應包含材質、型號、管徑、厚度、生產廠家、出廠日期等信息，以便于管材從出廠、運輸、抽檢、敷設、驗收等全過程質量管控。6.2.610kV電纜敷設新建廊道以電纜排管為主，排管孔徑采用175mm2。6.2.7主要10kV電纜線路路徑上，電力排管規模綜合考慮道路上主干電纜回數、環網柜出線（統一按6回考慮并考慮至少預留2孔作為配電自動化通信孔，2孔作為遠期預留備用孔。按照負荷預測1.8MW以上地塊，環網室、開關站應充分考慮電力進出線的管廊預留。一般配置原則如下：電纜通道配置原則表序號道路等級道路上主干電纜回數敷設規模1重要主干道路4回以上（不含4回）雙側12孔、單側16孔重要主干道其余路段2普通道路規劃未走線的次干道單側8孔單側9孔2-4回5-8回雙側12孔、單側24孔6.2.8變電站出口的10kV廊道應采用電纜溝方式。變電站出線至少保證2個路徑的電纜溝敷設，并根據變電站最終規模和出線方向數量適當調整。6.2.9電力及通信廊道規格、標準、注意事項等應參照《電纜通道設計導則》（Q/GDW10864-2022）和電力設施典型設計標準執行。6.3站房規劃6.3.1城市規劃時宜同步配套預留開關站、環網室等公用配電設施建設用地，并同步考慮預留電力、通信等線路進出走廊。6.3.2開關站、環網室等公用配電設施站房宜設于地面層，可單獨建設，也可附設在建筑物中。6.3.3預留站房的內外部空間應滿足電力設施建設、后期運維作業、環保要求等規定，建筑內管道（包括給排水管道、燃氣管道及消防設施等）不應在環網室、開關站、變配電室內通過。6.3.4站房用地應為矩形地塊，開關站預留用地面積不應小于14米×8.5米，建筑完成面梁下凈高應不小于3.0米（不含電纜溝）；環網室預留用地面積不小于8米×6米，建筑完成面梁下凈高不宜小于3.0米（不含電纜溝）。6.3.5環網室、開關站、配電室布置應兼顧規劃、建設、運行維護等方面的要求，預留用地位置宜靠近市政道路設置，且高于100年一遇洪澇水位線、交通條件良好、滿足消防要求。站房周邊區域應預留電力線路進出通道，并與燃氣、通信、供水等管網保持安全距離，同時與市政道路供電通道合理銜接。6.3.6站房具體規格、尺寸、標準等應以供電公司建設需求及電力設施典型設計標準執行。6.3.7新建住宅小區室外地面標高低于當地防澇用地高程或當地歷史最高洪水位的，其開關站、配電房應設置在地面層，并高于當地防澇用地高程。配電房的房門應設置擋水門檻，電纜管溝應增設防止澇水倒灌設施。確受條件限制無法設置在地上的，征求城市防汛主管部門意見后可設置在地下，但不得設置在負一層以下。7分布式光伏建設要求7.1一般規定7.1.1屋頂分布式光伏開發建設應符合城鄉總體規劃，并與周邊建筑(景觀)相協調，綜合考慮環境條件、建筑條件、運輸施工與運維條件等因素。7.1.2分布式光伏接入電網的規模應充分靠率分布式電源接入的承載能力，其中承載力評估應以分布式電源并網數據、分布式電源并網性能數據、電網設備參數、電網安全運行邊界數據等為基礎開展評估，并充分考慮在建及已批復電源和電網項目7.1.3分布式光伏開發宜按照應建盡建的原則，全面開展屋頂/車棚頂光伏、BIPV（光伏建筑一體化）、玻璃幕墻/建筑側墻薄膜光伏等分布式光伏建設。公共電網應結合自身承載能力對分布式光伏應接盡接。7.1.4分布式光伏接入應符合NB/T32025相關規定，分布式光伏不能直接向其他電力用戶直接售電。7.1.5開展屋頂/車棚頂、BIPV（光伏建筑一體化）分布式光伏建設的建筑物結構應滿足承載力的要求，同時應結合通用組件尺寸，做好組件支架與建筑的安裝接口預留。7.1.6開展玻璃幕墻、建筑側墻薄膜光伏建設應統籌考慮建筑整體外立面效果，與區域整體建筑景觀風格融合；同時應考慮室內正常工作的光照度要求。7.1.7工商業用戶分布式光伏發電自消納率不宜低于50%，確保不長時間、大規模向電網返送，不增加公共電網系統調峰負擔。7.1.8主要公共建筑、商業建筑及有條件的住宅建筑宜建設BIPV（光伏建筑一體化）。7.1.9標志性建筑、商業中心、酒店、辦公樓等大面積使用玻璃幕墻的建筑宜建設玻璃幕墻/建筑側墻薄膜光伏等。7.1.10景觀小品、涼亭、停車棚以及健康步道等區內構筑物及市政設施可建設構筑物光伏。7.2規模及站址選擇7.2.1屋頂分布式光伏所依托的建筑物剩余使用年限應大于25年。7.2.2屋頂分布式光伏應考慮所在建筑以及周圍工礦企業對系統的影響等條件，抗震設防應符合該地區抗震設防烈度的要求，宜避開空氣經常受到懸浮物、熱量或腐蝕性氣體影響的地區。7.2.3屋頂分布式光伏所依托的建筑物應具有合法性，屋項分布式光伏依托的住宅應具有不動產權證明或鄉鎮及以上政府出具的房屋證明。7.2.4不應在以下建筑屋頂安裝分布式光伏:a)未通過竣二驗收的建筑:b)違章建筑:c)臨時建筑:d)政府下發拆遷計劃的區域:e)廢棄建筑:f)生產的火災危險性分類為甲類、乙類的建筑:g)儲存物品的火災危險性分類為甲類、乙類的建筑:h)屋面圍護板為脆性材料且工藝上不可更換的建筑:1)屋頂剩余使用壽命明顯短于光伏設備使用壽命的建筑7.2.5屋頂分布式光伏應對其依托的建筑屋項進行荷載分析和驗算，應充分考慮防臺風、防冰雪和安全承載等因素，滿足屋頂結構的安全性和可靠性。7.2.6在既有建筑物上增設光伏發電系統，必須進行建筑物結構和電氣的安全復核，并應滿足建筑結構及電氣的安全性要求，并不得降低相鄰建筑物的日照標準，不得影響消防疏散通道和消防設施的使7.2.7屋頂分布式光伏接入不應超出電網承載裁能力愛求，保障電網安全穩定話行，屋頂分布式光伏應以本地消納為主，原則上不應向220kV及以上電網反送功率，如確有需要尚220kV及以上電網反送，應進行“N-1”校驗。7.3總平面布置7.3.1總平面布置要滿足GB50797《光伏發電站設計規范》的相關規定。7.3.2總平面應協調好站內與站外、生產與生活、生產與施工之間的關系，與城鎮或工業區規劃相協調。7.4電能質量7.1.1分布式電源應具備電能質量在線監測功能，通過10kV-35kV電壓等級并網的分布式光伏，應在公用電網變電站、開關站或配電室的公共連接點裝設滿足要求的A級電能質量在線監測裝置，可采用獨立裝置，也可與計量表計集成；0.4kV電壓等級并網的分布式光伏可采用具有電能質量監測功能的計量表計。7.5電能計量7.5.1交流電能計量裝置的配置和技術要求應符合DL/T448、DL/T5202等標準、規程的要求。電能表技術性能符合DL/T1485、DL/T1486、DL/T1487的要求。電能表應具備雙向有功和四象限無功計量功能、事件記錄功能，配有標準通信接口，具備本地通信和通過電能信息采集終端遠程通信的功能，電能表通信協議符合DL/T645。7.6監控及通信7.6.1新建的分布式光伏發電項目應實現“可觀、可測、可調、可控”，提升分布式光伏發電接入電網承載力和調控能力。7.6.2分布式電源接入時，應根據“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的二次安全防護總體原則配置相應的安全防護設備。7.6.3分布式光伏遠程通信終端應具備4G/5G、光纖等通信方式，本地通信應具備485、以太網等接口，滿足設備接入需求。7.7消防安全7.7.1屋頂分布式光伏應對其依托的建筑屋頂進行荷載分析和驗算，應充分考慮防臺風、防冰雪和安全承載等因素，滿足屋頂結構的安全性和可靠性。7.7.2屋頂分布式光伏發電系統設計應符合構件的各項物理性能要求，根據當地的特點，作為建筑構件的光伏發電組件應采取相應的防凍、防冰雪、防過熱、防雷、抗風、抗震、防火、防腐蝕等技術措施。8儲能系統建設要求8.1一般規定8.1.1工商業用戶分布式電源自消納率低于50%時，宜綜合考慮分布式電源開發規模、負荷特性等因素，按照分布式電源自消納率要求，配置時長2~4小時儲能設施。8.1.2年最大峰谷差率超過50%的大工業或一般工商業用戶，宜結合電網供需平衡狀況、需求側資源、動態響應機制合理配置儲能系統。8.1.3接入電網的分布式光伏電站，輸出功率波動、輸出頻率、電壓質量不滿足《光伏發電系統接入配電網技術規定》（GBT29319-2024）要求的，宜配置適量儲能設施，以滿足相關要求。8.1.4電力用戶宜結合重要電力用戶保安負荷保供電、提升用戶電能質量要求，考慮降低用電成本或提升用戶額外收益等功能，配置適宜儲能設施。8.1.5儲能系統的配置和運行應與分布式光伏、用電負荷、外部電網供電動態平衡相協調。8.1.6應做好儲能系統相關的配套電力設施、電力通道、通信管線、采集終端的預留。8.1.7政府、醫院等重要用戶宜結合結保安負荷情況和自備應急電源需求建設用戶側儲能設施。8.1.8研究機構、數據中心等高質量用電用戶宜結合高可靠、高質量用電需求，建設用戶側儲能設施。8.2規模及站址選擇8.2.1用戶側儲能項目規模不得超過用戶最大用電負荷或用電報裝容量。8.2.2接入電網的儲能系統應符合規劃管理、環境保護、電力供應、消防安全的要求。8.2.3站址選擇應根據電力系統規劃設計的網絡結構、負荷分布、應用對象、應用位置、城鄉規劃、征地拆遷的要求進行，并應滿足防火和防爆要求，且應通過技術經濟比較選擇站址方案。8.2.4站址選擇應因地制宜，節約用地，合理使用土地，提高土地利用率，宜利用荒地、劣地、坡地、不占或少占農田，合理利用地形，減少場地平整土(石)方量和現有設施拆遷工程量。8.2.5站址應有方便、經濟的交通運輸條件，與站外公路連接應短捷，且工程量小。8.2.6站址應滿足近期所需的場地面積，并應根據遠期發展規劃的需要，留有發展的余地。8.2.7站址不宜設在多塵或有腐蝕性氣體的場所。8.2.8站址不應選在爆破、火災隱患危險范圍內。8.2.9儲能系統不應臨近或設置在甲、乙類廠房內，且不應設置在具有爆炸性氣體、粉塵、腐蝕性氣體的危險區域內。8.3總平面布置8.3.1儲能電站應按最終規模統籌規劃，總體規劃應與當地的城鎮規劃或工業區規劃相協調，宜充分利用就近的交通、給排水及防洪等公用設施。8.3.2站區內設備的布置應緊湊合理，方便操作，并應設置檢修場地及放置備品備件、檢修工具的場所，以及相應的消防及運輸通道和起吊空間。8.3.3系統布置應遵循安全、可靠、適用的原則，便于安裝、操作、搬運、檢修和調試。8.3.6儲能系統可根據使用要求布置于戶內或戶外：—戶外布置的儲能系統，設備的防污、防鹽霧、防風沙、防濕熱、防水、防嚴寒等性能應與當地環境條件相適應，柜體裝置外殼防護等級宜不低于GB/T4208規定的IP54；—戶內布置的儲能系統應設置防止凝露引起事故的安全措施。8.3.7布置在公共場所的儲能系統應設置圍欄，并增加警示標示，起到禁止人員靠近的作用。8.4電能質量8.4.1儲能系統應具備電能質量在線監測功能，通過10kV電壓等級并網的儲能系統，應在公用電網變電站、開關站或配電室的公共連接點裝設滿足要求的A級電能質量在線監測裝置，可采用獨立裝置，也可與計量表計集成；0.4kV電壓等級并網的儲能系統可采用具有電能質量監測功能的計量表計。8.4.2用戶側儲能系統接入后，所接入公共連接點的電能質量應符合《電化學儲能系統接入配電網技術規定》NB/T33015的規定。8.4.3并網電壓等級10（6）千伏及以上的用戶側儲能項目應當在接入電力系統規劃可研階段開展電能質量評估，配置電能質量在線監測裝置；并網電壓等級10（6）千伏以下的用戶側儲能項目應當配置電能質量監測裝置。8.5電能計量8.5.1接入公共電網的儲能系統，宜設立電量計量點。8.5.2電能計量裝置的技術要求應滿足DL/T448《電能計量裝置技術管理規程》的要求。8.5.3電量計量裝置宜具備雙向有功和無功計量功能，并具有本地和遠程通信功能。8.6監控及通信8.6.1用戶側儲能應滿足“四可”要求，具備對并網點的電壓、電流、有功功率、無功功率、功率因數、頻率、開斷狀態、充放電量、儲能單元等信息的觀察和測量功能。應具備系統接入公共電網的啟停控制功能。應具備系統充放電功率的控制功能。8.6.2儲能系統遠程通信終端應具備4G/5G、光纖等通信方式，本地通信應具備485、以太網等接口，滿足設備接入需求。8.7消防安全8.7.1消防安全應滿足GBT42288《電化學儲能電站安全規程》的相關規定。8.7.2電化學儲能電站應設置火災自動報警系統，火災自動報警系統設計應符合GB50116《火災自動報警系統設計規范》的相關規定。8.7.3電化學儲能電站內儲能變流器室，主控室、繼電器及通信室、配電裝置室、電纜夾層及電纜豎井、變壓器等建(構)筑物和設備應設置火災探測器，火災探測器類型應符合GB51048《電化學儲能電站設計規范》的相關規定。8.7.4電化學儲能電站建筑滅火器配置應符合GB50148的相關規定。8.7.5電池室/艙應設置自動滅火系統，鋰離子電池室/艙自動滅火系統的最小保護單元宜為電池模塊，每個電池模塊可單獨配置滅火介質噴頭或探火管。自動滅火系統應具備遠程自動啟動和應急手動啟動功能，自動滅火系統噴射強度、噴頭布置間距等設計參數應符合GB51048的相關規定。滅火介質應具有良好的絕緣性和降溫性能，自動滅火系統應滿足撲滅火災和持續抑制復燃的要求。8.7.6電化學儲能電站的消防系統、通風空調系統、視頻與環境監控系統之間應具備聯動功能，消防聯動控制設計應符合GB50116的相關規定，消防聯動控制系統應符合GB16806的相關規定。8.7.7火災報警系統應設置交流電源和直流備用電源，備用電源輸出功率和容量應符合GB50116的相關規定。8.7.8項目業主須在項目投產前組織開展竣工驗收，按照國家相關規定辦理工程質量監督手續，依法申請建設工程消防驗收及備案。9充電設施建設要求9.1一般規定9.1.1充電設施的總體規劃應符合當地的區域總體規劃和城鎮規劃、環境保護的要求，并應選在交通便利的地方。9.1.2充電設施的布局宜結合電動汽車類型和保有量綜合確定，并充分利用供電、交通、消防、排水等公用設施。。9.1.3充電設施的規劃應與電網規劃相結合，提高資源利用效率，充分保障電動汽車的電能供給。9.1.4充電設施場站應預留必要的土建設施、充電樁配套電力設施用地、供電容量、設備位置、中低壓線路通道等，達到接樁即可用。9.1.5充電設施應具備充放電功率可調功能，宜具備雙向充放電功能，應與電動汽車和電網進行實時通信，具備與電網相協調的柔性調節功能。9.1.6充電設施應結合實際場景，宜采用V2G、超級快充、光儲充、光儲充換、有序充電、充電堆等多種新技術先進充電技術。9.1.7公共停車場充電設施建設應以公共快充樁為主，新建的大型公共建筑物停車場、社會公共停車場，應按照100%建設條件預留，且充電設施應按照不低于30%的車位比例建設。9.1.8公路沿線充電設施建設宜以公共快充樁為主，干線公路沿線要配建單樁功率不低于60千瓦的快速充電樁。9.1.9旅游景區充電設施建設宜以公共快充樁為主，旅游景區、旅游度假區停車位應按照100%建設條件預留，4A級以上旅游景區、省級以上旅游度假區充電設施應按照不低于30%車位比例建設，其他旅游景