1、電力系統輸變電設備技術規范（試行）1 范圍本規范規定了架空輸電線路、變壓器（電抗器）、高壓開關設備、互感器、直流設備、電容器組、高壓支柱絕緣子、避雷器、消弧線圈、站用電系統、變電站接地裝置、防誤閉鎖裝置、照明系統、接線箱等輸變電設備的技術標準。本規范適用于內蒙古電力公司所屬供電單位的110500kV交流架空輸電線路和變電站。內蒙古電網各發電公司、農電公司及用戶可參照執行。2 規范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據本標準達成協議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡

2、是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。中華人民共和國主席令第六十號 中華人民共和國電力法中華人民共和國國務院令第239號 電力設施保護條例中華人民共和國國家經濟貿易委員會 電力設施保護條例實施細則GB 311.1-1997 高壓輸變電設備的絕緣配合GB/T 5582-1993 高壓電力設備外絕緣污穢等級DL/T 620-1997 交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合GBXXXX-XXXX 110750kV架空輸電線路設計規范DL/T 5217-2005 220kV500kV緊湊型架空送電線路設計技術規定DL/T 864-2004 標稱電壓高于1000V交流架空輸電線路用復合絕緣子使用導則

3、DL/T 741-2001 架空送電線路運行規程DL/T 475-2005 桿塔工頻接地電阻測試方法GB 1094.1-1996 電力變壓器 第一部分 總則GB 1094.2-1996 電力變壓器 第二部分 溫升GB 1094.3-2003 電力變壓器 第三部分 絕緣水平、絕緣試驗和外絕緣空氣間隙GB/T 10229-1988 電抗器GB 6450-1986 干式電力變壓器GB/T 6451-1999 三相油浸式電力變壓器技術參數和要求JB/T 8751-1998 500kV油浸式并聯電抗器技術參數和要求GB/T 13499-2002 電力變壓器應用導則DL/T 572-1995 電力變壓器運

4、行規程GB 772-1997 高壓電瓷瓷件技術條件GB 8287.1-1998 高壓支柱絕緣子技術條件GB 8287.1-1998 高壓支柱瓷絕緣子 第一部分：技術條件GB/T 8287.2-1999 高壓支柱瓷絕緣子 第二部分：尺寸與特性GB 1984-2003 交流高壓斷路器GB/T 11022-1999 高壓開關設備和控制設備標準的公用技術要求DL/T 603-1996 氣體絕緣金屬封閉開關設備運行及維護規程DL/T 615-1997 交流高壓斷路器參數選用導則DL/T 402-1999 交流高壓斷路器訂貨技術條件DL/T 593-1996 高壓開關設備共用訂貨技術導則DL/T 617-

5、1997 氣體絕緣金屬封閉開關設備技術條件GB 1208-1997 電流互感器GB 1207-1997 電壓互感器GB/T 4703-2001 電容式電壓互感器JB/T 8169-1999 耦合電容器及電容分壓器GB/T 17443-1998 500kV電流互感器技術參數和要求DL/T 725-2000 電力用電流互感器訂貨技術條件DL/T 726-2000 電力用電壓互感器訂貨技術條件DL/T 727-2000 互感器運行檢修導則GB 11032-2000 交流無間隙金屬氧化物避雷器DL/T 804-2002 交流電力系統金屬氧化物避雷器使用導則GB 3983.2-1989 高電壓并聯電容器

6、GB 50227-1995 并聯電容器裝置設計規范DL/T 840-2003 高壓并聯電容器使用技術條件DL 5014-1992 330kV500kV變電所無功補償裝置設計技術規定DL/T 5044-1995 火力發電廠、變電所直流系統設計技術規定國家電網公司 110(66)kV500kV架空輸電線路運行規范國家電網公司 輸變電設備運行規范國家電網公司 110(66)kV500kV架空輸電線路技術標準國家電網公司 110(66)kV500kV油浸式變壓器（電抗器）技術標準國家電網公司 交流高壓斷路器技術標準國家電網公司 交流高壓隔離開關和接地開關技術標準國家電網公司 氣體絕緣金屬封閉開關設備技

7、術標準國家電網公司 并聯電容器技術標準國家電網公司 電力系統無功補償配置技術原則國家電網公司 110(66)kV-500kV電壓互感器技術標準國家電網公司 110(66)kV-500kV電流互感器技術標準國家電網公司 110(66)kV750kV避雷器技術標準國家電網公司 10kV66kV干式電抗器技術標準國家電網公司 直流電源系統技術標準國家電網公司 十八項電網重大反事故措施（試行）國家電網公司 輸變電工程典型設計華北電網有限公司 輸電線路專業標準化管理條例（試行）華北電網有限公司 變電站標準化管理條例華北電網有限公司 防止輸電線路事故措施華北電網有限公司 防止輸變電設備污閃事故措施華北電網

8、有限公司 防止變壓器損壞事故措施華北電網有限公司 防止互感器損壞事故措施華北電網有限公司 防止開關設備事故措施華北電網有限公司 防止接地網和過電壓事故措施華北電網有限公司 防止直流系統事故措施內蒙古電力公司 輸電線路專業標準化管理條例執行細則內蒙古電力公司 內蒙古電力系統污區分布圖編制說明及實施細則內蒙古電力公司 輸電線路防鳥害技術指導原則內蒙古電力公司 輸電線路同塔雙回桿塔涂刷色標及防風固沙標準內蒙古電力公司 變電站標準化管理條例執行細則內蒙古電力公司 直流電源系統運行及維護管理規定（試行）內蒙古電力公司 電力系統電壓質量和無功電力管理辦法（試行）內蒙古電力公司 關于規范隔離開關設備選型的意

9、見（內電生200945號）內蒙古電力公司 總經理辦公會議紀要（200537號、20073號）3 輸電線路3.1 一般規定3.1.1 線路設備主要包括基礎、桿塔（拉線）、導地線、絕緣子、金具、接地裝置、附屬設施。新建線路應滿足110750kV架空輸電線路設計規范，110-500千伏輸電線路基本風速不宜低于30米/秒。3.1.2 線路設計應綜合考慮氣象、地形地貌、環保、交通、運行維護、地方規劃等因素，路經選擇應盡量避開人口密集區、林區、不良地質區、采礦（石）區、重冰區、重污穢區以及嚴重影響安全運行的其他地區，做到安全可靠、經濟合理，無法避讓時，應采取必要的措施，提高設計標準。3.1.3 新建和擴建

10、線路外絕緣配置應依據國家電網公司電力系統污區分級與外絕緣選擇標準（Q/GDW 152-2006）,應沿設計路徑進行現場污穢調查，在審定污區分布圖的基礎上，結合運行經驗、污穢發展情況、線路的重要性等進行外絕緣配置，并適當留有裕度。審查時設計單位應提供介紹或說明設計路徑污穢情況的相關資料。3.1.4 新建和擴建線路的外絕緣配置，要按所處污區提高一級且不低于中限配置，D級及以上污區直線、耐張宜使用復合絕緣子，若使用瓷或玻璃絕緣子應涂防污閃涂料，按電壓等級絕緣子最少片數應滿足：500kV 32片、220kV 15片、110kV 8片，單片最小爬距不低于380mm。3.1.5 新建220kV及以上電壓等

11、級的線路在路徑確定時應進行沿線實地勘測，為便于桿塔接地極布置和降低接地電阻，應盡量避免在陡峭山坡和山頂設立塔位，線路曲折系數的限制可適當放寬。3.1.6 對于重要的直線型交叉跨越塔，包括跨越110kV及以上線路、鐵路、高等級公路和高速公路、通航河道以及人口密集地區等，采用獨立耐張段跨越，并應采用雙懸垂串、V型或八字型絕緣子串結構及雙獨立掛點，檔內導地線不允許有接頭。3.1.7 110kV、220kV和500kV線路至被跨越電力線路的最小垂直距離應分別滿足最大弧垂情況下3m、4m和8.5m。500kV線路鉆越500kV線路，確因外部條件限制無法滿足8.5m的要求時，可按照110750kV架空輸電

12、線路設計規范執行。3.1.8 輸電線路的所有串聯元件的選擇（包括導引線、導線、CT、測量CT）應相互匹配，并滿足設計的線路載流能力。3.2 基礎3.2.1 在新建和擴建線路的設計階段，應根據線路的地形、施工條件、巖土工程勘察資料，通過逐塔計算，確定塔桿基礎型式和是否需要防沖刷、排水等防護措施，并對需要防護措施的，提出具體設計方案。3.2.2 在河套、池塘、湖泊等高地下水位地區，基礎設計應考慮地下水位季節性變化的影響，以及地下水對基礎有無腐蝕性，必要時采取有效的防護措施。3.2.3 應避免在魚塘、河流等水中設置塔位，若需在水中設置塔位，其基礎設計應考慮洪水沖刷、流水動壓力、漂浮物、凍融期的擁冰堆

13、積等因素的影響，采取圍堰等防護措施，有條件時需考慮運行單位的巡檢道路。3.2.4 大跨越塔、重要跨越塔及高塔（塔高100m及以上）應盡量避開濕陷性黃土地區。3.2.5 輸電線路應按50年一遇防洪標準進行設計。對可能遭受洪水、暴雨沖刷的桿塔應采取可靠的防汛措施；鐵塔的基礎護墻要有足夠強度，基礎外邊坡應留有足夠的安全距離，并有良好的排水措施。3.2.6 季節性凍土地區，基礎埋深應大于土壤的標準凍結深度。220千伏及以上的耐張型桿塔基礎當位于地震烈度為8度以上時，均應考慮地基液化的可能性，并采取必要的穩定地基或基礎的抗震措施。3.2.7 在嚴寒地區，線路設計時應充分考慮基礎凍脹問題，并不宜采用金屬基

14、礎。3.3 桿塔3.3.1 線路設計應充分考慮地形和氣象條件的影響，合理選取桿塔型式，確保桿塔強度滿足運行條件。3.3.2 新建220kV及以上電壓等級的線路不采用拉線塔；人口密集區和重要交叉跨越處不采用拉線塔。靠近道路的桿塔，在其周圍應采取可靠的防護措施。220kV及以上電壓等級運行線路拉V塔或拉貓塔連續基數不宜超過3基、拉門塔連續基數不宜超過5基。3.3.3 220kV及以上線路不采用砼桿，110kV線路耐張桿塔不采用砼桿。3.3.4 強風區桿塔應根據實際情況提高設計標準，檔距一般不宜超過以下長度：500kV為400m，220kV為250m，110kV為180m，對于山區線路，同時考慮地形

15、條件確定最佳的設計檔距；強風區平行線路的水平距離應大于該檔最大弧垂。3.3.5 110kV及以上電壓等級線路鐵塔的地面以上至8米段要采取防盜措施；易盜區、重要交叉跨越點要全塔防盜。3.3.6 新建線路桿塔除按要求采用防盜螺栓外，其余螺栓應采取防松措施。3.3.7 對于超過40m的高塔，以及塔基位于魚塘、河流等水中的桿塔，應采取全塔防盜、防松措施，對于新建線路桿塔應采取裝設防墜落裝置措施。3.3.8 桿塔鐵件應采用熱浸鍍鋅防腐，鋼管桿塔應內外采用熱浸鍍鋅防腐；拉線棒（地上500mm和地下部分）和易受腐蝕部件，應采取其他有效的附加防腐措施。3.3.9 不宜使用薄壁離心桿。3.3.10 對于桿塔設計

16、采用新理論、新材料或新結構型式，須經過試驗驗證。3.3.11 工業區、居民區等路徑走廊受限制地區時，可考慮選用多回路桿塔。3.4 導地線（含OPGW）3.4.1 線路設計應充分考慮預防導地線斷線和掉線的措施，導地線、金具及絕緣子選用時應對結構型式、安全系數等提出明確要求；風振嚴重地區，導地線線夾宜選用耐磨型線夾。地線（包括OPGW）應滿足電氣和機械使用條件要求。線路經過導地線易發生振動斷股地區時，應采取防振錘、阻尼線加護線條等聯合防振措施。3.4.2 根據氣象條件、覆冰厚度、污穢和腐蝕等情況，結合運行經驗選取導地線型式；腐蝕嚴重地區宜采用鋁包鋼芯鋁絞線和鋁包鋼絞線，大跨距應考慮采用鋼芯加強型導

17、線，重冰區或風力較強地區宜采用鋼芯鋁絞線（大鋼比）或鋼芯鋁合金絞線。3.4.3 架空復合光纜OPGW的選取須滿足線路防雷保護和自身抗雷擊的要求，500kV線路宜選用全鋁包鋼絞線結構，單絲直徑不小于3.0mm；220kV和110kV線路在多雷區宜選用全鋁包鋼絞線結構，單絲直徑分別不小于2.75mm和2.5mm。3.4.4 架空地線的選擇，除應滿足設計規程的一般規定外，尚應通過短路熱穩定校驗，確保架空地線具有足夠的通流能力，且溫升不超過允許值。3.5 絕緣子3.5.1 根據線路具體情況，綜合考慮當地氣象條件、海拔高度、污穢狀況和運行經驗選用絕緣子具體型式。對于D級及以上重污穢區線路應優先選用復合絕

18、緣子，考慮減少運行人員零值測試工作量，在人跡罕至的草原、荒漠等地區可選用玻璃絕緣子，重要的交叉跨越、城區及人口密集地區等線路應慎用玻璃絕緣子，以防自爆傷人。3.5.2 絕緣子爬電比距應按設備實際運行線電壓計算；如果不能準確掌握實際運行線電壓，按500kV設備取550kV，220kV設備取252kV，110kV設備取126kV計算。3.5.3 各污穢等級絕緣子爬電比距的分級數值見下表。各污穢等級下的爬電比距分級數值污穢等級爬電比距，cm/kVA1.60B1.602.00C2.002.50D2.503.20E3.203.803.5.4 在海拔高度為10003500m的地區，懸式絕緣子串的片數選擇應

19、按下式確定：Nh=n1+0.1(H-1)式中：Nh高海拔地區絕緣子片數，片； n海拔1000m以下地區絕緣子片數，片； H海拔高度，km。3.5.5 應優先選用爬距有效系數較高的絕緣子型式，例如：雙傘型絕緣子。不宜使用三傘瓷絕緣子及深溝槽玻璃絕緣子。3.5.6 溝槽式絕緣子（例如FC100P/146、FC160P/155）的爬距有效系數取0.8，使用防污閃涂料的溝槽式絕緣子不考慮爬距有效系數；雙串絕緣子的爬距有效系數選0.9，且應采用V型串、八字串或將垂直雙串間距加大到800mm以上等方式加大串間距離。3.5.7 跨公路、鐵路的輸電線路，外絕緣配置不應低于D級污區的配置要求。3.5.8 在雷害

20、頻發線路或大跨越段、重冰區及沿線地勢高差較大的線路，應選用機電性能較高的瓷質或玻璃絕緣子，如果同時存在防污閃問題，應涂覆防污閃涂料。存在嚴重雷害及風偏問題的地區不宜選用復合絕緣子。處于雷害易發區的同塔并架或同一路徑雙回線路應避免兩條線路同時使用復合絕緣子。3.5.9 對于超過40m的高塔在滿足設計要求的基礎上，應采用雙絕緣子串。3.5.10 45度及以上轉角塔的外角側跳線串宜使用雙串瓷或玻璃絕緣子，以避免風偏放電。如果同時存在防污閃問題，應在瓷（玻璃）絕緣子涂覆防污閃涂料，或復合絕緣子加裝重錘。3.5.11 對于塔基位于魚塘、河流等水中的桿塔，應采用雙絕緣子串，使用玻璃或瓷質絕緣子時應采用防污

21、閃涂料。3.5.12 如果桿塔型式采用玻璃或瓷質絕緣子有絕緣配合方面的困難時，設計部門應考慮采用新的桿塔型式。3.5.13 當線路處在E級污區，采用瓷或玻璃絕緣子時，必須噴涂防污閃涂料。3.5.14 根據線路防雷的需要，500kV線路使用復合絕緣子的干弧距離（兩端均壓環之間的距離）不宜小于28片懸式瓷或玻璃絕緣子（單片結構高度155mm）的結構長度；220kV線路使用復合絕緣子的干弧距離不宜小于13片懸式瓷或玻璃絕緣子（單片結構高度146mm）的結構長度；110kV線路使用復合絕緣子的干弧距離不宜小于7片懸式瓷或玻璃絕緣子（單片結構高度146mm）的結構長度。3.5.15 復合絕緣子端部應有良

22、好的屏蔽措施，應正確選擇和使用均壓裝置，嚴禁反裝。在滿足電氣干弧距離的基礎上，220kV及以上電壓等級線路的復合絕緣子，應在高壓端和接地端各加裝一個均壓裝置，110kV電壓等級線路的復合絕緣子，可僅在高壓端加裝一個均壓裝置。3.5.16 復合絕緣子使用壽命與原材料、生產工藝、設計、質量保證體系、運行環境等各環節均有密切關系，可根據生產廠家提供設計壽命、實際運行情況及抽檢試驗結果等綜合考慮。3.6 金具3.6.1 嚴重腐蝕、大跨越、重冰區、導線易舞動區、風口和季風較強及高寒等特殊區域，使用的金具應適當提高相應性能指標。3.6.2 500kV線路必須采用防暈型懸垂線夾；當需要進一步提高線路節能性能

23、時，宜采用鋁合金懸垂線夾；大跨越桿塔、重冰區或強風區桿塔應采用加強型懸垂線夾。3.6.3 連接金具的選用，應避免點接觸的組裝方式。3.7 接地裝置3.7.1 線路接地裝置分為自然接地、人工接地兩類。自然接地包括桿塔基礎（預制板條基礎、金屬基礎）等直接與土壤接觸部分；人工接地按敷設方式不同，分為垂直型和水平型（環型和放射型）兩種；接地裝置多為水平敷設。3.7.2 根據實際需要、運行經驗、桿塔類型、環境條件、土壤電阻率等選用接地型式。采取降阻措施須經過技術經濟比較，在土壤電阻率較高的地段，可采用增加垂直接地體、加長接地帶、改變接地形式、換土或采用接地新技術（如接地模塊）等措施。3.7.3 新建或改

24、造接地時應對土壤電阻率進行實測，并經季節系數換算；當無法取得實測值時，可根據所了解的土壤類別所對應的參考土壤電阻率確定。3.7.4 新建、改造線路不允許使用降阻劑。3.7.5 在鹽堿腐蝕較嚴重的地段，接地裝置必須選用耐腐蝕性材料或采用導電防腐涂層，其它地區宜推廣采用耐腐蝕性材料或采用導電防腐涂層。3.7.6 耕地中的接地體除應滿足接地體埋深以外，還應埋設在耕作深度以下。3.7.7 砼桿的鐵橫擔、地線支架、爬梯等鐵附件與接地引下線應有可靠的電氣連接；不允許利用砼桿的鋼筋兼作接地引下線，其外敷的接地引下線可采用鍍鋅鋼絞線，其截面應按熱穩定要求選取，且不應小于25mm2；鐵塔接地體引出線的截面不應小

25、于50mm2并應進行熱穩定校驗；引出線表面應采取熱鍍鋅等有效的防腐處理。3.7.8 居民區和水田中的接地裝置（包括臨時接地裝置），宜圍繞桿塔基礎敷設成閉合環形。3.8 輸電線路特殊區域的設計要求3.8.1 線路的特殊區域包括多雷區，重污區，易覆冰、舞動區，鳥害多發區，洪水沖刷區、滯洪區，不良地質區，采礦塌陷區，易受外力破壞區，強風區、樹木速長區、易建房區、高寒區、沙害區等。3.8.2 多雷區3.8.2.1 線路的防雷設計，應根據線路的電壓等級，并結合當地已有線路的運行經驗，地區雷電活動的強弱（依據運行經驗、當地氣象部門監測的數據分析及雷電定位系統數據比較分析等結論）、地形地貌特點及土壤電阻率等

26、情況，采用合理的防雷方式。3.8.2.2 桿塔上地線對邊導線的保護角，對于同塔雙回或多回路，220千伏及以上線路的保護角均不大于0，110千伏線路不大于10；對于單回路，500千伏線路對導線的保護角不大于10，220千伏及以下線路對導線的保護角不大于15；單地線線路不大于25。3.8.2.3 適當提高線路的耐雷水平，對多雷區、易擊段及重要線路，應因地制宜地采取綜合防雷措施（包括降低桿塔接地電阻、改善接地網的敷設方式、增設耦合地線、使用線路型帶串聯間隙的金屬氧化物避雷器、適當增加絕緣長度等手段）。3.8.2.4 設計部門應重視易發生繞擊的地段設計，對易繞擊桿塔除采用常規防雷措施外，還宜增加防繞擊

27、措施，如加裝可控避雷針、線路避雷器等。3.8.2.5 在雷電活動特殊強烈地區，在滿足風偏和導線對地距離要求的前提下，可適當增加絕緣子片數或加長復合絕緣子結構長度。3.8.3 重污區3.8.3.1 應在線路走廊選擇階段盡量避開E級污區。3.8.3.2 對不能避開E 級污區的線路，可采用復合絕緣子（500kV絕緣子爬距為12500mm，220kV絕緣子爬距為5500mm，110kV絕緣子爬距為2750mm），或瓷（玻璃）絕緣子涂刷防污閃涂料，基本爬距達到E 級污區配置。3.8.4 易覆冰、舞動區3.8.4.1 設計單位應加強沿線氣象環境資料的調研收集工作，全面掌握特殊地形、特殊氣候區域的資料，充分

28、考慮特殊地形、氣象條件的影響，應盡量避開重冰區及易發生導線舞動的地區。3.8.4.2 對易覆冰區的設計應按照重冰區設計規程進行加強設計，并采取適當增加耐張塔的使用比例（耐張段內直線鐵塔數量通常不宜超過6基）、減小桿塔檔距或適當增加導地線、金具的承載能力等措施。3.8.4.3 對易覆冰區線路應采取以下防止絕緣子覆冰閃絡措施：在復合絕緣子頂端加裝大盤徑絕緣子（大盤徑均壓環）、采用一大多小傘裙復合絕緣子、采用倒V串結構、在瓷和玻璃絕緣子串之間插入大盤徑絕緣子、采用防冰閃涂料等方式防止絕緣子覆冰閃絡。3.8.4.4 對各種交叉跨越距離按可能發生的覆冰情況進行校驗，重要交叉跨越檔宜采用孤立檔；為減輕或防

29、止導線脫冰跳躍和舞動對導線造成的損傷，懸掛導線時宜采用預絞絲護線條保護，不使用重錘和非固定型線夾。3.8.4.5 舞動多發地區的線路，在設計中應采取防舞措施（如加裝防舞裝置）。3.8.5 鳥害多發區3.8.5.1 鳥害多發區域的新建、擴建線路應從設計階段采取防鳥害措施。3.8.5.3 鳥害多發區域的線路管理應按照關于下發內蒙古電力公司輸電線路防鳥害技術指導原則的通知（內電生20104號）執行。3.8.6 不良地質區（含采礦塌陷區）3.8.6.1 新建線路設計應盡量避開不良地質區（采礦塌陷區），否則應采取必要的技術措施。3.8.6.2 對處于采礦塌陷區的線路，應向礦主單位了解礦藏分布及采掘計劃、

30、規劃，及時進行桿塔基礎處理（或增加拉線），或與其商討改遷路徑的方案并簽訂有關協議。3.8.6.3 對于可能出現傾斜、沉陷等故障的桿塔，設計時應采用大板基礎或其它有效措施。3.8.7 強風區3.8.7.1 110kV500kV線路設計采取的最大設計風速應按照當地地區的年最大風速考慮，在設計階段應對相應風偏下的電氣間隙逐塔核算，并考慮風雨共同作用（濕閃）的情況，留有適當裕度。3.8.7.2 設計單位應加強對線路所經區域有關氣象資料（特別是瞬時風及颮線風的數據）的收集、匯總和分析，針對強風區的線路制訂相應的防范措施。3.8.7.3 新建線路設計應結合已有的運行經驗，對微氣象區、特殊地形進行深入調查研

31、究，對可能超過設計風速的地區，選用塔頭空氣間隙較大的桿塔，懸垂串可采用“V”型配置或安裝重錘。3.8.7.4 在容易發生風偏故障的地段，不宜使用復合絕緣子，否則必須加裝重錘，且增加片數；對耐張塔跳線沒有安裝跳線串的，應考慮加裝跳線串（跳線串不宜采用復合絕緣子，并根據具體情況考慮是否加裝重錘）；3.8.7.5 對于三角排列形式的導線，檔距較大時應采用加裝相間間隔棒的措施防止相間短路。3.8.7.6 對強風區干字型耐張塔中相宜加裝三串跳線絕緣子，且安裝重錘。3.8.7.7 風口地帶或季風較強地區，新建線路桿塔可全塔采取防盜螺栓。3.8.8 樹木速長區3.8.8.1 設計部門應充分勘測調查線路路徑，

32、確定合理的路徑方案，應盡量避開大片苗圃或林區。3.8.8.2 必須跨越林區時，應優先考慮按樹木最終生長高度進行高跨設計，并取得跨越協議，樹種自然生長最終高度以當地林業部門提供的有效證明文件或運行單位在本地區樹木測量數據為參考依據。必須跨越苗圃時，應簽訂苗圃生長限高協議。3.8.8.3 在考慮經濟技術比較合理的情況后也可砍伐出通道，通道內不得再種植樹木，必須取得砍伐協議，在協議中明確砍伐范圍、砍伐程度或砍伐高度等具體標準；通道寬度不應小于線路兩邊相導線間的距離和林區主要樹種自然生長最終高度兩倍之和。3.8.8.4 通過林區的線路的通道寬度應符合現行設計標準及電力設施保護條例的要求，不符合要求的不

33、得驗收送電。3.8.8.5 對采取高跨的果林、經濟作物林，應簽定協議，確認雙方責任。3.8.8.6 線路設計路徑如果與高速公路、鐵路并行，應考慮與其平行的距離，原則避免將塔位設置在高速公路、鐵路的綠化帶中。3.8.9 易建房區3.8.9.1 設計部門應充分勘測調查線路路徑，確定合理的路徑方案，應盡量避開建筑集中區及易建房區，如不能避開，應拆遷該建筑物，不能拆遷的，線路應進行高跨設計，采取一定的安全措施，并與有關部門、個人達成協議，在協議中明確拆遷范圍等具體標準，在協議中明確被跨建筑物注意事項及應承擔的責任等。500kV線路導線對有人居住或經常有人出入的建筑物不得跨越。3.8.9.2 特殊情況需

34、要跨越時，導線與建筑物之間的安全距離應滿足相關規程的規定，不符合要求的不得驗收送電。3.8.10 沙害區3.8.10.1 對處于沙漠地區的線路桿塔，要按照關于下發輸電線路同塔雙回桿塔涂刷色標及防風固沙標準的通知（內電生200957號）文件要求，因地制宜的采用以采用植物固沙為主、工程固沙為輔的防風固沙措施，以維持和保護植被，保證桿塔基礎的安全，并要在運行時注意巡視和維護。3.8.11 高寒區3.8.11.1 桿塔鋼材的材質應根據結構的重要性、結構形式、連接方式、鋼材厚度和結構所處的環境及氣溫等條件進行合理選擇。鋼材等級一般采用Q235、Q345和Q420。鋼材質量等級：所有桿塔結構的鋼材均應滿足

35、B級鋼的質量要求并符合現行國家標準的規定。3.8.11.2 高寒區線路不宜使用復合絕緣子。4 變壓器（電抗器）4.1 一般規定4.1.1 加強變壓器選型、定貨、驗收及投運的全過程管理。應選擇具有良好運行業績和成熟制造經驗生產廠家的產品。4.1.2 220kV及以上變壓器（電抗器）應選擇性能優良的、可靠性較高的合資或國產優質產品，提高電網的安全可靠性。4.1.3 500kV變壓器應選用低噪音、低損耗、油浸風冷變壓器，容量在400MVA及以上的可選用強油風冷變壓器。經計算，電壓變化范圍不滿足要求時，應選用有載調壓變壓器。重要負荷地區500kV變壓器，考慮負荷重要性且供電分區內電源比例小，供熱機組多

36、，風電機組接入集中，區內開停機電壓變化大等情況應考慮選用有載調壓變壓器。4.1.4 220kV變壓器應選用有載調壓、低噪音、低損耗、油浸自冷變壓器，容量在240MVA及以上的可選用油浸風冷變壓器。4.1.5 110kV及以下變壓器應選用有載調壓、低噪音、低損耗、油浸自冷變壓器。4.1.6 新建、擴建變電站中變壓器、電抗器設備的外絕緣配置應不低于D級污區的配置要求。4.1.7 呼和浩特、包頭等重要城市的500kV變電站的所有500kV降壓變壓器在3/2接線方式中應按進串設計。4.2 應堅持選用通過抗短路能力試驗合格的生產廠家的同型號或同系列產品。在變壓器訂購前，應向生產廠家索取做過相似變壓器突發

37、短路試驗的試驗報告和抗短路能力動態計算報告；在設計聯絡會前，應取得所訂購變壓器的抗短路能力動態計算報告，并進行核算工作。4.3 變壓器選型時，盡量選擇結構簡單的產品。500kV等大型變壓器宜選用單相分體結構變壓器；110kV有載調壓變壓器中壓側不宜設調壓線圈；降壓變壓器宜具有67%以上的自冷能力。降壓變壓器中、低壓側的額定電壓宜選1.05倍系統額定電壓，如：220kV變壓器中壓側宜選115kV，低壓側宜選10.5kV；110kV變壓器中壓側宜選36.75kV，低壓側宜選10.5kV。220kV變壓器低壓側無饋出線負荷時，宜選用35kV電壓等級進行無功補償。4.4 為降低變壓器短路電流，可采取適

38、當提高變壓器短路阻抗、加裝限流電抗器等措施。4.5 潛油泵應采用耐磨性能好的D、E級軸承，禁止使用無級別軸承。有條件時，上軸承應改用向心推力球軸承。推薦選用轉速不大于1500r/min的低速油泵。4.6 變壓器中性點應有兩根與主接地網不同地點連接的接地引下線，且每根接地引下線均應符合熱穩定要求。4.7 為防止在有效接地系統中出現孤立不接地系統并產生較高工頻過電壓的異常運行工況，110220kV不接地變壓器的中性點過電壓保護應采用棒間隙保護方式。4.7.1 棒間隙距離應按電網具體情況確定，220kV選用250300mm（當接地系數K1.87時選用285300mm）；110kV選用105110mm

39、。4.7.2 棒間隙可使用直徑F14或F16的圓鋼，棒間隙宜采用水平布置，端部為半球形，表面加工細致無毛刺并鍍鋅，尾部應留有1520mm螺紋，用于調節間隙距離。在安裝棒間隙時，應考慮與周圍接地物體的距離大于1m，接地棒長度應不小于0.5m，離地距離應不小于2m。4.7.3 對低壓和中壓側無電源的新投變壓器，中性點間隙可不設零序CT保護；如需要設零序CT保護的，保護整定時間可以比0.5秒適當延長，可選13秒。4.8 對于低壓側有空載運行或帶短母線運行可能的變壓器，為防止在高壓側非全相或非同期合閘，以及高壓側有沿架空線路入侵的雷電波時，由于高低壓繞組之間的靜電感應而在變壓器低壓側出現危及繞組絕緣的

40、過電壓，應在變壓器低壓側裝設避雷器進行保護。4.9 220kV及以上主變壓器電源側和重要110kV主變壓器宜裝設故障錄波器，錄取故障情況下的變壓器電流、電壓、相別、持續時間等參數，以提高事故分析質量，為制定防范措施提供可靠依據。4.10 變壓器故障時繼電保護裝置應快速準確動作，后備保護動作時間不應超過變壓器所能承受的短路持續時間。為此，要求制造廠提供變壓器承受短路能力試驗的有關數據。4.11 變壓器油池的卵石層厚度應符合要求，保持油池的排油管道暢通，以便事故發生時能迅速排油，并有符合要求的防火隔離墻。220kV及以上變電站主變壓器油池上面敷設用鐵構件制作的格柵。5 高壓開關設備5.1 一般規定

41、5.1.1 所選用的高壓開關設備除應滿足相關國家標準外，還應符合國家電網公司交流高壓斷路器技術標準、交流高壓隔離開關和接地開關技術標準、氣體絕緣技術金屬封閉開關設備技術標準。5.1.2 220kV及以上高壓開關設備應選擇性能優良的、可靠性較高的合資或國產優質產品，提高電網的安全可靠性。5.1.3 新建、擴建變電站中高壓開關類設備的外絕緣配置應不低于D級污區的配置要求。5.1.4 126550kV高壓斷路器應選用技術性能好、可靠性高的SF6斷路器產品。選用550kV斷路器時，其額定短路開斷電流應不超過63kA；選用252kV斷路器時，其額定短路開斷電流應不低于50kA；選用126kV斷路器時，其

42、額定短路開斷電流應選用40kA，位于系統末端時可考慮31.5kA；選用35kV斷路器時，其額定短路開斷電流應選用31.5kA；選用10kV斷路器時，其額定短路開斷電流應選用31.5kA或40kA。5.1.5 在變電站站址選擇階段應盡量避開D、E級污區，如不能避開，變電站應采用GIS、H-GIS或大爬距定型產品并噴涂優質防污閃涂料等措施；對于市區110kV及以上高壓配電裝置應選用GIS或H-GIS。5.1.6 40.5kV高壓配電裝置戶內應選用固定柜，柜內配真空或SF6斷路器，一般采用氧化鋅避雷器作為限壓設備；戶外應選用真空斷路器。5.1.7 12kV開關柜應選用中置式開關柜，對于重負荷變電站可

43、選用固定柜，柜內配真空斷路器，采用氧化鋅避雷器為限壓設備。5.1.8 真空斷路器應選用本體和機構一體化設計制造的產品，SF6斷路器的操動機構應選用優質、可靠的彈簧機構、模塊化設計的液壓機構或彈簧儲能的液壓機構。5.1.9 隔離開關熱穩定電流選擇：550kV不應超過63kA；252kV不應超過50kA；126kV不應超過31.5kA。5.1.10 隔離開關支柱絕緣子及操作絕緣子強度的選擇：126kV 46kN，252kV 68kN，550kV 812kN。5.1.11 隔離開關和接地開關應選用符合國家電網公司關于高壓隔離開關訂貨的有關規定（試行）的滿足完善化技術要求的產品。35kV隔離開關不得選

44、用GW5型產品，其他按照關于規范隔離開關設備選型的意見（內電生200945號）執行。有關參數選擇應考慮電網發展需要，留有適當裕度。5.2 對有擴建計劃的新建氣體絕緣金屬封閉開關設備（GIS），應考慮擴建工程能夠在不影響原有設備正常運行條件下，按照有關標準進行全部的驗收試驗，建議將有關分段開關和隔離開關在前期工程中一并安裝齊全。5.3 500kV線路斷路器合閘電阻的配置，應以系統過電壓計算結果為依據，合理配置，避免斷路器不必要地配用合閘電阻，降低設備的可靠性。5.4 126kV及以上斷路器的合-分時間應60ms，252kV及以上斷路器的合-分時間推薦采用50ms。當斷路器的合-分時間不能滿足保護

45、裝置的快速動作時間要求時，斷路器應具備自衛能力。5.5 加強無功補償裝置用斷路器的選型工作，所選用開關的型式試驗項目應齊全，且必須包含投切無功補償裝置試驗項目。對于1240.5kV無功補償裝置，應采用合閘過程中觸頭彈跳小、開斷時無重燃及適合頻繁操作的開關設備。5.6 高壓開關柜應選用“五防”功能完備的加強絕緣型金屬封閉式產品，其外絕緣應滿足以下條件：a）對采用純空氣絕緣結構的，其空氣絕緣凈距離應：125mm（對12kV），360mm（對40.5kV）。b）爬電比距：18mm/kV（對瓷質絕緣），20mm/kV（對有機絕緣）。5.7 高壓開關柜內的絕緣件（如絕緣子、套管、隔板和觸頭罩等）應采用阻

46、然絕緣材料（如真空澆注環氧或SMC材料），嚴禁采用酚醛樹脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有機絕緣材料。5.8 為防止開關柜火災蔓延，在開關柜的柜間、母線室之間及與本柜其它功能隔室之間應采取有效的封堵隔離措施。5.9 高壓開關柜內母線及各支引線宜采用性能良好的絕緣材料包封，以防止小動物或異物造成母線短路。高壓開關柜電纜出線部位應進行有效封堵，防止小動物從電纜溝進行柜體內部，造成柜內接地或短路。6 互感器6.1 一般規定6.1.1 應優先選用設計制造經驗成熟、結構簡單、型式試驗合格、經運行實踐證明可靠性高的互感器。6.1.2 電壓互感器二次線圈的容量、數量、精度應滿足系統安全運行要求，并考慮為滿足設備發展

47、的需求留有裕度。6.1.3 新建、擴建變電站中互感器設備的外絕緣配置應不低于D級污區的配置要求。6.1.4 110kV及以上電壓等級應選用電容式電壓互感器。35kV及以下電壓互感器應選用干式電壓互感器。6.1.5 220kV及以上的電流互感器應選用SF6氣體絕緣或油浸電流互感器。6.1.6 110kV電流互感器應選用油浸式或SF6氣體絕緣的電流互感器。6.1.7 35kV及以下電流互感器應選用干式設備。6.2 油浸式互感器應選用帶金屬膨脹器微正壓結構型式。6.3 所選用電流互感器的動熱穩定性能應滿足安裝地點系統短路容量的要求，特別要注意一次繞組串或并聯時的不同性能。6.4 電容式電壓互感器的中

48、間變壓器高壓側不應裝設MOA。7 直流設備7.1 直流電源系統設備選型應選用技術先進、性能穩定、可靠性高、符合環保和節能要求、型式試驗合格且報告在有效期內的定型產品。7.2 充電裝置應選用高頻開關電源。蓄電池應選用閥控密封鉛酸蓄電池。7.3 500kV及以上變電站直流系統采用“3+2”（ 即：3套充電裝置，2組蓄電池）配置原則。220kV變電站和110kV重要變電站直流系統采用“2+2”（即：2套充電裝置，2組蓄電池）配置原則，同一直流系統的蓄電池組、充電裝置宜采用相同容量、相同類型的產品。設立兩組蓄電池，每組蓄電池容量均按為整個變電站直流系統供電考慮。7.4 直流系統采用“3+2”配置的變電

49、站設兩個工作整流裝置和一個備用整流裝置，供充電及浮充之用。備用整流裝置可在任一臺工作整流裝置故障退出工作時，切換替代其工作。7.5 系統通訊樞紐變電站，應配置兩套獨立的直流電源系統設備。8 電容器組8.1 高壓并聯電容器裝置設備選型應選用技術先進、性能穩定、可靠性高、符合環保和節能要求、型式試驗合格且報告在有效期內的定型產品。8.2 新建、擴建變電站中電容器組設備的外絕緣配置應不低于D級污區的配置要求。8.3 電容器選用單臺容量334-800kvar、內置熔絲保護、全膜介質的產品。8.4 變電站無功補償裝置的分組容量選擇，應根據計算確定，采用梯次配置，宜按無功容量的1/3和2/3配置，110（

50、66）kV 變電站的單臺主變壓器容量為 40MVA 及以上時，每臺主變壓器配置不少于兩組的容性無功補償裝置。8.5 各類變電站最大單組無功補償裝置投切引起所在母線電壓變化不宜超過電壓額定值的2.5%。220千伏變電站無功補償裝置的單組容量，接于35千伏電壓等級時不宜大于 12 兆乏，接于 10 千伏電壓等級時不宜大于 8 兆乏，最小單組容量應考慮變電站負荷較小時無功補償的需要。110 千伏變電站無功補償裝置的單組容量不宜大于 6 兆乏，最小單組容量應考慮變電站負荷較小時無功補償的需要。8.6 無功補償裝置宜選用分散式成套裝置，串聯電抗器一般選用單相、干式、空芯產品，放電設備選用油浸全密封或干式單相產品，設二次繞組，低溫地區宜選用油浸全密封放電線圈。9 避雷器9.1 新