—1—公司各單位、總部各部門：根據《國家電網公司技術標準管理辦法》規定，《城市配電網技術導則》已經通過審查，現批準為國家電網公司技術標準并予以印發，自印發之日起實施。附件：Q/GDW370-2009《城市配電網技術導則》二OO九年十一月二日國家電網公司文件國家電網科〔2009〕1194號關于印發《城市配電網技術導則》的通知—2—主題詞：科技配電技術標準通知國家電網公司辦公廳2009年11月2日印發1ICS29.240備案號：CEC131?2009國家電網公司企業標準Q/GDW3702009城市配電網技術導則Technicalguideforurbandistributionnetwork2009-11-02發布2009-11-02實施國家電網公司發布Q/GDWQ/GDW370—2009目次、八前II適用范圍1規范性引用文件1術語和定義24總則?25一般技術原則335kV配電網620、10kV配電網78低壓配電網9配電網繼電保護和自動裝置、配電自動化及信息化???9用戶接入?????????????????????????????????????????????????????????????????????101120kV配電網建設????????????????????????????????????????????????????????11附錄A35kV電網典型接線圖

2013201210kV10kV2013201210kV10kV1416編制說明19Q/GDW370—2009II、，-、?前言《城市配電網技術導則》是國家電網公司所屬各區域電網公司、?。▍^、市）公司進行城市配電網規劃、設計、建設、改造和運行的指導性文件和技術依據。本導則根據國家和行業有關法律、法規、規范和規程，并結合目前國家電網公司配電網的發展水平、運行經驗和管理要求而提出。本導則的附錄A、附錄B、附錄C、附錄D為資料性附錄。本導則由國家電網公司科技部歸口。本導則由國家電網公司生產技術部提出并負責解釋。本導則主要起草單位：北京市電力公司本導則參加起草單位：中國電力科學研究院、天津市電力公司、上海市電力公司本導則主要起草人：陳光華、郭建府、侯義明、徐晶、關城、張祖平、范明天、王頌虞、劉磊、徐林華、張學慶、陳艷霞、王學侖、王凌Q/GDW370—20091城市配電網技術導則1適用范圍本導則規定了城市（包括市區和市中心區）配電網規劃、設計、建設、改造和運行等環節所應遵循的主要技術原則。相關環節除應符合本導則的規定外，還應符合國家、行業現行有關標準、規范和規程的規定。本導則適用于國家電網公司所屬各區域電網公司、?。▍^、市）公司（以下簡稱各單位）。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）或修改版均不適用于本標準。但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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。GB156標準電壓GB4208外殼防護等級（IP代碼）GB12325電能質量供電電壓允許偏差GB12326電能質量電壓波動和閃變GB17625.1低壓電氣及電子設備發出的諧波電流限值GB50045高層民用建筑設計防火規范GB50052供配電系統設計規范GB5005310kV及以下變電所設計規范GB5005935?110kV變電所設計規范GB5006166kV及以下架空電力線路設計規范GB50168電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規范GB50217電力工程電纜設計規范GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規程GB/T14549電能質量公用電網諧波GB/T15543電能質量三相電壓允許不平衡度DL/T599城市中低壓配電網改造技術導則DL/T620交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合DL/T621交流電氣裝置的接地DL/T741架空送電線路運行規程DL/T814配電自動化系統功能規范DL/T836供電系統用戶供電可靠性評價規程DL/T969變電站運行導則DL/T522010kV及以下架空配電線路設計技術規程Q/GDW156—2006城市電力網規劃設計導則Q/GDW212—2008電力系統無功補償配置技術原則電監會[2004]5號令電力二次系統安全防護規定Q/GDW370—20092國家電網發展[2009]588號關于加強城市電網入地工程管理的通知國家電網基建[2006]1200號關于全面推廣實施國家電網公司輸變電工程典型設計的通知術語和定義下列術語和定義適用于本導則。3.1配電網distributionnetwork配電網是從輸電網或地區發電廠接受電能，并通過配電設施就地或逐級配送給各類用戶的電力網絡。本導則所指的配電網包括中壓配電網和低壓配電網。配電網主要由相關電壓等級的架空線路、電纜線路、變電站、開關站、配電室、箱式變電站、柱上變壓器、環網單元等組成。3.2市區urbandistrict城市的建成區及規劃區。一般指直轄市和地級市以“區”建制命名的地區。其中，直轄市的遠郊區（即由縣改區的）僅包括區政府所在地、經濟開發區、工業園區范圍。市中心區downtown指市區內人口密集以及行政、經濟、商業、交通集中的地區。3.4中壓開關站MVswitchingstation設有中壓配電進出線、對功率進行再分配的配電裝置。相當于變電站母線的延伸，可用于解決變電站進出線間隔有限或進出線走廊受限，并在區域中起到電源支撐的作用。中壓開關站內必要時可附設配電變壓器。3.5配電室distributionroom主要為低壓用戶配送電能，設有中壓進線（可有少量出線）、配電變壓器和低壓配電裝置，帶有低壓負荷的戶內配電場所稱為配電室。3.6環網單元ringmainunit也稱環網柜或開閉器，用于中壓電纜線路分段、聯絡及分接負荷。按使用場所可分為戶內環網單元和戶外環網單元；按結構可分為整體式和間隔式。戶外環網單元安裝于箱體中時亦稱開閉器。3.7箱式變電站cabinet/pad-mounteddistributionsubstation也稱預裝式變電站或組合式變電站，指由中壓開關、配電變壓器、低壓出線開關、無功補償裝置和計量裝置等設備共同安裝于一個封閉箱體內的戶外配電裝置?？倓t為建立和完善配電網規劃、設計、建設、改造和運行技術標準體系，并為加強配電網專業管理提供技術支撐，特制定本導則。各單位應遵照本導則，結合國家及行業現行有關標準、規范和規程的規定，結合本地區實際情況，制定、完善本地區配電網相關規程、規定。各單位制定配電網規劃時，應充分考慮市中心區、市區等不同區域的負荷特點和供電可靠性要求，合理選擇適合本地區特點的規范化網架結構，提高配電網的負荷轉移能力和對上級電網故障時的支撐能Q/GDW370—2009力，達到結構規范、運行靈活、適應性強。配電網設計應符合國家相關政策，滿足通用設計等標準化建設要求，并兼顧區域差異，積極穩妥采用成熟的新技術、新設備、新材料、新工藝；設備選型應堅持安全可靠、經濟實用的原則，積極應用通用設備，選擇技術成熟、節能環保的產品，并符合國家現行有關技術標準的規定。配電網建設和改造應采用先進的施工技術和科學的檢驗手段，合理安排施工周期，嚴格按照標準驗收，以保證工程質量。應及時收集地下電力管線等隱蔽工程相關資料并歸檔。配電網運行應充分運用先進技術手段，強化設備基礎信息管理，推廣狀態檢修技術，及時發現和消除設備隱患，增強應急處理能力，不斷提高配電網安全運行水平。配電自動化建設與改造應與配電網發展水平相適應，并根據配電網實際需求統籌規劃、分步實施，力求安全可靠、經濟實用。分布式電源接入配電網應符合Q/GDW156—2006《城市電力網規劃設計導則》的有關規定。各單位應按照公司統一部署，依據“著眼長遠、統籌兼顧、因地制宜、區別對待、穩妥推進”的原則，開展20kV供電電壓的推廣應用工作。一般技術原則電壓等級配電網電壓等級的選擇應符合GB156《標準電壓》的規定，中壓配電電壓為20、10kV,低壓配電電壓為380V/220V?？紤]到配電網專業管理的需要，本導則所涉及內容擴展至35kV。根據地區電網發展規劃，應優化配置配電電壓序列，簡化變壓層次，避免重復降壓。供電可靠性配電網供電可靠性是指配電網對用戶持續供電的能力，應符合電網供電安全準則和滿足用戶用電兩方面要求。按照DL/T599《城市中低壓配電網改造技術導則》規定，對配電網供電可靠性的一般要求如下：（1）市中心區和市區中壓配電網結構應滿足供電安全N-1準則的要求；（2）雙電源用戶應滿足供電安全N-1準則的要求；（3）單電源用戶非計劃停運時，應盡量縮短停電時間；（4）在電網運行方式變動和大負荷接入前，應對電網轉供負荷能力進行評估。中、低壓供電回路的元件如開關、電流互感器、電纜及架空線路干線等的載流能力應匹配，不應發生因單一元件而限制線路可供負荷能力。采用雙路或多路電源供電時，電源線路宜采取不同方向或不同路徑架設（敷設）。提高供電可靠性可采取以下措施：（1）優化網絡結構，增強負荷轉供能力；（2）采用高可靠性設備，逐步淘汰技術落后設備；（3）必要時，裝設線路故障自動隔離裝置和用戶故障自動隔離裝置；（4）擴展帶電作業項目，推廣帶電作業；（5）實施架空線路絕緣化，開展運行環境整治及反外力破壞工作等。網架結構配電網應根據區域類別、地區負荷密度、性質和地區發展規劃，選擇相應的接線方式。配電網的網架結構宜簡潔，并盡量減少結構種類，以利于配電自動化的實施。35kV配電線路接線方式一般為放射式、環式和鏈式，市中心區及市區宜采用環狀或鏈式接線方式。常用接線方式參見附錄A。20、10kV架空線路宜采用環網接線開環運行方式，線路宜多分段、適度聯絡。常用接線方式參見附錄B。Q/GDW370—2009420、10kV電纜線路接線方式一般為單環式、雙射式和雙環式。常用接線方式參見附錄C,電纜通道方式參見附錄D。一般電纜化區域宜采用單環接線方式,其電源優先取自不同變電站,不具備條件時可取自同站不同母線。單環網尚未形成時,可與現有架空線路暫時拉手。可靠性要求較高的電纜化區域,宜采用雙射接線方式,其電源一般取自同站不同母線或不同變電站。根據需要和可能,電纜雙射接線可逐步發展為雙環接線和異站對射接線。5.4中性點接地方式35、20、10kV配電網中性點可根據需要采取不接地、經消弧線圈接地或經低電阻接地；低壓配電網中性點一般采取直接接地。20、10kV配電網中性點接地方式的選擇應遵循以下原則：單相接地故障電容電流在10A及以下，宜采用中性點不接地方式；單相接地故障電容電流在10A?150A，宜采用中性點經消弧線圈接地方式；單相接地故障電容電流達到150A以上，宜采用中性點經低電阻接地方式，并應將接地電流控制在150A?800A范圍內。35kV架空網宜采用中性點經消弧線圈接地方式；35kV電纜網宜采用中性點經低電阻接地方式，宜將接地電流控制在1000A以下。20、10kV電纜和架空混合型配電網，如采用中性點經低電阻接地方式，應采取以下措施：(1)提高架空線路絕緣化程度，降低單相接地跳閘次數；(2)完善線路分段和聯絡，提高負荷轉供能力；合理降低配電網設備、設施的接地電阻，將單相接地時的跨步電壓和接觸電壓控制在規定范圍內。同一區域內宜統一中性點接地方式，以利于負荷轉供；中性點接地方式不同的配電網應盡量避免互帶負荷。無功補償和電壓調整無功補償裝置應根據分層分區、就地平衡和便于調整電壓的原則進行配置?？刹捎梅稚⒑图醒a償相結合的方式：分散安裝在用電端的無功補償裝置主要用于提高功率因數、降低線路損耗；集中安裝在變電站內的無功補償裝置有利于穩定電壓水平。35kV變電站的無功補償裝置容量經計算確定或取主變容量的10％?30％，以使高峰負荷時主變高壓側的功率因數達到0.95及以上。當電壓處于規定范圍且無功不倒送時，應避免無功補償電容器組頻繁投切。20、10kV配電變壓器(含配電室、箱式變電站、柱上變壓器)及35/0.4kV配電室安裝無功自動補償裝置時，應符合下列規定：在低壓側母線上裝設，容量按變壓器容量20%?40%考慮；以電壓為約束條件，根據無功需量進行分組自動投切；(3)宜采用交流接觸器-晶閘管復合投切方式；合理選擇配電變壓器分接頭，避免電壓過高電容器無法投入運行。在供電距離遠、功率因數低的20、10kV架空線路上可適當安裝并聯補償電容器，其容量(包括用戶)一般按線路上配電變壓器總容量的7%?10%配置(或經計算確定)，但不應在低谷負荷時向系統倒送無功。調節電壓可以采取以下措施：(1)主變配置有載調壓開關，在中低壓側母線上裝設無功補償裝置；合理選擇配電變壓器分接頭；縮短線路供電半徑及平衡三相負荷，必要時在中壓線路上加裝調壓器。5.6短路水平Q/GDW370—20095配電網各級電壓的短路容量應該從網絡結構、電壓等級、變壓器容量、阻抗選擇和運行方式等方面進行控制，使各級電壓斷路器的開斷電流與相關設備的動、熱穩定電流相配合。系統變電站內母線的短路水平一般不超過表5-1中的數值。表5-1系統變電站內母線的短路水平電壓等級短路電流35kV31.5kA20kV20kA、25kA10kV20kA、25kA應在技術經濟合理的基礎上，合理控制配電網的短路容量。限制短路電流的主要技術措施包括：（1）主網分片、開環運行，變電站母線分段、主變分列運行；（2）合理選擇主變容量、接線方式（如二次繞組為分裂式）或采用高阻抗變壓器；（3）在主變低壓側加裝電抗器或分裂電抗器，出線斷路器出口側加裝電抗器。應加強變電站近區線路設施的技術防護手段，減少其短路對主變的沖擊。電壓偏差各類用戶受電電壓質量執行GB12325《電能質量供電電壓允許偏差》的規定。（1）35kV供電電壓正負偏差的絕對值之和不超過額定電壓的10％；注：如供電電壓上下偏差為同符號（均為正或負）時，按較大的偏差絕對值作為衡量依據。（2）20、10kV和380V三相供電電壓允許偏差為額定電壓的％；（3）220V單相供電電壓允許偏差為額定電壓的+7％與-10％。防雷與接地配電網的過電壓保護和接地設計應符合DL/T620《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》和DL/T621《交流電氣裝置的接地》要求。35kV架空線路應在變電站出口近區架設避雷線。在雷電活動強烈地區和經常發生雷擊故障區域，可采取下列措施：（1）架設避雷線；（2）降低桿塔接地電阻；（3）適度加強絕緣；（4）裝設帶間隙氧化鋅避雷器。20、10kV線路設備及站室設備防雷保護一般選用無間隙氧化鋅避雷器。無建筑物屏蔽的20、10kV絕緣線路在多雷地區應逐桿采取有效措施防止雷擊斷線,具體措施包括：安裝帶間隙氧化鋅避雷器或防雷金具等。無建筑物屏蔽的低壓架空線路上安裝的計費電能表應采取防雷措施。帶電作業5.9.135、20、10kV線路帶電作業可采用絕緣桿法,10kV線路帶電作業亦可采用絕緣手套法。線路帶電作業可借助絕緣斗臂車和絕緣平臺。35、20kV線路帶電作業可開展的常規項目主要包括帶電斷/接引流線、帶電處理缺陷（更換絕緣子、修補導線、處理跳線接頭等）和挑異物等。10kV線路帶電作業可開展的常規項目主要包括帶電斷/接引流線、帶電處理缺陷（更換跌落式熔斷器、更換絕緣子、緊針式絕緣子螺母等）和挑異物等。規劃與設計5.10.1配電網規劃應按照Q/GDW156-2006《城市電力網規劃設計導則》規定編制，并適時滾動修編。Q/GDW370—20096公用架空線路現階段仍是配電網的重要組成部分，應充分發揮其作用。隨著城市建設的不斷發展，在有條件的地區可逐步發展電纜網絡，電纜通道的建設宜與地區規劃建設同步實施。城市繁華地區架空線路的入地改造應納入城市建設總體規劃，入地電纜工程應按照“誰主張、誰出資”的原則，與市政道路建設等同步實施。入地后的供電規模和供電功能不低于原設計水平，并考慮中長期的發展。各地區應結合實際，開展差異化設計，以應對嚴重自然災害和惡劣運行環境的影響。（1）對主干鐵路和高等級公路等重要設施的跨越應采用獨立耐張段；（2）逐步提高城市配電網電纜應用的比重，城市配電網的重要線路宜采用電纜；（3）通過覆冰地區的重要線路應采取防冰措施；（4）沿海、鹽霧地區應采用耐腐蝕導、地線，土壤腐蝕嚴重地區應采用銅質材料接地網；（5）對處于易發生洪澇災害地區的重要35kV變電站，可適當提高防洪標準或采取有效防洪措施。分布式電源分布式電源規劃應納入地區配電網規劃，分布式電源需要與地區配電網并網運行時，應進行電力平衡、安全穩定、運行控制及電能質量等設計論證。分布式電源應與地區配電網應相適應，分布式電源容量不宜超過接入線路安全容量的10%?30%,否則應采用專線接入。接入點的短路容量不應超過接入點的斷路器遮斷容量，接入點的短路比（指接入點短路電流與分布式電源機組的額定電流之比）不宜低于10。分布式電源并網運行應裝設專用的并、解列裝置和開關。解列裝置應具備電壓和頻率保護。分布式電源故障時應立即與電網解列，在電網正常運行后方可重新同期并網。運行維護及故障處理運用先進測試手段和缺陷診斷技術，積極推進配電設備狀態檢修。運用生產管理信息化手段對電力設備缺陷、故障反饋信息、電網運行環境狀況進行統計分析，合理安排運行維護，及時采取相應措施。運用紅外測溫等技術，對架空線路、電纜線路、開關柜、變壓器等處的接頭接點進行檢測。運用成熟技術進行電纜線路故障點定位和架空線路單相接地故障點定位。利用車載衛星定位系統和氣象信息，合理調配搶修力量，增強災害天氣和突發事件的應急處理能力。635kV配電網6.135kV配電網的規劃、設計、建設、改造和運行應滿足Q/GDW156-2006《城市電力網規劃設計導則》、GB/T50061《66kV及以下架空電力線路設計規范》、DL/T741《架空送電線路運行規程》、GB50217《電力工程電纜設計規范》、DL/T969《變電站運行導則》等導則、規范、規程的要求。35kV架空導線和電纜截面的選擇應滿足負荷發展的要求，宜按遠期規劃考慮，參考飽和負荷值選取。同一區域內可選用2?3種規格，35kV架空線路導線截面參照表6-1選擇，35kV電纜截面參照表6-2選擇。表6-135kV架空線路導線截面選擇表電壓等級（kV）鋼芯鋁絞線導線截面（mm2）35300240185150120表6-235kV電纜截面選擇表電壓等級（kV）電纜截面（mm2）Q/GDW370—2009735630500400300240185注：1.推薦采用銅芯交聯聚乙烯絕緣電力電纜，必要時經經濟技術論證可采用鋁芯電纜。2.電纜截面大于400mm時宜采用單芯電纜。電纜線路主要用于通道狹窄，架空線路難以通過的地區，以及電網結構或運行安全有特殊需要的地區。電纜線路一般采用直埋、溝槽、排管、隧道等敷設方式，主干和重要負荷電纜線路不宜直埋敷設。變電站主變壓器的選擇變電站內主變壓器配置規模宜為2?3臺，同一變電站的多臺主變壓器應采用相同規格；應根據負荷密度和供電分區合理選擇主變壓器容量，一般為5?20MVA，負荷密度特別高的區域經技術方案比較，可增至31.5MVA；需限制短路電流時，可采用高阻抗變壓器。變電站主接線的選擇進線電源采用放射式或環式接線方式時，變電站高壓側宜采用單母線分段或橋接線；進線電源采用鏈式接線方式時，變電站高壓側應采用多組獨立單母線接線，不設母聯。開關站主要用于分接負荷，其主接線應簡單可靠，一般采用單母線或單母線分段，1?2路進線、4?路出線，可供容量不宜超過40MVA。消弧線圈和中性點接地電阻裝置的運行對于中性點經消弧線圈接地系統，電網運行方式改變后，系統中性點不應失去消弧線圈；35kV側保持電氣連接的多個變電站，其35kV側只能有1臺消弧線圈處于自動跟蹤補償狀態；對于中性點經低電阻接地系統，電網運行方式改變后，系統中性點不應失去接地電阻；35kV側保持電氣連接的多個變電站，其35kV側只能有一臺中性點接地電阻裝置運行。20、10kV配電網基本要求20、10kV配電網的規劃、設計、建設、改造和運行應滿足Q/GDW156-2006《城市電力網規劃設計導則》、DL/T5220《10kV及以下架空配電線路設計技術規程》、GB50217《電力工程電纜設計規范》、GB50053《10kV及以下變電所設計規范》等導則、規程、規范的要求。配電網應有較強的適應性，主干線截面應按遠期規劃一次選定。應隨著負荷的增長，按規劃另敷設新線路或插入新的高壓變電站。20、10kV架空和電纜線路應深入低壓負荷中心，縮短低壓供電半徑，降低低壓線損率，保證電壓質量。電力設施應采取技術防盜措施，諸如線路導線及設施防盜技術，電纜井蓋防盜技術和配電變壓器防盜技術等。架空線路中壓架空線路導線型號的選擇應考慮設施標準化，一般采用鋁芯，主干線導線截面宜為150mm2?240mm2，分支線截面不宜小于70mm2中壓架空線路運行電流宜控制在安全電流的2/3以下，預留轉供負荷裕度，超過時應采取分流（分路、倒路）措施。在市區、林區、人群密集區域宜采用中壓架空絕緣線路，以提高線路防護水平。一般可采用鋁芯交聯聚乙烯絕緣線，檔距不宜超過50m。必要時，變電站出線1km范圍內應采用絕緣導線，以減少變電站近區故障對主變的沖擊。該區段同時應采用帶間隙氧化鋅避雷器以防止雷擊斷線。10kV架空絕緣線路除接地環外，宜對柱上變壓器、柱上開關、避雷器和電纜終端的接線端子、Q/GDW370—20098導線線夾等進行絕緣封閉，逐步實現線路的全絕緣化。20、10kV架空線路建設改造時，其耐張段長度、橫擔層距和線間距離的確定，應有利于開展帶電作業。中壓架空線路一般選用12m或15m鋼筋混凝土電桿。路邊電桿不宜采用預應力型混凝土電桿，防止車撞脆斷。中壓架空線路應采用節能型鋁合金線夾。導線承力接續宜采用對接液壓型接續管，導線非承力接續宜采用液壓型導線接續線夾或其他連接可靠線夾，設備連接宜采用液壓型接線端子。架空線路原則上不得搭掛與電力通信無關的弱電線（廣播電視線、通訊線纜等）。確需搭掛時，應履行相關手續，采取必要措施，減小電桿承受拉力，避免搭掛弱電線箱體、線盤等。電纜線路下列情況可采用電纜線路：（1）依據城市規劃，明確要求采用電纜線路且具備相應條件的地區；（2）負荷密度高的市中心區、建筑面積較大的新建居民住宅小區及高層建筑小區；（3）走廊狹窄，架空線路難以通過而不能滿足供電需求的地區；（4）易受熱帶風暴侵襲沿海地區主要城市的重要供電區域；（5）電網結構或運行安全的特殊需要。7.3.2電纜線路截面的選擇（1）變電站饋出至開關站的干線電纜截面不宜小于銅芯300mm2，饋出至單環網和雙射網的干線電纜截面不宜小于銅芯240mm2，其它專線電纜截面應滿足載流量及動、熱穩定的要求；（2）開關站饋出電纜和其它分支電纜的截面應滿足載流量及動、熱穩定的要求。雙射、單環電纜線路的最大負荷電流不應大于其額定載流量的50％，轉供時不應過載。電纜線路所接用戶數量應依據負荷性質、用戶容量、供電可靠性要求等因素綜合確定。電纜線路路徑應按照地區建設規劃統一安排，結合道路建設同步進行，重要道路兩側均應預留電纜通道，通道的寬度、深度及電纜容量應考慮遠期發展的要求。主要道路路口應預留電纜橫穿過街管道。電纜線路一般采用直埋、溝槽、排管、隧道等敷設方式。直埋時應采取安全防護措施，通行機動車的重載地段，宜采用熱浸塑鋼管敷設。重要電纜線路不宜直埋。地下電纜敷設路徑起、終點及轉彎處應設置電纜警示樁或行道警示磚，以便警示及掌握電纜路徑的實際走向。7.4架空線路設備柱上變壓器三相變壓器容量不宜超過400kVA，單相變壓器容量最大不超過100kVA；(2)變壓器應提高其經濟運行水平，年最大負載率不宜低于50％；(3)進出線宜采用軟交聯聚烯烴絕緣導線、交聯聚乙烯絕緣導線或電力電纜。柱上開關(1)規劃實施配電網自動化地區，開關性能及自動化原理應一致，并預留自動化接口；(2)對過長的架空線路，當變電站出線斷路器保護段不滿足要求時，可在線路中后部安裝重合器。線路調壓器在缺少電源站點的地區，當10kV架空線路過長，電壓質量不能滿足要求時，可在線路適當位置加裝線路調壓器。線路故障指示器在中壓架空線路干線分段處、較大支線首段、電纜支線首段應安裝架空型故障指示器。7.5開關站、配電室、環網單元、箱式變電站Q/GDW370—20099開關站、配電室開關柜的防護等級不應低于IP32，戶外環網單元、箱式變電站防護等級不應低于IP33D。戶外環網單元、箱式變電站應采用全絕緣、全封閉、防內部故障電弧、防凝露等技術，外殼具有防腐蝕、防粘貼等性能，并與周圍環境相協調。開關站(1)開關站宜建于負荷中心區，一般配置雙路電源，優先取自不同方向的變電站，也可取自同一座變電站的不同母線。用戶較多或負荷較重的地區，可考慮建設或預留第三路電源；開關站接線宜簡化，一般采取兩路電纜進線、6?12路電纜出線，單母線分段帶母聯，出線斷路器帶保護。開關站應按配電網自動化要求設計并留有發展余地。配電室配電室一般配置雙路電源、兩臺變壓器，中壓側一般采用環網開關，低壓為單母線分段帶聯絡。變壓器接線組別一般采用D，yn11，單臺容量不宜超過800kVA；室內配電室如受條件所限，可設置在地下一層，但不得設置在最底層。配電室一般使用公建用房，建筑物的各種管道不得從配電室內穿過。配電變壓器宜選用干式變壓器，并采取屏蔽、減振、防潮措施。環網單元環網單元結合用戶建筑物建設或與用戶配電室貼建時，應具有獨立的進出通道，預留電氣設備吊裝口，以便于巡視和故障應急處理；環網單元不適宜結合建筑物建設的，可在用戶內部擇地修建；環網單元一般采取2路電纜進線、4路電纜出線，必要時可采取6路電纜出線。箱式變電站箱式變電站一般用于施工用電、臨時用電場合、架空線路入地改造地區，以及現有配電室無法擴容改造的場所，容量一般不超過630kVA。在配電站、環網單元和箱式變電站的環網柜處應安裝電纜型故障指示器。8低壓配電網基本要求低壓配電網實行分區供電的原則，低壓線路應有明確的供電范圍；低壓配電網應結構簡單、安全可靠，一般采用放射式結構，其設備選用應標準化、序列化。低壓線路供電半徑在市中心區、市區不宜大于150m；超過250m時，應進行電壓質量校核。有條件時，配電變壓器宜配置無功補償及運行數據采集一體化裝置。8.2低壓架空線路市區低壓架空導線宜采用鋁芯交聯聚乙烯絕緣線，干線截面不宜小于150mm2，支線不宜小于70mm2。低壓架空線路宜采用10m電桿，必要時可采用12m電桿。路邊電桿不宜采用預應力型混凝土電桿，防止車撞脆斷。低壓架空線路應采用節能型鋁合金線夾。導線非承力接續宜采用液壓型導線接續線夾或其他連接可靠線夾，設備連接宜采用液壓型接線端子。低壓饋電斷路器應具備過流和短路跳閘功能，并裝設剩余電流保護裝置。8.3低壓電纜線路低壓電纜可采用排管、溝槽、直埋等敷設方式。穿越道路時，應采用抗壓力保護管低壓電纜進出站室集中敷設時宜選用C類阻燃電纜。低壓電纜n接箱內帶電部分應進行絕緣包封，公共場所落地安裝時宜采用雙重絕緣。Q/GDW370—200910低壓配電網接地運行方式8.4.1低壓配電系統可采用TN-C-S、TT接地型式，特殊情況下可采用TN-S接地型式。老舊居民住宅（樓）等產權方應完善自身接地系統并配置終端剩余電流保護器，保障用電安全。中壓配電網中性點經低電阻接地地區，臺區所有設施零線均應接地。接地等效電阻達到0.5Q及以下時，配電變壓器工作接地和保護接地可共用接地裝置，否則應分開設置；二者接地電阻均不應超過Q,且間距不宜小于5m。低壓系統采用TN-C-S接地型式時，配電線路主干線和各分支線的末端中性線應重復接地，且不應少于3處。該類系統不宜裝設剩余電流總保護和剩余電流中級保護,應裝設終端剩余電流保護。配電網繼電保護和自動裝置、配電自動化及信息化配電網應按照GB/T14285《繼電保護和安全自動裝置技術規程》要求配置繼電保護。中壓配電網的繼電保護裝置應預留自動化接口。中壓配電網一般應采用過流、速斷保護、重合閘裝置；中性點不接地和經消弧線圈接地系統的保護裝置宜采用三相模式；中性點經低電阻接地系統應增設零序電流保護。配電自動化技術原則（1）配電自動化應統一規劃,因地制宜,結合配電網接線方式、設備現狀和供電可靠性要求進行規劃設計,力求經濟、實用、可靠；（2）配電自動化建設與改造應循序漸進,分步實施,根據地區配電網特點、負荷性質和供電可靠性要求,選擇具體的配電自動化實現方式；（3）配電自動化應滿足電力二次系統安全防護要求。配電自動化功能配置（1）具備條件并有運行需求的開關站實現遙測、遙信、遙控功能,重要配電室、環網設備實現遙測、遙信功能,有條件地區的架空線路宜實現故障自動隔離功能；（2）高級應用功能結合本地區配電網運行管理需求情況進行配置。配電網自動化的通信通道可利用專網或公網。配電網電纜通道建設時,應同步建設通信通道。信息化系統應完整描述輸、變、配、用等生產流程各環節的信息,并遵循縱向貫通、橫向集成、統一規范、入口唯一、數據共享的原則。用戶接入用戶接入容量范圍和供電電壓表10-1用戶接入容量和供電電壓序號接入容量范圍供電電壓1用電設備總容量100kW及以下或變壓器總容量50kVA及以下380V/220V2變壓器總容量50kVA?8000kVA10kV3變壓器總容量50kVA?30000kVA20kV4變壓器總容量8000kVA?40000kVA35kV注：供電半徑較長、負荷較大的用戶，當電壓質量不滿足要求時，應采用高一級電壓供電。10.2用戶供電方式（1）應按照用戶報裝容量選擇相應電壓等級電網，按區域配電網規劃接入，嚴格控制專線數量；（2）在規劃電纜區內不應再發展架空線路，用戶新報裝容量原則上全部接入電纜網；（3）用戶接入容量較大時（10kV、1000kW及以上，20kV、2000kW及以上），原則上不應接入公Q/GDW370—200911共架空線路，有條件時可接入電纜網；電纜網中，用戶配電室應經環網單元接入公用電網；用戶應在產權分界點處安裝用于隔離用戶內部故障的故障隔離裝置。重要用戶重要用戶的供電電源應滿足GB50052《供配電系統設計規范》規定；重要用戶應根據供電可靠性要求和中斷供電危害程度配置兩路或多路電源，并配置獨立于公網的自備應急電源。自備應急電源與正常供電電源間必須有可靠的閉鎖裝置，防止向配電網反送電；重要用戶的兩路或多路電源宜取自兩座或多座變電站，如電源取自同一變電站，原則上應同時滿足以下條件：①在任何方式下，兩路或多路電源應取自不同段母線；②該站應至少具備兩路電源進線(含來自高一級電壓的不同降壓變壓器)。重要用戶的兩路或多路供電線路(含用戶界內)不宜同路徑敷設或同桿架設；對于省會城市和副省級城市的大型航空機場等重要用戶，應至少由兩路來自不同變電站且分別架設的線路向其供電，且向變電站供電的線路應來自不同方向的更高一級變電站。對于省會城市和副省級城市的大型標志性重要場館(所)等重要用戶，應保證兩路以上供電線路中至少有一路為專線，供電電源逐步過渡為來自不同變電站的供電方式；重要用戶的不同電源進線之間原則上不應安裝母聯開關。重要用戶確需裝設母聯開關時，必須同時安裝可靠的閉鎖裝置；雙電源、多電源和自備應急電源應與供用電工程同步設計、同步建設、同步投運、同步管理。特殊用戶用戶因畸變負荷、沖擊負荷、波動負荷和不對稱負荷對公用電網造成污染的，應提交有關評估報告，并按照“誰污染、誰治理”和“同步設計、同步施工、同步投運、同步達標”的原則進行治理；電壓敏感負荷用戶應自行裝設電能質量補償裝置。高層建筑用戶高層建筑用戶一、二級負荷應采取兩路電源供電，同時應配置自備應急電源；設置在高層建筑物內的配電室必須采用干式變壓器和無油斷路器。1120kV配電網建設20kV配電網新建工程新建的具有一定規模的大型工礦企業、產業園區、經濟開發區、高層建筑、CBD(商業中心)區、居民小區等，在綜合考慮負荷發展水平、負荷密度、技術約束、土地資源節約等條件，并經充分技術經濟論證后，方可采用20kV配電網供電。新建20kV供電區域的網絡架構和電源配置，應充分考慮區域負荷發展水平和供電可靠性要求，至少建設2個電源點。應根據區域內網架結構和敷設（架設）形式，合理確定中性點接地方式。新建20kV配電網應與周邊10kV配電網建立必要的聯絡，以滿足負荷轉供的需要。新建20kV供電區域內，新用戶的配電設施應按照20kV等級進行建設。11.210kV配電網升壓至20kV改造工程滿足下列條件的區域，可考慮將10kV配電網升壓改造至20kV：（1）有一定規模、相對獨立的供電區域；（2）負荷密度較高、增長較快、10kV配電網不能適應的區域。對于選定的升壓改造區域，應進行充分的技術經濟論證，并主要考慮以下因素：（1）電源建設與改造的難易程度；（2）客戶升壓改造的難易程度；Q/GDW370—200912（3）現有配電網規模和設備的老舊程度；（4）區域負荷對供電能力和可靠性的要求。11.2.3升壓改造的實施原則（1）選定區域的升壓改造工程一般應在5年內完成；（2）原則上應同步新建或改造至少2個電源點，滿足供電可靠性要求；（3）應充分利用原有站點、通道和設備設施等資源，并經過必要的評估、論證和試驗；（4）綜合考慮現有接地方式、供電可靠性等因素，合理確定中性點接地方式；（5）10kV和20kV配電網的交界處應根據需要建立必要的聯絡。11.2.4用戶升壓改造原則（1）升壓改造區域內，新用戶的配電設施應按照20kV等級進行建設；（2）原有用戶配電設施的升壓改造應結合用戶工程進行，無改造工程時可通過20/10kV降壓變壓器進行供電。Q/GDW370—200913附錄A35kV電網典型接線圖（1）采用35kV架空線路時，為節省占地，可采用同桿雙回路供電方式，沿線可支接若干變電站，見圖A-1。為提高供電可靠性，有條件時宜在兩側配備電源，見圖A-2。圖A-135kV架空單側電源雙回放射式圖A-235kV架空雙側電源雙回放射式（對射）（2）采用架空線放射式接線方式時，市區范圍支接變電站數不宜超過3座，支接3座變電站時宜采用雙側電源三回路供電。（3）采用35kV電纜線路時，單側電源雙回路可以支接兩個變電站，見圖A-3。（4）負荷密度較高、易于取得不同方向電源的市中心區及市區，支接兩個以上變電站時，宜在兩側配置電源和線路分段，形成環狀接線方式，見圖A-4。圖A-335kV電纜單側電源雙回環式（單環）圖A-435kV電纜雙側電源雙回環式（雙環）（5）市中心區、市區等高負荷密度地區，以及供電可靠性要求較高地區，可采用鏈式接線見圖A-5。圖A-535kV電纜雙側電源雙回鏈式Q/GDW370—200914附錄B20、10kV架空網典型接線圖20、10kV架空線路宜環網布置開環運行，一般采用柱上負荷開關將線路多分段、適度聯絡見圖B-1（三分段、三聯絡），不具備多聯絡條件時，可采用線路末端聯絡方式，見圖B-2。圖B-120、10kV架空單側電源多分段、多聯絡圖B-220、10kV架空雙側電源多分段、單聯絡Q/GDW370—200915附錄C20、10kV電纜網典型接線圖（1）雙射接線方式自一座變電站或開關站的不同中壓母線引出雙回線路，形成雙射接線方式；或自同一供電區域的不同變電站引出雙回線路，形成雙射接線方式，見圖C-1。有條件、必要時，可過渡到雙環網接線方式，見圖C-3。高負荷密度地區可自不同20kV母線引出兩回或三回線路，形成雙射線和三射接線方式。圖C-120、10kV電纜單側電源雙射式（2）單環網接線方式自同一供電區域兩座變電站的中壓母線（或一座變電站的不同中壓母線）、或兩座開關站的中壓母線（或一座開關站的不同中壓母線）饋出單回線路構成單環網，開環運行，見圖C-2。圖C-220、10kV電纜雙側電源單環式（3）雙環網接線方式自同一供電區域的兩座變電站（或兩座開關站）的不同中壓母線各引出一回線路，構成雙環網的接線方式，見圖C-3。圖C-320、10kV電纜雙側電源雙環式Q/GDW370—200916（4）對射線接線方式自不同方向電源的兩座變電站（或開關站）的中壓母線饋出單回線路組成對射線接線方式一般由改造形成。見圖C-4。圖C-420、10kV電纜雙側電源對射式（雙射）Q/GDW370—200917附錄D電纜典型敷設方式圖（1）直埋敷設圖D-1電纜直埋敷設示意圖（2）溝槽敷設圖D-2電纜溝槽敷設示意圖（3）排管敷設圖D-3電纜排管敷設示意圖（沿線電纜管孔直徑不應小于?150mm）Q/GDW370—200918（4）隧道敷設圖D-4電纜隧道敷設示意圖Q/GDW370—200919《國家電網公司城市配電網技術導則》編制說明Q/GDW370—200920目次1編制背冰2InrH編寫過程21回顧213總體結214主要條款說明22與相關標準主要差異對照表25Q/GDW370—2009211編制背景為建立健全配電網技術標準體系，規范各級配電網專業技術管理，國家電網公司生產技術部組織編寫了《城市配電網技術導則》（以下簡稱《導則》），為《配電網管理規定（試行）》提供技術支撐，并對配電網規劃、設計、建設、改造、運行、檢修、用戶接入等各環節提出規范性技術要求。2編寫過程回顧在導則編制過程中，國家電網公司生產技術部先后組織多次會議，對《導則》的編制給予協調、指導，并多次組織專家對《導則》提出修改完善意見。2009年2月18日，生技部召開配電工作座談會，正式啟動《導則》編制工作，確定承擔單位的編寫分工。2009年4月8日，組織研討《導則》編寫大綱，確定了《導則》基本框架。2009年4月21日?22日，召開《導則》編審會，對各承擔單位提交的章節進行了組稿，明確了《導則》適用范圍，修改完善了有關框架。2009年5月26日?27日，召開《導則》第一次審查會，聽取了評審專家對《導則》提出的初步評審意見，并在會后形成征求意見稿。2009年6月8日?24日，由公司生產技術部組織，對《導則》在公司系統各網省公司廣泛征求意見。編寫組根據各單位的修改完善意見形成送審稿。2009年6月29日?30日，召開《導則》第二次審查會，評審專家對送審稿提出了進一步修改完善意見。會后，編寫組根據專家評審意見，進一步完善了《導則》有關章節和文字內容，于8月份形成本稿。山東、江蘇、浙江、甘肅、陜西、吉林、重慶、湖北電力公司等公司系統各單位對本導則的編寫提出了很好的建設性意見。總體結構《導則》共分11章，共137條。第1章“適用范圍”，共2條，主要說明本導則的用途及適用范圍。第2章“規范性引用文件”，列出了本導則所引用的26項標準、導則、規范和規程。第3章“術語和定義”，共9條，主要明確了下列內容：（1）本導則中配電網的適用范圍；（2）市中心區和市區的范圍；（3）配電網主要設施的定義。第4章“總則”，共9條，主要說明制定本導則的目的，以及開展配電網規劃設計、設備選型、建設改造和運行等工作所應遵循的基本原則。第5章“一般技術原則”，共43條，主要明確了配電網電壓等級、供電可靠性、網架結構、中性點接地方式、無功補償和電壓調整、短路水平、電壓偏差、防雷與接地、帶電作業、規劃與設計、運行維護及故障處理等一般性技術原則。第6章“35kV配電網”共8條，主要明確了35kV架空線路、電纜線路及變電站的主要技術規定。第7章“20、10kV配電網”，共31條，主要從20、10kV配電網規劃、設計、建設、改造和運行等各環節對架空線路、電纜線路及電源站室提出了技術要求。第8章“低壓配電網”，共14條，主要對低壓架空線路、電纜線路及其接地運行方式提出了技術要求。第9章“配電網繼電保護和自動裝置、配電網自動化及信息化”，共6條，主要對配電網繼電保護和自動化等方面提出了原則性技術要求。第10章“客戶接入”，共6條，主要對用戶接入容量、供電電壓適用條件、用戶供電方式等內容提Q/GDW370—200922出技術要求，并對重要用戶、特殊用戶和高層建筑用戶電源配置等提出了原則性技術要求。第11章“20kV配電網建設”共9條，提出了20kV配電網新建工程和10kV配電網升壓改造至20kV的主要技術原則。主要條款說明第3.7條配電站作為配電網直接向用戶配送電能的降壓裝置，包括永久性的戶內配電室、箱式變電站和柱上變壓器三種形式。第5.1.1條目前公司系統中壓配電網以20、10kV為主，個別地區由于歷史原因遺留的6kV配電線路，由于所占比例極小，且不符合公司配電網的發展方向，因此本導則未進行重點闡述。第5.1.2條本條規定了優化配置配電電壓序列，簡化變壓層次的基本原則，以避免重復降壓和設備配置不當。第5.2.1條明確了城市配電網應滿足供電安全N-1準則的要求，并強調在電網運行方式變動和大負荷接入前，應對電網轉供負荷能力進行評估，以便采取措施，保證負荷轉移的實現。第5.2.2條本條主要從城市配電網規劃的角度，對中、低壓供電回路主要元件的最大載流能力進行了原則性要求，避免在負荷轉移等特殊情況發生時由于單個元件原因限制整條線路的供電能力。第5.2.3條本條強調了采用雙路或多路電源供電時，如條件具備，電源線路宜采取不同方向或不同路徑架設（敷設），并充分考慮多路電源的運行關聯性，避免雙路或多路電源同時發生故障。第5.3.1條配電網的網架結構和接線方式應充分考慮所在區域的類別、地區負荷密度以及負荷性質，與地區發展規劃相結合，合理確定配電網的目標網架結構和接線方式。同時從規范網架結構和實施配電自動化建設的角度出發，要求配電網網架結構應簡潔，并盡量減少結構種類，以利于后期各項配電自動化功能的順利實現。第5.3.3條本條明確了中壓架空線路分段、聯絡的基本原則。通常可根據實際情況將較長或用戶數量較多的中壓架空線路分為3段，以便于故障處理或檢修時減小停電區間，增加線路運行的靈活性。同時，每條架空線路一般可設3處或更多聯絡點，每個分段可設1處聯絡，一方面可以合理減少設備投入，另一方面便于調度控制，故在此推薦適度聯絡。、第5.3.4條單環式接線的電纜線路，當一側電源出現故障時，可以通過線路倒閘，由另一側電源繼續供電，并且網架結構簡潔，有利于實施自動化。雙射式電纜線路通常在建設初期由雙電源側向同一方向建設施工，易于實施，并在有需求時，可進一步發展為雙環接線和異站對射接線，供電可靠性高。本導則在征集各地供電單位意見的基礎上，重點推薦單環式、雙射式和雙環式接線方式。此外，部分地區還采用了單環網群、N用一備等接線方式。第5.4.2條歷史上，我國中壓配電網中性點接地方式主要采用不接地和經消弧線圈接地的運行方式，當時配電網主要以架空裸導線線路為主，單相接地是線路故障的主要類型，主要原因包括樹枝刮碰、鳥害等，故障電流通常未超過允許范圍。對于此類單相接地故障電容電流較小的線路，可以采用中性點不接地或經消弧線圈接地的運行方式。在這兩種運行方式下，大多數瞬時性單相接地故障的電弧能自行熄滅，不影響系統正常運行；即使在金屬性單相接地或單相接地電弧不能自行熄滅時，由于單相接地故障不影響電壓的三相平衡，線路仍允許帶故障運行1?2小時并繼續向用戶供電，便于及時查找故障線路，提高供電可靠性。隨著城市化發展和用電負荷的增加，中壓電纜線路用量日益增大，其故障電容電流值通常較高，消弧線圈設備難以快速熄滅故障電流，進而導致故障引起的過電壓造成老舊電纜其他部位或開關設備絕緣擊穿。此類線路采取中性點經低電阻接地方式后，能夠有效降低單相故障接地時的非故障相工頻電壓升高，并限制故障引起的暫態過電壓峰值，合理降低對相關設備絕緣水平的要求。同時還可以通過組合采用結構簡單的繼電保護裝置，選擇性快速切除單相接地故障，保障設備安全。上海、北京等單位已經取得了較為豐富的運行經驗。Q/GDW370—200923第5.4.4條本條明確了混合配電網采用中性點經低電阻接地方式時應采取的相應措施，減少發生單相接地故障的幾率，并避免因單相接地電流較大，導致跨步電壓和接觸電壓過高威脅出行人員安全等現象。第5.4.5條本條強調在正常運行方式下，中性點接地方式不同的配電網應盡量避免互帶負荷，否則當發生單相接地故障時，有可能導致相關繼電保護裝置異常運行，增加運行風險。第5.5.3條本條明確了配電變壓器低壓側無功補償的基本原則，應以電壓為約束條件，根據無功需量進行分組自動投切，同時避免配電變壓器出口電壓過高，使電容器無法投入運行。近年來，部分單位低壓無功補償投切電容器已普遍采用晶閘管投切、交流接觸器運行方式，克服了采用專用交流接觸器投切電容器，涌流較大易損傷接觸器和電容器，以及采用晶閘管投切運行方式帶來的管壓降損耗等缺陷，使得低壓無功補償裝置的可靠性和免維護性能大大提高。第5.5.4條中壓架空線路無功補償是一項較為成熟的技術。對于供電距離較遠、功率因數較低的中壓架空線路上可適當安裝并聯補償電容器，并采用真空開關、自動控制單相分別投切方式。第5.8.4條中壓絕緣線在瓷瓶或線夾固定處通常不剝除絕緣層，當線路遭受雷擊時，雷電壓擊穿絕緣形成相間短路，雷電流通過后，工頻續流繼續通過針孔通道。由于弧根被絕緣層擊穿孔固定，電弧無法像裸導線上被短路電流產生的電動力排斥沿導線向負荷方向移動，因此絕緣線比裸導線更易雷擊斷線。而避雷器的防護距離有限，因此，多雷地區無建筑物屏蔽的中壓絕緣線路電桿應逐基采取有效防雷措施。第5.8.5條針對近年來城區范圍進行的一戶一表改造，雖然部分地區柱上變壓器出線處安裝有低壓避雷器，但由于低壓架空線路供電半徑一般較長，無法對線路上的電能表形成有效保護，電能表易遭雷擊損壞，故應采取有效防雷措施。第5.10.3條城市繁華地區架空線路的入地改造是改善城市環境的社會工程，入地電纜工程應嚴格按照公司有關規定，按“誰主張、誰出資”的原則實施。同時，為合理降低后期工程建設投資，各單位應進一步加強與市政單位等部門溝通協調，將電纜入地工程建設與市政道路建設等同步實施，避免重復建設。第5.11.4條電纜線路的快速故障定位對快速修復受損電纜并恢復供電，縮短停電時間，提高供電可靠性具有重要意義，各地供電單位已積累了豐富的運行經驗。同時對于架空線的單線接地故障，部分故障類型受損部位不明顯，線路故障排查困難，也應積極研究采用各種成熟和先進故障定位技術。第7.2.2條通常情況下，架空線路在二分段、二聯絡接線方式下，由于考慮線路負荷轉供至其相鄰回路，運行電流宜控制在安全電流的2/3左右，以預留轉移負荷能力。本條綜合降低線路運行線損，提出在最不利情況下的轉供能力。第7.2.3條市區范圍內樹枝刮碰、建筑施工機械、汽車碰桿、拉線、拋扔、風刮雜物等現象較為突出，同時裸導線線路也對人群密集區的市民生命財產安全造成威脅，因此推薦采用中壓架空絕緣線路。第7.2.4條本條款是落實公司十八項電網重大反事故措施的相關條款，為最大限度地防止和減少主變（特別是大容量主變）出口短路，有必要對變電站出線1km范圍內采用絕緣導線，且逐基電桿安裝帶間隙氧化鋅避雷器以防止雷擊工頻續流短路。第7.2.5條近年來絕緣材料的廣泛應用，以及10kV架空絕緣線路的大量推廣，已具備通過推廣線路及設備全絕緣化進一步提高供電可靠性的條件。第7.2.7條本條款明確了中壓架空線路選用鋼筋混凝土電桿的長度。同時，由于預應力型混凝土電桿屢屢發生車輛撞桿造成脆斷，根部錯位，威脅出行人員及車輛的安全，故路邊電桿不推薦使用預應力型混凝土電桿，宜采用鋼筋混凝土電桿。第8.2.2條類同。第7.2.8條鑒于其他導線接續方式存在施工質量把關及驗收的困難，屢次發生線夾故障和傷及施Q/GDW370—200924工人員，且國外架空配電線路基本采用液壓接續，因此，本條款建議采用金具液壓接續方式。第8.2.3條類同。第7.2.9條本條款針對近年來各地弱電線（廣播電視線、通訊線纜等）違章搭掛電力線路而提出。違章搭掛往往私自施工，躲避檢查，并因敷設雜亂、對地距離過低，被車輛兜刮帶倒電桿，造成大面積停電事故，并屢次發生違章施工人員傷亡事故。本導則強調確需搭掛時，應履行相關手續，采取必要措施。第7.3.1條本條款明確了采用電纜線路的各項技術必要條件，并強調必須按照公司有關要求具備相應的各項實施條件后，方可開展電纜項目建設。第7.3.2條規定變電站饋出電纜截面，主要目的是為了在便于施工的前提下，盡可能有效利用電纜通道資源，合理提高線路最大輸送負荷能力。銅芯電纜與鋁芯電纜除設備成本之外，通道資源和建設費用基本相同，但銅芯電纜的最大輸送負荷能力明顯高于鋁芯電纜，并在連接可靠性及安全性方面具有優勢。參見GB50217—2007《電力工程電纜設計規范》條文說明3.1.2條。第7.3.3條中壓電纜線路負荷的控制原則與其接線方式有關，雙放射式線路裕度應不小于其額定載流量的1/2，單環網式線路應根據分段點及電纜線路的具體情況確定。第7.3.4條為有效發揮變電站或開關站的開關間隔利用率，應合理提高饋出線路的負荷率。考慮到用戶負荷的同時系數及重要程度，應對電纜線路上的大負荷用戶和重要用戶的接入數量進行控制，同一電纜線路所接用戶的負荷性質及重要程度宜一致。由于各地報裝容量、負荷率及同時率有較大差別，正常情況下同一電纜線路接入用戶的數量宜根據當地的積累經驗確定。第7.4.1條根據DL/T5220—2005《10kV及以下架空配電線路設計技術規程》規定,，400kVA及以下的變壓器，宜采用柱上式變壓器臺。400kVA以上的變壓器，宜采用室內裝置?！敝吓潆娮儔浩鞯娜萘坎灰诉^大，否則易導致二次側額定電流過大，而受柱上施工條件所限，引流導體的配置及連接工藝質量難以得到有效保障，不利于設備安全；同時發生故障時影響范圍大，造成用戶供電可靠性降低。根據各單位反饋意見，原有配電變壓器容量不能滿足要求時，應優先采取分裝配電變壓器設備的方式，而不是單獨更換大容量變壓器，且柱上變壓器容量不宜超過400kVA。根據SD292—1988《架空配電線路及設備運行規程（試行）》的規定：配電變壓器最大負荷電流不宜低于額定電流60%。鑒于新型配電變壓器的鐵損已有效降低，并吸取各單位意見及綜合考慮技術現狀，將年最大負載率調整為不宜低于50%。第7.4.3條在缺少電源站點地區的線路上加裝線路調壓器，是一種滿足用戶需求并節省初期電網投資的有效方式，在國外已普遍采用，近年來國內也取得了較為豐富的運行經驗。一般宜采用三相調壓器方式，調壓器額定電