标准规范下载简介：

内容预览由机器从pdf转换为word，准确率92%以上，供参考

Q／GDW 10370-2016 配电网技术导则.pdf

配电网公共连接点电压暂降和短时中断的统计和检测按照GB/T30137的规定执行。

5.3.4三相电压不平衡

公共连接点的三相电压不平衡度应符合GB/T15543

接点电压总谐波畸变率应小于4%，分配给用户的谐波电流允许值应保证各级电网公共连接点处谐波 玉在限值之内。注入公共连接点的谐波电流允许值、公用电网谐波电压和谐波电流的测量和计算按 GB/T14549的规定执行

GB/T 28185-2011 城镇供热用换热机组Q/GDW103702016

Q/GDW103702016

d）合理选择配电变压器分接头，避免因电压过高造成电容器无法投入运行： e）户外无功补偿装置宜采用免（少）维护设计，投切动触头等应密封，箱外引线应耐气候老化。 5.4.4供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上，可适当安装并联补偿电容器，其容量（包括电 力用户）一般按线路上配电变压器总容量的7%～10%配置（或经计算确定），但不应在低谷负荷时向 系统倒送无功。 5.4.5大量采用电缆线路的城市电网，在新建及改造35kV及以上电压等级变电站时，应配置适当容

5.4.6调节电压可采取以下措施：

a 变电站应选用有载调压变压器，在变压器的中低压侧母线上装设自动无功补偿装置； 6 中压线路上加装1台（组）线路调压器或多台（组）线路调压器； C） 合理选择配电变压器分接头： d 负荷波动较大、电压质量要求较高时，根据需要可配置有载调压配电变压器： e 长线路中后段接有大负荷且电压波动大的中压架空线路，可增设串联补偿，安装容量及位置应 计算确定。

5.5改善电能质量措施

改善电能质量可采取以下措施： a） 接有10kV的分布式电源或冲击性和波动性负荷的变电站或开关站等应装设电能质量监测装 置；易产生谐波的典型配电变压器台区（居民、工商业）应加强电能质量检测，必要时应装设 电能质量监测装置；电能质量监测数据应接入相关在线监测系统； b） 电能质量治理可采取低压电容器串联电抗器、配置专用滤波装置等措施，并与无功补偿协同设 计； 中低压单相负荷应均衡接入三相线路，单相分布式发电单元亦应均衡接入三相线路，三相配电 变压器绕组联结组别宜优先选用Dynll； d 实施中压架空线路绝缘化并采取避雷器防护，必要时采取电缆线路供电，改善线路运行外界环 境，减少故障跳闸率及电压暂降； e 推动用电设备制造行业提高产品的功率因数，降低谐波污染，避免对电网产生不良影响

技术降损可采取以下措施： a 过载、重载的中低压线路优先采取新出线路分切负荷的方式，或采取与其他线路均衡负荷的方 式； b 合理划分变电站及馈线供电区域，一般不跨供电区域供电；一般负荷就近供电，避免线路迁回； 均衡线路负荷，合理确定线路开环点： C） 配电变压器宜接近负荷重心（中心）供电，缩短低压线路供电半径： d) 中低压线路应提高功率因数： e) 平衡三相线路各相负荷电流： f 新建或改造线路导线截面应按规划目标一次性建成，避免产生线路瓶颈，使供电能力受限； g 宜采用S13及以上的节能型配电变压器，逐步淘汰高损耗配电变压器； h 宜采用各种技术经济措施（储能等），消减负荷峰谷差，降低电网损耗。

5.7.1配电网应根据供电区域类型、负荷密度及负荷性质、供电可靠性要求等，结合上级电网网架 构、本地区电网现状及廊道规划，合理选择目标电网结构。

Q/GDW103702016

5.7.2农村偏远地区 般为辐射式，35kV变压器接入一般采用T 方式。各供电区域目标电网结构见表 典型接线方式按照附录B执行

表135kV电网结构推荐表

注1：A+、A、B类供电区域供电安全水平要求高，35kV电网宜采用链式结构，上级电源点不足时可采用双环网结 在上级电网较为坚强且10kV具有较强的站间转供能力时，也可采用双辐射结构。 注2：C类供电区域供电安全水平要求较高，35kV电网宜采用链式、环网结构，也可采用双辐射结构。 注3：D类供电区域35kV电网可采用单辐射结构，有条件的地区也可采用双辐射或者环网结构。 注4：E类供电区域35kV电网一般采用单辐射结构。

5.7.310kV配电网且标电网应满足下列要求

KV配电网日称电网内应两定下剂安求 结构规范、运行灵活，具有适当的负荷转供能力和对上级电网的支撑能力； 6 能够适应各类用电负荷的接入与扩充，具有合理的分布式电源、电动汽车充电设施的接纳能力； C） 设备设施选型、安装安全可靠，具备较强的防护性能，具有较强的抵御外界事故和自然灾害的 能力； d） 便于开展不停电作业； e） 保护及备用电源自投装置配置合理可靠； 满足配电自动化发展需求，具有一定的自愈能力和应急处理能力，并能有效防范故障连锁扩大 名 满足相应供电可靠性要求，与社会环境相协调，建设和运行维护费用合理。 5.7.4 规划A+、A、B、C类供电区域10kV架空线路宜采取多分段、适度联络接线方式；D类供电区 域可采取多分段、单辐射接线方式，具备条件时可采取多分段、适度联络或多分段、单（末端）联络接 线方式；E类供电区域可采取多分段、单辐射接线方式。典型接线方式按照附录C执行，符合以下原则： a 架空线路的分段数一般为3段，根据用户数量或线路长度在分段内可适度增加分段开关，缩短 故障停电范围，但分段数量不应超过6段： b） 架空线路联络点的数量根据周边电源情况和线路负载大小确定，一般不超过3个联络点，联络 点应设置于主干线上，且每个分段一般设置1个联络点。 5.7.5 规划A+、A、B类供电区域10kV电缆线路接线方式宜采用双环式、单环式，C类供电区域10kV 电缆线路宜采用单环式，典型接线方式按照附录D执行，符合以下原则： a 规划A+、A、B类供电区域中双电源用户较为集中的地区，10kV电缆线路宣接双环式结构规 划。根据负荷性质、负荷容量及发展可一步到位，亦可初期按双(对)射接线建设，根据需要和 可能逐步过渡至双环接线。接入双环、双射、对射网的环网室和配电室的两段母线之间可配置 手动操作的母联开关： 6 规划A+、A、B、C类供电区域中单电源用户较为集中的地区，10kV电缆线路宜按单环式结 构规划。组成单环网的2条配电线路应来自不同变电站或开关站，电源点受限时可来自同一变 电站或开关站的不同母线。单环网尚未形成时，可与现有架空线路暂时拉手：

Q/GDW103702016

Q/GDW103702016

c）实施架空线路入地改造为电缆线路的区域，应按照电缆线路的目标网架结构规划、设计和预留， 不得降低供电能力及供电可靠性水平。 5.7.6变电站母线、中压馈出线路（含架空线路、电缆线路）负荷宜均衡，中压线路优先与不同上级 电源变电站线路进行联络。 5.7.7目标电网建成后，A+类供电区域宜达到具有上一级变电站全停情况下的负荷转移能力，A、B 类供电区域宜达到具有上一级变电站停一段10kV母线情况下的负荷转移能力。 5.7.8低压线路应有明确的供电范围，低压配电网应结构简单、安全可靠，一般采用放射式结构，其 设备选用应标准化。

5.8.1中性点接地方式选择应根据配电网电容电流，统筹考虑负荷特点、设备绝缘水平以及电缆化率、 地理环境、线路故障特性等因素，并充分考虑电网发展，避免或减少未来改造工程量。 5.8.235kV、10kV配电网中性点可根据需要采取不接地、经消弧线圈接地或经低电阻接地；220V/380V 配电网中性点采取直接接地方式。各类供电区域35kV、10kV配电网中性点接地方式宜符合表2的要求

表2供电区域适用的接地方式

5.8.3按单相接地故障电容电流考虑，35kV配电网中性点接地方式选择应符合以下原则： a） 单相接地故障电容电流在10A及以下，宜采用中性点不接地方式： b） 单相接地故障电容电流在10A~100A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式，接地电流宜控制在 10A以内； ） 单相接地故障电容电流达到100A以上，或以电缆网为主时，应采用中性点经低电阻接地方式； d） 单相接地故障电流应控制在1000A以下。 5.8.4 按单相接地故障电容电流考虑，10kV配电网中性点接地方式选择应符合以下原则： a) 单相接地故障电容电流在10A及以下，宜采用中性点不接地方式： b） 单相接地故障电容电流超过10A且小于100A~150A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式； c） 单相接地故障电容电流超过100A~150A以上，或以电缆网为主时，宜采用中性点经低电阻接 地方式； d 同一规划区域内宜采用相同的中性点接地方式，以利于负荷转供。 5.8.5 采取消弧线圈接地方式，应符合以下原则： a） 消弧线圈的容量选择宜一次到位，不宜频繁紧改造 6） 采用具有自动补偿功能的消弧装置，补偿方式可根据接地故障诊断需要，选择过补偿或欠补偿 C） 正常运行情况下，中性点长时间电压位移不应超过系统标称相电压的15%；

5.8.3按单相接地故障电容电流考虑，35kV配电网中性点接地方式选择应符合以下原则： a) 单相接地故障电容电流在10A及以下，宜采用中性点不接地方式： b） 单相接地故障电容电流在10A~100A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式，接地电流宜控制在 10A以内； ） 单相接地故障电容电流达到100A以上，或以电缆网为主时，应采用中性点经低电阻接地方式： d) 单相接地故障电流应控制在1000A以下。 5.8.4 按单相接地故障电容电流考虑，10kV配电网中性点接地方式选择应符合以下原则： a) 单相接地故障电容电流在10A及以下，宜采用中性点不接地方式： b) 单相接地故障电容电流超过10A且小于100A~150A，宜采用中性点经消弧线圈接地方式； c) 单相接地故障电容电流超过100A~150A以上，或以电缆网为主时，宜采用中性点经低电阻接 地方式； d) 同一规划区域内宜采用相同的中性点接地方式，以利于负荷转供。 5.8.5 采取消弧线圈接地方式，应符合以下原则： a) 消弧线圈的容量选择宜一次到位，不宜频紧改造： b) 采用具有自动补偿功能的消弧装置，补偿方式可根据接地故障诊断需要，选择过补偿或欠补偿 C） 正常运行情况下，中性点长时间电压位移不应超过系统标称相电压的15%； d) 补偿后接地故障残余电流一般宜控制在10A以内； 采用适用的单相接地选线技术，满足在故障点电阻为10000以下时可靠选线的要求：

5.8.5采取消弧线圈接地方式，应符合以下原

a 消弧线圈的容量选择宜一次到位，不宜频繁改造； b） 采用具有自动补偿功能的消弧装置，补偿方式可根据接地故障诊断需要，选择过补偿或欠补偿； c） 正常运行情况下，中性点长时间电压位移不应超过系统标称相电压的15%； d) 补偿后接地故障残余电流一般宜控制在10A以内：

a 消弧线圈的容量选择宜一次到位，不宜频繁改造； b） 采用具有自动补偿功能的消弧装置，补偿方式可根据接地故障诊断需要，选择过补偿或欠补偿； c） 正常运行情况下，中性点长时间电压位移不应超过系统标称相电压的15%； d) 补偿后接地故障残余电流一般宜控制在10A以内：

Q/GDW103702016

f）一般C、D类区域采用中性点不接地方式时，宜预留变电站主变压器中性点安装消弧线圈的位 置。 5.8.6中性点不接地和消弧线圈接地系统，中压线路发生永久性单相接地故障后，宜按快速就近隔离 故障原则进行处理，宜选用消弧线圈并联电阻、中性点经低励磁阻抗变压器接地保护（接地转移）、稳 态零序方向判别、暂态零序信号判别、不平衡电流判别等有效的单相接地故障判别技术。配电线路开关 宜配置相应的电压、电流互感器（传感器）和终端，与变电站内的消弧、选线设备相配合，实现就近快 速判断和隔离永久性单相接地故障功能

5.8.710kV中性点采用低电阻接地方式时，应符合以下原则：

采用中性点经低电阻接地方式时，应将单相接地故障电流控制在1000A以下； b） 中性点经低电阻接地系统阻值不宜超过102，使零序保护具有足够的灵敏度： 如采用中性点经低电阻接地方式，架空线路应实现全绝缘化，降低单相接地故障次数： d 低电阻接地系统应只有一个中性点低电阻接地运行，正常运行时不应失去接地变压器或中性点 电阻；当接地变压器或中性点电阻失去时，主变压器的同级断路器应同时断开； e 选用穿缆式零序电流互感器，从零序电流互感器上端引出的电缆接地线要穿回零序电流互感器 接地。 .8.8 消弧线圈改低电阻接地方式应符合以下要求： a 馈线设零序保护，保护方式及定值选择应与低电阻阻值相配合： 低电阻接地方式改造，应同步实施用户侧和系统侧改造，用户侧零序保护和接地应同步改造： C） 10kV配电变压器保护接地应与工作接地分开，间距经计算确定，防止变压器内部单相接地后 低压中性线出现过高电压： d 宜根据电容电流数值并结合区域规划成片改造

5.9短路水平和设备选择

变压器容量、阻抗选择和运行方式等 面进行控制，使各级电压断路器的开断电流与相关设备的动、热稳定电流相配合，变电站内母线的短 水平不应超过表3中的数值

表3变电站内母线的短路水平

注1：220kV变电站10kV侧无馈线出线时不宜 注2：110（66）kV变电站的10kV母线的短路水平不宜超过20（16）kA

注2：110（66）kV变电站的10kV母线的短路水平不宜超过20（16）kA。

5.9.2选择配电线路开关设备的短路容重 ，对变电站近区安装的环网柜、柱上 关、跌落式熔断器，应根据现场状况进行 开关设备额定容量的选择应符合表4的规

Q/GDW103702016

Q/GDW103702016

表4开关设备额定容量

5.9.3在技术经济合理的基础上，合理控制配电网的短路容量。限制短路电流的主要技术措施包括： a）主网分区、开环运行，变电站母线分段、主变压器分列运行； b） 控制主变压器容量； C 采用高阻抗主变压器或二次绕组分裂式主变压器： d）主变压器低压侧加装电抗器等限流装置。 5.9.4应加强变电站低压侧及近区线路设施的技术防护手段，减少其短路对主变压器的冲击

5.10.1对35kV线路应采取差异化防雷措施，中雷区及以上地区的35kV架空线路宜全线架设避雷线， 易遭受雷击的杆塔应装设带间隙氧化锌避雷器。变电站出站1km近区范围杆塔接地电阻宜控制在102 以内，其他区域按照GB50064的规定执行。 5.10.2中压配电设备防雷保护应选用无间隙氧化锌避雷器，避雷器的标称放电电流一般应按照5kA 执行。对于中雷区及以上山区、河流湖叉等故障不易查找的区域，中压配电设备避雷器的标称放电电流 可提高等级， 5.10.3中压架空绝缘线路应采取带间隙避雷器、放电位绝缘子或绝缘横担等措施防止雷击断线，对 于可靠性要求高的中压架空绝缘线路或变电站馈出线路1km或2km范围内应逐杆装设带间隙避雷器， 线路周围有高大建筑等屏蔽物时可不采取防雷击断线措施。 5.10.4中雷区及以上区域，中压架空线路裸导线跨越高等级公路、河流等大档距处应采用带间隙避雷 器保护，带有重要负荷或供电连续性要求较高负荷的架空裸导线线路宜采用带间隙避雷器保护。 5.10.5多雷区及以上的空旷区域的中压架空线路可执行GB50061的规定，架设架空地线保护，中雷 区空旷区域变电站出站1km或2km范围中压架空线路及易遭受雷击的线路段宜架设架空地线保护。当 线路为绝缘导线或带有重要负荷时，宜同时采取架空地线和带间隙避雷器的保护措施。 5.10.6多雷区低压架空线路可根据运行经验安装低压避雷器。 5.10.7新建或改造架空绝缘线路导线的防雷保护应利用环形混凝土电杆的钢筋自然接地，其接地电阻 不宜大于302，如无法满足可采取多基电杆接地线相连的方式。横担与接地引下端应有可靠电气连接， 符合GB50061的规定，避免混凝土被雷电击碎，造成钢筋锈蚀。高土壤电阻率地区可采用增设接地电 极降低接地电阻或换土填充等物理性降阻方式，不得使用化学类降阻剂

5.11不停电作业技术

Q/GDW103702016

5.11.2配电工程方案编制、设计、设备选型等环节，应考虑不停电作业的要求。 5.11.3配电网不停电作业可采取架空线路带电作业和电缆不停电作业，作业项目和工作要求应按照 Q/GDW520的规定执行。 5.11.4不停电作业根据现场需求采用绝缘杆带电作业法、绝缘手套带电作业法、综合不停电作业法， 在作业效率允许的情况下，宜创造条件采用绝缘杆法提高作业安全性，绝缘杆法可借助绝缘斗臂车或绝 缘平台等实施。

5. 12 规划与设计

5.12.1配电网规划应按照Q/GDW1738的规定编制，规划时考虑计量装置安装、改造费用，并适时 滚动修编。 5.12.2根据城乡发展规划和电网规划，结合区域用地的饱和负荷预测结果，确定目标电网的线路走廊 路径及通道规模，以满足预期供电容量的增长。 5.12.3中低压线路供电半径应通过负荷矩校核，满足末端电压质量的要求，可参考附录E。10kV线 路供电半径，原则上规划A+、A、B类供电区域供电半径不宜超过3km，C类不宜超过5km，D类不 宜超过15km，E类供电区域供电半径应根据需要经计算确定；低压线路供电半径，原则上A+、A类供 电区域供电半径不宜超过150m，B类不宜超过250m，C类不宜超过400m，D类不宜超过500m，E类 供电区域供电半径应根据需要经计算确定。 5.12.4公用架空线路现阶段仍是配电网的重要组成部分，应充分发挥其作用。随着城市建设的不断发 展，在有条件的地区宜逐步发展电缆网络，电缆通道的建设宜与地区规划建设同步实施；综合管廊中电 力电缆舱的建设应执行国家电网公司电缆通道选型与建设相关原则，满足国家及行业标准中电力电缆与 其它管线的间距要求。 5.12.5架空线路的入地改造应纳入市政建设总体规划，与市政道路建设等同步实施。 5.12.6配电设备应标准化、免（少）维护、安全可靠、节能环保、与环境协调，并具备通用性、可互 换性，考虑不同设备的寿命周期差异，对附着在一次设备上的二次设备，应便于拆卸更换。供电可靠性 要求较高、环境条件恶劣及灾害多发的区域，应适当提高设备选型标准。 5.12.7 各地区应结合实际，开展差异化设计和针对性措施，应对严重自然灾害和恶劣运行环境： a 不应跨越主干铁路，应尽可能避免跨越高等级公路，确需跨越时，一般应采用电缆从铁路下方 穿过，采用电缆下穿、独立耐张段等措施上跨高等级公路； 6） 城市配电网的重要线路宜采用电缆； C） 通过覆冰地区的架空线路可根据评估结果，采取加强导线强度等防冰措施； d 沿海、盐雾及严重化工污移区域应采用耐腐蚀导、地线，采用耐污绝缘子或增大绝缘子爬电距 离。土壤腐蚀严重地区的接地装置应采用耐腐蚀性材料； e） 易受台风、覆冰等影响地区的架空线路宜采用钢管塔、加固电杆基础、装设防风拉线、减小档

5.12.6配电设备应标准化、免（少）维护、安全可靠、节能环保、与环境协调，并具备通用性、可 换性，考虑不同设备的寿命周期差异，对附着在一次设备上的二次设备，应便于拆卸更换。供电可靠 要求较高、环境条件恶劣及灾害多发的区域，应适当提高设备选型标准。

a 不应跨越主干铁路，应尽可能避免跨越高等级公路，确需跨越时，一般应采用电缆从铁路下方 穿过，采用电缆下穿、独立耐张段等措施上跨高等级公路； b) 城市配电网的重要线路宜采用电缆； C） 通过覆冰地区的架空线路可根据评估结果，采取加强导线强度等防冰措施： d 沿海、盐雾及严重化工污移区域应采用耐腐蚀导、地线，采用耐污绝缘子或增大绝缘子爬电距 离。土壤腐蚀严重地区的接地装置应采用耐腐蚀性材料； 易受台风、覆冰等影响地区的架空线路宜采用钢管塔、加固电杆基础、装设防风拉线、减小档 距、减小耐张段长度等措施。

5.13.1配电网的建设与改造以提高供电能力，完善电网网架，提升设备水平为目标，优先解决配电网 “卡脖子”、重过载、“低电压”等问题。配电网的建设与改造应综合考虑地区规划、配电网规划、供 电可靠性、经济性、智能化、新能源接入等各方面的因素，逐年合理安排投资规模， 5.13.2配电网的建设与改造应符合配电网标准化建设的要求，新建及改造工程中应全面应用配电网工 程典型设计、电能计量典型设计和标准物料，在改造工程中逐步替换非标准设备和物料。 5.13.3中压架空和电缆线路应深入低压负荷中心，宜采取“小容量、密布点、短半径”的供电方式配 置配电变压器，按照“先布点、后增容”的原则进行中低压电网改造。

Q/GDW103702016

Q/GDW103702016

5.13.4线路和通道等设备设施宜一次性建设改造到位，避免反复增容或升级改造。中压开关站、环网 室（箱）、配电室的设备、进出线等应按照目标网架结构的要求，确定建设规模和接线方式相对固定的 典型方案，站内设施、设备宜预留扩展空间。中低压架空主干线路宜按照全寿命周期不更换导线原则进 行选型。 5.13.5配电网建设和改造时，根据负荷性质和供电可靠性要求，应预留必要的接入位置或端口，适应 应急发电机（车）或移动式配电变压器的快速接入。 5.13.6依据配电网供电能力评估结果，综合考虑线路设备供电能力、运行状况、运行年限及运行环境 等因素，确定配电网建设改造区域、项目。通过对配电网网架、设备等薄弱环节的梳理和排查，确定规 划期改造工程量和投资规模。 5.13.7配电网设备选型和配置应能适应现代配电网的发展要求，在配电自动化实施和规划区域内，应 满足配电自动化建设要求一次建成，避免重复改造，所涉及配电设备应预留自动化接口，相关站室预留 配电自动化终端安装位置。 5.13.8电缆通道建设时，应根据建设场合、地质状况采取相适应的敷设方式和管道材料，应采用先进 施工技术，防止隧道井壁渗漏水、地基不均匀沉降，封堵设备电缆孔洞、电缆排管端口，避免设备凝露、 管孔淤塞等。 5.13.9电力设施应采取技术防盗措施，诸如线路导线及设施防盗技术，电缆井盖状态监测及防盗技术， 配电变压器防盗技术。 5.13.10配电网的建设与改造应考虑环进环出、配出线路关口、用户计量装置的安装需求，满足计量 互感器、智能表、采集终端的安装、维护，满足配网电量分析、 监测及同期线损精准统计的需求

5.14运行维护及故障处理

Q/GDW103702016

5.14.7开关站、配电室、箱变、环网箱（室）、低压综合配电箱等设备设施柜门锁具应具备防误闭 功能，对存量锁具应逐步进行改造。

6.135kV架空导线截面的选择应满足负荷发展的要求，宜按远期规划考虑。同一区域内宜选用2 种规格，架空线路宜采用钢芯铝绞线，盐雾、严重化工污移区域及沿海区域可采用防腐型导线，截面 择见表5。

表535kV架空线路主于线截面选择表

6.235kV架空线路一般采用铁塔、钢管或环形混凝土电杆，路径尽量减少与道路、河流、铁路等的交 叉，尽量避免跨越建筑物，对架空电力线路跨越或接近建筑物的距离，应符合GB50061的规定。 6.3电缆线路主要用于通道狭窄，架空线路难以通过或市政规划有特殊要求的地区，以及电网结构或 运行安全有特殊需要的地区。电缆宜采用交联聚乙烯铜芯电缆，电缆截面应满足负荷发展的要求，宜按 远期规划考虑，同一地区电网可选用2~3种，电缆截面选择见表6。

表635kV电缆截面选择表

6.435kV电缆一般采用直理、排管、电缆沟、隧道等敷设方式，穿越道路、重型车辆通行等区域不应 采用直理型式。 6.535kV变电站主变压器的选择应综合负荷密度、空间资源条件、上下级电网协调和整体经济性等因 素，确定变电站供电范围及主变压器的容量序列。变电站内主变压器配置一般不超过3台，单台主变容 量不大于31.5MVA。同一变电站的多台主变压器应采用相同规格，需限制短路电流时，可采用高阻抗 变压器。 6.635kV开关站主要用于分接负荷，建设地点宜贴近负荷中心，其主接线应简单可靠，一般配置2 路电源进线，采用单母线分段，每段母线不宜超过6路出线，进线电源宜来自不同变电站，当电源点不 能满足要求时可来自同一变电站的不同母线。 6.7偏远地区可参照10kV线路适当简化35kV线路设计，如采用环形混凝土单杆、绝缘横担等，也可 采用35kV/0.4kV直配台区，提高供电质量。

Q/GDW103702016

7.1.1规划A+、A、B、C类供电区域、林区、严重化工污移区，以及系统中性点经低电阻接地地区 宜采用中压架空绝缘导线。一般区域采用耐候铝芯交联聚乙烯绝缘导线；沿海及严重化工污移区域可采 用耐候铜芯交联聚乙烯绝缘导线，铜芯绝缘导线宜选用阻水型绝缘导线；走廊狭窄或周边环境对安全运 行影响较大的大跨越线路可采用绝缘铝合金绞线或绝缘钢芯铝绞线。A+、A、B、C类供电区域平原线 路档距不宜超过50m，D、E类供电区域平原线路档距不宜超过70m。 7.1.2山区、河湖等区域较大跨越线路可采用中强度铝合金绞线或钢芯铝绞线，沿海及严重化工污移 等区域的大跨越线路可采用铝锌合金镀层的钢芯铝绞线、或采用B级镀锌层、或采用防腐钢芯铝绞线 空旷原野不易发生树木或异物短路的线路可采用裸铝绞线。档距应结合地形情况经计算后确定。 7.1.3架空线路导线型号的选择应考虑设施标准化，采用铝芯绝缘导线或铝绞线时，各供电区域中压 架空线路导线截面的选择见表7。

表7中压架空线路导线截面选择表

7.1.4架空线路采用多分段、适度联络接线方式时，运行电流宜控制在安全电流的70%以下；采用多 分段、单联络接线方式时，运行电流宜控制在安全电流的50%以下；当超过时应采取分流（分路、倒 路）措施，线路每段负荷宜均匀，均预留转供负荷的裕度。 7.1.5架空线路建设改造，宜采用单回线架设以适应带电作业，导线三角形排列时边相与中相水平距 离不宜小于800mm；若采用双回线路，耐张杆宜采用竖直双排列；若通道受限，可采用电缆敷设方式。 市区架空线路路径的选择、线路分段及联络开关的设置、导线架设布置（线间距离、横担层距及耐张段 长度）、设备选型、工艺标准等方面应充分考虑带电作业的要求和发展，以利于带电作业、负荷引流旁 路，实现不停电作业。 7.1.6规划A+、A、B、C、D类供电区域10kV架空线路一般选用12m或15m环形混凝土电杆；E 类供电区域一般选用10m及以上环形混凝土电杆。环形混凝土电杆一般应选用非预应力电杆，交通运 输不便地区可采用轻型高强度电杆、组装型杆或窄基铁塔等。A+、A、B类供电区域的繁华地段受条件 所限，耐张杆可选用钢管杆。对于受力较大的双回路及多回路直线杆，以及受地形条件限制无法设置拉 线的转角杆可采用部分预应力混凝土电杆，其强度等级应为O级、T级、U2级3种。 7.1.7选用电杆开裂检验弯矩应满足运行环境和承受目标电网导线荷载的要求，杆身应有开裂检验弯 矩永久标识。用于架空绝缘线路的环形混凝土电杆宜在梢部引出与非预应力钢筋连接的螺栓，供防雷装 置接地。

7.1.8架空线路绝缘子的绝缘配置要求如下

a）一般地区线路绝缘子爬电比距应不低于GB50061规定中的d级污移度的配置要求，额定雷电 冲击耐受电压可从高于系统标称电压一个等级中选取，符合GB311.1的规定 b）直线杆采用柱式绝缘子，线路绝缘子的雷电冲击耐受电压宜选105kV，柱上变台支架绝缘子的 雷电冲击耐受电压宜选95kV，线路绝缘子的绝缘水平宜高于柱上变台支架绝缘子的绝缘水平：

Q/GDW103702016

式绝缘子的雷电冲击耐受电压宜选125kV，悬式盘形绝缘子宜增加绝缘子片数。同时应加大杆 塔导体相间、相对地距离； d 沿海、严重化工污移区域应采用防污绝缘子、有机复合绝缘子等： e）同一区域绝缘线路的绝缘子规格宜相对固定，以利于与外间隙避雷器配合应用。 1.9架空线路应采用节能型铝合金线夹，绝缘导线耐张固定亦可采用专用线夹。导线承力接续宜采 用对接液压型接续管，导线非承力接续不应使用传统依赖螺栓压紧导线的并沟线夹，应选用螺栓J型、 累栓C型、弹射楔形、液压型等依靠线夹弹性或变形压紧导线的线夹，配电变压器台区引线与架空线 各连接点及其他须带电断、接处应选用可带电装、拆线夹，与设备连接应采用液压型接线端子。 1.10架空线路采用的横担、抱箍等金属构件均应采用热镀锌防腐，并满足导线机械承载力要求。 1.11架空绝缘线路除接地环裸露部位外，宜对柱上变压器、柱上开关、避雷器和电缆终端的接线端 、导线线夹等进行绝缘封闭，导体接续采用阻燃绝缘卷材或阻燃绝缘罩包封，跳线接续包封的绝缘罩 内应填充绝缘材料

7.2.1一般采用交联聚乙烯绝缘电力电缆，并根据使用环境采用具有防水、防蚁、阻燃等性能的外 套。

7.2.1一般采用交联聚乙烯绝缘电力电缆，并根据使用环境采用具有防水、防蚁、阻燃等性能的外护

7.2.2下列情况可采用电缆线路！

依据市政规划，明确要求采用电缆线路且具备相应条件的地区； b) 规划A+、A类供电区域及B、C类重要供电区域： c) 走廊狭窄，架空线路难以通过而不能满足供电需求的地区； d) 易受热带风暴侵袭的沿海地区： e) 供电可靠性要求较高并具备条件的经济开发区； 经过重点风景旅游区的区段； g 电网结构或运行安全的特殊需要

a）依据市政规划，明确要求采用电缆线路且具备相应条件的地区； b） 规划A+、A类供电区域及B、C类重要供电区域： c） 走廊狭窄，架空线路难以通过而不能满足供电需求的地区； d) 易受热带风暴侵袭的沿海地区； e） 供电可靠性要求较高并具备条件的经济开发区； f） 经过重点风景旅游区的区段； g） 电网结构或运行安全的特殊需要。 7.2.3 电缆线路截面的选择： a) 变电站馈出至中压开关站的干线电缆截面不宜小于铜芯300mm2，馈出的双环、双射、单环网 干线电缆截面不宜小于铜芯240mm?： 6） 满足动、热稳定要求下，亦可采用相同载流量的其他材质电缆，并满足GB50217的相关要求。 其它专线电缆截面应满足载流量及动、热稳定的要求； c） 中压开关站馈出电缆和其它分支电缆的截面应满足载流量及动、热稳定的要求。 7.2.4 双环、双射、单环电缆线路的最大负荷电流不应大于其额定载流量的50%，转供时不应过载。 7.2.5 电缆通道根据建设规模可采用电缆隧道、排管、沟槽或直埋敷设方式，应符合以下规定： a) 直埋敷设适用于敷设距离较短、数量较少、远期无增容或无更换电缆的场所，电缆主干线和重 要负荷供电电缆不宜采用直理方式： b 电缆平行敷设根数在4根以上时，可采用电缆排管。电缆排管首先考虑双层布设，路面较狭窄 时依次考虑3层、4层布设，规划A+、A类供电区域沿市政道路建设的电缆排管管孔一般不 少于12孔，但不应超过24孔，同方向可预留1~2孔作为抢修备用； c 变电站及开关站出线或供电区域负荷密度较高的区域，可采用电缆隧道或沟槽敷设方式； d 规划A+、A、B类供电区域，交通运输繁忙或地下工程管线设施较多的城市主干道、地下铁 道、立体交叉等工程地段的电缆通道，可根据城市总体规划纳入综合管廊工程，建设标准符合 GB50838的规定； e）电缆通道建设改造应同时建设或预留通信光缆管孔或位置：

7.2.3电缆线路截面的选择

Q/GDW103702016

Q/GDW103702016

f）电缆通道与其他管线的距离及相应防护措施应符合GB50217的规定。 7.2.6站室电缆沟槽（夹层）、竖井、隧道、管沟等非直埋敷设的电缆应选用阻燃电缆，对上述场所 运行的非阻燃电缆应采取包绕防火包带或涂防火涂料等措施，电缆沟槽每隔适当的距离应采取防火隔离 措施，电缆隧道中应设置防火墙或防火隔断 司时应满足防水、防盗等要求，具有相应排水措施。 7.2.7排管敷设方式的电缆工井之间的距离应根据管材、电缆规划规格及牵引方式等多种因素确定， 一般直线控制在50m左右，超过时，应采取措施，避免牵引损伤电缆，排管管材应采用环保型材料。 7.2.8电缆工井井盖应采用双层结构，材质应满足载荷及环境要求，以及防盗、防水、防滑、防位移、 防坠落等要求，同一地区的井盖尺寸、外观标识等应保持一致。 7.2.9电缆通道由于特殊原因而不能保证最小敷设深度时，应采取辅助措施（如铺设钢板、混凝土包 封、MPP保护管等），防止电缆机械损伤。电缆直埋时应采取安全防护措施，通行机动车的重载地段， 宜采用热浸塑钢管敷设，可预留1~2孔事故备用孔，必要时选择合适的回填土，以降低热阻系数。 7.2.10电缆通道内所有金属构件均应采用热镀锌防腐，采用耐腐蚀复合材料时，应满足承载力、防火 性能等要求。如使用单芯电缆，应使用非铁磁性电缆支架。 7.2.11直埋、排管敷设的地下电缆，敷设路径起、终点及转弯处，以及直线段每隔20m应设置电缆 警示桩或行道警示砖，当电缆路径在绿化隔离带、灌木丛等位置时可延至每隔50m设置电缆警示桩。

7.3.1柱上变压器应满足以下技术要求

7.3.2柱上开关应满足以下技术要求：

a）一般采用柱上负荷开关作为线路分段、联络开关。长线路后段（超出变电站过流保护范围） 大分支线路首端、用户分界点处可采用柱上断路器： b） 规划实施配电自动化的地区，所选用的开关应满足自动化改造要求，并预留自动化接口

7.3.3线路调压器应满足以下技术要求

Q/GDW103702016

a 缺少电源站点的地区，当10kV架空线路供电半径过长，末端电压质量不满足要求时，可在线 路适当位置加装线路调压器，调压器额定电流应满足负荷发展要求； 宜采用可自动投切的三相有载调压方式。 7.3.4 线路故障指示器应满足以下技术要求： a) 中压架空线路故障指示器应具备故障动作后自动延时复位功能，并可带电装卸，宜选用机械翻 牌式故障指示器，山区、林区等夜间不易查找的线路可选用闪光式故障指示器： 6 线路故障指示器应能正确判断指示相间短路故障和单相接地故障，提高故障处理效率。具备远 传功能的故障指示器还可通过检测注入信号或检测暂态信号等手段，实现故障区间的定位指 示； c）中压架空线路干线分段处、较长支线首端、电缆支线首端、中压电力用户进线处应安装线路故 障指示器。

7.4.1户内外开关设施的防护等级应符合GB4208的规定，中压开关站开关柜外壳的防护等级不应低 于IP31，环网箱、箱式变电站的外壳的防护等级不应低于IP33。 7.4.2环网室（箱）及箱式变电站的设备应采用全绝缘、全封闭、防内部故障电弧外泄、防凝露等技 术，环网箱和箱式变电站外壳应具有耐候、防腐蚀等性能，并与周围环境相协调。环网柜应具备可靠的 “五防”功能，出线侧带电显示装置应与接地力闸实行联锁，电动操作机构及二次回路封闭装置的防护等 级不应低于IP55。 7.4.3环网箱、箱式变电站等基础底座应高出地面不小于300mm，基础两侧建通风口，宜装设防护围 栏，安全警示标识明晰。

环网箱和箱式变电站外壳应具有耐候、防腐蚀等性能，并与周围环境相协调。环网柜应具备可靠的 防”功能，出线侧带电显示装置应与接地刀闸实行联锁，电动操作机构及二次回路封闭装置的防护等 不应低于IP55 4.3环网箱、箱式变电站等基础底座应高出地面不小于300mm，基础两侧建通风口，宜装设防护围 安全警示标识明晰。 4.4中压开关站应满足以下技术要求： a）当规划A+、A类供电区域变电站10kV出线数量不足或者线路走廊条件受限时，可建设开关 站。开关站宜建于负荷中心区，一般配置双路电源，优先取自不同方向的变电站，也可取自同 座变电站的不同母线。电力用户较多或负荷较重、并难于有新电源站点的地区，可考虑建设 或预留第三路电源； 6 开关站接线宜简化，一般采取两路电缆进线，6~12路电缆出线，单母线分段带母联，出线断 路器带保护，10kV开关站再分配容量不宜超过20MVA。开关站应按配电自动化要求设计并 留有发展余地：开关站出线应装设计量装置： 开关站可根据运行经验采用移开式或固定式开关柜，一般采用空气绝缘或充气式开关柜； d 开关站宜为地面上独立式建筑，土建设计应满足防汛、防渗漏水、防小动物、防火、防盗、温 度调节和通风等要求； e 开关柜所采用的绝缘材料应具有优异的增水性、阻燃性和抗老化性，开关柜应具备可靠的“五 防功能。开关柜应设置压力释放通道、通风口和观察窗，压力释放通道、通风口和观察窗应 具备与外壳相同的防护等级和机械强度，压力释放通道喷口应能在压力作用下安全排出气体， 且不得危及人身和设备安全，观察窗应设置在电缆舱并满足红外测温等带电检测技术要求。 f 宜选用励磁特性饱和点较高的电磁式电压互感器，在中性点小电流接地系统中，电压互感器的 一次侧中性点宜采取防谐振措施。宜选用初始导磁率高、饱和磁密低的合金铁芯的电流互感器， 并选择合适变比，以保证继电保护正确动作。

7.4.4中压开关站应满足以下技术要求：

7.4.5环网室（箱）应满足以下技术要求：

Q/GDW103702016

根据环网室（箱）的负荷性质，中压供电电源可采用双电源，或采用单电源，一般进线及环出 线采用负荷开关，配出线根据电网情况及负荷性质采用负荷开关或断路器； 6） 供电电源采用双电源时，一般配置两组环网柜，中压为两条独立母线： 供电电源采用单电源时，按规划建设构成单环式接线，一般配置一组环网柜，中压为单条母线； d 环网柜宜优先设置于户内，环网柜结合电力用户建筑物建设或与电力用户配电室合建时，应具 有独立的人员进出和检修通道，以便于巡视和故障应急处理，满足防小动物、防水、防凝露、 防火等要求； e 环网柜中的负荷开关可采用真空或气体灭弧开关，如配置断路器宜采用真空开关，绝缘介质宜 采用空气绝缘、气体绝缘等材料，环网柜宜优先采用环保型开关设备，宜具有电缆终端测温的 功能。安装于户外箱壳内的环网柜应选择满足环境要求的小型化全绝缘、全封闭共箱型，并预 留扩展自动化功能的空间

7.4.6配电室应满足以下技术要求！

7.4.7箱式变电站应满足以下技术要求：

7.4.8中压电缆分支箱应满足以下技术要求

a）中压电缆分支箱仅用于非主干回路的分支线路，作为末端负荷接入使用，适用于分接中小用户 负荷，不应接入主干线路及联络线路中，应遂步采用环网箱替代现有中压电缆分支箱，减少中 压电缆分支箱的应用； b） 中压电缆分支箱一般采用1进2配出。 7.4.9 电缆故障指示器应满足以下技术要求： 环网室（箱）、配电室、箱式变电站及中压电缆分支箱应配置电缆故障指示器，应具有相间故 障指示功能及接地故障指示功能： 6） 应具备自动、手动复归，自检和低电量报警等功能，防护等级不低于IP67； C） 对于小电流接地系统，应能通过检测注入信号或检测暂态信号等手段，实现单相接地故障区间 的定位指示。

CNAS CNAS-CC175-2015 信息技术服务管理体系认证机构要求Q/GDW 103702016

3.1.1低压架空线路应采用绝缘导线。一般区域采用耐候铝芯交联聚乙烯绝缘导线，沿海及严重化 污移区域可采用耐候铜芯交联聚乙烯绝缘导线，线路导线截面的选择见表8。

3.1.1低压架空线路应采用绝缘导线。一般区域采用耐候铝芯交联聚乙烯绝缘导线，

表8线路导线截面推荐表（铝芯）

8.1.2各类供电区域低压架空线路宜选用10m环形混凝土电杆，必要时可选用12m环形混凝土电杆 环形混凝土电杆一般应采用非预应力电杆，交通运输不便地区可采用其他型式电杆。考虑负荷发展需求， 可按10kV线路电杆选型，为10kV线路延伸预留通道。 .1.3低压架空线路宜采用节能型铝合金线夹，耐张线夹使用螺栓式线夹或楔形线夹，导线承力接续 宜采用对接液压型接续管，导线及接户线非承力接续宣采用液压型导线接续线夹或其他连接可靠线夹 设备连接宜采用液压型接线端子。 8.1.4低压架空绝缘线路导线接续后及接户线接续后，应进行绝缘恢复处理。在绝缘线路的分支杆、 耐张杆及有可能反送电的分支线导线上应设置停电工作接地点，安装验电接地线夹。 8.1.5低压架空线路采用的横担、抱箍等金属构件均应采用热镀锌处理等防腐措施，并满足导线机械 承载力要求。 8.1.6一基电杆引下接户线回路数较多时，可采用低压分支箱分接电力用户，分支箱可装设在建筑物 外墙上、电杆上或其他合适位置WW/T 0042-2012 碳十四年代测定考古样品采集规范，以减少外力破坏。低压分支箱外壳应具有耐候、防腐蚀等性能。 8.1.7低压架空接户线一般采用耐候交联聚乙烯绝缘线，沿墙敷设时宜选用具有阻燃、耐低温等性能 的绝缘线。

8.2.1低压电缆线路一般采用交联聚乙烯绝缘电缆，在潮湿、含有化学腐蚀或易受水浸泡环境下宜 用聚乙烯类材料的内护层，有白蚁的场所应选用金属铠装或防蚁外护层，有鼠害的场所宜选用金属铠 或硬质护层，电缆进入建筑或集中敷设应选用C级及以上阻燃电缆。