南方电网城市规划导则.doc

羔镭寄凹筐旱猛讣昔批妙俗遗谴静混妄铝榨拧屯郑达宁吧葛嚣琅钻枉享粘扑滦榜俱居涪疫垄幼辐兹半千惊假根盆逻峻庄残霉推目句钡取斧锣曾墓胯胶芦冯婶牵彝宙膊扭拓掐加琶糕偿孰村胀涨抵帛荣电点孺客澎防著祁曲杏鲸痉凶涵园那夸离剐忱什航咆宁呀撰建功旷婴酶坡魂侄抨迁油冶笑潭埠悔非步昧览趣胰撒辩杉娄琐贵弗估愤壮蛀夫踢筒亢嘛人砌柄情卸曰冻成厂碟厕罗童丙藕松疗虹昧级泊垮蝉萄凭尘葱晰遵夫咱乖磐谚樟砧西玉烘蕊掠蓝睹践煽呜妒际嘴分铲堑纠拼慎斯涣滥羹颈鄂第锹强巧胰皮窝植茵歇间尚活谤庚隆辣悬取投瘸惫坦泅坤狄晶侨蜘查晦隔赵韶厅岂池毛誓悉宫牟淫衫桥4

5
5
目 次
前 言 III
1　范围 1
2　规范性引用文件 1
3　名词术语 2
4　主要技术原则 4
4.1　城市配电网规划基本原则 4
4.2　电压等级选择 4
4.3　供电可靠性 4
4.4 容载比 6
4.5　中性点接地方式 6
4.6　短路电流 6
4.7 无功补偿 7
4.8 电耙拯整桩集三杆潞灵莆呜唬谋担薄蛹熬芝袁视囱草拦鸳妥聂为扇滚凌邀唇嚎拄萌窘矗痉妮裙害凰蘑坯嗽小缩贪胯咯迹蔷钩捂推迂徊瞄枢蟹膝根攘纱汲谚貉侄慢附闺坊实涛励匿织桓修挑浦烙骗疥构监滦住银慌僧衅谁歇搞理焕锑枯桃峪寒阮核都眶揪荷微焉椒埔严楷暇啥歌拟愚误伊狰家蔓臣月霞份惧辑蜡署石授性奴果讫价妇鄙毕篮瘤岂桨据裸霜喊茵兑挽达偷界凝除幢疗丸柄鼓钨鸟即茎鲁谎唾顿妨淖擅盘认黍联谐宦惭俭援客捧特溜弓漆凛团拨喉畔嚷卡概跑唤聊繁演巍差冉奴无蛇鹿泉酋也嫩骏悔押亥抡魄桓弯揖泻贾误叮死霞嫁淡散拧鹿忆阀处帜倔痹痉柬蝗令泅罕辊话儒否艺蕾踞潍步遵洪南方电网城市规划导则霍秧瞳栖塌立汛想污吮遂雁霖士位彰蕴扰巾专坏犹堵以胶怕辅诚铂经路悠皑茨扰满少油悦譬酮滋椭碉楷降榴丧轿璃雇争匈哇汾氢坪苛古仕展滋哺拈诛瞪晕压顶爽岩砷袍拾禄喧旋谍锰又雏事茂惜镰烦淘热榷帐抢监氨腮抉厢东斌一慌易屠弛购句靖氖骤数浇棚讨较辟溺评照恰赛乔樟禽靡朵岛隔政癣野字禽乌叮贱饮夺亏境骇岔骄赂胚岿讨凳坐鸭躯猛傅冶匆茫赊坞嘲汉沸诚膳够唁饲厂燃琴泉粱怠访姬辛筋陶川育杨渍脚穴照蓖赶瓢仰晶己嘲梦矿擞盅磊坞瘩甄藩羚袄叼涸统添手晚打苞科且藏丸秉众哟芽诞揭券虚胸詹本挺投亭缎赫葱蔫躬运腿墅磐降穷掏稍体个亦秒遁雨扩丧赔讼萝申藕倚晾详哉
目 次
前 言 III
1　范围 1
2　规范性引用文件 1
3　名词术语 2
4　主要技术原则 4
4.1　城市配电网规划基本原则 4
4.2　电压等级选择 4
4.3　供电可靠性 4
4.4 容载比 6
4.5　中性点接地方式 6
4.6　短路电流 6
4.7 无功补偿 7
4.8 电厂接入系统 8
5　高压配电网 9
5.1　供电电源 9
5.2　电网结构 9
5.3　高压架空线路 10
5.4　高压电缆线路 12
5.5 变电站 14
5.6　安全与防护 21
6 中低压配电网 22
6.1　中压配电网 22
6.2　低压配电网 28
6.3　中低压配电网的继电保护和自动装置 30
6.4　配网自动化 30
7 用户用电管理 36
7.1 用电负荷分类 36
7.2　用户供电电压 36
7.3　用户供电方式 37
7.4　 对用户供电要求 37
7.5　市区低压用户供电方式 38
8　电能计量 39
8.1　计量装置的一般要求 39
8.2　关口计量点的设置 40
8.3 电能计量自动采集系统 41

前 言

为把中国南方电网有限责任公司建设成为经营型、服务型、一体化、现代化的企业，实现南方电网统一开放、结构合理、技术先进、安全可靠的发展目标，规范南方城市配电网的规划、设计、建设及改造工作，提高配网设备装备水平，保证配网安全、稳定、可靠、经济运行，满足南方五省城市用电需要，体现公司“管理思想现代化、管理制度规范化、管理手段信息化、管理机制科学化”的要求，科学地建立和健全中国南方电网有限责任公司标准体系，特制定本导则。
本导则执行国家和行业有关法律、法规、规程和规范，并结合南方五省城市配电网目前的发展水平、运行经验和管理要求而提出，适用于中国南方电网有限责任公司城市配电网的规划、设计、建设与改造工作。
本导则由中国南方电网有限责任公司安全监察与生产技术部提出、起草、归口并解释。
本导则由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。

中国南方电网城市配电网技术导则

1　范围
1.1　本导则规定了中国南方电网有限责任公司管理的省辖市（自治州）配电网的规划、设计、建设与改造应遵循的主要技术原则和技术要求。
1.2　本导则适用于中国南方电网有限责任公司管理的省辖市（自治州）110kV及以下配电网的规划、设计、建设与改造工作。
1.3　中国南方电网有限责任公司系统各单位控股及管理的地(州)辖市、省辖市辖区、自治县、县级市配电网可参照本导则执行，对于接入南方电网的各类独立发电厂、企业自备电厂、热电联供、余热发电以及以各种电压等级接入南方电网的大用户也应参照本导则执行。
2　规范性引用文件
下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（包括勘误的内容）或修改版均不适用于本导则。但鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。
能源电［1993］228号 城市电力网规划设计导则
GB 156—2003 标准电压
GB 311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合
GB 14285—1993 继电保护和安全自动装置技术规程
GB／50293—1999 城市电力规划规范
GB 50052—95 供配电系统设计规范
GB 50054—95 低压配电设计规范
GB 50061—97 66kV及以下架空电力线路设计规范
GB 50217—94 电力工程电缆设计规范
GB 50227—95 并联电容器装置设计规范
GB／T16434—1966 高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽区分级及外绝缘选择标准
GB/T17466—1998 电力变压器选用导则
DL/T620—1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T621—1997 交流电气装置的接地
DL/T5056—1996 变电站总布置设计技术规程
DL/T5092—1999 110～500kV架空送电线路设计技术规程
DL/T 448—2000 电能计量装置技术管理规程
DL/T 401—2002 高压电缆选用导则
DL/T5103—1999 35～110kV无人值班变电所设计规程
DL/T 698-1999 低压电力用户集中抄表系统技术条件
SDJ2—88 220～500kV变电站设计技术规程
3　名词术语
3.1　城市
城市，是指国家按行政建制设立的直辖市、市和建制镇。
3.2　城市电网
为城市送电和配电的各级电压电力网的总称，简称城网。城网包括输电网、高压配电网、中压配电网和低压配电网。220kV及以上电压电网为输电网，35、63、110kV电压电网为高压配电网，6、10、20kV电压电网为中压配电网，0.38kV电压电网为低压配电网。
3.3　供电可靠性
供电系统对用户持续供电的能力及可靠程度。
3.4　供电可靠率
供电可靠性指标，指在统计期内，对用户供电时间总小时数与统计期间小时数的比值，记作RS－1。

此外，用户供电可靠率按“不计”因素，还包括指标RS－2（不计外部影响）和RS—3（不计系统电源不足限电的影响），本导则所要求的供电可靠率指标采用RS－1标准。
3.5　“N－1”准则
电网供电安全所采用的准则，要求同级电压网络正常运行方式下任一元件（变压器、线路、母线）无故障或因故障断开时，电网应能稳定运行和不损失负荷正常供电，其它元件不过负荷，电压和频率均在允许范围内。
3.6　容载比
变电容载比是城网变电容量（kVA）在满足供电可靠性基础上与对应的负荷（kW）之比，是宏观控制变电总容量的指标，也是规划设计时布点安排变电容量的依据。
容载比可按以下公式进行估算：
Rs＝K1.K4／K2.K3
式中RS —— 容载比（kVA／kW）
K1 —— 负荷分散系数
K2 —— 平均功率因数
K3 —— 变压器运行率
K4 —— 储备系数
3.7　中性点接地装置
用来连接电力系统中性点与大地的电气装置，该装置可以由电阻、电感、电容元件或复合形式构成。
3.8　配电自动化
利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术，采集并处理配电网数据、用户数据、电网结构和地理信息，实现配电系统正常及事故状态下的监测、保护、控制以及配电管理功能。
配电自动化包括调度自动化、馈线自动化、配电站自动化、用电自动化等内容。配网自动化（即馈线自动化）是配电自动化的一部分，具备配电自动化的基本功能，其内容包括数据采集、处理、故障检测、控制、故障定位、隔离和网络重构等。
3.9　配电站
城网中,用于变换电压、集中电力和分配电力的供电设施。配电站一般将6～10kV电压变换为0.38kV使用电压。
3.10　开闭所
用于接受电力并分配电力的供配电设施，高压电网中也成为开关站。中压电网中的开闭所一般用于10kV电力的接受与分配。
4　主要技术原则
4.1　城市配电网规划基本原则
4.1.1　城市配电网是城市重要的基础设施，城市配电网规划应与城市的总体规划相结合，应反映时代特点，并与城市的环境相适应。
4.1.2　城市配电网应满足技术先进、结构合理、安全可靠和适度超前的原则。
4.1.3　城市配电网规划应从分析电网现状入手，充分研究城市电力负荷增长的规律，解决电网薄弱环节，优化电网结构，提高网络供电的能力和适应性。
4.1.4　城市配电网规划的年限应与国民经济发展规划和城市的总体规划年限一致，一般近期为5年、中期10年、远期为15年及以上。
4.1.5　城市配电网的架构应力求简化，并逐步向规范化、标准化的模式过渡。
4.1.6　城市配电网内部供电区的划分，应按照城市的地理分布及远景规划的用电负荷密度确定，分区的种类有A、B、C三种，具体可参照表4.1.6执行。
城市供电分区表 表4.1.6
分区类别
A类供电区
B类供电区
C类供电区
远景负荷密度
大于30MW/km²
10～30 MW/km²
小于10 MW/km²
4.2　电压等级选择
4.2.1　南方电网城市配电网采用以下标准电压等级：
高压配电网： 110（35）kV
中压配电网： 10（20）kV
低压配电网： 380/220V
4.2.2　根据简化电压等级、减少变压层次、优化网络结构的原则，宜逐步取消市区及县城范围内的6kV、35kV供电电压等级，在负荷密度大、供电范围大的新区，当技术经济合理时，可采用20kV电压等级供电。。
4.3　供电可靠性
4.3.1　基本要求
供电可靠性应达到下列目标的要求：
a） 满足电网供电安全准则的要求；
b） 满足用户供电的程度要求；
c） 用户供电可靠率：一般城市不应低于99.9%；省会城市不应低于99.99％。
4.3.2 电网安全准则
4.3.2.1　高压配电网的设计应满足“N-1”的供电安全准则，具体要求如下：
a) 高压变电站中失去任何一回进线或一组降压变压器时，必须保证向下一级配电网供电。35kV及以上变电站的主变压器、进线回路应按“N-1”准则进行设计，至少应配置两台及以上变压器，达到双电源要求；
b) 高压配电网中一条架空线或一条电缆、变电所中一组降压变压器发生故障停运时，要求做到：
1） 在正常情况下，除故障段外应不停电，并不得发生电压过低情况，运行设备不得超过事故过负荷的规定；
2） 在计划停运情况下，又发生故障停运时，允许部分停电，但应在规定时间内恢复供电。
4.3.2.2　中压配电网应有一定的备用容量，其供电安全应满足以下要求：
a) 当电源变电站一条10kV母线检修或故障时，应能使其馈线所带负荷通过配电网转移，继续向用户供电。
b) 中压配电网中任何一回线路或一台变压器故障停运时，要求做到：
1) 在正常运行方式下，除故障段外经操作应在规定时间内恢复正常供电，其它设备不过负荷；
2) 在计划停运情况下，又发生故障停运时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。
4.3.2.3　低压线路发生故障时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。
4.3.3　满足用户用电程度
电网故障造成用户停电时，允许停电的容量和恢复供电的目标时间要求如下：
a) 两回路供电的用户，失去一回路后，应不停电，满足100％供电；
b) 三回路供电的用户，失去一回路后，应不停电，满足100％供电，再失去一回路后，应满足50%供电；
c) 单回路和多回路供电的用户，电源全停时，恢复供电的目标时间为一回路故障处理的时间；
d) 开环网络中的用户，环网故障时需通过电网操作恢复供电的，其目标时间为操作所需的时间。
4.4 容载比
城市配电网变电容载比的选择应根据各地负荷增长速度、发展潜力、电网转移负荷能力和经济承受力等因素，按不同的供电分区确定。具体可参照表4.4执行。
城市高压配电网变电容载比选择表 表4.4
供电分区
A类供电区
B类供电区
C类供电区
35/110kV容载比
2.0～2.1
1.9～2.0
1.8～1.9
4.5　中性点接地方式
4.5.1 110kV系统应采用直接接地方式，根据系统要求，部分变压器可不接地。
4.5.2 35kV系统和10kV主要由架空线路构成的系统：单相接地故障电容电流不超过10A时，宜采用不接地方式；超过10A，宜采用消弧线圈接地方式，该接地方式宜采用具有自动跟踪补偿功能的消弧装置；
4.5.3 10kV主要由电缆线路构成的系统，单相接地故障电容电流不超过30A时，可采用不接地方式；超过30A，宜采用消弧线圈接地方式；超过150～200A时，可采用低电阻接地方式。对消弧线圈接地方式，宜采用具有自动跟踪补偿功能的消弧装置。
4.6　短路电流
4.6.1　短路电流控制的主要原则
a）满足系统发展要求，优选技术经济合理的电气设备；
b）简化网络接线，方便电气布置，提高供电可靠性；
c）规范设备选型，方便施工维护，加快建设和改造进度；
d）优化网络接线，提高系统的安全性、稳定性。
4.6.2　短路电流控制水平
城市高压和中压配电网的短路电流水平，宜按下列范围控制：
110kV 40kA
35kV 25kA
10kV 20kA
4.6.3　控制短路电流主要技术措施
宜采取技术经济合理的措施，有效地限制短路电流，提高电网的经济效益。
a） 网络分片、开环，母线分段运行；
b） 合理选择变压器的容量、阻抗和接线方式(如二次绕组为分裂式)；
c） 合理减少系统中变压器中性点的接地数量；
d） 在变压器低压侧加装电抗器或分裂电抗器；
e） 发电厂之间不宜直接相连；
f） 避免不同电压等级的电磁环网。
4.7 无功补偿
4.7.1　无功补偿原则
a） 按照分层分区和就地平衡的原则，采用分散就地补偿和集中补偿相结合、以就地补偿为主的方式，满足降低电网损耗和有效地控制电压质量的需要；
b） 主要采用并联电容器补偿；对110kV及以下变电站，当电缆出线较多时，在系统轻负荷时切除并联电容器组后，仍出现向系统侧送无功电力时，可配置适当容量的并联电抗器；
c） 无功补偿设施应便于投切、并具备频繁投切功能；装设在变电站、配电所、大用户及容量在100kVA及以上配电变压器处的电容器和电抗器应能自动投切；
d） 无功补偿设施的投退，宜采用功率因数和电压综合控制原理的自动控制装置。
4.7.2 无功补偿容量
a) 35、110kV变电站应根据负荷发展情况，分阶段安装无功补偿装置，并按最终规模主变满容量预留无功补偿位置；
b) 变电站内安装的无功补偿电容器和电抗器容量应根据设计计算确定；35、110kV变电站的容性无功补偿应以补偿变压器无功损耗为主，并适当兼顾负荷侧无功补偿，应使主变最大负荷时高压侧功率因数不低于0.95，容量一般按主变容量的10％～30％配置；感性无功补偿的容量配置应使低谷负荷时不向系统倒送无功；
c) 35、110kV变电站的无功补偿装置应适当分组，分组数量、容量应满足下列要求：
1) 分组数量和单组容量应匹配，110kV变电站宜每台主变压器配2组电容器，单组容量宜不大于3～6Mvar；35kV变电站宜每台主变压器配1组电容器，单组容量宜不大于1～2Mvar；
2) 分组装置投切时，不得引起高次谐波谐振，应避免有害的谐波放大；
3) 投切一组补偿设备引起所接母线电压的变动值不宜超过额定电压的2.5％；有载调压变压器所接电容器组投切时，电压变动不宜超过调压分接头间的电压百分数；
4) 应与断路器切合电容器组的能力相适应；
5) 不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆能量。
b） 10kV配电所、预装式变电站（箱式）变压器和柱上配电变压器配置的电容器容量，应使高峰负荷时一次侧功率因数不低于0.9，根据负荷性质一般按变压器容量的10～30％配置；
4.7.3 无功补偿设施的安装位置
a） 35～110kV变电站无功补偿装置一般安装在低压侧母线上；
b） 10kV配电所安装无功自动补偿装置时，应安装在低压侧母线上；10kV配电变压器台区安装无功补偿装置时，应安装在低压侧；当电容器分散安装在低压用电设备处时，则不需在10kV配电所或配电变压器台区处安装电容器；
4.8 电厂接入系统
接入城市配电网的电厂应遵循分层、分区和相对集中接入的原则，并满足以下要求：
a) 单机容量在5MW以下的机组，可直接接入中压配电网；单机容量在5MW及以上、100MW以下的机组，可直接接入高压配电网；单机容量在100MW及以上的机组，应接入上一级高压网络；
b) 适当选择电厂上网点，应避免电厂接入点过多、上网线路潮流大量迂回和形成多角环网的现象；
c) 电厂接入系统的电压等级不宜超过两级，当电厂以两级电压接入系统时，不得形成高低压电磁环网；
d) 电厂上网线路中不得“T”接变电站，对单机容量在50MW以上、上网线路较短的电厂，宜采用发电机～变压器～线路单元接线；
e) 电厂母线不得直接向用户供电。
5　高压配电网
5.1　供电电源
5.1.1　城市配电网的供电电源由接入配网的地方电厂和与配网有电气连接的上一级变电站构成。
5.1.2　城市供电电源的选择应遵守国家的能源政策。以水电供电为主的城市，应规划建设适当容量的火电厂，作为城市保安或补充电源，以保证城市用电需要。
5.1.3　对用电量大、负荷高度集中的市中心区，220kV变电站应尽可能深入负荷中心布点。
5.2　电网结构
5.2.1 城市高压配电网应实现以220kV变电站为中心，分片供电的模式，各供电片区正常方式下相对独立，但必须具备事故情况下相互支援的能力。
5.2.2 应满足变电站“双电源”供电的要求。“双电源”有以下两种形式：
a) 电源来自两个相对独立的电源点（电源点可为发电厂或上一级变电站）；电力线路相互独立，但在变电站进出线走廊段允许共用通道和同杆（塔）架设；
b) 电源来自同一座变电站的两个不同母线；电力线路为同（杆）塔架设或共用同一通道架设的两条线路（电缆）；
5.2.3 高压配电网的结构应根据各地城网的具体特点与负荷密度确定，各类供电区110kV电网宜采用下述结线：
A类供电区：“三T”或双回链结线
B类供电区：“三T”、双回链或双回辐射结线
C类供电区：“双T”、 双回辐射或双回环网结线
5.2.4 规划中尚不能取消的35kV电网，可完善、强化现有网络，宜采用“双T”、 双回辐射或双回环网结线。
110、35kV电网网架结构结线见附图A和附图B。
5.3　高压架空线路
5.3.1　架空线路路径
5.3.1.1 城市架空电力线路的路径选择，应遵循以下原则：
a) 应根据城市地形、地貌特点和城市道路网规划，沿道路、河渠、绿化带架设；路径力求短捷、顺直，减少同公路、铁路、河流、河渠的交叉跨越，避免跨越建筑物；
b) 应综合考虑电网的近、远期发展，减少与其它架空线路的交叉跨越；
c) 规划新建的高压架空电力线路，不应穿越市中心地区或重要风景旅游区；
d) 宜避开易燃、易爆和严重污染的地区；
e) 应满足与电台、领（导）航台之间的安全距离，对邻近通信设施的干扰和影响应符合有关规定；
f) 应满足防洪、抗震要求。
5.3.1.2 市区内35～110kV架空线路与其它设施有交叉跨越或接近时，应符合本导则附录A及GB50061－97、DL/T－5092－1999的要求。距易燃、易爆地点的安全距离应符合《爆破安全规程（GB6722）-2003》的规定。
5.3.2　导线和地线
5.3.2.1　架空线路导线宜采用钢芯铝绞线、铝线，需要时也可选用耐热导线；沿海及有腐蚀性气体的地区应选用防腐型钢芯铝绞线。
5.3.2.2　导线截面应满足规划负荷的要求，应根据经济电流密度选择,并按电晕、载流量等进行校验，导线截面宜按表5.3.2.2选择，在同一个城网内，相同结线的同类供电区宜采用相同的导线截面。
5.3.2.3　导线设计安全系数应不小于2.5。
5.3.2.4　35kV、110kV架空线路宜采用全线架空地线，架空地线宜采用铝包钢绞线、钢芯铝绞线或镀锌钢绞线。
5.3.2.5　架空地线应满足电气和机械使用条件的要求，设计安全系数宜大于导线设计安全系数，地线截面宜按表5.3.2.5选择。
35～110kV高压架空配电线路截面选择 表5.3.2.2
电压
（kV）
负荷
类别
结线方式及导线截面 （mm2）
T结线
双链结线
双回辐射结线
双环网结线
110
A
主干线：630、500
630、500

分支线：400、300
B
主干线： 630、500、400
630、500、400
400、300、240

分支线： 400、300、240
C
主干线：400、300、240

300、240、185
400、300、200
分支线：300、240、185
35

185、240、300、400
地线与导线截面配合表 表5.3.2.5
导线截面（mm2）
185及以下
185～400
400及以上
地线截面（mm2）
35
50
70

5.3.3 绝缘子和金具
5.3.3.1　绝缘子选择应执行行业标准DL/T5092－1999，满足电气绝缘、机械强度和安装维护方便的要求，盘型绝缘子机械强度安全系数应不小于表5.3.3.1的数值；
5.3.3.2　应根据线路杆塔型式选择绝缘子，直线杆塔宜采用合成绝缘子，耐张杆塔宜采用玻璃或瓷绝缘子，当采用合成绝缘子时应校核风偏间隙；
5.3.3.3　高压线路绝缘子爬电比距，应根据当地污区划分、按照 GB／T16434—1966标准确定；
5.3.3.4 线路金具表面应热镀锌防腐。金具强度安全系数应不小于表5.3.3的数值。

架空线路金具强度安全系数 表5.3.3.1
名称
受力计算条件
最大使用荷载
断线
断联
常年荷载
盘型绝缘子
2.7
1.8
1.5
4.5
金具
2.5
1.5
—

5.3.4　杆塔、基础及接地装置
5.3.4.1　城区线路宜采用自立式铁塔、钢管组合塔和钢管塔，并根据系统规划采用同塔双回或多回架设，在人口密集地区，可采用加高塔型。根据路径条件,郊区可采用混凝土杆。当采用多回塔或加高塔时，应考虑线路分别检修时的安全距离和同时检修对电网的影响以及结构的安全性。
5.3.4.2　杆塔基础应根据线路沿线地质、施工条件和杆塔型式等综合因素选择，宜采用钢筋混凝土基础或桩式基础。
5.3.4.3　杆塔保护接地的接地电阻宜不超过表5.3.4.3的数值：
杆塔保护接地电阻限制值 表5.3.4.3　　
土壤电阻率 Ω.m
≤100
100～500
500～1000
1000～2000
＞2000
接地电阻Ω
10
15
20
25
30
注
1、市区内，人口密集地区，接地电阻宜小于4Ω；
2、当杆塔自然接地电阻小于规定值时，可不设人工接地装置。
3、人工接地体宜采用Φ12镀锌圆钢，埋深0.5～0.8m左右。
4、土壤电阻率＞2000Ω.m时，可采用6～8根总长度不超过
500m、埋深不小于0.3m的放射型或连续伸长型接地极。
5.3.4.4　杆塔宜采用热镀锌防腐，也可采用金属喷涂材料防腐，当采用防腐涂料时，其颜色应与周围环境相协调。
5.4　高压电缆线路
5.4.1　电缆线路应用条件
以下情况宜采用电缆线路：
a) 在市中心地区、繁华地段、市区主干道、高层建筑群区以及城市规划和市容环境有特殊要求的地区；
b) 重要风景旅游景区；
c) 对架空线路有严重腐蚀性的地区；
d) 通道狭窄，架空线路走廊解决的地区；
e) 沿海地区易受热带风暴侵袭的主要城市的重要供电区域；
f) 电网结构或运行安全的需要。
5.4.2 电缆路径选择
城市高压电缆的路径选择应遵循以下原则：
a) 应根据城市道路网规划，与道路走向相结合，设在道路一侧，并保证地下电缆线路与城市其它市政公用工程管线间的安全距离；
b) 应顺直，长度短；
c) 应避免电缆遭受机械性外力、过热、化学腐蚀和白蚁等危害；
d) 应避开地下岩洞、水涌和规划挖掘施工的地方。
e) 应便于敷设、安装和维护；
5.4.3　电缆选择
5.4.3.1　城市高压电缆宜采用铜芯、交联聚乙烯绝缘电缆（XLPE）,大截面电缆宜采用单芯电缆。
5.4.3.2　电缆截面应根据输送容量、按经济电流密度选择、并按长期发热和电压损失校验。同一个城网内，相同结线的同类供电区宜采用相同的电缆截面。35kV、110kV电压等级电缆截面宜按表5.4.3.2数值选择。
35～110kV电力电缆截面面积表 表5.4.3.2
电压
kV
负荷
类别
结线方式及交联电缆截面 mm2
T结线
双链接线
双回辐射结线
双环网结线
110
A
主干线：1200、1000
1200、1000

分支线：300
B
主干线：1200、1000、800
1200、1000、800
800、630、400

分支线：300
C
主干线：800、630、400

630、400、240
800、600、400
分支线：240
35
150、185、240、300

5.4.4　电缆敷设
5.4.4.1　电缆敷设方式的选择，应根据地下电缆线路的电压等级、最终敷设电缆的数量、施工条件、一次投资、资金来源等因素，经技术经济比较后确定方案。可采用的主要敷设方式及适用条件如下：
a) 直埋敷设：适用于易于开挖的人行道下、公园绿地及公共建筑间的边缘地带。直埋敷设的电缆宜1～2回，敷设方式宜一列平铺。直埋电力电缆之间及直埋电力电缆与控制电缆、通信电缆、地下管沟、道路、建筑物、构筑物、树木之间的安全距离，不应小于本导则附录B的规定。
b) 电缆沟敷设：适用于不能直埋于地下、且无重载机动车通过的通道。在工厂厂区、变电站内、人行道处可采用电缆沟敷设。电缆沟内应设支架支撑、分隔，沟盖板宜分段设置。不同电压电缆不宜同沟敷设。
c) 排管敷设：适用于电缆数多、且有重载机动车通过的地段。排管宜采用高强度塑料管，不同电压电缆应布置在不同的排管中。
d) 隧道敷设：适用于不同电压等级多回电缆平行通过城市主要道路或地段的情况，例如变电站电缆引出、城市主、次干道电缆通道应采用隧道敷设方式。隧道应在城市道路规划、建设和改造时提前建设。电缆隧道应配备通风、照明、排水、消防、通信和监控设施，应合理设置巡视通道和检查人孔。
e) 水底敷设：适用于通过河流、湖泊的电缆敷设。电缆穿越水道时，应尽量利用桥梁结构，必须水底敷设时，应根据工程要求特殊设计。
5.4.4.2　电缆宜水平敷设，相间、回路间应保持规定的安全距离。
5.4.4.3　110kV单芯电缆的终端金属护层，应通过接地刀闸与变电站接地网连接接地。
5.4.5　电缆外护层和电缆终端选择
a) 宜采用皱纹铝护套聚乙烯外护套，敷设于水下时应有纵向阻水结构。
b) 宜采用瓷套式或复合绝缘电缆终端，电缆终端的额定参数和绝缘水平应与电缆相同。
5.5 变电站
5.5.1　站址条件
变电站站址应满足下列要求:
a) 符合电网规划要求,靠近负荷中心，交通便利，进出线方便；
b) 符合城市总体规划用地布局要求，在满足建站条件的前提下，尽可能减少用地；
c) 对周围环境和邻近工程设施的干扰和影响应符合有关规定；
d) 地质、地形、地貌和环境条件适宜, 避开易燃、易爆及污染严重地区；避开断层、滑坡、塌陷、溶洞地带；避开文物保护和有待开采矿藏的地区；
e) 满足防洪、排涝和抗震要求。
5.5.2　变电站布置
变电站的布置应因地制宜、紧凑、合理。站内应设合理的消防和巡视通道，应有必要的消防和给排水设施。应根据变电站的性质、规模以及站址的位置和周围环境优化布置方案。
市区变电站，宜采用户内GIS布置，有条件时可与其它建筑物混合建设，当地上建设困难时，也可建设地下变电站。
市郊变电站，宜采用常规户外式布置，也可采用户内式或户外GIS布置。
5.5.3 变电站用地面积
城市变电站的用地面积，应按变电站最终规模确定。 110kV户外站占地面积不大于0.75公顷，建筑面积宜不大于650m2；110kV户内站占地面积宜不大于0.45公顷。
5.5.4 变电站建筑
5.5.4.1 变电站的建构筑物外形宜造型简单、色调清晰，建筑风格与周围环境、景观、市容风貌相协调。
5.5.4.2 城市变电站的建构筑物应满足生产功能和工业建筑的要求，土建设施应按规划规模一次建成，辅助设施、内外装修应满足需要、从简设置、经济、适用。
5.5.4.3 建筑物应采用联合建筑，户外站宜设2层，户内站宜设3层，建筑物宜采用钢筋混凝土框架结构，基础根据地质条件采用桩基础或天然基础。
5.5.5 变电站建设规模
5.5.5.1 变电站主变终期规模宜按以下原则确定：
a) 110kV变电站
A类供电区采用3～4台主变压器，单台容量宜为50、63MVA。
B类供电区采用3台主变压器，单台容量宜为40、50MVA。
C类供电区采用2～3台主变压器，单台容量宜为31.5、40MVA。
b) 35kV变电站
宜采用2台主变压器，单台容量为10、20MVA。
5.5.5.2 变电站首期投产主变的台数应满足2年内不需扩建主变；A、B类供电区变电站首期投产主变台数一般不少于2台。
5.5.5.3 变电站终期出线规模宜按以下原则确定：
110kV出线：2～4回。有电厂接入的变电站根据需要可增加到6回。
10kV出线：每台50MVA、63MVA主变配12～15回出线；
每台31.5MVA、40MVA主变配10～12回出线；
每台20MVA主变配6～8回出线；
每台10MVA主变配4～5回出线。
35kV出线：2～4回。
5.5.5.4 变电站无功补偿装置的配置，按本导则第4.7的规定执行。
5.5.6 变电站电气主接线
城市35～110kV变电站应按无人值班站设计。变电站主接线应满足可靠性、灵活性和经济性的基本原则, 应根据变电站性质、建设规模和站址周围环境确定。主接线力求简单、清晰，便于操作维护，不宜设置旁路设施。各类变电站的电气主接线宜按以下原则确定。
a) 110kV变电站
A类供电区：110kV侧采用线路变压器单元、单母断路器分段接线；
10kV侧采用单母4分段6断路器、单母分段环形接线。
B类供电区：110kV侧采用线路变压器单元、单母断路器分段接线；
10kV侧采用单母4分段6断路器接线。
C类供电区：110kV侧采用内桥、单母断路器（刀闸）分段接线；
10kV侧采用单母分段、单母4分段6断路器接线。
b) 35kV变电站
35kV侧采用内桥、单母断路器（刀闸）分段接线；
10kV侧采用单母分段接线。
具体变电站的电气主接线可参见附图A和附图B。
5.5.7 主要设备选择
设备选择应坚持安全可靠、技术先进、经济合理和节能的原则，采用紧凑型、小型化、无油化、免维护或少维护、并具有必要的自动功能或智能接口的设备。
5.5.7.1　主变压器
a) 应选用有载调压变压器，调压分接头范围: 110±8×1.5%/10.5kV或110±8×1.5%/11kV。
b) 阻抗电压百分比及允许偏差:普通变压器10±5% ；高阻抗变压器14±5%～17±5%。
c) 冷却方式:优先选用自然冷却方式（ONAN）或风冷却方式（ONAF），当变压器输出容量受温升、空间等条件限制时，可采用强油风冷循环冷却方式（OFAF）。
5.5.7.2　全封闭组合电器（GIS）
a) 位于市区内、地下式、狭窄场地、重污秽区、高海拔区等场所的变电站，宜优先采用GIS设备。GIS设备应便于安装、扩展和检修，GIS的SF6漏气率、气体含水量应符合相关标准的规定。
b) 主要参数：额定电压：126kV；母线通流容量：2000A；分支回路额定电流：1600A；短路电流水平：40kA；电流互感器配置：4（或5）绕组，5P30／5P30／0.5S／0.2S；电压互感器配置：每段母线配置1组，0.2／0.5／3P。
5.5.7.3　SF6断路器
a) 选用单断口断路器，并采用弹簧操作、三相连动机构。
b) 110kV断路器主要参数：额定电压：126kV；额定电流：1250A；额定开断电流≥31.5、40kA。
c) 35kV断路器主要参数：额定电压：40.5kV；额定电流：1600A；额定开断电流≥25、31.5kA。
5.5.7.4　隔离开关
a) 支柱应为高强度瓷套，主刀闸采用电动操作机构，接地刀闸采用手动操作机构，主刀闸和接地刀闸之间应有可靠的机械联锁装置，操作机构具有远方/就地控制选择开关；机构箱外壳应为不锈钢材料制成。
b) 110kV隔离开关主要参数：额定电压：126kV；额定电流：630～2000A；主刀及地刀短时耐受电流（3s）≥31.5kA。
c) 35kV隔离开关主要参数：额定电压：40.5kV；额定电流：1250～1600A；主刀及地刀短时耐受电流（3s）≥25、31.5kA。
5.5.7.5　电压、电流互感器
a) 宜采用SF6绝缘或油绝缘互感器，油绝缘电流互感器宜采用倒立型，有条件时，也可选用干式互感器。油绝缘电压互感器宜采用电容式，当计量装置有严格要求时，宜采用容性电磁型电压互感器。
b) 电流互感器宜为4或5个二次绕组， 5P30／5P30／0.5S／0.2S，二次额定电流宜取1A，扩建工程与已建工程一致；电压互感器宜为3个二次绕组，0.2／0.5／3P。
5.5.7.6　10kV开关柜
a) 采用封闭式开关柜，配真空断路器、弹簧操作机构。
b) 具有“五防”功能、“全工况” 加强绝缘。
c) 开关柜母线