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5.3.1当站区场地设计标高不能满足本规范第5.7条要求时，应采取以下措施： a）提高场地标高，使场地设计标高不低于频率为1%的高水位或历史最高内涝水位。 b）当提高场地标高有困难时，可设置防洪或防涝设施，防洪设施或防涝设施顶标高应高于上述洪 水水位或历史最高内涝水位标高0.5m。 5.3.2变电站站内场地设计标高宜高于或局部高于站外自然地面标高，以满足站区场地排水条件，否 则应采取可靠的机械排水措施。站区出入口的路面标高宜高于站外路面标高，否则应有防止雨水流入站 内的有效措施。 5.3.3站区竖向布置应合理利用自然地形，根据工艺要求、站区总平面布置格局、交通运输、雨水排 放方向及排水点、土（石）方平衡、场地土性质等条件综合考虑，因地制宜确定竖向布置形式，尽量减 小边坡用地、场地平整土（石）方量、挡土墙及护坡等工程量，并使场地排水路径短捷且顺畅。 5.3.4站区自然地形坡度较大，且站区范围内的原地形有明显单向坡度时，站区竖向布置宜适当采用 阶梯式布置，尽量避免深挖厚填并确保边坡的稳定。阶梯的划分应满足工艺和建（构）筑物的布置要求， 便于运行、检修、设备运输和管沟敷设。阶梯宜平行自然等高线布置，并应根据土（石）方工程量的计 算比较确定台阶的位置。 5.3.5位于膨胀土地区的变电站，其竖向设计宜保持自然地形，避免大挖大填；位于湿陷性黄土地区 的山前斜坡地带的变电站，站区宜沿自然等高线布置。 5.3.6场地设计综合坡度应根据自然地形、工艺布置（主要是屋外配电装置形式）、场地土条件、排水 方式和道路纵坡等因素综合确定，宜为0.5%～2%，有可靠排水措施时，可小于0.5%，但应大于0.3% 局部最大坡度不宜大于6%，必要时宜有防冲刷措施。 屋外配电装置平行于母线方向的场地设计坡度不宜大于1%。 5.3.7变电站建筑物室内地坪设计标高应根据站区竖向布置形式、工艺要求、场地排水和场地土条件 等因素综合确定。 a）建筑物室内地坪应不低于室外地坪0.30m。 b）在湿陷性黄土地区，要妥善处理建筑物的雨水排水系统，多层建筑的室内地坪应高出室外地坪 0.45m 在不良地质条件（如位于高填方区、地质不均匀地段等处）下，还应考虑建筑物施工后沉降影 响，适当留有裕度。 5.3.8场地排水应根据站区地形、地区降雨量、场地土性质、站区竖向布置及道路布置，合理选择排 水方式，宜采用地面自然散流渗排、雨水明沟、暗沟（管）或混合排水方式。 5.3.9扩建、改建变申站的竖向布置，应与原有站区竖向布置相协调，并充分利用原有的排水设施

5. 4 管、沟道设讯

1地下管线、沟（隧）道布置应按变电站的远期规模统筹规划，管、沟道之间及其与建（构 间及其与建（构）筑物基础、道路之间等在平面与竖向上应相互协调，近、远期结合 矿产标准，合理布 扩建。

5.4.2地下管线、沟（隧）道布置应符合下死

a） 满足工艺要求，路径短捷，便于施工和检修， b 在满足工艺和使用要求的前提下宜浅埋，并宜与站区竖向设计坡向一致，避免倒坡。 C 地下管线、沟道发生故障时，不应危及建（构）筑物及基础的安全，不应造成饮用水源污染及 环境污染。 d 沟道应有排水及防小动物的措施。 e 管线、沟道应采取防化学腐蚀和机械损伤的措施，在寒冷及严寒地区应采取防冻害措施。 5.4.3应根据工艺要求、地质条件、管材特性、管内介质、场地内建（构）筑物布置等综合因素确定

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管线敷设采用直理、沟道、架空等方式。 5.4.4在满足安全运行和便于检修的条件下，可将同类管线或不同用途但无相互影响的管线采用同沟 布置。 5.4.5扩建、改建工程应充分利用原有地下管线、沟道，新增的地下管线、沟道不应影响原有地下管 线、沟道的使用。 5.4.6地下管线不宜布置在建（构）筑物基础压力影响范围以内，地下管线与建（构）筑物基础的间 距可按DL/T5056一2007第7.2.1条确定。 5.4.7地下沟（隧）道应有排水措施，并应防止积水通过电缆沟进入室内。 5.4.8地下沟（隧）道底面应设置纵、横向排水坡度，纵坡排水坡度不宜小于0.5%，在困难地段不应 小于0.3%；横向排水坡度一般为1.5%～2%，沟（隧）道排水应通畅。电缆沟侧壁宜高出地面0.10~ 0.15m。 5.4.9地下沟（隧）道应设置伸缩缝，缝内需采取防水措施。

5.4.5扩建、改建工程应充分利用原有地下管线、沟道，新增的地下管线、沟道不应影响原有地下管 线、沟道的使用。 5.4.6地下管线不宜布置在建（构）筑物基础压力影响范围以内，地下管线与建（构）筑物基础的间 距可按DL/T5056一2007第7.2.1条确定。 5.4.7地下沟（隧）道应有排水措施，并应防止积水通过电缆沟进入室内。 5.4.8地下沟（隧）道底面应设置纵、横向排水坡度，纵坡排水坡度不宜小于0.5%，在困难地段不应 小于0.3%；横向排水坡度一般为1.5%～2%，沟（隧）道排水应通畅。电缆沟侧壁宜高出地面0.10 0.15m。 5.4.9地下沟（隧）道应设置伸缩缝，缝内需采取防水措施。 5.5道路 5.5.1变电站道路设计应根据运行、检修、消防和大件设备运输等条件，结合站区总平面、竖向布置 站外道路状况、自然条件和当地发展规划等因素综合确定。 5.5.2站内外道路的平面布置、纵坡及设计标高应协调一致，相互衔接。 5.5.3进站道路应按下述原则进行设计： a）道路的路径应根据站址周围道路现状，结合站址远景发展规划和站区平面、竖向布置综合确定 宜顺直短捷， b）道路宜按照现行国家标准GBJ22规定的中级及以上路面进行设计，转弯半径应满足大件运输 车辆通行要求。 c）1000kV变电站进站道路路面宽度为6m，路肩宽度每边均为0.5m。当进站道路较长时，其道路 宽度在满足大件设备运输车辆通行要求的前提下可适当减小，并在适当位置设置错车道。 d）进站道路应有相应的防洪、排水措施。 5.5.4站内道路布置除满足运行、检修、设备安装要求外，还应符合安全、消防、节约用地的有关规 定。站内主干道应布置成环形，如成环有困难时，应具备回车条件。 5.5.5变电站站内行车道路路面宽度按下述原则确定：

5.5.5变电站站内行车道路路面宽度按下述原则确定

b）变电站大门至主变压器的运输主干道宽度5.5m，高压电炕器运输道路宽度4.5m。 c）1000kV配电装置场地内相间道路宽度为3.5m。 5.5.6站内道路的转弯半径应根据行车要求和行车组织要求确定，一般不宜小于7m。通行汽车、大型 平板车的路段，转弯半径应根据汽车、平板车的技术性能确定。 主变运输主干道转弯半径不宜小于21m；高抗运输道路转弯半径不宜小于18m。 5.5.7站内道路纵坡不宜大于6%，山区变电站或受条件限制的地段可加大至8%，但应考虑相应的 滑措施。 5.5.8道路路面可采用水泥混凝土路面或沥青混凝土路面。 5.5.9站内巡视道路应根据运行巡视和操作需要设置，并结合地面电缆沟的布置确定。巡视道路路面 宽度宜为0.6m~1m；接入建筑物的人行道宽度宜为1.5m~2m。 5.5.10屋外配电装置与站内道路路边的距离不宜小于1.5m，在困难条件下不应小于1m。 5.5.11站内生产厂房与站内道路路边的距离不宜小于：无出口时1.5m；有出口、但无车道时3.0m 有出口、有引道时6～8m。站内生活建筑与站内道路路边的距离不宜小于：无出口时1.5m；有出口时 3.0m

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5.6.1屋外配电置场地可采用碎石、卵石铺砌或灰土封团等地坪处理方式；南方雨量充沛地区可适 当绿化处理，但不宜采用人工绿化草坪。 5.6.2在湿陷性黄土场地，屋外配电装置场地的地表面夯实（或压实）后，宜采用增设灰土面层作封 闭处理的措施，其压实系数不应小于0.95。 5.6.3屋外配电装置区需进行巡视、操作和检修的设备，宜根据工艺要求在需要操作的范围内采用铺 砌地面，铺砌材料和范围由工艺专业确定。地面铺砌材料的选择应符合经济实用、就地取材的原则。

5.7.1变电站围墙型式应根据站址位置、城镇规划和环境要求等因素综合确定。站区围墙宜采用不低 于2.3m高的实体围墙，周围环境对站区围墙风貌有要求时也可采用镂空围墙。围墙高度尚应根据变电 站噪声治理需要进行适当调整。

站噪声治理需要进行适当调整。 5.7.2站区实体围墙应设置伸缩缝，伸缩缝间距不宜大于30m。在地质条件变化处和围墙高度改变处 应设置成沉降缝。 5.7.3站区围墙与丙、丁、戊类生产建筑或站内辅助（附属）建筑的间距，在满足消防要求的前提下 可不受限制。 5.7.4变电站主入口的大门侧设置标识墙，并与站前区建筑相协调。 5.7.5变申站大门宽度应满足站内大型设备的运输要求。

的规定。 .1.21000kV变电站的电气主接线，应根据变电在电系统中的地位，综合考虑变电站的规划容量 负荷性质、连接元件数、配电装置特点、设备制造和供货能力等因素，以满足供电靠、运行灵活、检 修方便、便于扩建、投资合理、节省占地为原则，通过技术经济比较后确定。 5.1.31000kV电气接线的最终接线方式，当线路、变压器等连接元件的总数为5回及以上时，宜采用 3/2断路器接线。 当初期线路、变压器等连接元件较少时，可根据具体的元件总数采用断路器数量较少的简化接线型 式，但在布置上应便于过渡到最终接线。 当采用3/2断路器接线时，同名回路应配置在不同串内，电源回路与负荷回路宜配对成串。如接线 条件受限制时，同名回路可接于同一侧母线。 6.1.41000kV线路并联电航器回路，宜采用不装设断路器和隔离开关的接线。 6.1.51000kV变电站中主变压器第三绕组额定电压宜采用110kV，中性点采用不接地方式。当主变压 器容量较大或系统对第三绕组配备无功补偿提出特殊要求时，可研究确定采用其它电压等级。 主变压器第三绕组安装的无功补偿设备宜按补偿性质分别采用等容量分组，分组容量应根据投切电 压波动及设备能力确定。 110kV电气接线采用对应主变压器为单元的单母线接线，主变压器三角形连接母线至无功补偿装置 分组母线间应装设总断路器。电压互感器宜经隔离开关安装在三角形连接母线上。 6.1.6当采用3/2断路器接线时，避雷器和电压互感器不应装设隔离开关；1000kV线路、变压器回路 当变电站初期为2个完整串运行时，线路、变压器元件宜装设出口隔离开关。 6.1.7对于3/2断路器接线，在满足继电保护和计量要求的条件下，当采用GIS（GasInsulated Switchgear）、HGIS（HybridGasInsulatedSwitchgear）时，宜在断路器两侧分别配置电流互感器。 .1.8对于3/2断路器接线，应在每回线路出线侧装设三相电压互感器，在主变压器和每组母线上，应 根据继电保护、计量和自动装置的要求，在一相或三相上装设电压互感器

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接地开关配置应满足检修安全要求，断路器的两侧、线路或变压器出口和1000kV配电 母线，应配置接地开关。

6.2.1主变压器容量和组数的选择，应根据现行标准DL/T5429有关规定和审定的电系统规划设计 方案确定。变电站同一电压网络内任一组变压器事故停运时，其它元件不应超过事故过负荷的规定。凡 装有两组及以上主变压器的变电站，其中一组事故停运后，其余主变压器的容量应保证该站全部负荷的 70% 6.2.21000kV变压器宜选用单相自耦变压器，应根据系统和设备情况确定是否装设备用相。 6.2.3主变压器公用绕组的容量，应根据系统潮流和自耦变压器第三绕组侧无功补偿容量配置进行校 核。 6.2.41000kV主变压器调压方式的选择，应符合现行国家标准GB/Z24847的有关规定。1000kV主变 压器宜采用中性点无励磁调压方式，或经过技术经济综合论证确定是否采用有载调压。 6.2.51000kV主变压器宜采用主体和调压补偿变压器分离的设计方案，考虑到运行中调压补偿变压器故 障退出时主体变仍可独立运行，布置应满足在不拆除变压器本体的情况下运输调压补偿变压器的要求。 6.2.61000kV主变压器状态监测参量应包含油中溶解气体，每台变压器配置1套油中溶解气体传感采 集装置。

6.3特高压并联电抗器

6.3.11000kV并联电器的容量和组数，应考虑限制工频过电压、潜供电流、防正目励磁、同期并列 及无功平衡等方面的要求，进行技术经济综合论证后确定。 6.3.21000kV并联电杭器宜采用单相油浸铁心式，应根据系统和设备情况确定是否装设备用相 6.3.3线路用1000kV并联电抗器中性点应经电航接地，中性点接地电抗的参数应根据电力系统的情况 按加速潜供电弧熄灭或抑制谐振过电压的要求选择 6.3.41000kV并联电器可根据系统要求，采用分级式可控并联电器。 6.3.51000kV并联电杭器状态监测参量应包含油中溶解气体，每台电杭器配置1套油中溶解气体传感 采集装置。

6.4主要电气设备及导体、金具

6. 4. 1一般规定

a）1000kV变电站内的设备和导体选择，除应符合本节的要求外，还应符合现行行业标准DL/T 5222的要求。 b）选择1000kV导体和电器时所用的最大风速，应取离地面10m高，100年一遇的10min平均最 大风速，并按实际安装高度对风速进行换算。 1000kV设备的电晕及无线电扰应符合下列规定： 1）在1.1倍最高相电压下，屋外晴天夜晚应无可见电晕，晴天无线电干扰电压不应大于 500μV。 2） 对于在分、合闸状态下的隔离开关，在1.1倍最高相电压下，屋外晴天无线电扰电压不 应大于2000μV。 d）1000kV设备的噪声水平应满足环保标的要求。变压器、电杭器和其它设备的连续性噪声水 平不宜大于75dB（A）。SF6断路器的非连续性噪声水平，屋外不应大于110dB（A）。 e 1000kV变压器、电航器、套管、电容式电压互感器和避雷器的局部放电量允许值按现行国家 标准GB/Z24843、GB/Z24844、GB/Z24840、GB/Z24841和GB/Z24845执行 开关设备的额定电压为1100kV，额定电流应不小于运行中出现的回路持续工作电流。变电站 内电气设备的载流能力应考虑太阳辐射的影响。日照强度取0.1W/cm，风速取0.5m/s。

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g）设备套管和支柱绝缘子的机械强度，除应考虑风、冰和地震作用外，还应考虑短路电流产生的 电动力作用，荷载组合方式可采用表3所列条件。瓷套和支柱绝缘子的机械强度安全系数，按 长期作用荷载校验时，不应小于2.5，按短时作用荷载校验时，不应小于1.67。

注：√为计算时应采用的荷载条件

h）设备及其瓷套、支柱绝缘子应能承受下列地震力：地面水平加速度（23）m/s，地面垂 直加速度按水平加速度的65%选取。设计时应计入支架的动力放大系数。 1 1000kV电气设备电瓷外绝缘的泄漏比距应按标Q/GDW323执行。

6.4.21000kV断路器

a） 断路器型式的选择应根据工程具体情况，考虑设备制造及供应条件，结合国家相关产业政策， 经过技术经济比较后确定。可采用GIS、HGIS。 b 断路器的参数要求应充分考虑1000kV系统的特点，经系统研究后确定。 断路器应根据系统过电压情况确定是否装设合闸电 GIS或HGIS的状态监测参量应包含局部放电（预留供日常检测使用的超高频传感器及测试接 口），局部放电传感器以断路器为单位进行配置，每相断路器配置1只传感器，

6.4.31000kV隔离开关

a）GIS或HGIS中的隔离开关应经过电压计算后确定是否装设阻尼电阻。 b）线路侧接地开关投切感应电流及感应电压的要求，应经系统研究确定。 c）散开式隔离开关宜选用水平断口三柱式隔离开关。

6.4.41000kV电压互感器

）独立式电压互感器宜采用电容式、非登装式电压互感器。 b）GIS或HGIS中的电压互感器可采用电磁式或电容式电压互感器。

6.4.51000kV避雷器

a）1000kV系统应选用无间隙金属氧化物避雷器（MOA）。避雷器的选择应按现行国家标准C 24842执行，满足过电压保护及绝缘配合的要求。 变压器侧及线路侧应设置避雷器。母线、并联电杭器是否装设避雷器应根据雷电过电压计 果或模拟试验确定。避雷器与被保护设备之间的距离应满足绝缘配合要求，

6.4.61000kV绝缘子

变电站绝缘子串绝缘水平应按不低于变电站出线线路绝缘子串的原则考虑。 变电站悬式绝缘子宜选用盘形瓷绝缘子，绝缘子串的片数按爬电比距法计算，污耐压法校验 综合比较后确定。 1）按系统最高电压和爬电比距选择 计算方法符合DL/T5222的要求。 2 按污移耐受电压法选择 按污耐受电压法，绝缘子串的片数按下式计算

2）按污移耐受电压法通

按污移耐受电压法，绝缘子串的片数按下式计算

式中： Uw—单片绝缘子污闪耐受电压（kV)； K——按系统的重要性考虑的修正系数，取1.1。 单片绝缘子的污闪耐受电压U，按下式确定：

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给定污移度下，绝缘子片的50%闪络电压（kV）； C 标准编差，按7%计， 通过长串人工污移试验，可得到各污移等级下单片绝缘子的污闪耐受电压值。 为了改善绝缘子串的电压分布和防止联接金具发生电晕，绝缘子串应装设均压和屏蔽装置 防止可见电晕的出现，宜选择起始电晕电压高的绝缘子。双联I型和V型绝缘子串的片数 应考虑邻近效应。 d）支柱绝缘子宜采用大小伞结构，其爬距系数、外形系数、直径系数以及表示伞裙形状的参 符合相关规定

6. 4. 71000kV导体

d 后确定。 架空导线宜选用4分裂软导线，分裂间距宜取600mm，单根软导线的最小直径宜不小于66mm 在满足地震安全要求条件下，1000kV设备间连线可采用单根大直径铝合金管，铝合金管外径 不应小于200mm d 分裂结构软导线载流量的计算，应根据分裂导线的排列方式、分裂根数、分裂间距等因素考虑 邻近效应，对载流量加以修正。 e） 分裂软导线应考流过短路电流时对构架和电气设备的接线端产生的短路动态拉力。架空导线 的间隔棒之间距离应按导线在非接触状态设计。 f）导体及金具的电量临界电压应大于导体安装处的1.1倍最高工作电压

6.4.81000kV金具

a）金具的设计应满足GB/T2314、Q/GDW291的规定，对于复杂连接的整套金具，应以制造简单 工艺容易实现、安装方便、便于检修、加工分散性小为基本原则。对于电气接触的金具应尽量 减少连接环节。 b 金具应尽量限制电晕的影响，并应满足晴天夜晚在1.1倍最高运行相电压下不产生可见电晕 无线电干扰水平不大于1000uV。 d） 制造承受电气负荷的金具所使用的铝或变形铝应充分考虑材料导电率的影响，应保证金具的载 流量不小于被安装导体的载流量。 e）管母线金具选型应按回路抗震计算结果校验

6.5.11000kV配电装置的设计应执行本规范，500kV、110kV配电装置的设计应符合DL/T5352的规 定。 6.5.21000kV配电装置可采用GIS、HGIS的屋外或屋内布置。

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表41000kV屋外配电装置的最小安全净距（r

1000m时应按GB/Z24842的要求进行修正。 2.交导体之间需要同时满足A2和B；的要求： 3.平行的导体之间需要同时满足A2和D的要求； 4.当带电作业时，人体活动半径取0.75m。

1000m的不 同过用联条件下，带 接地部分和不同相带申部 校验，并应采用表5中的最大娄

表5不同条件下的最小安全净距（m）

6.5.51000kV屋外配电装置场地内的静电感应场强水平（离地1.5m空间场强）不宜超过10kV/m，局 部地点可允许达到15kV/m。

a）减少同相母线交叉与同相转角布置； b) 减少或避免同相的相邻布置； c） 控制箱等操作设备宜布置在较低场强区： d) 必要时可适当加屏蔽线或设备屏蔽环； e）提高设备及连线的安装高度。

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6.5.7屋外配电装置的母线及跨线宜满足导线上人要求，并应符合下列规定；1000kV设备连线不允许 上人。 单相检修作业时，作用在导线上的人及工具重可按350kg设计，作用在梁上作业相处的人及工 具重可按200kg设计； b）三相停电检修时，作用在每相导线上的人及工具重可按200kg设计，作用在梁上的人及工具重 可按200kg设计。 6.5.8导线挂线应对施工方法提出要求，并应限制其过牵引值。 6.5.91000kV屋外HGIS配电装置宜设相间运输通道，并根据电气接线、设备布置和安全距离要求， 确定相间距离、设备支架高度和道路转弯半径。 6.5.101000kV配电装置的抗震设计应符合现行规范GB50260的相关规定。1000kV设备布置及其与 导体及金具的连接方式应通过抗震力学计算及技术综合比较后确定。 6.5.11在晴天，干扰频率为0.5MHz时，1000kV配电装置的电晕无线电干扰水平在围墙外20m（非出 线方向）地面处，不应超过（5558）dB（uV/m）。

6.6低压无功补偿装置

6. 6. 1一般规定

a）系统的无功补偿原则应按就地分区分电压基本平衡，以保证系统枢纽点电压在正常和事故后均 能满足相关规定。 b） 110kV并联电杭器、并联电容器及其它无功补偿装置的设计，应执行现行国家标准和行业标准 GB50227和DL/T5014。 c 110kV并联电容器主要是补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺 额，110kV并联电炕器主要是补偿高压输电线路的剩余充电助率，配置容量应根据电网结构和 运行需要确定。 d）110kV电容器或电器的补偿容量，应考虑主变压器110kV侧容量的限制。 e 110kV无功补偿装置的分组容量应根据系统要求及设备制造能力确定。 110kV并联电容器装置的串联电航率，需根据电容器组合闸涌流，谐波放大对电网吸电容器组 的影响等方面的验算确定。

6.6.2无功补偿装置设备选

平衡电流保护方式。 b）110kV并联电航器额定电压应根据系统计算确定，宜采用105kV，最高运行电压115kV。接线 宜采用单星形接线。 c 110kV并联电容器宜采用框架式结构，并联电容器装置的串联电杭器宜选用干式空心型式。 d）110kV并联电杭器型式需通过技术经济比较确定。 e） 110kV无功补偿装置应装设抑制操作过电压的避雷器，避雷器连接应采用相对地方式。并联电 容器装置的避雷器接入位置应紧靠电容器组的电源侧，吸收能量应满足要求。 并联电容器回路的断路器或负荷开关应根据频繁投切容性电流要求进行选择。无功补偿装置回 路的断路器或负荷开关宜安装在电源侧

6.7.11000kV变电沾站用电宜按3回电源设置

1000kV变电站的主变压器为两组及以上时，由主变压器低压侧引接的站用工作变压器台数不宜少 于2台，并应装设1台从站外独立可靠电源引接的专用备用变压器。 每台工作变压器和专用备用变压器的容量均按全站计算负荷确定。 初期只有1组主变压器时，除由站内引接1台站用工作变压器外，应再设置2台由站外独立可靠电

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源引接的站用工作变压器。当周边地区难以引接第2回可靠电源时，宜配置柴油发电机。柴油发电机组 的额定容量宜按满足变电站站用一级负荷的要求选择。 6.7.2高压站用电系统应根据站用变压器容量及设备制造能力，通过技术经济比较确定选用两级降压 或一级降压方式，当采用两级降压方式时中间电压等级宜与站外电源的电压等级一致；站外电源应优先 选用一级降压方式。 6.7.31000kV变电沾站用电设计的其它要求应符合DL/T5155的规定

6.8过电压保护和绝缘配合

a 持续运行电压（其值不超过系统最高电压Um，持续时间等于设备设计的运行寿命） b 暂时过电压（包括工频过电压、谐振过电压）； c 操作（缓波前）过电压； d）雷电（快波前）过电压； e）特快速瞬态过电压。 8.3 过电压的基准电压如下： a） 系统标称电压为1000kV的电助系统，其最高电压为1100kV，即Um=1100kV b） 工频过电压的基准电压1.0p.u.为Um/V3； c 谐振过电压和操作过电压的基准电压1.0p.u.为√2Um/V3 8.4 变电站的过电压水平宜符合下列规定： a） 相对地工频过电压水平不宜超过下列数值： 1）线路断路器的变电站侧：1.3p.u.； 2）线路断路器的线路侧：1.4p.u.（持续时间不大于0.5s）。 b）最大的相对地统计操作过电压不宜大于1.6p.u.，最大的相间统计操作过电压不宜大子 8.51000kV系统用氧化锌避雷器的保护水平应符合表6的规定。

表61000kV系统用氧化锌避雷器的保护水平（kV）

000kV设备的额定绝缘水平应符合表7的规定

表71000kV设备的额定绝缘水平（kV）

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注：1.表中数据适用于安装地点海拔高度不大于1000m的电气设备。 2.有机绝缘件均应进行5min工频耐压试验。 3.表中数据适用于中性点直接接地方式，如采用其他中性点接地方式，则应研究确定中性点绝缘水平。 4.中性点绝缘水平应结合工程计算确定、

表中数据适用于安装地点海拔高度不大于1000m的电

6.9.11000kV变电站直 GB/24842和DL/1620的相天规定 6.9.21000kV变电站接地应符合Q/GDW278的规定。 6.9.31100kVGIS和HGIS设备可根据实际需要设置辅助地网GIS和HGIS的接地线先引至辅助接地 网后与变电站主接地网够多点连接。 6.9.4辅助地网材质可采用铜或扁钢，应满足动、热稳定的要求，还需满足外壳感应电压安全要求和 降低环流损耗要求。 6.9.5当辅助地网与变电站主接地网踩用不同材质时，应采取有效的防腐措施，

0.11000kV变电站 0.2配电装置场所宜分别装设巡视和 明宜集中控制，检修照明宜就地分散控 0.3在满足安全要求的条件 布置的高光效灯具

6.11电缆选择与敷设

6.12.1变电站不宜设置大型电气设备检修间。 6.12.2变电站不应设置本站专用的油再生设施、油分析用仪器、固定油罐和固定输油管道。 6.12.3变电站可设置备品备件库，其面积及高度等应满足站内备品备件存放、运输及吊装的要求。

7.1继电保护及安全自动装置

7.1.1继电保护和安全自动装置的设计应参照GB14285的有关规定，并遵循如下原则： a）应遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行保护配置、选型；

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b）双重化配置的继电保护装置，两套保护装置的直流电源、交流电流、交流电压、开关量输入、 跳闸回路、起动远跳和远方信号传输通道均应彼此独立，没有电气联系。双重化配置的保护应 分别作用于断路器的一组跳闸线圈。非电量保护应同时作用于断路器的两组跳闸线圈； c）保护及故障录波装置通信标宜采用DL/T860。 d）安全自动装置的配置应符合现行规范Q/GDW421一2010的要求。 7.1.2每回1000kV/500kV线路应按近后备原则配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选 相功能的全线速动主保护，每套主保护均具有完整的后备保护功能。 7.1.3每回1000kV/500kV线路应配置双套远方跳闸保护，远方跳闸保护宜采用一取一经就地判别方 武。 7.1.4 根据系统工频过电压的计算，对可能产生过电压的1000kV/500kV线路应配置双套过电压保护 过电压保护功能应由远跳保护装置实现。 7.1.5一个半断路器接线的1000kV/500kV断路器按断路器单元配置单套保护。当出线设有隔离开关 时，应配置双套短引线保护。 7.1.6每条1000kV/500kV母线应配置双套母线保护，对一个半断路器接线方式，母线保护不设电压闭 锁元件。110kV母线按段配置单套微机型母线差动保护。 7.1.7变电站宜按电压等级配置故障录波装置，记录线路电流、线路电压、保护装置动作、断路器位 置、保护通道及电源的运行情况等。 7.1.8变电站应配置1套继电保护及故障信息管理子站，与计算机监控系统共享保护信息，宜采用 OL/T860通信标通过调度数据网与主站端通信。 .1.9变电站应配置1000kV线路专用双端故障测距装置，对大于80km、路径地形复杂且巡检不便的 500kV线路宜配置专用双端故障测距装置。 7.1.10根据系统安全稳定校核计算，需要时配置合理稳定控制装置

7.2.1调度自动化系统的设计应参照DL/T5003的有关规定。 7.2.1.1变电站远动系统应满足远动信息采集和传送的要求。远动装置与计算机监控系统 应余配置，远动通道应为主备通道。远动信息应“直采直送”，通过电调度数据网防式 信。

2.1.1变电站远动系统应满足远动信息采集和传送的要求。远动装置与计算机监控系统共享信息， 元余配置，远动通道应为主备通道。远动信息应“直采直送”，通过电调度数据网防式与调度端通 2.1.2变电站远动遥测信息应至少包括如下内容： a） 主变1000kV/500kV/110kV侧有功功率、无功功率、电流、电压，1000kV/500kV线路有功功率 无功功率、电流、电压； b）110kV无功补偿支路电流、无功功率； c）1000kV/500kV高压电器电流、无功功率； d 1000kV/500kV母线电压，1000kV/500kV母线频率； 主变分接头位置信号。 2.1.3 变电站远动遥信信息应至少包括如下内容： a） 全站事故总信号； b 1000kV/500kV/110kV断路器位置信号； c 隔离开关位置信号； d 1000kV/500kV线路主保护动作及重合闸动作信号、1000kV/500kV母线保护动作信号。 2.1.4 变电站远动遥控信息应至少包括如下内容： a） 1000kV/500kV断路器分合闸； b） 低压无功补偿装置投切。 2.2变电站应配置两套电力调度数据网段备，满足调度数据网双平面接入要求。

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7.3.1变电站可根据需要装设以下通信设施：

a）系统调度通信； b）站内通信； c）与主管单位的通信； d）与当地市话局的通信

7. 3. 2系统通信

7.3.2.1变电站与其各级电网调度机构之间至少应设立两个独立的调度通信通道。 7.3.2.2系统通信电路应满足传输电力调度、继电保护、安全自动装置、调度自动化、生产 务的需要。

2.1变电站与其各级电网调度机构之间至少应设立两个独立的调度通信通道。 2.2系统通信电路应满足传输电调度、继电保护、安全自动装置、调度自动化、生产行政 需要。 2.3系统调度通信方式优先选用光缆通信方式。 2.4变电站应装设数字程控交换机供系统调度通信组网用，其技术要求应符合DL/T5157的要 2 5一由站应配累缩数报网设各一并相捉规划确定的盐术体制网纯构组网

7.3.2.3系统调度通信方式优先选用光缆通信方式。 7.3.2.4变电站应装设数字程控交换机供系统调度通信组网用，其技术要求应符合DL/T5157的要求。 7.3.2.5变电站应配置综合数据网设备，并根据规划确定的技术体制、网络结构组网

7.3.3.1行政通信

变电站内可单独设一 也可由系统调度交换机兼顾，交换机的用户 数量、中继端口数量应根据变电站的规模、 调度和生产管理关系确定。当站内仅设一台调度、行政合用 的程控交换机时，可针对多重调度和管理关系对交换机进行虚拟分区

7.3.3.2通信电源

变电站应配置两套独立的直流电源，每套电源应包括一套高频开关电源、一组蓄电池、一套直流分 配屏（柜），两套直流电源互为主备用。蓄电池组的容量应满足按实际负荷放电至少4h的要求，当装设 两组时，每组容量为总容量的50%。其他要求按DL/T5225执行

7.3.3.3通信机房

通信机房面积应按照变电站规划规模考虑，并根据实际情况合理布置屏（柜）位。 通信蓄电池屏（柜）宜布置在独立通信蓄电池室内。

工程规范7.3.3.4通信机房动力和环境监测设备

7.3.3.5站内综合布线

变电站应设立与主管单位的通信，该通信应满足传输运行维护、调度自动化、生产行政等立 7.3.5与当地市话局的通信 变电站内宜设置与当地市话局的通信。

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7.4.3计算机监控系统宜采用开放式、分层分布式结构，由站控层、间隔层以及网路设备构成。宜采 用星型网路结构，通信标准宜采用DL/T860。 7.4.4站控层设备按变电沾远景规模配置，间隔层设备按工程建设规模分期配置。站控层主机、操作 员站及网络设备按双重化配置。

排水标准规范范本7.4.5变电站五防功能宜由计算机监控系统

7.5.1元件保护的设计应参照GB14285的有关规定。 7.5.2变电站主变压器保护应配置双套完整、独立的电气量保护和单套非电量保护。当主变压器和调 压补偿变压器分别独立时，调压变压器和补偿变压器应分别配置双套差动保护，配置单套非电量保护， 可不配置后备保护。

2变电站主变压器保护应配置双套完整、独立的电气量保护和单套非电量保护。当主变压器 偿变压器分别独立时，调压变压器和补偿变压器应分别配置双套差动保护，配置单套非电量保 配置后备保护。 31000kV电杭器应配置双套完整、独立的电气量保护和单套非电量保护。 4变电站110kV站用变压器、110kV电航器及电容器应配置单套保护测控一体化装置。 5主变压器宜单独配置故障录波装置，三侧及公共绕组的录波信息应由同一台装置录取