2.2.2.8.6.在有坡度的电缆沟内或建筑物上安装的电缆支架，应有与电缆沟或建筑物相同的玻度 2.2.2.8.7.电缆支架最上层及最下层至沟顶、楼板或沟底、地面的距离，当设计无规定时，不宜 小于表2的数值。

2.2.2.8.8.电缆支架全长均应有良好的接地。

2.2.2.9.电缆夹层建设原则 2.2.2.9.1.电缆夹层室的净高不得小于2000mm，但不宜大于3000mm。 2.2.2.9.2.电缆夹层必须设置楼梯式出入口可以满足设备搬运。 2.2.2.9.3.夹层设置不允许在建筑物最底层，防止电气设备受潮、积水。 2.2.2.9.4.电缆夹层土建必须使用混凝土浇筑材料，达到土建承重施工要求。 2.2.2.9.5.电缆夹层内应按要求设置电缆支架、水泵、风机、照明等合格辅助设施。 2.2.2.9.6.电缆夹层进、出线设计应考虑多个出口。 2.2.2.10.电缆线路其它防护设施与构筑物的建设原则 2.2.2.10.1.与电缆线路安装有关的建筑工程的施工应符合下列要求： 2.2.2.10.1.1.与电缆线路安装有关的建筑物、构筑物的建筑工程质量，应符合国家现行有关标 佳规范的规定。 2.2.2.10.1.2.电缆线路安装前，建筑工程应具备下列条件： 2.2.2.10.1.2.1.预理件符合设计冶金标准，安置牢固： 2.2.2.10.1.2.2.电缆沟、隧道、竖井及人孔等处的地坪及抹面工作结束，人孔爬梯的安装已完 成。 2.2.2.10.1.2.3.电缆层、电缆沟、隧道等处的施工临时设施、模板及建筑废料等清理干净．施 工用道路畅通.盖板齐全。 2.2.2.10.1.2.4.电缆线路敷设后，不能再进行的建筑工程工作应结束。 2.2.2.10.1.2.5.电缆沟排水畅通，电缆室的门窗安装完毕。 2.2.2.10.1.3.电缆线路安装完毕后投入运行前，建筑工程应完成由于预埋件补遗、开孔、扩孔 等需要而造成的建筑工程装饰工作。 2.2.2.10.2.城市电网的环网室、箱式变基础及位置应满足设计要求。 2.2.2.10.3.电缆工作井尺寸应满足电缆最小弯曲半径的要求。电缆井内应设有积水坑，上盖金 属算子。

2.3开关站、配电室标准化设计

2.3开关站、配电室标准化设计

开关站、配电室标准化设计配置如表3

开关站、配电室标准化设计配置如表3

独立建筑配电室内的单台油浸变压器容量不应大于800千伏安，楼内配电室宜选用11型及以 上系列低损耗干式变压器，单台容量不宜大于800千伏安，应采取减振、降噪、屏蔽等措施，并 满足防火、防水、防小动物等要求。 居民住宅小区内的公建设施应采用专用变压器供电，公建设施用电设备总容量在100kW及以下或 需用变压器容量在50kVA及以下可采用低压供电。 居民住宝小区内的电动汽车快充装置应采用专用变压器供电

箱式变压站（简称箱变），一般用于施工用电、临时用电或架空线路 量大于630千伏安居民小区用电。 单台容量一般不超过630千伏安。根据负荷实际，结合未来负荷发展，宜选用400千伏安、630 千伏安。 箱式变电站内高压开关柜一般采用全密封、全绝缘开关柜。低压主开关一般选用框架断路器，馈 出回路数不宜大于6 回，一般配置塑壳断路器。低压侧应配置无功补偿装置。

环网柜宜采用SF6或真空开关，户外环网柜应选用满足环 专气箱型环网柜或固体绝缘环网柜。 环网柜选型要充分考虑未来馈出用户的数量，并为开展电缆不停电作业预留间隔，一般选用4 6间隔环网柜。开关类型可根据需求选用，进线采用负荷开关或断路器，馈出宜采用断路器。

3.4.1土建型开关站、10千伏配电室一般选用中置式开关柜（内配固封极柱式具空断路器），弹 簧操作机构，具备手动和电动操作功能。 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或蒸汽，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。 应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，电压互感器采用 VV接线。应选用初始导磁率高、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。 3.4.2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IP41，环网箱、箱式变电站的外壳的防护等级不应低于IP33，低压电缆分支箱箱壳防护等级 不应低于IP44。 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。环网室应具备可靠的“五 防”功能，出线侧带电显示装置宜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 级不应低于IP55。 3.4.3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

指示功能及接地故障指示功能； 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； 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。

规格宜按终期变压器容量配置选用，一次到位，柜体外壳防护等级不低 好通风散热性能。

3.7.1低压开关柜应选用GGD型开关柜，低压总开关柜配备智 器，低压进出线开关按实际容量配置。 3.7.2馈出回路数不宜大于6回，配置塑壳断路器。 3.7.3进出线断路器均应采用电子式脱扣器，可实现三段式电流保护。 3.7.4开关柜应符合单面操作要求。

3.8.1.电缆选型 3.8.1.1.成品电缆的外护套表面应连续凸印或印刷厂名、型号规格、电压、制造年份和计米长度 标志，标志应清梵、容易辨认、耐擦，不得连续500mm内无标志。

3.8.1.2.要求采用交联聚乙烯绝缘电力电缆，并根据使用环境来用具有防水、 及以上）等性能的外护套。 3.8.1.3.电缆应选用国际、国家标准的优质产品，并满足国网公司的试验与抽检测试标准。 3.8.1.4.电缆线路截面的选择： 3.8.1.4.1.变电站馈出至中压开关站的干线电缆截面不宜小于铜芯300mm，馈出的双环、双射、 单环网干线电缆截面不宜小于铜芯240mm；低压电缆一般选择四等芯交联聚乙烯电缆，主干线截面 一般选择240mm，分支线截面一般选择185mm。 3.8.1.4.2.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。

表4交联聚乙烯铜芯电缆导线截面

3.8.1.4.3.满足动、热稳定要求下，经运行单位同意亦可采用相同载流量的铝芯电缆，并满足 B50217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。 3.8.1.4.4.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 立过载。 3.8.2.电缆构筑物中电缆的敷设原则 3.8.2.1.电缆的排列，应符合下列要求： 3.8.2.1.1.电力电缆和控制电缆不应配置在同一层支架上。 3.8.2.1.2.高低压电力电缆，强电、弱电控制电缆应按顺序分层配置，一般情况宜由下而上配置。 3.8.2.2.并列敷设的电力电缆，其相互间的净距应符合设计要求。 3.8.2.3.电缆在支架上的敷设应符合下列要求： 3.8.2.3.1.控制电缆在支架最上层敷设，并加装防火槽盒。 3.8.2.3.2.交流三芯电力电缆，应敷设在运行单位批复的相应管道支架上，并敷设在同层支架上。 3.8.2.4.电缆与热力管道、热力设备之间的净距，平行时应不小于1m，交叉时应不小于4.7m， 当受件限制时，应采取隔热保护措施。电缆通道应避开锅炉的看火孔和制粉系统的防爆门；当受件限 制时，应采取穿管或封闭槽盒等隔热防火措施。电缆不宜平行敷设于热力设备和热力管道的上部。 3.8.2.5.明敷在室内及电缆沟、隧道、竖并内带有麻护层的电缆，应剥除麻护层，并对其铠装加 以防腐。 3.8.2.6.电缆敷设完毕后，应及时清除杂物，盖好盖板。必要时，尚应将盖板缝隙密封。 283由继附件的安装原则

3.8.3.1.电缆附件宜采用国网合格物料，电缆头的制作，应严格遵守制作工艺规程，应由经过培 的熟悉工艺的人员进行。 3.8.3.2.在室外制做10kV及以上电缆终端与接头时，其空气相对湿度宜为70%及以下；当湿度 大时，可提高环境温度或加热电缆。制做塑料绝缘电力电缆终端与接头时，应防止尘埃、杂物落入绝 象内，必要时搭建帐篷制作，严禁在雾或雨中施工。 3.8.4.电缆线路防火阻燃设施的施工原则 3.8.4.1.对易受外部影响着火的电缆密集场所或可能着火蔓延而酿成严重事故的电缆回路，必须 安设计要求的防火阻燃措施施工。 3.8.4.2.电缆的防火阻燃尚应采取下列措施： 3.8.4.2.1.在电缆穿过竖井、墙壁、排管、楼板或进入电气盘、柜的孔洞处，用防火堵料密实封 者。 3.8.4.2.2.在重要的电缆沟和隧道中，按要求分段使用耐火材料设置阻火墙，阻火墙两端电缆3 米处施加合格的防火涂料。 3.8.4.2.3.对重要回路的电缆，可单独敷设于专门的沟道中或耐火封闭槽盒内，或对其施加防火 徐料、防火包带。 3.8.4.2.4.在电力电缆接头两侧及相邻电缆2~3m长的区段施加防火涂料或防火包带。必要时采 用高强防爆耐火槽盒、防火毯进行封闭。接头处使用高强耐火防爆盒、防火毯封闭。 3.8.4.2.5.按设计采用耐火或阻燃型电缆。 3.8.4.2.6.按设计设置报警和灭火装置， 3.8.4.2.7.防火重点部位的出入口，应按设计要求设置防火门或防火卷帘。 3.8.4.2.8.改、扩建工程施工中，对于贯穿已运行的电缆孔洞、阻火墙，应及时恢复封堵。 3.8.5.电缆终端、中间接头、夹层进出口、排管两端加装典设要求的标识牌。 3.8.6.电缆投运前应通过相关的交接试验及OWPS（震荡波）局放检测试验。

3.9.1高压架空线路 3.9.1.110kV架空线路分段与联络数量应根据用户数量、负荷性质、线路长度和环境 等因素确定： 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： 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。 3.9.1.2一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

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。平原线路档距 宜超过50m。 3.9.1.3市区主干线导线应采用截面不小于240m的绝缘导线，分支导线截面不小于 5mm，负荷较大并仍有发展空间的重要分支线截面以不低于150平方毫米为宜。 3.9.1.4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 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、 成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。 3.9.1.5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。 3.9.1.6架空线路建设宜采用单回线架设以适应带电作业，相间距离不宜小于800mm； 若采用双回线路，耐张杆宜采用竖直双排列。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。 3.9.1.710kV架空线路一般选用12m或15m环形混凝土电杆。环形混凝土电杆应选用 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。繁华地段 受条件所限，耐张杆可选用钢管杆。电杆根部应带有埋深标志，并便于带电作业及登杆检修 市政道路沿线新架线路应涂刷或安装规范的防撞安全警示标识，防止车撞脆断。 3.9.1.8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，同时 应考虑24芯ADSS光缆荷载要求，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。 3.9.1.9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； c）沿海、严重化工污移区域可采用防污绝缘子、有机复合绝缘子或加大绝缘子爬电距 离等，宜采用防腐蚀和绝缘措施，绝缘水平应增大一级。对污移严重地区，架空线路相关设 备、材料应喷涂RTV。 d）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。 3.9.1.10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、螺栓C型、弹射楔形、液压型等依靠线夹弹性或变形压紧导线

线夹，配电变压器台区引线与架空线路连接点及其他须带电断、接处应选用可带电装、拆 夹，与设备连接应采用液压型接线端子。 3.9.1.11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 承载力要求。 3.9.1.12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 缆终端的接线端子、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 封，跳线接续包封的绝缘罩内应填充绝缘材料。 3.9.1.13为减少变电站近区短路对变电站主变的冲击，变电站出线2km范围内应采用 色缘导线。该区段同时应采用带间隙氧化锌避雷器以防止雷击断线。 3.9.1.14电杆应有牢固、清晰的标志牌，标明线路名称、杆号等运行和安全警示标识。 3.9.1.15架空绝缘线路应在耐张杆、转角杆、分支杆、柱上开关两侧、柱上变压器高 压保险下桩头引线、电缆登杆等位置加装验电接地环。 3.9.1.16对于绝缘线路的柱上开关、柱上隔离开关、避雷器、柱上变压器的高低压接 我端子及绝缘导线接续线夹应采用绝缘引线、绝缘罩等进行绝缘封闭；绝缘导线接头、破口 应采取防水密封和防紫外线措施；对于故障率较高、短期无法实施绝缘化的线路的设备导体 亦可实施绝缘封闭，对耐张杆双横担处裸导线及线夹可实施局部绝缘封闭。 3.9.1.17架空线路原则上不得搭挂与电力通信无关的弱电线（广播电视线、通讯线缆 等）。确需搭挂时，应履行相关手续，经当地供电公司审核同意，并采取必要措施，减小电 杆承受拉力，避免搭挂弱电线箱体、线盘等。增挂通信光缆前，须对电杆的机械强度和附加 荷载情况进行必要的校核，确认合格后方可实施。 3.9.2架空线路设备 3.9.2.1柱上变压器应满足以下技术要求： a）柱上变压器宜设于低压负荷中心，坐落位置应避开车辆碰撞、严重污染及人员易碰 触等场所，台架下面不应设置可攀爬物体，不宜设在地势低洼和可能积水的场所。 b）三相柱上变压器容量不应超过400kVA，绕组联结组别宜选用Dyn11，且三相均衡接 入用户负荷。用地紧张处，可采取单相、三相小容量变压器单杆安装方式；单相变压器容量 最大不超过100kVA。低压出线宜4回及以下。 c）负荷及电压波动较大的配变台区，可选用有载调压配电变压器； d）柱上变压器应选用坚固耐候的低压综合配电箱，具有过流保护、计量、运行参数测 量等功能，用于低压TT接线的还应具备剩余电流保护功能；三相变压器根据功率因数情况 一般应配置自动无功补偿装置，低压以电缆线路为主的变压器台区可根据电压及功率因数情 况不配置无功补偿装置；低压综合配电箱柜门宜安装带防误闭锁功能锁具。 e）变压器进出线宜采用软交联聚乙烯绝缘导线或电力电缆；高压绝缘线其截面不应小 于25mm

电杆选型，为10kV线路延伸预留通道。 3.9.3.3低压架空线路采用绝缘线时，架设方式宜采用分相式，受条件所限时，可采用 束式。当采用集束式时，导线载流量应降级使用，档距不宜大于30m，变压器馈出的多回 压线路可同杆架设。 3.9.3.4导线宜采用垂直排列，同一供电台区导线的排列和相序应统一，采用电杆架设 中性线应靠电杆侧，采用沿墙水平设的中性线应靠建筑物侧，沿墙垂直排列的中性线应 最下层。 3.9.3.5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 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宜采用液压型导线接续线 或其他连接可靠线夹，设备连接宜采用液压型接线端子。 3.9.3.6低压架空线路与装有分段开关的10kV架空配电线路同杆架设时，不应穿越该 己电线路的分段开关所在位置。同一变压器出线的多回低压架空线路可同杆架设。 3.9.3.7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 也线夹。 3.9.3.8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。 3.9.3.9同一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，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。 3.9.3.10低压架空接户线一般采用耐候交联聚乙烯绝缘线，宜采用铜芯，沿墙敷设时 宜选用具有阻燃、耐低温等性能的绝缘线。低压接户线档距应小于25m，截面积视所供住宅 楼或平房院的户数和每户负荷，考虑需用系数后选取，最小截面积6mm。 3.9.3.11低压线路三相负荷电流应尽量平衡。在三相四线制供电系统中，中性线截面 应与相线截面相同，技术和工艺标准与相线一致。 3.9.3.12低压馈电断路器应具备过流和短路跳闸功能，并装设剩余电流保护装置。 3.9.4防雷与接地 3.9.4.1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 般应按照5kA执行。 3.9.4.2中压架空绝缘线路应采取带间隙避雷器或放电箱位绝缘子等措施防止雷击断 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范围内宜逐杆装设 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。 3.9.4.3多雷区低压架空线路可根据运行经验安装低压避雷器。 3.9.4.4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。避雷器装设地点及其接地电阻应符合要求：表5避雷器装设地点及接地电阻名称避雷器装设地点接地电阻（2）与架空线相连的电缆长度≥50m时，在电缆两端≤30装设架空线路与架空线相连的电缆长度<50m时，在电缆一端装≤30设配电站母线≤4每回架空出引线上装设，线路分段、联络开关两侧10配电站及架空变压器容量在引出线100KVA以下：≤10；柱上变压器高压侧装设变压器容量在100KVA及以上：≤41、接地电阻还应满足跨步电压和接触电压的要求。注2、避雷器接地线与电缆金属外皮连接后共同接地。3.9.4.5配电系统中的配电变压器应装设避雷器保护，避雷器应尽量靠近变压器装设，其接地线应与变压器低压侧中性点（中性点不接地时则为变压器中性点的击穿保险器的接地端）以及金属外壳等连在一起接地。3.9.4.6低压侧中性点不接地的配电变压器，应在中性点装设击穿保险器。3.9.4.7柱上分断设备的两侧均应设防雷装置，其接地线与分断设备金属外壳应连接并接地。3.9.4.8避雷器复合外套宜采用绝缘无纬带滚胶缠绕阀饼制成芯棒，涂覆偶联剂，整体模压硅橡胶一次硫化成形工艺。3.9.4.9户外接地引下线及接地体应采取防盗措施，如在引下线处加装护管、更换铜质引下线为圆钢或钢绞线等。沿海及酸碱土壤可采用耐腐蚀的接地体。偏僻地点的户外接地引下线，在地面上2.5m范围内宜采取防盗措施。3.10通信光缆3.10.1通信光缆应随一次线路路径同步建设，同步投运。光缆路径应与站点一次供电线路路径相同。3.10.2，开闭站、配电室双路电源取自不同方向电源站点的，两个方向站点各敷设一根光缆；22

双路电源取自同一个电源站点的不同母线，不同线路路径的，每条线路路径各敷设一根光缆，相同路 径的可敷设一根光缆。 3.10.3架空线路的光缆应采用ADSS光缆，光缆金具型号与数量应满足光缆架设要求。 3.10.4隧道、排管、电缆沟内敷设的光缆应采用阻燃型管道光缆。隧道内的光缆应敷设在光缆 防火槽盒内，并悬挂光缆路径标示牌；排管、电缆沟内的光缆应敷设在光缆专用管孔或支架上，并需 全程同步敷设直径不小于中25的阻燃PVC护管，在管井处应悬挂光缆路径名称标示牌。 3.10.5光缆芯数应不少于24芯。

4.1.1继电保护应满足配电网运行的要求。 4.1.2对于一些发生几率较低的多重或复杂故障，只要能切除故障，允许部分失去选择性，以避 使保护回路过分复杂，综合性能下降，给电网运行带来不安全因素。 4.1.3继电保护的配置和选型应对其灵敏度、负荷阻抗以及二次负担等关键参数进行验算，应满 起工程投产初期和终期的运行要求。 4.1.4应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。应选用初始导磁率高、饱和磁密低的合金铁芯的电流互感器 牛选择合适变比，以保证继电保护正确动作。 4.1.5继电保护选型，应采用微机型保护。 a.10kV进线装设两相式定时限过电流与时限电流速断保护。 b．10kV架空或电缆出线装设三相式定时限过电流与时限电流速断保护、三相重合闸功能（可投 退的速段闭锁重合闸），分散低周减载、小电流接地选线报警、故障录波功能。 c．10kV变压器出线装设三相式定时限过电流与时限电流速断保护，分散低周减载、小电流接地 先线报警、故障录波功能。 d.800kVA以上油浸式变压器，均应装设瓦斯保护。干式变压器，绕组温度过高动作于跳闸和报 警。 e.10kV分段装设两相式定时限过电流保护、时限电流速断保护。 f.开关站母联开关应具有备用电源自投功能和后加速保护跳闸功能。分列运行的10kV母线或互 为备用的线路，应装设备用电源自投装置；应保证在工作电源或设备断开后，再投入备用电源；备 用电源自投装置应保证只动作一次；当远方或就地操作进线、母联开关时，应闭锁备用电源自投装 置。 g.柱上断路器装设两相式定时限过电流保护、时限电流速断保护。 h。10kV所变由单独的高压熔断器完成保护功能。

i.微机保护装置对时应同时进行通讯对时及脉冲对时，对时应准确、可靠。并满足SOE与遥信匹 j.微机保护应引出保护动作硬接点，以供箱式设备接入配电自动化。 4.1.6开关柜、环网室应具备可靠的“五防”功能，出线侧带电显示装置宜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级不应低于IP55。 4.1.7在条件允许的情况下，10kV线路速断延时时间宜为0.3s。对于无法将速断延时调整为0.3s 的，应将速断保护范围调整为距变电站2km。 4.1.810kV线路保护时间级差△T宜设置为0.3s。开关站馈线、用户速断保护延时定值一般为 JSo 4.1.9对于变电站出线开关过电流保护无法保护线路全长（馈线末端短路电流低于馈线首端负荷 电流）的馈线，可在该馈线上选择适当分段处配置一级过电流保护，定值与变电站出线开关过电流保 护和下级线路过电流保护配合，宜采用重合器方式。 4.1.10在10kV架空线路用户接入产权分界点处，电网侧应配置用户分界开关，具有用户内部接 地故障跳闸功能和相间短路故障隔离功能。必要时，用户分界开关可采用具有相间短路保护跳闸功能 的断路器，相间短路保护Os跳闸，小电流接地系统单相接地保护有一定延时并与上级保护相配合。 4.1.11接有分布式电源的线路，经评估计算后，其变电站（开关站）出线开关可配置方向保护 4.1.12接有分布式电源的用户，用户分界开关应具备电源侧失压分闸、负荷侧无电情况下电源 侧来电自动合闸送电、两侧同时有电自动合闸闭锁等功能，防止故障或检修情况下反送电。 4.1.1310kV架空线路或架空电缆混合线路出线开关应配置自动重合闸功能。 4.1.14微机保护软件版本应符合要求。

4.2.1为了供电给控制、合闸、综合自动化装置、继电保护和自动装置、通信设备以及事故照明 等的电源，设立220V直流电源系统。 直流储能设备的容量开关站不小于200Ah，配电室不小于100Ah，直流电池采用104节（单节 2V）200/100AhDC220V阀控式密封铅酸蓄电池，单独组2面屏，正常时以浮充电方式运行。交流不 间断电源系统（UPS）容量3kVA考虑。 4.2.2直流馈出屏采用高频开关充电电源给蓄电池组充电，为了提高装置运行的可靠性和灵活性 高频开关电源模块采用n+1的方式配置，配置高频充电模块。充电模块N+1配置；断路器的操作电 源应与配置的直流电源系统的输出电压一致。合闸电源和控制电源分开。 4.2.3为监察直流系统电压，绝缘状况，检测直流系统接地故障，直流系统设有直流系统绝缘 察接地自动检测装置及电池在线巡检测试装置（要求带通讯接口）。 4.2.4直流馈出屏、蓄电池屏应安装在独立的低压（二次）室，屏柜规格、型号符合设计图纸要 求和规定，基础预埋件及预留孔洞应符合设计要求，

4.3.1配电自动化建设应以一次网架和设备为基础，统筹规划，分步实施。结合配电网接线方式、 设备现状、负荷水平和不同供电区域的供电可靠性要求进行规划设计，统筹应用集中、分布和就地式 费线自动化装置，合理配置“三遥”自动化终端，提高“二遥”自动化终端应用比重，力求功能实用、 支术先进、运行可靠。 4.3.2配电自动化应与配电网建设和改造同步规划、同步设计、同步建设、同步投运，遵循“标 隹化设计，差异化实施”原则，充分利用现有设备资源，因地制宜地做好通信、信息等配电自动化配 套建设。 4.3.3对于A+、A、B、C类供电区域，架空线路宜采用就地型馈线自动化，电缆线路宜采用集中 型馈线自动化；对于重要用户所在线路，宜选取线路关键分段开关及联络开关实施“三遥”功能；对 于非重要用户所在线路，可采用安装远传型故障指示器；对于开关站应实现“三遥”功能。 4.3.4对于D、E类供电区域，配电线路采用远传型故障指示器，实现故障的快速判断定位，缩 短故障查找时间；对于长线路，可在远传型故障指示器之间加装就地型故障指示器，进一步缩小判断 故障区间，便于抢修人员查找故障。 4.3.5配电自动化建设与改造应遵照Q/GDW1382、Q/GDW1625等标准的具体要求，合理选择配 电自动化系统的建设规模、软硬件配置和主要功能及实现方式。 4.3.6配电自动化通信网络应满足实时性、可靠性等要求，因地制宜，宜采取多种通信方式互补， 其通信通道应优先考虑光纤方式。 4.3.7配电自动化系统信息交互应符合电力企业整体信息集成交互构架体系，遵循纵向贯通、模 向集成、统一规范、数据源唯一、数据共享的原则。 4.3.8配电自动化系统故障自动隔离功能应适应分布式电源接入，确保故障定位准确、故障隔离 策略正确。 4.3.9配电自动化系统应满足电力监控系统安全防护有关规定。 4.3.10在有条件的场所，可利用配电自动化终端装置记录并采集配电网电压异常、故障前兆等 信息，进行故障区段判断、故障预警及配电网状况分析等。 4.3.11规划实施配电自动化的地区，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。 4.3.12配电自动化终端、通讯管理机规格、型号符合设计图纸要求和规定。 4.3.13自动化屏、通信屏应安装在独立的低压（二次）室，外观应无机械损伤、变形和外观脱 落，附件齐全。 4.3.14终端按安装形式有分壁挂式和柜式。采用壁挂式安装时，墙体应牢靠、无腐蚀或渗漏等 情况。采用柜式安装时，型钢基础应稳固、接地良好：箱（柜）内各部件应固定牢固。

4.3.15箱体和终端设备接地应良好，应配置接地铜排，内部设备的接地须汇总至接地铜排并连 接到接地网上。 4.3.16环网室电流互感器安装在电缆进出线侧并固定。CT极性应正确、接线应牢固，可靠接地， 亚禁开路。 4.3.17配电网自动化的通信通道可利用专网或公网。光纤路径应与一次线路相同，具备独立管 孔或支架。开闭站、中心配电室必须采用光纤通道，未通光纤的地下配电室应有无线信号覆盖。 4.3.18严格按照设计要求安装，箱体与高压带电设备的距离应满足安全要求。 4.3.19电压回路无短路，且保证相序正确。 4.3.20配电自动化终端与主站通信正常，远程监测结果与现场一致，运动信号传输正确。 4.3.21开关站、配电室、环网箱终端具备遥控、遥信、遥测功能，终端箱变具备遥信、遥测功 能。

4.4UPS、交流系统

4.4.1开关站配置2台站变，每台可带开关站全部负荷，采用单母线接线，由1面低压交流屏组 成，布置在二次室内。站用所变低压进线采用ATS自动转换开关，ATS的监控单元将采集到的遥测、 遥信量通过通讯口送至配电自动化，低压母线侧设置浪涌保护单元。 4.4.2箱变UPS容量不小于2kVA，蓄电池容量不小于40Ah。 4.4.3环网箱UPS容量根据PT容量核算。 4.4.4二次接线可靠，绝缘良好，接触良好、可靠，柜内带电部分对地距离大于8mm 4.4.5低压屏柜（UPS）与基础应固定可靠，柜体应可靠接地。 4.4.6二次联接应将电缆分层逐根穿入二次设备，在进入二次设备时应在最底部的支架上进行续 扎。 4.4.7低压屏柜（UPS）内各空开、熔断器位置正确，所有内部接线、电器元件紧固。 4.4.8UPS交流电源一般由PT提供，UPS损坏时，环网室操作回路应自动切换到PT输出回路。

因地制宜地选择配电终端的功能及类型。以断路器为主的站室应选用微机保护及通讯管理机。以负荷 开关为主的站室应选用带计量功能站所终端（DTU）。柱上开关应选用一二次成套化设备（含带计量功 能的FIU）。架空线路或不能安装电流互感器的电缆线路，可选用远传型故障指示器。 4.5.2配电终端的通信建设应与调度自动化通信、计量自动化系统通信等相结合，并充分考虑终 端扩展的需要。具体实施时可根据运行要求，结合实际情况选择适用的通信方式和通信速率。 4.5.3配电终端要求具有高可靠性，环境适应性强，应尽量选用模块化设计产品，便于功能扩展

5.1高压开闭站（或中心配电室）

5.1.1开闭站高压进、出线柜及母联柜加设考核计量点，配置智能电能表及电能量采集终端，等

5.1.1开闭站高压进、出线柜及母联柜加设考核计量点项目管理和论文，配置智能电能表及电能量采集终

5.1.2要求计量专用电压、电流互感器或专用二次绕组，电流互感器准确度等级选0.2S级，电 互感器准确度等级选0.2级 5.1.3电流互感器额定一次电流的确定，应保证其在正常运行中的实际负荷电流达到额定值的60 左右，至少应不小于30%。 5.1.4互感器实际二次负荷应在25%100%额定二次负荷范围内；电流互感器额定二次负荷的功 率因数应为0.8～1.0电压互感器额定二次功率因数应与实际二次负荷的功率因数接近。 5.1.5电能计量专用电压、电流互感器二次回路或专用二次绕组回路中可接入一只具有短路保护 独立回路且容量不大于5VA的电压测量装置，除此外不得接入与电能计量无关的设备。 5.1.6接入中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相三线电能表。接入非中性点绝缘系统的 电能计量装置，应采用三相四线电能表。对三相三线制接线的电能计量装置，其2台电流互感器二次 绕组与电能表之间宜采用四线连接。对三相四线制连接的电能计量装置，其3台电流互感器二次绕组 与电能表之间宜采用六线连接 5.1.7互感器二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，连接导线截面积应 按电流互感器的额定二次负荷计算确定，至少应不小于4mm2。对电压二次回路，连接导线截面积应 按允许的电压降计算确定，至少应不小于2.5mm2。并要求分别带相序色和标号，互感器安装后能看 到铭牌及二次接线端子。 5.1.8电压、电流二次回路L1、L2、L3、N相导线应分别采用黄、绿、红、黑色线，接地线为黄 与绿双色线，电能表应安装试验（联合）接线盒。接线盒的端盖应为在铅封后无法触及端子的结构 5.1.9电能计量屏（柜、箱）应具有电能表现场测试的专用接线端子，并且要有可以实施铅封白 位置。电能计量装置应满足封闭化防窃电要求，计量装置必须具备加封条件：。 5.1.10计量电流、电压互感器安装前必须经检定合格后方可安装，提交试验报告。 5.1.11室内必须保证GPRS移动信号（至少包含2G通信网络）正常或加装移动信号放大器，

5.2客户高压配电室或高压箱变

5.2.1高压进线及母联设考核计量，配置智能电能表及电能量采集终端，等级0.5S级。电能量

5.2.2要求计量专用电压、电流互感器或专用二次绕组，电流互感器准确度等级选0.2S级，电 玉互感器准确度等级选0.2级。 5.2.3电流互感器额定一次电流的确定，应保证其在正常运行中的实际负荷电流达到额定值的609 左右，至少应不小于30%。 5.2.4互感器实际二次负荷应在25%～100%额定二次负荷范围内；电流互感器额定二次负荷的功 率因数应为0.8～1.0；电压互感器额定二次功率因数应与实际二次负荷的功率因数接近。 5.2.5电能计量专用电压、电流互感器二次回路或专用二次绕组回路中可接入一只具有短路保护

独立回路且容量不大于5VA的电压测量装置，除此外不得接入与电能计量无关的设备。 5.2.6对三相三线制接线的电能计量装置，其2台电流互感器二次绕组与电能表之间宜采用四线 连接并分别接地。互感器二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，连接导线截 面积应按电流互感器的额定二次负荷计算确定，至少应不小于4mm2。对电压二次回路，连接导线截 面积应按允许的电压降计算确定，至少应不小于2.5mm2。并要求分别带相序色和标号，互感器安装 后能看到铭牌及二次接线端子。 5.2.7电压、电流二次回路L1、L2、L3、N相导线应分别采用黄、绿、红、黑色线，接地线为黄 与绿双色线，电能表应安装试验（联合）接线盒。接线盒的端盖应为在铅封后无法触及端子的结构。 5.2.8选择计量屏（柜、箱）时，应充分考虑到电能表、GPRS/CDMA负荷管理终端、载波采集终 端的安装位置。电能表应安装在专用的电能计量屏（柜、箱）中，位置要适当，以便于装卸及日常监 视、运行维护、现场检验。 5.2.9电能计量屏（柜、箱）应具有电能表现场测试的专用接线端子，并且要有可以实施铅封的 位置。电能计量装置应满足封闭化防窃电要求，计量装置必须具备加封条件。 5.2.10计量电流、电压互感器安装前必须经检定合格后方可安装，提交试验报告。 5.2.11配电室内或箱变必须保证GPRS移动信号（至少包含2G通信网络）正常或加装移动信号 放大器。

5.3小区住宅低压总计量负荷柜

5.3.1每台变压器设考核计量，配置智能电能表，等级1.0级。 5.3.2要求计量专用电流互感器或专用二次绕组，电流互感器准确度等级选0.2S级。 5.3.3电流互感器额定一次电流的确定，应保证其在正常运行中的实际负荷电流达到额定值的60 右，至少应不小于30%。 5.3.4互感器实际二次负荷应在25%～100%额定二次负荷范围内；电流互感器额定二次负荷的功 率因数应为0.8~1.0 5.3.5电能计量二次回路独立，不得接入与电能计量无关的设备， 5.3.6对三相四线制连接的电能计量装置，其3台电流互感器二次绕组与电能表之间宜采用六线 连接，二次不接地。互感器二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，连接导线 截面积应按电流互感器的额定二次负荷计算确定，至少应不小于4mm2。对电压二次回路，连接导线 截面积应按允许的电压降计算确定，至少应不小于2.5mm2。并要求分别带相序色和标号，互感器安 装后能看到铭牌及二次接线端子。 5.3.7经电流互感器接入的低压三相四线多功能电能表，其电压引线应单独接入，不得与电流线 共用，电压引线的另一端应接在电流互感器的一次电源侧母线上，电压引线与CT一次电源应同时切 合。 5.3.8电压、电流二次回路L1、L2、L3、N相导线应分别采用黄、绿、红、黑色线，接地线为黄

与绿双色线，电能表应安装试验（联合）接线盒。接线盒的端盖应为在铅封后无法触及端子的结构。 5.3.9选择计量屏（柜、箱）时，应充分考虑到电能表、GPRS/CDMA负荷管理终端、载波采集终 端的安装位置。电能表应安装在专用的电能计量屏（柜、箱）中，位置要适当固定资产标准，以便于装卸及日常监 视、运行维护、现场检验。 5.2.10电能计量屏（柜、箱）应具有电能表现场测试的专用接线端子，并且要有可以实施铅封 的位置。电能计量装置应满足封闭化防窃电要求，计量装置必须具备加封条件。 5.3.11计量电流、电压互感器安装前必须经检定合格后方可安装，提交试验报告。 5.3.12配电室内必须保证GPRS移动信号（至少包含2G通信网络）正常或加装移动信号放大器。