水利水电工程高压配电装置设计规范

水利水电工程高压配电装置设计规范

中华人民共和国水利部 发布

前 言

修订《高压配电装置设计技术规程》SDJ5-85的依据为水利部水利水电规划设计管理局水总局科[2001] 1号“关于下达2001年度水

利水电勘测设计技术标准制定、修订项目计划及主编单位的通知”。

1 总则

1.0.1 水利水电工程高压配电装置(简称配电装置)的设计必须贯彻执行我国的法律、法规，并根据电力负荷性质及容量、环境条件和运行、安装维修等要求，在保证人身安全和设备安全的前提下，合理地选用设备和确定布置方案，积极慎重地采用行之有效的新技术、新设备、新布置和新材料，使设计做到安全可靠、技术先进、经济合理和维修方便。

1.0.2 本规范适用于新建水利水电工程3～500kV配电装置的设计，扩建和改建工程的配电装置设计可参照执行。 1.0.3 配电装置设计应根据工程特点、规模和发展规划，做到远近期结合，以近期为主，并适当考虑扩建的可能。 1.0.4 配电装置设计必须坚持节约用地的原则，少占良田。 1.0.5 配电装置设计应考虑水土保持、环境保护的影响。 1.0.6 配电装置设计应选用效率高、能耗小的电气设备。

1.0.7 配电装置设计除应执行本规范的规定外，还应符合国家现行的有关标准和规范的规定。

2 引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文，在本标准出版时，所示版本有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 《标准电压》(GB156) 《高压输变电设备的绝缘配合》(GB311.1) 《标准电流》(GB/T762) 《标准频率》(GB/T1980-1996) 《电压互感器》(GB1207) 《电流互感器》(GB1208) 《交流高压断路器》(GB1984) 《交流高压隔离开关和接地开关》(GB1985) 《城市区域环境噪声标准》(GB3096) 《(IP代码)外壳防护等级》(GB4208) 《电容式电压互感器》(GB/T4703) 《72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备》(GB7674) 《电磁辐射防护规定》(GB8702) 《环境电磁波卫生标准》(GB9175) 《高压开关设备通用技术条件》(GB11022) 《交流无间隙金属氧化物避雷器》(GB11032) 《工业企业厂界噪声标准》(GB12348) 《三相交流短路电流计算》(GB/T15576) 《高压交流架空送电线无线电干扰限值》(GB15707) 《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/T16434) 《35～110kV变电所设计规范》(GB50059) 《3～110kV高压配电装置设计规范》(GB50060) 《66kV及以下架空电力线路设计规范》(GB50061) 《电力工程电缆设计规范》(GB50217) 《水喷雾灭火系统设计规范》(GB50219) 《电力设施抗震设计规范》(GB50260) 《并联电容器装置设计规范》(GB50277) 《220～500kV变电所设计技术规程》(SDJ2) 《气体绝缘金属封闭开关设备技术条件》(DL/T617) 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T620) 《变电所总布置设计规程》(DL/T5056) 《水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则》(DL/T5090) 《110～500kV架空送电线路设计技术规程》(DL/T5092) 《水力发电厂气体绝缘金属封闭开关设备配电装置设计规程》(DL/T5139) 《水电工程三相交流系统短路电流计算导则》(DL/T5163) 3 环境条件

3.0.1 配电装置布置和导体、电器、架构的选择，应满足在当地环境条件下正常运行、维修、短路和过电压状态的安全要求。屋外配电装置中的电气设备和绝缘子，应根据当地污秽等级(见附录A)采取相应的外绝缘标准及其它防尘、防腐等措施，并应便于清扫。 3.0.2 选择裸导体和电器使用的环境温度应符合表 3.0.2 规定。

表3.0.2 选择裸导体和电器的环境温度

环境温度(℃) 最高 最热月平均最高温度 该处通风设计温度 年最高温度 该处通风设计温度 最低 年最低温度 类别 安装场所 屋外 裸导体 屋内 屋外 电 器 屋内其它位置 注1:年最高(或最低)温度为一年中所测得的最高(或最低)温度的多年平均值。 注2:最热月平均最高温度为最热月每日最高温度的月平均值，取多年平均值。 注3:选择主变压器室、电抗器室、油开关室、母线室(洞)的环境温度时，可取该处通风设计最高排风温度。 注4:选择屋内裸导体及其它电器的环境温度,若该处无通风设计温度资料时,可取最热月平均最高温度加5℃。 3.0.3 选择导体和电器使用环境的相对湿度，应采用当地湿度最高月份的平均相对湿度。对湿度较高的场所，应采用该处实际相对湿度。当无资料时，相对湿度可比当地湿度最高月份的平均相对湿度高5%。在湿热带地区应采用湿热带型电器产品，在亚湿热带地区可采用普通电器产品，但应根据当地运行经验采取防潮、防水、防锈、防毒及防虫等防护措施。 3.0.4 周围环境温度低于电气设备、仪表和继电器的最低允许温度时，应装设加热装置或采取保温措施。 在积雪、覆冰严重地区，应采取防止冰雪引起事故的措施。 隔离开关的破冰厚度，应大于安装场所最大覆冰厚度。

3.0.5 设计屋外配电装置及选择导体和电器时的最大风速，可采用离地10ｍ高，30年一遇10min平均最大风速。500kV电器宜采用离地10ｍ高，50年一遇10min平均最大风速。设计最大风速超过35ｍ/s的地区，在屋外配电装置的布置中，宜采取降低电气设备的安装高度、加强设备与基础的固定等措施。

3.0.6 地震设防烈度超过7度的地区，配电装置的抗震设计应符合现行国家标准GB50260的规定。

3.0.7 对周围环境温度高于40℃处的电器，其外绝缘在干燥状态下的试验电压应乘以温度校正系数, 温度校正系数按本规范(3.0.7)

计算:

Kt=1+0.0033(T-40) (3.0.7) 式中 Kt——温度校正系数; T——环境空气温度(℃)。

3.0.8 海拔超过1000ｍ的地区，配电装置应选择适用于该海拔高度的电器、电瓷产品，其外部绝缘的冲击和工频试验电压应符合现行国家标准的有关规定，配电装置内最小空气间隙值应按海拔高度进行修正。

4 导体和电器的选择

4.1 一般规定

4.1.1 设计选用的导体和电器，其允许最高工作电压不得低于该回路的最高运行电压，其长期允许电流不得小于该回路的可能最大持续工作电流。屋外导体和电器应考虑日照对其载流量的影响。

4.1.2 验算导体和电器额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流以及电器开断电流所用的短路电流，应按本工程的设计规划容量计算，并应考虑电力系统中期发展规划 (中期发展规划可为本期工程建成后5～15年)。 确定短路电流时，应按可能发生最大短路电流的正常接线方式计算。 校验导体和电器用的短路电流，应符合现行国家有关标准的规定。

4.1.3 导体和电器的额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流以及电器的短路开断电流，可按三相短路验算，同时要考虑直流分量的校验。当单相、两相接地短路电流大于三相短路电流时，应按严重情况验算。

4.1.4 验算导体短路热效应的计算时间，宜采用主保护动作时间加相应的断路器全分闸时间。当主保护有死区时，应采用对该死区起作用的后备保护动作时间，并应采用相应的短路电流值。 验算电器短路热效应的计算时间，应采用电器相应规定时间。

4.1.5 用高压限流熔断器保护的导体和电器，可根据限流熔断器的特性验算其额定峰值耐受电流和额定短时耐受电流；用高压熔断器保护的电压互感器回路，可不验算其额定峰值耐受电流和额定短时耐受电流。 4.1.6 载流导体一般选用铝、铝合金或铜材料。

4.1.7 导体和导体、导体和电器的连接处，连接接头应可靠。

硬导体间的连接宜采用焊接。需要断开的接头及导体和电器端子的连接处，应采用螺栓连接。不同材质的导体连接时，应采取过渡措施。导体无镀层接头接触面的电流密度应符合要求。

4.1.8 裸导体的正常最高工作温度不应大于+70℃，在计及日照影响时，钢芯铝线及管形导体不宜大于+80℃。 当裸导体接触面处有镀（搪）锡的可靠覆盖层时，其最高工作温度可提高到+85℃。

特种耐热导体的最高工作温度可根据制造厂提供的数据选择使用，但要考虑高温导体对连接设备的影响，并采取防护措施。 4.1.9 验算额定短时耐受电流时,裸导体的最高允许温度,对硬铝及铝锰合金可取+200℃，硬铜可取+300℃，短路前的导体温度应采用额定负荷下的工作温度。

4.1.10 在按回路正常工作电流选择裸导体截面时，导体的长期允许载流量，应按所在地区的海拔高度及环境温度进行修正。 裸导体的长期允许载流量及其修正系数可按附录B和附录C执行。 导体采用多导体结构时，应计及邻近效应和热屏蔽对载流量的影响。

4.1.11 除配电装置的汇流母线外，导体的截面宜按经济电流密度选择。导体的经济电流密度可参照附录D选取。 当无合适规格导体时，导体面积可按经济电流密度计算截面的相邻下一档选取。

4.1.12 在正常运行和短路时，电器引线的最大作用力不应大于电器端子允许的荷载。屋外配电装置的导体、套管、绝缘子和金具，应根据当地气象条件和不同受力状态进行力学计算。其安全系数不应小于表4.1.12的规定。

表4.1.12 导体和绝缘子的安全系数

类别 套管、支持绝缘子a及其金具 悬式绝缘子b及其金具 软导体 硬导体c 荷载长期作用时 2.5 5.3 4 2.0 荷载短时作用时 1.67 3.3 2.5 1.67 注：短时作用的荷载，系指在正常状态下长期作用的荷裁与在安装、检修、短路、地震等状态下短 时增加的荷载的总和。 a：管型母线的支柱绝缘子，除校验抗弯机械强度外，尚须校验抗扭机械强度。

b：悬式绝缘子的安全系数系对应于破坏荷载，若对应于1h机电试验荷载，其安全系数应分别改为4 和 2.5。 c：硬导体的安全系数系对应于破坏应力，若对应于屈服点应力，其安全系数应分别改为1.6和 1.4。

4.1.13 配电装置的绝缘水平应符合现行国家标准GB311.1、DL/T620和DL/T5090的规定。

4.1.14 电压为110kV及以上的电器及金具在1.1倍最高工作相电压下，晴天夜晚不应出现可见电晕，110kV及以上导体的电晕临界电压应大于导体安装处的最高工作电压。

4.1.15 110kV及以上单根导线和分裂导线应计算其电晕临界电压。

海拔高度不超过1000m的地区，在常用相间距离情况下，导体型号或外径不小于表4.1.15所列数值时，可不进行电晕校验。

表4.1.15 可不进行电晕校验的最小导体型号及外径

电 压（kV） 软导线型号 管型导体外径（mm） 110 LGJ-70 Ф20 220 LGJ-300 2×LGJ-300 Ф30 330 LGKK-600 500 2×LGKK-600 3×LGJ-500 Ф40 4.1.16 泵站电气设备应根据系统情况采取相应无功补偿措施。 4.2 导体的选择 4.2.1 软导线

1 220kV及以下软导线宜选用钢芯铝绞线；330kV软导线宜选用空心扩径导线；500kV软导线宜选用特轻型铝合金分裂导线。 2 220kV及以下分裂导线的间距可取100～200mm，330kV及以上分裂导线的分裂间距可取200～400mm。

在确定分裂导线间隔棒的间距时应考虑短路动态拉力的大小和时间对构架和电器接线端子的影响，避开动态拉力最大值的临界点。对架空导线，间隔棒的间距可取较大的数值，对设备间的连接导线，间距可取较小的数值。

3 在空气中含盐量较大的沿海地区或周围气体对铝有明显腐蚀的场所，宜选用防腐型铝绞线或铜绞线。 4.2.2 敞开硬导体

1 发电机回路采用硬导体时可选用矩形、双槽形和圆管形。20kV及以下回路的正常工作电流在4000A及以下时，宜选用矩形导体；在4000～8000A时，宜选用双槽形导体或圆管形导体。 35kV～66kV配电装置硬导体可采用矩形导体。 110kV及以上配电装置硬导体宜用铝合金管形导体。

500kV配电装置硬导体宜采用单根大直径圆管形导体，固定方式可采用支持式或悬吊式。 2 验算额定峰值耐受电流时，硬导体的最大应力不应大于相应导体的最大允许应力。

重要回路（如发电机，主变压器回路及配电装置汇流母线等）的硬导体应力计算，还应考虑共振的影响。 3 校验槽形导体额定峰值耐受电流时，其片间电动力可按形状系数法进行计算。 4 屋外管形导体荷载组合可采用表4.2.2-4所列条件。

表4.2.2-4 荷载组合条件

状态 风速 有冰时的风速 自重 引下线重 覆冰重量 短路电动力 √ 地震力 相应震级的地震力 正常时 最大风速 短路时 地震时 注：50%最大风速且不小15m/s 25%最大风速 为计算时应采用的荷载条件。 5 屋外管形导体应校验微风振动。

当计算风速为1.5～5m/s时，可采用在管内加装阻尼线、加装动力消振器或采用长托架等措施避免微风振动。 6 为消除220kV及以上管形导体的端部效应，可适当延长导体端部或在端部加装屏蔽电极。

7 为减少钢构发热，当裸导体工作电流大于1500A时，不应使每相导体的支持钢构、钢筋混凝土内的钢筋及钢导体支持夹板的零件(套管板、双头螺栓、压板、垫板等)构成闭合磁路。对于工作电流大于4000A的裸导体的邻近钢构，应采取避免构成闭合磁路或装设短路环等措施。

8 在有可能发生不均匀沉陷或振动的场所，硬导体和电器连接处，应装设伸缩接头或采取防振措施。

为了消除由于温度变化引起的危险应力，矩形硬铝导体的直线段一般每隔20m左右设置一个伸缩接头。对滑动支持式铝管母线一般每隔30～40m设置一个伸缩接头；对滚动支持式铝管母线应根据计算确定。 9 导体伸缩接头可采用定型伸缩接头产品，其截面应大于所连接导体的截面。 4.2.3 离相封闭母线

1 额定电流为4000A及以上的发电机主回路可采用离相封闭母线，其分支回路也宜采用离相封闭母线。

2 离相封闭母线外壳宜选用全连式，可根据安装条件选用一点或多点接地方式。一点接地时，必须在其中一处短路板上设置一个可靠的接地点；多点接地时，可在每处但至少在其中一处短路板上设置一个可靠的接地点。接地回路应能满足短路电流额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流的要求。

离相封闭母线外壳的防护等级一般为IP54。所有附属设备柜体的防护等级不小于IP54（户外）、IP31（户内）。 3 当离相封闭母线通过短路电流时，外壳的感应电压应不超过24V。

4 离相封闭母线应对导体和外壳支持强度进行详细的力学计算、校验，确定支架、支柱绝缘子、母线、外壳的强度。并应考虑热胀冷缩对固定方式的影响。

5 离相封闭母线冷却方式宜采用自然冷却。

6 为便于现场焊接和安装调试，离相封闭母线相间的外壳净距一般不小于300mm，外壳底部距地一般不小于230mm，边相外壳距墙一般不小于300mm。当回路中装有断路器时，上述尺寸应与断路器外形尺寸相协调。 7 离相封闭母线与设备连接应符合下列条件：

1) 为便于拆卸，连接处应采用螺栓连接，螺栓连接的导电接触面应镀银； 2) 离相封闭母线外壳和设备外壳之间应绝缘并隔振，离相封闭母线外壳应按全连式要求保证完整回路，且设备应采用封闭母线型； 3） 离相封闭母线因设备分段后，应在分段离相封闭母线最低处设置排水阀，以便定期排放壳内凝结水； 离相封闭母线应设置三相短路试验装置、检修孔、伸缩补偿装置。封闭母线与电器的连接处，导体和外壳应设置可拆卸的伸缩

接头。当直线段长度在20m左右时以及有可能发生不均匀沉陷的场所，导体和外壳一般设置焊接的伸缩接头。自然冷却离相封闭母线应在户内外穿墙处设置密封绝缘套管或采取其他措施，防止外壳中户内外空气对流而产生结露。 8 布置在地下洞室等潮湿场所的离相封闭母线宜采取热风保养、微正压充气或绝缘子加热等防潮措施。 4.2.4共箱封闭母线

1 回路额定电流为6300A以下时，可采用共箱封闭母线。

2 对于有水、汽、导电尘埃等场所，应采用相应防护等级的产品。

3 共箱封闭母线超过20m长的直线段、不同基础连接段及设备连接处等部位，应设置热胀冷缩或基础沉降的补偿装置。 4 共箱封闭母线的外壳各段间必须有可靠的电气连接，其中至少有一段外壳应可靠接地。共箱母线箱体宜采用多点接地。 5 共箱封闭母线在穿外墙处，宜装设户外型导体穿墙套管及密封隔板。共箱封闭母线应避免共振。 6 各制造段间导体的连接可采用焊接或螺栓连接，与设备的连接应采用螺栓连接。 电流大于等于3000A的导体，其螺栓连接的导电接触面应镀银。

当导体额定电流小于等于3000A时，可采用普通炭素钢紧固件，当导体额定电流大于3000A时应采用非磁性材料紧固件。 7 共箱封闭母线的外壳段间可采用焊接或可拆连接。 8 共箱封闭母线宜在适当部位设置检修孔和防结露装置。 4.2.5 气体绝缘母线（GIL）

1 导电回路的相互连接其结构上应做到：固定连接应有可靠的应力补偿结构，不允许采用螺纹部位导电的结构方式；触指插入式结构应保证触指压力均匀；铝合金母线的导电接触部位应镀银。

2 外壳采用铝合金板焊接。并按压力容器有关标准设计、制造与检验。

3 气体绝缘母线可划分成若干隔室，以达到满足正常使用条件和限制隔室内部电弧影响的要求。 相邻隔室因漏气或维修作业而使压力下降时，隔板应能确保本隔室的绝缘性能不发生显著的变化。

充有绝缘气体的隔室和充有液体的相邻隔室（例如电缆终端或变压器）间的隔板，不应出现任何泄漏影响两种介质绝缘性能。 气体绝缘母线隔室的划分应有利于维修和气体管理。最大气体隔室的容积应和气体服务小车的储气罐容量相匹配。

4 每个封闭压力系统（隔室）应设置密度监视装置，制造厂应给出补气报警密度值。 5 气体绝缘母线每个隔室的相对年泄漏率应不大于1%/年。

6 伸缩节主要用于装配调整（安装伸缩节），吸收基础间的相对位移或热胀冷缩（温度伸缩节）的伸缩量等。 在气体绝缘母线和所连接设备分开的基础之间允许的相对位移（不均匀下沉）应由制造厂和用户协商确定。

7 气体绝缘母线宜采用多点接地方式。同一相气体绝缘母线各节外壳之间宜采用铜或铝母线进行电气连接，气体绝缘母线在两端和中间（可根据母线的长度确定中间接地点的数量）三相互连后用一根接地线接地。

8 正常运行条件下，外壳的感应电压不应超过24V；在故障条件下，外壳的感应电压不应超过100V。 4.2.6 电力电缆

1 10kV及以下电力电缆可选用铜芯或铝芯。35kV及以上电力电缆宜采用铜芯。高落差电缆经技术经济比较亦可采用铝芯。 2 电缆型式应根据工程环境条件及敷设条件、运行维护经验、防火及环保要求等，通过技术经济比较选用。地下工程、高落差场所宜选用交联聚乙烯绝缘电缆。

3 交联聚乙烯绝缘电缆对有径向防水要求时应采用铅套、皱纹铝套或皱纹不锈钢套作为径向防水层。其截面应满足单相或三相短路故障时短路容量的要求。

4 交联聚乙烯绝缘电缆铅套和皱纹铝套除适合于一般场所外，特别适用于下列场所：

1） 铅套电缆：适用于腐蚀较严重但无硝酸、醋酸、有机质（如煤泥）及强碱性腐蚀质，且受机械力（拉力、压力、振动等）不大的场所； 2） 皱纹铝套电缆：适用于腐蚀不严重和要求承受一定机械力的场所（如直接与变压器连接、敷设在桥梁上、桥墩附近和竖井中）； 3） 皱纹不锈钢套电缆：适用于腐蚀较严重和要求承受机械力的能力比皱纹铝套电缆更强的场所。 5 电缆终端的选择原则：

1） 终端的额定电压等级及其绝缘水平，不得低于所连接电缆的额定电压等级及其绝缘水平，终端的外绝缘应符合安装处海拔高程、污秽等环境条件所需泄露比距的要求；

2） 终端型式与电缆所连接电器的特点必须适应； 3） 充油电缆连接的终端应能耐受最高工作油压； 4） 与六氟化硫全封闭电器相连的电缆终端应采用全封闭式终端，其接口应能相互配合； 5） 电缆终端的机械强度，应满足安装处引线拉力、风力和地震力的要求。 6 正常运行时电缆金属护套上感应电压，在不接地端不应大于50V，当采取不能任意接触金属护层的安全措施时，不得大于100V； 7 交流单相电力电缆金属护套接地宜按下列方式设计：

1） 电缆线路不长，且金属护套上任一点的正常感应电压不超过第4.2.6条6款规定时，应采用一端直接接地方式。 2） 电缆线路较长，采用一端直接接地的感应电压超过第4.2.6条6款规定时，应采用交叉互联接地方式。 3） 当金属护层采用一端直接接地方式时，另一端则应经护套接地保护器接地。 8 交流110kV及以上单芯电缆在下列情况下宜在三相电缆之间并行布置均压线或回流线，并两端接地。

1） 可能出现的工频或冲击感应电压，超过电缆护层绝缘的耐受强度时。 2） 需抑制对电缆邻近弱电线路的电气干扰强度时。 9 对重要回路且可能有过热部位的电缆线路，宜设有温度检测装置。 4.3 电器的选择 4.3.1高压断路器

1 对担负调峰任务的水电厂、蓄能机组、并联电容器组等需要频繁操作的回路，应选用适合频繁操作的断路器。

2 35kV及以下电压级的断路器，宜选用真空断路器或SF6断路器。66kV～220kV电压级的断路器，可选用SF6断路器、少油断路器。330kV及以上电压级的断路器，宜选用SF6断路器。当选用真空断路器切断弱绝缘电气设备时应装设过电压保护装置。 3 当断路器的两端为互不联系的电源时，设计中应按以下要求校验：

1） 2） 断路器断口间的绝缘水平满足另一侧出现工频反相电压的要求； 在失步下操作时的开断电流不超过断路器的额定反相开断性能； 3） 断路器同极断口间的公称爬电比距与对地公称爬电比距之比一般取为1.15～1.3； 4） 当断路器起联络作用时，其断口的公称爬电比距与对地公称爬电比距之比，应选取较大的数值，一般不低于1.2。 当缺乏上述技术参数时，应要求制造部门进行补充试验。 4 断路器应根据其使用条件校验下列开断性能：

1） 2） 3） 4） 5） 近区故障条件下的开合性能； 异相接地条件下的开合性能； 失步条件下的开合性能； 小电感电流开合性能； 容性电流开合性能； 5 选择断路器接线端子的机械荷载，应满足正常运行和短路情况下的要求。必要时应与厂家协商。

6 校核断路器的断流能力，宜取断路器实际开断时间的短路电流作为校验条件。大型泵站及高压电动机回路应考虑高压电动机的反馈电流。对于有大机组的系统应考虑直流分量的影响。

7 装有自动重合闸装置的断路器，应计及重合闸对额定开断电流的影响。 4.3.2发电机断路器

1 发电机断路器灭弧及绝缘介质宜选用SF6、压缩空气或真空。

2为减轻因发电机断路器三相不同步合、分而产生负序电流对发电机的影响，发电机断路器宜选用三相机械联动操动机构。 3 发电机断路器可以根据工程具体情况选用卧式或立式结构型式，为减轻发电机断路器振动和热应力对断路器套管、基础及母线的影响，宜在断路器与母线连接处装设软连接装置。

4在不同的环境和负荷条件下，发电机断路器应能承载发电机最大连续容量时的持续电流，且各部位温度极限不超过规定值。 5 在校验发电机断路器开断能力时，应分别校验系统源和发电源在主弧触头分离时对称短路电流值及其直流分量值、非对称短路电流值及其直流分量值。

在选择发电机出口断路器时应校验断路器的直流分断能力。

6 发电机断路器应具有失步开断能力，其额定失步开断电流应为额定短路开断电流的25%或50%；应校核各种失步状态下的电流值，必要时应采取适当的措施（如装设电流闭锁装置）以保证发电机断路器开断时的电流不超过额定失步开断电流；全反相条件下的开断可以不作为发电机断路器的失步开断校核条件。

7 发电机断路器与隔离开关组合安装时，应设置观察窗，以便监视断口的状态。 发电机断路器应具有反映断路器分、合闸位置是否正常的监测装置。 4.3.3 负荷开关

1 负荷开关分产气式、压气式、真空和SF6负荷开关。在污秽程度较高的地方宜采用SF6负荷开关或真空负荷开关。

2 负荷开关的有功负荷开断能力和闭环电流开断能力应等于或大于回路的额定电流,同时负荷开关应具有切合电感性、电容性小电流的能力。

3 负荷开关与熔断器组合使用时，负荷开关应能关合组合电器中可能配用熔断器的最大截止电流，其开断电流应大于转移电流和交接电流。

4 负荷开关与熔断器组合使用有下列要求之一时，应配置分励脱扣器实现负荷开关的快速电动分闸：

1） 2） 3） 4） 设置瓦斯跳闸保护的油浸变压器； 干式变压器的超温跳闸保护； 带外壳干式变压器的误带电开门跳闸保护； 具有远方操作控制要求的。 4.3.4 隔离开关

1 对隔离开关的型式选择应根据配电装置的布置特点和使用要求等因素，进行综合技术经济比较确定。 2 隔离开关应根据负荷条件和故障条件要求的相应额定值选择，并留有适当裕度。

3 单柱垂直开启式隔离开关在分闸状态下，动静触头间的最小电气距离不应小于配电装置的最小安全净距B值。 4 隔离开关的接地开关，应根据其安装处的短路电流进行额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流校验。

5 选用的隔离开关应具有切合电感性、电容性小电流的能力。隔离开关尚应可靠切断断路器的旁路电流及母线环流。

6 屋外隔离开关接线端的机械荷载不应大于隔离开关端子允许的荷载。计算机械荷载应考虑母线（或引下线）的自重、张力、风

力和冰雪等施加于接线端的最大水平静拉力。当引下线采用软导线时，接线端机械荷载中不需再计入短路电流产生的电动力。但对采用硬导体或扩径空心导线的设备间连线，应考虑短路电动力。 7 隔离开关操作机构的型式应根据工程实际情况选择。

当采用综合自动化系统时，相应的隔离开关应采用电动操作机构。 4.3.5 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备（以下简称GIS） 1 选择GIS内的元件时，应考虑下列情况：

1） 断路器的断口布置形式需根据场地情况及检修条件确定，当需降低高度时，宜选用水平布置；当需减少宽度时，可选用垂直布置。灭弧室宜选用单压式。 2） 隔离开关和接地开关应具有表示分、合位置和便于巡视的可靠指示装置。 3） 在停电回路的最先接地点（不能预先确定该回路不带电）或利用接地装置保护封闭电器外壳时，应选择快速接地开关；而在其他情况下则选用一般接地开关。接地开关或快速接地开关的导电杆应与外壳绝缘。 4） 电压互感器宜选用电磁式，如需兼作现场工频试验变压器时，应在订货中予以说明。 5） 在母线上安装的避雷器宜选用SF6气体绝缘和灭弧介质的避雷器，在出线端安装的避雷器宜选用敞开式避雷器。SF6避雷器应做成单独的气隔，并装设防爆装置、监视压力的压力表（或密度继电器）和补气用的阀门。 6） 分期建设时，宜在扩建接口处装设隔离开关和隔离气室，以便不停电扩建。 2 为防止温度变化引起伸缩及基础不均匀下沉，造成GIS漏气与操作机构失灵，在GIS的适当部位应加装伸缩节。 3 GIS在同一回路的断路器、隔离开关、接地开关之间应设置联锁装置。线路侧的接地开关宜加装带电指示和闭锁装置。 4 GIS内各元件应分成若干气隔。气隔的具体划分可根据布置条件和检修要求，在订货技术条款中由用户与制造厂商定。气体系统的压力，除断路器外，其余部分宜采用相同气压。

长母线应分成几个隔室，并与回收装置容量相适应，以利维修和气体管理。

5 GIS外壳和隔板应有可靠的密封性能。每个密封压力系统和隔室的相对年泄漏率应不大于1%。

6 GIS配电装置的主回路、辅助回路、设备构架以及所有金属部分均应接地。接地回路导体应作额定短时耐受电流校验。正常运行条件下，外壳的感应电压不应超过24V。故障条件下，外壳的感应电压不应超过100V。

4.3.6交流金属封闭开关设备（以下简称开关柜） 1 35kV及以下屋内开关设备宜选用开关柜。 2 开关柜的防护等级应满足环境条件的要求。

3 开关柜内装有电压互感器时，电压互感器高压侧应有防止内部故障的高压熔断器，其开断电流应与开关柜参数相匹配。 4 开关柜中各组件及其支持绝缘件应满足外绝缘爬电比距的要求。 5 开关柜应具备五防措施。

6 潮湿环境内布置的开关柜应采取防潮措施。 7 开关柜应根据布置条件可选用下进线或上进线。 4.3.7 限流电抗器

1 普通限流电抗器的额定电流应根据回路中的最大工作电流选择。 2 普通电抗器的电抗百分值应按下列条件选择和校验：

1） 将短路电流限制到要求值。 2） 正常工作时，电抗器的电压损失不得大于母线额定电压的5%，出线电抗器，尚应计及出线上的电压损失。 当出线电抗器未装设无时限继电保护装置时，应按电抗器后发生短路，母线剩余电压不低于额定值的60～70%校验。若此电抗器接在6kV发电机主母线上，则母线剩余电压应取上限值。 3） 对于母线分段电抗器、带几回出线的电抗器及其它具有无时限继电保护的出线电抗器不校验短路时的母线剩余电压。 4.3.8并联电抗器

1 高压并联电抗器应采用三相五柱式，当受条件限制时可采用单相式。 2 并联电抗器中性点应为线端全绝缘。

3 对于可按系统运行情况投切的并联电抗器应选用自动投切方式。 4.3.9电流互感器

1 电流互感器的型式按下列使用条件选择：

1） 3～35kV屋内配电装置的电流互感器，根据安装使用条件及产品情况，宜选用树脂浇注绝缘结构或瓷绝缘结构。 2） 35kV及以上配电装置的电流互感器，宜采用油浸式、树脂浇注式或SF6气体绝缘的独立式电流互感器。在有条件时，应采用套管式电流互感器。 2 保护用电流互感器选择

1） 330kV、500kV配电装置的保护用电流互感器应考虑短路暂态的影响，宜选用具有暂态特性的TP级电流互感器。如保护装置本身具有克服电流互感器暂态饱和影响的能力，则可按保护装置具体要求选择P级电流互感器。 2） 对220kV及以下配电装置的电流互感器一般可不考虑暂态影响，可采用P级电流互感器。对某些重要回路可适当提高所选互感器的准确限值系数或饱和电压，以减缓暂态影响。 3 测量用电流互感器选择

测量用电流互感器应根据电力系统测量和计量系统的实际需要合理选择互感器的类型。要求在较大工作电流范围内作准确测量时可选用S级电流互感器。为保证二次电流在合适的范围内，可采用复变比或二次绕组带抽头的电流互感器。

4 电力变压器中性点电流互感器的一次额定电流，应大于变压器允许的不平衡电流，一般可按变压器额定电流的30%选择。安装在放电间隙回路中的电流互感器，一次额定电流可按100A选择。 5 中性点的零序电流互感器应按下列条件选择和校验：

1） 对中性点非直接接地系统，由二次电流及保护灵敏度确定一次额定电流；对中性点直接接地或经电阻接地系统，由接地电流和电流互感器准确限值系数确定电流互感器一次额定电流，由二次负载和电流互感器的容量确定二次额定电流； 2） 按电缆根数及外径选择电缆式零序电流互感器窗口直径； 3） 按一次额定电流选择母线式零序电流互感器母线截面。 6 选择母线式电流互感器时，尚应校核窗口允许穿过的母线尺寸。 4.3.10电压互感器

1 电压互感器的型式按下列使用条件选择：

1） 3～35kV屋内配电装置，宜采用树脂浇注绝缘结构的电磁式电压互感器。 2） 35kV屋外配电装置，宜采用油浸绝缘结构的电磁式电压互感器。 3） 110kV及以上配电装置，当容量和准确度等级满足要求时，宜采用电容式电压互感器。 2 在满足二次电压和负荷要求的条件下，电压互感器宜简化接线，当需要零序电压时，3～20kV宜采用三相五柱电压互感器或三个单相式电压互感器。

当发电机采用附加直流的定子绕组100%接地保护装置，而利用电压互感器向定子绕组注入直流时，则所有接于发电机电压的电压互感器一次侧中性点都不得直接接地，如要求接地时，必须经过电容器接地以隔离直流。

3 在中性点非直接接地系统中的电压互感器，为了防止铁磁谐振过电压，应采取消谐措施，并应选用全绝缘。

4 当电容式电压互感器由于开口三角绕组的不平衡电压较高，而影响零序保护装置的灵敏度时，应要求制造部门装设高次谐波滤波器。

5 用于中性点直接接地系统的电压互感器，其剩余绕组额定电压应为100V；用于中性点非直接接地系统的电压互感器，其剩余绕组额定电压应为100/3V。

6 电磁式电压互感器可以兼作并联电容器的泄能设备，但此电压互感器与电容器组之间，不应有开断点。 4.3.11 高压熔断器

1 高压熔断器的额定开断电流应大于回路中可能出现的最大预期短路电流周期分量有效值。

2 高压熔断器熔管的额定电流应大于或等于熔体的额定电流。熔体的额定电流应按高压熔断器的保护熔断特性选择。

3 选择熔体时，应保证前后两级熔断器之间，熔断器与电源侧继电保护之间，以及熔断器与负荷侧继电保护之间动作的选择性。 4 高压熔断器熔体在满足可靠性和下一段保护选择性的前提下，当在本段保护范围内发生短路时，应能在最短的时间内切断故障，以防止熔断时间过长而加剧被保护电器的损坏。

5 发电机出口电压互感器高压侧熔断器的额定电流应与发电机定子接地保护相配合，以免电压互感器二次侧故障引起发电机定子接地保护误动作。其他保护电压互感器的熔断器，按额定电压和开断电流选择。 6 变压器回路熔断器的选择应符合下列规定：

1） 高压熔断器应能承受变压器的容许过负荷电流及低压侧电动机成组起动所产生的过电流； 2） 变压器突然投入时的励磁涌流不应损坏熔断器； 3） 高压熔断器对变压器低压侧的短路故障进行保护，熔体的最小开断电流应低于预期短路电流。 7 电动机回路熔断器的选择应符合下列规定：

1） 高压熔断器应能安全通过电动机的容许过负荷电流； 2） 熔体电流应躲过电动机的起动电流； 3） 电动机在频繁投入、开断或反转时，其反复变化的电流不应损坏熔断器。 8 保护电力电容器的高压熔断器选择，应符合GB50227的规定。

9 跌落式高压熔断器的断流容量应分别按上、下限值校验，开断电流应以短路全电流校验。

10 除保护防雷用电容器的熔断器外，当高压熔断器的断流容量不能满足被保护回路短路容量要求时，可采用在被保护回路中装设限流电阻等措施限制短路电流。 4.3.12 中性点接地设备 1 消弧线圈

1） 装设在屋外的消弧线圈宜选用油浸式。装设在屋内的消弧线圈宜选用干式。在电容电流变化较大的场所，宜选用自动跟踪动态补偿式消弧线圈。 2） 在计算消弧线圈的容量时，电容电流应包括有电气连接的所有架空线路、电缆线路的电容电流，并计及厂、所母线和电器的影响。该电容电流应取最大运行方式下的电流，并应考虑电网5～15年的发展。 发电机电压回路的电容电流，应包括发电机、变压器和连接导体的电容电流，当回路装有直配线或电容器时，尚应计及这部分电容电流。 3） 装在变压器中性点的消弧线圈，以及具有直配线的发电机中性点的消弧线圈应采用过补偿方式。 采用单元连接的发电机中性点的消弧线圈，为了限制电容耦合传递过电压以及频率变动等对发电机中性点位移电压的影响，宜采用欠补偿方式。 4） 中性点经消弧线圈接地的电网,在正常情况下，长时间中性点位移电压不应超过额定相电压的15%，脱谐度一般不大于10%(绝对值)，消弧线圈分接头宜选用5个。 中性点经消弧线圈接地的发电机，在正常情况下，长时间中性点位移电压不应超过额定相电压10%，考虑到限制传递过电压等因素，脱谐度不宜超过±30%，消弧线圈的分接头应满足脱谐度的要求。 2 接地变压器和接地电阻

1) 发电机内部发生单相接地故障且要求瞬时切机时,中性点宜采用高电阻接地方式，电阻器一般接在接地变压器的二次绕组上。 2) 发电机中性点接地变压器可选用油浸式变压器或干式变压器，布置在地下或防火要求较高的场所宜选用干式变压器。 3) 油浸式发电机中性点接地变压器的额定一次电压可按发电机额定电压选择，干式发电机中性点接地变压器的绝缘水平宜提高一级。接地变压器二次电压可根据负载特性确定。 4) 发电机中性点接地变压器的额定容量：

式中：U1——接地变压器额定一次侧电压（kV） IC——发电机单相接地时电容电流（A）

K——变压器的过负荷系数（由变压器制造厂提供） 5) 接地电阻

系统中性点经电阻接地方式，可根据系统单相对地短路电容电流值来确定。当接地电容电流小于规定值时，采用高电阻接地方式；当接地电容电流值大于规定值时，采用中、低电阻接地方式。 4.3.13 避雷器

1 采用避雷器进行雷电过电压保护时，除旋转电机外，一般避雷器选型如下：

1） 有效接地系统，设备最高电压(Um)大于252kV时应选用金属氧化物避雷器；设备最高电压(Um)为252kV及以下时宜采用金属氧化物避雷器。 2） GIS和低电阻接地系统应选用金属氧化物避雷器。 3） 不接地、消弧线圈接地和高电阻接地系统，根据系统中谐振过电压和间歇性电弧接地过电压等发生的可能性及其严重程度，可选用金属氧化物避雷器或碳化硅阀式避雷器。 2 旋转电机的雷电侵入波过电压保护，宜采用旋转电机金属氧化物避雷器或旋转电机磁吹阀式避雷器。

3 避雷器标称放电电流下的残压（Ures）不应大于被保护电器设备（旋转电机除外）标准雷电冲击全波耐受电压(BIL)的71%。 4 有串联间隙金属氧化物避雷器和碳化硅阀式避雷器的额定电压，在一般情况下应符合下列要求：

1） 110kV及220kV有效接地系统不低于0.8Um。 2） 3～10kV 和35kV、66kV系统分别不低于1.1Um和Um；3kV及以上具有发电机的系统不低于1.1倍发电机最高运行电压。 中性点避雷器的额定电压，对3～20kV和35kV、66kV系统，分别不低于0.64Um和0.58Um；对3～20 kV发电机，不低于0.64倍发电机最高运行电压。 3） 5 有串联间隙的阀式避雷器，避雷器的冲击放电电压上限应小于等于其残压；当需要保护操作过电压时，避雷器的操作波放电电压上限不应大于被保护设备操作冲击耐受电压（SIL）的87%。

6 采用无间隙金属氧化物避雷器作为雷电过电压保护装置时，应符合下列要求：

1） 2） 避雷器的持续运行电压和额定电压应不低于表4.3.13-6所列数值； 直流参考电压（UD.C.ref）应不小于持续运行电压Uc的 倍； 3） 其荷电率(B=4） 保护比（Kbh=Ures/5） Ur）应不小于1.7； Uc/ UD.C.ref)不宜超过0.75； 避雷器能承受所在系统作用的暂时过电压和操作过电压能量。

7 对中性点为分级绝缘的220kV变压器，如使用同期性能不良的断路器，变压器中性点宜用金属氧化物避雷器保护。当采用阀型避雷器时，变压器中性点宜增设棒型保护间隙，并与阀型避雷器并联。 8 避雷器按其标称放电电流的分类,见表4.3.13-8。

表4.3.13-8 避雷器按其标称放电电流的分类

标称放电电流In 20kA 10kA 避雷器额定电压Ur(有效值,kV) 420≤ Ur≤ 468 备 注 电站用避雷器 90≤ Ur≤ 468 4 ≤Ur≤25 5 ≤Ur≤17 发电机用避雷器 配电用避雷器 并联补偿电容器用避雷器 电站用避雷器 电气化铁道用避雷器 电动机用避雷器 低压避雷器 电机中性点用避雷器 变压器中性点用避雷器 5kA 5≤ Ur≤90 5≤ Ur≤ 108 42≤ Ur≤84 2.5kA 5≤ Ur≤13.5 0.28≤ Ur≤ 0.50 1.5kA 2.4≤ Ur≤ 15.2 60≤ Ur≤ 207 9 阀型避雷器宜安装动作记数器，35kV及以上无间隙金属氧化物避雷器可选用避雷器监测器。 4.3.14绝缘子及穿墙套管

1 发电厂与变电所的3～20kV屋外支柱绝缘子和穿墙套管，可采用高一级电压的产品。对3～6kV屋外支柱绝缘子和穿墙套管，亦可采用提高两级电压的产品。

2 屋外支柱绝缘子宜采用棒式支柱绝缘子。屋外支柱绝缘子需倒装时，可用悬挂式支柱绝缘子。 3 穿墙套管宜采用与母线同材质的穿墙套管。对于母线型穿墙套管应校核窗口允许穿过的母线尺寸。 4 校验支柱绝缘子机械强度时，应将作用在母线截面重心上的母线短路电动力换算到绝缘子顶部。

5 在校验35kV及以上非垂直安装的支柱绝缘子的机械强度时，应计及绝缘子自重、母线重量和短路电动力的联合作用。 支柱绝缘子，除校验抗弯机械强度外，尚应校验抗扭机械强度。

6 悬式绝缘子一般按工频过电压泄露距离要求确定每串绝缘子片数，然后再进行操作过电压和雷电过电压（耐雷水平）校验，并预留零值绝缘子。

选择V型悬挂的绝缘子串片数时，应考虑临近效应对放电电压的影响。

7 在海拔高度为1000m及以下的一级污秽地区，当采用X—4.5或XP—7型悬式绝缘子时，耐张绝缘子串的绝缘子片数不宜小于表4.3.14-7数值。

表 4.3.14-7 X—4.5或XP—7型绝缘子耐张串片数

电压（kV） 绝缘子片数 35 4 66 6 110 8 220 14 330 20 500 32 注：330~500kV可用XP—10型绝缘子。 8 在海拔高度为1000~4000m地区，当需要增加绝缘子数量来加强绝缘时，耐张绝缘子串的片数应按下式修正： NH=N[1+0.1（H-1）] （4.3.14-8） 式中 NH——修正后的绝缘子片数；

N ——海拔1000m及以下地区绝缘子片数； H ——海拔高度（km）。

9 330kV及以上电压的绝缘子串应装设均压和屏蔽装置，以改善绝缘子串的电压分布和防止连接金具发生电晕。

5 配电装置的型式与布置

5.1 安全净距

5.1.1 屋外配电装置的安全净距不应小于表5.1.1的规定，并应按图5.1.1-1、5.1.1-2和5.1.1-3 校验。

表5.1.1 屋外配电装置的安全净距(ｍｍ)

符号 额定电压（ｋＶ） 适应范围 1.带电部A1 分至接地部分之间 5.1.1-2 图号 5.1.1-1 200 300 400 650 900 1000 1800 2500 3800 c3～10 15～20 35 66 110J 110 220J 330J 500J 2.网状遮栏向上延伸线距地2.5ｍ处与遮栏上方带电部分之间 1.不同相的带电部分之间 2.断路器A2 和隔离开关的断口两侧引线带电部分之间 1.设备运输时，其外廓至无遮栏带电部分之间 2.交叉的不同时停电检修的无遮栏带电部分之B1 间 3.栅状遮栏至绝缘体和带电部分之间a5.1.1-1 200 5.1.1-3 300 400 650 1000 1100 2000 2800 4300 5.1.1-1 5.1.1-2 950 1050 1150 1400 1650 b1750b 2550b 3250b 4550 b 5.1.1-3 4.带电作业时带电部分至接地部分之间b 5.1.1-2 300 5.1.1-2 2700 2800 2900 3100 3400 3500 4300 5000 7500 400 500 750 1000 1100 1900 2600 3900 1.网状遮B2 栏至带电部分之间 1.无遮栏C 裸导体至地面之间 5.1.1-3 2.无遮栏裸导体至建筑物、构筑物顶部之间 1.平行的不同时停电检修的无遮栏带电部分之D 间 2.带电部分与建筑物、构筑物的边沿部分之间 注1：110J、220J、330J、500J系指中性点直接接地电网。 注2：海拔超过1000m时，A值应按附录F进行修正。 注3：本表所列各值不适用于制造厂的产品设计。 a：对于220kV及以上电压，可按绝缘体电位的实际分布，采用相应的B1值进行校验。此时，允许栅状遮栏 与绝缘体的距离小于B1值，当无给定的分布电位时，可按线性分布计算。校验500kV相间通道的安全净 距，亦可用此原则。 b：带电作业时，不同相或交叉的不同回路带电部分之间，其B1值可取A1+750mm。 c：500kV的A1值，双分裂软导线至接地部分之间可取3500mm。 5.1.1-1 2200 2300 2400 2600 2900 3000 3800 4500 5.1.1-2 5800

当电气设备外绝缘体最低部位距地面小于2.5ｍ时，应装设固定遮栏。

5.1.2 屋外配电装置使用软导线时，在不同条件下，带电部分至接地部分和不同相带电部分之间的安全净距，应根据表5.1.2进行校验，并应采用其中最大数值。

表5.1.2 不同条件下的计算风速和安全净距(ｍｍ)

额定电压(ｋＶ) Ａ值 35 A1 10 压和风偏 操作过电 压和风偏 最大工作电压短路和10m/s风速时最大工作电压 的风偏 最大工作电压和最大设计风速时的风偏 注1：在气象条件恶劣，如最大设计风速为35m/s及以上，以及雷暴时风速较大的地区，校验雷电过电压时的安全净距，其计 算风速采15m/s。 注2：当220J、330J、500J采用降低绝缘水平的设备时，其相应的A值可采用表5.1.4所列数值。 条件 校验条件 雷电过电 计算风速(m/s) 66 650 650 650 650 110J 900 1000 900 1000 110 1000 1100 1000 1100 220J 1800 2000 1800 2000 330J 2400 2600 2500 2800 500J 3200 3600 3500 4300 雷电过电压 操作过电压 400 400 400 400 A2 最大设计风速的５０％ A1 A2 A1 150 300 300 450 600 1100 1600 A2 150 300 500 500 900 1700 2400

5.1.3 屋内配电装置的安全净距不应小于表5.1.3的规定，并应按图5.1.3-1和图5.1.3-2校验。 当电气设备外绝缘体最低部位距地面小于2.3ｍ时，应装设固定遮栏。

表5.1.3 屋内配电装置的安全净距(ｍｍ)

额定电压(ｋＶ) 3 75 6 100 10 125 15 150 20 180 35 300 66 550 110J 850 110 950 220J 1800 符号 适应范围 图号 A1 带电部分至接地部分之间 5.1.3-1 网状和板状遮栏向上延伸线距地2.3m处与遮栏上方带电部分之间 不同相的带电部分之间 A2 断路器和隔离开关的断口两侧带电部分之间 栅状遮栏至带电部分之间 B1 交叉的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间 B2 网状遮栏至带电部分之间a 无遮栏裸导体至地(楼)面之间 平行的不同时停D 电检修的无遮栏裸导体之间 通向屋外的出线E 套管至屋外通道的路面b 注1：110J、220J系指中性点有效接地电网。 注2：海拔超过1000m时，A值应按附录F进行修正。 注3：当220J采用降低绝缘水平的设备时，其相应的A值可采用表5.1.4所列数值。 注4：本表所列各值不适用于制造厂的产品设计。 a：当为板状遮栏时，其B2值可取A1+30mm。 b：通向屋外配电装置的出线套管至屋外地面的距离，不应小于表5.1.1中所列屋外部分之C值。 5.1.3-1 75 100 125 150 180 300 550 900 1000 2000 5.1.3-1 5.1.3-2 825 850 875 900 930 1050 1300 1600 1700 2550 5.1.3-1 175 200 225 250 280 400 650 950 1050 1900 C 5.1.3-1 2500 2500 2500 2500 2500 2600 2850 3150 3250 4100 5.1.3-1 1875 1900 1925 1950 1980 2100 2350 2650 2750 3600 5.1.3-2 4000 4000 4000 4000 4000 4000 4500 5000 5000 5500

5.1.4 采用降低绝缘水平的设备时，配电装置的安全净距不小于表5.1.4的规定。

表5.1.4 采用降低绝缘水平的设备时，配电装置的安全净距

5.1.5 配电装置中相邻带电部分的额定电压不同时，应按高的额定电压确定其安全净距。

5.1.6 屋外配电装置带电部分的上面或下面，不应有照明、通信和信号线路架空跨越或穿过；屋内配电装置裸露带电部分的上面不应有明敷的照明或动力线路跨越。 5.2 型式

5.2.1 配电装置型式按电气设备型式可分为：敞开式、组合式、金属封闭式和箱式。

5.2.2 配电装置型式的选择，应结合工程实际情况，因地制宜考虑所在地区的地理情况及环境条件，与相应水利水电工程总体布置协调配合，配电装置型式应通过技术经济比较确定。在技术经济方案比较时，除考虑设备投资、年运行费外，尚应计及配电装置的占地费、水土保持费、绿化费和事故损失费。对于分期建设和改建工程除应考虑上述费用外，尚应考虑施工停电损失费。选用安全可靠、运行维护方便、占地少、土建工程量小、安装工期短、经济合理的型式。当技术经济指标接近时优先选用占地少的方案。 5.2.3 3～35kV配电装置，宜选用金属封闭开关设备。10kV及以下变电所可选用箱式。

5.2.4 72.5kV及以上配电装置应根据总体布置、进出线方式及环境协调等综合条件，通过技术经济比较优先选用占地少的配电装置型式。技术经济比较合理时，在72.5kV及以上系统属于下列情况之一的宜采用GIS：

1 处于恶劣地理环境条件下，如高海拔、高地震烈度地区，水雾、泥雾、盐雾及其他重污染地区，重冰雹频繁及运行条件恶劣地区；

2 地处深山峡谷，土石方开挖工程量大的配电装置； 3 地下洞室内设置的配电装置；

4 场地紧张、地价昂贵需尽量紧缩配电装置尺寸地区；

5.2.5 高原地区配电装置型式选择可根据使用环境条件采取加强绝缘、加强保护或采用GIS设备等措施，敞开式设备应选择高原型设备。 5.3 布置

5.3.1 配电装置布置主要分为屋内式和屋外式。

屋内式可分为屋内敞开式配电装置、屋内组合式配电装置、屋内GIS、屋内金属封闭式配电装置(金属铠装式和间隔式)

屋外式可分为屋外敞开式配电装置、屋外GIS、屋外混合式配电装置、屋外组合式紧凑型配电装置。屋外敞开式配电装置按布置型式分为高型、半高型、普通中型、分相中型。屋外敞开式配电装置按母线型式可分为软母线和管型母线。 设计中应因地制宜，合理选择。

5.3.2 配电装置属于下列情况之一者，宜采用屋内布置： 1 35kV及以下配电装置；

2 III级及以上污秽地区110kV配电装置及经技术经济比较合理的220kV配电装置； 3 环境特别恶劣的110kV及以上电压等级的配电装置； 4 不宜布置在屋外的配电装置。

5.3.3 采用屋外配电装置布置时应考虑以下问题：

1 布置形式应满足电气安全距离、布置整齐、清晰，便于维修，少开挖、少占用良田，进出线方便，少交叉、少转角的要求； 2 应结合水利水电工程和地形地貌，避开可能产生水流冲刷、滑坡体、高边坡滚石、泥石流地段及水土保持条件差的位置，地面高程应与水利水电工程设计洪水标准相适应；

3 应考虑气温、日温差、日照(紫外线辐射)、雨水风沙侵袭、冰雹、微风振动及腐蚀等环境条件的影响，必要时应采用相应措施； 4 场地应尽量避开水雾、泥雾和主导风向影响区。并进行绿化与周围环境相协调，但应严防绿化影响电气设备安全运行； 5 屋外敞开式配电装置间隔宽度应满足各种安全净距的校验。支架高度应满足场强及安装运行维护的要求。纵向尺寸除满足各种安全净距校验外，尚应考虑安装、检修及运行操作方便。

5.3.4 110kV及220kV屋外敞开式配电装置可采用半高型、普通中型、分相中型。当采用半高型、普通中型、分相中型配电装置时宜采用管型母线。

5.3.5 330kV与500kV配电装置，经技术经济比较合理，可采用GIS，一般布置在屋内，GIS布置在屋外应采用屋外型设备。 330kV与500kV屋外敞开式配电装置应采用中型布置。 5.3.6 管型母线选用单管或多管结构应根据具体使用条件确定。

固定方式可采用支持式或悬挂式。当地震烈度为8度以上时，宜用悬挂式。

支持式管型母线在无冰无风正常状态下跨中挠度宜不超过母线跨度的0.5％；悬挂式管型母线在无冰无风正常状态下的挠度可适当放大。分裂结构铝管母线挠度宜不超过母线跨度的0.4％。

当采用500kV单根大直径铝合金管形导体时，如挠度不满足上述要求，宜在管形导体内部采用钢丝绳施加预应力结构以减少管形导体的挠度。

当采用管型母线时应采取措施消除端部效应、微风振动及温差对支持绝缘子产生的内应力影响。

对于单管支持式管型母线尚应考虑微风振动，对于单管悬挂式母线及分裂结构母线可不考虑微风振动。 5.3.7 配电装置各回路的相序宜一致，对屋内硬导体及屋外母线桥应涂刷相色漆，不涂相色漆的应有相色标志。

5.3.8 电压为66kV及以上的配电装置，每段母线上宜装设接地开关或接地器，对断路器两侧隔离开关的断路器侧和线路隔离开关的线路侧宜配置接地开关。屋内配电装置间隔内的硬导体及接地线上应留有接触面和连接端子，以便于安装临时接地线。对GIS配电装置除应设置以上接地开关外，还应在停电回路的最先接地点设置快速接地开关。

5.3.9 配电装置的隔离开关与相应断路器和接地开关之间应装设闭锁装置。屋内配电装置尚应设置防止误入带电间隔的闭锁装置。 5.3.10 110kV及以上屋外配电装置的架构荷载条件及安全距离，有条件时宜考虑带电检修的要求。 5.3.11充油电气设备的布置，应满足在带电时观察油位、油温的安全和方便的要求，并宜便于抽取油样。 5.4 通道与围栏

5.4.1 配电装置的通道，应便于设备的操作、搬运、检修、试验和巡视。尚应符合安全、消防、节约用地等有关要求。 屋外配电装置凡有就地操作或检修要求的设备应设置必要的巡视通道及操作地坪。 5.4.2 110kV及以上屋外配电装置宜设置环形道路或具备回车条件的通道。

屋外配电装置道路宽度宜为3.5m，运输主变压器的主要道路和220kV配电装置的道路可加宽到4.5m，330kV及以上屋外配电装置的道路可加宽到5.5m。500kV屋外配电装置宜设置相间纵向运输通道，道路宽度宜为3m。

屋外配电装置内道路的转弯半径不应小于7m。通行汽车、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。 屋外配电装置内道路的纵向坡度不宜大于6％。通道路面宜采用混凝土或沥青。 5.4.3 配电装置室内各种通道的最小宽度(净距)应符合表5.4.3的规定。

表5.4.3 配电装置室内各种通道的最小宽度(mm)

5.4.4 GIS布置时，应考虑其安装、检修、起吊、运行巡视、现场试验及SF6气体回收装置搬运所需的空间和通道，并留有安装场所。

对室内布置的GIS考虑起吊、搬运应校验最大运输单元所需空间，应装设满足最大运输单元要求的起重设备。

GIS两侧应设置安装检修和巡视通道，主通道宜靠近断路器侧，宽度应满足回收装置宽度和同时过人要求，一般可取2～3m，另一侧通道供运行巡视，宽度不宜小于1.2m。

室外布置GIS应考虑运输通道及吊装方式等现场作业要求。

5.4.5 设置于屋内的油浸变压器，其外廓与变压器室四壁的最小净距应符合表5.4.5的规定。

表5.4.5 油浸变压器外廓与变压器室四壁的最小净距(mm)

变压器容量(kVA) 变压器与后壁、侧壁之间 变压器与门之间 1000及以下 600 800 1250及以上 800 1000 对于就地检修的屋内油浸变压器，变压器室的室内高度可按吊芯所需的最小高度再加0.7mm，宽度可按变压器两侧各加0.7mm确定。

5.4.6 设置于屋内的干式变压器，其外廓与四周墙壁的净距不应小于0.6ｍ，干式变压器之间的距离不应小于１ｍ，当有巡视和维护要求时尚应满足巡视维修的要求；干式变压器与配电柜布置在同一房间时，干式变压器应设防护围拦或防护等级不低于IP2X的防护外罩。

干式变压器带外壳时可不受上述距离与要求的限制，但应满足巡视维护要求。

5.4.7 当布置SF6气体绝缘母线、全连离相封闭母线和共箱母线时，应结合设备安装方式考虑安装空间和最大部件运输通道，并满足运行巡视检查要求。安装运输通道最小尺寸为设备外形尺寸加0.6mm，巡视通道为0.8mm。

5.4.8 厂区外的屋外配电装置场地四周应设置2.2～2.5m的实体围墙，厂区内的屋外配电装置周围应设置围栏，高度不应小于1.5ｍ。

5.4.9 配电装置中电气设备的栅状遮栏高度，不应小于1.2m，栅状遮栏最低栏杆至地面的净距，不应大于200mm。 配电装置中电气设备的网状遮栏高度，不应小于1.7ｍ，网状遮拦网孔不应大40mm×40mm，围栏门应装锁。

5.4.10 在安装有油断路器的屋内间隔内除设置遮栏外，对就地操作的油断路器及隔离开关，应在其操作机构处设置防护隔板,宽度应满足人员操作的范围,高度不应小于1.9ｍ。

5.4.11 屋外的母线桥，当外物有可能落在母线上时，应根据具体情况采取防护措施。

6 进出线及联络线

6.1 一般规定

6.1.1 进出线包括进线段和出线段。进线段是指由水电厂主变压器高压侧引至配电装置的连接线；出线段是指由配电装置引至出线场的连接线。联络线是指站内(枢纽内)配电装置相互之间的连接线。 一般采用以下方案： 1 架空线； 2 电力电缆；

3 气体绝缘母线(简称GIL)； 4 硬母线、共箱母线。

6.1.2 进出线型式选择应根据总体布置、电气主接线、开关站型式和布置、主变压器和开关站的相对位置、通道地形地貌条件、水雾泥雾影响及运行安全、维护条件等因素，经技术经济比较选择安全可靠、经济合理的方案。 6.2 适用条件

6.2.1 主变压器布置在屋外，配电装置采用敞开式布置，架线条件允许时，宜采用架空线。

当进出线采用架空线时，线路设计应符合《110～500kV架空送电线路设计技术规程》和《66kV及以下架空电力线路设计规范》

外，尚应考虑下列要求：

1 导线、避雷线、绝缘子、金具的机械强度安全系数，应比一般线路设计标准适当提高； 2 跨越河道、峡谷、水库及通航建筑物时，应按大跨越的气象条件设计；

3 进出线一般应避免跨越泄水建筑物挑流区。当不能避免时，应考虑水雾泥雾的影响，合理选择外绝缘爬电距离； 4 对较长的密集架设的进出线应校核其相互间静电和电磁感应，并采取必要的防护措施；

5 进出线一般应避免交叉。当不能避免时，交叉点应靠近杆塔，校验在设计最不利气象条件下和短路电流过热条件下满足交叉距离的要求；同时，对于不同电压等级线路交叉时，电压较高的线路应架设在电压较低的线路上方； 6 结合主变压器和开关站布置，避免施工干扰，选用施工及检修影响停电损失少、安全可靠的方案； 7 避雷线保护角应比一般线路减小；

8 应避免对通讯及视频信号线的无线电干扰；

9 结合地形地貌，考虑杆塔组立条件，合理选择塔基位置； 10 结合现场地质条件，妥善解决杆塔接地问题；

11 结合现场条件，应优先考虑利用大坝、厂房等建筑物和崖壁上设锚筋等方法，以节省杆塔和投资。

12 当主变压器门型构架上装设避雷线或避雷针时，应采取防止反击的措施。对于采用一端绝缘的避雷线，应考虑如下原则：

1) 2) 3) 应尽量缩短一端绝缘避雷线的档距； 绝缘子个数选择与电压等级无关，应按雷电过电压来确定； 当有两根及以上一端绝缘避雷线并行敷设时，在保证安全的条件下，可考虑将各条避雷线的绝缘末端用与避雷线相同的导线连接起来，构成雷电通路，以减少阻抗，降低过电压； 4) 为了降低雷电过电压，应尽量降低避雷线接地端的接地电阻。 6.2.2 主变压器布置在地下，配电装置布置在地面或配电装置在地下、出线场在地面时，宜采用电缆。 当采用电力电缆进线时，应符合下列要求：

1 电缆终端的型式应与所连接的设备相协调。电缆与架空线连接应采用空气终端或SF6终端；电缆与GIS相连接应采用SF6终

端；电缆与变压器相连接宜采用SF6终端或油浸终端。SF6终端与GIS或与变压器等导体连接时应设置可拆断点和短段。 2 电缆敷设应根据工程情况可设置隧道、竖井、斜井或沟道，也可采用直埋方式。电缆路径选择应符合下列要求： －－远离油库、化学库和煤气站等易燃、易爆场所； －－路径要尽量短，且满足敷设与维护要求； －－弯道尽量少，并满足电缆允许的弯曲半径；

－－采用充油电缆时，应注意路径高程变化，避免出现驼峰； －－避开将要挖掘施工的场所。 3 电缆敷设于构筑物中的要求：

1) 敷设电缆的隧道、斜井净高不小于1900mm，通道宽度不应小于1000mm。电缆可敷设在地面或侧墙电缆支架上，支架间距宜为500mm～3000mm； 2) 敷设于水平沟道的电缆可不用支架固定，直接敷设在沟道内，其上覆盖50mm～100mm砂层；当用支架固定时，电缆固定可用夹具或尼龙带具绑扎； 3) 电缆直埋时，电缆外护层至地面埋深不应小于800mm；穿过农田段的埋深不应小于1000mm；直埋电缆穿越公路或铁路时埋深不应小于1500mm，并应采取防护措施；当直埋敷设于冻土地区，宜埋入冻土层以下，如埋深未超过土壤冻结深度时，应采取防冻措施； 4) 电缆敷设方式可采用直线式敷设、蛇形敷设和水平悬吊式敷设。直线式敷设时电缆采用刚性固定，电缆夹具间距一般为500～700mm；蛇形敷设时电缆采用挠性固定，蛇形轴线波幅与节距按电缆轴向拉应力不超过允许值，一般半波幅值取100～200mm，节距取2500～3000mm。当电缆敷设在侧墙壁上时可采用水平悬吊式敷设，电缆按上、中、下排列，悬臂梁间的上下净距为500～600mm，沿电缆轴向悬吊点的间距为2500～3000mm，悬吊点间电缆的挠度取50～100mm(或按制造厂的要求)，当电缆较轻时，可用尼龙带具将三相电缆捆绑在一起，用金属吊具将电缆悬吊在构筑物的墙壁上； 5) 固定电缆的夹具应采用非磁性材料如铝合金、塑料等制作，并满足该回路短路电流作用下的机械强度要求，表面应光洁、安装简便。 4 进出线和联络线用电缆线路，不宜设置中间接头；

6.2.3 主变压器与GIS布置较近，宜采用气体绝缘母线(GIL)。主变压器与GIS布置较远，电压等级较高，传输容量较大，出线场

地特别狭窄，与其他出线交叉时，经技术经济比较，也可采用气体绝缘母线(GIL)。 当采用GIL时，应符合下列要求：

1 额定电流应按可能最大运行方式设计；

2 制造长度应与气体回收装置容量相适应；对于长直线段应设伸缩补偿组件；与主变压器或SF6电缆终端连接时进线段应设可拆短段或断点；

3 外壳温度不应超过防腐涂层的最大允许温度，且不应超过GIL中元件的允许温升；

4 当敷设在空气中，外壳最大温度不应超过80℃；当敷设在沟槽和隧道中，外壳温度不应超过70℃；当直埋地下，外壳温度一般控制在50～60℃范围内；

5 GIL外壳一般采用全连式多点接地；

6.2.4 当主变压器与配电装置距离较近、电压等级较低时，一般可采用硬母线、共箱母线进线。

7 电气设备防火

7.0.1 总油量超过100kg的屋内油浸电力变压器，宜装设在单独的防爆间内，并应设置消防设施。

7.0.2 屋内单台电气设备总油量在100kg以上应设置贮油设施或挡油设施。挡油设施宜按容纳20%油量设计，并应有将事故油排至安全处的设施，当事故油无法排至安全处时，应设置能容纳100%油量的贮油设施。 排油管的内径不应小于150mm，管口应加装铁栅滤网。

变压器室之间、变压器室与配电室之间，应采用耐火等级不低于2h的不燃烧体墙隔，油浸电力变压器室、高压配电装置室的耐火等级不应低于二级。

7.0.3 在防火要求较高的场所，有条件时宜选用不燃或难燃的变压器，亦不宜采用具有可燃性能的断路器。

7.0.4 屋外充油电气设备单个油箱的油量在1000kg以上。应设置能容纳100%油量的贮油池，或20%油量的贮油池和挡油墙。 设有容纳20%油量的贮油池或挡油墙时，应有将油排到安全处所的设施，且不应引起污染危害。当设置有油水分离的总事故贮油池时，其容量不应小于最大一个油箱的60%油量。

贮油池和挡油墙的长、宽尺寸，可按设备外廓尺寸每边相应大１ｍ计算。

贮油池的四周，应高出地面100mm。贮油池内宜铺设厚度不小于250mm的卵石层，其卵石直径宜为50～80mm。 7.0.5 容量为90MVA及以上的变压器宜设置水喷雾灭火装置。灭火用水量应按现行国家标准GB50219的规定确定。

7.0.6 当屋外油浸变压器之间需设置防火墙时，防火墙的高度不宜低于变压器油枕的顶端高度0.3m，防火墙的两端应分别大于变压器贮油池的两侧各0.5ｍ；当防火墙顶部加防火水幕时，其高度应比变压器顶盖高出0.5m。

7.0.7 电力电缆、封闭母线及气体绝缘母线在穿越防火隔墙或楼板处，应设防火隔板或用防火材料封堵。 7.0.8 厂区内建、构筑物最小间距不应小于表7.0.8的规定。

表7.0.8 建、构筑物最小间距（m）

丙、丁、戊类生产建筑 建筑物名称 耐火等级 一、二级 三级 丙、丁、戊类生产建筑 一、二级 耐火等级 三级 12 10 12 15 20 15 20 25 10 10 12 5 10 12 d 12 14 10 12 - 15 - 25 - 15 20 15 - 10 12 1 10 6 7 d 12 7 8 - 15 20 - 1 无出口时，1.5 d 有出口时，3.0 1 - 5 1 - 14 - 10 5～10 屋外主变油量压器 （t） 10～50 >50 可燃介质电容器室（棚） 油浸电抗器室（棚） 漏天油库 总事故贮油池 所内生活耐火一、二级 建筑 等级 围墙 三级 5 15 20 25 20 25 30 a屋外配电可燃介质电容器室(棚) 总事所内生活建筑 故贮油池 耐火等级 一、二级 三级 10 12 无出口时，1.5 所内道路（路边） 围墙 装置 10 12 10 b有出口，但无车道时，3.0 d 12 10 14 有出口，有引道时，6～8 12 1 c屋外配电装置 - - - 注：屋外配电装置与其他建、构筑物的间距除注明者外，均以构架计算，当继电保护室布置在屋外配电装 置场内时，其间距由工艺确定。 1）表内未规定最小间距“－”者该间距可根据工艺布置需要确定； 2）屋外配电装置内断路器的油量大于或等于1t时，从断路器外壁距丙、丁、戊类生产建筑或变压器的间 距不应小于10m； 3）屋外配电装置与道路路边的距离不宜小于1.5m，在困难条件下不应小于1m； 4）围墙与丙、丁、戊类生产建筑和所内生活建筑的间距，在满足消防要求的前提下可以不限； 5）屋外油浸变压器之间无防火墙时，其防火净距不得小于下列数值： 35kV 5m 66kV 6m 110kV 8m 220kV～330kV 10m 500kV 12m a：建、构筑物防火间距应按相邻两建、构筑物外墙的最近距离计算，如外墙有凸出的燃烧构件时，则应从 其凸出部分外缘算起； b：两座建筑相邻两面的外墙为非燃烧体且无门窗、无外露的燃烧屋檐，其防火间距可按本表减少25%； c：两座建筑相邻较高一面的外墙如为防火墙时，其防火间距不限； d：建筑物外墙距屋外油浸主变压器和可燃介质电容器设备外廓5m以内时，该墙在设备总高度加3m的水平 线以下及设备外廓两侧各3m的范围内，不应设有门窗和通风孔；建筑物外墙距设备外廓5～10m时，在上 述范围内的外墙可设防火门，并可在设备总高度 以上设非燃烧性的固定窗。

8 相关专业的要求

8.1 对建筑物及构筑物的要求

8.1.1 配电装置室的建筑，应符合下列要求：

1 长度大于7m的配电装置室，应有两个出口，并宜布置在配电装置室的两端；长度大于60m时，宜增添一个出口；当配电装置室有楼层时，一个出口可设在通往屋外楼梯的平台处。

2 充油电气设备间的门若开向不属配电装置范围的建筑物内时，其门应为非燃烧体或难燃烧体的实体门。

3 配电装置室应设防火门，并应向外开启，防火门应装弹簧锁，严禁用门闩。相邻配电装置室之间如有门时，应能双向开启。 4 配电装置室可开窗，但应采取防止雨、雪、小动物、风沙及污秽尘埃进入的措施。配电装置室临街的一面不宜装设窗户。 5 配电装置室的耐火等级，不应低于二级。

配电装置室的顶棚和内墙面应作处理。地（楼）面宜采用高标号水泥抹面并压光或采用水磨石地面，GIS配电装置室宜采用水磨石地面。

6 配电装置室有楼层时，其楼层应设防水措施。

7 配电装置室应按事故排烟要求，装设事故通风装置。GIS配电装置室应设通风、排风装置，进风口顶部距室内地坪不宜大于300mm，排风出口设置在易于扩散的通风处，不允许排入厂房。

8 配电装置室内通道应保证畅通无阻，不得设立门槛，并不应有与配电装置无关的管道通过。 8.1.2 屋外配电装置架构的荷载条件，应符合下列要求： 1 计算用气象条件应按当地的气象资料确定。

2 架构宜根据实际受力条件（包括远景可能发生的不利情况），分别按终端或中间架构设计。架构设计不考虑断线。 3 架构设计应考虑运行、安装、检修、地震情况时的四种荷载组合：

1） 运行情况：最大风速（无冰、相应气温）、最低气温（无冰无风）及最严重覆冰（相应气温及风速）等三种情况及其相应的导线及避雷线张力、自重等； 2） 安装情况：导线及避雷线架设时应考虑梁上人和工具重2kN以及相应的风荷载、导线及避雷线张力、自重等； 3） 检修情况：对于导线中有引下的110kV及以上电压的构架，应考虑导线上人，并分别验算单相作业和三相作业的受力状态。此时导线集中荷载： 单相作业：330kV及以下取1.5kN 500kV取3.5kN 三相作业：330kV及以下每相取1.0kN 500kV每相取2.0kN 4） 地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载（或相应的冰荷载）、导线及避雷线张力、自重等，地震情况下的结构抗力（抗拔、抗倾覆等）或设计强度允许提高按现行国家标准执行。 4 半高型配电装置的平台、走道，应考虑1.5kN/m2等效均布荷载，架构横梁应考虑适当的起吊荷载。 8.1.3 屋内配电装置荷载及荷载要求

房屋建筑的均布活荷载及有关系数不应低于表8.1.3所列数值。如果设备等实际荷载超过该表的数值时，应按实际发生的荷载设计。

表8.1.3 建筑物均布活荷载及有关系数

序号 项目 活荷载标准值准永久计算主梁、柱及（kN/㎡） 4.0～9.0 值系数 基础的折减系数 0.8 0.7 备注 活荷载标准值按等效1 电容器室楼面 均布活荷载计算确定 屋内10kV配电装置楼面 屋内35kV配电装置楼面 屋内110kV配电装置楼面 放置110kV、5 220kVGIS组合电器楼面 10.0 0.8 0.7 均布活荷载计算确定 活荷载标准值按等效4.0～7.0 0.8 0.7 均布活荷载计算确定 活荷载标准值按等效4.0～8.0 0.8 0.7 均布活荷载计算确定 活荷载标准值按等效4.0～8.0 0.8 0.7 均布活荷载计算确定 活荷载标准值按等效2 3 4 注1：准永久系数仅在计算正常使用极限状态的长期效应组合时使用。 注2：序号2、3、4也适用于成套柜情况。当10kV、35kV、110kV配电装置的开关不布置 在楼面上时，该楼面活荷载标准值一律可采用4.0kN/㎡。

8.1.4 屋内配电装置的采暖通风与空气调节的要求应符合国家现行的有关标准的规定。

8.1.5 GIS室应设置起重设备，其容量应能满足起吊最大运输单元要求，起重设备宜采用双速运行。

8.1.6 SF6配电装置室通风装置，应配置检测空气中SF6气体的浓度探测仪。GIS室开的所有孔洞应设置隔离密封措施。 8.1.7 GIS室土建误差应满足如下要求： 1 混凝土分缝线两侧产生的位移不超过： 水平横向和纵向 ±10mm； 垂直 ±5mm。

2 积累至GIS设备安装标称面的土建误差为： 水平 ±8mm； 垂直 ±8mm。

3 在100m长之内地平面的不平整度不应超过10mm。

8.1.8 屋外配电装置布置场地应作好排水措施，布置在洞内的SF6配电装置室应考虑防潮措施。 8.1.9 配电装置建、构筑物的设计，应符合现行国家标准。 8.2 环境保护要求

8.2.1 配电装置及进出线电磁辐射对环境的影响应符合国家标准GB8702、GB9175及GB15707的要求。 8.2.2 配电装置的噪声对周边环境影响应符合GB12348和GB3096的要求。

8.2.3 电压为330kV及以上的配电装置内设备遮拦处的静电感应场强水平（离地1.5m空间场强）不宜超过10kV/m，少部分地区可允许达到15kV/m。

配电装置围墙外侧处（非出线方向，围墙外为居民区时）的静电感应场强水平（离地1.5m空间场强）不宜大于5kV/m。 8.2.4 生态保护：屋外配电装置绿化应与周边环境相协调，防止水土流失，绿化水平应不低于15%。为防止油泄露污染，应设置事故储油池，不得将未经处理的废水、油污排至河水中。

8.2.5 环境检测：配电装置竣工验收时应对环境影响做出评价。

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