380V-500kV电网建设与改造技术导则

Q/GDW-15Q/GDW-15湖湖北省电力公司企业标准Q/GDW-15—500kV电网建设与改造技术导则〔修订〕2023-12-222023-12-22公布2023-12-22实施湖北省电力公司公布1Q/GDW-15-010-2023Q/GDW-15-010-2023\*ROMAN\*ROMANII目 次 \l“_TOC_250011“前 言 II\l“_TOC_250010“1总则 1\l“_TOC_250009“2500kV电网 3\l“_TOC_250008“3220kV电网 4\l“_TOC_250007“城市110kV电网 4\l“_TOC_250006“城市中低压配电网络 6\l“_TOC_250005“农村电网 7\l“_TOC_250004“继电保护、通信、调度自动化 8\l“_TOC_250003“无功补偿 10\l“_TOC_250002“电能计量 11\l“_TOC_250001“变电站计算机监控系统 13\l“_TOC_250000“主要电气设备 15主网设备技术改造原则 23前 言为标准湖北省电力公司输、变、配、用电工程的建设及改造技术工作，提高电网设备装备水平，保证电网安全、优质、经济运行，特制定本标准。本标准依据国家和行业有关法律、法规、规程和标准，并结合湖北省380V—500kV电网目前的进展水平、运行阅历和治理要求而提出，适用于湖北省电力公司380V—500kV电网的建设与改造工作。本标准于2023年6月21〔Q/ED119101-20232023订条款见修编说明。本标准由湖北省电力公司提出。本标准由湖北省电力公司科技信息部归口治理。本标准由湖北省电力试验争论院负责起草，省公司生产技术部、进展筹划部、安全监察部息部、基建部、营销部、农电工作部、调度中心、信通中心参与有关章节编写工作。本标准起草人：宋伶俐、汪涛、刘建华、杜治、陈宏、忻俊慧、胡惠然、林志伟、梁建、代伟、周想凌、胡刚、殷建刚、董永德、陈隽、陈国强、潘小兵、苏昊。本标准审核人：周世平、杨勇、胡波、梁志斌、刘世琦、詹必川、谭文林、吴耀文、蔡敏、傅军、李小平、涂琦、王力军、方毅、周友斌、靖小平、涂明、彭世建、刘启德、金涛、王金槐、戴堂云、喻子易、程建翼、施通勤、詹智红、许萍、杜江、季斌、田华、李松山、胡传禄、罗志娟。本标准由湖北省电力公司批准。本标准由湖北省电力公司负责解释。Q/GDW-15-010-2023Q/GDW-15-010-202310380V—500kV〔修订〕总则范围本导则规定了湖北省电力公司管辖的地市电网的建设与改造应遵循的主要技术原则和技术要求。本导则适用于湖北省电力公司管辖的380V—500kV电网的建设与改造工作。接入湖北电网的独执行。标准性引用文件以下标准的条文通过本导则的引用而构本钱技术导则的条款。本导则公布时，所示版本均为有效，在被引用标准被修订后，应重探讨使用以下标准最版本的可能性。Q/GDW156—2023 城市电力网规划设计导则DL755-2023 电力系统安全稳定导则DL/T599－2023 城市中低压配电网改造技术导则DL/T5218-2023 220kV-500kV变电站设计技术规程DL/T5103-1999 35kV-110kV无人值班变电站设计规程DL/Z713-2023 500kV变电站保护和把握设备抗扰度要求DL/T5136-2023 火力发电厂、变电站二次线设计技术规定DL/T5149-2023 220kV-500kV变电站计算机监控设计技术规程DL5003-2023 电力系统调度自动化设计技术规定电监会5号令 电力二次系统安全防护规定DL/T448-2023 电能计量装置技术治理规程DL/T5202-2023 电能量计量系统设计技术规程500kV变电站典型设计220kV变电站典型设计110kV变电站典型设计国网生技[2023]400号 国家电网公司十八项电网重大反事故措施国网生技[2023]51号 国家电网公司输变电设备技术改造指导意见鄂电司生技[2023]15号 湖北电网继电保护复用通道技术及治理规定国家电网进展[2023]195号关于印发电网差异化规划设计指导意见的紧急通知国家电网办基建[2023]1号关于印发协调统一基建类和生产类标准差异条款〔输电线路〕的通知国家电网办基建[2023]20号关于印发协调统一基建类和生产类标准差异条款〔变电局部〕的通知国发[2023]23号 国务院关于进一步加强节油节电工作的通知电网建设的根本原则湖北电网承受以下标准电压等级：超高压输电：500kV;高压输电： 220kV；高压配电： 220kV、110kV、35kV；中压配电： 35kV、10kV；低压配电： 380V/220V。湖北电网应满足《电力系统安全稳定导则》中规定的各项安全稳定标准，全面贯彻分层分区原满足国家及行业对电能质量的要求。湖北电网应加强受端系统内部最高一级电压的网络联系，加强受端系统的电压支撑和运行的灵敏性，在受端系统应接有足够容量的电厂。各电压等级电网的短路容量应当从网络构造、电压等级、变压器容量及其阻抗选择、运行方式变电站内的系统节点，一般不超过表1电压等级短路电流500kV50kA，63kA电压等级短路电流500kV50kA，63kA220kV40kA，50kA110kV31.5kA，40kA35kV25kA10kV16(31.5)kA各级电压网络短路电流把握的原则及实行的措施如下：电网最高一级电压母线的短路电流在不超过表1规定值的根底上，应维持确定的短路容量，的波动。电网其它电压等级网络的短路电流应在技术经济合理的根底上实行限制措施：a〕网络分片，开环，母线分段运行；b〕适中选择变压器的容量、接线方式〔如二次绕组为分裂式〕或承受高阻抗变压器；c〕在变压器低压侧加装电抗器或分裂电抗器，或在出线断路器出口侧加装电抗器等。设计承受此措施前需进展短路电流计算校核并确定阻抗值。依据经济增长和城市社会进展的不同阶段，可将电网负荷增长速度分为较慢、中等、较快三种状况，对应的各电压等级电网的容载比选择如表22各电压等级容载比选择范围电网负荷增长状况较慢增长中等增长较快增长年负荷平均增长率(建议值)7%7%～12%12%500kV1.5～1.81.6～1.91.7～2.0220kV1.6～1.91.7～2.01.8～2.135kV～110kV1.8～2.01.9～2.12.0～2.2注：容载比是某一供电区域，变电设备总容量与对应的总负荷的比值。电网的无功补偿应以分层分区和就地平衡为原则，并应随负荷〔或电压〕变化进展调整，避开经长距离线路或多级变压器传送无功功率。无功补偿设备应承受可分组自动投切的并联电容器、电抗〔包括发电机失磁等事故时保持电压稳定和正常供电，不致消灭电压崩溃，受端系统中应有足够的动态无功备用容量。100kVA以上的高电压等级用电企业的功率因数要到达0.95以上，其他用电企业的功率因数要到达0.9随着高一级电压电网的建设与完善，下级电压电网应实现分片供电，并应逐步解开凹凸压电磁环网。20kV电网建设应充分利用现有电力通道资源，提高通道的输电力气。电网建设应遵循一次系统、二次系统同时设计、同时建设、同时投运原则。城市电网应乐观推广应用小型化、无油化、经济化、少维护、节能型、智能型设备，应承受品牌产品，提高设备装备水平。的输变电设备技术、环保技术。业化”的要求进展建设。设备。220kV110kV220kV标准变电站命名，从前期建设到投产运行，变电站名称应保持全都。输变电设备选用根本原则输变电设备的设计选型应满足湖北电网规划设计的要求，并与其在电网中的重要性、地区的负荷密度、周边环境、经济进展水平相适应。输变电设备的设计选型，在易发生气候灾难的微气象区域内应适当提高设计标准，以提高输变电设备抵抗恶劣天气及环境影响的力气。输变电设备的选型应使用性能优良、稳定牢靠、型号统一、符合国家及行业有关标准、获得了国家相关产品质量检验部门认可的设备，通过技术经济比较乐观承受技术和设备。电网差异化设计根本原则电网规划应充分考虑自然灾难的影响，在工程设计中提出应实行的设防标准和灾难防范措施。以电网统一规划为指导，以保交通、保民生、保稳定、保安全为目标，突出重点，重要线路设1～2重要线路选取原则：加强湖北电网各500kV变电站之间的联系，保证灾难状况下“最小骨干网络”牢靠联络，避开出线孤立节点；重要线路假设按同杆双回路架设，则双回线路均需加强；c〕保证铁路、机场等重要负荷的牢靠供电；d〕保证武汉市及各地区中心城市的根本用电需要。500kV电网500kV500kVa〕500kV电网构造一般可承受单环网、双环网等网络构造。b〕外部电源宜经相对独立的送电回路接入受端系统，尽量避开电源或送端系统之间的直接联络和送电回路落点过于集中。每一组送电回路的最大输送功率所占受端系统总负荷的比例不宜过大。c〕建设坚强的鄂东500kV受端环网和中部框架电网构造以及保证鄂西、鄂西北电网丰水期通道畅通，枯水期供电充分，是湖北电网安全稳定运行的根底。d)特高压电网500500500kV负荷中心地区500kV3组及以上主变压器选择，单组容量为1000MVA以上，其它地区可视负荷大小选择适宜容量的变压器。0kV3／2220kV线、双母线单分段、双母双分段接线。35kV电源接入系统600MW500kV220kV600MW220kV900MW～1000MW500kV300MW220kV220kV220kV220kV电网应实现以500kV变电站为核心的分片供电网络，网架为环网构造，尽量削减电磁环网。220kV电缆辐射供电线路允许T接变压器；一条线路T2台；当一条线路T2运行。其它地区220kV电网可承受双回放射式接线，但不宜多级串供。湖北境内的发电厂接入电网贯彻一厂〔机组电气关联〕上一网的原则，即一座发电厂只能接入500kV220kV变电站优先选用容量为180MVA～240MVA的变压器。负荷中心或负荷增长较快的地方首期考虑一次2220kV500kV220kV220kV220kV6220kV220kV220kV220kV220kV线接线。220kV220kV220kV220kV的线路〔电缆〕变压器组接线。220kV以220kV电压等级接入电网的大电力用户工程装接容量应为120MVA〔含一次和二次系统〕必需符合湖北省电力公司编制的电网规划，并需经湖北省电力公司审批。局部大用户〔特别是对于电弧炉工程、化工整流工程、电气化铁路、地铁等非线性用户〕接入实行必要措施将影响把握在国家标准规定的范围内，并在公共接入点装设电能质量监测装置。电铁用户应承受110kV电压等级供电，对于电压偏差不满足要求的地区，经专题争论后也可接220kV110kV网络构造城市110kV电网网架应简化，并逐步向标准化、标准化的模式过渡。城市110kV电网内部供电区的划分，应依据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、C33分区类别分区类别远景负荷密度30MW/km²〔10～30〕MW/km²10MW/km²城市110kV电网应满足变电站“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其它变电站〕；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〕。110kV110kV电网宜承受下述接线：ATBTCT变电站终期规模变电站主变终期规模宜按以下原则确定：110kVA350MVAB2～340MVA、50MVA。C1～231.5MVA、40MVA。2A、B2变电站终期出线规模宜按以下原则确定：110kV：2～4610kV50MVA10～1231.5MVA、40MVA6～8变电站电气主接线环境确定。母线接线方式按最终规模一次建成。主接线力求简洁、清楚，便于操作维护。各类变电站的电气主接线宜按以下原则确定。110kVA、B类供电区：110kV侧承受线路变压器单元、单母断路器分段接线；10kV46C110kV〔刀闸〕分段接线；10kV侧承受单母分段接线。用户接入方式20MVA110kV20MVA5km110kV依据用电负荷性质，其接入方式可选用以下两种：110kVT35kV10kV3.3.2电厂接入系统25MW～100MW110kV成接入系统设计并由省电力公司审批。超过100MW110kV系统。220kV110kV110kV适中选择电厂上网点，应避开电厂接入点过多、上网线路潮流大量迂回和形成多角环网。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，不得形成凹凸压电磁环网。城市中低压配电网络一般要求城市中低压配电网是由城市10kV及以下的架空线路、电缆线路、接户线、开闭所、环网单元、站〕、线路分段开关、配电室〔含箱式变〕、变压器〔及其附件〕、无功补偿装置等组成。配电网的建设必需与高压电力网的规划和建设、业扩报装工程、市政工程、当地经济进展和居民生活用电需求相结合。配网中性点运行方式一般规定为：a〕10kV承受不接地或经消弧线圈接地，或经电阻接地；b〕380V／220V供电半径A2km，B4km，C6km低压供电半径：A150mB250m，C400m，供电半径应进展电压质量校核，380V的±7%，220V+7%～-10%。城市中压配电网的接线中压架空线路系统接线一般承受单放射、多分段；环网接线、开环运行；多分段、多联络三种方式。电缆线路的接线公用电缆网的构造形式可承受单环网式构造。用户接入系统当用户的报装容量在1MVA～7MVA时，宜从开闭所设专线供电；当用户的报装容量在7MVA～20MVA来自不同的变电站或同一变电站的不同母线。用户供电规定10kV户应自备保安电源，并与系统电源之间实行牢靠的联锁措施。建小区和增容的居民用户其住宅供电线路一般每户负荷按4kW～10kW设计和施工。建住宅小区宜承受电缆线路、户内开闭所和配电室方式供电。七层及以上的多、高层建筑，应预留中低压线路通道。并应有其次回电源，作为消防、电梯、供水〔含高层建筑的供电应结合建筑物构造和当地配网条件综合考虑建设开闭所〔配电室〕。设置在高层建筑内的配电室宜承受干式变压器和无油开关的配电装置室宜承受无油开关和干式变压器，如承受充油变压器时必需设置在专用房间内。高层建筑物的配电室、变压器室、低压配电室等，应符合消防有关规定。农村电网总体要求农村电网规划与建设应依据当地的经济进展水平、负荷密度、负荷性质与分布等因素，因地制宜地进展方案的优化组合，在保障安全牢靠的前提下考虑与行政区划相结合。农网建设与改造必需选用经国家认可的检测机构检测合格的产品，并符合国家产业政策和技术要求。制止使用国家明令淘汰及不合格的产品。在保证电网安全、经济、牢靠运行的前提下，农网建设与改造应因地制宜地承受技术、设备、材料、工艺。电网网络构造在220kV2MV～30MVA35kV〔可供容量随距离变化220kV220kV10MVA～60MVA110kV220kV220kV变电站双电源接线可依据负荷的性质、大小、电网条件、地理位置等选用双线双变、三线两变、四线三变等不同组合方式。变电站布点及要求乡镇变电站的布点应综合考虑与上级电源点的距离、负荷大小、负荷密度、负荷性质、变电站的标高因素并兼顾周边现有电力资源等因素，通过经济技术比较，选用合理方案。2MW35kV10MW110kV60MW110kV220kV点。乡镇负荷低于2MW，但供电距离较长，电压和线损不能满足要求时亦可考虑35kV变电站布点。10MW110kV乡镇各级变电站初期建设应预留其次电源，一期工程低压侧应有备用电源，以保证重要负荷和变电站检修用电。乡镇110kV变电站应依据本地区负荷性质、周边地区负荷需求，结合电网构造和规划，承受双圈变压器或三圈变压器。建及改建110kV变电站主变压器应承受节能型有载调压变压器。主变压器应按两台同容量设计，或实行不同容量的组合方案，可依据负荷增长需要分期实施。供电线路供电半径应考虑负荷大小、负荷密度、供电电压等级。a〕110kV100km；b〕35kV40km；c〕10kV15km；d〕380V0.5km。10kV10kV线路转角处及主要跨越处可使用铁塔；个别经济进展较快乡镇障碍物多、电力通道拥挤时，可适量使用铁塔或钢管杆塔。外绝缘水平按污秽等级区配置，个别污秽有可能上升区域应留有确定余地，污秽较重地区可承受复合绝缘子。中压配电网农村配电变压器配置的根本原则为：小容量、多布点、延长中压、缩短低压，配电变压器应选用节能型。配变选型应承受S1130kVA～630kVA。配变低压侧应装置综合低压配电箱。低压配电箱应依据负荷要求，装设单相或三相自动空气开关、熔断器、补偿电容、计量设备、表计、避雷器、剩余电流淌作保护器等，其内部铜排、导线不得暴露。低压配电箱应有良好的防腐、防水、防盗性能，内部元器件应按功能分区布置，便利运行治理。乡镇所在地集中住宅小区达确定规模时亦可使用箱变、低压配电箱、低压电缆组合供电方式。城镇10kV配电网宜承受环网接线，开环运行；农村10kV配电网以单辐射式为主，较长的主干线或分支线应装设分段或分支开关设备。宜承受自动重合器和自动分段器。配电低压台区农村380V/220V线路一般承受三相四线制供电，使用放射状馈供方式，配电变压器应装设在低压负荷中心。负荷分散、无三相负荷需求时可承受单相变压器供电。低压配电线路建设应兼顾单相负荷与三相负荷。低压线路可与同一电源的中压线路同杆架设，导线截面依据负荷大小选择，但不得小于25mm2，零线应与相线等截面，低压分支线承受绝缘线。铜铝导体连接时应使用铜铝过渡接头。接户线的相线、中性线或保护线应从同一电杆下引下，档距不应大于25m，超过时，应加装接户杆。每户供电线路按不小于4kW设计，接户线应承受绝缘线，铝芯线的导线截面不应小于6mm2，铜芯线的导线截面不应小于2.5mm2管，并在户外做滴水弯。用户应加装自动空气开关〔或刀闸〕和家用剩余电流淌作保护器。继电保护、通信、调度自动化继电保护GB/T14285-2023的要求。同一地〔市〕供电公司或同一厂站内的继电保护和安全自动装置的型式、品种不宜过多。低频减载和继电保护装置应实现一体化。对于具有光纤通道的输电线路，应优先配置分相电流差动保护。220kV〔10km〕，应随线路建设OPGW动保护。对于双回输电的220kV线路，应架设光纤通道，并至少配置一套分相电流差动保护。220kV建的220kV变电站应配置继电保护及故障信息治理子站。对于双回输电的110kV线路，应配置全线快速保护，优先承受光纤差动保护，其下一级110kV变电站〔受电端〕应配置母线保护。110kV电网稳定把握装置应承受微机型，并优先承受光纤通道。通信湖北电力通信传输网络分为省、地、县三级网络，三级网络规划之间要统筹协调，分级建设，分层治理，避开重复建设。网络建设以光纤通信方式为主，同时兼顾各级通信网的要求，做到光缆共享和资源互补。〔OPG220kV及以上输电线路应以OPGW为主〔站内引入光缆确定要承受非金属制式〕，110kV线路可承受OPGW或非金属自承式光缆〔ADSS〕光缆，35kV线路可承受ADSS10kV管道内承受凯装光缆。220kV及以上变电站原则上不少于2条独立光纤路由接入，通信传输和电源设备应按独立的双设备配置；110kV1条独立光纤路由接入，可依据实际状况选择其他通信方式作为备用通道，并配置传输和电源设备；35kV无人值守变电站依据具体工程工程，进展经济效益、工程施工等多方面评估后选择适宜通信接入方式。对于“营协作一”的35kV变电站原则上优先考虑光纤方式接入。光缆纤芯类型的选择应充分考虑今后光纤网络进展的需要，220kV24B18844；110kV16B1482216B1+8B4220kV时应配套选用。各级光纤传输网络应依据网络资源状况和实际需求选择网络保护方式。网络保护宜承受自愈环与子网保护相结合的原则，充分利用网络自愈迂回保护的特点，发挥网络整体优势。接入的通信设备应与运行的通信网络设备承受全都的技术体制，应能利用原通信网工程配置的通信网络治理系统。在建110kV及以上变电站的通信系统中，应具备动力环境及通信设备监控系统，监控与治理系统对通信设备的接入尽量承受协议转换的方式，主要实现告警数据、性能数据、配置数据的猎取。220kV2个不同路由的数字或模拟就近接入调度交换网，另设一部行政和一部公网；110kV及以下无人值守变电站，应接入1部三网合一〔调度、行政、公网〕。变电站通信系统应配置的其他业务通道a〕远动信息通道。b〕接入生产治理系统的IP业务端口。c〕调度数据专网通道。d〕视频传输通道。调度交换组网信令应承受Q-SIG信令。调度自动化凡并入电网的变电站、发电厂必需依据电网相关技术要求安装相应的自动化设施，包括RTU或监GPS〔PMU〕、脱硫信息采集装置。自动化信息采集原则调度自动化信息采集分直采和转发两种模式，实现分层治理、信息共享。原则上谁调度，谁直采。220kV通信规约RTU或监控系统与相关调度机构EMS系统通信应同时具备IEC-60870-5-101〔2023〕IEC-60870-5-104TMRIEC60670-5-102传输通道建110kV电源与防雷厂站自动化设备必需具备双电源供电方式，应有牢靠的接地和防雷装置。电网二次综合应用技术强化调度数据专网在变电站其次调度方面的应用，削减单独承受PCM设备形成其次调度造成的铺张。调度数据专网应传输厂站实时和准实时信息采集信号。乐观承受MSTP技术，避开信息系统单一承受专用纤芯而造成的纤芯与设备的铺张。2M2M2M2M在光纤环网上传输的继电保护信号，要求2M信号路由清楚固定。不得承受IP网络和其他类似2M复用继电保护及安全自动装置信号的光通信设备，应承受2M接口。每套设备应配置不少于22M不得承受SDH2M信号。当光纤电路形成环形网络拓扑构造，光电路自愈环保护方式应承受二纤双向通道保护环，不应承受复用段保护光纤环。〔满足正常状况下和故障切换状况下的收发同路由，以及继电保护设备切换2M〕。承受复用光纤电路传送保护信号需指定其2M有光纤纤芯充裕且无SDH〔级联迂回通道无法实现10承受专用光纤芯的通信方式传输继电保护信号。远跳通道应独立于主保护通道，在条件允许时可以按双重化原则配置。建全线同杆并架的出线应建设双OPGW光缆。在迂回光纤通道不满足时延要求时，应随线建2OPGW1根OPGW道。建220kV〔含直达与迂回级联通道〕。无功补偿无功补偿原则〔电压〕层和分〔供电〕区的无功平衡。各级电网应避开通过输电线路远距离输送无功电力，各级电网与下一级电网之间不应有大量的无功电力交换，电力用户不应向电网反送无功电力。无功补偿配置应依据电网状况，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合，满足降损和调压的需要。各电压等级的变电站应结合电网规划和电源建设，合理配置适当规模、类型的无功补偿装置。须按实际需要来配置，充分利用电容器的无功容量，并应避开大量的无功电力穿越变压器。35kV～220kV变电站，在系统最大负荷时，其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功0.97。10kV～220kV110kV应依据电缆出线状况在相关变电站分散配置适当容量的感性无功补偿。无功补偿装置承受断路器分组，满足自动把握方式要求，并应保证自动投切装置投入运行。建和改扩建无功补偿装置宜优先选择分散式电容器。500kV500kV电压等级变电站容性无功补偿的主要作用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。容性无功补偿容量应依据主变压器容量的10%～20%配置，或经过计算后确定。500kV电压等级高压并联电抗器〔包括中性点小电抗〕的主要作用是限制工频过电压和降低潜供电流、恢复电压以及平衡超高压输电线路的充电功率，高压并联电抗器的容量应依据上述要求确定。主变压器低压侧并联电抗器组的作用主要是补偿超高压输电线路的剩余充电功率构和运行的需要而确定。当局部地区500kV进展无功补偿。以无功补偿为主的高压并联电抗器应装设断路器。500kV电压等级变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿容量宜根本全都。220kV220kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主，补偿容量依据主变压器容量的10%～25容量可按下限配置。对进、出线以电缆为主的220kV变电站，可依据电缆长度配置相应的感性无功补偿装置。每一台变压器的感性无功补偿装置容量不宜大于主变压器容量的20%。220kV变电站最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。10kV8Mvar。35kV～110kV35kV～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，容性无功补偿装置的容10%～20%配置。110kV变电站的单台主变容量为40MVA及以上时，每台主变配置不少于两组的容性无功补偿装置，且两组容性无功补偿装置容量宜按无功容量的1/32/3110kV变电站无功补偿装置的单组投切容量不宜大于6Mvar(农网变电站一般不宜大于4Mvar)，35kV3Mvar〔2Mvar〕。建和改扩建110kV变电站时，应依据电缆出线状况配置适当容量的感性无功补偿装置。配电网无功补偿配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主，以高压补偿为辅。配电变压器的无功补繁投切而造成设备损坏。配电变压器的电容器组宜装设以电压为约束条件，依据无功功率〔或无功电流〕进展分组自动投切的把握装置。10kV配电线路补偿一般遵循“三分之二”原则，即补偿位置应在配电线路距首端三分之二处，可选择在大的无功负荷点。区域无功优化把握地区AVC系统承受地—县联调方式，并承受省调AVC优化。基建或技改投电容器组断路器、变压器分接头的遥控或遥调功能在送电前应接入AVC系统。AVCI/II区与安全III/IV电能计量计量点的划分和设置原则电能计量装置按其所计电能量多少和计量对象的重要程度分五类〔Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ〕。依据级电网企业以文件或工作单方式明确。供电考核点应装设电能计量装置。电厂与电网之间的贸易结算点，对电厂而言，是上网关口点，对电网而言，是购电关口点，一侧〔含高压启备变〕。直流输电线路关口点设在沟通电源侧。独立电网与主网之间关口点宜设在主网侧。供电关口点分为省对地、地对县、县对所关口点。省对地关口点一般设在220kV变电站主变压器高压侧，220kV终端变电站、110kV及以下省对地关口点设在供电线路送电侧。地对县、县对所关口点设置原则参照省对地关口点。电能计量装置〔含电能量计量系统〕的配置电能计量装置的配置原则电能计量装置的配置必需符合DL/T448-2023和国家电网公司输变电工程通用设计(400V-500kV电能计量装置分册)的有关要求。设计、改造方案包括但不限于以下内容：计量点、计量方式〔接线方式、计量器具型号、规格、准确度等级、装设套数〕、互感器二次回路及负载特性、防窃电措施、电能计量柜(箱)、用电现场〔负荷〕治理系统、配变监测系统、低压集抄系统以及预付费装置的选用。客户侧技术设备应用，如IC卡装置、反窃电装置、失压失流记录装置、用电现场〔负荷〕治理装置等，应统筹规划，避开重复配置，承受集主开关、用电现场〔负荷〕治理终端、互感器、多功能电能表等一体的计量装置。对于Ⅰ类电能计量装置，原则上配置准确度等级、型号、规格一样的主、副电能表，主、副电调换。容量在100kVA及以上用电客户应接入用电现场〔负荷〕治理系统。e〕具有较大谐波源的用电客户，应装设谐波电能表。f〕应配置专用电压、电流互感器或者具有计量专用二次绕组的互感器，并不得与保护、测量回路共用。当计量、测量、保护和自动装置共用电压互感器时，应承受多二次绕组的电压互感器，并设置独25%～100%额定二次负荷范围内，电压互感器满足规定准确度等级的最低二次负荷下限为2.5VA，电流互感器满足规定准确5A2.5VA，1A0.5VA。当多绕组电压互感器达不到要求时，应装设计量专用电压互感器。110kV及以下电压等级宜选用低磁密电磁式电压互感器；220kV电压等级可选用低磁密电磁式电压较；500kV互感器二次回路不得接入与电能计量无关的设备，不得任意转变互感器实际二次负荷，严禁加装二次回路压降补偿器。电能表工作电源可选择关心电源或三相供电方式，当承受关心电源供电时，供电系统应牢靠供电。厂、站端电能表不宜以电压互感器二次输出回路供电，应由现场供给沟通220V〔或直流220V〕电源供电。有效接地系统计量量装置，应承受三相四线接线方式。335kV及以上承受Y/y35kV以下承受V/v3Y0/y0方式应全都。2三相四线制连接的电能计量装置，其3关口计量关口电能计量装置是指电力系统间用于电量交换和结算必需的电能计量装置。电能表应使用具有远红外通信口和至少两个独立的RS485通信口的三相多功能电子式电能表，能计量正向和反向有功电能以及四象限无功电能，其通信规约应能满足湖北电网电能量计量系统的要求。电能量计量系统电能量计量系统的建设依据应用层面分为省公司级、地市公司级和县公司级三级，各级按分层分区的原则采集所属关口电能表数据，并实现本地应用功能。支持不同类型电能表和电能量采集终端的接入。c〕能够与上、下级电能量计量系统主站互联。d〕能够与EMS、OMS、GIS、供电节能治理系统、用电现场治理系统、配变监测系统、线损分析系统以及其它相关系统进展信息交换。高压用电客户计量电能表应使用具有远红外通信口和至少两个独立的RS485通信口的三相多功能电子式电能表。有源客户计量电能表应使用具有远红外通信口和至少两个独立的RS485通信口的三相多功能电子式电能表，能计量正向和反向有功电能以及四象限无功电能。双电源或多电源用电客户计量对于双电源或多电源供电的用电客户，每路电源进线均应装设与备用容量相对应的电能计量装置，其电能表和计量回路设计应保证主备电源电能表始终处于可读抄状态或多电源用电客户，应保证电能计量点在任何方式下都正确计量。电能表应使用具有远红外通信口和至少两个独立的RS485通信口的三相多功能电子式电能表，能计量正向和反向有功电能以及四象限无功电能。考核用电能计量装置电网企业内部考核电能计量装置是指电网经营企业内部用于考核线损、变损和母线平衡电量等的电能计量装置。供电企业内部用于考核的计量点、用于考核有功电量平衡的110kV及以上送电线路的电能计量装置按Ⅲ类电能计量装置配置。供电企业内部用于经济技术指标分析和考核的电能计量装置按Ⅳ类电能计量装置配置。10kV线损考核、台区低压线损考核、低压集抄、计量装置监测等功能，以满足配变治理及营销治理的需要。装、业扩、改造等必需使用电能表〔计量〕与无线通信模块于一体配变设备监测终端。低压用电客户计量50A时，电能表经电流互感50ATA算确定，并不小于4mm2，电压回路连接导线的截面积应按允许的电压降计算确定，至少不小于2.5mm2。二次回路导线应承受单芯铜导线，多雷区应承受屏蔽线。线承受铜芯绝缘导线，农村电能表进、出线的截面积不低于4mm210mm2。统一标准和技术条件进展，应选择技术成熟、性价比高、牢靠性好、有进展前景的通讯信道。具有与湖北省电力公司营销信息系统接口功能，实现电量数据自动转入到营销信息系统中实现营业收费。变电站计算机监控系统模，集中设置一次建成。计算机监控系统及其智能电子设备的寿命周期与质量保证，应符合DL/T860.4〔IEC61850-4〕的要求。监控系统设备布置应符合DL/T5149的规定，二次接线应符合DL/T5136线的接地与抗干扰满足DL/T860.3〔IEC61850-3〕和DL/T5136监控系统构成网络，宜承受符合DL/T860〔IEC61850〕对变电站自动化系统要求的三层构造〔变电站层、间隔层和过程层〕，也可承受二层构造〔变电站层和间隔层〕。监控系统的变电站层网络，应使用符合IEEE标准要求的以太网，可承受总线形或环形拓扑构造。220kV及以上变电站按双重化配置变电站层网络，应承受负荷平衡、互为热备用方式；110kV枢纽变电站宜按双重化配置；110kV220kV培训治理等功能。110kV现场总线通信。220kV及以上变电站间隔层网络按双重化配置。间隔层网络节点数过多应设子网或总线分段。间隔层与变电站层宜直接连接，也可通过前置层设备连接。变电站过程层完成面对与各电压等级一次设备相关的信号采集和把握命令发送等功能与间隔层之间可使用并行电缆连接，也可实行基于以太网的过程总线方式连接。。变电站计算机监控系统设备硬件设备应选用先进、成熟、牢靠的工业级产品，设备应具有较好的可维护性、可扩大性，电磁抗干扰性能应满足DL/T860.3〔IEC61850-3〕和DL/Z713变电站计算机监控系统的硬件设备由以下几局部组成：/及操作员站、工程师站、远动通信设备、电能计量设备接口，以及公用接口等。110kV/操作员站中。间隔层设备：包括I/O单元、把握单元、间隔层网络、与变电站层网络的接口和继电保护通信接口装置等。过程层设备：主要是过程层网络，远方I/O、智能传感器和智能传动机构等。d〕/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。双重化配置的变电站层网络，主机或/及操作员站应分别按双机冗余配置，无人值班站中主机与操作员站可合并。单网络构造的站控层主机/操作员站可按单台配置，无人值班站可以不设置主机/操作员站但应当保存接口以便现场维护。500kV变电站宜配置专用工程师站，220kV及以下变电站可不配置。网络媒介可承受双绞线、同轴电缆、光纤通信缆线或以上几种方式的组合，220kV及以上变电站的站控层网络宜承受光缆，户外长距离通信应承受光缆。当监控系统承受前置层设备连接站控层与间隔层，前置机宜冗余设置。110kV及以上变电站各设备的时间同步，可承受授时报文协作秒脉冲校正的授时方式，也可以IRIG-B220kVIRIG-B〔DC〕授时。通信接口及协议IEC承受满足DL/T860〔IEC61850〕要求的接口和装置。监控系统应设有与五防工作站直接通信的接口。监控系统应设有与其他相关智能装置的通信接口。五防装置五防装置必需满足以下功能：a〕防止误分、合断路器；b〕防止带负荷拉、合隔离开关；c〕防止带电〔挂〕合接地〔线〕开关；d〕防止带接地线〔开关〕合断路器；e〕防止误入带电间隔。功能必需实行强制性防止电气误操作措施。110kV及以上变电站的防止电气误操作，应选择独立的微机防误闭锁装置。性。微机防误闭锁装置的正常使用期一般为10年。网络安全装置与调度相连。主要电气设备线路线路应尽量避开人口密集区、林区、不良地质地带、采矿〔石〕区、重冰区、重污秽区和易舞动区铁路、大路、航道等的相互影响。导、地线导线导线经济电流密度、线路运行阅历、环境条件、气象条件、综合造价等因素，确定导线的类别、型号；并按允许载流量、允许运行温度、电晕及无线电干扰等条件进展校验。a〕无特别要求时宜选用钢芯铝绞线、铝合金绞线、铝合金芯铝绞线；b〕大跨越线路宜承受钢芯铝绞线〔大钢比〕、高强度钢芯铝合金绞线、铝包钢芯铝合金绞线、防线；c〕线路在污染严峻地区宜承受防腐型钢芯铝绞线或铝包钢芯铝绞线；d〕线路在重冰区或风力较强地区宜承受钢芯铝绞线〔大钢比〕或钢芯铝合金绞线。e〕输电网的主干线导线截面的选择，除按电气、机械条件校核外，在同一个城网内应力求全都，2～3种规格。宜参考饱和负荷值一次选定导线截面。一般状况可参考表4选择。4各级电压线路〔一般钢芯铝绞线〕选用导线截面表电压等级(kV)电压等级(kV)35300240185150110400/2×3003002401852202×6302×4002×3004005004×7204×6304×5004×300110kV150mm2，35kV95mm2。f〕电缆芯线截面的选择，除按输送容量、经济电流密度、热稳定、敷设方式等一般条件校核外，35kV2～3110kV及以上电缆的导线截面可依据实际需要选用。各电压等级选用电缆截面可参考表5。电压等级(kV)电压等级(kV)356305004003002401851101000/800630500400300240220630～2500500800～250011.1.1.2地线无特别要求时宜选用镀锌钢绞线，在腐蚀严峻地区宜承受铝包钢类绞线。杆塔应结合湖北省各地区当地地形〔山区或平地〕条件设计，充分考虑特别地形、气象条件的影响，合理选取杆塔型式，220kV〔110kV25应有防高空坠落装置〕的措施。a〕无特别要求时宜选用角钢独立式铁塔；b〕当杆塔承受荷载较大时，宜选用钢管独立式铁塔；线路经过城区、工业区、居民区等路径走廊或杆塔根底征地面积受限制的地区时，宜选用钢管电杆；不选用拉线塔。绝缘子在雷害频发线路或大跨越段、重冰区及沿线地势高差较大的线路，应选用机电性能较高的瓷质或玻璃绝缘子。在污秽等级为Ⅲ〔d〕、Ⅳ〔e〕的地区，宜考虑承受复合绝缘子或大爬距、防污型瓷质或玻璃绝缘子。在鸟害易发地区，应在绝缘子串上方杆塔横担处加装防鸟挡板＋防鸟刺。假设选用复合绝缘子，应承受带有大伞径的复合绝缘子。在既是多雷区又是污秽严峻地区，宜承受瓷或玻璃绝缘子，复合绝缘子应承受加长型产品。e〕变电站、水田、人口居住及活动频繁区慎用玻璃绝缘子。金具依据线路特征、导地线规格型号、绝缘子型式、综合造价、线路运行阅历、环境条件、气象条件等选用金具类别。一般状况下，架空输电线路宜选用定型金具。c〕在荆门等典型微气候区域内金具及杆塔等设计标准应相应提高一个等级。主变压器变压器的选用除符合国家标准和国网公司有关规定外，还应遵循以下原则：a〕b〕选用变压器技术参数时应以变压器整体牢靠性和环保节能为根底，综合考虑技术的先进性和合理性，同时要考虑对运输和安装空间的影响；c〕应优先承受设计及制造阅历成熟、构造简洁牢靠和经过运行考验的变压器。变压器型式及构造的选用0kV电压等级变压器优先选用用单相、芯式构造。三相共体变压器比单相变压器具有节约材料和降低损耗的优点，但制造难度增加，在选型时要特别留意制造厂的制造水平和运行业绩；0kV～220kV电压等级变压器一般承受三相共体式，对于运输困难的地区亦可选用单相联体构造；依据电网统一规划和短路电流大小确定变压器承受多绕组或自耦型式。不宜承受全星形接线的50%，其绝缘水平应考虑其它绕组传递过电压。调压方式的选用500kV级变压器优先选用无励磁调压变压器，对于自耦变压器，承受公共绕组中性点调压时应核算第三绕组电压，当电压波动超出允许范围时推举承受中压线端调压方式。110kV～220kV变压器短路阻抗的选择统短路电流，通过技术经济比较可选用高阻抗变压器。绝缘水平的选取110kV～500kV500kV变压器与GISHGIS的变压器，选型时还应考虑快速暂态过电压〔VFTO〕的影响。主变备自投装置2331台变压器时，暂不考虑配置主变备自投装置；c〕变电站主变增容时，应同步配置主变备自投装置。冷却方式的选择500kV(ODAFOFAFONAN/ONAF/OFAF)；220kV却方式可承受ONAN/ONAF/OFAFONAN/ONAONAN110kV或自然油循环风〔ONAF〕冷却方式。附件的选取a〕变压器油箱的真空耐受力气应满足相关国家标准要求。b〕有载调压开关应有机械限位装置，为保证调压的牢靠性宜承受带真空切换器的有载调压开关。c〕冷却器应有足够的冷却力气，并能承受与油箱本体一样的耐受力。d〕500kV依据环保要求，中心城区变压器噪音水平应≤65dB。500kV高压并联及中性点电抗器除应符合国家标准和国网公司有关规定外，还应遵循以下原则：电压取系统最高电压。否符合环保节能的要求。高压并联电抗器一般选用、单相、油浸自冷式。中性点小电抗宜选用油浸自冷型。断路器11.4.1求。11.4.211.4.311.4.4

断路器的选择应符合GB1984-2023断路器的绝缘水平应符合GB311.1-19973年以上运行阅历的产品。110kV6。6110kV工程额定电流额定短路开断电流短时耐受电流和持续时间合闸时间分闸时间构造形式操作机构形式

550kV3150A/4000A50kA/63kA50kA/3s，63kA/3s≤100ms≤30msSF6可承受弹簧机构、液压弹簧机构或牢靠性高无泄漏的液压机构

252kV2500A/3150A/4000A40kA/50kA40kA/3s，50kA/3s≤100ms≤30msSF6可承受弹簧机构、液压弹簧机构或牢靠性高无泄漏的液压机构

126kV2023A/2500A/3150A31.5kA/40kA31.5kA/4s，40kA/4s≤100ms≤40msSF6承受弹簧机构机构操作方式 分相操作，三相电气联动。线路断路器分相操作，三相电气联动；母联、变压器出口断路器三相机械联动。

三相机械联动。合闸电阻的装设其它要求

是否装设合闸电阻或承受其他限制过电压装置，须通过过电压计算打算。分闸回路不允许承受加速回路等方式来加快分闸时间

无分闸回路不允许承受加速回路等方式来加快分闸时间

无分闸回路不允许承受加速回路等方式来加快分闸时间40.5kV选用SF6通过开断电容器的型式试验，开断时无重燃及适合频繁操作。12kV试验，开断时无重燃及适合频繁操作。40.5kV、12kV40.5kV、12kV开关柜内断路器一般选用真空断路器。成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。开关柜应装设带电显示装置且必需通过凝露试验考核验证。隔离开关及接地开关隔离开关和接地开关的选择应符合GB/T1985-2023全部选用的隔离开关和接地开关，应为依据国网公司要求完善化改造之后的产品。全部选用的隔离开关和接地开关，应为成熟的、且有3年以上运行阅历的产品。隔离开关的支柱绝缘子应选用铝土高强瓷干法工艺生产，抗高强度不低于下表7。全部隔离开关外绝缘的爬距应满足安装地点污秽等级要求。110kV7。工程额定电流额定短时耐受电流和持续时间隔离开关操作机构形式接地开关操作机构形式550kV工程额定电流额定短时耐受电流和持续时间隔离开关操作机构形式接地开关操作机构形式550kV3150A/4000A252kV1600A/2500A/3150A/4000A126kV1250A/2023A/2500A/3150A50kA/3s，63kA/3s40kA/3s，50kA/3s31.5kA/4s，40kA/4s支柱绝缘子强度其它要求分相操作，电动并可手动分相操作，电动并可手动；≮12kV布置方式和构造形式依据工程实际选用三相机械联动， 三相机械联动，电动并可手动 电动并可手动≮8kV ≮6kV布置方式和构造形式依据 布置方式和构造形式依据工程实际选用 工程实际选用GIS〔包括H-GIS〕中心城区、山区〔站址选择困难〕或污染严峻地区应考虑选用GIS和H－GIS〔PASS〕等组合电气设备。GIS中的断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关、套管、互感器等元件应符合国家及行业的有关标准，并满足DL/T728—2023GIS的爬距应满足安装地点污秽等级要求。全部选用的GIS3110kV及以上GIS〔H-GIS〕8。隔离开关隔离开关三相机械联动或电 隔离开关三相机械联动或电〔H-GIS为三相电气联气联动，机构电动并可手动隔离开关三相机械联动，机构电动并可手动隔离开关隔离开关三相机械联动或电 隔离开关三相机械联动或电〔H-GIS为三相电气联气联动，机构电动并可手动隔离开关三相机械联动，机构电动并可手动工程550kVGIS(H-GIS)252kVGIS126kVGIS额定电流3150A/4000A2023A/2500A/3150A/4000A1250A/2023A/2500A/3150AGIS整体短时耐受电流和持续时间50kA/3s，63kA/3s40kA/3s，50kA/3s31.5kA/4s，40kA/4s断路器额定短路开断电流50kA/63kA40kA/50kA31.5kA/40kA断路器合闸时间≤100ms≤100ms≤100ms断路器分闸时间≤30ms≤30ms≤40ms断路器断口数量使用双断口或单断口断路器使用单断口断路器使用单断口断路器断路器操作机构形式承受弹簧机构、液压弹簧机构或牢靠性高无泄漏的液压机构承受弹簧机构、液压弹簧机构或牢靠性高无泄漏的液压机构承受弹簧机构断路器机构操作方式分相操作，三相电气联动。线路断路器分相操作，三相电气联动；母联、变压器出口断路器三相机械联动。三相机械联动。合闸电阻的装设是否装设合闸电阻或承受其他限制过电压装置，须通过过电压计算打算。无无工程 550kVGIS(H-GIS)动作。机构应具备就地和远方电动操作功能，就地和远方操作应能实现相互闭锁。

252kVGIS 126kVGIS操作。机构应具备就地和远操作。机构应具备就地方电动操作功能，就地和远和远方电动操作功能，方操作应能实现相互闭锁。就地和远方操作应能实现相互闭锁。快速接地开关 承受电动弹簧机构并可手动 承受电动弹簧机构并可手动 电动并可手动检修接地开关整体布置形式

电动并可手动操作断路器和出线分箱布置

电动并可手动操作断路器和出线分箱布置，母线共箱布置

电动并可手动操作母线共箱布置，断路器共箱或分箱布置隔离开关和接地开关应具有表示其分、合位置和便于巡察的牢靠指示装置。分期建设的GIS应考虑扩建需要线停电问题。GIS互感器互感器的技术参数和要求应符合国家标准及国网公司的有关规定的需要。互感器应优先承受设计及制造阅历成熟、构造简洁、经受运行考验的产品。运输和运行中应对互感器的密封性能和抗震力气提出要求。500kV级电压互感器宜选用电容式互感器，220kV及以下级可选用低磁密的电磁式电压互感器或电容式电压互感器。电压互感器二次绕组的容量和数量应满足继电保护和计量仪表的要求。电流互感器的类型、二次烧组的数量和准确级应满足继电保护自动装置和测量仪表的要求。〔一般应比污秽区图高一级配置〕。避雷器10kV—500kV避雷器的选择应符合DL/T804—2023110〔66〕kV～750kV变电站应优先选用单相、户外、单柱式、无间隙金属氧化物避雷器。接在电容器组上的避雷器应选择带R型的电力电容器组专用避雷器。10kV-500kV避雷器应每相带一只动作计数器，110kV～500kV避雷器每相应带一只动作计数及泄漏电流合二为一的监测器，主变压器10kV、35kV侧避雷器每相带一只动作计数及泄漏电流合二为一的监测器。瓷套式避雷器内部应充以微正压。城市中低压配网配电设备一般原则配电设备应选用技术性能优良、牢靠性高、少维护的产品。配电线路10kV10MVA〔185〕14MVA〔对主干线截面积为240的导线〕以下，对于最大负荷同时率特别低的负荷群，可考虑适当放宽。对于多分段、多联络线路每段配变容量应大体均匀。架空线路的导线截面积标准见表9。电压等级电压等级铝绞线绝缘导线主干线185，240185，24010kV 次干线120，150150，185分支线709510kV120mm2。0kV配电主干电缆线路应承受交联聚乙烯铜芯电缆，其截面与架空线路的输送容量相匹配。但300mm2300mm2400mm2。0kV架空线路承受绝缘线，如铝芯交联聚乙烯绝缘线，在雷害多发地区还应同时配套实行防止绝缘化处理。0kV架空线路应承受节能型铝合金线夹，无临时拆搭可能的非承力接续应承受弹射楔型导线接续线夹〔安普楔型线夹〕或液压型导线接续线夹。中压电缆主干线，如需分段或联络应承受环网柜，不宜串入电缆分支箱。g〕在线路分段和线路的分支处宜装设故障指示器。h〕架空线路的建设应充分考虑便于带电作业。开闭所开闭所应保证有两路以上独立电源接入，开闭所接入系统的方式有：双T接入主干网；环入主干网；二路环入主干网、一路由假设干开闭所共享一回备用电源线〔二供一备式〕。242进6～828～12承受单母线三分段接线。开闭所设计容量不宜超过15000kVA。配电变压器配电变压器优先选用S11等节能环保型〔低损耗低噪音〕变压器。制止承受国家明令淘汰的高能耗变压器。配电变压器可依据环境的需要选用柱上变压器、组合式箱变或公用配电室。315kVA、400kVA500kVA虑承受小容量变压器。配电室单台配变容量不宜超过800kVA，承受干式变压器时其单台容量可增加到1250kVA2增或改造配电变压器必需安装配变监测终端，监测终端必需满足《湖北省电力公司配变监测终端技术条件〔试行〕》。变电站所用配电变压器选型时应防止电压偏高。中压电缆分支箱对于电缆线路，需要有多路小容量负荷T接时，可选择电缆分支箱。分支箱一般不超过六回路。分支箱内应配置一组带电指示器，全部的出线应配有故障指示器。分支箱无暴露的带电局部，顶部加隔热层，箱门按防风雨设计，箱体全密封，有良好的外观和防腐力气。柱上开关柱上开关的分类柱上断路器一般承受真空或SF6关使用，也可作馈线分支和用户进线开关使用。柱上负荷开关一般承受真空或SF6支和用户进线开关使用。柱上负荷隔离开关 可带负荷操作，有明显断开点。作为联络的柱上开关两侧应安装刀闸在用户或负荷侧安装刀闸。和专用用户线路故障。保证主干线非故障段连续供电。跌落式熔断器跌落式熔断器的开断短路电流力气不应小于12.5kA，用作柱上变压器的主保护。11.9.8380V/220V一般承受三相四线制放射状馈供方式供电。导线选型低压主干线宜选用低压交联聚乙烯绝缘电缆，也可选用交联聚乙烯绝缘线，制止使用皮线。当承受交联聚乙烯绝缘线时可选用分相式或集束式，承受集束式时应保证三相负荷均衡。主干线导线线号选择应考虑进展需要和设施标准化。低压主干线电缆线路的截面承受铝芯时不18mm2150mm27mm250mm2；架空线路120mm2、150mm218mm25mm2。进户线承受四芯或两芯阻燃等截面交联聚乙烯绝缘铜芯电缆或低压交联聚乙烯绝缘线，不宜承受护套线。线缆敷设进户线与表前引下线应“线进管、管进箱”。管材须选用硬质管材。严禁表后线与表前线混管敷设。架空分支线T接点应设置在明处，每处的T接线不应多于两路，承受连接金具T接时，应使用绝缘穿刺线夹或绝缘楔型线夹，制止绑扎连接。三相四线制低压线路主干线的末端和各分支线的末端，零线应与相线等截面，并应多点重复接地。接户线在入户支架处，零线也应重复接地。直流电源站用直流操作电源网络设计220kV110kV变电站宜承受辐射供电方式。直流母线应承受的接线方式变电站直流母线应承受动力母线与把握母线分开的接线方式。正常运行时，充电装置和蓄电池组接在动力母线上；110kV220kV设备选用建和改、扩建的110kV及以上电压等级的变电站，应选用高频开关式充电装置和阀控式密封铅酸蓄电池；充电装置应按无人值班变电站的要求配置，具备“三遥”功能；充电装置及蓄电池组出口保护元件应有关心报警接点，其报警信号应能传送到主控室或通过监控装置传送到远方中心主站。设备配置0kV0kV变电站直流系统应承受双套配置方式。即配置二套同容量的高频开关式充电装置和二组蓄电池；0kV重要变电站及500kV变电站直流系统宜承受二组蓄电池和三套同容量的高频开关式充电装置的配置方式。容量选择蓄电池容量应按全站沟通电源事故停电2h计算；充电装置的模块应承受N+1的配置模式。变电站通信电源及通信设备电源配置：a〕220kV及以上变电站应配置两套完整并相互独立的通信电源系统。b〕110kV及以下变电站应配置一套独立的通信电源系统。c〕通信设备电源应按两路输入配置。主网设备技术改造原则继电保护及安全自动装置对于分立元件、集成电路保护设备，220kV电压等级应加快微机化改造，110kV电压等级应逐步微机化改造。低频减载与继电保护装置应实现一体化。10～12对于220kV变电站中上间隔，不考虑旁路代的运行方式。对于整定无法满足系统协作关系的110kV110kV电网稳措系统依据系统运行状况,对于长期投运的稳措装置,要逐步承受智能化的稳定装置。无人值班变电站无人值班变电站主要承受以下两种方式。承受综合自动化系统。在原RTU变电站遥视系统主要用于监控并记录变电站的安全以及设备的运行状况。无人值班变电站可实行分区域设立监控中心。稳定少维护的产品。变压器中性点隔离开关，应具备遥控功能。站用电沟通系统应有备用电源自动投入功能。输电线路改造重点是运行20年及以上重要、重负荷、重灾、安全运行水平低和非运行维护缘由引起事故频发的输电线路。杆塔类水泥拉线杆的更换须满足以下条件之一。a〕运行