架空绝缘配电线路设计规范

目次

1总则1

2术语和符号3

3路径7

3.1路径规划7

3.2路径选择7

4气象条件9

4.1气象条件的确定及选取原则9

4.2设计气温9

4.3设计风速10

4.4线路冰区划分10

4.5各种工况气象条件10

5架空绝缘导线12

6绝缘子和金具15

7绝缘配合、防雷与接地17

7.1绝缘配合17

7.2防雷与接地19

8导线架设与布置方式25

9杆塔荷载和材料27

9.1杆塔荷载27

9.2杆塔材料29

10杆塔与基础31

4

10.1杆塔31

10.2拉线32

10.3基础33

11柱上设备34

11.1柱上变压器台34

11.2柱上设备35

11.3绝缘防护37

11.4配电自动化38

12接户线40

13对地距离及交叉跨越43

附录A弱电线路等级49

附录B公路等级50

附录C典型气象区52

附录D架空绝缘导线长期允许载流量及温度校正系数53

附录E导线的性能参数57

附录F配电绝缘架空线路主要绝缘子参数60

附录G部分金具附图和参数63

附录H污秽度等级划分66

附录I10kV架空绝缘线路雷击断线防护措施72

条文说明78

5

1总则

1.0.1为使10kV及以下架空绝缘配电线路的设计做到供电安全可靠、

技术适用、经济合理、环境友好，便于施工和运行检修，特制定本规

范；

1.0.2本规范适用于10kV及以下电压等级的架空绝缘配电线路的设

计；

1.0.3本规范规定了10kV及以下架空绝缘线路设计的基本技术要求，

当本规范与国家法律、行政法规的规定相抵触时，应按国家法律、行

政法规的规定执行；

1.0.4架空绝缘配电线路设计应积极地落实国家的技术经济政策，符

合发展规划要求，积极稳妥采用成熟可靠的新技术、新设备、新材料

和新工艺；

1.0.5架空绝缘线路设计宜实现绝缘导线及线路设备全部绝缘防护

的目标，以提高供电可靠性；

1.0.6设备及材料选型应坚持本质安全、施工受控、可靠耐用、节能

环保的原则，设备选型应根据区域气象条件、地理因素、负荷特点等

进行差异化配置；

1.0.7下列地区在无条件采用电缆线路供电时应采用架空绝缘配电

线路：

a)架空线与建筑物的距离不能满足要求的地区；

b)高层建筑群地区；

1

c)人口密集、繁华街道区；

d)绿化地区及林带；

e)污秽严重地区；

f)变电站10kV中性点经低电阻接地；

1.0.8架空绝缘线路设计的导线布置和杆塔结构等设计，宜便于带电

作业。

2

2术语和符号

2.1架空绝缘配电线路overheaddistributionlinewithaerialinsulated

cable

用绝缘子、金具和杆塔将架空绝缘导线架设于地面之上的10kV

及以下电力线路。

2.2耐张段section

两耐张杆塔间的线路部分。

2.3采动影响区miningaffectedarea

受矿产开采扰动影响的区域。

2.4稀有风速，稀有覆冰rarewindspeed,rareicethickness

指根据历史上记录存在，并显著地超过历年记录频率曲线的严重

大风、覆冰。

2.5架空平行集束绝缘导线bundledinsulatedconductors

用于低压架空线缆的两根、三根或四根绝缘导线平行连接在一起

的导线束，简称平行集束绝缘导线。

2.6楔形耐张线夹wedgetypestrainclamp

利用楔块锁紧结构，将架空绝缘导线固定在转角或终端耐张杆绝

缘子上的线夹。

2.7配电自动化distributionnetworkautomation

集计算机技术、通信网络技术、自动化技术于一体，通过配电自

动化终端对配电网一次设备进行远方实时监视和控制。

3

2.8统一爬电比距unifiedspecificcreepagedistance（USCD）

绝缘子的爬电距离与其两端承担最高运行电压(对于交流系统，

为最高相电压)之比，mm/kV。

2.9现场污秽度sitepollutionseverity(SPS)

参照绝缘子经连续3年至5年积污后获得的污秽严重程度

ESDD/NSDD或SES值，污秽取样须在积污季节结束时进行。

2.10现场污秽度等级sitepollutionseverityclass

将污秽严重程度从非常轻到非常重按SPS的分级。

2.11窄基铁塔steeltowerwithnarrowfoundation

一般指基础根开较小的铁塔，主材一般采用角钢、钢管等型钢。

一般应用于用地紧张杆塔强度较高的地点。窄基塔强度一般低于常规

铁塔，一般高于钢管杆。

2.12地闪密度groundflashdensity（GFD）

每平方公里、每年地面落雷次数，单位为次/（km2•a）。

2.13雷暴日thunderstormday

某地区一年中的有雷天数。一天中只要听到一次以上的雷声或看

到一次以上的闪电，就为一个雷暴日。

2.14少雷区lessthunderstormregion

地闪密度不超过0.78次/（km2•a）或平均年雷暴日不超过15d的

地区。

2.15中雷区middlethunderstormregion

地闪密度超过0.78次/（km2•a）但不超过2.78次/（km2•a）或平

4

均年雷暴日超过15d但不超过40d的地区。

2.16多雷区morethunderstormregion

地闪密度超过2.78次/（km2•a）但不超过7.98次/（km2•a）或平

均年雷暴日超过40d但不超过90d的地区。

2.17强雷区strongthunderstormregion

地闪密度超过7.98次/（km2•a）或平均年雷暴日超过90d的地区。

2.18金属氧化物避雷器metaloxidearrester(MOA)

由非线性金属氧化物电阻片串联或并联组成、保护电气设备免受

瞬态过电压危害、并抑制续流的一种防雷保护装置，结构上分有/无

串联放电间隙两种。

2.19绝缘塔头insulationtowerhead

指采用绝缘材料部件组成的电杆顶部导线支撑部分，实现形式包

括绝缘横担、绝缘横担与绝缘子组合、绝缘支柱与绝缘子组合等，目

的是提高导线对地绝缘水平以耐受更大的雷电感应过电压。

2.20剥线型放电箝位绝缘子insulation-strippedtypeclampingpost

insulator

一种用于防止架空绝缘线路雷击断线的支柱绝缘子。支柱绝缘子

的高压端装有特制金属电极，剥离导线绝缘层后将芯线固定在电极上，

该电极能够疏导雷击闪络后的工频续流电弧弧根至特定部位，保护导

线免于电弧烧伤，且能够耐受一定程度的电弧烧蚀。

2.21绝缘接地线夹insulatedearthingclamp

又称接地环，是一种安装在绝缘导线电源侧、柱上变压器高压引

5

线及其他适当位置，用于运行检修时验电和接地的装置。

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3路径

3.1路径规划

3.1.1线路路径选择，应认真进行调查研究，取得政府支持性文件。

市区、城镇架空绝缘配电线路路径应与城市总体规划相结合，路径走

廊应与各种管线、电缆通道及其他市政设施相协调。乡村地区架空绝

缘导线线路应与道路、河道、灌区等相协调，不占或少占农田。

3.1.2架空绝缘配电线路路径的选择，应综合考虑地质水文条件、交

叉跨越和路径长度等因素，方便施工和运行维护，宜靠近现有国道、

省道、县道及乡镇公路，充分利用现有的交通条件，统筹兼顾，做到

安全可靠、经济合理。

3.1.3发电厂、变电站的进出线，两回或多回路相邻线路应统一规划，

在走廊拥挤地段宜采用同杆塔架设。

3.1.4选择路径宜避开洼地、冲刷地带、不良地质区、采动影响区，

当无法避让时，应采取必要的措施；宜避开重冰区、导线易舞动区；

宜避开原始森林和自然保护区。

3.2路径选择

3.2.1路径选择应减少与其他设施的交叉，当与其他架空线路交叉时，

其交叉点不宜选在被跨越线路的杆塔顶上。

3.2.2配电线路与弱电线路交叉时，应符合下列要求。

1）交叉角应符合表3-1的规定。

7

表3-1配电线路与弱电线路的交叉角

弱电线路等级交叉角

一级≥40°

二级≥25°

三级不限制

2）配电线路一般架设在弱电线路上方，交叉点的配电线路的电

杆应尽量接近交叉点。

3.2.3架空电力线路不应跨储存易燃、易爆危险品的仓库区域。架空

电力线路与甲类生产厂房和库房、易燃易爆材料堆场以及可燃或易燃、

易爆液（气）体储罐的防火间距不得小于1.5倍线路倒杆距离，应符

合国家有关法律法规和现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016

的有关规定。

3.2.4架空绝缘配电线路不宜跨越电气化铁路，宜采用下方穿越的方

式。

3.2.510kV耐张段的长度，单导线线路不宜大于1.5km。高差悬殊的

山区或重冰区等运行条件较差的地段，耐张段长度应适当缩小。连续

直线杆段应考虑防串倒措施。

8

4气象条件

4.1气象条件的确定及选取原则

4.1.1设计气象条件确定原则

设计气象条件，应根据沿线的气象资料及附近已有线路的运行经

验确定，如当地的气象资料与本规范附录C典型气象区接近时，宜采

用典型气象区所列数值。

4.1.2确定气象重现期

基本风速、设计冰厚重现期应取30年。

4.2设计气温

4.2.1设计气温确定原则

设计气温应根据当地15年～30年气象记录中的统计值确定。最高

气温宜采用+40℃。在最高气温工况、最低气温工况和年平均气温工

况下，应按无风、无冰计算。

4.2.2设计年平均气温的确定

设计用年平均气温，应按以下方法确定：如地区年平均气温在

3℃～17℃之内，取与年平均气温值邻近的5的倍数值;地区年平均气

温小于3℃和大于17℃时，分别按年平均气温减少3℃和5℃后，取与

此数邻近的5的倍数值。

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4.3设计风速

4.3.1常规地区最大设计风速确定原则

架空绝缘配电线路的最大设计风速应采用当地空旷平坦离地面

上离地10m高处、统计所得的30年一遇10分钟平均最大风速。如无可

靠资料，在空旷平坦地区不应小于23.5m/s，在山区可采用附近平坦

地区风速的1.1倍且不应低于25m/s。

4.3.2配电线路临近城市高层建筑周围，其迎风地段风速值应较其他

地段适当增加。如无可靠资料时，一般应按附近平地风速增加20%。

4.3.3河岸、湖岸以及山谷口等容易产生强风的地带的最大设计风速

应较附近一般地区适当增大20%。架空配电线路通过市区或森林等地

区时，两侧屏蔽物的平均高度大于杆培高度的2/3，其最大设计风速

宜比当地最大设计风速减少20%。

4.4线路冰区划分

架空绝缘线路设计采用的导线覆冰厚度可根据气象资料和附近

已有线路运行经验确定，覆冰厚度宜取5mm的倍数，在调查基础上可

取5mm、10mm、15mm、20mm、冰的密度取0.9g/cm3。

4.5各种工况气象条件

4.5.1安装工况气象条件

安装工况风速应采用10m/s，无冰，气温应按下列规定采用：

1）最低气温为-40℃的地区，应采用-15℃；

10

2）最低气温为-20℃的地区，应采用-10℃；

3）最低气温为-10℃的地区，宜采用-5℃；

4）最低气温为-5℃的地区，宜采用0℃。

4.5.2最大风速工况气象条件

最大风速工况下应按无冰计算，气温应按下列规定采用：

1）最低气温为-10℃的地区，应采用-5℃；

2）最低气温为-5℃的地区，宜采用+10℃；

4.5.3覆冰工况气象条件:气温应采用-5℃，风速宜采用10m/s.

4.5.4带电作业工况气象条件：风速10m/s,气温可采用15℃，无冰。

4.5.5雷电过电压工况气象条件

雷电过电压工况的气温宜采用15℃，当基本风速折算到导线平均

高度处其值大于等于35m/s时雷电过电压工况的风速宜取15m/s，否则

取10m/s；校验导线与地线之间的距离时，应采用无风、无冰工况。

4.5.6长期荷载工况气象条件：风速5m/s,气温应为年平均气温，无

冰。

4.5.7内部过电压工况的气温可采用年平均气温，风速可采用最大设

计风速的50%,并不宜低于15m/s，且无冰。

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5架空绝缘导线

5.1架空绝缘配电线路所采用的架空绝缘导线应符合GB/T14049、

GB/T12527的规定。钢芯铝绞线芯绝缘导线的导体结构和拉断力应符

合GB/T1179规定，绝缘结构、性能参数及导体直流电阻等应符合

GB/T14049规定，规程中供计算的导线性能参数见附录D。

5.2架空绝缘导线选型原则

5.2.11kV～10kV架空绝缘导线选型原则

一般区域宜采用铝芯交联聚乙烯架空绝缘导线，沿海及严重化工

污秽区域可采用铜芯交联聚乙烯架空绝缘导线。当需减小弧垂满足对

地（跨越）安全距离要求时，可选择铝合金芯交联聚乙烯架空绝缘导

线等拉重比大的类型；需满足重覆冰地区抗冰要求时，可通过导线过

载能力计算比较后选择合适的架空绝缘导线。

5.2.21kV以下架空绝缘导线选型原则

一般区域宜采用铝芯交联聚乙烯架空绝缘导线或平行集束导线

（档距小于50米时），沿海及严重化工污秽区域可采用铜芯交联聚乙

烯架空绝缘导线。

5.3架空绝缘导线的截面选择需综合考虑地区负荷的发展和电网结

构，还应按长期允许载流量、电压降要求进行校验。

5.3.1校验架空绝缘导线的载流量时，聚乙烯、聚氯乙烯绝缘的导体的

允许温度采用+70℃，交联聚乙烯绝缘的导体的允许温度采用+90℃。

架空绝缘导线载流量的参考数据见附录D。

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5.3.2采用允许电压降校验时:

1）1kV-10kV的架空绝缘线路，自供电的变电所二次侧出口至线

路末端变压器或末端受电变电所（受电配电室）一次侧入口的允许电

压降为供电变电所二次侧额定电压的5%；

2）1kV以下的架空绝缘线路，自配电变压器二次侧出口至线路

末端(不包括接户线)的允许电压降为额定电压的4%。

5.3.31kV以下三相四线制及单相制低压架空绝缘线路的中性线截

面，应与相线截面相同。

5.4架空绝缘导线设计安全系数及张力弧垂控制条件

5.4.1架空绝缘导线弧垂最低点的设计安全系数不宜小于3.0，最小不

应小于2.5，导线固定点的设计安全系数不应小于2.25。

5.4.2在各种气象条件下，架空绝缘导线的张力弧垂计算应采用最大使

用张力和平均运行张力作为控制条件。

5.4.3线路运行地区有可能出现稀有风速，稀有覆冰的气象条件时，应

对架空绝缘导线最低点的最大张力进行验算，其最大张力不应大于导

线拉断力的60%，导线固定点的最大张力不应大于导线拉断力的65%。

5.5架空绝缘导线的平均运行张力及防振措施。

5.5.1架空绝缘导线的平均运行张力上限及防振措施应符合表5-1的要

求。当有多年运行经验时可不受表5-1的限制。

表5-1平均运行张力上限及防振措施

档距和平均运行张力上限

防振措施

环境状况（导线拉断力的百分数）（%）

13

钢芯铝绞线

铝芯铝合金芯硬铜芯

芯

开阔地区

17182516不需要

档距＜500m

档距＜120m---18不需要

防振锤

不论档距大小2526-25

或阻尼线

5.6架空绝缘导线弧垂塑性伸长补偿方式

5.6.1线路档距小于80米可采用减小弧垂法补偿：铝合金芯（含中强度

铝合金芯）和铝芯绝缘导线采用减少20%架线弧垂；铜芯绝缘导线采

用减少7%~8%架线弧垂；钢芯铝绞线芯绝缘导线采用减少12%架线弧

垂。

5.6.2线路档距大于80米应采用温降法确定架空绝缘导线的弧垂蠕变

伸长。降温法补偿时，铝合金芯（含中强度铝合金芯）绝缘导线按降

温25℃补偿；钢芯铝绞线芯绝缘导线按导线铝钢比选择降温值再加5℃

补偿；铝芯绝缘导线按30℃补偿。

5.6.3线路档距小于50米时可不补偿。

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6绝缘子和金具

6.1金具的选择和技术要求

6.1.1架空绝缘配电线路所用金具的设计、制造、一般技术条件，应

符合国家标准GB/T2314《电力金具通用技术条件》的规定。

6.1.2悬垂金具、耐张金具、接续金具和接触金具宜选用节能金具。

6.1.3设备连接金具宜选用端子压接方式，导线与设备为铜铝连接时，

连接金具应选用铜铝过渡金具。

6.1.4导线的承力型接续宜采用液压型接续管，非承力型接续宜选用

依靠线夹弹性或变形压紧导线的线夹。

6.2架空绝缘配电线路绝缘子应符合GB/T1001.1、GB/T1001.2、

GB/T20142和GB/T19519的相关规定。

6.3不宜在人类活动密集区及耕作区选用钢化玻璃绝缘子。

6.4不同电压等级、不同架设方式的绝缘配电线路绝缘子、金具的

使用应满足下列要求：

6.4.11kV～10kV配电线路

1）直线杆宜采用柱式绝缘子、针式绝缘子和悬垂绝缘子串。

2）耐张杆宜采用两个悬式绝缘子组成的绝缘子串或一个悬式绝

缘子和一个蝶式绝缘子组成的绝缘子串，耐张线夹宜采选用楔形耐张

线夹。

6.4.21kV以下配电线路

1）直线杆宜采用低压针式绝缘子、低压蝶式绝缘子。

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2）耐张杆宜采用悬式绝缘子、低压蝶式绝缘子及耐张线夹。

3）集束绝缘配电线路应采用悬式绝缘子、低压针式绝缘子、低

压蝶式绝缘子及专用的绝缘金具，不宜采用穿刺型线夹。

6.5绝缘子和金具的强度校验

6.5.1绝缘子和金具机械强度应按下式验算：

KF＜Fu

式中：K——机械强度安全系数；

F——设计荷载（kN）；

Fu——悬式绝缘子的机械破坏荷载或柱式绝缘子、针式绝缘子、

瓷横担绝缘子的受弯破坏荷载或蝶式绝缘子、金具的破坏荷载（kN）。

6.5.2绝缘子和金具的安装设计宜采用安全系数设计法。绝缘子及金具

的机械强度安全系数，应符合表6-1的规定。

表6-1绝缘子及金具的机械强度安全系数

安全系数

类型

运行工况断线工况断联工况

柱式瓷绝缘子2.51.51.5

柱式复合绝缘子3.01.81.5

悬式瓷绝缘子2.71.81.5

悬式复合绝缘子3.01.81.5

针式瓷绝缘子2.51.51.5

针式复合绝缘子3.01.81.5

蝶式瓷绝缘子2.51.51.5

金具2.51.51.5

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7绝缘配合、防雷与接地

7.1绝缘配合

7.1.1线路绝缘的防污设计，应依照经审定的污秽分区图所划定的污

秽度等级，经统一爬电比距计算，选择合适的绝缘子型式和片数。线

路环境污秽度等级根据各地的污湿特征、运行经验并结合外绝缘表面

污秽物质的等值附盐密度三个因素综合确定，等级划分应符合标准

GB/T26218.1的规定，参见附录H。

7.1.2高海拔地区的线路绝缘应进行海拔修正。海拔高度为1000～

3500m的地区，配电线路采用柱式、针式等绝缘子时，绝缘子干弧距

离可按式（7-1）确定。海拔高度超过3500m地区，绝缘子干弧距离可

根据运行经验适当增加。

Lh≥L[1+0.1(0.001H−1)]（7-1）

式中：Lh—海拔高度为1000～3500m地区的绝缘子干弧距离，m；

L—海拔高度为1000m以下地区的绝缘子干弧距离，m；

H—海拔高度，m。

海拔高度为1000～3500m的地区，配电线路采用绝缘子串的绝缘

子数量可按式（7-2）确定。海拔高度超过3500m地区，绝缘子串的绝

缘子数量可根据运行经验适当增加。

nh≥n[1+0.1(0.001H−1)]（7-2）

式中：nh—海拔高度为1000～3500m地区的绝缘子数量，片；

n—海拔高度为1000m以下地区的绝缘子数量，片；

17

H—海拔高度，m。

7.1.3通过严重污秽地区的线路宜采用防污绝缘子、复合绝缘子或采

用其它防污措施。

7.1.41～10kV架空线路的引下线与1kV以下线路导线之间的距离不

宜小于0.2m。10kV及以下架空线路的过引线、引下线与邻相导线之

间的最小间隙应符合表7-1的规定。

表7-1过引线、引下线与邻相导线之间的最小间隙

线路电压最小间隙（m）

1~10kV0.30

1kV下0.15

7.1.510kV及以下架空线路的导线与电杆构件、拉线之间的最小间隙

应符合表7-2的规定。

表7-2导线与电杆构件、拉线之间的最小间隙

线路电压最小间隙（m）

1~10kV0.2

1kV下0.05

7.1.6高海拔地区要求的相对地最小空气间隙和相间最小空气间隙参

照如下标准确定：

表7-310kV要求的最小空气间隙

海拔（m）10002000300040005000

间隙（m）0.20.2260.2560.2880.327

7.1.7对于10kV系统，在高海拔地区开展不停电作业时，3000m以下

地区与平原地区线路相对地设计技术参数一致，3000m及以上地区相

对地距离进行增加。

18

7.1.810kV配电线路绝缘子雷电全波冲击耐受电压不宜低于105kV。

根据绝缘子外绝缘试验电压的海拔修正方法，规范高海拔地区使用的

绝缘子在海拔不超过1000m地区外绝缘耐受电压试验时的试验电压

值。

高海拔地区使用的绝缘子，在海拔不超过1000m地区进行外绝

缘耐受电压试验时，应对试验电压按照公式（7-3）进行修正，海拔

修正系数Ka按照公式（7-4）确定。

（7-3）

式中：U——高海拔用绝缘子在海拔不超过1000m地区试验时的外

绝缘试验电压，kV；

U0——绝缘子额定耐受电压，kV。

（7-4）

式中：H——设备使用地点海拔高度，m；

m——海拔修正因子，雷电电压修正因子m=1.0。

7.2防雷与接地

7.2.110kV架空线路防雷和接地

7.2.1.1应根据线路重要程度、线路走廊区域的地闪密度、地形地貌、

大地土壤电阻率，以及当地原有线路的运行经验，通过技术经济比较，

以降低雷击断线和绝缘子损坏为目的，进行差异化雷电防护设计。

7.2.1.2处于多雷区和强雷区的线路、距变电站电气距离1km范围内的

19

线路出线段、向重要负荷供电的线路、大跨越档和高杆塔线路段，应

采用雷击断线防护措施；处于中雷区的线路，宜采取雷击断线防护措

施。

7.2.1.3处于强雷区的线路、向重要负荷供电的线路、距变电站电气距

离1km范围内的线路出线段、大跨越档和高杆塔线路段，应使用安装

带外串联间隙金属氧化物避雷器措施，其中对易遭受直击雷的线路段，

宜联合使用安装带外串联间隙金属氧化物避雷器和架设架空地线措

施；上述范围以外的其它线路段，防护措施宜采用带外串联间隙金属

氧化物避雷器、绝缘塔头、架空地线、剥线型放电箝位绝缘子等。附

录G给出了防护措施主要技术要求和典型结构/设置形式。

7.2.1.4当采用带外串联间隙金属氧化物避雷器、放电箝位绝缘子措施

时，宜逐基电杆逐相安装。

7.2.1.5架设架空地线时，地线安装位置宜靠近导线，为防止雷击地线

档距中央时反击导线，地线与档距中央导线间的最小距离，在15℃及

无风条件下应满足式（7-5）要求。当档距长度较大，按公式（7-5）

计算的导-地线间距过大，导致在结构上实施困难或者在经济上很不

合理时，可考虑允许雷击档距中央时反击导线，但导-地线间距不应

低于2.2m，防止工频短路电流建弧。架空地线数量不宜超过1根，对

导线保护角不宜大于45°。架空地线应逐基电杆接地，接地电阻不宜

超过表X规定值。

S≥0.012L+1（7-5）

式中，S—导线与地线间的垂直距离，m；

20

L—档距长度，m。

表7-4设置架空地线的电杆接地电阻限值

土壤电阻率100＜ρ≤500＜ρ≤1000＜ρ≤

ρ≤100Ρ＞2000

ρ（Ω·m）50010002000

工频接地电

1015202530

阻（Ω）

注1：表中电阻值为在雷雨季节，当地面干燥时，不连架空地线时测量的电杆工频

接地电阻值。

注2：土壤电阻率超过2000Ω·m，接地电阻很难降到30Ω时，可采用6~8根总长不

超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻不限制。

7.2.1.6在居民区的10kV线路钢筋混凝土杆宜接地，金属杆应接地，接

地电阻均不应超过30Ω。变电站出线1km近区范围内电杆接地电阻不

宜超过10Ω。

7.2.1.710kV线路交叉或与低压线路、通信线路交叉时，交叉档两端的

电杆（上、下方线路共4基）应设置接地，其接地电阻不应超过30Ω。

7.2.1.8应充分利用电杆的自然接地作用，除多雷区、强雷区外，沥青

路面上的钢筋混凝土杆和金属杆，以及有运行经验的地区，可不另设

人工接地装置。

7.2.1.9钢筋混凝土杆铁横担或钢筋混凝土横担与绝缘子铁脚之间，宜

有可靠的电气连接，并与接地引下线连通。接地引下线可采用截面积

不小于25mm2的铜绞线，预先埋设在电杆混凝土内部，并在靠近横担

和地面位置分别设置引出连接螺孔。电杆非预应力钢筋如已通过绑扎

或焊接连成电气通路，可兼作接地引下线，宜预先埋设引出连接螺孔。

7.2.1.10接地体宜采用垂直敷设的角钢、圆钢、钢管或水平敷设的圆

21

钢、扁钢。接地体和埋入土壤内接地线的规格，不应小于表7-5所列

数值。锈蚀严重地区的接地体宜加大2mm～4mm的圆钢直径或扁钢厚

度，并采取防腐措施。

表7-5接地体和接地线的最小规格

名称地上地下

圆钢直径（mm）810

截面（mm2）4848

扁钢

厚度（mm）44

角钢厚度（mm）2.54

钢管壁厚度（mm）2.53.5

镀锌钢绞线或铜绞线截面（mm2）2550

7.2.1.11接地体应埋设在耕作深度以下，旱地耕地接地体埋深不小于

0.6米，水田耕地接地体埋深不小于0.8米，防冻区接地体埋深应特殊

考虑。接地体不应与地下燃气管、送水管接触。位于居民区和水田的

接地体应围绕杆塔基础敷设成闭合环形。

7.2.210kV柱上设备防雷和接地

7.2.2.1变台处配电变压器的高压侧和低压侧均应装设一组无间隙金

属氧化物避雷器进行保护，避雷器安装点与变压器出线套管间的电气

距离应尽量短，避雷器接地端、变压器低压绕组中性点与金属外壳，

三者应相连在一起并接地。

7.2.2.2容量为100kVA以上的配电变压器，其接地装置的接地电阻不

应超过4Ω，每个重复接地装置的接地电阻不应超过10Ω；容量为

100kVA及以下的配电变压器，其接地装置的接地电阻不应超过10Ω，

每个重复接地装置的接地电阻不应超过30Ω，且重复接地不应少于3

22

处。

7.2.2.3经常开路运行而又带电的柱上开关（断路器、负荷开关、隔离

开关），应在两侧均装设无间隙金属氧化物避雷器，避雷器接地端应

与柱上开关的金属外壳连在一起接地，接地电阻不应过10Ω。

7.2.2.4柱上电容器、无功补偿设备应装设无间隙金属氧化物避雷器进

行保护，避雷器在电气距离上应尽量靠近电容器安装，接地端应与电

容器金属外壳连接在一起接地，接地电阻不应过10Ω。

7.2.2.5为加强保护柱上设备（配电变压器、柱上开关、电缆头等），

可在相邻基电杆上加装带外串联间隙金属氧化物避雷器并设置接地，

接地电阻不宜超过10Ω。

7.2.3380V低压架空线路防雷和接地

7.2.3.1处于多雷区和强雷区的低压架空线路，处于较空旷地带时,可结

合运行经验，对雷击故障多发区段安装带外串联间隙金属氧化物避雷

器加以保护。避雷器宜逐基逐相安装，接地端应与绝缘子铁脚电气连

接。

7.2.3.2中性点直接接地的TN系统的低压线路和高、低压共杆线路的钢

筋混凝土杆的铁横担，以及金属杆本体，应与低压线路PE或PEN相连

接，且钢筋混凝土杆的结构钢筋宜与低压线路的PE或PEN相连接。与

低压线路PE或PEN相连接的电杆可不另作接地。

7.2.3.3配电变压器设置在建筑物外其低压侧中性点采用TN系统时，低

压线路在引入建筑物处，PE或PEN应重复接地，接地电阻不宜超过10

Ω。

23

7.2.3.4中性点不接地IT系统的低压线路钢筋混凝土杆宜接地，金属

杆应接地，接地电阻不宜超过30Ω。

7.2.3.5架空低压线路入户处的绝缘子铁脚宜接地，接地电阻不宜超

过30Ω。土壤电阻率在200Ω∙m及以下地区的铁横担钢筋混凝土杆线

路，可不另设人工接地装置。当绝缘子铁脚与建筑物内电气装置的接

地装置相连时，可不另设接地装置。人员密集的公共场所的入户线，

当钢筋混凝土杆的自然接地电阻大于30Ω时，入户处的绝缘子铁脚

应接地，并应设专用的接地装置。

7.2.3.6低压线路电杆接地体规格及设置形式按照7.2.1.10条和7.2.1.11

条执行。

24

8导线架设与布置方式

8.1绝缘线路的档距，宜采用表8-1所列数值。

表8-1绝缘线路的档距（m）

电压

1kV～10kV1kV以下

地段

城镇40～5040～50

空旷地区50～8040～60

注：1、采用集束绝缘导线的1kV以下线路档距不宜大于50m；

2、档距选取宜根据各使用工况确定；

3、高低压同杆架设应按低压线路档距选取。

8.21kV～10kV配电线路导线的排列方式可采用水平、垂直、三角

排列方式，多回路同杆架设杆塔可由三种排列方式互相组合，导线排

列方式宜考虑带电作业的需求。

8.3分相架设的低压绝缘导线宜采用水平排列或垂直排列，1kV以下

集束导线宜采用专用金具固定在电杆或墙壁上。

8.41kV以下与1～10kV配电线路在同一地区同杆架设，应是同一区

段电源。

8.5配电线路导线的最小线间距离可结合地区经验确定；1kV～

10kV配电线路线间距离按照表12-1确定；1kV以下沿墙敷设的绝缘导

线，档距不宜大于6m，其线间距离可参照表12-1确定。

表8-2绝缘导线最小线间距离（m）

档距40及以

5060708090100

线路电压下

25

1kV以下0.30.40.45----

1kV～10kV0.40.50.60.650.750.80.9

8.610kV及以下多回路杆塔横担间的最小垂直距离如表8-3所示：

表8-3同杆架设绝缘线路横担间最小垂直距离（m）

杆型

直线杆分支和转角杆

组合方式

10kV与10kV0.50.5

10kV与1kV以下1.0-

1kV以下与1kV以下0.30.3

26

9杆塔荷载和材料

9.1杆塔荷载

9.1.1杆塔荷载分类宜符合下列要求：

1）永久荷载：导线、绝缘子及其附件、杆塔结构、各种固定设

备、基础以及土体等的重力荷载；拉线的初始张力、土压力及预应力

等荷载。

2）可变荷载：风和冰（雪）荷载；导线拉线的张力；安装检修

的各种附加荷载；结构变形引起的次生荷载以及各种振动动力荷载。

9.1.2当档距不大于80米时，宜按下列条件进行杆塔荷载计算；

1）最大风速、无冰、未断线；

2）覆冰、相应风速、未断线；

3）最低气温、无冰、无风、未断线(适用于终端和转角杆塔)。

9.1.3当档距大于80米时，宜按GB50061的规定进行杆塔荷载计算。

9.1.4风向与线路垂直情况的导线风荷载标准值，应按式（9-1）计

算。

WX=α·W0·μZ·μSC·d·Lp·sin2θ(9-1)

式中：WX——垂直于导线方向的水平风荷载标准值（kN）；

α——风压不均匀系数，应根据设计基准风速，按照表9-1的

规定确定；

μZ——风压高度变化系数，按现行国家规范《建筑结构荷载

规范》的规定采用。

27

μSC——导线的体型系数，线径小于17mm或覆冰时(不论线径

大小)应取μSC=1.2；线径大于或等于17mm时，μSC取1.1；

d——导线的外径或覆冰时的计算外径（m）；

Lp——杆塔的水平档距（m）；

θ——风向与导线之间的夹角（°）；

W0——基本压标准值，kN/m2，按现行国家标准《建筑结构

荷载规范》的规定采用。

表9-1风压不均匀系数

风速V(m/s)V＜2020≤V＜3030≤V＜35V≥35

计算杆塔荷载1.00.850.750.70

α校验杆塔电气间

1.00.850.750.70

隙

9.1.5风向与杆塔面垂直情况的杆塔身或横担风荷载标准值，应按式

（9-2）计算:

WS=W0·μZ·μS·βZ·AS(9-2)

式中：WS——杆塔塔身或横担风荷载标准值（kN）；

μS——为构件的体型系数，按现行国家标准《建筑结构荷载

规范》的规定采用。

AS——杆塔结构构件迎风面的投影面积（m2）

βZ——杆塔风荷载调整系数，应按照表9-2采用。

表9-2杆塔风荷载调整系数βZ

杆塔全高H(m)<3030～50>50

βZ铁塔1.01.21.5

28

基础1.01.01.2

9.1.6风向与线路方向在各种角度情况下，杆塔、导线的风荷载计算

应符合《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061的要求。

9.2杆塔材料

9.2.1钢材的强度设计值和标准值应按现行国家标准《钢结构设计规

范》GB50017的有关规定采用。钢结构构件的孔壁承压强度设计值

应按表9-3采用。螺栓和锚栓的强度设计值应按表9-4采用。

表9-3钢结构构件的孔壁承压强度设计值（N/mm2）

钢材材质Q235Q345Q420

厚度≤16mm375510/

孔壁承压强度

设计值

厚度16mm～25mm375490/

注：表中所列数值的条件是螺孔端距不小于螺栓直径1.5倍。

表9-4螺栓和锚栓的强度设计值（N/mm2）

等级或材标准直径抗拉、抗压和抗弯抗剪强度设计

材料

质（mm）强度设计值值

4.8级≤24200170

粗制5.8级≤24240210

螺栓6.8级≤24300240

8.8级≤24400300

Q235≥16160-

锚栓

优质

35#≥16190-

碳素钢

9.2.2电杆的混凝土强度不应低于C40，预应力、部分预应力混凝土

29

电杆强度等级不应低于C50。配电线路的钢筋混凝土杆，应尽量采用

定型产品。环形混凝土电杆的设计应符合现行国家标准《环形混凝土

电杆》GB4623的有关规定。

9.2.3混凝土和钢筋的材料强度设计值与标准值应按现行国家标准

《混凝土结构设计规范》GB50010的有关规定采用。

9.2.4拉线宜采用镀锌钢绞线，其强度设计值应按下式计算：

f=ψ1ψ2fu

式中：f—钢绞线强度设计值（N/mm2）；

ψ1—钢绞线强度扭绞调整系数，7股取0.92，19股取0.90；

ψ2—钢绞线强度不均匀系数，对1x7结构取0.65，其他结构取

0.56；

fu—钢绞线的破坏强度（N/mm2）。

9.2.5拉线金具的强度设计值应按金具的抗拉强度或金具试验的最

小破坏荷载除以抗力分项系数1.8确定。

30

10杆塔与基础

10.1杆塔

10.1.1杆塔类型和选择

一般区域，线路可采用预应力、部分预应力或钢筋混凝土锥形杆。

在覆冰较重、行车道路路边不宜采用预应力混凝土锥形杆。

城市地区、对环境有要求、不能打拉线等地理受限的地点宜选用钢管

杆、高强度水泥杆或窄基塔；档距较大的跨越杆塔宜选用联杆、铁塔

或钢管杆。

部分运输困难、或对防雷有特殊要求的地点，可使用复合材料等

轻型杆塔，且需满足强度、变形等方面的要求。

10.1.2结构或构件的强度、稳定和连接强度，应按承载力极限状态

的要求，采用荷载的设计值和材料强度的设计值进行计算；结构或构

件的变形或裂缝，应按正常使用极限状态的要求，采用荷载的标准值

和正常使用规定限值进行计算。

10.1.3铁塔的造型设计和节点设计，应传力清楚、外观顺畅、构造

简洁。节点可采用准线与准线交会，也可采用准线与角钢背交会的方

式。受力材之间的夹角不应小于15°。

10.1.4无拉线锥型单杆可按受弯构件进行计算，弯距应乘以增大系

数1.1。

10.1.5空旷地区配电线路耐张段超过500米时，宜装设防风拉线，具

体根据所在地区风速进行计算设计。

31

10.1.6配电线路采用的横担应按受力进行强度计算，选用应规格化。

采用钢材横担时，其规格不应小于：L63XL63X6。钢材的横担及附

件应热镀锌。

10.1.7当档距大于80米时，杆塔结构在正常使用极限状态下的计算

挠度应按《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061的规定确

定。

10.2拉线

10.2.1拉线应根据电杆的受力情况装设。拉线与电杆的夹角宜采用

45°。当受地形限制可适当减小，且不应小于30°。

10.2.2跨越道路的水平拉线，对路边缘的垂直距离，不应小于6m。

拉线柱的倾斜角宜采用10°～20°。跨越电车行车线的水平拉线，对

路面的垂直距离，不应小于9m。

10.2.3拉线应采用镀锌钢绞线，其截面应按受力情况计算确定，且

不应小于25mm²。

10.2.4钢筋混凝土电杆，当设置拉线绝缘子时，在断拉线情况下拉

线绝缘子距地面处不应小于2.5m，地面范围的拉线应设置保护套。

10.2.5拉线棒的直径应根据计算确定，且不应小于16mm。拉线棒应

热镀锌。腐蚀地区拉线棒直径应适当加大2mm～4mm或采取其它有效

的防腐措施。

32

10.3基础

10.3.1电杆基础应结合当地的运行经验、材料来源、地质情况等条

件进行设计。

10.3.2电杆埋设深度应计算确定。单回路的配电线路电杆埋设深度

宜采用表10-1所列数据。

表10-1单回路电杆埋设深度（m）

杆高8.09.010.012.013.015.018

埋深1.51.61.71.92.02.32.6～3.0

10.3.3多回路的配电线路验算杆塔基础底面压应力、抗拔稳定、倾

覆稳定时，应符合《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061

的规定。

10.3.4现浇基础、预制基础的混凝土强度不应低于C20级。

10.3.5铁塔、钢管杆基础的选择，应综合考虑沿线地质、施工条件，

优先选择原状土基础；基础的设计应满足《66kV及以下架空电力线

路设计规范》GB50061的规定。

33

11柱上设备

11.1柱上变压器台

11.1.1柱上变压器台宜设置在负荷中心。变压器容量宜为400kVA及

以下，宜选用节能型。

11.1.2下列类型的电杆不宜装设变压器台：

1）转角、分支电杆。

2）设有1-10kV电缆头的电杆。

3）设有线路开关设备的电杆。

4）交叉路口的电杆。

5）低压接户线较多的电杆。

6）人员易于触及或人员密集地段的电杆。

7）严重污秽地段的电杆。

11.1.3变台器台的一次侧熔断器装设的对地垂直距离不应小于4.5m，

二次侧熔断器或断路器装设的对地垂直距离不应小于3.5m。各相熔断

器水平距离：一次侧不应小于0.5m，二次侧不应小于0.3m。配电变压

器熔丝的选择宜按下列要求进行：

1）容量在100kVA及以下者，高压侧熔丝按变压器额定电流的2～

3倍选择。

2）容量在100kVA以上者，高压侧熔丝按变压器额定电流的1.5～

2倍选择。

3）变压器低压侧熔丝（片）或断路器长延时整定值按变压器额

34

定电流选择。

11.1.4柱上配电变压器的一、二次进出线均应采用架空绝缘线（电

缆），其截面应按变压器额定容量选择，但一次侧引线铜芯不应小于

16mm2，铝芯不应小于35mm2。

11.2柱上设备

11.2.1柱上设备包括负荷开关、断路器、隔离开关、重合器、熔断

器、避雷器、电容器、调压器、互感器等，柱上开关设备的名称、定

义和主要应用应参照表11-1。

表11-1柱上开关设备的名称、定义和主要应用

序号名称定义主要应用

具备开断和关合正常负荷电流、

线路之间环流、线路或设备的充开断正常情况下的线

1柱上负荷开关

电电流能力,关合短路电流的路及设备

开关电器

控制一部分电力设备

能够关合、承载和开断正常回路或线路投入或退出运

条件下的电流，并在规定时间内行；在电力设备或线

2柱上断路器

承载和开断异常回路条件下的路发生故障时，可将

电流(短路电流等)的电器故障部分从电网中迅

速切除

安装在电杆上的，只能在没有负隔离电源，形成明显

3柱上隔离开关荷电流情况下分、合电路的开关可见的断开点；倒闸

电器操作，切换工作状态；

35

自动检测通过重合器

主回路的电流，故障

自具控制（即本身具备故障电流

时按反时限保护自动

检测和操作顺序控制与执行功

4重合器开断故障电流，并依

能）及保护功能的柱上高压开关

照预定的延时和顺序

设备

进行多次地重合，以

排除非永久性故障。

控制和保护配电线路

用于配电线路配电变台(或分支分支线和配电变台，

5跌落式熔断器

线)的一种短路和过载保护开关熔丝熔断后具备明显

的可视断开点

用于保护电气设备免受雷击时

高瞬态过电压危害，并限制续流用于配电系统中线路

6避雷器

时间，也常限制续流赋值的一种或设备的过电压保护

电器

提高配电系统功率因

数、降低线损、改善

并联电力电容在交流电源的作用下，交替进行

7电压质量、提高线路

器充放电，形成交变电流的电容器

和供电设备的安全运

行

在电压波动大或压降

大的线路在一定范围

通过自动调节变比来保证输出

8调压器内进行自动调节，保

电压稳定的装置

证用户供电电压，减

少线路线损

隔离高电压系统保护

人身和设备的安全，

将高电压变成低电压、大电流变得出标准低电压和标

9互感器

成小电流的仪用变压器准小电流以便测量、

保护及自动控制设备

标准化接入。

11.