广州供电局中低压配电网设备技术原则
(修订)
广东电网公司统一编码： F.01.00.05/Q103-0001-1001-8173
2010-03-02印发 封面2010-01-01实施
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制度名称 制度编号 对应文号 版 次
0807版 1、增加对用户供电可靠性的描述；
2、增加部份用户常用配电设备、设施技术原则； 3、按新技术需求，对部份设备、设施技术原则做了修编。
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修编时间
状态
2008-07 废止
1001版2 2010-01-13 在用
角色 编写 初审 会签 审核 批准
人员
文锋、秦丝、王琦、邓盈盈、何毅思、杨晓东、赖水生、冯翩、邱朝明、吴志刚、
李懿乾、王毅、尹引、廖伟焱、周庆辉、何舜徽、戚琪、梁鉴波、韩炯锐 张泽华 李敏虹
李于达 黄志斌 龚建平
2010-03-02印发 制度信息2010-01-01实施
F.01.00.05/Q103-0001-1001-8173 广州供电局中低压配电网设备技术原则（修订）
1 总则
1.1 目的与意义
为“创建国际先进水平供电局”，进一步提高和规范中低压配电网线路、设备技术装备水平和运行管理水平，实现配电网自动化，最终达到配电网安全可靠运行，供电可靠性和节能降耗指标均实现国际先进水平的目的。
通过制定本技术原则，为广州供电局配电网建设、改造和业扩提供高起点，高标准、统一规范的设备技术标准和原则。对提高现有设备运行能力、技术水平、节能降损水平，对建设配电网自动化、建设节约型社会具有重要的意义。 1.2 适用范围
本原则适用于广州供电局10kV及以下配电网的设计、建设、改造、运行、用户的设备技术选型和技术管理。
广州供电局中低压配电网设备技术原则(修订) 2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本原则的引用而成为本原则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（包括勘误的内容）或修改版均不适用于本原则。但鼓励根据本原则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本原则。
《中国南方电网城市配电网技术导则》(Q/CSG 1 0012—2005 ) 《电力系统电压质量和无功电力管理办法》(CSG/MS 0308—2005 ) 《电能质量 供电电压允许偏差》(GB 12325) 《标准电压》(GB 156)
《城市区域环境噪声标准》(GB 3096) 《高层民用建筑设计防火规范》GB 50045) 《建筑设计防火规范》GB 50016-2006)
《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》(GB 50062) 《电能质量 电压波动和闪变》(GB 12326) 《电能质量 公用电网谐波》(GB/T 14549—93)
《电能质量 三相电压允许不平衡度》(GB/T 15543—1995 ) 《电能质量 电力系统频率允许偏差》(GB/T 15945—1995) 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(DL/T 620—1997) 《配电自动化系统功能规范》(DL/T 814—2002 )
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《多功能电能表通信协议》(DL/T 645—2008) 《电能计量装置技术管理规程》(T448-2000 ) 《民用建筑电气设计规范》(JGJ/16-2008)
3 术语和定义
3.1 联络点与环网点
3.1.1 联络点：指馈电线路上不同电源间起联络作用的设备。
3.1.2 环网点：指10kV配电网络环网结构上的设施，包括开关房、综合房和箱式开关房。 3.1.3 环进（出）节点：指在环网点内构成主环结构的进出线节点。 3.1.4 开环点：指环网网络上常开的环进（出）节点。 3.1.5 环网支线节点：指在环网点内引出的支线节点。 3.2 配电房
配电房是指10kV线路上的开关房、综合房、专变房、高压房、公变房、低压配电房的统称。 3.2.1 开关房：指用于接受并分配电力的10kV供配电设施。房内装设10kV开关柜设备。属于环网型的配电房。
3.2.2 综合房：指用于降压并分配电力的供电设施。房内装设有10kV配电变压器、10kV开关柜设备和低压设备等，属于环网型的配电房。
3.2.3 专变房：指用于降压并分配电力的供电设施。房内装设有10kV配电变压器、10kV开关柜设备和低压设备等，属于终端型的配电房。
3.2.4 高压房：指用于接受并分配电力的10kV供配电设施。房内装设10kV开关柜设备。属于终端型的配电房。
3.2.5 公变房：指用于降压的供电设施。房内装设有10kV配电变压器和低压设备，属于终端型的配电房。
3.2.6 低压配电房：指用于接受并分配电力的低压供配电设施。房内装设有低压开关设备。
4 主要技术原则
4.1 电压等级
广州市中低压配电网电压等级标称值如下： 4.1.1 中压为10kV； 4.1.2 低压为0.38/0.22 kV。 4.2 用户供电可靠性
4.2.1 满足电网供电安全准则的要求。 4.2.2 满足用户用电程度的要求。
4.2.3 实现广州供电局城市供电可靠率（RS1）99.99%的目标值。
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4.2.4 双电源或多电源供电的用户，失去一回路电源后，应保持对用户连续供电。
4.2.5 单电源和多电源供电的用户，电源全停时，恢复供电的目标时间为一回路故障处理的时间。 4.2.6 开环环网中的用户，环网故障时需通过电网操作恢复供电的，其目标时间为操作所需的时间。 4.3 中性点接地方式
4.3.1 主要由架空线路构成的10kV配电网，当单相接地故障电容电流不超过20A时，宜采用不接地方式。
4.3.2 主要由电缆线路构成的10kV配电网，当单相接地故障电容电流不超过30A时，可采用不接地方式；超过30A时，宜采用低电阻接地或消弧线圈接地方式。 4.4 短路电流
10kV中压配电网的短路电流不超过20kA等级。 4.5 无功补偿 4.5.1 无功补偿原则
4.5.1.1 无功补偿应按照分层、分区和就地平衡的原则，采用分散就地补偿和集中补偿相结合、以就地补偿为主的方式。
4.5.1.2 100kVA及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.95;其他电力用户,在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.9。 4.5.1.3 无功补偿装置应具有自动投切功能。
4.5.1.4 分组电容器按各种容量组合运行时，应按照现行国家标准《电能质量－公用电网谐波》的有关规定执行。 4.5.2 无功补偿容量
4.5.2.1 电力用户装设的各种无功补充设备（包括调相机、电容器、静止无功补充装置、同步电动机）和自备厂发电机组，应按照负荷和电压变动情况及时调整，防止无功电力的倒送。
4.5.2.2 配电网公共变压器低压侧配置的电容器容量应根据负荷性质确定。当不具备计算条件时，无功补偿容量可按变压器额定容量的20～40％配置。 4.5.3 无功补偿设备
4.5.3.1 无功补偿装置选型应选择技术先进合理、质量可靠、经济实用、符合国际、国家、电力行业及电网公司现行产品技术标准规定，并经实践检验为性能好的产品。
4.5.3.2 对已不能满足电网发展需要，及技术性能不满足要求的无功补偿装置可进行整体更换。对无功补偿装置的电容器本体或其配套设备元件存在缺陷的进行改造。 4.6 电能质量要求 4.6.1 频率偏差
电网频率应符合GB/T15945—1995的规定，额定频率为50Hz，正常频率偏差不超过±0.2Hz。
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4.6.2 电压偏差
电网规划设计时应计算网络电压水平。系统10kV母线允许偏差范围为0～+7%；用户受电端电压允许偏差应满足GB 12325的规定，10kV及380V用户供电电压允许偏差为系统标称电压的±7%；220V用户供电电压允许偏差为系统标称电压的-10%～+7%。 4.6.3 三相电压不平衡度
电网公共连接点的三相电压不平衡度及单个用户引起连接点电压不平衡度应符合GB/T 15543—1995的规定。
4.6.3.1 电网公共连接点的三相电压不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%。 4.6.3.2 单个用户引起连接点电压不平衡度允许值为1.3%。 4.6.4 电压波动与闪变
电网公共连接点的电压变动与闪变及单个波动负荷用户引起连接点的电压波动和闪变应符合GB 12326的规定，允许值为2.5%。 4.6.5 谐波限制
4.6.5.1 公用电网谐波电压及谐波源用户向电网注入的谐波电流应符合GB /T 14549—93的规定。允许值如下表所示：
表4.6.5 公用电网谐波电压及谐波源用户向电网注入的谐波电流允许值
标准电
基准短路
2 78 26
3 62 20
4 3913
谐波次数及谐波电流允许值(A) 5 6220
6 268.5
7 4415
8 196.4
9 216.8
10 16
11 28
12 13
1324
压(kV) 容量(MVA)0.38 10 续表： 标准电
基准短路
10 100
5.1 9.3 4.3 7.9
谐波次数及谐波电流允许值(A)
14 11
15
16
17186.0
188.62.8
19165.4
207.82.6
218.92.9
22
23
24
25
压(kV) 容量(MVA) 0.38 10
10 100
12 9.77.1 14 6.5 122.3 4.5 2.1 4.1
3.7 4.1 3.2
注：当公共连接点处的最小短路容量不同于基准短路容量时，上表中的谐波电流允许值可以换算。
4.6.5.2 当用户用电设备含有换流设备(如铝型材厂)、电弧炉(如轧钢厂)、铁芯设备及非线性电气设备时，应加装滤波装置，并应在投入使用前进行现场测试，确保谐波电流符合GB/T 14549－93的规定。
4.6.5.3 对集中型大谐波源，应贯彻“谁污染，谁治理”的原则，督促其采取控制措施。
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4.6.5.4 在电网扩建和改造设计时，应对电容器组进行谐波设计和校验，合理配置串联电抗器的容量，以防止产生谐波谐振或严重放大。
4.6.5.5 应在变电站10kV母线、公变低压侧、专变用户供（受）电侧安装谐波监测点。 4.7 噪声控制
配电设备对周围环境的影响应符合GB 3096的规定和要求。其取值不应高于表4.7规定的数值。
表4.7 各类区域噪声标准值 单位：Leq [dB（A）] 类别 0 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ
注：
1） 各类标准适用范围由地方政府划定；
2） 0类标准适用于疗养区、高级别墅区、高级宾馆区等特别需要安静的区域； 3） Ⅰ类标准适用于居住、文教机关为主的区域； 4） Ⅱ类标准适用于居住、商业、工业混杂区及商业中心； 5） Ⅲ类标准适用于工业区；
6） Ⅳ类标准适用于交通干线道路两侧区域。
噪声应从声源上进行控制，宜选用低噪声设备。变压器、发电机、风机等设备的选择应将噪声作为主要技术指标之一。配电设施运行时产生振动的电气设备、大型通风设备等，应采取减振技术措施。 4.8 通信干扰
电力线路应尽量减少对通信设施的危害和干扰，对通信干扰应符合能源电[1993]228号《城市电力网规划设计导则》的规定要求。 4.9 用户电源接入点技术原则
4.9.1 在电源接电点设置分界开关保护。
4.9.2 室内开关设备按满足短路热稳定电流20kA/3S选型，户外分界开关、跌落式熔断器等设备按满足短路热稳定电流16kA/3S要求选型。 4.9.3 10kV馈电主干线路不应采用变电台架形式配电。
昼间 50 55 60 65 70
夜间 40 45 50 55 55
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4.9.4由环网开关房取电的专户用电，环网开关房侧的分界开关选用：装见容量＜800kVA时采用负荷开关－熔断器组合电器（全绝缘型）；总容量≥800kVA时采用宜断路器（全绝缘型）,并要求自带工作电源，配备速断、过流、零序保护。
4.9.5由架空线路取电的专户用电（终端用户），总容量≤630kVA时，电源接电点处可设置跌落式开关，统一采用100A熔丝，同时必须完善低压侧开关设备的缺相保护功能；总容量＞630kVA时，应在电源接电点处设分界开关作故障保护隔离。
4.9.5由公用台区取电的低压用户，取电点处应按报装容量设电子式限流断路器作责任分界开关。
5 配电房
5.1 配电房设置
配电房设置应符合《建筑设计防火规范》、《民用建筑电气设计规范》及《高层民用建筑设计防火规范》，并满足防火、防潮、通风、防毒和防小动物要求。 5.1.1 配电房应配置低压电源及一次结线图。
5.1.2 配电房应配置消防设备、环境自动控制装置、防潮灯或抽湿机、低噪音排气扇、节能照明灯、防鼠档板、驱鼠器、工具箱等装置，墙体和天花板刷防虫漆，地面涂绝缘漆。并应符合广州供电局10kV及以下配网安、健、环—线路及电房设施标志管理标准。
5.1.3 装有六氟化硫（SF6）设备的配电装置的房间，按《广东电力集团公司防止人身伤害事故十项重点措施》的要求安装排风系统。 5.2 开关房
5.2.1 位置与面积选取原则
5.2.1.1 开关房位置应根据负荷分布均匀布置，位置应选择在交通运输方便，具有充足的进出线通道，宜位于道路东面或南面。
5.2.1.2 开关房应设置在建筑物首层，净空高度不应低于3米。
5.2.1.3 房内开关柜单列布置，净空最小尺寸应满足：6米×3米（长×宽）。 5.2.1.4 房内开关柜双列布置，净空最小尺寸应满足：6米×4米（长×宽）。 5.2.2 房内设备配置原则
5.2.2.1 开关房内中压环网开关柜，根据需要采用单列布置或双列布置。 5.2.2.2 开关房内配网自动化设备参照《广州供电局配网自动化终端技术规范》。 5.2.3
综合房与公变房
5.2.3.1 综合房、公变房位置选择，应根据以下要求综合考虑确定：
(1) 综合房、公变房宜设置在首层，当位于高层建筑(或其他地下建筑)的地下室时，不宜设在负一层以下。根据JGJ/ 16-2008的要求，当建筑物高度超过100米时，在高层区的设备层内设置综合房。 (2) 在无特殊防火要求的多层建筑中，装有可燃性油的电气设备的电房，可设置在底层靠外墙部位，
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但不应设在人员密集场所的上方、下方、贴邻或疏散出口的两旁。 (3) 按“小容量、密布点”的原则设置，并按小区居民户数布点。 5.2.3.2 综合房、公变房最小尺寸要求： (1) 净空高度不宜低于3米；
(2) 单公变房（长×宽）：6米×4米； (3) 双公变房（长×宽）：6米×7.5米； (4) 单公变综合房（长×宽）：5米×6米； (5) 双公变综合房（长×宽）：6米×7.5米。 5.2.4
配电房设备配置原则
5.2.4.1 12层及以下住宅楼，综合房内中、低压配电装置和干式变压器可设置同一房间内；12层以上住宅楼，综合房内中压配电装置和干式变压器可设置在同一房间内，低压部分需单独设低压配电房。
5.2.4.2 设置在民用建筑中的变压器，应选择干式变压器。设置在民用建筑外的变压器，可选择干式变压器或油浸变压器，但油浸变压器应设置单独的变压器室。
5.2.4.3 综合房或公变房内单台干式变压器容量不超过1000kVA，单台油浸式变压器容量不超过630kVA。
5.2.4.4 电房内配变及连接设施应采取绝缘化措施，加强绝缘，电房内设备及建筑应满足等电位联结要求。
5.2.4.5 有人值班的配变电所应设单独的值班室。值班室应能直通或经过走道与10kV配电装置室和相应的配电装置室相通，并应有门直接通向室外或走道。当配变电所设有低压配电装置时，值班室可与低压配电装置室合并，且值班人员工作的一端，配电装置与墙的净距不应小于3m。
6 配电设备技术原则
6.1 10kV开关柜 6.1.1 选用原则
(1) 10kV电源进线开关宜采用断路器。当无继电保护和自动装置要求时，且供电容量较小时，可采
用负荷开关。
(2) 10kV母线分段及联络处，宜装设与电源进线开关相同型号的断路器和负荷开关。
(3) 当同一用电单位由总配电房放射式向分配电房供电时，分配电房的电源进线开关宜采用能带负
荷操作的开关电器，当有继电保护要求时，应采用断路器。当总配电房和分配电房相邻或位于同一建筑平面内，且两所之间无其他阻隔而能直接相通，当无继电保护要求时，分配电房的进线可不设开关电器。
(4) 用电单位的10kV电源进线处，应根据供电计量要求预留专供计量用的电压、电流互感器，计
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量装置应独立安装并宜设专门的计量柜，计量柜内按当地供电部门要求可为3CT或2CT形式。所有二次部分的控制、保护用的电线必须使用阻燃电线，电缆必须使用阻燃、屏蔽电缆。CT、PT的二次接线电缆截面为铜芯2.5平方毫米，控制电缆截面为铜芯1.5平方毫米；计量二次接线均不小于4平方毫米单芯铜线。
(5) 公用开关房、综合房及公变房应采用全绝缘、全密封环网开关柜，专用开关房、高压房、专用
房可根据使用要求选用金属铠装移开式开关柜。 6.1.2正常使用环境参数 （1） 周围空气温度
z 最高温度: 45℃(24小时内平均值≤35℃) z 最热月平均温度： 30℃ z 最低温度: -10℃ z 最大日温差: 25K
（2） 海拔高度: ≤1000m （3） 环境湿度
z 日平均相对湿度不大于95% z 日平均水蒸汽压力值不超过2.2kPa z 月平均相对湿度不大于90% z 月平均水蒸汽压力值不超过1.8kPa
（4） 地震烈度：8度 污秽等级：Ⅲ级
6.1.3 10kV全绝缘、全密封SF6开关柜。
6.1.3.1开关柜应选用全工况（即在凝露、严重污秽下仍能保证设备绝缘性能）、免维护的全绝缘、全密封SF6开关柜。
6.1.3.2开关柜应选用可左右扩展的单间隔柜或可扩展的多间隔开关柜，多间隔开关柜不应超过4个间隔。在条件允许的情况下应优先采用单间隔柜。连接至630kVA及以下的变压器保护柜应使用负荷开关-熔断器组合电器。 6.1.3.3主要配置要求
（1）开关柜配置三工位开关，具备完善的五防联锁功能（要求机械联锁），开关状态位置应有中文标识。
（2）负荷开关-熔断器组合电器的熔断器应与负荷进行匹配，并有超温保护。 （3）采用铜母线，接合处应有防止电场集中和局部放电的措施。
（4）柜（箱）体电缆接线形式适用于三芯电缆。采用肘型电缆头，电缆接头至电缆引入处（孔或固
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定箍）距离≥650mm，柜内相对地、相间空气间隙必须大于125mm，复合绝缘距离必须大于30mm，柜内套管、支持绝缘件采用阻燃材料，其爬电比距须大于2.0cm/kV。
（5）开关柜整个长度延伸方向应有专用接地汇流母线,母线采用铜质,其电流密度在规定的接地故障时,不超过200A/mm2,截面不小于100mm2，能承受的峰值和短时耐受电流不低于额定值的87%。 （6）开关柜应采用不锈钢SF6气箱，并带气体压力计和充气孔。在零表压下，开关不进行任何操作时，在额定工况下可运行半小时。充气压力不大于0.05MPa时,气体含水量不超过2000PPm(体积比)；大于0.05MPa时,按-10℃时饱和水蒸汽压力计算出其含水量允许值。采用空气溢出法充气的隔室,氧浓度含量不大于5%。
（7）所有开关柜应配置灯泡为插拔式且具二次对相功能的带电显示器。
（8）对接入配网自动化系统的公用开关房、综合房环进（出）节点开关应按手动+电动分合闸要求配置，操作机构宜采用直流电源。本地远方就地状态选择开关,带两对开关状态辅助触点,一对接地开关状态辅助触点。气压指示装置带触点。 A、C相安装500/5A/0.5级/20VA的电流互感器，安装100/5A/5P级/10VA零序互感器。预留遥控、遥信、遥测接口,以适应远方监控需要 。所有触点统一接到专用的端子排。
（9）开关柜铭牌标识清晰。内部安装的高压电器组件，如：SF6负荷开关、避雷器等，均应具有耐久而清晰的铭牌，铭牌应安装在运行或检修时易于观察的位置。
（10） 开关柜外壳厚度≥2mm，观察窗应采用机械强度与柜体相近的耐火透明材料制成。 （11） 电力电缆隔室与电缆沟连接处应设置防止小动物进入的措施。 （12） 开关柜内、外表面颜色应一致。 （13） 开关柜内应预留二次线的通道。 6.1.3.4主要技术参数
技术要求 负荷开关
断路器
12 50
630
630
200 组合电器柜
序号 1 2 3
额定电压Un 额定频率 额定电流
名称 单位 kV Hz A
额定短时耐受电流 4
(有效值)
5 6
额定短路持续时间 额定峰值耐受电流
S kA
3 50
3 50
3 50
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kA 20 25/20 20
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序号 7 8 9 10 11 12 13 14 15
名称
开断闭环负荷电流 开断电缆充电电流 开断接地故障电流 开断短路电流
关合电流（主开关、接地开关）峰值
接地开关2s短时耐受电流 额定转移电流
额定短路电流关合次数 额定电流开断次数
开关
单位 A A A kA kA kA A 次 次 次 次
技术要求 负荷开关 630 30 95 - 50
断路器 630 30 95 25/20 63
组合电器柜
- 30 95 20 50
20
- 5 ≥200 2000 1000
20
20 ≥200 2000 1000
42
20 1500
5 ≥200 2000 1000
16 机械寿命
接地开关
50Hz 1min
17
额定绝缘水平
(kV rms) 断口间
1min工频耐受电
相 间
压（有效值）
相对地
18
断口间
雷电冲击耐受电压
相 间
（峰值）
相对地
19 20 21
弹簧操作机构 操作电压
柜内设备外绝缘爬
瓷质
kV V mm/kV kV kV kV kV kV
48 42 42 85 75 75
手动+电动 DC48V、AC220V
不小于18
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序号
电比距
名称
有机 绝缘子
气箱及带电部分防护等级
外壳防护等级 开关SF6气体年泄漏率
电气寿命
单位
技术要求 负荷开关
断路器 不小于20
组合电器柜
22 23 24 25 6.1.4
IP67 IP3X 不大于0.5%
E3级
10kV金属铠装移开式开关柜
6.1.4.1 主要配置要求
(1) 开关柜必须具有可靠的“五防”功能的闭锁装置，可靠地保障操作人员和设备的安全。双电源进线时（单母分段），两进线开关与分段开关应有可靠的机械及电气联锁，三者只能同时合二。
(2) 结构型式：全金属封闭式,应选用符合IEC-298及GB3906-2006关于铠装式金属封闭开关设备所
定义的型式，柜中的主要电气元件应有独立的隔室，再由逐个这样的柜用螺栓连成一列封闭而又独立的组合，如手车室、母线室、电缆终端室、继电器室等，室与室之间应用接地的金属钢板分隔，互不干扰，以提高运行的安全性和可靠性。电缆终端室每相应能连接2根出线电缆，电缆连接端子离柜底距离不小于700mm。
(3) 断路器室、母线室及电缆终端室应设有独立的泄压通道，若隔室内发生短路故障而燃弧时，气
体可通过泄压通道迅速释放，可确保操作人员和开关柜的安全。
（4）母线系统: 采用铜母线，接合处应有防止电场集中和局部放电的措施。开关柜之间的母线室应采用柜与柜间设接地金属隔板隔开,母线从绝缘套管中穿过,且其孔口密封的型式。开关柜整个长度延伸方向应有专用接地汇流母线，母线采用铜质，其电流密度在规定的接地故障时，不超过200A/mm，截面不小于100mm，能承受的峰值和短时耐受电流不低于额定值的87%。
（5）开关柜具有与操作机构配套的二次回路，可通过切换实现远方/就地分合断路器的操作，要求提供完整准确的二次原理及接线图，开关柜二次回路熔断器要求采用有熔断指示的熔断器。 （6）高压开关柜的电力电缆隔室要求采用后进线方式，必须有安装电缆头的指定位置，且应有固定电缆的器具及支撑件；电缆头的安装位置及连接方式必须考虑检修、试验时便于拆线及接线。 （7）自动化要求:所选用开关应按手动、电动要求配置。柜内端子要求安装整齐，标识清晰，将遥
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控量（控合、控分）、遥信量（开关的状态量、接地刀的状态量）、遥测量（电压、电流）的二次线引至端子排，并预留故障指示仪的端子，以适应远方监控需要。
（8）手车室导轨应可靠和便于断路器手车推进和滑出，在静触头的前端应装有活门机构，保障操作人员及维修人员的安全。断路器小车导电臂应采用绝缘包封，并满足通流性能要求和绝缘性能要求。必须保证小车在由试验位置进入运行位置的整个过程中，活门挡板开启不到位，甚至活门挡板直接掉落在小车导电臂上，而小车依然能够进入静触头盒的极端情况下，不发生相间或对地短路事故。如采用热缩绝缘包封，热缩绝缘厚度不小于2mm。
（9）柜门应有操作孔，在柜门关闭条件下，小车能从试验位置到工作位置。接地小车只能推入PT柜，不能推入其他柜，与母线具有带电强制闭锁功能。并与主变进线柜、母联分段柜的小车相互闭锁。PT应配消谐装置。PT中性点通过过电压保护器接地，过电压保护应采用过电压吸收器。 6.1.4.2 主要技术参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
名称 额定电压Un 额定频率 额定电流 额定短路开断电流 额定短路关合电流 额定峰值耐受电流 额定短时耐受电流（有效值）
额定短路持续时间 额定操作顺序 重合闸操作顺序 （用于配网自动化）
全开断时间 分闸时间 合闸时间 平均合闸速度 平均分闸速度
单位kV Hz A kA kA kA kA s ms ms ms m/s m/s
技术要求 12 50 630、1250 20/31.5 50 50 20 4
分-0.3s-合分-180s-合分分-0.3s-合分-60s-合分
≤65 ≤50 ≤100 0.6±0.2 1.1±0.3
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16 17 18 19 20 21 22
三相分、合闸不同期性
合闸弹跳时间
主回路接触电阻
馈线柜 其它柜
额定短路开断电流次数 电气寿命(开断额定电流次数)
机械寿命
接地开关2s短时耐受电流
额定绝缘水平
断口间
1min工频耐受电压
ms ms uΩ 次 次 次 kA 单位kV kV kV kV kV kV
瓷质
mm/kV
≤2 ≤2 ≤180 ≤118 30 10000 10000 20 技术参数 48 42 42 85 75 75 手动和电动 不小于18 不小于20 DC 110 DC 110
23
（有效值）
相 间 相对地 断口间
雷电冲击耐受电压
（峰值）
24 25
弹簧操作机构
柜内设备外绝缘爬电比距
相 间 相对地
有机绝缘子
26 27
跳合闸线圈电压 电动机额定电压
VV mm
导体至接地间净距
相间及相对地空气绝缘距离 28
不同相之间净距
复合绝缘相间或相对地距离
39 30
外壳防护等级 断路器室门打开
≥125
mm mm
≥125 ≥30 IP4X IP2X
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6.2 电缆分支箱 6.2.1选用原则
电缆分支箱是用于电力电缆线路相互联络及连接电力电缆线路与分支线路的户外箱式配电设备，实现电能的分配。电缆分支箱分为：全绝缘、全密封充气式SF6负荷开关型（可扩展和不可扩展）及纯电缆分支箱型两种。电缆分支箱应用在市政设施、临时配电设施及10kV网络改造,优先选用负荷开关型。 6.2.2主要配置要求
除应满足10kV全绝缘、全密封SF6开关柜配置要求外，电缆分支箱箱体还应满足以下要求： (1) 可扩展型：各电缆分支回路在独立柜体内，柜体之间总母线采用母线连接器连接；不可扩展型：总母线和若干负荷开关连结在同一SF6气箱内，总母线不预留扩展接口；纯电缆分支箱型:各电缆分支回路，直接在分支箱内采用T型或L型电缆头直接连接。柜（箱）体电缆接线形式适用于三芯电缆。
(2) 室外电缆分支箱采用全封闭全绝缘型式，分支全部带开关，分支数不超过5分支。应采用可插拔式、具有验电和二次核相功能的带电指示器，其安装位置应便于观察。
(3) 箱体外壳材料以冷轧钢板或SMC材料制造而成。冷轧钢板厚度应不小于2.5mm。SMC柜体其表面应平整光滑、颜色均匀，不存在花纹及机械划伤痕迹，箱体各部件不得有色差。外壳应有足够的机械强度，在起吊、运输和安装时不应变形或损伤。箱体的侧板门板等构件的厚度必须保证大于7mm以上，面积较大的门板、侧板等还需要有增加强度的加强筋，以保证箱体的整体强度，防止变形。 (4) 箱体外壳应有喷涂防护层，防护层为静电喷涂而成，涂层部分不应小于150μm并应均匀一致。表面覆盖涂层应有牢固的附着力。箱壳至少15年不褪色、不生锈。
(5) 外壳颜色应与周围环境相协调，箱壳表面应有明显的反光警示标志。箱内色彩应与内部主设备颜色协调。电缆分支箱箱壳防护等级不少于IP55。箱体顶盖的倾斜度不应小于3°,并应装设防雨檐。 (6) 电缆分支箱的门开启角度应大于120°，并设定位装置。门应有密封措施，并装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈，铰链应采用内铰链,箱门应有装设外挂锁孔。门的设计尺寸应与所装用的设备尺寸相配合。
(7) 箱体应设足够的自然通风口和隔热措施，减少箱内凝露的产生，保证在6.1.2条要求环境温度运行时，所有电器设备的温升不超过其允许值。箱体上部两侧面共装有4只起吊安装用吊环，安装完毕后可取下，并可用防锈螺丝密封，以防止进水及小动物进入。
(8) 电缆分支箱的接地系统应符合DL/T621-1997《交流电气装置的接地》的要求。电缆分支箱的箱体应设专用接地导体，该接地导体上应设有与接地网相连的固定连接端子，其数量不少于两个，并应有明显的接地标志。接地端子用铜质螺栓直径不小于12mm。在通过额定短路电流时，接地铜排的截面应满足电流密度不大于200A/mm，且截面不小于100 mm。
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（9）要求采用全绝缘、全密封、可触摸型电缆头。柜内复合绝缘距离必须大于30mm，柜内套管、支持绝缘件采用阻燃材料，其爬电比距须大于25mm/kV（Ⅲ级）或31mm/kV（Ⅳ级）。 6.2.3主要技术参数
电缆分支箱主要技术参数参考10kV全绝缘、全密封SF6开关柜要求。防护等级不小于IP55。 6.3 微机保护测控 6.3.1 总体技术要求
(1) 技术先进：要求本系统硬件全部国际品牌的设备，采用代表当今国际领先水平的设备和技术。 (2) 组网灵活，开放性好：站内微机保护测控装置可通过RS485接口和本站监控计算机或通信管理单元（RTU或通信管理机）进行通信，通信管理单元通过双以太网和总变电站监控系统主机实现大批量数据的高速通信，亦可与各级数据网直接联网。
(3) 高安全可靠性：采用高质量、高可靠性的微机保护，本地上位监控系统和通信的任何故障不会影响微机保护正常运行。
(4) 具有大良好的中文人机界面，具有大屏幕LCD显示，一屏能显示一次完整的故障信息（故障例型，故障时间，故障值等）以方便查询。
(5) 保护装置具有综合的自检功能，具有SOE事件记录功能，所有SOE事件（包保护动作，开关输入量变位事件）不但能通过通信上传至后台监控主机，而且能通过保护装置显示面版进行查询，保护装置能保存50个以上的SOE事件。
(6) 保护装置具有不少于10个及以上可编程的开关量输入，8个及以上控制输出（对于个别设备保护装置其开入和开出量大于以上数量）。
(7) 保护装置具有高可靠性的系统通讯接口(RS485)与后台通信设备通讯，并在前面板另设有有现场维护接口(RS232或其他)。
(8) 护装置面板具有多个LED指示灯，能指示各种信号状态和报警或故障信息，该信息可由用户组态和修改。保护内部逻辑可以由用户编程设定。 (9) 保护测控装置直接安装在开关柜上。 6.3.2微机保护装置电气及环境特性要求 (1) 电气特性：
a. 额定频率： 50.0HZ
b. 交流电流：额定电流 1A或 5A ，输入阻抗< 100M欧姆，功耗<0.003VA,连续过载能力 15A（5A额定电流）3A（1A），1秒过载能力 500A（5A），100A（1A）.
c. 交流电压：额定电压 100V/57.7, 输入阻抗>100K欧姆，连续耐压能力>220V，一秒种耐压>450V. d. 辅助电源：AC/DC 110V-220V -15%至+10%，负载<50W e.开关量输入：门坎电压 25V至250VDC 可选
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f. 开关量输出：保护装置至少应有二个以上的继电器输出,额定电流：220VDC/6A,其它继电器输出：220VDC/2A (2) 环境特性
a. 电磁场兼容性：干扰场辐射 EN55022 A级，静电放电 IEC60255-22-3 3级，快速脉冲群干扰 IEC60255-22-4 4级。
b. 温度及湿度特性：工作温度-10℃ 度至 75℃度; 相对湿度93% 、40℃能连续工作10天 6.4 直流系统 6.4.1系统要求
(1) 高频软开关技术：采用最新的谐振式高频软开关技术，实现了整流过程高频开关管的零开通和零关断。
(2) 模块化设计：充电装置采用多个高频开关模块并联，N+1冗余备份，提高系统可靠性；模块间实现硬件低差自主均流，功率输出平衡。
(3) 中文界面显示：控制器采用液晶显示器，中文菜单式设置，全数字显示系统各个运行参数，中文显示系统运行状态和各种故障信息。
(4) 智能化运行管理：具有输出电压和电流平滑调节的功能，系统全部运行指标都可在键盘输入，永久保存；系统能根据蓄电池的状况，在手动和自动工作状态下对蓄电池进行均充和浮充转换管理，延长蓄电池的使用寿命。
(5) 保护功能齐全：具有防雷保护，多重限流限压保护，并对充电机故障、交流失电、交流异常、母线电压异常、充电机过流过压、母线绝缘下降等故障进行检测、报警，具备历史告警记录查询的功能。
(6) 通讯功能：系统配备RS485接口与后台计算机通讯，提供开放的通讯协议，实现“四遥”功能。 (7) 蓄电池必须标明品牌、型号及出产地，采用高品质性能良好阀控式铅酸免维护蓄电池。浮充使用寿命不少于10年，蓄电池容量应保证配电房内经常性直流负荷、2小时事故负荷放电容量及事故放电末期最大冲击负荷容量的要求。 6.4.2 主要技术参数 序号
项 目 技术参数 380V±20% 50Hz±10% 220V 5A
1 交流输入电压 2 输入频率 3 直流电压等级 4 充电机输出额定电流
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5 充电电压调节范围 6 稳压精度 7 稳流精度
8 纹波系数（阻性负载） 9 均流不平衡度 10 噪声
11 屏柜防护等级 12 功率因数 13 效率 14 MTBF 15 通信接口 16 馈线回路 17 屏柜尺寸(mm) 18 屏柜颜色 6.5 10kV柱上开关
198～286V连续可调(或按设计要求)
≤±0.2% ≤±0.5% ≤0.1% ≤±3% ≤55 dB IP30 ≥0.94 ≥92% ≥80000小时 RS-485
动力母线和控制母线合一,路数按设计要求
按设计要求
驼灰色（或按业主要求）
10kV柱上开关的选用和设置除符合国家相应规范外,还应符合《广州供电局10kV架空馈线自动化技术方案》的要求。柱上开关根据不同开关类型以及主要功能分类，可分为以下几种： 6.5.1智能柱上断路器
智能柱上断路器是配置自动化控制单元和保护单元的柱上断路器，满足馈线自动化的功能要求，可切断相间短路电流、负荷电流、零序电流。可装设在主干线和分支线上，配备三相电压或电流互感器、零序电流互感器。可带两种保护配置，一种配置带时限的过流或速断保护、零序保护，另一种配置重合闸后加速保护 6.5.2智能柱上负荷开关
智能柱上负荷开关是配置自动化控制单元的柱上负荷开关，满足馈线自动化的功能要求，可切断负荷电流、零序电流，并且可灵活配置为电流型或电压型。可装设在主干线和分支线上，配备三相电压和电流互感器和零序电流互感器。具有有压延时合闸、无压延时分闸等功能，自动隔离故障区域。
6.5.3分支线用户分界断路器
与智能柱上断路器功能一致，配置了自动化控制器，具备保护功能，满足馈线自动化的功能要求，保护动作整定时间与馈线出线断路器和主干线自动化分段断路器互相配合，可自动切除用户侧
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的相间短路和单相接地故障，不引起上一级线路跳闸。配备三相电流互感器和零序电流互感器。 6.5.4馈线自动化智能控制器（FTU）
馈线自动化控制器可与断路器、重合器、负荷开关连接，可设置多种控制参数，灵活使用多种通信方式，使得柱上开关实现馈线自动化相关功能。控制器可选择配备多种保护功能，包括配置带时限的过流或速断保护、零序保护、电压时限型、电流时限型控制等模式。 6.6 配电变压器 6.6.1 选用原则
6.6.1.1 配电变压器类型选用原则
（1）应使用低损耗、节能型配电变压器。油浸式变压器应选用11型及以上变压器；干式变压器应选用10型及以上变压器。
（2）油浸式配电变压器宜选用密封型（不带储油柜）。 （3）柱上安装的变压器应选用油浸式变压器， 6.6.1.2 配电变压器容量选用原则
（1）为提高配电变压器的经济运行水平，变压器容量的选择应根据所供面积大小、负荷密度、负荷发展趋势、压降及低压线路综合考虑，其最大负荷电流宜不低于额定电流的60%。 （2）柱上安装的单台公用油浸式变压器容量应在400kVA及以下。 （3）单台公用配电变压器容量超过630kVA时宜采用干式变压器。 （4）变压器容量等级不宜过多。 6.6.2油浸式配电变压器
6.6.2.1油浸式配电变压器还应满足以下技术参数： （1）油浸式配电变压器损耗不应低于下表标准：
油浸式配变损耗参数表
项 目 额定容量（kVA） 空载电流 % 空载损耗 W(无正偏差) 负载损耗 W(正偏差＜3%） 短路阻抗 %(允许偏差±10%) 50 0.75 130 910 4
100 0.65200 15804
250 0.5 400 32004
技 术 参 数 要 求 500 0.4 680 51004
630 0.4 810 62004.5
800 0.4 980 75004.5
1000 0.4 1150
1250 0.3 1360
16000.3 1640
10300 12000 145004.5
4.5
4.5
（2）变压器在连续额定容量稳态下的温升限值如下:
z 顶层油温升：60K（用温度计测量） z 绕组平均温升：65K（用电阻法测量）
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z 铁芯、绕组外部的电气连接线或油箱中的结构件不超过80K,并保证不使其相邻的
部件受到热损坏或使油过度老化。
（3）负载能力应能满足GB/T15164《油浸式电力变压器负载导则》规定的要求。 （4）中性点引出线及端子应具有与相线及端子相同的通流能力。 （5）绕组电阻的不平衡率，相间应不大于4%，线间应不大于2%。
（6）变压器在任一分接下，应能持续承受3s时间的外部短路耐热能力的电流，并且其绕组温度应不超过350℃（铜）或按国家标准。
变压器在任一分接下，应能承受国家标准GB1094.5-2003所规定的短路试验电流值而不损坏。 6.6.2.2套管
（1）使用户外型纯瓷套管，套管在干、湿条件下应能承受表6.4.1规定的试验电压。
表6.4.1 套管耐受试验电压
额定电压 kV
内绝缘
10
37
额定短时工频耐受电压(有效值)
kV
外绝缘 30
全波 75
额定雷电冲击耐受电压(峰值)
kV
截波 85
注:雷电截波冲击耐受电压试验仅在有要求时进行。
（2）套管接线端子连接处,在空气中对空气的温升不大于55K,在油中对油的温升不大于15K。 （3）套管的安装位置和相互位置距离应便于接线,而且其带电部分之空气间隙,应能满足GB10237的要求。 6.6.2.3油箱
（1）变压器油箱应进行强度（正压）试验，历经5min应无损伤及不得出现不允许的永久变形，其试验压力：波纹式油箱的试验压力为40kPa；
（2）变压器须进行密封试验，历经12h应无渗漏和损伤。其试验压力：波纹式油箱应承受40kPa的压力。
（3）变压器不带滚轮,但油管及其它设施应高于本体底板。 （4）变压器油箱结构型式: 波纹片散热式油箱 （5）变压器油箱下部应装有足够大的放油阀。 （6）变压器应在油箱下部壁上装有密封取油样阀。 （7）在变压器油箱底部应按国家标准规定装有排油装置. 6.6.2.4气体继电器
（1） 容量在800kVA及以上的变压器应装有气体继电器,其接点容量不小于66VA（交流220V或110V）,直流有感性负载时,不小于15W。
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（2）气体继电器的安装位置及其结构应能观察到分解出气体的数量和颜色,而且应便于取气。 （3）积聚在气体继电器内的气体数量达到250～300mL或油速在整定范围内时,应分别接通相应的接点。
6.6.2.5变压器油
变压器油应是25号矿物油，除抗氧化剂外，不得加任何添加剂。其击穿电压：≥35kV，介质损耗因数tanδ（90℃）：≤1.0%。 6.6.2.6其他
（1）容量800kVA及以上的配变应有压力释放器,当内部压力达到50kPa时,应可靠动作。 （2）变压器应配备冷却装置，散热器的数量及冷却能力应能散去总损耗所产生的热量。 （3）变压器须具有承受变压器总重的起吊装置。
（4）变压器铁芯和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地。在接地处应有明显的接地符号或“接地”字样。
6.6.3干式配电变压器 6.6.3.1技术参数
主要性能指标不得低于10 型干式变压器 原边额定电压： 10.5kV 原边最高电压： 12kV 次边额定电压： 0.4kV 电源额定频率： 50Hz 相数： 三相 高压分接：±2x2.5% 连接组别： D,yn11 绝缘水平：LI75AC35/LI0AC3 绝缘耐热等级：≥ H级 冷却方式： AN/AF 使用条件： 户内
额定短时工频耐受电压（有效值）： 35kV 局部放电： 不大于5pc
噪音水平：优先采用节能、降耗、环保、低噪音产品。性能参数不低于国家标准。630kVA及以下容量不超过42db, 630kVA以上容量不超过50db。
风机冷却下过负荷能力：允许2小时以上超载40％。 最高温升：100K。
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设置温控器和风机冷却系统，就地显示绕组温度，输出温度报警(135℃)和跳闸(150℃)信号，并可将信号送至监控系统。 变压器通风装置由温控器控制。 寿命：不小于30年。
数据偏差：制造商应按GB1094.1规定保证额定数据在允许的偏差范围之内。 6.6.3.2干式配电变压器还应满足以下技术参数：
（1）绕组电阻的不平衡率，相间应不大于4%，线间应不大于2%。
（2）在任何情况下，不应出现使铁芯本身、其他部件或与其相邻的材料受到损害的温度。 （3）干式配电变压器损耗不应低于以下标准：
干式配变损耗参数表
项 目 额定容量（kVA） 空载电流 % 空载损耗 W(无
正偏差) 负载损耗 W(正偏差＜3% 短路阻抗 %(允许偏差±10%)
400 1.4 890
500 1.4 1050
630 1.3 1210
技 术 参 数 要 求 800 1.1 1530
1000 1.1 1790
1250 1.1 2100
1600 1.1 2460
2000 1 3300
2500 1 4000
4530 5550 6770 7900 9230 1099013310 21250 24735
4 4 6 6 6 6 6 6 6
（4）在应急情况下,允许的最大短时过载时间应符合下表的规定。
干式配变允许过载时间
过 载 % 允许时间 min
20 60
30 45
40 32
50 18
60 5
（5）中性点直接接地的变压器应在1.1倍最高相电压(中性点非直接接地的变压器应在1.1倍最高电压)下，3min,高压线端测得的视在放电量不得超过5pC。
（6）变压器运行在任何分接位置上，应能持续承受2s时间的外部短路耐热能力的电流，并且其绕组温度应不超过350℃(铜)或按国家标准。
（7）变压器运行在任何分接位置上，应能承受国家标准GB1094.5-85所规定的短路试验电流值而不损坏或位移。
（8）变压器如有外壳,其防护等级应达IP20以上，并符合GB4208的规定。 6.6.3.3干式配电变压器还应满足以下配置要求：
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（1）变压器绝缘件应经防潮处理,铁芯零件应经防锈处理。
（2）变压器应为低损耗型,其结构应能满足安全运输的要求,以便变压器到达目的地后能立即投入运行。
（3）变压器应装有底脚,其上应设有安装用的定位孔。 （4）变压器应设有承受整体总重量的起吊装置。
（5）变压器铁芯和金属件均应可靠接地(铁轭螺杆除外)。接地装置应有防锈镀层,并附有明显的接地标志。（当选用外壳时，外壳及外壳门必须有效接地铜芯线连接）。
（6）变压器一次和二次引线的接线端子,应用铜材制成，其接触表面应洁净，不得有裂纹、明显伤痕、毛刺，腐蚀斑痕缺陷及其他影响电接触和机械强度的缺陷，且应有防松措施。 （7）变压器各绕组应有相应的接线端子标志,所有标志应牢固且耐腐蚀。
（8）高压绕组表面(包封绕组树脂表面)易见位置,应有“高压危险”的标志按行业标准要求。 （9）变压器加保护外壳后,不应降容,并保证温升不超标(变压器外壳采用组合式)。
（10）变压器应装设数显示式温度计,监测变压器运行温度,并设有测温报警跳闸接点。温度计应装于变压器上或前柜门上(带保护外壳变压器)。控制箱(如果有)应装在柜门的一侧
（11）配装风冷装置的变压器,其风扇应由热保护装置自动控制,且选用低噪声的辐流风扇。 （12）保护外壳的门应高、低压侧分别设置并加标志，外壳采用铝合金材料(防护等级为IP20和IP21)或三防(防锈蚀、防霉菌、防盐雾)耐热复合板，并要求重量轻、安装拆卸方便、通风良好。 （13）变压器应设有表报警和跳闸接点。 6.7 箱式配电变压器 6.7.1选用原则
(1)箱式配电变压器分为预装式(欧式)和组合式(美式)。
（2）施工用电、临时用电可采用箱式变，永久用电不采用箱式变。配合电网改造需要在满足市政要
求情况下可以考虑采用箱式变压器。 （3）箱变内单台变压器容量不宜大于800kVA。 （4）户外箱变的进、出线宜采用电缆。 6.7.2箱体技术要求
（1）箱式变外壳的材料以≥2.5mm冷轧钢板、高强度的彩锌铝塑板或复合材料制造而成,外壳应有足够的机械强度，满足国标要求，在起吊、运输和安装时不应变形或损伤。
（2）箱变外壳采用冷轧钢板时，金属材料应经过防腐处理和喷涂防护层，表覆盖层为静电喷涂而成，涂层部分不应小于150μm并应均匀一致。表面覆盖涂层应有牢固的附着力。箱壳颜色至少15年不褪色。
（3）箱体骨架采用装配式和焊接式;高压间隔、低压间隔和变压器间隔可布置成目字形或品字形。
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（4）箱门的设计尺寸应与所装用的设备尺寸相配合所有的门应向外开，开启角度应大于90°，并设定位装置。门应有密封措施，并装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈，铰链应采用内铰链,箱门应有装设外挂锁孔。门的设计尺寸应与所装用的设备尺寸相配合。
（4）箱体应设足够的自然通风口和隔热措施，尽量使箱内无凝露产生，以保证在正常环境条件下运行时，所有电器设备不超过其最大允许温度。
（5）箱体基座和所有外露金属件均应进行防锈处理，并喷涂耐久的防护层。
（6）箱体应有可靠的密封性能，门、窗和通风口应设防尘、防小动物进入和防渗、漏雨水措施。箱体的内壁和隔板可用金属或非金属材料，其色彩应与内部电器设备颜色协调，金属构件亦应进行防锈处理和喷涂防护层。 6.7.3高压配电装置
(1) 高压配电装置所用开关柜应选用充气式SF6全绝缘开关柜，其技术标准按10kV开关柜的要求。 (2) 高压开关柜具有可靠的五防功能,所用闭锁装置应满足SD 318-89的技术要求。具体要求如下：
a. 防止误分、合负荷开关； b. 防止带负荷分、合隔离开关；
c. 防止接地开关合上时(或带接地线)送电； d. 防止带电合接地开关(或挂接地线)； e. 防止误入带电隔室。
(3) 高压配电装置应满足以下要求：所用电器元件都采用国家正式鉴定的加强绝缘型元件，其技术性能应满足与各自相应的国家标准，并应在装配好后，完成标准规定的各项型式试验。
(4) 高压母线和连线应有相别标记，其结合部位应采用支持绝缘子固定，使用绝缘导线的应用线夹固定，三相导线应各自单独固定。
(5) 高压间隔内侧应标出主回路的线路图，同时应注明操作程序和注意事项。高压配电间隔的门面上应标出主回路图。开关状态位置应有中文标识。接地开关需设置防误操作的外挂锁。信号灯及仪表应装设在易于观察和方便、安全地更换的地方。电缆接线套管的高度应满足安装、试验、检修的要求。 6.7.4变压器
箱变内安装的变压器应符合本技术原则中变压器的技术要求。 6.7.5低压配电装置
（1）低压配电装置所选用的电器产品，其技术性能应满足有关的国家标准，并且是通过国家正式鉴定的定型产品。
（2）低压配电装置的位置设置应便于电器元件的安装、试验、操作、检修。
（3）低压配电装置的连线均应有明显的相别标记。低压主开关应选择能可靠开、断运行地点系统短
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路电流。主开关前一般可不设隔离开关。低压主开关采用智能型抽屉式框架开关（带三段、接地故障保护）。低压间隔应进行金属铠装，不得有可能触摸带电部分，但要考虑更换开关和检修的便利。 （4）箱式变的低压出线≤6回，各出线回路采用塑壳或条形熔断开关,低压间隔门的内侧应标出主回路的线路图，信号灯及仪表的装设位置应易于观察和安全地更换。低压零母线的截面应不小于主母线截面的1/2，若主母线截面小50mm，则取相同截面。 （5）低压配电装置应装设低压自动投切无功补偿装置。 6.7.6 仪表室附件
（1）箱式变中所配用的计量装置应满足DL447-91“电能计量装置”的规定。电能计量应有专用的电流互感器，精度为0.2S级。电能计量装置的外形尺寸、布置方式和颜色均应与箱式变内的高、低压配电装置相协调，计量二次接线均不小于4平方毫米单芯铜线。
（2）全部仪器的内部布线、控制设备、电源、报警和照明线路均应耐受2000V工频交流电压，导线截面为不小于2.5mm的铜线。 6.7.7接地
（1）箱式变的接地系统应符合DL/T 621-1997《交流电气装置的接地》的要求。
（2）箱式变的箱体应设专用接地导体，该接地导体上应设有与接地网相连的固定连接端子，其数量不少于两个，其中高压间隔至少有1个，低压间隔至少有1个，并应有明显的接地标志。接地端子用铜质螺栓直径不小于12mm。
（3）箱式变的高、低压配电装置和变压器专用接地导体应相互联接，否则应通过专用的端子可靠地连接在一起。箱式变高、低压间隔所有的非带电金属部分（包括门、隔版等）均应可靠接地，门和在正常运行条件下可抽出部分的接地，应保证在打开或处于隔离位置时，仍可靠接地。
（4）接地母线采用铜质，其电流密度在额定的接地故障时，不超过200A/mm，截面不少于100mm。6.7.8 其它配置要求
（1）熔丝保护采用后备保护熔断器与插入式熔断器串联保护形式，负荷油开关的热稳定电流为20kA,持续时间为2秒。
（2）箱变内部应预留电缆头挂接设施。
（3）高压套管采用套管式全绝缘肘型电缆插头，配带电显示器，额定电流在630A及以下，应满足热稳定要求。
（4）低压进线总开关使用框架式空气开关，出线开关可根据设计使用进口条形开关，也可使用塑壳开关。
（5）箱式变的本体油应与开关油隔离，还应配备防爆阀。 （6）变压器周边的标准低频噪音应符合有关环保条例的要求。 （7）采用高燃点油。
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6.8低压配电柜
6.8.1 低压配电柜选用原则
（1）低压配电柜选用固定封闭式和抽出式成套开关设备，对变压器容量较大，出线回路多，用电要求较高的工程项目宜使用抽出式开关柜。
（2）宜选用前操作，后检修的低压配电柜，受建筑平面条件限制时可选用前操作、前检修低压配电柜。进线开关宜选用万能式断路器，出线开关选用熔断器式刀开关（条形开关）或塑料外壳式断路器（塑壳开关）。
（3）当低压母线分段开关采用自动投切方式时，应采用断路器，且应装设“自投自复”、“自投手复”、“自投停用”三种状态的位置选择开关；低压母联断路器自投时应有一定的延时，当电源主断路器因过载或短路故障分闸时，母联断路器不得自动合闸；电源主断路器与母联断路器之间应有电气连锁。
（4）低压系统采用固定式配电装置时，其中的断路器等开关设备的电源侧，应装设隔离电器或同时具有隔离功能的开关电器。当母线为双电源时，其电源或变压器的低压出线断路器和母线联络断路器的两侧均应装设隔离电器。与外部配变电所低压联络电源线路断路器的两侧，亦均应装设隔离电器。
（5）当自备电源接入配变电所相同电压等级的配电系统时，接入开关与供电电源网络之间应有机械连锁，防止并网运行；应避免与供电电源网络的计费混淆；与配变电所变压器接地形式不同时，电源接入开关的选择应满足切换条件。
(6) 户内开关柜的防护等级须达到IP3X或以上，户外开关柜(箱)的防护等级须达到IP33或以上。 6.8.2主要配置要求 6.8.2.1柜体结构
（1）柜体应能耐受短时80kA短路电流。
（2）开关柜全部柜架及内层隔板应用高质量敷铝锌钢板或冷扎钢板组成，钢板厚度不小于2mm。开关柜四周门板、侧板采用优质钢板组成并作静电喷涂，覆盖层的最小厚度大于0.1mm。开关柜体在装配后应有足够的机械强度，以保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形；所有框架零件均应免维护。
（3）户外低压配电柜（箱）的外壳应采用不少于1.5mm厚不锈钢板制作，并应采用粉末静电喷涂处理，覆盖层的最小厚度大于0.15mm。为满足防盗要求，顶部和边板应采用铆钉固定，正门应提供单独的挂锁位置，并应能防止雨水直接淋到锁上；柜体内应有排水、防潮的措施，柜体进出线采用下进下出形式。
（4）低压配电柜体骨架应平整无弯曲变形状况。所有安装在低压配电柜上或内部的控制和指示部件
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应安装在距地面（200～300）mm以上。
（5）配电柜内的开关安装位置应整齐美观，并能满足进出接线要求，保证有足够跳线空间。 （6）低压配电柜应防护等级预留散热百叶窗，散热孔应在同一钢板一次冲压成型。 （7）母线的支承绝缘件应采用非导磁性和不吸湿材料。禁止使用纤维材料、绝缘纸板等。 （8）低压配电柜均需配备机械联锁装置，以避免人为误操作事故。 6.8.2.2电气元件布置及连线
（1）操控的断路器、熔断器、隔离开关等电气元件应布置合理，所有带操作手柄的电气元件应安装在操作者手臂能够到达的高度范围之内（大约0.6m～1.8m）。并注意周边电气设备距离，便于运行人员容易操作和维护。
（2）各类仪表等可监视元件应尽可能安装在视线范围内的柜面板位置。
（3）各类电气元件及其连接导线的布置，应按标准规定满足电气要求的间距和爬电距离。并同时应考虑电气元件的飞弧距离和其它使用、维修要求。
(4) 柜内所用的绝缘导线应为阻燃型铜芯线，柜内一般配线应用1.5mm²（动力线2.5mm²）以上的绝缘导线，可动部分的过渡应柔软，并能承受挠曲而不致疲劳损坏。绝缘导线的额定电压至少应同相应电路的额定绝缘电压相一致，绝缘导线不应支靠在不同电位的裸带电部件和带有尖角的边缘上，应使用线夹固定在骨架或支架上或敷设在引线槽内。 6.8.2.3母线
（1）柜内的水平母线和垂直母线材料选用刚性硬高导电的电解铜，符合IEC431标准，铜材纯度应不低于99.9%。除必须承载的额定电流外，还应满足变压器过负荷的能力及低压关柜所承受的动稳定和热稳定要求、敷设方法、绝缘类型以及所连接的元件种类等因素的要求，母线接点应镀银并且防腐处理。
（2）母线采用绝缘支持件进行固定，以保证母线与其它部件之间的距离不变。母线支持件应能承受装置的额定短时耐受电流和额定峰值耐受电流所产生的机械应力和热应力的冲击。 （3）母线之间的连接要保证有足够和持久的接触压力，但不应引起母线产生永久变形。 （4）柜内母线为三相四线制，母线采用等截面积的铜排为三相母线及中性母线。
（5）低压配电柜内部的母线及分支线和器件的引出之间的所有导线均需符合GB7251《低压成套开关设备和控制设备》规定的爬电距离和电气间隙。
（6）铜母线的构造、标记和配置，接线和辅助接线见GB7251《低压成套开关设备和控制设备》的有关规定。
（7）所有中性线和相导线的截面积符合GB7251《低压成套开关设备和控制设备》规定，并涂颜色区分：A相-黄色、B相-绿色、C相-红色、中性线-淡蓝色。 （8）所有额定电流为100A及以上的电气回路应采用铜排母线连接。
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6.8.2.4二次线路
连接线不允许出现驳接点和焊（1）所有辅助线路应按采用截面积不小于1.5mm的聚氯乙烯绝缘线，接点。所有导线两头还应有适当的字符和编码作永久标记。
（2）从低压配电柜固定部分至活动部分的布线（例如铰链门）应采用多股软导线，多股软导线连接端子要求用压接线耳连接。 6.8.2.5电源
（1）额定工作电压：交流400V±10%、频率50Hz±2% （2）额定绝缘电压：AC690V
（3）中性接地点：变压器中性点出线端子
（4）额定短时耐受电流时间：80kA（有效值）电流时1秒 （5）控制电压：交流380V或220V （6）控制方式：电动和手动控制 6.8.2.6接地
（1）满足额定要求的接地母线应固定在整个低压配电柜长度内的背面内侧，形成接地网络，裸铜接地母线的最小截面为150mm。
（2）柜体外侧应设专用接地点，方便运行检修维护。 6.8.2.7低压进线柜
（1）应有足够的载流能力，柜体承受额定设计运行电流时，不能出现异常高温及噪声。
（2）进线柜中的主断路器应采用抽屉式框架开关，断路器的电子脱扣器元件应满足设计要求的环境使用条件、短路开断电流，使发生故障时能够可靠地切断电气回路。
（3）应有充裕的动稳定能力和热稳定能力，能够抵御故障电流的电动力和热冲击效应。 （4）柜体结构应有足够的机械强度和稳固性。
（5）应有可靠的过流保护设施，在各种不同过载情况下都能起到保护作用。 （6）当双电源供电时，两主断路器应配有可靠的机械式及电气式机构联锁装置。
（7）应根据供电计量要求预留专供计量用的电压、电流互感器，计量装置应独立安装并宜设专门的计量柜。所有二次部分的控制、保护用的电线必须使用阻燃电线，电缆必须使用阻燃、屏蔽电缆。CT、PT的二次接线电缆截面为铜芯2.5平方毫米，控制电缆截面为铜芯1.5平方毫米；计量二次接线均不小于4平方毫米单芯铜线。计量仪表的安装尺寸不小于300×200mm。
（8）柜内应视需要配置负荷控制器或配变监测计量终端装置及分路监测装置，配套的主回路电流互感器为三相各一只，变比按设计要求，精度为0.2S级。 6.8.2.8低压出线柜
（1）柜外形尺寸应与其它柜相互匹配，形成协调的柜组合排列。
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（2）出线柜所选的断路器元器件，应满足相应分路的载流能力，短路电流开断能力、动稳定和热稳定能力。
（3）出线柜分路的主断路器应具备可靠的过流保护功能。
（4）各分路配套电流互感器三相各一只，变比按设计要求，精度为0.5级。 6.8.2.9低压联络柜
（1）联络柜的外形尺寸应与其它柜相互匹配，形成协调的柜组合排列。 （2）母联开关的电气参数要求相应受电开关匹配，满足设计图纸的要求。
（3）母联开关应配有可靠的机械式及电气式机构联锁装置。开关合、分状态应明显清晰。 6.8.2.10配变监测计量终端
配变监测计量终端的配置及技术要求参照计量自动化建设的相关要求。 6.8.2.11低压无功补偿电容器柜
低压无功补偿电容柜外形尺寸应于组柜匹配，高度一致，按低压无功补偿装置技术要求配置。
6.8.3 柜内主要元器件技术要求 6.8.3.1万能式断路器
（1）采用智能型框架式结构，应保证额定短路通断能力、额定短时耐受能力和额定满负荷持续载流量。
（2）应设有过电流保护、延时过负荷电流保护、瞬时短路保护，时间-电流特性可调。 （3）主要技术参数如下： a. 极数：三极/四极(按设计要求) b. 额定绝缘电压：交流1000V c. 额定频率：50Hz d. 工作温度：-5℃～+40℃
e. 额定短路接通能力：105kA（峰值） f. 功率因数：0.25 g. 额定短路断开能力
z 800KVA及以下配变时选用：50 kA（有效值） z 1000KVA及以上配变时选用：60 kA（有效值）
h. 额定短时耐受电流
z 800KVA及以下配变时选用：50 kA（峰值），1秒 z 1000KVA及以上配变时选用：60 kA（峰值），1秒
i. 框架式断路器控制单元功能包括：可调整长延时保护、可调整短延时保护、可调整瞬时脱扣及
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零序保护（零序保护仅进线开关配）,其延时间范围大于馈线断路器。在短延时保护和瞬时保护要求具有可关断功能以适用区域选择性联锁。
j. 断路器应为模块化结构设计、方便断路器功能的扩充而无需改变断路器结构和低压开关柜结构。 k. 断路器机构装置：交流380V或220V；直流220V或110V，并联自动跳闸。 l. 进线总开关额定电流按配变容量选取，如下表
低压进线总开关额定电流选取表
变压器容量（kVA） 总开关 （A）
400 1000
500 1000
630 1600
800 2000
1000 2000
1250 2500
1600 3200
2000 4000
2500 4000
6.8.3.2塑料外壳式断路器（塑壳开关）
（1） 所有机构的和带电金属的构件应密封在全绝缘制壳内，采用零飞弧距离型式。 （2） 用于进线的断路器应有电子式短延时短路保护、延时过负荷电流保护及瞬时短路保护。 （3） 用于出线的断路器应有热脱扣和电磁脱扣装置作延时过负荷电流保护及瞬时短路保护。 （4） 应能安装在任何位置而不影响其跳闸特性或开断容量。 （5） 主要技术参数如下: a. b. c. d. e. f. g. h.
脱扣器：250A及以下用热磁脱扣器、400A及以上电子脱扣器 额定绝缘电压：AC500V 额定工作电压：AC500V 额定冲击耐压：8KV 额定电流：100～630A
短路分断能力：250A及以下≥35KA、：400A及以上≥50KA 机械寿命：≥8000次 断路器必须是抗湿热产品。
6.8.3.3熔断器式刀开关（条形开关）
（1） 熔丝额定电流根据导线载流量的60%～70%进行选择。 （2） 各相应绝缘，触点完全屏敝，双断口。
（3） 开关的动作应有速动和速断，且与操作速度无关。
（4） 应能够分相操作，动触头有灭弧装置，开关拉合时应配有防止电弧伤人的辅助工具。 （5） 分路开关额定电流: 630A（熔芯≤400A）。 6.8.3.4电涌保护装置（依据设计要求设置）
低压进线柜装设原装进口或合资品牌电涌保护器SPD箱，内配快速熔断器及计数器，主要参数应
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满足：
a. 雷电流通流量： Imax/40 KA （10/350 μS浪涌峰值） b. 保护水平： Up≤1.2 KV （在20KA的雷电流冲击下） c. 响应时间： ≤100ns d. 工作温区： -20℃—+70℃。 6.9 低压无功补偿装置技术要求
（1）额定输入电流模拟量为0～5A；电压/电流测量精度为±0.5%，功率因数测量精度为±1.0%，有功功率/无功功率测量精度为±1.0%。
（2）动态响应时间应小于100ms；采用自动运行方式，停电退出，送电后自动恢复。 （3）采用混合补偿方式，设有过压、欠压、失压、缺相、短路、谐波、停电等安全保护措施。 （4）投切电容器组可采用接触器、复合开关、晶闸管等形式，应有防止出现浪涌电流的措施。具体选型由设计视实际情况而选取。
（5）主电路导线的允许载流量应大于或等于电容器额定工作电流的1.5倍；
（6）当采用调谐滤波电容器组时，为保证谐波分流均匀，一个电抗器只能串接一个电容器，电容电抗器须为一一对应关系。 6.10 故障指示器 6.10.1选用原则
故障指示器的选用原则参照《广州供电局配网自动化终端技术规范》要求。 6.10.2主要配置要求及技术参数 （1）负载电流：2A≤I≤600A （2）电压等级：≥6kV
（3）适用导线线径：16mm≤d≤300mm （4）工作环境温度：-40℃≤t≤+85℃
（5）具备锁存功能，判断故障类型。若为瞬时故障，故障指示器复位，若为永久故障，故障指示器告警。
（6）现场告警方式
z 架空线路：白天翻牌显示，夜间灯光显示 z 电缆线路：显示面板LCD发光
（7）具备复归功能，上电（即线路重新投运）后自动复归。 6.11 避雷器 6.11.1 选用原则
(1) 选用配电型带防爆脱落的硅橡胶或瓷外套无间隙金属氧化锌避雷器。
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(2) 优先选用可带电更换的避雷器。 6.11.2 安装原则
(1) 户外变压器台架高压侧、低压侧需安装避雷器。 (2) 电缆与架空线路连接点应装设避雷器。
(3) 柱上联络开关的两端及分段开关的电源侧需安装避雷器。 6.11.3主要配置要求及技术参数 6.11.3.1 10kV避雷器
（1）额定电压（有效值）：17 kV （2）持续运行电压（有效值）：12.7 kV （3）标称放电电流：5 kA
（4）标称放电电流下的残压值（峰值）：不大于50 kV （5）方波通流容量：≥150 A （6）正常使用环境条件：
z 环境温度不高于＋40℃，不低于－40℃，日温差不超过25℃。z Ⅳ级污秽条件。
6.11.3.2 220/380V避雷器 （1）额定电压（有效值）：280V （2）标称放电电流：1.5 kA
（3）标称放电电流下的残压值（峰值）：不大于1.3 kV （4）正常使用环境条件：
z 环境温度不高于＋40℃，不低于－40℃，日温差不超过25℃。z Ⅳ级污秽条件。
6.12 中压导线、电缆及附件 6.12.1 架空导线 6.12.1.1 导线选用原则
（1）应优先采用绝缘导线，同时应采取必要的防雷措施。 （2）绝缘导线选用钢芯铝绞线芯交联聚乙烯绝缘导线。 （3）裸导线选用钢芯稀土铝绞线。 6.12.1.2 主要技术参数
（1）额定电压（有效值）：10 kV
（2）持续最高运行电压（有效值）：12.7kV （3）频率：50 Hz
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（4）系统接地方式：中性点不接地系统或小电阻接地系统，单相接地时允许持续运行8h。 （5）长期允许工作最高温度：90℃。
（6）最高耐受温度：短路时(最长持续时间不超过5s)电缆导体的最高温度不超过250℃。 （7）允许弯曲半径：不小于电缆弯曲试验时圆柱体直径。 （8）环境条件：
z 环境温度：-10℃～+45℃。
z 亚热带海洋性气候，轻度盐污腐蚀。
（9）绝缘层：绝缘标称厚度为3.4mm，绝缘厚度平均值应不小于标称值，其最薄处测量厚度应不小于3.1mm，最大测量厚度应不大于3.7mm。 （10）不圆度：不大于10%。 6.12.2 电缆 6.12.2.1 选用原则
选用防白蚁、阻燃型带铠装三芯交联聚乙烯绝缘电缆(对阻燃要求较为严格的场合选用阻燃B类,其余宜选用阻燃C类),设计图中必需注明阻燃等级。 6.12.2.2主要技术参数
（1）额定电压（有效值）：8.7/15 kV （2）持续最高运行电压（有效值）：12 kV （3）频率：50 Hz
（4）长期允许工作最高温度：90℃。
（5）最高耐受温度：短路时(最长持续时间不超过5s)电缆导体的最高温度不超过250℃。 （6）允许弯曲半径：不大于电缆外径的10倍。 （7）环境条件：
z 环境温度：-10℃～+45℃。
z 亚热带海洋性气候，轻度盐污腐蚀。
z 敷设环境有直埋、沟槽、排管、沟道、隧道、桥架、竖井等多种方式。地下敷设时电缆局部可能完全浸于水中。
（8）系统接地方式：中性点不接地系统，单相接地时允许持续运行8h。
（9）导体表面应光洁、无油污、无损伤屏蔽及绝缘的毛刺、锐边，无凸起或断裂的单线。导体应为圆形单线绞合紧压导线，紧压系数不小于0.9。铜导体材料为无氧圆铜杆。
（10）导体线芯的内半导电屏蔽、绝缘层、外半导电屏蔽应采用全封闭化学交联共挤工艺。 （11）半导体屏蔽层
z 半导体屏蔽为挤包的交联层，半导电层屏蔽应均匀地包覆在导体上，表面光滑，无
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明显绞线凸纹，不应有尖角、颗粒、烧焦或擦伤的痕迹。在剥离导体屏蔽时，半导电层不应导致有卡留在导体绞股之间的现象。 z 标称厚度为0.8 mm，最小厚度应不小于0.7 mm。
（12）绝缘层：绝缘标称厚度为4.5mm，绝缘厚度平均值应不小于标称值，任一点最小测量厚度应不小于4.2mm，最大测量厚度应不大于4.8mm。 （13）外半导体屏蔽层
z 挤包的交联半导电层，半导电层应均匀地包覆在绝缘表面，表面应光滑，不应有尖角，颗粒、烧焦或擦伤的痕迹。 z 可剥离型。标称厚度为：0.8mm。
z 与金属屏蔽之间应有沿缆芯纵向的相色（黄绿红）标志带，其宽度不小于2mm。
（14）金属屏蔽由重叠绕包的软铜带组成，铜带连接应采用焊接方式，并满足短路温度要求。绕包应圆整光滑，且无氧化现象，搭盖率应不小于15%，且三芯屏蔽应接触良好。
（15）缆芯采用非吸湿性材料PVC绳或网状聚丙烯（需在投标时注明）填充，应紧密无空隙。缆芯中间也应填充，三芯成缆后外型应圆整。内衬层厚度平均值不小于标称值，任一点最小厚度应不小于标称值的85%。
（16）钢带铠装应采用双层镀锌钢带，绕包应圆整光滑。
（17）外护套厚度平均值应不小于标称值，任一点最小厚度应不小于标称值的85%。 （18）电缆不圆度应不大于15%。 电缆不圆度=
电缆最大外径−电缆最小外径
电缆最大外径
×100%。
（19）绝缘偏心度应小于8%。 6.12.3 电缆接头 6.12.3.1 选用原则
(1) 电缆终端头和电缆中间接头应选用全冷缩，冷缩预制型。
(2) 电缆线路中电缆正常运行时导体的长期最高允许额定运行温度为90℃。 (3) 电缆线路短路时电缆附件的最高温度不得超过250℃。 6.12.3.2主要技术要求
(1) 终端的出线杆与电缆铜导体之间应采用压接方法连接，终端各部分的机械强度应能耐受因电缆的负荷变化而产生的末端推力而不致损坏。
(2) 终端内的绝缘填充剂及密封剂，应与电缆及终端内的其它绝缘材料相容。 (3) 电缆接头中的导体应连接良好，满足正常运行及短路运行要求。
(4) 电缆接头宜采用整体预制型或组合预制型结构，与电缆绝缘外径的配合，应保证足够的紧固力。
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(5) 中间接头应有密封良好的外金属保护套或铠装带，外保护套应具有与电缆外护套相同的绝缘水平并能承受一定的机械外力。 (6) 户外端子应采用防水型。 6.12.3.3 主要性能要求 (1) 户内终端性能要求
试验项目
交流耐压或直流耐压 局部放电 冲击电压试验
恒压负荷循环（在空气中） 局部放电（正常运行时导体最高温加5-10°C）
试验条件及标准
4.5U0，5min或4U0，15min
在1.73U0下，≤10pc 105kV，正负极性各10次
试验结果 不闪络、不击穿
通过 不击穿、不闪络
导体施加电压2.5U0，并加热至
不击穿及由以下试验评定
（90-95）°C其中加热5h，冷却3h，
试验结果
共3次循环
在1.73U0下，≤10pc
通过
导体施加电压2.5U0，并加热至
不击穿及由以下试验评定
恒压负荷循环试验（在空气中） （90-95）°C，其中加热5h，冷却
试验结果
3h，共60次循环
局部放电（正常运行时导体最高
在1.73U0下，≤10pc 通过
温加5-10°C和环境温度下） 短路热稳定 （屏蔽） 在电缆屏蔽的ISC下，短路2次，无通过
可见损伤
短路热稳定（导体） 升高到电缆导体的θsc下，短路2次，通过
无可见损伤
短路动稳定 在Id下，短路1次，无可见损伤 通过 冲击电压试验 105kV，正负极性各10次 不击穿、不闪络 交流耐压 潮湿试验
(2) 户外终端性能要求
试验项目
交流耐压或直流耐压 交流耐压 局部放电
冲击电压试验（在导体最高温加5-10°C）
试验条件及标准
4.5U0，5min或4U0，15min 4U0，1min淋雨
在1.73U0下，≤10pc 105kV，正负极性各10次
试验结果 不闪络、不击穿 不闪络、不击穿
通过 不击穿、不闪络 不击穿及由以下试验评定试
验结果
2.5U0，15min 1.25U0，300h
不击穿、不闪络 通过不发生击穿、闪络和过
电流释放
导体施加电压2.5U0，并加热至
恒压负荷循环试验（在空气中） （90-95）°C，其中加热5h，冷却
3h，共3次循环
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局部放电（在导体最高温加5-10°C和环境温度下）
在1.73U0下，≤10pc 通过
不击穿及由以下试验评定试
验结果
通过 通过
导体施加电压2.5U0，并加热至
恒压负荷循环试验（在空气中） （90-95）°C，其中加热5h，冷却
3h，共60次循环
局部放电（在导体最高温加5-10
在1.73U0下，≤10pc
°C和环境温度下） 短路热稳定（屏蔽） 在电缆屏蔽的Isc下，短路2次，无
可见损伤
短路热稳定（导体） 短路动稳定 冲击电压试验 交流耐压 盐雾试验
(3) 中间接头性能要求
试验项目 交流耐压或直流耐压 局部放电
冲击电压试验（在导体最高温
加5-10°C） 恒压负荷循环试验(在空气中) 局部放电（在导体最高温加5-10°C和环境温度下）
试验条件及标准
4.5U0，5min或4U0，15min
在1.73U0下，≤10pc 105kV，正负极性各10次 导体施加电压2.5U0，并加热至（90-95）°C，其中加热5h，冷却
3h，共3次循环 在1. 73U0下，≤10pc
升高到电缆导体的θsc下，短路2次，无可见损伤
在Id下，短路1次，无可见损伤
105kV，正负极性各10次
2.5U0，15min 1.25U0，1000h
通过 通过 不击穿、不闪络 不击穿、不闪络 通过不发生击穿、闪络和过
电流释放
试验结果 不闪络、不击穿
通过
不击穿及由以下试验评定
试验结果 不击穿及由以下试验评定
试验结果
通过
施加电压2.5U0，并加热至（90-95）
不击穿及由以下试验评定
恒压负荷循环试验（在空气中） °C，其中加热5h，冷却3h，共30
试验结果
循环次
施加电压2.5U0，并加热至（90-95）
不击穿及由以下试验评定
恒压负荷循环试验（在水中） °C，其中加热5h，冷却3h，共30
试验结果
循环次
局部放电（在导体最高温加5-10
在+1.73U0下，≤10pc 通过
°C和环境温度下）
在电缆屏蔽的Isc下，短2次，无可
通过 短路热稳定（屏蔽）
见损伤
短路2次，升高到电缆导体的θsc下，
通过 短路热稳定（导体）
无可见损伤
短路动稳定 在Id下，短路1次，无可见损伤 通过
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冲击电压试验 交流耐压
6.13 低压导线及电缆 6.13.1 绝缘导线 6.13.1.1选用原则
105kV，正负极性各10次 2.5U0，15min
不闪络、不击穿 不闪络、不击穿
选用架空铜芯聚氯乙烯绝缘电力电线。 6.13.1.2主要参数
（1）额定电压（有效值）：0.6/1 kV （2）频率：50 Hz
（3）系统接地方式：中性点直接接地系统 （4）环境条件：
z 环境温度：-10℃～+45℃。
z 亚热带海洋性气候，轻度盐污腐蚀。
（5）长期允许工作最高温度：70℃。 6.13.2 低压电缆 6.13.2.1选用原则
（1）选用铜芯交联聚乙烯绝缘电力电缆。
（2）选用阻燃型、防白蚁型铠装电缆(对阻燃要求较为严格的场合选用阻燃B类,其余宜选用阻 燃C类),设计图中必需注明阻燃等级。 6.13.2.2主要技术参数
（1）额定电压（有效值）：0.6/1 kV （2）频率：50Hz
（3）系统接地方式：中性点直接接地系统 （4）环境条件：
z 环境温度：-10℃～+45℃。
z 亚热带海洋性气候，轻度盐污腐蚀。
（5）长期工作允许温度：90℃ （6）最小弯曲半径：
z 单芯交联聚乙烯绝缘电力电缆：20D(D表示电缆外径)。 z 多芯交联聚乙烯绝缘电力电缆：10D(D表示电缆外径)。
6.14 低压母线槽
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6.14.1 应遵循的规范和标准
母线槽制造、试验和验收应符合但不限于如下标准：
(1)GB7251.1《低压成套开关设备和控制设备第一部分：型式试验或部分型式试验成套设备》 (2)GB7251.2《低压成套开关设备和控制设备第二部分：对母线干线系统（母线槽）的特殊要求》 (3)机械部行业标准JB/T9662–1999《密集绝缘干线系统（密集绝缘母线）》 (4)国际电工委员会标准IEC-439（等同与GB7251） (5)国际工程机械协会NEMABU1.1《母线槽安装、维护标准》 6.14.2 主要技术要求
(1)低压母线槽可分为空气绝缘型、密集型、高强式几种形式, 具体选型由设计视实际情况而选取。 （2）额定工作电压：690V/AC，额定绝缘电压：1000V/AC
（3）绝缘电阻：相间绝缘电阻≥500MΩ；铜排与外壳之间电阻≥500 MΩ。
（4）导体为高导电率的铜板，铜的纯度必须≥99.95%，铜板表面要求全长镀锡，接头处镀银。 （5）应至少采用100%相线容量的N线，PE线要求不小于50％相线容量。
（6）外壳需经过良好的防腐蚀处理，侧面应采用优质镀锌无缝钢板或优质铝合金，加强抗外力冲击能力，并具有低的磁滞涡流损耗特性。。
（7）母线槽内的连续空间应采用隔板封闭，防止火灾发生时浓烟及气体通过母线槽散播。母线槽穿墙和地板时，不会形成“烟囱效应”的燃烧途径。母线槽绝缘材料应通过阻燃测试。
（8）母线槽的连接性能应可靠，保证具有尽量小的接触电阻；母线槽的连接操作应当满足快速连接的要求，应使用单螺栓进行连接，并且应有力矩控制措施。
（9）母线槽应选择具有50%容量的整个外壳或PE排作接地导体。应保证足够的安全性，要为接地故障提供可靠的接地路徑，为地线短路提供最短的路徑。当发生高容量的接地故障，可有效地接地和保护整个系统。
（10）温升：母线槽内各点的温升应当均匀，导电体包括连接头的极限温升值应不超过70K。 （11）具有良好的扩展性能：不同电流等级的母线槽导体铜排采用相同的厚度；同电流等级的插接箱和插接口应能够通用,有防尖端放电措施。
6.15 杆塔、绝缘子和金具 6.15.1杆上装置选用原则
(1) 架空线路导线排列方式应满足带电作业需求。 (2) 杆上装置应采用全绝缘化型式。 (3) 高压引落线选用10kV架空绝缘导线。
(4) 配变台架及连接设备应采取绝缘化措施，加强绝缘。
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6.15.2 杆塔选用原则
(1) 架空配电线路宜采用12m、13.5m或15m锥形水泥杆，必要时也可采用18m等径水泥杆。 (2) 架空线路的承力杆（耐张杆、转角杆、终端杆）、必要的路段（如不能打拉线的城市配电主干线）可采用铁塔（焊接型）或钢管杆，或选用加强型电杆（标准荷载≧3.5kN）。 6.9.3 中压线路绝缘子和金具选用原则
(1) 架空线路应采用胶装式瓷横担绝缘子、棒型针式支柱绝缘子和玻璃悬式绝缘子。 (2) 所有导线的连接处都应采用线夹连接。
(3) 架空绝缘导线应使用防进水型线夹、防电晕型线夹。
7 接地
7.1 接地装置
接地装置宜采用以水平接地极为主的人工接地网。 7.2 中压接地
7.2.1 接地引下线与接地装置可靠连接，接地引下线一般不与拉线、拉线抱箍相接触。 7.2.2 架空线路上装设避雷器的接地电阻不大于10Ω。
7.2.3 配电房母线、每回架空出引线上装设线路分段开关、联络开关两侧、柱上变压器中压侧装设避雷器的接地电阻不大于10Ω。
7.2.4 10kV配电房宜采用独立地网型式，高低压共用接地系统，接地电阻不大于4Ω。 7.2.5 10kV线路在居民区的钢筋混凝土电杆、金属杆杆塔的接地系统不大于10Ω。 7.3 低压接地 7.3.1 接地型式
(1) 农村低压电力网宜采用TT接地型式，城镇低压系统采用TN接地型式。同一低压电力网中不应采用两种保护接地方式。
(2) 低压线路主干线末端和各分支线末端，中性点应重复接地，且每回干线的接地点不小于三处；线路进入车间或大型建筑物的入口支架处的接户线，其中性线应再重复接地，重复接地线应与零线截面相同。 7.3.2 工作接地
(1) TT、TN-C系统配电变压器低压侧中性点直接接地。 (2) 电流互感器二次绕组（专供计量除外）一端接地。 7.3.3 保护接地
(1) 电力设备的传动装置、靠近带点部分的金属栏、电力配线的金属管、配电盘的金属框架、金属配电箱以及配电变压器的外壳应装设保护接地。
(2) 各出线回路的保护中性线其首末、分支点处应装设保护接地。
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(3) 与高压线路同杆架设的TN-C系统中的保护中性线，在共敷段的首末端应装设保护接地。 7.3.4 保护中性线
(1) 在TN-C系统中，除Ⅰ类和Ⅱ类电器外，所有受电设备（包括携带式和移动式电器）外露可导电部分用保护线接保护中性线。
(2) 在TN-C系统中，电力设备的传动装置、配电盘的金属框架、金属配电箱用保护线接保护中性线。 (3) 在TN－C系统中，应从电源点保护中性线上分别连接中性线和保护线，其保护线与受电设备外露可导电部分相连，严禁与中性线串接。
(4) 保护线应采用绝缘导线，其截面应能保证短路时热稳定的要求。 7.3.5 接地电阻
(1) 配变容量100kVA以上的配电变压器低压侧中性点的工作接地电阻，一般不应大于4Ω，但当配变容量不大于100kVA时，接地电阻不应大于10Ω，且重复接地不应少于3处。
(2) TN-C系统中保护中性线的重复接地电阻，当变压器容量不大于100kVA，且重复接地点不少于3处时，允许接地电阻不大于30Ω。
(3) 低压配电网络中的PE线或PEN线的每一个重复接地装置的接地电阻不应大于10Ω。
8 电缆走廊
配电网电缆走廊配置及技术要求应参照相关国家标准，线路电缆走廊坑板应具备防盗功能。
9 配网自动化
配网自动化系统以主站系统和远方终端建设为重点，采取经济实用、方便灵活的通信方式，在获取计量自动化系统、调度自动化系统、配电网GIS系统等数据后，实现对配网实时运行工况的掌握，统一规划，分步实施，全面建设稳定可靠、经济实用、技术先进、开放灵活的配电网自动化系统，实现“遥信、遥测为主，遥控为辅”，整合现有配网运行管理的各类系统，促进系统集成一体化。
主站系统的技术原则应符合《广州供电局配网自动化主站系统技术规范》中的要求。 终端的技术原则应符合《广州供电局配网自动化终端技术规范》中的要求。 通信的技术原则应符合《广州供电局配网自动化通信技术规范》中的要求。
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