标准规范下载简介

《架空输电线路电气设计规程》DLT 5582-2020.pdf

对于水面大跨越或滨海台风区线路，有可靠资料证实水平向 相关函数积分长度资料大于50m时，Lx可按实际情况取值。 E。为考虑结构敏感性与塔线叠加相关性的脉动折减系数，由 于风偏设计风荷载计算时仅与导地线、跳线相关，而与铁塔无关： 故不考虑该折减，e。取1.0；计算张力时，e取0，即完全忽略脉动 风的影响，是考虑到整个耐张段长度一般远大于代表档距，风的作 用趋于平均风。 由于电气响应远较结构响应敏感（在10min内的数次结构应 力瞬间超越并不会造成结构破坏，但风偏的瞬间超越使电气间隙 不足即可能造成闪络），因此风偏计算时峰值因子g取值较杆塔 荷载计算时大。本标准取高值3.6，与国外标准基本相当。 《110kV～750kV架空输电线路设计规范》GB50545一2010 （以下简称GB50545一2010）中风偏计算引入了风压不均匀系数 x，其与风速相关，并在风偏校验时与档距相关。GB50545一2010 的计算方法经长期工程运行经验的检验是合适的，因此本标准风 偏计算结果原则上与GB50545一2010基本一致（对其他电压等 级设计标准同样此原则，因计算方法沿用GB50545一2010，此处 以GB50545一2010为代表）。 本标准风荷载折减系数。的取值与风速相关，随风速呈连续 变化曲线，消除了GB50545一2010中在α分界点处风偏荷载与风 速倒挂的情况。 系数在高风速时较低风速时小，并且均不大于杆塔荷载计 算时的0.9，这是考虑到以下几个因素：①由于杆塔风偏闪络对电 网的损害远小于结构倒塔，因此防风偏闪络的要求可以低于结构 抗风要求，欧美规范在风偏计算时一般也采用更低重现期风荷载 或更大时距的平均风荷载，采用风荷载瞬间效应计算的欧美规范 对于风偏风速的重现期取值最小甚至只有数年，因此风偏荷载宜

在设计重现期风荷载标准值基础上再做一定的折减；②风洞试验证明，导地线体型系数在低风速时高于高风速时，该现象并未在体型系数取值中进行体现；③由于极大风统计分布模型中低风速区的标准差一般小于高风速区，因此设防重现期较小的风偏风荷载在设计重现期风荷载的基础上所乘折减系数应随着设计风速的降低而增大。风荷载的变化会引起张力的变化，因此计算张力时需同样随风速变化。GB50545一2010风偏计算时风压与张力采用相同的α，对本标准，由于计算张力时忽略了脉动风的影响，并且即使不考虑转角下的张力影响因素，当K，值与1.0偏差较大时，张力对风偏的影响也较大，因此考虑标准间风偏基本一致的原则，计算张力时的。必然与计算风压时不同。综上，。随风速连续变化，并与风速呈反向关系，高风速时较低风速时小，计算张力时与计算风压时取值不同，且均不大于0.9。风不是一直以同样的程度作用在输电线路上，同一时刻每一点的风速也是不均匀的，为表征风场的上述特征，GB50545一2010在风偏校验时引入了随档距变化的α（以下简称校验用α）。本标准档距折减系数αL在B类地貌下的取值见表88，通过对比校验用α与αL可以看出，从物理意义上，αL已对校验用α进行了体现。表88导地线、跳线档距折减系数αL（B类地貌，&c=1.0）档距高度（m）(m)101520253035404550607080100跳线1. 01. 01. 01. 01. 01. 01. 01. 01. 01. 01000. 8440.8490.8528558578598610.8620.8638658678681500.80210.808812815|0818.8220..8248251.8288328342000. 770.7777827947980.8018032500.74610.774776.78.7833000.727760.7637677743500.712400·245

表90风偏计算导地线阵风系数β（B类地貌，一般线路）风速高度(m)(m/s)10152025303540455060708090100201.2851. 2471. 2211. 2021. 1741. 1641. 1541. 1461. 1331.1211. 112.1041.096211.2841.2461. 221. 2011.1861.1731. 1631.1541.1461.1211. 1111. 1031.09622 1. 2811.2431.2171.1981.1831. 1711. 161. 1511.1431.1291.1181. 1081. 11. 09323 1. 2711. 2331.208.189174162151142134121I.1091. 10921.08524 1.2431.2061811631481361260681.06125 1. 1811.1461231050911. 081. 07062054042030220151.008261. 11. 0671. 045.029.0160059880. 970. 960.9529450. 938271.0421.0110. 9910.9750.9539370. 930.9190. 910.9028950.88928 1. 0170.9870. 9670.9520. 940. 930.9210.9140.9080.8970. 8880. 880. 8740. 86829 1.0090. 9790. 9590. 9440.9320.9220.9139060. 90.8890. 888738660. 861301. 0060.9760. 9410.9199190898887878878640.858311. 0050. 9750. 9550. 940.9280.919.910.9030.8860. 8770. 870.8630.85832 1.0050.9750. 9550. 940.9280. 9180. 919030.8970.8868770. 870. 8630. 857331. 0050. 9750. 9550. 940.9280.9180. 910.9030.8970. 8860. 8770. 870.8630. 85734 1. 0050. 9750. 9550. 940.9280.9180. 910. 9030.8860.8770. 870. 8630. 857351.0050.9750.9550. 940.9280.9180. 919038978860.870.8630. 85736 1.0050. 9750.9550. 940.928918903898868770.870.8630.857371.0050.9750.9550. 940.9280.9180. 91890.8868770.870.8630. 857381.0050.9750.9550. 940. 9280.9180. 910.9038860.8770. 870. 8630. 857391.0050.9750. 9550. 940.9280.9180. 910.9038970.8860.8770.870.8630. 857401. 0050. 9750.9550. 940.9280.9180. 910. 9030. 8978860.8770. 870.8630. 857411.0050.97594.9289180. 911903897886870.870.8630.857421.0050.9750.9550. 940.928|0.9180.910.9038970.8860.8770.870.8630.857248

= 1. 284() = 1. 00() = 0. 4(1)**

式中：Z一对地高度（m）。 输电线路杆塔作为风敏感结构，为确保安全，对于地貌类型接 近于C类与D类的架空输电线路2019年二级建造师《建筑实务》考试真题及答案解析，除非有充分论证，否则均宜按 B类地貌粗糙度设计。

值外，对其他情况（如设计覆冰、雷电过电压、操作过电压等），输电 线路行业习惯上采用相应风速 导地线风荷载组合值。

.4绝缘子串风偏设计风荷载

图26耐张串多联风荷载屏蔽影响

图27V型串多联风荷载屏蔽影响

9.4.2除设计大风情况下采用基本风速计算绝缘子串风荷载设 计值外，对其他情况（如设计覆冰、雷电过电压、操作过电压等），输 电线路行业习惯上采用相应风速计算绝缘子串风荷载组合值。

9.4.2除设计大风情况下采用基本风速计算绝缘子串风荷载设

线路换位的作用是为了减少电力系统正常运行时不平衡

电流和不平衡电压。关于通信干扰的“四部协议”，曾参照苏联资 料规定了线路换位距离的数值，但是实际上输电线路与某通信线 全部平行接近是不可能的，输电线路的换位对通信线的干扰影响 很小。而输电线的换位，不仅增加了投资，而且也增加了输电线的 事故，还不便于带电作业。故各国输电线的换位是很少的。我国 一些旧线路换位距离也很长，我国东北1940年前后建成的青鞍、青 营、青锦、松浜、松长线，其换位循环长度为108km、94km、60km、 76km、56km。近年来我国新建线路的换位循环长度为50km~ 100km。 国外瑞典的380kV线路先建的一段长476km，用6个换位循 环，后建的一段长478km，只用2个换位循环。美国近年建设了很 多没有换位杆塔的输电线路，甚至长达200km～240km的115kV 和230kV线路也不换位，而对旧线路的换位杆塔则予以撤出。苏 联的400kV古莫线的换位循环长度也达200km~300km。 苏联的1958年《电器设备安装规程》就已改为：“超过100km 的110kV～220kV输电线路，为保证三相系统的对称应进行换 位。此时一个换位循环长度不应超过250km。为平衡有很多短 线路的电网中各相电容，各线路各相的排列应使整个电网中各相 电容最可能的对称”这就将输电线路的换位与通信干扰脱离关系。 其他各国对输电线路换位的考虑，也只着重限制电力系统中不对 称电流和电压。 根据国内外的实际经验，为可靠起见，本标准规定100km以 上线路应换位，换位循环长度不得大于200km。对短线路电容平 衡的方法也相应做了规定。 为降低电压、电流不平衡度，在1000kV普东南一南阳一荆门 交流特高压试验示范工程设计时，对该工程采用的导线水平排列 的酒杯型直线塔和导线三角形排列的猫头型直线塔的电气不平衡 度进行了计算。计算表明：线路长度和导线排列方式是影响线路 不平衡度的重要因素。

表91列出了按照1000kV普东南一南阳一荆门交流特高压 试验示范工程两种不同排列方式的铁塔塔头尺寸计算的不同线路 长度下三角排列、水平排列的不平衡度

表91 1000kV线路不平衡度计算结果

由表91可见，输电线路不平衡度随着线路长度的增加而增 大，这是因为不平衡电容电流随着线路长度的增加而增大。同时 也可以看出，水平排列（酒杯塔）的不平衡度比三角排列（猫头塔） 要高得多，水平排列（酒杯塔）的不平衡度大约是三角排列（猫头 塔）的2.5倍。采用酒杯塔的线路在长度为140km时不平衡度就 超过了2%的限值要求，而采用猫头塔的线路在长度为420km时 不平衡度才超过2%的限值要求，从而可以看出导线排列方式对 线路不平衡度的影响较大。 考虑到输电线路实际上可能既有猫头塔，也有酒杯塔，比如在

山区采用酒杯塔，而在走廊拥挤地区为减少房屋拆迁而采用猫头 塔，同时对单回路而言，耐张转角塔均采用三角形排列的十字塔， 因此，即使直线塔均采用水平排列酒杯塔，其换位长度亦可较表 91中的130km大。条文规定采用水平排列时，线路长度大于 120km时应换位，而对于采用三角形排列或两种排列方式均有的 线路，其换位长度可适当延长，并建议经过计算确定。 计算表明，输电线路导线换位后，其电气不平衡度可大大降 低，图28为线路一次全换位示意图。计算一次全换位后线路不平 衡度结果如表92所示。

图28线路一次全换位示意图

表92一次全换位后线路不平衡度

从表92可以看出，经过一次全换位后，不论是三角排列线路 还是水平排列线路，不平衡度均满足2%的限值要求，并且一次全 换位后能满足电压不平衡度要求的长度可达900km。因此，在满

足线路不平衡度要求的前提下，推荐一次全换位。在1000kV淮南一上海（皖电东送）同塔双回交流特高压工程设计中，对同塔双回路不同排列方式下的线路不平衡度进行了计算，结果如表93所示。表931000kV线路不平衡度计算结果一EMTP计算1000kV同塔双回不换位不平衡度线路长度（km）3672108144180216252288324360零序不0.320.580.700.710.780.900.901.121.181.17逆相序平衡度(%)负序不0.290.580.861.151.421.681. 902.152.372.57平衡度（%）零序不0.741. 241.722.022.182.312.612.612.712.92同相序平衡度（%）负序不1.182.343.554.695.726.887.848.729.5510.48平衡度(%)零序不0.330.550.760.880.961.041.201.201.251.35异名相平衡度（%)负序不0.110.210.310.420.520.680.840.921.011.02平衡度(%)从表93可以看出，同塔双回路导线排列方式对线路不平衡度影响非常大。同相序排列方式的不平衡度最大，逆相序排列方式次之，异名相排列方式最好。采用同相序排列方式的线路在长度为72km时不平衡度就超过了2%的限值要求，而采用逆相序排列方式的线路在长度为288km时不平衡度才超过2%的限值要求，对于采用异名相排列方式的线路在长度为360km时不平衡度才1.35%。同塔双回线路的换位方式可分为双回同向换位和双回反向换位两种方式。为保证换位前后导线排列方式保持一致，对于同相序和异相序，必须同向换位，而对于逆相序，则必须反向换位。.255:

表94列出了在一个全循环换位情况下，计算得出的不同运行 方式下的不平衡度，

从表94可以看出，经过一次全换位后，线路电压不平衡度显 著减小，可降低约20倍～30倍。 1000kV淮南一上海（皖电东送）同塔双回交流特高压工程输 电线路包括三段，即淮南一皖南（317km）、皖南一浙北（152km）、 浙北一上海（165km），通过对各段线路的不平衡度进行计算后，除 淮南一皖南段需要换位外，皖南一浙北、浙北一上海段就线路本身 来看，均可不换位，但根据特高压输电线路走廊规划情况，皖南 一 浙北一沪西两段线路大部分长距离平行士800kV输电线路走线， 根据科研结果，如该两段线路不进行换位，将对土800kV输电线 路滤波器造成较大的危害，推荐两段线路各进行一个全循环换位。 另外，同走廊内有多回线路并行走线时，还应考虑线路之间的 感应电压，如果感应电压较高时也宜考虑采取换位方式降低感应

从表94可以看出，经过一次全换位后，线路电压不平衡度显 著减小，可降低约20倍～30倍。 1000kV淮南一上海（皖电东送）同塔双回交流特高压工程输 电线路包括三段，即淮南一皖南（317km）、皖南一浙北（152km）、 浙北一上海（165km），通过对各段线路的不平衡度进行计算后，除 淮南一皖南段需要换位外，皖南一浙北、浙北一上海段就线路本身 来看，均可不换位，但根据特高压输电线路走廊规划情况，皖南 一 浙北一沪西两段线路大部分长距离平行士800kV输电线路走线， 根据科研结果，如该两段线路不进行换位，将对土800kV输电线 路滤波器造成较大的危害，推荐两段线路各进行一个全循环换位。 另外，同走廊内有多回线路并行走线时，还应考虑线路之间的 感应电压，如果感应电压较高时也宜考虑采取换位方式降低感应

电压。 考虑同塔双回路逆相序单回运行，另一回停运的情况，单回输 送功率为12000MW时，按负序电压不平衡度4%控制，线路长度 不超过145km。 除了计算电压、电流不平衡度外，还要考虑系统其他参数，综 合确定工程的换位方式。 华北电力设计院工程有限公司针对昌平一房山500kV紧 型线路，进行了系统运行特性的研究，研究结果表明，导线倒、正三 角排列的单回紧凑型线路较常规型线路的对称性好得多，紧型 线路的序间耦合参数，无论是有名值还是相对各自正序参数的标 么值，均在常规线路序间耦合参数的9%以下，因此导线倒、正三 角排列的单回紧凑型线路可不换位。 华北电力设计院工程有限公司对政平一宜兴500kV同塔双 回紧凑型线路也进行了系统运行特性研究，研究结果表明，同塔双 回紧凑型线路中的回路间存在耦合，其零序耦合参数较大，在系统 计算分析中必须考虑；不换位时的正序耦合参数在线路较长时也 应予以考虑。

10.1.1导线与地面、建筑物、树木、铁路、公路、河流、管道、索道 及各种架空线路的垂直距离，以往设计规程是按最高气温或覆冰 情况求得的最大弧垂来计算。 1提高导线允许温度到80℃时，按经济电流密度选择导线 的线路，按50℃弧垂计算垂直距离。 适当提高导线的允许温度至80℃时，可以增大系统事故稳定 载流量，计算表明导线40℃50℃弧垂差大于70℃～80℃弧垂 差。为简化按经济电流密度设计线路的工作，可在导线允许温度 从70℃提高到80℃时，将定位弧垂的温度相应从40℃提高到 50℃。这样的调整可以获得与现行规范相似的良好配合和运行 效果。 有单位提出可否将导线允许温度作为定位弧垂温度，理由是 目前部分电力系统负荷较重，导线存在运行温度较高的现象，以及 国际上许多国家是按导线允许温度弧垂定位的。对于该意见，本 标准编制组认为： （1）国外许多线路按允许发热条件选择导线截面，并考虑N一1 等事故短时过负荷的情况，适当提高导线的温度限值，所选导线截 面比按经济电流密度选择的小一些；国内以往线路设计大多按经 济电流密度选择导线截面，按此设计的线路，按系统稳定要求输送 最大负荷的运行时间占全年的比重很小，即使系统事故调度时，由 于负荷小于导线发热允许温度的输送容量以及导线载流温升计算 中环境温度、日照与风速取值均存在一定裕度，尤其日照强度和风 速取值已属较极端情况，因此导线很难达到允许温度。对于按经

济电流密度选择导线的线路，导线温度通常不高，线路设计大都以 最高气温时的弧垂，配合规定的操作过电压间隙和裕度，以及电磁 环境要求，来校验对地和交叉跨越的安全间距，一般不要求按导线 允许温度时的弧垂校验安全距离；特定的交叉跨越例外，可按允许 温度弧垂校验交叉跨越间距。长期实践表明，按40℃（50℃）定位 的线路是能够保证安全运行的。另外，据IEEE1980年No.2论文 介绍，美国BPA公司对线路导线允许温度和定位弧垂温度的取值 也分别为80℃和50℃。 冬服佰

表95各国边界条件取值

（2）定位弧垂的计算条件和安全距离要求是相对应的，它决定 了杆塔的高度。多年来，按照以往设计规程设计的线路，在对地距 离和交叉跨越方面，运行情况是好的。导线在短时过负荷温度下 时，安全间距一般可小于定位弧垂下的间距要求，即可采用操作过 电压间隙加适当裕度来校验对地和交叉跨越。如果所有线路定位 弧垂温度改为导线允许温度，在现有情况下，设计必将过于保守， 抬高了杆塔高度，增加了基建投资，因此目前对于普遍的线路，不 建议采用导线允许温度作为定位弧垂温度。但对于个别线路，若 负荷较重、环境温度较高，全年中导线弧垂大于40℃或50℃定位 弧垂的时间较长，则可根据实际工程条件进行计算，确有必要的可

适当提高定位弧垂温度。 3为解决架线过程中由于设计和施工的误差而引起导线对 地距离的减少，一般采用在定位过程预留“裕度”的方法来补偿。 在输电线路的设计和施工过程中，由于技术上和设备工具上 的原因，往往使计算所得的导线弧垂数值与竣工后的数值之间存 在着一定的差距。其产生的原因有测量误差，定位误差和施工误 差三种情况。因此，杆塔定位时要考虑“导线弧垂误差裕度”，该值 视档距大小、地形条件、断面图比例尺寸大小而定。一般情况下， 可根据线路电压等级确定，110kV及以下线路不宜小于0.5m， 220kV及以上线路不宜小于0.8m。 对于大跨越线路的误差，根据现行电力行业标准《110kV~ 750kV架空输电线路大跨越设计技术规程》DL/T5485一2013和 《特高压架空输电线路大跨越设计技术规定》DL/T5504一2015， 大跨越输电线路的综合误差主要包括含测量、设计和施工几个 方面。 测量误差主要包括档距测量误差、高差测量误差、塔位高程联 测误差和水位高程联测误差。对于塔位桩高程联测，采用四等水 准时，往返测较差为士0.02×√20=士0.09；采用图根水准时，往 返测较差为士0.04×10=士0.126，取塔位高程联测中误差为 土0.1m，取水位高程联测中误差也为土0.1m；对于塔位高差测 量误差，参照现行电力行业标准《架空输电线路大跨越工程勘测 技术规程》DL/T5049一2016中关于高差测量的规定，其允许值 见表96。

表96塔位高差测量允许误差

为安全起见，可取三者中较大值。而对于档距的测量误差， 考虑到目前我国大跨越施工时大都采用直接法观测、控制架线 弧垂，其档距的测量误差不会对塔高的计算产生影响，因此不予 考虑。 施工误差主要包括基础的坑深误差和架线时的弧垂施工误 差。基础的坑深允许误差取士0.1m，弧垂施工误差按现行国家标 准《110kV750kV架空输电线路施工及验收规范》GB50233 2014表8.5.6以及现行电力行业标准《架空输电线路大跨越工程 施工及验收规范》DL5319一2014第8.4.4条要求“大跨越档弧垂 充许偏差不应大于士1%，其正偏差不应超过1m”，最大弧垂时误 差也取1m。 导线弧垂计算误差一般是由于导线参数（W、d）、物理特性 （E、α）的实际数值与计算采用的数据间存在差异所致，其误差值 与档距长度有关，可达0.6m1.5m。 根据误差传播定律，取2倍中误差作为综合误差，综合误差取 为 1.8m~3.0m。 综上所述，大跨越塔悬挂点高度的计算应考虑测量、设计和施 工的综合误差，综合误差一般取表97所列数值。

表97测量、设计和施工的综合误差

4大跨越的导线截面往往是按发热条件确定的。导线允许 温度大于本条规定的一般线路的数值，而且大跨越在线路中的地 位又比较重要，因此为考虑电流过热引起弧垂增大的影响，故补充 规定了在大跨越段，确定导线至地面、建筑物、树木、铁路、公路、河 流、管道、索道及各种架空线路的距离，按导线实际能够达到的最 高温度计算最大弧垂。 5稀有覆冰条件、导线最高温度及导线覆冰不均匀情况下对

被交叉跨越物的间隙距离按操作过电压间隙校验。 10.1.2考虑到线路跨越铁路，高速公路，一级公路，电车道，一、 二级通航河流，110kV及以上电力线，特殊管道，索道的重要性， 减小导地线断线的概率，导地线在上述跨越处不得接头。钻越已 建线路时，若钻越处已建线路存在接头，可不对已建线路进行改 造，但应对接头处采用预绞式接续条进行加固。 10.1.3考虑到线路跨越220kV及以上线路，铁路，高速公路，一 级公路，一、二级通航河流及特殊管道的重要性，减小绝缘子串断 串、掉串事故概率，跨越档两侧直线塔绝缘子串型式和挂点考虑加 强。按照《国家电网有限公司关于印发十八项电网重大反事故措 施（修订版）的通知》（国家电网设备【2018】979号）文件要求， 500kV及以下“三跨”线路的悬垂绝缘子串应采用独立双串设计， 对于山区高差大、莲续上下山的线路可采用单挂点双联，耐张绝缘 子应采用双联及以上结构形式，单联强度应满足正常运行状态下 受力要求。“三跨”地线悬垂应采用独立双串设计，耐张串连接金 具应提高一个强度等级。南方电网公司《南方电网输配电线路交 叉跨越专项反事故措施》（南方电网生技【2017]22号）中，对于重 要交叉跨越GB／T 51425-2020 森林火情瞭望监测系统设计标准(完整正版、清晰无水印).pdf，要求导线悬垂绝缘子串应采用双挂点双联串，地线悬 垂金具串应采用双线夹

0.1.4为了降低输电线路对电信线路（不包括光缆和埋地电

10.1.4为了降低输电线路对电信线路（不包括光缆和理地电缆） 的互感，减少电磁感应的影响，本条规定了输电线路与电信线路的 交叉角。

50545一2010、《士800kV直流架空输电线路设计规范》GB 50790一2013、《1000kV架空输电线路设计规范》GB50665一2011 以及电力行业标准《高压直流架空输电线路设计技术规程》DL 5497一2015规定输电线路与甲类火灾危险性的生产厂房、甲类物 品库房、易燃、易爆材料堆场以及可燃或易燃、易爆液（气）体储罐 的防火间距不小于杆塔高度加3m。根据现行国家标准《建筑设计

防火规范》GB50016的要求，做以下补充和修改。 （1）散发可燃气体的甲类生产房如与明火接近，有可能发生 燃烧或爆炸。考虑到输电线路运行过程有可能产生电弧或火花： 为安全起见，参照《建筑设计防火规范》GB50016的要求，输电线 路与散发可燃气体的甲类生产厂房的防火间距还应大于40m的 要求。 （2）关于输电线路与爆炸物的接近距离，按照爆炸物的布置方 式（开口布置或闭口布置）有不同的要求，设计时可参考有关专业 规范。 以上规定，均是针对输电线路事故时不致危及接近的易燃易 爆场所。但在输电线路设计中，往往还要考虑易燃易爆物事故时 不危及线路的安全运行。如果有此需要，可参照有关专业规范或 与有关单位协商解决。 10.1.6输电线路对管道的电磁影响主要涉及对人身安全的影 响、对管道安全的影响以及对管道的交流腐蚀等问题。 交流输电线路正常运行时，线路中工作电流会通过磁耦合长 时间在管道上产生纵向感应电动势，使得管道涂层电压升高。若 该电压较高，可能影响施工、维修或测量人员的正常工作。直流输 电线路正常运行时，输电线路上往往还伴随有谐波电流，该谐波电 流通过空间电磁耦合会在邻近埋地金属管道上感应出干扰电压和 干扰电流。人体长时间安全电压限值应按照职业人员来确定，取 60V（有效值）。 输电线路发生短路故障时，故障相中短路电流远大于线路 正常运行时的工作电流，在管道上产生的感性耦合电压大大增 加，同时短路人地电流使土壤电位抬高，通过阻性耦合进一步影 响管道的涂层电压。此时如果有人正好接触管道的金属部分， 在感性耦合和阻性耦合的综合影响下，其遭受的接触电压可能 会很大，严重时有可能危及人身安全。考虑到在线路发生故障 时恰好有相关工作人员碰触到管道的裸露金属部分的概率很

防火规范》GB50016的要求，做以下补充和修改。 （1）散发可燃气体的甲类生产房如与明火接近，有可能发生 燃烧或爆炸。考虑到输电线路运行过程有可能产生电弧或火花， 为安全起见，参照《建筑设计防火规范》GB50016的要求，输电线 路与散发可燃气体的甲类生产厂房的防火间距还应大于40m的 要求。 （2）关于输电线路与爆炸物的接近距离城市道路空间规划设计规范 宣贯培训材料.pdf，按照爆炸物的布置方 式（开口布置或闭口布置）有不同的要求，设计时可参考有关专业 规范。 以上规定，均是针对输电线路事故时不致危及接近的易燃易 爆场所。但在输电线路设计中，往往还要考虑易燃易爆物事故时 不危及线路的安全运行。如果有此需要，可参照有关专业规范或 与有关单位协商解决。

10.1.6输电线路对管道的电磁影响主要涉及对人身安全

交流输电线路正常运行时，线路中工作电流会通过磁耦合长 时间在管道上产生纵向感应电动势，使得管道涂层电压升高。若 该电压较高，可能影响施工、维修或测量人员的正常工作。直流输 电线路正常运行时，输电线路上往往还伴随有谐波电流，该谐波电 流通过空间电磁耦合会在邻近埋地金属管道上感应出干扰电压和 干扰电流。人体长时间安全电压限值应按照职业人员来确定，取 60V（有效值）。 输电线路发生短路故障时，故障相中短路电流远大于线路 正常运行时的工作电流，在管道上产生的感性耦合电压大大增 加，同时短路入地电流使土壤电位抬高，通过阻性耦合进一步影 响管道的涂层电压。此时如果有人正好接触管道的金属部分， 在感性耦合和阻性耦合的综合影响下，其遭受的接触电压可能 会很大，严重时有可能危及人身安全。考虑到在线路发生故障 时恰好有相关工作人员碰触到管道的裸露金属部分的概率很