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DL5497-2015 高压直流架空输电线路设计技术规程

(1)微风振动： 迄今国内外输电线路防止微风振动的措施，主要是采用防拆 锤或阻尼线的方式。由于极导线结构形式的影响，使四分裂导级 的微风振动强度较单导线或双分裂导线低。分裂导线安装间隔棒 后具有一定的消振作用，使分裂导线组合体不易引起微风振动： 国内已建成的500kV交直流线路除大跨越外均为4分裂导线结 构形式有多年来的运行经验：一般档距不需再考虑防振措施，只对 档距在500m以上加装防振镭。 (2）次档距振荡： 分裂导线装设阻尼式间隔棒，并合理调整次档距距离，优化布 置阻尼间隔棒，以加强对次档距振荡的防护。间隔棒的形式应结 合防舞动措施一并考虑，以防止子导线鞭击、吸合，次档距分裂导 线翻转、金具磨损，间隔棒疲劳等故障发生。 根据高压直流线路设计经验，土500kV直流线路采用四分裂 导线，采用阻尼间隔棒时，档距在500m及以下可不再采用其他防 振措施。导线推荐最大次档距不宜大于66m，平均次档距为 50m~55m，端次档距宜控制在28m~35m。当线路经过重冰区、 易舞区时，平均次档距和端次档距都应适当减小。阻尼间隔棒采 用不等距安装、并避免对称布置。 宁东一山东士660kV直流线路采用大截面导线，采用阻尼间 隔棒时，导线推荐最大次档距为66m，平均次档距为50m55m， 端次档距为25m35m（在导线的分裂间距取450mm情况下）；当 线路经过重冰区时，平均次档距和端次档距都应适当减小。间隔 棒采用不等距安装，并避免对称布置。 (3)对于大跨越导地线防振技术要求，目前国内大跨越导地防 振措施有：纯防振锤防振方案，阻尼线防振方案，阻尼线加防振锤 联合防振方案，交叉阻尼线加防振锤联合防振方案，圣诞树阻尼线 防振方案等，具体的大跨越导地线防振方案应根据运行经验或通 过实验来确定，

(4)由于各地发生导线微风振动事故很多，危害也很大，在运 行标准中也要求一般线路每5年，大跨越每2年测振一次，但我国 导线微风振动许用动弯应变没有统一标准，结合国内外情况，参照 电力建设研究所企业标准，提出各种导线的微风振动许用动弯应 变值，供设计人员参考。悬垂线夹、间隔棒、防振锤等处导线上的 动弯应变宜不大于符合表19所列值。

表19导线微风振动许用动弯应变表（u8

3重冰区线路在大冰凌时导线悬垂线夹两侧存在很大不平 衡张力差，迫使线夹滑动。而线夹是通过船体与压板将外层铝股 导线紧紧握住的，在大的不平衡张力作用下，线夹握着力不够，此 时，线夹将带着部分或全部外层铝股在钢芯上滑动，从而造成这部 分铝股因伸长而被拉断。这种断股的特征是断口处均有明显的缩 领现象。 另一种情况是，当悬线夹两侧冰凌出现不同期脱冰时，如果一 侧脱冰量很大，不但会造成导线大跳跃摆动，而且会在悬垂线夹产 生很大的不平衡张力，这使悬垂线夹滑动，同样可能出现断股事 故，但这是在瞬间冲击力作用下产生的断股，其特征是断口处没有 缩颈现象。 导线覆冰舞动也是冰害事故之一。在有利的气候条件下，在 些特定地区，往往反复出现，持续时间相对较长，所以在悬垂线

夹处对导线的损害主要是磨损性的，在长时期作用下也可能导致 新股。 为防止断股事故的发生，1969年在110kV水盘线冰害事故 改造中，曾将部分严重断股处悬垂线夹加装早期圆锥型护线条保 护，运行情况尚好。另外，20世纪70年代中曾进行重冰区悬垂线 夹改制工作，即推出了一种两块压板、四个紧固螺栓的加强型线 夹，提高了线夹的握着力GB 50243-2016 通风与空调工程施工质量验收规范，减少了断股事故的发生。1987年在我 国第一条500kV天贵重冰线路设计中推荐使用了预绞丝护线条 保护，该工程1992年投产至今运行情况良好。据此认为今后重覆 冰线路的悬垂线夹处宜采用预绞丝护线条保护。既可防止断股， 又可减少导线的烧伤损害。 5.0.14输电线路通过导线易舞动地区时，应适当提高线路抗舞 能力，并预留导线防舞动措施安装孔位。东北的鞍山、丹东、锦州 一带，湖北的荆门、荆州一带是全国范围内输电线路发生舞动较多 的地区，导线舞动对线路安全运行所造成的危害十分重大，诸如线 路频繁跳闸与停电、导线的磨损、烧伤、断线，金具及铁塔部件损坏 等，可能导致重大的经济损失与社会影响。 现行的防舞措施，概括起来大约可分为三大类：其一，从气象 条件考虑，避开易于形成舞动的覆冰区域与线路走向；其二，从机 械与电气的角度，提高线路系统抵抗舞动的能力；其三，从改变与 调整导线系统的参数出发，采取各种防舞装置与措施，抑制舞动的 发生。防舞动装置有集中防振锤、失谐摆、双摆防舞器、终端阻尼 器、空气动力阻尼器、扰流防舞器、大电流融冰等，国内目前用得较 多的防舞装置为集中防振锤、失谐摆、双摆防舞器等。具体方案可 通过运行经验或试验确定。 5.0.15对未张拉过的导线、地线受力后除产生弹性伸长和塑性 伸长外，还随着受力的累积效应产生蟠变伸长。塑性伸长及变 伸长均为永久变形（以下简称塑性伸长）。为考虑塑性伸长对弧垂 的影响，线路理想的施工工艺是按塑性伸长曲线（端变曲线架设

导线、地线。我国电线制造厂家目前不提供塑性伸长曲线，对依据 现行国家标准的电线产品又无系统的塑性伸长资料，故导线、地线 的塑性伸长相应的降温值仍取原电力标准的采用值。原电力标准 对钢芯铝绞线塑性伸长采用值如表20

表20以往设计据准钢芯据较线塑性伸长采用值

对现行国家标准《圆线同心绞架空导线》GB/T1179中铝钢 截面比为4.29～7.91者，参考表21，其长期运行后产生的塑性伸 长取值如下表

表21钢芯铝绞线塑性伸长采用值

目前，输电线路输送容量增大，输电线路中天量选用大铝钢微 面比导线，如630、720、800、900、1000导线，为此在钢芯铝绞线塑 性伸长表及钢芯铝绞线降温值表中补充铝钢截面比11.34~ 14.46的内容，并提出对铝钢截面比更大的钢芯铝绞线或钢芯铝 合金绞线应采用制造厂家提供的塑性伸长值或降温值。

6.0.1国内自20世纪80年代未开始批量使用复合绝缘子，荷载 没计安全系数大都为3.0，至今运行情况良好，量出现极个别事脆 断，多属产品质量问题。故复合绝缘子最大使用荷载设计安全系 数取3.0较为合适。90年代开始使用瓷棒绝缘子，根据德国运行 经验最大使用荷载设计安全系数取3.0，运行情况良好。 以前的线路设计标准对瓷质盘型绝缘子有校验常年荷载安全 系数的要求，是针对当初瓷绝缴子质量不稳定，发生事故较多而提 出的，目前国产瓷绝缘子产品质量不断提高，在有条件择优选购的 请况下，在限制常年荷载的间题上瓷质绝缴子和玻璃绝缘子可以 等同看待；电力规划设计总院以电规总送（2002)73号文，对华东 电力设计院《关于盘型绝缘子常年荷载安全系数的复函》，已明确 在择优采购的情况下，资和玻璃绝缘子在限制常年荷载间题上可 以等同看待，其常年安全系数一般输电线路工程按不低于4.0考 虑。常年荷载状态下安全系数不仅对绝缴子有影响，对金属件也 有影响，电力行业标准要求所有绝缘子均通过微风振动的试验，因 此常年荷载安全系数取4.0适用所有绝缘子。 6.0.4本条为强制性条文，必须严格执行。金具强度安全系数取 值与国外一些国家数值基本相同，经运行考验，无不良反映。和以 前的线路设计标准相比，增加验算工况安全系数1.5。 6.0.5绝缘子串及金具防止发生电晕的措施可采用均压环、屏蔽 环及金具自身防晕等办法。防电晕的目的主要是控制无线电于 扰，对于减少电能损耗及防止金具腐蚀也有作用。 一般认为绝缘子的无线电干扰是一恒定电流源产生，因此可 取与试品串联的检测电阻的两端电压来进行度量，所测得的电压 106

称为无线电干扰电压（RIV），通常用dB单位表示，且取1μV为 DdB，一般每相绝缘子串干扰电压上限为55dB。测量方法可按现 行国家标准《电力金具试验方法：第2部分：电晕和无线电干扰试 验》GB2317.2或参考美国全国电气制造商协会（NEMA)法、国际 无线电干扰特别委员会（CISPR)法及IEC1284“电晕和无线电干 扰电压试验”。 当金具用于海拔高于1000m地区时，位于低海拔地区的试验 室应将试验电压乘以海拔修正系数KH：

式中：H——海拨高度(km）。 6.0.6直流线路地线一般是直接接地的。如果直流线路在接 地极附近通过，当直流系统以大地返回方式运行（特别是大电流 运行)时，由于大地电位升高，直流地电流可能通过杆塔和地线 从一个杆塔流进，从另一个杆塔流出，从而导致杆塔和基础被 腐蚀。 此外，如果直流（交流)线路与接地极很近，当直流系统以大 地返回方式运行（特别是大电流运行)时，地电流可能通过杆塔 和地线返回到换流站（变电站接地网，再通过接地网、中性点接 地的变压器流人到交流系统中，从而导致变压器磁饱和。缓解 或消除接地极地电流对杆塔的腐蚀影响和对换流站（变电站)变 压器磁饱和响的方法比较简单，只要将靠近接地极的线路地 线进行绝缘即可解决问题，离5km以外的地线是否绝缘应经过 模拟计算确定。 6.0.7绝缘子串与横担联接的第一个金具受力较复杂，国内早期 运行经验已经证明这一金具不应采用可锻铸铁制造的产品；1988 年发生在500kV大房线上的球头断裂事故证明：第一个金具不够 灵活，不但本身易受磨损，还将引起相邻的其他金具受到损坏。因 此在选择第一个金具时，应从强度、材料、形式三方面考虑。国外 ·107

对此金具也有特殊考虑的事例，加拿大BC省水电局是采取提高 个强度等级的措施；日本则通过疲劳，磨损等试验对各种金具型 式进行选择；意大利设计了一种两个方间的回转轴心基本上在同 一个平面上的金具，使得两个方向转动都较灵活。因此，对联塔第 一个金具的选择，除广要求结构上灵活外，同时要求强度上提高一 个等级。 6.0.8在线路设计中，为了缩小走廊宽度，减少悬垂串的风偏摇 摆，V型串的使用日趋广泛，根据试验和设计研究成果，330kV以 上输电线路悬垂V串两肢间夹角之半可比最大风偏角小5°~ 10°，或通过试验确定。目前，发生了多起V型串大风情况下球、 施头脱落事故，因此，应采取控制球、碗头加工尺寸或新型金具 方案。 6.0.9在路经选择时应尽量避开易发生舞动地区，无法避让时， 要采取提高线路的机械强度，并预留安装抑舞装置的措施。 6.0.10根据2008年初我国南方地区夏冰灾害情况的教训，为防 止或减少重要线路冰闪事故的发生需采取增加绝缘子串长和采用 V型串、八字串等措施。 6.0.11重冰区耐张型杆塔应加跳线绝缘子串。 重冰区线路在冰凌融化阶段，耐张杆塔的跳线，可能由于导线 脱冰跳跃而随之跳动，以致跳线对横担下平面的间距减少而引起 内络。这类事故在早期运行的重冰线路上曾出现过，计有： (1)四川220kV南九线N168耐张塔，1987年冰期过后检查， 发现左相跳线烧断3股，右相跳线被烧断2股，加装跳线绝缘子串 后，未再发现 (2)云南110kV洛昭线，导线覆冰直径达300mm（雾淞类）， 导线脱冰跳跃后，造成N54、N65、N71等耐张杆塔跳线对横担闪 络放电，运行单位将重冰区段内耐张塔全部加装跳线绝缘子串后， 未再出现类似现象。 综合上述运行经验，为了防止跳线闪络事故重复发生，故规定 ·108·

重冰区线路耐张型杆塔的跳线应加装跳线绝缘子串。另根据四川 500kV二自线跳线的运行经验，跳线弛度在允许条件下应尽量松 弛些，以免在耐张串波动时，牵动跳线串使之受压，从而导致绝缘 子的弹等热磨损，球头脱出等事故的发生。

7 绝缘配合、防雷和接地

7.0.1作为绝缘配合的基本原则，直流线路瓷或玻璃绝缘子串以 及直流棒形悬式复合绝缘子，都应能耐受额定工作电压、操作过电 压和雷电过电压。 7.0.2直流绝缘子的积污较交流绝缘子严重，而其操作过电压水 平也不高，故瓷或玻璃悬垂绝缘子串的绝缘子片数由污移条件下 的额定工作电压决定，操作过电压一般不成为选择绝缘子片数的 决定条件。 根据士500kV直流线路上过电压研究，其操作过电压水平在 1.5pu~1.8pu，最大操作过电压发生在线路中间。目前国内 土660kV直流线路操作过电压水平计算结果在1.7pu左右。 由于绝缘子表面脏污时沿面放电过程是其表面干燥带的形成 及局部电弧的发展过程。对污移条件下绝缘子纯操作冲击强度存 在不同看法，一种看法为污移物使绝缘子操作冲击耐受强度降低， 另一种看法认为，在中等程度污移条件下，绝缘子的操作冲击耐受 强度，将高于清洁湿耐受值，即使在重污移下也仅很少下降或不下 降，但均认为污移绝缘子的操作冲击闪络电压都随污移程度的增 加而降低。根据美国EPRI试验验证，在同一污移条件下，同型号 的绝缘子的直流操作耐压为直流耐压的2.2倍～2.3倍。又根据 大量试验研究证明，当预加直流电压时，其50%操作冲击电压是 50%污闪运行电压的1.7倍～2.3倍。因此，操作过电压对绝缘 子片数的选择不起控制作用。 雷电过电压则仅用以校验线路的耐雷水平是否满足需要。由 于污移原因，直流线路的绝缘子片数（串长）较交流线路还长，其在 雷电冲击电压下的绝缘裕度较大，反击雷电流超过200kA，雷电 ·110.

过电压对绝缘子片数的选择不起控制作用。 7.0.3本条给出了直流线路防污设计的基本原则。全国电力系统 的运行管理部门都开展了划定污区分布图的工作，并定期进行修订， 有力地指导了防污闪工作。但是污区分布图直接用于直流，还需要充 分考虑在交直流电压下绝缘子积污特性的差异，以及直流电压下不同 类型绝缘子的污耐压特性试验结果，使绝缘选择的工作更趋于科学、 合理。从理论上讲，按自然积污的闪络特性选择绝缘子片数较合适， 然而这对于实际工程而言是难以做到的，所以目前主要根据直流绝缘 子的人工污移的闪络特性来确定直流线路绝缘子片数。 （1）爬电比距法： 当直流绝缘子无可靠数据时，也可参照污移等级按爬电比距 法选择绝缘子片数。按爬电比距选择绝缘子片数是交流线路常用 的方法，此方法在交流上已有很长时间的运行经验，简单易行。但 直流线路按肥电比距选取绝缘子片数还缺乏足够的运行经验，只 能总结现有交流线路的运行经验，再考虑二者积污特性和污闪特 性的差别，外推到直流线路的设计中。 直流线路极电压是同等级交流线路相电压的/3倍，因此直流 的爬距要求最起码是交流的/3倍，另外还应考虑两者之间的积污 差异和污闪特性差异。 士500kV葛南线路设计时，根据对原电力部提出的我国电网 110kV～220kV线路防污运行经验数据的分析，得出导线对地电压情 况下爬电比距与等值盐密的关系曲线及对数拟合表达式，见下式 土500kV葛南线路设计时，根据对原电力部提出的我国电网110kV~ 220kV线路防污运行经验数据的分析，得出导线对地电压情况下爬电 比距与等值盐密的关系曲线及对数拟合表达式，见下式：

究所对易上直线路的外绝缘运行状况进行调查，并将葛上直流 绝缘子串的放电现象和邻近的交流线路进行了对照比较，发现当 直流绝缘子串的实际工作比距低于交流绝缘子串的1.7倍时，表 面放电状态存在较为明显的差别；当比距倍数为1.9～2.0时，两 者的表面放电趋向同一。参照电科院对交直流积污比的研究，根 据对葛南直流线路与附近交流线路绝缘子积污的测试结果，当用 爬电比距法选择绝缘子片数时，直流线路的爬电比距不宜小于同 地区交流线路爬电比距的2.0倍。 (2)污耐压法： 污耐压法是在现场污移调研和试验研究的基础上，充分考虑 污移成分、上下表面污移不均匀、灰密等因素对绝缘子污闪电压的 影响，并考虑试验分散性后给出的绝缘配置方案。新电压等级线 路或者采用新型绝缘子，原则上要用此法。本文有关绝缘子盐密 与耐压的关系采用NGK的直流绝缘子的污耐压值进行计算，从 土500kV葛南、天广、龙政、三广、贵广、三沪线到士660kV宁东线 无不如此。 污闪特性还受灰密的影响，试验得出绝缘子人工污移耐受电 压与灰密的一0.12次方成比例的降低；同时，由于自然污移绝缘 子每片上下表面、同一表面的不同部位之间污移量分布不一样，其 污闪电压较均匀积污有所提高，根据美国有关试验得出了初步增 大系数。在士500kV三沪线设计中，各设计院统一了计算方法， 程序如下，以士660宁东线为例，按污耐压方法选择绝缘子过程如 表22所示

表22按污耐压法造择片数

注：括号内的值参照中国电科院数据。 以往我国士500kV线路的绝缘配置，是按NGK公司推荐的 方法和污耐压曲线进行的，与目前电科院采用方法的程序有所差 别。士660kV线路绝缘子片数分别采用两种计算方法得到的结 果差别不大，基本处于同一绝缘水平。 “V”型串污耐压较单“I"型串高，主要原因在以下几个方面： 1)“V"型串的电弧较单“I"型串易飘移，绝缘子串表面不易形 成线状放电，与单I串紧贴绝缘子串的电弧短接形式不同； 2)“V"型串特殊的布置方式改善了绝缘子串的对地电容，使 容性电流对绝缘子串的影响减小，提高了其污闪电压； 3)在合理的污移设计下，“V"”型串的积污特性要优于“I”型 串，仅为“I"型串的85%甚至更低。 (3)其他电压等级线路绝缘水平外推法： 士660宁东线设计时，参考了士500kV线路绝缘水平，对其 进行外推。士500kV三沪线，取消了0级污区，I级污区采用不 低于40片绝缘子（间隙42片），绝缘配置水平较其他线路有较 大提高。 考虑到南北方污移差异，且北方雨水较少，因此士660kV绝 缘子的推算片数按42.片起。假定绝缘子串的污耐压与串长成正

比，参照以上线路的运行情况，从土500kV线路绝缘水平外推，得 出士660kV线路要求的片数如表23所示

7.0.4覆冰绝缘子的耐压特性是，

(1)在覆冰的湿增长过程中，在绝缘子伞裙边挂有冰柱，最产 重的情况是上下绝缘子伞裙被冰柱“桥接”，桥接干弧距离2/3时， 放电电压接近最低值。在融冰过程中，冰柱部分先融化，间隙形成 “水帘”，后者使绝缘子耐压降到最低。 绝缘子覆冰闪络发生在融冰过程中的概率大于覆冰过程，闪 络既可能发生在沿冰层外表面，亦可能出现在沿冰层和绝缘子接 触的内表面；水越重，冰柱越长、越多，沿外表闪络的概率越大。 国内外直流绝缘子覆冰耐压梯度试验数据见下表：

表24国内外直流绝缆子覆冰耐压梯度试验散据

式中：α——影响特征指数，见表25； d—绝缘子的平均覆冰厚度（mm）。

注；十代表正极性，一代表负极性。 ②直流闪络电压与覆冰水电导率的关系。根据三种形式直流 绝终子各2片，在融冰状况下所得出的最低闪络电压值见表26。

表26在融冰状源下得出的最低闪络电压

Un(25)=25XB(1)Xp=c (kV)

表27覆冰绝能子串直流闪络电压与污发时盐密度的关系

注：十代表正极性，一代表负极性。 （3)国内部分直流线路冰闪覆冰耐压梯度情况摘录见表28。 士500kV高肇线2007年1月在贵州境内发生了4次冰闪，测 得的技术参数如下：

注：十代变正极性，一代表负极性

表28土500kV高整肇线冰闪事故

土500kV葛南线在1996年1月连续冰闪4次，事故发生在大 别山段1131～1135塔号，30片CA735EZ绝缘子，耐压梯度为 .116·

土500kV葛南线在1996年1月连续冰闪4次，事故发生在大 别山段1131～1135塔号，30片CA735EZ绝缘子，耐压梯度为 .116·

行全线调爬，一般地区都尽量调到34片或35片，不能增加绝编 子地方则更换为合成绝缘子。2003年无污闪，2004年全线发生3 次污闪，均在广东境内。2005年1月，广东段进行全线调爬，主要 采用了更换合成绝缘子和安装增爬裙的措施，2005年4月起，贵 州和广西段也陆续调爬。 龙政（三常）直流2002年12月21日单极投运，2003年6月 21日双极投运，投运后一直处于满负荷全压运行。2004年1月 6日，安徽段发生首次污闪跳闸；2004年2月19日，江苏段又发 生两次污闪跳闸。2004年3月，龙政线全线进行了调爬，一般 地区绝缘子片数尽量调至37片，由于杆塔尺寸限制不能增加片 数的采用合成绝缘子，耐张串涂刷RTV涂料。2004年11月至 12月，安徽段由于大雾又发生多次污闪，2005年2月湖北段荆 门地区由于大雾短时间内连续发生多次污闪跳阐。2005年3 月，全线进行第二次调爬，采用加片数、更换合成绝缘子及涂刷 RTV涂料等方法提高绝缘强度。两次调爬后，全线大部分杆塔 采用了合成绝缘子，如湖北段399km线路60%杆塔使用了合成 绝缘子，总数达到了2150支（刚投运时合成绝缘子数量为930 支）。 2001年和2002年开始设计的贵广一回直流（贵州一广东)和 三广直流（三峡一广东），污区划分时取消了清洁区，起步最少绝缘 子片数为37片，局部污移严重时增加绝缘子片数，使用的合成绝 缘子数量也较多。三广直流2004年2月8日单极投运，2004年 5月6日双极投运，一投运即处于满负荷全压运行，运行后一年 半时间未发生污闪，但2005年12月份湖南段发生多次污闪。 贵广直流2004年7月16日单极投运，2004年9月20日双极投 运，一投运即处于满负荷全压运行。到目前为止近两年时间未 发生污闪。最近设计的几条支流线路绝缘子片数都不低于37 寸，达到了40片。 根据近年来我国士500kV和士800kV线路的运行经验和设

计经验，按其他电压等级线路绝缘水平外推，主660kV线路"T"型 串采用53片绝缘子高度为170mm的绝缘子组成的悬垂绝缘子串 可以满足轻污区耐压要求。 目前，国内投入运行的贵广土500kV直流线路，在20mm冰 区（最高海拨1570m），采用了44片160kN和210kN防污型钟罩 直流绝缘子，自2005年投运以来，未发生冰闪事故，因此一般情况 下，在海拔2000m及以下清洁地区，士500kV重冰区线路若采用 160kN和210kN防污型直流绝缘子，片数宜不少于44片，折算至 1000m为42片。相应推算士660kV直流线路1000m以下清洁地 区片数宜不少于55片。 7.0.6.运行经验表明，由于耐张绝缘子串受力比悬垂绝缘子串 大，容易产生零值绝缘子，因而通常使用耐张绝缘子片数比同级悬 垂串绝缘子片数增加1片2片。但考虑到耐张绝缘子串悬挂方 式不同于悬垂串，自清洗能力较强，耐张串的绝缘子片数在悬垂串 片数的基础上不再考虑增加。国内外超、特高压交直流线路耐张 绝缘子串均采用盘式瓷或玻璃绝缘子，而不考虑采用合成绝缘子， 所以同等污移和海拨高度条件耐张串与悬垂串取相同的绝缘子 片数。 直流线路耐张串也曾发生过污闪，在雨水不是特别充足的地 区耐张串绝缘子片数宜不少于悬垂绝缘子片数。对于重污移地 区，耐张串绝缘子片数能否减少可根据运行经验确定。 7.0.7复合绝缘子在直流线路应用越来越多，宁东工程设计情况 是：轻污区，复合绝缘子同盘式绝缘子爬距基本相当；中、重污区， 复合绝缘子爬距低于盘式绝缘子爬距，但不小于3/4。中、重污区 复合绝缘子的使用情况有待以后实际运行情况的进一步检验。由 于有效绝缘长度减小，而绝缘耐雷水平与绝缘长度密切相关，因此 条文中强调了应满足雷电过电压的要求。 宁东至山东士660kV直流线路工程推荐的合成绝缘子串长 及爬距配置见表29

关系。由曲线得出正极性直流放电电压梯度约为488kV/m。按照 上述计算公式计算得到的工作电压下的空气间隐距离见表31

表31工作电压下的空气间随距离惠

（2）操作过电压空气间隙： 导线对杆塔空气间隙的正极性50%操作冲击放电电压Uso%s 参照上述计算公式。中国电力科学研究院，根据华北院提供的塔 型及结构尺寸，选择位于北京的国网公司特高压直流试验基地户 外场和位于西宁的海拨高度2254m的青海高海拔高电压试验站 开展操作冲击电压对比试验研究工作。分别在两地进行了V型 绝缘子串模拟塔头间隙操作冲击放电试验。 根据真型塔的试验曲线，可得士660kV单回线路杆塔最小空 气间欧距离的推荐值，见表32。

表321.8p.u.下不同海拔高度时单回杆塔空气间魔距离

根据同样计算方法，可得1.7p.u.过电压下，不同海拨高度时 的单回杆塔空气间脱距离的推荐值，见表33

7P.U下不同海技高度时单同托搭空

需要说明的是，以上计算得出的塔头间随距离是基于使用

土800kV导线和配套金具（包括均压环)通过试验得出的试验数 据。由于士660kV线路实际使用的均压环尺寸与土800kV.不同， 那么由于电极形状的改变，空气间隙的操作冲击放电电压会有所 改变，所需的最小间隙距离也会相应地变化。 根据土660kV宁东工程线路的过电压计算结果和沿线海拔 高度实际情况，线路最高操作过电压发生在线路中点士25km内， 操作过电压借数取1.75p.u.，此段的海拨高度为1550m；线路其 他位置的操作过电压倍数按1.69p.u.选取，最高海拨高度为 1800m。1000m以下的间隙值为4.1m。 （3）雷电过电压要求的空气间隙： 在雷电过电压情况下，其空气间隙的正极性雷电冲击放电电 压应与绝缘子串的50%雷电冲击放电电压相匹配。不必按绝缘 子串的50%雷电冲击放电电压的100%确定间隙，只需按绝缘子 串的50%雷电冲击放电电压的80%确定间隙（间隙按0级污移要 求的绝缘长度配合）或雷电过电压间隙不予规定。即按下式进行 配合

Un%= 80% Uso

式中：Uso%为绝缘子串的50%雷电冲击放电电压（kV）。其数值 可根据绝缘子串的雷电冲击试验获得或由绝缘长度求得。 对于高压直流线路而言，一般不考虑雷电过电压情况。一直 以来的观点认为，直流线路并不怕雷击，因为就算雷击造成了绝缘 子串闪络或带电部分对塔身放电，在很短时间(100ms)内，直流系 统两端控制系统能很快动作，使故障极闭锁，因此，直流线路雷击 闪络对绝缘子和导线造成的损伤比交流系统要轻得多。另外，故 障极在很短的时间内就能够升压启动（相当于交流自动重合闸）， 如空气自绝缘恢复则就能很快恢复供电。直流两极电压相差较 大，相当于两极不平衡绝缘，雷击不会造成两极同时故障，即使一 极雷击故障，另一极仍可输送额定功率的一半，因此直流系统遭雷 击对系统的影响与交流相比要小得多。所以自土500kV葛上直

20°)是造成雷电绕击率过高的主要原因。：日本特高压载路和其 500kV线路一样，均采用负的地线保护角，雷电绕击率较低。 《高压直流架空送电线路技术导则》DL/T436一2005中规定 雷击杆顶时直流线路耐雷水平应达到125kA～175kA。最近几年 以来，500kV线路杆塔地线对导线的保护角一般都不大于10°，运 行情况较好。 科研单位根据宁东一山东士660kV直流输电线路工程塔型 和间隙尺寸，单回直线塔接近一10度，单回耐张塔为一7.36度，采 用电气几何模型法（EGM)，并考虑了山地侧击雷的概率，对线路 绕击耐雷性能进行计算，结果见表34，

夷34直流线路绕击耐雷性幅

反击采用行波法编程计算。计算了线路反击耐雷水平，结果 见表35。杆塔工频接地电阻取152，冲击系数取0.8，雷电日取 40，击杆离平原和丘陵取1/6，山地取1/4。

表35直清线路反击闪络率

单回线路杆塔单极反击耐雷水平为173kA 时反击闪络的雷电流在400kA以上，双极同时反击闪络的可能性 极小

考惠到士660kV全线的地形比例和塔型比例后，得到全线路 的加权平均雷击闪络率约为0.14.次/100km·a，同我国交流 500kV超高压输电线路雷击跳闸率的运行值基本相同。 7.0.14本条修改引用现行国家标准《110kV~750kV架空输电 线路设计规范》GB50545的相关条文。 7.0.15本条修改引用现行国家标准《110kV~750kV架空输电 线路设计规范》GB50545的相关条文，

8.0.1导线水平排列方式可降低杆塔高度，垂直排列方式可减小 线路走廊宽度。在线路走廊特别拥挤地区，直流线路的两极可根 据走廊情况，经技术经济比较后采用垂直排列方式。 国内外已建直流线路都为单回、两极，故适宜水平布置。如房 屋密集、线路走廊特别紧张，也可将两极导线垂直布置在铁塔的 侧，此种布置可大大减少房屋拆迁。三峡一上海（三沪)直流在江、 浙、沪局部地段使用了导线垂直布置形式。 8.0.2本条基本沿用现行行业标准《110～500kV架空送电线路 设计技术规程》DL/T5092一1999第10.0.1条，增加了按不同串 型，列表规定水平线间距离公式中的悬垂绝缘子串系数。 对于直流线路，导线一导线直流对称电极间隙的放电待性可 视为与交流相同，直流线路电压可看作等效于交流线路电压峰值， 如士500kV直流电压有效值为1000//2=707.1kV，即和交流不 同，水平线间距离计算公式中增加直流系数K。/2。据此按公式 求得相应于各档的最小线距。 如导线为垂直排列，极间距离可取水平极间距离计算结果 的75%。 另外，且前工程中确定线间距离时，需考虑电磁环境因素的影 响，如对于士660kV直流线路的4X1000导线，导线极距不得小 于18m。 8.0.3本条参考现行国家标准《110kV~750kV架空输电线路设 计规范>GB50545—2010第8.0.3条制定， 8.0.4导地线的水平偏移主要取决于导线和地线覆冰不均匀以 及覆冰脱落时的跳跃或舞动情况下导地线间的工作间隙，直流级 4

求，原则上参考重冰标准执行。 士500kV、士660kV线路的最小水平偏移取值相同。 土660kV线路的最小水平偏移结合宁东直流线路工程设计经验， 轻、中冰区均可沿用士500kV线路的最小水平偏移取值；士660kV 线路重冰区目前尚无设计经验，但考虑士660kV间隙要求、串长 比士500kV均有所增加，水平位移要求相差不大，建议士660kV 最小水平位移仍采用土500kV取值，并进行不均匀脱冰危险接近 时的校验，

9.0.1给定杆塔类型的基本概念，使得杆塔类型的定义规范化和 具体化。同时，便于区分悬垂型和耐张型两类杆塔的荷载组合。 对于跨越杆塔以及其他特殊杆塔，可以按绝缘子与杆塔的连接方 式分别归人悬垂型或耐张型。 9.0.2水平排列方式可降低杆塔高度，垂直排列方式可减小线路 走廊宽度，直流线路的两极可根据走廊情况，经技术经济比较后采 用垂直排列方式。 9.0.3能够满足使用要求（如电气参数等)的杆塔外形或型式可 能有多种，要根据线路的具体特点来选择适合的杆塔外形。同一 条线路，往往由于沿线所经地区环境、条件等不同，对塔型的要求 也不同。设计时应在充分优化的基础上选择最佳塔型方案。 9.0.4本条规定了杆塔的使用原则。 1在杆塔选型时不仅要对塔体本身进行技术经济比较，而且 要考虑到导线排列型式和塔体尺寸（如铁塔根开)对不同地质条件 的基础造价的影响，进行综合技术经济比较。通常导线水平排列 比三角排列铁塔的基础作用力要小些；塔体尺寸大（铁塔根开大)， 基础作用力也要小些，基础材料耗量也相应比较小一些。但是对 地质条件较好的山区，减小基础作用力，效果就不显著，塔体尺寸 大（根开大），可能还会引起土方开挖量增加。 2在同等设计条件下，拉线铁塔与自立铁塔相比，拉线塔用 钢量可省30%左右，但占地范围较大。钢筋混凝土杆与铁塔相 比，钢筋混凝土杆本体造价较小，运行维护方便，但部件运输重量 较大。因此，要根据工程的实际地形、运输和施工条件经过技术经 济比较，因地制宜选用拉线塔和钢筋混凝土杆。

3对山区铁塔应采用长短腿配合高低基础的结构玺式，今里 适应塔位地形的要求，以减小基面开挖量和水土流失，将线路对沿 线环境的影响降至最低程度。 4走廊清理费是指线路走廊的房屋拆迁和青苗赔偿等费用。 工程实践证明，当走廊清理费较大时，通过对铁塔、基础和走廊清 理费用进行综合经济比较，结果为采用垂直排列铁塔的工程造价 较低。当采用V型、Y型和L型绝缘子串时，线路走廊会更窄，走 廊清理费用也会更小。 当同一走廊内线路回路数较多时，采用同塔双回或多回路杆 塔型式也是减小线路走廊的一种有效途径。 钢管杆占地小，外型比较美观，但是造价比较高。因此，钢管 杆较适用于城市、城郊有美观要求的输电线路。 5.悬垂型杆塔可带3度转角设计，是根据国内的设计和运行 经验提出的。由于悬垂型杆塔带转角只是少数情况，实际定位时， 有些塔位的设计档距往往不会用足，因此，设计时采用将角度荷载 折算成档距，在设计使用档距中扣除，杆塔仍以设计档距荷载计 算，这样做一般比较经济合理。如果带转角较大，用缩小档距的办 法，使悬垂型杆塔带转角就比较困难，同时悬垂串的偏角较大，塔 头相应要放大，而且运行方面更换绝缘子也不方便。当带转角后 要导致放大塔头尺寸时，宜做技术经济比较后确定。 悬垂转角杆塔的允许角度也是根据国内的运行经验提出的： 悬垂转角杆塔的角度较大时，通常需要在导线横担向下设置小支 架来调整导线挂点位置以满足电气间隙要求。 6随着电力线路安全等级的提高，目前在110kV线路杆塔 示重采用转动槛担因此，本标准不再涉及转动横担的设计。

10.0.1荷载分类： 分类原则是根据现行国家标准《建筑结构可靠度设计统一标 准》GB50068的有关规定，结合输电结构的特点，为筒化荷载分 类，不列偶然荷载，将属这类性质的断线张力及安装荷载等也列人 了可变荷载，将基础重力列人永久荷载，同时为与习惯称谓一致不 采用该标准中所用的术语“作用”，而仍用“荷载”来表述。 10.0.2荷载作用方向： (1)一般情况，杆塔的横担轴线是垂直于线路方向中心线或线 路转角的平分线。因此，横向荷载是沿横担轴线方向的荷载，纵向 荷载是垂直于横担轴线方向的荷载，垂直荷载是垂直于地面方向 的荷载。 (2)垂型杆塔基本风速工况，除了0°风向和90°风向的荷载 工况外，45°风向和60°风向对杆塔控制杆件产生的效应很接近。 因此，通常计算0°、45°及90°三种风向的荷载工况。但是，对塔身 为矩形截面或者特别高的杆塔等结构，有时候可能由60°风向控 制。耐张型杆塔的基本风速工况，一般情况由90°风向控制，但由 于风速、塔高、塔型的影响，45°风向有时也会控制塔身主材。对于 耐张分支塔等特殊杆塔结构，还应根据实际情况判断其他风向控 制构件的可能性。 （3)考虑到终端杆塔荷载的特点是不论转角范围大小，其前后 档的张力一般相差较大。因此，规定终端杆塔还需计算基本风速 的0°风向，其他风向（90°或45°）可根据实际塔位转角情况而定。 0.0.3正常运行情况、断线（含导线的纵向不平衡张力)情况和 安装情况的荷载组合是各类杆塔的基本荷载组合，不论线路工程 ·134

0.0.9不均匀覆冰荷载组合，轻冰区应考虑纵向弯矩组合情况， 以提高杆塔的纵向抗弯能力。重覆冰区还应考虑杆塔承受最大扭 矩情况，以提高杆塔的抗扭转能力。 0.0.10本标准规定的断线张力（或纵向不平衡张力）和不均匀 覆冰情况下的不平衡张力值已考虑了动力影响，因此，应按静态荷 我计算。 10.0.112008年的严重冰灾在湖南、江西和浙江等省份均有发 生串倒的现象，由于倒塔断线引起相邻档的铁塔被拉到的现象不 少。为了有效控制冰灾事故的进一步扩大，对于较长的耐张段之 间适当布置防串倒的加强型悬垂型杆塔，是非常有效的一种方法， 国外的标准中也有类似的规定。加强型悬垂型杆塔除按常规悬垂 型杆塔工况计算外，还应按所有导地线同侧有断线张力（或纵向不 平衡张力）计算，以提高该塔的纵向承载能力。 10.0.12本条是根据以往实际工程设计经验确定的。验算覆冰 荷载情况是作为正常设计情况之外的补充计算条件提出来的。主 要在于弥补设计条件的不足，用以校验和提高线路在稀有的验算 覆冰情况下的抗冰能力，其荷载特点是在过载冰的运行情况下，同 时存在较大的不平衡张力。这项不平衡张力是由于现场档距不 等，在冰凌过载条件下产生的，导地线具有同期同方向的特性，故 只考虑正常运行和所有导线、地线同时同向有不平衡张力，使杆塔 承受最大弯矩情况。 鉴于验算覆冰荷载出现概率很小，故不再考虑断线和最大扭 矩的组合情况。 10.0.13仍沿用重冰技术规定：垂直档距系数小于0.8的悬垂型 杆塔应进行导线、地线脱冰跳跃和不均勾覆冰时产生的上拔力校 验导线横担和地线支架，导线上拨力取最大使用张力的5%～ 10%，大截面导线可取偏小数值，中、小截面导线取偏大数值。地 线取最大使用应力的5%。 10.0.14各类杆塔的安装荷载如下：

(1)悬垂型杆塔提升导、地线及其附件时发生的荷载。如果考 虑避免安装荷载（包括检修荷载）控制杆件选材，起吊导线、地线时 采用转向滑轮（图3)等措施，将起吊荷载控制在导线、地线重量的 1.5倍以内是可行的。以往线路已有工程经验，但是，应在设计文 件中加以说明，

图3起晶导线、地线时采用转向滑轮示意图

(2)悬垂型杆塔，导线或地线锚线作业时，挂线点处的线条重 力由于前后塔位高差对其影响较大，一般应取垂直档距较大一侧 的线条重力。即：按塔位实际情况，一般应取大于50%垂直档距 的线条重力。 （3)双回路杆塔如无特殊要求，一般不考虑单边导线、地线先 架设的情况；双回路及以上的杆塔，导线分期架设往往会在施工时 更杆塔受到较大的扭矩。为了尽可能减小施工荷载的影响，一般 只有当实际工程需要分期架设时，才考虑分期架设的荷载组合。 (4)导线、地线的过牵引、施工误差和初伸长引起的张力增大 系数应由电气专业根据导线、地线的特性确定。 (5)水平和接近水平的杆件，单独校验承受1000N.人重荷载： 而不与其他荷载组合，是参照国外的设计经验和国内部分设计单 位的实践经验。一般可将与水平面夹角不大于30度的杆件视为 接近水平的杆件。如果某些杆件不考虑上人，应在设计文件中说 ·137·

明。校验时，可将1000N作为集中荷载，杆件视为简支巢，其跨距 取杆件的水平投影长度，杆件应力应不大于材料的强度设计值。 10.0.15，本条是根据以往实际工程设计经验确定的。 10.0.16阵风在高度方向的差异对曲线型铁塔斜材产生的不利 影响，也称埃菲尔效应。 10.0.18圆管构件在以往的工程中曾出现过激振现象，有的振动 已引起杆件的破坏。虽然目前要精确地计算振动力尚有困难，有 些参数不容易得到，一般可参照现行国家标准《高耸结构设计规 范》GB50135的有关规定。 10.0.19导地线风荷载计算公式中风压调整系数βe，是考患特高 压线路因绝缘子串较长、子导线多，有发生动力放大作用的可能， 且随风速增大而增大。此外，近年来500kV线路事故频率较高， 适当提高导地线荷载对降低线路的倒塔事故率也有一定帮助。但 对于电线本身的张力弧垂计算、风偏角计算和其他电压等级线路 的荷载计算都不必考虑β，即取β=1.0。 通过对各国风偏间隙校验用风压不均匀系数的分析，参照其 中反映风压不均匀系数随档距变化规律的德国和日本系数曲线： 结合我国运行经验，提出了风压不均勾系数的取值要求，即校验杆 塔电气间隙时，档距不大于200m取0.8，档距不小于550m时取 0.61，档距在200m~550m之间风压不均匀系数α按下式计算：

便于设计，对一般高度的杆塔在全高度内采用单一系数。总高度 超过60m的杆塔，特别是较高的大跨越杆塔，其β宜采用由下而 上逐段增大的数值，可以参照现行国家标准《建筑结构荷载规范》 GB50009的有关规定确定；对宽度较大或迎风面积增加较大的计 算段（如横担、微波天线等）应给予适当加大。士660kV单回路杆 塔可参考表36取值，参照了士660kV宁东至山东直流输电线路 工程取值，并做了局部调整，

表36土660kV单同路杆搭风荷载调整系数6

当考虑杆件相互遮挡影响时，可按现行国家标准《建筑结构荷 载规范》GB50009的规定计算受风面积A， 对基础的β值是参考化工塔架的设计经验，取对杆塔效应的 50%，即βa=（β落一1)/2十1，考虑到使用上方便，取对60m以下 杆塔为1.0；对60m及以上杆塔为1.3。 10.0.23计算公式是根据我国电力部门设计经验确定的。 以上导地线风荷载计算公式、杆塔风荷载计算公式和绝缘子 串风荷载计算公式中均有系数B，B为覆冰工况时，风荷载的增大 系数，仅仅用于计算覆冰风荷载之用，计算其他工况的风荷载时， 不考虑系数B。 10.0.24本条参考现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009—2001第7.2.1条文。 表10.0.24中风压高度变化系数，，按下列公式计算得出：

险= 1.379 ()

武中：Z对地高度（m）

栓在输电塔上应用还不多，螺栓的强度越高，硬度越高、脆性越大， 尤其是氢脆的可能性就越大，在满足强度要求的前提下，应特别注 意螺栓的塑性性能必须符合GB/T3098的规定。 11.1.5各性能等级螺栓的材料必须满足最小抗拉应力f。、最小 届服应力及一定的硬度值HR。例如现行国家标准《紧固件机 械性能螺栓、螺钉和螺柱》GB/T3098.1中的4.8级螺栓：f。= 400N/mm、f,=320N/mm和HR=70/95；5.8级螺栓：f.= 500N/mm²、f,=400N/mm²和HR=83/95；6.8级螺栓：f.= 600N/mm、f，=480N/mm²和HR=89/99等。它们的保证应力 分别是310N/mm²、380N/mm和440N/mm。按照现行国家标 准《紧固件机械性能螺栓、螺钉和螺柱》GB/T3098.1的规定， 螺栓的直径暂按照不大于39mm考虑，直径大于39mm的螺栓可 参照采用。 本标准的杆塔构件连接螺栓的强度设计值是以上述标准为基 础，并参照国内外的使用经验和试验结果提出的。 钢材设计值参考现行国家标准《钢结构设计规范》GE 50017—2003

11.2.1~11.2.3这3条根据现行国家标准《建筑结构可靠度设 计统一标准》GB50068确定。 11.2.4承载力极限状态设计表达式是根据现行国家标准《建筑 结构可靠度设计统一标准》规定的有关原则确定的。其中的荷载 效应分项系数c、G和抗力分基系数以及组合值系数等的 取值不仅与原电力标准规定的安全度有关，而且与可靠指标β有 关。在荷载标准已经确定的情况下，条文中所规定的各种系数值 是不能随意改变的。 荷载标准值是指在杆塔结构的使用期间，在通常情况下可能 出现的最大荷载平均值。由于荷载本身具有随机性，因而使用期

间的最大荷载也是随机变量，原则上应用其统计分布来描述。但 是，鉴于目前的实际情况，除了风荷载有较详细的统计资料外，其 他的荷载只能根据工程实践经验，通过分析判断后，规定一个公称 值作为其标准值。荷载设计值是用其标准值乘以相应的荷载裁分项 系数之后的数值。 构件抗力分项系数一般是包含在构件的材料强度设计值 (或者抗力设计值)之中，即材料强度设计值是由其标准值除以抗 力分项系数后得出的。材料强度设计值于和标准值于一般都 能在有关的国家标准中找到。当材料的和子值确定之后，抗力 分项系数也就可以通过计算确定。例如Q235钢，=1.087； 其他钢，=1.111。一般混凝土的平均值为1.354.* 在标准编制中，根据原电力规程的安全系数和容许应力与材 料的强度标准值和设计值之间的上述关系，采用“校准法”来进行 换算和比较结果表明，本标准中所采用的各项系数是能够满足原 电力规程的安全水平的（在对悬垂型杆塔的比较时，其中的和 7G所占比例是采用加权平均的计算方法，对于耐张型杆塔，则略 去的影响）。 11.2.5与正常使用极限状态有关的荷载效应是根据荷载标准值 确定的。 11.2.6本条是根据现行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB 50191和《电力设施抗震设计规范》GB50260的有关规定和线路 杆塔结构的特点制定的。SGs为永久荷载代表值，按照现行国家标 准《建筑抗震设计规范》GB50011确定。 11.2.7杆塔挑度由荷载、施工和长期运行等原因产生，而从设计 上只能控制由荷载引起的挑度值。计算挠度限值的确定原则是使 常用的杆塔结构尺寸在荷载的长期效应组合作用下一般能满足 要求。 11.2.8本条是按我国杆塔设计经验并参照美国标准 ASCE10一97确定的。实际工程中塔身斜材长细比的较大时，由

验确定。 杆塔的变形和杆塔结构型式、转角度数、地基情况、导线型号 以及张力大小等有关，而加工因素和施工过程也会对杆塔的变形 产生影。

13对地距离及交叉跨越

13对地距离及交叉跨越

13.0.1导线最大弧垂计算。导线与地面、建筑物、树木、铁路、道 路、河流、管道、索道及各种架空线路的垂直距离，以往设计标准是 按最高气温或覆冰情况求得的最大弧垂来计算。在制订过程中， 有些单位提出是否可按导线允许温度来计算弧垂，理由是：第一， 目前电力系统负荷较重，导线有过热现象，应予考虑；第二，国际上 许多国家也是按导线允许温度设计的。对上述意见，经过研究认 为，最大弧垂的计算条件和间隔距离要求是相对应的，其决定了杆 塔的高度。多年来，按以往规程设计的线路，在对地距离和交叉跨 越方面，运行情况是好的。如果现在改为按导线允许温度来设计， 势必抬高了标准，增加了基建投资。 (1)一般情况下，导线截面是按经济电流密度选择的，常年运 行时导线温度不高，只在系统事故线路短期过载运行时导线温度 才能达最大运行温度。因此，导线与地面、建筑物、树木、铁路、道 路、河流、管道、索道及各种架空线路的垂直距离按运行情况下最 高气温或覆冰情况求得的最大弧垂来计算，而不是按导线允许温 度来计算弧垂是合适的。 (2)提高导线允许温度到80℃C时，按经济电流密度选择导线 的线路，应按50℃弧垂校验限距。 计算表明导线40℃～50℃弧垂差>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70C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，对一般的平地档距，可以期望获得与现行标准相似的良好 配合和运行效果。 据IEEE1980年No.2的论文介绍，美国BPA公司也是按 ·148·

50C导线弧垂做定位设计。 (3)重覆冰区的线路，由于严重的冰过载或不均匀覆冰和验算 覆冰使导线弧垂增大，对跨越物或地面的间距减小，造成人身触电 伤亡，导线烧伤、线路跳闸等事故。如贵州六水线、水盘线，云南的 以东线、羊盘线、五镇线，湖南的双道线等，均发生过这类事故。为 此，本条补充规定了对重覆冰区的线路，还应计算导线不均勾覆冰 和验算覆冰情况下的弧垂增大。 (4)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，概括起来可分为：测绘误差，定 位误差和施工误差三种情况。如果再细分一下，测绘误差又包含 有断面测量和制图展点两种误差。定位误差有模板刻制和图纸上 排杆位两方面的问题。施工误差则是由于工艺水平关系必然存在 的一种实际情况，是由于划印压接不准，耐张绝缘子串量度不准， 以及温度计指示的气温数值不能代表导线的温度等原因产生的。 因此，杆塔定位时必须考虑“导线弧垂误差裕度”。该值视档距大 小，地形条件，断面图比例尺大小而定。一般情况下，可根据线路 电压等级确定。500kV及以上线路不宜小于0.8m，大跨越尚应 适当增加。 （5)大跨越的导线，其截面往往是按发热条件确定的。导线允 许温度远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、道 路、河流、管道、索道及各种架空线路的距离，应按导线实际能够达 到的最高温度计算最大弧垂。 (6)根据2008年1月我国南方地区发生冰灾事故的经验，对 特殊区段线路：如大跨越线路、跨越主干铁路、高速公路等重要设

的地面合成电场达到药15kV/m，暂态电击更强烈，具有刺通感。 随着电场增加，暂态电击程度也增加。为了防止人在民房所在地 打伞时出现较强的暂态电击，民房所在地面的合成电场应不超过 15kV/m（对应于湿导线）。由于合成电场不好计算，而以合成电 场对应的标称电场作为限值，便于设计，所以对应葛上直流线路采 用的导线为4×300mm，取导线对地最小距离为12.5m，晴天 11kV/m(或雨天15kV/m）地面合成电场对应的标称电场约为 3kV/m。所以原导则对应当时的设计条件，取邻近民房的地面标 称场强限值为3kV/m是合适的。 可直流输电线路的合成电场与标称电场之间的量值关系与 所采用的导线有关。如果导线电压、导线分裂数、分裂间距和导 线对地距离一样，子导线直径越大，导线表面电场越小，空间电 荷产生的电场在合成场强中占有的比例就较小，地面的合成电 场也越小。当在以后的直流工程中，导线为4mm×720mm，导 线对地距离为12.5m时，地面标称电场为3kV/m时，对应的合 成电场只有4.5kV/m～7kV/m，比葛上直流的合成场11kV/m （或雨天15kV/m)小很多。所以，对采用不同导线的直流线路， 都采用同一量值的标称电场作为限值，并不能反映实际合成场 的情况。对人的影响实际上是合成场强，标称场强只是合成场 强的一部分，因此，直流输电线路的电场对人的影响原则应以合 成电场衡量。 从苏联的规定和我国直流线路运行经验看，直流线路临近民 房时，地面合成场强不需小于10。同时我国为慎重确定直流线路 临近民房所在地面的合成电场的限值，在2005年7月，中国电力 科学研究院会同湖北超高压局武汉分局，组织了老中青男女人员： 在直流输电线路下进行了感受试验。试验中人处在的地面合成场 强的范围为6.1kV/m~15.1kV/m。人体试验方式为：人触摸接 地金属、人打伞触摸金属柄和人触摸架设在空中对地绝缘的13m 长金属线时的感受。感受结果为：①穿普通鞋的人触摸接地金属 151·

体时无感觉；穿电工绝缘鞋的人触摸接地金属体时，在15kV/m 的场强下时有明显但轻微的暂态电击感觉，在小于12kV/m的场 强下无感觉。②人触摸架设在空中对地绝缘的13m长金属线时 无感觉。(3)人打伞融模金属柄，在地面合成电场小于9.6kV/m 时，无感觉；在地面合成电场为11kV/m～13kV/m时，有明显但 轻微的暂态电击感觉：在地面合成电场为14.6kV/m~15.1kV/m 时，放电很明显，放电声较大，有明显刺痛感，与人在干燥的地板上 走动后再触摸水龙头的感觉类似。同时这与葛上直流工程时所做 的感受试验一致。 目前在国家环保总局组织的专家评审中，经过多方分析讨论， 专家认为应充分考减少电击对人造成的不适或不快感，按80% 测量值不超过15kV/m考虑，这样符合一般合格评定的规则，与 无线电扰限值的意义也一致。本标准接受了专家的意见，修改 合成场强为以25kV/m（晴天）作为邻近民房的最大合成场强，同 时满足80%测量值不超过15kV/m为控制指标。最大离子流密 度限值晴天不超过100nA/m，雨天不超过150nA/m。 关于80%值和50%值，假设测量数据为100组，将测量结果 照由小到大的顺序排列，第81（或51)个数值，即80%（或50% 测量值，此时小于或等于15kV/m为满足要求。对于因80%和 50%的差距可能带来的间题，建议在监测方法中以规定风向和更 小的风速来解决。 （3）对地最小间距离： 直流输电线路导线对地面的距离除要考虑正常的绝缘水平 外，还要考虑静电场强、合成场强的影响。线路设计中采用的各科 对地及交叉跨越间隙值，按其取值原则，可分为三大类： 1）由电场强度决定的距离； 2)由电气绝缘强度决定的距离： 3)由其他因素决定的距离。 第三类距离主要是为避免输电线路与其他部门设施之间的 ·152·

影响，如车辆行驶时电力线杆塔对司机视线的阻挡、电力线倒塔 时对其他设施造成危害等，在现行线路设计规程中，其取值大多 与电压等级无关，相关部门亦已认可，故基本上沿用规程的值。 个别与电压等级相关的距离，按各电压等级取值的级差递增 取值。 1）居民区、非居民区最小对地距离取值： 直流输电线路导线对地面的距离主要由电场效应决定，按公 众及交通工具可能到达的频繁程度分类的。在不同的分类场所， 有不同的场强要求和标准，还应注意到人们在线路走廊内从事农 业劳动时，在各个地方停留的机会是均等的，不可能全部集中在高 场强的地方。在考虑输电线下最大场强限值时应综合考虑最大地 面场强出现的概率、设计时对地距离的裕度等因素。 对手一股直流架空电线下地面处电场强度、离子流密度的 控制值可参照特高压取值。我国直流特高压架空输电线下地面处 电场强度、离子流密度控制值取值如下： ①对于一般非居民地区（如跨越农田），合成场强限定在雨天 36kV/m，晴天30kV/m，离子流密度限定在雨天150nA/m，晴天 100nA/m; ②对于居民区，合成场强限定在雨天30kV/m，晴天25kV/m， 离子流密度限定在雨天100nA/m，晴天80nA/m； ③对于人烟稀少的非农业耕作地区，合成场强限定在雨天 42kV/m，晴天35kV/m，离子流密度限定在雨天180nA/m，晴天 150n.A/m 目前我国已建士500kV直流线路采用的导线型号为4×300 （葛上直流）、4×400（天产直流）、4×720三常直流、费厂直流、三 广直流、荆枫（三沪二回)同塔双回路等）、4X900（溪洛渡至广东同 塔双回路）四种，如采用4×500或4×630，对地距离可取12.5m 和11.5m中间值12m，此时地面合成场强和离子流密度是满足要 求的，具体见表37。

表37+500kV线路导线最小对地高度（m

同塔双回路采用十一/一十极性布置。 士500kV同塔双回直流线路极导线最小对地高度不比单回 直流线路的高。考虑当士500kV同塔双回直流线路中的一回线 路发生故障时，另一回线路产生的地面合成电场也应满足限值要 求，因此士500kV同塔双回直流线路极导线对地最小高度取值与 单回线路的相同。 对于相同导线布置，与4×720mm导线方案相比，4×900mm² 导线方案的地面合成场强减小，而标称场强有所增大。考虑直流线 路对人的影响实际上是合成场强，标称场强只是合成场强的一部 分，因此，直流输电线路的电场对人的影响原则应以合成电场衡量。 溪洛渡右岸电站送电广东士500kV同塔双回直流输电线路 工程在设计时，按导线排列方式（十一/一十），对4X900mm导线 方案的地面电场进行了计算。对于非居民区，对地11m时，地面 合成电场即可满足限值要求，考虑一定裕度，工程非居民区最小对 地距离仍建议取11.5m。对于居民区，对地距离取14.5m时即可 满足场强要求，考虑一定裕度，仍建议取值15m。 电科院对土660kV线路的6×630mm*和4×1000mm²两种导 线方案，在不同海拨下，极间距分别取18m和20m时的导线最小 对地高度进行了计算，结果见表38

表38土660kV单回线路导线最小对地高意计算结果（m）

麦39士660kV线路导凝最小对地跑离【m】

当海拔高度超过1000m，每增加1000m海拨高度，线路对地 距离增加6%的距离；当线路经过灰尘严重地区时，线路对地距离 还需至少增加1m。 2)导线对山坡、峭壁、岩石的距离： 对车辆不能达到的地区如山坡、鞘壁、岩石等，该类地区的超 高压线路最小对地距离的确定是取人、畜及携带物总高加上操作 过电压间隙和裕度。我国现行的线路设计技术标准中，500kV和 750kV线路，人、畜及携带物总高按3.5m考虑、裕度按2.0m 考虑。 葛上土500kV直流导线对步行可到达的山坡和步行不能到

达的山坡、岩石的最小净空距离是根据泰西蒙公司根据美国电气 安全规程规范提供的计算结果，并结合我国交流500kV线路的规 定而确定的。葛上直流运行多年，无不良反映。后面所建直流工 程取值同葛上直流都是一致的。即为：对于步行可达到的山坡，导 线风偏后的净空距离按操作过电压间隙3m，加人、畜及携带物总 高接3.5m、加裕度2.0m，为8.5m，推存取9m；对于步行不可达到 的山坡、峭壁、岩石，仅考虑操作过电压间隙和人鞭高度，导线风偏 后的净空距离推荐6.5m。 土660kV直流输电线路仍按此原则考虑，对于步行可达到 的山坡，导线风偏后的净空距离按操作过电压间隙5m，加人、畜 及携带物总高按3.5m、加裕度2.0m，为10.5m，推荐取11m；对 于步行不可达到的山坡、峭壁、岩石，导线风偏后的净空距离推 荐8.5m。 在工程中应适当考虑海拔、湿度、污移对地面合成场强造成 的影响，并修改对地最小距离。 13.0.3本条为强制性条文，必须严格执行。地面电场强度影响 静电放电强度，造成电击二次伤害。说明如下： 用于控制无线电扰水平，超出会影响电信接收设备的信号 电平，导致电台信号、导航信号无法正常接收，影响公共安全。 线路临近民房，海拨高度小于1000m时，民房所在地面湿导 线情况下未畸变合成电场应不超过15kV/m。 超过此限值，输电线路放电很明显、放电声音较大，对人并有 明显的刺痛感。根据国家环保总局组织的专家评审，应充分考虑 或少电击对人造成的不道或不快感，以25kV/m（晴大)作为近 民房的最大合成场强，同时满足80%测量值不超过15kV/m作为 控制标准。 13.0.4本条说明如下： （1）导线与建筑物之间的最小垂直距离： 直流线路不应跨越经常住人或屋项为燃烧材料的建筑物，对 ·156·

于非长期佳人的耐火屋项的建筑物，在取得有关方面同意时可以 跨越。导线与建筑物之间的最小垂直距离，可采用交通困难地区 的标准。士500kV线路在交通困难地区对地距离的基础上 (8.5m)建议再增加0.5m，取9.0m。 土660kV直流输电线路在交通困难地区，按操作过电压间隙 控制的距离为10.5m；按电场效应即静电场强限定在20kV/m，合 成场强限定在雨天45kV/m，晴天35kV/m，则V.串情况下，0海 拨下对地距离分别约需11.5m、12.3m、12.2m，考虑海拨修正后 推荐取13.5m。士660kV线路在交通困难地区对地距离的基础 上(13.5m)增加0.5m后，取14.0m。 若所跨越的建筑物为非长期住人建筑，尚需满足房屋所在位 置地面处湿导线合成场强15kV/m控制要求。 （2）导线在最大计算风偏时对建筑物的最小净空距离： 国内交流500kV.及750kV.最大风偏时净距按跨越建筑物时 的垂直距离减去0.5m，导线在最大计算风偏时对建筑物的最小净 空距离基本与交通困难地区的标准的对地标准相近。考患导线的 最大计算风偏仅是短时性的，导线在最大计算风偏时对建筑物的 最小净空距离，可采用交通困难地区的标准。因此，士500kV线 路在导线在最大计算风偏时对建筑物的最小净空距离取8.5m； 土660kV线路取为13.5m。 对城市多层建筑或规划建筑，该距离为水平距离。 (3)边导线与不在规划范围内城市建筑物之间的水平距离： 该项距离实质上是指对不在规划范围内城市建筑物，即使电 场强度、净空距满足要求，也不允许跨越。在无风情况下，边导线 需对其保持一定的水平间隔。在交流500kV标准编制时，该数值 为导线最大风偏时至各建筑物最小净空距离的一半后取整。参考 现行国家标准《110kV～750kV架空输电线路设计规范》GB 50545—2010的规定：500kV取值5m，750kV线路取为6.0m。 土500kV直线线路取值5m，土660kV直流线路按750kV交流线 157，

路增加0.5m后，取值6.5m。 （4）重冰区房屋拆迁： 根据重冰区运行经验，当线路自然化冰或电流融冰时，冰块落 下常会打坏民房，对人身安全也带来威胁，给运行单位增添许多麻 烦。因此，新建重冰区线路要求尽量不跨越民房，当无法避免时， 应在线路施工时予以拆迁。 13.0.5.直流线路通过林区，导线与树木之间的交叉跨越距离： 随着社会环保意识的不断加强，直流线路在跨越林木、植被覆 盖等方面，应采取高跨和砍伐相结合，更好地保护生态环境。 观察发现，植物和动物对线路下的电场有很大的适应能力。 线路走廊中生长的农作物，受电场的刺激，一般生长的高大，果实 数量与无电场作用地区没有差别，甚至还有所提高。8kV/m～ 12kV/m线路下生长的果树，受电场的作用使果实的质量提高。 线路下和附近的乔木超过一定高度，树木端部会出现烧伤，测量表 明，引起植物端部烧伤的电场强度在20kV/m以上，这种现象与 电压等级并没有直接关系，美国、苏联等国家均在500、750（765） kV线路走廊内观察到类似的植物端部烧伤的现象。 (1)导线与林区树木之间的垂直距离： 与树木的最小垂距，我国500kV线路目前采用的数值大部分 地区为7.5m：华北地区多为7m；广东地区多为6.5m。线路与树 木的净空距离，大部分地区7m；华北、广东为6.5m。线路与果树、 经济作物的距离，大部分地区6.5m，华北8.5m，广东6m。 加拿大安大略水电局《输电线路设计标准》规定：在导线最大 弧垂或最大风偏时，导线与树木的任一部分之间的最小距离，对 345kV和500kV线路为4m~6m。 苏联规定：在公园、自然保护区、绿化区、居民点四周、贵重林 区，水域、铁路和公路的防护林带的线路通道宽度应按导线最大偏 斜时到树冠的距离来确定。对330kV～500kV线路，水平距离不 小于5m；750kV线路，水平距离不小于6m；1150kV和士750kV 8

线路，水平距离不小于8m。 日本《架空送电规程》规定，500kV与植物的最小垂直距离为 7.28m。 考虑树木超高生长，若不能及时砍伐可能导致对地放电，导线 与林区树木之间的垂直距离需有较大的裕度。110kV～330kV线 路一般取为最大过电压间隙加上约3m的裕度，早期500kV线路 最大过电压间为3.8m，按此计算并归整应为7m，在建设过程 中，各地实际取值为6.5m～7.5m，现行规程统为在导线最大弧 垂或最大风偏时，导线与树木（包括果树、经济作物林、城市行道树 等）的最小距离为7m。750kV线路按最大过电压间隙加上3.5m 裕度，取为8.5m。 1000kV线路按中相最大过电压间隙7m加上3.5m裕度，取 为10.5m时，校核电场强度大于20kV/m，容易引起树木端部烧 伤，因此按场强20kV/m以下控制进行校核，1000kV线路导线对 树木最小垂直距离建议取值14m。 因此，土500kV直流线路导线对树木最小垂直距离取7m； 土660kV线路导线对树木最小垂直距离按静电场强27kV/m，合 成场强雨天60kV/m，晴天52kV/m取值，对树木最小垂直距离取 10.5m。 （2)导线最大风偏时与公园、绿化区、防护林带树木之间的净 空距离： 考虑最大风偏的短时性，110kV~330kV线路均在上述垂直 距离的基础上减少0.5m，但我国现行《电力设施保护条例实施细 则》中，对500kV级已规定净空距离采用与垂直距离相同的值，现 行设计规程亦采用此原则。依此，土500kV、士660kV直流线路的 该项距离分别取7m、10.5m。 (3)导线与果树、经济作物、城市绿化灌木及街道树之间的重 直距离： 该类树木超高生长的可能性很少，但考患该类树木人接触的

机会较多，且大多采用跨越方案，故应在跨越一般树木的取值基础 上适当增加增加1.5m安全裕度。 士500kV直流线路参照原规定取7m，考虑1.5m的裕度取 8.5m；士660kV直流线路按与一般树木最小垂直距离10.5m，考 虑1.5m的裕度取12.0m。 13.0.6本条文是按架空输电线路与弱电线路接近和交叉装置规 程中有关规定而编制的。 13.0.7根据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的要 求，作了些补充和修改。 (1)关于输电线路与易燃易爆场所的防火间距，不应小于杆塔 高度加3m； (2)散发可燃气体的甲类生产厂房如与明火接近，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，参照现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的要 求，补充规定了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30m； （3)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 标准。 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，可参照有关专业标准或 与有关单位协商解决。 13.0.8本条第1款为强制性条文，必须严格执行。说明如下： 直流线路与110kV及以上输电线路的交叉角应大于15°；线 路跨越铁路时，交叉角不应小于45°，困难情况下双方协商确定， 但不得小于30°。般情况下，不应在铁路车站出站信号机以内 跨越。走廊内受静电感应可能带电的金属物应予以接地。 输电线路对各种交叉跨越物的距离，其取值原则由电场强度 ·160

电气绝缘间隙以及其他因索决定。输电线路与交叉跨越物的水平 距离主要是为了避免输电线路对其他部门设施产生影响，如车辆 行驶时电力线杆塔对司机视线的阻挡、电力线倒塔时对其他设施 造成危害等。在现行线路设计规程中，其取值大多与电压等级无 关，相关部门亦已认可，个别与电压等级相关的距离，按各电压等 级取值的级差递增取值。 (1)导线对公路交叉跨越距离。 1)导线对公路路面的最小垂直距离： 我国在第一批500kV线路设计时，控制地面场强小于9kV/m， 线下大型车辆感应的短路电流不超过5mA电流的。考虑以后车 辆尺寸还可能增大，以及降低电击的影响，我国500kV线路跨越 公路的场强标准控制在7kV/m。苏联的场强限值较高，场强标准 控制在10kV/m，但规定交叉公路处不允许运输车辆停留。美国 则是控制人接触线下大型车辆时，通过人体的放电电流不超过 5mA。考虑我国的实际情况，很难限制运输车辆不在线下附近停 留.故仍维持7kV/m的场强限值。

表40各对公路路面量小垂直距离

直流输电线路跨越公路时导线对公路路面的距离，按照居民 区标准执行。土500线路导线对公路路面的距离原规定为2级及 以上公路16m，其他公路14m，现建议统一取为16m，士660线路 导线对公路路面的距离为18m。 因为直流输电线路最大负荷仅为额定负荷的110%，导线最 大弧垂可按士70℃或按实际可能到达的温度计算。 2)交叉公路的最小水平距离： 在开阔地区，线路交叉一级及以下公路时，铁塔基础外缘至路 基边缘的最小水平距离（原规程）对电压等级110kV～500kV线 路均为8m，750kV线路取10m。1000kV及土800kV特高压线路 建议取值15m。因此，士500kV直流输电线路建议取8m， 士660kV单回直流输电线路，建议取15m。交叉高速公路时，最新 公路法要求已大为提高，如广东、湖潮北等地要求80m。因此，直流 线路铁塔基础外缘至高速公路隔离栏的最小水平距离与公路部门 协商，按协议要求取值。 3)与公路平行的水平距离： 在开阔地区，当线路与公路平行接近时，电力线对公路的水平 距离应不小于最高杆塔高度。 在路径受限制地区，最小水平距离一般随电压等级升高而适 当增大（现行规程），500kV交流线路边导线至路基边缘最小水平 距离取8m，750kV线路边取10m，士800kV特高压直流线路取值 为12m，1000kV特高压线路边导线至路基边缘最小水平距离 取15m。 建议土500kV直流输电线路取8m；为确保对行人及车辆的 安全，士660kV单回直流输电线路极距V串在18m～20m时，推 荐取10.5m。该距离下，路基边缘最大场强满足居民区的要求。 （2）导线对铁路交叉跨越距离。 1)导线至铁路轨顶的垂直距离： 国外及我国500kV以上线路的规定见表41： 162·

考虑我国的实际情况，士660kV线路至标雅轨距铁路轨的 最小垂直距离参照跨越公路即居民区的要求，即静电场强限定在 12kV/m，合成场强限定在雨天30kV/m，晴天25kV/m，离子流密 度限定在雨天100nA/m，晴天80nA/m。导线对标准轨距铁路 轨顶的距离取18m。 导线至窄轨铁路轨顶的最小垂直距离比标准轨铁路可减少。 些，我国现行线路设计规程中，一般均减少1m。士660kV线路也 按标轨减少1m取值，即取17m。 跨越电气化铁路时，考虑其等级及重要性较高，500kV线路 的规定，导线至轨顶的最小垂直距离一般要求比非电气化铁路大 一些，该项距离比标准轨铁路增加取2m。但土660kV直流线路 跨越铁路时的对地距离由地面场强控制，最大电气间隙已有足够 的安全裕度，因此不另外增加安全距离。 因此，参照现有规定，士500kV直流线路对铁路轨顶的垂直 距离统一取16m；士660kV对铁路轨顶的垂直距离建议统一 取18m。 2)导线至电气化铁路承力索或接触线的垂直距离： 直流线路导线跨越电气化铁路承力索或接触线的垂直距离可 按最大电气间隙控制，并考虑裕度。土660kV线路按此原则控

制，操作过电压间隙取5m，裕度取3m，导线跨越电气化铁路承力 索和接触线的垂直距离取8m。 对于铁路承力索或接触线的塔顶最小垂直距离，为减少登杆 维修人员受到的静电感应影响，降低杆塔顶的场强，需适当增大导 线至塔顶间距。 计算各电场强度下，土660kV直流线路导线至电气化铁路承 力索或接触线杆塔顶的垂直距离，见表42

660k 接能线杆谐顶的距离计算

对接触网塔 顶的场强按静电场强22kV/m，合成场强雨天 50kV/m晴天42kV/m控制，士660kV单回线路导线至电气化铁 路承力索和接触线杆塔顶的垂直距离取12.5m。 土500kV线路按此原则控制，操作过电压间隙取3m，裕度取 3m，导线跨越电气化铁路承力索和接触线的垂直距离应取6m。 建议土500kV线路与其他电压等级跨越距离取值原则一致，跨越 电气化铁路承力索和接触线垂直距离由原来的7.6m（网）和8.5m (杆顶）修改为6m(网）和8.5m(杆顶）。 3)交叉铁路的最小水平距离： 铁道部铁建设函(2009]327号文规定，线路交叉跨越铁路时， ·164

杆塔外缘至轨道中心水平距离不应小于塔高加3：1m当无法 满足此要求时，可适当减小距离。交叉铁路时，铁塔基础外缘至 轨道中心的最小水平距离原规程各级电压均为：30m但交流 1000kV和直流士800kV特高压线路因电压等级较高，为提高安 全运行可靠性建议最小水平距离提高到40m或按协议要求 取值。 因此，推荐士500kV直流线路也依照原规程取值为30m， 土660kV直流线路交叉铁路的最小水平距离取中间值35m或按 协议要求取值。 4)与铁路平行的水平距离： 铁道部铁建设函(2009)327号文规定，线路与铁路平行接近 时，杆塔外缘至轨道中心的水平距离不小于塔高加3.1m，困难时 协商确定。 在路径受限制地段，应当控制直流线路与铁路的平行距离和 长度，并对每一交叉段和接近段进行验算，以确定对铁路通信、信 号和闭锁装置的干扰和危险影响。对电气化铁路，必须降低在铁 路接触网的导线和承力索上所感应的电压。在导线最大风偏情况 下，架空线路的边导线至接触网导线的距离应大于45m，至非电气 化铁路建筑物的距离应大于15m。 5）铁路其他规定： 铁道部铁建设函（20097327号文规定，特高压输电线路跨越 铁路处采取的加强措施： ①基本风速、基本覆冰重现期应按100年一遇设计； ②杆塔结构重要性系数应取1.1； ③跨越铁路时采用独立耐张段，跨越档导线、地线不得设有任 何接头：产 ④一般情况下，不应在铁路车站出站信号机以内跨越； ③跨越时，交叉角不应小于45，困难情况下双方协商确定： 但不得小于30°；

③为提高特高压线路的抗冰能力，跨越段应因地制宜，实行差 异化设计；覆冰区段，导线最大设计验算覆冰厚度应比同区域常规 线路增加10mm，地线设计验算覆冰厚度增加15mm； ①跨越段绝缘子串采用双挂点、双联“I"串或“V”串形式 ③导线最大弧垂温度按照相关国家标准执行，且不应小 于70℃; ③跨越铁路的特高压线路铁塔处应设置标志牌，标明以下信 息：电压等级、走廊宽度、轨顶的导线最低点高度、相对轨顶的设施 限高、安全绝缘距离等。 (3)对电车道的交叉跨越距离。 1)与电车道路面及接触网的最小垂直距离： 直流线路至电车道路面及接触网的最小垂直距离按照跨越电 气化铁路的要求取值。 2)交叉电车道的最小水平距离： 在开阔地区，铁塔基础外缘至路基边缘的最小水平距离（原规 程)对电压等级110kV~500kV均为8m，750kV线路取10m， 1000kV特高压交流线路和士800kV特高压直流线路暂建议取值 15m。因此，士500kV直流线路建议取值8m，士660kV单回直流 线路建议取值12m。 3)平行电车道的最小水平距离： 在开阔地区，当线路与轨道交通平行接近时，电力线对轨道交 通的水平距离应不小于最高杆塔高度。 在路径受限制地区，最小水平距离原规程一般随电压等级升 高而适当增大。士500kV直流输电线路取值8m；土660kV单回 直流输电线路，按V串布置，对地16m时，离线路中心25m35m 处，地面合成场强晴天为15kV/m～7kV/m，雨天为19kV/m~ 10kV/m，考虑士660kV单回直流输电线路杆塔根开在9m～ 16m，建议杆塔外缘至路基边缘最小水平距离取30m或按边导 线至路基边缘最小水平距离取18m，并在导线最大风偏情况下， .166·

导线至轨道交通最近构件的距离不小于15m，以确保对行人及 车辆的安全。 （4)导线对弱电线的交叉跨越距离。 1)导线对弱电线的最小垂直距离： 我国500kV线路对通信线路的最小垂直距离为8.5m， 土500kV直流输电线路仍参照此标准。 士660kV单回直流线路导线至弱电线的最小垂直距离可按 静电场强18kV/m，合成场强雨天42kV/m晴天35kV/m控制，暂 推荐取值14m，较交叉铁路接触网杆项的标准增加1.5m。 2)对弱电线的最小水平距离： 在开阔地区，原标准规定110kV～750kV线路与弱电线平行 接近时，线路边导线至弱电线的最小水平距离不小于平行地段线 路的最高杆塔高度。直流线路暂建议照此执行。 在路径走廊受限制地区，原规程规定边导线在最大风偏情况 下对弱电线的水平距离，500kV为8m，士500kV直流输电线路仍 参照此标准。 土800kV特高压直流线路对弱电线的最小水平距离，按与步 行可以到达的山坡最小距离取值相同，为12m。土660kV直流线 路仍按此标准取值，为11m。 （5）导线对电力线的交叉跨越距离。 : 1）对电力线路导（地)线的最小垂直距离： 我国标准规定与电力线交叉跨越应根据最高气温情况或覆冰 无风情况的最大弧垂进行校核。土800kV特高压直流线路跨越 电力线时，对导（地）线的最小垂直距离，按操作过电压间隙7.5m， 加上3m裕度，推荐取值为10.5m（实际工程校核时，需另考虑导 线动态范围）。 士660kV直流线路跨越电力线时仍按此标准取值，即对导 （地）线的最小垂直距离，按操作过电压间隙：5m，加上3m裕度，推 荐取8m

士500kV对跨越电力线垂直距离要求，建议与其他电压等级 对电力线跨越距离取值原则一致，跨越电力线垂直距离由原来的 7.6(8.5)m修改为6(8.5)m。 导线动态范围由设计根据实际跨越情况进行校核和预留，不 再另行考惠。 2)导线对电力线杆塔顶的垂直距离： 土500kV直流线路导线对电力线杆塔顶的垂直距离参照原 有规定，取8.5m。 士660kV单回直流线路导线对电力线杆塔顶的最小垂直距 离可取交叉铁路接触网杆项的标准及取值，暂推荐取值为12.5m。 3)对电力线的最小水平距离： 在开阔地区，线路电力线平行接近时，线路边导线至架空线边 线最小水平距离不小于平行地段线路的最高杆塔高度。 在路径受限制地区，边导线在最大风偏情况下对其他电力线 边线之间的水平距离，500kV级为13m，750kV为16m。1000kV 线路考虑相间过电压的差别，在750kV基础上增加4m，取为 20m。士800kV特高压直流线路导线在最大风偏情况下对其他电 力线边线之间的水平距离取为20m。 推荐土500kV直流线路取13m，土660kV单回直流线路导线 取为18m。 对相邻线路杆塔在导线最大风偏情况下的最小水平距离取最 大操作过电压间隙值，同时考虑杆塔在无风时上人检修，并留有适 当预度，暂按按步行可以到达山坡考虑，推荐士500kV直流线路 取8.5m，土660kV单回直流线路导线取11m。 （6)对特殊管道的交叉跨越距离。 1)对特殊管道的最小垂直距离： 特殊管道是架设在地面上输送易燃易爆物品的管道，导线对 此类管道的最小垂直距离，建议与跨越弱电线相同或按协议要求 取值。

对于直流线路，土500kV建议对管道与跨越弱电线相同 （8.5m)，取为9.0m或按协议要求取值，跨越索道可与跨越承力 索或接触线相同，取为6m。士660kV直流线路，建议对管道与跨 越弱电线相同，取为14m或按协议要求取值。跨越索道可与跨越 承力索或接触线相同，取为8m。 2)对特殊管道的最小水平距离： 苏联的超特高压线路与地上天然气管道、石油管道、石油产 品管道和载人索道交叉时的交叉角，建议尽可能采取90度。金 属管道和索道应该在同线路交叉的范围内接地，而当750kV及 以上架空线路同管道和索道平行架设和接近时，在架空线路两 侧距中心线各100m以内的地段也应该接地，接地电阻应不超 过252。 苏联的超特高压线路与地上管道、索道交叉或接近距离，见表 43，与地下管道、索道交叉或接近距离，见表44

表43苏联的超特高压线路与地上管道、需道交叉戴接近距惠

表44苏联的超特高压线路与地下管道、究道交叉或接近距离

防护区以外， 当直流超高压线路同地下管道接近时，应考虑对钢管道采取 保护措施，以防止由于地中电流引起的腐蚀。预防地下管道腐蚀 最有效的办法是采取阴极保护。 国内相关标准主要内容如下： 1)中华人民共和国国家标准《城镇燃气设计规范》GB 50028—93（2002年版）规定如下： 地下燃气管道与建、构筑物和相邻管道之间的水平净距，> 35kV电杆（塔）的基础之间的水平净距不小于5m。 地下燃气管道与交流电力线接地体的净距（m），220kV铁塔 或电杆接地体为10m。

地下液态液化石油气管道与建、构筑物和相邻管道之间的 水平净距，架空电力线（中心线）1倍杆高（考虑倒杆影响），且不 小于10m(考虑电力线路运行时对液化石油气管道感应电位的 影响）。 门站和储备站集中放散装置的放散管与站外建、构筑物的防 火间距，>380V架空电力线2.0倍杆高。 液化石油气供应基地全压力式、全冷冻式储罐与基地外建、构 筑物的防火间距，架空电力线（中心线）1.5倍杆高，但35kV以上 架空电力线应大于40m。 2)中华人民共和国国家标准《输油管道工程设计规范》GB 502532003规定如下： 当埋地输油管道与架空电力线路平行敷设时，其距离应符合 现行国家标准《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061及 现行国家标准《110kV～500kV架空送电线路设计技术规程》GB 50545一2010的规定。埋地液态液化石油气管道，其距离不应小 于上述标准中的规定外，且不应小于10m。 3)中华人民共和国国家标准《石油和天然气工程设计防火规 范》GB501832004规定如下： 石油天然气站场区域布置防火间距，35kV以上架空电力线 （中心线）1.5倍杆高，且应不小于30m（液化石油气和天然气凝液 站场应不小于40m）。 油气井与周围建（构)筑物、设施防火间距，35kV以上及以下 架空电力线（中心线）1.5倍杆高。 埋地集输管道与其他地下管道、通信电缆、电力系统的各种接 地装置等平行或交叉敷设时，其间距应符合现行国家标准《钢质管 道及储管腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定。 集输管道与架空输电线路平行敷设时，其安全距离应符合下 列要求： 管道埋地敷设时，其安全距离不应小于下表规定。

表45管道与备电压等级架空输电线路平行数设安全距离要求

注。1表中距高为边导般百管殖任何部分的水平重高

综合苏联及我国相关规定，对特殊管道的交叉跨越距离 土500kV直流线路参照原有规定，士660kV直流架空线路对管道 和索道交叉和接近距离规定如下： 在开阔地区，线路与特殊管道平行接近时，线路边导线至管道 任何部分的最小水平距离不小于平行地段线路的最高杆塔高度。 在路径受限制地区，边导线在最大风偏情况下对特殊管道的 水平距离，按步行可以到达山坡考虑并适当增加预度，取值 为:13m。 主660kV直流架空线路对管道和索道最小水平距离见表46。

表46土660kV直流架空线路对管道和索道量小水平距离

13.0.9重翼冰区线路交叉跨越距离校核

(1)鉴于重冰线路在长期运行中，冰凌过载情况是始终存在 的，所以，对于采用孤立档交越的重要被跨越物DB35／T 1844-2019 高速公路边坡工程监测技术规程，其安全间隙距离 需要按验算覆冰情况校验：

(2)对于一般被跨越物，当采用连续档交越时，其安全间隙距 离需按导线不均匀覆冰时情况进行校验，校验条件：跨越档内导线 覆有50%设计冰载，其余档无冰、无风、气温5℃； (3)覆冰期间人员经常活动场所系指冰冻期间尚有人经常来 往的道路，以及居民点附近冻期间居民经常到达地点，对这些地 区，其最小的安全间距规定见表47：

表47最小安全间距规定

生：（）内数值适用于双回： (4)当对重要被交越物采用非孤立档跨越时，除校验不均勾覆 冰时安全间隙距离外，还需按实际跨越情况校核邻档断线时的最 小安全闻隙距离： （5）当重覆冰线路跨越电力线、通信线、承力索和索道时，当被 跨越物档距较大，必要时，还需校验下面被跨越物脱冰跳跃时，瞬 间动态接近距离最小垂直间距。谢录章难化源 验算覆冰条件、导线不均匀覆冰情况下对被交叉跨越物的间 隐距离按操作过电压间隙校验。

3)《防洪标准》GB50201； 4)水土保持综合治理技术规范》GB/T16453.1~16453.6； 5）《开发建设项目水土保持方案技术规范》SL204

16.0.1巡线站的设置与否跟沿线交通条件关系很大，在交通方 便地区一般不需要设置巡线站。 16.0.2按以往的惯例运行管理部门确有此需要，故一直沿用至 今，根据近年来线路运行中发生的攀爬、触电事故，增加设置高压 危险、禁止攀爬杆塔和接近的标志，并增加“杆塔上固定标志的尺 寸、颜色和内容还应符合运行部门的要求”。 16.0.3根据现在的通信条件完全没有架设检修专用通信线路的 必要，对于大山、大森林或荒原等通信困难地段，也应采用适当的 先进通信手段而不宜架设专用通信线，宜根据现有运行条件配备 适当的通信设施，

GB／T 40721-2021 橡胶 摩擦性能的测定.pdf按现行行业标准《公路工程技术标准》JTGB01一2003定义 公路等级。