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±800kV直流架空输电线路设计规范[附条文说明]
1．0．1 为在±800kV直流架空输电线路(以下简称±800kV线路)设计中贯彻国家的基本建设方针和技术经济政策，做到安全可靠、先进适用、经济合理、资源节约、环境友好，制定本规范。
1．0．2 本规范适用于单回±800kV线路的设计。
1．0．3 ±800kV线路设计应从实际出发，结合地区特点，积极采用成熟的新技术、新材料、新工艺，推广采用节能、降耗、环保的先进技术和产品。
1．0．4 ±800kV线路设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2．1 术 语
2．1. 1 ±800kV直流架空输电线路 ±800kV DC overhead transmission line
标称电压为±800kV直流架空输电线路。
2．1．2 地面合成场强 total field strength above ground
由导线所带电荷产生的静电场和由空间电荷产生的电场合成的地面场强。
2．1．3 离子流密度 ion current density
在电场的作用下，空间电荷不断向地面移动，地面单位面积所接收到的电流称为离子流密度。
2．1．4 弱电线路 telecommunication line
泛指各种电信号通信线路。
2．1．5 轻、中、重冰区 light／medium／heavy icing area
设计覆冰厚度10mm及以下地区为轻冰区，设计冰厚大于10mm小于20mm地区为中冰区，20mm及以上地区为重冰区。
2．1．6 基本风速 reference wind speed
一般按当地空旷平坦地面上10m高度处10min时距，平均的年最大风速观测数据，经概率统计得出100年一遇最大值后确定的风速。
2．1．7 稀有风速、稀有覆冰 rare wind speed、rare ice thickness
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。
2．1．8 耐张段 section
两耐张杆塔间的线路部分。
2．1．9 平均运行张力 everyday tension
年平均气温情况下，弧垂最低点的导线或地线张力。
2．1．10 等值附盐密度 equivalent salt deposit density(ESDD)
溶解后具有与从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的自然沉积物溶解后相同电导率的氯化钠总量除以表面积，简称等值盐密。
2．1．11 不溶物密度 non-soluble deposit density(NSDD)
从给定绝缘子的绝缘体表面清洗的非可溶性残留物总量除以表面积，简称灰密。
2．1．12 轻、中、重污区 light／medium／heavy contamination area
地区等值盐密小于或等于0．05mg／cm2为轻污区，等值盐密为小于或等于0．08mg／cm2大于0．05mg／cm2为中污区，等值盐密小于或等于0．15mg／cm2大于0．08mg／cm2为重污区。
2．1．13 居民区 residential area
工业企业地区、港口、码头、火车站、城镇等人口密集区。
2．1．14 非居民区 non-residential area
居民区以外地区。
2．1．15 交通困难地区 difficult transport area
车辆、农业机械不能到达的地区。
2．1．16 间隙 electrical clearance
线路任何带电部分与接地部分的最小距离。
2．1．17 对地距离 ground clearance
在规定条件下，任何带电部分与地面之间的最小距离。
2．1. 18 保护角 shielding angle
通过地线的垂直平面与地线和被保护受雷击的外侧子导线的平面之间的夹角。
2．1．19 采动影响区 mining affected area
受矿产开采扰动影响的区域。
2．1．20 大跨越 large crossing
线路跨越通航大江河、湖泊或海峡等，因档距较大或铁塔较高，导线选型或铁塔设计需特殊考虑，且发生故障时严重影响航运或修复特别困难的耐张段。
2．2 符 号
2．2．1 作用与作用效应：
C——结构或构件的裂缝宽度或变形的规定限值；
ƒa——修正后的地基承载力特征值；
P——基础底面处的平均压应力设计值；
Pmax——基础底面边缘的最大压应力设计值；
R——结构构件的抗力设计值；
SEhk——水平地震作用标准值的效应；
SEQK——导、地线张力可变荷载的代表值效应；
SEVK——竖向地震作用标准值的效应；
SGE——永久荷载代表值的效应；
SGK——永久荷载标准值的效应；
SQiK——第i项可变荷载标准值的效应；
Swk——风荷载标准值的效应；
T——绝缘子承受的最大使用荷载、验算荷载、断线荷载、断联荷载或常年荷载；
TE——基础上拔或倾覆外力设计值；
Tmax——导、地线在弧垂最低点的最大张力；
TP——导、地线的拉断力；
TR——绝缘子的额定机械破坏负荷；
V——基准高度为10m的风速；
WI——绝缘子串风荷载标准值；
Wo——基准风压标准值；
WS——杆塔风荷载标准值；
WX——垂直于导线及地线方向的水平风荷载标准值；
γS——土的重度设计值；
γC——混凝土的重度设计值。
2．2．2 电工：
n——海拔1000m时每联绝缘子所需片数；
nH——高海拔下每串绝缘子所需片数；
U——系统标称电压；
Um——系统最高电压；
λ——爬电比距。
2．2．3 计算系数：
B1——导线、地线及绝缘子覆冰后风荷载增大系数；
B2——构件覆冰后风荷载增大系数；
Ka——空气间隙放电电压海拔修正系数；
Kc——导、地线的设计安全系数；
ki——悬垂绝缘子串系数；
KI——绝缘子机械强度的安全系数；
Ke——单片绝缘子的爬电距离有效系数；
m——海拔修正因子；
m1——特征指数；
α——风压不均匀系数；
βC——导线及地线风荷载调整系数；
βZ——杆塔风荷载调整系数；
μS——构件的体型系数；
μSC——导线或地线的体型系数；
μZ——风压高度变化系数；
ψ——可变荷载组合系数；
ψwE——抗震基本组合中的风荷载组合系数；
γo——杆塔结构重要性系数；
γEh——水平地震作用分项系数；
γEV——竖向地震作用分项系数；
γEQ——导、地线张力可变荷载的分项综合系数；
γf——基础的附加分项系数；
γG——永久荷载分项系数；
γQi——第i项可变荷载的分项系数；
γRE——承载力抗震调整系数；
γrf——地基承载力调整系数。
2．2．4 几何参数：
AI——绝缘子串承受风压面积计算值；
AS——构件承受风压投影面积计算值；
D——导线水平线间距离；
d——导线或地线的外径或覆冰时的计算外径；分裂导线取所有子导线外径的总和；
ƒc——导线最大弧垂；
H——海拔高度；
L——档距；
Lk——悬垂绝缘子串长度；
L01——单片绝缘子的几何爬电距离，或构件计算长度；
Lp——杆塔的水平档距；
LS——单片绝缘子的有效爬电距离；
S——导线与地线间的距离；
θ——风向与导线或地线方向之间的夹角；
γk——几何参数的标准值。
3．0．1 路径选择宜采用卫片、航片、全数字摄影测量系统和红外测量等新技术；在滑坡、泥石流、崩塌等不良地质发育地区，路径选择宜采用地质遥感技术；路径选择应综合考虑线路长度、地形地貌、地质、冰区、交通、施工、运行及地方规划等因素，进行多方案技术经济比较，做到安全可靠、环境友好、经济合理。
3．0．2 路径选择应避开军事设施、大型工矿企业等重要设施，并应符合城镇规划，当无法避开时应取得相关协议，必要时采取适当措施。
3．0．3 路径选择宜避开自然保护区、风景名胜区等，当无法避开时应做好评估、报批工作。
3．0．4 路径选择宜避开不良地质地带和采动影响区，宜避开重冰区、易舞动区及影响安全运行的其他地区，当无法避让时，应采取必要的措施。
3．0．5 路径选择应考虑线路与电台、机场、弱电线路等邻近设施的相互影响。
3．0．6 轻、中、重冰区的耐张段长度分别不宜大于10km、5km、3km。当耐张段长度较长时应采取防串倒措施。在高差或档距相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短。输电线路与主干铁路、高速公路交叉时，应采用独立耐张段。
3．0．7 路径选择宜靠近现有国道、省道、县道及乡镇公路，应充分利用现有的交通条件，方便施工和运行。
3．0．8 山区线路在选择路径和定位时，应避免出现杆塔两侧大小悬殊的档距，当无法避免时应采取必要的措施，提高安全度。
3．0．9 有大跨越的输电线路路径应结合跨越点，通过综合技术经济比较确定。
4．0．1 设计气象条件，应根据沿线气象资料的数理统计结果及附近已有线路的运行经验确定，基本风速、设计冰厚重现期应按100年考虑。
4．0．2 确定基本风速时，应按当地气象台、站10min时距平均的年最大风速为样本，并宜采用极值Ⅰ型分布作为概率模型。统计风速的高度应符合下列规定：
1 －般输电线路应取离地面10m。
2 大跨越应取离历年大风季节平均最低水位10m。
4．0．3 山区输电线路，宜采用统计分析和对比观测等方法，由邻近地区气象台、站的气象资料推算山区的基本风速，并结合实际运行经验确定。当无可靠资料时，宜将附近平原地区的统计值提高10％选用。
4．0．4 基本风速不宜低于27m／s，必要时还宜按稀有风速条件进行验算。
4．0．5 轻冰区宜按无冰、5mm、10mm设计，中冰区宜按15mm、20mm设计，重冰区宜按20mm、30mm、40mm、50mm等设计。必要时还宜按稀有覆冰条件进行验算。
4．0．6 地线设计冰厚，除无冰区段外，应较导线增加5mm。
4．0．7 设计时应加强对沿线已建线路设计、运行情况的调查，设计时应充分考虑微地形、微气象条件、导线易舞动地区等影响。
4．0．8 大跨越基本风速，当无可靠资料时，宜将附近陆上输电线路的风速统计值换算到跨越处历年大风季节平均最低水位以上10m处，并增加10％，然后考虑水面影响再增加10％后选用。大跨越基本风速不应低于相连接的陆上输电线路的基本风速。
4．0．9 大跨越设计冰厚，除无冰区段外，宜较附近－般输电线路的设计冰厚增加5mm。
4．0．10 设计用年平均气温，应按下列方法确定：
1 当地区年平均气温在3℃～17℃之内，应取与年平均气温值邻近的5的倍数值。
2 当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。
4．0．11 安装工况风速应采用10m／s，覆冰厚度应采用无冰，同时，气温宜符合下列规定：
1 最低气温为－40℃和－30℃的地区，宜采用－15℃。
2 最低气温为－20℃的地区，宜采用－10℃。
3 最低气温为－10℃的地区，宜采用－5℃。
4 最低气温为0℃的地区，宜采用5℃。
4．0．12 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的值大于或等于35m／s时，雷电过电压工况的风速宜取15m／s，否则宜取10m／s；校验导线与地线之间的距离时，风速应采用无风，覆冰厚度应采用无冰。
4．0．13 操作过电压工况的气温可采用年平均气温，风速宜取基本风速折算到导线平均高度处风速值的50％，但不宜低于15m／s，覆冰厚度应采用无冰。
4．0．14 带电作业工况的风速可采用10m／s，气温可采用15℃，覆冰厚度应采用无冰。
4．0．15 覆冰工况的风速宜采用10m／s，气温宜采用－5℃。
5．0．1 输电线路的导线截面和分裂形式，宜根据系统需要按照经济电流密度选择，也可根据系统输送容量，结合不同导线的材料结构进行电气和机械特性等比选，并应满足可听噪声和无线电干扰等技术条件的要求，通过年费用最小法进行综合技术经济比较后确定。其中导线表面最大电位梯度的计算方法可按照附录A的公式计算。电晕无线电干扰场强可按照附录B的公式计算。电晕可听噪声可按照附录C的公式计算。
5．0. 2 在海拔1000m及以下地区，距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m处，80％时间，80％置信度，0．5MHz频率的无线电干扰不应超过58dB(μV／m)。
5．0．3 在海拔1000m及以下地区，距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m处，由电晕产生的可听噪声(L50)不应超过45dB(A)；在海拔高度大于1000m且线路经过人烟稀少地区时，由电晕产生的可听噪声应控制在50dB(A)以下。
5．0．4 当晴天时，直流线路下地面合成电场强度和离子流密度限值不应超过表5．0．4的规定。
5．0．5 直流线路大跨越的导线截面宜按允许载流量选择，并应与陆上线路允许的最大输送电流相配合，通过综合技术经济比较后确定。
5．0．6 验算导线载流量时，应符合下列要求：
1 流过线路导线的直流电流，应取换流站整流阀在冷却设备投运时可允许的最大过负荷电流。在无可靠系统资料情况下，流过线路导线的最大过负荷电流可取1．1倍的额定电流。
2 钢芯铝绞线和钢芯铝合金绞线的允许温度可采用70℃(大跨越不得超过90℃)，钢芯铝包钢绞线(包括铝包钢绞线)的允许温度可采用80℃(大跨越不得超过100℃)，钢绞线的允许温度可采用125℃。
3 环境气温应采用最热月平均最高温度，并应考虑太阳辐射的影响。太阳辐射功率密度应采用0．1W／cm2，相应风速应为0．5m／s(大跨越风速应为0．6m／s)。
5．0．7 地线(包括光纤复合架空地线)应满足短路电流热容量要求，且表面最大场强不宜大于18kV／cm。
5．0．8 导、地线在弧垂最低点的设计安全系数不应小于2．5，悬挂点的设计安全系数不应小于2．25。地线、光纤复合架空地线(OPGW)的设计安全系数不应小于导线的设计安全系数。
5．0．9 导、地线在弧垂最低点的最大张力，应按下式计算：
Tmax≤Tp/Kc (5．0．9)
式中：Tmax——导、地线在弧垂最低点的最大张力(N)；
Tp——导、地线的拉断力(N)；
Kc——导、地线的设计安全系数。
5．0．10 在稀有风速或稀有覆冰气象条件时，弧垂最低点的最大张力，不应超过导、地线拉断力的60％。悬挂点的最大张力，不应超过导、地线拉断力的66％。
5．0．11 地线(包括光纤复合架空地线)应满足电气和机械使用条件要求，可选用钢绞线或复合型绞线。光纤复合架空地线结构选型应考虑耐雷击性能，其最外层单线直径不应小于3．0mm。验算短路热稳定时，计算时间和相应的短路电流值应根据系统条件决定，地线的允许温度宜按下列规定取值：
1 钢(铝包钢)芯铝绞线和钢(铝包钢)芯铝合金绞线可采用200℃。
2 镀锌钢绞线可采用400℃。
3 铝包钢绞线可采用300℃。
4 光纤复合架空地线的允许温度应采用产品试验保证值。
5．0．12 导地线防振措施应按下列条件设计：
1 铝钢截面比不小于4．29的钢芯铝绞线的平均应力，不应超过拉断力的25％。分裂导线采用阻尼间隔棒时，档距在600m及以下可不再采用其他防振措施；档距在600m以上可采用防振锤(阻尼线)或另加护线条防振。阻尼间隔棒宜不等距、不对称布置。
2 镀锌钢绞线或铝包钢绞线地线平均运行张力的上限和相应的防振措施，应符合表5．0．12的要求。
5．0．13 导、地线架设后的塑性伸长，应按制造厂提供的数据或通过试验确定，塑性伸长对弧垂的影响宜采用降温法补偿。如无资料，镀锌钢绞线塑性伸长可采用1×10－4，可降低温度10℃补偿，铝包钢绞线的降温值可较镀锌钢绞线适当提高；钢芯铝绞线的塑性伸长及降温值可采用表5．0．13所列数值。
注：对大铝钢截面比的钢芯铝绞线或钢芯铝合金绞线，应由制造厂家提供塑性伸长值或降温值。
5．0．14 线路经过易舞动地区时应采取防舞动措施，对经过可能发生舞动的地区，应预留防舞动措施。
6．0．1 绝缘子机械强度最小安全系数应符合表6．0．1的规定。双联及多联绝缘子串应验算断一联后的机械强度，荷载及安全系数应按断联情况考虑。
注：1 常年荷载是指年平均气温条件下绝缘子所承受的荷载。验算荷载是指验算条件下绝缘子所承受的荷载。
2 断线、断联的气象条件应为无风、有冰、－5℃。
3 棒型绝缘子应包括复合绝缘子和瓷棒绝缘子。
6．0．2 绝缘子承受的各种荷载应按下式计算：
T≥TR／KI (6．0．2)
式中：TR——绝缘子的额定机械破坏负荷(kN)；
T——分别取绝缘子承受的最大使用荷载、验算荷载、断线荷载、断联荷载或常年荷载(kN)；
KI——绝缘子机械强度的安全系数。
6．0．3 采用黑色金属制造的金具表面应热镀锌或采取其他相应的防腐措施。
6．0．4 金具强度的安全系数应符合下列规定：
1 最大使用荷载情况不应小于2．5。
2 断线、断联、验算情况不应小于1．5。
6．0．5 绝缘子串及金具应考虑均压和防电晕措施。有特殊要求需要另行研制或采用非标准金具时，应经试验合格后方可使用。
6．0．6 当线路与直流输电工程接地极距离小于5km时，地线(含光纤复合架空地线)应绝缘；当线路与直流输电工程接地极距离大于或等于5km时，应通过计算确定地线(含光纤复合架空地线)是否绝缘。地线绝缘时，地线金具串宜使用双联绝缘子串。
6．0．7 与横担连接的第一个金具应回转灵活且受力合理，其强度应高于串内其他金具强度。
6．0．8 在线路设计中，悬垂V型绝缘子串两肢之间的夹角的一半，可比最大风偏角小5°～10°，或可通过试验确定。
6．0．9 线路经过易舞动区应适当提高金具和绝缘子串的机械强度。
6．0．10 在易发生严重覆冰地区，宜增加绝缘子串长或采用V型串、八字串。
6．0．11 耐张塔跳线宜采用刚性跳线。
7．0．1 ±800kV线路的绝缘配合，应使线路能在工作电压、操作过电压和雷电过电压等各种条件下安全可靠地运行。
7．0．2 ±800kV线路绝缘子片数的确定应采用污耐压法，对无可靠污耐压特性参数的绝缘子，宜采用爬电比距法。当采用爬电比距法时，绝缘子片数应按下列公式计算：
n≥λU/LS (7．0．2-1)
LS＝KeL01 (7．0．2-2)
式中：n——海拔1000m时每联绝缘子所需片数；
λ——爬电比距(cm／kV)；
U——系统标称电压(kV)；
LS——单片绝缘子的有效爬电距离(cm)；
Ke——单片绝缘子的爬电距离有效系数；
L01——单片绝缘子的几何爬电距离(cm)。
7．0．3 在海拔高度1000m以下地区，轻污区0．05mg／cm2盐密时工作电压要求的悬垂V型绝缘子串绝缘子片数(钟罩型)不宜小于表7．0．3的数值。
7．0．4 耐张绝缘子串的绝缘子片数可取悬垂串同样的数值。在中、重污区，爬电比距可根据运行经验较悬垂绝缘子串适当减少。
7．0．5 复合绝缘子在轻、中、重污区其爬电比距不宜小于盘型绝缘子最小要求值的3／4。复合绝缘子两端均应加装均压环，其有效绝缘长度应满足雷电过电压和操作过电压的要求。
7．0．6 在海拔高度超过1000m的地区，绝缘子的片数应进行修正，可按下式计算：
nH＝nem1(H－1000)/8150 (7．0．6)
式中：nH——高海拔地区每联绝缘子所需片数；
H——海拔高度(m)；
m1——特征指数，它反映气压对于污闪电压的影响程度，由试验确定。
7．0．7 ±800kV线路在相应风偏条件下，带电部分与杆塔构件的最小间隙应符合表7．0．7所列数值。
7．0. 8 空气间隙放电电压海拔修正系数Ka可按下式计算：
Ka＝emH/8150 (7．0．8)
式中：Ka——空气间隙放电电压海拔修正系数；
H——海拔高度(m)；
m——海拔修正因子，工作电压、雷电过电压海拔修正因子应取1．0；操作过电压海拔修正因子与电压的关系按图7．0．8中的曲线a(极对地绝缘)取值。
7．0．9 应结合当地已有的运行经验、地区雷电活动的强弱特点、地形地貌特点及土壤电阻率高低等因素进行±800kV线路防雷设计；在计算耐雷水平后，应通过技术经济比较，采用合理的防雷方式。
7．0．10 ±800kV线路应沿全线架设双地线。杆塔上地线对导线宜采用负保护角，在山区不宜大于－10°。
7．0．11 档距中央导线与地线之间的距离宜用数值计算的方法确定。
7．0．12 雷季干燥时每基杆塔不连地线的工频接地电阻不应大于表7．0．12所列数值。当土壤电阻率超过2000Ω·m，接地电阻很难降到30Ω时，可采用6根～8根总长不超过500m的放射形接地体或连续伸长接地体，其接地电阻可不受限制。
7．0．13 通过耕地的直流输电线路的接地体应埋设在耕作深度以下；位于居民区和水田的接地体应敷设成环形。
8．0．1 导线的线间距离应符合下列规定：
1 水平线间距离宜按下式计算：
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＋A (8．0．1)
式中：D——导线水平线间距离(m)；
ki——悬垂绝缘子串系数，可按表8．0．1的规定确定；
Lk——悬垂绝缘子串长度(m)；
U——系统标称电压(kV)；
ƒc——导线最大弧垂(m)；
kf——系数，1000m以下档距取0．65，1000m～2000m取0．8～1．0；
A——增大系数，对10mm～15mm覆冰，A＝0；20mm～30mm覆冰，A＝0．5m；40mm及以上覆冰，A＝1．0m。
2 导线垂直排列的垂直线间距离，宜采用公式8．0．1计算结果的75％。
8．0．2 覆冰地区导线和地线间的水平偏移应满足导线和地线在不均匀覆冰、不同期脱冰时静态和动态接近的电气间隙要求。
9．0．1 杆塔可按其受力性质分为悬垂型、耐张型杆塔。悬垂型杆塔可分为悬垂直线和悬垂转角杆塔；耐张型杆塔分为耐张直线、耐张转角和终端杆塔。
9．0．2 单回路杆塔导线既可水平排列，也可垂直排列，必要时可考虑水平和垂直组合方式排列。
9．0．3 杆塔的外形规划与构件布置应按照导线和地线排列方式，以结构简单、受力均衡、传力清晰、外形美观为原则，同时应结合占地范围、杆塔材料、运行维护、施工方法、制造工艺等因素在充分进行设计优化的基础上选取技术先进、经济合理的设计方案。
9．0．4 杆塔使用宜遵守以下原则：
1 不同类型杆塔的选用应依据线路路径特点，应按安全可靠、经济合理、维护方便和有利于环境保护的原则进行。
2 山区线路杆塔应依据地形特点，配合不等高基础，采用全方位长短腿结构型式。
3 在走廊拥挤地带，可采用导线垂直排列的杆塔。
4 当悬垂直线杆塔兼小角度转角时，其转角度数不宜大于3°。悬垂转角杆塔的转角度数不宜大于20°。
10．1 杆塔荷载
10．1．1 荷载分类宜符合下列要求：
1 永久荷载应包括导线及地线、绝缘子及其附件、杆塔结构构件、杆塔上各种固定设备、基础以及土体等的重力荷载，土压力及预应力等荷载。
2 可变荷载应包括风和冰(雪)荷载，导线、地线及拉线的张力，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。
10．1．2 杆塔的作用荷载宜分解为横向荷载、纵向荷载和垂直荷载。
10．1．3 各类杆塔均应计算线路正常运行情况、断线(含纵向不平衡张力)情况、不均匀覆冰情况和安装情况下的荷载组合，必要时尚应验算地震等稀有情况。
10．1．4 各类杆塔的正常运行情况，应计算下列荷载组合：
1 基本风速、无冰、未断线(包括最小垂直荷载和最大横向荷载组合)。
2 设计覆冰、相应风速及气温、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)。
10．1．5 悬垂型杆塔(不含大跨越悬垂型杆塔)的断线(含纵向不平衡张力)情况，应按－5℃、有冰、无风的气象条件计算下列荷载组合：
1 任意一极导线有纵向不平衡张力，地线未断。
2 断任意一根地线，导线无纵向不平衡张力。
10. 1．6 耐张型杆塔的断线(含纵向不平衡张力)情况应按－5℃、有冰、无风的气象条件，并应按同一档内，断任意一根地线，任意一极导线有纵向不平衡张力进行荷载计算。
10．1．7 10mm及以下冰区导线、地线最小断线张力(含纵向不平衡张力)的取值应符合表10．1．7规定的导、地线最大使用张力的百分数，垂直冰荷载应取100％设计覆冰荷载。
10．1．8 10mm冰区不均匀覆冰的导、地线最小不平衡张力取值应符合表10．1．8的规定。无冰区段和5mm冰区段可不计算由不均匀覆冰情况引起的不平衡张力。垂直冰荷载宜取75％设计覆冰荷载，同时应按－5℃、10m／s风速的气象条件计算。
10．1．9 各类杆塔均应计算所有导、地线同时同向有不均匀覆冰的不平衡张力。
10．1．10 各类杆塔在断线情况下的断线张力(含纵向不平衡张力)，以及不均匀覆冰情况下的不平衡张力均应按静态荷载计算。
10．1．11 防串倒的加强型悬垂型塔，除按常规悬垂型塔工况计算外，还应按所有导地线同侧有断线张力(含纵向不平衡张力)计算。
10．1．12 各类杆塔的验算覆冰荷载情况，应按验算冰厚、－5℃、10m／s风速，所有导、地线同时同向有不平衡张力考虑。
10．1．13 各类杆塔的安装情况，应按10m／s风速、无冰、相应气温的气象条件计算荷载组合，并应符合下列规定：
1 悬垂型杆塔的安装荷载应符合下列规定：
1)提升导线、地线及其附件时的作用荷载，应包括提升导、地线、绝缘子和金具等重力荷载(导线按1．5倍计算，地线按2．0倍计算)、安装工人和工具的附加荷载，动力系数宜采用1．1，附加荷载标准值可按表10．1．13的规定确定。
2)计算导线及地线锚线作业时的作用荷载时，锚线对地夹角不宜大于20°，正在锚线相的张力宜采用动力系数1．1。挂线点垂直荷载取锚线张力的垂直分量和导、地线重力和附加荷载之和，纵向不平衡张力应分别取导、地线张力与锚线张力纵向分量之差。
2 耐张型杆塔的安装荷载应符合下列规定：
1)锚塔在锚地线时，相邻档内的导线及地线应均未架设；锚导线时，在同档内的地线应已架设。紧线塔在紧地线时，相邻档内的地线可已架设或未架设，同档内的导线应均未架设；紧导线时，同档内的地线应已架设，相邻档内的导线可已架设或未架设。
2)锚塔和紧线塔均应允许考虑临时拉线的作用，临时拉线对地夹角不应大于45℃，其方向应与导、地线方向一致，临时拉线按平衡导线张力标准值宜按40kN考虑，地线临时拉线按平衡地线张力标准值宜按10kN考虑。
3)紧线牵引绳对地夹角宜按不大于20°考虑，计算紧线张力时应考虑导、地线的初伸长、施工误差和过牵引的影响。
4)安装时的附加荷载标准值可按表10．1．13取值。
3 导、地线的架设宜先架设地线再架设导线。
4 与水平面夹角不大于30°、可以上人的铁塔构件，应能承受设计值1000N的人重荷载，此时，不应与其他荷载组合。
10．1．14 终端杆塔应考虑换流站一侧导线及地线已架设或未架设的情况。
10．1．15 计算曲线型铁塔时，应考虑沿高度方向不同时出现最大风速的不利情况。
10．1．16 位于地震烈度为9度及以上地区的各类杆塔均应进行抗震验算。
10．1．17 外壁坡度小于2％的圆筒形结构或圆管构件，应根据雷诺数Re的不同情况进行横风向风振(旋涡脱落)校核。
10．1．18 导线及地线的水平风荷载的标准值和基准风压标准值，应按下列公式计算：
WX＝α·Wo·μZ·μSC·βC·d·Lp·B1·sin2θ (10．1．18-1)
Wo＝V2／1600 (10．1．18-2)
式中：WX——垂直于导线及地线方向的水平风荷载标准值(kN)；
α——风压不均匀系数，应符合表10．1．18-1的规定；校验杆塔大风工况电气间隙时，应符合表10. 1．18-2的规定；
βC——导线、地线风荷载调整系数，应符合表10．1．18-1的规定，仅用于计算作用于杆塔上的导线及地线风荷载(不含导线及地线张力弧垂计算和风偏角计算)；
μZ——风压高度变化系数，基准高度为10m的风压高度变化系数应符合表10．1．23的规定；
μSC——导线或地线的体型系数：当覆冰时，导线或地线的体型系数μSC应取1．2；当无冰且线径小于17mm时，导线或地线的体型系数μSC应取1．2；当无冰且线径大于或等于17mm时，导线或地线的体型系数μSC应取1．1；
d——导线或地线的外径或覆冰时的计算外径；分裂导线取所有子导线外径的总和(m)；
Lp——杆塔的水平档距(m)；
B1——导线、地线及绝缘子覆冰后风荷载增大系数，5mm冰区宜取1．1，10mm冰区宜取1．2，15mm冰区宜取1．3，20mm及以上冰区宜取1．5～2．0；
θ——风向与导线或地线方向之间的夹角(°)；
Wo——基准风压标准值(kN／m2)；
V——基准高度为10m的风速(m／s)。
10．1．19 杆塔风荷载的标准值应按下式计算：
WS＝Wo·μZ·μS·βZ·B2·AS (10．1．19)
式中：WS——杆塔风荷载标准值(kN)；
μS——构件的体型系数；
B2——构件覆冰后风荷载增大系数，5mm冰区取1．1；10mm冰区取1．2；15mm冰区取1．6；20mm冰区取1．8；20mm以上冰区取2．0～2．5；
AS——构件承受风压投影面积计算值(m2)；
βZ——杆塔风荷载调整系数，应按本规范第10．1．21条的规定选用。
10．1．20 构件的体型系数μS应符合下列规定：
1 角钢塔体型系数μS应取1．3(1＋η)，塔架背风面风载降低系数η应符合表10．1．20的规定，η中间值可按线性插入法计算。
10．1．19 杆塔风荷载的标准值应按下式计算：
WS＝Wo·μZ·μS·βZ·B2·AS (10．1．19)
式中：WS——杆塔风荷载标准值(kN)；
μS——构件的体型系数；
B2——构件覆冰后风荷载增大系数，5mm冰区取1．1；10mm冰区取1．2；15mm冰区取1．6；20mm冰区取1．8；20mm以上冰区取2．0～2．5；
AS——构件承受风压投影面积计算值(m2)；
βZ——杆塔风荷载调整系数，应按本规范第10．1．21条的规定选用。
10．1．20 构件的体型系数μS应符合下列规定：
1 角钢塔体型系数μS应取1．3(1＋η)，塔架背风面风载降低系数η应符合表10．1．20的规定，η中间值可按线性插入法计算。
注：1 杆塔风荷载调整系数βZ中间值应按插入法计算。
2 对自立式铁塔，表中数值适用于高度与根开之比为4～6。
2 基础设计时，当杆塔全高不超过60m时，杆塔风荷载调整系数βZ应取1．0；当杆塔全高超过60m时，杆塔风荷载调整系数βZ宜采用由下到上逐段增大的数值，但其加权平均值不应小于1．3。
10．1．22 绝缘子串风荷载的标准值应按下式计算：
WI＝Wo·μZ·B1·AI (10．1．22)
式中：WI——绝缘子串风荷载标准值(kN)；
AI——绝缘子串承受风压面积计算值(m2)。
10．1．23 对于平坦或稍有起伏的地形，风压高度变化系数μZ应符合表10．1．23的规定。
注：地面粗糙度类别可分为：A类指近海面和海岛、海岸、湖岸及沙漠地区；B类指田野、乡村、丛林、丘陵以及房屋比较稀疏的乡镇和城市郊区；C类指有密集建筑群的城市市区；D类指有密集建筑群且房屋较高的城市市区。
10．2 结构材料
10．2．1 钢材的材质应根据结构的重要性、结构形式、连接方式、钢材厚度和结构所处的环境及气温等条件进行合理选择。钢材等级宜采用Q235、Q345、Q390和Q420，有条件时也可采用Q460。钢材的质量应分别符合现行国家标准《碳素结构钢》GB／T 700和《低合金高强度结构钢》GB／T 1591的有关规定。
10．2．2 所有杆塔结构的钢材均应满足不低于B级钢的质量要求。当采用40mm及以上厚度的钢板焊接时，应采取防止钢材层状撕裂的措施。
10．2．3 结构连接宜采用4．8、5．8、6．8、8．8级热浸镀锌螺栓，有条件时也可使用10．9级螺栓，其材质和机械特性应分别符合现行国家标准《紧固件机械性能 螺栓、螺钉和螺柱》GB／T 3098．1和《紧固件机械性能 螺母 粗牙螺纹》GB／T 3098．2的有关规定。
10．2．4 钢材、螺栓和锚栓的强度设计值应符合表10．2．4的规定。
注：1 孔壁承压用于螺栓端距大于或等于1．5DB(DB螺栓直径)的构件。
2 8．8级高强度螺栓应具有A类(塑性性能)和B类(强度)试验项目的合格证明。
11．1 基本计算规定
11．1．1 杆塔结构设计应采用以概率理论为基础的极限状态设计法，结构构件的可靠度应采用可靠指标度量，极限状态设计表达式应采用荷载标准值、材料性能标准值、几何参数标准值以及各种分项系数等表达。
11．1．2 结构的极限状态应满足线路安全运行的临界状态。极限状态分可为承载力极限状态和正常使用极限状态，并应符合下列规定：
1 承载力极限状态应为结构或构件达到最大承载力或不能继续承载的变形。
2 正常使用极限状态应为结构或构件的变形或裂缝等达到正常使用或耐久性能的规定限值。
11．1．3 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。
11．2 承载能力和正常使用极限状态计算表达式
11．2．1 结构或构件的承载力极限状态，应按下式计算：
γ0(γG·SGE＋ψΣγQi·SQiK)≤R (11．2．1)
式中：γ0——杆塔结构重要性系数，各类杆塔除安装工况取1．0外，其他工况不应小于1．1；
γG——永久荷载分项系数，对结构受力有利时不大于1．0，不利时宜取1．2；
γQi——第i项可变荷载的分项系数，宜取1．4；
SGE——永久荷载标准值的效应；
SQiK——第i项可变荷载标准值的效应；
ψ——可变荷载组合系数，正常运行情况宜取1. 0，断线情况、安装情况和不均匀覆冰情况宜取0．9，验算情况宜取0．75；
R——结构构件的抗力设计值。
11．2．2 结构或构件的正常使用极限状态，应按下式计算：
SGK＋ψΣSQik≤C (11．2．2)
式中：C——结构或构件的裂缝宽度或变形的规定限值(mm)。
11．2．3 结构或构件承载力的抗震验算，应按下式计算：
γG·SGE＋γEh·SEhk＋γEV·SEVK＋γEQ·SEQK＋ψwE·Swk≤R／γRE (11．2．3)
式中：γG——永久荷载分项系数，对结构受力有利时宜取1．0，不利时宜取1. 2，验算结构抗倾覆或抗滑移时取0．9；
γEh，γEV——水平、竖向地震作用分项系数，应符合表11．2．3-1的规定；
γEQ——导、地线张力可变荷载的分项综合系数，宜取0．5；
SGE——永久荷载代表值的效应；
SEhk——水平地震作用标准值的效应；
SEVK——竖向地震作用标准值的效应；
SEQK——导、地线张力可变荷载的代表值效应；
Swk——风荷载标准值的效应；
ψwE——抗震基本组合中的风荷载组合系数，可取0．3；
γRE——承载力抗震调整系数，应符合表11．2．3-2的规定。
11．3 杆塔结构基本规定
11．3．1 长期荷载效应组合(覆冰厚度为无冰、风速5m／s及年平均气温)情况，杆塔的计算挠度(不包括基础预偏)应符合表11．3．1的规定。
注：1 h为杆塔最长腿基础顶面起至计算点的高度。
2 设计时应根据杆塔的特点提出施工预偏的要求。
11．3．2 钢结构构件允许最大长细比应符合表11. 3．2的规定。
11．3．3 杆塔铁件应采用热浸镀锌防腐，也可采用其他等效的防腐措施。
11．3．4 受剪螺栓的螺纹不应进入剪切面。当无法避免螺纹进入剪切面时，应按净面积进行剪切强度验算。
11．3．5 全塔所有螺栓应采取防松措施。受拉螺栓及位于横担、顶架等易振动部位的螺栓宜采取双帽防松措施。靠近地面的塔腿上的连接螺栓宜采取防卸措施。
12．0．1 基础形式的选择应结合线路沿线地质、施工条件和杆塔的特点综合考虑，并应符合下列要求：
1 当有条件时，应优先采用原状土基础。
2 一般地区可选用现浇钢筋混凝土基础或混凝土基础，岩石地区可采用锚筋基础或岩石嵌固基础；软土地基可采用大板基础、桩基础或沉井基础；运输或浇制混凝土有困难的地区，可采用装配式基础。
3 山区线路应采用全方位长短腿铁塔和不等高基础配合使用的方案。
12．0．2 基础稳定、基础承载力应采用荷载的设计值进行计算；地基的不均匀沉降、基础位移等应采用荷载的标准值进行计算。
12．0．3 基础的上拔和倾覆稳定，应采用下式计算：
γf·TE≤A(γk、γS、γC…) (12．0．3)
式中：γf——基础附加分项系数，应符合表12．0．3的规定；
TE——基础上拔或倾覆外力设计值；
A(γk、γS、γC)——基础上拔或倾覆的承载力函数；
γk——几何参数的标准值；
γS、γC——土及混凝土的重度设计值(取土及混凝土的实际重度)。
12．0．4 基础底面压应力，应符合下列规定：
1 当轴心荷载作用时，应按下式计算：
P≤ƒa/γrf (12．0．4-1)
式中：P——基础底面处的平均压应力设计值(kPa)；
ƒa——修正后的地基承载力特征值(kPa)；
γrf——地基承载力调整系数，宜取0．75。
2 当偏心荷载作用时，除应按公式(12．0．4-1)计算外，还应按下式计算：
Pmax≤1.2ƒa/γrf (12．0．4-2)
式中：Pmax——基础底面边缘的最大压应力设计值(kPa)。
12．0．5 基础混凝土强度等级不应低于C20级。
12．0．6 岩石基础的地基应逐基鉴定。
12．0．7 基础的埋深应大于0．5m。冻土地区的基础埋深应遵照现行行业标准《冻土地区建筑地基基础设计规范》JGJ 118的有关要求确定。
12．0．8 跨越河流或位于洪泛区的基础，应收集水文地质资料，必要时应对冲刷作用和漂浮物的撞击影响采取相应的防护措施。
12．0．9 当位于地震烈度为7度及以上的地区，且场地为饱和砂土和饱和粉土时，应考虑地基液化的可能性，并采取必要的稳定地基或基础的抗震措施。
12．0．10 转角塔、终端塔的基础应采取预偏措施。
13．0．1 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距离应符合下列要求：
1 垂直距离应根据导线运行温度40℃或覆冰无风情况求得的最大弧垂计算。
2 风偏净空距离应根据最大风情况或覆冰情况求得的最大风偏进行校验。
3 大跨越的导线弧垂应按导线实际能够达到的最高温度计算。
4 输电线路与铁路、高速公路及一级公路交叉时，如交叉档距超过200m，最大弧垂应按导线允许温度计算，导线的允许温度可取70℃。
5 重覆冰区的线路应计算导线不均匀覆冰和验算覆冰工况下的弧垂增大值。
13．0．2 导线与地面的最小距离，以及与山坡、峭壁、岩石之间的最小净空距离应符合下列规定：
1 在最大计算弧垂情况下，导线与地面的最小距离应符合表13．0．2-1规定的数值。
注：在灰尘严重和气候干燥地区，宜适当增加极导线对地距离。
2 在最大计算风偏情况下，导线与山坡、峭壁、岩石之间的最小净空距离，应符合表13．0．2-2规定的数值。
13．0．3 当线路邻近民房时，在湿导线情况下房屋所在地面的未畸变合成电场不得超过15kV／m。
13．0．4 线路不应跨越经常有人居住的建筑物以及屋顶为燃烧材料危及线路安全的建筑物。导线与建筑物之间的距离应符合下列规定：
1 在最大计算弧垂情况下，导线与建筑物之间的最小垂直距离应符合表13．0．4-1的规定。
2 在最大计算风偏情况下，线路边导线与建筑物之间的最小净空距离应符合表13．0．4-2的规定。
3 在无风时，线路边导线与建筑物之间的最小水平距离应符合表13．0．4-3的规定。
13．0．5 线路经过经济作物和集中林区时，宜采用加高杆塔跨越林木不砍通道的方案，并应符合下列规定：
1 当跨越时，导线与树木(考虑自然生长高度)之间的最小垂直距离应符合表13．0．5-1的规定。
2 当砍伐通道时，通道净宽度不应小于线路宽度加林区主要树种自然生长高度的2倍。通道附近超过主要树种自然生长高度的非主要树种树木应砍伐。
3 线路通过公园、绿化区或防护林带，在最大计算风偏情况下，导线与树木之间的最小净空距离应符合表13．0．5-2的规定。
4 线路通过果树、经济作物林或城市灌木林不应砍伐通道。导线与果树、经济作物、城市绿化灌木以及街道行道树木之间的最小垂直距离应符合表13．0．5-3的规定。
13．0．6 ±800kV线路与弱电线路(不包括光缆和埋地电缆)的交叉角应符合表13．0．6的规定，弱电线路等级分类宜按本规范附录D执行。
13．0．7 ±800kV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，不应小于杆塔全高加3m，还应符合其他的相关要求。
13．0．8 线路与地埋输油、输气管道的平行接近距离，应根据线路和管道的具体参数计算确定。
13．0．9 ±800kV线路与铁路、道路、河流、管道、索道及各种架空线路交叉或接近的要求，应符合下列规定：
1 ±800kV线路与铁路、道路、河流、管道、索道及各种架空线路交叉最小垂直距离应符合表13．0．9-1的规定。
注：垂直距离中括号内的数值用于跨杆(塔)顶。
2 ±800kV线路与铁路、道路、河流、管道、索道及各种架空线路水平接近距离不应小于表13．0．9-2规定的数值。
13．0．10 当线路跨越铁路、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、索道时，导、地线不得接头。公路等级分类宜按本规范附录E执行。
13．0．11 当跨越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等时，悬垂绝缘子串宜采用双挂点、双联“I”串或“V”串型式。
4．0．1 输电线路设计应符合环境保护和水土保持国家现行有关标准的要求。
14．0．2 输电线路的设计中应对电磁干扰、噪声等污染因子采取必要的防治措施，减少其对周围环境的影响。
14．0. 3 输电线路无线电干扰、可听噪声、合成场强、离子流密度应符合本规范第5．0．2条、第5．0．3条和第5．0．4条的规定。
14．0．4 对沿线相关的弱电线路和无线电设施应进行通信保护设计，并采取相应处理措施。
14．0．5 山区线路应采用全方位长短腿加不等高基础配合使用。
14．0．6 线路经过经济作物或林区时，宜采取跨越设计。
15．0．1 输电线路设计应满足有关防火、防爆、防尘、防毒及劳动安全与卫生等方面国家现行有关标准的要求。
15．0．2 杆塔设计应设有高空作业工作人员的安全保护措施。
15．0．3 施工时应针对邻近输电线路可能产生的感应电压采取安全保护措施。
15．0．4 当对平行和交叉的其他输电线路、通信线等邻近线路存在感应电压影响时，邻近线路在施工、运行和维修时应做好安全措施。
16．0．1 当新建输电线路在交通困难地区设巡线站时，其维护半径可取40km～50km，如沿线交通方便或该地区已有生产运行机构，也可不设巡检站。巡检站应配备必要的备品备件、检修材料、维护检修工器具以及交通工具。
16．0．2 杆塔上的固定标志，应符合下列要求：
1 所有杆塔均应标明线路的名称、代号和杆塔号。
2 所有耐张型杆塔、分支杆塔和换位杆塔前后各一基杆塔上，均应有明显的极性标志。
3 在多回路杆塔上或在同一走廊内的平行线路的杆塔上，均应标明每一线路的名称和代号。
4 高杆塔应按航空部门的规定装设航空障碍标志。
5 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。
6 跨越铁路时杆塔处应设置标志牌。
16．0．3 新建输电线路宜根据现有运行条件配备适当的通信设施。
16．0．4 一般线路杆塔登高设施可选用脚钉或直爬梯，并可设置简易的检修人员休息平台。大跨越线路杆塔应设置旋转爬梯，必要时可增设攀爬机或电梯等设施。
16．0．5 杆塔可安装高空作业人员的防坠落装置。
A．0．1 导线表面最大电位梯度按国际大电网会议第36分委会推荐方法计算，应符合下列规定：
1 分裂导线的等效直径应按下式计算：
式中：D——通过n根次导线中心的圆周直径(cm)；
n——次导线的根数；
d——次导线的直径(cm)。
2 用麦克斯威电位系数法决定每极导线的等效总电荷Q应按下式计算：
[V]＝[P][Q] (A．0．1-2)
式中：[V]——极导线电位矩阵(kV)；
[P]——电位系数矩阵(m／F)；
[Q]——等效电荷矩阵(C／m)。
3 导线的平均表面电位梯度应按下式计算：
g＝Q／(πε0dn) (A．0．1-3)
式中：g——电位梯度(kV／cm)；
ε0——空气介电常数；
Q——等效电荷(C／m)。
4 导线表面最大电位梯度应按下式计算：
gmax＝g[1＋(n－1)(d／D)] (A．0．1-4)
5 对于双极直流线路可按下式用每千伏梯度的梯度因子g＇(kV／cm／kV)来近似计算导线表面电位梯度：
式中：g＇——导线表面电位梯度，g＝Vg＇(kV／cm)；
r——次导线半径(cm)；
R——通过n根次导线中心圆周的半径(cm)；
H——导线的平均高度(导线对地最小高度加1／3弧垂)(cm)；
S——正极与负极导线之间的距离(cm)；
n——次导线数(分裂导线分裂数)。
B．0．1 国际无线电干扰特别委员会(CISPR)推荐的电晕无线电干扰场强应按下式计算：
式中：E——电晕无线电干扰场强，(dB)或(μV／m)；
gmax——导线表面最大场强(kV／cm)；
r——子导线半径(cm)；
n——为分裂导线数；
D——为距正极性导线的距离(适用于D＜100m)；
△EW——气象修正项；
△Ef——干扰频率修正项。
注：海拔500m以上需进行海拔修正。
C．0．1 电晕可听噪声AN可按下列两款规定的其中一种进行计算。
1 电晕可听噪声可按下式计算：
AN＝－133．4＋86lggmax＋40lgdeq－11．4lgD (C．0．1-1)
式中：gmax——为导线表面最大电场强度(kV／cm)；
deq——导线等效直径(mm)，0．66n0.64d(n＞2)；
d——子导线直径(mm)；
n——子导线根数；
D——离正极导线的距离(m)。
上式为春秋季节好天气的L50值，对夏、冬季节相应增加或减少2dB(A)；对坏天气可减少6dB(A)～11dB(A)。
2 电晕可听噪声也可按下式计算：
AN＝56．9＋124lg(E／25)＋25lg(d／4．45)＋18lg(n／2)－10lg(Dr)－0．02Dr＋Kn (C．0．1-2)
式中：E——导线表面最大电场强度(kV／cm)；
n——分裂导线数；
d——子导线直径(cm)；
Dr——计算点至正极导线距离(m)；
Kn——与分裂根数有关，当n≥3时，Kn＝0；当n＝2时，Kn＝2．6；当n＝1时，Kn＝7．5。
D．0．1 一级弱电线路应为首都与各省(市)、自治区所在地及其相互间联系的主要线路，包括首都至各重要工矿城市、海港的线路以及由首都通达国外的国际线路，由原邮电部指定的其他国际线路和国防线路，原铁道部与各铁路局及各铁路局之间联系用的线路，以及铁路信号自动闭塞装置专用线路。
D．0．2 二级弱电线路应为各省(市)、自治区所在地与各地(市)、县及其相互间的通信线路，包括相邻两省(自治区)各地(市)、县相互间的通信线路，一般市内电话线路，铁路局与各站、段及站段相互间的线路，以及铁路信号闭塞装置的线路。
D．0. 3 三级弱电线路应为县至区、乡的县内线路和两对以下的城郊线路，包括铁路的地区线路及有线广播线路。
E．0．1 高速公路应为专供汽车分向、分车道行驶并应全部控制出入的多车道公路，应符合下列规定：
1 四车道高速公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量25000辆～55000辆。
2 六车道高速公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量45000辆～85000辆。
3 八车道高速公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量60000辆～100000辆。
E．0．2 一级公路应为供汽车分向、分车道行驶，并可根据需要控制出入的多车道公路，应符合下列规定：
1 四车道一级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量15000辆～30000辆。
2 六车道一级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量25000辆～55000辆。
E．0．3 二级公路应为供汽车行驶的双车道公路，双车道二级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量5000辆～15000辆。
E．0．4 三级公路应为主要供汽车行驶的双车道公路，双车道三级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量2000辆～6000辆。
E．0．5 四级公路应为主要供汽车行驶的双车道或单车道公路，应符合下列规定：
1 双车道四级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量2000辆以下。
2 单车道四级公路应能适应将各种汽车折合成小客车的年平均日交通量400辆以下。
1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1)表示很严格，非这样做不可的：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。
《建筑结构荷载规范》GB 50009
《碳素结构钢》GB／T 700
《低合金高强度结构钢》GB／T 1591
《紧固件机械性能 螺栓、螺钉和螺柱》GB／T 3098．1
《紧固件机械性能 螺母 粗牙螺纹》GB／T 3098．2
《冻土地区建筑地基基础设计规范》JGJ 118
±800kV直流架空输电线路设计规范[附条文说明]
加入收藏 规范号GB 50790-2013
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目录
1 总则
2 术语和符号
3 路径
4 气象条件
5 导线和地线
6 绝缘子和金具
7 绝缘配合，防雷和接地
8 导线布置
9 杆塔型式
10 杆塔荷载及材料
11 杆塔结构
12 基础
13 对地距离及交叉跨越
14 环境保护
15 劳动安全和工业卫生
16 附属设施
1 总则
1．0．1 本条提出了±800kV线路设计工作的基本原则，要求协调好各方面的相互关系，如安全与经济、基本建设与生产运行、近期需要和远景规划、线路建设和周围环境等，目的是以合理的投资使设计的输电线路能获得最佳的综合效益。
1．0．2 本条规定了本规范的适用范围。
1. 0．3 根据电网建设的发展，本条明确了依靠技术进步，合理利用资源，达到降低消耗，提高资源利用效率的要求。
2 术语和符号
2．1 术 语
为正确理解特定的名词术语含义，本节列出输电线路设计中常用的术语，便于执行条文规定时查找使用。
2．1．12 等值盐密大于0．15mg／cm2的情况，在工程中按实际情况进行处理。
2．1．18 杆塔处的保护角指不考虑风偏，地线对水平面的垂线和地线与最外侧子导线的连线之间的夹角。
3 路径
3．0．1 随着新技术手段的发展，±800kV输电线路路径选择使用卫片、航片、全数字摄影测量系统等新技术，在滑坡、泥石流、崩塌等不良地质发育地区宜采用地质遥感技术等。
3．0．2 为了使新建特高压工程与地方发展和规划相协调，明确路径选择原则，要求尽量减少对军事设施和地方经济发展的影响。
3．0．4 根据多年的线路运行经验的总结，选择线路要尽量避开不良地质地带、采动影响区(地下矿产开采区、采空区)等可能引起杆塔倾斜、沉陷的地段；当无法避让时，要开展详细的地质、矿产分布、开采情况、塌陷情况的专项调查，要开展塔位稳定性评估。根据运行经验增加了路径选择尽量避开导线易舞动区等内容并加以明确，东北的鞍山、丹东、锦州一带，湖北的荆门、荆州、武汉一带是全国范围内输电线路发生舞动较多地区，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、烧伤与断线、金具及有关部件的损坏等，都会造成重大的经济损失与社会影响，因此舞动多发区要尽量避让。当无法避让时，要对铁塔、金具等采取适当加强，并安装防舞装置等措施。
3．0．5 为使新建特高压线路与沿线相关设施的相互协调，以求和谐共存，明确在选择路径时要考虑对临近设施如电台、机场、弱电线路等的影响。
3．0．6 耐张段长度由线路的设计、运行、施工条件和施工方法确定，吸取2008年初冰灾运行经验，轻、中、重冰区的耐张段长度分别不宜大于10km、5km、3km，当耐张段长度较长时，设计中要采取措施防止串倒，例如轻冰区每隔7基～8基(中冰区每隔4基～5基)设置一基纵向强度较大的加强型直线塔，防串倒的加强型直线塔其设计条件除按常规直线塔工况计算外，还要按所有导地线同侧有断线张力(含纵向不平衡张力)计算。
3．0．8 为了预防灾害性事故的发生，山区输电线路选择路径和定位时，要注意限制使用档距和相应的高差，避免出现杆塔两侧大小悬殊的档距，当无法避免时要采取必要的措施，提高安全度。
3．0．9 大跨越的基建投资大，运行维护复杂，施工工艺要求高，故一般要尽量减少或避免。因此，选线中遇有大跨越要结合整个路径方案综合考虑。往往有这样的情况，某个方案路径长度虽增加了几公里，但避免了大跨越或减少跨越档距降低了造价，从全局看是合理的，这一点要引起足够重视。
4 气象条件
4．0．1 考虑到±800kV特高压直流输电线路的重要性，风荷载基本值重现期较现行国家标准《110kV～750kV架空输电线路设计规范》GB 50545-2010中规定的500kV～750kV线路50年一遇提高为100年一遇，风速值提高约6％，风压值提高了12％左右，比原来对杆塔的抗风能力提高了很多，但不会造成工程量较大的增加。
4．0．2 统计风速样本的基准高度，统一取离地面(或水面)10m，保持与荷载规范一致，可简化资料换算及便于与其他行业比较。
4．0．3 线路通过山区时，除一些狭谷、高峰等处受微地形影响，风速值有所增大外，对于整个山区，从宏观上看摩擦阻力大风速值不一定比平地大，所以，在如无可靠资料的情况下，对于通过山区的线路，从安全的角度出发，参考现行国家标准《建筑结构荷载规范》GB 50009规定，设计风速按附近平地风速资料增大10％；至于山区的微地形影响，除个别大跨越为提高其安全度可考虑增大风速外，在一般地区不予增加。至于一般山区虽有狭管等效应，考虑到架空输电线路有档距不均匀系数的影响，因此，从总的方面山区风速较平地增大了10％以后，已经能够反映狭管效应等情况。
4．0．4 在现行国家标准《110kV～750kV架空输电线路设计规范》GB 50545-2010中，500kV～750kV输电线路设计时，将对地20m高的最大设计风速的最小值不能低于30m／s归算到10m基准高时不能低于26．85m／s。500kV～750kV架空输电线路计算导、地线的张力、荷载以及杆塔荷载时，基本风速不应低于27m／s。本规范仍沿用此最低风速限制。
4．0．5 根据2008年初我国南方地区覆冰灾害情况分析结果，对输电线路基本覆冰划分为轻、中、重三个等级，采用不同的设计标准。
4．0．6 根据2008年初我国南方地区覆冰灾害情况调查分析，在同样条件下，地线上的覆冰厚度较导线大，故在新建线路设计时，地线设计冰厚要较导线增加5mm。
地线设计冰厚增加5mm，其主要目的是增加地线支架的机械强度。向家坝-上海、锦屏-苏南±800kV直流特高压输电线路设计时的计算分析表明，对轻冰区，由于特高压直流线路导线绝缘子串较长，地线覆冰按增加5mm设计(包括导地线配合)时，地线与导线配合时对地线支架高度的影响不大，故这两个工程在轻冰区地线按增加5mm设计，包括导、地线配合。而对于重冰区，如地线按增加5mm进行导、地线不同期脱冰进行支架配合，将使地线支架高度和工程投资增加较大，因此，在重冰区增加5mm可仅按增加地线支架强度设计。
地线覆冰取值较导线增加5mm后，地线的荷载取值对应的冰区(如不均匀覆冰的不平衡张力取值等)应与导线的冰区相同。
4．0．7 根据我国输电线路的运行经验，本条强调加强沿线已建线路设计、运行情况的调查，并对调查结果予以论述(风灾、冰灾、雷害、污闪、地质灾害、鸟害等)。
加强气象、地质及鸟害的观测主要是根据我国输电线路运行经验要求规定而执行的。输电线路运行经验要求：线路要避开重冰区及易发生导线舞动的地区。路径必须通过重冰区或导线易舞动地区时，要进行相应的防冰害或防舞动设计，适当提高线路的机械强度，局部易舞区段在线路建设时安装防舞装置等措施。输电线路位于河岸、湖岸、山峰以及山谷口等容易产生强风的地带时，其基本风速应较附近一般地区适当增大。对易覆冰、风口、高差大的地段，宜缩短耐张段长度，杆塔使用条件要适当留有裕度。对于相对高耸、山区风道、垭口、抬升气流的迎风坡、较易覆冰等微地形区段，以及相对高差较大、连续上下山等局部地段的线路要加强抗风、冰灾害能力。
4．0．8 输电线路的大跨越段，一般跨越档距在1000m以上，跨越塔高在130m以上。跨越重要通航河流和海面，若发生事故，影响面广，修复困难。为确保大跨越的安全运行，设计标准要予以提高。根据我国几处大跨越的设计运行经验，如当地无可靠资料，设计风速可较附近平地线路气象资料增大10％设计。关于江面风速的问题，根据我国沿长江几处重大跨越的设计资料，一般认为江面风速比陆地略大一级，取为10％。
4．0．9 对于大跨越的设计条件规定较高的安全标准还是必要的，考虑到覆冰资料大多数地区比较缺乏，目前气象部门尚提不出覆冰资料及其随高度变化的规律，根据现有工程的经验，多采用附近线路的设计覆冰增加5mm作为大跨越的设计覆冰厚度。
验算条件，要按稀有气象条件进行，当无可靠资料时，可结合各地的情况确定验算风速和覆冰厚度。
4．0．10 本条文是根据以往设计经验而选定，基本符合输电线路实际情况，运行中未发现问题。
4．0．11 本条明确了安装工况的气象条件。
4．0．12、4．0．13 这两条明确了雷电过电压、操作过电压等工况的气象条件。雷电过电压、操作过电压工况的风速与折算到导线平均高度处的基本风速有关。云南-广州、向家坝-上海、锦屏-苏南±800kV直流特高压输电线路导线平均高度按28m进行设计。不同工程的导线平均高度可根据工程情况进行取值。
4．0．14 本条明确了带电作业工况的气象条件。
5 导线和地线
5．0．1 架空输电线路的导线，对于不同电压等级，其选择判据是不相同的。但总体上看，都要归结为技术性和经济性两个方面。
从技术性来看，导线作为输电线路最主要的部件之一，首先需满足输送电能的要求，同时能保证安全可靠地运行，对特高压输电线路还要求满足环境保护的要求，而且在经济上是合理的。因此，对特高压线路导线在电气和机械两方面都提出了严格的要求。
在特高压直流线路导线选择中，要充分考虑导线的电气和机械特性，在电气特性方面，特高压线路由于电压的升高，导线电晕而引起的各种问题，特别是环境保护问题将比超高压线路本体问题更加突出，从国内外的实验研究和工程实践情况看，一般要求所选导线要满足线路电压降、导线发热、无线电干扰、可听噪声、合成电场及粒子电流密度、地面磁场强度等多项要求；对于导线的机械特性，要使特高压输电线路能安全可靠的运行，要求导线具有优良的机械性能和一定的安全度，特别是线路经过高山大岭(大档距和大高差)及严重覆冰地区。
就经济性而言，国内以往一般要求导线截面按照经济电流密度选择。表1和表2分别列出了前苏联和我国的标准经济电流密度。
表1所列的前苏联标准经济电流密度，是总结了大量的输电线路设计经验而得出的，能够反映数据提出当时的导线选用经济性，这种方法可以简化工作，并在特定的研究对象和研究时间具有准确性。从表2数据可以看出，对于我国架空输电线路所采用的钢芯铝绞线，经济电流密度只与最大负荷利用小时数有关。而数据的来源，基本上是参考了前苏联的经验，从20世纪50年代至今，一直没有变化。
国内外几个大型直流输电线路的电流密度参见表3。
众所周知，线路工程建设费用，在不同时期是不同的，其随材料费和人工费的变化而变化。而线路运行费用也要随电力部门人工费用以及销售电价的变化而改变。
前苏联文献指出，“随着线路额定电压的提高，电晕损耗和限制导线电晕无线电干扰水平的要求，对输电技术经济指标的影响越来越大。早在选择330kV线路上的相导线最佳结构时，上述条件就可能是决定性的因素。随着线路电压的提高，按经济电流密度所求得的相导线截面和在合理的相间距离下按电晕及无线电干扰条件所确定的截面，这二者之间会更加不协调。因此就超高压线路而言，关于经济电流密度的概念实际上已不采用，而相导线截面及其参数的选择，则要根据不同方案的技术经济比较来确定。”
另外，北美也有研究报告专门论述导线及其组合方案经济分析的方法。
对特高压直流线路的导线，虽然经济电流密度已经不是确定导线截面的决定因素，但其实际的电流密度应该在经济电流密度附近，因此，经济电流密度仍然可以作为初步选取导线截面的参考。
目前，为选定导线截面，一般分为两步：首先根据系统输送容量选择几种规格导线截面进行经济分析比较，以确定最佳截面；然后从电气性能上考虑导线表面电位梯度、无线电干扰、可听噪声等因素，以求对环境影响控制在允许范围内。
综合上述因素，本条款增加了根据年费用最小法进行经济分析的内容。
在正常输送功率条件下，±800kV输电线路导线选择主要决定于电晕条件以及电晕派生效应无线电干扰和可听噪声，其中无线电干扰和可听噪声是导线最小截面选择的主要控制条件。
5．0．2 本条为强制性条文，必须严格执行。分以下三点进行说明。
(1)输电线路无线电干扰特性。输电线路的无线电干扰主要是由导线、绝缘子或线路金具等的电晕放电产生，电晕形成的电流脉冲注入导线，并沿导线向注入点两边流动。从而在导线周围产生电磁场，即无线电干扰场。由于高压架空输电线的导线上沿线“均匀地”出现电晕放电和电流注入点，考虑其合成效应，导线中形成了一种脉冲重复率很高的“稳态”电流，所以架空输电线周围就形成了脉冲重复率很高的“稳态”无线电干扰场。
电晕放电产生的无线电干扰具有白色频谱特性，其频率基本上在30MHz以内。同时，由于电晕放电会因天气的变化而强弱变化，晴天和雨天，甚至春夏秋冬季节线路电晕放电都有明显变化，所以输电线路的无线电干扰电平会随天气变化而有很宽范围的变化，因此通常采用具有统计意义的值来表示线路的无线电干扰水平，如好天气平均值或50％概率。坏天气条件下的无线电干扰水平低于好天气，这是直流不同于交流线路的最大特点。
(2)国内外标准情况。关于直流输电线路的无线电干扰限值，到目前也没有国际标准，限值标准与当地的信号场强有关，如果信号电平比干扰电平大到20dB以上，可认为干扰电平对此信号接收并无多少影响。国内外对无线电干扰的评判仍着重于调幅广播频带(535kHz～1605kHz)的干扰上。一旦知道了电信接受设备处的信号电平，就可以决定允许的干扰电平。
加拿大国家标准规定的无线电干扰限值是以0．5MHz为参考频率，距边相导线投影15m为参考距离的，具体取值如表4，明显地无线电干扰限值是随电压升高而增大。加拿大标准还规定，进入城区的输电线路，无线电干扰限值允许放宽，因为城市的电台信号会增强。
注：表中的导线投影20m处是折算到我国的情况，以便对比。
目前国内外关于无线电干扰限值要求列表如表5。
注：按照现行国家标准《高压交流架空送电线无线电干扰限值》GB 15707-1995以及计算可知，0．5MHz无线电干扰比相同条件1．0MHz无线电干扰高5dB。
现行国家标准《高压交流架空送电线无线电干扰限值》GB 15707-1995规定的限值(0．5MHz)如表6所列，限值的参考距离是距边相导线投影20m(图1)。我国的标准无线电干扰限值也是随电压升高而增大，750kV交流线路无线电干扰限值为55dB～58dB。
(3)推荐的无线电干扰限值。鉴于交流电晕产生的无线电干扰与直流电晕产生的无线电干扰具有相似的特性，过去我国±500kV直流线路的无线电干扰允许值一直参照500kV交流线路的标准执行，即20m处0．5MHz无线电干扰场强在80％时间、具有80％置信度(双80％)值不超过55dB(μV／m)，运行中尚未发生任何投诉，说明取值是可行的。事实上直流线路的RI生理干扰要小于交流的，故国外的直流线路允许RI电平较交流高2dB即58dB。
按国家环保总局批文[2006]199号，云南至广东±800kV特高压直流输电工程的无线电干扰控制指标为：距极导线影外20m处为55dB(μV／m)。
采用国际无线电干扰特别委员会CISPR推荐的无线电干扰场强计算公式，对多种导线组合的无线电干扰水平值进行的估算结果列于表7。
表7 无线电干扰计算结果(dB)或(μV／m)
(3)世界各国特高压交流输电线路的电晕噪声情况。到目前为止，世界各国均未正式制定直流特高压线路可听噪声的限制标准，而只是在各自交流特高压线路设计规范中提出了一个限值，见表8。
表8 世界各国特高压交流线路的可听噪声的设计限值
注：BPA公司电晕噪声设计值，由于测量仪器(麦克风)规格不同，会有约3dB(A)的差别。
我国对输电线路的可听噪声也未制定有相关标准，在500kV交、直流线路设计时由于采用4分裂导线，可听噪声水平很低，一般在40dB(A)以下，不起控制作用。
日本在进行1000kV特高压交流线路设计时，对世界上一些国家已经架设的输电线路的电晕噪声的实际情况进行了调查，其调查结果见表9。
由上述资料看，特高压交流线路的可听噪声设计目标值，基本上在50dB(A)～58dB(A)之间。
(4)有关环境噪声标准。虽然世界上很多国家(包括中国)对输电线路的可听噪声没有限制标准，但各国政府环保部门均制定有环境噪声的限制标准，输电线路属于整个环境中的一部分，其可听噪声的限值按当地的环境噪声限制标准，表10是日本的环境噪声标准。
注：1 0类适用于疗养区、高级别墅区、高级宾馆区等特别需要安静的区域(工业企业厂界噪声无此类标准)。
2 1类适用于以居住、文教机关为主的区域。乡村居住环境可参照执行该类标准。
3 2类适用于居住、商业、工业混杂区。
4 3类适用于工业区。
5 4类适用于城市中的道路交通干线道路两侧区域，穿越城区的内河航道两侧区域。
由表10、表11可以看出，我国环境噪声标准的划分与日本基本类似，但日本的标准稍严。美国直流线路的可听噪音的设计标准为45dB(A)。
(5)推荐的可听噪声限值。我国特高压输电线路的建设，其路径主要通过荒山、林地或农业耕作地区等非居住环境地区，参考我国环境噪声的限制标准为2类地区。特高压交流输电线路的可听噪声L5不宜超过55dB(A)，已被国家环保总局认可。
按国家环保总局批文[2006]199号，云南至广东±800kV特高压直流输电工程的可听噪声控制指标为：按当地功能区划的声环境标准执行，无功能区划的地区按现行国家标准《声环境质量标准》GB 3096-2008的相关规定评价。
采用美国BPA公司推荐的电晕可听噪声计算公式，对多种导线组合的无线电干扰水平值进行估算，各导线组合方案和不同海拔下的电晕可听噪声值见表12。
表12 电晕可听噪声计算结果[dB(A)]
注：表中为好天气，50％概率，0．5MHz，距正极性导线20m处无线电干扰电平。导线平均高度23m。极间距22m。
直流输电线路无线电干扰双80％值与50％值的差3dB，由计算结果可以得出，距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m处晴天时0．5MHz无线电干扰场强双80％值，我国±800kV特高压直流输电工程的导线组合均能满足58dB(μV／m)的限值要求，与晴天时频率0．5MHz时的无线电干扰值几乎一致。
据此，推荐±800kV特高压直流输电线路的无线电干扰限值为：距直流架空输电线路正极性导线对地投影外20m晴天时0．5MHz无线电干扰场强双80％值，一般地区不超过58dB；对于海拔超过1000m的线路，其无线电干扰限值要进行高海拔修正。修正因数为：以1000m为基准，海拔高度每增加300m，无线电干扰限值增加1dB。
导线选择还要符合环境保护部门提出的限值及计量标准要求，±800kV特高压直流输电工程的导线组合均能满足环境保护部门提出的限值标准要求。
5．0．3 本条为强制性条文，必须严格执行。分以下五点进行说明。
(1)根据国外超高压和特高压线路的研究经验，随着电压的升高和导线分裂根数的增加，输电线路的电晕可听噪声问题越显突出，对于±500kV以上线路，电晕可听噪声干扰已超越无线电干扰成为选择导线的控制条件。由于直流线路的特点是好天气条件下，其所产生的可听噪声较雨、雾天高，因此，好天气条件下的可听噪声水平是衡量直流线路整体噪声水平的一个特征量，其限制标准将对导线截面和分裂方式的选取产生较大影响。
(2)对国外情况的调查。针对输电线路的可听噪声，各国的情况各不相同。以下是一些国家的电晕噪声标准，因电晕可听噪声的投诉或抱怨、相对解决措施等几方面的情况。
意大利电力公司(ENEL)目前的最高电压等级为400kV输电线路，多年运行下来无电晕噪声问题的投诉或抱怨。该公司建设有20km长的1050kV交流试验线路，导线为8×ф31．5mm，在该线路上测量的电晕可听噪声L50为52dB(A)～53dB(A)。
法国电力公司(EDF)输电线路建设之前进行的噪声预测认为没有问题，但是实际运行的线路中，有因导线存在防锈油脂而产生噪声引起的投诉，在此情况下处理掉油脂，并对此进行说明和解释。
英国中央电力局(CEGB)400kV线路采用2分裂导线，在下雨时存在因电晕噪声引起的投诉，处理对策是将2分裂导线更换为4分裂导线以降低噪声。由此可见，增加分裂导线数是降低噪声的有效方法。
瑞典电力局(SSPB)运行有9000km左右的400kV交流线路，无投诉或抱怨。规划建设交流800kV输电线路，计划采用4×ф40mm的导线，将可听噪声限制到56dB(A)。
美国纽约州电力局(PASNY)对于765kV输电线路的电晕噪声，距离线路中心38m外噪声的设计控制值：L5＝56dB(A)；L50＝53dB(A)。噪声的投诉情况是：345kV线路完全无投诉，765kV线路曾经有36起投诉，根据居民的要求，给予搬迁或赔偿。
美国邦维尔电管局(BPA)1978年开始制定噪声限制标准。该地区俄亥俄州规定，在路权边上噪声标准：L50＝(53±2)dB(A)，早期的500kV线路采用ф63．5mm的单导线，有噪声的投诉。处理的措施是将ф63．5mm的单导线更换为3×ф30.5mm的3分裂导线(民房多的地区)，或者在档距中将单导线上套上ф101．6mm的管(档内有个别民房时)。
图2是国外研究中心随机抽样的统计反应，对交流线路具有代表性，对直流线路尚缺乏统计数据。
