国网冀北电力有限开云app官方版入口

用户工程典型设计方案及造价指南

国网冀北电力有限开云app官方版入口

经济技术研究院

目  录

0 前言1

1导则2

1.1标准化配置要求2

1.2智能化和模块化需求2

1.3电力客户分级2

1.4用电容量及供电电压等级的确定3

1.5供电电源及自备应急电源配置5

1.6电气主接线及运行方式的确定6

1.7电能计量点及计量方式的确定7

1.8电能质量及无功补偿技术要求9

2 10kV用户工程11

2.1 技术导则11

2.2 10kV配电室12

2.3 10kV箱式变电站15

3 35kV用户工程17

3.1 技术导则17

3.2 35V通用设计方案工程参考价一览表18

4 110kV用户工程20

4.1 技术导则20

4.2 110kV通用设计方案工程参考价一览表22

5 220kV用户工程24

5.1 技术导则24

5.2 220kV通用设计方案工程参考价一览表26

0 前言

业扩报装作为开云app官方版入口服务客户的前沿阵地，对内肩负着市场开拓增效的重任，对外承担着履行社会责任、服务民生和地方经济发展的重担。简化报装手续，降低工程造价，以“专业、方便、快速、规范”的要求来加强和改进业扩报装工作，既是国家电网开云app官方版入口的要求，也是广大电力客户的期盼，更是电力工作者追求的目标。

基于以上考虑，编制冀北电网用户工程典型设计方案造价手册。在吸纳梳理《国家电网开云app官方版入口业扩供电方案编制导则》及选择典型设计方案的基础上，参阅各电压等级电力工程的通用造价、国网输变电工程标准参考价以及配电网工程估算指标等文献资料，针对客户工程典型设计方案提出推荐做法，并附有具体的通用设计方案工程参考价一览表。

本造价指南手册总结了国家电网开云app官方版入口现有的标准化建设成果，有助于进一步提高工程造价管理的精益化水平。本手册可以应用在客户业扩受电工程建设中，为广大用电客户工程造价控制提供帮助。

本指南由国网冀北电力有限开云app官方版入口经济技术研究院提出。

本指南由国网冀北电力有限开云app官方版入口营销部归口管理。

本指南起草单位：国网冀北电力有限开云app官方版入口经济技术研究院、国网冀北电力有限开云app官方版入口营销部。

本指南主要起草人：吕科、路妍、杨朝翔、高杨、傅守强、陈翔宇、刘沁哲、许颖、敖翠玲、张金伟、谢景海、贾祎轲、孙密、韩锐、侯珍。

。

1导则

1.1标准化配置要求

按照“资源节约型、环境友好型”原则，用户工程建设与改造应采用成熟先进的新技术、新设备、新材料、新工艺，优先选用小型化、免（少）维护、低损耗节能环保的标准化电气设备。

主要电气设备选择按照可用寿命期内优化原则：选择免维护、少维护的电气设备，其应满足安全可靠、技术先进、经济适用、环境友好的要求，设备宜实现模块化、易扩展。

1.2智能化和模块化需求

近些年，国家电网开云app官方版入口积极推动智能变电站建设，智能化二次设备得到广泛应用，已验证其技术先进、性能可靠。本技术指南手册主要提供典型接线方式、一次设备选型及配置方案等内容，二次系统智能化部分不做具体描述，用户可根据需求选择性采用。

结合变电二次、土建专业的技术突破，国家电网开云app官方版入口大力推进变电站模块化建设，同时形成了许多标准化建设成果。本技术指南手册多个技术方案组合表均引用模块化通用设计方案，不过，模块化二次设备、装配式建构筑物在本手册中不做具体描述，用户可根据需求选择性采用。

1.3电力客户分级

1.3.1 重要电力客户的界定

重要电力客户是指在国家或者一个地区（城市）的社会、政治、经济生活中占有重要地位，对其中断供电将可能造成人身伤亡、较大环境污染、较大政治影响、较大经济损失、社会公共秩序严重混乱的用电单位或对供电可靠性有特殊要求的用电场所。

重要电力客户认定一般由各级供电企业或电力客户提出，经当地政府有关部门批准。

1.3.2 重要电力客户的分级

根据对供电可靠性的要求以及中断供电危害程度，重要电力客户可以分为特级、一级、二级重要电力客户和临时性重要电力客户。

特级重要电力客户，是指在管理国家事务中具有特别重要作用，中断供电将可能危害国家安全的电力客户。

一级重要电力客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的电力客户：

1）直接引发人身伤亡的；

2）造成严重环境污染的；

3）发生中毒、爆炸或火灾的；

4）造成重大政治影响的；

5）造成重大经济损失的；

6）造成较大范围社会公共秩序严重混乱的。

二级重要客户，是指中断供电将可能产生下列后果之一的电力客户：

1）造成较大环境污染的；

2）造成较大政治影响的；

3）造成较大经济损失的；

4）造成一定范围社会公共秩序严重混乱的。

临时性重要电力客户，是指需要临时特殊供电保障的电力客户。

1.3.3 普通电力客户的界定

除重要电力客户以外的其它客户，统称为普通电力客户。

1.4用电容量及供电电压等级的确定

1.4.1 用电容量的确定

综合考虑客户申请容量、用电设备总容量，并结合生产特性兼顾主要用电设备同时率、同时系数等因素后确定。

高压供电客户

在满足近期生产需要的前提下，客户受电变压器应保留合理的备用容量，为发展生产留有余地。

在保证受电变压器不超载和安全运行的前提下，应同时考虑减少电网的无功损耗。一般客户的计算负荷宜等于变压器额定容量的70%~75%。

对于用电季节性较强、负荷分散性大的客户，可通过增加受电变压器台数、降低单台容量来提高运行的灵活性，解决淡季和低谷负荷期间因变压器轻负载导致损耗过大的问题。

低压供电客户

根据客户主要用电设备额定容量确定。

1.4.2 供电额定电压

低压供电：单相为220V、三相为380V。

高压供电：10、35、110、220kV。

客户需要的供电电压等级在110kV及以上时，其受电装置应作为终端变电站设计。

1.4.3 确定供电电压等级的一般原则

客户的供电电压等级应根据当地电网条件、客户分级、用电最大需量或受电设备总容量，经过技术经济比较后确定。除有特殊需要，供电电压等级一般可参照表1-1确定。

表1-1客户供电电压等级的确定

注：1、无35kV电压等级的地区，10kV电压等级受电变压器总容量为50kVA至15MVA。

2、供电半径超过本级电压规定时，可按高一级电压供电。

具有冲击负荷﹑波动负荷、非对称负荷的客户，宜采用由系统变电所新建线路或提高电压等级供电的供电方式。

1.4.4 临时供电

基建施工、市政建设、抗旱打井、防汛排涝、抢险救灾、集会演出等非永久性用电，可实施临时供电。具体供电电压等级取决于用电容量和当地的供电条件。

1.4.5 居住区住宅用电容量配置

居住区住宅以及公共服务设施用电容量的确定应综合考虑所在城市的性质、社会经济、气候、民族、习俗及家庭能源使用的种类，同时满足应急照明和消防设施要求。

建筑面积在50平方米及以下的住宅用电每户容量宜不小于4kW；大于50平方米的住宅用电每户容量宜不小于8kW。

配电变压器容量的配置系数，应根据住宅面积和各地区用电水平，由省电力开云app官方版入口确定。

1.5供电电源及自备应急电源配置

1.5.1 供电电源配置的一般原则

供电电源应依据客户分级、用电性质、用电容量、生产特性以及当地供电条件等因素，经过技术经济比较、与客户协商后确定。

特级重要电力客户应具备三路及以上电源供电条件，其中的两路电源应来自两个不同的变电站，当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电。

一级重要电力客户应采用双电源供电。

二级重要电力客户应采用双电源或双回路供电。

临时性重要电力客户按照用电负荷重要性，在条件允许情况下，可以通过临时架线等方式满足双电源或多电源供电要求。

对普通电力客户可采用单电源供电。

双电源、多电源供电时宜采用同一电压等级电源供电，供电电源的切换时间和切换方式要满足重要电力客户允许中断供电时间的要求。

根据客户分级和城乡发展规划，选择采用架空线路、电缆线路或架空-电缆线路供电。

1.5.2 供电电源点确定的一般原则

电源点应具备足够的供电能力，能提供合格的电能质量，满足客户的用电需求，保证接电后电网安全运行和客户用电安全。

对多个可选的电源点，应进行技术经济比较后确定。

根据客户分级和用电需求，确定电源点的回路数和种类。

根据城市地形、地貌和城市道路规划要求，就近选择电源点。路径应短捷顺直，减少与道路交叉，避免近电远供、迂回供电。

1.5.3 自备应急电源配置的一般原则

重要电力客户应配置自备应急电源及非电性质的保安措施，满足保安负荷应急供电需要。对临时性重要电力客户可以租用应急发电车（机）满足保安负荷供电要求。

自备应急电源配置容量应至少满足全部保安负荷正常供电的需要。有条件的可设置专用应急母线。

自备应急电源的切换时间、切换方式、允许停电持续时间和电能质量应满足客户安全要求。

自备应急电源与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置，防止倒送电。

对于环保、防火、防爆等有特殊要求的用电场所，应选用满足相应要求的自备应急电源。

1.5.4 非电性质保安措施配置的一般原则

非电性质保安措施应符合客户的生产特点、负荷特性，满足无电情况下保证客户安全的需要。

1.6电气主接线及运行方式的确定

1.6.1 确定电气主接线的一般原则

根据进出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。在满足可靠性要求的条件下，宜减少电压等级和简化接线等。

1.6.2 电气主接线的主要型式

桥形接线、单母线、单母线分段、双母线、线路变压器组。

1.6.3 客户电气主接线

具有两回线路供电的一级负荷客户，其电气主接线的确定应符合下列要求：

1）35kV及以上电压等级应采用单母线分段接线或双母线接线。装设两台及以上主变压器。6~10kV侧应采用单母线分段接线。

2）10kV电压等级应采用单母线分段接线。装设两台及以上变压器。0.4kV侧应采用单母线分段接线。

具有两回线路供电的二级负荷客户，其电气主接线的确定应符合下列要求：

1）35kV及以上电压等级宜采用桥形、单母线分段、线路变压器组接线。装设两台及以上主变压器。中压侧应采用单母线分段接线。

2）10kV电压等级宜采用单母线分段、线路变压器组接线。装设两台及以上变压器。0.4kV侧应采用单母线分段接线。

单回线路供电的三级负荷客户，其电气主接线，采用单母线或线路变压器组接线。

1.6.4 重要客户运行方式

特级重要客户可采用两路运行、一路热备用运行方式。

一级客户可采用以下运行方式：1）两回及以上进线同时运行互为备用；2）一回进线主供、另一回路热备用。

二级客户可采用以下运行方式：1）两回及以上进线同时运行；2）一回进线主供、另一回路冷备用。

不允许出现高压侧合环运行的方式。

1.7电能计量点及计量方式的确定

1.7.1 电能计量点

电能计量点原则上应设置在供电设施与受电设施的产权分界处。

1.7.2 电能计量方式

低压供电的客户，负荷电流为60A及以下时，电能计量装置接线宜采用直接接入式；负荷电流为60A以上时，宜采用经电流互感器接入式。

高压供电的客户，宜在高压侧计量；但对10kV供电且容量在315kVA及以下、35kV供电且容量在500kVA及以下的，高压侧计量确有困难时，可在低压侧计量，即采用高供低计方式。

有两条及以上线路分别来自不同电源点或有多个受电点的客户，应分别装设电能计量装置。

客户一个受电点内不同电价类别的用电，应分别装设电能计量装置。

有送、受电量的地方电网和有自备电厂的客户，应在并网点上装设送、受电电能计量装置。

1.7.3 电能计量装置的接线方式

接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线接线方式；接入中性点非绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线接线方式。

1.7.4 电能计量装置分类

I类电能计量装置：月平均用电量500万kWh及以上或变压器容量为10000kVA及以上的高压计费客户、200MW及以上发电机、发电企业上网电量、电网经营企业之间的电量交换点、省级电网经营企业与其供电企业的供电关口计量点的电能计量装置。

Ⅱ类电能计量装置：月平均用电量100万kWh及以上或变压器容量为2000kVA及以上的高压计费客户、100MW及以上发电机、供电企业之间的电量交换点的电能计量装置。

Ⅲ类电能计量装置：月平均用电量10万kWh及以上或变压器容量为315kVA及以上的计费客户、100MW及以下发电机、发电企业厂（站）用电量、供电企业内部用于承包考核的计量点、考核有功电量平衡的110kV及以上的送电线路电能计量装置。

Ⅳ类电能计量装置：负荷容量为315kVA以下的计费客户、发供电企业内部经济技术指标分析、考核用的电能计量装置。

Ⅴ类电能计量装置：单相供电的电力客户计费电能计量装置。

1.7.5 电能计量装置的配置

各类电能计量装置配置电能表、互感器的准确度等级应不低于表1-2所示值。

表1-2电能表、互感器准确度等级

1.7.6 用电信息采集终端的配置

所有电能计量点均应安装用电信息采集终端。根据应用场所的不同选配用电信息采集终端。对高压供电的客户配置专变采集终端，对低压供电的客户配置集中抄表终端，对有需要接入公共电网分布式能源系统的客户配置分布式能源监控终端。

1.8电能质量及无功补偿技术要求

1.8.1 供电电压允许偏差

在电力系统正常状况下，供电企业供到客户受电端的供电电压允许偏差为：

1）35kV及以上电压供电的，电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定值的10％。

2）10kV及以下三相供电的，为额定值的±7％。

3）220V单相供电的，为额定值的＋7％，－10％。

1.8.2 非线性负荷设备接入电网

非线性负荷设备的主要种类：

1）换流和整流装置，包括电气化铁路、电车整流装置、动力蓄电池用的充电设备等；

2）冶金部门的轧钢机、感应炉和电弧炉；

3）电解槽和电解化工设备；

4）大容量电弧焊机；

5）大容量、高密度变频装置；

6）其他大容量冲击设备的非线性负荷。

客户应委托有资质的专业机构出具非线性负荷设备接入电网的电能质量评估报告。

按照“谁污染、谁治理”、“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则，在供电方案中，明确客户治理电能质量污染的责任及技术方案要求。

1.8.3 谐波限值

客户负荷注入公共电网连接点的谐波电压限值及谐波电流允许值应符合GB/T 14549-1993《电能质量公用电网谐波》国家标准的限值。

1.8.4 电压波动和闪变的允许值

客户的冲击性负荷产生的电压波动允许值，应符合GB/T 12326-2008《电能质量电压波动和闪变》国家标准的限值。

1.8.5 无功补偿装置的配置原则

无功电力应分层分区、就地平衡。客户应在提高自然功率因数的基础上，按有关标准设计并安装无功补偿设备。

为提高客户电容器的投运率，并防止无功倒送，宜采用自动投切方式。

1.8.6 功率因数要求

100kVA及以上高压供电的电力客户，在高峰负荷时的功率因数不宜低于0.95；其他电力客户和大、中型电力排灌站、趸购转售电企业，功率因数不宜低于0.90；农业用电功率因数不宜低于0.85。

1.8.7 无功补偿容量的计算

电容器的安装容量，应根据客户的自然功率因数计算后确定。

当不具备设计计算条件时，电容器安装容量的确定应符合下列规定：

1）35k及以上变电所可按变压器容量的10%～30%确定；

2）10kV变电所可按变压器容量的20%～30%确定。

2 10kV用户工程

2.1 技术导则

2.1.1 供电区域划分原则

根据Q/GDW 1738-2012《配电网规划设计技术导则》，国家电网开云app官方版入口区域内供电区域按照负荷密度划分见表2-1。

表2-1  供电区域划分表

注：1、为供电区域的负荷密度（MW/km²）

2、供电区域面积一般不小于5km²

3、计算负荷密度时，应扣除110kV专线负荷，以及高山、戈壁、荒漠、水域、森林等无效供电面积。

2.1.2 配电站房类型及对比

10kV接入的电力用户可以选择配电室或者箱式变电站的方式，两种变电类型对比见表2-2。

表2-2  10kV配电站房类型比较表

2.2 10kV配电室

2.2.1 方案导则

参照《20kV及以下配电网工程估算指标》（2016年版），给出了9项配电室设计方案造价参考指标。本指标价格只计算到工程静态投资。建设场地征用及清理费未计列，实际工程按照各地区实际水平计列。社会保险费缴费费率和住房公积金缴费费率按具体项目所在地进行调整。设备价格应参照近期招标价调整，人工及材机应根据实际年份进行调整。

2.2.2 可选方案汇总（见表2-3～2-11）

方案一（表2-3）

单位：万元/站

方案二（表2-4）

单位：万元/站

方案三（表2-5）

单位：万元/站

方案四（表2-6）

单位：万元/站

方案五（表2-7）

单位：万元/站

方案六（表2-8）

单位：万元/站

方案七（表2-9）

单位：万元/站

方案八（表2-10）

单位：万元/站

方案九（表2-11）

单位：万元/站

2.3 10kV箱式变电站

2.3.1 方案导则

参照《20kV及以下配电网工程估算指标》（2016年版），给出了2项箱式变电站设计方案造价参考指标。本指标价格只计算到工程静态投资。建设场地征用及清理费未计列，实际工程按照各地区实际水平计列。社会保险费缴费费率和住房公积金缴费费率按具体项目所在地进行调整。设备价格应参照近期招标价调整，人工及材机应根据实际年份进行调整。

2.3.2 可选方案汇总（见表2-12～2-13）

方案一（表2-12）

单位：万元/座

方案二（表2-13）

单位：万元/站

3 35kV用户工程

3.1 技术导则

3.1.1 电力系统

单台主变容量可选6.3MVA、10MVA和20MVA，宜采用双绕组有载调压变压器。实际工程中主变台数和容量、绕组数应根据需求计算确定。

35kV出线：远景为1台主变的变电站出线为1、2回；远期为2台主变的变电站出线为2或4回。10kV出线：一般情况下每台主变压器可按4、8、16回配置。

每台6.3MVA主变配置1组1002kvar并联电容器，每台10MVA主变配置2组1002kvar并联电容器，每台20MVA主变配置1组1002kvar与1组2004kvar并联电容器。具体工程须经过调相调压计算确定无功容量及分组配置。

35kV系统一般采用不接地方式；主变10kV侧接地方式宜结合线路负荷、供电可靠性等因素，采用不接地、经消弧线圈或小电阻接地方式。

3.1.2 电气部分

变电站电气主接线应根据变电站的规划容量，线路、变压器连接元件总数，设备特点等条件确定，并考虑供电可靠性、运行灵活、操作检修方便、节省投资、便于过渡或扩建等要求，宜简化接线型式。

35kV电气接线：35kV最终规模2线2变采用线变组接线或单母线接线；3线3变采用线变组或三组单母线；4回出线以上时采用单母线分段或几组独立单母线接线。

10kV电气接线：2台主变时宜采用单母线分段接线；3台主变出线回路数在24回以下时采用单母线三分段或四分段接线。

3.1.3 主要设备选择

主变压器采用三相双绕组、低损耗、油浸自冷式；位于城镇区域的变电站宜采用低噪声变压器。

35kV开关设备可采用户外瓷柱式真空或SF₆断路器，预制舱内35kV设备采用气体绝缘开关柜，户内布置采用空气绝缘开关柜。

10kV开关设备采用户内空气绝缘开关柜或气体绝缘开关柜。

3.2 35V通用设计方案工程参考价一览表

根据用户需求，可选择合适主变容量、进出线回路数的通用设计方案。具体设计成果可参见《国家电网开云app官方版入口输变电工程通用设计35~110kV智能变电站模块化建设施工图设计》（2016年版）。造价指标（静态投资）可参见《国网冀北电力有限开云app官方版入口关于印发输变电工程标准参考价补充数据（2017年版）的通知》（冀建设【2017】33号）及《国家电网开云app官方版入口输变电工程通用造价35kV变电站分册》（2014年版），以下造价参考指标应根据近期设备材料招标价格，以及人工、材机系数予以相应调整，同时应结合项目站址赔偿标准、气象条件、地形等情况综合考虑。

表3-1 35kV变电站模块化建设通用设计方案工程参考价一览表

4 110kV用户工程

4.1 技术导则

4.1.1 电力系统

对于负荷较小的用户工程单台主变容量可选40MVA或31.5MVA，对于负荷较大的用户工程单台主变容量可选50MVA、63MVA或80MVA。根据用户的具体需求，主变台数可选2台、3台或4台。主变压器宜采用双绕组变压器。变压器调压方式根据系统情况确定，对电压质量要求较高时宜选择有载调压方式。

110kV出线：一般情况下按2回配置，用户负荷较大时可将出线回路数增加至4回。10kV出线：一般情况下每台主变压器按8~12回配置。

容性无功补偿容量宜按10%~30%配置，单组电容器容量不宜超过6Mvar，功率因数应满足所接入电网的要求。

110kV系统为有效接地系统，因用户站属于终端站，其中性点隔离开关的状态经电网计算确定，一般为常开。10kV侧接地方式宜结合负荷性质、供电可靠性等因素，采用不接地、经消弧线圈或小电阻接地方式。

4.1.2 电气部分

变电站电气主接线应根据变电站的规划容量，线路、变压器连接元件总数，设备特点等条件确定，并考虑供电可靠性、运行灵活、操作检修方便、节省投资、便于过渡或扩建等要求。用户站通常为终端站，宜简化接线型式，采用线变组或桥形接线。

110kV电气接线：110kV规模为2线2变采用内桥接线或线变组接线；2线3变时可采用扩大内桥接线；3线3变时采用线变组、扩大内桥或内桥+线变组接线；4回出线及以上时采用单母线分段接线。

10kV电气接线：2台主变时宜采用单母线分段接线；3台主变出线回路数在36回以下时采用单母线三分段接线，36回及以上时采用单母线三分段、四分段接线；当每台主变带16回及以上出线时，每台主变采用双分支单母线分段接线。

4.1.3 主要设备选择

主变压器采用三相双绕组、低损耗、油浸自冷式，容量特别大或者布置受限时也可采用油浸风冷式主变压器；位于城镇区域的变电站宜采用低噪声变压器。

110kV开关设备根据站址地理位置、环境条件等因素的要求，可采用瓷柱式断路器或GIS设备；对于高寒地区，当瓷柱式断路器不能满足低温液化要求时，可选用罐式断路器。

10kV开关设备采用户内空气绝缘开关柜。

4.2 110kV通用设计方案工程参考价一览表

根据用户需求，可选择合适主变容量、进出线回路数的通用设计方案。具体设计成果可参见《国家电网开云app官方版入口输变电工程通用设计110(66)kV智能变电站模块化建设》（2015年版）、《国家电网开云app官方版入口输变电工程通用设计35~110kV智能变电站模块化建设施工图设计》（2016年版）。造价指标（静态投资）可参见《国网基建部关于印发输变电工程标准参考价（2019年版）的通知》（基建技经【2019】11号），以下造价参考指标应根据近期设备材料招标价格，以及人工、材机系数予以相应调整，同时应结合项目站址赔偿标准、气象条件、地形等情况综合考虑。

表4-1  110kV变电站模块化建设通用设计方案工程参考价一览表

5 220kV用户工程

5.1 技术导则

5.1.1 电力系统

对于负荷较小的用户工程单台主变容量可选120MVA或90MVA，对于负荷较大的用户工程单台主变容量可选180MVA或240MVA。根据用户需求，主变台数可选2台、3台或4台。主变压器可采用双绕组、三绕组或自耦变压器，如果选择三绕组变和自耦变，中压侧宜为110kV，适合用户内部送电距离较远的工程。变压器调压方式根据系统情况确定，对电压质量要求较高时宜选择有载调压方式。

220kV出线：一般情况下连接电网的出线为2回。110kV出线（选配）：按2台主变计算，可配置6~16回。低压侧：电压等级可选10kV、20kV、35kV，主变容量较大时选配较高的电压等级，每台主变所带回路数需根据主变容量和负荷需求综合规划后确定。

容性无功补偿容量宜按10%~30%配置，单组电容器容量不宜超过10Mvar，功率因数应满足所接入电网的要求。

220kV系统为有效接地系统，因用户站属于终端站，其中性点隔离开关的状态经电网计算确定。如配110kV，宜选择为有效接地系统，对供电可靠性有特殊要求时可考虑非有效接地系统。低压侧接地方式宜结合负荷性质、供电可靠性等因素，采用不接地、经消弧线圈或小电阻接地方式。

5.1.2 电气部分

变电站电气主接线应根据变电站的规划容量，线路、变压器连接元件总数，设备特点等条件确定，并考虑供电可靠性、运行灵活、操作检修方便、节省投资、便于过渡或扩建等要求。用户站通常为终端站，可简化接线型式，采用线变组或桥形接线。

220kV电气接线：220kV规模为2线2变可采用内桥接线或单母线接线；2线3变时可采用扩大内桥、单母线或双母线接线；如果用户站之间增加220kV的联络线路，规模可达4线2变或4线3变，推荐选择双母线接线。

110kV电气接线（如配）：110kV侧出线回路数普通较多，宜选择双母线接线，经分析比较确定合理后也可选择单母线分段等接线型式。

低压侧电气接线：2台主变时，宜采用单母线分段接线；多台主变时，可根据主变台数对低压侧母线进行分段，根据需求可考虑多母线分段环型接线。

5.1.3 主要设备选择

主变压器采用三相双绕组、低损耗、油浸自冷式，容量特别大或者布置受限时也可采用油浸风冷式主变压器；如果选配110kV电压等级，则选用三相三绕组变压器或自耦变压器；位于城镇区域的变电站宜采用低噪声变压器。

220kV开关设备根据站址地理位置、环境条件等因素的要求，可采用瓷柱式断路器或GIS设备；对于高寒地区，当瓷柱式断路器不能满足低温液化要求时，可选用罐式断路器。

110kV开关设备（如配）可采用瓷柱式断路器或GIS设备，同理，高寒地区可需用罐式断路器。

低压侧（10kV、20kV或35kV）开关设备采用户内空气绝缘开关柜。