《2018版1000kV交流特高压输变电工程过电压和绝缘配合.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2018版1000kV交流特高压输变电工程过电压和绝缘配合.doc（49页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合I目 次 前 言II1范围12规范性引用文件13术语和符号14线路和设备上的作用电压25暂时过电压及限制36操作过电压及保护47雷电过电压及保护68绝缘配合7附录 A (资料性附录) 各类作用电压和标准试验电压的波形11附录 B (资料性附录) 1000kV架空线路和变电站雷电性能的计算方法12附录 C (规范性附录) 外绝缘放电电压或耐受电压的气象校正15附录 D (规范性附录) 1000kV变电站金属氧化物避雷器的主要电气参数16附录 E (资料性附录) 1000kV线路和变电站绝缘配合的计算方法17附录 F (资料性附录) 操作过电压下线路
2、闪络率的计算方法22附录 G (规范性附录) 1000kV电气设备承受一定时间暂时过电压的要求25附录 H (资料性附录) 1000kV线路杆塔空气间隙和变电站空气间隙放电电压试验数据261000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合1 范围本标准规定了1000kV输变电工程中限制过电压的措施和采用限制措施之后的过电压水平；推荐了架空线路和变电站雷电性能的计算分析方法；提供了根据1000kV输电线路和变电站设备的绝缘特性以及可能的影响因素，从安全运行和经济合理两方面来确定设备绝缘水平和空气间隙距离的原则、方法和推荐值。本标准适用于标称电压为1000kV（系统最高电压为1100kV）交流输变电
3、工程的过电压与绝缘配合。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准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标准。GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器GB/T2900.1-2008 电工术语 基本术语GB/T2900.12-2008 电工术语 避雷器GB/T2900.15-1997 电工术语 变压器、互感器、调压器、电抗器GB/T2900.19-1994 电工术语 高电压试验技术和绝缘配合GB/T2900.20-1992 电工
4、术语 高压开关设备GB/T2900.50-2008 电工术语 发电、输电及配电 通用术语GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合GB/T 311.2 绝缘配合 第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621 交流电气装置的接地IEC60071-1 Insulation Coordination Part 1: definitions, principles and rules(绝缘配合 第1部分：定义、原理和规则)IEC60071-2 Insulation Coordination Part 2: Application gui
5、de (绝缘配合 第2部分：使用导则)IEEE Std.1243 IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of Transmission Lines(提高输电线路雷电性能导则)3 术语和符号GB/T2900.1-2008、GB/T2900.12-2008、GB/T2900.15-1997、GB/T2900.19-1994、GB/T2900.20-1992和GB/T2900.50-2008 确立的术语和符号，以及下列术语和符号适用于本标准。3.1 术语3.1.1 地闪密度 ground flash density, GFD每平方公里、
6、每年的地面落雷次数。3.1.2 保护角 shielding angle地线对导线的保护角指杆塔处，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。3.1.3 特快速瞬态过电压 Very Fast Transient Overvoltage，VFTO气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)和复合电器(HGIS，即Hybrid-GIS)的隔离开关操作或接地故障时，可产生频率为数百kHz至数MHz的高频振荡过电压，称为特快速瞬态过电压。3.1.4代表性过电压 Representative Overvoltage该过电压对绝缘介质效应等同于系统在运行时由于不同原因产生的某一给定类型过电压
7、的作用。在本标准中，代表性过电压一般通过仿真计算获得。3.2 符号本标准使用的符号：A1：变电站导线对构架的最小空气间隙距离（m）A1：变电站设备对构架的最小空气间隙距离（m）A2：变电站相间最小空气间隙距离（m）d：空气间隙放电电压试验间隙距离（m）：操作过电压下线路闪络率计算中，操作过电压的概率分布（）H：海拔高度(m)：导线对地平均高度（m）I：雷电流幅值（kA）：大气校正因数（）：配合因数（）：安全因数（）m：绝缘配合中并联间隙数（个）：雷电对导线的击距（m）：雷电对大地的击距（m）：雷电对地线的击距（m）：系统最高电压（kV）：导线上工作电压瞬时值（kV）：避雷器雷电过电压保护水平（
8、kV）：避雷器操作过电压保护水平（kV）：代表性过电压（kV）：耐受电压要求值（p.u.）：雷电冲击耐受电压要求值（p.u.）：相对地操作冲击耐受电压要求值（p.u.）：线路相对地统计（2%）操作过电压（kV）：额定耐受电压(有效值) （kV）U50：50%放电电压（kV）：单个间隙的50%放电电压要求值（kV）：负极性操作冲击分量与相间操作冲击电压的两个分量（正极性和负极性）之和的比值（）：击距修正系数（）：土壤电阻率（m）：单个绝缘放电电压的标准偏差（）：单间隙的放电电压变异系数（）：并联多间隙放电电压变异系数（）4 线路和设备上的作用电压4.1 系统接地方式1000kV系统采用有效接地方
9、式，不允许1000kV变压器中性点不接地运行。1000kV变压器的低压侧(110kV)系统采用不接地方式。4.2 作用电压类型变电站设备和线路在运行中可能受到的作用电压，按照作用电压的起因和幅值、波形及持续时间，可分为： 持续运行电压（其值不超过系统最高电压Um，持续时间等于设备设计的运行寿命）； 暂时过电压（包括工频过电压、谐振过电压）； 操作（缓波前）过电压； 雷电（快波前）过电压； VFTO。各类作用电压的典型波形见附录A。4.3 暂时过电压和操作过电压标么值的基准电压工频过电压的基准电压是；谐振过电压、操作过电压的基准电压是。5 暂时过电压及限制暂时过电压包括工频过电压和谐振过电压，与
10、系统结构、容量、参数、运行方式、地线的类型和接地方式以及继电保护和自动调节装置特性等有关。工频过电压、谐振过电压除增大绝缘所需承受的电压外，对选择避雷器等过电压保护装置参数也有重要影响。暂时过电压特性由其幅值、波形和持续时间确定。5.1 工频过电压工频过电压主要由线路空载、甩负荷和接地故障引起。通常情况下甩负荷和接地故障两种故障组合引起的工频过电压比较严重。对工频过电压，应结合工程条件加以预测。预测工频过电压，主要考虑下列故障类型：对单回输电线路通常考虑正常输电状态下甩负荷和在线路单相接地故障情况下甩负荷两类故障。单回两相接地引起线路一端三相分闸的故障发生概率很小，可酌情考虑。对同塔双回输电线
11、路需考虑双回线路运行和一回线路停运的工况。双回线路6相甩负荷可酌情考虑。双回线路同名或异名两相接地故障发生概率很小，可酌情考虑此故障情况下的甩负荷。限制工频过电压的主要措施是装设线路高压并联电抗器。工频过电压持续时间对避雷器额定电压和设备绝缘能力的选择起着十分重要的作用。为了缩短工频过电压的持续时间，线路两端断路器宜采用继电保护实现联动分闸。工频过电压水平不宜超过下列数值： 线路断路器的变电站侧 1.3p.u. 线路断路器的线路侧 1.4p.u. (持续时间不大于0.5s)5.2 谐振过电压谐振过电压包括线性谐振和非线性(铁磁)谐振过电压。带大容性元件(长线路、串联补偿线路)和有非线性激磁特性
12、的感性元件(变压器、并联电抗器)的回路合闸(或作为甩负荷的结果)，可能因谐振和铁磁谐振产生谐波谐振过电压。应采取防止措施，避免出现谐振过电压的条件，或用继电保护装置限制其幅值和持续时间。在选择避雷器额定电压或绝缘设计时，通常不考虑谐振过电压。5.2.1 发电机自励磁过电压同步发动机带容性负荷(如空载线路)条件下，发电机电感参数周期性变化与系统电容参数配合不当时，可能引起发电机自励磁(参数谐振)过电压。不发生自励磁的判据为： （1）式中：发电机额定容量，MVA；线路充电功率（需考虑高压并联电抗器和低压并联电抗器的影响），Mvar；发电机等值同步电抗标么值(包括升压变压器，以发电机容量为基准)。当
13、发电机容量小于上述值时，应避免单机带空载长线运行。对可能出现的发电机自励磁过电压可以采用并联电抗器或过电压保护装置切除线路。5.2.2 非全相谐振过电压装有并联电抗器的线路处于非全相状态时，由于健全相和断开相之间的相间电容耦合，可在断开相上引起非全相谐振过电压。在高压并联电抗器的中性点接入一接地电抗器，可有效地防止这种过电压。该接地电抗器的电抗值宜按接近完全补偿线路的相间电容的原则来选择，同时也应考虑限制潜供电流的要求和对并联电抗器中性点绝缘水平的要求。对于同塔双回线路，回路之间的耦合会影响接地电抗器电抗值的选择。在计算非全相谐振过电压时，需注意以下因素：a) 线路参数设计值和实际值的差异；b
14、) 高压并联电抗器和接地电抗器的阻抗设计值与实测值的偏差；c) 故障状态下的电网频率变化。5.2.3 合空载变压器谐振过电压合空载变压器操作的过渡过程使变压器铁芯磁饱和，引起励磁涌流以及使电感作周期性变化，当励磁涌流谐波频率与系统的自振频率相匹配时，可能产生高次谐波谐振过电压，对此过电压应予以预测。应尽量避免产生谐波谐振的运行方式和操作方式。断路器装合闸电阻，有利于减小合空载变压器的过电压幅值及励磁涌流，限制效果与不同运行方式下的系统特性有关。采用过电压继电保护，可以缩短合空载变压器谐振过电压的持续时间。6 操作过电压及保护6.1 操作过电压水平限制值线路沿线最大的相对地统计操作过电压不宜大于
15、1.7p.u.。变电站最大的相对地统计操作过电压不宜大于1.6p.u.，最大的相间统计操作过电压不宜大于2.9p.u.。对操作过电压，应结合工程加以预测。取消线路断路器合闸电阻的判据：线路平均操作过电压闪络率不宜高于0.01次/年；线路首末端避雷器的比能量不超过避雷器允许值的0.9倍；变电站相地和相间最小空气间隙距离不超过国标规定值。6.2 空载线路合闸及单相重合闸过电压6.2.1 预测条件空载线路合闸、单相重合闸会产生操作过电压。操作过电压幅值取决于多种因素，包括断路器类型（有无合闸电阻、选相合闸装置等）、合闸线路电源侧的系统特性、合闸线路长度与无功补偿情况等。预测线路合闸操作过电压时的合闸
16、侧电压有以下控制条件：a) 由孤立电源合闸空载线路，线路合闸后的沿线电压不应超过系统最高电压；b) 由与系统相连的变电站合闸空载线路，线路合闸前的变电站母线电压为相应运行方式下的母线实际电压，线路合闸后，沿线电压不宜超过系统最高电压。单相重合闸过电压一般不高于空载线路合闸过电压。对于特殊的系统结构，例如容量较小的电源送出系统中，较长线路的单相重合闸过电压可能高于空载线路合闸过电压。对于同塔双回线路，主要考虑单回线路的单相接地故障后的单相重合闸过电压。双回同名相或异名相接地故障情况下的分相重合闸过电压可能高于单回单相接地故障后的单相重合闸过电压，但出现的概率极低。6.2.2 主要限制措施限制线路
17、合闸和单相重合闸过电压的主要措施，一是断路器采用合闸电阻；二是装设金属氧化物避雷器。也可使用选相合闸等措施。6.3 单相接地故障过电压线路单相接地故障时在健全相上出现的过电压，主要是指相对地过电压，相间过电压可以忽略。接地故障过电压的大小和线路长度、故障点的位置等因素有关。6.4 故障清除过电压6.4.1 故障线路健全相过电压此过电压为线路单相接地，故障相两侧线路断路器分闸后，在故障线路健全相上产生的过电压，其幅值较低。6.4.2 相邻线路过电压此过电压为线路故障接地，故障相两侧线路断路器分闸后，在故障线路的直接相邻或间接相邻线路上产生的过电压。随着接地故障相数的增加该过电压幅值呈升高的趋势。
18、一般考虑单相接地故障的条件加以预测并作为工程的设计条件。对于出现概率很小的两相短路、两相或三相接地故障，可根据预测结果酌情采取相应限制措施。6.4.3 单相接地三相分闸过电压带电作业时，若单相重合闸退出，单相接地会引起三相分闸。单相接地故障，单相重合闸不成功也会引起三相分闸。单相接地三相分闸时，可能在故障线路的健全相或相邻线路上产生较高的过电压。6.4.4 故障清除过电压限制措施变电站和开关站有避雷器保护，故障清除过电压不高，不会损坏站内设备。对于线路上较高的故障清除过电压，可在线路中部装设金属氧化物避雷器或在断路器上装分闸电阻予以限制。此外也可采用继电保护的措施进行限制。6.5 无故障甩负荷
19、过电压无故障甩负荷过电压与线路长度、线路无功补偿情况及线路潮流等有关，一般采用金属氧化物避雷器限制。6.6 振荡解列过电压在系统振荡状态下解列，将产生振荡解列过电压。应对可能出现的振荡解列操作下的过电压进行预测。预测该过电压时，线路送受端电势功角差宜按系统可能出现的严重工况选取。应当注意校核线路两端的金属氧化物避雷器的吸收能量。6.7 投切空载变压器操作过电压投切空载变压器产生的操作过电压，一般采用金属氧化物避雷器限制。6.8 主变压器110kV侧开断并联电容器组过电压主变压器110kV侧开断并联电容补偿装置，若断路器发生单相重击穿时，电容器组对地过电压可能超过4.0p.u.。开断前电源侧有单
20、相接地故障时，该过电压将更高。开断时如发生两相重击穿，电容器组极间过电压可能超过(指电容器组的额定电压)。投切并联电容补偿装置，应采用重击穿概率极低的断路器。为安全起见，仍宜按图 1所示布置方式装设金属氧化物避雷器以限制单相重击穿过电压。一般可不考虑断路器发生两相重击穿。图 1并联电容补偿装置的避雷器保护接线6.9 主变压器110kV侧开断并联电抗器过电压主变压器110kV侧开断并联电抗器时，应采用金属氧化物避雷器限制断路器强制熄弧(截流)产生的过电压。6.10 VFTOGIS和HGIS 隔离开关操作或发生接地故障时，可产生VFTO, VFTO的特点是波前时间很短(1MHz);幅值很高(最大值
21、可达2.5p.u.-3.0 p.u.) 。VFTO可能损害GIS、HGIS、变压器和电磁式电压互感器绝缘，也可能损害二次设备或对二次电路产生电磁骚扰。变压器与GIS经过架空线相连时，在变压器上的VFTO幅值不高，波前时间变缓至雷电过电压波前时间范围内。变压器与GIS之间通过油气套管相连时，在变压器上的VFTO较严重，可能损害变压器匝间绝缘。应对相关操作方式下的VFTO加以预测，必要时隔离开关宜加装投切电阻，或避免可能引起危险的操作方式。7 雷电过电压及保护雷电过电压包括线路雷电绕击、反击过电压和变电站直击、雷电侵入波过电压。输电线路和变电站的防雷设计，应结合当地已有线路和变电站的运行经验、地区
22、雷电活动强度、地闪密度、地形地貌及土壤电阻率等因素，通过计算分析和技术经济比较，采用合理的差异化防雷保护措施，线路和变电站雷电性能的计算方法参见附录B。7.1 线路雷电过电压7.1.1 线路雷电性能特点线路绝缘水平很高，雷击地线或塔顶发生反击闪络的可能性很低；线路杆塔较高，较易发生绕击。7.1.2 一般线路的保护7.1.2.1 1000kV线路应沿全线架设双地线。7.1.2.2 地线保护角要求值如下： 单回线路：平原和丘陵地区，一般不大于6；山区，一般不大于4； 同塔双回线路：平原和丘陵地区，一般不大于3；山区，一般不大于5； 线路耐张转角塔的跳线：平原单回线路不大于6；山区单回线路和同塔双回
23、线路不大于0；对雷电活动较强烈的山区可根据工程实际条件进一步减小地线保护角。7.1.2.3 两根地线之间的距离不应超过导线与地线垂直距离的5倍。7.1.2.4 在一般土壤电阻率地区（500m及以下），线路的反击耐雷水平不宜低于200kA。7.1.2.5 线路每基杆塔在不连接地线情况下的工频接地电阻，在雷季干燥时，不宜超过表 1所列数值。表 1 1000kV线路杆塔的工频接地电阻土壤电阻率m100100500500100010002000接地电阻1015202530注：如土壤电阻率超过2000m，接地电阻很难降低到30时，可采用68根总长不超过500m的放射形接地体，或采用连续伸长接地体，接地电
24、阻不受限制。7.1.2.6 用数值计算的方法确定档距中央导线与地线之间的距离。当雷击档距中央地线时，地线对导线发生反击闪络的耐雷水平宜不低于200kA。7.1.3 线路交叉部分的保护线路与较低电压线路、通信线路交叉时，两交叉线路导线间或上方线路导线与下方线路地线间的垂直距离等，不得小于表 2所列数值（当导线温度为40时）。表 2 与较低电压线路、通信线路交叉时的交叉距离 单位为m交叉类型至输电线路地线(导线)至输电线路杆顶至通讯线路交叉距离1016187.1.4 大跨越档的保护7.1.4.1 大跨越档在雷电过电压下安全运行年数不宜低于50年。7.1.4.2 大跨越线路随杆塔高度增加宜适当增加杆
25、塔的绝缘水平。其中需重点考虑导线对杆塔的空气间隙距离，应根据雷电过电压计算确定。绝缘子串的长度宜根据雷电过电压计算进行校核7.1.4.3 根据雷击档距中央地线时控制反击的条件，大跨越档距中央导线与地线间的距离应通过雷电过电压的计算确定。7.1.4.4 大跨越杆塔的地线保护角宜小于一般线路的保护角。7.1.4.5 大跨越杆塔接地电阻不宜大于表1所列数值的50。当土壤电阻率大于2000m时，接地电阻不宜大于20。7.1.4.6 大跨越线路的反击耐雷水平不另做要求。7.1.5 变电站2km架空进线段的保护2km架空进线段范围内应采取措施减少雷电绕击和反击导线的概率，反击耐雷水平宜不小于250kA。架
26、空进线段地线保护角平原宜小于4，在条件允许的情况下山区宜进一步减小；线路耐张转角塔地线对跳线的保护角宜小于4，也可采取其他措施保护。当单回线路进线段杆塔上两根地线之间的距离超过导线与地线垂直距离4倍时，应增设第三根地线防止雷电绕击中相导线。7.2 变电站的雷电过电压7.2.1 变电站的直击雷过电压保护变电站的直击雷过电压保护应参考电力行业标准DL/T 620-1997的相关规定，此外还需满足：a) 变电站的直击雷过电压保护，宜用电气几何模型法或滚球法或其他方法进行核算；b) 装在架构上的避雷针应与接地网连接，并应在其附近装设集中接地装置。装有避雷针和避雷线的架构与1000kV带电部分间的空气中
27、距离不得小于7m。7.2.2 变电站的雷电侵入波过电压保护7.2.2.1 变电站一般宜在每一主变压器旁和每段母线上装设1组避雷器。在每回线路的入口处装设1至2组避雷器，避雷器的位置和数量应通过雷电侵入波过电压计算确定。7.2.2.2 预测变电站雷电过电压时应考虑一般运行方式和特殊方式。特殊方式，即变电站线路断路器处于开路状态的运行方式，其过电压更严重，但出现的概率较小。7.2.2.3 在进行变电站雷电侵入波过电压绝缘配合时，一般运行方式下的内绝缘安全裕度要求不低于15%，特殊方式下内绝缘安全裕度要求不低于10%，外绝缘安全裕度要求不低于5%。7.2.2.4 变电站的耐雷指标(平均无故障时间)，
28、不宜低于1500年。8 绝缘配合8.1 绝缘配合基本原则8.1.1 持续运行电压和暂时过电压下的绝缘配合8.1.1.1 持续运行电压下电气装置外绝缘的爬电距离应符合相应环境污秽分级条件下的爬电比距要求。8.1.1.2 变电站内空气间隙应能承受最大工频过电压。线路有风偏的空气间隙在大风条件下应耐受系统最高相电压。8.1.1.3 变电站电气设备应能承受持续运行电压和一定幅值及时间的暂时过电压。8.1.2 操作过电压下的绝缘配合8.1.2.1 架空线路确定其操作过电压要求的绝缘水平时，可采用将过电压幅值和绝缘强度作为随机变量的统计法。线路的平均操作过电压闪络率宜不高于0.01次/年。8.1.2.2
29、变电站电气设备操作冲击绝缘水平以及变电站绝缘子串、空气间隙的操作冲击绝缘强度，以避雷器保护为基础，进行绝缘配合。配合时，对非自恢复绝缘采用确定性法（惯用法）；对自恢复绝缘采用将绝缘强度和过电压作为随机变量的统计法。8.1.3 雷电过电压下的绝缘配合8.1.3.1 单回线路杆塔上雷电过电压下的空气间隙不作要求。8.1.3.2 变电站中电气设备和绝缘子串、空气间隙的雷电冲击强度，以避雷器保护为基础可采用确定性法和统计法（或简化统计法）进行绝缘配合。8.1.4 VFTO下的绝缘配合由于目前尚无统一规定的VFTO的试验电压典型波形和耐受电压值。GIS绝缘放电的伏秒特性曲线比较平坦，在VFTO下的耐受电
30、压比雷电冲击耐受电压升高不多，在绝缘配合时可用雷电冲击耐压水平来代替。变压器类设备的绝缘在VFTO下的耐受电压尚在考虑中。8.1.5 用于操作、雷电过电压绝缘配合的冲击试验电压波形8.1.5.1 线路断路器装有合闸电阻的合空线操作或线路接地故障及其清除操作时，操作过电压波前时间一般为10003000s，本标准暂取线路绝缘的操作冲击试验电压波前时间1000s。线路断路器无合闸电阻合空线操作下操作过电压波前时间与线路长度有关，操作冲击试验电压波前时间宜按工程预测值考虑。8.1.5.2 雷电冲击试验电压波前时间为1.2s，波尾时间为50s。8.1.5.3 变电站设备的标准试验电压波形见附录A。8.1
31、.6 外绝缘强度数据进行绝缘配合时，对于输电线路、变电站的绝缘子串、空气间隙在各种电压下的绝缘强度，宜采用真型塔或仿真型塔(构架)试验数据。8.1.7 气象条件校正本标准中输电线路、变电站绝缘子串及空气间隙的绝缘配合公式均按标准气象条件给出。当输电线路、变电站因海拔高度引起气象条件变化而异于标准状态时，可按附录C校正，以满足绝缘配合要求。本标准中规定的变电站电气设备外绝缘耐受电压要求值，适用于设备安装点海拔高度不超过1000m。当海拔高度超过1000m时，可按附录C校正。8.2 绝缘配合的方法绝缘配合方法有确定性法，统计法、简化统计法和半统计法。确定性法是在代表性过电压或避雷器保护水平与设备耐
32、受电压之间选取适宜的配合系数的方法。统计法是将过电压、绝缘强度或其他随机因素作为随机变量，按绝缘故障率要求进行配合的方法。简化统计法是考虑正态分布的统计过电压与作为正态分布随机变量的绝缘强度按绝缘故障率要求进行配合的方法。本标准中将避雷器保护水平及作为随机变量的绝缘强度按绝缘故障率要求进行配合的方法也称为简化统计法。本标准中将避雷器保护水平及作为随机变量的绝缘强度按绝缘故障率要求进行配合的方法称为半统计法。8.3 1000kV金属氧化物避雷器金属氧化物避雷器（下称“避雷器”）是限制操作过电压和雷电过电压的主要装置，其保护水平是变电站设备绝缘配合的基础，避雷器按其安装位置分为母线侧（线路断路器变
33、电站侧）避雷器和线路侧（线路断路器线路侧）避雷器。避雷器的保护水平与其额定电压相关。避雷器额定电压的选择主要取决于工频过电压的大小和持续时间。母线侧避雷器的额定电压按母线侧最大工频过电压1.3p.u. (826kV)选为828kV；线路侧最大工频过电压为1.4p.u.(889kV)，但持续时间较短(小于0.5s)，因此线路侧避雷器额定电压也可选为828kV，这对于降低系统过电压水平有重要意义。1000kV变电站内避雷器的主要电气参数见附录D。8.4 架空线路绝缘子、导线对杆塔的空气间隙的绝缘配合8.4.1 绝缘子串和复合绝缘子绝缘子串或复合绝缘子的选择，应满足能够耐受持续运行电压作用的要求，宜
34、根据污耐压法确定，在缺乏污耐压试验数据时也可按爬电比距法确定。同时应符合耐受操作和雷电过电压要求。8.4.2 导线对杆塔的空气间隙8.4.2.1 工频电压和操作过电压下的空气间隙选择的计算方法见附录E，要求值见表 3。8.4.2.2 对于单回线路，雷电过电压下的空气间隙距离对杆塔塔头尺寸不起控制作用，不予规定。对于同塔双回线路，为满足线路雷击跳闸率的要求，重点确保导线对其下方横担有足够的间隙距离。雷电过电压下的最小空气间隙距离要求值见表 3。表 3 1000kV线路最小空气间隙要求值 单位为m作用电压类型线路类型最小空气间隙距离海拔高度500m海拔高度1000m海拔高度1500m工频单回2.7
35、2.93.1同塔双回2.72.93.1操作单回*边相5.9；中相6.7/7.9边相 6.2；中相7.2/8.0边相 6.4；中相 7.7/8.1同塔双回6.06.26.4雷电单回不予规定同塔双回*6.77.17.6*：斜线上的数据表示中相带电体对斜铁的间隙距离，斜线下的数据表示中相带电体对上横梁的间隙距离。*：对雷电活动较强烈的山区可根据工程实际条件适当增大雷电最小空气间隙距离。8.4.2.3 线路绝缘在操作过电压下的闪络率的计算方法见附录F。8.4.2.4 为避免线路塔头间隙过大，带电作业安全距离不作为线路绝缘间隙尺寸的控制因素。带电作业安全距离加上人体活动范围(不小于0.5m)后，不宜大于
36、操作过电压要求的间隙距离。当不能满足上述要求时，带电作业应采取特殊保护措施。8.5 变电站绝缘子串及空气间隙的绝缘配合8.5.1 变电站绝缘子串工频电压要求的变电站每串绝缘子片数按污耐压法确定，在缺乏污耐压试验数据时也可按爬电比距法确定。8.5.2 变电站的最小空气间隙变电站最小空气间隙距离A值分为A1、A1和A2值三类。变电站的最小空气间隙距离计算方法见附录H，海拔不超过1000m地区最小空气间隙见表 4。表 4 1000kV变电站最小空气间隙距离 单位为m作用电压类型A1值A2值A1A1工频4.26.8操作6.87.510.1 （均压环 均压环）9.2 （四分裂导线 四分裂导线）11.3
37、（管母 管母）雷电5.05.58.6 变电站电气设备的绝缘配合8.6.1 持续运行电压和暂时过电压下的绝缘配合8.6.1.1 变电站电气设备应能承受持续运行电压及一定幅值和时间的暂时过电压。以最大的工频过电压作为代表性过电压，配合因数，为安全因数。8.6.1.1.1 内绝缘其额定工频耐受电压(有效值) 。8.6.1.1.2 外绝缘需依据海拔高度进行大气校正因数计算。电气设备外绝缘相对地额定工频耐受电压。8.6.1.2 变电站电气设备外绝缘耐污闪能力应能满足变电站所在地区的相应污秽等级区的耐受持续运行电压作用要求。8.6.1.3 开关设备的纵绝缘（断路器同极断口间内绝缘以及断路器、隔离开关同极断
38、口间外绝缘）的额定短时工频耐受电压应考虑反极性持续运行电压的影响，按式（2）计算： (2) 8.6.1.4 变电站电气设备承受一定幅值和时间的暂时过电压的要求见附录G。8.6.2 操作过电压下的绝缘配合8.6.2.1 电气设备内绝缘代表性过电压为变电站最大的操作过电压或避雷器操作冲击保护水平。操作过电压下，电气设备内绝缘的绝缘配合计算方法见附录E。8.6.2.2 电气设备外绝缘相对地绝缘代表性过电压为变电站统计操作相对地过电压或避雷器操作冲击保护水平。相间绝缘代表性过电压为变电站统计操作相间过电压或避雷器操作冲击保护水平。操作过电压下，电气设备相对地、相间外绝缘的绝缘配合计算方法见附录E。8.
39、6.2.3 开关设备的纵绝缘开关设备的纵绝缘（断路器同极断口间内绝缘以及断路器、隔离开关同极断口间外绝缘）的操作冲击耐压应考虑反极性持续运行电压的影响，符合式（3）计算： (3) 式中：断路器、隔离开关相对地绝缘的额定操作冲击耐压电压或低一级的操作冲击耐压电压；8.6.3 雷电过电压下的绝缘配合8.6.3.1 由变电站各个设备上的雷电侵入波过电压计算值或避雷器雷电冲击保护水平确定各个设备上的代表性过电压。计算时应考虑雷击位置、雷电流幅值、变电站可能出现的不同的运行方式、避雷器特性及其布置方式等。雷电过电压下，电气设备内、外绝缘的绝缘配合计算方法见附录E。8.6.3.2 对变压器类设备应作雷电冲
40、击截波耐受电压试验，其幅值可比额定雷电冲击耐受电压值高10%左右。8.6.3.3 开关设备的纵绝缘（断路器同极断口间内绝缘以及断路器、隔离开关同极断口间外绝缘）的全波雷电冲击耐压应考虑反极性持续运行电压的影响，按式（4）计算： (4)式中： 断路器、隔离开关相对地绝缘全波额定雷电冲击耐压电压。8.6.4 1000kV各类设备绝缘的额定耐受电压各类1000kV设备绝缘的额定耐受电压见表 5。可按照工程条件，根据附录E的计算结果，优化表5中的额定耐受电压。表 5 1000kV设备绝缘额定耐受电压 单位为kV设备雷电冲击操作冲击工频变压器、电抗器2250(截波2400)18001100(5min)G
41、IS（断路器、隔离开关）240018001100 (1min)支柱绝缘子、隔离开关（敞开式）255018001100 (1min)电压互感器(CVT)240018001200(5min)套管（变压器、电抗器）2400(截波2760)19501200(5min)套管（GIS）240018001100(1min)开关设备纵绝缘240090016759001100635(1min)8.6.5 自耦变压器中性点绝缘的额定耐受电压自耦变压器高、中压绕组的低压端经调压补偿变压器的中性点直接接地。变压器低压端和调压补偿变压器的高压端绝缘水平相同，其额定耐受电压和调压变压器中性点额定耐受电压见表 6。表 6
42、1000kV变压器中性点绝缘额定耐受电压 单位为kV位置雷电冲击短时工频高、中压绕组低压端325140调压补偿变压器中性点185853251408.6.6 变压器低压110kV侧设备绝缘的额定耐受电压1000kV变压器的低压110kV侧为不接地系统，设备绝缘的额定耐受电压见表 7。表 7 变压器低压110kV侧设备绝缘额定耐受电压 单位为kV雷电冲击短时工频6502758.6.7 线路并联电抗器中性点及接地电抗器绝缘的额定耐受电压线路并联电抗器中性点经接地电抗器接地。线路并联电抗器中性点和接地电抗器的绝缘水平取相同值。中性点绝缘的额定耐受电压与高压并联电抗器及其接地电抗器电抗值、中性点避雷器参
43、数以及中性点过电压水平有关。应结合工程计算确定中性点及接地电抗器绝缘的额定耐受电压，其参考值见表 8。表 8 高压并联电抗器中性点及接地电抗器绝缘额定耐受电压参考值 单位为kV 雷电冲击短时工频5502306502757503259附录 A (资料性附录)各类作用电压和标准试验电压的波形各类作用电压和标准试验电压的波形见表A.1。表 A.1 各类作用电压和标准试验电压的波形类别低频电压瞬态电压连续暂时缓波前快波前特快速作用电压波形电压波形范围f=50HzTt3600s10Hzf500Hz0.02sTt3600s20sTp5000sT220ms0.1sT120sT2300sTf100ns0.3M
44、Hzf1100MHz30kHzf2300kHz设备标准耐受试验电压波形f=50Hz48Hzf52HzTt=60sTp=250sT22500sT1=1.2sT2=50s在考虑中标准耐受电压试验由相关设备委员会规定短时工频试验操作冲击试验雷电冲击试验在考虑中25附录 B (资料性附录)1000kV架空线路和变电站雷电性能的计算方法B.1 架空线路雷电性能的计算方法B.1.1 雷电流幅值的概率B.1.1.1除西北地区(不包括陕南)和内蒙古自治区的部分地区以外，我国一般地区雷击输电线路杆塔雷电流幅值概率分布见式(B.1)： (B.1)式中：雷电流幅值超过(kA)的概率。B.1.1.2陕南以外的西北地区、内蒙古自治区的部分地区(这类地区的平均年雷暴日数一般在20及以下)雷电流幅值较小，雷击输电线路杆塔雷电流幅值概率分布见式(B.2)： (B.2)