技术规范(0210)避雷器、电瓷及绝缘子_百度文库
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技术规范(0210)避雷器、电瓷及绝缘子
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额定电压52kV及以下带串联间隙避雷器
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额定电压52kV及以下带串联间隙避雷器
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云南电网电气设备装备技术原则(印发)
QB/YW云 南 电 网 公 司 企 业 标 准QB/YW110-01-2009QB/YW110-01-2009电气设备装备技术原则 发布 实行云南电网公司发布QB/YW110-01-2009目 次1 范围 ..............................................................................................................................................................................- 1 2 规范性引用文件 ..........................................................................................................................................................- 1 3 术语和定义 ..................................................................................................................................................................- 4 4 总的要求 ......................................................................................................................................................................- 4 4.1 基本原则................................................................................................................................................................ - 4 4.2 技术要求................................................................................................................................................................ - 5 5 电气一次设备 ..............................................................................................................................................................- 6 5.1 变压器.................................................................................................................................................................... - 6 5.2 高压并联电抗器.................................................................................................................................................. - 12 5.3 断路器.................................................................................................................................................................. - 13 5.4 隔离开关和接地开关 .......................................................................................................................................... - 17 5.5 电流互感器.......................................................................................................................................................... - 20 5.6 电压互感器.......................................................................................................................................................... - 26 5.7 电站型避雷器...................................................................................................................................................... - 29 5.8 低压补偿电抗器及电容器 .................................................................................................................................. - 31 5.9 GIS（HGIS）....................................................................................................................................................... - 36 5.10 开关柜................................................................................................................................................................ - 39 5.11 消弧线圈成套装置 ............................................................................................................................................ - 42 5.12 直流系统和交流不间断电源 ............................................................................................................................ - 44 6 电气二次设备 ............................................................................................................................................................- 50 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9 6.10 6.11 6.12 6.13 计算机监控系统 ............................................................................................................................................... - 50 变电站继电保护和故障信息子站系统 ........................................................................................................... - 54 五防系统 ........................................................................................................................................................... - 59 网络安全 ........................................................................................................................................................... - 60 继电保护及安全自动装置 ............................................................................................................................... - 60 对二次设备屏柜的主要技术要求 ................................................................................................................... - 81 图像监视及安全警卫系统 ............................................................................................................................... - 83 火灾自动报警系统 ........................................................................................................................................... - 83 二次设备防雷装置 ........................................................................................................................................... - 84 电话录音系统 ................................................................................................................................................. - 85 空调装置 ......................................................................................................................................................... - 85 其它辅助设备 ................................................................................................................................................. - 85 系统通信 ......................................................................................................................................................... - 85 -7 .输电线路设备 ............................................................................................................................................................- 96 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 总则 ..................................................................................................................................................................... - 96 术语 ..................................................................................................................................................................... - 96 路径选择.............................................................................................................................................................. - 96 架空线路.............................................................................................................................................................. - 97 电缆线路............................................................................................................................................................ - 103 -QB/YW110-01-2009前言为使云南电网电气设备配置、选型规范化和标准化，不断提高设备装备水平，保障电网 安全、稳定、可靠运行，遵循高起点、高标准的原则，坚持选用性能好、质量优、性价比高 的设备装备技术方针，以中国南方电网有限责任公司标准 Q/CSG 1 《220-500kV 变电站电气技术导则》《中国南方电网有限责任公司十项重点反事故措施》为指导，按照现 、 行国家标准、电力行业标准及相关技术规范、规定，并考虑云南电网现有及近五年内发展的 施工工艺水平、设备技术水平、运行经验和管理要求，公司于 2005 年组织制定了《云南电 网电气设备装备技术原则（试行）。 》 经近四年的使用， 对云南电网电气设备装备工作起到了较好的指导作用， 但随着云南电 网的跨越式发展，设备装备技术水平在不断提高，同时，国家、行业、南方电网公司新颁标 准、规程的发布，都亟需对原试行稿开展修订工作，以适应公司建设“中国领先的省级电网 运营企业”战略目标的要求。 按照公司要求，2009 年由公司生产技术部组织对原试行稿进行了修订。修订主要依据 国家、行业、南方电网公司新颁标准、规程，南方电网公司近年来发布的反措要求，云南电 网新技术、新设备的使用以及各单位在使用中反馈的意见等完成，其中：电气一次设备增加 了高压并联电抗器、 消弧线圈成套装置部分以及对在线监测装置提出了技术要求， 电气二次 设备增加了二次设备防雷装置、电话录音系统、空调装置及其它辅助设备部分。同时，新增 了“输电线路设备部分”内容。本标准实行后， 《云南电网电气设备装备技术原则（试行） 》 （GB/YW110-001-2007）不再试行。 本技术原则由云南电网公司生产技术部提出并归口。 本技术原则由云南电网公司标准化委员会办公室易志生统一编号。 本技术原则起草部门：云南电网公司生产技术部。 本技术原则主要起草人： 电气一次设备部分：姜虹云 胡 电气二次设备部分：龚 黄 星 冯 涛 赵现平 张恭源 尹 志 杨坤丽 涛 郭祥书 付宣葵 翟海燕 \ 毅 袁 峻 梁筱丽 陈永琴鹏 陈 铭 闯王燕祥 程 颖 李胜男 陈 勇赵卫霞 输电线路设备部分：陈 鹏何林宏 田之俊 钏赵建兵 倪海云 沈力 陈宇民尹定座 本技术原则主要审核人：薛 本技术原则由廖泽龙批准。 本技术原则由云南电网公司生产技术部负责解释。 武 邹立峰 刘静萍 周 海 魏 杰QB/YW110-01-20091 范围 本技术原则作为云南电网公司电气设备配置、选型的技术指导，自批准执行之日起，基 建、技改工程中设备配置、选型的技术要求应严格按照本技术原则执行，已运行的设备应分 轻重缓急逐步采取措施达到本技术原则技术要求。 本技术原则适用于云南电网公司 110kV 及以上电压等级变电站设备配置， 并按照不同电 压等级提出了设备配置原则要求。 运行于配电网的 35kV 及以下输变电设备配置还应符合 《云 南电网 35kV 及以下配电网设备装备技术原则》的要求。 各供电单位应指导所辖县级供电公司执行本原则技术要求。 与云南电网公司有关的用户以及并网发电厂（公司）的电气设备配置、选型可参照本原 则技术要求执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本技术原则的引用而成为本技术原则的条款。 凡是注日期的引用 文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本技术原则。然而， 鼓励根据本技术原则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技术原则。 Q/CSG 1 0-500kV 变电站电气技术导则 GB 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合 GB 6 电力变压器 第一部分：总则 GB 6 电力变压器 第二部分：温升 GB 3 电力变压器 第三部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空间间隙 GB 8 电力变压器 第五部分：承受短路的能力 GB 8 油浸式电力变压器负载导则 GB
电磁式电压互感器 GB
电流互感器 GB
交流高压断路器 GB
电容式电压互感器 GB/T 9 高电压并联电容器 GB/T
高压电力电容器 GB/T
湿热带电力电容器 GB 7328 变压器与电抗器的噪音测量 GB 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB12022 工业六氟化硫 GB
保护用电流互感器暂态特性技术要求 GB
500kV 电流互感器技术参数和要求-1-QB/YW110-01-2009GB
火灾自动报警系统设计规范 GB
电力工程电缆设计规范 GB
并联电容装置设计规范 GB
火力发电厂与变电所防火规范 GB/T
中国地震烈度表 GB/T
高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准 GB/T
电力变压器选用导则 GB/T
油浸式电力变压器负载导则 GB/T
油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T
电抗器 GB 10230 有载分接开关 GB 4109 高压套管技术条件 GB/T 2536 变压器油 GB/T kV 电流互感器技术参数和要求 GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 GB/T 2536 变压器油 GB 1985 高压交流隔离开关和接地开关 GB 6450 干式电力变压器 GB/T 13729 远动终端设备 GB/T 7261 继电器及装置基本试验方法 GB/T 11022 高压开关设备和控制设备的共用技术要求 DL/T 462 高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件 DL/T 604 高压并联电容器装置订货技术条件 DL/T 653 高压并联电容器用放电线圈订货技术条件 GB/T 11024.4 标称 1kV 以上交流电力系统并联电容器第 4 部分：内部熔丝 GB/T 11024.1 标称 1kV 以上交流电力系统并联电容器第 1 部分：总则性能、试验和定 额安全要求和安装导则 GB/T kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备 GB/T 4109 高压套管技术条件 GB 8287 高压支柱绝缘子 GB/T 763 交流高压电器在长期工作时的发热 DL/T 615 交流高压断路器参数选用导则 DL/T 593 高压开关设备的共用技术导则 DL/T
导体和电器选择设计技术规定-2-QB/YW110-01-2009DL 0kV～500kV 变电所无功补偿装置设计技术规定 DL/T
变电所总布置设计技术规定 DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T 621-1997 交流电气装置的接地 DL/T 0kV～500kV 变电所所用电设计技术规程 DL/T 402-2007 交流高压断路器订货技术条件 DL/T 486-2000 交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件 DL/T 725-2000 电力用电流互感器订货技术条件 DL/T 726-2000 电力用电压互感器订货技术条件 DL/T 866-2004 电流互感器和电压互感器选择及计算导则 DL/T 728-2000 气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则 DL/T 617-1997 气体绝缘金属封闭开关设备技术条件 DL/T 404-2007 户内交流高压开关柜订货技术条件 DL/T 804-2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则 DL/T 840-2003 高压并联电容器使用技术条件 DL/T 442-1991 高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件 DL/T 1057 自动跟踪补偿成套装置技术条件 JB/T 3837 变压器类产品型号编制方法 JB/T 9694 六氟化硫断路器通用技术条件 JB/T
隔离开关 JB 772 高压绝缘子瓷件技术条件 JB/T 8952 交流系统用复合外套无间隙金属氧化物避雷器 JB/T
6kV～35kV 干式并联电抗器技术参数和要求 JB/T 7111 集合式高电压并联电容器 JB ～40.5kV 交流高压开关设备用真空灭弧室 JB ～40.5kV 户内交流高压真空断路器 JB/T 9694 六氟化硫断路器通用技术条件 GB
继电保护和安全自动装置技术规程 GB
电力装置的继电保护和自动装置设计规范 DL/T
火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T 0kV～500kV 变电所计算机监控系统设计技术规程 DL/T 720-2000 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件 DL/T 769-2001 电力系统微机继电保护技术导则 DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件-3-QB/YW110-01-2009GB/T
微机线路保护装置通用技术条件 DL/T 770-2001 微机变压器保护装置通用技术条件 DL/T 670-1999 微机母线保护装置通用技术条件 DL/T 720-2000 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件 DL/T 553-kV～500kV 电力系统故障动态记录技术准则 DL/T 663-kV～500kV 电力系统故障动态记录装置检测要求 DL/T
电力工程直流系统设计技术规程 DL/T 781-2001 电力用高频开关整流模块 DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件 DL/T459-2000 电力系统直流电源柜订货技术条件 DL/T 724-2000 电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 DL/Z 713-kV 变电所保护和控制设备抗扰度要求 《中国南方电网有限责任公司 十项重点反事故措施》 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 《国家电力公司 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 《云南电网公司隔离开关完善化工作指导意见》 3 术语和定义 本技术原则中所用术语、符号、代号和定义与所引用的文件一致。 4 总的要求 设备选型应体现技术发展和技术进步，选用技术先进、性能好、质量优的设备，在确保 安全的前提下，实现设备全生命周期成本最优化，适应公司建设“中国领先的省级电网运营 企业”战略目标的要求。 4.1 基本原则 4.1.1 电气设备的技术参数必须严格遵循现行国际（IEC、IEEE 等）标准、国家标准、电力 行业标准及相关技术规范、规定进行选择和确定。 4.1.2 根据使用地区的气温、海拔、风速、污秽和地震等环境条件，确定电气设备的使用 条件。 4.1.3 电气设备生产厂家必须建立有效质量保证体系，保证产品质量可靠、技术先进。 4.1.4 选用电气设备时，相同型号、规格的设备应在电力系统有二年以上的运行业绩且未 发生严重质量事故。 4.1.5 同类型设备必须通过国家授权的法定检测机构或国际权威检测机构的型式试验和质 量检测，试验项目和标准完全达到或高于国家标准要求。 4.1.6 为满足逐步推广设备状态检修工作的需要，应尽量选择免维护、少维护型设备。 4.1.7 运行于易受自然灾害侵袭地区的设备，应有针对性地适度提高设备装备技术标准，-4-QB/YW110-01-2009加强防灾、减灾能力。 4.1.8 逐步推广在线监测装置在电气设备上的应用， 以满足设备运行状态参数获取的需要。 4.2 技术要求 4.2.1 各类电气设备的绝缘水平见附录 1。 4.2.2 当海拔高度超过 1000m 时， 电气设备外绝缘水平须根据 GB311.1 《高压输变电设备的 绝缘配合》和 DL/T 620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》的规定进行修正和校核， 适当加强电气设备的外绝缘和放大空气间隙。海拔 2000m 时绝缘水平具体要求见附录 2，海 拔超过 2000m 时，绝缘水平应通过计算论证确定。 4.2.3 对于 500kV 及以上设备,设备外绝缘水平应由试研院所等具有相关等级资质的部门进 行计算后确定。 4.2.4 对于 220kV 及以下设备，为使设备选择系列化： 1）海拔在 1000m 及以下时，设备外绝缘水平按平原地区参数进行选择； 2）海拔在 m 范围，设备外绝缘水平按 2000m 海拔修正； 3）海拔在 m 范围，设备外绝缘水平按 2500m 海拔修正； 4）海拔在 m 范围，设备外绝缘水平按 3000m 海拔修正； 5）海拔高于 3000m，应考虑实际运行地点的环境，经专题研究后确定。 4.2.5 根据《云南电网电子污区图》的有效版本确定设备所处运行地区的污秽等级，并依 据 GB/T 16434 《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》 ，结合 运行经验确定设备外绝缘爬电比距。 4.2.6 对于 110kV 及以上变电站电气设备， 级及以下污秽等级的地区统一按 III 级防污 III 选取设备的爬电比距；对于站内的 35kV 及以下设备，其爬电比距按 31mm/kV 选取。严重污 秽地区，经论证后可按 IV 级防污选取设备爬电比距。 4.2.7 在污秽严重地区，宜采用户内配电装置或 SF6 全封闭组合电器（GIS）配电装置。 4.2.8 电气设备的抗震设防烈度应按 GB/T 17742《中国地震烈度表》规定的地震基本烈度 选取。500kV 变电站的电气设备可按设防烈度提高 1 度，但不宜超过 8 度。 4.2.9 在线监测装置的配置推荐参见下表， 但在实际选用时应经过技术经济比较最终确定， 技术要求见附录 4。在线监测装置 设备 变压器 高抗 断路器 互感器 避雷器 GIS（HGIS） 开关柜 架空输电线路 高压电缆 油色谱在线 监测 √ √ 容性设备在 线监测 √ √ √ √ √ √ √ √ √ 局放在线 监测 运行环境在 线监测 温度在线 监测4.2.10 设备短路电流的选择应进行技术经济比较， 原则上不能超过下表中的数值并留有适-5-QB/YW110-01-2009当裕度， 以避免在设备规定寿命期限内制约电网的发展或造成重复投资； 如经计算可能超过 时，应采取相应限流措施。电压等级（kV） 短路电流限值（kA） 500 63 220 50 110 及以下 405 电气一次设备 5.1 变压器 5.1.1 适用标准 5.1.1.1 变压器的选择应符合： GB/T 17468 变压器选用导则 5.1.1.2 变压器绝缘水平应符合： GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 GB 1094.3 电力变压器 第三部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空间间隙 5.1.1.3 变压器其它技术参数应符合： GB 1094.1 电力变压器 第一部分：总则 GB 1094.2 电力变压器 第二部分：温升》 GB 1094.5 电力变压器 第五部分：承受短路的能力 GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求 JB/T 3837 变压器类产品型号编制方法 GB 10230 有载分接开关 5.1.1.4 外绝缘污秽等级符合 GB/T 16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》 5.1.1.5 变压器套管和电流互感器应符合： GB 4109 高压套管技术条件 GB 1208 电流互感器 5.1.1.6 变压器油应符合： GB/T 2536 变压器油 5.1.2 装备原则 5.1.2.1 应将各容量等级的变压器，在电压比、阻抗电压、调压方式等方面标准化和系列 化。 5.1.2.2 同等条件下，优先采用低损耗、低温升、节能型产品。 5.1.2.3 220kV 及以上电压等级变压器应提供抗短路能力计算书。 220kV 变压器宜通过抗短 路型式试验，110kV 变压器应通过抗短路能力型式试验。-6-QB/YW110-01-20095.1.2.4 在线监测装置的配置原则： a.500kV及以上电压等级变压器，应配置油色谱在线监测装置。220kV及以下电压等级变压 器油色谱在线监测装置的选用，应经技术经济论证确定。 b.经技术经济论证，可在变压器本体及套管配置容性设备在线监测装置。 5.1.2.5 结构及要求 a.500kV变压器高、中压绕组一般为自耦，选用三绕组型式时须进行技术经济论证。 b.选用 500kV现场组装变压器时，须明确提出技术、工艺等要求。 c.220kV变压器一般选用三相型式，因运输条件限制可选用单相或组合型式。 d.220kV变压器选用组合式变压器时，低压三角形绕组宜在油箱内完成。 e.当系统有要求时，220kV变压器可带稳定绕组。 f.110kV变压器一般为二绕组或三绕组。 5.1.2.6 冷却方式及要求 a.500kV变压器冷却方式优先选用ONAF/ONAN，也可选用OFAF和ODAF。 b.220kV变压器冷却方式优先选用ONAF/ONAN。 c.110kV变压器冷却方式优先选用ONAN。 d.当选用ONAN冷却方式时，散热器不应与防火墙垂直。选用其它冷却方式时，散热器不宜 与防火墙垂直。 5.1.2.7 应考虑运输条件对最大单件运输重量限制。 5.1.3 主要技术参数电压等级 500kV 220kV 120MVA、 150MVA、 180MVA、 240MVA 单相/三相（含组合） 三绕组/四绕组（平衡绕 组） 油浸 自然油循环风冷 或强迫油循环风冷 ONAN(优先)，ONAF，OFAF 高压线端有载调压/中压 线端无载调压 ±8×1.25%（有载） 、±8 ×1.5%（有载） U12=14， 阻抗电压（％） U12=14，U23=40，U13=55 U23=35，U13=50 U12=14， U23=21，U13=35 -7110kV 31.5MVA、40MVA、 50MVA、63MVA 三相 三绕组/双绕组 油浸 自然油循环风冷 ONAN（优先） ，ONAF 高压线端有载调压/中 （低）压线端无载调压 ±8×1.25%（有载）容量750MVA、1000MVA、1500MVA型式单相/三相（现场组装变压器） 自藕/三绕组 油浸 自然或强迫油循环风冷 ONAF/ ONAN (优先)， OFAF， ODAF 中性点无励磁调压/中压侧线 端有载调压 ±2×2.5%（无载） 、±4×2.5% （无载） 、±8×1.25%（有载）绝缘方式冷却方式调压方式调压范围U12=10.5 U13=17-18 U23=6.5QB/YW110-01-2009U12=14，U23=8，U13=23 选择变压器阻抗电压时， 应根据变电站所在系统条件尽可能选用相关标准规定的标准 阻抗值，为限制过大的系统短路电流：①应通过技术经济比较确定变压器的阻抗值， 优先选用中阻或高阻抗电压； ②新增或技改工程应考虑与其它运行变压器并列时的阻 抗电压要求。 接线组别 YNaOd11 一般不大于 100pC， 自耦变中压 端不大于 200pC &75dB 顶层油温升： 油不与大气直接接触的变压器 ≤60K 温 升 油与大气直接接触的变压器 ≤55K 绕组平均温升（用电阻法测量） ：≤65K 铁芯平均温升：≤80K （高海拔地区应进行修正） 绕组直流电阻不 平衡率 最大不平衡率相为 2%，线为 1%。 三绕组：YNyn0d11 三绕组：YNyn0d11 双绕组：YNd11 一般不大于 300pc 城区&65dB，非城区 &75dB出厂局放一般不大于 100pc噪声水平城区&65dB， 非城区&75dB5.1.4 变压器损耗要求：原则上，选用变压器的损耗不得大于下表数值。 表 1：500kV 变压器损耗要求：750MVA 空载 单相 现场组装 70kW 245 kW 负载 365kW 960 kW 1000 MVA 空载 --负载 --1500 MVA 空载 --负载 ---表 2：220kV 变压器损耗要求：120MVA 空载 三相 组合 86 kW 108 kW 负载 390 kW 390 kW 150MVA 空载 101 kW 126 kW 负载 461 kW 461 kW 180MVA 空载 117 kW 146 kW 负载 565 kW 565 kW 空载 145 kW 181 kW 240MVA 负载 737 kW 737 kW表 3：110kV 损耗要求31.5MVA 空载 二绕组 三绕组 25 kW 30 kW 负载 125 kW 148 kW 空载 30 kW 36 kW 40MVA 负载 147 kW 178.5 kW 空载 35 kW 42 kW 50MVA 负载 183 kW 212.5 kW 空载 42.6 kW 64 kW 63MVA 负载 221 kW 255 kW5.1.5 技术要求 5.1.5.1 铁芯 a.为改善铁芯性能，应选用同一批次的优质、低损耗的冷轧晶粒取向硅钢片，整个铁心采 用绑扎结构，铁芯组件均衡严紧，不应由于运输和运行中的振动而松动。 b.为便于检查铁芯、夹件接地故障，应将铁芯接地引线通过油箱接地小套管引至油箱外部-8-QB/YW110-01-2009接地点，接地引线采用铜排，且应便于变压器运行中测量接地电流。 5.1.5.2 绕组 a.同一电压等级的绕组采用同一厂家、同一批次的导线绕制。 b.中、低压绕组应采用（无氧）半硬导线或自粘型换位铜导线绕制。半硬导线的屈服强度 不小于 150N/mm 。 c.绕组设计应使电流和温度沿绕组均匀分布，并使绕组在承受全波和截波冲击试验时得到 最佳的电压分布。绕组应能承受短路、过载和过电压而不发生局部过热。绕组和引线应绑扎 得足够牢固，组成一个钢体，以防止由于运输、振动和运行中短路时产生相对位移。 d.当变压器由无限大容量的母线供电，变压器输出端发生持续时间为 2s(220kV及以上变压 器）或 3s（110kV及以下变压器）的出口短路时，短路后铜导线线圈平均温度应低于 250℃， 同时部件不应有损伤，绕组铁芯不应有不允许的变形和位移。 e.变压器在最大暂态峰值电流下 0.25s，不应有任何机械损伤；并应能承受重合于短路故障 上的冲击力。 5.1.5.3 分接开关 a.为提高经济效益和确保运行安全，应根据变压器的电压等级、运行位置重要性等因素， 确定分接开关的选用档次。 b.有载分接开关应采用智能式操作机构，能在变电站控制室、调度中心和集控中心远距离 操动并远方档位显示，指示分接头切换次数的动作记录器和分接位置指示器应为封闭式的 PCB（印刷电路板）设备，同时提供BCD编码和一对一空端子的输出形式。操动回路应按RCD （计算机接口）的要求进行联接。有载分接开关也可就地操作。 c.110kV及以上电压等级变压器有载分接开关，切换开关可选用油中灭弧型或真空型。当切 换开关为油中灭弧时， 应装设在线滤油装置。 如切换开关采用真空型， 真空泡应为技术先进、 ，且应装设气体继电器并配置轻 成熟、稳定的优质产品（真空泡免维护周期不小于 30 万次） 瓦斯报警接点。 d.220kV及以上电压等级变压器有载分接开关，电气寿命不低于 20 万次，机械寿命不低于 80 万次，维护周期不小于 6 万次。 e.分接开关在线滤油装置应具备过滤杂质和水分功能（一个复合滤芯或两个单体滤芯） ，并 便于更换；要求流量小于 15L/分钟，流速小于 0.6 米/秒，具备多种控制方式和延时、闭锁 功能。应具备滤芯失效报警停机功能。在滤芯的进油侧装设油压力表监视油回路工作情况。 装置应具备充、补油及排气阀门。控制箱箱体采用合金材料或不锈钢，所有电气元件采用进 口或合资厂产品， 提供航空插头及端子排两种接线方式， 端子宜采用凤凰端子或相同质量的 端子。 f.分接开关的油箱应能经受 0.05MPa压力、历时 1h的油压试验。 5.1.5.4 气体继电器-92QB/YW110-01-2009a.气体继电器应设三到四对独立接点，其中一到两对接点用于轻瓦斯发信、两对接点用于 重瓦斯跳闸；其接点容量不小于 66VA（交流 220V或 110V） 。直流有感负载时，不小于 15W。 气体继电器安装位置应具有适合的坡度， 坡度值由厂方在变压器制造时统一解决， 并在安装 使用说明书中明确指出。 b.气体继电器的安装位置及其结构应便于在运行中观察，宜在变压器中、下部设置气体取 样（或放气）装置。 c.宜采用弹簧挡板式机芯结构、有放气孔、流速动作值可调试整定、抗震性能好的气体继 电器。不宜选用双浮子、触指式气体继电器。 d.气体继电器应加装不锈钢防雨装置，且不妨碍运行观察。 e.有载分接开关气体继电器，宜有两对接点输出，其中一对发信，一对跳闸。 f.为便于检修，应在气体继电器安装管道两侧设置阀门。 5.1.5.5 压力保护装置 a.变压器应装设压力释放阀，且有两对独立接点，一对用于发信，一对用于跳闸。 b.当内部压力达到 50kPa时，应可靠动作。 c.应有防止因雨淋或受潮引起继电器误动的防范措施。 5.1.5.6 冷却装置 a.冷却装置采用片式散热器，数量及冷却能力应能散去总损耗及辅助装置中的损耗所产生 的热量。 b.冷却器应采用低速、大直径、低噪音风扇。风扇电机轴承应采用密封结构。 c.变压器的潜油泵轴承应采用E级或D级，转速不大于 1000 转/分，不能因油泵扬程过大导 致气体继电器误动作。 d.冷却装置的动力电源电压应为三相交流 380V，控制电源电压应为交流 220V。冷却装置的 油泵电动机及风扇电动机应有过载、短路和断相保护。 e.应单独装设冷却器控制箱，箱体采用不锈钢材料制成，内设温、湿度自动控制装置，接 线端子采用凤凰或相同质量的端子。 f.风冷控制装置应采用可现场修改设定值的PLC可编程逻辑控制器。 5.1.5.7 油箱 a.变压器油箱应使用高强度钢板，且经过真空残压为 133Pa（进口及合资产品为 67Pa）和 正压为 98kPa的机械强度试验后不得有损伤和不允许的永久变形。 b.变压器油箱（包括储油柜）应能承受 50kPa压力、持续时间为 36h的密封试验，不得有渗 漏和损伤。 c.变压器油箱应装有下列可靠的阀门: 1）分别从油箱和储油柜底部排油的排油阀； 2）上、中、下三个部位的取油样阀，下部取样阀位置不应高于箱底 10cm；- 10 -QB/YW110-01-20093）用于抽真空，并适于接 50mm 管子的位于油箱顶上部滤油机接口阀； 4）便于无需放油就可装卸冷却器的隔离阀。 d.变压器油箱应采用全密封式，110kV变压器宜采用箱沿焊接密封。 5.1.5.8 套管及套管电流互感器 a.套管应选择瓷质。套管的伞形、伞宽、伞距、弧闪距离，应符合GB 4109 《高压套管 技术条件》的要求，外绝缘须按照所处海拔高度及污秽等级进行相应修正。 b.对于 220kV及以上电容式套管，tanδ（20℃）≤0.004。 c.厂家应提供变压器套管油质色谱分析、水分分析、击穿电压分析等出厂数据。 d.套管电流互感器应符合GB 1208《电流互感器》的要求。 e.二次引出线芯柱应一次浇注成形。 f.变压器套管电流互感器应符合 5.5 电流互感器中有关要求。 5.1.5.9 变压器油 a.优先采用国产优质 25 号绝缘油。 b.绝缘油应符合 GB/T 2536 《变压器油》的要求。其中，介质损耗因数 tanδ（90℃） ≤0.003。 c.不得含有腐蚀性硫。除抗氧化剂外，不得含有任何添加剂。 5.1.5.10 油温测量装置 a.变压器油箱顶部应装设有温度计用的管座，感温元件采用热电阻。管座应伸入油内为 120±10mm。 b.户外式信号温度计。安装位置应便于运行中观察，其信号接点容量：交流电压 220V时， 不低于 50VA，直流有感负载时，不低于 15W。强油循环变压器可在不同位置装设两个户外 式信号温度计。 c.变压器应装有远距离测温装置，并具备远传功能。 d.应对绕组温度进行监测，且不得引起铁芯多点接地。 e.油温测量装置的报警和跳闸接点应具有防雨防潮措施，确保正常情况下不发生误 动。 5.1.5.11 其它 a.变压器应在本体附控制箱。单相变压器除本体附控制箱外，还应设一个总控制箱。控 制箱上电流互感器回路的试验端子， 应满足运行状态下不断开电流回路串入或拆除测试仪表 的要求。 b.本体上设置专用的可拆卸式不锈钢封闭布线槽， 所有变压器本体电缆通过该布线槽接 至变压器本体端子箱，同时电缆要求采用阻燃、耐油浸腐蚀的铜芯屏蔽控制电缆，并有相应 的保护措施。 c.变压器消防装置可选用水喷雾或泡沫灭火方式，也可选用排油注氮方式。- 11 -QB/YW110-01-20095.2 高压并联电抗器 5.2.1 适用标准 5.2.1.1 绝缘水平应符合 GB/T 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 5.2.1.2 技术参数应符合 GB/T 10229 电抗器 GB/T 1094 电力变压器 5.2.1.3 外绝缘污秽等级符合 GB/T 16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准 5.2.1.4 绝缘油应符合 GB 2536 变压器油 5.2.1.5 高压套管和套管电流互感器应符合 GB 4109 高压套管技术条件 GB 1208 电流互感器 GB/T 16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》 5.2.1.6 噪音水平应符合 GB 7328 变压器与电抗器的噪音测量 5.2.2 装备原则 5.2.2.1 同等条件下，优先采用低损耗、低温升、节能型产品。 5.2.2.2 高压电抗器绝缘水平应不低于同一运行地点主变压器绝缘水平。 5.2.2.3 在线监测装置的配置原则：与变压器 5.2.4 条相同。 5.2.2.4 冷却方式及要求 a.500kV高压并联电抗器一般采用单相电抗器，冷却方式优先选用ONAN，也可选用 ONAF。 b.中性点小电抗器冷却方式应采用ONAN。 c.当选用ONAN冷却方式时，散热器不应与防火墙垂直。选用其它冷却方式时，散热器不 宜与防火墙垂直。 5.2.2.5 中性点小电抗应根据电力系统的情况按加速潜供电弧熄灭或抑制谐振过电压的要 求选择小电抗值。 5.2.2.6 中性点小电抗的绝缘水平主要取决于出现在中性点上的最大工频过电压，应根据 实际计算的最大工频过电压确定小电抗的绝缘水平。 5.2.2.7 应考虑运输条件对最大单件运输重量限制。 5.2.3 技术要求 5.2.3.1 500kV 并联电抗器励磁特性- 12 -QB/YW110-01-2009在 1.4 ×550 3kV 电压下，励磁特性曲线应为直线。大于上述电压时，励磁特性曲线不应低于原斜率的 2/3。 5.2.3.2 谐波 在额定电压下，每相三次谐波电流的幅值不超过基波电流幅值的 3％。 5.2.3.3 每相感抗偏差 每相偏差不大于±5％，三相间偏差不大于±2％。 5.2.3.4 中性点小电抗的额定电流按下列条件选择： a.潜供电流不应大于 20A。 b.输电线路三相不平衡引起的零序电流，一般取线路最大工作电流的 0.2%。 c.并联电抗器三相电抗不平衡引起的中性点电流，一般取并联电抗器额定电流的 5%～ 8%。 5.2.3.5 压力释放装置 a.应具有一定的冲击耐受能力，当内部压力达到 50kPa时，应可靠动作。 b.应有防止因雨淋或受潮引起继电器误动的防范措施。 5.2.3.6 小电抗应按故障状况校验温升。 5.2.3.7 其它具体的技术要求参见第 5.1 变压器相关条款。 5.3 断路器 5.3.1 适用标准 5.3.1.1 断路器的绝缘水平应符合 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 5.3.1.2 断路器技术参数应符合 GB 1984 交流高压断路器 GB/T 11022 高压开关设备和控制设备的共用技术要求 DL/T 615 交流高压断路器参数选用导则 GB/T 763 交流高压电器在长期工作时的发热 DL/T 593 高压开关设备的共用技术导则 DL/T402 高压交流断路器订货技术条件 DL/T 404 户内交流高压开关柜订货技术条件 JB/T 9694 六氟化硫断路器通用技术条件 GB 12022 工业六氟化硫 5.3.1.3 外绝缘污秽等级符合 GB/T 16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准 5.3.2 装备原则- 13 -QB/YW110-01-20095.3.2.1 对于地震烈度高于 8 度地区，宜采用罐式断路器。 5.3.2.2 110kV 及以上电压等级优先选用 SF6、单断口断路器。500kV 也可选用双断口断路 器。35kV 断路器可选用 SF6 或真空型。10kV 断路器宜选用真空型。 5.3.2.3 35kV 无功补偿装置用断路器宜采用 SF6 断路器； 10kV 无功补偿装置断路器宜采用 真空断路器。 5.3.2.4 500kV 断路器优先选用液压弹簧、弹簧操作机构，也可选用液压操作机构。220kV 断路器优先选用弹簧机构，也可选用液压弹簧操作机构。110kV、35kV、10kV 断路器优先选 用弹簧操作机构。 5.3.2.5 对于 220kV 及以上电压等级断路器，应设置两套相互独立的分闸线圈。 5.3.2.6 对于 110kV 以上电压等级的系统，当电力系统稳定要求快速切除故障时，应选用 分闸时间不大于 0.04s 的断路器； 当采用单相重合闸或综合重合闸时， 应选用能分相操作的 断路器。 5.3.2.7 220kV 双母线接线方式母联断路器、 分段断路器、 变压器断路器应选用三相操作的 断路器。 5.3.2.8 罐式断路器应在罐体内部设置颗粒捕捉器。 5.3.3 主要技术参数参数名称 设备额定电压 500kV 断路器 550kV 3150A/ kV 断路器 252kV 3150A/ kV 断路器 126kV 1250A/ 2000A/ 3150A 35kV 断路器 40.5kV 630A/1250A/ A/ 4000A 25kA/ 31.5kA/ 40kA 单断口，SF6/真空 弹簧 10kV 断路器 12kV 630A/ 1250A/ 2000A/ 3150A/ 4000A 25kA/ 31.5kA/ 40kA 真空 弹簧设备额定电流额定开断 短路电流 型式 操作机构50kA/63kA 单/双断口 SF6 液压或弹簧或 液压弹簧 额定开断短路 电流的 25％； 断口工频恢复 电压为 2.0p.u. 架空线路/电 缆：500/500A 开 断 0.5A ～ 15A 空载电力 变压器励磁电 流 开 断 90 ％ 和 75％的额定开 断短路电流 1.1p.u.下， 无40kA/50kA 单断口，SF6 弹簧或 液压弹簧31.5kA/40kA 单断口，SF6 弹簧失步开断电流同左同左额定开断短路电流的 25％； 断口工频恢复电 压为 2.5p.u.* 架空线路/电缆 6/100A 投切电容器组不重燃 不弹跳 不作要求不作要求开断容性电流 能力 开断小电感电流 (空载变压器） 能力 近区故障特性 电晕和无线电架空线路/电缆 125/250A架空线路/ 电缆：31.5/140A投切电容器组不 重燃不弹跳同左同左不作要求同左 同左 - 14 -同左 同左开断 80％的额定开断 短路电流 同左不作要求 不作要求QB/YW110-01-2009 干扰水平 可见电晕，干 扰电压不超过 500μV 距离声源直线 距离 2m，对地 高度 1.5m 处， 不超过 110dB 年 泄 漏 量 &0.5%， 含水量 &150μL/L 分相操作（线 路用） /三相操 作噪音水平同左同左同左同左SF6 气体要求同左同左同左不作要求操作型式分相操作（线路 用）/三相操作三相操作三相操作三相操作额定操作顺序分 ── 0.3s ── 合分 ── 180s ── 合分p.u.：为标么值 5.3.4 技术要求 5.3.4.1 断路器的额定短时耐受电流等于额定短路开断电流，其持续时间额定要求值：在 110kV 及以下为 4s，在 220kV 及以上为不小于 3s。 5.3.4.2 断路器的额定关合电流， 不应小于短路电流最大冲击值 （第一个大半波电流峰值） 。 当系统直流分量衰减的时间常数为 45ms 时，冲击系数取 2.5；当时间常数为 60ms 时，冲击 系数取 2.6。 5.3.4.3 断路器额定短路电流开断次数应不小于 20 次；开断额定电流的次数应大于 5000 次。 5.3.4.4 断路器液压操作机构，其压力减低后储能电机启动值、重合闸闭锁值，合闸闭锁、 分闸闭锁值不应相互重叠。 5.3.4.5 液压弹簧操作机构宜设置行程压缩指示。 5.3.4.6 断路器应用在中性点直接接地或经小阻抗接地的系统中时，首相开断系数取 1.3； 应用在 110kV 及以下电压等级的中性点非有效接地的系统中时，首相开断系数取 1.5。 5.3.4.7 断路器机械寿命，在连续不作调整情况下，应不小于 5000 次。 5.3.4.8 SF6 气体压力用压力表和密度继电器监视， 密度继电器应采用优质机械指示式密度 继电器并采取防雨措施。为便于继电器与压力表现场校验，应设置专用接口或阀门，具备在 线校验及补气功能，且能可靠切断主气路。当 SF6 气体压力降低时应有报警信号，当其密度 降至最小运行值时，断路器应能可靠闭锁，并发出信号。 5.3.4.9 不应采用 SF6 气体压力降低强跳断路器的做法，生产厂家有特殊要求时应书面明 确说明。 5.3.4.10 机构箱接线端子宜采用凤凰端子或相同质量的端子， 应有足够数量的专用端子用 于控制、测量表计、报警、动力照明等内部接线和用户提供的所有外部电缆接线。端子排及 端子应有标记、序号。端子排间距不小于 140mm。端子应适用不小于 4mm 导线。应设置 15%2- 15 -QB/YW110-01-2009的备用端子。 5.3.4.11 机构箱内应有温湿度自动控制装置，加热器电源为交流 220V。 5.3.4.12 控制柜的柜体采用不锈钢或覆面漆碳素钢板， 防护等级 IP55。 其通风孔应能防雨、 雪、小虫和小动物的侵入。柜底部导线管和气管的入口处应设有遮板。控制柜与外部管道和 电缆的连接应便于拆卸和移动。柜体防雨性能应良好，在不利的气候条件下应能开门检修。 柜正面应设有带铰链的密封门，上有窥视孔把手、碰锁和可外加挂锁的设施。 5.3.4.13 操作机构辅助接点数量应满足设计要求，且至少留有 2 常开 2 常闭备用。辅助接 点的容量不小于 220V，5A。所有辅助接点应接至端子排。 5.3.4.14 操动机构应配备电气和机械防止跳跃装置及防非全相合闸装置。 5.3.4.15 分、合闸线圈动作电流应不小于 50mA。 5.3.4.16 所有控制装置均应能在标准允许的直流电压范围内安全可靠工作。分闸线圈在 30%电压下不应动作。 5.3.4.17 分相操作断路器汇控箱内应设置本体三相不一致保护。 断路器本体三相位置不一 致保护采用的时间继电器应质量良好、稳定，继电器时间刻度范围 0-5 秒连续可调，刻度误 差与时间整定值偏差≤±0.5 秒，且保证在强电磁环境运行不易损坏，不发生误动、拒动。 该保护用跳闸出口重动继电器宜采用启动功率不小于 5W、动作电压介于 55%-70% Ue、动作 时间不小于 10ms 的中间继电器。断路器本体三相位置不一致保护宜装设三块连接片：本体 三相不一致保护投入连接片、 本体三相不一致保护跳第一组跳闸线圈连接片、 本体三相不一 致保护跳第二组跳闸线圈连接片。 5.3.4.18 所有涉及断路器直接跳闸的出口中间继电器应采用动作电压在额定直流电压的 55%-70%范围内、动作功率不低于 5W 的中间继电器。 5.3.4.19 二次元件（热偶、电磁接触器、辅助开关、行程开关等） ，应选用经试验验证的 优质产品。辅助开关与传动连杆的连接应可靠、稳定、受力均匀，推荐采用直连传动。二次 元件的布置应能防止误碰。操动机构的控制、联动及信号回路各元件的绝缘应能承受 2kV/1min 的工频耐压。 5.3.4.20 断路器用于投切电容器组时的特殊要求 a.合闸时触头不应有弹跳； b.分闸时不应重击穿； c.应有承受合闸涌流的能力； d.经常投切的断路器应具有频繁操作的能力； e.开断短路电流时， 断路器的开断能力还应满足由回路固有振荡频率所确定的恢复电压 上升速率的要求； f.经过“老练”试验。 5.3.4.21 断路器跳、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现，并能提供两组完全- 16 -QB/YW110-01-2009独立的压力闭锁接点供继电保护使用。 5.4 隔离开关和接地开关 5.4.1 适用标准 5.4.1.1 绝缘水平应符合 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 5.4.1.2 其它技术参数应符合 GB 1985 高压交流隔离开关和接地开关 JB/T
隔离开关 DL/T 486 交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件 JB 772 高压绝缘子瓷件技术条件 《云南电网公司隔离开头完善化工作指导意见》 5.4.1.3 外绝缘污秽等级符合 GB/T 16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准 5.4.2 选型原则 5.4.2.1 500kV 隔离开关可选水平伸缩式和垂直伸缩式结构。 5.4.2.2 220kV、110kV 隔离开关可选水平伸缩式、垂直伸缩式和水平旋转开启式结构。 5.4.2.3 110kV 及以上隔离开关主刀宜采用电动操作机构， 220kV 及以上隔离开关主刀应选 用电动操作机构，并能远方及就地操作；主变中性点隔离开关主刀应采用电动操作机构。 5.4.2.4 500kV 接地开关采用电动操作机构； 220kV 及以下接地开关宜采用三相联动的手动 操作机构，500kV 变电站内的 220kV 接地开关也可采用电动操作机构。 5.4.2.5 为提高经济效益和确保运行安全，应根据隔离开关的电压等级、运行位置重要性 等因素，确定隔离开关的选用档次。 5.4.2.6 国产隔离开关必须是通过完善化技术审查的产品。 5.4.3 主要技术参数参数名称 额定电压 500kV 550kV 3150A、 4000A 额定电流 220kV 252kV 1600A、 2000A、 2500A、 3150A、 kV 126kV 630A、 1250A、 1600A、 2000A、 2500A、 3150A 50kA、 额定动、热稳定电流（3s） 63kA 40kA、 50kA 31.5kA、 40kA 35kV 40.5kV 630A、 1250A、 1600A、 2000A、 2500A、 3150A 25kA、 31.5kA、 40kA 切电容电流能力 切电感电流能力 ≥2A 2 A - 17 ≥2 A 1 A ≥2 A 0.5 A --10kV 12kV 630A、 1250A、 1600A、 2000A、 2500A、 3150A 25kA、 31.5kA、 40kA ---QB/YW110-01-20095.4.4 技术要求 5.4.4.1 对机构和传动部分的要求 a.轴承座密封：轴承座必须采用全密封结构，至少应有二道密封，可采用使用逆止阀结 构的注油孔。轴承润滑必须采用优质二硫化钼锂基润滑脂，并严格控制其质量指标。 b.轴套、轴销传动连接：轴销应采用不锈钢或铝青铜合金材料；轴套应使用铝青铜合金 或复合轴套，必须具有自润滑措施，应保证 30 年使用寿命。 c.传动连杆：传动连杆应采用装配式结构，不允许在施工现场进行切焊配装。连杆应选 用满足强度和刚度要求的热镀锌无缝钢管，防腐镀层厚度不小于 100μm，防腐镀层附着力 不小于 2000N，防腐镀层适用环境应满足Ⅳ级污秽要求，应保证使用寿命在 30 年以上。 d.机构箱：机构箱体应选用不锈钢，厚度不小于 2mm，并满足机械强度要求，机构箱输 出轴应采用迷宫密封形式，箱门采用气囊密封条，防护等级 IP55，具有防潮、防腐、防尘、 防小动物进入的功能，应设就地操作按钮及手动操作装置。电动操作机构箱应备有温、湿度 自动投切控制装置。 e.二次元件（热偶、电磁接触器、辅助开关、行程开关等） ：二次元件应选用经充分试 验验证的优质产品。辅助开关与传动连杆的连接应可靠、稳定、受力均匀，推荐采用直连传 动。二次元件的布置应能防止误碰。操动机构的控制、联动及信号电路各元件的绝缘应能承 受 2kV、1min 的工频耐压。 f.辅助开关应使用全密封结构，切换速度应大于 12 度/ms，开断容量不小于 5A，触头 材质为铜镀银，使用寿命应大于 10000 次。辅助开关应采用真空辅助接点。 g.机构输出轴的连接： 机构输出轴与本体传动轴应采用无级调节的连接方式， 连接应牢 固、可靠。推荐采用不需调节的固定连接方式。 h.主开关和接地开关的联锁： 主开关和接地开关间应具备机械联锁。 机械联锁闭锁方式 应采用闭锁盘或锁销联锁形式， 并应有足够的机械强度保证能够承受操作机构电机产生的堵 转力矩。 不带接地开关的隔离开关应具有与携带型接地线联锁的机构。 配有一套能可靠切断 电动机电源的闭锁装置。隔离开关与接地开关还应具备在操作回路实现电气联锁的功能。 i.对于 220kV 及以上的隔离开关应能在 9s 内完成分闸（或合闸）并有可靠措施降低对 支柱绝缘子的冲击。 5.4.4.2 对导电回路的要求 a.主触头：镀银层厚度≥20μm、硬度≥120 韦氏，触头镀银层附着力≥3000 N ，使用 寿命应大于 5000 次。 b.触头弹簧：使用不锈钢材质，应进行防腐防锈处理，满足在Ⅳ级污秽条件下使用寿命 30 年，采用可靠的绝缘措施防止弹簧分流，推荐采用外压式触头弹簧及自力式触头。 c.触头可采用自润滑、自清洁结构。 d.垂直开启式隔离开关的静触头装配应由制造厂提供， 并应满足接触区的要求， 在钳夹- 18 -QB/YW110-01-2009最不利位置，隔离开关支持瓷瓶和管型母线的支持瓷瓶不应受额外的作用力。 e.导电回路弹簧应采用可靠的防止弹簧分流的措施。 5.4.4.3 对防腐防锈的要求 a.对无配合要求的外露件，如拐臂、基座、支架、螺栓、螺母等，应采用热镀锌工艺进行 处理。 b.防腐防锈工艺处理后外观应平整、光洁，防护层应牢固、厚度均匀、防锈耐腐。 5.4.4.4 对绝缘子的要求 高压隔离开关用支持绝缘子和操作绝缘子应是防污型高强度的产品，除应符合 GB772 《高压绝缘子瓷件技术条件》 、GB8287.1《高压支柱绝缘子技术条件》 、GB8287.2《高压支柱 绝缘子尺寸与特性》等相关国家标准的要求外，还应满足如下要求： a.绝缘子金属附件采用上砂水泥胶装，胶装处胶合剂外露表面应平整，无水泥残渣及露缝 等缺陷，胶装后露砂高度 10-20mm，且不得小于 10mm，胶装处应均匀涂以防水密封胶。 b.72.5kV 及以上隔离开关支柱绝缘子抗弯强度不小于 6kN，扭转强度不小于 4kN?m， 管母线接地开关支柱绝缘子抗弯强度不小于 8kN,扭转强度不小于 4kN?m。220kV 隔离开关 的支柱绝缘子抗弯强度不小于 8kN，扭转强度不小于 6kN?m，管母线接地开关支柱绝缘子抗 弯强度不小于 12kN,扭转强度不小于 6kN?m。500kV 隔离开关的支柱绝缘子抗弯强度不小于 12kN，扭转强度不小于 8kN?m。 c.用于 72.5kV 及以上电压等级的绝缘子，生产厂家应提供逐个进行的机械负荷试验报 告，具体要求为：对支柱绝缘子应做四个方向的抗弯试验，对操作绝缘子应做抗扭试验，规 定施加的荷载为绝缘子额定机械负荷的 60%，该项试验通过后再进行试品机械破坏负荷抽样 试验，其破坏值应不小于额定值的 120%。 5.4.4.5 其它技术要求 a.隔离开关应能可靠切断旁路电流及母线环流。 b.线路侧隔离开关接地刀应具备切合感应电流的能力。 c.隔离开关和接地开关在软(管）母线下，必须满足额定接触区要求。垂直伸缩式隔离 开关的活动触头与固定触头在分闸位置的净距， 不应小于规定值要求。 d.隔离开关和接地开关的机械寿命在无需进行机械调整、维修或更换部件情况下， 操 作次数不小于 5000 次。 e.每相隔离开关接线端子承受的水平负荷应大于 1500N，其静态安全系数不低于 2.75。 隔离开关接线端子应配用水平平板式接线板，端子板应能耐受 1000N?m 的弯矩，接触面的 电流密度应不小于 0.15A/mm 。水平拉力(N） 额定电压(kV） 额定电流(A） 纵向 FthA 横向 FthB 垂直力(向上下）Ftv(N）2- 19 -QB/YW110-01-200912 40.5～72.5---≤1250 ≥1600500 750 750 00 00250 400 500 750 750 00 1500300 500 750 750 00 126≤2000 ≥3150252单柱式 多柱式
550单柱式 多柱式f.隔离开关在规定的使用条件下， 应能承受运行和操作时出现的电气及机械应力。 其金 属制件（包括闭锁元件）应能耐受氧化及腐蚀、以及不同材料间的电蚀和材料热胀冷缩造成 的附加应力的作用。各螺纹连接部分应有防止松动的措施。 g.在风力、重力、地震或操动机构与隔离开关之间的连杆被偶然撞击时，隔离开关应能 防止从合闸位置脱开或从分闸位置合闸。 h.接地开关的额定短时耐受电流和额定峰值耐受电流应和主刀一致。 i.设备底座及传动构件均要求热镀锌，厚度均匀，不小于 90μm。 j.500kV 隔离开关和接地开关应满足防电晕要求。 5.4.4.6 隔离开关各部件技术参数指标见附录 3。 5.5 电流互感器 5.5.1 适用标准 5.5.1.1 绝缘水平应符合 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 5.5.1.2 技术参数应符合 GB 1208 电流互感器 GB/T kV 电流互感器技术参数和要求 DL/T 725 电力用电流互感器订货技术条件 DL/T 866 电流互感器和电压互感器选择及计算导则 5.5.1.3 外绝缘污秽等级应符合 GB/T 16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准 5.5.1.4 SF6 气体绝缘电流互感器应符合 GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 5.5.1.5 套管电流互感器均应符合 GB 1208 电流互感器 5.5.1.6 绝缘油应符合 GB/T 2536 变压器油- 20 -QB/YW110-01-20095.5.2 装备原则 5.5.2.1 电流互感器的额定连续热电流、额定短时热电流和额定热稳定电流应能满足所在 一次回路的最大负荷电流和短路电流的要求，并应适当考虑到云南电网发展的情况留有裕 度。 5.5.2.2 220kV 及以上电压等级宜选用 SF6 气体绝缘电流互感器， 110kV 等级宜选用油浸式、 SF6 气体绝缘结构，也可选用干式。35kV 户外型宜选用干式，也可采用油浸式或 SF6 气体绝 缘结构的电流互感器。10kV～35kV 户内型电流互感器宜选用干式绝缘结构。 5.5.2.3 纯瓷绝缘套管应采用高强瓷。 5.5.2.4 复合外套：所用硅橡胶复合外套必须通过 IEC61109《额定电压大于 1000V 的交流 架空电线复合绝缘子的定义试验方法和验收准则》中规定的“加速老化性能试验” 。 5.5.3 主要技术参数参数名称 设备额定电压 额定短时热稳定 电流（不限于） 额定短时 热稳定时间 500kV 电 流互感器 500kV 50kA、 63kA 220kV 电流 互感器 220kV 40kA、50kA 110kV 电 流互感器 110kV 31.5kA、 40kA 3s 35kV 电流 互感器 35kV 31.5kA、 40kA 4s SF6、油浸 式、 干式 干式 10kV 电流 互感器 10kV 31.5kA、 40kA 4s3s3s绝缘介质SF6、 油浸式SF6、油浸式SF6、油浸 式、干式局放水平 其它在1 . 2U m / 3 电压下，液体浸渍绝缘的电流互感器的局放水平不大于 5pc，固体绝缘的电流互感器局放水平不大于 20pc。 若采用纯瓷绝缘套管，要求采用高强瓷5.5.3.1 技术要求 a.户外电流互感器，其外绝缘水平应不低于使用环境的污秽等级要求。户内电流互感器， 其外绝缘水平应和户内开关设备的外绝缘水平一致。 b.油浸式电流互感器 1）装设有金属膨胀器； 2）在 35kV 及以上的电流互感器上应有油位指示器； 3）直立式电流互感器油箱下部应装设专用全密封取样阀门，以及放油用的阀门， 其位置应能放出互感器最低处的油； 4）油箱具有良好的密封性和机械强度。密封试验时在 0.1MPa 下 8 小时或 0.05MPa 下 12 小时无渗漏； 5）对绝缘油的要求应符合 DL/T 725《电力用电流互感器订货技术条件》的要求。- 21 -QB/YW110-01-2009c.SF6 电流互感器 1）年漏气率不大于 0.5%； 2）SF6 气体中的湿度要求不应大于 250(μl/ l)。对其它杂质（如空气）的要求不 宜大于 1%； 3）在 110kV 及以上电流互感器上应装压力释放装置和带压力指示的 SF6 密度继电 器； 4）SF6 密度继电器应采用优质机械指示式密度继电器并采取防雨措施。为便于继 电器与压力表现场校验，必须设置专用接口或阀门，具备在线校验及补气功能，且能可 靠切断主气路。当 SF6 气体压力降低时应有报警信号； 5）二次线圈屏蔽罩厚度宜不小于 10mm、支持绝缘子应具备足够强度，适应云南不 同运输条件下，不发生二次线圈移位、屏蔽罩破损变形、支持绝缘子损坏等情况； 6）支持绝缘子局部放电量不大于 3pc；生产厂家在组装时应逐个进行试验检查， 合格后方可装入设备内，并向用户提供试验检查报告或证明。 d.套管电流互感器 套管宜采用瓷质。套管的伞形、伞宽、伞距、弧闪距离等参数，以及套管电流互感器均 应符合 GB 1208《电流互感器》的要求。 e.电流互感器机械强度 对于 66kV 及以上电压等级电流互感器，一次绕组接线端子的垂直和水平方向应能承受 下表给出的静态承受荷载：静态承受荷载（N） 额定电压（kV） I类 66 110 220 500 00 4000 II 类 00 6000此外，电流互感器还应能承受 1.4 倍静态荷载值的极端动力荷载（如短路） 。 f.二次端子及接地 1）电流互感器的二次端子应采用可接入不小于 6mm 导线的端子，二次接线端子板 防潮性能良好； 2）接地螺栓直径应不小于 8mm，连接螺栓和接地螺栓应用铜或铜合金制成，螺栓 连接处和接地处应有平坦的金属表面； 3）连接零件和接地零件应有可靠的防锈镀层或采用不锈钢材料； 4）互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。- 22 2QB/YW110-01-2009g.500kV 暂态保护级应满足在短路时间内，峰值瞬时误差不大于 10%的要求。 h.电流互感器应满足暂态性能的保证条件。 5.5.4 电气二次对电流互感器的要求 5.5.4.1 总的要求 a.电流互感器的类型、 二次绕组的数量和准确级应满足继电保护、 安全自动装置和测量 仪表的要求。 b.保护用电流互感器的配置应避免出现主保护的死区。 接入保护的互感器二次绕组的分 配，应注意避免当一套保护停用时，出现被保护区内故障时的保护动作死区。 c.对中性点有效接地系统，电流互感器应按三相配置；对中性点非有效接地系统，依具 体要求可按两相或三相配置。 d.当配电装置采用 3/2 断路器接线时， 对独立式电流互感器每串宜配置三组， 每组的二 次绕组数量按工程需要确定。 e.电流互感器的二次回路不得进行切换。 f.电流互感器二次绕组配置应满足继电保护、 安全自动装置、 测量仪表和远动装置要求， 对于接有 I、II、III 类贸易结算用电能计量装置时，应采用专用二次绕组。 g.10kV 及以上电压等级的测量与计量电流互感器二次绕组宜分别配置，35kV 及以下电 压等级无功补偿装置用电流互感器除外。 h.主变压器间隔的计量电流互感器二次绕组宜采用独立电流互感器二次绕组。 i.当配电装置采用内桥接线时，电流互感器二次绕组数量按工程需要确定。 5.5.4.2 电流互感器二次绕组数量要求一般性原则 a.500kV电流互感器 电流互感器的二次绕组数量统一按 797 配置， 即两个边开关电流互 接线为 3/2 接线时， 感器按 7 个级次（其中 TPY 级：2 个；5P 级：3 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ，中开 关电流互感器按 9 个级次配置（其中 TPY 级：4 个；5P 级：1 个；0.5S 级：2 个；0.2S 级： 2 个） 。 500kV 高压并联电抗器回路两侧套管电流互感器二次绕组按 4 个级次配置 （其中 5P 级： 3 个；0.5S 级：1 个） ，中性点小电抗电流互感器二次绕组按 3 个级次配置（其中 5P 级：2 个；0.5S 级：1 个） 。 500kV 主变压器高压侧套管电流互感器按不少于 4 个级次配置（其中 5P 级：3 个；0.5S 级：1 个） 。500kV 主变压器 220kV 侧、35kV 侧电流互感器保护级绕组中宜各配置 2 个 TPY 级绕组。 b.220kV电流互感器 500kV 变电站中 220kV 电压等级主变压器进线回路电流互感器二次绕组按 7 个级次配置 （其中 TPY 级：2 个；5P 级：3 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ；- 23 -QB/YW110-01-2009双母线接线中，主变压器、母联、旁路、分段回路及出线回路电流互感器均按 7 个级次 配置（其中 5P 级：5 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ； 桥型接线中，进线间隔电流互感器按 6 个级次配置（其中 5P 级：4 个；0.5S 级：1 个； 0.2S 级：1 个） ；桥间隔电流互感器按 8 个级次配置（其中 5P 级：6 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） 220kV 主变压器高压侧（含 500kV 自耦变压器公共绕组侧）套管电流互感器按不少于 3 个级次配置（其中 5P 级：2 个；0.5S 级：1 个） 。 c.110kV电流互感器 双母线接线中，母联、旁路、分段回路及出线回路电流互感器均按 5 个级次配置（其中 5P 级：3 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ，主变压器间隔电流互感器均按 6 个级次配置 （其中 5P 级：4 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） 桥型接线中，进线间隔电流互感器按 6 个级次配置（其中 5P 级：4 个；0.5S 级：1 个； 0.2S 级：1 个） ；桥间隔电流互感器按 7 个级次配置（其中 5P 级：5 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） 110kV 主变压器高压侧套管电流互感器按不少于 3 个级次配置（其中 5P 级：2 个；0.5S 级：1 个） 。 d.35kV电流互感器 500kV 变电站中 35kV 电压等级主变压器进线回路电流互感器二次绕组按 5 个级次配置 （其中 TPY 级：2 个；5P 级：1 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ；低压电抗器和电容器 回路电流互感器按 3 个级次配置（其中 5P 级：2 个；0.5S 级：1 个） ； 220kV 变电站中 35kV 配电装置、主变压器进线回路电流互感器二次绕组按 6 个级次配 置（其中 5P 级：4 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ；低压电抗器和电容器回路电流互感 器按 3 个级次配置（其中 5P 级：2 个；0.5S 级：1 个） ； 110kV 变电站 35kV 配电装置中主变压器进线回路电流互感器二次绕组按 5 个级次配置 （其中 5P 级：3 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ；低压电抗器和电容器回路电流互感器 按 4 个级次配置（其中 5P 级：2 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ； 35kV 出线回路电流互感器二次绕组按 4 个级次配置 （其中 5P 级： 个； 2 0.5S 级： 个;0.2S 1 级：1 个） 。 e.10kV电流互感器 220kV 变电站中 10kV 配电装置中主变压器进线回路电流互感器二次绕组按 5 个级次配 置（其中 5P 级：3 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ；低压电抗器和电容器回路电流互感 器按 3 个级次配置（其中 5P 级：2 个；0.5S 级：1 个） 110kV 变电站 10kV 配电装置中主变压器进线回路电流互感器二次绕组按 5 个级次配置 （其中 5P 级：3 个；0.5S 级：1 个；0.2S 级：1 个） ；低压电抗器和电容器回路电流互感器- 24 -QB/YW110-01-2009按 3 个级次配置（其中 5P 级：2 个；0.5S 级：1 个） 10kV 馈线和分段回路电流互感器二次绕组按 4 个级次配置 （其中 5P 级： 个； 2 0.5S 级： 1 个；0.2S 级：1 个） 。 5.5.4.3 电流互感器的参数 a.选择额定一次电流时， 应使得在额定电流比条件下的二次电流满足该回路测量仪表和 保护装置的准确性要求。 b.为适应不同要求， 某些情况下在同一组电流互感器中， 保护用二次绕组与测量用二次 绕组可采用不同变比。 c.同一变电站内的电流互感器宜采用相同的额定二次电流，1A 或 5A。 d.对于新建变电站，220kV 及以上电压等级电流互感器额定二次电流宜选用 1A。 5.5.4.4 计量、测量对电流互感器的要求。 测量用电流互感器的额定参数选择除满足前述的要求外，还要满足以下要求： a.测量用电流互感器的二次负荷不应超出规定的保证准确级的负荷范围。 b.测量用的电流互感器的额定一次电流应接近但不低于一次回路正常最大负荷电流。 c.为在故障时一次回路短时通过大短路电流不致损坏测量仪表， 测量用电流互感器可选 用具有仪表保安限值的互感器，仪表保安系数(FS）宜选择 10，必要时也可选择 5。 d.为满足负荷变化要求，测量用电流互感器的精度按 0.5S 选取，计量电流互感器的精 度按 0.2S 选取。 5.5.4.5 保护对电流互感器的要求 保护用电流互感器性能应满足系统或设备故障工况的要求， 即在短路时， 将互感器所在 回路的一次电流传变到二次回路，且误差不超过规定值。 a.要求保护区内故障时电流互感器误差不致影响保护可靠动作。 b.要求保护区外最严重故障时电流互感器误差不会导致保护误动作或无选择性动作。 c.保护用电流互感器的性能应满足继电保护正确动作的要求。 首先应保证在稳态对称短 路电流下的误差不超过规定值。 对于短路电流非周期分量和互感器剩磁等的暂态影响， 应根 据互感器所在系统暂态问题的严重程度， 所接保护装置的特性、 暂态饱和可能引起的后果和 运行经验等因素，予以合理考虑。 d.500kV 线路保护和主变压器差动保护应采用 TPY 类型电流互感器： 500kV 断路器保护、 母线保护应采用 5P 级电流互感器。220kV 线路及主变差动保护应采用 P 类型电流互感器， 断路器及母线保护应采用 5P 级电流互感器。 e.故障录波、行波测距等装置应采用 5P 级电流互感器，PMU 装置应采用 0.5 级或 5P 级 电流互感器。 f.自耦变压器公共绕组回路过负荷保护用的电流互感器， 应按公共绕组的允许负荷电流 选择。- 25 -QB/YW110-01-20095.5.4.6 保护用电流互感器的额定参数还要考虑以下情况： a.变压器差动回路电流互感器额定一次电流的选择，应尽量使两侧互感器的二次电流进入 差动继电器时基本平衡。为此，主变压器各侧应选用同一类型的电流互感器。 b.母线保护各间隔所用电流互感器宜采用同一类型，变比宜为整数倍，且不宜超过 5 倍。 c.对中性点非有效接地系统的电缆式或母线式零序电流互感器，因接地故障电流很小， 需要按保证保护装置动作灵敏系数来选择变比及有关参数。 5.6 电压互感器 5.6.1 适用标准 5.6.1.1 绝缘水平应符合 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 5.6.1.2 技术参数应符合 GB/T 1207 电磁式电压互感器 DL/T 726 电力用电压互感器订货技术条件 DL/T 866 电流互感器和电压互感器选择及计算导则 5.6.1.3 外绝缘污秽等级符合 GB/T 16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准 5.6.1.4 电容式电压互感器除符合上述要求外，还应符合 GB/T 4703 电容式电压互感器 5.6.1.5 绝缘油应符合 GB/T 2536 变压器油 5.6.2 装备原则 5.6.2.1 110kV 及以上电压等级宜选用电容式电压互感器， 当电容式电压互感器的容量或准 确度等级不满足要求时，可选用电磁式电压互感器。 5.6.2.2 SF6 全封闭组合电器的电压互感器宜采用电磁式。 5.6.2.3 10kV～35kV 户内配电装置，宜采用干式绝缘结构的电磁式电压互感器。35kV 户外 配电装置，宜采用油浸绝缘结构的电磁式电压互感器。 5.6.2.4 对可能与断路器均压电容及母线对地电容匹配产生铁磁谐振的变电所，不宜使用 电磁式。为避免电磁式电压互感器的饱和谐振过电压，35kV 等级可选用电容式。 5.6.2.5 在满足二次电压和负荷要求的条件下，电压互感器宜采用简单接线，当需要零序 电压时，10kV 宜采用三相五柱电压互感器或三个单相式电压互感器。 5.6.2.6 纯瓷绝缘套管应采用高强瓷。 5.6.2.7 复合外套：所用硅橡胶复合外套必须通过 IEC61109《额定电压大于 1000V 的交流 架空电线复合绝缘子的定义试验方法和验收准则》中规定的“加速老化性能试验” 。- 26 -QB/YW110-01-20095.6.3 主要技术参数 电压互感器的参数推荐（不限于）按下表选择：设备额定电压 设备结构 500kV 电容式、电磁式 220kV 电容式、电磁式 110kV 电容式、电磁式 35kV 电容式、电磁式 10kV 电磁式绝缘介质油浸式、 SF6油浸式、 SF6油浸式、 SF6、干式油浸式、干式干式5.6.4 技术要求 5.6.4.1 电压互感器应满足暂态特性的保证条件。 液体浸渍绝缘的电压互感器 5.6.4.2 7.2kV 及以上的电磁式电压互感器， 在电压1.2Um/ 3下， 的局放水平不大于 5pc，固体绝缘的电压互感器局放水平不大于 20pc。 5.6.4.3 10kV、35kV 电磁式电压互感器额定电压因数为 1.9、持续时间为 8h。 5.6.4.4 对油浸式电压互感器的要求 a.35kV及以上电压等级应装设金属膨胀器和油位指示器。 以及放油用的阀门， 其位置应能放 b.电压互感器油箱下部应装设专用全密封取样阀门， 出互感器最低处的油。 5.6.4.5 对电容式电压互感器的要求 a.互感器分压电容在 1.1Um/√3 电压下，局放量不大于 10pc。 b.当电容式电压互感器由于开口三角绕组的不平衡电压较高，而影响零序保护装置的灵敏 度时，应装设高次谐波滤过器。 c.电容式电压互感器的瞬变响应特性应满足：在互感器二次绕组带有相当于额定值的 25% －100%负荷时，高压端子在额定电压下发生对接地端子短路后，二次输出电压应在额定频 率的一个周期之内降低到短路前电压峰值的 10%以下。 5.6.4.6 为了避免铁磁谐振，对于中性点不接地系统中的星形接线且中性点接地的电磁式 电压互感器，在中性点与地之间应配置一次消谐器，也可采用抗谐振星形四 PT 设备。 5.6.4.7 机械强度要求 对于 110kV 及以上的电压互感器机械强度要求满足下表数值：额定电压 （kV） 66 110 220 500 电压端子 500 00 承受静态荷载（N） 通过电流的端子 I 类荷载 00 4000 II 类荷载 00 5000- 27 -QB/YW110-01-20095.6.5 电气二次对电压互感器的要求 5.6.5.1 总的要求 a.电压互感器及其二次绕组数量、准确等级等应满足测量、继电保护、安全自动装置的要 求。电压互感器的配置应能保证在运行方式改变时，保护装置不得失去电压，同步点的两 侧都能提取到电压。 b.双母线接线时，变压器间隔应装设三相电压互感器。 c.变压器高、中、低压侧电压互感器应提供两组保护用二次绕组（3P级）。 5.6.5.2 二次绕组的选择 a.电压互感器二次绕组的数量应满足继电保护和计量仪表的要求，共设 4 个绕组，其中 3P 级：2 个，0.2 级：1 个，3P级（剩余绕组）：1 个。 b.对于接有I、II、III类贸易结算用电能计量装置时，计量配置一个独立的二次绕组，精 度为 0.2 级。 c.当配置两套独立的主保护时，两套主保护应分别接至 2 个独立的二次绕组，测量仪表可 与其中的一套保护共用一个绕组，精度均为 3P级。剩余电压绕组按保护要求设置，精度为 3P级。 5.6.5.3 电压互感器的容量 电压互感器的二次负荷不应超过其准确级所允许的负荷范围，在轻载时，为保证其精度， 实际的二次负荷应在额定容量 25%～100%范围内。 5.6.5.4 电压互感器二次接线方式 a.在 220kV～500kV变电站中各电压等级的电压互感器应采用零相接地。 b.在接地线上不应安装有可能断开的设备。当离主控制室较远时，在变电站一次系统发生 单相接地短路时，主控制室与电压互感器安装处的地电位差较大，为确保电压互感器的安 全，应在配电装置处电压互感器二次绕组中性点加氧化锌避雷器，其击穿电压峰值应大于 30ImaxV， Imax为电网接地故障时通过变电所的可能最大接地电流有效值， 单位为千安 （kA） 。 c.电压互感器一次侧隔离开关断开后，其二次回路应有防止电压反馈的措施。 5.6.5.5 电压互感器额定二次电压按互感器使用场合选定 a.接于三相系统线间的单相互感器，其额定二次电压为 100V。 b.接于三相系统相与地之间的单相互感器，当其额定一次电压为所接系统的相电压时， 额定二次电压应为 100/√3 V。 c.电压互感器剩余电压绕组的额定二次电压，当系统中性点有效接地时应为 100V；当系 统中性点为非有效接地时应为 100/3V。 5.6.5.6 电压互感器二次回路电压降 a.测量用电压互感器二次回路允许电压降不应超过以下值： 1）指示仪表：不大于额定电压的 1～3％；- 28 -QB/YW110-01-20092）计费用 0.5 级电能表：不大于额定电压的 0.25％； 3）考核用 0.5 级电能表：不大于额定电压的 0.5％。 b.保护用电压互感器二次回路允许压降应在互感器负荷最大时不大于额定电压的 3%。 5.7 电站型避雷器 5.7.1 适用标准 5.7.1.1 绝缘水平应符合 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 5.7.1.2 绝缘配合应符合 DL/T 620 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 5.7.1.3 技术参数应符合 GB11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 DL/T 804 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则 5.7.1.4 外绝缘污秽等级符合 GB/T 16434 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准选型原则 JB/T 8952 交流系统用复合外套无间隙金属氧化物避雷器 5.7.2 装备原则 5.7.2.1 变电站应优先选用单相、户外、单柱阀片式、无间隙金属氧化物避雷器。 5.7.2.2 避雷器的持续运行电压根据运行地点的系统最高电压确定。 5.7.2.3 避雷器的额定电压根据运行地点的暂时过电压幅值和持续时间确定，必要时应进 行专门计算 （通常按电力系统单相接地并考虑甩负荷条件下健全相的最高暂时过电压选取） 。 5.7.2.4 500kV 避雷器内部可以使用均压电容， 也可以用以外部均压环代替均压电容的成型 产品。 5.7.2.5 根据被保护对象确定避雷器的类型，保护电容器组和保护变压器中性点的避雷器 必须选择专用避雷器。 5.7.2.6 保护电容器组用避雷器不宜选用星形四接线型式（亦称过电压保护器） 5.7.2.7 避雷器外套优先选用瓷外套，经过技术论证，也可选复合绝缘外套。 5.7.2.8 35kV 及以上电压等级电站型避雷器应装设带有全电流指示的放电计数器，10kV （6.3kV）电站型避雷器根据安装地点情况确定。中性点避雷器可选用常规型放电计数器。 5.7.2.9 必须通过压力释放能力型式试验。 5.7.3 主要技术参数 5.7.3.1 电站型避雷器参数名称 避雷器额定电 压 最高持续运行 电压(有效值） 500kV 避雷器 420kV（母线侧） 444kV（线路侧） 334kV（母线侧） 364kV（线路侧） 220kV 避雷器 204～216kV 159～168.5kV 110kV 避雷器 102～108kV 79.6～84kV 35kV 避雷器 51kV 41kV 10kV 避雷器 17kV 13.6kV- 29 -QB/YW110-01-2009 参数名称 标称放电电流 1/5μs 陡波冲击 残压(峰值）不 大于 8/20μs 雷电冲 击残压(峰值） 不大于 30/60μs 操作冲 击残压(峰值） 不大于 直流 1mA 参考电 压不小于 2ms 方波通流容 量(20 次） 4/10μs 短时耐受电流 （峰值） 总的能量吸收 能力(比能量 kJ/kV） 与系统连接方 式 500kV 避雷器 20kA 1170kV(母线侧) 1238kV（线路侧） 1046kV（母线侧） 1106kV（线路侧） 858kV（母线侧） 907kV（线路侧） 565kV（母线侧） 597kV（线路侧） kV 避雷器 10kA 594～630kV 110kV 避雷器 10kA 297～315kV 35kV 避雷器 5kA 145kV 10kV 避雷器 5kA 51.8kV532～562kV266～281kV125kV45kV452～478kV 296～314kV226～239kV 148～157kV110kV 73kV38.3kV 24kV800A800A400A150A125kA 160kA100kA 125kA80kA 100kA80kA 100kA80kA13.5～1588相-地相-地相-地相-地相-地5.7.4 保护电容器组避雷器避雷器 额定电压 Ur （有效值） 17 51 避雷器持续 运行电压 Uc （有效值） 13.6 40.8 雷电冲击电流残压 标称放电电流 5 kA 等级 操作冲击电流残压 直流 1 mA 参考电压 不小于 35.0 105.0 24.0 73.0（峰值）不大于 46.0 134.05.7.4.1 保护变压器中性点用避雷器避雷器 额定电压 Ur （有效值） 72 144 避雷器持续 运行电压 Uc （有效值） 58 116 雷电冲击电流残压 标称放电电流 1.5 kA 等级 操作冲击电流残压 直流 1 mA 参考电压 不小于 174 299 103 205（峰值）不大于 186 3205.7.5 技术要求 5.7.5.1 每相避雷器的单元阀片应具有相同的特性，均压电容器的电容值应具有良好的均 压特性。 5.7.5.2 避雷器应装设压力释放装置并经过型式试验。 5.7.5.3 氧化物避雷器每相应配备避雷器底座，接地引线绝缘子，对于 220kV 及以上电压 等级的避雷器还需配备均压罩。 5.7.5.4 避雷器放电监测装置- 30 -QB/YW110-01-2009a.110kV～500kV避雷器每相带一只在线动作计数及泄漏电流合二为一的监测器，10kV、 35kV避雷器每相带一只动作计数器，主变压器 10kV、35kV侧避雷器每相带一只在线动作 计数及泄漏电流合二为一的监测器。 b.当标称放电电流通过放电计数器时，计数器两端的残压不应大于 3kV（峰值）。 c.计数器应有可靠的密封性能及金属部件防腐蚀措施。 5.7.5.5 瓷套式避雷器内部充以微正压绝缘气体。 5.7.5.6 避雷器局部放电要求：在 1.05 倍持续运行电压下局部放电量≤10pc。 5.7.5.7 避雷器金属镀锌层的厚度不小于 60μm。 5.7.5.8 避雷器复合绝缘外套 a.复合外套表面单个缺陷面积（如缺胶、杂质、凸起等）不应超过 5mm ，深度不大于 1mm，凸起表面与合缝应清理平整，凸起高度不应超过 0.8mm，黏结缝凸起高度不应超过 1.2mm，总缺陷面积不应超过复合外套总表面的 0.2%。 b.所用硅橡胶复合外套必须通过 IEC61109《额定电压大于 1000V 的交流架空电线复合 绝缘子的定义试验方法和验收准则》中规定的“加速老化性能试验” c.复合绝缘外套的憎水性要求： 1）憎水性一般要求为 HC1-HC2 级； 2）憎水性减弱特性一般满足 HC3-HC4 级； 3）性恢复特性一般满足 HC2-HC3 级； 4）憎水性迁移特性一般满足 HC2-HC3 级。HC 值 HC1 HC2 HC3 HC4 试品表面水滴状态描述 只有分离的水珠，大部分水珠的后退角θ≥80O 只有分离的水珠，大部分水珠的后退角 50O&θ&80O 只有分离的水珠，水珠一般不再是圆的，大部分水珠的后退 角 20O&θ&50O 同时存在分离的水珠与水带，完全湿润的水带面积小于 2cm2，总面积小于被测区 一些完全湿润的水带面积大于 2cm2， 总面积小于被测区域面 积的 90%； 完全湿润面积大于 90%，仍存在少量干燥区域（点或带） 整个被试区域形成连续的水膜2HC5 HC6 HC75.8 低压补偿电抗器及电容器 5.8.1 10kV～35kV 并联电抗器 5.8.1.1 适用标准 a.绝缘水平应符合 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合- 31 -QB/YW110-01-2009b.技术参数应符合 GB/T 10229 电抗器 JB/T
6kV～35kV 干式并联电抗器技术参数和要求 5.8.1.2 装备原则 a.宜选用干式空芯型。 b.如受使用条件限制 (如户内使用)，经技术经济论证，也可选用干式铁芯型。 5.8.1.3 技术要求 a.并联电抗器应满足电压、电流、频率、电抗值等工作条件要求。 b.并联电抗器应满足动、热稳定电流和持续时间的要求。 c.并联电抗器三相间感抗偏差不大于±2%，每相偏差不大于 5%； d.并联电抗器的最高电压为主变压器低压侧额定电压的 1.0-1.05 倍。 e.并联电抗器在 1.1 倍最高电压时，其伏安特性为线性。 f.并联电抗器的总损耗不应大于额定容量的 0.5%。 g.耐热绝缘等级：电抗器匝间及本体绝缘耐热等级为F级。 h.支柱绝缘子为实芯棒状，金属件为非磁性。 i.平均温升(额定电流下）不得超过 60K，热点温升(额定电流下）不得超过 80K。 j.距离电抗器边缘 2m处的噪声，空芯型不得超过 60dB，铁芯型不得超过 75dB。 k.干式空芯电抗器每层绕组应定长绕制； 导线均应通过X光探伤， 不得存在毛刺及杂质。 5.8.2 限流电抗器 5.8.2.1 适用标准 a.绝缘水平应符合 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 b.技术参数应符合 GB/T 10229 电抗器 5.8.2.2 装备原则 限流电抗器一般为干式空芯型。 5.8.2.3 技术要求 a.限流电抗器应满足电压、电流、频率、电抗百分值等工作条件要求。由于电抗器没有 过负荷能力，故应按最大工作电流选型。 b.限流电抗器应满足动、热稳定电流和持续时间的要求。 c.限流电抗器的安装方式可采用水平或叠放布置。 d.限流电抗器的阻抗应满足限制短路电流要求。 e.耐热绝缘等级：匝间及本体绝缘耐热等级为 F 级。 f.电抗容许偏差：单相偏差 0～+5%，每相电抗与三相平均值偏差±2%。- 32 -QB/YW110-01-2009g.支柱绝缘子为实芯棒状， 非磁性瓷支柱绝缘子。 h.平均温升（额定电流下）不得超过 60K，热点温升（额定电流下）不得超过 80K。 i.距离电抗器边缘 2m 处的噪声，空芯型不得超过 60dB，铁芯型不得超过 75dB。 5.8.3 串联电抗器 5.8.3.1 适用标准 a.绝缘水平应符合 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 b.技术参数应符合 GB 10229 电抗器 DL/T 462 高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件 5.8.3.2 装备原则 a.用于户外时，宜采用干式空芯型；当场地受限制时，可采用干式铁芯型。 b.应满足限制高次谐波电流要求。 c.串联电抗器应满足电压、电流、频率、电抗百分值等工作条件要求。电抗器的额定电 流应和与其串联组合的电容器或电容器组的额定电流相一致。 d.电抗器的额定容量和额定电压应等于与其串联组合的电容器或电容器组额定容量和额 定电压的K倍（K为所选电抗的电抗率）。电抗器额定端电压选择表(选择表修正为下表) 系统电压 (kV） 配套电容器 额定电压 (kV） 6.3/ 3 6 6.6/ 3 7.2/ 3 10.5/ 3 10 11 3 12 3 10.5 35 11 12 每相电容器 串联台数 1 1 1 1 1 1 2 2 2 电抗器额端定电压(kV） 0.1% 0.0036 --0.0061 --0.021 --0.3% 0.011 --0.018 --0.063 --0.5% 0.018 --0.030 --0.105 --1% 0.036 --0.061 --0.210 --4.5% -0.171 --0.286 --0.99 -5% -0.191 --0.318 --1.1 -6% -0.229 --0.381 --1.32 -12% --0.499 --0.831 --2.88 13% --0.540 --0.900 --3.125.8.3.3 技术要求- 33 -QB/YW110-01-2009a.串联电抗器应满足断路器、电流互感器等设备的允许涌流值进行选择。 b.串联电抗器在 1.8 倍额定电流下的电抗值下降应不超过 5%。 c.耐热绝缘等级：匝间及本体绝缘耐热等级为F级。 d.串联电抗器的谐波电流幅值：在额定电压下，每相三次谐波电流的幅值不超过基波电 流幅值的 3%。 e.串联电抗器每相阻抗值的偏差不超过三相平均值的±2%。 f.过负荷能力 1）应能在 1.1 倍额定电压下连续运行； 2）应能在 1.35 倍工频额定电流下连续运行或在工频与谐波合成电流方均根值为 1.2（或 1.3）倍额定电流下连续运行。 g.串联电抗器最大短时允许电流 1）铁心电抗器和 K≤1%的空心电抗器，应能承受 25 倍额定电流持续 2s 的作用， 不产生热和机械损伤； 2）K&4.5%的空心电抗器，应能承受额定电抗率倒数倍 额定电流（但不宜大于 25 倍）的持续 2s 的电流作用而不产生热和机械损伤； 3）装于电源侧电抗率为 4%以上的串联电抗器，应能承受 25 倍额定电流、2s 下， 不产生热和机械损伤。 h.支柱绝缘子为实芯棒状，非磁性。 i.平均温升(额定电流下）不得超过 60K，热点温升(额定电流下）不得超过 80K。 j.串联电抗器的噪声水平不超过 60dB。 5.8.4 并联电容器 5.8.4.1 适用标准 a.绝缘水平应符合 GB 311.1 高压输变电设备的绝缘配合 b.技术参数应符合 DL/T 840 高压并联电容器使用技术条件 DL/T 604 高压并联电容器装置订货技术条件 JB/T 7111 高压并联电容器装置 GB 50227 并联电容器设计规范 GB/T 11024.1 标称 1kV 以上交流电力系统并联电容器第 1 部分：总则性能、试验和定 额安全要求和安装导则 GB/T 6915 高原电力电容器 GB/T 6916 湿热带电力电容器- 34 -QB/YW110-01-2009c.集合式电容器应符合 JB/T 7111 集合式高电压并联电容器 DL/T 628 集合式高压并联电容器订货技术条件 d.保护用熔断器应符合 DL 442 高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件 GB/T 11024.4 标称 1kV 以上交流电力系统并联电容器第 4 部分：内部熔丝 e.放电线圈应符合 DL/T 65}