1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合

1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合

国家标准 GB/T24842一2018 代替GB/Z248422009 1000kV特高压交流输变电工程 过电压和绝缘配合 Overoltageandinsulationcoordinationof1000kVUHVAC tramsmissiomprject 2018-07-13发布 2019-02-01实施 国家市场监督管理总局 发布 币国国家标准化管理委员会国家标准
GB/T24842一2018 目 次 前言 范围 规范性引用文件 2 术语和定义 3 符号 线路和设备上的作用电压 5.1系统接地方式 5.2作用电压类型 5,3暂时过电压和操作过电压标么值的基准电压 暂时过电压及限制 6.1暂时过电压类型 6.2工频过电压 6.3谐振过电压 操作过电压及保护 7.1操作过电压水平限制值 7.2空载线路合闸及单相重合闸过电压 7.3单相接地故障过电压 故障清除过电压 7.4 7.5 无故障甩负荷过电压 7.6振荡解列过电压 7.7投切空载变压器操作过电压 7.8主变压器110kV侧开断并联电容器组过电压 7.9主变压器110kV侧开断并联电抗器过电压 雷电过电压及保护 8.1雷电过电压分类 8.2线路雷电过电压 8.3变电站的雷电过电压 特快速瞬态过电压(VFTo)及防护 9.1VFTO的特性 9.2VFTO的防护 10绝缘配合 10.1绝缘配合基本原则 10.2绝缘配合的方法 0.31000kV金属氧化物避雷器 0.4架空线路绝缘子、导线对杆塔的空气间隙的绝缘配合
GB/T24842一2018 12 0.5变电站绝缘子串及空气间隙的绝缘配合 13 0.6变电站电气设备的绝缘配合 17 附录A资料性附录各类作用电压和标准试验电压的波形 18 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 22 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 24 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 25 附录E资料性附录1000kV线路和变电站绝缘配合的计算方法 29 附录F资料性附录操作过电压下线路闪络率的计算方法 32 附录G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 51 附录H规范性附录1000kV电气设备承受一定时间暂时过电压的要求
GB/T24842一2018 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草 本标准代替GB/Z248422009《1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合》， 与 GB/Z24842一2009相比,主要技术性差异如下: -增加了取消线路断路器合闸电阻的判据(见10.4.2.5); 增加了特快速瞬态过电压(VFTO)及其防护和绝缘配合相关内容(见10.6.4); -增加了特高压杆塔结构对空气间隙工频放电电压影响的试验数据(见G.2.4); 增加了特高压线路分裂导线相间长波前操作冲击放电电压试验数据(见G.2.5) 增加了1000kV变电站空气间隙长波前操作冲击放电电压试验数据(见G,3) 本标准由电力企业联合会提出 本标准由全国特高压交流输电标准化技术委员会(SAC/TC569)归口 本标准起草单位;国家电网公司、电力科学研究院有限公司 本标准主要起草人.舒印彪、陈维江、杜谢春、谷定壑、周沛洪、王绍武,葛栋、陈勇、张翠霞、戴敏 林集明,班连庚、王晓刚、何慧雯、李振强、霍锋、李志军、项祖涛,张刘春、韩彬、王磊、陈秀媚,王晓形 本标准所代替标准的历次版本发布情况为 GB/Z24842一2009.
GB/T24842一2018 1000kV特高压交流输变电工程 过电压和绝缘配合 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)交流输变电工程的过电压与绝缘 配合 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的 凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文 件 凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件 GB/T311.2一2013绝缘配合第2部分使用导则 GB/T2900,1电工术语 基本术语 GB/T2900.12电工术语避雷器、低压电涌保护器及元件 GB/T2900.19电工术语高电压试验技术和绝缘配合 2900.20电工术语高压开关设备和控制设备 T GB GB/T2900.50电工术语发电、输电及配电通用术语 GB/T2900.94电工术语互感器 GB/T2900.95电工术语变压器、调压器和电抗器 GB/T50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范 术语和定义 GB/T2900.1,GB/T2900.12,GB/2900.19,GB/T2900.20,GB/T2900.50,GB/T2900.94和 GB/T2900.95界定的以及下列术语和定义适用于本文件 3.1 地闪密度groundlashdensity;GFD 每平方公里、每年的地面落雷次数 3.2 保护角shiedingangle 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平面之间的夹角 3.3 特快速瞬态过电压 eryfasttransientoervoltage;VFo 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)和复合电器(HGIS即HybridGIS)的隔离开关操作或接地故障 时,所产生的频率为数百千赫至数十兆赫的高频振荡过电压
GB/T24842一2018 3.4 代表性过电压representativeoveroltage 假设在绝缘上产生的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的作用效果的 过电压 在本标准中,代表性过电压一般通过仿真计算获得 3.5 VFro阻尼母线dampingbusagainstVFIo 串人母线回路中用于降低VFTO行波陡度的母线段,在VFTO作用下其感抗值较大,正常运行时 工频感抗值很小可忽略 符号 下列符号适用于本文件 1';变电站导线对构架的最小空气间隙距离(m)》 A1' A”",变电站设备对构架的最小空气间腺距离(mr 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) F(u);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) h导线对地平均高度(m ;雷电流幅值(kA b ;海拔校正因数 .;配合因数 ,;安全因数 m;绝缘配合中并联间隙数(个) r ;雷电对导线的击距(m) r ;雷电对大地的击距(m ",;雷电对地线的击距(m) U,:;系统最高电压(kV UA:导线上工作电压瞬时值(kV Uu;避雷器雷电过电压保护水平(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. U.;线路相对地统计(2%)操作过电压(kV Uw;额定耐受电压(有效值kV U m;50%放电电压(kV) u0lr;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U和负极性U-)之和的比值 B;击距修正系数 p;:土壤电阻率Q m 单个绝缘放电电压的标准偏差 G;L
GB/T24842一2018 a;单间隙的放电电压变异系数 a ;并联多间隙放电电压变异系数 线路和设备上的作用电压 5.1系统接地方式 1000kV系统采用有效接地方式,不允许1000kV变压器中性点不接地运行 1000kV变压器的低压侧(110lkV)采用不接地方式 5.2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U.,持续时间等于设备设计的运行寿命):; a 暂时过电压(包括工频过电压、谐振过电压): b 操作(缓波前)过电压; c 雷电(快波前)过电压; N 特快速瞬态过电压(VFTO) e 各类作用电压的典型波形参见附录A 5.3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Um/;谐振过电压、操作过电压的基准电压是/U// 暂时过电压及限制 6.1暂时过电压类型 暂时过电压包括工频过电压和谐振过电压,与系统结构、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 6.2工频过电压 6.2.1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 6.2.2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 a 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 b 对同塔双回输电线路需考虑双回线路运行和一回线路停运的工况 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 双回线路6相甩负荷可酌情 考虑 6.2.3限制工频过电压的主要措施是装设线路高压并联电抗器 6.2.4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
GB/T24842一2018 6.2.5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.(持续时间不大于0.5s); a 线路断路器的线路侧 1.4p.u.(持续时间不大于0.5s). b 6.3谐振过电压 6.3.1产生的原因 谐振过电压包括线性谐振、非线性(铁磁)谐振过电压和参数谐振 带大容性元件(长线路、串联补 偿线路)和有非线性激磁特性的感性元件(变压器、并联电抗器)的回路合闸(或作为甩负荷的结果), 能因线性谐振和铁磁谐振产生谐振过电压 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 6.3.2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见式(1) w、>Q.X 式中 w 发电机额定容量,单位为兆伏安(MVA); Q -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),单位为兆乏(Mvar) X -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 6.3.3非全相谐振过电压 6.3.3.1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 6.3.3.2在高压并联电抗器的中性点接人一接地电抗器,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 6.3.3.3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 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 6.3.4合空载变压器谐振过电压 6.3.4.1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 6.3.4.2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 操作过电压及保护 7.1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1.7p.u.
GB/T24842一2018 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2.9 p,u.a 对操作过电压,应结合工程加以预测 7.2空载线路合闸及单相重合闸过电压 7.2.1预测条件 7.2.1.1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 7.2.1.2预测线路合闸操作过电压时的合闸侧电压有以下控制条件 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 a 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 7.2.1.3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闻过电压 双回同名相 7.2.1.4 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 7.2.2主要限制措施 眼制线路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 对于较短的特高压线路,可经过过电压核算后决定是否取消断路器 合闸电阻 7.3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 7.4故障清除过电压 7.4.1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 7.4.2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 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 7.4.3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
GB/T24842一2018 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 7.4.4故障清除过电压及限制措施 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 7.5无故障甩负荷过电压 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 7.6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 7.7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 7.8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2.5U..(U.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至紧靠电容器组高压端位置 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 7.9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
GB/T24842一2018 雷电过电压及保护 8.1雷电过电压分类 雷电过电压包括线路雷电绕击、反击过电压和变电站直击、雷电侵人波过电压 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 8.2线路雷电过电压 8.2.1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 8.2.2 -般线路的保护 8.2.2.11000kV线路应沿全线架设双地线 8.2.2.2杆塔上地线保护角应符合如下要求: a 单回线路平原和丘陵地区,一般不宜大于6";山区,一般不宜大于一4?" 同塔双回线路:平原和丘陵地区 一般不宜大于一3;山区，一般不宜大于一5 b 线路耐张转角塔的跳线:平原单回线路不宜大于G";山区单回线路和同塔双回线路不宜大 于0" 对雷电活动较强烈的地区可根据工程实际条件进一步碱小地线保护角 8.2.2.3杆塔上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 8.2.2.4在一般土壤电阻率地区(500Qm及以下),线路的反击耐雷水平不宜低于200kA 8.2.2.5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 如土壤电阻率超过2000Q”m,接地电阻很难降低到30Q时,可采用6根一8根总长不超过500m的 放射形接地体,或采用连续伸长接地体,接地电阻不受限制 表11000k线路杆塔的工频接地电阻 土壤电阻率p p<100 1002000 Qm 接地电阻 30 1G 15 20 25 8.2.2.6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不宜低于200kA 8.2.3线路交叉部分的保护 线路与较低电压线路、弱电线路交叉时,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40C时
GB/T24842一2018 表2与较低电压线路,通信线路交叉时的交叉距离 单位为米 至输电线路地线(导线》 交叉类型 至电力线杆顶 至骋电线路 交叉距离 10 18=/16 特高压单回线路对弱电线路最小垂直距离 特高压双回线路(逆相序)对弱电线路最小垂直距离 8.2.4大跨越档的保护 8.2.4.1大跨越档在雷电过电压下安全运行年数不宜低于50年 8.2.4.2大跨越线路随杆塔高度增加宜适当增加线路的绝缘水平 绝缘子串的长度应根据雷电过电压 计算进行校核 导线对杆塔的空气间隙距离应根据雷电过电压计算确定 8.2.4.3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 8.2.44大跨越杆塔的地线保护角宜小于一般线路的保护角 大跨越杆塔接地电阻不宜大于表1所列数值的50% 8.2.4.5 当土壤电阻率大于2000Qm时,接 地电阻不宜大于20Q 8.2.4.6大跨越线路的反击耐雷水平不另做要求 8.2.5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,反击耐雷水平不宜小于 250kA 架空进线段杆塔上地线保护角宜小于一4?,需要时宜根据雷电侵人波计算结果进一步减碱小 线路 耐张转角塔地线对跳线的保护角宜小于一4",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 8.3变电站的雷电过电压 8.3.1变电站的直击雷过电压保护 变电站的直击雷过电压保护见GB/T50064的相关规定,此外还需满足 变电站的直击雷过电压保护,宜用折线法、电气儿何模型法或滚球法进行核算; a 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 b) 线的架构与1000kV带电部分间的空气中距离不得小于7m. 8.3.2变电站的雷电侵入波过电压保护 8.3.2.1变电站一般应在每一主变压器各侧和每回线路的人口处装设1组避雷器,每段母线上是否需 装设1组避雷器以及避雷器的安装位置应通过雷电侵人波过电压计算确定 线路侧高抗由紧靠的避雷 器直接保护 8.3.2.2预测变电站雷电过电压时应考虑正常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 可能造成特殊方式的情况有;线路合空线前遭受雷击,线路跳闸后重合闸前 遭受雷击、线路并网前遭受雷击,其过电压更严重,但发生的可能性较小 预测过电压时应考虑以上情 况出现的概率
GB/T24842一2018 8.3.2.3在进行变电站雷电侵人波过电压绝缘配合时,内绝缘安全裕度要求不宜低于15%,外绝缘安 全裕度要求不宜低于5%. 8.3.2.4变电站的耐雷指标(平均无故障时间),不宜低于1500年 特快速瞬态过电压(VFIo)及防护 9.1VFIo的特性 9.1.1VFTO主要由GIS或HGIS中隔离开关操作产生 GIS或HGIS中绝缘发生闪络接地故障或 断路器操作时也可产生VFTO VFTO的特点如下: 波前时间很短,小于100ns; a b)频率成分丰富,从数十千赫到数十兆赫; 幅值很高,最高可达2.5p.u.一3.0p.u. c 9.1.2影响隔离开关操作产生的VFTO特性的主要因素有 GIS主接线与元件参数(主要为隔离开关、接地开关、盆式绝缘子和断路器等设备的等值电容). aa b)隔离开关操作时的接线方式(如操作的电源侧为线路或变压器,负载侧为短母线、长母线或断 路器等); 触头击穿时刻电源电压的相位; c d)隔离开关的分合闸速度及触头间隙击穿特性等(影响负载侧残余电荷电压的大小和极性) 9.1.3影响绝缘闪络产生的VFTO特性的主要因素有: 闪络位置 a b 闪络时刻电压瞬时值和变化率; 闪络通道电阻 c 9.2VFro的防护 9.2.1VFTO可能损害GIS绝缘和母线电磁式电压互感器匝间绝缘以及经油气套管直接连接的变压 器 VFTO可影响暂态壳体电压(TEV),引起地电位升高和向外辐射的电磁波,从而威胁人身安全,损 害二次设备绝缘和对二次回路产生电磁干扰 9.22应结合工程对vFTo予以预测和绝缘配合,选择抑制措施 预测vFTo的计算模型应考虑9.1 所涉及VFTo水平的各种影响因素 9.2.3隔离开关操作产生VFro的抑制措施主要有 隔离开关加装阻尼电阻 aa b 阻尼母线; 优化隔离开关分合闸速度 c d 优化隔离开关操作方式,例如减少带电操作次数或操作前合上接地开关清除残余电荷电压等 9.2.4应结合工程对TEV和二次系统端口电磁骚扰进行预测,除上述VFTo抑制措施外,必要时还 可选取接地屏蔽,加装压敏电阻、瞬变电压抑制二极管、并联电容器等措施进行抑制 绝缘配合 10 0.1绝缘配合基本原则 0.1.1持续运行电压和暂时过电压下的绝缘配合 10.1.1.1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
GB/T24842一2018 要求 0.1.1.2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 10.1.1.3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,具体要求见 10.6.1.6的规定 10.1.2操作过电压下的绝缘配合 0.1.2.1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不宜高于0.01次/年 10.1.2.2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 10.1.3雷电过电压下的绝缘配合 单回线路杆塔上雷电过电压下的空气间隙不作要求 10.1.3.1 10.1.3.2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 10.1.4用于操作、雷电过电压绝缘配合的冲击试验电压波形 0.1.4.1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 间一般满足1000s一3000s,因此本标准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 10.1.4.2雷电冲击试验电压波前时间为1.24s,波尾时间为50s 10.1.4.3变电站设备的标准试验电压波形参见附录A 10.1.5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 0.1.6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 1000 m 当海拔高度超过1000m时,可按附录C校正 10.2绝缘配合的方法 绝缘配合方法有确定性法,统计法和简化统计法 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,或只考虑绝缘强 度作为随机变量,按绝缘故障率要求进行配合的方法 10
GB/T24842一2018 10.31000k金属氧化物避雷器 金属氧化物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828V,可有效降低系统过电压水平 1000kV变电站内避雷器的主要电气参数见附录D. 0.4架空线路绝缘子,导线对杆塔的空气间隙的绝缘配合 绝缘子串和复合绝缘子 10.4.1 绝缘子串或复合绝缘子的选择,应满是能够耐受持续运行电压作用的要求,宜根据污耐压法确定 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 0.4.2导线对杆塔的空气间隙 0.4.2.1工频电压下的空气间隙选择计算方法参见附录E,最小间隙要求值见表3 10.4.2.2操作过电压下的空气间隙选择计算方法宜采用统计法,全线绝缘操作过电压闪络率指标应满 线路绝缘在操作过电压下的闪络率的计算方法参见附录F 计算中操作过电压应取线路 足10.1.2.1 每段的过电压概率分布并考虑每段线路多并联间隙对闪络概率的影响 线路每年操作的次数一般可取 5次 10.4.2.3当预测的线路操作过电压波前时间和线路绝缘的操作冲击试验电压波前时间波前时间满足 10.1.4.1,根据附录E方法,得到的1串和V串相应的最小间隙要求值见表3 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 10.4.2.4 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 33 表31000kV线路最小空气间隙要求值 单位为米 最小空气间隙距离 作用电压类型 线路类型 海拔高度500m 海拔高度1000m 海拔高度1500m 单回 2.7 2.9 3.1 工频 同塔双回 2.7 2.9 3,1 边相I串5.6 边相I串6.0; 边相I串6.4; 单回" 中相V型串6.7/7.9 中相V型串7.2/8.0 中相V型串7.7/8.1 操作 同塔双回 6.0 6.2 单回 不予规定 雷电 同塔双回" 6." 7.1 7.6 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 1
GB/T24842一2018 10.4.2.5取消线路断路器合闸电阻后应校核合空线操作波前时间,若小于1000s,线路绝缘的操作 冲击试验电压波前时间宜采用标准操作波 取消合闸电阻的判据如下: a)线路的平均操作过电压闪络率满足10.1.2.1: 变电站相地和相间操作过电压下最小空气间隙满足表6的规定 0.4.2.6为避免线路塔头间隙过大,带电作业安全距离不作为线路铁塔设计的控制条件 当统计操作 过电压取1.7p,u.,预测的线路操作过电压波前时间和线路绝缘的操作冲击试验电压波前时间波前时间 满足10.1.4.1,带电作业时,带电部分对杆塔接地部分的最小安全距离应符合表4和表5的规定 当不 能满足上述要求时,带电作业应采取特殊保护措施 表4单回线路带电作业时带电部分对杆塔接地部分的最小安全距离 单位为米 海拔高度 500 1000 500 中相V串最小安全距离 6.2 6.7 7.2 边相1串最小安全距离 6.4 5,6 6.0 表5双回线路带电作业时带电部分对杆塔接地部分的最小安全距离 单位为米 500 海拔高度 对塔身最小安全距离 5,2 5.5 对下侧横担最小安全距离 5.4 5.7 对质部构架最小安全距离 6.8 6,5 10.5变电站绝缘子串及空气间隙的绝缘配合 0.5.1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 同时应符合耐受操作和雷电过电压要求 10.5.2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 采用附录E中的变电站工频和雷电冲击要求的最小空气间隙距离计算方法,查变电站在工频和标 准雷电波冲击试验电压下典型空气间隙放电曲线(参见附录G),确定工频过电压和雷电过电压下的最 小空气间隙距离要求值见表6 采用附录E中的变电站操作过电压要求的最小空气间隙距离简化统计法计算,相地统计操作过电 压取1.6p.u,相间统计操作过电压取2.9p.u.,变电站典型相地和相间空气间隙操作冲击放电曲线参见 附录G,海拔不超过1000地区操作过电压下最小空气间隙距离要求值见表6 当统计操作过电压的分布可能发生严重偏斜,不对称,为非正态分布的情况时,宜采用统计法确定 变电站操作冲击要求的最小空气间隙放电电压要求值,例如线路断路器不装合闸电阻或虽然断路器装 合闸电阻但变电站统计操作过电压接近于避雷器操作冲击保护水平时 变电站绝缘的操作冲击试验电 压波前时间宜采用预测的操作波前时间或标准操作冲击的波前时间 附录E中所列方法可用于工程 前期估算 12
GB/T24842一2018 表6海拔不超过1000m地区1000kV变电站最小空气间隙距离 单位为米 A值 作用电压类型 A2值 A1 工频 6.8 10.1(均压环 均压环 操作 6.8 7.5 9.2四分裂导线 四分裂导线 11.3(管母一管母) 雷电 5.0 5.5 10.6变电站电气设备的绝缘配合 0.6.1持续运行电压和暂时过电压下的绝缘配合 10.6.1.1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Up,配合因数k =1,k,为安全因数 0.6.1.2其内绝缘额定工频耐受电压(有效值)Uw=k,k.U那 10.6.1.3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Uw=k,人,k.,Um 10.6.1.4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 0.6.1.5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)的额 定短时工频耐受电压Uw,应考虑反极性持续运行电压的影响,按式(2)计算 U殿 三U U /厅 式中: Uwd -开关设备纵绝缘的额定短时工频耐受电压,单位为千伏kV) 0.6.1.6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H 0.6.2操作过电压下的绝缘配合 电气设备内绝缘 10.6.2.1 代表性过电压为变电站最大的操作过电压或避肃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参见附录E 0.6.2.2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参见附录E 10.6.2.3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Uw-应考虑反极性持续运行电压的影响,按式(3)计算 3 I =U +y?U./厅 13
GB/T24842一2018 式中 U -开关设备纵绝缘的操作冲击耐受电压,单位为千伏kV); Uw -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,单 位为千伏kV). 0.6.3雷电过电压下的绝缘配合 10.6.3.1由变电站各个设备上的雷电侵人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 10.6.3.2雷电过电压下,电气设备内、外绝缘的绝缘配合计算方法参见附录E 10.6.3.3对变压器类设备应作雷电冲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 0.6.3.4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Uw,应考虑反极性持续运行电压的影响,按式(4)计算 Uw，=Uw1十VU./ 式中 UmE 开关设备纵绝缘的全波雷电冲击耐受电压,单位为千伏kV); Uw 断路器、隔离开关相对地绝缘全波额定雷电冲击耐压电压,单位为千伏kV) 10.6.4VFTo的绝缘配合 10.6.4.1确定性法 采用确定性法进行VFT0绝缘配合过程如下 确定VFTo代表性过电压 a 根据具体工程建立模型,计算GIS本体和与之相连的设备产生最高的VFTo波前、波尾时间 和峰值 计算时,隔离开关负载侧残余电荷电压取值可根据厂家提供的隔离开关残余电压概 率分布曲线,取最大的残余电荷电压值 无此数据时,需由厂家提供隔离开关分合闸速度和触 头间隙击穿特性,进行残余电压概率分布曲线模拟计算后选取概率为99%的值 无此数据 时,选择残余电荷电压为-1p.u.(1p.u.=898kV 确定VFTO耐受电压要求值 b GIs设备的要求VFTo耐受电压U,按式(5)计算 .(5 Ue，=k，k U 式中 U GIs设备的VFTo耐受电压要求值,单位为千伏k. rw. 安全系数,考虑老化、安装质量和其他未知因素,对外绝缘推荐尺,=1.05,对内绝缘推 荐k,=1.15; 统计配合系数,可根据VFTO的统计特性,计算模型的不准确性和出现最高VFTO 的频度等因素选择 对于经过VFTo真型试验验证了的计算模型,推荐k =1.05; U VFTo代表性过电压,单位为千伏kV). 确定VFTO额定耐受电压 目前尚无规定GIS的VFTO标准耐受试验电压波形和标准系列耐受电压值 试验和运行经 验表明GIS的VFTO耐受电压高于额定雷电冲击耐受电压,确定VFTO的额定耐受电压时， 应考虑VFTO波形与雷电冲击波形的差异,引人波形转换系数,按式(6)计算 14
GB/T24842一2018 6 VFTowV=k.U rw, 式中: VFTOWV -VFTO额定耐受电压,单位为千伏kV); -试验转换系数,对于GIS取0.95,对于油/固体绝缘绕组类设备取1 ke d 确定抑制措施 将VF:TowV与LIwV比较,若VFTOwVLI wV,需按9.2.3采取抑制措施 10.6.4.2统计法 如同GB/T311.2一2013采用统计法(包括简化统计法)进行雷电过电压的绝缘配合,VFTO的绝 缘配合也可采用统计法 对于内绝缘,VFTowV耐受概率为100%,超过VFTowV时耐受概率等于 “统计法及相应的放障风险率”给出的程序计算故障风险率， 零 可采用GB/T311.2一2013的5.3.3.2 需考虑全变电站所有隔离开关操作导致故障的总和,而绝缘风险率等于故障风险率乘以总的隔离开关 操作次数 推荐的V下To绝缘性能指标(平均无放障时间)不宜低于1500年 计算中随机变量包括 -隔离开关操作前,负载侧残余电荷电压幅值和极性的统计分布; 隔离开关合闸时的电源相位; 隔离开关操作方式包括操作时电源侧接线的不同方案,如线路、变压器和母线带或不带其他 断路器串;负载侧合闸前是否经接地开关放掉了残余电荷.GIs和各位置的隔离开关一年内带 电操作次数等 10.6.51000kV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7 可按照工程条件,参考附录E的计算方法,优化表7" 中的额定耐受电压 表71000k设备绝缘额定耐受电压 单位为千伏 设备 雷电冲击 操作冲击 工频 2250(截波2400) 1800 1100(5min) 变压器、电抗器 GIS断路器、隔离开关 2400 1800 1100(1min 支柱绝缘子、隔离开关(敞开式 2550/2400 1800 1 100(1min 200(5min 电压互感器(CVT) 2400 1800 套管(变压器,电抗器 2400(截波2760) 1950 1200(5min) 套管(GIS 2400 1800 1100(1min) 开关设备纵绝缘 2400十900 1675十900 1100+635(1min 自稠变压器中性点绝缘的额定耐受电压 10.6.6 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8. 15
GB/T24842一2018 表81000kV变压器中性点绝缘额定耐受电压 单位为千伏 位置 雷电冲击 短时工频 高、中压绕组低压端和调压补偿变压器高压端 325 l40 185 85 调压补偿变压器中性点 325 40 0.6.7变压器低压110k侧设备绝缘的额定耐受电压 1000kV变压器的低压1l10kV侧为不接地系统,设备绝缘的额定耐受电压见表9 表9变压器低压110kV侧设备绝缘额定耐受电压 单位为千伏 雷电冲击 短时工赖 65o 275 10.6.8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10. 单位为千伏 表10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 雷电冲击 短时工频 550 230 650 275 750 325 16
GB/T24842一2018 录 附 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参见表A.1 表A.1各类作用电压和标准试验电压的波形 低频电压 瞬态电压 类别 连续 暂时 缓波前 快波前 特快速 作用电 M 压波形 T<100ns 电压波 f=50Hz 10Hz3600s o.02sGB/T24842一2018 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参见式(B.1): P(I，>i))=10" .(B.1 式中 P(I0>i 雷电流幅值超过i的概率 -关注的雷电流幅值,单位为千安(kA). 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参见式(B.2). >i,)=1o P(I (B.2 式中 P(Iia 雷电流幅值超过i的概率; 关注的雷电流幅值,单位为千安(kA) B.1.2线路落雷次数 40雷电日下地闪密度暂取2.8次/(km a),不同地区的地闪密度会有不同值 40雷电日下每 100km线路每年遭受雷击的次数NL[次/I00kma],可由式(B.3)计算 B.3 NL=0.28(28h“十b) 式中 N -40雷电日下每100km线路每年遭受雷击的次数,单位为次每百千米年[次/(100kma)]; 杆塔高度,单位为米(m); h -两根地线之间的距离,单位为米m) B.1.3雷电流波形 采用2.6/504s双斜角波 B.1.4雷电通道等值波阻抗 雷电通道等值波阻抗Z,在不同的雷电流幅值下宜区别对待,Z,随雷电流幅值变化的规律参见 图B.1 18
GB/T24842一2018 Z,/a 3000 200o 100o 0 7A 40 60 80 图B.1雷电流通道波阻抗和雷电流幅值的关系 B.1.5雷电绕击导线的计算方法 线路运行经验,现场实测和模拟试验均证明,雷电绕击导线的概率和地线与导线的布置、保护角、杆 塔高度以及线路经过地区的地形、地貌、地质条件有关 目前我国用于输电线路雷电绕击导线性能的评 估方法,主要有电气几何模型法(EGM)和先导发展模型法(LPM)等 本标准采用EGM方法 EGM的基本原理为;由雷云向地面发展的先导放电通道头部到达距被击物体临界击穿距离(简称 击距)的位置以前,击中点是不确定的 但对某个物体先达到相应击距时,则向该物体放电 击距计算方法可参照表B.1选取 表B.1击距计算方法 方法A 方法B =6.72Ia =10rM66n 一10r“或几 r，= r r =1.63(5.015I8s78一0.001U)l" r;=Ar" [3.6十1.7ln(43一he]！n.h<40m 对单回线路月,=0.8. 对双回线路:/，=0,8(下相导线); [5.5Ia hem>40m =0.7(上、中相导线 B " 注 雷电对地线的击距,单位为米(m); 雷电对导线的击距,单位为米(m)1 -雷电对大地的击距,单位为米(m); r 导线上工作电压瞬时值,单位为千伏(kV) U 导线对地平均高度,单位为米(n m 19
GB/T24842一2018 雷电先导 图B.2雷电直击线路导线的电气几何模型 图B,2是线路的横断面图,显示了雷直击双地线线路导线的电气几何模型 s点是地线,C点是导 线,AA'为杆塔中心线,0是线路地线对导线的保护角 若雷电先导头部落人AB弧面,放电将击向地 线,使导线得到保护,称弧AB为保护弧 若先导头部落人BD弧面,则击中导线,称弧BD为暴露弧 若先导头部落人DE平面,则击中大地,故称DE平面为大地捕雷面 随着雷电流幅值增大,暴露弧 BD逐渐缩小,当雷电流幅值增大到最大绕击导线电流I时暴露弧BD缩小为0,即不再发生绕击 图中重是雷电先导人射角 对于高杆塔先导人射角的概率分布密度函数P,(y)由式(B.4)表达 P,(P)=0.75cos 重 B.4) 式中 P,(重) 高杆塔先导人射角的概率分布密度; -雷电先导人射角,单位为度(') 并非所有绕击都会引起绝缘闪络,只有当雷电流大于线路绕击的耐雷水平I时才会引起闪络 经过山区的输电线路.雷电绕击的计算应考虑地形的影响 雪击杆塔和地线反击的计算方法 B.1.6 线路的雷电反击计算一般采用数值计算的方法 线路绝缘闪络判据采用相交法或先导发展模型 法 计算时宜考虑: 导线上工频电压的影响; 采用分段波阻抗模拟杆塔; -雷击塔顶时导线上的感应电压 感应电压可按式(B.5)或式(B.6)计算 60ahe h，十dR十kact he B.5 心 [nI平Awu k he 20
GB/T24842一2018 h k， (B.6 ui=2.2;he(0 式(B.5)(B.6)中 感应电压,单位为千伏kV) u 雷电流陡度,单位为千安每微秒(kA/4s); 导线在杆塔处的悬挂高度,单位为米(m):; he 主放电速度与光速c的比值,k;=VI7500; 光速,3×10”m/s; 杆塔高度,单位为米(m); h 雷击杆塔时,迎面先导的长度,d只=5IM,单位为米(m); dR 雷电波传播时间,单位为秒(s); -地线对地平均高度,单位为米(m); 导线对地平均高度,单位为米m); k 地线和导线间的合系数 雷电流瞬时值,单位为千安(kA. B.1.7 雷击跳闸率的计算 雷击跳闸率可按式(B.7)计算: (B.7 N=NLgP十尸n 式中 线路雷击跳闸率,单位为次每百千米年[次(100kma)] NL -0雷电日下每10km线路每年遭受雷击的次数,单位为次每百千米年[次/(I0koma] 建狐率,可按照GB/T50065计算取值; 击杆率,平原为1/6,山区为1/4 P 超过雷击杆塔顶部时耐雷水平I的雷电流概率,即P(I >I,),I随雷击时刻系统工作电 压瞬时值不同而变化 P 线路的绕击闪络概率,应考虑雷击时刻运行电压瞬时值(按1个工频周期均匀分布)按区 间组合统计法计算 B.2变电站的雷电性能计算方法 B.2.1变电站的雷电性能计算可采用统计法和确定性法 计算时应结合工程条件 B.2.2确定性法计算中雷击点的位置宜包括近区(进线段内)和远区(进线段外第1基) 计算雷电绕 击侵人波过电压时,最大绕击雷电流可由电气几何模型确定;计算雷电反击侵人波过电压时,最大反击 雷电流取为250kA,雷击2km进线段每基杆塔产生的雷电侵人波过电压与设备绝缘水平相比,应满足 8.3.2.3中的安全裕度 B.2.3统计法计算变电站的耐雷指标应满足8.3.2.4的要求,计算中随机变量包括 雷电流幅值的概率分布; 雷击点位置; 变电站运行方式:; 雷击时刻工频电压的瞬时值 B.2.4计算时应考虑各种设备的绝缘耐受电压、安全因数和电晕的影响等因素 变电站(开关站)的设 备以该设备的等值人口电容模拟 21
GB/T24842一2018 录 附 C 规范性附录) 外绝缘放电电压或耐受电压的气象校正 C.1气象校正方法适用范围 本附录的气象校正方法适用于海拔高度2000m及以下地区线路和设备 c.2外绝缘放电电压或耐受电压试验数据通常以标准气象条件给出 标准气象条件是 气压(海拔高度0m 01.325kPa; 20C 温度 绝对湿度 11lg/m 注:1mmHg=133,322Pa,760tmmHg=101.325kPa C.3外绝缘所在地区气象条件异于标准气象条件时放电电压或耐受电压的校正 海拔高度为H(m)地区的外绝缘,其在标准气象条件下的放电电压或要求的耐受电压值(U)可 按式(C.1)校正 C.1 Up=k.U 式中 U -海拔高度为H(m)地区外绝缘在标准气象条件下的放电电压或耐受电压要求值,单位为 PM 千伏kV) 海拔校正因数,由式(C.2)算出 海拔高度0m时放电电压或耐受电压要求值,单位为千伏(kV) Up ,kn(H/810 k =ek" C.2 式中 对于雷电冲击电压,k =1.0;操作冲击电压,k.按图c.1选取,对于由两个分量组成的电 k 压,电压值是各分量的和;空气间隙和清洁的绝缘子的短时工频电压,k,=1.0 海拔高度,单位为(m). H 22
GB/T24842一2018 0.0 1000v 2000kV 说明: 相对地绝缘; -纵绝缘 相间绝缘; -棒-板间隙(标准间隙》. 图C.1各种电压下的k值 表7至表10中所列的设备额定耐受电压值已经包括了设备外绝缘海拔1000m地区的海拔修正 23
GB/T24842一2018 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 1000kV变电站金属氧化物避雷器的主要电气参数见表D.1 表D.11000kV变电站避雷器主要电气参数 单位为千伏 系统标 额定电压 持续运行电压30/604s,2kA下8/204s,20kA 安装位置 称电压 有效值 有效值 操作冲击残压 下雷电冲击残压 828 620 线路侧、母线侧,变压器侧 000 638 460 变压器侧 500 420 318 <858 1046 158 126 <301 <363 母线、无功补偿电抗器 110" 138 <331 二400" 无功补偿电容器 174 110kV中性点不接地系统 8/20s,10kA下的雷电冲击残压 24
GB/T24842一2018 附录 E 资料性附录 1000kV线路和变电站绝缘配合的计算方法 E.1概述 本附录提供了空气间隙放电电压要求值的计算方法 根据计算得到的空气间隙放电电压要求值,需要依据线路或变电站所在地区的海拔高度进行相应 的大气修正,然后对照真型塔(或仿真型塔)空气间隙或变电站典型空气间隙放电电压数据(附录G),选 取空气间隙最小距离 B.2线路空气间隙放电电压要求 E.2.1工频放电电压 选择空气间隙50%工频放电电压时考虑的计算条件 -100年一遇的最大风速; 系统最高电压; 多间隙并联对放电电压的影响 单个间隙的50%放电电压要求值参见式(E.1) usal，=k,k.VU./ E.1 式中: 安全裕度,取1.05; -配合系数,取值为1.1 E.2.2操作冲击放电电压 空气间隙50%操作冲击放电电压选择时考虑的计算条件 -100年一遇最大风速的50%为计算风速; 统计操作过电压; 多间隙并联对放电电压的影响 单空气间隙的50%操作冲击放电电压要求值参见式(E.2) usML.，=k,k.U E.2 式中: 安全裕度,取1; k 配合系数,I串取值范围为1.11.26,V串取值为1.27; U -线路相对地统计操作过电压,单位为千伏kV E.3变电站最小空气间隙放电电压要求值 E.3.1 工频放电电压 E.3.1.1工频电压要求的变电站空气间隙除考虑持续运行电压要求外,还应考虑工频过电压的要求 25
GB/T24842一2018 E.3.1.2变电站相对地空气间隙的工频50%放电电压要求值应符合式(E.3)的要求 E.3 uml=k,k.U 式中 安全裕度,取1.05 配合系数,取1.06; U 相对地最大工频过电压,取1.4p.u. E.3.1.3变电站相间空气间隙的工频50%放电电压要求值应符合式(E.4)的要求 =k,k.U E,4) u50,l.r 式中 安全裕度,取1.05; 尺 -配合系数,取值1.06; U -母线处相间最大工频过电压,取1.3Vp.u. E.3.2操作冲击放电电压 E.3.2.1简化统计法A E.3.2.1.1相-地间隙放电电压要求值 相对地间隙操作冲击50%放电电压要求值参见式(E.5) k,k.U市 E.5 Ms0.1l 1.28o 1.28a 式中 操作冲击放电电压分布变异系数,取0.0G U -90%操作冲击电压要求值,U.=质.b..U, U, 代表性过电压,取为相对地操作统计过电压; 统计配合因数,当绝缘故障率取0.01%一0.03%,1.5p.u.GB/T24842一2018 电压要求值应符合式(E.7)的要求且不得低于变电站电气设备中隔离开关、支柱绝缘子的相应值参见 式E.7): E.7 =kU us0.l. 3 式中: U” 避雷器操作过电压保护水平,取标称操作冲击下的残压值,单位为千伏kV): 绝缘子串在操作过电压下放电电压的变异系数,取0.06; 变电站绝缘子串操作过电压配合系数,取1.22 相间空气间隙放电电压要求值 E.3.2.2.2 变电站相间空气间隙的操作冲击电压波50%放电电压要求值应符合式(E.8)的要求 U. =k.U E.8 50., 1一3a 式中: -相间空气间隙在操作过电压下放电电压的变异系数,取0.035; 相间与相对地过电压的比值,取1.81; k -变电站相间空气间隙操作过电压配合系数,取2.0 E.3.3雷电冲击放电电压 E.3.3.1相-地间隙放电电压要求值 相对地间隙雷电冲击50%放电电压要求值应符合式(E.9)的要求 ual，=k,k..U E.9 式中: 安全因数,取1.05 统计性配合因数,k =1/1一3a"),o取0.03,k =1.1; k U -相对地代表性过电压,各设备的相对地代表性过电压由预测的变电站雷电侵人波过电压和 直击雷过电压计算确定;在进行估算时,考虑避雷器保护的距离效应.U,可取1.25U E.3.3.2相间间隙放电电压要求值 雷电冲击下的相间最小空气间隙距离可取相对地最小空气间隙距离的1.1倍 E.4变电站主要设备的耐受电压要求值 E.4.1工频耐受电压要求值 工频耐受电压要求值应符合式(E.10)的要求: (E.10 U=k.,k.U 式中 -安全因数,对于设备内绝缘,k =1.15;对于设备外绝缘,k,=1.05; 配合因数,取1; U 代表性过电压,取最大工频过电压 E.4.2操作冲击耐受电压要求值 B.4.2.1电气设备内绝缘 操作冲击耐受电压要求值应符合式(E.11)的要求 27
GB/T24842一2018 .(E.11 U.,=人,k.U 式中 安全因数,取1.15; 尺 确定性配合因数,取1.05; kd U -代表性过电压,取统计计算得到的最大操作过电压值 E.4.2.2电气设备外绝缘 相对地操作冲击耐受电压要求值应符合式(E.12)的要求 J,=人,k.U (E.12 式中 安全因数,取1.05; 统计性配合因数,当绝缘故障率为0.01%一0.03%.l.5p.u.U 28
GB/T24842一2018 附录 资料性附录 操作过电压下线路闪络率的计算方法 F.1按线路操作过电压预测幅值分布进行计算 该方法将线路各点预测的过电压的概率分布和相应的绝缘闪络概率P(a)作为随机变量 计算中 把线路分为m段,每一段的操作过电压分布不同,由数值计算得出 各段线路n个绝缘并联时的闪络率P,参见式(F.l): (F.1 P，=1一 I1-尸 式中: 力 -单个绝缘闪络率 当该绝缘所在点过电压的概率分布已计算出且相应的绝缘闪络概率分 布已给定,P可按式(F.2)计算 F(u)P(u)dnl F.2 P、=- Um/厅 式中: P -单个绝缘闪络率; F(u -过电压的概率分布; 冲击试验电压u作用下绝缘的闪络概率; P(u -般情况下,空气绝缘在负极性操作冲击下的放电电压明显高于正极性下的放电电压,可以忽略负 极性下的闪络率,因此在上述式(F.2)中,闪络率除以2 根据P,可以得到某一相的全线闪络率P参见式(F.3). F.3 尸 =1-I(1一P * 式中 -某一相的全线闪络率; -第i段的单相n个绝缘并联的闪络率 单回线路绝缘子串为I串时,在风的作用下只有两相导线向杆塔靠近,第三相远离杆塔 三相的全 线总闪络率参见式(F.4): P,=1一(1一P)(1一P (F.4 式中 三相的全线总闪络率; 在风的作用下导线靠近杆塔的一相的全线闪络率 在风的作用下导线靠近杆塔的另一相的全线闪络率 V串线路和同塔双回线路,三相的全线总闪络率参见式(F.5) (F.5 P,=1一(1一PA)(1一Pw)(1一Pe 式中 P -A相的全线绝缘闪络率; P B相的全线绝缘闪络率; P C相的全线绝缘闪络率 29
GB/T24842一2018 F.2简化计算法 F.2.1 固定空气间隙 单个绝缘在幅值为u的操作过电压作用下发生闪络的概率P(u)参见式(F.6) -一 一dn P(u) ( F.6 、2To" 式中 P(u -单个绝缘在幅值为的操作过电压作用下发生闪络的概率; 操作过电压幅值,单位为千伏(kV); U 单个绝缘在操作冲击电压波下的50%放电电压 单个绝缘放电电压的标准偏差 如线路上操作过电压服从正态分布,且其均值及标准偏差分别为改,及d.,那么在一次操作中幅值 为u与u十du间的过电压出现的概率参见式(F.7): Fu)du= (F.7 du 2a" V2a 式中: F(u)du -次操作中幅值为u与u+du间的过电压出现的概率; 线路上操作过电压标准偏差; o 线路上操作过电压均值,单位为千伏(kV) 于是受到操作过电压分布整体作用的单个绝缘闪络概率P参见式(F.8),式中的1/2为忽略负极 性操作过电压的闪络引人 由式(F.8)可推导出式(F.9) Ps=F(u)P(u)dn F.8) 式中 受到操作过电压分布整体作用的单个绝缘闪络概率 ,zd 尸- -(！ (F.9 式中 入 -标准变量 式(F.9)括号内为正态概率积分函数,可由数表查出,其中标准变量入'参见式(F,1o) “，- F.10) V/G千 如令k.为操作过电压统计配合系数,且有式(F.1) U9 (F.1l k = 可 式中 操作过电压统计配合系数; k U, 统计操作过电压.儿一可(十20会 入'也可由式(F.12)算得: 30
GB/T24842一2018 1一A(十么" (F.12 、[分 式中 -等于单个绝缘在操作冲击电压波下的50%放电电压U.n ！ 受到同一操作过电压作用的m个绝缘的闪络概率P'参见式(F.13). P'1一(1一P)" F.13 式中: P 受到同一操作过电压作用的m个绝缘的闪络概率 当过电压和绝缘放电电压的变异系数分别为0.08和0.06、m=200时,k=1.27 计算出的操作过 电压闪络率为0.0032次/每次操作 F.2.2受风偏影响的空气间隙 线路在操作过电压下受风偏影响的空气间隙的闪络率正在考虑中 31
GB/T24842一2018 附 录 G 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 G.11000kV单回线路杆塔空气间隙放电电压试验数据 G.1.1杆塔边相空气间隙的工频放电电压 G.1.1.1猫头塔边相空气间隙的工频放电电压 考虑风偏后杆塔边相空气间隙工频放电电压试验布置参见图G.1,距导线最近处的塔腿宽度约为 6.4m 边相空气间隙的工频50%放电电压(Un)曲线参见图G.2 注:本附录所列的数据未加说明均为电力科学研究院户外试验场的试验数据,并均已校正到标准气象条件 试验中施加的相对地的操作冲击与雷电冲击试验电压,未加说明的均为正极性 1800 1600 1400 11200 1000 800 间做距离/m" 图G.2导线对塔身间隙的工频50%放电电压曲线 图G.1猫头塔边相工频放电试验布置图 G.1.1.2酒杯塔边相空气间隙的工频放电电压 考虑风偏后塔边相空气间隙工频放电电压试验布置参见图G.3,边相空气间隙的工频50%放电电 压曲线参见图G,4 32
GB/T24842一2018 1500 1400 1300 1200 0.91 1100 1000 2.8 2.9 3.2 3.3 间原距离d/m 图G.3酒杯塔边相工频放电试验布置图 图G.4导线对塔身间隙的工频50%放电电压曲线 G.1.2杆塔空气间隙的操作冲击放电电压 G.1.2.1猫头塔边相空气间隙的操作冲击放电电压 考虑风偏后杆塔边相空气间隙操作冲击放电电压试验布置参见图G.5 边相空气间隙操作冲击 50%放电电压曲线参见图G.6 2400 210o 180o 150o 120o 间障距离d/m 图G.5猫头塔边相操作冲击放电试验布置 图G.6导线对塔身间隙的操作冲击50% 放电电压曲线(波前时间为250s) 考虑风偏后的边相导线(I串)距塔腿间隙为5.6m时,不同波前时间操作冲击试验结果参见 表G.1 表G.1猫头塔边相不同波前时间的操作冲击放电电压 波前时间 500 000 250 5000 As U 1789 188o 1915 2125 kV 33
GB/T24842一2018 G.1.2.2猫头塔窗中相空气间隙的操作冲击放电电压 杆塔中相空气间隙操作放电电压试验布置参见图G.7,导线对塔窗空气间隙在不同波前时间下的 操作冲击试验结果参见表G.2 6.7m" 图G.7猫头塔中相操作冲击试验布置 表G.2真型塔中相导线对塔的空气间隙的操作冲击放电电压 波前时间 1000 250 5000 s . 1801 2015 2149 kV G.1.2.3酒杯塔边相空气间隙的操作冲击放电电压 考虑风偏后杆塔边相空气间隙操作冲击放电电压试验布置参见图G.8 边相空气间隙操作冲击 50%放电电压曲线参见图G.9 2400 210o 9.5m 1800 1500 1200 间隙距离/m 导线对塔身间隙的操作冲击50% 图G.9 图G.8酒杯塔边相操作冲击放电试验布置图 放电电压曲线(波前时间为250s) 34
GB/T24842一2018 G.1.2.4酒杯塔中相空气间隙的操作冲击放电电压 酒杯塔中相空气间隙操作放电电压试验布置参见图G.10,导线对塔窗空气间隙在不同波前时间下 的操作冲击试验结果分别参见表G.3和G.4 7.9m 8.1m 7.7m 7.7m 7.7m 与上横梁间距为8.1m b 与上横梁间距为7.9m a 图G.10酒杯塔中相操作冲击试验布置 表G.3图G.10a)布置中相导线对塔窗空气间隙的操作冲击放电电压 波前时间 250 1000 5000 AS U.a 1862 2035 2217 kv 表G.4图G.10)布置中相导线对塔窗的空气间隙的操作冲击放电电压 波前时间 250 1000 5000 s Ua 909 2064 2248 kV G.1.3杆塔边相空气间隙的雷电冲击放电电压 G.1.3.1猫头塔边相空气间隙的雷电冲击放电电压 风偏角约为10"时猫头塔边相空气间隙雷电冲击50%放电电压曲线参见图G.11 35
GB/T24842一2018 350o 320o 290o 260o 2300 2000l s.5 5.5 4.5 间敞距离dm 图G.11导线对塔身间隙的雷电冲击50%放电电压曲线 G.1.3.2酒杯塔边相空气间隙的雷电冲击放电电压 风偏角约为10"时酒杯塔边相空气间隙雷电冲击50%放电电压曲线参见图G.12 3400 310o 2800 2500o 2200 间隙距离/m 图G.12导线对塔身间隙的雷电冲击50%放电电压曲线 G.21000V同塔双回线路杆塔空气间隙放电电压试验数据 G.2.1杆塔空气间隙的工频放电电压 G.2.1.1杆塔中相1串空气间隙的工频放电电压 考虑风偏后中相I串工频试验布置参见图G.13,中相空气间隙的工频50%放电电压曲线参见 图G.14 36
GB/T24842一2018 中横担 1600 4.0m 50" 1400 120o 100o 下横担 800- 2.5 3,5 间隙距离d/m 图G.13工频试验布置示意图 图G.14中相】串导线对塔身间隙的工频50%放电电压曲线 G.2.1.2杆塔下相1串相空气间隙的工频放电电压 考虑风偏后下相串工频试验布置参见图G.15,下相空气间隙的工频放电电压曲线参见图G.16 下横担 1600 4.0m 50 140o 1200 塔腿 100o 800 间隙距离d/mm 图G.15下相I串工频试验布置示意 图G.16下相】串导线对塔身间隙的工频放电电压曲线 G.2.2杆塔空气间隙的操作冲击放电电压 G.2.2.1杆塔中相串导线对下横担空气间隙的操作冲击放电电压 考虑风偏后试验布置参见图G.17,10004s长波前操作冲击的50%放电电压曲线参见图G.,18. 37
GB/T24842一2018 G.2.2.3杆塔中相V串导线对塔身空气间隙的操作冲击放电电压 试验布置参见图G.21,10004s长波前操作冲击的50%放电电压曲线参见图G.22 2200 中相横担 9.0m 2000 90" 800 塔身 l600 7.5m 下相横担 140og 4.5 5.5 6.5 间队距离m 导线对塔身间腺的操作冲击50%放电 图G.22 图G.21 中相V串导体 电压曲线波前时间为1000Ms) 对塔身间隙试验布置 G.2.2.4杆塔中相串导线对中横担空气间隙的操作冲击放电电压 试验布置参见图G.23,10004s长波前操作冲击的50%放电电压曲线参见图G.24 中相横担 90" 2200 8.5m 200o 塔身 1800 9.0m 1600 下相横担 1400 5.5 6.5 间陈距离m 图G.24导线对中横担间隙的操作冲击50% 图G.23中相V串导体对中横担间隙试验布置 放电电压曲线波前时间为1000Hs G.2.2.5杆塔下相V串导体对横担空气间隙的操作冲击放电电压 试验布置参见图G.25,1000s长波前操作冲击的50%放电电压曲线参见图G.26 S
GB/T24842一2018 下相横担 2200o 90 2000 8.0m 1800 1600 塔身 1400 4,5 5.5 6,5 7.5 间做距离/m 图G.26导线对横担间隙的操作冲击50% 图G.25下相V串导线对横担间隙试验布置 放电电压曲线(波前时间为1000s) G.2.2.6杆塔下相串导线对塔身空气间隙的操作冲击放电电压 试验布置参见图G.27,10004s长波前操作冲击的50%放电电压曲线参见图G.28 下相横担 2500 9.0m 90 2200 1900 160o 塔身 1300 1000 4.5 5.5 6.5 间除距离dm 图G.27下相V串导线对塔身间隙试验布置 图G.28导线对塔身间隙的操作冲击50% 放电电压曲线(波前时间为1000! s G.2.3杆塔空气间隙的雷电冲击放电电压 G.2.3.1杆塔】串中相对下横担空气间隙雷电冲击放电电压 试验布置参见图G.29所示标准雷电冲击的50%放电电压曲线参见图G.30 40
GB/T24842一2018 中横担 4000 3800 3600 3400 塔身 3200 3000 2800 5.5 6.5 7.5 下横担 间隙距离dm 图G.30导线对下横担间隙的雷电 图G.29中相I串对下横担间隙试验布置 冲击50%放电电压曲线 G.2.3.2杆塔V串中相对下横担空气间隙雷电冲击放电电压 试验布置如图G.31所示,距导线最近处下横担宽度约为5.5m 正将负极性标准雷电冲击的50% 放电电压曲线参见图G.32 中相横担 3600 9.5m 3300 90 3000 8.5m 塔身 2700 2400 正极性 负极 210o 下相横扣 3.5 4.5 5.5 间队距离/mm 图G.32导线对下横担间隙的正、负雷 图G.31中相V串对下横担间隙试验布置" 电冲击50%放电电压曲线 G.2.4特高压塔窗结构对空气间隙工频放电电压的影响 G.2.4.1几种典型塔窗塔宽下导线的空气间隙工频放电电压 特高压线路杆塔边相I串导线对塔身3.0m间隙,在1.0m一10m不同塔宽下的工频电压放电试 验结果如图G.33所示 1
GB/T24842一2018 1380 1360 1340 1320 1300 1280 1260 塔宽/m 图G.33特高压杆塔边相间隙不同塔宽工频电压放电特性曲线 G.2.4.2特高压杆塔边相间隙工频电压不同对地高度修正 特高压线路杆塔边相I串导线对塔身3.0m间隙,导线离地高度在10m30m时,工频电压放电 试验结果如图G.34所示 1340 1330 1320 1310 1300 1290 1280 7.510.012.515.017.520.022.525.027.530.032.5 导线离地高度/m 图G.34特高压杆塔边相间隙不同离地高度工频电压放电特性曲线 G.2.5特高压线路分裂导线相间长波前操作冲击放电电压试验数据 针对1000kV电压等级水平相导线间空气间隙的1000!、长波前操作冲击放电特性进行了试验 研究,获得了不同间隙距离放电特性曲线 试验布置如图G.35所示 八分裂导线相间8.0m~13m间隙1000s长波前操作冲击试验结果如图G.36所示 电压分配 系数a取0.4 42
GB/T24842一2018 bD) 俯视图 主视图 a 图G35特高压八分裂导线相间试验布置示意图 3700 3400 3100 2800 间隙距离/m 图G.36导线相间操作冲击电压放电特性曲线(波前时间为1000Hs) G31000kV变电站空气间隙放电电压试验数据 G.3.1 -般说明 变电站空气间隙的雷电冲击试验被形为标准试验被形;操作冲击试验被形为标准试验被形和长被 前操作冲击试验波形 相间操作冲击正,负电压分别由两台冲击电压发生器同时提供,a取0.4或0.5 G.3.2变电站的相对地绝缘空气间隙放电电压 G.3.2.1软导线对构架梁空气间隙的放电电压 导线中心对构架柱距离为10.0m,导线上方构架梁离地高35m 导线对构架梁空气间隙的标准雷 电和操作冲击的50%放电电压曲线分别参见图G.37和图G,38 10004s长波前操作冲击试验结果参 见图G.39y 43
GB/T24842一2018 5000 3000 2500 4000 2000 3000 1500 2000 1000 1000 500 间陈距离dm 间隙距离/m 图G.37导线对构架梁间隙的雷电冲击 图G.38导线对构架梁间隙的操作冲击50% 50%放电电压曲线 放电电压曲线(波前时间为250s) 3000 2500 2000 1500 1000 500 间隙距离d/m 图G39导线对构架梁间隙的操作冲击50%放电电压曲线波前时间为1000s) G.3.2.2软导线对构架柱空气间隙的放电电压 模拟变电站的构架梁离地高35m,构架桂宽5m;导线中心到构架梁距离为13.5m 导线对构架 柱空气间隙的标准雷电、操作冲击和工频试验结果分别参见图G.40,图G.且和图G.42,1000s长波 前操作冲击试验结果参见图G.43 44
GB/T24842一2018 5000 4000 3000 2000 1000 间队距离d/m 图G.40导线对构架柱间隙的雷电冲击50%放电电压曲线 2500 2000 1500 1000 500 间院距离l/m 图G.41导线对构架柱间隙的操作冲击50"%放电电压曲线(波前时间为250其s) 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 间隙距离/m 图G.42导线对构架柱间隙的工频放电电压曲线 45
GB/T24842一2018 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 间队距离/m" 图G.46管型母线对构架柱间隙的工频放电电压曲线 2500 2000 1500 2 惠 1000 500 间隙距离/m 图G.47管型母线对构架柱间隙的操作冲击50"%放电电压曲线(波前时间为1000其s) G.3.2.4环对构架柱空气间隙的放电电压 环对地距离16.5m,构架柱塔宽5m,环上方的构架梁离地高35m 均压环对构架柱空气间隙的 标准雷电、操作冲击和工频试验结果分别参见图G.48、图G.49和图G.50,10004s长波前操作冲击试 验结果参见图G.51 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 间除距离dmm 图G.48环对构架柱间隙的雷电冲击50%放电电压曲线 47
GB/T24842一2018 3000 2500 2000 1500 1000 500 间欺距离d/m 图G.49环对构架柱间隙的操作冲击50%放电电压曲线(波前时间为250Hs) 2000 1500 三 1000 500 间脉距离/m 图G.50环对构架柱间隙的工频电压放电电压曲线 2500 2000 1500 1000 500 间陈距离/m 图G.51环对构架柱间隙的操作冲击50"%放电电压曲线(波前时间为1000Hs) G.3.3变电站相间空气间隙操作冲击放电电压 G.3.3.1均压环对均压环相间操作冲击电压放电电压 均压环离地高度为16.5m,均压环最大直径为2.0m a为0.4时,环对环相间标准操作冲击试验 结果参见图G.52,l000s长波前操作冲击试验结果参见图G.53. 48
GB/T24842一2018 3500 2500 1500 500 10 间隙距离/mm 图G.52环对环相间操作冲击50%放电电压曲线波前时间为250s) 4000 3000 200o 1000 3 12 10 间踪距离m 图G.53环对环相间操作冲击50%放电电压曲线波前时间为1000s) G.3.3.2软导线对软导线相间操作冲击电压放电电压 两导线水平布置,导线离地高约21.7nm,导线上方的构架梁离地高35m a为0.4和0.5时,导线 对导线相间操作冲击试验结果参见图G.54 导线离地高度为22m,a为0.4时,导线对导线相间1000s 长波前操作冲击试验结果参见图G.55 3500 2500 1500 500, 12 间做距离u/m 说明 a=0,5; a=0.4 图G.54导线对导线操作冲击50%放电电压曲线(波前时间为250!s" 49
GB/T24842一2018 5000 4000 3000 2000 1000 10 1l 12 13 间敞距离d/m 图G.55导线对导线操作冲击50%放电电压曲线波前时间为1000s) G.3.3.3管型母线对管型母线相间操作冲击电压放电电压 两个管母水平布置,管母离地高约16.5m,管母上方的构架梁离地高35m a为0.4时,管母对管 母相间标准操作冲击试验结果参见图G.56 3500 2500 1500 500 10 间隙距离d/m 图G.56管型母线对管型母线操作冲击50"%放电电压曲线波前时间为250Hs) 50
GB/T24842一2018 附 录 H 规范性附录 1000kV电气设备承受一定时间暂时过电压的要求 000kV特高压少压器,并联电抗器和金属氧化物避雷器等承受一定时间暂时过电压的要求,分 别见表H.1,表H.2和表H.3 表H.11000kV变压器承受暂时过电压的要求 运行分接头下额定电压的倍数 1.05 1.10 1.25 额定负载 80%额定负载 额定负载 持续时间 持续 持续 20s 表H.21000kV并联电抗器承受暂时过电压的要求 过电压倍数 1.15 1.20 1.30 1.40 1.50 8s 持续时间 60min 20min 3min 20s 表H.31000kV金属氧化物避雷器承受暂时过电压的要求 避雷器额定电压倍数 1.00 1.05 1.10 1.15 持续时间 5min 10s 0,2s 51

1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合GB/T24842-2018

随着中国电力事业的快速发展，越来越多的超高压电网被建设起来。其中1000kV特高压交流输变电工程作为目前最高电压等级的电网，正逐步成为未来电力系统的基础架构之一。

然而，1000kV特高压交流输变电工程在运行过程中，由于各种原因（如雷击、操作失误、设备故障等），可能会出现过电压，从而对系统的安全稳定造成威胁。为此，国家有关部门制定了GB/T24842-2018标准，以规范1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合问题。

GB/T24842-2018标准主要分为以下几个方面：

1.背景和应用范围

该部分主要介绍了1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合标准的背景、目的和适用范围。其中，强调了此标准适用于1000kV特高压输变电系统的设计、运行、检修和评估。

2.术语和定义

该部分对标准中涉及到的术语和定义进行了明确和解释，以提高标准的可读性和操作性。

3.过电压水平和其控制

该部分规定了1000kV特高压交流输变电工程在正常和异常情况下的过电压水平和控制要求。其中，详细介绍了过电压的分类、产生原因、危害和控制方法等内容。

4.绝缘配合

该部分规定了1000kV特高压交流输变电工程的绝缘配合要求。其中，重点介绍了设备绝缘水平的选择、检测和评估方法，并提出了绝缘配合的建议措施。

5.接地方式和过电压保护

该部分规定了1000kV特高压交流输变电工程的接地方式和过电压保护要求。其中，介绍了接地方式的分类、选取和实施方法，并提出了过电压保护的技术方案和应用要求。

总的来说，GB/T24842-2018标准对1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合问题作了全面细致的规范，是指导电力企业科学、安全地运行电网的重要依据。

1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合的相关资料

和1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合类似的标准

GB/T24842-2018

1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合

2022/8/12 14:30:36 现行