GB/T 24842-2018 1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合

　　ICS 29 . 240 F 20

　　中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准

　　GB/T 24842—2018

　　代替 GB/Z 24842—2009

　　1 000 kv特高压交流输变电工程

　　过电压和绝缘配合

　　overvoltageandinsulationcoordinationof1 000 kv UHvAC

　　transmissionproject

　　2018-07-13 发布 2019-02-01 实施

　　国家市场监督管理总局中国国家标准化管理委员会

　　发

　　布

　　GB/T 24842—2018

　　GB/T 24842—2018

　　前 言

　　本标准按照 GB/T 1 . 1—2009 给出的规则起草。

　　本标准 代 替 GB/Z 24842—2009《 1 000 kV 特 高 压 交 流 输 变 电 工 程 过 电 压 和 绝 缘 配 合》，与GB/Z 24842—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 1 000 kV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) 。

　　本标准由中国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/TC 569)归口 。

　　本标准起草单位：国家电网公司、中国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、杜澍春、谷定燮、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、陈秀娟、王晓彤。

　　本标准所代替标准的历次版本发布情况为：

　　—GB/Z 24842—2009 。

　　GB/T 24842—2018

　　1 000 kV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 1 000 kV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 1 000 kV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 1 000 kV(系统最高电压为 1 100 kV)交流输变电工程的过电压与绝缘配合。

　　2 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/T 311 . 2—2013 绝缘配合 第 2 部分：使用导则

　　GB/T 2900 . 1 电工术语 基本术语

　　GB/T 2900 . 12 电工术语 避雷器、低压电涌保护器及元件

　　GB/T 2900 . 19 电工术语 高电压试验技术和绝缘配合

　　GB/T 2900 . 20 电工术语 高压开关设备和控制设备

　　GB/T 2900 . 50 电工术语 发电、输电及配电 通用术语

　　GB/T 2900 . 94 电工术语 互感器

　　GB/T 2900 . 95 电工术语 变压器、调压器和电抗器

　　GB/T 50064 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范

　　3 术语和定义

　　GB/T 2900 . 1、GB/T 2900 . 12、GB/T 2900 . 19、GB/T 2900 . 20、GB/T 2900 . 50、GB/T 2900 . 94 和GB/T 2900 . 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 groundflashdensity;GFD

　　每平方公里、每年的地面落雷次数。

　　3.2

　　保护角 shieldingangle

　　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 veryfasttransientovervoltage;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，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/T 24842—2018

　　3.4

　　代表性过电压 representativeovervoltage

　　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

　　VFTO阻尼母线 dampingbusagainstVFTO

　　串入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。

　　4 符号

　　下列符号适用于本文件。

　　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)

　　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)

　　hc.av：导线对地平均高度(m)

　　I：雷电流幅值(kA)

　　ka：海拔校正因数

　　kc：配合因数

　　ks：安全因数

　　m：绝缘配合中并联间隙数(个 )

　　rc：雷电对导线的击距(m)

　　rg：雷电对大地的击距(m)

　　rs：雷电对地线的击距(m)

　　um：系统最高电压(kV)

　　uph：导线上工作电压瞬时值(kV)

　　upl：避雷器雷电过电压保护水平(kV)

　　ups：避雷器操作过电压保护水平(kV)

　　urp：代表性过电压(kV)

　　urw：耐受电压要求值( p.u.)

　　urw.l：雷电冲击耐受电压要求值( p.u.)

　　urw.s：相对地操作冲击耐受电压要求值( p.u.)

　　us：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)

　　u50 :50%放电电压(kV)

　　u50.1.r：单个间隙的 50%放电电压要求值(kV)

　　α：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βg：击距修正系数

　　ρ：土壤电阻率(Ω · m )

　　σ1 ：单个绝缘放电电压的标准偏差

　　GB/T 24842—2018

　　σ1* ：单间隙的放电电压变异系数

　　σ ：并联多间隙放电电压变异系数

　　5 线路和设备上的作用电压

　　5 . 1 系统接地方式

　　1 000 kV 系统采用有效接地方式，不允许 1 000 kV变压器中性点不接地运行。

　　1 000 kV变压器的低压侧(110 kV)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：

　　a) 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);

　　b ) 暂时过电压(包括工频过电压、谐振过电压);

　　c) 操作(缓波前)过电压;

　　d) 雷电(快波前)过电压;

　　e) 特快速瞬态过电压(VFTO) 。

　　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幺值的基准电压

　　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um /。

　　6 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：

　　a) 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。

　　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/T 24842—2018

　　6 . 2 . 5 工频过电压水平不宜超过下列数值：

　　a) 线路断路器的变电站侧 1 . 3 p . u.(持续时间不大于 0 . 5 s ) ;

　　b ) 线路断路器的线路侧 1 . 4 p . u.(持续时间不大于 0 . 5 s ) 。

　　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)，可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 N > Qc x …………………………( 1 )

　　式中：

　　WN — 发电机额定容量，单位为兆伏安(MVA) ;

　　Qc —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幺值(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。

　　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。

　　7 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 . 7 p . u. 。

　　GB/T 24842—2018

　　变电站最大的相对地统计操作过电压不宜大于 1 . 6 p.u. , 最大的相间统计操作过电压不宜大于 2 . 9

　　p.u.。

　　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：

　　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。

　　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。

　　7 . 2 . 1 . 4 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。

　　7 . 2 . 2 主要限制措施

　　限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/T 24842—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 1 10 kv侧开断并联电容器组过电压

　　主变压器 110 kV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 . 0 p . 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 . 5 槡2un.C(un.C 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 1 10 kv侧开断并联电抗器过电压

　　主变压器 110 kV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/T 24842—2018

　　8 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 . 1 1 000 kV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 -4°。

　　b ) 同塔双回线路：平原和丘陵地区，一般不宜大于 -3°;山区，一般不宜大于- 5 °。

　　c) 线路耐张转角塔的跳线：平原单回线路不宜大于 6 °;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减小地线保护角。

　　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(500 Ω · m及以下)，线路的反击耐雷水平不宜低于 200 kA。

　　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 2 000 Ω · m,接地电阻很难降低到 30 Ω 时，可采用 6 根 ~8 根总长不超过 500 m 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 1 1 000 kv线路杆塔的工频接地电阻

　　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 200 kA。

　　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 40 ℃时)。

　　GB/T 24842—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

　　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 . 4 . 4 大跨越杆塔的地线保护角宜小于一般线路的保护角。

　　8 . 2 . 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 2 000 Ω · m 时，接地电阻不宜大于 20 Ω。

　　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 2 km架空进线段的保护

　　2 km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250 kA。

　　架空进线段杆塔上地线保护角宜小于 -4°,需要时宜根据雷电侵入波计算结果进一步减小。 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。

　　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/T 50064 的相关规定，此外还需满足：

　　a) 变电站的直击雷过电压保护，宜用折线法、电气几何模型法或滚球法进行核算;

　　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 1 000 kV带电部分间的空气中距离不得小于 7 m。

　　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入口处装设 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入波过电压计算确定。 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/T 24842—2018

　　8 . 3 . 2 . 3 在进行变电站雷电侵入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 1 500 年 。

　　9 特快速瞬态过电压(VFTO)及防护

　　9 . 1 VFTO的特性

　　9 . 1 . 1 VFTO 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：

　　a) 波前时间很短，小于 100 ns;

　　b ) 频率成分丰富，从数十千赫到数十兆赫;

　　c) 幅值很高，最高可达 2.5 p.u.~3.0 p.u.。

　　9 . 1 . 2 影响隔离开关操作产生的 VFTO 特性的主要因素有：

　　a) 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);

　　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);

　　c) 触头击穿时刻电源电压的相位;

　　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：

　　a) 闪络位置;

　　b ) 闪络时刻电压瞬时值和变化率;

　　c) 闪络通道电阻。

　　9 . 2 VFTO的防护

　　9 . 2 . 1 VFTO 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 . 2 . 2 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 VFTO 的抑制措施主要有：

　　a) 隔离开关加装阻尼电阻;

　　b ) 阻尼母线;

　　c) 优化隔离开关分合闸速度;

　　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。

　　10 绝缘配合

　　10 . 1 绝缘配合基本原则

　　10 . 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/T 24842—2018

　　要求。

　　10 . 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

　　10 . 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

　　10 . 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。

　　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

　　10 . 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 1 000 μs~3 000 μs, 因此本标准取线路绝缘的操作冲击试验电压波前时间 1 000 μs。 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 . 2 μs,波尾时间为 50 μs。

　　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。

　　10 . 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1 000 m。 当海拔高度超过 1 000 m 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。

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　　10.3 1 000 kv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 . 3 p . u. (826 kV)选为 828 kV;线路侧最大工频过电压为 1 . 4 p.u.(889 kV),但持续时间较短(小于 0 . 5 s), 因此线路侧避雷器额定电压也可选为 828 kV,可有效降低系统过电压水平。 1 000 kV变电站内避雷器的主要电气参数见附录 D。

　　10 . 4 架空线路绝缘子、导线对杆塔的空气间隙的绝缘配合

　　10 . 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。

　　10 . 4 . 2 导线对杆塔的空气间隙

　　10 . 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足 10 . 1 . 2 . 1 。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 I 串和 V 串相应的最小间隙要求值见表 3 。

　　10 . 4 . 2 . 4 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 1 000 kv线路最小空气间隙要求值 单位为米

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　　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 1 000 μs,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 ;

　　( b ) 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。

　　10 . 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 . 7 p.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

　　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

　　10 . 5 变电站绝缘子串及空气间隙的绝缘配合

　　10 . 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 . 9 p.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 1 000 m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。

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　　表 6 海拔不超过 1 000 m 地区 1 000 kv变电站最小空气间隙距离 单位为米

　　10 . 6 变电站电气设备的绝缘配合

　　10 . 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 Urp , 配合因数 kc=1,ks为安全因数。

　　10 . 6 . 1 . 2 其内绝缘额定工频耐受电压(有效值)UW = kskcUrp 。

　　10 . 6 . 1 . 3 外绝缘需依据海拔高度进行大气校正因数 ka 计算。 电气设备外绝缘相对地额定工频耐受电压 UW = ka kskcUrp 。

　　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。

　　10 . 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 UWg应考虑反极性持续运行电压的影响，按式(2)计算：

　　UWg =UW +Um / 槡3 …………………………( 2 )

　　式中：

　　UWg —开关设备纵绝缘的额定短时工频耐受电压，单位为千伏( kV) 。

　　10 . 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。

　　10 . 6 . 2 操作过电压下的绝缘配合

　　10 . 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参见附录 E。

　　10 . 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 UWc应考虑反极性持续运行电压的影响，按式( 3 ) 计算：

　　UWc =UW.s +槡2Um / 槡3 …………………………( 3 )

　　GB/T 24842—2018

　　式中：

　　UWc —开关设备纵绝缘的操作冲击耐受电压，单位为千伏( kV) ;

　　UW.s — 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) 。

　　10 . 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。

　　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。

　　10 . 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 UWz应考虑反极性持续运行电压的影响，按式( 4 ) 计算：

　　UWz =UW.l +槡2Um / 槡3 …………………………( 4 )

　　式中：

　　UWz —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.l—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 . 4 VFTO的绝缘配合

　　10 . 6 . 4 . 1 确定性法

　　采用确定性法进行 VFTO 绝缘配合过程如下：

　　a) 确定 VFTO 代表性过电压

　　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- 1 p.u. (1 p.u. =898 kV)。

　　b ) 确定 VFTO 耐受电压要求值

　　GIS设备的要求 VFTO 耐受电压 Ur 按式(5)计算：

　　Urw.v =ks ·kc ·Urp …………………………( 5 )

　　式中：

　　Urw.v —GIS设备的 VFTO 耐受电压要求值，单位为千伏( kV) ;

　　ks —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 ks=1 . 05,对内绝缘推荐 ks = 1.15 ;

　　kc —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 kc = 1 . 05 ; Urp —VFTO代表性过电压，单位为千伏( kV) 。

　　c) 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，引入波形转换系数，按式(6)计算。

　　GB/T 24842—2018

　　VFTOWV =ktc ·urw.v …………………………( 6 )

　　式中：

　　VFTOWV —VFTO 额定耐受电压，单位为千伏( kV) ;

　　ktc —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 。

　　d) 确定抑制措施

　　将 VFTOWV 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/T 311 . 2—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 时耐受概率等于零 。可采用 GB/T 311 . 2—2013 的 5 . 3 . 3 . 2“统计法及相应的故障风险率”给出的程序计算故障风险率，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 VFTO 绝缘性能指标(平均无故障时间)不宜低于 1 500 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。

　　10.6.5 1 000 kv各类设备绝缘的额定耐受电压

　　各类 1 000 kV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 7 1 000 kv设备绝缘额定耐受电压 单位为千伏

　　10 . 6 . 6 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 8 。

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　　表 8 1 000 kv变压器中性点绝缘额定耐受电压 单位为千伏

　　10 . 6 . 7 变压器低压 1 10 kv侧设备绝缘的额定耐受电压

　　1 000 kV变压器的低压 110 kV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 1 10 kv侧设备绝缘额定耐受电压 单位为千伏

　　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 。

　　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 单位为千伏

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　　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参见表 A. 1 。

　　表 A.1 各类作用电压和标准试验电压的波形

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　　附 录 B

　　(资料性附录)

　　1 000 kv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) :

　　i0

　　P(I0 ≥ i0) = 10-88 …………………………( B.1 )

　　式中：

　　P(I0≥i0) —雷电流幅值超过 i0 的概率;

　　i0 —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) :

　　i0

　　P(I0 ≥ i0) = 10-44 …………………………( B.2 )

　　式中：

　　P(I0≥i0) —雷电流幅值超过 i0 的概率;

　　i0 —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/(km2 · a), 不同地区的地闪密度会有不同值。 40 雷电 日 下每100 km线路每年遭受雷击的次数 NL[次/(100 km · a)],可由式(B. 3)计算。

　　NL =0.28(28h .6 +b) …………………………( B.3 )

　　式中：

　　NL —40 雷电日下每 100 km线路每年遭受雷击的次数，单位为次每百千米年[次/(100 km · a)]; ht —杆塔高度，单位为米(m) ;

　　b —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 . 6/50 μs 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 Z0 在不同的雷电流幅值下宜区别对待，Z0 随雷电流幅值变化的规律参见图 B. 1 。

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　　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

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　　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，θ 是线路地线对导线的保护角。 若雷电先导头部落入 AB 弧面，放电将击向地线，使导线得到保护，称弧 AB 为保护弧。 若先导头部落入 BD 弧面，则击中导线，称弧 BD 为暴露弧。若先导头部落入 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 Imax时暴露弧 BD 缩小为 0,即不再发生绕击。图中 Ψ 是雷电先导入射角。 对于高杆塔先导入射角的概率分布密度函数 Pg ( Ψ ) 由式(B. 4)表达：

　　Pg ( Ψ ) = 0.75cos3 Ψ …………………………( B.4 )

　　式中：

　　Pg ( Ψ ) —高杆塔先导入射角的概率分布密度;

　　Ψ —雷电先导入射角，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 Imin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。

　　B.1 . 6 雷击杆塔和地线反击的计算方法

　　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：

　　u ………………( B.5 )

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　　ui =2.2i0.4 h …………………………

　　式 (B.5) ~(B.6) 中：

　　ui —感应电压，单位为千伏( kV) ;

　　a —雷电流陡度，单位为千安每微秒(kA/μs) ;

　　hc.t —导线在杆塔处的悬挂高度，单位为米(m) ;

　　kβ — 主放电速度与光速 c的比值，kβ = 槡I/(500+I);

　　c —光速，3 × 108 m/s;

　　ht —杆塔高度，单位为米(m) ;

　　dR —雷击杆塔时，迎面先导的长度，dR = 5I0.65 , 单位为米(m) ;

　　t —雷电波传播时间，单位为秒(s) ;

　　ht.av —地线对地平均高度，单位为米(m) ;

　　hc.av—导线对地平均高度，单位为米(m) ;

　　k0 —地线和导线间的耦合系数。

　　i —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：

　　N=NLη(gP1 + Psf ) …………………………( B.7 )

　　式中：

　　N —线路雷击跳闸率，单位为次每百千米年[次/(100 km · a)] ;

　　NL —40 雷电日下每 100 km线路每年遭受雷击的次数，单位为次每百千米年[次/(100 km · a)]; η —建弧率，可按照 GB/T 50065 计算取值;

　　g —击杆率，平原为 1/6,山区为 1/4;

　　P1 —超过雷击杆塔顶部时耐雷水平 I1 的雷电流概率，即 P(I0≥I1),I1 随雷击时刻系统工作电压瞬时值不同而变化;

　　Psf — 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)。计算雷电绕击侵入波过电压时，最大绕击雷电流可由电气几何模型确定;计算雷电反击侵入波过电压时，最大反击雷电流取为 250 kA,雷击 2 km进线段每基杆塔产生的雷电侵入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入口电容模拟。

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　　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

　　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 2 000 m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 0 m) 101.325 kPa;

　　— 温度 20 ℃ ;

　　— 绝对湿度 11 g/m3 。

　　注：1 mmHg= 133.322 Pa, 760 mmHg= 101.325 kPa。

　　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(UPH )可按式(C. 1)校正：

　　UPH=kaUP0 …………………………( C.1 )

　　式中：

　　UPH —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

　　千伏( kV) ;

　　ka —海拔校正因数，由式(C. 2)算出;

　　UP0 —海拔高度 0 m 时放电电压或耐受电压要求值，单位为千伏(kV) 。

　　ka =ekm(H/8 150) …………………………( C.2 )

　　式中：

　　km —对于雷电冲击电压，km=1 . 0;操作冲击电压，km按图 C. 1 选取，对于由两个分量组成的电

　　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，km = 1 . 0 。

　　H —海拔高度，单位为(m) 。

　　GB/T 24842—2018

　　说明：

　　a— 相对地绝缘;

　　b — 纵绝缘;

　　c — 相间绝缘;

　　d— 棒-板间隙(标准间隙)。

　　图 C.1 各种电压下的 km 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 1 000 m地区的海拔修正。

　　GB/T 24842—2018

　　附 录 D

　　(规范性附录)

　　1 000 kV变电站金属氧化物避雷器的主要电气参数

　　1 000 kV变电站金属氧化物避雷器的主要电气参数见表 D. 1 。

　　表 D.1 1 000 kV变电站避雷器主要电气参数 单位为千伏

　　GB/T 24842—2018

　　附 录 E

　　(资料性附录)

　　1 000 kv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。

　　E.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) :

　　狌50.1.r =犽s犽c槡2犝m / 槡3 …………………………( E.1 )

　　式中：

　　犽s — 安全裕度，取 1 . 05 ;

　　犽c — 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) :

　　狌50.1.r = 犽s 犽c犝s …………………………( E.2 )

　　式中：

　　犽s — 安全裕度，取 1 ;

　　犽c —配合系数，I 串取值范围为 1 . 1~1 . 26 , V 串取值为 1 . 27 ;

　　犝s —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。

　　GB/T 24842—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：

　　狌50.1.r = 犽s 犽c犝pg …………………………( E. 3 )

　　式中：

　　犽s — 安全裕度，取 1 . 05 ;

　　犽c — 配合系数，取 1 . 06 ;

　　犝pg —相对地最大工频过电压，取 1 . 4 p . 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：

　　狌50.1.r = 犽s 犽c犝pp …………………………( E. 4 )

　　式中：

　　犽s — 安全裕度，取 1 . 05 ;

　　犽c — 配合系数，取值 1 . 06 ;

　　犝pp —母线处相间最大工频过电压，取 1 . 3 p . 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) :

　　狌50.1.r = 1 - r8σ1* = 1 cs1* …………………………( E.5 )

　　式中：

　　σ1* —操作冲击放电电压分布变异系数，取 0 . 06 ;

　　犝rw — 90%操作冲击电压要求值，犝rw = 犽s 犽cs犝rp ;

　　犝rp —代表性过电压，取为相对地操作统计过电压;

　　犽cs —统计配合因数，当绝缘故障率取 0. 01% ~0. 03% , 1. 5 p.u. ≤犝rp≤1. 6 p.u. 时，取 1. 13≤犽cs≤1.15 ;

　　犽s — 安全因数，取 1 . 05 。

　　E.3 . 2 . 1 . 2 相间间隙放电电压要求值

　　相间隙操作冲击 50%放电电压要求值参见式(E. 6) :

　　狌50.1.r = 1 - r8σ1* = 1 cs1* …………………………( E.6 )

　　式中：

　　σ1* —操作冲击放电电压分布变异系数，取 0 . 03 ;

　　犝rw — 90%操作冲击电压要求值，犝rw = 犽s 犽cs犝rp ;

　　犝rp —代表性过电压，取为相间操作统计过电压;

　　犽cs —配合因数，取 1 . 15(绝缘故障率为 0 . 01%时);

　　犽s — 安全因数，取 1 . 05 。

　　E.3 . 2 . 2 简化统计法 B

　　E.3 . 2 . 2 . 1 相对地空气间隙放电电压要求值

　　变电站操作过电压要求的变电站绝缘子串和相对地空气间隙的正极性操作冲击电压波 50%放电

　　GB/T 24842—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) :

　　狌50.1.r = 1 - 3σ1*=犽1犝ps …………………………( E.7 )

　　式中：

　　犝ps —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) ;

　　σ1* —绝缘子串在操作过电压下放电电压的变异系数，取 0 . 06 ;

　　犽1 — 变电站绝缘子串操作过电压配合系数，取 1 . 22 。

　　E.3 . 2 . 2 . 2 相间空气间隙放电电压要求值

　　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：

　　狌50.1.r = 1 1*=犽3犝ps …………………………( E.8 )

　　式中：

　　σ1* —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 ;

　　犽2 — 相间与相对地过电压的比值，取 1 . 81 ;

　　犽3 — 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：

　　狌50.1.r = 犽s 犽cs犝rp …………………………( E. 9 )

　　式中：

　　犽s — 安全因数，取 1 . 05 ;

　　犽cs —统计性配合因数，犽cs=1/(1 -3σ1*)，σ1* 取 0.03 , 犽cs = 1.1 ;

　　犝rp —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入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，犝rp 可取 1 . 25犝pl 。

　　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