中华人民共和国水利行业标准
SL/T311—2025替代 SL 311—2004 SL 561—2012
水利水电工程高压电气设备选择
及配电装置设计规范
Specification fordesign ofhigh voltageelectricalequipment
selection andswitchgearinstallation forwater
resourcesandhydropowerprojects
2025-12-22发布 2026-03-22实施
中华人民共和国水利部发布
中华人民共和国水利部
关于批准发布 《水利建设项目经济评价规范》
等 11项水利行业标准的公告
2025年第 35号
中华人民共和国水利部批准发布 《水利建设项目经济评价规范》 (SL/T 72—2025) 等 11项水利行业标准 , 现予以公告。
水利部
2025年 12月 22 日
前言
根据水利技术标准制修订计划安排 , 按照 SL/T 1—2024 《水利技术标准编写规程》 的要求 , 对 SL 311—2004《水利水电工程高压配电装置设计规范》 和 SL 561- 2012《水利水电工程导体和电器选择设计规范》 进行合并修订 , 并更名为 《水利水电工程高压电气设备选择及配电装置设计规范》。
本标准共 9章和 6个附录 , 主要技术内容有 :
— 高压电气设备选择和配电装置设计的基本规定和使用环境条件 ;
— 导体和高压电气设备选择的技术要求 ;
— 高压配电装置设计的技术要求 ;
— 防火与劳动安全卫生要求 ;
— 对建筑物及构筑物的要求 ;
— 环境保护要求 ;
— 条文说明的编写。
本次修订的主要内容有 :
— 标准的适用范围由原标准的 3 kV~ 500 kV 和 6 kV~ 500 kV修改为 3 kV~ 750 kV, 并增加了 750 kV 相关内容 ;
— 将 “电器 ” 修改为 “电气设备 ” “绝缘母线 ” 修改为“固体绝缘母线”“气体绝缘金属封闭母线 ”修改为 “气体绝缘输电线路 ” “避雷器 ” 修改为 “金属氧化物避雷器 ”;
— 增加了并联电容器、预装式变电站、高压电动机软启动装置和劳动安全卫生等内容 ;
— 删除了电缆母线和碳化硅避雷器等内容。
请注意本标准的某些内容可能涉及专利。本标准的发布机构
不承担识别专利的责任。
本标准所替代标准的历次版本为 :
—SDJ 5-85
—SL 311—2004
—SL 561—2012
本标准批准部门 : 中华人民共和国水利部
本标准主持机构 : 水利部水利水电规划设计总院
本标准解释单位 : 水利部水利水电规划设计总院
本标准主编单位 : 黄河勘测规划设计研究院有限公司
本标准出版、发行单位 : 中国水利水电出版社
本标准主要起草人 : 夏富军孙国强谈晖李亚杨建常学军丘善富史红丽姚帅孙钦兰吉晓红胡会永翟利军李江田聪聪
本标准审查会议技术负责人 : 何定恩
本标准体例格式审查人 : 陈军
本标准在执行过程中 , 请各单位注意总结经验 , 积累资料 ,随时将有关意见和建议反馈给水利部国际合作与科技司 (通信地址 : 北京市西城区白广路二条 2 号 ; 邮政编码 : 100053; 电话 : 010 63204533; 电子邮箱: bzh@ mwr.gov.cn; 网址: ht- tp: //gjkj.mwr.gov.cn/jsjd1/bzcx/)。
1 总则
1.0.1 为适应水利水电工程建设发展的需要 , 规范水利水电工程高压电气设备选择及配电装置的设计 , 制定本标准。
1.0.2 本标准适用于水利水电工程系统标称电压为 3 kV~750kV高压电气设备选择及配电装置的设计。
1.0.3 高压电气设备选择及配电装置的设计应根据电力系统条件和自然环境条件 , 按照安全可控、成熟可靠、技术先进、节能环保、经济合理和节约用地的原则 , 并考虑水利水电工程总体布置、运行维护方便和水利信息化 (数字孪生) 要求等因素 , 积极采用经过实践检验的新技术、新工艺、新设备和新材料 , 合理确定设计方案。
1.0.4 高压电气设备选择及配电装置的设计应根据工程特点、规模和发展规划 , 做到远、近期结合 , 以近期为主 , 并适当考虑扩建的可能。
1.0.5 本标准主要引用下列标准 :
GB/T 156 标准电压
GB/T 311.1 绝缘配合第 1部分 : 定义、原则和规则GB/T 321 优先数和优先数系
GB/T 762 标准电流等级
GB/T 1094.1 电力变压器第 1部分 : 总则
GB/T 1094.3 电力变压器第 3部分 : 绝缘水平、绝缘试
验和外绝缘空气间隙
GB/T 1094.6 电力变压器第 6部分 : 电抗器
GB/T 1094.7 电力变压器第 7部分 : 油浸式电力变压器负载导则
GB/T 1094.10 电力变压器第 10部分 : 声级测定
GB/T 1094.11 电力变压器第 11部分 : 干式变压器
GB/T 1094.12 电力变压器第 12部分 : 干式电力变压器负载导则
GB/T 1984 高压交流断路器
GB/T 1985 高压交流隔离开关和接地开关
GB 3096 声环境质量标准
GB/T 3804 3.6 kV~40.5 kV高压交流负荷开关
GB/T 3906 3.6 kV~40.5 kV交流金属封闭开关设备和控制设备
GB/T 4208 外壳防护等级 (IP代码)
GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T 7674 额定电压 72.5 kV及以上气体绝缘金属封闭开
关设备
GB 8702 电磁环境控制限值GB/T 8349 金属封闭母线
GB/T 8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则
GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求
GB/T 11022 高压交流开关设备和控制设备标准的共用技
术要求
GB/T 11024 标称电压 1000V 以上交流电力系统用并联电
容器
GB/T 11032 交流无间隙金属氧化物避雷器
GB/T 12022 工业六氟化硫
GB 12348 工业企业厂界环境噪声排放标准
GB/T 14549 电能质量公用电网谐波
GB/T 14808 高压交流接触器、基于接触器的控制器及电动机起动器
GB/T 14810 额定电压 72.5 kV及以上交流负荷开关
GB/T 14824 高压交流发电机断路器
GB/T 15166 高压交流熔断器
GB/T 15707 高压交流架空输电线路无线电干扰限值
GB/T 17467 高压/低压预装式变电站
GB/T 17468 电力变压器选用导则
GB 20052 电力变压器能效限定值及能效等级
GB/T 20840.1 互感器第 1部分 : 通用技术要求
GB/T 20840.2 互感器第 2 部分 : 电流互感器的补充技术要求
GB/T 20840.3 互感器第 3 部分 : 电磁式电压互感器的
补充技术要求
GB/T 20840.5 互感器第 5 部分 : 电容式电压互感器的
补充技术要求
GB/T 20840.7 互感器第 7部分 : 电子式电压互感器
GB/T 20840.8 互感器第 8部分 : 电子式电流互感器
GB/T 22381 额定电压 72.5 kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备与充流体及挤包绝缘电力电缆的连接充流体及干式电缆终端
GB/T 22383 额定电压 72.5 kV及以上刚性气体绝缘输电
线路
GB/T 25446 油浸式非晶合金铁芯配电变压器技术参数和
要求
GB/T 26218.1 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺
寸确定第 1部分 : 定义、信息和一般原则
GB/T 26218.2 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺
寸确定第 2部分 : 交流系统用瓷和玻璃绝缘子
GB/T 26218.3 污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺
寸确定第 3部分 : 交流系统用复合绝缘子
GB/T 28547 交流金属氧化物避雷器选择和使用导则
GB/T 30841 高压并联电容器装置的通用技术要求
GB/T 30843 1 kV 以上不超过 35 kV 的通用变频调速设备GB/T 34927 电动机软起动装置通用技术条件
GB 50061 66kV及以下架空电力线路设计标准
GB/T 50064 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范
构筑物抗震设计规范
电力工程电缆设计标准
并联电容器装置设计规范
电力设施抗震设计规范
110 kV~ 750 kV架空输电线路设计规范
水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范水利工程设计防火规范
水利水电工程过电压保护及绝缘配合设计规范电流互感器和电压互感器选择及计算规程
8 气体绝缘金属封闭开关设备配电装置设计
规范
1.0.6 水利水电工程高压电气设备选择及配电装置的设计除应符合本标准规定外 , 还应符合国家现行有关标准的规定。
2 基本规定
2.0.1 导体和电气设备选择除应满足正常运行、检修、短路、过电压等情况下的要求和考虑远景发展外 , 还应按使用环境条件校核。
2.0.2 导体选择的技术条件应按下列规定执行 :
1 裸导体应按持续工作电流、经济电流密度、额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流和持续时间、机械强度、允许电压降、 电晕和无线电干扰等技术条件进行选择。
2 电力电缆应按型式、额定电压、持续工作电流、额定频率、额定绝缘水平、额定短时耐受电流和持续时间、允许电压降、系统接地方式、金属护层接地方式、敷设方式和经济电流密度等技术条件进行选择。
3 共箱封闭母线、离相封闭母线、 固体绝缘母线和气体绝缘输电线路 (GIL) 应按额定电压、额定电流、额定频率、额定绝缘水平、额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流和持续时间、各部位的允许温度和温升、绝缘材料耐热等级等技术条件进行选择 , 共箱封闭母线和离相封闭母线还应考虑冷却方式。
2.0.3 高压电气设备选择的通用技术条件应按表 2.0.3 的规定确定。
表 2.0.3 高压电气设备选择的通用技术条件
续表 2.0.3
2.0.4 导体和电气设备选择应按环境温度、相对湿度、海拔、地震烈度、 日照强度、 日温差、覆冰厚度、最大风速和污秽等级等使用环境条件校验。 当在屋内使用时 , 可不校验日照、 日温差、覆冰、风速和污秽等级。
2.0.5 选用的电气设备的额定电压应符合 GB/T 156 的有关规定 , 其额定电压不应低于所在系统的最高运行电压。
2.0.6 选用导体的长期允许电流和长期工作制电气设备的额定电流 , 不应小于各种运行方式下该回路的最大持续工作电流。额定电流值宜符合 GB/T 762的有关规定。
2.0.7 校验导体和电气设备额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流以及开关电气设备开断电流所用的短路电流 , 应按设备参数和水利水电工程建成后 5 年 ~ 10 年的电力系统发展规划进行计算。
确定最大短路电流时 , 应按可能发生最大短路电流的正常接线方式计算。
2.0.8 短路电流可采用运算曲线法或暂态解析法计算。在需要精确计算时 , 宜采用暂态解析法。
2.0.9 用最大短路电流校验导体和电气设备的额定峰值耐受电流和额定短时耐受电流时 , 应选取被校验导体和电气设备通过最大短路电流的短路点 , 选取短路点应遵守下列规定 :
1 对不带电抗器的回路 , 短路点应选在正常接线方式时短路电流最大的地点。
2 对带电抗器的厂用分支回路 , 校验母线与母线隔离开关之间隔板前的引线和套管时 , 短路点应选在电抗器前 ; 校验其他导体和电气设备时 , 短路点宜选在电抗器之后。
2.0.10 计算分裂导线次档距长度和软导线短路摇摆时 , 应选取计算导线通过最大短路电流的短路点。
2.0.11 用最大短路电流校验开关设备和高压熔断器的开断能力时 , 短路点应选在被校验开关设备和熔断器出线端子上。
2.0.12 仅用熔断器保护的导体和电气设备可不验算额定短时耐受电流 ; 除用有限流作用的熔断器保护者外 , 导体和电气设备的额定峰值耐受电流仍应验算。
用熔断器保护的电压互感器回路 , 可不验算额定峰值耐受电流和额定短时耐受电流。
2.0.13 在校核开关设备开断能力时 , 短路开断电流计算时间宜采用开关设备实际开断时间 , 实际开断时间可按主保护动作时间加断路器分闸时间计算。
2.0.14 校验跌落式高压熔断器开断能力和灵敏性时 , 不对称短路分断电流计算时间应取 0.01 s。
2.0.15 确定短路电流热效应计算时间时 , 应遵守下列规定 :
1 除电缆以外的导体宜采用主保护动作时间加相应的断路器开断时间。 主保护有死区时 , 可采用能对该死区起作用的后备保护动作时间 , 并采用相应处的短路电流值。
2 电缆宜采用后备保护动作时间加相应断路器开断时间 ;接到电动机的直馈线电缆 , 短路电流热效应计算时间可采用主保护动作时间加相应的断路器开断时间。
3 电气设备短路电流热效应计算时间宜采用后备保护动作时间加相应断路器的开断时间。
2.0.16 断路器、 隔离开关、接地开关和气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 的额定短时耐受电流持续时间应按下列要求选取 :
1 72.5 kV及以下断路器、 隔离开关和 GIS为 4 s。
2 126kV~ 363 kV 断路器、 隔离开关和 GIS为 3 s。
3 550 kV~ 800kV 断路器、 隔离开关和 GIS为 2 s。
4 除非另有规定 , 各电压级接地开关均应不小于 2 s。
2.0.17 电气设备的绝缘水平应符合 GB/T 311.1 的规定。在进行绝缘配合时 , 应考虑在采用过电压保护措施后设备上的作用电压 , 并根据设备的绝缘特性及影响绝缘特性的因素 , 从安全运行和技术经济合理性两方面确定设备的绝缘水平。
2.0.18 在各种运行工况下 , 电气设备端子允许的机械荷载应不小于电气设备引线的最大作用力。
2.0.19 屋外配电装置的导体、套管、绝缘子和金具 , 应根据当地气象条件和不同受力状态进行力学计算。其安全系数不应小于表 2.0.19的规定。
表 2.0.19 导体、套管、绝缘子和金具的安全系数
2.0.20 110 kV 及以上电压等级的电气设备及金具 , 在 1.1 倍最高工作相电压下 , 晴天夜晚不应出现可见电晕 , 110 kV 及以上导体的电晕临界电压应大于导体安装处的最高工作电压。
2.0.21 66kV及以上电压等级的配电装置 , 断路器两侧隔离开关的断路器侧、线路隔离开关的线路侧和变压器进线隔离开关的变压器侧均应配置接地开关。
配电装置每段母线上应装设接地开关或接地器 , 接地开关或接地器的安装数量应根据母线上电磁感应电压和平行母线的长度以及间隔距离进行计算确定。
2.0.22 110 kV~ 220 kV 电压等级敞开式配电装置母线避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关 ; 330 kV 及以上电压等级敞开式配电装置进、 出线和母线上装设的避雷器及进线、 出线电压互感器不应装设隔离开关 , 母线电压互感器不宜装设隔离开关。
2.0.23 330 kV及以上电压等级的线路并联电抗器回路不宜装设断路器或负荷开关 , 330 kV 及以上电压等级的母线并联电抗器回路应设断路器和相应设备。
2.0.24 GIS配电装置的接地开关配置应满足运行检修的要求。与 GIS配电装置连接并需单独检修的电气设备、母线和出线均应配置接地开关 , 出线回路的线路侧接地开关宜采用具有关合额
定峰值耐受电流能力的快速接地开关。
2.0.25 GIS配电装置的母线避雷器和电压互感器、 电缆进出线间隔的避雷器、线路电压互感器宜设置独立的隔离断口或隔离开关。
2.0.26 GIS配电装置应在与架空线路连接处装设金属氧化物避雷器 , 该避雷器宜选择敞开式避雷器 , 其接地端应与 GIS 管道金属外壳连接。330 kV 及以上电压等级 GIS母线避雷器的装设宜经雷电侵入波过电压计算后确定。
3 环境条件
3.0.1 导体和电气设备的选择 , 应符合其布置场所的环境条件。当气温、风速、湿度、污秽、海拔、地震和覆冰等环境条件超出导体和电气设备的正常使用条件时 , 应提出相应要求或采取相应的防护措施。
3.0.2 选择导体和电气设备使用的环境温度宜按表 3.0.2 规定确定。
表 3.0.2 选择导体和电气设备使用的环境温度
3.0.3 对环境温度高于 40℃处的电气设备 , 其外绝缘在干燥状态下的试验电压应取其额定耐受电压乘以温度校正系数 Kt , Kt可按照公式 (3.0.3) 计算 :
Kt = 1+ 0.0033(T - 40) (3.0.3)
式中 T— 环境温度 ( ℃)。
3.0.4 屋外配电装置中的绝缘子和电气设备的外绝缘 , 应符合GB/T 26218.1、GB/T 26218.2 和 GB/T 26218.3 的规定。
3.0.5 湿热带地区应采用湿热带型电气设备 , 亚湿热带地区可采用普通电气设备 , 但应根据当地运行经验采取防潮、 防水、 防锈、 防霉及防虫害等防护措施。导体和电气设备使用环境的相对湿度选择应满足下列要求 :
1 当设置通风设施时 , 应按通风设计相对湿度选择。
2 未设置通风设施时 , 应采用当地湿度最高月份的平均相对湿度。
3 地下空间、洞室等湿度较高场所 , 应采用该处实际相对湿度。
4 无相关资料时 , 可选用比当地湿度最高月份的平均相对湿度高 5%。
3.0.6 环境温度低于电气设备及其仪表、继电器和控制保护装置等附属设备最低允许温度时 , 应装设加热装置或采取保温措施。
在积雪、覆冰严重地区应采取防止冰雪引起事故的措施。 隔离开关的破冰厚度应大于安装场所最大覆冰厚度。
3.0.7 选择屋外导体和电气设备时 , 应考虑日照的影响。对于按经济电流密度选择的屋外导体 , 可不校验日照的影响。
计算导体日照的附加温升时 , 日照强度宜取 0.1 W/cm2 ,风速宜取 0.5 m/s。
日照对屋外电气设备的影响 , 应在设备招标中提出要求 , 由制造部门在产品设计中考虑。
3.0.8 设计屋外配电装置时的最大风速 , 330 kV及以下电压等级宜采用离地高 10 m , 30 年一遇 10 min平均最大风速。 500 kV 和 750 kV 电压等级宜采用离地高 10 m , 50年一遇 10 min平均最大风速。最大风速宜按导体和电气设备的安装高度进行修
正。设计最大风速超过 34 m/s 的地区 , 在屋外配电装置的布置中应采取相应措施。
3.0.9 海拔超过 1000 m 的地区 , 应选择适用于该海拔高度的电气设备。对于安装在海拔高于 1000 m 处的设备 , 外绝缘在标准参考大气条件下的绝缘水平应将使用场所要求的绝缘耐受电压乘以系数 Ka来决定。可按公式 (3.0.9) 计算 :
Ka = eq (3.0.9)
式中 Ka— 海拔修正系数 ;
q— 指数 , 取值应符合 GB/T 311.1 的有关规定 ;
H— 设备安装地点的海拔 (m)。
3.0.10 选择导体和电气设备时 , 应根据工程的抗震设防烈度选用满足抗震要求的产品。 配电装置的抗震设计应符合 GB 50260的规定。
4 导体选择
4.1 裸导体
4.1.1 裸导体宜选用铝、铝合金或铜。对持续工作电流大的场所宜选铜导体 , 对铝有较强腐蚀的场所宜选铝合金或铜导体。
4.1.2 在按回路持续工作电流选择裸导体截面时 , 导体的长期允许载流量应按所在地区的海拔高度及环境温度进行修正。裸导体的长期允许载流量及其修正系数可按附录 A 和附录 B 执行。导体采用多导体结构时 , 应计及邻近效应和热屏蔽对载流量的影响。
4.1.3 裸导体的最高允许温度应符合下列规定 :
1 普通裸导体的正常最高允许温度应不大于 70℃。在计及日照等影响时 , 钢芯铝线及管形导体不宜大于 80 ℃。
2 特种 (耐热) 裸导体的最高工作温度可根据制造厂提供的数据选择使用 , 但应考虑高温导体对连接设备的影响 , 并应采取防护措施。
3 验算额定短时耐受电流时 , 裸导体的最高允许温度 , 对硬铝和铝镁 (锰) 合金可取 200℃ ; 硬铜可取 300℃。短路前的导体温度应采用额定负荷下的工作温度。
4.1.4 110 kV及以上裸导体的电晕临界电压应大于裸导体安装处的最高工作电压。
海拔不超过 1000 m 的地区 , 在常用相间距离情况下 , 如裸导体外径不小于表 4.1.4 1 和表 4.1.4 2所列数值时 , 可不进行电晕校验。
4.1.5 裸导体除满足工作电流、机械强度和电晕等要求外 , 还应符合下列规定 :
1 导体形状及布置宜有利于电流分布均匀、散热良好、安装与检修简单和连接方便。
表 4.1.4 1 配电装置可不进行电晕校验的最小裸导体外径
表 4.1.4 2 进出线可不进行电晕校验的最小导线外径
2 裸导体与裸导体、裸导体与电气设备的连接处 , 应有可靠的连接接头。
3 硬导体间的连接宜采用焊接 ; 需要断开的接头及裸导体与电气设备端子的连接处 , 应采用螺栓连接。
4 在屋外或潮湿的屋内 , 不同金属的螺栓连接接头应有适当的结构措施和适当的防腐蚀措施。
5 导体伸缩接头的总截面不应小于其所连接导体截面的1.2倍。
6 为减少钢构发热 , 当裸导体持续工作电流大于 1500 A时 , 不应使每相导体的支持钢构及导体支持夹板的套管板、双头螺栓、压板、垫板等零件构成闭合磁路。对于持续工作电流大于4000A 的裸导体的邻近钢构 , 应采取避免构成闭合磁路或装设
短路 (屏蔽) 环等措施。
7 导体的支柱绝缘子底座、套管的法兰、保护网 (罩) 等不带电的金属构件应可靠接地。
4.1.6 软导线的选择应符合下列规定 :
1 软导线可选用钢芯铝绞线、钢芯铝合金绞线、扩径导线及特种耐热合金绞线 , 特殊情况下亦可选用钢芯铝包钢绞线或铝包钢绞线 ; 当有通信需求时 , 可选用光纤复合架空相线 (OP- PC)。软导线的分裂型式与根数 , 应视工程具体情况综合分析确定。
2 在确定分裂导线间隔棒的间距时 , 应考虑短路动态拉力的大小、时间对支撑物和电气设备接线端子的影响 , 避开动态拉力最大值的临界点。
3 架空地线可选用镀锌钢绞线、铝包钢绞线、钢芯铝包钢绞线、钢芯铝绞线及钢芯铝合金绞线 , 当有通信需求时 , 可选用光纤复合架空地线 (OPGW)。
4.1.7 硬导体的选择应符合下列规定 :
1 3 kV~ 20 kV 回路的持续工作电流在 4000 A 及以下时 ,宜选用矩形导体或管形导体 ; 在 4000 A~ 8000 A 时 , 宜选用槽形导体或管形导体 ; 在 8000A 以上时 , 宜选用管形导体。
2 20kV~66kV配电装置硬导体可采用矩形导体或管形导体。
3 110 kV~ 750 kV 配电装置硬导体宜采用铝合金管形导体 , 管形导体选用单管或多管结构应根据具体使用条件确定。
4 验算额定峰值耐受电流时 , 硬导体的最大允许应力不应大于表 4.1.7 1 所列数值。 发电机、 主变压器回路及配电装置汇流母线等重要回路的硬导体应力计算 , 还应考虑共振的影响。
5 校验槽形导体额定峰值耐受电流时 , 其片间电动力可按形状系数法进行计算。
6 屋外的管形导体荷载组合可采用表 4.1.7 2所列条件。
表 4.1.7 2 屋外的管形导体荷载组合条件
7 屋外管形导体的微风振动 , 可按公式 (4.1.7) 校验。 当计算风速小于 6 m/s时 , 可采用在管内加装阻尼线、加装动力消振器或采用长托架等措施减弱微风振动。
D
Vjs ≥ fA (4.1.7)
式中 Vjs— 管形导体产生微风共振的计算风速 (m/s) ;
f— 导体各阶固有频率 (Hz) ;
D— 铝管外径 (m) ;
A— 频率系数 , 圆管可取 0.214。
8 支持式管形导体在无冰无风正常状态下跨中挠度宜不超
过母线跨度的 0.5% ; 悬挂式管形导体在无冰无风正常状态下的
挠度可适当放大。 分裂结构铝管形导体挠度宜不超过母线跨度的 0.4%。
9 当采用单管形导体时应采取措施消除端部效应 , 为消除110 kV~ 750 kV管形导体的端部效应 , 可延长导体端部或在端部加装屏蔽电极。
10 硬导体的设计应考虑场地不均匀沉陷、振动和温度变化等因素的影响。对于单管支持式管形导体还应考虑微风振动及热胀冷缩对支持绝缘子产生的内应力影响。
4.2 共箱封闭母线
4.2.1 35 kV及以下、额定电流 6300A及以下的回路可采用共箱封闭母线。
4.2.2 共箱封闭母线的导体应符合下列基本要求 :
1 导体材质宜采用铜或铝。
2 导体型式可采用矩形、槽形和管形导体。
3 各制造段间导体的连接可采用焊接或螺栓连接 , 与设备的连接应采用螺栓连接。
4 当共箱封闭母线的导体采用螺栓连接时 , 螺栓连接的导电接触面应镀银。 电流不小于 2500 A 的导体紧固件应采用非磁性材料 , 电流小于 2500A 的导体紧固件可采用普通的碳素钢。
4.2.3 共箱封闭母线的外壳应符合下列要求 :
1 外壳材料可采用铝合金或铝材。
2 外壳厚度不应小于 4 mm。
3 外壳段间可采用可拆连接或焊接。
4 外壳与设备的外壳应采用可拆连接 , 并相互绝缘 ; 其连接金属部件均应采用非磁性材料。
5 外壳防护等级应按 GB/T 4208的要求选择 , 防护等级不宜低于 IP54。
6 外壳各段间应有可靠的电气连接 , 外壳宜采用多点接地方式。
7 当共箱封闭母线通过短路电流时 , 外壳的感应电压不应大于 24V。
4.2.4 共箱封闭母线在穿外墙处 , 宜装设屋外型导体穿墙套管及密封隔板。
4.2.5 共箱封闭母线应避免共振。共箱封闭母线应能补偿导体及外壳因温度变化和基础差异沉降造成 50 mm 以内的不同沉降和位移 , 共箱封闭母线的直线段应在每隔 20 m 及不同地基结构处设置伸缩接头。
4.2.6 共箱封闭母线应采用自然冷却的方式 , 可根据使用环境在适当部位设置防结露装置。
4.2.7 共箱封闭母线在穿越防火隔墙或楼板处 , 其壳外应设防火隔板或用防火材料封堵。
4.2.8 共箱封闭母线技术参数选择及结构性能等应符合 GB/T 8349的规定。
4.3 离相封闭母线
4.3.1 离相封闭母线的导体宜采用铝材。 每相导体同一断面上允许用 1个或多个绝缘子支撑 , 支撑应满足绝缘和机械强度的要求。支撑跨距应避开共振区。
4.3.2 离相封闭母线外壳应符合下列要求 :
1 离相封闭母线外壳宜选用全连式。
2 离相封闭母线的外壳可采用单点或多点通过短路板接地。单点接地时 , 应在其中 1处短路板上设置 1个可靠的接地点 , 母线外壳与母线支架间应采用绝缘结构 ; 多点接地时 , 应至少在其中 1处短路板上设置 1个可靠的接地点。
3 支持结构的金属部分也应可靠接地。
4 外壳的防护等级应按 GB/T 4208的要求选择 , 离相封闭母线外壳的防护等级不宜低于 IP54。
5 接地回路的截面应满足接地导体额定峰值耐受电流和额定短时耐受电流的要求。
4.3.3 当离相封闭母线的额定电流不大于 28000 A 时 , 宜采用空气自然冷却方式 ; 当离相封闭母线的额定电流大于 28000 A时 , 宜采用强迫冷却方式。
4.3.4 自然冷却式离相封闭母线 , 应在屋内外穿墙处设置密封绝缘套管或采取其他措施。 在日环境温度变化大或湿度大的场所 , 可在离相封闭母线适当部位设置防结露装置。
离相封闭母线因设备分段后应在每一段离相封闭母线最低处设置排水阀。
4.3.5 自然冷却式离相封闭母线的载流量应由热平衡计算确定。对于有长垂直段的离相封闭母线应计及垂直段对温升的影响。
4.3.6 当离相封闭母线采用垂直布置方式时 , 应对导体和外壳支持强度进行力学计算和校验 , 并应考虑热胀冷缩对固定方式的影响。
4.3.7 离相封闭母线相间的外壳净距不宜小于 300 mm , 边相外壳边缘距墙不宜小于 500 mm。 当回路中装有其他设备时 , 安装尺寸还应与其他设备外形尺寸相协调。
4.3.8 离相封闭母线与设备连接应符合下列规定 :
1 连接处应采用螺栓连接 , 螺栓连接的导电接触面应镀银 ;连接螺栓的紧固件应采用非磁性材料。
2 离相封闭母线外壳和设备外壳之间应绝缘并隔振 , 但离相封闭母线外壳应按全连式要求保证完整回路 , 且设备应采用封闭母线型设备。
3 离相封闭母线与避雷器柜、 电压互感器柜和中性点设备柜之间的连接应通过绝缘套管或隔板。
4 离相封闭母线外壳与除发电机断路器及换相开关外的设备外壳间应采用可拆卸连接。
5 离相封闭母线在与除发电机断路器外的其他设备连接处、三相短路试验接头的外壳应设置短路板。
4.3.9 离相封闭母线应设置能进入壳内进行检修和维护的检修孔。
4.3.10 离相封闭母线的接头处或其他容易过热的部位宜设置监测导体、接头和外壳温度的测温装置。
4.3.11 离相封闭母线应设置三相短路试验装置。
4.3.12 离相封闭母线超过 20 m 的直线段、不同基础连接段及设备连接处等部位 , 导体和外壳应设置热胀冷缩或基础沉降的补偿装置。导体可采用编织线铜辫或薄铝、铜叠片伸缩节挠性连接 , 外壳可采用橡胶伸缩套、铝波纹管或其他连接方式。
4.3.13 离相封闭母线在穿越防火隔墙或楼板处 , 壳外应设防火隔板或用防火材料封堵。
4.3.14 大容量机组的离相封闭母线与主变连接处宜采取防漏磁措施。
4.3.15 离相封闭母线技术参数及结构性能等应符合 GB/T 8349的规定。
4.4 固体绝缘母线
4.4.1 固体绝缘母线导体宜选择铜或铝。
4.4.2 固体绝缘母线宜采用全绝缘母线。
4.4.3 屋外安装的固体绝缘母线支架强度除应校验绝缘母线本体重量、覆冰、大风等条件外 , 其相间距离、支架间距和支架强度还应进行额定峰值耐受电流校验。
4.4.4 固体绝缘母线直线段应经过计算设置伸缩节 ; 在有可能发生不均匀沉陷或振动的场所 , 固体绝缘母线和电气设备连接处 , 应装设伸缩接头或采取防振措施。
4.4.5 固体绝缘母线在穿越隔墙或楼板处 , 应设防火隔板或采用防火材料封堵。
4.5 电力电缆
4.5.1 电力电缆宜选用交联聚乙烯绝缘类型 , 导体宜采用铜
导体。
4.5.2 常用电力电缆允许持续载流量可按附录 C 选择 , 不同敷设条件时电缆允许持续载流量的校正系数可按附录 D选取。
4.5.3 电力电缆缆芯与绝缘屏蔽或金属套之间额定电压的选择 ,应符合下列规定 :
1 中性点直接接地或经低阻抗接地的系统 , 当接地保护动作不超过 1 min切除故障时 , 不应低于 100%的使用回路工作相电压。
2 对于单相接地故障可能超过 1 min 的供电系统 , 不宜低于 133%的使用回路工作相电压 ; 在单相接地故障可能持续 8 h以上 , 或发电机回路等安全性要求较高的情况 , 宜采用 173%的使用回路工作相电压。
4.5.4 交联聚乙烯电缆导体持续工作的最高温度应为 90℃ , 短路时的最高温度应为 250℃。 电缆截面应按导体持续工作和短路时的最高温度不超过允许值的条件选择。
4.5.5 交流单芯电力电缆金属套上应至少在一端直接接地 , 任一点非直接接地端的正常感应电势计算宜符合 GB 50217 的规定。正常感应电势最大值应满足下列规定 :
1 未采取有效防止人员任意接触金属套的安全措施时 , 不应大于 50V。
2 除本条第 1 款规定的情况外 , 不应大于 300 V。
4.5.6 交流单芯电力电缆金属套的接地方式选择应符合 GB 50217的规定。
4.5.7 交流单芯电力电缆及其附件的外护层绝缘等部位 , 应设置过电压保护 , 并应符合下列规定 :
1 35 kV 以上单芯电力电缆的外护层、 电缆直连式 GIS终端的绝缘筒 , 以及绝缘接头的金属套绝缘分隔部位 , 当其耐压水平低于可能的暂态过电压时 , 应添加保护措施 , 且应符合下列规定 :
1) 单点直接接地的电缆线路 , 在其金属套电气通路的末
端 , 应设置护层电压限制器 ;
2) 交叉互联接地的电缆线路 , 每个绝缘接头应设置护层电压限制器 ; 线路终端非直接接地时 , 该终端部位应设置护层电压限制器 ;
3) GIS终端的绝缘筒上 , 宜跨接护层电压限制器或电容器。
2 35 kV及以下单芯电力电缆金属套单点直接接地 , 且有增强护层绝缘保护需要时 , 可在线路未接地的终端设置护层电压限制器。
3 护层电压限制器持续电压应符合 GB/T 28547 的有关规定。
4.5.8 110 kV及以上单芯电缆金属套单点直接接地时 , 如有下列任一情况 , 应沿电缆邻近设置平行回流线 :
1 系统短路时电缆金属套产生的工频感应电压 , 超过电缆护层绝缘的耐受强度或护层电压限制器的工频耐压。
2 需抑制电缆对邻近弱电线路的电气干扰强度。
4.5.9 重要回路且可能有过热部位的电缆线路和 110 kV 及以上电缆线路 , 宜设置温度检测装置。
4.5.10 采用金属套单点直接接地或交叉互联接地的交流单芯高压电缆和 110 kV 及以上电缆线路可设置护套环流在线监测装置。
4.5.11 电缆终端装置类型的选择 , 应符合下列规定 :
1 电缆与 GIS直接相连时 , 应采用封闭式 GIS终端。
2 电缆与高压变压器直接相连时 , 宜采用封闭式 GIS终端 , 也可采用油浸式终端。
3 电缆与电气设备相连且具有整体式插接功能时 , 应采用插拔式终端 , 66kV及以上电压等级电缆的 GIS终端和油浸式终端宜采用插拔式。
4 除本条第 1~ 3 款规定的情况外 , 电缆与其他电气设备或导体相连时 , 应采用敞开式终端。
4.5.12 电缆终端构造类型的选择 , 应按满足工程所需可靠性、安装与维护简便和经济合理等因素综合确定 , 并应符合下列规定 :
1 与 GIS相连的电缆终端应具有与 SF6 气体完全隔离的密封结构 , 其接口应符合 GB/T 22381的规定。
2 在易燃、易爆等不允许有火种场所的电缆终端 , 应选用无明火作业的构造类型。
3 在人员密集场所、多雨且污秽或盐雾较重地区的电缆终端 , 宜具有硅橡胶或复合式套管。
4 66 kV~ 110 kV 交联聚乙烯电缆屋外终端宜选用全干式预制型。
4.5.13 电缆终端绝缘特性的选择应符合下列规定 :
1 电缆终端的额定电压及其绝缘水平不应低于所连接电缆的额定电压及其绝缘水平。
2 电缆终端的外绝缘应符合海拔、污秽环境条件所需爬电比距和空气间隙的要求。
4.5.14 电缆终端的机械强度应满足引线拉力、风力和地震力作用的要求。
4.5.15 电缆母线应符合下列要求 :
1 电缆母线宜采用铜芯电缆 , 芯数宜选用单芯。
2 当电缆母线中每相由多根 (或芯) 组成时 , 其每相采用电缆的根数、规格和长度宜相同。
3 电缆母线应按工程需要设置伸缩段、温度补偿段、可调段和换位段。
4 电缆母线的罩箱宜采用多点接地。
5 电缆母线的罩箱应设置防止火焰延燃的阻火设施 , 电缆母线在穿越隔墙或楼板处 , 其壳外应设防火隔板或用防火材料封堵。
4.5.16 电缆技术参数选择及结构性能等应符合 GB 50217 的规定。
4.6 气体绝缘输电线路
4.6.1 GIL 的导体宜采用高电导率的铝合金材料 , 且应满足强度和温升的要求。导体间可采用固定或滑动连接 , 铝合金母线的导体接触部位应镀银。
4.6.2 GIL外壳应采用金属材质 , 宜采用铝合金材料 , 并能承受运行中出现的正常和瞬态压力 , 外壳的连接可采用法兰或焊接方式。外壳的壁厚应基于设计压力和下列外壳不烧穿的最短耐受持续时间 :
1 短路电流 40 kA及以上 , 0.1 s。
2 短路电流 40 kA 以下 , 0.2 s。
4.6.3 GIL应划分成若干隔室 , 每个隔室应设置气体密度监视装置 , 制造厂应给出补气报警密度值。 隔室的划分应考虑下列因素 :
1 隔室气体总量 , 气体回收装置的容量 , GIL安装、试验和维护、检修时间等因素。
2 与外部设备连接的部位 , 宜单独分隔。
3 当相邻隔室因漏气或维修作业而使压力下降时 , 隔板应能确保本隔室的绝缘性能不发生显著的变化。
4.6.4 若故障引起的压力上升不超过外壳出厂试验的压力值时 ,可不设压力释放装置。
4.6.5 GIL单个隔室的最大年泄漏率应不大于 0.5% , 整套装置最大年泄漏率应不大于 0.1%。
4.6.6 GIL 中的 SF6 气体应符合 GB/T 12022和 GB/T 8905 的规定。在使用混合气体的情况下 , 制造厂应给出气体的特性信息。
4.6.7 伸缩节结构和位置应满足装配调整要求 , 并能吸收基础间的相对位移、热胀冷缩和地震时的过度位移的伸缩量。
在 GIL和所连接的设备分开的基础之间允许的相对位移或不均匀下沉值应由制造厂和用户协商确定。
4.6.8 GIL宜采用多点接地方式。 同一相 GIL各节外壳之间宜采用铜或铝母线进行电气连接 , 在两端和中间三相互连后各用一根接地线接地 , 中间接地地点的数量可根据母线的长度确定。
接地回路导体应具有承载可能的故障电流的能力。在正常情况下 , 外壳的感应电压不应大于 24 V; 在发生短路故障的情况下 , 外壳的感应电压不应大于 100V。
4.6.9 当安装地点的环境条件恶劣 , 如暴露在蒸汽、潮气、烟雾、易燃气体和重污秽中 , 应对外绝缘和外壳及金属构件的防腐蚀提出特殊要求。
4.6.10 GIL 技术参数及结构性能等应符合 GB/T 22383 的规定。
5 高压电气设备选择
5.1 高压交流断路器
5.1.1 3.6 kV~40.5 kV断路器宜选用真空断路器或 SF6 断路器 , 72.5 kV及以上的断路器宜选用 SF6 断路器。
5.1.2 当断路器安装地点触头分离时刻的直流分量百分数不超过 20%时 , 可不校验断路器的直流分断能力 , 仅由交流分量有效值表征 ; 直流分量超过 20%时 , 直流分量应根据实际工程的直流时间常数及 GB/T 1984的相关规定确定。
5.1.3 当系统单相短路电流计算值大于三相短路电流值时 , 所选择断路器的额定开断电流值应不小于所计算的单相短路电流值。
5.1.4 断路器的额定峰值耐受电流在规定的使用和性能条件下 ,应不小于断路器合闸状态时能承载的额定短时耐受电流第一个大半波的电流峰值。
5.1.5 断路器额定短路关合电流的选择应符合下列规定 :
1 额定频率为 50 Hz、 时间常数标准值为 45 ms 时 , 额定短路关合电流应为额定短路开断电流交流分量有效值的 2.5倍。
2 特殊工况时 , 额定短路关合电流应为额定短路开断电流交流分量有效值的 2.7倍 , 与系统频率无关。
5.1.6 在中性点直接接地或经小阻抗接地的系统中断路器首相开断系数应取 1.3, 在中性点非直接接地的系统中断路器首相开断系数应取 1.5。
5.1.7 对于标称电压 330 kV 及以上系统 , 断路器操作过电压倍数应满足 GB/T 50064的要求。
5.1.8 对于标称电压 110 kV 及以上系统 , 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 0.04 s 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。
5.1.9 安装在并联电容器组回路和调峰水电厂发电机电压回路的断路器 , 应选用适合频繁操作的结构。
5.1.10 用于切合并联补偿电容器组的断路器 , 应校验操作时的过电压倍数 , 并采取相应的限制过电压措施。
5.1.11 当断路器的两端为互不联系的电源时 , 应按下列要求校验 :
1 断路器断口间的绝缘水平应满足另一侧出现工频反相电压的要求。
2 在失步下操作时的开断电流不应超过断路器的额定反相开断性能。
3 断路器同极断口间的公称爬电比距与对地公称爬电比距之比宜取 1.15~ 1.35:
1) 如果对地公称爬电比距值偏大 , 宜取偏小值 ;
2) 如果对地公称爬电比距值偏小 , 宜取偏大值 ;
3) 当断路器起联络作用时 , 宜选取偏大的数值 , 且不宜小于 1.2;
4) 当缺乏技术参数时 , 宜要求设备制造厂进行补充试验。
5.1.12 363 kV及以上断路器应根据过电压水平确定是否装设合闸电阻。
5.1.13 高压断路器技术参数及结构性能等应符合 GB/T 1984的规定。
5.2 高压交流发电机断路器
5.2.1 发电机回路宜选用专用的发电机断路器。 发电机断路器灭弧及绝缘介质可选用 SF6 或真空 , 额定短路开断电流在 63 kA以上宜选用 SF6 发电机断路器。
5.2.2 发电机断路器应选用机械三相联动操动机构。 发电机断路器三相不同步合闸时间不应大于额定频率的 1/4周波 , 不同步分闸时间应不大于额定频率的 1/6周波。
5.2.3 在规定使用条件下 , 发电机断路器应能承载发电机最大连续容量时的持续电流 , 且各部位温度极限不超过规定值。对装有强制冷却装置的发电机断路器 , 应要求制造厂提供强制冷却系统故障时断路器容许通过电流。
5.2.4 在校核发电机断路器开断能力时 , 应分别校核系统源和发电源在主弧触头分离时对称短路电流交流分量有效值和直流分量百分数、非对称短路电流交流分量有效值和直流分量百分数。在校核系统源对称短路电流时应考虑厂用高压电动机的影响。
5.2.5 发电机断路器应具有失步开断能力 , 其额定失步开断电流交流分量有效值应为额定短路开断电流交流分量有效值的50% , 直流分量百分数应符合 GB/T 14824的规定 ; 发电机断路器应校核各种失步状态下的电流值 , 当发电机断路器开断时的电流超过失步开断电流时 , 应采取装设电流闭锁装置等措施。全反相条件下的开断可不作为发电机断路器的失步开断校核条件。
5.2.6 发电机断路器开断短路电流、 负荷电流及失步电流时 ,暂态恢复电压应符合 GB/T 14824的规定 , 首相开断系数和幅值系数可取 1.5。
5.2.7 真空发电机断路器宜装设阻容吸收装置。
5.2.8 发电机断路器技术参数及结构性能等应符合 GB/T 14824的规定。
5.3 高压负荷开关
5.3.1 负荷开关可选用 SF6 或真空式。
5.3.2 负荷开关的有功负荷开断能力和闭环电流开断能力应不小于回路持续工作电流。
5.3.3 负荷开关与熔断器组合使用时 , 负荷开关应能关合组合电器中配用熔断器的最大截止电流 , 其开断电流应大于转移电流和交接电流。
5.3.4 通用负荷开关额定线路和电缆充电开断电流应按表
5.3.4 的规定取值。
表 5.3.4 通用负荷开关额定线路和电缆充电开断电流
5.3.5 当开断电容器组或关合背对背电容器组涌流时 , 应选用特殊用途负荷开关。
5.3.6 负荷开关与熔断器组合使用有下列要求之一时 , 应配置分励脱扣器 :
— 设置瓦斯跳闸保护的油浸变压器 ;
— 干式变压器的超温跳闸保护 ;
— 带外壳干式变压器的误带电开门跳闸保护 ;
— 具有远方操作控制要求的。
5.3.7 负荷开关技术参数及结构性能等应符合 GB/T 3804、 GB/T 14810的规定。
5.4 高压交流隔离开关和接地开关
5.4.1 隔离开关和接地开关的型式选择应考虑配电装置的布置特点和使用要求等因素。
5.4.2 隔离开关所带的接地开关 , 其额定短时耐受电流不应小于隔离开关的额定短时耐受电流 , 额定峰值耐受电流不应小于隔离开关的额定峰值耐受电流。
5.4.3 当接地开关有额定短路关合电流要求时 , 其关合电流应等于额定峰值耐受电流 , 并应能在任何不大于其额定电压及额定
短路关合电流的工况下关合。
5.4.4 当单柱式隔离开关的静触头由软导线和硬导体支承时 ,额定接触区的推荐值应按表 5.4.4 1 和表 5.4.4 2 的规定取值。
表 5.4.4 1 静触头由软导线支承时额定接触区的推荐值
表 5.4.4 2 静触头由硬导体支承时额定接触区的推荐值
5.4.5 隔离开关和接地开关的额定端子机械荷载应符合 GB/T 1985的规定 , 并应符合下列条件 :
1 当引线采用软导线时 , 接线端子机械荷载不应再计入短
路电流产生的电动力 ; 对采用硬导体或扩径空心导线的设备间连线 , 应考虑短路电动力。
2 安全系数应为静态不小于 3.5, 动态不小于 1.7。
3 当机械荷载计算值大于 GB/T 1985的规定值时 , 应与设备制造厂商定。
5.4.6 单柱垂直开启式隔离开关在分闸状态下 , 动、静触头间的最小电气距离不应小于配电装置的最小安全净距 B1 值。
5.4.7 隔离开关的主闸刀与所带接地开关之间应有可靠的机械闭锁 , 并应具有实现电气闭锁的条件。不带接地开关的隔离开关应具有与携带型接地线闭锁的机构。
5.4.8 隔离开关与相应的断路器之间应有可靠的联锁。
5.4.9 空气绝缘和气体绝缘的隔离开关额定母线转换电流值均应为 80%的额定连续电流 , 额定母线转换电流值超过 1600 A 时应与制造厂协商。 隔离开关的额定母线转换电压应按表 5.4.9 的规定取值。
表 5.4.9 隔离开关的额定母线转换电压
5.4.10 隔离开关应具有开合电感、 电容性小电流的能力 , 并应符合表 5.4.10的规定。
5.4.11 隔离开关和接地开关的操动机构宜选用电动操动机构且能手动操作。
5.4.12 隔离开关和接地开关技术参数及结构性能等应符合GB/T 1985的规定。
表 5.4.10 隔离开关电感、 电容性小电流的
开合能力额定值
5.5 高压熔断器
5.5.1 熔断器的额定开断电流应大于回路中可能出现的最大预期短路电流周期分量有效值。
5.5.2 熔断器底座的额定电流应不小于熔断件的额定电流。熔断件的额定电流应按熔断器的保护熔断特性选择。
5.5.3 保护电压互感器的熔断器应按额定电压和开断电流选择。
5.5.4 发电机出口电压互感器高压侧熔断器的额定电流应与发电机定子接地保护相配合。
5.5.5 变压器回路熔断器的选择应符合下列规定 :
1 熔断器应能承受变压器的允许过负荷电流及低压侧电动机成组起动所产生的过电流。
2 变压器投入时的励磁涌流不应损伤熔断器 , 变压器的励磁涌流通过熔断器产生的热效应宜按 10倍 ~ 12倍的变压器满载电流持续 0.1 s计算。
3 熔断器对变压器低压侧的短路故障进行保护时 , 熔断器的最小开断电流应小于预期短路电流。
5.5.6 用于单台电力电容器保护的熔断器选型时 , 应采用电容器专用熔断器。其熔断件额定电流可按电容器额定电流的 1.37
倍 ~ 1.50倍选择 , 其额定电压、耐受电压、 开断性能、熔断性能、耐爆能量、抗涌流能力、机械强度和电气寿命等 , 应符合GB/T 15166的规定。
5.5.7 跌落式熔断器的断流容量应分别按上、下限值校验 , 开断电流应以短路全电流校验。
5.5.8 熔断器技术参数及结构性能等应符合 GB/T 15166 的规定。
5.6 电制动开关
5.6.1 冲击式或频繁起动的水轮发电机宜装设电制动开关。
5.6.2 电制动开关可采用断路器或具有分合回路电流能力的隔离开关。
5.6.3 电制动开关的额定电压应按发电机回路最高运行电压选择 , 额定电流应满足发电机定子回路制动电流和发电机短路干燥情况下短时 (约 10 min) 运行的要求。
5.6.4 兼做发电机升流试验短路点的电制动开关应满足发电机升流试验的要求。
5.7 高压交流接触器
5.7.1 接触器应具有频繁操作性能 , 在使用中不应出现误分、误合或拒分、拒合。
5.7.2 接触器应具有可靠的机械锁扣装置。
5.7.3 接触器应具有动作计数和机械分合位置指示功能。
5.7.4 接触器技术参数及结构性能等应符合 GB/T 14808 的规定。
5.8 限流熔断器组合保护装置
5.8.1 限流熔断器组合保护装置的额定开断电流应大于回路中可能出现的最大预期短路电流周期分量有效值。
5.8.2 对厂用电分支回路未采用离相封闭母线且回路的短路电
流达 40 kA 及以上 , 回路的工作电流不大于 100 A 的水电厂 ,可在厂用电变压器高压侧装设高压限流熔断器组合保护装置。与限流熔断器配套使用的负荷开关或断路器应能可靠地开断过负荷电流而不误切短路电流 , 同时应校验厂用电变压器高、低压侧保护动作的选择性。
5.8.3 限流熔断器组合保护装置用于厂用电变压器高压侧时 ,限流熔断器组合保护装置中熔断器的额定电流应考虑变压器有5%的容差 , 允许过载 1.3 倍 2 h, 并留有 10% (屋外 20%) 的裕度。
5.9 3.6 kV~40.5 kV 交流金属封闭开关设备
5.9.1 交流金属封闭开关设备 (开关柜) 的防护等级应按实际使用环境条件确定 , 并应符合 GB/T 4208的规定。
5.9.2 当环境温度高于 +40℃时 , 开关柜内的电气元器件应按制造商提供的降容系数降容使用 ; 母线的允许电流可按公式(5.9.2) 计算 :
It ≥ I (5.9.2)
式中 It— 环境温度 t下的允许电流 (A) ;
I40— 环境温度 40 ℃时的允许电流 (A) ;
t— 环境温度 ( ℃)。
5.9.3 沿开关柜的整个长度延伸方向应设有专用的接地导体 ,接地导体应采用铜质导体。接地导体应按至少耐受一次短时耐受电流最大值选择。
5.9.4 开关柜内装有电压互感器时 , 电压互感器高压侧应有防止内部故障的高压熔断器 , 其开断电流应与开关柜参数相匹配。
5.9.5 开关柜中各组件及其支持绝缘件的外绝缘爬电比距应符合瓷质绝缘不小于 18 mm/kV、有机绝缘不小于 20 mm/kV 的规定。
5.9.6 单纯以空气作为绝缘介质时 , 开关柜内各相导体的相间
与对地净距应符合表 5.9.6 的规定。
表 5.9.6 开关柜内各相导体的相间与对地净距
5.9.7 开关柜应具备防止误拉、合断路器 , 防止带负荷分、合隔离开关或隔离插头 , 防止带接地开关或接地线送电 , 防止带电合接地开关或挂接地线 , 防止误入带电间隔等 5项措施。
5.9.8 开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其他功能隔室之间应采取有效的防止火灾蔓延的封堵隔离措施。
5.9.9 在布置场地紧张、高海拔地区或运行维护条件差等情况下 , 可选用充气式开关柜。
5.9.10 开关柜技术参数及结构性能等应符合 GB/T 3906 和GB/T 11022的规定。
5.10 72.5 kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备
5.10.1 选择 GIS内的元件时 , 应考虑下列情况 :
1 隔离开关和接地开关应具有表示其分、合位置的可靠和便于巡视的指示装置。
2 接地开关的导电杆应与外壳绝缘。
3 气体绝缘避雷器应做成单独的气隔 , 并应装设防爆装置、监视压力的压力表或密度继电器和补气用的阀门。
4 GIS分期建设时 , 宜在扩建接口处装设隔离开关或隔离气室。
5.10.2 GIS的适当部位应加装伸缩节。伸缩节结构和位置应能满足装配调整要求 , 并应能调节和吸收基础的不均匀沉陷、土建施工误差、设备制造误差、安装误差、补偿温度应力、地震力、断路器操作时的暂时变位以及变压器或电抗器微震等方面产生的位移。
在 GIS分开的基础之间允许的相对位移或不均匀下沉值应由设备制造厂和用户协商确定。
5.10.3 在相关的断路器、 隔离开关、接地开关之间应设置联锁装置。线路侧的接地开关宜加装带电指示和闭锁装置。
5.10.4 GIS应分成若干隔室。 隔室的具体划分可根据布置条件、分期安装、母线长度和试验、运行、故障、检修要求及内部电弧效应的限制等 , 在订货技术条款中由用户与设备制造厂商定。 除断路器外 , 气体系统的压力宜采用相同气压。
GIS每个隔室允许的相对年漏气率不应大于 0.5%/年 , 整套装置最大年泄漏率应不大于 0.1%。
5.10.5 外壳厚度应满足在下列短路电流耐受时间内外壳不烧穿的要求 :
1 短路电流 40 kA及以上 , 0.1 s。
2 短路电流 40 kA 以下 , 0.2 s。
5.10.6 GIS应设置防止外壳因内部故障破坏的保护措施。
5.10.7 GIS中 SF6 气体的质量标准应符合 GB/T 8905的规定。
5.10.8 GIS的外壳应接地 , 并应符合下列规定 :
1 凡不属于主回路或辅助回路的且需要接地的所有金属部分均应接地。外壳、构架等的相互电气连接宜采用紧固连接。
2 接地回路导体材质宜为电解铜 , 且应具有通过可能的接地短路电流所产生的热和电效应的能力。
3 紧固接地螺栓的直径不应小于 16 mm , 接地点应标示接地符号。
4 接地开关的接地端子应与外壳绝缘后再接地。
5 在正常情况下 , 外壳的感应电压不应大于 24 V; 在发生短路故障的情况下 , 外壳的感应电压不应大于 100V。
5.10.9 GIS技术参数及结构性能等应符合 GB/T 7674的规定。
5.11 预装怯变电站
5.11.1 预装式变电站应根据运行要求和系统特性 , 按正常负荷条件和故障情况的要求选择各个元件的技术参数 , 并宜考虑系统预期的未来发展。
5.11.2 预装式变电站应根据现场的平均周围空气温度、变压器负荷系数及温升选择外壳级别。
5.11.3 预装式变电站内部的操作通道宽度应适于操作和维护的要求 , 通道宽度应不小于 800 mm。
5.11.4 预装式变电站的所有不属于主回路、控制回路或辅助回路的金属部件均应与主接地网可靠连接。
5.11.5 预装式变电站的冷却宜采用自然通风。
5.11.6 预装式变电站的技术参数及结构性能等应符合 GB/T 17467的规定。
5.12 电力变压器
5.12.1 油浸变压器的使用条件应符合 GB/T 1094.1 的规定 ,干式变压器的使用条件应符合 GB/T 1094.11的规定。
5.12.2 用于扩大单元连接的变压器 , 宜采用双绕组变压器 ; 如需限制短路电流 , 可采用低压侧为分裂绕组的变压器。
5.12.3 连接两种不同升高电压母线之间的联络变压器 , 当两种升高电压均为直接接地系统时宜采用降压型自耦变压器 , 自耦变压器应设置三角形接线的第三绕组。
5.12.4 变压器宜采用三相变压器 , 当受运输、制造水平、布置场地或其他特殊原因限制时可选用三相组合式变压器或现场组装三相变压器。如运输条件受限制但布置场地不受限制时 , 可选用
单相变压器组。
5.12.5 选择采用单相变压器时 , 有下列情况之一者 , 可设置 1台备用相变压器 :
1 变压器年利用小时数在 4000 h及以上 , 且设有 4 组及以上相同容量的单相变压器组。
2 只有 1组单相变压器组 , 且单相变压器组停止运行将造成严重经济损失。
3 只有 1组联络单相变压器组 , 两种升高电压间经常有大交换容量 , 且不允许长时间停电检修。
5.12.6 选择变压器额定容量时 , 宜采用 GB/T 321中的 R10优先系数。变压器额定容量应按下列要求选择 :
1 水电厂主变压器额定容量应与所连接的水轮发电机视在容量或最大容量相匹配。
2 变电所降压变压器的额定容量应按 GB/T 1094.7或 GB/T 1094.12 中给定的正常周期负载图所推荐的变压器在正常寿命损失下的负载特性 , 经济性地进行估算。 同时宜考虑负荷发展。
3 配电变压器应根据 GB/T 1094.7 或 GB/T 1094.12及用电设备安装容量确定。
4 单相变压器组
