水力发电厂高压电气设备选择及布置设计规范（07-9-12）.doc

ICS备案号：DL中华人民共和国电力行业标准 P DL/T水力发电厂高压电气设备选择及布置设计规范High voltage electric equipment selection and arrangement design code for Hydro-power station（报批稿）2007发布 2007实施 中华人民共和国国家发展和改革委员会 发布III 目 次前 言 1 范 围 12 规范性引用文件 23 术语和定义 44 一般规定 55 高压电气设备选择 85.1 导体 85.2 主变压器 115.3 发电机断路器 125.4 电制动开关 135.5 高压断路器 135.6 高压负荷开关 135.7 高压隔离开关 135.8 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS) 145.9 交流金属封闭开关设备 165.10 电压互感器 165.11 电流互感器 175.12 并联电抗器 185.13 限流电抗器 195.14 消弧线圈及接地变压器 195.15 避雷器 216 进出线段及联络线 226.1 架空线路 226.2 电缆线路 226.3 气体绝缘金属封闭输电线路（GIL） 237 高压电气设备的布置 247.1 主要电气设备 247.2 安全净距 257.3 通道及围栏 298 配电装置对建筑物及构筑物的要求 318.1 配电装置室的建筑要求 318.2 屋外配电装置架构的荷载要求 31前 言根据国家发改委关于印发2005年行业标准项目计划的通知（发改办工业2005739号）的要求，对SDJ 5-1985高压配电装置设计技术规程、SDGJ14-1986导体与电器选择设计规定进行了修订，并更名为水力发电厂高压电气设备选择和布置设计规范。SDJ 5-1985于1985年由原水利电力部首次颁发，并自1986年1月1日起实施；SDGJ14-1986于1986年由原水利电力部首次颁发实施。二十年来，随着水电建设规模越来越大，在高压电气设备的设计、选型、布置及试验等方面，积累了大量新技术和新经验，为使高压电气设备选择及布置设计更符合安全实用、技术先进合理的要求，并将成熟的、可靠的新工艺、新材料、新技术、新经验引入规范，对SDJ 5-1985、SDGJ14-1986进行修订是十分必要的。自2001年，水电水利规划设计总院提出了对SDJ 5-1985、SDGJ14-1986进行修订的要求，并由西北勘测设计研究院承担此项修订任务。编制水力发电厂高压电气设备选择和布置设计规范过程中，进行了大量的调查研究、分析，以及技术讨论会，为本次修订奠定了坚实的基础。修订的标准与原标准相比，补充和修改的主要内容如下：1增加了导体、主变压器、高压断路器、发电机断路器、气体绝缘金属封闭开关设备（简称GIS）、气体绝缘金属封闭输电线路（简称GIL）等高压电气设备选择方面的内容；2增加了电站进出线段及联络线布置方面的内容；3总结近年来水电设计领域的经验教训，将其中较成熟可靠的新工艺、新材料、新技术、新要求补充进规范。本标准实施后代替SDJ 5-1985、SDGJ14-1986相应的技术标准内容。本标准由水电水利规划设计总院提出。本标准由水电水利规划设计总院归口，并负责解释。本标准起草单位：中国水电顾问集团西北勘测设计研究院。本标准主要起草人：阮全荣、吕六和、康本贤、桑志强、于庆贵本标准参加起草人：孙帆、张李1 范围1.0.1 本规范规定了水力发电厂高压电气设备选择和配电装置布置设计的技术要求。1.0.2 本规范适用于新建水力发电厂标称电压为3kV500kV配电装置的设计，扩建和改建工程可参照执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误内容）或修订版均不适应于本标准，然而，鼓励根据本规范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，其最新版本适用本规范。GB 321 优先数与优先数系GB 772 高压绝缘子瓷件 技术条件GB 1094.12,5 电力变压器GB 1094.3-2003 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 1208 电流互感器GB 1984-2003 高压交流断路器GB 1985-2004 高压交流隔离开关和接地开关GB/T 2900 电工术语GB 3906 335kV交流金属封闭开关设备GB 3804 363kV交流高压负荷开关GB 5273 变压器、高压电器和套管的接线端子GB/T 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB 7674 72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB7328 变压器和电抗器的声级测定GB/T 8349-2000 金属封闭母线GB 10229-1988 电抗器GB/T 11022 高压开关设备通用技术条件GB 11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器GB 11604 高压电器设备无线电干扰测试方法GB/T 14810-1993 110kV及以上交流高压负荷开关GB/T 14824-1993 发电机断路器通用技术条件GB 16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求GB 50217 电力工程电缆设计规范GB 50260 电力设施抗震设计规范DL/T 613-1997 进口交流无间隙金属氧化物避雷器技术规范DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 866-2004 电流互感器和电压互感器选择及计算导则DL/T 978-2005 气体绝缘金属封闭输电线路技术条件DL/T 5092-1999 110500kV架空送电线路设计技术规程DL/T 5139 水力发电厂气体绝缘金属封闭开关设备配电装置设计规范DL/T 5163-2002 水电工程三相交流系统短路电流计算导则DL/T 5186-2004 水力发电厂机电设计规范DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规定DL/T 5228-2005 水力发电厂110kV-500kV电力电缆施工设计规范JB/T 10088-2004 6kV500kV级电力变压器声级IEC62271-305 额定电压72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备与电力电缆直接连接IEC62271-306 额定电压72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备与电力变压器直接连接3 术语和定义 本规范采用的术语定义，除按GB/T 2900电工术语规定外，作如下补充：3.0.1 进、出线段及联络线 Incoming,outgoing and connecting line进线段是指由主变压器引至高压开关设备的线路。出线段是指高压开关设备引至高压出线站设备的线路。联络线是指站内不同电压等级开关设备引至联络变压器的线路，或同一电压等级、不同布置场所的开关设备之间的线路。4 一般规定4.0.1 高压电气设备的选择和布置应根据工程具体条件，并考虑远景发展，选用安全可靠、技术先进、经济合理的产品；并按环境条件、地质、地形、枢纽布置以及运行、维护、安装、运输等要求制订布置方案，坚持节约用地和节能降耗的原则及环境保护要求，力求做到设计方案合理、运行可靠、安装和维护方便。4.0.2 选用的高压电气设备的额定电压不得低于所在系统（回路）的最高运行电压。4.0.3 选用的高压电气设备长期允许电流不得小于各种可能运行方式下该回路的最大持续工作电流。对屋外布置的高压电气设备应计及日照对其载流量的影响。4.0.4 选择高压电气设备时，应按设备布置场所的使用环境条件进行校核。当气温、风速、湿度、污秽、海拔、地震、覆冰等使用环境条件超出高压电气设备的正常使用条件时，应与制造部门协商或采取相应的防护措施。4.0.5 高压配电装置型式和布置方式选择应结合水电厂工程的环境条件、地形地貌、工程规模、枢纽布置、进出线方式、环境保护及设备制造等因素，通过对敞开式开关设备、GIS和混合式开关设备等的技术经济比较，择优选用。在技术经济比较中，应将型式选择和布置方式相结合。除考虑设备造价和土建费用外，宜考虑年运行费用和事故损失费用。对于分期建设和改扩建工程，除考虑以上费用外，宜考虑施工停电损失费用。4.0.6 进出线段及联络线方式的选择，应考虑其对电气主接线设计、主变压器布置和开关站选型及布置的影响。在主变压器布置时，除考虑以上几个方面的影响外，还应考虑大电流母线的电能损失费用。4.0.7 在正常运行和短路时，电气设备引线的最大作用力不应大于电气设备端子允许的荷载。屋外配电装置的导体、套管、绝缘子和金具，应根据电站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4.0.7所列数值。表4.0.7 导体和绝缘子的安全系数类 别荷载长期作用时荷载短时作用时套管、支持绝缘子及其金具2.51.67悬式绝缘子及其金具142.5软导线242.5硬导体32.01.67注：1 悬式绝缘子的安全系数系对应于1h机电试验荷载。若对应于破坏荷载，其安全系数应分别取5.3和3.3。2进出线及联络线的架空线路安全系数应不小于3.5。3硬导体的安全系数对应于破坏应力。若对应于屈服点应力，其安全系数应分别取1.6和1.4。4.0.8 选择高压电气设备的环境温度宜采用表4.0.8 所列数值。表4.0.8 选择高压电气设备的环境温度（）类别安装场所环 境 温 度最高温度最低温度裸导体屋外最热月平均最高温度屋内该处通风设计温度电气设备屋外年最高温度年最低温度屋内变压器和电抗器该处通风设计最高排风温度屋内其它该处通风设计温度注：1 年最高（或最低）温度为一年中所测得的最高（或最低）温度的多年平均值。2 最热月平均最高温度为最热月每日最高温度的月平均值，取多年平均值。3 选择屋内裸导体及其它电气设备的环境温度，若该处无通风设计温度资料时，可取最热月平均最高温度加5。4.0.9 选择导体和电气设备时所用的最大风速，500kV电压等级宜采用离地面10m高、50年一遇的10min平均最大风速，330kV及以下电压等级可取离地面10m高、30年一遇的10min平均最大风速。最大风速超过35m/s时，户外设备布置应采取措施。4.0.10 在周围环境温度低于电气设备的最低允许温度时，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。4.0.11 选择高压电气设备时使用环境的相对湿度，应采用电厂当地湿度最高月份25时的平均相对湿度。当无资料时，对洞内、地下及潮湿的场所可取95%。4.0.12 电气设备的抗震设计应符合GB 50260的规定。4.0.13 对海拔高于1000m，但不超过4000m的电气设备外绝缘，海拔每升高100m，绝缘强度约降低1%。在海拔不高于1000m的地点试验时，其试验电压应乘以海拔修正系数Ka，系数Ka的计算公式如下： （4.0.13）式中： H电气设备安装地点的海拔高度（m）。 对海拔高于4000m的电气设备外绝缘，应进行专题研究。4.0.14 对周围环境空气温度高于40处的电气设备，其外绝缘在干燥状态下的试验电压应乘以温度校正系数，计算公式如下： （4.0.14）式中： Kt温度校正系数； T环境空气温度（）。4.0.15 电气设备及金具在1.1倍最高工作相电压下，晴天夜晚应不出现可见电晕。110kV及以上电压的电气设备户外晴天无线电干扰电压不宜大于500V，试验要求应符合GB11604的规定。4.0.16 短路电流验算应满足以下基本要求：1 校验高压电气设备的峰值耐受、短时耐受以及断路器开断电流所用的短路电流值，宜根据系统的远景发展规划（一般取第1台机投产后510年）计算。计算中采用的电气主接线和运行方式，应为可能发生最大短路电流的正常接线和运行方式。2 短路电流一般取三相短路电流值。若发电机出口的两相短路，或中性点直接接地系统、自耦变压器等回路中的单相、两相接地短路较三相短路严重时，则应取严重情况的短路电流值。3 校验高压电气设备用的短路电流值，应按DL/T 5163的规定进行计算。4 用熔断器保护的高压电气设备可不验算短时耐受电流，但应校验峰值耐受电流。用熔断器保护的电压互感器回路，可不校验短时耐受和峰值耐受电流。5 用高压限流熔断器保护的高压电气设备，可根据限流熔断器的特性校验其短时耐受和峰值耐受电流。6 校验导体短路热效应的计算时间，宜采用其主保护动作时间加相应的断路器开断时间。当主保护有死区时，可采用对该死区起作用的第一段后备保护动作时间，并应采用相应的短路电流值。7 校验电气设备的短路热效应的计算时间，宜采用第一段后备保护动作时间加相应的断路器开断时间。4.0.17 污秽等级的划分及爬电比距要求如下：1 线路和发电厂、变电所设备外绝缘各污秽等级和对应的盐密应符合表 4.0.17-1要求。表 4.0.17-1 线路和发电厂、变电所污秽等级污秽等级污 湿 特 征盐密，mg/cm2线 路发电厂、变电所0大气清洁地区及离海岸盐场50km以上无明显污染地区0.03大气轻度污染地区，工业区和人口低密集区，离海岸盐场10km50km地区。在污闪季节中干燥少雾(含毛毛雨)或雨量较多时0.030.060.06大气中等污染地区，轻盐碱和炉烟污秽地区，离海岸盐场3km10km地区，在污闪季节中潮湿多雾(含毛毛雨)但雨量较少时0.060.100.060.10大气污染较严重地区，重雾和重盐碱地区，近海岸盐场1km3km地区，工业与人口密度较大地区，离化学污源和炉烟污秽300m1500m的较严重污秽地区0.100.250.100.25大气特别严重污染地区，离海岸盐场1km以内，离化学污源和炉烟污秽300m以内的地区0.250.350.250.35注：1) 线路设备的污秽等级共划分为0、五级；发电厂、变电所设备的污秽等级共划分为、四级。2) 设备外绝缘的污秽等级应根据各地的污湿特征、运行经验并结合其表面污秽物质的等值附盐密度三个因素综合考虑划分，当三者不一致时，应根据运行经验确定。2 各级污秽等级电力设备的爬电比距，应符合表 4.0.17-2要求。表4.0.17-2 各污秽等级下的爬电比距分级数值污秽等级爬电比距，cm/kV线 路发电厂、变电所220kV及以下330kV及以上220kV及以下330kV及以上01.391.451.391.741.451.821.601.601.742.171.822.272.002.002.172.782.272.912.502.502.783.302.913.453.103.10注：1) 爬电比距是电力设备的爬电距离与最高工作电压有效值之比。2) 表中爬电比距仅适用于设备安装在海拔1000m及以下地区，当海拔高于1000m时应按4.0.14条进行修正。5 高压电气设备选择5.1 导体5.1.1 发电机主回路的母线型式选择应根据发电机容量、电站环境条件、布置场地、安装与维护等方面的要求，通过技术经济比较确定。发电机分支回路母线宜采用与主回路相同型式的母线。5.1.2 水力发电厂发电机回路主要采用的大电流母线有金属封闭母线、电缆和敞露母线。母线型式选择应满足以下要求：1 对于发电机容量为100MW及以上的主回路应采用全连式离相封闭母线，中小型容量的机组宜采用共箱母线或电缆，灯泡式贯流机组宜采用电缆或共箱母线。2 全连式离相封闭母线适用于4000A及以上发电机主回路和分支回路；6300A及以下发电机主回路和分支回路可选用共箱封闭母线。3 发电机主回路采用电缆时，应选用单相铜芯的交联聚乙烯电缆，电缆缆芯与绝缘屏蔽或金属套之间的电压应采用173%的回路工作相电压，其它技术要求应满足GB50217标准规定。电缆敷设应考虑对电缆的载流量和对电缆固定构架的影响。4 如采用敞露母线，对于4000A及以下发电机主回路和分支回路可采用矩形母线；对于40008000A发电机主回路和分支回路可采用槽形母线。5.1.3 金属封闭母线技术参数选择应符合GB/T 8349规定。5.1.4 金属封闭母线结构应满足以下基本要求：1 金属封闭母线可采用水平、垂直或斜井方式布置。2 金属封闭母线的接头处或其他容易过热的部位，可设置监测导体、接头和外壳温度的测温装置。3 金属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，防止柜内故障波及母线。金属封闭母线外壳与设备（除发电机断路器和换相开关外）外壳间应采用可拆卸连接，离相封闭母线外壳与设备外壳间应绝缘并隔振。4 金属封闭母线长的直线段、不同基础连接段及设备连接处等部位，应设置热胀冷缩或基础沉降的补偿装置，其导体采用编织线铜辫、薄铝或铜叠片伸缩节，外壳采用橡胶伸缩套、铝波纹管或其他等效连接方式。5 金属封闭母线可在适当部位设置防结露装置。自然冷却金属封闭母线，应在户内外穿墙处设置密封绝缘套管或其他措施，防止外壳中户内、外空气对流而产生结露。6 全连式离相封闭母线(除发电机回路设置电气制动接地开关外)应设置三相短路试验装置，其布置应方便发电机短路试验。7 金属封闭母线的外壳及支持结构的金属部分应可靠接地。全连式离相封闭母线的外壳可采用一点或多点接地。接地导线应满足峰值耐受电流和短时耐受电流的要求。8 当母线通过短路电流时，外壳的感应电压应不超过24V。5.1.5 敞露母线导体的截面尺寸应按以下几个方面选择：1 持续工作电流。为了保证母线的长期安全运行，导体长期允许的载流量应大于或等于回路的最大持续工作电流。导体长期允许的载流量按DL/T 5222规定选择。2 经济电流密度。考虑母线长期运行的经济性，较长导体的截面积应按经济电流密度选择。经济电流密度按DL/T 5222规定选择。3 短时耐受电流校验。短时耐受电流应按下式校验： Smin (5.1.5)式中：Smin 导体的最小载流截面（mm2）；Qd 短路电流的热效应（A2.s）；C 热稳定系数，其值选取见DL/T 5222规定。4 机械强度校验。导体的截面选择应满足峰值耐受电流要求，导体承受的最大应力见DL/T 5222规定，在应力计算时应考虑共振的影响。在槽形导体计算时，其片间电动力可按形状系数法进行计算。5.1.6敞露母线的支柱绝缘子底座、套管的法兰、保护网（罩）等不带电的金属构件应可靠接地。敞露母线布置及安装除满足电气和机械强度要求外，为减少钢构件发热，当导体工作电流大于1500A时，不应使每相导体的支持钢构件及导体支持夹板构成闭合磁路。对于工作电流大于4000A的导体的邻近钢构件，应采取避免构成闭合磁路或装设短路环等措施。5.1.7 软导线选择，应根据环境条件、回路负荷电流、电晕、无线电干扰等条件，确定导线的截面和导线的结构型式，并应进行峰值耐受电流和短时耐受电流的校验。5.1.8 在空气中含盐量较大的沿海地区或周围气体对导体有明显腐蚀的场所，宜选用防腐型铝绞线。其载流量可采用同型导线的数值。5.1.9 当负荷电流较大时，应根据负荷电流计算确定导线截面。电压在63kV及以下的导体可不进行电晕电压校验。110220kV的导体截面一般取决于正常负载时的经济截面和发热条件，但应进行电晕电压校验。电晕是330kV及以上导体截面选择的控制条件，应进行电晕电压校验。5.1.10 220kV及以下的软导线可采用单根钢芯铝绞线或由钢芯铝绞线组成的组合导线。330kV的软导线宜采用空心扩径导线。500kV的软导线宜采用双分裂导线。5.1.11 管形母线应根据持续工作电流选择，按短时耐受电流校验，应有足够机械刚度和强度，避免微风振动和端部效应，并便于制造安装。5.1.12 屋外管型母线进行机械计算时，导体荷载组合可采用表5.1.12所列条件。表5.1.12 荷载组合条件状态风速自重引下线重覆冰重量短路电动力地震力正常时有冰时的风速YYY最大风速YY短路时50%最大风速且不小于15m/sYYY地震时25%最大风速YY相应震级的地震力注: Y为计算时应采用的荷载条件。5.1.13 屋外管型母线设计应按下式校验卡曼旋涡风所引起的微风振动： (5.1.13)式中：vjs管型母线产生微风共振的计算风速（m/s）；f 导体各阶固有频率（Hz）；D导体外径（m）；A频率系数，可取0.214。5.1.14 支撑式单根铝管母线配电装置，在无冰无风情况下，母线的跨中挠度宜不超过母线跨距的0.5%；分裂结构铝管母线其挠度宜不超过母线跨距的0.4%。5.1.15 管型母线检修时，由于邻近的运行母线会在检修的母线上感应电压，应在母线上设置安全接地装置，接地点位置应通过计算确定。5.1.16 为了消除管型母线热胀冷缩产生的应力，应结合管形母线的支撑和固定方式合理设置伸缩节。5.1.17 电力电缆的技术参数选择和敷设要求应符合GB 50217 和DL/T 5228的规定。5.1.18 电缆型式宜选用交联聚乙烯挤包绝缘电缆。5.1.19 GIL的技术参数选择和敷设要求应符合DL/T 978-2005的规定。5.1.20 GIL适用于水电站进出线或联络线回路电流较大，且架空线路难以实现的场所。5.1.21 GIL的导体连接方式宜采用插接触头方式。GIL外壳的连接可采用法兰连接或焊接。5.1.22 GIL外壳接地方式宜采用全连式多点接地。5.1.23 GIL标准段的类型及长度主要由工厂制造、运输、安装及现场布置要求来确定。5.2 主变压器5.2.1 主变压器技术参数选择应满足GB 1094.15规定的要求。5.2.2 主变压器应优先采用三相式。当运输条件和布置场地受限制时，宜选用三相组合式变压器；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。用于扩大单元接线的主变压器，一般采用升压型双绕组变压器；当需限制短路电流时，可采用低压侧分裂绕组的变压器。用于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。自耦变压器一般应设置第三绕组，主要用来消除三次谐波电流。采用单相变压器组时，有下列情况之一者，可设置一台备用相：1 年利用小时数在4000h及以上，且设有四组及以上相同容量的单相变压器组；2 全厂只有一组单相变压器组，停止运行将造成大量电能损失；3 全厂只有一组联络单相变压器组，两种升高电压间经常有较大交换容量，且不允许长时间停电检修。5.2.3 主变压器额定容量应与所连接的水轮发电机额定容量相匹配。当主变压器额定容量在125MVA及以上时，宜优先从GB321中的R10系列中选取；125MVA以下时，应采用标准容量系列的变压器。联络变压器的额定容量应根据各种不同运行方式下两种不同升高电压系统间的有功和无功功率交换要求确定，其容量不小于接在两种电压母线上最大一台机组的容量。蓄能电厂主变压器额定容量应计算主变压器所连接机组发电工况容量和电动工况容量；对于电动工况，还应计及厂用电最大计算负荷和变频启动装置的负荷。5.2.4 变压器的额定电压、分接和电压调节的选择应满足以下要求：1 变压器绕组的额定电压、电压调节范围及分接方式应根据电站接入电力系统设计确定。2 蓄能电厂在接入系统设计确定其调压范围时应充分考虑机组调相与进相能力和抽水工况的调压作用，尽量避免在电厂内设置调压措施。确需设置时，应对适当加大发电电动机调压范围和采用有载调压变压器两种调压方式进行技术经济比较，选定调压方式。当变压器布置在地下洞室时，宜优先采用适当加大发电电动机调压范围的方式。5.2.5 阻抗电压选择应满足以下要求：1 阻抗电压选择，应根据接入系统设计和电气设备选择，使系统对电压调节的要求、短路电流限制和变压器制造的经济性相协调。2 双绕组变压器的阻抗电压应按主分接规定。多绕组变压器应分别规定各对绕组的阻抗电压。3 当分接范围超过5%时，应确定两个极限分接的阻抗电压值，以满足阻抗电压试验要求。5.2.6 变压器的局部放电测量方法应按GB1094.3进行。550kV及以下变压器在1.5倍最高相电压下，局部放电量100pc（自耦变压器中压端不大于200pC，高压端不大于100pC）； 800kV变压器在1.5倍最高相电压下，局部放电量300pc。5.2.7 变压器的噪声水平应符合环境保护要求，一般取80dB(A)，测量方法按GB7328的规定进行。当冷却器、风扇、油泵不投入运行时，在距离变压器0.3m处测量，噪声应不大于80dB；当冷却器、风扇、油泵全部投入运行时，在距离变压器2m处测量，噪声应不大于80dB。5.2.8 水力发电厂主变压器冷却方式选择与电站使用环境、主变压器容量、布置位置等有关，并应符合GB1094.2的规定。户外变压器宜采用风冷或自冷；户内大容量变压器应采用水冷。5.2.9 变压器铁芯和较大金属结构零件均应通过油箱可靠接地，接地处应有明显接地符号“”或“接地”字样。变压器的铁芯和夹件应通过套管从油箱上部引出接地线，并沿油箱外壁引至油箱下部可靠接地。变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应满足短时耐受电流的要求。5.2.10 变压器与架空线的连接，出线套管的接线端子应符合GB5273的规定。变压器与电缆的连接，应符合DL/T 5228标准规定。变压器与GIS或GIL直接连接，应符合IEC62271-306标准规定。5.2.11 330kV及以上与GIS直接连接的变压器，应考虑由于GIS中开关操作产生的快速暂态过电压对变压器绕组绝缘的影响。5.3 发电机断路器5.3.1 发电机断路器技术参数选择宜满足GB/T 14824规定的要求。5.3.2 额定短路开断电流在50kA及以上宜采用SF6发电机断路器；额定短路开断电流在63kA及以下可采用真空或SF6发电机断路器。5.3.3 发电机断路器应分别按照系统侧和发电机侧的短路开断电流进行选择，还应考虑暂态恢复电压和直流分量的要求。5.3.4 发电机断路器合闸和分闸操作时，在离地面高度为1.5m，距声源设备外沿垂直面的距离为2m处测得的噪声水平不得超过110dB。5.3.5 发电机断路器应采用机械三相联动机构，操动机构应具有两个分闸线圈。5.4 电制动开关5.4.1 水轮发电机电气制动一般采用的制动开关有隔离开关或断路器。5.4.2 根据水轮发电机的技术参数和电气制动设计要求，没有合适的电制动隔离开关选择时，可选用真空断路器或SF6断路器。5.4.3 电制动开关额定电流选择应满足定子回路制动电流和短时（一般不超过10min）运行的要求。短时耐受电流选择，应根据电站特点和电制动开关的结构特点，合理经济地选择。5.4.4 对于发电机回路采用离相封闭母线时，电制动开关不仅应满足与母线连接的要求，同时还要满足发电机升流试验要求。5.5 高压断路器5.5.1 高压断路器技术参数选择应满足GB1984规定的要求。5.5.2 40.5kV以上电压等级宜优先选用SF6断路器，其灭弧方式宜采用单压式。SF6落地罐式高压断路器适用于地震要求高、重污秽、高海拔地区等场所。40.5kV及以下电压等级宜选用真空断路器或SF6断路器。真空断路器应选用本体和机构一体化设计制造的产品。5.5.3 高压断路器的额定电压为断路器所在电力系统的最高运行电压。5.5.4 断路器的额定短路开断电流由交流分量有效值和直流分量两个值表征。如直流分量不超过20%时，额定短路开断电流仅由交流分量的有效值来表征，不必校验断路器的直流分断能力。如直流分量超过20%，则应根据所在工程的直流分量时间常数和GB1984的规定确定直流分量。5.5.5 断路器的额定短时耐受电流等于额定短路开断电流，其持续时间额定值在110kV及以下为4s；在220kV及以上为2s。5.5.6 断路器的峰值耐受电流等于额定短路关合电流。对于额定频率为50Hz、时间常数标准值为45ms时，额定短路关合电流等于额定短路开断电流交流分量有效值的2.5倍；对于所有特殊工况的时间常数，额定短路关合电流等于额定短路开断电流交流分量有效值的2.7倍，与断路器的额定频率无关。5.5.7 363kV及以上断路器应根据过电压研究确定是否装设合闸电阻。5.6 高压负荷开关5.6.1 负荷开关技术参数选择应满足 GB 3804和GB/T14810规定的要求。5.6.2 负荷开关宜选用六氟化硫或真空负荷开关。5.6.3 当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可能配用熔断器的最大截止电流。负荷开关的开断电流应大于转移电流和交接电流。5.6.4 负荷开关的有功负荷开断能力和闭环电流开断能力应等于或大于回路的额定电流。5.6.5 选用的负荷开关应具有切合电感、电容性小电流的能力。5.7 高压隔离开关和接地开关5.7.1 高压隔离开关技术和接地开关技术参数选择应满足GB 1985规定的要求。5.7.2 隔离开关操动机构的型式宜根据工程实际情况选择电动和（或）手动操动机构。5.7.3 根据机械寿命和与断路器关联操作的情况，隔离开关按M0、M1、M2三个等级选用。5.7.4 根据短路关合能力的要求，接地开关按E0 、E1、 E2三个等级选用。5.7.5 额定电压72.5kV及以上、多路架空输电线布置的情况下，不带电并且接地的输电线上可能通过电流，这是由于与相邻带电线路的电容和电感耦合的结果。因此，用于这些线路接地的交流接地开关应能够开合感应电流，并保证下列运行条件：1 当接地连接线的一端开路，接地开关在线路的另一端操作时开断和关合容性电流；2 当线路的一端接地，接地开关在线路的另一端操作时开断和关合感性电流；3 持续承载容性和感性电流。5.7.6 对于额定电压72.5kV及以上、能够开合母线转换电流的交流隔离开关，额定母线转换电流值应为80的隔离开关额定电流。5.7.7 隔离开关开合母线充电电流是指接通或断开部分母线系统或类似的容性负载时，隔离开关应能开合的电流，适用于额定电压72.5kV及以上的交流气体绝缘金属封闭隔离开关。5.8 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)5.8.1 GIS技术参数选择应满足GB7674规定的要求。5.8.2断路器断口有水平布置和垂直布置两种，应根据布置场地、检修条件和制造厂的特点确定。GIS的断路器断口数应根据设备制造能力和电压等级来确定，363kV及以下应选用单断口，550kV可选用双断口或单断口。5.8.3 GIS隔室划分应考虑分期安装、试验、运行、故障、检修等方面的要求。并应满足下列基本要求： 1 当间隔元件设备检修时，不影响未检修间隔的正常运行。2 应将内部故障限制在故障隔室内。3 断路器、电压互感器、避雷器应设置单独隔室。4 与GIS外连的部位应进行单独分隔（与变压器、高压电缆、SF6/空气套管等的连接）。5 隔室内的SF6气体容量应考虑回收时间和气体回收装置的容量。5.8.4 伸缩节的配置应满足以下要求：1 伸缩节的设置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（电抗器）微震等方面产生的位移。2 制造厂应依据工程具体情况和GIS的总体结构提出合理的伸缩节配置方案。长母线和土建结构缝处宜设置伸缩节；GIS分支母线与变压器、电抗器的连接处应设置伸缩节。5.8.5 GIS出线套管与架空线的连接，出线套管的接线端子应符合GB5273的规定。5.8.6 GIS与变压器、电抗器的直接连接应满足如下要求：1 GIS与变压器、电抗器的外壳连接部位应设置绝缘元件加以隔离，绝缘元件应能承受外壳上出现的最大感应电压，并应能承受2kV工频电压1min，以防止GIS外壳感应电流传递到变压器、电抗器的外壳。绝缘元件的两侧应装设氧化锌限压器，以限制绝缘件上的过电压。2 GIS分支母线与变压器、电抗器的油/气套管连接处的导电回路，应设置可拆卸断口，可拆卸断口应设置在小的隔室内，断口间距应能承受各种试验电压，以方便GIS与变压器、电抗器分别进行试验和安装。连接处的小隔室在安装和检修时隔成小隔室，正常运行时可与分支母线形成大隔室。3 对330kV及以上电压等级，为了抑制快速暂态过电压引起的地电位升高，在变压器升高座与GIS外壳连接的绝缘之间应设置并联非线性电阻。非线性电阻的容量和特性由GIS制造厂确定。5.8.7 GIS出线和电缆的连接应满足如下要求：1 GIS外壳与电缆金属外护套间应设置绝缘元件加以隔离，绝缘元件应能承受各种运行工况下出现的最大感应电压，并应能承受2kV工频电压1min，以防止感应电压、感应电流相互影响。为了抑制瞬态条件下的过电压，在电缆头法兰与GIS外壳连接的绝缘件之间应并联非线性电阻。非线性电阻的容量和特性由GIS制造厂和电缆制造厂共同确定，由电缆制造厂提供。2 GIS分支母线与电缆终端导电回路的连接处，应在分支母线上设置可拆卸断口，可拆卸断口应设置在小的隔室内，断口间距应能承受各种试验电压，以方便GIS与电缆分别进行试验、安装和维修。5.8.8 GIS外壳宜采用铝合金。5.8.9 GIS单个隔室允许的相对年漏气率应不大于0.5%。5.8.10 接地开关的配置应满足以下要求：1 E0接地开关可用于GIS检修期间将检修部分的主回路可靠接地。2 E1或E2接地开关可用于不能预先确定是否带电的回路，如架空出线、长母线、长电缆等。3 部分或全部接地开关的接地端子应有与地电位绝缘的措施。以便GIS进行有关试验和测量。5.8.11 330kV及以上GIS，应考虑由于GIS中开关操作产生的快速暂态过电压对设备绝缘的影响。限制快速暂态过电压危害的主要措施有：断路器装合闸电阻，隔离开关装分合闸电阻；提高设备的绝缘水平；改进产品结构，降低设备上的残余电荷。5.8.12 GIS外壳感应电压正常运行条件下应不大于24V，故障条件下应不大于100V。5.8.13 GIS接地的设计应满足以下要求：1 GIS的外壳接地宜采用全连式外壳多点接地。2 GIS配电装置应设置贯穿所有GIS间隔的环形接地母线，将GIS配电装置的接地线引至接地母线，由接地母线再与接地网连接。3 分相GIS外壳应设短接线。短接线用来避免外壳中的感应电流流入接地回路和接地网。其截面应能承受长期通过的最大感应电流和短时耐受电流。外壳接地应从短接线上引出与接地母线连接，其截面应满足短时耐受电流的要求。短接线应设置在每一段的起终点。4 GIS配电装置的主回路、辅助回路、设备构架以及所有的金属部分均应接地。5.9交流金属封闭开关设备5.9.1 交流金属封闭开关设备技术参数选择应满足GB 3906规定的要求。5.9.2 35kV及以下配电装置宜采用交流金属封闭开关设备。5.9.3 为防止开关柜火灾蔓延，在开关柜的柜间、母线室之间及与本柜其它功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。5.10 电压互感器5.10.1 电压互感器技术参数选择应满足GB1207和DL/T 866规定的要求。其型式选择应满足如下要求：1 电压互感器根据绝缘分为干式、油浸式和充气式。35kV及以下宜采用干式，35kV以上宜采用油浸式或充气式，GIS封闭开关设备中应采用充气式。2 根据电压互感器的接线方式，分为三相式和单相式。20kV及以下系统宜采用三相式；35kV及以上宜采用单相式。3 根据电压互感器的电压变换原理，分为电磁式和电容式。当线路侧电压互感器兼作高频载波通信的耦合电容时，应采用电容式电压互感器；对110kV及以上，当输出容量和准确等级满足要求时，宜优先采用电容式电压互感器；在GIS封闭开关设备中，一般采用电磁式电压互感器。5.10.2 电压互感器额定一次电压，对于三相电压互感器或三相系统线间的单相互感器，其额定一次电压标准值应为系统标称电压；对于接在三相系统线与地之间或接在系统中性点与地之间的单相互感器，其额定一次电压标准值应为系统标称电压的倍。5.10.3 电压互感器额定二次电压，单相电压互感器、三相系统线间的单相电压互感器和三相电压互感器，其额定二次电压标准值取100V。三相系统中相与地之间用的电压互感器，当其额定一次电压标准值为系统标称电压倍时，额定二次电压标准值为V。5.10.4 电压互感器剩余电压绕组的额定电压，用于中性点直接接地系统的电压互感器，其剩余电压绕组额定电压标准值应为100V；用于中性点非直接接地系统（含消弧线圈接地系统）的电压互感器，其剩余电压绕组额定电压标准值应为100/3V。5.10.5 当发电机采用附加直流的定子绕组100%接地保护装置，而利用电压互感器向定子绕组注入直流时，则所用接于发电机电压的电压互感器一次侧中性点都不得直接接地，如要求接地时，必须经过电容器接地以隔离直流。5.10.6 测量、计量用的电压互感器标准准确级为：0.1 0.2 0.5 1.0 3.0。保护用的电压互感器标准准确级为：3P 6P。剩余绕组的准确级为6P。5.10.7 电压互感器安装用构架应有两处与接地网可靠连接。5.10.8 为防止电容式电压互感器发生铁磁谐振，电容式电压互感器的性能应满足以下要求： 1 在电压为0.8Upn、1.0Upn、1.2Upn而负荷实际为零的情况下，互感器二次端子短路后又突然消除短路，其二次电压峰值应在0.5s之内恢复到与短路前正常值相差不大于10； 2 在电压为1.5Upn（用于中性点有效接地系统）或1.9Upn（用于中性点非有效接地系统）且负荷实际为零的情况下，互感器二次端子短路后又