《主动干预型转移消弧装置选用导则》

ICS29.240.01

K49DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/TXX-20XX

主动干预型转移消弧装置选用导则

Selectionandapplicationrecommendationsofactiveinterventiontransferarc

suppressiondevice

（征求意见稿）

20XX—XX—XX发布20XX—XX—XX实施

国家能源局发布I

DL/TXXXXX—XXXX

II

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主动干预型转移消弧装置选用导则

1范围

本文件规定了主动干预型转移消弧装置（以下简称装置）的使用条件、技术要求、检验与试验、标

志、包装、运输、贮存及运行维护等内容。

本文件适用于额定电压10kV、频率为50Hz的主动干预型转移消弧装置，其他电压等级可参照执行。

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/T191包装储运图示标志

GB311.1绝缘配合第1部分：定义、原则和规则

GB311.2绝缘配合第1部分：使用导则

GB/T1384机电产品包装通用技术条件

GB1984高压交流断路器

GB2894安全标志及其使用导则

GB39063.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备

GB4208外壳防护等级（IP代码）

GB11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

GB/T14598.9量度继电器和保护装置第22-3部分：电气骚扰试验：辐射电磁场抗扰度

GB/T14598.10量度继电器和保护装置第22-4部分：电气骚扰试验：电快速瞬变/脉冲群抗扰度

试验

GB/T14598.13量度继电器和保护装置第22-1部分：电气骚扰试验：1MHz脉冲群抗扰度试验

GB/T14598.14量度继电器和保护装置第22-2部分：电气骚扰试验：静电放电试验

GB/T14598.18量度继电器和保护装置第22-5部分：电气骚扰试验：浪涌抗扰度试验

GB/T16927.1高电压试验技术第一部分:一般试验要求

GB/T16927.2高电压试验技术第二部分:测量系统

GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB/T50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范

DL/T402-2016高压交流断路器

DL/T404-20183.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备

DL/T553-2013电力系统动态记录装置通用技术条件

DL/T593高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

3术语和定义

DL/T404、DL/T593规定的，以及下列术语和定义均适用于本文件。

3.1主动干预型转移消弧装置activeinterventiontransferarcsuppressiondevice

由前置断路器、分相开关、接地元件、控制单元等组成，当发生单相接地故障时，由控制单元判别

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故障类型和单相接地故障相别，并控制故障相的分相开关闭合，将接地故障点电流转移到分相开关主动

接地点，有效熄灭接地电弧，钳制故障点电压并实现故障选线，减少单相接地故障对人身、设备的危害。

3.2前置断路器prepositivecircuitbreaker

用于装置与系统母线的联接与隔离，具备短路故障保护功能。

3.3分相开关phaseseparationswitch

用于把故障相直接或经过接地元件接地、可分相控制的断路器。

3.4接地元件groundedelements

用于抑制装置接地瞬间的暂态过程以及限制短路电流的电阻或者电感元件，加导体。

3.5控制单元controlunit

实现模拟量和开关量的接入、数据处理、判断、控制装置动作、通信、人机交互等功能。

3.6装置启动电压devicethresholdvoltage

装置判断发生单相接地故障从而进入接地保护状态的系统中性点对地电压。

3.7装置动作时间deviceoperatingtime

从发生单相接地，到装置故障相的分相开关闭合，实施接地保护的动作时间。

3.8永久性故障判断时间timeofdetectingpermanentfault

永久性单相接地故障下，从装置分相开关打开至永久性故障判断后，分相开关再次完全闭合的时间。

3.9中阻死区resistancedeadzone

系统发生单相接地故障时，故障相电压幅值与一个非故障相电压幅值相等，且另外一相电压的幅值

为三相电压中的最大值的运行状态。

3.10高阻死区highresistancedeadzone

系统发生单相接地故障时，故障相电压幅值与一个非故障相电压幅值相等，且另外一相电压的幅值

为三相电压中的最小值的运行状态。

4运行条件

4.1正常运行条件

符合本技术规范的装置在下述运行条件下应能正常运行。

4.1.1环境条件

使用避雷器的环境条件：

a)环境温度在-40℃～+40℃范围内；

b)太阳光的辐射；

注：最高日照强度（1.1kW/m2）的影响在型式试验中通过把试品预热的方法已予以考虑。如果在避雷器附近有其

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它热源，避雷器的使用需经供需双方协商。

c)海拔高度不超过1000m；

d)最大风速不超过35m/s（离地面高10m处，持续10min的100年平均最大风速）；

e)覆冰厚度不大于20mm；

f)污秽等级d级及以下地区；

g)抗震设防烈度7度及以下地区；

h)安装地点：户外；

i)安装方式：直立式。

4.1.26.1.2系统条件

使用避雷器的系统条件：

a)系统额定频率：50Hz；

b)系统标称电压：1000kV；

c)系统最高运行电压：1100kV；

d)系统短路电流水平：63kA；

e)系统中性点接地方式：中性点直接接地；

f)长期施加在避雷器端子间的工频电压应不超过避雷器的持续运行电压。

4.2异常运行条件

在异常运行条件下，装置的设计、制造及使用应特殊考虑。在异常运行条件下，本技术规范的使用

需经供需双方协商。异常运行条件见附录A。

a）环境温度：

最高气温：40℃；

最低气温：-25℃。

b）湿度：日相对湿度平均值不大于95%，月相对湿度平均值不大于90%。

c）海拔高度：不大于1000m。

d）防护等级：IP4X。

e）无剧烈振动源，无爆炸危险，无损坏绝缘及腐蚀性的有害气体及蒸汽，有防尘及防静电措施。

f）地震引发的地面加速度：水平方向不大于3m/s2，垂直方向不大于1.5m/s2。

4.3系统条件

变电站10kV采用中性点不接地（电容电流应大于10A）、经消弧线圈接地的电缆电网、架空线电

网以及架空与电缆混合电网均可应用。

在消弧线圈接地系统，应考虑消弧线圈对装置动作可靠性的影响，避免装置与消弧线圈并列运行造

成装置选相、选线不准的问题。

当变电站10kV单条电缆线路较长、负荷较大时应特殊考虑。

4.4适用范围

装置适用于系统电容电流10A以上、电缆线路占比较高且不具备低电阻接地系统改造条件的变电

站，尤其适用于含多回电缆同隧道、同电缆沟敷设的纯电缆或电缆架空线路混联线路的变电站。

对于中性点不接地系统改造、中性点经消弧线圈接地系统消弧线圈容量不足的变电站，故障电弧快

速熄灭、限制弧光接地过电压、防止火灾等故障发生时，可选用此装置。

对于10kV系统历史跳闸率较高、电缆馈线较多、电容电流较大，尤其是在A+、A、B类供电区域

及远期测算单相接地故障电容电流超过150A的变电站宜选用该装置。

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用于森林、草原防火的要求。

5技术要求

5.1整机要求

5.1.1结构要求

装置通常包含前置断路器、分相开关、接地元件、控制单元及相关附属设备，典型结构见图1。

图1装置结构图

装置须经前置断路器接入系统。

分相开关应为具备短路电流开断能力的断路器，具备分相控制与相间机械闭锁功能。

接地元件是装置分相开关与接地点之间联接的设备，可以是电阻、电感或一段导线。

控制单元包含电流保护单元、分相开关控制单元与选线单元，电流保护单元应与变电站内测控保护

系统适配。

装置的接地端子应采用专门敷设的接地线接地；接地线的截面积应按照系统短路电流进行热稳定校

验；接地线应采取防止机械损伤和化学腐蚀的措施。

产品设计应能使设备安全地进行下述各项工作：正常运行、检查、维护操作、主回路验电、安装和

（或）扩建后的相序校核和操作联锁、连接电缆的接地、电缆试验、连接电缆或其他器件的绝缘试验以

及消除危险的静电电荷等。

产品的设计应能在允许的基础误差和热胀冷缩的热效应下不致影响设备所保证的性能，并满足与其

他设备连接的要求。

附录A给出了采用快速开关直接接地、采用限流电阻接地、经过渡感抗接地三种类型主动干预型

转移消弧装置典型结构。

5.1.2功能要求

a）故障类型判别

当中性点对地电压达到装置启动电压时，装置应能首先判断故障类型，包括单相接地故障、线路断

线、铁磁性谐振、电压互感器一次断线、电压互感器二次断线、相间短路故障等，同时，能够区分瞬时

性故障与永久性故障，并根据不同的故障类型进行相应的动作保护或告警。

b）故障选相

系统发生单相接地故障时，当中性点对地电压达到装置启动电压，应能准确判别故障相别，并控制

相应相别的分相开关合闸。

c）故障选线

系统发生单相接地故障时，当中性点对地电压达到装置启动电压，应能正确选择故障所在线路，并

给出报文或告警，具备跳闸开出功能。

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d）灭弧功能

当系统中发生单相弧光接地故障时，应能迅速有效灭弧。

e）复归功能

装置动作后，应具备手动与远方复归功能。同时，装置复归过程中应采用有效手段限制站内电压互

感器中性点流过的电流峰值。

f）保护功能

装置动作过程中不能出现由于装置动作原因导致的电网设备损坏，如电压互感器、避雷器等。在装

置分相开关合闸后，系统出现异相接地造成两相接地短路时，装置达到保护阈值时应能迅速控制分相开

关分闸。

g）事件记录及录波

装置报警及动作情况下，应具备事件记忆及录波功能，并能随时导出波形数据。记录内容应包括系

统相电压、零序电压、各支路零序电流波形，故障类型及故障启动时间等。单相接地故障时应能记录接

地相别与接地线路。同时，应保证电源失电后数据不会丢失。

h）通信功能

应具备符合变电站综自通信接口与通信规约，保证与监控后台以及其他配电网监测监控系统的通

讯。应向远动设备或上位机上传接地相别、保护动作时间、接地选线回路、接地类别信息以及接受校时

命令等。同时，装置动作过程中应能与上位机正常通讯并收发指令，不发生死机和信息误报。

i）闭锁功能

单台装置应能实现分相开关合闸闭锁功能。多套装置接入同一母线时，装置应具备手动及自动闭锁

功能，同时只能一台装置动作。

5.1.3性能指标

a）装置额定电压：12kV。

b）装置额定电流：630A/1250A。

c）额定短路开断电流：31.5/40kA。

装置额定绝缘水平应满足GB/T11022要求

d）控制和辅助回路耐受电压：2000V。

e）装置启动电压阈值不大于系统额定相电压的15%。

f）装置选相正确率不小于99.5%。

g）装置选线准确率不小于98%。

h）故障相分相开关正确动作率100%。

i）当系统发生单相接地故障且中性点对地电压达到装置启动电压时，装置动作时间应不超过

200ms；永久性故障判断时间不超过1s。

j）故障处理过程中稳态过电压与暂态过电压指标应满足标准GB/T50064。

k）故障转移过程中装置侧与故障点处跨步电压与接触电压情况应满足GB/T50065。

l）装置复归过程中电压互感器中性点流过的暂态电流峰值不大于7A。

m）录波要求：装置可记录至少最近200次发生的故障或是告警事件，录波波形应包含故障或告警

时间点前不少于10周波，故障或告警时间点后不少于10周波，每个模拟通道采样频率不应低于4kHz。

5.2前置断路器

5.2.1功能要求

前置断路器的功能要求应满足GB1984的要求。

5.2.2性能指标

前置断路器性能指标应符合表1的要求。

表1前置断路器性能指标

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序号项目名称单位参数值

1额定电压kV12

2额定频率Hz50

3额定电流A1250

4主回路电阻μΩ制造厂提供

5额定短时耐受电流kA31.5/40

6额定短时耐受持续时间s4

7额定峰值耐受电流kA80/100

8额定短路关合电流kA80/100

断口48

额定工频1min耐受电压对地kV42

9辅助和控制回路2

断口85

额定雷电冲击耐受电压峰值kV

对地75

交流分量有效值kA31.5/40

10额定短路开断电流直流分量%≥52

开断次数次≥30

11异地接地故障开断试验3/2倍额定短路开断电流

12合闸时间ms≤40

13分闸时间ms≤60

14额定操作顺序/O-0.3s-CO-180s-CO

15机械寿命次数次10000（M2）

16额定电缆充电开断电流A25（C2级）

5.3分相开关

5.3.1功能要求

a）分相断路器应具备闭锁功能，即：当一相断路器合闸后，其他相别断路器不能合闸；任意两相

或三相断路器不能同时合闸。闭锁功能可通过机械及电气方式实现。

b）分相断路器应具有短路故障开断能力。

c)分相断路器应具备开断电缆充电电流能力。

d）断路器本体和机构应为一体化设计。

e）断路器应能实现远方和就地操作。

f）断路器内部操作机构应配置内部防跳回路。

g）断路器在工作/试验位置时可实现关门状态下紧急手动分闸功能。

5.3.2性能指标

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分相断路器额定电流、额定断路器开断电流、额定短时耐受电流、额定峰值耐受电流均不大于前置

断路器要求值。分相断路器应符合表2的要求。

表2分相开关主要技术参数

序号项目名称单位参数值

1额定电压kV12

2额定频率Hz50

3额定电流A630/1250

4主回路电阻μΩ制造厂提供

5额定短时耐受电流kA25/31.5/40

6额定短时耐受持续时间s4

7额定峰值耐受电流kA63/80/100

8额定短路关合电流kA63/80/100

断口48

额定工频1min耐受电压对地kV42

9辅助和控制回路2

断口85

额定雷电冲击耐受电压峰值kV

对地75

交流分量有效值kA25/31.5/40

10额定短路开断电流直流分量%≥52

开断次数次≥30

11异地接地故障开断试验3/2倍额定短路开断电流

12合闸时间ms≤40

13分闸时间ms≤60

14机械寿命次数次10000（M2）

15额定电缆充电开断电流A25（C2级）

16控制回路电源VDC220/DC110

17弹簧机构储能时间s≤10

18真空灭弧室真空度Pa≤1.33×10-5Pa

5.4控制单元

5.4.1功能要求

a)人机对话功能：自动/手动控制方式的切换功能、时间参数、运行参数和控制参数的设置功能、

故障信息查询功能等。

b)自检功能：可自动检测内部故障。

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c)报警功能：当装置检测到内部故障或者系统接地等故障时，均可发出灯光报警，并能以中文方式

显示及远传。

d)监测判断及保护功能：实时监测系统电压、电流参数，判断各种接地故障，并输出相应保护动作

开关量和报警。

e)记忆功能：具有掉电保持储存信息的功能，可存储控制器动作信息、接地信息及故障信息的历史

数据，确保控制器工作电源断电后所设参数不会丢失。

f)远传功能：具有远动接口RS232、RS422/485，遵循各种标准通信规约；对于智能化变电站，通

信接口应满足IEC61850通信协议和标准。

g)故障录波功能：录波文件格式应满足DL/T533中对Comtrade格式的要求，并具备数据导出功能。

（开普的检测报告，合凯）

5.4.2性能指标

a）记忆功能指标：记录次数≥200次。

b）抗电磁干扰性能指标：

抗辐射电磁场干扰：应能承受GB/T14598.9中规定的严酷等级为Ⅲ级的辐射电磁场干扰试验，试验

过程中及试验后控制单元性能应满足该标准的要求。

抗快速瞬变干扰：应能承受GB/T14598.10中规定的严酷等级为Ⅲ级的快速瞬变干扰试验，试验过

程中及试验后控制单元性能应满足该标准的要求。

抗脉冲群干扰：应能承受GB/T14598.13中规定的严酷等级为Ⅲ级的1MHz和100MHz脉冲群干扰试

验，试验过程中及试验后控制单元性能应满足该标准的要求。

抗静电放电干扰：应能承受GB/T14598.14中规定的严酷等级为Ⅳ级的静电放电干扰的要求，试验

过程中及试验后控制单元性能应满足该标准的要求。

主要技术参数？

6试验要求

6.1测量设备及准确度

测量设备应满足GB/T16927.2的要求，其准确度应符合有关试验条款的要求。

除另有规定外，所有工频电压试验的交流电压频率在48Hz～62Hz之间，且近似于正弦波。

6.2试验样品

试验样品包含装置整机及关键主部件前置断路器、分相开关、控制器等。除另有规定，对每个试验

项目，完整试验顺序应在同样试品上完成。试品应是新的、干净的、装配完整的并按照能模拟运行条件

布置。

7试验方法

7.1结构和外观检查

按DL/T404-2007中7.5进行。

7.2绝缘试验

按DL/T404-2007中6.2进行。

7.3回路电阻的测量

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按DL/T404-2007中6.4进行。

7.4温升试验

对长期通流部位参照DL/T404-2007中6.5进行。

7.5主回路和接地回路的短时耐受电流和峰值耐受电流试验

按DL/T404-2007中6.6进行。

7.6防护等级检验

按DL/T404-2007中6.7进行。

7.7电磁兼容性试验

按DL/T404-2007中6.9进行。

7.8辅助和控制回路附加试验

按DL/T404-2007中6.10进行。

7.9关合和开断能力的验证

按DL/T404-2007中6.10和DL/T402-2016中6.102~6.106进行。

7.10异相接地故障试验

按DL/T402-2016中6.108进行。

7.11电缆充电电流开合试验

按DL/T402-2016中6.1111.5.1进行。

7.12常温下的机械操作试验

7.12.1机械操作试验

除按DL/T404-2007中6.102进行外：

分相断路器应进行闭锁试验：手动合上任意一相分相开关，试验其他相分相开关能否合闸；手动同

时合闸任意两相或三相分相开关，不能同时合闸。

7.12.2机械寿命试验

按DL/T402-2016中6.101.2进行。

7.13内部燃弧试验

按DL/T404-2007中6.106进行。

7.14凝露试验

按DL/T404-2007中6.2.8进行。

7.15控制单元电磁兼容试验

a)抗辐射电磁场干扰试验，按5.4.2执行；

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b)抗快速瞬变干扰试验，按5.4.2执行；

c)抗脉冲群干扰试验，按5.4.2执行；

d)抗静电放电抗干扰试验，按5.4.2执行。

7.16整机低压功能试验

通过用继电保护测试仪或专用测试仪模拟三相电压、中性点电压、馈线零序电流等模拟量，来进行

功能性试验，典型接线图见图2，试验方法如下：

图2整机低压功能试验接线图

a)分相开关动作检查：对开出继电器做分/合操作，相应外部分相开关应能准确动作。

b)金属、高阻接地保护/告警动作试验：给定不同条件下的参数值（通过继电保护仪给出不同幅值

的二次信号，来模拟金属、高阻接地类型），均能准确判断出故障类型并进行告警，对应开关准确动作。

c)接地选相试验：通过继电保护仪分别模拟三相发生单相金属性接地故障条件，均能准确判断故障

相并进行合闸，对应开关准确动作。

d)接地选线试验：通过继电保护仪分别模拟每条线路发生单相金属性接地故障条件，均能准确选线，

对应开关准确动作。

e)电压互感器一二次断线报警试验：给定该条件下的参数值，均能准确判断电压互感器一二次断线

并进行告警。

f)通信调试：能正确及时地回复上位机的遥测、遥信和校时等，接受上位机的复归命令。

g)两相接地保护：通过继电保护测试仪模拟发生单相接地故障，装置应能正确动作故障相分相开关，

然后通过注入电流模拟两相短路故障，装置应能分闸，对应开关准确动作。

h)事件记录：上述功能试验应具有事件记录结果。

7.17整机模拟试验

整机模拟试验在高压试验平台进行，典型接线图如图3，试验平台典型参数应满足附录B。

整机模拟试验应包括金属性接地故障、瞬时接地故障、弧光接地故障、经电阻接地故障、同名相频

繁接地故障、中阻死区故障、高阻死区故障、经变阻抗接地故障、冲击负荷试验、母线单相接地故障等

典型工况。测试平台原理接线图如下，根据不同的试验项目，设置相应的故障发生位置，其结果须满足

5.1的要求。

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图3整机模拟试验接线原理图

7.17.1金属性接地故障

中性点接地方式设置：不接地/消弧线圈接地

金属性故障设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%，在随机挑选线路的ABC三相分别

发生金属性接地故障，故障持续时间10s。故障接线如图4，故障开关后经导线直接接地。

该试验考核装置整机性能如下：

（1）装置应能可靠动作，达到5.1要求；

（2）记录装置动作时间与永久性故障判断时间；

（3）记录装置复归过程中站内电压互感器中性点流过的电流峰值；

（4）记录金属性接地故障下故障点处电流转移程度。

图4金属性接地故障接线原理图

7.17.2瞬时性接地故障

瞬时性接地故障设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%，在随机挑选线路的ABC三相

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分别发生瞬时性弧光接地故障，通过熔丝模拟绝缘子闪络过程。故障接线如图5，故障开关经瞬时故障

发生间隙接地。

该试验考核装置整机性能如下：

（1）装置应能可靠动作，达到5.1要求；

（2）记录装置动作时间；

（3）记录装置复归过程中站内电压互感器中性点流过的电流峰值；

图5瞬时性接地故障接线原理图

7.17.3孤光接地故障

试验设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%，在随机挑选线路的ABC三相分别发生弧

光接地故障，故障持续时间10s。可通过一段绝缘受损的电缆在通电后放电模拟弧光接地故障，具体接

线如图6，故障开关经一段绝缘受损的电缆接地。

该试验考核装置整机性能如下：

（1）装置应能可靠动作，达到5.1要求；

（2）记录装置动作时间与永久性故障判断时间；

（3）记录装置复归过程中站内电压互感器中性点流过的电流峰值。

图6电缆弧光接地故障接线原理图

7.17.4经电阻接地故障

试验设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%，在随机挑选线路的ABC三相分别发生电

阻接地故障，阻值设定范围应≥500Ω，故障持续时间10s。故障接线如图7，分相开关经一定阻值的电

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阻接地。

该试验考核装置整机性能如下：

（1）装置应能可靠动作，达到5.1要求；

（2）记录装置动作时间及永久性故障判断时间；

（3）记录装置复归过程中站内电压互感器中性点流过的电流峰值；

（4）记录装置能够识别的接地电阻阻值范围。

图7经电阻接地故障接线原理图

7.17.5同名相频繁接地故障

试验设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%，在随机挑选线路的ABC三相分别发生金属

性接地故障，故障持续时间2~5s，间隔10s发生一次故障，每相共发生10次；故障结束后退出一条线路，

测试线路投退过程中装置是否出现误动。故障接线同图4所示。

该试验考核装置整机性能如下：

（1）装置应能可靠动作，达到5.1要求；

（2）记录装置动作时间；

（3）记录装置复归过程中站内电压互感器中性点流过的电流峰值；

7.17.6中阻死区接地故障

试验设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%，在随机挑选线路的某一相发生低阻区域下

的接地故障，此时故障相电压幅值与一个非故障相电压幅值基本相等，且另外一相电压为三相电压中的

最大值，故障持续时间10s，动作3次进行装置死区测试。故障接线同图7。

该试验考核装置整机性能如下：

（1）装置应能可靠动作，达到5.1要求；

（2）记录装置动作时间及永久性故障判断时间；

（3）记录装置复归过程中站内电压互感器中性点流过的电流峰值；

7.17.7高阻死区接地故障

试验设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%，在随机挑选线路的某一相发生高阻区域下

的接地故障，此时故障相电压幅值与一个非故障相电压幅值基本相等，且另外一相电压为三相电压中的

最小值，故障持续时间10s，动作3次进行装置死区测试。故障接线同图7。

该试验考核装置整机性能如下：

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（1）装置无论是否动作，各项指标应满足5.1要求；

（2）动作情况下，记录装置动作时间及永久性故障判断时间；

（3）动作情况下，记录装置复归过程中站内电压互感器中性点流过的电流峰值；

7.17.8经变阻抗接地故障

试验设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%，在随机挑选线路的ABC三相分别发生经变阻

抗接地故障，对应装置启动电压80%至105%变化过程，试验装置的故障处理能力。试验接线如图8。

该试验考核装置整机性能如下：

（1）装置应能可靠动作，达到5.1要求；

（2）记录装置动作时间；

（3）记录装置复归过程中站内电压互感器中性点流过的电流峰值。

图8断线接水泥地故障接线原理图

7.17.9冲击负荷试验

试验设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%，正常运行环境下，投入额定容量350kW的电

机负荷空载运行，模拟冲击负荷投入试验。接线方式如图9，冲击负荷线路上带有冲击负荷及负荷开关，

试验时将开关闭合。

该试验考核装置整机性能如下：

（1）装置无异常；

（2）装置不能在无故障情况下发生误动、误报。

图9冲击负荷试验接线原理图

7.17.10母线单相接地故障试验

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试验设置方法：系统电容电流65A，电压不平衡度5%配网系统，在母线ABC三相设置金属性单相

接地故障，故障持续时间5s。故障接线如图4。

该试验考核装置整机性能如下：

（1）装置应能可靠动作，达到5.1要求；

（2）记录装置动作时间及永久性故障判断时间；

（3）记录装置复归过程中站内电压互感器中性点流过的电流峰值。

8检验规则

8.1总则

主动干预型转移消弧装置应经过检验，应保证全部交货的主动干预型转移消弧装置符合本文件的要

求，用户有权按本文件的规定对主动干预型转移消弧装置进行检验。

8.2检验

主动干预型转移消弧装置的检验包括但是不限于型式试验、抽样试验、例行试验和验收试验四种。

试验方法应符合本文件的规定。试品应是清洁的、新的、装配完整的，并尽可能按实际运行情况安装布

置。

8.3型式试验

型式试验目的是验证装置的各种性能。型式试验应在完整装置上进行。

装置内的元件，如果其技术要求不包含在本文件中，则应符合各自的技术要求，并应按其技术要求

进行试验。

a)新试制的产品，应进行全部型式试验。

b)转厂和异地生产的产品，应进行全部型式试验。

c)当产品的设计、工艺、生产条件或使用的材料及主要元件发生重大改变而影响到产品性能时，

应做相应的型式试验。

d)正常生产的开关柜、前置断路器和分相开关，每隔八年应进行一次验证试验，试验项目包括常

温下的机械操作试验，基本短路试验方式为T100s和T100a、短时耐受电流和峰值耐受电流试验。其他

项目的试验必要时也可抽试。

e)不经常生产的开关柜、前置断路器和分相开关(停产三年以上)，再次生产时应进行d)规定的

试验。

f)对系列产品或派生产品，应进行相关的型式试验，部分试验项目可引用相应的有效试验报告。

g)对于从第三方批量整机订购的产品，原则上可以不再重复进行型式试验，其第三方公司的型式

试验报告有效；对于从第三方批量散件订购再组装产品，应按转厂和异地生产的情况在国内外有资质的

检测机构进行全部的型式试验。

应按照表3进行试验。此外，对于装置内前置断路器及分相开关，还需进行以下试验，对于从第三

方批量整机订购的前置断路器及分相开关，原则上可以不再重复进行型式试验。

a)关合和开断能力的验证；

b)异相接地故障试验；

c)电缆充电电流开合试验。

8.4抽样试验

抽样试验应按批次抽取试品。抽样试验用试品不得再供给用户。

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8.5例行试验

出厂的每台装置应按表3规定进行检查，若有不满足任何一项要求时，则该台主动干预型转移消弧

装置试品为不合格。

应对每一个开关装置和可移开的部件，按本文件7.12条的规定进行机械操作试验，每种操作均为5

次。

8.6验收试验

当需方在订货协议中规定有验收试验时，应进行下述规定试验项目；经供需双方协商，试验可以在

制造商工厂内进行。

a)对每台产品在正式投运前必须按照本文件要求进行逐项检测；

b)产品现场检测中若有一项不符合要求，则该台产品判定为不合格；

c)对已经判定为不合格的产品不准投运，但允许维修或返工，直至全部符合表3要求，才允许正

式投入运行。

表3整机试验项目

序号型式试验抽样试验例行试验验收试验

1结构和外观检查要求要求要求要求

2工频电压试验要求要求要求要求

3雷电冲击电压试验要求要求要求要求

4局部放电试验要求要求要求要求

5凝露试验要求要求要求要求

辅助和控制回路的绝

6要求要求要求要求

缘试验

7主回路电阻测量要求要求要求要求

8温升试验要求要求要求要求

主回路和接地回路短

9时耐受电流和峰值耐要求

受电流试验

10防护等级校验要求

11电磁兼容性试验要求

辅助和控制回路附加

12要求

试验

常温下的机械操作试

13要求要求要求要求

验

14内部燃弧试验要求

15整机低压功能试验要求要求要求要求

16整机模拟试验要求要求

9标志、包装、运输、贮存

9.1标志

在装置的铭牌上应清晰地标注：

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a)装置的名称及型号；

b)装置的额定电压；

c)装置的选线路数；

d)制造厂名及商标；

e)出厂日期及编号。

以上标志，标识应符合GB191的规定。

9.2包装

产品的包装应坚实、牢靠，并应符合GB/T13384等有关的包装标准要求，应能保证产品在运输过程

中不致遭到损坏、变形、受潮和腐蚀。包装标志应清晰整齐、并保证不因运输或贮存时间长而模糊不清，

其标志一般应包括：

a）产品名称及型号；

b）制造厂名、厂址；

c）产品净重、毛重及包装箱外形尺寸（长×宽×高）；

d）包装箱外面书写“小心轻放”、“向上”、“易碎”等字样和警示标记，字样和标记应符合

GB/T191-2008的要求。

包装箱内应附有下列文件：

a）装箱单；

b）产品合格证；

c）使用说明书。

9.3运输及贮存

产品应适合陆运、空运、水运。运输和装卸过程中应按包装箱的标志进行操作，防雨、防潮、防止

剧烈碰撞。

贮存时应放置于不低于-25℃、不高于70℃、相对湿度不大于85%的干燥通风库房内，室内不应受酸、

碱、盐及腐蚀性、爆炸性气体和灰尘以及雨雪的侵害。

10运行维护

装置的运行维护应按如下要求执行：

a）应尽量避免一段母线使用装置，另一段母线使用消弧线圈的情况。

b）各单位应明确10kV电网同一母线段（含用户侧）装置的安装情况，确保同一时刻仅有1台装

置投运。原则上，该母线上的分相接地开关和对应的变压器同时投退。

c）装置一次设备巡视维护周期及标准参照开关柜设备，控制系统参照控保设备。

d）对于永久性接地故障，调度端设置单独装置告警页面，以便及时发现处理。

e）装置动作后，记录动作前后的录波信息、故障时刻的电压电流和选相选线信息，永久性故障应

查找故障点，供货单位应协助应用单位做好装置的运行情况统计分析。

f）装置应用中需评估对配电线路原有智能终端设备的影响，装置动作应不影响智能终端设备可靠

运行。

g）装置符合变电站综自通信接口与通信规约，保证与监控后台以及其他配电网监测监控系统的通

讯。装置信息接入变电站综合自动化系统，装置告警、动作信息、接地相别、保护动作时间、接地类别

信息、选线信息、遥控复归信息同步接入变电站后台机及运维班，三相开关位置、遥控复归信息、选线

信息应接入调度监控。

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A

附录A

（规范性附录）

主动干预型转移消弧装置典型结构

A.1采用快速开关直接接地型主动干预型转移消弧装置

采用快速开关直接接地型主动干预型转移消弧装置的接地元件为导线，典型拓扑结构如图A.1所

示。

图A.1采用快速开关直接接地型装置拓扑

装置采用开关柜双断路器结构设计，主要包括前置断路器QF、分相开关K1、K2、K3、线路保护、控

制单元、过电压保护器TBP、三相电流互感器、零序电流互感器及电压互感器等构成。

装置安装在变电站母线处，线路发生单相接地故障时，当满足装置启动电压条件，控制单元应能进

入选相处理程序，根据三相电压Ua、Ub、Uc及零序电压的变化分析出故障相，并控制相应分相开关合闸，

将故障相在母线处进行直接金属性接地。分相开关具备多相对地短路保护功能，装置的前置断路器QF

具备装置内部相间短路保护功能。

其中，分相开关可以为手车移开式也可以为固定式。

其中，电压互感器可根据需要选配，可以为电子式电压互感器或电磁式电压互感器，如果为电磁式

电压互感器则需配置一次消谐器与熔断器。过电压保护器TBP根据需要选配。

装置结构设计，特别是一次元件的摆放，需符合标准GB3906要求。

装置具有接地故障快速转移的功能，发生金属性接地时，装置可在40ms内将故障快速转移；发生异

相接地短路故障后，装置可在30ms内完成故障切除动作。

主要元件表：

序号名称描述备注

1前置断路器见正文5.2。

2分相开关见正文5.3。

3控制单元见正文5.4。

4线路保护具备三相三段式电流保护，具有遥测、遥

信及遥控功能，自带操作回路，满足变电

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站10kV出口的保护和监控功能，通信支持

modbus或103规约。

5过电压保护器TBP额定电压：17kV。选配

持续运行电压：13.6kV。

标称放电电流：5kA

6三相电流互感器额定电压：12kV。

额定绝缘水平：42kV。

局部放电：≤10pC。

额定电流比：1250:5（根据工程要求）。

准确级：5P10（根据工程要求）。

额定负载：10~20VA。

7接地电流互感器额定结构形式：穿排式。

额定一次电压：≥0.66kV。

额定绝缘水平：≥3kV。

额定电流比：500:1（根据工程要求）。

准确级：5P10（根据工程要求）。

额定负载：10~20VA。

8电子式电压互感测量母线三相电压及零序电压。二选一或者

器应用场合：户内。全不选

额定电压：12kV。

额定绝缘水平：42kV。

局部放电：≤10pC。

额定电压比：kV/VV。

准确级：0.5/3P

9电磁式电压互感配置熔断器及一次消谐器，测量母线三相

器电压及零序电压。

应用场合：户内。

额定电压：12kV。

额定绝缘水平：42kV。

局部放电：≤10pC。

10二次屏柜安装于变电站二次室，集成选线、录波、选配

人机交互及通信管理功能。

A.2采用限流电阻接地型主动干预型转移消弧装置

采用限流电阻接地型主动干预型转移消弧装置的接地元件为电阻，具备一定的防错相功能，典型拓

扑结构如图A.2所示。

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