GB 50697-2011标准规范下载简介
GB 50697-2011 1000KV变电站设计规范(完整正版、清晰无水印).pdf1.0.2本规范仅对1000kV变电站设计特有技术内容作
2.0.1本条提出1000kV变电站电气主接线设计应考虑的主要 因素，除满足系统要求外，还应结合具体工程条件综合考虑，核心 要求是满足运行安全和节约投资。具体工程主接线形式应经过综 合论证分析后确定。 2.0.2个半断路器接线当元件总数为5回及以上时，接线串数 将不少于3串，接线可使多个出线元件和2组母线组成多环形接
要求是满足运行安全和节约投资。具体工程主接线形式应经过综 合论证分析后确定。 2.0.2个半断路器接线当元件总数为5回及以上时，接线串数 将不少于3串，接线可使多个出线元件和2组母线组成多环形接 线，各元件均可保证高度的可靠性。 当采用一个半断路器接线时，同名回路应配置在不同串内，电 源回路与负荷回路配对成串，当母线故障时可保证各回供电。回 路交叉进串可提高供电可靠性，但如因此造成布置接线复杂和增 加投资造价，综合可靠性无明显提高，则不宜采用。 当初期连接元件数量较少时可考采用角形接线等简化接线 型式，并当元件增加时在布置上应能够容易地过渡到一个半断路 器接线。 2.0.31000kV特高压适用大于功率、长距离送电，线路重载时 的电压降低和轻载时的电压升高影响大，为限制工频过电压，当线 路安装一组并联电抗器时，一般不充许退出运行，宜采用不装设断 路器和隔离开关的接线，电抗器与线路同时停电作业。 2.0.4主变压器第三绕组额定电压的选取主要取决于无功补偿容 量要求、第三绕组短路水平及第三绕组侧设备的制造能力等因素。 我国现有500kV变电站主变压器第三绕组额定电压选用35kV或 66kV；750kV变电站主变压器第三绕组额定电压选用66kV。受设 备短路电流和额定电流水平的限制，必须提高1000kV特高压主变 压器第三绕组的额定电压等级。对于3000MVA 主变压器,通过对
路面材料循环利用工作意见2.0.4主变压器第三绕组额定电压的选取主要取决于无功
110kV、132kV、145kV适应性的研究，其相应的额定电流最大可达 到5249A、4374A和3982A，第三绕组短路电流均不超过40kA，且可 通过控制低压无功补偿分组容量使投切一组补偿设备所引起的变 玉器中压侧的母线电压变化值不超过其额定电压的2.5%。但由于 132kV和145kV电压等级不在我国标准电压等级系列范围内，因此 采用110kV电压等级。当主变压器容量为4500MVA或更大容量， 系统对第三绕组配备无功补偿提出特殊要求时，可研究确定采用其 他电压等级。 为简化接线，110kV电气接线采用以主变压器为单元的单母 线接线。因110kV电压等级常规设备通流能力为3150A，如因无 功补偿容量大而超出单回设备通流能力时，可采用多回总断路器 可路并设置多组单母线。110kV采用中性点不接地系统，变压器 110kV绕组、母线、断路器等设备的绝缘水平和断路器断口恢复 电压值需要提高。当发生单相接地故障，允许短时单相接地运行， 但应采取措施尽快切除接地故障点。 2.0.51000kV避雷器因限制操作过电压而不充许单独退出运 行，电压互感器因采用对应接线不能切换也不充许单独退出运行， 所以这两个元件前不应装设隔离开关。1000kV采用一个半断路 器接线时，当变电站初期可能出现2个完整串运行时，为提高线路 检修时供电可靠性，线路、变压器元件宜装设出口隔离开关。 2.0.8本条对接地开关的配置提出明确要求。气体绝缘金属封 闭开关设备接地开关的配置按设备停电维护、检修时实现强制三 相金属接地短路的安全考虑。敬开式母线接地开关的配置由感应 电压计算确定，实际停电检修时还应采取必要的防感应电击安全 措施。
行，电压互感器因采用对应接线不能切换也不允许单独退出 所以这两个元件前不应装设隔离开关。1000kV采用一个半 器接线时，当变电站初期可能出现2个完整串运行时，为提高 检修时供电可靠性，线路、变压器元件宜装设出口隔离开关
2.0.8 本条对接地开关的配置提出明确要求。气体绝
闭开关设备接地开关的配置按设备停电维护、检修时实现强 相金属接地短路的安全考虑。敬开式母线接地开关的配置由 电压计算确定，实际停电检修时还应采取必要的防感应电击 措施，
3.0.2自耦变压器与同容量的普通变压器相比其有很多优点：消 耗材料少，造价低；有功和无功损耗少，效率高；高中压线圈为自耦 联系，阻抗小，对改善系统的稳定性有一定作用；可以扩大变压器 极限制造容量，便于运输和安装。因此，1000kV主变压器宜选用 自耦变压器。考虑到主变压器的运输和制造难度，1000kV主变 压器推荐采用单相自耦变压器。 应根据变压器的参数、运输条件和系统情况等因素，确定是否 设置站内或区域备用相。 3.0.3自耦变压器的二次侧容量由两部分组成：一部分是通过自 耦变压器的串联绕组直接传输过来；另一部分是通过公共绕组的 电磁感应传输过来，该容量一般称为电磁容量或计算容量。当自 耦变压器中压侧与低压侧的传输容量达到电磁容量时，高压侧便 不能向中压侧送电。因此，应根据系统潮流和自耦变压器第三绕 组侧的无功补偿容量配置，校核主变压器公用绕组的容量。 3.0.4主变压器调压方式的选择，应符合现行国家标准《1000kV 交流系统电压和无功电力技术导则》GB/Z24847的有关要求。 1000kV主变压器的中压线端为500kV，在中压侧线端调压无论 是从绝缘可靠性还是开关的选择上，都存在很大困难。对变压器 本身来说，500kV调压线圈和调压引线也非常难处理，会影响变 压器的绝缘可靠性。如采用外置调压器的方式，由于调压器线圈 必然为500kV全绝缘结构，绝缘结构也较为复杂。因此，1000kV 主变压器推荐采用中性点调压方式。当主变压器采用有载调压 时，应经过技术经济论证后确定。
3.0.2自耦变压器与同容量的普通变压器相比其有很多优点：消 耗材料少，造价低；有功和无功损耗少，效率高；高中压线圈为自耦 联系，阻抗小，对改善系统的稳定性有一定作用；可以扩大变压器 极限制造容量，便于运输和安装。因此，1000kV主变压器宜选用 自耦变压器。考虑到主变压器的运输和制造难度，1000kV主变 压器推荐采用单相自耦变压器。 应根据变压器的参数、运输条件和系统情况等因素，确定是否 汉站中书反城发用相
4.0.11000kV并联电抗器容量选择和线路长度相关，随着线路 长度的不同，补偿的容量也不相同。在满足系统要求的前提下，需 综合考虑1000kV并联电抗器容量系列、备品备件策略和设备研 制难度等因素，进行技术经济比较后选择1000kV并联电抗器的 容量和组数。1000kV并联电抗器三相容量推荐系列为： 1080Mvar,960Mvar,840Mvar.720Mvar,600Mvar。 4.0.2从结构上看，电抗器主要有空心式和铁心式。空心式电抗 器电感值小，且电感值不随通过电抗器电流的大小而改变：铁心式 电抗器在其他参数相同的情况下，电感值比空心式天，但超过一定 电流后，电感值由于铁心的饱和而逐渐减少。相同容量的铁心式 电抗器体积比空心式的小。自前国外的超高压大容量电抗器普遍 采用分段铁心式的结构，段间间隙用非线性绝缘材料构成，以达到 在一定线性度下尽量减小电抗器体积的目的。由于1000kV并联 电抗器的容量大，考虑散热和布置因素，推荐采用铁心式。由于 1000kV配电装置的相间距离大，考虑设备布置和导线连接方便 以及可靠性和经济性要求，宜采用单相油浸铁心式。 应根据1000kV并联电抗器的参数、运输条件和系统情况等 因素，确定是否设置站内或区域备用相。 4.0.3为了提高特高压线路的单相重合闸成功率，需将重合闸过 程中的潜供电流和恢复电压限制在较小值。线路1000kV并联电
4.0.3为了提高特高压线路的单相重合闸成功率，需将重合闸过 程中的潜供电流和恢复电压限制在较小值。线路1000kV并联电 抗器中性点通过电抗接地的方法，能有效限制线路的潜供电流和 恢复电压。
000kV设备和导体选择
5.1.2500kV和750kV设备选择，取离地面10m高、50年一遇 的10min平均最大风速。考虑到1000kV变电站在系统中的重要 作用，其设备的最大风速应采用离地面10m高、100年一遇的 10min平均最大风速。1000kV电气设备平均高度约12m～13m， 设备支架高度约6m～7m，则设备离地面总高度约18m。应按实 际安装高度对风速进行换算。
际安装高度对风速进行换算。 5.1.3电气设备在1.1倍最高运行相电压下无线电干扰电压要 求为500uV，考虑隔离开关在分、合闸状态下难于满足此要求，因 比提高到2000uV，目前500kV和750kV设备制造水平均能达到 此标准，1000kV设备采用相同标准。 5.1.4根据现行行业标准《导体和电器选择设计技术规定》DL T5222一2005，变压器、电抗器和其他设备的连续性噪声水平不应 大于85dB（A），屋外断路器非莲续性噪声水平不应大于110dB（A）。 考电气设备的制造水平和实际情况，同时满足环保要求，1000kV 设备的连续性噪声水平不宜大于75dB（A），屋外断路器非连续性 声水平不应大于110dB（A）。考虑到电抗器噪声随容量增加而 增大，因此可根据容量予以调整。 5.1.5由于1000kV电气设备的工作电压高，其内部带电部分电 位梯度大，对变压器、互感器等油浸式电气设备，由于存在极不均
1.3电气设备在1.1倍最高运行相电压下无线电干扰电压 为500uV，考虑隔离开关在分、合闸状态下难于满足此要求， 提高到2000uV，目前500kV和750kV设备制造水平均能达 标准，1000kV设备采用相同标准
5.1.3电气设备在1.1倍最高运行相电压下无线电干扰电压要
T5222一2005，变压器、电抗器和其他设备的连续性噪声水平不应 大于85dB（A），屋外断路器非连续性噪声水平不应大于110dB（A）。 考电气设备的制造水平和实际情况，同时满足环保要求，1000kV 设备的连续性噪声水平不宜大于75dB（A），屋外断路器非连续性 噪声水平不应大于110dB（A）。考虑到电抗器噪声随容量增加而 增大，因此可根据容量予以调整
位梯度大，对变压器、互感器等油浸式电气设备，由于存在极不均 习的电场分布，会引起绝缘油的破坏，油中产生局部放电。考虑选 用性能优良绝缘材料，变压器、电抗器的局部放电量可得到有效控 制。结合设备制造水平，1000kV变压器和电抗器的局部放电量 允许值按现行国家标准《1000kV单相油浸式自耦电力变压器技
5.1.91000kV电气设备电瓷外绝缘的泄漏比距目前应按现行 国家标准《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘 选择标准》GB/T16434一1996中的规定执行。当条件具备时，可 按照统一爬电比距考虑。
变电站1000kV设备采用气体绝缘金属封闭开关设备，南阳（开关 站）、荆门1000kV变电站1000kV设备采用HGIS。南阳1000kV 开关站1000kV设备曾考虑采用AIS，但综合考虑国内设备制造 厂生产能力和设备安全运行、工程工期以及节约士地资源等因素， 选用HGIS。
5.2.2由于 1000kV 系统短路电流的直流分量衰减慢,
长，断路器快速开断直流分量大，电流过零点延迟。断路器开断短 路电流时的暂态恢复电压（TRV）也与超高压断路器有较大的区 别。在端部故障的条件下，TRV的上升率较延伸的IEC标 准略高；在失步的条件下，开断TRV时的情况更加严重。断 路器是否装设合闻、分闸电阻，电阻值及接入时间应考虑限 制操作过电压要求及设备制造水平，进行技术经济综合论证 后确定。 特高压交流试验示范工程的研究表明：对于采用一个半断路器接 线的1000kV配电装置，主变压器的投切主要由500kV侧断路器完 成，因此主变压器1000kV母线侧断路器可不装设合闻电阻。
5.3.11000kV配电装置采用分裂导线作为母线，因此，一般不 宜采用垂直伸缩式隔离开关。双柱水平伸缩式采用单断口，开关 动作时机械载荷较大；三柱水平旋转式和三柱水平伸缩式采用双 断口，开关动作时机械载荷相对较小。因此，1000kV隔离开关推
荐采用水平断口三柱式。 5.3.2SF。气体绝缘开关装置中隔离开关切合空载母线时，由于 触头运动速度慢、隔离开关灭弧能力弱等原因，触头间可能会发生 重击穿，产生波头很陡的行波，在GIS内发生多次折反射，形成特 快速瞬态过电压（VeryFastTransientOvervoltage，VFTO）。 1000kV隔离开关装设投切电阻可抑制VFTO的影响，具体要求 应经过电压计算后确定。
5.4.1为了便于调试和试验，独立式1000kV电压互感器采用电 容式、非叠装式电压互感器，即电容分压器与电磁单元分离，具体 内容可参见现行国家标准《1000kV交流系统用电容式电压互感 器技术规范》GB/Z24841的有关规定，
内容可参见现行国家标准《1000kV交流系统用电容式电压互感 器技术规范》GB/Z24841的有关规定。 5.4.2避雷器的选择可参照现行国家标准《1000kV特高压交流 输变电工程过电压和绝缘配合》GB/Z24842的有关要求。 5.4.3为限制雷电过电压及操作过电压，变压器侧及线路侧应设 置避雷器。母线、并联电抗器是否装设避雷器及安装位置，应考虑 启动方式、线路进线段保护角等因素，根据雷电过电压计算结果或 模拟试验确定，
5.5.1变电站绝缘子串的绝缘水平应等于或略高于变电站出线 线路绝缘子串，因此变电站绝缘子串的片数可按与线路绝缘子串 的绝缘水平配合法确定。
的绝缘水平配合法确定。 5.5.2变电站悬式绝缘子般选用盘形瓷绝缘子，污移严重地区 可选用防污双伞型或防污三伞型盘形绝缘子，以减小绝缘子串长 度。 自前确定变电站绝缘子串通常有两种方法。一种是爬电比距 法，此法简单易行，在工程设计中被广泛采用且经过实践的验证。
5.5.2变电站悬式绝缘子般选用盘形瓷绝缘子，污移严重
自前确定变电站绝缘子串通常有两种方法。一种是爬电 法，此法简单易行，在工程设计中被广泛采用且经过实践的驴
但是此方法没有和绝缘子的污移耐受电压建立起直接的联系，而 且不同绝缘子爬电距离的有效系数也还是由人工污闪电压的试验 结果确定的。 另一种方法是污移耐受电压法。该方法是根据试验得到绝缘 子在不同污秽程度下的耐污闪电压，使选定的绝缘子串的耐污闪 电压大于导线的最大工作电压，并留有一定的裕度。这种方法和 实际绝缘子的污移耐受能力直接联系在一起，但需要通过试验确 定绝缘子的耐污特性，并且人工污试验结果和自然污秽下绝缘 子的耐污闪电压还存在着等价性的问题。 工程设计中上述两种方法都需要进行计算，综合比较后确定。 1按系统最高电压和爬电比距选择。计算方法应符合现行 行业标准《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222的要求。 2按污移耐受电压法选择。按污移耐受电压法，绝缘子串的 片数按下式计算：
式中: Um 一系统最高运行相电压（kV）； Uw—一单片绝缘子污闪耐受电压(kV); K,—按系统的重要性考虑的修正系数,取 1. 1。 单片绝缘子的污闪耐受电压U按下式确定：
式中：Ui50% 给定污秽度下，绝缘子片的50%闪络电压（kV）； 标准偏差，按7%计。 通过长串人工污移试验，可得到各污移等级下单片绝缘子的 污闪耐受电压值。
统用支柱绝缘子技术规范》GB/Z24839的有关规定。
5.6.1导体结构型式的选择,既要考虑导体载流量、热
5.6.1导体结构型式的选择，既要考虑导体载流量、热稳定、机械 特性以及经济性等方面的影响和配电装置的特点，如电晕放电产 生的可听噪声、无线电干扰及静电感应问题、对构架和设备的静态 和动态作用力、对连接金具的结构型式影响以及安装的难易度和 工程量大小等，文需根据国内厂家的制造能力、地震等条件，进行 综合技术经济比较后确定。
5.6.21000kV架空导线按修正后的载流量选择，按临界申
5.6.5短路电流通过分裂导线时相互产生电动力，影响导
5.6.5短路电流通过分裂导线时相互产生电动力，影响导线的状 态，从而改变了导线的拉力。由于特高压导线的静态拉力比较大， 因此，间隔棒的设置对动态时导线拉力影响较大，故需根据构架和 设备端子的受力情况确定间隔棒的间距。1000kV导线选用扩径 空心导线，为了避免短路时次导线因相碰而产生形变损伤，架空导 线间隔棒之间的距离按导线在非接触状态设计。 5.6.6主要自的是减少电晕损耗以及降低无线电十扰水平和可
5.6.6主要目的是减少电晕损耗以及降低无线电干扰水 听噪声。
1000kV配电装置
统计过电压之间选取一个统计配合系数，使得所确定的绝缘故障 率从系统的可靠性和费用两方面来看是可以接受的。 按照这一方法确定的空气间隙上的过电压见表1。
/T620推荐方法确定的空气间上
2)IEC推荐的方法。IEC认为，对外绝缘缓波前过电压的绝 缘配合可以采用统计法。当过电压的频率分布以及相应绝缘的击 穿概率分布给定时，相对地绝缘故障率R。可按下式计算：
表2 1000kV配电装置最小空气简网
注：A1（A1"、A")为相对地最小空气间隙，A2为相间最小空气间隙。装有避雷 （线）的构架对导线的距离为7.0m
6.0.4、6.0.5关于静电感应场强水平，百前在国际上尚无统一标 准与规定。日本的超高压变电站，一般控制场强在7kV/m以内 （变电站外为3kV/m）。欧美国家对变电站场强水平没有明确规 定，而实际采用一般在10kV/m以内，部分达到10kV/m～15kV/m。 前苏联在设计变电站时，对场强水平不加限制，但按安全规则，对 运行人员在高场强区工作时间作了规定（如在10kV/m场强下， 24h中充许人员停留时间为180min）。 1980年，国际大电网会议报告中，提出关于电场对生物的影 响，认为10k/m是个安全水平。最高充许场强在线路下可定 为15kV/m，走廊边沿为3kV/m5kV/m。 我国曾对330kV～500kV变电站静电感应场强水平作了大 量的实测及模拟与计算工作。实测结果表明，大部分场强在
10kV/m以内，10kV/m～15kV/m场强水平在2.5%以下，各电 气设备周围的最大空简场强大致为3.4kV/m～13kV/m。 对场强水平的规定，般是从两方面考虑，即稳态下的静电感 应对人身健康等影响；静电感应暂态电击（主要是火花放电时电 击）对人的影响。关于对人身健康的影响，国际大电网会上有初步 结论，认为现存变电站的场强水平下，对人身健康无明显影响。关于 暂态电击，场强愈高，暂态电击愈严重。虽暂态电击可采取一定措施 加以防止或减轻。例如采用降低或屏蔽场强措施，工作人员穿低绝缘 电阻鞋等，但终究会给人们带来一些烦恼，如麻电刺痛等。 综上所述，根据国际大电网会议的意见和国内外330kV～ 750kV变电站设计运行经验，1000kV变电站静电感应场强的设 计标准确定为：距地面高度1.5m的场强水平不宜超过10kV/m 少部分地区可充许达到15kV/m。 6.0.6根据500kV屋外配电装置检修经验，参照750kV配电装置 的相关规定提出本条要求，可根据实际施工及运行维护要求调整。 6.0.71000kV母线及跨线的拉力一般控制在60kN～80kN，采 用双串240kN或300kN的绝缘子串，架构水平载荷约为500kV 的2倍，因此应对导线挂线施工方法提出要求，限制过牵引值，使 过牵1力不成为构架结构强度的控制条件。 6.0.81000kV屋外配电装置内通道的设置除满足运行、检修要 求外，尚应符合消防要求。在可能的条件下，其道路应力求环形贯 通，尽量减少尽头死道，以提供良好的行车条件，当无法贯通时则 应具有回车条件。 1000kV设备外形尺寸大，重量重，加上支架后设备离地高度 可达18m～20m。因此，设备的安装检修必须采用机械的方法。 为了使施工、检修机械能够直接到达设备附近，配电装置的每个间 隔应设相间纵向道路，以便于施工安装、运行及检修。 1000kV配电装置区内相间运输检修道路宽度，一般取3.5m 并联电抗运输道路45m~5m
110kV无功补偿装置
7.1.1本条是1000kV电力系统无功补偿的总原则。根据现行 行业标准《电力系统安全稳定导则》DL755的规定，电网的无功补 偿应以分层分区和就地平衡为原则，并应随负荷（或电压）变化进 行调整，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率，1000kV 电力系统也可参照这一规定。
7.1.3110kV并联电容器主要是补偿主变压器无功损
7.1.41000kV变电站的主变压器与500kV变电站类似，采用自 耦型式，第三绕组线圈的容量约为主变压器容量的1/3，以往工程 规定低压无功补偿装置容量宜为主变压器容量的30%以下，而实 际都按33%以下规划。本条规定了无功补偿装置容量的限制条 件。此外无功补偿装置还应根据无功负荷增长和电网结构变化分 期装设。 7.1.5110kV侧电容器或电抗器无功补偿总容量确定以后，通 常将电容器或电抗器分成若干组进行安装，分组原则主要是根 据电压波动、负荷变化、电网背景谐波含量以及设备技术条件 等因素来确定。超高压和特高压变电站由于系统容量的增大， 系统无功扰动承受能力较强，无功补偿装置最大分组容量的约 束条件主要是断路器投切电容器组和电抗器组的能力。根据 断路器生产厂家的供货能力，目前供货的产品中，额定电流为 3150A、额定短路电流为40kA的126kV断路器，从技术上可 满足最大分组容量为240Mvar电抗器和210Mvar电容器组的 断流条件。
7.1.6目前我国500kV变电站中，低压并联电容器装置的串联 电抗器率，抑制5次及以上谐波，多选取5%；抑制3次谐波，多选 取12%。为防止电容器组投入运行后，引起系统谐波放大，并保 证电容器组自身运行安全，同时考虑节省投资与运行的灵活性，根 据特高压交流试验示范工程的研究成果，110kV并联电容器装置 的串联电抗率采用的是5%和12%两种，其中12%串联电抗率的 电容器装置先投后切。但该配置方式并非标准模式，在变电站设 计中，应根据工程实际情况由系统研究确定
.2无功补偿装置及设备选择
7.2.1并联电容器组不平衡保护种类较多，有单星形相间开口三 角电压保护、单星形相电压差动电压保护、双星形中性点不平衡电 流保护和单星形桥差不平衡电流保护，其中桥差电流保护灵敏度 高，一次侧出口电流大，较易整定，而且受初始不平衡影响小，因此 110kV并联电容器组宜采用桥差不平衡电流保护方式。为获得 更高的保护灵敏度，特高压交流试验示范工程采用双桥差不平衡 电流保护恋电站设计中应根据工程实际情况研究确定
角电压保护、单星形相电压差动电压保护、双星形中性点不平衡电 流保护和单星形桥差不平衡电流保护，其中桥差电流保护灵敏度 高，一次侧出口电流大，较易整定，而且受初始不平衡影响小，因此 110kV并联电容器组宜采用桥差不平衡电流保护方式。为获得 更高的保护灵敏度，特高压交流试验示范工程采用双桥差不平衡 电流保护。变电站设计中，应根据工程实际情况研究确定。 7.2.2特高压交流试验示范工程中，110kV并联电抗器的额定 电压确定为105kV，最高运行电压为115kV。在今后的工程设计 中可根据具体情况通过计算确定。 7.2.3并联电容器装置的串联电抗器基本有两种型式：干式空心 型和油浸铁心型。由于串联电抗器对其电感特性的线性要求较 高，因此宜米用十式空心型式。 7.2.4110kV并联电抗器包括干式空心和油浸铁心两种类型， 干式空心型的应用方案是将2台66kV等级的电抗器串联使用， 每台容量为40Mvar；油浸铁心三相型单台容量为240Mvar，单柜 型单台为80Mvar，自前国内尚无生产厂家制造。当出现两类设备 可供选择时，需要在设备投资、占地、运行维护、防火等方面进行综
型和油浸铁心型。由于串联电抗器对其电感特性的线性
干式空心型的应用方案是将2台66kV等级的电抗器串联使用， 每台容量为40Mvar；油浸铁心三相型单台容量为240Mvar，单相 型单台为8oMvar，自前国内尚无生产厂家制造。当出现两类设备 可供选择时，需要在设备投资、占地、运行维护、防火等方面进行综 合比较后确定。
7.2.5随着系统无功需求的变化，需频繁投切容性和感性无功补 偿装置。在投切过程中，可能因断路器的重击穿或截流而在容性 或感性无功补偿装置上产生过电压，该过电压由避雷器进行限制。 对于中性点不接地方式，单相接地故障时健全相电压升高到 126kV（方均根值），避雷器持续运行可选126kV（方均根值），额定 电压可为174kV（方均根值），雷电冲击残压为372kV（峰值）。 7.2.6目前在500kV变电站中，无功补偿装置回路断路器有安 装在电源侧，也有在中性点侧，根据且前的设备制造水平，110kV
7.2.6目前在500kV变电站中，无功补偿装置回路断路器有安 装在电源侧，也有在中性点侧。根据目前的设备制造水平，110kV 无功补偿装置回路的断路器宜安装在电源侧
7.2.6目前在500kV变电站中，无功补偿装置回路断路器有安
8.0.2由于1100kVGIS和HGIS设备，三相母线分别装于不同 的母线管道里，在正常运行时仍有较大的感应电流，例如普东南 1100kVGIS进出线套管处，其感应电流可达到额定电流的30%， 感应电流会引起外壳及金属结构发热，使设备的额定容量降低，二 次回路受到于扰。因此，1100kVGIS和HGIS外壳的接地非常重 要，其接地线必须与主接地网连接，不充许元件的接地线串联之后 接地。 由于1100kVHGIS相间距离较大，各相的感应电流需通过 辅助接地网形成回路，所以，辅助接地网在正常运行时有较大工频 电流流过。因此，1100kVHGIS辅助接地网不仅要满足设备接地 要求，而且还有汇流作用，宜优先选用铜接地材料。 1100kVGIS相间距离相对较小，三相母线外壳间可配置短接 板，辅助接地网材质可采用铜或扁钢。
8.0.3当主接地网和辅助接地网采用不同材质时，应采取
9.0.11000kV系统的过电压保护和绝缘配合设计，除应满足本 规定要求外，应满足现行国家标准《1000kV特高压交流输变电工 程过电压和绝缘配合》GB/Z24842的有关规定。 9.0.4系统研究表明，1000kV输变电系统中采用的限制系统过 电压的方法为：采用1000kV并联电抗器限制工频过电压；采用装 有合闸电阻的断路器限制操作过电压；采用金属氧化物避雷器限 制雷电过电压，并作为限制操作过电压的后备保护。 根据1000kV系统无功补偿研究的相关结论，1000kV输变电 系统中1000kV并联电抗器的补偿度按85%～90%考虑。根据系 统分析计算，特高压交流试验示范工程中，在普东南一南阳和南 阳一荆门线路两端各设1组1000kV并联电抗器，分别安装在3 个变电站（开关站）。普东南站1组1000kV并联电抗器容量为3× 320Mvar，南阳站两组1000kV并联电抗器容量均为3×240Mvar， 荆门站1组1000kV并联电抗器容量为3×200Mvar。1000kV并 联电抗器中性点经电抗接地，中性点接地电抗值按100%补偿相 间电容原则进行选择。 根据系统过电压分析计算，1000kV输变电系统中需采用装 有合闸电阻的断路器和额定电压为828kV的金属氧化物避雷器 限制合闸和单相重合闸操作过电压。同时分析计算表明，当合闸 电阻阻值在4002～6002时，系统操作过电压均可限制在合理范 围之内，合闸电阻投入时间8ms～11ms。在特高压交流试验示范 工程中，1000kV断路器采用的合闸电阻阻值分别为6002（普东南 站）、5802（南阳站）、5602（荆门站），合闸电阻投入时间8ms~ 11ms。
金属氧化物避雷器是限制变电站过电压水平的有效手段之 一。科研单位对1000kV变电站/开关站近区雷电侵入波过电压 进行了分析计算，根据计算结果，1000kV配电装置避雷器采用如 下配置：每回1000kV出线安装1组避雷器；GIS/HGIS管道与架 空线路的连接处不单独装设避雷器；线路侧避雷器布置在电压互 感器和1000kV并联电抗器之间；主变压器高、中、低压侧均装设 避雷器，主变压器高压侧套管接线端子与高压侧出口处避雷器接 线端子之间沿导体的距离不大于20m。 9.0.5经计算，变电站母线侧避雷器额定电压为828kV，变电站 线路侧避雷器额定电压为888kV。但是，幅值在1.3p.u.～ 1.4p.u.之间的工频过电压持续时间短，额定电压828kV的金属 氧化物避雷器完全可以承受，而且有足够裕度。因此，全站可以采 用单一额定电压为828kV的金属氧化物避雷器，从而降低了特高 压变电站设备绝缘水平。 9.0.6根据1000kV试验示范工程相关课题的研究成果，参照 IEC标准中的相关规定，同时参考国内外超高压输变电工程运行 经验和电气设备制造经验，确定了我国1000kV电气设备的额定 绝缘水平。 1工频暂态过电压下的绝缘水平。设备工频短时耐受电压 的安全因数为1.15，为保证变压器内绝缘在正常运行工频电压作 用下的工作可靠性，应进行长时间（5min）工频耐压试验。变电站 电气设备承受一定幅值和时间的工频过电压和谐振过电压的要 求。 2操作过电压下的绝缘水平： 1）内/外绝缘。变电站的相对地统计操作过电压U，以 1.60p.u.计，参照IEC60071一2《绝缘配合第2部分：应用导 则》推荐方法进行计算，线路侧和母线侧设备的操作耐受电压均可 选1800kV。 2）纵绝缘。并关设备（断路器、隔离开关）纵绝缘（指断口间）
10.1计算机监控系统
10.1.2主机和操作员工作站是兼用方式或是单独配置，在 500kV变电站中均有采用，一般视变电站建设规模和运行要求等 因素确定。考虑到1000kV变电站在系统中的重要地位，其监控 功能要求和系统可靠性、可用率指标均应高于常规500kV变电 站，故规定主机和操作员工作站均按双重化原则单独配置。 10.1.3同步时钟系统有分散设置和集中设置两种模式。分散方 式一般按控制楼和各继电器小室分别设置，系统构成简单，但无备 用时钟，若某一继电器小室的同步时钟故障，则造成该小室测控、 保护装置等二次设备的同步对时信号去失。集中设置方式在高压 直流换流站应用已较为广泛，即全站集中配设两套同步主时钟，采 用双重化允余配置互为热备用方式，当任主时钟故障退出时，另 一主时钟实现自动无缝切换，以保证测控、保护及自动化装置的同 步对时精度和对时接口要求。 两套主时钟设备安装在主控楼或任两个继电器小室，其他继 电器小室配置同步时钟信号扩展装置，主时钟与扩展装置通过光 纤连接。 10.1.4根据电力二次系统安全防护的整体部署要求，特高压变 电站实时控制区（安全区1）的典型应用包括计算机监控系统、五 防系统、安控装置、保护装置等，非控制生产区（安全区Ⅱ）的典型 应用包括故障录波及故障测距系统、电量计费系统、保护子站等， 管理系统（安全区川）的典型应用包括站长工作站、仿真培训工作 站等。因此，为满足各安全区之间横向隔离及纵向安全认证的要 求，在安全区1和安全区Ⅱ之间采用逻辑隔离措施，在安全区1、
电站实时控制区（安全区I）的典型应用包括计算机监控系统、五 防系统、安控装置、保护装置等，非控制生产区（安全区Ⅱ）的典型 应用包括故障录波及故障测距系统、电量计费系统、保护子站等， 管理系统（安全区）的典型应用包括站长工作站、仿真培训工作 站等。因此，为满足各安全区之间横向隔离及纵向安全认证的要 求，在安全区工和安全区I之间采用逻辑隔离措施，在安全区I
10.2.2在各配电装置区域或一次设备集中安装处设置继电器小 室，将二次设备分散布置在与一次设备毗邻的继电器小室的设计 思想，在500kV、750kV变电站和高压直流换流站中均有广泛应 用，大大节省了控制电缆的用量。1000kV变电站较常规500kV 变电站相比，具有设备容量大、进出线回路多、配电装置占地面积 大的特点，因此二次设备采用下放布置方式，按相对集中的原则分 散设置继电器小室则有更大的优越性，经济效益明显。
10.3电磁抗王扰措施
10.3.1根据国网电力科学研究院关于《1000kV变电站保护小 室屏蔽措施研究》专题报告的研究结论和专家评审意见，1000kV 变电站所具有的电磁骚扰源的种类与500kV变电站大体一致，现 行行业标准《500kV变电所保护和控制设备抗扰度要求》DL/Z 713一2000所规定的10项试验项目，基本反映了1000kV变电站 中的电磁扰现象，故二次设备抗于扰要求可继续沿用原有的10 项试验项目。但1000kV变电站在开关操作中产生的电磁骚扰水 平比500kV变电站要大，龙其是当采用敲开式配电装置时，在隔 离开关操作空载母线时所产生的阻尼振荡磁场水平将有所提高。 因此，对1000kV敬开式配电装置室外二次设备的阻尼振荡磁场 抗扰度试验水平宜适当提高，阻尼振荡磁场抗扰度试验等级可按 200A/m(峰值）考虑。
10.3.2为下放在配电装置就地布置的继电器小室考虑一定程度
500kV变电站工程设计中已证明是必需的。 国网电力科学研究院《1000kV变电站保护小室屏蔽措施研 究》专题研究报告提出1000kV继电器小室的屏蔽效能宜按30dB 考，并推荐1000kV变电站继电器小室的屏蔽结构可采用钢筋 混凝土建筑内衬金属板网方式或双层亚型钢板建筑方式。对于钢 筋混凝土建筑内衬金属板网方式，考虑到施工的方便性和屏蔽效 能的要求，推荐采用丝梗厚度为1.2mm、孔眼宽度为7mm、丝梗 宽度为1.2mm、节距为25mm的钢板网。 10.3.3国网电力科学研究院在《1000kV变电站保护小室屏蔽 措施研究》专题报告中分析，变电站的电磁扰虽然很严重，但其 影响范围较小。隔离开关等操作产生的扰衰减速度很快，以距 离的平方或立方的倒数成比例衰减。因此，当主控室、计算机室位 置距离高压设备较远时，由高压开关操作产生的空间电、磁场数值 很小，不足以引起主控室及计算机室设备的工作异常，故可不考虑 屏蔽措施。
10.4.31000kV变压器由主体、调压变压器和补偿变压器组成， 其中调压变压器和补偿变压器共箱布置。根据中国电力科学研究 院主变压器保护装置动模试验的结果，调压变压器、补偿变压器 高、低压绕组发生匝简短路故障时，主变压器差动保护灵敏度不 够。因此，应为调压变压器和补偿变压器单独配置主保护。为简 化保护配置，调压变压器和补偿变压器不再单独配置后备保护。 当调压变压器或补偿变压器故障时，变压器主体应能在退出调压 变压器和补偿变压器后正常运行，因此调压变压器和补偿变压器 保护采用单独组屏，
直流及交流不停电电源系统
素，直流系统若采用全站集中配置两组蓄电池组方案，直流主屏与 分屏之间的馈电电缆最长可达600m～700m，远大于500kV变电 站供电距离，较大的电缆压降必将加大电缆截面，势必造成供电网 络的设计不合理。因此，应根据继电器小室的位置、数量和相对集 中的原则，按区域设置直流系统。 10.5.4主要考虑在一定时间内，特高压工程均为跨区域建设的 输变电工程，当发生全站停电事故时恢复供电所涉及的部门和单 位较多，直流系统对快速恢复供电极为重要。 10.5.5主要考虑绝大多数二次设备是元余配置，任一装置短时 失掉电源不会对设备的正常运行产生影响，失掉电源很可能是装 置故障，设置自动切换装置很可能将事故扩大。 10.5.6应尽量避免二次设备使用交流电源，对个别必须使用交 流电源的设备可以设置UPS或逆变电源系统。
素，直流系统若采用全站集中配置两组蓄电池组方案，直流主屏与 分屏之间的馈电电缆最长可达600m～700m，远大于500kV变电 站供电距离，较大的电缆压降必将加大电缆截面，势必造成供电网 络的设计不合理。因此，应根据继电器小室的位置、数量和相对集 中的原则，按区域设置直流系统。 10.5.4主要考虑在一定时间内，特高压工程均为跨区域建设的
10.6.1主变压器、1000kV并联电抗器和GIS、HGIS等主要设 备的安全可靠运行关系到变电站甚至整个特高压输变电系统的可 靠与否，因此应配置必要的状态监测技术和诊断手段。在分析研 究高压直流换流站、220kV～500kV变电站状态监测技术成熟应 用的基础上，为特高压关键设备主变压器和1000kV并联电抗器 配置油色谱状态监测，对油中溶解气体和微水进行分析，为GIS HGIS组合电器配置SF。气体状态监测，监测SFs气体压力、密度 等。同时状态监测装置技术上应成熟可靠，功能完善，灵敏度高， 安装维护方便，运行稳定，并宜通过网络接口与计算机监控系统实 现通信，便于运行人员实时监测。
0.7对电流、电压互感器的要
7.11000kV线路用电流互感器变比为4000/1A～6000/1A 工程建设初期或小负荷运行方式下，线路负荷电流通常较小DL／T 2042-2019 高压直流输电换流阀晶闸管级试验装置技术规范，胡
为满足调度有关保护整定和测量及计量精度要求，考惠在电流互 感器二次侧设置中间抽头。 10.7.2电能计量关口表弓接专用的电流、电压互感器二次绕组 或与测控、保护装置共用电流、电压互感器二次绕组，均可满足计 量精度要求，专用引接方式则更方便运行管理部门，满足现行行业 标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T448有关贸易结算用电 能计量点配置计量专用电流互感器和电压互感器二次绕组的要 求。
11 1000kV 构支架
11.1.2鉴于1000kV变电站在系统中的重要作用，构支架的安 全等级为一级。 11.1.3根据构架计算研究结果，构架为柔性结构，地震作用不起 控制作用，主要由大风、覆冰、安装、检修四种工况起控制作用，故 工程设计时可不考虑此工况。与构架相比，设备支架不高，高度与 设备相差不多，地震力对支架的影响较大，支架强度和稳定由地震 作用控制。
11.2.3现行国家标准规定Q345级钢的外径与壁厚之比最大为 68，1000kV构架的安全等级较高，且格构式构架柱的节间长度较 长，主材基本采用Q345级钢，腹杆与主材连接一般存在偏心，为 满足局部稳定，防止局部压曲，将格构式柱的标准定得稍高些，而 钢管人字柱沿用国家标准的规定。 #上
11.2.4节点应力计算非常复杂，一般用构造来保证，节点应比杆 件强壮才能保证结构安全。
12.0.11000kV导线运行电压高，环境气候特征变化大，容易产 生电晕噪声GB50007-2011《建筑地基基础设计规范》.pdf，因此应该更严格控制导线、金具电晕的发生条件。 12.0.2变电站内主变压器和高压电抗器是主要的持续噪声发生 源，受制造工艺限制，如降低设备本体噪声水平将增加设备制造难 度及造价，增加设备体积并对受运输条件限制的工程产生颠覆性 影响时，可采取外部降噪措施。
近围墙上设置隔声屏障；对变压器和1000kV并联电抗器，通过设 置将本体包容散热器外置的隔声罩可大幅度降低设备噪声影响。