Q／GDW 1786-2013 标准规范下载简介

Q／GDW 1786-2013 1000kV变电站设计技术规范.pdf

置。变电站附近高电压区域设置相应警示标志，

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10.3.1变电站噪声对周围环境的影响应符合现行国家标准GB12348和GB3096的规定，以及批复的 环境影响报告书的要求。 10.3.2变电站噪声首先应从声源上进行控制，选择低于国家规定噪声标的设备。对于声源上无法根 治的生产噪声应采取有效的噪声控制措施。 10.3.3变电站的总平面布置应充分利用建筑物的隔声、消声、吸声等作用，以降低变电站的噪声对环 境的影响。

10.4.1变电站的废水、污水应分类收集、输送和处理；对外排放的水质应符合现行国象标准GB8978 的规定。向水体排水须符合受纳水体的水域功能及纳污能力条件的要求。 10.4.2变电站的生活污水，应处理达标后复用或排放。位于城市的变电站，生活污水应优先考虑排入 城市污水系统，其水质应符合现行规范CJ343的要求。 10.4.3变电站内应设置事故油坑和总事故储油池以接受变电站突发事故时，变压器、电杭器等设备的 漏油和可能产生的油污水。事故贮油油坑、事故油池的容积须能保证事故时废油和含油废水不污染环境： 油污水经隔油处理后，由具有相应处置资质的专业单位回收，不外排

HG／T 5222-2017 催化裂化用电液控制冷壁滑阀技术条件10.5水土保持及生态保护

10.5.1变电站的选址、设计和建设等各阶段应考虑水土保持问题，对可能产生水土流失的，应采取防 台水土流失的措施。特别对于新建的位于山区、丘陵区和风沙区的变电站项目，在项目可行性研究阶段 应委托有资质的单位编制水土保持方案，并经专项审批，其主要结论纳入工程环境影响报告书及初步设 十的有关水土保持章节中。 10.5.2变电站项目的水土保持方案编制应符合现行规范SL204及GB16453的有关规定。 10.5.3变电站的水土保持重点是施工期临时弃土的防护，变电站挡土墙、护坡设计及风沙区的防沙固 沙措施。 10.5.4变电站的选址和建设应符合国家全国生态环境保护纲要》及所在地生态环境规划的相关要求

10.5.1变电站的选址、设计和建设等各阶段应考虑水土保持问题，对可能产生水土流失的， 治水土流失的措施。特别对于新建的位于山区、丘陵区和风沙区的变电站项目，在项目可行 应委托有资质的单位编制水土保持方案，并经专项审批，其主要结论纳入工程环境影响报告 计的有关水土保持章节中。

0.5.2艾划 文GB16453前有大规定。 0.5.3变电站的水土保持重点是施工期临时弃土的防护，变电站挡土墙、护坡设计及风沙 沙措施。 10.5.4变电站的选址和建设应符合国家全国生态环境保护纲要》及所在地生态环境规划的

11劳动安全和职业卫生

1.1.1变电站的设计应执行国家规定的有关劳动安全和职业卫生的法规、标准级规定，并应贯彻执行 “安全第一，预防为主”的方针。劳动安全和职业生设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时验 收和投产使用。 11.1.2新建、扩建和改建的变电站工程，在可行性研究阶段应有劳动安全和职业卫生的论证内容；在 初步设计阶段应提出内容符合要求的劳动安全和职业卫生篇章。 1.1.3劳动安全和职业生的设计应落实在各专业设计中，工程设计的各项措施应符合现行的有关标 准规范和规定

11.2.1变电站的生产场所和附属建筑、生活建筑和易燃、易爆的危险场所以及地下建筑物的防火分区、 防火隔断、防火间距、安全疏散和消防通道的设计，应符合现行国家规范GB50016和GB50229的规定 1.2.2变电站的安全疏散路线应简明直接，楼梯通道和出入口的宽度满足规范要求；疏散路线应有充 足的照明和明显的疏散指示标。 11.2.3有爆炸危险的设备及有关电气设施、工艺系统和厂房的工艺设计及土建设计应按照不同类型的 暴炸源和危险因素采取相应的防爆保护措施。防爆设计应符合现行规范GB50058和《中华人民共和国 爆炸危险场所电气安全规程》等的规定。

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11.3.1变电站设计中，应对主变压器、电杭器和屋外配电装置等电气设备的电磁噪声及冷却风扇产生 的空气动力噪声进行控制。对于生产过程和设备运行产生的噪声，应首先从声源上进行控制并采取隔声、 消声、吸声、隔振等控制措施。噪声控制的设计应符合GBJ87及其他有关标准规范的规定。 11.3.2防止振动危害，应首先从振动源上进行控制并采取隔振措施。防振动的设计应符合现行国家标 焦GB50040、GB10434的规定。 11.3.3防暑、防寒及防潮的设计，应符合国家标准GBZ1、GB50019的规定

12.1.1变电站设计应贯彻国家节能政策，提高能源利用效率。 12.1.2变电站节能应全面体现在设计的各个专业充分利用一次能源、节约二次能源

12.2.1电气设备宜选用损耗低的节能型产品。 12.2.2主变调压变冷却方式宜采用自冷型；高压并联电炕器冷却方式宜采用自冷或风冷型。 12.2.3合理选择导体，减少电能损耗。 12.2.4变电站的照明灯具宜采用节能灯具，

[12.3采暖、通风及空气调节节能设计

12.3.1变电站建、构筑物的节能应符合现行国家标准GB50019、GB50189的规定。 2.3.3严寒地区的变电站，不宜采用空气调节系统进行冬季采暖，宜经技术经济比较后设置热水集中 采暖系统或采暖。

12.4建筑与建筑热工节能设计

12.4.1变电站的总图布置和建筑的平面、立面设计宜利用冬季日照并避开冬季主导风向，利用夏季自 然通风。建筑的主朝向宜选择本地区最佳朝向或接近最佳朝向。 2.4.2严寒、寒冷地区建筑的体形系数应小于或等于0.40。当不能满足本条文的规定时，应按现行国 家标准GB50189的有关规定进行权衡判断 2.4.3建筑物的围护墙体和屋顶应采用新型环保节能材料，外墙、屋顶的保温、隔热性能应符合现行 国家标准GB50189及GB50176对于建筑物保温、隔热的规定。

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12.4.4建筑物外墙与屋面的热桥部位的内表面温度不应低于室内空气露点温度。 12.4.5变电站建筑每个朝向的窗墙面积比均不应大于0.7，并应符合下述要求： a 空调房间应尽量避免在东、西朝向大面积采用外窗。 采暖房间应尽量避免在北朝向大面积采用外窗。 设有空调装置的无人设备用房宜设小面积窗或不设窗。 2.4.6对有空调装置及寒冷地区的房间，其外门窗应采用新型节能门窗，玻璃宜采用中空玻璃。铝合 金门窗型材应米用断桥铝合金。 2.4.7外窗的气密性不应低于现行国家标准GB7107规定的4级。 12.4.8严寒地区建筑的外门应设门斗，寒冷地区建筑的外门宜设门斗或应采取其他减少冷风渗透的措 施。 2.4.9夏热冬暖和夏热冬冷地区建筑的平面布置宜结合外门窗洞口位置、房门、通道、走廊、楼梯间 等组织好穿堂风，改善室内自然通风条件。 米用浅色饰面材料

《1000kV变电站设计技术规范》

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、编制背景 、编制主要原则 三、与其他标件的关系 四、主要工作过程. 3 五、标准结构和内容 六、条文说明

编制背景 编制主要原则 与其他标件的关系· 主要工作过程. 标准结构和内容 条文说明

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本标准依据《关于下达2011年度国家电网公技术标制（修）订计划的通知》（国家电网科2011 190号）文的要求编写。 国家电网公司《1000kV变电站设计技术规定（电气部分）》（Q/GDW294一2009）实施以来，对 特高压工程的建设起到了很好的指导作用。为进一步完善标容，充分吸收特高压电网建设的最新研 究成果，规范工程设计工作，提高设计能力和水平，适应交流特高压建设的要求，对该标进行修订。 本次修订充分吸收了特高压交流试验示范工程及其扩建工程、淮南～皖南～浙北～上海、锡盟～南 京等特高压交流工程的最新科研成果和设计技术， 可以全面指导特高压交流变电站的设计工作，使特高 玉变由站的工程设计符合安全可靠 环境友好的原加

本标准足现有企业标准在消化吸收相关国家标准特高压试验示范工程扩建工程和 工程建设成果的基础上，完善了电气部分内容，增补了站址选择、系统二次部分、土建、环 容，对特高压工程建设具有重要的指导意义。

本标准现行法律、法规和政策协调一致。编制时没有相关的国家和国际标编制过程中主要参 考了国家电网公司《1000kV变电站设计技术规定（电气部分）》（Q/GDW294一2009）、GB50017《钢 结构设计规范》、GB50007《建筑地基基础设计规范》、GB50229《火力发电厂与变电站设计防火规范》、 DL/T5155《220kV～500kV变电所设计技术规程》等标准本标报批过程中，GB50697《1000kV变 电站设计技术规范》于2012年3月1日起实施，本标准其一致。不涉及知识产权和专利问题。 自本标行之日起，国家电网公司《1000kV变电站设计技术规定（电气部分）》（Q/GDW294一2009 自行废止。 四、主要工作过程 国网北京经济技术研究院2011年4月编制完成《1000kV变电站设计技术规范》工作大纲。4月中 旬，项目启动，成立编制工作组，讨论并确定工作大纲，明确参编单位的工作分工，落实责任；明确进 度，开展编制工作；4月中旬～6月上旬，按照编制计划开展工作；6月中旬，汇总文件并进行内部统稿， 完成初稿；6月15日，基建部组织开展了中间检查；6月下旬～7月，根据中间检查要求进行修改完善； 8月8日，组织内部审查，对标容进一步修改，修改后形成征求意见稿；10月，征求意见稿报送基 建部，网止征求意见；11月，对反馈意见进行归纳整理，并讨论修改，形成送审稿，报送基建部；12 月28日，基建部组织专家对本标进行验收，同意修改后报批。 五、标准结构和内容 本标12章构成，各章主要内容如下： 第1章为范围： 第2章为规范性引用文件； 第3章为总的要求，规定了1000kV变电站设计总则； 第4章为站址选择，对站址选择的原则进行了规定； 第5章为站区规划与总布置，规定了站区规划和总布置原则； 第6章为电气一次部分，对1000kV、110kV电气主接线型式，1000kV主变压器、1000kV并联电 抗器和主要电气设备结构型式等做出了规定；对1000kV配电装置的最小安全净距做出了规定；对低压 无功补偿装置、站用电系统、过电压和绝缘配合、防雷接地、以及照明和辅助设施做出了规定； 第7章为二次部分，对继电保护及安全自动装置、调度自动化、通信、计算机监控系统等应遵守的 基本原则做出了规定。 第8章为土建部分，对建、构筑物的设计原则和内容深度进行了规定； 第9章为消防：

京经济技术研究院2011年4月编制完成《1000kV变电站设计技术规范》工作大纲。4月中 动，成立编制工作组，讨论并确定工作大纲，明确参编单位的工作分工，落实责任；明确进 制工作；4月中旬～6月上旬，按照编制计划开展工作；6月中旬，汇总文件并进行内部统稿 6月15日，基建部组织开展了中间检查；6月下旬～7月，根据中间检查要求进行修改完善： 组织内部审查，对标容进一步修改，修改后形成征求意见稿；10月，征求意见稿报送基 征求意见；11月，对反馈意见进行归纳整理，并讨论修改，形成送审稿，报送基建部；12 基建部组织专家对本标进行验收，同意修改后报批

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第5.5.7条本条引自DL/T50562007第8.3.5条的内容。 第5.5.8条本条参照DL/T5056一2007第8.3.6条的相关内容制定，应用时需对照原条文的编制 说明。 第5.5.9条 本条主要参照DL/T5056一2007第8.3.7条、第8.3.8条和第8.3.10条的相关内容汇编 制定。 第5.5.10条本条系引用DL/T5218一2005表6.2.5注5的第3）条相关内容。 第5.5.11条本条参照DL/T5218一2005表6.2.5中有关站内道路与生产建筑、站内生活建筑之间 最小间距的规定进行编制。 第5.6条场地处理 第5.6.1条本条是屋外配电装置场地的设计处理原则，参照DL/T5056一2007第9.1.1条的精神制 定。 第5.6.2条在湿陷性黄土场地条件下，为避免屋外配电装置场地发生下层地面滞水、见水湿陷、 影响场地排水的不利现象，宜采用在场地地表设置灰土封闭面层处理的预防性措施。 第5.6.3条本条参照DL/T5056一2007第9.1.2条及第9.1.3条的精神制定 第5.7条围墙和大门 第5.7.2条为防止温度变化和砌体干缩变形引起的墙体开裂，站区实体围墙应设置伸缩缝。本条 引自DL/T5056—2007第5.4.3条的内容。 第5.7.3条站区围墙与丙、丁、戊类生产建筑或和站内生活建筑的间距，首先应符合现行国家标 准GB50016一2006中的相关规定。 第5.7.4条本条参照DL/T5056一2007第5.4.6条的内容修编制定。 第5.7.5条站区入口大门宽度的基本要求为应满足1000kV变电站诸大型设备的运输要求。 第6条电气部分 第6.1条电气主接线 第6.1.2条本条提出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。 第6.1.3条3/2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。 当初期连接元件数量较少时可考虑采用角型接线等简化接线型式，并当远景元件增加时在布置上应 能够容易地过渡到3/2断路器接线。 当采用3/2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。 第6.1.4条1000kV特高压适用大功率、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航器时，一般不允许退出运行，宜采用不装设断路 器和隔离开关的接线，电炕器与线路同时停电作业 第6.1.5条主变压器第三绕组的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，宜采用110kV，最高运行电压宜采用126kV。对于3000MVA 主变压器，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压器中压侧的母线电压变 化值不超过其额定电压的2.5%。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 尝提出特殊要求时，可研究确定采用其它电玉等级。 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回路并设置多

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组单母线。 因无功补偿装置母线连接元件多，考虑后备保护需要，分支母线的电源侧宜安装总断路器。110kV 采用中性点不接地系统，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，当电压互感器安 表在总断路器后时，总断路器动作将切除电压互感器电源，无法判别主变及三角形连接母线绝缘故障， 增加事故判别难度，故宜要求安装在总断路器电源侧。 第6.1.6条1000kV采用3/2断路器接线时，避雷器因限制操作过电压而不允许单独退出运行，电 玉互感器因采用对应接线不能切换也不允许单独退出运行，所以这二元件前不应装设隔离开关。当变电 站可能出现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。 第6.1.9条本条对接地开关的配置提出明确要求。GIS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。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。 第6.2条主变压器 第6.2.2条自耦变压器与同容量的普通变压器相比具有很多优点：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变压器。 第6.2.3条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。 第6.2.4条特高压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。 第6.3条特高压并联电航器 第6.3.1条1000kV并联电杭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并联电杭器的容量和组数。1000kV并联电器三相容量 推荐系列为：1080Mvar、960Mvar、840Mvar、720Mvar、600Mvar。 第6.3.2条从结构上看，电杭器主要有空心式和铁心式。空心式电杭器电感值小，且电感值不随 通过电杭器电流的大小而改变；铁心式电杭器在其它参数相同的情况下，铁心式电杭器的电感值比空心 式大，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杭器体积比空心式 的小。目前国外的超高压大容量电航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航器体积的目的。由于1000kV并联电航器的容量大，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并联电杭器的参数、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电杭器。 第6.3.3条为了提高特高压线路的单相重合闻闸成功率，需将重合闸过程中的潜供电流和恢复电压 限制在较小值。线路用1000kV并联电航器中性点通过电接地的方法，能有效限制线路的潜供电流和 复电压。 第6.3.4条1000kV线路距离长、输送容量大、潮流变化剧烈。若配备高补偿度的固定并联电器

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然可限制工频过电压，但在潮流大幅变化时可能产生无功电压控制难度加大、线路输送能力下降及线 损耗增加等问题。采用可控并联电杭器，根据系统运行方式动态调节电航器容量，可有效解决上述问 题，提高1000kV线路安全稳定运行水平和灵活控制能力。目前可控并联电航器的型式主要有磁控式、 级式、晶闸管控制变压器型，其中分级式可控并联电航器简单可靠，响应速度快，故障时可作为固定 联电杭器运行，可满足特高压系统运行要求，因此推荐采用。 第6.4条主要电气设备及导体、金具 第6.4.1条一般规定 a）500kV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，其设备的最大风速可考虑采用离地面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。 b）电气设备在1.1倍最高运行相电压下无线电开扰电压要求为500μV，考虑隔离开关在分、合闸 状态下难于满足此要求，提高到2000μV，目前500kV设备制造水平均能达到此标1000kV 设备采用相同标准 ） 根据DLT5222一2005，变压器、电杭器和其它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）。考虑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）。考虑电杭器随看容量增加噪声会增大，可根据容量予以调整。 dE 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，由于存在极不均匀的电畅分布，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变压器和电杭器的局部放电量允许值按现行国家标准GB/Z24843一2009和GB/Z24844 2009执行，即在规定的试验电压下，变压器各绕组线端的视在放电量应满足：高压不大于 100pC，中压不大于200pC，低压不大于300pC；在规定的试验电压下，电杭器的绕组线端视 在放电量不应大于100pC，中性点线端视在放电量不应大于300pC。 1000kV交流系统用套管局部放电量允许值按现行国家标准GB/Z24840一2009执行，即在667kV电 下不大于5pC，在953kV电压下不大于10pC。 1000kV电容式电压互感器和避雷器的局部放电量允许值按现行国家标准GB/Z24841一2009和 B/Z24845一2009执行，即在规定的试验电压下，电容式电压互感器不大于5pC，避雷器不大于10pC。 e）由于1000kV电气设备有很多裸露在外面的金属部件，它们在日照条件下会使其本身的温度升 高，裸露在外面的金属部分越多，其温度升高的现象越严重。因此在确定1000kV电气设备额 定电流时，不仅需要考虑其环境年最高温度（年最高温度的多年平均值），还要考虑0.1W/cm2 （风速0.5m/s）的日照影响。日照对屋外电气设备的影响，应由制造部门在产品设计中考虑。 当缺乏数据时，可按电器额定电流的80%选择设备。 f 由于地震烈度过高，将造成1000kV设备制造难度极大。因此，1000kV电气设备按不超过8 度设防，并通过合理选择站址的方式解决地震烈度过高的问题。参考500kV电气设备抗震要求， 抗震设防烈度按8度考虑，应承受水平地震加速度在（2～3）m/s2之间，具体根据工程实际情 况取值。当需进行竖向地震作用的时程分析时，地面运动最大竖向加速度可取最大水平加速度 的65%。当设备采用支架安装时，制造部门应按动态带支架进行设计和试验。 g）1000kV电气设备电瓷外绝缘的泄漏比距目前应按现行国家标准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。 第6.4.2条1000kV断路器 a）特高压交流试验示范工程经过充分论证，普东南1000kV变电站1000kV设备采用GIS，南阳

第6.4.1条一般规定

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荆门1000kV变电站（开关站）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、工程工期以及节约土地资 源等因素，选用HGIS。 b） 由于1000kV系统短路电流的直流分量衰减慢，时间常数长，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。断路器是否装设合闸、分闻电阻，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 以500kV侧为主，因此主变压器1000kV侧母线断路器可不装设合闸电阻。 第6.4.3条1000kV隔离开关 a）1000kV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特高压推荐采用水平断口三柱式隔离开关。 6 SF6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 快速暂态过电压（VeryFastTransientOvervoltage，VFTO）。1000kV隔离开关装设阻尼电阻可 抑制VFTO的影响，具体要求应经过电压计算后确定。 第6.4.4条1000kV互感器

a）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、并联电杭器是否装 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

第6.4.6条1000kV绝缘子

a）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。 b）变电站悬式绝缘子一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。 目前确定变电站绝缘子串通常有2种方法。一种是爬电比距法，此法简单易行，在工程设计中被厂 采用且经过实践的验证。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移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 亏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，并且人工污移试验结果和自然 亏移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2种方法都需要进行计算，综合比较后确定。 c）根据科研单位研究意见，双I型绝缘子串的串间中心距不小于600mm时可不考虑邻近效应。

面的影响 电装置的特点，如电晕放电产生的可听噪 电 干扰及静电感应问题、对构架和设备 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，又需根

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表1采用DL/T620推荐方法确定的空气间隙上的过电压

b）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Ra可按下式计

R = f (U)×PU)dU

表21000kV配电装置最小空气间隙值（m）

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对于1000kV配电装置，C值按静电感应的场强水平确定。为使配电装置内大部分场地的静电感应 场强水平（离地1.5m空间场强）限制在10kV/m以下，C值宜取17.50m（单根管型导体）和19.50m（分 裂架空导线）。实际工程中，可根据全场域静电感应场强仿真技术结果，局部进行优化。 第6.5.5、6.5.6条关于静电感应场强水平，目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，24小时中允 午人员停留时间为180分钟）。 1980年，国际大电网会议报告中，提出关于电畅对生物的影响，认为10kV/m是一个安全水平。最 高允许场强在线路下可定为15kV/m，走廊边沿为3kV/m～5kV/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/m15kV/m场强水平在2.5%以下，各电气设备周围的最大空间 汤强大致为3.4kV/m13kV/m。 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，提出本条文 中1000kV变电站静电感应场强的设计标确。 第6.5.8条1000kV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 力不成为构架结构强度的控制条件。 第6.5.9条1000kV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18m20m。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，并联电器运输道路取4.5m~5m。 第6.5.10条1000kV配电装置设备尺寸大，重量重，设备端子拉力大，抗震要求高，为确保特高 变电站安全可靠运行，应选用抗震性能优良的设备，并根据现行规范的要求进行抗震设计。特高压变 电站在国内首次开展了变电站特高压设备区的全场域抗震计算，并综合考虑设备抗震性能、运行条件下 的设备受力特性、金具制造、施工难度等因素，优化设备布置，确定1000kV设备与导体及金具的连接 方式。 第6.6条低压无功补偿装置 第6.6.1条一般规定 a）本条是330kV～500kV电系统无功补偿的总原则。根据《电助系统安全稳定导则》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，500kV电压等级线路的充电助率应基本上予以补偿， 1000kV电压等级也可参照这一规定。 d 特高压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。 e 为减小电系统的无功扰动，适应电压调节的平滑性要求，低压无功分组容量以小为宜；同时 从变电站低压配电装置的布置和经济性来讲电容器分组也以少为好。但分组数增加产生的不利 影响在于：每组电容器的电容量越小，涌流倍数就越大，对电容器的冲击也就越大。综合上述

Q/GDW1786—2013 因素，考虑低压无功补偿分组容量确定的主要原则是： 1）分组装置在不同组合方式下投切时，不应引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大； 2）投切一组补偿设备所引起的主变压器500kV侧的母线电压变化值，不宜超过其额定电压的 2.5%，主变压器110kV侧的母线电压变化值，不宜超过其额定电压的5%。 3）应与断路器投切电容器组的能力相适应； 4）当避雷器动作后，通过避雷器的电容器组放电能量不得超过其允许的通流容量值； 5）不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆能量； 6）最大分组数满足变电站低压配电装置的经济性； 7）分组容量规范不宜超过2~3种。 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，主要的约束条件是开关 流能力。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 0kA的126kV断路器，从技术可满足最大分组容量为240Mvar电航器和210Mvar电容器组的断流条 f 目前我国500kV变电站中，低压侧并联电容器组中的串联电杭器为干式空心串联电杭器，一般 情况下，抑制5次及以上谐波，串联电杭率多选取5%，抑制3次谐波，串联电杭率多选取12% 对于特高压交流试验示范工程，根据中国电科学研究院编制的报告，主变压器三次侧系统中 存在3次谐波，因此串联电航率取12%，考虑到节省投资，采用12%和5%的组合型式。变电 站设计中，应根据工程实际情况由系统研究确定。 第6.6.2条无功补偿装置设备选择 a）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。变电站设计中，应根据工程实际情况研究确定。 b）特高压交流试验示范工程中，110kV并联电杭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。 并联电容器装置的串联电航器基本有2种型式：干式空心型和油浸铁心型。由于串联电杭器对 其电感特性的线性要求较高，因此宜采用干式空心型式。 d 110kV并联电杭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 等级的电杭器串联使用，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80Mvar，目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。 e） 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），雷电中击残压为372kV（峰 值）。 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。由于无功补偿回路需 频繁投切，南阳开关站扩建工程选用了电寿命较高的专用负荷开关用于无功设备的正常投切， 也安装在电源侧。 简67冬一站用由

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因素，考虑低压无功补偿分组容量确定的主要原则是： 1）分组装置在不同组合方式下投切时，不应引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大； 2）投切一组补偿设备所引起的主变压器500kV侧的母线电压变化值，不宜超过其额定电压的 2.5%，主变压器110kV侧的母线电压变化值，不宜超过其额定电压的5%。 3）应与断路器投切电容器组的能力相适应； 4）当避雷器动作后，通过避雷器的电容器组放电能量不得超过其允许的通流容量值； 5）不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆能量； 6）最大分组数满足变电站低压配电装置的经济性； 7）分组容量规范不宜超过2~3种。 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，主要的约束条件是开关 的断流能力。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，从技术可满足最大分组容量为240Mvar电杭器和210Mvar电容器组的断流条 牛。 f 自前我国500kV变电站中，低压侧并联电容器组中的串联电杭器为干式空心串联电航器，一般 情况下，抑制5次及以上谐波，串联电率多选取5%，抑制3次谐波，串联电航率多选取12%。 对于特高压交流试验示范工程，根据中国电力科学研究院编制的报告，主变压器三次侧系统中 存在3次谐波，因此串联电航率取12%，考虑到节省投资，采用12%和5%的组合型式。变电 站设计中，应根据工程实际情沉况由系统研究确定

第6.6.2条无功补偿装置设备选择

a 并联电容器组不平衡保护种类较多，有单星形相间开口三用电压保护、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。 b 特高压交流试验示范工程中，110kV并联电杭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。 C 并联电容器装置的串联电杭器基本有2种型式：干式空心型和油浸铁心型。由于串联电杭器对 其电感特性的线性要求较高，因此宜采用干式空心型式。 d 110kV并联电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 等级的电杭器串联使用，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80Mvar，目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。 e 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）。 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。由于无功补偿回路需 频繁投切，南阳开关站扩建工程选用了电寿命较高的专用负荷开关用于无功设备的正常投切， 也安装在电源侧，

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并联电航器、主变压器多采用风冷冷却方式，对特高压站用电的可靠性提出了更高的要求，因此站用电 宜按3回电源设置。初期为开关站时，站用电应按2回站外独立可靠电源和1台柴油发电机设置。柴油 发电机组的额定容量宜按满足开关站站用一级负荷的要求选择。 第6.7.2条通常一个500kV交流变电站的站用容量为630～1000KVA，则400V侧额定电流约为 900～1500A，短路电流小于30kA，此时400V侧电气设备的选择没有任何问题。1000kV变电站的站用 变压器400V侧额定容量在2500kVA左右，400V侧额定电流约为3600A，短路电流可达50kA以上（与 站用变压器阻抗电压有关），对低压设备制造水平要求较高；同时1000kV变电站低压侧为110kV，而 110kV变压器的最小制造容量为6300kVA，选用两级降压方式是必要的。 1000kV变电站的站用变压器400V侧额定容量在2500kVA左右，高压电源原由站内引接的站用变压 器高压侧为110kV。由于目前尚无由110kV直接降压至400V变压器的成熟产品，特高压交流试验示范 工程1000kV变电站站用电系统采用两级降压方式。今后的工程设计中应根据具体条件通过技术经济比 较确定选用两级降压或一级降压方式。 第6.8条过电压保护和绝缘配合 第6.8.1条系统研究表明，1000kV输变电系统中采用的限制系统过电压的方法为：采用1000kV 并联电杭器限制工频过电压；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并联电航器的补偿度按 35%～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并联电杭器，分别安装在3个变电站（开关站）。晋东南站一组1000kV并联电杭 器容量为3×320Mvar，南阳站两组1000kV并联电炕器容量均为3×240Mvar，荆门站一组1000kV并联 电航器容量为3×200Mvar。1000kV并联电航器中性点经电航接地，中性点接地电航值按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~ 5002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（晋东南站）、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 区雷电慢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 玉互感器和1000kV并联电杭器之间；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。 第6.8.5条经计算，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。因此特高压变电站可以采用单一额定电压为828kV的金属氧化物 避雷器，从而降低了特高压设备绝缘水平。 第6.9条防雷接地 第6.9.3条由于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，例如晋东南1100kVGIS进出线套管处DL／T 5150-2017标准下载，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，二次回路受到干扰。因此，1100kVGIS 和HGIS外壳的接地非常重要，其接地线必须与主地网连接，不允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地网形成回路，所以，辅助地网胜正 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

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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。 第7.6.7条间隔层二次设备应尽量直流化，对个别必须使用交流电源的间隔层设备可以增设UPS， 第7.7条时间同步系统 第7.7.1条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丢失。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，采用双重化余配置互为热备用方式，当任一主时钟故障退出时，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，其它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。 第7.8条辅助系统 第7.8.1条主变压器、1000kV并联电杭器和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 000kV并联电杭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SF6气体状态监测，监测SF6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。 第7.9条二次设备室布置 第7.9.3条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 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 小室则具有更大的优越性，经济效益明显。 第7.9.4条根据国网电科学研究院关于《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，DL/Z 13一2000所规定的10项试验项目，基本反映了1000kV变电站中的电磁骚扰现象，故二次设备抗干扰 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，尤其是当采用开式配电装置时，在隔离刀闸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散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。 第7.9.5条为下放在配电装置就地布置的继电器小室考虑一定程度屏蔽措施，以减弱空间电磁场 对二次设备的电磁搔扰，这在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考虑，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 对金属板网防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防式，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 第7.9.6条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， 变电站的电磁骚扰虽然很严重，但其影响范围较小。隔离刀闸等操作产生的骚扰衰减速度很快，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。

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第9.1.7条在贮油坑排出口处及事故排油十管适当距离处必须设置水封并为强制性条文，引自 GB50014。事故排油管管径选择的规定引自DL/T5339、DL/T5143。 第9.2条考虑特高压交流变电工程的重要性，要求消防供电有2路电源并保证消防设备不间 断供中