7 绝缘配合、防雷和接地

7.0.2  1000kV架空输电线路直线杆塔上悬垂绝缘子串的绝缘子片数基本上是由工频电压下的单位爬电距离决定。

    1  爬电比距法。按爬电比距法计算绝缘子片数时，关键是要确定不同形状绝缘子的爬距有效系数K_e。电力行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997中指出：几何爬电距离290mm的XP-160型绝缘子的K_e取为1。采用其他型式绝缘子时，Ke应由试验确定。

    式中：L₀₁、L₀₂——分别为XP-160型及其他型绝缘子的几何爬电距离；

              U_50％.1、U_50％.2——分别为XP-160型及其他型绝缘子的50％污闪电压(kV)。

    《西北电网750kV输电线路绝缘子在高海拔低气压条件下的污闪特性研究》报告提供了750(2^#)和750(4^#)试验U_50％值(ESDD：0.05；NSDD：0.1mg/cm²)(表6)。

表6  西北电网污闪特性研究的瓷绝缘子U50％值

    国网武汉高压研究院《1000kV交流输电线路绝缘子长串污秽特性及污秽外绝缘设计的研究》报告中提供的常压下绝缘子单片U_50％值，具体数据和相应绝缘子的有效系数K_e计算值见表7。

表7  有效系数Ke的计算

    表7中盘型(钟罩型)绝缘子的有效系数K_e的计算值基本在0.86～0.94之间，由于序号3～6绝缘子为灰密0.5mg/cm²条件下U_50％值，其值偏大，因此，绝缘子的有效系数K_e计算值偏大；序号7和8双伞和三伞绝缘子的有效系数K_e的计算值基本在0.97～0.99之间，由于其U_50％无法进行灰密修正，且序号7和8绝缘子的U_50％值为短串试验得到，其值偏大，因此，有效系数K_e的计算值也偏大。

    双层伞绝缘子在我国500kV及以下线路中已大量使用，积累了大量试验数据和运行经验。通过对双层伞绝缘子和普通型(XP-300)绝缘子在同样条件下的污闪电压和积污状况的比较，以及对大量数据的统计分析，由运行部门总结出双层伞型绝缘子的K_e值为0.95。

    西北750kV线路绝缘子爬电距离的有效系数Ke取值，普通型取1.00，防污型(双伞型和三伞型)取0.95，防污型(钟罩型)取0.90。

    对于1000kV特高压输电线路，建议在轻污区普通型、双伞和三伞绝缘子的有效系数K_e取值为1.0；防污型(钟罩型)绝缘子的有效系数K_e取值为0.90；中等及以上污秽区普通型盘型、双伞和三伞型绝缘子的有效系数K_e取值为0.95；防污(钟罩型)绝缘子的有效系数Ke取值为0.85。

    采用爬电比距法计算所得绝缘子片数见表8。

表8  采用爬电比距法计算所得绝缘子

    2  污耐压法。绝缘子片数选择也可采用污耐压法。污耐压法是根据试验得到绝缘子在不同污秽程度下的污秽耐受电压，使选定的绝缘子串污秽耐受电压大于该线路的最大工作电压。该方法和实际绝缘子污耐受能力直接联系在一起，是一种较好的绝缘子串长确定方法，但人工污秽试验结果同自然污秽条件下的污耐受电压值存在等价性问题。

    不同国家污秽外绝缘设计原则相同，但设计参数取值不同，确定污耐压和污秽设计目标电压值也不同。前苏联、美国、日本、武汉高压研究所和中国电力科学研究院主要是以U_50％进行污秽外绝缘设计，U_50％以长串绝缘子试验来确定。前苏联取标准偏差σ为8％，校正系数1—4σ；美国取σ为10％，校正系数1—3σ；国网武汉高压研究院和中国电力科学研究院按试验来计算σ取7％，污耐压校正系数为1—3σ。日本单片绝缘子最大耐受电压U_max按长串绝缘子试验来确定，前苏联还考虑爬电距离有效系数对不同型绝缘子串的U_max进行校正；污秽设计目标电压值均取系统最高运行相电压U_max，U_max校正系数前苏联、美国、日本分别为1、1、1.15～1.60。绝缘子串片数N由校正后的U_max与U_max之比确定，即：N＝U_max/U_max。不同国家污秽外绝缘设计基本参数如表9所示。

表9  不同国家污秽外绝缘设计基本参数对比

    注：①500kV及以下线路设计污耐压校正系数取3(对应单串闪络概率为0.14％，查正态分布表得出)。

           ②1000kV架空输电线路设计污耐压校正系数取1.04(对应单串闪络概率为15％，查正态分布表得出)。

    国网武汉高压研究院《1000kV交流输变电工程设备外绝缘特性研究》报告中推荐的污耐压设计方法如下(海拔1000m以下)：

    (1)确定现场污秽度SPS(ESDD/NSDD)；

    (2)将现场污秽度SPS(ESDD/NSDD)校正到附盐密度SDD(可简称试验盐密SDD)；

    (3)确定单片绝缘子最大耐受电压U_max；

    (4)确定污秽设计目标电压值U_max；

    1000kV晋东南-南阳-荆门交流特高压试验示范工程按1.1倍的最高运行相电压取值。

    (5)求取绝缘子串片数N：N＝U_max/U_max；

    (6)按表10校核确定N。

表10  不同性质工作电压确定绝缘子串片数

    表10中按污秽设计确定不同污秽等级的绝缘子片数满足以上不同性质工作电压和条件对其要求。

    国网武汉高压研究院根据试验结果修正后得到的不同污秽等级下不同型式单片绝缘子U_max见表11。

表11  不同污秽等级下不同型式单片绝缘子U_max(kV)

    表11中SDD为附盐密度(CaSO₄按41％修正)。

    按照污耐压法确定的悬垂单Ⅰ串片数见表12。

表12  不同污秽等级下不同型式绝缘子所对应的片数

    表12中ESDD为等值附盐密度(未修正)；N为ESDD未进行修正后的片数，N₁为ESDD按41％CaSO₄修正后的片数，N₂为ESDD按30％CaSO₄修正后的片数，N₃为ESDD按20％CaSO₄修正后的片数。

    研究结果表明，双伞型300kN瓷绝缘子在SDD/NSDD为0.1/0.5(mg/cm²)条件下，单Ⅰ串污耐压值较相同污秽度和相同串型下的CA590-EZ普通型300kN瓷绝缘子提高约5％。美国特高压试验基地(Project UHV)也曾对双伞型绝缘子与普通型绝缘子进行过相同污秽度下的污耐压对比试验，试验结果显示，在SDD为0.1mg/cm²时，双伞型较普通型绝缘子污耐压提高约7％。

表13  双伞CA887-EZ型及异型绝缘子串污耐压特性研究结果

    表13中NSDD为0.5mg/cm²。

    采用CA887-EZ双伞型300kN瓷绝缘子单Ⅰ串在不同污秽等级下的绝缘子串片数如表14所示。

表14  不同污秽等级下双伞型绝缘子所对应的片数

    表14中ESDD为等值附盐密度(未修正)，ESDD按41％CaSO₄修正后的片数。

    从表8、表14可见在Ⅱ级污区考虑适当的裕度后，54片双伞型绝缘子可满足要求。由于1000kV晋东南-南阳-荆门交流特高压试验示范工程没有Ⅱ级以下污区，因此该工程的基本绝缘配置为54片。

    3  双联串片数。武汉高压研究所对25片XP₃-160绝缘子串单、双串结构的U_50％试验结果见表15、表16。

表15  单、双串结构的U_50％比较

表16  改变双串开档距离的U_50％比较

    上述试验是基于500kV线路的绝缘子串U_50％试验条件，在开档距离550mm时，双串绝缘子的净距为270mm，试验得到的U_50％为单串的1.04倍，且能够防止绝缘子串间的串弧、跳弧现象。

     根据西安交通大学所做的1000kV架空输电线路绝缘子串均压计算结果，当双串绝缘子间距为600mm时，单片绝缘子承受的最大电压与500kV线路相当，双联绝缘子串绝缘子间净距在270mm左右，基本可以保证绝缘子串的U_50％值不降低。因此，双联Ⅰ串绝缘子间净距在270mm左右时，可采用与单Ⅰ串相同的绝缘配置。

    4  中相Ⅴ串片数。CA590-EZ普通型300kN瓷绝缘子，在SDD/NSDD分别为0.1/0.5(mg/cm²)和0.15/0.5(mg/cm²)条件下，Ⅴ型串污耐压较单Ⅰ串要分别提高6％和4％。CA887-EZ双伞型300kN瓷绝缘子单Ⅴ型串在SDD/NSDD为0.1/0.5(mg/cm²)条件下的单片污耐压为12.2kV，与双伞型绝缘子单Ⅰ串相比提高约13％。

    Ⅴ型串污耐压较单Ⅰ串高的分析原因如下：

        1)Ⅴ型串的电弧较单Ⅰ串易飘移绝缘子串表面不易形成线状放电，与单Ⅰ串紧贴绝缘子串的电弧短接形式不同；

        2)Ⅴ型串特殊的布置方式改善了绝缘子串的对地电容，使容性电流对绝缘子串的影响减小，提高了其污闪电压；

        3)在合理的污秽设计下，Ⅴ型串的积污特性要优于悬垂串，仅为悬垂串的85％甚至更低；

    由于中相塔窗的影响，并为以后的防污留有裕度，在杆塔设计时中相Ⅴ串的绝缘子建议按与边相Ⅰ串同样的片数考虑。

7.0.3  耐张绝缘子串由于水平放置容易受雨水冲洗，其自洁性较悬垂绝缘子串要好，110kV～500kV运行经验表明，耐张绝缘子串很少污闪。因此，在同一污区内，其爬电距离可较悬垂串减少。

7.0.4  运行经验表明，在轻、中污区复合绝缘子爬距不宜小于盘型绝缘子，在重污区其爬电距离应根据污秽闪络试验结果确定。由于复合绝缘子两端有均压装置，使复合绝缘子的有效绝缘长度减小，而线路耐雷水平与绝缘长度密切相关，因此强调其有效绝缘长度应满足雷电过电压的要求，同时还要满足操作过电压的要求。

7.0.5  高海拔地区，随着海拔升高或气压降低，污秽绝缘子的闪络电压随之降低，高海拔所需绝缘子片数应进行修正。

7.0.6  根据国网武汉高压研究院试验结果，对不同的杆塔部位，其50％放电电压有差别，条文表7.0.6-1中括号内数据为对上横担要求的间隙。

    1  工频电压空气间隙。该值通过国网武汉高压研究院的真型塔试验进行了验证，试验值及要求值如表17、表18所示。

表17  真型塔边相间隙工频放电电压试验值

    要求的单间隙50％放电电压U_50％按下式计算：

    式中：U_m——最高运行电压(kV)；

              Z——系数，取3；

              σ^x1——单间隙的变异系数，取0.03；

              σ^xm——多间隙的变异系数，取0.0105。

    考虑1-3σ，闪络概率仅为0.13％，为了安全，再考虑5％的安全裕度。

表18  边相工频电压要求值

    表19为真型塔边相间隙工频放电电压试验值和要求值的比较。

 表19  真型塔边相间隙工频放电电压试验值和要求值的比较

    导线正对塔腿宽度约为6.4m。

    2  操作过电压要求的空气间隙。该值通过国网武汉高压研究院的真型塔试验进行了验证。试验结果及要求值见表20～表24。

表20  真型塔中相导线对塔的空气间隙的操作冲击放电电压

    表20中导线对猫头塔上、下曲臂的距离为6.7m，对横担的距离为7.9m。

表21  真型塔中相导线对塔的空气间隙的操作冲击放电电压

    表21中导线对猫头塔上、下曲臂的距离分别为7.7m和7.8m，对横担的距离为8.1m。

表22   真型塔边相导线对塔的空气间隙的操作冲击放电电压

表23  猫头塔边相导线对塔柱的空气间隙距离和操作冲击放电电压的关系(τ_f＝250/μs)

    空气间隙的操作冲击放电电压U_50％按下式计算：

    式中：U_s——操作过电压(kV)；

              Z——系数，取2.45；

              σ^x1——单间隙的变异系数，取0.06；

              σ^xm——多间隙的变异系数，取0.024。

表24  单间隙的操作冲击放电电压要求值

    表20为不同波头长度真型塔中相导线对塔的空气间隙的操作冲击放电电压关系。可以看出τ_f＝1000μs的操作冲击放电电压比τ_f＝250μs的操作冲击放电电压大约高11.9％；τ_f＝5000μs的操作冲击50％放电电压比τ_f＝250μs操作冲击50％放电电压高约19.3％。推算τ_f＝1000μs的操作冲击放电电压比τ_f＝361.6μs的操作冲击放电电压大约高10％，则τ_f＝1000μs的操作冲击放电电压为2119kV。

    表25比较结果显示可以满足操作过电压要求。

表25  直型塔中相间隙操作冲击放电电压试验值和要求值的比较

    表22为不同波头长度真型塔边相导线对塔的空气间隙的操作冲击放电电压关系。可以看出τ_f＝1000μs的操作冲击放电电压比τ_f＝250μs的操作冲击放电电压大约高7％；τ_f＝2000μs的操作冲击50％放电电压比τ_f＝250μs操作冲击50％放电电压高约11.9％；τ_f＝5000μs的操作冲击50％放电电压比τ_f＝250μs操作冲击50％放电电压高约18.8％。由此可推出不同波头长度导线对塔柱的间隙距离和对应的操作冲击放电电压(表26、表27)。

表26  猫头塔边相导线对塔柱的空气间隙距离和操作冲击放电电压(推算值)的关系

表27  真型塔边相间隙操作冲击放电电压试验值和要求值的比较

    τ_f＝1000μs的操作冲击放电电压试验值，不满足冲击放电操作过电压要求τ_f＝2000μs操作冲击放电电压试验值(推算值)，满足操作冲击放电过电压要求。

    3  雷电过电压要求的空气间隙。在雷电过电压情况下，其空气间隙的正极性雷电冲击放电电压U_50％应与绝缘子串的50％雷电冲击放电电压相匹配。不必按绝缘子串的50％雷电冲击放电电压的100％确定间隙，只需按绝缘子串的50％雷电冲击放电电压的80％确定间隙(间隙按0级污秽要求的绝缘长度配合)，即按下式进行配合。或对单回线路塔头雷电过电压间隙不予规定。

    式中，U_J50％为绝缘子串的50％雷电冲击放电电压(kV)，其数值可根据绝缘子串的雷电冲击试验获得或由绝缘长度求得。

    4  根据1000kV同塔双回线路真型塔外绝缘特性试验研究结论，考虑并联间隙及高海拔修正，高海拔修正方法按本规范第7.0.5条进行。

    5  同塔双回线路反击计算结果见表28。

表28  同塔双回杆塔的反击耐雷性能(杆塔呼高54m)

    经综合分析，确定海拔500m时的雷电过电压间隙取6.7m，海拔1000m及1500m时的雷电过电压间隙分别取7.1m和7.6m。

7.0.7  现行国家标准《带电作业工具基本技术要求及设计导则》GB/T18037规定可以接受的危险率水平为1.0×10^-5。

    检修人员停留在线路上进行带电作业时，系统不可能发生合闸空载线路操作，并应退出重合闸，而单相接地分闸过电压是确定带电作业安全距离时必须考虑过电压。表29为单回线路带电作业最小空气间隙值。

表29  单回线路带电作业最小空气间隙值

    注：不同海拔要求的最小间隙距离不同，其危险率不同，均小于1.0×10^-5，这里列出的危险率是其中的最大值。

    根据国网武汉高压研究院《1000kV交流同塔双回输电线路带电作业技术研究》结论，确定同塔双回路带电作业时的校验间隙见表30、表31。

表30  等电位作业人员对塔身/下横担/顶部构架最小安全距离

表31  作业人员进出等电位时与塔身/下横担构架/顶部构架应满足的最小组合间隙

    为避免输电线路塔头间隙过大，带电作业安全距离不作为线路绝缘间隙尺寸的控制因素。带电作业安全距离加上人体活动范围后不宜大于操作过电压要求的间隙。当不能满足上述要求时带电作业应考虑特殊保护措施。

7.0.8  高海拔修正是根据《绝缘配合  第2部分  应用指南》IEC60071-2(Isulation co～ordination Part 2 Application guide)规定确定的。

7.0.9  研究表明，影响特高压变电站耐雷指标的主要因素是，雷电直击变电站进出线段内导线形成的雷电侵入波对站内电气设备造成的损坏。而雷电能否直击进出线段内导线则主要取决于进出线段采用的地线保护方式。根据晋东南-南阳-荆门1000kV特高压试验示范工程三个变电站或开关站的防雷保护方案，科研单位对三个变电站或开关站进出线段线路的防雷保护方式进行计算研究。为进一步提高变电站防雷性能，确保特高压变电站进出线段的绕击电流幅值在允许范围之内，可以考虑采取特高压变电站2km进出线段酒杯塔加第三根地线，提高酒杯塔、耐张塔地线高度，以避免中相导线受绕击。

7.0.10  随着线路额定电压的提高，线路绝缘水平不断提高，雷电反击跳闸的概率愈来愈小，我国雷电定向定位仪记录的数据表明，500kV线路雷击跳闸的主要原因是绕击跳闸。

    前苏联特高压线路的运行经验也表明，雷击跳闸是1000kV架空输电线路跳闸的主要原因。在1985年～1994年十年间，特高压线路雷击跳闸高达16次，占其总跳闸次数的84％，而雷击跳闸的原因是雷绕击导线。经分析，前苏联特高压线路的地线保护角过大是(大于20°)造成了雷电绕击率过高的主要原因。日本特高压线路和其500kV线路一样，均采用负的地线保护角，雷电绕击率较低。 

    我国特高压设计按照规程法和电气几何模型法分别计算了酒杯型和猫头型直线塔的雷击跳闸率，判定是否满足1000kV架空输电线路雷击跳闸率0.1次/100km·a的要求。

    1  规程法。用规程推荐的方法计算猫头塔和酒杯塔的雷击跳闸率，见表32。

表32  雷击跳闸率(次/100km·a)

    从表32可以看出，在保护角10°及以下情况，雷电跳闸率基本上可以满足预期值。

    2  电气几何模型法。用电气几何模型方法计算猫头塔和酒杯塔的雷击跳闸率，见表33、表34。

表33  酒杯塔雷击跳闸率(次/100km·a)

表34  猫头塔雷击跳闸率(次/100km·a)

    按照1000kV晋东南-南阳-荆门交流特高压试验示范工程线路地形比例，考虑地面坡度的影响，通过加权计算得到全线的雷击跳闸率为0.098次/100km·a，基本满足预期值。

    根据现行国家标准《1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合》GB/T24842的规定，对于单回路线路，杆塔上地线对边相导线的保护角，在平原和丘陵地区不宜大于6°，在山区不宜大于—4°；单回路耐张塔跳线对导线保护角，平原不宜大于6°，山区不宜大于0°。

    3  同塔双回线路绕击计算结果，见表35、表36。

表35 EGM法同塔双回鼓型塔线路绕击跳闸率(次/100km·a)

表36   LPM法同塔双回鼓型塔线路绕击跳闸率(次/100km·a)

    根据现行国家标准《1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合》GB/T24842的规定，对于双回路线路，杆塔上地线对导线的保护角，在平原和丘陵地区不宜大于—3°，在山区不宜大于—5°，双回路耐张塔地线对跳线保护角不大于0°。

7.0.11  本条是根据现行国家标准《1000kV特高压交流输变电工程过电压和绝缘配合》GB/T24842第7.1.2.6条确定的。

     根据国网电科院研究结果，在一般档距的档距中央导线与地线的距离可按下式校验(气温＋15℃，无风)：

    式中：S——导线与地线间的距离(m)；

              L——档距(m)；

              U_m——最高运行电压(kV)。

7.0.12  本条根据现行行业标准《交流电气装置的接地规定》DL/T621和运行经验确定。对土壤电阻率大于2000Ω·m地区，除采用加长接地体外，也可采用其他综合措施降低接地电阻。线路经过居民密集地区时，应适当降低接地装置的跨步电压。

7.0.13  南方一些水田，烂泥较深，耕作深度也比一般旱田为大，所以加以说明。位于居民区和水田的接地体应敷设成环形，主要是减小跨步电压，确保安全。

7.0.14  输电线路设计，若采用地线绝缘运行方式时，应通过导线和地线的换位，及适当的地线接地限制地线上的静电、电磁感应电压和电流；选用可靠的地线绝缘子间隙，来保证各运行状态的可靠绝缘和雷击前或相对地闪络时及时击穿，并能随后自行可靠熄弧。

    1  1000kV及以上线路采用绝缘地线时，地线上的感应电压可以高达几到几十千伏，感应电流可高达几到上百安培。高压和超高压工程实践中曾发生过地线间隙长期放电引起严重通信干扰，甚至烧断地线绝缘子造成停电的事故。究其原因，地线间隙不稳定或施工不准确往往有一定影响，但主要还是限制地线感应电压和电流的措施不够完备。导线换位是限制地线感应电压和电流的根本措施。尤其是三角排列的线路，导线换位必须统一安排，综合平衡，且地线中的电压和电流的控制与导地线排列方式和换位情况、地线绝缘子型式、地线绝缘子间隙大小、地线接地方式等多种因素有关。一般来说，能够将地线电压控制在1700V以下是比较现实和可靠的。

    2  为了充分发挥地线的防雷保护作用，间隙的整定必须使它在雷击前的先导阶段能够预先建弧，并在雷击过后能够及时切断间隙中的工频电弧恢复正常运行状态，并在线路重合闸成功时，不致重燃；在线路发生短路事故时，地线间隙也能击穿，且应保证短路事故消除后，间隙能熄弧恢复正常。

    3  在线路采用距离保护的情况下，对于本塔接地电阻较高而不能满足距离保护整定要求时，还需保证线路发生相对地闪络后，至少本塔间隙能够及时建弧，以便汲出必要的短路电流降低距离保护的附加电阻。

    对绝缘地线接地点长期通电的引线接地装置，必须做好各项稳定校验和人身安全设计，并考虑运行中对接地装置的检测办法。由于用作限制感应电压和电流的地线接地点往往长期流通较大电流，可能造成发热腐蚀和伤害人畜等事故，应该在设计中严格计算，慎重安排，并于投运后即予检测验证。此外，由于正常通流较大，若需要运行中断开接地引线检测接地装置，必须预先设置相应的带负荷切合开关，并做好该点断开后整条地线电量变化的预计和对策。

    虽然绝缘地线设计中限制了危险的感应电压和电流，但线路运行中可能存在某些接地点松脱或连接变化导致感应电压和电流失控。即使完全正常，也可能由于人们对地线即地线电位的传统观念，忽略了残余电压和电流对人的刺激，从而因接触地线时受惊导致高空作业二次事故的危险。因此，应对施工和运行单位提出有关注意事项，并采取必要的保护措施。