gb50064征求意见稿-2011-7-3 - 复制 - cec.org.cn · gb50064-201x (征求意见稿) ·2· 说...

国家标准 GB50064

交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

设计规范

Code for design of overvoltage protection and insulation coordination for

AC electrical installations

（征求意见稿）

GB50064-201X (征求意见稿)

·2·

说明

本规范是在《工业与民用电力装置过电压设计规范》GBJ65‐1983 的基础上修订而成。该版的主

编单位是原水利电力部电力科学研究院高压研究所；主要起草人员是刘继等。本次修订工作由中国

电力科学研究院高电压研究所进行。

本次修订的主要内容是：

1. 第 1 章本规范适用范围由 35kV及以下，扩大至 750kV电压等级；

2. 第 2 章适当增加了术语；

3. 第 3 章较以前补充了系统中性点接地方式和运行中线路、电气设备绝缘上作用电压的规定；

4. 第 4 章较以前补充了暂时过电压(工频过电压、谐振过电压)和操作过电压及其限制的规定；

5. 第 5 章较以前补充了高压架空线路、发电厂变电站、配电系统和旋转电机的雷电过电压保护

的规定；

6. 第 6 章增加了绝缘配合原则以及架空线路、变电站绝缘子串、空气间隙和电气设备绝缘配合

的要求与方法。

此次修订工作，主要是依据我国电力行业执行已逾 10 多年的电力行业标准《交流电气装置的过

电压保护和绝缘配合》DL/T620‐1997。同时参考了俄罗斯电力和电气化股份公司“俄罗斯统一电力

系统”1999年发表的《6～1150kV电网雷电和内过电压保护手册》〔РД153‐34.3‐35.125‐99〕、《绝

缘配合第 1部分：定义、原理和规则》IEC60071‐1 Insulation Coordination Part 1: definitions, principles

and rules 、《绝缘配合第 2 部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则》GB/T311.2‐2002 eqv IEC

60071‐2：1996IEC60071‐2 Insulation Coordination Part 2: Application guide和《提高输电线路雷电性能

导则》IEEE Std.1243 Guide for Improving the Lightning Performance of Transmission Lines 。吸收了从《交

流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620‐1997 执行过程反馈回来的意见和近年来过电压保护

和绝缘配合的科研成果以及工程实践经验等。

现按中华人民共和国住房和城乡建设部标准定额司要求，将本规范的征求意见稿在互联网上公

布，欢迎有关单位、人士广泛提出意见。所提意见请寄至以下地址：

北京市 100192 海淀区小营东路 15 号中国电力科学研究院高电压研究所过电压国标修订组

E‐mail [email protected] [email protected]

中国电力科学研究院高电压研究所过电压国标修订组

2011‐6‐30


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目次

前言

1 总则

2 术语

3 系统中性点接地方式和线路、电气设备绝缘上作用的电压

3.1 系统中性点接地方式

3.2 线路、电气设备绝缘上作用的电压

4 暂时过电压、操作过电压及限制

4.1 暂时过电压(工频过电压、谐振过电压)及限制

4.2 操作过电压及保护

5 雷电过电压及保护

5.1 避雷针和避雷线

5.2 高压架空输电线路的雷电过电压保护

5.3 发电厂和变电站的雷电过电压保护

5.4 配电系统的雷电过电压保护

5.5 旋转电机的雷电过电压保护不得人

6 绝缘配合

6.1 绝缘配合原则

6.2 架空输电线路的绝缘配合

6.3 变电站绝缘子串及空气间隙的绝缘配合

6.4 变电站电气设备的绝缘配合

附录 A各类作用电压和标准试验电压的波形

附录 B 外绝缘放电电压的海拔高度校正

附录 C 架空线路悬垂绝缘子串风偏角计算用风压不均匀系数

附录 D操作过电压下线路绝缘闪络率的计算方法

附录 E架空线路和变电站雷电性能的分析计算方法

附录 F 变电站电气设备耐受暂时过电压的要求

本规范用词说明

本规范引用标准名录


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前言

本规范根据建设部“关于印发《二四年工程建设国家标准制订、修订计划》的通知”（建

标[2004]67号）的要求，由中国电力科学研究院对原国家标淮 GBJ 64—83《工业与民用电力装置的

过电压设计规范》修订而成。

本规范在修订过程中，修订组经过调查研究，广为搜集近年来随着电力系统的发展对电气工程

中交流电气装置过电保护和绝缘配合技术提出的新要求以及相关科研和工程的实践经验，在原有标

准的基础上增添了许多新的内容。

本规范共分6章和6个附录，主要技术内容包括：总则、术语、系统中性点接地方式和线路、电

气设备绝缘上作用的电压、暂时过电压、操作过电压及限制、雷电过电压及保护以及绝缘配合等。

本规范本次修订的主要内容是：

1.对本规范的适用范围作了修订，由适用于 35kV及以下，扩大到适用于 6kV～750kV电压等级；

2.根据条文内容的修订，适当增加了术语；

3.规定了系统中性点接地方式和运行中线路、电气设备绝缘上作用的电压；

4.对暂时过电压(工频过电压、谐振过电压)和操作过电压及其限制作出了规定；

5.对高压架空线路、发电厂变电站、配电系统和旋转电机的雷电过电压保护作出了规定；

6.提出了绝缘配合原则以及架空线路、变电站绝缘子串、空气间隙和电气设备绝缘配合的要求

与方法。

本规范由住房和城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国电力企业联合会标准化管

理中心负责具体管理，由中国电力科学研究院负责具体技术内容的解释。本规范在执行过程中，请

各单位结合工程实践，认真总结经验，注意积累资料，随时将意见和建议反馈给中国电力科学研究

院（地址：北京市海淀区小营东路 15 号，邮编：100192），供今后修订时参考。

本规范主编单位、主要起草人员和主要审查人员：

主编单位：中国电力科学研究院

主要起草人员：

主要审查人员：


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1 总则

1.0.1 为使交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计，作到技术先进、经济合理，制定本规范。

1.0.2 本规范适用于交流标称电压 6kV～750kV电力系统中发电、变电、送电、配电电气装置和旋转

电机的过电压保护和绝缘配合设计。

1.0.3 本规范规定了标称电压为 6kV～750kV交流系统中电气装置过电压保护的方法和要求；提供了

应用统计法的相对地、相间绝缘耐受电压或平均(50%)放电电压的选择程序，并给出了电气设备通常

选用的耐受电压和架空输电线路与高压配电装置的绝缘子、空气间隙的推荐值。

1.0.4 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准

的规定。

2 术语

2.0.1

地闪密度 ground flash density, GFD

每平方公里、每年地面落雷次数。

2.0.2

少雷区 less thunderstorm region

平均年雷暴日数不超过15的地区。

2.0.3

中雷区 middle thunderstorm region

平均年雷暴日数超过 15 但不超过 40 的地区。

2.0.4

多雷区 more thunderstorm region

平均年雷暴日数超过40但不超过90的地区。

2.0.5

雷电活动特殊强烈地区 Thunderstorm activity special strong region

平均年雷暴日数超过90以及根据运行经验雷害特殊严重的地区。

2.0.6

保护角 shielding angle

地线对导线的保护角指杆塔处、不考虑风偏，地线对水平面的垂线和地线与外侧子导线的连

线之间的夹角。 2.0.7

电阻接地系统 Resistance grounded system

系统中至少有一根导线或一点(通常是变压器或发电机的中性线或中性点)经过电阻接地。

2.0.8

高电阻接地系统 High resistance grounded system


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高电阻接地的系统设计应符合 R0≤XC0 的准则，以限制由于电弧接地故障产生的瞬态过电压。

一般采用接地故障电流小于 10A。R0 是系统等值零序电阻，XC0 是系统每相的对地分布容抗。

2.0.9

低电阻接地系统 Low resistance grounded system

低电阻接地的系统为获得快速选择性继电保护所需的足够电流，一般采用接地故障电流为

100A～1000A。对于一般系统，限制瞬态过电压的准则是(R0／X0)≥2。其中 X0是系统等值零序感抗。

2.0.10

特快速瞬态过电压 Very fast transient overvoltage，VFTO

气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)和复合电器(HGIS，即 Hybrid‐GIS)的隔离开关在某些操作方式下，

可能会产生频率为数百 kHz至数MHz的高频振荡过电压，称为特快速瞬态过电压。

2.0.11

代表性过电压 Representative Overvoltage

该过电压对绝缘介质效应等同于系统在运行时由于不同原因产生的某一给定类型过电压的作

用。在本规范中，代表性过电压一般通过仿真计算获得。

3 系统中性点接地方式和线路、电气设备绝缘上作用的电压

3.1 系统中性点接地方式

3.1.1 中性点有效接地系统

110kV～750kV系统应采用有效接地系统，即系统在各种条件下应该使零序与正序电抗之比(X0/X1)

为正值并且不大于 3，而其零序电阻与正序电抗之比(R0/X1)为正值并且不大于 1。

110kV及 220kV系统中变压器中性点应直接接地。由于限制短路电流等原因不能直接接地时，宜

采用低阻抗接地，尽量不采用不接地系统。

330kV~750kV系统中不允许变压器中性点不接地运行。

3.1.2 中性点非有效接地系统

1 中性点不接地系统

a) 6kV～20kV不直接连接发电机、由钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有 35kV、

66kV系统，当单相接地故障电容电流不超过 10A时，可采用不接地系统；当超过 10A又需在接地

故障条件下运行时，应采用谐振接地系统或谐振—低电阻接地系统。

b)不直接连接发电机的 6kV～20kV电缆线路构成的系统，当单相接地故障电容电流≤10A时可

采用不接地系统；当超过相应电流又需在接地故障条件下运行时，应采用谐振接地系统或谐振—低

电阻接地系统。

c) 6kV～20kV具有发电机的系统，发电机内部发生单相接地故障不要求瞬时切机时，如单相接

地故障电容电流不大于表 3.1.2 所示允许值时，可采用不接地系统；大于该允许值时，应采用谐振接


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地系统，且故障点残余电流也不得大于该允许值。谐振接地系统采用的消弧装置可装在厂用变压器

中性点上，也可装在发电机中性点上。

表 3.1.2 发电机接地故障电流允许值

发电机额定电压

kV

发电机额定容量

MW

电流允许值

A

发电机额定电压

kV

发电机额定容量

MW

电流允许值

A

6.3 ≤50 4 13.8～15.75 125～200 2*

10.5 50～100 3 ≥18 ≥300 1

注：对额定电压为 13.8kV～15.75 的氢冷发电机为 2.5A。

发电机内部发生单相接地故障要求瞬时切机时，宜采用高电阻接地系统。电阻器一般接在发电

机中性点变压器的二次绕组上。

2 中性点低电阻接地系统

6kV～35kV由电缆线路构成的配电系统、发电厂厂用电系统和除矿山外的工业企业供电系统，

单相接地故障电容电流较大时，可采用低电阻接地系统。系统采用此种接地系统时具有继电保护简

单、选线可靠和瞬态过电压低以及电气设备、电缆可采用较低的绝缘水平。该接地系统在系统接地

时瞬时跳闸，因此应考虑供电可靠性的要求。选择变压器中性点电阻器的电阻时，在满足单相接地

继电保护可靠性和过电压绝缘配合的前提下宜选用较大值，以减轻对通信的影响、降低接地装置的

接触电位差、跨步电位差和降低电阻器的容量。

3 中性点高电阻接地系统

6kV～10kV配电系统以及发电厂厂用电系统，单相接地故障电容电流较小（≤7A）时，为防止

谐振、间歇性电弧接地过电压等对设备的损害，可采用高电阻接地系统。此种接地系统下，单相接

地故障不立即跳闸，故障电流应不大于 10A。

4 中性点谐振接地系统

6kV～66kV系统当单相接地故障电容电流超过本条各款的相应规定值时，应采用谐振接地系统，

并应符合以下要求：

a) 谐振接地系统，宜采用具有自动跟踪补偿功能的消弧装置。

b) 正常运行情况下，自动跟踪补偿消弧装置应确保中性点的长时间电压位移不应超过系统标称

相电压的 15%。

c) 系统发生接地故障时，自动跟踪补偿消弧装置应使故障点的残余电流不超过 10A。必要时可

将系统分区运行。自动跟踪补偿消弧装置宜工作在过补偿状态。

d) 自动跟踪补偿消弧装置消弧部分的容量应根据系统远景年的发展规划确定，并应按下式计

算：

3

35.1 nc

UIW = (3.1.2)


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式中：W——自动跟踪补偿消弧装置消弧部分的容量，kVA；

IC——接地电容电流，A；

Un——系统标称电压，kV。

e) 系统中自动跟踪补偿消弧装置装设地点应符合下列要求：

(a) 应保证系统在任何运行方式下，断开一、二回线路时，大部分不致失去补偿。

(b) 不宜将多套自动跟踪补偿消弧装置集中安装在系统中的一处。

(c) 自动跟踪补偿消弧装置的消弧部分宜接于 YN，d 或 YN，yn，d 接线的变压器中性点上，也

可接在 ZN，yn 接线的变压器中性点上。

接于 YN，d 接线的双绕组或 YN，yn,d接线的三绕组变压器中性点上的消弧部分的容量，不应超

过变压器三相总容量的 50%，并不得大于三绕组变压器的任一绕组的容量。

如需将自动跟踪补偿消弧装置消弧部分接于 YN,yn接线的变压器中性点，其容量不应超过变压

器三相总容量的 20%，但不应将自动跟踪补偿消弧装置消弧部分接于零序磁通经铁芯闭路的 YN，yn

接线的变压器，如外铁型变压器或三台单相变压器组成的变压器组。

(d) 如变压器无中性点或中性点未引出，应装设专用接地变压器，其容量应与自动跟踪补偿消弧

装置消弧部分的容量相配合。

5 中性点谐振—低电阻接地系统

此种接地系统在接地故障发生后一定时间内具有谐振接地系统的性质，对瞬时性故障的接地电

弧可由消弧装置熄灭；当故障持续一定时间，判定为永久接地故障时，通过专门装置将系统中性点

切换至低电阻值的电阻器，使系统转换为低电阻接地系统。该接地系统可保证架空配电线路故障点

在较高电阻条件下也可正确选线，从而切除故障线路。

3.2 线路、电气设备绝缘上作用的电压

3.2.1线路、电气设备绝缘上作用的电压，按照作用电压的起因、幅值、波形及持续时间，可分为：

持续运行电压（其值不超过系统高电压 Um，持续时间等于设备设计的运行寿命）；

暂时过电压（包括工频过电压、谐振过电压）；

操作（缓波前）过电压；

雷电（快波前）过电压；

特快速瞬态过电压 VFTO。

各类作用电压的典型波形见附录 A。

3.2.2 相对地暂时过电压和操作过电压标么值的基准电压如下：

1 工频过电压的基准电压是 m / 3U (1.0p.u.)；

2 谐振过电压和操作过电压的基准电压是 m2 / 3U (1.0p.u.)。

3.2.3 系统高电压的范围


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1 范围Ⅰ，7.2kV≤Um≤252kV；

2 范围Ⅱ，252kV＜Um≤800kV。

4 暂时过电压、操作过电压及限制

4.1 暂时过电压(工频过电压、谐振过电压)及限制

工频过电压、谐振过电压与系统结构、容量、参数、接地方式、运行方式以及各种安全自动装

置的特性有关。工频过电压、谐振过电压除增大绝缘承受的电压外，还对选择过电压保护装置有重

要影响。

4.1.1 系统中的工频过电压一般由线路空载、接地故障和甩负荷等引起。

对范围Ⅱ的工频过电压，在设计时应结合工程条件加以预测。根据这类系统的特点，有时需综

合考虑这几种因素的影响。

预测系统工频过电压的条件：

对单回输电线路通常可取正常输电状态下甩负荷和在线路受端有单相接地故障情况下甩负荷；

对同塔双回输电线路需考虑双回运行和一回停运的工况。在考虑单相接地故障外，双回路同名

或异名两相接地故障发生概率较小，可酌情考虑此类接地故障情况下甩负荷的工况。

对工频过电压应采取措施加以降低。一般主要采用在线路上安装并联电抗器的措施限制工频过

电压。系统的工频过电压水平一般不宜超过下列数值：

线路断路器的变电站侧 1.3p.u.

线路断路器的线路侧 1.4p.u. (持续时间不大于 0.5s)

4.1.2 范围Ⅰ中的 110kV和 220kV系统，工频过电压一般不超过 1.3p.u.；

1 6kV和 10kV不接地系统不超过 p.u.31.1 。谐振接地、谐振—低电阻接地和低电阻接地系统不超

过 p.u.3 。35kV～66kV系统，不超过 p.u.3 。

2应避免在 110kV及 220kV有效接地系统中偶然形成局部不接地系统，并产生较高的工频过电压。

对可能形成这种局部系统，且继电保护装置不能在一定时间内切除 110kV及 220kV变压器的低、

中压电源时，变压器不接地的中性点应装设间隙。因接地故障形成局部不接地系统时该间隙应动作；

系统以有效接地系统运行发生单相接地故障时间隙不应动作。间隙距离的选择除应满足这两项要求

外，还应兼顾雷电过电压下保护变压器中性点标准分级绝缘的要求(参见本规范第 5 章第 3 节第 3 款

的第 g) 项)。

当形成局部不接地系统，若继电保护装置设有失地保护可在一定时间内切除 110kV及 220kV变

压器的低、中压电源时，不接地的中性点可装设无间隙金属氧化物避雷器，但应验算其吸收能量。

该避雷器还应符合雷电过电压下保护变压器中性点标准分级绝缘的要求。

4.1.3 谐振过电压包括线性谐振和非线性(铁磁)谐振过电压，一般因操作或故障引起系统元件参数出

现不利组合时产生。应采取防止措施，避免出现谐振过电压的条件；或用保护装置限制其幅值和持


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续时间。

1发电机自励磁过电压

发电机电感参数周期性变化可能引起发电机自励磁(参数谐振)过电压。不发生自励磁的判据为：

*H c dW Q X> (4.1.3)

式中： HW ——发电机额定容量，MVA；

cQ ——线路充电功率，Mvar；

*dX ——发电机等值同步电抗(包括升压变压器，以发电机容量为基准)标幺值。

当发电机容量小于上述值时，应避免单机带空载长线运行。对可能出现的发动机异步自励磁过

电压需用过电压保护装置切线路来保护。

2 范围Ⅱ的系统当空载线路上接有并联电抗器，且其零序电抗小于线路零序容抗时，如发生非

全相运行状态(分相操动的断路器故障或采用单相重合闸时)，由于线间电容的影响，断开相上可能发

生谐振过电压。

上述条件下由于并联电抗器铁芯的磁饱和特性，有时在断路器操作产生的过渡过程激发下，可

能发生以工频基波为主的铁磁谐振过电压。

在并联电抗器的中性点与大地之间串接接地电抗器，一般可有效地防止这种过电压。该接地电

抗器的电抗值宜按补偿并联电抗器所接线路的相间电容选择，同时应考虑以下因素：

a) 并联电抗器、接地电抗器的电抗的实际值与设计值的偏差；

b) 限制潜供电流的要求；

c) 连接接地电抗器的并联电抗器中性点绝缘水平。

3 范围Ⅱ的系统中，当空载线路(或其上接有空载变压器时)由电源变压器断路器合闸、重合闸或

由只带有空载线路的变压器低压侧合闸、带电线路末端的空载变压器合闸以及系统解列等情况下，

如由这些操作引起的过渡过程的激发使变压器铁芯磁饱和、电感作周期性变化，回路等值电感在 2

倍工频下的电抗与 2 倍工频下线路入口容抗接近相等时，可能产生以 2 次谐波为主的高次谐波谐振

过电压。

应尽量避免产生 2次谐波谐振的运行方式、操作方式以及防止在故障时出现该种谐振的接线；

确实无法避免时，可在变电站线路继电保护装置内增设过电压速断保护，以缩短该过电压的持续时

间。

由带电母线对空载变压器合闸若可能出现谐振过电压时，宜在操作断路器上加装合闸电阻。

4 110kV及 220kV系统采用带有均压电容的断路器开断连接有电磁式电压互感器的空载母线，经

验算有可能产生铁磁谐振过电压时，宜选用电容式电压互感器。已装有电磁式电压互感器时，运行

中应避免可能引起谐振的操作方式，必要时可装设专门消除此类铁磁谐振的保护装置。

5 由单一电源侧用断路器操作中性点不接地的变压器出现非全相时，如变压器的励磁电感与对


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地电容产生铁磁谐振，能产生 2.0p.u～3.0p.u.的过电压；有双侧电源的变压器在非全相分合闸时，由

于两侧电源的不同步在变压器中性点上可出现接近于 2.0p.u.的过电压，如产生铁磁谐振，则会出现

更高的过电压。

经验算如断路器操作中因操动机构故障出现非全相时产生的铁磁谐振过电压可能危及中性点为

标准分级绝缘、运行时中性点不接地的 110kV及 220kV变压器的中性点绝缘，宜在中性点装设间隙，

对该间隙的要求与 4.1.1b)同。在操作过程中，应先将变压器中性点临时接地。

如继电保护装置设有缺相保护时，110kV及 220kV变压器不接地的中性点可装设无间隙金属氧

化物避雷器，但应验算其吸收能量。该避雷器还应符合雷电过电压下保护变压器中性点标准分级绝

缘的要求。

6 6kV～66kV不接地系统或偶然脱离谐振（包括谐振‐‐低电阻）接地系统的部分，当连接有中

性点接地的电磁式电压互感器的空载母线(其上带或不带空载短线路)，因合闸充电或在运行时接地故

障消除等原因的激发，使电压互感器过饱和则可能产生铁磁谐振过电压。为限制这类过电压，可选

取下列措施：

a) 选用励磁特性饱和点较高的电磁式电压互感器。

b) 减少同一系统中电压互感器中性点接地的数量，除电源侧电压互感器高压绕组中性点接地

外，其它电压互感器中性点尽可能不接地。

c) 个别情况下，在 10kV及以下的母线上装设中性点接地的星形接线电容器组或用一段电缆代

替架空线路以减少 XC0，使 XC0＜0.01Xm。

d) 在电压互感器的开口三角形绕组装设 ( )2m 13/R X KΔ≤ 的电阻(K13为互感器一次绕组与开口三角形

绕组的变比，Xm为电压互感器在线电压作用下单相绕组的励磁电抗)或装设其它专门消除此类铁磁谐

振的装置。

e) 在电压互感器高压绕组中性点接入单相电压互感器或消谐装置。

7 6kV～66kV不接地及谐振（包括谐振‐‐低电阻）接地系统，应采用性能良好的设备并提高运

行维护水平，以避免在下述条件下产生铁磁谐振过电压：

a) 配电变压器高压绕组对地短路；

b) 输电线路单相断线且一端接地或不接地。

8 谐振（包括谐振‐‐低电阻）接地的较低电压系统，应适当选择自动跟踪补偿消弧装置的脱谐度，

以便避开谐振点；非谐振接地的较低电压系统，应采取增大其对地电容等措施(如安装电力电容器等)，

以防止零序电压通过电容，如变压器绕组间或两条架空线路间的电容耦合，由较高电压系统传递到

中性点不接地的较低电压系统，或由较低电压系统传递到较高电压系统，或回路参数形成串联谐振

条件，产生高幅值的转移过电压。

4.1.4 具有一般暂时过电压的各种系统无间隙金属氧化物避雷器（MOA）的持续运行电压和额定电压

不应低于表 4.1.4 所列数值。


·12·

表 4.1.4 MOA 持续运行电压和额定电压

MOA所在系统的暂时过电压异于表 4.1.4 的注 1 时，其额定电压 RU 应按式（4.1.4）确定。相应

的MOA的持续运行电压按适当的荷电率选定。

有效接地和低电阻接地系统,接地故障清除时间≤10s

R TU U≥ (4.1.4‐1)

非有接地接地系统,接地故障清除时间≥10s

系统接地系统持续运行电压 kV 额定电压 kV

相地中性点相地中性点

有效接地

110kV m / 3U 0.27 mU 0.75 mU 0.35 mU

220kV m / 3U 0.10 mU （0.27 mU ） 0.75 mU 0.12 mU （0.35 mU ）

330kV~750kV m / 3U 0.10 mU 0.75 mU 0.12 mU

非有效接地

不接地

6kV～20kV 1.10 mU 0.64 mU 1.38 mU 0.8 mU

35kV、66kV mU m / 3U 1.25 mU 0.72 mU

谐振接地 mU m / 3U 1.25 mU 0.72 mU

低电阻 0.8 mU 0.46 mU mU m / 3U

高电阻 mU m / 3U 1.25 mU 0.72 mU

注：1有教接地系统 T m=0.75U U ；非有效接地系统 T m=U U ；不接地系统(6～20kV) T m=1.1U U 。 TU 为系统的暂

时过电压

2 220kV 括号外、内数据分别对应变压器中性点经接地电抗器接地和不接地。 3 220kV变压器中性点经接地电抗器接地和 330kV~750kV变压器或高压并联电抗器中性点经接地电抗器接地

时，接地电抗器的电抗与变压器或高压并联电抗器的零序电抗之比小于等于 1/3。 4 110kV、220kV变压器中性点不接地且绝缘水平低于表 6.4.6‐3所列数值时，MOA的参数需另行研究确定。

5 对于发电机 mU 为其高运行电压。


·13·

R T1.25U U≥ (4.1.4‐2)

4.2 操作过电压及保护

4.2.1 空载线路合闸及单相重合闸过电压

空载线路合闸及单相重合闸过电压，一般情况下可能是线路操作过电压绝缘设计的控制因素。

应按工程条件对范围Ⅱ线路的该过电压进行预测。预测内容包括线路各处过电压幅值概率分布、统

计过电压、变异系数和过电压波头长度等。

1 范围Ⅱ空载线路合闸、单相重合闸会产生操作过电压预测条件

预测线路合闸操作过电压时的合闸侧电压的条件：

a)由孤立电源合闸空载线路，线路合闸后的沿线电压不应超过系统高电压；

b)由与系统相连的变电站合闸空载线路，线路合闸前的变电站母线电压为相应运行方式下的母

线实际电压，线路合闸后，沿线电压不宜超过系统高电压。

对于同塔双回线路，主要考虑单回线路的单相接地故障后的单相重合闸过电压。双回同名相或

异名相接地故障情况下的分相重合闸过电压可能高于单回单相接地故障后的单相重合闸过电压，但

出现的概率较低。

2 范围Ⅱ空载线路合闸和重合闸过电压的控制值

线路合闸和重合闸过电压线路上产生的相对地统计过电压，对 330kV、500kV和 750kV系统分别

不宜大于 2.2p.u、2.0p.u.和 1.8p.u.。

3 范围Ⅱ空载线路合闸、单相重合闸主要限制措施

限制线路合闸和单相重合闸过电压的主要措施，一是断路器采用合闸电阻；二是装设金属氧化

物避雷器。也可使用选相合闸等措施。

对范围Ⅱ的 330kV和 500kV线路，宜按工程条件通过校验确定仅用金属氧化物避雷器限制合闸

和重合闸过电压的可行性。

以下两项条件可作为仅用安装于线路两端的金属氧化物避雷器(MOA)将这类线路相对地统计过

电压限制到不超过要求值的参考：

a) 发电机—变压器—线路单元接线时见表 4.2.1。

表 4.2.1 仅用MOA限制合闸、重合闸过电压的参考条件

系统标称电压

kV

发电机容量

MW

线路长度

km

系统标称电压

kV

发电机容量

MW

线路长度

km

330 200

300

<100

<200 500

200

300

≥500

<100

<150

<200

b) 系统中变电站出线时的参考条件：


·14·

330kV ＜200km

500kV ＜200km

为限制此类过电压，必要时也可在线路上适当位置安装金属氧化物避雷器。

4 范围Ⅰ的线路合闸和重合闸过电压一般不超过 3.0p.u.，除要求深度降低操作过电压外通常无

需采取限制措施。

4.2.2 单相接地故障过电压

线路单相接地故障时在健全相上出现的过电压，接地故障过电压的大小和线路长度、故障点的

位置等因素有关。一般不会成为线路操作过电压绝缘设计的控制图素。

4.2.3 故障清除过电压

1 故障线路健全相过电压

线路单相接地，故障相两侧线路断路器分闸后，在故障线路健全相上产生的过电压，其幅值较

低。

2 相邻线路过电压

线路故障接地，故障相两侧线路断路器分闸后，在故障线路的直接相邻或间接相邻线路上产生

的过电压。

随着接地故障相数的增加该过电压幅值呈升高的趋势。宜采用单相接地故障的条件加以预测并

作为工程的设计条件。对于出现概率很小的两相短路、两相或三相接地故障，可根据预测结果酌情

采取相应限制措施。

3 单相接地三相分闸过电压

带电作业时，单相重合闸退出，单相接地引起三相分闸。单相接地故障，单相重合闸不成功也

会引起三相分闸。

单相接地三相分闸时，可能在故障线路的健全相或相邻线路上产生较高的过电压。

4 故障清除过电压限制措施

对于线路上较高的故障清除过电压，可在线路中部装设金属氧化物避雷器或在断路器上安装分

闸电阻予以限制。此外也可采用继电保护的措施进行限制。

4.2.4 无故障甩负荷过电压

无故障甩负荷过电压与线路长度、线路无功补偿情况及线路潮流等有关，一般采用金属氧化物

避雷器限制。

4.2.5 振荡解列过电压

在系统振荡状态下解列，将产生振荡解列过电压。

应对可能出现的振荡解列操作下的过电压进行预测。预测该过电压时，线路送受端电势功角差

宜按系统可能出现的严重工况选取。

应当注意校核线路两端的金属氧化物避雷器的吸收能量。


·15·

4.2.6 投切空载变压器操作过电压

投切空载变压器产生的操作过电压，一般可采用金属氧化物避雷器限制。

4.2.7 空载线路分闸过电压

空载线路开断时，如断路器发生重击穿，将产生操作过电压。

1 对范围Ⅰ，110kV及 220kV开断架空线路该过电压不超过 3.0p.u.；开断电缆线路可能超过

3.0p.u.。

为此，开断空载架空线路宜采用重击穿概率极低的断路器；开断电缆线路应采用重击穿概率极

低的断路器。

2 对范围Ⅰ，66kV及以下不接地系统或谐振接地系统中，开断空载线路断路器发生重击穿时的

过电压一般不超过 3.5p.u.。开断前系统已有单相接地故障，使用一般断路器操作时产生的过电压可

能超过 4.0p.u.。为此，应采用重击穿概率极低的断路器。

6kV～35kV的低电阻接地系统，开断空载线路断路器发生重击穿时的过电压可能达到 3.5p.u.。

为此，应采用重击穿概率极低的断路器。

4.2.8 6kV~66kV开断并联电容器组过电压

开断并联电容补偿装置，若断路器发生单相重击穿时，电容器组对地过电压可能超过 4.0p.u.。

开断前电源侧有单相接地故障时，该过电压将更高。开断时如发生两相重击穿，电容器组极间过电

压可能超过 n.C2.5 2U ( n.CU 为电容器组的额定电压)。

投切并联电容补偿装置，应采用重击穿概率极低的断路器。为安全起见，仍宜按图 4.2.8 布置方式

装设金属氧化物避雷器以限制单相重击穿过电压。一般可不考虑断路器发生两相重击穿

图 4.2.8 并联电容补偿装置的避雷器保护接线

4.2.9 开断并联电抗器过电压

开断并联电抗器时，应采用金属氧化物避雷器限制断路器强制熄弧(截流)产生的过电压。

4.2.10 开断高压感应电动机时，因断路器的截流、三相同时开断和高频重复重击穿等会产生过电压

(后两种仅出现于真空断路器开断时)。过电压幅值与断路器熄弧性能、电动机和回路元件参数等有关。


·16·

开断空载电动机的过电压一般不超过 2.5p.u.。开断起动过程中的电动机时，截流过电压和三相同时

开断过电压可能超过 4.0p.u.，高频重复重击穿过电压可能超过 5.0p.u.。采用真空断路器或采用的少

油断路器截流值较高时，宜在断路器与电动机之间装设旋转电机金属氧化物避雷器或 R‐C阻容吸收

装置。

高压感应电动机合闸的操作过电压一般不超过 2.0p.u.，可不采取保护措施。

4.2.11 VFTO

GIS和 HGIS 隔离开关开合管线，可产生 VFTO。VFTO 的特点是波前时间很短（＜0.1μs）；波前之

后的振荡频率很高（＞1MHz）；幅值很高（大值可达 2.5～3.0p.u.）。

VFTO 可能损害 GIS、HGIS、变压器和电磁式电压互感器绝缘，也可能损害二次设备或对二次电

路产生电磁骚扰。

变压器与 GIS经过架空线相连时，在变压器上的 VFTO 幅值不高，波前时间变缓至雷电过电压波

前时间范围内。变压器与 GIS之间通过油气套管相连时，在变压器上的 VFTO 较严重，可能损害变压

器匝间绝缘。

应对相关操作方式下的 VFTO 加以预测，必要时隔离开关宜加装投切电阻，或避免可能引起危险

的操作方式。

4.2.12 66kV及以下不接地系统发生单相间歇性电弧接地故障时，可产生过电压。一般情况下大过

电压不超过 3.5p.u.。

具有限流电抗器、电动机负荷，且设备参数配合不利的 6kV和 10kV某些不接地系统，发生单相

间歇性电弧接地故障时，可能产生危及设备相间或相对地绝缘的过电压。对这种系统根据负荷性质

和工程的重要程度，可进行必要的过电压预测，以确定保护方案。

4.2.13 为监测范围Ⅱ系统运行中出现的暂时过电压和操作过电压，宜在变电站安装过电压波形或幅

值的自动记录装置，并妥为收集实测结果。

5 雷电过电压及保护

雷电过电压包括线路雷电绕击、反击过电压和变电站直击、雷电侵入波过电压。

输电线路和变电站的防雷设计，应结合当地已有线路和变电站的运行经验、地区雷电活动强度、

地闪密度、地形地貌及土壤电阻率等因素，通过计算分析和技术经济比较，采用差异化的防雷保护

措施。

5.1 避雷针和避雷线

5.1.1 单支避雷针的保护范围(图 5.1.1)

1 避雷针在地面上的保护半径，应按下式计算：

r＝1.5hP (5.1.1‐1)

式中：r——保护半径，m；

h——避雷针的高度，m。当 h＞120m 时，取其等于 120m；


·17·

P——高度影响系数，h≤30m，P＝1；30m＜h≤120m， 5.5P h= ；当 h＞120m 时， 0.5P = 。

2 在被保护物高度 hx 水平面上的保护半径应按下列方法确定：

a) 当 hx≥0.5h 时

rx＝(h‐hx)P＝haP (5.1.1‐2)

式中：rx——避雷针在 hx 水平面上的保护半径，m；

hx——被保护物的高度，m；

ha——避雷针的有效高度，m。

b) 当 hx＜0.5h 时

rx＝(1.5h‐2hx)P (5.1.1‐3)

图 5.1.1 单支避雷针的保护范围

(h≤30m时，θ＝45°)

图 5.1.2‐1 高度为 h的两等高避雷针的保护范围

5.1.2 两支等高避雷针的保护范围(图 5.1.2‐1)

1 两针外侧的保护范围应按单支避雷针的计算方法确定。

2 两针间的保护范围应按通过两针顶点及保护范围上部边缘低点 O 的圆弧确定，圆弧的半径为

'OR 。O 点为假想避雷针的顶点，其高度应按下式计算：

PDhhO 7

−= (5.1.2)

式中：hO——两针间保护范围上部边缘低点高度，m；

D——两避雷针间的距离，m。

两针间 hx水平面上保护范围的一侧小宽度应按图 5.2.2‐2确定。当 bx＞rx时，取 bx＝rx。


·18·

(a) (b)

图 5.1.2‐2 两等高(h)避雷针间保护范围的一侧最小宽度(bx)与 D/haP 的关系

(a) D/haP＝0～7； (b) D/haP＝5～7

求得 bx后，可按图 5.2.2‐1 绘出两针间的保护范围。

两针间距离与针高之比 D/h不宜大于 5。

5.1.3 多支等高避雷针的保护范围(图 5.1.3)

(a) (b)

图 5.1.3 三、四支等高避雷针在 hx水平面上的保护范围

(a) 三支等高避雷针在 hx水平面上的保护范围；

(b) 四支等高避雷针在 hx水平面上的保护范围

1 三支等高避雷针所形成的三角形的外侧保护范围应分别按两支等高避雷针的计算方法确定。

如在三角形内被保护物大高度 hx 水平面上，各相邻避雷针间保护范围的一侧小宽度 bx≥0 时，

则全部面积受到保护。

2 四支及以上等高避雷针所形成的四角形或多角形，可先将其分成两个或数个三角形，然后分

别按三支等高避雷针的方法计算。如各边的保护范围一侧小宽度 bx≥0，则全部面积即受到保护。

5.1.4 单根避雷线在 hx 水平面上每侧保护范围的宽度(图 5.1.4‐1)

1 当 2hhx ≥ 时，


·19·

( )Phhr xx −= 47.0 (5.1.4‐1)

式中：rx——每侧保护范围的宽度，m。

2 当2xhh < 时，

( )Phhr xx 53.1−= (5.1.4‐2)

图 5.1.4‐1 单根避雷线的保护范围图 5.1.4‐2 平行避雷线的保护范围

(h≤30m时，θ＝25°)

5.1.5 两根等高平行避雷线的保护范围(图 5.1.4‐2)

1 两避雷线外侧的保护范围应按单根避雷线的计算方法确定。

2 两避雷线间各横截面的保护范围应由通过两避雷线 1、2 点及保护范围边缘低点 O 的圆弧确

定。O 点的高度应按下式计算：

O 4Dh hP

= − (5.1.5‐1)

式中：hO——两避雷线间保护范围上部边缘低点的高度，m；

D——两避雷线间的距离，m；

h——避雷线的高度，m。

3 两避雷线端部的两侧保护范围仍按单根避雷线保护范围计算。两线间保护小宽度(参见图

5.2.2)按下列方法确定：

a) 当 2xhh ≥ 时，

( )Phhb xox 47.0 −= (5.1.5‐2)

b)当 2xhh < 时，

( )Phhb xox 53.1−= (5.1.5‐3)


·20·

5.1.6 不等高避雷针、避雷线的保护范围(图 5.1.6)

1 两支不等高避雷针外侧的保护范围应分别按单支避雷针的计算方法确定。

2 两支不等高避雷针间的保护范围应按单支避雷针的计算方法，先确定较高避雷针 1 的保护范

围，然后由较低避雷针 2 的顶点，作水平线与避雷针 1 的保护范围相交于点 3，取点 3 避雷针的计

算方法确定避雷针 2 和 3 间的保护范围。通过避雷针 2、3 顶点及保护范围

图 5.1.6 两支不等高避雷针的保护范围

上部边缘低点的圆弧，其弓高应按下式计算：

PDf7′

= (5.1.6)

式中：f——圆弧的弓高，m；

D′——避雷针 2和等效避雷针 3 间的距离，m。

3 对多支不等高避雷针所形成的多角形，各相邻两避雷针的外侧保护范围按两支不等高避雷针

的计算方法确定；三支不等高避雷针，如在三角形内被保护物大高度 hx 水平面上，各相邻避雷针

间保护范围一侧小宽度 bx≥0，则全部面积即受到保护；四支及以上不等高避雷针所形成的多角

形，其内侧保护范围可仿照等高避雷针的方法确定。

4 两根不等高避雷线各横截面的保护范围，应仿照两支不等高避雷针的方法，按式 (5.1.5‐1) 计

算。

5.1.7 山地和坡地上的避雷针，由于地形、地质、气象及雷电活动的复杂性，避雷针的保护范围应

有所减小。避雷针的保护范围可按式(5.1.1‐1)～式(5.1.1‐3)的计算结果和依图 5.1.2‐2 确定的 bx 等乘以

系数 0.75 求得；式(5.1.2)可修改为P

DhhO 5=−= ；式(13)可修改为

PDf5′

= 。

利用山势设立的远离被保护物的避雷针不得作为主要保护装置。

5.1.8 相互靠近的避雷针和避雷线的联合保护范围可近似按下列方法确定(图 5.1.8)

避雷针、线外侧保护范围分别按单针、线的保护范围确定。内侧首先将不等高针、线划为等高

针、线，然后将等高针、线视为等高避雷线计算其保护范围。


·21·

图 5.1.8 避雷针和避雷线的联合保护范围

5.2 高压架空输电线路的雷电过电压保护

5.2.1 一般线路的保护

1 输电线路的雷电过电压保护方案，应根据运行方式、当地原有线路的运行经验、线路路径的雷

电活动情况、地闪密度、地形地貌和土壤电阻率等条件通过经济技术比较加以确定。

2 220kV~750kV线路应沿全线架设双地线，但少雷区除外。

110kV线路一般沿全线架设地线，在山区和雷电活动特殊强烈地区，宜架设双地线。在少雷区可

不沿全线架设地线，但应装设自动重合闸装置。

35kV及以下线路，一般不沿全线架设地线。

3 除少雷区外，6kV、10kV钢筋混凝土杆配电线路，宜采用瓷或其他绝缘材料的横担；如用铁横

担，对供电可靠性要求高的线路宜采用高一电压等级的绝缘子，并应尽量以较短的时间切除故障，

以减少雷击跳闸和断线事故。

4 杆塔上地线对边导线的保护角，对于 220kV ～750kV 同塔双回线路直线塔的保护角不应大于

0°，对于雷电活动强烈地区的山区线路的各别线段也可采用负保护角；110kV 线路不大于 10°，钢

管杆不大于 20°。对于 500～750kV 单回路线路，地线对导线的保护角不应大于 10°；330kV 及以

下的其他线路（含钢管塔）宜小于 15°；单地线路宜小于 25°。对中重冰区线路的保护角可适当加

大。

杆塔上两根地线间的距离不应超过导线与地线间垂直距离的 5 倍。

5 有地线的线路，其耐雷水平不宜低于表 5.2.1‐1所列数值。

表 5.2.1‐1 有地线线路的耐雷水平 kA

标称电压 35 66 110 220 330 500 750

单回 24～36 31～47 56~68 87~96 120~151 158~177 208~232

同塔双回 ‐‐ ‐‐ 50~61 79~92 108~137 142~162 192~224

注：反击耐雷水平的较高/较低值对应线路杆塔冲击接地电阻 7Ω和 15Ω；

雷击时刻工作电压为峰值且与雷击电流反极性；发电厂、变电站进线

保护段杆塔耐雷水平不宜低于表中的较高数值。


·22·

6 有地线的线路，每基杆塔不连地线的工频接地电阻，在雷季干燥时，不宜超过表 5.2.1‐2 所列

数值。

表 5.2.1‐2 有地线的线路杆塔的工频接地电阻

土壤电阻率 Ω·m ≤100 ＞100～500 ＞500～1000 ＞1000～2000 ＞2000

接地电阻 Ω 10 15 20 25 30

注：如土壤电阻率超过 2000Ω·m，接地电阻很难降低到 30Ω时，可采用 6～8 根总长不超过

500m 的放射形，接地体，或采用连续伸长接地体，接地电阻不受限制。

雷电活动强烈的地方和经常发生雷击故障的杆塔和线段，应选择架设地线、改善接地装置、适

当加强绝缘、架设耦合地线、安装绝缘子并联间隙或线路防雷用避雷器等。

7 有地线的线路应防止雷击档距中央地线反击导线。

a）范围Ⅰ的输电线路，15无风时档距中央导线与地线间的小距离宜满足下式要求：

S1＝0.012 l＋1 (5.2.1‐1)

式中：S1——导线与地线间的距离，m；

l——档距长度，m。

b）范围Ⅱ的输电线路，15无风时档距中央导线与地线间的小距离宜满足下式要求：

S1＝0.015 l＋1 (5.2.1‐2)

8 钢筋混凝土杆铁横担和钢筋混凝土横担线路的地线支架、导线横担与绝缘子固定部分或瓷横

担固定部分之间，宜有可靠的电气连接并与接地引下线相连。主杆非预应力钢筋如上下已用绑扎或

焊接连成电气通路，则可兼作接地引下线。

利用钢筋兼作接地引下线的钢筋混凝土电杆，其钢筋与接地螺母、铁横担间应有可靠的电气连

接。

9 中雷区及以上地区 35kV及 66kV无线路宜采取措施，减少雷击引起的多相短路和两相异点接

地引起的断线事故，钢筋混凝土杆和铁塔宜接地，接地电阻不受限制，但多雷区不宜超过 30Ω。钢

筋混凝土杆和铁塔应充分利用其自然接地作用，在土壤电阻率不超过 100Ω·m 或有运行经验的地区，

可不另设人工接地装置。

10 两端与架空线路相连接的长度超过 50m 的电缆，应在其两端装设MOA；长度不超过 50m 的

电缆，只在任何一端装设即可。

11 绝缘地线的放电间隙，其间隙值应根据地线上感应电压的续流熄弧条件和继电保护的动作条

件确定，一般采用 10mm～40mm。在海拔 1000m 以上的地区，间隙应相应加大。

5.2.2 线路交叉部分的保护

1 同级电压线路相互交叉或与较低电压线路、通信线路交叉时，两交叉线路导线间或上方线路

导线与下方线路地线间的垂直距离，当导线温度为 40时，不得小于表 5.2.2 所列数值。对按允许


·23·

载流量计算导线截面的线路，还应校验当导线为高允许温度时的交叉距离，此距离应大于表 6.2.4‐1

和表 6.2.4‐2所列操作过电压间隙的距离，且不得小于 0.8m。

表 5.2.2 同级电压线路相互交叉或与较低电压线路通信线路交叉时的交叉距离

系统标称电压 kV 6、10 20～110 220 330 500 750

交叉距离 m 2 3 4 5 6（8.5） 7（12）

注：括号内为至输电线路杆顶或至通信线路之交叉距离。

2 6kV及以上的同级电压线路相互交叉或与较低电压线路、通信线路交叉时，交叉档一般采取下

列保护措施：

a) 交叉档两端的钢筋混凝土杆或铁塔(上、下方线路共 4 基)，不论有无地线，均应接地。b) 如

交叉距离比表 5.2.2 所列数值大 2m 及以上，则交叉档可不采取保护措施。

3 如交叉点至近杆塔的距离不超过 40m，可不在此线路交叉档的另一杆塔上装设交叉保护用的

接地装置。

5.2.3 大跨越档的雷电过电压保护

1 范围Ⅰ架空线路大跨越档的雷电过电压保护

a）全高超过 40m 有地线的杆塔，每增高 10m，应增加一个绝缘子，地线对边导线的保护角应

符合 5.2.1 c）的规定。接地电阻不应超过表 5.2.1‐2所列数值的 50%，当土壤电阻率大于 2000Ω·m 时，

不宜超过 20Ω。全高超过 100m 的杆塔，绝缘子数量应结合运行经验，通过雷电过电压的计算确定。

b) 未沿全线架设地线的 35kV新建线路中的大跨越段，宜架设地线或安装线路防需用避雷器，

并应比一般线路增加一个绝缘子。

c）根据雷击档距中央地线时防止反击的条件，大跨越档导线与地线间的距离不得小于表 5.2.3 的

要求。

表 5.2.3 防止反击要求的大跨越档导线与地线间的距离

系统标称电压 kV 35 66 110 220

距离 m 3.0 6.0 7.5 11.0

2 范围Ⅱ架空线路大跨越档的雷电过电压保护

a)大跨越档在雷电过电压下安全运行年数不宜低于 30 年。

b)大跨越线路随杆塔高度增加宜适当增加杆塔的绝缘水平。需重点考虑导线对杆塔的空气间隙

距离，并根据雷电过电压计算确定。绝缘子串的长度应根据雷电过电压计算进行校核。

c)根据雷击档距中央地线时控制反击的条件，大跨越档距中央导线与地线间的距离应通过雷电

过电压的计算确定。

d)大跨越杆塔的地线保护角不宜大于一般线路的保护角。

e)必要时可安装线路避雷器，以提髙安全水平和降低综合造价。

5.2.4 多雷地区同塔双回 110kV和 220kV线路，可在具有正常绝缘的一回线路上适当增加绝缘以形成


·24·

不平衡绝缘，从而减少雷击引起双回线路同时闪络跳闸的概率。

5.2.5 采用绝缘子并联间隙

1 绝缘子并联间隙在线路雷击时可先行闪络有效的防止绝缘子的损坏和减少运行维护工作量。

2 安装绝缘子并联间隙的要求

a) 绝缘子并联间隙与被保护的绝缘子的雷电放电电压之间的配合应作到雷电过电压作用时并

联间隙可靠动作，同时又不宜过分降低线路绕击闪络或反击耐雷电水平。

b) 绝缘子并联间隙应在冲击放电后有效的导引工频短路电流电弧离开绝缘子本体，以免使其灼

伤。

c) 绝缘子并联间隙的安装应牢固、本体有一定的耐电弧和防腐蚀能力。

5.2.6 采用线路防雷用避雷器

1 安装线路避雷器是防止线路绝缘雷击闪络的有效措施，宜根据技术‐经济原则因地制宜的制定实

施方案。

2 线路避雷器宜在下列地点安装：

多雷地区发电厂、变电站进线段且接地电阻较大的杆塔；

山区线路易击段杆塔和易击杆；

山区线路杆塔接地电阻过大、易发生闪络且改善接地电阻困难也不经济的杆塔，；

大跨越的高杆塔；

多雷区同塔双回路线路易击段的杆塔。

3 线路避雷器在杆塔上的安装方式：

110、220kV单回线路必要时宜在 3相绝缘子串旁安装；

330～750kV 单回线路可在两边相绝缘子串旁安装；

同塔双回线路宜在一回路线路绝缘子串旁安装。

5.3 发电厂和变电站的雷电过电压保护

5.3.1 发电厂和变电站的直击雷过电压保护

1 发电厂和变电站的直击雷过电压保护可采用避雷针或避雷线，其保护范围按本规范第 5 章第 2

节确定。对于范围Ⅱ，变电站的直击雷过电压保护，宜用电气几何模型法或滚球法进行核算。下列

设施应设直击雷保护装置：

a) 屋外配电装置，包括组合导线和母线廊道；

b) 火力发电厂的烟囱、冷却塔和输煤系统的高建筑物；

c) 油处理室、燃油泵房、露天油罐及其架空管道、装卸油台、易燃材料仓库等建筑物；

d) 乙炔发生站、制氢站、露天氢气罐、氢气罐储存室、天然气调压站、天然气架空管道及其露天

贮罐；

e) 多雷区的列车电站。


·25·

2 发电厂的主厂房、主控制室和配电装置室一般不装设直击雷保护装置。为保护其他设备而装设

的避雷针，不宜装在独立的主控制室和 35kV及以下变电站的屋顶上。但采用钢结构或钢筋混凝土结

构等有屏蔽作用的建筑物的车间变电站可不受此限制。

雷电活动强烈地区的主厂房、主控制室、变电站控制室和配电装置室宜有直击雷保护。

主厂房如装设避直击雷保护装置或为保护其他设备而在主厂房上装设避雷针，应采取加强分流、

设备的接地点尽量远离避雷针接地引下线的入地点、避雷针接地引下线尽量远离电气设备等防止反

击的措施，并宜在靠近避雷针的发电机出口处装设一组旋转电机金属氧气物避雷器。

主控制室、配电装置室和 35kV及以下变电站的屋顶上如装设直击雷保护装置时，若为金属屋顶

或屋顶上有金属结构，则将金属部分接地；若屋顶为钢筋混凝土结构，则将其焊接成网接地；若结

构为非导电的屋顶时，则采用避雷带保护，该避雷带的网格为 8m～10m，每隔 10m～20m 设接地引

下线。

上述接地引下线应与主接地网连接，并在连接处加装集中接地装置。

峡谷地区的发电厂和变电站宜用避雷线保护。

已在相邻高建筑物保护范围内的建筑物或设备，可不装设直击雷保护装置。

屋顶上的设备金属外壳、电缆金属外皮和建筑物金属构件均应接地。

3 露天布置的 GIS的外壳不需装设直击雷保护装置，但应接地。

4 发电厂和变电站有爆炸危险且爆炸后可能波及发电厂和变电站内主设备或严重影响发供电的

建构筑物(如制氢站、露天氢气贮罐、氢气罐储存室、易燃油泵房、露天易燃油贮罐、厂区内的架空

易燃油管道、装卸油台和天然气管道以及露天天然气贮罐等)，应用独立避雷针保护，并应采取防止

雷电感应的措施。

避雷针与易燃油贮罐和氢气天然气等罐体及其呼吸阀等之间的空气中距离，避雷针及其接地装

置与罐体、罐体的接地装置和地下管道的地中距离应符合本规范第 5.3.1 条第 11 款第 a 项及第 b 项

的要求。避雷针与呼吸阀的水平距离应不小于 3m，避雷针尖高出呼吸阀应不小于 3m。避雷针的保

护范围边缘高出呼吸阀顶部应不小于 2m。避雷针的接地电阻不宜超过 10Ω。在高土壤电阻率地区，

如接地电阻难于降到 10Ω，允许采用较高的电阻值，但空气中距离和地中距离必须符合本规范第

5.3.1 条第 11款第 a 项的要求。避雷针与 5000m3以上贮罐呼吸阀的水平距离应不小于 5m，避雷针

尖高出呼吸阀应不小于 5m。

露天贮罐周围应设闭合环形接地体，接地电阻不应超过 30Ω(无独立避雷针保护的露天贮罐不应

超过 10Ω)，接地点应不小于两处，接地点间距不应大于 30m。架空管道每隔 20m～25m 应接地一

次，接地电阻不应超过 30Ω。易燃油贮罐的呼吸阀、易燃油和天然气贮罐的热工测量装置应进行重

复接地，即与贮罐的接地体用金属线相连。不能保持良好电气接触的阀门、法兰、弯头等管道连接

处应跨接。

5 本规范第 5.3.1 条中所述设施上的直击雷保护装置包括兼作接闪器的设备金属外壳、电缆金属


·26·

外皮、建筑物金属构件等，其接地可利用发电厂或变电站的主接地网，但应在直击雷保护装置附近

装设集中接地装置。

6 独立避雷针(线)宜设独立的接地装置。在非高土壤电阻率地区，其接地电阻不宜超过 10Ω。当

有困难时，该接地装置可与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至 35kV及以下设备与

主接地网的地下连接点之间，沿接地极的长度不得小于 15m。

独立避雷针不应设在人经常通行的地方，避雷针及其接地装置与道路或出入口等的距离不宜小

于 3m，否则应采取均压措施，或铺设砾石或沥青地面。

7 110kV及以上的配电装置，一般将避雷针装在配电装置的架构或房顶上，但在土壤电阻率大于

1000Ω·m 的地区，宜装设独立避雷针。否则，应通过验算，采取降低接地电阻或加强绝缘等措施。

66kV的配电装置，允许将避雷针装在配电装置的架构或房顶上，但在土壤电阻率大于 500Ω·m

的地区，宜装设独立避雷针。

35kV及以下高压配电装置架构或房顶不宜装避雷针。

装在架构上的避雷针应与接地网连接，并应在其附近装设集中接地装置。装有避雷针的架构上，

接地部分与带电部分间的空气中距离不得小于绝缘子串的长度；但在空气污秽地区，如有困难，空

气中距离可按非污秽区标准绝缘子串的长度确定。

除水力发电厂外，装设在架构(不包括变压器门型架构)上的避雷针与主接地网的地下连接点至

变压器接避雷线与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于 15m。

8 除水力发电厂外，在变压器门型架构上和在离变压器主接避雷线小于 15m 的配电装置的架

构上，当土壤电阻率大于 350Ω·m 时，不允许装设避雷针、避雷线；如不大于 350Ω·m，则应根据方

案比较确有经济效益，经过计算采取相应的防止反击措施，并至少遵守下列规定，方可在变压器门

型架构上装设避雷针、避雷线：

a) 装在变压器门型架构上的避雷针应与接地网连接，并应沿不同方向引出 3 根～4根放射形水

平接地体，在每根水平接地体上离避雷针架构 3m～5m 处装设一根垂直接地体；

b) 直接在 3kV～35kV变压器的所有绕组出线上或在离变压器电气距离不大于 5m 条件下装设金

属氧气物避雷器。

高压侧电压 35kV变电站，在变压器门型架构上装设避雷针时，变电站接地电阻不应超过 4Ω(不

包括架构基础的接地电阻)。

9 110kV及以上配电装置，可将线路的避雷线引接到出线门型架构上，土壤电阻率大于 1000Ω·m

的地区，应装设集中接地装置。

35kV、66kV配电装置，在土壤电阻率不大于 500Ω·m 的地区，允许将线路的避雷线引接到出线

门型架构上，但应装设集中接地装置。在土壤电阻率大于 500Ω·m 的地区，避雷线应架设到线路终

端杆塔为止。从线路终端杆塔到配电装置的一档线路的保护，可采用独立避雷针，也可在线路终端

杆塔上装设避雷针。


·27·

10火力发电厂烟囱附近的引风机及其电动机的机壳应与主接地网连接，并应装设集中接地装置，

该接地装置宜与烟囱的接地装置分开。如不能分开，引风机的电源线应采用带金属外皮的电缆，电

缆的金属外皮应与接地装置连接。机械通风冷却塔上电动机的电源线、装有避雷针和避雷线的架构

上的照明灯电源线，均必须采用直接埋入地下的带金属外皮的电缆或穿入金属管的导线。电缆外皮

或金属管埋地长度在 10m 以上，才允许与 35kV及以下配电装置的接地网及低压配电装置相连接。

严禁在装有避雷针、避雷线的构筑物上架设未采取保护措施的通信线、广播线和低压线。

11 独立避雷针、避雷线与配电装置带电部分间的空气中距离以及独立避雷针、避雷线的接地装

置与接地网间的地中距离。

a) 独立避雷针与配电装置带电部分、发电厂和变电站电气设备接地部分、架构接地部分之间的

空气中距离，应符合下式的要求：

Sa≥0.2Ri＋0.1h (5.3.1‐1)

式中：Sa——空气中距离，m；

Ri——避雷针的冲击接地电阻，Ω；

h——避雷针校验点的高度，m。

b) 独立避雷针的接地装置与发电厂或变电站接地网间的地中距离，应符合下式的要求：

Se≥0.3Ri (5.3.1‐2)

式中：Se——地中距离，m。

c) 避雷线与配电装置带电部分、发电厂和变电站电气设备接地部分以及架构接地部分间的空气

中距离，应符合下列要求

对一端绝缘另一端接地的避雷线

Sa≥0.2Ri＋0.1(h＋Δl) (5.3.1‐3)

式中：h——避雷线支柱的高度，m；

Δl——避雷线上校验的雷击点与接地支柱的距离，m。

对两端接地的避雷线

Sa≥β′［0.2Ri＋0.1(h＋Δl)］ (5.3.1‐4)

式中：β′——避雷线分流系数；

Δl——避雷线上校验的雷击点与近支柱间的距离，m。

避雷线分流系数可按下式计算：

hll

hl

hlR

hlhl

hlR

it

it

2)(2.6

1

)(4.121

2

2

22

2+Δ+

+≈

++

++Δ

+

++

=′τ

τ

β (5.3.1‐5)


·28·

式中：l2——避雷线上校验的雷击点与另一端支柱间的距离，l2＝l′－Δl，m；

l′——避雷线两支柱间的距离，m；

τt——雷电流波头长度，一般取 2.6μs。

d) 避雷线的接地装置与发电厂或变电站接地网间的地中距离，应符合下列要求：

对一端绝缘另一端接地的避雷线，应按式(5.3.1‐3)校验。对两端接地的避雷线应按下式校验：

Se≥0.3β′Ri (5.3.1‐6)

e) 除上述要求外，对避雷针和避雷线，Sa不宜小于 5m，Se不宜小于 3m。

对 66kV及以下配电装置，包括组合导线、母线廊道等，应尽量降低感应过电压，当条件许可

时，Sa应尽量增大。

5.3.2 范围Ⅱ发电厂和变电站高压配电装置的雷电侵入波过电压保护

1 2km 架空进线保护段范围内的杆塔耐雷水平应该符合表 5.2.1‐1 的要求。应采取措施防止或

减少近区雷击闪络。

2 发电厂和变电站高压配电装置的雷电侵入波过电压保护用 MOA 的设置和保护方案，宜通过教

值仿真计算确定（参见附录 E）。

3 发电厂和变电站的耐雷指标(平均无故障时间)，不宜低于表 5.3.2 所列数值。

表5.3.2变电站的耐雷指标

标称电压 kV 330 500 750

耐雷指标 (年) 600~800 800~1000 1000~1200

4 变压器和高压并联电抗器的中性点经接地电抗器接地时，中性点上应装设MOA保护。

5.3.3 范围Ⅰ发电厂和变电站高压配电装置的雷电侵入波过电压保护

1 发电厂和变电站应采取措施防止或减少近区雷击闪络。未沿全线架设地线的 35kV～110kV架

空输电线路，应在变电站 1km～2km 的进线段架设地线。

220kV架空输电线路 2km进线保护段范围内以及 35kV～110kV线路 1km～2km 进线保护段范围

内的杆塔耐雷水平，应该符合表 5.2.1‐1 的要求。

图 5.3.3‐1 35kV～110kV变电站的进线保护接线

2 未沿全线架设地线的 35kV～110kV线路，其变电站的进线段应采用图 5.3.3‐1 所示的保护接线。


·29·

在雷季，如变电站 35kV～110kV进线的隔离开关或断路器可能经常断路运行，同时线路侧又带

电，必须在靠近隔离开关或断路器处装设一组MOA。

3 全线架设地线的 66kV～220kV变电站，其进线的隔离开关或断路器与上述情况相同时，宜在

靠近隔离开关或断路器处装设一组MOA。

4 多雷区 66～220kV变电站，经常闭路的线路断路的线路侧宜安装一组MOA，以防止雷击线路

断路器跳闸后待重合时间内重复雷击引起变电站电气设备的损坏。虽为中雷区但运行中已出现过此

类事故的地区也同此。

5 发电厂、变电站的 35kV及以上电缆进线段，电缆与架空线的连接处应装设MOA，其接地端

应与电缆金属外皮连接。对三芯电缆，末端的金属外皮应直接接地［图 5.3.3‐2 (a)］；对单芯电缆，

应经金属氧化物电缆护层保护器(CP)接地［图 5.3.3‐2 (b)］。

如电缆长度不超过 50m或虽超过 50m，但经校验装一组MOA即能符合保护要求，图 5.3.3‐2 中

可只装MOA1 或MOA2。

如电缆长度超过 50m，且断路器在雷季可能经常断路运行，应在电缆末端装设MOA。

连接电缆段的 1km架空线路应架设地线。

全线电缆—变压器组接线的变电站内是否需装设MOA，应视电缆另一端有无雷电过电压波侵入

的可能，经校验确定。

图 5.3.3‐2 具有 35kV及以上电缆段的变电站进线保护接线

(a)三芯电缆段的变电站进线保护接线；

(b)单芯电缆段的变电站进线保护接线

6 具有架空进线的 35kV及以上发电厂和变电站敞开式高压配电装置中MOA的配置

a) 35kV及以上装有标准绝缘水平的设备和标准特性金属氧气物避雷器且高压配电装置采用单母

线、双母线或分段的电气主接线时，MOA可仅安装于母线上。MOA与主变压器间的大电气距离可

参照表 5.3.3‐1 确定。

对其他电器的大距离可相应增加 35%。

MOA与主变压器及其他被保护设备的电气距离超过表 5.3.3‐1 的参考值时，可在主变压器附近

增设一组MOA。


·30·

变电站内所有MOA应以短的接地线与配电装置的主接地网连接，同时应在其附近装设集中

接地装置。

b) 在本规范第 5.3.3 条第 4 款的情况下，如线路入口MOA与变压器及其他被保护设备的电气距

离不超过表 5.3.3‐1 的参考值时，可不必在母线上安装MOA。

c) 架空进线采用双回路杆塔，有同时遭到雷击的可能，确定MOA与变压器大电气距离时，

应按一路考虑，且在雷季中宜避免将其中一路断开。

表 5.3.3‐1MOA至主变压器间的大电气距离 m

系统标称电压

kV

进线长度

km

进线路数

1 2 3 ≥4

35

1 25 40 50 55

1.5 40 55 65 75

2 50 75 90 105

66

1 45 65 80 90

1.5 60 85 105 115

2 80 105 130 145

110

1 55 85 105 115

1.5 90 120 145 165

2 125 170 205 230

220 2 125（90） 195（140） 235（179） 265（190）

注

1 全线有地线进线长度取 2km，进线长度在 1km～2km 间时的距离按补插法确定；

2 标准绝缘水平指 35kV、66kV、110kV及 220kV变压器、电压互感器标准雷电冲击全波耐受电压分别为 200kV、325kV、

480kV及 950kV。括号内距离对应的雷电冲击全波耐受电压为 850kV。

7 有效接地系统中的中性点不接地的变压器，如中性点采用分级绝缘且未装设保护间隙，应在中

性点装设中性点MOA。如中性点采用全绝缘，但变电站为单进线且为单台变压器运行，也应在中性

点装设MOA。

不接地、谐振接地和高电阻接地系统中的变压器中性

点，一般不装设保护装置，但多雷区单进线变电站且变压

器中性点引出时，宜装设MOA；中性点接有自动跟綜补

偿消弧装置的变压器，如有单进线运行可能，也应在中性

点装设MOA。

图 5.3.3‐2 自耦变压器的典型

保护接线


·31·

8 自耦变压器必须在其两个自耦合的绕组出线上装设金属氧气物避雷器，该MOA应装在自耦变

压器和断路器之间，并采用图 5.33‐2 的保护接线。

9 35kV～220kV开关站，应根据其重要性和进线路数等条件，在进线上装设MOA。

10 与架空线路连接的三绕组自耦变压器、变压器(包括一台变压器与两台电机相连的三绕组变压

器)的低压绕组如有开路运行的可能和发电厂双绕组变压器当发电机断开由高压侧倒送厂用电以及

具有平衡绕组的双 Y型变压器应在变压器低压(平衡)绕组三相上装设MOA，以防来自高压绕组的雷

电波的感应电压危及低压绕组绝缘。

11 变电站的 6kV～10kV配电装置(包括电力变压器)，应在每组母线和架空进线上装设MOA(分

别采用电站和配电MOA)，并应采用图 5.3.3‐4 所示的保护接线。母线上MOA与主变压器的电气距离

不宜大于表 5.3.3‐3 所列数值。

架空进线全部在厂区内，且受到其地建筑物屏蔽时，可只在母线上装设MOA。

有电缆段的架空线路，MOA应装设在电缆头附近，其接地端应和电缆金属外皮相连。如各架空

进线均有电缆段，则金属氧气物避雷器与主变压器的大电气距离不受限制。

MOA应以短的接地线与变电站、配电站的主接地网连接(包括通过电缆金属外皮连接)。MOA

附近应装设集中接地装置。

6kV和 10kV配电站，当无所用变压器时，可仅在每路架空进线上装设MOA。

注：配电站指所内仅有起开闭和分配电能作用的配电装置，而母线上无主变压器。

图 5.3.3‐4 6kV～10kV配电装置雷电侵入波的保护接线

表 5.3.3‐3 MOA至 3kV～10kV主变压器的大电气距离

5.3.4 气体绝缘全封闭组合设备(GIS)变电站的雷电侵入波过电压保护

1 66kV及以上进线无电缆段的 GIS变电站，应按图 5.3.4 在 GIS管道与架空线路的连接处应装设

MOA(FMO1)，其接地端应与管道金属外壳连接。

如变压器或 GIS一次回路的任何电气部分至MOA1 间的大电气距离不超过下列参考值或虽超

过，但经校验装一组MOA即能符合保护要求，则可只装设MOA1：

雷季经常运行的进线路数 1 2 3 ≥4

大电气距离 m 15 20 25 30


·32·

图 5.3.4 ‐1 无电缆段进线的 GIS变电站保护接线

66kV 50m

110kV及 220kV 130m

连接 GIS管道的架空线路进线保护段的长度应不小于 2km，且应符合本规范第 5.2.1 条第 4 款的

要求。

2 66kV 及以上进线有电缆段的 GIS 变电站，在电缆段与架空线路的连接处应装设 MOA(MOA1)，

其接地端应与电缆的金属外皮连接。对三芯电缆，末端的金属外皮应与 GIS 管道金属外壳连接接地

［图 5.3.4 ‐2(a)］；对单芯电缆，应经金属氧化物电缆护层保护器(CP)接地［图 5.3.4 ‐2(b)］。电缆末端

至变压器或 GIS一次回路的任何电气部分间的大电气距离不超过本规范第 5.3.4条第 1款中的参考

值或虽超过，但经校验，装一组MOA即能符合保护要求，图 5.3.4‐1 中可不装设MOA2。

对连接电缆段的 2km架空线路应架设地线。

(b)

图 5.5.4‐2 有电缆段进线的 GIS变电站保护接线

(a)三芯电缆段进的 GIS变电站保护接线

(b)单芯电缆段进的 GIS变电站保护接线

3 进线全长为电缆的 GIS变电站内是否需装设MOA，应视电缆另一端有无雷电过电压波侵入的可

能，经校验确定。

5.3.5 小容量变电站雷电侵入波过电压的简易保护

1 3150kVA～5000kVA的变电站 35kV侧，可根据负荷的重要性及雷电活动的强弱等条件适当简化

保护接线，变电站进线段的地线长度可减少到 500m～600m，但其MOA的接地电阻不应超过 5Ω(图

5.3.5‐1)。


·33·

图 5.3.5‐1 3150kVA～5000kVA、35kV变电站的简易保护接线

2 小于 3150kVA供非重要负荷的变电站 35kV侧，根据雷电活动的强弱，可采用图 5.3.5‐2 (a)的

保护接线；容量为 1000kVA及以下的变电站，可采用图 5.3.5‐2 (b)的保护接线。

3 小于 3150kVA供非重要负荷的 35kV分支变电站，根据雷电活动的强弱，可采用图 5.5.5‐3 的

保护接线。

4 简易保护接线的变电站 35kV侧，MOA与主变压器或电压互感器间的大电气距离不宜超过

10m。

图 5.3.5‐2 小于 3150kVA变电站的简易保护

(a)采用地线保护的接线；

(b)不采用地线保护的接线

图 5.3.5‐3 小于 3150kVA分支变电站的简易保护

(a)分支线较短时的保护接线；

(b)分支线较长时的保护接线

5.4 配电系统的雷电过电压保护

5.4.1 10kV～35kV 配电系统中配电变压器的高压侧应尽量靠近变压器装设 MOA。其接地线应与变压

器金属外壳连在一起接地。

5.4.2 10kV～35kV配电变压器的低压侧宜装设一组MOA，以防止反变换波和低压侧雷电侵入波击穿

高（低）压侧绝缘。该MOA接地线应与变压器金属外壳连在一起接地。

5.4.3 10kV～35kV柱上断路器和负荷开关应装设MOA保护。经常断路运行而又带电的柱上断路器、

负荷开关或隔离开关，应在带电侧装设MOA，其接地线应与柱上断路器等的金属外壳连接，且接地


·34·

电阻不宜超过 10Ω。

装设在架空线路上的电容器宜装设MOA保护。MOA 应尽量靠近电容器安装，其接地线应与电容

器金属外壳连在一起接地，接地电阻不宜超过 10Ω。

5.4.4 架空配电线路使用绝缘导线时，应视雷电活动情况和已有运行经验采取防止雷击导线断线的防

护措施。这些措施包括带串联间隙的MOA或防弧金具等。

5.5 旋转电机的雷电过电压保护

5.5.1 与架空线路直接连接的旋转电机(发电机、同步调相机、变频机和电动机，简称直配电机)的保

护方式，应根据电机容量、雷电活动的强弱和对运行可靠性的要求确定。

5.5.2 单机容量为 25000kW～60000kW 的直配电机，宜采用图 5.5.2 所示的保护接线。60000kW以

上的电机，不应与架空线路直接连接。

图 5.5.2 25000kW～60000kW直配电机的保护接线

MOA1—配电MOA；MOA 2—旋转电机MOA；

MOA 3—旋转电机中性点MOA；

G—发电机；L—限制短路电流用电抗器；C—电容器

进线电缆段应直接埋设在土壤中，以充分利用其金属外皮的分流作用。如受条件限制不能直接

埋设，可将电缆金属外皮多点接地，即除两端接地外，再在两端间的 3 处～5 处接地。

进线段上的MOA的接地端，应与电缆的金属外皮和地线连在一起接地，接地电阻 R不应大于 3

Ω。

5.5.3 单机容量为 6000kW～25000kW(不含 25000kW)的直配电机，宜采用图 5.5.3 所示的保护接线。

在多雷区，也可采用图 5.5.2 所示的保护接线。


·35·

图 5.5.3 6000kW～25000kW(不含 25000kW)直配电机的保护接线

5.5.4 单机容量为 6000kW～12000kW的直配电机，如出线回路中无限流电抗器，可采用图 21所示

的保护接线。在雷电活动特殊强烈地区，宜采用有电抗线圈的图 5.5.4所示的保护接线。

图 5.5.4 6000kW～12000kW直配电机的保护接线

5.5.5 单机容量为 1500kW～6000kW(不含 6000kW)或少雷区 60000kW及以下的直配电机，可采用图

5.7.5 所示的保护接线。

在进线保护段长度内，应装设避雷针或地线。

图 5.5.5 1500kW～6000kW(不含 6000kW)直配电机和少雷地区 60000kW及以下直配电机的保护接线

5.5.5 单机容量为 1500kW～6000kW或列车电站的直配电机，可

采用图 5.5.6有电抗线圈或限流电抗器的保护接线。

5.5.61500kW～6000kW直配电机或列车电站直配电机的保护接线

单机容量为 1500kW以下的直配电机，也可采用图 5.5.6 所示的保护接线。

5.5.7 容量为 25000kW及以上的直配电机，应在每台电机出线处装设一组旋转电机MOA。25000kW

以下的直配电机，MOA也应尽量靠近电机装设，在一般情况下，MOA可装在电机出线处；如接在每

一组母线上的电机不超过两台，MOA也可装在每一组母线上。

5.5.8 如直配电机的中性点能引出且未直接接地，应在中性点上装设旋转电机中性点MOA。

5.5.9 保护直配电机用的地线，对边导线的保护角不应大于 20°。


·36·

5.5.10 为保护直配电机匝间绝缘和防止感应过电压，装在每相母线上的电容器，包括电缆段电容在

内应为 0.25μF～0.5μF；对于中性点不能引出或双排非并绕绕组的电机，应为 1.5μF～2μF(图

5.7.2～图 5.7.6)。电容器宜有短路保护。

5.5.11 无架空直配线的发电机，如发电机与升压变压器之间的母线桥或组合导线无金属屏蔽部分的

长度大于 50m，应采取防止感应过电压的措施，在发电机回路或母线的每相导线上装设不小于 0.15

μF的电容器或旋转电机MOA。如已按 5.3.3 j)要求装设MOA，则可不再采取措施，但该MOA应选

用旋转电机MOA。

5.5.12 在多雷区，经变压器与架空线路连接的非直配电机，如变压器高压侧的系统标称电压为 66kV

及以下时，为防止雷电过电压经变压器绕组的电磁传递而危及电机的绝缘，宜在电机出线上装设一

组旋转电机MOA。变压器高压侧的系统标称电压为 110kV及以上时，电机出线上是否装设MOA可

经校验确定。

6 绝缘配合

6.1 绝缘配合原则

6.1.1 按系统中出现的各种电压和保护装置的特性来确定线路、变电站和电气设备绝缘水平，即进行

绝缘配合时，应全面考虑造价、维修费用以及故障损失三个方面，力求取得较高的经济效益。

不同系统，因结构不同以及在不同的发展阶段，可以有不同的绝缘水平。

6.1.2 持续运行电压和暂时过电压下的绝缘配合

1 持续运行电压下电气装置电瓷外绝缘的爬电距离应符合相应环境污秽分级条件下的爬电比距

要求。电气设备应能在设计寿命期间内承受持续运行电压。

2 线路、变电站空气间隙和电气设备应能承受一定幅值和时间的暂时过电压。

6.1.3 操作过电压下的绝缘配合

1 范围Ⅰ操作过电压要求的架空线路、变电站的绝缘子串和空气间隙的绝缘强度，以大操作

过电压为基础，将绝缘强度作为随机变量加以确定。

2 范围Ⅱ架空线路确定其操作过电压要求的绝缘强度时，可采用将过电压幅值和绝缘强度作为

随机变量的统计法。线路的操作过电压闪络率不宜高于 0.02 次/条.年。

3 范围Ⅱ变电站绝缘子串、空气间隙的操作冲击绝缘强度，以代表性过电压(统计计算获得的统

计操作过电压)为基础，将绝缘强度作为随机变量加以确定。

4 电气设备操作冲击绝缘水平以代表性过电压(统计计算获得的大操作过电压)为基础，采用确

定性法（惯用法），加以确定。

6.1.4 雷电过电压下的绝缘配合

1 变电站中绝缘子串、空气间隙的雷电冲击强度，以代表性过电压(避雷器保护水平)为基础，将

绝缘强度作为随机变量加以确定。


·37·

2 电气设备雷电冲击绝缘水平以代表性过电压(避雷器保护水平)为基础，采用确定性法（惯用

法），加以确定。

6.1.5 用于操作雷电过电压绝缘配合的波形

1 操作冲击电压波

a）范围Ⅰ，波前时间 250μs，波尾 2500μs。

b）范围Ⅱ，宜按工程条件预测的结果选取。

注：有绕组的电气设备除外。当采用其他波形时，绝缘配合裕度应符合本标准要求。

2 雷电冲击电压波。波头时间 1.2μs，波尾 50μs。

6.1.6 进行绝缘配合时，对于范围Ⅱ的输电线路、变电站的绝缘子串、空气间隙在各种电压下的绝缘

强度，宜采用仿真型塔(构架)的放电电压试验数据。

6.1.7 本标准中输电线路、变电站绝缘子串及空气间隙的绝缘配合公式，适用于海拔高度 0m。当输

电线路、变电站所在地区海拔高度高于 0m 时，应参照附录 B校正，以满足绝缘配合要求。

6.1.8 本标准中关于变电站电气设备绝缘水平的要求，适用于设备安装点海拔高度 1000m 及以下地

区。当海拔高度超过 1000m 时，应参照附录 B校正对设备外绝缘的耐受电压要求。

6.1.9 范围Ⅰ的各电压级相对地计算用大操作过电压的标么值一般选取下列数值：

35kV及以下低电阻接地系统 3.0p.u.

66kV及以下非有效(除低电阻外)接地系统 4.0p.u.

110kV及 220kV 3.0p.u.

6kV～220kV电力系统，相间操作过电压宜取相对地过电压的 1.3～1.4倍。

当采用性能更优的金属氧化物避雷器深度限制 110kV～220kV过电压时，相对地及相间计算用

大操作过电压应经研究确定。

6.1.10 本规范第 6.2 节、第 6.3 节和第 6.4 节中的绝缘配合方法适用电压范围Ⅱ。

6.2 架空输电线路的绝缘配合

6.2.1 各级污秽区线路绝缘子串

1 每串绝缘子片数应符合相应环境污秽分级条件下持续运行电压的爬电比距要求。

2 操作过电压要求的线路绝缘子串正极性操作冲击电压波 50%放电电压 silu .. 应符合式(6.2.1)的

要求：

1 0. .l i s k Uu ≥ (6.2.1)

式中： 0U ——线路相对地统计操作过电压；

k1——线路绝缘子串操作过电压统计配合系数，与本规范第 6.2.3条的 K3相同。

6.2.2 线路受风偏影响的导线对杆塔的空气间隙

绝缘子串风偏后，导线对杆塔的空气间隙应分别符合持续运行电压要求、操作过电压要求及雷


·38·

电过电压要求。

悬垂绝缘子串风偏角计算用风压不均匀系数按附录 C确定。

1 持续运行电压下风偏后线路导线对杆塔空气间隙的工频 50%放电压 .~lu 应符合式(6.2.2‐1)的要

求：

~.lu ≥ 2 m / 3k U (6.2.2‐1)

式中：k2——线路空气间隙工频电压统计配合系数，取 1.13。

风偏计算用的风速取线路设计大风速。

2 风偏后线路导线对杆塔空气间隙的正极性操作冲击电压波 50%放电电压 sslu .. 应符合式

(6.2.2‐2)的要求：

sslu .. ≥ 03Uk (6.2.2‐2)

式中：k3——线路空气间隙操作过电压统计配合系数，对单回线路取 1.1；

同塔双回线路，无风时上、中导线对中、下横担空气间隙正极性操作冲击 50%

放电电压的统计配合系数取 1.27；

50%设计风速下，三相导线对塔身或横担空气间隙的统计配合系数取 1.1。

风偏计算用的风速取线路设计大风速的 0.5 倍。

3 单回线路风偏后线路导线对杆塔空气间隙的正极性雷电冲击电压波 50%放电电压，可选为绝

缘子串相应电压的 0.8 左右(污秽区该间隙可仍按清洁区配合)。

同塔双回线路采用悬垂绝缘子无风时，导线对横担空气间隙的正极性雷电冲击电压波 50%放电

电压宜与清洁区绝缘子串相当。风偏时导线对横担空气间隙的正极性雷电冲击电压波 50%放电电压

可选为绝缘子串相应电压的 0.8 左右(污秽区该间隙可仍按 0级污秽区配合)。

雷电过电压下风偏计算用的风速，对于Ⅰ类气象区线路采用 15m/s；Ⅱ类～Ⅸ类气象区采用

10m/s。

6.2.3 输电线路采用 V型绝缘子串时，V型串每一分支的绝缘子片数应符合相应环境污秽分级条件下

的爬电比距要求。

导线对杆塔的空气间隙应符合以下要求：.

1 工频过电压下导线对杆塔空气间隙的工频 50%放电压 .~lu 应符合式(6.2.2‐1)的要求。但该式中

的 mU 应代之以线路上的大工频过电压。一般它小于操作过电压要求的空气间隙。

2 操作过电压间隙的正极性操作冲击电压波 50%放电电压按式(6.2.2‐2)确定。K3取 1.27。

3 雷电过电压间隙不另作要求。但变电站进线段应符合表 5.2.1‐1 线路耐雷水平的要求。

6.2.4 范围Ⅰ不同海拔高度地区架空输电线路的空气间隙应不小于表 6.2.4‐1 要求。范围Ⅱ海拔高度

1000m 及以下地区架空输电线路的空气间隙应不小于表 6.2.4‐2 要求。在进行绝缘配合时，考虑杆塔

尺寸误差、横担变形和拉线施工误差等不利因素，空气间隙应留有一定裕度。


·39·

表 6.2.4‐1 范围Ⅰ线路的空气间隙 cm

系统标称电压 kV 海拔高度 m 持续运行电压操作过电压雷电过电压

20 1000 5 12 35

35 1000 10 25 45

2000 11 27.5 49.5

3000 12 30 54

66 1000 20 50 65

110 1000 25 70 100

2000 27.5 77 110

3000 30 84 120

220 1000 55 145 190

2000 60.5 159.5 209

3000 66 174 228

注：持续运行电压的空气间隙适用于悬垂绝缘子串，表 6.2.4‐2 同此。

表 6.2.4‐2 海拔高度 1000m 及以下地区线路的空气间隙 cm

系统标称电压 kV 330 500 750

操作

过电

压

p.u. 2.0 2.2 1.8 2.0 1.6 1.8

单

回

边相、中相 I串 167 185 220(200） 270(250） 360（340） 400(380)

塔窗内中相 V串 220 245 290(270) 335(315) 430(410) 480(460)

同塔

双回

导线风偏后 167 185 220(200） 270(250） 335(320） 373(360)

导线静止至横担 195 215 267(255) 300(285) 382(370) 428(414)

雷电过

电压

单回 230 330 420

同塔双回 220 300 330 380 420

持续运

行电压

单回 90 130(120) 190(180)

同塔双回 90 130(120) 190(180)

注：括号内适用于海拔高度 500m及以下地区; 余为 1000m及以下地区;同塔双回线路导线垂直排列， I

型悬垂绝缘子串。

6.2.5 海拔 1000m 及以下地区紧凑型架空输电线路的空气间隙应不小于表 6.2.5‐1 和表 6.2.5‐2 要求。

表 6.2.5‐1 紧凑型线路相对地的空气间隙 cm

系统标称电压 kV 220 330 500

雷电过电压 190 230 330 330

操作过电压 145 195 250 270


·40·

持续运行电压 55 90 120 130

注： 500kV左列为海拔高度 500m。

表 6.2.5‐2 紧凑型线路相间的空气间隙 cm

系统标称电压 kV 220 330 500

校检验位塔头档中塔头档中塔头档中

相间操作过电压 240 210 340 300 520 460

相间持续运行电压 ‐‐ 90 ‐‐ 160 ‐‐ 220

6.2.6 范围Ⅱ的线路绝缘在操作过电压下的闪络率的计算方法可参照附录 D。

6.2.7 具有一般高度杆塔的架空输电线路，雷击跳闸率可按附录 E计算。

6.3 变电站绝缘子串及空气间隙的绝缘配合

6.3.1 变电站绝缘子串

清洁区变电站绝缘子串应同时符合以下三种电压要求：

1 变电站每串绝缘子片数应符合相应污秽条件下的爬电比距要求。

2 变电站操作过电压要求的变电站绝缘子串正极性操作冲击电压波 50%放电电压 s.i.su 应符合式

(6.3.1‐1)的要求：

s.i. 41 3rp

rpss

Uu k Uσ

= ≥−

(6.3.1‐1)

式中： rpU ——代表性过电压，取变电站相对地统计操作过电压；

σs——绝缘子串在操作过电压下放电电压的变异系数，6%；

4k ——变电站绝缘子串操作过电压配合系数，取 1.22。

3 雷电过电压要求的变电站绝缘子串正极性雷电冲击电压波 50%放电电压 . .s i lu 应符合式

(6.3.1‐2)的要求：

. . 5 rps i l k Uu ≥ (6.3.1‐2)

式中： rpU ——代表性过电压，取避雷器在标称雷电流下的额定残压值；

5k ——变电站绝缘子串雷电过电压配合系数，取 1.4。

6.3.2 变电站导线对构架空气间隙应符合下列各项要求。

变电站导线对构架受风偏影响的空气间隙，各种电压下用于绝缘配合的风偏角计算风速的选用

原则与输电线路相同。

1 持续运行电压下风偏后导线对杆塔空气间隙的工频 50%放电压 .~lu 应符合式(6.2.2‐1)的要求。

2 无风偏变电站导线对构架空气间隙的工频 50%放电电压 .~.s iu 应符合式(6.3.2‐1)的要求：

.~. 6s v pgu k U≥ (6.3.2‐1)


·41·

式中： 6k ——配合系数，取 1.11；

pgU ——相对地大工频过电压。

3 变电站相对地空气间隙的正极性操作冲击电压波 50%放电电压u s.s.s应符合式(6.3.2‐2)的要

求：

s.s. 7.1 3

rprps

s s

U k Uuσ

= ≥−

(6.3.2‐2)

式中： rpU ——代表性过电压，取变电站相对地统计操作过电压；

σs.s——变电站相对地空气间隙在操作过电压下放电电压的变异系数，6%；

7k ——变电站相对地空气间隙操作过电压配合系数，有风偏间隙取 1.14，无风偏间隙取 1.22。

4 变电站相对地空气间隙的正极性雷电冲击电压波 50%放电电压 s.lu 应符合式(6.3.2‐3)的要求：

. 8s l rpu k U≥ (6.3.2‐3)


8k ——变电站相对地空气间隙雷电过电压配合系数，取 1.4。

6.3.3 变电站相间空气间隙

1 变电站相间空气间隙的工频 50%放电电压.~.s ppu 应符合式(6.3.3‐1)的要求：

9.~. PPs ppk Uu ≥ (6.3.3‐1)

式中： 9k —— 配合系数，取值 1.11；

PPU ——母线处相间大工频过电压，取 1.3 3 p.u.。

2 变电站相间空气间隙的 50%操作冲击电压波放电电压 s.s. ppu 应符合式(6.3.3‐2)的要求：

10s.s..1 3

rprppp

s pp

Uu k Uσ

= ≥−

(6.3.3‐2)

式中： rpU ——代表性过电压，取变电站相间统计操作过电压；

.s ppσ ——相间空气间隙在操作过电压下放电电压的变异系数，3.5%；

10k ——变电站相间空气间隙操作过电压配合系数，取 1.12。

3 变电站相间空气间隙的 50%雷电冲击电压波放电电压 s.s. ppu 应符合式(6.3.3‐3)的要求：

. . 8 2 / 3ms l pp rpu k U U≥ + (6.3.3‐3)


6.3.4 变电站的小空气间隙

1 海拔 1000m 及以下地区范围Ⅰ变电站的小空气间隙

a)持续运行电压、操作和雷电过电压要求的小空气间隙如表 6.3.4‐1 所示。


·42·

表 6.3.4‐1 各种电压要求的变电站的小空气间隙 cm

系统标称电压

kV

持续运行电压操作过电压雷电过电压

相对地相间相对地相间相对地相间

35 15 15 40 40 40 40

66 30 30 65 65 65 65

110 30 50 90 100 90 100

220 60 90 180 200 180 200

注：持续运行电压的空气间隙适用于悬垂绝缘子串。

b)6kV～20kV高压配电装置小户外、户内的相对地、相间空气间隙（取同一值）应符合表 6.3.4‐2

要求。表 6.3.4‐2 6kV～20kV高压配电装置的空气间隙 cm

系统标称电压 kV 户外户内

6 20 10

10 20 12.5

15 30 15

20 30 18

2 海拔 1000m 及以下地区范围Ⅱ变电站的小空气间隙

范围Ⅱ变电站的小空气间隙如表 6.3.4‐3 所示。

表 6.3.4‐3 各种电压要求的变电站小空气间隙 cm

系统标称电压

kV

操作过电压雷电过电压

相对地相间相对地相间

330 230 270 220 240

500 350 430 320 360

750 480 650 430 480

6.4 变电站电气设备的绝缘配合

6.4.1 变电站电气设备绝缘与工频运行电压、暂时过电压的配合

1 变电站电气设备户外电瓷绝缘应符合相应污秽条件下持续运行电压的爬电比距要求。

2 应对变压器内绝缘进行一定时间的工频耐压试验，以确保其在设计寿命内持续运行电压作用

下安全。

6.4.2 变电站电气设备应能承受附录 F所示的一定幅值和时间的暂时过电压。

6.4.3 变电站电气设备与操作过电压的绝缘配合

1 电气设备内绝缘

a) 电气设备内绝缘相对地操作冲击耐压要求值 .S IU 应符合式(6.4.3) 的要求：

.S I s c rpU k k U≥ (6.4.3)


·43·

式中： rpU ‐‐‐‐代表性过电压，取统计计算获得的大操作过电压；

ck ‐‐‐‐确定性配合因数，取 1.05；

sk ‐‐‐安全因数，取 1.15。

b) GIS绝缘相对地雷电冲击耐压要求值 . .L I GISU 应符合式(6.4.4) 的要求：

. .L I GIS s c rpU k k U≥ (6.4.4)

式中： rpU ‐‐‐‐代表性过电压，取避雷器陡波操作波保护水平；

ck ‐‐‐‐确定性配合因数，取 1.05；

sk ‐‐‐安全因数，取 1.15。

c) 断路器同极断口间内绝缘操作冲击耐压 .S CU 应符合式(6.4.5)的要求：

. .( / 3)S C S I mU U U≥ + (6.4.5)

式中： .S IU ‐‐‐‐断路器内绝缘相对地操作冲击耐压，按式(6.4.3) 确定。

2 电气设备外绝缘

a ) 电气设备外绝缘相对地操作冲击耐压应符合式(6.4.6)的要求：

. .S O a S IU k U≥ (6.4.6)

式中： ak ‐‐‐‐电气设备外绝缘海拔高度校正系数。

b) 断路器、隔离开关同极断口间外绝缘操作冲击耐压，应符合式（6.4.7）的要求：

. . .S C O a S CU k U≥ （6.4.7）

6.4.4 变电站电气设备与雷电过电压的绝缘配合

1 电气设备内绝缘

a) 电气设备内绝缘的雷电冲击耐压应符合式（6.4.8）的要求：

.L I s rpU k U≥ （6.4.8）

式中： rpU ‐‐‐‐代表性过电压，取避雷器在标称雷电流下的额定残压值；

sk ‐‐‐‐安全因数，取 1.4。

b) 变压器、并联电抗器及电流互感器截波雷电冲击耐压取相应设备全波雷电冲击耐压的 1.1 倍。

c) 断路器同极断口间内绝缘以及断路器、隔离开关同极断口间内绝缘的相对地雷电冲击耐压

.L CU 应符合式(6.4.9)的要求：

. . / 3L C L I mU U U≥ + . (6.4.9)

式中： .L IU ——断路器、隔离开关内绝缘相对地雷电冲击耐压，按式(6.4.8) 确定。

2 电气设备外绝缘

a) 电气设备外绝缘的雷电冲击耐压 .L OU 应符合式(6.4.10)的要求：


·44·

. a s rpL OU k k U≥ (6.4.10)


sk ‐‐‐安全因数，取 1.4。

b) 断路器同极断口间外绝缘以及断路器、隔离开关同极断口间外绝缘的雷电冲击耐压 . .l C OU 应

符合式(6.4.11)的要求：

. . .L C O a L CU k U≥ (6.4.11)

6.4.5 按本节电气设备绝缘配合公式计算得到的电气设备耐压值，通常并非为标准额定值。基于标准

化要求，电气设备耐压值应按《高压输变电设备的绝缘配合》GB311.1‐1997 中额定耐受电压系列值

中的相应值来选择。

6.4.6 电气设备额定耐受电压的选择

6kV～750kV 电气设备随其所在系统接地系统的不同、暂时过电压的差别及所选用的保护用金属

氧气物避雷器型式、特性的差异，将有不同的额定耐受电压要求。以下各表给出一般条件下电气设

备的额定耐受电压，它们适用于海拔高度 1000m 及以下地区的电气设备。

1 表 6.4.6‐1给出了电压范围Ⅰ(7.2kV＜Um≤252kV)电气设备的额定耐受电压。

表 6.4.6‐1 电压范围Ⅰ电气设备的额定耐受电压

系统标

称电压

kV

设备

高电压

kV

设备

类别

雷电冲击 kV 短时(1 min)工频

(有效值)kV

相对地相间

断口

相对地相间

断口

断路器隔离开

关断路器隔离开关

6 7..2 变压器 60(40) 60(40) －－ 25(20) 25(20) －－

开关 60(40) 60(40) 60 70 30(20) 30(20) 30 34

10 12 变压器 75(60) 75(60) －－ 35(28) 35(28) －－

开关 75(60) 75(60) 75(60) 85(60) 42(28) 42(28) 42(28) 49(35)

15 18 变压器 105 105 －－ 45 45 －－

开关 105 105 115 － 46 46 56 －

20 24 变压器 125(95) 125(95) －－ 55(50) 55(50) －－

开关 125 125 125 145 65 65 65 79

35 40.5 变压器 185/200 185/200 －－ 80/85 80/85 －－

开关 185 185 185 215 95 95 95 118

66 72..5 变压器 350 350 －－ 150 150 －－

开关 325 325 325 375 155 155 155 197

110 126 变压器 450/480 450/480 －－ 185/200 185/200 －－


·45·

开关 450、550 450、550 450、550 520、630 200、230200、230200、230 225、265

220 252 变压器 850、950 850、950 －－ 360、395360、395 －－

开关 850、950 850、950 850、950 950、1050360、395360、395360、395 410、460

注

1 分子、分母数据分别对应外绝缘和内绝缘。

2 括号内和外数据分别对应低电阻和非低电阻接地系统。

3 开关类设备将设备高电压称作“额定电压”。

2 表 6.4.6‐2 给出了电压范围Ⅱ(Um＞252kV)电气设备的额定耐受电压。

表 6.4.6‐2 电压范围Ⅱ电气设备的额定耐受电压

系统标

称电压 kV

设备

高电压 kV

雷电冲击 kV 操作冲击 kV 短时(1 min)工频

(有效值)kV

相对地断口相对地相间断口相对地断口

330 363 1050 1050+205 850 1300

850+295460 520

1175 1175+205 950 1425 510 580

500 550 1425 1425+315 1050 1675

1050+450630 790

1550 1550+315 1175 1800 680 790

750 800 1950/2100 2100+460 1550 ‐ 1300+650 860/830 1150

注：分子与分母分别对应变压器和断路器。

3 表 6.4.6‐3 给出了电力变压器、高压并联电抗器中性点及其接地电抗器选用的耐受电压。

表 6.4.6‐3 电力变压器、高压并联电抗器中性点及其接地电抗器的额定耐受电压

系统标称电压

kV

系统高电压

kV 中性点接地系统

雷电全波

和截波

短时(1 min)工频

(有效值)kV

110 126 － 250 95

220 252

直接接地

经接地电抗器接地

不接地

185

185

400

85

85

200

330 363 直接接地 185 85

经接地电抗器接地 250 105

500 550 直接接地 185 85

经接地电抗器接地 325 140

750 800 直接接地

经接地电抗器接地

185

480

85

200

注：中性点经接地电抗器接地时，其电抗值与变压器或高压并联电抗器的零序电抗之比小于等于 1/3。


·46·

附录 A 各类作用电压和标准试验电压的波形

各类作用电压和标准试验电压的波形见表 A.0.1。

表 A.0.1 各类作用电压和标准试验电压的波形

类别低频电压瞬态电压

连续暂时缓波前快波前特快速

电压

波形

电压

波形

范围

f=50Hz 或 60Hz

Tt≥3600s

10Hz＜f＜500Hz

0.02s≤Tt≤3600s

20μs＜Tp≤5000

μs

T2≤20ms

0.1μs＜T1≤

20μs

T2≤300μs

Tf≤100ns

0.3MHz＜f1＜100MHz

30kHz＜f2＜300kHz

设备

标准

耐受

试验

电压

波形

f=50Hz 或 60Hz

Tt*

48Hz≤f≤62Hz

Tt=60s

Tp=250μs

T2≤2500μs

T1=1.2μs

T2=50μs

在考虑中

标准

耐受

电压

试验

由有关设备委员会

规定短时工频试验操作冲击试验雷电冲击试验在考虑中


·47·

附录 B 外绝缘放电电压的海拔高度校正

B.0.1 外绝缘放电电压试验数据通常以海拔高度 0m 下的标准气象条件给出。该标准气象条件是：

气压(海拔高度0m) 101.325kPa；

温度 20；

绝对湿度 11g/m3。

注：1mmHg＝133.322Pa，760mmHg＝101.325kPa。

B.0.2 外绝缘所在地区海拔髙度高于 0m 时放电电压的校正

各种电压下外绝缘(空气间隙)所在地区海拔高度为H(≤2000m)时，其放电电压( ( )HU P )可按式

(B.0.2-1)校正：

( ) ( )H a 0U P k U P= (B.0.2‐1)

式中： ( )0U P ——海拔高度0m时空气间隙的放电电压，kV；

ak ——海拔高度校正因数，由式(B.0.2-2)算出。

( 8150a

m Hk e= ) (B.0.2‐2)

式中：m值如下：

雷电冲击电压，m=1.0；

操作冲击电压，m按图B.0.2选取；

空气间隙和清洁的绝缘子的短时工频电压，m=1.0。

图 B.0.2 各种电压下的 m 值


·48·

a）相对地绝缘 b）纵绝缘 c）相间绝缘 d）棒-板间隙（标准间隙）

对于由两个分量组成的电压，电压值是各分量之和。

海拔高度超过1000m电气设备外绝缘耐受电压仍按式(B.0.2-1)校正，其中 ak 采用式(B.0.2-3)

计算。

( 1000) 8150a

m Hk e −= ［］ (B.0.2-3)


·49·

附录 C 架空线路悬垂绝缘子串风偏角计算用风压不均匀系数

悬垂绝缘子串风偏角计算用风压不均匀系数α按式(C.0.1)

计算：

α＝5.543(vsinθ)－0.737 (C.0.1)

式中：v——设计采用的 10min 平均风速(大于 20 时，仍采用 20)，m/s；

θ——风向与线路方向的夹角。

表 C.0.1 给出了θ＝90°时几种风速下的风压不均匀系数。

表 C.0.1 风压不均匀系数

设计风速(m/s) ≤10 15 20 >20

α 1.0 0.75 0.61 0.61


·50·

附录 D操作过电压下线路绝缘闪络率的计算方法

D.0.1 按线路操作过电压预测幅值分布进行计算

该方法将线路各点预测的过电压的概率分布和相应的绝缘闪络概率 ( )P u 作为随机变量。计算中

把线路分为 m 段，每一段的操作过电压分布不同，由数值计算得出。

各段线路 n个绝缘并联时的闪络率 nP 为：

1

1 (1 )n

n Ss

P P=

= − −∏ （D.0.1-1）

式中： SP 为单个绝缘闪络率。当该绝缘所在点过电压的概率分布已计算出且相应的绝缘闪络概

率分布已给定， SP 可按下式计算：

( 2 3)

1 ( ) ( )2

m

SU

P F u P u du∞

= ∫ （D.0.1-2）

式中：

SP ——绝缘闪络率；

( )F u ——过电压的概率分布；

( )P u ——冲击试验电压 u作用下绝缘的闪络概率；

一般情况下，空气绝缘在负极性操作冲击下的放电电压明显高于正极性下的放电电压，可以忽

略负极性下的闪络率，因此在上述式（D.0.1-2）中，闪络率除以 2。

根据 nP 可以得到某一相的全线闪络率 mP 为：

1

1 (1 )n

m ii

P P=

= − −∏ （D.0.1-3）

式中：

iP ——第 i段的单相 n个绝缘并联的闪络率。

单回线路绝缘子串为 I 串时，在风的作用下只有两相导线向杆塔靠近，第三相远离杆塔。三相

的全线总闪络率为：

1 21 (1 )(1 )zP P P= − − − （D.0.1-4）

式中：

1P 和 2P ——在风的作用下导线靠近杆塔的两相的全线闪络率。

V串线路和同塔双回线路，三相的全线总闪络率为：

1 (1 )(1 )(1 )z A B CP P P P= − − − − （D.0.1-5）

式中， AP 、 BP 、 CP 分别为 A相，B相和 C相的全线绝缘闪络率。

D.0.2 简化统计法

单个绝缘、在幅值为 u的操作过电压作用下发生闪络的概率 P(u)为：


·51·

ueuPu

uu

f

f

f

d2

1)(2

2

2

)(

2 ∫∞−

−−

= σ

σπ (D.0.2‐1)

式中：uf——单个绝缘在操作冲击电压波下的 50%放电电压；

σf——单个绝缘放电电压的标准偏差。

如线路上操作过电压服从正态分布，且其均值及标准偏差分别为 0u 及σ0，那么在一次操作中幅

值为 u与 u＋du间的过电压出现的概率为：

dueduuFuu20

20

2)(

021)( σ

σπ

−−

= (D.0.2‐2)

于是受到操作过电压分布整体作用的单个绝缘闪络概率 Ps为：

uupuFPs d)()(21

0∫∞

= (D.0.2‐3)

式中的 1/2 为忽略负极性操作过电压的闪络引入。

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×= ∫

∞−

uu

s ePd

21 2

21

21 λ

π (D.0.2‐4)

式(D1‐4)括号内为正态概率积分函数，可由数表查出，其中标准变量λ′为：

2f

20

f0

σσλ

+

−=′

uu (D.0.2‐5)

如令 K为操作过电压统计配合系数，且：

0

f

UuK = (D.0.2‐6)

式中： ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

0

000 05.21

uuU σ

，为统计操作过电压。

那么λ′也可由下式算得：

2

f

f

0

0

2

0

0

0

0

05.21

05.211

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡×⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−

=′

uuK

u

uK

σσσ

σ

λ (D.0.2‐7)

受到同一操作过电压作用的 N个绝缘的闪络概率 P′z为：

P′z≈1－(1－Ps)N (D.0.2‐8)


·52·

附录 E 架空线路和变电站雷电性能的分析计算方法

E. 1 架空线路雷电性能的分析

E.1.1 雷电流幅值的概率

1 雷击输电线路杆塔

a) 除西北地区(不包括陕南)和内蒙古自治区的部分地区以外，我国一般地区雷击输电线路杆塔雷

电流幅值概率分布见式(E.1.1-1)：

088

0 0( ) 10i

P I i−

≥ = (E.1.1‐1)

式中： 0 0( )P I i≥ —雷电流幅值超过 0i (kA)的概率。

b) 陕南以外的西北地区、内蒙古自治区的部分地区(这类地区的平均年雷暴日数一般在 20 及以

下)雷电流幅值较小，雷击输电线路杆塔雷电流幅值概率分布见式(E.1.1-2)：

0

440 0( ) 10

i

P I i−

≥ = (E.1.1‐2

2 多重雷击输电线路的第二次及后续雷击

主放电之后，通常间隔一段时间会有沿同一雷电通道的重复放电，称为多重雷击。雷击输电线

路杆塔多重雷击的第二次及后续雷击，雷电流幅值概率分布见式(E.1.1-3)：

0 0 2.70

1( )1

12

P I ii

≥ =⎛ ⎞+ ⎜ ⎟⎝ ⎠

(E.1.1‐3)

雷击输电线路相导线的第二次及后续雷击，雷电流幅值概率分布的表达式暂参照式(E.1.1‐3)。

E.1.2 地闪密度与线路落雷次数

线路落雷次数 LN 指每 100km 线路每年遭受雷击的次数（次/100km·a)，年平均年雷暴日数 40 时，

可由式(E.1.1-4)计算。 0.6

L g T0.1 (28 )N N h b= + (E.1.1‐4)

式中： Th ——杆塔高度，m；

b ——两根地线之间的距离，m。

E.1.3 雷电流波形

采用 2.6/50μs双斜角波。

E.1.4 雷电通道等值波阻抗

雷电通道等值波阻抗 0Z 在不同的雷电流幅值下宜区别对待， 0Z 随雷电流幅值变化的规律参见图

E.1.4。


·53·

图 E.1.4 雷电流通道波阻抗和雷电流幅值的关系

E.1.5 雷电绕击导线的计算方法

线路运行经验、现场实测和模拟试验均证明，雷电绕击导线的概率和地线与导线的布置、保护

角、杆塔高度以及线路经过地区的地形、地貌、地质条件有关。目前我国用于输电线路雷电绕击导

线性能的评估方法，主要有电气几何模型法(EGM)和先导发展模型法(LPM)等。本标准采用 EGM 方法。

EGM 的基本原理为：由雷云向地面发展的先导放电通道头部到达距被击物体临界击穿距离(简称

击距)的位置以前，击中点是不确定的。但对某个物体先达到相应击距时，则向该物体放电。

击距计算方法可按表 E.1.5 选取：

表 E.1.5 击距计算方法

0.65s 10r I=

0.578 1.125c ph1.63(5.015 0.001 )r I U= −

0.65c.av .av

g 0.65.av

[3.6 1.7 ln(43 )] ( 40m)

5.5 ( 40m)c

c

h I hr

I h

⎧ + − <⎪= ⎨≥⎪⎩

表中：

sr ——雷电对地线的击距，m；

cr ——雷电对导线的击距，m；

gr ——雷电对大地的击距，m；

phU ——导线上工作电压瞬时值，kV；

c.avh ——导线对地平均高度，m。

图 E.1.5 是线路的横断面图，显示了雷直击双地线线路导线的电气几何模型。S点是地线，C点

是导线，AA’为杆塔中心线，θ 是线路地线对导线的保护角。若雷电先导头部落入 AB弧面，放电将

击向地线，使导线得到保护，称弧 AB为保护弧。若先导头部落入 BD 弧面，则击中导线，称弧 BD

为暴露弧。若先导头部落入 DE平面，则击中大地，故称 DE平面为大地捕雷面。随着雷电流幅值增


·54·

大，暴露弧 BD 逐渐缩小，当雷电流幅值增大到大绕击导线电流 maxI 时暴露弧 BD 缩小为 0，即不

再发生绕击。图中 ψ 是雷电先导入射角。对于高杆塔先导入射角的概率分布密度函数 ( )gP ψ 由式(E.1.5)

表达：

3( ) 0.75cosgP ψ ψ= (E.1.5)

并非所有绕击都会引起绝缘闪络，只有当雷电流大于线路绕击的耐雷水平 minI 时才会引起闪络。

经过山区的输电线路，雷电绕击的计算应考虑地形的影响。

图 E.1.5 雷电直击线路导线的电气几何模型

E.1.6 雷击杆塔和地线反击的计算方法

线路的雷电反击计算一般采用数值计算的方法。线路绝缘闪络判据采用相交法或先导发展模型

法。计算时宜考虑：

——导线上工频电压的影响；

——采用分段波阻抗模拟杆塔；

——雷击塔顶时导线上的感应电压。

感应电压可按式(E1‐6)计算：

t R βc.t .i 0

β β t R .

60ln (1 )

(1 )( )t av

c av

h d k ctah hu k

k c k h d h⎡ ⎤+ +

= −⎢ ⎥+ +⎢ ⎥⎣ ⎦

(E.1.6)

式中： i ——雷电流瞬时值，kA；

a ——雷电流陡度，kA/μs；

βk ——主放电速度与光速 c的比值， β (500 )k I I= + ；

c.th ——导线在杆塔处的悬挂高度，m；


·55·

c.avh ——导线对地平均高度，m；

t.avh ——地线对地平均高度，m；

Rd ——雷击杆塔时，迎面先导的长度， 0.65R 5d I= ，m；

0k ——地线和导线间的耦合系数。

E.1.7 雷击跳闸率的计算

雷击跳闸率可按式(E1‐7)计算：

L 1 sf( )N N gP Pη= + (E.1.7)

式中：N ——线路雷击跳闸率，次/(100km∙a)；

η ——建弧率，参见 DL/T 620‐1997 计算取值；

g ——击杆率，平原为 1/6，山区为 1/4；

1P ——超过雷击杆塔顶部时耐雷水平 1I 的雷电流概率，即 0 1( )P I I≥ ， 1I 随雷击时刻系统工作

电压瞬时值不同而变化；

sfP ——线路的绕击闪络概率，应考虑雷击时刻运行电压瞬时值(按 1 个工频周期均匀分布)按

区间组合统计法计算。

E2 变电站的雷电性能计算方法

E.2.1 范围Ⅱ变电站的雷电性能计算应结合工程条件并可采用统计法。

E.2.2 统计法计算变电站的耐雷指标应满足 5.2.2.4 的要求，计算中随机变量包括：

——雷电流幅值的概率分布；

——雷击点位置；

——变电站运行方式；

——雷击时刻工频电压的瞬时值。

E.2.3 计算时应考虑各种设备的绝缘耐受电压、安全因数和电晕的影响等因素。变电站(开关站)的设

备以该设备的等值入口电容模拟。


·56·

附录 F电气设备承受一定幅值和时间暂时过电压的要求

电气设备承受一定幅值和时间暂时过电压的要求见表 F.0.1和 F.0.2。

表 F.0.1 对 110~330kV电气设备的要求

设备 1200s 20s 1s 0,1s

电力变压器和自耦变压器 1.10/1.10 1.25/1.25 1.90/1.50 2.00/1.58

分流电抗器和电磁式电压互感器 1.15/1.15 1.35/1.35 2.00/1.50 2.10/1.58

开关设备、电容式电压互感器、电流互感器、耦合电容

器和汇流排支柱

1.15/1.15 1.60/1.60 2.20/1.70 2.40/1.80

注：分子的工频过电压以设备高相电压为 1.0标么值；分母过电压中含有谐波分量。

表 F.0.2‐1 对 500kV变压器、电容式电压互感器及耦合电容器的要求

时间连续 8h 2h 30min 1min 30s

变压器 1.1 — — 1.2 1.3 —

电容式电压互感器 1.1 1.2 1.3 — — 1.5

耦合电容器 — — 1.3 — — 1.5

注：变压器上过电压以相应分接头下额定电压、其余以设备高相电压为 1.0 标么值。

表 F.0.2‐2 对 500kV并联电抗器的要求

时间 120min 60min 40min 20min 10min 3min 1min 20s 3s

备用状态下投入 1.15 — 1.20 1.25 1.30 — 1.40 1.50 —

运行状态 — 1.15 — 1.20 1.25 1.30 — 1.40 1.50

注：电压 1.0标么值为设备高相电压。


·57·

本规范用词说明

1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：

1）表示很严格，非这样做不可的用词：正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词

正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；

3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：正面词采用“宜”或“可”，反面词采用“不宜”； 2 条文中指明应按其他有关标准执行时的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。

引用标准名录《高压输变电设备的绝缘配合》GB311.1‐1997 《绝缘配合第 2 部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则》GB/T311.2‐2002 eqvTEC7001‐2：1996 《建筑物防雷设计规范》 GB 50057

gb50064征求意见稿-2011-7-3 - 复制 - cec.org.cn · gb50064-201x (征求意见稿) ·2· 说...

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