500kV并联电抗器含中性点电抗技术规范.docx
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500kV并联电抗器含中性点电抗技术规范
500kV并联电抗器（含中性点电抗）技术规范
Q/CSG
ICS备案号：
中国南方电网有限责任公司发布
500kV并联电抗器（含中性点电抗）
技术规范
中国南方电网有限责任公司企业标准
目次
1前言
为规范500kV并联电抗器（含中性点电抗）技术标准和要求，指导南方电网公司范围内电抗器从设计采购到退役报废的全生命周期管理工作，依据国家和行业的有关标准、规程和规范，特制定本规范。
本规范应与GB/T23753-2009一起使用，除非本规范另有规定，否则应按GB/T23753-2009有关条款执行。
本规范由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口管理和负责解释。
本规范主编单位：
中国南方电网有限责任公司生产技术部。
本规范参编单位：
云南电网公司。
本规范主要起草人：
王耀龙，陈曦，周海，魏杰，姜虹云，黄星，赵现平，陈宇民，周海滨，黄志伟。
本规范主要审查人：
佀蜀明，何朝阳，马辉，林春耀，阳少军。
本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。
本规范自发布之日起实施。
执行中的问题和意见，请及时反馈至中国南方电网有限责任公司生产技术部。
500kV并联电抗器（含中性点电抗）技术规范
1范围
本规范适用于中国南方电网公司范围内500kV电压等级的并联电抗器（含中性点电抗）。
本规范规定了500kV电压等级的并联电抗器（含中性点电抗）的使用条件、技术条件、设计结构、试验、监造和运输等方面的技术要求。
凡本技术规范未规定的（GB/T23753也未规定），应执行相关设备的国家标准、行业标准或IEC标准，如果标准之间存在差异，应按上述标准条文中最严格的条款执行。
接入南方电网的用户设备，其配置、选型可参照本规范要求执行。
2规范性引用文件
下列文件对于本规范的应用必不可少。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本规范。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本规范。
GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合
GB/T311.2-2002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/T321-2005优先数和优先数系
GB1094.1-1996电力变压器第1部分：
总则
GB1094.2-1996电力变压器第2部分：
温升
GB1094.3-2003电力变压器第3部分：
绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空间间隙
GB/T1094.4-2005电力变压器第4部分：
电力变压器和电抗器的雷电冲击波和操作冲击波试验导则
GB/T1094.6-2011电力变压器第6部分：
电抗器
GB/T1094.10-2003电力变压器第10部分：
声级测定
GB1208-2006电流互感器
GB/T1231-2006钢结构用高强度大六角头螺栓、大六角螺母、垫圈技术条件
GB2536-2011电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油
GB/T2900.15-1997电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器
GB/T4109-2008交流电压高于1000V绝缘套管
GB/T10229-1988电抗器
GB/T16434-1996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
GB16847-1997保护用电流互感器暂态特性技术要求
GB/T16927.1-1997高压试验技术第一部分一般试验要求
GB/T16927.2-1997高压试验技术第二部分测量系统
GB/T17742-2008中国地震烈度表
GB/T23753-2009330kV及500kV油浸式并联电抗器技术参数和要求
JB/T3837-2010变压器类产品型号编制方法
JB/T5347-1999变压器用片式散热器
JB/T6302-2005变压器用油面温控器
JB/T7065-2004变压器用压力释放阀
JB/T7631-2005变压器用电子温控器
JB/T8450-2005变压器用绕组温控器
JB/T9647-1999气体继电器
DL/T363-2010超、特高压电力变压器（电抗器）设备监造技术导则
DL/T586-2008电力设备监造技术导则
DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
Q/CSG10001-2004变电站安健环设施标准
Q/CSG10011-2005220-500kV变电站电气技术导则
变电设备状态监测和带电测试配置原则
3术语和定义
GB/T23753-2009第三章中的术语和定义适用于本规范。
4使用条件
电抗器的使用条件，本章仅列出本技术规范专用条款，其余依据GB1094.1-1996中第1章第2节的规定。
4.1正常使用条件
4.1.1太阳辐射强度：
1000W/m2。
4.1.2耐地震能力
地震烈度8度。
共振、正弦拍波试验法，激振5次，每次持续时间5个周波，各次间隔2s，并考虑其端部连接导线振动和导线张力的影响。
安全系数不小于1.67。
设备本体水平加速度应计及设备支架的动力放大系数1.2。
4.1.3湿度
日相对湿度平均值95%；
月相对湿度平均值90%。
4.1.4污秽等级
对于d级以下污秽等级的地区统一按III级防污选取设备的爬电比距。
d级及以上污秽等级的地区统一按IV级防污选取设备的爬电比距。
表1爬电比距
污秽等级
相对地之间最小标称爬电比距（mm/kV）
Ⅲ
25
Ⅳ
31
4.1.5风速
35m/s（离地面高10m处，持续10min的100年平均最大风速）。
4.1.6覆冰厚度：
20mm
4.2特殊使用条件
凡不满足4.1中正常使用条件之外的特殊条件，如环境温度、海拔、污秽等级等应在招标文件中说明。
特殊使用条件按如下规定。
4.2.1太阳辐射强度：
3000m以下为1120W/m2；3000-5000m为1180W/m2。
4.2.2湿热型环境条件
年最高气温：
+45℃；
最热月平均温度：
+40℃；
年最低气温：
-10℃（户外）；
空气相对湿度≥95%时的最高温度：
35℃；
有凝露、有结冰和结霜。
4.2.3地震烈度
地震烈度9度地区
地面水平加速度4m/s2；
地面垂直加速度2m/s2。
4.2.4海拔高度与外绝缘
海拔高度高于1000m时，按下列要求确定：
a.海拔在1000-2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正，修正系数取1.13；
b.海拔在2000-2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正，修正系数取1.20；
c.海拔在2500-3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正，修正系数取1.28；
d.海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，经专题研究后确定。
5技术要求
5.1技术参数
5.1.1高抗基本参数
1）最高运行电压：
550/
kV。
2）型式：
单相。
3）绝缘方式：
油浸纸绝缘。
4）冷却方式：
ONAN，ONAF。
5）单相高抗额定容量、额定电抗值、额定损耗值
表2单相高抗额定容量、额定电抗值、额定损耗值
额定容量/Mvar
额定电压/kV
额定电抗/Ω
额定损耗/kW
30
550/
3361
75
40
550/
2521
85
50
550/
2017
100
60
550/
1681
120
70
550/
1440
140
80
550/
1260
160
在额定电压和额定频率下，电抗器额定电抗的允许偏差为±5%，每相电抗与三相平均值间的允许偏差不应超过±2%。
损耗实测值与规定值的允许偏差不应超过：
+0%（三台电抗器的平均值），+5%（单相）。
6）绝缘水平
表3线圈绝缘水平
位置
线端交流耐压
（有效值）
操作冲击耐压
相-地（峰值）
雷电全波冲击
（1.2/50μs）（峰值）
雷电截波冲击
（峰值）
高抗首端
680kV
1175kV
1550kV
1675kV
高抗尾端（可选，与中性点电抗首端一致）
尾端（66kV）
140kV
-
325kV
360kV
尾端（110kV）
200kV
-
480kV
530kV
注：
高抗尾端绝缘水平根据小电抗的绝缘水平而定。
表4套管绝缘水平
位置
项目
线端交流耐压
（有效值）
操作冲击耐压
（峰值）
雷电全波冲击
（1.2/50μs）（峰值）
雷电截波冲击
（峰值）
高抗
首端套管
750kV
1175kV
1675kV
-
高抗尾端（可选，与中性点电抗首端一致）
尾端（66kV）
155kV
-
325kV
-
尾端（110kV）
255kV
-
550kV
-
7）过激磁能力（在额定频率下，以最高运行电压为基准）
表5过激磁能力
过励磁倍数
运许时间
以冷状态投入运行
额定运行状态
1.1
长期
长期
1.15
120min
60min
1.2
40min
20min
1.25
20min
10min
1.3
10min
3min
1.4
1min
20s
1.5
20s
8s
应提供各种励磁状态下的谐波分量曲线。
8）伏安特性
参照GB/T23753中规定。
9）出厂局放：
试验程序按GB1094.3，1.5Um/
电压下不大于100pC。
10）噪声水平
在额定电压下运行时噪声应不大于75dB。
11）振动水平
电抗器在最高工作电压运行时，油箱的机械振动幅度应小于等于下列值：
平均值：
≤60μm（峰值一峰值）；
最大值：
≤100μm（峰值一峰值）；
基座：
≤20μm（峰值一峰值）。
12）在105%额定电压、正常环境条件下连续运行的温升限值。
表6温升限值
位置
顶层油温升
绕组平均温升
线圈最热点温升
箱体最热点温升
铁芯温升
温升限值
≤55K
≤65K
≤78K
≤70K
≤70K
应提供线圈最热点位置及最热点温升数据。
13）无线电干扰
参照GB/T23753中规定。
14）中性点接地方式：
经中性点电抗接地。
15）寿命：
电抗器寿命不少于30年，除硅胶外至少六年内免维护。
5.1.2中性点电抗基本参数
1）电压等级
可从下列数值中选取：
66kV，110kV。
2）型式：
单相。
3）绝缘方式：
油浸纸绝缘。
4）冷却方式：
ONAN。
5）额定持续电流
可从下列数值中选取：
10A，20A，30A。
6）10s最大电流
可从下列数值中选取：
100A，200A，300A。
7）额定阻抗值
需要分接时，最多增加2个分接，最大电抗与最小电抗的差值不得超过额定电抗值的20%，允许偏差不做考核。
8）当电流为10s最大电流的2/3及以下时，所有的电抗值均应为线性。
9）额定持续电流下的总损耗应不超过容量的3%。
10）绝缘水平
表7线圈绝缘水平
位置
线端交流耐压
（有效值）
操作冲击耐压
相-地（峰值）
雷电全波冲击
（1.2/50μs）（峰值）
雷电截波冲击
（峰值）
中性点电抗首端（可选，与高抗尾端一致）
首端（66kV）
140kV
-
325kV
360kV
首端（110kV）
200kV
-
480kV
530kV
中性点电抗尾端
85kV
-
200kV
220kV
注：
高抗尾端绝缘水平根据中性点电抗的绝缘水平而定。
表8套管绝缘水平
位置
项目
线端交流耐压
（有效值）
操作冲击耐压
（峰值）
雷电全波冲击
（1.2/50μs）（峰值）
雷电截波冲击
（峰值）
中性点电抗首端（可选，与高抗尾端一致）
首端（66kV）
155kV
-
325kV
-
首端（110kV）
255kV
-
550kV
-
中性点电抗尾端
95kV
-
200kV
-
中性点电抗末端套管的外绝缘空气间隙不修正。
11）噪声水平：
在额定电压下运行时噪声应不大于70dB。
12）振动水平：
在持续电流下的最大振动水平（振幅）：
≤100μm（峰值一峰值）。
13）在额定电压下连续运行并且不影响电抗器的正常寿命的温升限值。
表9温升限制
电流
绕组温升极限
顶部油温升极限
额定连续持续电流
≤70k
≤65k
额定短时电流（10s）
≤90K
≤70K
高海拔地区应进行修正，见4.2条款；应提供线圈最热点位置及最热点温升数据。
14）接地方式：
直接接地。
15）寿命：
电抗器寿命不少于30年，除硅胶外至少六年内免维护。
5.1.3套管电流互感器配置
1）并联电抗器应提供下述的套管电流互感器
表10高抗首端套管互感器
容量
额定变比
准确级
次级容量
数量
30Mvar
150/1A
5P20
20VA
4只
40Mvar
200/1A
5P20
20VA
4只
50Mvar
250/1A
5P20
20VA
4只
60Mvar
300/1A
5P20
20VA
4只
70Mvar
350/1A
5P20
20VA
4只
80Mvar
400/1A
5P20
20VA
4只
表11高抗尾端套管互感器
位置
额定变比
准确级
次级容量
数量
外侧
参见首端
5P20
20VA
2只
内侧
参见首端
0.5SFs≤5
20VA
2只
注：
内侧为靠绕组侧，以下同。
2）中性点电抗器
表12中性点电抗首端套管互感器
位置
额定变比
准确级
次级容量
数量
外侧
100/1A
5P20
20VA
3只
内侧
100/1A
0.5SFs≤5
20VA
1只
3）套管电流互感器二次引出线芯柱必须是环氧一体浇注成形，导电杆直径不小于8mm，并应有防转动措施。
4）对于套管式电流互感器可能的每一种变比，其相应的电流误差及相位差要满足以下要求：
a.测量准确级均要求做到0.5S，精度要求满足计量检定规程JJG1021最新版要求；
b.保护准确级均要求做到5P20，精度要求满足GB1208的要求。
5.2设计与结构要求
5.2.1铁芯
铁芯（包括铁芯饼及其间隙元件）和夹紧装置应用良好的结构和工艺，装配时应用均匀的压力压紧整个铁芯，铁芯组件均衡严紧，不应由于运输和运行中的振动而松动。
铁芯与夹件接地引线应分别通过油箱接地小套管引至油箱外部靠近地面接地点，可在套管端部采用软导线连接至接地铜排。
接地引线采用铜质材料，接地铜排截面应满足短路电流要求。
5.2.2绕组
1）同一电压等级的绕组采用同一厂家、同一批次的铜导线绕制。
2）绕组设计应使电流和温度沿绕组均匀分布，并使绕组在承受全波和截波冲击试验时得到最佳的电压分布。
绕组应能承受过电压而不发生局部过热。
3）制造厂应提供铁芯结构和绕组的布置排列情况。
5.2.3冷却装置
1）冷却装置数量及冷却能力应能散去总损耗及辅助装置中的损耗所产生的热量。
2）片式散热器壁厚不小于1.2mm。
散热器应选用热镀锌片式散热器。
3）散热器应可拆卸，通过蝶阀装在电抗器上，便于安装、拆卸散热器时，不致需要排放油箱里的绝缘油。
4）散热器应是符合防锈的要求。
5）散热器布置
当选用风冷方式时，风扇排气方向不应与防火墙垂直。
选用其它冷却方式时，散热器风道不宜与防火墙垂直。
6）风扇电机
散热器应采用低速、大直径、低噪音风扇，风扇电动机为三相感应式、直接启动、防溅型配置，电动机轴承应采用密封结构。
5.2.4套管
电抗器为套管架空出线时，套管应选择瓷质。
套管的伞形、伞宽、伞距、弧闪距离，应符合GB4109《高压套管技术条件》的要求，外绝缘须按照所处海拔高度及污秽等级进行相应修正。
当套管瓷套分段烧制时，推荐采用瓷釉釉接方式。
套管应采用防雨式接线头（将军帽结构）。
套管下引线均压球应采用绝缘纸材料制作的包封。
用于设备上的瓷套管，绝缘瓷件应有足够的机械强度和电气强度。
颜色为棕色。
1）套管应有良好的抗污秽能力和运行特性，其有效爬电距离应考虑伞裙直径的影响。
a.两裙伸出之差（P2-P1）≥20mm；
b.相邻裙间高（S）与裙伸出长度（P2）之比应大于0.9；
c.相邻裙间高（S）≥70mm；
d.500kV高压套管应采取垂直安装方式，套管干弧距离不小于4.7m。
2）各侧套管引出线端接线板的允许荷载不应低于下面数值，且安全系数应大于2.5。
表13套管允许负荷
位置
水平方向
垂直方向
横向
高抗首端套管
3000N
500N
700N
高抗尾端套管
1500N
500N
500N
中性点电抗首端套管
1500N
500N
500N
中性点电抗尾端套管
1500N
500N
500N
上表数值不包括套管本身重量和所受风压。
接线板应为平板型，并能承受400
的力矩而不变形。
3）套管的介质损耗因数（tanδ）：
tanδ（20℃）≤0.4%，并且电压从0.5Um/
升高到1.05Um/
时其tanδ增值（△tanδ）≤0.1%。
4）套管的局部放电量：
在1.50Um/
电压下测得的局部放电量应不大于10pC。
5）在III级及以上污秽区使用的500kV套管在最高工作相电压下，雨中（雨量2mm/min）和雾中都不闪络（盐密不低于0.3mg/cm2）。
6）套管末屏接地须可靠牢固，并应方便试验。
7）套管油位应方便观察。
8）其他应符合GB4109《高压套管技术要求》。
9）电抗器与GIS相联时宜采用瓷套管。
5.2.5温度测量装置
1）温度测量装置
电抗器应装设绕组温度和油面温度测量装置，就地指示仪表应集中装设便于观察。
测温装置应有2对输出信号接点：
低值→发信号，高值→跳闸。
温度信号就地转换为4-20mA的输出电量与监控系统相连，其带电接点宜为插拔式结构。
油面测温装置的准确度等级优于1.5级，绕组温度计的准确度等级优于2.0级，油面测温装置和绕组测温装置的内置（4-20mA）模拟输出模块可在不停电下进行更换。
测量装置的报警和跳闸接点应具有防雨防潮措施，确保正常情况下不发生误动。
2）绕组测温电流互感器应专门设置。
5.2.6油箱
1）油箱应采用高强度钢板焊接而成。
油箱内部应采取磁屏蔽措施，以减小杂散损耗。
磁屏蔽的固定和绝缘良好。
各类电屏蔽应导电良好和接地可靠。
电抗器油箱应在适当位置设置起吊耳环、千斤顶台阶和拖拉环。
油箱底部两对角处应设有两块供油箱接地的端子。
2）油箱顶部的所有开孔均应有凸起的法兰盘。
凡可产生窝气之处都应在其最高点设置放气塞，并连接至公用管道以将气体汇集通向气体继电器。
套管升高座应增设一根集气管连接至油箱与气体继电器间的连管上。
3）电抗器应设置一个人孔。
所有人孔、手孔及套管孔的接合处均应采用螺栓连接，并有合适的法兰和密封垫。
必要之处应配置挡圈，以防止密封垫被挤出或过量压缩。
人孔或手孔的尺寸应能使人员接触到套管的低端、绕组的上部和端头，以满足更换套管或电流互感器时无需移去上节油箱。
4）为攀登油箱顶盖，应设置一只带有护板可上锁的爬梯。
爬梯的位置应便于检验气体继电器，并保持人与带电部分的安全距离。
5）电抗器油箱应装有下列阀门用于：
a.分别从油箱和储油柜底部排油的排油阀；
b.上、中、下三个部位的取油样阀，下部取样阀位置不应高于箱底10cm；油阀位置应保证能采集到循环中的变压器油；
c.用于抽真空，并适于接50mm管子的位于油箱顶上部滤油机接口阀；
d.便于无需放油就可装卸散热器的隔离阀；
e.油箱下部应装有足够大的事故放油阀，宜使用球阀或闸阀；
f.压力释放阀应有专用释放管道，并不能对准取样位置；压力释放阀与油箱间应装设隔离阀；
g.应装有便于安装油色谱在线监测装置的阀门，并应避开死油区。
6）油箱应采用全密封式，以保证变压器油不直接与空气接触。
7）电抗器用橡胶密封件应选用以丙烯酸酯为主体材料的密封件，保证不渗漏油。
电抗器油箱大盖密封圈宜采用“8”字形断面胶条。
所有密封圈应有压缩限位，在正常安装情况下，外观看不到密封圈。
8）对于采用螺栓连接的，上、下节油箱不少于两处短接连接片。
5.2.7油箱底座
油箱底板应为平底结构，并便于拖拉。
底座还应配置可用地脚螺栓或与基础预埋钢板直接焊接将其固定在混凝土基础上的装置，地脚螺栓或焊接点应足以耐受设备重量的惯性作用力，以及由于地震力产生的位移。
5.2.8储油柜
储油柜应采用胶囊式储油柜。
1）电抗器主油箱其内部应有起油气隔离作用的不渗透油及空气的合成橡胶气囊，使油与空气相隔离，并配有吸湿器。
2）储油柜应配有电磁式盘形油位计，当油位高于或低于规定值时，油位监测装置都应瞬时动作报警。
3）油位计宜表示电抗器未投入运行时，相当于油温为－10℃、＋20℃和＋40℃三个油面标志。
油位计留有油位指示数据远传接口。
4）储油柜应配有起吊耳、人孔及爬梯。
5.2.9保护和监测要求
电抗器本体保护和监测装置应能检测电抗器内部的所有故障，并应在最短时间内隔离设备，并发出报警信号。
继电器参数要求：
动作时间小于10ms。
适用电压范围：
交流220V，-10%~10%；直流：
跳闸-25%~20%，其他-15%~10%。
电抗器应有下表所列监测保护装置并提供报警和跳闸接点：
表14保护装置报警和跳闸接点
序号
接点名称
状态量/接点数
电源电压及接点容量
（根据具体工程选择）
1
主油箱气体继电器
轻瓦斯报警/1对
重瓦斯跳闸/3对
DC110/2A
2
主油箱油位计
报警/2对
DC110/2A
3
主油箱压力释放装置
报警/1对
跳闸/1对
DC110/2A
4
油温指示器
报警/1对
跳闸/1对
DC110/2A
5
（若有）风机故障
报警/1对
DC110/2A
6
（若有）交流电源故障及切换
报警/1对
跳闸/1对
DC110/2A
7
绕组温度指示装置
报警/1对
跳闸/1对
DC110/2A
注：
应提供绕组温度转换曲线图表，如用其他测温装置，应提供使用说明书和出厂检测报告。
应提供继电器的时间常数、断流容量等参数。
以上报警及跳闸接点均要求空接点输出。
变电站扩建时，电源电压与接点容量应与原设计相同。
5.2.9.1气体继电器
电抗器本体应装设重瓦斯和轻瓦斯继电器。
1）气体继电器应采用浮筒挡板式结构，实现轻瓦斯发信、重瓦斯跳闸功能。
气体继电器安装位置应有2％的坡度，并在安装使用说明书中明确指出。
2）气体继电器的安装位置及其结构应便于在运行中观察；气体继电器的安装采用利于二次接线头防水的安装方式（下倾式）。
3）气体继电器应加装不锈钢
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