南方电网公司消弧线圈并小电阻接地装置技术规范.doc

(完整版)南方电网公司消弧线圈并小电阻接地装置技术规范
ICS
备案号:
Q/CSG
中国南方电网责任有限公司企业标准

消弧线圈并联小电阻接地
成套装置技术规范
2012 – XX – XX 实施
2012 – XX – XX 发布

中国南方电网责任有限公司 发 布

Q/CSG ××××-2017
1　

1

目 次
1 总则 1
2 规范性引用文件 1
3 消弧线圈类型 2
3。1按消弧补偿装置补偿电流的调节原理 2
3。2按消弧补偿装置投入及退出补偿状态的方式 2
3。3按一次设备绝缘介质 2
4 消弧线圈并小电阻成套装置基本功能和构成 2
4。1基本功能 2
4。2装置构成 3
4.3 选线装置的配置 3
5 使用条件 3
5。1周围空气温度 3
5.2海拔高度 3
5。3风速要求 4
5.4环境相对湿度(在25℃时） 4
5。5降雨量 4
5。6雷暴日 4
5。7地震烈度 4
5。8外绝缘 4
5.9安装环境 4
5。10控制器环境条件要求 4
5.10.1正常工作大气条件 4
5。10.2对周围环境要求 4
5.10。3储存、运输极限环境温度 5
5.11系统条件要求 5
5.12控制器电源要求 5
5.13成套装置接地要求 5
6 成套装置技术要求 5
6。1消弧线圈并小电阻装置总体技术要求 5
6。2 消弧线圈并小电阻控制逻辑要求 7
6.2.1小电阻投入 8
6。2。2小电阻退出 8
6.2.3小电阻投入失败的处理 8
6.2。4消弧线圈故障时小电阻的处理 8
6。2。5小电阻投入后接地故障未消失的处理 8
6。2.6对重合闸的处理 8
6。2.7对间歇性接地故障的处理 8
6。2。8 装置并列运行的处理 8
6。3消弧线圈并电阻装置各部件技术要求 9
6。3.1消弧线圈 9
6。3。2接地变压器 9
6。3.3控制器 11
6。3。4并联小电阻技术要求 13
6.3.5配套设备 13
7 试验要求 15
7.1试验类型 15
7.2消弧线圈并小电阻成套装置试验要求 15
8 标志 18
9 包装、运输和贮存 19
附录A：自动跟踪补偿消弧成套装置检验项目表 20
模拟单相断线故障试验 20

I

前 言
为规范配电网消弧线圈并小电阻接地成套装置技术标准和要求,指导南方电网公司配电系统中性点接地成套装置设备建设、改造和运行管理工作，依据国家和行业的有关标准和规程，特制定本规范。
本规范应与DL/T 780—2001 及DL/T 1057—2007一起使用，除非本规范另有规定，否则应按以上标准有关条款执行.
本规范由南方电网公司生产设备管理部提出、归口管理和负责解释。
本规范起草单位：
本规范主要起草人:。
本规范主要审查人员：。
本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准.
本规范自年×月×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设备部.

消弧线圈并联小电阻接地成套装置技术规范
1 总则
1。1 本技术规范适用于10kV和35kV电压等级消弧线圈并小电阻接地成套装置，提出了消弧线圈并小电阻接地成套装置涉及功能设计、结构、性能、使用条件、分类，成套装置和主要部件的技术要求、安装、试验、设备标志、包装、运输和贮存等方面的要求。
1.2 本设备招标技术文件提出的是最低限度的技术要求。凡本招标技术文件中未规定，但在相关设备的行业标准、国家标准或IEC标准中有规定的规范条文,投标方应按相应标准的条文进行设备设计、制造、试验和安装。对国家有关安全、环保等强制性标准,必须满足其要求。
1.3 如果投标方没有以书面形式对本招标技术文件的条文提出异议,则意味着投标方提供的设备完全符合本招标技术文件的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对招标技术文件的意见和同招标技术文件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述.
1.4 本招标技术文件所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时,按较高标准执行.
1。5 本招标技术文件经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。
1。6 本招标技术文件未尽事宜,由买、卖双方协商确定.
1。7 投标方在应标招标技术文件中应如实反映应标产品与本招标技术文件的技术差异。如果投标方没有提出技术差异，而在执行合同的过程中，招标方发现投标方提供的产品与其应标招标技术文件的条文存在差异，招标方有权利要求退货，并将对下一年度的评标工作有不同程度的影响。
1。8 投标方应在应标技术部分按本招标技术文件的要求如实详细的填写应标设备的标准配置表，并在应标商务部分按此标准配置进行报价，如发现二者有矛盾之处，将对评标工作有不同程度的影响。
1。9 投标方应充分理解本招标技术文件并按本招标技术文件的具体条款、格式要求填写应标的技术文件，如发现应标的技术文件条款、格式不符合本招标技术文件的要求,则认为应标不严肃，在评标时将有不同程度的扣分。
2 范围
本规范适用于中国南方电网公司所属变电站(发电厂）新建、扩建及改造工程，运行在频率为50Hz、10kV电压等级的消弧线圈并联小电阻接地成套装置（以下简称成套装置）和附件。
投标方应按本规范书的要求提供全新的、合格的10kV消弧线圈并联小电阻接地成套装置及其附属设备、备品备件、专用工具和仪器。投标方所提供的组件或附件如需向第三方外购时，投标方应对质量向招标方负责,并提供相应出厂和验收证明。本规范规定了成套装置和附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
本规范书适应于中国南方电网公司所属变电站（发电厂）新建、扩建及改造工程，10kV消弧线圈并联小电阻接地成套装置及其附属设备的设计，制造，装配，工厂试验，交付，现场安装和试验的指导、监督以及试运行工作。
本规范应与DL/T 780-2001 及DL/T 1057-2007一起使用，凡本技术规范未规定的，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.
设备安装、调试和性能试验合格后方可投运。设备投运并稳定运行后，投标方和招标方(业主）双方应根据相关法律、法规和公司管理制度签署合同设备的验收证明书。该证明书共两份，双方各执一份.
如果安装、调试、性能试验、试运行及质保期内技术指标一项或多项不能满足合同技术部分要求，买卖双方共同分析原因，分清责任，如属制造方面的原因，或涉及索赔部分，按商务部分有关条款执行。

3 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。
GB191-2000 包装储运图示标志
GB311。1-1997 高压输变电设备的绝缘配合
GB1094。1—2003 电力变压器 第一部分： 总则
GB1094。2-2003 电力变压器 第二部分: 温升
GB1094.3-2003 电力变压器 第三部分： 绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
GB1094。5-2008 电力变压器 第五部分： 承受短路的能力
GB1094。6—2011 电力变压器 第六部分： 电抗器
GB 1094。10-2003 电力变压器 第十部分 声级测定
GB/T 2423.1—2008 电工电子产品环境试验 第2部分: 试验方法试验A：低温
GB/T 2423。2-2008 电工电子产品环境试验 第2部分： 试验方法试验B：高温
GB/T 2423.9—2001 电工电子产品环境试验 第2部分： 试验方法试验C: 设备用恒定湿热
GB/T 2887-2000 电子计算机场地通用规范
GB 6450-1986 干式电力变压器
GB/T 7261-2000 继电器及装置基本试验方法
GB 8287。1-1998 高压支柱瓷绝缘子第1部分：技术条件
GB/T9361—1988 计算站场地安全要求
GB/T 10229—1988 电抗器
GB 11022-1989 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB 1208-1997 电流互感器
GB/T 13384-2008 机电产品包装通用技术条件
GB/T 13729—2002 远动终端设备
GB/T 14598。9—2002 电气继电器 第22—3部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 辐射电磁场骚扰试验
GB/T 14598.13-2002 量度继电器和保护装置的电气干扰试验 第1部分：1MHz脉冲群干扰试验
GB/T 15153。1-1998 远动设备及系统 第2部分：工作条件 第1篇:电源和电磁兼容性
GB/T 16927。1-1997 高电压试验技术 第1部分 一般试验要求
GB/T 17626—2006 电磁兼容试验和测量技术
GB/T 12944.1-1991 高压穿墙瓷套管技术条件
GB/T 12944。2—1991 高压穿墙瓷套管 尺寸与特性
DL/T 780—2001 配电系统中性点接地电阻器
DL/T 1057-2007 自动跟踪补偿消弧线圈成套装置技术条件
DL/T 478—2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
GB/T500064-2014 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范
GB50065-2011 交流电气装置的接地设计规范
4 消弧线圈类型
4。1按消弧补偿装置补偿电流的调节原理
分为调匝式、高短路阻抗变压器式、调容式等。
4。2按消弧补偿装置投入及退出补偿状态的方式
分为预调式和随调式。
4.3按一次设备绝缘介质
分为油浸式和干式。
5 消弧线圈并小电阻成套装置基本功能和构成
5.1基本功能
消弧线圈并小电阻接地成套装置的基本功能包括：自动跟踪系统电容电流的变化；当系统发生单相接地故障时，能够短时自动补偿系统单相接地电容电流的工频分量并降低故障点熄弧后恢复电压上升的速度，以利于接地电弧的熄灭并降低高幅值间歇性电弧接地过电压出现的概率。若接地故障在设定的补偿时间内(3-10s可选)未消失，投入小电阻，使其与消弧线圈并联，由零序保护装置动作切除故障线路。若无需与配电网自动化重合闸配合，则故障线路切除后小电阻应立刻退出运行，若需与配网自动化重合闸进行配合，则在配网自动化实现相应功能后（一般为60s以内）再退出小电阻。
安装消弧线圈并小电阻接地成套装置的变电站可根据实际需求，考虑不投入线路零序保护重合闸功能。

5.2装置构成
包括接地变压器（可带负载)、消弧线圈、小电阻、真空接触器或真空开关、控制器、零序电流互感器，以及保证成套装置正常工作的相关辅助设备。
接地变压器作用为系统提供人工中性点的；消弧线圈在系统中性点与地之间接入,为电网提供感性补偿电流;小电阻在消弧线圈补偿超过设定时间后在系统中性点与地之间投入；真空接触器或真空开关作用为投切小电阻；控制器作用为控制消弧线圈及小电阻的行为；零序电流互感器安装在小电阻和消弧线圈尾端,用于监测零序电流。
6 使用条件
6。1周围空气温度
最高温度：45℃；
最高日平均温度:33℃；
最低平均温度：-10℃；
最大日温差：30K。
6。2海拔高度
海拔高度≤1000m。
6。3风速要求
最大风速要求(离地面10米处，10分钟最大平均值）：35m/s。
6.4环境相对湿度(在25℃时)
月平均值:100％。
6。5降雨量
年最大：2660mm；
日最大：300mm.
6。6雷暴日
雷暴日：90日/年。
6。7地震烈度
水平加速度:0。25g；
垂直加速度:0.125g。
6。8外绝缘
d级:不小于43。3mm/kV；
e级：不小于53。7mm/kV。
6.9安装环境
安装环境无明显污秽(装置的外绝缘不需作特殊的考虑）;
无爆炸危险、无严重霉菌.
6.10控制器环境条件要求
6.10。1正常工作大气条件
a。环境温度和湿度见表1;
b。大气压力：90kPa~106kPa；
表1 控制器工作场所环境温度和湿度分级
级别
环境温度
湿度
使用场所
范围/
℃
最大变化率/
℃/h
相对湿度/
%
最大绝对湿度/
g/m
C0
—5～+45
20
5~95
28
室内
C1
-25~+55
20
5～100
28
遮蔽场所
C2
-40～+70
20
5～100
28
户外
CX
待定
与用户协商
注：如无特殊需求,原则上按C1级别选择。

6。10。2对周围环境要求
控制器的使用地点应无爆炸危险，无腐蚀性气体及导电尘埃、无严重霉菌、无剧烈振动源，不允许有超过发电厂、变电站正常运行范围内可能遇到的电磁场存在。有防御雨、雪、风、沙、尘埃及防静电措施。场地安全要求应符合GB/T9361—1988中B类的规定。接地电阻应符合GB/T2887中的要求。
6.10。3储存、运输极限环境温度
控制器的储存、运输极限环境温度-25℃~＋70℃，不应出现异常情况.
6。11系统条件要求
系统额定频率:50Hz；
系统额定电压：10kV；
系统最高运行电压:12kV;
系统中性点接地方式：非有效接地系统;
安装地点:户内或户外。
6。12控制器电源要求
直流电源电压为110V或220V，电压允许偏差-20％~+15％；
直流电源电压纹波系数小于5％。
6。13成套装置接地要求
成套装置的接地应满足GB50065—2011交流电气装置的接地设计规范的相关要求，具体如下：
6.13。 1成套装置的接地端子应采用专门敷设的接地线接地。
6.13。 2接地线的截面应按单相接地故障电流进行热稳定校验，敷设在地上的接地线长时间温度不应大于150℃,敷设在地下的接地线长时间温度不应大于100℃。单相接地故障电流按接在同一接地装置中同一系统各消弧线圈小电阻额定电流总和的1.3倍计算.
6。13.3当按70℃的允许载流量曲线选定接地线的截面时，对于敷设在地上的接地线，应采用流过接地线的计算用单相接地故障电流的60%；对于敷设在地下的接地线，应采用流过接地线的计算用单相接地故障电流的75%。
6.13。4接地线应便于检查,但暗敷的穿线钢管和地下的金属构件除外。潮湿的或有腐蚀性蒸汽的房间内,接地线离墙不应小于10mm。
6.13.5接地线应采取防止发生机械损伤和化学腐蚀的措施。
6。13。6接地线与接地极的连接，宜用焊接；接地线与消弧线圈及小电阻接地端子的连接，可用螺栓连接或焊接。用螺栓连接时应设防松螺帽或防松垫片。
6.13。7每个消弧线圈和小电阻的接地端子应以单独的接地线与接地母线相连接,严禁在一个接地线中串接几个需要接地的部分。
7 成套装置技术要求
7.1消弧线圈并小电阻装置总体技术要求
7.1。1装置应能自动跟踪系统电容电流的变化，一般可采用调节零序电路参数法、变频注入法或其它方法计算测量系统电容电流，并据此设置执行机构的工作状态。当系统单相接地故障时，装置应立即判断出接地的发生，尽快启动执行机构；执行机构应尽快到达设定状态.装置还应采取减少级差电流、无级调节等措施减少残流。当系统单相接地故障消除时,装置应能及时判断并尽快退出补偿状态。装置应不对系统产生不良影响并适应系统的相应要求。
7.1。2装置应设计成易操作少维修，结构应紧凑,一般可采用组合式、分立式和一体式等结构.
7.1.3电容电流变化跟踪时间应不大于3s.
7.1.4系统电容电流测量不确定度：
7。1。4.1当系统电容电流Ic ≤ 30A时,测量不确定度应不大于1A。
7。1。4。2当Ic为30A＜Ic≤100A时， 测量不确定度应不大于2%.
7.1。4。3当Ic＞100A时,测量不确定度应保证故障点残余电流不大于7。1。7规定。
7.1。5装置启动电压应可根据系统要求设定，一般宜为(20～35）％Un。（Un为系统标称相电压).
7。1。6残流稳定时间应尽量短，水平分级见表2。
表2 残流稳定时间水平分级
级别
残流稳定时间（统计量)
1
〈60 ms
2
<250 ms
3
〈700ms
4
>700 ms
7。1.7对于不直接连接发电机的系统，残流应不大于10A；对于直接连接发电机的系统，残流宜不大于《GB/T500064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》规定的发动机接地故障电流允许值。
7。1。8接地故障解除后，装置须在消弧线圈与系统接地电容发生稳态串联谐振之前退出补偿状态.
7。1.9消弧线圈只进行短时补偿，额定运行时间不超过10秒。
7.1。10输出的补偿电流下限值应不超过系统在各种运行方式下最小的系统电容电流值，一般情况下宜不大于消弧线圈额定电流的30％。
7.1。11对于不直接连接发电机的系统，级差电流宜不大于5A；对于直接连接发电机的系统，级差电流宜不大于《GB/T500064—2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》规定的发动机接地故障电流允许值。
7。1。12接入系统后，在正常运行情况下，系统中性点长时间位移电压不应超过15％Un.
7.1.13装置在额定工频正弦电压作用下流过消弧线圈的电流中的最大谐波电流宜不大于5A.
7.1.14装置应能正确识别系统单相接地状态,当发生非单相接地引起系统中性点电压升高时，装置应具有相应功能避免对系统正常运行构成影响.
7。1。15在任何情况下装置不得对系统产生不良影响（如串联谐振等）。
7.1.16脱谐度、最大残流应能设定，在保证系统不发生串联谐振和满足残流要求的情况下,装置应能实现系统需要的各种可能的补偿运行方式。
7.1。17同一变电站多台消弧线圈并电阻装置应能并列运行。
7。1。18成套装置箱体柜门应满足防腐、密封和闭锁联锁要求，有高压的地方具备微机五防挂锁功能.
7.1.19消弧线圈并电阻装置应能够对消弧线圈的接地补偿时间进行设置,补偿达到设置时间后立即投入小电阻.
7.2 消弧线圈并小电阻控制逻辑要求
消弧线圈并电阻接地装置应满足如下基本动作时序。

接地发生
消弧线圈短时补偿
接地消除
投入小电阻
系统恢复正常
是
否
切除故
障线路
与配网自动化配合
约10s后小电阻退出
约60s后小电阻退出
是
否

在满足基本时序的基础上，装置还要考虑到多种工况及运行条件下的控制要求,需要在控制器上可设置参数如表3所示。
表3 控制参数整定范围
时间参数
整定范围
小电阻投入延时
0~10s
小电阻退出延时
0～10s
与配网自动化配合要求，小电阻退出延时
按配网自动化要求，可调。
消弧线圈复归
应在小电阻退出前复归
电阻额定运行时间
3~10s
注：消弧线圈复归，是指消弧线圈退出补偿容性电流的功能。如预调式消弧线圈的阻尼电阻投入、随调式消弧线圈相角原理谐振点等方式，使得消弧线圈退出补偿容性电流的功能.

7。2。1小电阻投入
根据设置参数,发生接地故障后消弧线圈立即启动补偿功能，接地时间超过“小电阻投入延时”后，立即投入小电阻。
7。2.2小电阻退出
装置先退出接地处理程序后退出小电阻。
7。2.3小电阻投入失败的处理
小电阻投入失败时，消弧线圈持续工作，补偿系统电容电流.
7.2.4消弧线圈故障时小电阻的处理
装置自检消弧线圈装置故障，应立即投入小电阻。
7.2.5小电阻投入后接地故障未消失的处理
小电阻投入成功后计时开始，到达“电阻额定时间”后，可强制分断小电阻。
7。2.6对重合闸的处理
设置“小电阻退出延时”，小电阻投入后需保持至重合闸动作后。
7.2.7对间歇性接地故障的处理
对间歇性接地,小电阻无法根据“小电阻投入延时”启动时，2分钟内发生3次及以上接地故障，立即投入小电阻。
7。2.8 装置并列运行的处理
同一变电站内宜只有同一厂家、同一补偿原理的消弧线圈并小电阻装置，如需并列运行，发生接地故障后只允许投入一台小电阻设备。投入控制逻辑同6。2.1。
7.3消弧线圈并电阻装置各部件技术要求
以下技术要求只适用于自动跟踪补偿消弧装置中的部件。
7。3.1消弧线圈
7.3。1。1消弧线圈额定电压:10.5（11）/ kV；
7。3.1.2额定电流的最长通流时间10分钟。
7.3.1。3额定容量的优先数一般为: 400，500,630，750，900,1100（kVA）.
7。3。1。4温升
消弧线圈的绕组温升应按其绝缘耐热等级考虑，在额定电流下10分钟绕组温升限值为：不超过表5的规定.
表5 消弧线圈温升限值
部位
绝缘系统温度，℃
温升限值（10min)，K
绕组（用电阻法测量的温升)
155（F）
100
180（H)
125
铁芯、金属部件和与其相邻的材料

在任何情况下,不会出现使铁芯本身、其他部件或与其相邻的材料受到损害的温度
7。3。1.5绝缘水平
消弧线圈主绕组的绝缘水平应与系统中变压器中性点的绝缘水平相同.
消弧线圈主绕组的绝缘水平应符合表6规定。
表6消弧线圈主绕组的绝缘水平 kV
系统标称电压
（有效值）
设备最高电压
（有效值)
额定短时（1min）工频耐受电压
（有效值）
额定雷电冲击耐受电压
（峰值）
油浸式
干式
10
12/
35
35
75
7。3。1。6电压－电流特性
电压－电流特性曲线至最高电压应为线性。
7.3。2接地变压器
7。3。2。1额定电压: 10。5（11)kV±2×2.5％/0.4kV。
7.3。2.2额定中性点电流定额及其允许运行时间应不小于所带消弧线圈的额定电流和额定运行时间。
7.3.2。3短时大电流承受能力应满足IEEE—C62.92。3中6.2.2.2的规定,10。5倍额定电流过载10s.
7。3。2.4额定容量定额及其优先数
7。3。2。4。1额定中性点电流容量S1应不小于消弧线圈额定容量。
7。3.2。4。2带有二次绕组的接地变压器,其额定容量应同时满足额定中性点电流容量S1和额定二次容量S2的要求。
7.3.2.5对其它特殊要求的接地变压器按相应要求确定容量。
7。3.2.6 额定容量的优先数
S1(kVA)：按消弧线圈容量优先数。
S2（kVA）：按配电变压器容量优先数，一般为50，100，160，200,250，315，400，500，630，750，900，1100.
7。3。2.7阻抗电压
当接地变压器带有二次绕组时，其阻抗电压以二次容量为基准。阻抗电压的选取应保证接地变压器二次回路能承受相应的短路电流,同时接地变压器自身能承受相应的动热稳定而无损伤.在满足上述要求的条件下，阻抗电压的选取值可比配电变压器低。
7。3.2.8额定零序阻抗定额
对于10 kV电压等级的接地变，额定零序阻抗除以3一般应不大于配套消弧线圈最大补偿电流所对应阻抗的4％；。当阻抗电压和零序阻抗参数要求不能同时满足时，制造厂与用户协商确定。
7.3。2.9温升
温升试验条件：在额定二次容量S2下长期运行后，在额定中性点电流容量S1下运行2小时。接地变压器的绕组温升应按其绝缘等级考虑，其温升限值可应用7.4.1。4的规定。
7。3。2。10绝缘水平
接地变压器主绕组线端的绝缘水平应符合表7规定。
表7 接地变压器主绕组线端绝缘水平 kV
系统标称电压(有效值）
设备最高电压（有效值)
额定短时（1mim）
工频耐受电压
（有效值）
额定雷电冲击耐受电压（峰值）
油浸式
干式
油浸式
干式
10
12
35
35
75
75
7.3.2.11接地变压器其它要求应符合GB1094.6-2011第10篇接地变压器的相关规定.
7。3。3控制器
7.3。3.1功能要求
控制器应能正确、可靠地控制消弧线圈和小电阻设备。
7.3.3.1.1显示功能
正确显示系统电容电流值，中性点电压、电流值，设备是否存在并列运行，小电阻投退状态。
7。3。3.1。2接地记录
正确记录每次接地故障的开始时间，接地结束时间，补偿电流值，中性点电压值，电阻投入情况.记录次数不少于200次，且便于查询和接地记录数据导出。
7.3.3.1.3故障自检功能
对小电阻投入、退出回路，控制器及装置主要部件具有自检功能,发现问题及时报警。
7。3。3.1.4对时功能
控制器应具备自动对时功能,显示时间应与站内时间保持一致。
7。3。3。2测量不确定度
电流的测量不确定度≤2.0%。
7.3。3.3绝缘性能
7.3。3。3.1绝缘电阻
标准大气条件下，不同额定绝缘电压的各回路绝缘电阻应满足表8的规定。
表8 控制器绝缘电阻要求
额定绝缘电压U
绝缘电阻要求
U≤60V
≥5MΩ(用250V兆欧表)
U＞60V
≥5MΩ(用500V兆欧表）
注：与二次设备及外部回路直接连接的接口回路绝缘电阻采用U＞60V的要求.
7.3.3。3.2介质强度
在标准试验大气条件下，控制器应能承受历时1分钟的工频耐压试验而无击穿闪络或元件损坏现象,工频试验电压值按表9规定。
表9 控制器工频试验电压值
额定绝缘电压（V)
测试电压等级（V）
U≤60
250
60＜U≤250
500
U＞250
1000
7。3.3。3。3冲击电压试验
在标准试验大气条件下，控制器按GB/T13729－2002中3.6.3规定进行冲击试验，试验后应无绝缘损坏或器件损坏。
7。3.3.3。4高频干扰试验
在施加GB/T13729－2002中3.7.1规定的严酷等级为Ⅲ级的高频干扰情况下，控制器各项功能和性能应不受影响。
7。3.3。3。5快速瞬变干扰试验
在施加GB/T17626。4中4。1规定的严酷等级为Ⅲ级的快速瞬变干扰情况下,控制器各项功能和性能应不受影响.
7。3。3.3.6脉冲群干扰试验
在施加GB/T14598.13—1998中3.1。1规定的严酷等级为Ⅲ级的1MHz和100kHz脉冲群干扰情况下，控制器各项功能和性能应不受影响。
7。3.3.3.7浪涌干扰试验
在施加GB/T15153。1中5。2规定的严酷等级为Ⅲ级的浪涌干扰电压和1。2/50μs波形情况下，控制器各项功能和性能应不受影响.
7.3.3。3.8静电放电干扰试验
在施加GB/T15153。1中5。2规定的严酷等级为Ⅲ级的静电放电干扰情况下，控制器各项功能和性能应不受影响。
7.3.3。3。9工频磁场干扰试验
在施加GB/T15153.1中5.2规定的严酷等级为Ⅲ级的工频磁场干扰情况下， 控制器各项功能和性能应不受影响。
7.3.3。3.10辐射电磁场干扰试验
在施加GB/T14598。9中规定的严酷等级为Ⅲ级的辐射电磁场干扰的情况下， 控制器各项功能和性能应不受影响.
7。3.3。3.11电源电压突降和中断试验
在按GB/T15153。1中表11规定等级为Ⅱ级的要求进行试验的情况下,控制器各项功能和性能应不受影响。
7。3.3。3。12机械性能
控制器应能承受GB/T 7261第16.3规定的严酷等级为1级的振动耐久能力试验、GB/T 7261第17.5规定的严酷等级为1级的冲击耐久能力试验和GB/T 7261第18章规定的严酷等级为1级的碰撞试验。试验后，无紧固件松动、脱落及结构件损坏。
7.3。3。3。13连续通电
控制器在完成调试后，出厂前应进行不少于168小时连续稳定的通电试验，考核其稳定性，在正常运行负载条件下,各项功能和性能指标应正常.
7。3。3.3。14其它
a）状态量：输入回路应有电气隔离及滤波回路;状态量直流电压标称值优先采用值：12V、24V、48V、110V、220V。
b）输出接点容量：直流:30V、5A；交流：220V、3A。
7。3。4并联小电阻技术要求
a）电 阻 值：10、16Ω；
b）额定电压：10。5（11）/ kV；
c）最高电压:12/ kV；
d）长期电流：70A，温度不超过允许值；
e）10s通流：450A，温度不超过允许值。
f)电阻投切设备应选用真空接触器或者断路器.
7.3.5配套设备
7。3。5。1阻尼电阻
a）系统正常运行时阻尼电阻应保证中性点位移电压满足要求.
b）阻尼电阻通流容量应满足系统正常运行和单相接地情况下被切除前的要求.
c)阻尼电阻绝缘水平应与其所接入的消弧线圈的绕组高压端绝缘水平一致。
7.3。5.2有载分接开关
有载分接开关应能满足成套装置的切换要求。其技术性能应符合GB/T 10230《有载分接开关》的要求。
7。3.5。3电力电子器件
电力电子器件包括高短路阻抗变压器式、直流偏磁式、磁阀式等消弧装置调节电感用的晶闸管，预调式消弧装置短接及投入阻尼电阻用的晶闸管,电容式消弧装置投切电容用的晶闸管或与上述用途相同的电子器件，以及消弧装置中其它的电子元器件。
电力电子器件参数的选择应根据其工况,并留有适当裕度。电力电子器件绝缘水平应与其所接入回路的绝缘水平一致.
7。3。6成套装置箱变外壳要求
a）接地成套装置箱体内包括接地变压器及接地电阻。箱体的设计应美观大方、便于安装和维护，壳体材料采用不锈钢板，防腐、防水，防台风、防护等级为IP43。
b）设智能湿度控制器， 当环境湿度高于设定湿度时,自动启动加热器， 降低湿度, 当湿度低于设定湿度5％时, 停止加热；带自动温控换气,温控起始温度400C.
c）箱体内安装照明设备；照明开关装在箱体外，具有防水功能.
d）保证箱体内各设备的安全距离，并设置好底部安装孔位置.
e)箱外壳应有可靠的接地端子(螺栓直径不得小于12mm）。
7.3。7其它配套设备
a）接地变兼作站用变时,变高和变低侧配零序电流互感器，变比根据具体工程确定。
b）接地变中性点与电阻柜之间配单相隔离刀闸，该刀闸的支架采用不锈钢材料，其额定电流等参数根据具体工程确定.
c）小电阻柜配电流互感器，变比根据具体工程确定。
7.3.8其它技术性能要求
a）成套装置的要求：电缆下部引线到接地变,接地变高压侧中性点与接地电阻连接，变压器铁芯和较大金属结构部件均应可靠接地.
b）接地变套管为每相单套管型。
c）电阻材料要求为金属材料。
d)电阻器电阻元件的联结应采用栓接或焊接，不得使用低熔点合金作连接，栓接时的紧固件应考虑电阻运行温度产生的不利效应。
e）电阻器的支柱绝缘子应符合GB8287.1标准的要求.
f）电阻器的套管应符合GB/T12944。1和 GB/T12944。2的要求。
g）接地端子：电阻器对外连接的端子应与发热电流相适应，铜质引线保证有足够的机械强度。
h）户内布置的电阻器壳体的设计应便于安装和维护，壳体材料采用不锈钢板,防护等级为IP3X。
i）户内布置的接地变底座及电阻箱外壳均应有可靠的接地端子（螺栓直径不得小于12mm)。

8 试验要求
8。1试验类型
成套装置及主要部件检验分出厂检验、型式检验和特殊试验三种。
8.2消弧线圈并小电阻成套装置试验要求
8.2。1出厂检验
每套装置及主要部件出厂前应由制造单位的质检部门进行出厂检验。出厂检验在正常大气条件下进行，出厂检验项目见附录A。
8。2.2型式检验
型式检验项目见附录A.
8.2。3特殊检验
根据特殊项目和特殊要求进行，检验项目见附录A。
8.2。4试验方法和要求
8。2.4.1成套装置
成套装置的故障模拟试验应包括消弧线圈投入、小电阻投入、消弧线圈退出、小电阻退出等环节的全过程。
8.2.4.1.1系统对地电容测量功能及其准确性试验
a）三相（系统标称电压下）测量
在系统标称电压下，通过调整接地变分接位置或Cf容量，使系统中性点位移电压分别达到1％Ur、5％Ur、15％Ur（Ur为消弧线圈额定电压），并调整电容C，使模拟系统对地电容电流分别等于10%、50％、100％消弧线圈额定电流，由成套装置测量系统对地电容值.
b）单相测量
在不具备三相试验条件时可采用单相测量试验,调整U0，模拟系统中性点位移电压的变化，并在U0分别为1%Ur、5％Ur、15％Ur(Ur为消弧线圈额定电压）时，分别调整C0，模拟系统对地电容电流分别等于10%、50％、100％消弧线圈额定电流,在各条件下由成套装置测量C0值。
8。2.4.1.2电流调节试验
在消弧线圈两端施加额定电压，由控制器调节其输出电流，记录控制器指令并测量相应的输出电流。连续调节的成套装置应记录由30％Ir（Ir为消弧线圈的额定电流）至100％Ir，每次增加10％；分级调节的成套装置应记录每个档位的电流数值。
消弧线圈应能输出10％～100％额定电流,且所有控制器指令与相应的实际输出电流容许偏差应符合以下规定：
a）额定电流的容许偏差为额定值的±5％;
b）调节范围内的其他电流值容许偏差为设定值的±10％;
c）消弧线圈输出电流与设定值的偏差不大于残流允许值。
8。2.4。1。3模拟单次单相接地故障试验
在U为系统标称电压、系统电容电流等于消弧线圈额定电流条件下利用关合接地开关Kjd进行单相接地试验（分别在金属接地、高阻接地、弧光接地三种状态下进行)，记录整个接地过程中中性点对地电压、消弧线圈输出电流和接地点电流等波形，小电阻投入退出是否正常,每种状态试验重复5次。由记录波形统计确定残流稳定时间、残流（取各次接地试验中最大值）。
装置应能可靠动作，各项指标应满足装置技术条件。
8。2。4.1。4模拟间歇性单相接地故障试验
用快速投、切接地开关Kjd的方法进行间歇性单相接地试验（分别在金属性接地、高阻接地两种状态下进行），过程中应至少有5次接地且每两次的间隔应不超过1秒。记录试验全过程中中性点对地电压、消弧线圈输出电流和接地点电流等波形.由记录的波形确定在接地故障发生时装置是否输出补偿电流、接地故障间隔期间装置是否退出补偿及有否发生串联谐振现象。试验回路阻尼率≤2～3％;试验电压U应不低于20%Un,并能保证在该电源电压下模拟接地时装置能正常启动.
装置应能连续地在每次接地时输出补偿电流,且在每两次接地间隔期间能退出补偿、不发生串联谐振现象。
8.2.4.1。5模拟单相断线故障试验(特殊试验）
断开模拟线路中某线路的某相（保证在没有消弧线圈的情况下系统中性点电压不小于15％Un），记录三相对地电压、中性点对地电压、消弧线圈输出电流等波形。由记录的波形确定在断相故障发生后装置行为及有否发生串联谐振现象。试验时系统模拟电压数值不低于20%Un,并应保证在此电压下模拟单相断线故障时接地变压器中性点电压已达到或超过成套补偿装置设定的接地补偿启动电压。
8。2。4。1.6模拟配电变压器高压绕组对地短路故障试验（特殊试验）
装置应能通过模拟试验，在配电变压器高压绕组对地短路故障发生后不发生串联谐振现象。
8.2。4。1. 7模拟并列运行试验（特殊试验）
有并列运行要求时多套装置应能按约定的方案试验以验证可靠动作。
8.2.4。1.8现场人工单相接地试验(特殊试验)
在现场进行母线或线路人工单相接地试验(分别在金属接地、高阻接地、弧光接地三种状态下进行）.记录接地过程中系统三相对地电压、中性点对地电压、消弧线圈输出电流和接地点电流等波形，由记录的波形确定装置动作时的残流和残流稳定时间。