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输电线路越障机器人项目技术研究报告.doc45页
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国内外研究现状
架空输电线路长期暴露在野外，因受到持续的机械张力、风吹日晒、材料老化的影响，经常出现断股、磨损、腐蚀等损伤，如不及时修复更换，原本微小的破损和缺陷就可能扩大，最终导致严重事故，造成大面积停电，从而带来极大的经济损失和严重的社会影响。
利用机器人带电巡检和维护超高压输电网络，不但可以减轻工人千里巡线和带电作业的劳动强度，而且对提高电网自动化作业水平、保障电网安全运行具有重要意义。在机器人研究领域中，电力机器人属于典型的特种机器人，其研究应用范围越来越广，在国际上形成了独特的电力机器人应用研究领域，特别是机器人技术在架空输电线路巡检、异物清除等方面的应用研究（即架空输电线路机器人）更是电力机器人研究领域中的热点。架空输电线路机器人是以移动机器人为载体，携带检测仪器或作业工具，沿架空输电线路的地线或导线运动，对线路进行检测、维护等作业。
架空输电线路带电维护机器人在美加、日韩、欧洲和我国都有研制，这些机器人多数只能从事可见光和红外视频检测，且跨越障碍（如间隔棒、防振锤等金具）的效率较低。以下简单介绍架空输电线路移动机器人国内外的研究概况。
国外研究水平综述
1988年日本东京电力公司首先研制了具有初步自主越障能力的光纤复合架空地线巡检移动机器人，该机器人依靠内嵌的输电线路结构参数进行运动行为的规划。当遇到杆塔时，该机器人利用自身携带的导轨从杆塔侧面滑过，因为没有安装外部环境感知传感器，因而适应性较差而且导轨约100kg，机器人自身过重，对电池供电有更高要求。
图1 日本东京电力公司的巡线机器人
1989年美国TRC公司研制了一台悬臂
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特高压线路地线布置方式对地线电能损耗及潜供电流的影响
【摘要】：由于导线的电磁耦合作用、线路的不完全平衡换位和三相负荷的不对称性,2根架空地线之间或地线与大地之间会形成感应电流回路,从而在地线上产生电能损耗。不同的地线布置方式感应电流不同,电能损耗差别很大;架空地线的布置方式对线路潜供电流会产生一定的影响,这也决定了在模拟计算时建立仿真模型的难易。文中利用EMTP软件对特高压同塔双回输电线路不同布置方式下地线的感应电压、电流及线路潜供电流进行了仿真计算,根据计算结果,从减小电能损耗和潜供电流的角度考虑,可选出较佳的地线布置方式;在保证潜供电流计算精度的前提下,可选择易于建模的地线布置方式。
【作者单位】：
【关键词】：
【分类号】：TM714.3【正文快照】：
0引言架设架空地线是高压和超高压输电线路最基本的防雷措施,它可以防止雷直击输电线路,还可通过对导线的屏蔽作用减小导线上的感应电压等[1],有时为减小输电线路上的感应电压,还在输电线路下方架设地线。随着电力系统运行管理水平的不断提高和自动、远动、遥测、遥控、遥调
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550kV高压隔离开关、电流互感器、电容式电压互感器培训资料.doc33页
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550kV高压隔离开关
500kV电流互感器
500kV电容式电压互感器
第一节：550kV SPOL、SPVL
系列高压隔离开关培训讲义
高压隔离开关在电网中的任务是在无负荷下合、分电路，起到输送电力和安全隔离的作用，达到转换电路和停电检修的目的。高压隔离开关是电力系统中使用量最大的一种高压开关设备，完全暴露在大气环境中工作，是受到环境和气候条件影响最大最直接的电器设备。另外，隔离开关的结构形式又极大地影响电站设备的布置、接线方式、占地面积和基建投资。其运行的可靠性极大地关系到电力系统的安全运行。
为了适应电力系统技术进步和发展的需要，世界各大电器设备制造公司竞相推出性能更先进、结构更合理、可靠性更高的产品。可靠性、耐用性和免维护成为高压隔离开关的关键性能，在结构、选材和工艺等方面得到了新的发展。
下面介绍国外主要隔离开关制造商及其产品
上世纪70年代，世界上生产高压隔离开关的著名厂商有：瑞士BBC、Alpha、S＆S；德国AEG、Siemens；法国Delle、MG、D.A；瑞典ASEA；美国GE、西屋、Allis-chalmers；英国BPE、Brush；前苏联；意大利伽利略、CEME；荷兰HAPAM；日本高岳、NGK、日立、东芝、富士等。
上世纪90年代开始，国际上输配电制造业呈现出并购重组、强强联合之势，而且愈演愈烈。这种大组合达到优势互补、增强实力、提高开发能力、加快推出新产品，占领更大市场。
如瑞士BBC公司与瑞典ASES公司于上世纪80年代联合成立ABB集团，近年又兼并Calor Emag公司；法国Belle与Alsthom合并，后又收购德国AEG的输配电业务，1998年更名为Alstom，2004年法国核电AREVA集团又收购了其输配电部；法国施耐德（schneider））①单柱垂直断口，分对折式和偏折式
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DL T 405 1996 进口0kV交流高压断路器和隔离开关技术规范 1
中华人民共和国电力行业标准&
进口252(245)～550kV交流高压断路器和隔离开关技术规范
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&DL/T405―1996
&&&&&&&&&&& 代替DL/T405---91
Technical specifications for import 252(245)
～550kV a.c.high-voltage circuit-breakers and disconnectors
批准&&& 实施
&&& 1987年，原水利电力部标准SD147--87 《220～500kV高压断路器和隔离开关进口设备的技术规范》颁布实施。为加强本部对进口设备的管理，统一进口设备的基本技术规范，保证运行安全，该标准于1991年经更正和补充，形成其修改本DL405---91，名称不变。1994
年，又经电力部核定，作为推荐性行业标准实施，编号为DL/T 405---91。上述各项规定已历10年（自准备讨论稿算起），客观情况已有若干改变，随着认识的深化，有关断路器和隔离开关运行条件的研究对进一步修改这些规范提供了可靠依据。1995年，根据中电联标准化部的要求，再次对本标准进行修订，并更名为：进口252(245)～ 550kV交流高压断路器和隔离开关技术规范。
&&& 这次修订在写法上也有较大的更动。原“规范”对每一技术问题都作了叙述性的罗列，
这是由于当时对开关设备没有统一的“共用条款”的规定。1995年，我部制定了电力行业
标准DL/T593-1996(Equ IEC pub 694--1980)《高压开关设备的共用订货技术导则》，供制
定各种开关设备订货技术条件时引用。为此，本规范作了相应的更动。
&&& 本规范1～4条款中有关额定参数和试验要求的条款必须遵守。如订货单位需要更动，
应报电力部科技司批准，不得随意更改。1～3条款中有关结构与性能要求的条款可根据需
要选用。条款5供订货谈判时参考。
&&& 本规范在1995年8月由电力部高压开关设备标准化技术委员会第十二次年会讨论通过，
由电力部电技[号文批准颁发执行。
&&& 本标准的附录A、附录B、附录C都是提示的附录。
&&& 本标准由电力部科学技术司提出。
&&& 本标准由电力部中电联标准化部归口。
&&& 本标准由电力部电力科学研究院高压开关研究所负责起草。
&&& 本标准首次发布于曰；日首次实施；编号SD147--87。
本标准第一次修订于日：日实施；编号DL 405----91。
&本标准于日经电力部审定为推荐性标准；编号DL/T 405-91。
&&& 本标准于1995年8月第二次修订，日实施；编号DL/T 405--1996。
&&& 主要修订人：曹荣江、顾霓鸿。
本标准委托电力部高压开关设备标准化技术委员会秘书处负责解释。
&&& 本规范规定了我国电力部进口252(245)～550kV交流高压断路器和隔离开关的技术要
求，以便加强对进口设备的管理，统一进口设备的基本技术规范，保证安全运行。
&&& 执行本规范时，尚应同时遵守中华人民共和国电力行业标准DL/T& 593--1996《高压开关设备的共用订货技术导则》。
超出本规范的要求应在相应的进口谈判技术文件中作出明确规定。
&&& 下列标准所包含的条文，通过在本标准中的引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，
所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本
的可能性。
&&& GB 156-93&& &&&&&&&&&&&&&标准电压
&&& GB311.1--83&&& &&&&&&&&&&高压输变电设备的绝缘配合
&&& GB2900.19---82电工术语& &高电压试验技术和绝缘配合
&&& GB电工术语&&& 高压开关设备
&&& GB11022―89&&& &&&&&&&&&&高压开关设备通用技术条件
&&& DL/T 402--91&&& &&&&&&&&&交流高压断路器订货技术条件
&&& DL/T 486--92&&& &&&&&&&&&交流高压隔离开关订货技术条件
DL/T 593--1996&&& &&&&&&&高压开关设备的共用订货技术导则
3交流高压断路器的技术要求
3.1& 使用环境条件
3.1.1海拔，风速，周围空气温度，日温差，户内、外相对湿度，覆冰，外绝缘爬电比距，
地震：由DL/T593--.1和3.1.2确定。
3.1.2无线电干扰电压(r．i．v)：由DL/T593--.1h)和3.1.2 h）及其6.2确定。
3.1.3& 电晕：在分（或合）闸状态下于晴天夜晚应无可见电晕（当承受额定电压长期运行时）。如果处在高海拔地区，有可能要求使用更高一级电压的产品。
3.1.4噪声：在操作设备时测定噪声水平，噪声测点应在距声源直线距离2m、对地高1.5m
处。允许的噪声水平为：户外设备不得超过ll0dB；户内设备不得超过90dB。
3.2& 设备布置尺寸
&&& 设备布置的尺寸要求如表1。
3.3额定参数
表l&&&& 252(245)～550kV断路器的布置民族尺寸&&&& &&&&m
电压等级(kV)
相间距（以中心线计算）
相间带电体最小间距
3.3.1& 额定电压(kV).& 550，363，252(245)。
3.3.2& 电流额定值：
&&& 额定电流(A) 。
&&& 额定短路开断电流(kA) 63，50，40, 31.5。
&&& 额定短时耐受电流(kA) 63，50，40，31.5。
&&& 额定短路持续时间(s)2。
&&& 额定峰值耐受电流(kA)峰157.5，125，100，80。
&&& 额定短路关合电流(kA)峰157.5，125，100，80。
3.3.3额定绝缘水平：额定绝缘水平见表2。
表2额定绝缘水平
电压等级(KV)
&&& 252(245)
&&& 额定电压（即最高电压）(kV)
&&& 252(245)
&&& 额定频率(Hz)
1.2/50|u s雷电冲击耐受
电压峰值& (kV)
250/2500u s操作冲击
耐受电压峰值(kV)
lmin工频耐受电压
注:一般不采用括号中的数值。只有在下列三种情况下方可选用括号中的数值：①在扩建工程中原有的避雷器保护性能较差；②新建工程中所用的避雷器保护性能较差；③两种水平的设备价格很接近时。上列数值有“+”者为断口的两端同时施压。
3.3.4断路器的时间参量：
&&& a)关于断路器的分闸时间、燃弧时间、合闸时间和开断时间的范围由产品技术条件作出规定。
&&& b)断路器的“合分”时间由产品技术条件作出规定。在型式试验中的“合分”时间不得大于规定值，而运行中实际“合分”时间不得小于规定值。
&&& c)分闸不同期性不得大于(ms)：
&&& 相间&&& &&&&&&3；
&&& 同相断口闸&&& 2。
&&& d)合闸不同期性不得大于(ms)：
&&& 相间&& &&&&&&&5；
&&& 同相断口闸&&& 3。
&&& e）重合闸的无电流间隙时间：0.3s。
3.3.5合闸电阻：
&&& 合闸电阻值的一般要求(400～600)±5%Ω；
&&& 合闸电阻提前接入时间& 8―llms；
&&& 合闸电阻的热容量在1.3倍额定相电压下合闸3～4次：前两次之间的时间间隔为3min；
后两次之间的时间间隔为3前后两组试验之间的时间间隔不超过30min。或在2～2.5
倍额定相电压下合闸2次，其间的时间间隔为30min。
3.3.6并联电容：并联电容应能耐受额定电压2h。试验后的局部放电测量应符合专业标准的规定。
3.3.7断路器在100%额定短路开断电流下的连续开断能力（其间不需检修）应为15次以上。
3.3.8开、合空载架空线路充电电流的能力：
&550kV断路器为500A；
&363kV断路器为315A；
&252(245)kV断路器为160A；
&开断时不得有重击穿；
&开断时的频率为50±2.5Hz。
&操作方式：在使用三相重合闸的场所操作方式为分―合分；在使用单相重合闸的场所操作方式为分合分。
3.3.9开、合空载变压器的能力：断路器应能顺利开断0.5～15A空载变压器励磁电流。&
开断时的过电压分别不得大于相应电压等级额定相电压峰值的：
&&& 550kV&&& 2倍；
&&& 363kV&&& 2.5倍；
&&& 252(245)kV& 2.7倍。
&&& 开断试验时应使用实际的空载变压器，不得采用在变压器次极加电抗以调整开断电流值
的方法进行本项试验。
3.3.10开、合并联电抗器的能力：断路器应能开断指定容量的并联电抗器。开、合的其他
要求见电力行业标准DL/T402--91的26和IEC技术报告1233号。
3.3.11近区故障下的开、合能力：近区故障下的开断电流为额定短路开断电流的90%，75%；
&&& 操作方式为& 分―t1一合分--180s--合分；
&&& fI一般为0.3s。
3.3.12失步状态下的开断能力：失步开断电流为额定短路开断电流的25%；工频恢复电压
为额定电压的2倍。
3.3.13断路器操动机构的电源电压额定值：直流(V)llO，220。
3.4结构与性能
&&& 断路器除应满足行业标准DL/ T402---91中3“设计和结构”中的要求外，订货时还应
考虑下述各条。
3.4.1考虑断路器检修通道的需要，其相间的连接管道及线路应通过地下连接。
3.4.2供方应提供断路器支架的图纸。如需方要求，供方还应供给热镀锌的钢支架及配套的
全部螺栓螺母和垫圈。
3.4.3每相断路器均应装设机械式位置指示器，其安装部位应显而易见。
3.4.4断路器接线端的允许机械负荷如表3所示，其安全系数应不小于2.75～3.5(当破坏应
力的3 6值不大于0.75时可选用2.75)。
&&& 断路器应配用平板式的接线端子板，其耐受弯矩应不小于400N．m。
表3& 接线端允许的机械负荷（不包括风负荷和冰载负荷）
& &&&&&&&&&&&&&机 械 负 荷（N）
负 荷 方 向
363& 252 (245)
3.4.5供方应提供断路器对基础的作用力、刚度、强度、结构的要求，并提出固有频率。
3.4.6配用套管式电流互感器的断路器，需附有电流互感器的特性参数。
3.5控制与操作回路
3.5.1& 断路器应能远方和就地操作，其间应有闭锁。就地操作的操作电源与分、合闸回路间应设有单相双极刀闸，与后备分、合闸回路间也应装设刀闸。断路器应配备就地指示分、合闸位置的红、绿灯。
3.5.2& 550kV断路器应设有两套相同而又各自独立的分闸装置，每一套分闸装置动作时，或两套装置同时动作时均应保证设备的机械特性。对配用电流互感器的断路器，互感器特性也应满足上述要求。
3.5.3断路器应具有可靠的防止跳跃、防止非全相合闸和保证合分时间的性能。
3.5.4& SF6断路器应具备高、低气压闭锁装置。
3.5.5合闸和分闸机构及辅助回路电源电压（气源气压）的额定值及其变动范围。合闸和分闸机构及辅助回路的电源电压应理解为，断路器在操作时在其本身回路端子上测得的电压，如有必要，还包括制造厂提供的或要求的与断路器串接的辅助电阻或附件，但不包括连接到电源的导线。
&&& 额定电源电压为：& 直流电压& ll0V，220V。
&&& 操动机构在电源电压额定值的85%～110%间应能使断路器合闸和分闸。
&&& 并联合闸脱扣器应能在其直流额定电压的85%～110%范围内正确动作。
&&& 并联分闸脱扣器应能在其直流额定电压的65%～110%范围内正确动作，实现分闸。当电源电压低至其额定值的30%（或更低）时，不应脱扣。当装有多个分别作用的分闸脱扣器时，任一个分闸脱扣器的缺陷不得影响其他分闸脱扣器的功能。
&&& 操作用压缩空气的气压源气压额定值(表压MPa)为：0.5，1.0，1.5。
&&& 除非制造厂另有规定，当压缩气体压力在额定压力值的85%～110%范围内时，气动操动机构应能使断路器实现合闸和分闸。
3.5.6除通常作为控制或辅助用的触点外，550kV断路器每相应有10付常开和10付常闭备
用触点，363kV断路器每相应有8付常开和8付常闭备用触点，252(245)kV断路器每相应
有6付常开和6付常闭备用触点。
3.6.1每台断路器应配备一台控制柜，柜中包括所需的全部机械和电气控制部件，以及与各相连接所需的部件。此外，尚需具备下述附件：
&&& a)内部照明灯和刀闸；
&&& b)控制柜上需装有户外型单相5A的220V交流插座；
&&& c)一台可调节温度的220V加热器，加热器应备有控制开关、保护熔丝，以及防止过热和燃烧的保护措施，加热器应接成平衡的三相负载，控制柜内应有防潮装置；
&&& d)每相断路器均应装设动作记数器，其位置应便于读数。
3.6.2控制柜的柜体采用焊接的钢结构，其通风孔应能防雨、雪、小虫和小动物的侵入。柜底部导线管和气管的入口处应设有遮板。控制柜与外部管道和电缆的连接应便于拆卸和移动。柜体防雨性能应良好，在不利的气候条件下应能开门检修。柜正面应设有带铰链的密封门，上有把手、碰锁和可外加挂锁的设施。
3.6.3控制柜内的接线端子除应满足内部接线外，还应有15%的备用端子，各端子板应编号，板间距离不小于140mm。
3.6.4柜内采用快速熔断器。
3.6.5柜内配有铝、钢或其它类似材料制作的导轨。为便于接地和安装接线端子，其长度应有10%裕量。每条导轨应有两个接地端子。
3.6.6所有仪表、控制设备、电源、报警、照明线路均应耐受2000V工频交流电压，导线需采用截面不小于2.5mm2的铜线。
3.7对SF6断路器的补充要求
3.7.1& 断路器应配备现场安装后第一次充气用的SF6气体以及其他运行操作上用的液体与气体。
3.7.2& SF6新气应符合IEC Pub376(1971)、a(1973)、b(1974)新SF6的规范和验收的要求。对批量提供的气体应附毒性检验合格证。
3.7.3断路器应配备气体取样的阀门，在断路器安装完毕并充入新气后，应从断路器内重新进行气体取样并试验，其含水量应小于150 u 1/1。
&3.7.4& SF6断路器的年漏气率不大于1%。
3.7.5每台SF6断路器应配备一套SF6气体运行监视装置（包括气体密度继电器、压力指示器与温度指示器）。
3.7.6& SF6断路器(包括GIS)在SF6气体零表压下的电压耐受能力在不过多影响造价时可定
&&& &&&&&&&&&&&&UN
为(1.05 - 1.3)√3等，巩为UN为设备对地额定电压，承受时间为5min。
3.8对气动和液压操动机构的若干要求
3.8.1对带有单独压缩机的断路器，压缩机的出力和储气筒的容积应满足断路器按额定操作
顺序操作的需要。
3.8.2对驱动空气压缩机的电动机的要求：
&&& a)电动机在周围空气温度+40℃时能连续工作24h；
&&& b)电动机需配备“手动一自动”转换开关和复式脱扣开关（包括电磁式过流脱扣和热偶式保护脱扣）等控制设备。
3.8.3空气压缩机的检修周期应与断路器的检修周期相适应。
3.8.4如订购断路器台数较多，可采用集中布置的压缩机系统。
3.8.5对液压操动机构的要求：每台液压机构应配备自身的液压设备，如油泵、储压筒、控制装置、连接管路和阀等。油泵由一台单相220V或三相380V电动机驱动。电动机和泵的容量应满足储压筒在60s内从最低工作油压打压到最高工作油压。储压筒的容量应满足压力降到自动重合闸闭锁压力之前不启动油泵，并能连续进行两次合分或一次分―0.3S―合分的操作顺序。
3.8.6液压操动机构本身应具有防止失压慢分的性能。
3.8.7气动或液压操动机构需设置高、低气（液）压闭锁装置。
3.8.8气动机构的储气筒、液压机构的储压筒及罐式断路器的承压容器的质量均应遵守中国国家劳动总局发布的（压力容器安全监察规程）的规定。
3.9.1断路器的铭牌应符合DL/T402中33.2的规定，铭牌应装在控制柜的门上。
3.9.2每相断路器应设有一块50mm×90mm的接地板，板面不刷漆，但需涂锡。每相断路器应配备一只直径不小于12ram的接地螺栓。
4高压断路器的试验
4.1型式试验
4.1.1机械稳定性试验：
&&& a)机械稳定性试验应按表4的规定在单相断路器上进行，三相联动的断路器应进行三相试验。
&&& b)整个试验过程中不得对试品进行检修和机械调整，但可在一定的间隔内通过专门的润滑孔或装置添加润滑剂。
&&& c)试验过程中不允许拒动、误动、漏油、漏气。
&&& d)试验后断路器和辅助设备不得损坏和松脱，各项机械特性应在技术条件允许的范围内。回路电阻应给出各连接部位所占的比例。
4.1.2温升试验：
&&& a1断路器任何部分的温升不得超过DL/T 593中4.2.4.2的规定值。
&&& b)温升试验应考虑日照影响。试验时，断路器的回路电阻应接近于允许的最大值。为综合考虑日照、回路电阻、触头的氧化和脏污的影响，对户外产品可以用120%(对户内产品用110%)的额定电流进行温升试验。
操 作 顺 序
操动机构的操作电压
或 操 作 压 力 值
操 作 次 数
分-t-合分-t/―合
注：表中t为0.3S,t/O 180s,一个 “合-分”为一次
& c)温升试验应分别在完成机械稳定性试验，允许的不经检修连续开断试验后进行复试。
但在开断试验后被烧损的触头部分的温升标准允许提高10K。经过任何一个短路试验方式后，在接触点上仍保留有银层的触头才能视为镀银触头。如果铜层裸露，则应按无银层考核。
机械稳定性试验后应判别是否裸铜。
4.1.3短时耐受电流试验和峰值耐受电流试验：按DL/T 593的6.5进行。
4.1.4绝缘试验：
&&& a)试验按DL/T593的6.1.1到6.1.7的要求进行，非自恢复绝缘和断口间不得闪络。耐压水平见表2。
&&& b)SF6断路器应在允许的最低密度下进行绝缘试验。
&&& c)断路器完成额定短路开断电流的开断试验后应进行绝缘试验校核。考核电压为额定值的80%。
&&& d)断路器的并联电容器应能耐受2倍最高相电压2h，耐压试验后应进行局部放电试验，
在1.1倍额定电压下应小于100在1.1倍额定相电压下应小于10pc。
&&& e)作为绝缘状态检验的试验电压值见DL/T 593的6.1.11规定。
4.1.5端部短路条件下的开断与关合试验：
&&& a)开断、关合能力试验应分别在额定短路开断电流的100%、60%、30%、10%下进行，其相应的试验参数按表5选取。
表5 开断、关合能力试验的回路参数
额定电压(kV)
开断电流水平(%)
首相开断系数
恢复电压上升率
b)工频恢复电压不得低于规定值的95%，持续时间不少于0.1s。
c)试验顺序：分-0.3s-合分-180s-合分。
d)试验时的操作油（气、电）压为允许的最低值，SF6断路器应在规定的最低密度下进行
开断试验。
&&& e)开断试验时的直流分量百分数根据断路器的分闸时间按GB1984《交流高压断路器》
中5.11.2的要求选取。
D开断能力试验后应复核绝缘试验，在必要时并应复核温升试验。
&&& g)燃弧时差（参见GB/T 4473--84《交流高压断路器的合成试验》）断路器在开断某一短路故障时，有一个确定的能可靠灭弧的最短燃弧时间。为保证系统安全运行，系统要求断路器有一个最长的、能可靠灭弧的燃弧时间。二者之差即为燃弧时差。在各种试验方式的试验中获得的断路器成功开断的最长燃弧时间与最短燃弧时间之差应等于或大于要求的燃弧时差。
&&& 考虑断路器开断系统三相短路故障的操作中的各种随机条件和实用的限定条件，计算中性点接地系统中断路器首开极和后开极可能出现的燃弧时差分布规律，取能覆盖运行中95%的情况的燃弧时差作为本节规定的依据。
&&& 1)出线端故障的试验方式1，2，3，4（操作顺序见表8）：用单个开断操作○S。按首开极条件求出各试验方式中断路器的最短燃弧时间tamin。，并作为第一次有效开断操作。为了确定最短燃弧时间，至少要作两次试验，一次开断，一次失败，两次试验的燃弧时间之差限定为大约lms。
&&& 第二次及第三次开断操作的燃弧时间取表6中第3栏和第4栏中的值，分别是首开极和后开极条件下要求的最长燃弧时间。由于没有关于后开相TRV的规定标准，且在同一试验方式的3次试验中不便于及时更换试验线路（改变TRV值），故列出了第5栏的后开极代用条件。这是经过园整后的值。对用于自动重合闸操作的断路器，重合闸之后的○s。操作的燃弧时间是按首开极还是后开极条件，不作规定。但对试验方式4重合闸之后的○s。操作的燃弧时间应稍长于首开极条件的值。
表6& 试验方式1，2，3.4的燃弧时差
系统中性点
首开极条件
后开极条件
后开极代用条件
燃弧时间(ms)
tamin+4.1±0.5
tamin+9.7±0.5
tamin+9±0.5
电流零点时的变率相
&注：表中,电压因数是开断后工频恢复电压瞬时值与最高相电压幅值之比.电流零点时的变率相对值以三相对称短路电流零点的di/dt为基准。实际试验的燃弧时间可超过表中第3，4，5栏规定的上限，但不得低于其下限。
&&& 2)出线端故障的试验方式5：三次单个开断操作按下述顺序进行：第一次开断操作在小半波之末熄弧，并由此确定最短燃弧时间tamin；第二次和第三次开断操作均在大半波之末熄弧，其燃弧时间等参数见表7。
表7试验方式5的燃弧时差
系统中性点
首开极条件
后开极条件
后开极代用条件
燃弧时间(ms)
tamin+4.1±0.5
tamin+8.7±0.5
tamin+8.2±0.5
电流零点时的变率相
注:表中,K为√1-P2 + P&& ,参见GB/T4473-84&&交流高压断路器的合成试验&&
&&&&&&&&&&&&&&&& 2πfτ
7.3。实际试验的燃弧时间可超过表中笫3,4,5栏规定的上限,但不得低于其下限。
&3)失步故障试验中的燃弧时差：在两次开断操作中得到的燃弧时间之差不小于5.5±0.5ms,
&&& h)端部短路关合试验中的若干规定：
&&& 短路关合试验前的外加电压见DL/T402的19.9.1。
表8试验方式l，2.3，4，5的合成试验顺序(252～550kV)
合成试验方法
操 作 顺 序
O- θ-CO-t-CO
Os； ○D- θ-○S-t-Os
O-θ-CO-t-CO
Os; OD-θ-CsOs-t-CDOs
Os:○D-θ-CDOs-t-CsOs
Cs; Os; OD-θ-CDOs-t-CDOs
Os;& Os:& Os
&注：表中○-开断；C-关合；θ=0.3s;t=180s;Cs-合成中的关合操作;○s-合成中的开断;CD-低压和额定关合开断电流下的关合操作;○D-低压和额定开断电流下的开断操作。
&&& 短路关合电流见DL/T402的19.9.3和DL/T593的4.2.6。
&&& 短路关合试验中所取用的首开相系数均为1.3。
&&& 短路关合试验中断路器的准备状态见DL/T402的19.1。
&&& 短路关合试验结果应记录出主触头和并联电阻触头之间的配合时间，并尽可能给出预击穿时间。
4.1.6失步条件下的开断与关合试验：试验按GB 和DL/T402的23的规定进行；试验中的燃弧时差应满足本标准4.1.5．g）3中的要求。
4.1.7线路充电电流的开断与关合试验时的开断与关合电流值：
&&& 550kV时为500A；
&&& 363kV时为315A；
&&& 252(245)kV时为160A。
&&& 开断过程中不得发生重击穿。
&&& 对使用单相自动重合闸的线路断路器而言，开断线路充电电流的操作方式为C-○,合成试验中应考虑工频电压提高1.3倍；对使用三相重合闸的场所，开断线路充电电流的操作方式为
&&& "○-0.3s-C○"，10次。
&&& 其余规定见GB4876--85《交流高压断路器的线路充电电流开合试验》及按DL/T402的23。
4.1.8开、合并联电抗器试验(仅适用于550及363kV)：被试电抗器的电感电流值视安装地点的实际容量而定。三相电抗器的容量范围一般为90～270MVA。详见DL/T402的26。
4.1.9近区故障试验：按GB4474--84《交流高压断路器的近区故障试验》的要求进行。
4.1.10耐震试验：
&&& a)耐震水平：地面加速度的水平分量O.15g. 0.3g。
&&& b)试验按GB/T13540----92《高压开关设备抗地震性能试验》的规定进行，使用共振正弦拍波法激振5次，每次5波，各次间隙期2s。
&&& c)进行耐震试验时，应将断路器所受的外加荷载考虑在内。
&&& d)试验时断路器应装在基座上。
&&& e)试验后，断路器应仍能正常工作，不漏油（气），不得有机械损坏。
4.1.11绝缘件局部放电试验：
&&& a)对于断路器内使用的浇注树脂绝缘、树脂粘接纸质等固体绝缘介质和油浸绝缘设备应进行局部放电试验，在1.1倍额定电压和1.1倍额定相电压下的局部放电量应符合相应标准。
&b)局部放电使用的测量仪器、测量方法和试验标准应符合GB7354--87《局部放电测量》的要求，并应在所有的绝缘试验完成之后进行。
4.1.12& 内部电弧试验：根据DL/T593的6.12的要求进行。
4.1.13& 连续开断能力试验（参考性试验）：制造厂应提出断路器在额定操作顺序下连续开断额定短路开断电流不需检修的次数的试验报告。
&&& 制造厂应按开断试验的要求，分别进行额定短路开断电流的100%、60%、30和10%的开断试验。根据连续开、合的试验次数给出开断特性曲线。连续开断能力试验中的最初三次开断和最后三次开断应采用额定操作顺序。
4.1.14防雨试验：户外断路器和操动机构进行防雨试验时，应从设备的最不利方向与水平成45。角以3～10mm/min的雨量淋雨24h，试验后断路器和操动机构不应有进水痕迹，绝缘性能应满足技术要求。试验中断路器还应进行开、合操作各10次。
4.1.15密封试验：制造厂应采用可靠和定量的测漏设备及方法测量SF6电器的泄漏量。其值必须保证不大于工厂的保证值，且不得大于1%/年。
&&& 对于气动操动机构在充压至最高允许压力后关闭气源，静置24h后其压力降不得大于5%；对于液压机构应充压至最高允许压力后关闭流体源，静置24h后其压力降不得大于105Pa。机械强度试验后应满足上述要求。
4.2例行试验
&&& 每台断路器均应在工厂内进行整台组装并进行出厂试验，出厂试验的技术数据应随产品一起交付需方。产品在拆装前对关键的连接部位和部件应做好标记。
4.2.1& 结构检查：断路器及其所有附件的质量、规格和尺寸均应符合技术文件和图纸的要求。当需方对某个部件或配件的质量有怀疑时，厂家应提供型式试验和例行试验报告，必要时应进行试验校核。
4.2.2泄漏试验：按4.1.15的要求进行。
4.2.3绝缘试验：
&&& a)SF6断路器充气到允许的最低压力，进行相对地和断口间的工频耐压试验，试验电压按表2。
&&& b)对绝缘拉杆在组装前进行90%闪络电压的工频耐压试验，持续时间5min，应无过热和放电现象。
&&& c)当操动机构连续进行10次合分操作后，对辅助回路和控制回路进行2000V、lmin工频耐压试验。
&&& d)测量断路器断口间和对地的绝缘电阻，在直流40～60kV下测量泄漏电流。
4.2.4并联电容器的试验：如断路器配有并联电容器，对电容器应单独进行工频耐压试验，试验后电容量和介质损失角应符合技术要求。
&&& 所有电容器均应进行局部放电试验，每一电容器应测量介质损失角并换算到20℃的值，其数值应满足技术要求。
4.2.5合闸电阻器的试验：每一个合闸电阻器均应进行局部放电试验，试验电压为1.1倍额定相电压，同时应无电晕放电。每一电阻器装在断口上后应记录其电阻值。
&& 工厂应对每批电阻片进行热容量抽查试验，其结果应满足3.3.5的要求，试验时应记录电阻片的温升和阻值的变化范围。
4.2.6回路电阻测量：用不小于100A的直流电流测量各导电部位的回路电阻，导电回路各个连接部位电阻所占的比例应列入技术条件中。
4.2.7断路器附有电流互感器时应进行相应的例行试验，并应符合技术规范。
4.2.8机械操作试验：断路器应连续进行如下方式的50次合分操作而不得发生拒、误动或损坏：
& a)在最高电压及最低液（气）压下进行10次；
& b)在最低电压及最高液（气）压下进行10次；
& c)在最高电压及最高液（气）压下进行1 0次；
& d)在最低电压及最低液（气）压下进行1 0次；
& e)在额定电压和液（气）压下进行5次合分-θ-合分，θ为产品技术条件所规定的数值；
& f)检查断路器联锁装置的可靠性，如防跳，高、低压闭锁，非全相合闸，防止失压慢分等；
&&& g)操作试验中应记录下列参数：
&&& 1)操作压力、电压及变化范围，分合闸线圈中的电流值；
&&& 21主、辅触头的分合闸速度和特性曲线；
&&& 3)主、辅触头的行程、超程及相间和断口间的同期性：
&&& 4)分、合闸时间，线圈中电流的持续时间，主、辅触头的时间配合。
4.2.9按相应专业标准进行SF6气体、氮气、油等介质的化验和试验。
4.2.10& SF6断路器所使用的环氧树脂浇注件，在组装前应分别测量其局部放电量，断路器组装完后还应测量整体局部放电量，且不大于lOpC(不包括并联电容器的局部放电量)。
4.3现场验收试验
&&& 现场验收试验在断路器安装完毕后进行。试验时供方应派代表参加，所有试验结果均应符合产品的技术规范。项目如下：
4.3.1测量绝缘电阻值。
4.3.2测量直流泄漏电流，试验电压为直流40―60kV。
4.3.3对辅助和控制回路进行2000V、lmin工频耐压试验。
4.3.4对SF6断路器相对地和断口间进行工频耐压试验，耐压值为额定值的80%，断路器应连同附装的并联电容器和并联电阻器一同进行试验。
4.3.5测量回路电阻，要求同4.2.6。
4.3.6气体及液体介质的检验（生物与化学）。
4.3.7测量断路器内的SF6气体含水量，其值应小于150 μ1/1(20℃)。
4.3.8各种辅助设备的检验，如继电器、压力开关、加热器等。
4.3.9测量分、合闸线圈的直流电阻和最低动作电压。
4.3.10测量电阻器、电容器的阻值和容值，测量电容器的介质损耗。
4.3.11测量SF6断路器的漏气率和液压（气动）机构的泄漏量。&&& ’
4.3.12按4.2.8的要求方式，就地和遥控分别进行3次操作试验，同时测量各时间参量。
4.3.13& 断路器闭锁装置的校核试验。
4.3.14开、合空载架空线，并联电抗器的试验校核按4.1.7～4.1.8的要求在现场进行。
5高压隔离开关的技术要求
5.1使用环境条件
&&& 同3.1。
5.2& 设备布置尺寸
&&& 同3.2，但对单柱垂直开启式的隔离开关，其动、静触头间的开距应满足下面的安全距离：
&&& 在550kV时，大于4.5m；
&&& 在363kV时，大于3.5m；
&&& 在252(245)kV时，大于2.5m。
5.3额定参数
表9 隔离开关的额定参数
额定电压（即最高电压）(kV)
&&& 252(245)
额定频率(Hz)
额定电流(A)
3150,&&& 2500
额定动稳定电流峰值(kA)
157.5&&& 125&&& 100
157.5&&& 125&&& 100&&& 80
额定热稳定电流(kA)
63&&& 50&&& 40&&& 31.5
额定热稳定时间(s)
分、合闸时间(s)
分、合闸平均速度（m/s）
额定绝缘水平
接线端额定机械负荷
额定接触区
开、合电容电流(A)
开、合电感电流(A)
开、合母线转换
电流的能力
0.8倍额定电流
注:①对于GIS中的隔离开关则要求为100V,0.8倍额定电流,300次。
5.4设计、性能与结构上的要求
5.4.1& 隔离开关的空载开、合操作次数如表10。
表10 隔离开关的连续机械操作次数规定值
额定& 电压(kV)
363～252(245)
“分、合”操作次数
5.4.2隔离开关接线端子承受的静态机械负荷应不小于表11的数值，其静态安全系数不低于2.75。隔离开关接线端子应配用平板形接线板，端子板应能耐受1000N．m的弯矩。
表11 隔离开关接线端子静态负荷规定值(不包括风负荷)&&&& N
开& 关& 结& 构
220―330kV
220～330kV
水 平 负 荷
横 向 负 荷
垂 直 负 荷
5.4.3隔离开关的结构应简单。在规定的使用条件下，应能承受运行和操作时出现的电气及机械应力而不损坏和误动。其金属制件（包括闭锁元件），应能耐受氧化而不腐蚀，并能耐受不同材料间的电蚀及材料热胀冷缩造成的附加应力的作用。各螺丝连接部分应防止松动，必要时在结构上应采取补偿措施。
5.4.4隔离开关与断路器之间应有电气闭锁。在风力、重力、地震或操动机构与隔离开关之间的连杆被偶然撞击时，隔离开关应能防止从合闸位置脱开或从分闸位
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DL T 405 1996 进口0kV交流高压断路器和隔离开关技术规范 1
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