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5. 2. 2投切开关

投切开关应满足以下技术参数要求： 宜选用高压真空交流接触器作为投切开关，其额定电流不小于1.5IN，并具有能开断10.0IN的 能力。关合时，触头弹跳时间不应大于2ms电力弱电技术、方案，并不应有过长的预击穿；开断时不应重击穿。电 气寿命不低于100万次： 额定短时耐受电流、峰值耐受电流、短路关合电流等电气性能应满足安装处短路容量的要求满 足频繁操作的要求。操作灵活可靠，无拒动及误动现象； 其他参数指标参照GB1984相关规定。

串联电抗器应满足以下技术参数要求： 串联电抗器，宜采用干式空心电抗器，符合DL/T462相关规定： b） 串联电抗器的电抗率选型应符合下列规定，特殊情况可根据实际要求确定： 仅用于限制涌流时，电抗率宜选0.1%～1%； 2） 用于抑制5次及以上谐波时，电抗率宜选4.4%~6%； 用于抑制3次及以上谐波时，电抗率宜选12%或采用4.5%6%与12%电抗率混装。 串联电抗器技术指标，应符合下列要求： 1） 额定电压：11kV； 2） 额定电流：与电抗器串联的电容器组的额定电流相同： 3） 长期最大电流：额定电流的1.35倍 4） 电感值的偏差：在工频额定电流下电抗值偏差为0～+5%；三相电抗器每相电抗值不超过 三相平均值的土2%；电抗器在1.8倍工频额定电流下的电抗值与额定电抗值之差不超过 ±5%； 5） 额定热稳定电流：能承受电抗率倒数倍额定电流的最大短时电流的作用，作用时间4s不 产生有任何热损伤； 6 额定动稳定电流：能承受25倍额定电流的最大短时电流的作用，不产生任何机械损伤， 作用时间0.5s

避雷器应满足以下技术参数要求： 装置应装设用于雷击过电压保护的无间隙金属氧化物避雷器； 装置宜安装电容器保护用氧化物避雷器，用于限制投切电容器组引起的操作过电压； 应符合GB11032的有关规定。

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5.2.5电压互感器（兼做电源变压器）

电压互感器应满足以下技术参数要求： a）电压互感器采用全密封结构，额定容量应能满足装置的电气控制设备正常工作，精度不低于 1.0级； b）由于兼做电源变压器，二次输出应为100V/220V； 二次端子应有一个可靠接地

电流互感器的选型，应符合下列要求： 采样互感器应选用户外10kV电压等级的高压穿心式电流互感器； b) 电容保护用电流互感器装于箱体内部，互感器变比要根据电容器安装容量决定： C) 采样电流互感器装有固定的一次绕组或导体的，其额定短时热电流应大于安装地点系统的短路 电流，动稳定电流不小于2.5倍额定短时热电流； d) 电流互感器附带二次电缆线满足GB/T9330.1的相关规定； e) 采样互感器准确级应不低于0.5级： f) 二次端子应有一个可靠接地； g) 其他要求应符合GB1208的有关规定。

控制器应具有下列功能： a 具有智能逻辑控制功能，多种方式选择：可按无功功率控制、按时间控制、按电压控制、按功 率因数控制、按电压无功控制五种方式能自由选择使用； 具有防边界投切振荡功能，当电压越下限设定值时，防止投入电容器使电压升高后产生的振荡 当无功缺额较大投入电容器时，能防止投入电容器后电压越上限设定值而产生的振荡；有无功 防抖保护设置功能，防止频繁投切： 保护功能：具有过压保护、欠压保护、过流保护、谐波超限保护、缺相保护、10min保护、日 投切次数保护等功能，装置能对由于电网异常和设备本身异常产生的故障进行区别判断，防止 保护误动作； d）可具有本地和远程通讯方式，实现“三遥”功能。 控制器的主要技术指标应满足表2。

表2控制器主要技术指标

5.2.8装置保护措施

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装置保护措施应符合下列要求： a）装置应有：短路保护、过电压保护（包括雷击过电压保护及操作过电压保护）、过电流保护、 失电压保护、缺相保护、防止电容器带电荷合闸保护等保护； b）过电流保护、短路保护及缺相保护动作后，装置应能自行闭锁并报警； c）失电压保护和过电压保护动作后，当系统恢复正常应能自动投入电容器组； d）装置处于闭锁状况时，应能在排除故障、经人工复位后投入正常运行

导体及其他要求： 单台电容器至母线或熔断器的连接线应采用软导线，其长期充许电流不应小于单台电容器额定 电流的1.5倍； 电容器组的汇流母线和均压线的导线截面应与分组回路的导体截面一致； 电容器出线端子的连接应采用软连接： d） 辅助电路连接线应符合JB/T5777.2的有关规定，连接可靠，排列整齐，捆扎牢固。

验。试验时不得出现击穿、闪络及电压突然下降现象，泄漏电流应不大于3.5mA(交流有效值)

5.3.3装置防护等级

装置正常操作时应具有直接触电防护及间接触电防护措施，并设有带电警示标志。装置及有防护 级要求的电气设备的外壳，其防护等级应不低于IP33。

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5. 3. 4 短路耐受能力

5.3.5测量、控制回路要求

寸受能力及短路保护器件应与安装点短路容量相匹酉

装置内电流回路应使用专用接线端子，回路一端可靠接地；装置控制器等回路中应设有专用二次 护熔断器，熔断器熔断特性应满足装置可靠性要求

5. 3. 6 其他安全要求

其他安全要求： a 装置的元器件安装与布局应合理、安全可靠、维修方便，需手动操作的器件应操作灵活、无 卡住或操作力过大现象。装置推荐外形尺寸参见附录A； b) 装置主要控制元件(如控制器等)宜高低压分开空间安装，便于调试： 装置应设有保护接地端子，接地螺栓，直径应不小于M12；门和箱体之间应有接地的软连接； 其导电能力应满足安全防护要求，并有明显接地标志； d) 装置应具有明显表示“分”或“合”状态的标识； e 装置处于高潮湿场所时，应加大元件的爬电距离，应用全绝缘、全封闭、防凝露等技术； 在额定频率和额定电压下，放电线圈与对应额定容量的电容器相并接，当电容器断电以后，其 端子间的电压在5min后降至50V以下； 其他安全要求参照DL/T604相关规定

要求。 5.5.2装置应能将投入电容器组时产生的涌流限制在电容器组额定电流的20倍以下。

5.6.1装置的外壳可采用S304以上不锈钢板材或覆铝锌板，板材厚度不得低于2mm；壳体外表面采 用磨砂工艺，喷涂无眩目反光的覆盖层，装置体颜色选用灰色；装置的金属外露表面应有满足户外安装 要求的可靠防腐蚀层，表面光滑、平整，不得有起泡、裂纹或流痕等缺陷。 5.6.2装置具有良好的通风条件，宜采用上下对流方式。 5.6.3装置中所选用的指示灯、按钮、导线及母线的颜色应符合标准GB7251.1的规定要求。 5.6.4装置应能承受机械、电和热的应力，其构件应有良好的防腐蚀性能

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6.2.1装置应由电容型氧化锌避雷器、电压互感器型电源变压器、电容器投切用高压投切开关、高压 电流互感器、全膜高压并联电容器，高压串联电抗器（视情况加串），高压线路补偿控制器、通讯模块 及箱体等构成。

6.2.2装置主要功能：

a）装置应具有多种参考量控制方式，可以按无功功率、电压、电压无功、功率因数、时间控制电 容投切，以便线路负载特征变化时，可改变参考量控制电容投切； b） 装置应能对电容器容量进行预投入运算，选出最佳容量电容器进行补偿操作，使配电线路的无 功和电压达到最佳平衡： 装置应具有过电压和欠电压保护，当电压高于过电压保护整定（1.11.3Un）时，延时30s将 真空接触器跳闸，电容器退出运行（如果在30s时间内，电压恢复正常，接触器不跳闸）。接 触器跳闻后，当电压恢复正常时，将延时10分钟使接触器重新合闻，电容器投入运行。当线 路电压降到0.6U~时，延时0.2～0.5s接触器跳闸；当电压恢复正常时，自控器延时10分钟将 接触器合闸： 装置应具有过电流速断保护功能，当电容器组电流超过过电流保护整定（1.4～1.5Is）时，自 控器延时5s使接触器跳闸。当电容器相间击穿时，接触器延时0.2～0.5s跳闸，同时投切闭锁 不再投入； 装置应具有短路保护功能，当相间短路时，由跌落式熔断器快速切除故障相，同时接触器延时 0.2～0.5s跳闸，并投切闭锁不再投入； 装置应具有有功屏蔽和无功防抖功能，保证电容器动作的平滑性，避免因电压波动，突变等引 起的电容器频繁投切或震荡投切，延长装置寿命； 装置应具有监测系统运行工况数据、动作记录、故障记录功能

6.3.1装置接入电网的设计，应按全面规划、合理布局、分组分级补偿、就地平衡的原则确定最优补 偿容量和分布方式。 6.3.2电容器分组容量，应根据加大单组容量、减少组数，不等容分组控制的原则确定，具体装置主 要配置参数见表5。

表5装置主要配置参数

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注：采样电流互感器变比配置参考线路负荷情况，推荐选

7试验检测内容及要求

7.1.1型式试验要求：

a） 型式试验是为了确定装置在设计、结构、材料和制造方面是否满足本文件中所规定的性能和运 行要求； b) 在生产中，当材料、工艺、产品结构或所选用的配套器件有改变，且其改变有可能影响装置的 性能时，应进行型式试验，此时允许只进行与这些改变有关的试验项目； ） 型式试验应由具备国家认可资质的第三方检测机构执行。 7.1.2 出广试验要求： a 出厂试验不应给产品的性能和可靠性带来损害； 每台装置出厂应经过出厂试验，合格后方能出厂。 7.1.3交接试验是为了发现产品在设计、制造、运输和安装过程中可能产生的隐患，诊断其是否符合 投入运行的条件，对产品进行的检查和试验。 7.1.4到货抽检试验要求：

a）出厂试验不应给产品的性能和可靠性带来损害； b）每台装置出厂应经过出厂试验，合格后方能出厂。 1.3交接试验是为了发现产品在设计、制造、运输和安装过程中可能产生的隐患，诊断其是否符合 入运行的条件，对产品进行的检查和试验。 1.4到货抽检试验要求： a 根据国网公司招投标要求，对国家电网公司系统招标采购中标后的每批装置依据相关标准进行 随机抽样检验。每批的到货抽检比例建议为招标总数的2%～5%，前10批宜按5%比例抽取， 如产品质量性能稳定且一次到货抽检合格率在95%以上，可以将到货抽检比例降低到2%。每 批次按比例抽检数量不足1台时，按1台计； 6 到货抽检内容：元器件抽检，整套性能抽检： 抽样地点：在到货现场、库房或第三方检测机构抽检

7.1.4到货抽检试验要求

a 相天标雄进 随机抽样检验。每批的到货抽检比例建议为招标总数的2%～5%， 前10批宜按5%比例抽耳 如产品质量性能稳定且一次到货抽检合格率在95%以上，可以将到货抽检比例降低到2%。 批次按比例抽检数量不足1台时，按1台计； b 到货抽检内容：元器件抽检，整套性能抽检； c）抽样地点：在到货现场、库房或第三方检测机构抽检

装置型式试验、出厂试验、到货抽检试验和交接试

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8标志、包装、存、运输

8.1.1每套装置应装有标明下列内容的标牌： a) 名称及型号； b) 额定电压(kV); c) 额定电流(A)； d) 额定频率(Hz); e) 额定容量(kvar); f) 额定电抗率(%）（若有）； g) 出厂编号、日期； h) 制造商名称。 8.1.2 包装箱应标明如下标志： a) 型号、制造商名称、交货合同号； b) 收、发货单位和地址； c) 净重、毛重、箱体尺寸以及“共X箱，第X箱”； d) “小心轻放”、“不许倒置”、“请勿受潮”等； e) 起吊位置； D 标志和字样应牢固、清晰、整齐。

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8.2.1包装箱应牢固，应保证在正常运输条件下，装置及装置内的电器不受损伤。 8.2.2装箱资料应包括：装箱单(应标明配套设备的数量、型号、制造厂名、出厂编号)、合格证(包括 配套设备的合格证)、产品使用说明书、出厂试验报告、安装时必需的技术图样。

任存和运输装直期间，应能保证 气体、物质，并不受雨、雪侵

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0kV柱上无功补偿装置箱体外形尺寸图及箱体安装示意图

10kV柱上无功补偿装置箱体外形尺寸如图A.1所示。10kV柱上无功补偿装置箱体外形尺寸如图A 所示。10kV柱上无功补偿装置箱体安装示意图如图A.3所示，

注：图上所标尺寸为标称尺寸，公差为±2mm

图A.110kV柱上无功补偿装置箱体外形尺寸图（两组，串电抗器，单位mm）

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注：图上所标尺寸为标称尺寸，公差为土2mm

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图A.310kV柱上无功补偿装置箱体安装示意图（单位mm）

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10kV柱上式高压无功补偿装置选型技术原则

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编制背景 编制主要原则 18 与其它标准文件的关系， 18 主要工作过程. 18 标准结构和内容. 18 条文说明 19

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为响应国家电网公司配电网设备标准化建设、管理需要，有效指导10kV柱上式高压无功补偿装 的选用工作，根据国家电网公司《关于委托开展公司配网相关技术标准编制工作的函》和《国家电网 同关于下达2013年度公司技术标准制修订增补计划的通知》（国家电网科（2013）1247号）的要求， 同运维检修部组织编写了《10kV柱上式高压无功补偿装置选型技术原则和检测技术规范》，以规范10I 柱上式高压无功补偿装置的选型和检测等环节。

本文件参考现了有的行业标准、国家标准及相关国际标准，在总结过去10kV柱上式高压无功补偿 支置应用经验的基础上，遵循全面性、实用性、差异性和前瞻性的原则，明确了柱上式高压无功补偿装 置的性能参数和试验要求，的选型要求、性能参数和试验要求，确保设备入网质量。 本文件不排除其它不同容量和电压等级的柱上式高压无功补偿装置，

探伤标准3与其它标准文件的关系

本文件内容将随今后技术发展和应用需求的变化进行不断完善

2013年9月29日，国家电网公司部署了编写《10kV柱上式高压无功补偿装置选型技术原则和检测技 术规范》标准任务，明确由公司运维检修部组织，国网浙江省电力公司作为本文件主要起草单位。 2013年10月21日至22日，国网浙江省电力公司在杭州组织召开了《10kV柱上式高压无功补偿装置 选型技术原则和检测技术规范》编写启动会，成立了标准编写组，落实了具体编写人员，明确了分工、 示准编写工作的相关原则和时间要求。 2013年12月3日至6日，编写组在杭州对《10kV柱上式高压无功补偿装置选型技术原则和检测技术 现范》标准的草稿进行了集中讨论。除编写组的主要起草人员外，还邀请了中国电科院及部分省公司代 表，对标准草稿进行修改和完善，形成了《10kV柱上式高压无功补偿装置选型技术原则和检测技术规 范》征求意见稿。 2013年12月18日，国网运检部向公司系统内27个网省公司下发了《10kV柱上式高压无功补偿装置 选型技术原则和检测技术规范》标准的征求意见稿，收到反馈9条意见，标准编写组对所有征求意见进 行了汇总和讨论，并根据采纳的修改意见，再次对《10kV柱上式高压无功补偿装置选型技术原则和检 则技术规范》进行了修改，形成了评审稿。 2013年12月29日，国网运检部组织了有关专家对《10kV柱上式高压无功补偿装置选型技术原则和 检测技术规范》送审稿进行了审查，收到反馈10条意见，标准编写组按照专家提出的意见进行了修改， 形成《10kV柱上式高压无功补偿装置选型技术原则和检测技术规范》报批稿。

本文件主题章分为5章。

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第4章“正常使用条件和特殊使用条件”，主要对10kV柱上式高压无功补偿装置的正常使用条件和 特殊使用条件提出了明确的规范要求。 第5章“技术参数要求”，主要对10kV柱上式高压无功补偿装置的整体参数和元器件参数广场标准规范范本，提出了 原则性的规范化要求。 第6章“选型技术原则”，主要对10kV柱上式高压无功补偿装置的选型进行要求。 第7章“试验内容及要求”，主要对10kV柱上式高压无功补偿装置的试验类型进行了分类并规定了 各种试验类型中试验项目的验收要求和试验方法。 第8章“标志、包装、贮存、运输”，主要对10kV柱上式高压无功补偿装置的标志、包装、贮存 运输等方面进行了规范化的要求。

第5.1条中，列出了10kV柱上式高压无功补偿装置主要技术参数，其控制方式如电压、无功功率、 电压无功、时间、功率因数已有实际应用，因地区、负荷特点差异等，如标准所规定的控制方式不能满 足实际需求时，由用户在上述方式中选择适合的控制方式进行投切，并与制造单位协商确定相关技术参 数。 第5.2.2条中，列出了常用的真空交流接触器作为投切开关的技术参数，针对部分地区采用高压真空 新路器作为投切开关，需加高压真空隔离开关，相关的技术参数指标可以参照相关标准执行 第6.1.2条中，规定的10kV柱上式高压无功补偿装置选型应遵循电容分组补偿，各分组电容独立开 关自动控制投切。根据以往使用经验，部分地区装置的电容配置虽然遵循了分组原则，但采用两组电容 年联而通过一个投切开关控 的方式，不能分组投切，使分组失去意义 第6.1.3条中，规定了10kV柱上式高压无功补偿装置应双侧配置采样CT，是考虑线路联络接线方式 下以及线路改造改变运行方式，电源方向发生变化，装置无需调整安装，自动适应潮流改变， 第6.3条中，规定的10kV柱上式高压无功补偿装置分组原则，总体遵照（国家电网生[2004]435号） 《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》规定，提出表5的电容分组配置。根据实际使用情况： 不等容分组可以实现较多组合 适应更细化的无功潮流变化