DL-T-5553-2019電力系統(tǒng)電氣計算設計規(guī)程

P電力系統(tǒng)電氣計算設計規(guī)程2019-06-04發(fā)布2019-10-01實施Codefordesignofelectricalcal施行日期：2019年10月1日2019年第4號國家能源局批準《光伏發(fā)電工程電氣設計規(guī)范》等297項行業(yè)國家能源局2019年6月4日序號標準編號標準名稱出版機構批準日期實施日期電力系統(tǒng)電氣計算設計中國計劃出版社 3基本規(guī)定 4.1一般規(guī)定 4.2發(fā)電機 4.3變壓器 4.4線路 4.5負荷 4.6無功設備 4.7直流 4.8安全自動裝置 4.9電力系統(tǒng)的簡化和等值 5.1計算目的 5.2計算方式 6調相調壓計算 6.1計算目的 6.2計算方式 6.3計算結果要求 7.1計算目的 7.2計算方式 8工頻過電壓及潛供電流計算 9短路電流計算 本標準用詞說明 4.6Reactivepowercompensation 4.7DCpowertransmission 4.9Simplificationandequival 5.3Requirement 6Voltageregulationcalculation 6.3Requirementsforc 7.1Calculationpurpos Explanationofwordinginthisstanda Listofquotedstandards 1.0.2本標準適用于220kV及以上電壓等級電力系統(tǒng)規(guī)劃、電期規(guī)劃為5年，中期規(guī)劃為5年～15年，長期規(guī)劃為15年以上，3基本規(guī)定3.0.3電力系統(tǒng)規(guī)劃設計各階段需進行的電氣計算應按下列規(guī)5電力系統(tǒng)專題研究的電氣計算可根據(jù)研究目的和對象4.1.1電力系統(tǒng)規(guī)劃設計電氣計算數(shù)據(jù)應包括：各元件及其控1同步發(fā)電機應采用考慮阻尼繞組的次暫態(tài)電勢變化的詳4.2.4潮流與調相調壓計算中發(fā)電機應滿足有功無功出力限制4.2.5短路電流計算中，同步電機的有效電抗采用次暫態(tài)電抗4.4.2線路串補、可控串補在潮流與調相調壓計算中按阻抗處負荷的特性參數(shù)和實際負荷設備的構成、容量和使用率等因素4.5.3感應電動機的容量大于或等于短路點短路容量的5%時，2在工頻過電壓和潛供電流計算中線路可控高抗(SCR)可4.8.1電力系統(tǒng)中裝有穩(wěn)定控制裝置或需要研究系統(tǒng)穩(wěn)定控制4.9.1根據(jù)計算分析的目的和要求，對部分電網(wǎng)等值或合理2網(wǎng)絡原則上保留220kV及以上電壓的網(wǎng)絡接線(可根據(jù)需要保留110kV及以下電壓網(wǎng)絡),負荷宜掛在最低一級電壓等3被簡化的低壓網(wǎng)絡中的小電源，原則上可與本地負荷抵4.9.3電網(wǎng)的等值與電氣計算分析目的緊密相關，應滿足下列后研究系統(tǒng)潮流和電壓分布不變，且在等值前后有接近的短路并進行N-1校核。5.2.2應對規(guī)劃設計水平年有代表性的正常最大負荷運行方式5.2.3水電比重比較大的系統(tǒng)應對各種水文年的運行方式進行5.3.2正常和事故后運行方式下的系統(tǒng)運行電壓水平應符合現(xiàn)6.3.1各種運行方式下的系統(tǒng)運行電壓水平應符合本標準第6.3.3直流換流站通常不考慮為交流系統(tǒng)提供感性和容性無功補償容量，近區(qū)電源可適當考慮為直流系統(tǒng)提供容性無功補償留有適當動態(tài)無功備用。規(guī)劃設計階段可不考慮發(fā)電機進相7.1.1穩(wěn)定計算應檢驗電網(wǎng)結構和運行參數(shù)是否滿足系統(tǒng)穩(wěn)定7)任一回交流聯(lián)絡線故障或無故障斷開不重合；8)直流輸電線路單極故障。3根據(jù)系統(tǒng)運行穩(wěn)定水平要求，可按《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》DL,755第二級安全穩(wěn)定標準中規(guī)定的故障形式進行嚴重故障計算，必要時允許采取切機、切負荷等措施?？蛇x擇下列故障1)單回線單相永久性故障重合不成功及無故障三相斷開不2)任一段母線故障；3)同桿并架雙回線的異名兩相同時發(fā)生單相接地故障重合4)直流輸電線路雙極故障。7.2.3線路故障宜選在線路兩側變電站出口，變壓器故障宜選在高、中壓側出口。發(fā)電機變壓器組故障應選在升壓7.2.4故障切除時間應包括繼電保護動作(故障開始到發(fā)出跳閘脈沖)和斷路器全斷開的時間，應結合設備實際動作時間考慮。可采取下列故障切除時間：1線路故障切除時間，220kV線路雙側可采用0.12s;330kV線路雙側可采用0.1s;500kV及以上電壓等級線路近故障點可采用0.09s,遠故障點可采用0.1s;2母線故障切除時間，可按同電壓等級線路近端故障切除時3變壓器故障切除時間，可按高壓側同電壓等級線路近端故4直流故障濾波器切除時間，直流閉鎖后，切除濾波器可采用0.2s。7.2.5切機切負荷時間可采取故障后或直流閉鎖后0.3s。7.2.6線路單相重合閘時間為從故障切除后到斷路器主斷口重新合上的時間，主要考慮重合閘整定時間和斷路器固有合閘時間。7.2.7暫態(tài)穩(wěn)定計算模擬時間宜取5s～6s,大擾動動態(tài)穩(wěn)定計算模擬時間應達到10個～15個振蕩周期。計算步長視敏感度可取0.01s～0.02s。1電力系統(tǒng)受到小擾動或發(fā)生故障后，不發(fā)生非周期性失2電力系統(tǒng)受擾動后的暫態(tài)過程中，負荷母線電壓能夠在式下靜態(tài)功角穩(wěn)定儲備應達到15%～20%,事故后運行方式下不應低于10%;正常方式下宜達到0.03以上，事故后運行方式不應低于0.01~0.02;大擾動后系統(tǒng)阻尼比不應低于0.08.1.1工頻過電壓計算應校驗電網(wǎng)330kV及以上電壓交流線路8.1.2潛供電流計算應校驗電網(wǎng)330kV及以上電壓交流線路的8.2.1工頻過電壓計算運行方式的選擇應以正常運行方式為基8.2.3工頻過電壓計算故障形式可取線路一側發(fā)生單相接地故8.2.4潛供電流計算必要時應考慮線路不完全換位和同塔多回8.3.1330kV及以上電網(wǎng)線路斷路器的變電站側及線路側的工倍及1.4倍。8.3.2330kV及以上線路裝設高壓并聯(lián)電抗器時，應驗算工頻8.3.3330kV及以上線路高壓并聯(lián)電抗器宜通過中性點小電抗8.3.4潛供電流的允許值與系統(tǒng)穩(wěn)定需要的單相自動重合閘時8.3.6工頻過電壓的限制措施宜包括裝設線路高壓并聯(lián)電抗器9.2.2應計算短路電流對稱交流分量初始值I"k,根據(jù)需要可計5必要時應計及6kV及以上電壓等級感應電動機的貢獻；裝置的容量大于或等于短路點短路容量的5%時，應考慮該補償0.2標幺值(堵轉電流倍數(shù)5倍);3通過換流器接入電網(wǎng)的風力發(fā)電機和光伏發(fā)電設備按電《三相交流系統(tǒng)短路電流計算第1部分：電流計算》GB/T中華人民共和國電力行業(yè)標準源局2019年6月4日以第4號公告批準發(fā)布。3.注意與行業(yè)其他相關規(guī)程相適應，符合國家有關法規(guī)和 4.1一般規(guī)定 4.2發(fā)電機 4.3變壓器 4.4線路 4.5負荷 4.6無功設備 4.7直流 5.1計算目的 5.2計算方式 6調相調壓計算 6.1計算目的 6.2計算方式 6.3計算結果要求 7.1計算目的 7.2計算方式 8工頻過電壓及潛供電流計算 8.1計算目的 8.2計算方式 9短路電流計算 9.1計算目的 9.2計算方式 3.0.2本條對電力系統(tǒng)規(guī)劃設計開展電氣計算的種類進行了明定計算分析時，同步發(fā)電機應采用考慮阻尼繞組的次暫態(tài)電勢(E?”、Ea”)變化的詳細模型。建議隱極發(fā)電機(汽輪發(fā)電機)采用5階～6階次暫態(tài)電勢變化模型，凸極發(fā)電機(水輪發(fā)電機)采用52勵磁系統(tǒng)種類很多。美國電氣和電子工程師協(xié)會(IEEE)現(xiàn)行行業(yè)標準《大中型水輪發(fā)電機靜止整流勵磁系統(tǒng)技術條件》3同步發(fā)電機轉子由原動機驅動。機械功率可通過控制水電場采用的風力發(fā)電機主要有3種機型，即恒速恒頻的籠型異步發(fā)電機(SCAG)、變速恒頻的雙饋異步發(fā)電機(DFAG)和直驅式的風電機組的數(shù)學模型與仿真的精度要求及所研究的對象(穩(wěn)態(tài)T6451、《750kV和1000kV級油浸式電力變壓器技術參數(shù)和要數(shù)整理對比如表1所示。等級(kV)空載損耗/容量(%)空載損耗/負載損耗(%)空載電流考慮非標準變比的變壓器π型等值電路如圖1所示。(1/k—1)/Ze,式中變壓器參數(shù)Ym為勵磁導納(可忽略)、g為勵磁支4.3.2變壓器的零序電抗與鐵芯構造、繞組連接方式有關。當變壓器繞組接成三角形或中性點不接地的星形時，從三角形或中性點(1)繞組連接具有三角形接線的變壓器零序阻抗。此類變壓器零序阻抗見表2。序號接線接線符號接線圖三個單相、三相五柱、殼式1d2續(xù)表2序號接線接線符號接線圖三個單相、三相五柱、殼式34序號接線符號12續(xù)表3序號接線符號3序號接線符號三相三柱123串入接地電抗的3倍。對于自耦變壓器，接地電抗對各側等值分中性點接入小電抗后變壓器三側歸算至一次側的零序電抗；X?、X?、X?——中性點直接接地時變壓器三側歸算至一次側的零序電抗；Xn——中性點小電抗；K12——變壓器一、二次側的變比。4.4.1本條規(guī)定了線路模型的要求。根據(jù)線路單位長度的等值可以得出電力線路的參數(shù)。線路的π型等值電路見圖2。R——線路等值電阻；架空輸電線路的電導主要與線路電暈損耗有關。220kV~1219規(guī)定：從故障發(fā)生到斷路器切除故障期間，MOV按要求動(1)綜合靜態(tài)負荷模型。恒阻抗負荷功率直接與電壓幅值的80%～90%),它的特性就很難維持，因此在許多負荷模型中都自抗(Z)、恒定電流(I)、恒定功率(P)負荷組成，因此通常被稱為(2)機電暫態(tài)電動機負荷模型。在計及感應電動機機械暫態(tài)流輸電系統(tǒng)能夠正常換相情況下的工頻基波電氣特性。在目前廣泛應用的機電暫態(tài)仿真分析工具中通常應用準穩(wěn)態(tài)模型。近年來，已經(jīng)研究并開發(fā)出一種機電暫態(tài)和電磁暫態(tài)混合仿流電網(wǎng)部分仍采用機電暫態(tài)仿真?；旌戏抡婵梢砸欢ǔ潭壬蠌浹a4.7.3有研究表明，逆變側交流系統(tǒng)三相短輸送功率較大以致直流系統(tǒng)貢獻的短路電流在整體短路電流中的占比超出短路電流計算的允許誤差，則不能忽略常規(guī)直流系統(tǒng)對短路電流的貢獻，且常規(guī)直流系統(tǒng)貢獻短路電流只影響短路電流5.1.1本條規(guī)定了潮流計算的目的。電力系統(tǒng)潮流計算是根據(jù)算可以檢驗所提出的規(guī)劃設計方案能否滿足各種運行方式的要(2)選擇風電場群、光伏發(fā)電站群通過500kV(或750kV)電5.3.1本條規(guī)定了潮流計算結果中對網(wǎng)絡功率分布的要求。N一1靜態(tài)安全的要求為正常運行方式下的電力系統(tǒng)中任一原件5.3.2本條規(guī)定了潮流計算結果中對母線電壓的要求。根據(jù)現(xiàn)行行業(yè)標準《電力系統(tǒng)無功補償及調壓設計技術導則》DL/T(1)最高運行電壓不應超過系統(tǒng)標稱電壓的1.1倍(750kV母線最高運行電壓不超過800kV),最低運行電壓不應影響電力系統(tǒng)功角穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定、廠用電的正常使用及下一級電壓的的0～+10%(750kV母線最高運行電壓不超過800kV);事故運行方式時，電壓允許偏差為系統(tǒng)標稱電壓的一5%～+10%(750kV母6調相調壓計算以保證系統(tǒng)各中樞點的電壓在正常和事故后均能滿足規(guī)定的(2)現(xiàn)行行業(yè)標準《電力系統(tǒng)無功補償及調壓設計技術導則》DL/T5554—2019第3.0.3條規(guī)定，電力系統(tǒng)應有事故無功一回線路或一臺主變或一臺最大容量無功補償設備或一臺最大容量發(fā)電機(包括發(fā)電機失磁)或失去一極最大規(guī)模直流時，保6.2.4直流換流站在大負荷方式下其晶閘管電路及換流變壓器6.3.2本條主要說明所有滿足電壓規(guī)定要求的調相調壓計算結壓并聯(lián)電抗器的總容量不宜低于線路充電功率的90%。高、低壓并聯(lián)電抗器的容量分配應按系統(tǒng)的條件和各自的特點全面研究0.95,在低谷負荷時功率因數(shù)不應高于0.95,不應低于0.92。(1)直接接入330kV及以上電網(wǎng)處于送端的發(fā)電機功率因(2)直流輸電系統(tǒng)的送端發(fā)電機功率因數(shù)，可在0.85～0.9發(fā)電機吸收無功電力的能力：(1)新裝機組至少應具備在有功功率為額定值時相能力達到0.95。(2)對已投入運行的發(fā)電機，應根據(jù)吸收無功電力能力試驗結7.2.1不建議選取實際運行中出現(xiàn)概率極低或較為極端的系統(tǒng)7.2.2本條規(guī)定了穩(wěn)定計算故障形式的選取。主要依據(jù)現(xiàn)行行實際電網(wǎng)已建成投運的直流輸電工程最高電壓等級達到800kV,輸電容量達到10000MW,正在設計建設的直流輸電工程電壓等級達到1100kV,輸電容量達到12000MW。隨著電壓等級單元發(fā)展至兩個12脈動換流單元串聯(lián)。直流單極故障引起的電極2次及以上再啟動成功等故障形式。7.2.4穩(wěn)定計算采取的故障切除時間應與繼電保護動作時間和電力科學研究院對我國1990—2003年全國220kV及以上系統(tǒng)線本條第1款～第3款規(guī)定的故障切除時間與現(xiàn)行行業(yè)標準7.2.5據(jù)了解，安全自動裝置聯(lián)切機時間為0.15s,遙切機時間擬切電廠機組經(jīng)由一級以上中間線路與故障線路相聯(lián)系)。從故切機時間之和。因此結合本標準第7.2.4條線路故障切除時間和為0.32s;330kV聯(lián)切機時間為0.25s,遙切機時間為0.3s;500kV及以上電壓聯(lián)切機時間為0.24s,遙切機時間為0.3s。穩(wěn)定計算的滅弧時間及弧道去游離時間。當重合閘時間整定為0.4s~7.2.7本條規(guī)定了采用時域仿真的暫態(tài)穩(wěn)定和大擾動動態(tài)穩(wěn)定暫態(tài)穩(wěn)定計算時間一般為5s～6s,計算暫穩(wěn)極限時可適當增目前國內電力系統(tǒng)區(qū)間低頻振蕩頻率大多在0.1Hz～0.7Hz左目前國內電力系統(tǒng)計算軟件大多采用中國電科院引進開發(fā)的足不低于10%的要求。8.2.1考慮本條提出的非正常運行方式出現(xiàn)二重及以上的概率8.2.4有研究表明，330kV及以上電壓等級輸電線路不換位時8.2.5線路工頻過電壓最高值一般出現(xiàn)在受端發(fā)生接地故障的受端線路側。潛供電流故障點在線路中點時，感性分量為零，僅有容性分量；故障點在線路兩端時，由于感性分量與容性分量的疊加，在首末端故障時的潛供電流最大。故規(guī)定故障地點選取線路兩側變電站或電廠出口處。8.3計算結果要求8.3.1本條規(guī)定的工頻過電壓水平是指工頻暫態(tài)過電壓水平，按原《電力系統(tǒng)設計技術規(guī)程》SDJ161—1985的條文說明，主要是以當時國產(chǎn)磁吹避雷器的滅弧電壓確定的。若采用氧化鋅避雷器，則工頻過電壓限制水平可適當提高，線路一側發(fā)生單相接地三相斷開的線路側工頻暫態(tài)過電壓水平可不超過系統(tǒng)最高相電壓的1.5倍。據(jù)了解，目前國內電廠、變電站中避雷器均采用氧化鋅避雷器，因此工頻過電壓計算中，對某些出現(xiàn)概率較小的運行方式下線路側超過1.4倍但未超1.5倍的情況，可適當放寬要求。國家現(xiàn)行標準《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》DL/T620、《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規(guī)范》GB/T50064、《電力系統(tǒng)設計技術規(guī)程》DL/T5429中均規(guī)定了工頻過電壓水平限值。前兩者規(guī)定不宜超過母線側1.3p.u.、線路側1.4p.u.,后者規(guī)定不應超過母線側1.3p.u.、線路側1.4p.u.,從標準統(tǒng)一、便于執(zhí)行考慮，本標準規(guī)定按不宜超過此限值要求。8.3.2、8.3.3具有高壓并聯(lián)電抗器補償?shù)某邏壕€路，在空載情況出現(xiàn)非全相斷開時的簡化等值電路可用圖3表示，圖3(a)、(b)分別表示單相及兩相斷開的情況。單相電抗器當中性點直接接地時，x1。即為電抗器電抗xp,xL?2為無限大；當中性點經(jīng)小電抗xn接地時，如圖3虛線所示，增加了等值相間電抗xL?2。XL?2及xlo可用下式求得：(相間回路)0.5xc12(a)單相斷開故障相U(零序回路)(相間回路)(相間回路)Xci2UE(零序回路)故障相(b)兩相斷開注：xc?2為線路相間容抗，xL?2為電抗器等值相間xLo為電抗器等值零序電抗。從圖3可知，在電抗器中性點直接接地情況下，當零序回路中電抗器的電抗xLo與線路的容抗xco組合后呈感性，且其值等于線路相間容抗xci?時，則出現(xiàn)諧振現(xiàn)象，故障相電壓U就可能很高。計算得知，當并聯(lián)補償度K?為90%～100%時，是單相斷開的諧振區(qū)；當KL為80%～90%時，是兩相斷開的諧振區(qū)。電抗器中性點經(jīng)小電抗x。接地后，分析圖3可知，當|x?|=|xci?|時，故障相電壓就趨近于零，消除了諧振問題。根據(jù)上述相間全補償原理，即可求得小電抗x。值。由xL12=Xc?2:因(xcn為線路正序容抗)其中，常規(guī)線路K≈9,緊湊型線路K≈5。因此采用線路高壓并聯(lián)電抗器及選擇中性點小電抗時，均應驗算工頻諧振過電壓。8.3.4系統(tǒng)穩(wěn)定需要的單相自動重合閘無電流間隙時間對潛供電弧的自滅時間有一定要求。當系統(tǒng)要求的潛供電弧自滅時間小于潛供電弧可能的自滅時間時，需采取措施限制潛供電流，否則可不采取限制措施。潛供電弧可能的自滅時間與潛供電流的大小、恢復電壓的大小、風速及風向有關，潛供電流的大小又與線路長度、潮流大小及故障地點等有關。在線路長度確定的情況下，影響潛供電弧可能的自滅時間的各種因素都是隨機的，故限制潛供電流的效果是提高單相自動重合閘的成功率，而不是保證100%的絕對成功。有研究提出仿真計算潛供電弧自滅時間的方法，但尚未應用于實際工程。目前工程實際采取的潛供電流限制值，主要依據(jù)我國開展過的現(xiàn)場試驗和試驗室模擬試驗的測量值統(tǒng)計結果。我國在1958—1974年、1991—1994年和2006—2008年分別針對330kV及以下、500kV(可延展至750kV)和1000kV電力系統(tǒng)開展過3次較大規(guī)模的試驗研究，3批試驗次數(shù)合計7000次以上，試驗結果互有補充。本條給出的潛供電流允許值建議主要依據(jù)這3批次試驗給出的結論。為便于工作參考，摘錄有關資料結論如下：(1)《關于超高壓線路上潛供電弧持續(xù)現(xiàn)象的研究》(水電部武漢高壓研究所，1975年)對1958—1974年相關工作及試驗結果進行分析后認為：1)當風速為1.5m/s～2.6m/s,未經(jīng)電抗補償?shù)臐摴╇娏骷捌淇赡艿淖詼鐣r間(90%概率值)如下：2)在風速為1.5m/s～2.5m/s下的具有補償電抗的潛供電弧自滅時間可參考為(以下時間均取試驗結果算術平均值的一倍):3)當采用補償小阻抗時，只要能將電流補償至12A以下，一般地滅弧時間不致超過約0.10s～0.15s。4)為適應超高壓系統(tǒng)在0.4s～0.5s內單相快速重合閘的需要，可將潛供電流補償至12A以下為宜，10A以下更為可靠。5)對確定重合閘時間整定值而言，系統(tǒng)的短路持續(xù)時間可取為0.06s上下，分閘電阻的切除時間可取為0.02s上下，滅弧時間可取為不大于0.20s,弧道恢復至可承受系統(tǒng)電壓而不致再擊穿的時間(弧道去游離時間)可取為不大于0.06s,裕度0.10s。(2)《電力系統(tǒng)潛供電弧自滅特性的模擬研究》(電力部電力科學研究院高壓開關研究所，1996年)對1991—1994年相關工作及試驗結果進行分析后給出了適用于220kV～1150kV電壓等級線路的推薦值：1)確定潛供電弧的風速范圍為1.5m/s～2.5m/s。2)確定潛供電弧自滅時間的恢復電壓梯度(工頻有效值):無補償電抗時：10kV/m(一般情況),16.8kV/m(特殊情況);有補償電抗時：8kV/m(一般情況),13.5kV/m(特殊情況)。3)潛供電弧能快速自滅的電流限值：無補償電抗時：12A(恢復電壓梯度限定10kV/m);有補償電抗時：10A、20A、30A;快速自滅時間分級：0.15s以內；0.25s以內。4)系統(tǒng)短路電流持續(xù)時間0.10s以下。5)潛供電弧熄滅后的弧道介質恢復時間為0.04s以上，一般可選為0.10s。6)為潛供電弧滅弧后的無電流間隙所留的裕度：0.10s。7)各電流下的潛供電弧自滅時間推薦值(概率保證值90%):無補償，恢復電壓梯度為10kV/m時：無補償，恢復電壓梯度為16.8kV/m時：80A,1.20s～2.00s以上。有補償，電壓梯度為8kV/m～15kV/m時：(3)《1000kV特高壓輸電線路潛供電弧試驗研究》(中國電力科學研究院，2011年)對1000kV試驗室模擬試驗結果及前面兩35A及以下時，潛供電流均能在0.2s左右快速自滅，潛供電流40A時潛供電弧自滅時間增大到0.7s左右。梯度在15kV/m～25kV/m時，潛供電弧自滅時間為0.644s~5)提出潛供電弧滅弧時間(90%概率值)及單相重合閘的重合恢復電壓梯度(kV/m)有效值(A)自滅時間(90%概率值)(s)單相重合閘推薦時間(s)續(xù)表4恢復電壓梯度(kV/m)有效值(A)自滅時間(90%概率值)(s)單相重合閘推薦時間(s)2s不滅建議不采用恢復電壓梯度電流范圍自滅推薦值(s)備注閘推薦時間(s)正常0.2s左右0.2s左右恢復電壓梯度電流范圍自滅推薦值(s)備注閘推薦時間(s)正常風速低于1m/s時出現(xiàn)2s木滅2s不滅不采用風速為1.5m/s時出現(xiàn)2s不滅不采用不滅過補償工程設計中系統(tǒng)一般要求按單相快速重合閘時間來限制潛供電流。綜合上述3批次試驗結論，考慮一定裕度，認為從系統(tǒng)發(fā)生短路故障時刻起，考慮短路故障持續(xù)時間0.1s,潛供電流滅弧時間0.1s~0.2s,弧道去游離時間(絕緣恢復時間)0.1s,另加裕度0.1s,則單相重合閘時間可整定為0.4s～0.5s快速重合。對應的潛供電流允許值建如單相自動重合閘時間允許適當延長，則潛供電弧在不采取措施的情況下也能自行熄滅。根據(jù)1974年國際大電網(wǎng)會議資料(Single-phaseauto-relosinginEHVsystems),單相重合閘無電流間隙時間t(單位s)和潛供電流I(單位A)的關系可用下式表示：t≈0.25×(0.1I+1)。其中，無電流間隙時間等于潛供電弧自滅時間加上弧道去游離時間。工程設計可依此公式初步估算滿足單相重合閘時間要求的潛供電流上限值。此外，依據(jù)上述3批次試驗結論，對于無補償線路，電壓梯度為10kV/m,潛供電流不超過3