霍煤鸿骏铝电公司电力分公司D厂无功补偿装置检修规程

霍煤鸿骏铝电公司电力分公司D厂企业标准

                          

无功补偿装置检修工艺规程

（试行）

2013—08—01发布                        2013—08—01实施

霍煤鸿骏铝电公司电力分公司D厂标准化委员会           发布

前    言

    本规程适用于霍煤鸿骏铝电公司电力分公司D厂无功补偿装置检修、运行维护工作；本规程规定霍煤鸿骏铝电公司电力分公司D厂无功补偿装置检修、定检维护标准。为了便于本规程的贯彻实施，有关管理和生产人员应学习本标准。

    了解    生产副厂长、总工程师、副总工程师。

    熟悉    生产技术部：主任、副主任、电气专责工程师。

    安全监察部：主任、副主任、安全监察工程师。

    掌握    设备部：正、副主任、专责工程师、安全员、生产岗位人员。

    本规程引用的标准有电力工业技术管理法规、标准化工作导则、电业安全工作规程、电力设备预防性试验规程、高压并联电容器装置设计规范、高压输变电设备的绝缘配合使用导则、高电压试验技术、厂家设计说明书。

    本规程批准：

    本规程审核：

    本规程初审：

    本规程编写：郑洪新

    本标准2013年8月首次发布实施

    本规程自发布之日起生效，在执行过程中，如有同上级规程相抵触，应按上级规程规定执行。

    本规程由霍煤鸿骏铝电公司电力分公司D厂标准化委员会负责解释。

目   录

第一章 无功补偿装置技术规范    1

第二章 无功补偿装置检修项目及周期    5

无功补偿装置检修工艺规程

第一章   无功补偿装置技术规范

一   设备规范和技术数据    

1.1  SVG装置技术规范

参   数	数   据
型    号	QNSVG-QD-15000/10
额定电压	35kV
额定频率	50Hz
额定功率补偿	≥0.95（滞后、无过补）
谐波要求	注入系统的谐波电流和电压总谐波畸变率低于国家标准《电能质量、公用电网谐波》GB/T14549-93，并应实现13次及以下谐波的有源滤波功能。
输出容量	-5Mvar～15Mvar连续可调
响应时间	动态响应时间不大于10ms
相    数	三相
谐波特性	（THD）小于3％
过载能力	具有短时（2s）过载能力
冷却方式	强制风冷和热管散热
运行效率	<0.8%
制造厂家	江苏思源清能电气电子有限公司

1.2  阀体技术规范

参    数	数   据
型号规格	QNSVG-GL-15000/10
额定频率	50Hz
额定容量	±15000kvar
额定电压	10kV
额定电流	866A
容量调节范围	从额定感性容量到额定容性容量连续可调
冷却方式	热管散热和强制风冷
谐波特性	<3%IN
平均损耗	<0.8%
响应速度	不大于10ms
开关频率	>500Hz
换流元件	IGBT选用原装进口产品
系统主电路	采用链式串联结构，星型连接，每相由若干个换流模块组成
制造厂家	江苏思源清能电气电子有限公司

1.3  连接变压器设备规范

参    数	数    据
型号规格	S11-15000/35
容量	15Mvar
额定频率	50Hz
电压变比	38.5±2*2.5%kV /10kV
组别	Yyn0
短路阻抗	12%
负载损耗	<66kW
空载损耗	<16.4kW
冷却方式	自冷
装置种类	户外（油浸式）
制造厂家

1.4 户外交流高压隔离开关技术规范

参    数	数    据
型号规格	GW4-40.5D/1250  31.5kA
额定电压	40.5kV
额定电流	1250A
额定短路关合电流	50kA
额定短时耐受电流	31.5kA/4S
机械寿命	3000次
操作方式	手动操作机构
制造厂家	江苏思源清能电气电子有限公司

二  SVG装置基本原理

2.1  SVG的基本原理接线图如图1-1所示，SVG的基本原理就是将自换相桥式电路通过变压器或者电抗器并联在电网上，适当地调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流就可以使电路吸收或者发出满足要求的无功电流，实现动态无功补偿的目的。SVG在空载、容性和感性运行模式下的电压关系如下表所示：

 图1-1 SVG原理示意图

表1-1  SVG工作原理解释

2.2  装置构成

2.2.1 单台QNSVG装置结构如下图所示。装置由四个功率柜、一个控制柜、一个启动柜和连接变压器组成，装置的组成成见下表。

图1-2 成套装置结构图

表1-2 SVG装置的组成

2.3 装置的电气原理

以10kV为例，电气原理图如下：

图1-3 10kV电气原理图

2.4 控制器构成如下：

图1-4 控制器构成框图

第二章  无功补偿装置检修项目及周期

一  电压无功自动调节装置正常检查项目：

1.1 检查变压器电流、电压及其变化情况，三相应尽量一致。

1.2 变压器油面和温度是否超过允许值。 

1.3 充油套管和油位计内的油色是否正常，有无渗漏油现象。

1.4 接线端子有无虚接、松动或过热现象。

1.5 瓷套管是否清洁，有无裂纹和损伤及放电或现象。

1.6 变压器的运行声音是否正常。

1.7 呼吸器中的吸湿剂是否达到饱和状态。

1.8 气体继电器的油截门是否打开，是否渗漏。

1.9 防爆管的隔膜是否完整。

1.10 冷却系统工作是否正常。

1.11 室内变压器的门、窗、百叶窗是否完好。

1.12 检查管路上的连接法兰面有无渗油；

1.13 检查指针压力表情况：检查指针是否松动，转动是否灵活；检查最低、最高点指示情况；检查表盘玻璃是否损坏；检查浮球是否损坏；检查摆杆与浮球及与传动部分连接是否牢固。

二 电压无功自动调节装置检修周期：

2.1 重大检修：10年一次。新变压器投运5年左右应进行一次重大检修。

2.2 定期检修：1年一次。

2.3 中修：根据运行和试验情况，必要时可放油进入油箱内检查和处理缺陷。中修应经生产技术部批准。新变压器投运1年左右应进行一次中修。

三  电压无功自动调节装置检修项目：

3.1 定期检修项目：

1）检查套管将军帽密封是否良好，套管与引线的连接是否可靠、紧固。

a） 套管将军帽密封应良好，其密封胶垫位置放正，胶垫压缩均匀，套管的放雨罩放置正确，不得偏斜，以免影响将军帽的密封。

b）油箱内套管根部与线圈引线采用螺栓连接时，须有备帽。

c）套管外部的连接宜采用铜铝过渡连接片，或采用放电腐蚀措施。

2）检查各部有无渗漏及异常情况。

3）对风冷器及控制回路进行检查试验。

4）配合进行预防性试验，判断是否合格，并必须将测试结果与历年测试数值相比较，如发现明显差别，应查明原因。

5）每3年取一次套管油进行色谱分析。

3.2 预防性试验项目

1）变压器绝缘电阻及吸收比测量。 

2）变压器介质损失角测量。

3）变压器线圈连同套管一起的泄漏电流。

4）变压器线圈直流电阻测量。

5）电容型套管绝缘电阻的测量。

6）电容型套管介质损失角的测量。

7）电容型套管电容值测量。

8）油样试验。

3.3 重大检修项目：

1）变压器附件检修，处理渗漏点。

2）套管放油、冲洗、换油，清除沉淀物。

3）油箱检修：对油箱上焊点、焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。根除渗漏点。

清扫油箱内部，清除积存在箱底的油污杂质。

标准：油箱内部清洁，无锈蚀，漆膜完整。

4）清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管，连接是否牢固，表面有无放电痕迹。打开检查孔，清扫连管和集油盒内杂质。

标准：强油循环管路内部清洁，导向管连接牢固，绝缘管表面光滑，漆膜完整、无破损、无放电痕迹。

5）检查钟罩法兰结合面是否平整，发现沟痕应补焊磨平。

标准：法兰结合面清洁严密。

6）检查器身定位钉。

标准：防止定位钉造成铁芯多点接地；定位钉无影响可不退出。

7）检查磁（电）屏装置，有无松脱放电现象，固定是否牢固。

标准：磁（电）屏装置固定牢靠、无放电痕迹，必须有一点可靠接地。

8）检查钟罩的密封垫，接头是否良好，接头处是否放在油箱法兰的直线位置。

标准：胶垫接头粘合牢固，并放置在油箱法兰直线部位的两螺栓的中间，搭接面平放，搭接面长度不应少于胶垫厚度的2—3倍，胶垫压缩量为其厚度的1/3左右（胶棒压缩量为1/2左右）。

9）检查内部油漆情况，对局部脱漆的部位应处理，重新补漆。

标准：内部漆膜完整，附着牢固。

10）过滤变压器油。

标准：清除油内杂质。

11）对变压器本体及附件进行密闭检查试验，处理渗漏点。

12）冷却系统及回路进行检修，更换风扇电机，更换潜油泵，更换电气回路开关及保护件。

13）电气试验、重大检修后的试验

a）测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比。

b）测量绕组连同套管的泄漏电流。

c）测量绕组连同套管的介质损耗因素。

d）冷却装置的检查和试验。

e）测量绕组连同套管的直流电阻（所有位置上）。

f）油箱及有载分接开关套管中的绝缘油试验。

g）检查有载调压装置的动作情况。

h）测量铁芯、夹件对地和铁芯对夹件间的绝缘电阻。

i）对变压器油箱的冷却器进行整体密封试验。

j）绕组连同套管一起的交流耐压试验或进行操作波耐压试验。

k）测量绕组所有分接位置的变比及测量绕组组别（单相时测量极性）。

l）进行变压器的空载损耗和空载电流试验。

m）进行变压器的负载损耗、阻抗电压和短路阻抗试验。

n）对变压器进行感应耐压试验和进行操作波耐压试验。

o）测量变压器的局部放电量。

p）检查变压器的相位。

q）额定电压下的冲击合闸试验。

r）空载运行前后变压器的气相色谱试验。

s）噪声及声级测量。

13）本体及附件喷漆。

四  重大检修程序

4.1 重大检修准备工作

1）编制检修进度表和统筹图、制定检修的技术措施、安全措施和组织措施，根据运行状况列出缺陷清单，同时做好材料计划和非标项目的预算或检修工日计划。

2）组织检修人员学习变压器检修的安全和技术措施及有关检修工艺标准，讨论落实各项措施。

3）清理检修现场，检查整理专用工具，检修滤油机，安装路，冲洗路和储油罐，按材料计划检查材料是否齐全。

4）配备必要的灭火设施和用具。

4.2 变压器附件的检修

1）设备停电后，拆开高、中、低压套管引线。

2）拆下电流互感器、瓦斯继电器、信号温度计等二次线并包好，必要时做好标记。

3）配合进行变压器本体重大检修前的电气试验。

4）对变压器本体进行放油。

5）拆下变压器附件分别进行检修，必要时更换零部件。

6）拆下高中压套管及升高座并进行检修，注意升高座中的电流互感器应浸泡在绝缘油中。

7）拆下低压套管下部连接片，拆下铁芯引外接地线和套管，拆下分接开关绝缘操作杆，做好标记并放入干燥室内。

8）装好各部件堵板，注油至铁芯顶部。

9）各附件检修、滤油、处理缺陷、冷却系统与本体分解后进行检修。

10）用加热器将变压器油在本体内循环加热至高于环境温度10至15℃，并保持24小时。

4.3 变压器本体检修

1）放油、吊钟罩检修本体，对下节油箱放油门进行检修。

2）拆下高压线圈外部围屏，检查线圈外部（高压分接引线部位的围屏没有必要可不拆）。

3）检查处理线圈顶部压钉是否紧固，备帽是否拧紧，压钉绝缘板是否破裂和脱落。

4）检查处理引线各接头焊接是否牢固，有无过热脱落现象，外包绝缘有无过热现象。

5）检查线圈外部绝缘有无破损，换位导线有无松动，段间绝缘垫块有无松动和移位现象，油道有无堵塞和杂质。

6）检查线圈外部有无变形，绝缘有无过热和老化现象。

7）检查引线木支架有无断裂，绝缘螺帽有无脱落和松动、断裂，木夹件是否紧固。

8）检查铁芯和压板的接地片是否有断裂和松动现象。

9）拆下铁芯对上、下夹件之间接地片，

测量：

a）铁芯对上、下部各紧固带或穿芯螺丝之间的绝缘；

b）铁芯对上、下夹件之间的绝缘；

c）铁芯对下节油箱之间的绝缘。

10）检查铁芯可见部位有无局部过热、片间有无短路、油道有无堵塞现象。

11）检查分接开关接触压力，接触部位有无放电和烧伤现象；检查接触柱两端引线的焊接情况，有无过热和脱焊现象。

12）检查导向路接头及管卡子螺丝是否紧固，上、下夹件螺丝是否紧固，器身对下节油箱固定螺丝是否紧固。

13）冲洗线圈，下节油箱底部清理杂物。

4.4 对吊钟罩的要求

1）吊钟罩应选择在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行。

2）器身暴露在空气中的时间不应超过如下规定：

a）器身暴露时间从变压器放油时起至开始抽真空或注油时止。

b）空气相对湿度小于等于65%为16小时。

c）空气相对湿度小于等于75%为12小时。

4.5 检修后回装

1）回装围屏，检查分接开关三相位置是否一致并调至与检修前一致的位置。

2）对变压器本体进行整体检查验收。

3）扣钟罩要保证钟罩平稳落下，监视好四周间隙，防止碰坏线圈和木夹件。

4）紧固钟罩螺丝必须均匀紧固，压缩间隙必须一样。

5）对变压器线圈进行干燥。

6）装升高座、套管和连接低压套管下部连接片。

7）装油枕，连接变压器本体顶部油循环管道。

8）连同风冷器一起真空注油，真空度不超过500毫米汞柱。注至真空泵快要出油时停止注油，保持真空6小时。

9）安装压力释放阀、呼吸器、瓦斯继电器和升高座排气连管。

10）由油枕注往油枕里注油，并打开瓦斯继电器平板门向变压器本体内补油至标准油面。

11）对变压器本体进行排气，打开油循环系统全部闸门，起动潜油泵8小时，边循环边由瓦斯继电器处放残气。

12）注油后静止24小时后进行取油试验，同时进行电气试验。

13）往油枕胶囊打压缩空气，排出油枕内空气，封闭排气孔，放出胶囊内的压缩空气，连接呼吸器。

14）连接引线，清扫变压器本体，进行喷漆，清理检修现场。

15）对重大检修记录进行整理，写出重大检修专题报告，进行技术资料的验收工作。

五  检修质量标准

1）线圈表面清洁，绝缘无脱落、无损坏、无劣化。绝缘老化程度应在“可用级”以上。绝缘老化等级规定如下：

良好级-------绝缘呈淡黄色，有弹性；

可用级-------绝缘呈深黄色，质变脆，无裂纹；

不合格-------绝缘呈黑黄色，质变脆，有裂纹。

2）线圈无变形，垫片无移位不松动，线圈不松动（必要时可以加0.5毫米厚的绝缘纸垫条）。

3）各部螺丝紧固，备帽齐全且不松动。

4）引线焊接头无过热，绝缘木夹件无裂纹无损坏，线圈油道无堵塞。

5）围屏无严重变形，围带无损坏，围屏搭接不小于50毫米。

6）铁芯表面清洁，无局部过热、无锈蚀、无损伤、不松动。

7）铁芯与夹件、穿芯螺丝、紧固带及对下节油箱的绝缘电阻用2500V摇表进行测量，不低于10兆欧。

8）接地片齐全完整、连接牢固，防松垫片完整。

9）铁芯片间绝缘应无变色、无脱落，必要时刷绝缘漆。

10）铁芯油道应畅通、无堵塞，各部螺丝应紧固。

11）分接开关接触面清洁无油垢、无烧损，接触压力充足，用0.5毫米塞尺检验应不能插入。

12）分接开关的静触柱两端的引线焊接牢固，无熔脱和过热现象。

13）分接开关绝缘操作杆及绝缘筒清洁无损伤，绝缘良好。

14）分接开关指示位置正确，内外相符，传动操作灵活。

15）分接开关检修后，护罩绝缘筒窗孔应转向封闭位置，变压器油箱外部清洁、不漏油，各部法兰螺丝紧固均匀。

16）变压器油箱及附件油漆无脱落、无锈蚀。

17）油枕内部清洁无锈蚀，胶囊密封良好。

18）变压器油枕没有渗漏现象，各部位堵板密封良好。

19）油标清洁透明畅通，并标有±35℃及15℃油位监视线，监视线清楚。

油位线标位依据如下：

+35℃-------0.55D

+15℃-------0.45D

-35℃-------0.15D

D----代表油枕的直径

20）油循环管路连接严密，焊口、法兰及闸门不渗油。

21）呼吸器内的硅胶干燥合格，下部油封碗内油位正常，呼吸畅通。

22）瓦斯继电器安装方向正确，法兰、闸门及放气阀不渗油。

23）温度计座密封良好，温度指示正确，温度计的电接点整定正确，表计元件无损坏，表座注以变压器油。毛细管线不得弯曲过度，其最小弯曲半径不得小于50毫米，不得损坏。

24）变压器套管瓷套无破损，表面清洁，法兰无裂纹，没有渗漏油现象，油标指示正常，小套管无损坏和漏油现象，接地良好。

25）变压器升高座不漏油，表面清洁，电流互感器二次端子内部连接牢固，二次电缆整齐，标志清楚。

26）变压器整体试验合格。

27）变压器各套管相位色正确，本体漆面无脱落。

28）风冷器电源供电可靠，潜油泵和风扇电机保护齐全可靠。

29）路系统所有闸门指示正确，油流计指示正常。

30）变压器冷却系统的潜油泵和风扇电机运行正常。

六  日常检查项目

6.1 电容器检查项目：

1）瓷瓶、套管无损坏，无放电声，无渗漏油；

2）熔丝无熔断；

3）外壳无鼓肚现象；

4）油箱上示温蜡片及示温漆的温度情况；

5）接地线是否完好；

6）放电装置联结是否正常完好；

7）引线有无松动、断股、接点过热；

8）电压表、电流表的指示值并做记录。

6.2 控制器运行注意事项：

事件顺序记录：当各类保护动作、升降动作或监视的状态发生变化时，控制器将自动记录事件发生的时间、类型、相别及动作值，事件按顺序记录，可通过液晶进行查询，并以通讯方式远传。控制器记录最近发生的25个事件存入EEPROM中，即使掉电也不丢失。事件的清除靠液晶菜单中的“信号复归”完成。

6.3 模拟量测量

遥测量U.、I、P、Q、COSΦ实时显示

档位实时显示

控制对象动作次数显示

6.4 模拟量测量精度

电压、电流、功率因数精度优于±0.5%。

有功功率精度优于±1%

无功功率精度优于±1.5%。

6.5 定值整定方法

通过液晶操作屏进行整定；通过RS232通信接口用笔记本电脑/掌上电脑进行整定；通过RS485通信接口经配电通讯管理机进行整定。

6.6 PT变比的设置

接入高压侧电压级别是35kV，其变比应设为35，实际是35kV/100。

6.7 CT变比的设置

接入CT的规格是200/5，其变比应设为200。

七 试验

7.1 电压调节器的试验

可按变压器安装调试项目进行，主要项目如下所述：

1）绝缘试验：测各侧绝缘电阻合格。

2）直阻试验：直阻按规程要求合格并和出厂试验比较。

3）变比试验

4）变压器油试验

5）VIII型有载分接开关控制器实验。

6）控制器的试验

a）绝缘电阻测试，按下表的规定,对无电气连接的每条回路之间、每条回路与外壳或接地金属零件之间进行测试,测试时间不小于5s.测试前应断开接地或接壳的元件或电路,测试后再按原位接好。

额定绝缘电压	测试电压	额定绝缘电压	测试电压
U≤60	250	60≤U≤250	500

b）绝缘强度试验：在正常试验大气条件下控制装置被试部分应能承受2500/50Hz交流电压历时1min绝缘强度试验,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）,按以上规定,对无电气连接的每条回路之间、每条回路与外壳或接地金属零件之间进行绝缘强度试验.试验电压的起始值不高于规定值的50﹪。然后在5s内渐升到规定值并保持1min,随后迅速平滑地降到零值方可断电.

c）功能试验

d）看其测量是否在允许的误差之内,有没有误动作,信号量是否正确,闭锁功能等.

7.2  验收

1）外观完整，无损坏。调压器应无渗油，油位指示正常。油漆完整，相色正确，接地良好。

作好检修记录。

八 检修质量记录

8.1 无功补偿装置检修质量记录

设备名称
检修时间		年   月    日		结束时间				年   月    日
工作负责人					工作组成员
序号	质量标准								结论		负责人
1	线圈表面清洁，绝缘无脱落、无损坏、无劣化。
2	线圈无变形，垫片无移位不松动，线圈不松动。
3	各部螺丝紧固，备帽齐全且不松动。
4	引线焊接头无过热，绝缘木夹件无裂纹无损坏，线圈油道无堵塞。
5	围屏无严重变形，围带无损坏，围屏搭接不小于50毫米。
6	铁芯表面清洁，无局部过热、无锈蚀、无损伤、不松动。
7	铁芯与夹件、穿芯螺丝、紧固带及对下节油箱的绝缘电阻用2500V摇表进行测量，不低于10兆欧。
8	接地片齐全完整、连接牢固，防松垫片完整。
9	铁芯片间绝缘应无变色、无脱落，必要时刷绝缘漆。
10	铁芯油道应畅通、无堵塞，各部螺丝应紧固。
11	分接开关接触面清洁无油垢、无烧损，接触压力充足，用0.5毫米塞尺检验应不能插入。
12	分接开关的静触柱两端的引线焊接牢固，无熔脱和过热现象。
13	分接开关绝缘操作杆及绝缘筒清洁无损伤，绝缘良好。
14	分接开关指示位置正确，内外相符，传动操作灵活。
15	分接开关检修后，护罩绝缘筒窗孔应转向封闭位置，变压器油箱外部清洁、不漏油，各部法兰螺丝紧固均匀。
16	变压器油箱及附件油漆无脱落、无锈蚀。
17	油枕内部清洁无锈蚀，胶囊密封良好。
18	变压器油枕没有渗漏现象，各部位堵板密封良好。
19	油标清洁透明畅通，并标有±35℃及15℃油位监视线，监视线清楚。
20	油循环管路连接严密，焊口、法兰及闸门不渗油。
21	呼吸器内的硅胶干燥合格，下部油封碗内油位正常，呼吸畅通。
22	瓦斯继电器安装方向正确，法兰、闸门及放气阀不渗油。
23	温度计座密封良好，温度指示正确，温度计的电接点整定正确，表计元件无损坏，表座注以变压器油。毛细管线不得弯曲过度，其最小弯曲半径不得小于50毫米，不得损坏。
24	变压器套管瓷套无破损，表面清洁，法兰无裂纹，没有渗漏油现象，油标指示正常，小套管无损坏和漏油现象，接地良好。
25	变压器升高座不漏油，表面清洁，电流互感器二次端子内部连接牢固，二次电缆整齐，标志清楚。
26	变压器整体试验合格。
27	变压器各套管相位色正确，本体漆面无脱落。
28	风冷器电源供电可靠，潜油泵和风扇电机保护齐全可靠。
29	路系统所有闸门指示正确，油流计指示正常。
30	变压器冷却系统的潜油泵和风扇电机运行正常。
31	瓷瓶、套管无损坏，无放电声，无渗漏油。
32	熔丝无熔断。
33	电容器无鼓肚现象。
34	油箱上示温蜡片及示温漆的温度情况。
35	接地线是否完好。
36	放电装置联结是否正常完好。
37	引线有无松动、断股、接点过热。
38	电压表、电流表完好指示正确。
39	模拟量测量精度合格标准。
40	各项试验合格。
41	备注：
专业负责人：			结论;			设备部负责人;				结论：

8.2 检修记录

检修内容及处理主要缺陷：

检修中遗留的问题：

参考文献

《标准化工作导则》 国标GB/T1.1-2000

《企业标准体系  管理标准和工作标准的构成和要求》国标GB/T15498-1995

《电力行业标准编制规则》 国标GB/T800-2001

《电力行业标准编写基本规定》 电力行业标准DL/T600-2001

《电力工业技术管理法规》

《中国电力投资公司发电设备检修管理规定》 2008年第号

《发电设备检修管理规定》 蒙东Cpimdny-06-01-2009-04

《电力设备预防性试验规程》 DL/T596—96  

《高压并联电容器装置设计规范》GB50227

《高电压试验技术》GB311.2～311.6-83

《并联电容器装置设计规范》GB50227

《高压输变电设备的绝缘配合使用导则》GB3ll.7

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