智能电网：电力系统过电压及绝缘配合方面存在的10个误导

近几年，阅读到文刊上关于电力系统过电压及其绝缘配合方面的文章，我认为其中有一些容易引起人们的误导，综合起来有10个问题，现提出来讨论。

1. 误导一：把人工冲击电流波形命名自然雷电流标准波形

自然雷电流波形，世界各国实测得的对地放电雷电流波形基本一致，多数是单极性重复脉冲波，少数为较小的负过冲，一次放电过程常常包含多次先导至主放电的过程(分别为第一脉冲和随后脉冲)和后续电流，放电脉冲数目平均为2-3个，最多记录到42个。第一脉冲波前最大陡度达50kA/μs，平均陡度为32kA/μs，幅值可达200kA以上;第二脉冲波前陡度比第一脉冲大，可达100kA/μs以上，幅值比第一脉冲低，波尾都在100μs以上，也就是说，一次雷击中是一连串的波长100μs以上脉冲波。见图1。

在一些标准中或一些文献上，检验(计算)物体(如杆塔、引流线)上的压降，采用陡波前(波尾不规定)或1/4μs、1/10μs、2.6/50μs冲击电流波形：检验防雷保护器(如金属氧化物非线性电阻片，以下简称MOR)上残压，采用陡波(波前时间1μs)冲击电流和8/20μs标称冲击电流;检验MOR通过雷电流能量能力，采用18/40μs，10/350μs，100/200μs冲击电流;验算变电所防雷保护可靠性时，传统采用雷击点反击导线上冲击波为直角波(波尾很长)的方法，这样做，达到了主要目的，是可以接受的。但这些人工冲击电流波形，都不是自然雷电流标准波形，与自然雷电流波形相差甚远。

有人仅从“雷电流标准波形”名词出发，使用很不当。例如，在验算变电所防雷保护可靠性时，采用1/10μs或2.6/50μs波形，特别是波尾太短，这与传统使用斜角波前无穷长波尾，验算结果相差甚远。又如，对MOR考核能量能力，有的仅用一次或两次的1/4μs或4/10μs冲击流，这与20次的18/40μs、10/350μs、100/200μs冲击电流效应相差甚远，偏低。

因此，人工冲击电流不能命名自然雷电流标准波形。

2. 误导二：按电压等级对交流无间隙金属氧化物避雷器(简称WGMOA)分类

GB11032-2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》§3.2避雷器分类，见表1(注：未全引，仅引有异议的)。

表1 避雷器分类

GB11032-2000打着等效IEC-60099-4(1991)的旗号，实际不等效。GB11032-2000声称“避雷器按其标称放电电流分类”，实质是按其电压等级分类。按电压等级分类严重误导WGMOA的应用选择。若发生事故，将严重影响电力系统安全运行。

表1中In等级不同，试验要求不同[见IEC99-4(1991)表1和GB11032-2000表13]。In实质上是代表WGMOA的本身安全运行指标高低和保护性能好坏。下面就表1中分类的“电站用、并联补偿电容器用、发电机用、电动机用以及低压用的WGMOA分类”等造成的误导弊病分别叙述。

2.1 电站用WGMOA

用于保护电力变压器线圈Un=3～66kV侧WGMOAR的In，按GB11032-2000§3.2表1中规定，In一律只能选5kA，不论其容量大小、重要性如何?事实上，电力变压器线圈侧Un = 3～66kV 侧，容量大小和重要性相差很大，有的是几个kVA，有的是几十万kVA，怎么能一律用In = 5kA的WGMOA?

电力变压器线圈各侧用的WGMOA的In等级不同，实质上是各侧耐雷指标不同。各侧耐雷指标不相配合，一次侧(Un = 110kV及以上)耐雷指标高，二次侧(Un = 3～66kV)耐雷指标低，因此电力变压器防雷薄弱环节在二次侧是显而易见的，1990～1999年110kV及以上全国在役变压器类设备(未包括农口管理的)运行情况及事故统计分析完全证实，均发生在电力变压器二次侧(Un = 3～66kA)被雷击损坏[13][14]。

电力变压器不论一次侧，还是二次侧，线圈损坏，后果都是一样的，变压器要停运修理。事实上，电力变压器二次侧(Un = 3～66kV)线圈损坏修理更困难些。

有人可能会认为，流过Un = 3～66kV的WGMOA的雷电流要小，这是误解。CIGRE.WG33-01的1958年报告就指出：“通过阀式避雷器最大的雷电流是发生在中压等级及以下者”。

选择保护电力变压器用WGMOA的In等级大小，实质是反映电力变压器耐雷指标高低，即防雷保护风险程度。选用较高In等级WGMOA，实际是加强电力变压器防雷保护可靠性。选用较高In等级WGMOA会增加造价，但相对于大型电力变压器造价来说影响是很小的。

制造Un = 3～66kV的In = 10kA和20kA等级的WGMOA，在技术上是毫无困难的。

国外用于保护电力变压器WGMOA各侧均选用相同In等级的。西方制造企业WGMOA型录中明确说明：电站型WGMOA，In为10kA和20kA两个等级;In = 10kA的Ur为3-366kV;In = 20kA的Ur为3-800kV;配电型WGMOA的In才为5kA。用户按需要选择。

据悉，国内一些企业出口的Un = 3～66kV的WGMOA的In，有10kA…不同等级，任用户选择。真怪，为什么国内用户，GB11032-2000规定只能用In = 5kA等级标准套在中国电力系统的电站型WGMOA上?

2.2 并联补偿电容器用WGMOA

并联补偿电容器用WGMOA的In等级，实质是WGMOA保护性能优劣和允许吸收能量大小(使用寿命长短——安全运行可靠性高低)。并联补偿电容器切合操作过程中，在WGMOA中产生的能量是随切合操作时用的断路器发生一相重击穿还是两相重击穿、击穿次数、电力系统中性点接地方式的不同、并联补偿电容器组容量的大小、WGMOA布置不同(相对地、相间和相对中性点等)、并联补偿电容器组允许过电压水平的不同而相差很大，怎么不分这些差异?而GB11032-2000§3.2表1中规定，一律用In = 5kA的WGMOA，根据何在?国际标准和国外型录中规定系列In 等级，让使用者选择。1995年CIGRE.WG33-11制定的《并联电容器组的避雷器(WGMOA)选择导则》，对上述影响因数和应用选择的区别，进行了详细分析计算，内容清晰系统，这里不重复[1]。

2.3 发电机用和电动用WGMOA(以下统称电机型WGMOA)

在电力行标DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》§9中，将发电机、同步调相机、变频机和电动机统称旋转电机。从绝缘结构看它们是同类的。DL/T620-1997对它们的防雷保护是按其重要性和容量大小分别来处理的。

DL/T620-1997允许的直配旋转电机的重要性和容量差别是很大的，大的发电机和电动机为60000kW，小的只有几个kW。旋转电机绝缘遭受雷电波击穿时，可能产生强烈的工频短路，烧坏铁芯，修理困难，花费时间较长。因此，对直配旋转电机防雷保护，要求可靠性较高。

而GB11032-2000规定：发电机用WGMOA的In，一律为5kA;电动机用WGMOA的In，一律为2.5kA。正如前面说过的，WGMOA的In等级，实质是代表WGMOA的保护性能好坏和WGMOA本身安全运行指标高低两方面：

(1)在防雷保护性能方面：In值的大小决定着旋转电机防雷保护水平、耐雷指标高低、旋转电机安全运行可靠性高低问题。我国在20世纪50年代初，电机型避雷器的In定为3kA，到了60年代初已将In提高到5kA。到了90年代，我国WBMOA“可以和进口产品比高低”[2]完全可以与国际上电机型WGMOA一样，In提高到10kA[3]。为何GB11032-2000反而倒退了(表1)?实际上，中国已有不少制造厂，在技术上完全可以生产出电机型WGMOA的In = 10kA产品。价格虽然贵一些，相对大电机而言，是微乎其微的。

(2)在WGMOA本身安全运行方面：In 值的大小决定WGMOA用什么试验方法和参数来做型式试验。例如，GB11032-2000规定：对电动机用WGMOA的In = 2.5kA 等级，采用方波冲击200A，4/10μs大电流冲击25kA，大电流压力释放800A;对发电机用WGMOA的In = 5kA等级，采用方波冲击电流400A，4/10μs大电流冲击(40)65kA，大电流压力释放10kA，小电流800A。这些所用的验证参数对大容量旋转电机用WGMOA是过分偏低的，这是因为In定位过低所致。国外，电机型WGMOA的In定位10kA[3]。也就是说，电机型WGMOA的型式试验方法和参数，定位是很高的。我国过去对电机型避雷器的本身安全运行，可靠性定位是当时最高的。

2.4 低压用WGMOA

因GB11032对WGMOA按Ur 等级分类，表1中对低压(0.28≤Ur ≤0.5Kv)WGMOA的In = 1.5kA，定位太低，远低于IEC1312-3(1996)规定的信息系统供电电源用过电压保护器(IEC1312-3叫做SPD0的要求，因此，低压用WGMOA这一广阔市场几乎让位于进口SPD产品。

3 误导三：把MOR加速老试验当作MOR寿命试验

在20世纪70～80所代，曾有人对MOR按115±4℃1000h在施加电压Uc的加速老化试验结果，推算WGMOA等价于在40℃以下运行寿命达百年或以上。运行经验证明，投运时间不长的， MOR因出现劣化，屡发生WGMOA过快淘汰的现象。实践也证明，《标准》规定的“加速老化试验”不是WGMOA寿命试验。IEC99-4(1991)特别指出：MOR老化寿命“仍在研究中”。西方一些国家标准中亦指出：“利用(型式或出厂)试验结果来判断WGMOA在电力系统上长年使用的老化，通常是困难的，还需今后研究一种切实有效的试验方法”。

按加速老化试验结果推算WGMOA等价于在40℃以下运行寿命可达百年或以上的结论，早已被推翻。时至今日，在解释GB11032-2000修正稿时还宣称：“(WGMOA)能耐受(加速老化)试验1000h，避雷器则能在持续运行电压(Uc)下运行100年”[4]。不知主持修正稿人新近做了哪些科学试验，还是企图误导……。若不是有意误导，有科学试验依据，能否承诺您们生产的WGMOA在25年(100年的四分之一，应该不是苛刻的)内因自身老化损坏实行免费包换?

WGMOA在使用寿命期间(数十年)能承受持续运行电压(Uc)是当今一个还没有解决的试验技术难题。那种认为现行加速老化试验方法已解决了这个问题的观念是不正确的。IEC99-49(1991)§7.5.2中明确指出：“本(加速老化)试验程序是为了确定动作负载试验中所使用的U CT 及U r电压值而设计的“。并特别说明：“此条是临时性的，因金属氧化物电阻片(MOR)的老化仍在研究中”。

WGMOA动作负责载试验本应在老化试品上进行。在未老化MOR上进行动作负载试验，必须加一个考虑了老化影响的足够程度的系数，用于老化试验之后增高功率损耗的补偿，这就是IEC99-4(1991)设计老化试验的由来。现在看来，由现行加速老化试验方法决定的补偿系数还不足够。文[5]建议WGMOA应在运行电压下进行长期(数千小时上)的实测观察研究。

此外，在生产企业，由例行进行加速老化试验来验证每批MOR的稳定性是必不可少的。

4 误导四：把SicA动作负载当作WGMOA动作负载

避雷器动作负载试验，原是为有串联间隙避雷器设计的，是模拟连接在交流电力系统上的避雷器在过电压下，击穿间隙时的放电电流通过后间隙绝缘恢复、截断工频续流又隔离电网电压恢复正常这一连串动作状态而进行的试验。中国和前苏联过去称之为续流试验(又称灭弧试验)。西方国家称之为动作负载试验。串联间隙设计，只限制雷电过电压，不承担限制操作过电压者，规定用雷电(短波的大电流)冲击动作负载试验验证。

WGMOA，只要有过电压(不论是雷电的还是操作的)，就导通(动作)，其电流是流过雷电负载或操作负载或这两种负载电流的叠加。WGMOA的MOR并在热状态下叠加这些负载。这时实际变成了在注入动作负载时的热稳定。这与SicA动作负载完全不同，怎么能将SicA动作负载试验照搬到MGMOA?

GB11032-2000§6.12 规定：Ur = 90kV 以下的WGMOA，用雷电(大电流)冲击试验验证。这是完全不对的。

或许有人会说，这规定是照抄IEC99-4(1991)，可是IEC99-4(1991)从未规定Ur = 90kV 以下的WGMOA用雷电(大电流)冲击动作负载试验验证。

或许有人会说，Ur = 90kV 以下的WGMOA不重要，是这样吗?不是的。Ur = 90kV 以下的WGMOA，有的用于保护容量几十万kVA的电力变压器(Un = 3～66kV)线圈侧，相当重要。

Ur = 90kV 以下的WGMOA不流过操作过电压负载吗?答案是否定的。用试验验证WGMOA耐受能力，就应尽量用电流冲击持续时间和幅值产生的实际应力。试验表明，能量能力的统计，雷电冲击的能量应力要比操作冲击低。有人会说，施加大电流冲击(4/10μs)就是从能量考虑的。是的，但其波长和幅值值都不能代表实际应力。还有，冲击次数只有2次，这就产生疑问，WGMOA能否多次冲击?

综上所述，GB11032-2000规定Ur = 90kV 以下的WGMOA用雷电(大电流)冲击动作负载试验验证，不符合WGMOA运行实际情况，试验时注入能量偏小，是当前Ur = 90kV 以下的WGMOA损坏多、寿命短的主要原因之一。Ur = 90kV 以下的WGMOA，同样应该用操作(长持续时间)冲击动作负载试验验证。此外，操作冲击动作负载试验中预备试验应该用100/200μs替代8/10μs。

还有一个对WGMOA吸收能量能力的认识问题。有人以为，只要WGMOA限制过电压一次吸收能量不超过试验验证时注入值，就认为WGMOA没有能量能力问题，好像与WGMOA限压次数无关。事实上不是这样的。这是IEC99-4(1991)的一个缺点，CIGRE，WG33-11的1999年报告[6]批评：“IEC99-4(1991)缺乏试验程序对WGMOA正确选择指导关系和保护运行中可接受的很低的故障率。”前苏联文献早就阐述了这个问题，认为验证试验中注入的能量值是“原始通流容量储备”，WGMOA每限压一次就从这“储备”中消耗一些，“储备”被消耗光了，就认为WGMOA使用寿命到了，不能再用WGMOA限压。近年西方一些试验也得出了类似看法。文[7]用工频60Hz电流0.8A(峰值)至600A(峰值)、冲击电流从4kA至35kA对三个制造厂生产的大量MOR试品进行试验，每种电流施加到直至破坏时为止，得到通过MOR电流平均值对数与破坏时间平均值对数之间的线性关系，即logI = -logt + 常数，并认为，这对决定能量吸收能力和避雷器应用中的安全裕度将是很有用的工具。

5 误导五：WGMOA至被保护物之间允许最大距离按电压等级“一刀切”

对电力变压器(即变电所)防雷保护，应根据容量和重要性不同来配备防雷保护措施，使一次侧(110kV以上)和二次侧(66kV及以下)耐雷可靠性一致。

首先，一、二次侧WGMOA的In应相同，均应有很好的进线保护段。

其次，WGMOA至被保护物(如电力变压器)之间允许最大距离决定于沿架空输电线路导线上侵入到变电所雷电波陡度和幅值。但影响侵入到变电所雷电波陡度和幅值的因素很多，如直击雷电参数(幅值、陡度和波长时间等)、进线段参数(避雷线根数和布置位置、杆塔高度和杆塔波阻、接地冲击时间等)和雷击点位置(雷击点至WGMOA距离等)。由此可见，侵入变电所雷电波陡度和幅值是随机变量，非固定值，是概率分布。选用多大侵入波陡度和幅值实际是反映被保护物(如电力变压器)耐雷可靠性程度高低。因此，视被保护物(如电力变压器)的技术经济重要性的不同，分别选用不同的侵入变电所雷电波陡度和幅值。那种同一级电压等级，不管重要性(容量大小、事故影响程度)差异，采取“一刀切”，选用同一陡度和幅值是不对的。

根据我国运行经验，参考西方规定，对110kV及以上变电所，建议分为五个等级;450/μs、900/μs、1200/μs、1500/μs、2000/μs。

6 误导六：发变电所接地网的接地工频电阻值(R)要求小于或等于0.5Ω

有的人受旧标准影响，盲目地追求发变电所接地网的接地工频电阻(R)要求小于或等于0.5Ω，不惜花巨资(有的一个发变电所花200～300万元)应用降阻剂或应用灌注深井接地极来处理，忘却了发变电所接地的根本目的。

发变电所接地目的有四个：

① 降低对人身电击(含接触电位差和跨步电位差)危害;

② 降低对低电压设备(含计算机、通信设备、控制系统等的信息系统)的反击和对信息系统的干扰;

③ 提供足够的承载接地故障电流能力(含过流保护系统允许接地故障电流的幅值和持续时间);

④ 提供接地故障电流低阻抗返回通路，以保证过流保护系统及时动作的需要。

在1953年以前，当时电力系统容量不大，因而规定“大接地短路电流(大于500A)(即中性点直接接大地和经低阻抗接大地的电力系统)的电压1000伏以上的电气装置的接地工频电阻应不大于0.5Ω。”

随着电力系统容量不断增加，如今接地故障电流大大超过1953年前的情况，尤以包括计算机、通信设备、控制系统等的信息系统应用日益扩大，信息系统能承受的电压是很低的，远低于允许的接触电位差和跨步电位差，靠接地电阻不大于0.5Ω是满足不了要求的。

当然，在高土壤电阻率地区，做到接地网的接地工频电阻值不大于0.5Ω是极不容易的，即使做到了0.5Ω也不满足要求，这就迫使人们另辟途径，以达到满足上述四个目的要求的技术经济最佳的措施。

发变电所电气装置接地，按其作用不同分为工作接地、保护接地、防雷接地和防静电接地四种。对此，曾发生过争议，这四种接地是采用一些独立接地装置还是采用共同接地网?虽然已往采用独立接地的实践消除了连续低频杂音，但在雷电情况下信息系统遭到重大灾难性损坏，现在国内外共识是采用共用接地网。

为达到前述四条接地目的，国内外实践证明，行之有效的措施是：

① 采用浅埋水平均压接地网。这是降低接触电位差和跨步电位差的有效措施，均压接地网最好敷到围栏或围墙。对围栏内人员经常行走的路面采用沥青地面或砾石地面。防止人员接触围栏产生电击，可在围栏外侧铺设砾石地面。

② 以防接地网高电位引向发变电所外，或将低电位引向发变电所内的设备，采取隔离措施。

③ 等电位连接。尤应注意信息系统接地的等电位连接。

④ 采用引外接地极或深井接地极达到提供接地故障电流低阻抗返回通路，保证过流保护系统及时动作。

引外接地极可敷设在离发变电所几公里的低电阻率的土壤里，还可与进出线路避雷线连接。

井式接地极可埋在地下较深处的土壤电阻较低处。

⑤ 所有接地极及连接线均应有足够载流能力，以保证电气装置可靠的接地。近年发生多起因接地引流线损坏烧毁电力设备事故。

采用了这些措施，达到了前述四条接地目的，从理论上说，就可不管接地工频电阻值多少。电力行业标准DL/T621-1997《交流电气装置的接地》中§5.1.1第2款已扩大为5Ω。有的规范已扩大到10Ω。

7 误导七：避雷针(线)保护范围的“绝对化”

由于要求的避雷针(线)保护范围空间内被保护物允许遭受雷击概率不同，所以在不同标准(规程、规范等)中规定有所不同，这是正确的。

不知何故?有文评论，这对那错，妄图制造混乱。

避雷针(线)的防雷保护作用，在于它比被保护物高，能把附近雷电从被保护物上方引向自身并安全泄入大地。因此，避雷针(线)的引雷和安全泄入大地是至关重要的。

避雷针(线)的引雷(拦载)作用，也即对被保护物的保护作用(保护范围)，与雷电极性、雷电通道电荷分布、空间电荷分布、先导头部电位、放电定位高度、避雷针(线)数量和高度、被保护物高度、这些相互之间位置以及当时大气条件、地理条件等因素有关。现在对这些因素，有的还未掌握到定量数据。所以确定保护范围采用方法正确性不可能严格证明。一般地是理论分析、实验室模型研究、长期多年实际运行经验证明三者结合，才能作为正式推荐使用。

保护范围是指被保护物在此空间内遭受雷击概率(绕击率)在可接受值之内。例如，电力行标DL/T620-1997规定的避雷针保护范围内绕击率预计为0.1%[8]，保护范围可靠性为0.999。统计了我国4272变电所年的运行经验绕击率为0.07%[9]。表明低于预计的0.1%，是可接受的，没有必要改变，否则造成混乱和浪费。变电所现行直击雷防护可靠性，比沿架空输电线路导线上侵入到变电所雷电波防护高很多。

文刊介绍的确定避雷针(线)保护范围的方法如电气几何击距法(EGM)、修正EGM先导传播模型(LPM)、滚球法、抛球法等，这些方法是有益尝试。这些方法中有很多假设，缺乏实际依据，例如，至今人们还不知道击距或球半径30-60m长空气间隙放电电压真值，有的按3kV/cm，或5kV/cm，或10kV/cm推算。

从定性上说，不同击距或球半径，也是不同允许的绕击率(图2)[8]。

事实上，当今世界上，标准上推荐的避雷针(线)保护范围都是经验公式[17]。

8 误导八：消弧线圈“消除弧光接地过电压”

消弧线圈自动跟踪补偿或消弧线圈自动调谐问世后，使消弧线圈上了一个台阶。但有的文刊，对其功能不是实事求是，而是无限夸大，例如，能“消除弧光接地过电压”等就是误导。

“自动跟踪补偿”或“自动调谐”均是指在工频状态下的。而在间歇性电弧接地时刻，过渡过程通过接地故障点的电容电流分量和电感电流分量(在有消弧线圈时)均是高频的。这两者的频率特性相差悬殊，故两者是不可能相互补偿(调谐)的。在工频状态下关于残流失谐度和合谐度等概念，在分析间歇性电弧接地时刻，过流过程通过接地故障点的电流均是不适用的。

在中性点不接地(绝缘)系统和消弧线圈接地系统，第一次接地时刻，实测和计算得到的接地过渡过程阶段的高频振荡电流脉冲峰值达数百安培之多[10、11]。如重燃则电流脉冲峰值将更大，有的网络计算达600A到1000A。时间虽然短，但电弧危害很大[10、11]。

实测中性点不接地(绝缘)和消弧线圈接地系统中的单相间歇性电弧接地时产生的过电压，一般达3～4p.u。为了从物理概念上定性说明，先后有四种假设，每种假说均是在前人基础上依据新的科学试验成果建立的[12]。

试验证明，消弧线圈功能是降低单相接地时发生间歇性电弧熄灭、重燃的多次重复过程建弧概率，简称降低建弧率。前苏联Α.И.多尔根诺夫教授1958～1959处《过电压及其保护》下册中指出：“试验证明，中性点消弧线圈接地系统中，发生在健康相(即非故障相)上的过电压倍数的最大值仍与中性点不接地系统时的一样，不过其出现的概率更小而已”，同时指出：“从一方面讲消弧线圈减少了重燃次数可能降低过电压，另一方面讲，消弧线圈减少了故障点流过的电流可能使电弧不稳定燃烧(间歇性电弧);消弧线圈降低了故障相恢复电压的速度，易于使故障相的重燃是在对地电位最大时发生，这又使过电压的数值增加”。

总之，消弧线圈能“消除弧光接地过电压”是误导。但弧光接地过电压对正常标准绝缘(非弱绝缘)是无危险的。以往的研究工作对接地电流重视不够需加强。

消除弧光接地等过电压，行之有效的措施是中性点经电阻器接地方式。文[16]介绍了日本20kV电网中性点经40(60)Ω+460(690)Ω电阻器接地，0.7s短接460(690)Ω电阻器，达到迅速准确切除故障线路。

9 误导九：把绝缘配合中的“间隔系数”当作“安全系数”或“裕度系数”

对220kV及以下电力系统的绝缘配合，常用确定性方法(曾称惯用法)，即

UW ≥KCUex (1)

式中：UW 为绝缘水平(或可耐受电压);Uex为过电压值(或WGMOA的残压);KC ，我国曾称之为配合系数，IEC规定现称为间隔系数，是与代表性过电压值相乘以求得配合耐受电压系数。

现有些文刊宣称KC为“安全系数”或“裕度系数”。这是误导，给人一种假象，好似按式(1)求取的UW值是不可能发生过电压值或WGMOA残压值对绝缘的损坏。事实上不是这样的。

KC是弥补很多需要考虑的影响因素的系数;如，(ⅰ)流经WGMOA电流的幅值和陡度高于试验值;(ⅱ)WGMOA的MOR老化使残压升高;(ⅲ)WGMOA的内部电感及接地引流线电感及接地引流线电感的压降叠加在残压上;(ⅳ)WGMOA至被保护物之间距离;(ⅴ)绝缘老化耐压下降;(ⅵ)运行工频电压叠加在残压上;(ⅶ)WGMOA残压波形[13]与被保护物绝缘耐受试验电压波形不同引起的差值，等等。所以，各个国家KC选值是不同的，一般在1.2至1.6之间。各个国家，同级电压的电网，选择绝缘水平不相同。这是由于不同的电网结构产生的过电压不同，发生事故后果不同所致。IEC71-1(1993)规定，同一级Um电网，对应着好几个等级绝缘水平，让使用者自己根据具体情况来挑选。那种不管电网具体情况，硬性规定同一级Um电网给一种绝缘水平是不符合绝缘配合原则的。

10 误导十：把“绝缘试验电压值”完全等同“绝缘水平”

由于这个误导，在实际工作中，有人遇到经绝缘耐压试验后的电力设备，绝缘发生事故或有避雷器保护的较大空气间隙放电后，就觉得不好理解。

事实上，绝缘水平是指绝缘耐受各种作用电压的总称。绝缘试验是指在规定试验条件下检验绝缘强度的各种电压试验的总称。绝缘水平和绝缘试验是两个独立概念。但表征绝缘水平是用绝缘试验电压值，因而关系又很密切。故常在文刊上出现误把“绝缘试验电压值”完全等同“绝缘水平”。

众所周知，在一定试验条件下，有限试品上施加少量有限次数的试验电压，由数理统计知识可知，这样得出的绝缘耐受电压值，只能说是“绝缘试验标准规定值”，不是产品的绝缘耐受电压“真值”。凡是抽样(试品)很少的产品，施加电压试验次数又少的电力设备，均不是“真值”。

绝级水平这个概念，一般地说，是根据现行绝缘配合的计算方法，在采用过电压保护措施下，随机的电压下发生的故障率限制在运行能够接受的范围内。

试验的目的，耐受标准规定试验电压值是保证绝缘在运行寿命期内(25年以上)能够耐受长期运行电压和随机过电压下要求的绝缘水平。研究表明，随着不同的试品、不同的抽样方法、不同的试验方法(含施压次数的不同)，可获得不同的绝缘耐受电压值，因此，试品的选取和试验方法是当前世界上重点研究课题，如何做到绝缘试验“标准规定值”更接近绝缘水平要求耐受电压的“真值”。一般地说，不同的被试品和不同的试验方法(含不同的试验条件和施压次数，等等)，就应相应地要求不同的试验电压值，才能使产品达到绝缘水平要求耐受电压“真值”。

总之，绝缘强度不是一个“固定值”，而是一个随机变量，即在某一定电压下有一个相应的绝缘击穿概率。

此外，实际运行中电气设备是承受着多应力(电压、太阳、辐射、机械负载、温度变化、湿度、污染……等)综合作用累积效应。现行规定是用少数项组合多应力试验结果来评价，与实际存在差异。对某些绝缘材料(如合成材料)会产生误导，一些国家正在致力研究开发新的绝缘试验方法

更多好文：21ic智能电网