电力系统过电压及绝缘配合
DL_T6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL_T6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 6201997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》是中国电力行业的一项重要技术标准，旨在规范交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计，确保电力系统的安全、稳定运行。
一、过电压的类型及危害1.1 过电压的定义过电压是指在电力系统中，电压瞬间升高超过正常运行电压的现象。
根据其产生的原因和特性，过电压可分为内部过电压和外部过电压两大类。
1.2 内部过电压内部过电压是由系统内部操作或故障引起的，主要包括操作过电压和暂时过电压。
1.2.1 操作过电压操作过电压是由于开关操作、故障切除等引起的电压瞬变。
常见的操作过电压有：开断空载线路过电压合闸空载线路过电压切除空载变压器过电压1.2.2 暂时过电压暂时过电压是由于系统不对称故障或谐振引起的持续时间较长的过电压。
常见的暂时过电压有：单相接地故障引起的过电压谐振过电压1.3 外部过电压外部过电压主要由雷电引起，包括直击雷过电压和感应雷过电压。
1.3.1 直击雷过电压直击雷过电压是雷电直接击中电力设备或线路时产生的过电压。
1.3.2 感应雷过电压感应雷过电压是雷电放电时在附近线路或设备上感应产生的过电压。
1.4 过电压的危害过电压会对电力系统的设备和绝缘造成严重危害，主要包括：绝缘击穿设备损坏系统停电人身安全威胁二、过电压保护措施为了防止过电压对电力系统造成危害，DL/T 6201997标准提出了多种过电压保护措施。
2.1 防雷保护2.1.1 避雷针和避雷线避雷针和避雷线是防止直击雷过电压的主要措施。
避雷针通过引雷作用，将雷电引导至地面，保护设备和线路免受直击雷的侵害。
避雷线则广泛应用于输电线路，形成屏蔽效应，减少雷电直接击中线路的概率。
2.1.2 避雷器避雷器是限制过电压幅值的重要设备，通过非线性电阻特性，将过电压泄放到大地，保护系统绝缘。
常见的避雷器有：氧化锌避雷器碳化硅避雷器2.2 操作过电压保护2.2.1 合闸电阻在高压开关设备中加装合闸电阻，可以有效降低合闸空载线路时的过电压幅值。
电力系统过电压防护及绝缘配合之工频过电压
对中性点有效接地的110～220kV系统，X0为不大的 正值，其X0/X1≤3。单相接地故障时，健全相的工频 电压升高为0.8倍额定电压U。采用80％避雷器；
对
，输送距离较长，计及长线路的
电容效应时，线路末端工频电压升高可能超过系统最高
电压的80％。
。
当输电线路重负荷运行时，线路末端断路器突然跳闸甩掉负荷，造成工频电压 升高。影响工频电压升高的因素主要有：
过电压防护及绝缘配合 ——工频过电压
➢ 工频电压升高本身对正常绝缘的电气设备一般是没有危险的，但是在超高 压系统的绝缘配合中具有重要作用： ①其大小将直接影响操作过电压的幅值； ②其数值是决定避雷器额定电压的重要依据； ③持续时间长的工频电压升高仍可能危及设备的安全运行。 通常：
➢ 合闸后0.1s时间内出现的电压升高叫操作过电压； ➢ 0.1s~1s时间内，由于发电机自动电压调整器的惰性，发电机电势E′尚保持
抗X0则因不接地系统，X0取决于线路容抗，X0/X1∈(-
∞～-20)，为负值。单相接地时健全相的工频电压升高
可达1.1倍额定电压。采用110％避雷器；
对中性点经消弧线圈接地35～66kV系统，按补偿度可
以分为两种情况。欠补偿方式时，|X0/X1|→-∞；过补 偿方式时，|X0/X1|→+∞。单相接地故障时，健全相电
-6-
①断路器跳闸前输送负荷的大小；
②空载长线路的电容效应；
③发电机励磁系统及电压调节器的特性，原动机调速器及制动设备的惰性等。
发电机突然失去部分或全部负荷时，通过励磁绕组的磁通因磁链守恒原则而 不会突变，电源电势E' 维持原来的数值。原先负荷的电感电流对发电机主磁通的 去磁效应突然消失，而空载线路的电容电流对主磁通起助磁作用，使E'增大，要 等到自动电压调节器开始发挥作用时，才逐步下降。
10kv直流配电系统过电压与绝缘配合
10kv直流配电系统过电压与绝缘配合摘要：现阶段在我国配电网络建设过程中，直流配电网具有电能质量高、无需无功补偿等优良特质，同时由于直流配电网分布式能源接入的能力也促使其在发展过程中得到了社会各界的关注，而现阶段我国10KV直流配电系统运行过程中，出现了一些问题，影响了整体配电系统的正常运行，因此本文通过对过电压与绝缘配合技术的阐述，结合10KV直流配电系统实际运行情况，对系统中各设备绝缘水平及系统的安全性、技术性进行了简单的分析。
关键词：10KV直流配电系统；过电压；绝缘配合前言：某10KV直流配电网示范工程主要为两端电压供电结构，且整体系统为单机对称主接线方式，在系统两端，环流设备结构为MMC结构，而交流侧主要由10KV交流电网、联接变压器共同组成。
DC/AC换流器与交直流负荷、DC/DC换流器与交直流微网相互连接的形式形成了整体直流线路。
一、系统结构为了保证此10KV直流配电系统可以在单极接地故障出现后，可以维持一段时间的稳定状态，可利用交流侧连接变压器中性点经高阻接地方的措施，结合接地大电阻并联真空开关控制小电阻的应用，保证单极接地故障下整体直流配电系统具有一定的运行稳定。
在整体10KV直流配电网正常运行的过程中，可以采用2500Ω大电阻，促使直流配电网直流入地电流小于10A；而在整体10KV直流配电网出现单极故障时的情况下，可通过400Ω小电流的运行达到直流电压不平衡保护的目的，同时在故障电流达到50A后也可促使直流电网系统得到更加详细的故障位置信息，在达到差动保护故障定位需求后可进行小电阻的切除措施，从而维持整体系统平稳运行[1]。
二、10KV直流配电系统过电压技术及绝缘配合1、换流站交流侧工频过电压依据某直流工程规范的相关规定，换流站交流母线侧工频过电压应在5个周期以内，在此工程交流并联正常运行的情况下一般直流工程工频过电压控制措施可发挥良好的效用，但是当此工程换流站交流侧带直流系统孤岛运行时会在直流双极先后闭锁时出现暂时过电压，暂时过电压可高达1.57P.U.。
电气工程师-专业基础(供配电)-电气工程基础-4.9过电压及绝缘配合
电气工程师-专业基础（供配电）-电气工程基础-4.9过电压及绝缘配合[单选题]1.电力系统内部过电压不包括()。
[2018年真题]A.操作过电压B.谐振过电压C.雷电过电压D（江南博哥）.工频电压升高正确答案：C参考解析：电力系统过电压分为内部过电压和外部过电压（雷电过电压）。
内部过电压主要分两大类：①因操作或故障引起的暂态电压升高，称操作过电压。
②在暂态电压后出现的稳态性质的工频电压升高或谐振现象，称暂时过电压。
暂时过电压包括工频过电压和谐振过电压。
暂时过电压虽具有稳态性质，但只是短时存在或不允许其持久存在。
C项，雷电过电压属于外部过电压。
[单选题]2.避雷线架设原则正确的是()。
[2017年真题]A.330kV及以上架空线必须全线架设双避雷线进行保护B.110kV及以上架空线必须全线架设双避雷线进行保护C.35kV线路需要全线架设双避雷线进行保护D.220kV及以上架空线必须全线架设双避雷线进行保护正确答案：D参考解析：根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB/T50064—2014）第5.3.1条第2款规定，少雷区除外的其他地区的220kV～750kV线路应沿全线架设双地线。
110kV线路可沿全线架设地线，在山区和强雷区宜架设双地线。
在少雷区可不沿全线架设地线，但应装设自动重合闸装置。
35kV及以下线路不宜全线架设地线。
[单选题]3.下面操作会产生谐振过电压的是()。
[2017年真题]A.突然甩负荷B.切除空载线路C.切除接有电磁式电压互感器的线路D.切除有载变压器正确答案：C参考解析：谐振过电压主要由变压器励磁电感与对地电容或电磁式电压互感器过饱和等引起。
A属于工频过电压，B、D属于操作过电压，C属于谐振过电压。
[单选题]4.电磁式电压互感器引发铁磁谐振的原因是()。
[2016年真题]A.非线性元件B.热量小C.故障时间长D.电压高正确答案：A参考解析：铁磁谐振是由铁芯电感元件，如发电机、变压器、电压互感器、消弧线圈等，与电力系统的电容元件，如输电线路、电容补偿器等形成共谐条件，激发持续的铁磁谐振，使系统产生谐振过电压。
过电压及绝缘配合
1． 了解电力系统过电压的种类电力系统中的各种绝缘在运行过程中除了长期受到工作电压的作用外，还会受到各种比工作电压高得多的过电压的短时作用。
所谓“过电压”通常指电力系统中出现的对绝缘有危险的电压升高和电位差升高。
按照产生根源的不同，可将过电压作如下分类：⎪⎪⎪⎪⎪⎩⎪⎪⎪⎪⎪⎨⎧⎩⎨⎧⎪⎪⎪⎩⎪⎪⎪⎨⎧⎪⎪⎩⎪⎪⎨⎧⎪⎩⎪⎨⎧感应雷击过电压直接雷击过电压雷电过电压操作过电压参数谐振过电压铁磁谐振过电压线性谐振过电压谐振过电压工频电压升高暂时过电压内部过电压电力系统过电压 引起工频电压升高的原因有：空载长线的电容效应、不对称短路、甩负荷等。
当电路中的电感、电容和电阻元件都是线性参数（不随电流、电压而变化），且电网的电源频率接近回路的自振频率时，由于回路中的感抗和容抗相等或接近而相抵消，回路电流只受到电阻的限制而达到很大的数值，在电感元件和电容元件上产生远远超过电源电压的过电压，此过电压称为线性谐振过电压。
当电感元件带有铁芯时，一般会出现饱和现象，这时电感不再是常数，而是随着电流或磁通的变化而改变。
由于电感的非线性，回路可能有不只一种稳定工作状态。
在一定条件下，回路可能从非谐振工作状态变到谐振工作状态，发生相位反倾现象，产生铁磁谐振。
若系统中的某些元件（如发电机）的电感发生周期性的变化，再加上不利参数的配合，电网就有可能引发参数谐振。
操作过电压所指的操作并非狭义的开关倒闸操作，而应理解为“电网参数的突变”，引起操作过电压的原因主要有：切断空载线路、空载线路合闸、切断空载变压器、断续电弧接地等。
在220kV 以下的系统中，要把雷电过电压限制到比内部过电压还低的水平是不经济的，因此这些系统中电气设备的绝缘水平主要由雷电过电压所决定。
对于超高压系统，在现有防雷措施下，雷电过电压一般不如内部过电压危险性大，因此系统绝缘水平主要由内部过电压水平所决定。
在严重污秽地区的电网，设备的绝缘性能因污秽而大大降低，污闪事故在正常工作电压下时常发生，因此严重污秽地区的电网外绝缘水平主要由系统最大运行电压所决定。
DLT620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
地 注 1 高电阻接地的系统设计应符合 R0 XC0 的准则 以限制由于电弧接地故障产生的瞬 态过电压 一般采用接地故障电流小于 10A R0 是系统等值零序电阻 XC0 是系统每相的对 地分布容抗 2 低电阻接地的系统为获得快速选择性继电保护所需的足够电流 一般采用接地故障 电流为 100A 1000A 对于一般系统 限制瞬态过电压的准则是(R0 X0) 2 其中 X0 是系 统等值零序感抗 2.2 少雷区 less thunderstorm region 平均年雷暴日数不超过 15 的地区 2.3 中雷区 middle thunderstorm region 平均年雷暴日数超过 15 但不超过 40 的地区 2.4 多雷区 more thunderstorm region 平均年雷暴日数超过 40 但不超过 90 的地区 2.5 雷电活动特殊强烈地区 Thunderstorm activity special strong region 平均年雷暴日数超过 90 的地区及根据运行经验雷害特殊严重的地区 3 系统接地方式和运行中出现的各种电压 3.1 系统接地方式 3.1.1 110kV 500kV 系统应该采用有效接地方式 即系统在各种条件下应该使零序与正序 电抗之比(X0/X1)为正值并且不大于 3 而其零序电阻与正序电抗之比(R0/X1)为正值并且不大 于1 110kV 及 220kV 系统中变压器中性点直接或经低阻抗接地 部分变压器中性点也可不 接地 330kV 及 500kV 系统中不允许变压器中性点不接地运行 3.1.2 3kV 10kV 不直接连接发电机的系统和 35kV 66kV 系统 当单相接地故障电容电 流不超过下列数值时 应采用不接地方式 当超过下列数值又需在接地故障条件下运行时 应采用消弧线圈接地方式 a)3kV 10kV 钢筋混凝土或金属杆塔的架空线路构成的系统和所有 35kV 66kV 系统 10A b)3kV 10kV 非钢筋混凝土或非金属杆塔的架空线路构成的系统 当电压为 1)3kV 和 6kV 时 30A 2)10kV 时 20A c)3kV 10kV 电缆线路构成的系统 30A 3.1.3 3kV 20kV 具有发电机的系统 发电机内部发生单相接地故障不要求瞬时切机时 如单相接地故障电容电流不大于表 1 所示允许值时 应采用不接地方式 大 DL/T 620 1997 于该允许值时 应采用消弧线圈接地方式 且故障点残余电流也不得大于该允许值 消弧线 圈可装在厂用变压器中性点上 也可装在发电机中性点上 表 1 发电机接地故障电流允许值 发电机额定 发电机额定容 电流允许 发电机额定电 发电机额定容 电流允许 电压 量 值 压 量 值 kV MW A kV MW A 6.3 4 2 50 13.8 15.75 125 200 10.5 3 1 50 100 18 20 300 注 对额定电压为 13.8kV 15.75kV 的氢冷发电机为 2.5A
直流电气装置的过电压保护和绝缘配合
直流电气装置的过电压保护和绝缘配合简介本文档将探讨直流电气装置的过电压保护和绝缘配合。
我们将讨论直流电气装置中的过电压问题，并提供一些解决方案，以保护设备免受过电压的损害。
同时，我们还将讨论绝缘的作用以及绝缘配合在直流电气装置中的重要性。
过电压的问题直流电气装置在运行过程中时常会遇到过电压问题。
过电压可能由许多因素引起，如雷击、电力系统的故障、设备内部故障等。
过电压可能对设备和系统造成破坏，甚至引发火灾和人身伤害。
为了保护直流电气装置免受过电压的影响，我们需要采取一些过电压保护措施。
常见的过电压保护措施包括使用过电压保护器、避雷针和绝缘配合。
过电压保护措施过电压保护器是一种用于保护电气设备的装置，它能够检测并限制过电压的出现。
过电压保护器可以快速反应，并通过将过电压引流到地或通过其他方式将其限制在可接受范围内来保护设备。
避雷针是另一种过电压保护设备，它能够吸收和放散雷击引起的过电压。
在直流电气装置中安装避雷针可以有效保护设备免受雷击引起的过电压损害。
此外，绝缘也是过电压保护的重要手段之一。
良好的绝缘能够阻止过电压通过设备和系统，保护设备免受过电压的侵害。
绝缘可以通过使用绝缘材料、绝缘包围等方式实现。
绝缘配合的重要性绝缘配合在直流电气装置中起着重要的作用。
绝缘配合是指使用多层绝缘材料或绝缘包围来增强设备的绝缘性能。
通过采用绝缘配合技术，我们可以进一步提高设备的绝缘能力，减少过电压对设备的影响。
绝缘配合还可以降低设备发生故障的概率，并提高设备的可靠性和安全性。
通过正确选择和应用绝缘材料，并采取正确的绝缘配合措施，我们可以确保直流电气装置在正常工作条件下保持良好的绝缘性能。
结论过电压保护和绝缘配合是直流电气装置中的重要问题。
通过采取适当的过电压保护措施，如使用过电压保护器和避雷针，并结合绝缘配合技术，我们可以保护直流电气装置免受过电压的影响，提高设备的可靠性和安全性。
DL-T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
中华人民共和国电力行业标准交流电气装置的过电压保护和绝缘配合Overvoltage protection and insulation coordination forAC electrical installationsDL/T620—1997中华人民共和国电力工业部1997-04-21批准1997-10-01实施前言本标准是根据原水利电力部1979年1月颁发的SDJ7—79《电力设备过电压保护设计技术规程》和1984年3月颁发的SD119—84《500kV电网过电压保护绝缘配合与电气设备接地暂行技术标准》，经合并、修订之后提出的。
本标准较修订前的两个标准有如下重要技术内容的改变：1)增补了电力系统电阻接地方式，修订了不接地系统接地故障电流的阈值；2)对暂时过电压和操作过电压保护，补充了有效接地系统偶然失地保护和并联补偿电容器组、电动机操作过电压保护及隔离开关操作引起的特快暂态过电压保护等内容，对330kV 系统提出新的操作过电压水平要求，修订了限制500kV合闸和重合闸过电压的原则和措施等；3)增加了金属氧化物避雷器参数选择的要求；4)增加了变电所内金属氧化物避雷器最大保护距离和SF6GIS变电所的防雷保护方式的内容；5)充实并完善了3kV～500kV交流电气装置绝缘配合的原则和方法，给出架空线路、变电所绝缘子串、空气间隙和电气设备绝缘水平的推荐值。
本标准发布后，SDJ7—79即行废止；SD119—84除第六章500kV电网电气设备接地外也予以废止。
本标准的附录A、附录B和附录C是标准的附录，附录D、附录E和附录F是提示的附录。
本标准由电力工业部科学技术司提出。
本标准由电力工业部绝缘配合标准化技术委员会归口。
本标准起草单位：电力工业部电力科学研究院高压研究所。
本标准起草人：杜澍春、陈维江。
本标准委托电力工业部电力科学研究院高压研究所负责解释。
1范围本标准规定了标称电压为3kV～500kV交流系统中电气装置过电压保护的方法和要求；提供了相对地、相间绝缘耐受电压或平均(50%)放电电压的选择程序，并给出了电气设备通常选用的耐受电压和架空送电线路与高压配电装置的绝缘子、空气间隙的推荐值。
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电力系统过电压及绝缘配合方面存在的10个误导中国电力科学研究许颖近几年，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（图1）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I n等级不同，试验要求不同[见IEC99-4（1991）表1和GB11032-2000表13]。
I n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U n=3～66kV侧WGMOAR的I n，按GB11032-2000§3.2表1中规定，I n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U n= 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I n = 5kA的WGMOA？电力变压器线圈各侧用的WGMOA的I n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（U n = 110kV及以上）耐雷指标高，二次侧（U n = 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（U n = 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（U n = 3～66kV）线圈损坏修理更困难些。
有人可能会认为，流过U n= 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I n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I n等级WGMOA，实际是加强电力变压器防雷保护可靠性。
选用较高I n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U n = 3～66kV的I n = 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I n等级的。
西方制造企业WGMOA型录中明确说明：电站型WGMOA，I n为10kA和20kA两个等级；I n = 10kA的U r为3-366kV；I n = 20kA的U r为3-800kV；配电型WGMOA的I n才为5kA。
用户按需要选择。
据悉，国内一些企业出口的U n = 3～66kV的WGMOA的I n，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I n = 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I n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I n = 5kA的WGMOA，根据何在？国际标准和国外型录中规定系列I n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I n，一律为5kA；电动机用WGMOA的I n，一律为2.5kA。
正如前面说过的，WGMOA的I n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：I n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I n定为3kA，到了60年代初已将I n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，I n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I n = 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：I n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I n= 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I n = 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I n定位过低所致。
国外，电机型WGMOA的I n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U r等级分类，表1中对低压（0.28≤U r≤0.5Kv）WGMOA的I n= 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U c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（U c）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（U c）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“。