配网防雷整定调研报告.docx

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配网防雷整定调研报告

配电网防雷整定调研

1配电网结构

现如今，我国配电网接线模式主要包括：

单电源辐射接线、带备用电源的单电源辐射接线、环式接线、“N-1”主备接线和双电源接线。

1.1单电源辐射接线[1，2]

单电源辐射接线方式是配电网接线方式中最基本的接线方式，该接线方式配电线路短，新增负荷方便，经济，但由于其所有元件都是串联的，所以可靠性很低，串联的援建越多，失效的概率越大，一旦主干线或者分支线出现故障，必然会造成干线全部或者部分用户停电，而且这种接线方式极其容易造成全面停电的危险。

优点：

运行管理方便，投资少

缺点：

供电可靠性较低

使用：

主要用于城乡结合部、郊区等区域，这些区域负荷密度低、缺乏电源点、重要用户少，对供电可靠性要求不高。

1.2带备用电源的单电源辐射接线[1][2]

该接线方式是在单电源辐射接线模式基础上为了提高供电可靠性发展而成的。

在配电网中加入了备用电源，故其可靠性与单电源辐射线模式相比较高。

例如：

若断路器出现故障，负荷失去电源而停电，电源信号传递至备用电源，备用电源关闭常开开关从而恢复对负荷的供电。

在该模式中，负荷点的故障率与单电源辐射接线模式是相同的，但由于备用电源的存在，使得平均停电时间将大大缩短。

优点：

结构清晰、供电能力强、供电可靠性高、主变备用电容少

缺点：

投资费用增加、导线运行率减小（正常运行方式下线路负荷只能为导线载流量的50%）

使用：

在城市电网中应用较多。

但选择哪两条线路互为备用电源最合理，还需要综合荷大小及分布情况，线损大小，运行管理等多方面比较，选择最优的“手拉手”方式，避免中压线路交叉供电。

1.3环式接线[1][2]

这种接线方式的供电可靠性高，当线路故障或者检修时可以切换电源，从而避免停电或者减少停电时间。

环式接线中负荷点的可靠率随着与电源的距离增加而逐渐减小，位于两电源中心的负荷可用率最低。

与双电源接线模式相比，该模式投资低，可靠性基本等同，运行方式灵活，因此，该接线方式效果较理想。

优点：

结构清晰、供电能力强、供电可靠性较高、投资低

缺点：

导线运行率只有50%。

与有备用电源的单电源辐射接线相比，由于两条线路的负荷转移都是在同一个变电站内，主变的备用容量较大一些。

内环网接线在变电站停电时，负荷无法导出，造成线路全停电，所以供电可靠性比有备用电源的要差一些。

使用：

用于有备用电源的单电源辐射接线无法实现的区域。

1.4“N-1”主备接线[1][2]

该接线方式提高供电可靠性的途径是改变线路的运行状态。

在系统正常运行的情况下，母线1不接负荷，作为备用母线存在，当其他母线出现故障或者需要检修时，母线1则投入运行，由原来的空载运行变成有载运行，是得检修或故障时供电得以恢复，于是供电的可靠性大大提高了。

优点：

供电可靠性比有备用电源的辐射接线还高、减少了线路的备用容量、线路运行率高、也减少了主变备用容量、与前几种接线相比大大提高了导线利用率。

缺点：

接线复杂，大大增大了检修和运行难度，仅靠人工操作不仅工作量大，操作时间长，还容易造成误操作。

使用：

现阶段配电自动化技术还不太成熟，不宜采用这种接线方式。

若实现配电自动化后，架空配电网将过渡到“N-1”主备接线。

1.5双电源接线[1，2]

双电源供电主要用于对可靠性要求较高的情况，其为并联结构，每个负荷都可以从两个电源获得电能。

若电源1出现故障，停止向负荷供电时，负荷能够继续从电源2获得电能，从而不出现停电现象，真正实现一主一备的供电方式。

优点：

供电可靠性最高、线路运行率提高；

缺点：

投资过高、接线复杂、运行管理较难。

使用：

只有配合配电网自动化系统，才能发挥其优势。

1.6小结

综上所述，考虑投资和技术原因，现在大部分配电网均采用辐射接线和环式接线：

城乡结合部及郊区多采用单电源辐射接线，而城市则以供电相对可靠的带备用电源的单电源辐射接线和环式接线为主。

而供电可靠性更高的“N-1”主备接线和双电源接线只有当配电网自动化技术更加成熟时才能发挥其优势。

但在实际运行中，虽然配电网可能具有环式结构，但是为了故障定位和继电保护整定的简单方便，通常要求处于开环状态运行，为辐射状。

2配电网接地方式

目前我国10kV低压配电网主要有中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点经小电阻接地三种中性点接地方式。

2.1中性点不接地

该方式的中性点对地绝缘，当发生单相接地故障，流过故障点的电流仅为电网对地的电容电流，其值很小。

当限制在10A以下时，接地电弧一般能够自动熄灭，此时健全相电压升高，但系统还是对称的。

只要装设绝缘监察装置，便于发现单相接地故障后能迅速处理，避免单相故障发展为相间短路故障。

优点：

结构简单，节省投资。

由于故障相和非故障相都将流过正常负荷电流，线电压仍然保持对称，故短时间故障不予切除。

这段时间可以用于查明故障原因并排除故障，或者进行倒负荷操作，因此对用户的供电可靠性高。

运行方便，不需任何附加设备。

缺点：

由于故障发生后，接地相电压将降低，非接地相电压将升高至线电压，对于电气设备绝缘造成威胁，单相接地发生后不能长期运行。

同时由于线路分布电容的存在，短路电流成容性，这个容性电流在接地故障点将以电弧形式存在，电弧高温会损毁设备，引起附近建筑物燃烧起火，不稳定的电弧燃烧还会引起弧光过电压，造成非接地相绝缘击穿进而发展成为相间故障，导致断路器动作跳闸，中断对用户的供电。

使用：

根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）规定:

对于架空线路单相接地电容电流小于10A时，可采用中性点不接地方式。

多为农村10kV架空线路为主的辐射形或树状形的供电网络。

2.2中性点经消弧线圈接地

消弧线圈是一个装设于配电网中性点的可调电感线圈，当电网发生单相接地故障时，起作用时提供一个感性电流，用来补偿单相接地的容性电流，使流过接地点的电流减小到（10A以下）到能自行熄弧范围并避免重燃，避免发展为相间故障。

优点：

故障点电弧可以自熄。

消除或者减轻接地电弧电流的危害。

缺点：

投资费用较高。

容量选择受调节容量的限制。

接地相电压降低而非接地相电压依然很高，长期接地运行依然是不允许的。

使用：

根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）规定:

对于架空线路单相接地电容电流大于10A时，应采用经消弧线圈接地方。

2.2.1老式消弧线圈

老式消弧线圈采用手动调匝结构，必须在退出运行后才能调整分接头，故在运行中不能根据电网电容电流的变化及时进行调整，不能很好的起到补偿作用。

同时老式消弧线圈只能运行在过补偿状态，不能长期运行在欠补偿状态，更不能运行在全补偿状态下。

由于采用过补偿方式，发生单相接地故障时，流经故障线路和非故障线路保护安装处的零序电流都是本线路的电容电流，其方向均为母线指向线路，大小差异也不大。

故零序电流保护和零序方向保护无法检测出故障线路。

2.2.2自动跟踪补偿消弧线圈

自动跟踪补偿消弧线圈是通过微机控制的，调谐时则不需要退出线路。

自动跟踪补偿消弧线圈装置可自动实时的监测跟踪电网运行方式的变化，快速调节消弧线圈的电感值，以跟踪补偿变化的电容电流，使脱谐度始终处于规定的范围内。

同时保证调谐的精度和和能够限制电网的内部过电压。

2.3中性点经小电阻接地

中性点经小电阻接地是在中性点与大地之间接入一定阻值的小电阻（工程上一般选取10-20Ω），用一些放电路上的过剩电荷，来限制弧光接地过电压。

优点：

1、可以降低单相接地故障时非故障相的过电压，抑制弧光接地过电压，消除谐振过电压和断线过电压，避免使单相接地故障发展成相间故障，可采用绝缘水平较低的电缆及设备，减少部分投资。

2、单相接地故障时，流过故障线路的电流较大，零序电流保护有较好的灵敏度，可以较容易地切除接地线路。

一般将单相接地故障电流控制在500A左右，通过此电流来起动零序保护动作。

3、能及时自动清除故障从而避免扩大，运行维护方便，还可采用金属氧化物避雷器，并可降低火灾事故概率。

缺点：

1、无论故障是永久性还是非永久性的，故障线路均跳闸，影响供电可靠性。

2、单相接地故障时，接地电流较大（达数百安），当零序保护拒动时，将危及接地点及附近的绝缘，容易“火烧连营”，即当电缆一处接地，大的电弧会连带烧毁同一电缆沟或电缆隧道里的其他相邻电缆，从而酿成火灾。

同时这种大的接地电流也给电阻的制造带来问题，而引起的较高数值的地电位也大大超过了安全允许值。

3、架空线路由于瞬时故障较多，造成线路跳闸率高，使供电可靠性下降，影响正常供电。

以电缆线路为主的配电网因其故障率较低，此问题并不突出。

4、当架空绝缘导线断线，裸导线断线接触的是砂砾、混凝土等干燥地面时，接地电流小，可能影响保护动作，会导致一定程度的安全事故。

使用：

根据DL/T620-1997中规定:

6～35kV主要由电缆线路构成的送配电系统，单相接地故障电流较大时，可采用低电阻接地方式。

城市配电网中由于考虑市容以电缆线路居多，单相接地故障电流很大，可首先考虑采用中性点经小电阻接地方式。

2.4智能型接地故障综合保护装置

该接地装置采用电压消弧法的原理，当发生弧光接地时，通过大功率接地用电抗器钳制故障相的电压，使该电压远小于弧隙抗电强度的恢复幅值和速度，破坏电弧重燃的机制，消除弧光接地，并不受系统运行方式改变的影响。

与消弧线圈采用电流补偿相比，该装置能够准确判断高阻接地故障，对电缆和架空线路实现全面保护。

优点：

能够准确判断高阻接地故障。

缺点：

相关配套产品较少，运行经验较少。

使用：

单相接地电容电流大于10A的架空线和电缆线路。

2.5小结

通过上述分析，我们可知在10kV配电网中，架空线多用中性点不接地和中性点经消弧线圈接地两种接地方式，电缆则多用中性点经小电阻接地的的接地方式。

虽然智能型接地故障综合保护装置优势很大，但由于运行经验较少还没有广泛使用。

3配电网的继保整定

3.1配电网的特点

我国配电网的特点如下[5]：

1、配电网系统通常具有环形网络，但为了故障定位和继电保护整定的简单方便，通常要求处于开环运行，为辐射状。

2、配电网的绝缘水平较低，运行环境恶劣，网络界线结构复杂，检修更新频繁。

绝大多数配电网属于非有效接地系统（中性点不接地系统和中性点经消弧线圈接地系统），对接地短路故障的判断较为困难，同时，弧光接地过电压、铁磁谐振过电压、工频过电压出现的几率相当高，严重影响了配电网的供电可靠性。

3、配电网要求的FTU（装设在馈电开关旁的开关监控装置）数量通常比输电网多很多，一般是一个数量级以上。

配电网的数据库规模也比输电网数据库规模大一个数量级以上。

4、配电系统比输电系统自动化程度低，许多配电现场设备还是手工操作的，而输电网系统中大多是可以遥控的。

由于配电网的上述特点，加之其出线多，支线路多，整定计算量大，精度低，所以各个地区配电网的继电保护整定计算标准目前还没有统一。

3.2配电网继保整定的特点[11]

3.2.1网络数学模型中考虑电阻的影响

在配电网中，电阻的成分对电网故障情况的影响是不可忽视的。

3.2.2按网络结构来建立数学模型

电网系统，一般可分为放射状单一性网，环状和放射状网构成的混合型网，以及含有“小电源”的电网等，但环状网络的比重比较小。

因此在建立网络数学模型时，应根据不同的网络结构分别处理。

3.2.3对放射状网络中的“小电源”做特殊处理

在放射状网中，往往存在自备电厂等“小电源”，这种“小电源”对于整个电力系统是微不足道的，但当“小电源”附近发生短路时，它又是不可忽略的。

在实际应用中，对于这类“小电源”做如下处理：

1．当“小电源”附近发生短路时，可以用系统供电和“小电源”供电叠加的方法求取短路点电流和支路电流。

2．当“小电源”单独供电时，可将“小电源”作为“树”的“树根”节点进行计算。

4配电网线路的基本配置[6，7，8]

10kV线路一般配置两段式电流保护，电流速断保护作主保护，过流保护作后备保护。

电流速断保护和过电流保护皆可增加低电压闭锁环节（因此统称为电流电压保护）。

当过电流保护的时限不大于0.5s-0.7s，并没有保护配合上的要求时，可不装设电流速断保护。

4.1电流速断保护

电流速断保护是一种无时限的一种电流保护，它能在最短时间内迅速切除短路故障，减小故障持续时间，防止事故扩大。

电流速断保护又分为瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护两种。

重要的变配电所引出线路应装设瞬时电流速断保护，当瞬时电流速断保护不能满足选择性动作时，应装设略带时限的电流速断保护。

整定原则：

1、按躲线路末端最大三相短路电流整定

当本线路末端有多条出线或多台变压器时，按躲避最大运行方式下，本线路末端最大三相短路电流整定，以保证相邻线路下一级出线或变压器故障时，不致越级动作。

2、按躲励磁涌流整定

在躲线路末端最大三相短路电流的同时考虑线路励磁涌流，励磁涌流一般为线路总容量电流的2-3倍数值，并带0.2秒或0.3秒时限（对带有开闭所的线路取0.3秒时限）。

可靠系数一般取1.3-1.5，能同时保证选择性与灵敏性。

计算后整定值的灵敏度必须达到，在最小运行方式下，线路保护范围不小于线路长度的15%整定。

4.2过电流保护

过电流保护通常是指其起动电流按照躲开最大负荷电流来整定的一种保护装置。

它在正常运行时不应该起动，而在电网发生故障时，则能反应于电流的增大而动作，在一般情况下，它不仅能够保护本线路的全长，而且也能保护相邻线路的全长，以起到后备保护的作用。

整定原则：

1、按躲过被保护元件的最大负荷电流整定

过电流保护的灵敏度用灵敏系数来衡量，最小运行方式下，灵敏校验点发生短路故障，用过流保护的最小两相短路电流和保护的动作电流相比即可得到。

灵敏度的校验分为2种：

1、近后备按最小运行方式下线路末端故障，灵敏度大于等于1.5

2、远后备灵敏度可选择线路最末端的较小配变二次侧故障，接最小方式校验，灵敏度大于或等于1.2。

4.3三段式保护装置

由于瞬时电流速断保护只能保护线路的一部分，所以不能作为线路的主保护，而只能作为加速切除线路首端故障的辅助保护；略带时限的电流速断保护能保护线路的全长，可作为本线路的主保护，但不能作为下一段线路的后备保护；定时限过电流保护既可作为本级线路的后备保护（当动作时限短时，也可作为主保护，而不再装设略带时限的电流速断保护），还可以作为相临下一级线路的后备保护，但切除故障的时限较长。

一般情况下，为了对线路进行可靠而有效的保护，也常把瞬时电流速断保护（或略带时限的电流速断保护）和定时限过电流保护相配合构成两段式电流保护。

4.4专用线路的继保整定[7]

专用线路的整定、校验原则与一般线路并无太大区别，主要在保护专用线路时需要伸到变压器的低压侧（简称伸出）。

整定原则（电流速断保护，过电流保护不变）：

按躲线路末端最大三相短路电流整定原则，线路伸到变压器的低压侧。

对于专用线路，电流速断保护的校验原则中需要加上一条：

按保护线路末端校验，分为伸出和不伸出两种，一般选择不伸出。

过电流保护的校验则伸到变压器低压侧。

4.5牵手线路的整定[7]

牵手线路是指一条线路通过联络设备与一条或多条线路相连，从而形成环网供电、开环运行的网络结构。

其中，联络设备包括联络开关、开闭所和环网站。

整定原则（电流速断保护，过电流保护不变）

1、按躲线路末端最大三相短路电流整定

在实际计算中，公用配网线路速断保护定值按躲过拉手后线路末端最大三相短路电流整定。

对于一条线路与多条线路分别拉手的情况，速断保护定值应取其中大的电流值，即找出最近牵手站所。

2、按躲励磁涌流整定

牵手线路的总容量是两条牵手线路的总容量之和。

对于一条线路与多条线路分别拉手的情况，应该选取其中牵手线路总容量的最大值。

牵手线路的校验也是为了保证最小方式下线路末端两相短路有规定的灵敏系数，因此计算的思路与前面是相同的。

在实际计算中，按保证拉手后线路末端最小两相短路电流的灵敏系数校验。

对于一条线路与多条线路分别拉手的情况，速断保护定值应取其中小的电流值，即找出最远牵手站所。

同时需要比较最大分支末端最小两相短路电流，取其中的最小值。

4.6绝缘监视装置

在发电厂和变电站的母线上，一般装设电网单相接地的监视装置。

可用一过电压继电器接于电压互感器二次侧开口三角形的一侧构成网络单相接地的监视装置。

只要网络中发生单相接地故障，则在同一电压等级所有发电厂和变电站的母线上都将出现零序电压，因此这种方法给出的信号是没有选择性的，要想发现故障是在哪一条线路上，还需要由运行人员依次短时断开每条线路，并继之以自动重合闸将断开的线路投入，当断开某条线路时零序电压的信号消失，即表明故障时在该线路之上。

然后转供电，进行故障隔离，对故障线路进行抢修，最后将线路再次投入运行恢复供电。

5.工频续流的泄流路径

5.1工频续流的形成

配电线路遭受雷击时，当雷电过电压高于绝缘子的耐受水平，就会导致绝缘子击穿，并形成导电通道，线路的工频电流便会沿着这条导电通道流向大地。

雷电过电压消失后，如果击穿通道的工频电流不能被有效地熄灭，便会发展成间歇性的或稳定的工频续流。

间歇性的工频续流还会使故障相线路对地电容不断充电，并重新分配到健全相对地电容上，提高健全相的电压，由于间歇性的电弧接地而在健全相上产生几倍的相电压幅值的过电压称为弧光过电压。

弧光过电压的产生会在健全相绝缘薄弱处造成击穿，使故障发展成相间短路故障。

由于击穿通道将线路的工频电流引入大地，造成单相接地故障。

并由于弧光过电压的产生很可能发展成相间故障，加大危害程度，影响供电的可靠性，因此必须熄灭工频续流。

5.2防雷间隙

目前熄灭工频续流的方法主要是安装防雷间隙，即在绝缘子的接地端和线路端引出的端口安装并联间隙，并使并联间隙先于绝缘子发生击穿。

这一方法称为疏导型防雷措施，虽然不能避免雷击跳闸，但可以排除雷击故障。

防雷间隙的装置有以下几种：

1、普通并联防雷保护间隙装置

普通并联防雷保护间隙装置的构造型式大致可以分为棒形、球形、羊角型、网球拍型等，它是最简单的一种防雷装置，可以方便地安装在绝缘子串的两端。

其电极结构通常做成角型，目的在于使工频电弧在自身电动力和热气流作用下易于上升被拉长而自行熄灭。

为了使被保护设备得到可靠的保护，防雷间隙的伏秒特性上限应低于被保护设备绝缘的冲击放电伏秒特性的下限，并留有一定的安全裕度。

日本、法国、德国等国家在20世纪60年代就已经开始研究在架空输电线路上安装用于过电压防护的并联放电间（日本称其为招弧角）。

国内对并联间隙防雷的研究直至近几年才刚起步，其原因主要在于我国早期的电网结构比较薄弱，防雷思想保守等。

国内设计架空线路防雷间隙的原则是保证间隙装置在雷击时既能够可靠地保护绝缘子串又不过多地提高线路的雷击闪络率和跳闸率，在设计时通常使间隙的距离与绝缘子串的长度接近相等。

在这种情况下，当雷电流幅位较高或者波头较陆时，仍有可能会出现沿绝缘子串表而闪络的情况，即不能保证每次放电都发生在并联间隙之间如果闪络后的电弧不能够迅速地从绝缘子串表而移动到并联间隙电极的末端，那么间隙保护将失效，绝缘子串遭受损害将是不可避免的。

因此，国内的一些学者正在致力于分析并联间隙装置的导弧机理，采用链式电弧模型，探究影响间隙电弧运动的因素。

由于普通防雷间隙的熄弧能力较差，往往不能自行熄灭过电压消失后由工作电压所产生的工频短路电流电弧，这将引起断路器的跳闹，破坏系统工作的可靠性。

间隙受外界环境的影响较大，伏秒特性陡，放电的分散性大，保护效果受限制且间隙被击穿后线路直接接地，将会产生截波，所以不能用来保护有绕组的设备。

由于普通间隙的以上不足，限制了它的使用范围，通常仅将间隙配合自动重合闹使用。

2、被动型灭弧防雷保护间隙装置

日本在1998年就开发出了可以中断单相接地故障电流电弧的灭弧招弧角（防雷间隙装置），并应用于本国的22-154kV输电线路。

在2004年，他们开发了可以中断短路故障电流屯弧的灭弧招弧角，推广运用到本国的66/77kV架空输电线路[3617]。

日本的招弧知是在菩通防雷间隙和管式避雷器的基础上研制出的，属于被动型灭弧防雷间隙装置，其装置结构如图1-1所示。

图1-1被动型灭孤防雷保护间隙装置结构

Fig.1-1Structureofarcinghornsinterruptingfaultcurrent

该装置的灭弧管的内壁由聚醜胺树脂等产气材料制成。

雷击时，间隙击穿，雷电流经间隙流入大地；过电压消失后，间隙的击穿状态将由导线上的工作电压所维持，此时流经间隙的工频电弧电流为工频续流，其值为装置安装处的短路电流，工频续流电弧的高温，使管内产生大量气体，气体从端部喷出，强烈地吹动电弧，增加电弧功率损耗，使其在工频续流第一次经过零时熄灭。

被动型灭弧防雷间隙装置的熄弧能力与工频续流大小有关，续流太大，产气过多，管内气压太高将造成管子炸裂；续流太小，产气过少，管内气压太低，不足以熄弧，固其熄灭工频续流有上下限的规定，对于小电流接地系统中最常见的雷击造成的单相接地故障灭弧能力差。

因此使用时必须核算安装处的运行条件，使短路电流处在熄弧电流的范围内。

此外，该装置的熄弧能力还与管子材料、内径结构等有关。

该装置还有一个缺点:

管的内壁产气材料的厚度与产生气化作用的电弧强度及气化次数有关，较难确定其最佳更换期，当管壁小于临界值时，产气量不足，无法熄灭电弧，可能会出现电弧持续灼烧、损坏灭弧管的现象。

3、主动型灭弧防雷保护间隙装置

为解决架空输电线路的雷击问题，将“疏导型”防雷理念和“气吹灭弧”思想相结合，研制了主动型强气流灭弧的并联防雷保护间隙装置，该装置能够在线路发生雷电冲击闪络时有效地保护绝缘子串免受工频续流电弧的灼烧，在疏导雷电能量后能够迅速切断工频续流电弧，实现了既可以限制绝缘子串的外部过电压，又解决了无灭弧装置的齊通防雷间隙产生的工频续流电弧导致线路雷击跳闸率升高，甚至熔断导线的问题。

以下是一种主动型灭弧防雷保护间隙装置——约束空间纵向强气流灭弧防雷保护装置

约束空间纵向强气流灭弧防雷保护装置硬件结构如下图所示:

图1-5约束空间的纵向气流灭孤防雷装置结构示意图

Fig.1-5StructurediagramofABAQPGLPDwithverticalairflow

约束空间的纵向气流灭弧防雷装置包括导线连接体、接地连接体、纵向气流灭弧室、高压电极、接地电极等部件。

纵向气流灭弧室内封装了气体发生装置和信号触发装置，其周边设置有绝缘材料制成的裙边，用于增大爬电比距，防止发生污闪和湿闪。

通过调整与导线连接体、接地连接体相连的电极之间的间隙距离，就可以适应不同的电压等级对不同的间隙距离要求。

整个装置通过导线连接体、接地连接体并列地悬挂绝缘子率旁边。

该灭弧防雷保护间隙装置在设计时考虑了与线路绝缘子串的绝缘配合问题。

主要有以下几个方面:

—方面，间隙能够在雷电冲击过电压作用下先于绝缘子串放电，释放雷电流，可靠保护绝缘子串和线路，且放电点位于两电极的端部，能有效地触发灭弧装置动作；另一方面间隙的两个电极端部之间的距离也不能太小，以免放电次数过多，增加气吹灭弧装置的动作次数。

此外，还考虑到线路绝缘对操作过电压的基本要求，即在线路出现的最大的操作过电压时，间隙要保证不被击穿。

在线路上运行的气流灭弧防雷装置，正常情况下两电极之间的间隙为空气间隙，没有电弧通路，间隙上的电位差等于线路的相电压，气体发生器无法启动。

当雷击杆塔（或与其相连的避雷线）或导线时，雷电流将通过首先被击穿的保护间隙释放入地，使线路上的过电压大幅度下降，从而使其上的电气设备都能得到很好地保护。

雷电流的持续时间非常短（国际标准给出的雷电波最长时间仅为2ms），而且幅值很高。

信号釆集装置釆集到雷电波后立即产生触发