《110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）技术规范书-通用部分.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）技术规范书-通用部分.doc（52页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、广西电网有限责任公司110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）技术标书（通用部分）广西电网设备技术标书110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）（通用部分）技术标书编号：024201600000002T广西电网有限责任公司2016年8月本规范对应的专用技术规范目录序号名称编号1110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）技术标书-专用部分024201600000002Z110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）技术标书使用说明1. 本技术标书分为通用部分、专用部分。2. 项目单位根据需求选择所需110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及
2、改造项目）的技术标书，技术标书通用部分条款及专用部分固化的参数原则上不能更改。3. 对扩建工程，项目单位填写“表2.7扩建工程110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）参数表”并在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。4. 技术标书的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。5. 投标人逐项响应技术标书专用部分中“1 标准技术参数”、“2 项目需求部分”和“3 投标人响应部分”三部分相应内容。填写“2 项目需求部分”时，应严格按“项目单位要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求时，如有偏差除填写“表3.1投标人技
3、术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。目 录1. 总则12. 工作范围13. 应遵循的主要标准24. 使用条件45. 技术要求66. 调试与验收（或试验方法）277. 检验规则298 产品对环境的影响339 企业VI标识3410. 包装、运输、安装及质量保证3411 110kV GIS一次、二次及土建接口要求35广西电网有限责任公司110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）技术标书（通用部分）1. 总则1.1 本招标技术文件适用于广西电网有限责任公司采购的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目），它提出了该设备本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方
4、面的技术要求。1.2 本招标技术文件提出的是最低限度的技术要求。凡本招标技术文件中未规定，但在相关设备的行业标准、国家标准或IEC标准中有规定的规范条文，投标方应按相应标准的条文进行设备设计、制造、试验和安装。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。1.3 如果投标方没有以书面形式对本招标技术文件的条文提出异议，则意味着投标方提供的设备完全符合本招标技术文件的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对招标技术文件的意见和同招标技术文件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。1.4 本招标技术文件所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时, 按较高标准执行。1.5 本招标技
5、术文件经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。1.6 投标方在应标技术文件中应如实反映应标产品与本招标技术文件的技术差异。如果投标方没有提出技术差异，而在执行合同的过程中，招标方发现投标方提供的产品与其应标技术文件的条文存在差异，招标方有权利要求退货，并将对下一年度的评标工作有不同程度的影响。1.7 投标方应在应标技术部分按本招标技术文件的要求如实详细的填写应标设备的标准配置表，并在应标商务部分按此标准配置进行报价，如发现二者有矛盾之处，将对评标工作有不同程度的影响。1.8 投标方应充分理解本招标技术文件并按本招标技术文件的具体条款、格式要求填写应标的技术文件，如
6、发现应标的技术文件条款、格式不符合本招标技术文件的要求，则认为应标不严肃，在评标时将有不同程度的扣分。1.9 本招标技术文件未尽事宜, 由买卖双方协商确定。2. 工作范围2.1 工程概况本技术标书采购的设备适用的工程概况详见专用部分。2.2 范围和界限2.2.1 本标书适应于广西电网有限责任公司所属变电站扩建及改造工程，安装在户内或户外并运行在频率为50Hz、110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）及其操动机构和辅助设备的设计，制造，装配，工厂试验，交付，现场安装和试验的指导、监督以及试运行工作。2.2.2 运输运输条件详见专用部分。2.2.3 现场安装和试验在投标方的技术指导
7、下由招标方完成。投标方协助招标方按标准检查安装质量, 处理调试投运过程中出现的问题, 并提供备品、备件，做好销售服务工作。2.2.4 投标方应协助招标方解决设备运行中出现的问题。2.2.5 设备安装、调试和性能试验合格后方可投运。设备投运并稳定运行后，投标方和招标方（业主）双方应根据相关法律、法规和公司管理制度签署验收证明书。该证明书共两份，双方各执一份。2.2.6 如果安装、调试、性能试验、试运行及质保期内技术指标一项或多项不能满足合同技术部分要求，买卖双方共同分析原因，分清责任，如属制造方面的原因，或涉及索赔部分，按商务部分有关条款执行。2.2.7 本标书未说明，但又与设计、制造、装配、试
8、验、运输、包装、保管、安装和运行维护有关的技术要求，按条款3所规定的有关标准执行。3. 应遵循的主要标准除本技术标书特殊规定外，投标方所提供的设备均按规定的标准和规程的最新版本进行设计、制造、试验和安装。如果这些标准内容有矛盾时，应按技术要求最高的条款执行或按双方商定的标准执行。如果投标方选用本技术标书规定以外的标准时，则需提交这种替换标准供审查和分析。仅在投标方已证明替换标准相当或优于技术标书规定的标准，并从招标方处获得书面的认可才能使用。提交供审查的标准应为中文版本。下列文件对于本技术标书的应用是必不可少。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本技术标书。凡是不注日期的引用文件，其最新
9、版本（包括所有的修改单）适用于本技术标书：GB/T 156-2007 标准电压GB 311.1-2012 绝缘配合 第1部分：定义、原则和规则GB/T 311.2-2013 绝缘配合 第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则GB 20840.3-2013 互感器 第3部分：电磁式电压互感器的补充技术要求GB 1208-2006 电流互感器GB 1984-2003 高压交流断路器GB 1985-2004 高压交流隔离开关和接地开关GB 4208 外壳防护等级（IP代码）GB/T 2900.20-1994 电工术语 高压开关设备GB/T 4109-2008 交流电压高于1000V的绝缘套管GB
10、4208-2008 外壳防护等级（IP代码）GB/T 4797.1-2005 电工电子产品自然环境条件 温度和湿度GB/T 4797.5-2008 电工电子产品自然环境条件 降水和风GB/T 5273-1985 变压器、高压电器和套管的接线端子GB/T 5582-1993 高压电力设备外绝缘污秽等级GB 7354-2003 局部放电测量GB 7674-2008 额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB/T 8905-2012 六氟化硫电气设备中气体管理和检查导则GB/T 11022-2011 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB 11023-1989 高压开关设备六氟化硫
11、气体密封试验方法GB 11032-2010 交流无间隙金属氧化物避雷器GB 12306-1990 金属覆盖层 工程用银和银合金电镀层GB/T 13912-2002 金属覆盖层 钢铁制件热浸镀锌层技术要求和试验方法GB/T 13540-2009 高压开关设备抗地震性能试验GB/T 16935.1-2008 低压系统内设备的绝缘配合 第1部分：原理、要求和试验GB/T 19850-2013 导电用无缝铜管GB/T 22381-2008 额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备与充流体及挤包绝缘电力电缆的连接 充流体及干式电缆终端GB/T 22382-2008 额定电压72.5kV及以上气
12、体绝缘金属封闭开关设备与电力变压器之间的直接连接GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T 402-2007 交流高压断路器订货技术条件DL/T 486-2010 交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件DL/T 506-2007 六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法DL/T 555-2004 气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则DL/T 593-2006 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T 617-2010 气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T 618-2011 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程DL/T 728-2000 气体
13、绝缘金属封闭开关设备订货技术导则DL/T 978-2005 气体绝缘金属封闭输电线路技术条件DL/T 1071-2007 电力大件运输规范DL/T 5222-2005 导体和电器选择设计技术规定Q/CSG114002-2011 电力设备预防性试验规程桂电设备函【2015】194号 110kV-500kV电压等级户外GIS设备及HGIS设备防雨罩技术标书4. 使用条件本技术标书要采购的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目），其安装地点的实际外部条件详见专用部分。投标方应对所提供的设备绝缘水平、温升等相关性能参数在工程实际外部条件下进行校验、核对，使所供设备满足实际外部条件要求及
14、全工况运行要求。4.1 正常使用条件4.1.1 环境温度：最低：-10，最高：+40（24h内测得的平均温度不超过35）。4.1.2 相对湿度：日平均值100%。4.1.3 海拔：1000m。4.1.4 污秽等级：D级污秽等级的地区按D级防污选取出线套管的爬电比距，其外绝缘爬电比距规定为：相对地：不小于25 mm/kV。4.1.5 覆冰： 20mm。4.1.6 风速： 34m/s。4.1.7 阳光辐射：户外：1000W/。4.1.8 耐受地震能力：规定为8度，应满足表4.1的规定。表4.1 耐受地震烈度试验考核波形设防烈度8度9度人工合成地震波或实震记录0.25g0.5g正弦共振拍波0.15g
15、0.3g注：g为地心引力加速度，g=9.8m/s2试验方法按GB/T 13540进行。一般应在一个完整的三相间隔上进行。若经招标方同意，在保证各种等价性的前提下，也可在一个典型单相组装间隔上进行。4.2 特殊使用条件凡不满足4.1条正常使用条件之外的特殊条件，如环境温度、海拔、污秽等级等条件项目单位应在专用部分明确，且应在标书的相应技术条款及对有关技术参数及要求加以修正、说明，并在提交需求计划及标书时向物资部门特别明确。4.2.1 环境温度：最低温度为-15、-25，最高温度为+45。4.2.2 相对湿度：日平均值100%。4.2.3 海拔： 对于使用在海拔高于1000m处的组合电器，其外绝缘
16、在标准参考大气条件下的绝缘水平是将适用场所要求的绝缘耐受电压乘以海拔修正系数Ka。系数Ka可按下式计算：式中：H是海拔，用米表示；m为简单起见，取下述确定值：m=1 对于工频、雷电冲击和相间操作冲击电压；m=0.9 对于纵绝缘操作冲击电压；m=0.75 对于相对地操作冲击电压。注1：在任一海拔处，内绝缘的绝缘特性是相同的，不需采取特别的措施。关于外绝缘和内绝缘的定义见GB/T 311.2。注2：对于低压辅助设备和控制设备，海拔低于2000m时， 不需采取特别措施。如用于2000m以上海拔，需采取的措施见GB/T 16935.1。注3：海拔高度可参照下列要求确定：a. 海拔在10002000m范
17、围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正；b. 海拔在20002500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正；c. 海拔在25003000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正；d. 海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，按专题研究报告确定。4.2.4 污秽等级：E级污秽等级的地区按E级防污选取出线套管的爬电比距，其外绝缘爬电比距规定为：相对地：不小于31mm/kV；对于沿海D级污秽地区，考虑到未来调整爬距困难，可按E级选取出线套管的爬电比距。4.2.5 覆冰：按30mm考虑，超过30mm的覆冰厚度由制造厂和用户协商。4.2.6 风速：户外：34m/s。4.2.7 阳光辐射：户外
18、：1000W/。4.2.8 耐受地震能力：规定为9度，应满足表4.1的规定。4.2.9 其他参数：设备在其它特殊使用条件下使用时，应参照GB/T 4796、GB/T 4797、GB/T 4798的规定提出其环境参数要求4.3 工程条件4.3.1 系统概况1）系统额定电压： 110kV；2）系统最高电压：126kV；3）系统额定频率：50Hz；4）系统接地方式：XXXX。4.3.2设计寿命在正常使用条件下，110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的使用寿命应不小于40年，本体大修周期不小于24年，液压机构大修周期不小于12年，弹簧机构大修周期不小于24年。5. 技术要求5.1 技
19、术参数技术参数见技术标书专用部分的技术参数表。补充规定如下：1）电寿命：E2级断路器（具有延长的电寿命的断路器）：在主回路开断用零部件不需要检修的情况下，可连续开断额定短路开断电流的次数不少于20次；快速接地开关应为E1级接地开关，能够在额定关合电流下经受两次关合操作。2）机械寿命：M2级断路器（具有延长的机械寿命的断路器）：机械型式试验为10000次操作；M2级隔离开关（具有延长机械寿命的隔离开关）：10000次操作循环；检修接地开关的机械寿命为5000次，快速接地开关的机械寿命同检修接地开关。3）使用寿命： 110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的使用寿命应不小于40年，
20、本体大修周期不小于24年，液压机构大修周期不小于12年，弹簧机构大修周期不小于24年。注：本体大修周期是设备需要退出运行并进行本体解体的检修工作，工作时需要使用仪器仪表或其它工具进行。4）温升：温升试验电流应为额定电流（Ir）的1.1倍，且在温升试验规定的条件下，当周围空气温度不超过40，开关设备和控制设备任何部分的温升不超过DL/T 593 表3规定的温升极限。5）合-分时间应不大于60ms，推荐不大于50ms。解决断路器合-分时间与继电保护装置动作时间的配合问题，不应通过延长继电保护装置动作时间来解决，而应通过断路器自身采取可靠措施来实现。制造厂应给出合-分时间的上下限，并在型式试验中验证
21、断路器在规定的最小合-分时间下的额定短路开断能力。为与快速保护装置配合，保证重合闸时第二次分的可靠开断能力，断路器应具有自卫能力。6）电流互感器按GB 1208要求。保护用绕组和TPY型短路电流倍数Kssc和暂态磁通倍数Kf，由用户提出要求。一般在一次通过故障电流0.04s内，二次暂态误差不应超过7.5%，短路电流倍数应尽量满足系数额定短路开断电流值,并需要满足防饱和增大变比保护要求。7）电压互感器（如有）a.当三相一次绕组施加三相平衡电压时，辅助绕组开口三角的剩余电压不得大于1.0V。b.额定过电压倍数：1.2最高运行电压下连续，1.5最高运行电压下允许30s。c.应防止一次回路放电对二次绕
22、组和二次回路产生影响。d.局部放电：在1.2倍最高运行电压下不大于10pC。8）避雷器（如有）长持续时间冲击电流耐受能力、峰值持续时间、充电电压及次数等参数应符合GB 11032中8.4的规定。9）绝缘子盆式绝缘子破坏压力与其运行压力之比，即安全系数大于4.5。10） SF6/空气套管在1.5Um/3下局部放电量应不大于10pC。11）以上各组成元件未作规定部分应遵循相关标准、规范。5.2 设计和结构要求5.2.1 设备组成110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的组成包括：1）设备本体（包括架空进出线套管等）；2) 底座、支架、爬梯、平台等及安装所需紧固件和接地铜排等；3）操
23、动机构及其辅助设备；4) 必要的SF6气体管路及SF6气体（按全部间隔用气量另加适量安装损耗气量）；5）汇控柜到各机构箱之间的连接电缆、管线及管道；6）备品备件及专用工器具等。5.2.2 结构要求5.2.2.1 型式110kV GIS应设计为三相共箱式结构，开关装置均为三相机械联动操作。5.2.2.2 支持结构110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的钢支架之间以及钢支架与设备本体之间联接采用螺栓固定。底座应为钢结构， 110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的主要部件均承载在钢结构底座上。底座应采用焊接固定在水平预埋钢板的土建基础上，也可采用地脚螺栓或化学螺栓
24、固定。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）应按运输拼装单元设置独立的支撑底架，并设置和标明起吊部位。在运输中需要拆除的部位，必要时应增设运输临时支撑。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的支撑底架结构若为固定不可调整式，制造厂在出厂前应予调整使符合现场安装要求，在现场安装时设备本体与支撑底架之间不得再用垫块调整。电缆终端支撑底架应满足电缆现场施工的方便及电缆的固定。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的所有支撑不得妨碍正常维修巡视通道的畅通。应根据操动机构箱、密度继电器和观察孔的高度和位置设置必要的永久性操作平台及扶梯，以便于操作、巡
25、视及检修。对于母线为落地式结构的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目），沿母线方向每隔约20m应设置永久性的母线跨越平台及配套扶梯，便于操作、巡视及维修。5.2.3 SF6气体系统5.2.3.1 新SF6气体制造厂应明确规定110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）中气体质量和密度，并为用户提供更新气体和保持要求的气体的数量和质量的必要的说明。充入110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目） 前的SF6气体应符合表5.1的质量标准要求。表5.1 新SF6气体的质量标准项 目 名 称GB 12022标准规定值六氟化硫（SF6）的质量分数/99.9空气的
26、质量分数/0.04四氟化碳（CF4）质量分数/0.04 水分水的质量分数/%0.0005露点/-49.7酸度（以HF计）的质量分数/0.00002可水解氟化物（以HF计）/0.00010矿物油的质量分数/0.0004毒性生物试验无毒5.2.3.2 SF6气体泄漏SF6气体系统的主密封圈的设计寿命至少应为40年，应提供加速老化试验报告。每个隔室允许的相对年泄漏率应不大于0.5%。采用局部包扎法，包扎5小时后，测量每个密封面泄漏率不大于15L/L。盆式绝缘子密封圈外侧对接面（法兰面）应涂密封（防水）胶，防止密封圈老化和法兰面锈蚀。5.2.3.3 SF6气体系统的结构每个隔室应单独安装一个具有密度和
27、压力指示功能合一的SF6气体监测设备，不同隔室不允许用SF6气体管道连成一个封闭压力系统。SF6气体监测设备应采用就近隔室布置的方式。SF6气体系统应尽量简单且便于安装和维修。5.2.3.4 SF6气体监测设备SF6气体监测设备应采用具有密度和压力指示功能合一的气体密度继电器，应具有自动温度补偿功能，在-30+60范围内任何温度下指示的压力值是室温（20）下的压力值（密度）。压力表（或密度表）的准确度等级为1.0级，最大允许误差为1%。SF6气体监测设备的安装位置应便于运行人员读取数据和试验维护。气体密度继电器应是防振型优质机械指示式密度继电器，并有数字指示标记及报警、闭锁（只对断路器）区域。
28、SF6气体监测设备与110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）本体之间应设置带手动隔离阀门的三通阀，可切断与本体的气路，并配有充放气的自封接头或阀门，具备不拆卸校验功能。当SF6 气体压力降低时应有报警信号，当其密度降至最小低功能值时，断路器应能可靠闭锁，并发出信号。气体监视系统的接头密封工艺结构应与110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的主密封工艺结构一致。5.2.3.5吸附剂每个隔室应装设吸附剂用于吸附水份和SF6气体分解物。吸附剂更换周期应与GIS的解体检修周期相同。吸附剂的放置位置应便于更换。吸附剂罩应选用金属材质制成。吸附剂罩应与罐体安装紧固。吸附剂的
29、成分和用量应严格按技术条件规定选用。如采用分子筛应为5A级分子筛，能吸附临界直径小于5nm的分子。应采用绝缘材质的口袋包裹，严禁散落于吸附剂罩内部。5.2.4 控制要求5.2.4.1 控制和操作要求三相机械联动的断路器应能进行正常的三相同步操作。当发生相间或相对地故障时，断路器应能三相同时分闸和重合闸，而且应满足重合闸不成功立即分闸的要求。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）中断路器应装设操作闭锁装置，当某种操作会危及断路器的安全时，应对其操作予以闭锁。分闸闭锁应可防止断路器在不允许分闸的情况下进行分闸操作。合闸闭锁应能防止断路器在不能安全地进行一个完整的合分或自由脱扣操作
30、时进行合闸操作。5.2.4.2 辅助继电器需配备用于110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）中断路器分闸和合闸所必需的中间继电器和闭锁控制继电器等。所有涉及断路器直接分闸的出口中间继电器应采用动作电压在额定直流电压的55%70%范围内、动作功率不低于5W 的中间继电器。直流继电器线圈的线径不应小于0.09mm，以防止线圈断线。5.2.4.3 远方及就地操作110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的断路器、隔离开关、接地开关应适合用电信号进行远方操作，也可以在汇控柜进行就地电气操作。汇控柜中应有一个远方/就地转换开关用于远方和就地控制之间相互切换，且能实现电气闭锁
31、：当远方/就地转换开关处于就地位置时，远方（包括保护装置信息）应不能操作；当远方/就地转换开关处于远方位置时，就地应不能操作。远方/就地转换开关的每一个位置至少提供2对备用接点，并接至端子排。所有合、分闸回路均应经远方/就地转换开关切换。5.2.4.4 并联分闸脱扣器并联分闸脱扣器在分闸线圈额定电源电压的65%（直流）或85%（交流）到110%之间、交流时在分闸装置的额定电源频率下，在开关装置所有的直到它的额定短路开断电流的操作条件下都应该正确地动作。当电源电压等于或小于额定电源电压的30%时，不应脱扣。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的断路器应装设两套完全一样的分闸装
32、置，包括以下各项，但不仅限于这些：a） 每相（台）有两个电气上独立的且相同的分闸线圈，两个分闸线圈分别或同时动作时不应影响分闸操作。b） 两套分闸装置相互间应电气独立，而且采用相同的接线方式及保护设备，并分别与二套独立的控制或分闸电源连接。上面所指的要求仅仅是两套完全一样的电气分闸装置，不应理解为要求提供任何双重的机械部件。两个分闸线圈各有一个动铁芯，不应采用叠加布置，避免其中一个铁芯卡涩影响另一个铁芯动作。分闸线圈的功率应小于500W。5.2.4.5 并联合闸脱扣器并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%到110%之间、交流时在合闸装置的额定电源频率下应该正确地动作。当电源电压等于或小于
33、额定电源电压的30%时，不应脱扣。合闸线圈的功率应小于500W。5.2.4.6 分、合闸线圈的联接和监视a） 合闸线圈和第一分闸线圈使用一组电源，第二分闸线圈使用另一组电源。b） 应将合闸线圈的正极通过常闭辅助接点“b”与端子排相连；应将分闸线圈的正极通过常开辅助接点“a”与端子排相连。c) 分、合闸线圈动作电流应不小于50mA，以便提供连续的监视。5.2.4.7 分、合闸线圈的通流能力分、合闸线圈的通流能力应满足在额定电源电压下或额定电流下通电10次，每次1s，两次通电时间间隔取10s，线圈不烧毁，且温升不超过40K。分、合闸线圈骨架应采用耐热等级不低于E级的绝缘材料。分、合闸线圈应在长期通
34、过电流50mA不发生烧坏，且温升不超过40K。5.2.4.8 防跳跃装置操动机构应配备电气防止跳跃装置（且防跳回路应有明显分界点，可现场方便脱出以上回路）。当断路器被一持续合闸信号合闸于故障时，防跳装置应能防止断路器反复地进行分闸和合闸，并具有保证合-分时间的能力。同时防跳回路中需配置就地/远方切换功能，满足当就地操作时使用断路器本体的防跳，当远方操作时不使用断路器本体的防跳的要求，并提供短接片供用户选择使用此项功能。5.2.4.9 辅助开关辅助开关应适合开关装置的规定电气和机械操作循环的次数。辅助开关应和主触头机械联动，在两个方向上都应是正向驱动的。断路器辅助开关的切断容量应不小于DC 22
35、0V，5A。5.2.5 机构箱与汇控柜5.2.5.1结构要求机构箱与汇控柜的外壳应采用防锈性能不低于优质304不锈钢（厚度不小于2mm）或铸铝的材质，应采取有效的防腐、防锈措施，确保在使用寿命内不出现涂层剥落、表面锈蚀的现象，并提供盐雾试验报告。机构箱与汇控柜的外壳提供的防护等级应符合不低于IP5X（户外型不低于IP54）的要求。电缆入口处的门、盖板等应设计成在电缆正确安装后能达到低压辅助和控制回路外壳规定的防护等级。所有通风口的门应予以屏蔽或者其布置能达到为外壳规定的相同的防护等级。机构箱与汇控柜的外壳应有足够的机械强度，抗机械撞击水平优选为IK07（2J）。机构箱与控制柜的应能防寒、防热、
36、防潮、防水、防尘，应上下通风良好，并有密网孔的过滤网防止昆虫进入。各面板采用整体冲压（剪）或铸造工艺制造。柜体前后均应装有铰接门，门具有空心密封胶条及不低于304不锈钢材质的门把手、碰锁和扣锁装置。可拆装的盖板开口装配在柜的底部，以便电缆管线和空气管道接入柜内，且电缆管线及空气管道要保证能够通风能力及防小动物进入。汇控柜可以设在110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）底座上与110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）一起运输供货，也可以分开独立设置，当汇控柜安装在110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）底座架上，应考虑到110kV全封闭组合开关电器
37、（GIS）（扩建及改造项目）设备操作振动的影响。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的汇控柜至操动机构箱和电压互感器、电流互感器接线盒的所有二次线电缆均应在制造厂内完成安装、连接和调试。5.2.5.2 端子及连接汇控柜中应有足够数量的端子（采用阻燃铜端子），除供控制、测量表计、信号、动力及照明等回路内部配线及端子外部电缆接线使用外，还应设置15%的备用端子。供外部接线用的端子及备用端子均应是夹紧型端子。外部接线用端子排与其它邻近端子排及柜底板之间应有不小于150mm的净距。端子及端子排均应有与制造厂提供的二次回路图上一致的标记号，一个端子只允许接入一根导线。端子排间应有足够
38、的绝缘，端子排应根据功能分段排列。还应留有足够的空间，便于外部电缆的连接。端子排应牢固固定，使其不致于振动、发热等而变松，同时还应能方便地进行检查和维护。柜内应配有铝、钢或其它类似材料制作的导轨。为便于接地和安装接线端子，其长度应有10%的裕量，每条导轨应有两个接地端子。为连接交流电源应设置8个大型的接线端子，端子排适用于接不小于6mm2电缆芯线。其余回路应能接不小于2.5mm2的电缆芯线。端子排内正负电源及经常带电的正电源与合闸或分闸回路之间应以1个空端子隔开。5.2.5.3 辅助电缆1）由汇控柜至操动机构箱和电压互感器、电流互感器接线盒的辅助电缆均与GIS成套，由制造厂负责安装和连接，其截
39、面积应符合下列规定：互感器回路：4mm2控制信号回路：1.5mm22）所有二次部分的控制、保护回路电缆必须采用电解铜导体、PVC绝缘，阻燃（B级阻燃）的屏蔽电缆，电缆中间不得有接头。电缆两端有标示牌，标明电缆编号及对端连接单元名称。3）辅助电缆与机构箱、汇控柜或互感器二次接线盒的连接应采用格兰头或航空插座，且户外型设备的格兰头或航空插头必须安装防雨措施。4）沿110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）本体敷设的辅助电缆应采用金属槽盒敷设。厂家明确110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）本体敷设的采用金属槽盒敷设的辅助电缆相对位置，以便与电缆沟接口。5）汇控柜至操动
40、机构箱的交、直流回路不能共用同一根电缆，两套分闸回路不能共用同一根电缆，控制和动力回路不能共用同一根电缆。5.2.5.4 位置指示机构箱应装设有机械式的分合闸位置指示器。所有指示应布置成从巡视通道清晰可见，否则应提供一个适合的平台或梯子。位置指示器的颜色和标示应符合相关标准要求：红色表示合闸，绿色表示分闸，同时合闸位置应用字符“合”或“I”标示，分闸位置应用字符“分”或“O”标示。隔离开关和接地开关的位置指示器还应有指示分合是否完全到位的位置标识。隔离开关和接地开关采用相间连杆传动时，应每相独立设置分合闸指示，以反映各相刀闸实际分合位置。除非隔离开关和接地开关的动触头分别到达其合闸或分闸位置，
41、否则不应该发出合闸和分闸位置指示和位置信号。注：“合闸位置”和“分闸位置”的定义见GB/T 2900.20的5.32和5.33。其中预定连续性是指在此位置下触头能完全接触且能够承载额定电流和额定短路电流（如适用）。汇控柜面板上应有一次设备的模拟接线图及断路器、隔离开关和接地开关的位置指示灯，该指示灯分别通过每相（台）断路器的常开和常闭的辅助接点接到正、负控制极之间。位置指示灯采用红绿表示，红色表示闭合，绿色表示断开。5.2.5.5 附件主电控元件及端子排安装在一个独立的汇控柜内。外部电缆将集中接至汇控柜内。此外，尚需具备下述附件：a）内部照明和微动开关；b）汇控柜上需装有单相10A的220V交
42、流插座；c）机构箱与汇控柜内应设有一组交流220伏的低功率，长期运行的加热器，温湿度控制器应具有数字显示及调整设置功能，温湿度控制器应与温、湿度传感器分离，禁止使用温湿度控制器与温湿度传感器集成装置，如果柜体体积较大应考虑增加一组具备自动和手动投切功能的加热器，以防止产生有害的凝露，当加热器功率较大时，应分散布置、多点加热。所有加热器应是非暴露型的，应置于不会引起二次接线和元件受热劣化的位置，并提供过热断线保护。加热器电源与操作电源应单独设置，以保证切断操作电源后加热器仍能正常工作。加热器在额定电压下的功率应在制造厂规定值的10范围内。当加热回路断线时，应有告警指示；d）汇控柜内也可装设抽湿机
43、，具备抽湿和温湿度实时显示功能，保持柜内湿度不大于70%，此时柜体应采用全密封结构，户外型汇控柜内必须安装排水型抽湿装置；e）断路器、隔离开关和接地开关的机构箱内均应装设不可复归型动作计数器，其位置在操作平台或地面上应便于读数；f）为防止误碰引起误动，应采用内凹式按钮（或行程）的继电器和操作按钮，继电器和操作按钮上必须有耐久性材料制作的中文标示的功能标识牌。如采用外凸式按钮（或行程）的继电器和操作按钮，则必须加装防止误碰的防护罩。5.2.5.6 接地机构箱与汇控柜应装设有接触面积不小于360mm2、截面不小于100mm2的接地铜排作为二次回路的接地，并与机构箱与汇控柜绝缘。机构箱与汇控柜应配有
44、与接地线连接的接地螺栓，螺栓的直径不小于12mm。机构箱门或汇控柜门应配不小于8mm2接地过门多股铜线。5.2.6 液压（含液压弹簧）操作机构（适用时）5.2.6.1 液压操作系统液压机构应采用集成式、模块化结构，电机油泵、控制阀、油压开关、油箱、信号缸和工作缸之间没有外部管路连接。每台液压机构应配备自身的液压设备，如油泵、储压筒、液压表计、控制装置、连接管路和阀门等。油泵由DC/AC 220V电机驱动。电动机和油泵应能满足60s内从重合闸闭锁油压打压到额定油压和5min内从零压充到额定压力的要求。 机构打压超时应报警。储压筒的容量应满足压力降到自动重合闸闭锁压力之前在不启动油泵的情况下也能连
45、续进行两次合分闸或一次分0.3s合分操作循环。应设置操作压力监视装置，并给出各报警或闭锁压力的定值（停泵、启泵、压力异常的告警信号及分、合闸、重合闸闭锁）及相应的贮压筒活塞杆行程或弹簧储能压力行程。当压力降低超限时应报警，超过规定值时应进行相应的闭锁。断路器分、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现。液压机构应配有机械的防慢分装置，保证机构泄压后重新打压时不发生慢分。同时应具备零压闭锁功能，当压力降为零时闭锁油泵的启动打压。液压机构应设有安全阀、过滤装置和油泵启动次数计数器。液压油和氮气应符合相应的标准。液压操动机构24h内启动不超过6次。5.2.6.2 电气布线和液压系统联接储油罐油泵电
46、机电源回路及液压系统的控制和报警回路应接到主控制柜端子排上。报警回路应包括两个电气上独立的接点。配备完整操作系统所需要的全部控制设备、压力开关、压力调节器、泵、电动机、操作计数器、阀门、管线和管道以及其它辅助设备。5.2.7 弹簧操作机构（适用时）5.2.7.1 弹簧操作系统由储能弹簧来进行分闸和合闸操作，分闸弹簧和合闸弹簧应分别设置。当断路器处于合闸位置、分合闸弹簧储足能量时，应能满足“O0.3sCO180sCO”的额定操作循环要求。在合闸操作完成以后，对合闸弹簧的重新储能，应由电动机在30秒内完成。弹簧操动机构应能可靠防止发生空合操作，应有机械联锁保证机构处于合闸和储能位置时，不能再进行合
47、闸动作。机构动作应灵活，储能及手动或电气分、合闸等各项操作过程中不应出现卡死、阻滞及过储能等异常现象。断路器处于断开或闭合位置，都应能对操作弹簧储能。应采用机械装置指示操作弹簧的储能状态。在就地应有手动弹簧释放装置，并设有防止“误操作”的装置。5.2.7.2 储能电机电压合闸储能电动机端部电压，须与前期设备使用统一电源电压应为DC220V或AC 220V。5.2.8 电动操作机构 机构动作应灵活，分、合操作过程中不应出现卡死，阻滞等异常现象。电动操作机构应能远方及就地操作，并应装设供就地操作用的手动分、合闸装置。手柄总长度（包括横柄长度在内）应不大于1000mm，操作力不大于200N，其机构的终点位置应有足够强度的定位和限位装置，且在手动分、合闸时能可靠闭锁电动回路。电动操动机构处于任何动作位置时均应能取下或