110kV-GIS组合电器(含PT)试验作业指导书

110千伏GIS组合电器

电气试验作业指导书

批准实施

目录

1、作业性质和项目 (1)

2、依据标准......... . (1)

3、试验设备、仪器、仪表及有关专用器具 (1)

4、人员安排及其职责 (1)

5、试验项目及相关要求 (2)

6、试验报告样张 (10)

7、设备主要技术参数 (11)

1、作业性质和项目

序号试验项目交接预试

1 导电回路电阻√

2 SF6气体微水量√√

3 SF6气体的泄漏√第一年做以后必

要时

4 断路器的动作时间特性参数√

5 110kV电子式电压互感器变比

试验

√

6 绝缘电阻√

7 交流耐压√

8

全光纤电子式电流互感器电气

箱低压器件绝缘电阻

√√

9 和变压器相联部分GIS组合电

器试验

√

2．依据标准

GB50150-2006 <<电气装置安装工程电气设备交接试验标准>>

DL/T596-1996 <<电力设备预防性试验规程>>

Q/SDJ1011－2004 <<电力设备交接和预防性试验规程>>

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>> IEC60044-7 <<电子式电压互感器>>

GB/T 20840.7 <<电子式电压互感器>>

NAE-GL110G-N2全光纤电子式电流互感器技术和使用说

明书

制造厂出厂试验报告

GIS组合电器订货技术协议

3.试验设备、仪器、仪表及有关专用器具

序号试验仪器仪表型号精度/量程备注

1 兆欧表

AVO数字高压兆欧表 1.5级2500V及以上

2 兆欧表ZC11D-5手动兆欧表2级500V

3 导电回路测试仪PCIμΩ/3100A

4 断路器动作特性测

试仪

2218

5 交流耐压装置串联谐振试验设备

6 SF6气体检漏测试

仪

CHECK P1 包扎所需的

薄膜、绳，SF6

气体检漏测

试仪所需电

源盒等。

7 SF6气体水份仪

DP19－III型微水

检测仪

10～-30℃

时，±1.5℃

设备的取气

接口及测量

管路，SF6气

体水份仪所

需电源盒8 数字万用表Agilent 34401A6位半变比测量用

9 多功能控制箱

SNK-II交流耐压控

制箱

0~250V 变比测量用

10 试验变压器苏州华电YDTC

1-2kV A

200V/50kV

变比测量用

11 电压表

上海电表二厂

D26-V

0-150-300

变比测量用

9 温、湿度计

10 试验接线包括硅堆、屏蔽线、电源线、绝缘放电棒、绝缘扶梯、绝缘毯及其他安全用具

4、人员安排及其职责

包括一名工作负责人（小班负责人）在内不得少于四人，其中需设置至少一名专职监护人两名操作人员。

4.1工作负责人（小班负责人）职责包括正确履行工作票上的一切安全措施及现场的工作监护以及对试验结果分析和判断。

4.2操作人员一职责包括设备试验加压、读数、登高时搀扶、试验前后充分放电。

4.3操作人员二职责包括登高、接线、清揩

4.3监护人员职责监护操作人员操作，兼职数据记录。

5、试验项目及相关要求

5.1导电回路电阻测量

5.1.1试验目的：

在GIS安装过程中或结束后，在主回路中通过≮100A电流，进行直流电阻试验。检验GIS内母线以及各元件的连接接头安装正确，保证各个连接部分接触良好。

5.1.2接线图：

线路压变闸刀

断路器

母线侧三工位刀

线路接地闸刀

线路侧三工位刀

5.1.3 试验步骤：

5.1.3.1 检查回路电阻测试仪是否正常（选用标准分流器100A75mV 校对，记录误差或使用标准100μΩ电阻测试）。

5.1.3.2 如制造厂提供主回路导电电阻的具体测点，则按照出厂测点测量，电流、电压线应处于断路器出线端最内侧，电流端处于电压端外侧，并确保接触良好，试验时，断路器、闸刀处于合闸状态，试验电流不小于100A。

5.1.3.3 如制造厂未提供主回路导电电阻的具体测点，则利用接地隔离开关测量回路的电阻值。

5.1.3.4 测量结束后，再对测量的各相结果进行比较，三相之间的直

流电阻值应平衡

5.1.4分析和判断：

参考出厂试验报告提供的各气室直流电阻值，按实际测量范围所包括的气室数量累加，不应超过标准值的1.2倍，同时三相之间的直流电阻值应平衡。

项目阻值R1--R2 110 R1—R3 170 R1—R4 137 R4

R1

R2

R3

项目阻值

R6—R7 50

5.1.5注意事项：

5.1.5.1 应在抽真空前做。

5.1.5.2 GIS主回路导电电阻的测量及标准，应按照厂提供的测点图和标准，进行测量和比较，测试数据不超过出厂报告标准值的1.2倍。

5.1.5.3 对GIS测量后恢复接地线的连接。

5.2气室SF6气体湿度试验(露点测定)

5.2.1试验目的

检查充入GIS气室的SF6气体湿度（含水量），从而保证SF6气体的纯度和绝缘特性。

5.2.2试验步骤

5.2.2.1 使用的SF6气体应送中试所作生化试验。

5.2.2.2 每个气室充至额定压力24小时后进行测量，并根据环境温度、气室压力折算成μL/L。

5.2.2.3 将设备本体和检测仪器连接严密，连接时应采用水份检测使用的对应专用接口。

5.2.2.4 对测试系统所有接头进行气密性检查。

5.2.2.5 保持镜面清洁，调节样品气的流量。

5.2.2.6 待仪表屏上显示的数据基本稳定达5分钟后，读取数据。

5.2.2.7 记录结果并和标准比对。

5.2.3试验标准

5.2.3.1 断路器灭弧室气室：交接≯150μL/L；运行中≯250μL/L。

5.2.3.2 其它气室：交接≯250μL/L；运行中≯500μL/L。

5.2.4 注意事项

5.2.4.1 电气设备在充入SF6气体24h后，方可进行试验。

5.2.4.2 测量时,连接仪器和电气设备的连接管越短越好。

5.2.4.3 测量仪器的气体出口应该配有2m以上的排气管，防止大气中的水分从排气口进入仪器而影响测量结果，同时避免测试人员受到SF6气体的污染。5.3气室检漏试验(密封性试验)

5.3.1试验目的

检查各气室气嘴、法兰连接部位的密封性，从而发现安装工艺或密封材料所存在的问题。

5.3.2试验步骤

GIS安装过程中或安装结束后，对每个气室密封采用局部包扎法

进行定量测定。无法不包扎的部位用定性测量，应不发出光和声。

局部包扎法：

5.3.2.1 GIS设备安装完毕后，选用几个法兰口和阀门作取样点。

5.3.2.2 用厚约0.1mm的塑料薄膜在取样点的外周包一圈半，按缝向上（尽可能做成圆形，形状要规范一点，否则难以计算塑料袋的体积）。

5.3.2.3 用胶带沿边缘粘牢，塑料袋和GIS设备元件要保持一定的空隙。

5.3.2.4 静置至少5小时后，用精密的检漏仪的探头插入塑料袋内的下部进行检测，同时用手拍击塑料袋上部的塑料薄膜，将包扎面上部气体往下部驱赶，测定塑料袋里SF6气体含量，并记录结果。

5.3.3试验标准

每个气室密封局部包扎5小时，定量测定结果≯30μL/L。相当于相对年泄漏率≯1%/年或按制造厂要求。

5.3.4注意事项

5.3.4.1 电气设备在充入SF6气体24h后，方可进行试验。

5.3.4.2 因采用检漏仪直接测量的定性测量法误差较大，故在定性法测量结果超标的情况下，应进一步采用定量法进行验证。

5.3.4.3 室内测量时必须具备通风设备。

5.4断路器的动作时间特性参数：

5.4.1试验目的

测量断路器的固有分、合闸时间及同期差。

5.4.2接线图：

合闸线圈

分闸线圈

直流电源

+

-启动按钮

（通道）

A B C

断路器

线路压变闸刀

线路侧三工位刀

线路接地闸刀

母线侧三工位刀

5.4.3试验步骤

5.4.3.1 进线间隔和出线间隔利用线路接地闸刀作为测量引出线，母线闸刀在接地位置，进行开关分合闸过程，测试数据。

5.4.3.2 主变间隔利用电缆终端作为测量引出线，母线闸刀在接地位置，进行开关分合闸过程，测试数据。 5.2.4分析和判断 项目 参数值 全开断时间 ≯60 ms 合闸动作时间 60-80 ms 分闸动作时间 30-40 ms 三相合闸不同期性 ≯5 ms 三相分闸不同期性 ≯3 ms

5.2.5注意事项

5.2.5.1 三工位隔离/接地开关：

分、合闸操作储能电动机的持续电流 约1.3A

5.2.5.2 快速接地开关：

分、合闸操作储能电动机的持续电流合、分闸时约1.5A

接地引线绝缘件绝缘水平 0.5 kV 1min （制造厂应提供试验报告）5.5 110kV电子式电压互感器变比试验

5.5.1试验目的

检查互感器的绕组匝数比的正确性是否有匝间短路。

5.5.2接线图

5.5.3试验步骤

5.5.3.1变比试验，必须在试验专用套管装好后、耐压试验前进行。

5.5.3.2按图接线，并检查试验回路接线是否正确。

5.5.3.3根据电压互感器铭牌变比，根据计算公式U2＝

U1/33846，其中U1为一次侧所施加电压，U2为二次侧所

获得的理想电压，33846根据铭牌标注的一二次额定电压

计算所得（33846＝110kV/3.25V），算得次级的理想输出

电压。

5.5.3.4在互感器一次侧加5％～150％的额定电压，读取数值并记录。

5.5.3.5计算电压比误差：电压比误差＝（U2′- U2）/ U2×100％，

其中：U2′实际侧得二次测电压，U2理想状态下二次侧

电压。

5.5.4分析和判断

5.5.4.1试验数据应符合规程的要求,和铭牌值相比不应有显著差别，一般不应大于铭牌值的±0.5％

5.5.4.2如试验数据异常时，应查明原因。

5.5.5注意事项

一次侧可接在GIS开关柜出线专用套管上，二次侧接在压变二次出线装置引出的三根双屏蔽同轴电缆处（电缆长度为16.5米,现场切记不可随意缩短,因为是根据二次负载阻抗200千欧母事先匹配好的）。

Agilent34401A6位半数字万用表的输入阻抗为1兆欧母，因此和250千欧母并联后的总阻抗为200千欧母。

5.6绝缘电阻的测量

5.6.1试验目的

主要检查GIS绝缘是否受潮或有否制造缺陷。

5.6.2接线示意图

L G E 兆欧表

5.6.3试验步骤

5.6.3.1 检查兆欧表是否合格；

5.6.3.2 检查试验回路接线是否正确；

5.6.3.3 被测绕组各引线端应短路，L接被试品，E接地要良好，G

接屏蔽，其余各非被测绕组都应短路接地；

5.6.3.4 读数完毕后，应先将兆欧表火线端子的接线和被试物断开，然后再关闭电源；

5.6.3.5 测量前、后，被试品对地应充分放电；

5.6.4分析和判断

5.6.4.1 测试结果应符合规程要求。绝缘电阻值交接时不应低于出厂值的70%。预试时，和前次结果无明显变化。

5.6.4.2 温度换算公式：R2＝R1×1.5(t2-t1)/10；

5.6.4.3 试验结果异常时，应综合分析，尤其要区分是环境影响还是设备的问题。 5.6.5注意事项

主回路对地绝缘电阻用2500V 摇表测量；

辅助回路和控制回路对地绝缘电阻用500V 摇表测量。

5.7交流耐压 5.7.1试验目的：

GIS 设备在安装结束后以及投入运行之前，应对GIS 主回路进行交流工频耐压试验，检验GIS 设备在工频运行电压的绝缘性能。 5.7.2接线图：

试品（GIS

）

变频电源

01

02

输入

380V,三相/220V,单相

VF

励磁变

避雷器

电抗器下节

电抗器上节

分

压器

高压测量信号

5.7.3.试验方案

5.7.3.1 GIS 三相试验套管已安装在出线侧，试验时从此处加压。 5.7.3.2 进、出线电缆未接入前、所有的CT 二次回路已处于短路接地。

5.7.3.3 在交流耐压试验前，检查GIS 相关的SF6气体断路器、隔离开关/接地开关、快速接地开关能正常操作并处于分闸或接地位置。

在试验前、试验换相时以及试验后，GIS主回路都具备接地的条件。

5.7.3.4 GIS本体以及汇控柜的接地线均接地良好（被试设备接地＜2Ω）。汇控柜的操作电源供电正常，信号显示正确。

5.7.3.5 试验前用5000V兆欧表测量被试品的绝缘电阻。

5.7.3.6 检查交流耐压的试验设备安装情况和仪器接线正确，并进行空试。

5.7.3.7 耐压试验前，分别测量各元件在断开状态和合闸状态时的电容量，并计算试验电压频率。

试验电压的频率控制在30-300HZ之间。

5.7.3.8 做一相试验前后，应测试GIS主回路各相在试验前／后的绝缘电阻值。

5.7.3.9 在进行一相试验时，其它两相均可靠接地。在试验换相过程中，或每相试验结束后GIS主回路均应短路接地。

5.7.3.10 整回路交流耐压试验和老练试验电压以及时间：

第一点：126/ = 73 kV 老练时间 5 min 第二点：126 kV 老练时间 3 min

第三点：230×80％＝184kV 试验时间 1 min

每次试验均连续升压，施加电压时80％U以下10kV/1S，80％U以上3kV/1S的速度施加。

5.7.3.11 断口耐压试验电压及时间：

230×80％＝184kV 试验时间 1 min

如果三工位隔离开关断口有出厂试验报告，本项目可以不实施耐压试验。

5.7.4.试验步骤：

5.7.4.1 第一次单相整体耐压试验 Y

△Y QS_进1

QF_进1QS_进3QS_进2QS_进4QS_进5QS_进6

QS_变1QF_变1QS_变3QS_变2QS_变4QS_变5QS_出1QF_出1

QS_出3QS_出2

QS_出4

QS_出5

QS_出6

试验套管安装位

置，在此处加电压

Y △

Y 1)变压器间隔为加压点。

2)合上所有断路器、隔离开关；拉开全部接地开关。对断路器、隔离开关作整体对相、地及接地开关极间的工频耐压试验。

3) 对GIS 回路进行整体老练试验及交流耐压试验。（包括电压互感器、断路器、隔离闸刀及接地闸刀断口试验）（B 相加压，A 、C

相接地）（A 、C 相加压、B 相接地）

5.7.4.2 第二次进线和变压器断路器断口耐压试验 QS_进1

QF_进1QS_进3QS_进2QS_进4QS_进5QS_进6QS_变1QF_变1QS_变3QS_变2QS_变4QS_变5QS_出1QF_出1QS_出3QS_出2QS_出4

QS_出5

QS_出6试验套管安装位置，在此处加电压Y △Y Y △

Y 1）拉开进线的电压互感器闸刀。（既QS ＿进6）

2) 拉开出线的电压互感器闸刀。 （既QS ＿出6）

3）拉开进线开关。(既QF ＿进1)

4) 将QS ＿进3从合上位置切到接地位置(QS ＿进4)

5) 拉开出线开关。(既QF ＿出１)

6）将QS ＿出3从合上位置切到接地位置. (QS ＿出4)

5.7.4.3 第三次出线断路器 断口耐压试验

QS_进1

QF_进1QS_进3QS_进2QS_进4QS_进5QS_进6QS_变1QF_变1QS_变3QS_变2QS_变4QS_变5QS_出1QF_出1

QS_出3QS_出2

QS_出4

QS_出5

QS_出6试验套管安装位置，在此处加电压Y △Y Y △

Y 1）拉开变压器开关。(既QF ＿变1)

2）将QS ＿变1从合上位置切到接地位置. (既QS ＿变2)

5.7.5分析和判断

5.7.5.1 每一部件均已按选定的试验程序耐受规定的试验电压而无击穿放电，则整个GIS 通过试验。

5.7.5.2 在试验过程中如果发生击穿放电，可进行重复试验，如还能承受规定的试验电压，则可认为是自恢复放电，耐压试验通过，反之耐压失败。

5.7.6注意事项：

5.7.

6.1 完成所有的气体处理工作包括各气室的检漏、SF6气体湿度

（微水）试验结束并合格。被试设备的常规电气交接试验己完成并合格。GIS设备的各气室应在充入额定压力的SF6气体并静止24小时以上。

5.7.

6.2 在GIS本体和高压试验设备的安全距离处己做好必要的安全措施，包括安全围栏、高压危险等警示牌。GIS室的门窗己关上，必要时应加锁，其他通道应设专人看守。

5.7.

6.3 交流耐压的试验设备应由专人操作，并有监护人负责监护。并应做好的人身安全和监督安全的措施。

5.7.

6.4 GIS内部CT二次侧均短路接地。

5.7.

6.5 试验前GIS的隔离开关、断路器都合上，接地隔离开关拉开，设备处于正常准备运行状态。

5.7.

6.6 现场需提供380V 、40A容量试验电源。

5.7.

6.7试验时GIS生产厂家应到现场配合试验。

5.7.

6.8 GIS操作钥匙、设备操作手柄，由专人保管，以防误操作。

5.8全光纤电子式电流互感器电气箱低压器件绝缘电阻

5.8.1试验目的

检查互感器电气箱低压器件线路绝缘是否良好，是否受潮、表面脏污、贯穿性缺陷存在。

5.8.2接线图

5.8.3试验步骤

5.8.3.1 检查仪表是否正常。

5.8.3.2 选择合适的测量量程。

5.8.3.3 检查试验回路接线是否正确。

5.8.3.4 进行试验并记录试验结果。

5.8.4 分析和判断

应符合规程要求。交接时和出厂值比较无明显差别，预试时和历年数据比较无明显差别。

5.8.5 注意事项

电气箱电源和直流屏断开，将电源输入正负端短接，施加2.8kV 的直流电压10秒，无击穿或闪络

应先启动兆欧表，稳定后再接上被试品，测量读数后，先断开被试品再停止兆欧表，试验结束后被试品应充分放电。

5.9 和变压器相联部分GIS 组合电器试验 —

—

+ 。 电气箱

2.8kV 专用绝缘

电

阻表

。

E

L

5.9.1 试验步骤

5.9.1.1 拆开GIS 和变压器中的导电杆，对GIS 进行交接试验项目。

5.9.1.2 中性点避雷器在外试验合格后装入GIS 筒体内。

5.10 CTB-1系列弹簧操动机构

5.10.1. 操作机构的验收调试方法

5.10.1.1 先对机构上的电动机、线圈等额定电压(电流)是否和要求相符；检查机构是否已有零件损坏(如因运输不当等造成的损坏)，紧固件松懈、线头有无脱落等。

5.10.1.2 首次操作机构之前应先对机构中转动部分适当润滑。

5.10.1.3 合闸弹簧手动储能（注！切断电机电源）：通过六角套筒、加长杆和棘轮扳手固定到弹簧机构棘爪轴的端部（六方对边17mm ），顺时针旋转棘轮扳手可手动储能，操作时请用手按住分闸电磁铁，使销子和合闸保持掣子脱离后再进行手动操作。当棘轮转过死点后，听到“咔嗒”声后，如转动扳手轻松，表示储能完成。如暂不合、分闸三工位隔离开关，可满足变压器

侧接地 110KV 单相筒体

110KV 单相筒体

连接110KV 断路器

110KV 中性点

零序CT 中性点接地闸刀

中性点避雷器

操作，请插入防动销。

5.10.1.4 手力慢分慢合操作：

a)合闸操作：首先更换本体销子连接操作杆，再通过扳手转动操作杆，运动达到机构行程时，可以听到“咔嗒”一声，此时，分闸脱扣器复位，机构和断路器同处于合闸位置；

b）分闸操作：在机构合闸锁扣的情况下，使操作杆压紧销子并继续转动操作杆一两圈之后，一人先压紧分闸线圈的动铁芯，使分脱扣器旋转，另一人通过扳手转动操作杆释放分闸弹簧，可以听到轻微的脱扣声,此时，一人松开动铁芯，另一人继续转动操作杆直到分闸位置5.10.2 操作机构运行维护

5.10.2.1 在定期检修和大修时应润滑机构，应采用低温2#润滑脂。注意：在润滑机构前将防分、防合安全销（有钥匙环的）插入机构，装上手动操作装置。在涂新润滑脂前尽可能除去残留陈旧的润滑脂。润滑部分包括：

a）电动机驱动的伞齿轮

b）合闸弹簧筒内表面，合闸弹簧必须在储能位置，以便更好地润滑，将防合安全销装在机构上预防弹簧释放能量，从弹簧到缺口边整个内表面涂低温2#润滑脂：

c）在分合弹簧未储能时对凸轮及A/B销；

5.10.2.2 维护过程中机构不允许在无足够负载状态下释放能量，包括：

a) 严禁机构单独进行空操作（释放能量）；

b) 严禁机构配断路器后，断路器中SF6气体未充到闭锁以上气

压，机构进行空操作（释放能量）；

c) 机构处于分闸位置和断路器进行连接，必须用手力慢分慢合装

置进行调试；

d）当断路器中SF6气体未充到闭锁以上气压，如需分、合操作，必须用手力慢分慢合装置实现。

5.10.2.3 分合闸防动销在断路器正常运行时不使用。检修时，在分

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