10kV箱型固定式高压开关柜技术规范书

10kV箱型固定式高压开关柜技术规范书(图文)

来源:电源谷 作者:广西电网

目 录

1． 总则

2． 使用环境条件

3． 技术参数和要求

4． 试验

5． 供货范围

6． 卖方在投标时应提供的资料和技术参数

7． 技术资料和图纸交付进度

8． 包装、运输和储存

9． 技术服务与设计联络

1 总则

1.1 本设备技术规范书适用于 10kV 箱型固定式高压开关柜，它提出了该产品的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2 需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准， 未对一切技术细则作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文， 供方应提供一套满足本规范书和现行有关标准要求的高质量产品及其相应服务。

1.3 如果供方没有以书面形式对本规范书的条款提出异议，则意味着供方提供的设备（或系统）完全满足本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以―对规范书的意见和与规范书的差异‖为标题的专门章节加以详细描述。 本规范书的条款，除了用―宜‖字表述的条款外，一律不接受低于本技术规范条款的差异。

1.4 本设备技术规范书经需供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的法律效力。

1.5 供方须执行现行国家标准和行业标准。应遵循的主要现行标准如下。

GB156 — 1993 标准电压

GB311.1 — 1997 高压输变电设备的绝缘配合

GB1408.1 — 1999 固定绝缘材料工频电气强度的试验方法 GB3309 — 1989 高压开关设备常温下的机械试验

GB2900.1 － 1992 电工名词术语 基本名词术语

GB3804 — 1990 3 ～ 63kV 交流高压负荷开关

GB7354 — 1987 局部放电测量

GB/T11022 — 1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术条件 GB14808 — 2001 交流高压接触器

GB16926 － 1997 交流高压负荷开关—熔断器组合电器

SD/T318 — 1989 高压开关柜闭锁装置技术条件

DL/T402 — 1999 交流高压断路器订货技术条件

DL/T486 — 2000 交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件 DL/T539 — 1993 户内交流高压开关柜和元部件凝露及污秽试验技术条件

DL/T593 — 1996 高压开关设备的共用订货技术导则

DL/T404 — 1997 户内交流高压开关柜订货技术条件

Q/GXD 126.01-2004 电力设备交接和预防性试验规程（广西电力有限公司企业标准）

Q/GXD 116.01 -2005 电能计量装置技术标准（广西电网公司企业标准 ）

上述标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。本技术规范出版时，所列标准版本均为有效。所有标准都会被修订，供需双方应探讨使用上述标准最新版本的可能性。标准之间有矛盾时，按技术要求较高的标准执行。

1.6 本设备技术规范书未尽事宜，由需供双方协商确定。

1.7 供方应获得 ISO9000 （ GB/T 19000 ）资格认证书或具备等同质量认证证书，必须已经生产过三台以上或高于本招标书技术规范的设备，并在相同或更恶劣的运行条件下持续运行三年以上的成功经验。提供的产品应有两部鉴定文件或等同有效的证明文件。对于新产品，必须经过挂网试运行，并通过产品鉴定。

2 使用环境条件

2.1 周围空气温度

最高温度： +45 ℃ ；

最低温度： - 10 ℃ ；

日温差： 15K 。

2.2 海拔高度：不大于 1000m

2.3 户内环境湿度（相对湿度）

日平均不大于 95% ；

月平均不大于 90% 。

2.4 地震列度： 8 度

水平加速度： 0.25 g ，

垂直加速度： 0. 125 g

2.5 环境污秽等级：Ⅱ级

3 技术参数和要求

3.1 开关柜基本技术要求

3.1.1 型式：屋内型，金属封闭箱型固定式高压开关柜。

3.1.2 额定电压（即最高电压）： 12kV

3.1.3 额定频率： 50Hz

3.1.4 额定短路持续时间为 4s

3.1.5 额定绝缘水平

3.1.5.1 柜体及开关设备、柜中变压器主绝缘的工频及雷电冲击耐受电压水平如下表所示。

3.1.5.2 辅助回路和控制回路 1min 工频耐受电压 2kV （方均根值）。

3.1.6 温升

依照 DL/T593 — 1996 《高压开关设备的共用订货技术导则》第

4.2.4 .2 条执行，并且对于可能触及的外壳和盖板，其温升不得超过 30K ；导体表面温升不得超过 55K 。

3.1.7 分、合闸线圈和辅助回路的额定电压： DC220V （除特别注明外）

3.1.8 爬电比距：纯瓷绝缘≥ 18 mm /kV ；有机绝缘≥ 20mm /kV （按 12kV 计算）。

3.1.9 以空气作为绝缘介质的开关柜内，各相带电导体的相间与对地净距不小于下列数值：

导体至接地间净距 125mm

不同相的导体之间净距 125mm

导体至无孔遮栏间净距 155mm

导体至网状遮栏间净距 225mm

导体至绝缘板间净距 30mm

若不能满足空气净距的要求，则需采用可靠的绝缘包封以满足绝缘要求。

3.1.10 合闸弹跳时间：不大于 2ms 。

3.1.11 投切电容器组能力

投切 8016kvar/10020kvar 电容器组不重燃不弹跳。

3.2 开关柜结构

3.2.1 高压开关柜为金属封闭箱式结构，高压开关柜主回路的一切组件均安装在金属外壳内，地板和墙壁均不能作为壳体的一部分。柜体设计时，必须考虑运行中的散热问题。其结构应保证工作人员的安全，且便于运行、维护、检查、监视、检修和试验。开关柜内安装的高压

电器组件均必须为加强绝缘型产品，满足全工况运行和凝露污秽试验要求。高压开关柜的同类产品必须通过凝露污秽试验。

3.2.2 高压开关柜必须有防止因本柜组件故障殃及相邻高压开关柜的措施。高压开关柜的隔离设施，应以阻燃材料制成，并通过相应的绝缘强度的验证试验。

3.2.3 同型产品内额定值和结构相同的组件应能互换。

3.2.4 高压开关柜的外壳必须采用优质冷轧钢板经数控机床加工后组装而成（除通风窗、排气孔外），并具有较高的机械强度，外形应美观，不得用网状纺织物、不耐火或类似的材料制造。柜体表面喷涂要采用先进工艺，具有面漆美观、附着力强、硬度高、耐腐蚀、抗老化、保光保色性好等性能。

3.2.5 高压开关柜具有功能分隔室，包括母线室、断路器室、电缆（或架空出线）室、控制仪表室等，各室之间、各室对外的防护等级应满足 DL/T404 — 97 的规定 , 且不能低于 IP2X 。各功能室及各个回路的单元功能室均采用接地的钢板分隔，互不干扰，不能采用有机绝缘隔板。

箱形固定式开关柜的面板（正面）应设计成三节式，对应于真空断路器的中间节设计为门型开启式，实现真空断路器在任意状态下的手动储能。

开关柜的各室均有与壳体相同防护等级的压力释放装置，其压力出口的位置确保对人身没有危害。压力释放装置正常情况下关闭，在事故情况下打开，自动释放内部压力，同时将内部故障限制在本隔室内。 电缆可以从柜下方进出线至各功能室，并采取有效的密封措施以防止小动物进入柜内。

对于电缆室，每相应能连接 2 根出线电缆，电缆连接端子离柜底距离不小于 700mm ，电缆连接在柜的下部进行，预留直径 120mm 电缆接线孔，并提供电缆进口的封板。电缆室内应有一根支持电缆头的横向角钢，并在角钢上部开卡孔。

3.2.6 真空断路器的分、合闸按钮不能外露，必须有安全防护措施，以免误碰触而引起误分、误合。

3.2.7 柜内若有有机绝缘材料，应选用耐电弧、耐高温、阻燃、低毒、不吸潮且具有优良机械强度和电气绝缘性能的材料（ SMC 或 DMC ）。

3.2.8 如果每段母线上的高压开关柜相对排列，则相对排列的高压开关柜之间以封闭母线桥连接，该封闭母线桥由供货方随开关柜成套供货。

3.2.9 开关柜宽度，除主变压器进线柜要求不大于 1200mm 外，其它要求不大于 1100mm 。

3.2.10 根据需要，采用电缆出线方式或架空出线方式。电缆出线时，各柜可安装可开启式零序电流互感器。

3.2.11 母线及分支引线必须全部做绝缘处理，可用热缩绝缘套管进行绝缘，也可采用硫化绝缘母线。母线及引线连接处应加阻燃型的绝缘盒。热缩绝缘厚度不小于 2mm ，接口处搭接长度不小于 100mm 。

3.2.12 支柱绝缘子水平间距不大于 1200mm ，垂直间距不大于 1000mm 。

3.2.13 开关柜的正面应有铭牌（厂名、型号规格、出厂日期等）、一次接线模拟图、柜位、手车序号。表计、信号继电器等元件应有标明用途的标志框。柜前后上沿应有线路名称、调度号标志框。

3.2.14 柜前断路器室、柜后电缆室等的门上均应留有观察窗，能方便地观察柜内相关设备的运行状况。观察窗要求有防爆措施。

3.2.15 柜内固定绝缘隔板的金属螺丝要装绝缘螺帽，既要保证绝缘又要保证强度。柜内电缆接线端子及隔离开关的动、静触头应为圆角。母线端部也应倒圆角并包有绝缘。

3.2.16 开关柜的上、下部的通风孔应有隔尘网，并达到防护等级 IP2X 。

3.2.17 柜后下部左侧应有一个 M10 或以上接地螺栓，并有接地标记作为接地点供挂地线用。

3.2.18 开关柜的金属隔板应可靠接地，接地导体和接地开关应能耐受额定短时耐受电流和额定峰值耐受电流。

3.2.19 在运行位置的隔离插头应能耐受额定短时耐受电流和额定峰值耐受电流的冲击，并保证接触良好。

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3.2.20 每一高压开关柜之间的专用接地导体均应相互连接，并通过专用端子连接牢固。

3.2.21 开关柜应安装在通长电缆沟的前后两根槽钢上。

3.2.22 母线为电解铜板，装在单独的母线室内，母线排列 A 、 B 、

C 相顺序应为从上到下，或从左到右，或从里到外（从柜前观察），并标注相标： A 相——黄色， B 相——绿色， C 相——红色。 分支引线也为铜质，排列 A 、 B 、 C 相顺序应为从左到右，并标注相标。

3.2.23 真空断路器及其配套的弹簧操动机构，应具有完善可靠的控制回路，可通过开关柜上控制开关的切换，实现远方 / 就地关合和跳闸的操作。

3.2.24 为防止凝露的产生而带来的危害，开关柜在电缆室和断路器室 内应分别设有 功率、交流 220 伏、 可长期投入且可自动 / 手动投切 （采用空开控制投退） 的加热器，并提供过热保护，同时加热器应装设防护罩（可能触及而足以灼伤皮肤时）。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。

3.2.25 在开关柜正面及背面门上，分别装有高压带电显示装置（具有验电功能），以满足柜前、柜后安全维护的要求。

3.3 对高压带电显示装置（具有验电功能）的要求

3.3.1 带电显示验电装置必须能够安装在室内交流 50Hz 、额定电压 10kV 开关柜，与 CG 系列传感器配套使用，通过有电显示（液晶显示屏或多色发光二极管组合）和验电插件（红色发光二极管或电压表，以前者为好，下同）以反映电力设备是否带有运行电压，并具有强制电气闭锁功能。该装置应符合 DL/T538-93 《高压带电显示装置技术条件》和 I.E.C1243-1 《验电器第一部分：电压超过 1 千伏的电容型验电器》有关技术指标的综合要求，应通过电力工业部电力设备及仪表质量检测中心检测合格，并通过评审鉴定。

3.3.2 带电显示验电装置主要用于判断线路有无电。强制闭锁型显示验电装置除具有提示功能外，还可提供一个接点串入电磁锁控制回路对地刀或柜门进行闭锁。选用的带电显示验电装置必须具有一年以上的运行经验，生产厂家具有一定的规模。

3.3.3 带电显示验电装置必须具有带电显示和间接验电两种功能。带电显示功能通过液晶显示屏或发光二极管组正确显示出带电（不能采用氖灯式显示），间接验电功能通过拔插带电显示（发光二极管）或外部测量电压正确指（显）示出带电，如采用外部测量电压型，则测量电压不宜超过 200V 。除 CG 系列传感器外，带电显示和间接验电的低压回路必须分相分功能相互独立。

3.3.4 提示性要强。在高压设备带有运行电压时，带电显示和验电插件的红灯闪烁或电压表指示读数要求直观、醒目，保证在明亮或阴暗环境下、工作人员在站立状态能清晰可见，可以提醒工作人员注意设备带电，以防止误入带电间隔或带电合接地刀闸等引起的人身、设备事故。

3.3.5 寿命达 60000 小时以上。显示部件和内部元件全部采用长寿命元件，更主要的是各元件工作时所承受的电压，严格控制在合理运行状态，在电力系统―接地‖过电压时，也不例外。

3.3.6 运行可靠。验电显示装置为三相六套单独的组合部件，不存在同时发生故障的可能，不会出现―误指示‖。无须经常维护，可长期不间断运行。

3.3.7 选用―显示╋验电╋强制闭锁‖型，也可以根据需要增加核相功能。

3.3.8 可以反映非接地系统运行设备故障―接地‖的相别。系统正常运行时，三相正常显示；系统接地运行时，接地相不显示，不接地相正常显示。

3.3.9 带电显示验电装置运行时，万一发生故障，可以在不打开高压开关柜门的情况下，检测或更换装置内部芯片，以解决停电处理难的问题。

3.3.10 主要技术参数

（1） 有电显示及间接验电部分动作电压：

（ 2 ）强制闭锁部分动作电压在额定相电压的 15%-65% 时启动。 在额定工作相电压小于或等于 15% 时，强制闭锁处于―解锁‖状态。 在额定工作相电压大于或等于 65% 时，强制闭锁处于―闭锁‖状态。 只有在高压 A.B.C 三相均无运行电压时，闭锁部分才解锁， A.B.C

三 相任意一相有运行电压时，闭锁部分都会可靠闭锁。

控制电源 : 使用交流或直流 110-220V ，可保证闭锁部分可靠工作；运行中控制电源消失，闭锁接点不会误动作，被闭锁设备仍然可靠闭锁。

（ 3 ）显示清晰度： 3 米以内清晰可辨。

（ 4 ）显示响应时间：小于 1 秒

（ 5 ）闪动频率：大于 1Hz

（ 6 ）抗干扰能力：系统正常运行时，三相正常显示；系统接地运行时，接地相不显示；不接地相正常显示。

3.4 防误闭锁要求

3.4.1 高压开关柜应具备防止误分、合断路器，防止带负荷分、合隔离开关，防止接地开关合上时（或带接地线）送电，防止带电合接地开关（或挂接地线），防止误入带电隔室等五项机械防误措施。预留挂微机五防编码锁的位置。

3.4.2 出线接地开关闭锁要求

3.4.2 .1 出线接地开关与断路器状态接点实现电气联锁。

3.4.2 .2 出线接地开关与线路侧 带电显示验电装置实现电气联锁。

3.4.3 进线侧接地开关

3.4.3 .1 进线侧接地开关装在受电开关柜上，并在受电开关柜上装 线路侧 带电显示验电装置 。

3.4.3 .2 线路侧接地开关与线路侧 带电显示验电装置接点、受电开关状态接点实现电气联锁。

3.4.4 开关柜电缆室门（包括封板）应与接地开关实现闭锁，保证接地开关合上后方可开门。

3.4.5 带电显示验电装置的安装位置应保证操作接地开关时运行人员可以看到。

3.4.6 接地开关、柜门的闭锁应具备紧急解锁功能。

3.5 真空断路器

3.5.1 真空断路器为断路器与弹簧操动机构联体式结构。主回路及所有辅助回路应为免维护型。每个断路器应有一套机械联动的分合位置指示器和动作计数器，其安装位置要易于观察。断路器使用年限：保证 20 年。机械部分免维护时间不得少于 3 年。

3.5.2 断路器操动机构

操动机构应有防跳功能和自由脱扣性能。操动机构的每一部件应为紧固结构，在必要部位使用防腐、防锈材料。

断路器在―合‖或―分‖位置，机械弹簧均能储能。

应提供一个可观察弹簧状态的指示装置，最好为机械型。

采用直流电机给弹簧机构自动储能。断路器完全合闸后，机构操作弹簧应立即自动开始储能。在机构里，应有一套紧急状况下的手动操作储能装置。弹簧未储能、储能完毕应有信号灯显示，并具有信号输出接点。

3.5.3 断路器及其操动机构必须牢固的安装在开关柜上，操作时产生的振动不得影响柜上的仪表、继电器等设备的正常工作。

3.5.4 断路器的位置指示装置应明显，并能正确指示出它的分、合闸状态。

3.5.5 断路器的安装位置应便于检修、检查、试验和运行中的巡视。

3.5.6 对于安装在电容器开关柜内的真空断路器必须提供同型号同技术参数产品开合电容电流最大能力的检验报告，并在出厂时通过工频电压、冲击电压、电流的老练试验，提供试验报告。该断路器在额定单个电容器组的开断电流允许范围内，开断关合电容器组不能发生重击穿或重燃。

3.5.7 必须提供真空灭弧室的真空度测试报告。

3.5.8 真空断路器额定短路开断电流的开断次数： 31.5kA 及以下为 30 次， 40kA 为 20 次。

3.5.9 真空断路器电寿命： E2 级。

3.5.10 真空断路器 机械寿命： M2 级（延长的机械寿命， 10000 次操作循环）。

3.5.11 配下列六种品牌之一的真空灭弧室： a) 西门子； b)ABB ； c) 东芝； d) 西屋； e) 施耐德； f) 三菱 。

3.6 互感器

3.6.1 互感器应固定牢靠，且应采取隔离措施，当柜中其他高压电器组件运行异常时，互感器仍应能正常工作。

3.6.2 电流、电压互感器二次回路不设置插拔连接头，互感器应固定安装在柜内。互感器的安装位置应便于运行中进行检查、巡视，且在主回路不带电时，便于人员进行试验、检修及更换等。

3.6.3 互感器的伏安特性、准确度级及额定负载均应能满足继电保护及仪表测量装置的要求。

电流互感器应满足设计图纸参数要求。当二次侧开路时，二次侧能承受电压 3000V/1min ，每个电流互感器二次绕组一点接地。应提供每种型式各参数电流互感器的磁化特性曲线和误差曲线。每个电流互感器应独立标号并提供接线图。

电压互感器选用三个绕组（一个计量绕组，一个 测量 监控绕组，一个剩余电压绕组）的互感器，电压比为（ 10/ √ 3 ） / （ 0.1/ √ 3 ） / （ 0.1/ √ 3 ） / （ 0.1/3 ） kV ，准确度等级为 0.2/0.5/6P ，容量为 50/50/150VA （除特别注明外）。

3.6.4 电压互感器采用呈容性的电磁式电压互感器，其高压侧熔断器的开断电流应与高压开关柜铭牌参数相匹配。电压互感器应为通过结构调整和降低铁芯磁通密度等措施实现产品在 2 倍额定电压及以下呈容性，不能采用在二次绕组上接入电容器的方式实现呈容性。

3.6.5 电流互感器的短时耐受电流及短路持续时间、峰值耐受电流均应满足高压开关柜铭牌的要求。

3.6.6 互感器采用固体绝缘浇注式，其局部放电水平：在测量电压

1.2Um/ √ 3 （ Um 为设备最高工作电压）下，局部放电量不大于 20pC ；在测量电压 1.2Um 下，局部放电量不大于 50pC 。并提供局部放电起始电压和熄灭电压。

3.6.7 测量用 电压互感器在 80 ％～ 120 ％额定电压下，在

25 ％～ 100 ％任意负载点，功率因数 Cos ф =0.8 ～ 1.0 范围内，误差均应满足《测量用电压互感器检定规程》（ JJG 314-1994 ）―误差限值‖的要求。特别强调，在二次负载为 0VA 、 Cos ф =1.0 下，误差应控制在《测量用电压互感器检定规程》（ JJG 314-1994 ）所规定的额定 功率因数下误差限值的 60 ％范围内。

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