技术规范书——35kV开关柜.doc

安徽华电濉溪刘桥 20MWp 光伏发电工程 ( 3 5 kVkVkV 开关柜部分开关柜部分开关柜部分) ) ) 技技术术协协议议书书 设计方：海南电力设计研究院设计方：海南电力设计研究院 2016 年 12 月 目目 录录 1.1.技术要求技术要求1 1.11.1 基本技术要求基本技术要求 1 1.21.2 结构要求结构要求 1 1.31.3 元件详细技术要求元件详细技术要求 4 1.41.4 二次部分技术要求二次部分技术要求 10 2.2. 技术数据技术数据13 3 3 供货范围供货范围17 4 4 备品备件备品备件18 1 1.1.技术要求技术要求 1.11.1 基本技术要求基本技术要求 35kV高压开关柜 1. 35kV高压开关柜采用单列布置。本工程所上开关柜应预留接口以便后期增 加高压开关柜。布置图详见附图1：35kV开关柜室平面布置图。 2. 35kV高压开关柜进线采用电缆。 3. 提供1台接地小车用于主母线接地，在母线设备柜上使用。 4. 电器柜的各组件应符合它们各自的技术标准。 5. 各电气柜应满足五防要求，五防装置应安全可靠。 6. 柜体温升：柜体采用自然正常通风方式下， 运行人员易触及部位 30K； 可触及但操作时无需触及部位40K； 运行人员不易触及个别部位 65K。 1.21.2 结构要求结构要求 35kV开关柜结构设计除应满足GB3906 3.640.5kV交流金属封闭开关设备 之要求外，还应满足下列要求： 1. 柜体的外壳和各功能单元之间的隔板均采用进口敷铝锌钢板弯折后栓接而 成，板厚不得小于2mm。开关柜宜从结构上考虑内故障电弧的影响，柜顶应设压 力释放板。 2. 每只开关柜应为金属铠装式，可各自分开、自行支承的安装在地面上的单 元。 3. 每只开关柜内应细分为若干个独立隔室。各柜主母线室应经绝缘套管贯通， 主母线安装后，各柜主母线室间被隔开。 4. 开关装置的布置应便于进行监视、检查和维修。 2 5. 电缆隔室的地板采用开孔的钢板，橡胶护套防护。孔径应满足三芯400mm2 截面的35kV电缆进入，并具备IP3X防护等级。 6. 相关的断路器和接地开关应有联锁装置以防止误操作。 7. 对接地的要求： 1） 开关柜的底架上均应设置可靠的适用于规定故障条件的接地端子，该端 子应有一紧固螺钉或螺栓连接至接地导体。紧固螺钉或螺栓的直径应不小于 12mm。接地连接点应标以清晰可见的接地符号。 2） 接地导体应采用铜质导体，在规定的接地故障条件下，在额定短路持续 时间为2s时，其电流密度不应超过140A/mm2，但最小截面积不应小于200mm2。接 地导体的末端应用铜质端子与设备的接地系统相连接，端子的电气接触面积应与 接地导体的截面相适应，但最小电气接触面积不应小于160mm2。 3） 主回路中凡规定或需要触及的所有部件都应可靠接地。 4） 各个功能单元的外壳均应连接到接地导体上，除主回路和辅助回路之外 的所有要接地的金属部件应直接或通过金属构件与接地导体相连接。金属部件和 外壳到接地端子之间通过30A直流电流时压降不大于3V。功能单元内部的相互连 接应保证电气连续性。 5） 可抽出部件应接地的金属部件，在试验位置、隔离位置及任何中间位置 均应保持接地。 6） 可移开部件应接地的金属部件，在插入和抽出过程中，在静触头和主回 路的可移开部件接触之前和分离过程中应接地，以保证能通过可能的最大短路电 流。 7） 接地回路应能承受的短时耐受电流最大值为主回路额定短时耐受电流的 87%。 8） 二次控制仪表室应设有专用独立的接地导体。 3 8对最小空气间隙的要求： 1） 单纯以空气作为绝缘介质的开关柜，相间和相对地的最小空气间隙应满 足相间和相对地300mm，带电体至门330mm。 2） 以空气和绝缘隔板组成的复合绝缘作为绝缘介质的开关柜，绝缘隔板应 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。带电体与绝缘板之间的最小空气间隙应满足对40.5kV设备应不小于 60mm。 3） 开关柜内部导体采用的热缩绝缘材料老化寿命应大于20年，并提供试验 报告。 9对开关柜限制的要求： 1） 开关柜应通过内部燃弧试验。 2） 开关柜的各隔室之间，应满足正常使用条件和限制隔室内部电弧影响的 要求；并能防止因本身缺陷、异常或误操作导致的内电弧伤及工作人员，能限制 电弧的燃烧范围。 4） 应采取防止人为造成内部故障的措施，还应考虑到由于柜内组件动作造 成的故障引起隔室内过压及压力释放装置喷出气体，可能对人员和其他正常运行 设备的影响。 5） 除继电器室外，在断路器室、母线室和电缆室的均设有排气通道和泄压 装置，当产生内部故障电弧时，泄压通道将被自动打开，释放内部压力，压力排 泄方向为无人经过区域，泄压侧应选用尼龙螺栓。 10. 每只开关柜应设置铭牌，铭牌的位置应易于运行操作人员观察。 11. 每面开关柜应装设标准型开关柜智能操控装置，具有断路器控制开关、 选择开关和储能开关，可实现断路器、手车、接地开关以及储能等的状态指示； 具有带电显示和闭锁功能；可实现2路温度显示和控制。柜内应有照明。 4 11. 开关柜包括高压部分、就地控制设备、导线和支架等应在厂内完全组装 成尺寸合适、便于运输的单元。应按照附图的排列顺序在厂内进行预组装，然后 进行装运发送。 12. 开关柜的绝缘件爬电比距应为： 瓷绝缘 18mm/kV 有机绝缘 20mm/kV 爬电距离=最高运行电压爬电比距 13. 如采用裸导体，应保证其相间及对地空气距离。 14. 所有绝缘元件应采用阻燃材料制造。 15. 开关柜内所有裸露导体及母线桥内导体均采用热缩材料包裹。 16 柜内断路器导轨、运载小车应有足够的机械强度，以防装载断路器时变形。 小车应行走自如灵活方便。 17. 对于额定参数和结构相同的可移开部件，应能互换。 18. 在适当的位置应有足够的空间便于二次电缆敷设和固定。 19. 由于微机保护装置安装在35kV开关柜上，要求安装接地铜排截面大于 120mm2。 20. 抽出结构在柜体中应有明显的工作位置，试验位置和断开位置之分，各 位之均能锁位和安全接地，为保证检修安全，在一次插头上装有触头盒及安全挡 板，并能自动进行开闭。 21. 开关柜应有良好的通风条件，并有防止漏水、防止小动物进入的措施， 并符合有关标准。 1.31.3 元件详细技术要求元件详细技术要求 1） 35kV高压开关柜 1.2 断路器 5 1.2.1 型号：国内知名品牌真空断路器， SVG回路高压开关柜采用知名合资 品牌的SF6断路器。真空断路器品牌采用ZN85-40.5； SF6断路器采用合资品牌的 HD4-40.5（ABB）型断路器。 1.22 额定参数： 参数 项 目 真空断路器SF6断路器 额定电压kV 40.540.5 额定电流A 630630 额定开断电流kA 31.531.5 额定短时耐受电流kA 31.531.5 额定短时耐受电流时间 4S4S 额定峰值耐受电流kA 8080 额定关合电流kA 8080 额定绝缘水平LI185、AC95LI185、AC95 额定操作顺序 O-0.3s-CO-180s-COO-0.3s-CO-180s-CO 分闸时间ms 5050 合闸时间ms 8080 首相开断系数 1.51.5 机械操作次数 100005000 额定电流开断次数 100005000 满容量短路开断次数 3025 断路器免检修年限 2020 真空开关管的有效期20年满足要求 真空度 1.3310-3 Pa 满足要求 SF6气体绝对压力（20） 550kPa 分断容性电流 800 A 1.2.3 断路器主要性能要求： (1) 额定操作顺序：O0.3 S CO180SCO。 (2) 经常操作切 100MVA变压器空载小电感电流，且过电压系数2.5。 (3) 经常操作感性电流，且过电压系数2.5。 (4) 真空断路器的额定线路充电开断电流为10A，额定电缆充电开断电流为 6 50A，在上述电流下断路器应不发生重击穿。 (5) 断路器具有开、合异相接地故障的能力，额定异相接地故障开断电流为 额定短路开断电流的86.6%，工频恢复电压为额定电压。 (6) SF6断路器额定容性开断电流800A，并满足背靠背电容器组的开合要求。 (7) 合闸弹跳不应超过3ms，分闸反弹幅值不应超过额定开距的20% 。 (8) 为限制真空断路器操作时引起的过电压，厂方应采用相应的保护措施， 配置避雷器。 1.2.4 操动机构要求 （1）操动机构采用弹簧操动机构，应保证断路器能三相分、合闸以及三相 跳闸和自动重合闸。 （2）操动机构自身应具备防止跳跃的性能。应配备断路器的分合闸指示， 操动机构的计数器，储能状态指示应明显清晰，便于观察，且均用中文表示。 （3）应安装能显示断路器操作次数的计数器。该计数器与操作回路应无电 气联系，且不影响断路器的合分闸操作。计数器为合闸记数。 （4）弹簧操动机构应能电动机储能并可手动储能，可紧急跳闸。 （5）操动机构的额定电源电压（Ua）为直流220V，并联脱扣器应能满足 85%110%Ua时可靠合闸，65%110%Ua时可靠分闸，30%Ua及以下时不动作。 （6）弹簧储能系统：由储能弹簧进行分、合闸操作的弹簧操动机构应能满 足“分0.3s合分180s合分”的操作顺序。弹簧操动机构应能可靠防止发 生空合操作。弹簧储能可以电动和手动实现。 （7）断路器处于断开或闭合位置，都应能对合闸弹簧储能。 （8）在正常情况下，合闸弹簧完成合闸操作后要立即自动开始再储能，合 闸弹簧应在20s内完成储能。 7 （9）在弹簧储能进行过程中不能合闸，并且弹簧在储能全部完成前不能释 放。 （10） 合闸操作的机械联锁应保证机构处于合闸时，不能再进行合闸动作； 而当断路器处于合闸位置和储能状态时，能可靠地进行一次分0.3s合分操作 循环。 （11） 机械动作应灵活，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，阻滞等异常现象，并设有防止“误操作”装置。 （12） 应有机械装置指示合闸弹簧的储能状态，并能实现远方监控。 （13） 应提供用于断路器分闸和合闸所有必需的中间继电器、闭锁继电器。 1.2.5 应提供机械手动合分闸装置，以便在失去控制电源时操作断路器。该 手动装置应有防误动措施。 1.2.6 所有控制设备，包括合分闸线圈，应采用正常工作电压为220V的直流 系统。其操作电压范围： 合闸线圈 85%110% 分闸线圈 65%120% 跳闸线圈不应动作的电压 30% 1.2.7 安装能显示断路器操作次数的计数器。该计数器与操作回路应无电气 联系，且不影响断路器的合分闸操作。 1.2.8 真空断路器机械操作次数大于10000次，额定开断短路电流次数大于 30次，厂家应提供断路器开断次数与开断电流次数曲线。 1.2.9 断路器上装有机械式分合闸指示，弹簧储能状态指示。 1.2.10 SF6断路器机械操作次数大于5000次，额定开断短路电流次数大于25 次，应提供断路器开断次数与开断电流次数曲线。 1.3 接地开关 8 1.3.1 额定电压 40.5 kV 1.3.2 额定短时耐受电流及时间 31.5 kA，4s 1.3.3 额定峰值耐受电流 80kA 1.3.4 接地开关与断路器之间应有机械联锁，以防止误操作。 1.3.5 应设有观察窗或可靠的机械位置指示器以校核其位置。 1.3.6 接地开关与带电显示装置应有联锁装置，以确保电缆线路带电时不能 合接地开关。 1.3.7 闭锁电磁铁电源电压 DC220 V。 1.3.8 接地开关机械操作次数 3000次 1.4 电流互感器 1.4.1 采用环氧浇注型，单相式电流互感器，其额定参数应与开关柜额定参 数一致。额定电流比如下：(从母线开始) 开关柜名称变比(A)额定输出(VA)准确级 出线柜 2500/530/30/30/30/305P20/5P20/5P20/0.5S/0.2S 光伏馈线柜 300/530/30/30/305P20/5P20/0.5S/0.2S SVG 进线柜 300/530/30/30/30/305P20/5P20/5P20/0.5S/0.2S 站用变进线柜 100/530/30/30/305P20/5P20/0.5S/0.2S 零序电流互感 器 100/510 1.4.2 电流互感器的短时耐受电流和短路持续时间及峰值耐受电流均应满足 开关柜铭牌值的要求。 3.3 对电流互感器应提供下列数据：励磁特性曲线、拐点电压、75C时最大 二次电阻值等。 9 开关柜内的电流互感器在出厂前必须做伏安特性筛选，同一柜内的三相电流 互感器伏安特性应相匹配，并有出厂报告。 1.5 电压互感器 采用环氧浇注型，其额定参数应与开关柜额定参数一致。 1.5.1 额定电压比 (35/ 3)/(0.1/3)/(0.1/3)/(0.1/3)kV 1.5.2 联接组别 YN，yn， yn，开口三角 1.5.3 额定输出和准确级 50/50/50VA 0.2/0.5 /3P 1.5.4 励磁特性 二次绕组加110120V时，空载励磁电流1.5A 1.5.5 电压互感器必须有防止铁磁谐振的措施，应装设一次消谐装置、二次 微机消谐装置。 1.6 氧化锌避雷器 系统额定电压： 40.5kV 额定电压： 51kV 持续运行电压： 40.8kV 直流1mA电压： 73kV 最大操作冲击残压（峰值）： 114 kV （0.5kA） 最大雷电波冲击残压（峰值）： 134kV（5kA） 2ms方波冲击电流： 600A 大电流冲击耐受试验（4/10s峰值）： 65kA 放电计数器： 1套 1.7 压变回路用熔断器 6.1 额定电压： 40.5kV 6.2 额定电流： 0.5A 7 母线：主母线、分支母线采用铜母线 10 7.1 主母线采用优质铜母线，其持续额定电流为630A。母线接头应搪锡；分 支母线接头应除锈酸洗处理并压花、搪锡。 7.2 母线应固定在足以承受侧向短路力以及纵向热胀缩的绝缘子上。主母线 应采用国标的母线固定金具予以固定。 7.3 在额定持续电流下，母线及其连接点的温升应符合有关国家标准。 1.41.4 二次部分技术要求二次部分技术要求 1 所有开关柜应有反映断路器小车在“工作”位置或“试验”位置的行程开 关，提供4个备用的开关位置接点，按“工作”位置一只、“试验”位置一只配 置。每台断路器至少应有16个备用的辅助接点(8个常开、8个常闭)，弹簧储能状 况除接入控制和信号回路的接点外，还至少应有2个备用的接点(1个常开、1个常 闭)，以供其它用途使用。上述辅助接点均应引至开关柜端子排上。用于断路器 控制回路的辅助接点应能可靠地切断断路器分合闸操作电流。断路器柜上有断路 器分、合位置指示和弹簧指示灯回路。 2 供货方应根据采购方的要求在开关柜继电器小室、仪表门上安装保护测控 装置（由招标方提供）、组合开关、熔断器、继电器等二次设备。 3 所有开关柜上端子排的接线及其排列应与采购方提供的图纸一致。对外引 接电缆均经过端子排，端子排上至少应还有20%的备用端子。供电流互感器用的 端子排应设计成短接型电流端子，电流不小于20A(500V)，并具有隔离板。柜内 布线应满足下列要求： (1) 原理正确，布线合理，工艺良好整齐。 (2) 导线均为铜绞线，绝缘等级500V。 (3) 导线截面：控制回路、信号回路1.5 mm2； 交流电流、电压回路4 mm2。 (4) 所有导线的终端应有与采购方图纸一致的回路编号或导线走向标识。 11 (5) 所有开关柜顶至少应布置交小母线，小母线应采用6mm紫铜，小母线 采用热缩管绝缘。 4 供货方应提供下列数据： (1) 继电器小室、仪表门、端子室的详细尺寸。 (2) 合分闸线圈电流或直流电阻。 5 当测量仪表及继电器保护装置盘面上的二次回路接线以插头与高压开关柜 中其它二次回路相连接时，其插头及插座必须接触可靠，并有锁紧设施。 6 开关柜的“五防”和联锁要求 （1）开关柜应具有可靠的“五防”功能：防止误分、误合断路器；防止带 负荷分、合隔离开关（插头）；防止带电分、合接地刀闸；防止带接地刀闸送电； 防止误入带电间隔。 （2）电缆室门与接地刀闸采取机械闭锁方式，并有紧急解锁装置。 （3）当断路器处在合闸位置时，断路器小车无法推进或拉出。 （4）当断路器小车未到工作或试验位置时，断路器无法进行合闸操作。 （5）当接地刀闸处在合闸位置时，断路器小车无法从“试验”位置进入 “工作”位置。 （6）当断路器小车处在“试验”位置与“工作”位置之间（包括“工作” 位置）时，无法操作接地刀闸。 （7）进出线柜应装有能反映出线侧有无电压，并具有自检功能的带电显示 装置。当出线侧带电时，应闭锁操作接地刀闸。 （8） 当母线接地小车柜到达试验和工作位置时，母线上的所有断路器手车 应不在工作位置，反之亦然。 （9）站用变压器柜的前门应具有带电显示强制闭锁，并留有方便站用变检 修时接地线的部位，要求与柜前门有相互闭锁。 12 （10） 站用变压器柜内的隔离小车与柜内的低压总开关应设机械闭锁或电气 闭锁。其程序过程为应先拉开低压总开关、再拉出隔离小车，然后再开站用变柜 门，反之亦然。 （11）开关柜电气闭锁应单独设置电源回路，且与其他回路独立。 （12）断路器就地操作时应经过微机五防电脑编码锁（由招标方提供）闭锁， 投标方应预留回路接口和安装位置，并应根据要求开孔。 7 保护测控装置由中标单位供货，按照甲方监控系统中标单位执行。 8 所有断路器应设置安全可靠完整的控制回路、跳闸回路、防跳回路，设置 控制开关“一对一”、“分”、“合”操作相应的断路器； 现地/远方切换开关、 控制开关、电源及交流电压回路小空气开关、抗干扰电容等二次元件均由采购方 提供型号及规格。 9 所有交流、直流回路空气小开关应选用专用交流、直流空气小开关。9 所 有交流、直流回路空气小开关应选用专用交流、直流空气小开关。所有空气小开 关均应有辅助报警接点供本柜发信和远方发信。 10 应根据采购方施工图设计要求，完成柜内二次回路的完整设计、组合，负 责提供完善屏柜组合设计所需的全部元器件，并负责协调其他厂商设备接口的二 次回路完整性。 11 每个继电器小室内配一根接地铜排，截面不小于120mm2，铜排上备有分接 头孔和螺栓。边柜的接地铜排应下引至电缆沟，与电缆沟总保护接地铜排相连， 接地铜排与开关柜应绝缘。 12 端子排采用国内优质端子，端子排设计排列要留有足够的空间排列电缆； 端子排上每个端子和连线要编号，普通端子必须能接 2.54 mm2电缆芯，电流回 路采用专用电流型试验端子， 必须能接 6mm2电缆芯。屏柜内部接线应采用耐热、 耐潮和阻燃聚乙烯绝缘铜线。交流和直流电源进线端子采用 16mm2端子排。 13 13 端子排按不同功能进行划分，端子排布置应考虑各插件的位置，避免接线 相互交叉。 端子排列应符合标准，正、负极之间应有间隔，断路器的跳闸和合闸回路、 直流（+）电源和跳合闸回路不能接在相邻端子上，并留有一定的备用端子等， 端子排应编号。 按照“功能分段”的原则，开关柜内的端子排应按照如下要求分别设置：TA 回路、TV 回路、交流电源回路、直流电源回路、断路器的控制、操作、信号回路、 五防闭锁回路、报警回路。其中五防闭锁回路由厂家按照相关五防要求完成，应 注意预留开关柜外闭锁条件接口。 14 母线电压互感器二次开口三角回路应装设微机消谐装置，并将消谐报警信 号和装置故障信号引至端子排。 2.2. 技术数据技术数据 2.12.1 35kV35kV 金属铠装全封闭手车式开关柜：金属铠装全封闭手车式开关柜： 名 称单位招标方要求值投标方保证值 开关柜技术参数开关柜技术参数 1型号KYN61-40.5 2系统电压 kV35 3额定电压（最高运行电压） kV40.5 4额定频率 Hz50 5主母线额定电流A630 6额定短时耐受电流kA31.5 7额定短时耐受时间S4 8额定峰值耐受电流(峰值)kA80 9 1min 工频耐受电压： 相间及相对地kV95 隔离断口间 kV118 10 雷电冲击耐受电压 ： 相间及相对地kV185 隔离断口间 kV215 11防护等级IP3X 14 12外形尺寸(宽深高)mm140028002600 13荷载 动荷载/静荷载kN 真空断路器技术参数真空断路器技术参数 14型号 15生产厂家 16额定电压kV35 17最高运行电压kV40.5 18额定电流A630 19额定频率Hz50 20额定绝缘水平 雷电冲击耐压(全波、峰值)kV185 1min 工频耐压(有效值)kV95 21额定峰值耐受电流kA63 22额定短时耐受电流kA25 23额定短时耐受电流时间S4 24额定短路开断电流kA25 25额定短路关合电流(峰值)kA63 26额定操作时间 分闸时间ms50 合闸时间ms80 27不同期性 三相触头分闸ms 三相触头合闸ms 28空载操作不检修次数 ()次 29分合额定开断电流 ()次30 30分合额定负荷电流 ()次10000 31截流值（）A 32额定线路充电开断电流A10 33额定电缆充电开断电流A50 34控制回路电压V 35储能电机电压V 36储能电机功率kW SFSF6 6断路器技术参数断路器技术参数 37型号 38生产厂家 39额定电压kV35 40最高运行电压kV40.5 15 41额定电流A630 42额定频率Hz50 43额定绝缘水平 雷电冲击耐压(全波、峰值)kV185 1min 工频耐压(有效值)kV95 44额定峰值耐受电流kA63 45额定短时耐受电流kA31.5 46额定短时耐受电流时间S4 47额定短路开断电流kA25 48额定短路关合电流(峰值)kA63 49额定操作时间 分闸时间ms50 合闸时间ms80 50分合额定开断电流 ()次25 51分合额定负荷电流 ()次5000 52开断容性电流A800A 电流互感器技术参数电流互感器技术参数 53型号 54生产厂家 55额定电压kV35 56最高工作电压kV40.5 57额定一次电流 出线回路A2500 光伏馈线回路A300 SVG 进线回路A300 站变回路A100 58额定二次电流A5 59额定频率Hz50 60额定峰值耐受电流(峰值)kA80 61额定短时耐受电流(有效值，4S)kA31.5 62额定绝缘水平 雷电冲击耐压kV185 1min 工频耐压kV95 63二次绕组之间及对地绝缘的 5min 工 频耐压 kV2 64额定容量VA30 65准确等级 16 出线柜 5P20/5P20/ 5P20/0.5S/0.2S 光伏馈线柜 5P20/5P20/0.5S /0.2S SVG 进线柜 5P20/5P20/5P20/0.5S /0.2S 站用变进线柜 5P20/5P20/0.5S /0.2S 电压互感器技术参数电压互感器技术参数 66型号 67生产厂家 68变比 测量、保护用电压互感器kV （35/3） /（0.1/3） /（0.1/3） /（0.1/3） 69额定频率Hz50 70额定绝缘水平 雷电冲击耐压kV200 1min 工频耐压kV95 71准确级 测量、保护用电压互感器0.2/0.5/3P 72额定容量 测量、保护用电压互感器VA50/50/50 氧化锌避雷器氧化锌避雷器 73型号 74额定电压kV51 75持续运行电压kV40.8 765kA 雷电冲击电流下残压（不大于）kV134 77操作冲击电流下残压（不大于）kV114 17 78直流参考电压（1mA）kV 73 792ms 方波通流容量A600 80大电流冲击耐受试验（4/10s 峰