华能井冈山电厂二期工程2×660MW超超临界燃煤发电机组500kV断路器设备采购合同附件一技术协议.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除华能井冈山电厂二期工程2660MW超超临界燃煤发电机组500kV断路器设备采购合同 附件一技术协议 华能国际电力股份有限公司华能井冈山电厂上海中油国电能源有限公司苏州阿海珐高压电气开关有限公司江西省电力设计院二八年二月 吉安此文档仅供学习与交流目 录第一章 技术规范1第二章 供货范围30第三章 设备、技术资料交付进度32第四章 监造、检验和性能验收试验37第五章 技术服务和设计联络40第一章 技术规范1 总则1.1本技术协议适用于华能井冈山电厂2660MW超超临界机组二期扩建工程500kV断路器设备, 它提出了该设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。1.2买方在本技术协议中提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方保证提供的500kV断路器设备符合本协议书和并满足不低于现行的IEC标准和国家标准及二十五项反措要求。1.3在签订合同之后，买方保留对本技术协议提出补充要求和修改的权力，卖方予以配合。如提出修改，具体要求和条件由买卖双方协商。1.4 本技术协议所使用的标准如遇与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。1.5 本工程采用KKS编码系统。卖方根据买方提供的KKS编制原则完成卖方供货范围内的设备的KKS编号。1.6本技术协议的条款为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。2 工程概况及使用条件2.1 工程概况华能井冈山电厂位于江西省吉安市青原区，距离市区约7km。西南面临赣江东岸0.5km，南倚群山，京九铁路距厂址北面1.5km处跨江而过。吉安火车站位于电厂北面6km，电厂北面4km处为105国道赣江公路大桥。华能井冈山电厂原规划容量为4300MW燃煤发电机组，一期工程安装2300MW机组，分别于2000年11月和2001年8月投产发电。本工程由华能国际电力股份有限公司独家投资，项目建设单位为华能国际电力股份有限公司井冈山电厂。本工程拟建设2660MW国产超超临界燃煤发电机组，同步安装烟气脱硫、脱硝装置，计划于2007年底开工，2009年底二台机组建成投产，届时电厂总装机容量将达1920MW。2.1.1 厂址条件华能井冈山电厂地处河东开发区赣江村境内,厂址处于丘陵岗地，由垄岗及坳地组成，地势呈东高西低，地貌稍有起伏，坡度较缓，厂址自然地面标高在52.5m81.33m之间（黄海高程、下同）。唯有厂区中部为一标高81.33m的山岗，山上植被稀少，只有少量松树。厂区内土地由水田、旱地、荒丘地、少量鱼塘、柑桔园地和住宅地构成。本工程为华能井冈山电厂二期扩建工程，建设场地位于一期工程东面的扩建端。厂址东北面为低山，东南面为高山，西面为赣江一，二级冲积阶地。本期工程建设用地范围内的大部分场地已在一期工程建设期间作为施工用地予以平整，标高约为57.00m左右。只有厂区北侧和东、南侧的施工用地需进行平整。1）厂址自然条件厂区地震基本烈度为6度，地震动加速度值小于0.05g。2）运输(A) 铁路运输京九铁路是我国南北大动脉，为复线(预留电化)铁路。京九铁路北起北京，南至深圳，与香港九龙相连，正线全长2381km。京九铁路距华能井冈山电厂北面1.5km处跨江而过，电厂距离吉安火车站6km左右，华能井冈山电厂铁路专用线在京九线吉安站对侧南端接轨。电厂采用有条件货物交接方式。(B) 公路运输吉安市位于赣中腹地，105国道和赣粤高速公路分别在吉安市西面和北面外侧贯穿而过。华能井冈山电厂位于105国道南侧4km处。105国道是南北公路交通的主要通道，现为二级公路标准，为水泥混凝土路面，路面宽9m。厂区北面3.5km处有吉安至青原山二级公路通过，电厂进厂道路就近引自吉青公路,为三级公路标准，全长为5.9km。 (C) 水路运输赣江为我省第一大河流,由贡水和章水在赣州市区的北面汇合始称赣江。贡水发源于武夷山西麓、江西省的南端、瑞金市境内、闽赣交界的黄界岭；章水发源于湘赣交界的大余县境内的南岭山脉。赣江全长约908km，集水面积约为83400 km2。赣江从南至北贯穿全省，于吴城汇入鄱阳湖。厂区距赣江右岸0.5km，厂址段赣江江面宽阔水深，终年不冻，水运条件优越，从鄱阳湖口至电厂段常年可通行100300t级驳船，丰水期（58月）可通行500t级驳船。 (D) 重大件运输本工程大件设备运输，从制造厂通过铁路运输至吉安车站，经电厂铁路专用线运输进厂。2.2系统概况和相关设备本期工程扩建二台660MW汽轮发电机组，2台机组均采用发变组单元接线，以500kV电压接入系统。发电机出口不设断路器，发电机与主变压器用离相封闭母线相连接。500kV接线为双母线接线，两回出线、两回主变进线、一回备变进线、一回母联。2.3 使用条件2.3.1海拔： 1000m。2.3.2气象资料累年极端最高气温： 40；累年极端最低气温： -8.0；多年平均气温： 18.4；多年平均气压： 1005.7mbar；历年最大降雨量： 1966.3 mm；历年最小降雨量： 985.2 mm；多年平均降雨量： 1464.0 mm；历年最大积雪厚度： 27.0 mm；历年最大风速： 20 m/s；多年平均风速： 1.8 m/s；50年一遇瞬时最大风速： 32.1 m/s；基本风压（距地面10米处）： 0.29 kN/m2；全年盛行风向： NP=10%的湿球温度： 26.5；多年平均相对湿度： 78.3%。厂区地震基本烈度为6度，地震动加速度值小于0.05g。污秽等级： III（按VI即3.1cm/kV线电压计算）系统额定频率： 50Hz2.3.3 套管端子连接的导线型号及质量： 2LGJQT-1400 。2.3.4 电力系统情况：a） 系统标称电压： 500kV。b) 系统最高运行电压： 550kV。c） 系统额定频率： 50Hz。d） 系统中性点接地方式： 直接接地 。e） 相间距离： 8 m；相间带电体最小间距： 4300 mm。3 标准和规范IEC 62271-100:2001 交流高压断路器IEC 60480-2004 从电气设备中取出的SF6气体的检查导则IEC 60137-2003 交流电压1000V以上的套管IEC 60270-2000 局部放电测量IEC 60071-1、60071-2、60071-3 绝缘配合IEC 60270-2000 高电压试验技术IEC 62271-001 高压交流开关设备和控制设备标准的公用技术要求IEC 60233 检查电气设备中使用的空气绝缘体IEC 60267 断路器失步开断的测试指南IEC 60376.60376-4.60376-6-10 新的SF6的技术条件和验收IEC 61166 交流高压断路器地震性能的验证IEC 60815 污秽条件下绝缘子使用导则这些法则和标准提出了最基本要求，如果根据卖方的意见并经买方接受，使用优于或更为经济的设计或材料,并能使卖方设备良好地、连续地在本规范所规定的条件下运行时，则这些标准也可以由卖方超越。4 技术参数和性能要求4.1 技术参数4.1.1额定电压： 550 kV。4.1.2额定频率： 50 Hz。4.1.3断口数： 双断口 。4.1.4绝缘子爬电距离：对地： 18125 mm。断口间： 17700 mm。设备主瓷套的爬电系数、外形系数、直径系数以及表示伞群形状的参数，尚应符合IEC 60185的规定。4.1.5 额定绝缘水平：a）额定雷电冲击耐受电压(1.2/50s)：对 地： 2200 kV(峰值)。断口间： 1675+450kV(峰值)。b）额定1min工频耐受电压：对 地： 900 kV(有效值)。断口间： 740315 kV(有效值，厂家保证值)。c）额定操作冲击耐受电压(2502500ms)：对 地： 1325kV(峰值)。断口间： 1175+450kV(峰值)。4.1.6电 流 额定电流： 主变： 4000A(有效值)；母联、出线： 4000 A(有效值)。额定短路开断电流： 63kA(有效值)。首相开断系数： 1.3。额定短路关合电流： 162kA(峰值)。额定短时耐受(热稳定)电流： 63kA(有效值)。额定短路持续时间： 3s。额定峰值耐受(动稳定)电流： 171kA(峰值)。4.1.7 断路器时间参量:a) 开断时间： 40 ms。b) 分闸时间： 20（0，4） ms。c) 合闸时间： 100（0，11） ms。d) 燃弧时间： 1520ms。e) 重合闸的无电流间隙时间： 0.3s及以上可调。f) 合分时间： 60（8，8）ms。g) 分闸不同期性相间不大于： 2ms。同相断口间不大于： 1ms。h) 合闸不同期性相间不大于： 3ms。同相断口间不大于： 2ms。4.1.8 额定操作顺序： O0.3sCO180sCO。4.1.9 开断能力：4.1.9.1 在100%额定短路开断电流下的不需维修的连续开断次数不少于 20 次。4.1.9.2空载变压器开合断路器应能顺利开断0.515A空载变压器励磁电流，开断时的过电压分别不大于相应电压等级额定相电压的2倍，开断试验时应使用实际的变压器，不得采用在变压器的二次侧加电抗器，以调整开断电流值的方法进行本项试验：电力变压器容量800kVA；工频恢复电压318kV；操作顺序10次分、10次合分_；断路器内SF6气体压力和操动机构的供电电源、油压均为规定的最大值；试验过程中断路器和变压器不应有损坏，并能正常运行。4.1.9.3并联电抗器开、合试验a) 应能开断 180Mvar电抗器；b) 试验电压： 550 kV；c) 工频恢复电压： 318 kV；d) 操作顺序： 10次分、10次合分；e) 断路器内的SF6气体压力和操动机构供电电源均应为规定的最大值；f) 过电压倍数2倍额定相电压(峰值)。试验过程中断路器和电抗器不应损坏仍能正常运行。4.1.9.4 架空线路充电电流开、合试验：(符合GB4876-85)a) 试验电压：550kV；试验电流 530 A；试验频率：50_Hz。b) 试验顺序：O0.3sCO，10次，无重击穿。c) 被开、合的空载线路不得接有并联电抗器、电磁式电压互感器和避雷器。d) 被试验断路器的操作电压应是所允许的下限值。4.1.9.5容性电流开合试验(试验室)：a）试验电压：1.2550/kV；b）试验电流： 500 A；c）操作顺序： C1级：LC1和CC1：24O，LC2和CC2：24CO； C2级：LC1和CC1：48O，LC2和CC2：24O和24CO。4.1.9.6 近区故障的开、合试验：a) 近区故障下的开断电流为额定短路开断电流的90%和75%。振幅系数：1.4线路峰值系数：1.6线路波阻抗：450b) 操作方式: OtCO180sCO。t一般为0.3s。4.1.9.7 失步状态下的开、合试验(符合GB1984-89)失步开断电流为额定短路开断电流的25%（16kA）；对于中性点接地系统工频恢复电压为额定相电压的2倍（2.0550/）。额定电缆充电电流开合试验CO-O-O和O-O-O： 500 A，无重击穿。4.1.10并联电容器并联电容器应能耐受两倍额定相电压2h；每个断口电容器的电容量允许偏差5；耐压试验后的局部放电量应符合标准的规定（10pC）；介损值0.25。4.1.11 SF6 断路器所使用的环氧树脂浇注件，在组装前应分别测量其局部放电量，断路器组装完后还应测量整体局部放电量，且不大于10pC(不包括并联电容器的局部放电量)。4.1.12 噪声水平在操作设备时测量噪声水平，噪声测点应在距声源直线距离2m、对地高度1.5m处，允许的噪声水平为： 户外设备不得超过100dB。4.1.13 电晕和无线电干扰水平在分(合)闸状态下于晴天夜晚无可见电晕(当承受额定电压长期运行时)，在1.1倍最高相电压下无线电干扰不大于500 mv。4.1.14 SF6气体漏气率：不大于0.5%/年。灭弧室内有吸收材料，以防电弧分解SF6气体。有气体取样阀和充气点。每相有密度继电器，用于监测SF6气体的浓度，事故时发出报警信号，并闭锁操作机构。 每相装有压力表及压力继电器，用于监测SF6气体的压力，事故时发出报警并用于闭锁操作机构。4.1.15 SF6气体湿度要求见表4。表4 SF6气体湿度要求部位交接验收值(l /l)长期运行允许值(l /l)有电弧分解物气室 150300其他气室2504.1.16 SF6气体纯度：99.9。4.2 一般结构全部设备应能持久耐用， 即使在技术条件中没有明确地提出，也应满足作为一个完整产品一般能满足的全部要求。卖方提交设备的使用寿命为30年以上。4.2.1 所有的设备应便于拆卸、检查和安装。考虑检修通道的需要，其相间的连接管道及线路应通过地下连接。当断路器的本体不能方便和可靠的起吊时，则断路器应有供起吊用的吊钩或吊环。所有的设备都应有标记，如中心线标记和连接部位标记等，以便简化现场的安装工作。4.2.2 断路器为瓷套管结构，应能承受运输、安装时的外力冲击，真空压力及因短路而产生的压力升高等外力作用。4.2.3 断路器的灭弧介质、绝缘介质以及操动机构的弹簧应符合相应的标准及产品技术条件规定的要求。4.2.4 设备的通电部分，应设计成防噪声、防电晕式，使其分别满足技术性能要求。4.2.5 要求检查或更换的设备部件，应用螺栓与螺母固定。4.2.6 设备应能安全的承受技术规范所指出的最大风速。4.2.7 用于设备上的套管、绝缘子应有足够的机械及电气强度，颜色为 棕色 。4.2.8 站用电源由网络继电器室蓄电池提供DC 110V20%控制电源（分合闸电源及储能电源）。由厂用电提供380/220V三相四线制交流系统（加热、照明电源）。用于站用电中的所有电气设备及仪器仪表，应能承受电压和频率按同样的方向、同时发生的分别为10%和5%的波动。4.2.9 材料a) 设备设计中所使用的全部材料应是新的、质量好及最为恰当的，并应说明指定的品位和等级。b) 选定材料的等级和标准牌号，应以相应的审定图纸或材料清单提交买方批准。4.2.10 焊接a) 焊接应由电弧焊完成，作业应避免虚焊、裂缝及其他任何缺陷。b) 由焊接相连的钢板应精确地按尺寸要求切割，并靠压力连续地将焊件的梭边滚轧成合适的曲率半径。切割钢板和其他材料在进行焊接时不应产生任何弯曲。进行焊接的梭边的尺寸和形状应足以允许完全融熔和全部熔焊，而且钢板的梭边应严格地成形，以使之能适应于各种焊接条件。c) 卖方应提供认可的焊接工艺、最好的材料、焊条和焊接的非破坏性试验。d) 导体除不可避免的位置外，不应有锡焊连接。4.2.11 管道a) 卖方应供给全部管道、法兰盘、用于连接的螺栓和螺帽、垫圈、密封垫，以及用于润滑油的阀门。b) 连接管道的方法可用法兰连接型式，在有困难的部分如弯头部分，也可采用管套焊接的型式，对于铜管的连接，也能使用如胀口方式或咬接型的沿边焊接方法。承受不低于981kPa（10kg/cm2）设计压力的管道，应环绕每个法兰的两个面焊接。设计压力不低于981kPa（10kg/cm2）的管道，应为无缝铜管或无缝钢管。内径不小于65mm(2.5吋)的管道，应在制造工厂的车间内精确地加工并完全成形。但是，为在现场调整管道的形状和长度，应交付两个法兰，一个完全焊接，另一个不焊接，而每根管道都应提供富余的长度以便于安装工作。c) 全部阀应设计成当阀位调整到半开时不容易发生振动。用在给排水系统的主管上的阀门，应为铸钢阀体，提升阀芯柱为楔形或锥形。其余的阀门至少为钢阀体，提升的阀芯为青铜密封型或适当类型。关于每个阀门的型式和结构的详细说明，应在合同生效后，在审批的图纸或文件上予以说明并解释。d) 安装在设备上的管子连接件应得到支持，以使管道的质量不致作用到设备上。要将全部管道位置设计得宜于在维修期间以最短的时间拆除管线。4.2.12 涂漆和防锈a) 按本规范提供的任何设备，在发运前，除有色金属、电镀钢件外，所有的金属外露部分，均应除锈涂漆。b) 喷砂清除后应喷涂一层底漆。c) 所使用的底漆和光漆的材料与型号，应根据制造厂的标准。光漆应与底漆协调，对户外多种因素有良好的耐用性。d) 所有的内表面，应至少涂刷一层底漆和一层亮光漆或瓷漆。e) 所有的外表面应至少喷涂一层底漆及二层瓷漆，底漆与光瓷漆生成干燥漆膜的厚度最小为0.125mm，光瓷漆至少为50%，并且有足够的弹性，可承受温度的变化、抗剥落，并保持颜色不变。所有的外表面的光漆应是 银灰 色。f) 应提供油漆的使用、清理过程及涂刷的细节，以便在作业开始前由买方认可。g) 控制柜及端子箱的内部最后应涂刷白色高光洁瓷漆。h) 卖方应提供适量的原型油漆，供在现场安装以后润色之用。4.2.13 热镀锌a) 全部热镀锌应根据ASTM A123， A134和A153的要求进行。b) 大面积的镀锌损伤将拒收。c) 镀锌已经损坏的材料，将拒收。除非损坏面积较小，且是局部的，并能用经买方同意的镀锌修补涂料修复。d) 镀锌层技术要求值应满足表5所列值。表5 镀锌层技术要求值说明厚度镀层质量(g/m2)均匀性次数平均值最小值(1min/1次)型钢和板材6mm7006107型钢和板材6mm6105506螺栓螺母垫圈等47040054.2.14 设备的端子板a) 设备应配备端子板，其尺寸应满足回路的额定电流，动热稳定及连接要求，并应提供不锈钢制造的螺栓、螺帽及防松垫圈。b) 端子板的接触面应铝合金，应配置平板式接线端子板，其耐受弯距应不小于1000Nm。c) 用于户外的接线端子与设备端子的连接表面均应铝合金。4.2.15 支持结构提供断路器支架图纸，还应供给热镀锌的钢支架及配套的全部螺栓、螺帽和垫圈。4.2.16 接地端子设备的接地端子应是螺栓式，适合于连接。4.2.17 控制柜、端子箱的要求a) 控制柜采用不小于2mm的铝合金材料，防护等级不低于IP55，其中低压导线的两端，应有着色的绝缘护套的压接式端子连接片，并提供端子编号，端子编号应编写在布线图里。b) 端子箱外壳采用不小于2mm的铝合金材料，防护等级不低于IP55。c) 内部连线集中到带盖的端子排，端子的编号应在安装设备或控制柜的下部，以便于连接外部引线。d) 端子排应为在端子之间有绝缘隔离层的600V模块式结构。每个端子应有标记片，为与出线电缆连接，应装备4mm2或更大的、带有绝缘套的压接式的端子接头。端子排应装有10个附加的端子作为备用，在一个端子上不应接有两根及以上的外来引接线。e) 应避免端子联结器紧固部分的螺栓与螺母可能因振动或发热而松动。4.2.18 颜色的规定a) 在以下所述的回路中控制屏、柜及辅助设备的控制柜的板后布线的绝缘线的颜色标记应按厂家的建议。DC控制回路 110V 。b) 马达或其他设备的出线端应有连接引入电缆的压接端子接线片。三相AC出线电缆的颜色规定如下：A 相-黄色；B 相-绿色；C 相-红色；中相-淡蓝色。DC电源颜色的规定为正极是褐色，负极是蓝色。4.2.19 铭牌和标记a) 除控制室以外，铭牌应为不锈钢材料制作，若为进口设备，应用汉语和英语印制。设备零件及其附件上的指示牌、警告牌以及其他标记也应用汉语和英语印制，装置有控制室的铭牌应由丙烯酸树脂制造，开关手柄应用白色标记的功能编号分开标记。b) 显示在铭牌上的详细事项，应在报批的草图上说明。4.3 机械性能要求4.3.1 操动机构断路器的操动机构为弹簧式。断路器应能远方和就地操作，其间应有联锁。断路器应配备就地指示分、合闸位置的指示表。断路器应设有两套相同而又各自独立的分闸装置，每一套分闸装置动作时或两套装置同时动作时均应保证设备的机械特性。操动机构自身，应具备防止跳跃、防止非全相合闸和保证合分时间的性能。SF6断路器应具备SF6气体高低气压闭锁装置。断路器应设计为既可三相也可单相电气操作。4.3.1.1 操动机构合闸回路额定参数：a) 电压：110V(DC)。b) 每相合闸线圈数：_1_只。c) 每只合闸线圈稳态电流：_3.1_A。d) 每只合闸线圈直流电阻：_35.5_W。e) 合闸回路最低可靠动作电压为_80110_%额定操作电压。4.3.1.2 操动机构分闸回路的额定参数：a) 电压：110V(DC)。b) 每相分闸线圈数：2只。c) 每只分闸线圈稳态电流：_3.1_A。d) 每只分闸线圈直流电阻：_35.5_W。e) 双分闸线圈的动作电压要保证额定电压65%120%时正确动作，额定电压30%以下不应动作。4.3.1.3 不需检修的连续操作次数：_10000_次。4.3.2 支持架构为安装每极断路器，作为本合同的一个部分，卖方应提供全套热浸镀锌钢架构并配有热浸镀锌的螺栓、螺母和垫圈；架构应足够高，以使断路器的端子板离混凝土基础不低于 8 m，并保证使架构用另一卖方供给的地脚螺栓能固定到混凝土基础上。地脚螺栓的技术条件应由卖方说明，并用尺寸图表示。4.3.3 机械寿命断路器的机械寿命应不低于在三相断路器上操作 10000 次或者在单相断路器上操作 10000次而不得进行机械调整、维修或更换零件。4.3.4 连接导体的端子 断路器应设有足够尺寸的平板式主接线端子板，以适合与铝合金线夹相连接, 端子板的表面应镀银。作用于主接线端子板上及线路线夹上的允许组合荷载不得小于下列定值，该荷载同时作用时的安全系数不应小于3.5。500kV断路器（厂方保证值）：轴向水平： 3000N 垂 直： 3000N 横向水平： 3000N主接线端子板应能耐受1000Nm的弯矩而不变形。4.3.4.1 组装好的断路器应能耐受下列持续组合荷载和短时组合荷载。组合荷载应是各荷载分量的向量和。 卖方应提供断路器的机械强度计算报告。4.3.4.1.1 同时作用的持续组合荷载 上述规定的作用于主接线端子板上的轴向水平荷载； 断路器自身重量及规定的作用于主接线端子板上的垂直荷载； 断路器自身最大风荷载及规定的作用于主接线端子板上的横向水平荷载； 断路器对持续组合荷载的安全系数不应小于2.5。4.3.4.1.2 同时作用的短时组合荷载 规定的作用于主接线端子板上的轴向水平荷载； 地震引起的断路器动态受力； 断路器自身25最大风荷载及作用于主接线端子板上的25横向水平荷载； 断路器对短时组合荷载的安全系数不应小于1.67。4.3.5 防锈在户外的端子板、螺栓、螺母和垫圈应涂以保护层以防止不同金属之间的电解作用使螺纹生锈，而且应提供防止水份进到螺纹中的方法。4.3.6 专用工具和易损件装配和安装所需要的专用工具和易损件应由卖方提供。4.4 控制要求4.4.1 控制和操作要求断路器应设计成可分相操作也能三相电气联动。4.4.2 辅助继电器和调节阀卖方提供用于断路器分闸和合闸所有必需的中间继电器和闭锁继电器。4.4.3 远方及就地操作断路器应适宜于用电信号从远方操作。在断路器控制柜中应提供就地电气控制，这些控制在对断路器有危险的条件下应不能进行操作，予以闭锁。控制柜中应有一组就地/远方转换开关，并配辅助触点两对，能将就地及远方的位置信号输出到计算机监控系统。为防止断路器在不允许完成的和不完全的分闸操作情况下分闸，要将这些控制予以闭锁，除一个完整的合分或无故障分闸操作能够完全地执行之外，还必须闭锁合闸操作。对应双分闸回路，应提供2套独立的未经任何中间转换的分闸闭锁接点。4.4.4. 位置指示器断路器装设位置指示器，该指示器通过每相断路器的一个常开和一个常闭的辅助开关送至网络继电器室。4.4.5. 防跳装置、防慢分装置、防非全相合闸装置操动机构应装设有防跳装置，防止断路器反复分闸和合闸；断路器发生非全相合闸或出现非全相运行时，应可实现强行分闸。4.4.6. 控制电压包括分闸和合闸线圈在内的所有控制应是在标称电压为 110 V的直流系统中进行操作。该直流系统由另外的卖方提供，且具有以下的工作电压范围：合闸线圈为额定电压80%110%，分闸线圈为额定电压65%120%，分闸线圈在电压为额定电压30%及以下时，不应分闸。4.4.7. 继电器、开关和装置的就地操作应提供所有必要的继电器、开关和装置用于就地操作。应用开关将合闸线圈和分闸线圈与电源隔开，并用另一个开关隔离备用分闸线圈。4.4.8. 备用的辅助触头除已详述的断路器中对控制或辅助功能正常要求的辅助开关之外，每台断路器的每相应装设12个常开的“a”和12个常闭的“b”辅助触头，并提供5套继电器作为柜外辅助接点扩展。所有这些触头都能单独地且很容易地进行从常开到常闭或反之的电气转换。“a”和“b”在断路器分闸和合闸期间提供不短于2周的脉冲。上述每相的24个触头，应由卖方用电缆和控制柜内的端子排相接。这些触头的容量是：DC110V，3.1A。4.5 控制柜4.5.1 控制柜的要求：卖方应供给一个包括三相所需的全部电气控制部件在内的控制柜及与各相连接所需的部件，控制柜内的所有电气元件（包括控制开关、接触器等）采用进口产品。当控制箱柜内并存强弱电回路时，卖方应采取措施防止强电回路对弱电控制回路的干扰。买方将在柜里连接控制电缆并提供辅助电源。由控制柜到各单相机构箱的安装所必须的设备材料由卖方提供，包括全部所需的电缆和管线。4.5.2 控制柜的柜体采用铝合金结构，防护等级不低于IP55。柜底部导线管和气管的入口处应设有遮板。控制柜与外部管道和电缆的连接应便于拆卸和移动。4.5.3 端子及连接：主控制柜应有足够的端子，端子采用ABB端子，用于断路器内部布线及其端头连接。如由卖方供给的控制、测量、报警和电源布线以及由另一些卖方供给的外部电缆。还应提供20%的备用端子。所有用于外部连接的端子，包括备用端子在内都应是线夹式的，所有由卖方用来连接外部电缆的端子排和接线盒离相邻的端子排和接线盒及柜底板之间最小应有140mm的距离，端子排组应由端子排编号予以标识。为供交流电缆之用，应提供8个大型的端子。4.5.4 控制柜附件a) 一个内部照明灯和开关。b) 安装在柜外部的一个户外单相5A、220V交流插座。一台加热器(AC220V)并带有可调温度继电器、控制开关和保护熔断器。加热器应接成三相平衡的负荷。控制柜内应有防潮及防止过热和燃烧的保护装置，应不使其所产生的热量危及邻近的设备。每相断路器均应装设动作计数器，以指示动作的次数，其位置应便于读数。c) 接地端子柜内配有铝合金材料制作的导轨。为便于接地和安装接线端子，每条导轨应有由两个接地端子作为终端，其长度应有10%的余量。d) 内部布线全部仪表、控制、电源、报警和照明布线均应耐受2000V工频交流电压试验，所有控制柜导线采用足够载流能力的铜铰线，导线应没有损伤或施工时工具留下的痕迹。控制回路不同电压等级的导线应采用不同的颜色加以区别。4.6 SF6气体的要求4.6.1 SF6气体第一次灌注应随断路器供给第一次灌注用的SF6气体。供第一次充气用的SF6气体应符合IEC60376、60376A和带有补充要求的IEC 60376B的规定，该补充要求为按IEC60376B给定的方法测量的最大油含量不超过10g/g。在气体交货之前，应向买方提交气体通过毒性试验的合格证书，所用气体需经买方复检合格后方可使用。4.6.2 气体抽样阀为气体的例行抽样，断路器应装设合适的阀门。4.6.3 SF6气体系统的要求断路器的SF6气体系统对于安装和维修应是简单和方便的。4.7 弹簧操动机构的要求4.7.1 弹簧储能系统由储能弹簧作为分闸及合闸能源的弹簧操动机构应能满足O0.3sCO的操作顺序，并且是由弹簧单独提供的。当合闸操作完成后，合闸弹簧应在1520s内完成合闸弹簧的储能。4.7.2 弹簧储能马达端部电压应为DC110V 。4.8 附件4.8.1 标准的及推荐的附件除卖方认为是对于可靠和安全运行所必需的附件之外，每台断路器应配备推荐附件。4.8.2 一次端子断路器每相两侧应装设用不锈钢螺栓和螺母紧固的终端连接板。4.8.3 位置指示器每台断路器的每相应装设一个机械位置指示器，其位置应在断路器的下面能清楚地看到。指示器的颜色如下: 颜色分闸位置 绿色合闸位置 红色4.8.4 铭牌断路器的铭牌采用不锈钢制作，装设在主控柜上，并能清晰读认，其内容应符合IEC60056之规定。4.8.5 接地每相断路器应有一个50mm90mm、不油漆的、加工平面镀锡的钢或不锈钢的接地处，并有接地标志。5 试验5.1 型式试验（满足国标GB19842003）5.1.1 机械试验5.1.1.1 机械特性试验断路器及其操动机构，在额定操作电压、最高操作电压及最低操作电压下的机械特性，如分闸时间、合闸时间、合分时间、分合闸同期性、分合闸速度、行程、超程与液压、气压有关的参数以及各型断路器和操动机构的其他特性等均应符合产品的技术条件。断路器及其操动机构在规定操作电压范围内应能连续正确可靠O、C各50次。其中：包括最高电压和最低电压下各10次C、O；还包括额定操作电压对重合闸操作的断路器进行5次重合闸操作，对非重合闸断路器进行10次C、O。装有多种脱扣器的断路器，应分别进行脱扣试验各5次。具有机械防跳跃装置的断路器，应进行防跳跃试验5次。5.1.1.2机械稳定性试验a) 机械稳定性试验应按表6规定的操作次数在单相断路器上进行，三相联动的断路器应进行三相试验。表6 机械稳定性试验的操作次数操作顺序操动机构的操作电压或操作压力值操作次数CO最低值2500CO最高值2500CO额定值2500OtCOtC额定值1250注: 表中t为0.3s，t为180s，一个“CO”为一次。b) 整个试验过程中不得对试品进行检修和机械调整，但可在一定的间隔内通过专门的润滑孔或装置添加润滑剂。c) 试验过程中不允许拒动、误动、漏油、漏气。d) 试验后断路器和辅助设备不得损坏和松脱，各项机械特性应在技术条件允许的范围内。回路电阻应给出各连接部位所占的比例。5.1.2 温升试验a) 断路器任何部分的温升不得超过IEC60056-4和IEC 60694的规定值。b) 温升试验应考虑日照影响。试验时，断路器的回路电阻应接近于允许的最大值。为综合考虑日照、回路电阻、触头的氧化和脏污的影响，对户外产品可以用120%(对户内产品用110%)的额定电流进行温升试验。c) 温升试验应分别在完成机械稳定性试验、允许的不经检修连续开断试验后进行复试。但在开断试验后被烧损的触头部分的温升标准允许提高10K。经过任何一个短路试验方式后，在接触点上仍保留有银层的触头才能视为镀银触头。如果铜层裸露，则应按无银层考核；机械稳定性试验后，应判别是否裸铜。5.1.3 绝缘试验a) 试验按IEC60060规定的要求进行，断口及非自恢复绝缘不得闪络。耐压水平符合招标文件的要求。b) SF6断路器应在允许的最低密度下进行绝缘试验。c) 断路器完成额定短路开断电流的开断试验后应进行工频耐压试验校核。考核电压为额定值的80%。d) 断路器的断口并联电容器应能耐受2倍断路器额定相电压2h；耐压试验后应进行局部放电试验，在1.1倍断路器额定电压下应小于100 pC，在1.1倍额定相电压下应小于10 pC。5.1.4 开断试验a) 开断试验应分别在额定短路开断电流的100%、60%、30%、10%下进行，其相应的开断、关合能力试验的回路参数按表7选取。表7 开断、关合能力试验的回路参数额定电压（kV）开断电流水平（%）首相开断系数振幅系数恢复电压上升率（kV/ms）2191001.31.4221960131.5329830131.53529810130.91.710b) 工频恢复电压不得低于规定值的95%，持续时间不少于0.3s。c) 试验顺序: 00.3sCO180sCO空载调试时CO之间的合分时间应满足规范要求。d) 试验时的操作电压为允许的最低值，灭弧室内SF6气体为允许的最低密度。SF6断路器如考虑在严寒地区使用，应进行低于此密度下的开断试验。e) 开断试验时的直流分量百分数根据断路器的最小分闸时间按IEC60056中的要求选取。f) 燃弧时间应满足IEC60056中的规定，燃弧区间要求：对中性点非直接接地系统(8.33-1)ms，对中性点直接接地系统(10-1)ms。对某些灭弧结构的断路器还应进行中燃弧时间的试验。g) 开断能力试验后应复核温升和绝缘强度。5.1.5 额定短路关合试验a) 短路关合试验应进行三相或单相试验，其关合电流值为157.5 kA(峰值)，所施加的电压应为1.3550/kV。b) 操动机构应取最低电压。c) 应给出触头和并联电阻触头的时间配合及预击穿时间，如受试验设备容量的限制在降低电压下进行试验时，必须考虑试验的等价性。5.1.6 短时耐受电流(热稳定)和峰值耐受电流(动稳定)试验a) 断路器的短时耐受电流(热稳定)和峰值耐受电流(动稳定)试验原则上应联合进行，并应同时满足要求，如果峰值耐受电流(动稳定)试验是单独进行的，通流时间不得小于0.3s。b) 三相断路器原则上应进行三相试验，当试验条件不具备或结构上允许时，也可做单相试验。单相试验应在相邻的两相上进行，或试验相和返回母线在最小相间距离上进行。c) 断路器短时耐受电流(热稳定)为 63 kA时与之对应的峰值耐受电流(动稳定) 为短时耐受电流的2.5倍， 短时耐受电流(热稳定)持续时间为 3 s。d) 试验后的断路器应能继续正常工作，能承载额定电流，一般以视力检查、空载操作或测量载流部分的温升进行判断。如有怀疑，可进行温升或工频耐压等作为最终判断。5.1.7 开合空载变压器励磁电流试验a) 用于开合试验的空载变压器为3240MVA，其空载励磁电流为 0.5-15 A。b) 被试验断路器和操动机构为最高电压。c) 开合试验电压：若为三相试验时应为550kV(有效值)，若为单相试验时，应为 550/kV(有效值)。d) 试验操作顺序:三相试验：10次O和10次CO。单相试验：12次O(用相位控制)。e) 试验期间，所产生的过电压不应超过2.0550/倍额定相电压(峰值)。f) 试验后断路器和变压器不得发生任何损坏。5.1.8 开合并联电抗器试验a) 被试电抗器容量为 330390 Mvar，其电感电流值为207A。b) 其他试验要求同开合空载变压器励磁电流试验。卖方应阐明由于切断 150 Mvar直接连接的并联电抗器的过电压系数及操作期间采用的措施。5.1.9 失步状态下的开合试验a) 工频恢复电压: 291 kV。b) 开断电流: 为额定短路开断电流值的25%40%。c) 恢复电压上升率: 1.67 kV/s。d) 试验顺序: 不带并联电阻时，为2次O加3次CO；带并联电阻时，为CO15minCO。e) 试验电源频率: 50Hz。f) 按额定失步开断电流的20%40%和100%110%进行上述试验顺序的试验。g) 试验时，SF6气体的密度和操动机构应为最低电压，每个试验顺序过程中不得检修;对于在100%110%开断电流的单分试验中，触头分断后的第一个半波即可灭弧的断路器还应进行一次长燃弧时间的开断试验。在合分试验中至少应有一次是长燃弧时间，其关合电流峰值应为额定失步开断电流的2.5倍。5.1.10 线路充电电流的开、合试验试验室试验按IEC标准要求，现场试验要求如下：a) 试验电压:500kV。b) 试验电流:530A。c) 操作顺序: 三相试验为10次(O0.3sCO)或5次(O0.3sCO180sCO)。d) 断路器应能开、合其安装位置上的空载架空线路 km。进行这种现场试验时，线路上应无并联电抗器、避雷器和电磁式电压互感器等泄能设备。e) 断路器在试验过程中不得发生重击穿。f) 试验时灭弧室应处于允许的最低气压，操动机构应为最低电压。g) 试验后断路器应能正常操作，能可靠开断和关合正常工作电流，直至额定短路开断电流和关合电流。5.1.11 近区故障试验a) 试验电流: 电源侧的阻抗应是相应于接近100%额定短路开断电流和额定电压的相中性点的阻抗值；线路侧阻抗应是分别相应于短路开断电流交流分量的90%、75%、60%的阻抗值；试验电流的偏差范围分别允许90%92%、71%79%、55%60%。b) 线路波阻抗: Zc=450。c) 线路侧的振幅系数为K=1.6，电源侧的工频恢复电压为额定相电压。线路侧恢复电压上升率每kA 0.2kV/s，电源侧恢复参数按照中性点接地系统的单相接地故障核算。d) 操作顺序: O0.3sCO180sCO。e) 被试断路器取最低电压。f) 其他有关要求参照IEC60056号出版物中的规定。5.1.12地震试验a) 地震水平: 地面加速度的水平分量 0.3 g，试验方法：5个正弦共振拍波，每拍5个周波，各拍间隔2s。b) 进行地震试验时，应将断路器所受的外加荷载考虑在内。c) 试验时断路器应装在基座上。d) 试验后，断路器应仍能正常工作，不漏液(气)，不得有机械损坏。5.1.13绝缘件局部放电试验a) 对于断路器内使用的浇注树脂绝缘、树脂粘接纸质等固体绝缘介质和油浸绝缘设备，应进行局部放电试验。在1.1倍额定电压和1.1倍额定相电压下的局部放电量应符合相应标准的规定。b) 局部放电使用的测量仪器、测量方法和试验标准，应符合IEC60270和IEC60517及其补充文件的要求，并应在所有的绝缘试验完成之后进行。5.1.14 连续开断能力(电寿命)试验a) 制造厂应提出断路器在连续开断额定短路开断电流不需检修的次数的试验报告。b) 制造厂应尽可能按开断试验的要求，分别进行额定短路开断电流的100%、60%、30%和10%的连续开断试验。根据连续开、合的试验次数给出开断电流与允许开断次数的特性曲线。5.1.15 防雨试验户外断路器和操动机构进行防雨试验时，应从设备的最不利方向与水平成45角以310mm/min的雨量淋雨24h，试验后断路器和操动机构不应有进水痕迹，绝缘性能应满足技术要求。试验中断路器还应