国华北京燃气热电220KV GIS技术协议.doc

国华北京燃气热电220KV GIS技术协议 技术规范中提出了GIS及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求，以及供货和现场技术服务等。 1.2本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方保证提供符合本技术规范和有关工业标准，并且功能完整、性能优良的优质产品及其相应服务。 同时满足国家有关安全、环保等强制性标准和规范的要求。 1.3卖方确保供货完整,并满足用户安装、安全使用要求,卖方有责任对技术协议技术条款提出补充。 若在安装运行中发现缺项或不能满足规定的技术条款工作需要时，由卖方负责补全。 1.4设备采用的专利涉及到的全部费用均已包含在设备报价中，卖方保证买方不承担有关设备专利的一切责任。 1.5若卖方所提供的文件前后有不一致的地方，以更有利于设备安装运行、设备质量为原则，由买方确定。 1.6本技术规范经买、卖双方确认后作为订货合同的基本条件,与合同正文具有同等效力。 1.7本技术规范所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 1.8在签定技术协议之后，买方有权提出因规范、标准或规程发生变化而产生的一些补充要求，具体项目由买卖双方共同商定。 1.9本技术规范经买卖双方确认后作为合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。 1.10本工程采用KKS标识系统，标识系统按照电厂标识系统编码标准（GB/T50549-xx）和国华电力公司电厂标识系统实施细则GHDJ-05-05（T）开展设计。 卖方提供的技术资料（包括图纸）和设备的标识有KKS编码。 具体标准在设计联络会上确定，最终卖方供货设备的KKS需经设计院、买方审核。 1.11删除。 1.12本技术协议中涉及有关商务方面的内容，以商务部分为准。 22工程概况2.1电气系统概况神华国华（北京）燃气热电工程建设2台燃气轮发电机组和1台汽轮发电机组，采用二拖一多轴布置方式。 3台发电机由东方电气集团股份有限公司生产，燃机发电机型号为QFR-340-2-16；汽机发电机型号为QFQ-320-2-16。 每台发电机组采用发电机-变压器组单元接线方式接入220kV配电装置，燃机发电机与主变之间设置断路器。 变压器高压侧经架空导线连接到避雷器后采用220kV电缆与GIS相连。 220kV GIS出线间隔采用户外套管终端与220kV架空线路连接。 厂用交流电源6kV，380/220V。 直流电源动力电源220V，控制电源110V。 2.2厂址条件2.2.1地理位置神华国华（北京）燃气热电厂位于朝阳区东部与通州区交界处，周围主要有马各庄、十里堡、五里桥、公主坟、物资学院、邓家窑和高安屯等自然村落和单位。 厂址东侧毗邻温榆河支流坝河，东距温榆河1.50km，南距朝阳北路5km，北距楼梓庄2.50km；北距首都机场约15km，西距市区中心约25km。 2.2.2交通运输条件本工程厂址所在地区的交通运输条件良好。 铁路运输方面在厂址的南面有京秦铁路、京承铁路通过，西面有北京铁路枢纽的东环线通过。 公路运输方面在厂址的南面有朝阳北路、朝阳路和京通快速路，北面有姚家园路和机场第二高速路，西面有五环路，东面有六环路。 本工程进厂道路从厂址周围的城市道路引接，并与上述道路相连通。 2.2.3水文气象多年平均气温11.9多年年平均最高气温18.9，发生在1983年多年年平均最低气温5.4，发生在1969年多年极端最高气温41.6，发生在1961年6月10日多年极端最低气温-21.2，发生在1966年2月23日多年平均气压1012.7hPa多年年平均最高气压1013.8hPa，发生在1989年3多年年平均最低气压1011.2hPa，发生在1966年多年平均相对湿度58%多年年最小相对湿度0多年平均年降水量617.1mm多年年最大降水量1169.0mm，发生在1959年多年年最小降水量307.6mm，发生在1999年多年月大降水量527.7mm，发生在1963年8月多年月最小降水量0mm，常发生在冬季多年日最大降水量220.2mm，发生在1963年8月9日多年一次最大连续降水量489.7mm，发生在1963年8月3日9日多年最大1h降水量75.5mm，发生在1959年7月31日多年平均年蒸发量1895.1mm多年年最大蒸发量2684.3mm，发生在1962年多年年最小蒸发量1560.6mm，发生在1969年多年月最大蒸发量534.8mm，发生在1962年5月多年月最小蒸发量36.5mm，发生在1968年12月多年实测最大风速23.7m/s，风向为NW，发生在1993年4月9日多年年最大积雪厚度23cm，发生在1973年1月24日多年年最大冻土深度48cm，发生在1968年2月24日2.2.4地震烈度和地面加速度本工程属于重要大型电厂，根据中国地震动参数区划图（GB18306-xx）及建筑抗震设计规范（GB50011-xx），厂址区地震动峰值加速度为0.2g，抗震设防烈度为8度，对应的地震基本烈度为度。 3标准和规范3.1所有设备、元器件遵守最新的国家标准(GB)和国际电工委员会(IEC)标准以及国际单位制(SI)标准。 3.2卖方提供的设备符合下列各现行标准的要求但不局限于以下标准GB156标准电压GB311.1高压输变电设备的绝缘配合GB763交流高压电器在长期工作时的发热GB1207电压互感器4GB1208电流互感器GB1985交流高压隔离开关和接地开关GB1984交流高压断路器GB2706交流高压电器动热稳定试验方法GB/T2900.1电工术语、基本术语GB/T6461交流高压接地开关关合感应电流试验GB/T550260电力设施抗震设计规范GB4109高压套管技术条件GB7674六氟化硫封闭式组合电器GB/T8905六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB/T11022高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求GB11023高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB11032交流无间隙金属氧化物避雷器GB12022工业六氟化硫GB13540高压开关设备地震性能试验GB/T16927.1高电压试验技术第一部分一般试验要求GB4208外壳保护等级（IP代码）GB16847保护用电流互感器暂态特性要求DL/T555气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则DL/T593高压开关设备的共用订货技术导则DL/T617气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T618气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验导则DL/T728气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则DL/T662六氟化硫气体回收装置技术条件IEC51772.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备IEC859额定电压72.5kV及以上GIS的电缆连接IEC60038标准电压IEC60059标准电流额定值IEC60060高压试验技术IEC60071绝缘配合IEC60255电气继电器5IEC60270局部放电测量IEC60529外壳防护等级IEC6051772.5kV及以上气体绝缘金属封闭电器IEC60056高压交流断路器IEC60129交流隔离开关和接地开关IEC60694高压开关设备与控制设备的共用条款IEC60480电气设备中SF6气体的检验导则IEC60044-1电流互感器IEC60044-2电压互感器IEC60376SF6气体的规范及验收IEC60099-4无间隙交流氧化锌避雷器IEC61129交流接地开关开合感应电流IEC60137交流电压1kV以上的套管IEC60376新六氟化硫(SF6)气体IEC61259额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备的隔离开关开、合母线转移电流IEC61634高压开关设备和控制设备中SF6气体的使用和处理IEC60186电压互感器IEC60233电气设备用空心绝缘子的试验IEC60270局部放电测量IEC60529外壳防护等级（IP规定）IEC61128交流隔离开关开合母线充电电流IEC61663高压交流断路器金属封闭和落地罐式断路器的短路和开合试验程序导则GB150钢制压力容器国家标准GB/T4734铝制焊接容器国家标准华北电力集团公司电力设备交接和预防性试验规程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业主接受，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、连续地在本协议所规定的条件下运行时，那么这些标准也可以由卖方超越。 3.3当标准、规范之间出现矛盾时，卖方将矛盾情况提交用户，以便在开始生6产前制定解决方案。 4运行和设计要求4.1220kV设计环境条件4.1.1周围空气温度 (1)最高温度+40 (2)年平均温度+12 (3)最低温度-254.1.2环境相对湿度（在25时）:95%4.1.3海拔高度1000m4.1.4地震烈度 (1)地面水平加速度0.25g (2)地面垂直加速度0.125g (3)地震波为正弦波，持续时间三个周波，安全系数1.674.1.5污秽等级D（IV）4.1.6覆冰厚度10mm4.1.7最大风速30m/s4.2工程条件4.2.1系统概况 (1)系统标称电压220kV (2)系统最高电压252kV (3)系统额定频率50HZ (4)系统中性点接地方式有效接地4.2.2安装地点户内4.2.3删除4.3220kV GIS额定参数和技术性能4.3.1额定参数 （1）额定工作电压220kV （2）最高电压252kV （3）额定电流3150A （4）额定频率50Hz （5）相数3相7 （6）额定短路热稳定电流（3s）50kA （7）额定动稳定电流（峰值）125kA （8）绝缘水平表4-1最高电压（kV）252雷电冲击耐受电压(kV，峰值)对地和相间1050断口间1050+xxmin短时工频耐受电压(kV，有效值)对地和相间460断口间460+145 （9）在内部气体零表压时，GIS的对地绝缘的5min工频耐压为1.3x252/3kV （10）SF6气体年泄漏率14.3.2断路器性能参数及技术要求4.3.2.1断路器性能参数 (1)额定电压220kV (2)最高工作电压252kV (3)额定电流3150A (4)短路开断能力a.额定短路开断电流50kA b.首相开断系数1.3c.直流分量?45% (5)额定热稳定电流(3s)50kA (6)额定动稳定电流125kA (7)额定关合电流（峰值）125kA (8)机械固有时间a.开断时间?50ms b.分闸时间?30ms c.燃弧时间7-22ms d.合闸时间?100ms90-100ms (9)操作不同期时间（相间）8a.合闸?5ms b.分闸?3ms (10)合-分时间40?60ms (11)额定操作循环O-0.3s-CO-180s-CO (12)绝缘水平见表4-1 (13)噪声水平（在断路器及其操作机构最近部位2m）不超过85dB4.3.2.2断路器详细技术要求 (1)型式SF6气体绝缘、单压式断路器 (2)每相断口数1 (3)灭弧室型式压气自能组合式 (4)在合分期间，断路器具有短时合分时间（从触头接触到分离），保证确定的合分时间。 断路器在合闸于故障情况下，应能保证在保护装置动作时间内具备额定短路分断能力。 (5)电缆充电电流的开断、关合能力a.额定电缆充电开断电流250A（不重燃）b.工频恢复电压1.4?252/kV c.最大过电压倍数3pu d.操作方式（三相操作）O0.3sCO10次O0.3sCO180sCO5次e.灭弧室为最小允许气压，操作机构在最小气压和电压情况下。 f.无释放能量设备如并联电抗器，磁吹式避雷器。 (6)失步开断、关合能力a.额定失步开断电流12.5kA b.工频恢复电压2.0?252/kV c.瞬态恢复电压上升率1.54kV/?s d.振幅系数1.25e.操作方式“分”2次?“合分”3次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。 (7)近区故障开断、关合能力断路器近区故障下的开断电流为额定短路开断电流的90%和75%，线路特性满足下列要求339a.线路波阻抗450?b.幅值系数（线路侧）1.6c.电源侧瞬态恢复电压上升率2kV/?s d.线路侧瞬态恢复电压上升率9kV/?s(L-90)e.操作方式O0.3sCO180sCO (8)空载变压器开断、关合能力断路器能开断、关合空载变压器，其过电压倍数不超过规定的数值a.开断励磁电流0.515A b.工频恢复电压1.3?252/kV c.过电压倍数?2.7pu d.“合”和“合分”操作次数10次卖方提供过电压倍数曲线（详见附件六）。 (9)发展性故障开断能力断路器能开断从初始的500A感性电流或2kA容性电流到额定短路开断电流的恶性故障，试验时间是最长燃弧时间。 (10)并联开断能力断路器能与邻近断路器并联开断。 开断试验满足下列要求a.电流分配（误差小于5%）10%90%，20%80%30%70%，50%50%b.工频恢复电压1.0?252/kV c.瞬态恢复电压上升率2kV/?s d.各种电流下“合闸”操作次数5次e.两组断路器分闸时差13ms (11)机械寿命（连续操作不需任何机械调整）?10000次 (12)电寿命（连续操作不需任何机械调整）a.分断100%额定短路开断电流?20次b.分断100%额定电流?5000次c.开断总电流?4000kA (13)触头a.断路器触头设计有足够的热容量和载流能力，以保证温升不超过IEC有关标准规定的允许温升。 触头也设计有相当长的寿命以避免频繁更换和维修。 动弧触头和静弧触头表面均增加耐弧材料3310b.触头（主触头和弧触头）型式指形触头c.主触头材料铜镀银 (14)SF6气体（20）压力（卖方提供）a.额定压力0.6MPa b.报警压力0.575MPa c.闭锁压力0.55MPa4.3.2.3断路器操作机构 (1)断路器采用进口的集成液压操作机构。 (2)操作方式分相操作可三相联动 (3)操动机构自身具有防跳跃功能、防止非全相合闸，并且保证确定的合分时间。 在液压降到闭锁压力前，操作机构还能连续进行2次CO或O-0.3s-CO操作顺序。 (4)断路器能远方和就地操作，应提供手动合闸装置，并且它在就地控制箱上操作。 (5)删除。 (6)每相断路器操作机构均装设动作计数器，以显示断路器合闸次数。 (7)机构操作电动机电压为交流380V。 (8)跳合闸控制回路额定电压为DC110V，跳闸回路能在额定电压的65%120%范围内可靠动作，实现分闸；合闸回路能在额定电压的85%110%范围内正确动作，实现合闸。 当电源电压低至其额定电压的30%时，禁止分闸。 (9)提供低电压报警继电器，以便远方显示AC电动机和控制回路电源故障。 (10)机构操作的防护等级不小于IP54。 （11）断路器采用卧式结构。 4.3.2.4仪表和控制 (1)跳闸和合闸回路断路器装设两套独立的电磁跳闸线圈以实现后备跳闸。 每相断路器均装设一个合闸线圈。 (2)紧急跳闸设备每台断路器装设一个手动紧急跳闸设备，其配置机械连锁触点来隔离远方合闸和重合闸装置。 (3)防非全相操作断路器具有防非全相操作装置，当断路器某相拒合时，其它相能自动跳闸。 11 (4)重合闸操作断路器能进行单相或三相重合闸，其瞬态恢复电压特性满足GB和IEC56的要求。 (5)就地试验开关为了断路器合闸和跳闸电气试验，每台断路器设置一个就地试验开关，并且还设置一个“远方/就地”切换开关以隔断远方合闸、重合闸和跳闸装置，切换开关能切换到就地试验位置。 (6)位置指示器每相断路器均装设机械位置指示器，其安装位置显而易见，指示器位置指示如下a.分闸位置绿色b.合闸位置红色 (7)辅助触点除了本规范叙述的断路器的控制和辅助功能要求的辅助触点外，每相断路器有15付常开和15付常闭的电气独立的辅助触点，供买方使用，用于断路器与其他系统连锁。 辅助触点的开断能力110V DC不小于5A。 所有辅助触点接线到端子排。 4.3.3隔离开关性能参数及技术要求4.3.3.1性能参数 (1)额定电压220kV (3)设备最高电压252kV (3)额定电流3150A (4)额定热稳定电流(3s)50kA (5)额定动稳定电流125kA (6)开、合电容电流5A (7)开、合断电感电流2A (8)绝缘水平见表4-1 (9)机械操作时间a.分闸时间800ms b.合闸时间2000ms10)操作不同期时间（相间）?20ms (11)机械稳定性次数10000次124.3.3.2结构型式a.每相断口数1个b.触头型式梅花触头4.3.3.3操动机构 (1)型式电动机构，操作方式为电动及手动 (2)电动机电源电压DC110V电动机功率360W (3)操动机构控制回路电源电压DC110V (4)除了本协议叙述的隔离开关的控制和辅助功能要求的辅助触点外，每相隔离开关还有10付常开和10付常闭的电气独立的辅助触点。 辅助触点的开断能力110V DC不小于5A。 所有辅助触点接线到端子排。 (5)在机械无调整，不检修和不更换零部件情况下，连续机械操作10000次。 (6)机构操作的防护等级不小于IP54。 （7）分合闸电压波动范围为85%110%。 4.3.4故障关合接地开关（快速接地开关）4.3.4.1性能参数 (1)额定电压220kV (2)最高工作电压252kV (3)额定热稳定电流(3s)50kA (4)额定动稳定电流125kA (5)额定关合能力a.额定关合电流125kA b.关合次数2次 (6)开合静电感应电流能力a.开合静电感应电流10A b.开合静电感应电压15kV (7)开合电磁感应电流能力a.电开合电磁感应电流160A b.开合电磁感应电压15kV (8)绝缘水平见表4-1 (9)机械操作时间a.分闸时间?0.1s13b.合闸时间?0.1s c.分、合闸速度保证其开断及关合性能。 (10)操作不同期时间（相间）?20ms (11)机械稳定性次数10000次4.3.4.2操动机构 (1)操作方式电动弹簧，操作方式可为电动及手动操动 (2)电动机电源电压DC110V电动机功率120W (3)操动机构控制回路电源电压DC110V (4)附辅助开关最少10对常开10对常闭备用接点。 (5)辅助开关接点开断容量DC110V，5A (6)在机械无调整，不检修和不更换零部件情况下，连续机械操作10000次。 4.3.5检修用接地开关4.3.5.1性能参数 (1)额定电压220kV (2)最高工作电压252kV (3)额定热稳定电流(3s)50kA (4)额定动稳定电流125kA (5)绝缘水平见表4-1 (6)机械稳定性次数10000次4.3.5.2操动机构 (1)操作方式电动，操作方式可为电动及手动操动 (2)电动机电源电压DC110V (3)操动机构控制回路电源电压DC110V (4)附辅助开关最少10对常开10对常闭备用接点。 (5)辅助开关接点开断容量DC110V、5A4.3.6电流互感器（CT）4.3.6.1性能参数 (1)额定电压220kV (2)设备最高电压252kV (3)一次绕组绝缘水平a.额定1min工频耐压（rms）460kV14b.额定雷电冲击耐压（峰值）1050kV (4)额定电流比、二次绕组额定容量和准确等级表1发电机变压器组回路，共3回排列顺序从母线开始(以断路器分界母线侧3个/变压器侧4个)CT绕组编号1234567额定电流比（A）1500-3000/1准确等级TPY TPY5P405P405P400.20.2S额定容量（VA）10101010101010用途保护保护保护保护保护计量测量表2出线回路，共2回排列顺序从母线开始(以断路器分界母线侧3个/出线侧4个)CT绕组编号1234567额定电流比（A）1500-3000/1准确等级5P405P405P405P405P400.20.2S额定容量（VA）10101010101010用途保护保护保护保护保护计量测量表3备用变压器回路，共1回排列顺序从母线开始(以断路器分界母线侧3个/变压器侧4个)CT绕组编号1234567额定电流比（A）1250-2500/11500-3000/1200/1准确等级5P405P405P405P405P400.20.2S额定容量（VA）101010101055用途保护保护保护保护保护计量测量表4母线联络回路，共1回排列顺序从I母至II母CT绕组编号123456额定电流比（A）1500-3000/1准确等级5P405P405P405P405P400.2额定容量（VA）101010101010用途保护保护保护保护保护测量备注以上电流互感器的参数为暂定，具体参数在设计联络会确定。 15 (5)二次绕组绝缘水平a.1min工频耐压（有效值）3kV b.冲击耐受电压4.5kV (6)绝缘介质a.一次绕组绝缘介质SF6气体b.二次绕组绝缘介质聚酯薄膜4.3.7电压互感器（PT）4.3.7.1性能参数 (1)型式电磁式、SF6气体绝缘 (2)额定电压220kV (3)最高工作电压252kV (4)额定电压比 (5)PT在功率因数0.8（滞后）二次绕组的额定负荷和准确等级a.第一绕组75VA，0.2b.第二绕组100VA，3P-0.5c.第三绕组100VA，3P-0.5d.辅助绕组100VA，3P (6)PT接线组别Y/Y/Y/Y/ (7)一次绕组绝缘水平a.额定1min工频耐压（rms）460kV b.额定雷电冲击耐压（峰值）1050kV (8)二次绕组绝缘水平a.1min工频耐受电压（rms）3kV b.冲击耐受电压（峰值）4.5kV (9)过电压能力a.在1.2252/kV下连续b.在1.5252/kV下30s4.3.7.2当电压互感器在额定电压下励磁时，能承受1s外部短路（二次）的机械效应和热效应无损伤。 母线间隔电压互感器（2组三相PT）与出线间隔电压互感器（2组单相PT）卖方应满足。 4.3.7.3母线PT为三相PT，参数如4.3.7. 1、2条要求。 kV1.0/31.0/31.0/31.0/322033164.3.7.4除双母线各有一组三相PT外，2个出线间隔应各有一组单相PT，供线路保护、测量使用。 PT参数如4.3.7. 1、2条要求。 4.3.8避雷器基本参数及技术要求 (1)型式金属氧化锌避雷器 (2)系统标称电压220kV (3)额定电压200kV (4)持续运行电压146kV (5)直流1mA参考电压300kV (6)标称放电电流(8/20?s)10kA (7)雷电冲击电流(8/20?s)下残压(峰值)?520kV (8)陡波冲击电流下残压（峰值）?582kV (9)长持续时间电流冲击耐受能力2ms、600A (10)吸收能量后工频过电压耐受能力工频过电压倍数1.201.151.101.05耐受时间（s)1530100说明工频过电压耐受能力:a.工频过电压耐受能力指避雷器上允许的工频过电值与承受时间的能力。 b.工频过电压倍数指工频过电压与避雷器的额定电压之比。 (11)大电流压力释放电流等级（有效值）50kA小电流压力释放电流等级（有效值）0.8kA (12)大冲击电流(4/10?s)耐受幅值65kA (13)绝缘水平a.额定1min工频耐受电压（rms）460kV b.额定雷电冲击耐受电压（峰值）1050kV (14)绝缘介质SF6气体4.3.9电缆终端基本参数及技术要求 (1)型式充SF6气体 (2)额定电压220kV (3)最高工作电压252kV (4)额定电流3150A (5)额定热稳定电流（3s）50kA17 (6)额定动稳定电流125kA (7)绝缘水平a.额定1min工频耐压（rms）460kV b.额定雷电冲击耐压（峰值）1050kV4.3.10绝缘子4.3.10.11.1倍额定相电压下局部放电量不大于3pc。 4.3.10.2盆式绝缘子破坏压力与运行压力之比，即安全系数大于3.5。 4.3.10.31.1倍额定相电压下，2.5kV/mm（三相分箱）。 4.4GIS设计和结构要求4.4.1基本要求4.4.1.1220kV GIS采用母线三相分箱式结构。 4.4.1.2GIS的设计，能使设备安全地进行下述各项工作正常运行、检查和维护性操作，其它设备的绝缘试验，消除危险的静电电荷，安装或扩建后的相序校核，操作闭锁等。 4.4.1.3GIS的设计能在允许的基础安装误差和热胀冷缩的热效应下不致影响设备所保证的性能。 4.4.1.4所有额定值及结构相同的可能更换的元件具有互换性。 4.4.1.5无线电干扰电压和电晕 (1)在1.1?252/3kV电压下，无线电干扰电压应小于500?V。 (2)在1.1?252/3kV电压下，晴天夜晚不出现可见电晕。 4.4.1.6局部放电 (1)在1.1?252/3kV电压下，间隔的局部放电量应小于10pC。 (2)在1.1?252/3kV电压下，部件的局部放电量应小于3pC。 4.4.1.7维修和运行寿命 (1)GIS免维修周期大于20年。 (2)GIS运行在指定的条件下和按照运行指导手册维修时，运行寿命为40年。 4.4.2温升（以环境温度40为基准）4.4.2.1当环境温度不超过40时，GIS连续运行，其组成部件的温升不超过各部件相应标准规定的允许温升。 主回路及无专门标准的部件在额定电流下的允许温升不超过GB763和IEC60694的规定值。 184.4.2.2主要部分的温度限值如下 (1)导体最热点温升不超过65K。 (2)绝缘材料的温度限值如表4-2所示。 (3)主触头的温度限值不超过表4-3所列的数值。 (4)导体连接部分的温度限值不超过表4-4所列的数值。 (5)GIS外壳表面易接触部位温升30K；靠近而不易接触部位温升40K。 (6)其他材料最高温度限值确保不致引起其加速老化。 表4-2材料绝缘等级主回路最热点的温度限值()Y90A105B130F155H180C220表4-3触头表面最热点的温升限值(K)最热点的温度限值()铜65105银、银合金或等同的金属65105表4-4导体连接面最热点的温升限值(K)最热点的温度限值()铜65105银、银合金或等同的金属651054.4.3外壳4.4.3.1GIS的外壳采用铝合金，它牢固地接地并能承受在运行中出现的正常的暂态压力。 4.4.3.2外壳按中华人民共和国国家劳动总局颁发的压力容器安全监察规程和设备投产后不再复查的条件，进行设计、制造，以确保材料、结构、焊接工艺、检验等的安全可靠性。 4.4.3.3外壳的厚度以设计压力和在电流50kA、持续时间0.2s内外壳不烧穿为19依据。 卖方提供外壳烧穿的时间-电流曲线（详见附件七）。 为防止外壳破坏，根据气室设置防爆膜。 4.4.3.4在确定外壳压力时，气体的温度取通过额定电流时外壳温度上限和主回路导体温度上限的平均值，对设计压力已有温升试验记录的情况除外。 4.4.3.5外壳设计时，考虑如下因素 (1)外壳充气前可能出现的真空度。 (2)外壳或隔板可能承受的全部压力差。 (3)在相邻隔室具有不同运行压力的情况下，因隔室万一意外漏气时造成的压力。 (4)发生内部故障电弧时。 4.4.3.6对外壳和部件强度，无论是否通过计算确定，均进行规定的试验。 4.4.3.7对焊接外壳的焊缝，所有焊缝必须要经过100%无损伤探伤，卖方提供外壳制造厂家的探伤报告（详见附件八）。 4.4.3.8GIS外壳表面刷防腐油漆，油漆颜色待设计联络会确定。 4.4.3.9卖方提供外壳电阻、电抗、正常及故障时的感应电压值（详见附件九）。 4.4.4隔室和隔板4.4.4.1GIS划分为若干隔室，以满足正常使用条件和限制隔室内部电弧影响的要求。 4.4.4.2长母线按间隔分成单独气室，以便维修和气体管理。 4.4.4.3每个隔室装有适当数量的吸附剂装置。 每个隔室设补气阀门。 4.4.4.4隔板确保当相邻隔室因漏气或维修工作而使压力下降时，本隔室的绝缘性能不发生任何变化。 隔板通常由绝缘材料制成。 为保证人身安全，有接地等其它措施。 隔板提供机械安全性数据以承受相邻隔室中仍然存在的正常气压（卖方绝缘盆子的从日本东芝进口，设计压力是0.8Mpa,破坏压力是2.4Mpa，卖方产品正常运行时的最大压力值为0.6Mpa，可以承受在相邻气室的正常压力）。 4.4.4.5避雷器做成单独的隔室，设防爆装置、压力表（或密度继电器）和补气阀门。 4.4.5伸缩节4.4.5.1为了便于装配调整、补偿由于温度变化、震动、基础相对位移而引起的危险应力，防止振动的传递，GIS在适当位置设置伸缩节，伸缩节包括软导体部分和可伸缩外壳。 204.4.5.2伸缩节外壳采用不锈钢波纹管结构。 4.4.6GIS与外部设备的连接4.4.6.1GIS与外部设备（电缆）的连接设过渡连接装置。 4.4.6.2过渡连接装置符合以下原则 (1)过渡连接装置具有防止不同绝缘介质相互渗透的密封装置，并能承受在各种工况下由于两种绝缘介质产生的压力不同所造成的最大压力差。 (2)为了现场调试、安装、检修方便，设置可拆卸的隔离断口，隔离断口能承受各种试验电压。 (3)过渡连接装置在GIS侧有专门的气体隔室，以便于电缆终端的安装和检修。 (4)为防止感应电压、电流相互影响，GIS外壳与电缆的外皮间采用绝缘元件隔离，绝缘隔离元件能释放感应电压。 4.4.6.3GIS与电缆的连接配合应满足IEC62271-209要求。 4.4.7接地4.4.7.1GIS接地的设计使设备外壳、构架及易接触部位在正常运行条件下感应电压不超过24V，在故障条件下感应电压不超过100V。 4.4.7.2主回路接地 (1)为了保证维修工作的安全，主回路能通过接地开关或快速接地开关接地。 另外，在外壳打开以后的维修期间，能将主回路通过接地开关或快速接地开关连接到接地极。 (2)为了避免内部故障引起电弧及限制电弧持续时间，采用快速接地开关迅速接地将电弧短接，以保护GIS。 (3)每个出线间隔均设置1组具有关合额定动稳定电流能力的快速接地开关。 (4)每组母线应设置1组具有关合额定动稳定电流能力的快速接地开关。 4.4.7.3外壳的接地 (1)外壳多点接地，并确保外壳中感应电流的流通以降低外壳中的涡流损耗。 分相母线外壳应设短接线，短接线与接地母线连接。 (2)为防止支架横梁变成单相母线外壳短接线，在母线支架处另设三相母线设短接线，短接线与接地母线连接。 (3)外壳、设备支架等的相互电气连接采用紧固连接（如螺栓连接或焊接），以保证电气上连通。 设备支架应单独接地。 214.4.7.4每个间隔的支架底座设置接地母线，接地母线两端分别设置接地端子，分别用接地线与主接地网连接。 4.4.7.5接地开关和快速接地开关的接地端子与外壳绝缘后再连接到壳体，壳体再与地网连接，以便测量回路电阻、校验电流互感器变比、检测电缆故障。 4.4.7.6避雷器的接地端子与GIS接地母线的连接处，设置接地端子，用接地线与集中接地装置连接。 4.4.7.7GIS接地母线/接地线采用铜母线。 4.4.7.8接地回路能满足短路电流动、热稳定的要求。 接地母线/接地线最小热稳定截面应按1s、50kA的考虑。 4.4.7.9接地点的接触面和接地连线的截面积能安全地通过故障接地电流。 4.4.7.10紧固接地的螺栓的直径不得小于12mm，接地点标以接地符号。 4.4.8压力释放装置（防爆装置）4.4.8.1GIS根据需要设置压力释放装置，压力释放装置包括压力释放阀和防爆膜等。 4.4.8.2压力释放装置的防爆膜保证在使用年限内不会老化开裂。 4.4.8.3压力释放装置的布置和保护罩的位置，确保排出压力气体时，不危及巡视通道上执行运行任务人员的安全。 4.4.9SF6气体要求4.4.9.1卖方提供的SF6气体应符合GB 12022、IEC 376、376a和376b，并满足下列要求 (1)油含量小于10ppm (2)含水量小于150ppm（20时）4.4.9.2GIS的SF6气体年泄漏率不大于0.5%，并且二十年才充气一次。 4.4.9.3GIS的SF6气体系统便于取样、安装和维修，并配备气体取样阀和一个补气口。 4.4.9.4为了防止凝露，SF6气体在额定密度下，其露点不应超过-5。 4.4.10气体监测系统4.4.10.1气体密度监视装置 (1)每个气体监视单元设置气体密度监视装置。 (2)密度监视装置采用气体密度指示器，指示器包括密度继电器、压力表和温度指示器，并带抽头以连接气体纯度装置和其它设备。 设置运行中可更换密度指示22器的阀门。 (3)卖方提供补气报警密度值（断路器0.575Mpa，其他0.35Mpa），对断路器室还给出闭锁断路器分、合闸的密度值（0.55Mpa）。 4.4.10.2压力继电器和压力表除了断路器要求的标准控制触点外，每相断路器为压力继电器配置低压力闭锁触点，以闭锁重合闸，压力表有监视窗口。 4.4.11支架和底座4.4.11.1GIS按运输拼装单元设置独立的支架和底座，并设置和标明起吊部位。 4.4.11.2GIS的支架和底座结构若为固定不可调整式，卖方在出厂前调整使符合现场安装要求，在现场安装时使用垫块调整数量不超过3块。 4.4.11.3GIS的所有支架不得妨碍正常维修巡视通道的通畅。 4.4.12仪表、控制和连锁4.4.12.1位置指示器每相断路器、隔离开关和接地开关均装设机械位置指示器，其安装位置显而易见，指示器位置指示如下 (1)分闸位置绿色 (2)合闸位置红色4.4.12.2连锁GIS具有可靠的电气联锁，其中电气联锁包括 (1)所有进、出线间隔均设带电显示（A、C相）。 对有快速接地开关的间隔，带电显示器具有带电闭锁装置，闭锁快速接地开关误合接地。 (2)隔离开关、接地开关与有关断路器之间具有联锁。 与断路器相关的隔离开关，接地开关在操作过程中，闭锁断路器的操作。 断路器两侧隔离开关在断路器断开时，方可操作。 (3)接地开关与隔离开关之间具有联锁。 接地开关接地时，应闭锁相关的隔离开关操作。 (4)禁止隔离开关在任何状态下断开或闭合负荷电流。 (5)禁止带电回路的接地开关合闸。 (6)接地开关处于合闸状态时，有锁定措施，以防有隔离开关随同接地点合闸。 (7)与断路器有关的接地开关处在合闸状态时禁止该断路器合闸。 23 (8)线路侧（或主变侧）接地开关在隔离开关打开，同时线路侧（或主变侧）无电时方可操作。 4.4.13就地控制柜及二次回路每个间隔配备一台就地控制柜，柜中包括所需的全部机械和电气控制部件，以及与各相连接所需的部件。 控制柜应具有下述要求4.4.13.1总的要求a)实现对一次回路的就地控制、监视。 b)实现远方、就地操作及现场手动操作。 （包括断路器、隔离开关、接地开关）c)具备电气联锁。 d)SF6气体监测。 e)所有管路与壳体均绝缘，以防感应电流及接地分流。 f)控制回路和操作回路良好屏蔽，并防止触及带电部位的安全措施。 g)控制柜防护等级控制柜采用不锈钢外壳，室内就地控制柜的保护等级是IP42，室外为IP56。 就地控制柜的结构便于检查和维护。 h)控制柜内主要二次元件采用进口或合资产品。 4.4.13.2就地控制柜功能 (1)操作选择就地控制柜上设远方、就地操作选择开关，（包括断路器、隔离开关、接地开关等）并设有就地操作开关。 (2)就地控制柜内装有一次接线模拟装置，用红绿灯显示和控制开关模拟断路器、隔离开关、接地开关的工作状态，有分合指示灯（每个元件用一个指示灯表示分合）、模拟器、SF6气体温度压力曲线（本体上），并明确表示封闭电器的一次主接线型式。 (3)买方为每个就地控制柜提供三路直流电源（两路110V控制用，一路220V动力用）,为所有控制柜提供两路交流380/22