110kV组合电器安装调试指导书

110kV组合电器安装调试指导书一、卸车、运输及保管1.包装标准应满足JB/ZQ4286-86包装通用技术条件，产品包装必须适合进行长途运输及多次搬运。2.封闭式组合电器应在密封和充低压力的干燥气体（六氟化硫气体或氮气）的情况下包装、运输和贮存，以免潮气浸入。对于外露的密封面，应有预防腐蚀和损坏的措施。3.封闭式组合电器应有包装规范，并应保证设备各组成元件在运输过程中不致遇到破坏、变形、丢失及受潮。4.各运输单元应适应于运输及装卸的要求，并有标志，在包装箱外标明该单元的编号、用途、安装位置等。以便于组装。5.包装箱应有运输、贮存过程中必须注意 事项的明显标志和符号（如上部位置、防潮、防雨、防震、起吊位置、重量等）。6.封闭式组合电器的运输、贮存按制造厂家的规定进行，制造厂家应提供相关资料。7.出厂产品应附有产品合格证明书（包括出厂试验数据）、装箱单和安装使用说明书等。8.提供断路器等主要零部件清单铭牌（采用耐腐蚀材料制成，有明确的符合国标的铭牌参数），生产厂家及技术参数，如SF6气体压力-温度曲线。9.应注明断路器本体的运输方式（充SF6气体或充氮气并注明压力）。10.在包装箱或裸件上必须醒目地标明下列内容：产品名称、型号、规格、重量（净重毛重）、外形尺寸（长宽高）、起吊部位标志和运输途中的注意事项及有关安全图形（如向上、防水等）标识等；11.产品包装必须有防锈蚀、防潮措施，大型裸体件和易变形产品应按规定装箱或装车并应有相应的防变形垫板、支撑及拉筋，组装件应有明显、准确的组装、对接标记。二、安装1.安装前的检查工作1.1设备运达现场应进行检查。组合电器（GIS）对于充有SF6气体的安装单元，其气体压力应符合制造厂的规定，必要时补充SF6气体至规定压力值。对本体内的电流互感器的励磁特性和电压互感器的空载电流及励磁特性分别进行测试检查。1.2GIS在基础上的固定方式应符合产品的技术规定，且应按制造厂规定的排列组合顺序和位置进行安装。1.3GIS各功能电器元件（断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线管等）的相关支架应安装水平，各自的本体水平误差应小于2mm。1.4GIS各功能单元元件主体在纵、横轴安装方向上与设定的安装中心线的偏差不得大于3mm。1.5并列安装的断路器单元，各相间在纵、横轴方向和绝对高程方面的偏差不得大于2mm。1.6隔离开关单元其规格、型号及安装位置应符合设计要求。在进行相间和操动机构箱转轴传动杆装配时，应确认隔离开关各触头处于同一终点位置，操作检查操动机构连杆在合闸及分闸终了位置时，连杆距分合闸止钉的间隙应符合产品的技术规定。1.7互感器、避雷器分别进行绕组或本体对地的绝缘状况检验，绕组对地的绝缘不应小于5000M避雷器对地的绝缘不应小于1000M。1.8在母线管单元之间及母线管与各功能单元之间连接的母线膨胀补偿器或伸缩节，其连接后的拉伸或压缩长度，应在产品规定的允许调整偏差范围之内。1.9离相母线管单元、三相共筒式母线管单元、各功能单元之间及各功能单元本体之间的接地跨接线的连接，其位置及规格应符合产品的技术规定。1.10GIS所有功能单元的连接法兰在连接前，密封槽内要涂抹一圈密封胶，密封圈应密贴地镶入密封槽中。紧固法兰连接螺栓紧固力矩值应符合产品的技术规定，密封圈表面应清洁；无变形及破损%密封槽表面光洁，无划痕。1.11SF6气体绝缘全封闭组合电器(GIS)的抽真空处理及补充SF6气体的操作应符合下列规定：111.1 需要进行抽真空的安装单元，抽真空时其真空度应达到1托（1mmHg或133Pa）或产品的技术规定，且其真空度的保持时间及真空泄漏率应符合制造厂的规定。1.11.2 抽真空处理合格的以及不需要进行抽真空处理的安装单元，在处理或安装工作结束后，应按制造厂对该单元规定的额定压力补充SF6气体，充入气体压力除应达到规定值外，尚应满足SF6气体压力-温度补偿特性曲线的规定范围。1.11.3 充入额定压力SF6气体的安装单元,应按产品规定的检测方法和步骤测定各单元在现场装配后的SF6气体泄漏率，泄漏率检测合格后的安装单元，应按产品规定在静置24h后进行SF6气体含水量测定,判定标准:断路器单元小于15010-6（体积比），其他安装单元小于25010-6（体积比）。2.基本要求2.1SF6气体绝缘全封闭组合电器(GIS)各安装单元完成后应符合下列规定:2.1.1 组合电器(GIS)各安装单元固定牢靠，各种连接螺栓的紧固力矩值满足产品的技术规定，装配状态符合制造厂及设计图纸要求。接地回路完整，接地电阻值满足设计要求。2.1.2 主回路绝缘电阻值达到1000M以上；二次回路接线正确可靠，绝缘满足规定，控制回路绝缘电阻达到1M以上。2.1.3 各安装单元SF6气体温度补偿压力开关试验，断路器单元的报警值、闭锁值及其他安装单元的报警值符合产品的技术规定，并能可靠地发出相关信号。2.2 传动试验检查应符合下列规定：2.2.1 当地操作检查，断路器与隔离开关和接地开关之间的联锁关系，应满足电气控制原理图和产品说明书规定的联锁条件，且分合闸指示装置与各开关的实际位置一致。2.2.2 远方操作检查，“当地”与“远方”控制方式应能可靠地进行闭锁。当同一电源回路的断路器处于合闸位置时，隔离开关不能分闸；当隔离开关进行电动操作时，不能进行手动操作；当隔离开关进行手动操作时，不能进行电动操作。2.2.3 当外部条件具备时，远方或遥控操作应按设计说明书的规定进行必要的程序操作。2.2.4 参加组合电器安装人员必须读懂并熟悉设计图纸、组合电器技术文件和安装指导手册。2.2.5 参加组合电器安装人员必须经过严格培训并经考试合格后上岗。2.2.6组合电器在基础基准线上的偏移误差范围在1mm，整体水平误差范围在1mm。2.2.7设备在安装前要进行开箱检查，对进行登记，发现问题要作好详细记录。2.2.8 设备起吊前检查设备起吊中心和重量，起吊时应用导链调整钢丝绳的长度使组合电器保持平衡。2.2.9 起吊、安装时应设专人指挥，起吊钢丝绳应固定在吊钩中心，起吊的悬挂角度为60，起吊时钢丝绳不能对设备的通气管及操作箱发生碰撞。2.2.10 各单元连接必须严格按指导说明书要求逐项进行，不得随意改变安装方法及降低安装标准。2.2.11组合电器安装时要特别细心，绝对不可疏忽大意，以防损坏组合电器部件或造成安装方面出现问题。2.2.12 组合电器每个单元连接后连接螺栓要用力矩扳手进行检查，紧固力矩为800kg/cm。2.2.13在安装过程中，操作人员必须穿工作服，每道工序完成后必须用酒精把手洗干净，然后再进行下一道工序。2.2.14 组合电器在手动操作前应保证SF6气体压力不低于最小气体压力（0.5MPa/20时）。3. 施工程序及工艺流程施工程序包括：基础表面划线，设备支架安装，设备单元就位，单元连接，母线单元安装，导线安装，套管安装，附件安装，密封处理，二次配线，抽真空、检漏，传动试验。工艺流程相关施工要求3.1 设备安装前应进行开箱检查，查看出厂资料、备品备件、专用工具是否齐全，设备有无损坏。3.2 清理、刷洗基础表面，以防设备安装时进入灰尘。3.3按设备的基础图和总体布置图要求，在基础顶面用墨线画出各间隔的间距、相距、主母线与主母线之间的中心线，供设备安装时使用。线条要清晰，要能保留到设备安装完毕。3.4在基础上安装工字钢支架时，紧靠地脚螺栓外侧放置铁条，将所有铁条水平误差控制在1mm范围之内，如铁条超出规定范围，用厂家带的垫片调整，铁条全部找平以后，按照图纸要求放上画好中心线的工字钢，调整工字钢的位置与基础中心线重合，复核各方向尺寸、对角线、标高附合要求后，将铁条与地脚螺栓、工字钢与铁条焊接成一个整体；然后用100120木方将各轴线上的工字钢断口处进行连接，木方顶面与工字钢顶面找平，上面抹上黄油，以便设备在上面滑行，图-1为木方在工字钢之间的连接示意图。图-1工字钢与木方连接示意图1-工字钢支架； 2-木方； 3-工字钢支架4. 质量控制与检验4.1设备运达现场应进行检查。组合电器（GIS）对于充有SF6气体的安装单元，其气体压力应符合制造厂的规定，必要时补充SF6气体至规定压力值。对本体内的电流互感器的励磁特性和电压互感器的空载电流及励磁特性分别进行测试检查。4.2 GIS在基础上的固定方式应符合产品的技术规定，且应按制造厂规定的排列组合顺序和位置进行安装。4.3 GIS各功能电器元件（断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线管等）的相关支架应安装水平，各自的本体水平误差应小于2mm。4.4 GIS各功能单元元件主体在纵、横轴安装方向上与设定的安装中心线的偏差不得大于3mm。4.5 并列安装的断路器单元，各相间在纵、横轴方向和绝对高程方面的偏差不得大于2mm。4.6 隔离开关单元其规格、型号及安装位置应符合设计要求。在进行相间和操动机构箱转轴传动杆装配时，应确认隔离开关各触头处于同一终点位置，操作检查操动机构连杆在合闸及分闸终了位置时，连杆距分合闸止钉的间隙应符合产品的技术规定。4.7 互感器、避雷器分别进行绕组或本体对地的绝缘状况检验，绕组对地的绝缘不应小于5000M避雷器对地的绝缘不应小于1000M。4.8 在母线管单元之间及母线管与各功能单元之间连接的母线膨胀补偿器或伸缩节，其连接后的拉伸或压缩长度，应在产品规定的允许调整偏差范围之内。4.9 离相母线管单元、三相共筒式母线管单元、各功能单元之间及各功能单元本体之间的接地跨接线的连接，其位置及规格应符合产品的技术规定。4.10 GIS所有功能单元的连接法兰在连接前，密封槽内要涂抹一圈密封胶，密封圈应密贴地镶入密封槽中。紧固法兰连接螺栓紧固力矩值应符合产品的技术规定，密封圈表面应清洁；无变形及破损%密封槽表面光洁，无划痕。4.11 SF6气体绝缘全封闭组合电器(GIS)的抽真空处理及补充SF6气体的操作应符合下列规定：4.11.1 需要进行抽真空的安装单元，抽真空时其真空度应达到1托（1mmHg或133Pa）或产品的技术规定，且其真空度的保持时间及真空泄漏率应符合制造厂的规定。4.11.2 抽真空处理合格的以及不需要进行抽真空处理的安装单元，在处理或安装工作结束后，应按制造厂对该单元规定的额定压力补充SF6气体，充入气体压力除应达到规定值外，尚应满足SF6气体压力-温度补偿特性曲线的规定范围。4.11.3 充入额定压力SF6气体的安装单元,应按产品规定的检测方法和步骤测定各单元在现场装配后的SF6气体泄漏率，泄漏率检测合格后的安装单元，应按产品规定在静置24h后进行SF6气体含水量测定,判定标准:断路器单元小于15010-6（体积比），其他安装单元小于25010-6（体积比）。4.12SF6气体绝缘全封闭组合电器(GIS)各安装单元完成后应符合下列规定:4.12.1 组合电器(GIS)各安装单元固定牢靠，各种连接螺栓的紧固力矩值满足产品的技术规定，装配状态符合制造厂及设计图纸要求。接地回路完整，接地电阻值满足设计要求。4.12.2 主回路绝缘电阻值达到1000M以上；二次回路接线正确可靠，绝缘满足规定，控制回路绝缘电阻达到1M以上。4.12.3 各安装单元SF6气体温度补偿压力开关试验，断路器单元的报警值、闭锁值及其他安装单元的报警值符合产品的技术规定，并能可靠地发出相关信号。4.13 传动试验检查应符合下列规定：4.13.1 当地操作检查，断路器与隔离开关和接地开关之间的联锁关系，应满足电气控制原理图和产品说明书规定的联锁条件，且分合闸指示装置与各开关的实际位置一致。4.13.2 远方操作检查，“当地”与“远方”控制方式应能可靠地进行闭锁。当同一电源回路的断路器处于合闸位置时，隔离开关不能分闸；当隔离开关进行电动操作时，不能进行手动操作；当隔离开关进行手动操作时，不能进行电动操作。4.13.3 当外部条件具备时，远方或遥控操作应按设计说明书的规定进行必要的程序操作。5.安全要求5.1 施工区域应设警示标志，严禁非工作人员出入。5.2 施工中应对机械设备进行定期检查、养护、维修。5.3 为保证施工安全，现场应有专人统一指挥，并设一名专职安全员负责现场的安全工作，坚持班前进行安全教育制度。5.4 施工中，制订合理的作业程序和机械车辆走行路线，现场设专人指挥、调度，并设立明显标志，防止相互干扰碰撞，机械作业要留有安全距离，确保协调、安全施工。5.5 设备起吊工作，应由专业人员担任，指挥信号应统一、准确。5.6 设备就位要平稳匀速，防止出现人身安全及设备损坏的现象发生。三、试验和调试1.主回路电阻测量回路电阻的测量 GIS设备安装完毕后，在元件调试之前应测量主回路电阻，以检查主回路中的联结和触头接触情况，并采用直流压降法测量，测试电流不小于100 A，断路器合闸后测其回路电阻（含CT）150u，合格后方可进行下面的试验。2.机械操作试验机械特性必须对断路器、隔离开关和接地开关的机械特性进行调试，其主要项目如下，测试电流从接地开关导电杆注入。2.1电动人力操作电气联锁，必须相互闭锁。2.2手动储能，手动分合闸操作各2次断路器无异常。2.3额定电压下，分合各30次：分0.3S合分180S合分各5个循环，断路器无异常。2.485和110额定电压下，合闸操作各5次， 30额定电压下，分闸操作各3次，断路器不动作。2.5机械防跳试验5次。2.6 85和110额定电压下，储能试验有3次，动作无异常,储能时间15S。3.水分测量方法SF6气体中的水分含量是通过水分仪来确定的。测量过程严格按照水分仪使用说明书进行。测量前，首先检查气室内SF6气体是否为额定压力，测量时间应在充SF6气体24h后进行。要求：交接和大修后不大于150ppm，运行中不大于300ppm；其他设备内部（无电弧分解的气室），SF6气体含水量标准为：交接和大修后不大于250ppm，运行中不大于500ppm。4.电流互感器伏安特性曲线检查互感器的铁芯质量，通过鉴别磁化曲线的饱和程度，以判断互感器的绕组有无匝间短路等缺陷。同时检验互感器的励磁特性，为10误差分析提供数据。电流互感器的伏安特性试验，只对继电保护有要求的二次绕组进行。测量伏安特性时必须注意加压要平稳，如不平稳，应将电压平稳降至零然后再重新加压开始试验。5.电流互感器变比试验：变比测量时首先要对互感器铭牌所标注的变比、精度，容量与图纸进行校对。6.SF6气体检漏检漏仪检漏要求被测部分，周围环境无风，同时不得有SF6气体。如有需吹拂掉。所用仪器：灵敏度不低于10-8，推荐使用LF-1型检漏仪。检测方法：将准备检漏的部位表面清理干净。用检漏仪探枪离被测点12毫米缓慢移动，听报警响声或观看指针。判据：探枪上的指针基本不动，说明密封良好。如果指针偏转较大，又怀疑产品表面局部残留有SF6气体，可用风扇吹拂产品表面后继续测量。否则说明该处漏气率超标应进行定量检漏或采取相应措施。7.操作机构电动及电气联锁试验7.1断路器处于合闸位置时，不允许分、合隔离开关，不允许不具关合短路电流能力的接地开关进行合闸操作；7.2断路器、隔离开关之间的联锁：断路器先于隔离开关分闸、隔离开关先于断路器合闸，反之不允许；7.3断路器、接地开关之间的联锁：接地开关处于合闸位置时，不允许断路器进行合闸操作。7.4隔离开关、接地开关之间的联锁：隔离开关处于合闸位置时，不允许接地开关进行合闸操作；接地开关处于合闸位置时，不允许隔离开关进行合闸操作8.主回路耐压试验断开/拆除避雷器、电压互感器、架空线（或高压电缆），电流互感器二次绕组短路并接地，各气室充额定SF6气体，断路器、隔离开关合闸，接地开关分闸。先施加电压80kV,10min后降至零，然后做一分钟工频耐压试验，不得有破坏性放电现象出现。耐压要求：耐压值打到185KV时设备正常。四、运行、维护和管理1、GIS局部放电在线检测与诊断系统1.1特高频检测法（UHF）当GIS内部绝缘异常时。从初期阶段到局部放电的产生，放射出数GHz的UHF频带的高频电磁波。该电磁波在GIS的圆筒状外壳内传播，通过传感器测量可以检测出局部放电。新开发的UHF法GIS绝缘诊断系统由频谱分析仪、微机、频率频谱、相位频谱、神经网络、判定系统、数据库、打印和存贮部分组成。它具有lpC以下的检测灵敏度，能识别异常原因。UHF电磁波用高灵敏度的传感器检测，经频谱分析仪进行频率分析后，输入微机，经微机中的神经网络诊断，输出结果，同时将数据贮存。区分GIS内部局部放电和外部局部放电，是利用两者的频谱不同来识别的。另外外部局部放电的频率几乎都在400MHz以下，而内部局部放电都在400MHz以上。利用这两者频率不同的性质，可以以高S/N（信噪比）检测出几pC以下的微小放电。1.2超声波检测法当GIS内部发生局部放电时，在放电处产生的超声波向四周传播，一直到达GIS外壳，通过放在GIS外壳上的超声波传感器接收GIS内部局部放电所产生的机械振动信号，其检测频率通常选择在超高频段。如果缺陷为金属微粒，则当电场力超过微粒的重力时，微粒就开始跳动，从而碰撞金属外壳，每碰撞一次将发射一宽带瞬时超声脉冲，超声波传感器可检测到它们。因此，超声波检测法是GIS现场检测中进行局放测量的有效方法之2、抗电磁干扰能力强，便于进行故障定位和诊断。2.1应用GIS在线监测与诊断技术，能够发现早期绝缘故障，并对故障缺陷进行鉴别和定位。2.2通过应用GIS在线监测与诊断技术实现对GIS运行状态进行判断，为状态检修提供理论基础和判据，从而提高电网运行的安全性和经济性。2.3降低检修时间、费用和人力。2.4注意事项：2.4.1注意在线监测装置的稳定性，如元器件的老化，电磁干扰，现场维护等。2.4.2目前在线监测特征量还不足，诊断标准还未形成，因此，综合诊断分析十分重要。3、气体全封闭组合电器内部击穿故障定位系统尽管GIS组合电器与常规变电站相比具有许多优点，但由于结构紧凑，外壳密封，又处于电力系统中的关键位置，GIS中的绝缘部件在电场作用力和内部分解产物的影响下，随着元件的老化和检修期的临近，以及内部元件的松动，部分GIS将达到故障高发期。一旦GIS发生故障，检测和定位十分困难，因此检修费时费事，检修周期长，事故损失大。目前，在GIS内部闪络故障点定位方面所存在的问题是：3.1由于GIS带电部分为全封闭式，很难根据它的外观来确定故障部位。如果发生闪络事故，由于需要较长时间来定位，导致盲目拆卸和反复试验，不仅增加了检修时间，也危害了GIS设备。3.2由于无法对GIS内部闪络进行故障定位，一旦发生故障，为了寻找故障点需要反复对GIS进行带电加压，易使故障进一步扩大，从一个电器的故障扩展到临近电器，后果更为严重。3.3在GIS运行中，有些故障是永久性的，而有些则是非重复性的，当闪络发生后无法确定故障点，只好等着GIS出故障，十分被动。4、SF6全封闭组合电器内部闪络故障检测方法有：4.1SF6电器设备分解产物测量装置.当GIS在运行中发生电弧闪络后，能快速准确判断GIS闪络故障部位，该方法具有快速、准确、简单等特点。其主要工作原理是：GIS在运行中，由于放电等原因而使SF6气体不断分解。这些分解产物中最主要的有SO2和HF，通过检测装置从SF6电器设备中采样SF6气体，通过SO2、HF探测管，分解产物会在探测管中起化学反应，并改变颜色。可根据变色的长短，定量读出SF6气体中SO2和HF浓度。可得知故障发生部位。4.2用于GIS在运行中发生电弧闪络后，能快速准确判断GIS闪络故障的部位。大大减少查找故障点的时间和工作量，加快了维修速度，确保GIS尽快恢复运行。4.3能对GIS、SF6变压器及SF6互感器局部放电和局部过热进行监测。准确判断GIS内部绝缘状况及绝缘故障发生的部位。消除早期潜伏性故障，避免重大事故发生。4.4通过监测GIS、SF6断路器、SF6变压器及SF6互感器中的放电产生分解物，可诊断出设备是否发生放电现象，了解是否存在对绝缘材料和金属元件严重腐蚀的分解物，以便确定是否进行大修或状态检修。4.4.1通过检测或分析SF6互感器的特征气体判断是否发生内部故