10kV箱式组合变电站(欧式)技术规范

1、 Q/吉林省电力有限公司企业标准   组合箱式变电站（欧式）技术规范  2006-9-17发布 2006-9-17实施吉林省电力有限公司 发布目 次前言1.范围12. 规范性引用文件13 使用条件13.1 环境条件13.2 运行条件23.3 系统条件24 结构和技术要求24.1 箱体24.2 高压配电装置 34.2.1开关主要技术参数表34.2.2 高压电缆插头主要技术参数表 34.2.3 技术要求44.2.4 环网、终端型结构要求44.3 变压器54.4 低压配电装置54.5 电能计量装置55 试验 56 质量保证和管理67 包装、保管、运输、标志68 售后服务

2、和技术支持79 在卖方的工厂监造、检验7 前 言 为规范吉林省电力有限公司配电网设备、材料的技术要求，保证入网产品的先进、可靠、安全，依据国家及行业有关规定、规程、标准等，结合吉林省电力有限公司设备运行经验，特制定本标准。本标准由吉林省电力有限公司提出并归口。本标准主要起草单位：吉林省电力有限公司生产部本标准主要起草人： 张树东、陈学宇、马卫平、陈文义、谷明远、岳建国、杨万成、郑金鹏、任有学、宋庆秋、徐晓丰、吴红波、郑荣光、孙静组合箱式变电站（欧式）技术规范1 范围本准规定了吉林省电力有限公司组合箱式变电站（欧式）使用条件、主要技术参数和要求、试验、运输等。本标准适用于吉林省电力有限公司组合箱

3、式变电站（欧式）的招标通用订货，是相关设备通用订货合同的技术条款。2 规范性引用文件GB 11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB 3804-2004 3.6kV40.5kV高压交流负荷开关GB 3906-200X 3.6kV40.5kV 交流金属封闭开关设备和控制设备GB 1985-2004 高压交流隔离开关和接地开关GB 4208-1993 外壳防护等级（IP代码）GB 7251.1-2005 低压成套开关设备和控制设备 第1部分:型式试验和部分型式试验 成套设备GB/T 17467-1998 高压/低压预装式变电站DL/T 404-1997 户内交流高压开关柜订

4、货技术条件DL/T 537-2002 高压/低压预装箱式变电站选用导则DL/T 486-2000 交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件DL/T 593-1996 高压开关设备的共用订货技术导则GB11023-89 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则DL 4471991 电能计量柜3 使用条件3.1 环境条件3.1.1 海拔高度：1000m3.1.2 空气温度最高温度：+40最低温度：-40最大日温差: 25K3.1.3 最大风速: 35m/s3.1.4 最大覆冰厚度：10mm3.1.5 月相对湿度平均值：90% ；日相对湿度平均值：95%3.1.6 日照强度：1.1kW/m23.1.7 抗

5、震能力：8度（地面水平加速度0.3g，垂直加速度0.15g，两种加速度同时作用。分析计算的安全系数不小于1.67）。3.1.8 污秽等级： 级a）级 b）级3.2 运行条件安装方式：户外3.3 系统条件3.3.1 系统额定电压：10kV3.3.2 系统额定频率：50Hz4 主要技术参数和要求4.1 箱体4.1.1 箱体应有安全可靠的防护性能，防护等级不低于IP33，即能防止直径大于2.5mm的固体异物进入壳内、能防止与垂直成60度范围的淋水的影响。箱体内无裸露导体；每侧箱门外应至少设置一处明显国家标准的警告标志“电力符号”及文字“止步，高压危险”。每侧箱门外右右上角喷吐“报修电话：95598”

6、，应明显易见。 4.1.2 箱变设备一般采用目字型结构排列。箱变额定外壳级别为10K，箱变的设计使用年限为25年，在额定负载下及环境温度40时，变压器室内温度不高于65，低压配电室内温度不高于55。4.1.3 外壳的材料应采用不锈钢，其厚度不应小于1.5mm；或采用敷铝锌板，厚度不小于2.5mm。箱壳应有足够的机械强度，薄弱位置应增加加强筋，在起吊、运输、安装中不得变形或损伤。应留有方便直埋电缆进出的高低压电缆孔。4.1.4 箱顶盖应有不小于5%的坡度。箱门应密封防水，应设置不易被碰坏、侵害的专用锁（暗锁），配置电力仪表箱专用铜质挂锁（通用钥匙）；箱体外（不含基础）无外露可拆卸的螺栓，基础防水

7、台阶距地面高度不小于15mm。4.1.5 对箱体内设备（电气及电子）应有防止箱顶凝露水珠滴落等威胁安全运行的措施。4.1.6 金属箱体基座及所有外露金属件表面均应进行防锈处理，箱体外涂敷防腐、防日光的防护层，箱体防护层颜色的选取原则为：a) 安装在人行道，则选配颜色为RD33灰色032G20LT：b) 安装在绿地中，则选配颜色为军绿色。（根据商务合同定）4.1.7 箱变本体，箱门及其所有元件的金属外壳与接地回路连接（箱变门应做6mm2软铜线与箱体连接），箱体应设置专用的接地导体，应分别设有不少于4处（一侧2处）与地线系统相连接的端子，并有明显的接地标志，接地端子所用螺栓直径应不小于M16，铜导

8、体接地截面不小于70mm2。4.1.8 箱变应具有防止故障所引发内部电弧造成操作及外部人员伤害的功能。4.1.9 箱变低压室门内侧应装有主接线图。箱变低压室外侧应有产品铭牌。4.1.10 箱体设置计量表计的单独视窗，安装在低压室侧面上半部，离地面1.5米处。视窗安装防砸玻璃 (防砸玻璃厚度不小于4mm)，使之能够清晰的观察电能表表示数。4.1.11 高、低压室和变压器室应设可自动开闭的充分的照明设施。4.1.12 所有的门应向外开，开启角度应大于90°，并设定位装置，高、低压开关操作机构应向外开。门应有密封措施，并装有暗把手、暗闩并确保能防雨、防锈，铰链应采用内铰链。门的设计尺寸应与

9、所装用的设备尺寸相配合。4.1.13 箱体应设足够的自然通风措施，以保证在一般周围空气温度下运行时，所有电器设备的温度不超过其最大允许温度。变压器室安装温控自动强迫排风装置。4.2 高压配电装置4.2.1 开关主要技术参数见表1表1 开关主要技术参数序 号名 称单 位负荷开关组合电器断路器1额定电压kV1010102额定电流A6301256303雷电冲击电压（相地/断口）kV95/125-75/854工频耐压（相地/断口）kV42/48-42/485额定短时耐受电流（3s）kA20-206额定峰值耐受电流kA50-507额定闭环开断电流A630-6308额定转移电流A-1700-9额定短路开断

10、电流kA-502010额定短路关合电流kA50-5011额定短路开断次数次-3012额定电流开断次数次>100-1000013额定短路关合次数(主回路/接地回路)次5/5-5/514机械操作次数次20002000>100004.2.2 高压电缆插头主要技术参数见表2表2 高压电缆插头主要技术参数序 号名 称单 位参 数1额定电压kV102额定电流A200、6303工频耐压5分钟kV394直流耐压5分钟kV525雷电冲击耐压kV1056局部放电15 kVpC107额定短时耐受电流（3s）kA208额定峰值耐受电流kA509绝缘电阻M25004.2.3 技术要求4.2.3.1 开关整体

11、选用Schneider-RM6，Iberica-IA，ORMAZABAL-GA，GE，AREVA-FBA系列产品。4.2.3.2 开关使用寿命不少于30年。4.2.3.3 开关为金属全密闭气箱，母线在不锈钢SF6气箱中，整体10kV全密闭结构。4.2.3.4 开关进出线侧均配置带电显示器，并具有二次核相功能。4.2.3.5 SF6开关应能保证气体年泄露率低于0.025%/年。4.2.3.6 开关带有SF6气压表，当压力不足时发出明显指示。4.2.3.7 负荷开关熔断器组合电器带有熔断自动脱扣装置。任意一相熔断时，三相同时跳闸，防止缺相运行。4.2.3.8 熔断器采用EFEN、SIBA、AREV

12、A公司HVHRC带温度保护功能的熔断器。4.2.3.9 开关柜满足“五防”要求。4.2.3.10 高压母线和连线应有相别标记，并采取绝缘防护措施。其结合部位应采用支持绝缘子固定，一般部位使用导线夹固定，三相导线应各自单独固定。4.2.3.11 进线单元应装有避雷器。4.2.4 环网、终端型结构要求4.2.4.1 环网形结构A型：两进一出接线方式。进线为负荷开关单元，出线为负荷开关加熔断器单元。B型：一进两出接线方式。进线为不带负荷开关的母线进线柜，两个出线单元分别为：一回出线为负荷开关，另一出线为负荷开关加熔断器组合单元组成。4.2.4.2 终端形结构一进一出方式。进线为不带负荷开关的母线进线

13、柜，出线为负荷开关加熔断器组合单元组成。4.3 变压器符合吉林省电力有限公司10kV油浸式S11-M系列无励磁全密封变压器订货技术规范。4.4 低压配电装置4.4.1 变压器容量在400kVA及以上的二次主开关应采用CDW7、RMW2、HSW1、EMAX系列万能式断路器万能式断路器，分断能力大于35kA。4.4.2 低压采用6个回路，回路开关采用CDM7、SM40、NS、HSM1、S、RMM2系列热磁脱扣、无飞弧塑壳断路器。4.4.3 低压配电装置应设防护面板门，露出开关操作把手。其设置应便于电器元件的安装、试验、操作、检修或更换。4.4.4 低压配电装置的连线均应有明显的相别标记。4.4.5

14、 低压母线必须采用铜质母带，其截面应满足其动、热稳定要求。低压零母线的截面应大于主母线截面的12，若主母线截面小于50mm2，则取相同截面。4.4.6 低压配电装置应装设低压无功补偿装置，其补偿容量一般为变压器容量的710。无功补偿装置应能根据系统无功功率的变化情况进行自动投切，并具备手动投切功能。电容器应按照补偿需要进行分组，一般为四组。4.4.7 低压母线一律采用热缩绝缘防护措施。塑壳断路器上、下接点处加装绝缘隔板（护套）。4.5 电能计量装置4.5.1 箱式变中所配用的电能计量装置应满足DL 447 电能计量柜的规定。4.5.2 安装KD-100T、CL760或DSSD2具备配变负荷监测

15、多功能电能表，并应有GPRS等远方通信功能。有功精度0.5级，无功精度2.0级。4.5.3 CT采用0.2S级2组。CT变比按照变压器额定容量选择。5 试验：5.1 箱变中的主要元件（变压器、SF6负荷开关、10kV熔断器及低压开关等）应通过相应标准的型式试验。5.2 箱变整体应满足GB/T17467高压/低压预装式变电站（eqvIEC1330:1995）规定的全部型式试验（含温升试验）。5.3 金属箱壳外涂层还应通过GB/T2423.4电工电子产品基本环境试验 试验DB交变湿热试验方法、试验KA盐雾试验方法、GB5270金属基体上的金属覆盖层（电沉积层和 化学沉积层）附着强度试验方法等型式试

16、验。5.4 出厂试验箱变的主要元件（同上）在组装前后应按相应标准通过出厂试验。5.4.1 变压器部分a) 绕组及回路电阻测定。b) 电压比测量及联接组别的校定。c) 阻抗电压及负载损耗的测量（额定分接）。d) 空载损耗及空载电流测量。e) 绝缘电阻及吸收比测定。f) 工频耐压实验。g) 感应耐压试验。h) 变压器油试验5.4.2 高压电器部分a) 结构检查。b) 主回路和控制回路工频耐压试验。c) 辅助和控制回路工频耐压试验。d) 主回路电阻测量。e) 机械特性和机械操作试验。5.4.3 低压电器部分a) 工频耐压试验。b) 机械特性和机械操作试验。c) 无功补偿装置试验。d) 运行数据测量试

17、验。6 质量保证和管理6.1 卖方应保证其提供的设备及其附件是全新的，采用的是优质材料和先进工艺，均应符合合同规定的质量、规格和性能。卖方应保证设备及其组件经过正确安装、正确操作和保养，在其寿命内运行良好，卖方应承诺设备的寿命不小于30年。由于卖方设计、材料或工艺的原因造成的缺陷和故障，在合理的期限内卖方应免费修理或更换有缺陷的零部件或整机。6.2 合同设备的质保期为现场验收合格投入运行后起算，质保期为12个月；开关本体部分质保期为20年。6.3 在质保期内的质量问题，卖方应负责免费尽快更换，并赔偿相应损失。同时设备的质保期将延长至重新投运后6个月。6.4 卖方应对合同设备生产的全过程严格按质

18、量保证体系执行。6.5 卖方应指定负责本工程的项目经理，负责协调卖方在工程全过程的各项工作，如：工程进度、设计制造、图纸文件、制造确认、包装运输、现场安装、调试验收等。7 技术服务、设计联络7.1 技术服务7.1.1 卖方应派出合格的有经验的技术人员对合同设备的安装、调试和现场试验等进行技术服务、指导。并对安装的正确性负责。7.1.2 卖方必须在设备加工之前向买方提供开闭所基础外形图和技术要求。7.1.3 设备的安装时间和条件由买方根据现场施工的实际工作进展确定,并提前通知和商得卖方同意。7.1.4 卖方的技术人员应对买方人员详细的解释技术文件、图纸、运行和维护等方面的有关问题，解答和解决买方在合同范围内提出的问题。卖方的技术人