110kV全封闭组合开关电器GIS扩建及改造项目技术规范书通用部分

PAGE0总则本招标技术文件适用于广西电网有限责任公司采购的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目），它提出了该设备本体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。本招标技术文件提出的是最低限度的技术要求。凡本招标技术文件中未规定，但在相关设备的行业标准、国家标准或IEC标准中有规定的规范条文，投标方应按相应标准的条文进行设备设计、制造、试验和安装。对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。如果投标方没有以书面形式对本招标技术文件的条文提出异议，则意味着投标方提供的设备完全符合本招标技术文件的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对招标技术文件的意见和同招标技术文件的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。本招标技术文件所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致时,按较高标准执行。本招标技术文件经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。投标方在应标技术文件中应如实反映应标产品与本招标技术文件的技术差异。如果投标方没有提出技术差异，而在执行合同的过程中，招标方发现投标方提供的产品与其应标技术文件的条文存在差异，招标方有权利要求退货，并将对下一年度的评标工作有不同程度的影响。投标方应在应标技术部分按本招标技术文件的要求如实详细的填写应标设备的标准配置表，并在应标商务部分按此标准配置进行报价，如发现二者有矛盾之处，将对评标工作有不同程度的影响。投标方应充分理解本招标技术文件并按本招标技术文件的具体条款、格式要求填写应标的技术文件，如发现应标的技术文件条款、格式不符合本招标技术文件的要求，则认为应标不严肃，在评标时将有不同程度的扣分。本招标技术文件未尽事宜,由买卖双方协商确定。工作范围工程概况本技术标书采购的设备适用的工程概况详见专用部分。范围和界限本标书适应于广西电网有限责任公司所属变电站扩建及改造工程，安装在户内或户外并运行在频率为50Hz、110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）及其操动机构和辅助设备的设计，制造，装配，工厂试验，交付，现场安装和试验的指导、监督以及试运行工作。运输运输条件详见专用部分。现场安装和试验在投标方的技术指导下由招标方完成。投标方协助招标方按标准检查安装质量,处理调试投运过程中出现的问题,并提供备品、备件，做好销售服务工作。投标方应协助招标方解决设备运行中出现的问题。设备安装、调试和性能试验合格后方可投运。设备投运并稳定运行后，投标方和招标方（业主）双方应根据相关法律、法规和公司管理制度签署验收证明书。该证明书共两份，双方各执一份。如果安装、调试、性能试验、试运行及质保期内技术指标一项或多项不能满足合同技术部分要求，买卖双方共同分析原因，分清责任，如属制造方面的原因，或涉及索赔部分，按商务部分有关条款执行。本标书未说明，但又与设计、制造、装配、试验、运输、包装、保管、安装和运行维护有关的技术要求，按条款3所规定的有关标准执行。应遵循的主要标准除本技术标书特殊规定外，投标方所提供的设备均按规定的标准和规程的最新版本进行设计、制造、试验和安装。如果这些标准内容有矛盾时，应按技术要求最高的条款执行或按双方商定的标准执行。如果投标方选用本技术标书规定以外的标准时，则需提交这种替换标准供审查和分析。仅在投标方已证明替换标准相当或优于技术标书规定的标准，并从招标方处获得书面的认可才能使用。提交供审查的标准应为中文版本。下列文件对于本技术标书的应用是必不可少。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本技术标书。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本技术标书：GB/T156-2007标准电压GB311.1-2012绝缘配合第1部分：定义、原则和规则GB/T311.2-2013绝缘配合第2部分：高压输变电设备的绝缘配合使用导则GB20840.3-2013互感器第3部分：电磁式电压互感器的补充技术要求GB1208-2006电流互感器GB1984-2003高压交流断路器GB1985-2004高压交流隔离开关和接地开关GB4208外壳防护等级（IP代码）GB/T2900.20-1994电工术语高压开关设备GB/T4109-2008交流电压高于1000V的绝缘套管GB4208-2008外壳防护等级（IP代码）GB/T4797.1-2005电工电子产品自然环境条件温度和湿度GB/T4797.5-2008电工电子产品自然环境条件降水和风GB/T5273-1985变压器、高压电器和套管的接线端子GB/T5582-1993高压电力设备外绝缘污秽等级GB7354-2003局部放电测量GB7674-2008额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备GB/T8905-2012六氟化硫电气设备中气体管理和检查导则GB/T11022-2011高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求GB11023-1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器GB12306-1990金属覆盖层工程用银和银合金电镀层GB/T13912-2002金属覆盖层钢铁制件热浸镀锌层技术要求和试验方法GB/T13540-2009高压开关设备抗地震性能试验GB/T16935.1-2008低压系统内设备的绝缘配合第1部分：原理、要求和试验GB/T19850-2013导电用无缝铜管GB/T22381-2008额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备与充流体及挤包绝缘电力电缆的连接充流体及干式电缆终端GB/T22382-2008额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备与电力变压器之间的直接连接GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T402-2007交流高压断路器订货技术条件DL/T486-2010交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件DL/T506-2007六氟化硫电气设备中绝缘气体湿度测量方法DL/T555-2004气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则DL/T593-2006高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T617-2010气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T618-2011气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程DL/T728-2000气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则DL/T978-2005气体绝缘金属封闭输电线路技术条件DL/T1071-2007电力大件运输规范DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定Q/CSG114002-2011电力设备预防性试验规程桂电设备函【2015】194号110kV-500kV电压等级户外GIS设备及HGIS设备防雨罩技术标书使用条件本技术标书要采购的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目），其安装地点的实际外部条件详见专用部分。投标方应对所提供的设备绝缘水平、温升等相关性能参数在工程实际外部条件下进行校验、核对，使所供设备满足实际外部条件要求及全工况运行要求。正常使用条件环境温度：最低：-10℃，最高：+40℃（24h内测得的平均温度不超过35℃）。相对湿度：日平均值100%。海拔：≤1000m。污秽等级：D级污秽等级的地区按D级防污选取出线套管的爬电比距，其外绝缘爬电比距规定为：相对地：不小于25mm/kV。覆冰：20mm。风速：34m/s。阳光辐射：户外：1000W/㎡。耐受地震能力：规定为8度，应满足表4.1的规定。表4.1耐受地震烈度试验考核波形设防烈度8度9度人工合成地震波或实震记录0.25g0.5g正弦共振拍波0.15g0.3g注：g为地心引力加速度，g=9.8m/s2试验方法按GB/T13540进行。一般应在一个完整的三相间隔上进行。若经招标方同意，在保证各种等价性的前提下，也可在一个典型单相组装间隔上进行。特殊使用条件凡不满足4.1条正常使用条件之外的特殊条件，如环境温度、海拔、污秽等级等条件项目单位应在专用部分明确，且应在标书的相应技术条款及对有关技术参数及要求加以修正、说明，并在提交需求计划及标书时向物资部门特别明确。环境温度：最低温度为-15℃、-25℃，最高温度为+45℃。相对湿度：日平均值100%。海拔：对于使用在海拔高于1000m处的组合电器，其外绝缘在标准参考大气条件下的绝缘水平是将适用场所要求的绝缘耐受电压乘以海拔修正系数Ka。系数Ka可按下式计算：式中：H是海拔，用米表示；m为简单起见，取下述确定值：m=1对于工频、雷电冲击和相间操作冲击电压；m=0.9对于纵绝缘操作冲击电压；m=0.75对于相对地操作冲击电压。注1：在任一海拔处，内绝缘的绝缘特性是相同的，不需采取特别的措施。关于外绝缘和内绝缘的定义见GB/T311.2。注2：对于低压辅助设备和控制设备，海拔低于2000m时，不需采取特别措施。如用于2000m以上海拔，需采取的措施见GB/T16935.1。注3：海拔高度可参照下列要求确定：a.海拔在1000～2000m范围，设备外绝缘水平按2000m海拔修正；b.海拔在2000～2500m范围，设备外绝缘水平按2500m海拔修正；c.海拔在2500～3000m范围，设备外绝缘水平按3000m海拔修正；d.海拔高于3000m，应考虑实际运行地点的环境，按专题研究报告确定。污秽等级：E级污秽等级的地区按E级防污选取出线套管的爬电比距，其外绝缘爬电比距规定为：相对地：不小于31mm/kV；对于沿海D级污秽地区，考虑到未来调整爬距困难，可按E级选取出线套管的爬电比距。。覆冰：按30mm考虑，超过30mm的覆冰厚度由制造厂和用户协商。风速：户外：＞34m/s。阳光辐射：户外：＞1000W/㎡。耐受地震能力：规定为9度，应满足表4.1的规定。其他参数：设备在其它特殊使用条件下使用时，应参照GB/T4796、GB/T4797、GB/T4798的规定提出其环境参数要求工程条件4.3.1系统概况1）系统额定电压：110kV；2）系统最高电压：126kV；3）系统额定频率：50Hz；4）系统接地方式：XXXX。4.3.2设计寿命在正常使用条件下，110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的使用寿命应不小于40年，本体大修周期不小于24年，液压机构大修周期不小于12年，弹簧机构大修周期不小于24年。技术要求5.1技术参数技术参数见技术标书专用部分的技术参数表。补充规定如下：1）电寿命：E2级断路器（具有延长的电寿命的断路器）：在主回路开断用零部件不需要检修的情况下，可连续开断额定短路开断电流的次数不少于20次；快速接地开关应为E1级接地开关，能够在额定关合电流下经受两次关合操作。2）机械寿命：M2级断路器（具有延长的机械寿命的断路器）：机械型式试验为10000次操作；M2级隔离开关（具有延长机械寿命的隔离开关）：10000次操作循环；检修接地开关的机械寿命为5000次，快速接地开关的机械寿命同检修接地开关。3）使用寿命：110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的使用寿命应不小于40年，本体大修周期不小于24年，液压机构大修周期不小于12年，弹簧机构大修周期不小于24年。注：本体大修周期是设备需要退出运行并进行本体解体的检修工作，工作时需要使用仪器仪表或其它工具进行。4）温升：温升试验电流应为额定电流（Ir）的1.1倍，且在温升试验规定的条件下，当周围空气温度不超过40℃，开关设备和控制设备任何部分的温升不超过DL/T593表3规定的温升极限。5）合-分时间应不大于60ms，推荐不大于50ms。解决断路器合-分时间与继电保护装置动作时间的配合问题，不应通过延长继电保护装置动作时间来解决，而应通过断路器自身采取可靠措施来实现。制造厂应给出合-分时间的上下限，并在型式试验中验证断路器在规定的最小合-分时间下的额定短路开断能力。为与快速保护装置配合，保证重合闸时第二次‘分’的可靠开断能力，断路器应具有自卫能力。6）电流互感器按GB1208要求。保护用绕组和TPY型短路电流倍数Kssc和暂态磁通倍数Kf，由用户提出要求。一般在一次通过故障电流0.04s内，二次暂态误差不应超过7.5%，短路电流倍数应尽量满足系数额定短路开断电流值,并需要满足防饱和增大变比保护要求。7）电压互感器（如有）a.当三相一次绕组施加三相平衡电压时，辅助绕组开口三角的剩余电压不得大于1.0V。b.额定过电压倍数：1.2最高运行电压下连续，1.5最高运行电压下允许30s。c.应防止一次回路放电对二次绕组和二次回路产生影响。d.局部放电：在1.2倍最高运行电压下不大于10pC。8）避雷器（如有）长持续时间冲击电流耐受能力、峰值持续时间、充电电压及次数等参数应符合GB11032中8.4的规定。9）绝缘子盆式绝缘子破坏压力与其运行压力之比，即安全系数大于4.5。10）SF6/空气套管在1.5Um/√3下局部放电量应不大于10pC。11）以上各组成元件未作规定部分应遵循相关标准、规范。5.2设计和结构要求5.2.1设备组成110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的组成包括：1）设备本体（包括架空进出线套管等）；2)底座、支架、爬梯、平台等及安装所需紧固件和接地铜排等；3）操动机构及其辅助设备；4)必要的SF6气体管路及SF6气体（按全部间隔用气量另加适量安装损耗气量）；5）汇控柜到各机构箱之间的连接电缆、管线及管道；6）备品备件及专用工器具等。5.2.2结构要求型式110kVGIS应设计为三相共箱式结构，开关装置均为三相机械联动操作。支持结构110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的钢支架之间以及钢支架与设备本体之间联接采用螺栓固定。底座应为钢结构，110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的主要部件均承载在钢结构底座上。底座应采用焊接固定在水平预埋钢板的土建基础上，也可采用地脚螺栓或化学螺栓固定。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）应按运输拼装单元设置独立的支撑底架，并设置和标明起吊部位。在运输中需要拆除的部位，必要时应增设运输临时支撑。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的支撑底架结构若为固定不可调整式，制造厂在出厂前应予调整使符合现场安装要求，在现场安装时设备本体与支撑底架之间不得再用垫块调整。电缆终端支撑底架应满足电缆现场施工的方便及电缆的固定。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的所有支撑不得妨碍正常维修巡视通道的畅通。应根据操动机构箱、密度继电器和观察孔的高度和位置设置必要的永久性操作平台及扶梯，以便于操作、巡视及检修。对于母线为落地式结构的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目），沿母线方向每隔约20m应设置永久性的母线跨越平台及配套扶梯，便于操作、巡视及维修。5.2.3SF6气体系统新SF6气体制造厂应明确规定110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）中气体质量和密度，并为用户提供更新气体和保持要求的气体的数量和质量的必要的说明。充入110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）前的SF6气体应符合表5.1的质量标准要求。表5.1新SF6气体的质量标准项目名称GB12022标准规定值六氟化硫（SF6）的质量分数/％≥99.9空气的质量分数/％≤0.04四氟化碳（CF4）质量分数/％≤0.04水分水的质量分数/%≤0.0005露点/℃-49.7酸度（以HF计）的质量分数/％0.00002可水解氟化物（以HF计）/％0.00010矿物油的质量分数/％0.0004毒性生物试验无毒SF6气体泄漏SF6气体系统的主密封圈的设计寿命至少应为40年，应提供加速老化试验报告。每个隔室允许的相对年泄漏率应不大于0.5%。采用局部包扎法，包扎5小时后，测量每个密封面泄漏率不大于15μL/L。盆式绝缘子密封圈外侧对接面（法兰面）应涂密封（防水）胶，防止密封圈老化和法兰面锈蚀。SF6气体系统的结构每个隔室应单独安装一个具有密度和压力指示功能合一的SF6气体监测设备，不同隔室不允许用SF6气体管道连成一个封闭压力系统。SF6气体监测设备应采用就近隔室布置的方式。SF6气体系统应尽量简单且便于安装和维修。SF6气体监测设备SF6气体监测设备应采用具有密度和压力指示功能合一的气体密度继电器，应具有自动温度补偿功能，在-30℃～+60℃范围内任何温度下指示的压力值是室温（20℃）下的压力值（密度）。压力表（或密度表）的准确度等级为1.0级，最大允许误差为±1%。SF6气体监测设备的安装位置应便于运行人员读取数据和试验维护。气体密度继电器应是防振型优质机械指示式密度继电器，并有数字指示标记及报警、闭锁（只对断路器）区域。SF6气体监测设备与110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）本体之间应设置带手动隔离阀门的三通阀，可切断与本体的气路，并配有充放气的自封接头或阀门，具备不拆卸校验功能。当SF6气体压力降低时应有报警信号，当其密度降至最小低功能值时，断路器应能可靠闭锁，并发出信号。气体监视系统的接头密封工艺结构应与110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的主密封工艺结构一致。吸附剂每个隔室应装设吸附剂用于吸附水份和SF6气体分解物。吸附剂更换周期应与GIS的解体检修周期相同。吸附剂的放置位置应便于更换。吸附剂罩应选用金属材质制成。吸附剂罩应与罐体安装紧固。吸附剂的成分和用量应严格按技术条件规定选用。如采用分子筛应为5A级分子筛，能吸附临界直径小于5nm的分子。应采用绝缘材质的口袋包裹，严禁散落于吸附剂罩内部。5.2.4控制要求控制和操作要求三相机械联动的断路器应能进行正常的三相同步操作。当发生相间或相对地故障时，断路器应能三相同时分闸和重合闸，而且应满足重合闸不成功立即分闸的要求。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）中断路器应装设操作闭锁装置，当某种操作会危及断路器的安全时，应对其操作予以闭锁。分闸闭锁应可防止断路器在不允许分闸的情况下进行分闸操作。合闸闭锁应能防止断路器在不能安全地进行一个完整的合分或自由脱扣操作时进行合闸操作。辅助继电器需配备用于110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）中断路器分闸和合闸所必需的中间继电器和闭锁控制继电器等。所有涉及断路器直接分闸的出口中间继电器应采用动作电压在额定直流电压的55%～70%范围内、动作功率不低于5W的中间继电器。直流继电器线圈的线径不应小于0.09mm，以防止线圈断线。远方及就地操作110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的断路器、隔离开关、接地开关应适合用电信号进行远方操作，也可以在汇控柜进行就地电气操作。汇控柜中应有一个远方/就地转换开关用于远方和就地控制之间相互切换，且能实现电气闭锁：当远方/就地转换开关处于就地位置时，远方（包括保护装置信息）应不能操作；当远方/就地转换开关处于远方位置时，就地应不能操作。远方/就地转换开关的每一个位置至少提供2对备用接点，并接至端子排。所有合、分闸回路均应经远方/就地转换开关切换。并联分闸脱扣器并联分闸脱扣器在分闸线圈额定电源电压的65%（直流）或85%（交流）到110%之间、交流时在分闸装置的额定电源频率下，在开关装置所有的直到它的额定短路开断电流的操作条件下都应该正确地动作。当电源电压等于或小于额定电源电压的30%时，不应脱扣。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的断路器应装设两套完全一样的分闸装置，包括以下各项，但不仅限于这些：每相（台）有两个电气上独立的且相同的分闸线圈，两个分闸线圈分别或同时动作时不应影响分闸操作。两套分闸装置相互间应电气独立，而且采用相同的接线方式及保护设备，并分别与二套独立的控制或分闸电源连接。上面所指的要求仅仅是两套完全一样的电气分闸装置，不应理解为要求提供任何双重的机械部件。两个分闸线圈各有一个动铁芯，不应采用叠加布置，避免其中一个铁芯卡涩影响另一个铁芯动作。分闸线圈的功率应小于500W。并联合闸脱扣器并联合闸脱扣器在合闸装置额定电源电压的85%到110%之间、交流时在合闸装置的额定电源频率下应该正确地动作。当电源电压等于或小于额定电源电压的30%时，不应脱扣。合闸线圈的功率应小于500W。分、合闸线圈的联接和监视合闸线圈和第一分闸线圈使用一组电源，第二分闸线圈使用另一组电源。应将合闸线圈的正极通过常闭辅助接点“b”与端子排相连；应将分闸线圈的正极通过常开辅助接点“a”与端子排相连。c)分、合闸线圈动作电流应不小于50mA，以便提供连续的监视。分、合闸线圈的通流能力分、合闸线圈的通流能力应满足在额定电源电压下或额定电流下通电10次，每次1s，两次通电时间间隔取10s，线圈不烧毁，且温升不超过40K。分、合闸线圈骨架应采用耐热等级不低于E级的绝缘材料。分、合闸线圈应在长期通过电流50mA不发生烧坏，且温升不超过40K。防跳跃装置操动机构应配备电气防止跳跃装置（且防跳回路应有明显分界点，可现场方便脱出以上回路）。当断路器被一持续合闸信号合闸于故障时，防跳装置应能防止断路器反复地进行分闸和合闸，并具有保证合-分时间的能力。同时防跳回路中需配置就地/远方切换功能，满足当就地操作时使用断路器本体的防跳，当远方操作时不使用断路器本体的防跳的要求，并提供短接片供用户选择使用此项功能。辅助开关辅助开关应适合开关装置的规定电气和机械操作循环的次数。辅助开关应和主触头机械联动，在两个方向上都应是正向驱动的。断路器辅助开关的切断容量应不小于DC220V，5A。5.2.5机构箱与汇控柜结构要求机构箱与汇控柜的外壳应采用防锈性能不低于优质304不锈钢（厚度不小于2mm）或铸铝的材质，应采取有效的防腐、防锈措施，确保在使用寿命内不出现涂层剥落、表面锈蚀的现象，并提供盐雾试验报告。机构箱与汇控柜的外壳提供的防护等级应符合不低于IP5X（户外型不低于IP54）的要求。电缆入口处的门、盖板等应设计成在电缆正确安装后能达到低压辅助和控制回路外壳规定的防护等级。所有通风口的门应予以屏蔽或者其布置能达到为外壳规定的相同的防护等级。机构箱与汇控柜的外壳应有足够的机械强度，抗机械撞击水平优选为IK07（2J）。机构箱与控制柜的应能防寒、防热、防潮、防水、防尘，应上下通风良好，并有密网孔的过滤网防止昆虫进入。各面板采用整体冲压（剪）或铸造工艺制造。柜体前后均应装有铰接门，门具有空心密封胶条及不低于304不锈钢材质的门把手、碰锁和扣锁装置。可拆装的盖板开口装配在柜的底部，以便电缆管线和空气管道接入柜内，且电缆管线及空气管道要保证能够通风能力及防小动物进入。汇控柜可以设在110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）底座上与110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）一起运输供货，也可以分开独立设置，当汇控柜安装在110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）底座架上，应考虑到110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）设备操作振动的影响。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的汇控柜至操动机构箱和电压互感器、电流互感器接线盒的所有二次线电缆均应在制造厂内完成安装、连接和调试。端子及连接汇控柜中应有足够数量的端子（采用阻燃铜端子），除供控制、测量表计、信号、动力及照明等回路内部配线及端子外部电缆接线使用外，还应设置15%的备用端子。供外部接线用的端子及备用端子均应是夹紧型端子。外部接线用端子排与其它邻近端子排及柜底板之间应有不小于150mm的净距。端子及端子排均应有与制造厂提供的二次回路图上一致的标记号，一个端子只允许接入一根导线。端子排间应有足够的绝缘，端子排应根据功能分段排列。还应留有足够的空间，便于外部电缆的连接。端子排应牢固固定，使其不致于振动、发热等而变松，同时还应能方便地进行检查和维护。柜内应配有铝、钢或其它类似材料制作的导轨。为便于接地和安装接线端子，其长度应有10%的裕量，每条导轨应有两个接地端子。为连接交流电源应设置8个大型的接线端子，端子排适用于接不小于6mm2电缆芯线。其余回路应能接不小于2.5mm2的电缆芯线。端子排内正负电源及经常带电的正电源与合闸或分闸回路之间应以1个空端子隔开。辅助电缆1）由汇控柜至操动机构箱和电压互感器、电流互感器接线盒的辅助电缆均与GIS成套，由制造厂负责安装和连接，其截面积应符合下列规定：互感器回路：≥4mm2控制信号回路：≥1.5mm22）所有二次部分的控制、保护回路电缆必须采用电解铜导体、PVC绝缘，阻燃（B级阻燃）的屏蔽电缆，电缆中间不得有接头。电缆两端有标示牌，标明电缆编号及对端连接单元名称。3）辅助电缆与机构箱、汇控柜或互感器二次接线盒的连接应采用格兰头或航空插座，且户外型设备的格兰头或航空插头必须安装防雨措施。4）沿110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）本体敷设的辅助电缆应采用金属槽盒敷设。厂家明确110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）本体敷设的采用金属槽盒敷设的辅助电缆相对位置，以便与电缆沟接口。5）汇控柜至操动机构箱的交、直流回路不能共用同一根电缆，两套分闸回路不能共用同一根电缆，控制和动力回路不能共用同一根电缆。位置指示机构箱应装设有机械式的分合闸位置指示器。所有指示应布置成从巡视通道清晰可见，否则应提供一个适合的平台或梯子。位置指示器的颜色和标示应符合相关标准要求：红色表示合闸，绿色表示分闸，同时合闸位置应用字符“合”或“I”标示，分闸位置应用字符“分”或“O”标示。隔离开关和接地开关的位置指示器还应有指示分合是否完全到位的位置标识。隔离开关和接地开关采用相间连杆传动时，应每相独立设置分合闸指示，以反映各相刀闸实际分合位置。除非隔离开关和接地开关的动触头分别到达其合闸或分闸位置，否则不应该发出合闸和分闸位置指示和位置信号。注：“合闸位置”和“分闸位置”的定义见GB/T2900.20的5.32和5.33。其中预定连续性是指在此位置下触头能完全接触且能够承载额定电流和额定短路电流（如适用）。汇控柜面板上应有一次设备的模拟接线图及断路器、隔离开关和接地开关的位置指示灯，该指示灯分别通过每相（台）断路器的常开和常闭的辅助接点接到正、负控制极之间。位置指示灯采用红绿表示，红色表示闭合，绿色表示断开。附件主电控元件及端子排安装在一个独立的汇控柜内。外部电缆将集中接至汇控柜内。此外，尚需具备下述附件：a）内部照明和微动开关；b）汇控柜上需装有单相10A的220V交流插座；c）机构箱与汇控柜内应设有一组交流220伏的低功率，长期运行的加热器，温湿度控制器应具有数字显示及调整设置功能，温湿度控制器应与温、湿度传感器分离，禁止使用温湿度控制器与温湿度传感器集成装置，如果柜体体积较大应考虑增加一组具备自动和手动投切功能的加热器，以防止产生有害的凝露，当加热器功率较大时，应分散布置、多点加热。所有加热器应是非暴露型的，应置于不会引起二次接线和元件受热劣化的位置，并提供过热断线保护。加热器电源与操作电源应单独设置，以保证切断操作电源后加热器仍能正常工作。加热器在额定电压下的功率应在制造厂规定值的±10％范围内。当加热回路断线时，应有告警指示；d）汇控柜内也可装设抽湿机，具备抽湿和温湿度实时显示功能，保持柜内湿度不大于70%，此时柜体应采用全密封结构，户外型汇控柜内必须安装排水型抽湿装置；e）断路器、隔离开关和接地开关的机构箱内均应装设不可复归型动作计数器，其位置在操作平台或地面上应便于读数；f）为防止误碰引起误动，应采用内凹式按钮（或行程）的继电器和操作按钮，继电器和操作按钮上必须有耐久性材料制作的中文标示的功能标识牌。如采用外凸式按钮（或行程）的继电器和操作按钮，则必须加装防止误碰的防护罩。接地机构箱与汇控柜应装设有接触面积不小于360mm2、截面不小于100mm2的接地铜排作为二次回路的接地，并与机构箱与汇控柜绝缘。机构箱与汇控柜应配有与接地线连接的接地螺栓，螺栓的直径不小于12mm。机构箱门或汇控柜门应配不小于8mm2接地过门多股铜线。5.2.6液压（含液压弹簧）操作机构（适用时）液压操作系统液压机构应采用集成式、模块化结构，电机油泵、控制阀、油压开关、油箱、信号缸和工作缸之间没有外部管路连接。每台液压机构应配备自身的液压设备，如油泵、储压筒、液压表计、控制装置、连接管路和阀门等。油泵由DC/AC220V电机驱动。电动机和油泵应能满足60s内从重合闸闭锁油压打压到额定油压和5min内从零压充到额定压力的要求。机构打压超时应报警。储压筒的容量应满足压力降到自动重合闸闭锁压力之前在不启动油泵的情况下也能连续进行两次合分闸或一次分—0.3s—合分操作循环。应设置操作压力监视装置，并给出各报警或闭锁压力的定值（停泵、启泵、压力异常的告警信号及分、合闸、重合闸闭锁）及相应的贮压筒活塞杆行程或弹簧储能压力行程。当压力降低超限时应报警，超过规定值时应进行相应的闭锁。断路器分、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现。液压机构应配有机械的防慢分装置，保证机构泄压后重新打压时不发生慢分。同时应具备零压闭锁功能，当压力降为零时闭锁油泵的启动打压。液压机构应设有安全阀、过滤装置和油泵启动次数计数器。液压油和氮气应符合相应的标准。液压操动机构24h内启动不超过6次。电气布线和液压系统联接储油罐油泵电机电源回路及液压系统的控制和报警回路应接到主控制柜端子排上。报警回路应包括两个电气上独立的接点。配备完整操作系统所需要的全部控制设备、压力开关、压力调节器、泵、电动机、操作计数器、阀门、管线和管道以及其它辅助设备。5.2.7弹簧操作机构（适用时）弹簧操作系统由储能弹簧来进行分闸和合闸操作，分闸弹簧和合闸弹簧应分别设置。当断路器处于合闸位置、分合闸弹簧储足能量时，应能满足“O–0.3s–CO–180s–CO”的额定操作循环要求。在合闸操作完成以后，对合闸弹簧的重新储能，应由电动机在30秒内完成。弹簧操动机构应能可靠防止发生空合操作，应有机械联锁保证机构处于合闸和储能位置时，不能再进行合闸动作。机构动作应灵活，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、阻滞及过储能等异常现象。断路器处于断开或闭合位置，都应能对操作弹簧储能。应采用机械装置指示操作弹簧的储能状态。在就地应有手动弹簧释放装置，并设有防止“误操作”的装置。储能电机电压合闸储能电动机端部电压，须与前期设备使用统一电源电压应为DC220V或AC220V。5.2.8电动操作机构机构动作应灵活，分、合操作过程中不应出现卡死，阻滞等异常现象。电动操作机构应能远方及就地操作，并应装设供就地操作用的手动分、合闸装置。手柄总长度（包括横柄长度在内）应不大于1000mm，操作力不大于200N，其机构的终点位置应有足够强度的定位和限位装置，且在手动分、合闸时能可靠闭锁电动回路。电动操动机构处于任何动作位置时均应能取下或打开操动机构的箱门，以便检查或修理辅助开关和接线端子。5.2.9电动弹簧操作机构由弹簧储能后自动释放来实现快速合闸操作，机构动作应灵活，储能及分、合闸等各项操作过程中不应出现卡死，阻滞等异常现象。电动弹簧操作机构应能电动和手动操作，具备手动慢分/慢合功能；能就地操作和远方操作，就地操作和远方操作之间应装设联锁装置。5.2.10外壳和伸缩节外壳应是铝合金板焊接结构或铸铝结构，必要时部分采用钢-不锈钢拼接焊接结构，并按压力容器有关标准设计、制造与检验。应牢固接地并能承受在运行中出现的正常和瞬时压力。外壳应采取有效的防腐、防锈措施，确保在使用寿命内不出现涂层剥落、表面锈蚀的现象，并提供盐雾试验报告。外壳应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，引出电缆的接地，引出电缆或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。应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。伸缩节（如有时）主要用于装配调整，吸收基础间的相对位移或热胀冷缩量等。制造厂应根据使用的目的、允许的位移量等来选定伸缩节的结构。伸缩节一般采用不锈钢波纹管结构，也可以是特殊的套筒结构（运行中可以整个间隔抽出来处理故障）。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的平面布置图及剖视图上，应标明伸缩节的位置与数量。应注明110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）外壳局部拆装的部位。在110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）分开的基础间允许的相对位移（不均匀下沉）应由制造厂和用户商定。扩建接口部分的接头应设置临时屏蔽装置及封盖。外壳的厚度，应以设计压力和在短路电流大于或等于40kA下0.1s内外壳不烧穿为依据。供需双方确定110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）外壳颜色。5.2.11隔室110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）在设计过程中应特别注意隔室的划分，避免某处故障后劣化的六氟化硫气体造成110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的其它带电部位闪络，同时也应考虑检修维护的便捷性，保证最大隔室气体量不超过300kg。对双母线结构的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目），同一出线间隔的不同母线隔离开关应各自设置独立隔室。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）母线隔离开关不宜采用与母线共隔室的设计结构。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）主母线应用气隔盆式绝缘子分隔成一些隔室，建议长度:110kV不超过8m。母线隔室应按间隔划分，不同间隔内母线不能共隔室。避雷器、电压互感器、电缆终端和110kV断路器等元件所在气隔应为独立隔室。为便于试验和检修，110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的母线避雷器和电压互感器、电缆进线间隔的避雷器和线路电压互感器应设置独立的隔离开关或隔离断口；架空进线的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）线路间隔的避雷器和线路电压互感器应采用敞开式结构。断路器气室的额定压力不能高于0.6MPa，其它气室的额定压力不能高于0.5MPa。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的间隔宽度应1500mm。5.2.12绝缘件绝缘件外表面应光滑，没有色泽不均匀、气孔、针孔和裂纹等缺陷，且应标注有生产编号。环氧树脂类绝缘件应采用真空浇注工艺。气隔盆式绝缘子应能承受一侧真空而另一侧处于额定压力下的作用力，气隔盆式绝缘子安装处的外面应有明显的红色标识，通气的盆式绝缘子则为绿色标识，以便区分。应采用无金属法兰的盆式绝缘子，以便利用外置式的特高频传感器进行局部放电带电检测。对采用金属法兰的盆式绝缘子，其金属法兰应预留局放测试窗口，大小为15×55mm（高×宽），运行时可在此处耦合内部出现的放电信号。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）设备内部的绝缘操作杆、盆式绝缘子、支撑绝缘子等部件必须经过局部放电试验方可装配，要求在不低于80%工频耐压值的试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。绝缘件还应按照DL/T617“7.14隔板试验”及“7.16绝缘子试验”的规定进行试验。5.2.13防爆装置为了人身安全，应采取适当保护措施限制电弧的外部效应；发生电弧的外部效应时仅允许外壳出现穿孔或裂缝，不应发生任何固体材料不受控制地溅出。每个隔室应设防爆装置。但如果隔室的容积足够大，在内部故障电弧发生的允许时限内，压力升高为外壳承受所允许，而不会发生爆裂，也可以不设防爆装置，此时制造厂应提供计算书并按照DL/T617“7.18内部故障电弧效应的试验”的规定进行试验。防爆装置的防爆膜应保证在使用年限内不会老化开裂。防爆装置的布置及保护罩的位置，应确保排出压力气体时，不危及在正常运行时可触及的位置工作的运行人员。为了避免正常运行条件下的压力释放动作，在设计压力和防爆装置的动作压力之间应有足够的差值。而且，确定防爆装置的动作压力时应考虑到运行期间出现的瞬时压力（如果使用，如断路器）。制造厂应提供防爆装置的动作压力值。5.2.14隔离开关和接地开关110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）中隔离开关和接地开关应符合GB1985的要求。隔离开关和接地开关应有可靠的分、合闸位置和便于巡视的指示装置。对分相式结构110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目），隔离开关和接地开关为三相机械联动且有外部传动连杆的，应每相装设一个位置指示器。如需要可配制便于观察触头的位置观察窗。隔离开关和检修接地开关应配置电动操作机构，线路侧接地开关应采用快速接地开关，快速接地开关应配置电动弹簧操作机构。隔离开关转动和传动部位应采取润滑措施和密封措施，在寒冷地区应采用防冻润滑剂。万向轴承宜采用不锈钢材质（带尼龙衬套）。为方便测量回路电阻，接地开关的接地端子应与110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）外壳绝缘后再接地，接地端子设计应便于拆卸并注明相序，可耐受幅值20kV脉宽20μs频度每秒不少于20次脉冲电压。隔离开关和接地开关不应因运行中可能出现的各种力（包括短路而引起的力）而误分或误合。隔离开关应具有开、合小电流（包括感性小电流和容性小电流）的能力；母线隔离开关应具有开、合母线转移电流（即环流）的能力；快速接地开关应具有开、合感性电流以及关合两次额定短路电流的能力。隔离开关切合空载母线时产生的特快瞬态过电压（VFTO）不得损坏相关设备。5.2.15导电回路导体材质为铝合金或电解铜。导电接触部位表面应镀银。导电回路的相互连接其结构上应做到：——固定连接应有可靠的紧力补偿结构，不允许采用螺纹部位导电的结构方式。——触指插入式连接结构应保证触指接触压力均匀。管型导体材料的机械加工应采用轧拉或挤压的方法。铜导体表面不应有分层、针孔、起皮、气泡、夹杂等影响使用的缺陷。铜管导体机械强度和电阻率应符合GB/T19850的规定。铝合金导体表面不应有折皱、毛刺、油污、小孔、腐蚀斑点、裂纹和横向裂痕、夹杂物及变形扭曲现象；铝合金管型导体机械性能和电导率性能试验应符合YS/T454。镀银层应光滑无划伤、脱落等异常情况。镀银层的制造资料完善而具有可追溯性。厂家应提供对镀银质量标准和检测手段。镀银质量包括镀银层厚度、硬度、结合强度等应符合GB12306的规定。断路器、隔离开关和接地开关的动静触头应镀银，镀银质量应保证连续200次分合操作后，镀银层不脱落、不露铜且无明显金属碎屑产生。5.2.16观察窗观察窗（如果有）至少应达到对外壳规定的防护等级。观察窗应该使用机械强度与外壳接近的透明板遮盖（应保证气体不泄漏）。同时，应有足够的电气间隙或静电屏蔽等措施（例如在观察窗的内侧加一个适当的接地金属编织网），防止形成危险的静电电荷。5.2.17联锁为了安全和防止误操作，110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）不同元件之间必须配置联锁装置，以防止带负荷拉、合隔离开关和带电误合接地开关。联锁装置应能保证规定的操作程序和操作人员的安全。下列设备应有联锁，对于主回路必须满足以下要求：1） 在维修时，用来保证隔离间隙的主回路上的高压断路器应确保不自合。2） 接地开关合闸后应确保不自分。3） 隔离开关要与相关的断路器实现电气联锁；隔离开关与接地开关之间应有可靠的电气联锁，对于三工位隔离开关还应具备机械联锁。其联锁逻辑的设置应根据电气主接线进行设计，应用图表表示清楚，并取得招标方同意。4） 电气联锁应单独设置电源回路，且与其他回路独立。所有联锁的二次接线应在制造厂内完成并经过检验。5.2.18110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的接地外壳接地110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）外壳应可靠接地，满足正常运行时不大于30V，短路故障时不大于100V。每台GIS的底架上均应设置可靠的适合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用来连接接地导体。GIS的接地连线材质应为电解铜，并标明与地网连接处接地线的截面积要求。紧固螺钉或螺栓的直径应不小于12mm。接地连接点应标以规定的保护接地符号。和接地系统连接的GIS金属外壳部分可以看作是接地导体。凡不属于主回路或辅助回路的且需要接地的所有金属部分都应接地。对于外壳、构架等的相互连接，允许采用螺栓紧固的方式保证电气连续性，应设计成其连接到接地端子处的导体通过30A直流电流时压降不大于3V。考虑到它们需要承载的电流引起的热的和电气负荷，应保证接地回路的电气连续性。分相式的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）外壳（特别是额定电流较大的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的套管处）应设三相短接线，其截面应能承受长期通过的最大感应电流和短时耐受电流。外壳接地应从短接线上引出与接地母线连接，其截面应满足短时耐受电流的要求。注：闭环回路用来避免外壳中的感应电流流入接地回路和接地网。它们通常根据额定电流选择尺寸并位于每一段的末尾。外侧无金属屏蔽的绝缘盆子两侧外壳法兰应用导流铜排进行连接，其截面积应能承受长期的感应电流和温升要求，并涂黄绿相间涂料。主回路接地为保证维护工作的安全性，需要触及或可能触及的主回路的所有部件应能够接地。另外，在外壳打开以后的维修期间，应能将主回路连接到接地极。接地可用以下方式实现：a）如果连接的回路有带电的可能性，应采用关合能力等于额定峰值耐受电流的接地开关；b）如能预先确定回路不带电，可采用不具有关合能力或关合能力低于相应的额定峰值耐受电流的接地开关；c）仅在制造厂和用户取得协议的情况下，才能采用可移的接地装置。5.2.19相别标志和颜色标志相别标志的字标和色标如表5.2要求：表5.2相别标志要求相别色标A黄B绿C红相别标志应在110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）本体和操作机构箱的适当位置清楚标明。在电动机或其它设备的出线端，应为引入电缆配备压接型接线端子。3相ABC引出线电缆的颜色规定为：ABC相分别对应黄绿红，中性线为淡蓝色。DC电源的颜色规定：正极是褐色，负极是蓝色。在DC/AC控制回路中，控制柜的板后布线的绝缘线的颜色标志可按产品技术条件规定。5.2.20易燃性110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）应该在材料的选择和零部件的设计上使得事故过热而引发的火焰在传播时受到阻止及减小对局部环境的影响。在产品的性能要求使用易燃材料时，如可能，其设计应考虑能够阻燃。这些材料由制造厂家提供，能够使用户对正常或异常运行情况进行危险评估。5.2.21电磁兼容性对于正常运行时没有进行开合操作的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）和其控制设备的主回路，其辐射电平由无线电干扰电压试验的平均值进行验证，无线电干扰及电晕水平在1.1倍额定相电压下无线电干扰电压不大于500μV，晴天夜晚无可见电晕。5.2.11110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）出线的连接为了方便110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的试验，下述每种元件在设计过程中可以包括隔离设施。这种隔离的方式优先于拆卸的方式。对于空气套管，优先解开空气侧的高压连接。隔离设施应设计成能够耐受下述元件的试验电压。GIS出线连接的电气一次接口补充规定如下：与架空线连接出线套管的接线端子应符合GB/T5273的规定。如用户要求，也可采用其他的型式和尺寸，穿墙套管不能采用封闭式结构。与电缆相连应符合GB/T22381的有关规定，其中电缆终端的供应方的界限应符合附录A的规定。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）中和电缆保持连接的部分应能耐受电缆技术规范对同一额定电压的电缆规定的试验电压。如果不允许对GIS的其余部分施加电缆的直流试验电压，则对电缆试验采取特殊的措施（例如，可动或可拆卸的连接和/或增加电缆连接外壳中绝缘气体的密度）。在电缆进行绝缘试验时，110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的其余部分一般不应带电并应可靠接地，除非采用专门的措施来防止电缆击穿放电时对110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）带电部分的影响。应在电缆终端室的外壳上提供试验套管安装位置。应用户要求，制造厂可提供试验用套管或给出安装套管的有关资料。与变压器、电抗器直连应符合GB/T22381的有关规定。与气体绝缘金属密封输电线路(GIL)连接参考DL/T978的有关规定。与气体绝缘金属密封输电线路(GIL)连接时，须用气隔盆式绝缘子将气体绝缘金属密封输电线路(GIL)和110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的不同气室分隔开来。由于直埋气体绝缘金属密封输电线路(GIL)的外壳采用了防腐蚀措施，因此与110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）连接时需要绝缘措施和其外壳隔离。未来扩建的界面如计划扩建母线，宜在扩建接口处预装一个内有隔离开关（配置有就地工作电源）或可拆卸导体的独立隔室；如计划扩建出线间隔，宜将母线隔离开关、接地开关与就地工作电源一次上全。制造厂应以图样的形式提供足够的资料以便使得今后母线扩建能够进行界面设计，资料至少应包括母线法兰尺寸、导体布置及大小等，以便在扩建时能够使用另一种110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）产品。5.2.23材料及工艺要求材料设备所使用的全部材料应是全新的，高质量的，无缺陷并应标明所选定的品位和等级。本规范中未特别指定的材料应具有广泛适用性，并应遵照最新的ASTM（美国材料试验学会标准）或等价标准的技术要求。焊接焊接作业不应产生小孔、裂缝及其它任何明显缺陷。焊接作业和焊缝的鉴定试验应按照AWS（美国焊接学会）或等价标准的最新版本执行。用于手工焊接的焊条应为适用于整段焊接的厚皮型。制造厂应提交主要部件的焊接工艺、板材、焊条和焊接的非破坏性试验供认可用。管道管道（如液压机构必需的少量管道）应为无缝钢管或无缝铜管，所有管道应在制造厂内精确加工并完全成形。对那些需要在现场调整形状和长度的管道应交付必要的连接件，而每根管道都应精确加工，长度准确，到现场即能安装，以减少现场工作量。在现场，管道的联接方法可用法兰联接，在有困难的部位，如弯头部分可采用套管连接的形式。安装在设备上的管子联接件应得到支撑，而使管道的重量不作用于设备上。全部管道位置应设计得便于维修。油漆与防锈除有色金属、抛光或机械加工的表面以外，所有的金属外露部分，均应作最小表面的除锈处理。除锈处理后应喷涂一层底漆。罐体内部如涂防锈（防腐）漆时，漆面应光滑无异常突起，附着力良好。罐体外表面至少应喷涂一层底漆及二层瓷漆，并且有足够的弹性，能承受温度的急剧变化，抗剥落，并保持颜色不变。所有暴露在大气中的金属部件应有可靠的防锈层或采用不锈钢材料制成。钢材表面除锈等级达到或优于Sa2.5、St2，防腐耐久性达到H级（15年以上。至少达到M级中等水平，即10年以上）。螺栓强度应不小于8.8级，直径8mm及以下的螺栓、螺钉等应采用不锈钢（A2-70）制成，直径10mm及以上的螺栓应采用热镀锌材料。除了非磁性金属之外，易锈金属部件均应热浸镀锌，镀锌金属件的最小厚度为3mm，热镀锌应满足ASTM中A123、A134和A153的要求。镀锌前，须将所有焊渣清除干净。部件材料应在加工、制造完成后再镀锌。镀锌层厚度、附着力等技术要求和试验方法同时应满足GB/T13912的要求。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）外壳、盆式绝缘子及箱体的油漆颜色应采用国标色卡GSB05-1426-2001中的B03淡灰。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的接地、SF6气体管道、压缩空气管道等的油漆颜色应按有关标准分别表示以便区分。油漆应保证8～10年完好。5.2.24铭牌110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）整体及其主要元件和高压开关的操动机构应具有耐久和清晰易读的铭牌。铭牌应标有设备技术规范中规定的必要的信息，铭牌应在正常工作位置和安装位置均可见，110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）整体铭牌应安装在汇控柜的合适位置。应提供SF6气体压力与温度的关系曲线。操动机构的线圈应有参考标牌，使之能从制造厂获得全部数据。如果110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的公共信息已在一个铭牌上标明，元件独立的铭牌可以简化。内置电流互感器应在外壳上有独立的铭牌。制造厂应给出有关110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）设施中包含的SF6气体总量方面的信息。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的铭牌应包含如下内容：a)制造厂营业制造注册名称和组织代码；b）型号及系列号；c）出厂编号d)额定电压（即最高电压）；e)母线和支线（或回路）额定电流；f)额定频率；g）额定短时耐受电流；h）额定工频耐受电压；i）额定雷电冲击耐受电压；j）额定操作冲击耐受电压；k）采用标准的标号；并建议给出以下数据，必要时可增加额外铭牌：l)用作绝缘的气体的额定密度或压力（20℃时）；m）用作绝缘的气体的最小运行密度或压力（20℃时）；n）外壳设计压力；o）SF6气体压力（或密度）—温度曲线；p）110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）各隔室的SF6气体量。5.2.25防雨罩使用寿命应不小于40年。防雨罩应能保证设备整体在受到自上而下或水平各方向雨水喷淋的情况下，相关接缝和密封面不被淋湿。可以有效地防御雨水侵入设备内部，同时其表面不会聚集雨水，从而有效防范户外GIS设备及HGIS因进水导致绝缘降低问题，延长设备使用寿命。防雨罩应能保证户外GIS设备能正常通风散热。防雨罩各组成元件未作规定部分应遵循相关标准、规范。防雨罩外壳应采用防锈性能不低于优质304不锈钢材质，厚度不小于0.5mm（对于安装在汇控柜上的防雨罩，厚度应不小于1mm），应有足够的机械强度，应采取有效的防腐、防锈措施，确保在使用寿命内不出现涂层剥落、表面锈蚀的现象。同时，本体结构宜选用一体式制作工艺，尽量减少接缝。防雨罩附件及螺栓、螺帽等部件必须防腐防锈，质保期内不得出现锈蚀、开裂。防雨罩不能妨碍被安装设备正常操作、巡视及维护需要。包括而不限于以下要求：(1)安装后的防雨罩不能妨碍设备内部检查（比如刀闸模块、断路器模块和气体密度表的检查）、不能妨碍分、合闸指示器检查。(2)安装后的防雨罩不能妨碍断路器机械特性试验或其他试验正常进行。(3)对于配液压机构的断路器，安装后的防雨罩不能妨碍断路器液压回路检查、不能妨碍储能电机打压次数检查、不能妨碍操作机构压力告警、闭锁功能检查、内部泄漏检查；不能妨碍GIS设备联锁和闭锁性能试验、开关防拒动试验或其他试验正常进行。(4)安装后的防雨罩应能满足设备检修、消缺、装复和清洁要求。对于安装应用对象为户外GIS设备及HGIS设备机构箱，CT/PT接线盒、SF6气体压力表等设备的防雨罩宜设计简单，能方便拆卸和安装。防雨罩和GIS设备的固定点不应少于两处，固定方式宜采用螺栓或卡带抱箍固定，必须能保证在13级风力作用下保持紧固，安装时不能破坏被安装设备。对于安装应用对象为户外GIS设备及HGIS设备汇控柜的防雨罩宜设计简单，能方便安装，其任意最小组装单元应能双人徒手搬运。必须能保证在13级风力作用下保持紧固，安装时不能破坏被安装设备。对于复杂的防雨罩安装实施（比如要立杆或另做基础之类），投标方应另附详细的技术方案进行说明，必须阐明招标方需预先提供的安装条件。调试与验收（或试验方法）现场调试设备运到现场安装完毕，招标方应通知投标方人员到场参加设备调试。投标方应派出有经验的专家提供技术服务。在调试过程中，若发现设备存在元器件损坏或不正常工作情况，投标方应负责更换。现场验收现场验收应在所有设备安装调试完毕，且设备准备投入试运行时进行,并出具书面测试报告。备品备件、文档资料均作为验收的一部分。监造6.3.1合同生效后，招标方采取自行或委托监造单位派出监造代表依照技术协议的约定以及招标方的监造作业指导书，对本合同货物的制造、组装过程进行监造。投标方应配合招标方组织的监造（含出厂试验见证），按监造代表的要求及时、无偿提供合同货物的设计文件、工艺文件、工艺标准、检验标准、设计联络会纪要、图纸、工艺和检验记录、监造见证文件等资料，并承担由此发生的配合费用。6.3.2在监造过程中如发现合同货物存在质量问题或不符合本合同约定的标准或包装要求时，投标方应及时向监造代表、项目管理单位报送相关信息，监造代表及招标方相关人员有权参与、跟踪检查整改工作并提出意见，投标方根据监造代表的意见采取相应措施，保障交货质量。6.3.3由投标方供应的所有合同货物及部件出厂时，应附有制造厂签发的产品质量合格证，作为交货时的质量证明文件。专用条款有要求时，还应提供由招标方监造代表签署的监造记录和试验报告。招标方组织驻厂监造的，合同货物在监造代表签署“合同货物出厂见证表”后方可出厂。6.3.6不论监造代表是否参与了监造或者是否签署了监造记录或报告，均不能免除投标方对货物质量应尽的义务，也不能代替合同货物到达交货地后招标方根据合同进行的现场检验。6.3.4招标方可在厂内对合同货物的原材料、元器件、关键工艺、成品等进行检测，分为招标方自行实施、招标方见证投标方实施和招标方委托具备相应资质的检验机构实施等方式。投标方应根据招标方要求无偿提供合格的试验仪器、配合人员和其他必要条件。6.3.5合同货物试验过程中，试验不合格的，投标方应将处理过程及原因如实填写，交给招标方。抽检6.4.1招标方有权对合同货物进行抽检，投标方应积极配合并提供抽检所需的资料和必要条件。对于实施南方电网公司组织送样检测的合同货物，其抽检技术标准须按照送样检测时的技术标准执行。若送样检测技术标准与现有的国家标准、行业标准或企业标准有差异的，应按照较高标准执行。6.4.2到货抽检是货物到达现场后，招标方根据现场情况进行抽样检测，包括招标方自行实施和具有资质的检验机构实施两种方式。如抽检的货物不合格产品的数量超过规定值（按GB/T2828等国家相关规定和合同约定）时，扩大抽检范围，视检测结果及合同相关约定，作修理、更换、退货、削价、赔偿损失、终止合同等处理。第一次抽检的费用由招标方承担；若需要扩大抽检范围做第二次抽检，则由此产生的费用均由投标方承担。6.4.3专项抽检由具备相应资质的检测机构对选定的物资品类产品进行专项抽样送检，可根据工作需要组织样品送检测机构进行检测，或委托检测机构到现场检测，或在供应商待发货的仓库中选择样品。专项抽检开始前，招标方以公告的形式约定对专项抽检不合格供应商的处理方式。6.4.4招标方委托具备相应资质检验机构实施抽检的，如抽检的货物不符合合同要求，招标方将按照合同约定或GB/T2828等国家相关规定，扩大抽检范围，视检测结果及合同相关约定，作修理、更换、退货、削价、赔偿损失、终止合同等处理。第一次抽检的费用由招标方承担；若需要扩大抽检范围做第二次抽检，则由此产生的费用均由投标方承担。6.4.5抽检中发现合同货物存在缺陷需要修理或更换时，修理和更换两种措施的使用次数限制为1次，即经修理、更换后仍然检测不合格的，采取退货处理。修理、更换、退货三种处理措施的适用范围均为被检设备所在合同。6.4.6抽检中发现存在缺陷的设备经修理或更换后，应在原有的质保期基础上顺延质保期年限：紧急缺陷顺延3年，重大缺陷顺延2年，一般缺陷顺延1年。检验规则根据相关国标和行标等有关标准及其补充说明进行各项试验，有关条款的特殊要求和补充应在试验期间遵守并执行。7.1型式试验型式试验目的是验证110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）装置的各种性能。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的各组成元件，应按各自的有关标准进行试验，并应注意本技术标书给出的规定。型式试验应在有代表性的110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）间隔的完整三相功能单元上进行。如确有困难，在不影响试验有效性的基础上，也可在单相功能单元或具有代表性的总装或分装上进行。对于从国外批量整机进口的产品，原则上可以不再重复进行型式试验，其国外母公司的型式试验报告有效；对于从国外批量散件进口、在国内组装的产品，应按转厂和异地生产的情况在国内外有资质的检测机构进行全部的型式试验；对于进行了国产化的产品，应在国内外有资质的检测机构进行相应的型式试验验证。110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的型式试验项目见表8.1，试验按DL/T617“7型式试验”的要求进行，试验参数还应符合本技术标书的规定。表7.1型式试验项目及补充规定序号强制性的试验项目依据DL/T617的条款号1绝缘试验、局部放电试验及辅助回路的绝缘试验8.22无线电干扰电压（RIV）水平的试验（如果适用）8.33所有部件的温升试验及主回路电阻测量8.4和8.54主回路和接地回路承载额定峰值和额定短时耐受电流能力的试验8.65开关装置的开断能力和关合能力试验a8.76开关装置机械操作和行程—时间特性测量8.87外壳强度试验8.98防护等级验证8.109气体密封性试验和气体状态测量8.1110电磁兼容性试验（EMC）8.1211辅助和控制回路的附加试验8.1312隔板的试验8.1413机械温度下机械操作的试验8.1514绝缘子试验8.1615接地连接的腐蚀试验（如果适用）8.17特殊的型式试验项目（按制造厂和用户协议进行）16评估内部故障电弧效应的试验*8.1817噪声测量8.1918抗震试验8.20*该试验可能影响被试部件继续使用的性能，可以使用附加的试品。关于型式试验的其它要求：(1)在进行短路关合和开断试验时，应将被试断路器的合－分时间调整为产品技术条件中规定的额定合－分时间的最小值。(2)温升试验：温升试验电流应为1.1倍的额定电流。(3)电寿命试验：断路器的电寿命试验可选择以下两种方式之一：a）额定短路开断电流下的连续开断能力试验；b）用于自动重合闸方式的E2级断路器，按GB1984中6.112的规定进行补充的电寿命试验。7.2出厂试验出厂试验是为了发现产品所用材料和制造中的缺陷，它不应损伤产品的性能和可靠性。出厂试验应在制造厂对每一个完整间隔进行。根据试验的性质，某些试验可以在元件、运输单元上进行。出厂试验保证产品与进行过型式试验的设备一致。电压互感器、避雷器等外购件应提供相应的出厂试验报告。出厂试验项目见表8.2，试验按DL/T617“8出厂试验”的要求进行，试验参数还应符合本技术标书的规定，并做补充规定如下。表7.2出厂试验项目及补充规定序号出厂试验项目补充规定1主回路的绝缘试验1)主回路的绝缘试验应在完整间隔或运输单元上进行。2)局部放电试验应在所有其他绝缘试验后进行。注：工频电压试验和局部放电试验可以同时进行。3)测量局部放电的试验电压应不低于80%的工频耐压值。4)供货的出线套管应在GIS制造厂内进行耐压试验。5)110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）设备内部的绝缘操作杆、盆式绝缘子、支撑绝缘子等部件必须经过局部放电试验方可装配，要求在不低于80%工频耐压值的试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。6)110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）出厂试验中，如发生放电现象，不管是否为自恢复放电，均应解体或开盖彻底检查直至找到放电部位。对发现有绝缘损伤或有闪络痕迹的绝缘部件均应进行更换。如果没有查找到放电点，则应对耐压范围内的全部绝缘件进行单件绝缘试验或更换全部绝缘件。2辅助和控制回路的试验3主回路电阻的测量1)制造厂应提供主回路电阻测量区间图，测量结果应使得现场安装后、设施维护或维修期间的测量能够进行对比。2)制造厂给出的主回路电阻的规定值，应以型式试验实际测量值为基础，其偏差应不超过±10%。4气体密封性试验1)应采用局部包扎法或整体扣罩法进行定量测量。2)采用局部包扎法测得的SF6气体含量（体积分数）不大于15μL/L为合格。5SF6气体湿度测量6设计和外观检查1)进行检查以证明符合本技术标书的要求。7外壳的压力试验和探伤8机械操作和机械特性试验与断路器的行程—时间特性测量1)110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）断路器、隔离开关和接地开关出厂试验时应进行不少于200次的机械操作试验，以保证触头充分磨合。200次操作试验后应进行内部彻底清洁，确认无异常再进行其它机械试验。2)连续200次操作前后应分别测量开关装置的回路电阻，应无明显偏差。3)测量隔离开关和接地开关的行程—时间特性曲线，同时测量操动机构内辅助开关与主触头动作时间的配合情况。应保证除非隔离开关和接地开关的动触头分别到达其合闸或分闸位置，否则不应该发出合闸和分闸位置指示和位置信号。9控制机构中辅助回路、设备和联锁的试验1)所有联锁应在制造厂内进行检验。10隔板的压力试验1)对于压力试验，隔板应和使用中完全相同的方式固定，应在凹面加压。11压力释放装置试验7.3现场交接试验110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）安装后应按DL/T618和GB50150要求进行现场交接试验。交接试验是为了确认GIS在经过运输、储存、现场安装和/或调整等过程后是否存在损坏、各个单元的兼容性、装配是否正确以及断路器的正确特性。现场试验项目及试验要求见表8.3，试验按DL/T617“9安装后的现场试验”的要求进行，并做补充规定如下。表7.3现场交接试验项目及补充规定序号现场交接试验项目补充规定1外观检查1)进行检查以证明符合本技术标书及厂家标准要求。2主回路电阻测量1)测试值应符合产品技术条件的规定，并不得超过出厂实测值的120%。2)间隔之间的回路电阻若无出厂实测值，制造厂应提供规定值及其理论计算过程。3)如三相测量值存在明显差异，须查明原因。3元件试验1)断路器应测量行程—时间特性曲线和速度。2)测量断路器、隔离开关和接地开关机构内辅助开关和主触头动作时间的配合情况。4SF6气体的验收5气体密封性试验1)应采用局部包扎法进行定量捡漏，测得的SF6气体含量（体积分数）不大于15μL/L为合格。6SF6气体湿度测量7主回路绝缘试验1)应在交流耐压试验的同时应该进行局放检测。2)110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）的交流耐压值应为出厂值的100%；。3)有条件时可进行冲击耐压试验。4)110kV全封闭组合开关电器（GIS）（扩建及改造项目）交接试验中，如发生放电现象，不管是否为自恢复放电，均应解体或开盖检查、查找放电部位。对发现有绝缘损伤或有闪络痕迹的绝缘部件均应进行更换。5)扩建部分的现场耐压应不影响已有设备的正常运行。8辅助回路绝缘试验9连锁试验10气体密度装置及压力表校验11检查和核实8产品对环境的影响制造厂应该提供有关GIS对环境影响所需要的材料。任何已知的化学危险和环境危害应在GIS手册或使用说明中明确。如果GIS及其辅助设备使用流体，根据实际情况，说明中应该为用户规定允许的工作状况：―最小的泄漏率；―对新的和使用过的流体进行控制。制造厂应该对有关设备的不同材料的使用寿命和拆除的程序给予必要的指导，对再循环使用的可能性给予简要说明。9企业VI标识a）设备外立面上应有统一的南方电网公司企业VI标识，并符合《中国南方电网视觉识别系统管理手册》的要求。b）标识的内容构成：中国南方电网标志、“中国南方电网”中英文名称。c）颜色：标识采用企业标准色C100M69Y0K38，背景采用白色。d）材质选用厚度为3mm的拉丝不锈钢板，工艺为表面文字蚀刻、烤漆入色。e）企业标识安装在设备外立面正面醒目位置。包装、运输、安装及质量保证设备本体（含所有零部件）与资料分开单独包装，防止受潮，保证设备及其资料完好无损。交付的设备应符合相关包装储运指示标志的规定，按照国家有关部门最新的规定进行