12kV环网柜技术规范.docx
《12kV环网柜技术规范.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《12kV环网柜技术规范.docx（34页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
12kV环网柜技术规范
12kV环网柜技术规
12kV环网柜技术规
1 规性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。
GB/T191包装储运图示标志（ISO780-1997,MOD）
GB1094.11电力变压器第11部分干式变压器（IEC726-82,EQV）
GB1207电磁式电压互感器（IEC60044-2:
2003,MOD）
GB1208电流互感器（IEC60044-1.2001.MOD）
GB1984高压交流断路器（IEC62271-100:
2001,MOD）
GB1985高压交流隔离开关和接地开关（IEC62271-102:
2002,MOD）
GB/T11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB38043.6kV～40.5kV高压交流负荷开关（IEC60265-1-1998,MOD）
GB39063.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备（IEC62271-200-2003,MOD）
GB4208外壳防护等级（IP代码）（IEC60529-2001,IDT）
GB/T5465.2电气设备用图形符号第2部分：
图形符号（IDTIEC60417DB:
2007）
GB/T7354局部放电测量（IEC60270-2000,IDT）
GB/T10228干式电力变压器技术参数和要求
GB/T11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB11032交流无间隙金属氧化物避雷器（IEC60099-4-2006,MOD）
GB/T12022工业六氟化硫（IEC376,376A,376B.MOD）
GB/T12706.4挤包绝缘电力电缆及附件试验要求（IEC60502-4-2005,MOD）
GB15166.2交流高压熔断器：
限流式熔断器（IEC60282-1-2005,MOD）
GB16926高压交流负荷开关熔断器组合电器（IEC6227-105-2002,MOD）
GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL/T402高压交流断路器订货技术条件（IEC62271-100-2001,MOD）
DL/T40312-40.5kV高压真空断路器订货技术条件
DL/T4043.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备（IEC62271一200-2003,MOD）
DL/T486高压交流隔离开关和接地开关（IEC62271-102-2002,MOD）
DL538高压带电显示装置（IEC61958-2000-11,MOD）
DL/T593高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求（IEC60694-2002,MOD）
DL/T621交流电气装置的接地
DL/T728气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则（IEC815-1986，IEC859-1986）
DL/T791户交流充气式开关柜选用导则
JB/T8144.1额定电压26/35kV及以下电力电缆附件基本技术要求
SD318高压开关柜闭锁装置技术条件
Q/GDW741配电网技术改造设备选型和配置原则
Q/GDW742配电网施工检修工艺规
国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）
国家电网公司交流高压断路器技术标准、交流隔离开关和接地开关技术标准
国家电网公司关于印发《预防12kV～40.5kV交流高压开关柜事故补充措施》的通知
国家电网公司关于印发《预防交流高压开关柜人身伤害事故措施》的通知
国家电网公司物资采购标准高海拔外绝缘配置技术规
电力设备（交流部分）监造大纲
电网设备及材料质量管控重点措施
2 技术参数和性能要求
2.1 环网柜技术参数
环网柜技术参数见技术参数特性表。
2.2 通用要求
2.2.1环网柜的设计应保证设备运维、检修试验、带电状态的确定、连接电缆的故障定位等操作能安全进行。
2.2.2环网柜的设计应能在允许的基础误差和热胀冷缩的热效应下不致影响设备所保证的性能，并满足与其他设备连接的要求，与结构相同的所有可移开部件和元件在机械和电气上应有互换性。
2.2.3环网柜应配置带电显示器（带二次核相孔、按回路配置），应能满足验电、核相的要求。
高压带电显示装置的显示器接线端子对地和端子之间应能承受2000V/1min的工频耐压。
传感器电压抽取端及引线对地应能承受2000V/1min的工频耐压。
感应式带电显示装置，其传感器要求与带电部位保持125mm以上空气净距要求。
2.2.4环网柜按回路配置具有电缆故障报警和电缆终端测温功能的电缆故障指示器，并具有远方传输接点和远方复位控制接点，在未接到复位指令时故障指示器闪光指示须大于24h。
2.2.5实施配电自动化的环网单元，操作电源可采用直流48V、110V或交流220V，并配置自动化接口。
进出线柜可装设3只电流互感器（自产零序）或2只电流互感器、1只零序电流互感器，并设置二次小室。
2.2.6环网柜中各组件及其支持绝缘件爬电比距应满足瓷质材料不小于18mm/kV，有机材料不小于20mm/kV。
2.2.7对最小空气间隙的要求：
a）单纯以空气作为绝缘介质的环网柜，相间和相对地的最小空气间隙应满足：
12kV相间和相对地125mm，带电体至门155mm。
b）以空气和绝缘隔板组成的复合绝缘作为绝缘介质的环网柜，绝缘隔板应选用耐电弧、耐高温、阻燃、低毒、不吸潮且具有优良机械强度和电气绝缘性能的材料。
带电体与绝缘板之间的最小空气间隙应满足：
对12kV设备应不小于30mm。
c）环网柜部导体采用的热缩绝缘材料老化寿命应与环网柜设备使用寿命一致，并提供试验报告。
2.2.8环网柜设备的泄压通道应设置明显的警示标志。
2.2.9环网柜的柜体应采用≥2mm的敷铝锌钢板弯折后拼接而成，柜门关闭时防护等级应不低于GB4208中IP4X，柜门打开时防护等级不低于IP2XC。
2.2.10环网柜体颜色采用RAL7035。
2.3充气柜技术参数应符合DL/T728、DL/T791的规定，并满足以下条件：
2.3.1采用SF6气体绝缘的环网单元每个独立的SF6气室应配置气体压力指示装置。
采用SF6气体作为灭弧介质的环网单元应装设SF6气体监测设备（包括密度继电器，压力表），且该设备应设有阀门，以便在不拆卸的情况下进行校验。
SF6气体压力监测装置应配置状态信号输出接点。
2.3.2采用气体灭弧的开关设备应具有低气压分合闸闭锁功能。
2.3.3制造厂应明确规定充气柜中使用的SF6气体的质量、密度，并为用户提供更新气体和保持要求的气体质量的必要说明。
SF6气体应符合GB/T 12022的规定。
在气体交货之前，应向项目单位提交新气试验的合格证书，所用气体应经项目单位复检合格后方可使用。
2.3.4充气柜应设置用来连接气体处理装置和其它设备的合适连接点（阀门），并可对环网单元进行补气。
2.3.5气箱箱体应采用厚度≥2.0mm的S304不锈钢板或优质碳钢弯折后焊接而成，气箱防护等级应满足GB4208规定的IP67要求。
SF6气体作为灭弧介质的气箱应能耐受正常工作和瞬态故障的压力，而不破损。
2.4功能隔室技术要求
2.4.1环网柜应具有高压室和电缆室、控制仪表室与自动化单元等金属封闭的独立隔室。
2.4.2各隔室结构设计上应满足正常使用条件和限制隔室部电弧影响的要求，并能防止因本身缺陷、异常使用条件或误操作导致的电弧伤及工作人员，能限制电弧的燃烧围，环网柜应有防止人为造成部故障的措施。
2.4.3环网柜相序按面对环网柜从左至右排列为A、B、C，从上到下排列为A、B、C，从后到前排列为A、B、C。
2.4.4环网柜应具有防污秽、防凝露功能，二次仪表小室宜安装温湿度控制器及加热装置。
2.4.5环网柜电缆室、控制仪表室和自动化单元室宜设置照明设备。
2.4.6环网柜电缆室应设观察窗，便于对电缆终端进行红外测温。
2.4.7环网柜电缆室电缆连接头至柜体底部的高度为650mm，并应满足设计额定电流下的最大线径电缆的应力要求。
2.4.8柜进出线处应设置电缆固定支架和抱箍。
2.5开关设备技术要求
2.5.1环网柜柜开关设备可选用负荷开关、断路器、负荷开关－熔断器组合电器及隔离开关等，各设备的功能和性能应满足GB1984、GB1985、GB3804、GB16926及GB/T11022标准的规定。
开关应配置直动式分合闸机械指示，开关状态位置应有符号及中文标识。
2.5.2负荷开关（断路器）
技术参数见技术参数特性表。
负荷开关可选用二工位或三工位负荷开关，二工位负荷开关与接地开关间应有可靠的机械防误联锁，负荷开关及接地开关操作孔应有挂锁装置，挂锁后可阻止操作把手插入操作孔。
2.5.3对真空负荷开关（断路器）的要求：
a）真空灭弧室应与型式试验中采用的一致。
b）真空灭弧室允许储存期不小于20年，出厂时灭弧室真空度不得小于1.33×10-3Pa。
在允许储存期，其真空度应满足运行要求。
c）真空灭弧室在出厂时应做“老炼”试验，并附有报告。
d）真空断路器接地金属外壳上应有防锈的、导电性能良好的、直径为12mm的接地螺钉。
接地点附近应标有接地符号。
2.5.4对SF6负荷开关（断路器）的要求：
a）SF6气体应符合GB/T 12022的规定，应向项目单位提交新气试验的合格证书，所用气体应经项目单位复检合格后方可使用。
b）气体抽样阀：
为便于气体的试验抽样及补充，断路器应装设合适的阀门。
c）SF6气体系统的要求：
断路器的SF6气体系统应便于安装和维修，并有用来连接气体处理装置和其他设备的合适连接点。
d）SF6气体监测设备：
断路器应装设SF6气体监测设备（包括密度继电器，压力表）。
且该设备应设有阀门，以便在不拆卸的情况下进行校验。
e）SF6气体的水分含量：
断路器中SF6气体在额定压力下在20℃时的最大水分含量应小于150μL/L，在其他温度时应予修正。
f）SF6断路器的吸附剂：
供货方在供货前应提交一份解释文件，包括吸附剂的位置、种类和质量。
g）SF6负荷开关在零表压时应能开断额定电流。
2.5.5负荷开关—熔断器组合电器
a）技术参数见技术参数特性表。
b）负荷开关-熔断器组合电器用撞击器分闸操作时，应能开断转移电流，由分励脱扣器分闸操作时，应能开断交接电流。
熔断器撞击器与负荷开关脱扣器之间的联动装置应在任一相撞击器动作时，负荷开关应可靠动作，三相同时动作时，不应损坏脱扣器。
c）负荷开关－熔断器组合电器回路，如用于变压器保护时可加装分励脱扣装置（如过温跳闸）。
d）负荷开关+熔断器组合电器的环网柜，其熔断器的安装位置设计应使其在因故障熔断、在负荷开关分断后便于更换熔断件。
2.5.6隔离开关
技术参数见技术参数特性表。
2.6.7接地开关
a）技术参数见技术参数特性表。
b）与二工位隔离开关配合使用单独安装的接地开关应具备两次关合短路电流的能力。
c）操动机构：
可手动和电动（如有）操作，每组接地开关应装设一个机械式的分/合位置指示器；应装设观察窗，以便操作人员检查触头的位置。
2.6其它设备技术要求
2.6.1电流互感器
a）技术参数见技术参数特性表。
b）对电流互感器应提供下列数据：
励磁特性曲线、拐点电压、75℃时最大二次电阻值等。
c）环网柜的电流互感器在出厂前应做伏安特性筛选，同一柜的三相电流互感器伏安特性应相匹配，并有出厂报告。
2.6.2电压互感器
技术参数见技术参数特性表。
2.6.3干式变压器
技术参数见技术参数特性表。
2.6.4避雷器
技术参数见技术参数特性表。
2.6.5母线
a）技术参数见技术参数特性表。
b）母线材料：
铜。
c）供货前，充气柜应提供各种触头的结构图。
2.7操作机构技术要求
2.7.1操作机构黑色金属零部件应采用防腐处理工艺，耐受96h及以上中性盐雾试验后无明显锈蚀。
2.7.2开关设备采用手动操作配置时宜具备电动升级扩展功能；开关设备采用电动操作配置时应同时具备手动操作功能。
2.7.3断路器和负荷开关配置弹簧操作机构，断路器操作机构具有防止跳跃功能，应配置断器的分合闸指示，操作机构的计数器，储能状态指示应明显清晰，便于观察，且均用中文表示。
2.7.4并联合闸脱扣器
a）当电源电压不大于额定电源电压的30%时，合闸脱扣器不应脱扣。
并联合闸脱扣器在合闸装置的额定电源电压的85%-110%围，交流时在合闸装置的额定频率下，应可靠动作；
b）当电源电压不大于额定电源电压的30%时，并联合闸脱扣器不应脱扣。
2.7.5并联分闸脱扣器
a）并联分闸脱扣器在分闸装置的额定电源电压的65%-110%（直流）或85%-110%（交流）围，交流时在分闸装置的额定电源频率下，开关装置达到额定短路开断电流的操作条件下，均应可靠动作；
b）当电源电压不大于额定电源电压的30%时，并联分闸脱扣器不应脱扣。
2.7.6电动弹簧操作机构应电动机储能并可手动储能，可紧急跳闸。
2.7.7在正常情况下，合闸弹簧完成合闸操作后要立即自动开始再次储能，合闸弹簧应在15s完成储能。
在弹簧储能进行过程中不能合闸，并且弹簧在储能全部完成前不得释放。
断路器在各位置时都应能对合闸弹簧储能。
2.7.8合闸弹簧的储能状态有机械装置指示，指示采用中文表示，清晰可视并能实现远方监控。
2.8主母线技术要求
2.8.1环网柜的主母线应采用绝缘母线，柜与柜间用金属隔板隔开，但不得产生涡流，两端母线应用绝缘封堵密封。
2.8.2主母线接合处应有防止电场集中和局部放电的措施。
2.9接地技术要求
2.9.1接地回路应能承受的短时耐受电流最大值应不小于主回路额定短时耐受电流的87％。
2.9.2主回路的接地按DL/T404相关规定，并作如下补充：
a）主回路中凡规定或需要人可触及的所有部件都应可靠接地并符合DL/T621中的规定；接地母线应分别设有不少于二处与接地系统相连的端子，并应有明显的接地标志；
b）主回路中均应设置可靠的适用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，紧固螺钉或螺栓的直径应不小于12mm；
c）接地连接点应标以GB/T5465.2中规定的保护接地符号,与接地系统连接的金属外壳部分可以视为接地导体；
d）人可触及的电缆预制式电缆终端表面应涂覆半导电或导电屏蔽层，电缆终端半导电或导电屏蔽层连接后应与接地母线可靠连接；
e）接地导体应采用铜质导体，在规定的接地故障条件下，额定短路持续时间为2s时，其电流密度应不超过110A/mm2，但最小截面积应不小于240mm2。
接地导体的末端应用铜质端子与设备的接地系统相连接，端子的电气接触面积应与接地导体的截面相适应，但最小电气接触面积应不小于160mm2；
f）外壳应设置接地极（扁铁）引入孔。
2.9.3外壳的接地按DL/T404相关规定，并作如下补充：
a）各个功能单元的外壳均应连接到接地导体上，除主回路和辅助回路之外的所有要接地的金属部件应直接或通过金属构件与接地导体相连接；
b）金属部件和外壳到接地端子之间通过30A直流电流时压降不大于3V。
功能单元部的相互连接应保证电气连续性；
c）环网柜的铰链应采用加强型，门和框架的接地端子间应用截面积不小于2.5mm2的软铜线连接；
d）二次控制仪表室应设有专用独立的接地导体；
e）当通过的电流引起热和机械应力时，应保障接地系统的连续性。
2.10二次设备技术要求
2.10.1电气接线
a）环网柜控制、电源、通信、接地等所有的二次线均用阻燃型软管或金属软管或线槽进行全密封，应采用塑料扎带固定，不允许采用粘贴方式固定；
b）环网柜上的各电器元件应能单独拆装更换而不影响其它电器及导线束的固定。
每件设备的装配和接线均应考虑在不中断相邻设备正常运行的条件下无阻碍地接触各机构器件并能完成拆卸、更换工作；
c）环网柜二次回路接线端子应具备防尘与阻燃功能；
d）端子排应便于更换且接线方便。
正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间，必须至少以一个端子隔开；每个接线端子最多允许接入两根线；
e）环网柜、二次回路及端子的编号均使用拉丁字母、阿拉伯数字，此编号均与所提供的文件、图纸相一致，接地端子应标示明确。
电缆两端有标示牌、标明电缆编号及对端连接单元名称。
二次接线芯线号头编号应用标签机打印，标识应齐全、统一，字迹清晰、不易脱落。
2.10.2后备电源
a）环网柜可选配后备电源，线路停电后，自动投入备用电源，实现环网单元的电动分合闸；
b）后备电源在外部交流电源通电的情况下，蓄电池可自动进行浮充。
在外部交流电源失电的情况下电池自动投入到系统中运行。
后备电源应保证停电后能分合闸操作3次，维持终端及通信模块至少运行8小时。
2.11环网柜的五防及联锁装置应满足DL538、DL/T593及SD318的相关规定，同时满足以下要求。
2.11.1环网柜应具有可靠的“五防”功能：
防止误分、误合断路器；防止带负荷分、合隔离开关（插头）；防止带电合接地开关；防止带接地开关送电；防止误入带电间隔。
2.11.2进、出线柜应装有能反映进出线侧有无电压，并具有联锁信号输出功能的带电显示装置。
当线路侧带电时，应有闭锁操作接地开关及电缆室门的装置。
2.11.3电缆室门与接地开关应同时具备电气联锁和机械闭锁。
2.11.4环网柜电气闭锁应单独设置电源回路，且与其它回路独立。
2.11.5负荷开关+熔断器组合电器的环网柜中，熔断器撞击器与负荷开关脱扣器之间的联动装置应在三相和单相两种条件下，在给定的撞击器型号（中型或重型）的最大和最小能量下及相应撞击器的动作方式（弹簧式或爆炸式的）下，应使负荷开关良好地操作。
2.11.6环网柜开关部分采用断路器时，柜体仍应参照负荷开关+熔断器组合电器要求，配置相应的机构及连锁装置，并应具有防跳装置，对电磁操作机构应具有脱扣自我保护功能。
2.11.7采用两工位隔离开关时，隔离开关与负荷开关间应有可靠的机械防误联锁。
2.11.8对于不允许合环操作的场所，进线柜与分段柜应采取电气闭锁措施，条件具备时应同时采用机械闭锁；另接至配电变压器回路的负荷开关+熔断器组合电器或断路器柜应与变压器门闭锁，实现只有当配变柜开关打开后，方可打开变压器室门；当变压器门被误打开，对应配变柜开关应跳闸的功能。
2.12电压互感器、电流互感器、避雷器应满足GB1207、GB1208及GB11032的相关规定要求。
2.12.1环网柜PT接线按需配置，一次侧可采用屏蔽型可触摸电缆终端连接。
PT设高压侧熔断器，通过负荷开关连接于母线或进线单元。
2.12.2环网柜配备的避雷器宜选用复合绝缘金属氧化物避雷器。
2.12.3环网柜前门应有清晰明显的主接线示意图，柜顶设有横眉可装设间隔名称标识牌。
环网单元前门表面应注明操作程序和注意事项。
标志和标识牌的制作应符合GDW742的规定。
2.13铭牌技术要求符合DL/T404相关规定，并作以下补充：
2.13.1操动机构应装设铭牌。
铭牌应为S304不锈钢、铜材或丙烯酸树脂等不受气候影响和防腐蚀的材料制成，应采用中文印制。
2.13.2设备零件及其附件上的指示牌、警告牌以及其他标记也应采用中文印制，其规格即要求按Q/GDW742。
2.13.3铭牌应标有在有关产品标准中规定的必要信息。
2.13.4铭牌中至少应包含以下容：
-额定电压Ur
-额定电流Ir
-额定频率fr
-额定工频耐受电压Ud
-额定雷电冲击耐受电压Up
-额定短时耐受电流Ik
-额定峰值耐受电流Ip
-额定短路持续时间tk
-额定操作电压Ua
-额定辅助电压Ua
-额定短路开断电流
-部电弧等级
-制造厂名称
-制造年月
-产品型号
-出厂编号
2.14配套提供相应规格10kV预制式电缆终端及操作工具，电缆附件应按JB/T8144.1及GB/T12706.4的规定，并满足以下条件。
2.14.1进出线电缆三相水平排列。
采用10kV全屏蔽、全绝缘可触摸电缆终端，电缆应可靠固定，保证终端不受除重力以外的其它外力作用。
2.14.2电缆终端应采用硅橡胶、三元乙丙橡胶或其它性能更优的绝缘材料，电缆终端应采用外层屏蔽、可触摸、预制式、可插拔、全绝缘及全密封结构。
电缆附件应满足标称电压8.7/15kV（Um=17.5kV）电缆的配合使用要求，每一只电缆头外壳应可靠接地。
暂时未接入电缆的电缆终端应装设绝缘封帽，绝缘封帽应可靠接地。
2.15观察窗技术要求
2.15.1观察窗的防护等级应至少达到外壳技术要求。
2.15.2观察窗应使用机械强度与外壳相当的透明板，同时应有足够的电气间隙和静电屏蔽措施，防止形成危险的静电电荷，且通过观察窗可进行红外测温。
2.15.3主回路的带电部分与观察窗的可触及表面的绝缘应能耐受DL/T593规定的对地和极间的试验电压。
2.15.4观察窗的玻璃应采用防爆型钢化玻璃，厚度不小于14mm，并在防爆玻璃增加屏蔽网。
2.16限制并避免环网柜部电弧故障的要求：
2.16.1环网柜应通过部燃弧试验，并在供货前出具相关试验报告。
2.16.2环网柜的各隔室之间，应满足正常使用条件和限制隔室部电弧影响的要求；并能防止因本身缺陷、异常或误操作导致的电弧伤及工作人员，能限制电弧的燃烧围。
2.16.3应采取防止人为造成部故障的措施，还应考虑到由于柜组件动作造成的故障引起隔室过压及压力释放装置喷出气体，可能对人员和其他正常运行设备的影响。
2.16.4除二次小室外，在高压室、母线室和电缆室的均设有排气通道和泄压装置，当产生部故障电弧时，泄压通道将被自动打开，释放部压力，释放的电弧或气体不得危及操作及巡视人员人身安全和其它环网设备安全。
2.17户外环网柜外箱体要求
2.17.1外箱体应采用厚度≥2mm、性能不低于S304不锈钢或GRC材料（玻璃纤维增强水泥）等材料，外壳应有足够的机械强度，在起吊、运输和安装时不应变形或损伤。
外箱体防护等级应不低于IP43。
2.17.2金属材质外箱体应采取防腐涂覆工艺处理，涂层均匀、厚度一致，涂层应有牢固的附着力，保证20年不可出现明显可见锈斑，箱体外壳具有防贴小广告功能。
2.17.3外箱体颜色应与周围环境相协调，不锈钢材质宜选用国网绿，箱壳表面应有明显的反光警示标志，保证15年不褪色。
2.17.4外箱体应设置明显的标志，如设备名称、有电危险等。
标志和标识的制作应符合GDW742的规定。
2.17.5外箱体顶盖的倾斜度应不小于10°，并应装设防雨檐。
门开启角度应大于105°，并设定位装置；装设暗锁，并设外挂锁孔。
门锁具有防盗、防锈及防堵功能。
2.17.6外箱体应设有足够的自然通风口和隔热措施，保证在4.1条规定的条件下运行时，所有电器设备的温升不超过其允许值，并且不得因此降低环网柜的外箱体防护等级。
2.17.7外箱体底部应配备4根可伸缩式起吊销，起吊销应能承载整台设备的重量。
2.17.8户外环网柜应设有独立的配电自动化单元安装空间，按配电自动化终端（DTU）遮蔽立式放置，宽度空间不低于600mm。
箱DTU终端具体要求详见“配电自动化终端技术规”。
2.18二次接口要求
2.18.1 总体要求
a）环网柜应具备规要求的
升级会员 