10kV柱上真空断路器自动投切型智能型技术协议解析.docx

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10kV柱上真空断路器自动投切型智能型技术协议解析

XX市XX区XX年10kV及以下配网工程

10kV柱上真空断路器自动投切型（智能型）

技术协议书

XXXX电力设计院

XX年XX月

前附表

设备供货及需求一览表

序号

项目名称

物资名称

规格型号

数量

单位

备注

1

XXX改造工程

10kV真空柱上断路器，630A，自动投切型

ZW32-12/630-20

1.0

组

双侧隔离

2

XXX改造工程

10kV真空柱上断路器，630A，自动投切型

ZW32-12/630-20

1.0

组

双侧隔离

3

XXX改造工程

10kV真空柱上断路器，630A，自动投切型

ZW32-12/630-20

1.0

组

双侧隔离

4

XXX改造工程

10kV真空柱上断路器，630A，自动投切型

ZW32-12/630-20

1.0

组

双侧隔离

5

XXX改造工程

10kV真空柱上断路器，630A，自动投切型

ZW32-12/630-20

1.0

组

双侧隔离

6

XXX改造工程

10kV真空柱上断路器，630A，自动投切型

ZW32-12/630-20

1.0

组

双侧隔离

7

XXX改造工程

10kV真空柱上断路器，630A，自动投切型

ZW32-12/630-20

1.0

组

双侧隔离

8

XXX改造工程

10kV真空柱上断路器，630A，自动投切型

ZW32-12/630-20

1.0

组

双侧隔离

合计

8组

目录

1总则1

2规范性引用文件1

3使用条件2

4一般要求2

5功能及技术要求3

5.1柱上断路器技术参数3

5.2断路器本体技术要求4

5.3配组CT、PT及接口部件技术要求。

5

5.4控制箱（器）技术要求6

5.5柱上断路器在放射型线路结构短路故障时的工作原理7

6试验及验收要求7

6.1断路器开关本体7

6.2电流互感器（CT）9

6.3单相电压互感器（PT）9

6．4控制箱（器）9

6.5安装、调试、试运行和验收10

7供货清单11

7.1一般规定11

7.2供货范围（每组设备配置）11

8包装、运输和存储12

9技术文件13

10服务及培训要求13

11.1工程联络会13

11.2售后服务13

11.3技术培训13

11交货时间及地点14

12备品备件及专用工具14

12.1备品备件14

12.2易损件14

12.3专用工具15

13差异表15

1总则

1.1本技术协议书适用于云南电网公司基建配网工程玉溪供电局2014年农网项目的中标产品技术要求。

乙方应仔细阅读技术协议书中阐述的全部条款。

乙方提供货物的技术规格应符合本技术协议书提出的要求。

1.2如果乙方没有以书面形式对本技术协议书的条文提出异议，则意味着乙方提供的设备完全符合本规范书的要求。

如有异议，应在投标书中以“对规范书的意见或同规范书的差异”为标题的专门章节加以详细描述。

1.3乙方应至少有200台以上类似本技术协议书的柱上断路器的业绩，且在国内电力系统运行3年以上，须提供国家重点城市配电网自动化项目运行经验可靠证明。

若发现乙方提供的应标材料有失实情况，甲方有权拒绝该投标。

1.4为满足云南地区的高海拔使用环境，断路器使用高海拔产品，使用海拔2000m，须提供国家检测机构相关试验报告。

1.5本技术协议书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，乙方应提供符合最新版本的GB标准和本技术协议书的优质产品。

1.6技术协议书所使用的标准如遇与乙方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。

1.7技术协议书经买卖双方确认后，作为合同的附件，与合同正文具有同等的法律效力。

1.8本技术协议书中涉及有关商务方面的内容，如与招标文件的《商务部分》有矛盾时，以《商务部分》为准。

1.9本技术协议书中断路器及附件、控制装置及其组件质保期为1年，并提供终身技术支持。

1.10乙方应对设备进行分项报价，甲方在质保期内外购买任何部件，价格不得超过投标价格。

1.11本规范书未尽事宜，由甲方和乙方在合同技术谈判时双方协商确定。

1.12乙方应提供的资格文件，乙方在投标文件中应提供下列有关资格文件，否则视为非响应性投标。

1.12.1权威机关颁发的ISO-9000系列的认证书或等同的质量保证体系认证证书。

1.12.2最近3年内同类设备的销售记录及相应的最终用户的使用情况证明（包括安装地点、投运时间、运行情况等）。

1.12.3有能力履行合同设备维护保养、修理及其他服务义务的文件。

2规范性引用文件

下列标准所包含的条文，通过在本技术协议书中引用而构成本规范书的条文。

下列标准出版时，所示版本均为有效。

所有标准都会被修订，使用本技术协议书的各方应使用下列标准的最新版本。

如标准间出现矛盾时，则按最高标准执行或按双方商定的标准执行。

GB11022—1999高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求

GB763－1990交流高压电器在长期工作时的发热

GB1207-2006电磁式电压互感器

GB1208-1997电流互感器

GB/T3309-1989高压开关设备常温下的机械试验

DL/T403-200012kV-40.5kV高压真空断路器订货技术条件

DL/T690-1999 交流高压断路器合成试验技术条件

DL/T593—1996高压开关设备的共用订货技术导则

DL/T726-2000电力用电压互感器订货技术条件

DL/T844-200312kV少维护户外配电开关设备通用技术条件

Q/CSG10703-2009110kV及以下配电网装备技术导则

QG/YW-SC-05-2009云南电网35kV及以下配电网设备装备技术原则

3使用条件

序号

名称

单位

甲方要求值

备注

1

周围空气温度

最高气温

℃

+70

最低气温

-40

24小时平均不超过

35

最大日温差

K

25

2

海拔

m

2000

3

湿度

日相对湿度平均值

％

≤95

月相对湿度平均值

％

≤90

4

地震烈度

度

8

5

覆冰厚度

mm

10

6

污秽等级

级

IV

外绝缘爬电比距大于31mm/kV

7

日照强度

W/cm2

0.1

风速0.5m/s时

8

最大风速

m/s

≤35

4一般要求

4.1产品必须满足电力行业的相关要求，所用技术必须是行业内成熟的技术。

4.2同批次、同类型的产品应使用同一设计、相同材料和相同工艺制造。

4.3产品表面不应有任何肉眼可见的缺陷，例如划痕、压印等。

4.4柱上断路器装设在主干线或分支线上，配备电压互感器以及三相电流互感器。

5功能及技术要求

5.1柱上断路器技术参数

参数名称

参数要求

（1）电气额定参数

额定电压

12kV

额定电流

630A

开断电流

20kA

额定短路电流开断次数

50次

短时耐受电流及时间

20kA/4s

峰值耐受电流

50kA

额定短路关合电流

50kA

额定绝缘水平（海拔3000m试验值，适用于海拔2500m）

a.雷电冲击耐受电压（峰值）:

≥75kV

b.1min工频耐受电压（方均根值）:

≥42kV

额定频率

50Hz

（2）机械参数

操动机构

采用弹簧操作机构

操作形式

全相操作或单相联动

合闸时间

≤60ms

分闸时间（速断保护动作出口时间+开关分闸时间）

≤30ms（要求乙方提供相应报告）

三相分、合闸不同期性（相间）

≤2ms

合闸弹跳

≤2ms

平均分闸速度

1.1±0.2m/s

平均合闸速度

0.6±0.2m/s

额定操作顺序

分-0.3s-合分-3s-合分-3s-合分-闭锁

（3）其它参数

额定操作电压及辅助回路额定电压

DC24V（操作回路）/AC110或AC220（机构电源）

相间距

≥250mm

免维护周期

15年

真空灭弧室

真空度≥6.6×10-3Pa

有效期≥20年

稳定性操作次数

≥10000次

接线板材质

铜质，接触面表面镀银

5.2断路器本体技术要求

5.2.1绝缘和防护

断路器本体采用全绝缘全密封真空断路器设备，带电部分不外露，避免污秽。

开关整体全密封，防护等级不低于IP67。

5.2.2本体出线

极柱应采用环氧树脂或硅橡胶浇注技术将真空灭弧室浇注为一体。

真空断路器所配用的真空灭弧室，其安装方式、端部联结方式及联结尺寸应统一，以保证真空灭弧室的互换性。

极柱应具有耐高低温、耐紫外线、耐老化特点，外部爬电比距为31mm/kV。

5.2.3断路器本体外壳

断路器本体外壳采用铝合金板或不锈钢板，保证15年以上不生锈；本体、机构的外壳防护等级不低于IP67。

断路器外壳的厚度不小于3mm，要求进行清洗、化学钝化、两遍防日光、防腐蚀油漆以及喷塑。

断路器本体外壳上有明显“分”、“合”等指示，安装运行后可以清晰地识别断路器分、合闸位置。

并且必须保证分、合闸指示与断路器分、合闸位置对应一致。

断路器本体分闸拉环杆及拉环自身直径应不小于6mm，拉环圈直径应不小于60mm，拉环采用不锈钢（1Cr18Ni9Ti），喷涂黄色反光漆。

断路器安装方式为安装方式为座装和吊装两用结构。

高压组管上方设置搬抬移动支架，避免抬拉组管。

安装板采用热镀锌钢件，热镀锌厚度不小于70μm。

断路器在寿命期具有有效的保障运行安全、防止凝露的措施，箱内加装吸附剂。

设置专用接地引线安装装置、直径不小于12mm的防锈接地螺栓及接地标志。

5.2.4操作机构

真空断路器的操作机构上应有明显的、易观察的分、合闸位置指示器，且必须保证分、合闸指示与开关分、合闸位置对应一致。

操作机构的二次回路及元件应能耐受2kV/1分钟的试验电压。

断路器电动/手动操动机构应能就地电动、手动操作。

机构应能够进行电动、手动分闸操作。

机构应具有防跳跃装置。

机构应装置在防潮、防尘、防锈的密封壳体中，达到15年免维护。

操动机构的各种线圈（电动机绕组和接触器除外）的匝间绝缘应能承受2.5倍额定电压的工频耐压试验1min。

试验时用提高频率法将电压施加在线圈端钮上，但必须保证线圈温升不得超过DL402中的规定值。

应具有指示动作次数的装置。

断路器应提供用户使用的辅助接点，不少于4常开、4常闭。

辅助接点采用真空辅助接点，辅助接点的容量不小于220V/5A或DC24V/16A，。

所有辅助接点应接至端子排。

端子采用凤凰端子或相同质量的端子，端子及端子排应有标记、序号。

端子排间距不小于140mm，端子排适用于接不小于4mm2导线。

5.3配组CT、PT及接口部件技术要求。

5.3.1电流互感器（CT）技术要求

断路器内置三相电流互感器，能检测线路电流和零序电流。

额定电气参数：

项目

单位

技术参数

内置相电流互感器变比、精度

200-400-600/5、0.5/10P10

内置零序电流互感器变比、精度

20/1、10P10

绝缘介质

环氧树脂

额定短时热稳定电流/持续时间

20kA/3s

二次绕组对地耐压

工频2kV/1min

5.3.2电压互感器（PT）技术要求

作为断路器的控制操作电源和线路电压采样信号的测量设备。

配组干式PT满足短时输出容量150VA的断路器操作容量要求，以及满足长期稳定运行1级精度的测量要求。

电压互感器采用树脂绝缘外敷硅橡胶保护的全封闭结构，免维护设计，具有较强的耐紫外线及户外气候，并且具有阻燃、防爆、憎水、防腐蚀等特点。

产品应降低磁密，降低过电压时的磁通饱和度，降低冲击电流，提高耐过电压和雷电冲击能力。

电压互感器的结构便于现场安装，结构型式：

单相两部一体、立置。

额定电气参数

项目

单位

技术参数

高压侧额定电压

kV

12

低压侧额定电压

V

220/100

额定电压比

10kV/220V/100V

额定频率

Hz

50

测量组精度及额定容量

0.5级/25VA

电源组额定功率

VA

大于等于50（连续）

大于等于150（短时）

阻抗

Ω

小于2500

一次绕组绝缘水平

工频耐受电压（有效值1min）

kV

42

雷电全波冲击耐受电压

kV

75（峰值）

二次绕组绝缘水平（二次绕组之间和二次绕组对地的短时工频耐受电压）

kV

5kV/1min

局部放电水平

14.4kV≤10PC

短路承受能力

4s，互感器机械效应和热效应无损伤

温升限制（正常环境下）

≤65k

爬电距离

高压对地爬距：

695㎜

高压相间爬距：

1052㎜

载波冲击耐受电压

kV

86（峰值）

1次感应耐压

150Hz，28kV/min

5.3.3接口及连接电缆部件技术要求

断路器本体应具备电动操作和自动化接口，控制接口采用军品级航空插接件，并预先安装，航空接插件具备防CT开路功能；航空插接件应密封可靠，盐雾实验（溶解50±1g氯化钠于1升水中，用化学冰醋酸调至PH值为3.0~3.1，温度35±2℃，96h喷雾试验）表面镀层不应有起泡、起皮和腐蚀现象；未插接控制引线前，插头端罩应用具有抗日光老化、抗气候老化及抗腐蚀能力的橡胶罩可靠封闭。

户外控制回路电缆需阻燃防腐、耐高温、防爆晒，不开裂。

电缆具备足够拉力强度，在电缆两端悬挂10kg重物10min，电缆体外观无裂纹、拉伤。

5.4控制箱（器）技术要求

5.4.1功能要求

（1）微机保护功能：

具有瞬时速断、限时速断、定时过流、单相接地保护、相间保护、低电压闭锁保护和防涌流功能，灵活整定保护定值。

（2）重合闸功能：

最多可设定3次重合闸，可自由选择重合闸次数和不同的重合间隔。

（3）测量功能：

测量三相电压、电流等数据及各种运行数据记录和事件记录，完善的故障记录及事件追忆功能，掉电不丢失。

（4）可配备无线遥控器，实现近距离遥控分闸、合闸操作。

具备远方遥控操作功能

（5）通讯接口及协议：

控制器配有数据接口标准远动通讯协议，支持光纤、有线、无线等各种通讯方式，充当配电自动化系统中的远程终端。

（6）控制器界面采用液晶中文显示，使用、维护、整定定值方便快捷。

5.4.2操作功能

（1）主要功能

瞬时速断保护

限时速断保护

定时过流保护

单相接地保护

相间短路保护

数据记录功能

自动重合闸（重合时间≥60s）

（2）主要性能参数

操作电源电压AC220V

电流输入范围0～10A

电流整定范围一次10-5000A

保护整组动作时间≤25ms

过流保护延时时间0.01s～99.99s

整机功耗＜5W

5.5柱上断路器在放射型线路结构短路故障时的工作原理

请乙方务必在投标文件中进行分析和描述。

已知参数：

下图给出了10kV放射型线路结构，其中CB为35kV天山变10kV洪峰线出线断路器，线路上分别安装了分段开关“B”“C”“D”“E”，这些开关的控制器具有延时设置键，根据线路的状况，分别将“B”“C”“D”“E”分段开关的控制器延时设为5s、10s、5s、10s，表示当各级开关在感受到一端来电时，通过上述的延时时间完成4关合。

请乙方分析和描述当线路c区段分别发生永久性和瞬时性短路故障时，整条线路的智能型真空断路器设备的故障检测、隔离和恢复供电的原理及动作过程。

6试验及验收要求

6.1断路器开关本体

6.1.1型式试验

应通过GB3804-2004《3.6kV～40.5kV高压交流断路器》规定的全部型式试验。

1）环境要求检验

应按照GB/T11022-1999中的2.1有关要求进行，结果应符合本技术规范的要求。

2）绝缘试验

Ø断路器绝缘试验按GB311.1及GB/T11022-1999的规定进行。

Ø断路器在机械寿命前后，在其相间、相对地、断口之间应能承受工频试验电压42kV，1min；在湿试情况下，其相间、相对地、断口之间应能承受工频试验电压36kV,1min。

Ø断路器在额定短路电流开断试验前后，其相间、相对地、断口之间应能承受工频试验电压42kV，1min及75kV正、负极性全波雷电冲击试验电压（开断电流试验后断口间通过雷电冲击试验电压值的80%）。

Ø断路器的操动机构的控制、联动、信号电路的各元件及二次回路本身能承受工频试验电压2kV，1min。

试验电压加在辅助回路导电体和底座间。

3）温升试验

Ø温升试验的方法按GB/T11022-1999的规定进行。

Ø断路器操动机构的载流元件及附加设备的温升试验方法及要求按GB/T11022-1999的规定执行。

4）短时耐受电流和峰值耐受电流试验按GB/T11022-1999中的6.6规定进行。

5）额定短路关合电流和开断电流试验按GB1984-2003的6.102规定进行。

6）开合单个和背对背电容器组电流按GB1984-2003的6.111.5.3规定进行。

7）异相接地故障开断试验按GB1984-2003进行，应符合6.108项有关规定。

8）电缆充电电流开合试验按GB1984-2003的6.111.5.2规定进行。

9）回路电阻测试主回路电阻测量在温升试验前后进行，用直流电压降法测量，温升试验前后主回路电阻之差不超过20%，电阻值不超过本标准规定。

10）电寿命试验按DL/T403-2000中6.9的规定进行额定短路开断电流下的开断次数试验，本项实验可与开断能力试验合并进行。

11）机械寿命试按GB/T3309-1989规定的方法进行。

每一试验循环中的操作顺序按下表进行；试验过程中不更换零件，不对零件作任何机械调整；试验操作频率3～5次/分钟；试验共分5个循环进行，每个循环试验前后，按规定加润滑脂和作少量紧固调整。

每一试验循环中的操作顺序及次数。

操作顺序

操作电压

操作次数

合－ta－分－ta

最高

500

额定

500

最低

500

分－0.3s－合分－ta－合

额定

250

总计合、分次数

2000

12）密封试验试验采用扣罩法，将开关置于密封仓中放置24小时，测试数据换算后相对年漏气率不大于1%，按GB/T11022-1999的6.8进行。

13）防护等级试验IP代码的检验按GB/T11022的6.7.1进行，应符合正常条件下断路器可触及的所有部分。

14）分、合闸时间试验。

6.1.2出厂试验

每台开关出厂前均须经严格检查，并应向用户提供出厂试验报告，出厂试验应按以下项目和程序进行。

Ø主回路的绝缘试验。

Ø辅助和控制回路的绝缘试验。

Ø主回路的电阻测量。

Ø密封试验。

Ø机械操作试验。

Ø设计和外观检查。

6.2电流互感器（CT）

1）精确度试验。

按GB1208-1997中第6.4规定的方法进行。

2）额定短路耐受电流（16kA，2s）和额定峰值耐受电流（40kA）试验（结合开关型式试验）。

按GB1208-1997中第4.5.1规定的方法进行。

3）温升试验，200A时的温升不大于85K。

按GB1208-1997中第4.5.2规定的方法进行。

4）局部放电试验。

按GB1208-1997中第4.6.2.2规定的方法进行。

6.3单相电压互感器（PT）

1）精确度试验。

按GB1207-1997中第6章规定的方法进行。

2）局部放电试验。

按GB1207-1997中第4.10.10规定的方法进行。

3）绝缘特性试验。

按GB1207-1997中第4.10.11规定的方法进行。

4）温升试验。

按GB1207-1997中第4.10.1规定的方法进行。

6．4控制箱（器）

1）控制逻辑试验应正确无误。

2）温度试验：

按照GB/T7261-2000中第12章的规定。

3）动作值及准确度测试：

按GB/T7261-2000中第7章和第8章规定的方法进行。

4）产品功能测试：

按GB/T7261-2000中第26章规定的方法进行。

5）功率消耗测试：

按GB/T7261-2000中第9章规定的方法进行。

6）绝缘性能测试：

按GB/T7261-2000中第19章规定的方法进行。

7）抗干扰试验

Ø承受高频干扰能力测试，按DL/T721-2000中5.4.8.5规定的方法，测试后产品内元器件不应损坏，产品主要性能应符合本标准的要求。

Ø承受浪涌干扰能力测试，按DL/T721-2000中5.4.8.6规定的方法，测试后产品内元器件不应损坏，产品主要性能应符合本标准的要求。

Ø承受快速瞬变干扰能力测试，按DL/T721-2000中5.4.8.4规定的方法，测试后产品内元器件不应损坏，产品主要性能应符合本标准的要求。

Ø承受机械振动能力测试，按DL/T721-2000中5.7规定的方法，测试后产品内元器件不应损坏，产品主要性能应符合本标准的要求。

8）安全试验：

外壳防护等级测试，外壳防护（IP防护）按GB4208-1993的规定方法进行。

6.5安装、调试、试运行和验收

1）合同设备的安装、调试，将由乙方在甲方监督下进行。

2）如果在安装、调试、试运行及质保期内，设备发生异常，由乙方负责免费更换。

3）工厂试验

Ø为保证工程进度，确保系统满足标书的性能指标要求，甲方将保留参加乙方的工厂试验的权力，乙方应予配合。

Ø工厂试验应包括装置试验、系统功能试验至系统指标试验。

Ø乙方完成工厂试验后，应及时通知甲方，以便甲方安排工厂验收试验。

4）工厂验收

Ø乙方向甲方提交设备详细的工厂验收大纲，该大纲至少应包括：

试验日期、试验接线、试验项目、试验方法，以及测量仪器和仪表等。

该大纲经设计联络会议讨论修改后，经甲方确认后执行。

Ø乙方应确认提供的设备满足标书要求。

Ø乙方应按本规范书的要求，向甲方提供工厂试验报告，有关设备的试验报告，同时提供设备和软件的使用和测试说明书。

Ø在工厂验收试验期间，乙方应向甲方参加试验的工作人员提供检查、测试和记录设备。

Ø甲方参加工厂验收试验的工作人员将不签署任何有关系统性能的证明书，甲方参加工厂验收试验并不意味着解除乙方保证系统质量的责任，也不能代替设备到现场后的检查和测试。

Ø工厂验收试验在工厂试验的基础上进行，主要根据规范书要求进行系统的功能和性能试验，以便确认。

Ø工厂验收试验应包括系统性能试验、功能试验和稳定试验。

Ø工厂验收试验要有完整、且双方签字的试验报告。

Ø完成所有工厂验收试验后，经甲方参加工厂验收试验人员认可后，设备可以装运至现场。

5）现场预验收

Ø现场验收试验的时间和条件由甲方根据现场安装和调试的进度确定。

乙方应负责培训甲方技术人员，使其掌握系统维护的各项技能。

Ø现场验收试验主要目的是检验系统的各项功能是否实现，系统的性能指标是否达到。

Ø现场验收结束后，进行72小时的稳定性试验，试验要求同工厂验收试验。

Ø72小时稳定性试验结束后，标志现场验收试验结束，双方将签字确认试验结果。

Ø在试验