gis气体绝缘金属封闭开关设备 技术规程

gis气体绝缘金属封闭开关设备 技术规程 1 ,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, 气体绝缘金属封闭开关设备 管理技术规程 前 言 为了确保气体绝缘金属封闭开关设备(以下简称GIS 设备)的安全运行，提高运行可靠 性，特制定本规程。本规程对GIS 设备的监造、安装、调整试验、投产验收、运行维护和 检 修的全过程管理进行了详尽的技术规定和参数要求。 本规程在附录A 中提供了GIS 设备土建基础验收要点。 本规程在附录B 中提供了GIS 安装主要工器具及耗材配置表。 本规程在附录C 中提供了分元件GIS 设备安装要点 本规程在附录D 中提供了GIS 间隔设备整体单元安装要点 本规程在附录E 中提供了GIS 安装工序工艺标准卡。 本规程在附录F 中提供了GIS 气室水分处理主要工器具。 本规程在附录G 中提供了SF6 气体充注工序工艺标准卡。 本规程在附录H 中提供了GIS 气室受潮处理典型 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 。 本规程在附录I 中提供了GIS 设备高压电力电缆头安装要点。 本规程在附录J 中提供了户外GIS 安装临时防尘工作房搭建及使用指南。 本规程在附录k 中提供了本规程用词说明。 I 目 录 前 言..................................................................... I 气体绝缘金属封闭开关设备管理技术规程(试行) ................................. 1 1 范围....................................................................... 1 2 规范性引用文件............................................................. 1 3 设备监造................................................................... 1 4 设备安装................................................................... 3 5 投产验收.................................................................. 11 6 运行维护.................................................................. 13 7 检修...................................................................... 17 附 录 A GIS 设备土建基础验收要点........................................... 21 附 录 B GIS 安装主要工器具及耗材配置表.................................... 22 附 录 C 分元件GIS 设备安装要点............................................ 23 附 录 D GIS 间隔设备整体单元安装要点....................................... 25 附 录 E GIS 安装工序工艺标准卡............................................. 26 附 录 F GIS 气室水分处理主要工器具......................................... 29 附 录 G SF6 气体充注工序工艺标准卡......................................... 30 附 录 H GIS 气室受潮处理典型方案........................................... 32 附 录 I GIS 设备高压电力电缆头安装要点..................................... 33 附 录 J GIS 户外安装临时防尘工作房搭建及使用指南........................... 34 附 录 K 本规程用词说明.................................................... 35 1 气体绝缘金属封闭开关设备管理技术规程(试行) 1 范围 1.1 本规程适用于气体绝缘金属封闭开关设备(简称GIS)。 1.2 本规程中GIS 设备包括断路器、母线、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、 进(出)线套管或电缆终端等一次设备以及相应的二次控制、测量和监视装置等。 1.3 本规程适用于复合式GIS(Hybrid GIS ，简称HGIS)，如PASS、MITS、HIS、GIM 等。 1.4 除本规程另有规定外，各元件应符合各自相应的标准。 1.5 充气式开关柜参照本规程执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的 修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用 于本标准。 GB/T2900.1《电工术语 基本术语》 GB 1984-2003《高压交流断路器》 GB 1985-2004《高压交流隔离开关和接地开关》 GBJ147《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》 GB/T8905《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》 GB/T11022《高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求》 GB/T11023《高压电气设备六氟化硫气体密封试验导则》 GB/T7674《72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备》 GB50150-2006《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》 DL506《六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法》 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/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 DL/T603-2006《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》 DL/T615《交流高压断路器参数选用导则》 DL/T617《气体绝缘金属封闭开关设备技术条件》 DL/T618《气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程》 DL/T 639-1997《六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则》 DL/T728《气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则》 SD311《六氟化硫新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法》 JB/T7052《高压电器设备用橡胶密封件六氟化硫电器设备密封件技术条件》 JB/T9694《六氟化硫断路器 通用技术条件》 国家电网公司颁布的技术标准与规范 川电生技[2006]19 号《四川省电力公司反事故措施实施细则(试行)》 3 设备监造 3.1 基本原则 依据《气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则》、《国家电力公司电力设备监造实施办法》等技 术标准、与制造厂签订的技术协议进行监造。应重点监督制造厂是否严格执行订货技术协议。 2 3.1.1 由运行单位负责监造工作，选派具有一定的专业技术水平和工作经验的技术人员参加。 3.1.2 对GIS 设备监造的要求: 3.1.2.1 应在监造工作开始前根据设备的监造范围和内容编写监造大纲; 3.1.2.2 应严格按照监造大纲、签订的技术协议和相关技术标准进行监造工作; 3.1.2.3 在监造过程中主要从设备的制造原材料、生产工艺、性能试验等进行全方位监造; 3.1.2.4 应在监造现场收集与设备质量有关的各种证明文件，对不能提供元器件质量证明文件和监造 中发现的问题，及时向省公司项目主管部门及生产技术部反映，并以书面形式记录; 3.1.2.5 现场设备监造工作结束后应及时出具监造报告。 3.1.3 物资采购部门应督促厂方将设备的生产进度计划和质量检验计划明确告知设备监造单位，并由 监造单位与厂家共同确定见证项目及方式。 3.1.4 对监造过程中发现的问题，制造厂应给予明确的解释，按相关技术标准进行整改。 3.1.5 GIS 设备的监造应分两个阶段进行: 3.1.5.1 第一阶段在产品生产中期，组装之前，见“3.2 监造内容”第1-9 项，重点是第3.2.1、3.2.2、 3.2.7、3.2.8 项; 3.1.5.2 第二阶段是组装及总装出厂试验，见“3.2 监造内容”第3.2.10、3.2.11 项。 3.1.5.3 对252kV 及以上的GIS 设备，必要时进行两个阶段的监造。监造时，应在厂方提供的监造记 录单上签字。 3.1.5.4 对126kV 及以下的GIS 设备，必须进行第二阶段的监造。 3.1.6 监造完成后，制造厂质量检验员应与监造人员共同在质量监造报告上签字确认。监造报告一式 两份，双方各存一份。监造报告存运行单位，由专人负责保管。 3.2 监造内容 3.2.1 应监督其相关专业车间、总装车间的环境条件(净化度、湿度等)，应符合国家相关规定。 3.2.2 断路器 3.2.2.1 绝缘拉杆:烘燥时间及温度满足制造厂工艺要求，并通过机械强度取样试验和工频耐压试验。 3.2.2.2 灭弧室:触头质量、喷嘴材料有进厂验收记录，并符合产品技术条件。 3.2.2.3 并联电容器:电容量、介质损耗值、局部放电、工频耐压符合相关标准要求。 3.2.2.4 并联电阻:电阻值符合订货技术要求。 3.2.2.5 操作机构:操动特性符合产品技术条件。 3.2.2.6 传动件:材质、杆棒拉力强度、零件硬度符合产品技术条件。 3.2.2.7 罐体:焊缝探伤无缺陷，密封试验符合产品技术条件。 3.2.3 隔离开关 3.2.3.1 传动件:材质杆棒拉力强度、零件硬度符合产品技术条件。 3.2.3.2 操作机构:无变形、无卡涩，操作灵活。 3.2.4 快速接地开关 3.2.4.1 合闸时间应不超过0.1s;分、合闸速度应能保证其开断及关合性能; 3.2.4.2 额定关合短路电流应与断路器一致，关合次数为2 次。 3.2.5 电流电压互感器 烘燥时间及温度满足制造厂工艺要求，准确等级、伏安特性符合订货技术要求。 3.2.6 避雷器 符合订货技术要求。 3.2.7 进出线套管 符合订货技术要求。 3.2.8 母线 3.2.8.1 盆(柱)式绝缘子:逐个通过射线探伤试验和工频耐压试验，机械强度抽样试验; 3.2.8.2 母线材质为电解铜; 3.2.8.3 导电回路中的固定连接应有可靠的紧力补偿结构; 3 3.2.8.4 触指插入式连接结构应保证触指接触压力均匀。 3.2.9 外壳 3.2.9.1 外壳的厚度:以设计压力和在下述最小耐受时间内外壳不烧穿为依据。 a) 电流等于或大于40kA，0.1s; b) 电流小于40kA，0.2s。 3.2.9.2 外壳的结构材料: 根据材料供应厂的合格证或制造厂的进厂检验结果，对保持材料的最低性能负责。 3.2.9.3 强度试验: 如果外壳及其零部件的强度未经计算，则要进行强度试验。强度试验可以是破坏压力试验，亦可以 是非破坏压力试验，要与采用的材料相适应。 3.2.9.4 罐体:焊接质量。 3.2.10 组装及试验 3.2.10.1 对已确定的供货设备单元，组装前应由监造人员进行质量及工艺的确认。 3.2.10.2 组装后的设备单元应由监造人员对试验项目及数据进行确认。 3.2.11 总装出厂试验 3.2.11.1 GIS 设备应在出厂前进行总装，并做好对接标记(以便现场安装)，完成试验后，拆卸装箱 发运。 3.2.11.2 总装过程中，交流耐压试验前，应在工厂组装车间内，对气室进行洁净度检查，每一个间隔 抽查一个气室，采取开盖或解体检查的方法，特别是检查水平安装的盆式绝缘子表面有无污染。 3.2.11.3 GIS 设备铭牌参数与订货技术条件一致。 3.2.11.4 GIS 设备的机械特性、操作特性、电气特性等均应符合订货技术条件。 3.2.11.5 按订货技术条件要求通过交流耐压试验。 3.3 包装运输:GIS 设备各运输单元必须符合工厂包装规范要求，有良好的防振措施，应适合运输和 装卸的要求，并应有标志，以便于现场组装。在运输过程中应充以符合标准的低气压SF6 或N2 气 体，以免潮气侵入。 4 设备安装 4.1 对各相关单位的基本要求 4.1.1 产品制造单位 4.1.1.1 制造厂应在安装前一个月提供现场安装设备的使用 说明书 房屋状态说明书下载罗氏说明书下载焊机说明书下载罗氏说明书下载GGD说明书下载 (包括GIS 现场安装要求，安装用 材料表，运输单元的重量、起吊和开箱的注意事项等内容)。 4.1.1.2 负责现场设备安装的技术指导。对设备安装过程中发现的问题，应认真分析，以书面形式与 用户进行确认，及时整改。 4.1.2 工程施工 建筑工程施工承包1园林工程施工准备消防工程安全技术交底水电安装文明施工建筑工程施工成本控制 单位 4.1.2.1 现场安装人员应具备一定的专业技术和工作经验，安装前已熟悉制造厂提供的技术资料和施 工图纸。 4.1.2.2 严格按照制造厂的安装工艺要求进行安装，接受制造厂现场安装技术人员的指导。 4.1.2.3 每一安装步骤完成后，应进行检查，并作书面记录。施工单位安装负责人员与制造厂技术指 导人员在检查记录上签字确认。 4.1.2.4 隐蔽工序必须经监理认可后，方能进行下一工序施工。 4.1.2.5 对安装中发现的问题，应及时向制造厂技术指导人员和工程监理提出，并按确认的整改意见 组织施工。 4.1.3 监理单位 4.1.3.1 严格按照国家、行业有关标准、设备设计、技术 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 和制造厂的安装工艺要求进行安装施工 监理工作。必须对隐蔽工程进行旁站监理。 4 4.1.3.2 按照设备基建安装工程监理要求，确认设备及其附件验收、安装质量、设备调试等资料齐全、 有效，符合施工验收要求。 4.1.3.3 负责监督设备设计、安装、验收中发现问题的整改工作。 4.1.4 工程设计单位 对设备在制造、施工、验收中出现的设计问题，应及时给予解答。存在对制造、施工、验收产生影 响的问题，必须提出书面整改意见，告知工程相关单位。 4.2 GIS 设备现场卸货、开箱验收和保管 4.2.1 现场开箱验收由监理单位负责组织，必须有物资供应部门人员、厂方人员、监理单位人员、施 工单位人员在场的情况下方能进行设备的开箱验收。 4.2.2 设备开箱验收、存放 4.2.2.1 检查产品的铭牌数据是否与设计相符。 4.2.2.2 检查技术文件:设备的装箱清单、产品合格证书、安装使用说明书、接线图及试验 报告等应 齐全。 4.2.2.3 根据装箱清单清点数量，所有元件、附件、备件及专用工器具应齐全、完好，符合订货合同 的技术规定。 4.2.2.4 设备包装及密封应良好，所有充气单元压力值应符合产品运输的技术规定。 4.2.2.5 GIS 各部件应完整无损，瓷件无损伤，绝缘件无受潮、变形及破损，接线端子、插接件及载 流部分光洁、无锈蚀现象，支架及接地引线应无锈蚀或损伤，防爆膜完好。设备上的防震荡装置不应损 坏或脱落。各元件的紧固螺栓应齐全无松动。 4.2.2.6 备品备件等材料应存放在防雨水且通风良好的棚库内，并不得直接搁置在地面上。 4.3 高压设备安装 4.3.1 现场安装条件要求 4.3.1.1 GIS 场地地网已按设计要求施工完毕，并通过质检验收。 4.3.1.2 安装场地的土建、通风、照明、装饰等工程已通过验收并合格。GIS 设备土建基础验收要点 见附录A。 4.3.1.3 作业区内保存清洁，环境湿度应?80%。 4.3.1.4 作业区内严禁有产生粉尘、金属微粒等产生污染物的其他作业同时进行。 4.3.1.5 户外GIS 对接时必须使用临时防尘工作房，防止气室污染。临时防尘工作房搭建及使用见附 录J。 4.3.1.6 单元对接组装时，应穿清洁的专用工作服并换专用鞋或使用鞋套。作业区入口应设置告示牌， 非工作人员不得入内。 4.3.2 安装前的准备工作 4.3.2.1 安装用作业指导书和工序工艺标准卡必须经过审核、批准。 4.3.2.2 对充气部件应按产品技术要求检查气压值并做好记录;对断路器气室应预先测试气体微水含 量并符合制造厂要求。 4.3.2.3 安装地基基准线应明显清晰，符合图纸要求。 4.3.2.4 备好现场作业工器具及合适的起重机械、吊绳。作业工器具详见附录B。 4.3.3 安装要领 4.3.3.1 施工现场安装设备摆放有序并有标识。 4.3.3.2 起重机械应专人专职。吊装GIS 设备应采用尼龙绳索。 4.3.3.3 设备安装紧固螺栓应使用力矩扳手，紧固完成后画上紧固标记。 4.3.3.4 在对接前，应先用无纤维纸、无水酒精或丙酮清洗器件表面，清洁后应避免二次污染。 4.3.3.5 法兰盘接口的密封。 a. 法兰盘的表面应整洁; b. 密封环尺寸应与法兰盘密封槽吻合，无损伤; 5 c. 法兰的安装孔应擦拭干净。 4.3.3.6 导体接触面应使用指定的电力脂。 4.3.3.7 进入GIS 壳体内部安装检查时，应穿戴专用的防尘服。 4.3.3.8 每个安装单元吊装前应进行回路电阻值的测量。 4.3.3.9 GIS 气室SF6 气体压力未达到额定值时，严禁进行绝缘试验和操动试验。 4.3.4 GIS 设备安装要点 4.3.4.1 分元件GIS 设备安装 按元件分为断路器的安装、主母线安装、隔离开关的安装、接地开关连接、电压互感器(避雷器) 的安装、分支母线连接以及套管连接。(见附录C) 4.3.4.2 GIS 间隔设备整体单元安装 以一个间隔为一个安装单元进行安装，GIS 分步安装要点见附录D。其安装工序工艺标准卡见附录 E。 4.3.4.3 电缆头安装: GIS 设备的高压电力电缆头安装应在GIS 耐压完成后进行，GIS 设备高压电力电缆头安装要点见附 录I。 4.3.4.4 GIS 设备接地 (1) GIS 的接地线必须保证其连续性和完整性，法兰连接处应用接地跨条跨接; (2) 设备与主接地网的连接应使用厂家专用铜质接地线排，截面积符合热稳定要求，接触面应搪锡。 4.4 充注SF6 气体 4.4.1 气体的检测:省公司SF6 气体质量管理中心负责对新装设备中的SF6 气体进行监督，提供全过 程的技术服务，并实行分级管理。 4.4.2 新购的SF6 气体应具有制造厂的质量证书，包括生产厂家、产品名称、气瓶编号、净重、生产 日期和检验报告。 4.4.3 SF6 气瓶应直立放置，储存在阴凉、通风良好的库房;严禁靠近易燃、油污地点。 4.4.4 SF6 气体使用前应进行检验，符合标准后方可使用。 4.4.5 新购的SF6 气体必须进行抽样检查。从同批气瓶抽检时,抽取样品的瓶数应符合下表的规定。 项目 1 2 3 4 5 总气瓶数 1-3 4-6 7-10 11-20 20以上 抽取瓶数 1 2 3 4 5 除抽检瓶数外，其余瓶数测定湿度和纯度。 4.4.6 SF6 气体注充前应进行湿度复检。 4.4.7 新SF6 气体的质量标准应符合下表的规定; 项 目 名 称 规定值 纯度(SF6)(m/m) ?99.8, 空气(N2，O2或Air) (m/m) ?0.05, 四氟化碳(CF4)(m/m) ?0.05, 湿度(H2O) ?8礸/g 酸度(以HF计) ?0.3礸/g 可水解氟化物(以HF计) ?1.0礸/g 矿物油 ?10礸/g 6 毒性 生物试验无毒 4.4.8 产品中SF6 气体的水分含量规定: 隔室 有电弧分解物的隔室(礚/L) 无电弧分解物的隔室(礚/L) 交接验收值 ?150 ?250 运行允许值 ?300 ?500 4.4.9 充注SF6 气体应按附录G 工序工艺卡进行，并注意以下事项: 4.4.9.1 操作人员必须经过专业技术培训。 4.4.9.2 操作人员应按照相关要求做好安全防护工作。 4.4.9.3 充气前设备应已抽真空并符合规定要求(抽真空的要求见第4.5.5 条)。 4.4.9.4 充气前应确保所有管路、连接部件清洁干燥，接口处擦净吹干，管内用SF6 新气缓慢冲洗。 4.4.9.5 充入SF6 气体之前，必须进行SF6 气体的湿度测试，其湿度应?8礸/g。 4.4.9.6 应小心移动和连接气瓶，充气装置的软管和产品的充气接头应连接可靠。 4.4.9.7 充气时由于盆式绝缘子单侧受压不能过高,因此初充气体的压力应为额定压力的1/2。 4.4.9.8 充气应使用减压阀，充气时应先关闭减压阀，打开气瓶阀门，再打开减压阀充气。 4.4.9.9 当SF6 气瓶压力降至0.1MPa 表压时应停止充气，更换新气瓶。 4.4.9.10 当不能拆下密度继电器校验时，应利用气室充注SF6 气体时，用万用表对密度继电器的报警 和闭锁信号进行测量，并记录密度继电器编号及动作压力值。 4.4.9.11 充装完毕24h 后，对设备中气体进行湿度测量，若超过下表值，应查明原因并重新进行处理， 直至合格。 设备在 20?时SF6 气体湿度允许值 隔室 有电弧分解物的隔室(μL/L) 无电弧分解物的隔室(μL/L) 交接验收值 ?150 ?250 运行允许值 ?300 ?500 4.4.9.12 密封性检查: 采用灵敏度不低于1×10-6(体积比)的检漏仪对气室各密封部位、管道接头等处进行检测时，检 漏仪不应报警。 4.5 气室水分的处理: 4.5.1 工器具准备(气室水分处理主要工器具见附录F) 4.5.2 抽气装置要求: 4.5.2.1 真空泵极限真空度6×10-2 Pa 以下。 4.5.2.2 真空泵过渡接头应密封良好，无泄露;在真空泵与GIS 气室管路之间应加装电磁阀和截止阀， 以防止真空泵由于意外突然停泵而使真空泵内润滑油和麦氏真空计内水银进入GIS 气室内部。 4.5.2.3 抽气管路宜采用钢编管。 4.5.2.4 电源稳定、可靠。 4.5.3 每个GIS 气室组装完成后应立即进行抽真空处理。 4.5.4 更换吸附剂: 4.5.4.1 252kV 及以上的GIS 设备，应采用进口优质分子筛。 4.5.4.2 安装在GIS 气室内的吸附剂要经过烘干处理，烘干温度为250-300?，时间在4 小时以上。 7 4.5.4.3 烘干的吸附剂应放在密封干燥的容器内冷却到略高于室温后立即装入组合电器内，在空气中 暴露时间不得超过10 分钟。 4.5.4.4 装入吸附剂的量应为气室所充SF6 气体重量的1/10。为使水分处理达到最佳效果，气室抽真 空宜分相进行。 4.5.5 抽真空 4.5.5.1 气室放置好吸附剂后，应立即密封气室进行抽真空。 4.5.5.2 抽真空必须设置专人负责，严禁误操作和意外停泵引发真空泵油倒灌事故。当真空泵意外停 泵，应立即关闭连通GIS 气室的截止阀，打开真空泵排气阀，以防止真空泵内润滑油进入GIS 气室。 4.5.5.3 抽真空的顺序及技术要求: 真空度达到40Pa 开始计算时间，维持真空泵运转至少30min 以上;停泵并与泵隔离，静观30min 后记录真空度(A)，再隔5h，记录真空度(B)，若B-A 的值?20Pa，则可认为合格;否则应进行处理， 并重新抽真空至合格为止。 4.5.5.4 充注高纯N2 4.5.5.4.1 在充注高纯N2 前，应注意下列事项: a.充入纯度不低于99.99,的高纯N2 之前，应先测量N2 的湿度，其湿度应?20礚/L。 b.充气管路必须保持清洁，防止潮气或杂质进入管内。 c.应小心移动和连接气瓶，充气装置的软管和产品的充气接头应连接可靠。 d.当N2 气瓶压力降至0.1MPa 表压时应停止充气，更换新气瓶。 4.5.5.4.2 待气室真空度达到要求后，立即充入合格高纯N2 至0.2MPa。 4.5.5.5 测量N2 湿度: 测量N2 湿度应在N2 充注完毕24h 后进行，其湿度?250礚/L 视为合格。如不合格应重复抽真空处 理至N2 湿度合格为止。 4.5.5.6 将气室内N2 放掉至0 表压。 4.5.5.7 对气室抽真空至40Pa 以下，气室水分处理工作结束，可以充注SF6 气体。 4.5.6 气室受潮处理方案(见附录F) 4.6 二次设备安装 4.6.1 安装前检查 4.6.1.1 机械、工艺部分检查: a.各元件(如接触器、辅助接点、微动开关、端子排)固定牢固、外观良好，无破损、裂口，接线螺 丝紧固。 b.断路器、隔离开关操作机构箱门、汇控柜门开关灵活、密封良好，具备防雨、驱潮功能。箱(柜) 门开合时，不应牵拉、摩擦二次接线。 c.二次接线应排列整齐，绑扎牢固，绝缘层完好，端部编号正确、字迹清晰(专用打印机打印)。 d.汇控柜引至密度继电器、电压互感器、电流互感器、隔离开关操作箱的电缆应套金属软管，用管接 头固定，两端电缆标示牌字迹清晰(专用打印机打印)。 e.汇控柜内端子排应按对应单元进行分段，每段端子排首端应有安装单元编号和中文标示。 f. 汇控柜内的厂家配线应采用软铜导线，且不得直接接入端子，必须使用导线终端附件，确保接线 可靠性。 g 汇控柜内应设置不小于100mm2 的专用接地铜排。 4.6.1.2 技术资料图纸检查 a.具备二次展开式原理图，各二次元件(如接触器、辅助接点、微动开关、端子排)安装接线图; b.具备各二次元件(二次回路)使用说明书，主要参数(如电流互感器二次绕组极性、准确级次和各 抽头变比，电机额定电压、额定功率等)，出厂调试报告。 4.6.1.3 反措落实检查 a.直流回路使用直流空气开关，且上下级之间满足级差配合要求。 b.电流回路使用性能良好、接触可靠的专用电流端子。 8 c.电压互感器星型绕组引出线应设置分相独立快速小开关，且额定电流不宜大于6A。剩余绕组组成 开口三角后的引出线上不宜装设空气开关。“N”线上严禁装设空气开关和串接接点。 d.电压互感器保护电压“N”、计量电压“N”、开口三角“N”应分开(不能在汇控箱联接在一起)， 每个“N”线上装一只击穿保险。电压互感器剩余绕组应全部引至汇控柜组合成开口三角。 e.每把隔离开关应有单独装设的空气开关对其交直流电源进行控制，平时各空气开关处于断开状态，。 f.电流互感器、电压互感器、带电监视器、密度继电器等元件二次接线盒应密封严实。 g.正、负电源端子间应保证一定间隔(至少应空一个端子)。 h.一个接线端子一侧的接线数宜为一根，不超过2 根。 4.6.2 设备安装 4.6.2.1 就地控制柜的安装 就地控制柜开箱后，应检查内部的元件、仪表有没有损坏，规格是否与设计符合，箱柜有没有变形， 油漆是否完好，有没有受潮。 a.就地柜在立盘时，在盘顶吊一个线垂，确保盘柜在一条垂直线上。 b.调整柜地的垫片使盘柜的顶端与下部垂直;在柜的另一边吊好线垂用钢尺量得尺寸垂直度相等，其 允许偏差为(垂直度/米)1.5mm。 4.6.2.2 就地控制柜的二次线连接 检查电缆的规格是否与设计相符，运输过程中有无损伤，在使用前用摇表测量其绝缘电阻值。 电缆敷设应排列整齐，交叉应尽量减少，电缆两端和转弯处要挂上电缆牌。牌上要写出电缆规格、走向、 起止点。电缆线芯剥露部分刚好等于线端子插入的深度。线芯与接线端子应连接牢靠，备用芯的长度比 端子排高300 mm 即可，线芯不允许中间有接头。 (1)电流回路 a. 电流回路在就地一点接地; b. 电流互感器二次绕组分配应使两套线路保护和两套母差保护的保护范围有交叉, 以防出现保 护死角;; c. 应核对电流互感器的出厂极性标注，防止极性接反。 (2)电压回路 a. 汇控箱内的保护电压“N”、计量电压“N”、开口三角“N”应分开(不能在汇控箱联接在一起)， 分别用不同电缆的电缆芯引入控制室。 b. 应检查电压互感器工作接地线是否牢固可靠接地。 (3)控制回路 a. 对插接式端子不同截面的两根导线不得接在同一端子上;对螺栓连接端子，当接两根导线时， 中间应加平垫片。 b. 严禁交直流共用一根电缆。 4.6.3 设备调试 4.6.3.1 当不能拆下密度继电器校验时，应利用气室充注SF6 气体时，用万用表对密度继电器的报警 和闭锁信号进行测试，并记录密度继电器编号及动作压力值。 4.6.3.2 必须检查断路器液(气)压力(弹簧未储能)、SF6 气压低闭锁跳合闸回路的可靠性(实际操 作断路器，不能用观察继电器的动作行为来代替)，闭锁就地、远方信号的正确性。 4.6.3.3 每个气室的报警信号不仅就地端子箱显示正确，后台计算机、调度远方都要显示正确。 4.6.3.4 断路器、隔离开关分合闸调试以前，应首先询问一次安装人员GIS 设备状态，在得到一次负 责人许可并派专人在现场守护后，才能分合断路器、隔离开关。 4.6.3.5 对电流(电压)互感器二次绝缘测试前，应首先询问一次安装人员GIS 设备状态，在得到一 次负责人许可后才能进行绝缘测试。 4.6.3.6 遥控断路器、隔离开关时，应派人在现场观察实际分合过程，以保证断路器、隔离开关分合 行为和操作命令的对应性;同时应检查后台计算机和五防计算机(离线式五防不用检查)上对应断路器、 隔离开关变位的正确性。 9 4.6.3.7 对分相操作断路器带传动试验时，应派人在现场观察断路器实际分合过程，以保证 断路器跳 闸相别和故障相别的对应性，重合、加速跳闸行为和保护动作时序的对应性。 4.6.3.8 应检查开关操作箱分合闸保持电流值与分合闸线圈电阻值相匹配。 4.6.4 联锁、五防闭锁 GIS 五防采用就地联锁和远方软件闭锁相结合的方式，当就地操作(在汇控柜面板上操作)时，启 用就地联锁，当控制室后台计算机遥控操作时，软件闭锁和就地联锁并列运行，五防计算机向后台机发 解锁信号，就地联锁控制操作回路。汇控柜面板操作把手上、操作机构箱内通常不装设电气、机械五防 锁具。 4.6.4.1 就地联锁调试应按联锁回路逻辑进行，轮流改变回路中接点状态，验证联锁逻辑的正确性。 4.6.4.2 要重点检查“带负荷分合刀闸”、“带电合地刀”、“带地刀合主刀”、“双母线倒母误分刀闸” 闭锁的正确性。 4.6.4.3 要重点检查汇控柜间相互闭锁逻辑的正确性(如“合母线地刀”、“合母线侧刀闸”操作)。 4.6.4.4 要重点检查线路侧接地刀闸与线路带电闭锁的正确性。 4.6.4.5 检查本间隔设备与外部设备的闭锁。 4.7 交接试验: a. 主回路电阻测量; b. 主回路绝缘试验; c. SF6气体的验收; d. 气体密封性试验; e. SF6气体湿度测量; f. 元件试验; g. 联锁试验; h. 气体密度装置及压力表校验。 4.7.1 测量主回路的导电电阻: 4.7.1.1 应对每一可测量的导电回路电阻的部分进行分段测量，结果作为原始资料存档。 4.7.1.2 测量方法: a. 采用直流压降法，测试电流不小于100A。所测结果不大于出厂测试值的120%，还应注意三 相平衡度的比较; b. 有引线套管的可利用引线套管注入测量电流进行测量; c. 若接地开关导电杆与外壳绝缘时，可临时解开接地连接线，利用回路上的两组接地开关导电杆 关合到测量回路上进行测量; d. 若接地开关导电杆与外壳不能绝缘分隔时，可先测量导体与外壳的并联电阻R0 和外壳的直流 电阻R1，然后按下式换算: R= R0 R1/ (R1-R0)。 4.7.2 主回路的交流耐压试验: (其中220kV 及以上GIS 的主回路交流耐压试验由四川电力试验研究院负责) 4.7.2.1 试验目的:检查安装后的绝缘性能是否完好，验证运输、包装、储存和安装调试中是否存在 各种故障隐患; 4.7.2.2 被试品应完全安装好，充气到额定密度，并进行密封性试验和气体湿度测量合格后，才能进 行交流耐压试验; 4.7.2.3 耐压回路中的电流互感器二次绕组短接接地; 4.7.2.4 试验电压值为出厂试验电压的80%; 4.7.2.5 若金属氧化物避雷器、电磁式电压互感器与母线之间连接无隔离开关，在交流耐压试验前应 将避雷器、电磁式电压互感器拆除，试验完成后再回装。应注意试验完成后，重新连接隔离部件的过 程中可能引发事故的情况; 4.7.2.6 每一新安装部分都应进行交流耐压试验。 4.7.2.7 耐压试验的判据: 10 若GIS的每个部分均已耐受规定的试验电压而无破坏性放电现象，则认为试验通过。 若试验过程中发生放电，推荐按以下程序进行重复试验: a. 在气体中的破坏性放电是由于积污或表面缺陷所致，可能会在放电过程中烧掉，因而允许 重复试验，施加规定的试验电压。 b. 如果沿固体绝缘表面发生破坏性放电，认为本次试验结束，并建议打开隔室检查并修复后， 再进行一次规定的绝缘试验。 c. 如果重复试验再次失败，则按b.项程序进行。并认为本次试验结束，耐压试验未通过。 4.7.3 SF6 气体的验收: 4.7.3.1 应检查充入GIS 内新气的质量证明书(其内容包括:生产厂名称、产品名称、气瓶编号、净重、 生产日期和检验报告单); 4.7.3.2 充入GIS 内(包括国外进口的)新气按规定抽样进行质量复核; 4.7.3.3 每瓶气体，充前都应进行气体湿度测量，湿度超标者不得使用。 4.7.4 密封性试验: 采用检漏仪的灵敏度不低于1×10-6(体积比)。 4.7.5 测量SF6 气体含水量: 有电弧分解的隔室气体含水量应小于150μL/L，其它隔室气体含水量应小于250μL/L。测量应在 充气48h 后进行。 4.7.6 GIS 内各元件的试验: 除特别要求外，元件的试验必须是在充注SF6 气体后进行，以防止试验过程中造成产品损坏。试验 判据按各元件的指标要求。 各元件试验按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行试验，元件试验项目中整体要进行 的试验未列出，如交流耐压、密封试验。 4.7.6.1 断路器的试验: a. 测量绝缘电阻; b. 测量分、合闸时间和同期性; c. 测量触头分、合闸速度; 220kV 及以上进口或合资的GIS 由制造厂负责测速，国产GIS 设备由四川电力试验研究院负 责 断路器的测速。 d. 测量合闸电阻的投入时间; e. 测量分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻。 f. 操动机构的试验。 4.7.6.2 快速接地开关的试验: a. 测量动作时间; b. 操动机构的试验。 4.7.6.3 互感器的试验: a. 测量绕组的绝缘电阻; b. 测量绕组的直流电阻; c. 检查接线组别和极性; d. 误差测量; e. 测量电磁式的励磁特性; f. 电磁式电压互感器的感应耐压试验。 4.7.6.4 避雷器的试验: a. 测量绝缘电阻; b. 检查动作计数器及监视电流表。 4.7.7 操动试验: 11 4.7.7.1 联锁试验:不同元件之间设置的各种联锁均应进行不少于3 次的试验，以检验其正 确功能，主 要包括: a.接地开关与有关隔离开关的互相联锁。 b.接地开关与有关电压互感器的互相联锁。 c.隔离开关与有关断路器的互相联锁。 d.隔离开关与有关隔离开关的互相联锁。 e.双母线接线中的隔离开关倒母线操作联锁。 4.7.7.2 机构的操动试验:按产品技术条件的规定进行。 4.7.8 气体密度继电器、压力表和压力动作阀的检查:用标准表在设备上进行核对，也可在 标准校验台 上进行校验。 a.气体密度装置应校验其接点动作值与返回值，并符合其产品技术条件的规定。 b.压力表指示值的误差与变差，均应在产品相应等级的允许误差范围内。 5 投产验收 5.1 基本原则: 严格按照国家、电力行业及国家电网公司企业标准要求进行验收，交接时对重要的技术指标 应进行 复查，不符合验收标准的设备严禁投入运行。 5.1.1 新装和检修后的GIS 设备，在竣工投运前，基建(检修)、运行、维护单位均应参加验收工作。 备用间隔停运6 个月以上，投运前需做新投试验。 5.1.2 交接验收应按国家、电力行业和国家电网公司有关标准、规程及反措相关要求进行。 5.1.3 运行、维护单位应对GIS 设备安装、检修过程中的主要环节进行验收，在安装、检修完成后， 对现场安装(检修)调试质量和记录、报告验收。 5.1.4 验收时发现的问题，应及时处理。暂时无法处理且不影响安全运行的，经本单位主管领导批准 后方能投入运行。 5.2 验收项目: 5.2.1 出厂资料的验收: 设备订货技术协议，SF6 断路器、隔离开关、接地开关、故障接地、母线、操动机构、就地控制柜、 观察窗、电压互感器、电流互感器、避雷器及其相关附件(包括避雷器监测仪、密度继电器、压力表等) 说明书，产品合格证，一次安装调试书、二次原理图、二次接线图，以及设备出厂试验报告。应提供详 细的断路器操作回路图和断路器的各种必要参数如跳合闸电流或跳合闸典型时间等。 5.2.2 交接试验报告的验收 试验项目齐全、无漏项，试验项目和试验结果符合GB50150《电气装置安装工程 电气设备交接试 验标准》要求，并满足本规程交接试验的相关要求。 SF6 断路器、隔离开关、接地开关、电压互感器、电流互感器、避雷器验收调试报告，SF6 气体出 厂报告及验收报告，GIS 的交流耐压试验报告，以及避雷器监测仪、密度继电器、压力表等附件的试验 报告。 5.2.3 外观验收 5.2.3.1 检查GIS 整体外观，包括油漆是否完好、有无锈蚀损伤、高压套管有否损伤，相色标志是否 正确等。 5.2.3.2 检查各种充气、充油管路，阀门及各连接部件的密封是否良好;阀门的开闭位置是否正确; 管道的绝缘法兰与绝缘支架是否良好。 5.2.3.3 检查断路器、隔离开关及接地开关分、合闸指示器的指示是否正确。 5.2.3.4 检查各种压力表、油位计的指示值是否正确。 5.2.3.5 检查汇控柜上各种信号指示、控制开关的位置是否正确。 5.2.3.6 检查各类箱、门的关闭情况是否良好。 12 5.2.3.7 检查隔离开关、接地开关连杆的螺丝是否紧固，检查波纹管螺丝位置是否符合制造厂的技术 要求。 5.2.3.8 检查所有接地是否可靠。 5.2.3.9 检查机构箱内二次回路接线是否正确，二次接线端子是否紧固，辅助切换开关动作是否准确、 可靠、接触是否良好，接点应无电弧烧损现象。 5.2.3.10 检查避雷器计数器装置安装是否符合标准，且密封良好。 5.2.4 二次验收 5.2.4.1 断路器 a.断路器操作回路除机构自身的闭锁回路外，一般不受其他条件闭锁，但可以考虑在断路器两端主刀 闸操作过程中短时闭锁断路器合闸操作; b.断路器跳合闸电流在控制过程中应保持基本稳定，且跳合闸电流值应在0.5A-4A 范围内，确保继电 保护操作保持回路工作正常，保证可靠跳合闸; c.断路器的固有跳合闸时间应满足继电保护的相关要求; d.断路器本体应具备防跃回路，并能方便地投入或退出; e.220kV 分段开关不需要选相跳闸，应尽量采用三相联动机构，否则应在汇控柜设置三相不一致保护， 经延时(2-6 秒)后分相跳闸，所选时间继电器应满足现场运行要求; f.断路器厂家应提供详细的断路器操作回路图和断路器的各种必要参数如跳合闸电流或跳合闸典型 时间; g.断路器控制电源应与汇控柜其他电源独立，110kV 及以上应采用辐射供电方式; h.汇控柜的各种就地告警应采用光字灯方式，不得采用掉牌信号继电器方式，防止操作振动误发信号。 5.2.4.2 隔离开关: a.所有隔离开关均应提供远方操作接口回路; b.隔离开关操作电源应与断路器控制电源独立，在汇控柜采取环网供电方式; c.隔离开关的分合均应受远方就地切换开关控制; 5.2.4.3 电流互感器二次回路 a.各电流互感器二次绕组应相互独立，并且具有独立接地线与汇控柜接地铜排连接; b.电流互感器各二次绕组原则上在汇控柜接地,，接地线应采用多股软铜线，线径不得小于4mm2; c.制造厂家应提供电流互感器各二次绕组极性、准确级次和各抽头变比的详细资料，并确保与现场 接线一致; d.电流互感器二次接线端子必须采用性能可靠的试验端子，并满足反措的相关要求; 5.2.4.4 电压互感器二次回路 a.电压互感器各二次绕组的N600 应相互独立;剩余绕组应全部引至汇控柜组合成开口三角; b.各星型绕组应设置独立快速小开关，剩余绕组不设置小开关，防止小开关断开后无法监视导致相 关保护拒动; c.制造厂家应提供电压互感器各二次绕组极性和准确级次的详细资料，并确保与现场接线一致; 5.2.4.5 联锁回路: a.为了安全和便于运行，在设备的不同元件之间应设联锁。应提供必要的解锁手段，方便紧 急情况 或检修需要，但应提供必要信号; b.应提供清晰的接口回路便于与其他联锁回路配合; c.线路侧接地刀闸必须经过设备带电状态闭锁; 5.2.4.6 其他要求 a.交直流电力和控制电缆应选用阻燃型聚乙烯或交联聚乙烯电缆，并应满足lkV 电压等级的绝缘要 求。电缆芯线(铜芯)导体截面一般应不得小于2.5mm2(电流回路或电源电缆截面根据需要应提高 截面尺寸)。4 芯以上的多芯控制电缆应留有10,一20,的备用芯，但最少备用芯数不少于2 芯。 13 b.二次线电缆应可靠固定，并全部在专用管道或专用托架中敷设。二次线进出接线盒或柜体部位应 可靠封闭并固定。二次走线应与设备的接地线保持一定距离，要防止内部故障短路电流发生时在二 次线上可能产生的分流现象。 c.不同线径的导线不得压接在一个螺丝上，一个螺丝的接线不得超过2 根; d.线路带电显示器应在线路带电时检查其指示是否正常。 5.2.5 传动验收 5.2.5.1 运行单位应对所有断路器、隔离开关、接地开关进行就地、远方传动，检查传动是否正确， 信号指示是否正确。机构联动应正常，无卡涩现象。分、合闸指示正确。辅助开关及电气闭锁应动 作正确可靠。 5.2.5.2 联锁检查:检验GIS 的不同元件之间设置的各种联锁。 5.3 备品备件及资料移交 建设单位按招标文件和相关规定向运行、维护单位移交备品备件及相关资料。 5.3.1 移交的资料应符合5.2.1、5.2.2 条款要求，并按固定资产管理和档案工作程序要求进行。。 5.3.2 移交备品备件应符合技术合同的要求，一般应包括: 5.3.2.1 断路器分、合闸线圈; 5.3.2.2 隔离开关连锁线圈; 5.3.2.3 快速接地开关连锁线圈; 5.3.2.4 温度补偿压力开关; 5.3.2.5 指示灯; 5.3.2.6 就地控制柜中个别易损的操作开关等二次元件(包括接触器、继电器、空气开关、按钮); 5.3.2.7 适量的密封圈; 5.3.2.8 SF6 阀门，空气阀门; 5.3.2.9 SF6 气体。 5.3.3 移交的专用工器具: 5.3.3.1 检修专用工具:如断路器喷口、触头拆装工具(或灭弧室拆装工具); 5.3.3.2 隔离开关、接地开关触头拆装工具; 5.3.3.3 各种力矩扳手、专用螺丝刀等; 5.3.3.4 断路器、隔离开关、接地开关手动操动工具; 5.3.3.5 SF6 气体专用充气接头(包括管道)、取样接头; 5.3.3.6 分解GIS 各部件的专用工具; 5.3.3.7 封闭气室用的端盖。 5.3.4 运行、维护单位根据出厂资料、验收报告以及现场验收情况向基建单位提供验收缺陷 清单，基 建单位在规定时间内进行缺陷整改，在整改完成后 通知 关于发布提成方案的通知关于xx通知关于成立公司筹建组的通知关于红头文件的使用公开通知关于计发全勤奖的通知 相关单位择日进行复验收。合格后， 方可投 运。 6 运行维护 6.1 正常巡视检查项目及标准 6.1.1 GIS 的巡视检查应按下列的标准和要求进行 序号 检查项目 标准 1 标示牌 名称、编号齐全、完好。 2 外观检查 干燥清洁、无变形、无锈蚀、无结霜，连接无松动;传动 元件的轴、销齐全无脱落、无卡涩;箱门关闭严密、无异 常声音、气味等。 3 气室压力 在正常范围内，并记录压力值。 14 4 五防闭锁 完好、齐全、无锈蚀。 5 位置指示器 应与就地控制屏和监控屏上的分、合指示位置一致。 6 套管 完好、无裂纹、无损伤、无放电现象。 7 避雷器 在线监测仪指示正确，并记录泄漏电流值和动作次数(每 周一次、检修试验后及雷电后)。 8 带电显示器 指示正确。 9 防爆装置 防护罩无异样，其释放出口无障碍物。 10 汇控柜 指示正常，无异常信号发出;操动切换把手与实际运行位 置相符;控制电源开关位置正常;联锁位置指示正常，远 方就地位置指示正常;柜内运行设备正常;封堵严密、良 好;加热器或驱潮电阻正常;二次回路端子接线无脱落。 11 接地 接地线、接地螺栓表面无锈蚀，压接牢固。 12 GIS 设备室、电缆层 通风系统运转正常，氧量仪指示大于18%，SF6 气体含量 不大于1000礚/L 无异常声音、异常气味等。 13 基础 无下沉、倾斜。 14 电缆头 环氧树脂绝缘分隔可见部分应无损伤、无裂纹。 15 配管及阀门 应无损伤、无锈蚀、开闭位置正确， 管道绝缘法兰与 绝缘支架应良好，外壳接地良好。 6.1.2 GIS 设备的液压操作机构巡视检查项目和标准 序号 检查项目 标准 1 机构箱 开启灵活无变形、密封良好、无锈迹、无异味、无凝露等。 2 储能电源开关 位置正确。 3 机构压力 正常。 4 油箱油位 在上下限之间，无渗(漏)油。 5 油管及接头 无渗油。 6 油泵 正常、无渗漏。 7 活塞杆、工作缸 无渗漏。 8 加热器、除潮器 正常完好，投退正确。 6.1.3 GIS 设备的弹簧操作机构巡视检查项目和标准 序号 检查项目 标准 1 机构箱 开启灵活无变形、密封良好，无锈蚀、无异味、无凝露。 2 储能电源开关 位置正确。 15 3 储能电机 运转正常。 4 分合闸线圈 无冒烟、异味、变形。 5 弹簧 完好、正常。 6 二次接线 压接良好、无过热变色。 7 加热器、除潮器 正常完好，投退正确。 8 储能指示器 指示正确。 6.1.4 GIS 设备的气动操作机构巡视检查项目和标准 序号 检查项目 标准 1 机构箱 开启灵活无变形、密封良好、无锈蚀、无异味、无凝露。 2 压力表 指示正常。 3 储气罐 无漏气，并按规定定期放水。 4 接头、管路、阀门 无漏气现象。 5 空压机 运转正常，油位正常，指示灯指示正确，继电器正确动 作，打压正常。 6 加热器、除潮器 正常完好，投退正确。 7 集中供气装置 工作正常,控制电源灯、主电源监视灯亮。 6.2 特殊巡视项目 6.2.1 设备新投运及大修后，巡视周期应缩短，72h 以后转入正常巡视。 6.2.2 在下列情况下，应对GIS 进行特殊巡视。 6.2.2.1 设备负荷有显著增加。 6.2.2.2 设备经过检修、改造后重新投入系统运行。 6.2.2.3 设备缺陷近期有发展。 6.2.2.4 当GIS 发出开关合闸(跳闸)报警信号时。 6.2.2.5 当气动机构压力不正常发出报警信号时。 6.2.2.6 恶劣气候、事故跳闸和设备运行中发现异常现象。 6.2.2.7 当SF6 取样后或SF6 密度继电器校验后，应重点检查充放气接头处是否有渗漏。 6.2.2.8 大风天气:引线摆动情况及有无搭挂杂物。 6.2.2.9 雷雨天气:瓷套管有无放电、闪络现象。 6.2.2.10 大雾、大雪天气:瓷套管有无放电、打火现象。 6.2.2.11 温度骤变:检查SF6 的密度值及气室压力值。 6.2.2.12 高峰负荷:增加巡视次数，监视电缆接头、引线接头有无过热现象，GIS 设备有无异常声音。 6.2.2.13 短路故障跳闸后:检查开关、隔离开关的位置是否正确，引线接头有无过热或松动，GIS 设 备有无异常;重合闸后，检查设备位置是否正确，GIS 设备有无异常。 6.3 巡视周期 6.3.1 投入电网运行和处于备用状态的设备必须定期进行巡视检查，各运行单位应根据具体情况对巡 视时间、次数做出明确的规定。但每天巡视检查不得少于1 次(无人值班的另定)。 16 6.3.2 根据天气、负荷情况及设备健康状况和其他用电要求进行特巡。 6.4 测温 根据运行方式的变化，重点对引线接头进行测温。 6.5 GIS 设备的运行操作 6.5.1 通则 6.5.1.1 GIS 设备断路器的操作应在控制室进行远控操作，只有在事故状态下且远控失效时，方可就 地近控分闸操作。 6.5.1.2 正常运行中GIS 设备的断路器和隔离开关的“远控-近控”开关应在“远控”位置。发生“远 控”失效，应立即汇报调度及上级部门，要求及时处理。 6.5.1.3 GIS 的断路器和隔离开关的操作是否到位可以通过红绿灯或者显示屏上断路器位置的变换、 相应的电流或电压表指示的变化情况及断路器位置指示来判断，至少应有2 个及以上元件指示位置 已发生对应变化，才能确认该断路器已操作到位。 6.5.1.4 当断路器分合闸闭锁时，不得解除闭锁操作断路器或手动操作断路器。 6.5.2 GIS 设备的运行注意事项: 6.5.2.1 当密度继电器发出报警信号时，应及时补气至额定气压，然后查出泄漏间隔及泄漏部位，找 出泄漏原因，并安排对泄漏部位进行处理，达到要求后再次补气至额定气压，必要时通知制造厂。 如SF6 气体压力降低至闭锁值，此时应立即报告调度紧急由上一级断路器对本设备停运，并安排处 理。严禁在SF6 气体压力降低至闭锁值后操作本断路器。 6.5.2.2 GIS 设置了严密的防误闭锁回路，值班人员应熟悉GIS 的控制回路及公共联锁回路情况，以 便正确、迅速地倒闸操作。 6.5.2.3 GIS 就地控制屏上“解除闭锁”为紧急事故处理时使用，等同于“五防解锁钥匙”进行管理。 6.5.2.4 GIS 设备发生爆炸或严重漏气等事故处理，对户外设备，值班人员应选择从上风口接近设备， 对户内设备应先通风，应戴防毒面具，穿防护服。 6.5.2.5 除制造厂说明书中明确不可以带电补充SF6 气体外，GIS 设备一般可带电补气。 6.5.2.6 新投运的GIS 设备，通电后一年内应每三个月复核一次SF6 气体中的湿度，直至稳定。 6.5.2.7 正常运行中的GIS 设备，每年应进行一次SF6 气体微水测量分析。 6.5.2.8 SF6 气体取样前后，必须及时对取样阀进行检漏，如取样后检测充放气阀口有渗漏，应让充 放气阀重新复位，经过两次复位仍有渗漏时，应尽快安排检修或更换阀门。 6.5.3 一般规定 6.5.3.1 进入GIS 设备室，需先通风15min，并检查室内氧气密度正常(大于18,)，SF6 气体密度 小于1000礚/L。 6.5.3.2 操作前应检查GIS 设备的SF6 密度和操动机构正常，检查控制电源和辅助电源确无异常，方 可操作。 6.5.3.3 在GIS 正常操作时，任何人都应停止在设备外壳上的工作，并离开设备直到操作结束。 6.5.3.4 操作时应仔细倾听开关动作声响，操作要认真检查其分合指示是否正确，并检查其电流指示。 6.5.3.5 操作过程中如有异常声响，应立即停止操作，查找原因， 并报告有关部门请求处理，在未找 出原因并消除之前，不得继续操作。 6.5.4 缺陷分类 部位名称 紧急缺陷 严重缺陷 SF6 气室严重漏气，发出报警信号 SF6 气体 SF6 气室严重漏气，发出闭锁信号 SF6 气体湿度超标 内部及管道有异常声音(漏气声、振动声、 放电声等) GIS 本体 防爆膜变形或损坏 操动机构 气动机构加热装置损坏，管路或阀体结冰 气动机构自动排污装置失灵 17 气动机构压缩机故障 气动机构压缩机打压超时 液压机构油压异常 液压机构压缩机打压超时 液压机构严重漏油、漏氮 液压机构压缩机打压频繁 液压机构压缩机损坏 弹簧机构弹簧断裂或出现裂纹 弹簧机构储能电机损坏 绝缘拉杆松脱、断裂 6.5.5 异常情况处理 6.5.5.1 刀闸不能操作: a.检查刀闸控制电源和电机电源是否正常; b.逐一对照检查联锁条件是否满足; c.线路电压继电器及其空气开关状态; d.若是远方操作，应检查远方就地切换开关及遥控压板状态; 6.5.5.2 断路器不能操作: a.检查控制电源和保护控制回路是否正常; b.储能或液压机构状态是否正常; c.逐一检查汇控柜内控制回路电位是否正常; 6.5.5.3 六氟化硫气体泄漏: 当密度继电器发出报警信号时，应及时补气至额定气压，查出泄漏间隔及泄漏部位，找出泄漏原 因，并对泄漏部位进行处理，达到要求后再进行补气至额定气压。补气可以用六氟化硫气瓶直接充气， 也可用回收装置进行补气。 6.6 预防性试验及维护: 6.6.1 GIS 内SF6 气体的湿度。 6.6.2 测量控制回路及辅助回路绝缘电阻及断路器分合闸线圈的直流电阻。 6.6.3 断路器动作电压测试。 6.6.4 主回路电阻测试(具备安全的条件下进行)。 6.6.5 气体密度装置应校验其接点动作值与返回值; 6.6.6 压力表指示值的误差与变差; 6.6.7 油泵补压及零起打压的运转时间。 6.6.8 外观检查:元器件状态及有无松动情况。外壳接地装置状态。油(气)管路和电缆台架有无损 坏。 6.6.9 接线检查:检查从控制柜到断路器、隔离开关等元件操动机构的接线，检查从控制柜到电流互 感器(CT)和电压互感器(TV)等元件端子箱的接线。同时检查端子的松紧及端子标记。 6.6.10 分合闸操作试验:在额定操作压力及额定控制电压下，对隔离开关、接地开关、快速接地开关 进行分合闸操作，同时检查操作机构，转换开关等部分。 6.6.11 检查断路器、隔离开关、接地开关之间的联锁，必须满足电气控制原理图所规定的联锁条件。 6.6.12 电压、电流互感器试验:用1000V 或500V 兆欧表，在二次端子上测得对地绝缘电阻值大于2 兆欧。 6.6.13 必要时，进行SO2、H2S 等含量测定。 7 检修 7.1 检修规定 通过对GIS 设备资料的分析、评估，制订检修方案。检修方案应包含检修的具体内容、标准、工 期、流程等。检修方案的制订应征求制造部门的意见。 断路器本体运行单位不得自行检修，若需检修应按规定报送检修计划批准，送指定维修地点或由制 造厂技术人员指导下进行。 18 每15 年或按制造厂的规定对GIS 主回路元件进行1 次大修。 7.2 检修分类 7.2.1 定期检修:达到有关规程规定或制造厂规定的运行期限而进行的检修。一般规定每4 年或按预 试周期规定对操动机构进行一次维护性检修，也可根据运行情况适当延长或缩短检修周期。GIS 设 备处于全部或部分停电状态下，专门组织的维修检查，除操动机构、SF6 密度继电器、接地体外， 不对GIS 本体进行拆解。否则，转入解体检修。 7.2.2 临时性检修:针对GIS 设备运行中的突发故障或缺陷而进行的检查和处理。 7.2.3 解体检修:达到制造厂规定的大修期限或事故、故障后，确认需要对GIS 内部部件进行的检修。 解体检修应由制造厂负责或由制造厂技术人员指导下进行，必要时可送指定维修地点进行检修。 7.3 定期检修内容包括:对操动机构和气室外附件进行维修检查，处理漏油、漏气等缺陷，更换部分 零部件。 7.3.1 操动机构检修项目: 7.3.1.1 弹簧操动机构: a. 检查分、合闸线圈和脱扣打开尺寸及磨损情况; b. 检查辅助开关切换情况; c. 检查弹簧疲劳程度; d. 检查轴、销、锁扣等易损部位，复核机构相关尺寸; e. 检查缓冲器，更换缓冲器油及密封件; f. 检查转动、传动部位润滑情况。 7.3.1.2 气动操动机构: a. 检查分、合闸线圈; b. 检查辅助开关切换情况; c. 清洗并检查操作阀，更换密封圈; d. 校核各级压力节点设定值并检查压力开关; e. 检查缓冲器，更换缓冲器油及密封件; f. 检查管道密封情况; g. 气动弹簧操动机构应检查轴、销、锁扣等易损部位，复核机构相关尺寸; h. 检查转动、传动部位润滑情况。 7.3.1.3 液压操动机构: a. 检查分、合闸线圈; b. 检查辅助开关切换情况; c. 清洗并检查操作阀，更换密封圈; d. 检查油泵、安全阀是否正常工作; e. 校核各级压力节点设定值并检查压力开关; f. 检查预充氮气压力，对活塞杆结构储压器应检查微动开关，若有漏氮及微动开关损坏应处理或 更换; g. 液压弹簧及否应检查弹簧储能前后尺寸; h. 清洗油箱、更换液压油后排气。 7.3.2 检查维护辅助开关。 7.3.3 检查或校验压力表、压力开关、密度继电器或密度压力表。 7.3.4 检查传动部位及齿轮等的磨损情况，对转动部件添加润滑剂。 7.3.5 断路器的最低动作压力与动作电压试验。 7.3.6 检查各种外露连杆的紧固情况。 7.3.7 检查接地装置。 7.3.8 必要时进行绝缘电阻、回路电阻测量。 19 7.3.9 油漆或补漆工作。 7.3.10 清扫GIS 外壳，对压缩空气系统排污。 7.4 临时性检修内容主要有:针对运行中GIS 发生的缺陷、故障的范围确定的检修内容。 7.4.1 若气体湿度有明显增加时，应及时检查其原因; 7.4.2 当GIS 设备发生异常情况时，应对有怀疑的元件进行检查和处理。内部异常，有条件时可进行 SO2、H2S 等含量测定。 临时性检查应根据GIS设备运行中出现的异常和故障的具体情况，并参考制造厂的要求确定检查的 范围和内容，必要时转入解体检修。 7.5 解体检修:达到制造厂规定的大修期限或事故故障后，需要对GIS 设备气室内部件进行较全面的 检查或维修。 7.5.1 检修前检查 7.5.1.1 检修前应对GIS 设备的安装情况、运行情况、故障情况、缺陷情况及GIS 设备近期的试验检 测等方面情况进行详细、全面的调查分析，以判定GIS 设备的综合状况，做好现场检修方案: 7.5.1.2 GIS 设备的外观、渗漏、压力指示及断路器动作次数、储能器等进行检查。 7.5.2 修前试验 7.5.2.1 GIS 设备的主回路电阻测量。 7.5.2.2 断路器的低电压动作试验:在额定操作压力状态下，分别测量并记录断路器合闸、分闸最低 动作电压。 7.5.2.3 液压机构的零起打压时间及补压时间试验。 7.5.3 检修要求: 解体检修流程及工序工艺要求按照《气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程》(DL/T 603, 2006)中第7.7,第7.17 条执行。 GIS 设备的解体检修，尤其是断路器的本体检修对环境的清洁度、湿度的要求十分严格，灰尘、水 分的存在都影响GIS 设备的性能，故一般不在现场进行。若必须就地检修，应满足如下要求: 7.5.3.1 大气条件:温度:5?以上，相对湿度:?80%。 7.5.3.2 必须对SF6 气体进行回收，严禁向大气中排放SF6 气体。 7.5.3.3 现场应考虑采取防雨、防尘保护。 7.5.3.4 重要部件分解检修工作应在检修间或临时防尘工作房进行。 7.5.3.5 有充足的施工电源和照明措施。 7.5.3.6 有足够宽敞的场地摆放器具、设备和已拆部件。 7.5.4 修后试验: 按照交接试验要求进行。 7.5.5 检修后的总结报告应包括以下内容: 7.5.5.1 设备检修前的状况。 7.5.5.2 检修的工程组织。 7.5.5.3 检修项目及检修方案。 7.5.5.4 检修质量情况。 7.5.5.5 检修过程中发现的缺陷、处理情况及遗留问题。 7.5.5.6 检修前、后的试验和调整记录。 7.5.5.7 应总结的经验、教训。 7.5.6 GIS 设备检修后，投运前应进行以下工作: 7.5.6.1 对所有紧固件进行紧固。 7.5.6.2 接好引线，接线端子及导线不应产生附加拉伸和弯曲应力。 7.5.6.3 对所有相对转动、相对移动的零件进行润滑。 7.5.6.4 金属件外表面除锈、着漆。 20 7.5.6.5 清理现场，清点工具。 7.5.6.6 整体清扫工作现场。 21 附 录 A GIS 设备土建基础验收要点 (资料性附录) A.1 检查GIS基础已按照设计要求施工完毕，且已到养护期。 A.2 检查GIS基础的各项技术指标符合国家的相关规定。 A.3 检查GIS基础预埋件的位置、接地线的位置、电缆沟的走向、场地平整已全部完工且符合设计要 求。 A.4 对户内GIS要检查卸装平台(楼上安装)及水、电、照明、通风装置、内部装修等应全部完工，其通 风装置通风位置应符合反措要求;要核对GIS室大门尺寸应保证设备顺利进入，并核对GIS基础与出线 窗口的相对位置，应符合制造厂产品要求。 A.5 GIS土建工程基础复核 A.5.1 户外式GIS基础按照厂家提供的技术资料，复核GIS基础中心线的误差及基础槽钢水平误差,应小 于制造厂允许要求，并在基础上标出主母线、断路器及各间隔的中心线。 A.5.2 户内式GIS卧式断路器相间地脚螺栓处地坪标高误差不大于5mm，同相地脚螺栓处地坪标高误 差不大于2mm。 A.5.3 户内式GIS立式断路器的预埋燕尾槽钢相间地坪标高误差不大于5mm，同相燕尾槽钢地坪标高 误差不大于2mm。 A.5.4 GIS室内的X、Y轴线与主变压器基础的X、Y轴线误差不得大于5mm，标高误差不得大于10mm。 A.5.5 GIS室的Y轴线距GIS套管出线孔的Y轴线误差不得大于5mm，地坪标高至套管出线孔的X轴线误 差不大于5mm。 A.5.6 GIS室的X、Y轴线与户外出线套管基础的X、Y轴线误差不得大于10mm。 22 附 录 B GIS 安装主要工器具及耗材配置表 (资料性附录) 一、试验设备 序号 设备名称 型号 数量 准备人 确认人 备注 1 SF6 气体检漏仪 1 台 2 SF6 气体水分测量仪 DP19 1 台 3 回路电阻测试仪 1 台 4 开关特性测试仪 1 台 5 互感器特性测试仪 1 套 6 GIS 耐压设备 1 套 二、安装工器具 1 300?烘箱 内体积600×600×500 1 台 2 真空泵 6×10,2Pa 1 台 3 麦式真空计 1 只 3 SF6 气体回收装置 1 台 4 力矩扳手 80,200Nm 2 把 5 千斤顶 5 吨 2 个 6 吸尘器 1200W 1 台 7 常用工具箱 两套 三、消耗材料 1 汽油 93# 2 无水酒精 3 无毛纸 4 百洁布 5 白绸布 6 高纯氮 99.99% 7 塑料手套 8 不锈钢盆 (500×200) 9 0#水砂纸 10 塑料布 11 高级卫生纸 12 防尘服 13 防护用具 23 附 录 C 分元件GIS 设备安装要点 (资料性附录) C.1 断路器的安装 C.1.1 基础应按现场实际情况准确划线，误差不得超过厂家规定值; C.1.2 严格按照厂家技术要求进行就位安装; C.1.3 就位后，应进行断路器的垂直度和标高的调整。 C.2 主母线安装 C.2.1 安装前，应检查母线外径是否与触头座相匹配，均压罩的安装位置以及与被屏蔽导体之间的间 隙是否均匀，有无凹凸不平或划痕等; C.2.2 分别对母线管和母线进行清理，前后母线在对接时必须采用定位销。 C.2.3 主母线连接时，可在厂家要求范围内调整波纹管长度，对主母线法兰间隙进行调整，调整后应 拧紧螺母并用锁紧螺母锁紧。 C.3 隔离开关的安装 C.3.1 隔离开关处于断开位置，手动机构断开，齿轮箱与传动箱之间用短管套入传动箱的短轴上，用 销钉穿过短轴，用垫片和鱼尾销锁住，两个短轴互成90?布置; C.3.2 用万向接头套入六角型的连杆两端，向上方移动连杆，然后反方向套入中间的传动齿轮箱的短 轴上，用销子与万向接头相接。最后用垫片和鱼尾销锁住; C.3.3 手动操作机构检查; C.3.4 电动操作机构电机相序检查; C.3.5 隔离开关联锁装置检查。 C.4 接地开关连接 C.4.1 取下隔离开关上的运输保护盖板和接地开关的运输保护盖板(注意保护接地开关的绝缘法兰， 切勿磕碰); C.4.2 清理隔离开关、接地开关的连接法兰面和罐体内部; C.4.3 清洁隔离开关的梅花触头和接地开关的触头; C.4.4 吊装接地开关，使其触头轻轻插入隔离开关的梅花触头内，检查对中情况; C.4.5 手动操作接地，确认机构、本体动作灵活; C.5 电压互感器的安装 C.5.1 开箱后首先进行特性试验、绝缘试验; C.5.2 清洁盆式绝缘子、导体、屏蔽罩; C.5.3 确定安装方向，确认三相导体均插入梅花触头，用力矩扳手按标准力矩值紧固螺栓并画上紧固 标记。 C.6 分支母线连接 C.6.1 清理盆式绝缘子，分支母线筒法兰面及内表面，清洁梅花触头、导电杆; C.6.2 确保分支筒水平插入，用力矩扳手按标准力矩值紧固螺栓，并画上紧固标记。用支架支撑分支 筒; C.6.3 按上述方法依次连接各段分支母线。 C.7 套管连接 24 C.7.1 清理套管法兰、支柱罐法兰和套管内部，清洁导电杆和梅花触头; C.7.2 吊车吊起套管，用手动葫芦调整至合适角度; C.7.3 将导电杆插入梅花触头，确认导电杆与导向杆均已插接好，用力矩扳手按标准力矩值紧固螺栓， 并画上紧固标记。 25 附 录 D GIS 间隔设备整体单元安装要点 (资料性附录) D.1 GIS基准间隔设备就位 D.1.1 在基础槽钢上垫细钢条或在基础槽钢上涂适量黄油，利用GIS主体设备底座上的吊点挂鼻作为受 力点，用铰链拖动，专人指挥就位; D.1.2 第一安装间隔就位后，调整水平，使间隔的中心线和该间隔基础的中心线一致，将GIS主体与基 础槽钢焊接。 D.2 GIS其它间隔设备就位 D.2.1 基准间隔就位后，拆掉GIS主体与相应母线筒的法兰封盖，清洁法兰密封面、密封圈槽、母线筒， 对法兰上的螺丝孔也要认真清洁，更换密封圈; D.2.2 母线筒中的导体(母线)与设备中的导体对接符合要求。法兰螺栓应对角均匀紧固，用力矩扳 手按标准力矩值紧固螺栓，并画上紧固标记。 D.2.3 组装过程中用水平仪测量母线筒是否符合安装要求; D.2.4 对于竖直安装的盆式绝缘子，紧固螺栓时应遵循左、右、上、下再有顺序地中心对称紧固的原 则。 D.3 主母线的连接 D.3.1 用无毛纸蘸无水酒精或丙酮仔细擦洗盆式绝缘子表面及内嵌导体的表面，确认密封连接处和导 体连接可靠接触，并装上密封圈; D.3.2 静触头镀银层严禁挫磨;触头中心导电杆连接应对正，保证母线连接触头的插入深度; D.3.3 法兰安装时应用线垂检查法兰安装孔十字轴线与地平轴线对应。当法兰合拢时，确保密封面在 正确位置。法兰上的安装孔应擦拭干净，法兰螺栓应对角均匀紧固，用力矩扳手按标准力矩值紧固螺栓， 并画上紧固标记。 26 附 录 E GIS 安装工序工艺标准卡 (资料性附录) kV GIS( 型)现场安装工序工艺标准卡 变电站 安装日期: 年 月 日 序 号 项 目 主要技术指标与要求 危险点及防范措施 结果 安 装 负责人 质 检 负责人 备 注 开关间隔安装 1 设备吊装 1、吊装前，按照厂家出厂图，绘出GIS 的安装地 基基准线。 2、吊装时，严格按照基准线进行安装就位。 1、吊装时，起吊指挥人员与施吊 人员进行手势沟通; 2、吊绳栓系要正确可靠，起吊点 严格执行厂家要求进行。 2 主回路电阻测试 符合厂家技术要求 3 电流互感器特性测试 符合交接试验规程 试验时，设置试验围栏，严禁交叉 作业。 4 对接面处理及绝缘件处理 5 母线对接线及筒体内清洁处 理 1、对接面应干净;筒体内无异物、干净;密封圈 应干净、无缺陷;电联接插入到位可靠连接;绝缘 件、导电杆应干净; 2、开盖时天气应晴朗，湿度不大于80,。 天气情况: 湿度: 密封面及电联接不允许磕碰;密封 圈不允许脱落、挤压;导电联接及 法兰螺栓用力矩扳手校核 6 气路连通的对接 装前应用高纯氮气吹后再装，检查 是否畅通 7 吸附剂的安装 在200,300?烘箱内烘干24h 以上后快速装入筒 体内，立即抽真空。(吸附剂如果是真空包装可不 进行烘干处理) 注意取放吸附剂要有防烫伤措施， 8 抽真空 真空度达40Pa 以下保持2h(用麦式真空计测量) 27 真空度: 时间: 9 充SF6 气体 断路器0.65Mpa，其它0.45Mpa 真空度能保持住的情况下，充SF6 气体额定值偏上0.01 Mpa 10 SF6 气体水份检测 充入SF6 气体48h 后测量断路器气室不大于 150µL/L，其它气室不大于250µL/L 11 SF6 气体检漏 充入SF6 气体24h 后测量 定性检漏，发现漏点可用包扎法定 量检漏 12 开关特性试验 按技术条件具体要求 13 近控、联锁试验 PT 间隔 1 PT 间隔设备吊装 安装时，严格按照基准线进行安装就位。 1、 装时，起吊指挥人员与施吊人员 进行手势沟通; 2、 绳栓系要正确可靠，起吊点严格 执行厂家要求进行。 2 主回路电阻测试 (符合厂家技术要求)见图5 及表1 的规定值 3 电压互感器特性测试 符合交接试验规程 试验时，设置试验围栏，严禁交叉作 业。 4 感应耐压 符合交接试验规程 试验时，设置试验围栏，并设专人监 护。 电磁单元考虑在 耐压后进行安装。 5 对接面处理及绝缘件处理 6 母线对接线及筒体内清洁处 理 对接面应干净;筒体内无异物、干净;密封圈应 干净、无缺陷;电联接插入到位可靠连接;绝缘 件、导电杆应干净;开盖安装时，天气应晴朗， 湿度不大于80,。 天气情况: 湿度: 密封面及电联接不允许磕碰;密封圈 不允许脱落、挤压;导电联接及法兰 螺栓用力矩扳手校核 7 气路连通的对接 装前应用高纯氮气吹后再装，检查是 否畅通 8 吸附剂的安装 在200,300?烘箱内烘干24h 以上后快速装入筒 体内，立即抽真空。(吸附剂如果是真空包装可 注意取放吸附剂要有防烫伤措施， 28 不进行烘干处理) 9 抽真空 真空度达40Pa 以下保持2h(用麦式真空计测量) 真空度: 时间: 内部控制真空度40Pa 以下 10 充SF6 气体 断路器0.65Mpa，其它0.45Mpa 真空度能保持住的情况下，充SF6 气体额定值偏上0.01 Mpa 11 SF6 气体水份检测 充入SF6 气体48h 后测量不大于150µL/L 12 SF6 气体检漏 充入SF6 气体24h 后测量 定性检漏，发现漏点可用包扎法定量 检漏 13 开关机械特性试验 按技术条件具体要求 14 近控、联锁试验 GIS 交流耐压 1、 检查GIS 其它试验情况 GIS 除耐压外各项试验已完成 2 检查G I S 附属设备情况、 G I S 加压部分所有C T 二次回路已在本体 接地线桩处短接; P T 退出加压回路;所 有外接引线均已解开。 耐压前 耐压后 A 对B、C、地: B 对A、C、地: 3 测量耐压前后相对地及相间 绝缘电阻 C 对A、B、地: 4 交流耐压 1、A 相加压，B、C 相短路接地 2、B 相加压，A、C 相短路接地 3、 C 相加压，A、B 相短路接地 1、 高压试验时，现场设试验围栏。 2、 对GIS 场地设专人监护，现场停 止其它工作。 3、耐压时监视泄漏电流无异常变化， GIS 装置内部有无异常响声。 29 附 录 F GIS 气室水分处理主要工器具 (资料性附录) 序号 名 称 技术参数 单位 数量 备 注 1 电烘箱 Tmax=400? 容积大于(5×5×4)L 台 1 烘分子筛 2 电源箱 AC220/380V 台 3 3 电吹风 700W 个 1 干燥处理接头 4 微量水分检测仪 台 1 露点原理 5 SF6 检漏仪 灵敏度不低于10-8 台 1 6 吸尘器 1.2kW 台 1 7 SF6 气体回收装置 ,50mbar 台 1 SGD/LH-14 8 真空泵(含管路) 70L/s 台 1 根据需要增加 9 麦氏真空计 1pa 台 1 10 温度、湿度测量表 个 1 11 不锈钢盆 φ240 个 2 烘分子筛 12 罗茨泵 75L/s以上 台 1 必要时 30 附 录 G SF6 气体充注工序工艺标准卡 (资料性附录) SF6 气体充注工序工艺标准卡 气室编号: 温度: 湿度: 年 月 日 序号 处理过程 工作内容 技术要求及危险点控制 执行 确认 工 作 负责人 厂家 代表 备 注 1 抽气机组的试 运行 1、接380V 三相交流电源; 2、抽气机组的试运行正常， 无泄露。 1、电源可靠。 2、真空泵过渡接头应密封良好，无泄露;在真空泵与组 合电器之间应加装电磁阀和截止阀，以防止真空泵由于电 源中断或其它不可预见因素中途停泵而使真空泵内润滑 油和麦氏真空计内水银进入GIS 气室内部。 2 吸附剂烘干处 理 将吸附剂放到电烘箱烘干 处理，烘干温度为250-300 ?，时间在4h 以上。 注意控制电烘箱的温度 3 将吸附剂装入 气室内 将烘干的吸附剂装入气室 内 烘干的吸附剂在空气中暴露时间不得超过10 分钟 4 抽真空 对装入吸附剂的气室抽真 空 1、真空度达到40Pa 开始计算时间，维持真空泵运转 至少30min 以上;停泵并与泵隔离，静观30min 后记录真 空度(A)，再隔5h，记录真空度(B)，若B-A 的值?20Pa， 则可认为合格;否则应进行处理，并重新抽真空至合格为 止。 2、抽真空时必须专人监护，如真空泵因意外中途停泵， 应立即关闭与组合电器连通的截止阀，并打开真空泵排气 阀，以防真空泵内润滑油进入封闭式组合电器内部。 5 充高纯N2 对抽真空合格气室充高纯 N2 至0.2Mpa 待气室真空度达到要求后，立即充入高纯N2(纯度99.99 ,)至0.2MPa。 6 N2 湿度测试 充高纯N2 24 小时后进行N2 湿度测试 湿度测试应在N2 充注完毕24h 后进行，其湿度?250礚/L 视为合格。 7 放掉N2 放掉气室内N2 至0 表压 防止气室与大气等压相通 8 抽真空 真空度至40Pa 以下 接头(气管)防尘、防水 31 9 充合格SF6 充SF6 到额定压力 接头(气管)防尘、防水 10 湿度测试 10 完善 气路，接头盖恢复 接头盖要有密封圈 32 附 录 H GIS 气室受潮处理典型方案 (资料性附录) 对GIS 设备气室水分含量超标时，可采用如下方法处理: H.1 向气室加入烘干的分子筛并结合抽真空进行处理1-3 次，直至合格为止。 H.2 水分含量超标气室抽真空处理的具体步骤: H.2.1 在气室中加入烘干的分子筛，并立即抽真空，气室真空度应抽至40Pa以下，并继续抽 真空1h， 停真空泵。 H.2.2 在高真空下保持24h后，再抽真空至真空度为40Pa以下。 H.2.3 充合格高纯N2至0.2MPa。 H.2.4 24h后对N2进行湿度测试，水分含量?250礚/L视为合格。如不合格应更换分子筛并抽 真空处理 至合格为止。 33 附 录 I GIS 设备高压电力电缆头安装要点 (资料性附录) I.1 一般GIS现场工频耐压结束后，再进行电缆头安装。 I.2 电力电缆头由电缆附件厂家在现场做好。电缆头装入GIS前，其端部要安装“导电垫块” 和“电连 接”。用螺栓拧紧的电接触面(例如导电垫块等)，其拧紧力矩见厂家要求，电接触面的回 路电阻见厂家 要求。 I.3 插入电缆头之前，首先回收GIS电缆终端盒里的SF6 气体和回气至零表压，然后打开其下部的密封 端盖和手孔盖，对GIS电缆终端筒体内部和对接密封面进行清理。用醮有无水酒精的白布对可能受到污 染的导体和绝缘件表面擦干净。 I.4 在尼龙绳、吊车或手拉葫芦的帮助下，将电缆头缓缓提升，与GIS电缆终端的触头对接，通过手孔 可以观察到电缆头是否对中插入，随后对称拧紧电缆头压紧法兰上的螺栓。再用吸尘器对气室内部进行 彻底清理，检查气室内部无遗留异物。 I.5 最后在电缆终端盒手孔法兰处装上带有吸附剂筐的盖板，对GIS电缆头气室抽真空做水分处理。合 格后充SF6 气体，经24h后对电缆终端进行检漏和测量水分。电缆头安装完成后，应记录SF6 气压、检 漏和水分测量数据。 34 附 录 J GIS 户外安装临时防尘工作房搭建及使用指南 (资料性附录) 35 附 录 K 本规程用词说明 (规范性附录) K.1 为便于在执行本规程条文时区别对待，对于要求严格程度不同的用词说明如下: K.1.1 表示很严格，非这样做不可的: 正面词采用“必须”; 反面词采用“严禁”。 K.1.2 表示严格，在正常情况下均应这样做的: 正面词采用“应”; 反面词采用“不应”或“不得”。 K.1.3 表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的: 正面词采用“宜” 或“可”; 反面词采用“不宜”。 K.2 条文中规定应按其它有关标准、规范执行时，写法为“应符合„„的规定”或“应按„„执行”。 __