35kV高压预装箱式变电站
工程项目：
技术规范书
广西电网公司
年 月
35kV高压预装箱式变电站技术规范书
目 录
1．总则
2．使用环境条件 3．主变压器技术条件
4．35kV、10kV高压开关柜及电容器成套装置技术条件 5．电气二次部分技术条件 6．高压预装箱式变电站外壳 7．供货范围
8．技术服务和质量保证
9．运输、储存、安装、运行和维护规则 10．技术资料及设计联络
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35kV高压预装箱式变电站技术规范书
1 总则
1.1本规范书适用于35kV高压预装箱式变电站，它提出了该产品的功能设计、结构、性能、安装等方面的技术要求。本箱式变电站按无人值守变电站设计,主要设备包括主变、35kV高压开关柜、10kV高压开关柜、10kV电容补偿装置、电能表、成套保护测控装置、直流系统、所变等相关设备。
1.2需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，未对一切技术细则作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供一套满足本规范书和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。
1.3如果供方没有以书面形式对本规范书的条款提出异议，则意味着供方提供的设备（或系统）完全满足本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在投标书中以“对规范书的意见和与规范书的差异”为标题的专门章节加以详细描述。
1.4本设备技术规范书经需供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的法律效力。
1.5供方须执行现行国家标准和行业标准。有矛盾时，按技术要求较高的标准执行。
2 使用环境条件
2.1 变压器户外布置，其他35/10 kV开关等一、二次设备采用箱式结构。 2.2 环境温度：-5℃至+55℃
最大日温差： 30K；
日照强度：0.1 W/cm2（风速0.5m/s）。 2.3 海拔高度：<1000m 2.4 最大风速：35m/s
2.5 平均湿度：月：<90%；日：<95% 2.6 抗震能力（3正弦波周期）：8度
地面水平加速度：0.25g；地面垂直加速度：0.125g； 安全系数：1.67(同时作用)
2.7 大气条件：大气中无严重侵蚀和爆炸性介质 2.8 箱变污秽Ⅲ级，爬电比距不小于25mm/kV
3 主变压器技术条件
3.1 型号： S10-M-(≤5000)/35；S10-(＞5000)/35 3.2 额定频率：50Hz
3.3 高压侧额定电压：35kV；最高电压：40.5kV 3.4 低压侧额定电压：10.5kV；最高电压：12kV 3.5 额定容量：（ ）kVA 3.6 35kV接线方式： 3.7 10kV接线方式： 3.8 联结组别：YN，d11
3.9 调压范围：35±2×2.5%/10.5(无载)；35±3×2.5%/10.5(有载) 3.10阻抗电压：（ ）% 3.11 空载电流：（ ）%
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3.12 空载损耗：（ ）W 3.13 负载损耗：（ ）W 3.14 绝缘水平：见下表： 额定雷电冲击截断雷电冲击耐短时（1min）工部位名称 耐受电压(峰受电压（峰值），频耐受电压（有效值) ， (kV) (kV) 值），(kV) 35kV绕组 200 220 85 35kV绕组中200 220 85 性点 10kV绕组 75 85 35 3.15 温升限值 油顶层 55K； 油箱 70K； 线圈 65K； 铁芯 80K。 3.16 制造厂应提供过负荷的能力。
3.17 变压器在任何分接头时都应能承受三相对称短路电流2s，且能承受国家标准所规定的短路试验电流值，各部位无损坏和明显变形，短路后线圈的平均温度最高不超过250℃。宜采用半硬铜、自粘性换位导线以及用硬绝缘筒绕制线圈等措施提高变压器抗短路能力。
3.18 变压器铁芯和较大金属结构零件均应通过油箱应可靠接地。接地装置应有防锈镀层，并附有明显的接地标志。
3.19变压器应装有储油柜，其结构应便于清理内部。储油柜的容积应保证在周围气温＋40℃满负载状态下油不溢出，在－30℃未投入运行时，观察油位计应有油可见。储油柜的一端应装有油位计，且应表示变压器未投入运行时，相当于油温为－30℃、＋20℃和＋40℃三个油面标志。 储油柜应有注油放油和排污油装置，应装设带有油封的吸湿器。（对全密封变压器不作要求）。变压器油箱下部壁上应装有专用密封式取油样阀。
3.20分接开关: 正反调300Y/35(要求配置上海华明、番禺电气、遵义长征之一) 3.21变压器套管
（1） 绝缘水平：等于或略高于变压器的绝缘水平。 （2） 爬电比距： 25mm/kV （或更高设计绝缘水平）。
3.22变压器油为#25油，油的质量应符合有关标准规定，制造厂应提供注入变压器前的油质指标。
3.23套管的安装位置和相互位置距离应便于接线，而且其带电部分相对地、相间之空气间隙必须符合以下要求：35kV套管间隙不小于40cm，10kV套管间隙不小于20cm。
3.24带有套管型电流互感器的变压器应供给信号测量和保护装置辅助回路用的接线箱（不锈钢材料制成）。互感器二次接线及辅助回路的连接，必须采用截面不小于4mm2的单芯铜导线，过门线采用软铜线。布线时，应考虑避免其他组件故障对它的影响。二次电流回路端子的接线方式采用OT接线方式（将电缆芯线弯圈后再上螺丝的接线方式）。
3.25套管接线端子连接处，在空气中对空气的温升不大于55K，在油中对油的温升不大于15K。
3.26有载分接开关的绝缘水平和额定电流必须和变压器相配合，且额定电流不小于变压器额定电流的1.5倍（除特别注明外）。
切换开关的电气寿命不小于20万次，机械寿命不小于80万次。 3.27变压器附件配置
（1）变压器应有瓦斯继电器（带不锈钢防雨罩，罩住接线端子）。
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（2）变压器应装设油温温度计和线圈模拟温度计，温度计应配置远方指示仪表和信号接点即数显温度计。
3.28高低压均为电缆进出线，供方提供电缆固定支架。 3.29变压器噪音小于50dB。
3.30变压器必须进行密封试验，无渗漏和损伤；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。变压器用橡胶密封件应选用以丙烯酸酯橡胶为主体材料的密封件。
3.31铭牌标志符合标准规定，标志内容清晰耐久，安装位置明显可见。
4 35kV、10kV高压开关柜及电容器成套装置技术条件
4.1系统额定电压：35kV、10kV；系统最高电压：40.5kV、12kV；额定频率 50Hz
4.2 35kV、10kV高压开关柜及电容器成套装置基本技术参数 4.2.1 型式：户内式，XGN－35、12型高压开关柜。 4.2.2 35、10kV额定电流: （ ）（ ）A 额定热稳定电流（有效值，4s）：（ ）kA 额定动稳定电流（峰值）：（ ）kA
开关设备、柜中变压器主绝缘的工频及雷电冲击耐受电压水平如下表所示： 工频耐压额定雷电冲击耐截断雷电冲击耐施 加 电 压 部 位 （kV） 压（峰值，kV） 压（峰值，kV） 主绝缘对地、断路35kV柜体器断口间及相间绝95 185 － 及开关设缘 备绝缘 隔离断口间的绝缘 118 215 － 冲击耐压（峰施 加 电 压 部 位 工频耐压（kV） 值，kV） 主绝缘对地、断路器断口间及相间绝42 75 10kV柜体缘 及开关设隔离断口间的绝缘 48 85 备绝缘 柜中变压器主绝缘 35 75 4.2.3 辅助回路和控制回路1min工频耐受电压2kV（有效值）。 4.2.4 温升：柜体设计时，必须考虑运行中的散热问题。有关温升限值依照
DL/T593—1996《高压开关设备的共用订货技术导则》第4.2.4.2条执行，并且对于可能触及的外壳和盖板，其温升不得超过30K。
4.2.5 分、合闸线圈和辅助回路的额定电压： DC220V（AC220V）
4.2.6 高压开关柜应具有防止误分、合断路器，防止带负荷分、合隔离开关，防止接地开关合上时（或带接地线）送电，防止带电合接地开关（或挂接地线），防止误入带电间隔等五项措施。
4.2.7 对35kV主变保护采用带熔丝快速负荷开关时，在一相或两相高压熔断器熔断时必须联跳该负荷开关三相。
4.2.8高压开关柜、机构内应设有凝露自动控制板式加热器（交流220V），并提供过热保护，同时加热器应装设防护罩，温控器端子及其它二次元件要选用质量好的产品，二次线连接应可靠。
4.2.9所有底座、支架材料、螺栓及其它外露金属件要进行热镀锌防腐处理或采用
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不锈钢材料。
4.2.10同型产品内额定值和结构相同的组件应能互换。
4.2.11厂家在投标时必须提供：同型号高压开关柜的型式试验报告、凝露和人工污秽试验报告、鉴定证书及产品型号使用证书，同型号高压断路器的型式试验报告、鉴定证书及产品型号使用证书。并提供主要元器件的生产厂家及其主要参数。
4.2.12高压开关柜外壳，必须采用厚度2mm或以上进口敷铝锌板经数控机床加工折弯之后组装而成，且满足全工况运行和凝露试验要求。外壳的防护等级应满足DL/T404—97的规定,且不能低于IP2X（除特别说明外）。
4.2.13柜中绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头）严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料，应采用阻燃型绝缘材料（如环氧或SMC材料）。
4.2.14高压开关柜具有功能分隔室，柜中各主要电器元件都有独立的隔室以限制事故扩大，每一单元外壳均独立接地。电缆可以从柜下方进出线至各功能室并采取有效的密封措施以防止小动物进入柜内。
4.2.15高压开关柜必须有防止因本柜组件故障殃及相邻高压开关柜的措施。高压开关柜之间及与框架式电容器装置的隔离设施，应以阻燃、防爆材料制成，并通过相应的绝缘强度的验证试验。
4.3 35kV、10kV真空断路器基本要求
4.3.1断路器及其操动机构必须牢固的安装在支架上，支架不得因操作力的影响而变形；操作时产生的振动不得影响柜上的仪表、继电器等设备的正常工作。
4.3.2断路器的安装位置应便于检修、检查、预防性试验和运行中的巡视。
4.3.3断路器采用一体化的弹簧操动机构或永磁式操动机构，并具有防跳装置以及未储能指示、信号接口。具备手动、电动分合闸功能。
4.3.4对于安装在电容器开关柜内的真空断路器必须提供同型号同技术参数产品开合电容电流最大能力的检验报告，并在出厂时通过工频电压、冲击电压、电流的老练试验，提供试验报告。该断路器在额定单个电容器组的开断电流允许范围内，开断关合电容器组不能发生重击穿或重燃。
4.3.5必须提供真空灭弧室的真空度测试报告。
4.3.6真空断路器额定短路开断电流的开断次数：31.5kA及以下为50次，40kA为20次。
4.4.7 断路器的辅助接点不少于8常开8常闭。 4.5 35kV、10kV互感器基本要求
4.5.1互感器应固定牢靠，且应采取隔离措施，当柜中其他高压电器组件运行异常时，互感器仍应能正常工作。
4.5.2互感器安装的位置应便于运行中进行检查、巡视，且在主回路不带电时，便于人员进行预防性试验、检修及更换等。
4.5.3互感器的伏安特性、准确度级及额定负载均应能满足继电保护及仪表测量装置的要求。
4.5.4电压互感器采用全封闭真空浇注干式容性电磁型，有防止铁磁谐振的措施，其高压侧应装有防止内部故障的高压熔断器，熔断器的开断电流应与高压开关柜设计参数相符合，且便于熔断后更换熔断件。
4.5.5电流互感器采用全封闭真空浇注干式，其短时耐受电流及短路持续时间、峰值耐受电流均应满足高压开关柜设计参数的要求。
4.6 35kV、10kV隔离开关和接地开关基本要求
4.6.1隔离开关或接地开关的分、合闸操作位置应明显可见。
4.6.2 隔离开关和接地开关由一套（或两套）操作机构组合而成一套电器时，则必须有可靠的机械连锁。
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4.6.3安装于高压开关柜中任何型式的接地开关，其关合短路电流的能力和短时耐受电流及短路持续时间均应与高压开关柜的设计参数相符。
4.6.4隔离开关和接地开关应符合DL/T 486的规定。
4.6.5 隔离开关和接地开关的辅助接点不少于8常开8常闭。 4.7 35kV、10kV避雷器基本要求：
避雷器满足GB11032－2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》等国标、行标的要求。35kV避雷器高压引线用铜质导体截面不小于95mm2，10kV避雷器高压引线用铜质导体截面不小于35mm2，接地引线用铜质导体截面不小于16mm2。
4.8测量仪表、继电保护、监控装置及辅助回路
4.8.1测量仪表、继电保护装置及辅助回路中的低压熔断器、端子以及其他辅助元件与高压带电部分应保持足够的安全距离。
4.8.2测量仪表、继电保护及监控装置应有可靠的防振动措施，不致因高压开关柜中断路器等元件在正常操作及故障动作而影响它的正常工作及性能。
4.8.3当测量仪表及继电保护、监控装置盘面以铰链固定于高压开关柜时，仪表、保护盘与盘外的二次连接导线应采用多股软铜绝缘线，端子排、接线板及固定螺丝均为铜质材料制成，标志应正确、完整、清楚、牢固。
4.8.4计量用电压互感器二次专用绕组的连线，从电压互感器二次输出端子到各开关柜内计量用的接线端子盒之间所有的导线，必须采用截面不小于4mm²的单芯铜导线，从接线端子盒到电能表之间电压回路的连接，须采用截面为4mm²的单芯铜导线，计量用电压互感器二次绕组（0.2级）的二次回路不得设置熔断器和隔离开关辅助触点；电流互感器所有二次回路的导线必须采用截面不小于4mm²的单芯铜导线。计量用电流、电压互感器整个二次回路（包括PT切换回路）的接线使用分色导线：A、B、C、N（中性线）、接地线分别为：黄、绿、红、黑、黄绿相间颜色的导线。
非计量用的互感器二次连线及辅助回路的连接，电压回路必须采用截面不小于2.5mm²的单芯铜导线，电流回路必须采用截面不小于4mm²的单芯铜导线；过门线采用软铜线。布线时，应考虑避免其他组件故障对它的影响。二次电流回路端子的接线方式可采用OT连线方式（将电缆线芯弯圈后再上螺丝的接线方式）。
4.9导体
4.9.1高压开关柜应附有主母线。
4.9.2高压开关柜的主回路、各单元以及各组件之间的连接导体的截面，应比额定电流有10%（电容器回路按35%-50%）的裕度。要保证搭接头处为同一性质的材料，否则必须加铜铝过渡来统一搭接面材料的同一性。
4.9.3高压开关柜中主回路的最小截面除应满足铭牌规定的额定电流值外，还应能满足铭牌规定的额定峰值耐受电流、额定短时耐受电流和额定短路持续时间的要求。
4.9.4所有导体均用冷/热缩绝缘材料密封，不得裸露。 4.10接地满足DL/T404-1997要求。 4.11铭牌
4.11.1高压开关柜的铭牌，至少应包括以下内容： 制造厂名称和商标
型号、名称和出厂序号、出厂日期 额定参数
设计等级和防护等级
4.11.2高压开关柜内安装的高压电器组件，如断路器、负荷开关、隔离开关、电容器、干变、互感器、高压熔断器、套管等器件均应有耐腐蚀的铝合金或不锈钢制成，字样、符号应便于识别清楚易见。
4.11.3高压开关柜内安装的高压电器组件（含连接导体）额定值不一致时（如额
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定电流、额定短时耐受电流、额定短路持续时间及额定峰值耐受电流），柜上的铭牌应按最小值标定。
4.12并联电容器成套装置
柜内框架式电容器成套装置含并联电容器，外熔丝，放电线圈，避雷器等组合装置。
4.12.1并联电容器基本技术参数
⑴额定电压：11/√3kV（除特别注明外）
⑵额定容量：见供货范围。 ⑶相数：三相。
4.12.2放电线圈基本技术参数
⑴型式：单相，全封闭真空浇注干式，带二次线圈，户内型。
⑵额定一次电压：11/√3kV。
⑶额定二次电压：100V或100/√3V。 ⑷额定输出及准确级： 100VA，1 级。 4.12.3保护装置按设计标准配置。
4.12.4电容器成套装置柜应有防爆措施并置于10kV高压室最末端。
4.12.5满足DL/T604-1996《高压并联电容器装置订货技术条件》、DL/T653-1998《高压并联电容器用放电线圈订货技术条件》的要求。
5 电气二次部分
5.1系统配置
主变35kV侧保护方式:容量在5000KVA及以下时采用快速熔断器＋负荷开关保护；5000KVA以上时原则上采用真空断路器，配置差动保护及后备保护。
（一）方案一：电磁型保护
5.1.1保护配置：采用就地安装，全站保护均采用感应型反时限继电器，10kV保护就地安装于开关柜上，主变保护组屏安装。每个测控单元设操作把手就地控制于单元开关柜。
5.1.2 35kV线路、10kV线路、10kV电容器 35kV线路配置电流速断、过流保护。
10kV线路配置电流速断、过流保护、重合闸及加速。
10kV电容器配置电流速断、过流保护、开口三角电压保护、过电压保护、失压保护。
5.1.3 主变保护
主变35kV侧配置电流速断、反时限过流保护，跳两侧开关。 主变10kV侧配置反时限过流保护，跳两侧开关。
主变本体配置瓦斯保护，超温保护。重瓦斯保护动作跳主变两侧开关，轻瓦斯保护动作于发信号，超温保护动作于发信号。
5.1.4监控配置：采用常规监控方式，一对一强电控制开关，对断路器实行就地控制，并配置红、绿灯监视断路器的跳合闸回路。装设一套手动复归的中央信号装置，当变电站出现主变温度过高，轻瓦斯动作，保护跳闸，线路重合闸动作等故障或发生事故时，由信号继电器指示故障回路，并可通过复归按钮复原。
5.1.5测量和计量仪表配置
10kV线路测量三相电流、有功电量。 10kV电容器测量三相电流、无功电量。
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主变高、低压侧测量三相电流、有功功率、无功功率；主变低压侧测量有功，无功电量。
10kV母线测量三相相电压、线电压。 站用变测量低压三相相电压。 （二）方案二：微机型保护
5.1.1 全站采用综合自动化系统，分层分布式结构，35kV线路、公用测控、远动通信及主变保护测控一体化单元装置集中组屏原则上与直流系统安装在一空调小室，10kV线路、电容器保护测控一体化单元原则安装在10kV开关柜上，并配空调。
5.1.2总的要求:组柜配线符合电力工业部《电力系统继电保护及安全自动装置及反事故措施要点》进行配线。对本站控制、测量、信号等应根据多种功能单元互相独立，完成交直流测量、测温、信号采集，脉冲收集，遥控与操作，（小电流系统接地选线，）各种功能应完全符合无人值守变电站设计，达到遥控、遥测、遥信、遥调要求，能与地调系统和县调系统进行通信，应配置完善的二次设备防雷装置。
5.1.3人机联系：间隔层的人机联系功能应能在保护测控一体化装置屏幕显示上进行，其功能设置为：
5.1.3.1设置不少于5行的显示屏幕（每行不少于10个中文字符）、数据存贮。 5.1.3.2人机联系的输出功能包括：
a)显示实时数据，事故记录不少于10条，运行定值存储不少于4套； b)时间日期； c)装置参数；
d)事件顺序记录及状变报告； e)各类菜单、索引、信息一览表； f)保护投退、修改定值及查看定值表； g)保护动作／异常信号复归记录； h)可查询显示实时遥测遥信量。
5.1.4.3间隔层每控单元应设有远方/就地切换把手、KK控制把手和位置指示灯。 5.1.5通信与接口：设远动通信管理装置，保证满足与调度或控制中心自动化系统的通信。
5.1.6自诊断，应对其软硬件定时进行自诊断，当诊断出故障时应能自动闭锁或退出故障单元及设备，并发出告警信号。
5.1.7硬软件要求
硬件设备必须具备抗强电场，强磁场，抗静电干扰的能力，机柜结构和输入／输出通道在强电磁场条件下的抗干扰能力应符合《IEC872－2－1（1995）遥控设备和系统第二部分第一条电源和电磁兼容）的要求，并应有防止雷电冲击和系统过电压措施；硬件系统应配有必要的备品备件及专用维修仪器和工具；为提高遥信量的抗干扰性能．宜采用DC220V作为遥信工作电源，并采用遥信信号双触点采集方式，对遥信变位进行双判位。自动化装置各插件上，应有明确标志以表明其运行状态。
5.1.8主变保护装置技术要求
5.1.8.1保护的配置采用微机保护，设主变差动保护（6300KVA及以上）、（有载）轻瓦斯、（有载）重瓦斯和后备保护。
5.1.8.1.1主保护：设差动、主变轻瓦斯、主变重瓦斯、主变有载调压轻瓦斯、主变有载调压重瓦斯。差动及主变重瓦斯、有载调压重瓦斯动作作用于主变两侧开关跳闸，主变轻瓦斯及有载调压轻瓦斯动作作用于信号。
5.1.8.1.2主变后备保护高压侧：装设复合电压闭锁过电流保护，两段三时限，第一时限保护动作跳分段，第二时限跳本侧，第三时限跳两侧。作用于主变二侧开关跳闸。复合电压取高、低二侧电压并接成或关系。
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5.1.8.1.3主变后备保护低压侧：装设复合电压闭锁过电流保护，两段三时限，第一时限保护动作跳分段，第二时限跳本侧，第三时限跳两侧。作用于主变二侧开关跳闸。复合电压取低压侧。
5.1.8.1.4作用于主变二侧开关跳闸过负荷保护：主变高压侧装设过负荷保护，由于是无人值守，故设三段时限，I段作用于信号，II段跳10kV分段开关(可投退)，III段以较长时间跳主变二侧(跳闸功能可投退)。
5.1.8.2主要技术指标及要求 其配置应满足DL/T584-95要求 (1)直流电源电压：220V
(2)交流额定电压：线电压100V，相电压60V (3)交流额定电流：5A (4)交流额定频率：50Hz 5.1.8.3功能要求：
每个保护装置箱的直流电源应由带过流保护的快速空气开关供电。每个保护装置应设置各个保护功能的投退软、硬压板。各保护装置箱的压板，应按装置箱分类安装，不得交叉安装。各保护装置箱的各保护功能的投退采用软、硬压板，全套保护集中打印输出各保护装置箱的配置及保护功能的投退情况。
差动保护为独立CPU微机型保护，CT接线采用各侧星形接法，软件平衡各侧电流，补偿二次电流相位。二次谐波比率制动方式。
非电量保护应设置独立的出口中间继电器或插件。
后备保护为各侧独立CPU并行工作方式。后备保护的过流保护的闭锁电压选择、各段过流保护不同时限及出口所跳开关选择应能根据不同场合任意整定，无需改动软件。
由于暂态谐波影响，保护正方向出口三相短路不会拒动，而反方向出口三相短路不会误动。
任何保护动作时应发告警信号，并能提供保护动作的空接点输出，不少于两付。 应设置CT断线告警信号，设置反映单相、三相PT电压的检测功能，PT断线时，退出电压闭锁元件或闭锁相关保护，发告警信号。
复合电压闭锁过电流保护应能反映各相电压的下降情况，低电压元件采用Uab、Uac和Ubc判断。
差动电流回路在保护柜一点接地，两侧电压需经快速空气开关接入装置。
保护装置应能存储四套以上定值，并能由运行值班员通过屏上外部开关进行切换或远方切换。
保护装置应能显示差动保护正常的差流数值，显示输入电流、电压的数值和相位。
5.1.9 35kV线路、10kV线路、电容器保护及自动装置保护配置及技术要求 5.1.9.1保护配置
5.1.9.1.1 10kV线路保护设电流速断，过电流保护，三相一次重合闸及后加速，低频低压减载，小电流接地选线功能。
5.1.9.1.2 35kV线路保护设方向电流速断，方向过电流保护，三相一次重合闸，•低频低压减载，检同期手合开出功能；
5.1.9.1.3 10kV电容保护设速断、过流、过压、失压、零序电压(开口三角电压)保护。
5.1.9.1.4 分段及备用电源自投装置：配置三段式过电流保护；充电保护。备投逻辑按标准配置，采用进线及分段备投逻辑。
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5.1.9.2电源要求
(1)直流电源电压：220V，允许偏差+15%～-20% (2)交流额定电压：线电压100V，相电压60V (3)交流额定电流：5A (4)交流额定频率：50Hz
5.1.9.3小电流接地检测功能：
应能判别小电流接地(10kV系统)，•并进行选跳或报警，如选跳某一条线中仍存在小电流信号。应自动合上此开关，且不再跳此开关，同时当两段母线并列运行时，为缩小跳闸范围，应先断开分段开关，再进行选跳，跳分段前先判明是否两台主变侧10kV开关已合上，只有当都合上时才能跳分段，当判别找到接地线路并跳该线路后应自动合上分段开关。小电流接地选线功能分散在各自保护单元。
5.1.9.4重合闸的功能要求
a.l0kV线路配置三相一次重合闸装置，要求重合闸不检查合闸。
b.重合闸时间O.1～9.9S，级差为O.1S，重合闸装置整组复归时间1～99S可调。 c.重合闸装置应提供足够的输出接点去加速延时段保护（提供短脉冲信号）。 d.重合闸装置应设“断路器机构未储能闭锁重合闸”,“手跳闭锁重合闸”，“手合闭锁重合闸”。
e.重合闸装置任一元件损坏或异常时不应发生二次重合。
f.失去控制电源后，重合闸不应充电准备，以防恢复控制电源时误合开关。 5.2自动功能具体技术逻辑要求
5.2.1小电流接地监控系统应能判别小电流接地(10kV系统)，•发出接地信号。可选择投入报警或选跳功能。小电流接地选线要有零序电流和开口三角电压的综合判据。
5.2.2线路低频低压减载每一测控保护装置均能实现低频及低压减载功能。减载时应同时闭锁重合闸（，同时应具备远方/就地投入及退出功能）。
5.3测量要求
本站测量电流有交流电流，直流电流；电压有交流3ｘ100V和380V•，直流220V，电流为标准为5A，有频率，温度等量的测量，要求设置实现彻底的强弱电隔离，系统具备足够的抗干扰能力，测量应达到有关规定的精度要求：
5.3.1电流、电压、有功、无功、功率因素应达到0.5级。 5.3.2频率应达±0.01Hz。 5.3.3电度量应达（0.2S）级。 5.3.4直流测量应达0.5级。
5.3.5过载能力：电压为2.5倍的额定电压，20倍的额定冲击电流。 5.4计量要求
35kV线路、主变高压侧、主变10kV侧、10kV线路等全电子式多功能电能表安装于高压开关柜上。
5.4.1三相多功能电能表功能要求应满足国家相关计量管理规范。 5.5所用电屏
采用GCK型抽屉式低压开关柜,馈线开关采用梅兰日兰或西门子产品空气开关，并附告警附件。
5.6 防误操作
35kV、10kV开关柜采用机械“五防”开关柜。 5.7远动通信管理单元：具有“四遥”功能。
遥测量：电压、电流、有功、无功等；遥信量：开关状态、刀闸位置、保护动作信号、事故跳闸总信号、预告信号等；脉冲量：电度量、周波、时间量、设备参数、
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35kV高压预装箱式变电站技术规范书
保护定值等；非电量：温度、压力、湿度、火灾报警、防盗报警等；响应时间：≤
10ms；支持多个RS232接口、RS485接口、CANDA接口等；主要二次设备配置见附表。
5.8直流系统
配置100Ah（65Ah）/220V阀控式铅酸蓄电池及微机高频开关电源直流系统1套。 5.8.1系统组成
直流系统由全密封免维护铅酸蓄电池、高频开关电源充电装置、电源监控系统、微机直流绝缘检测系统、微机直流绝缘检测接地选线装置、直流馈线柜、逆变电源等组成。直流主系统接线采用单母线接线，微机直流绝缘检测接地选线装置按供货要求确定。具体接线方案要求为：由一组充电机和一组蓄电池组组成，主接线为单母线接线，分合闸母线和控制母线。由不少于三个高频开关充电模块组成的充电机直接供电给合闸母线；合闸母线通过带有旁路备用通道的降压装置接至控制母线，给控制母线供电。要求旁路备用通道在控制母线电压降至某一值后能自动投入，电压恢复正常值后自动脱离。要求供测控单元电源电源馈线10路40A，分、合闸馈线10路40A。
5.8.2充电浮充电装置
采用N+1高频开关电源模块，其参数要求如下： 5.8.2.1交流输入：220VAC±15％ 50Hz±5％
5.8.2.2直流输出：额定电压：23OV，额定电流：15A 5.8.2.3通讯方式： RS485（232）串行口 5.8.3逆变电源
由1个交流220/15A逆变模块构成，可供站用通信电源，供电时间不小于1小时。
5.8.4微机高频开关电源主要功能要求
5.8.4.l显示功能：实时显示各个下级设备的各种信息，包括采集数据、设置数据等，以便随时查看整个系统的运行情况。
5.8.4.2控制功能：监控根据对所采集的数据的处理和综合，作出判断、对下级设备执行相应的动作。除监控模块可自动进行控制外，用户也可在键盘上手动执行相同的操作。
5.8.4.3告警功能 5.8.4.4历史记录
5.8.4.5通讯功能：电源监控系统应设通讯接口，接入站内通讯网络，向变电站提供信息。
5.7.4.6电池管理功能：蓄电池自动管理及保护，实时自动完成电池状态检测和容量计算，并根据检查结果，进行均浮充转换、充电限流、充电电压温度补偿。
5.7.4.7具有记忆功能，可将原曾发生过的接地故障的回路号、极性、接地电压值、日期、时间记录下来，随时可查寻，应可记录250次。
5.8.5直流系统组柜按订货技术要求配置。 5.9阀控式密封免维护铅酸蓄电池 5.9.1要求使用寿命不小于10年。
5.9.2单体电池额定电压：2V/100Ah（12V/65Ah） 5.9.3单体电池终止电压：1.8V（11V）
5.9.4技术要求应符合DL/T637-1997要求。
6 高压预装箱式变电站外壳
6.1除主变压器以外，整个变电站采用积木式组装方式。微机保护测控一体化装置及直流系统单独组屏于配备自动恒温空调设备的小室内。整个箱体内装设温控强迫通
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35kV高压预装箱式变电站技术规范书
风装置、温度自动控制装置、防凝露自动控制装置，设计有合理的通风系统和照明系统。
6.2断路器外壳应具有气密性和隔热性，能有效地防止室内产生结露现象的发生，具有防尘、防火性能，极强的抗暴晒、抗辐射和隔热能力，以及极好的防腐蚀、防潮阻燃性能，在骤冷、骤热环境温度的变化下不易产生凝露、变形、积水，使用寿命50年以上。要求其外观与周围环境相匹配、占地面积小。
6.2.1复合板外壳
即进口双层原装进口彩锌钢板夹隔热复合板，导热系数不大于0.044W(M.K)，可使用在一般酸碱盐空气污秽地区。
6.2.2不锈钢“三防”复合板外壳
区别于普通复合板主要是双层钢板为优质不锈钢板材及先进的防腐处理，可使用在靠海盐雾重的沿海地区和海边化工厂等较重污秽区。
6.2.3非金属箱变外壳
特种玻纤金邦板夹隔热材料，整个箱体的基本承重框架要用高强度型钢（工字钢）组成，墙壁由金邦板、通气层、防湿密封薄膜、结构用合板、保温材料、型钢、纸面石膏板等组成，采用非金属玻纤增强塑料再以专用铝型材组合作为外门板。导热系数不大于0.501W(M.K)。可使用在靠海盐雾重的沿海地区和海边化工厂等较重污秽区。
6.3箱体外部的防护等级不低于IP34D级，维护走廊的防护等级不低于IP3X级，各一次功能间隔之间的隔板的防护等级不低于IP2X级。
6.4主变压器周围应加装不锈钢或铝合金材料安全围栏，且不能形成电磁环路。
7．供货范围
7.1主接线及工程规模
主变：（ ）台（ ）KVA主变；设35kV/10kV二个电压等级，主变均为有载（无载）调压，（38.5±2×2.5％）档；
35kV出线：采用单母（分段）接线，本期（ ）回35kV线路进线，终期共（ ）回35kV线路进线，（35kV母联间隔1个），（35kV站变1台）。
10kV出线：采用单母线（分段）接线;本期（ ）回出线，终期共（ ）回出线；10kV电容器本期（ ）组，终期（ ）组；（10kV母联间隔1个），（10kV站变1台）。
详见：35kV变电站主结线图 7.2 35kV变压器供货范围 型 号 数 量 额定容量(kVA) 电压组合 (kV) 联 结 组 绝缘油生产厂家 爬电比距mm/kV 变压器颜色 数 量 (台) 云变、顺特、柳特变、增城变、供应商范围 江苏中电
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备 注 7.3 35kV高压开关柜供货范围 7.3.1 35kV高压开关柜主要参数及配置表（参考附图） 安装位置 进线 出线 型 号 数 量 最大允许尺寸（长×深×高: mm） 主母线额定 电流(A) 整体额定电 额流（A） 定分、合闸机参构和辅助回 数 路额定电压（V） 外壳防护等 级 型号 额定短路开断 电流（kA） 热稳定断能力 路(kA-S) 柜器 动稳定内电流 主（kA） 要额定短设路关合备 电流 型（kA） 号及一体化操动 机构 参数 电压变比 互感精度 器 输出容 量 电
PT 型号 13
型号 35kV高压预装箱式变电站技术规范书
流变比 互感精度 器 输出容量 空载电流 隔离开关1 隔离开关2 接地开关 熔断器 避雷器 进出线方式 断路器、互感器等主件采用以下推荐厂家产品： 1）断路器推荐厂家：ABB、爱尔凯、泰开、福一开； 供应商范围 2）互感器推荐厂家：保定互感器厂、大连第二互感器厂、鲁能泰山、中山泰峰； 1、备品备件： 备注 2、继电保护装置及仪表： 3、其他： 7.3.2专用工具及备品备件 供方向需方免费提供安装、运行、检修所需的专用工具，其清单见下表： 序号 专用工具名称 型号规格 单位 数量 备注 1 断路器储能手柄 个/种 1 2 接地开关手柄 个 1 3 断路器分闸线圈 个 2 免费提供 4 断路器合闸线圈 个 2 5 储能电机 个 1 6 二次插头、插座 套 1 7.4 10kV高压开关柜供货范围
7.4.1 10kV高压开关柜主要参数及配置表（参考附图） 安装位置 进线 出线 电容 PT 所变 型 号 数 量 最大允许尺寸（长×深×高: mm） 额主母线额定 定电流(A) 参整体额定电 数 流（A） 14
35kV高压预装箱式变电站技术规范书
分、合闸机构和辅助回路额定电压（V） 外壳防护等级 型号 额定短路开断电流（kA） 热稳定断能力路(kA-S) 器 动稳定电流（kA） 额定短路关合电流 柜（kA） 内一体化操动主机构 要型号 设电备压变比 型互号感精度 及器 输出容参量 数 型号 电流变比 互感精度 器 输出容量 所用变压器 型号 SCB10-15/10-0.4(单相) 空载损 耗 负载损 耗 15
35kV高压预装箱式变电站技术规范书
空载电流 隔离开关1 隔离开关2 接地开关 熔断器 避雷器 进出线方式 断路器、互感器等主件采用以下推荐厂家产品： 1）断路器推荐厂家：西能、爱尔凯、福开、正超、科锐、南洋； 供应商范围 2）互感器推荐厂家：保定互感器厂、大连第二互感器厂、鲁能泰山、中山泰峰； 1、备品备件： 备注 2、继电保护装置及仪表： 3、其他： 7.4.2专用工具及备品备件 供方向需方免费提供安装、运行、检修所需的专用工具，其清单见下表： 序号 专用工具名称 型号规格 单位 数量 备注 1 断路器储能手柄 个/种 1 2 断路器分闸线圈 个 2 3 断路器合闸线圈 个 2 免费提供 4 储能电机 个 1 5 二次插头、插座 套 1 7.5 10kV并联电容器成套装置供货范围 设备型号 数量（套） 每电容器（型号/电压/容量/数量） 套放电线圈（型式/数量） 主避雷器（型号/数量） 要熔断器外置（型号/数量） 配差压保护用PT （型号/数量） 置 不平衡保护用CT（型号/数量） 备品备件 供应商范围 桂容、西容、合容 备注 7.6二次部分供货范围 序号 名 称 型式规格 单位 数量 备注 供应商范围 1 主变压器保护组柜1面 套 全站保护爱尔凯、科及测控 采用同一锐、许继、厂家 南自、南瑞继保、四方华能（下同） 2 公用测控装置 套 3 远动通信装置 套
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4 5 6 7 35、10KV线路保护控制 10KV电容保护装置 全电子式多功能电能表 直流系统 35kV高压预装箱式变电站技术规范书 套 100AH高频开关不少于4个，（65）Ah 不少于3个。 100AH全密封阀式铅酸电池2 V /只，65AH配电池(12V)/只 套 块 套 1 安装在开关柜上 安装在开关柜上 威胜、龙电、西门子 西能、奥特迅、泰坦、 汤浅、日新、哈光宇 8 电池类型 只 7.7备品备件 7.7.1供方应提出备件和各部件连续一年内每台合同设备所需消耗品清单。所列的备品备件和消耗品的费用应包含在每台变压器价格中。
7.7.2所有备品备件应为新产品，与合同设备的相应部件能够互换，具有相同的规格、材质和制造工艺。
7.7.3备品备件应与合同设备同时装运，并应以能防止损坏、适于贮存的箱子包装，外面应有清晰的标志“备件”，以便与合同设备的其他部分区分。
8 技术服务和质量保证
8.1 技术服务
合同签订后，供方应指定负责本工程的项目经理，负责协调供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。
8.2 质量保证
设备制造应执行1.5款提出的标准及有关的国家标准、行业标准（最新版本）。 供方订购的新型产品除应满足本规范书外，还应提供产品的鉴定证书。
供方应保证制造过程中的所有工艺、材料、试验等（包括外购件在内）均应符合本规范书的规定。若需方根据运行经验指定供方提供某种外购零部件，供方应积极配合。
供方应提供产品的型式试验报告，试验方法应符合国家标准；并提供主要元器件的生产厂家及其主要参数。
供方应提供下列设备质量证明：产品合格证；产品型号使用证书；制造、检验记录；材料合格证；出厂试验报告。
供方应遵守本规范书中各条款和工作项目的ISO9000或GB/T19000质量保证体系，该质量保证体系已获国家认证和正常运转。
9 运输、储存、安装、运行和维护规则
按照制造厂给出的说明书对预装式变电站设备进行运输、储存和安装以及在使用中的运行和维修，是十分重要的。
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35kV高压预装箱式变电站技术规范书
因此，制造厂应提供预装式变电站设备的运输、储存、安装、运行和维修说明书。运输和储存说明书应在交货前的适当时间提供，而安装、运行和维修说明书最迟应在交货时提供。
本标准不可能详细地列出每种不同类型设备的安装、运行和维修的全部规则，但下面给出的资料，对制造厂提供的说明书来说，是十分重要的。
9.1运输、储存和安装的条件
如果在运输、储存和安装时不能保证订货单中规定的使用条件(温度和湿度)，制造厂应当在投标时提出，并在供货合同中明确。
为了在运输、储存和安装中以及在带电前保护绝缘，以防由于雨、雪或凝露等原因而吸潮，采取特殊的预防措施可能是必要的。运输中的振动也应予以考虑。说明书中对此应给予适当的说明。
9.2安装
供应商应对整个35kV预装式变电站，包括主变、35kV箱体、10kV箱体、空调室(二次室)等所有设备进行组装、调试完毕（不含土建及地网、避雷针），施工单位仅负责对35kV进线电缆、10kV馈线电缆进行连接。
对于每种型式的开关设备和控制设备，制造厂提供的说明书至少应当包括下列各项。
9.2.1 开箱和起吊
制造厂应当给出安全开箱和起吊所需的资料，包括必需使用的专用起吊和定位器具的细节。
9.2.2 总装图
如果开关设备和控制设备不是完全装成后发运的，所有的运输单元应当清晰地加以标记。应当随同开关设备和控制设备一起提供将它们总装起来的图样。
9.2.3 安装
开关设备和控制设备、操动机构和辅助设备安装就位用的说明书应当包括定位件和基础的详细说明，以便完成现场的准备工作。
还应当简要地说明：
——包括灭弧或绝缘物质的设备的总质量； ——灭弧或绝缘物质的质量；
——单独起吊的设备部件的质量，如果它超过100kg 的话。 9.2.4 连接
说明书应当包括的资料：
a) 导体的连接，包括防止在开关设备和控制设备上产生过热和不必要的变形以及提供适当的电气间隙所需的建议；
b) 辅助回路的连接；
c)气体系统的连接(如果有的话)，包括管道尺寸和布置； d) 接地连接。
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9.2.5 安装竣工检验
在开关设备和控制设备安装完毕和完成所有的连接后应当进行检查和试验，应当提供检查和试验的说明。
这些说明包括：
——为了正确地运行，建议进行的现场试验项目清单； ——为了达到正确的运行，可能需要进行调整的程序；
——为了帮助作出将来维修的决定，建议进行并记录的有关测量项目；
——最终检查和投入使用的说明。 9.3运行
制造厂给出的说明书应当包括以下资料：
——设备的一般说明，要特别注意它的特性和运行的技术说明，使用户充分了解所涉及的主要原理；
——设备安全性能以及联锁和挂锁操作的说明；
——和运行有关的，为了对设备进行操作、隔离、接地、维修和试验所采取的行动的说明。
9.4维修
维修的有效性主要取决于制造厂编写的说明书的内容和用户贯彻执行说明书的程度。
制造厂应出版包括以下资料的维修手册。
1)维修的范围和频度，为此应当考虑以下的因素： ——开合操作（电流和次数）； ——总的操作次数
——使用时间（断续的时间间隔）； ——环境条件；
——测量和诊断试验（如果有的话）。 2)维修工作的详细说明：
——推荐进行维修工作的场所（户内、户外、工厂、现场等）； ——检查、诊断试验、检验和修配的程序； ——参考图样； ——参考零件号；
——使用的专用设备和工具；
——要注意的事项（例如清洁度和有害的电弧分解物的可能影响）； ——润滑的步骤。
3) 对维修至关重要的开关设备和控制设备细节的全套图样，图样上要有总装，分装和重要零件的清晰标志（零件号和说明）。
4) 极限值和允许偏差，如果超出，要进行必要的校正。 例如：
——操作时间；
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35kV高压预装箱式变电站技术规范书
——主回路电阻；
——耐磨零件的允许磨损； ——转矩； ——主要尺寸。
5) 辅助维修材料的规格，包括对已知的不相容材料的警告： ——油脂： ——油； ——液体；
——清洁剂和去油剂。
6) 专用工具、起吊和维修用设备的清单。 7) 维修后的试验项目。
8) 推荐的备件（说明、代号、数量）和储存建议。 9) 有效计划维修时间的估计。
10) 在设备操作寿命终了时，计及环境的要求，怎样对设备进行处理。
11) 制造厂应当告诉某特定型号开关设备和控制设备的用户，对可能出现的系统缺陷和失效需要进行的校正。
12) 备件的供应。
从开关设备和控制设备最后的制造日期算起，在不少于10 年的期限内，制造厂应当有责任确保维修用备件的不间断供应。
10 技术资料及设计联络
10.1 供方收到技术规范书后如有异议，在10天内书面通知需方。
10.2 供方提供的设备及附件规范、重量或接线有变化时，应及时书面通知需方。 10.3 在签订合同后20天内，供方应向设计单位提供下列技术文件2份:
使用说明书：包括额定电流电压参数、使用条件、一次接线方案、结构尺寸等。 总装图：应表示设备总装配情况，包括外形尺寸、设备的重心位置与总重量、受风面积、运输尺寸和重量；提供高压开关柜设备排列图、外形尺寸、安装方式与尺寸、柜底控制电缆及电力电缆开孔图、母线外形尺寸及支撑和连接图；
基础图：应表明设备的尺寸、基础螺栓的位置和尺寸、设备操作时的动态负荷等；
电气原理图：应包括设备控制箱及操动机构的内部接线和控制、信号、照明等交流及直流回路；如有多张电气原理图，还应标明各图之间的有关线圈与触点相互对应编号，必要时，应提供所有特殊装置或程序的概要操作说明；提供开关柜设备控制回路图、端子排排列图等二次接线图。
所有技术资料及图纸应以中文方式，并注明是用于XX工程。
10.4设备供货时提供下列资料：设备安装使用说明书、产品拆卸一览表、装箱单、产品合格证明、备件一览表及运行、维护、检修说明书和工厂试验报告、产品合格证、上一条款所述图纸。
10.5 合同供方应按合同要求及时提供满足工程设计需要的有关图纸和技术资料(按10.3条款)给设计单位。供方提供给设计单位的图纸和技术资料中，1份是纸质资
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料，另1份要求是计算机用的CAD图，该CAD图必须可以用AutoCAD2000或AutoCAD R14软件打开和编辑。该CAD图可以用Email电子邮件通过因特网传到设计单位的Email地址(要求在电子邮件中写清楚工程名称、发件人姓名、收件人姓名、所寄图纸的名称)，或存储于计算机软盘用邮政快件寄给设计单位。
10.6 文件发送单位及地址：XXXX
10.7合同签订后，供方应指定负责本工程的项目经理，负责协调供方在工程中的各项工作，如设计图纸、工程进度、设备制造、包装运输、现场安装、调试验收等。
10.8供需双方可根据工程需要召开工程联络协调会议或其他形式解决设计和制造中的问题。供方设计图纸须经需方确认后方能进行生产。
10.9工程文件的交接要有记录，联络协调会议应有会议纪要。
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