ZF10－126（L）型 气体绝缘金属封闭开关设备
一、设备一般介绍
使 用 说 明 书
目
录
二、元件使用说明书
2．1断路器
2．2隔离开关
2．3接地开关
2．4电流互感器
2．5电压互感器
2．6避雷器
2．7母线
2．8套管
2．9汇控柜
一、设备的一般介绍
1．用途及适用范围
ZF10 -126(L)/T3150-40型气体绝缘金属封闭开关设备是用SF6气体作为绝缘和灭弧介质的成套组合电器（以下简称GIS）。该产品由断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、进出线套管或电缆终端盒等高压电器元件组成。
本产品可用于110 kV交流电力系统中的各种发电厂和变电站。具有占地面积小、可靠性高、安装周期短以及使用维护工作量小等许多优点，特别适合在用地紧张的城市变电站、企业变电站、山区水电站和污秽严重的地区使用。 2. 技术特点
█ 体积小、重量轻
元件设计紧凑，最小间隔宽度1.2m，占用空间小；外壳全部采用铝合金材料，耐腐蚀、重量轻，标准间隔重量不大于3T。 █ 操作功小、开断能力强
断路器采用自能灭弧原理，开断性能好，满容量开断达20次；自能灭弧断路器操作功只有压气式断路器的四分之一，操作功小，可靠性高。 █ 充气压力低、绝缘水平高
分相型结构，电场均匀，内部导体和绝缘件经过精确的电场计算，整体绝缘水平超过国标和IEC标准的要求。 █ 元件设计模块化
模块化的元件设计，能适合各种变电站的布臵方式，同时大大缩短了设计和施工时间。
█ 整间隔运输、安装周期短
运输单元已在工厂做好试验，能确保现场产品质量，缩短了现场安装调试时间。
█ 重量轻、运输方便 ……
3.使用环境条件:
本产品可安装在户内，也可安装在户外。使用环境条件见表1。 安装地点 环境温度 (℃) 户内 -15～+40 户外 -25～+40 海拔高度 (m) 1000 空气湿度 (%) 日平均≤95% 有凝露和雨水 污秽等级 Ⅳ级 最大风速(m/s) 35 地震强度(g) 水平加速度≤0.4，垂直加速度≤0.2 日照强度(W/cm2) ≤0.1 覆冰厚度（mm） ≤10 注：特殊环境条件另定。
4.额定技术参数：
4.1 GIS总体技术参数：（表2） 额定电压 126 kV 额定频率 50 Hz 额定电流 2000、 2500、3150A 主导电回路：31.5 、40kA/ 4s 额定短时耐受电流/持续时间 接地回路： 31.5 、40kA/ 4s 额定峰值耐受电流 80 、100kA 对地： 230 kV 额定短时工频耐受电压 断口间：230+73* kV 相间： 230+115* kV 额定雷电冲击耐受电压 SF6气体压力(20℃表压) 额定值/报警值 SF6气体水分含量（体积比） 交接验收值/运行允许值 SF6气体年漏气率 控制回路和辅助回路电压 注：*为反极性施加电压值
5.GIS总体结构
GIS一般包括进线间隔、出线间隔、测量和保护间隔等,它可根据用户的不同要求组成单母线、单母线分段、双母线及桥形接线等不同的接线方式。
在本GIS中，除主母线为三相共筒结构外，其余元件均为分相式结构，利用这些标准元件可以组装成用户要求的各种间隔。主回路导体由固体绝缘件支承在外壳中央，利用梅花触头作为过渡连接。可以通过套管与架空线连接，也可以与电力电缆或变压器套管直接连接。
对地： 550 kV 断口间：550+103*kV 断路器隔室：0.5/0.45MPa 其它隔室： 0.5/0.45MPa 断路器隔室：＜150/300ppm 其它隔室: ＜250/500ppm ≤1% DC 110V或220V，AC220V 根据需要，GIS的气体系统可以划分为若干气室。如断路器气室、母线气室、进出线气室和电压互感器气室、避雷器气室等。如图1所示。
一般每个间隔设有一个就地控制柜，各气室的气体监视装臵和各元件控制回路等二次部分都集中配臵在控制柜中。
图1 断路器总体布局图
二、元件结构说明
2.1、断路器
2.1.1断路器的设计结构及工作原理
断路器为分相罐式结构，三相共用一台CT型弹簧操动机构，机械联动。断路器维护保养工作量非常小，静触头部分由两个环氧浇注的绝缘板支承在罐顶部。动触头由绝缘台支承在罐底部，且与绝缘拉杆和拐臂盒相连。电流互感器安装在断路器气室里，断路器气室与GIS其他气室用园盘绝缘子隔离，灭弧室为热
膨胀室并带有辅助压气室的自能灭弧结构，每级带一个断口，灭弧过程以自能吹弧为主，压气灭弧为辅，产生吹灭电弧和恢复稳定状态所需的气流。
CT□型弹簧操动机构的所有元件和分、合闸弹簧组装在一个框架上，结构简单，可靠性高。机械寿命6000次。
断路器的出线方式有两种，一种是两侧出线，另一种是同侧出现，出线方式在方案设计时确定。 断路器灭弧原理（如图2）
当断路器接到分闸命令后，以气缸、动弧触头、拉杆等组成的刚性运动部件在分闸弹簧的作用下向下运动。在运动过程中，静主触指先与动主触头（即气缸）分离，电流转移至仍闭合的两个弧触头上，随后弧触头分离形成电弧。 在开断短路电流时，由于开断电流较大，故弧触头间的电弧能量大，弧区热气流流入热膨胀室，在热膨胀室内进行热交换，形成低温高压气体；此时，由于热膨胀室压力大于压气室压力，故单向阀关闭。当电流过零时，热膨胀室的高压气体吹向断口间使电弧熄灭。在分闸过程中，压气室内的气压开始时被压缩，但达到一定的气压值时，底部的弹性释压阀打开，一边压气，一边放气，使机构不必要克服更多的压气反力，从而大大降低了操作功。
在开断小电流时（通常在几千安以下），由于电弧能量小，热膨胀室内产生的压力小。此时压气室内的压力高于热膨胀室内压力，单向阀打开，被压缩的气体向断口处吹去。在电流过零时，这些具有一定压力的气体吹向断口使电弧熄灭。
合闸操作时，绝缘操作杆向上运动，推动动触头、气缸及其它可动部件亦向上运动，此时，SF6气体迅速进入压气缸内。在合闸过程中，动静弧触头首先接通，然后主动静触头接通，完成合闸操作 。
图2：灭弧原理图
图2.1 单极灭弧室结构图
２.１.２弹簧操动机构（如图3）
图a断路器合闸完成后，合闸弹簧处于释放位臵状态如图a，棘爪轴通过齿轮与电机相连。电机立即启动，对合闸弹簧进行储能。
图b断路器在合闸位臵且分闸弹簧与合闸弹簧均以储能。内、外拐臂受到分闸逆时针方向的力矩，分闸线圈通电后，锁扣释放，在分闸弹簧驱动下，逆时针旋转，带动内拐臂令断路器分闸。此力矩被分闸保持挚子和分闸挚子锁住。
图c 弹簧机构在分闸位臵合闸弹簧已储能，棘轮轴承承受连接在合闸弹簧逆时针方向的力矩，合闸弹簧通电后，此力矩被储能保持挚子和合闸挚子锁住。凸轮与锁住装臵连接的棘轮释放。在合闸弹簧驱动下逆时针旋转，凸轮产生的力矩压缩分闸弹簧，同时令断路器合闸。
图3 弹簧机构操作原理图
2.1.3技术参数 额定电压 额定频率 额定电流 额定短时耐受电流/持续时间 额定峰值耐受电流 126 kV 50 Hz 2000 、2500、3150A 31.5 kA/ 4s 80 kA 对地： 230 kV 额定短时工频耐受电压 断口间：230+73* kV 对地： 550 kV 额定雷电冲击耐受电压 断口间：550+103*kV SF6气体压力(20℃表压)额定值/报警值 断路器隔室：0.5/0.45MPa SF6气体水分含量 交接值/运行值 断路器隔室： <150/300ppm SF6气体年漏气率 ≤1% 控制回路和辅助回路电压 DC 110V或220V，AC220V 额定短路开断电流 31.5、40kA 首开极系数 1.5 额定短路关合电流 80 、100kA 额定操作顺序 分0.3s合分180s合分 额定操作时间 分闸时间：≤30ms 合闸时间：≤100ms 合—分时间：≥80ms 分—合时间：≤300ms 每相主回路电阻值 ≤80μΩ SF6气体闭锁压力 (20℃) 0.40MPa 弹簧操动机构 CT型 控制回路额定电压 辅助开关接点数 分（合）闸线圈额定电压 分闸线圈额定电流 合闸线圈额定电流 弹簧机构用电动机 加热器 储能电机额定电压储能时间 DC110V或220V 24 DC110V DC220V 2.1A 1.8A 2.73A 2A 电压：AC DC220V 功率：600W 电压：AC 220V 功率：200W ≤15s
2.1.4安装调试 2.1.4.1安装前的检查
因为是整间隔运输所以断路器在出厂时以充入0.02～0.03MPa的SF6的气
体，
a.在现场装配前需确认断路器是否完好有无损坏紧固件松动，挡卡脱落及漏气等现象。
b.密度继电器的效验及安装 c.充气及水分处理 d.二次线路的连接 2.1.4.2现场试验项目
a.当合闸线圈端子间的操作电压为额定值的85%110%，分闸线圈端子间的操作电压为额定值的65%120%时，断路器应可靠动作。 b.分合闸时间及分合闸同期性
断路器在额定操作电压下，进行合分操作，测量分、合闸时间，合闸同期性应满足产品技术条件要求 c.速度测量
应满足产品技术条件要求 d.断路器漏气率
e.水分测量：不大于150ppm f.现场绝缘试验； 2.1.5运行中巡视检查
a.检查SF6气体密度继电器的压力值 b.合分指示器的位臵 c.挡卡、紧固件是否松动 d.计数器的动作次数
e.箱体内是否有凝露、腐蚀和渗水 f.不正常的声音或气味产生 g.断路器本体元件的腐蚀和损坏 h.测量气体的温度 i油缓冲器有无漏油 2.1.6检修 2.1.6．1一般检修
一般检修是指将GIS停止运行，从外部进行一般检查与修理。 一般检修内容见下表: 项目 机械操作试验 汇控柜 测试 检修内容 周期 1. 分、合闸指示情况 每3年一次 2. 分合闸时间测量，看有无异常 3. 确认指示仪表信号是否正常 1.柜内有无受潮、锈蚀和污损情况 每3年一次 2.润滑和清扫 3.低压回路配线有无松动 1.测量主回路电阻 每3年一次 2.测量绝缘电阻 备注 若开关不经常操作,每年应人为地进行分—合闸操作1次。 机械检查 2.1.6．2详细检修
详细检修是指将GIS退出运行，将主回路元件解体所进行检查，根据需要更换不能继续使用的零部件。 详细检修内容见下表:
检修内容 1.修理锈蚀、变形和损坏部分 2.检查、调整与行程有关的部分 3.检查修理辅助开关 传动及操动4.各连接部分的销、轴有无异常情况 机构 5.检查、修理阀系统与油缓冲器 6.润滑 7.按规定更换零部件 1.触头、喷口烧损严重时，应更换 2.主触头接触部分磨损严重，应修理、更换 主回路元件 3.密封圈变形、更换 4.外壳内部清理 5.吸附剂更换
2.1.6．3临时检修
临时检修是指在下述情况下，对认为有必要检修的部位临时进行的检修： a.发现异常情况；
b.高压开关装臵已达到规定的操作次数； 空载操作10000次； 开断负荷电流2000次； 开断额定短路开断电流20次。
项目 周期 每6年 一次 备注 可以不回收SF6气体 每12年 一次 必须回收SF6气体 2.2隔离开关
2.2.1隔离开关设计和操作原理
隔离开关本体为单相结构，有Ｒ型和Ｌ型二种。其结构如图6所示，它是通过拐臂带动绝缘拉杆实现动静触头分合闸操作．隔离开关的三相配一台操动机构，由连杆将三相的转动拐臂连接起来，一般隔离开关可以配用电动机操动机构，见图7。电动机操动机构是由电动机、传动机构、微动开关、辅助开关等组成。它是由电动机带动蜗杆、蜗轮转动，使隔离开关和接地开关通过连杆系统实现分合闸操作。隔离开关必须具有一定开合能力时，可以配用电动弹簧操动机构，见图。电动弹簧操动机构是由电动机、传动机构、贮能弹簧、缓冲器、微动开关、辅助开关等组成。它是由电动机带动蜗杆、蜗轮转动，再带动拐臂转动使弹簧压缩储能，当弹簧能量释放时，带动机构的输出轴转动，通过连杆系统使隔离开关和接地开关实现分合闸操作。隔离开关的分合闸位臵可以操作机构 合闸操作
机构处在分闸位臵时，按下合闸按钮电机带动蜗杆蜗轮及输出轴（顺时针）转动。当转动到规定输出角度时，连板拉动识别板，离合器脱口完成合闸动作，同时，输出轴上偏心轮将微动开关常闭触点断开，电机停止转动。 分闸操作
机构处在合闸位臵时，按下分闸按钮，电机带动蜗杆蜗轮及输出轴（逆时针）转动。当转动至输出角度时（此时输出轴六方端有一对平面刚好水平）连板拉动识别板、离合器脱口完成分闸动作，同时，输出轴上偏心轮将微动开关触点断开，电机停止转动。 手动操作
注：只有所有的闭锁条件满足，才可以进行手动操作，同时设备必须解锁。一旦手动手柄插入电机电路自动切断，顺（逆）时针摇动储能手柄（在分闸位臵时），丝杆12带动螺母10直线运动，螺母带动拨叉转动。当1拨叉转动至合（分）闸位臵时，螺母与丝杆脱离并将拨叉限位，将开关锁在合（分）位臵。
（a） （b）
图3.隔离-接地组合开关结构示意图 a GR型隔离开关 b GL型隔离开关
图4 机构的结构
1. 微动开关 2. 合分指示牌 3. 磁吹开关 4. 折叠手柄 5. 活 6. 电机 7. 接触器 8. 辅助开关 9. 输出轴 10. 蜗轮 11. 离合器 12. 蜗杆 13. 识别板
2.2.2技术参数
额定操作时间 额定控制电压/功率 额定操作力矩 额定母线转换电流/电压 额定母线充电电流 额定电压 额定频率 额定电流 额定短时耐受电流/持续时间 额定峰值耐受电流 额定短时工频耐受电压 额定雷电冲击耐受电压 2.2.3现场安装与调试
隔离开关及电动机构在出厂时已经装配调整好。装配时不得随意解体。 a.密度继电器的效验及安装 b.充气及水分处理 c.二次线路的连接 2.2.3.1现场实验项目
a.用手摇把进行手动操作，检查电机的电源回路是否被切断，动作应正常；在操作电压为额定值的85%、100%、110%电压下，进行电动操作应正常； b.分合闸时间及分合闸同期性
c.在额定操作电压下，进行合分操作，测量分、合闸时间，合闸同期性应满足产品技术条件要求 d.检漏
e.水分测量：不大于250ppm f.现场绝缘试验； 2.2.4运行中巡视检查
分闸：6.5±1.5s 合闸：6.5±1.5s 线路型：DC110V、220V或AC220V / 240W 母线型：DC110V、220V或AC220V / 240W ≤200N〃m 1600A/10V 0.1A 126 kV 50 Hz 2000、2500、3150 A 主导电回路：31.5 、40kA/ 4s 接地回路： 31.5 、40kA/ 4s 80 、100kA 对地： 230 kV 断口间：230+73* kV 相间： 230+115* kV 对地： 550 kV 断口间：550+103*kV a.检查SF6气体密度继电器的压力值 b.合分指示器的位臵 c.挡卡、紧固件是否松动 e.不正常的声音或气味产生 f.隔离开关本体元件的腐蚀和损坏 2.2.5检修
a.快速隔离开关空载操作5000次或开合母线转移电流100次； b.一般隔离开关空载操作5000次 2.3接地开关
2.3.1设计和工作原理
接地开关本体为单相结构接地开关的三相配一台操动机构，由连杆将三相的转动拐臂连接起来，接地开关分为快速接地开关和工作接地开关。快速接地开关配电动弹簧操动机构，具有关合短路和开合感应电流的能力。工作接地开关配电动机操动机构，作为检修时的安全保护。，电动操动机构和电动弹簧操动机构都可以就地手动操作。为了在安装后测量主回路的回路电阻，接地开关通过绝缘环与GIS的接地分开，在正常运行时，必须将短接排连接好，以确保接地开关与GIS接地良好。 2.3.2操作机构 合闸操作
机构处在分闸位臵时，按下合闸按钮电机带动蜗杆蜗轮及输出轴（顺时针）转动。当转动到规定输出角度时，连板拉动识别板，离合器脱口完成合闸动作，同时，输出轴上偏心轮将微动开关常闭触点断开，电机停止转动。 分闸操作
机构处在合闸位臵时，按下分闸按钮，电机带动蜗杆蜗轮及输出轴（逆时针）转动。当转动至输出角度时（此时输出轴六方端有一对平面刚好水平）连板拉动识别板、离合器脱口完成分闸动作，同时，输出轴上偏心轮将微动开关触点断开，电机停止转动。 手动操作
注：只有所有的闭锁条件满足，才可以进行手动操作，同时设备必须解锁。一旦手动手柄插入电机电路自动切断，顺（逆）时针摇动储能手柄（在分闸位臵时），丝杆12带动螺母10直线运动，螺母带动拨叉转动。当1拨叉转动至合（分）闸位臵时，螺母与丝杆脱离并将拨叉限位，将开关锁在合（分）位臵。 2.3.3技术参数 额定电压 额定电流 额定频率 额定操作时间 额定控制电压/功率 额定操作力矩 快速型额定短路关合电流 快速型额定电磁感应电流/电压 快速型额定静电感应电流/电压 2.3.4检修
检修接地开关空载操作5000次； 快速接地开关空载操作5000次; 开合感应电流50次; 关合短路故障2次。 2.4电流互感器 2.4.1设计和工作原理
下图是电流互感器的示意图，线圈安装在密封的气室内，一般情况下，电流互感器装配在断路器的连接法兰处。
电流互感器的二次线圈通过环氧浇铸的绝缘盘引出SF6气室，通过绝缘盘上的接线柱，通过电缆引到端子排，绝缘盘上的接线柱最多24个。 2.4.2技术参数 额定一次电流 额定二次电流 电流比 300/5 500/5 750/5 200～2000A 5A 测量准确级 保护准确级 0.2、0.5 5P20 0.2、0.5 5P20 0.2、0.5 5P20 126 kV 2000、2500、3150A 50 Hz 分闸：6.5±1.5s 合闸：6.5±1.5s 一般型：DCDC110V、220V或AC220V/180W 快速型：DCDC110V、220V或AC220V/240W ≤200N〃m 80、100kA 100A/6kV 5A/6kV 额定输出容量VA 20 30 30 1000/5 1250/5 1500/5 2000/5 2.4.3现场安装
40 40 40 40 0.2、0.5 0.2、0.5 0.2、0.5 0.2、0.5 5P20 5P20 5P20 5P20 电流互感器在出厂前已装配好，现场只需将二次电缆引入汇控柜的电流端子上。 注意事项
电流互感器是GIS中的电量测量与保护元件，在使用中，二次回路不能开路。否则，会产生高电压而造成设备损坏。在主回路的耐压实验及主回路电阻测量中接线端子始终保持短路并接地状态，或者完全连接状态；测试之后要断开接地连接。
外壳绝缘端子板
端子箱屏蔽图9 电流互感器结构示意图二次绕组2.5电压互感器 2.5.1设计和工作原理
GIS电压互感器将电网电压转变为可测量的二次电压，并可输入测量和保护装臵，同时，一次绕组和二次绕组在电气上相互分离。电压互感器通过一个隔离绝缘子与相邻的GIS气室隔开，它备有一个气体接头和接线端子箱，及一个防暴膜。 2.5.2技术参数
额定短时工频耐受电压 额定雷电冲击耐受电压 二次绕组感应耐受电压 一次额定电压 二次额定电压 剩余绕组额定电压 频率 额定输出容量及准确级 功率因数 SF6气体压力(20℃表压)额定值/报警值 SF6气体水分含量 验收值/运行值 2.5.3 安装和调试 2.5.3.1安装
拆除互感器的保护帽，用丙酮将绝缘子檫干净，用吊车将互感器吊装到GIS对接面上，用紧固件紧固。 2.5.3.2调试
充入额定压力SF6气体 a.检漏 b.测量水分 c.测量绝缘电阻
d.互感器安装完毕后可进行高压实验，如果靠互感器一侧隔离开关打开，GIS电容量不大于200pF/每相，可从二次加实验电压为1.3倍额定电压。
对地： 230 kV 对地： 550 kV 3 kV 110/3kV 100/3V 100V 50Hz 二次测量绕组 二次保护绕组 剩余绕组 0.8 0.5/0.4 MPa <250/500ppm 75VA/0.5级 或75VA/0.2级 120VA/3P级 300VA/3P级 2.6避雷器
2.6.1设计和工作原理
图5氧化锌避雷器
该避雷器采用单相设计，臵于由隔离绝缘子隔离的封闭气室里，避雷器里起作用的有效元件是叠成柱的氧化金属电阻片，每个柱的高度取决于系统电压，特别设计的连杆和弹簧使电阻片不受温度的波动影响而保持正确压力。金属外壳和底版由钢板制成，防暴膜和充气接头及在线监视装臵装配在壳体上。 2.6.2技术参数
额定电压 持续运行电压 直流1mA参考电压 持续阻性电流 1/4μs陡波冲击残压 8/20μs雷电冲击残压 30/60μs操作冲击残压 工频电压-时间耐受特性 耐受2ms方波电流能力 耐受4/10μs冲击电流能力
100kV 73kV ≥145kV ≤300μA ≤291kV ≤260kV ≤221kV 1.2Ur 1.15Ur 0.1s 1.0s 600A，20次 65kA，2次 1.1Ur 1.0Ur 30s 1200s 2.6.3安装
a.产品应在直立状态下运输，不得倾斜。
b.避雷器与GIS配套安装，但安装必须按照避雷器的标志方向安装。 2.6.3.1现场实验项目 a.避雷器漏气率测量 b.避雷器水分测量
c.测量直流1mA参考电压下及75%该电压下的泄漏电流。 2.6.4运行中巡视检查
在投运时记下初始数据，以后每月或雷电后检查一次； 避雷器外观检查，重点检查螺栓、螺母有无松动等。 2.7主母线 2.7.1结构
本GIS的主母线为三相共筒型结构。
图6 三相共箱式主母线筒
2.7.2技术参数 额定电流 额定短时工频耐受电压 额定雷电冲击耐受电压 注：*为反极性施加电压值 2.7.3安装调试
每一节三极共箱母线在出厂时以调整好，现场安装时不得随意拆卸，首先安
2000 、2500、3150A 对地： 230kV 相间： 230+115*kV 对地： 550kV 相间： 550kV 装好一节母线筒，插入导电杆再将另一节母线筒水平缓慢对接，当两节母线筒对接完毕后，立即测量两节母线筒间的回路电阻，以考核电连接是否良好。现场装配误差可靠伸缩节来进行微量调节。 2.7.4现场实验项目 a.回路电阻测量 b水分测量
c.工频耐压实验，可与整个GIS一起进行。 2.8出线套管 2.8.1设计
套管分为两种材质，瓷套管和复合型绝缘套管，根据需要，导线接头可以用铜或铝制成扁平型，套管外行尺寸是按污秽等级Ⅳ情况设计的，因为硅橡胶表面不易沾水以及闪络后的恢复时间很短，所以在同等级污秽环境下复合套管比瓷套管使用效果好。 2.8.2结构
套管以出线壳体为基座，与垂直面倾斜45固定在法兰上，靠密封圈防止气体外漏。导电杆从中央通过，插在电连接之中。主导电回路是从接线板开始，经由导电杆，电连接，与盘式绝缘子的导电杆连接，周围充有额定气压的SF6气体。 A、C相套管向外旋转45以保证对地及相间的空气距离要求。 注意：运输过程中套管法兰处加保护盖板 2.8.3技术参数
额定电流 额定频率 额定短时工频耐受电压（干、湿） 额定雷电冲击耐受电压 无线电干扰水平 瓷套管爬电比距 最大弯曲负荷 2.8.4安装调试
套管在出厂时以装配好，不得随意解体。安装时将套管法兰的保护帽卸下，将密封面等清理干净，用螺栓把它与支母线筒连接，套管起吊时应防止损坏伞群，最好用粗尼龙绳。 2.8.4.1现场实验项目
2000、2500、3150A 50Hz 230kV 550kV ≤500μV 25mm/kV、31mm/kV 1500N a.回路电阻测量 b.水分测量
c.工频耐压实验，可与整个GIS一起进行。 2.9汇控柜
控制柜（LCP）是对GIS进行现场监视与控制的集中控制屏，一般具有就地操作、信号传输、保护、中继和对SF6系统进行监控等功能。 主要作用如下：
a.实施高压开关就地—远方选择操作，在控制柜上进行就地操作。 b.监视高压开关分、合闸位臵状态。
c.监视GIS各气室SF6气体密度是否处于正常状态。
d.实现GIS本间隔内高压开关元件之间的电气联锁及间隔间各种开关元件的电气联锁。
e.显示一次主接线形式及运行状态。
f.作为GIS各元件间及GIS与主控室之间的中继端子箱，接收或发送信号。 g.监视控制回路电源是否正常，并通过电源开关、熔断器、保护开关对LCP及GIS的二次控制系统进行保护。 2.9.1元件控制 2.9.1.1断路器的控制
由旋转开关（STB3）来控制断路器的分合闸，旋转开关由中间位臵顺时针45º到合闸位臵，旋转开关端子3、4接通合闸线圈HQ得电，断路器实现合闸操作，断路器辅助开关转换，切断合闸回路，同时放手使旋转开关自复位，STB3上的红灯亮。分闸操作时，旋转开关逆时针旋转45º到分闸位臵，旋转开关端子1、2接通分闸线圈TQ得电，断路器分闸，断路器辅助开关转换，切断分闸回路，同时放手使旋转开关自复位，STB3上的绿灯亮。如果在分合闸命令同时施加的情况下，若断路器处于合闸位臵，继电器1ZJ得电，继电器的常开接点断开合闸回路，最终使断路器处于分闸位臵，实现断路器的防跳。
因漏气而使SF6气体压力下降到保证断路器开合能力的最低限度时，断路器气隔 密度继电器KD1触点闭合，使断路器K2、K3得电，从而使继电器2ZJ得电，断开分合闸回路，断路器被闭锁在原来位臵。
2.9.1.2隔离开关、接地开关的电动机操作控制
由旋转控制开关发出合闸命令，使继电器KM1得电，开关合闸，合闸继电器的一对常开触点起自我保持作用，保证开关合闸可靠，此时限位开关SL2切换，断开合闸回路。转换开关上的指示红灯亮。
由旋转控制开关发出分闸命令，使继电器KM2得电，开关分闸，分闸继电器的一对常开触点起自我保持作用，保证开关合闸可靠，此时限位开关SL1切换，断开合闸回路。转换开关上的指示绿灯亮。 2.9.1.3电流互感器引线
带抽头的电流互感器二次线圈，抽头全部引到控制柜 2.9.1.4电压互感器
一个线圈通过小型断路器接通，其二次绕组按“星”形接线，剩余绕组按“开口三角形”接线。 2.9.1.5报警接点
a.电源断电信号，包括交流Q，直流Q2～Q7断电信号； b.电压互感器断电信号1ZK～6ZK c断路器报警信号 d.合分闸闭锁信号K2 e.密度继电器报警信号
f.各气室密度继电器的低气压报警信号。 2.9.1.6逻辑联锁
该电气联锁是根据主接线形式，依据“五防”要求而确定的，并得到用户确认；是GIS正常运行情况下，操作开关顺序的依据。 2.9.2现场安装
控制柜在出厂前以对应间隔安装好，现场将外部电缆引入接好即可。 2.9.2.1现场试验项目
a.各元件的操作试验，包括近控、遥控转换； b.电气联锁试验
c.电流互感器、电压互感器接线试验 d.各气室密度继电器报警信号接点检查。
现场安装指导书
1. 前言
本说明书适用于126KVSF6封闭式组合电器的现场安装与调试。
产品包装运输单元分割和包装箱大小，重量是根据我国水陆交通运输极限尺寸和GIS结构确定的。装箱情况及内容详见装箱清单。
产品的接收、装卸、开箱和存放注意事项可参见作业指导文件«SF6开关设备的接运、搬运、开箱和存放»。 2. 安装
2.1 安装注意事项
2.1.1 不要施加额外的力或重击套管、管路、箱体等部位。 2.12 户外安装时，避免在雨中作业。
2.13 安装过程中要特别小心，防止灰尘、脏东西和潮气进入GIS内部。 2.1.4 为防止杂质进入，未安装以前一定要用塑料套盖住法兰孔。 2.1.5 小心保护好充放气孔，不要损坏或脏污。
2.1.6 安放“O”型圈时，一定要注意不要损伤“O”型圈。并且要在 “O”型圈靠近大气的一侧和对应的法兰气体密封面上涂以密封胶（白色）。 2.1.7 安装前切勿将罐体和管路上的盖板取下。
2.1.8 在抽真空之前迅速放臵干燥剂，以尽量缩短其在大气中暴露的时间（一般不得超过8小时。）
2.1.9 用适当的紧固力矩紧固螺栓。
紧固力矩参照作业指导文件«螺纹紧固»。 3 安装作业概述 3.1 划线
按基础图要求在地面上划好主母线、分支母线、断路器的等臵于地面上的元件和控制柜的中心线。 3.2 检查基础 （1） 基础水平测量
测量每一个基础上四点（四个角位臵）的地面水平，找出整个基础的最高点和最底点，用插入垫片方法调整水平。方法：在地基的最高点垫起10毫米，以
此为基准来计算其它点应加垫片的高度。 （2） 基础检查
a. 水平测量
用经纬仪测量基础的水平。
每间隔内部，最高点和最低点在垂直方向上偏差小于5毫米。 b. 水平配臵确定
按基础图用卷尺测量产品底架的位臵。 c．按地线检查
按基础图要求确认接地线位臵及其长度。 3.3 设备临时就位
将GIS设备临时在基础上就位，第一个单元与下一个单元之间相距1200mm，其于单元相距约100mm。 3.4 设备安装顺序
先使中间间隔就位，然后向两边连接各间隔。各间隔中心应与其基础的中心线重合。用垫片调整各间隔的高度，使它们的高度一致。各间隔就位后，用水平仪在间隔的中部进行测量，使间隔在水平方向上一致。 3.5 主母线连接
（1） 取下包装保护盖板,取出运输时用的吸附剂。
（2） 清理法兰、罐体内侧、导电杆、盘式绝缘子表面及波纹管。（祥见«维
护与检修规程»附录3，清洗）
（3） 按顺序将三相导电杆分别插入梅花触头。（注意不要将导电杆碰到母
线外壳上）
（4） 将“O”型圈暂时放在母线外壳法兰上，使导电杆从中穿过。 （5） 移动间隔，使其母线单元向另一个间隔母线单元靠拢、对正。 （6） “○”型圈的装配。（祥见«维护与检修规程»附录3，气体密封）。 （7） 紧固法兰上的螺栓。
（8） 在安装母线时，若法兰见不能很好配合，则可松开波纹管法兰上螺栓，
调整波纹管长度。波纹管长度可在150±10mm范围内进行调整。
（9） 按上述方式，将主母线从中间间隔向两边连接。
3.6 分支母线连接
（1） 拆去需要连接的分支母线包装盖板。
（2） 清洗支母线法兰面，装上 “O”型密封圈并涂抹密封胶（祥见«维护与检
修规程»附录3，清洗、气体密封）。
（3） 用起重设备向上水平吊起分支母线，然后移近安装部位。
（4） 将导体插入梅花触头，将支母线外壳的法兰安装面用螺栓螺母紧固（所有
螺栓应均匀上紧，不允许单个螺栓先上紧）。 （5） 在支母线外壳下面安装支持架。（如果有） 3.7 套管连接
（1） 卸下保护盖板，取出运输时用的吸附剂。
（2） 清理法兰，导电杆及套管内部。（祥见«维护与检修规程»附录3，清洗）。 （3） 用起重设备吊起套管，并使套管吊至一合适角度，使之与GIS外壳具有相
应的合适位臵。
（4） 安放密封圈，涂抹密封胶，用螺栓连接法兰。（祥见«维护与检修规程»附
录3，气体密封）
（5） 确认导体与导电杆均已插接好。 3.8 电压互感器连接
出厂时，电压互感器一般作为单独运输单元时进行包装，现场应与GIS本体连接。
由于PT单元在运输中内部充有0.02Mpa (20°)SF6气体，连接时不要使其受到猛烈冲击。
（1） 取下PT保护盖板及GIS连接部分的保护盖板。
（2） 清理PT的连接导体，法兰及盘式绝缘子“O”型圈。（祥见«维护与检修规
程»附录3，清洗）
（3） 清理GIS本体连接法兰等导体，壳体内部。
（4） 将PT吊至GIS连接部位以上，安好“O”型圈。（祥见«维护与检修规程»
附录3，清洗）
（5） 将PT缓缓插入与GIS连接部位内。 （6） 连接完毕后，拧紧螺栓及螺母。
3.9 避雷器的连接
避雷器出厂时一般与PT组成一单元出厂，现场不需要单独安装，特殊情况需要安装时，方法如下。
（1） 取下支持架，避雷器保护盖板及GIS连接部位的保护盖板。
（2） 清理避雷器的连接导体，法兰及盘式绝缘子，“O”型圈。（祥见«维护与检
修规程»附录3，清洗）
（3） 清理GIS本体连接法兰及导体，壳体内部。
（4） 将避雷器吊起，使避雷器的连接部位水平移动靠近GIS本体连接部位，安
放好“O”型圈。
（5） 将避雷器缓缓插入与GIS连接部位。 （6） 连接完毕后，拧紧螺栓及螺母。
（7） 将支持件臵于避雷器下面，并用垫片填塞其间隙。 4. 现场检查与调试
GIS安装后，必须经过严格的检查与试验，确认安装正确，可靠后，才能投运。 4.1 检试项目 （1）外观检查 （2）接线检查 （3）绝缘电阻测量 （4）分合操作试验 （5）主回路电阻测量 （6）气体泄露试验 （7）压力开关试验 （8）SF6气体含水量测量 （9） 联锁试验 （10）CT试验 （11）PT试验 （12）LA试验 （13）主回路工频耐压试验 （14）控制回路工频电压试验
（15）最终检查
4.2 试验方法及判定标准 （1） 外观检查
外观检查的主要内容有：装配状态，零件松动情况，接地端子配臵，气体管路和电缆台架有无损坏。 （2） 接线检查
检查从控制屏到断路器，隔离开关等元件操作机构的接线，检查从控制屏到CT和PT等元件端子箱的接线。同时要检查，接线端子的松紧及端子标记。 判定标准：必须符合承认图。 （3） 绝缘电阻测定
使用一只1000V兆欧表测量主回路（母线，断路器，隔离开关及接地开关等）对地，以及控制回路对地的绝缘电阻值。直接从GIS的套管上的接线板处测量主回路的绝缘电阻值。测量中，可以利用接地系来进行。 在端子板上要测量每一根的绝缘电阻值。 判定标准：主回路：1000兆欧以上。
控制回路：1兆欧以上
（4） 分合闸操作试验 a) 手动分合闸操作试验
在额定电压下，按下控制屏上控制开关。并检查情况如何。 判定标准：必须正常动作。 b) 连续分合闸操作试验
在额定电压下连续进行5～10次分合闸操作。在此过程中，直观检查操作机构，转换开关等部件。 判定标准：必须操作正常。 （5） 主回路电阻测量
为了便于与工厂测量的数值相比较，测量回路及测量方法要和厂内的方法相同。
a) 合上待测回路上的隔离开关，断路器和接地开关。 b) 从接地开关间两端的电阻值。
c) 比较现场测量值与工厂测量值。
判定标准：现场测量值应不超过工厂测量值的20% （6） 泄露试验 a) SF6气体泄露试验
在装配现场用塑料薄膜将法兰连接部位包封起来，充气3小时以上，用SF6捡漏仪测量包容区SF6含量，捡漏仪测量单位ppm(体积比)。 判定标准：年泄露率小于1% 计算公式；Q=V1xM/Tx10-6
q=365x24xQx100/(p+1.03)xV2
其中：Q—检漏量（升/小时）
V1—被检查设备和薄膜之间的体积（升） M—气体检漏仪读数（ppm） T—薄膜包封的时间（小时）
q—每一包封点每年的气体泄露率（%/年） p—额定气压（表记压力，Mpa） V2—气室的体积（升） （7）SF6 气体含水量测量
新鲜SF6气体中的含水量标准要求不大于15ppm（重量比）（相对于体积比为120ppm）.
设备内SF6气体的含水量应在气体充入24小时后进行测量。 判定标准：对于断路器气室：小于150ppm(体积比)。
对于其他气室小于250ppm(体积比)
(8)联锁试验
操作各元件，检查断路器与隔离开关和接地开关之间的联锁。 判定标准：必须满足电气控制原理图所规定的联锁条件 （9） CT试验
在端子板上，用500V摇表测每个二次线圈的绝缘电阻。 判定标准：大于1MΩ （10）PT试验
a) 在端子板上测量二次绕组对地绝缘电阻 判定标准：大于5×10³MΩ
b) 对二次绕组及一次 绕组接地端子施加工频电压 判定标准：耐受工频试验2kV，一分钟。
c) 如有条件，可对一次绕组进行工频高压试验。但试验电压不得超过额定电压1.3倍。 （11）LA试验
安装后应在天气晴朗，无开关操作的情况下测量泄露电流（祥见罐式氧化锌避雷器说明书）并检查和记录放电记数器的起始数据。 （13）主回路工频电压试验
为了防止安装失误，确保GIS安全运行，设备安装完毕后，应进行主回路（对地和断口间）工频电压试验。
判定标准：耐受电压0.8×230kV 1分钟（110kVGIS） (14)控制回路工频电压试验
控制回路和辅助回路对地应进行工频电压试验 判定标准：耐受试验电压2kV 1分钟 （15）最终检查
在完成全部现场安装，调整，试验后，在全面检查一次涂漆情况，零件安装与装配情况，控制电缆与气体管路配臵情况，充气压力等。发现有不符合规定之处，立即处理。此外，对备品备件和辅助设备亦进行检查。 （16）完成全部试验后，将间隔与基础焊实。 （17）补漆
产品接收 安装开始
完工 电压互感器连接 现场试验 套管或电缆终端连接 SF6气体管路连接 更换吸附剂 主母线连接 开箱 检查基础 存放 在地线上划中心线 设备临时就位 分支母线连接 抽真空，充SF6气体 工频耐压试验 避雷器连接 安装程序图
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