10kV并联电容器组技术规范书(通用技术规范)

10kV并联电容器组技术规范书(通用技术规范)

山东陵城区恒盛35kV变电站新建工

程

10kV 并联电容器组成套装置

招标文件

（技术规范通用部分）

2016年07月 济南

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目 录

1 总则 2 使用条件 3 技术参数和要求 4 试验 5 供货范围

6 供方在投标时应提供的资料 7 技术资料和图纸交付进度 8 标志、包装、贮存和运输 9 技术服务与设计联络

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1 总则

1.1本规范书适用于10kV并联电容器组成套装置，它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

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现行有关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（表）”为标题的专门章节加以详细描述。本规范书的条款，除了用“宜”字表述的条款外，一律不接受低于本技术规范条款的差异。不允许直接修改本技术规范书的条款而作为供方对本技术规范书的应答。

1.4本设备技术规范书和供方在投标时提出的“对规范书的意见和与规范书的差异（表）”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。应遵循的主要标准如下: GB 4208-2008 外壳防护等级(IP代码) GB 1984-2003 高压交流断路器

GB 2706-1999 交流高压电器动、热稳定试验方法

GB/T 11024.1-2001 标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器 第1部分：总则 性能、试验和定额 安全要求 安装和运行导则

GB/T 11024.2-2001 标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器 第2部分：耐久性试验

GB/T 11024.4-2001 标称电压1kV以上交流电力系统用并联电容器 第4部分: 内部熔丝

GB/T 11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB/T5582-1993 高压电力设备外绝缘污秽等级 GB 50060-1992 3～110kV高压配电装置设计规范

GB 15116.5-1994 交流高压熔断器 并联电容器外保护用熔断器 GB 50227-1995 并联电容器装置设计规范

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GB/T 6916-1997 湿热带电力电容器

GB/T 16927.2～GB/T 16927.6-1997 高电压试验技术 GB.311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合

GB 50150-2006 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 DL/T 402-2007 交流高压断路器订货技术条件

DL 442-1991 高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件 DL 462-1992 高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件 DL 5014-1992 330～500kV变电所无功补偿装置设计技术规定 DL/T 604-1996 高压并联电容器装置订货技术条件 DL/T 653-1998 高压并联电容器用放电线圈订货技术条件 DL/T 804-2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则 DL/T 840-2003 高压并联电容器使用技术条件 JB 5346-1998 串联电抗器

ZBK48003-1987 并联电容器电气试验规范

GB 8923-1988 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级

ISO 12944-1998 色漆和清漆－防护涂料体系对钢结构的防腐蚀保护 Q/GXD 126.01-2006 电力设备交接和预防性试验规程（广西电网公司企业标准）

上述标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。本技术规范出版时，所列标准版本均为有效。所有标准都会被修订，供需双方应探讨使用上述标准最新版本的可能性。标准之间有矛盾时，按技术要求较高的标准执行。

1.6本设备技术规范书未尽事宜，由需供双方协商确定。

1.7供方应获得ISO9000（GB/T 19000）资格认证书或具备等同质量认证证书，必须已经生产过三台以上或高于本招标书技术规范的设备，并在相同或更恶劣的运行条件下持续运行三年以上的成功经验。提供的产品应有符合国家或行业规定的鉴定文件或等同有效的证明文件。对于新产品，必须经过挂网试运行，并通过产品鉴定。

2 使用条件 2.1户外使用

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2.2并联电容器组成套装置接入系统概况 系统额定电压： 10 kV；

系统最高电压： 12 kV； 系统额定频率： 50 Hz； 系统中性点接地方式：不接地。

2.3周围空气温度

历年1h平均最高温度： ＋45 ℃ 24h平均最高温度： ＋45 ℃ 年平均最高温度： ＋37 ℃ 最低温度： －10 ℃ 最大日温差： 25 K 平均温度： ＋22 ℃

日照强度： 0.1 W/cm2（风速0.5m/s） 2.4 海拔高度： 不超过1000m

2.5 最大风速： 35 m/s（离地面高10m处持续10min的平均最大风速） 2.6环境湿度

月平均相对湿度不大于95% 日平均相对湿度不大于95%

2.7 地震烈度： 8 度 水平加速度： 0.25 g

垂直加速度： 0.125 g 2.8 覆冰厚度： 5 mm。

3 技术参数和要求

3.1并联电容器组成套装置基本技术参数和性能 3.1.1并联电容器

3.1.1.1系统标称电压：10kV

3.1.1.2额定电压Un ：11/√3kV（除特别注明外） 3.1.1.3额定频率：50Hz

3.1.1.4额定容量：见供货范围。电容器单元容量不小于200kvar。 3.1.1.5相数：三相。

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3.1.1.6 电容器组采用单星形接线，中性点不接地。

3.1.1.7型式：为屋内框架组合式，见供货范围。

电容器组的保护配置应与电气主接线一致，即双星形接线配置不平衡电压或不平衡电流保护；单星形接线配置开口三角电压保护。保护形式见供货范围。 3.1.2串联电抗器

3.1.2.1型式：自冷，干式（半铁芯、磁屏蔽或铁芯，不采用完全空芯）或全密封油浸式，户外或户内型，见供货范围。

容性无功补偿装置户内安装时，配置三相一体铁芯型浇注式电抗器；户外安装时，配置全密封油浸式三相一体铁芯型电抗器或半铁芯型、磁屏蔽型浇注式电抗器。 3.1.2.2系统标称电压：10kV 3.1.2.3额定频率：50Hz

3.1.2.4额定电抗率、额定容量：见供货范围。

3.1.2.5对于单相电抗器组成的三相电抗器组，每相电抗值不超过三相平均值的±2%。

3.1.2.6 K≥4.5%的电抗器的电抗值的容许偏差为0～+5%；K≤1%的电抗器的电抗值的容许偏差为0～+10% 。

3.1.2.7对于铁芯电抗器，在1.8倍额定电流下的电抗值与额定值之差不超过-5% 。

3.1.3放电线圈基本技术参数

3.1.3.1型式：固体绝缘浇注式，带二次线圈，户外型。 3.1.3.2额定一次电压U1n：11/√3kV。（除特别注明外） 3.1.3.3额定频率：50Hz

3.1.3.4额定二次电压：100V或100/√3V。 3.1.3.5额定输出及准确级： 100VA，1 级 3.1.3.6配套电容器的额定容量：见供货范围。

3.1.4框架式装置的母线之间连接处及主电路中各连接处的温升应不超过50K。各电器设备的温升应不超过各自的规定。

3.1.5 耐受短路电流能力

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3.1.5.1主回路中的电器设备、连接线及机械结构应能耐受短路电流和电容器内部极间短路放电电流的作用而不产生热的和机械的损伤及明显的变形。

3.1.5.2装置的额定短路耐受电流值按不小于31.5kA考虑。

3.1.6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。钢材表面除锈等级达到或优于Sa2.5、St2，防腐耐久性达到H级（15年以上。至少达到M级中等水平，即10年以上）。直径12mm以下的螺栓、螺钉等应采用不锈钢材料制成，直径12mm及以上的螺栓应采用不锈钢材料制成或采用热镀锌。

3.1.7产品的设计和材料的选用应保证使用寿命不小于15年（除避雷器和电子元器件不小于10年外）。产品从交接验收合格之日起，如运行单位按“使用说明书”的规定进行运输、保管、安装和使用，当产品五年之内出现质量问题时，要求生产厂家免费更换新品或维修。

3.2并联电容器

3.2.1型式：框架式（或称组合式）电容器组。 3.2.2绝缘水平

工频耐受电压有效值：35/42kV(户外产品在型式试验时，应在淋雨下进行，斜线下的试验电压值为干燥状态下进行。)

雷电冲击耐受电压峰值(1.2～5/50µs)：75kV。

3.2.3抗污秽能力：外绝缘爬电比距应不小于35mm/kV（按12kV计算）

3.2.4电容偏差

电容偏差应不超过其额定值的0～＋5%，三相电容器组的任何两线路端子之间，其电容的最大值与最小值之比应不超过1.02。电容器组各串联段的最大电容与最小电容之比, 应不超过1.02。

3.2.5过负荷能力 3.2.5.1稳态过电流

电容器组成套装置应能在不超过1.1×1.30In的稳态过电流下连续运行。该电流系由1.1Un、电容值偏差及高次谐波综合作用的结果。(由于电容器的电容可能达到1.05Cn,因而最大过电流可能达到1.365 In)。

3.2.5.2稳态过电压

装置的连续运行电压为1.05Un,且能在下表所规定的稳态过电压下运行相应的时间.能为电容器所耐受而不受到显著损伤的过电压值取决于持续时间、总

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的次数和电容器的温度.下表中高于1.15Un的过电压是在电容器的寿命期间发生总共不超过200次为前提确定的。

过电压值 1.10Un 1.15Un 1.20Un 1.30Un

3.2.6操作过电压和过电流

用不重击穿开关投切电容器组时,可能发生第一个周波其峰值不大于2.2√2倍的施加电压(有效值),持续时间不大于1/2周的过渡电压,其相应过渡过电流峰值可达到100In，在这种情况下,电容器应能满足每年操作1000次。

单台电容器及其保护用的熔断器（如果有）所能承受的涌流应分别满足相应标准GB3983.2-1989及DL 442-1991的要求。

装置应能将投入电容器组时产生的涌流限制在电容器组额定电流的20倍以下。

3.2.7最大允许容量

电容器应能满足在计入稳定过电压、稳态过电流和电容偏差的各种因素作用下，总输出容量Q不超过1.35Qn时正常运行。

3.2.8温升：电容器上层油面温升应不超过15K。 3.2.9金属外露件

电容器的金属外露件应有良好的防腐性能，并符合电工产品防腐标准及相应技术文件的要求。

3.2.10密封件

电容器单元应有良好的密封性能。其密封件应具有在所规定温度类别下限值到上限值的抗老化能力。

3.2.11外绝缘的电气距离：电容器外绝缘的电气距离应不小于0.23m。 3.2.12套管：电容器单元引出端子的套管能承受的水平拉力应不小于980N。 3.2.13线路端子的导电杆

线路端子的导电杆应有可靠的防转（扭）动措施，并配置铜铝过渡接头。线路端子的导电杆能承受的力矩应符合下表的数值。

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允许持续时间 长期 30min/24h 5min 1min 备注 长期过电压的最高值不超过1.10Un 系统电压调整与波动 轻载荷时电压升高

表： 电容器线路端子的导电杆应承受的力矩值 连接螺纹公称尺寸 （mm） ≤M16 M20 M24

3.2.14环境保护要求：电容器的浸渍剂应符合国家环保部门的有关规定。 3.2.15铭牌符合国家标准的要求，用耐腐蚀材料制成，字样、符号应清晰耐久，安装位置明显可见。

3.2.16 电容器的介质损耗因数(tanδ)

电容器单元采用全膜介质的电容器, 并有内置放电电阻和内熔丝。在额定电压下,环境温度20℃时测得的介质损耗因数应不大于0.05%。

3.2.17 电容器极间电气强度

电容器极间应能承受额定电压2.15倍的工频交流试验电压,历时10s.

3.2.18 局部放电

制造厂应对电容器单元逐台进行局部放电性能检查.预加电压至2.15倍额定电压,保持1s,将电压降至1.35倍额定电压,保持10s,在此10s内,局部放电应熄灭。然后升压至1.6倍额定电压保持10min，此时，应无明显局部放电。

制造厂应提供电容器单元(或比拟元件)的常温下和温度类别下限时的局部放电熄灭电压值.常温下的局部放电熄灭电压值应不低于1.25倍额定电压；在温度类别下限时,局部放电熄灭电压值应不低于1.15倍额定电压。

极对壳局部放电熄灭电压，应不低于1.2倍最高运行线电压。 3.2.19 电容器单元

电容器单元应按GB11024的要求通过试验。 3.2.20内部熔丝

电容器单元的内部熔丝性能应符合GB11025的要求。

3.2.21 放电器

电容器单元内部放电元件，应能使电容器断开电源后，剩余电压在5min内自√2Un降至50V以下。

3.2.22 机械强度

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应能承受的力矩值（N·m） 最 大 值 98 196 343 最 小 值 78 156 274

电容器单元外壳应有足够的机械强度，应能承受正、负0.05MPa的压力，必要时在其适当部位设置起吊构件，并应能满足在起吊、运输时不会发生永久性变性，而其结构应能防止在运输过程中构架变形和联接部件松动。各附件应尽量采用通用标准件。

3.2.23 在压紧系数为1（即K＝1）的条件下，全膜电容器绝缘介质的工作场强（实际运行状态下）不得大于57kV/mm。

3.2.24 必须提供供货电容器的局部放电试验抽检报告。报告必须给出局部放电起始电压、局部放电量和局部放电熄灭电压。要求：局部放电起始电压不小于1.5Un，局部放电量（1.5Un下）不大于100pC，局部放电熄灭电压不小于1.2Un。

供货的电容器极对壳局部放电熄灭电压不低于1.2倍最高运行线电压（外壳落地式产品）。

3.3串联电抗器 3.3.1最大短时电流

K≥4.5%的干式半铁芯电抗器应能承受额定电抗率倒数倍额定电流持续2S的作用，而不产生任何热的机械的损伤。

铁芯电抗器及K≤1%的干式半铁芯电抗器应能承受25倍额定电流持续2S的作用，而不产生任何热的机械的损伤。

3.3.2过电流能力：合成电流（有效值）不超过1.3倍额定电流时，电抗器可连续运行。

3.3.3温升

油浸式铁芯电抗器绕组温升不超过55K，顶层油温升不超过50K。 干式电抗器采用F级绝缘，温升不应超过90K，最热点温度不应超过155℃。 3.3.4损耗

在工频额定电流下,75℃时的电抗器的损耗值应符合下表的规定，其偏差不大于+10%。

电抗器额定容量 (kvar) 100及以下 101～300 301～500

损耗值(W/var) 铁芯电抗器 干式半铁芯、磁屏蔽电抗器 0.015 0.012 0.010 11

0.022 0.018 0.015

501～1000 1000以上 3.3.5绝缘水平

0.008 0.006 0.012 0.009 1min工频耐受电压（干、湿）（有效值）：油浸铁芯电抗器35kV；干式电抗器42kV冲击耐受电压（1.2/50µs）：75kV （峰值） 3.3.6爬电比距

外绝缘的爬电比距应不小于25mm/kV（相对于系统最高工作电压12kV），除特别说明外。

3.3.7安装方式：单相电抗器组成三相电抗器组时，三相水平安装。（除特别注明外）

3.3.8外绝缘尺寸要求：出线端子间、支柱绝缘子带电部分对地间的电气距离应不小于0.23m。

3.3.9电抗器外露的金属部分应有良好的防腐蚀层，并符合户外防腐电工产品的涂漆标准。

3.3.10电抗器应采用耐气候的绝缘材料。

3.3.11支柱绝缘子电压等级为：相间20kV、相对地35kV。支柱绝缘子的质量和机械强度符合相应标准的要求。

3.3.12半铁芯、磁屏蔽电抗器的构架和支撑件应采用低导磁材料，以免漏磁造成过高温升。

3.3.13电抗器应放置在电容器组的中性点侧。

3.3.14 不得使用采用裸漆包线直接包绕的干式电抗器。 3.3.15 电感偏差

3.3.15.1在额定电流下，额定电抗率K≥4.5%的电抗器，其电抗值的容许偏差为0～+5%；K≤1%的电抗器，其电抗值的容许偏差为0～+10%。

3.3.15.2 对于三相电抗器或单相电抗器组成的三相电抗器组，每相电抗值不超过三相平均值的±2%。

3.3.15.3 对于油浸铁芯电抗器，在1.8倍额定电流下的电抗值与额定值之差不超过-5%。

3.4放电线圈 3.4.1额定绝缘水平

额定短时工频耐受电压（湿/干）：35/42kV（有效值）

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额定雷电冲击耐受电压：75kV（峰值）

3.4.2高压端子间倍频电压耐受值：13kV ，试验频率为100Hz及以下1min，150Hz时40S，200Hz时30S。

二次端子对接地铁芯和外壳的工频耐受电压：3kV，1min。

3.4.3 绝缘电阻(20℃时)

一次绕组对二次绕组、铁芯和外壳：不小于1000MΩ/2500V。 二次绕组对铁芯和外壳：不小于500MΩ/1000V。 3.4.4放电性能

在额定频率和额定电压下，放电线圈与电容器直接并联，当电容器断电以后，其端子间的电压在5s后应由√2U1n降至50V以下。放电线圈应能承受在1.58√2U1n电压下电容器储能放电的作用。 3.4.5放电线圈应满足下列运行条件的要求：

3.4.5.1稳态过电压。放电线圈的工频稳态过电压和相应的允许施加时间如下表所示。

工频稳态过电压倍数 1．10 1．15 1．20 1．30 连续 每24h内不超过30min 每月中5min以内的不超过2次 每月中1min以内的不超过2次 允许施加时间 3.4.5.2操作过电压及放电储存能量。用重击穿机率低的开关正常操作电容器组，关合时可能发生第一个峰值不大于2√2倍施加电压（有效值），持续时间不大于1/2周波的过渡过程；开断时可能受到1.37√2倍施加电压（有效值）的电容器储能放电的作用。

3.4.5.3工频加谐波过电压。如果放电线圈在不高于1.1U1n下长期过行，则包括所有谐波分量在内的电压峰值不超过1.2√2U1n。

3.4.6绕组直流电阻应符合设计值规定。

3.4.7在1.1倍额定电压、额定频率和额定二次负荷（cosφ在0.8～1）的条件下试验时，绕组温升不超过55K（电阻法），顶层油温升不超过55K（温度计法）。

3.4.8在额定电压下，放电线圈应能承受二次短路电流在1s时间内所产生的热和机械力的作用而无损伤。

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3.4.9外绝缘的爬电比距不小于25mm/kV（相对于系统最高电压），除特别说明外。

3.4.10放电线圈套管应能承受500N的静荷载。

3.4.11放电线圈外露空气中金属部分应有良好的防腐蚀层，并符合户外防腐电工产品的涂漆标准及相应的技术文件的要求。

3.4.12 放电线圈两个高压端子之间、高压端子与外壳之间以及支柱绝缘子带电部分对地间的电气距离应不小于0.2m。

3.4.13放电线圈外壳接地螺栓直径应不小于8mm，二次出线端子螺杆直径不得小于8mm，并用铜或铜合金制成。

3.4.14产品结构部件应有足够的机械强度，并必须安装方便。产品应保证在预期寿命期内不必更换部件。

3.4.15 高压端子、二次端子、接地端子和铭牌等齐全，固定牢固。 3.4.16 放电线圈首末端必须与电容器首末端相连接，其间不得有断路器、熔断器或任何别的隔离器件。当串联电抗器置于电容器组的中性点侧时，放电线圈首末端可以与中性点相连接。

不能采用放电线圈的中性点与电容器中性点不相连的星形接线方式。不得使用放电线圈中心点接地的接线方式。

不得将电容器组三台放电线圈的一次绕组接成三角形或“V”形接线。 3.5金属氧化锌避雷器。

3.5.1型式：户外型，电容器保护用。 3.5.2额定值 额定频率：50Hz。 额定电压：17kV。 持续运行电压：13.6kV。 标称放电电流等级：5kA。

2mA直流方波通流容量不小于600A。 操作冲击电流残压（峰值）：35kV。 雷电冲击电流残压（峰值）：45kV。 3.5.3性能与结构要求

采用硅橡胶复合外套氧化锌避雷器，氧化锌避雷器接于电容器组的端部；氧化锌避雷器必须采用无间隙结构，外绝缘爬电比距不小于25mm/kV（外绝

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缘爬电距离≥300mm）；不得使用四避雷器接线方式（三支星接一支接中性点），

3.5.4金属氧化锌避雷器的试验项目、方法、内容和要求按照有关标准执行。

3.6 布置和安装

3.6.1 装置的布置和安装应符合GB50227-1995的有关规定要求。 3.6.2 框架式装置的结构件应具备通用性与互换性。 3.6.3 最小电气间隙

3.6.3.1 户内装置的带电体之间、带电体与接地体之间的最小电气间隙应不小于下表所列数值。

表 户内装置的最小电气间隙 mm

相关位置 不同相的裸导体间 带电裸导体至接地框架 带电裸导体至板状遮拦 带电裸导体至网门及网状遮拦 标称电压10kV 125 125 155 225 二次回路500V以下 4 15 15 50 3.6.3.2 户外装置的带电体间、带电体与接地体间的最小电气间隙应不小于下表所列数值。

表 户外装置的最小电气间隙

mm

相关位置 带电部分至接地部分之间 网状遮拦向上延伸线距地2.5m处与遮拦上方带电部分之间 不同相的带电部分之间 断路器和隔离开关的断口两侧引线带电部分之间 设备运行时，其外廊至无遮拦带电部分之间 交叉的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间 栅状遮拦至绝缘体和带电部分之间 网状遮拦至带电部分之间

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电气间隙 200 200 950 300

相关位置 无遮拦裸导体至地面之间 无遮拦裸导体至建筑物、构筑物顶部之间 平行的不同时停电检修的无遮拦带电部分之间 带电部分与建筑物、构筑物的边沿部分之间 3.6.4 电容器组的安装尺寸

电气间隙 2700 2200 安装框架尺寸应使电容器在其上安装时能满足设计标准的要求，所有钢结构均应热镀锌。电容器组的安装尺寸不应小于下表所列数值。

表 电容器组安装尺寸表 mm 名称 最小尺寸 电容器(户外、户内) 电容器底部距地面 间距 100 排间距离 200 户外 300 户内 200 框架顶部至屋顶净距 1000 3.6.5 连接线及熔断器的安装

3.6.5.1 电容器至电容器组横联线之间必须采用软连接，不得将电容器的套管直接与横联线连接。

3.6.5.2 熔断器的安装必须符合DL 442-1991的要求。

3.6.6支撑绝缘、支柱绝缘子采用20kV级产品（按最高电压24kV下25mm/kV，除特别注明外）；为防止锈蚀，安装框架应采用热镀锌处理。

3.7母线及连接线

3.7.1主母线：母线截面由供方确定，其长期允许电流应不小于1.5倍回路工作电流，同时应能承受三相短路电流为20kA时的动、热稳定要求。

3.7.2连接线：单台电容器至母线或熔断器连接线的长期允许电流不小于1.5倍单台电容器额定电流，同时应能承受三相短路电流为20kA时的动、热稳定要求。

3.7.3母线支柱绝缘子采用20kV电压等级产品(按最高电压24kV下25mm/kV，除特别注明外)。

3.7.4 电容器连接线应为软连接，或采用有伸縮节的铜排（或铝排），避免电容器因连接线的热胀冷缩使套管受力而发生渗漏油故障。

3.7.5 电容器、串联电抗器、放电线圈、避雷器、隔离开关等相互之间的铜（铝）排连接导线须全部做绝缘处理，可用热缩绝缘套管进行绝缘，也可采

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用硫化绝缘母线或采用涂刷有机硅阻燃导热高压绝缘涂料的包封措施。连接头应加阻燃型的绝缘盒。热缩绝缘厚度不小于2mm，接口处搭接长度不小于100mm。

3.8隔离开关（带接地刀闸）

3.8.1 型式：屋外，单接地，电动并可手动，三相联动。 3.8.2 额定电压： 35kV（户外）或10kV（户内）。 3.8.3 额定频率： 50Hz。 3.8.4 额定电流： 630A。

3.8.5 热稳定电流（有效值）： 31.5kA－4s。 3.8.6 动稳定电流（峰值）： 80kA。 3.8.7 接地刀闸：动热稳定与主刀闸一致。 3.8.8 操动机构：

主刀闸和接地刀闸的操动机构型式：电动并可手动。操动机构的控制柜应有足够的端子板，每块端子板应有15%的备用端子, 且要求采用OT接线方式（将电缆芯线弯圈后再上螺丝的接线方式），或采用管状接线方式（凤凰端子）。采用真空辅助接点，除控制、指示及连锁等通常用的辅助接点外，需有备用的常开与常闭线接点各4对，接地刀闸则为4对。二次元器件应为质量可靠，工艺要满足电气连接要求。机构内接线端子、螺丝应为铜质。

3.8.9 主刀闸和接地刀闸之间应有可靠的机械联锁，并应具有实现电气联锁的条件。

3.8.10 隔离开关底座、支架材料要热镀锌处理。

3.8.11 隔离开关及其操动机构应具有自锁能力，以保证隔离开关在风压、重力及地

震的作用下不能从合闸位置脱开或从分闸位置合闸。

3.8.12 机械特性：

三相操作1000次。进行本试验时，在隔离开关的一端应在施加纵向水平拉力，按连续操作顺序进行。在试验过程中不得进行任何的修理和调整，不得紧固任何部件，连接件中只允许按制造厂指定的间隔次数添加润滑剂。在试验过程不得出现振动、误动、运行不到位及损害。

3.8.13 接线端子板的机构负荷及材质： 垂直： 500N 纵向： 750N

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横向： 400N

安全系数： 静态3.5，动态1.67 接线端子板的材质应为铝质或铜质。

3.8.14 有符合国标要求的铭牌，铭牌用耐腐蚀材料制成，字样、符号应清晰耐久，铭牌在设备正常运行和安装时位置应明显可见。

3.9 其它

高压并联电容器单台保护用熔断器的相关要求详见 DL 442-1991和GB 15116.5-1994。

高压并联电容器用内部熔丝和内部过压力隔离器的相关要求详见DL/T 840和GB 11025-1989。

高压并联电容器用串联电抗器的相关要求详见 DL 462-1992。 高压并联电容器用放电线圈的相关要求详见 DL/T 653-1998。

高压并联电容器用金属氧化物避雷器的相关要求详见DL/T 804-2002。

4 试验

4.1 试验基本条件

4. 除一次电路元件应分别进行试验外，进行装置整体试验时，有关接线都

必须按实际运行情况连接好；

(2)试验电压的频率应为50±0.5Hz；其波形应接近正弦波形(即两个半波基本一样，且峰值和方均根值之比不超过√2±0.07、总谐波畸变率不大于5%)。

(3)试验时的环境温度为10℃～40℃，并作记录。 (4)试验方法应符合ZBK48003-1987的要求。 4.2 外观检查

目测检查：引出端子和绝缘子是否有损伤，金属件外表面是否有损伤或腐蚀，各配套件是否有渗油、表面损伤、外壳变形，铭牌清晰，接地端子应有明显标志。

用量具测量：用量具按GB 50227-1995的要求检验有关的尺寸。按制造厂的技术图样，测量主要尺寸、外绝缘的电气距离。

4.3 电容测量

装置的电容可用实际测量电容的方法，也可根据装置内各单台电容器的实测电容用计算的方法来检验。

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电容的初测，可在降低电压下测量（施加电压不高于0.15倍额定电压） 电容的复测，应在（0.9-1.1）倍额定电压、（0.8-1.2）fn下进行，所用测量方法应能排除由于谐波和测量回路内附件所引起的误差。测量准确度应不低于2%。

测量的方法应足以检出一个元件损坏（或一根熔丝熔断）。 4.4 电感(电抗)测量

当忽略电阻成分时，电抗为试验端电压和电流的比值。

干式半铁芯电抗器测量电感时，可以在降低电流和电压的情况下进行，也可以用电桥法测量。

测量垂直叠装的干式半铁芯电抗器的电感时，应使用三相电源。 4.5 耐电压试验

试验前应将不易承受试验电压的电器元件(如避雷器、电容器、放电线圈等)拆除，并另行试验。

4.5.1 工频耐电压试验

工频耐电压试验在装置的相间、相与地之间、辅助电路与地之间以及带电部件与绝缘材料制成或覆盖的外部操作手柄之间进行。

试验时，应从装置额定电压的一半或以下开始升压，在2～10s内均匀升高到试验电压值，并在该电压下保持规定的时间。

4.5.2 冲击耐电压试验

试验时，先施加15次正极性冲击，紧接着再施加15次负极性冲击。改变极性后，施加负极性冲击之前，允许施加数次低幅值的冲击。如果每一极性试验中均未发生多于2次的闪络且未发生击穿，则认为装置通过了该项试验。

4.6 温升试验

试验时，装置应按正常布置；应给装置施加不低于Un的电压，并使装置的容量在整个试验过程中等于1.35Qn。

试验时应有足够的时间使温度达到稳定。每隔1h～2h用温度计或热电偶或其它测温仪测量各规定部位的温度，同时测量最热区域2台电容器中间的冷却空气温度。当6h内连续4次测量温度的变化不超过1K时，认为温升达到稳定。

试验期间应测量装置的周围空气温度，此测量应用不少于3支经标准温度计校验过的水银温度计或热电偶进行。温度计或热电偶均匀布置在距装置约1m

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之处，放置高度应为装置各载流部分高度的平均值。取最后2次所测温度的算术平均值作为装置的周围空气温度。

为了避免由于温度的迅速变化而引起的误差，温度计或热电偶应置于盛有油的容器中，使热时间常数约为1h。

注：如受试验条件限制，本试验也可在额定电压下进行，然后换算到1.35Qn下的温升值。

4.7 短路强度试验

装置的短路强度试验的目的是验证装置耐受由短路电流引起的热应力和电动应力的能力。

试验时，装置按正常使用情况安装，装置进线处的预期短路电流值按不小于31.5kA考虑，功率因数为0.25。

试验方法按GB 2706-1989，试验时，被试电容器组进线端子处短路。 试验后若母线没有过大变形，导线、绝缘支持件没有任何损坏，电气间隙和爬电距离仍符合规定，电器没有损坏，则认为装置通过了本项试验。

4.8 放电试验

放电试验应分别在每一组电容器上进行。用直流将电容器组充电至额定电压的峰值，然后接通放电装置。测量电压下降至50V所经历的时间，应在5s以内。

注：自动投切装置的放电试验可结合投切试验进行。 4.9投切试验

投切试验应参照GB 7675-1987的有关规定进行。

对于由多组电容器组成的装置，试验应对每一组进行，各投切操作30次，测量过电压及涌流；背靠背试验仅需对投入最后一组电容器组时进行测量，操作10次。

试验时，断路器应能正常切合，机械运动灵活，无操作力过大或卡住现象，与其相连接的机械联锁或其它附件承受上述操作次数后应未受损伤，且不应发生重击穿，过电压及涌流均不应超过规定值。

4.10 熔断器保护试验

内部熔丝试验：按GB 11025-1989的要求进行。 4.11 保护装置试验

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对于框架式装置，可在一次电路上并接或撤出1～2台电容器以模拟电容器内部故障，或在二次回路上设定等价故障信号，保护装置在整定范围内应能正常动作。试验次数不少于3次。

4.12 自动控制试验

应能正确动作。试验次数不少于3次。 4.13 密封性试验

将电容器单元加热至(75±2)℃后保持6h，检查是否渗漏。 4.14 介质损耗因数（tgδ）的测量

电容器介质损耗因数的测量，应在（0.9～1.1）倍额定电压、（0.8～1.2）fn下，用能排除由于谐波所引起的误差的方法进行。测量的准确度应不低于20%。

4.15 局部放电试验

4.15.1 电容器单元出厂试验时，对其进行局部放电情况检查，此项试验与极间工频耐压同时进行，可采用声测法。预加电压至2.15倍额定电压，保持1s，将电压降到1.35倍额定电压，保持10s，在此前10s内，局部放电应熄灭。

4.15.2 电容器单元型式试验时，预加工频交流电压至2.15倍额定电压，保持1s，将电压降到1.2倍额定电压，保持10min，然后再升至1.5倍额定电压，保持10min。在后10min内不应观察到局部放电量的增加。电容器单元的局部放电量不应大于100PC。测量仪器和测试回路按ZBK48003-1987的规定要求。

4.16 局部放电熄灭电压试验

此项试验分别在常温下和产品的下限温度下进行。测试下限温度的局部放电熄灭电压值之前，应将产品置于下限温度下不少于8h。对电容器单元施加工频交流电压至局部放电起始后历时1s，降压至1.35倍额定电压保持10min，然后将电压升至1.6倍额定电压保持10min，在将电压降低，记录局部放电熄灭时的电压值。如果施加电压达到2.15倍额定电压时仍未见局部放电，则应停止试验。

4.17 放电器检验

本项检验在耐压试验后进行，用自放电法。 4.18 热稳定试验

4.18.1 本试验在电容器单元的型式试验时进行。

4.18.2 试验时将电容器单元置于绝缘油中，试验过程中绝缘油的温度为温度类别的上限温度加15℃。对电容器单元施加工频电压，历时48h。在整个试验过程中应使单元的容量等于1.58倍的额定容量并保持恒定。

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4.19 套管及线路端子的机械强度试验

4.19.1 套管的机械强度试验：在套管顶部施加与其中心纵轴线垂直的拉力，在10min内进行5次。

4.19.2 线路端子的机械强度试验：在线路端子上用力矩扳手加扭力。 4.20 外壳机械强度试验

由制造厂采用行之有效的试验方法进行。 4.21 耐久性试验

电容器的耐久性试验，按GB 11024-1989的要求进行。 4.22 检验规则

装置的试验分为：出厂试验、型式试验和验收试验。 4.22.1 出厂试验 出厂试验项目如下：

试验项目 外观检查 电容测量 电感测量 工频耐电压试验 保护装置试验 密封性试验 初测电容 复测电容 测量损耗角正切值 局部放电检查 高压并联电容器成套装置 √ √ √ √ √ — — — — — 电容器单元 √ — — √ — √ √ √ √ √ √：表示此项目需要。—：表示此项目不需要。

4.22.2 型式试验

新产品必须进行型式试验。

在生产中，当材料、工艺、产品结构或所选用的配套设备有所改变，且其改变有可能影响装置的性能时，也应进行型式试验，此时允许只进行与这些改变有关的试验项目。

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在正常生产中，每5年至少应进行1次型式试验。

用来做型式试验的装置必须是经出厂试验合格的装置，除出厂试验项目外，增加下列试验项目：

试验项目 冲击耐电压试验 温升试验 短路强度试验 防护等级检验 投切试验 放电试验 熔断器保护试验 热稳定试验 雷电冲击电压试验 放电试验 内熔丝试验 放电器检验 局部放电试验 局部放电熄灭电压试验 高压并联电容器成套装置 √ √ √ √ √ √ √ — — — — — — — 电容器单元 — — — — — — — √ √ √ √ √ √ √ √：表示此项目需要。—：表示此项目不需要。 4.22.3 交接验收试验

交接验收试验按Q/GXD 126.01-2006《电力设备交接和预防性试验规程》（广西电网公司企业标准）进行，主要项目如下：

外观检查； 绝缘电阻测量； 电容测量； 电感测量；

耐受电压试验(试验电压值应为出厂试验值的80%)； 保护装置试验； 冲击合闸试验；

自动控制试验(有条件时应进行)。

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5 供货范围

5.1并联电容器成套装置供货范围见附件。

5.2合同设备（包括备品备件和专用工具）的交货时间指合同设备到达需方指定交货地点的日期。在投标文件中提供整套装置的平、断面图。

6.供方在投标时应提供的资料

6.1提供与投标产品一致而且有效的产品型式试验报告（检测报告）、鉴定证书、型号使用证书等。并提供主要元器件的生产厂家及其主要参数。

5. 2提供投标产品的下列数据 序号 名 称 需方要求值 10 单星形接线，中性点不接地 每相臂串接、并接电 容数 5 保护 1）单台电容器装设保护 2）电容器组装设保护 二 电容器单元 1 2 型号 额定值 1）额定频率 2）额定电压

供方保证值 备 注 一 框架式电容器组 1 2 3 4 系统额定电压 母线三相短路电流 额定容量 接线方式： 电容器组接线 50 10 24

序号 名 称 3）额定容量 4）绝缘水平 a. 1min工频耐压（有效值） b. 雷电冲击耐压（峰值） （5）温度类别 需方要求值 42kV 供方保证值 备 注 75kV 0～+5% 0～+5% 3 电容偏差 1）单台电容器 2）电容器组 3）电容器组任何两不超过1.02 线路端子之间、串联段之间的最大值与最小值之比 4 5 介质损耗角 提供局放熄灭电压、电气强度、端子机械强度、抗腐蚀能力、密封性能、过载能力、耐受短路放电能力、耐久性能等资料 6 电容器外壳耐爆能力 7 外绝缘尺寸 1）两端子间净距 2）端子对外壳电气距离 8 9 外绝缘爬电距离 电容器绝缘介质 10 绝缘油（或气体）类

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序号 别 名 称 需方要求值 供方保证值 备注 11 瓷套颜色 三 串联电抗器 1 2 型式 额定值 1）额定电抗率 2）最高电压 3）额定频率 4）额定电流 5）额定容量 6）长期最大工作电流 7）绝缘耐热等级 8）额定电流时损耗 9）绝缘水平 a. 1min工频耐压（有效值） b. 雷电冲击耐压（峰值） 3 接线端子的机械强度 4 1）水平方向 2）垂直方向 3）横向 4）安全系数 电抗器出线端子间、出线端子与外壳及支柱绝缘子带电部分对地净距 5

50 42kV 75kV 噪音水平 26

序号 名 称 温升限值（额定电流下） 需方要求值 供方保证值 备 注 6 线圈最大平均温升（K） 线圈最高热点温升（K） 电抗值的偏差 在工频额定电流下 7 电抗值的偏差 三相电抗器每相电抗值不超过三相平均值 四 隔离开关 1 型式 GN24-12D/630A-4 (四极) 2 额定值 1）额定频率 2）额定电压 3）热稳定电流（有效值） 4）动稳定电流（峰值） 50 12 31.5kA－4s 80kA 3 操动机构 电机电源 控制电源 4 额定绝缘水平 1min工频耐压（有效值） 雷电冲击耐压（峰值） 27

序号 5 名 称 电气距离（端子间、对地） 需方要求值 供方保证值 备 注 五 熔断器 1 2 型式（外置/内置） 额定值 1）额定频率 2）额定电压 3）最高电压 4）额定电流 5）耐爆能量 六 放电线圈 1 型式 干式绝缘，带二次线圈 2 额定值 1）额定频率 2）额定电压 3）最高电压 4）放电容量 5）绝缘水平 50 U1n：11/√3kV 35/42kV 3 4 5 放电时间 有功损耗 放电线圈的接线方式 6 放电线圈瓷套的爬电距离 七 差压保护用电压互感器（PT） 1 2 型式 额定值 1）额定频率

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序号 名 称 2）额定电压 3）额定变比 4）准确等级 5）额定二次容量 需方要求值 供方保证值 备注 3 1min工频耐压（有效值） 1）一次线圈对地 2）二次线圈对地 HY5WR-17/45 50 17kV 13.6kV 5kA 4 外绝缘爬电距离 八 金属氧化锌避雷器 1 2 型式 额定值 1）额定频率 2）额定电压 3）持续运行电压 4）标称放电电流等级 5）操作冲击电流残压 6）雷电冲击电流残压 7）直流1mA参考电压 8）所保护的电容器组额定容量 3 外绝缘爬电距离 35kV 45kV ≥300mm 九 电容器组安装框架和安全网栏 1 支撑绝缘、支柱绝缘子电压

20kV 29

序号 2 名 称 绝缘水平 1）1min工频耐压（有效值） 2）雷电冲击耐压（峰值） 需方要求值 供方保证值 备 注 3 十 母线及连接线 1 2 主母线型式及截面 连接线型式及截面 单台电容器至母线或熔断器连接线的长期允许电流 十一 在满足技术规范书 要求的前提下提供可供选择的接线组合型式及相应的全套装置结构型式 十二 其它 1 制造厂建议的备品、备件清单 2 3 4 5

7 技术资料和图纸交付进度 7.1一般要求

制造厂建议的专用工具及仪器清单 图纸资料的交付期 交货时间 交货地点 7.1.1供方提供的资料应使用国家法定单位制即国际单位制，语言为中文。 7.1.2 资料的组织结构清晰、逻辑内容要正确、准确、一致、清晰、完整，

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满足工程要求。

7.1.3 供方资料的提交及时充分，满足工程进度要求。在合同签定后7天内给出全部技术资料清单和交付进度，并经需方确认。

7.1.4 对于其它没有列入合同技术资料清单，却是工程所必须的文件和资料，一经发现，供方也应及时免费提供。

7.2资料提交的基本要求

7.2.1 供方应在投标阶段提供有关资料。

7.2.2 供方须及时提供配合工程设计的资料与图纸。

7.2.3 供方应提供满足合同设备性能检验/见证所需的全部技术资料。 7.2.4施工、调试、试运和运行维护所需的技术资料（需方提出具体清单和要求，供方细化，需方确认）包括但不限于：

7.2.4.1提供设备安装、调试和试运说明书，以及组装、拆卸时所需用的技术资料。

7.2.4.2供方须安装、运行、维护、检修所需的详尽图纸和技术文件，包括设备总图、部件总图、分图和必要的零件图、计算资料等。提供保护计算方法和保护整定值。

7.2.4.3供方应提供备品、配件总清单和易损零件图。

7.2.5 供方须提供的其它技术资料（需方提出具体清单，供方细化，需方确认）包括以下但不限于：

7.2.5.1设备供货时提供下列资料：设备的开箱资料，除了条款1

中所述图纸外还应包括:部件清单资料、工厂试验报告（包括型式试验报告及出厂试验报告）、产品合格证和3套安装、运行、维护、修理说明书。

7.2.5.2 供方提供在设计、制造时所遵循的规范、标准和规定清单。 7.2.5.3 设备和备品管理资料文件，包括设备和备品发运和装箱的详细资料（各种清单），设备和备品存放与保管技术要求，运输超重和超大件的明细表和外形图。

7.2.5.4 详细的产品质量文件，包括材质、材质检验、焊接、热处理，加工质量，外形尺寸和性能检验等的证明。

8 标志、包装、贮存和运输

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8.1 标志

8.1.1 每套电容器装置应装有标明下列内容的标牌 名称及型号 额定电压，kV 额定电流，A 额定频率，Hz 额定容量，kvar 额定电抗率，% 接线图 出厂、制造编号 制造年月；出厂日期 制造厂名称或商标 实测电容，uF 温度类别 绝缘水平 总重量，kg √ — — — — √：表示此项目需要。—：表示此项目不需要。

8.1.2 包装箱外表面应标明如下标志及字样： (1)型号、制造厂名称、交货合同号； (2)收、发货单位和地址；

(3)净重、毛重、箱体尺寸以及\"共×箱，第×箱\"； (4)\"小心轻放\"、\"不许倒置\"、\"请勿受潮\"等。 (5) 起吊位置；

标志和字样应牢固、清晰、整齐。 8.2 包装及警告牌

包装前必须把积尘擦净，按装箱单进行包装。

√ √ √ √ √ 高压并联电容器成套装置 √ √ √ √ √ √ √ √ √ 电容器单元 √ √ √ √ √ — － √ √ 32

8.2.1 包装箱必须牢固，应能保证在正常运输条件下装置及装置内的电器不受损伤。

8.2.2 装箱资料应包括：

(1)装箱单(应详细标明配套设备的数量、型号、制造厂名、出厂编号)； (2)合格证(包括配套设备的合格证)； (3)产品使用说明书； (4)出厂试验报告； (5)安装时必需的技术图样。 8.3 贮存和运输

在贮存和运输装置期间，应能保证装置的性能和质量不受影响。产品储存时，储存场地不得有腐蚀气体、物质，并不受雨、雪侵蚀。

9 技术服务与设计联络

9.1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。

9.2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。

9.3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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