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GIS试验标准XXX公司目录一、主回路电阻测量 (2)二、绝缘试验 (2)2。
1 主回路绝缘电阻测量 (2)2.2 控制回路及辅助回路绝缘电阻测量 (2)2。
3 主回路工频耐压试验 (3)2。
4 控制回路及辅助回路工频耐压试验 (3)三、气体密封性试验 (3)3.1 SF6气体泄漏试验 (3)3。
2 空气系统泄漏试验 (4)四、SF6气体水份测量 (4)五、SF6气体压力表开关动作特性检查 (4)六、联锁试验 (4)七、机械特性试验 (5)八、电流互感器 (7)8。
1 极性检查 (7)8。
2 变比测量 (7)8.3 误差测量（比差、角差) (7)8。
4 保护级伏安特性试验 (8)九、电压互感器 (8)9。
1 极性检查 (8)9。
2 变比测量 (8)9.3 励磁特性试验 (8)十、避雷器 (9)10。
1 放电记数器检查 (9)10。
2 交流泄漏电流测量(阻性电流、全电流） (9)十一、SF6充放气装置常用单位换算公式 (9)高压六氟化硫断路器（GCBT、GCBP)-—--—-——出厂试验清单气体绝缘金属封闭组合电器（GIS）——-—--——-—————出厂试验清单110kV 及以上电压等级GIS出厂试验见证工作标准序号项目单位参数值1 额定电压kV 1262 额定电流 A 20003 额定频率Hz 504 额定峰值耐受电流Ka 805 额定短时耐受电流（3s）kA 31.56 局部放电pC 357 1 min工频耐受电压kV 相对地断口间相间230 275 2758 1.2/50μs额定雷电冲击耐受电压kV 550 550 5509 额定SF6气体压力(20℃) MPa 断路器气室其它气室0.6 0。
410 最低功能压力（20℃）↓0。
5±0。
015 0.33±0。
01511 补气压力（表压20℃) ↓0.52±0。
015 0.35±0.01512 过压报警压力(表压20℃）↑0。
一、GIS开关室SF6气体泄漏监控报警系统技术指标要求(1)工作电源：AC(220±22)V 50HZ(2)报警触点容量：AC220V/1A 常开/常闭（无源）(3)风机触点容量：AC220V/1A 常开（有源)2付(4)SF6气体含量检测：①检测范围：0μL/L〜1500μL/L。
②最小示值：1μL/L。
③泄漏报警阈值：1000μL/L且可调。
④报警误差：±5%(报警设定值)⑤检测误差：±5%(显示值)⑥最小检测限：50μL/L(5)氧气含量检测：①检测范围：0〜25%(体积比)。
②最小示值：0.1%(体积比)。
③缺氧报警阈值：18%(体积比)且可调。
④报警误差：±0.5%(体积比)。
⑤检测误差：±0.5%(体积比)。
⑥最小检测限：1%(体积比)(6)温度：①检测范围：-30.0℃〜+100.0℃②检测精度：±1%(满量程)。
(7)相对湿度：①检测范围：0%RH〜99%RH②检测精度：±5%。
(8)探头检测精度：氧气浓度±1%FS SF6<10%阀值(9)探头重复性：氧气≤1%FS SF6≤3%FS(10)风机启动浓度点：氧气 19.6% SF6 1000μL/L(11)风机非定时每次最少工作时间：15分钟(12)通讯接口：两路RS-485总线波特率：4800bps(13)绝缘电阻：正常环境条件下，外壳与电源端子之间的绝缘电阻≥20MΩ。
(14)电磁兼容性①静电放电抗扰度：应能承受GB/T 17626.2-2006第5章所规定的试验等级为3的试验。
②射频电磁场辐射抗扰度：应能承受GB/T 17626.3-2006第5章所规定的试验等级为3的试验。
③电快速瞬变秒冲群抗扰度：应能承受GB/T 17626.4-2008第5章所规定的试验等级为3的试验。
④浪涌(冲击)抗扰度：应能承受GB/T 17626.5-2008第5章所规定的试验等级为3的试验。
GIS设备SF6泄漏管理中应注意的问题J电力安全技术第13卷(2011年第2期)GIS设备SF6泄漏管理中应注意的问题李鸣青(青岛供电公司,山东青岛266071)[摘要]GIS设备采用灭弧性能优良和绝缘强度高的SF6气体作为灭孤和绝缘介质,已得到了广泛应用,但从运行情况来看,SF6泄漏仍是一个主要缺陷.总结了运行中GIS设备SF6气体泄漏管理的经验,结合现场检漏,补气中出现的问题,提出了相应的注意事项.[关键词]GIS设备;检漏;补气;安全防护;注意事项GIS设备因占地面积和空间体积小,不受环境影响,运行安全可靠,且采用灭弧l生能优良和绝缘强度高的SF气体作为灭弧和绝缘介质,而被青岛供电公司广泛采用.从运行情况来看,尽管在投运之初,采取了各种检测手段和密封工艺,SF泄漏仍是一个主要缺陷,因此检漏,补气工作就成为GIS设备的重要维护项目.在GIS设备漏气处理过程中可能出现:(1)因漏气点查找不准确而扩大设备解体处理范围;(2)因漏气点查找不出而增加重复补气次数,进而引起微水超标;(3)补气不当致使水分进入引起微水超标;(4)对SF气体的认识不足导致人身危害现象的发生.1检漏方法的应用(1)采用抽真空检漏,?即使检测结果"不漏气"也不能说明设备真的不漏气.对于现场采用抽真空检漏,由于没有国家标准作依据,因此即使检漏结果明显高于公司的质量标准,也不能判定其不漏气.据公司有关资料表明,采用抽真空的方法检测结果"不漏气"的设备,运行后不久便出现了漏气现象,致使后期发生压力继电器报警的"一类设备障碍".如此看来,现场检漏工作不宜采用抽真空检漏.(2)采用检漏仪检漏会存在漏检的可能.这是因为现场检漏工作存在漏检的可能.出现这种现象的原因主要是:检漏部位可能在检修人员不方便工作的位置,从而造成检测遗漏区域;检修一一人员没有对所有可能漏气的密封面进行检漏;因检漏仪的电池电量不足,致使检漏出现误判断. (3)采用肥皂泡法检漏,只能查找比较明显的泄漏缺陷.肥皂泡法检漏,只能检出泄漏速率超过104mL?MPa/s的漏气点.它通常与检漏仪检漏配合使用,即先用检漏仪检出漏气点(检漏仪报警)后再用肥皂泡检漏.(4)现场采用局部包扎法进行年漏气率的测算不易实施.采用局部包扎法现场套用年漏气率的公式进行测算,在实际工作中是很困难的:各部分的体积值不易精确得到;体积的不确定性必然误导年漏气率的检测结果.为此,建议将其转换成控制每道密封面,接口的泄漏量体积分数在30X10范围内. (5)实践证明,只用一种检漏方法进行检漏的实际效果难以令人满意,因而可以采用几种方法进行综合检测.于是提出将检漏仪检漏,肥皂泡法检漏与局部包扎法检漏相结合,并逐步摸索出一个效果比较理想的检漏程序:先用检漏仪检漏,检出漏点(检漏仪报警)后用肥皂泡检漏,若还检不出漏气点,再用局部包扎法检漏.为保证检漏结果的准确性,在执行上述检漏程序时应注意:①检漏前应先调好检漏仪的灵敏度,然后再进行检漏.②针对SF气体泄漏后会弥漫于GIS设备低洼部的特点,检漏前一定要对GIS气室采取彻底通风措施,必要时对泄漏量体积分数在(30～40)Xl0的漏气点进行一次复测.第13卷(2011年第2期)电力安全技术③使用英国生产的高灵敏度SF气体定量仪检测时,应严格按其说明书的要求清洁被测物表面,因为污秽和水分的存在轻则影响测量值,重则损坏检漏仪;探头要尽可能地靠近可疑的泄漏点,最好是使探头接触被测表面;探头的移动速度以20 mm/s为宜;注意不要沿被测表面推进探头,而是应该拖动探头,以防油脂和灰尘进入探头;若测量值在2S内不改变,说明已经检测到确切的泄漏量.④要避免在雨后,低温(0℃以下)和高温(50℃以上)环境下进行检漏.⑤检漏仪探头不允许长时间处在高浓度的SF中,这在工作中往往会被忽略.探头一旦触及高浓度的SF时,检漏仪的指针立即为满刻度,报警强烈.遇到这种情况时应立即将探头放到洁净区, 待检漏仪指针恢复正常后再检漏.⑥对于室外GIS设备最好采用逆风检漏.⑦使用局部包扎法时,包扎后最好等24h(至少要等5h)后再进行检漏.⑧补气后至少要等2h后再检漏.⑨不要以为各气室压力表的指示在额定范围内就表示气室压力正常,应定期记录并核对一段时期内各气室的压力指示是否下降,以便及早发现S泄漏点.⑩确定泄漏点后要用油性笔在设备上作出标记,并拍照记录.2补气的关键工艺和要求2.1充气接头充气管路的检查与处置充气管路,减压阀平时应放置于干燥处,以免受潮.在补气前要检查充气接头是否良好,有无破损,各连接处应不漏气,气管无破损.可以通过少量新的S气体对充气管路进行冲洗,以检查充气管路是否良好,同时达到将充气管路内的空气排出的目的.必要时,对所有管路和连接部件根据其可能残存的污物和材质情况用稀盐酸(5%体积),稀碱(5%重量)浸泡,然后用水冲净,风干后再用汽油或其他有机溶剂洗涤后加热干燥.2.2对sF.气瓶的要求新气使用前应进行检验,符合表1技术条件后方可使用;国外进口的新气亦要进行质量复试,可按表1的技术条件验收;气瓶抽检率为3/10.对J存储或使用间隔时间超过6个月的气瓶,应进行微水含量的复检,将复检日期和微水含量在瓶体上注明,并做好书面记录.检查SF气瓶内的气体是否足够,充气管路有无破损,减压阀是否良好,减压阀上的压力监视表计是否能正常工作.每次补气结束后,称量气瓶中剩余的SF重量,并在钢瓶瓶体上注明,以备下次使用前检查.使用气瓶补气时,必须使用减压阀降压,当S气瓶内的压力降到1个大气压时,不准继续引出气.表1sF.气体的技术标准(质量比)名称GB8905--88空气(氮,氧),%四氟化碳(cF),%水分,X10酸度(以10一,HF计)可水解氟化物(以10-6,HF计)矿物油,×10纯度,%毒性生物试验2.3根据充气阀口类型确定补气工作是否需要停电公司负责维护的GIS设备的充气阀口,主要配置有单阀和双阀2种.其中,单阀分单逆止阀和单闸阀2种;双阀分为外单逆止阀+内闸阀,外逆止阀+内逆止阀,外闸阀+内闸阀3种.对于配置单逆止阀的充气阀口,补气作业原则上应停电进行,以免单逆止阀失灵造成事故.对于配置单阀的充气阀口,原则上也规定停电进行补气作业,以免单阀失灵造成事故.对于配置双阀的充气阀口, 只要能保证在充气期间,在外阀失效的情况下内阀能可靠关闭,不会造成GIS设备SF气室内的气体泄漏,就可以开展带电补气.否则应停电进行,以免SF气体泄漏造成事故.2.4对补气过程的要求(1)补气时周围环境相对湿度应≤80%,室外GIS设备补气工作应避免在雨天,雷电天气进行.当气室已有SF气体,而且含水量测定合格时,可以直接补气.补气时应立起气瓶.补气至额定气压即可,一般不要超过额定值0.02MPa.(2)应先将减压阀及充气管路接至SF气瓶上,再将充气管路接至SF设备气室,然后打开S气瓶上的阀口,最后缓慢打开减压阀开始补气.补气一一¨毒J电力安全技术第13卷(2011年第2期)时出口压力不宜过高,充气速度以管路不结露为宜. 为防止液态气体进入气室,一般不允许为了加快充气速度而对气瓶进行加热,尤其要禁止用火焰加热的方法加快气化过程.(3)在充气气压接近SF设备要求的数值时,应降低充气速度,观察SF气室压力监视表计指示压力有无明显变化;当气压达到SF设备要求数值时,停止充气,观察SF气室压力监视表计指针是否出现所指示压力回走现象,确定气压达到SF设备要求的数值.(4)在整个充气过程中,每一个工作班成员都必须密切监视整个高压的SF气体充气回路,以免造成高压气体伤人.(5)充气完毕后,应先关闭减压阀,再关紧SF气瓶上的阀口,其次拆除充气管路与SF设备的接口,然后拆除SF气瓶上的减压阀,最后确认SF设备的阀口及SF气瓶上的阀口已经关紧.拆除与SF设备的接口时,因充气管路内存在高压SF气体,故应缓缓拆开接口,先将充气管路内存在的高压SF气体放掉,再拆除SF设备接口处的充气管路.3人身安全防护注意事项3.1关于通风进入GIS室时,若入口处无S气体含量显示器,则应先打开GIS室门窗,开启通风装置进行充分的自然通风和强制通风,至少15min,并用检漏仪测量SF气体含量合格,用仪器检测含氧量不低于18%后,方能进入GIS室.在室内工作过程中,要始终保持作业现场空气流通.此外,还应避免SF泄漏到工作区,确保工作区空气中SF气体含量的体积分数小于1000×10一.3.2关于风向在进行检漏和补气工作时应注意风向,工作人员应站在上风侧工作.在高处补气时,工作人员要站在比充气口高的地方.此外,补气时,要将充气接头,排气和连接气瓶的气管分别理顺,不充许气管出现皱折;排气管要放在下风口,要尽量远离工作地点,管口不能朝向工作人员.3.3其他措施如果有大量SF气体泄漏,那么工作人员不能停留在离泄漏点10m以内的位置,并应迅速撤出现场,开启所有通风装置,只有佩戴防毒面具或正压式空气呼吸器的人员,方能进入该区域.事后, 工作人员身体的裸露部分,以及用过的防毒面具, 手套等,要先用小苏打溶液清洗,再用肥皂及清水清洗干净.参考文献:l张艳妍,蒙海军,姚翔.G『S设备包扎检漏的新方法及在工程中的应用[J】.电力建设,2007,28(11):48～51.2蔡振文.SF高压设备补充气工作程序[J】.电世界,2009(4):26～27.3罗学琛.SF气体绝缘全封闭组合电器(GIS)【M】.北京:中国电力出版社,1998.4陈国庆.SF断路器的漏气与水分超标处理[J】.上海电力,2003(3):267～268.(收稿日期:2010-08—28)黄龙滩发电厂连续安全运行3092天2011-01—12,湖北省电力公司黄龙滩水力发电厂召开2011年安全生产工作会,回顾2010年安全生产工作,确定2011年安全生产目标及重点工作.2010年,黄龙滩水力发电厂实现大坝连续30年安全度汛;完成年度发电量9.39亿kW?h,完成湖北省电力公司年度发电计划的125.2%;机组累计启动670次,未发生非计划停运事件;倒闸操作41187次,未发生误操作继电保护,自动装置正确动作率,"两票"合格率均达100%,荣获湖北省电力公司"安全生产红旗单位".截至1月12日,黄龙滩水力发电厂已连续安全运行3092天. (来源:湖北省电力公司2011—0l一27)一p一。
户外式GIS设备SF6气体泄漏故障查找与处理【摘要】本文介绍了两起户外式GIS设备SF6气体泄漏故障查找及处理方法，并提出相应建议。
【关键词】气体泄漏；故障；处理方法；建议1.引言近年来，随着电网建设的发展，气体绝缘金属封闭开关设备（GIS）因其占地面积小、运行可靠性高、维护工作量少在我省电力系统中得到了广泛的应用，各种户外式、户内式GIS变电站陆续建成投入运行。
GIS将一座变电站中除变压器外的一次设备有机组合成一个整体。
其部件繁多，各部分结构也十分紧凑，加上内部充装着一定压力的SF6气体，其对设备内气体的密封性能要求极其严格。
但由于设备制造和安装工艺的问题，不可避免地GIS在运行中也存在着SF6气体泄漏的问题。
如何快速查找出GIS设备气体的泄漏点并及时进行相应的处理，对维护GIS 设备安全运行，确保电网的供电可靠性，都具有十分重要的意义。
2.故障概况我公司某220kVGIS变电站于2013年3月投运，该站全部采用某公司生产的ZF19-252、ZFW31-126型户外式GIS设备。
2013年8月，在工作中我们发现两个气室SF6气体压力存在异常。
尽管这两个气室的气体压力均在正常压力值内，SF6气体继电器也未发出压力低报警信号，但其当前气体压力示值与刚投运时的气体压力值发生了较大的偏差。
引起了我们的注意，具体数据如附表所示：附表序号气室名称投运时间SF6气体压力（Mpa）发现时间SF6气体压力（Mpa）1 220kVⅠ/Ⅱ母联25M 气室2013年3月28日0.54 2013年8月6日0.5152 220kVⅡ/Ⅲ母联25K3气室2013年3月28日0.53 2013年8月6日0.50以上设备间隔投运时环境温度为25℃，而到了8月份环境温度为35℃。
在正常情况下，当环境温度上升时SF6设备内部的SF6气体受热膨胀，其相应的气体压力也会随之升高。
为了平衡气体压力示值，防止环境温度的影响造成表计误报警，SF6气体密度继电器都带有一定的温度补偿量（即环境温度高示值变小，环境温度低示值变大，补偿幅度约为0.02 Mpa）。
关于sf6漏量和漏率的计算方法上海科石科技发展有限公司金学江进行sf6漏量和漏率计算,一般采用包扎法(扣罩法),这是一项精细的工作,采用的检漏工具必须是定量检漏仪,精度必须高于1ppm,而且必须是能够稳定检测的检测工具;漏气量的计算:G=(k/Δt)*v*ρ*t (克) (1)式中:k=测得的浓度值(体积比);V=测试体积(升),等于罩子体积减去被测部分对象的体积,即v=v罩-v被测对象要注意这个v被测对象,,在部分包扎时,这个被测对象仅是被包扎部分体积;ρ=sf6的密度(6.14克/升) (2)t=被测对象的工作时间(小时),如求一年之中的漏气量,则t=365*24=8760小时Δt=测量的间隔时间,如包扎后24小时进行检测,则Δt=24小时漏气率的计算M=(g/Q)*100/%式中Q=设备或者容器中充入的sf6气体的总重量(克)例:测量一组110千伏sf6组合电器出线回路的漏率已知:罩子容积V罩=29.0m3 出线回路体积V被测对象=6.5 m3, 充入sf6气体120KgΔt=3.5小时, ρ=sf6的密度(6.14克/升) 被测的浓度k=2*10-5求年漏率M解:V= V罩=29.0m3-6.5 m3=22.5 m3=22500升,代入(1)g=(2*10-5*22500*6.14*24*365)/3.5=6915克由(2)式得:M=6915/(120*1000)*100%=5.76%国网对于检测精度的要求《电力设备交接和预防性实验规程》国家电网公司DL/T596 GB 50150-2006密封试验是通过检测SF6气体的泄漏量，来判定气室的年漏气率是否合格，控制标准是每一独立气室的年漏气率不大于0.5％；《电气设备交接试验标准》条文说明中提出两种试验方法和控制标准：1、采用灵敏度不低于l×10-6（体积比）的检漏仪对气室密封部分、管道接头等处进行检测时SF6检漏仪未发生报警认为合格。
GIS SF6断路器检修规程1 主题内容与适用范围本规程适用于济矿鲁能煤电股份有限公司阳城电厂GIS断路器的检修。
本规程适用于断路器大、小修标准项目的检修和临时检修。
断路器的检修应贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修，修必修好，讲究实效。
2 引用标准DL/T639—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/T595—96 六氟化硫电气设备气体监督细则DL/T596—1996 电气设备预防性试验规程SF6断路器检修导则3 概述SF6断路器所配用机构为弹簧储能型，优于油断路器所用电磁或液压机构。
油断路器配用的电磁机构需要大功率的合闸电源，给运行维护带来一定的不便，所用的液压机构，每到高温天气容易发生泄压、渗漏油等问题。
SF6断路器普遍采用弹簧机构，动作快、电源容量小，便于维护。
3.1 主要技术参数序号项目单位数据1 额定电压KV 2522 额定频率HZ 503 额定电流 A 31504 额定短路开断电流KA 505 额定短时耐受电流KA 506 额定短路关合电流KA 1257 额定峰值耐受电流KA 1258 额定动稳定电流(3S) KA 509 首相开断系数 1.510 分闸时间ms11 全开断时间周波 2.512 合闸时间ms 70±1013 分闸速度m/s14 合闸速度M/s15 机械寿命（分、合次数）次300016 额定SF6气压MP 0.617 SF6气体年漏气率% <0.53.2 机械检查数据序号项目单位技术要求1 动触头行程mm 145±32 动触头接触行程mm 61±23 操作机构连杆行程mm 97±13.3 控制回路与辅助回路参数序号项目单位数据1 分合闸线圈电压V DC2202 分闸线圈电流 A 23 合闸线圈电流 A 23.4储能电机参数序号项目单位数据1 弹簧机构用电机电压V DC2202 弹簧机构用电机功率V 450W3 电机额定电压储能时间S 错误!未找到引用源。
GIS运行中的SF6气体管理与泄漏处理前言近年来，国际社会一直都在提倡绿色环保的概念，我国也将生态保护纳入到了国家发展战略之中。
以往变电站当中高耗能的设备已经逐渐被淘汰，由小型、无油以及自动化的设备所取代。
GIS中全部的带电部分均使用金属外壳进行包围。
GIS在安装、检修以及运行期间，人们必须对SF6气体进行微水含量、密封以及纯度方面的处理，这直接影响着GIS运行的年限以及稳定性。
1 水分管理1.1 微水超标原因GIS在运行期间，处于断路器存在空间的SF6气体中的微水含量不能超过0.0003。
通常GIS中进入水分主要有三种方法。
第一，GIS当中有机绝缘物质中原本含有的水分在经过长时间的缓慢蒸发会混入到SF6气体之中。
第二，水分从设备密封垫渗透到了GIS当中。
第三，安装期间产品以及装备器壁上本身就有水分残留。
而GIS之中微水超标一般是从密封垫中有水分渗透了进来。
1.2 给GIS造成的危害如果GIS当中的水分含量达不到凝露标准时，一般不会对设备中的绝缘性产生影响。
如果水分处在0度或以下温度，其在到达饱和之后，就会直接出现凝华现象，在绝缘物件的表面凝华成霜。
当设备中的相对湿度达到30%时，尽管水分以固体形态存在，没有直接形成液体。
但是如果此时SF6气体之中含有水分较多，那么受潮的便面覆有SF6?馓宸纸馕锏木?缘体就会变为半导体[1]。
这就使得绝缘体电阻值下降，进而引发较高的击穿电压，使得GIS整体绝缘性能直线下降。
1.3 水分管理相关措施相关人员必须对GIS内部气室中的SF6气体进行定期的水分检测。
一般情况下，GIS在每运行三个月技术人员就应该对SF6气体之中的水分含量进行检测，直到多次测量之后，水分含量保持平稳，这是人们可以将检测周期延长至一年。
若气室中SF6中水分超出了规定值，则必须要对室内气体进行净化。
之后，对于新添加进来的气体还要重新进行水分检测，只有达到合格标准才可进行添加。
同时，为了控制内部水分，可以适当添加一些吸附剂，如活性的氧化铝等。
SF6断路器和GIS(含H-GIS)的试验项目、周期和要求控制回路绝缘电阻500kV：3年；35kV及66kV补偿电容器/电抗器组断路器3年2）大修后电抗器组断路器适用于500kV变电站变低侧无功补偿用断路器7 辅助回路和控制回路交流耐压试验1）110kV：6年；220kV、500kV：3年；35kV及66kV补偿电容器/电抗器组断路器3年2）大修后试验电压为2kV 可用2500V兆欧表测量代替8 断口间并联电容器的绝缘电阻、电容量和tanδ1）110kV：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）必要时1）对瓷柱式断路器，与断口同时测量，测得的电容值偏差应在初始值的±5%范围内，10kV试验电压下tanδ(%)值不大于下列数值：油纸绝缘 0.5%膜纸复合绝缘 0.4%2）罐式断路器(包括GIS中的断路器)按制造厂规定3）单节电容器见第11.3节规定1）大修时，对瓷柱式断路器应测量电容器和断口并联后整体的电容值和tanδ作为原始数据2）如有明显变化时，应解开断口单独对电容器进行试验3）对罐式断路器(包括GIS中的SF6断路器)必要时进行试验，试验方法按制造厂规定4）必要时，如：对绝缘性能有怀疑时9 合闸电阻值和合闸电阻的投入时间1）3年2）大修后1）除制造厂另有规定外，阻值变化允许范围不得大于±5%2）合闸电阻的有效接入时间按制造厂规定校核罐式断路器的合闸电阻布置在罐体内部，只在解体大修时测量10 断路器的速度特性大修后测量方法和测量结果应符合制造厂规定制造厂无要求时不测量11 断路器的时间参量 1）6年2）大修后1）断路器的分、合闸时间，主、辅触头的配合时间应符合制造厂规定2）除制造厂另有规定外，断路器的分、合闸同期性应满足下列要求：—相间合闸不同期不大于5ms—相间分闸不同期不大于3ms—同相各断口间合闸不同期不大于3ms—同相各断口间分闸不同期不大于2ms在额定操作电压(气压、液压)下进行12 分、合闸电磁铁的动作电压1）110kV：6年；220kV、500kV：3年；35kV、66kV补1）并联合闸脱扣器应能在其交流额定电压的85%%%～110%范围或直流额定电压的80%～110%范围内可靠动作；并联分闸脱扣器应能在其额定电源电压偿电容器/电抗器组断路器3年2）大修后的65%～120%范围内可靠动作，当电源电压低至额定值的30%或更低时不应脱扣2）在使用电磁机构时，合闸电磁铁线圈通流时的端电压为操作电压额定值的80%(关合电流峰值等于及大于50kA时为85%)时应可靠动作3）或按制造厂规定13 导电回路电阻1）110kV：6年；220kV、500kV：3年；35kV、66kV补偿电容器/电抗器组断路器1年2）大修后1）敞开式断路器的测量值不大于制造厂规定值的120%2）对GIS中的断路器按制造厂规定1）用直流压降法测量，电流不小于100A2）35kV及66kV补偿电容器/电抗器组断路器适用于500kV变电站变低侧无功补偿用3）必要时，如：怀疑接触不良时14 分、合闸线圈直流电阻更换线圈后试验结果应符合制造厂规定15 SF6气体密度继电器(包括整定值)检验1）大修后2）必要时试验结果应符合制造厂规定必要时，如：怀疑设备有异常时16 压力表校验(或调整)，机构操作压力(气压、液压)整定值校验1）大修后2）必要时试验结果按制造厂规定要求1）对气动机构应校验各级气压的整定值(减压阀及机械安全阀)2）必要时，如：怀疑压力表有问题或压力值不准确时17 操作机构在分闸、合闸、重合闸操作下的压力(气压、液压)下降值 1）6年2）大修后试验结果应符合制造厂规定18 液(气)压操作机构的泄漏试验1）大修后2）必要时试验结果按制造厂规定要求1）应在分、合闸位置下分别试验2）必要时，如：怀疑操作机构液(气)压回路密封不良时19 油(气)泵补压及零起打压的运转时间1）6年2）大修后3）必要时试验结果应符合制造厂规定必要时，如：怀疑操作机构液(气)压回路密封不良时20 液压机构及采用差压原理的气动机构的防失压慢分试验1）6年2）机构大修后试验结果按制造厂规定要求21 闭锁、防跳跃及防止非全相合闸等辅助控制装置的动作性能1）6年2）大修后试验结果按制造厂规定要求22 GIS中的联锁和闭锁性能试验1）6年2）大修后动作应准确可靠具备条件时，检查GIS的电动、气动联锁和闭锁性能，以防止防止拒动或失效23 GIS中的互感器和避雷器大修后电流互感器见第6.2节、电压互感器见第6.4.2节、避雷器见第13.2节24 触头磨损量测量必要时试验结果按制造厂规定要求必要时，如：—投切频繁时—投切次数接近电寿命时—开断故障电流次数较多时25 运行中局部放电测试1）投产1年内每3个月1次；如无异常其后，1年1次2）必要时应无明显局部放电信号1）只对运行中的GIS进行测量2）必要时，如：对绝缘性能有怀疑时，巡检发现异常或SF6气体成分分析结果异常时26 红外检测1）500kV：1年6次或以上；220kV：1年4次或以上；110kV及以下：1年2次或以上2）必要时按DL/T664-2008《带电设备红外诊断应用规范》执行1）敞开式断路器在热备用状态下，应对断口并联电容器进行测量2）用红外热像仪测量3）结合运行巡视进行4）必要时，如：怀疑有过热缺陷时。
GIS组合开关维护检修作业指导书1范围本标准规定了GIS组合开关操作、维护作业方法。
本标准适用于XX生态工程有限公司GlS组合开。
2SF6开关维护检修2.1SF6开关运行和操作的一般要求：a）SF6开关应在铭牌规定的额定电压（126KV）内运行；b）开关操作电源电压应在规定范围内（AC220V；DCllOV）c）每日抄录一次SF6气体压力，并根据《SF6开关气体压力记录表》分析开关SF6气体压力情况见表1;βe）SF6开关操作机构箱门在运行中，应关闭严密，箱体应防水，防灰尘和小动物进入，箱内的加热装置在气温低于5℃及霉雨季节应投入；f）分合开关应用控制开关进行远方操作,操作时应检查表计的指示及红、绿灯的变化,操作把手不要返回太快，以防发生未合上等情况，一般待红、绿灯变化后再放手;g）手动操作主要是开关检修、调整时使用，在带电情况下尽量不在操作机构箱处进行手动操作。
在远控失灵，紧急情况下可在操作机构箱处进行手动操作，但如开关的遮断容量小于系统的短路容量则不得进行就地操作。
装有重合闸装置的开关，手动分闸前，应先停用重合闸；h）开关操作或事故跳闸后，应检查开关有无异味、异物，放电痕迹和开关的机械分、合指示；i）开关一旦发生拒分、拒合时应查明原因，排除故障后再操作；j）开关合闸前应检查继电保护和自动装置是否己按规定投入。
2.2SF6开关的检查项目：a）绝缘瓷件应完整无缺，无断裂；b）绝缘瓷件表面无闪络放电痕迹；c）开关其他各部件，内部无异声，外部无异味；d）各连接部分连接良好，无松动发热现象；e）开关分合机械指示位置正确；f）开关基础杆件无下沉、移位，铁件无锈蚀、脱焊，接地部分连接良好：g）检查SF6管道应无损伤，固定牢固，接头处无泄漏现象，检查密度继电器固定应牢固，无损伤，电缆插口可靠：h）有压力表的开关应检查SF6气体压力正常；i）开关机构箱门应关闭严密，箱内清洁干燥，端子排无受潮、结露、生锈。
2.3SF6开关的异常运行和事故处理j）操作电源及二次回路故障（电源电压低，熔丝熔断，回路断线，辅助开关接触不良等）；k）弹簧储能机构合闸弹簧未储能；D液压机构压力降低至低压保护时，合闸回路被闭锁；m）合闸继电器故障，操作把手返回过早；n）SF6气体压力降低而闭锁；当SF6开关拒分的可能性：•操作电源部分故障（熔丝熔断等）；•跳闸回路故障（开关辅助接点未通，跳圈断线等）；•机构部分故障：•SF6气体压力降低而闭锁；•液压机构压力降低至低压保护时，闭锁分闸回路。
GIS设备SF6气体泄漏原因及预防措施摘要：GIS设备是一种新型组合成套高压装置，因其具有占地面积小，运行安全可靠，检修周期长等特点而被广泛采用。
GIS设备因密封部位较多，对密封件的材料和工艺要求非常严格，而SF6气体泄漏作为运行中GIS最常见而特有的问题，严重影响设备的正常运行。
本文阐述了GIS设备SF6气体泄漏原因及预防措施，达到减少漏气缺陷发生的目的，进一步提高GIS运行的可靠性。
关键词：GIS；SF6；气体泄漏；检漏处理1 SF6气体使用现状及GIS设备SF6气体泄漏原因分析1.1 SF6气体使用现状虽然SF6气体应用广泛，但是在对SF6气体的使用和管理上却仍存在很多问题。
主要的问题如下：1）环保意识匮乏。
目前仍存在相当一部分人没有对SF6气体造成的环境危害有正确的认识，导致在使用和管理时，容易出现较为严重的人为排放。
2）对SF6气体的回收处理不当。
由于SF6回收装置价格昂贵，所以使其普及受到了限制。
在我国的电力企业 35kV 以下的变电站几乎没有SF6气体回收装置，很多地区都是几个变压器共用一台回收装置。
即使使用了回收装置，对收集的SF6气体的处理也仅仅是经过很简单的过滤吸附后，便排入大气中。
3）管理制度不完善。
现今的SF6相关的装置生产产房、检修间等现场，都没有配置完善的通风设施和监控设备，在对长期与SF6气体接触的员工的保护方面欠缺考虑。
1.2 GIS设备SF6气体泄漏原因分析由于SF6气体泄漏会造成绝缘灭弧能力下降、生成腐蚀性物质等危害，因此需要对SF6气体泄漏原因进行分析，并针对原因进行严格的检测。
SF6气体泄漏一般发生在电气设备的焊接缝隙、使用密封圈密封的密封面以及气体密封阀等。
GIS 发生泄漏可能是由于现场安装造成，也有可能在制造厂装配时造成的。
GIS设备SF6气体常见的泄漏原因如下：1）制造的工艺不精，导致设备的外壳存在砂眼，焊接工艺和质量不过关，密封不完全，设备在装配过程中操作不当等。
技术参数表序号名称单位卖方设备参数一HGIS共用参数1额定电压kV 5502 额定电流 A ～63003 额定工频1min耐受电压（相对地）kV 740/7904额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2/50μs）（相对地）kV 1675/18005额定操作冲击耐受电压峰值（250/2500μs）（相对地）kV 1300/13906 额定短路开断电流kA 637 额定短路关合电流kA 1608 额定短时耐受电流及持续时间kA/s 63/29 额定峰值耐受电流kA 16010 辅助和控制回路短时工频耐受电压kV 211 无线电干扰电压μV≤50012 噪声水平dB ≤11013SF6气体压力（20℃表压）断路器室MPa0.6其他隔室0.614 每个隔室SF6气体漏气率%/年≤0.115SF6气体湿度有电弧分解物隔室交接验收值μL/L≤150长期运行允许值≤300无电弧分解物隔室交接验收值≤250长期运行允许值≤50016 局部放电试验电压kV 1.1×550/3每个隔室pC≤5每单个绝缘件≤3套管≤5电流互感器≤517 供电电源控制回路V DC110 辅助回路V AC 380/22018 使用寿命年≥3019 检修周期年≥2020 设备重量SF6气体重量kg 约14400总重量kg 约504000 最大运输重量kg 约10000 动荷载向下kg /动荷载向上kg /21 设备尺寸设备的整体尺寸m设备的最大运输尺寸m 高4.2、宽2.5、长5.822 外形尺寸总长度m 总高度m二断路器参数1 型号MFPT-500-63LB2 布置型式（立式或卧式）卧式3 断口数单4 额定电流 A ～63005 主回路电阻μΩ60±106 温升试验电流 A 1.1I r7额定工频1min耐受电压断口kV740＋315对地740 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2/50μs）断口kV1675＋450对地1675 额定操作冲击耐受电压峰值（250/2500μs）断口kV1175＋450对地13008额定短路开断电流交流分量有效值kA 63时间常数ms 45开断次数次16首相开断系数 1.39 额定短路关合电流kA 16010 额定短时耐受电流及持续时间kA/s 63/211 额定峰值耐受电流kA 16012 开断时间ms ≤5013 合分时间ms ≤5014 分闸时间ms 20±515 合闸时间ms 90±1016 重合闸无电流间隙时间ms 30017 分、合闸平均速度分闸速度m/s14.5±1.5 合闸速度 3.6±0.318 分闸不同期性相间ms 3同相断口间/19 合闸不同期性相间ms5 同相断口间/20 机械稳定性次500021 额定操作顺序O-0.3s-CO-180s-CO22现场开合空载变压器能力空载变压器容量MV A 1800空载励磁电流 A 0.5～15试验电压kV 550操作顺序10×O和10×（CO）23现场开合并联电抗器能力电抗器容量Mvar 150试验电压kV 550操作顺序10×O和10×（CO）24现场开合空载线路充电电流试验试验电流 A /试验电压kV 550试验条件线路原则上不得带有泄压设备，如电抗器、避雷器、电磁式电压互感器等操作顺序10×（O-0.3s-CO）25容性电流开合试验（试验室）试验电流 A 1500试验电压kV 1.2×550/3操作顺序C1级LC1和CC1：24×O，LC2和CC2：24×COC2级LC1和CC1：48×O，LC2和CC2：24×O和24×CO26近区故障条件下的开合能力L90 kA 56.7L75 kA 47.3L60 kA37.8（L75的最小燃弧时间长于L90的最小燃弧时间5ms时）操作顺序O-0.3s-CO-180s-CO27失步关合和开断能力开断电流kA 16试验电压kV 2.0×550/3操作顺序方式1：O-O-O方式2：CO-O-O28 合闸电阻电阻值Ω1500电阻值允许偏差% ±5预投入时间ms 8～11热容量1.3×550/3kV下合闸操作4次，头两次操作间隔为3min，后两次操作间隔也是3min，两组操作之间时间间隔不大于30min；或在2×550/3kV 下合闸操作2次，时间间隔为30min29断口均压用并联电容器每相电容器的额定电压kV 550/3每个断口电容器的电容量pF 135每个断口电容器的电容量允许偏差% ±5耐受电压kV 2倍相电压2h局放pC ≤5介损值% ≤0.2530SF6气体压力（表压，20℃）最高MPa0.75额定0.6最低0.531 报警压力（表压，20℃）MPa 0.5532 闭锁压力（表压，20℃）MPa 0.533 操动机构型式或型号液压操作方式分相操作电动机电压V AC 380/220合闸操作电源额定操作电压V DC110操作电压允许范围85%～110%，30%不得动作每相线圈数量只 1每只线圈涌流 A 7每只线圈稳态电流A DC110V、5A分闸操作电源额定操作电压V DC110操作电压允许范围65%～110%，30%不得动作每相线圈数量只 2每只线圈涌流 A 7每只线圈稳态电流A DC110V、5A操动机构工作压力最高MPa33.5额定31.5最低19.6 报警压力27加热器电压V AC 220 每相功率W 200备用辅助触点数量对10开断能力DC110V、5A检修周期年≥20液压机构重合闸闭锁压力时允许的操作O-0.3s-CO或CO-180s-CO 24h打压次数次≤2油中最大允许水分含量μL/L100PPm弹簧机构储能时间s 不适用34 断路器的重量断路器包括辅助设备的总重量kg 24000每相操动机构的重量kg 1200每相SF6气体重量kg 150运输总重量kg≤10000(单相整体运输)35 运输高度m4.2设备整体运输36 起吊高度m 4.6 三隔离开关参数1 型式/型号FL2 额定电流 A ～63003 主回路电阻μΩ204 温升试验电流 A 1.1I r5额定工频1min耐受电压断口kV740＋315对地740 额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2/50μs）断口kV1675＋450对地1675 额定操作冲击断口kV 1175＋450耐受电压峰值（250/2500 s）对地13006 额定短时耐受电流及持续时间kA/s 63/27 额定峰值耐受电流kA 1608 分、合闸时间分闸时间ms约4000 合闸时间约40009 分、合闸平均速度分闸速度m/s约0.1 合闸速度约0.110 机械稳定性次500011 开合小电容电流值 A 112 开合小电感电流值 A 0.513开合母线转换电流能力转换电流 A 1600转换电压V 400开断次数次10014 操动机构型式或型号电动并可手动电动机电压V AC 380/220控制电压V DC110允许电压变化范围85%～110%操作方式三相电气联动备用辅助触点数量对10开断能力DC110V、5A四快速接地开关参数1 额定短时耐受电流及持续时间kA/s2 额定峰值耐受电流kA 1603 额定短路关合电流kA 1604 额定短路电流关合次数次≥25 分、合闸时间分闸时间ms≤100（储能时间除外）合闸时间≤200（储能时间除外）6 分、合闸平均速度分闸速度m/s约1.7 合闸速度约1.77 机械稳定性次50008开合感应电流能力（A类/B类）电磁感应感性电流 A 392.5开断次数次10感应电压kV 4.6静电感应容性电流 A 4开断次数次10感应电压kV 409 操动机构型式或型号电动弹簧并可手动电动机电压V AC 380/220控制电压V DC110允许电压变化范围85%～110%备用辅助触点数量对8开断能力DC110V、5A五检修接地开关参数1 额定短时耐受电流及持续时间kA/s 63/22 额定峰值耐受电流kA 1603 机械稳定性次50004 操动机构型式或型号电动并可手动电动机电压V AC 380/220控制电压V DC/110允许电压变化范围85%～110% 备用辅助触点数量对8开断能力DC110V、5A六电流互感器参数1 型式或型号电磁式2 布置型式内置3 绕组1额定电流比根据用户要求额定负荷准确级绕组2额定电流比额定负荷准确级绕组3额定电流比额定负荷准确级绕组4额定电流比额定负荷准确级绕组5额定电流比额定负荷准确级绕组6额定电流比额定负荷准确级绕组7 额定电流比额定负荷准确级绕组8 额定电流比额定负荷准确级4对于TPY绕组的要求K ssc≥32时间常数ms 100直流分量偏磁% 100七套管参数1 伞裙型式大小伞2 材质复合3 额定电流 A ～63004 额定短时耐受电流及持续时间kA/s 63/25 额定峰值耐受电流kA 1606 额定工频1min耐受电压（相对地）kV 7407额定雷电冲击耐受电压峰值（1.2/50μs）（相对地）kV 16758额定操作冲击耐受电压峰值（250/2500μs）（相对地）kV 13009 爬电距离mm13750（当500mm≥平均直径≥300mm 时，乘1.1；平均直径＞500mm时，乘1.2）10 干弧距离mm ≥380011 S/P≥0.912端子静负载水平纵向N3000水平横向2000 垂直2000安全系数静态2.75，动态1.713 套管顶部金属带电部分的相间最小净距mm ≥4300八环氧浇注绝缘子参数1 安全系数大于3倍设计压力2 2倍额定相电压下，泄漏电流μA503 1.1倍额定相电压下，最大场强kV/mm ≤1.5九外壳参数1 材质铸铝、铝合金2 外壳破坏压力铸铝和铝合金：5倍的设计压力；焊接铝外壳和钢外壳：3倍的设计压力3 温升试验电流 A 1.1I r 可以接触部位K ≤30 可能接触部位K ≤40 不可接触部位K ≤654 外壳耐烧穿的能力电流kA 63 时间s 0.35 防爆膜的设置根据用户要求十SF6气体参数1 湿度μg/g82 纯度% ≥99.8。
gis六氟化硫气体平行检验记录表【原创版】目录1.GIS 六氟化硫气体平行检验记录表的概述2.GIS 六氟化硫气体平行检验记录表的内容3.GIS 六氟化硫气体平行检验记录表的重要性4.如何填写 GIS 六氟化硫气体平行检验记录表5.GIS 六氟化硫气体平行检验记录表的注意事项正文一、GIS 六氟化硫气体平行检验记录表的概述GIS 六氟化硫气体平行检验记录表是用于记录 GIS（气体绝缘开关设备）六氟化硫气体的检验过程和结果的一种表格，它在保证设备安全运行、预防事故发生方面具有重要作用。
二、GIS 六氟化硫气体平行检验记录表的内容该记录表主要包括以下几个部分：1.基本信息：包括设备名称、型号、生产厂家、设备编号等；2.检验项目：包括六氟化硫气体的压力、温度、湿度、纯度等；3.检验日期：检验开始和结束的时间；4.检验人员：负责检验的工作人员姓名；5.检验结果：检验各项指标的结果，需与实际数据进行比对；6.结论：根据检验结果判断设备是否可以正常运行，如需维修或更换，应注明原因和建议。
三、GIS 六氟化硫气体平行检验记录表的重要性1.确保设备安全运行：通过对 GIS 六氟化硫气体的定期检验，能够及时发现设备的异常情况，避免因设备故障引发的事故；2.预防事故发生：检验记录表中记录的数据可以作为事故分析的依据，为事故预防提供参考；3.提高工作效率：规范的记录表可以方便工作人员进行数据记录和查询，提高工作效率。
四、如何填写 GIS 六氟化硫气体平行检验记录表1.仔细阅读表格内容，了解各项指标的含义；2.按照表格要求填写基本信息、检验项目等；3.在检验过程中，实时记录检验数据，并与实际数据进行比对；4.检验结束后，填写检验结果、结论等内容；5.注意保持表格的整洁，字迹清晰。
简谈220kV GIS室SF6气体泄漏在线监测系统的应用[摘要]该文章作者结合220kV GIS室SF6气体的特性和运行特点，从人身和设备的安全方面出发，详细分析了SF6气体泄漏在线监测系统安装的必要性，并结合工作实际，介绍了DB8000系统的特点、功能、主要部件和系统安装等。
通过该系统的应用，达到了220kV GIS室SF6气体的泄漏监测功能，保障了220kV GIS设备和现场运维人员的安全。
[关键词]气体泄漏在线监测、采集器、风机控制器、变送器一、220kV GIS室SF6气体泄漏在线监测系统安装的必要性SF6气体开关柜位于220 kV GIS室内，用SF6气体进行填充。
SF6气体是一种无色、无味的良好绝缘和灭弧介质，在电力行业中被广泛地应用于高压开关及电器内。
SF6气体是GIS断路器在高压、超高压等领域中仅有的绝热和灭弧介质。
断路器在分合过程中，由于电弧、电晕、火花放电、局部放电、高温等因素的影响，SF6气体会发生分解，产生如SF4、S2F2、S2F10、SOF2、HF、SO2等对皮肤和粘膜有一定的刺激作用的有毒物质，如果吸入过多，会导致人员产生头晕、肺气肿症状，严重时甚至引起死亡。
由于大部分装有SF6气体的装置都是在室内，气体中SF6的比重大于氧气，当SF6气体泄漏后，SF6气体会在室内底部积聚、难以扩散并且不易察觉，从而可能导致现场工作人员因缺氧而窒息。
按照《电力工业(电厂和变电站)安全工作规范》的有关要求，配有SF6设备的配电室应保证SF6的浓度在1000 ppm以下，除了有强力的通风设备，还要配备氧气表和SF6气体浓度监控警报。
为了保护现场运维人员的安全，及时发现220kV GIS设备运行中的SF6气体压力变化，在220kV GIS室内安装DB8000气体泄漏实时监控系统，通过对220kV室内SF6气体的浓度进行实时监控，预防安全生产事故的发生。
二、DB8000气体泄漏在线监测系统特点1.先进的气体传感器选用先进的高灵敏度进口传感器，寿命长，带有误报警过滤软件，避免误报警。
