2702001000000瓷柱式罐式交流断路器智能化通用技术规范V3.3.doc

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1、国家电网公司物资采购标准（交流断路器卷 智能瓷柱式/罐式交流断路器册）126kV550kV瓷柱式/罐式交流断路器智能化通用技术规范（范本）（编号：2702001-0000-00）国家电网公司二零一一年五月本规范对应的专用技术规范目录序号名 称编号1126kV550kV瓷柱式/罐式交流断路器智能化专用技术规范（范本）2702001-0000-01智能瓷柱式/罐式交流断路器采购标准技术规范使用说明1、智能断路器技术规范包括两个部分，第一部分是常规断路器的技术规范，第二部分是断路器智能化部分的技术规范。将这两部分合在一起，形成智能断路器的技术规范。2、智能化部分的技术规范也分通用技术规范和专用技术规

2、范。3、智能化部分的技术规范不分电压等级、型号。目 次一、智能断路器智能组件技术规范1 一般要求52 结构要求63 智能组件74 试验125 智能组件总集成商的责任13 6 智能化的基本要求14二、智能断路器电子式互感器技术规范 1总则.15 2性能要求17 3试验20 4设计联络、监造和检验、技术服务22 为了叙述方便，把非智能化的断路器称为常规断路器。本通用技术规范与常规断路器的通用技术规范一起构成智能断路器的技术规范，即遵循常规断路器通用技术规范的同时遵循本通用技术规范。 若本通用技术规范与常规断路器的通用技术规范的某项要求不一致，应视为智能化提出的新技术要求，优先遵循本通用技术规范。本

3、通用技术规范适用于各型、各电压等级的断路器。一、智能组件技术规范1 一般要求1.1 需经买方确认的图纸。表1 需认可的图纸、资料需经买方认可的图纸资料接收单位份数传感器、安装位置图、信号标识图买方设计联络会确定智能组件柜尺寸、结构、供电图智能组件柜内部智能电子装置（IED）布置及网络拓扑结构图断路器控制原理图1.2 需随设备提供的资料表2 需随设备提供的资料内 容1说明书1）智能组件各IED的安装使用说明书；2）智能组件通信网络说明书；2. 设备运行维护资料1）智能组件各IED运行维护说明书；2）智能组件通信网络运行维护说明书1.3 需提供的试验报告表3 卖方向买方提供的试验报告内 容组部件试

4、验报告1）智能组件柜试验报告；2）智能组件内各IED例行试验和型式试验报告；3）智能组件通信功能检测报告（集成商自检）；4）智能化分析功能评测报告（集成商自检）。1.4 标准和规范表4 卖方提供的设备和附件需要满足的主要标准标准号标 准 名 称GB 2423.1电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验A：低温GB 2423.2电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验B：高温GB 2423.4电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验Db 交变湿热（12h12h循环）GB 14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 17626.2电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验

5、GB/T 17626.3电磁兼容 试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4电磁兼容 试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.5电磁兼容 试验和测量技术 浪涌(冲击)抗扰度试验GB/T 17626.6电磁兼容 试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T 17626.8电磁兼容 试验和测量技术 工频磁场抗扰度试验DL 663220kV-500kV电力系统故障动态记录装置检测要求DL/T 478静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 769电力系统微机继电保护技术导则DL/T 860变电站通信网络和系统DL/T 1075数字式保护测控装

6、置通用技术条件Q/GDW Z 410-2010高压设备智能化技术导则Q/GDW Z 383-2009智能变电站技术导则Q/GDW Z 394-2009330kV-750kV智能变电站设计规范1.5 安装、调试、试运行和验收智能断路器的安装包括断路器本体安装和智能组件安装两个部分，同时包括彼此间的通信电缆安装。智能断路器的总集成商是智能组件安装的技术指导单位和整体调试单位，也负责智能组件的安全运行和售后服务。若其中有买方指定或单独采购的IED，这部分IED的供方应参加智能组件的整体调试，接受总集成商的协调，并对所供IED及其传感器的安全运行和售后服务负责。2 结构要求2.1 联锁产品应有可靠的联

7、锁装置，应采用机械装置或电气硬接点，也支持通过软件逻辑来实现联锁。2.2 传感器传感器应与开关设备进行一体化设计。内置传感器不应降低气室的绝缘强度、机械强度和密封性能，外置传感器不应影响断路器的外绝缘（套管）及美观，且便于运行、维护。内置传感器的使用寿命应不小于15年，外置传感器的使用寿命应不小于10年。小电流传感器宜采用穿心式电流互感器。局部放电传感器宜采用UHF传感器。位移传感器应紧固于操动机构的某一合适位置，确保不影响操动机构的机械运动并便于维护，同时传感器及安装方法具有抗操动振动的能力，机械寿命应不少于1000次。SF6压力、温度传感器可采用集成式或分立的，安装在本体外壳并与气室连通。

8、SF6微水传感器考虑其造价及在线监测的必要性，不推荐采用。 断路器供货商应保证加装传感器后的绝缘性能、机械强度和密封性能。传感器供货商应保证其产品的电磁兼容性、抗振性等各项技术指标及使用寿命。2.3 根据工程需要，气室可选择安装气体压力、温度等传感器，还可选择安装局部放电传感器、断路器机构分合闸线圈电流传感器、位移传感器、储能电机电流传感器、油压传感器。各传感器连接至相应的IED。2.4 用于监测断路器机械特性的传感器宜由断路器制造商进行一体化设计、安装，由此引起断路器操动机构某些结构的改变，不应影响断路器的整体机械性能，传感器的引出线不应影响机构箱防护等级。2.5 如采用电子式互感器，应由断

9、路器制造商进行一体化设计集成。原则上，断路器制造商负责提供电子式电流互感器壳体、屏蔽、法兰等组部件，电子互感器制造商负责提供测量部件（如一次传感器、一次转换器、传输系统、二次转换器）。断路器制造商应保证电子式互感器的绝缘性能和密封性能。2.6 智能组件内各IED宜具备必要的自检功能；智能组件内可配置事件记录装置，用于内部故障分析。3 智能组件3.1 一般要求3.1.1 原则上应按照断路器设置智能组件柜，就地控制柜功能原则上应并入智能组件柜。智能组件柜放置于该间隔适当位置，或整体放入就近的小室。智能组件柜应实现原有就地控制柜的报警、指示、控制等功能。通常智能组件是一个物理设备，在具体应用中，允许

10、根据工程实际由多个独立物理设备实现智能组件的功能，各独立物理设备的位置可灵活布置。目前，智能GIS/HGIS，包括GIS/HGIS本体和智能组件，宜作为一个整体采购，但买方可自行（或指定）采购功能相对独立的IED，卖方负责集成和整体调试（包括功能调试、通信调试等），期间IED供应商应积极协助。3.1.2 智能组件包括测量、控制和监测等基本功能，根据工程实际，可以包括合并单元、计量等扩展功能，其通信应符合DL/T860标准要求。智能组件柜内各IED独立供电，彼此电气隔离、宜通过光纤通信。3.1.3 智能组件所有IED统一组网，参见图1。 图1 开关设备智能组件的组成示意图3.1.4 开关设备智能

11、组件常用IED包括：1） 开关设备控制器（又称智能终端，根据工程需要，可增加选相合闸功能，合并单元需給选相合闸提供电流电压数据通道。）2） 测控装置3） 监测主IED4） 局部放电监测IED5） 机械状态监测IED6） 测量IED7） 合并单元在上述IED中，第1、3项为应选项；第4、5、6为可选项，但至少选择一项；第2、7项为可选项。当仅选一个监测IED时（第4、5、6项中的1项），可与监测功能组主IED合并。实际工程中可根据需要确定合适的应用方案。智能组件通信遵循DL/T860通信协议。智能组件内所有IED都应接入内部过程层网络，监测主IED、测控装置等，还应接入站控层网络。对于同时接入站

12、控层和过程层网络的IED，两个网络端口必须采用独立的数据控制器。智能组件内应根据工程实际灵活配置交换机，并采用优先级设置、流量控制、VLAN划分等技术，优化网络通信，可靠、经济地满足智能组件的网络通信要求。3.1.5 网络通信应满足以下技术要求：1） GOOSE信息处理时延应满足站内各种情况下最大不超过1ms。GOOSE用于传输模拟量时，应支持死区配置。2） 装置光通信接口输出最低功率应为-22.5dbm，裕度应在10dbm以上；输入最低功率应为-30dbm，裕度应为10dbm。3） 智能组件对外通信接口至少应支持100Mbit/s。4） 智能组件对外通信接口应采用光纤接口。5） 快速以太网接

13、口支持100Mbit/s或1000Mbit/s，可选择（SC/ST/FC）类型端口模块。3.2 智能组件柜3.2.1 材质与结构要求智能组件柜的材质可采用优质冷轧钢板或不锈钢板，智能组件柜体应有足够的机械强度，并应预留充裕的扩展空间和维护空间。柜内需配备照明装置、插座等辅助设备。3.2.2 工作电源采用DC 220V/110V10%电源供电，引自直流电源屏。电源容量按1.2倍智能组件最大功率考虑。柜内设置220V直流母线排和预留20备用接线端子，方便日后组件扩展使用。智能组件柜内的总电源及每台IED的电源进线侧需单独配置微型断路器，其脱扣电流应与直流电源屏的上级断路器有可靠的级差配合。智能组件

14、柜内需提供AC 380V或AC 220V电源，容量满足柜内加热、除湿或空调装置等的工作电源需要。柜内配置AC 220V交流插座，便于设备调试使用。如集成保护装置且采用双重化配置，第二套保护装置由第二套独立电源供电。3.2.3 智能组件柜内环境要求智能组件柜应达到户外IP55、户内IP40防护等级的要求。在运行地点可能存在的极端自然环境下，智能组件柜应能够保证内部环境符合各IED的长期可靠运行要求，必要时采用温控、湿控、防凝露、电磁屏蔽等技术措施。3.2.4 接地1）智能组件柜体应良好接地。2）智能组件各IED的安装板、支架和箱体等全部紧固件均采用镀锌件或不锈钢件，并保证保护接地连续性。3.2.

15、5 防锈 对户外使用设备的智能组件柜应采取有效的防腐锈措施，确保在使用寿命内不出现涂层剥落、表面锈蚀的现象。3.2.6 标识要求1） 智能组件柜应有铭牌。2） 需在智能组件柜门内侧提供各IED的网络拓扑图、相关的电气接线图。3） 智能组件柜内每个IED都应有铭牌。4） 电源母排应有颜色分相标志，见表5。表5 智能组件柜内电源母排配线标识相序颜色DC正极褐色DC负极蓝色3.2.7 电气接口要求1) 直采直跳的继电保护指令若采用光纤方式，其接口应在开关设备控制器光纤端口处；若采用电缆方式，其接口应在端子排。2) 保护、测控、录波、计量设备使用的电流、电压采样值接口应直接接入合并单元相应的接口。3)

16、 如果合并单元不安装在智能组件柜内，那么从电子式互感器的远端采集器出来的光纤直接接入间隔层合并单元。4) 其它对外通信接口应在交换机光纤端口处。3.3 智能组件IED 3.3.1 开关设备控制器1） 功能要求开关设备控制器应能接收测控装置和继电保护装置的控制指令，通过机构箱完成开关设备的分、合闸操作，并对开关设备相关参量进行测量，向测控装置返回控制状态。推荐的常规测量参量见表6 。根据工程实际需要，开关设备控制器可集成选相合闸功能，开关设备控制器以DL/T860 GOOSE服务接入过程层网络。表6 测量参量表序号测量参量信号来源备注1断路器就地/远方位置转换开关2联锁/解锁位置转换开关3断路器

17、位置（分/合）辅助开关4断路器操作次数辅助开关5断路器合、分控制回路断线继电器6断路器操动机构低油（气）压分闸闭锁报警行程开关适用液压、气动机构适用液压、气动机构7断路器操动机构低油（气）压合分闭锁报警行程开关8断路器操动机构低油（气）压分合分闭锁报警行程开关9断路器未储能报警行程开关10断路器电机过流报警继电器/小电流传感器11断路器电机过时报警继电器/小电流传感器12断路器三相不同期分闸双重化报警继电器13断路器气室SF6低气压闭锁双重化报警继电器/SF6密度传感器14断路器气室SF6低气压报警继电器/SF6密度传感器15直流电源失电报警微型断路器16交流电源失电报警微型断路器2）技术要求

18、关于选相合闸，要求实际合闸相位与预期合闸相位之间的平均偏差应不大于1ms，合闸时间的分散性()应不大于1ms。应具有环境温度、操作频率、控制回路电压和持续无操作时间修正等功能。3） 数据模型要求开关设备控制器应根据DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司将颁布智能高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布之后，应按标准执行。3.3.2 监测主IED1） 功能要求监测主IED负责接收各监测IED的格式化信息和结果信息，依据各IED报送的信息进行就地综合分析，每12小时将综合评估的结果信息，“故障部件（气室、机构）、故障模式（放电、泄漏、卡涩、储能故障）、故障几率”

19、向站控层报送一次，故障几率每增大5%立即主动上送报文一次。主IED中应能保存一年以上的格式化信息和结果信息（参见表7）。故障几率的参考是，专业人员判定需尽快退出运行的，故障几率可定为90%，超过注意值要求时，故障几率可定为10%。监测主IED定时（1次/12h）主动向站控层报送格式化信息（表7），当评估的故障几率每增大5%，立即主动上送报文一次。表7 格式化信息监测项目格式化信息局部放电放电强度（mV或dbm）、放电频次（次/s）、相位机构状态(1) 时间特性：操作方式(合/分)、分合闸时间(ms)、分合闸速度(m/s)（如装位移传感器）。(2) 分合闸线圈电流：操作方式(合/分)、峰值电流(

20、A)、分合闸功耗(W)（如装分合闸电流传感器）。(3) 储能电机：日启动次数、日单次最长工作时间(s)、日累计工作时间（s）、日最大泵电流值(A)（如装储能电机电流传感器）(4) 液压机构压力：压力(MPa)（如适用）。气室状态(1) SF6气体状态：压力（MPa）、温度)。(2) 隔离开关触头温度：开关(隔离开关1、隔离开关2)、温度()2）数据模型要求监测主IED应根据DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司将颁布智能高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布之后，应按标准执行。3.3.3 局部放电监测IED1）功能要求局部放电监测IED采集气室内部的局部放

21、电信号，并根据当前放电信号强度、趋势等信息，对放电性缺陷是否存在及严重程度做出定量评估，将定量评估结果“故障几率”以MMS服务、通过过程层网络向主IED报送。每2h报送1次，故障几率每增大5%立即主动上送报文1次。局部放电监测IED以连续50个工频周期的测量数据为依据，按“放电强度（mV或dbm）、放电频次（超过最小可测量的频次，次/s），相位”的格式化信息，每12h将日放电强度最大一组监测数据向主IED报送1次。等值放电强度变化10pC时，立即主动上送报文一次。局部放电监测IED应有足够的数据存储空间，合适的存储策略，以服务于深度分析的需要。2）技术指标局部放电IED最小可测不大于50pC的

22、放电信号，最大可测5000pC的放电信号。局部放电监测IED所测的放电信号强度能够反映实际放电量的变化。3）数据模型要求监测主IED应根据DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司将颁布智能高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布之后，应按标准执行。3.3.4 机械状态监测IED1）功能要求采集反应开关设备机械状态的参量值，通过计算、分析，评估开关设备的机构状态、储能系统状态、机构电源状态等。其中，根据位移传感器，可以监测断路器的行程特性，计算断路器分合闸时间、分合闸速度等时间特性参量；根据分合闸线圈电流传感器，可以监测分合闸电流峰值及做功；根据储能电机电流传感

23、器，可以监测储能电机工作时间、启动次数；根据油压传感器，可以监测液压机构压力等。机械状态监测IED应能根据监测的参量对开关设备的机械状态做出综合的分析评估。将评估结果“故障部件（室、机构）、故障模式（泄漏、卡涩、储能故障）、故障几率”以MMS服务通过过程层网络向监测主IED报送1次，故障几率每变化5%，立即主动报送1次。机械状态监测IED应将格式化信息（参见表7）以MMS服务通过过程层网络向监测主IED报送1次，参量值每变化5%，立即主动报送1次。机械状态监测IED应将分合闸线圈电压、液压机构液压以GOOSE服务发送至过程层网络，供选相合闸决策引用。机械状态监测IED应有足够的数据存储空间，合

24、适的存储策略，以服务于深度分析的需要。2）技术指标机械状态监测IED的技术指标见表8。表8机械状态监测项目技术要求监测项目获取参量技术要求(测量不确定度)分合闸电流/电压分合闸时电流(A)分合闸时功耗(W)2.5%2.5%行程特性分合闸时间(ms)分合闸速度(m/s)分1ms/合 2ms5%CB储能电机电流日启动次数日启动时间(s)单次最长启动时间（s）储能电机电流（A）0误差1.5%1.5%2.5%液压机构油压油压(MPa)5%3） 数据模型要求机械状态监测IED应根据DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司将颁布智能高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布

25、之后，应按标准执行。3.3.5 测量IED1）功能要求测量IED采集气体压力、温度，根据所采集的数据，计算20时的气体压力，并对是否存在气体泄漏、严重程度做出定量评估。气室状态监测IED还可监测隔离开关触头温度，并对温度是否超标，是否存在接触异常做出定量评估。测量IED监测应具有采集环境温度和MU采样值功能，并计算电流峰值、有效值，用于对隔离开关触头温升的评估并支持监测主IED等对电流值或环境温度的需求。测量IED将评估结果“故障部件（气室）、故障模式（泄漏、电接触不良）、故障几率”以MMS服务通过过程层网络每12h向监测主IED报送1次，故障几率每变化超过5%立即主动报送1次。测量IED将流

26、经开关的电流有效值、开断电流峰值以及环境温度以MMS服务通过程层网络向监测主IED报送，每10秒报送1次，或电流变化超过5%时立即主动报送1次。CB电机过流报警、CB电机过时报警、CB气室SF6低气压闭锁报警、CB 气室SF6低气压报警、环境温度值同时以GOOSE服务发送至过程层网络。环境温度值每10秒发送1次，环境温度变化超过2时立即主动报送1次。2）技术指标SF6气体状态包括压力、温度。折算到20的气体压力的准确级应达到2.5级；隔离开关触头温度的测量不确定度不大于5；环境温度的测量不确定度不大于1。电流有效值的误差不大于1%。各低压报警值偏差不大于5%。3）数据模型要求气室状态监测IED

27、应根据DL/T860原则进行数据建模。国家电网公司将颁布智能高压设备通信技术规范规范数据模型，请及时关注相关标准的发布。此标准颁布之后，应按标准执行。4 试验4.1 一般原则若智能化是在已有型号上进行的，已进行的型式试验依然有效。若传感器的植入对本体的密封、绝缘、机械强度等可能产生影响，应视情况，重新进行相关试验或进行验证性试验。4.2 断路器本体的下列型式试验应在安装内置传感器之后进行：1） 交流耐压和局部放电试验2） 机械特性试验（若安装位移传感器）3） 机械寿命试验（若安装位移传感器），如仅为考核传感器，可进行1000次4） 气体密封试验断路器开断试验（T100s）、隔离开关开合母线充电

28、电流试验、主回路耐受短时峰值电流试验等会影响智能组件的工作可靠性，可对机械状态监测IED的格式化信息及结果进行考核。请关注智能一次设备标准的发布，如有标准，按标准执行。4.3 智能组件试验除本通用技术规范另行要求的外，智能组件柜、智能组件内各IED等试验参考Q/GDWZ 410-2010高压设备智能化技术导则进行。5 智能组件总集成商的责任5.1 除买方专门指定，智能断路器的总集成商为断路器制造企业。5.2 智能断路器的总集成商负责智能组件柜内各IED的功能调试、网络通讯调试，负责提交智能组件相关试验报告，负责现场调试和售后服务等。智能组件各IED供应商有协助总集成商完成上述工作的义务。如总集

29、成商不是断路器制造企业，应由总集成商牵头，断路器制造企业协助完成传感器的植入及相关试验、调试等工作，此种情况，总集成商负责智能组件及传感器的售后服务，断路器制造企业负责本体的售后服务。智能断路器总集成商负责向买方提供智能组件内部各IED及智能组件与宿主设备本体的全部原理接线、端子接线、网络拓扑等图纸。智能组件各IED及附件供应商和买方独立采购或指定供方的设备供应商有义务配合总集成商提供上述资料。5.3 各监测IED与配套的传感器应作为整体采购。对于功能相对独立的IED，买方可以独立采购或指定供方，此种情况，总集成商仍应承担第5.2条的义务。但接口部分（如通讯等）之外的IED故障由买方或供方负责

30、。6 智能化的基本要求6.1 应设智能组件柜，且智能化设计理念符合本技术规范。6.2 应设监测主IED及至少一个监测项目，且监测数据就地分析处理。仅有一个监测项目时，可以将监测主IED与监测项目合并。6.3 应设开关设备控制器。6.4 智能组件及各IED通信符合本技术规范要求。二、电子式互感器技术规范1总则1.1一般规定1.1.1投标人应具备招标公告所要求的资质，具体资质要求详见招标文件的商务部分。1.1.2投标人须仔细阅读包括本技术规范（技术规范通用和专用部分）在内的招标文件阐述的全部条款。投标人提供的互感器本体及其附件应符合招标文件所规定的要求，投标人亦可以推荐符合本招标文件要求的类似定型

31、产品，但必须提供详细的技术偏差。如有必要，也可以在技术投标文件中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节加以详细描述。1.1.3本技术规范提出了对电子式互感器本体及其附件的技术参数、性能、结构、试验等方面的技术要求。有关互感器的包装、标志、运输和保管的要求见商务部分的规定。1.1.4本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应提供符合本技术规范引用标准的最新版本标准和本招标文件技术要求的全新产品，并在电子式互感器配置方案的基础上提供优化的配置方案。如果所引用的标准之间不一致或本招标文件所使用的标准与投标人所执行的标准不

32、一致，按要求较高的标准执行。1.1.5如果投标人没有以书面形式对本技术规范的条文提出差异，则意味着投标人提供的设备完全符合本招标文件的要求。如有与本招标文件要求不一致的地方，必须逐项在“投标人技术参数偏差表”中列出。1.1.6本技术规范将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。本技术规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。1.1.7本技术规范中涉及有关商务方面的内容，如与招标文件的商务部分有矛盾，以商务部分为准。1.1.8本技术规范中通用部分各条款如与技术规范专用部分有冲突，以专用部分为准。1.2投标人应提供的资质文件投标人在投标文件中应提供下列有关合格的资质文件，否则视为非响

33、应性投标。1.2.1电子式互感器的销售记录，填写格式见技术规范专用部分表11，并提供相应的最终用户的使用情况证明。1.2.2拥有的由权威机构颁发的ISO 9000系列的认证证书或等同的质量保证体系认证证书。1.2.3具有履行合同所需的生产技术和生产能力的文件资料。1.2.4有能力履行合同设备维护保养、修理及其他服务义务的文件。1.2.5电子式互感器5年内有效的型式试验报告（根据DL/T 725要求）。所提供的组、部件需要明确，按照相关标准提供必要的型式试验报告。如需向第三方外购时，投标人也应就其质量作出承诺，并提供分供方相应的型式试验报告、例行检验报告和投标人的进厂验收证明。1.2.6 电子式

34、互感器国家电网公司集中招标年度供应资质业绩信息核实结果认定证明函件。1.2.7 电子式互感器不少于3套1年以上的运行业绩证明以及同相关一次组合安装厂家使用业绩证明材料。1.2.8 电子式互感器应由组合电器制造商进行一体化设计集成。原则上，组合电器制造商负责提供电子式电流互感器壳体、屏蔽、法兰等组部件，电子互感器制造商负责提供测量部件（如一次传感器、一次转换器、传输系统、二次转换器）。1.3工作范围和进度要求1.3.1本招标文件仅适用于技术规范专用部分表1表3中所列的设备。其中，包括电子式互感器本体及其附件的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求，以及供货和现场技术服务。1.3.2技术

35、协议签订后，卖方应在2周内，向买方提出一份详尽的生产进度计划表。1.3.3如生产进度有延误，卖方应及时将延误的原因、产生的影响及准备采取的补救措施等向买方加以解释，并尽可能保证交货的进度。否则应及时向买方通报，以便买方能采取必要的措施。1.4对设计图纸、说明书和试验报告的要求1.4.1图纸及图纸的认可和交付1.4.1.1所有需经买方确认的图纸和说明文件，均应由卖方在技术协议签订后规定的时间内提交给买方进行审定认可。这些图纸资料包括电子式互感器外形图、安装尺寸等。买方审定时有权提出修改意见。需经确认的图纸资料应由卖方提交给技术规范专用部分所指定的单位。买方在收到需认可图纸后，将一套确认的或签有买

36、方校定标记的图纸（买方负责人签字）返还给卖方。买方有权对供货设备的卖方图纸提出修改意见。凡买方认为需要修改且经卖方认可的，不得对买方增加费用。在未经买方对图纸作最后认可前，任何采购或加工的材料损失应由卖方单独承担。1.4.1.2卖方在收到买方确认图纸（包括认可方修正意见）后，经修改应在规定的时间内向接收图纸的有关单位提供最终版的正式图纸和一套供复制用的底图及正式的CAD文件电子版，正式图纸必须加盖工厂公章或签字。电子式互感器应按照经确认的最终图纸进行制造。1.4.1.3完工后的产品应与最后确认的图纸一致。买方对图纸的认可并不减轻卖方关于其图纸的完整性和正确性的责任。设备在现场安装时，如卖方技术

37、人员进一步修改图纸，卖方应对图纸重新收编成册，正式递交买方，并保证安装后的设备与图纸完全相符。1.4.1.4图纸的格式。所有图纸均应有标题栏、全部符号和部件标志“*”，文字均用中文书写，并使用SI国际单位制。卖方应免费提供给买方全部最终版的图纸、资料及说明书。其中，图纸应包括总装配图及安装时设备位置的精确布置图，并且应保证买方可按最终版的图纸资料对所供设备进行维护，并在运行中便于进行更换零部件等工作。1.4.1.5互感器所需图纸：1）总装图。总装图应标明全部所需要的附件数量、目录号、额定值和型号等技术数据，图纸应标明所有部件和附件的尺寸位置，法兰尺寸及位置。2)电子式互感器相关部件（包括一次传

38、感器、一次转换器、传输系统、二次转换器）的安装布置图。3）接线端子详图。4)铭牌图。应符合国家相关标准，包括一次部分和二次转换器（如果有）都应具有铭牌。5)互感器安装、运行、维修和有关设施设计所需的其他图纸和资料。6）图纸需经一次厂家确认。1.4.2产品说明书1.4.2.1应有安装使用说明。1.4.2.2产品说明书还应包括下列各项：1）关于结构、接线等的概述和简图。2）互感器有关部件（包括一次传感器、一次转换器、传输系统、二次转换器）及附件的图纸和安装维护说明。3）互感器励磁特性曲线（如果有）。4）提供互感器耐地震能力的计算书或本厂做过的同类产品试验报告。5）互感器所用的专用工具和仪器的清单，

39、组、部件说明书和手册等。6）主要影响产品性能的元器件的型号和相关资料。7）特殊需要的说明。1.4.3试验报告（见表2）1.4.3.1应提供有效的（5年内）型式试验报告（包括主要部件，试验机构需具有CMA认证）、例行试验报告、特殊试验报告及其他要求的试验报告（如耐地震能力、抗运输颠簸试验等）。1.4.3.2主要部件（包括一次传感器、一次转换器、传输系统、二次转换器）出厂检验报告。表1卖方向买方最终提供的资料和图纸内容份数交付时间接图单位1. 买卖双方协商确定的图纸、资料和说明2. 制造计量器具许可证3. 产品说明书1）包装、运输、安装使用说明书2）技术条件3）备件说明书4）装箱单5）高海拔修正说

40、明（如果需要）4. 主要设计数据5. 设计、制造所依据的主要标准6. 备品备件图纸、清单7. 互感器所用主要材料、部件、配件清单8. 互感器主要图表1）总装图2）电气原理图3）铭牌图包括一次部分和二次转换器（如果有）都应具有铭牌4）一次传感器构造图5）二次转换器的接线及安装图6）主要部件（包括一次传感器、一次转换器、传输系统、二次转换器）等的安装布置图9. 其他未列入合同技术清单但却是工程所必需的文件和资料及图纸和技术数据等见招标文件专用部分表2卖方向买方提供的试验、测试报告内容份数交付时间接图单位1. 有效的（5年内）型式试验报告（包括主要部件，试验机构需具有CMA认证）2. 例行试验报告3

41、. 特殊试验报告4. 其他要求的试验报告（如耐地震能力、抗运输颠簸试验等）5. 主要部件（包括一次传感器、一次转换器、传输系统、二次转换器）出厂检验报告6. 主要材料的出厂检验报告见招标文件专用部分1.4.3.3主要材料的检验报告。1.5标准和规范1.5.1按有关标准、规范或准则规定的合同设备，包括卖方向其他厂商购买的所有附件和设备，都应符合这些标准、规范或准则的要求。1.5.2表3所列标准中的条款通过本招标文件的引用而成为本招标文件的条款，凡是注明日期的引用标准，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用本招标文件。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用本招标文件。表3本技术规

42、范遵循的主要标准标 准 号标 准 名 称GB/T 2421电工电子产品环境试验GB 1207电磁式电压互感器GB 1208电流互感器GB/T 3047.3高度进制为20mm的插箱、插件基本尺寸系列GB/T 8905六氟化硫电气设备中气体管理和检验导则GB 11023高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则GB 11604高压电器设备无线电干扰测试方法GB/T 13540高压开关设备和控制设备的抗震要求GB 14598.27量度继电器和继电保护装置 第27部分：产品安全要求GB 16847保护用电流互感器暂态特性技术要求GB/T 16927高电压试验技术GB 17201组合互感器GB/T 17626

43、电磁兼容 试验和测量技术GB/T 20840互感器GB/T 22071互感器试验导则GB 50150电气装置安装工程 电气设备交接试验标准DL/T 596电力设备预防性试验规程DL/T 860变电站通信网络和系统Q/GDW 383智能变电站技术导则 Q/GDW 393110（66）kV220kV智能变电站设计规范 Q/GDW 394330 kV750 kV 智能变电站设计规范Q/GDW Z 414变电站智能化改造技术规范Q/GDW 424电子式电流互感器技术规范Q/GDW 425电子式电压互感器技术规范Q/GDW 426智能变电站合并单元技术规范Q/GDW 430智能变电站智能控制柜技术规范Q

44、/GDW 441智能变电站继电保护技术规范国家电网公司110（66）kV500kV电流互感器技术标准国家电网公司预防110（66）kV500kV互感器事故措施IEC 61588网络化测量同步系统精确时钟同步协议1.5.3所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓头和螺母均应遵照ISO及SI公制标准。1.5.4当标准、规范之间存在差异时，应按要求高的标准执行。1.6投标时必须提供的技术数据和信息1.6.1投标人应按技术规范专用部分列举的项目逐项提供技术数据，所提供的技术数据应为保证数据，这些数据将作为合同的一部分，其中与招标人所要求的技术数据有差异时都应写入偏差表中。1.6.2产品性能参数、特点和其

45、他需要提供的信息。1.7备品备件1.7.1投标人应提供安装时必需的备品备件，价款应包括在投标总价中。1.7.2买方运行维修时使用需要的备品备件，见技术规范专用部分表2。1.7.3投标人应推荐可能使用的备品备件、专用工具和仪器仪表，见技术规范专用部分表3。1.7.4所有备品备件应为全新产品，与已经安装设备的相应部件能够互换，具有相同的技术规范和相同的规格、材质、制造工艺。1.7.5所有备品备件应采取防尘、防潮、防止损坏等措施，并应与主设备一并发运，同时标注“备品备件”，以区别于本体。1.7.6投标人应对产品实行终身保修，根据需要在15日内提供技术规范专用部分表3所列备品备件以外的部件和材料，以便维修更换。1.8专用工具和仪器仪表1.8.1投标人应提