252kV气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)技术规范

252kV 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)

技术规范书

工程项目：

广西电网公司

年 月

目 录

1 总则

2 使用环境条件

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和技术参数

7 技术资料和图纸交付进度

8 运输、储存、安装、运行和维护规则

9 技术服务与设计联络及工厂检验和监造

1. 总则

1.1 本技术规范书适用于252kV 六氟化硫气体绝缘金属封闭开关设备（GIS ），它提出了对GIS 本体及其附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2 本设备技术标书提出的是最低限度的技术要求。凡本技术标书中未规定，但在相关设备的国家标准或IEC 标准中有规定的规范条文，供方应按相应标准的条文进行设备设计、制造、试验和安装。对国家有关安全、环保等强制性标准, 必须满足其要求(如压力容器) 。

1.3 如果供方没有以书面形式对本技术标书的条文提出异议, 则需方认为供方提供的设备完全符合本技术标书的要求。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。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书条款的差异。

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。应遵循的主要现行标准如下：

GB 7674-1997 72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备

GB/T 11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共有技术要求

GB 1984-2003 交流高压断路器

GB 1985-2003 交流高压隔离开关和接地开关

GB 1208-1997 电流互感器

GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准

DL/T 617-1997 气体绝缘金属封闭开关设备技术条件

DL/T 593-2006 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

DL/T 402-2007 交流高压断路器订货技术条件

DL/T 486-2000 交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件

DL/T 615-1997 交流高压断路器参数选用导则

DL/T 618-1997 气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程

IEC62271－203:2003 高压开关设备和控制设备. 第203部分:额定电压为52kV 以上的气体绝缘金属封闭式开关设备

IEC 62271-100 高压交流断路器

GB 16847-1997 保护用电流互感器暂态特性技术要求

DL/T 725-2000 电力用电流互感器订货技术条件

DL/T727—2000 互感器运行检修导则

JB/T5356—2002 电流互感器试验导则

JJG 313－1994 测量用电流互感器检定规程

GB 1207-1997 电压互感器

DL/T 726-2000 电力用电压互感器订货技术条件

JJG314—1994 测量用电压互感器检定规程

GB 11032-2000 交流无间隙金属氧化物避雷器

DL/T 804-2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则

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。如果供方采用自己的标准或规范，须经需方同意后方可采用。

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 使用环境条件

2.2.1 海拔：≤1000m 。

2.2.2 环境温度

最高气温：45 ℃；

最低气温：-5℃；

最大日温差：30K ；

日照强度： 0.1W/cm2（风速0.5m/s时）。

2.2.3 最大风速：40 m/s。

2.2.4 环境相对湿度

日平均相对湿度：95 %；

月平均相对湿度：90 %。

2.2.5 户外污秽等级：III 级 爬电比距不小于2.5cm/kV(按最高电压252kV 计算) 。

2.2.6 地震烈度：8度

地面水平加速度：0.25 g；

地面垂直加速度：0.125 g。

3. 技术要求

3.1 工程条件

3.1.1 电力系统：

系统额定电压：220kV ；

系统最高运行电压：252kV ；

系统额定频率：50Hz ；

中性点接地方式：直接接地系统。

3.1.2 安装地点: 户外或户内（由具体工程确定）

3.2 技术参数和性能要求

GIS 为六氟化硫断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器等组合在一起的成套产品。产品的设计和材料的选用应保证使用寿命不小于20年（除电子元器件不小于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。

3.2.1 GIS的一般技术参数要求见6.2表3和供货范围。。

3.2.2 GIS的一般结构

3.2.2.1 外壳

(1) GIS能使设备安全地进行下述各项工作：正常运行、检查和维护性操作、设备的绝缘试验、消除危险的静电电荷、安装和扩建后的相序校核和操作联锁等。

(2) GIS能在允许的基础误差和热胀冷缩的热效应下不影响设备所保证的性能。

(3) GIS所有额定值及结构相同的可能更换的元件应具有互换性。

(4) GIS外壳应是金属非导磁材料结构（铝合金），并按压力容器有关标准设计、制造与检验。

(5) 为便于安装和安全运行，应装设外壳伸缩节。GIS 的平面图及剖视图上，应注明伸缩节的位置与数量，并经供需双方确认；伸缩节采用不锈钢波纹管结构。

(6) 间隔扩建刀闸接口部位的接头应设置临时屏蔽装置及封盖，并应设置一个缓冲气室。

(7) GIS的金属外壳应能防腐蚀。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 及以上的螺栓宜采用不锈钢材料制成或应采用热镀锌。

(8) 对于分相结构的GIS ，必须用黄、绿、红颜色标识A 、B 、C 相序。

(9) 金属外壳应牢固接地，并能承受在运行中出现的正常的和暂态的压力。

(10)外壳封闭主回路，不仅可防止接近带电或运动部件的危险，而且当它充以最小密度的气体时，能保证设备的绝缘水平。还应考虑振动和温度变化的作用以及气候条件的影响。

(11)不论焊接或铸造的外壳，其厚度和结构的计算方法应参照类似压力容器标准来选择。

(12)外壳的设计温度，通常是周围空气温度的上限加主回路导体流过额定电流时外壳的温升，并应考虑日照影响。

(13)外壳的设计压力，至少是在设计温度时外壳内能达到的压力上限。在确定外壳设计压力时，气体的温度应取通过额定电流时外壳温度上限和主回路导体温度上限平均值，对设计压力能从已有温升试验记录中确定的情况除外。

(14)对于未能用计算完全确定其强度的外壳和它的零部件，应进行强度试验。

(15)外壳设计时应考虑如下因素：外壳充气前可能出现的真空度；外壳或绝缘隔板可能承受的全部压力差；相邻隔室具有不同运行压力的情况下，因隔室万一意外漏气时造成的压力升高；发生内部故障的可能性等。

（16）对于户外安装使用的GIS ，外露的拔插连接头、接线盒的上方必须安装有采用不锈钢板折弯成形的防雨罩。

3.2.2.2 隔室

(1) GIS应划分为若干隔室，并用颜色进行标识，以达到满足正常使用条件和限制隔室内部电弧影响的要求。因此，隔板应能确保当相邻隔室内漏气或维修工作而使压力下降时，本隔室的绝缘性能不发生任何变化。长母线的隔室分隔数量由供需双方商定，应便于维修和气体管理。

(2) 若是电缆进出线，则电缆隔室必须专用，不能与其它元件共用。电缆终端箱与电缆终端的配合应符合IEC 60859的要求；应设置可取下的连接导体，以便电缆进行绝缘试验时使电缆和GIS 隔离，并提供对电缆和GIS 进行绝缘试验的接口设备和试验套管。试验套管的安装位置在电缆终端箱的上方，通过可拆卸连接导体实现对电缆和GIS 分别进行交流耐压试验。

电缆侧装设带电显示器（A 、C 两相），带电显示器应有联锁及信号输出接点。每相使用单独的控制器及放大器。提供两个备用接点。

(3) 隔板通常由绝缘材料制成。为保证人身安全，应有接地及其他措施；必须明示隔板机械安全性能数据，以验证可承受相邻隔室中仍然存在的正常气压能力。

(4) GIS气体系统每一气隔单元应有SF6气体的取样阀和充气点。应配备气体运行监测装置(带压力指示的密度继电器) 。监测装置的管道配置相应的截止阀，以便于表计校验时无需拆装压力表、密度继电器等。设有一个SF 6气体止气阀，可保证用户在不停电状态下

补气或更换压力表或密度继电器。气体密度继电器和压力显示装置宜结合在一起，应具有压力报警、闭锁输出接点，能在故障时报警及闭锁操作机构。设置真空压力表及气体温度压力曲线铭牌，标明气体额定值、补气值曲线；在断路器隔室曲线图上应标有闭锁值曲线。隔室内吸附剂的更换周期，应与检修周期相配合。

(5) GIS每一隔室（纯母线隔室可除外）外壳上装设适当尺寸的压力释放装置，压力释放装置的位置应确保气体逸出时不危及在现场执行正常运行任务人员的安全。

(6)产品在结构布置上，应使内部故障电弧对其继续工作能力的影响降至最小。电弧影响应限制在起弧的隔室内或故障段的另一些隔室(若该段的隔室之间有压力释放设施时) 之内。将故障隔室或故障段隔离以后，余下的设备应具有继续正常工作的能力。

(7)为了人身安全，应采取适当保护措施限制电弧的外部效应；发生电弧的外部效应时仅允许外壳出现穿孔或裂缝，不应发生任何固体材料不受控制地溅出。

3.2.2.3 接地

(1) GIS设备所有壳体及架构的相互电气连接应采用紧固连接（螺丝连接或焊接），接地连线

（铜质）的截面应能安全地通过故障接地电流。紧固接地螺栓的直径不得小于12mm 。接地点应标有接地符号。应提供全套设备所需的接地铜导体和零部件。GIS 平面布置图和基础图上，应标明与接地网连接的具体位置及连接的结构。

(2) 每个气体隔室的壳体应互连并可靠接地，接地回路应满足短路电流的动、热稳定要求。凡不属主回路或辅助回路的预定要接地的所有金属部分都应接地。主回路应能接地，以保证维修工作的安全；在外壳打开后的维修期间，应能将主回路连接到接地极。

(3) 接地开关与快速接地开关的接地端子应与外壳绝缘后再接地，以便测量回路电阻，校验电流互感器变比。

3.2.2.4 联锁

GIS 应设有电气或机械联锁装置（以常规控制方式实现），以防止带负荷拉、合隔离开关和带电误合接地开关。联锁包括隔离开关、接地开关与有关断路器之间的联锁，以及隔离开关与接地开关之间的联锁。联锁方案由双方确定。

下列设备应有联锁，对于主回路必须满足以下要求：

1）在维修时，用来保证隔离间隙的主回路上的高压断路器应确保不自合。

2）接地开关合闸后应确保不自分。

3）隔离开关要与相关的断路器实现电气联锁；隔离开关与接地开关之间应有可靠的机械和电气联锁。

3.2.2.5 闭锁

当SF6气体密度降至接近最小运行密度时发出信号；当断路器所需操作压力降至闭锁压力或SF6气体密度降至最小运行密度时，断路器应闭锁或解锁后强制开断。

SF6气压表具备两个低气压接点，并分别启动两个低气压闭锁继电器，其接点分别接入两个相互独立的跳闸回路。

3.2.2.6 隔离开关和接地开关

(1) 隔离开关和接地开关应有可靠的分、合闸位置和便于巡视的指示装置。配制便于视察触头的位置观察窗，接地开关外壳应与GIS 本体外壳绝缘。

(2) 隔离开关和接地开关不应因运行中可能出现的各种力(包括短路而引起的力) 而误分或误合。

(3) 隔离开关应具有切合母线转换电流、小电容电流、小电感电流能力；接地开关应具有切合感应电流的能力。隔离开关切合空载母线时产生的特快瞬态过电压(VFTO)不得损

坏相关设备。

3.2.2.7结构要求

（1）每个间隔应有一个钢结构的底座，底座水平误差应小于2mm 。

（2）组合电器的尺寸（长×宽×高）按设计图纸提供的尺寸。

（3）合电器应在制造厂整体安装一次。并整体或按间隔进行局部放电试验。

（4）每个间隔均可在电缆隔室处装设试验套管。整间隔应能承受连接电缆的交流耐压试验。

（5）罐体内部涂防锈（防腐）漆时，漆面应光滑无异常突起，附着力完好。

（6）每个气室应有独立的气体密度监视装置，且安装位置、朝向易于观察。当GIS 中的绝缘气体的密度异常降低时，一级定值发补气信号，二级定值闭锁断路器操作，并发信号。

（7）SF6气体密度继电器采用带指针型，安装在GIS 罐体上，与气管连接采用双阀门或自封接头。

（8） SF 6气体的管道应使用直径不小于15mm 的紫铜管，管道中间不应有焊接点。

（9）在SF 6组合电器中，SF 6气体密度继电器和SF 6气体截门等部件应选用进口部件或经买方认定的产品。

（10）用于气隔的盆式绝缘子强度应能满足当一侧气舱抽真空时，另一侧可保持正常工作

压力的要求。

（11）必须具有易于观察的表示断路器、隔离开关、接地开关操作机构分、合闸位置的指示装置，为机械型（在设备本体上也应尽量具有这一装置）。

（12）提供用于所有设备与汇控柜之间的二次连接电缆，及用于电缆敷设和保护的固定电缆线槽。

（13）应具备必要的方便运行人员对设备进行巡视和操作通道（或平台）。

（14）断路器、隔离开关、接地开关操作机构箱应防尘和防止异物进入，防护等级为IP54。底部的电缆引入孔，应有利于电缆的固定及封堵。

（15）机构箱内的所有二次元件的位置应便于拆装、接线、观察及操作，并有表明其用途的永久性标识。

（16）电动机、加热器、驱潮器均应有断线指示装置，三相电机还应具备断相闭锁功能。

（17）在结构上应考虑高压试验时电压的引入和隔离措施，以及电缆终端与主回路的隔离措施。

3.2.3 对元件的要求

装在外壳内的各元件应符合各自的有关规定。

3.2.3.1 断路器

(1) 断路器技术参数要求见6.2表3和供货范围。。(2) 一般要求

a ．触头

型式：主触头--指形触头，弧触头--指形触头；

主触头表面材料：银；

电弧控制装置：喷口。

b ．SF 6气体或操动液第一次灌注

应随断路器供给第一次灌注用的SF 6气体和任何所规定的操动液。供第一次充气用的SF 6气体应符合GB/T 12022工业六氟化硫的规定。在气体交货之前，应向买方提交气体通过毒性试验的合格证书，所用气体必须经买方复检合格后方可使用。操动液应符合相应标准的要求。

c ．气体抽样阀

为便于气体的例行抽样，断路器应装设合适的阀门。

(3) 操动机构

a ．型式：液压、弹簧或液压弹簧，具体在供货范围中明确。

b ．操作方式：主变、母联和分段间隔断路器为三相机械联动，出线间隔断路器为分相操作、电气联动。

c ．断路器应能远方和就地操作，其间应可以转换。断路器应配备就地指示分、合闸位置的红、绿灯。断路器应设有两套相同而又各自独立的分闸脱扣装置，每一套分闸脱扣装置动作时或两套装置同时动作时均应保证设备的机械特性。操动机构自身应具备防止跳跃、防止非全相合闸和保证合分时间的性能。SF 6断路器应具备低气压闭锁装置。

d ．对液压操动机构的要求

1）液压操动系统和检修周期

液压操动机构应装设全套的液压设备，包括泵，储压筒，必需的控制、管道和阀门，以及过压力释放装置（安全阀）。

液压泵应装设一个单相（220伏交流）或三相（380伏交流）电机。电机和泵应有足够的容量，在1分钟内可将储压筒从最低操作压力充到额定操动压力，还应能在5分钟内将储压筒从零压充到额定操作压力。为维持正常的操作压力，液压泵应根据压力的变化实现

自动控制。应有可靠的防止重新打压而慢分的机械和电气装置。

储压筒应有足够的容量，在最低操作压力下应能进行两次“合分”操作或一次“分–0.3秒–合分”的操作，液压操作系统的维修周期应与断路器一致。

2）电气布线和液压系统联接

油泵电机电源电路及液压系统的报警和控制回路应接到控制柜端子排上，报警回路应包括两个电气上独立的接点。

供方应提供必需的导线、镀锌钢管、附件及其连接所需要的设备。

供方应提供操作系统所需要的全部控制设备、压力开关、压力调节器泵、马达、操作计时器、阀门、管线和管道以及其它辅助设备及材料。

全部液压系统的管线和管道应由制造商家安装，需要在现场安装的管线和管道就由制造商加工，应达到现场装配不需要剪切、涨管或套丝等操作的要求。

3）其他要求

不操作时油泵运转次数不多于1次/24h，并提供油泵运转的信号接点。

液压机构应提供禁止合闸、禁止分闸、禁止重合闸闭锁功能及相应信号接点。以及监视机构压力异常升高和降低、氮气泄漏的信号接点。

在油泵临界（禁止重合闸）启动时应能满足分-合-分的要求。

液压机构必须具有防慢分的功能，在每台断路器本体上提供一套机械的防慢分装置。

应有用于监视运行压力的压力表。提供下列压力值（MPa ）

—停泵

—起泵

—压力降低信号

—禁止重合闸

—禁止合闸

—禁止分闸

e ．对弹簧操动机构的要求

由储能弹簧进行分、合闸操作的弹簧操动机构应能满足“分–0.3秒–合分–180秒–合分”的操作顺序。当分闸操作完成后，合闸弹簧应在15～20秒内完成储能。弹簧操动机构应能可靠防止发生空合操作。应具备弹簧未储能的信号接点。机构未完全储能应闭锁合闸操作，闭锁接点不得使用重动继电器接点。储能一次应满足断路器进行额定操作顺序的要求。提供可观察的指

示装置以表示弹簧的储能状态。提供手动储能装置。

f. 断路器操作次数计数器应采用不可复归型。

(4) 控制和操作要求

a ．供方应提供用于断路器分闸和合闸所有必需的中间继电器、闭锁继电器，以及压缩空气或液压油的控制阀。有就地三相手动分合闸按钮。

b ．防跳装置、防慢分装置、防非全相合闸装置

操动机构应装设防跳装置，防止断路器反复分闸和合闸；液压机构应配有电气和机械的防慢分装置，保证机构泄压后重新打压时不发生慢分；断路器发生非全相合闸时，应可实现已合闸相自分闸。

c ．直流线圈（分闸、合闸、辅助）应装设与线圈并联的过电压抑制装置，以提供对暂态过电压的放电通道。这些预防装置不应影响断路器的正常操作。

d. 直流继电器线圈的线径不宜小于0.09mm ，如用线圈线径小于0.09mm 的继电器时，其线圈须经密封处理，以防止线圈断线。所有直流继电器的动作电压（按整组性能考虑，如外串电阻则包括接入电阻后的动作值）不应超过额定电压的70％，而其下限不得低于50％额定电压。

e. 每台断路器应提供两套分闸线圈和一套合闸线圈。应设计两个相互独立的分闸回路和脱扣器。

(5) 在正常安装位置，借助于操作手柄，能够方便地对断路器进行手动操作。

（6）附件

a ．标准的及推荐的附件

除供方认为是对于可靠和安全运行所必需的附件之外，每台断路器应配备推荐附件。 b ．位置指示器

每台断路器的每相应装设一个机械位置指示器，其位置应能在断路器的下面清楚地看到。指示器的文字标示及颜色应如下：

位置 文字标示 颜色

分闸位置 分（OPEN ） 绿色

合闸位置 合（CLOSE ） 红色

指示器应为指针式，指针的颜色应为鲜亮的橙色，且红绿区域应被隔开。

3.2.3.2 隔离开关

(1) 隔离开关技术参数见6.2表3和供货范围。。

(2) 操动机构

操动机构型式为手动和电动，并具备相互闭锁功能。其机构的终点位置有坚固的定位和限位装置，且在分合闸位置时能防止机构脱扣。

a ．手动操动机构的操作手柄总长度（包括横柄长度在内）应不大于1000mm ，操作力不大于200N ，其机构的终点位置应有足够强度的定位和限位装置，且在手动分、合闸时能可靠闭锁电动回路。

b ．电动操动机构应满足：

1）应装设供就地操作用的手动分、合闸装置。

2）当操动机构处于任何动作位置时均应能取下或打开操动机构的箱门，以便检查或修理辅助开关和接线端子。

3）应能就地电动。

4）在接受操作命令后，应能自行完成正常的合闸或分闸动作。

5）操动机构箱内应装设分、合闸按钮。

6）电控户外电动操动机构箱内应装设小型断路器。

7）电动操动机构中所采用的电动机和仪表应符合相应的标准。

c ．操动机构上应有能反映隔离开关分、合闸位置的指示器。指示器上应标明“分”、“合”字样。

d ．隔离开关转动和传动部位应采取润滑措施和密封措施。

e ．控制柜和操动机构及其外壳应能防锈、防寒、防小动物、防尘、防潮、防雨，防护等级为IP54。

f ．控制柜应配有足够的端子排，以供设备内配线及外部电缆端头连接用。端子排及终端板与夹头均安装在电缆进口上部，与电缆的距离应不小于150mm ，每块端子排应有15%的备用端子。

g ．所有辅助触点应在电气接线图上标明编号，并且连线至端子排，每只辅助开关及所有辅助触点的电气接线必须编号。

h ．分、合闸操作： 动力操动机构，当其电压在下列范围内时，应保证隔离开关可靠的分闸和合闸。

1）电动操动机构的电动机接线端子的电压在其额定值的85%～110%范围内时。

2）二次控制线圈、电磁联锁装置，当其线圈接线端子的电压在其额定值的85%～110%范围内时（线圈温度不超过80℃）。

i ．操动机构内接线端子、螺丝为铜质。

（3）在正常安装位置，借助于操作手柄，能够方便地对隔离开关进行手动操作。

3.2.3.3 快速接地开关

(1) 快速接地开关技术参数见6.2表3和供货范围。

(2) 操动机构：应能电动和手动操作；能就地操作和远方操作，就地操作和远方操作之间应装设联锁装置。

(3) 每组快速接地开关应装设一个机械式的分/合位置指示器，根据要求可以装设观察窗，以便操作人员检查触头的开合状态。

3.2.3.4 检修用接地开关

(1) 检修用接地开关技术参数见6.2表3和供货范围。。

(2) 操动机构：可手动和电动操作，每组接地开关应装设一个机械式的分/合位置指示器；根据要求可以装设观察窗，以便操作人员检查触头的开合状态。

（3）在正常安装位置，借助于操作手柄，能够方便地对接地开关进行手动操作。

3.2.3.5 电流互感器

(1) 电流互感器技术参数见6.2表3和供货范围。。

(2) 型式：环形铁芯型

(3) 电流互感器的配置、变比、线圈排列顺序，详见电气接线图，抽头全部引出接至端子。每个端子均应有明确的标记并有接线图表明其接法、极性和变比；测量级、计量级带中间抽头。出线电流互感器的P1端子靠主变侧；母联单元电流互感器的P1端子靠I 母侧安装。出线间隔的CT 应尽量将全部绕组布置在断路器的内侧。桥间隔的两组CT 应布置在断路器的两侧。

3.2.3.6 电压互感器

(1) 电压互感器技术参数见6.2表3和供货范围。。

(2) 型式：电磁式

(3)电压互感器一次绕组的尾端（N 接地端）必须引出到六氟化硫气箱外部通过带有绝缘层的多股软铜线接地，并且引出端子与二次绕组端子隔离设置，以便于运行中必要时利用钳形电流表测量一次绕组工作电流；

(4)采用呈容性（至少是低磁密，额定频率额定电压下不高于5000高斯）的电磁式电压互感器。

(5)电压互感器的短路承受能力：在额定电压励磁时，应能承受历时1s 的二次绕组短路的机械效应和热效应而无损伤。

3.2.3.7 避雷器

避雷器技术参数见6.2表3和供货范围。

3.2.3.8 套管

(1) 套管技术参数见6.2表3和供货范围。

(2)套管的伞裙应为不等径的大小伞，伞型设计应符合标准要求，两裙伸出之差(P1-P2)≥15mm。

(3)相邻裙间距离(S)与裙伸出长度(P)之比应不小于0.9。

(4)有效爬电距离应考虑伞裙直径的影响，当平均直径大于300mm 时，套管爬电距离增加10％，当平均直径大于500mm 时，套管爬电距离增加20％。

3.2.3.8 绝缘子

(1)绝缘子技术参数见6.2表3和供货范围。

(2)每个绝缘子应用X 射线检查。

(3)热性能应该通过5个绝缘子每个进行10个热循环验证。

(4)绝缘子的受力特性应满足各种工况的要求，安全系数大于4.5；1.1倍额定相电压下最大电场强度不大于1.5kV/mm。

(5) 盘式绝缘子与法兰联接不能采用金属全封闭结构。

3.2.3.9 母线

(1)母线技术参数见6.2表3和供货范围。

(2) 型式：主母线和分支母线为三相共箱或分箱式（单相式）。

3.2.3.10 架空出线套管(SF6/空气)

(1) 材质：瓷套管或者硅橡胶套管

(2)绝缘介质：SF6气体;

3.2.3.11 二次回路

(1) 由就地控制柜至操动机构箱CT 、PT 接线盒，以及机构箱和接线盒至各设备之间的辅助电缆均与GIS 成套，由供方供应并负责现场安装，电缆采用电解铜导体、PVC 绝缘、

屏蔽的，并具有铠装或防鼠咬外护套。电缆两端有标示牌，标明电缆编号及对端连接单元名称；沿本体敷设的电缆采用槽盒敷设。CT 、PT 的二次接线电缆的截面应≥4mm 2，控制回路电缆的截面应≥2.5 mm 2；电流、电压回路配置试验端子, 且电流端子宜使用OT 接法端子；交直流电源回路配置大型端子（截面不小于16 mm2）；CT 、PT 的二次接线电缆必须是独立的，不能与其他直流电缆共为一体，且PT 的两个二次线圈各用一条电缆，不共用；交、直流回路不能共用一条电缆，必须分开；每一回路的电缆必须有4条备用芯。计量电流端子排采用联合端子排，可铅封。端子排上应有标明与制造商提供的回路图上一致的编号。

端子排的CT 回路、PT 回路，交、直流间, 正、负极之间，分、合闸与正极之间端子应隔开。

(2) 所有用电动机构操作的设备都必须具有就地––远方操作方式，‘远方’接点必须一端接正电端子，端子另一端接至中控室控制室控制屏合闸、分闸操作接点前。在安装调试中，必须能在机构旁实现用操作手柄进行手动分、合闸，选择操作必须在二次回路中实现。

(3) 为防止误碰引起误动，应采用内凹式按钮（或行程）的继电器和操作按钮，继电器和操作按钮上必须有耐久性材料制作的中文标示的功能标识牌。

(4) 要有操作联锁功能：同一个间隔内CB 、DS 、ES 、FES 之间联锁，做到以下几方面的功能

a. 防带负荷拉、合隔离开关

b. 防线路带电时合接地开关

c. 防带接地开关合断路器送电

d. 防误操作断路器

e.具有防跳跃装置

f.具有低SF6压力和低油压闭锁装置

(5) 断路器、隔离开关、接地开关应有足够的辅助接点，各元件之间应根据用户要求，有可靠的联锁，接点数量及联锁方案在设计联络会上最终确定。

(6) GIS外壳及气体管道和二次电缆(屏蔽电缆) 外皮长期感应电压必须小于36V 。

(7)SF6压力异常（包括压力低和压力高）、油压异常、SF6压力闭锁、油压闭锁等要有接点用于中控室信号回路。

(8)电源要求：控制信号电源DC220V ；油泵电机电源AC380V 。

(9)对辅助和控制回路中二次配套元件的要求：供方应明确标示辅助和控制回路中所采

用的配套元件，如阀门、辅助和控制开关、压力表、密度继电器、保护继电器、接线端子、电动机、熔断器、接触器、低压开关、监视和测量仪表、二次电缆等元件的型号和制造商家，或者按照需方要求的型号和制造商家进行采购。

（10）SF 6低气压闭锁跳闸的功能

SF 6气压表具备两个低气压接点，并分别启动两个低气压闭锁继电器，其接点分别接入

两个相互独立的跳闸回路。

（11）加温电热和驱潮电热应分别使用两个空开分别控制投切。加温电热应有可靠的自动装置控制投切，投切温度在0℃～15℃之间。

3.2.3.12 就地控制柜

(1) 每个断路器间隔应装设汇控柜。

(2) 就地控制柜应具以下功能

a. 装有一次设备接线模拟装置:用位置显示器模拟断路器、隔离开关、接地开关的工作状态，并明确表示封闭电器一次主接线的形式；

b. 实现断路器、隔离开关、接地开关的集中操作及选择操作；

c. 实现断路器、隔离开关、接地开关之间的电气联锁；

d. 装有报警器、压力开关、SF6压力表等，当断路器以外的其他气隔单元SF6压力降低或升高时，发出报警信号。

(3) 对就地控制柜体的要求:

a. 就地控制柜及其它辅助设备按当地湿热带环境条件设计和制造；控制箱内应设有适当功率、交流220伏可长期投入且可自动和手动投切的加热器以防止产生有害的凝露，并提供过热保护，同时加热器应装设防护罩（温度较高足以灼伤皮肤时），且不大于50W 。

b. 就地控制柜内装设内部照明灯，柜底应有接地铜排。

c. 就地控制柜应实现就地––远方选择操作，在选择“远方”控制时，就地控制无效；选“就地”控制时，远方控制(包括保护装置信息) 无效。选择开关位置应能通过辅助触点送往远方控制中心。控制柜内应有10%总用量的备用端子。

d. 控制箱和机构箱防护等级满足IP54。

对于户外安装使用的GIS ，为了更好地防止雨水的侵入，箱体的门形结构应设计成为下图所示的形式：

开启门 机构箱

操作机构箱门形剖面图（纵向、横向）

e. 柜内应能根据需方要求，预留位置安装电气编码锁。

3.3 产品的设计和材料的选用应保证使用寿命不小于15年（除电子元器件不小于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。

3.4 铭牌

GIS 或HGIS 及其辅助和控制设备、操动机构等主要元件均应有耐久和清晰易读的铭牌；对于户外设备的铭牌，应是不受气候影响和防腐的。

铭牌应包括如下内容：

1）制造商名称或商标、制造年月、出厂编号；

2）产品型号；

3）采用的标准；

4）给出下列数据：额定电压、母线和支线的额定电流、额定频率、额定短路开断电流、额定短时耐受电流及持续时间、额定峰值耐受电流持续时间、用作绝缘介质的额定充入压力（密度）及其报警压力（密度）、用作操作介质的额定充入压力及其最低动作压力（密度）、外壳设计压力等。如果共用数据已在整体铭牌上作了说明，则各元件的铭牌可以简化。

4 试验

GIS 中所用元件均应按各自的产品标准进行型式试验、出厂试验和现场试验，并应提供供货范围内各元件的型式试验和出厂试验报告。现场试验需与用户协商进行。

4.1 型式试验

型式试验的目在于验证GIS 装置、控制回路、控制设备及辅助设备的各种性能是否符合设计的要求。

各功能元件均应根据各自的标准在有代表性的布置间隔上进行完整的单相或三相试验。三相共箱型应按相应标准要求进行三相试验。

如果因条件限制，经供方和需方协商同意，才允许型式试验在具有代表性的总装或分装设备上进行。

由于型式、参数及可能的组合方式的多样性，对所有布置方式都进行型式试验是不现实的。任一种特定布置方式的性能试验数据，可用具有可比性的布置方式的试验数据来证实。

型式试验和验证的内容包括

a ．绝缘试验（包括局部放电试验和辅助回路绝缘试验）

b ．主回路电阻测量和温升试验

c ．主回路和接地回路的短时和峰值耐受电流试验

d ．断路器的开断和关合能力试验，隔离开关和接地开关的开断和关合能力试验

e ．机械试验

f ．辅助回路和运动部分防护等级验证

g ．外壳强度试验

h ．防雨试验

i ．气体密封性试验

j ．SF 6湿度测量

k ．电磁兼容（EMC ）试验

l ．无线电干扰试验

m ．套管电晕试验。

n ．内部故障电弧效应试验

o ．极限温度下机械操作试验

p ．噪音试验

q ．抗震试验：由供方提供产品抗震性能计算书，该计算书必须由国家认可的机构完成。 r ．绝缘子（绝缘隔板和支撑绝缘子）的气体密封性试验和热循环下性能试验。

s ．互感器变比试验；

t ．绝缘件工频泄漏电流、耐受电压和局部放电试验；

u ．套管的压力试验；

v ．操动机构中的电动机、油泵或气泵的性能试验。

4.2 出厂试验

GI 应在制造商进行整体组装，对所有元件进行出厂试验。某些试验可在元件运输单元或完整的设施上进行。出厂试验应保证产品的性能与进行过型式试验的设备相符。

出厂试验项目包括：

a ． 主回路的绝缘试验

b ．辅助和控制回路绝缘试验

c ．主回路电阻测量

d ．局部放电试验

e ．气体密封性试验。

f ．机械试验。

g ．电气、气动和其它辅助装置试验。

h ．接线检查

i ．SF 6气体湿度测量

j ．外壳和绝缘隔板的压力试验。

4.3 现场交接试验

4.3.1概述

断路器安装完好并完成所有的连接后，应进行现场交接试验。交接试验是为了确认断路器设备在经过运输、储存、现场安装和／或调整等过程后：

― ——无损坏；

― ——各个单元的兼容性；

― ——正确的装配；

― ——装配完整的断路器的正确特性。

4.3.2 试验项目及试验标准

现场交接试验按广西电网公司企业标准Q/GXD 126.01-2006《电力设备交接和预防性试验规程》的要求进行，参见附录A 。主要的试验项目及试验标准见表1。

表1 现场交接试验的试验项目

5 供货范围

5.1 GIS本体及其附属设备

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5.2 供货要求见附件。

5.3 备品备件及专用工具见表2。

表2 必备的备品备件、专用工具和仪器仪表供货表

6 供方在投标时应提供的资料和技术参数

6.1 提供与投标产品一致而且有效的产品型式试验报告、鉴定证书及产品型号使用证书等。

6.2 提供投标产品的下列技术参数

投标人应认真逐项填写技术参数响应表（见表3）中投标人保证值，不能空格，也不能以“响应”两字代替，不允许改动招标人要求值。如有偏差，请填写技术偏差表。“投标人保证值”应与型式试验报告相符。

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7 技术资料及图纸交付进度

7.1 在签订合同时，供方应向需方提供下列技术文件4份（并提供CAD 软盘）： 7.1.1 电气主接线图；

7.1.2总装图：应包括伸缩节布置图，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、控制箱位置、电缆入口位置、一次接线端子尺寸和材料及其它附件；

7.1.3基础图：应包括设备平面和断面布置图，并标明设备和其控制箱的尺寸、基础螺栓的位置和尺寸、设备操作时的动态负荷等；

7.1.4电气原理图：应包括设备控制箱及操动机构的内部接线和远方操作用的控制、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；

7.1.5操动机构及控制箱与断路器间的相互接线图：应包括控制箱内全部端子情况，并标明电缆的识别编号及箱内设备的大致位置；

7.1.6控制箱装配图；

7.1.7设备的绝缘气体管路图：应包括隔室分布图、管路的尺寸、布置和压力。 所有技术资料及图纸应以中文方式，并注明是用于XXXXXXX 工程。

7.2设备供货时提供下列资料：设备的开箱资料，除了条款7.1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）、产品合格证和针对本厂产品的特点制订的现场安装工艺控制标准、安装作业指导书、安装质量检查卡、安装调试大纲、质量管理的技术措施等指导性文件以及3套运行、维护、修理说明书。

7.3 供方提供的设备及附件规格、重量或接线有变化时，应及时书面通知需方。

8 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断路器设备进行运输、储存和安装以及在使用中的运行和维修，是十分重要的。

因此，制造厂应提供断路器设备的运输、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。

8.1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。

8.2安装

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。

8.2.1 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。

8.2.2 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。

8.2.3 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。对安装过程的关键点、关键工序和重点检测项目，如母线装配、回路电阻测试、抽真空充SF6气体、检漏微水测试、现场绝缘试验等，制造厂应与安装单位、监理单位和运行单位共同进行现场见证。

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。 8.2.4 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。 8.2.5 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。 8.3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。

8.4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：

——压力，密度；

——电阻器和电容器（主回路的）的数值； ——操作时间； ——主回路电阻； ——绝缘气体的特性；

——气体的数量和质量（对于六氟化硫见GB/T 8905 和IEC 1634）； ——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。

9 技术服务与设计联络及工厂检验和监造 9.1 技术服务 9.1.1 概述

9.1.1.1供方应指定一名工地代表，配合需方及安装承包商之间的工作。供方应指派合格的有经验的安装监督人员和试验工程师，对合同设备的安装、调试和现场试验等进行技术指导。供方指导人员应对所有安装工作的正确性负责，除非安装承包商的工作未按照卖方指导人员的意见执行，并且供方指导人员立即以书面形式将此情况通知了需方。

9.1.1.2合同设备的安装工期为周，供需双方据此共同确认一份详尽的安装工序和时间表，作为供方指导安装的依据，并列出安装承包商应提供的人员和工具的类型及数量。

9.1.1.3 供需双方应该根据工地施工的实际工作进展，通过协商决定供方技术人员的专业、人员数量、服务的持续时间以及到达和离开工地的日期。

9.1.2 任务和责任

9.1.2.1 供方指定的工地代表，应在合同范围内全面与需方工地代表充分合作与协商，以解决合同有关的技术和工作问题。双方的工地代表，未经双方授权，无权变更和修改合同。

9.1.2.2 供方技术人员代表供方，完成合同规定有关设备的技术服务，指导、监督设备的安装、调试和验收试验。

9.1.2.3 供方技术人员应对需方人员详细地解释技术文件、图纸、运行和维护手册、设备特性、分析方法和有关的注意事项等，解答和解决需方在合同范围内提出的技术问题。

9.1.2.4 供方技术人员有义务协助需方在现场对运行和维护人员进行必要的培训。 9.1.2.5 供方技术人员的技术指导应是正确的，如因错误指导而引起设备和材料的损坏，供方应负责修复、更换和(或) 补充，其费用由供方承担，该费用中还包括进行修补期间所发生的服务费。需方的有关技术人员应尊重供方技术人员的技术指导。

9.1.2.6 供方代表应尊重需方工地代表，充分理解需方对安装、调试工作提出的技术和质量方面的意见和建议，使设备的安装、调试达到双方都满意的质量。如因供方原因造成安装或试验工作拖期，需方有权要求供方的安装监督人员或试验工程师继续留在工地服务，且费用由供方自理。如因需方原因造成安装或试验拖期，需方根据需要有权要求供方的安装监督人员或试验工程师继续留在工地服务，并承担有关费用。

9.2 设计联络会

9.2.1 为协调不同时期设计及其他方面的接口工作，需方与供方应根据工程需要召开设计联络会。供方应制定详细的设计联络会日程。

9.2.2 签约的天内供方应向需方建议设计联络会方案。在设计联络会上，需方有权对合同设备提出改进意见，供方应高度重视这些意见并进行改进。

9.2.3 第一次设计联络会： 9.2.3.1主题：

a ．决定最终布置尺寸，包括外形、套管引出方向、其他附属设备的布置。

b ．复核投标产品的主要性能和参数，并进行确认。 c ．检查总进度、质量保证程序及质控措施。

d ．决定土建要求/运输尺寸和质量，以及工程设计的各种接口的资料要求。 e ．讨论交货程序。 f ．解决遗留问题。 g ．其他要求讨论的项目。 9.2.3.2地点：。

9.2.3.3日期：大约在合同生效后第 天。 9.2.3.4会期： 天。

9.2.3.5买方参加会议人数：__人。 9.2.3.6卖方参加会议人数：自行决定。

9.2.3.7 如果有第二次设计联络会，可参照9.2.4条款规定。 9.2.4 第二次设计联络会： 9.2.4.1 主题：

a ．讨论交货日程及包装和运输方案。 b ．讨论工厂监造。

c ．讨论工厂试验方案、现场检验、试验所用仪表。 d ．试验方法及第一次设计联络会遗留问题。 e ．最终图纸确认。 f ．确定现场调试人员。 9.2.4.2 地点： 9.2.4.3 日期：大约合同生效后

9.2.4.4 卖方参加人数__人，买方参加人数自行决定。

9.2.5 除上述规定的联络会议外，若任何重要事情需有关方面进行研究和讨论，经各有关方同意可另召开联络会议解决。

9.2.6每次联络会议均应签署会议纪要，该纪要作为合同文件的组成部分。

9.2.7 在需方所在地召开的会议：有关联络会议的准备、组织、安排的所有费用应由需方支付，供方来回需方所在地的机票及住宿、生活费等由供方负担。在供方召开的会议，有关联络会议的准备、组织、安排的所有费用由供方支付。无论何方安排和组织会议，都

应免费提供会议所需的技术文件及工作设施和用品。

9.2.8 除联络会议外，由任一方提出的所有有关合同设备设计的修正或修改都应由对方参与讨论并同意。一方接到任何需批复的文件或图纸 一 周内，应将书面的批复或意见书返还提出问题方。

9.2.9 在本合同有效期内，供方应及时回答需方提出的技术文件范围内有关设计和技术的问题，反之亦然。

9.3 在供方工厂的检验和监造

9.3.1需方有权派遣其检验人员到供方及其分包商的车间场所，对合同设备的加工制造进行检验和监造。需方将为此目的而派遣的代表的身份以书面形式通知供方。

9.3.2如有合同设备经检验和试验不符合技术规范的要求，需方可以拒收，供方应更换被拒收的货物，或进行必要的改造使之符合技术规范的要求，需方不承担上述的费用。

9.3.3需方对货物运到需方所在地以后进行检验、试验和拒收(如果必要时) 的权利，不得因该货物在原产地发运以前已经由需方或其代表进行过监造和检验并已通过作为理由而受到限制。需方人员参加工厂试验，包括会签任何试验结果，既不免除供方按合同规定应负的责任，也不能代替合同设备到达需方所在地后需方对其进行的检验。

9.3.4供方应在开始进行工厂试验前通知需方其日程安排。根据这个日程安排，需方将确定对合同设备的哪些试验项目和阶段要进行见证，并将在接到供方关于安装、试验和检验的日程安排通知后 3 天内通知卖方。然后，需方将派出技术人员前往供方和(或) 其分包商生产现场，以观察和了解该合同设备工厂试验的情况及其运输包装的情况。若发现任一货物的质量不符合合同规定的标准，或包装不满足要求，需方代表有权发表意见，供方应认真考虑其意见，并采取必要措施以确保待运合同设备的质量，目睹检验程序由双方代表共同协商决定。

9.3.5若需方不派代表参加上述试验，供方应在接到需方关于不派员到供方和(或) 其分包商工厂的通知后，或需方未按时派遣人员参加的情况下，自行组织检验。

9.3.6 监造范围：

a ．断路器、隔离开关及接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、绝缘子、伸缩节、外壳、套管、操动机构、外协件、外购件等。

b ．部分单元组装及试验。 c ．整体组装、试验。

d ．出厂试验和型式试验。 e ．包装、装运。

9.3.7 监造内容：GIS 和SF 6断路器监造内容见表3、表4。

表3 GIS 监造内容

注：H-停工待检点；W-现场见证点；R-文件见证点。

表4 SF 6断路器监造内容

注：H-停工待检点；W-现场见证点；R-文件见证点。

9.3.8供方应向监造者提供下列资料： a ．合同设备的生产进度计划。

b ．重要原材料型号、规格、合格证及其物理、化学、电气性能。

c ．分包商主要零部件验收报告、型式试验报告、例行试验报告及合格证、说明书。 d ．产品完善和改进的报告。 e ．与分包商的技术协议及合同副本。

f ．GIS 组成件，如断路器、隔离开关、电流互感器等部件的型式试验和例行试验报告。 g ．GIS 的型式试验报告和例行试验报告及试验标准、试验接线等。

9.3.9 监造者有权到生产合同设备的车间和部门了解生产信息，并提出监造中发现的问题(如有) 。

附录A

（本附录选自广西电网公司企业标准Q/GXD 126.01-2006《电力设备交接和预防性试验规程》）

SF 6断路器和GIS 的试验项目、周期和要求见表7.1。