380V低压开关柜技术标准要求

（公用配电室部分）
低压开关柜,AC380V,抽屉式，智能化
招标文件
（技术规范书）
1、适用范围
本技术条件适用于XX项目配套设施项目变配电工程公用配电室低压开关柜设计及招标订货的技术条款。

2、采用标准
供货方应使用最新颁布执行的国家标准、行业标准和IEC标准，在用户方同意时可以使用其他性能更高的标准。

行业标准中已对产品质量分等作出规定的条款，供货方所提供的产品性能应达到优等品的标准。

当以上标准中的条款与本技术条件发生偏差时，应以本技术条件为准。

GB 7251.12-2013 《低压成套开关设备和控制设备》
GB 14048 《低压开关设备和控制设备》
GB/T 4026 《人机界面标志标识的基本和安全规则设备端子、导体终端和导体的标识》
IEC 61641 《封闭式低压成套开关设备和控制设备在内部故障引起电弧情况下的试验导则》
JB/T 9661 《低压抽出式成套开关设备》
JB/T 5877 《低压固定封闭成套开关设备》
GB/T 16935.1 《低压系统内设备的绝缘配合第1部分：原理、要求和试验》
GB/T 17886.1 《标称电压1kV及以下交流电力系统用非自愈式并联电容器》
GB/T 22582 《电力电容器低压功率因数补偿装置》
GB 13539 《低压熔断器》
GB 20840.2 《互感器第2部分：电流互感器的补充技术要求》
GB/T15576 《低压成套无功功率补偿装置》
GB 4208 《外壳防护等级（IP代码）》
GB 14285 《继电保护和安全自动装置技术规程》
GB/T 7261 《继电器及装置基本试验方法》
3、使用条件
详见专用技术规范，表6 使用条件
4、技术要求
4.1 开关柜的型号为：低压抽屉式开关柜。

4.2 电气参数
4.2.1 额定电压
（1）额定工作电压：主电路400V
辅助电路230V、400V
（2）额定绝缘电压：1000 V
（3）额定冲击耐受电压：8000 V
4.2.2 额定电流
4.2.2.1 额定电流：
主母线（矩形）：1000A（变压器容量500kV A及以下）
1250A（变压器容量630kV A）
2000A（变压器容量1000kV A）
A、B、C相及N线截面相同；PE线为相线截面的1/2。

配电母线（垂直母线）（矩形）：≥2000A（适用于出线开关上部）
（采用分段式垂直母线设计）≥1250A（适用于出线开关下部）
4.2.2.2 额定短时耐受电流：
主母线65kA/1s；配电母线50kA/1s（2000、2500A）。

主母线50kA/1s；配电母线50kA/1s（1000~1600A）。

4.2.2.3 额定峰值耐受电流：
主母线143kA/0.1s；配电母线105kA/0.1s（2000、2500A）。

主母线105kA/0.1s；配电母线105kA/0.1s（1000~1600A）。

4.2.3 额定频率：50Hz
4.3 框架结构
4.3.1 开关柜设置隔室；本地显示单元及位置指示灯安装于隔室门上。

4.3.2 开关柜操作方式：
1）需进行遥控的断路器需加装电动操作机构，柜门设分合闸按钮，关门操作。

2）无需遥控的断路器为手动方式，设置旋转手柄，关门操作，做好标识设置。

4.3.3 断路器操作及安装方式：
1）进线、联络柜内断路器为框架式断路器，抽出式安装，电动/手动操作。

2）馈线柜内断路器为塑壳式断路器，抽屉内固定安装，手动/电动操作；三遥功能（遥测、遥信、遥控）的回路通过加装电动操作机构，将来自外部的干接点信号串入分合闸控制回路，实现电动操作，并反馈位置、故障干接点信号。

4.3.4 防护等级：
1）柜体外壳的防护等级应不低于IP41；
2）电容柜柜体的前部及后部装有符合防护等级的通风散热装置，柜体的通风面积应满足散热要求；正面维护维修。

4.3.5 柜体颜色：
RAL7035或与本工程整体装修风格及高压开关柜、直流屏等设备保持一致。

4.3.6 标识
1）开关柜顶盖正、背面设有“XXX型低压开关柜”专用标识眉板；
2）信号灯、按钮、转换开关等操作器件设有标志牌；
3）端子室设有熔断器及端子的标志牌；
4）开关室面板及馈线接线端子室面板设有专用双重调度号标志牌。

4.3.7 材质
框架及其角连接件材料宜采用防感应电流材料。

4.4 隔离和通风
4.4.1 用于隔离的挡板或隔板应采用金属板或绝缘板，金属板应可靠接地。

受外力碰撞时，金属板不得变形，绝缘板不应碎裂；在断路器开断短路电流时，不应因电弧和游离气体所产生的压力而造成隔板永久变形或碎裂。

4.42 用挡板或隔板将装置分隔成母线室、开关室、电缆室、仪表室，其隔离排列形式应符合GB 7251.1-2005附录中“内部隔离形式4b”的要求，即母线与功能单元隔离，并且所有的功能单元相互隔离，也包括作为功能单元组成部分的外接导体端子。

4.4.3 柜体的通风面积应满足散热要求；散热孔宜设在柜体顶部侧面、后面和柜脚处。

隔板的开孔设计、安装应确保断路器在开断短路电流时没有电弧或可熔金属喷出，不影响相邻隔室的正常工作。

4.5 铰链
4.5.1 门的铰链应采用表面经过防腐处理的铰链，并选用优质橡胶材料做为门板的密封材料。

铰链的轴和套应配合紧密并分别牢固地固定在门及装置的壳体支架上，同时保证防护等级的要求。

4.5.2 门的高度≥1000mm时，应做加强筋。

4.5.3 门的开启角度≥120度（允许±5°公差）。

4.6 母线、绝缘导线和布线
4.6.1 母线
1）母线材料应选用高纯度电解铜，其纯度应≥99.95%；
2）母线截面应根据通过该电路的最大工作电流来选择。

零线与相线截面相同，PE线截面为相线截面的1/2；
3）母线连接采用8.8级高强度螺栓连接，接触面应镀锡，应有足够和持久接触压力。

4）母线的震动和温度变化在母线上产生的膨胀和收缩不致影响母线连接部位的接触特性；
5）母线固定应选用不饱合增强树脂（SMC）为材质制做的专用绝缘支撑件，以保证母线之间和母线与其它部件之间的安全距离和绝缘强度；
6）母线的布置和连接及绝缘支撑件应能承受装置额定短时耐受电流和额定峰值耐受电流所产生的热应力和电动力的冲击；
7）母线穿过金属隔板之外，应设计有绝缘强度、机械强度符合要求、且安装简单而又牢固、可靠的绝缘套管和其它绝缘件；
8）每台柜内母线相对独立，适于现场安装。

柜间母线连接设计有专用的连接板；
9）母线连接采用专用螺栓。

10）应采取预制滑动连接方式连接水平母线。

4.6.2 绝缘导线
1）装置中绝缘导线的额定绝缘电压应与相应电路的额定绝缘电压一致；
2）主电路和辅助电路的绝缘导线的连接均应采用冷压接线端子连接。

冷压接线端子型号与多股铜芯绝缘导线截面必须匹配，压接质量必须符合工艺标准要求；
3）在可移动的部位进行绝缘导线连接（如跨门连接），必须采用多股铜芯软绝缘导线（不小于6mm2），并留有一定长度的裕量，并进行成束后的整体防护；避免因移动部件造成绝缘导线的绝缘损伤或机械损伤；
4）通常，一个端子只能连接一根导线。

当需要连接两根以上导线时，应采用过渡端子，以确保连接可靠；
5）电器元件间的连接导线，中间不应有铰接点或焊点。

接线应在固定的端子上进行；
6）连接到发热元件上的绝缘导线，应考虑发热元件对导线绝缘的影响，应选用耐热阻燃绝缘导线；
7）绝缘导线不应贴近不同电位的裸露带电部件或贴近带有尖角的金属边缘敷设。

应使用绝缘线夹或线槽固定在支架上。

8）绝缘导线穿越金属隔板的穿线孔时，应在穿线孔边缘加装光滑的双帽檐式绝缘衬套。

4.6.3 母线和导线的颜色及排列
1）装置中母线和导线的颜色及排列应符合GB/T 4026及下表的规定；
母线和导线的颜色及排列规定
2）母线的相色也可在母线明显位置用圆形色标或垂直于母线的条形色标加以区别。

4.7 智能化要求
4.7.1框架断路器需配有液晶显示，宜配置智能断路器。

4.7.2框架断路器回路应具备遥测、遥信、遥控功能，可选择遥调功能。

回路测量功能精度：电流0.5级、电能0.5S级。

4.7.3框架断路器（多功能网络表）需具备RS485或HPLC通讯，支持Modbus或DL/T 645规约，支持和智能融合终端/能源路由器通信。

4.7.4塑壳断路器宜配置智能型。

4.7.5塑壳断路器回路应具备遥测、遥信功能，可选择遥控、遥调功能。

回路测量功能精度：电流0.5级、电能0.5S级。

4.7.6塑壳断路器（多功能网络表）需具备RS485或HPLC通讯，支持Modbus或DL/T 645规约，支持和智能融合终端/能源路由器通信。

4.7.7断路器（多功能网络表）回路应完成故障跳闸、断路器位置上送，宜支持停复电主动上报、和智能融合终端/能源路由器完成台区拓扑关系识别。

4.8 电气参数
4.8.1 万能式空气断路器性能参数
1）开关极数：3级
2）额定工作电压：400V
3）额定绝缘电压：1000V
4）冲击耐压电压：12kV
5）壳架额定电流等级：800A（变压器容量为400kV A时）
1250A（变压器容量为630kV A时）
2000A（变压器容量为1000kV A时）
6）运行分断能力：≥65kA（400V/AC）
7）电气寿命：≥7000次（免维护）
8）机械寿命：≥10000次（免维护）
9）安装方式：抽出式（板后接线）
10）操作方式：手动/电动
11）脱扣器型式：电子式脱扣器，可实现三段电流保护
12）长延时保护：Ir＝0.4～1In，可调节（根据商务合同定），动作时间与电流整定
值对应，电流定值整定为Ir=0.8～0.9In或≥1.3倍变压器额定电
流。

13）短延时保护：Isd＝2～10Ir，可调节，动作时间0.4s。

14）瞬动保护：停用
15）开关辅助接点：断路器状态4常开、4常闭和一对事故掉闸报警接点
16）脱扣器：分励脱扣器
17）额定工作制：长期工作制
4.8.2 塑料外壳空气断路器性能参数
1）开关极数：3极
2）额定工作电压：400V
3）额定绝缘电压：750V
4）冲击耐受电压：8000V
5）壳架额定电流等级：400A（具体以设计图纸为准）
6）运行分断能力：≥50kA(400V/AC)
7）电气寿命：≥4000次
8）机械寿命：≥10000次
9）安装方式：固定式
10）操作方式：手动
11）脱扣器型式：电子式脱扣器，可实现三段电流保护(标注寿命期限)
12）长延时保护：Ir＝0.4～1In，可调节（根据商务合同定）动作时间与电流整定值
对应，电流定值整定为Ir=400A
13）短延时保护：Isd=1.5-10Ir, 可调节，动作时间根据设计确认。

14）瞬时保护：瞬时保护电流Ii ≤15In
15）开关辅助接点：一对断路器状态接点和一对掉闸报警接点
16）额定工作制：长期工作制
4.8.3 涌流保护器性能参数
1）类型：涌流保护器SPD
2）安装在进线开关。

4.9 电路
4.9.1 主电路
1）各断路器主电路的导体和串联元件，应充分考虑各元件的参数配合。

各元件的额定电流、额定短时耐受电流、额定峰值耐受电流应满足本技术条件的要求。

2）短路保护元件在额定的参数范围内，应能可靠地分断短路电流。

3）装置内短路保护元件的动作值应具有选择性。

4.9.2 辅助电路
1）用于控制、测量、信号、调节、数据处理等辅助电路的设计应采用电源接地系统，并保证接地故障或带电部件和裸露导电部件之间的故障不会引起误动作。

2）辅助电路应装设保护元件，如果与主电路连接，则保护元件的短路分断能力应与主电路保护元件相同；
3）辅助设备（仪表、继电器等）应能承受开关分、合闸产生的振动，而不会发生误动作；
4）辅助电路、辅助设备的接线应有适当的保护，以防来自主电路意外燃弧的损坏。

4.10 电气间隙、爬电距离和间隔距离
4.10.1 主母线、配电母线、分支母线和主电路插接件带电部分之间以及带电部分与接地金属构件之间的电气间隙应不小于20mm。

4.10.2 断路器处于分离位置时，断路器本体的插接件与配电母线（或静触头）的间隔距离应不小于25mm。

即使机械寿命到期后亦应保持此距离。

4.11 电流互感器（CT）及仪表
4.11.1低压主进柜应配置测量CT 3具（与多功能网络表相连）、测量CT 3具（与无功补偿装置相连）、计量CT 3具（与局供台区电能表相连）；母联柜应配置测量CT 3具（与多功能网络表相连）、保护CT 3具（与合环取样相连）；馈线柜每回出线应配置测量CT 3具（与数字电流表相连）。

一般情况下，测量用CT选用0.5级、计量用CT采用0.5S级、保护CT采用10P15级，CT变比参数具体在技术协议签订时确认。

4.11.2两路低压主进柜、母联柜、电容器柜、各低压馈线回路应安装多功能网络表，采集三相电流、三相电压（相电压或线电压）、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度等，具备参数越限报警功能以及各开关状态信息，通过485通讯接口将上述信息上传。

4.11.3低压主进柜应安装独立的计量CT及台区智能融合终端，并预留电能表安装位置，并配置计量专用端子盒及电能表接线。

智能融合终端应与所有低压柜内智能断路器、智能电容器、智能仪表等设备连接并由低压开关柜厂家完成对应其配线，且预留至电能表的配线。

4.12 接地
4.12.1 开关柜金属壳体应设置接地螺栓，其直径不得小于12mm，并应有接地标志。

4.12.2 所有作为隔离带电导体的金属隔板、电气元件的金属外壳以及金属手柄等均应有效接地。

4.12.3 电气元件的金属外壳在安装到已经接地的镀锌或喷塑金属构件上时，连接中采用爪形垫圈或专用滚花螺钉，则认为已经接地；在镀锌或喷塑的金属板件与安装结构件的连接中采用了爪形垫圈，则认为具有保护电路的连续性。

4.12.4 开关柜的门、盖板、覆板和类似部件，应采用保护导体将这些部件和开关柜主体框架连接，此保护导体的截面积不得小于6mm2。

4.12.5接地母线和柜体之间的所有连接应躲开（或穿透绝缘层）喷漆层，以保证有效的电气连接。

4.13 低压电容器及无功自动补偿装置
1)无功补偿电容器柜采用动态自动补偿，电力电容器采用金属化膜、智能自愈式、免维护、无污染、环保型。

2)电容器自动投切控制器：应具备按照无功需量进行自动循环投切的功能，并以电压作为限值。

3)电容器复合开关智能投切的方式。

电容器保护配置：电容器主回路采用插入式塑壳式断路器保护；
4)电容量容量按照变压器容量的30%配置：
400kV A及以下容量变压器配置低压电容器：(20+10)kvar×4（具体以设计图纸为准）
630kV A及以下容量变压器配置低压电容器：(20+10)kvar×6（具体以设计图纸为准）
800kV A及以下容量变压器配置低压电容器：(20+10)kvar×8（具体以设计图纸为准）
1000kV A及以下容量变压器配置低压电容器：(20+10)kvar×10（具体以设计图纸为准）5)通信：通信方式支持RS485数据线上传至采集终端。

上传数据支持5.1.1.6相关功能。

4.14 低压电缆端子连接器
低压馈线电缆采用电缆端子连接器的形式连接,连接器需匹配各个型号电缆截面、容量等需求。

4.15低压备自投装置（技术条件见附件1）
低压母联柜装设低压备自投装置，并具备自投自复和合环操作功能。

备自投装置装设“自投自复”、“自投手复”、“手动”、“合环”、“远方就地”五种功能状态的位置选择开关，装设合环转换开关选掉401、402、445。

4.1
5.1 自投、自复功能：
1）自投：一路电源失压，进线开关延时t1秒掉闸，母联开关延时t2秒合闸。

时间整定的原则为延时掉闸时间应躲过10kV母联自投时间和开关固有动作时间，建议t1设定为5秒，t2设定为0秒。

当进线断路器因过载或短路故障掉闸时，应闭锁母联断路器自投。

2）自复：电源检测有压时，母联开关延时t3秒掉闸，进线开关延时t4秒合闸。

一般情况应将“自复”功能停用。

4.1
5.2 合环操作功能：
1）为减少倒闸操作给用户造成的影响，应具备在合环电流保护下进行合环倒闸操作的功能。

操作方式为将位置选择开关打到合环位置，投入到相应的转换开关位置。

2）合环电流保护定值整定的原则：为降低对10kV电网的影响，时间应尽量短，在满足CT 传变特性的前提下，应尽量让合环电流保护动作跳开选掉开关。

电流定值设为400A，时间定值设为0秒。

合环电流小于400A时，应手动拉开选掉开关。

4.1
5.3 远方控制功能：
位置选择转换开关选定远方位置时，本地操作无效，装置根据后台系统指令进行自投状态的调整。

4.1
5.4 闭锁：
在正常工作状态下，两路低压主进断路器与母联断路器之间，应设有防止电源合环的联锁程序，由自投控制装置实现；在合环操作状态下，联锁程序可由自投控制装置解除；在自动控制装置退出状态下，应闭锁合环操作，同时不得影响主进断路器和母联断路器分断操作；当主进断路器和母联断路器处于试验及检修位置时，不应闭锁合环操作。

当401、402、445断路器任何一台出现故障，系统将处于故障状态，在这种情况下任何投入操作都被禁止，但依然可以做分断操作。

同时故障复位按钮的红灯亮，显示为锁定状态。

待故障排除后，首先对断路器进行手动复位，再用复位按钮进行系统复位。

按下复位按钮后，如果当时无故障，红灯才自动熄灭，恢复正常。

柜间联络线连接采用标准端子排连接（开关柜厂家提供），并提供回路对应表。

应确保连接可靠，并在非人为情况下，不应断开或脱落。

4.1
5.5 装置的要求：
1）装置核心元件应选用具有成熟运行经验的品牌产品。

2）装置中电压、电流、时间等继电器应为内置的电子继电器，并应与低压备自投装置具备相同的可靠性和寿命。

3）装置应具备RS485通讯接口，可满足多种通讯方式的要求。

4）装置采用面板嵌入式，安装在低压母联柜。

4.6 配电自动化装置
利用具备综合测控功能装置，实现低压开关柜的数据采集和控制等综合自动化功能。

利用低压综合测控装置实现远方监视功能——遥测、遥信、遥控功能。

1）遥信：0.4kV系统低压主进、母联开关的状态、故障掉闸信号；馈线开关变位或故障掉闸报警信号分母线合发。

2）遥测：0.4kV系统电压、电流、有功、无功负荷及电量、功率因数、谐波含量
3）馈线柜配备数字电流表带485通讯接口，上传电流值、故障掉闸报警信号。

（详见4.10.3）4.7 母联柜配置发电车低压应急接入功能单元（技术条件见附件2）
在母联柜内应设有发电车应急电源接入装置端子。

接入装置端子在未接线时应有防触电端盖。

（双排端子，接入容量额定电流1000A）
发电车应急电源接入装置端子，须设置在母联柜内下门处。

应急电源接入装置端子的安装不应妨碍原柜内其它装置的正常使用。

应急电源接入装置端子的后部和母联断路器的下口用铜排相连。

5.台区智能终端
5.1系统要求：
1）CPU主频不低于800Mhz，内存不低于512MB，FLASH不低于4GB。

2）操作系统
安装经安全加固的嵌入式操作系统，支持在线升级。

操作系统可支撑上层应用APP的独立开发及运行，并提供统一标注的外部及内部资源调用接口，实现上层应用于底层硬件解耦。

3）容器
容器运行于操作系统之上，提供应用APP所需统一标准的虚拟环境，完成应用APP与操作系统和硬件平台的解耦，实现不同容器中应用APP的格力。

应至少可分配三个容器。

4）应用APP
应用APP与操作系统解耦，支持独立开发；采用容器部署，支持“一容器、多应用”方式部署；支持远程和本地应用安装、升级、启动、停止和卸载，支持应用状态查询和异常检测。

5.2基本功能
5.2.1数据采集
5.2.1.1交流模拟量采集
终端应实现基本交流模拟量采集功能，包括三相电压、三相电流、相角、分相有功及无功功率、分相有功电能示值、功率因数、频率等。

5.2.1.2开关量采集
终端应至少能采集4组开关量变位信号，可用于采集变压器低压总断路器位置状态、脱扣状态、柜门开合状态、水位、烟感等信号，发生变位时应记入存储，并在最近一次主站查询时向其发送该变位信号或终端主动上报。

5.2.1.3智能开关数据采集
终端对低压线路进线柜、出线柜、分支箱、表箱的智能开关的分/合状态、剩余电流值、电压/电流和事件报警等信息的采集。

5.2.1.4变压器状态采集
终端可对干式变压器的绕组温度、干式变压器的风机状态、有载调压/调容变压器的档位状态、等变压器状态信息进行采集。

5.2.1.5环境状态采集
终端对户外配电箱、配电室和箱式变电站的温度、湿度信息采集，可配合风机等设备自动调节。

5.2.1.6电能质量数据采集
终端与智能电容器、换相开关等电能质量治理设备进行通信，实现无功补偿装置、智能电容器和换相开关等电能质量治理设备容量、投切状态、共补/分补电压、换相位置等信息采集。

5.2.1.7电表数据采集和监测
终端能按配置的采集任务对电能表数据进行采集、存储、主动上送至主站或在主站召测时发送给主站，终端记录的电能表数据，应与所连接的电能表显示的相应数据一致。

5.2.1.7.1采集数据类型
终端可按照配置的采集任务采集表计的实时数据和冻结数据，抄表数据存储到采集记录表中形成冻结记录，每一个数据项可按采集方案配置存储深度，存储容量不足时，终端应能自行维护过期历史数据，确保新采集数据的正确存储。

终端可按照配置的事件采集任务采集表计的事件记录，采集到表计事件记录存储到采集记录表中形成冻结记录，存储容量不足时，终端应能自行维护过期历史数据，确保新采集数据的正确存储。

电能数据保存时应带有时标。

终端具有监测电压偏差及统计电压合格率和电压超限率的功能；
对被监测电压采用有效值采样，采样周期至少每秒1次，并作为预处理值储存。

1min作为一个统计单元，取1min内电压预处理值的平均值，作为被监测系统即时的实际运行电压；
应具有按月和按日统计的功能，包括电压合格率及合格累计时间、电压超上限率及相应累计时间、电压超下限率及相应累计时间，至少能储存前一月和当月，前一日和当日的数据。

5.2.1.7.2数据采集方式
实时采集。

终端直接采集指定电能表的相应数据项，或采集采集器存储的各类电能数据、参数和事件数据；
定时自动采集。

终端根据主站设置的抄表方案自动采集采集器或电能表的数据；
自动补抄。

终端对在规定时间内未抄读到数据的电能表应有自动补抄功能。

补抄失败时，生成事件记录，并向主站报告。

对于智能电能表，终端每天零点5分起读取电能表的日冻结和曲线数据并存储，终端应补抄最近3天的日冻结数据。

终端抄读电能表次月1日零点的日冻结数据，转存为上月的月冻结数据。

终端应补抄当天曲线数据。

5.2.1.8电能表运行状态监测
终端能够监测电能表运行状态，可监测的主要电能表运行状况有：电能表参数变更、电能表时间超差、电表故障信息、电能表示度下降、电能量超差、电能表飞走、电能表停走、相序异常、电能表开盖记录、电能表运行状态字变位等。

5.2.1.9其他低压感知设备采集
终端通信采集低压故障指示、电气量采集终端、低压分路监测单元和多功能电力仪表等，实现台区侧节点电气、状态等信息采集。

5.2.2电能计量
终端应具备电能计量功能，包括正向、反向有功电能量，四象限无功电能量，具有分时计量功能；有功电量准确度应为0.5S级，小数点后四位。

终端应具备需量测量功能，包括设置滑差时间计算需量，最大需量数据统计功能；
终端应具备存储功能，至少应能存储上12个结算日的总电能和各费率电能数据、需量数据；至少具备存储上62日冻结电能量功能；至少具备存储上254次定时冻结电能量及瞬时量数据冻结功能；至少具备存储每种事件至少10次发生时刻数据功能详细标准参见《Q/GDW 1354-2013 智能电能表功能规范》。

5.2.3数据记录
终端应实时记录采集的模拟量数据，并形成15min数据曲线，根据配置要求上送主站，曲线数据记录至少保存1年。

当地记录数据至少包括变压器低压侧三相电压、三相电流；三相有功功率，三相正、反向无功功率；电压偏差、频率偏差、功率因数；三相电压/电流不平衡率；电压合格率统计；台区变负载率。

终端应能按要求对采集的电能表数据进行分类存储，如日冻结数据、抄表日冻结数据、曲线数据、历史月数据等。

曲线冻结数据密度由主站设置，最小冻结时间间隔为15min；
终端分类存储电能表数据要求：每个电能表的62个日零点（次日零点）冻结电能数据、12个月末零点（每月1日零点）冻结电能数据，以及10天的96点电能数据曲线。

5.2.3.1数据统计
终端统计按日统计并记录，统计时间1年，统计数据支持主站远方调用，终端应统计数据包括：
常规统计数据：总、尖、峰、平、谷的有功电量和正、反向无功电量，平均负荷率，日重过载次数及时段，日运行时间；
极值统计：三相电压最大、最小值，三相电流最大、最小值及出现时间；功率因数最大、最小值及出现时间；三相电压、电流畸变率最大值，电压、电流不平衡度最大值及出现时间；
电压监测统计：电压监测统计以1min作为一个统计单元，取1min内电压预处理值的平均值，参照DL/T 500标准相关功能要求,并具有下列功能：记录保存按月、按日累计各相别电压合格率；记录保存按月、按日累计各相别电压偏差超上限和超下限累计时间；计量15分钟平均电压。

5.2.3.2终端事件记录
终端应能根据设置的事件属性，将事件按重要事件和一般事件分类记录及上报。

事件包括终端参数变更、抄表失败、终端停/上电、电能表时钟超差、电能表停电等；
终端应能保存最近500条事件记录。

5.2.4数据处理
终端应支持实时数据、秒冻结、分钟冻结、小时冻结、日冻结、月冻结、结算日冻结、年冻结功能，冻结周期以及存储深度可配置，冻结数据源可配置。

5.2.5参数设置和查询
5.2.5.1终端参数设置和查询
可主站远程及符合安全要求的手持专用设备本地设置和查询下列参数：
终端档案，如采集点编号等；终端通信地址、组地址、配置参数、通信参数、经纬度参数等；。