一二次融合成套柱上开关及环网箱入网专业检测大纲
一二次融合柱上开关和一二次融合成套环网箱
【DAF-810 主要技术参数】
关于我们
技术参数
工作环境 工作电源 电压输入标称值 电流输入标称值
温度-40℃ ～ +70℃，湿度10～100%，大气压力70～106KPa 双路AC220V（单元工作电源DC24V） 相电压：100V/ 3 ，零序电压：6.5V/3(输入阻抗≥20MΩ) 相电流：1A，零序电流：1A a) 遥测量：3相电压、3相电流、零序电压、零序电流以及2个电 源电压采集接口、2个直流量。 b) 遥信量：12个。包括开关分、合位置、未储能位置等，外引遥 信接点4个。 c) 遥控量：1路（合闸/分闸）、1路储能出口、1路电池活化出口。
① DAF-810按结构分为箱式与罩式两种，罩式FTU配套分界柱上开关成套使用。 ② 拥有完善的保护控制逻辑，可以灵活适用分段、联络、分界应用场合，断路器与负荷开关均可以适配使 用。 ③ 箱式结构采用304不锈钢制成，外形尺寸400×260×800mm（宽×深×高），总体防护等级不低于IP54. ④ 罩式结构采用玻璃钢材质，总体防护等级不低于GB/T 4028规定的IP67要求。 ⑤ 两者都内置GPRS无线通信模块、电源管理模块、后备电源等。箱式FTU内置线损采集模块（用户分界 开关除外）。
【DAF-810 核心功能】
关于我们 支持GSM短信功能、随机配备柱下简易遥控器方便柱下实现开关合分闸及故障复归
操作。 支持SNTP等对时方式，接收主站或其它时间同步装置的对时命令，与系统时钟保持 同步。 支持当地及远方设定定值以及故障指示手动复归、自动复归和主站远程复归功能，能 根据设定时间或线路恢复正常供电后自动复归，也能根据故障性质（瞬时性或永久性） 自动选择复归方式。 支持电压越限、负荷越限等告警上送、线路有压鉴别等功能。 支持双位置遥信处理、遥信防抖（防抖动时间可设）功能，支持上传带时标的遥信变 位信息及遥信变位优先传送。
配电设备一二次融合技术方案-2022年学习资料
目-录-工作背景-2-总体思路和目标-3-柱上开关一二次成套方案-4-环网柜一二次成套方案-5-环网柜一二 融合方案
工作背景-为贯彻国家发改委和能源局相关文件精神，落实公司党组工作部署，解决配电-网规模化建设改造中增量设备 电自动化覆盖以及一二次设备不匹配的问题，同时-实现线损“四分”（分区、分压、分元件、分台区）同期管理目标， 实推进10-20/6千伏同期分线线损管理，不断提高线损管理精益化水平，提升公司经营-效益，提出配电设备一二 融合技术方案。-现存问题-工作内容-一、二次设备接口不匹配，兼容-编写柱上开关、环网柜一二次融-性、扩展性 互换性差；-合技术方案；-一、二次设备厂家责任纠纷；-支撑线损计算、单相接地故障检-编写成套化设备招标采购 术规-测需求；-范书；-遥信抖动、设备凝露现象；->编写一二次融合检测规范。-缺乏一、二次设备联动测试机制
目-录-工作背景-2-总体思路和目标-3-柱上开关一二次成套方案-4-环网柜一二次成套方案-5-环网柜一二 融合方案
总体思路和目标-③t只业a曰☑-【总体思路】-通过提高配电一二次设备的标准化、集成化水平，提升配电设备运行 平、运-维质量与效率，满足线损管理的技术要求，服务配电网建设改造行动计划。-■-为了稳妥推进一、二次融合技 ，协调传统成熟技术的可靠性与新技术不确定-性之间矛盾，本技术方案分两个阶段推进：第一阶段为配电设备的一二次 套-阶段，主要工作为将常规电磁式互感器（零序电压除外）与一次本体设备组合-并采用标准化航空插接头与终端设备 行测量、计量、控制信息交互，实现一-二次成套设备招标采购与检测。第二阶段为配电设备的一二次融合阶段，结合〉-次设备标准化设计工作同步开展，主要工作为将一次本体设备、高精度传感-器与二次终端设备融合，实现“可靠性 小型化、平台化、通用性、经济性'-目标。
一二次融合成套环网箱入网检测项目
十、防抖动功能试验 误遥信过滤 功能试验 应采取防抖动措施，可过滤误遥信。 10 次， 开关位置信号应能正确上传无误
开关遥信位置动作 开关分合闸操作 正确性试验 报。
一二次融合成套环网箱入网 专业检测项目及要求
一、结构及配置 （1）负荷开关单元：由负荷/接地开关、避雷器、电流互感器、 带电显示器组成。 环网柜 （2）断路器单元：由断路器、隔离/接地开关、避雷器、电流互 感器、带电显示器组成。 （3）电压互感器单元：由电压互感器、母线、带电显示器组成。 采用独立的电压互感器间隔，电压/电流互感器采用电磁式互感 器： （1）配置 1 组电磁式电流互感器，提供三相电流信号，提
压力指示装置。采用
气体作为灭弧介质的环网单元应装设
体监测设备（包括密度继电器、压力表），且该设备应设有阀门，以便在不 拆卸的情况下进行校验。 SF6 气体压力监测装置应配置状态信号输出接点。
（4）环网柜应装设负荷开关、断路器远方和就地操作切换把手，应具备就 地分合闸操作功能，并提供断路器、负荷开关、接地开关分合闸状态的就地 指示及遥信接点。 （5）环网柜相序按面对环网柜从左至右排列为 为 A、B、C，从后到前排列为 A、B、C。 （6）柜内进出线处应设置电缆固定辅件。 A、B、C，从上到下排列
一二次融合成套环网箱入网 专业检测项目及要求
一、结构及配置 （1）负荷开关单元：由负荷/接地开关、避雷器、电流互感器、 带电显示器组成。 环网柜 （2）断路器单元：由断路器、隔离/接地开关、避雷器、电流互 感器、带电显示器组成。 （3）电压互感器单元：由电压互感器、母线、带电显示器组成。 采用独立的电压互感器间隔，电压/电流互感器采用电磁式互感 器： （1）配置 1 组电磁式电流互感器，提供三相电流信号，提
国家电网公司一二次融合成套柱上开关及环网箱入网专业检测大纲
分界：
（1）采集1个线电压量、1个零序电压。
（2）采集3或2个相电流量、1个零序电流。
（3）采集开关合位、未储能（若有）、分位（若有）、SF6浓度（若有）遥信量，遥信量接口不少于3个。
（4）采集1路开关的分（电磁式操作机构配套的不考核）、合闸控制。
（5）1个串行口和1个以太网通信接口。
三、绝缘电阻试验
相对地和相间绝缘电阻值应大于1000MΩ。
四、工频电压试验
整机的相对地、相间和断口间应分别经受42kV、48kV的工频耐压电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
五、雷电冲击试验
整机的相对地、相间和断口间应分别承受75kV、85kV的雷电冲击电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
六、准确度试验
（3）采用SF6气体绝缘的环网单元每个独立的SF6气室应配置气体压力指示装置。采用SF6气体作为灭弧介质的环网单元应装设SF6气体监测设备（包括密度继电器、压力表），且该设备应设有阀门，以便在不拆卸的情况下进行校验。SF6气体压力监测装置应配置状态信号输出接点。
（4）环网柜应装设负荷开关、断路器远方和就地操作切换把手，应具备就地分合闸操作功能，并提供断路器、负荷开关、接地开关分合闸状态的就地指示及遥信接点。
二次
（1）二次线电压：准确度等级为0.5级。
（2）二次相电流：测量准确度等级为0.5级，保护准确度等级为3级（10In）。
（3）二次零序电压：准确度等级为0.5级。
（4）二次零序电流：准确度等级为0.5级。
（5）有功功率、无功功率准确度等级为1级。
成套化
（1）成套化线电压：准确度等级为1级。
（2）成套化相电流：准确度等级为1级。
FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统
FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统产品说明书版本：V1.04上海金智晟东电力科技有限公司江苏金智科技股份有限公司FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统产品说明书客户须知目录1产品概述 (4)1.1FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统组成 (4)1.2FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统特点 (5)2FTT500-D技术指标 (6)2.1供电电源及环境 (6)2.1.1一次控制柜电源指标 (6)2.1.2二次控制柜电源指标 (6)2.2电压电流输出指标 (6)2.2.1一次交流电流输出 (6)2.2.2一次交流电压输出 (7)2.2.3二次交流电流输出 (7)2.2.4二次交流电压输出 (7)2.2.5二次电流传感器小信号输出 (7)2.2.6二次电压传感器小信号输出 (8)2.3开入开出通道指标 (8)2.3.1开关量输入通道 (8)2.3.2开关量输出通道 (8)2.4多功能标准表指标 (8)2.5录波仪数据采集指标 (9)3FTT500-D主要功能 (9)3.1一二次融合成套环网箱自动测试项目 (9)3.2配电终端自动测试项目 (10)4FTT500-D接口参数 (11)4.1航插接口 (11)4.2航插定义 (12)5系统配置 (14)6结构尺寸 (15)1 产品概述随着配电自动化的快速发展，一二次融合成套环网箱既是用户的迫切需求，能解决一二次配合中的种种问题，也是技术发展的必然趋势。
环网箱是配电系统的重要组成部分，为保证设备可靠运行，提高供电可靠性，需要进行全部或抽样检测。
因为缺乏专用设备，当前检测都是用零散检测仪器，通过人工逐项测试，自动化水平低；测试效率低下，无法应对环网箱的大量检测需求；测试人员劳动强度大、人员专业性要求高、人员易出错，测试结果的客观性有时难以保证。
FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统是为了解决上述痛点而研制的。
环网箱的自动化测试，需要面对如下几个问题：1) 测试包含一次测试(环网箱测试模式)、二次测试(终端测试模式)、一二次成套传动测试(传动测试模式)，测试模式要能自动切换2) 对于环网箱回线数较多,测试较为繁琐3) 电压及电流二次侧电子式小信号与电磁式大信号并存4) 一次侧需仿真10kV线路环境，二次侧需仿真完整开关信号。
FTT500一二次融合成套开关测试系统
FTT500一二次融合/成套开关测试系统产品说明书版本：V1.10上海金智晟东电力科技有限公司江苏金智科技股份有限公司FTT500一二次融合/成套开关测试系统产品说明书客户须知目录1产品概述 (5)1.1FTT500一二次融合/成套开关测试系统组成 (5)1.2FTT500一二次融合/成套开关测试系统特点 (6)2FTT500技术指标 (7)2.1供电电源及环境 (7)2.1.1一次控制柜电源指标 (7)2.1.2二次控制柜电源指标 (7)2.2电压电流输出指标 (7)2.2.1一次交流电流输出 (7)2.2.2一次交流电压输出 (8)2.2.3二次交流电流输出 (8)2.2.4二次交流电压输出 (8)2.2.5二次电流传感器小信号输出 (8)2.2.6二次电压传感器小信号输出 (9)2.3开入开出通道指标 (9)2.3.1开关量输入通道 (9)2.3.2开关量输出通道 (9)2.4多功能标准表指标 (9)2.5录波仪数据采集指标 (10)3FTT500主要功能 (10)3.1融合/成套开关自动测试项目 (10)3.2配电终端自动测试项目 (11)4FTT500接口参数 (12)4.1综合接入装置 (12)4.2航插定义 (12)5系统配置 (13)6结构尺寸 (14)1产品概述随着配电自动化的快速发展，一二次融合/成套开关（以下简称“智能开关”）既是用户的迫切需求：解决一二次配合中的种种问题，也是技术发展的必然趋势。
智能开关是配电系统的重要组成部分，为保证设备可靠运行，提高供电可靠性，需要进行全部或抽样检测。
因为缺乏专用设备，当前检测都是用零散检测仪器，通过人工逐项测试，自动化水平低；测试效率低下，无法应对智能开关的大量检测需求；测试人员劳动强度大、人员专业性要求高、人员易出错，测试结果的客观性有时难以保证。
FTT500一二次融合/成套开关测试系统是为了解决上述痛点而研制的。
智能开关的自动化测试，需要面对如下几个问题：➢测试包含一次测试(开关测试模式)、二次测试(终端测试模式)、一二次成套传动测试(传动测试模式)，测试模式要能自动切换➢电压及电流二次侧电子式小信号与电磁式大信号并存➢一次侧需仿真10KV线路环境，二次侧需仿真完整开关信号。
配电设备一二次融合技术方案-版
配电设备一二次融合技术方案二零一七年五月目录1 前言................................................... 错误!未定义书签。
总体思路和目标........................................ 错误!未定义书签。
总体推进思路 ........................................ 错误!未定义书签。
总体目标............................................ 错误!未定义书签。
2 柱上开关一二次成套技术方案 ............................. 错误!未定义书签。
一二次成套总体要求 .................................... 错误!未定义书签。
一二次成套功能要求 .................................... 错误!未定义书签。
分段/联络断路器成套功能要求 ......................... 错误!未定义书签。
分段/联络负荷开关成套功能要求 ....................... 错误!未定义书签。
分界断路器成套功能要求 .............................. 错误!未定义书签。
分界负荷开关成套功能要求 ............................ 错误!未定义书签。
一二次成套技术要求 .................................... 错误!未定义书签。
总体结构要求 ........................................ 错误!未定义书签。
分段/联络断路器成套技术要求 ......................... 错误!未定义书签。
分段/联络负荷开关成套技术要求 ....................... 错误!未定义书签。
一二次融合成套柱上断路器入网检测项目
（ 5 ）成套柱上断路器应能快速切除故障，故障切除时间 ≤100ms。 （6）可配置运行参数及控制逻辑，具备自动重合闸功能，重 合次数及时间可调。
瞬 时 电 （1）终端失电后且无后备电源时，线路上有电压≥50%Un，持
压反
续时间≥80ms 时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
向 闭 锁 （2）终端失电后且后备电源有效时，线路上有电压≥30%Un， 试验 持续时间≥80ms 时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
八、传动动能试验
（1）具备采集三相电流、线电压、频率、有功功率、无功功 率、零序电流和零序电压测量数据的功能。
（2）具备线路有压鉴别功能。
（3）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。 基 本 功 （4）具备短路故障检测与判别功能、接地故障检测功能；柱 能 上断路器，可直接跳闸切除故障，具备自动重合闸功能；柱上 试验 负荷开关可支持短路/接地故障事件上送。
一二次融合成套柱上断路器/负荷开关 入网专业检测项目及要求
一、结构与配置
1、柱上断路器
（1）组成：断路器、馈线终端、互感器、 2 供电电源和 1
台双绕组电压互感器，每台提供 1
路
路线电压信号。分界断路器配置 1
台电磁式电压互感
器安装在电源侧，提供工作电源和 1 路线电压信号。
（4）共箱式柱上负荷开关内置 1 组电流互感器，提供 Ia、Ib、Ic、 I0 电流信号。
（5）内置三相隔离刀闸，三相隔离刀闸与三相灭弧室串联联动。
3、配电终端接口检查
分段/联络：
（1）采集
2 个线电压量、1 个零序电压。
（2）采集
3 或 2 个相电流量、1
个零序电流。
（3）采集开关合位、分位（若有）、未储能（若有）、SF6 浓度（若 有）遥信量，遥信量接口不少于 3 个。
一二次融合成套柱上开关及环网箱入网专业检测情况汇报
带载能力
01 专检工作概述 02 专检情况统计 03 技术原因分析
CONTENTS
目
录
【送检数量】
2 专检情况统计
说明
第一阶段：2017年9月-12月；第二阶段：2018年1月-至今
序号
类型
1 一二次融合成套柱上负荷开关
2
一二次融合成套柱上断路器
第一阶段 25 /
3
一二次融合成套环网箱
42
第二阶段 105 84 195
68.50%
36% 准确度
【分项结论】
2 专检情况统计
年份 2018年 2017年
配套电源带载能力 98.2% 97%
传动功能 91.7% 90%
故障检测与处理 79.2% 51%
防抖动功能 96.9% 88%
120% 100%
80% 60% 40% 20%
0%
97% 98.20% 配套电源带载能力
78.6%
3
一二次融合成套 环网箱
14.3%
54.8%
52.3%
79.5%
合计
13.0%
49.3%
44.0%
72.9%
经过第一阶段专业检测和厂商技术升级，较2017年全项合格率、关键 项合格率有所提升。
2 专检情况统计
【分项结论】
年份 2018年 2017年
结构配置 99.5% 99.0%
外观检查 85.9% 93.0%
绝缘电阻 100.0% 100.0%
工频电压 100.0% 100.0%
雷电冲击 99.5% 97.0%
2017年
2018年
准确度 68.5% 36.0%
99.50%
一二次融合柱上开关和一二次融合成套环网箱
开关测控容量 （主控单元）
【DAF-810 主要技术参数】
关于我们
技术参数
0.5级 1级
电流/电压测量精度 有功功率/无功功率精度 通信接口 通信协议 功耗 后备电源方式 配套电源 保护动作时间 电磁兼容性
1*RS232+1*RS485+2*以太网网口+1*DB9 IEC60870-5-101、IEC 60870-5-104规约 主控单元≤3W，整机≤18W ①蓄电池（2节12V7.2Ah）、②超级电容（24V10F） 箱式：内置500W（输出DC24V）电源管理模块 保护延时0s时≤40ms 4级
【DAF-830 核心单元概述】
关于我们
DAF-830 核心单元外形
① 核心单元实现配电自动化的“三遥”功能，同时完成与主站所有信息的交互工作。 ② 核心单元采用6U插箱式全铝机箱结构设计，抗干扰强、重量轻巧，并且美观。 ③ 核心单元采用功能模块化设计兼容性强，可以灵活组合配置开关测控容量与更换。 ④ 核心单元尺寸为482.6mm（长）X240mm(深)X260mm(高)。
关于我们 DAF-830单元的航插室；母线设备单元的电源、 设计，通过二次航空插头汇总于
电压等回路通过二次航空插头汇总于DAF-830单元的航插室。 DAF-830单元整体实现三遥、线损采集、相间及接地故障处理、通信、二次供电 等功能；线损采集采用独立模块， DAF-830核心单元与其通信采集电能量数据。 DAF-830单元柜与开关的连接电缆双端预制，设备支持热插拔, 与其它厂家航空插 头可互换； DAF-830单元柜与开关柜成套供货，单元柜可整体更换。 统一环网箱预留DTU单元柜安装空间尺寸，800×600×1800（宽×深×高； 统一DTU单元柜的面板和指示。
配电设备入网专业检测大纲
国家电网公司一二次融合成套柱上开关及环网柜入网专业检测大纲
一二次融合成套柱上断路器/负荷开关
入网专业检测项目及要求
一、结构与配置
1、柱上断路器
2、柱上负荷开关
3、配电终端接口检查
4、航查、电缆密封要求
二、外观检查
三、绝缘电阻试验
四、工频电压试验
五、雷电冲击试验
六、准确度试验
七、配套电源带载能力试验
八、传动动能试验
九、故障检测与处理
十、防抖动功能试验
十一、馈线自动化功能试验
一二次融合成套环网箱入网
专业检测项目及要求一、结构及配置
二、外观检查
三、绝缘电阻试验
四、工频电压试验
五、雷电冲击试验
六、准确度试验
七、配套电源带载能力试验
八、传动动能试验
九、故障检测与处理
十、防抖动功能试验。
配电网新型一二次融合成套设备测试方法分析
配电网新型一二次融合成套设备测试方法分析
摘要：随着配电网设备需要标准化以及集成化的前提下，将配电网进行一二次融合已是大势所趋。本文章将分析配电网新型一二次融合成套设备的测试方法，主要现有方法有对电流进行采样、对电压进行采样以及记录设备运行的总电量等。在对这几种方法深入剖析的同时，还为新型一二次融合中设备推广开来存在的一些问题提供了有效指导。
关键词：配电网；电流采样；电压采样
配电网设备进行一二次融合就是利用将一次设备与二次设备通过标准定义接点的航插线缆进行一个连接整合，整体进行规划与设计，然后整体进行招标。这种方式国家电网称之为一二次融合、南方电网称之为一二次成套，本文后续统称为一二次融合。这种融合手段相对比传统的将一次高压设备与二次终端进行分开招标再进行一个结合而言，一二次设备的融合解决了一次设备与二次设备在现场不匹配问题，大大减少了现场人员的工作量。更有高效地解决了用户问题，节省了各方资源。在整体功能方面，通过一二次融合的设备则具有对设备运行状态进行监控、对电量进行实时记录功能，还有可以消除铁磁谐振的困扰以及采样的范围很广等优势。目前对配电网进行一二次融合已逐渐推广使用，本文章主要对设备进行一二次融合的关键点进行主要分析，以便于对今后开展配电网设备新型一二次融合相关工作提供参考依据。
总结：本文章从配电网新型一二次融合的设备开始介绍，最先描述了该设备的主要组成部分，配电网设备进行一二次融合就是利用将一次设备与二次设备通过标准定义接点的航插线缆进行一个连接整合，整体进行规划与设计，然后整体进行招标。通过一二次融合的设备则具有对设备运行电量进行实时记录的功能，还有可以消除铁磁谐振的困扰以及采样的范围很广等优势。接着描述了配电网新型一二次融合对不同的设备测试方法，包括电压测试法、电流测试法和电量记录测试方法。根据现场测试的结果对配电网新型一二次设备融合主要问题进行了解决，为今后开展配电网新型一二次设备融合工作提供了一些参考。
10KV一二次融合成套设备检验系统技术协议_58881
10KV 一二次融合成套设备检验系统技术协议需方： _________________________供方： _________________________一、总体要求KE9806 10KV一二次融合成套设备检验系统采用低压程控功率源、高压基准电压互感器及拥有完全自主知识产权的无档位高精度、低功耗高压隔离电流互感器组成，广泛用于配电一二次融合柱上开关整体误差校准和计量检定、配电线损采集模块误差校准和计量检定。
二、主要技术参数1、高压计量整体准确度等级：有功电能0.05级，无功电能0.05级；2、高压基准电压互感器的准确度：0.01级；3、高压基准电流互感器的准确度：0.01级；4、三相标准表的准确度：0.02级；5、低压侧电压输出额定值：57.7V/100V/220V/380V ；调节范围：0%〜120%，调节细度：10%、1%、0.1%、0.01%；6、高压侧电压输出额定值：10KV调节范围：0%〜120%，调节细度：10%、1%、0.1%、0.01%；负载特性：阻性，容性，感性,输出功率：600VA/相；7、低压侧电流输出额定值：0.1A〜100A调节范围：（0%〜120%）调节细度：10%、1%、0.1%、0.01%；&高压侧电流输出额定值:1A〜1000A调节范围：（0%〜120%），调节细度：10%、1%、0.1%、0.01%；负载特性：阻性，容性，感性，输出功率：3000VA/相；9、输出相位：调节范围：0〜359.9°;调节细度：0.01 °;10、输出频率：调节范围：45〜65Hz ;调节细度：0.001Hz ；11、输出功率稳定度：w 0.02%/3分钟；12、波形失真度：电压：w±0.1%;电流：w±0.1%；13、内部绝缘水平：高低压之间耐受30kV 工频电压1 分钟；14、电源输入功率限值：小于10kVA ；15、工作电源：3X 220/380V土10% , 50/60HZ土2Hz。
专业检测大纲
（3）具备故障指示手动复归、自动复归和主站远程复归功能，能根据设定时间或线路恢复正常供电后自动复归。
（4）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（5）具备线路有压鉴别功能。
馈线终端（FTU）
二遥动作型
（分界/分支开关配套）
（1）具备就地采集模拟量和状态量功能，并具备测量数据、状态数据远传的功能。
（3）具备2个串行口，并内置1台无线通信模块。
3
主要功能试验
（1）具备短路故障、不同中性点接地方式的接地故障处理功能，并上送故障事件，故障事件包括故障遥信信息及故障发生时刻开关电压、电流值。
（2）具备历史数据循环存储功能，电源失电后保存数据不丢失，支持远程调阅，历史数据包括事件顺序记录、定点记录、极值记录、遥控操作记录等。
8
高温性能试验
高温设定值：+70℃。
高温引起的交流工频电量误差改变量应不大于准确等级指数的100％。
9
遥信防
抖试验
采取防误措施，过滤误遥信，防抖时间为10ms～1000ms可设。
10
对时试验
（1）具备对时功能，支持规约等对时方式。
（2）接收主站或其他时间同步装置的对时命令，与系统时钟保持同步。
（3）守时精度每24小时误差应小于2秒。
（6）应满足通过通信口对设备进行参数维护，在进行参数、定值的查看或整定时应保持与主站系统的正常业务连接。
（7）具有明显的线路故障和终端状态、通信状态等就地状态指示信号。
馈线终端（FTU）
三遥
（1）具备就地采集模拟量和状态量，控制开关分合闸，数据远传及远方控制功能。
（2）具备就地/远方切换开关和控制出口硬压板，支持控制出口软压板功能。
一二次融合10kV电流传感器设计与检测细则
一二次融合10kV电流传感器设计及检测细则1 围本标准是《10kV一体化柱上变台和配电一二次成套设备典型设计及检测规》所涵盖的10kV电流传感器的实施细则。
适用于柱上开关和环网柜一体化安装的10kV套管型和母线型电流传感器产品的设计和检测试验。
2 规性标准GB/T 2423.1—2008 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A：低温（IEC 60068—2—1：2007，IDT）GB/T 2423.2—2008 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B：高温（IEC 60068—2—2：2007，IDT）GB/T 2423.4—2008 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（12h+12h循环）（IEC 60068—2—30：2005，IDT）GB/T2423.17—2008 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Ka盐雾（IEC 60068—2—11：1981，IDT）GB/T2423.24—2013 环境试验第2部分：试验方法试验Sa：模拟地面上的太阳辐射及其试验导则（IEC 60068—2—5：2010，IDT）GB/T2423.10—2008 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Fc：振动（正弦）（IEC 60068—2—6：1995，IDT）GB 4208—2008 外壳防护等级（IP代码）（IEC 60529：2001，IDT）GB/T5169.16—2008 电工电子产品着火危险试验第16部分：试验火焰50W 水平与垂直火焰试验方法（IEC60695—11—10：2003，IDT）GB/T7354—2003局部放电测量（IEC 60270：2000，IDT）GB/T16927.1—2011高电压试验技术第1部分：一般试验要求GB/T16927.2—2013高电压试验技术第2部分：测量系统GB/T20840.7—2013互感器第7部分：电子式电压互感器的补充技术要求GB/T32856—2016高压电能表通用技术要求DL/T593—2006高压开关设备和控制设备的共用技术要求DL/T402—2007高压交流断路器订货技术条件DL/T 非传统互感器1155—2012电力互感器JJG1021—2007JJG 314—2010 测量用电压互感器国家电网公司运维检修部组编：《10kV一体化柱上变台和配电一二次成套设备典型设计及检测规》中国电力2016年9月3 结构要求3.1 一般机械要求产品应为固体绝缘结构，阻燃等级为UL94 V—0级，应能保证在规定使用条件下不发生爆裂和燃烧危险。
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（4）采集1路开关的分（电磁式操作机构配套的不考核）、合闸控制。
（5）1个串行口和1个以太网通信接口。
航插、电缆密封要求
（1）开关本体与馈线终端之间、电压/电流互感器与馈线终端之间的一二次连接电缆需配置航空插头，航插插座、插头定义及尺寸见附件4。
（3）柱上负荷开关内置1套零序电压传感器。
（4）柱上负荷开关内置1组电流互感器，提供Ia、Ib、Ic、I0电流信号。
（5）采用真空灭弧方式的柱上负荷开关需内置隔离刀闸，隔离刀闸应与灭弧室串联联动；采用SF6灭弧方式的柱上负荷开关断口距离大于35mm。
配电终端
接口检查
分段/联络：
（1）采集2个线电压量、1个零序电压。
（2）一次相电流：准确度等级为0.5级。
（3）一次零序电压：准确度等级为3P。
（4）一次零序电流：一次侧输入电流为1A至额定电流时误差≤3%，一次侧电流输入100A时，保护误差≤10%。
二次
（1）二次线电压：准确度等级为0.5级。
（2）二次相电流：测量准确度等级为0.5级，保护准确度等级为3级（10In）。
（5）测量成套化有功功率、无功功率准确度。
7
配套电源带载能力试验
不投入后备电源，配套电源应能独立满足配电终端、配电终端线损模块、配套通信模块、开关操作机构同时运行的要求。
8
传动功能试验
基本功能
试验
（1）具备采集各线路的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率、零序电流和零序电压测量数据的功能。
附件
国家电网公司一二次融合成套柱上开关及环网箱
入网专业检测大纲
附表1-1一二次融合成套柱上断路器/负荷开关入网专业检测项目及要求
序号
检测项目
检测要求
1
结构与
配置
柱上断路器
（1）组成：断路器、馈线终端、互感器、航插及电缆。
（2）分段/联络断路器配置2台双绕组电压互感器，每台提供1路供电电源和1路线电压信号。分界断路器配置1台电磁式电压互感器安装在电源侧，提供工作电源和1路线电压信号。
接地故障
检测
应能检测到不同接地故障类型、不同接地方式的单相接地故障,可实现单相接地故障处理。
短路故障
检测
应能检测到相间短路故障，可实现相间短路故障处理。
重合闸功能试验
应具备自动重合闸功能，重合闸次数及时间可调。
非遮断保护功能试验
具备非遮断保护功能，负荷开关不分断大电流。
10
防抖动功能试验
开关遥信位置动作正确性试验
（2）采集3或2个相电流量、1个零序电流。
（3）采集开关合位、分位（若有）、未储能（若有）、SF6浓度（若有）遥信量，遥信量接口不少于3个。
（4）采集1路开关的分（电磁式操作机构配套的不考核）、合闸控制。
（5）2个串行口和2个以太网通信接口。
分界：
（1）采集1个线电压量、1个零序电压。
（2）采集3或2个相电流量、1个零序电流。
12
电磁兼容试验
电快速瞬变脉冲群
抗扰度试验
（1）模拟小信号输入回路：共模试验值2.0kVP，采用容性耦合夹施加干扰；电源回路：共模试验值4.0kVP。
（2）交流工频电量的误差改变量应不大于等级指数的200%。
振荡波抗扰度试验
（1）模拟小信号输入回路：共模试验值2.5kVP；电源回路：共模试验值2.5kVP。
开关分合闸操作10次，开关位置信号应能正确上传无误报。
误遥信过滤功能试验
应采取防抖动措施，可过滤误遥信。
11
馈线自动化功能试验
基本要求
（1）具备集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种功能，终端具备就地型馈线自动化投退拨动开关（或压板），当退出就地型馈线自动化模式时，则为集中型馈线自动化。
（2）在集中型模式时，具备相间短路故障和单相接地故障的检测与告警功能，短路故障满足两段式（I、II）告警功能，两段定值和时间应可设。
（5）成套柱上断路器应能快速切除故障，故障切除时间≤100ms。
（6）可配置运行参数及控制逻辑，具备自动重合闸功能，重合次数及时间可调。
瞬时电压反向闭锁试验
（1）终端失电后且无后备电源时，线路上有电压≥50%Un，持续时间≥80ms时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
（2）终端失电后且后备电源有效时，线路上有电压≥30%Un，持续时间≥80ms时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
（1）负荷开关单元：由负荷/接地开关、避雷器、电流互感器、带电显示器组成。
（2）断路器单元：由断路器、隔离/接地开关、避雷器、电流互感器、带电显示器组成。
（3）电压互感器单元：由电压互感器、母线、带电显示器组成。
电压/电流
互感器
采用独立的电压互感器间隔，电压/电流互感器采用电磁式互感器：
（1）配置1组电磁式电流互感器，提供三相电流信号，提供保护/测量信号。
相对地和相间绝缘电阻值应大于1000MΩ。
4
工频电压试验
整机的相对地、相间和断口间应分别经受42kV、48kV的工频耐压电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
5
雷电冲击试验
整机的相对地、相间和断口间应分别承受75kV、85kV的雷电冲击电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
6
准确度试验
一次
（1）一次线电压：准确度等级为0.5级。
（2）航空插头及电缆应采用全密封结构，焊线侧需用绝缘材料进行密封处理。
2
外观检查
（1）壳体上应有位于在地面易观察的、明显的分、合闸位置指示器，指示器与操作机构可靠连接，指示动作应可靠。
（2）应采用直径不小于12mm的防锈接地螺钉，接地点应标有接地符号。
（3）壳体表面不应有可存水的凹坑。
（4）壳体应设置必要的搬运把手，避免拽拉出线套管。
（5）采集不少于1个串行口和1个以太网通信接口。
航插、电缆密封要求
（1）环网柜与站所终端之间、电压/电流互感器与站所终端之间的一二次连接电缆需配置航空插头，航插插座、插头定义及尺寸见附件4。
（2）航空插头及电缆应采用全密封结构，焊线侧需用绝缘材料进行密封处理。
2
外观检查
（1）环网柜应配置带电显示器。
检测
应能检测到相间短路故障，可实现相间短路故障处理。
非遮断保护功能试验
具备非遮断保护功能，负荷开关不分断大电流。
10
防抖动
功能试验
开关遥信位置动作正确性试验
开关分合闸操作10次，开关位置信号应能正确上传无误报。
误遥信过滤功能试验
应采取防抖动措施，可过滤误遥信。
（5）供起吊用的吊环位置，应使悬吊中的开关设备保持水平，吊链与任何部件之间不得有摩擦接触，避免在吊装过程中划伤箱体表面喷涂层。
（6）铭牌能耐风雨、耐腐蚀、保证使用过程中清晰可见，铭牌内容符合国家相关标准要求。
3
绝缘电阻试验
相对地和相间绝缘电阻值应大于1000MΩ。
4
工频电压试验
整机的相对地、相间和断口间应分别经受42kV、48kV的工频耐压电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
（2）具备线路有压鉴别功能。
（3）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（4）具备短路故障检测与判别功能、接地故障检测功能；当配合断路器使用时，具备短路故障直接切除功能；当配合负荷开关使用时，可支持短路/接地故障事件上送。
（5）可配置运行参数。
遥控功能
试验
（1）遥控分合闸试验
（2）遥控操作记录检查
遥信功能
试验
（1）分合闸位置状态遥信试验
（2）电源状态遥信试验
（3）储能状态遥信试验
遥测功能
试验
可遥测三相电流、零序电流、线电压、零序电压、有功功率、无功功率。
9
故障检测与处理
参数配置
功能试验
应可配置故障处理参数。
接地故障
检测
应能检测到不同接地故障类型、不同接地方式的单相接地故障,可实现单相接地故障处理。
短路故障
遥控功能
试验
（1）遥控合（分）闸试验
（2）遥控操作记录检查
遥信功能
试验
（1）分合闸位置状态遥信试验
（2）电源状态遥信试验
（3）储能状态遥信试验
遥测功能
试验
可采集三相电流、零序电流、线电压、零序电压、有功功率、无功功率。
9
故障检测与处理
参数配置
功能试验
应可配置运行参数、故障处理参数、重合闸次数及时间。
就地馈线自动化功能要求
（1）柱上负荷开关应具备电压时间型就地馈线自动化逻辑功能（见《就地型馈线自动化技术原则（试行)》）。
（2）柱上负荷开关应具备自适应综合型就地馈线自动化逻辑功能（见《就地型馈线自动化技术原则（试行)》）。
（3）柱上负荷开关可配置电压-电流时间型就地馈线自动化逻辑功能（见《就地型馈线自动化技术原则（试行)》）。
（3）成套化零序电压：准确度等级为6P。
（4）成套化零序电流：一次侧输入电流为1A至额定电流时误差≤6%，一次侧电流输入100A时，保护误差≤10%。
（5）测量成套化有功功率、无功功率准确度。
7
配套电源带载能力试验
不投入后备电源，配套电源应能独立满足配电终端、配电终端线损模块、配套通信模块、开关操作机构同时运行的要求。
二次
（1）二次线电压：准确度等级为0.5级。
（2）二次相电流：测量准确度等级为0.5级，保护准确度等级为3级（10In）。
（3）二次零序电压：准确度等级为0.5级。
（4）二次零序电流：准确度等级为0.5级。
（5）有功功率、无功功率准确度等级为1级。
成套化
（1）成套化线电压：准确度等级为1级。