开关柜燃弧试验标准(一二次融合环网柜)

Posted 2023-05-25

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开关柜燃弧试验标准(一二次融合环网柜)

一二次融合是什么？

　　一次就是主回路，二次就是一次的控制。一次回路只由直接参与电能的制造、传输、变换、使用的电气设备互相连接后构成的回路;

　　二次回路指对一次回路设备进行保护、测量、控制、计量的设备依照一定的逻辑关系相互连接构成的回路。

　一二次融合环网箱是什么？

　　一二次融合成套环网箱由12kV开关柜、断路器、负荷开关、电流电压互感器、12kV电源PT、FTU、通信控制终端DTU、12kV计量及自动抄表，UPS电源及指示仪表等安装调试好装入可移动、密封、防潮的不锈钢箱体内。从而实现了配电网自动化中一、二次系统工厂化装配高度。缩短了建设周期，大大的提供城市电网运行的可靠性。

　　一二次融合环网箱设备，将一次本体设备(环网箱)、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。通过一次与二次设备的有效融合，在测量、采集、保护、控制等传统功能的基础上;着力解决了一二次设备接口不匹配、设备兼容性、扩展性、互换性差等问题;避免了由于一二次责任不明确问题。

为什么要做一二次融合环网柜？

1.现在电力系统中的—次设备与二次设备接口不匹配，不同出产厂家出产的一次设备与二次设备不能兼容，后期设备无法扩展添加某一些功用等。

2、一旦线路工作发生问题，一二次设备厂家会相互推责，如无法定责，就导致责任胶葛问题

3、一次设备厂家与二次设备厂家协调性差，产品未能相互匹配查验

4、二次设备并不能完结线损核算的需求

5、二次设备会存在遥信颤抖、设备凝露现象

一、环网柜技术参数

1.2 通用技术要求

1.2.1环网柜的设计应保证设备运维、检修试验、带电状态的确定、连接电缆的故障定位等操作能安全进行。

1.2.2环网柜的设计应能在允许的基础误差和热胀冷缩的热效应下不致影响设备所保证的性能，并满足与其他设备连接的要求，与结构相同的所有可移开部件和元件在机械和电气上应有互换性。

1.2.3 环网柜应配置带电显示器（带二次核相孔、按回路配置），应能满足验电、核相的要求。高压带电显示装置的显示器接线端子对地和端子之间应能承受2000V/1min的工频耐压。互感器电压抽取端及引线对地应能承受2000V/1min的工频耐压。

1.2.4 环网柜应能实现电动操作，操作电源采用直流48V，并配置自动化接口。各进出线单元装设一组电流互感器，提供Ia、Ib、Ic、I0（保护/测量）。

1.2.5环网柜中各组件及其支持绝缘件的爬电距离应满足绝缘试验要求。

1.2.6环网柜内部导体老化寿命应与环网柜设备使用寿命一致。

1.2.7环网柜设备的泄压通道应设置明显的警示标志。

1.2.8环网柜的柜体应采用≥2mm的敷铝锌钢板弯折后拼接而成,钢板厚度符合GB/T14978公差要求，镀层厚度达到AZ150及以上，柜门关闭时防护等级应不低于GB 4208中IP4X，柜门打开时防护等级不低于IP2XC。

1.2.9 环网柜体颜色采用RAL7035。

1.2.10 环网单元前门应有清晰明显的主接线示意图，并注明操作程序和注意事项，标志和标识牌的制作应符合GDW 742的规定。

1.2.11 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（包括密度表或密度继电器、压力表）。SF6气体压力监测装置应配置状态信号输出接点。

1.2.12 采用气体灭弧的开关设备应具有低气压分合闸闭锁功能。

1.2.13 制造厂应明确规定充气柜中使用的SF6气体的质量、密度，并为用户提供更新气体和保持要求的气体质量的必要说明。SF6气体应符合GB/T 12022的规定。在气体交货之前，应向招标人提交新气试验的合格证书，所用气体应经招标人复检合格后方可使用。

1.2.14 环网柜应设置用来连接气体处理装置和其它设备的合适连接点（阀门），并可对环网单元进行补气。

1.2.15 气箱箱体应采用厚度≥2.0mm的S304不锈钢板（符合GB/T3280公差要求，表面质量达到2B）焊接而成，气箱防护等级应满足GB 4208规定的IP67要求。SF6气体作为绝缘或灭弧介质的气箱应能耐受正常工作和瞬态故障的压力，而不破损。

1.2.16 环网柜应配置独立的电压互感器柜为二次设备提供电源，并提供Ua、Ub、Uc、U0。电压互感器高压侧应配置熔断器做为保护，采用屏蔽型可触摸电缆通过负荷开关或隔离开关与母线或进线单元连接。应能在母线不停电的情况下，进行电压互感器或熔断器的检修更换等工作。

1.2.17 单个环网柜宜采用以下外形尺寸：负荷开关柜和组合电器柜（宽×深×高）为≤500 mm×750 mm×1950 mm，断路器柜、PT柜（宽×进深×高）为≤750 mm×750 mm×1950 mm。

1.2.18 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。

1.2.19 环网柜中对控制或辅助功能正常要求的辅助触点之外，每台环网柜应提供二动合、二动断备用辅助触点供用户使用，并应引至端子排上。

1.2.20 各环网柜内按照控制、联锁等不同要求设置电源小空开，空开上口通过电缆与站所终端连接。

1.2.21 端子排列应符合标准，按不同功能进行划分，正、负极之间应有间隔，断路器的跳闸和合闸回路、直流（+）电源和跳合闸回路不能接在相邻端子上，并留有一定的备用端子等，端子排应编号。

1.2.22环网柜应提供开关位置信号、未储能信号，满足遥信要求。

1.2.23整体满足保护、测量、电能量采集等功能要求。环进环出单元和馈线单元装设高精度、宽范围的电流互感器，采集三相电流、零序电流；母线设备单元装设高精度、宽范围的电压互感器，采集三相电压、零序电压，提供供电电源。

1.2.24开关设备应配置电动操作机构，可实现远方/就地操作；同时也具备手动操作功能，配置就地操作按钮和指示灯。

1.2.25柜间联络：各间隔单元出口采用军品级航空接插件，与DTU对接；

1.2.26环网柜采用电磁式互感器，应配置电流、电压表。

1.2.27 断路器柜相间故障整组动作时间不大于100ms。

1.3 功能隔室技术要求

1.3.1环网柜应具有高压室和电缆室、控制仪表室等金属封闭的独立隔室。

1.3.2各隔室结构设计上应满足正常使用条件和限制隔室内部电弧影响的要求，并能防止因本身缺陷、异常使用条件或误操作导致的电弧伤及工作人员，能限制电弧的燃烧范围，环网柜应有防止人为造成内部故障的措施。

1.3.3环网柜相序按面对环网柜从左至右排列为A、B、C，从上到下排列为A、B、C，从后到前排列为A、B、C。

1.3.4环网柜应具有防污秽、防凝露功能，可安装温湿度控制器及加热装置，航空插头应采用全密封防水结构，焊线侧需用绝缘材料进行密封处理；电动操作机构的电机应采用全封闭电机，控制线路板应采用密封材料对金属导体进行密封。

1.3.5环网柜电缆室电缆连接头至柜体底部的高度应不小于650mm，并应满足设计额定电流下的最大线径电缆的应力要求。

1.3.6柜内进出线处应设置电缆固定支架和抱箍。

1.4 开关设备技术要求

1.4.1 环网柜柜内开关设备可选用负荷开关、断路器、负荷开关－熔断器组合电器及隔离开关等，各设备的功能和性能应满足GB 1984、GB 1985、GB 3804、GB 16926及GB/T 11022标准的规定。开关应配置直动式分合闸机械指示，开关状态位置应有符号及中文标识。

1.4.2负荷开关（断路器）

技术参数见专用部分技术参数特性表。

负荷开关可选用二工位或三工位负荷开关，二工位负荷开关与接地开关间应有可靠的机械防误联锁，负荷开关及接地开关操作孔应有挂锁装置，挂锁后可阻止操作把手插入操作孔。

1.4.3对真空负荷开关（断路器）的要求：

a）真空灭弧室应与型式试验中采用的一致。

b）真空灭弧室允许储存期不小于20年，出厂时灭弧室真空度不得小于1.33×10-3Pa。在允许储存期内，其真空度应满足运行要求。

c）真空断路器接地金属外壳上应有防锈的、导电性能良好的、直径为12mm的接地螺钉。接地点附近应标有接地符号。

1.4.4对SF6负荷开关（断路器）气箱的要求：

a） SF6气体应符合GB/T 12022的规定，应向招标人提交新气试验的合格证书，所用气体应经招标人复检合格后方可使用。

b）气体抽样阀：为便于气体的试验抽样及补充，断路器应装设合适的阀门。

c） SF6气体系统的要求：SF6气体系统应便于安装和维修，并有用来连接气体处理装置和其他设备的合适连接点。

e） SF6气体内的水分含量：在额定压力下20℃时，SF6气体作为灭弧介质时最大水分含量应不大于150mL/L，SF6气体作为绝缘介质时最大水分含量应不大于500mL/L。

f） SF6吸附剂：投标人在投标阶段提交一份解释文件，包括吸附剂的位置、种类和质量。

g） SF6负荷开关在零表压时应能开断额定电流。

1.4.5隔离开关

技术参数见专用部分技术参数特性表。

1.4.6接地开关

a) 技术参数见专用部分技术参数特性表。

b) 与二工位隔离开关配合使用单独安装的接地开关应具备两次关合短路电流的能力。

c) 操动机构：可手动和电动（如有）操作，每组接地开关应装设一个机械式的分/合位置指示器；如果隔离断口不可见，应保证动触头与位置指示的传动链具有足够的机械强度并满足GB1985附录A的试验要求。

1.5 互感器技术要求

1.5.1电流互感器

a) 技术参数见专用部分技术参数响应表。

b)应配置电磁式电流互感器，提供下列数据：励磁特性曲线、拐点电压、75℃时最大二次电阻值等；在出厂前应做伏安特性筛选，同一柜内的三相电流互感器伏安特性应相匹配，并有出厂报告。

1.1电压互感器

a) 技术参数见专用部分技术参数响应表。

b) 应配置三相五柱式电磁式电压互感器。

1.2互感器极性

环网柜所有相/零序互感器的极性保持一致，从母线指向线路为正方向；

1.6 其它设备技术要求

1.6.1避雷器

a) 技术参数见专用部分技术参数特性表。

b) 避雷器宜选用复合绝缘金属氧化物避雷器。

1.6.2母线

a) 技术参数见专用部分技术参数特性表。

b) 母线材料：铜。

c) 投标时应提供各种触头的结构图。

1.7 操作机构技术要求

1.7.1操作机构黑色金属零部件应采用防腐处理工艺，耐受96h及以上中性盐雾试验后无明显锈蚀。

1.7.2断路器和负荷开关配置电动操作机构，操作机构应同时具备电动和手动分合功能,电动机构在任何工况下不得影响手动操作。

1.7.3断路器操作机构具有防止跳跃功能，应配置断器器的分合闸指示，操作机构的计数器，储能状态指示应明显清晰，便于观察，且均用中文表示。

1.7.4弹簧操作机构还应满足以下要求：

a）并联合闸脱扣器：并联合闸脱扣器在合闸装置的额定电源电压的85%-110%范围内应可靠动作；当电源电压不大于额定电源电压的30%时，并联合闸脱扣器不应脱扣。

b）并联分闸脱扣器：并联分闸脱扣器在分闸装置的额定电4源电压的 65%-110%范围内，开关装置达到额定短路开断电流的操作条件下，均应可靠动作；当电源电压不大于额定电源电压的30%时，并联分闸脱扣器不应脱扣。

c）电动弹簧操作机构应电动机储能并可手动储能，可紧急跳闸。

d）在正常情况下，合闸弹簧完成合闸操作后要立即自动开始再次储能，合闸弹簧应在15s内完成储能。在弹簧储能进行过程中不能合闸，并且弹簧在储能全部完成前不得释放。断路器在各位置时都应能对合闸弹簧储能。

e）合闸弹簧的储能状态有机械装置指示，指示采用中文表示，清晰可视并能实现远方监控。

1.8 主母线技术要求

1.8.1 环网柜的主母线应采用母线连接器或绝缘母线，顶扩绝缘母线需满足接地连续性要求，绝缘母线可加防护罩，防护罩隔室不作内部故障考核；侧扩母线连接器两侧端柜母线套管应用绝缘封堵密封。

1.8.2 主母线接合处应有防止电场集中和局部放电的措施。

1.9 接地技术要求

1.9.1 接地回路应能承受的短时耐受电流最大值应不小于主回路额定短时耐受电流的87％。

1.9.2 主回路的接地按 DL/T 404相关规定，并作如下补充：

a）主回路中凡规定或需要人可触及的所有部件都应可靠接地并符合DL/T 621中的规定；接地母线应分别设有不少于二处与接地系统相连的端子，并应有明显的接地标志；

b）主回路中均应设置可靠的适用于规定故障条件的接地端子，该端子应有一紧固螺钉或螺栓用来连接接地导体，紧固螺钉或螺栓的直径应不小于12mm；

c）接地连接点应标以GB/T 5461中规定的保护接地符号,与接地系统连接的金属外壳部分可以视为接地导体；

d）人可触及的电缆预制式电缆终端表面应涂覆半导电或导电屏蔽层，电缆终端半导电或导电屏蔽层连接后应与接地母线可靠连接；

e）接地导体应采用铜质导体，在规定的接地故障条件下，额定短路持续时间为3s时，其电流密度应不超过110A/mm2，但最小截面积应不小于210mm2。接地导体的末端应用铜质端子与设备的接地系统相连接，端子的电气接触面积应与接地导体的截面相适应。

f）外壳应设置接地极（扁铁）引入孔。

1.9.3 外壳的接地按DL/T 404相关规定，并作如下补充：

a）各个功能单元的外壳均应连接到接地导体上，除主回路和辅助回路之外的所有要接地的金属部件应直接或通过金属构件与接地导体相连接；

b）金属部件和外壳到接地端子之间通过30A直流电流时压降不大于3V。功能单元内部的相互连接应保证电气连续性；

c）环网柜的铰链应采用加强型，门和框架的接地端子间应用截面积不小于2.5mm2的软铜线连接；

d）二次控制仪表室应设有专用独立的接地导体，截面不小于100mm2，铜排两端应装设足够的螺栓以备接至等电位接地网上；

e）当通过的电流引起热和机械应力时，应保障接地系统的连续性。

1.10 二次设备技术要求

1.10.1环网柜高压隔室内控制、电源、通信、接地等所有的二次线均用阻燃型软管或金属软管或线槽进行全密封，应采用金属扎带固定，不允许采用塑料带或粘贴方式固定；

1.10.2环网柜上的各电器元件应能单独拆装更换而不影响其它电器及导线束的固定。每件设备的装配和接线均应考虑在不中断相邻设备正常运行的条件下无阻碍地接触各机构器件并能完成拆卸、更换工作；

1.10.3环网柜内二次回路接线端子应具备阻燃功能；

1.10.4端子排应便于更换且接线方便。正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间，必须至少以一个端子隔开；每个接线端子最多允许接入两根线；

1.10.5环网柜、二次回路及端子的编号均使用拉丁字母、阿拉伯数字，此编号均与所提供的文件、图纸相一致，接地端子应标示明确。电缆两端有标示牌、标明电缆编号及对端连接单元名称。二次接线芯线号头编号应用标签机打印，标识应齐全、统一，字迹清晰、不易脱落。

1.11 五防联锁技术要求

1.11.1环网柜的五防及联锁装置应满足DL 538、DL/T 593及SD 318的相关规定。

1.11.2环网柜应具有可靠的“五防”功能：防止误分、误合断路器；防止带负荷分、合隔离开关（插头）；防止带电合接地开关；防止带接地开关送电；防止误入带电间隔。

1.11.3进、出线柜应装有能反映进出线侧有无电压，并具有联锁信号输出功能的带电显示装置。当线路侧带电时，应有闭锁操作接地开关的装置。

1.11.4电缆室门与接地开关应具备机械闭锁。

1.11.5环网柜电气闭锁应单独设置电源回路，且与其它回路独立。

1.11.6环网柜开关部分采用断路器时，柜体仍应参照负荷开关+熔断器组合电器要求，配置相应的机构及连锁装置，并应具有防跳装置，对电磁操作机构应具有脱扣自我保护功能。

1.11.7采用两工位隔离开关时，隔离开关与负荷开关间应有可靠的机械防误联锁。

1.11.8对于不允许合环操作的场所，进线柜与分段柜应采取电气闭锁措施，条件具备时应同时采用机械闭锁。

1.12 铭牌技术要求

1.12.1铭牌应符合DL/T 404相关规定。

1.12.2操动机构应装设铭牌。铭牌应为S304不锈钢、铜材或丙烯酸树脂等不受气候影响和防腐蚀的材料制成，应采用中文印制。

1.12.3设备零件及其附件上的指示牌、警告牌以及其他标记也应采用中文印制，其规格即要求按Q/GDW 742。

1.12.4铭牌应标有在有关产品标准中规定的必要信息。

1.12.5铭牌中至少应包含以下内容：

- 额定电压 Ur

- 额定电流 Ir

- 额定频率 fr

- 额定工频耐受电压 Ud

- 额定雷电冲击耐受电压 Up

- 额定短时耐受电流 Ik

- 额定峰值耐受电流 Ip

- 额定短路持续时间 tk

- 额定操作电压 Ua

- 额定辅助电压 Ua

- 额定短路开断电流

- 内部电弧等级

- 制造厂名称

- 制造年月

- 产品型号

- 出厂编号

1.13 电缆终端附件技术要求

1.13.1配套提供相应规格10kV预制式电缆终端及操作工具，电缆附件应按JB/T 8144.1及GB/T 12706.4的规定，并满足以下条件。

1.13.2进出线电缆三相水平排列。采用10kV全屏蔽、全绝缘可触摸电缆终端，电缆应可靠固定，保证终端不受除重力以外的其它外力作用。

1.13.3电缆终端应采用硅橡胶、三元乙丙橡胶或其它性能更优的绝缘材料，电缆终端应采用内外层屏蔽、可触摸、预制式、可插拔、全绝缘及全密封结构。电缆附件应满足标称电压8.7/15kV(Um=17.5kV)电缆的配合使用要求，每一只电缆头外壳应可靠接地。暂时未接入电缆的电缆终端应装设绝缘封帽，绝缘封帽应可靠接地。

1.14 观察窗技术要求

1.14.1 观察窗的防护等级应至少达到外壳技术要求。

1.14.2 观察窗应使用机械强度与外壳相当的透明板，同时应有足够的电气间隙和静电屏蔽措施，防止形成危险的静电电荷。

1.14.3 主回路的带电部分与观察窗的可触及表面的绝缘应能耐受DL/T 593规定的对地和极间的试验电压。

1.14.4 观察窗的玻璃应采用防爆型钢化玻璃，厚度不小于10mm，并在防爆玻璃增加屏蔽网。

1.15 限制并避免环网柜内部电弧故障的要求

1.15.1环网柜应通过内部燃弧试验，并在投标时出具相关试验报告。

1.11环网柜的各隔室之间，应满足正常使用条件和限制隔室内部电弧影响的要求；并能防止因本身缺陷、异常或误操作导致的内电弧伤及工作人员，能限制电弧的燃烧范围。

1.12应采取防止人为造成内部故障的措施，还应考虑到由于柜内组件动作造成的故障引起隔室内过压及压力释放装置喷出气体，可能对人员和其他正常运行设备的影响。

1.15.4除二次小室外，在高压气室和电缆室设有排气通道和泄压装置，当产生内部故障电弧时，泄压通道将被自动打开，释放内部压力，释放的电弧或气体不得危及操作及巡视人员人身安全和其它环网设备安全。

二、站所终端技术要求

2.1 环境条件

2.1.1环境温度、湿度

对于户外DTU必须符合C3级别要求，工作场所环境温度和湿度分级见表2-1。

2.1.2海拔高度

a) 安装场地的海拔高度不应超过3000m；

b) 对于安装在海拔高度超过3000m的配电终端应依据标准GB/T 11022-2011第2.3.2条规定执行。

2.2 电源要求

2.2.1供电电源要求

a) 交流电源电压标称值为单相220V；

b) 交流电源标称电压容差为-20%～+20%；

c) 交流电源标称频率为50Hz,频率容差为±5%；

d) 交流电源波形为正弦波，谐波含量小于10%。

2.2.2配套电源输出要求

a) 工作电源满足同时为终端核心单元、通信设备、线损模块、开关分合闸提供正常工作电源；

b) 主电源供电和后备电源都应独立满足终端核心单元、通信设备、线损模块正常运行及对开关的正常操作；

c) 电源输出和输入应电气隔离。

d) 具备双交流电源输入和自动无缝切换功能；

2.2.3后备电源要求

a) 后备电源应采用免维护阀控铅酸蓄电池或超级电容；

b) 免维护阀控铅酸蓄电池寿命不少于3年，超级电容寿命不少于6年；

c) 后备电源能保证配电终端运行一定时间且满足表5-2的要求。

2.3 接口要求

a) DTU接口采用航空插头或端子排的连接方式，航空接插件电流接口有防开路设计，航空插头定义详见附录C；

b) DTU具备接收状态监测、备自投、继电保护等其它装置数据的通信接口。

c) DTU核心单元具备接收线损模块的RS-232或RS-485通信接口。

2.4 通信要求

2.4.1基本要求

a) 遵循国家电网公司《配电自动化系统应用DL/T634.5101-2002实施细则》和《配电自动化系统应用DL/T634.5104-2009实施细则》；

b) RS-232/RS-485接口传输速率可选用1200bit/s、2400bit/s、9600bit/s等，以太网接口传输速率可选用10/100Mbit/s全双工等；

c) 具备网络中断自动重连功能；

d) 配电终端与主站建立连接时间应小于60秒；

e) 在主站通信异常时，配电终端应保存未确认及未上送的带时标的COS信息，并通信恢复时及时传送至主站；

f) 接受并执行主站下发的对时命令，光纤通道对时误差应不大于1秒，无线通信方式对时误差应不大于10秒；

2.4.2无线通信要求

含无线通信模块的配电终端，其无线通信模块应满足以下要求：

a) 无线通信模块环境应适应于表2-1中C3要求。

b) 无线通信模块与SIM卡的接口应符合GSM11.11的要求，与SIM卡交互数据应符合GSM11.14要求，兼容2G/3G/4G制式。

c) 无线通信模块支持端口数据监视功能，具备网络中断自动重连功能。

d) 无线通信模块应支持本地维护功能，可通过本地维护接口支持调试、参数设置、状态查询和软件升级。

1、采用独立无线通信模块

a) 无线通信模块提供至少2路RS232串行接口，其中1路用于与配电终端通信，1路用于本地维护；或提供至少1路全双工以太网接口，即满足与配电终端通信也满足用于本地维护。

b) 无线通信模块RS-232/RS-485接口传输速率可选用1200bit/s、2400bit/s、9600bit/s等，以太网接口传输速率可选用10/100Mbit/s全双工等；

c) 通信接口的插拔寿命应≥500次。

d) 无线通信模块采用DC24V电源供电，正负偏差20%。

e) 通信模块应内置电源反相保护和过压保护。

f) 无线通信模块待机（保持在线，无数据通信）功耗推荐小于1W，最高应不大于3W；数据通信平均功耗（保持在线）推荐小于2W，最高不大于5W；启动及通信过程中瞬时最大功耗应小于5W。

2.采用内置无线通信模块

无线通信模块通过配电终端维护端口进行本地维护。

2.5 功能要求

3.具备就地采集至少4路开关的模拟量和状态量以及控制开关分合闸功能，具备测量数据、状态数据的远传和远方控制功能，可实现监控开关数量的灵活扩展；

4.具备就地/远方切换开关和开关控制回路出口硬压板，支持控制出口软压板功能；

5.采取防误措施，避免装置初始化、运行中、断电等情况下产生误报遥信；

6.具备遥信防抖功能，防抖时间可设，支持上传带时标的遥信变位信息；

7.具备对遥测死区范围、遥信防抖时间远方及就地设置功能；

8.具备双位置遥信处理功能，支持遥信变位优先传送；

9.具备相间短路故障、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；

10.具备不少于2条线路的相间短路与单相接地故障检测、判断与录波功能，支持录波数据循环存储并上传至主站；可通过配置选择任意2条线路录波；

11.当配合断路器使用时，可直接切除故障，支持按间隔投退；

12.当配合负荷开关使用时，结合变电站出线开关动作，实现短路故障的有效隔离，支持按间隔投退；

13.具备防止涌流和负荷波动引起的误报警功能；

14.具备电压越限、负荷越限等告警上送功能；

15.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，也能根据故障性质（瞬时性或永久性）自动选择复归方式；

16.配置线损模块，实现电能量采集功能，计算各间隔的正反向有功电量和四象限无功电量、功率因数；电能量数据冻结功能，包括日冻结、功率方向改变时的冻结数据；具体功能见附录D；

17.具备历史数据循环存储功能，电源失电后保存数据不丢失；支持历史数据远程调阅，以文件方式上传至配网主站；历史数据包括带时标的遥信变位、遥控操作记录、日冻结电量、电能定点数据、功率定点数据、电压定点数据、电流定点数据、电压日极值数据、电流日极值数据、功率反向的电能冻结等；

18.具备串行口和以太网通信接口；

19.具备当地及远方设定定值功能；

20.具备终端运行参数的当地及远方调阅与配置功能，配置参数包括零门槛值（零漂）、变化阈值（死区）、重过载报警限值、短路及接地故障动作参数等；

21.具备终端固有参数的当地及远方调阅功能，调阅参数包括终端类型及出厂型号、终端ID号、嵌入式系统名称及版本号、硬件版本号、软件校验码、通信参数及二次变比等；

22.配电终端宜采用符合DL/T 860标准（IEC 61850）的模型，宜满足即插即用的要求。

23.具备当地及远方操作维护功能，遵循统一的查询、调阅软件界面要求，支持程序远程下载，支持安全密钥远程下载，提供当地调试软件或人机接口；

24.应满足通过远方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；

25.具备终端日志记录功能；

26.具备自诊断、自恢复功能，对各功能板件、重要芯片等可以进行自诊断，异常时能上送报警信息，软件异常时能自动复位；

27.具有终端状态、通信状态、各间隔故障状态等就地状态指示信号；

28.具备远方通信接口，采用光纤通信时具备通信状态监视及通道端口故障监测；采用无线通信时具备监视通信模块状态等功能；

29.具备基于内嵌安全芯片实现的信息安全防护功能，安全防护功能至少包括基于国产商用密码算法的统一密钥和数字证书，可与配电主站实现双向身份认证、参数配置等的签名验证、数据的加解密与完整性保护；

30.具备监视安全芯片工作状态功能；

31.具备对时功能，支持规约等对时方式，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。

32.具备后备电源自动充放电管理功能；免维护阀控铅酸蓄电池作为后备电源时，应具备定时、手动、远方活化功能，低电压报警和保护功能，报警信号上传主站功能；

33.具备接收并转发状态监测、备自投等其它装置数据功能；

2.6 性能要求

34.采集交流电压、电流，其中：

在标称输入值时，核心单元每一电流回路的功率消耗应小于0.75VA（配套线损模块时应小于1VA）；核心单元每一电压回路的功率消耗应小于0.5VA；短期过量交流输入电流施加标称值的2000%（标称值为5A/1A），持续时间小于1秒，配电终端应工作正常。

35.“三遥”DTU具备采集蓄电池电压直流量，并预留接入柜体内部温、湿度等至少1个直流量；

36.遥信分辨率不大于5毫秒，遥信电源电压DC48V或DC24V；遥信动作阀值应合理设置，保证低于30%的额定电压时，遥信可靠不动作，高于70%的额定电压时，遥信应可靠动作；采取遥信防抖措施，软件防抖动时间10～1000毫秒可设（推荐出厂设置200毫秒）；

37.实现开关的分、合闸控制，具备软硬件防误动措施，保证控制操作的可靠性，控制输出回路提供明显断开点；

38.具备历史数据循环存储功能，要求如下：

39.应循环存储不少于1024条带时标的COS记录，采用文件传输方式上送最新的1024条记录；

40.应循环存储不少于31天的定点记录和极值记录，采用文件传输方式上送最新31天的记录数据，定点数据每天等间隔产生96条，极值记录每天产生1条；

41.应循环存储不少于30条的遥控操作记录，采用文件传输方式上送最新30条操作记录；

42.所有存储并上送的历史数据记录对象必须是现场配置的上送信息点表规定的信息，对于不满足最大条数的记录按实际记录数量传输；

43.具备故障录波功能，要求如下：

44.支持录波数据循环存储至少64组，并支持上传至主站；

45.录波功能启动条件包括过流故障、线路失压、零序电压、零序电流突变等，可远方及就地设定启动条件参数；

46.录波内容应包含故障发生时刻前不少于4个周波和故障发生时刻后不少于8个周波的波形数据，录波点数为不少于80点/周波，录波数据应包含电压、电流、开关位置等；DTU需满足至少2个回路的录波；

47.录波采用文件传输方式，录波文件格式遵循Comtrade 1999标准中定义的格式（详见《GBT 22386-2008 电力系统暂态数据交换通用格式》），只采用CFG（配置文件，ASCII文本）和DAT（数据文件，二进制格式）两个文件；

48.录波数据的精度:交流电压回路稳态准确度应满足表1要求，交流电流回路稳态准确度应满足表2要求，暂态性能中最大峰值瞬时误差εˆ应不大于10%，录波文件采用文件传输方式。

49.

50.配电终端应满足《电力监控系统安全防护规定》（国家发展和改革委员会令2014年第14号）、《关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》（国能安全〔2015〕36号）及《国家电网公司关于进一步加强配电自动化系统安全防护工作的通知》（国家电网运检〔2016〕576号）中相应的安全防护要求。

2.7 可靠性要求

设备本体平均无故障工作时间（MTBF）应不低于50000h；配电终端（不含电源）的使用寿命应为6～8年。

2.8 结构要求

2.8.1机箱/柜材质及工艺要求

a) 机箱/柜焊接件的焊缝应牢固可靠，无裂纹，无明显的未熔合、气孔、夹渣等缺陷。外表面应打磨平整；

b) 机箱/柜各结合处及门、覆板的缝隙应匀称，同一缝隙在１米之内的宽度之差不大于0.8mm，大于１m缝隙的宽度之差不大于1.0mm；

c) 采用普通碳钢材质的箱/柜，当其尺寸小于1400*800*X时，前门加工所使用的板材厚度≧2.0mm，箱体板材厚度≧1.5mm；当外箱尺寸大于1400*800*X时，前门加工所使用的板材厚度≧2.5mm，箱体板材厚度≧2.0mm。采用不锈钢材质的箱/柜，当其尺寸小于1000*600*X时，前门加工所使用的板材厚度≧1.5mm，箱体板材厚度≧1.5mm；当外箱尺寸大于1000*600*X时，前门加工所使用的板材厚度≧2.0mm，箱体板材厚度≧1.5mm。箱体焊接处使用氩弧焊工艺，渗入箱体内焊料均匀分布，确保焊接的可靠性，焊接连接处内表面无缝隙及焊接痕迹；

d) 外箱/柜前门应安装加强筋，以确保其刚度能够满足使用要求；

e) 机箱/柜中的固定连接部位应牢固可靠，无松动现象；不拆卸的螺纹连接处有防松措施；可拆卸连接连接可靠，拆卸方便，拆卸后不影响再装配的质量，且不增加再装配的难度；

f) 箱/柜内安装零件的设计应充分考虑结构的合理性以及同一工程的一致性；在满足机械强度的前提下，尽可能减少钣金件的安装螺钉数量，原则上2U高度内螺钉的数量不多于2个；

g) 门上密封条采用机械发泡工艺实现，成型的密封条平整均匀分布，密封条表面无肉眼可识别的气泡或气孔，密封条无脱落或部分脱落现象；

h) 机箱/柜的可运动部件应按设计要求活动自如、可靠，不得有影响运动性能的松动，在规定的运动范围内不应与其它零件碰撞或摩擦；

i) 机箱/柜门开启、关闭应灵活自如，锁紧应可靠，门的开启角度不应小于120°,机箱/柜门开启后可牢靠支撑，不随意关闭；如箱/柜不加底座时，应将前门高度方向尺寸设计成小于箱/柜体高度。

j) 站所终端箱柜不含通信箱外形尺寸不大于600*400*1300（宽深高），含通信箱的外尺寸不大于600*400*1700（宽深高），预留通信箱高度400mm，按需选配通信箱；典型外形结构件附录B；

k) 站所终端需做抗凝露处理。禁止用电裸露型端子排（TB型），应采用塑件包裹型标准电压电流端子排，安装后外视无带电裸露点导线头部处理，接入端子后，根部无金属裸露。不同属性信号线间，强弱电间应留有空端子。端子排建议采用水平式结构，箱体内金属附件、板材建议采用非金属钝化处理以减少凝露。终端线路板、连接件外露针需做三防绝缘处理（三防漆，绝缘漆，硅橡胶灌封），绝缘材料为非易燃品。

2.8.2表面涂覆和防护要求

a) 所有紧固件均应具有防腐蚀镀层或涂层，且表面光洁，无缺陷、破裂等现象；户外机箱/柜所使用的紧固件选用不锈钢材质；

b) 各金属结构件应有相应的防腐蚀镀层或涂覆层，也可采用无需表面处理的材料制造；镀覆或涂覆后的表面不应有灰尘、杂质、油污、划痕、镀覆或涂覆缺陷等质量问题；镀层及涂覆层的类别、厚度及要求等应符合企业标准及设计图样的规定；

c) 外箱防尘、防雨、防腐蚀，符合GB/T 4028规定的IP54级要求。

d) 机箱/柜的外壳防护应按照GB 4208的规定并至少达到IP30级；对于有防水防尘要求的，达到IP54级。机箱/柜门锁的防护等级不低于机箱/柜的防护等级；

e) 采用不锈钢表面拉丝处理的箱/柜出厂前应使用塑料薄膜加以保护，以避免在搬运、装配、调试等工序执行过程中受到划伤，并且保护膜去除后不应在箱/柜体表面留下痕迹。

2.8.3铭牌、标牌及标志

1.设备的铭牌、标牌及标志应清洁、平整，表面无擦伤、划痕，无明显修整痕迹和其它影响美观的缺陷；

2.铭牌、标牌及标志的图案和字迹应清晰、美观、醒目、耐久。

3.终端应设有和铭牌相结合的RFID电子标签，并满足以下要求：

4.电子标签应符合ISO/IEC 18000-6 Type C空中接口要求，识别距离不小于3米，可擦写次数不少于1万次，数据保持时间为10年以上，硬性标签应符合GB 4208中防护等级IP67的规定，在低温或高温（-40℃～85℃）高湿（5%～100%）条件下能正常工作；

5.电子标签的数据存储应符合国家电网公司有关技术要求，并具备必要的安全防护功能，避免非授权人的非法写入、篡改和识别，确保标签具备很好的防伪性能；

6.电子标签宜与设备铭牌结合使用，或采用粘贴的方式单独安装在设备铭牌附近。不适宜粘贴的情况下可以塑壳封装后嵌入或铆钉在设备外壳或防护物表面。

7.接地端和所有连在一起的其他接线端子之间；

8.依次对每个输入线路端子之间，其他端子接地；

9.电源的输入和大地之间。

冲击试验后，交流工频电量测量的基本误差应满足其等级指标要求。

2.8.4机械安全

a) 机箱/柜及其零部件的可触及部分不应有锐边和棱角、毛刺和粗糙的外表，以防止在机箱/柜装配、安装、使用和维护中对人身安全带来伤害；

b) 机箱/柜应具有足够稳定性和牢固的连接及安装，避免因振动、冲击、碰撞、地震而倾倒或零部件脱落导致对人体的伤害，同时应考虑运输过程中的安全。

2.8.5电缆进线及固定

a) 机箱/柜的底板或顶板上应提供电缆进入的进线孔及密封圈，在机箱/柜内部应为内部配线及电缆进线的固定提供条件，如在适当的位置安装扎线花板，扎线花板的布置要均匀，安装方式要可靠，并且能够满足使用要求；

b) 采用光纤通信方式时，机箱/柜应为光纤接线提供安装、固定及盘绕附件；

c) 进线孔、进线及通信接线安装、固定详见附录B。

2.8.6二次回路要求

a) 二次端子排应采用可通断端子，连接导线和端子必须采用铜质零件；

b) 遥信输入回路采用光电隔离，并具有软硬件滤波措施，防止输入接点抖动或强电磁场干扰误动；

c) 电流输入回路采用防开路端子；

d) 控制输出端子上可提供可通断端子，可以明显地断开控制回路。

3.4　一二次接口要求

a) 开关和DTU的连接电缆双端预制，全部采用航空插头，接口定义与结构统一，不同厂家航空插头可互配；

b) 开关与DTU两侧各个间隔的航空插头具有防插错功能；

c) PT柜的接口：供电PT（母线取电）输出，1根电缆，1个4芯航空插头；相/零序电压互感器（母线采集）输出，1根电缆，1个10芯航空插头；

d) 开关单元的接口：各间隔电流互感器(相保护/测量、零序电流)输出、控制输入与信号接点输出，1根电缆，1个26芯航空插头；

e) 开关侧内部必须加装防开路设计，对带电拔插开关侧或DTU侧航空插头均能可靠安全防护；

f) 站所终端的接口:供电PT（母线取电）输入，1根电缆，1个4芯航空插头；相/零序电压互感器（母线采集）输入，1根电缆，1个10芯航空插头；各间隔电流互感器(相保护/测量、零序电流)输入、控制输出与信号接点输入，1根电缆，1个26芯航空插头；

g) 航空插头的接口定义及接线要求，详见附录C；

h) 基本性能

航空接插件插头、插座具有防误插功能。插针与导线的端接采用焊接方式。插座和插头的结构应满足表5-5的要求。

i) 航空接触件技术指标

航空接插件技术参数见表5-6

3.5　外箱体技术要求

3.5.1外箱体应采用厚度≥2mm、性能不低于S304不锈钢或GRC材料（玻璃纤维增强水泥）等材料，外壳应有足够的机械强度，在起吊、运输和安装时不应变形或损伤。外箱体防护等级应不低于IP43。

3.1金属材质外箱体应采取防腐涂覆工艺处理，涂层均匀、厚度一致，涂层应有牢固的附着力，保证20年不可出现明显可见锈斑，箱体外壳具有防贴小广告功能。

3.2外箱体颜色应与周围环境相协调，不锈钢材质宜选用国网绿，箱壳表面应有明显的反光警示标志，保证15年不褪色。

3.5.4外箱体应设置明显的标志，如设备名称、有电危险等。标志和标识的制作应符合GDW 742的规定。

3.5.5外箱体顶盖的倾斜度应不小于10°，并应装设防雨檐。门开启角度应大于105°，并设定位装置；装设暗锁，并设外挂锁孔。门锁具有防盗、防锈及防堵功能。

3.5.6外箱体应设有足够的自然通风口和隔热措施，保证在“专用技术规范”表3规定的条件下运行时，所有电器设备的温升不超过其允许值，并且不得因此降低环网柜的外箱体防护等级。

3.5.7外箱体底部应配备4根可伸缩式起吊销，起吊销应能承载整台设备的重量。

3.5.8外箱体预留站所终端安装空间不小于800mm*600mm*1800mm（宽×深×高），正面开门的高度不低于1750mm。

4.2.2 环网柜型式试验

4.2.2.1环网柜应进行第三方型式试验，型式试验的目在于验证环网单元、控制回路、控制设备及辅助设备的各种性能是否符合标准的要求。试验应在典型的同一环网单元上完成，应由具备国家认可资质的第三方检测机构执行。

4.2.2.2型式试验项目及要求，按GB 3906、DL/T 404及DL/T 593及的规定执行，并应有主要元件的型式试验和出厂试验报告。

4.2.2.3在进行型式试验前，环网单元中的断路器应按GB 1984和DL/T 402、负荷开关应按GB 3804、组合电器应按GB 16926、隔离开关和接地开关应按GB 1985中规定的项目通过型式试验，组合电器中的熔断器应按GB/T 15166.2中的规定通过型式试验。

4.2.2.4 出现以下任何一种情况时，应进行型式试验：

a) 新试制的产品应进行完整的型式试验；

b) 转厂试制的产品应进行完整的型式试验；

c) 当环网单元中的断路器、负荷开关及组合电器中配用的负荷开关、熔断器、操动机构或辅助设备的型号或规格变更时，应进行相应项目的型式试验；

d) 当产品在设计、工艺或使用的材料等做重大改变时，应进行相应项目的型式试验；

e) 批量生产的产品每隔8年或不经常生产的产品（指停止生产间隔1年及以上者）再次生产时，应进行全部项目的型式试验；

f) 型式试验结果应出具在正式的型式试验报告中。型式试验报告应包括足够证明试品符合本标准及有关标准的资料，也应包括试品应符合的技术文件及图纸资料。型式试验报告还应包括有关试品的主要元件，操动机构或辅助设备的技术性能，结构状况及安装方式的有关资料。

4.2.2.5 型式试验项目见表3

4.2.3 站所终端型式试验

a) 外观试验

b) 基本功能试验

c) 主要性能试验

d) 绝缘性能试验

e) 低温试验

f) 高温试验

g) 电磁兼容性试验

h) 电源影响试验

i) 机械性能试验

j) 连续通电试验

4.3 出厂试验

4.3.1 一般要求

a) 出厂试验不应给产品的性能和可靠性带来损害；

b) 每台产品必须经出厂试验，合格后方能出厂；

c) 出厂产品均应附有产品合格证、有关出厂试验报告等相应的技术文件。如有协议要求，任一项出厂试验项目可作为对产品的验收内容；

d) 出厂试验应符合GB 3906、DL/T 404及DL/T 593中的规定．还应符合相应产品标准及本标准的规定。

4.3.2 出厂试验

出厂试验项目见表4。

4.4 抽检试验

4.4.1 12kV环网箱应按比例进行抽检试验。抽检试验工作以招标批次为单位，每批的抽检比例宜为招标总数的2%～5%，前10批宜按5%比例抽取，如产品质量性能稳定且一次抽检合格率在95%以上，可以将抽检比例降低到2%，当一次抽检合格率降低到90%以下时应及时将抽检比例提高到5%。

4.4.2 抽检试验应提供抽检试验报告等相应的技术文件。

4.4.3 抽检试验应符合GB 3906、DL/T 404及DL/T 593中的规定．还应符合相应产品标准及本标准的规定。

4.4.4 抽检试验项目见表5

4.5 交接试验

4.5.1 一般要求

a) 现场交接试验应按GB 50150和 DL/T 404的要求进行；

b) 每台产品必须经交接试验，所有试验结果均应符合产品的技术要求，合格后方能投运。

4.1 交接试验项目

交接试验项目见表6。

4.6专业检测

卖方按买方要求将产品送到具备国家认证认可资质的实验室进行专业检测，并提供专业检测报告，专业检测依据国家电网公司运维检修部发布的《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》、《国家电网公司配电自动化终端设备入网专业检测大纲》和《国网电网公司配电自动化终端线损采集模块入网专业检测大纲》进行。

4.7 试验方法及要求

4.7.1 环网柜的试验方法及要求

4.7.1.1 绝缘试验

a) 试验要求按DL/T 593的规定。凝露下的耐压试验，试验方法按DL/T 404的规定进行；

b) 绝缘试验时，应在元件的布置能提供最不利的绝缘条件的组合方式上进行，如无法证明，应在各种可能的布置方案下进行试验。

4.7.1.2 局部放电试验

a) 试验要求按GB/T 7354中的规定；

b) 试验结果判定：1.2Ur下，局部放电量绝缘组件≤5pC，断路器柜、负荷开关柜、组合电气柜≤20pC，计量柜、PT柜≤80pC。

4.7.1.3 温升试验

a) 试验要求按DL/T 593的规定，对环网单元通入1.1倍的额定电流进行试验。对组合电器单元（或含有熔断器）的环网单元进行试验时，组合电器应按GB 16926的规定通入1.0倍额定电流进行试验；

b) 温升试验应按正常使用条件安装，包括所有外壳、隔板等，并且在试验时应将盖板和门关闭；

c) 对某一单元的环网单元进行温升试验时，主母线及两边相邻的环网单元应通以电流，该电流所产生的功率损耗应与额定情况下相同。如果无法做到与实际工作条件一致，则允许以加热或隔热的方法来模拟其等价条件；

d) 对于断路器、负荷开关、负荷开关－熔断器组合电器三种单元的温升试验应分别进行，不可互相替代；

e) 试验结果判定：按DL/T 593的规定，熔断器的温升应符合GB/T 15166.2中的规定，温升试验后主回路的电阻变化不得大于温升试验前的20%。

4.7.1.4 主回路电阻测量

a) 试验要求按DL/T 593的规定进行，其电阻值由产品技术条件规定。短路实验前后电阻变化不得大于20%；

b) 为了排除熔断器固有电阻分散性对回路电阻的表征产生影响时，可用阻抗可以忽略不计的导电棒代替熔断器后，进行直流电阻测量，此时应对导电棒的直流电阻进行记录；

c) 当额定电流等于或大于100A时，应以电流、电压法测量。

4.7.1.5 短时耐受电流和峰值耐受电流试验

a) 短时耐受电流和峰值耐受电流试验适用于断路器、负荷开关，对负荷开关－熔断器组合电器不适用。但考虑到组合电器的其它功能单元或支路（如接地开关、接地回路等），要求进行短时耐受电流和峰值耐受电流试验时，按DL/T 593规定进行；

b) 环网单元应进行铭牌所规定的峰值耐受电流及短时耐受电流的试验，试验方法应符合DL/T 593中的规定，在三相回路上进行。在同一产品中有两种以上短时耐受电流及峰值耐受电流值时，如果结构及其所有组件和导体截面（如为设计最小截面）规格均相同，若已按规定的最大值进行，并通过了试验，对规定的较低值可以不进行试验；

c) 在同一系列产品中（包括电压互感器单元在内），在进行出线柜试验时，应采用方案中最小额定电流配置的试品进行试验。在试验中，除为限制短路电流值和短路持续时间而装设的保护装置外，应保证其它的保护设施不动作。试验后，试品内的组件和导体不应产生有损于主回路正常工作的变形和损坏；

d) 接地回路的试验按DL/T 404的规定进行。试验后，接地导体与接地网连接的汇流排等允许有一定程度的局部变形，但必须维持接地回路能继续正常工作。

4.7.1.6 关合开断与电寿命试验

a) 断路器的短路关合和开断试验、容性电流开合试验按DL/T 402规定进行，电寿命试验按DL/T 403规定进行；

b) 负荷开关试验按GB 3804规定进行；

c) 负荷开关－熔断器组合电器试验按GB 16926规定进行；

d) 无论装何种开关设备的环网单元，进行开断试验前、后，均应进行主绝缘对地、相间及断口间的工频和冲击耐压试验。

6.7.1.7 防护等级试验按DL/T 593的规定进行。

6.7.1.8 内部燃弧试验的技术条件、方法及判据，按DL/T 404的规定进行，燃弧持续时间应≥0.5s。

4.7.1.9 机械特性试验

a) 除另有规定，试验应在试验现场周围空气温度下进行；

b) 环网单元内主回路所装的断路器、负荷开关、隔离开关、接地开关的机械性能试验，在规定的操作电压范围内进行，应符合各自技术条件的要求；

c) 断路器（负荷开关）、隔离开关、接地开关应操作50次，可插拔部件应插入、抽出各25次，以检验其操作是否良好；

d) 环网单元中各组件均应按各自要求进行机械稳定性的考核。断路器、负荷开关、隔离开关分别按DL/T 402、GB 3804、DL/T 486中的相关规定进行。接地开关如果与隔离开关组合成一个整体，在进行隔离开关试验时，同时也进行接地开关的试验；如分别为两个组件，应按DL/T 486中的规定进行机械稳定性考核；

e) 机械联锁部件的机械稳定性考核，按DL/T 593中的规定进行；

f) 进行机械稳定性试验前后的高压电器组件、部件，均应测量它的主回路电阻，其值应符合各自技术条件的要求，并应按本标准6.7.1.3的规定进行温升试验，其二次回路应保证性能良好；

g) 绝缘外壳的机械强度应当用冲击试验来考核，其冲击力应加在外壳最薄弱的地点（如观察窗）。

4.7.1.10 绝缘组件的动、静出线端或两端按各自所能承受的机械力，进行相应的抗弯或抗拉试验，试验参数应符合相关产品的技术条件及设计图样的规定。

4.7.1.11 操作振动试验按DL/T 593的规定进行。

4.7.1.12 联锁试验

a) 机械联锁和电气闭锁应符合“五防”规定；

b) 连锁装置的机械操作试验，按DL/T 593的规定进行。

4.7.1.14一次设备与终端联调试验

a) 对于配备二次终端的环网单元还需要进行一次设备与终端的配合调试；

b) 指示功能，终端指示状态与一次环网单元的状态应当一致，包括电源指示、位置指示、储能指示、相间过流指示、零序过流指示等；

c) 控制功能，将环网单元设置为“远方”状态，通过终端进行合分操作不少于5次，环网单元均应当可靠动作；

d) 电气连锁功能，当环网单元处于分闸接地状态时，终端遥控环网单元合闸时，环网单元应当不动作；

e) 零序保护动作试验，该项试验适用于分界环网单元。要求该项试验最少分别在3个档位上进行，且环网单元均能够可靠分闸，终端能正确显示零序过流信号；

f) 相间保护动作试验，该项试验适用于分界环网单元。要求该项试验最少分别在3个档位上进行，且最少在2相上进行重复测试，环网单元均能够可靠分闸，终端能正确显示相间过流信号；

g) 电流闭锁功能，在环网单元上施加大电流至终端上“过流”及“闭锁”指示灯亮时，投入零序保护，环网单元应当闭锁不动作。

4.7.1.15 电磁兼容测试按GB/T 11022中的规定进行

4.7.2 站所终端绝缘耐压及EMC等性能要求

4.7.2.1绝缘要求

a) 绝缘电阻

在正常大气条件下绝缘电阻的要求见表7；

c) 冲击电压

电源回路应按电压等级施加冲击电压，额定电压大于60V时，应施加5kV试验电压；额定电压不大于60V时，应施加1kV试验电压；交流工频电量输入回路应施加5kV试验电压。施加1.2/50μs冲击波形，三个正脉冲和三个负脉冲，施加间隔不小于5s。

以下述方式施加于交流工频电量输入回路和电源回路：

4.7.2.2电磁兼容性

a) 电压突降和电压中断适应能力要求

按GB/T 15153.1中的有关规定执行。

直接和公用电网或工厂及与电厂的低压供电网连接时，在电压突降ΔU为100%，电压中断为0.5s的条件下应能正常工作，设备各项性能指标满足基本性能的要求。

b) 抗高频干扰的要求

按GB/T 15153.1中的有关规定执行。

在正常工作大气条件下设备处于工作状态时，在信号输入回路和交流电源回路，施加以下所规定的高频干扰，由电子逻辑电路组成的回路及软件程序应能正常工作，其性能指标应满足基本性能要求。

高频干扰波特性:

1) 波形：衰减振荡波，包络线在3～6周期衰减到峰值的50%；

2) 频率：(1±0.1)MHz；

3) 重复率：400次/s；

4) 高频干扰电压值如表2-6的规定。

c) 抗快速瞬变脉冲群干扰的要求

按GB/T 17626.4中的有关规定执行。

在施加如表2-6规定的快速瞬变脉冲群干扰电压的情况下，设备应能正常工作，其性能指标应符合基本性能的要求。

d) 抗浪涌干扰的要求

按GB/T 15153.1中的有关规定执行。

在施加如表10规定的浪涌干扰电压和1.2/50μs波形的情况下，设备应能正常工作，其性能指标符合基本性能的要求。

e) 抗静电放电的要求

按GB/T 15153.1中的有关规定执行。

设备应能承受表11规定的静电放电电压值。在正常工作条件下，在操作人员通常可接触到的外壳和操作点上，按规定施加静电放电电压，正负极性放电各10次，每次放电间隔至少为1s。在静电放电情况下设备的各性能指标均应符合基本性能要求。

f) 抗工频磁场和阻尼振荡磁场干扰的要求

按GB/T 15153.1中的有关规定执行。

设备在表12规定的工频磁场和阻尼振荡磁场条件下应能正常工作，而且各项性能指标满足基本性能要求。

g) 抗辐射电磁场干扰的要求

按GB/T 17626.3中的有关规定执行。

设备在表13规定的辐射电磁场条件下应能正常工作，而且各项性能指标满足基本性能要求。

4.7.2.3机械振动性能要求

设备应能承受频率f为2～9Hz，振幅为0.3mm及f为9Hz～500Hz，加速度为1m/s2的振动。振动之后，设备不应发生损坏和零部件受振动脱落现象，各项性能均应符合基本性能的要求。

4.7.2.4连续通电的稳定性要求

设备完成调试后，在出厂前进行不少于72h连续稳定的通电试验，交直流电压为额定值，各项性能均应符合基本性能的要求。

5　技术服务、工厂检验和监造

5.1　技术服务

5.1.1　概述：

a) 投标人应根据招标人要求，指定售后服务人员，对安装承包商进行相关业务指导。

b) 投标人应该根据工地施工的实际工作进展，及时提供技术服务。

5.1.2　任务和责任：

a) 投标人指定的售后服务人员，应在合同范围内全面与招标人代表充分合作与协商，以解决合同有关的技术和工作问题。双方的代表，未经双方授权，无权变更和修改合同。

b) 投标人售后服务人员代表投标人，完成合同规定有关设备的技术服务。

c) 投标人售后服务人员有义务协助招标人在现场对运行和维护的人员进行必要的培训。

d) 投标人售后服务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，投标人应负责修复、更换和/或补充，其费用由投标人承担，该费用中还包括进行修复期间所发生的服务费。招标人的有关技术人员应尊重投标人售后服务人员的技术指导。

5.1.3　在本合同有效期内，招投标双方应及时回答对方提出的技术文件范围内有关设计和技术的问题，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。

5.2　工厂检验和监造

5.2.1　招标人有权对正在制造或制造完毕的产品，选择一定数量，进行抽查测试，检测产品质量或验证供应商试验的真实性，投标人应配合招标人做好抽查测试，费用由招标人承担。

5.2.2　若有合同设备经检验和抽检不符合本部分的要求，招标人可以拒收，并不承担费用。

6　包装、运输及贮存

6.1 环网箱的包装应符合GB/T 191规定。所需的备品备件及专用工具与仪器仪表应单独装箱并装在包装箱内，在箱上注明“专用工具”、“仪器仪表”，以与本体相区别；并标明“防尘”、“防潮”、“防止损坏”、“易碎”、“向上”、“勿倒”等字样，同主设备一并发运。

6.2 环网箱的随机文件应至少包括：装箱清单、产品合格证书、土建基础图纸、出厂试验报告、操作指南、安装使用说明书、其他仪表的使用说明书及备品备件等清单（如有）。

6.3 环网箱应有接线端子、运输及起吊部位、中心线、连接部位、接地部位等标记，标志，标志内容应符合相关标准规定。

6.4 环网箱应有能承受整体总重量的起吊装置，应在运输文件中附上尺寸图和重量，并提供起吊图纸和说明，包装箱上应有起吊标志。

6.5 环网箱内部结构应在经过正常铁路、公路及水路运输后相互位置不变，紧固件不得松动。变压器运输时，应保护环网单元的所有组、部件以及出厂资料不损坏和不受潮，批量运输时，应使用防撞装置。

6.6 环网箱应贮存在通风、干燥、无腐蚀性气体场所