配电设备一二次融合关键技术专项方案.doc

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61.1 总体思路和目的61.1.1 总体推动思路61.1.2 总体目的62 柱上开关一二次成套技术方案72.1 一二次成套总体规定72.2 一二次成套功能规定82.2.1 分段/联系断路器成套功能规定82.2.2 分段/联系负荷开关成套功能规定92.2.3 分界断路器成套功能规定112.2.4 分界负荷开关成套功能规定112.3 一二次成套技术规定122.3.1 总体构造规定122.3.2 分段/联系断路器成套技术规定132.3.3 分段/联系负荷开关成套技术规定132.3.4 分界断路器成套技术规定142.3.5 分界负荷开关成套技术规定142.3.6 自动化部件技术规定152.3.6.2 电压/电流互感器（传感器）技术规定152.3.6.3 控制单元技术规定182.3.7 通信及接口规定192.4 抗凝露方案202.4.1 凝露问题分析202.4.2 柱上开关抗凝露方案212.4.3 环网柜抗凝露方案212.3.4 控制电缆及插头抗凝露方案212.3.5 控制单元抗凝露方案222.5 行程开关改进方案222.5.1 产生遥信抖动因素分析222.5.2 解决方案233 环网柜一二次成套技术方案233.1 一二次成套化方案233.2 一二次成套技术规定243.2.1 开关柜典型分类和构成243.2.2 成套设备应用技术规定253.2.2.1 成套设备整体规定253.2.2.2 抗凝露规定263.2.3 开关柜技术规定263.2.4 互感器及DTU技术规定283.2.4.1 互感器技术规定283.2.4.2 控制单元技术规定293.2.5 接口规定313.2.5.1 操作电源配备313.2.5.2 电缆及接线端子313.2.6 通信324 环网柜一二次融合技术方案324.1 一二次融合方案324.2 一二次融合技术规定334.2.1 开关柜典型分类和构成334.2.2 一二次融合设备应用技术规定344.2.2.1 一二次融合设备整体规定344.2.2.2 抗凝露规定364.2.3 开关柜技术规定374.2.4 互感器（传感器）及DTU技术规定394.2.4.1 互感器（传感器）技术规定394.2.4.3 控制单元技术规定404.2.5 接口规定414.2.5.1 操作电源配备414.2.5.2 电缆及接线端子414.2.6 通信424 配电线损采集模块技术规定424.1 总体规定424.1.1 用于箱式FTU配电线损采集模块424.1.2 用于罩式FTU配电线损采集模块434.1.3 用于一二次成套化方案DTU配电线损采集模块434.1.4 用于一二次融合方案DTU配电线损采集模块434.2 规格规定434.2.1 精确度级别434.2.2 参比电压434.2.3 参比电流444.2.4 原则参比频率444.2.5 配电线损采集模块常数444.3 接口及构造规定444.3.1 脉冲输出444.3.2 RS232/RS485通信接口454.3.3 电源及功耗规定454.3.4 构造及接口定义465 投标及检测规定495.1 投标检测资质规定495.2 供应商投标资格规定505.3 供货设备与入网专业检测样机元器件一致性规定50附录A 接插件电气管脚定义（柱上开关一二次成套设备）50附表A.1 柱上开关26芯航空插件管脚电气定义50附表A.2 FTU电源/电压航空插头引脚定义52附表A.3 FTU电流输入接口引脚定义52附表A.4 FTU控制信号航空插头引脚定义（配弹簧机构开关）53附表A.5 FTU控制信号航空插头引脚定义（配永磁开关）53附表A.6 FTU控制信号航空插头引脚定义（配电磁机构开关VSP5）53附表A.7 合用于箱式FTU配电线损采集模块接口定义54附录B 接插件电气管脚定义（环网柜一二次成套设备）55附表B.1 DTU工作电源航空插头引脚定义55附表B.2 DTU电压输入端子定义55附表B.3 DTU电流输入与控制信号端子定义56附表B.4 DTU配电线损采集模块接口定义57附录C 接插件电气管脚定义（环网柜一二次融合设备）58附表C.1 间隔单元33芯矩形连接器端子和相应引线信号定义58附表C.2 间隔单元脉冲输出端子定义61附表C.3 间隔单元通讯输出端口定义62附表C.4 间隔单元维护端口定义62附表C.5 公共单元电源端口定义62附表C.6 公共单元RS485接口定义62附表C.7 公共单元遥信接口定义63附表C.8 电源电压总线PT控制柜二次室端子定义63附表C.9 电源电压总线间隔柜二次室侧端子定义63附表C.10 电流传感器航插接口定义64附表C.11 公共单元柜端子定义64附表C.12 以太网通讯线定义651 前言1.1 总体思路和目的1.1.1 总体推动思路通过提高配电一、二次设备原则化、集成化水平，提高配电设备运营水平、运维质量与效率，满足线损管理技术规定，服务配电网建设改造行动筹划。为了稳妥推动一、二次融合技术，协调老式成熟技术可靠性与新技术不拟定性之间矛盾，本技术方案分两个阶段推动：第一阶段为配电设备一二次成套阶段，重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，并采用原则化航空插接头与终端设备进行测量、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一二次融合阶段，结合一次设备原则化设计工作同步开展，重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”目的。1.1.2 总体目的（1）一二次成套阶段方案（第一阶段）该阶段目的为实现一二次设备接口原则化和成套化招标采购与检测，满足线损采集、就地型馈线自动化、单相接地故障检测规定。（2）一二次融合阶段方案（第二阶段）该阶段与一次设备原则化工作同步推动，目的为实现一二次设备高度融合，满足分段线损管理、就地型馈线自动化、单相接地故障检测、装置级互换、工厂化维修、即插即用及自动化检测规定，解决成套设备绝缘配合、电磁兼容、寿命匹配等问题。 依照第一阶段应用状况，配电一二次设备采用一体化设计理念，终端产品设计遵循小型化、原则化、即插即用原则，满足不同厂家装置互换规定。2 柱上开关一二次成套技术方案2.1 一二次成套总体规定a) 柱上开关一二次成套设备按应用功能可分为分段负荷开关成套、分段断路器成套、分界负荷开关成套及分界断路器成套四种。b) 分段负荷开关成套重要用于主干线分段/联系位置，实现主干线故障就地自动隔离功能，支持电压时间型逻辑。c) 分段断路器成套重要用于满足级差规定，可直接切除故障主干线、大分支环节，具备重叠闸功能。d) 分界负荷开关及分界断路器重要实现顾客末端支线故障就地隔离或切除功能。e) 柱上开关成套设备具备自适应综合型就地馈线自动化功能，不依赖主站和通信,通过短路/接地故障检测技术、无压分闸、故障途径自适应延时来电合闸等控制逻辑，自适应多分支多联系配电网架，实现单相接地故障就地选线、区段定位与隔离；配合变电站出线开关一次合闸，实现永久性短路故障区段定位和瞬时性故障供电恢复；配合变电站出线开关二次合闸，实现永久性故障就地自动隔离和故障上游区域供电恢复。f) 开关本体、控制单元、电压互感器之间采用军品级航空接插件通过户外型全绝缘电缆连接,接口定义见附录。g) 开关本体应满足国家电网公司有关原则规定，控制单元应满足Q/GDW-514配电自动化终端子站功能规范及配电自动化终端技术规范有关规定，成套设备满足国家电网公司就地型馈线自动化实行应用技术方案有关规定。2.2 一二次成套功能规定2.2.1 分段/联系断路器成套功能规定a) 一二次成套装置由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆等构成。b) 开关本体应内置高精度、宽范畴电流互感器和零序电压传感器，应提供Ia、Ib、Ic、I0（保护及测量合一）电流信号和零序电压U0信号，满足故障检测、测量、线损采集等功能规定。c) 开关外置2台电磁式PT安装在开关两侧；电磁式PT应采用双绕组，为成套设备提供工作电源和线路电压信号。d) 具备采集三相电流、零序电流、2个线电压、零序电压能力，满足计算有功功率、无功功率，功率因数、频率和线损采集功能。e) 具备相间故障解决和小电流接地系统单相接地故障解决功能，可直接跳闸切除故障，具备自动重叠闸功能，重叠次数及时间可调。2.2.2 分段/联系负荷开关成套功能规定a) 一二次成套装置由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆等构成。b) 开关本体应内置高精度、宽范畴电流互感器和零序电压传感器，应提供Ia、Ib、Ic、I0（保护及测量合一）电流信号和零序电压U0信号，满足故障检测、测量、线损采集等功能规定。c) 开关外置2台电磁式PT安装在开关两侧；电磁式PT应采用双绕组，为成套设备提供工作电源和线路电压信号。d) 成套设备具备“来电合闸、失压分闸”功能，满足与变电站出线断路器配合完毕主干线路故障就地隔离就地馈线自动化功能，具备非遮断保护功能保证负荷开关不分断大电流。e) 具备采集三相电流、零序电流、2个线电压、零序电压能力，满足计算有功功率、无功功率，功率因数、频率和线损采集功能。f) 具备正向闭锁合闸功能，若开关合闸之后在设定期间内失压，则自动分闸并闭锁合闸，正向送电开关不关合。g) 具备反向闭锁合闸功能，若开关合闸之前在设定期间内掉电或浮现瞬时残压，则反向闭锁合闸，反向送电开关不关合。h) 具备接地故障隔离功能，若首端开关合闸之后在设定期间内浮现零序电压从无到有突变，则自动分闸并闭锁合闸，正向送电开关不关合。i) 具备接地故障就地切除选线功能，若开关负荷侧存在接地故障，延时跳闸，直接选出接地故障线路。j) 具备分段/联系模式就地可选拨码，在联系模式下具备自动转供电功能。k) 具备集中控制模式和就地重叠模式（自适应综合型、电压时间型、电压电流时间型）选取开关，选取开关遥信状态可积极上报主站。2.2.3 分界断路器成套功能规定a) 分界断路器由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆几某些构成。b) 开关本体应内置高精度、宽范畴电流互感器和零序电压传感器，应提供Ia、Ib、Ic、I0（保护及测量合一）电流信号和零序电压U0信号。配备1台电磁式PT安装在电源侧；为成套设备提供工作电源和线路电压信号。c) 具备相间故障解决和小电流接地系统单相接地故障解决功能，可直接跳闸切除顾客侧相间短路故障和接地故障，具备3次重叠闸功能。2.2.4 分界负荷开关成套功能规定a) 分界负荷开关由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆等构成。b) 开关本体应内置高精度、宽范畴电流互感器和零序电压传感器，应提供Ia、Ib、Ic、I0（保护及测量合一）电流信号和零序电压U0信号。配备1台电磁式PT安装在电源侧；为成套设备提供工作电源和线路电压信号。c) 具备自动隔离顾客侧相间短路故障、自动切除顾客侧接地故障，满足非遮断电流闭锁应用规定。2.3 一二次成套技术规定2.3.1 总体构造规定a) 开关本体应采用防凝露免维护设计，开关本体和操作机构都应采用全绝缘、全密封构造。共箱式开关整体满足IP防护级别不低于IP67；支柱式开关整体满足IP防护级别不低于IP65。b) 箱体上应有位于在地面易观测、明显分、合闸位置批示器，并采用反光材料，批示器与操作机构可靠连接，批示动作应可靠。c) 外壳应能良好地接地并能承受运营中浮现正常和瞬时压力。接地外壳上应装有导电性良好，直径不不大于12mm防锈接地螺钉，接地点应标有接地符号。d) 壳体上应设立防止内部电弧故障泄压装置。壳体应设立必要搬运把手，避免拽拉出线套管。e) 供起吊用吊环位置，应使悬吊中开关设备保持水平，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。f) 铭牌能耐风雨、耐腐蚀、保证使用过程中清晰可见，铭牌内容符合国家有关原则规定。g) 外壳应采用不锈钢板或优质碳钢材料使用冲压成型技术制造，应有明显厂家标记。2.3.2 分段/联系断路器成套技术规定a) 开关操作机构应内置于封闭箱内，应可以进行电动或手动储能合闸、分闸操作。b) 开关额定短路开断电流为20kA，额定电流不不大于630A。c) 成套设备应能迅速切除故障，故障切除时间不不不大于100ms。d) 在85%110%额定操作电压范畴内应能可靠合闸；在65%110%额定操作电压范畴内应能可靠分闸；电压低于30%额定操作电压不应脱扣。2.3.3 分段/联系负荷开关成套技术规定a) 开关应满足联系开关安全隔离规定。采用真空灭弧方式产品须采用内置隔离刀闸设计，隔离刀闸与灭弧室串联异步联动，互为闭锁，隔离刀闸先于灭弧室触头合闸，后于灭弧室触头分闸，关合时间差控制在15-40ms，隔离断口25mm；采用SF6灭弧方式产品，其断口距离应满足35mm规定。b) 开关操作机构内置于封闭气箱内。c) 操作机构采用电磁机构时，具备“来电合闸，失压分闸”功能，可手动/电动操作；额定操作电压为AC220V，在低于65V需保障可靠分闸，高于160V需可靠合闸。d) 操作机构采用弹簧机构时，配合控制器实现“来电合闸，失压分闸”功能，可手动电动操作；额定操作电压DC24V。2.3.4 分界断路器成套技术规定a) 开关操作机构应内置于封闭箱内，应可以进行电动和手动储能合闸、分闸操作。b) 开关额定短路开断电流为20kA，额定电流不不大于630A。c) 成套设备应能迅速切除故障，故障切除时间不不不大于100ms。d) 在85%110%额定操作电压范畴内应能可靠合闸；在65%110%额定操作电压范畴内应能可靠分闸；电压低于30%额定操作电压不应脱扣。2.3.5 分界负荷开关成套技术规定a) 开关应满足联系开关安全隔离规定。采用真空灭弧方式产品须采用内置隔离刀闸设计，隔离刀闸与灭弧室串联异步联动，互为闭锁，隔离刀闸先于灭弧室触头合闸，后于灭弧室触头分闸，关合时间差控制在15-40ms，隔离断口25mm；采用SF6灭弧方式产品，其断口距离应满足35mm规定。b) 开关弹簧操作机构采用手动储能、合闸，电动分闸；在65%110%额定操作电压范畴内应能可靠分闸；电压低于30%额定操作电压不应脱扣。c) 开关操作机构分闸功耗不不不大于240W/100ms。2.3.6 自动化部件技术规定2.3.6.2 电压/电流互感器（传感器）技术规定电磁式电压、电流互感器在配电自动化系统中已有成熟应用经验，但用于相电压、电流测量（或计量）小信号电压/电流传感器在国内配网中尚未有成功运营经验。为了稳妥推动该技术应用，本技术方案分两个阶段推动：第一阶段中相电流、零序电流、线电压信号采集采用电磁式互感器，而零序电压采集采用电压传感器；第二阶段均采用电压/电流传感器实现电压/电流信号采集。在零序电压信号采集应用方面，日本在20世纪80年代就开始使用电子式电压传感器，其因素是缺少适当方式对小电流接地系统零序电压进行采集，用来进行单相接地故障检测和保护（如果不使用零序电压，接地故障保护存在较大局限性，且精确度较低），且由于产品采用普通电气元件均通过长期验证，只要在抗干扰及精度规定上满足规定，基本可以满足可靠性规定。日本不使用三相五柱式电压互感器采集零序电压因素是不能通过测线路绝缘电阻或者耐压实验，来进行一次侧线路绝缘诊断和故障点查找。日本不使用电阻分压电压传感器因素涉及：1）会在系统中产生杂散电流，系统中使用多时，会引起接地故障保护误判；2）内置于设备中时，会导致设备对地绝缘阻抗减少；3）电阻是发热元件，容易热累积导致不可逆时漂和温漂，长期使用也许导致包覆电阻绝缘材料劣化；4）受外界影响大，精度难以保证。日本使用电容分压式传感器因素涉及：1）陶瓷电容技术相对成熟，自身浮现故障几率较小；2）虽然浮现故障，对系统及设备自身影响限度相对较低；3）与线路对地自身容性特性一致，不影响单相接地故障判断。本方案使用基于电容分压电子式电压传感器因素如下：1）日本在1990年已经将电容分压式电压传感器列入国标（JIS C4609），阐明电容分压式传感器成熟可靠；2）原理上可以采用隔离方式，将高压侧和低压侧隔离开来（原理参见JIS C4609），避免故障时，高压窜入控制终端，导致终端故障；4）详细应用时，规定采用避免故障时导致高电压进入终端设备办法；5）电容分压传感器带负载能力、抗干扰能力比较强；6）国外（特别是日本）、国内已有大量应用（许继有1万余台，平高有5000余台）业绩，实际使用证明效果良好。1） 电压传感器电压传感器应满足GB20840.7-电子式电压互感器规定，其中重要参数如下表：表2-3 零序电压传感器参数零序电压传感器参数额定电压比 零序 ：(10kV/)/(6.5V/3)精确级（含15m线缆）零序电压：3P级温度范畴-4070局部放电20pC（1.2Um/3）与开关组合后绝缘电阻（开关相对地）M10002） 电流互感器电流互感器参数额定电流比相：600A/1A或600A/5A零序 ：20A/1A精确级相：0.5级，5P10零序：5P10温度范畴-4070局部放电10pC，14.4kV负荷电流重叠特性零序：一次侧施加600A三相平衡负荷电流时，输出不不不大于5mA3） 电磁式电压互感器满足 GB1207电压互感器原则规定，其中重要参数如下表：表3-3电磁式电压互感器参数电磁式电压互感器参数额定电压比 线电压测量：10kV/0.1kV供电：10kV/0.22 kV 精确级线电压：0.5级实现方式双绕组电磁式PT 测量绕组输出容量10VA供电绕组输出容量300VA，短时容量3000VA/1s局部放电pC20（1.2Um/3）温度范畴-40702.3.6.3 控制单元技术规定（1） 线损采集功能规定（配套顾客末端分界开关除外）FTU采用配电线损采集模块实现线损采集功能，涉及：a) 正反向有功电量计算和四象限无功电量计算及功率因数计算。b) 电能量数据冻结功能：涉及日冻结数据，功率方向变化时冻结数据。c) 有功电量计算为0.5S级精度，无功电量计算为2级，功率因数辨别率0.01。（2） 测量功能规定采集三相电流、线电压、频率、有功功率、无功功率、零序电流和零序电压。（3） 保护功能规定a) 应满足Q/GDW-514配电自动化终端子站功能规范及配电自动化终端技术规范有关规定。b) 分段/联系断路器、分界断路器具备相间故障检测及跳闸功能、相间故障信息上传功能。c) 分段/联系断路器、分界断路器、分界负荷开关具备进出线接地故障检测及跳闸功能；具备故障录波与通信上传功能，接地故障录波每周波80点以上。（4） 测量/计量/保护精度规定a) 保护、测量、计量电压：外置PT线电压额定输入为100V，测量精度0.5；b) 保护、测量、计量电流：三相额定输入为1A或5A；保护3%；测量精度为0.5级；c) 零序电流：20A/1A；测量精度0.5；d) 零序电压：6.5V/3；测量精度3P；e) 电能量：有功电量计算精度：0.5S级；无功电量计算精度：2级。（5） 功耗规定“三遥”FTU、“二遥”动作型FTU整机功耗不不不大于35VA（含配电线损采集模块，不含通信模块、后备电源）。2.3.7 通信及接口规定（1）通信规定配电终端应同步具备光纤、无线通信接口，通信接口规定应满足Q/GDW-514配电自动化终端子站功能规范及配电自动化终端技术规范有关规定。（2）接口规定柱上开关与FTU接口配备如下：1）柱上开关侧采用1个26芯航空插头从开关本体引出零序电压、电流及控制信号，接入到FTU航空插头。航空插头引脚定义见附表A.1。采用2根电缆提供供电电源、线电压信号（采用电磁式PT取电）。2）FTU FTU航空插头接口涉及：供电电源及线电压输入接口（6芯，1个）、电流输入接口（6芯防开路，1个）、控制信号与零序电压接口（14芯，1个）、以太网接口（1个，备用）。航空插头引脚定义见附录A。与开关本体相连电缆在FTU侧分别连接到电流输入、控制信号航空插头；与PT电源相连电缆在FTU侧连接到供电电源和电压信号航空插头。2.4 抗凝露方案2.4.1 凝露问题分析凝露产生机理在于环境低于露点温度下，大湿度空气在有温差区器件上液化。因此解决凝露问题普通从如下几方面入手：通过全密封办法彻底隔绝大湿度空气。温差形成机理，由于不同材质传热速度不同，特别是裸露金属体（不锈钢板，镀锌板）导致金属体温度低于周边空气温度而带来凝露。金属体又分为带电金属体和非带电金属体。通过加热消除温差办法并不抱负，加热带来新温差区，反而加速箱体内壁上凝露。通过通风方式可在一定限度上减轻凝露，但会带来灰尘等进而导致内部污化。有效办法建议：带电金属体全绝缘化，非带电金属体做非金属钝化。钝化办法涉及喷涂，镀膜，塑化等。2.4.2 柱上开关抗凝露方案采用全密封构造(含操作机构)共箱式开关，实现全绝缘、全密封。开关本体满足下水实验规定，开关采用全绝缘设计，无带电裸露点。主引出线推荐采用电缆式引线。2.4.3 环网柜抗凝露方案各进出线单元采用全密封构造。进出线，母线电缆附件必要满足全绝缘、全密封规定。单元进线推荐采用电缆式引线。电缆进线沟必要做（采用快凝材料）密封解决。每一间隔二次室需加入湿度控制加热装置。环网柜顶部加湿度控制通风装置，母线电源PT需预留出加热，通风负载功率。2.3.4 控制电缆及插头抗凝露方案采用全密封防水构造插头插座。插头插座焊线侧必要灌装硅脂橡胶，保证无带电裸露点。电缆上接电源PT电缆破口需做防雨水浸入解决，安装时做上U型固定。电缆控制器侧要做下U型固定，防止雨水顺电缆灌入插头。2.3.5 控制单元抗凝露方案电压时间型开关，分界开关等尽量采用罩式装置，控制单元满足IP67防护级别，满足下水实验规定。环网柜二次某些DTU/箱式FTU禁止用电裸露型端子排（TB型），应采用塑件包裹型原则电压电流端子排，安装后外视无带电裸露点导线头部解决，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。FTU内端子排建议采用水平式构造，箱式FTU应满足IP54防护级别，箱体内金属附件，板材建议采用非金属钝化解决以减少凝露，箱体底部留有导流孔。控制器线路板、连接件外露针需做三防绝缘解决（三防漆，绝缘漆，硅橡胶灌封），绝缘材料为非易燃品。控制器应满足DL/T 721-关于湿热条件实验规定。2.5 行程开关改进方案2.5.1 产生遥信抖动因素分析开关遥信信号重要指开关分合闸状态和储能状态信号。配电开关状态信号重要通过行程开关或者转换开关提供。产生抖动因素重要有如下几点：a) 行程开关、转换开关质量缺陷；b) 行程开关松动或接触不良。2.5.2 解决方案解决方案重要有如下几条：a) 行程开关、转换开关规定选用质量稳定知名品牌产品。b) 行程开关安装应采用严格防松办法，例如安装螺栓采用厌氧胶粘接等。c) 在开关电动分合闸100次后，行程开关触点直流电阻不应不不大于1。d) 规定开关操作机构防护级别不低于IP67，防止凝露、灰尘等导致触点接触不良。3 环网柜一二次成套技术方案3.1 一二次成套化方案1) 环网柜由环进环出单元、馈线单元、母线设备(PT)单元、集中式DTU单元构成；2) 所有环进环出单元、馈线单元电源、电流、遥信、遥控等回路采用原则化接口设计，通过二次航空插头汇总于DTU单元航插室；母线设备单元电源、电压等回路通过二次航空插头汇总于DTU单元航插室；3) 可实现DTU单元柜、一次开关本体整体可更换；4) DTU实现三遥、线损采集、相间及接地故障解决、通信、二次供电等功能；线损采集采用独立模块，DTU核心单元与其通信采集电能量数据。3.2 一二次成套技术规定3.2.1 开关柜典型分类和构成环网柜分全绝缘型（共箱式）和半绝缘型（间隔式），箱式开闭所等应用于户外时宜采用全绝缘型。典型单元分类和构成如下：1) 负荷开关单元：由负荷/接地开关、避雷器、电流互感器、带电显示屏，合用于环进环出单元；2) 负荷开关-熔断器(组合电器)单元：由负荷/接地开关、熔断器、避雷器、电流互感器、带电显示屏构成，合用于变压器馈线单元；3) 断路器单元：由断路器、隔离/接地开关、避雷器、电流互感器、带电显示屏构成，合用于馈线单元；4) 母线设备单元：由负荷开关或隔离开关、熔断器、避雷器、电压互感器、带电显示屏构成，合用于电压计量、保护和取电。 图3-1 负荷开关单元 图3-2 组合电器单元 图3-3 断路器单元 图3-4 母线设备单元3.2.2 成套设备应用技术规定3.2.2.1 成套设备整体规定DTU柜集成线损采集功能，DTU具备分支/分界相间故障检测与跳闸、接地故障检测功能。DTU实现环进环出零序电流、零序电压迅速录波，采样速度不低于80点/周波，实现单相接地检测功能。采用独立PT间隔，电压/电流互感器采用如下配备方案：互感器配备如表3-1所示。表3-1 环网柜开关电磁式互感器配备方案设备名称数量描述进出线开关间隔电磁式电流互感器3支提供三相序电流信号电磁式电流互感器1支提供零序电流信号母线PT间隔电磁式三相（五柱）电压互感器1套提供供电电源、三相序（测量、计量合一）电压信号和零序电压信号DTU单元柜与开关连接电缆双端预制，所有采用航空插头，设备支持热插拔，不同厂家航空插头可互换；DTU单元柜与开关柜成套供货，单元柜可整体更换。DTU屏柜技术规定如下：1）DTU屏柜采用遮蔽立式构造；2）DTU屏柜外形尺寸不不不大于6004001700mm（宽深高，含预留400mm通信箱高度）；3）环网箱预留DTU安装空间统一尺寸，8006001800（宽深高）。3.2.2.2 抗凝露规定（1）防凝露a）规定环网柜基本距离地面不得低于500mm,同步应设立不得不大于450mm*250mm通风口，通风口应有钢丝网防小动物进入，旁边应无其他阻碍物并依照周边环境恰当增长数量，合理调节角度，保证空气对流畅通。b）对环网柜地基连接处进行大面积严密封堵，安装防水隔离挡板再次形成隔断层，在其底部配合使用品有吸湿功能封堵板料，有效吸附柜内空气水分，减少空气湿度，破坏凝露生成条件。c）在环网柜二次室内安装加热除湿装置，在温度低于设定温度时启用加热器加热室内空气。d）凝露较严重地区，可通过风机将柜内湿气抽送到柜外。（2）抗凝露核心单元板件进行三防解决。3.2.3 开关柜技术规定1）环网柜设计应能在容许基本误差和热胀冷缩热效应下不致影响设备所保证性能，并满足与其她设备连接规定，与构造相似所有可移开部件和元件在机械和电气上应有互换性。2）环进环出单元、馈线单元应装有能反映进出线侧有无电压，并具备联锁信号输出功能带电显示装置。当线路侧带电时，应有闭锁操作接地开关及电缆室门装置。3）操作电源采用DC48V，储能电机功耗不不不大于80W,合闸线圈瞬时功耗不不不大于300W,分闸线圈瞬时功耗不不不大于500W。4）采用气体灭弧环网单元应装设气体监测设备（涉及密度继电器，压力表），且该设备应设有阀门，以便在不拆卸状况下进行校验。气体压力监测装置应配备状态信号输出接点。5)气箱防护级别应满足GB 4208规定IP67规定。气体灭弧设备气箱应能耐受正常工作和瞬态故障压力，而不破损。6）环网柜应具备防污秽、防凝露功能，柜体采用百叶窗等运用通风散热设计。7）遥信。环网柜应提供开关位置信号、未储能信号，满足遥信规定。8）遥测整体满足保护、测量、线损采集等功能规定。环进环出单元和馈线单元装设高精度、宽范畴电流采样装置，采集三相电流、零序电流；母线设备单元装设高精度、宽范畴电压采样装置和取电装置，采集三相电压、零序电压。9）遥控：开关设备应配备电动操作机构，电操模块采用灌胶方式，可实现远方/就地操作；同步也具备手动操作功能，配备就地操作按钮和批示灯，DTU可不配备。10）柜间联系：各间隔单元出口采用军品级航空接插件，与DTU对接；11）环网柜采用电磁式互感器，应配备电流、电压表。12）断路器柜相间故障整组动作时间不不不大于100ms。13）开关柜选用负荷开关、断路器等设备功能和性能应满足GB 1984、GB 1985、GB 3804、GB 16926及GB/T 11022原则规定。3.2.4 互感器及DTU技术规定3.2.4.1 互感器技术规定1）电磁式电压互感器满足 GB1207电压互感器原则规定，其中重要参数如下表：表3-3 电磁式电压互感器参数电磁式电压互感器参数额定电压比 相电压：(10kV/3)/(0.1 kV /3)零序电压 ：(10kV/3)/( 0.1 kV /3)供电：10kV/0.22kV精确级相电压：0.5级零序电压：3P供电：3级实现方式三相五柱式，提供电压采集与供电线圈单相输出容量30VA零序输出容量30VA单相供电容量300VA，短时容量3000VA/1s局部放电pC1.2Um50pC，1.2Um/320Pc温度范畴-2550或-40702)电磁式电流互感器满足GB1208电流互感器规定，其中重要参数如下表：表3-4 电磁式电流互感器参数电磁式电流互感器参数额定电流比相电流：300/1A或600/1A零序电流 ：20/1A精确级相电流：0.5级、5P10零序电流：5P10实现方式保护绕组保护输出容量2.5VA计量输出容量2.5VA零序输出容量1VA温度范畴-2550或-4070防开路规定开关柜内部加装防开路装置负荷电流重叠特性零序：一次侧施加600A三相平衡负荷电流时，输出不不不大于5mA注：从环网柜母线指向线路为正方向。3.2.4.2 控制单元技术规定（1）线损采集功能规定DTU采用配电线损采集模块实现电能量采集功能。a) 间隔电能量计算功能，涉及：正反向有功电量计算和四象限无功电量计算；功率因数计算。b) 间隔电能量数据冻结功能：涉及日冻结数据，功率方向变化时冻结数据。c) 有功电量计算为0.5S级精度、无功电量计算为2级精度，功率因数辨别率0.01。（2）测量功能规定采集各线路三相电压、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。（3）故障解决功能规定a) 应满足Q/GDW-514配电自动化终端子站功能规范及配电自动化终端技术规范有关规定。b) 具备馈线间隔相间故障检测及跳闸功能、相间故障信息上传功能。c) 具备环进环出单元接地故障检测与接地故障信息上传功能；具备接地故障录波与通信上传功能，接地录波每周波80点以上。（4）电能量计算功能规定与互感器接口规定保护、测量电压：采集1组母线电压；三相额定100V/3；测量精度0.5级。零序电压：1路；额定100V/3；测量精度0.5级。保护测量电流：按间隔配备互感器；三相额定1A；测量误差0.5（1.2In）；保护测量误差3%；短期过量交流输入电流施加标称值%，持续时间不大于1s，配电终端应工作正常。零序电流(非有效接地系统)：按间隔配备互感器；额定1A；测量误差0.5。零序电流（有效接地系统）：按间隔配备互感器；额定1A；测量误差3%。（5）功耗规定“三遥”DTU整机功耗不不不大于50VA（含配电线损采集模块，不含通信模块、后备电源）。3.2.5 接口规定3.2.5.1 操作电源配备操作电源可采用DC48V，并配备自动化接口。规定控制回路、辅助回路、储能回路采用同一工作电压。供电PT为二次设备提供AC220V电源，操作回路统一由二次设备提供电源，操作回路在二次设备中设立独立空开控制，操作回路输出统一按组输出。3.2.5.2 电缆及接线端子1）航空插头或其她预制连接件按不同功能进行划分，布置应考虑各插件位置，避免接线互相交叉。2）航空插头或其她预制连接件应符合原则，正/负极之间应有间隔，断路器跳闸和合闸回路、直流（+）电源和跳合闸回路不能接在相邻端子上，并留有一定备用端子等，端子应编号。3）按照“功能分段”原则，按照如下规定分别设立：电流互感器回路、电压互感器回路、交流电源回路、直流电源回路、开关控制操作回路。各单元柜之间接口配备如下：1）PT柜采用1根电缆、4芯航空插头引出供电电源（采用电磁式PT从母线取电），航空插头引脚定义见附表5。采用1根电缆、10芯航空插头引出相/零序电压信号（从母线采集），航空插头引脚定义见附表8。2）各开关间隔单元柜采用1根电缆、26芯航空插头传播各间隔相/零序电流、控制信号，航空插头引脚定义见附表9。3）DTU单元柜DTU单元柜航空插头接口涉及：供电电源接口（4芯，1个）、电压输入接口（10芯，1个）、电流输入与控制信号接口（26芯，航空插头数量与开关间隔单元柜数量一致）。3.2.6 通信配电终端应同步具备光纤、无线通信设备相应网口与串口，通信规定应满足Q/GDW-514配电自动化终端子站功能规范及配电自动化终端技术规范有关规定。4 环网柜一二次融合技术方案4.1 一二次融合方案1) 环网柜由环进环出单元、馈线单元、PT单元、DTU间隔单元、DTU公共单元柜构成；DTU公共单元采用独立二次柜，包括DTU公共单元核心装置、电源管理模块、后备电源；DTU间隔单元嵌入式安装在开关间隔二次箱，其电源由DTU公共单元统一提供；2) DTU间隔单元实现本间隔三遥、线损采集、相间与接地故障解决、与DTU公共单元通信功能；3) DTU公共单元