配电设备一二次融合技术方案-2017版(66页).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 6
1.1 总体思路和目标 6
1.1.1 总体推进思路 6
1.1.2 总体目标 6
2 柱上开关一二次成套技术方案 7
2.1 一二次成套总体要求 7
2.2 一二次成套功能要求 8
2.2.1 分段/联络断路器成套功能要求 8
2.2.2 分段/联络负荷开关成套功能要求 9
2.2.3 分界断路器成套功能要求 11
2.2.4 分界负荷开关成套功能要求 11
2.3 一二次成套技术要求 12
2.3.1 总体结构要求 12
2.3.2 分段/联络断路器成套技术要求 13
2.3.3 分段/联络负荷开关成套技术要求 13
2.3.4 分界断路器成套技术要求 14
2.3.5 分界负荷开关成套技术要求 14
2.3.6 自动化部件技术要求 15
2.3.6.2 电压/电流互感器（传感器）技术要求 15
2.3.6.3 控制单元技术要求 18
2.3.7 通信及接口要求 19
2.4 抗凝露方案 20
2.4.1 凝露问题分析 20
2.4.2 柱上开关抗凝露方案 21
2.4.3 环网柜抗凝露方案 21
2.3.4 控制电缆及插头抗凝露方案 21
2.3.5 控制单元抗凝露方案 22
2.5 行程开关改进方案 22
2.5.1 产生遥信抖动的原因分析 22
2.5.2 解决方案 23
3 环网柜一二次成套技术方案 23
3.1 一二次成套化方案 23
3.2 一二次成套技术要求 24
3.2.1 开关柜典型分类和组成 24
3.2.2 成套设备应用技术要求 25
3.2.2.1 成套设备整体要求 25
3.2.2.2 抗凝露要求 26
3.2.3 开关柜技术要求 26
3.2.4 互感器及DTU技术要求 28
3.2.4.1 互感器技术要求 28
3.2.4.2 控制单元技术要求 29
3.2.5 接口要求 31
3.2.5.1 操作电源的配置 31
3.2.5.2 电缆及接线端子 31
3.2.6 通信 32
4 环网柜一二次融合技术方案 32
4.1 一二次融合方案 32
4.2 一二次融合技术要求 33
4.2.1 开关柜典型分类和组成 33
4.2.2 一二次融合设备应用技术要求 34
4.2.2.1 一二次融合设备整体要求 34
4.2.2.2 抗凝露要求 36
4.2.3 开关柜技术要求 37
4.2.4 互感器（传感器）及DTU技术要求 39
4.2.4.1 互感器（传感器）技术要求 39
4.2.4.3 控制单元技术要求 40
4.2.5 接口要求 41
4.2.5.1 操作电源的配置 41
4.2.5.2 电缆及接线端子 41
4.2.6 通信 42
4 配电线损采集模块技术要求 42
4.1 总体要求 42
4.1.1 用于箱式FTU的配电线损采集模块 42
4.1.2 用于罩式FTU的配电线损采集模块 43
4.1.3 用于一二次成套化方案DTU的配电线损采集模块 43
4.1.4 用于一二次融合方案DTU的配电线损采集模块 43
4.2 规格要求 43
4.2.1 准确度等级 43
4.2.2 参比电压 43
4.2.3 参比电流 44
4.2.4 标准的参比频率 44
4.2.5 配电线损采集模块常数 44
4.3 接口及结构要求 44
4.3.1 脉冲输出 44
4.3.2 RS232/RS485通信接口 45
4.3.3 电源及功耗要求 45
4.3.4 结构及接口定义 46
5 投标及检测要求 49
5.1 投标检测资质要求 49
5.2 供应商投标资格要求 50
5.3 供货设备与入网专业检测样机元器件一致性要求 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 适用于箱式FTU的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对应引线信号定义 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 65

1 前言
1.1 总体思路和目标
1.1.1 总体推进思路
通过提高配电一、二次设备的标准化、集成化水平，提升配电设备运行水平、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、二次融合技术，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成套阶段，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的一二次融合阶段，结合一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。
1.1.2 总体目标
（1）一二次成套阶段方案（第一阶段）
该阶段目标为实现一二次设备接口标准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、单相接地故障检测的要求。
（2）一二次融合阶段方案（第二阶段）
该阶段与一次设备标准化工作同步推进，目标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的要求，解决成套设备绝缘配合、电磁兼容、寿命匹配等问题。
根据第一阶段的应用情况，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、标准化、即插即用的原则，满足不同厂家装置互换的要求。
2 柱上开关一二次成套技术方案
2.1 一二次成套总体要求
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) 分段负荷开关成套主要用于主干线分段/联络位置，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) 分段断路器成套主要用于满足级差要求，可直接切除故障的主干线、大分支环节，具备重合闸功能。
d) 分界负荷开关及分界断路器主要实现用户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、故障路径自适应延时来电合闸等控制逻辑，自适应多分支多联络配电网架，实现单相接地故障的就地选线、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的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，实现永久性故障的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相关标准要求，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》相关要求，成套设备满足国家电网公司《就地型馈线自动化实施应用技术方案》相关要求。
2.2 一二次成套功能要求
2.2.1 分段/联络断路器成套功能要求
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、宽范围的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、线损采集等功能要求。
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、零序电压的能力，满足计算有功功率、无功功率，功率因数、频率和线损采集的功能。
e) 具备相间故障处理和小电流接地系统单相接地故障处理功能，可直接跳闸切除故障，具备自动重合闸功能，重合次数及时间可调。
2.2.2 分段/联络负荷开关成套功能要求
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、宽范围的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、线损采集等功能要求。
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成主干线路故障就地隔离的就地馈线自动化功能，具备非遮断保护功能确保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、零序电压的能力，满足计算有功功率、无功功率，功率因数、频率和线损采集的功能。
f) 具备正向闭锁合闸功能，若开关合闸之后在设定时间内失压，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时间内掉电或出现瞬时残压，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时间内出现零序电压从无到有的突变，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/联络模式就地可选拨码，在联络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合模式（自适应综合型、电压时间型、电压电流时间型）选择开关，选择开关遥信状态可主动上报主站。
2.2.3 分界断路器成套功能要求
a) 分界断路器由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆几部分组成。
b) 开关本体应内置高精度、宽范围的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。配置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) 具备相间故障处理和小电流接地系统单相接地故障处理功能，可直接跳闸切除用户侧相间短路故障和接地故障，具备3次重合闸功能。
2.2.4 分界负荷开关成套功能要求
a) 分界负荷开关由开关本体、控制单元、电源PT、连接电缆等组成。
b) 开关本体应内置高精度、宽范围的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。配置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) 具备自动隔离用户侧相间短路故障、自动切除用户侧接地故障，满足非遮断电流闭锁应用要求。
2.3 一二次成套技术要求
2.3.1 总体结构要求
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、全密封的结构。共箱式开关整体满足IP防护等级不低于IP67；支柱式开关整体满足IP防护等级不低于IP65。
b) 箱体上应有位于在地面易观察的、明显的分、合闸位置指示器，并采用反光材料，指示器与操作机构可靠连接，指示动作应可靠。
c) 外壳应能良好地接地并能承受运行中出现的正常和瞬时压力。接地外壳上应装有导电性良好，直径不小于12mm的防锈接地螺钉，接地点应标有接地符号。
d) 壳体上应设置防止内部电弧故障的泄压装置。壳体应设置必要的搬运把手，避免拽拉出线套管。
e) 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。
f) 铭牌能耐风雨、耐腐蚀、保证使用过程中清晰可见，铭牌内容符合国家相关标准要求。
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，应有明显的厂家标识。
2.3.2 分段/联络断路器成套技术要求
a) 开关操作机构应内置于封闭箱内，应能够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，额定电流不小于630A。
c) 成套设备应能快速切除故障，故障切除时间不大于100ms。
d) 在85%～110%额定操作电压范围内应能可靠合闸；在65%～110%额定操作电压的范围内应能可靠分闸；电压低于30%额定操作电压不应脱扣。
2.3.3 分段/联络负荷开关成套技术要求
a) 开关应满足联络开关的安全隔离要求。采用真空灭弧方式的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灭弧方式的产品，其断口距离应满足≥35mm要求。
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要求
a) 开关操作机构应内置于封闭箱内，应能够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，额定电流不小于630A。
c) 成套设备应能快速切除故障，故障切除时间不大于100ms。
d) 在85%～110%额定操作电压范围内应能可靠合闸；在65%～110%额定操作电压的范围内应能可靠分闸；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要求
a) 开关应满足联络开关的安全隔离要求。采用真空灭弧方式的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灭弧方式的产品，其断口距离应满足≥35mm要求。
b) 开关弹簧操作机构采用手动储能、合闸，电动分闸；在65%～110%额定操作电压的范围内应能可靠分闸；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大于240W/100ms。
2.3.6 自动化部件技术要求
2.3.6.2 电压/电流互感器（传感器）技术要求
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）的小信号电压/电流传感器在我国配网中尚未有成功运行经验。为了稳妥推进该技术的应用，本技术方案分两个阶段推进：第一阶段中相电流、零序电流、线电压信号的采集采用电磁式互感器，而零序电压的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的应用方面，日本在20世纪80年代就开始使用电子式电压传感器，其原因是缺少合适的方式对小电流接地系统的零序电压进行采集，用来进行单相接地故障的检测和保护（如果不使用零序电压，接地故障保护存在较大的局限性，且准确度较低），且由于产品采用的普通电气元件均经过长期验证，只要在抗干扰及精度要求上满足要求，基本可以满足可靠性要求。
日本不使用三相五柱式电压互感器采集零序电压的原因是不能通过测线路的绝缘电阻或者耐压试验，来进行一次侧线路的绝缘诊断和故障点查找。
日本不使用电阻分压电压传感器的原因包括：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的误判；2）内置于设备中时，会造成设备的对地绝缘阻抗降低；3）电阻是发热元件，容易热累积造成不可逆的时漂和温漂，长期使用可能造成包覆电阻的绝缘材料劣化；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的原因包括：1）陶瓷电容技术相对成熟，自身出现故障的几率较小；2）即使出现故障，对系统及设备本身的影响程度相对较低；3）与线路对地本身的容性特性一致，不影响单相接地故障的判断。
本方案使用基于电容分压的电子式电压传感器的原因如下：1）日本在1990年已经将电容分压式电压传感器列入国家标准（JIS C4609），说明电容分压式传感器成熟可靠；2）原理上可以采用隔离的方式，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，造成终端故障；4）具体应用时，要求采取避免故障时造成高电压进入终端设备的措施；5）电容分压的传感器带负载能力、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GB20840.7-2007电子式电压互感器要求，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)
准确级
（含15m线缆）

零序电压：3P级
温度范围

-40℃~70℃
局部放电

≤20pC（1.2Um/√3）
与开关组合后绝缘电阻（开关相对地）
MΩ
＞1000

2） 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
准确级

相：0.5级，5P10
零序：5P10
温度范围

-40℃~70℃
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，输出不大于5mA

3） 电磁式电压互感器
满足 GB1207电压互感器标准要求，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
准确级

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
pC
≤20（1.2Um/√3）
温度范围

-40℃~70℃
2.3.6.3 控制单元技术要求
（1） 线损采集功能要求（配套用户末端分界开关除外）
FTU采用配电线损采集模块实现线损采集功能，包括：
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：包括日冻结数据，功率方向改变时的冻结数据。
c) 有功电量计算为0.5S级精度，无功电量计算为2级，功率因数分辨率0.01。
（2） 测量功能要求
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） 保护功能要求
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》相关要求。
b) 分段/联络断路器、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/联络断路器、分界断路器、分界负荷开关具备进出线接地故障的检测及跳闸功能；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/保护精度要求
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） 功耗要求
“三遥”FTU、“二遥”动作型FTU整机功耗不大于35VA（含配电线损采集模块，不含通信模块、后备电源）。
2.3.7 通信及接口要求
（1）通信要求
配电终端应同时具备光纤、无线通信接口，通信接口要求应满足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》相关要求。
（2）接口要求
柱上开关与FTU的接口配置如下：
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的航空插头。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的航空插头接口包括：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。
与开关本体相连的电缆在FTU侧分别连接到电流输入、控制信号航空插头；与PT电源相连的电缆在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
凝露产生的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。所以解决凝露问题一般从以下几方面入手：通过全密封措施彻底隔绝大湿度空气。温差的形成机理，由于不同材质的传热速度不同，尤其是裸露金属体（不锈钢板，镀锌板）导致金属体温度低于周围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。
通过加热消除温差的方法并不理想，加热带来新的温差区，反而加速箱体内壁上的凝露。通过通风方式可在一定程度上减轻凝露，但会带来灰尘等进而导致内部污化。
有效的方法建议：带电金属体全绝缘化，非带电金属体做非金属钝化。钝化的措施包括喷涂，镀膜，塑化等。
2.4.2 柱上开关抗凝露方案
采用全密封结构(含操作机构)共箱式开关，实现全绝缘、全密封。
开关本体满足下水试验要求，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结构。进出线，母线电缆附件必须满足全绝缘、全密封的要求。单元进线推荐采用电缆式引线。电缆进线沟必须做（采用快凝材料）密封处理。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
采用全密封防水结构插头插座。插头插座焊线侧必须灌装硅脂橡胶，保证无带电裸露点。电缆上接电源PT的电缆破口需做防雨水浸入处理，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防护等级，满足下水试验要求。
环网柜二次部分DTU/箱式FTU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。FTU内端子排建议采用水平式结构，箱式FTU应满足IP54的防护等级，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，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处理（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 721-2013有关湿热条件实验要求。
2.5 行程开关改进方案
2.5.1 产生遥信抖动的原因分析
开关的遥信信号主要指开关的分合闸状态和储能状态信号。配电开关的状态信号主要通过行程开关或者转换开关提供。产生抖动的原因主要有以下几点：
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
解决方案主要有以下几条：
a) 行程开关、转换开关要求选用质量稳定的知名品牌的产品。
b) 行程开关的安装应采用严格的防松措施，比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，行程开关触点的直流电阻不应大于1Ω。
d) 要求开关操作机构防护等级不低于IP67，防止凝露、灰尘等造成的触点接触不良。

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单元组成；
2) 所有环进环出单元、馈线单元的电源、电流、遥信、遥控等回路采用标准化接口设计，通过二次航空插头汇总于DTU单元的航插室；母线设备单元的电源、电压等回路通过二次航空插头汇总于DTU单元的航插室；
3) 可实现DTU单元柜、一次开关本体的整体可更换；
4) DTU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，DTU核心单元与其通信采集电能量数据。
3.2 一二次成套技术要求
3.2.1 开关柜典型分类和组成
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。
典型单元分类和组成如下：
1) 负荷开关单元：由负荷/接地开关、避雷器、电流互感器、带电显示器，适用于环进环出单元；
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、带电显示器组成，适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、带电显示器组成，适用于馈线单元；
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、带电显示器组成，适用于电压计量、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 成套设备应用技术要求
3.2.2.1 成套设备整体要求
DTU柜集成线损采集功能，DTU具备分支/分界的相间故障检测与跳闸、接地故障检测功能。
DTU实现环进环出的零序电流、零序电压快速录波，采样速度不低于80点/周波，实现单相接地检测功能。
采用独立的PT间隔，电压/电流互感器采用如下配置方案：
互感器配置如表3-1所示。
表3-1 环网柜开关电磁式互感器配置方案
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单元柜与开关的连接电缆双端预制，全部采用航空插头，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屏柜技术要求如下：
1）DTU屏柜采用遮蔽立式结构；
2）DTU屏柜外形尺寸不大于600×400×1700mm（宽×深×高，含预留的400mm通信箱高度）；
3）环网箱预留DTU安装空间统一尺寸，800×600×1800（宽×深×高）。
3.2.2.2 抗凝露要求
（1）防凝露
a）规定环网柜基础距离地面不得低于500mm,同时应设置不得小于450mm*250mm的通风口，通风口应有钢丝网防小动物进入，旁边应无其它阻碍物并根据周围环境适当增加数量，合理调整角度，确保空气对流畅通。
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，在其底部配合使用具有吸湿功能的封堵板料，有效吸附柜内空气水分，降低空气湿度，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）凝露较严重的地区，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处理。
3.2.3 开关柜技术要求
1）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。
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及电缆室门的装置。
3）操作电源采用DC48V，储能电机功耗不大于80W,合闸线圈瞬时功耗不大于300W,分闸线圈瞬时功耗不大于500W。
4）采用气体灭弧的环网单元应装设气体监测设备（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。气体压力监测装置应配置状态信号输出接点。
5)气箱防护等级应满足GB 4208规定的IP67要求。气体灭弧设备的气箱应能耐受正常工作和瞬态故障的压力，而不破损。
6）环网柜应具有防污秽、防凝露功能，柜体采用百叶窗等利用通风的散热设计。
7）遥信。环网柜应提供开关位置信号、未储能信号，满足遥信要求。
8）遥测
整体满足保护、测量、线损采集等功能要求。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、宽范围的电压采样装置和取电装置，采集三相电压、零序电压。
9）遥控：开关设备应配置电动操作机构，电操模块采用灌胶方式，可实现远方/就地操作；同时也具备手动操作功能，配置就地操作按钮和指示灯，DTU可不配置。
10）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；
11）环网柜采用电磁式互感器，应配置电流、电压表。
12）断路器柜相间故障整组动作时间不大于100ms。
13）开关柜选用的负荷开关、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标准的规定。
3.2.4 互感器及DTU技术要求
3.2.4.1 互感器技术要求
1）电磁式电压互感器
满足 GB1207电压互感器标准要求，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
准确级

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
pC
1.2Um≤50pC，1.2Um/√3≤20Pc
温度范围

-25℃~50℃或-40℃~70℃
2)电磁式电流互感器
满足GB1208电流互感器要求，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
准确级

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
温度范围

-25℃~50℃或-40℃~70℃
防开路要求

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，输出不大于5mA
注：从环网柜的母线指向线路为正方向。

3.2.4.2 控制单元技术要求
（1）线损采集功能要求
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，包括：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：包括日冻结数据，功率方向改变时的冻结数据。
c) 有功电量计算为0.5S级精度、无功电量计算为2级精度，功率因数分辨率0.01。
（2）测量功能要求
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。
（3）故障处理功能要求
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》相关要求。
b) 具备馈线间隔的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的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）电能量计算功能要求与互感器接口要求
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：按间隔配置互感器；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的2000%，持续时间小于1s，配电终端应工作正常。
零序电流(非有效接地系统)：按间隔配置互感器；额定1A；测量误差≤0.5％。
零序电流（有效接地系统）：按间隔配置互感器；额定1A；测量误差≤3%。
（5）功耗要求
“三遥”DTU整机功耗不大于50VA（含配电线损采集模块，不含通信模块、后备电源）。
3.2.5 接口要求
3.2.5.1 操作电源的配置
操作电源可采用DC48V，并配置自动化接口。要求控制回路、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置独立空开控制，操作回路输出统一按组输出。
3.2.5.2 电缆及接线端子
1）航空插头或其他预制连接件按不同功能进行划分，布置应考虑各插件的位置，避免接线相互交叉。
2）航空插头或其他预制连接件应符合标准，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，端子应编号。
3） 按照“功能分段”的原则，按照如下要求分别设置：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。
各单元柜之间的接口配置如下：
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芯航空插头传输各间隔相/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单元柜的航空插头接口包括：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
配电终端应同时具备光纤、无线通信设备对应的网口与串口，通信要求应满足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》相关要求。
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公共单元柜组成；