JP柜技术规范(通用部分)

JP柜技术规范（通用部分）

总则

1.1

一般规定

1.1.1 投标人应具备招标公告所要求的资质，具体资质要求详见招标文件的商务部分。

1.1.2 投标人须仔细阅读包括本技术规范（通用部分和专用部分）在内的招标文件阐述的全部条款。投标人提供的智能综合配电箱（以下简称配电箱）应符合招标文件所规定的要求。 1.1.3 本技术规范提出了对配电箱的技术参数、性能、结构、试验等方面的技术要求。

1.1.4 本招标文件提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，对于没有标注日期的引用标准，投标人应提供符合本技术规范引用标准的最新版本和本招标文件技术要求的全新产品，如果所引用的标准之间不一致或本招标文件所使用的标准如与投标人所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。

1.1.5 如果投标人没有以书面形式对本技术规范的条文提出差异，则意味着投标人提供的设备完全符合本招标文件的要求。如有与本招标文件要求不一致的地方，必须逐项在项目单位技术差异表（见表7）中列出。

1.1.6 本技术规范将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。本技术规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。

1.1.7 本技术规范中涉及有关商务方面的内容，如与招标文件的商务部分有矛盾时，以商务部分为准。 1.1.8 本技术规范中通用部分各条款如与技术规范专用部分有冲突，以专用部分为准。 1.2

投标人应提供的资格文件

投标人在投标文件中应提供下列有关资格文件，否则视为非响应性投标。

1.2.1 投标人或制造商投标产品的销售记录（按技术规范专用部分投标产品的销售及运行业绩表提供）及相应的最终用户的使用情况证明。

1.2.2 投标人或制造商应提供权威机关颁发的ISO 9000系列的认证书或等同的质量保证体系认证证书。

1.2.3 投标人或制造商应提供履行合同所需的技术和主要设备等生产能力的文件资料。 1.2.4 投标人或制造商应提供履行合同设备维护保养、修理及其他服务义务的文件。 1.2.5 投标人或制造商应提供投标设备产品全部有效的型式试验报告。

1.2.6 投标人或制造商应提供一份详细的投标产品中重要外购或配套部件供应商清单及检验报告。 1.2.7 投标人或制造商应提供投标产品中进口关键元件供应商的供货承诺函。

1.2.8 投标人或制造商应提供投标产品中组部件的供应商及原产地（按技术规范专用部分3.4的格式提供）。 1.3

适用范围

1.3.1 本规范的适用范围仅限于招标产品的设计、安装、试验、调试及现场服务和技术服务。 1.3.2 中标人应不晚于签约后4周内，向招标人提出一份详尽的生产进度计划表（见表1），包括设备设计、材料采购、设备制造、厂内测试以及运输等项的详情，以确定每部分工作及其进度。

表1 生产进度计划表

合同号： 项目名称： 设备名称： 型号规格： 工作日期： 至 制造商名称及地址：________________ 技术规范号：_______________________ 工作号：__________________________ 离岸日期：______________到岸日期：______________到达交货地点日期：

时间（年 月 日） 项 目 工程制图

时间（年 月 日） 项 目 图纸寄出 图纸认可时间 材料及配套件采购 材料及配套件进厂 配变终端 电能表 电流互感器 断路器 交流接触器 部件生产 （包括采购） 及试验 隔离开关 无功补偿元器件 剩余电流保护器 避雷器 温控设备 电缆 导线、母排 工厂组装 工厂试验 表1（续）

1.3.3 工作进度如有延误，投标人应及时向招标人说明原因、后果及采取的补救措施等。 1.4

对设计图纸、说明书和试验报告的要求

1.4.1 图纸及图纸的认可程序

1.4.1.1 所有需经招标人确认的图纸和说明文件，均应由投标人在合同生效后的4周内提交给招标人进行审定认可。这些资料包括配电箱的外形图、剖面图、布置图、组装图、基础图、电气原理图、运输尺寸、运输质量、重心、总质量及二次线布置图等。招标人审定时有权提出修改意见。

招标人在收到需认可图纸4周后，将一套确认的或签有招标人校定标记的图纸（招标人负责人签字）返还给投标人。凡招标人认为需要修改且经投标人认可的，不得对招标人增加费用。在未经招标人对图纸作最后认可前任何采购或加工的材料损失应由投标人单独承担。

1.4.1.2 完工后的产品应与最后确认的图纸一致。招标人对图纸的认可并不减轻投标人关于其图纸正确性的责任。设备在现场安装时，如投标人技术人员进一步修改图纸，投标人应对图纸重新收编成册，正式递交招标人，并保证安装后的设备与图纸完全相符。

1.4.1.3 图纸的格式：所有图纸均应有标题栏、相应编号、全部符号和部件标志，文字均用中文，并使用SI国际单位制。对于进口设备以中文为主，当招标人对英文局部有疑问时，投标人应进行书面解释。 投标人免费提供给招标人全部最终版的图纸、资料及说明书。其中图纸应包括1.4.1.1所涉及的图纸，并且应保证招标人可按最终版的图纸资料对所供设备进行维护，并在运行中进行更换零部件等工作。

1.4.2 说明书的要求

1.4.2.1 配电箱的使用条件和技术参数。

1.4.2.2 配电箱及主要元件的结构、安装、调试、运行、维护、检修和全部附件的完整说明和技术数据。 1.4.2.3 开箱和起吊：运输单元的质量，起吊和开箱的注意事项及专用的起吊用具等。 1.4.2.4 组装：运输单元应有清楚的标志和代号，注有运输单元号的组装示意图。

1.4.2.5 安装准备：基础施工的要求，外部接线端子的尺寸，电缆进入地点位置，接地以及各种管道的连接方式、尺寸和布置等资料。

1.4.2.6 最终的安装验收：现场交接试验项目及试验方法。

1.4.2.7 维护：主要元件的维护说明以及维修工作的分类、程序和范围。

1.4.2.8 运行检修：运行中应注意的事项及控制指标，主要元件的检修周期和检修方案。 1.4.2.9 配电箱各个元件和所有附件的技术数据。

1.4.2.10 表示配电箱和操动机构的结构图及对基础的技术要求的说明。 1.4.2.11 结构特征、设备及其元件的更详细的说明。 1.4.2.12 操动机构特征的说明。

1.4.2.13 备品备件、专用工具和专用仪器仪表的使用说明。 1.4.2.14 说明书使用中文。 1.4.3 试验报告

投标人应提供下列试验报告：

1） 配电箱的型式试验报告和出厂试验报告。 2） 配电箱主要元件的型式试验报告和出厂试验报告。

3） 当产品的设计、工艺、生产条件或使用的材料及主要元件发生重大改变而影响到产品性能时，应做

相应的型式试验并提供试验报告。

1.4.4 图纸、说明书及试验报告等资料的交付时间、数量

投标人应向招标人提供的资料、图纸、试验报告见表2，但不限于表2的内容。 序号 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 2 2.1 2.2 2.3 2.4 3 序号 3.1 3.2 3.3 3.4 全套型式试验报告 全套出厂试验报告 其他试验报告 零部件试验（包括绝缘件的局部放电试验报告） 详见本技术规范专用部分 内 容 图纸 规定及图纸 安装、维护、运行说明及图纸 电气原理图 二次控制、测量、监控、信号回路、辅助设备回路主方案图、元件安装图纸（二次小室） 布置图（平面、断面） 安装图，带外形尺寸、运输尺寸、质量 安装使用说明书 主要元件安装使用说明书 专用工具、仪表介绍 运输和安装所需要专用设备的说明 现场试验和其他试验说明 试验报告 表2（续）

份数 交付时间 收图单位 详见本技术规范专用部分 表2 投标人向招标人提供的资料、图纸、试验报告

内 容 份数 交付时间 收图单位

序号 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 1.5

标准和规范

其他资料 主要元件标准 所用材料标准 检查、调试规定 内 容 份数 交付时间 收图单位 包装、装船、储存规定 现场试验规定和标准 维修指南 装箱清单 包装说明 设备中使用的润滑剂、油脂的清单及检验合格证明 带电显示装置的规格、型号、厂家 1.5.1 合同中所有设备、备品备件，包括投标人从第三方获得的所有附件和设备，除本技术规范中规定的技术参数和要求外，其余均应遵照最新版本的电力行业标准（DL）、国家标准（GB）和IEC标准及国际单位制（SI），这是对设备的最低要求。投标人如果采用自己的标准或规范，必须向招标人提供中文和英文（若有）复印件并经招标人同意后方可采用，但不能低于DL、GB和IEC的有关规定。 1.5.2 执行的标准

GB 7251.1-2005 低压成套开关设备和控制设备 第1部分：型式试验和部分型式试验成套设备 GB/T 10233-2005 低压成套开关设备和电控设备基本试验方法 Q/GDW 129-2005 电力负荷管理系统通用技术条件 Q/GDW 130-2005电力负荷管理系统数据传输规约 DL/T 725-2000 电力用电流互感器订货技术条件

DL/T 597-1996 低压无功补偿控制器订货技术条件 GB/T15576-1995 低压无功功率静态补偿装置总技术条件 GB13955-2005 剩余电流动作保护装置安装和运行 GB 6829-1995 剩余电流动作保护器的一般要求 GB 14048.2-2001 低压开关设备和控制设备 低压断路器 DL/T 842-2003 低压并联电容器装置使用技术条件

GB/T12747.1-2004标称电压1kV及以下交流电力系统用自愈式并联电容器 第1部分：总则－性能、试验和定额－安全要求－安全和运行导则

GB 12747 自愈式低电压并联电容器（eqv IEC 60831-1） GB 4208-1993 外壳防护等级（IP代码）

GB14048.3－2002 低压开关设备和控制设备 低压开关、隔离器、隔离开关及熔断器组合电器 DL/T 8074-2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则 JB 8591.1-1997 CJ20系列交流接触器 JB /T5877-2002低压固定封闭式成套开关设备

1.5.3 所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓夹及螺母均应遵守国际标准化组织（ISO）和国际单位制（SI）的标准。 1.6

投标人必须提交的技术参数和信息

1.6.1 技术参数响应表（见表1）、投标人技术偏差表（见表8）及相关技术资料。 1.6.2 投标产品的特性参数和特点。

1.6.3 与其他设备配合所需的相关技术文件和信息。 1.6.4 设备详细的一次接线图及布置图。 1.6.5 型式试验报告。 1.7

备品备件

1.7.1 投标人应提供必需和推荐的备品备件，并分别列出其单价（商务部分填写）。 1.7.2 所有备品备件应为全新产品，与已经安装同型号设备的相应部件能够互换。

1.7.3 所有备品备件应单独装箱，包装应能防尘、防潮、防止损坏等，与主设备一并发运，并标注“备品备件”以区别本体。 1.8

专用工具与仪器仪表

1.8.1 投标人应提供必备和推荐的专用工具和仪器仪表，并列出其单价（商务部分填写）。 1.8.2 所有专用工具与仪器仪表必须是全新的，并附详细的使用说明资料。

1.8.3 专用工具与仪器仪表应单独装箱，注明“专用工具”、“仪器仪表”，并标明“防潮”、“防尘”、“易碎”、“向上”、“勿倒置”等字样，同主设备一并发运。 1.9

安装、调试、性能试验、试运行和验收

1.9.1 合同设备的安装、调试将由招标人根据投标人提供的技术文件和说明书的规定在投标人技术人员指导下进行。

1.9.2 合同设备的性能试验、试运行和验收根据本规范规定的标准、规程规范进行。

1.9.3 完成合同设备安装后，招标人和投标人应检查和确认安装工作，并签署安装工作证明书，共两份、双方各执一份。

1.9.4 设备安装、调试和性能试验合格后方可投入试运行。试运行后招投标双方应签署合同设备的验收证明书（试运行时间在合同谈判中商定）。该证明书共两份，双方各执一份。

1.9.5 如果安装、调试、性能试验、试运行及质保期内技术指标一项或多项不能满足合同技术部分要求，招投标双方共同分析原因，分清责任，如属制造方面的原因，或涉及索赔部分，按商务部分有关条款执行。 2 2.1

结构要求 配电箱技术要求

2.1.1 分类

配电箱可配置配电监测、电能计量、电能分配、无功补偿、剩余电流保护等功能。现场应用时，应按需配置不同的功能，选用不同型号的配电箱，本技术条件根据实际应用需求提出如下四种典型类型：

1) 第I类：配电监测＋电能计量，用于配电容量较小，仅需要监测与采集数据的场合。 2) 第II类：配电监测＋电能计量＋无功补偿，用于配电容量较小，不需要配出线开关，但需少量无功补偿的场合。

3) 第III类：配电监测＋电能计量＋电能分配，用于需要配出线回路但不需无功补偿的场合，可根据要求配置不同出线路数。

4) 第IV类：配电监测＋电能计量＋电能分配＋无功补偿等，此类型具备综合配电箱的各种功能，可根据要求配置不同出线路数、无功补偿容量。 2.1.2 型号命名

智能综合配电箱型号命名方法：

X X XX X X X－X－X－XXXX

生产企业代号及设计序号（不大于8位）

电容器配置容量（kVar）

变压器容量（kVA）

出线回路数： 1－1路出线，2－2路出线，3－3路出线

终端通信方式：G－GPRS，C－CDMA，W－230M，T－其他

J－具备无功补偿功能 D－具备电能分配功能

T－仅具备配变监测功能，TC－具备配电监测与计量功能

四种类型示例如下：

第I类为TCG ＋生产企业代号及设计序号；

第II类为TCJG＋配电变压器容量＋电容器配置容量＋生产企业代号及设计序号； 第III类为TCDG＋出线回路数＋配电变压器容量＋生产企业代号及设计序号；

第IV类为TCDJG＋出线回路数＋配电变压器容量＋电容器配置容量＋生产企业代号及设计序号。 2.1.3 配电箱功能要求

各种类型配电箱的功能配置见表1。

表1 配电箱功能配置表

功能 配变监测 电能计量 类型I 配置 √ 选配 √ 类型II 配置 √ 选配 √ 类型III 配置 √ 选配 √ 类型IV 配置 √ 选配 √

电能分配 无功补偿 剩余电流动作保护 变压器保护 远方控制 低压集抄 防雷保护 温度监控 门禁信号检测 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 2.1.3.1 配电监测

通过配变终端进行配变运行参数测量、统计，并通过与远程主站系统的数据交互实现配变在线监测功能，主要包括（根据应用需求配置）：

1) 采集三相电压、电流，实现电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、有功电量、无功电量的测量。

2) 采集电能表的数据。

3) 统计电压合格率、功率因数合格率。

4) 统计供电时间、停电时间，记录停/上电起止时间。 5) 采集断路器遥信与门禁等状态量信息。

6) 统计三相电压、电流不平衡越限时间；统计电流、视在功率越限时间；统计谐波越限时间。 7) 采集电容器及投切设备的状态，判断是否故障，并统计电容器累计投入时间和次数及电容器累

计补偿的无功电能量。

8) 采集变压器油、综合箱进线母排接头或出线接头温度，统计温度越限时间。

9) 采集剩余动作电流；采集剩余电流动作保护装置的动作记录（包括动作时的剩余电流值、动作时间）。

10) 采集低压用户抄表集中器中保存的抄表数据并上传主站。

2.1.3.2 电能计量

配电箱中可安装电能表与电流互感器等装置，具备电能计量功能，计量数据可用于线损考核。

2.1.3.3 电能分配

配电箱可不设进线总开关，但配置出线开关，每路配电出线均配隔离开关和塑壳断路器。出线路数与开关容量应根据配变容量及供电要求配置。

2.1.3.4 无功补偿

1) 配置无功补偿功能的原则：对于功率因数小于0.85的用户需进行无功补偿。补偿后，功率因数应≥0.90。

2) 无功补偿控制物理量为功率因数和无功功率；目标功率因数、无功投切门限、投切延时时间和投切间隔时间可在线设置，无投切振荡，无补偿呆区。

3) 补偿容量配置

对于具备无功补偿功能的配电箱，其可配置的最大补偿容量不低于配变容量的30%，订货中可以指定实际配置的补偿电容器的容量。

4) 无功补偿控制器具备至少9路电容器投切控制输出，可定义为共补和分补方式。具备三相共补、

三相分补和三相混合补偿功能。

5) 无功补偿控制模式

无功补偿有远方控制和当地自动控制、闭锁模式三种模式。 6) 电容器投切原则

电容器投切遵循“合适优先、三相优先、先投先切、均衡使用”的原则。 7) 电容器保护

当出现过电压、欠电压、电压断相、谐波越限、电容器温度过高情况，由无功补偿控制器及时切除投入的电容器，以保护电容器。在恢复到设置范围内，电容器才可恢复正常投切。

2.1.3.5 剩余电流动作保护

具备剩余电流动作保护功能（即漏电保护）时，其功能应满足《剩余电流动作保护装置安装和运行》（GB13955-2005）、《剩余电流动作保护器的一般要求》（GB6829-1995）的要求。

剩余电流动作保护可选择采用如下方案：

1) 安装专用剩余电流动作保护装置并控制断路器。剩余电流动作保护装置宜具备与终端通信功能，远方主站可通过终端对剩余电流动作保护装置设置参数（动作阀值与延时时间、重合闸时间），并可采集动作记录（动作时剩余电流、动作时间）。

2) 每条出线回路安装塑壳漏电断路器，并将断路器开断状态传到终端。

3) 由配电终端采集剩余电流，并根据剩余电流值控制断路器，远方主站可对终端设置动作参数（动作阀值与延时时间、重合闸时间）。

4) 在出线回路加装剩余电流动作保护装置和交流接触器，通过控制交流接触器实现保护功能，该方案具有回路的重合闸功能。但以交流接触器作为配电回路主元件会增加线路损耗。

推荐使用方案1。对于方案1-3，如需具备重合闸或远方合闸功能，可通过加装电动操作机构实现。

2.1.3.6 变压器保护

1) 具备过载或短路保护功能，当过载或短路时，断路器分断以达到保护功能。

2) 具备断相保护功能，由终端判断回路是否断相，如出线断相，终端控制出线开关跳闸，以保护用户设备不受缺相危害。

2.1.3.7 远方控制

2.1.4 配变终端可以根据主站系统的命令对每路出线开关实施远方跳闸与合闸（若开关装有电动操作机

构）控制。

2.1.4.1 低压集抄

配电箱中预留位置安装集中器实现低压用户集中抄表。如采用载波通讯方式，必要时应采取措施保证电容器投切后不影响载波通讯。 2.1.4.2 防雷保护

配电箱中安装避雷器以有效防止雷击过电压和操作过电压引起的损坏。如遇过电压，避雷器必须可靠导通将涌流引入接地系统。

2.1.4.3 温度监控

采集变压器油、综合箱进线母排接头、出线接头或箱内环境温度并上传主站。

安装设备监测箱内温度，温度超过限值将启动风扇强行排热。除设置强制排风外，配电箱结构还应满足空气自然流通排热需要。

2.1.4.4 门禁信号检测

配电箱门应安装门禁开关（行程开关），并将门禁信号传入终端。 2.2

通用要求

2.2.1 产品设计应能使设备安全地进行下述各项工作：正常运行、检查、维护操作、主回路验电、安装和（或）扩建后的相序校核和操作联锁、连接电缆的接地、电缆试验、连接电缆或其他器件的绝缘试验以及消除危险的静电电荷等。

2.2.2 产品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。

2.2.3 类型、额定值和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。 2.2.4 各元件应符合各自的有关标准。

2.2.5 根据上面的分类方法，本技术规范给出4种典型规格配电箱设计图供参考，见附录A、B、C、D，典型配置接线图见附录E。

2.2.6 隔室设计：配电箱利用隔板分成计量室、配电室、无功补偿室等隔室以满足下列要求：

1) 防止触及邻近功能单元的带电部件。 2) 故障电弧的蔓延。

3) 防止规定防护的外来固体物体从装置的一个单元进到另一个单元。

隔室的隔板可以是金属板或绝缘板，金属隔板应与保护导体有效连接。金属隔板在人体碰撞时的变形不应减小其绝缘距离，绝缘隔板则不应碎裂。

功能单元隔室中的隔板不应因短路分断时所产生的电弧或游离气体所产生的压力而造成损害或永久变形。

2.2.7 箱体采用低压综合箱的型式，采用卧式或挂式安装在台变下方。箱体材料应采用厚度不小于1.5mm的镀锌板、敷铝锌板或优质不锈钢板焊接而成（根据订货要求确定）。 配电箱内金属结构件应全部镀锌处理。配电箱箱体内外金属板均应上烤漆。烤漆层应光滑、平整，无气泡、流痕和指印，烤漆层防护等级不低于II级。箱体颜色宜为浅驼灰色。

2.2.8 配电箱利用隔板分成计量室、配电室、无功补偿室等隔室以满足下列要求：

1) 防止触及邻近功能单元的带电部件。 2) 故障电弧的蔓延。

3) 防止规定防护的外来固体物体从装置的一个单元进到另一个单元。

隔室的隔板可以是金属板或绝缘板，金属隔板应与保护导体有效连接。金属隔板在人体碰撞时的变形不应减小其绝缘距离，绝缘隔板则不应碎裂。

功能单元隔室中的隔板不应因短路分断时所产生的电弧或游离气体所产生的压力而造成损害或永久变形。

2.2.9 门上铰链满足JB 5877-2002中3.7规定，且铰链与门、箱架间应有可靠的电气连续性。门锁要具有防雨防锈功能。

2.2.10 箱内应设检修照明灯，门打开后，检修灯即亮。

2.2.11 电气间隙和爬电距离应满足GB7251.1-2005中7.1.2.3.4和7.1.2.3.5规定。

2.2.12 防触电措施：配电箱直接接触防护利用设备的结构措施来保证，并符合GB 7251.1-2005中7.4.2规定。配电箱间接接触防护措施按GB 7251.1-2005中7.4.3的规定，并补充如下：

1） 配电箱内应安装主接地装置，主接地端子至装置相应导电部件之间的直流电阻值应不大于10m

Ω；主接地端子螺栓不得小于M12，且附近应有固定的接地符号。

2） 配电箱保护导体的截面积应按表3选择，但接地母线的截面积不得小于16 mm2。

表3 保护导体截面积

相导线截面积S(mm2) S<16 16≤S≤35 S>35 相应保护导线截面积S(mm2) S 16 S/2 3） 所有作为隔离带电导体的金属隔板、电器元件的金属外壳以及金属手动操作机构均应有效接

地。

4） 所有电器元件的金属外壳、金属板、安装结构件采用金属螺钉安装在己经接地的镀锌金属构件

上则认为具有保护电路的连续性，否则应采取措施(如采用专用接地螺栓或接地垫圈)来实现保护电路的连续性。

5） 对于门、盖板、覆板和类似部件，如果其上装有电压值超过40V的电气设备时，应采用黄绿

双色保护导线将这些部件和保护电路连接，截面积不小于6 mm2。

6） 功能单元隔室中的隔板、保护导体应能承受装置在运输、安装时产生的机械应力和单相接地短

路事故中所产生的机械应力和热应力，其接地连续性不应破坏。

2.2.13 观察窗的要求：

1） 观察窗至少应达到对外壳规定的防护等级。

2） 观察窗应使用机械强度与外壳相当的钢化玻璃，厚度不小于5mm，同时应有足够的电气间隙

和静电屏蔽措施，防止危险的静电电荷。

3）观察窗位置与大小应便于操作人员查看终端与表计的信息，还应考虑无线公网设备接收无线信

号的要求。

4） 主回路的带电部分与观察窗的可触及表面的绝缘应满足相对地的绝缘要求。

2.2.14 箱内所有电器元件的金属外壳均应可靠地接地。 箱体中应设置并安装一条专用接地保护导体，并应保证装置接地系统的电气连续性。 连接到接地导体上的元件有：a ）箱体外壳及门。 b ）内部安装电器元件的接地导体和需接地的外壳。 c ）金属屏蔽及电力电缆的接地导体。 d ）控制或测量元件的接地导体。

2.2.15 箱体正面、背面均装有开启门，门的开启应灵活，在开启过程中不应损伤表面涂层，门锁不应有松动现象。箱门采用内扣式门轴，门的开启度应≥90度。 2.2.16 箱体外部设安全警示标志。 2.2.17 铭牌

1） 配电箱的铭牌应符合DL/T 404—2007的规定。每台配电箱应配备一至数个铭牌，铭牌应坚固、

耐久，其位置应该是在配电箱安装好后，易于观察的地方，而且字迹清楚。

2） 铭牌应为不锈钢、铜材或丙烯酸树脂材料，且应用中文印制。设备零件及其附件上的指示牌、

警告牌以及其他标记也应用中文印制。 3） 铭牌应至少包括如下内容：

a） 制造厂名和商标 b） 型号和名称 c） 出厂编号 d） 出厂日期 e） 额定工作电压 f） 额定电流 g） 执行标准代号

4） 设备中每个功能单元也应配备铭牌，铭牌可固定在功能单元的正面或侧面其他易于查看的部位。 2.2.18 外壳防护

1) 箱体外壳的机械强度应保证在外来操作力及短路电流的作用下，不发生变形而影响箱内设备的正常工作，同时，不因吊装、运输而影响箱内元器件的电气性能。

2) 通风窗和排气口的设计和安装应有足够的机械强度且当配电箱在正常工作或短路情况下，有电弧或熔性金属喷出时不致危及操作人员。

3) 配电箱的外壳防护等级应不低于GB 4208规定IP34。通风窗应采用百叶窗型式，通风窗与排气口应配有孔隙不大于2.5mm的金属网，通风窗、排气孔、顶盖和门关闭后应具有与外壳一样的防护等级。

4) 箱体顶部应有5％的坡度。

外壳设计还应充分考虑进出线孔的要求、安装要求、进出线固定要求及主接地点的设置等。 2.2.19 对配电箱并避免内部电弧故障的要求

1） 配电箱应通过内部燃弧试验，并在投标时出具相应的试验报告。

2） 配电箱的各隔离室之间，应满足正常使用条件和隔离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，能电弧的燃烧范围。

3） 应采取防止人为造成内部故障的措施，还应考虑到由于箱内组件动作造成的故障引起隔离室内

过电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。

4） 除配电室外，在计量室、无功补偿室均应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，压力排泄方向为无人经过区域，泄压侧应选用尼龙螺栓。

2.2.20 温升：在正常使用条件下，施加额定负载时，箱内各部位的温升应满足GB 7251.1-2005中7.3和GB/T 15576-1995中5.5的规定。 2.2.21 导体选择

配电箱内的电气连接、母线与绝缘导线按JB 5877-2002中3.13规定，并补充如下：

1) 导线应选择铜芯绝缘导线。选用的绝缘导线必须实行强制性认证管理，绝缘导线应具有认证标志。

2) 绝缘材料应有足够的机械强度和刚性，能够耐受使用中可能遇到的机械应力、电气应力和热应力。

3) 绝缘材料的阻燃能力不低于FH1级。 4) 绝缘导线的绝缘电压不低于500V。

5) 绝缘导线截面积应依据回路额定电流进行选择，并通过动、热稳定校验。

6) 辅助回路（二次回路）绝缘导线采用单股绝缘铜芯线，电压回路不小于2.5mm2，电流回路不小于4 mm2，保护接地导线使用黄绿双色软铜线，截面积不小6mm2。 2.2.22 设备连接和布置

1) 各种电器元件在箱内安装应有专用支架、安装板或固定措施，便于各电器设备检修维护。 2) 电气间隙和爬电距离应满足GB7251.1-2005中7.1.2.3.4和7.1.2.3.5规定。

3) 绝缘导线的布置要尽量减少涡流的影响，如果交流导体要穿过封闭的具有导磁性能的框架或金属隔板时，该电路的三相导线均应从同一孔穿过。

4) 母线应套绝缘热缩管。

5) 主电路和辅助电路的多股绝缘导线的连接都应采用冷压接线头进行连接，压接端头应搪锡处理。电器元件间的连接导线，中间不应再有绞接点或焊点，接线应尽可能在固定的端子上进行。

6) 在可移动的地方，如跨门连接线，必须采用多股铜芯绝缘导线，并应留有一定长度的裕量，以保证部件移动时不致对导线产生机械损伤。绝缘导线不应贴近裸露带电部件或带有尖角的金属边缘敷设，应使用线夹固定在支架上。绝缘导线穿越金属隔板时，为了防止导线绝缘被磨损，应在孔上加装光滑的衬套。

7) 配电箱中导线的颜色及排列应符合表4规定。

表4 母线的排列顺序

类别 A相 B相 C相 N中性线 2.3

配变终端

配变终端技术要求详见附录F。 2.4

电能表

电能表应采用福建省电力有限公司统一招标的三相多功能表，具体要求如下： 1) 有功1.0级，无功2.0级。

2) 电能表通信规约采用DL/T 5-1997。 配置RS-485标准接口。 2.5

电流互感器

电流互感器应满足如下要求：

颜色 黄 绿 红 淡蓝 垂直排列 上 中 下 最下 水平排列 左 中 右 最右 前后排列 远 中 近 最近

a） 采用穿心式电流互感器。 b） 准确度等级为0.2或0.2S。

c） 需配置两组电流互感器（一组供电能表用，另一组供终端用）。 d） 互感器变比配置参照表2。

表2 互感器变比配置参照表 变压器容量30 （kVA） 75/5互感器变比 50/5A A 2.6

断路器

5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 150/150/200/250/300/400/500/600/50 80 100 125 160 200 250 315 400 塑壳断路器采用高分断的名优产品，应具备如下的技术参数和功能要求： 1) 额定工作电压： 400V。

2) 额定工作电流（根据配变容量配置），In=100A至In=630A。 3) 额定绝缘电压： ≥660V。 4) 额定冲击耐受电压Uimp：8000V。

5) 塑壳断路器带分励脱扣器与辅助节点。脱扣器为热动-电磁(复式)脱扣器，热动型脱扣器具有反时限特性、电磁脱扣器为短路瞬时动作。

6) 必须具备过流和速断保护功能。短路瞬动：5In±20% , 10In±20%；过载长延时：1.00In(冷态) ，不动作时间>2h；1.20In(热态) ，动作时间≤2h ；短路分断能力：≥50kA。

7) 飞弧距离：0 mm（加零飞罩）。

8) 操作性能（次）通电为1500次，不通电为4000次。

若选择具有剩余电流保护的断路器（动作电流500mA），其性能应满足GB14048.2-2001的要求。

2.7 交流接触器

选用节能型交流接触器产品，其绝缘等级为A级及以上，必须保证其主回路触点的额定电流大于或

等于被控制的线路的负荷电流。接触器的电磁线圈额定电压为380V或220 V，线圈允许在额定电压的80%～105%范围内使用。交流接触器线圈电压与所选剩作电流动作保护器的相对应接线端子相连，应注意其负载匹配。交流接触器应满足《CJ20系列交流接触器 》（JB 8591.1-1997）的要求。 2.8

隔离开关

配电出线每一分支回路在出线开关前端配置隔离开关，隔离开关与塑壳断路器实现闭锁，防误操作。 其技术参数如下： 1) 额定电压：400V。

2) 额定工作电流根据配变容量配置：In=100A至In=630A。 3) 额定绝缘电压：≥660V。 4) 额定冲击耐受电压：8000V。 5) 额定短路耐受电流：≥50kA。 2.9

无功补偿元器件 1) 无功补偿控制器

无功补偿控制器根据具体技术方案选用终端或专用控制设备（如无功补偿控制器或智能型电容器），其技术指标应满足《低压无功补偿控制器订货技术条件》（DL/T597-1996）的要求。无功补偿控制器应取得国家3C认证。

专用控制设备宜具备与终端通信功能，远方主站可通过终端对其设置相关控制参数，也可读取投切信息。

2) 电容器投切元件

电容器投切开关宜采用机电一体化的新型复合开关、切换电容专用接触器或采用投切开关与电容器一体化的智能型电容器。投切元件技术参数应满足《低压并联电容器装置使用技术条件》（DL/T842-2003）的要求。

3) 电容器

电容器须选用自愈式低压并联名牌电容器，应满足GB/T12747.1-2004《标称电压1kV及以下交流电力系统用自愈式并联电容器 第1部分：总则－性能、试验和定额－安全要求－安全和运行导则》的要求。共补电容器额定电压450V，分补电容器额定电压250V。 2.10 剩余电流保护器

必须选用符合GB 6829《剩余电流动作保护器的一般要求》标准、并经国家强制性产品认证合格的产品。保护器安装方式应符合国家GB13955-2005《剩余电流动作保护装置的安装和运行》标准。其主要技术参数如下：

1) 额定电压：400V。

2) 额定工作电流：100A，200A，315A，400A，630A。 3) 额定剩余动作电流：75mA\\150mA\\300mA 150mA\\300mA\\500mA。

4) 分断时间（IΔn）：≤0.5S、≤0.3S、≤0.2S（用户自定）。 5) 最小不驱动时间（IΔn）:0.13S。 6) 分断时间分类：S型。

7) 继电器接点输出能力：3A/220V。

100mA\\200mA\\300mA

2.11 避雷器

配电箱应在主母线处每相安装复合外套金属氧化物避雷器（推荐使用硅橡胶绝缘氧化锌避雷器）。其技术指标如下：

1) 系统标称电压：400V。 2) 避雷器额定电压 ：500V。 3) 避雷器持续运行电压：420kV。 4) 直 流1mA参考电压：≮1.2kV。 5) 2ms方波通流容量：50A。 雷电冲击电流下残压：≯2.6kV。 2.12 温控设备

安装温度控制器，当温度超过设置值时启动排气风扇，强行排出热量以使箱体散热。传感器测量误差在±3%范围内。 2.13 电缆

配电箱的进出线选用低压电缆，电缆的选择应符合技术要求。 2.14 导线、母排

配电箱内连接线应选用名牌产品，与电器元件的连接处应压接线鼻子，母线应套绝缘热缩管。 3 3.1

运行环境 环境温度

周围空气温度不高于＋45℃，在24h内其平均温度不超过＋35℃，周围空气温度的下限为-25℃。箱体内最高温度不高于＋65℃。

3.2 相对湿度

日平均相对湿度不大于95%；最高温度为＋25℃时，相对湿度短时可高达100%（包括凝露）。

3.3 污染等级

满足GB 7251.1-2005规定的污染等级3。

3.4 海拔

安装场地的海拔不超过2000m。 3.5

场所要求

安装于无易燃、无易爆、无导电尘埃、烟雾、蒸汽和腐蚀性介质等严重影响电器元件电气性能的场所。

安装地点无震动和冲击，安装倾斜度不超过5°。 4 4.1

电气性能 额定电压

额定工作电压：400V。 额定绝缘电压：660V。 4.2

额定电流

额定电流(A)：100；200；300；400；500；630。 4.3

额定耐受电流

1秒额定短时耐受电流≥35kA，额定峰值耐受电流为65kA。 4.4

额定频率

额定频率：50Hz 。

4.5 绝缘电阻 绝缘电阻≥4MΩ。

4.6 介电强度

主回路相间及相对地为3.17kV，1min；辅助回路相间及相对地为2.5kV，1min。 4.7

接地方式

应用于中性点直接接地系统。 5

试验

配电箱应按DL/T 404—2007、GB 3906—2006进行型式试验、出厂试验，并应提供供货范围内主要元件的型式试验和出厂试验报告。需要时，制造商要为验证提供试验场地。考虑配电终端的重要性，除配电箱成套设备需进行型式试验和出厂试验外，配电终端也需进行型式试验和出厂检验。 5.1

型式试验

型式试验用来验证给定型式的成套设备是否符合本技术条件的要求。型式试验应在一个成套配电箱样机上进行。这些试验应由制造商进行。

型式试验包括： 1） 温升极限的验证； 2） 介电性能的验证； 3） 短路耐受强度验证； 4） 保护电路有效性验证； 5） 电气间隙和爬电距离验证； 6） 机械操作验证； 7） 防护等级验证。

这些试验可以在任意次序在同一样机上或在同一型式的不同样机上进行。型式试验的方法见GB7251.1-2005中8.2。

5.2 出厂试验

出厂试验是用来检查工艺和材料是否合格的试验。这些试验在每一台装配好的配电箱上进行。每台

装置出厂前应经出厂试验合格，并应具有出厂试验合格证书。项目包括：

1） 一般检查，包括元件、导线选择及安装，必要的话，进行通电操作试验； 2） 介电强度试验；

3） 防护措施和保护电路的电连续性检查； 4） 无功补偿投切控制的检验； 5） 开关投切的检验。

这些试验可按任意次序进行。出厂试验的方法见GB7251.1-2005中8.3。在制造厂进行的出厂试验工作，不能免除安装单位在经过运输和安装后进行检查试验的责任。 5.3

配电箱中电器和元件的试验

如果配电箱成套设备中的电器和元件（除配电终端外）根据GB 7251.1-2005中7.6.1进行过挑选，并且是依据要求的说明书进行安装的，则不要求进行型式试验或出厂试验。 5.4

配电终端检验

每批次（数量不小于30套）配电箱应用于现场安装前，安装于其中的配变终端应经福建省电力有限公司指定机构抽样检测合格方能用于现场。配电终端检验项目如表5所示。

表5 配电终端检验项目 建议 顺序 1. 2. 3. 检验项目 要求 检验方法 5.2.1，结构 功能 数据传输信道 4.3.5及技术规范 4.3.10及技术规范 4.3.7 5.2.2，5.2.3 5.7 5.6 5.5 √a √* √* √ √ √ A A A √ √ B 出厂 检验 型式 检验 不合格 类别 4. 电源影响（电压变化、功耗） 4.3.3及技术规范

5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 连续通电稳定性 高温 低温 电压暂降和短时中断 工频磁场抗扰度 射频电磁场辐射抗扰度 静电放电 电快速瞬变脉冲群 振荡波抗扰度 浪涌抗扰度 绝缘电阻及绝缘强度 冲击电压 机械振动 湿热 4.12 4.3.2 4.3.2 4.3.11.1 4.3.11.2 4.3.11.3 4.3.11.4 4.3.11.5 4.3.11.6 4.3.11.7 4.3.6.1，4.3.6.2 4.3.6.3 4.3.4 4.3.2 5.9 5.3.1 5.3.2 5.8.2 5.8.3 5.8.4 5.8.5 5.8.6 5.8.7 5.8.8 5.4.2，5.4.3 5.4.4 5.2.4 5.3.3 √* √* √* √* √* √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ A A A A A A A A A A A B B 注：表格中所列条目对应《电力负荷管理系统通用技术条件（Q/GDW129-2005）》中的目录。表中“√”表示应做的项目，“√*”表示批次抽查的项目，“√a” 表示数据采集、控制功能。

抽样检测结果判定准则如下：

A. 按表5中型式试验检测项目和要求进行。

B. 某一项目检验结果符合要求，则此项检验结论为合格；某一项目检验结果不符合要求，则

此项检验结论为不合格。各检测项目按“不合格类别”的分类权值（各类的权值定为：A类1.0，B类0.5）进行累积。当一个样本的不合格权值累积数大于或等于1时，则该样品判为不合格产品，反之为合格产品。

C. 抽检样品3台，3台样品中有1台不合格，则型式试验结果判定为不合格；3台样本均合

格，则型式试验结果为合格。

6 6.1

技术服务、工厂检验和监造 技术服务

6.1.1 概述

投标人应根据招标人的要求，指定售后服务人员，对安装承包商进行相关业务指导。 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。 6.1.2 任务和责任

6.1.2.1 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。 6.1.2.2 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。

6.1.2.3 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。 6.1.2.4 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。

6.1.3 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。 6.2

工厂检验和监造

6.2.1 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。

6.2.2 若有合同设备经检验和抽检不符合技术规范的要求，招标人可以拒收，并不承担费用。

附录F

配变终端的技术要求

配变终端技术要求参照电力负荷管理系统相关技术标准，本技术条件未提及的应满足国家电网公司颁布的《电力负荷管理系统通用技术条件》（Q/GDW 129-2005）的要求。 A.1 性能指标 A.1.1 电源

1） 交流供电：额定电压3220V，允许偏差为-20%～+30%。三相四线供电，在断二相电压的情况下，交流电源亦能维持终端正常工作。

2） 电池供电：外部交流电源中断后，终端采用可充电备用电池供电，此时终端不进行数据采集与控制操作，具备与主站通信的能力，向主站发送“终端停上电”事件记录。

3） 终端应有严格的工作电压判断机制，当电压不在允许偏差范围内，不得处于异常状态（如终端反复启动、屏幕或指示灯闪烁）。

4） 终端工作时，消耗功率不大于15VA（三相供电时，每相消耗功率不大于5VA）。 5） 为满足现场安装调试需要，终端宜具备电源开关与电池开关。

6） 硬时钟、参数和历史数据可在外部交流电源中断的情况下维持10年以上。 A.1.2 输入输出接口

1） RS－485：终端具备2个标准的RS-485专用抄表接口。通讯速率：300~9600bps。1个接口用于抄表，1个接口备用（可用于终端与剩余电流保护器、智能电容器等模块化部件通信）。

2） 控制输出

输出路数：6路开／合双位置控制输出（3路用于跳闸、3路用于合闸）。继电器触点额定功率：交流250V、10A，380V、2A或直流110V、0.5A的纯电阻负载。继电器触点寿命：通、断上述额定电

流不少于105次。（注：控制输出可由终端外接继电器模块实现，但继电器模块的性能满足上述要求。）

3） 电容器投切输出：至少9路电容器投切输出控制。

4） 具备至少5路状态量采集，其中3路为断路器状态量采集，2路为门禁状态量采集。 A.1.3 交流采样装置

1） 输入量标称值

电压标称值 交流220V 电流标称值 交流5A 2） 输入量基本误差极限

电压 0.5％ 电流 1％ 功率、功率因数 1％ 有功电量 1％ 无功电量 2％ 3） 过量输入要求如下：

a） 连续过量输入：交流输入电压连续施加标称值的150％四个小时，交流输入电流连续施加标称值的200％两个小时。试验后，终端不出现损坏，恢复标称值输入时的基本误差符合“输入量基本误差极限”的要求。

b） 过量输入：交流输入电压施加标称值的200％，交流输入电流施加标称值的2000％，施加时间不大于1s。试验后，终端不出现损坏，恢复标称值输入时的基本误差符合“输入量基本误差极限”的要求。

A.1.4 通信模块

1） 通信模块采用工业级模块，正常工作温度范围为-25℃~70℃。

2） 终端的通信模块采用模块化设计，便于维护更换及功能扩展，模块与终端可靠连接，不易松动。 3） 通信模块可热拔插，便于维护或更换；终端目前采用GPRS通信模块，通信模块与终端间接口应具备兼容性，可支持CDMA1X、Modem、以太网等通信模块。

4） 终端有无线信号强度的指示，保证在其规定的范围内，能够进行正常通信。终端信号强度指示如表A.1所示。

表A.1 终端信号强度指示 格数 0 1 2 3 4 信号强度 0～4(-103dBm以下) 5～9(-103dBm～-93dBm) 10～17(-93dBm～-77dBm) 18～30(-77dBm～-51dBm) 30以上(-51dBm以上) 5） 终端具备防止通信模块死机的自复位措施。 A.1.5 数据传输

1） 传输规约

终端与主站的数据传输规约应同时满足国家电网公司颁布的《电力负荷管理系统数据传输规约》（Q/GDW130-2005）及福建省电力有限公司对配变终端数据传输的补充规定。

2） 数据传输方式

终端应同时具备GPRS、GSM短信两种数据传输方式。正常情况下，终端以GPRS作为主用通信方式，终端登录主站后保持在线且实时判断GPRS信道是否可用。当GPRS信道无法正常使用时，终端能够自动以GSM短信方式与主站通信，以确保重要数据能够被及时上送到主站，同时终端能够有效监测GPRS信道的状态，当GPRS信道恢复后，终端能够及时自动切换回GPRS通信方式。 A.1.6 参数设置与维护

1） 终端通过按键设置参数。参数设置时应有硬件开关保护或严格的密码保护措施，非授权人员无法进行参数设置。

2） 终端具备本地编程维护接口，接口方式为USB或RS-232。编程维护接口具有铅封保护。

A.1.7 现场显示与操作

1） 工业液晶，点阵图形式，背光显示，内置二级国标字库。在-25℃~70℃条件下液晶显示器能正常工作。

2） 终端应具有二种显示方式：

a） 按显方式： 面板上应有操作功能键。按显菜单应分类清晰、操作简便，便于现场快速查询终端参数及数据信息（各总加组功率及电量、参数设置等）。停止按键1分钟后，恢复轮显方式。

b） 轮显方式：具有轮显功能，显示的内容可设置。轮显页显示的内容：有无功功率、有无功电量、三相电压/电流、功率因数等。轮显时间间隔应考虑现场读取的时间需要。

3） 终端面板上应有电源、GPRS网络通信、GPRS数据收发等指示灯，宜设置抄表指示、告警指示灯。 A.2 功能配置

终端功能配置要求如表A.2所示，本技术条件未描述的功能具体见《电力负荷管理系统通用技术条件》（Q/GDW129-2005）。

表A.2 终端功能配置表

序号 项 目 交流模拟量采集 电能表数据采集 状态量采集（开关、门禁） 1 数据采集 温度采集 剩余电流采集 低压集中抄表数据采集 √ √ √ 必备 √ √ √ 选配

实时和当前数据 历史数据 2 数据处理 电能质量合格率统计 电能表运行状况监测 时钟召测和对时 TA变比、TV变比及电能表常数 限值参数 终端参数 抄表参数 其它参数 遥控 4 控制 无功就地平衡监控（无功补偿） 剩余电流动作保护（漏电保护） 重要事件记录 5 事件记录 一般事件记录 6 任务数据上报 任务数据上报 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 3 参数设置和查询 7 认证鉴权 终端登录主站认证鉴权 显示相关信息 √ √ √ 8 本地功能 客户数据接口

自检自恢复 9 终端维护 终端初始化 软件升级 A.2.1 交流模拟量采集

1） 测量三相电压、电流、有无功功率、有无功电量、功率因数。 2） 交流采样装置须具备相位角计算功能。相位角的表示方式如下：

√ √ √ 对三相四线交采，电压和电流都是以Ua为参考向量，在纯阻性负载时，Ua、Ub、Uc、Ia、Ib、Ic的角度分别为0°、120°、240°、0°、120°、240°。 A.2.2 抄表要求

1） 终端应至少满足DL/T 5-1997及福建规约两种。

2） 终端抄表规约应具备远程升级能力，且该项功能完全免费。对福建省电网五年内新增表计规约免费升级。

3） 终端抄读电能表信息的时间间隔可设置（默认设置为15分钟）。 4） 福建省对终端软件的表计规约号统一定义如表A.3。

表A.3 表计规约号定义

表规约号 1 2 3 11 A.2.3 温度采集

终端通过传感器可实时测量变压器油、综合箱进线母排接头、出线接头或箱内环境的温度，测量误

表规约名称 DL/T5-1997国标规约 交流采样装置 福建规约（漳科专用） 福建规约 备注 漳州科能表专用 除漳州科能表外其他福建规约表用

差在±3%范围内。终端也可直接采集专用温控设备中的温度信息。 A.2.4 剩余电流采集

根据选用的剩余电流保护技术方案，终端可通过漏电电流互感器采集漏电电流或采集剩余电流保护装置的剩余电流数据与控制信息。 A.2.5 低压集抄数据采集

采集集中器中保存的抄表数据并上传主站。 A.2.6 电能质量合格率统计

1) 电压合格率统计

按设置的电压上、下限值监测电压（电压采样周期每秒至少1次，同时按照60个测量值的平均值计算每分钟的平均电压），终端应记录每日电压不合格累计时间，最大、最小电压值和发生的时间。 2) 功率因数合格率统计

按设置的功率因数分段限值对监测点的功率因数进行分析统计，记录每日/月功率因数越限值发生在各区段的累计时间。

3) 谐波统计（可选）

按设置的电压、电流谐波限值对监测点的电压谐波、电流谐波进行分析，记录分相2～19次谐波电压含有率及总畸变率日最大值及发生时间。统计分相谐波越限数据，包括：分相总畸变电压含有率越限日累计时间、分相2～19次谐波电压含有率越限日累计时间、分相总畸变电流越限日累计时间、分相2～19次谐波电流越限日累计时间。 A.2.7 遥控

终端可实现远方遥控跳闸与合闸（需加装电动操作机构）。 A.2.8 无功补偿

1) 参数设置

主站根据监控点的电压等级向终端下发电压和功率因数的限值、延迟时间、间隔时间。 2) 无功就地平衡控制

终端采集监控点的电压、电流，计算电压、功率因数、无功功率/无功电流。当功率因数或无功功率或无功电流超设定范围，通过运算和逻辑判断来确定电容器组的投切，并动作相应控制输出，控制电容器组的投切，将功率因数控制在设定范围，实现无功就地平衡。

3) 电压超过限值时，闭锁控制输出；终端工作异常，应闭锁控制输出并报警。

当出现过电压、欠电压、电压断相、谐波越限情况，配变终端切除投入的电容器，以保护电容器。在恢复设置范围内，电容器才可恢复正常投切。

4) 采集电容器投切状态，并统计电容器累计投入时间和次数及电容器累计补偿的无功电能量；采集电容器及投切设备的状态，是否故障。 A.2.9 剩余电流动作保护

通过配变终端实现剩余电流动作保护可选择如下两种技术方案： 1) 由专用剩余电流动作保护装置实现该功能，但可通过终端设置参数；

2) 终端实现剩余电流动作保护功能：主站下发参数设置剩余电流限值、剩余电流持续时间。终端采集剩余电流，并与设置值比较，若实际剩余电流超过设置值，且持续时间超过剩余电流持续时间，则终端输出跳闸信号，实现剩余电流保护功能。 A.2.10 认证鉴权

1） 采用非透明的GPRS VPN接入方式，在电力公司侧配置Radius服务器对终端进行认证鉴权，终端支持PAP和CHAP两种认证方式。

2） 终端认证信息应包含：APN用户名、初始密码、SIM卡号/IMSI号。

3） 移动APN用户名格式为：A@地区缩写.系统识别码。其中地区缩写和系统识别码均为2位小写字母表示。A为设备编号（见规约P50页，AFN=0CH,F1）。

4） 终端出厂前应按如下要求设置好通信参数，包括：主站IP及端口、APN名、APN用户名、APN用户初始密码、短信中心号码。

出厂前应根据要求为每台终端设置不同的设备编号，终端根据设备编号自动生成APN用户名和初始密码。APN用户名为固定参数，不能清除或修改，也不随软件升级而变动。

5） 终端能在动态IP地址分配方式下正常工作，无须人工现场干预。 A.2.11 任务上报

终端应具备定时上报《电力负荷管理系统数据传输规约》（Q/GDW 130-2005）中定义的1、2类数据的任务功能。

2类数据的上报周期可设置为时、日，对不同上报周期统一定义如下：

1） 对于曲线数据（96点），当周期为“1小时”，则上报上一个小时的四个点曲线数据，如基准时间为2：18，则上报1：15；1：30；1：45，2：00四个数据。当周期为“1天”，不管基准时间为何，统一上报前一天96点曲线数据（96曲线数据起始点定义为0：15，48点曲线数据起始点定义为0：30）。

2） 对于非曲线数据，如日电量数据，不管基准时间为何，统一上报前一天日数据。

3） 时间间隔若为2，则上报数据量倍增，如对曲线数据，若上报周期“2小时”，则数据应上报8个点，其余情况类推。

4） 当主站与终端无法正常通信时，没有正常上报的数据在恢复通信时不再上报。

对1类数据，根据周期上报当前数据。若是小时冻结数据，统一上报上1小时数据，如基准时间为2：18，则上报1：15；1：30；1：45，2：00四个数据，时间间隔若为2，则上报数据量倍增。 A.2.12 事件记录

终端根据主站设置的事件记录属性按照重要事件和一般事件分类记录，也可设置为“不记录”。终端可根据设置实现主动上报或由主站召测。事件记录代码如表A.4，终端根据功能配置具备相应的事件记录功能。

表 A.4 终端事件记录配置 事件代码ERC ERC1 ERC2 ERC3 ERC4 ERC8 ERC9 ERC10 ERC11 ERC12 ERC13 ERC14 ERC15 ERC16 ERC17 ERC18 ERC20 ERC21 ERC24 ERC25 事件项目 数据初始化和版本变更记录 参数丢失记录 参数变更记录 状态量变位记录 电能表参数变更 电流回路异常 电压回路异常 相序异常 电能表时间超差 电表故障信息 终端停/上电事件 谐波越限 直流模拟量越限（温度越限） 电压/电流不平衡越限 电容器投切自锁记录 消息认证错误记录 终端故障记录 电压越限记录 电流越限记录

事件代码ERC ERC26 ERC31 A.2.13 终端升级

事件项目 视在功率越限记录 剩余电流越限 1） 远程升级：可通过通信信道实现远程在线软件下载并在线更新。

a） 支持完全升级和增量升级两种方式。完全升级即对终端软件进行全部更新，增量升级是对新旧版本终端软件中的差异部分进行更新。

b） 可实现批量终端同时升级（不少于100台）。

c） 终端进入软件升级状态后，应有严格的安全保证措施。若终端在升级过程中出现断线、断电等异常情况，在规定时间内（如24小时）应支持断点续传，当终端与主站恢复通信后，只需断点处下载即可而不需重新开始，但若终端在规定时间内未完成升级工作，视为升级异常，终端应退出软件升级状态，并恢复正常工作。

d） 软件升级过程及结束后，终端都应保留与主站通信所必须的所有参数，并能正常登录主站。 2） 本地升级

终端具备现场编程升级能力：

a） 现场编程升级接口为USB或RS-232接口。

b） 使用USB接口时，现场只需将存储有升级程序的优盘插入USB接口，终端将自动完成升级工作。升级结束后，终端有明确的提示，并自动启动到新的程序。

c） 终端进入软件升级状态后，不再进行数据采集、处理操作。当现场升级出现异常中断情况，终端可重新启动现场升级操作。

3） 版本信息

终端具有唯一的设备编号，软件版本信息可供主站召测，其中厂商代号为终端厂家名称拼音首字母缩写。

终端面板上软件版本号显示格式为：厂家名称拼音首字母缩写[STRING]-终端型号[XXXXX]-版本号[XXX.X]-版本日期[YYYYMMDD]。