综合配电箱技术规范1.docx

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综合配电箱技术规范1

综合配电箱技术规范

1、总则

1.1本技术规范书适用于变台综合配电箱，它提出了配电箱的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2需方在本规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，未对一切技术细则做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供一套满足本规范书和现行有关标准要求的高质量产品及其相应服务。

1.3如果供方没有以书面形式对本规范书的条款提出异议，则意味着供方提供的设备（或系统）完全满足本规范书的要求。

如有异议，不管是多么微小，都应在投标书“技术差异表”中加以详细描述。

1.4本技术规范书经需供双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。

1.5本设备技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。

1.6本设备规范书未尽事宜，由买卖双方协商确定。

1.7供方须执行现行国家标准和行业标准。

应遵循的主要现行标准如下：

DL／T842-2003低压并联电容器装置使用技术条件

GB/T15576—1995低压无功功率静态补偿装置总技术条件

DL/T597—1996低压无功补偿控制器定货技术条件

DL/T448—2000电能计量装置技术管理规程

GB3983.1-1989低电压并联电容器

DL/T842-2003低压并联电容器装置使用技术条件

GB4208-2008　外壳防护等级

GB7251.1-2005　低压成套开关设备和控制设备第一部分：

型式试验和部分型式试验成套设备

GB7251.3-2006　低压成套开关设备和控制设备第三部分：

对非专业人员可进入现场的低压成套开关设备和控制设备—配电板的特殊要求

GB/T7267-2003　电力系统二次回路控制、计量屏及柜基本尺寸系列

GB10963.1-2005　家用及类似场所用过电流保护断路器第1部分：

用于交流的断路器

GB/T14048.1-2006　低压开关设备和控制设备第1部分：

总则

GB/T14048.2-2001　低压开关设备和控制设备低压断路器

GB/T14048.3-2002　低压开关设备和控制设备第3部分：

开关、隔离器、隔离开关及熔断器组合电器

GB/T16936-1997　电能计量柜

GB50171-1992　电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范

GB50217-2007　电力工程电缆设计规范

GB50058-1992爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范

DL/T448-2000　电能计量装置技术管理规程

DL/T621-1997　交流电气装置的接地

DL/T698.1　电能信息采集与管理系统总则

DL/T698.31　电能信息采集与管理系统电能采集终端通用要求

DL/T698.33　电能信息采集与管理系统专变采集终端特殊要求

DL/T698.34　电能信息采集与管理系统公变采集终端特殊要求

DL/T698.35　电能信息采集与管理系统低压集抄终端特殊要求

DL/T825-2002　电能计量装置安装接线规则

DL/T866-2004　电流互感器和电压互感器选择及计算导则

JB/T5777.2-2002　电力系统二次回路控制及计量屏（柜、台）通用技术条件

JGJ16-2008　民用建筑电气设计规范

Q/GDW347-2008　电能计量装置通用设计规范

GB/T2423.1电工电子产品基本环境试验规程

有矛盾时，按现行的技术要求较高的标准执行。

1.6本技术规范书未尽事宜，由需供双方协商确定。

1.7供方应获得ISO9000（GB/T19000）资格认证书或具备等同质量认证证书，产品应在相同或更恶劣的运行条件下持续运行三年以上的成功经验。

对于新产品，必须经过挂网试运行，并通过产品鉴定。

2、工作条件

2.1、周围空气温度

周围空气温度上限为+45℃；

周围空气温度下限为-50℃；

周围空气温度24h的平均值不超过+35℃。

2.2、海拔

安装地点的海拔不超过2000米。

2.3、大气条件

大气相对湿度在周围空气中为+40℃时不超过50%；在较低温度下可以有较高的相对湿度；最湿月的月平均最大相对湿度为90%，并考虑到因湿度变化在产品表面上不应有凝露。

2.4、污染等级

污染等级为Ⅲ。

3、主要技术参数

3.1额定工作电压：

400V

3.2额定绝缘电压：

660V

3.3、额定频率：

50Hz

3.4、容量：

用于容量50kVA、80kVA、100kVA、160kVA、200kVA、315kVA、400KVA配电变压器。

3.5、绝缘电阻：

≥4MΩ

3.6、介电强度：

主回路相对地为2.5kV，1分钟。

辅助回路对地为2.5kV，1分钟。

3.7、防护等级：

IP33

3.8、系统接地方式：

中性点直接接地（TT系统）。

3.9、用于100KVA以下配变的配电回路为一路；用于100KVA、160KVA、315KVA以下配变回路分为两路，315kVA、400KVA配电变压器的配变回路分为三路。

每路按配电变压器总容量的60%—80%配置，如用户有特殊要求，按用户要求配置。

4、设备规范

4.1、设备名称和数量

4.1.1、设备名称：

变台综合配电箱

4.2设计、材料、制作要求

4.2.1电能计量箱的设计、制作应符合GB7251．3—2006《低压成套开关设备和控制设备.第3部：

对非专业人员可进入场地的低压成套开关设备和控制设备——配电板的特殊要求》的规定，必须取得国家强制性产品认证（3C认证），在箱体的正面有3C认证标志。

4.2.2变台综合配电箱按照不同变压器容量安装配电监测及无功补偿一体式控制器、测量电流互感器、计量电流互感器、计量联合接线盒、HR系列隔离刀闸，漏电保护出线开关、小型断路器、交流接触器、低压避雷器、信号灯及电流电压指示表、工作照明等电器元件。

4.2.3配电箱的箱体采用采用厚度不小于2毫米的不锈钢板制作，对角线误差不超过2.0毫米，满足户外防护等级的要求，结构设计应使配电箱体能够防雨、防尘、防盗、防漏电、防雷击、防电磁干扰，有足够的强度确保运输和安装过程中不会变形。

正面、背面开门，箱体门内边加密封条。

门的最大开度为135度，每侧箱门外应喷涂“有电危险，禁止触摸”的警告语。

箱门上设统一的（特殊）锁具（锁孔有防雨设计）。

装卸用吊环采用斜对角方式设置。

4.2.4箱体应充分考虑通风散热、防尘、防水，在箱体两侧壁加工散热孔，散热孔内加不锈钢防尘网，防尘网孔直径应不大于1mm，配置温控风冷装置，45℃以上强制通风。

4.2.5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：

箱体外壳及门。

内部安装电器元件的接地导体和需接地的外壳。

金属屏蔽及电力电缆的接地导体。

控制或测量元件的接地导体。

4.2.6装置外壳应设有明显的提供与外设接地系统相联接的接地装置，并在该接地装置明显可见处设有永久性标志。

该装置与外设接地系统可采用螺栓连接，螺栓不小于M12，并应满足防腐蚀要求。

4.2.7箱壳侧面可见处应安装永久性的产品铭牌，所列项目符合标准规定，含制造厂名称、商标、产品型号、名称、出厂编号、性能参数。

4.2.8箱体内对刀熔开关、无功控制器、电热器、漏电保护器等装置应张贴相应的操作指南和安全警示。

4.2.9箱体内部分隔成计量室、进线单元室、出线单元室、无功补偿室。

电能表和计量互感器在同一室，必须与其他室用封板分隔，箱门应能加铅封和锁封，无功补偿室与其它室采用不小于2mm镀锌钢板分隔。

4.2.10配电箱进线方式采用箱体侧面进线，设置专用不锈钢防水弯头，弯头与箱体间配置防水胶垫，并方便电缆接线。

出线采用箱体侧面出线和下面出线两种形式，进出线口均采用不小于2mm环氧树脂板封堵。

4.2.11箱体内导体的颜色和排列

箱体内导体的颜色和排列顺序应符合GB2681和GB7251.1中的相关规定，如果汇流母线经过镀锡处理或加装绝缘防护措施，在明显可见处应作出用以分别相序用的标识。

当相序的排列不能满足标准的要求时，在声明的情况下，可作出特殊处理。

表1箱体内导体颜色及排列顺序表

类别

颜色

垂直排列

水平排列

前后排列

交流

A相

黄

上

左

远

B相

绿

中

中

中

C相

红

下

右

近

中性线N

浅蓝

最下

最左

最近

中性保护PE

黄绿

4.2.12箱内元件的布置及间距应符合有关规程的规定，应保证调试、操作、维护、检修和安全运行的要求。

盘架应牢固，母线、元件应有牢固支撑，应满足装置运行过程当中有可能发生的短路情况所产生的热和电的应力的要求。

4.2.13各规格配电箱内硬母线均按照总装图要求安装到位，母排截面积均按照≥配变满载时的150％配置。

4.3、进线单元

4.3.1、进线单元由与变压器容量相匹配的HR6系列（400kVA以上采用HD11系列）隔离刀闸及相应的连接导体组成，隔离刀闸进线侧与计量单元连接，出线侧根据容量通过汇流母排与馈电单元连接。

应根据不同的变压器容量配置不同规格的隔离刀闸。

4.3.2、配电箱进线及馈电回路全部采用做过绝缘处理的铜母排连接，并涂导电膏，以避免电缆绝缘损坏或发热造成的设备事故。

4.3.3、母排切割工艺要求精细，边缘应打圆、没有毛刺；母排安装要求工整，应做到横平竖直。

4.3.4、母排和接线桩头都应做绝缘处理。

4.3.5、进出线口及箱内母排的位置要方便接线并满足相匹配低压电缆的弯曲半径。

4.4、出线单元

4.4.1、出线单元采用高分断漏电断路器及相应的连接导体组成，高分断漏电断路器应采用品牌产品，并满足以下所述要求。

4.4.2、断路器通过汇流母排与进线单元连接，通过电缆馈出向用户供电。

4.4.3、断路器集过载、短路、缺相、欠压、过压、缓变漏电、突变漏电等保护,短路分断能力不小于35kA。

4.4.4、提供馈电开关外接导线端子，适用于不大于240平方的铜质或铝质外接导体的连接。

由厂家接出60～80mm长的引出铜排，铜排截面满足载流量和安装的要求。

4.5、计量单元

4.5.1计量单元由计量电流互感器和三相智能电能表（带485通信接口）组成，电能表和计量互感器应为计量检定中心检验的合格产品。

（三相智能电能表由用方另行采购）。

4.5.3、箱体内部应分隔出专为供电计量装置安装使用的计量独立小室，电能表和计量互感器在同一室，必须与其他室用封板分隔，箱门应能加铅封和锁封。

除进出线（一次线和二次线）所必需的通道（孔）外，不得有其他可使外界物体进入的条件，应方便计量人员抄表，检查。

其结构除满足本技术条件的相关要求之外，还应满足计量部门的相关规定。

4.5.4、预留两块三相多功能电表的安装位置（可安装一块有功电表和一块无功电表或集抄装置），安装挂表架。

4.5.5、电流互感器二次绕组与电能表之间应采用六线连接，电流互感器的二次侧不接地。

三相分别采用黄、绿、红颜色的铜质绝缘线，零线采用蓝色线。

4.5.6、电能计量二次电流回路连接导线截面积不应小于4平方，电压回路连接导线截面积不应小于2.5平方。

电器连接端子必须镀锡。

电压、电流回路导线必须先接入试验接线盒，后接入电度表。

4.5.7、计量电流互感器应选用穿芯式结构，准确度等级为0.5S级，标示为单一电流变比且二次容量为5VA。

电流互感器浇注体表面应有明显的电流变比，字体工整，与浇注体直接铸为一体。

二次接线端应密封，而且密封盖板外紧固螺钉应有可加铅封用的铅封孔。

4.5.8、无线公网载波集中器主要功能

可实时召测或定时采集电能表的实时电量、月末零点冻结电量、日零点冻结电量。

可抄读电能表失流、失压、编程状态等事件记录。

对在规定的抄读间隔时间内未抄读数据的电能表有补抄功能。

有计时单元可被主站校时，日计时误差≤±0.5s/d。

可通过本地红外口现场抄读电量数据并输入到主站。

可自动进行自检，发现设备（包括通信）异常有记录和报警功能。

设计有可靠的安全措施，防止非授权人员设置参数。

能够保存最近500次的事件记录。

能判别并拒绝非法主站的召测和控制指令。

可对电表实行远程控制功能。

可以对重点用户的电能表进行重点监管。

每日自动计算台区日总线损率数值。

4.6、无功补偿单元

4.6.1、无功补偿单元应采用国内知名品牌产品，并满足以下所述要求。

4.6.2、电容器补偿方式

采用循环投切，先投先切，使电容器均时使用，设备寿命最大化。

采用分相分级补偿，对三相不平衡负荷可精确补偿，达到最佳补偿效果。

4.6.3、无功补偿投切判据

同时满足以下条件，投入电容器

Uqb＜线路电压＜Ugb

无功缺量＞k1×Qc

同时满足以上条件的持续时间＞T

满足以下任一条件，切除电容器

线路电压≤Uqq

线路电压≥Ugq

无功裕量＞k2×Qc

Uqb欠压保护设定值

Ugb过压保护设定值

Uqq欠压切除设定值

Ugq过压切除设定值

k1投门限系数

k2切门限系数

Qc电容器设定容量

T投切延时设定值

5.6.4、主要技术参数

额定输入电流模拟量5A、50Hz；

电流模拟量输入阻抗不大于0.2欧姆；

控制输出量：

电平输出，DC12V、20mA；

灵敏度不大于100mA

动作误差－2.0~2.0%

时钟误差＜2s/d

测量准确度：

电压、电流、功率因数1.0级，无功功率、有功功率精度高于2.0级

4.6.5、控制器功能要求

4.6.6、选用无功补偿与配电监测一体式配电综合运行测控仪。

4.6.7、控制器无功补偿投切方式、投切判据、技术参数应符合本文要求。

4.6.8、交流采样功能

控制通过交流采样，应能测量电压、电流、功率因数，无功功率、有功功率、电压谐波、电流谐波等数据作为控制电容器组投切的判断依据。

4.6.8.1、控制器指示及状态显示应至少包括以下功能：

工作电源显示

补偿超前滞后显示

输出回路工作状态显示

过电压保护动作显示

4.6.8.2、窗口显示功能

控制器应配置液晶显示窗口，应使用中文菜单显示各相电容投退情况、电压、电流、功率因数等配变负荷实时值。

4.5.6.3、铝合金全金属外壳

控制器应采用铝合金全金属外壳，确保控制器的抗电磁干扰能力，避免误动作。

4.5.6.4、自检复归功能

每次接通电源后装置能进行自检并复归输出回路（使输出回路处在断开状态）。

4.5.6.5、投切振荡闭锁

投切判据见5.6.2，应使用电压，无功功率，功率因数多项判据综合判断，当系统负载较轻时，装置能防止投、切振荡。

4.5.6.6、过压、欠压保护功能

无功补偿控制器应具备过压切除、过压保护、欠压切除和欠压保护两级电压保护。

4.5.6.7、缺相保护功能

当电源线路任一相（或两相）失电，能判断为缺相。

由控制器控制电容器投切开关立即动作切除所有电容器组，闭锁投切回路，待电源线路恢复正常后，投切回路自动解锁。

4.5.6.8、参数设置功能

可在现场设置投入、切除阈值及延时时间、设备编号、过压、欠压值、电流互感器变比、校对时钟等参数，可现场显示电网运行参数电流、电压、功率因数、有功功率、无功功率等。

所有参数掉电不丢失，再次上电不必重新设置，数据保持时间不少于2年。

各项参数设置范围如表3：

表2参数设置范围

参数

设置范围

步长

出厂预置值

密码

0000～9999

各位分别为1

0000

设备编号

00～99

各位分别为1

00

变比

（5～5000）/5

5

600：

5

投门限

50%～150%

1%

120%

切门限

0～50%

1%

10%

投切延时

0～256s

1s

30s

投切限制

0～250次

1次

100次

过压保护

100%～130%

1%

110%

欠压保护

60%～100%

1%

80%

过压切除

100%～130%

1%

120%

欠压切除

60%～100%

1%

70%

电容设置

0～200kVar

1kvar

4.6.8、投切开关型式

投切开关选用交流接触器

4.6.9、补偿容量配置

应根据不同地区、不同负荷条件确定需要补偿的容量，一般按总容量（变压器容量）的20%确定。

4.6.10、主要元件容量

补偿单元中的导线的截面及保护元件的选择，应按照大于电容器的额定电流的1.5倍进行选择。

全部电容器组采用一台低压塑壳式断路器（容量大于电容器总容量1.5倍）保护，分组电容器回路使用高分断能力小型断路器作为过流和短路保护。

4.6.11、补偿电容器

补偿电容器采用BSMJ型自愈式低压并联电容器，应达到如下要求：

内置放电电阻：

电容器断电后放电电阻使电容器断电后1分钟内放电至50V以下；；

过负荷能力：

每24小时中1.1倍过电压允许累计8小时（系统电压调整及波动），1.3倍过电流允许连续运行,1.35倍最大负荷允许稳定运行（由过电压及谐波引起）；

极壳绝缘电阻不小于3000兆欧；

电容器其薄膜厚度不低于8微米,电容器运行质保期为一年，一年内电容器容量下降不超过10％。

电容器排列之间距离应大于50mm，桩头螺杆配双螺母，螺母采用厚型，以便用双螺母拧紧接线端子（接线端子在双螺母之间），下螺母不得拧到桩头根部避免桩头受力、或受热软化（有机绝缘桩头），桩头应配置绝缘罩。

组装时桩头引线应盘绕30mm直径线环4周，并捆扎，以增加回路电感，减少冲击涌流。

4.7配变综合管理系统

4.7.1所有规格配电箱均应具备配电监测功能。

配备无功补偿与配电监测一体式配电综合运行测控仪，采用交流取样，集数据采集、通讯、无功补偿、电网参数分析等多功能于一体。

4.7.2通过GPRS将数据传输到后台数据中心，在配网生产管理系统软件中进行显示、计算、查询、统计分析等功能。

4.7.3后台软件至少应具备统计、计算、分析、报表和打印监测数据等功能。

4.7.4后台软件统计数据至少应包括如下内容：

相电压日最大值、最小值

相电流日最大值、最小值

相功率因数最大值、最小值

相有功功率最大值、最小值

相无功功率最大值、最小值

谐波、频率日最大值、最小值

4.7.5、配电箱供货厂家随货免费提供配变综合管理系统后台管理软件（以下简称“后台软件”），并负责安装、培训等工作。

4.7.6、可通过后台软件定时或不定时采集控制器实时监测数据，其数据内容至少包括如下内容：

三相电流不平衡的分析计算，各相不平衡的调整幅度及时间点。

三相电压／三相电流／三相功率因数

三相有功功率／三相无功功率

频率／谐波电压／谐波电流

电容器投切状态

4.7.7、控制器整点存储指定数据，每天存储24次，至少存储30天数据，新数据自动覆盖过期数据，存储数据等待后台软件的召测，整点存储数据至少应包括：

三相电压／三相电流／三相功率因数

三相有功功率／三相无功功率

频率／谐波电压／谐波电流

电容器投切状态

4.7.8、应可以通过后台软件查询和调整控制器的各项设置参数，可设置的参数至少应包括：

电容器投/切门限系数

过压保护／欠压保护定值

投切延时时间

投切限制次数

4.7.10、应可以通过后台软件远程控制电容器投入和切除。

5、其它事项

6.1、电气方案参照国家电网公司通用设计农网10KV及以下工程补充方案分册

6.2、进线单元、出线单元、无功补偿单元、箱体（含互感器、铜母排、二次接线等）应分项报价。

6、验收

因本规范提出的变台综合配电箱为非标产品，所以各中标厂家应在需求方对样品验收合格后，方可按需求数量批量生产。

7、提供的技术文件、设备图纸、附件

7.1出厂试验报告

7.2产品合格证及使用说明书

7.3所采用的内部元器件（开关、熔断器、电容器、控制器等）合格证及使用说明书。

7.4配电箱一次接线图纸及原理图

7.5配电箱二次接线图纸及原理图

7.6综合配电箱外形图、内部结构布置图。

7.7综合配电箱技术指标及技术特点。

7.8、箱体材料检测报告

7.9说明书；

8、质量保证、安装运输

8.1制造过程中的所有工艺、材料、试验等均应符合本规范书的规定；

8.2安装运输

8.2.1、综合配电箱应同时满足杆上支架安装和变压器台架（槽钢）吊装两种安装形式。

8.2.2、所有配电箱由供应方负责运输到各施工地点。

9、投标人响应部分

技术偏差表（投标人填写）

投标人应逐项响应本技术规范书中的要求，如有与本技术规范书要求不一致的地方，应逐项在“技术偏差表”中列出。

表3技术偏差表

序号

项目

对应条款编号

技术规范书要求

偏差

备注

10、主要组部件材料

表4主要组部件材料表

产品型号

组部件名称

供应商名称

原产地

备注

11推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表供货表

表5推荐的备品备件、专用工具和仪器仪表供货表（投标人填写）

序号

名称

型号和规格

单位

数量

制造商

1

2

3

12、技术服务

12.1系统安装、投运时的技术服务

12.1.1为了方便合同中硬件的安装、调试和投运，供货方应派出技术熟练的工程师到工程现场进行技术服务。

如买方认为供货方所派的技术人员不能胜任现场工作，有权要求供货方调换。

12.1.2供货方的现场技术人员负责合同设备的安装指导和检查，负责现场调试和启动投运，并负责解决投运时出现的问题。

12.1.3供货方的技术人员负责解答买方在合同内容范围内所提的各种问题。

12.1.4供货方的现场技术人员应免费在现场对设备的正确安装和试验对买方有关人员进行技术培训，确保买方有关人员具有系统日常维护能力。

12.2保质期内的技术服务

12.2.1供货方应保证设备与合同中所保证的性能指标相符，供货方保证所提供的设备、材料和工艺方面的正确性和完好性。

设备质保期二年，质保期内因产品质量问题而发生的损坏，供方免费修理或更换，供货方在收到买方通知后，应立即进行远程诊断和远程维护，若出现一般性故障和重大技术问题，供货方应派技术人员48小时赶到现场解决问题。

12.2.2在保修期内发生的系统故障，供货方负责分析事故原因和恢复正常运行，如因设备本身原因造成的故障，发生的一切费用由供货方支付，保质期顺延。

12.2.3在保质期后，供货方承诺终身为买方提供售后服务，并以优惠的价格向买方提供所需的备件。

12.2.4供货方无偿提供配电网自动化的技术支持。

13项目需求部分

货物需求及供货范围一览表

表6货物需