正品 滨崎电气 分路开关 B-8 数码分段开关 分控器 二路三段
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&正品滨崎电气B-8 分路开关数码分段开关分控器二路三段 迷你型分段开关B-8是滨崎电气最新出品的，超薄1.45CM，防雷设计，东芝芯片，全金属外属，超强抗干扰性能。
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（分段点）技术规范-公司动态-上海隔豪电力设备有限公司
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上海隔豪电力设备有限公司
主营产品： 专业制造：高压隔离开关/智能真空断路器/高压分支箱/六氟化硫断路器//高压熔断器/避雷器/电容器/高压互感器/负荷开关//接地开关/变压器/绝缘子/及高压成套配件。
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（分段点）技术规范
上海隔豪电力设备有限公司
生产基地：浙江省乐清市盐盘后埭头工业区
10kV柱上真空自动配电开关及配套设备
（分段点）技术规范　　阅读(490)
10kV柱上真空自动配电开关及配套设备（分段点）技术规范1、适用范围本技术规范适用于10kV柱上真空自动配电开关及其配套设备，安装运行于10kV架空配电线路分段点，其组件包括柱上真空负荷开关、柱上监控终端和柱上电源变压器三部分。本技术条件规定了上述10kV架空配电线路馈线自动化设备的使用环境条件，性能参数、技术要求等具体内容。2、设备应遵循的技术标准量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验－环境温度：最高+55℃，最低-25℃海拔高度：&相对湿度：&90%（25℃）风压：不超过700Pa（风速不大于35米/秒）日照强度（风速0.5m/s时）：0.1W/cm2覆冰厚度：10mm雷暴日数：70d外绝缘污秽等级IV外绝缘爬电比距31mm/kv地震裂度：不超过8度安装位置：户外柱上4.系统条件系统电压：10系统频率：50H系统中性点接地方式：中性点经消弧线圈接地5．配合模式以柱上智能分段负荷开关、柱上智能联络开关、箱式智能分段开关、箱式智能联络开关已经建成的配网自动化系统（供应商：珠海许继）配合应用构成馈线自动化系统，一旦后台系统故障或退出运行时，设备自身可实现基本的馈线自动化功能。设备控制单元配置GPRS通信模块或光纤通信模块两种通信方式，实现线路及设备数据监测与主站进行数据传输的功能要求。本次招标采购的开关必须无缝接入现有的配网自动化系统，产生的接口联调费由中标供应商承担。6．设备技术要求6.1自动化功能总体要求6.1.1 10kV柱上真空自动配电开关及其配套设备为电压-时限式馈线自动化设备，可安装于架空线路任一分段位置，具有遥测、遥信、遥控的功能，能检测线路电压、线路电流；6.1.2 设备具有数据通信功能，配套GPRS或光纤通信模块能与监控主站进行通信，实现故障信息上报、和线路设备信息的实时上送。6.1.3 开关在分闸且无闭锁状态时，当其电源侧来电，延时合闸，延时值可设定（缺省值为7s）；当延时时间内失压，则设置反向闭锁；当延时时间内检测到受电侧瞬时电压，则设置正向闭锁，开关不关合；6.1.4 开关合闸确认时间内（可设定，缺省值为5s），若检测到线路失压，则设置合闸闭锁；6.1.5线路失压时，若开关电流值未超出及分断能力，则开关自动分闸；6.1.6当开关自动分闸且设置闭锁后，线路从其闭锁侧再来电时，开关不会延时自动关合；6.1.7设备可接收监控主站下发的分合闸命令，并执行开关分合闸，也可进行就地控制操作和开关操作杆手动操作实现开关分合闸；6.1.8设备具有装置自检功能，装置异常状态下，可上送异常信息并闭锁其控制输出；6.1.9 设备具有参数设置功能，可就地或远方设定或更改其工作模式和控制参数。6.2 柱上真空负荷开关的技术要求6.2.1 柱上真空负荷开关密封壳体内，真空管置于充满零表压的SF6气体的密封箱内，设备具备15年免维护运行条件并具防爆功能；6.2.2 开关控制接口采用航空接插件；6.2.3 开关采用弹簧储能或电磁操作机构，具备手动/电动操作功能；当开关合闸回路施加合闸控制电压时，开关快速关合并由合闸电压维持关合，合闸控制电压撤除后，开关自动分闸。6.2.4开关内置一组三相测两电流互感器，变比分别为600/1精度为0.5级；6.2.5开关外壳上有明显&分&、&合&等指示，安装运行后可以清晰地识别开关分、合闸位置。并且必须保证分、合闸指示与开关分、合闸位置对应一致；6.2.6 开关本体的密封圈、胶、航空接插头、电子元器件等应保证采用进口。SF6气体年泄漏率不得大于1%；6.2.7开关密闭箱体应设置异常压力安全释放点或区域，且采用悬挂式安装；6.2.8开关引出线采用截面不小于200mm2、长度不小于2M的多股软铜芯绝缘线，绝缘引出线与导电端子进行绝缘封闭连接；也可采用接线端子连接。6.2.9 开关本体主要性能参数应符合或优于表1要求：表1&& 开关本体性能参数表序号名&&&&&&&&&& 称单 位数值备注1额定电压kV12&2断口绝缘水平工频（干试与湿试）48&雷电冲击试验电压（峰值）85&3对地及相间绝缘水平工频干试42&湿试34&雷电冲击试验电压（峰值）75&4额定电流A630&5额定热稳定电流（有效值）kA16&6额定热稳定时间s2&7额定短路关合电流（峰值）kA40&8额定动稳定电流（峰值）9额定电缆充电开断电流A5~20&10额定投切空载变压器电感电流A5~20&11合闸操作额定电压AC12合闸时间&13分闸时间～&14机械寿命次10000&&&&&&&&6.3 监控终端的技术要求6.3.1监控终端应具有完善的防磁、防震、防潮、防雷、防过电压、隔热的措施；6.3.2 监控终端配套的户外控制回路电缆需耐高温、防爆晒，不开裂。采用航空接插件与开关进行连接；6.3.3 监控终端的外壳采用不饱和聚酯非金属材料圆桶形、全密封防水结构，防护等级达到IP67，满足户外免维护运行条件。6.3.4监控终端配套GPRS通信模块或光通信模块与主站进行通信。具有遥测、遥信、遥控的功能，可检测及传送开关状态、终端工作状态、线路两侧电源状态、线路电压、线路电流等数据信息。6.3.5监控终端应设置状态指示及参数设定操作界面，具备以下指示及设定内容：监控终端工作电源指示；监控终端运行状态指示；监控终端通信状态指示；监控终端延时状态指示；采用档位开关、按键开关或拨码开关设定延时值或相关工作模式，并能正确指示当前设定值。设定值内容包括X延时、Y延时、工作模式、远方设定的投退等。6.3.6 监控终端应在适当位置配设定值表和状态指示说明；6.3.7监控终端应具备自诊断功能。装置在正常运行时定时自检，自检的对象包括CPU、设定值、开出回路、采样通道、E&sup2;PROM等各部分。自检异常时，发出告警报告，点亮告警指示灯，并且闭锁分、合闸回路；6.3.8供电线路正常运行时，监控终端在接收到数据召唤命令后，能以GPRS无线通信或光纤通信方式上传遥信、遥测等数据，也可执行远方分合闸命令令开关分合闸；6.3.9控制单元的通信数据格式及规则遵循《IEC && 远动设备及系统 第5部分 传输规约 第101篇基本远动任务的配套标准 (neq DL/T 634-2002) 》的要求；6.3.10 控制单元的主要性能指标不低于表2的要求。表2& 负荷开关控制单元性能参数表额定电压V230额定频率Hz50功率VA&16电压范围V检测＞80％～120％额定电压复位＜60％额定电压瞬时电压检测&额定电压的30%&5%，0.15秒以上停电检测时间s3.5&0.5X－时间误差s＋（0.5＋1％设定值）～0sY－时间误差s&5％设定值重量kg&12电压电流检测精度&1%F.S外壳防护等级IP67X－时间设定7-14-21-28-35-42，14-28-42-56-70-84& （s）XL－时间设定45-60-75-90-105-120，80-100-120-140-160-180（s）通信速率
通信误码率小于10&6.4 电源变压器的技术要求分段点Ⅰ型开关配套双侧电源变压器，其主要性能指标不低于表的要求。表3& 电源变压器性能参数表项&&& 目单位技术参数高压侧额定电压kV10低压侧额定电压V230变比与精度&10000/230(1级)额定频率Hz50额定功率kVA0.5（连续）3（短时1s）阻抗&＜15％（在3kVA时）1分钟工频耐受电压kV35额定冲击耐受电压kV75感应耐压&50Hz下，28kV／1秒10kV柱上真空自动配电开关及配套设备技术规范（联络点）1、适用范围本技术规范适用于10kV柱上真空自动配电开关及其配套设备，安装运行于10kV架空配电线路环网联络点，其组件包括柱上真空负荷开关、柱上监控终端、柱上电源变压器和计量箱四部分。本技术条件规定了上述10kV架空配电线路馈线自动化设备的使用环境条件，性能参数、技术要求等具体内容。2、设备应遵循的技术标准量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验－环境温度：最高+55℃，最低-25℃海拔高度：&相对湿度：&90%（25℃）风压：不超过700Pa（风速不大于35米/秒）日照强度（风速0.5m/s时）：0.1W/cm2覆冰厚度：10mm雷暴日数：70d外绝缘污秽等级IV外绝缘爬电比距31mm/kv地震裂度：不超过8度安装位置：户外柱上4.系统条件系统电压：10系统频率：50H系统中性点接地方式：中性点经消弧线圈接地5．设备技术要求5.1自动化功能总体要求5.1.1 10kV柱上真空自动配电开关及其配套设备为电压-时限式馈线自动化设备，可安装于架空线路任一环网联络点位置，具有遥测、遥信、遥控的功能，能检测线路电压、线路电流；其计量箱可实现双向电度计量并以GPRS通信方式上传计量数据；5.1.2 成套开关设备具有数据通信功能，配套GPRS或光纤通信模块能与监控主站进行通信，实现故障信息上报、和线路设备信息的实时上送。5.1.3 开关在分闸状态单侧来电时，设置闭锁。两侧来电时，终端经延时解除闭锁并维持开关在分闸状态；5.1.4 开关由两侧带电进入单侧失电状态时，开关延时关合（延时值可设定，缺省值45s）,若延时过程中受电侧出现瞬时电压，则设置闭锁不关合；5.1.5 开关关合后若线路失压时，则开关自动分闸；5.1.6设备可接收监控主站下发的分合闸命令，并执行开关分合闸，也可进行就地控制操作和开关操作杆手动操作实现开关分合闸；5.1.7设备具有装置自检功能，装置异常状态下，可上送异常信息并闭锁其控制输出；5.1.8 设备具有参数设置功能，可就地或远方设定或更改其工作模式和控制参数。5.2 柱上真空负荷开关的技术要求5.2.1 柱上真空负荷开关具备15年免维护运行条件并具防爆功能；5.2.2 开关控制接口采用航空接插件；5.2.3 开关采用弹簧储能或电磁操作机构，具备手动/电动操作功能；当开关合闸回路施加合闸控制电压时，开关快速关合并由合闸电压维持关合，合闸控制电压撤除后，开关自动分闸。5.2.4开关内置一组三相计测电流互感器，和一组非遮断电流保护三相电流互感器，变比分别为600/5和600/3，精度分别为0.2级和3级；5.2.5开关外壳上有明显&分&、&合&等指示，安装运行后可以清晰地识别开关分、合闸位置。并且必须保证分、合闸指示与开关分、合闸位置对应一致；5.2.6 开关本体的密封圈、胶、航空接插头、电子元器件等应保证采用进口。SF6气体年泄漏率不得大于1%；5.2.7开关密闭箱体应设置异常压力安全释放点或区域，且采用悬挂式安装；5.2.8开关引出线采用截面不小于200mm2、长度不小于2M的多股软铜芯绝缘线，绝缘引出线与导电端子进行绝缘封闭连接；也可采用接线端子入设备线夹引出。5.2.9 开关本体主要性能参数应符合或优于表1要求：表1&& 开关本体性能参数表序号名&&&&&&&&&& 称单 位数值备注1额定电压kV12&2断口绝缘水平工频（干试与湿试）48&雷电冲击试验电压（峰值）85&3对地及相间绝缘水平工频干试42&湿试34&雷电冲击试验电压（峰值）75&4额定电流A630&5额定热稳定电流（有效值）kA16&6额定热稳定时间s2&7额定短路关合电流（峰值）kA40&8额定动稳定电流（峰值）9额定电缆充电开断电流A5~20&10额定投切空载变压器电感电流A5~20&11合闸操作额定电压AC12合闸时间&13分闸时间～&14机械寿命次10000&&&&&&&&5.3 监控终端的技术要求5.3.1监控终端应具有完善的防磁、防震、防潮、防雷、防过电压、隔热的措施；5.3.2 监控终端配套的户外控制回路电缆需耐高温、防爆晒，不开裂。采用航空接插件与开关进行连接；5.3.3 监控终端的外壳全密封防水结构，防护等级达到IP67，满足户外免维护运行条件。5.3.4监控终端配套GPRS通信模块或光通信模块与主站进行通信。具有遥测、遥信、遥控的功能，可检测及传送开关状态、终端工作状态、线路两侧电源状态、线路电压、线路电流等数据信息。5.3.5监控终端应设置状态指示及参数设定操作界面，具备以下指示及设定内容：监控终端工作电源指示；监控终端运行状态指示；监控终端通信状态指示；监控终端延时状态指示；采用档位开关、按键开关或拨码开关设定延时值或相关工作模式，并能正确指示当前设定值。设定值内容包括X延时、Y延时、工作模式、远方设定的投退等。5.3.6 监控终端应在适当位置配设定值表和状态指示说明；5.3.7监控终端应具备自诊断功能。装置在正常运行时定时自检，自检的对象包括CPU、设定值、开出回路、采样通道、E&sup2;PROM等各部分。自检异常时，发出告警报告，点亮告警指示灯，并且闭锁分、合闸回路；5.3.8供电线路正常运行时，监控终端在接收到数据召唤命令后，能以GPRS无线通信或光纤通信方式上传遥信、遥测等数据，也可执行远方分合闸命令令开关分合闸； 5.3.9控制单元的通信数据格式及规则遵循《IEC && 远动设备及系统 第5部分 传输规约 第101篇基本远动任务的配套标准 (neq DL/T 634-2002) 》的要求；5.3.10 控制单元的主要性能指标不低于表2的要求。表2& 负荷开关控制单元性能参数表额定电压V230额定频率Hz50功率VA&16电压范围V检测＞80％～120％额定电压复位＜60％额定电压瞬时电压检测&额定电压的30%&5%，0.15秒以上停电检测时间s3.5&0.5X－时间误差s＋（0.5＋1％设定值）～0sY－时间误差s&5％设定值重量kg&12电压电流检测精度&1%F.S外壳防护等级IP67X－时间设定7-14-21-28-35-42，14-28-42-56-70-84& （s）XL－时间设定45-60-75-90-105-120，80-100-120-140-160-180（s）通信速率
通信误码率小于10&5.4 电源变压器的技术要求联络开关配套双侧电源变压器，其主要性能指标不低于表的要求。表3& 电源变压器性能参数表项&&& 目单位技术参数高压侧额定电压kV10低压侧额定电压V230变比与精度&级)额定频率Hz50额定功率kVA0.5（连续）3（短时1s）阻抗&＜15％（在3kVA时）1分钟工频耐受电压kV35额定冲击耐受电压kV75感应耐压&50Hz下，28kV／1秒5.5 计量箱技术要求计量箱箱体采用不锈钢材料，厚度不小于2mm；10kV柱上真空自动配电开关及配套设备（分段点）技术规范1、适用范围本技术规范适用于10kV柱上真空自动配电开关及其配套设备，安装运行于10kV架空配电线路分段点，其组件包括柱上真空负荷开关、柱上监控终端和柱上电源变压器三部分。本技术条件规定了上述10kV架空配电线路馈线自动化设备的使用环境条件，性能参数、技术要求等具体内容。2、设备应遵循的技术标准量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验－环境温度：最高+55℃，最低-25℃海拔高度：&相对湿度：&90%（25℃）风压：不超过700Pa（风速不大于35米/秒）日照强度（风速0.5m/s时）：0.1W/cm2覆冰厚度：10mm雷暴日数：70d外绝缘污秽等级IV外绝缘爬电比距31mm/kv地震裂度：不超过8度安装位置：户外柱上4.系统条件系统电压：10系统频率：50H系统中性点接地方式：中性点经消弧线圈接地5．配合模式以柱上智能分段负荷开关、柱上智能联络开关、箱式智能分段开关、箱式智能联络开关已经建成的配网自动化系统（供应商：珠海许继）配合应用构成馈线自动化系统，一旦后台系统故障或退出运行时，设备自身可实现基本的馈线自动化功能。设备控制单元配置GPRS通信模块或光纤通信模块两种通信方式，实现线路及设备数据监测与主站进行数据传输的功能要求。本次招标采购的开关必须无缝接入现有的配网自动化系统，产生的接口联调费由中标供应商承担。6．设备技术要求6.1自动化功能总体要求6.1.1 10kV柱上真空自动配电开关及其配套设备为电压-时限式馈线自动化设备，可安装于架空线路任一分段位置，具有遥测、遥信、遥控的功能，能检测线路电压、线路电流；6.1.2 设备具有数据通信功能，配套GPRS或光纤通信模块能与监控主站进行通信，实现故障信息上报、和线路设备信息的实时上送。6.1.3 开关在分闸且无闭锁状态时，当其电源侧来电，延时合闸，延时值可设定（缺省值为7s）；当延时时间内失压，则设置反向闭锁；当延时时间内检测到受电侧瞬时电压，则设置正向闭锁，开关不关合；6.1.4 开关合闸确认时间内（可设定，缺省值为5s），若检测到线路失压，则设置合闸闭锁；6.1.5线路失压时，若开关电流值未超出及分断能力，则开关自动分闸；6.1.6当开关自动分闸且设置闭锁后，线路从其闭锁侧再来电时，开关不会延时自动关合；6.1.7设备可接收监控主站下发的分合闸命令，并执行开关分合闸，也可进行就地控制操作和开关操作杆手动操作实现开关分合闸；6.1.8设备具有装置自检功能，装置异常状态下，可上送异常信息并闭锁其控制输出；6.1.9 设备具有参数设置功能，可就地或远方设定或更改其工作模式和控制参数。6.2 柱上真空负荷开关的技术要求6.2.1 柱上真空负荷开关密封壳体内，真空管置于充满零表压的SF6气体的密封箱内，设备具备15年免维护运行条件并具防爆功能；6.2.2 开关控制接口采用航空接插件；6.2.3 开关采用弹簧储能或电磁操作机构，具备手动/电动操作功能；当开关合闸回路施加合闸控制电压时，开关快速关合并由合闸电压维持关合，合闸控制电压撤除后，开关自动分闸。6.2.4开关内置一组三相测两电流互感器，变比分别为600/1精度为0.5级；6.2.5开关外壳上有明显&分&、&合&等指示，安装运行后可以清晰地识别开关分、合闸位置。并且必须保证分、合闸指示与开关分、合闸位置对应一致；6.2.6 开关本体的密封圈、胶、航空接插头、电子元器件等应保证采用进口。SF6气体年泄漏率不得大于1%；6.2.7开关密闭箱体应设置异常压力安全释放点或区域，且采用悬挂式安装；6.2.8开关引出线采用截面不小于200mm2、长度不小于2M的多股软铜芯绝缘线，绝缘引出线与导电端子进行绝缘封闭连接；也可采用接线端子连接。6.2.9 开关本体主要性能参数应符合或优于表1要求：表1&& 开关本体性能参数表序号名&&&&&&&&&& 称单 位数值备注1额定电压kV12&2断口绝缘水平工频（干试与湿试）48&雷电冲击试验电压（峰值）85&3对地及相间绝缘水平工频干试42&湿试34&雷电冲击试验电压（峰值）75&4额定电流A630&5额定热稳定电流（有效值）kA16&6额定热稳定时间s2&7额定短路关合电流（峰值）kA40&8额定动稳定电流（峰值）9额定电缆充电开断电流A5~20&10额定投切空载变压器电感电流A5~20&11合闸操作额定电压AC12合闸时间&13分闸时间～&14机械寿命次10000&&&&&&&&6.3 监控终端的技术要求6.3.1监控终端应具有完善的防磁、防震、防潮、防雷、防过电压、隔热的措施；6.3.2 监控终端配套的户外控制回路电缆需耐高温、防爆晒，不开裂。采用航空接插件与开关进行连接；6.3.3 监控终端的外壳采用不饱和聚酯非金属材料圆桶形、全密封防水结构，防护等级达到IP67，满足户外免维护运行条件。6.3.4监控终端配套GPRS通信模块或光通信模块与主站进行通信。具有遥测、遥信、遥控的功能，可检测及传送开关状态、终端工作状态、线路两侧电源状态、线路电压、线路电流等数据信息。6.3.5监控终端应设置状态指示及参数设定操作界面，具备以下指示及设定内容：监控终端工作电源指示；监控终端运行状态指示；监控终端通信状态指示；监控终端延时状态指示；采用档位开关、按键开关或拨码开关设定延时值或相关工作模式，并能正确指示当前设定值。设定值内容包括X延时、Y延时、工作模式、远方设定的投退等。6.3.6 监控终端应在适当位置配设定值表和状态指示说明；6.3.7监控终端应具备自诊断功能。装置在正常运行时定时自检，自检的对象包括CPU、设定值、开出回路、采样通道、E&sup2;PROM等各部分。自检异常时，发出告警报告，点亮告警指示灯，并且闭锁分、合闸回路；6.3.8供电线路正常运行时，监控终端在接收到数据召唤命令后，能以GPRS无线通信或光纤通信方式上传遥信、遥测等数据，也可执行远方分合闸命令令开关分合闸；6.3.9控制单元的通信数据格式及规则遵循《IEC && 远动设备及系统 第5部分 传输规约 第101篇基本远动任务的配套标准 (neq DL/T 634-2002) 》的要求；6.3.10 控制单元的主要性能指标不低于表2的要求。表2& 负荷开关控制单元性能参数表额定电压V230额定频率Hz50功率VA&16电压范围V检测＞80％～120％额定电压复位＜60％额定电压瞬时电压检测&额定电压的30%&5%，0.15秒以上停电检测时间s3.5&0.5X－时间误差s＋（0.5＋1％设定值）～0sY－时间误差s&5％设定值重量kg&12电压电流检测精度&1%F.S外壳防护等级IP67X－时间设定7-14-21-28-35-42，14-28-42-56-70-84& （s）XL－时间设定45-60-75-90-105-120，80-100-120-140-160-180（s）通信速率
通信误码率小于10&6.4 电源变压器的技术要求分段点Ⅰ型开关配套双侧电源变压器，其主要性能指标不低于表的要求。表3& 电源变压器性能参数表项&&& 目单位技术参数高压侧额定电压kV10低压侧额定电压V230变比与精度&10000/230(1级)额定频率Hz50额定功率kVA0.5（连续）3（短时1s）阻抗&＜15％（在3kVA时）1分钟工频耐受电压kV35额定冲击耐受电压kV75感应耐压&50Hz下，28kV／1秒10kV柱上真空自动配电开关及配套设备技术规范（联络点）1、适用范围本技术规范适用于10kV柱上真空自动配电开关及其配套设备，安装运行于10kV架空配电线路环网联络点，其组件包括柱上真空负荷开关、柱上监控终端、柱上电源变压器和计量箱四部分。本技术条件规定了上述10kV架空配电线路馈线自动化设备的使用环境条件，性能参数、技术要求等具体内容。2、设备应遵循的技术标准量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验－环境温度：最高+55℃，最低-25℃海拔高度：&相对湿度：&90%（25℃）风压：不超过700Pa（风速不大于35米/秒）日照强度（风速0.5m/s时）：0.1W/cm2覆冰厚度：10mm雷暴日数：70d外绝缘污秽等级IV外绝缘爬电比距31mm/kv地震裂度：不超过8度安装位置：户外柱上4.系统条件系统电压：10系统频率：50H系统中性点接地方式：中性点经消弧线圈接地5．设备技术要求5.1自动化功能总体要求5.1.1 10kV柱上真空自动配电开关及其配套设备为电压-时限式馈线自动化设备，可安装于架空线路任一环网联络点位置，具有遥测、遥信、遥控的功能，能检测线路电压、线路电流；其计量箱可实现双向电度计量并以GPRS通信方式上传计量数据；5.1.2 成套开关设备具有数据通信功能，配套GPRS或光纤通信模块能与监控主站进行通信，实现故障信息上报、和线路设备信息的实时上送。5.1.3 开关在分闸状态单侧来电时，设置闭锁。两侧来电时，终端经延时解除闭锁并维持开关在分闸状态；5.1.4 开关由两侧带电进入单侧失电状态时，开关延时关合（延时值可设定，缺省值45s）,若延时过程中受电侧出现瞬时电压，则设置闭锁不关合；5.1.5 开关关合后若线路失压时，则开关自动分闸；5.1.6设备可接收监控主站下发的分合闸命令，并执行开关分合闸，也可进行就地控制操作和开关操作杆手动操作实现开关分合闸；5.1.7设备具有装置自检功能，装置异常状态下，可上送异常信息并闭锁其控制输出；5.1.8 设备具有参数设置功能，可就地或远方设定或更改其工作模式和控制参数。5.2 柱上真空负荷开关的技术要求5.2.1 柱上真空负荷开关具备15年免维护运行条件并具防爆功能；5.2.2 开关控制接口采用航空接插件；5.2.3 开关采用弹簧储能或电磁操作机构，具备手动/电动操作功能；当开关合闸回路施加合闸控制电压时，开关快速关合并由合闸电压维持关合，合闸控制电压撤除后，开关自动分闸。5.2.4开关内置一组三相计测电流互感器，和一组非遮断电流保护三相电流互感器，变比分别为600/5和600/3，精度分别为0.2级和3级；5.2.5开关外壳上有明显&分&、&合&等指示，安装运行后可以清晰地识别开关分、合闸位置。并且必须保证分、合闸指示与开关分、合闸位置对应一致；5.2.6 开关本体的密封圈、胶、航空接插头、电子元器件等应保证采用进口。SF6气体年泄漏率不得大于1%；5.2.7开关密闭箱体应设置异常压力安全释放点或区域，且采用悬挂式安装；5.2.8开关引出线采用截面不小于200mm2、长度不小于2M的多股软铜芯绝缘线，绝缘引出线与导电端子进行绝缘封闭连接；也可采用接线端子入设备线夹引出。5.2.9 开关本体主要性能参数应符合或优于表1要求：表1&& 开关本体性能参数表序号名&&&&&&&&&& 称单 位数值备注1额定电压kV12&2断口绝缘水平工频（干试与湿试）48&雷电冲击试验电压（峰值）85&3对地及相间绝缘水平工频干试42&湿试34&雷电冲击试验电压（峰值）75&4额定电流A630&5额定热稳定电流（有效值）kA16&6额定热稳定时间s2&7额定短路关合电流（峰值）kA40&8额定动稳定电流（峰值）9额定电缆充电开断电流A5~20&10额定投切空载变压器电感电流A5~20&11合闸操作额定电压AC12合闸时间&13分闸时间～&14机械寿命次10000&&&&&&&&5.3 监控终端的技术要求5.3.1监控终端应具有完善的防磁、防震、防潮、防雷、防过电压、隔热的措施；5.3.2 监控终端配套的户外控制回路电缆需耐高温、防爆晒，不开裂。采用航空接插件与开关进行连接；5.3.3 监控终端的外壳全密封防水结构，防护等级达到IP67，满足户外免维护运行条件。5.3.4监控终端配套GPRS通信模块或光通信模块与主站进行通信。具有遥测、遥信、遥控的功能，可检测及传送开关状态、终端工作状态、线路两侧电源状态、线路电压、线路电流等数据信息。5.3.5监控终端应设置状态指示及参数设定操作界面，具备以下指示及设定内容：监控终端工作电源指示；监控终端运行状态指示；监控终端通信状态指示；监控终端延时状态指示；采用档位开关、按键开关或拨码开关设定延时值或相关工作模式，并能正确指示当前设定值。设定值内容包括X延时、Y延时、工作模式、远方设定的投退等。5.3.6 监控终端应在适当位置配设定值表和状态指示说明；5.3.7监控终端应具备自诊断功能。装置在正常运行时定时自检，自检的对象包括CPU、设定值、开出回路、采样通道、E&sup2;PROM等各部分。自检异常时，发出告警报告，点亮告警指示灯，并且闭锁分、合闸回路；5.3.8供电线路正常运行时，监控终端在接收到数据召唤命令后，能以GPRS无线通信或光纤通信方式上传遥信、遥测等数据，也可执行远方分合闸命令令开关分合闸； 5.3.9控制单元的通信数据格式及规则遵循《IEC && 远动设备及系统 第5部分 传输规约 第101篇基本远动任务的配套标准 (neq DL/T 634-2002) 》的要求；5.3.10 控制单元的主要性能指标不低于表2的要求。表2& 负荷开关控制单元性能参数表额定电压V230额定频率Hz50功率VA&16电压范围V检测＞80％～120％额定电压复位＜60％额定电压瞬时电压检测&额定电压的30%&5%，0.15秒以上停电检测时间s3.5&0.5X－时间误差s＋（0.5＋1％设定值）～0sY－时间误差s&5％设定值重量kg&12电压电流检测精度&1%F.S外壳防护等级IP67X－时间设定7-14-21-28-35-42，14-28-42-56-70-84& （s）XL－时间设定45-60-75-90-105-120，80-100-120-140-160-180（s）通信速率
通信误码率小于10&5.4 电源变压器的技术要求联络开关配套双侧电源变压器，其主要性能指标不低于表的要求。表3& 电源变压器性能参数表项&&& 目单位技术参数高压侧额定电压kV10低压侧额定电压V230变比与精度&级)额定频率Hz50额定功率kVA0.5（连续）3（短时1s）阻抗&＜15％（在3kVA时）1分钟工频耐受电压kV35额定冲击耐受电压kV75感应耐压&50Hz下，28kV／1秒5.5 计量箱技术要求计量箱箱体采用不锈钢材料，厚度不小于2mm；&
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