某电力公司柱上负荷开关技术规范

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1、福建省电力有限公司协议库存采购项目_柱上分界负荷开关招标文件（技术规范专用部分）2012年6月12日需求表序号物资名称型号规格技术参数数量额定电流开关自动化接口控制终端外壳防护等级110kV柱上分界负荷开关成套设备（含控制器、GPRS通信模块、工业级SIM卡及5年通信费）12kV， 630A，20kA630A具备三遥接口具备三遥功能IP671971 总则1.1一般规定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。2) 投标人须仔细阅读包括本技术规范在内的招标文件阐述的全部条款。投标人提供的10KV柱上真空分界负荷开关成套设备应符合招标文件所规定的要求。3) 本招标

2、文件技术规范提出了对10KV柱上真空分界负荷开关成套设备的技术参数、性能、结构、试验等方面的技术要求。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做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应提供符合本技术规范引用标准的最新版本标准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。5) 如果投标人没有以书面形式对本招标文件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“技术差异表”中列出。6) 本招标文件技术规范将

3、作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。本招标文件技术规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。7) 投标人需在投标前提供1台“10KV柱上真空分界负荷开关成套设备”样品送福建省电力科学研究院进行检测（样机接受截止时间：6月29日17：00时，接受地点厦门湖里嘉园路39号，联系人：邱灿， 联系电话：13906050088。检测项目见2.7章节），福建省电力科学研究院将出具检测报告。8) 投标产品在国家电网公司系统内没有出现被通报过的严重质量问题。9) 投标产品应满足厦门电业局配电自动化主站系统（DMS1000E）无线接入信息平台的条件，中标厂家应负责终端设备接入信息平台的调试工作

4、。10) 满足国家电网调2011168 号关于加强配电网自动化系统安全防护工作的通知的要求。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：1) 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。2) 投标人应提供有能力履行合同设备维护保养、修理及其他服务义务的文件。3) 投标人或制造商应提供投标产品全部有效的型式试验报告和文中要求的其它所有试验报告。4) 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。5) 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。6) 投标人或制造商若拥有自主专利技术，须提供相关

5、证书。1.3适用范围1) 本规范的适用范围仅限于本工程的投标产品。内容包括设计、结构、性能、安装、试验、调试及现场服务和技术服务。2) 工作进度如有延误，卖方应及时向买方说明原因、后果及采取的补救措施等。1.4厂商应提供的技术文件2.1.4.1图纸及图纸的认可和交付1) 所有需经买方确认的图纸和说明文件，均应由卖方在合同生效后的4周内提交给买方进行审定认可。这些资料包括10KV柱上真空分界负荷开关成套设备总装图、铭牌图、结构图等。买方审定时有权提出修改意见。2) 买方在收到需认可图纸2周内，将一套确认的或签有买方校定标记的图纸（买方负责人签字）返还给卖方。凡买方认为需要修改且经卖方认可的，不得

6、对买方增加费用。在未经买方对图纸作最后认可前任何采购或加工的材料损失应由卖方单独承担。3) 卖方在收到买方确认图纸（包括认可方修正意见）后，应于2周内向买方指定有关单位提供最终版的正式图纸和一套供复制用的底图及正式的光盘，正式图纸必须加盖工厂公章或签字。4) 完工后的产品应与最后确认的图纸一致。买方对图纸的认可并不减轻卖方关于其图纸的正确性的责任。设备在现场安装时，如卖方技术人员进一步修改图纸，卖方应对图纸重新收编成册，正式递交买方，并保证安装后的设备与图纸完全相符。5) 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

7、主，当买方对英文局部有疑问时，卖方应进行书面解释。6) 卖方免费提供给买方全部最终版的图纸、资料及说明书。其中图纸应包括2.1.4.1第1）款所涉及的图纸，并且应保证买方可按最终版的图纸资料对所供设备进行维护和更换零部件。7) 10KV柱上真空分界负荷开关成套设备所需图纸： 总装图：应表示设备总的装配情况，包括外形尺寸、设备的重心位置与总重量、受风面积、固有频率、端子尺寸及附件。 安装图：应标明设备安装方式、静负荷及操作时的动负荷、安装螺栓的位置和尺寸等。 铭牌图：应符合GB 1984的规定。2.1.4.2说明书的要求1) 10KV柱上真空分界负荷开关成套设备的结构、安装、调试、运行、维护、检

8、修和全部附件的完整说明和技术数据。2) 10KV柱上真空分界负荷开关成套设备的全部部件序号的完整资料。3) 表示10KV柱上真空分界负荷开关成套设备各组部件之间连接示意图或端子定义图及其技术要求。4) 保护定值设定原则和定值配合的技术要求。5) 详细的信息点表和通信参数设定方法。6) 备件、易损件的简图和图号及仪器、仪表的简图。2.1.4.3试验报告卖方应提供下列试验报告：1) 型式试验报告（开关本体、控制器分别提供）；2) 出厂试验报告（包括成套设备的联调试验报告）；3) 主要部件试验报告；4) 如果产品进行了局部改进或改变应补充提供相应的验证性试验报告；5) 规范中要求的其它所有试验报告。

9、2.1.4.4设备交货时供方应提供的技术文件1 产品合格证书，包括10KV柱上真空分界负荷开关成套设备合格证书、主要组部件合格证书2 10KV柱上真空分界负荷开关成套设备使用说明书3 其他仪表的使用说明书4 运行、检修手册及其有关资料5 备品备件等清单6 装箱清单以上图纸、资料应随货提供。1.5标准和规范1) 合同中所有设备、备品备件，包括卖方从第三方获得的所有附件和设备，除本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，必须向买方提供中文和英文(若有)复印件并经

10、买方同意后方可采用，但不能低于DL、GB和IEC的有关规定。 2) 执行的标准GB 311.1-1997 高压输变电设备的绝缘配合GB 763-1990 交流高压电器在长期工作时的发热GB 1207-1997 电压互感器GB 1208-1997 电流互感器GB 2706-1989 交流高压电器动热稳定试验方法GB 3309-1989 高压开关设备常温下机械试验GB 3804-2004 3.6kV40.5kV高压交流负荷开关GB/T 11022-1999 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T 726-2000 电力用电压互感器订货技术条件DL/T 844-2003 12kV少维护户外

11、配电开关设备通用技术条件GB/T 7261-2008 继电保护和安全自动装置基本试验方法DL/T 721-2000 配电网自动化系统远方终端DL/T 814-2002 配电自动化功能规范 GB/T13729-2002 远动终端设备 GB 4798.4-90 电工电子产品应用环境条件无气候防护场所使用GB 2423.10-89 电工电子产品基本环境试验规程GB/T17626.4 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T17626.5 浪涌（冲击）抗扰度试验GB/T17626.8 工频磁场的抗扰度试验DL/T 630-1997 交流采样远动终端技术条件DL/T 634.5101-2002远动设备及系统第

12、5-101部分：传输规定Q/GDW 370 城市配电网技术导则Q/GDW 382 配电自动化技术导则1.6投标人必须提交的技术参数和信息1) 技术参数响应表、技术偏差表及相关技术资料。2) 投标产品的特性参数和特点。3) 与其它设备配合所需的相关技术文件和信息。1.7备品备件1) 卖方应提供必备和推荐的备品备件，并分别列出其单价（商务部分填写）。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。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) 卖方应提供必备和推荐的专用工具和仪器仪表

13、，并列出其单价（商务部分填写）。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。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。2技术要求2.1整体技术要求2.1.1正常使用环境条件序号名称单位招标方需求值投标人保证值1周围空气温度最高气温+50（投标人填写）最低气温-25（投标人填写）最大日温差K30（投标人填写）2海拔m1000（投标人填写）3太阳辐射强度（户外）wcm20.1（投标人填写）4污秽等级，外绝缘爬电比距31mm/kV（投标人填写）5覆冰厚度 mm10（投标人填写）6风速/风压（

14、户外）m/s/Pa35/700（投标人填写）7湿度日相对湿度平均值95（投标人填写）月相对湿度平均值90（投标人填写）8耐受地震能力水平加速度g0.2（投标人填写）垂直加速度g0.15（投标人填写）正弦共振三周波，安全系数1.67以上。（投标人填写）2.1.2成套设备整体功能要求1) 安装于馈线分支/用户责任分界点，开关内置A、C相电流互感器、零序电流互感器以及电压互感器，能检测线路电压、负荷电流、零序电流、故障电流。2) 具有遥测、遥信、遥控功能，配置通信模块后可上传开关位置信息、开关变位信号、相电流值、零序电流值、电压值、越限告警信号、装置告警信号，可远方控制开关分闸。3) 可灵活配套GP

15、RS/CDMA、光纤、载波通信或3G模块，兼容不同的通信方式，能与配电自动化主站进行通信，实现遥测、遥信、遥控功能。4) 检测到界内相间短路故障后记忆故障状态，当上级开关跳闸线路无压无流后延时300ms分闸，自动隔离相间故障。5) 检测到界内单相接地故障立即跳闸（可设置跳闸时限），自动切除单相接地故障。6) 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。7) 具有参数设置功能，可就地或远方设定或更改保护控制参数。8) 系统中性点接地方式：10kV配电网中性点不接地、经消弧线圈接地或低电阻接地方式。2.2开关本体结构和功能要求表1 开关本体技术参数表序号参数名称单位招标方需求

16、值投标人保证值1额定电压kV12（投标人填写）2额定电流A630（投标人填写）3额定频率Hz50（投标人填写）4额定工频耐受电压1min相间/相对地干试kV42（投标人填写）湿试34（投标人填写）隔离断口干试49（投标人填写）5额定雷电冲击耐受电压相间/相对地75（投标人填写）断口85（投标人填写）6额定有功负载开断电流A630（投标人填写）7额定有功负载开断次数次100（投标人填写）8额定短时耐受电流及持续时间kA/s20/4（投标人填写）9额定短路耐受持续时间s4（投标人填写）10额定峰值耐受电流kA50（投标人填写）11额定分闸控制电压VDC48（投标人填写）12分闸同期性ms3ms（投

17、标人填写）13合闸同期性ms3ms（投标人填写）14机械寿命次5000（投标人填写）15使用寿命年20（投标人填写）16外壳防护等级IP67（投标人填写）17操动机构型式或型号弹簧/永磁弹簧（投标人填写）18操作方式电动（投标人填写）17运输重量kg（投标人提供）（投标人填写）18外形尺寸：长宽高mmmmmm（投标人提供）（投标人填写）2.2.1绝缘和防护1) 开关本体是全绝缘全密封真空开关设备，采用真空灭弧室，开关高低压回路及操作机构均置于充满SF6气体的密封箱内，带电部分不外露，避免污秽；具备20年免维护运行条件。2) 密封箱体内SF6气体为1个大气（零表压）。SF6气体含水量不大于150

18、ppm(体积比)。气体年漏气率不大于0.1。3) 外壳防护(IP防护)等级不低于GB 4208-1993中的IP67。2.2.2内部主回路开关本体采用国际品牌或国内品牌真空泡。2.2.3操动机构具备手动合闸、储能、分闸功能，循环操作10次无阻滞，电动操作电压为直流48V，直流电磁铁80110%额定电压应可靠动作。2.2.4开关本体出线1) 负荷开关引出线采用规格120mm2（1mm2/每股，）软铜芯绝缘线，绝缘引出线与导电端子进行绝缘封闭连接，绝缘引线配置长度2m，导线端头均镀锡处理（剥除接线端子长度绝缘层，微薄镀锡层无残留锡块）。引出线采用乙丙橡胶绝缘线、黑色，应具有抗日光老化、抗气候老化及

19、抗腐蚀能力等，寿命应大于20年。2) 开关主回路引出线高压瓷套管静态允许拉力纵向不小于500N、水平不小于250N，爬电距离不小于300mm，瓷套管排列平直对称、符合图纸规定。2.2.5开关本体外壳1) 开关本体外壳采用冷轧钢板或不锈钢板，保证20年以上不生锈；外壳的厚度不小于2.3mm。2) 开关本体外壳喷涂生产厂简称（简称不超过4个字），以及年号如“2011”、产品出厂编号（便于召回辨识），单字尺寸不小于100mm100mm，12米外裸眼清晰可辨。3) 开关箱体双侧面套管下部分别用红漆喷涂“电源侧”、“负荷侧”，单字尺寸不小于55mm55mm。箱体正面合闸及储能拉杆左上方用白漆喷涂“合闸后

20、必须储能”单字尺寸应稍小于“分闸”、“合闸”字体。4) 开关本体外壳上有明显“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) 开关本体合闸（合闸端头喷红色反光漆）及储能（储能端头喷黄色反光漆）拉杆两端头预制凹槽，以便用操作杆合开关。凹槽内侧设置圆孔供安装拉绳，以便于用拉绳操作合开关。6) 开关本体分闸拉环杆及拉环自身直径应不小于6mm，拉环圈直径应不小于60mm，拉环采用不锈钢，喷涂绿色反光漆。2.2.6开关本体内置配套 PT、CT及控制接口部件技术要求1) 开关本体至少内置2只相电流CT（A、C相）、1只零序电流CT、1

21、只相间PT（控制电源、电压检测用）。2) 零序CT变比为20/1，0.160A（一次电流）区段应保持线性关系,误差小于5%，一次电流为60A600A时，二次输出电流有效值不小于3A，相CT变比600/1，精度10P20。3) 内置PT为控制器(FTU)提供电源，PT变比为10kV/0.22kV，容量不小于30VA，要求PT局放小于10pC，PT应为环氧树脂整体浇注成型。4) 开关本体与控制器(FTU)连接的航空插座插头采用国际品牌原装进口10芯镀金产品，控制引线配置长度不小于7m。2.2.7安装方式开关安装方式为吊装结构。高压瓷套管上方设置搬抬移动支架，以避免抬拉瓷套管。吊钩及安装板采用热镀锌

22、钢件，热镀锌厚度不小于70m。2.2.8其他1) 开关上方应设置压力释放点或区域。2) 设置专用接地引线安装装置、安装螺栓及接地标志。2.3控制器（FTU）技术要求表2 控制器技术参数序号参数名称招标方需求值投标人保证值1输入工作电压AC220V（投标人填写）2输入工作电压频率50Hz（投标人填写）3输入工作电压允许波动范围20%（投标人填写）4整机功耗10W（投标人填写）5输出分闸电压DC48V（投标人填写）6输出控制接点容量15A（投标人填写）7采样相电流输入值（一次）0 3000A（投标人填写）8采样零序电流输入值（一次）0 400A（投标人填写）9电量输入值允许采样误差5%（投标人填写

23、）10通信电源电压DC930V（投标人填写）11通信电源功率不小于5W（投标人填写）12通信规约IEC60870-5-101（投标人填写）13无线通信模块功耗待机小于1W收发信小于5W（投标人填写）14简单遥控器距离不小于50米（投标人填写）15外壳防护等级防护等级IP67（投标人填写）2.3.1性能要求装置应按国网公司配电自动化终端/子站功能规范型式试验的要求，下提供国家或电力行业级检验检测机构在有效期内的检测报告。2.3.2 结构技术要求1) 控制器(FTU)外壳 控制器(FTU)外壳采用玻璃纤维不饱和树脂材料具备防凝露功能。 控制器(FTU) 为独立密封体，具备户外运行的全密封防护，外壳

24、防护(IP防护)等级不低于GB 4208-1993中的IP67，并提供试验报告。 设置专用接地引线安装螺栓及接地标志，接地螺栓直径不小于6mm，并可以和大地牢固连接。偏差：设备没有接地点，目前没有IP67的试验报告2) 接口 户外控制回路电缆需阻燃防腐、耐高温、防爆晒，不开裂。 户外连接电缆具备CT防开路装置，允许10KV线路带电带负荷情况下更换/安装控制器。 采用户外控制电缆及防水式航空插接件与分界开关本体连接。航空插件材质：项目材质处理外部金属HPb59-1镀铬绝缘套PT-610密封圈EPDM插针QSn-3镀金偏差：目前户外连接电缆不具备CT防开路装置。3) 人机互动（控制器(FTU)操作

25、及参数设置面板） 设置电源指示灯（运行绿灯常亮）、自检指示灯、故障指示灯（红光闪烁，杆下可见）。 设置故障指示灯复位按钮。 设置定值整定按键，操作可靠、显示直观，应可设置如下参数：A、相间保护整定：相间动作电流及时间定值。B、单相接地保护整定：零序电流定值，接地动作延时时间定值。C、在控制器(FTU)外壳内侧安装保护参数整定指南。2.3.3控制器(FTU)功能要求1) 保护功能 单相接地保护。定值整定范围见下表。定值内容整定范围级差及分档零序电流定值0.260A（一次值）0.24A范围内级差不大于0.2A；偏差：20:1的CT变比目前不满足560A范围内分档至少7档接地动作延时时间01800s

26、02s范围内级差不大于0.2s；51800s范围内分档至少9档 相间短路保护。定值整定范围见下表。定值内容整定范围步长动作电流定值120600A(一次值)120A动作时间定值0.31s（出厂默认0.3s）0.1s2) 控制逻辑关系 当界内发生单相接地故障时，零序保护在整定时间正确动作，作用于分界负荷开关跳闸，隔离故障。界外(系统侧)发生单相接地故障时，不动作。 当界内发生相间（含相间及接地短路）短路故障时，相间过电流保护启动并记忆，当测到电压传感器输出电压小于整定值，并测到无相间故障电流时，开始计时。当计时时间达到整定值时，作用于分界开关跳闸，隔离故障。 当测到流过分界负荷开关的电流大于600

27、A时，闭锁跳闸回路。3) 自诊断装置在正常运行时定时自检，自检的对象包括定值区、开出回路、采样通道、EPROM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，避免误动作。4) 动作指示故障分闸指示灯在故障后闪烁（延时48小时自动复归或手动按钮复位），以方便查找故障，动作指示灯安装在控制器(FTU)底部，杆下可见。5) 通信功能 通过内置GPRS通信模块完成与上级数据监测站的通信。供电线路正常运行时，分界开关控制器(FTU)在接收到数据召唤命令后，可上传遥信、遥测及SOE数据，也可执行远方分闸命令使开关脱扣分闸；线路发生相间短路或单相接地故障时，开关保护动作后，装置可主

28、动上传遥信变位及故障数据信息。 通信数据格式及规则遵循IEC 60870-5-101 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) 和DL/T634.5101-2002规定，并满足厦门局在配网自动化应用相关实施细则的要求。 支持RS-485/RS-232通信。 支持无线通信（GPRS/CDMA）等通信方式。6) 信息安全控制器（FTU）接收及应答远方遥控命令，要求符合国家电网调2011168号规定，支持基于非对称密钥技术的单向认证，能够鉴别远方主站下行命令的数字签名。投标方需要提供权威机构出具的终端纵向数据传输加密功能性能检测鉴定

29、报告。7) 遥信要求 采集开关合、分状态。 采集开关储能状态。 采集控制器(FTU)手柄状态。 采集设备故障、异常信息并向远方发送。 遥测越限、过流、接地等故障信息上报。8) 遥测要求 采集A、C两相电流及零序电流，采集Uab线电压。 采集馈线故障电流。 上传相间保护定值； 上传零序保护定值； 上传零序保护延时； 上传相CT饱和标志； 上传零序CT饱和标志。偏差：相间、零序定值和时延可以用遥测方式在调试后台上显示，目前无法在主站系统显示，表述不清可以不作为偏差；相及零序CT饱和标志目前没有，需要在遥测数据上传时增加溢出标志9) 遥控要求 接收并执行遥控命令或当地控制命令，以及返送校核，执行操作

30、。 保存遥控记录最近至少10次动作指令。 具备软硬件防误动措施，保证控制操作的可靠性。10) 数据处理 根据参数设置,选择越死区值的遥测变化数据，采用主动或召唤方式上报。 遥信变位按事件顺序记录（SOE）处理，并将SOE信息主动上报。 事故遥信变位SOE 等信息需当地存储，存储容量大于128条。 故障时刻模拟量记录，记录条数大于128条。 遥测越限、过流、接地等故障信息上报。 支持主站召唤全数据（当前遥测值、遥信状态）。 支持主站召唤历史数据（SOE记录、遥控记录、模拟量记录）。偏差：目前的规范中要求采用的通信规约没有历史数据（SOE记录、遥控记录、模拟量记录）的传输格式，如果测试时有应用，需

31、要根据相应协议增加。11) 对时功能接收并执行本地或主站的对时命令。12) 维护和调试 支持本地和远方参数设置、更改及调试。 终端应有明显的装置运行等运行状态指示。 终端应具备明显的电源状态指示。 配电终端具有就地维护功能，可就地查询采集数据。 要求维护工具使用方便，维护软件统一、全中文界面。能查看实时数据，能查询及导出历史数据，具有遥控功能，遥测、遥信可人工置数。历史数据（故障信息、SOE等）至少保存一个月。 维护软件具有通信报文监视功能，收发报文能同屏分开显示。2.3.3控制器(FTU)其它要求1) 在控制器(FTU)适当位置设置保护参数整定指南、保护定值表等标识，方便操作指导。2) 控制

32、器(FTU)预留有无线通信模块安装盒，无线通信模块安装盒与终端控制器(FTU)一体化设计，其防护(IP防护)等级不低于GB 4208-1993中的IP67，投标时需提供防护等级型式试验报告。3) 控制器配备超级电容储能元件，作为开关柜停电后的后备电源，最少能够对开关进行一次分闸操作。4) 提供GPRS通信模块、工业级SIM卡及5年通信费。2.3安装、调试、性能试验、试运行和验收1) 合同设备的安装、调试将由买方根据卖方提供的技术文件和说明书的规定在卖方技术人员指导下进行。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。3) 完成合同设备安装后，买方和卖方应检查和确认安

33、装工作，并签署安装工作证明书，共两份、双方各执一份。4) 设备安装、调试和性能试验合格后方可投入试运行。试运行后买卖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。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，买卖双方共同分析原因，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。2.4现场试验2.4.1挂网故障模拟试验卖方应提供分界关成套装置实际挂网故障模拟现场测试报告，试验内容不少于如下项目：1) 单相接地故障模拟试验2) 相间短路故障模拟试验2.4.2现场交接试验现场交接试验应符

34、合电气设备交接试验标准的要求，并不少于下列项目：1) 辅助回路和控制回路的绝缘试验2) 主回路电阻的测量3) 主回路绝缘测量及工频耐压试验4) 分合闸操作试验2.5包装、运输2.5.1包装2.5.1.1供方必须根据国家标准和需方的实际运输条件,将柱上自动化负荷开关和所有零部件采用适合于铁路、公路和水路远途运输的包装箱进行包装好,并将全套安装使用维护说明书、产品合格证明书、产品外形出厂图、运输尺寸图、产品拆卸件一览表、装箱单、铭牌图或铭牌标志图以及备品备件一览表等应妥善包装防止受潮。2.5.1.2 大件和重件需在运输文件中附上尺寸图和重量,并提供起吊图纸和说明,包装箱上应有起吊标志。2.5.1.

35、3 所需的备品备件及专用工具与仪器仪表应装在箱内,在箱上注明“专用工具”、“仪器仪表”,以与本体相区别;并标明“防尘”、“防潮”、“防止损坏”、“易碎”、“向上”、“勿倒”等字样，同主设备一并发运。2.5.1.4 包装箱应连续编号,不能有重号。包装箱外壁的文字与标志应耐受风吹日晒,不可因雨水冲刷而模糊不清,其内容应包括:(1) 合同号;(2) 收货单位名称及地址;(3) 柱上自动化负荷开关名称及型号;(4) 毛重和真空负荷开关柜总重;(5) 包装箱外形尺寸;(6) 制造厂名称;(7) 包装箱储运指示标志:“向上”、“防潮”、“小心轻放”、“由此吊起”等字样。2.5.1.5 从供方发货至需方收到

36、期间,设备应完好无损。凡因包装不良而造成一切损失应由供方自负。2.5.2运输2.5.2.1 供方负责将设备安全运抵需方指定的地点。设备从生产厂家至需方指定地点的运输和装卸全部由供方完成。装运货物时,需考虑便于现场卸货、搬运和安装。2.5.2.2柱上自动化负荷开关运输方式：公路汽车运输或由需、供双方协商确定。2.5.2.3在设备启运时,供方应以最快捷的方式通知需方以下内容:(1) 设备名称;(2) 件数、件号、重量;(3) 合同号;(4) 货运单号;(5) 达到港（站）;(6) 设备发出日期。2.5.2.4设备运抵后供方收到需方通知的五天内，供方必须派人免费进行现场指导安装、调试及操作培训，所需

37、器械和仪表由供方自行解决，并保证设备的安装质量。2.5.3交货地点厦门市同安区洪塘镇洪塘村。2.6技术服务、工厂检验和监造2.6.1技术服务2.6.1.1概述卖方应根据买方要求，指定售后服务人员，对安装承包商进行相关业务指导。卖方应该根据工地施工的实际工作进展，及时提供技术服务。2.6.1.2任务和责任1）卖方指定的售后服务人员，应在合同范围内全面与买方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。2）卖方售后服务人员代表卖方，完成合同规定有关设备的技术服务。3）卖方售后服务人员有义务协助买方在现场对运行和维护的人员进行必要的培训。4）卖方售

38、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，卖方应负责修复、更换和/或补充，其费用由卖方承担，该费用中还包括进行修复期间所发生的服务费。买方的有关技术人员应尊重卖方售后服务人员的技术指导。2.6.1.3在本合同有效期内，买卖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。2.6.2工厂检验和监造2.6.2.1买方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，卖方应配合买方做好抽查测试，费用由买方承担。2.6.2.2若合同设备经检验和抽检

39、不符合技术规范的要求，买方可以拒收，卖方负责并承担由此产生的全部费用并赔偿买方因此发生的直接经济损失，且卖方应向买方支付该批次产品总值3%的违约金。2.7检测项目2.7.1资料检查序号检测项目技术标准1资料检查1、提供参检产品的产品质量合格证；2、提供在国家级机构进行的型式试验合格证书，控制器型式试验证书需包括高温、低温、湿热、高频干扰、静电放电、磁场影响、耐压等试验；3、提供产品软硬件版本；2.7.2分界开关本体检验序号检测项目分项内容技术标准1外观、结构主回路引出线2.2.2.4负荷开关引出线：120mm2软铜芯绝缘线，长度2m，导线端头均镀锡处理。引出线采用乙丙橡胶绝缘线/黑色。开关主回

40、路引出线高压瓷套管爬电距离不小于300mm，瓷套管排列平直对称、符合图纸规定。内置配套PT、CT及控制接口部件2.2.2.6内置2只相电流CT、1只零序电流CT、1只相间PT；内置PT变比10/0.22、30VA控制接口部件：10 芯（针孔镀金）、控制引线配置长度不小于7m。采用国际品牌原装产品或同等档次产品。2机械试验手动合分操作2.2.2.3操作循环：手动合闸、储能、分闸循环操作10次无阻滞。电动分闸操作2.2.2.3下限值：80%额定操作电压（38.4V）下分闸10次无拒动。2.2.2.3上限值：110%额定操作电压（52.8V）下分闸10次无拒动。分闸时间70ms三相触头分闸不同期性3

41、ms3主回路电阻检测A、B、C三相回路电阻900（含2米120mm2出线电缆）4主回路工频耐压主回路对地（带内置PT）合闸状态A、B、C一起对地，42kV, 1min。相间合闸状态B、C一起对A相，42kV, 1min。断口分闸状态A、B、C一起负荷侧对电源侧，48kV, 1min。5二次回路工频耐压所有控制端子对地2kV, 1min。6内置电流互感器性能检测零序CT饱和特性一次电流400A时，二次输出不小于零序电流最大定值CT防开路测试开关内置A、C两相CT，具有防CT开路措施。开关内置零序CT，具有防CT开路措施。7内置电压互感器性能检测变比精度10000/220,1%8雷电冲击试验主回路

42、对地（带内置PT）75kV，正负15次，无闪络及破坏性放电相间85kV，正负15次，无闪络及破坏性放电断口85kV，正负15次，无闪络及破坏性放电2.7.3分界开关控制器检验序号检验项目分项内容技术标准1外观、结构接口2.2.3.2，2.2.3.3采用航空插接件；户外连接电缆具备CT防开路装置，允许10KV线路带电带负荷情况下更换控制器；内置GPRS通信模块；相间保护参数整定2.2.3.3动作电流：120A600A、步长120A动作时间：0.31s（出厂默认0.3s）零序保护参数整定2.2.3.3动作电流：0.2A60A级差：0.24A范围不大于0.2、5A60A至少7档人机互动2.2.3.3

43、动作时间：01800s级差：02s 范围不大于0.2s、51800s 范围至少9 档2.2.3.2电源指示灯：绿灯常亮；自检指示灯：白灯红光；保护动作指示灯：控制器底部红光闪烁，杆下可见；具备故障指示灯复位按钮相间动作电流定值可整定单相接地保护电流定值和延时定值可整定工频耐压（交流电路对地）2000V，1min无击穿或闪络。2绝缘性能测试工频耐压（直流电路对地）1000V，1min无击穿或闪络。接地标志2.2.3.2设置专用接地引线安装螺栓及接地标志。3安全标志检查操作标志有航空接插件定义标识符、分闸标识符、告警复位标识符高频干扰抗扰度试验产品应能承受DL/T 721-2000中4.10规定的

44、严酷等级IV的高频干扰。4抗干扰试验快速瞬变脉冲群抗扰度产品能承受DL/T 721-2000中4.11规定的严酷等级IV的脉冲群干扰。浪涌抗扰度产品能承受DL/T 721-2000中4.12规定的严酷等级IV的浪涌干扰。静电放电抗扰度产品能承受DL/T 721-2000中4.13规定的严酷等级IV的静电放电干扰。高低温测试温测试控制装置（开关本体内部分）的高低温试验温度范围为高温：70、低温：-40。5温度试验故障信息传送及远方分闸装置具备通信功能，通过内置或外置GPRS 通信模块完成与上级数据监测站的通信。6通信试验2.7.4分界开关本体和控制器成套检验序号检测项目技术标准1相间保护动作告警

45、及复位（相间定值设定：120A、0.3s）2.2.1.2，2.2.3.3检测故障分闸指示灯在故障后闪烁（白色节能型发光二极管发红光延时48 小时自动复归或手动按钮复位）2相间保护动作电流值误差2.2.1.2，2.2.3.3120A600A任一定值设定后，其动作电流值不超出设定值的5%。（保护延时设定0.3s）3相间保护故障后记忆功能（相间定值设定：120A、0.3s）2.2.1.2，2.2.3.3控制逻辑关系4闭锁功能（零序定值设定：4A、0s）2.2.1.2，2.2.3.3当测到流过分界负荷开关的电流大于600A 时，闭锁跳闸回路。5零序保护动作告警及复位（零序定值设定：4A、0s）2.2.

46、1.2，2.2.3.3 检测故障分闸指示灯在故障后闪烁（白色节能型发光二极管发红光延时48 小时自动复归或手动按钮复位）6零序保护动作电流值误差2.2.1.2，2.2.3.3 0.2A60A任一定值设定后，控制器保护动作电流值不超出设定值的5%。7零序保护大电流响应（定值设定：3A、5s）2.2.1.2，2.2.3.3 施加600A零序一次电流，确认输出分闸信号，故障灯闪烁。8遥信性能2.2.3.3 采集开关合、分状态。采集开关储能状态。采集控制器(FTU)手柄状态。采集设备故障、异常信息并向远方发送。遥测越限、过流、接地等故障信息上报。9遥测性能2.2.3.3 采集A、C两相电流及零序电流，

47、采集Uab线电压。采集馈线故障电流。10遥控性能2.2.3.3接收并执行遥控命令或当地控制命令，以及返送校核，执行操作。保存遥控记录最近至少10次动作指令。具备软硬件防误动措施，保证控制操作的可靠性。11遥信变位上传2.2.3.3可实现变位遥信的SOE事件记录处理及上传12数据处理功能根据参数设置,选择越死区值的遥测变化数据,采用主动或召唤方式上报。遥信变位按事件顺序记录（SOE）处理，并将SOE信息主动上报。事故遥信变位SOE 等信息需当地存储，存储容量大于128条。故障时刻模拟量记录，记录条数大于128条。遥测越限、过流、接地等故障信息上报。支持主站召唤全数据（当前遥测值、遥信状态）。支持主站召唤历史数据（soe记录、遥控记录、模拟量记录）。13对时功能2.2.3.3接收并执行本地或主站的对时命令。14维护和调试2.2.3.3支持本地和远方参数设置、更改及调试。配电终端具有就地维护功能，可就地查询采集数据。要求维护工具使用方便，维护软件统一、全中文界面。能查看实时数据，能查询及导出历史数据，具有遥控功能，遥测、遥信可人工置数。历史数据（故障信息、SOE等）至少保存一个月。维护软件具有通信报文监视功能，收发报文能同屏分开显示。