农网低压配电箱技术条件

1、Q/GDW-15 农网低压台区综合配电箱使用技术条件 湖北省电力公司发布Q/GDW-15-002-2009目次前言. II 1范围. (12引用标准 (13产品型号 (24使用条件 (25技术要求 (36试验 (77标志、使用说明书 (108包装、运输、贮存 (119附则 (11附录A 低压无功功率补偿控制器要求及通信规约 (12附录B剩余电流动作保护器通信规约 (18IQ/GDW-15-002-2009II前言为加强和规范农网低压台区综合配电箱的订货、安装及使用行为,结合湖北省农网实际情况,特制订湖北省电力公司农网低压台区综合配电箱使用技术条件。本标准由湖北省电力公司提出。本标准由湖北省电力

2、公司科技信息部归口管理。本标准起草单位:湖北省电力试验研究院。本标准起草人:苏津磷、郑晓利、喻子易、金涛、陈维新、陈先平、夏水斌、于树义、高铁刚、李家源本标准审核人:詹必川、万青、韩祥斌、李世伟本标准由湖北省电力公司批准本标准由湖北省电力公司农电工作部负责解释Q/GDW-15-002-2009农网低压台区综合配电箱使用技术条件1 范围本标准规定了农网低压台区综合配电箱(以下简称配电箱的产品型号、使用条件、技术要求、试验、标志、使用说明书、包装、运输、贮存等。本标准适用于湖北省电力公司农网系统额定电压380V、额定频率50Hz的低压台区并符合GB 7251.1及正常使用条件下户外工作的配电箱。2

3、 引用标准下列文件中的条款,通过本技术条件的引用而成为本技术条件的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容或修订版均不适用于本技术条件,然而,鼓励根据本技术条件达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本技术条件。GB 4208-1993 外壳防护等级的分类(IP代码GB 6829-1995 剩余电流动作保护器的一般要求GB 7251.1-2005 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GB 7947 导体的颜色或数字标识GB 14048.2 -2001 低压断路器GB/T 15576 -2008

4、低压成套无功功率补偿装置GB/T 16935.1 低压系统内设备的绝缘配合GB/T 20641-2006 低压成套开关设备和控制设备空壳体的一般要求JB/T 10695-2007 低压无功功率动态补偿装置JJG 596-1999 电子式电能表检定规程DL/T 448 -2000 电能计量装置技术管理规程DL/T 499 -2001 农村低压电力技术规程DL/T 597-1996 低压无功补偿控制器订货技术条件DL/T 614-1997 多功能电能表DL/T620 -1997 交流电气装置的过电压保护与绝缘配合DL/T 645-1997 多功能电能表通信规约DL/T 736-2000 剩余电流动

5、作保护器农村安装运行规程DL/T 842-2003 低压并联电容器装置使用技术条件国家电网公司输变电工程典型设计10kV配电工程分册Q/GDW 129-2005电力负荷管理系统通用技术条件湖北省电力公司配电监控终端招标技术条件湖北省电力公司低压无功补偿装置使用技术条件(试行湖北省电力公司多功能电能计量控制柜(GPRS订货技术条件湖北省电力公司静止式电能表订货技术条件13 产品型号 功能单元模块代号*: W 无功补偿单元 B 配电监控终端Q 配电扩展功能单元*基本单元(含配电及计量单元无代号表1 方案序号表示适用于配电变压器容量和进/出线回路数的范围 4 使用条件4.1 正常使用条件4.1.1

6、环境温度:-25+40,且在24h 内其平均温度不超过+35。4.1.2 相对湿度:+20时,不超过90%;+40时,不高于50%。最高温度为25时,相对湿度短时可高达100%4.1.3 海拔高度:2000m 4.1.4 污染等级:3级4.1.5 日照强度:4.1.6 最大风速:30m/s4.1.7 地震强度:按7度设计,地震动峰值加速度为0.1g ,地震特征周期0.35s ; 4.1.8 倾斜度:箱体不应超过3º,表计不应超过1º。 4.2 特殊使用条件下列任一情况均作为特殊使用条件,订货时应向制造厂家提出:4.2.1 a 与4.1 规定的条件不相同;4.2.2 b环境温

7、度和空气压力剧变时,在箱内、外会出现异常凝露;4.2.3 c有可能被尘埃、烟雾、盐雾、水蒸气、腐蚀性(或放射性微粒气体严重污染; 4.2.4 d易受毒菌或微生物侵蚀;4.2.5 e安装在有可能受火灾、爆炸、剧烈震动、外力冲击的危险场所和地震强度为7度以上的地区。5 技术要求5.1 外观、结构及工艺5.1.1 箱体宜采用不低于#201不锈钢(哑光钢板组成封闭式结构。箱体钢板的厚度不低于1.5mm,箱体和机械组件应在正常使用条件下有足够的机械强度,在储运、安装、操作、检修时不应发生明显的变形。5.1.2 箱体表面应无紧固件可拆卸,箱锁应能防窃,低压配电单元室和低压无功功率补偿室门锁通用。5.1.3

8、 箱体表面不得有划痕、裂纹、锤痕以及凹痕等缺陷。5.1.4 箱体必须有可靠的防雨水措施,其外壳防护等级不得低于IP44。5.1.5 所有金属配件(包括把手、暗闩、支撑件、紧固件和锁等均应防锈。5.1.6 箱门开闭应灵活,开启角度应不小于90º。门板折边等处应该折死边。箱体采用前后开门操作及维护的形式。箱门背后应装设支撑板或加强措施。5.1.7 箱体的计量单元隔室应与其他单元的隔离空间完全隔离。计量单元隔室应安装联合接线盒,并预留防盗签封、计量CT及电能表的安装位置。5.1.8 电能表应固定安装在电能表夹具上,电能表与试验专用接线盒的安装要求如下:a电能表的安装高度距箱体底部应不低于6

9、00mm;b电能表与试验专用接线盒之间的垂直间距应不小于40mm;c试验专用接线盒与周围壳体结构件之间的间距应不小于40mm。5.1.9 柜体的两部分,即带有低压配电单元隔室与计量单元或者配电监控终端的配电部分和低压无功功率补偿部分,可采用拼装的结构形式。配电部分的柜体既可以独立安装,也可与无功功率补偿部分的柜体拼装成一个整体。5.1.10 配电箱外壳应有防止触电的安全警示标志。5.1.11 进线由计量单元隔室底部或侧面引入,先穿过计量CT再接入进线开关。箱体的进出线孔要求折边处理或采取类似防止割伤进出线的措施。5.1.12 计量单元观察窗位置应使观察者便于观察,观察窗透视部分宜采用专用厚4

10、mm无色透明的聚碳酸酯材料制成,其面积应满足抄表和监视的要求。观察窗边框采用铝合金型材或具有足够强度的工程塑料制成,要求美观、密封性能良好,并采用内部固定方式。5.1.13 铭牌安装在箱体正面,铭牌标志应牢固并耐腐蚀。5.1.14 箱门内侧应注明主接线图、操作注意事项等。5.2 母线和绝缘导线5.2.1 主电路母线和导线的允许连续负荷载流量应不小于该电路额定电流的1.5倍,中性线的载流量应不小于最大不平衡电流及流经其中的标准规定范围内的谐波电流。5.2.2 母线的材质、连线和布置方式以及绝缘支持件应满足配电箱的预期短路耐受电流的要求。5.2.3 母线和导线的颜色和标识应符合GB 7947的规定

11、。配电箱内母线相序排列从正面观察,相序标识及排列一般应符合表2的规定。表2 相序标识及排列 5.2.4 母线连接应紧固、接触良好、配置整齐美观,母线之间连接或母线与电器元件端子连接应采取防止电化腐蚀的措施,并保证载流件之间的连接有足够的持久压力,但不得使母线受力而永久变形。5.2.5 主电路中的导线使用铜质多股导线时必须采用阻燃型绝缘导线;导线接头必须采用冷压接端头,与外接端子相连的多股导线也必须采用冷压接端头,使用铝导体与铜导体连接时应采取铜铝过渡专用接头。5.2.6 辅助电路中,绝缘导线的额定绝缘电压不应低于线路的工作电压,导线截面积电压回路选用1.5mm2, 电流回路选用2.5mm2。计

12、量单元电流回路导线的截面积应不小于4mm2、计量单元电压回路导线的截面积应不小于2.5mm2。5.2.7 配电箱进出接线一般采用下进下出方式,截面小于120 mm2的电缆也可采用侧进侧出方式。5.3 电气间隙与爬电距离配电箱内电器元件的电器间隙和爬电距离应符合各自相关标准中的规定,并且在正常使用条件下也应保证此距离。配电箱内裸露带电导体和端子的相间及它们与外壳之间的最小电气间隙与爬电距离应符合表3的规定。 5.4 介电强度a在正常大气条件下,配电箱的主电路应能承受表4规定的50Hz交流电压历时5s介电强度试验。 b 配电箱的不由主电路直接供电的辅助电路应能承受表5中规定的50Hz交流电压历时5

13、s介电强度试验。表5 不由主电路直接供电的辅助电路试验电压 5.5 保护电路5.5.1 间接触电防护措施。配电箱的保护电路可由单独装设的保护导体或可导电的结构部件或二者共同构成。它应能保证配电箱各裸露的导电部件之间以及他们与保护电路之间的连续性,其间的电阻不大于0.1。5.5.2 利用配电箱的外壳作保护电路的部件时,其截面的导电能力至少应等效于表6中规定的最小截面积。 5.6 温升5.6.1 进行温升试验时,配电箱的温升限值应不超过表7的规定;5.6.2 配电箱内绝缘导线和电器元件的温升不得高于其本身规定的允许温升;5.6.3 母线与电器元件连接处的温升不得高于电器元件接线端子的规定温升.表7

14、 温升限值 5.7 主要电器元件配电箱内安装的所有独立的电器元件及辅件(例如:电容器、投切开关、无功功率自动补偿控制器、电抗器、绝缘支撑件等应符合本技术要求和相关元器件自身标准的规定。5.7.1 低压配电单元模块5.7.1.1 剩余电流动作保护器和剩余电流断路器必须符合GB 6829-1995和GB14048.2的有关要求。断路器、隔离开关、熔断器、负荷开关必须满足GB14048的有关要求。5.7.1.2 在雷电频发地区每路出线均应配置氧化锌避雷器,在雷电不频发地区至少在进线回路加装氧化锌避雷器。5.7.1.3 运行参数监视表计采用多功能电子式仪表,应能测量电压、电流及功率等参数。5.7.2

15、计量功能单元模块5.7.2.1 计量功能单元必须满足JJG 596-1999 电子式电能表检定规程和湖北省电力公司静止式电能表订货技术条件的技术性能要求;5.7.2.2 计量电流互感器配电箱中电流互感器额定一次电流II N/1.2(I N为低压断路器额定电流,额定一次电流的标准值为:10A、12.5A、15A、20A、25A、30A、40A、50A、60A、75A以及它们十进位倍数。5.7.2.3 电能表5.7.2.3.1 电能表的配置、规格及接线,应符合DL/T614、JJG596的规定,电能表的选型宜采用宽负载长寿命的电能表;5.7.2.3.2 应具有电能计量、电压、电流显示等功能。5.7

16、.2.3.3 其安装应具有防窃电及防盗技术。5.8 配电单元的智能监控及剩余电流动作保护器功能的扩展5.8.1 配电单元的智能监控主要包括配电箱运行状态、异常开门、故障运行的监控以及实现电表箱开关报警功能、变压器防盗功能、线路窃电的报警功能等。5.8.2 数据采集时间间隔不小于15分钟(可根据需要设定。5.8.3 剩余电流动作保护器通过RS485通讯接口与配电监控终端进行通讯,能上传和存储剩余电流的动作值及设定值、跳闸类型、跳闸时参数,并能实现实时查询等功能。5.8.4 剩余电流动作保护器具有过流保护、短路保护、手动合闸、自动重合闸、重合闸失败后闭锁、剩余电流显示等功能。5.8.5 配电单元应

17、具有剩余电流动作故障跳闸次数记录(包括故障闭锁和瞬时跳闸、电源侧缺相(包括中性线保护、剩余电流故障报警等要求。5.9 配电监控终端单元配电监控终端必须符合湖北省电力公司配电监控终端招标技术条件(试行的技术性能要求。5.10 低压无功功率补偿单元5.10.1 低压无功功率补偿单元一般采用三相分组共补方式和单相分补方式,每组共补容量相同。补偿单元根据无功功率或无功电流的变化对电容器组按循环投切或程序投切进行自动控制和调整,并具备过压、过流、失压、断相、缺相及超温等保护及报警功能。5.10.2 对电容器的投切开关电器,其投切过程应满足合闸涌流要求:半导体电子开关和复合开关型产品其涌流应在电容器额定电

18、流的5倍以下。接触器型的产品应限制在电容器额度电流的20倍以下。5.10.3 无功补偿控制器a无功补偿控制器(以下简称控制器必须符合国家相关标准并满足DL/T597-1996低压无功补偿控制器订货技术条件;b控制器的平均无故障工作时间(MTBF必须大于4×104h;c在额定负载下,控制器的消耗功率必须小于10VA;d控制器电压测量准确度为1.0级,电流测量准确度为1.0级;e电压和电流之间的相位角在 0°+60°及 0°-30°范围内变化时,控制器无功功率及功率因数测量准确度应为1.5级;f当给输入回路施加高次谐波电压、电流时,控制器测量的电压

19、、电流谐波畸变率相对误差值应小于10% ;g以无功功率为控制物理量、目标功率因数为参考限量时,控制器的检测灵敏度应不大于50mA,动作相对误差不大于 2% ;h控制器每次接通电源必须进行自检并复归输出回路(使输出回路处在断开状态。5.10.4 参数显示a应具有相应运行及保护参数显示功能;b具有谐波超值保护及谐波监测功能的装置必须具有相应参数显示和调整功能。5.10.5 控制器与配电监控终端之间的通信接口为RS485。通信规约组帧格式遵循DL/T 645多功能电能表通信规约,通信波特率默认为1200bps,可以修改。5.10.6 控制器通过RS485接口从配电监控终端中读取运行数据进行判断,从而

20、进行无功投切。控制器将投切累计次数、电容器组投切状态自动存储,主站召测时数据经监测终端发给主站。5.10.7 控制器向配电监控终端读取数据时间间隔宜在530s范围内。5.10.8 控制器与配电监控终端之间的通信传输规约详见湖北省电力公司配电监控终端招标技术条件及本技术要求附件A。5.10.9 补偿电容器选用自愈式低压电力电容器,要求免维护、无污染、并符合环保要求。5.10.10 自动控制投切采用无功功率或无功电流控制、电压限制原则,在长配电线路的末端电压偏低的场合也可采用按电压进行投切。a当系统电压缺相、缺零时,切除全部电容器组;b当系统谐波大于谐波设定值时,逐级切除电容器组直至谐波不越限;c

21、电容器组的投切不能产生震荡。5.11 电气保护及告警功能要求5.11.1 剩余电流动作保护5.11.2 配电箱中应安装剩余电流动作保护器,作为家用剩余电流动作保护器及分支剩余电流动作保护器的后备保护,起到接地保护的作用。5.11.3 短路及过流保护5.11.4 配电箱中安装的断路器或刀熔开关实现短路及过载保护。5.11.5 低压无功功率补偿单元保护a应具有过、欠压保护,使电容器组在过、欠压等异常状况下退出运行;b应具有断电自恢复功能;c应具备高温闭锁功能,当配电箱中温度超过设定值时发出切除电容器组指令;d具有低负荷禁投、缺相、断电、谐波等保护功能;e投切单元内用微型断路器或熔断器对电容器组进行

22、过流和短路保护。6 试验6.1 试验类别配电箱试验包括出厂试验、型式试验和验收试验等。出厂试验由制造单位在生产结束时进行。型式试验由授权的检测机构按照有关要求进行。验收试验是制造单位向湖北省电力公司系统提交合格产品时,由湖北省电力公司按有关标准要求和本技术条件进行的试验或者委托有关单位进行的试验。6.1.1 出厂试验项目出厂试验是为了检查材料和制造上的缺陷,每台装置出厂前必须进行的试验。全部出厂试验项目合格后才能颁发出厂合格证书。出厂试验项目见表8。6.1.2 型式试验.6.1.2.1 型式试验的目的在于考核配电箱的设计、工艺材料、元器件选择和制造等方面是否满足标准规定的性能要求和运行要求。6

23、.1.2.2 型式试验的试品为出厂试验合格的产品,试验时任意抽取12套件进行。6.1.2.3 型式试验项目见表8。6.1.2.4 配电箱在下列任何一种情况下必须进行型式试验a新产品或老产品转厂生产时;b正式生产后,如配电箱的设计、工艺材料、元件有较大改变,可能影响产品性能时;c正常生产中的配电箱每五年进行一次型式试验;d出厂试验结果与上次型式试验有较大差异时;e国家质量监督机构提出进行型式试验要求时。6.1.2.5 电器及独立元件的试验配电箱内装的开关器件、元件应符合其各自标准,并且是按照制造商的说明书进行安装的,则不要求进行型式试验或出厂试验,否则应按其标准进行型式试验或补充试验。6.1.3

24、 验收试验6.1.3.1 a验收试验是检验确认配电箱与型式试验样品的性能是否一致,并在运输过程中有否受到损伤,以确保要安装的配电箱是完好的。6.1.3.2 b验收试验项目见表8。6.2 试验方法6.2.1 试验条件6.2.1.1 正常试验大气条件:a环境温度:1535;b相对湿度:45%75%;c大气压力:86 kPa 106 kPa。如无特别说明,以下试验均在此条件下进行。6.2.2 外观和结构检查6.2.2.1 用目测结合操作及仪器测量的方法进行,其外观、结构及工艺应符合本技术条件要求。6.2.2.2 电气间隙与爬电距离验证配电箱的电气间隙与爬电距离测量按照GB 7251.12005附录F

25、的有关规定进行,结果应满足5.3规定的要求。6.2.3 外壳防护等级验证6.2.3.1 按 GB 4208的要求进行,结果应满足5.1规定的要求。6.2.4 保护电路有效性验证6.2.5 对配电箱裸露导电部件和保护电路之间的有效连接进行验证。试验按照GB/T15576-2008中6.9的规定进行,结果应满足5.5的要求。6.2.6 介电强度试验6.2.7 按5.4规定要求,介电强度试验在下列部位之间进行:试验前应将消耗电流的器件(如线圈、测量仪器、半导体器件和不能承受试验电压的元件(如电容器等断开或旁路。6.2.8 a每相电路之间;6.2.9 b每相电路对地(外壳之间;6.2.10 c辅助电路

26、对地(外壳之间;6.2.11 d带电部件与外部操作手柄之间。6.2.12 试验时,应使电压从试验电压的30%50%开始,大约在10s30s时间内平稳地将电压升高到规定的试验电压值,并保持5s,随后将试验电压迅速平滑地降至零电压,切除电源。6.2.13 试验前应断开不宜承受试验电压的避雷器等元器件与母线的电气连接。6.2.14 带电部件与外部操作手柄之间的试验电压值按表5规定值的1.5倍选取。6.2.15 机械操作试验6.2.16 配电箱某些需手动操作的部件,应在不通电情况下进行操作试验,出厂试验时应不少于5次,型式试验时应不少于50次。6.2.17 通电操作试验6.2.18 在给配电箱分别施加

27、 0.85U N、1.00 U N、1.15 U N电压条件下,检查配电箱各电器元件的动作、显示情况,不应出现误动、显示错误及动作不正常等现象。表8 试验项目 给配电箱通以额定电流,用热电偶测量各部件的温升,待其温升稳定后(当每小时温升变化不超过1K时,认为温升已达到稳定条件,其结果应符合5.6的要求。6.2.20 验证剩余电流动作保护器的动作特性剩余电流动作保护器动作特性的验证需在各极上进行。6.2.20.1 逐渐增加剩余电流验证剩余电流动作保护器的动作特性被试剩余电流保护器处于闭合位置,调节剩余电流,从小于0.2In开始,在30s内稳定地增加至I n值,测定剩余电流动作保护器断开时的剩余电

28、流值。每极测量5次。剩余电流保护器应在大于Ino 至In之间断开。6.2.20.2 用剩余电流动作保护器接通剩余电流测量分断时间剩余电流动作保护器通以额定剩余动作电流值In,测量其分断时间。试验进行5次,每次测量值均应符合额定剩余动作电流动作时间的要求。6.2.20.3 突然出现剩余电流时测量分断时间依据GB6829-1995表4表5的要求,将剩余电流依次调节到规定的值(对延时型剩余电流保护器只调节到In,然后加到剩余电流动作保护器中,测量其分断时间。对每一个剩余电流值测量5次,每次测量值均应符合规定的要求。6.2.20.4 测量延时型剩余电流动作保护器的极限动作时间试验电路预先调节到5倍In

29、,并突加到被试剩余电流保护器上.测量剩余电流保护器的分断时间。试验进行3次,分断时间均应不小于50%的规定延时时间,但应不大于规定延时时间加上GB6829-1995表4对In规定的最大分断时间。6.2.21 验证剩余电流动作保护器试验装置性能6.2.21.1 对试验装置的操作按钮在操作方向施加100N静压力1min,试验装置应不损坏,并仍能自动复位。6.2.21.2 根据试验装置电路的结构,测量出试验装置电路的阻抗,然后计算出试验电流。由试验装置电流产生的安匝数应不超过剩余电流动作保护器一个极通以In的剩余电流时所产生安匝数的2.5倍。6.2.21.3 剩余电流动作保护器在正常使用接线情况下进

30、行的试验a 在0.85倍额定电压下操作试验装置25次,每两次试验之间的间隔时间约为1s,剩余电流动作保护器每次均应能可靠动作;b 在1.1倍额定电压下重复以上试验,剩余电流动作保护器每次均应能可靠动作;c 在1.1倍额定电压下操作试验装置一次,但试验装置的按钮保持在闭合位置30s,剩余电流动作保护器应能可靠动作,并且试验装置的任何零件不能发生损坏。6.2.22 显示功能检验在进行相关试验同时对配电箱内的参数显示和调整功能进行验证,结果应符合标准规定要求。6.2.23 基本环境温度试验6.2.23.1 环境温度性能试验环境温度性能试验是考核装有电子器件的户外型无功功率补偿装置在规定的环境空气温度

31、上限和下限情况下长期运行的可靠性。将配电箱分别置于规定的最高环境空气温度+40±3和最低环境空气温度-25±3的条件下,然后给配电箱接通电源,待配电箱内部元件的温升达到稳定值后(但不少于4 h,观察其的功能、性能应符合标准规定要求。6.2.23.2 耐腐蚀验证按GB/T 206412006中9.12.1b的规定进行耐腐蚀验证。6.2.24 配电监控终端试验配电监控终端的功能依据湖北省电力公司配电监控终端招标技术条件要求进行检查和验证。6.2.25 智能监控及剩余电流动作保护器扩展功能检查智能监控及剩余电流动作保护器扩展功能检查结果应符合本技术条件5.8的要求。6.2.26

32、过电压保护试验a 试验在配电箱自动控制状态下进行。试验时,断开配电箱采样电路与主电路的连接,在采样电路中输入电压、电流,改变功率因数或无功功率值,使配电箱电容器组均处在投入位置并保持,然后改变输人电压值使其等于或大于配电箱工频过电压保护设定值,配电箱应在1min内逐组切除电容器组;b 有单相补偿功能的配电箱其过电压保护试验应在A、B、C三相上分别进行。6.2.27 失压保护试验试验在配电箱自动控制状态下进行。试验时,使配电箱电容器组均处在投入位置,断开配电箱控制电路电源后再接通,配电箱电容器组应处在初始状态。6.2.28 电容量检验电容量检验按照GB 12747中5.2规定进行,结果应符合规定

33、要求。6.2.29 放电性能检验放电性能检验在不同容量的电容器组上进行。试验时给电容器组施加相当于U N电压峰值的直流电压,保持 1min后断开电源,从断开电源的时间起,电压降至50V时所需的时间。放电时间应小于3min。6.2.30 涌流试验涌流试验应检测投入最后一组电容器时电路中的涌流值。试验时,先将其余电容器全部通以额定电压,待它们工作稳定后再投入最后一组电容器,检测该最后一组电容器的涌流值。随机投入试验应不少于20次(或在峰值时投入,试验3次,试验结果应符合规定要求。6.2.30.1 有无功功率补偿功能的配电箱需做6.2.156.2.19试验。6.2.31 电磁兼容性(EMC配电箱的电

34、磁兼容性(EMC按GB 7251.12005中7.10的规定执行,如果满足GB 7251.12005中7.10.2中的a、b则可不做EMC试验。7 标志、使用说明书7.1 标志配电箱铭牌上应有下列明显标志:a产品名称、产品标准编号;b生产企业名称;c产品型号、主要参数;d箱体尺寸、箱体总重e产品出厂年月及编号。7.2 使用说明书配电箱使用说明书应包括下列主要内容:a概述;b结构特征与工作原理及接线图;c技术特性;d尺寸、重量;e安装、调试;f使用、操作;g故障分析与排除;h保养、维修;i运输、贮存;J开箱及检查;k附图、附表。8 包装、运输、贮存8.1 包装8.1.1 配电箱应有内包装和外包装

35、箱;插件插箱应锁紧扎牢,包装箱应有防尘、防雨、防震措施,在经过正常条件的运输后包装箱不应损坏。8.1.2 装箱资料应包括下列文件,并应妥善包装,防止受潮。a装箱单(应标明配电箱的附件、备件;b出厂试验报告;c合格证;d使用说明书。8.2 运输配电箱应适于陆运、水运(海运或空运,运输和装卸按包装箱上的标记进行。8.3 贮存配电箱应贮存在环境温度-20+60,相对湿度不大于90 %的库房内,室内无酸、碱、盐及腐蚀性、爆炸性气体,不受灰尘雨雪的侵蚀。9 附则在湖北省电力公司农电配网范围内订货及使用的低压综合配电箱必须同时满足以下条件:1综合配电箱必须通过国家强制性产品认证(3C。认证依据包括GB 7

36、251.1 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,GB/T 15576低压成套无功功率补偿装置(针对有无功功率补偿功能的配电箱。2综合配电箱满足本技术条件要求。附录 A 低压无功功率补偿控制器要求及通信规约A.1.1 概述无功功率补偿控制器(以下称控制器具有1路RS485通信接口,用以读取参数和传送投/切信息。控制器从终端中读取运行数据进行判断,控制无功投切,并保存投切累计次数。当无功补偿装置发生故障不能投切时,控制器应记录故障发生的时间,供主站召测提取。主站可通过通信接口读取控制器相关信息。A.1.2 控制方式具有程序自动控制和手动控制切换功能。程序自动控制和手动

37、控制投/切过程均遵循先投先切的原则。A.1.2.1 自动控制以功率因数、无功功率、电压值进行判断投切。A.1.2.1.1 电容器组投入功率因数低于设定值、无功功率高于设定值时,进行电容器组投入。三相均符合投入条件时,优先投入共补电容组。投入时间间隔为设定时间。A.1.2.1.2 电容器组切除功率因数达到限值时,切除电容器组。三相均符合切除条件时,优先切除共补电容器组。切除时间间隔为设定时间。A.1.2.1.3 过压切除电压值超过设定值时,切除一组电容器组;连续3次通信读取参数均过压时,切除全部电容器组。过压消失(电压低于设定值10V4min后,正常投/切控制。A.1.2.1.4 欠压控制电压低

38、于设定欠压值时,不做投切控制动作。欠压消失(电压高于设定值10V4min后,恢复正常投/切控制。切除时间间隔为设定时间。A.1.2.1.5 缺相切除发生缺相时,连续3次通信读取参数后,全部切除电容。缺相消失4min后,恢复正常投/切控制。A.1.2.2 手动控制手动控制状态下,不进行自动投切功能;可选择共补、分补,按+、-键进行投、切。4min内无按键动作发生则自动转换到自动控制状态。A.1.3 控制指示A.1.3.1 电容器投/切状态指示某组电容器为投入状态时,对应指示灯点亮,否则熄灭。A.1.3.2 电容器投/切动作指示发生电容器投/切动作时,投/切动作指示灯点亮35s。A.1.3.3 过

39、压或欠压发生时,过/欠压指示灯点亮,直至过/欠压现象消除。A.1.3.4 按键进入手动操作状态时,手动指示灯点亮,进入自动控制状态后熄灭。A.1.3.5 数据显示依次轮显各项参数标识(1s、参数数据(5s。A.1.4 数据存储A.1.4.1 记录和储存投/切状况记录每次投/切电容组的时间,投/切时的电容组状态,当前总投入电容总值。可存储600次,并可根据用户需求扩展存储容量。A.1.4.2 过压次数及过压时间。A.1.4.3 投切故障次数、故障发生时间、发生的电容组故障标志。12A.1.5 控制参数设置按设置键,键入密码,密码正确后,进入参数设置状态。再按设置键,依此进入参数设置。a.变比:按

40、加/减键,变比的变化范围1-1275;b.投入功率因数门限:每按一次加/减键,功率因数加/减0.01,变化范围0.800.98。c.投/切间隔时间:每按一次加/减键,间隔时间加/减5秒,变化范围5-120秒。d.共补电容器组电容值:每按一次加/减键,加/减0.5千法,变化范围0.5-。e.分共补电容器组电容值。每按一次加/减键,加/减0.5千法,变化范围0.5-。f.无功功率补偿门限:每按一次加/减键,加/减0.5kvar,变化范围1-255 kvar。g.过压电压值:每按一次加/减键,加/减5伏,变化范围220-470V。h.欠压电压值:每按一次加/减键,加/减5伏,变化范围120-370V

41、。i.表号设置:每按一次加/减键表号最低位加/减1;按设置键,再按加/减键,改变十位表号;继续按设置键,再按加/减键,改变百位表号;继续按设置键,再按加/减键,改变千位表号。A.1.6 与终端通信通信规约兼容DL/T 645-1997多功能电能表通信规约,通信波特率默认为1200bps,偶校验,每5s从终端读取一次数据。A.1.7 主站召测终端主动读取控制器信息或设置控制器参数时,等待1s后得不到正确应答,应立即重新发送通信命令。通信规约兼容DL/T 645-1997多功能电能表通信规约,通信波特率默认为1200bps,偶校验。A.1.7.1 读数据A.1.7.1.1 主站请求帧功能:请求读数

42、据控制码: C=01H数据长度:L=02H帧格式: A.1.7.1.2 从站正常应答帧功能:从站正常应答控制码: C=81H 无后续帧C=A1H 有后续帧数据长度:L=02H+m(数据长度帧格式: A.1.7.1.3 从站异常应答帧功能: 从站异常应答控制码: C=C1数据长度:L=01帧格式: A.1.7.1.4 读后续数据功能: 读后续数据控制码: C=0213数据长度:L=02帧格式: A.1.7.1.5 从站正常应答帧功能:从站正常应答控制码: C=82H 无后续帧C=A2H 有后续帧数据长度:L=02H+m(数据长度帧格式: A.1.7.1.6 从站异常应答帧功能: 从站异常应答控制

43、码: C=C2数据长度:L=01帧格式: A.1.7.2 写数据A.1.7.2.1 写数据请求帧功能: 主站向从站请求设置数据(或编程控制码: C=04H数据长度: L=02H+04H(密码+m数据长度数据格式: PAP0P1P2+DATA 注:密码为4字节(PA,P0,P1,P2,PA为密码权限,其余6位BCD码。A.1.7.2.2 从站正常应答帧功能: 将请求命令执行的结果告知主站控制码: C=84H数据长度: L=00H帧格式: A.1.7.3 修改密码A.1.7.3.1 写密码请求帧功能:改变从站当前的密码控制码: C=0FH数据长度: L=08H数据域: PAOP0OP1OP2OPA

44、NP0NP1NP2N帧格式: 注:P00P10P20 为旧密码,PA0 表示旧密码权限。P0NP1NP2N 为新密码,PAN 为新密码的权限。PA为密码权限(01, 0为高权限,高权限的密码可设置低权限的密码,相同权限校对旧密码正确后也可修改密码。14A.1.7.3.2 从站正常应答帧功能:报告正确执行修改命令控制码: C=8FH数据长度: L=04H数据域:新编入的密码权限及密码 PANP0NP1NP2N 注1 15无功功率方向用0和1表示,0-象限无功功率(即感性;1-象限无功功率(即容性。 16Q/GDW-15-002-2009 D350 D351 6699 3355 2 2 写 写 控制器共补切除 控制器分补投入 控制器分补切除 D351 6699 2 写 数据无特殊说明均为 BCD 码，数据传送时低字节在前。 注 2、注 3：若控制器事件记录超过 5 次以上时，读数据应答标明有后续帧；