10kV架空线路分界（支）智能负荷开关技术规范书工程项目：XXX公司年月1．总则1.1本规范书适用于本合同的设备，它提出设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
是相关设备招标书/订货合同的技术条款。
1.2 本智能开关适用于与变电站10kV出线断路器（开关）配合，不依赖通信及控制终端，实现架空线路分界（支）、T接短线路或末端用户相间故障、单相接地故障的隔离。
1.3供方须执行现行国家标准和电力行业标准。
有矛盾时，按要求较高的标准执行。
遵循的主要现行标准如下：开关部分DL402-2007 高压交流断路器订货技术条件GB/T11022—1999 高压开关设备控制和设备标准的共同技术条件GB311.1—1997 高压输变电设备的绝缘配合GB763－1990 交流高压电器在长期工作时的发热GB3309—1989高压开关设备常温下机械试验GB2706－1989 交流高压电器动热稳定试验方法GB1208－1997 电流互感器DL/T726—2000 电力用电压互感器订货技术条件DL/T844—2003 12kV少维护户外配电开关设备通用技术条件控制终端部分GB/T7261-2000 继电器及装置基本试验方法GB/T11287-2000 量度继电器和保护装置的振动试验（正弦）（idt IEC 60255-21-1：1988）GB/T14537-1993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验（idt IEC 60255-21-2：1988）GB/T17626.4-1998 电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验(idt IEC 61000-4-4：1995)DL/T721-2000 配电网自动化系统远方终端1.4本技术规范书未尽事宜，由需供双方协商确定。
1.5供方应获得ISO9000（GB/T 19000）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。
提供的产品应有两部鉴定文件或等同有效的证明文件。
对于新产品，必须经过挂网试运行，并通过产品鉴定。
2.使用条件2.1 海拔高度：≤1000米2.2 环境温度：户外-25℃~ +45℃最高年平均气温20℃最高日平均气温30℃2.3 相对湿度：≤90%（25℃）2.4 抗震能力：地面水平加速度0.3g地面垂直加速度0.15g同时作用持续三个正弦波安全系数 1.672.5 最大日温差：25℃2.6日照强度(风速0.5m/s时)：0.1W/cm22.7最大风速：≤25m/s2.8最大覆冰厚度：10mm2.9 安装位置：10kV架空T接短支线路或末端用户处。
3.0适用于10kV配电网中性点不接地系统。
3.1爬电比距25mm/kV。
3．技术要求3．1开关本体部分3．1．1开关类型采用三相共箱式全密封结构，箱体内置负荷开关，单相（A、C相）及零序电流互感器，相间电压（或外置）互感器，永磁或弹簧操作结构等，箱体与带电部分采用SF6气体绝缘。
正常使用至少15年免维护。
配置要求：1）内置负荷开关为真空灭弧介质，串联联动隔离刀闸（刀闸先于真空管合闸，后于真空管分闸），相间电压（电源变压器）互感器用于采集电压，开关工作电源和检测信号。
2）开关一次回路引出线采用多股软铜芯绝缘线，绝缘引线与导电端子进行绝缘封闭连接。
绝缘引线导体截面240mm2。
注1：负荷开关型式试验按上表数据进行，加装电压互感器后对地耐压为42kV，相间耐压免做。
3．2 控制器3．2．1技术要求智能开关与变电站出线断路器配合，不需通信，实现架空T接短支线路或末端用户相间短路故障及单相接地故障就地隔离功能。
当智能开关负荷侧发生界内相间短路故障，变电站馈出线断路器分闸，线路失电后，控制分界开关本体分闸；当开关负荷侧发生界内单相接地故障时，直接控制分界开关本体分闸。
控制器操作及参数设置面板1）设置故障告警指示灯（点亮时杆下可见），并可通过复位按钮消除告警指示。
2）设置电源、自检、闭锁等指示控制器运行状态的指示灯。
3）设置定值整定拨码或按键，操作可靠、显示直观，应可设置如下参数：①相间保护动作电流定值②单相接地保护动作零序电流定值③单相接地保护动作延时时间4）设置相应的操作指南文字符号标识，并固定牢固。
3．2．2 功能3．2．2．1保护功能当分界开关负荷侧发生界内单相接地故障达到零序电流保护整定值时，零序保护在整定延时时间后输出分闸信号，作用于分界开关本体跳闸，切断单相接地故障电流。
当分界开关电源侧(系统侧)发生单相接地故障时，零序保护不动作。
2）相间短路保护当分界开关负荷侧发生界内相间永久性短路故障时，分界开关应能在变电站出线断路器跳闸后及重合闸之前自动分闸，隔离故障。
当分界开关负荷侧发生相间瞬时性短路故障时，分界开关应能躲过变电站出线断路器跳闸后重合闸一次，而不分闸。
3．2．2．2 自诊断装置具备定时自检功能。
自检异常时，点亮异常指示灯，并且闭锁分、合闸回路。
3．2．2．3 动作指示保护动作告警指示灯在分闸开关动作后闪烁（红光），并延时48小时自动复归或在48小时内手动按钮复位，动作指示灯安装在控制器底部。
3．2．3绝缘性能1)绝缘电阻各电路分别与地(即外壳或外露的非带电金属零件)之间，交流电流电路与交流电压电路之间，交流电路与直流电路之间，用开路电压为500V的测试仪器测定其绝缘电阻值应不小于100M 。
2)介质强度产品能承受下表所示的工频耐压试验，无击穿或闪络现象。
3．2．4外壳防护等级为IP55。
3.3开关成套供货及组装要求3.3.1产品应配置安装开关及控制装置的抱箍、支撑架、基座及固定螺丝等固定件，并提供所有固定件的详细安装图和技术要求。
固定件宜采用组装式分散件，以便于运输和杆上安装。
3.3.2开关应适应于常规架空线路杆塔结构的安装和运行操作。
4．试验4．1负荷开关型式试验（提供型式试验鉴定报告）应通过相应标准GB3804《交流高压负荷开关》或DL/T402—2007交流高压断路器订货技术条件规定的全部型式试验。
4．1．1机械试验机械特性试验方法符合GB3309-89中第3章规定。
机械寿命试验按GB3309-89第5章及GB3804-90中表8规定分5个循环进行。
4．1．2温升试验长期工作时发热试验和主回路电阻测量按GB763－90及本技术条件的规定，在SF6充气压力为零的情况下进行。
4．1．3绝缘试验开关1min工频耐压和雷电冲击耐压试验应符合本技术条件，按GB311.1-1997进行。
二次回路耐压应符合本技术条件规定。
4．1．4额定短时耐受电流（2s）及额定峰值耐受电流试验按GB2706-89及本技术条件进行。
4．1．5短路电流关合能力试验按GB1984-89中7.11条规定及本技术条件进行。
4．1．6负荷电流关合与开断试验按国标及本技术条件规定进行。
4．1．7防雨试验应符合本技术条件。
4．1．8气体密封试验应在完成规定的机械寿命试验后放置24h不得有漏气现象，SF6气体检漏和水份测定按GB8909-1998规定进行。
4．2负荷开关出厂试验每台开关出厂前均须经严格检查，并应向用户提供出厂试验报告，出厂试验应按以下项目和程序进行。
4．2．1外观、结构符合图纸设计及技术要求。
4．2．2进行机械试验。
4．2．3进行主回路电阻检查，应在机械操作试验后，其实测值应小于200μΩ（含2米引出线时700μΩ）。
4．2．4进行开关工频耐压试验。
4．2．5进行二次回路工频耐压试验。
4．3 控制器型式试验4．3．1控制逻辑试验应正确无误。
4．3．2 温度试验4．3．3 动作值及准确度测试4．3．4 产品功能测试4．3．5 功率消耗测试4．3．6 工作电源对装置性能的影响测试4．3．7 绝缘性能测试4．3．8 耐湿热性能试验4．3．9 抗干扰试验4．3．10 触点性能测试4．3．11 结构及外观检查4．3．12外壳防护(IP防护)检测。
4．4 控制器出厂试验4．4．1 结构及外观检查4．4．2 动作值及准确度测试4．4．3 产品功能测试4．4．5 绝缘性能测试5.其他要求5．1文件5．1．1供货方在回标时应提供本技术条件所要求的型式试验报告及特殊试验报告。
如供方提供的开关本体、CT、PT、控制器等装置与本规范书有技术差异应一一列表说明。
要求使用国家法定单位制即国际单位制，中文语言。
5．1．2供货方应根据设计单位（使用方）提供设备安装在水泥（钢管）杆、铁塔图纸，提供设备安装固定构支架等热镀锌金器具。
提供出厂产品的同时，应提供开关的出厂试验报告、合格证明书、安装运行维护说明书、装箱单、开关附件等。
在合同签订后一个月内给出全部技术资料清单和交付进度，并经需方确认。
5．1．3供方提供给设计单位的图纸和技术资料中，1份是纸质资料，另1份要求是计算机用的CAD图。
5．1．4供方提供以下开关资料及技术差异表：表1 技术资料表表2 差异表5．2标志、包装、运输和保管5．2．1开关铭牌应有制造厂名、产品型号、出厂编号、制造年月、性能参数等内容，符合国标规定，铭牌为字模形式、不锈钢制并进行耐腐蚀处理。
5．2．2包装、运输和保管运输手续（包括保险）由供方办理，途中押运由供方负责，运输费用由供方承担(即由供方送达需方指定地点)。
供方发货后3天内电告需方，并将发运提货等有关单据一式三份用快件寄给需方。
需方接货时双方共同开箱清点，开箱中发现问题由供方负责处理5．3验收及检验订货方根据实际情况组织生产线上验收或到货验收或进行到货后抽检。
无偿提供必须的现场安装、调试及培训服务。
6供货范围详见附件附件：10kV架空线路分界（支）智能负荷开关供货范围。