一二次融合成套柱上开关及环网箱入网专业检测大纲
一二次融合柱上开关和一二次融合成套环网箱
【DAF-810 主要技术参数】
关于我们
技术参数
工作环境 工作电源 电压输入标称值 电流输入标称值
温度-40℃ ～ +70℃，湿度10～100%，大气压力70～106KPa 双路AC220V（单元工作电源DC24V） 相电压：100V/ 3 ，零序电压：6.5V/3(输入阻抗≥20MΩ) 相电流：1A，零序电流：1A a) 遥测量：3相电压、3相电流、零序电压、零序电流以及2个电 源电压采集接口、2个直流量。 b) 遥信量：12个。包括开关分、合位置、未储能位置等，外引遥 信接点4个。 c) 遥控量：1路（合闸/分闸）、1路储能出口、1路电池活化出口。
① DAF-810按结构分为箱式与罩式两种，罩式FTU配套分界柱上开关成套使用。 ② 拥有完善的保护控制逻辑，可以灵活适用分段、联络、分界应用场合，断路器与负荷开关均可以适配使 用。 ③ 箱式结构采用304不锈钢制成，外形尺寸400×260×800mm（宽×深×高），总体防护等级不低于IP54. ④ 罩式结构采用玻璃钢材质，总体防护等级不低于GB/T 4028规定的IP67要求。 ⑤ 两者都内置GPRS无线通信模块、电源管理模块、后备电源等。箱式FTU内置线损采集模块（用户分界 开关除外）。
【DAF-810 核心功能】
关于我们 支持GSM短信功能、随机配备柱下简易遥控器方便柱下实现开关合分闸及故障复归
操作。 支持SNTP等对时方式，接收主站或其它时间同步装置的对时命令，与系统时钟保持 同步。 支持当地及远方设定定值以及故障指示手动复归、自动复归和主站远程复归功能，能 根据设定时间或线路恢复正常供电后自动复归，也能根据故障性质（瞬时性或永久性） 自动选择复归方式。 支持电压越限、负荷越限等告警上送、线路有压鉴别等功能。 支持双位置遥信处理、遥信防抖（防抖动时间可设）功能，支持上传带时标的遥信变 位信息及遥信变位优先传送。
配电设备一二次融合技术方案-2022年学习资料
目-录-工作背景-2-总体思路和目标-3-柱上开关一二次成套方案-4-环网柜一二次成套方案-5-环网柜一二 融合方案
工作背景-为贯彻国家发改委和能源局相关文件精神，落实公司党组工作部署，解决配电-网规模化建设改造中增量设备 电自动化覆盖以及一二次设备不匹配的问题，同时-实现线损“四分”（分区、分压、分元件、分台区）同期管理目标， 实推进10-20/6千伏同期分线线损管理，不断提高线损管理精益化水平，提升公司经营-效益，提出配电设备一二 融合技术方案。-现存问题-工作内容-一、二次设备接口不匹配，兼容-编写柱上开关、环网柜一二次融-性、扩展性 互换性差；-合技术方案；-一、二次设备厂家责任纠纷；-支撑线损计算、单相接地故障检-编写成套化设备招标采购 术规-测需求；-范书；-遥信抖动、设备凝露现象；->编写一二次融合检测规范。-缺乏一、二次设备联动测试机制
目-录-工作背景-2-总体思路和目标-3-柱上开关一二次成套方案-4-环网柜一二次成套方案-5-环网柜一二 融合方案
总体思路和目标-③t只业a曰☑-【总体思路】-通过提高配电一二次设备的标准化、集成化水平，提升配电设备运行 平、运-维质量与效率，满足线损管理的技术要求，服务配电网建设改造行动计划。-■-为了稳妥推进一、二次融合技 ，协调传统成熟技术的可靠性与新技术不确定-性之间矛盾，本技术方案分两个阶段推进：第一阶段为配电设备的一二次 套-阶段，主要工作为将常规电磁式互感器（零序电压除外）与一次本体设备组合-并采用标准化航空插接头与终端设备 行测量、计量、控制信息交互，实现一-二次成套设备招标采购与检测。第二阶段为配电设备的一二次融合阶段，结合〉-次设备标准化设计工作同步开展，主要工作为将一次本体设备、高精度传感-器与二次终端设备融合，实现“可靠性 小型化、平台化、通用性、经济性'-目标。
一二次融合成套环网箱入网检测项目
十、防抖动功能试验 误遥信过滤 功能试验 应采取防抖动措施，可过滤误遥信。 10 次， 开关位置信号应能正确上传无误
开关遥信位置动作 开关分合闸操作 正确性试验 报。
一二次融合成套环网箱入网 专业检测项目及要求
一、结构及配置 （1）负荷开关单元：由负荷/接地开关、避雷器、电流互感器、 带电显示器组成。 环网柜 （2）断路器单元：由断路器、隔离/接地开关、避雷器、电流互 感器、带电显示器组成。 （3）电压互感器单元：由电压互感器、母线、带电显示器组成。 采用独立的电压互感器间隔，电压/电流互感器采用电磁式互感 器： （1）配置 1 组电磁式电流互感器，提供三相电流信号，提
压力指示装置。采用
气体作为灭弧介质的环网单元应装设
体监测设备（包括密度继电器、压力表），且该设备应设有阀门，以便在不 拆卸的情况下进行校验。 SF6 气体压力监测装置应配置状态信号输出接点。
（4）环网柜应装设负荷开关、断路器远方和就地操作切换把手，应具备就 地分合闸操作功能，并提供断路器、负荷开关、接地开关分合闸状态的就地 指示及遥信接点。 （5）环网柜相序按面对环网柜从左至右排列为 为 A、B、C，从后到前排列为 A、B、C。 （6）柜内进出线处应设置电缆固定辅件。 A、B、C，从上到下排列
一二次融合成套环网箱入网 专业检测项目及要求
一、结构及配置 （1）负荷开关单元：由负荷/接地开关、避雷器、电流互感器、 带电显示器组成。 环网柜 （2）断路器单元：由断路器、隔离/接地开关、避雷器、电流互 感器、带电显示器组成。 （3）电压互感器单元：由电压互感器、母线、带电显示器组成。 采用独立的电压互感器间隔，电压/电流互感器采用电磁式互感 器： （1）配置 1 组电磁式电流互感器，提供三相电流信号，提
国家电网公司一二次融合成套柱上开关及环网箱入网专业检测大纲
分界：
（1）采集1个线电压量、1个零序电压。
（2）采集3或2个相电流量、1个零序电流。
（3）采集开关合位、未储能（若有）、分位（若有）、SF6浓度（若有）遥信量，遥信量接口不少于3个。
（4）采集1路开关的分（电磁式操作机构配套的不考核）、合闸控制。
（5）1个串行口和1个以太网通信接口。
三、绝缘电阻试验
相对地和相间绝缘电阻值应大于1000MΩ。
四、工频电压试验
整机的相对地、相间和断口间应分别经受42kV、48kV的工频耐压电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
五、雷电冲击试验
整机的相对地、相间和断口间应分别承受75kV、85kV的雷电冲击电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
六、准确度试验
（3）采用SF6气体绝缘的环网单元每个独立的SF6气室应配置气体压力指示装置。采用SF6气体作为灭弧介质的环网单元应装设SF6气体监测设备（包括密度继电器、压力表），且该设备应设有阀门，以便在不拆卸的情况下进行校验。SF6气体压力监测装置应配置状态信号输出接点。
（4）环网柜应装设负荷开关、断路器远方和就地操作切换把手，应具备就地分合闸操作功能，并提供断路器、负荷开关、接地开关分合闸状态的就地指示及遥信接点。
二次
（1）二次线电压：准确度等级为0.5级。
（2）二次相电流：测量准确度等级为0.5级，保护准确度等级为3级（10In）。
（3）二次零序电压：准确度等级为0.5级。
（4）二次零序电流：准确度等级为0.5级。
（5）有功功率、无功功率准确度等级为1级。
成套化
（1）成套化线电压：准确度等级为1级。
（2）成套化相电流：准确度等级为1级。
FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统
FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统产品说明书版本：V1.04上海金智晟东电力科技有限公司江苏金智科技股份有限公司FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统产品说明书客户须知目录1产品概述 (4)1.1FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统组成 (4)1.2FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统特点 (5)2FTT500-D技术指标 (6)2.1供电电源及环境 (6)2.1.1一次控制柜电源指标 (6)2.1.2二次控制柜电源指标 (6)2.2电压电流输出指标 (6)2.2.1一次交流电流输出 (6)2.2.2一次交流电压输出 (7)2.2.3二次交流电流输出 (7)2.2.4二次交流电压输出 (7)2.2.5二次电流传感器小信号输出 (7)2.2.6二次电压传感器小信号输出 (8)2.3开入开出通道指标 (8)2.3.1开关量输入通道 (8)2.3.2开关量输出通道 (8)2.4多功能标准表指标 (8)2.5录波仪数据采集指标 (9)3FTT500-D主要功能 (9)3.1一二次融合成套环网箱自动测试项目 (9)3.2配电终端自动测试项目 (10)4FTT500-D接口参数 (11)4.1航插接口 (11)4.2航插定义 (12)5系统配置 (14)6结构尺寸 (15)1 产品概述随着配电自动化的快速发展，一二次融合成套环网箱既是用户的迫切需求，能解决一二次配合中的种种问题，也是技术发展的必然趋势。
环网箱是配电系统的重要组成部分，为保证设备可靠运行，提高供电可靠性，需要进行全部或抽样检测。
因为缺乏专用设备，当前检测都是用零散检测仪器，通过人工逐项测试，自动化水平低；测试效率低下，无法应对环网箱的大量检测需求；测试人员劳动强度大、人员专业性要求高、人员易出错，测试结果的客观性有时难以保证。
FTT500-D一二次融合成套环网箱测试系统是为了解决上述痛点而研制的。
环网箱的自动化测试，需要面对如下几个问题：1) 测试包含一次测试(环网箱测试模式)、二次测试(终端测试模式)、一二次成套传动测试(传动测试模式)，测试模式要能自动切换2) 对于环网箱回线数较多,测试较为繁琐3) 电压及电流二次侧电子式小信号与电磁式大信号并存4) 一次侧需仿真10kV线路环境，二次侧需仿真完整开关信号。
FTT500一二次融合成套开关测试系统
FTT500一二次融合/成套开关测试系统产品说明书版本：V1.10上海金智晟东电力科技有限公司江苏金智科技股份有限公司FTT500一二次融合/成套开关测试系统产品说明书客户须知目录1产品概述 (5)1.1FTT500一二次融合/成套开关测试系统组成 (5)1.2FTT500一二次融合/成套开关测试系统特点 (6)2FTT500技术指标 (7)2.1供电电源及环境 (7)2.1.1一次控制柜电源指标 (7)2.1.2二次控制柜电源指标 (7)2.2电压电流输出指标 (7)2.2.1一次交流电流输出 (7)2.2.2一次交流电压输出 (8)2.2.3二次交流电流输出 (8)2.2.4二次交流电压输出 (8)2.2.5二次电流传感器小信号输出 (8)2.2.6二次电压传感器小信号输出 (9)2.3开入开出通道指标 (9)2.3.1开关量输入通道 (9)2.3.2开关量输出通道 (9)2.4多功能标准表指标 (9)2.5录波仪数据采集指标 (10)3FTT500主要功能 (10)3.1融合/成套开关自动测试项目 (10)3.2配电终端自动测试项目 (11)4FTT500接口参数 (12)4.1综合接入装置 (12)4.2航插定义 (12)5系统配置 (13)6结构尺寸 (14)1产品概述随着配电自动化的快速发展，一二次融合/成套开关（以下简称“智能开关”）既是用户的迫切需求：解决一二次配合中的种种问题，也是技术发展的必然趋势。
智能开关是配电系统的重要组成部分，为保证设备可靠运行，提高供电可靠性，需要进行全部或抽样检测。
因为缺乏专用设备，当前检测都是用零散检测仪器，通过人工逐项测试，自动化水平低；测试效率低下，无法应对智能开关的大量检测需求；测试人员劳动强度大、人员专业性要求高、人员易出错，测试结果的客观性有时难以保证。
FTT500一二次融合/成套开关测试系统是为了解决上述痛点而研制的。
智能开关的自动化测试，需要面对如下几个问题：➢测试包含一次测试(开关测试模式)、二次测试(终端测试模式)、一二次成套传动测试(传动测试模式)，测试模式要能自动切换➢电压及电流二次侧电子式小信号与电磁式大信号并存➢一次侧需仿真10KV线路环境，二次侧需仿真完整开关信号。
配电设备一二次融合技术方案-版
配电设备一二次融合技术方案二零一七年五月目录1 前言................................................... 错误!未定义书签。
总体思路和目标........................................ 错误!未定义书签。
总体推进思路 ........................................ 错误!未定义书签。
总体目标............................................ 错误!未定义书签。
2 柱上开关一二次成套技术方案 ............................. 错误!未定义书签。
一二次成套总体要求 .................................... 错误!未定义书签。
一二次成套功能要求 .................................... 错误!未定义书签。
分段/联络断路器成套功能要求 ......................... 错误!未定义书签。
分段/联络负荷开关成套功能要求 ....................... 错误!未定义书签。
分界断路器成套功能要求 .............................. 错误!未定义书签。
分界负荷开关成套功能要求 ............................ 错误!未定义书签。
一二次成套技术要求 .................................... 错误!未定义书签。
总体结构要求 ........................................ 错误!未定义书签。
分段/联络断路器成套技术要求 ......................... 错误!未定义书签。
分段/联络负荷开关成套技术要求 ....................... 错误!未定义书签。
一二次融合成套柱上断路器入网检测项目
（ 5 ）成套柱上断路器应能快速切除故障，故障切除时间 ≤100ms。 （6）可配置运行参数及控制逻辑，具备自动重合闸功能，重 合次数及时间可调。
瞬 时 电 （1）终端失电后且无后备电源时，线路上有电压≥50%Un，持
压反
续时间≥80ms 时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
向 闭 锁 （2）终端失电后且后备电源有效时，线路上有电压≥30%Un， 试验 持续时间≥80ms 时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
八、传动动能试验
（1）具备采集三相电流、线电压、频率、有功功率、无功功 率、零序电流和零序电压测量数据的功能。
（2）具备线路有压鉴别功能。
（3）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。 基 本 功 （4）具备短路故障检测与判别功能、接地故障检测功能；柱 能 上断路器，可直接跳闸切除故障，具备自动重合闸功能；柱上 试验 负荷开关可支持短路/接地故障事件上送。
一二次融合成套柱上断路器/负荷开关 入网专业检测项目及要求
一、结构与配置
1、柱上断路器
（1）组成：断路器、馈线终端、互感器、 2 供电电源和 1
台双绕组电压互感器，每台提供 1
路
路线电压信号。分界断路器配置 1
台电磁式电压互感
器安装在电源侧，提供工作电源和 1 路线电压信号。
（4）共箱式柱上负荷开关内置 1 组电流互感器，提供 Ia、Ib、Ic、 I0 电流信号。
（5）内置三相隔离刀闸，三相隔离刀闸与三相灭弧室串联联动。
3、配电终端接口检查
分段/联络：
（1）采集
2 个线电压量、1 个零序电压。
（2）采集
3 或 2 个相电流量、1
个零序电流。
（3）采集开关合位、分位（若有）、未储能（若有）、SF6 浓度（若 有）遥信量，遥信量接口不少于 3 个。
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（4）采集1路开关的分（电磁式操作机构配套的不考核）、合闸控制。
（5）1个串行口和1个以太网通信接口。
航插、电缆密封要求
（1）开关本体与馈线终端之间、电压/电流互感器与馈线终端之间的一二次连接电缆需配置航空插头，航插插座、插头定义及尺寸见附件4。
（3）柱上负荷开关内置1套零序电压传感器。
（4）柱上负荷开关内置1组电流互感器，提供Ia、Ib、Ic、I0电流信号。
（5）采用真空灭弧方式的柱上负荷开关需内置隔离刀闸，隔离刀闸应与灭弧室串联联动；采用SF6灭弧方式的柱上负荷开关断口距离大于35mm。
配电终端
接口检查
分段/联络：
（1）采集2个线电压量、1个零序电压。
（2）一次相电流：准确度等级为0.5级。
（3）一次零序电压：准确度等级为3P。
（4）一次零序电流：一次侧输入电流为1A至额定电流时误差≤3%，一次侧电流输入100A时，保护误差≤10%。
二次
（1）二次线电压：准确度等级为0.5级。
（2）二次相电流：测量准确度等级为0.5级，保护准确度等级为3级（10In）。
（5）测量成套化有功功率、无功功率准确度。
7
配套电源带载能力试验
不投入后备电源，配套电源应能独立满足配电终端、配电终端线损模块、配套通信模块、开关操作机构同时运行的要求。
8
传动功能试验
基本功能
试验
（1）具备采集各线路的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率、零序电流和零序电压测量数据的功能。
附件
国家电网公司一二次融合成套柱上开关及环网箱
入网专业检测大纲
附表1-1一二次融合成套柱上断路器/负荷开关入网专业检测项目及要求
序号
检测项目
检测要求
1
结构与
配置
柱上断路器
（1）组成：断路器、馈线终端、互感器、航插及电缆。
（2）分段/联络断路器配置2台双绕组电压互感器，每台提供1路供电电源和1路线电压信号。分界断路器配置1台电磁式电压互感器安装在电源侧，提供工作电源和1路线电压信号。
接地故障
检测
应能检测到不同接地故障类型、不同接地方式的单相接地故障,可实现单相接地故障处理。
短路故障
检测
应能检测到相间短路故障，可实现相间短路故障处理。
重合闸功能试验
应具备自动重合闸功能，重合闸次数及时间可调。
非遮断保护功能试验
具备非遮断保护功能，负荷开关不分断大电流。
10
防抖动功能试验
开关遥信位置动作正确性试验
（2）采集3或2个相电流量、1个零序电流。
（3）采集开关合位、分位（若有）、未储能（若有）、SF6浓度（若有）遥信量，遥信量接口不少于3个。
（4）采集1路开关的分（电磁式操作机构配套的不考核）、合闸控制。
（5）2个串行口和2个以太网通信接口。
分界：
（1）采集1个线电压量、1个零序电压。
（2）采集3或2个相电流量、1个零序电流。
12
电磁兼容试验
电快速瞬变脉冲群
抗扰度试验
（1）模拟小信号输入回路：共模试验值2.0kVP，采用容性耦合夹施加干扰；电源回路：共模试验值4.0kVP。
（2）交流工频电量的误差改变量应不大于等级指数的200%。
振荡波抗扰度试验
（1）模拟小信号输入回路：共模试验值2.5kVP；电源回路：共模试验值2.5kVP。
开关分合闸操作10次，开关位置信号应能正确上传无误报。
误遥信过滤功能试验
应采取防抖动措施，可过滤误遥信。
11
馈线自动化功能试验
基本要求
（1）具备集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种功能，终端具备就地型馈线自动化投退拨动开关（或压板），当退出就地型馈线自动化模式时，则为集中型馈线自动化。
（2）在集中型模式时，具备相间短路故障和单相接地故障的检测与告警功能，短路故障满足两段式（I、II）告警功能，两段定值和时间应可设。
（5）成套柱上断路器应能快速切除故障，故障切除时间≤100ms。
（6）可配置运行参数及控制逻辑，具备自动重合闸功能，重合次数及时间可调。
瞬时电压反向闭锁试验
（1）终端失电后且无后备电源时，线路上有电压≥50%Un，持续时间≥80ms时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
（2）终端失电后且后备电源有效时，线路上有电压≥30%Un，持续时间≥80ms时，柱上负荷开关应能完成反向闭锁。
（1）负荷开关单元：由负荷/接地开关、避雷器、电流互感器、带电显示器组成。
（2）断路器单元：由断路器、隔离/接地开关、避雷器、电流互感器、带电显示器组成。
（3）电压互感器单元：由电压互感器、母线、带电显示器组成。
电压/电流
互感器
采用独立的电压互感器间隔，电压/电流互感器采用电磁式互感器：
（1）配置1组电磁式电流互感器，提供三相电流信号，提供保护/测量信号。
相对地和相间绝缘电阻值应大于1000MΩ。
4
工频电压试验
整机的相对地、相间和断口间应分别经受42kV、48kV的工频耐压电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
5
雷电冲击试验
整机的相对地、相间和断口间应分别承受75kV、85kV的雷电冲击电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
6
准确度试验
一次
（1）一次线电压：准确度等级为0.5级。
（2）航空插头及电缆应采用全密封结构，焊线侧需用绝缘材料进行密封处理。
2
外观检查
（1）壳体上应有位于在地面易观察的、明显的分、合闸位置指示器，指示器与操作机构可靠连接，指示动作应可靠。
（2）应采用直径不小于12mm的防锈接地螺钉，接地点应标有接地符号。
（3）壳体表面不应有可存水的凹坑。
（4）壳体应设置必要的搬运把手，避免拽拉出线套管。
（5）采集不少于1个串行口和1个以太网通信接口。
航插、电缆密封要求
（1）环网柜与站所终端之间、电压/电流互感器与站所终端之间的一二次连接电缆需配置航空插头，航插插座、插头定义及尺寸见附件4。
（2）航空插头及电缆应采用全密封结构，焊线侧需用绝缘材料进行密封处理。
2
外观检查
（1）环网柜应配置带电显示器。
检测
应能检测到相间短路故障，可实现相间短路故障处理。
非遮断保护功能试验
具备非遮断保护功能，负荷开关不分断大电流。
10
防抖动
功能试验
开关遥信位置动作正确性试验
开关分合闸操作10次，开关位置信号应能正确上传无误报。
误遥信过滤功能试验
应采取防抖动措施，可过滤误遥信。
（5）供起吊用的吊环位置，应使悬吊中的开关设备保持水平，吊链与任何部件之间不得有摩擦接触，避免在吊装过程中划伤箱体表面喷涂层。
（6）铭牌能耐风雨、耐腐蚀、保证使用过程中清晰可见，铭牌内容符合国家相关标准要求。
3
绝缘电阻试验
相对地和相间绝缘电阻值应大于1000MΩ。
4
工频电压试验
整机的相对地、相间和断口间应分别经受42kV、48kV的工频耐压电压试验，试验过程中不应发生破坏性放电。
（2）具备线路有压鉴别功能。
（3）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（4）具备短路故障检测与判别功能、接地故障检测功能；当配合断路器使用时，具备短路故障直接切除功能；当配合负荷开关使用时，可支持短路/接地故障事件上送。
（5）可配置运行参数。
遥控功能
试验
（1）遥控分合闸试验
（2）遥控操作记录检查
遥信功能
试验
（1）分合闸位置状态遥信试验
（2）电源状态遥信试验
（3）储能状态遥信试验
遥测功能
试验
可遥测三相电流、零序电流、线电压、零序电压、有功功率、无功功率。
9
故障检测与处理
参数配置
功能试验
应可配置故障处理参数。
接地故障
检测
应能检测到不同接地故障类型、不同接地方式的单相接地故障,可实现单相接地故障处理。
短路故障
遥控功能
试验
（1）遥控合（分）闸试验
（2）遥控操作记录检查
遥信功能
试验
（1）分合闸位置状态遥信试验
（2）电源状态遥信试验
（3）储能状态遥信试验
遥测功能
试验
可采集三相电流、零序电流、线电压、零序电压、有功功率、无功功率。
9
故障检测与处理
参数配置
功能试验
应可配置运行参数、故障处理参数、重合闸次数及时间。
就地馈线自动化功能要求
（1）柱上负荷开关应具备电压时间型就地馈线自动化逻辑功能（见《就地型馈线自动化技术原则（试行)》）。
（2）柱上负荷开关应具备自适应综合型就地馈线自动化逻辑功能（见《就地型馈线自动化技术原则（试行)》）。
（3）柱上负荷开关可配置电压-电流时间型就地馈线自动化逻辑功能（见《就地型馈线自动化技术原则（试行)》）。
（3）成套化零序电压：准确度等级为6P。
（4）成套化零序电流：一次侧输入电流为1A至额定电流时误差≤6%，一次侧电流输入100A时，保护误差≤10%。
（5）测量成套化有功功率、无功功率准确度。
7
配套电源带载能力试验
不投入后备电源，配套电源应能独立满足配电终端、配电终端线损模块、配套通信模块、开关操作机构同时运行的要求。
二次
（1）二次线电压：准确度等级为0.5级。
（2）二次相电流：测量准确度等级为0.5级，保护准确度等级为3级（10In）。
（3）二次零序电压：准确度等级为0.5级。
（4）二次零序电流：准确度等级为0.5级。
（5）有功功率、无功功率准确度等级为1级。
成套化
（1）成套化线电压：准确度等级为1级。