6.11.3.1观察窗的防护等级应至少达到外壳技术要求。 6.11.3.2观察窗应使用机械强度与外壳相当的透明板，同时应有足够的电气间隙和静电屏蔽措施，防止形成危险的静电电荷，且通过观察窗可进行红外测温。
6.11.3.3主回路的带电部分与观察窗的可触及表面的绝缘应能耐受DL/T593 规定的对地和极间的试验电压。
6.11.3.4观察窗的玻璃应采用防爆型钢化玻璃，厚度不小于14mm，并在防爆玻璃增加接地屏蔽网。 6.11.4功能隔室
6.11.4.1环网柜应具有高压室和电缆室、控制仪表室与自动化单元等金属封闭的独立隔室。
6.11.4.2环网柜相序按面对环网柜从左至右排列为A、B、C，从上到下排列为A、B、C，从后到前排列为A、B、C。 6.11.4.3 环网柜应具有防污秽、防凝露功能，二次仪表小室内可安装温湿度控制器及加热装置。
开关柜应在箱内加装温湿度控制器，具备手动、自动控制功能，并应用全绝缘、全封闭、防凝露等技术。对于手动控制的加热器应在柜外设置控制开关，以进行其投入或切除操作。加热器应能确保柜内潮气排放。
6.11.4.4环网柜电缆室、控制仪表室和自动化单元室宜设置环保节能照明设备。
6.11.4.5环网柜电缆室电缆连接头至柜体底部的高度应满足
设计额定电流下的最大线径电缆的应力要求，额定电流不大于630A的不得低于650mm，额定电流大于630A的不得低于700mm。柜内进出线处应设置电缆固定支架和抱箍。 6.11.4.6预留独立的配电自动化单元安装空间，防护等级为IP4X，满足防污秽、防凝露要求。
6.11.4.7移开式开关柜正面的检修维护通道在单列布置时宽度不小于单手车长加1200mm。双列布置时不小于双手车长加900mm。 6.11.5通用要求
6.11.5.1环网柜中的断路器应采用真空开关，环网柜中的负荷开关可采用真空或气体灭弧开关，绝缘介质可采用空气、气体或固体材料。环网柜宜优先采用环保型开关设备。开关设备同时具备手动与电动功能。断路器和负荷开关可配置弹簧或永磁操作机构，断路器操作机构具有防止跳跃功能，并配置计数器。
6.11.5.2环网柜应优先选择LSC2类（具备运行连续性功能）、IAC级（内部故障级别）产品，并通过相关型式试验验证。 6.11.5.3应配置面板式带电显示器（带二次核相孔、按回路配置），应能满足验电、核相的要求。应配置微机综合保护装置，满足综合自动化接口要求。
6.11.5.4中置式开关柜开关应采用技术成熟、免维护或少维护的进口或合资名牌固封极柱式真空断路器，弹簧操作机
构，具备手动和电动操作功能，并具备以下条件： a)断路器灭弧室采用真空灭弧室；
b)同型号真空断路器所配用的真空灭弧室，其安装方式、端部连接方式及连接尺寸应统一，以保证真空灭弧室的互换性；
c)断路器应装设操作次数的计数器； d)断路器操动机构应具有防跳装置；
e)真空灭弧室随同真空断路器出厂时，其内部气体压强不得大于1.33×10-3Pa，并标明编号及出厂年月；
f)断路器在出厂时应做操作磨合试验（不少于200次），并附有报告；
g)用于开合电容器组的断路器必须通过开合电容器组的型式试验，满足C2级的要求；
h)断路器应配置分合闸机械指示，断路器状态位置应有符号及中文标识。
6.11.5.5断路器各部分应完整，外壳应清洁，断路器基础及架构应稳固、断路器连接引线油漆应完整，相色正确；电气连接应可靠且接触良好；瓷套应完整无损、表面清洁。 6.11.5.6以空气和绝缘隔板组成的复合绝缘作为绝缘介质的开关柜，绝缘隔板应选用耐电弧、耐高温、阻燃、低毒、不吸潮且具有优良机械强度和电气绝缘性能的材料，其性能不低于SMC、环氧玻璃布板。
6.11.5.7高压熔断器熔管、CT等应按所带容量匹配合适。 6.11.5.8采用固体绝缘的环网柜，固体绝缘组件局放量应≤5pC（1.2Ur下测量值）；断路器柜、负荷开关柜、组合电气柜整柜的局放量应≤20pC（1.2Ur下测量值）；计量柜或PT柜的局放量应≤80pC（1.2Ur下测量值）。
6.11.5.9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，具有低气压分合闸闭锁功能。 6.11.5.10 SF6气体质量应满足GB/T 12022标准的要求。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，并可对环网单元进行补气。SF6气体压力监测装置应配置状态信号输出接点。 6.11.5.11气箱箱体应采用厚度≥2.0mm的S304不锈钢板或优质碳钢弯折后焊接而成，气箱防护等级应满足GB 4208规定的IP67要求。SF6气体作为灭弧介质的气箱应能耐受正常工作和瞬态故障的压力，而不破损。 6.11.6操动机构
6.11.6.1操动机构采用弹簧操动机构或永磁操作机构。 6.11.6.2操动机构自身应具备防止跳跃的性能。应配备断路器的分合闸指示，操动机构的计数器，储能状态指示应明显清晰，便于观察，且均用中文表示。
6.11.6.3应安装能显示断路器操作次数的计数器。该计数器
与操作回路应无电气联系，且不影响断路器的合分闸操作。 6.11.6.4弹簧操作机构应具有紧急跳闸功能，并有防碰措施。 6.11.6.5弹簧操动机构，并联脱扣器应能满足85%～110%Ua 时可靠合闸，65%～110%Ua 时可靠分闸，30%Ua 及以下时不动作。
6.11.6.6弹簧操动机构应能满足“分—0.3s—合分—180s—合分”的操作顺序。
6.11.6.7弹簧操动机构应手动、电动储能和操作功能，断路器处于断开或闭合位置，都应能对合闸弹簧储能。在正常情况下，合闸弹簧完成合闸操作后要立即自动开始再储能，合闸弹簧应在20s 内完成储能。
6.11.6.8在弹簧储能过程中不能合闸，并且弹簧在储能全部完成前不能释放。
6.11.6.9应有机械装置指示合闸弹簧的储能状态，并配有辅助接点。
6.11.6.10永磁操作机构应具有手动分闸和紧急跳闸功能，并有防碰措施。
6.11.6.11永磁操作机构的储能元件的电压不大于30%Ua 及以下时不应合闸或分闸。
6.11.6.12操作机构应确保断路器分闸时间≤60ms，合闸时间≤100ms，合闸弹跳时间≤2ms。 6.11.7母线
配电设备验收管理办法(DOC 52页)[最新实用型资料]
