专变客户费控建设改造技术方案.docxVIP

专变客户费控建设改造技术方案

一、改造背景与目标

1.背景

当前专变客户（10kV及以上高压客户）传统缴费模式存在“抄表周期长、欠费回收难、用电风险管控滞后”等问题，需通过费控建设改造实现“预付费管理、实时监控、安全联动”，契合《国家电网公司电力营销数字化转型规划》要求。

2.核心目标

功能目标：实现“远程充值、余额预警、欠费跳闸、用电数据实时采集”全流程自动化，取消人工抄表与现场催费。

安全目标：严格遵循《电力安全工作规程（营销部分）》，确保改造过程零触电、零设备损坏，投运后满足高压设备安全运行标准。

效率目标：单客户改造工期≤3天，改造后费控执行准确率≥99%，欠费回收率提升至95%以上。

二、技术方案设计

（一）硬件选型标准

设备名称

技术参数要求

安全合规要点

费控智能终端

1.支持10kV/0.4kV双电压等级接入2.具备RS485/4G/5G通信接口，数据上传频率≤15分钟/次3.内置跳闸继电器（容量≥10A），支持远程/本地手动分合闸

1.绝缘等级≥IP65，适应户外环境2.跳闸回路具备防误动设计，需双重指令（主站+本地密码）确认

智能电能表

1.精度等级0.5S级（高压）/1.0级（低压）2.支持双向计量（适用于分布式光伏客户）3.具备余额预警（剩余10%/5%时自动上报）功能

1.需通过国家电网公司“国网芯”认证2.接线端子具备防误触绝缘保护

电压/电流互感器

1.变比与客户变压器容量匹配（如1000kVA变压器配1000/5A电流互感器）2.准确度等级≥0.2级，满足计量与监控双重需求

1.互感器极性标注清晰，避免接线错误2.接地电阻≤4Ω，符合高压设备接地规范

通信模块

1.采用加密SIM卡，数据传输遵循DL/T645-2007协议2.支持断点续传，确保跳闸指令100%送达

1.通信天线安装高度避开高压线路（水平距离≥1.0米，参考充电桩安全距离标准）2.电源线采用阻燃电缆（截面≥2.5mm2）

（二）系统架构设计

层级架构：采用“主站系统-区域网关-费控终端-智能电表”四级架构

主站系统：部署于地市级电力营销云平台，负责费控策略下发、数据存储与告警处理；

区域网关：每30-50户客户设置1台，实现本地数据汇聚与边缘计算，避免主站通信拥堵。

核心功能模块：

预付费管理：支持线上APP/线下营业厅充值，充值金额实时同步至智能终端；

安全联动控制：余额低于预警值时，主站自动发送短信提醒（提前72小时）；欠费后按“预警30分钟→远程跳闸”流程执行，恢复供电需客户充值后手动申请；

用电监控：实时采集电压、电流、功率因数等数据，超阈值（如电压偏差±7%）自动告警，助力客户优化用电方案。

三、改造实施流程（含安全管控）

（一）前期准备阶段（1天）

现场勘查：

按营销作业安全规范，2人同行进入客户配电室，使用验电器确认设备停电状态（参考低压作业验电流程），记录变压器容量、互感器变比、现有接线方式；

划定改造作业区域，悬挂“止步，高压危险！”警示标志，装设临时遮栏（高度≥1.2米）。

方案确认：

与客户签订《改造告知书》，明确停电时间（避开客户生产高峰）、安全责任划分；

准备符合标准的设备与工具（如绝缘扳手、验电器、绝缘手套等，工具需经耐压试验合格）。

（二）现场改造阶段（2天）

步骤

操作内容

安全管控要点

1.停电操作

1.按“先断开负荷侧开关→再断开电源侧开关”顺序操作2.悬挂“禁止合闸，有人工作！”标示牌（每处开关均需悬挂）

1.停电操作需双人执行，1人操作、1人监护2.断开开关后，用验电器在母线侧逐相验电，确认无电压

2.旧设备拆除

1.拆除原有电能表、互感器（若不符合精度要求）2.清理接线端子，去除氧化层，做好标记（如“A相”“B相”）

1.拆除的高压线缆需用绝缘胶带包裹端头2.禁止野蛮施工，避免损坏客户原有变压器、开关柜

3.新设备安装

1.按“先装互感器→再装智能电表→最后装费控终端”顺序接线2.费控终端安装位置距地面1.5-1.8米，便于操作与检修

1.接线时严格区分相线、零线、接地线，避免短路2.互感器二次侧严禁开路，需可靠短接后再接线

4.通电调试

1.先合上电源侧开关，检查电压互感器输出是否正常2.主站下发“余额测试指令”，验证预警、跳闸功能是否生效

1.调试期间安排专人监护，发现异常立即断电2.跳闸测试需提前告知客户，避免影响生产

（三）验收投运阶段（0.5天）

功能验收：

测试远程充值（充值100元，确认电表余额实时更新）、欠费跳闸（模拟余额为