国家电网公司2017年配电自动化系统主站入网专业检测大纲
一二次融合成套柱上开关及环网箱入网专业检测大纲
（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
配网考试提纲
2、配电网的体系结构：树状网、辐射网、环状网、网格式接线
6、配电自动化通信系统的种类—有线通信方式：电力线：高压、低压的载波通信；电话线：电话专线、拨号电话等；CATV通道：有线电视网；光纤通信：多模光缆、单模光缆；双绞线：现场总线、 RS-485；无线通信方式：调幅广播、调频广播、VHF电台、UHF电台、卫星。一般采用多种通信方式混合使用。
7、调制解调器与复接分接器的作用—调制解调器：将基带信号的频谱移到载频附近适应信道频带要求；实现信道的多路复用；压缩信号宽度，便于数据传输；复接分接器作用：将高速数据传输信道转换为多个较低速数据传输信道。
20、电子式电能表类型
热电转换型、模拟乘法器型、数字乘法器型
21、抄表方式分类
手工抄表；本地自动抄表；移动式自动抄表；预付费电能计费；远程自动抄表。
22、远程自动抄表电能计费系统的组成及系统结构
组成：具有自动抄表功能的电能表、抄表集中器、抄表交换机、中央信息处理机。
系统结构：三级、四级
11、事件顺序记录（SOE）的作用和影响因素
SOE：对事故时各种开关、继电保护、自动装置的状态变化信号按时间顺序排队；作用：用于事故分析；SOE分辨率影响因素：RTU时钟精度；系统时钟、通道延时、CPU处理速度。
12、直流采样和交流采样的优缺点
直流采样：直接对变送器直流输出（直流电压或电流）进行采样。
特点：简单，但数据稳定性、实时性差，变送器故障几率较高、维护工作量较大；造价大。
专业检测大纲
附件1
国家电网公司配电自动化终端设备
入网专业检测大纲
表1 配电自动化终端设备入网专业检测项目及检测要求
（1）电压、电流准确度等级为0.5，误差极限为 0.5%。
（2）有功功率、无功功率准确度等级为1，误差极限为 1%。
表2 一二次融合配电自动化终端设备入网专业检测项目及检测要求
（1）相电压、零序电压、相电流、零序电流准确度等级为0.5，误差极限为 0.5%。
（2）有功功率、无功功率准确度等级为1，误差极限为 1%。
（素材和资料部分来自网络，供参考。
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国家电网公司配电自动化终端设备入网专业检测大纲
附件1国家电网公司配电自动化终端设备入网专业检测大纲表1 配电自动化终端设备入网专业检测项目及检测要求序号检测项目检测要求1外观与结构检查（1）配电终端应具备唯一的ID号和二维码，硬件版本号和软件版本号应采用统一的定义方式。
（2）应有独立的保护接地端子，接地螺栓直径不小于6mm，并可以和大地牢固连接，接地端子有明显的接地标识。
（3）外接端口采用航空接插件时，电流回路接插头应具有自动短接功能。
（4）馈线终端底部上具备外部可见的运行指示灯和线路故障指示灯：运行指示灯为绿色，运行正常时闪烁。
线路故障指示灯为红色，故障状态时闪烁，闭锁合闸时常亮，非故障和非闭锁状态下熄灭。
2 接口检查馈线终端（FTU）三遥（1）采集不少于2个线电压量、1个零序电压。
（2）采集不少于3个电流量。
（3）采集不少于2个遥信量，遥信电源电压不低于DC24V。
（4）不少于1路开关的分、合闸控制。
（5）具备不少于1个串行口和2个以太网通信接口。
馈线终端（FTU）二遥基本型（1）具备至少1个串行口。
（2）应具备汇集至少3组（每组3只）故障指示器遥信、遥测信息，并具备故障指示器信息的转发上传功能。
馈线终端（FTU）二遥标准型（1）采集不少于2个线电压量、1个零序电压。
（2）采集不少于3个电流量。
（3）采集不少于2个遥信量，遥信电源电压不低于DC24V。
（4）具备不少于1个串行口和1个以太网通信接口。
馈线终端（FTU）二遥动作型（1）采集不少于2个线电压量、1个零序电压。
（2）采集不少于3个电流量。
（3）采集不少于2个遥信量，遥信电源电压不低于DC24V。
（4）不少于1路开关的分、合闸控制。
（5）具备不少于1个串行口和1个以太网通信接口。
站所终端（DTU）三遥（1）采集不少于4个母线电压和2个零序电压。
（2）每回路至少采集3个电流量。
（3）采集不少于2路直流量。
（4）采集不少于20个遥信量，遥信电源电压不低于DC24V。
（5）不少于4路开关的分、合闸控制。
专业检测大纲
（4）不少于1路开关的分、合闸控制。
（5）具备不少于1个串行口和1个以太网通信接口。
站所终端（DTU）
三遥
（1）采集不少于4个母线电压和2个零序电压。
（2）每回路至少采集3个电流量。
（3）采集不少于2路直流量。
（4）采集不少于20个遥信量，遥信电源电压不低于DC24V。
（8）具备短路故障判别功能，配合负荷开关使用时结合变电站出线开关的动作逻辑实现故障的有效隔离。配合断路器使用时，具备故障直接切除功能并可选配三次自动重合闸功能，支持重合闸后加速。
（9）具备故障动作功能现场投退功能。
馈线终端（FTU）
二遥动作型
（分段开关配套）
（1）具备就地采集模拟量和状态量功能，并具备测量数据、状态数据远传的功能。
（2）采集不少于3个电流量。
（3）采集不少于2个遥信量，遥信电源电压不低于DC24V。
（4）不少于1路开关的分、合闸控制。
（5）具备不少于1个串行口和2个以太网通信接口。
馈线终端（FTU）
二遥基本型
（1）具备至少1个串行口。
（2）应具备汇集至少3组（每组3只）故障指示器遥信、遥测信息，并具备故障指示器信息的转发上传功能。
（5）不少于4路开关的分、合闸控制。
（6）具备不少于4个可复用的RS232/RS485串行口和2个以太网通信接口。
站所终端（DTU）
二遥标准型
（1）采集不少于4个母线电压和2个零序电压。
（2）每回路至少采集3个电流量。
（3）采集不少于2路直流量。
（4）采集不少于12个遥信量，遥信电源电压不低于DC24V。
输入10倍电流标称值，误差应不大于5％。
配网终端验收测试大纲
西安智能电网配网自动化试点工程I期配电自动化终端工厂验收测试大纲西安**保护控制设备有限责任公司二O一一年四月目录1 概述 (1)2测试环境及条件 (2)2.1试验的环境条件............................................................................... 错误！未定义书签。
2.2试验用仪器、仪表........................................................................... 错误！未定义书签。
2 外观及结构检查......................................................................................... 错误！未定义书签。
2.1 检查内容及方法.............................................................................. 错误！未定义书签。
2.2 要求.................................................................................................. 错误！未定义书签。
3 试验注意事项............................................................................................. 错误！未定义书签。
4 装置的绝缘、耐压试验............................................................................. 错误！未定义书签。
一、概述1、系统说明配电自动化终端是坚强智能电网建设的重要组成部分，集配电系统保护、测量、监视、控制于一体，通过变电站各种设备间的相互信息交换数据共享，实现对变电站运行的自动监视、管理、协调与控制大大提高和改善了配电网的控制水平。
专项检测大纲
国家电网公司 2017 年配电线路故障指示器 入网专业检测大纲
表 1 配电线路故障指示器入网专业检测项目及检测要求 序号 检测项目 检测要求 （1）每套（只）指示器都应设有持久明晰的铭牌，应包含型号及名称、制造 厂名、出厂编号、制造年月、二维码信息。 （2）采集单元上应具有圆形（ø25mm）相序颜色标识，安装对线路潮流方向有 要求的采集单元应在外壳以“→”标识方向。 （3）应具备唯一硬件版本号、软件版本号、类型标识代码、ID 号标识代码和 二维码，并按照附件 3 方式统一进行识别。 （ 4 ）采集单元重量不大于 1kg ，架空导线悬挂安装的汇集单元重量不大于 1.5kg，电缆型故障指示器零序电流采集单元重量不大于 1.5kg。 （5）架空型故障指示器采集单元应采用翻牌和闪光形式指示报警。指示灯应 采用不少于 3 只红色高亮 LED 发光二极管，布置在采集单元正常安装位置的下 方，地面 360°可见。内部报警转体颜色应采用 RAL3020 交通红。 （6）电缆型故障指示器采集单元应采用闪光形式指示故障，报警指示灯应采 用不少于 3 只红色高亮 LED 发光二极管，布置在采集单元正常安装位置的上 方。 （ 7 ）电缆型故障指示器采集单元和显示面板之间应采用光纤或电缆进行连 接。带显示面板的电缆型故障指示器除采集单元应具备就地故障闪光指示外， 显示面板也应具有故障报警指示灯和低电量报警指示色卡。电池工作正常时色 卡显示白色，电池低电量时色卡显示黄色。 （8）采集单元应有电源、电池正负极等外接端子。汇集单元应有 SIM 卡槽， 外接端子及 SIM 卡规格参数应按照附件 4。 （9）卡线结构应在不同截面线缆上安装方便可靠，安装牢固且不造成线缆损 伤，支持带电安装和拆卸。结构件经 50 次装卸应到位且不变形，不影响故障 检测性能。 （10）外观应整洁美观、无损伤或机械形变，内部元器件、部件固定应牢固， 封装材料应饱满、牢固、光亮、无流痕、无气泡。 （11）汇集单元应具备至少 1 个串行口。 （1）架空型指示器电杆固定安装汇集单元电源回路与外壳之间绝缘 电阻≥5MΩ（使用 250V 绝缘电阻表，额定绝缘电压 Ui≤60V）。 绝缘电 （2）电缆型指示器汇集单元电源回路与外壳之间绝缘电阻应≥5MΩ 阻试验 （使用 250V 绝缘电阻表，额定绝缘电压 Ui≤60V，使用 500V 绝缘电 阻表，额定绝缘电压 Ui＞60V）。 汇集单元电源回路与外壳之间： （1）额定绝缘电压 Ui≤60V 时，施加 500V/1min 工频电压应无击 绝缘强 穿、无闪络。 度试验 （2）额定绝缘电压 Ui＞60 时，施加 2000V/1min 工频电压应无击 穿、无闪络。 （1）短路故障检测和报警功能 当线路发生短路故障时，故障指示器应能判断出故障类型（瞬时性故障或
国家电网有限公司标准化配电终端入网专业检测申请表
附件2-1
国家电网有限公司标准化配电终端入网专业
检测申请表
注：专业检测申请表一式二联（纸质盖章原件需正反面打印），均需加盖单位公章
单位负责人授权委托书
致：
（委托单位名称），中华人民共和国合法企业，（授权人）特授权（被授权人）代表我公司全权办理（样品名称、型号规格）检测业务的签约、执行等具体工作，签署全部有关的文件、协议及合同。
我公司对被授权人签署的所有文件、协议及合同负全部责任。
在检测机构收到撤销本授权的通知以前，本授权书一直有效。
被授权人签署的所有文件、协议和合同不因授权的撤销而失效。
被授权人不得转授权。
被授权人签名：授权人签名（章）：
（单位公章）
日期：年月。
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序号 1 2
3
检测项目 系统架构 支撑软件
数据管理
检测要求
a) 从管理信息大区调取所需实时数据、历史数据及分析结果； b) 接收从生产控制大区推送的实时数据及分析结果；
c) 通过协同管控机制实现权限、责任区、告警定义等的分区维护、统一管理，并保证管理信息大区不向生产控制大区发送权限修改、遥控等
询、打印。
生产控制大 区、管理信 息大区
生产控制大 区、管理信 息大区
生产控制大 区、管理信 息大区
生产控制大 区、管理信 息大区
2
序号 8 9 10
11
检测项目
检测要求
系统运行 状态管理 流程服务
人机界面
云技术应 用
a） 应具备节点状态监视功能，动态监视服务器 CPU 负载率、内存使用率、网络流量和硬盘剩余空间等信息； b） 应具备软硬件功能管理功能，支持对整个主站系统中硬件设备、软件功能的运行状态等进行管理； c） 应具备状态异常报警功能，支持对于硬件设备或软件功能运行异常的节点进行报警； d） 应具备程序异常自恢复功能。 e） 应提供在线、离线诊断测试工具，提供完整的在线和离线诊断测试手段； f） 应提供冗余管理、应用管理、网络管理等功能。 a） 应支撑流程的新建、流转、回退、终止； b） 应提供界面化工具，实现对流程状态信息的监控；
换应用，并发出告警信息；普通进程异常，应自动重启，并发出告警信息。 d) 日志管理，应以规范化的文本格式记载和保存日志信息；应提供一组函数接口，实现日志的记录和查询等功能；应提供日志文件的备份功
能。 a) 数据维护工具，具有完善的交互式环境的数据录入、维护、检索工具和良好的用户界面，可进行数据删除、清零、拷贝、备份、恢复、 扩容等操作，并具有完备的数据修改日志； b) 数据同步，具备全网数据同步功能，任一元件参数在整个系统中只输入一次，全网数据保持一致，数据和备份数据保持一致； c) 多数据集，可以建立多种数据集，用于各种场景如培训、测试、计算等； d) 离线文件保存，支持将在线数据库保存为离线的文件和将离线的文件转化为在线数据库的功能； e) 带时标的实时数据处理，在全系统能够统一对时及规约支持的前提下，可以利用数采装置的时标而非主站时标来标识每一个变化的遥测 和遥信，更加准确地反映现场的实际变化； f）系统应提供数据的备份和恢复机制，保证数据的完整性和可恢复性。具体要求包括： 1） 全数据备份，能够将数据库中所有信息备份； 2） 模型数据备份，能够单独指定所需的模型数据进行备份； 3） 历史数据备份，能够指定时间段对历史采样数据进行备份； 4） 定时自动备份，能够设定自动备份周期，对数据库进行自动备份；
应用协同管控要求包括： a) 应支持终端分区接入、维护，共享终端运行工况、配置参数、维护记录等信息； b) 应支持馈线自动化在生产控制大区的应用，支持基于录波的接地故障定位在管理信息大区的应用，以及多重故障跨区协同处理和展示；
c) 应支持管理信息大区分析应用在生产控制大区调用和结果展示。
a） 系统应具备实时态、研究态、未来态等应用场景，各态独立配置模型，互不影响； b） 各态下可灵活配置相关应用，同一种应用可在不同态下独立运行；
备注 生产控制大 区、管理信
息大区
生产控制大 区、管理信 息大区
生产控制大 区、管理信
息大区
1
序号
4 5 6 7
检测项目
检测要求
备注
协同管控
多态多应 用
权限管理
告警服务
5） 全库恢复，能够依据全数据库备份文件进行全库恢复； 6） 模型数据恢复，能够依据模型数据备份文件进行模型数据恢复； 7） 历史数据恢复，能够依据历史数据备份文件进行历史数据恢复； 8） 数据导出功能，为离线数据分析提供数据导出，为配电自动化应用指标评价分析提供数据导出。 支撑平台协同管控要求包括： a) 在生产控制大区统一管控下，实现分区权限管理、数据管理、告警定义、系统运行管理等； b) 应支持配电主站支撑平台跨区业务流程统一管理； c) 应支持配电主站支撑平台跨区数据同步。
c） 多态之间可相互切换。
a） 层次权限管理，系统的权限定义应采用层次管理的方式，具有角色、用户和组三种基本权限主体； b） 区域配置，权限配置可与配电网区域相关，不同区域的用户可赋予不同的权限； c）权限绑定，权限配置可与工作站节点相关，不同工作站节点可赋予不同的权限； d）权限配置，权限配置可与岗位职责相关，不同岗位用户可赋予不同的操作权限。 a） 告警动作，告警服务应具备多种告警动作，包括语音报警、音响报警、推画面报警、打印报警、中文短消息报警、需人工确认报警、上告 警窗、登录告警库等； b） 告警分流，可以根据责任区及权限对报警信息进行分类、分流； c） 告警定义，可根据调度员责任及工作权限范围设置事项及告警内容，告警限值及告警死区均可设置和修改； d） 画面调用，可通过告警窗中的提示信息调用相应画面；
c） 应提供查询工具，实现对流转历史的分析、统计、查询等功能。
a） 界面操作，提供方便、直观和快速的操作方法和方便多样的调图方式，满足菜单驱动、操作简单、屏幕显示信息准确等要求； b） 图形显示，实时监视画面应支持厂站图、线路单线图、环网图、地理图和自动化系统运行工况图等； c） 交互操作画面，交互操作画面包括遥控、人工置位、报警确认、挂牌和临时跳接等各类操作执行画面等； d） 数据设置、过滤、闭锁，可根据需要设置、过滤、闭锁各种类型的数据； e） 应支持多屏显示、图形多窗口、无级缩放、漫游、拖拽、分层分级显示等； f） 应支持设备快速查询和定位； g） 应提供并支持国家标准一级字库汉字及矢量汉字； h） 人机界面应遵循 CIM/E、CIM/G，支持相关授权单位远程调阅；
操作性指令。
a) 关系数据库软件，存储电网静态模型及相关设备参数、系统配置、告警和事件记录、历史统计信息等需要永久保存的数据； b) 实时数据库软件，用以提供高效的实时数据存取，满足电力系统的监视、控制和电网分析等应用需求； c) 进程管理，用以监控应用进程的运行情况，可根据进程的重要性级别制定不同的管理策略。关键进程异常应自动重启，如重启失败，应切