地区电网数据采集与监控系统
调度机构有关专业应具备的标准
调度机构有关专业应具备的标准、规程(文件)、制度和资料1. 部颁标准、规程和资料1.3 调度自动化专业1) 远动终端通用技术条件2) 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件3) 交流电量变换为直流电量的电工测量变速器4) 远动设备及系统术语5) 地区电网调度自动化系统设计内容深度规定6) 电力系统调度自动化系统设计内容深度规定7) 电力系统调度自动化设计技术规程8) 地区电网调度自动化设计技术规定9) 电工测量变速器运行管理规程10) 镶嵌式电力调度模拟屏通用技术条件11) 电力系统复用调制解调器600bit/s移频键控调制解调器技术要求12) 循环式远动规约13) 电力系统实时数据通信用户层协议14) 电网调度自动化系统运行管理规程15) 发电厂、变电所、调度所远动专用仪器仪表配置标准部及上级主管部门颁发的重要文件、规定16) 全国电网调度自动化系统振兴纲要能源调字(88)13号文颁发17) 电网调度自动化系统实用化要求能源调字(88)30号文颁发18) 地区电网调度自动化系统实用化验收细则能源调自(1990)68号文颁发19) 网、省调电网调度自动化系统实用化验收细则能源调自(1991)16号文颁发20) 县级电网调度自动化系统实用化验收细则(试行) 能源部农电(1992)42号文颁发21) 关于加强电力系统通信与电网调度自动化建设问题的规定能源计(1990)1018号文22) 电力调度系统计算机网络规划大纲(试行)和电力调度系统计算机网络节点区域地址编码(试行) 能源部调自(1991)100号文颁发23) 全国电力系统第一级数据网络规划24) 电网调度自动化信息传输规定能源部调调(1992)66号文颁发25) 网、省局电网调度自动化系统扩充完善工作的若干规定电力部电规(1994)10号文颁发26) 地区电网电能量遥测及总加功能规范(试行) 国调中心调自(1994)1号文颁发27) 关于在地区电网中实施变电站遥控和无人值班的意见国调中心调自(1994)2号文颁发28) 关于开展自动发电控制(AGC)工作的通知电力部电调(1994)757号文颁发29) 无人值班变电站调度自动化设备运行管理规定国调中心调自(1994)2号文印发30) 实现变电站无人值班对调度自动化系统的基本要求国调中心调自(1994)2号文转发2. 规章制度2.3 调度自动化专业1) 工作人员岗位工作标准2) 工作计划管理办法3) 工作考核管理办法4) 自动化专业与通信、调度、保护等专业日常工作联系制度5) 安全管理生产制度6) 技术培训管理制度7) 自动化机房管理制度8) 电网调度自动化系统运行、维护管理办法9) 电网调度自动化主站端系统使用、维护手册10) 数据网络设备运行、维护管理办法11) 电网调度自动化系统软件及图纸、资料管理办法12) 备品备件管理制度13) 仪器、仪表、工具管理制度3. 图纸资料3.3 调度自动化专业1) 主站计算机系统及其主要设备的技术资料和图纸(包括合格证明，出厂验收或试验报告，安装、使用、维护的硬、软件资料和图纸等，下同)2) 调度模拟屏的技术资料和图纸3) 远动、变速器的技术资料和图纸4) 使用仪表、仪器和测试设备的技术资料和图纸5) 系统和设备的运行记录6) 系统和设备故障处理记录7) 系统和设备变更记录。
MTT 772-1998
中华人民共和国煤炭行业标准——煤矿监控系统主要性能测试方法 MT/T 772-1998 Measuring methods for the primary performances Of coal mine supervision systems煤矿安全监控系统性能测试方法目录一、范围二、引用标准三、试验条件四、测试仪器和设备五、受试系统的要求六、测试准备七、系统运行检查八、系统功能试验九、系统主要指标测试十、系统工作稳定性试验十一、电源波动适应性试验十二、电磁兼容性试验前言1、范围本标准是在参考国家标准、行业标准中有关监测监控系统试验方法规定的基础上，结合煤矿监测监控系统的特点编写的。
本标准在测试技术上主要参考了GB／T 13730--1992《地区电网数据采集与监控系统通用技术条件》和GB/T 13729---1992《远动终端通用技术条件》，这两项国家标准均是参照采用了国际标准IEC 870--1988《远动设备和系统》。
在测试内容上基本符合原煤炭工业部颁布的《煤矿监控系统总体设计规范(试行)》及其他有关的技术法规。
在编写格式、表达方法和引用标准方面执行了GB/T1.1—1993、GB／T1.22—1993和GB/T1.3—1987等规定，同时参考了其他有关试验方法国家标准和行业标准的编写方法。
本标准从1999年4月1日起实施，所有的煤矿监测，监控系统主要性能的测试方法均应符合本标准。
本标准的附录A是提示的附录。
本标准由国家煤炭工业局行业管理司提出。
本标准由煤炭工业煤矿专用设备标准化技术委员会归口。
本标准起草单位：煤炭科学研究总院常州自动化研究所、中国矿业大学北京研究生部、原煤炭工业部通讯信息中心。
本标准主要起草人：沈世庄、孙继平、彭霞、陈林、武若珊。
本标准委托煤炭工业煤矿专用设备标准化技术委员会通信监控设备分会负责解释。
2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
输电线路装态监测系统技术规范
输电线路装态监测系统技术规范1.范围本规范规定了国家电网公司输电线路状态监测系统的功能要求和技术要求,包括功能规范、系统架构、前置子系统、再线监测信息交换模块、业务应用子系统、GIS集成、数据存储与管理、用户界面展示、视频子系统、网络通信、信息安全及软硬件等技术要求，是构建输电线路状态监测系统的指导性规范。
本规定适用于国家电网公司的各级线路状态监测系统。
2.规范性引用文件下列文件中的条款通过蹦规定的引用而成为本规范的条款。
凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
IEC 61968电力企业应用集成IEC 61970—1 2005能量管理系统应用程序接口第1部分：导则和一般要求IEC 61970—301 20032005能量管理系统应用程序接口第301部分：公共信息模型（CIM）基础IEC 61970—401 20052005能量管理系统应用程序接口第301部分：组件接口规范（CIS）框架IEC 61850 变电站通信网络和系统GB 50395—2007视频安防监控系统工程设计规范GB 50198—1994民用闭路监视电视系统技术规范GB/T 13720地区电网数据采集与监控系统通用技术条件DL 476—1992电力系统实时数据通信应用层协议DL/T 547电力系统光纤通信运行管理规程DL/T 5334电力光纤通信工程验收规范Q/GDW 242—2008架空输电线路导线温度在线监测系统技术导则Q/GDW 243—2008架空输电线路气象在线监测系统技术导则Q/GDW 244—2008架空输电线路微风振动在线监测系统技术导则Q/GDW 245—2008架空输电线路在线监测系统通用技术条件Q/GDW 173—2008架空输电线路状态评价导则Q/GDW 215—2008电力系统数据标记语言—E语言规范电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》3.术语和定义下列术语和定义适用于本规范3.1输电线路状态监测系统Condition Monitoring System of T ransmission Lines对输电线路运行状态进行监测、预警、辅助决定、数据分析的软硬件平台的总称。
微电网监控系统
微电网监控系统第一点：微电网监控系统的概述微电网监控系统是一种新型的能源管理系统，它以微电网为管理对象，通过监控、控制、保护和优化等功能，实现对微电网的高效管理和运行。
微电网是由分布式电源、储能设备、负荷和能量管理系统等组成的，它既可以与传统电网并网运行，也可以独立运行。
微电网监控系统的主要作用是对微电网的各种设备和运行状态进行实时监控，确保微电网的安全稳定运行。
微电网监控系统的主要组成部分包括：数据采集与传输系统、数据处理与分析系统、控制与保护系统、人机交互界面等。
数据采集与传输系统负责实时采集微电网各种设备的运行数据和环境数据，并通过有线或无线的方式进行传输。
数据处理与分析系统对采集到的数据进行处理和分析，提取有用的信息，为控制与保护系统提供依据。
控制与保护系统根据数据处理与分析系统的结果，对微电网进行实时控制和保护，确保微电网的安全稳定运行。
人机交互界面则提供了微电网监控系统与操作人员之间的交互，操作人员可以通过人机交互界面实时查看微电网的运行状态，并进行相应的操作。
微电网监控系统具有以下几个特点：首先，它具有高度的集成性，可以对微电网的各种设备和运行状态进行全面监控。
其次，它具有高度的智能化，可以通过数据处理与分析系统，对采集到的数据进行智能分析，提取有用的信息。
再次，它具有高度的自动化，可以通过控制与保护系统，对微电网进行实时控制和保护，实现微电网的自动化运行。
最后，它具有高度的可扩展性，可以根据微电网的发展和需求，进行相应的功能扩展和升级。
第二点：微电网监控系统的应用微电网监控系统的应用非常广泛，它可以应用于各种场合，如商业建筑、居住小区、工厂、岛屿、偏远地区等。
在这些场合，微电网监控系统可以实现对微电网的高效管理和运行，提高能源利用效率，减少能源浪费，降低能源成本，同时也可以提高电力供应的稳定性和可靠性，减少停电事故的发生。
在商业建筑中，微电网监控系统可以实现对商业建筑的各种设备和运行状态进行实时监控，如空调、照明、电梯等，从而实现对商业建筑的能源管理和节能控制。
电力系统监控中SCADA自动化软件应用分析
电力系统监控中的SCADA自动化软件应用分析1、SCADA软件概述SCADA自动化系统，就是我们所说的数据采集与监控系统。
它主要是受计算机技术得支撑，对各种生产过程进行调度自动化控制的系统。
目前，SCADA 软件不仅在石油、化工等行业的数据信息采集和监督控制中起到很大的作用，而且广泛的运用于水利和电力事业的监管之中。
SCADA自动化软件，可以在无人看管的情况下，自动化的对生产进行长时间的精准监椌，并且从中获取有效的信息数据，为监管的管理者提供有力的评价参考。
SCADA自动化软件是如今电力监控中必不可少的监控工具，在电力系统的安全监督中起到了不容忽视的作用，极大的提高了电力调度的水平和效率。
SCADA自动化系统是科学技术不断进步的产物，它以其科学、精确、及时的特点在电力事业的监管中起到的作用不容忽视。
SCADA自动化系统具有的最显著的功能就是控制功能，这一控制功能就是指SCADA自动化系统能够在对电力系统进行监管的过程中，对某一个遥控对象进行实际运行状态的远程控制，或者是按照一定的顺序规律控制监控的整个运行过程，这一功能使电力企业对电力系统的监管在很大程度上起到了简化的作用，有利于企业将有用的人才投入到个国家需要的领域之中。
除此之外，SCADDA自动化系统还具备监控信息的采集和处理的功能，SCADA自动化软件可以利用控制中心调度系统，从而进行对各个被控制点的实时的数据采集，同时，它能够通过显示器等显示画面的设备将各个控制点的运行情况实时的显示出来。
2、SCADA自动化软件在电力系统监控中的应用分析2.1 SCADA自动化软件在电力系统监控中的应用架构文章某电站为例，该电站的装机容量为3×1 600 kW，年平均发电量高达550万kW·h，该电站承担着附近城市的用电需求。
但是随着电站的运行，其发生了一系列的故障，严重的影响了供电的稳定性与安全性，该电站通过将SCADA自动化软件应用在电力系统监控中，有效的提高了电力调度的水平与效率，并显著地提高了供电的安全性与可靠性。
电力用户用电信息采集系统数据分析与处理
电力用户用电信息采集系统数据分析与处理摘要：加强电力用户用电信息采集系统数据和分析与处理，对于电力企业调整供电结构、提高工作效率、集约利用电力资源、缓解我国电力供应紧张问题有着积极作用。
本文首先对电力用户用电信息采集系统做了概述，然后分析了影响数据采集成功率的主要因素，最后详细阐述了电力用户用电信息采集系统数据的处理措施。
关键词：用电信息采集系统；数据；阀值；识别算法；功率一、电力用户用电信息采集系统概述（一）概况电力用户用电信息采集系统的一项重要功能是对变压器用电量和电表电量相关数据进行计算处理。
通过设置的信息采集终端，对用户用电情况进行及时监测，执行抄表作业，并对电力线路中线损情况予以控制。
从结构上看，电力用户用电信息采集系统主要由系统主站、信号传输以及智能电表三个部分组成。
在遵循现代智能电网构建标准的前提下，电力用户用电信息采集系统严格依照相关技术规范，强化系统的使用功能和安全保障管理。
为提高电力用户信息管理的一致性和规范性，国家主管部门出台了相关文件，制定了用电信息采集系统的功能指标和性能指标，明确了执行细则，对数据采集功能、数据处理功能以及系统接口要求予以详细规定。
（二）系统组成分析电力用户用电信息采集系统由系统主站、通信通道、采集终端及相关健康设备三个单元组成，下面从物理架构层面对其进行分析：1、系统架构的第一层为主站层，主要负责用电信息采集系统的运行管理，是整个系统的核心部分。
主站层以计算机网络系统为载体，辅以软、硬件配套工具对采集到的用户用电信息进行整理、运算、传输和使用，以及对外部系统交换信息进行管理，同时对系统运行予以管控，保障系统安全。
2、系统架构的第二层为数据采集层，负责信息采集系统各采集终端的监控和信息收集，数据传输方式有远程通信通道和本地通信通道两种。
其中，远程通信通道包括 230M 无线专网通道、通用分组、光线方式以及拨号方式等形式；本地通道包括电力线及宽带载波通道、RS-485 总线通道、短距离无线通道以及有线电视网络通道等形式。
地区电网集控系统的研究与应用
地区电网集控系统的研究与应用[摘要]近年来，无人值班变电站在国内取得了很大的发展，集控中心的建立，使得原来站内值班员所做的工作可由远方来完成。
在集控中心对无人值班站进行管理，是国际上被普遍采用的一个先进管理模式。
[关键词]电网集控系统研究 scada中图分类号：tm73 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）13-0216-01集控中心的建立对提高供电企业的劳动生产率，降低变电站建设的生产成本，加强电网运行的安全水平，实现企业的现代化管理都有着重要的社会效益和经济效益.电力调度自动化系统为无人值班变电站的实现提供了可靠的技术基础，如何建设好自动化系统已成为各企业科技发展路程中的重中之重。
一、国内外研究动态随着集控监控技术的成熟，变电站无人值班技术的快速推广，国内许多地区电网纷纷建设集控中心。
集控计算机监控系统，是当今电网自动化应用技术的成果和计算机、通讯及自动控制等各方面的最新技术的结合。
满足企业通讯网的企业网络构成及电力系统的计算机通讯网络构架需求，满足对自动化系统可持续发展等企业发展策略的要求。
唐山智能一体化地区电网调控技术支持系统的建设紧扣华北及唐山电网“十一五”发展规划的调控自动化规划目标，跟踪新技术的发展，将系统的前瞻性与实用性相结合，建设一个运行安全、控制可靠、信息畅通、管理高效的电网调控自动化技术支持系统，实现电网调度、运行以及管理信息的一体化共享，全面提高地区级电网调控自动化系统的整体应用水平。
系统的研究与建设，将遵循积极、稳妥、先进、实用的原则，将建设好一套真正开放、标准、运行稳定的调控技术支持系统平台作为系统建设的首要目标，跟踪科学技术的最新发展，依靠科技进步和科技创新，进一步提高技术装备水平。
二、本文研究内容本文开展集控自动化监控系统应用的可行性研究，监控系统、远动工作站运行的可靠性不高从表面上看，变电站自动化系统所用的核心设备都与国际的先进水平相近，但是，变电站自动化系统并不是一个独立的装置，只有从值班员直接面对的后台软件到所监控的变电站一次、二次设备之间的所有环节都能协调、稳定地工作，才能保证整套系统的正常运转。
《电力监控系统安全防护规定(国家发展改革委第14号令)》
《电力监控系统安全防护规定(国家发展改革委第14号令)》电力监控系统安全防护规定第一章总则第一条为了加强电力监控系统的信息安全管理，防范黑客及恶意代码等对电力监控系统的攻击及侵害，保障电力系统的安全稳定运行，根据《电力监管条例》、《中华人民共和国计算机信息系统安全保护条例》和国家有关规定，结合电力监控系统的实际情况，制定本规定。
第二条电力监控系统安全防护工作应当落实国家信息安全等级保护制度，按照国家信息安全等级保护的有关要求，坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，保障电力监控系统的安全。
第三条本规定所称电力监控系统，是指用于监视和控制电力生产及供应过程的、基于计算机及网络技术的业务系统及智能设备，以及做为基础支撑的通信及数据网络等。
第四条本规定适用于发电企业、电网企业以及相关规划设计、施工建设、安装调试、研究开发等单位。
第五条国家能源局及其派出机构依法对电力监控系统安全防护工作进行监督管理。
第二章技术管理第六条发电企业、电网企业内部基于计算机和网络技术的业务系统，应当划分为生产控制大区和管理信息大区。
生产控制大区可以分为控制区（安全区Ⅰ）和非控制区（安全区Ⅱ）；管理信息大区内部在不影响生产控制大区安全的前提下，可以根据各企业不同安全要求划分安全区。
根据应用系统实际情况，在满足总体安全要求的前提下，可以简化安全区的设置，但是应当避免形成不同安全区的纵向交叉联接。
第七条电力调度数据网应当在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其它数据网及外部公用数据网的安全隔离。
电力调度数据网划分为逻辑隔离的实时子网和非实时子网，分别连接控制区和非控制区。
第八条生产控制大区的业务系统在与其终端的纵向联接中使用无线通信网、电力企业其它数据网（非电力调度数据网）或者外部公用数据网的虚拟专用网络方式（）等进行通信的，应当设立安全接入区。
第九条在生产控制大区与管理信息大区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置。
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中华人民共和国国家标准 地区电网数据采集与监控系统 通用技术条件 GB/T 13730—92 General specification for SCADA system to the district power network
国家技术监督局1992-10-06批准 1993-05-01实施
本标准参照采用国际标准IEC 870(1988)《远动设备和系统》。 1 主题内容与适用范围 本标准规定了地区电网数据采集与监控系统的技术要求、试验方法、检验规则等。 本标准适用于地区电网及各类供电网的数据采集与监控系统。变电站的集中控制系统亦可参照使用。 2 引用标准 GB2887 计算机场地技术条件 GB9813 微型数字电子计算机通用技术条件 GB/T 13729 远动终端通用技术条件 DL451 循环式远动规约 3 技术要求 3.1 环境条件 3.1.1 工作大气条件 系统中主站(调度端)计算机正常工作条件一般为： a.环境温度 15～30℃； b.相对湿度 10%～75%； c.大气压力：86～108kPa，66～108kPa。 3.1.2 周围环境要求 a.无爆炸危险、无腐蚀性气体及导电尘埃、无严重霉菌，无剧烈振动冲击源； b.接地电阻符合GB 2887中第8条的规定。 3.2 电源要求 3.2.1 交流电源 a.额定电压220V，允许偏差-15%～+10%； b.谐波含量小于5%； c.频率50Hz，允许偏差±5%。 3.2.2 直流电源 a.电压允许偏差-15%～+10%，-10%～+15%(浮充供电方式)； b.纹波系数小于5%。 3.2.3 不间断电源(UPS) 交流电源失电时间不大于20min时，UPS应维持系统正常工作。 3.3 系统设计要求 3.3.1 系统构成 地区电网数据采集与监控系统通常由主站(调度端)、通道和若干子站(厂站端)组成，见图1。
图1 3.3.2 硬件 在系统设计时，应满足3.4条和3.5条功能要求，还应考虑可靠性、可维修性、可扩性。系统和各单元的逻辑设计应采用校验技术，留有适当逻辑余量。硬件系统应有自检功能。配置的设备其性能和结构尺寸应符合相应产品的国家标准。 3.3.3 软件 配置的软件应与系统的硬件资源相适应，除系统软件、应用软件外，还应该配置在线故障诊断软件。数据库应考虑具有在线修改运行参数、在线修改屏幕显示画面等功能。软件设计亦应遵循模块化和向上兼容的原则。软件技术规范、汉字编码、点阵、字型等都应符合相应的国家标准。 3.3.4 远动规约 循环式(CDT)、远动规约应符合电力行业标准DL 451。 3.4 基本功能 3.4.1 数据采集(遥测、遥信) a.模拟量； b.数字量； c.脉冲量； d.状态量(开关量)。 3.4.2 数据通信 主站与子站的通信采用点对点、星形、共线或环形方式(详见附录B)。与上下级电网的主站通信采用计算机通信或远动数据转发方式。 3.4.3 数据处理 a.数值运算、统计、存贮； b.事件分类处理； c.数据合理性检查。 3.4.4 告警 a.异常告警； b.事故告警。 3.4.5 屏幕显示 图形、表格、曲线、棒图等。 3.4.6 打印 a.定时或召唤制表； b.异常、事故记录； c.操作记录。 3.4.7 汉字化 屏幕显示与打印制表应汉字化。 3.4.8 模拟屏显示 a.十进制数字或其他方式表示的测量量； b.状态量。 3.4.9 运行参数人工设置 3.5 选配功能 a.循环式(CDT)与问答式(POLLING)规约兼容； b.与其他计算机系统通信； c.记录仪表驱动； d.遥控； e.遥调； f.事故追忆； g.系统对时； h.事件顺序记录； i.通道故障监视；误字率显示； j.画面拷贝； k.趋势显示。 3.6 基本性能要求 3.6.1 模拟量遥测总误差：≤1.5%(变送器总误差≤1%)。 3.6.2 事件顺序记录站间事件分辨率：≤20ms。 3.6.3 屏幕显示 3.6.3.1 分辨率：400线以上。 3.6.3.2 符号种类：256。 3.6.3.3 几何失真：≤1.5%。 3.6.4 数据通道 3.6.4.1 传输速率：(50)，(200)，300，600，1200，2400bit/s。 3.6.4.2 通道工作方式：单工，半双工、全双工，有主备用通道时，可自动切换通道(包括手动)。 3.6.4.3 比特差错率：≤1×10-4。 3.6.4.4 接收电平：-40～0dB。 3.6.4.5 发送电平：0～-20dB(5～20dB)。 注：括号内数值为专用通道且特殊要求时采用。 3.6.5 远动终端 3.6.5.1 遥测、遥信、遥控、遥调的容量可以组合。 3.6.5.2 事件顺序记录站内事件分辨率：≤10ms。 3.6.5.3 模数转换总误差：≤0.5%。 3.6.6 模拟屏控制器接口：串行方式或并行方式。 3.6.7 系统响应时间 3.6.7.1 遥信变位传输到主站时间：≤3s。 3.6.7.2 遥测量超越定值变化(越死区)传输到主站端时间，或在循环传送方式下，重要遥测量更新时间：≤3s。 3.6.7.3 遥控命令选择，执行或撤销传输时间：≤3s。 3.6.7.4 遥调命令传输时间：≤3s。 3.6.7.5 有实时数据的画面整幅调出响应时间： 画面总数的85%：≤3s； 其余画面：≤5s。 3.6.7.6 画面数据刷新周期：5～20s。 3.6.7.7 双机自动切换时间：≤50s。 3.6.7.8 主站计算机与远动终端通信总速率：≥9600bit/s。 注：通信总速率为各通信口传输速率之和。 4 试验方法 4.1 性能检查 按产品标准中规定的各项技术性能逐项进行检查，应符合产品标准的要求。 通过运行检查程序检查单个装置(如计算机、远动终端等)功能时，应从头至尾执行一遍检查程序。检查程序编制原则与技术要求应符合GB 9813附录A的规定。 检查系统基本功能时，应按附录A系统功能测试步骤进行。 4.2 连续运行试验 系统所有设备同时投入运行，连续运行72h，每隔2～4h测试一次系统各项功能是否符合3.4、3.5及3.6条要求。如测试中出现关连性故障则终止连续运行试验，待故障排除后重新开始计时试验，如测试中出现非关连性故障，待故障排除后继续试验，排除故障过程不计时。 关连性故障及非关连性故障的定义见GB 9813附录：“故障的分类”。 5 检验规则 系统应通过出厂检验和现场检验。 5.1 出厂检验 按第4章试验方法检验系统是否具备3.4或3.5条规定的功能，以及是否达到3.6条规定的要求。完全符合以上各项技术要求者，为合格系统并附合格证书。 5.2 现场检验 当系统所有设备在现场安装、联接、调试完毕后，按3.4、3.5条及3.6条规定的要求进行在线检验。检验不合格者，供货单位应进行修改直至符合要求。 6 标志、包装、运输、贮存 系统中所用的产品标志、包装、运输、贮存由产品标准规定。
附 录 A 系 统 功 能 测 试 (补 充 件) A1 基本设备 现场检验时按实际配置的系统进行，出厂测试时应具备下列设备： a.计算机系统1套，包括主机、控制终端、外存贮器、通信接口等(双机系统时各种设备应为2套)； b.图形终端至少1台； c.打印机至少1台； d.调制解调器至少5路； e.模拟屏显示器：遥测量显示器，遥信显示器各若干块； f.远动终端至少5台； g.模拟量发生器及精度为±0.1ms的状态信号模拟器各1套； h.遥控执行指示器1台； i.通道延时器至少2台； j.512位数字电压表1台； k.毫秒计一块。 将上述设备按图A1连接成一个数据采集与监控系统，通电运行。 A2 屏幕显示及打印制表测试 按画面显示目录检查屏幕显示功能和打印制表功能，各项功能均应正常。 图A1 数据采集与监控系统测试 A3 遥测量采集及显示试验 在模拟量发生器上改变模拟量输出值，在3.6.7.2条及3.6.7.6条规定的时间内应在图形终端的画面上和模拟屏显示器上显示出相应的数据，该数据应与接在模拟量发生器输出端的数字电压表读数(经工程量换算后)相符，模拟量遥测总误差应符合3.6.1条规定。模拟量遥测总误差计算公式如下：
EEEab
22
式中 E——模拟量遥测总误差； Ea——模数转换误差和工程量变换等引起的误差之和； Eb——变送器误差。 A4 状态量采集及显示告警试验 在状态信号模拟器上模拟开关的跳闸、合闸操作，则在3.6.7.1条规定的时间里，图形终端的画面上应有显示或告警，在模拟屏遥信显示器上有灯光显示。 A5 事件顺序记录分辨率测试 A5.1 站内事件分辨率测试 将状态信号模拟器的两路输出信号接至任意一台远动终端的任意两路状态量输入端上，如图A2所示。在状态信号模拟器上设置一个时间定值，使该定值等于3.6.5.2条规定的站内事件