国家电网公司配电自动化终端设备入网专业检测大纲
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
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；
配电终端、故障指示器到货检测项目
2
序号
检测项目
检测要求
（1）采集不少于 1 个电压量。
（2）采集不少于 3 个电流量。
全
（3）采集不少于 2 个遥信量，遥信电源电压不
检 站所终端（DTU）
低于 DC24V。
二遥动作型
（4）实现开关的分闸控制。
抽 检
全 检 配变终端（TTU） 抽 检
（1）具备不少于 1 个串行接口。
（1）采集不少于 3 个电压量。 （2）采集不少于 3 个电流量。 （3）具备 2 个串行口，并内置 1 台无线通信模 块。
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。
（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）具备电压越限、负荷越限等告警上送功
能。
（3）具备线路有压鉴别功能。
全
（4）具备单相接地故障检测功能，发生故障
检 时直接切除。
馈线终端（FTU）
（5）具备短路故障判别功能，配合负荷开关
（4）具备终端及采集单元远程管理功能。
（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。 全
（2）具备电压越限、负荷越限等告警上送功 检
能。
馈线终端（FTU）
（3）具备线路有压鉴别功能。
二遥标准型
（1）具备双位置遥信处理功能，支持遥信变
位优先传送。 抽
（2）具备故障指示手动复归、自动复归和主 检
8
序号
7 8 9
检测项目
全 检 故障电流误差试 验 抽 检
检测要求 无 输入 10 倍电流标称值，误差应不大于 5％。
全
无 检 交流工频电量短
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
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。
可复制、编制，期待您的好评与关注）。
配电线路故障指示器入网专业检测方案
1. 检测对象
检测对象包括如下类型： （1）架空暂态特征型就地故障指示器 （2）架空外施信号型就地故障指示器 （3）架空暂态特征型远传故障指示器 （4）架空暂态录波型远传故障指示器 （5）架空外施信号型远传故障指示器 （6）电缆稳态特征型就地故障指示器 （7）电缆外施信号型就地故障指示器 （8）电缆稳态特征型远传故障指示器 （9）电缆外施信号型远传故障指示器 2. 检测项目及依据
②100≤I＜600 时，测量误差为±3%。
（4）接地故障识别正确率：
①金属性接地应达到 100%。
②小电阻接地应达到 100%。
③弧光接地应达到 80%。
④高阻接地（800Ω以下）应达到 70%。
高温设定值：+70℃。
置于试验箱中并处于正常工作状态，保温 4h，待内部各元件达到热稳定后，性
能指标应满足以下要求：
低温设定值：-40℃。
置于试验箱中并处于正常工作状态，保温 4h，待内部各元件达到热稳定后，性
能指标应满足以下要求：
（1）短路故障报警启动误差应不大于±10%。
（2）最小可识别短路故障电流持续时间应不大于 40ms。
（3）负荷电流误差应符合以下要求：
6
低温性能 试验
①0≤I＜100 时，测量误差为±3A。
（1）短路故障报警启动误差应不大于±10%。
（2）最小可识别短路故障电流持续时间应不大于 40ms。
（3）负荷电流误差应符合以下要求：
7
高温性能 试验
①0≤I＜100 时，测量误差为±3A。
②100≤I＜600 时，测量误差为±3%。
（4）接地故障识别正确率：
①金属性接地应达到 100%。
②小电阻接地应达到 100%。
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％。
电气自动化设备测试大纲
电气自动化设备测试大纲
电气自动化设备测试大纲：
1.概述：
1.1 项目背景
1.2 测试目的
1.3 测试范围
2.测试准备：
2.1 确定测试对象及参数
2.2 准备测试设备及工具
2.3 创建测试计划
2.4 确定测试资源需求
3.测试步骤：
3.1 确认设备和电源连接
3.2 运行设备初始化程序
3.3 检查设备状态和可用性
3.4 进行功能测试
3.4.1 输入和输出端口测试
3.4.2 网络通信测试
3.4.3 数据传输和存储测试
3.4.4 控制逻辑和算法测试
3.4.5 故障容错和恢复测试
3.5 进行性能测试
3.5.1 响应时间测试
3.5.2 吞吐量测试
3.5.3 资源利用率测试
4.测试结果记录：
4.1 记录每个测试步骤的结果
4.2 记录发现的缺陷和问题
4.3 编写测试报告
4.4 提交测试报告给相关部门
5.附件：
法律名词及注释：
1.智能电网：智能电网指利用现代信息技术、通信技术以及先进的能量传输和分配技术，对电力系统进行监测、控制和优化，以提高电力系统的可靠性、经济性和可持续性。
2.信息安全法：信息安全法是中华人民共和国于2017年6月1日正式实施的一部维护国家安全和社会秩序的法律。
3.电器安全法：电器安全法是中华人民共和国依法管理电器安全领域，保护公民、法人和其他组织的人身和财产安全的基本法律。
4.合同法：合同法是中华人民共和国依法规范合同行为，保护当事人合法权益，维护社会和经济秩序的基本法律。
并网电厂涉网设备技术监督检查大纲
并网电厂涉网设备技术监督检查大纲1. 引言本文档旨在提供并网电厂涉网设备技术监督检查的大纲，以确保并网电厂设备的安全性、稳定性和可靠性。
通过本大纲，监督检查人员可以系统地进行检查，并对发现的问题进行评估和解决。
2. 目的监督检查的目的包括但不限于以下几点： - 确保并网电厂涉网设备符合相关的技术标准和要求； - 预防设备故障和事故的发生，保障电网的安全稳定运行； - 提升电网设备的运维水平和可靠性。
3. 检查内容3.1 设计和建设阶段检查•设备的选型是否符合设计要求；•设备的布置是否合理，是否存在冲突和危险因素；•设备的安装是否符合相关标准和规范；•设备的接地和绝缘是否满足要求；•设备的保护和控制系统是否可靠。
3.2 运维阶段检查•设备的定期巡检和维护保养是否按时进行；•设备的运行状态是否正常，是否存在温升过高、噪声异常等问题；•设备的冷却系统是否正常运行，是否存在堵塞和泄漏等问题；•设备的绝缘状态是否良好，是否存在绝缘击穿和漏电等问题；•设备的保护和控制系统是否正常工作，是否存在误动和误信号等问题。
3.3 应急响应阶段检查•设备的故障诊断和排除是否及时有效；•设备的备用和备件是否可靠和齐全；•设备的应急维修和恢复时间是否满足要求；•设备的事故调查和分析是否得到及时启动和落实。
4. 检查流程4.1 设计和建设阶段检查流程1.调查资料和文件的准备：收集和整理相关工程和设备的设计文件、技术规范等资料；2.设备安装前检查：检查设备选型及技术参数是否符合设计要求，检查设备布置是否合理，检查设备安装是否符合相关标准和规范；3.设备安装后检查：检查设备的接地和绝缘情况，检查设备的保护和控制系统是否可靠；4.编写检查报告和整改意见：根据检查结果撰写检查报告，指出存在的问题并提出整改意见。
4.2 运维阶段检查流程1.巡检和维护保养计划的制定：制定设备巡检和维护保养计划，明确巡检频率和维护内容；2.设备巡检：按照巡检计划进行设备巡检，记录巡检情况和发现的问题；3.设备维护保养：按照维护保养计划进行设备维护保养，包括清洁、润滑、紧固等工作；4.故障处理和记录：对发现的故障进行诊断和处理，记录故障处理过程和结果；5.效果评估和改进措施：对运维工作进行评估，提出改进措施。
产品测试大纲
产品测试大纲
产品测试大纲国网GPRS表
编制：____________________ 审核：____________________ 批准：____________________
概述
1. 测试时可灵活地进行，但测试的内容要涵盖此文档中的所有内容
2. 测试对象：适用于终端、集中器、配变、GPRS表
3. 对于测试中出现的问题，测试人员一定要跟踪到问题有确切的解决方法
止。
4. 用例中每次修改都必须加以说明，并经过审核。
修改记录
1、测试依据
Q/ GDW 359 - 2009《级三相费控智能电能表（无线）技术规范》Q7 GDW 354 - 2009《智能电能表功能规范》
Q/ GDW 356 - 2009《三相智能电能表型式规范》
Q/ GDW 365 - 2009《智能电能表信息安全交换安全认证技术规范》
DL /T 645-2007 及其备案文件
2、测试主要设备和配套产品
2. 1、主要设备：网络表1台、终端1台
2.2、配套产品：ESAh密码机、485-232转换器、MSP43编译器
3、功能测试
、硬件版本及程序版本记录
备注详细记录测试环境，以期日后重现所有测试中情况。
、电能计量
、电能计量准确性
、分时计量准确性。
配电自动化终端设备检测规程
配电自动化终端设备检测规程1 范围本标准规定了配电自动化终端设备（包括馈线终端、站所终端、配电变压器终端，简称配变终端）实验室检测和现场检验的检测条件、检测方法和检测项目，并明确了相关技术指标。
本标准适用于国家电网系统内的配电终端检测工作。
2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修订本）适用于本文件。
GB/T 2423.1 电工电子产品环境试验第２部分：试验方法试验Ａ：低温GB／Ｔ2423.2 电工电子产品环境试验第２部分：试验方法试验Ｂ：高温GB／Ｔ2423.9 电工电子产品环境试验第２部分：试验方法试验Ｃb：设备用怛定湿热GB/T 2423.10 电工电子产品环境试验第2部分:试验方法试验Fc:振动（正弦）GB/T2829-2002 周期检验计数抽样程序及表（适用于对过程稳定性的检测）GB/T4208 外壳防护等级（IP代码）GB/T5169.11 电工电子产品着火危险试验第11部分:灼热丝/热丝基本试验方法成品的灼热丝可燃性试验方法GB/T15153.1 远动设备及系统第2部分:工作条件第1篇:电源和电磁兼容性GB/T16935.1-2008 低压系统内设备的绝缘配合第一部分:原理、要求和试验（IEC 60664-1：2007，IDT）GB/T17626.2 电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT）GB/T1726.3 电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT）GB/T17626.4 电磁兼容,试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT）GB/T 17626.5 电磁兼容试验和测量技术浪涌(冲击)抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT）GB/T 17626.8 电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT）GB/T 17626.11 电磁兼容试验和测量技术电压暂降、短时中断和是电压变化抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT）GB/T 17626.12 电磁兼容试验和测盘技术振荡波抗扰度试验(lEC 61000-4-2 2001，IDT)Q/GDW 514-2010 配电自动化终端/子站功能规范3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。
专业检测大纲
（3）具备故障指示手动复归、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。
（4）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（5）具备线路有压鉴别功能。
馈线终端（FTU）
二遥动作型
（分界/分支开关配套）
（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。
（3）具备2个串行口，并内置1台无线通信模块。
3
主要功能试验
（1）具备短路故障、不同中性点接地方式的接地故障处理功能，并上送故障事件，故障事件包括故障遥信信息及故障发生时刻开关电压、电流值。
（2）具备历史数据循环存储功能，电源失电后保存数据不丢失，支持远程调阅，历史数据包括事件顺序记录、定点记录、极值记录、遥控操作记录等。
8
高温性能试验
高温设定值：+70℃。
高温引起的交流工频电量误差改变量应不大于准确等级指数的100％。
9
遥信防
抖试验
采取防误措施，过滤误遥信，防抖时间为10ms～1000ms可设。
10
对时试验
（1）具备对时功能，支持规约等对时方式。
（2）接收主站或其他时间同步装置的对时命令，与系统时钟保持同步。
（3）守时精度每24小时误差应小于2秒。
（6）应满足通过通信口对设备进行参数维护，在进行参数、定值的查看或整定时应保持与主站系统的正常业务连接。
（7）具有明显的线路故障和终端状态、通信状态等就地状态指示信号。
馈线终端（FTU）
三遥
（1）具备就地采集模拟量和状态量，控制开关分合闸，数据远传及远方控制功能。
（2）具备就地/远方切换开关和控制出口硬压板，支持控制出口软压板功能。
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。
电气自动化设备测试大纲(两篇)2024
引言概述：正文内容：一、测试准备1.确认测试目标：明确测试的目的和范围，确保测试的重点和方向。
2.制定测试计划：详细规划测试的时间、人员、资源和方法，确保测试的有序进行。
3.准备测试环境：搭建符合测试要求的环境，包括电气供应、信号输入等。
4.编制测试方案：基于测试目标和计划，制定详细的测试步骤和方法。
二、设备功能测试1.设备接线测试：检查设备的电气连接是否正确，包括供电线路、信号线路等。
2.设备开机测试：验证设备的开机状态和自启动功能是否正常。
3.设备功能测试：逐项测试设备的基本功能，例如启动、停止、调速等。
4.设备通信测试：测试设备的通信接口和协议是否满足要求，如MODBUS、Profibus等。
5.设备故障模拟测试：模拟设备可能出现的故障情况，测试设备的故障处理能力和系统的容错性。
三、设备性能测试1.负载测试：在设备正常工作状态下，加大负载，测试设备的负载能力和稳定性。
2.温度测试：在设备工作时不同负载下测量温度，测试设备的导热性和散热效果。
3.响应时间测试：测试设备对输入信号的响应时间，评估设备的响应速度和稳定性。
4.能效测试：测试设备的能效，评估设备能源利用效率和节能性能。
5.可靠性测试：通过长时间运行测试或大量数据处理测试，评估设备的可靠性和稳定性。
四、设备安全测试1.电气安全测试：测试设备的绝缘性能、漏电保护等，确保设备没有电气安全隐患。
2.机械安全测试：测试设备的防护装置、安全开关等，确保设备在运行过程中不会对人员产生危险。
3.紧急停机测试：测试设备的紧急停机功能，确保在紧急情况下设备能够及时停机。
4.环境适应性测试：测试设备在不同环境条件下的工作表现，如温湿度、尘埃等。
五、常见问题与解决方案1.设备故障排查：介绍常见的设备故障及排查方法，帮助解决设备故障。
2.设备调试与优化：介绍设备调试和优化的方法和步骤，提高设备的性能和效率。
3.设备问题记录与分析：介绍如何记录和分析设备问题，以便及时修复和提升设备质量。
国家电网公司35kV及以下常规保护装置专业检测.doc
附件二国家电网公司35kV及以下常规保护装置专业检测大纲一、测试依据1 Q/GDW 10766-2015 10kV～110（66）kV线路保护及辅助装置标准化设计规范2 Q/GDW 10767-2015 10kV～110（66）kV元件保护及辅助装置标准化设计规范3 Q/GDW XXX—201X 35kV及以下标准化保护装置通用技术条件（报批稿）4 Q/GDW 11498-2016 110kV及以下继电保护装置检测规范5 Q/GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范6 Q/GDW 1396-2012 IEC 61850 工程继电保护应用模型7 Q/GDW 11471-2015智能变电站继电保护工程文件技术规范8 Q/GDW 11485-2016 智能变电站继电保护配置工具技术规范9 继电保护和安全自动装置的DL/T 860 通信测试方案（征求意见稿）10 调自[2014]53号国调中心关于强化电力系统时间同步监测管理工作的通知11 调继[2015]71号国调中心关于修订印发继电保护和安全自动装置远方操作技术规范的通知12 国家电网公司继电保护和安全自动装置设备识别代码应用管理办法13 Q/GDW 11472-2015 国网继电保护和安全自动装置用电子标签技术规范14 《继电保护信息规范》保护装置保护功能状态数据集与保护功能闭锁数据集信息生成及上送原则15 GB/T 32897-2016 智能变电站多功能保护测控一体化装置通用技术条件16 GB/T 14598.2-2011量度继电器和保护装置第1部分：通用要求17 GB/T 13729-2002远动终端设备18 GB/T 14598.26-2015量度继电器和保护装置第26部分:电磁兼容要求19 GB/T 26864-2011电力系统继电保护产品动模试验20 GB/T 7261－2016继电保护和安全自动装置基本试验方法21 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程22 GB/T 17626.2-2006 电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验23 GB/T 17626.8-2006 电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验24 GB/T 17626.9-2011 电磁兼容试验和测量技术脉冲磁场抗扰度试验25 GB/T 17626.10-1998 电磁兼容试验和测量技术阻尼振荡磁场抗扰度试验26 DL/T 478-2013继电保护和安全自动装置通用技术条件27 DL/T 860 变电站通信网络与系统系列标准28 DL/T 526-2013 备用电源自动投入装置技术条件29 DL/T 1075-2016 保护测控装置技术条件二、测试项目1 结构外观及接口检查2 绝缘要求检验2.1 绝缘电阻检验2.2 冲击电压检验2.3 冲击电压检验3 电气安全检验3.1 保护联接阻抗检验3.2 外壳防护等级检验3 过载能力检验4 触点性能检验5 电源影响检验6 功率消耗检验7 环境检验7.1 交变湿热检验7.2 温度变化检验7.3 高温运行检验7.4 低温运行检验7.5 高温贮存检验7.6 低温贮存检验8 机械性能检验8.1 振动耐久检验8.2 振动响应检验8.3 冲击耐久检验8.4 冲击响应检验8.5 碰撞检验9 EMC电磁兼容检验9.1 辐射发射限值检验9.2 传导发射限值检验9.3 射频电磁场辐射抗扰度检验9.4 静电放电抗扰度检验9.5 射频场感应传导骚扰抗扰度检验9.6 电快速瞬变脉冲群抗扰度检验9.7 慢速阻尼振荡波抗扰度9.8 浪涌抗扰度检验9.9 工频抗扰度检验9.10 工频磁场抗扰度检验9.11 脉冲磁场抗扰度检验9.12 阻尼振荡磁场抗扰度检验9.13 辅助电源端口电压暂降、短时中断、电压变化和纹波检验9.14 电磁环境异常时的通信可靠性检验10 六统一标准符合性检验11 装置功能检验11.1 静态功能检验11.2 动模检验11.2.1 保护版本信息核对11.2.2 保护装置定值整定及核对11.2.3 线路保护动模试验项目1）保护区内、区外瞬时金属性故障2）重合后再故障试验3）永久性故障4）经过渡电阻短路5）发展及转换性故障6）系统振荡7）线路空载合闸充电、解合环及手合带故障线路8）电流互感器断线9）电压互感器断线10）距离保护的暂态超越11）距离保护的静态超越12） 70%处距离保护动作时间13）系统频率偏移14）Ⅱ段保护试验15）过流保护试验16）零序过流保护试验17） CT饱和试验18）低频减载试验19）低压减载试验20）闭锁简易母线保护21）过负荷试验22）重合闸功能23）小电流接地选线试验24）通道试验11.2.4 备用电源自投装置动模试验项目1）不同备自投方式下备自投逻辑试验2）不同备自投方式下PT断线试验3）不同备自投方式下CT断线试验4）不同备自投方式下保护功能试验5）不同备自投方式下断路器位置异常试验12 信息规范检验13 远方操作检验14 站控层网络压力检验15 网络安全攻击检验16 模型文件检验17 时钟同步管理及闰秒检验18 DL/T 860规约一致性检验。
配电设备入网专业检测大纲
国家电网公司一二次融合成套柱上开关及环网柜入网专业检测大纲
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
2、柱上负荷开关
3、配电终端接口检查
4、航查、电缆密封要求
二、外观检查
三、绝缘电阻试验
四、工频电压试验
五、雷电冲击试验
六、准确度试验
七、配套电源带载能力试验
八、传动动能试验
九、故障检测与处理
十、防抖动功能试验
十一、馈线自动化功能试验
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
二、外观检查
三、绝缘电阻试验
四、工频电压试验
五、雷电冲击试验
六、准确度试验
七、配套电源带载能力试验
八、传动动能试验
九、故障检测与处理
十、防抖动功能试验。
配电自动化终端FTU及环网柜工厂化调试检验大纲4
配电自动化终端控制箱FTU、环网单元——工厂化检测大纲1.总则本细则适用于中低压配电线路（10kV/20kV/35kV）上的配电自动化终端，规定为终端在停电安装施工前，及在仓库调试验收阶段的工作流程及细则；旨在确保供货到现场的馈线终端及环网单元功能配置正确无误，在现场设置客户要求的定值参数，就地调试后即投入运行。
2.标准依据GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50060-2008 3～110kV高压配电装置设计规范GB 3906-2006 3.6kv～40.5kv交流金属封闭开关设备和控制设备GBT 4473-2008高压交流断路器合成试验GB 50053-2013 20kV及以下变电所设计规范GB/T 50062-2008电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB/T 11022-1999GB/T 11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求GB/T 17626电磁兼容性试验和测量技术通用规范附件2-2：国家电网有限公司标准化配电终端（馈线终端）入网专业检测大纲附件1-2：国家电网有限公司一二次融合标准化柱上断路器及环网箱入网专业检测大纲附件2-5：国家电网有限公司标准化配电终端（业务功能安全）入网专业检测大纲附件3-1：12千伏一二次融合柱上断路器及配电自动化终端（FTU）标准化设计方案（2021版）说明：本手册中“选做”部分没特殊说明可不做，带*的为抽检项目。
环网柜为默认永磁机构的间隔，也适用于带DTU的环网单元检验试验。
3.工程化调试检验流程图4.工厂化调试检测工器具序号工具名称数量备注1 万用表 1 带钳表2 继保仪 1 精度：0.2级3 拖线板 14 笔记本电脑 1 带上位机测试工具5 数据线 1 USB转232串口、网线6 模拟开关 1 可用实际永磁或者弹簧断路器带航插替代7 断路器专用航插连接线若为一二次融合的则使用对应的标准航插件8 DLFSQ250型单相电流发1生器19 FH-10型应急分合闸控制箱10 检验用蓄电池 111 手机卡 112 绝缘摇表 113 工频耐压测试仪 1 2kV14 接地电阻测试仪 15.测试检测要求5.1.装置外观检验外观检验是指在终端以及FTU箱体、环网单元二次室没有进行实验前对其整体的外观检查，有无外力等因素造成的损坏，螺丝松动等。
国家电网公司设备材料抽检大纲
国家电网公司电力线路材料抽检大纲（试行）国家电网公司物资部二o—一年七月国家电网公司产品质量监督技术标准化建设始于2007年的设备集中监造。
随着物资集约化管理的不断深化，抽检成为产品质量监督重要和有效的手段之一。
2010年，公司物资部在总结各单位开展抽检工作的基础上，编制了《国家电网公司集中招标采购产品质量抽检技术导则（试行）》，对抽检工作的顺利实施起到了积极的推动作用。
2011年，随着产品质量监督的范I制不断扩大，为了满足各单位开展产品质量监督工作的需要，进一步提高规范化管理和标准化作业水平，公司物资部在充分征集专业部门、所属单位意见基础上，组织编制了《国家电网公司电气设备抽检人纲（2011版）》（以下简称“大纲”），现予以印发。
请各单位认真贯彻执行。
在执行过程中存在的问题，请及时报国家电网公司物资部。
本犬纲从下发之口起执行。
本人纲由国家电网公司物资部负贞解释。
前言 (1)1范围 (1)2规范性引用文件 (1)3术语和定义 (1)4抽检的组织模式及相关要求 (2)4.1组织模式 (2)4.2 —般要求 (2)4.3对抽检实施方的要求 (2)5委托人、抽检实施方及供应商职责和权限 (3)5.1 委托人职责和权限 (3)5.2抽检实施方的职责和权限 (3)5.3供应商职责和权限 (3)6抽检工作的实施 (3)6.1 前期工作 (4)6.2 抽样检测 (4)6.3抽样检查 (5)附录A电力线路材料抽样检测内容 (6)附录B电力线路材料供应商厂内抽查内容 (17)电力线路材料抽检大纲1范围本人纲适用于国家电网公司系统招标采购的电力电缆、电缆附件、导地线、架空绝缘导线、铁塔、电力金具、线路绝缘子、水泥杆等8类电力线路材料的抽检工作。
本人纲规定了线路材料的抽检模式、相关方的职责和权限、抽检工作内容、方法、流程及相应制度，是国家电网公司系统采购电力线路材料抽检工作的指导性文件。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准条款。
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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。
（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）（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。
二遥标准型（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。
（5）具备不少于2个串行口和1个以太网通信接口。
站所终端（DTU）二遥动作型（1）采集不少于1个电压量。
（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）实现开关的分闸控制。
（5）具备不少于1个串行接口。
配变终端（TTU）（1）采集不少于3个电压量。
（2）采集不少于3个电流量。
（3）具备2个串行口，并内置1台无线通信模块。
3 主要功能试验（1）具备短路故障、不同中性点接地方式的接地故障处理功能，并上送故障事件，故障事件包括故障遥信信息及故障发生时刻开关电压、电流值。
（2）具备历史数据循环存储功能，电源失电后保存数据不丢失，支持远程调阅，历史数据包括事件顺序记录、定点记录、极值记录、遥控操作记录等。
（3）具备终端运行参数的当地及远方调阅与配置功能，配置参数包括零漂、变化阈值（死区）、重过载报警限值、短路及接地故障动作参数等。
（4）具备终端固有参数的当地及远方调阅功能，调阅参数包括终端类型及出厂型号、终端ID号、嵌入式系统名称及版本号、硬件版本号、软件校验码、通信参数及二次变比等。
（5）具备当地及远方操作维护功能，支持程序远程下载，提供当地调试软件或人机接口。
（6）应满足通过通信口对设备进行参数维护，在进行参数、定值的查看或整定时应保持与主站系统的正常业务连接。
（7）具有明显的线路故障和终端状态、通信状态等就地状态指示信号。
馈线终端（FTU）三遥（1）具备就地采集模拟量和状态量，控制开关分合闸，数据远传及远方控制功能。
（2）具备就地/远方切换开关和控制出口硬压板，支持控制出口软压板功能。
（3）具备故障指示手动复归、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。
（4）具备双位置遥信处理功能，支持遥信变位优先传送。
（5）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（6）具备线路有压鉴别功能。
（7）具备双路电源输入和自动切换功能。
（8）配备后备电源，当主电源供电不足或消失时，能自动无缝投入。
馈线终端（FTU）二遥基本型（1）具备汇集采集单元的遥测数据并进行数据转发功能。
（2）具备汇集采集单元遥信信息功能，包括：接地故障、短路故障等信号。
（3）具备监视采集单元运行状态的功能。
（4）具备终端及采集单元远程管理功能。
馈线终端（FTU）二遥标准型（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）具备双位置遥信处理功能，支持遥信变位优先传送。
（3）具备故障指示手动复归、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。
（4）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（5）具备线路有压鉴别功能。
馈线终端（FTU）二遥动作型（分界/分支开关配套）（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）具备双位置遥信处理功能，支持遥信变位优先传送。
（3）具备故障指示手动复归、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。
（4）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（5）具备线路有压鉴别功能。
（6）具备单相接地故障检测功能，发生故障时直接切除。
（7）具备非遮断电流闭锁功能。
（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）具备双位置遥信处理功能，支持遥信变位优先传送。
（3）具备故障指示手动复归、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。
（4）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（5）具备线路有压鉴别功能。
（6）具备来电延时合闸功能、自适应延时合闸和单侧失电延时投入功能。
（7）具备闭锁遥信记录的存储和上传功能。
（8）具备正向闭锁合闸功能，若开关合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸；具备反向闭锁合闸功能，若开关合闸之前在设定时间内掉电或出现瞬时残压，则反向闭锁合闸。
（9）具备配合重合闸方式的就地型馈线自动化功能，满足电压时间型、电压电流时间型、自适应综合型馈线自动化逻辑，实现短路故障、不同中性点接地方式下接地故障的定位与隔离功能。
站所终端（DTU）三遥（1）具备就地采集开关的模拟量和状态量以及控制开关分合闸功能，具备测量数据、状态数据的远传和远方控制功能，可实现监控开关数量的灵活扩展。
（2）具备就地/远方切换开关和控制出口硬压板，支持控制出口软压板功能。
（3）当配合断路器使用时，可直接切除故障，具备现场投退功能。
（4）具备故障指示手动复归、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。
（5）具备双位置遥信处理功能，支持遥信变位优先传送。
（6）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（7）具备双路电源输入和自动切换功能。
（8）具备接收电缆接头温度、柜内温湿度等状态监测数据功能，具备接收备自投等其它装置数据功能。
站所终端（DTU）二遥标准型1）具备接收采集单元或就地采集开关遥信、遥测信息功能，并具备信息远传功能，可实现接收采集单元数量的灵活扩展。
2）具备双位置遥信处理功能，支持遥信变位优先传送。
3）具备故障指示手动复归、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。
4）具备负荷越限等告警上送功能。
站所终端（DTU）二遥动作型（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）具备开关就地控制功能。
（3）具备故障动作功能的现场投退。
（4）具备双位置遥信处理功能，支持遥信变位优先传送。
（5）具备单相接地故障检测功能，发生故障时可直接切除。
（6）具备短路故障判别功能，当配合断路器使用时，具备故障直接切除功能，并支持上送故障事件。
当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，并支持上送故障事件。
（7）具备故障指示手动复归、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。
（8）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。
（9）具备线路有压鉴别功能。
配变终端（TTU）（1）具备对配电变压器电压、电流、零序电压、零序电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率等测量和计算功能。
（2）具备定时数据上传、实时召唤以及越限信息实时上传等功能。
（3）电源供电方式应采用低压三相四线供电方式，可缺相运行。
（4）具备3～13次谐波分量计算、三相不平衡度的分析计算功能。
（5）具备越限、断相、失压、三相不平衡、停电等告警功能。
（6）电压监测、统计电压合格率等功能。
4 录波功能试验（1）具备故障录波功能，支持录波数据循环存储至少64组，支持录波数据上传至主站。
（2）DTU需满足至少2个回路的录波。
（3）录波功能启动条件包括过流故障、线路失压、零序电压、零序电流突变等，可远方及就地设定启动条件参数。
（4）录波文件格式遵循Comtrade1999标准中定义的格式，只采用CFG （配置文件，ASCII文本）和DAT（数据文件，二进制格式）两个文件。
（5）录波应包括故障发生时刻前不少于4个周波和故障发生时刻后不少于8个周波的波形数据，录波点数为不少于80点/周波，录波数据应包含电压、电流、开关位置等。
5 基本性能试验交流工频电量基本误差试验（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%。
交流工频电量影响量试验（1）频率变化引起的改变量应不大于准确等级指数的100％。
（2）谐波含量引起的改变量应不大于准确等级指数的200％。
故障电流误差试验输入10倍电流标称值，误差应不大于5％。
交流工频电量短时过量输入能力试验在短时输入20倍电流标称值后，交流工频电流量误差应满足等级指标要求。
状态量试验（1）控制输出。
（2）状态输入。
（3）事件顺序记录（SOE）分辨率不大于5ms。
6 录波性能试验（1）稳态录波电压相对误差：0.05U N≤5.0%，0.1U N≤2.5%，0.5U N≤1.0%，1.0U N≤0.5%，1.5U N≤1.0%。
（2）稳态录波电流相对误差：0.1I N≤5.0%，0.2I N≤2.5%，0.5I N≤1.0%，1.0I N≤0.5%，5.0I N≤1.0%，10I N≤2.5%。