III型专变采集终端公网技术协议(试用)

20XX年X月

甲方：吉林省电力有限公司营销部

乙方：目录

1设备型号 (3)

2供货进度安排 (3)

3项目实施各方职责 (3)

3.1吉林省电力有限公司 (3)

3.2供货方公司全称 (3)

3.3各地区供电公司（通化、延边、松原、白城、四平、辽源） (3)

4技术要求 (4)

4.1.1气候和大气环境条件 (4)

4.1.2机械影响 (5)

4.1.3工作电源 (5)

4.1.4结构 (6)

4.1.5绝缘性能要求 (7)

4.1.6数据传输信道 (8)

4.1.7输入/输出回路要求 (8)

4.1.8主要元器件要求 (9)

4.1.9数据采集 (10)

4.1.10数据处理 (10)

4.1.11参数设置和查询 (12)

4.1.12控制 (14)

4.1.13事件记录 (17)

4.1.14数据传输 (17)

4.1.15本地功能 (18)

4.1.16终端维护 (18)

4.1.17电磁兼容性要求 (18)

4.1.18电压暂降和短时中断 (18)

4.1.19工频磁场抗扰度 (18)

4.1.20辐射电磁场抗扰度 (19)

4.1.21静电放电抗扰度 (19)

4.1.22电快速瞬变脉冲群抗扰度 (19)

4.1.23高频振荡波抗扰度 (20)

4.1.24浪涌抗扰度 (20)

4.1.25可靠性指标 (20)

5验收 (21)

5．1验收内容 (21)

5．2卖方验收要求 (21)

5．3买方验收要求 (21)

6包装、运输、安装、调试和现场服务 (21)

6．1包装 (21)

6．2备品备件附件 (22)

6．3安装调试 (22)

6．4现场服务 (22)

6．5培训 (22)

6．6文档 (22)

6．7质量保证 (23)

6．8售后服务 (23)7其他 (24)本协议书是吉林省电力有限公司（下称使用方）与XXXXXXXX公司（下称供方）就专变采集终端(公网)所签订的技术协议，是商务合同的有效组成部分之一。本技术协议中未提及的技术要求应满足国家电网公司颁布的Q/GDW 1375.1—2013 电力用户用电信息采集系统技术规范第一部分：专变采集终端技术规范。

1 设备型号

FKGA43-XXXX

2 供货进度安排

按国网招标文件要求及时供货。

3 项目实施各方职责

3.1 吉林省电力有限公司

1.不定期组织召开项目协调会。

2.负责协调、确定、批准和及时发布技术实施标准或方案。

3.协调各供电公司终端安装调试的实施。

4.组织由供方对各供电公司的技术培训。

5.协调供方与系统建设各方在项目实施过程中存在的问题。

6.组织项目验收。

3.2 供货方公司全称

1. 按工程进度及双方议定供货期及时供货。

2. 提供系统通信站的建设、安装调试指导。

3. 配合省公司组织实施的培训工作。

4. 对各供电公司组织实施的安装调试进行技术培训并提供相应教材。

5. 配合系统主站软件的开发、测试与投运。

6. 配合系统的测试和验收工作。

3.3 各地区供电公司（通化、延边、松原、白城、四平、辽源）

1.负责设备的到货接收点验。

2.负责项目实施点工作的组织与协调，并保证质量与进度。

3.负责设备现场安装、调试。

4.负责项目实施中各自实施点的培训组织。

5.负责设备验收检验。

6.负责项目验收的组织工作并参与验收。

4 技术要求

规范标准所有设备、材料的设计、制造及试验应遵循以下标准及规范的最新版本。

GB 12192-1990 移动通信调频无线电话发射机测量方法

GB 12193-1990 移动通信调频无线电话接收机测量方法

GB/T 15844.1-95 移动通信调频无线电话机通用技术条件

GB/T 16611-1996 数传电台通用规范

Q/GDW 129-2005 电力负荷管理系统通用技术条件

Q/GDW 130-2005 电力负荷管理系统数据传输规约

IEC 国际电工学会

IEEE 电气与电子工程师协会

ISO 国际标准化组织

ITU 国际电信联盟

GB 中华人民共和国国家标准

一般要求

4.1.1气候和大气环境条件

4.1.1.1 气候环境条件

表 1 终端设备正常运行的气候环境条件

注：对于LCD显示终端，在工作温度范围-30℃～+70℃内，其显示状态正确且不影响数据读出，不出现高温时黑屏、低温显示迟缓或不显示现象；在工作温度范围-40℃～+70℃内，LCD显示器应不损坏。

4.1.1.2 使用场所大气压力

级别: BB1

大气压力kPa : 86～108

适用高度: 海拔1000m以下

4.1.2机械影响

终端设备应能承受正常运行及常规运输条件下的机械振动和冲击而不造成失效和损坏。机械振动强度要求：

——频率范围：10Hz ~150Hz；

——位移幅值：0.075 mm（频率范围≤60Hz）；

——加速度幅值：10 m/s2（频率范围>60Hz）。

4.1.3工作电源

4.1.3.1 工作电源的一般要求

终端使用三相电源供电，在额定电压内能正常工作。在电源断相故障（三相三线供电时断一相电压，三相四线供电时断两相电压）的条件下，终端应能维持正常工作。

4.1.3.2 额定值及允许偏差

——3×100/3V、3×100V机型额定电压允许偏差-20%～+20%；

——3×220/380V机型额定电压允许偏差-30%～+30%

——频率：50Hz，允许偏差-6%～+2%。

4.1.3.3 消耗功率

终端在非通信状态下，采用单相供电的终端，视在功耗应不大于15VA；采用三相供电的终端，每相视在功耗不大于10VA。

4.1.3.4 失电数据和时钟保持

a)终端供电电源中断后，应有数据和时钟保持措施，并至少保持一个月;

b)在失去交流电源的情况下，至少具有与前置机通讯三次（上报失电时刻的有功、无功电量值、事件等数据）的能力。

4.1.3.5 抗接地故障能力

终端的电源由非有效接地系统或中性点不接地系统的三相四线配电网供电时，在接地故障及相对地产生10％过电压的情况下（非故障相对地电压达到1.9倍的标称电压），终端不应出现损坏。供电恢复正常后，终端应正常工作，保存数据应无改变。

4.1.4结构

4.1.4.1 外壳及其防护性能

终端的外壳外形尺寸不大于300⨯180⨯100mm(高*宽*厚)。

终端的外壳应有足够的强度，外物撞击造成的变形应不影响其正常工作，外壳的防护性能应符合GB/T 4208规定的IP51级要求，即防尘和防滴水，非金属外壳应符合GB/T5169的阻燃要求。

4.1.4.2 出线端子

终端对外的连接线应经过出线端子，出线端子及其绝缘部件可以组成端子排。端子排的绝缘强度应符合4.1.5的要求，并且绝缘物不应被与其接触的带电部分的热过载引燃。出线端子的结构应与截面为1.5～2.5mm2的引出线配合。

4.1.4.3 天线的接口

公道终端天线应为内藏方式,同时提供外接天馈线条件,外接天线在不打开终端封印的情况下无法使馈线由终端上拔出或拆下。

4.1.4.4 接地端子

金属的外壳和端子盖板以及终端正常工作中可能被接触的金属部分，应连接到的保护接地端子上。接地端子应有清楚的接地符号。接地端子的直径应不小于5mm。

4.1.4.5 间隙和爬电距离

裸露的带电部分对地和对其它带电部分之间，以及出线端子螺钉对金属盖板之间应具有下表规定的最小电气间隙和爬电距离。

表 2 最小电气间隙和爬电距离

4.1.4.6 加封印

终端的翻门、端钮盒、上下外壳等应能加封印

4.1.4.7 金属部分的防腐蚀

在正常运行条件下可能受到腐蚀或能生锈的金属部分，应有防锈、防腐的涂层或镀层。

4.1.5绝缘性能要求

4.1.

5.1 绝缘电阻

终端各电气回路对地和各电气回路之间的绝缘电阻要求如表 3所示：

表 3 绝缘电阻

4.1.

5.2 工频耐压

电源回路、交流电量输入回路、输出回路各自对地和电气隔离的各回路之间以及输出继电器常开触点回路之间，应耐受如表4中规定的50Hz的交流电压，历时1min的绝缘强度试验。试验时不得出现击穿、闪络现象，泄漏电流应不大于5mA。

表 4 试验电压

4.1.

5.3 冲击耐压

电源回路、交流电量输入回路、输出回路各自对地和无电气联系的各回路之间，应耐受如表5中规定的冲击电压峰值，正负极性各10次。试验时无破坏性放电（击穿跳火、闪络或绝缘击穿）。

表 5 冲击电压峰值

4.1.6数据传输信道

4.1.6.1 通信信道

终端的通信部分必须是模块化设计的无线公用网络（CDMA/GPRS、SMS），方便维护和更换。若更换通信网络类型，只需更换通信模块，不需更换整个终端。通信模块的更换必须做到热插拔，能在不关断终端电源的情况下更换通信模块。

4.1.6.3 通信规约

a)支持国家电网公司Q／GDW 1376.1-2013《电力用户用电信息采集系统通信协议：主站与采集终端通信协议》标准及吉林省电力有限公司扩展要求。

b)终端与电能表的数据通信规约符合DL/T 5-1997《多功能电能表通信规约》、DL/T 5-2007《多功能电能表通信协议》及备案文件，同时应能支持吉林省已经运行的ABB、

江机等表规约，并能通过简单方式支持其他规约。

Q/GDW 1373—2013 电力用户用电信息采集系统技术规范第一部分：专变采集终端技术规范

4.1.6.4 外部接口

1路RS-232作为当地通信接口；

至少1路RS-485作为电能表接口，提供至少能够抄读8块多功能电能表的能力。传输速率可选用600，1200，2400bit/s或以上。该接口必须设计有效的防雷击和抗电源冲击的技术措施，保障接口电路的性能稳定。

4.1.7输入/输出回路要求

4.1.7.1 输入回路

各开关量输入端应接线。

a)脉冲输入

终端的脉冲输入应能适应无源输出脉冲宽度为80±20ms的电能表。

b)状态量输入

(1)三相三线型终端应至少配置2路断／合双位置状态及其它二进制状态信息。输入信息为不带电的断／合切换触点。

(2)三相四线型终端应至少配置2路断／合双位置状态及其它二进制状态信息。输入信息为不带电的断／合切换触点。

c)电压电流模拟量输入

终端应具有交流采样模拟量测量单元。交流电流输入标称值为1.5(6)A，电流输入回路功率消耗≤0.25VA；交流电压输入标称值为100V或100V/3，220V/380V，输入回路功率消耗≤0.25VA。

4.1.7.2 控制输出回路

——触点额定功率：交流250V、5A，380V、2A或直流110V、0.5A的纯电阻负载；

——触点寿命：通、断上述额定电流不少于105次；

——出口回路应有防误动作和便于现场测试的安全措施；

——接线端子应具有防误碰安全措施。

a)三相三线型终端提供至少4路断／合双位置控制输出；

b)三相四线型终端提供至少2路断／合双位置控制输出。

4.1.7.3 控制告警输出

终端应具有一路控制告警输出继电器接点，要求同4.3.8.2。

4.1.7.4 终端的结构参见附录D

4.1.8主要元器件要求

1.主控CPU

要求采用主流32位RISC微处理器或32位DSP处理器，以保证终端网络通信、数据采集、负荷管理、数据管理等复杂功能要求。

2.存储器

推荐选用主流厂家产品，要求存储器容量不小于8MBytes。

3.通信模块

要求采用无线公道时通讯模块采用业界主流厂商工业级的无线通信模块，－40℃～+80℃。

4.继电器

推荐选用接点容量为AC250V、5A的小型密封型继电器。

5.电解电容器

使用105℃/5000h长寿命电容。

6.接线端子

终端接线端子应具有足够的绝缘强度和机械强度。

7.停电电池

数据及时钟保持电池要求采用主流产品，使用寿命不小于5年。

8.硬件时钟芯片

推荐使用具有温度补偿的专用时钟芯片。

9.电能计量芯片

电能测量/计量芯片应采用成熟稳定的产品。

10.压敏电阻

容量（直径）20K及以上，电压等级合适。

功能要求

4.1.9数据采集

4.1.9.1状态量采集

终端应实时采集位置状态和其它状态信息，发生变位时应记入内存并能在最近一次主站查询时向其发送该变位信号或主动上报。

4.1.9.2电能表数据采集存储

通过RS-485通信接口终端应能按设定的终端抄表日或定时采集时间间隔采集、存储电能表数据。采集数据包括：有/无功电能示值、有/无功最大需量及发生时间、功率、电压、电流、电能表参数、电能表状态、电能表矢量数据等信息，并在主站召测时发送给主站。终端记录和显示的电能表数据，应与所连接的电能表显示的相应数据一致。

4.1.9.3脉冲量采集

终端应能接收电能表输出的脉冲，并根据电能表脉冲常数Kp（imp/kWh或imp/kvarh）、TV变比Kv、TA变比Ki累积计算电能量、1min平均功率、最大需量；并记录当日、当月最大值和出现时间。

脉冲输入累计误差应不大于1个脉冲，电能量显示应不少于6位。

功率和需量显示至少3位，功率和需量的转换误差在±2%范围内。

4.1.9.4交流模拟量采集

交流模拟量采样测量功能、测量误差极限应符合Q/GDW 129-2005 《电力负荷管理系统通用技术条件》要求。

4.1.10数据处理

4.1.10.1实时和当前数据

终端应能生成和存储的实时和当前数据见附录A。

4.1.10.2历史日数据

终端能将采集的数据在日末形成各种历史日数据，并保存最近7天，数据内容见附录B。

4.1.10.3历史月数据

终端能将采集的数据在月末零点生成各种历史月数据，并保存最近一个月，数据内容见附录C。

4.1.10.4计量装置运行状况监测

终端监视电能表运行状况，电能表发生参数变更、时钟超差或电能表故障等状况时，按事件记录要求记录发生时间和异常数据。公网终端应具备上报事件功能（报警信息的定义及处理另行讨论）。

(1)失压、断线（相）、失流及接线错误等告警事件；

(2)表RS-485通信失败、数据越限、数据异常等；

(3)电池电压过低；

(4)电量示度下降发生时间、电量示度；

(5)电量底度、手动需量复零、时段、费率等的电表参数设置改变发生时间、前/后设置参数、前/后电量；

(6)终端通过读取电表电流、电压、功率、功率因数等实时数据及终端的交流采样数据判断电表电压缺（断）相、过负荷、电压逆相序、电流反极性、电流差动、功率差动等发生时间、前/后电量；

(7)终端停上电事件按照国网2014年最新要求；

(8)电流不平衡率超差（三相负荷不平衡检测是指三相平均电流大于专用变压器额定电流的20%）。

4.1.10.5电能质量合格率统计

(1)电压合格率统计

按设置的电压上、下限值监测电压（判别值为1分钟平均电压），终端应记录每日电压不合格累计时间，最大、最小电压值和发生的时间。

(2)功率因数统计

按设置的功率因数分段限值对监测点的功率因数进行分析统计，记录每日/月功率因数越限值发生在各区段的累计时间。

(3)谐波统计

按设置的电压、电流谐波限值对监测点的电压谐波、电流谐波进行分析，记录分相2～19次谐波电压含有率及总畸变率日最大值及发生时间。统计分相谐波越限数据，包括：分相总畸变电压含有率越限日累计时间、分相2～19次谐波电压含有率越限日累计时间、分相总畸变电流越限日累计时间、分相2～19次谐波电流越限日累计时间。

4.1.11参数设置和查询

终端接收并保存主站设置的各类参数，并响应主站对各设置参数的查询，参数可在终端上通过按键或本地接口进行查询，本地接口可以是RS232、RS485或红外。可设置的参数项目见下表。

4.1.11.1时钟召测和对时

终端应能接收主站的时钟召测和对时命令，对时误差应不超过5s。终端时钟8h内走时误差应小于1s。电源失电后，时钟应能保持正常工作。

4.1.11.2TA变比、TV变比和电能表常数

终端应能由主站或在当地设置和查询TV变比Kv、TA变比Ki 以及电能表脉冲常数Kp （imp/kWh或imp /kvarh）。

4.1.11.3限值参数

终端应能由主站设置和查询电压及电流越限值、功率因数分段限值、谐波越限值等。

4.1.11.4功率控制参数

终端应能由主站设置和查询功控各时段和相应控制定值、定值浮动系数等时段功控参数以及厂休功控、营业报停功控和当前功率下浮控参数，控制轮次及告警时间等。时段设置分辨率为0.5h，功率单位为kW或MW，显示有效位不少于3位，并可有10-3～102的倍率。改变定值时应有音响（或语音）信号。

4.1.11.5电能（费）量控制参数

终端应能由主站设置和查询电能量（费）定值、定值浮动系数等月电控参数以及预付电量（费）控和催费告警参数，控制轮次等。电能量单位为kWh/MWh，显示有效位应不少于6位。改变参数时应有音响（或语音）信号。

4.1.11.6终端参数

终端应能由主站设置和查询终端组地址、终端配置及配置参数、通信参数等，并能查询终端ID。

4.1.11.7抄表参数

终端应能由主站设置和查询抄表日、抄表时间、抄表间隔等抄表参数。

4.1.11.8其它参数

终端应能由主站设置和查询电能量费率时段和费率、数据冻结参数以及设置定时发送数据任务。

4.1.12控制

公网终端的在信道通信非正常状态时，应暂停任何跳闸输出，

4.1.12.1功率定值闭环控制

(1)一般要求

功率定值闭环控制根据控制参数不同分为时段功控、厂休功控、营业报停功控和当前功率下浮控等控制类型。控制的优先级由高到低是当前功率下浮控、营业报停功控、厂休功控、时段功控。若多种功率控制类型同时投入，只执行优先级最高的功率控制类型。在参数修改、控制投入或解除以及控制执行时应有音响（或语音）告警通知客户。

(2)时段功控

主站依次向终端下发功控时段、功率定值、定值浮动系数、告警时间、控制轮次等参数，终端收到这些命令后修改相应参数。

主站向终端下发时段功控投入命令，终端收到该命令后显示“时段功控投入”状态，当不在保电状态时，终端在功控时段内监测实时功率，自动执行功率定值闭环控制功能。闭环控制过程中应在显示屏上显示定值、控制对象、执行结果等。

控制时段结束或时段功控解除后，应有音响（或语音）通知客户，允许客户合上由于时段功控引起的跳闸开关。

(3)厂休功控

主站向终端下发厂休功控参数（功率定值、控制延续时间等）以及控制轮次等，终端收到这些命令后修改相应参数。

主站向终端下发厂休功控投入命令，终端收到该命令后显示“厂休功控投入”状态，当不在保电状态时，终端在厂休日监测实时功率，自动执行功率定值闭环控制功能。闭环控制过程中应在显示屏上显示定值、控制对象、执行结果等信息。

控制时段结束或厂休功控解除后，应有音响（或语音）通知客户，允许客户合上由于厂休功控引起的跳闸开关。

(4)营业报停功控

根据客户申请营业报停起、止时间，主站向终端下发营业报停功控参数，终端收到这些命令后修改相应参数。

主站向终端下发营业报停功控投入命令，终端收到该命令后显示“营业报停功控投入”状态，当不在保电状态时，终端在报停时间内监测实时功率，自动执行功率定值闭环控制功能,并在显示屏上显示相应信息。

营业报停时间结束或营业报停功控解除后，应有音响（（或语音））通知客户，允许客户合上由于营业报停功控引起的跳闸开关。

(5)当前功率下浮控制

主站向终端下发功率下浮控的功率计算滑差时间M（min）、定值下浮系数k %等参数。终端收到这些参数后计算当前功率定值。

终端收到当前功率下浮控制投入命令后，显示“当前功率下浮控投入”状态，终端不在保电状态时，自动执行功率定值闭环控制功能，直至实时功率在当前定值之下。

当前功率下浮控解除或控制时段结束后，终端有音响 (（或语音）)通知客户，允许客户合上由于当前功率下浮控引起的跳闸开关。

(6)功率控制的投入或解除

终端应能由主站远方投入或解除其功率定值闭环控制的功能，并有音响（或语音）告警通知客户和在显示屏上显示状态。功控解除，应自动撤消由功率定值闭环控制引起的跳闸控制，并有音响（或语音）通知客户。当终端处于保电状态时，不执行功率定值闭环控制的跳闸。

4.1.12.2电能量定值闭环控制

(1)控制类型

电能量定值闭环控制可分为月电控、预付电量（费）控、催费告警三种控制类型。

(2)月电控

主站依次向终端下发月电能量定值、浮动系数及控制轮次等参数设置命令，终端收到这些命令后修改月电能量定值、浮动系数及控制轮次等相应参数，参数修改应有音响（或语音）告警通知客户。

主站向终端下发月电控投入命令，终端收到该命令后显示“月电控投入”状态，监测月电能量，自动执行月电能量定值闭环控制功能，闭环控制的过程中应在显示屏上显示定值、控制对象、执行结果等信息。

月电控解除或月末24时，终端允许客户合上由于月电控引起的跳闸开关。

(3) 预付电量(费)控制

主站向终端下发预付电量(费)控参数设置命令，包括预付电单号、预付电量（费）值、报警门限值、跳闸门限值、各费率时段的费率等参数，终端收到这些参数设置命令后修改相应参数，并有音响（或语音）告警通知客户。

主站向终端下发预付电量(费)控投入命令，终端收到该命令后显示“电控投入”状态，自动执行预付电量(费)闭环控制功能。终端监测剩余电能量，如剩余电能量小于设定的告警门限值，应能发出音响告警信号；剩余电能量小于设定的跳闸门限值时，按投入轮次动作输出继电器，控制相应的被控负荷开关。

终端自动执行预付电量（费）定值闭环控制的过程中应在显示屏上显示剩余电能量、控制对象、执行结果等信息。

预付电量（费）控解除或重新预付电费使剩余电能量大于跳闸门限时，终端允许客户合上由于预付电量（费）控引起的跳闸开关。

(4)催费告警

主站向终端下发催费告警参数设置命令，终端收到这些参数设置命令后修改相应参数，参数修改应有音响（或语音）告警通知客户。

主站向终端下发催费告警投入命令，终端收到该命令后自动执行催费告警功能。终端在告警时间内发出音响（或语音）告警通知客户。当客户重新交费后，主站向终端下发催费告警解除命令，终止催费告警信号。

(5)电能量控制的投入或解除

终端应能由主站远方投入或解除其当地按电能量闭环控制的功能，并有音响（或语音）告警通知客户和在显示屏上显示状态。

4.1.12.3保电、剔除功能

终端接收到主站下发的保电投入命令后，进入保电状态，自动解除原有控制状态，并在任何情况下均不执行跳闸命令。终端接收到主站的保电解除命令，恢复正常执行控制命令。

终端接收到主站下发的剔除投入命令后，除对时命令外，对其它任何广播命令或终端组地址控制命令均不响应。终端收到主站的剔除解除命令，恢复到正常通信状态。

4.1.12.4遥控

遥控跳、跳闸解除

终端接收主站的跳闸控制命令后，按设定的告警延迟时间、限电时间和控制轮次动作输出继电器，控制相应被控负荷开关；同时终端应有音响（或语音）告警通知客户，并记录跳闸时间、跳闸轮次、跳闸前功率、跳闸后2min功率等，显示屏应显示执行结果。

终端接收到主站的跳闸解除命令后，应有音响（或语音）告警通知客户，允许客户合闸。

4.1.13事件记录

4.1.13.1事件分类记录

终端根据主站设置的事件属性按照重要事件和一般事件分类记录。重要事件及一般事件按发生的时间顺序分两个队列记录，每个队列记录最大长度为255条，队列按先进先出方式刷新。每条记录的内容包括事件类型、发生时间及相关情况。

4.1.13.2重要事件上报

对于主站设置的重要事件（如：功控跳闸、电控跳闸、遥控跳闸、重要参数变更等），当事件发生后终端实时刷新重要事件计数器内容，作好记录并通过ACD置位或直接主动上报将事件记录及时报告主站。

终端在执行功控跳闸、电控跳闸、遥控跳闸时，应记录跳闸时间、控制对象、跳闸时功率/电能量等信息。

控制定值、时段、TA变比、TV变比、电能表脉冲常数等重要参数设置改变时，终端应记录发生的时间。

4.1.13.3一般事件记录

对于主站设置的一般事件（如：终端停电、越限记录等），当事件发生后终端实时刷新一般事件计数器内容，作好事件记录，等待主站查询。

终端电源每次停电时，应记录停电的起止时间。

4.1.14数据传输

4.1.14.1与主站通信

(1)终端应能按主站命令的要求，定时或随机向主站发送终端采集和存储的功率、最大需量、电能量、状态量等各种信息。

(2) 与主站的通信规约应符合国家电网公司Q/GDW 1376.1-2013《电力用户用电信息采集系统通信协议：主站与采集终端通信协议》。

4.1.14.2与电能表通信

终端与电能表通信，按设定的抄收间隔抄收和存储电能表数据；并按主站命令的要求，将电能表数据传输给主站，通信规约应符合《DL/T5-1997多功能表通信规约》、《DL/T5-2007多功能表通信协议》及备案文件。

4.1.15本地功能

4.1.1

5.1显示相关信息

终端应有当地LED和LCD显示（包括汉字显示），显示当前用电情况、控制信息、抄表数据、终端参数、维护信息（地址、电能表连接状况）、通信状态（网络连接、数据收发等）信息等。

4.1.1

5.2客户数据接口

终端应具有本地数据接口，提供客户数据服务功能。根据客户需求，随机或定时向客户传送实时用电数据，用电参数、供电信息、告警信息等。

4.1.16终端维护

4.1.16.1自检自恢复

终端应有自测试、自诊断功能，发现终端的主板、I/O板、通信部件、时钟等工作异常应记录。

终端应记录每日自恢复次数。

4.1.16.2终端初始化

终端接收到主站下发的初始化命令后，分别对硬件、参数区、数据区进行初始化，参数区置为缺省值，数据区清零，控制解除。

4.1.16.3其它

(1)软件下载

终端软件可通过远程通信信道实现在线软件下载。

(2)终端版本信息

终端应能本地显示唯一的ID标识码（12字节，低4字节为生产厂商代码，高8字节为设备编码。）和软件版本信息的功能，并可供主站召测。

4.1.17电磁兼容性要求

4.1.18电压暂降和短时中断

在电源电压突降及短时中断时，终端不应发生死机、错误动作或损坏，电源电压恢复后存储数据无变化，工作正常。

4.1.19工频磁场抗扰度

终端应能抗御频率为50Hz、磁场强度为400A/m的工频磁场影响而不发生错误动作，并能正常工作。具体见表 6。

表 6 工频磁场抗扰度试验的主要参数

4.1.20辐射电磁场抗扰度

终端应能承受工作频带以外如

表 7所示强度的射频辐射电磁场的骚扰不发生错误动作和损坏，并能正常工作。

表 7 磁场试验的主要参数

4.1.21静电放电抗扰度

终端在正常工作条件下，应能承受加在其外壳和人员操作部分上的8kV直接静电放电以及邻近设备的间接静电放电而不发生错误动作和损坏。

4.1.22电快速瞬变脉冲群抗扰度

终端应能承受如表 8所示强度的传导性电快速瞬变脉冲群的骚扰而不发生错误动作和损坏，并能正常工作。

表 8 电快速瞬变脉冲群试验的主要参数

4.1.23高频振荡波抗扰度

终端应能承受强度如表 9所示的，由电源回路或信号、控制回路传入的1MHz的高频衰减振荡波的骚扰而不发生错误动作和损坏，并能正常工作。

表 9高频振荡波试验的主要参数

4.1.24浪涌抗扰度

终端应能承受如表 10所示强度的浪涌的骚扰而不发生错误动作和损坏，并能正常工作。

表 10浪涌试验的主要参数

4.1.25可靠性指标

终端的可靠性指标是平均无故障工作时间（MTBF），规定MTBF≥4×104h。

5 验收

5．1验收内容

1.现场终端验收包括出厂验收、到货验收、现场验收和竣工验收。

2.出厂验收和现场验收由卖方负责，统称卖方验收；到货验收和竣工验收由买方组

织实施，统称买方验收。

3.卖方验收应根据验收大纲进行。验收大纲由卖方提出，买方确认。

4.备品备件、文档资料均作为验收的一部分。

5．2卖方验收要求

卖方应在验收测试前1个月提供一份详细的验收测试大纲，大纲应提供所有验收的细则，细则指定的实验项目以及达到的性能指标不得小于本规范书要求。买方有权提出一些合理的特殊测试，并保留对大纲的修改权力。大纲经双方确认生效以后，买方人员对验收的认可签字并不解除卖方对合同的保证负责。

5．3买方验收要求

买方到货验收将根据双方签订的采购技术协议，按照本标书附件3《吉林省电力负荷管理系统终端技术规范》组织验收，到货验收不通过将按退货处理。

买方竣工验收将结合整个工程（包括主站、现场终端）三个月的整体试运行情况，按照双方签订的技术协议及双方认可的竣工验收测试大纲进行。

6 包装、运输、安装、调试和现场服务

6．1包装

卖方提供的所有合同设备应包装牢固，保证设备免受潮湿、生锈，雨淋和振动。包装应能够承受大批量搬运和装卸以及长距离空运、陆运运输。

保证设备安全抵达用户现场而无损坏。设备包装应符合下述条件：

——所有设备包装应便于装卸、转运和现场安装。

——在运输和存储期间，设备的电气绝缘应防止受潮和灰尘进入。

——对于那些受冲击和振动易于损坏的设备，应按要求用于运输的方法包装。

——运输

从卖方到目的地的运输由卖方负责。目的地分别为指定的吉林省内地点：

——在设备到达目的地后，卖方组织、买方参加，开箱验收。如果发现任一设备有偏差、损坏、损失、遗漏或数量、质量、技术规范因卖方的责任与合同不符，买方有权向卖方提出索赔。

——现场交接的最终验收完成之后，卖方代表将设备移交买方进行储存。为了储存的需要而将设备移交买方，并不意味买方已接收设备。

6．2备品备件附件

卖方应保证需方设备正常运行，及时提供所需的备品及备件更换有故障的设备终端。

6．3安装调试

卖方应向买方提供现场终端的安装、调试指导服务。

6．4现场服务

由买方安排合适时间，由卖方负责派技术专家到买方现场作技术服务。

卖方技术人员在现场除了应解答和解决由买方在合同范围内提出的问题外，还应详细解答图纸、设备性能及设备运行注意事项。

6．5培训

要求

卖方应向买方提供技术培训。培训目标：买方技术人员能够熟练掌握设备的安装、测试、维护和使用。

卖方应提供教员、课程大纲、技术文件、图纸、参考资料、培训手册、培训环境、培训设施。

卖方还提供买方培训人员试验仪器工具、安全保护装置以及其它必要设备和工作场地。

投标方应提出对受训者最为有利的培训计划(包括培训时间、地点、内容)。

卖方进行培训报价应按照6人×7天的卖方厂家所在地培训标准进行报价，买方有权根据平均价格调整人天数。

6．6文档

卖方提供的文档应包括工程设计资料、设备技术资料、维护手册、培训资料和用户手册等。

卖方对其所提供的全部文档的准确性和完整性负责。所有由卖方提供的第三方供货方的技术手册的准确性也由卖方负责。卖方所有文档资料应提供电子版，并要求使用光碟存储。

在买方订购设备到货后，卖方应立即准备以下文档各四份交给买方：

——全部订购设备的型号、技术特点和性能参数清单

——所有主要部件和连接电缆的材料规格、生产厂商、性能特点

——电气设备和设备的布置图和接线图

——设备的尺寸、功耗说明——性能、部件差异说明

6．7质量保证

卖方应对买方作以下的质量保证：

设备终身保修．

买卖双方在竣工验收证书签字生效后，卖方保证提供五年免费保修。如果项目分别投产则分别计算免费保修期。

6．8售后服务

设备严重故障，卖方厂家必须在24小时内派工程师到现场解决问题。

设备一般故障，卖方厂家利用远方诊断功能，在24小时内提出解决办法。

卖方终身免费提供规约、软件的升级和更换服务。

按照预约的时间和地点安排工程师到现场指导安装调试至正常通信。安装的工程师应具有专业水平。

专业工程师应能按照需方的要求进行系统安装与调试。

联系人：（商务）XXX，电话：xxxxxxxxxxx、

总部地址：***********，总部电话：****-*******，传真：****-*******

合同设备超过质量保证期后，供方承诺以部件成本价向需方提供及时、优质的技术服务和备品备件供应。对于紧急时间24小时内做出反映，并解决问题。

7 其他

1．（如有）补充协议，将作为该协议的补充条款。

2．其他未尽事宜双方共同协商。

本协议签订双方：

吉林省电力有限公司营销部供方：光一科技股份有限公司

代表签字：代表签字：

日期：日期：

24