本技术条件规定了用电现场管理终端结构、功能、性能等要求。

本技术条件适用于湖北省电力公司系统用电现场管理终端的订货、检验、使用和验收。

 

下列文件中的条款通过本部分的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文件，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部分，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用这些文件的{zx1}版本。凡是不注日期的引用文件，其{zx1}版本适用于本部分。

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DL/T 614-2007  多功能电能表     

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Q/GDW 130－2005 《电力负荷管理系统数据传输规约》

Q/GDW 129－2005 《电力负荷管理系统通用技术条件》

YD/T 1028  800 MHz CDMA  数字蜂窝移动通信系统设备总技术规范：移动台部分

YD/T 1050  800MHz CDMA数字蜂窝移动通信网设备总测试规范：移动台部分

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YD T 1215  900/1800 MHz TDMA数字蜂窝移动通信网通用分组无线业务（GPRS）设备测试方法：移动台

鄂电司营销[2003]25号 湖北电网电能表通信规约V1.0

3         技术要求

终端分类和类型标识代码详见附录A。

3.2    

终端在温度-25℃～+70℃，相对湿度10％～100％条件下应能正常工作，气候影响试验除满足Q/GDW 129-2005《电力负荷管理系统通用技术条件》5.3气候影响试验要求外，还应满足以下试验要求：

按GB/T2423.9的规定进行试验，试验箱内保持温度(70±2)℃、相对湿度(95±3)%，试验周期为4h，在湿热条件下，给终端通电，终端应能与主站保持正常通信，并能正常采集数据和实现控制功能，试验结束后，终端金属部分应无腐蚀和生锈情况。

3.3    

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：10 Hz～150 Hz；

——位移幅值：0.075 mm（频率≤60 Hz）；

——加速度幅值：10 m/s2（频率>60 Hz）。

3.4     

3.4.1    一般要求

终端采用三相供电，三相供电时，电源出现断相故障，即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，交流电源能维持终端正常工作。

3.4.2    额定值及允许偏差

——额定电压：220 V/380 V/100 V/57.7 V，允许偏差-20%～+20%；

——频率：50Hz，允许偏差-6%～+2%。

3.4.3    功率消耗

在守候状态下（不与主站通信的状态），终端消耗的功率应不大于12VA；终端在通信状态下功耗不大于16VA。

3.4.4    失电数据和时钟保持

在失去交流电源的条件下，终端应有数据保持和维持时钟芯片正常工作的措施，存储数据保存至少十年，时钟至少正常运行三年。

失去交流电源的条件下，终端应生成停/上电事件，并具有与主站至少通信3次的能力，上报失电的日期和时间。

3.4.5    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，没有接地的两相对地电压将会达到1.9倍的标称电压；在此情况下，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。

3.5     

3.5.1     外观及尺寸

终端外形{zd0}尺寸应不大于200×300×100mm (宽×高×厚)，顶端挂钩高度可调，下方两侧各有一个固定孔。

3.5.2    外壳及其防护性能

3.5.2.1     机械强度

终端的机箱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。

3.5.2.2     阻燃性能

非金属外壳应符合GB/T 5169.11的阻燃要求，试验要求如下：

灼热丝顶部的温度为750℃，灼热丝顶部施加在试验样品的端子排的某一端子上，试验时间为30 s。在施加灼热丝期间和在其后的30 s内，观察样品的试验端子以及端子周围，试验样品应无火焰或不灼热；或样品在施加灼热丝期间产生火焰或灼热，但应在灼热丝移去后30 s内熄灭。

3.5.2.3     外壳防护性能

    终端外壳的防护性能应符合GB/T 4208－1993规定的IP51级要求，即防尘和防滴水。

上盖与底座应能封印，只有在拆开封印后，才能打开上盖，触及内部器件；上盖应有透明窗口，供观察工作状态和读取显示数据；底壳设计应考虑安装方便，端子盖设计应考虑测试、安装方便。

3.5.3     接线端子

3.5.3.1 终端对外的连接线应经过接线端子，接线端子及其绝缘部件可以组成端子排。强电端子和弱电端子分开排列，具备有效的绝缘隔离。电流出线端子的结构应与截面为4～6mm2的引出线配合。其它出线端子的结构应与截面为1.5～2.5 mm2的引出线配合，接线端子应便于安装和维护。

3.5.3.2 端子排的绝缘强度应符合本部分3.6.2的要求。

3.5.3.3 端子排的阻燃性能应符合GB/T 5169.11的阻燃要求，试验要求同3.5.2.2。

3.5.4     端子标识及顺序

交流采样输入：Ia+、Ua 、Ia-、Ub、（Ib+）、（Ib-）、Ic+、Uc、Ic-、（Un）；

脉冲输入：脉冲1+、脉冲1-、脉冲2+、……、脉冲4-；

状态量输入：遥信1+、遥信1-、遥信2+、遥信2-；

脉冲测试口：P+、P-、Q+、Q-；

RS-485接口：A1、B1；A2、B2；

控制输出：常闭、公共、常开；

报警输出：报警1、报警2；

门接点输入：门接点+、门接点- ；

辅助电源：DC12+、DC12-。

3.5.5     SIM卡嵌入方式

终端内部结构设计应保证SIM卡接触可靠，可选用抽屉式SIM卡座或翻盖式SIM卡座；SIM卡的安装与更换应保证在不打开终端封印的情况下无法进行。

3.5.6     天线

采用无线信道时，终端上需留有进线孔，便于外置天线接入，且应保证在不打开终端封印的情况下无法使天线由终端上拔出或拆下。

3.5.7     条码

终端出厂前需按湖北省电力公司电能表条码标准编码规则进行编码，终端地址段位由所供供电公司提供，终端初始地址需在出厂前在终端上标明。条码在终端铭牌底部居中位置打印，采用激光刻码方式。包装箱侧面醒目处应粘贴该箱内所有终端的条码。

3.5.8     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，应连接到独立的保护接地端子上。接地端子应有清楚的接地符号。接地端子的截面积应不小于20mm2。

 

3.5.9     电气间隙和爬电距离

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表1规定的最小电气间隙和爬电距离。

 

表1  最小电气间隙和爬电距离

3.5.10 加封印

终端应能加封印：

——门应能加封印；

——机架式终端无门且小机箱为可抽出结构的，小机箱应能加封印，不拆除所加封印，小机箱应无法抽出。

终端应能在关键部位封印，只有拆除封印，方能进行接线、更换天线、更换通信模块、更换SIM卡、编程按键、内部维修等操作。

3.5.11 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。

3.6     

3.6.1     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2所示：

表2  绝缘电阻

3.6.2     绝缘强度

     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3中规定的50 Hz的交流电压，历时1 min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5 mA。                             

                         表3  试验电压                             单位：V

3.6.3     冲击电压

     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4中规定的冲击电压峰值，正负极性各5次。试验时应无破坏性放电（击穿跳火、闪络或绝缘击穿）现象。     

                      

表4 冲击电压峰值                           单位：V    

3.7     

3.7.1     安全防护

主站与终端间的设置和控制报文的传输应有身份认证和加密措施。

3.7.2     通信介质

通信介质可采用无线、有线、电力线载波等。

3.7.3     数据传输误码率

专用无线、电力线载波信道数据传输误码率应不大于10-5，微波信道数据传输误码率应不大于10-6，光纤信道数据传输误码率应不大于10-9，其他信道的数据传输误码率应符合相关标准要求。

3.7.4    通信模块

终端远程通信部分应模块化设计，可热插拔，更换通信模块可使终端通信方式在GPRS、CDMA和ADSL宽带网之间进行切换，更换通信模块时应不需要更换终端其它部分，通过终端界面应能配置通信模块类别和设置网络参数，通信模块更换后应能自动识别网络并自动上线。

通信单元指示灯要求如下所示：

电源灯亮——表示通信模块供电正常。

网络灯亮——表示通信模块处于上线状态。

网络灯闪烁——表示通信模块处于登录过程状态。

网络灯灭——表示通信模块处于不在线状态。

发送灯亮——表示通信模块正处于发送数据状态。

接收灯亮——表示通信模块正处于接收数据状态。

3.7.5    通信流量保护

终端应具备通信超流量保护功能，通信流量保护门限可通过主站设置。若当月已发生的通信流量超过通信流量门限值，终端应主动向主站发送月通信流量超限事件记录，之后终端应向主站发送退出登录后自行下线。如主站需对终端进行数据召测，可以通过短信方式将其唤醒，若在规定时间内终端未接收到主站发送的TCP数据包，或终端没有向主站转发UART口接收的数据，终端应再次自行下线。因通信流量超限下线的终端应于次月零时主动登录上线。月通信流量门限及超流量事件记录格式参见附录C。

注：1）终端仅识别来自短信中心号码的短信并被唤醒。

        2）通信流量约定统计计算报文帧从起始字符（68H）至结束字符（16H）的字节数。

3.7.6    通信方式

终端与无线公网连接方式可分为{yj}在线和xx上线。初次上电、网络掉线或被唤醒后终端应主动登录连接到无线网络，如果登录失败则进入休眠状态，待被再次唤醒或下一个周期重新连接，尝试连接的次数以及时间间隔可以设置。

终端应支持UDP或者TCP连接方式与主站通信，默认为TCP方式；短信连接方式作为辅助方式，用于终端唤醒、对终端进行复位以及远程通信参数配置功能。

终端应支持两套互为备用的IP登录模式，即当主用IP登录3次不能登录成功时，启用备用IP进行登录，当备用IP全为0时，表示备用IP无效。

3.7.7    通信规约

终端与主站的通信规约采用Q/GDW 130－2005《电力负荷管理系统数据传输规约》及湖北增补规约，增补规约见附录C。密码采用2个字节格式。

3.7.8    230M无线电信道

3.7.8.1              工作频率

    采用国家无线电管理委员会分配的频段和地方无线电管理委员会批准的频率点。

3.7.8.2              基本调制参数

    基本调制参数见表5。

表5  基本调制参数

3.7.8.3              接收机电性能

    接收机电性能指标如下：

a)  参考灵敏度：≤1 μV（正常和极限工作温度）；

b)  邻道选择性(±25 kHz)：≥70 dB；

c)  杂散响应抗扰性：≥65 dB；

d)  互调抗扰性：≥65 dB。

3.7.8.4              发射机电性能

    发射机电性能指标如下：

a)  输出载波功率：一般为5 W～10 W，特殊需要时不大于25 W；

b)  载波频率误差：在±7×10-6范围内（正常和极限工作温度）；

c)  发射频偏：≤5 kHz；

d)  杂散射频分量：≤10 μW（25 W电台≤-65 dB）；

e)  启动时间：≤30 ms。

3.7.9     无线公网信道

3.7.9.1              一般要求

     采用无线公网（GSM/GPRS、CDMA等）时，无线收发通信模块的指标应符合通信行业标准YD/T 1214和YD/T 1028及相关标准的规定。

3.7.9.2              工作频率与射频性能

    采用国家无线电管理机构对用于某种业务的相应设备所规定的工作频率范围，工作频率与射频性能要求见表6。

表6 工作频率与射频性能要求

指标	GSM900	GSM1800	CDMA
频率范围	Tx：890～915MHz Rx：935～960MHz	Tx：1710～1785MHz Rx：1805～1880MHz	Tx：825～835MHz Rx：870～880MHz
参考灵敏度	<-102dBm（4级和5级）	<-102dBm（4级和5级）	<-105dBm/1.23MHz
输出功率误差	±6dB（{zd0}功率控制级）	±6dB（{zd0}功率控制级）	+2/-4dB
载波频率误差	在±1×10-7范围内	在±1×10-7范围内	-300 Hz～+300Hz
RMS相位误差	±5。	±5。	——

 

3.7.10 其它信道

    其它信道应符合相关标准规定。

输出回路要求

3.8.1    交流采样输入

配置1路交流采样回路，满足三相四线或三相三线交流模拟电量测量要求。模拟量输入有：

a) 交流电压：输入额定值为100 V或100 V/ 、220 V/380 V，输入电压范围：（0～120%）Un。电压输入回路功率消耗≤0.5 VA（单相）。

b) 交流电流：输入额定值为5 A（或1.5A），输入电流范围：0～6A，能承受200%In连续过载；耐受20倍额定电流过载5s不损坏。电流输入回路功率消耗≤0.25 VA（单相）。

3.8.2    脉冲输入

配置2路脉冲量输入回路，脉冲输入回路应能与DL/T614规定的脉冲参数配合，脉冲宽度为：80ms±20 ms，测量准确度：≤1%。

3.8.3    状态量输入

——至少配置2路二进制状态信号输入回路，输入回路为不带电的开／合切换触点。

——至少配置1路门接点信号输入回路，输入回路为不带电的开／合切换触点。

——每路状态量在稳定的额定电压输入时，其功耗≤0.2W。

——应提供1路状态量辅助电源输出，电压为DC12V±10%，输出电流不小于100mA。该电源和终端内部电源应电气隔离并具有短路限流能力。

3.8.4    控制输出

——至少2路非自保持式开／合双位置控制，出口回路应有防误动作和便于现场测试的安全措施；

——触点额定功率：交流250 V/10 A， 380 V/2 A或直流110 V/0.5 A的纯电阻负载；

——触点寿命：通、断上述额定电流不少于105次。

——每轮控制输出，均有二极管显示指示，表示是否有控制信号输出。

3.8.5    报警输出

——至少1路常开非自保持式告警输出。

3.8.6    本地通信接口

3.8.6.1              RS485一般要求

终端具备2路RS-485本地通信接口实现和电能表以及交流采样装置等外置设备的通信，其中1路RS-485通信口指定为抄表专用接口，另1路RS-485通信接口默认为抄表接口，可根据实际情况进行配置，可用作本地维护接口，也可用作级联接口，与其他智能设备进行通信。

RS485通信接口默认波特率为1200bps，通讯速率在300～19200bps范围内依据参数设置项“F10：终端电能表/交流采样装置配置参数”来设置，其中“300bps”通过通信速率及通信端口号项的“D5～D7”编码“0”来表示（按Q/GDW 130-2005，“0”：表示规约默认的通信速率），即：“D5～D7”编码0～7通信速率依次为：300，600，1200，2400，4800，7200，9600，19200。

3.8.6.2              RS 485抗干扰能力

 RS 485输出端子应能有如下的抗冲击能力：

——8kV静电接触放电无损坏；

——与电源端子间承受4000V的冲击电压试验无损坏；

­——A、B端子间承受380V的交流电压历时5分钟无损坏；

——1kV电瞬变快速脉冲群耦合至通信线路能正常通信；

——各项试验后，终端485端口应能正常通信。

3.8.6.3              红外通信接口

具备一路调制红外接口，默认波特率为1200bps，实现本地数据查询、参数设定等功能。

3.8.7    脉冲测试口

具有交流模拟采集功能终端需配置1路有功、1路无功脉冲测试端子，分别用于交流采样有功功率、无功功率准确度测试，脉冲常数为：8000imp/kWh（imp/kvar）。

参比温度下，终端的内部时钟计时准确度应不大于0.5s/d，启动工作储备36h后，计时准确度应优于1s/d，计时准确度随温度的改变量每24h 应小于0.1s/℃。

在终端停电时应能保证时钟芯片可靠工作三年以上，并具有10年以上的工作寿命。

终端的基本功能见表7。

表7 终端的必备功能和选配功能

序号	项    目		控制型		非控制型
			必备	选配	必备	选配
1	数据采集	状态量采集	√		√
		脉冲量采集	√
		电能表数据采集	√		√
		交流模拟量采集	√		√
2	数据处理	实时和当前数据	√		√
		历史日数据	√		√
		历史月数据	√		√
		电能表运行状况监测	√		√
		电能质量数据统计	√		√
3	参数设置 和查询	时钟召测和对时	√		√
		TA变比、TV变比及电能表脉冲常数	√		√
		限值参数	√		√
		功率控制参数	√
		电能量控制参数	√
		终端参数	√		√
		抄表参数	√		√
		费率时段等参数	√
4	控制	功率定值闭环控制	√
		电能量定值闭环控制	√
		保电/剔除	√
		遥控	√
5	事件记录	重要事件记录	√		√
		一般事件记录	√		√
6	定时任务上报		√		√
7	数据传输	与主站通信	√		√
		中继转发	√		√
		与电能表通信	√		√
8	本地功能	显示相关信息		√		√
		本地状态指示	√		√
		本地维护接口	√		√
		本地设置与查询	√		√
9	终端维护	自检自恢复	√		√
		终端初始化	√		√
		软件升级	√		√
10	中文信息		√		√
	其它功能		√		√

3.11  其它技术要求

其它技术要求满足Q/GDW 129－2005 《电力负荷管理系统通用技术条件》的要求。

4          

4.1.1    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在最近一次主站查询时向其发送该变位信号或终端主动上报。状态量采集周期为1s。

4.1.2    脉冲量采集

终端应能接收电能表输出的无源脉冲，并根据电能表脉冲常数Kp（imp/kWh或imp/kvarh）、TV变比KTV、TA变比KTA计算1 min平均功率，并记录当日、当月功率{zd0}值和出现时间。

脉冲采集计算周期为1min，脉冲输入累计误差应不大于1个脉冲。

功率显示至少3位有效位，功率的转换误差在±1%范围内。

4.1.3    电能表数据采集

  终端通过1路RS-485通信接口能够连接至少8块不同规约的电能表，数据采集周期为1~60min可设。终端与电能表的数据通信规约应支持DL/T 645-1997、DL/T 645-2007和支持《湖北电网电能表通信规约V1.0》、IEC1107规约及湖北省范围内已使用的电能表规约等，并支持远程升级终端电能表规约库，电能表规约编号详见附录B。主站统一按BCD码配置电能表地址，终端应根据电能表类型自动转换，转换规则如下：国标645规约不需转换，IEC1107规约转换为ASCII码，ABB规约转换为BIN数据格式。

 终端应能按设定的抄表日或时间间隔采集、存储电能表数据，采集数据包括：有/无功电能示值、有功{zd0}需量及发生时间、功率、电压、电流、电能表参数和电能表状态等信息，在主站召测时发送给主站。终端记录的电能表数据，应与所连接的电能表显示的相应数据一致。其具体要求如下：

（1）抄表日抄表：终端可保存至少5个抄表日的电能表数据。

（2）数据转发：终端具有将主站命令转发给所连接的智能装置（如电能表、交流采样装置）以及将智能装置返回的信息传送给主站的功能。即终端应按主站指定的RS-485端口号进行数据转发，将主站下发的需转发数据转发给所连接的装置，并将所连接的装置回发的数据直接传回，转发数据不成功时，终端应回否认帧。

（3）终端抄取参与总加的电能表当前总有功功率需在1分钟之内刷新。

（4）在抄表间隔内抄取的数据项至少有：当前有功总及各费率电能示值、三相及总有/无功功率、功率因数，三相电压、电流。

（5）在15min间隔内抄取的数据项至少有：抄表间隔内抄取的数据项、断相统计数据及最近一次断相记录、电能表日历时钟及电能表状态信息、当前/上月总及各费率有/无功电能示值、当月/上月总及各费率量大需量及发生时间等。

（6）终端冻结曲线数据、日、月电能示值和抄表日电能示值数据时，时间误差应小于2min，以日冻结电能示值为例，终端的日冻结示值应为所抄读电能表当日23点58分～次日00点02分范围内的当前电能示值。

（7）抄表方式：通过RS485口、载波或无线等进行抄读电能表数据。通常采用RS485线抄读电能表数据，对于终端与电能表安装地点之间距离较远或不具备安装RS485通信线条件的，终端可通过载波或无线等通信方式进行抄读。

4.1.4    交流模拟量采集

具备交流模拟量采集功能终端，应实时测量电压、电流，计算三相或分相有功功率、无功功率、功率因数，统计电压合格率。交流模拟量采集要求：

a)  测量准确度

交流模拟量采集测量准确度见表8。

表8 准确度等级及误差极限

b)  被测量的参比条件见表9。

表9 被测量的参比条件

 

c)  影响量引起的改变量应满足表10要求。

表10 影响量引起的改变量

4.2.1     实时和当前数据

终端应能生成和存储实时和当前数据。数据内容如表11所示。

表 11 实时和当前数据

序号	项    目	数据源	必备	选配
1	总加实时有功功率	总加组	√
2	总加实时无功功率	总加组	√
3	当日/月总加有功电能量（总、各费率）	总加组	√
4	当日/月总加无功电能量（总、各费率）	总加组	√
5	终端当前剩余电量（费）	总加组	√
6	电能表当前有/无功电能示值（总、各费率）	电能表	√
7	电能表上月有/无功电能示值（总、各费率）	电能表	√
8	电能表当前有功{zd0}需量及发生时间（总、各费率）	电能表	√
9	实时三相总有功功率	测量点	√
10	实时分相有功功率	测量点		√
11	实时三相总无功功率	测量点	√
12	实时分相无功功率	测量点		√
13	实时电压、电流	测量点	√
14	A B C三相断相统计数据及最近一次断相记录	测量点	√
15	小时冻结电压、电流	测量点	√
16	终端版本信息	终端	√
17	终端时钟	终端	√
18	终端参数设置状态	终端	√
19	终端通信状态	终端	√
20	终端控制设置状态	终端	√
21	终端当前控制状态	终端	√
22	开关状态及变位标志	终端	√
23	终端事件计数器当前值	终端	√
24	终端告警事件标志状态	终端	√
25	电能表日历时钟及电能表状态信息	电能表	√

4.2.2     历史日数据

终端能将采集的数据在日末零点形成各种历史日数据，至少保存8个测量点、8个总加组的最近15天历史日数据，曲线的冻结密度为15min，数据内容如表12所示。

表 12 日数据内容

序号	项    目	数据源	必备	选配
1	日正向有/无功电能示值、一/四象限无功电能示值（总、各费率）	电能表	√
2	日反向有/无功电能示值、二/三象限无功电能示值（总、各费率）	电能表	√
3	日正向有/无功{zd0}需量及发生时间（总、各费率）	电能表	√
4	日反向有/无功{zd0}需量及发生时间（总、各费率）	电能表	√
5	日正向有功电能量（总、各费率）	总加组	√
6	日正向无功电能量（总、各费率）	总加组	√
7	日反向有功电能量（总、各费率）	总加组	√
8	日反向无功电能量（总、各费率）	总加组	√
9	日总{zd0}有功功率及发生时间、有功功率为零时间	测量点		√
10	日总{zd0}需量及发生时间	测量点		√
11	电压统计数据	测量点		√
12	不平衡度越限累计时间	测量点		√
13	电流越限统计	测量点		√
14	视在功率越限累计时间	测量点		√
15	电能表断相数据、失压数据	测量点	√
16	日功率因数区段累计时间	测量点		√
17	终端日供电时间、日复位累计次数	终端	√
18	终端日控制统计数据	终端	√
19	总加有功功率曲线	总加组	√
20	总加无功功率曲线	总加组	√
21	总加有功电能量曲线	总加组	√
22	总加无功电能量曲线	总加组	√
23	有功功率曲线	测量点	√
24	无功功率曲线	测量点	√
25	电压曲线	测量点	√
26	电流曲线	测量点	√
27	正向有功总电能量曲线	测量点		√
28	正向无功总电能量曲线	测量点		√
29	反向有功总电能量曲线	测量点		√
30	反向无功总电能量曲线	测量点		√
31	正向有功总电能示值曲线	测量点	√
32	正向无功总电能示值曲线	测量点	√
33	反向有功总电能示值曲线	测量点		√
34	反向无功总电能示值曲线	测量点		√
35	总功率因数曲线	测量点	√

4.2.3     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3个月的月数据，数据内容如表13所示。

表 13  月数据内容

序号		项    目	数据源	必备	选配
1		正向有/无功电能示值、一/四象限无功电能示值（总、各费率）	电能表	√
2		反向有/无功电能示值、二/三象限无功电能示值（总、各费率）	电能表	√
3		电能表正向有/无功{zd0}需量及发生时间（总、各费率）	电能表	√
4		电能表反向有/无功{zd0}需量及发生时间（总、各费率）	电能表	√
5		月正向有功电能量（总、各费率）	总加组	√
6	月正向无功电能量（总、各费率）		总加组	√
7	月反向有功电能量（总、各费率）		总加组	√
8	月反向无功电能量（总、各费率）		总加组	√
9	月总{zd0}有功功率及发生时间、有功功率为零时间		测量点		√
10	月总有功{zd0}需量及发生时间、总有功{zd0}需量及发生时间		测量点	√
11	月电压统计数据		测量点		√
12	月不平衡度越限累计时间		测量点		√
13	月电流越限统计		测量点		√
14	月视在功率越限累计时间		测量点		√
15	月功率因数区段累计时间		测量点		√
16	终端月供电时间、月复位累计次数		终端		√
17	终端月控制统计数据		终端	√
18	总加超功率定值的月累计时间、月累计电能量		总加组		√
19	总加超月电能量定值的月累计时间、累计电能量		总加组		√

 

4.2.4     电能表运行状况监测

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。可监测的主要电能表状况有：电能表参数变更、电能表时间超差、电表故障信息、电能表示度下降、电能量超差、电能表飞走、电能表停走等。

4.2.5    电能质量数据统计

4.2.5.1        电压监测越限统计

具有交流采样的终端应具有电压偏差监测及电压合格率统计的功能。对被监测电压采用有效值采样，其采样周期每秒至少1次，并作为预处理值贮存。1min 作为一个统计单元，取1min 内电压预处理值的平均值，作为被监测点电压测量值。

具有按月统计的功能，按照设定的允许电压上、下限值，统计：

——电压合格率及合格累计时间；

——电压超上限率及相应累计时间；

——电压超下限率及相应累计时间。

能够保存最近12个月的统计数据；其统计结果保存在非易失存储器中，可与有功、无功电能量同步读取。月电压合格率需扩展，增补规约详见附录C。

4.2.5.2        功率因数越限统计

具有交流采样的终端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，记录每月功率因数越限值发生在各区段的累计时间。

能够保存最近12个月的统计数据；其统计结果保存在非易失存储器中，可与有功、无功电能量同步读取。

终端接收并保存主站设置的参数，终端和测量点参数设置项目详见《Q/GDW 129-2005电力负荷管理系统通用技术条件》中4.3.10.3参数设置和查询。

    (１) 终端默认通电10分钟内不允许继电器动作，但能够接收主站的控制命令。10分钟后，自动进入正常状态。

    (２)终端控制功能分为遥控和本地闭环控，遥控优先级要高于本地闭环控，且多个总加组应都能实现控制功能。

4.4.1    功率定值闭环控制

4.4.1.1        一般要求

(１)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{zg}的功率控制类型。在参数设置、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。各类功率控制定值先要和保安定值比较，如大于保安定值就按功率控制定值执行，小于保安定值就按保安定值执行。

(２)自动控制功能

a）在控制时间段、功率定值都符合要求的条件下，经过告警时间后，终端发出第1轮跳闸命令，形成事件记录并上报控制信息。

b）当跳闸后测量值小于定值时，经过告警时间后，自动给出允许合闸信号；如跳闸后测量值仍然大于定值，重复a）过程，其中第1轮跳闸命令改为第2轮跳闸命令。

4.4.1.2        时段功控

控制过程：

a）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设置相应参数。

b）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。

c）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。

4.4.1.3        厂休功控

控制过程：

a）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设置相应参数。

  b）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。

c）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。

4.4.1.4        营业报停功控

控制过程：

a）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设置相应参数。

b）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。

c）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。

4.4.1.5        当前功率下浮控

控制过程：

    a）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。

    b）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。

    c）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。

4.4.1.6        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。

4.4.2    电能量定值闭环控制

4.4.2.1        控制类型

电能量定值闭环控制可分为月电控、购电量（费）控、催费告警三种控制类型。

4.4.2.2        月电控

控制过程：

a）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设置月电能量定值、浮动系数及控制轮次等相应参数，并有音响（或语音）告警通知客户。

    b）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，当终端采集当月累计有功总电量达到或者超过当月电量定值（月电量定值×（1+月电量浮动系数））的80%时，进行声光报警，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。

c）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。

4.4.2.3        购电控

    a）主站向终端下发购电量(费)控参数设置命令，包括购电单号、购电量（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设置相应参数，并有音响（或语音）告警通知客户。

b）主站向终端下发购电量(费)控投入命令，终端收到该命令后显示“购电控投入”状态，自动执行购电量(费)闭环控制功能。终端监测剩余电能量（本次剩余电量=上次剩余电量-本抄表周期内使用电量），如剩余电能量(或电费)小于设定的告警门限值，应能发出音响告警信号；进入购电控报警状态后，终端在每个整点音响（或语音）报警1次，报警1分钟；剩余电能量(或电费)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。

c）终端自动执行购电量（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。

d）购电量（费）控解除或重新购电使剩余电能量(或电费)大于跳闸门限时，终端允许客户合上由于购电量（费）控引起的跳闸开关。

e）关于购电方式的说明：

——追加：剩余购电量(费)=本次购电量(费)+剩余购电量(费)

——如果本次购电单号与上次相同，则认为电量(费)已经追加，不再作追加操作（回否认帧）。

——刷新：剩余购电量(费)=下发电量(费)。

——如果本次刷新单号与上次相同，则认为电量(费)已经刷新，不再作刷新操作（回否认帧）。

——主站向终端下发购电量(费)控投入命令后，购电控投入对应总加组剩余电量（费）即开始计算。

——终端处于保电状态下，剩余电量（费）应继续计算。

4.4.2.4        催费告警

控制过程：

    a）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设置相应参数，并有音响（或语音）告警通知客户。

b）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。

c）告警时间默认为8时至20时，每小时整点告警1次，持续1分钟。

4.4.2.5        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。

4.4.3    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。

4.4.4    遥控

4.4.4.1        遥控跳、合闸

    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（即跳闸后第1分钟至第2分钟的平均功率）等，显示屏应显示执行结果。

终端接收到主站的允许合闸控制命令后，应有音响（或语音）告警通知客户，允许客户合闸。

4.4.4.2        通信控制

终端应能接收并执行主站的允许/禁止通话和允许/禁止主动上报命令。

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。每条记录的内容包括事件类型、发生时间及相关情况。

对于主站设置的重要事件，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，并可以通过主站请求访问召测事件记录，对于采用平衡传输信道的终端应直接将重要事件主动及时上报主站。对于主站设置的一般事件，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。

终端记录的主要事件及数据源见表14。其中27、28、29扩展事件记录详见附录C。部分异常报警判定处理规范详见附录D。

表 14 事件记录项目

序号	事件项目	数据源	控制型	非控制型
1	数据初始化和版本变更记录	终端	√	√
2	参数丢失记录	终端	√	√
3	参数变更记录	终端	√	√
4	状态量变位记录	终端	√	√
5	遥控跳闸记录	终端	√
6	功控跳闸记录	终端	√
7	电控跳闸记录	终端	√
8	电能表参数变更	电能表	√	√
9	电流回路异常	电能表、交流采样	√	√
10	电压回路异常	电能表、交流采样	√	√
11	相序异常	电能表、交流采样	√	√
12	电能表时间超差	电能表	√	√
13	电表故障信息	电能表	√	√
14	终端停/上电事件	终端	√	√
15	电压/电流不平衡越限	电能表、交流采样	√	√
16	购电参数设置记录	终端	√
17	消息认证错误记录	终端	√	√
18	终端故障记录	终端	√	√
19	有功总电能量差动越限事件记录	电能表、交流采样	√	√
20	电压越限记录	电能表、交流采样	√	√
21	电流越限记录	电能表、交流采样	√	√
22	视在功率越限记录	电能表、交流采样	√	√
23	电能表示度下降	电能表、交流采样	√	√
24	电能量超差	电能表、交流采样	√	√
25	电能表飞走	电能表、交流采样	√	√
26	电能表停走	电能表、交流采样	√	√
27	终端RS485抄表失败事件记录	电能表	√	√
28	终端与主站通信流量超门限事件记录	终端	√	√
29	电能表运行状态字变位事件记录	电能表	√	√

ERC4状态量变位记录说明：

——对于门接点状态量发生变位时，其在事件（ERC4）中的状态量序号用第8位表示。

——端子盖被开启时，其在事件（ERC4）中的状态量序号用第7位表示，置“1”：端子盖开启，置“0”：端子盖闭合。

对于具有交流采样功能终端的说明：

——判定电流越限、电压越限、视在功率越限、不平衡度越限、电压断相、电压失压等事件的发生或恢复时，需持续一定时间才有效，要求该持续时间可设置，该参数设置需增补，详见附录C。

——判定电流不平衡度事件发生，需有一定的电流值才有效，即发生电流不平衡事件的前提条件是三相（三相四线时）或二相（三相三线时）电流的{zd0}电流值大于电流不平衡度门限值时才有效，该参数需增补，详见附录C。

定时任务上报功能

终端可以根据需要，对终端的定时1类和定时2类数据任务进行配置，通过设置允许终端主动上报命令，及时上报或召测定时1类和定时2类数据任务。

定时1类数据任务根据参数项F65：定时发送1类数据任务进行设置并主动上报，要求发送基准时间、定时发送周期等可以设置，且要求上报前1分钟采集的实时数据；如基准时间设置为：00点01分，定时发送周期为15分钟，则00点16分时应上报数据，上报数据采集时间应为00点15分的数据，且此时上报的数据与00点15冻结的数据保持一致。

定时2类数据任务根据参数项F66：定时发送2类数据任务设置并主动上报，要求发送基准时间、定时发送周期等可以设置；当设置为曲线类数据任务时，要求上报当天已冻结的曲线数据；如：基准时间设置为：00点00分，定时发送周期为15分钟，则00点15分时应上报当天00点00分时冻结的曲线数据，00点30分时应上报当天00点15分时冻结的曲线数据。

4.7.1    与主站通信

与主站通信要求：

a) 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、{zd0}需量、电能示值、状态量等各种信息。

b) 终端可通过通信协议的一致性检验测试。

c) 具有重要数据和参数设置、控制报文的传输应有安全防护措施。

d) 采用230 MHz专用信道的终端应设长发限制，长发限制时间可以设置为1～2 min。

e）采用无线公网信道的终端应采取流量控制措施。

4.7.2    中继转发

   对于具有中继转发功能的终端应能按需求设置中继转发的功能。

4.7.3    与电能表通信

   终端与电能表通信，可以接受主站的数据转发命令，将电能表的数据通过远程信道直接传送到主站。

4.8.1    显示相关信息(推荐采用)

终端液晶显示选用160×160点阵，窗口尺寸64mm×64mm的液晶屏。显示屏选用宽温型液晶显示模块，显示色为黑色，背景色为灰色，背光灯白色。终端要求菜单显示方式，显示内容详见附录E。使用的面板按键及指示灯排列如下所述：

终端面板按键采用6键，具体含义如下：

?         ：表示光标上移或光标数字增大（0～9）。

?         ：表示光标下移或光标数字减小（0～9）。

?         ：表示光标右移或向后翻屏。

?         ：表示光标左移或向前翻屏。

：表示确认光标选定内容。

：表示进入上级菜单画面。

运行指示灯要求如下：

运行红灯亮——表示终端运行正常；

运行红灯灭——表示终端运行不正常。

功控红灯亮——表示终端时段控、厂休控、当前功率下浮控或营业报停控至少有一种控制投入；

功控红灯灭——表示终端时段控、厂休控、当前功率下浮控和营业报停控都解除。

电控红灯亮——表示终端购电控或月电量控投入。

电控红灯灭——表示终端购电控和月电量控解除。

一轮～二轮红灯亮——表示终端相应轮次处于分闸状态；

一轮～二轮红灯闪烁——表示终端相应轮次处于告警状态；

一轮～二轮红灯灭——表示终端相应轮次处于合闸状态。

4.8.2    本地状态指示

    终端应有本地状态指示，指示终端电源、通信、抄表等工作状态，通信、抄表的发送和接收分开指示，接并可显示当前用电情况、抄表数据、终端参数、维护信息等。

4.8.3    本地维护接口

    终端应有本地维护接口，通过维护接口设置终端参数，进行软件升级等。

4.8.4    本地设置和查询

终端应有本地设置功能，可通过按键，依据密码可本地设置和查询本机地址及行政区码、主站IP地址和端口、ＡＰＮ、虚拟专网用户名及密码、虚拟专网工作方式等通信参数。

4.9   终端维护

4.9.1    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。

4.9.2    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。

对终端初始化的几点说明：

——硬件初始化：终端硬件复位一次；

——数据区初始化：数据初始化对数据区全部清零，包括电能表、脉冲和交采数据区；

——参数区初始化：参数区初始化对参数区和数据区进行清零，参数区初始化后，终端密钥初始化为00，但已设置的通信参数保留。

——数据区和参数区初始化，应将事件记录区同时清零，随后再生成ERC1事件，记录有关初始化信息。

——终端在本地设置状态下，维护人员可通过显示界面或掌上机对终端进行复位操作，但必须有权限保护或操作口令。

——终端出厂前，应确保终端遥控、功控、电控解除，终端处于保电状态，各轮次处于合闸状态，出厂前需进行终端数据区初始化和参数区初始化，确保终端内不含调试参数和数据。

4.9.3    软件升级

终端软件可实现在线软件下载，有以下方式：

1）本地下载；

2）远程下载。

终端应支持断点续传，升级过程不应影响终端的正常使用。若软件升级失败或异常，不能因此影响原终端软件的正常使用。

终端可以接受主站发来的中文信息，用以向客户发布简短的用电信息、停限电通知等，进行用电指导，终端可至少保存10条中文信息记录，每条中文信息80个汉字，并有查看标记。汉字编码标准符合国标内码要求。

    终端其它功能有：

a)  终端版本信息：终端应能通过本地显示或远程召测查询终端版本信息。

b)  通信流量统计：终端应能统计与主站的通信流量。

4.12   

4.12.1 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，电源电压恢复后终端存储数据无变化，并能正常工作。

4.12.2 工频磁场抗扰度

    终端应能抗御频率为50 Hz、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。

4.12.3 射频辐射电磁场抗扰度

    终端应能承受工作频带以外如表15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。

4.12.4 射频场感应的传导骚扰抗扰度

    终端应能承受频率范围在150kHz~80MHz、试验电平为10V的射频场感应的电磁骚扰不发生错误动作和损坏，并能正常工作。

表15 阻尼振荡波、电快速瞬变脉冲群、浪涌、磁场试验的主要参数

试验项目	等级	试验值	试验回路
阻尼振荡波	2	1.0 kV（共模）	交流电压、电流输入，状态信号输入， 控制输出回路
	4	2.5 kV（共模），1.25 kV（差模）	电源回路
电快速瞬变脉冲群		1.0 kV（耦合）	通信线，脉冲信号输入线
	3	1.0 kV	状态信号输入、控制输出回路 （≤60 V）
	4	2.0 kV	交流电压、电流输入，控制输出回路 （＞60 V）
	4	4.0 kV	电源回路
浪涌	2	1.0 kV（共模）	状态信号输入，控制输出回路 （≤60 V）
	3	2.0 kV（共模）	控制输出回路（＞60 V）
	4	4.0kV（共模），2.0kV（差模）	电源回路
射频辐射电磁场	3	10 V/ m	整机
	4	30V/m	整机
工频磁场		400 A/ m	整机
射频场感应的传导骚扰	3	10V	电源回路

4.12.5 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8 kV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，并能正常工作。

4.12.6 电快速瞬变脉冲群抗扰度

    终端应能承受如表15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。

4.12.7 阻尼振荡波抗扰度

    终端应能承受强度如表15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。

4.12.8 浪涌抗扰度  

    终端应能承受如表15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。

4.13   

    终端在连续通电工作时,，其各项功能和性能应满足相关要求。

4.14   

    终端的可靠性指标是平均无故障工作时间（MTBF），规定低压集抄终端的MTBF≥7.6×104h；其它终端的MTBF≥2×104h。

附　录　A

终端型号标识代码命名

终端类型标识代码如下：

XX X XX X－XXXX

                       产品代号

                              温度级别

                         I/O配置

                         上行通信信道

                             终端分类

终端类型标识代码分类说明见下表。

终端类型标识代码分类说明

XX	X	X	X	X	-XXXX
终端分类	上行通信信道	I/O配置		温度级别	产品代号
FK－有控制专变终端 FC－无控制专变终端	W－230MHz专网 G－无线G网 C－无线C网 J－微功率无线 Z－电力线载波 L－有线网络 P－公共交换电话网 T－其它	I/O配置： A－交流模拟量输入 B－基本型 D－外接装置	1～9－1～9路控制出/双位置状态入/脉冲入 A～W－10～32路控制出/双位置状态入/脉冲入 X－大于32路	1－C1 2－C2 3－C3 4－CX	由不大于8位的英文字母和数字组成。英文字母可由生产企业名称拼音简称表示，数字代表产品设计序号

附　录　B

电能表规约编号

0//无效、1//DL/T645-1997规约、2//交流采集、3//预留、4//兰吉尔D表、5//兰吉尔B表、6//鄂规（多功能）、7//浩宁达、8//ABB方表、9//ABB圆表、10//预留、11//预留、12//威胜4.0、13//红相MK6、14//红相MK3、15//鄂规（简易多功能）、16//兰吉尔U表、17//鄂规（普通电子式电能表）、18//鄂规（居民复费率电能表）。19// DL/T645-2007。

6与15区分湖北电网内的两种表，即：多功能和简易多功能，其差异详见《鄂规通信规约V1.0》中的4、多功能电能表和5、简易多功能电能表。

17、18两规约编号，17为《鄂规通信规约V1.0》中的6、普能电子式电能表，18为《鄂规通信规约V1.0》中的7、居民复费率电能表。

附　录　C

（规范性附录）

湖北增补通信规约

C.1　F29：持续时间

AFN=04H，F29持续时间

                  持续时间取值范围：1min～60min。

C.2　F30：不平衡度电流门限

AFN=04H，F30不平衡度电流门限

                不平衡度电流门限取值范围：1% Ib～200% Ib。

C.3　F63：终端与主站通信流量门限

AFN=04H，F63终端与主站通信流量门限

——月通信流量门限为0，表示系统不需要终端进行流量控制。

C.4　F10：终端与主站当日、月通信流量

AFN＝0CH，F10终端与主站当日、月通信流量

C.5　F39：月电压合格率

AFN＝0DH，F39月电压合格率

C.6　F53：终端与主站日通信流量

AFN＝0DH，F53终端与主站日通信流量

C.7　 F54：终端与主站月通信流量

               AFN＝0DH， F54：终端与主站月通信流量

C.8　ERC31：485抄表失败事件记录

   ERC31事件记录的数据格式见下表：

数据内容										数据格式	字节数
D7/D15	D6/D14	D5/D13		D4/D12	D3/D11		D2/D10	D1/D9	D0/D8
ERC=31										BIN	1
长度Le										BIN	1
发生时间：分时日月年										数据格式15	5
D15：起/止标志			D14~ D12：备用			D11~D0：pn（测量点号1~2048）				BIN	2
最近一次抄表成功时间：分时日月年										数据格式15	5
最近一次抄表成功正向有功总电能示值										数据格式14	5
最近一次抄表成功正向无功总电能示值										数据格式11	4

——起/止标志：置“1”：发生，置“0”：恢复。

C.9　ERC32：终端与主站通信流量超门限事件记录

         ERC32事件记录的数据格式见下表：

C.10　ERC33：电能表运行状态字变位事件记录

 ERC33事件记录的数据格式见下表：

    ——电表运行状态字1~7定义见本部分DL/T 645-2007，且该事件适用于满足DL/T 645-2007规约的电能表。

附　录　D

（规范性附录）

终端异常报警判定处理规范

报警事件可能来源于电表、终端或由终端处理后产生，处理原则如下：

a）在数据信息来源充分的条件下报警事件应同时对终端和电能表进行判断，只要判断条件满足终端和电能表的报警事件均应上报。

b）严格以测量点区分是对终端（或终端回路）的报警还是对电表（或电表回路）的报警。

c）报警附加数据信息（电能示值、电压、电流、功率等）以相对应测量点数据为准。

d）任何报警事件上报必须包含报警发生时间及相关信息。

e）终端应具备通信碰撞处理功能。当有多台终端同时主动上报，报警上报阻塞时（连续发送3次，每次间隔30秒，没有收到主站应答），应将该报警事件按先进先出原则存至终端；一旦检测到通讯链路恢复正常，立即上报该事件。若依然没能成功，则继续存至终端；若该事件上报成功，则在先进先出的待报警数据库（缓存队列或文件）中删除该事件。终端缓存队列必须有保存512条记录的能力。对只有告警产生（无恢复）的报警由终端自身检测到该项事件是否恢复，决定是否重新判断该类事件的报警。

）终端事件记录配置由参数F8设置，事件记录有效标志位决定对应事件是否需要记录，通过标志事件重要性等级标志位决定对应事件是否为重要事件，重要事件发生后，如果通道具备主动上报条件，应主动上报事件记录，如不具备主动上报条件，通过ACD置位上报；非重要事件发生后，只进行记录。通过投入控制命令F29“允许终端主动上报”决定事件发生后，终端能否主动上报。

D.2　部分告警事件判定说明

失压

a）定义：

失压是指在有负荷电流条件下，电能计量回路TV二次侧任意一相电压小于设定值，通常指TV二次侧发生故障，而供电线路正常、负荷正常用电的情况。

b）事件发生

判定条件：电压小于失压门限电压，电流大于启动电流，且持续时间大于连续失压限值时间。

失压门限电压：默认为78%Un。

启动电流：默认为0.5% In。

连续失压限值时间：默认为5分钟。

1）三相三线终端

当任意一电压值（Uab或Ucb）小于失压门限电压时，则表明可能某相电压失压，然后找出电压值{zd0}的电压元件，与{zd0}电压无关的那一相电流若大于启动电流，判断该相失压。如Uab{zd0}且Ic大于启动电流，则C相失压，若Ucb{zd0}且Ia大于启动电流，则A相失压。

2）三相四线终端

Ua、Ub、Uc（相电压）任意一相或两相值小于等于失压门限电压且对应电流大于启动电流则判该相或该两相失压。

c）事件结束

结束判定条件：电压大于等于返回电压，且持续时间大于设定的判断恢复时间。

返回电压：默认为85%Un。

1）三相三线终端

Uab、Ucb都大于返回电压，判断失压恢复。

2）三相四线终端

当缺相电压值大于返回电压时，判断失压恢复。

d）处理要求

——应主动上报事件发生时间、缺相相别以及当时电量。

——停电时应记录当时状态以保证事件的完整性和连续性。  

断相

a）定义：断相是指供电线路任意相发生故障，电压小于设定值，此时该相负荷也停止供电的情况。

b）事件发生

判定条件：电压小于断相门限电压，同时电流小于启动电流，且持续时间超过判定时间。

断相门限电压：默认为78%Un。

启动电流：默认为0.5% In。

判断时间：默认为5分钟，可通过持续时间设置。

1）三相三线终端

当任意一电压值（Uab或Ucb）小于启动电压时，则表明可能某相电压断相，然后找出电压值{zd0}的电压元件，与{zd0}电压无关的那一相电流小于启动电流，则判定该相断相，如Uab{zd0}且Ic小于启动电流，则C相断相；若Ucb{zd0}且Ia小于启动电流，则A相断相。

2）三相四线终端

Ua、Ub、Uc（相电压）任意一相或两相值小于等于断相门限电压且对应的电流值小于启动电流时，则判该相或该两相断相。

c）事件结束

结束判定条件：电压大于等于返回电压，且持续时间大于设定的判断恢复时间。

返回电压：默认为85%Un。

判断恢复时间：默认为5分钟。

1）三相三线终端

Uab、Ucb都大于返回电压时，判断断相恢复。

2）三相四线终端

当断相电压值大于返回电压时，判断断相恢复。

d）处理要求

——要求主动上报事件发生时间、断相相别等。

终端停电（断电、掉电）

a）定义

终端在失去输入交流电压的情况下无法正常工作。一般情况下指通过TV接入的的终端，其TV一次侧或二次侧发生故障，或供电线路停电。

b）事件发生

判定条件：终端主电源电路不能正常工作。

c）异常处理要求

——终端停电与终端缺相可能同时发生，允许同时产生两类事件。

——终端在停电时生成并上报停/上电事件，上电时间填写“最近一次上电时间”。

终端上电

a）定义

终端供电电压恢复正常，终端可正常工作。

b）事件发生

判定条件：终端由停电状态转为交流电源工作转态。

c）异常处理要求

——终端上电时生成并上报停/上电事件，记录包含完整的的停、上电时间。

电压逆相序

a）定义

当三相电压Ua、Ub、Uc的过零顺序不是Ua、Ub、 Uc顺序关系时则判为电压逆相序。

b）判断方法

              （a）三相三线示意图                        （b）三相四线示意图

1）三相三线终端

通过 Uab、Ucb电压的过零顺序和过零间隔判断，以2个Uab或Ucb过零周期计算电网频率周期T（电网频率50Hz±5Hz，周期为20ms±2ms），若Uab过零后至Ucb过零的时间ΔT=5/6T±1ms为正常 ，否则判为逆相序。

2）三相四线终端

若三相电压Ua、Ub、Uc的过零顺序满足Ua、Ub、Uc的关系即为正常，否则判为逆相序。

电流反极性

a）定义

电流反极性指某相电流二次侧回路（进线和出线接反）同名端错接而造成计量错误。

b）判断方法

1）三相三线判断条件：A相电流反极性条件：120°<相角<300°（此处相角是指Uab与Ia之间的夹角，以Uab为基准，顺时针方向为正）；C相电流反极性条件：60°<相角<240°（此处相角是指Ucb与Ic之间的夹角，以Ucb为基准，顺时针方向为正）；B相不判断。

2）三相四线判断条件：当检测到90°<相角<270°（此处相角是指各相电压与对应相电流的夹角，以各相电压为基准，顺时针方向为正）即判断报警发生；

c）异常处理要求

——当电流大于5%Ib时才开始判断该相电流是否反极性。

——对自发电用户，由于可能出现反向潮流的情况，屏蔽该项功能。

D.2.7 TA二次侧开路

a）定义

由于人为因素或其它原因使TA二次侧计量回路断开，导致无法准确计量。

b）判断方法

TA二次开路时，终端电流采样回路的输入特性将发生变化，通过对此特性的状态检测来判断TA二次侧各相别开路开始或恢复，并产生相应的告警。

D.2.8 TA二次侧短路

a）定义

由于人为因素或其它原因在TA二次侧短路，导致无法准确计量。

b）判断方法

TA二次侧短路时，终端电流采样回路的输入特性将发生变化，通过对此特性的状态检测来判断TA二次侧各相别短路开始或恢复，并产生相应的告警。

D.2.9 终端RS485故障发生

a）定义

终端通过RS485采集所有电能表数据失败，报终端故障，按ERC21执行。

b）判断方法

当终端连续三个采样周期数读取所有电能表据失败时，则产生告警。

D.2.10 终端RS485抄表失败事件记录

a）定义

终端通过RS485采集任意一块电能表数据失败，终端报RS485抄表失败事件记录，按ERC31执行，ERC31数据格式见附录C。

b）判断方法

当终端连续三个采样周期数读取某一电能表据失败时，则产生告警。

c）异常处理要求

终端RS485故障发生和终端RS485抄表失败事件记录可能同时，允许同时产生两类事件。

 

附　录　E

（规范性附录）

推荐显示要求

终端提供160*160点阵液晶显示屏，能够显示当前用电情况、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）等，终端主菜单示意图如下图所示，在此菜单下可以通过按键查看各主菜单下的子菜单。

终端主菜单示意图

终端顶层状态栏各符号含义如下表所示。

顶层状态栏各符号含义

	信号强度指示：{zg}是4格，{zd1}是1格。 当信号只有1～2格时，表示信号弱，通信不是很稳定。信号强度为3～4格时信号好，通信比较稳定。
	上线显示：当已经上线，获得正常IP地址分配时显示。
	通信状态指示：当已经建立了TCP连接，正常传送数据时显示 G表示采用GPRS通信方式 C表示CDMA通信方式 L表示以太网有线通信方式
	异常告警指示，表示终端或测量点有异常情况。当终端发生异常时，该标志将闪烁显示。
	表示终端进入保电状态
12:00:00	表示当前时刻的小时和分钟，格式为：hh:mm:ss

主菜单主要由实时数据、测量点数据、总加组数据、购电信息、参数定值、中文信息、终端信息、参数设置、系统管理及调试信息组成，可通过“上翻”、“下翻”、按键来选择菜单项目。在子菜单画面可通过“上翻”、“下翻”、“左翻”、“右翻”按键进入不同的显示界面。按“确认”可以选中当前的菜单项或进入当前菜单项的显示界面，按“返回”可从下级菜单回到相应的上级菜单。

在菜单树中，第9、10、11等三个子菜单属于隐藏菜单，只有在开启尾盖后方可xx菜单,然后输入正确的密码以后才能进行相应的操作，默认密码为1111。

各级菜单树型结构如下表所示：

各级菜单树型结构示意图

主菜单	子菜单			显示内容
1．实时数据	终端时钟			年月日、时分秒、星期
	控制状态			下浮控  解除/投入
				报停控  解除/投入
				厂休控  解除/投入
				时段控  解除/投入
				月电控  解除/投入
				购电控  解除/投入
				保电    解除/投入
	开关状态			1~2路开关、变位、属性情况
	功控记录			功控记录（最近2次）
	电控记录			电控记录（最近2次）
	遥控记录			遥控记录（最近2次）
	失电记录			失电及恢复时间（最近5次）
2.测点数据	脉冲测量点			实时功率
				累计脉冲个数
				累计电能量
	交采测量点			电压
				电流
				相角
				功率因数
				总功率
				累计电能量
	电能表测量点			表地址
				正/反向有功总、尖、峰、谷——kWh
				一、二、三、四象限无功——kvarh
3.总加组数据	总加组功率			各总加组实时功率
	总加组电量			当日电能量（有功、总、尖、峰、平、谷、无功总）
				当月电能量（有功、总、尖、峰、平、谷、无功总）
4.购电信息	购电单号
	追加或刷新
	购前电量（费） ------- kWh/厘（MWh/元）
	购后电量（费）------- kWh/厘（MWh/元）
	报警门限 ------- kWh/厘（MWh/元）
	跳闸门限 ------- kWh/厘（MWh/元）
	轮次跳闸电量（费） ------- kWh/厘（MWh/元）
	剩余电量（费） ------- kWh/厘（MWh/元）
5．参数定值	时段控参数			功控时段
				定值浮动系数
				当前方案定值、投入轮次
	厂休控参数			厂休控定值
				起始时间
				持续时间
				厂休日
				投入轮次
	营业报停控参数			报停控定值
				起始时间
				结束时间
				投入轮次
	下浮控参数			下浮控功率定值
				下浮控浮动系数
				当前功率
				控制时间
				投入轮次
	月电控参数			本月累计用电量
				月电控电量定值
				月电控定值浮动系数
				投入轮次
	Kv Ki Kp			各路脉冲Kp配置和各测点 Kv、Ki配置
6.中文信息	最近重要信息5条
	最近常规信息5条
7．统计信息	历史日统计数据		交采电压信息
			交采电流信息
			交采功率因数信息
			日供电时间
			复位次数
			日控制次数
	历史月统计数据		交采电压信息
			交采电流信息
			交采需量信息
			月供电时间
			复位次数
			月控制次数
8. 终端信息	行政区码
	终端地址
	软件版本
	主站IP地址、端口号
	备用IP地址、端口号
	APN
9.终端参数设置	终端时间设置
	行政区码及地址设置
	通信参数	信道类型（GPRS模式默认）
		连接方式（TCP方式默认）
		心跳时间
		重播间隔
		重播次数
		自动掉线线时间
	主站IP及端口号设置
	备用IP地址、端口号
	APN设置
	脉冲测点配置
	电能表/交采测点配置
	总加组配置
	状态量配置
10.系统管理	变更密码
	重启终端
	数据初始化
	参数初始化
11.调试信息	485口设置
	终端登录状态