III型专变采集终端公网技术协议(试用).doc

1、国家电网公司20XX 年电能表（含采集设备）第 X 批项目专变采集终端(公网 )技术协议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 .32供货进度安排 .33项目实施各方职责 .33.1吉林省电力有限公司 .33.2供货方公司全称 .33.3各地区供电公司（通化、延边、松原、白城、四平、辽源）. 34 技术要求 .44.1.1气候和大气环境条件 .44.1.2机械影响 .54.1.3工作电源 .54.1.4结构 .64.1.5绝缘性能要求 .74.1.6数据传输信道 .84.1.7输入 / 输出回路要求 .84.1.8主要元器件要求 .94.1.9数据采集 .104.

2、1.10数据处理 .104.1.11参数设置和查询 .124.1.12控制 .144.1.13事件记录 .174.1.14数据传输 .174.1.15本地功能 .184.1.16终端维护 .184.1.17电磁兼容性要求 .184.1.18电压暂降和短时中断 .184.1.19工频磁场抗扰度 .184.1.20辐射电磁场抗扰度 .194.1.21静电放电抗扰度 .194.1.22电快速瞬变脉冲群抗扰度.194.1.23高频振荡波抗扰度 .204.1.24浪涌抗扰度 .204.1.25可靠性指标 .205 验收.215 1验收内容 .215 2卖方验收要求 .215 3买方验收要求 .216 包

3、装、运输、安装、调试和现场服务. 216 1包装 .216 2备品备件附件 .226 3安装调试 .226 4现场服务 .226 5培训 .226 6文档 .226 7质量保证 .236 8售后服务 .237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-XXXX2 供货进度安排按国网招标文件要求及时供货。

4、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、

5、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。34. 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

6、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空气温度湿度场所类型级别范 围最大变化率 a相对湿度 b最大绝对湿度/h%g/m3C3-40 +70110-10035a温度变化率取 5min 时间为平均值。4b 相对湿度包括凝露。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

7、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/s 2（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

8、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/ 3 V、3100V 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.

9、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。54.1.4 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

10、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。2出线端子的结构应与截面为1.5 2.5mm的引出线配合。4.1.4.3 天线的接口公网信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

11、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额定电压（ V）电气间隙（ mm）爬电距离（ mm）U2511.525 U602260V25034250 V380454.1.4.6 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。64.1.5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绝缘电阻额定绝缘电压绝缘电阻要求（ M）测试电压V正常条件湿热条件VU 60 10225060 U 2

12、50 102500U250 1021000注：与二次设备及外部回路直接连接的接口回路采用 U250V的要求。 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试验电压额定绝缘电压（V）试验电压有效值试验电压有效值（V）额定绝缘电压（V）（V）U60500125U2502000额定绝缘电压试验电压有效值额定绝缘电压试验电压有效值60U1251500250U4002500注：输出继

13、电器常开触点间的试验电压不低于1500V。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冲击电压峰值额定绝缘电压试验电压有效值额定绝缘电压试验电压有效值7U602000125U250500060U1255000250U40060004.1.6 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

14、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 QGDW 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 645-1997多功能电能表通信规约 、DL/T645-2007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

15、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独立接线。a) 脉冲输入终端的脉冲输入应能适应独立无源输出脉冲宽度为8020ms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

16、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8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

17、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D4.1.8 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网信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

18、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。910. 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

19、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。

20、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。104.1.10.3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

21、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

22、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 219 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

23、 219 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 219 次谐波电流越限日累计时间。114.1.11 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。序号参数名称及说明对象说明1终端通信参数设置终端2主站 IP 地址和端口终端3主站电话号码和短信中心号码终端4终端密码设置终端5终端组地址设置终端6终端抄表日设置终端7终端事件记录配置设置终端8终端配置数量表终端9终端电能表 / 交流采样装置配置参数终端10终端脉冲配置参数终端

24、11终端状态量输入参数终端12终端电压 / 电流模拟量配置参数终端13终端总加组配置参数终端14有功总电能量差动越限事件参数设置终端15终端保安定值终端16终端功控时段终端17终端时段功控定值浮动系数终端18终端月电能量控定值浮动系数终端19终端电能量费率时段和费率数终端20终端电能量费率终端21终端催费告警参数终端22终端抄表间隔设置终端23测量点基本参数脉冲，电能表，交采24测量点限值参数交采25测量点数据冻结参数脉冲，电能表，交采26总加组数据冻结参数总加组1227时段功控定值总加组28厂休功控参数总加组29功率控制的功率计算滑差时间总加组30营业报停控参数总加组31功控轮次设定总加组3

25、2月电量控定值总加组33购电量（费）控参数总加组34电控轮次设定总加组35功控告警时间控制轮次36终端声音告警允许禁止设置终端37终端自动保电参数终端38谐波限值终端39定时发送 1 类数据任务设置任务号40定时发送 2 类数据任务设置任务号41定时发送 1 类数据任务启动 / 停止设置任务号42定时发送 2 类数据任务启动 / 停止设置任务号434.1.11.1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

26、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。134.1.11.5电能（费）量控制参数终端应能由主站设置和查询电能量（费）

27、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

28、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

29、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。14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

30、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

31、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

32、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15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

33、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

34、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

35、，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16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