专业检测大纲

1、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）

2、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

3、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）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

4、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。（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

5、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

6、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

7、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

8、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

9、（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

10、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）

11、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

12、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

13、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313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，

14、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

15、。 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：0.05UN5.0%，0.1UN2.5%，0.5UN1.0%，1.0UN0.5%，1.5UN1.0%。（2）稳态录波电流相对误差：0.1IN5.0%，0.2IN2.5%，0.5IN1.0%，1.0IN0.5%，5.0IN1.0%，10IN2.5%。（3）暂态录波中最大峰值瞬时误差应不大于10%。7低温性能试验低温设定值：-40。低温引起的交流工频电量误差改变量应

16、不大于准确等级指数的100。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10ms1000ms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。11绝缘性能试验绝缘电阻试验额定绝缘电压Ui60，绝缘电阻5 M（用250V兆欧表）。额定绝缘电压Ui60，绝缘电阻5 M（用500V兆欧表）。绝缘强度试验额定绝缘电压Ui60V时，施加500V，额定绝缘电压60Ui125时，施加1000V，

17、额定绝缘电压125Ui250，施加2500V。试验时无击穿、无闪络现象。被试回路为：（1）电源回路对地。（2）控制输出回路对地。（3）状态输入回路对地。（4）交流工频电流输入回路对地。（5）交流工频电压输入回路对地。（6）交流工频电流输入回路与交流工频电压输入回路之间。12冲击电压试验额定电压大于60V时，施加5kV试验电压，额定电压不大于60V时，应施加1kV试验电压，交流工频电量输入回路应施加5kV试验电压。施加1.2/50s冲击波形，三个正脉冲和三个负脉冲，施加间隔不小于5s。试验时无击穿、无闪络现象。试验后交流工频电量基本误差应满足等级指标要求。被试回路： （1）电源回路对地。（2）控

18、制输出回路对地。（3）状态输入回路对地。（4）交流工频电流输入回路对地。（5）交流工频电压输入回路对地。（6）交流工频电流输入回路与交流工频电压输入回路之间。13功耗试验馈线终端(FTU)三遥整机正常运行功耗不大于30VA（不含通信模块、后备电源）。馈线终端(FTU)二遥基本型整机正常运行功耗不大于5VA（不含通信模块）。馈线终端(FTU)二遥标准型整机正常运行功耗不大于20VA（不含通信模块、后备电源）。馈线终端(FTU)二遥动作型整机正常运行功耗不大于30VA（不含通信模块、后备电源）。站所终端(DTU)三遥整机正常运行功耗不大于40VA（不含通信模块、后备电源）。站所终端(DTU)二遥标

19、准型整机正常运行功耗不大于25VA（不含通信模块、后备电源）。站所终端(DTU)二遥动作型整机正常运行功耗不大于30VA（不含通信模块、后备电源）。配变终端（TTU）整机正常运行功耗不大于10VA。14电源试验（1）装置配套电源应满足配电终端、配套通信模块、开关电动操作机构同时运行要求。（2）终端配套GPRS/CDMA通信模块时通信电源稳定输出容量不小于DC24V/3W，且瞬时输出容量不小于DC24V/5W，持续时间50ms。（3）终端配套xPON或者其他通信设备时通信电源稳定输出容量不小于DC24V/15W，且瞬时输出容量不小于DC24V/20W，持续时间50ms。（4）配套弹操机构开关设备

20、的操作电源输出容量：储能电源容量不小于 DC24V/10A或DC48V/5A，持续时间15s，合分闸电源容量不小于DC24V/16A或DC48V/8A，持续时间100ms，在开关储能和合分闸过程应满足开关的操作电压要求。（5）配套永磁机构开关设备的操作电源输出容量宜不小于：DC220V或160V或110V，电流40A，持续时间60ms。15静电放电抗扰度试验 （1）试验级别：4。（2）接触放电：±8kV。（3）空气放电：±15kV。（4）交流工频电量的误差改变量应不大于等级指数的200。16浪涌（冲击）抗扰度试验（1）试验级别： 4。 （2）信号输入、控制回路和电源回路：共

21、模试验值：4.0kVP；差模试验电压值为共模试验值的1/2。（3）交流工频电量的误差改变量应不大于准确等级指数的200。17电快速瞬变脉冲群抗扰度试验（1）试验级别：4。（2）信号输入、输出、控制回路：共模试验值2.0kVP。（3）电源回路：共模试验值4.0kVP。（4）交流工频电量的误差改变量应不大于等级指数的200。 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序号检测项目检测要求 1外观与结构检查（1）馈线终端应具备唯一的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

22、的接地标识。（3）外接端口采用航空插头，电流回路接插头应具有自动短接功能。（4）馈线终端可采用三遥型终端或二遥动作型终端。2接口检查馈线终端（FTU）（分断/联络开关配套）（1）采集2个线电压量、1个零序电压。（2）采集3个相电流量、1个零序电流。（3）采集开关合位、分位（若有）、未储能（若有）、SF6浓度（若有）遥信量，遥信量接口不少于3个。（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）2个串行口和2个以太网通信接口。馈线终端（FTU）（分界开关配套）（1）采集1个线电压量、1个零序电压。（2）采集3或2个相电流量、1个零序电流。（3）采集开关合位、未储能（若有）、分

23、位（若有）、SF6浓度（若有）遥信量。（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。站所终端（DTU）（1）采集不少于3个相电压量、1个零序电压。（2）采集不少于6个相电流量、2个零序电流。（3）采集不少于10个遥信量。（4）采集不少于2路开关的分、合闸控制。（5）采集不少于1个串行口和1个以太网通信接口。3主要功能试验（1）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。（2）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。（3）具备短路故障、不同中性点接

24、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。（4）具备双位置遥信处理功能，支持遥信变位优先传送。（5）具备后备电源自动充放电管理功能；蓄电池作为后备电源时，应具备定时、手动、远方活化功能，低电压报警和保护功能，报警信号上传主站功能。（6）具备同时为通信设备、配电线损采集模块、开关动作提供配套电源的能力。（7）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。（8）支持历史数据远程调阅，以文件方式上传至配网主站；历史数据包括：事件顺序记录、遥

25、控操作记录、日冻结电量、电能定点数据、功率定点数据、电压定点数据、电流定点数据、电压日极值数据、电流日极值数据等。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）具备双路电源输入和自动切换功能。馈线终端（FTU）二遥动作型（分界开关配套）（1）不改变硬件设备，可扩展远方控制功能。（2）具备控制回路独立的

26、出口硬压板，预留就地/远方切换开关，可扩展控制出口软压板功能。（3）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。（5）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。（6）具备电压越限、负荷越限等告警上送功能。（7）具备线路有压鉴别功能。（8）具备单相接地故障检测功能，发生故障时直接切除。（9）具备非遮断电流闭锁功能。（10）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自动重合闸功能，支持重合闸后加速。（11）具备故障动作功能现场投退功

27、能。馈线终端（FTU）二遥动作型（分段/联络开关配套）（1）不改变硬件设备，可扩展远方控制功能。（2）具备控制回路独立的出口硬压板，预留就地/远方切换开关，可扩展控制出口软压板功能。（3）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。（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。（8）具备闭锁遥信记录的存储和上传功能。站所终端（DTU）三遥（1）具备就地采集至少2路开关的模拟量和状态

28、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，监控开关数量可扩展。（2）具备就地/远方切换开关和各控制回路独立的出口硬压板，支持控制出口软压板功能。（3）具备短路故障检测与判别功能、接地故障检测功能；当配合断路器使用时，具备短路故障直接切除功能，现场可投退；当配合负荷开关使用时，结合变电站出线开关动作，实现短路故障的有效隔离；支持短路/接地故障事件上送。4馈线自动化功能试验基本要求（1）配套分段/联络柱上负荷开关使用的馈线终端应具备集中型馈线自动化和就地型馈线自动化两种功能，终端具备就地型馈线自动化投退拨动开关（或压板），当退出就地型馈线自动化模式时，则为集中型馈线自动

29、化。（2）在集中型模式时，具备相间短路故障和单相接地故障的检测与告警功能，短路故障满足两段式（I、II）告警功能，两段定值和时间应可设。就地馈线自动化功能要求（1）配套分段/联络柱上负荷开关使用的馈线终端应具备电压时间型就地馈线自动化逻辑功能（见就地型馈线自动化技术原则（试行)）。（2）配套分段/联络柱上负荷开关使用的馈线终端应具备自适应综合型就地馈线自动化逻辑功能（见就地型馈线自动化技术原则（试行)）。（3）配套分段/联络柱上负荷开关使用的馈线终端可配置电压-电流时间型就地馈线自动化逻辑功能（见就地型馈线自动化技术原则（试行)）。5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

30、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。6录波性能试验（1）稳态录波电压相对误差：0.05UN5.0%，0.1UN2.5%，0.5UN1.0%，1.0UN0.5%，1.

31、5UN1.0%。（2）稳态录波电流相对误差：0.1IN5.0%，0.2IN2.5%，0.5IN1.0%，1.0IN0.5%，5.0IN1.0%，10IN2.5%。（3）暂态录波中最大峰值瞬时误差应不大于10%。7基本性能试验交流工频电量基本误差试验（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%。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。故障电流误差试验零序：输入10倍电流标称值，误差应不大

32、于10。相电流：输入10倍电流标称值，误差应不大于5。故障动作时间误差：不应大于1%或40ms。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。8低温性能试验低温设定值：-40。低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。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）

33、守时精度每24小时误差应小于2秒。11绝缘性能试验绝缘电阻试验额定绝缘电压Ui60，绝缘电阻5 M（用250V兆欧表）。额定绝缘电压Ui60，绝缘电阻5 M（用500V兆欧表）。（备注：对于模拟小信号回路不做绝缘电阻试验。）绝缘强度试验额定绝缘电压Ui60V时，施加500V，额定绝缘电压60Ui125时，施加1000V，额定绝缘电压125Ui250，施加2500V。试验时无击穿、无闪络现象。被试回路为：（1）电源回路对地。（2）控制输出回路对地。（3）状态输入回路对地。（4）交流工频电流输入回路对地。（5）交流工频电压输入回路对地。（6）交流工频电流输入回路与交流工频电压输入回路之间。（备注：对于模拟小信号回路不做绝缘强度试验。）12冲击电压试验额定电压大于60V时，施加5kV试验电压，额定电压不大于60V时，应施加1kV试验电压，交流工频电量输入回路应施加5kV试验电压。施加1.2/50s冲击波形，三个正脉冲和三个负脉冲，施加间隔不小于5s。试验时无击穿、无闪络现象。试验后交流工频电量基本误差应满足等级指标要求。被试回路： （1）电源回路对地。（2）控制输出回路对地。（3）状态输入回路对地。（4）