国网智能变电站继电保护验收规范.doc

精品文档Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDW XXXXXXX-XXXXX智能变电站继电保护和安全自动装置验收规范Specification for acceptance of relaying protection and security automatic equipment in intelligent substation（征求意见稿）XXXX-XX-XX发布XXXX - XX - XX实施国家电网公司发布1欢迎下载。精品文档目次目次I前言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义24 符号、代号和缩略语25 总则26 验收组织管理及要求36.1 组织管理36.2 验收必备条件46.3 验收过程管控47 验收内容及要求47.1 资料验收47.2 安装及工艺验收57.3 配置文件验收67.4 网络验收67.5 其他重点回路验收77.6 智能二次设备验收87.7 整组传动试验137.8 投运前检查与带负荷试验14附录A（资料性附录） 光缆、尾纤标识方法15编制说明16前言为规范智能变电站继电保护和安全自动装置验收工作，建立完善交接验收流程，严格把控相关设备安装调试质量，确保设备投运后安全可靠运行，特编制本文件。本标准由国家电力调度控制中心提出。本标准由国家电网公司科技部归口。本标准由国家电力调度控制中心负责解释。本标准起草单位： 本标准主要起草人： 本标准首次发布。19欢迎下载19欢迎下载19欢迎下载。智能变电站继电保护和安全自动装置验收规范1 范围本标准规定了智能变电站继电保护和安全自动装置等智能二次设备验收的基本原则，并从验收组织管理、验收项目及内容、验收标准等方面提出了明确要求。本标准适用于国家电网公司110kV及以上智能变电站新建、扩建、技改工程及及常规变电站智能化改造工程。110kV以下电压等级可参照执行。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(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T 7261继电保护及安全自动装置基本试验方法GB/T 14285继电保护和安全自动装置技术规程GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范DL/T 282合并单元技术条件DL/T 364光纤通道传输保护信息通用技术条件DL/T 478继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T 553电力系统动态记录装置通用技术条件DL/T 782110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程DL/T 860变电站通信网络和系统DL/T 995继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 5161.8电气装置安装工程质量检验及评定规程 第8部分：盘、柜及二次回路接线施工质量检验Q/GDW 273继电保护故障信息处理系统技术规范Q/GDW 383智能变电站技术导则Q/GDW 393110（66）kV220kV 智能变电站设计规范Q/GDW 394330kV750kV智能变电站设计规范Q/GDW 441智能变电站继电保护技术规范Q/GDW 616基于DL/T 860标准的变电设备在线监测装置应用规范Q/GDW 642330千伏750千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范Q/GDW 695智能变电站信息模型及通信接口技术规范Q/GDW 715智能变电站网络报文记录及分析装置技术条件Q/GDW 733智能变电站网络报文记录及分析装置检测规范Q/GDW 1161线路保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW 1175变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW 1396IEC 61850工程继电保护应用模型Q/GDW 1429智能变电站网络交换机技术规范Q/GDW 1808智能变电站继电保护通用技术条件 Q/GDW 1809智能变电站继电保护检验规程Q/GDW 1875变电站一体化监控系统测试及验收规范Q/GDW 1914继电保护和安全自动装置验收规范Q/GDW 1976智能变电站动态记录装置技术规范Q/GDW 11010继电保护信息规范Q/GDW 11015模拟量输入式合并单元检测规范Q/GDW 11051智能变电站二次回路性能测试规范Q/GDW 11053站域保护控制系统检验规范Q/GDW 11054智能变电站数字化相位核准技术规范3 术语和定义DL/T 860.1、DL/T 860.2和Q/GDW 383、Q/GDW 393、Q/GDW 394、Q/GDW 441、Q/GDW 1396、Q/GDW 1914中确立的术语和定义适用于本规范。4 符号、代号和缩略语下列符号、代号和缩略语适用于本规范。CIDConfigured IED Description（IED 实例配置文件）GOOSEGeneric Object Oriented Substation Event（面向通用对象的变电站事件）IEDIntelligent Electronic Device（智能电子设备）ICDIED Capability Description（IED能力描述文件）MMSManufacturing Message Specification（制造报文规范）MUMerging Unit（合并单元）SCDSubstation Configuration Description（变电站配置文件）SVSampled Values（采样值）5 总则5.1 智能变电站新建、扩建、技改工程及常规变电站智能化改造工程在移交生产运行前，应按要求开展继电保护及安全自动装置现场竣工验收。5.2 本规范着重描述智能变电站继电保护和安全自动装置与常规变电站有区别的验收内容，与常规变电站相同的现场验收内容参见DL/T 995和Q/GDW 1914。5.3 智能变电站继电保护和安全自动装置现场验收工作应包含但不限于本规范正文部分所列验收项目，除执行本规范要求外还应满足国家及电力行业其它相关规程规范要求。5.4 为保证各环节验收质量，隐蔽工程应随工验收。5.5 分期建设的工程项目，首期工程应对整个工程的公共部分一并验收。5.6 具体设备验收范围及专业分界点宜按照各单位相关管理规定执行。6 验收组织管理及要求6.1 组织管理6.1.1 智能变电站继电保护和安全自动装置现场验收工作由安装调试单位自验收合格后提出申请，由工程建设管理单位负责组织实施，接受验收的设计、施工、调试单位及设备供应商应积极配合。6.1.2 开展现场验收工作前应成立验收工作组，成员由工程建设管理单位、调控中心、安监部门、运行维护单位、技术监督单位、监理单位等相关人员共同组成，运行维护单位是验收责任主体。6.1.3 验收工作组对现场验收工作全面负责，主要职责如下：a) 编制整体验收方案和本工程验收细则，根据验收工作量合理安排验收时间；b) 审查施工单位及安装调试单位提交的自验收报告、设备安装调试报告、智能变电站投产移交技术文件等文档资料，按验收细则开展设备测试及工程质量现场检查，确保试验项目齐全完整；c) 责成有关单位对验收发现的问题、缺陷及隐患及时整改，并对整改完成情况开展复查验收；d) 编制验收工作报告，对工作开展情况、发现及解决问题情况、工程遗留问题及解决建议等进行全面总结，并对工程是否满足投产条件给出明确验收结论。6.1.4 现场验收工作期间，接受验收的各单位主要职责如下：6.1.4.1 设计单位a) 提供完整的符合工程实际的纸质版及电子版图纸资料，包含SCD等配置文件；b) 安排设计人员到现场配合验收，对验收发现的设计问题提出合理解决方案并及时整改；6.1.4.2 施工单位a) 提供工程设备质量检查、出厂试验、安装调试等相关文件资料及报告，提供现场验收工作所需图档资料及验收工作组检查所需的其他资料，准备现场验收工作所需的专用工器具及备品备件等；b) 组织人员全程参与、配合现场验收工作，对验收发现的施工问题、缺陷及隐患及时整改；c) 做好验收期间的设备操作监护及现场安全、消防、治安、文明施工等工作。6.1.4.3 调试单位a) 提供系统调试大纲、调试方案、调试总结、调试报告、自验收报告等文档资料，提供现场验收工作所需图档资料、验收工作组检查所需的其他资料及现场验收所需测试设备；b) 做好验收期间的二次安全措施；c) 组织人员全程参与、配合现场验收工作，对验收发现的调试问题、缺陷及隐患及时整改。6.1.4.4 设备供应商a) 现场所提供智能二次设备的硬件配置及软件版本，应与通过国家电网公司入网检测的装置一致；b) 提供软件工具及IED工程配置文件；c) 安排技术人员到现场配合验收，及时解决验收中发现的设备问题。6.1.5 现场验收工作时间应根据验收方案工作量确定，不应为赶工期而减少验收项目、缩短验收时间、降低验收质量。6.1.6 运行维护单位宜提前介入工程安装调试工作。6.1.7 现场验收工作应执行验收项目签字确认制度，验收人员应在验收工作结束后提交现场验收报告。6.2 验收必备条件6.2.1 待验收的智能二次设备应通过国网入网检测及系统集成测试。6.2.2 应具备完整并符合工程实际的图纸及其电子版，智能二次设备配置文件、软件工具及各类电子文档资料。6.2.3 现场安装工作全部结束，继电保护和安全自动装置、相关设备及二次回路调试完毕，并提供完整的调试报告。6.2.4 所有集成测试遗留问题、工程自验收缺陷及隐患整改完毕，安装调试单位自验收合格。6.2.5 应提供工程监理报告，对于不能直观查看的二次电缆、光缆、通信线和等电位接地网铺设等隐蔽工程，应提供影像资料。6.2.6 验收所使用的试验仪器、仪表应齐备且经过检验合格，并应符合GB/T 7261和Q/GDW 1809相关要求。6.3 验收过程管控6.3.1 验收工作组应严格按照验收细则开展工作。对于集成测试阶段的遗留问题，验收工作组应结合现场验收进行复验。6.3.2 验收过程中，任何配置文件的修改应遵循“源端修改，过程受控”的原则。由调试单位负责向设计单位提出修改申请，设计单位负责配置文件的修改和确认，调试单位通过现场调试验证其正确性。6.3.3 验收工作组对工程质量给出可投产结论后方可启动投产。7 验收内容及要求7.1 资料验收7.1.1 技术资料7.1.1.1 设计施工图纸（含设计变更）齐全，图纸资料与现场实际一致。7.1.1.2 全站SCD配置文件、IED工程配置文件与设计一致且包含版本信息及修改记录，SCD配置工具及相关软件齐全。7.1.1.3 智能二次设备ICD模型文件、全站虚端子接线联系表、IED名称和地址（IP、MAC）分配表、远动信息表、全站网络拓扑结构图、交换机端口配置图、全站链路告警信息表、装置压板设置表、IED设备端口分配表、交换机VLAN划分表、二次设备软件版本及升级记录等资料齐全完整，与现场实际一致。7.1.1.4 全站智能二次设备及相关一次设备的合格证、出厂检验报告、出厂图纸资料、技术（使用）说明书、ICD模型文件一致性检测报告等资料齐全，数量满足合同要求。7.1.1.5 全站高级应用功能策略文件齐全，与现场实际一致。7.1.2 测试及调试报告7.1.2.1 集成测试合格并具备集成测试报告。7.1.2.2 常规电压、电流互感器所有绕组极性、变比、准确级与铭牌参数一致，与设计相符，二次绕组（各抽头）进行了直流电阻测试，相关试验记录完整、正确。电流互感器二次绕组进行了伏安特性测试、10误差曲线校核，相关试验记录完整、正确。7.1.2.3 电子式互感器准确度、延时、离散度、丢帧率测试合格，相关试验记录完整、正确。7.1.2.4 具备线路长度、正序阻抗、零序阻抗、线路阻抗角实测参数报告。有互感的平行线路具备零序互感阻抗实测参数报告。7.1.2.5 具备变压器（电抗器）各侧容量、额定电压、短路阻抗、零序阻抗等参数。7.1.2.6 具备套管电流互感器、气体继电器、压力释放装置、油位表、温度计、压力表等附属设备试验报告。7.1.2.7 断路器具备与继电保护专业相关的试验项目的调试报告。试验项目包括：双跳圈极性检查，断路器机构防跳检查，三相不一致回路中间继电器、时间继电器试验，断路器分合闸时间、合闸不同期时间、辅助触点的切换时间、跳合闸线圈电阻值、断路器最低跳合闸电压试验等。7.1.2.8 试验项目完整、数据正确，应包括智能二次设备单体调试、整组试验、二次回路绝缘电阻实测数据、光口发送及接收功率测试、光缆（含预制光缆）衰耗测试等内容，并符合相关规程规范要求。7.1.2.9 保护通道调试合格，通道设备参数、通道时延等试验数据齐全，相关测试报告试验项目完整、数据正确，符合相关规程规范要求。7.2 安装及工艺验收7.2.1 在监控系统检查户外或GIS室智能控制柜通过智能终端GOOSE接口上送的温度、湿度信息与柜内一致，且柜内温度应能控制在-1050，湿度保持在90%以下。7.2.2 现场检查除纵联通道外的保护用光缆为多模光缆，进入保护室或控制室的保护用光缆为阻燃防水的非金属光缆，每根光缆备用纤芯不少于20%且不少于2芯。7.2.3 多模光缆光纤线径宜采用62.5/125m，芯数不宜超过24芯。7.2.4 同一小室内跨屏（柜）的保护用光缆应使用尾缆或铠装光缆，同一屏（柜）内设备间连接应使用尾纤，尾纤线径应与所敷设光缆线径一致。7.2.5 双重化配置的两套保护不共用同一根光缆，不共用ODF配线架。7.2.6 光缆敷设应与动力电缆有效隔离。电缆沟内光缆敷设应穿管或经槽盒保护并分段固定。7.2.7 由接续盒引下的导引光缆至电缆沟地埋部分应穿热镀锌钢管保护，钢管两端做防水封堵。7.2.8 铠装光缆敷设弯曲半径不应小于缆径的25倍。室内软光缆（尾纤）弯曲半径静态下应不小于缆径的10倍，动态下应不小于缆径的20倍。熔纤盘内接续光纤单端盘留量不少于500mm，弯曲半径不小于30mm。7.2.9 光纤与装置的连接应牢固可靠、无松动，光口处不应受力，光纤头应清洁无尘，备用光口、尾纤应带防尘帽。7.2.10 屏（柜）内尾纤应留有一定裕度，多余部分不应直接塞入线槽，应采用盘绕方式用软质材料固定，松紧适度且弯曲直径不应小于10cm。尾纤应有防止外力伤害的措施，不应与电缆共同绑扎，不应存在弯折、窝折现象，尾纤表皮应完好无损。7.2.11 现场检测光纤回路（含光纤熔接盒、配线架）的衰耗不大于3dB。7.2.12 预制光缆户外部分应采用插头光缆，户内部分应采用插座光缆。7.2.13 光纤回路标识应清晰、规范。光缆、尾纤标识方法参见附录A。7.2.14 屏（柜）内宜就近打印张贴本屏（柜）IED设备光口分配表、交换机光口分配表、配线架配线信息表。7.2.15 保护用网线应采用带屏蔽的网线。水晶头与装置网口的连接应牢固可靠，网线的连接应完整且预留一定长度，不得承受较大外力挤压或牵引。7.3 配置文件验收7.3.1 ICD模型文件7.3.1.1 查阅智能二次设备DL/T 860通信一致性测试报告满足相关规程规范要求。7.3.1.2 ICD模型文件命名应符合国网公司统一的标准文件命名规则，文件应包含反映模型特征的数字签名、版本号、文件校验码等标识信息。7.3.1.3 检查ICD模型文件的开入、开出、软压板数量及功能、软压板描述、站控层信息等应与设计一致。7.3.2 SCD配置文件7.3.2.1 检查SCD配置文件与装置实际运行数据、装置ICD模型文件版本号、校验码、数字签名一致。7.3.2.2 检查SCD配置文件IP地址、MAC地址、APPID等通信参数设置正确。7.3.2.3 宜采用可视化工具检查SCD配置文件虚端子连线符合设计要求。7.3.2.4 检查SCD配置文件命名符合国网公司统一的标准文件命名规则，文件名中包含文件校验码等标识信息。7.3.2.5 SCD配置文件中智能二次设备的配置信息应使用调度规范命名。7.4 网络验收7.4.1 保护装置、交换机、合并单元、智能终端等智能二次设备之间的光纤回路应与设计一致。7.4.2 现场验证保护装置采用直接采样方式，单间隔保护采用直接跳闸方式。7.4.3 继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。例如，变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输，变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。7.4.4 现场检验双A/D采样数据应同时连接虚端子。7.4.5 继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网，第二套保护接入B网。7.4.6 每台交换机均应至少预留3个备用光端口。任意两台IED设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机。7.5 其他重点回路验收7.5.1 双重化配置的两套保护及其相关设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应，每套系统的直流电源应相互独立，取自不同蓄电池组供电的直流母线段。同一系统的设备装置电源、断路器操作电源应分别由独立的直流空开（或熔断器）供电。7.5.2 独立的、与其他电流或电压互感器没有电气联系的互感器二次回路，应在开关场（GIS室）的端子箱（智能控制柜）一点接地。对于有电压并列或切换的接线方式，两段母线的电压互感器二次回路应在开关场（GIS室）的端子箱（智能控制柜）一点接地。7.5.3 电压互感器端子箱（智能控制柜）处应配置带失电告警辅助触点的分相空开。7.5.4 双重化配置的两套保护，跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应，两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。7.6 智能二次设备验收7.6.1 一般原则7.6.1.1 智能二次设备“检修状态”只设硬压板，当该压板投入时，装置报文上送带品质位信息。“检修状态”硬压板遥信不置检修标志。7.6.1.2 现场验证智能二次设备仅在检修压板投入时才可下装配置文件，下装时应闭锁本装置。7.6.1.3 检查智能二次设备光口功率应满足以下要求：a) 光波长1310nm光接口应满足光发送功率：-20dBm-14dBm；光波长850nm光接口应满足光发送功率：-19dBm-10dBm（百兆口）或-9.5dBm-3dBm（千兆口）；b） 光波长1310nm光接口应满足光接收灵敏度：-31dBm-14dBm；光波长850nm光接口应满足光接收灵敏度：-24dBm-10dBm（百兆口）或-17dBm-3dBm（千兆口）。7.6.1.4 智能二次设备宜具备光口的接收功率、装置的直流电压、装置温度、光口接收功率越下限告警、光口接收功率越上限告警、光口发送功率越下限告警上送功能。7.6.1.5 智能二次设备直流电源失电告警和装置异常告警触点应接入监控系统。7.6.1.6 站控层设备读取保护装置录波文件列表时，应带文件路径，该路径以保护装置文件所在路径为准，宜为COMTRADE格式。7.6.1.7 检查全站智能二次设备宜具备上送时钟当时值的功能，用于厂站时间同步监测管理。装置时钟同步信号异常后，应发告警信号。7.6.1.8 主控室内智能二次设备宜采用直流IRIG-B码对时；就地布置的保护装置、合并单元和智能终端宜采用光纤IRIG-B码对时；站控层设备宜采用SNTP网络对时。采用光纤IRIG-B码对时方式时，宜采用ST接口；采用直流IRIG-B码对时方式时，通信介质应为屏蔽双绞线。7.6.2 合并单元验收7.6.2.1 合并单元技术性能应满足DL/T 282和Q/GDW 11015规范要求。7.6.2.2 合并单元数据格式应满足以下要求：a) 合并单元宜采用DL/T 860.92规定的数据格式通过光纤以太网接口向保护、测控、计量、录波、PMU等智能二次设备输出采样值；b) 报文中采样值通道排列顺序应与SCD文件中配置相同，宜采用AABBCC顺序排列。7.6.2.3 合并单元稳态精度应满足以下要求：a) 数字量输入式合并单元：检查相应设备试验报告，其采样值幅值和相位误差应满足Q/GDW 1809相关要求。b) 模拟量输入式合并单元：现场用测试仪加量检查电压幅值误差不超过2.5%或0.01Un，电流幅值误差不超过2.5%或0.02In，相位角度误差不超过1。7.6.2.4 合并单元级联输入的数字采样值有效性应正确。将级联数据源各采样值通道置为数据无效、检修品质，从网络报文记录及分析装置解析间隔合并单元报文中相应各采样值通道应变为无效、检修品质；中断母线合并单元与间隔合并单元的级联通信，从网络报文记录及分析装置检验间隔合并单元输出的采样值通道品质应置为无效。7.6.2.5 检查合并单元的装置日志中，应能够记录数字采样值失步、无效、检修等事件。7.6.2.6 合并单元的采样频率应可以通过硬件或软件配置，正常运行时，保护用合并单元采样频率宜设置为4000Hz。7.6.2.7 将合并单元在点对点输出模式下接入网络报文记录及分析装置，检查采样值发送间隔离散值应不大于10s。7.6.2.8 用继电保护测试仪给模拟量输入式合并单元加量，检查合并单元采样响应时间应不大于1ms，级联母线合并单元的间隔合并单元采样响应时间应不大于2ms，误差不应超过20us。采样值报文响应时间为采样值自合并单元接收端口输入至输出端口输出的延时。7.6.2.9 将母线合并单元与间隔合并单元级联，使用三相交流模拟信号源为母线合并单元施加额定值电压，为间隔合并单元施加额定值电压和电流，通过合并单元测试仪测量各通道电压和各通道电流之间的相位差，应不超过模拟量准确度的相位误差。7.6.2.10 查阅试验报告检查合并单元内保护用通道采用双A/D，两路A/D电路互相独立。两路独立采样数据的瞬时值之差不大于0.02倍额定值。7.6.2.11 用网络记录分析装置连续记录10分钟，合并单元发送的采样值报文应不出现丢帧。7.6.2.12 检验合并单元电压切换及并列功能：a) 对于接入了两段母线电压的按间隔配置的合并单元，分合母线刀闸，合并单元电压切换动作逻辑正确；b) 在母线合并单元上分别施加不同幅值的两段母线电压，分合断路器及刀闸，切换相应把手，各种并列情况下合并单元的并列动作逻辑应正确；c) 合并单元在进行母线电压切换或并列时，应不出现通信中断、丢包、品质输出异常改变等异常现象。7.6.2.13 合并单元在复位启动过程中不应输出与外部开入不一致的信息。7.6.2.14 若电子式互感器由合并单元提供电源，合并单元应具备对激光器的监视以及取能回路的监视能力。7.6.2.15 间隔合并单元在与级联的母线合并单元之间发生通信故障时，不应影响电流采样数据的传输。7.6.3 智能终端验收7.6.3.1 检验断路器分相位置、刀闸位置应采用GOOSE直传双点位置。遥合（手合）、低气压闭锁重合等其它遥信信息应采用GOOSE直传单点位置。7.6.3.2 模拟智能终端GOOSE单帧跳闸指令，智能终端应能正确跳闸。7.6.3.3 模拟智能终端跳闸出口，记录自收到GOOSE命令到出口继电器触点动作的时间，应不大于7ms。7.6.3.4 线路间隔第二套智能终端合闸出口应并入第一套智能终端合闸回路，当第一套智能终端控制电源未消失时，第二套智能终端应能正常合闸。7.6.3.5 断路器智能终端应具有跳合闸自保持功能。7.6.3.6 验证本套重合闸闭锁逻辑为：遥合（手合）、遥跳（手跳）、TJR、TJF、闭重开入、本智能终端上电的“或”逻辑。双重化配置智能终端时，应具有输出至另一套智能终端的闭重触点，逻辑为：遥合（手合）、遥跳（手跳）、保护闭锁重合闸、TJR、TJF的“或”逻辑。7.6.3.7 在GOOSE跳合闸、遥控命令动作后查看装置面板相应指示灯应点亮，控制命令结束后面板指示灯仅能通过手动或遥控复归。7.6.3.8 模拟GOOSE链路中断，查看装置面板告警指示灯点亮，同时应发送相对应GOOSE断链告警报文。7.6.3.9 智能终端时间同步信号丢失或失步，应发GOOSE告警报文。7.6.3.10 检查智能终端应具备记录输入、输出相关信息的功能。 7.6.3.11 模拟智能终端跳合闸命令，查看智能终端以遥信方式转发收到的跳合闸命令。7.6.3.12 智能终端应具备断路器、隔离刀闸等指示灯位置显示和告警功能。7.6.3.13 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。7.6.4 继电保护和安全自动装置验收7.6.4.1 继电保护和安全自动装置压板设置：a) 装置只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，功能投退不设硬压板；b) “远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，只能在装置本地操作，三者功能相互独立，分别与“远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效；c) 装置的软压板设置应符合Q/GDW 1161、Q/GDW 1175、Q/GDW 1766和Q/GDW 1767标准要求。7.6.4.2 采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致；SV投入压板应与输入的SV数据一致，不一致时装置应报采样异常告警，同时闭锁相关保护。7.6.4.3 双A/D采样值不一致、采样值丢帧、采样值发送间隔误差过大、采样不同步或采样延时补偿失效闭锁相关保护。7.6.4.4 GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致；GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中应有明确回路定义；GOOSE断链、不一致条件下，装置应显示对应告警信息，同时上送对应告警报文。7.6.4.5 模拟各种类型的故障，检查装置逻辑功能，其动作行为应正确。7.6.4.6 依据给定的整定值对装置各有关元件的动作值及动作时间进行试验，其误差应在规定范围内。7.6.4.7 站控层报文应与SCD配置文件一致；装置通信对点功能检查正确。7.6.4.8 装置及相关设备异常告警、动作报文正确。远方修改定值、切换定值区功能正确。保护装置软压板名称、投退正确。召唤定值、动作报告、软压板状态打印功能正确。7.6.4.9 远方投退重合闸、备自投应具备“双确认”指示，即软压板遥信状态和重合闸、备自投充电状态。7.6.4.10 备用电源自动投入装置的SV和GOOSE均应支持组网方式。7.6.5 过程层交换机验收7.6.5.1 交换机内部的VLAN设置应与设计一致。7.6.5.2 检查交换机应支持广播风暴抑制、组播风暴抑制和未知单播风暴抑制功能，默认设置广播风暴抑制功能开启。网络风暴实际抑制值不宜超过抑制设定值的10。7.6.5.3 检查交换机测试报告应满足以下要求：a) 在满负荷下交换机可以正确转发数据信息，转发速率应等于端口线速；b) 交换机平均时延应小于10s，用于采样值传输交换机最大延时与最小延时之差应小于10s；c) 交换机时延抖动应小于1s；d) 交换机在端口线速转发时，丢帧率应为0；e) 不堵塞端口帧丢失应为0。7.6.5.4 交换机应优先处理等级高的报文，SV、GOOSE报文宜采用高优先级帧，默认为4级。7.6.6 故障录波装置验收7.6.6.1 检查故障录波装置SV、GOOSE信息采集和记录、故障起动判别、信号转换、录波文件远传等功能正确，装置动作、异常、告警等信号正确。7.6.6.2 装置提供的故障信息报告至少包括故障元件、故障类型、故障时刻、起动原因（第一个起动暂态记录的判据名称）、保护及断路器动作情况、安全自动装置动作情况等内容。对线路故障，还应能提供故障测距结果。 7.6.6.3 在网络报文记录及分析装置上查看装置的记录端口不应向外发出任何形式的报文。7.6.6.4 装置对时误差不应超过500s，在外部同步时钟信号中断的情况下应具备守时功能。7.6.6.5 用继电保护测试仪模拟报文异常，装置应能正确告警并启动录波。7.6.6.6 装置应具备原始报文检索和分析功能，应显示原始SV报文的波形曲线。7.6.7 网络报文记录及分析装置验收7.6.7.1 装置应具备对GOOSE、SV、MMS、时间同步等报文进行实时监视、捕捉、分析、存储和统计的功能，并具备变电站网络通信状态在线监视和状态评估功能。7.6.7.2 装置所记录的数据应真实、可靠，电源中断或按装置上任意一个开关、按键，已记录数据应不丢失。7.6.7.3 装置应具有必要的自检功能，应具有装置异常、电源消失、事件信号的硬触点输出。7.6.8 继电保护设备在线监视与分析应用模块验收7.6.8.1 检查保护（安控）装置在线监视模块应部署在变电站一体化监控系统安全区，保护及录波在线分析模块应部署在安全区。各模块采用的应用服务器应冗余配置。7.6.8.2 现场验证在区召唤保护装置定值区、定值、软压板、装置模型、模拟量、开关量、记录文件等与保护装置实际一致，试验继电保护装置远方操作（控制）、历史信息查询等功能正确。7.6.8.3 现场验证保护及录波在线分析模块采集故障录波装置的录波数据正确，并具备实时数据分析处理能力。7.6.8.4 查看监控系统能监视保护设备运行工况，全景实时显示保护设备运行/退出、正常/告警等运行状态以及通信正常/中断状态。当状态异常时应能以事件形式提示，且相应图元工况变化。7.7 整组传动试验7.7.1 每一套保护应分别带断路器进行整组试验，宜从合并单元前端输入试验电流、电压。7.7.2 整组传动时应检查各保护之间的配合、各保护装置动作行为、断路器动作行为正确，查看故障录波器、网络报文记录及分析装置、自动化监控系统、继电保护设备在线监视与分析应用模块信号正确，满足相应规程规范要求。7.7.3 线路纵联保护、远方跳闸等应与线路对侧保护进行一一对应的联动试验，两侧保护在各种故障条件下动作应正确。7.7.4 重合闸的充放电条件、动作逻辑正确，重合闸能按规定的方式动作且重合次数符合相关规定。7.7.5 对母差失灵保护、主变失灵联跳及安全自动装置，应通过联调方式确认虚端子连线和动作逻辑正确。7.7.6 通过整组试验测试保护各回路整组动作时间应满足以下要求：a) 保护采样回路延时不应大于2ms，跳闸回路延时不应大于7ms；b) 输入2倍整定值测试保护整组动作时间，线路纵联保护（不带通道延时）不应大于39ms，母线保护不应大于29ms，变压器差动速断保护不应大于29ms，变压器比率差动保护不应大于39ms。7.7.7 通过试验测试二次回路同步性能应满足以下要求：a) 间隔合并单元级联母线合并单元后，其电压、电流通道的相位差应不大于10（10s）；b) 从各间隔合并单元均通入额定电流时，相应纵联差动保护、母线差动保护、变压器差动保护的差流值应不大于0.04In。7.7.8 检修机制检查应满足以下要求：a) SV接收端装置应将接收的SV报文中的检修品质位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时采样值才参与保护逻辑运算，不一致时只用于显示采样值，不参与保护逻辑运算；b) GOOSE接收端装置应将接收的GOOSE报文中的检修品质位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作，不一致时宜保持之前的状态；c) 若母线合并单元检修投入，则其级联的间隔合并单元的发送数据中仅来自母线合并单元的通道数据应带检修标记；d) 当接收装置的检修压板状态和收到报文的检修品质位不一致时，接收装置应有告警信号发出。7.8 投运前检查与带负荷试验7.8.1 投运前检查7.8.1.1 启动投运前，应对所有二次接线、光纤、网线、连片等进行紧固，防止松动。7.8.1.2 检查智能二次设备、二次回路及链路通信无异常。7.8.1.3 现场运行规程满足实际运行需求。7.8.1.4 装置整定值与定值通知单相符，定值通知单与现场实际相符。7.8.1.5 试验记录无漏试项目，试验数据、结论完整正确。7.8.2 带负荷试验7.8.2.1 新安装的智能二次设备应用一次电流及工作电压加以检验。送电后，应测量交流二次电压、二次电流的幅值及相位关系与当时系统潮流大小及方向一致，确保电压、电流极性和变比正确。7.8.2.2 带负荷极性检查时，负荷电流应不低于电子式互感器或合并单元最小精确工作电流。7.8.2.3 合并单元作为全站其他智能二次设备核相的基础数据源，其输出应与系统一次相位保持一致。7.8.2.4 合并单元采用点对点直采方式传输采样值时，宜通过合并单元备用端口进行核相。7.8.2.5 对于常规互感器，还应在合并单元输入端进行核相。二次电流回路中性线电流的幅值和二次电压回路中性线对地电压幅值应在正常范围内。7.8.2.6 保护装置、测控装置、网络报文记录及分析装置等智能二次设备核相应通过本装置实际显示相位进行确认。7.8.2.7 差动保护的差电流应不大于0.04In。7.8.2.8 变压器充电时应检验差动保护躲过励磁涌流的能力，并通过励磁涌流录波报告检查零序差动回路的正确性。A附录A （资料性附录）光缆、尾纤标识方法A.1 光缆标牌A.1.1 光缆标牌应记录光缆编号、光缆类型、使用及备用芯数、光缆长度、本端屏柜及设备编号、对端屏柜及设备编号、用途说明、投运日期等信息。例：连接间隔合并单元与母线合并单元用于传送母线电压SV信息的光缆可按图1方式标识。其中，“Fr：18P-10n-5x”表示光缆本端连接至设计编号18P的屏柜上编号10n的设备，接入熔接盒5x；“To：21P-10n-1x”表示光缆对端连接至设计编号21P的屏柜上编号10n的设备，接入熔接盒1x。光缆编号：3Y-G130 光缆信息：4芯多模（1备3），15mFr：18P-10n-5x 母线电压SVTo：21P-10n-1x 2014-09-30图1 光缆标牌示例A.2 尾纤标识A.2.1 尾纤两端均应标识，标签宜采用专用贴纸，标签粘贴位置宜选择在距离尾纤插头1-2cm处，如图2所示。图2 尾纤标签及粘贴位置A.2.2 尾纤标识内容应包含本侧及对侧接线信息和尾纤主要用途。标签各侧编码宜采用如下格式：“设备编号-板件号-接口端口号-熔接盒设备及端口号”，没有相关信息时可用“/”表示。例：尾纤标识示例如图3所示。其中，标签左侧“5xA01”表示第五箱熔接盒A层01端口，标签右侧为“2xB06” 表示第二箱熔接盒B层06端口。18P-10n-/-SR2-5xA0121P-10n-/- OUT4-2xB06261 A相电流图3 尾纤标识示例智能变电站继电保护和安全自动装置验收规范编制说明精品文档目次1 编制背景182 编制主要原则183 与其他标准文件的关系184 主要工作过程195 标准结构和内容206 条文说明201 编制背景随着电网建设的快速发展，智能变电站建设全面推进，各种新技术在智能变电站中广泛应用，对变电站继电保护和安全自动装置的验收工作提出了新的、更高的要求。目前，国家电网公司尚无智能变电站继电保护和安全自动装置验收的相关规范，为建立智能变电站继电保护和安全自动装置交接验收流程，严格控制智能变电站继电保护设备安装调试质量，确保继电保护和安全自动装置安全运行，提高智能变电站继电保护设备可靠性，规范智能变电站继电保护和安全自动装置验收工作，特编制本标准。根据国家电力调度控制中心的工作安排，由重庆市电力公司牵头，负责智能变电站继电保护和安全自动装置的编制工作。2 编制主要原则本标准严格按照国家电网公司技术标准管理办法实施细则（国家电网科【2011】436号文件）相关要求开展编制工作。本标准着重描述智能变电站继电保护和安全自动装置与常规变电站有区别的验收内容，与常规变电站相同的验收内容参见DL/T 995和Q/GDW 1914。3 与其他标准文件的关系本标准所涉及的各类技术指标均引自已颁发的国家标准、行业标准或国家电网公司企业标准，并充分结合了实际调试验收和运行维护经验。本标准引用及参考的主要标准如下：GB/T 7261继电保护及安全自动装置基本试验方法GB/T 14285继电保护和安全自动装置技术规程GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范DL/T 282合并单元技术条件DL/T 364光纤通道传输保护信息通用技术条件DL/T 478继电保护和安全自动装置通用技术条件DL/T 553电力系统动