变电站自动化系统标准化验收作业指导书

1、 编号：Q/ 孔目江500kV变电站自动化设备竣工验收标准化作业指导书编写： 年 月 日审核： 年 月 日批准： 年 月 日作业负责人： 作业日期：20 年 月 日 时至20 年 月 日 时国网江西省电力公司检修分公司1、范围本指导书适用于孔目江500kV变电站自动化设备竣工验收作业。2、引用文件国家经济贸易委员会第30号令，2002年5月电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定DL/T 860-2006 变电站通信网络和系统DL/T 1372 远动终端设备DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次线设计技术规定DL/T 5137 电测量及电能计量装置设计技术规定DL/T 5149-20

2、01 220-500kV变电所计算机监测系统设计技术规程DL/T 621 交流电气装置的接地DL/T 630-1997 交流采样远动终端技术条件DL/T 634.5101 远动设备及系统第5部分:传输规约第101篇基本远动任务配套标准DL/T 634.5104 远动设各及系统第5-104部分:传输规约采用标准协议子集的IEC 60870-5-101网络访问DL/T 634 远动设备及系统第5部分:传输规约第102篇电力系统电能累计量传输配套标准DL/T 667 远动设备及系统第5部分:传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准DL 451 循环式远动规约DL 476 电力系统实时数据通信应

3、用层协议DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程江西电网 DL/T 179-2000 电力系统电能量计量传输实施细则（试行）电力二次系统安全防护总体方案电监安全200634号IEEE Std 13441995（R2001）IEEE Standard for Synchrophasors for Power SystemsQ/GDW 131-2006 电力系统实时动态监测系统技术规范IEEE Std C37.118-2005 电力系统同步相量标准Q/GDW 273-2009 继电保护故障信息处理系统技术规范3、验收前准备3.1 人员要求:序号内 容备 注1作业人员应精神状态良

4、好2必须熟练掌握电力调度自动化系统运行管理规程和远动设备及系统工作条件环境条件和电源、远动设备及系统传输规约，并熟练掌握自动化验收及检验的方法3必须熟练掌握国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）有关知识4经年度国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）考试合格，持有本专业资格证书并经批准上岗5验收前必须经过本工程的验收交底，且掌握竣工验收项目及标准的内容3.2 危险点分析:序号内 容1验收人员的身体状况不适、思想波动、不安全行为、技术水平能力不足等可能带来的危害或设备异常2人员搭配不合适、工期紧张，作业人员及骨干人员不足3变电站综自系统没有可靠的备份、恢复等应急措施，安全防护措施不完善，可能存

5、在病毒非法入侵风险。4二次设备上测试时，使用不合格的工器具。如：清扫作业未使用绝缘工具，螺丝刀金属部分未采用缠绕绝缘胶带等5遥控操作试验只由一人操作完成，带来安全隐患6遥控试验时未做必要的保护措施7工作中重要环节的操作，失去监护、操作不规范。如：遥控压板、切换开关、交直流空气开关、电流试验端子，触及交直流回路无专人监护，试验接线后没有专人检查等8验收人员误动系统数据库；误操作导致部分数据的丢失，影响电网运行的安全监控。3.3 安全措施:序号内 容1开工前组织作业人员学习，开展危险点分析，工作人员必须着装整齐，正确佩带安全帽2调整人员的搭配、分工；事先协调沟通，在认识和协作上达成一致3必须对后台

6、机的数据及文件进行数据备份（注明备份时间），确保出错时能恢复初始状态4验收人员对所使用的各种工器具检查是否完备良好5遥控试验操作时两人进行其中一人监护6遥控试验认真核对参数表,保证遥控点号的正确性,遥控试验有专人在设备现场进行监护。7对验收工作中重要环节设专人监护；工作人员不得随意扩大工作范围、增加工作内容。在工作中，有专人对重要环节的操作进行检查，并监护；试验结束后，应由专人复查。8进行口令权限管理避免随意修改系统数据库。3.4 验收工器具及材料、资料:序号工作组名 称规 格单位数量备 注1项目检查组万用表：4位半0.5级块12计算器只13记录本台14笔支15竣工验收项目及标准、表格套11现

7、场测试组万用表：4位半0.5级台12现场校验仪，不低于0.2级套13变送器校验仪或标准功率源，不低于0.1级套14秒表块25模拟输入输出装置台16网络负载测量软件套17计算器只18记录本台19笔支110竣工验收项目及标准、表格套111对讲机台23.5 作业分工:序号作业内容分组负责人作业人员1项目检查组负责对现场自动化设备与功能检查验收2现场测试组负责对现场自动化设备测试验收3图纸、资料验收4、作业卡4.1 变电站自动化设备检查序号作业项目验收内容检查结果缺陷内容责任人签字1设备检查1.1设备配置检查检查现场设备（间隔层、站控层、网络层、调度数据网、电量采集装置、二次安全防护设备）数量、型号、

8、配置情况满足技术协议要求，填写核对附表1-1至1-6。1.2设备外观标识检查检查设备外壳没有碰伤、变形或油漆脱落现象，设备铭牌标识规范清楚。1.3设备安装检查检查设备按设计图纸安装组屏并安装牢靠，满足防振要求；设备接线使用接线端子压接，接线正确牢靠，标识规范。1.4设备接地检查检查设备及设备插件有必要和明显的接地标志和接地端子，应使用截面不小于4mm2的多股铜线和屏柜接地铜排相连，确保设备信号接地、工作接地规范良好1.5设备电源检查检查设备电源设有独立控制开关并对应标识正确，设备上电后电源指示灯指示正常，远动传输通道设备的电源必须是直流电源或交流不间断电源。1.6设备运行状态检查检查设备面板显

9、示正常，运行指示灯正常且无其他异常告警；设备按键正常，可正常进入各功能模块。2线缆检查2.1线缆合理性检查检查控制电缆、信号电缆、网络电缆的敷设满足有关技术规范要求，线缆型号满足性能要求。严禁强电回路和弱电回路合用一根电缆。网络通信介质为超五类屏蔽双绞线或光纤，主控室与保护小室、户外场地之间网络连接宜采用光纤介质。2.2线缆敷设检查无铠装的光缆、通信电缆、网络线必须穿管铺设，线缆进出线排列布局整齐合理美观。2.3线缆标签检查电缆标签应使用电缆专用标签机打印，内容应包括电缆编号，电缆规格，本地位置，对侧位置，电缆标签悬挂应美观一致、以利于查线。2.4弱电信号电缆检查检查弱电信号电缆满足阻燃、屏蔽

10、以及截面面积要求。2.5线缆正确性检查检查线缆连接与图纸相符，标识正确，包括站控层、间隔层设备线缆连接以及与第三方智能设备连接（调度端、电量计费系统、五防系统、直流系统等）。3屏柜检查3.1屏柜安装检查检查屏柜体底座与基础连接牢固，导通良好，可开启屏门用软铜导线可靠接地。屏柜面平整，附件齐全，门销开闭灵活，照明装置完好，屏柜前后标识齐全、清晰。屏柜安装平稳整齐，屏间无明显缝隙；屏内端子配线、空气开关、远方/就地切换开关、压板配置与设计图纸相符，并标识正确规范；切换开关、压板等应操作灵活、切换可靠；屏柜内设备布局合理，屏内电缆进出线排列布局整齐合理美观，屏内电缆孔洞已严密封堵。3.2屏柜接地检查

11、检查屏柜下部应设有截面不小于l00mm2的接地铜排，接地铜排应使用截面不小于50mm2的铜缆与控制室内的等电位接地网相连，屏内端子与铜排方便连接。屏柜柜体、打印机外设等设备的金属壳体接地良好可靠4二次回路检查4.1二次回路电缆敷设检查检查交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路均应使用各自独立的电缆，带有屏蔽的控制电缆，其屏蔽层应采用接地螺栓接至专用接地铜排。4.2二次回路接线检查按照设计图纸接线，接线美观无误，芯线标识打印清晰，内容包括回路编号、本侧所在位置端子号及电缆编号。端子排安装位置正确，方便接线，质量良好，使用专用电压端子和电流端子；每个接线端子的每侧接线宜为1根，相同

12、线径的不得超过2根，不允许不同线径的导线接在一个端子的同一侧。电流回路每个接线端子的每侧接线只允许接1根。4.3TV二次回路检查检查TV接线极性正确，除各相电压回路设有熔丝保护或开关保护回路，N线至接地点不应经熔丝或空开；检查TV回路仅有一点保护接地。4.4TA二次回路检查检查TA接线极性正确，TA回路应有短路连接片和串接回路；检查TA回路仅有一点保护接地，检查对应的CT测量回路、计量回路的变比与实际相符。5电源检查（UPS、逆变模块）5.1输入电源检查要求交、直流两路输入，并有相应独立控制开关，标识正确规范。测试输入电压正常，电压波动小于+10%，输入指示灯对应显示正确交流输入: （V） 交

13、流指示灯：直流输入： （V）直流指示灯：5.2输出电源检查要求旁路输出、逆变输出正常，输出电压波动满足技术协议 要求，输出指示灯对应显示正确旁路输出： （V） 旁路输出指示灯：逆变输出： （V）逆变输出指示灯：5.3防雷检查交、直流两路输入已配置防雷装置，且防雷装置安装正确，防雷接地接线良好。交流输入防雷装置型号：直流输入防雷装置型号：5.4电源负载分配检查按照设计图纸分配负载，检查系统各负载设独立出口控制开关，并对应标识正确规范5.5电源负载率检查UPS负载满足设计要求，严禁接入打印机、档位控制器等负载，负载率60%；交流失电后维持时间60min负载率：交流失电后维持时间：6通信功能检查6.

14、1通信配置检查检查站内全网设备装置地址和IP地址，确保地址无冲突。6.2通信网络检查检查全站网络拓扑图，全网设备通信正常；检查自动化系统网络为主备双网冗余结构，传输速率100Mbps6.3第三方设备通信功能检查检查监控系统与直流系统、电量采集装置、保护管理机、五防系统等智能设备通信检查，要求数据通信连贯，并具有通信状态告警。直流系统：五防系统：电量采集装置：保护管理机：7同步时钟系统功能检查7.1同步时钟系统卫星同步检查检查同步时钟装置天线安装位置满足要求，天线应应装有防雷器，与卫星跟踪同步正常，面板显示年月日时分秒正常GPS卫星个数：北斗(BD)卫星个数：是否同步：时间显示7.2同步时钟系统

15、对时校验检查检查站内对时方式满足技术协议要求，受时装置对时线标识正确，监控工作站、远动工作站、测控及保护单元显示时间与同步时钟时间一致，时钟误差1ms监控机对时方式： 远动对时方式：测控对时方式：保护对时方式：7.3同步时钟系统主从时钟、信号源切换检查检查主、从时钟信号源切换功能正常，检查各时钟扩展装置主、从时钟切换功能正常GPS信号源：CBD信号源：铯原子钟信号源：8监控后台系统检查8.1监控后台系统软件检查检查监控后台系统软件由系统软件、支持软件、应用软件为正版软件；后台系统支持多窗口方式、汉字显示、图形编辑、图元编辑、报表编辑、实时告警、历史数据查询、权限设置等功能。8.2图形检查1.

16、检查系统各画面布置、颜色、字体等统一、美观，符合江西电网监控中心和无人值班变电站监控系统人机界面技术规范要求。2. 检查系统具备必备画面：目录索引图，电气主接线图，系 统网络图，设备工况图，负荷平衡图，单元间隔图，电压棒图，曲线图,公用画面等。2. 主接线图可显示所有开关刀闸状态、事故总信号状态；主变各侧、线路、负荷、电容器的有功、无功、电流及潮流方向；主变温度、档位，消弧线圈档位；母线电压、直流电压、所用变电压、35kV/10kV开口电压、频率；3. 主接线图可对所有可控开关刀闸、主变调压、消弧线圈档位进行遥控/遥调操作，对事故总信号复归操作。4. 从主接线图可直接进入各单元间隔分图。各单元

17、间隔图电气符号和编号颜色应与主接线画面颜色一致，应显示该间隔电气接线（含开关、刀闸、接地刀闸状态），远方/就地转换开关状态，以列表方式显示本间隔所有遥测量和光字牌信号。5. 系统网络图能显示所有二次设备、通讯装置的通讯连接关系和通讯状态，设备通信状态变化时有变色、闪烁显示。8.3遥信、遥测检查所有遥信状态必须能用画面或表格形式监视，且遥信变位有变色、闪烁显示；所有遥测数据必须用画面或表格形式显示所有。8.4遥控、遥调检查遥控必须实现选择-返校-执行三步操作原则，并实现遥控、遥调监护功能和五防系统校验，并具备远方/就地开放和闭锁遥控、遥调功能8.5曲线及棒图检查检查系统实时趋势曲线、历史数据曲线

18、显示正确，电压棒图满足运行要求。8.6人员权限管理检查检查监控系统中用户管理设置正确，严格按照操作人员、监护人员、系统管理员等级配置，并分配相应管理权限，并设置密码。8.7人工设置检查检查监控系统人工置数、人工挂牌摘牌功能，进行人工设置后可进行状态变化，并可进行按间隔、按设备进行人工挂牌和摘牌，标牌满足检修、安全运行要求，并可修改、移动和缩放标牌。8.8告警功能检查检查告警信息显示方式及其正确性，包括最新告警信息行显示、告警信息列表和选择性查看告警信息的功能，并依据告警类型启动事故语音告警和预告语音告警，报警闪烁和闪烁停止方式可进行设置，并可人工确认和解除，告警窗口显示的告警的条数、等级和颜色

19、等属性可任意设置。并可分类显示事故跳闸、遥测越限、遥信变位/soe、遥控操作、通信状态变化的记录，并可按事项或时间选择打印。8.9报表功能检查检查报表具备日报、月报和年报表等各种智能报表，并满足运行要求，可在线浏览报表，定时、召唤打印报表。8.10系统维护功能检查可在线修改编辑数据库、画面等参数，不影响系统运行并可在线更新，并实现双机在线同步。系统备份、恢复，以及数据导出简便。8.11主、备数据服务器切换功能检查检查主、备服务器切换功能正常。9保信子站维护工作站检查9.1保信子站维护工作站软件检查检查保信子站维护工作站软件由系统软件、支持软件、应用软件为正版软件；子站维护工作站支持多窗口方式、

20、汉字显示、图形编辑、图元编辑、数据库编辑、实时告警、历史及录波数据查询、权限设置等功能。9.2图形检查1.检查子站维护工作站各画面布置、颜色、字体等统一、美观，符合现场使用要求。2.检查子站维护工作站应具备以下人机界面：a. 定值及录波查询及显示界面； b. 历史事件查询界面； c. 按装置进行与子站的信息交互界面；3.检查子站维护工作站具备信息来源与种类应包括：a. 各一次设备所配置的继电保护和故障录波器设备的名称、型号、生产厂家、软件版本、通信接口型式、通信规约以及有关的通信参数等； b. 继电保护设备的运行信息：包括设备的投/退信息、输入量/输出量信息、模拟量输入、设备运行告警信息、定值

21、及定值区号； c. 继电保护动作信息：在系统发生故障时，继电保护设备动作时产生的事件信息以及故障录波信息； d. 故障录波器信息：在系统发生故障时，故障录波器设备产生的故障录波信息； e. 在子站或主站对信息加工处理后产生的信息； f. 根据运行需要，必须接入子站的其他信息。4.能显示所有二次设备、通讯装置的通讯连接关系和通讯状态，设备通信状态变化时有变色、闪烁显示。9.3遥信、模拟量检查所有遥信状态必须能用画面或表格形式监视，且遥信变位有变色显示；所有保护装置模拟量均可以召唤查看。9.4遥控检查定值、定值区号、压板等遥控操作必须实现选择-返校-执行三步操作原则，并具有监护操作功能。9.5人员

22、权限管理检查检查子站维护工作站中用户管理设置正确，严格按照操作人员、监护人员、系统管理员等级配置，并分配相应管理权限，并设置密码。9.6系统维护功能检查可在线修改编辑数据库、画面等参数，不影响系统运行并可在线更新。系统备份、恢复，以及数据导出简便。4.2 变电站远动功能检查序号作业项目验收内容检查结果缺陷内容责任人签字1远动功能检查1.1远动通道配置检查远动设备对调度主站是否具有两路的独立的远动通道，满足各级调度传输要求以及集控要求。各通道标识正确规范。1.2远动调制解调器检查检查调制解调器，应保证中心频率、频偏、波特率、正负逻辑与调度端一致。1.3远动通道防雷检查检查远动通道已配置专用信号防

23、雷器，并安装接地良好1.4远动信息表配置检查传输及信息表配置按照江西省电力公司无人值班变电站监控系统信息配置规范要求配置并满足网、省、地调传输要求以及集控要求，通信正常。1.5远动规约配置检查检查远动规约配置应具备104、101、DISA等规约，并满足满足网、省、地调传输要求以及地调集控要求。1.6远动人机界面功能检查具备在线监视系统运行状态，在线修改各调度端参数、监视远动原码报文功能和模拟调度端数据功能。1.7远动双机、双通道切换功能检查检查远动双机切换功能正常，检查各双远动通道切换功能正常。2调度数据网系统检查2.1调度数据网设备运行检查检查调度数据网设备由两路不同输入电源供电，设备不同安

24、全区业务连接正确，通信状态指示正常2.2路由器配置检查检查路由表设置正确，且应有省调、地调路由器下一跳地址，保证两路不同路由传输正常路由1：路由2省调下一跳地址：地调下一跳地址：3二次安防系统检查3.1安全分区检查检查变电站自动化系统实际安全分区与安全防护拓扑图一致，满足横向隔离、纵向加密、安全分区、专网专用原则安全I区：安全II区安全III区3.2纵向加密装置配置检查检查纵向加密装置工作在密文传输状态，业务传输正常3.3隔离装置配置检查检查隔离装置满足1bit传输要求3.4防火墙装置配置检查检查防火墙装置策略满足安全I区与安全II区业务传输安全要求配置策略4电量计费系统功能检查4.1电量采集

25、装置运行检查电量采集装置上电运行正常，满足交、直流两路电源要求；电量采集装置电源和通信通道已配置防雷装置，安装正确，接地良好电源1： 防雷电源2： 防雷4.2电量采集装置配置检查电量采集装置与电表、网/省/地调度的通信以及与监控系统通信正常，装置配置满足网调、省调、地调电能量数据传输要求。5同步相量测量装置检查5.1检查同步相量测量装置输入、输出回路二次回路按检查项目4的检检查查标准要求，输入、输出信号反应正确5.2检查同步相量测量装置同步时钟有效捕捉卫星情况下，1PPS信号100ns精度。失去GPS同步时钟信号2小时以内相角测量误差不大于1.0度。5.3检查同步相量测量装置存贮容量数据集中器

26、: 双SATA硬盘存放100Hz的动态数据，保存时间>14天。5.4检查同步相量测量装置通信转输同步相量测量装置与调度WMS系统及现场监控系统通信正常，装置配置满足调度数据传输要求。4.3 变电站自动化交接试验项目序号作业项目验收内容验收结果缺陷内容责任人签字1遥控正确性试验监控后台对可控制开关、刀闸进行遥控试验，并实现远方/就地的解锁/闭锁功能，要求遥控正确，系统响应时间要求3s集控中心对可控制开关、刀闸进行遥控试验，并实现调度/当地的切换闭锁功能，要求调度端遥控正确，开关、刀闸变位时间3s2遥调正确性试验监控后台对主变档位进行升档和降档遥调试验，并实现远方/就地的解锁/闭锁功能，要求

27、从最低档至最高档位显示正确，不能出现滑档、跳档。并具备档位急停功能。集控中心对主变档位进行升档和降档遥调试验，并实现远方/就地的解锁/闭锁功能，要求从最低档至最高档位显示正确，不能出现滑档、跳档。并具备档位急停功能。3遥测量（工频电量）精度测试通过交流源依次按照（0%、40%、60%、80%、100%、120%）额定电流值升流测试电流采样装置精度，要求误差0.2%，并与监控后台、网调、省调、地调核对数据正确性。通过交流源依次按照（0%、40%、80%、100%、120%）额定电压值升压测试电压采样装置精度，要求误差0.2%，并与监控后台、网调、省调、地调核对数据正确性。通过交流源依次按照（co

28、s=0.5，cos=1）模拟升流、升压测试交流采样装置精度，要求误差0.5%，并与监控后台、网调、省调、地调核对数据正确性。4遥测量（直流量）误差测试通过校验源测试变送器误差，要求误差0.2%通过校验源测试变送器响应时间，要求400ms5遥信正确性试验在测控装置或保护屏、开关机构的遥信端子排模拟遥信位置和保护信号的开合，要求在监控后台、各调度端响应正确，SOE和语音报警、告警记录正常，从遥信变位到系统响应时间不得大于3秒。实际操作开关和刀闸，检查开关、刀闸位置在监控后台、各调度端响应正确，SOE和语音报警、告警记录正常，从遥信变位到系统响应时间不得大于3秒。配合保护传动试验检查保护信号在监控后

29、台、各调度端响应正确，SOE和语音报警、告警记录正常，从遥信变位到系统响应时间不得大于3秒。6语音告警功能试验配合保护整组试验检查开关变位告警、预告告警和事故跳闸告警，系统报警记录、语音正常，且事故跳闸语音告警必须经人员确认复归。7系统自诊断和自恢复功能试验开口电压越限告警试验：在35kV/10kV PT端子箱断开PT侧L、N接线,用标准源升压至40v、100v，检查系统遥测越上限、母线接地语音告警正确，报警记录显示正确。模拟监控工作站故障，检查备用监控工作站自动诊断告警正确，切换时间小于15秒模拟远动工作站故障，检查备用远动工作站自动诊断告警正确，切换时间小于15秒，主备通道实现无扰切换，不影响调度端数据传输。模拟冗余通信交换机故障，检查监控系统自动