Q／GDW-431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明(共16页)

1、精选优质文档-倾情为你奉上ICS 29.240 29.×××Q/GDW×××国家电网公司企业标准Q / GDW431 2010智能变电站自动化系统现场调试导则Guideline for the site commissioning of Automation Systems in Smart Substation2010-××-××发布2010-××-××实施国家电网公司发布专心-专注-专业目次前言II1范围12规范性引用文件13调试管理14现场调试应具备

2、要求25现场调试26资料移交和带负荷试验3附录A（规范性附录） 自动化系统现场调试内容4编制说明9前言由于现行国家标准、行业标准、企业标准和IEC标准等未涉及智能变电站自动化系统现场调试等内容，为使智能变电站自动化系统现场调试工作有所遵循，特编制本标准。智能变电站自动化系统现场调试是保证自动化系统高质量投运的重要环节，为适应智能电网的发展并规范自动化系统的现场调试工作，按智能变电站技术特点制定本标准。本标准侧重于智能变电站自动化系统的现场调试，并对现场调试的主要内容进行了规定。本标准中的自动化系统，是指智能变电站中的计算机监控、继电保护、变电站网络等子系统组成的变电站自动化系统。若智能变电站采

3、用了过程层接口装置，如智能终端、就地采集单元、合并单元等，自动化系统还包含这些过程层接口装置及其网络。本标准的附录A为规范性附录。本标准由国家电网公司基建部提出和负责解释。本标准由国家电网公司科技部归口。本规范主要起草单位：浙江省电力试验研究院本规范参与起草单位：浙江省送变电工程公司、四川电力试验研究院、华东电力试验研究院、唐山供电公司本规范主要起草人：池伟、黄晓明、陆承宇、阮黎翔、钱玉春、王松、张雪松、单金华、朱雷鹤、沈冰。智能变电站自动化系统现场调试导则1范围本标准规定了新建、改建和扩建智能变电站自动化系统的现场调试工作。本标准适用于110kV（包括66kV）及以上智能变电站自动化系统。2

4、引用标准下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 13729 远动终端设备 GB/T 13730 地区数据采集与监控系统通用技术条件GB/T 14285 继电保护及安全自动装置技术规程GB/T 15153 运动设备及系统GB 50312 综合布线工程验收规范DL/T 860 变电站通信网络和系统DL 663 220kV500kV电力系系统故障动态记录装置检测要求DL/T 723 电力系统安全稳定

5、控制技术导则DL/T 769 电力系统微机继电保护技术导则DL/T 448 电能计量装置技术管理规程DL/T 1028 电能质量测试分析仪检定规程DL/T 5149 220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程Q/GDW 383 智能变电站技术导则Q/GDW 393 110（66）220千伏智能变电站设计规范Q/GDW 394 330750千伏智能变电站设计规范Q/GDW 140 交流采样测量装置运行检验管理规程 Q/GDW 213 变电站计算机监控系统工厂验收管理规程Q/GDW 214 变电站计算机监控系统现场验收管理规程电力二次系

6、统安全防护总体方案（国家电力监管委员会第34号文，2006年2月）3调试管理3.1调试流程3.1.1由调试负责单位组织成立现场调试工作组；3.1.2根据自动化系统工程要求编写现场调试方案和调试报告；3.1.3现场调试工作组按调试方案开展现场调试工作，并记录调试数据；3.1.4现场调试工作组负责整理现场调试报告；3.1.5现场调试工作组向建设、运行单位移交资料；3.1.6带负荷试验。3.2调试组织3.2.1应成立现场调试管理部，全面组织、协调自动化系统现场调试工作和现场安全管理工作。3.2.2应成立现场调试工作组，由调试、系统集成和设备供应等单位人员组成，负责自动化系统现场调试工作。3.2.3调

7、试单位负责现场调试工作组的组织和管理，负责调试方案的编写、自动化系统现场调试工作，并配合自动化系统的整体竣工验收工作。3.2.4系统集成单位应全面配合现场调试工作，负责自动化系统组态工作和全站配置描述文件管理，按要求提供必要的技术资料和配置工具。3.2.5设备供应单位应全面配合现场调试工作，配合系统集成单位完成全站系统（设备）配置工作，按要求提供必要的技术资料和调试工具。 4现场调试应具备要求4.1电气安装a）系统及设备安装完毕。b）与自动化系统相关的二次电缆已施工结束。c）网络设备安装及通信线缆（铜缆和光缆）已施工结束，通信线缆测试合格并标示正确。d）现场交直流系统已施工结束，满足现场调试要

8、求。4.2技术文档a）工厂调试和验收报告；b）系统及设备技术说明书；c）变电站配置描述文件；d）设备调度命名文件；e）自动化系统相关策略文件；f）自动化系统定值单；g）远动信息表文件；h）网络设备配置文件；i）自动化系统设计图纸（应包括GOOSE配置表）；j）现场调试方案；k）其它需要的技术文档。4.3测试仪器仪表a）自动化系统调试中使用的仪器、仪表应满足智能变电站测试技术要求，并经有检验资质的检测单位校验合格。b）测试设备等级要求应满足 GB/T 13729-2002 的规定。 5现场调试5.1自动化系统组态由系统集成单位负责完成，系统构架应合理完整，整个系统处于稳定的可调试状态。5.2现场

9、调试的主要内容（具体见附录A）a）站内网络系统调试；b）计算机监控系统调试；c）继电保护系统调试； d）远动通信系统调试； e）电能量信息管理系统调试； f）全站同步对时系统调试；g）不间断电源系统调试；h）网络状态监测系统调试；i）二次系统安全防护调试；j）采样值系统调试。6资料移交和带负荷试验6.1在自动化系统投入运行前，调试工作组应向建设、运行单位移交资料，移交资料包括：a）现场调试报告；b）变电站配置描述文件；c）自动化系统相关策略文件；d）自动化系统已执行定值单；e）远动信息表文件；f）网络设备配置文件。6.2带负荷试验。用一次电流及工作电压检验采样值系统幅值和相位关系正确。附 录

10、A（规范性附录）自动化系统现场调试内容1站内网络系统调试1.1范围与功能站内网络系统主要由交换机和各类通信介质组成，实现DL/T 860中所提及的通信信息交换功能。 1.2调试内容a）外部检查：检查交换机数量、型号、额定参数与设计相符合，检查交换机接地可靠。b）工程配置：依据网络配置文件设置交换机功能和参数。c）通信光缆检查：检查光缆规格正确，标识正确，连接正确，光缆衰耗符合要求。d）通信铜缆检查：检查铜缆规格正确，标识正确，连接正确，接地可靠。2计算机监控系统调试2.1范围与功能计算机监控系统主要由站控层主机设备、间隔层测控设备和过程层设备构成，实现DL/T 860中所提及的自动化系统监控功

11、能，主要包括测量、控制、状态检测、五防等相关功能。2.2调试内容a）设备外部检查：检查计算机监控系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T 9952006 6.3节执行。c）工程配置：依据变电站配置描述文件和相关策略文件，分别配置计算机监控系统相关设备运行功能与参数。d）通信检查：检查与计算机监控系统功能相关的MMS、GOOSE、SV通信状态正常。e）遥信功能调试：检查计算机监控系统遥信变化情况与实际现场设备状态一致，SOE时间精度满足技术要求。f）遥测功能调试：检查计算机监控系统遥测精度和线性度满足技术要求。g）遥控功能调试：检查计算机监

12、控系统设备控制及软压板投退功能正确。h）遥调控制功能调试：检查计算机监控系统遥调控制实现方式与遥调控制策略一致。i）同期控制功能调试：检查计算机监控系统同期控制实现方式与同期控制策略一致，同期定值与定值单要求一致。j）全站防误闭锁功能调试：检查计算机监控系统防误操作实现方式与全站防误闭锁策略一致。k）顺序控制功能测试：检查计算机监控系统现场顺序控制策略与预设顺序控制策略一致。l）自动电压无功控制功能调试：检查计算机监控系统自动电压无功控制实现方式与全站自动电压无功控制策略一致。 m）定值管理功能调试：检查计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能正确。n）主备切换功能调试：检查计算机监控系统

13、主备切换功能满足技术要求。3继电保护系统调试3.1范围与功能继电保护系统主要由站控层保护信息管理系统、间隔层继电保护设备和过程层设备构成，实现DL/T 860中所提及的自动化系统继电保护功能。 3.2调试内容a）设备外部检查：检查继电保护系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T 9952006 6.3节执行。c）工程配置：依据变电站配置描述文件和定值单，分别配置继电保护系统相关设备运行功能与参数。d）通信检查：检查与继电保护系统功能相关的MMS、GOOSE、SV通信状态正常。e）继电保护单体调试：检查继电保护设备开入开出、采样值、元件功能

14、与定值正确。f）继电保护整组调试：检查实际继电保护动作逻辑与预设继电保护逻辑策略一致。g）故障录波功能调试：检查故障录波设备开入开出、采样值、定值和触发录波正确。h）继电保护信息管理系统调试：检查站控层继电保护信息管理系统站内通信交互和功能实现正确，检查站控层继电保护信息管理系统与远方主站通信交互和功能实现正确。4远动通信系统调试4.1范围与功能远动通信系统主要由站控层远动通信设备、间隔层二次设备构成，实现DL/T 860中所提及的自动化系统远动通信功能。 4.2调试内容a）设备外部检查：检查远动系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T

15、9952006 6.3节执行。c）工程配置：依据变电站配置描述文件和远动信息表，分别配置远动通信系统相关设备运行功能与参数。d）通信检查：检查与远动通信系统功能相关的MMS通信状态正常。e）远动遥信功能调试：检查远动通信系统遥信变化情况与实际现场设备状态一致。f）远动遥测功能调试：检查远动通信系统遥测精度和线性度满足技术要求。g）远动遥控功能调试：检查远动通信系统遥控与预设控制策略一致。h）遥调控制功能调试：检查远动通信系统遥调控制与遥调控制策略一致。i）主备切换功能测试：检查远动系统主备切换功能满足技术要求。5电能量信息管理系统调试5.1范围与功能电能量信息管理系统主要由站控层电能量信息管理

16、设备、间隔层计量表计构成，实现DL/T 860中所提及的自动化系统电能计量功能。 5.2调试内容a）设备外部检查：检查电能量信息管理系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T 9952006 6.3节执行。c）工程配置：依据变电站配置描述文件，分别配置电能量信息管理系统相关设备运行功能与参数。d）通信检查：检查与电能量信息管理系统功能相关的MMS、SV通信状态正常。e）功能调试：检查站控层电能量信息管理系统站内通信交互和功能实现正确，检查电能量信息管理系统与远方主站通信交互和功能实现正确。6全站同步对时系统调试6.1范围与功能全站同步对时系

17、统主要由全站统一时钟源、对时网络和需对时设备构成，实现DL/T 860中所提及的自动化系统同步对时功能。 6.2调试内容a）设备外部检查：检查全站同步对时系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T 9952006 6.3节执行c）对时系统精度调试：检查全站对时系统的接收时钟源精度和对时输出接口的时间精度满足技术要求。d）时钟源自守时、自恢复功能调试：检查外部时钟信号异常再恢复时，全站统一时钟源自守时、自恢复功能正常。e）时钟源主备切换功能调试：检查全站统一时钟源主备切换功能满足技术要求。f）需对时设备对时功能调试：检查自动化系统需对时设备对

18、时功能和精度满足技术要求。g）需对时设备自恢复功能调试：检查全站统一时钟源对时信号异常再恢复时，需对时设备自恢复功能正常。7网络状态监测系统调试7.1范围与功能网络状态监测系统主要由网络报文记录分析系统、网络通信实时状态检测设备构成，实现自动化系统网络信息在线检测功能。 7.2调试内容a）设备外部检查：检查网络状态监测系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T 9952006 6.3节执行。c）工程配置：依据变电站配置描述文件，分别配置网络状态监测系统相关设备运行功能与参数。d）通信检查：检查与网络状态监测系统功能相关的MMS、GOOSE、

19、SV通信状态正常。e）网络报文记录分析功能调试：检查自动化系统网络报文的实时监视、捕捉、存储、分析和统计功能正确。f）网络通信实时状态检测功能调试：检查自动化系统网络通信实时状态的在线检测和状态评估功能正确。8不间断电源系统调试8.1范围与功能不间断电源系统属于站控层设备范畴，实现自动化系统不间断可靠供电功能。 8.2调试内容a）设备外部检查：检查不间断电源系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T 9952006 6.3节执行。c）通信检查：检查与计算机监控系统的通信正确。d）功能调试：检查交直流电源切换功能、旁路功能、保护功能、异常告警

20、功能正确，纹波系数满足技术要求。9二次系统安全防护调试9.1范围与功能二次系统安全防护主要由站控层物理隔离装置和防火墙构成，实现自动化系统网络安全防护功能。 9.2调试内容a）设备外部检查：检查二次系统安全防护设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T 9952006 6.3节执行。c）工程配置：依据二次系统安全防护策略文件，分别配置二次系统安全防护相关设备运行功能与参数。d）网络安全防护检查：检查二次系统安全防护运行情况与预设安防策略一致。10采样值系统调试10.1范围与功能采样值系统主要由过程层合并单元及电子式互感器电子采集模块构成，实现D

21、L/T 860中所提及的自动化系统采样值采样和传输功能。 10.2调试内容a）设备外部检查：检查采样值系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。b）绝缘试验和上电检查检查均参照DL/T 9952006 6.3节执行。c）工程配置：依据变电站配置描述文件，分别配置采样值系统相关设备运行功能与参数。d）通信检查：检查与采样值系统功能相关的SV通信状态正常。e）变比检查：检查采样值系统变比设置与自动化系统定值单要求一致。f）角比差检查：检查采样值系统角差、比差数据满足技术要求。g）极性检查：检查采样值系统极性配置与自动化系统整体极性配置要求相一致。智能变电站自动化系统现场调试导则编

22、制说明目次一、编制背景11二、编制主要原则及思路11三、与其他标准的关系11四、主要工作过程11五、规范的结构和内容11六、条文说明12为加快建设统一坚强智能电网，提高智能变电站建设效率和效益，规范智能变电站关键技术、设计和工程应用，推动和指导新建工程设计和建设工作，根据公司智能电网第一阶段重点项目实施方案、关于下达智能电网试点工程项目计划的通知（国家电网智能2009909号文）的安排，由公司基建部牵头，组织浙江省电力试验研究院、浙江省送变电工程公司、四川电力试验研究院、华东电力试验研究院、唐山供电公司等单位，开展了智能变电站自动化系统现场调试导则制定工作。一、编制背景1. 公司对智能电网、智

23、能变电站自动化系统现场调试提出的要求。2. 变电站自动化领域中自动化、计算机信息与通信技术快速发展，国内外数字化变电站和无人值班变电站积累一定的调试成果和经验，国际上即将颁布IEC61850第二版，为智能变电站自动化系统调试工作提供了有力技术支撑。3. 现行变电站自动化系统调试规范一般未涉及智能变电站内容，不能适应智能变电站调试要求，新编制的智能变电站技术导则（Q/GDW 3832009）中有关调试部分内容需要进一步细化、补充和完善。二、编制主要原则及思路1. 按照标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写规则（GB/T 1.12000）、关于印发<国家电网公司技术标准管理办法>的

24、通知（国家电网科（2007）211号）和电力企业标准编制规则（DL/T 8002001）的有关要求，开展本规范制定工作。2. 本规范依据智能变电站技术导则（Q/GDW 3832009）有关要求，进一步细化、补充和完善相关内容，并充分总结吸收国内外数字化变电站智能变电站调试成果和经验、以及通用调试等公司标准化成果。3. 作为公司企业标准，使公司系统智能变电站现场调试工作有章可循。三、与其他标准的关系1. 本规范引用了智能变电站技术导则（Q/GDW 3832009）的有关规定。2. 本规范应用了变电站通信网络和系统（DL/T 860）的有关规定。3. 智能变电站现场调试除应执行本标准外，尚应严格执

25、行强制性国家标准和行业标准，应符合现行的国家标准、行业和企业有关标准的规定。四、主要工作过程1. 2009年8月14日，在西安组织召开智能变电站自动化系统现场调试导则研究编制工作启动会，成立了编写工作组。会议拟出编制大纲、工作计划，并讨论通过；2. 2009年8月9月，按照编制大纲和工作计划，编制标准初稿；3. 2009年9月18日，编写组在北京讨论标准初稿后形成初稿修改意见；4. 2009年10月15日，编写组在北京对初稿修改稿内容进行了详细讨论，并提出修改意见；5. 2009年11月17日，编写组按照修改意见，修改完善形成征求意见稿；6. 2009年11月20日，基建部将征求意见稿发给各网省公司和顾问集团广泛征求意见。7. 2009年11月25日12月28日，编写组汇总梳理征求意见稿反馈意见，认真讨论，修改完善后形成送审稿。8. 2009年12月30日，在北京召开国家电网公司智