陕西省电力公司智能变电站现场验收规范(试行)

陕西省电力公司智能变电站继电保护验收规范（试行） 1 适用范围本规范对陕西省电力公司智能变电站继电保护及相关设备验收的基本原则、组织管理、验收内容、验收标准、验收流程提出了明确要求。本规范适用于陕西省电力公司110kV及以上电压等级智能变电站新建、改（扩）建和技术改造项目的继电保护验收工作。110kV以下的智能变电站可参照执行。 2 规范性引用文件下列文件对于本标准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，其最新版本适用于本标准。DL/Z860.1-2004 变电站通信网络与系统DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程Q/GDW 394-2009 330750kV智能变电站设计规范Q/GDW 396-2009 IEC-61850工程继电保护应用模型Q/GDW 383-2010 智能变电站技术导则Q/GDW 393-2010 110（66）kV220kV智能变电站设计规范Q/GDW 410-2010 高压设备智能化技术导则Q/GDW 426-2010 智能变电站合并单元技术规范 Q/GDW 428-2010 智能变电站智能终端技术规范 Q/GDW 429-2010 智能变电站网络交换机技术规范 Q/GDW 430-2010 智能变电站智能控制柜技术规范 Q/GDW 431-2010 智能变电站自动化系统现场调试导则 Q/GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范西电调字201119号750千伏洛川变电站继电保护运行管理若干规定西电调字2011103号西北网调直调继电保护设备命名规定陕电调201144号 陕西省电力公司智能变电站继电保护运行管理规定（试行）3 术语和定义3.1 现场验收现场验收是设备现场安装调试完毕后，由安装调试单位申请，并由现场验收组织部门组织相关单位进行的启动投运前验收。 3.2 互操作测试针对基于智能变电站智能设备进行的模型测试、文档检测以及保护、测控装置的互操作功能测试。 3.3 缺陷在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，影响设备安全稳定运行的问题。 3.4 偏差在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，但不影响设备稳定运行，可通过简易修改补充得以纠正的问题。 4 验收必备条件4.1 验收工作开始前，应具备以下资料：a) 设备安装、调试记录草录；b) 设备厂家资料（含安装、使用说明书、出厂检验报告等）；c) 与实际相符的竣工图和设计变更文件；d) 施工单位的自检报告和验收申请表。4.2 工程安装调试工作全部结束，施工单位已经自验合格，自查缺陷消除完毕。4.3 继电保护装置及相关设备的测试、试验已经完成，施工单位出具试验报告草录。4.4 待验收设备已在现场完成安装调试。4.5 完成全站配置文件SCD现场集成。4.6 IED能力描述文件ICD完成现场检验。4.7 安装调试单位已提交现场验收申请报告及调试报告。 4.8 验收单位完成现场验收方案编制及审核。 5 验收组织管理及要求 5.1 工程管理单位负责组织工程设计、安装调试，运行维护单位进行工程验收，并建立工程设计、安装调试质量追溯制度，完善工程后续管理措施。5.2 运行维护单位应在验收前成立验收工作组，验收工作组设测试组和资料审查组。5.3 验收工作组编制整体验收方案，并在验收测试工作结束后完成验收测试报告的编制、上报、审批、归档。5.4 现场验收的时间应根据现场验收方案的工作量决定，原则上330kV及以上智能变电站现场验收的时间应至少在启动投运前30个工作日进行，110kV智能变电站现场验收的时间应至少在启动投运前20个工作日进行，改造项目的现场验收需按照工程进度安排进行各阶段验收，验收时间由验收工作组根据验收方案的工作量决定。5.5 验收过程中，应合理安排工程调试、投产验收工期，验收试验项目齐全、完整，对发现的缺陷应及时处理，确保无缺陷投运。5.6 对于新建智能变电站可提前介入工程安装调试工作，严格按照继电保护和电网安全自动装置检验规程的相关要求，对继电保护装置、二次回路进行整组测试，重视对电流/电压互感器、断路器、隔离开关、光纤（高频）通道等二次回路的验收检验。5.7 新设备投产前，工程管理单位应组织新设备投产交底，向运行维护单位移交与现场投产设备相一致的图纸、保护装置技术资料、调试报告、备品备件和专用试验仪器工具等；新设备投产后1个月内，工程管理单位向运行维护单位提交纸质和电子版竣工图纸。5.8 对设备验收中存在的问题和缺陷各验收单位以书面上报工程主管单位，工程主管单位将各缺陷单交施工单位进行核对、消缺，施工单位需对全部缺陷处理结果进行书面回复，消缺回复由工程主管单位移交各验收单位，工程主管单位组织对消缺情况进行复验。5.9 验收中应按照验收方案所列测试内容进行，详细流程见附录A。5.10 验收依据a)上级颁发的规程、规范、标准及经过批准的本单位制订的实施细则；b)施工图及设计变更文件；c)国家或部颁有关工艺规程、质量标准；d)施工合同或有关技术协议。 5.11 现场测试过程不允许采取抽测方式，必须采用逐点全部测试方式，现场验收测试项目应至少包括第8节内容。5.12 现场验收报告由验收工作组制定，应包含以下内容： a) 现场验收方案； b) 现场验收测试记录及分析报告； c) 现场验收遗留问题备忘录（应包含现象描述、解决方案和预计解决时间）； d) 现场验收结论。5.13 现场验收达到以下要求时，可认为现场验收合格： a) 文件及资料齐全； b) 所有软、硬件设备的型号、数量、配置符合技术协议要求；c) 现场验收结果必须满足本规范要求，无影响运行的缺陷。6 文件及资料验收6.1 设备硬件清单及系统配置参数。6.2 设备说明书。6.3 IED能力描述文件ICD、全站配置文件SCD。6.4 全站MMS、GOOSE、SV网络通信配置表。6.5 交换机VLAN配置表。6.6 设备现场安装调试报告（包括现场设备维护、升级记录表）。 6.7 竣工草图(包括GOOSE配置图、二次逻辑回路图等)。 6.8 现场验收申请报告。7 屏柜及接线验收 7.1 待验收设备数量清单，型号及外观验收。设备型号、外观、数量需满足技术协议所列的设备清单。 7.2 设备铭牌及标示验收。a) 设备铭牌及标示应齐全、清晰、正确；b) 电流（电压）互感器极性、额定电流、准确级等标示正确、清晰。7.3 屏柜验收。 a) 屏柜内螺丝紧固，无机械损伤，无电弧烧伤现象；检修压板解除是否良好；b) 保护装置各部件固定及装置外形检查：应固定端正，无松动、损坏及变形等现象；c) 屏柜内小开关、电源小刀闸、空开电气接触良好；切换开关、按钮、键盘操作灵活；d) 屏内各独立装置、继电器、切换把手和压板标识正确齐全，且其外观无损坏；e) 保护装置各插件上的元器件外观检查：印制电路应无损伤或变形，连线连接良好，各插件上元器件焊接良好，芯片接触可靠，各插件上变换器、继电器固定良好；f) 屏柜二次电缆接线正确；g) 端子接触良好、编号清晰、正确；h) 装置背面接地端子接地可靠，接地铜牌、接地线符合要求。7.4 智能控制柜验收。a) 智能控制柜应装有100mm2 截面的铜接地铜排（缆），并与柜体绝缘；接地铜排（缆）末端应装好可靠的压接式端子，以备接到变电站的接地网上；柜体应循环通风良好；b) 控制柜内设备的安排及端子排的布置，应保证各套保护的独立性，在一套保护检修时不影响其他任何一套保护系统的正常运行；c) 控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，并可通过智能终端GOOSE 接口上送温度、湿度信息；d) 控制柜应能满足GB/T 18663.3 变电站户外防电。7.5 电缆、光纤、光纤配线架、网线验收。a) 电缆屏蔽线接地良好；b) 尾纤、光缆、网线应有明确、唯一的名称，应注明两端设备、端口名称； c) 尾纤的连接应完整且预留一定长度，多余的部分应采用弧形缠绕。尾纤在屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），不得承受较大外力的挤压或牵引；d) 尾纤不应存在弯折、窝折现象，不应承受任何外重，不应与电缆共同绑扎，尾纤表皮应完好无损；e) 尾纤接头应干净无异物，连接应可靠，不应有松动现象；f) 光纤配线架中备用的及未使用的光纤端口、尾纤应带防尘帽；g) 网线的连接应完整且预留一定长度，不得承受较大外力的挤压或牵引。8 配置文件验收8.1 装置ICD文件验收。8.1.1 模型测试：站控层、间隔层和过程层访问点（AccessPoint）健全，文件中逻辑设备、逻辑节点和数据集等参数符合Q/GDW 396-2009 IEC 61850 工程继电保护应用模型标准。8.1.2 ICD文件与装置一致性检查：核对ICD文件中描述中的出口压板数量、名称，开入描述应与设备说明书一致，与设计图纸相符。8.1.3 ICD文件中站控层信息应与装置提供服务一致。8.2 SCD文件验收。8.2.1 SCD文件应视同常规变电站竣工图纸,统一由现场调试单位提供。8.2.2 系统 SCD文件合法性静态检测。8.2.3 检查VLAN-ID、VLAN优先级等配置应与设计图纸相符。8.2.4 检查报告控制块和日志控制块使能数应满足正常运行要求。8.2.5 检测SCD文件中使用的ICD模型应与装置厂家提供的ICD文件一致。8.2.6 检查SCD文件包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。8.3 二次系统虚端子验收。8.3.1 检查SCD文件中的虚端子连接应与设计图纸一致。8.3.2 检查SCD文件中信息命名应与装置显示及图纸一致。9 过程层设备验收 9.1 合并单元 9.1.1 采样值报文格式检查。a) 报文格式应符合国网支持通道可配置的扩展IEC 60044-8和IEC61850-9-2协议格式；b) 报文中采样值发送通道顺序应与SCD文件中配置相同。9.1.2 采样报文通道延时测试，包括MU级联条件下的测试。9.1.3 采样值同步性能检验a) 合并单元输出的采样同步误差不大于1s；b) 守时误差不大于4s；c) 采样值发送间隔离散度不大于25010s；d) 失步再同步功能测试不大于25020s。9.1.4 同步异常告警检查。a) 外时间同步信号丢失GOOSE告警报文检查；b) 合并单元失步GOOSE告警报文检查；c) 同步异常时合并单元1PPS告警指示灯指示检查。9.1.5 采样值状态字测试。a) 同步/失步时，检测合并单元发送的采样值数据同步指示位应指示正确；b) 投入检修压板，检测合并单元发送的采样值数据检修指示位应指示正确；c) 检验采样环节出现故障后，与故障相关的采样值数据有效位应正确指示采样值状态。9.1.6 丢帧检查。9.1.7 采样数据准确度检验。 9.1.8 计量相关参数安全防护功能检查。 9.1.9 装置电源功能检验。合并单元电源中断与恢复过程中，采样值不误输出。9.1.10 装置接收、发送的光功率检验。 9.1.11 装置告警功能检验。a) 开关量异常告警功能检验；b) 采样数据无效告警功能检验；c) 采集器至合并单元光路故障告警功能检验；d) 合并单元电路故障告警功能检验。9.1.12 电压切换功能检验。 合分母线刀闸，合并单元的切换动作逻辑是否正确。9.1.13 电压并列功能检验。加二次电压到合并单元，分合断路器及刀闸，检查各种并列情况下合并单元的并列动作逻辑是否正确。9.1.14 人机对话功能检验。9.1.15 与间隔层设备的互联检验。9.2 智能终端 9.2.1 GOOSE报文格式检查。a) GOOSE通信配置是否与SCD文件配置一致；b) GOOSE发送机制是否符合规范要求；9.2.2 GOOSE配置文本检查。 GOOSE配置应与SCD文件配置一致。9.2.3 GOOSE中断告警功能检查。GOOSE链路中断应点亮面板告警指示灯，同时发送订阅GOOSE断链告警报文。9.2.4 智能终端动作时间检验。智能终端从收到GOOSE命令至出口继电器接点动作时间应不大于7ms。9.2.5 GOOSE控制命令记录功能检查GOOSE跳、合闸、遥控命令应在动作后，点亮面板相应的指示灯，控制命令结束后面板指示灯只能通过手动或遥控复归消失。9.2.6 开关量检验。检查隔离开关、断路器位置节点等硬接点开入状态是否与GOOSE变位是否一致。9.2.7 防抖功能检查。9.2.8 遥控功能检查，包括断路器遥控分合检查；可控隔离开关遥控分合检查。9.2.9 装置异常告警功能检查。 9.2.10 对时和守时误差检查。装置对时误差应不大于1ms。9.2.11 同步异常告警检查。a) 智能终端时间同步信号丢失GOOSE报文；b) 智能终端失步GOOSE报文。9.2.12 装置电源功能检验。9.2.13 装置接收、发送的光功率检验。9.2.14 检修功能检验。a) 智能终端投入检修后，只执行带检修位的接收GOOSE命令；b) 智能终端投入检修后，发送的所有GOOSE报文检修位置“1”。9.2.15 与间隔层装置的互联检验。10 间隔层功能验收 10.1 继电保护装置 10.1.1 装置版本与校验码核对。保护定值、版本与校验码核对，应与SCD文件一致。10.1.2 回路绝缘检查。 10.1.3 装置对时功能检查。装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。10.1.4 SV数据采集检查； a) 采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致； b) 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。10.1.5 采样异常闭锁试验。 a) 双A/D 采样值不一致保护闭锁测试；b) 采样值丢帧保护闭锁测试；c) 采样值发送间隔误差过大闭锁测试。d) 采样不同步或采样延时补偿失效闭锁相关保护。10.1.6 GOOSE检查。a) GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致； b) GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中有明确回路定义；c) GOOSE断链、不一致条件下，装置应给出对应告警报文；同时上送站控层告警报文。10.1.7 单装置保护逻辑功能调试。参照DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程执行。10.1.8 检修状态测试。a) 采样检修状态测试：采样与装置检修状态一致条件下，采样值参与保护逻辑计算；检修状态不一致时，只用来采样显示，不参与保护逻辑计算。b) GOOSE检修状态测试：GOOSE信号与装置检修状态一致条件下，GOOSE信号参与保护逻辑计算；检修状态不一致时，如线路保护在检修状态，母线失灵保护在运行状态，当线路保护动作启动母线失灵保护，GOOSE信号只用来显示，不参与保护逻辑计算。10.1.9 与站控层通信检查。 a) 站控层报文应与SCD配置文件一致性检查；b) 装置通信对点功能检查。10.1.10 装置接收、发送的光功率检验。 10.1.11 整组传动试验。10.1.12 保护通道检验与联调。10.1.13 线路保护与对侧联调。10.1.14 装置电源检验。a) 110%额定工作电源下检验； b) 80%额定工作电源下检验； c) 直流电压大幅度变化自启动功能检查； d) 装置工作电源瞬间掉电和恢复检验。 10.2 安全自动装置 10.2.1 装置版本与校验码核对。保护定值、版本及校验码应与SCD文件一致。10.2.2 回路绝缘检查。10.2.3 装置对时功能检查。 装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。10.2.4 SV数据采集检查。a) 采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致； b) 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。10.2.5 采样异常闭锁试验。 a) 双A/D 采样值不一致保护闭锁测试；b) 采样值丢帧保护闭锁测试；c) 采样值发送间隔误差过大闭锁测试。10.2.6 GOOSE检查。a) GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致； b) GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中有明确回路定义；c) GOOSE断链、不一致条件下，装置应给出对应告警报文；同时上送站控层告警报文。10.2.7 装置逻辑功能检查。参照DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程执行。10.2.8 与站控层通信检查。站控层报文应与SCD配置文件一致。10.2.9 装置接收、发送的光功率检验。 10.2.10 整组传动试验。10.2.11 通信通道检验与联调。10.2.12 装置电源检验。a) 110%额定工作电源下检验；b) 80%额定工作电源下检验；c) 直流电压大幅度变化自启动功能检查； d) 装置工作电源瞬间掉电和恢复检验。 10.3 故障录波装置 10.3.1 SV数据采集检查。 a) 采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致 b) 应记录一路模拟量的两个A/D采样数据报文。10.3.2 GOOSE配置检查。GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致。10.3.3 故障录波装置功能测试。a) 电流量、电压量、开关量、频率量启动测试；b) 手动启动录波功能测试；c) 录波文件存储功能测试；d) 录波文件分析功能测试；e) 录波图打印功能等试验； f) 采样值异常录波启动检查测试。10.3.4 重要告警信号检查。a) 装置异常告警信号检查；b) 装置失电告警信号检查；c) 故障录波装置启动信号等信号检查。 10.3.5 与继电保护信息子站通信检查。10.3.6 装置对时功能检查 装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。11 站控层验收 11.1 计算机监控系统继电保护部分11.1.1 继电保护装置及相关设备异常告警、动作报文正确性检查。11.1.2 远方修改定值、切换定值区功能检查。11.1.3 继电保护装置及相关设备软压板名称、投退正确性检查。11.1.4 召唤定值、动作报告、软压板状态打印功能检查。11.2 继电保护信息子站功能 11.2.1 保护状态、定值、软压板的召唤功能。 11.2.2 保护告警信息、开关量信息、保护动作信息的报警功能检查。 11.2.3 保护远方复归功能检查。 11.2.4 录波召唤、分析功能检查。 11.2.5 保护信息功能检验要求参见Q/GDW273-2009继电保护故障信息处理系统技术规范。 11.3 网络通信记录分析装置11.3.1 装置电源功能检验。 11.3.2 报文记录功能检查。 a) 站控层MMS网络通信信息记录功能检查；b) 间隔层GOOSE信号信息记录功能检查；c) 过程层SV