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1、江西省电力公司企业标准指导性技术文件智能变电站二次系统工程现场验收规范（讨论稿）江西省电力公司 发布1. 范围本规范规定了江西省电力公司110kV及以上智能变电站新建工程二次系统现场验收的技术要求等内容。智能变电站的扩建、改建工程可参照执行。2. 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本规范书中引用而构成本规范书的条文。所示标准均应采用最新有效版本。Q/GDW 431 2010智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW 429 2010 智能变电站网络交换机技术规范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
2、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DL663 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GB 92542008 信息技术设备的无线电骚扰限制和测量方法GB/T 17626 电磁兼容 试验和测量技术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D
3、L /T 1074电力用直流和交流一体化不间断电源设备DL/T 459 电力系统直流电源柜订货技术条件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YD/T 10992005 以太网交换机技术要求YD/T 16272007 以太网交换机设备安全技术要求电力二次系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）
4、3. 现场验收管理3.1 验收组织省公司统一组织开展智能变电站二次系统工程现场验收工作。新建变电站由基建部负责验收工作的归口管理。验收工作应成立验收组（包括系统测试和资料审查部分）开展验收工作。系统测试组重点验收系统技术指标是否达标，资料审查重点验收设备技术资料是否齐全。为保证工作的质量，系统测试时间一般不少于2天。人员类别姓名备注验收组长验收组成员3.2 验收流程验收工作组在完成系统测试和资料审查工作后，根据系统测试及资料审查的结果分别形成系统测试报告和资料审查报告。验收工作组根据系统测试报告、资料审查报告和被验收单位的工作汇报进行评审，并形成验收结论。4. 现场验收前应具备的条件4.1 现
5、场设备安装情况序号内容备注1二次设备屏、柜安装完毕，所有保护、测控等二次装置安装到位。2屏、柜内外部电缆、光纤、网络线连接完毕。3整个二次系统具备通电条件，直流屏电源接通。4.2 技术文档清单序号内容备注1说明书、出厂测试报告、型式试验报告、合格证完备。4.3 测试设备清单序号内容备注1继电保护测试仪（数字接口及模拟小信号）。2时钟精度测试仪。3网络性能测试仪。4光纤接口数字信号万用表。5光功率计。5. 现场验收序号验收内容备注1技术资料验收附录A2站内网络系统测试附录B-13计算机监控系统测试（含测控单元、后台监控基本功能、五防、高级应用功能等）附录B-24继电保护系统测试附录B-35远动通
6、信系统测试附录B-46电子互感器系统测试（含电子互感器、合并单元等）附录B-57电能量系统测试（含电量采集终端、多功能电表等）附录B-68时钟同步系统测试附录B-79在线监测系统测试（含传感器、智能组件、在线监测后台等）附录B-810一体化电源系统测试（含电源监控装置、不间断电源等）附录B-911辅助系统测试（含视频监控、安防、消防报警等）附录B-1012二次系统安全防护测试附录B-1113全站系统联合测试附录B-1214与远方主站系统联调试验（含自动化、视频监控、在线监测等）附录B-13注：表中第4、6、7、9、10尚未完成，按照上次分工，建议由系统所完成第4、10项内容，计量所完成6、7项
7、内容，高压所完成第9项内容。附录A: 技术资料验收序号验收内容检查结果1工厂调试和验收报告2系统及设备技术说明书3网络设备配置文件4变电站配置描述文件5自动化系统设计图纸（应包括GOOSE配置表）；6五防系统资料验收附录B-1: 网络系统验收(1) 一般性检查项目序号验收项目验收标准检查结果1设备外部检查外观应清洁完整，二次接线端子无松动现象；设备数量、型号、额定参数与设计相符合。2电缆、光缆连接应连接可靠，光缆、光纤弯曲半径不小于10倍光缆、光纤直径，无折痕。3设备接地应可靠接地。4光纤链路测试包括光纤链路衰耗（两端）测试，光纤端面洁净度（两端）应满足要求（=0.2db/km）。备用光纤数量
8、应满足要求。5网络负载率正常时网络负载30%, 故障时网络负载50%。(2) 网络报文记录分析装置序号验收项目验收标准检查结果1网络报文实时监视应能监视、捕捉过程层SV网络、过程层GOOSE网络报文、站控层MMS网络报文的传输。2报文捕捉网络报文记录分析装置对报文的捕捉应安全、透明，不得对原有的网络通信产生任何影响。3存储记录原始报文宜采用装置内就地存储，SV至少可以连续记录24 小时；GOOSE、MMS至少可以连续记录14天。4分析当报文或网络异常时，给出预警信号并启动异常报文记录；包括对报文合法性、连续性、通信中断、网络风暴进行报警及记录。5统计可进行故障查找及对网络评估，提高智能变电站通
9、信网络的运行安全。(3) 网络交换机序号验收项目验收标准检查结果1数据帧转发支持电力相关协议数据的转发功能，如IEC 60870-5-104、DL/T 860相关协议的数据帧转发。2数据帧过滤交换机应实现基于IP或MAC地址的数据帧过滤功能。3网络风暴抑制功能支持广播风暴抑制；支持组播风暴抑制；支持未知单播风暴抑制4组播功能支持包括GMRP二层动态MAC地址的配置组播功能、静态MAC地址的配置组播功能以及动态IP映射（IGMP-SNOOPING）组播功能。5镜像支持镜像功能，包括一对一端口镜像、多对一端口镜像。在保证镜像端口吞吐量的情况下，镜像端口不应当丢失数据。6多链路聚合支持逻辑上多条单独
10、的链路作为一条独立链路使用，支持不少于4个端口的链路聚合；链路聚合功能开启过程中不应数据丢失。7组网功能能按照需求进行组网，方式包括：星形、环形、双星形、双环形。8管理功能支持网络管理协议（SNMPv2、V3）；提供安全WEB界面管理；提供密码管理；支持端口断线报警和端口状态实时监测；提供异常告警提示。9通信安全支持用户密码保护、加密认证和访问安全、基于MAC地址的端口安全等。可具有抵御拒绝服务攻击和防止常见病毒传播的能力。附录B-2: 计算机监控系统验收(1) 一般性检查项目序号验收项目验收标准检查结果1设备外部检查外观应清洁完整，二次接线端子无松动现象；设备数量、型号、额定参数与设计相符合
11、。2电缆、光缆连接应连接可靠，光缆、光纤弯曲半径不小于10倍光缆、光纤直径，无折痕。3设备接地应可靠接地。4光纤链路测试包括光纤链路衰耗（两端）测试，光纤端面洁净度（两端）应满足要求（=0.2db/km）。备用光纤数量应满足要求。5工程配置检查依据变电站配置描述文件和相关策略文件，检查计算机监控系统相关设备运行功能与参数与配置相同。6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。(2) 后台监控监控系统序号验收项目验收标准检查结果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；变电站系统软件配置表；后台系统支持多窗口方式、汉字显
12、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。2图形检查1. 检查系统各画面布置、颜色、字体等统一、美观，符合要求。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。3. 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；4. 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。5. 从主接线图
13、可直接进入各单元间隔分图。各单元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。6. 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。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。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。5曲线及棒图检查检查系统实时
14、趋势曲线、历史数据曲线显示正确，电压棒图满足运行要求。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。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、
15、等级和颜色等属性可任意设置。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。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。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。11定值管理功能检查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。12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。13监控系统性能监控后台调取任意图形画面2s；对测点、画面修改，两台监控后台机应同
16、步；历史曲线采样间隙1-30min可调；历史数据存储容量满足运行时间2年；电网正常情况下，监控后台机、远动工作站CPU负载（任意30min）30%；电网事故情况下，监控后台机、远动工作站CPU负载（任意30min）50%；电网正常情况下，站控层网络平均负载率（任意5min）20%14站控层性能指标现场遥测变化到工作站3S；现场遥信变化到工作站2S；现场遥测变化到远方出口3S；现场遥信变化到远方出口2S；控制命令从生成到输出或撤消3S；全站SOE分辨率2mS；事故追忆：事故前1min；事故追忆：事故后2min；事故追忆：连续事故5组；(3)测控单元验收序号验收项目验收标准检查结果1基本功能检查具
17、有交流采样、测量、防误闭锁、同期检测、就地断路器紧急操作和单接线状态及测量数字显示等功能，对全所运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。其基本功能包括：a） 采集模拟量、接收数字量并发送数字量；b） 应具有选择-返校-执行功能，接收、返校并执行遥控命令；接收执行复归命令、遥调命令；c） 宜具有合闸同期检测功能。d） 应具有本间隔顺序操作功能。e） 宜具有事件顺序记录功能；f） 应具有功能参数的当地或远方设置。g） 遥控回路宜采用两级开放方式抗干扰。2与过程层设备通讯测控单元与过程层设备之间的通信应满足 IEC 61850-9-2及GOOSE协议中规定的数据格式，具有识别协议中的数据有效性判断
18、，实时闭锁，并能将告警事件上送。3防误闭锁支持通过GOOSE协议实现间隔层防误闭锁功能。4通讯接口至少带有2个独立的GOOSE 接口、2个独立的SMV采样值接口、2个独立的MMS接口。若采样值与GOOSE共网传输，则应至少带有2个独立的GOOSE/SMV采样值接口、2个独立的MMS 接口。装置可带有 1个本地通信接口（调试口），此通信接口也可与装置的MMS接口复用。5设备自检装置应具有在线自动检测功能，并能输出装置本身的自检信息报文，与自动化系统状态监测接口。6指示信号能发出装置异常信号、装置电源消失信号、装置出口动作信号，其中装置电源消失信号应能输出相应的报警触点。装置异常及电源消失信号在装
19、置面板上宜直接有LED指示灯显示。7失电信息保存装置的主要动作信号和事件报告，在失去直流工作电源的情况下不能丢失。在电源恢复正常后，应能重新正确显示并输出。8就地信息显示为方便装置的正常运行维护，应具备当地信息显示功能，应能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，应有该电气单元的实时模拟接线状态图。9检修设置测控单元应能设置所测量间隔的检修状态。10同期控制同期合闸测试：将测控装置断路器两侧的电压差、相角差、频率差等均在设定范围内，将装置的同期方式整定为投入检无压、检同期，选择手合断路器，断路器合闸成功；压差超差闭锁同期功能验收：将测控装置断路器两侧的电压差设在设定范围外，相角差、频率差均在设定范
20、围内，将测控装置的同期方式整定为投入检无压、检同期，选择手合断路器，断路器合闸操作应正确闭锁角差超差闭锁同期功能验收：将测控装置断路器两侧的相角差设在设定范围外，电压差、频率差均在设定范围内，将测控装置的同期方式整定为投入检无压、检同期，选择手合断路器，断路器合闸操作应正确闭锁频差超差闭锁同期功能验收：将测控装置断路器两侧的频率差设在设定范围外，电压差在设定范围内，相角差初始值设为0，将测控装置的同期方式整定为投入检无压、检同期，选择手合断路器，断路器合闸操作应正确闭锁不检同期功能验收: 将测控装置断路器两侧的电压差、相角差均在设定范围内，频率差设为0，将装置的同期方式整定为不检同期，选择手合
21、断路器，断路器合闸成功(4) 高级应用功能序号验收项目验收标准检查结果1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。可自动生成典型的操作票，并可急停干预。2自动电压无功控制功能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。按照电压无功自动控制九区图动作策略，规则如下：区域1：功率因数正常，电压偏高，动作行为：主变分接头降挡；区域2：功率因数正常，电压偏低，动作行为：升挡；区域3：功率因数偏低，电压偏低，动作行为： 投电容器；区域4：功率因数偏低，电压偏高，动作行为： 退电容器；区域5：功率因数高，电压低，动作行为： 升挡；区域6：功率因
22、数低，电压高，动作行为：降挡；区域7：功率因数低，电压正常，动作行为：投电容器；区域8：功率因数高，电压正常，动作行为：退电容器。(5) 防误闭锁序号验收项目验收标准检查结果1电脑锁匙及解锁钥匙检查电脑锁匙一主一备，充电良好。与适配器传送座、充电座接触良好；电气、机械解锁锁匙及备用锁具若干移交变电站；解锁钥匙存放箱安装在合适位置，解锁钥匙按管理制度封存，无遗漏在现场；解锁钥匙使用登记记录簿齐全。2锁具检查锁具安装应齐全，符合五防方案要求；附件无锈蚀、断裂，连接固定应牢固，焊接点良好；检查安装工艺，电气锁安装在操作箱或端子箱或屏柜适当位置，不与其他操作部件产生干涉，方便插用电脑钥匙；应保持电脑钥
23、匙液晶屏面向操作人员，并尽可能便于左手操作；各间隔同类锁具安装位置统一、美观；锁具标签、标牌规范齐全；核对锁码(使用电脑钥匙读码，对照锁码表检查)正确；核对锁具属性设置、对应双重名称编号正确。3接线检查断路器直流电气锁(就地)、电动隔离开关交流电气锁、验电锁接线正确，符合设计要求(条件许可时应经传动检验)4闭锁逻辑闭锁逻辑书面审核符合要求5图形模拟系统图形模拟系统界面应清晰、实用；图形应齐全正确6五防操作功能验收(按闭锁逻辑在图形系统模拟各种反逻辑操作，检验五防闭锁逻辑实时判断、语音报警、查询错误原因等功能)防带负荷拉隔离开关(根据站内主接线特点，对母联隔离开关、旁母隔离开关等重点检验，例如：
24、单母线隔离开关分段接线方式，检验联络隔离开关闭锁逻辑)符合要求；防带负荷合隔离开关(根据站内主接线特点制定，例如：双母线接线方式，母联断路器分，各间隔1M侧刀合的情况下合2M侧刀，母联断路器分，各间隔2M侧刀合的情况下合1M侧刀必须检验)符合要求；防带接地隔离开关合闸(主变检修时各侧接地、各母线地隔离开关闭锁逻辑必须检验)符合要求；防带电合接地隔离开关(母线接地、主变检修时各侧接地闭锁逻辑必须检验)符合要求；模拟其他操作后走错至其他间隔操作，应不能误切断路器；主变中性点接地隔离开关与变压器高压侧、变压器中压侧断路器相互闭锁；模拟操作后发送电脑锁匙应正常，电脑锁匙与实际设备模拟核对应正确(试验一
25、主一备两套电脑锁匙)7加载五防模拟操作，模拟逻辑防带负荷拉隔离开关；防带负荷合隔离开关；带接地隔离开关合闸；带电合接地隔离开关；主变中性点接地隔离开关与变高断路器相互闭锁8实际操作检验操作过程(关键点)检验五防闭锁、电脑锁匙错误报警功能，操作后检验电脑锁匙操作汇报、装置的操作追忆(黑匣子)等功能9操作票系统验收操作票图形开票、手工开票、典型票等开票方式符合技术协议要求，经五防判断方可打印出票；操作票生成、修改、添加、存储符合功能要求，界面清晰实用；系统权限分级设置符合管理要求；操作票系统运行稳定。附录B-3: 继电保护系统验收(1) 一般性检查项目序号验收项目验收标准检查结果1设备外部检查外观
26、应清洁完整，二次接线端子无松动现象；设备数量、型号、额定参数与设计相符合。并进行电缆、光纤连接情况，插件、压板状态等方面的检查。2电缆、光缆连接应连接可靠，光缆、光纤弯曲半径不小于10倍光缆、光纤直径，无折痕。光纤回路正确性检查：光纤回路应与设计图纸一致；按照设计图纸检查光纤回路的正确性。电缆回路检查，可参照DL/T995-2006中关于电缆回路要求执行。3设备接地应可靠接地。4光纤链路测试包括光纤链路衰耗（两端）测试，光纤端面洁净度（两端）应满足要求（=0.2db/km）。备用光纤数量应满足要求。5工程配置检查依据变电站配置描述文件和相关策略文件，检查继电保护系统相关设备运行功能与参数与配置
27、相同。6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。(2) 继电保护装置序号验收项目验收标准检查结果1绝缘试验和上电检查参照DL/T 9952006 6.3节执行2程序版本检查检查保护程序版本号、通信程序版本号、CID文件版本号（CRC校验码）、CRC校验码。（线路保护装置使用的程序版本并须能够与对侧常规变电站使用的程序版本相配合）CID文件或厂家配置文件（最终下载到装置的文件）必须保存，厂家提供，厂家和用户保存管理，生成CRC校验。3通信检查检查与继电保护装置功能相关的MMS、GOOSE、SV通信状态正常。继电保护装置通道断续测试：MU与保护装置之间通信中断后，
28、保护装置应可靠闭锁，在通信恢复40ms后保护区内故障保护装置可靠动作并发送跳闸报文，区外故障保护装置不应误动；保护装置与智能终端之间通信中断及恢复不应导致保护装置误动作。通信功能检验：设备与MU通信中断测试：当MU与设备的通信中断时，设备应提示“采样通信中断”动作且告警灯亮，同时后台应接收到“采样通信中断”告警信号；当MU与设备的光纤通信恢复时，设备提示“采样通信恢复”且告警灯灭，同时后台应收到“采样通信恢复”信号。设备与智能终端的GOOSE通信中断测试：当智能终端与设备的通信中断时，设备应提示“GOOSE通信中断”动作且告警灯亮，同时后台应接收到“GOOSE通信中断”告警信号；当智能终端与设
29、备的通信恢复时，设备提示“GOOSE通信恢复”且告警灯灭，同时后台应收到“GOOSE通信恢复”信号。过程层通信异常测试：当通信时断时续时，设备应不误动；当通信异常消失后，设备应恢复正常。当接收到错误报文时，设备应不误动；当错误报文消失后，设备应恢复正常。4装置电源检测参照DL/T 9952006中电源检测内容执行。5保护同步测试通过继电保护测试仪加几个间隔的电流、电压信号给保护装置，检查保护装置同步功能应正常。6时钟对时测试将保护装置时钟输出到时钟精度测试仪，在保护装置同步后，由时钟精度测试仪读取保护装置时钟偏差。检查保护装置时钟对时功能正常。7装置定值整定检查保护装置定值整定功能正常，失电后
30、定值应无变化。8装置采样功能及精度检验采样数据标识异常测试：通过数字继电保护测试仪按不同的频率将采样值中部分数据品质位设置为无效，模拟MU发送采样值出现品质位无效的情况，并模拟保护区内外金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路和三相短路接地故障等。采样值无效标识累计数量或无效频率超过保护允许范围，可能误动的保护功能应瞬时可靠闭锁，与该异常无关的保护功能应正常投入，采样值恢复正常40ms内被闭锁的保护功能应及时开放，此时保护区内故障相应保护装置可靠动作并发送跳闸报文，区外故障相应保护装置不应误动。采样值数据标识异常应有相应的掉电不丢失的统计信息，装置应采用瞬时闭锁延时报警方式。采样数
31、据畸变测试：通过数字继电保护测试仪将一路保护采样值中部分数据进行畸变放大，同时品质位有效，模拟电子式互感器发送采样值出现数据畸变的情况，并模拟保护区内外金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路和三相短路接地故障。保护装置连续接收异常畸变采样数据不超过3ms时，保护装置不应误动作；在采样数据恢复正常后发生保护区内故障，保护装置应能可靠动作并发送跳闸报文，区外故障保护装置不应误动作。采样值传输异常测试：采样值传输异常导致保护装置接收采样值通信延时、MU间采样序号不一致（偏差过大）、采样值错序及采样值丢失数量超过保护设定范围，相应保护功能应可靠闭锁，以上异常未超出保护设定范围或恢复正常4
32、0ms后，保护区内故障保护装置可靠动作并发送跳闸报文，区外故障保护装置不应误动。交流量精度检查：装置输入交流电流、电压量。观察装置在一段时间内的零漂值满足装置技术条件的规定。按照装置技术说明书规定的试验方法，分别输入不同幅值和相位的电流、电压量，检查各通道采样值的幅值、相角和频率的精度误差。9装置开入开出功能检查检查装置开入、开出实端子信号：检查开入开出实端子是否正确显示当前状态，可参照DL/T995-2006执行。装置虚端子信号检查：检查设备的虚端子是否按照设计图纸正确配置，检查设备的虚端子是否与功能设计相符，并进行ICD文件的一致性检测。通过保护测试仪加量使设备发出GOOSE开出虚端子信号
33、，抓取相应的GOOSE发送报文并分析，以判断GOOSE虚端子信号是否能正确发送；通过保护测试仪加量使设备发出GOOSE开出虚端子信号，并通过配置测试仪接收相应GOOSE开出以判断GOOSE虚端子信号是否能正确发送；通过保护测试仪加量使对应设备发出GOOSE开出虚端子信号或通过对应设备的模拟开出功能发出GOOSE开出虚端子信号，抓取相应的GOOSE发送报文并确定对应设备已正确发出GOOSE虚端子，通过待测设备的面板显示来判断GOOSE虚端子信号是否能正确接收；通过保护测试仪发出GOOSE开出信号，通过待测设备的面板显示来判断GOOSE虚端子信号是否能正确接收；通过保护测试仪发出SV信号，通过待测
34、设备的面板显示来判断SV虚端子信号是否能正确接收。由源头进行保护装置开入开出功能检查，并同时检查智能终端相关信号及动作行为是否正确。10装置功能与定值检验参照DL/T 9952006标准执行。进行保护装置定值检验时，必须使用继电保护测试仪抓取相应GOOSE报文，检测保护动作时间满足相关时间定值要求，线路保护还需进行重合闸时间测试。11高频收发机检测（220kV线路保护）220 kV线路保护用高频收发信机检测可参照DL/T 9952006标准执行。12继电保护相关智能终端功能检测结合继电保护装置开入开出功能检查及继电保护整组试验进行，智能终端相关信号及动作行为应正确。13继电保护装置整组试验及断
35、路器传动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。通过整组试验检测继电保护装置动作行为、智能终端动作行为及信号，断路器动作行为，后台报文数据，与其它保护装置联系，故障录波、保护子站数据均与预设逻辑策略一致。14通道联调试验（220kV线路保护）参照DL/T995-2006、江西电网继电保护检验规程中关于纵联保护通道检验的相关要求执行。15继电保护装置相关合并单元功能检查母线合并单元进行电压并列功能应正常；线路合并单元进行双母线电压切换功能应正常。16继电保护装置定值核实根据调度正式定值对相关继电保护装置定值进行检查核实。17继电保护装置带负荷试验用一次电流及工作电压检验相关继电保护设
36、备采样值系统幅值和相位关系是否正确。(3) 故障录波装置序号验收项目验收标准检查结果1绝缘试验和上电检查参照DL/T 9952006 6.3节执行2程序版本检查检查故障录波程序版本号、通信程序版本号、CID文件版本号（CRC校验码）、CRC校验码。CID文件或厂家配置文件（最终下载到装置的文件）必须保存，厂家提供，厂家和用户保存管理，生成CRC校验。3通信检查检查与故障录波器装置功能相关的MMS、GOOSE、SV通信状态正常。4装置电源检测参照DL/T 9952006中电源检测内容执行。5时钟对时测试将故障录波装置时钟输出到时钟精度测试仪，在故障录波装置同步后，由时钟精度测试仪读取故障录波时钟
37、偏差。检查故障录波装置时钟对时功能正常6装置定值整定检查故障录波装置定值整定功能正常，失电后定值应无变化。7装置采样功能及精度检验装置采样相关功能正常。交流采样精度检验：装置输入交流电流、电压量。观察装置在一段时间内的零漂值满足装置技术条件的规定。按照装置技术说明书规定的试验方法，分别输入不同幅值和相位的电流、电压量，检查各通道采样值的幅值、相角和频率的精度误差。8开入功能检查通过保护测试仪加量使对应设备发出GOOSE开出虚端子信号或通过对应设备的模拟开出功能发出GOOSE信号，检查故障录波装置开入信号正确。由源头进行检查，并同时检查智能终端相关信号是否正确。10装置功能与定值检验装置功能与定
38、值检验可参照DL663 220kV500kV电力系系统故障动态记录装置检测要求执行11装置整组试验配合相应的继电保护装置整组试验进行故障录波相应录波功能检查。12装置定值核实根据调度正式定值对相关故障录波装置定值进行检查核实。13装置带负荷试验用一次电流及工作电压检验故障录波装置采样值系统幅值和相位关系是否正确。(4) 继电保护子站序号验收项目验收标准检查结果1绝缘试验和上电检查参照DL/T 9952006 6.3节执行2程序版本检查检查保护子站程序版本号、通信程序版本号、CID文件版本号（CRC校验码）、CRC校验码。CID文件或厂家配置文件（最终下载到装置的文件）必须保存，厂家提供，厂家和
39、用户保存管理，生成CRC校验。3通信检查检查与保护子站功能相关的MMS、GOOSE、SV通信状态正常。4装置电源检测参照DL/T 9952006中电源检测内容执行。5保护子站功能检测保护定值调阅、变更、压板投退等功能应正常。附录B-4: 远动通信系统验收(1) 一般性检查项目序号验收项目验收标准检查结果1设备外部检查外观应清洁完整，二次接线端子无松动现象；设备数量、型号、额定参数与设计相符合。2电缆、光缆连接应连接可靠，光缆、光纤弯曲半径不小于10倍光缆、光纤直径，无折痕。3设备接地应可靠接地。4光纤链路测试包括光纤链路衰耗（两端）测试，光纤端面洁净度（两端）应满足要求（=0.2db/km）。
40、备用光纤数量应满足要求。5工程配置检查变电站配置描述文件和远动信息表分别与远动通信系统设备运行功能与参数相一致。(2) 远动通信系统功能验收序号验收项目验收标准检查结果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。2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。3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。4远动通道防雷检查检查远动通道已配置专用信号防雷器，并安装接地良好5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
41、足网、省、地调传输要求以及集控要求，通信正常。6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。7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。8遥信功能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。9遥测功能检查远动通信系统遥测精度和线性度满足技术要求。10遥控遥调功能检查远动通信系统遥控遥调与预设控制策略一致。11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。附录B-7: 时钟同步系统验收(1) 一般性检查项目序号验
42、收项目验收标准检查结果1装置外观检查GPS 同步时钟装置采用标准机箱，相关设备均安装在机柜内，标准同步钟本体和时标信号扩展装置均为机架式，能牢固安装在配电盘内立柱上。设备表面光滑、平整、无凹痕、变形和污染。表面油漆涂层应光洁美观、均匀一致，无剥痕、划伤、磨损、起泡、龟裂、金属件不应有锈蚀和其他机械损伤；操作件布局合理、牢固可靠、操作灵活。设备表面应有产品型号及出厂编号标志。其标志应简明、清晰、端正、牢固。 2配置检查GPS同步时钟装置本体包括时标信号扩展装置配置输入输出接口配置应符合技术协议要求。3装置及机柜接地检查装置外壳应有可靠接地点。4电缆、光纤接线及编号检查电缆及光纤接线应符合规范，电缆及光纤编号应与安装图纸一致(2) 主时钟功能检查及测试序号验收项目验收标准检查结果11PPS脉冲输出信号技术指标试验TTL电平准时沿：上升沿，上升时间60ns，上升沿的时间准确度1s，脉冲宽度：20ms200ms；空接点准时沿：上升沿，上升时间150ns，上升沿的时间准确度3s，脉冲宽度：20ms200ms。21PPM脉冲输出信号技术指标试验TTL电平 准时沿：上升沿，上升时间100ns，上升沿的时间准确度1s，脉冲宽度：20ms200ms；空接点准时沿：上升沿，上升时间200ns，上升沿的时间准确度3s，脉冲宽度：20ms200ms。31PPH脉冲输出信号技术指标试验