GB/T 51420-2020 智能变电站工程调试及验收标准电子书

中华人民共和国住房和城乡建设部公告

前言

1 总 则

1.0.1 为规范智能变电站工程调试及验收，提高调试质量和移交水平，制定本标准。

1.0.2 本标准适用于110kV（66kV）及以上电压等级智能变电站新建及改扩建工程。

1.0.3 智能变电站调试及验收，除应符合本标准外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2 术语和缩略语

2.1 术 语

2.1.1 组态配置 configuration

2.1.2 单体调试 single commissioning

2.1.3 分系统调试 sub-system commissioning

2.1.4 启动试运 start-up and trial operation

2.1.5 系统动模 system dynamic test

2.1.6 工厂验收 factory acceptance

2.1.7 现场验收 site acceptance

2.1.8 启动验收 start acceptance

2.2 缩 略 语

3 基本规定

3.0.1 本标准规定的调试及验收范围为智能变电站的电气设备及系统。

3.0.2 智能变电站调试及验收的基本流程应符合下列规定：

3.0.3 被调试及验收的设备（装置）均应通过具有检测资质单位的型式试验。

3.0.4 调试及验收的测试仪器仪表应经检验合格并在有效期内。

3.0.5 电气一次设备本体常规试验应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》GB 50150、《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB 50148、《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》GB 50147及相关标准的有关规定。

3.0.6 电气二次设备常规试验应符合现行国家标准《交流电量转换为模拟量或数字信号的电测量变送器》GB/T 13850、现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995及相关标准的有关规定。

3.0.7 电气设备的常规验收应符合现行行业标准《电气装置安装工程 电气设备质量检验及评定规程》DL/T 5161.1～17及相关标准的有关规定。

3.0.8 智能变电站调试及验收应符合现行国家标准《电力安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分）GB 26860，以及安全生产法律、法规的规定，做好危险源分析和防范、调试及验收方案与安全交底工作。

4 组态配置

4.0.1 智能变电站组态配置应包括整站SCD文件生成、站控层设备配置、IED配置、网络和交换机配置。

4.0.2 整站SCD文件配置之前应具备下列条件：

4.0.3 生成整站SCD文件之后，应对其进行下列检查：

4.0.4 将SCD文件导入站控层设备，应检查站控层设备下装配置的正确性。

4.0.5 由SCD文件中导出与单台IED相关的信息形成该装置需要的CID文件及过程层配置文件并下装至装置，应分别检查各IED的配置正确性。

4.0.6 按照设计及用户要求完成网络和交换机的配置，应检查相应配置及连接正确性。

4.0.7 调试过程中各装置的配置文件应与整站的SCD文件保持一致。

5 单体调试

5.1 一般要求

5.1.1 待调试设备（装置）应进行资料检查，包括设备的出厂试验报告、技术说明书、图纸资料等，资料应完整。

5.1.2 待调试设备（装置）应进行外观、接口及电源检查，包括外观检查、上电检查、电源检查、绝缘试验及光接口功率测试，应满足技术协议要求。

5.1.3 待调试设备（装置）应进行软、硬件检查，包括硬件配置检查、参数检查、程序版本检查、配置文件版本及校验码检查，应满足技术协议要求。

5.2 电子式互感器

5.2.1 电子式互感器试验应包括端子标志检验、一次端的工频耐压试验、准确度检验等，并应符合现行国家标准《互感器 第7部分：电子式电压互感器》GB/T 20840.7和《互感器 第8部分：电子式电流互感器》GB/T 20840.8的有关规定。

5.2.2 电子式互感器应进行极性测试，极性应与本体标识一致。

5.2.3 电子式互感器应进行自诊断功能测试，切断采集器电源或断开采集器与合并单元连接光纤，检查合并单元应告警正确，对应的采样值品质位应置位正确。

5.2.4 具有供能切换或传感元件切换的电子式互感器应进行切换试验，在切换过程中输出应正确。

5.3 合并单元

5.3.1 合并单元测试应包括精确度测试、采样值输出接口性能测试和时钟同步测试，并应符合现行行业标准《合并单元测试规范》DL/T 281的有关规定。

5.3.2 合并单元应进行告警功能测试，模拟电源中断、采样通道中断、对时异常、GOOSE中断等，检查合并单元应告警正确。

5.3.3 合并单元应进行品质位检查，模拟合并单元检修投退、采样异常，检查合并单元的输出数据通道及GOOSE发送报文的数据品质位应正确。

5.3.4 配置电压并列或电压切换功能的合并单元应进行电压并列或电压切换测试，模拟并列条件或切换条件，检查合并单元的并列和切换功能应正确。

5.3.5 对于需要接入母线电压的间隔合并单元应进行级联测试，按设计要求级联母线合并单元与间隔合并单元，检查级联后输出报文的采样值及品质位应正确。

5.3.6 对于继电保护采用直采模式连接的合并单元应进行绝对延时测试，绝对延时时间不应大于2ms。

5.4 智能终端

5.4.1 智能终端应进行自检功能检查，模拟智能终端工作电源中断、通信中断、GOOSE断链、对时异常、控制回路断线等，检查智能终端应告警正确。

5.4.2 智能终端应进行检修品质位检查，模拟智能终端检修压板投退，检查智能终端GOOSE发送报文的数据品质位应正确，接收保护、测控的信息应正确处理。

5.4.3 智能终端应进行跳闸出口动作时间测试，模拟发送跳闸GOOSE报文至智能终端，测量智能终端的跳闸时间不应大于7ms。

5.4.4 智能终端应进行时标精度及分辨率测试，模拟触发开入信号，检查开入时标精度及分辨率不应大于1ms。

5.4.5 智能终端应进行基本功能测试，检验操作回路、信号回路、闭锁回路、监视告警回路、模拟量采集回路功能应正确，具有非电量保护的智能终端还应检验非电量保护功能正确，并校验跳闸时间及跳闸延时应和技术说明书一致。

5.5 一次设备状态监测单元

5.5.1 一次设备状态监测单元应进行通用功能检查，并应满足下列要求：

5.5.2 变压器类状态监测单元应进行油色谱气体成分测试、油微水测试、铁芯电流测试、局部放电测试、油温传感器测试、油位传感器测试，测试结果应满足技术规范要求。

5.5.3 断路器及GIS类状态监测单元应进行SF6压力监测功能检查、断路器分合闸时间测试、分合闸速度测试、分合闸电流波形检查、储能电机电流测试、刀闸电机电流测试，检测结果应满足技术规范要求。

5.5.4 电容器、电抗器、避雷器、套管、电流互感器等一次设备状态监测单元应进行绝缘监测检查，绝缘监测功能应正确。

5.6 继电保护及安全自动装置

5.6.1 继电保护及安全自动装置调试应包括整定值检验、保护逻辑检验、纵联保护通道检验和整组试验等，并应符合现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995的有关规定。

5.6.2 继电保护及安全自动装置应进行GOOSE输入测试，模拟GOOSE输入，被测装置应符合下列规定：

5.6.3 继电保护及安全自动装置应进行GOOSE输出测试，模拟GOOSE输出，被测装置应符合下列规定：

5.6.4 继电保护及安全自动装置应进行SV输入测试，模拟SV输入，被测装置应符合下列规定：

5.6.5 继电保护及安全自动装置应进行MMS通信检验，建立被测装置与监控后台、保护故障信息子站等站控层设备通信，被测装置应符合下列规定：

5.6.6 继电保护及安全自动装置应检查对时功能正确。

5.7 测控装置

5.7.1 测控装置应进行SV输入测试，模拟SV输入，被测装置应符合下列规定：

5.7.2 测控装置应进行GOOSE输入测试，模拟GOOSE输入，被测装置应符合下列规定：

5.7.3 测控装置应进行控制输出测试，被测装置应符合下列规定：

5.8 数字化电能表

5.8.1 数字化电能表应进行SV输入测试，模拟SV输入，电能表应正确显示各电参量，并应有对应的电能脉冲输出。

5.8.2 数字化电能表应进行基本功能检查，应具备网络通信功能、采样值输入相关事件记录功能、异常事件记录功能、冻结功能和电流计算功能。

5.9 PMU装置

5.9.1 PMU装置测试应包括精确度测试、实时记录功能检查和触发启动采样数据记录测试，并应符合现行国家标准《电力系统同步相量测量装置检测规范》GB/T 26862的有关规定。

5.9.2 PMU装置应进行SV异常告警测试，模拟SV输入异常，被测装置应符合下列规定：

5.10 故障录波装置

5.10.1 故障录波装置测试应包括录波启动、定值检查及装置告警等功能测试，并应符合现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995的有关规定。

5.10.2 故障录波装置应进行GOOSE输入测试，模拟GOOSE输入，被测装置应显示正确。

5.10.3 故障录波装置应进行SV输入测试，模拟SV输入，被测装置应显示正确。

5.10.4 故障录波装置应进行MMS通信检验，建立被测装置与客户端通信，被测装置应能正确上送录波文件。

5.10.5 故障录波装置应检查对时功能正确。

5.11 电能质量监测装置

5.11.1 电能质量监测装置应进行SV输入测试，模拟SV输入，检查被测装置各电能质量参量应正确。

5.11.2 电能质量监测装置应进行准确度测试，应符合现行行业标准《电能质量测试分析仪检定规程》DL/T 1028的有关规定。

5.11.3 电能质量监测装置应进行数据存储与上传功能测试，检查监控后台系统被测装置存储的历史数据及上传的实时数据应正确。

5.11.4 电能质量监测装置应进行对时功能测试，检查被测装置时间应与监控后台系统一致，监控后台系统应能对被测装置授时。

5.11.5 电能质量监测装置应进行断电恢复功能测试，检查被测装置断电及工作电源恢复后，不应丢失历史数据和误写数据，应恢复到断电前工作状态。

5.11.6 电能质量监测装置应进行参数设置功能检查，在监控后台系统应能设置被测装置的参数，设置的参数项目应满足设计要求。

5.12 报文记录及分析装置

5.12.1 报文记录及分析装置应进行报文记录功能检查，被检装置应正确监视和记录MMS、GOOSE、SV报文，不漏记、不丢失。

5.12.2 报文记录及分析装置应进行报文存储功能检查，被检装置应根据报文特征和存储空间设置存储周期，报文存储周期应满足技术要求。

5.12.3 报文记录及分析装置应进行记录时间的准确度和分辨率检查，被检装置报文记录时间的准确度和分辨率应满足技术要求。

5.12.4 报文记录及分析装置应进行网络分析功能检查，被检装置的通信过程分析、MMS/SV/GOOSE离线分析、在线分析及告警等功能应正确。

5.12.5 报文记录及分析装置应检查系统自诊断、自恢复功能正确。

5.12.6 报文记录及分析装置应检查对时功能正确。

5.13 一体化电源系统

5.13.1 一体化电源系统应进行直流电源的蓄电池组容量、连续供电、电压调整功能、浮充电限压及限流特性等检测，并应符合现行行业标准《电力系统直流电源柜订货技术条件》DL/T 459的有关规定。

5.13.2 一体化电源系统应进行交直流电源的外观结构检查、绝缘电阻、工频耐压、稳流和稳压精度、纹波系数、并机均流性能、报警及保护功能、监控装置检测，UPS、INV、DC/DC的动态电压瞬变、瞬变相应恢复时间及总切换时间检测，并应符合现行行业标准《电力用直流和交流一体化不间断电源设备》DL/T 1704的有关规定。

5.13.3 一体化电源系统应进行直流绝缘监察功能测试，包括下列检测项目：

5.13.4 一体化电源系统中交流电源、直流电源、UPS等配置双路进线电源的子系统应进行主备电源切换测试，切换功能和切换时间应满足技术协议要求。

5.13.5 一体化电源系统监控应进行对时功能检查，监控和各电源管理装置应能正确接收时钟对时信号。

5.14 监控主机/服务器

5.14.1 监控主机/服务器应进行配置检查，包括显示器、CPU、内存、硬盘、操作系统、数据库、应用软件、外设及接口等，设备的型号、数量和软硬件配置应满足技术协议要求。

5.14.2 监控主机/服务器应进行人机界面功能检查，登陆监控系统进行画面检查与操作，应符合下列规定：

5.14.3 监控主机/服务器应进行系统自诊断和自恢复检查，断开监控主机/服务器单机电源或网络，系统应正确发出告警信息；手动终止监控系统应用程序服务进程，相关进程应能自动启动。

5.15 数据通信网关机

5.15.1 数据通信网关机应检查通信地址、规约、对时功能正确。

5.15.2 数据通信网关机应检查与各级调度主站通信功能正确。

5.15.3 数据通信网关机应检查装置重启及双机切换功能正确。

5.15.4 数据通信网关机应检查异常告警功能正确。

5.16 时间同步及扩展装置

5.16.1 时间同步及扩展装置应进行同步功能测试，分别将北斗、GPS、B码时钟源接入主时钟，装置应正确对时；将B码、PPS信号源接入从时钟，装置应正确对时。

5.16.2 时间同步及扩展装置应进行捕获时间测试，在热启动、冷启动条件下，被测装置应能正常捕捉北斗和GPS时钟源，热启动时捕获时间应小于2min，冷启动时捕获时间应小于20min。

5.16.3 时间同步及扩展装置应进行授时输出信号及精度测试、守时功能测试、状态指示功能测试和告警输出功能测试，并应符合现行国家标准《电力系统的时间同步系统检测规范》GB/T 26866的有关规定。

5.17 交 换 机

5.17.1 交换机应进行基本功能检查，应包括下列检查项目：

5.17.2 交换机应进行网络风暴抑制功能测试，模拟广播、组播、未知单风暴数据，交换机应正确抑制至设定值。

5.17.3 交换机应进行可靠性检查，应包括下列检查项目：

5.18 防 火 墙

5.18.1 防火墙应进行运行状态检查，CPU负载、内存负载、端口流量、连接数等运行参数及运行性能应正常。

5.18.2 防火墙应进行配置策略检查，应包括下列检查项目：

5.19 加密认证装置

5.19.1 加密认证装置应进行运行状态检查，CPU负载、内存负载、端口流量、连接数等运行参数及运行性能应正常。

5.19.2 加密认证装置应进行配置策略检查，应包括下列检查项目：

5.19.3 加密认证装置应进行明通功能检查，当通道任一侧设置为明通时，通道传输应为明通模式；当通道两侧均设置为加密模式时，通道传输应采用加密模式。

5.20 网络安全隔离装置

5.20.1 网络安全隔离装置应进行运行状态检查，CPU负载、内存负载、端口流量、连接数等运行参数及运行性能应正常。

5.20.2 网络安全隔离装置应进行配置检查，装置应可根据已设定的网络配置进行通信。配置包括规则名称、协议类型、内外网的IP、端口、MAC、虚拟IP、物理接口以及IP-MAC绑定等内容。

5.20.3 网络安全隔离装置应进行安全隔离功能检查，装置应根据已设定的隔离规则进行数据安全隔离，符合配置的数据应通过隔离装置正确传输，不符合配置的数据不应传输。

5.20.4 反向网络安全隔离装置应进行文件传输检查，从外网向内网传输文件，文件传输应正确。

6 分系统调试

6.1 监控系统

6.1.1 监控系统应进行监测功能测试，包括下列测试项目：

6.1.2 监控系统应进行控制功能检查，包括下列检查项目：

6.1.3 监控系统应进行智能告警功能检查，检查按监控事故、异常、越限、变位、告知五类告警信息分类功能应正确，告警内容格式和告警行为应正确。

6.1.4 监控系统应进行故障分析功能检查，检查告警分析推理功能、故障分析报告格式及内容应正确。

6.1.5 监控系统应进行雪崩试验，在变电站各系统正常运行情况下，模拟多个间隔装置信息同时变化，监控主机应无信息丢失，记录时间和顺序应正确。

6.2 远动系统

6.2.1 远动系统应进行与各级调度主站的联调，根据远动信息点表，逐一检查遥测、遥信、遥控、遥调信号及响应时间，间隔层、站控层和主站信息应一致，响应时间应满足技术协议要求，宜与监控系统调试同步进行。

6.2.2 远动系统应根据设计要求，进行告警直传功能检查，逐一检查信号变位时主站接收告警直传信息情况，应正确上送告警信息至主站。

6.2.3 远动系统应根据设计要求，进行远程浏览功能检查，主站应调阅监控系统画面，并能切换浏览不同画面，画面内容应与监控系统画面一致。

6.2.4 远动系统应根据设计要求，进行顺序控制功能检查，在主站逐一检查各顺控操作票的执行过程，顺序控制操作执行应正确。

6.2.5 远动系统应根据设计要求，进行源端维护功能检查，变电站源端维护软件编辑功能应正常，导出模型及图形文件应符合标准，主站端加载模型及图形后应与变电站端信息一致，应具备安全权限管理功能。

6.2.6 远动系统应进行双机双网切换功能检查，切换过程中数据不应丢失，切换时间应满足技术要求。

6.2.7 远动系统应进行雪崩试验，在变电站各系统正常运行情况下，模拟多个间隔装置信息同时变化，数据通信网关机应无信息丢失，记录时间和顺序应正确。

6.3 防误系统

6.3.1 防误系统应进行站控层操作票功能检查，操作票生成、编辑、预演、打印、执行、记录、管理等功能应正常。

6.3.2 防误系统应进行站控层防误闭锁逻辑正确性检查，防误闭锁逻辑编辑、导出功能应正常，防误闭锁逻辑应正确。

6.3.3 防误系统应进行间隔层闭锁正确性检查，解除站控层闭锁及电气联闭锁，根据预设的联闭锁逻辑规则依次操作设备，设备应能正确操作，被闭锁的设备在解除间隔层闭锁后可操作。

6.3.4 防误系统应进行电气闭锁回路正确性检查，解除站控层闭锁及间隔层联闭锁，根据预设的联闭锁逻辑规则依次操作设备，设备应能正确操作，被闭锁的设备在解除电气闭锁后可操作。

6.4 保护故障信息系统

6.4.1 保护故障信息系统应进行站内外通信交互检查，间隔层保护故障信息与远方保信主站通信交互功能应正确。

6.4.2 保护故障信息系统应进行保护故障信息功能检查，配合各级主站分别调试保护故障信息读取与远传功能，并应符合下列规定：

6.5 电能量采集系统

6.5.1 电能量采集系统应与上级主站进行通信交互调试，按照现行行业标准《电能信息采集与管理系统 第1部分：总则》DL/T 698.1的有关规定采用不同的通信协议及通道类型建立连接和数据传输，与上级主站通信交互应正确。

6.5.2 电能量采集系统应进行事件记录及上报功能检查，模拟电能表参数变更、停上电及其他异常情况，电能量采集系统应能主动上报事件或响应主站查询事件记录。

6.5.3 电能量采集系统应进行远方参数修改功能检查，在上级主站设置计量点参数、抄表方案和信息体地址定义表等信息，电能量采集终端应正确响应，且与设置值一致。

6.5.4 电能量采集系统应进行对时功能检查，在上级主站向电能量采集终端下发对时命令，采集终端与上级主站服务器之间时钟误差不应大于5s。

6.5.5 电能量采集系统应进行实时召测功能检查，在上级主站召测电能表数据窗口值，其读数应与数字化电能表一致。

6.6 PMU系统

6.6.1 PMU系统应进行通道配置检查，PMU装置电压和电流通道的名称、变比、额定参数、数据上传周期等应满足设计要求。

6.6.2 PMU系统应进行通信状态及配置检查，PMU至主站通信状态应正常，通信和接入信息配置列表应满足设计要求。

6.6.3 PMU系统应进行数据远传功能调试，模拟站端PMU各接入信息，主站核对数据应正确无误；主站向站端PMU系统召唤实时数据，数据波形文件应显示正常。

6.6.4 PMU系统应进行自启动功能检查，站端PMU系统重启后应自动与主站建立通信连接，主站确认数据刷新、通信及各项功能均正常。

6.7 电能质量监测系统

6.7.1 电能质量监测系统应进行数据收集功能检查，检查后台系统应正确收集监测装置的实时数据和历史数据，包括稳态数据、暂态数据，数据上送的滞后时间应符合现行行业标准《电能质量监测系统技术规范》DL/T 1297的有关规定。

6.7.2 电能质量监测系统应进行监测装置管理功能检查，包括台账信息管理、运行状态信息显示、参数设置、授时功能等。

6.7.3 电能质量监测系统应进行数据查询、统计功能检查，检查后台系统应能根据用户要求，准确展示稳态数据、事件数据及给出统计结果。

6.7.4 电能质量监测系统应进行告警功能检查，检查后台系统应具备用户能控制的告警功能，包括稳态指标越限、事件告警、监测装置丢失数据等告警信息。

6.7.5 电能质量监测系统应进行安全功能检查，检查后台系统应具有安全登录机制和访问控制功能。

6.8 在线监测系统

6.8.1 在线监测系统应进行定值参数修改功能检查，站端在线监测系统逐一修改定值参数，各IED装置参数变化应正确。

6.8.2 在线监测系统应进行系统召唤功能检查，站端在线监测系统召唤IED状态，各IED响应召唤传送记录数据应正确。

6.8.3 在线监测系统应进行设备状态可视化功能检查，应符合下列规定：

6.8.4 在线监测系统应进行数据远传检查，检查站端在线监测系统至主站的通信状态正常，与主站核对数据正确，主站向在线监测系统召唤实时数据正确。

6.9 时间同步系统

6.9.1 时间同步系统应进行网络结构及双路对时信号切换检查，其结果应满足设计要求。

6.9.2 时间同步系统应进行时钟源自守时、自恢复功能检查，外部时钟信号出现异常及恢复时，站内时钟源应能自守时、自恢复。

6.9.3 时间同步系统应进行时钟源主备切换检查，主备时钟源切换应满足技术协议要求。

6.9.4 时间同步系统应进行需授时设备对时功能检查，需授时设备对时功能应正常，并且精度应满足技术协议要求，对时信号异常时应有相应报警信号。

6.10 辅助系统

6.10.1 辅助系统应进行视频监控及安全警卫系统调试，并应符合下列规定：

6.10.2 辅助系统应进行火灾报警系统调试，并应符合下列规定：

6.10.3 辅助系统应进行环境监控系统调试，并应符合下列规定：

6.11 二次回路检验

6.11.1 二次回路检验应包括电流互感器二次回路、电压互感器二次回路、断路器和隔离开关二次回路、直流电源回路、二次回路绝缘检验，并应符合现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995的有关规定。

6.11.2 二次回路应进行通流加压试验，宜同时加幅值不同的三相电流或三相电压信号，检查各装置及系统显示应正确。

6.11.3 在光纤回路检查中，检测光纤回路的光功率衰耗，并且光功率衰耗不宜大于3dB。

6.11.4 在通信告警检查中，检查所有智能电子装置之间通信中断告警应正确。

6.12 网络性能试验

6.12.1 在网络功能试验中，网络应具备优先传输、组播隔离等功能，并应符合下列规定：

6.12.2 在网络可靠性试验中，模拟网络系统中任一节点或IED掉电、中断、中断恢复等情况，网络系统中非关联节点的运行不应受到影响，关联节点的运行不应出错、死机，在中断或掉电恢复后应能正常通信。

6.12.3 网络在重载情况下应正常工作，并应符合下列规定：

6.13 整组传动试验

6.13.1 电气一次设备传动试验应符合下列规定：

6.13.2 顺控功能传动试验应符合下列规定：

6.13.3 继电保护传动试验可按现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995执行，并应符合下列规定：

6.14 一次通流加压试验

6.14.1 电流互感器一次通流试验时，检查测控、保护、计量、故障录波器、网络分析仪、PMU等相关设备显示值应正确，极性应正确。

6.14.2 电压互感器一次加压试验时，检查测控、保护、计量、故障录波器、网络分析仪、PMU等相关设备显示值应正确。

7 启动试运

7.1 启动试运条件

7.1.1 设备启动受电前，除应符合现行行业标准《110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程》DL/T 782的有关规定外，还应符合下列规定：

7.2 启动受电试验

7.2.1 变电站启动受电应按照经审查批准的启动方案要求执行。

7.2.2 高压输电线路、高压母线受电试验应包括下列内容：

7.2.3 主变压器启动受电试验应包括下列内容：

7.2.4 配电母线、站用母线受电试验应包括下列内容：

7.2.5 站用变、站用接地变、电抗器、电容器、配电线路等设备受电试验应包括下列内容：

7.2.6 新建线路、母线、变压器等一次路径的同源二次核相，可利用保护、测控、故障录波、网络报文记录分析仪等装置，进行比较分析，验证其正确性。

7.3 带负荷试验

7.3.1 投运设备完成启动受电试验后，应进入带负荷试运阶段调试。

7.3.2 变电站带负荷试运阶段调试应包括下列内容：

7.3.3 带负荷试验，可利用保护、测控、故障录波、网络报文记录分析仪等装置，进行比较分析。

7.4 连续24h试运

7.4.1 完成启动受电阶段和带负荷试运阶段调试并确认设备均正确投运后，可进入连续24h试运。

7.4.2 连续24h试运阶段调试应包括下列内容：

8 调试验收

8.1 工厂验收

8.1.1 工厂验收前应具备下列条件：

8.1.2 工厂验收应包括下列文件：

8.1.3 工厂验收内容应包括一次设备出厂试验，以及自动化、继电保护、计量、远动、时间同步、网络等装置和系统的单体功能性能测试，整体性能试验。

8.1.4 工厂验收达到下列要求时，可认为工厂验收通过：

8.2 现场验收

8.2.1 现场验收应具备下列条件：

8.2.2 现场验收应包括下列文件及资料：

8.2.3 现场验收内容应包括一二次设备的功能、性能试验，系统功能、性能试验。

8.2.4 现场验收达到下列要求时，可认为现场验收通过：

8.3 启动验收

8.3.1 启动验收前应具备下列条件：

8.3.2 启动验收依据应包括下列内容：

8.3.3 启动验收应包括下列内容：

8.3.4 启动验收测试项目应包括下列内容：

8.3.5 试运行结束后，应完成启动验收证书签证。

本标准用词说明

引用标准名录

条文说明

编制说明

1 总 则

1.0.1 智能变电站建设的工程质量将影响到系统投产和安全运行，本标准的制定为智能变电站工程的调试、验收是否合格提供判断标准，提出切实可行的验收要求，从而提高工程的调试质量和移交水平，起到确保工程质量的作用。

1.0.2 本标准适用于66kV、110kV及以上电压等级智能变电站工程的调试及验收，其他电压等级的智能变电站工程根据相关国家标准或行业标准进行调试及验收。

2 术语和缩略语

2.1 术 语

2.1.1～2.1.5 根据智能变电站工程调试的需要，定义了本标准中调试流程的几个环节的术语，包括组态配置、单体调试、分系统调试、启动试运、系统动模。

2.1.6～2.1.8 根据智能变电站工程验收的需要，定义了本标准中验收流程的几个环节的术语，包括工厂验收、现场验收、启动验收。

3 基本规定

3.0.1 本条界定了本标准的智能变电站工程调试及验收仅适用于智能变电站中的电气设备及相关二次系统。

3.0.2 本条规定了智能变电站工程的调试顺序和验收顺序。

3.0.5 电气一次设备本体包括常规的电气一次设备和智能高压设备的非智能化部分，它们的试验项目属于常规试验，按照现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150、《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB 50148和《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》GB 50147的有关规定进行。

3.0.6 电气二次设备常规试验包括常规二次设备试验和智能二次设备的常规试验项目，它们试验内容与方法相同或相似，按照现行国家标准《交流电量转换为模拟量或数字信号的电测量变送器》GB/T 13850和现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995的有关规定进行。

3.0.7 电气设备的常规验收包括常规电气设备的验收和智能电气设备非智能化部分或常规项目的验收，按照现行行业标准《电气装置安装工程电气设备质量检验及评定规程》DL/T 5161.1～17的有关规定进行。

4 组态配置

4.0.1 智能变电站基于现行行业标准《变电站通信网络和系统》DL/T 860系列标准，采用面向对象的数据建模技术和数据自描述方法进行设计，定义了基于客户机/服务器结构数据模型，需要在客户机与服务器同时配置同样的数据库，在配置时需要形成全站统一的数据源SCD文件，并提供给站控层客户端和作为服务器端的IED装置使用。网络和交换机配置虽然与IEC 61850组态配置无关，但与过程层通信密切相关，需要对通信路径与参数等进行配置。因此，组态配置是智能变电站不可缺少的环节，包括整站SCD文件生成、站控层设备配置、IED配置、网络和交换机配置等几个部分。

4.0.2 本条规定了进行智能变电站整站SCD文件配置需要具备的条件。

4.0.3 本条规定了生成整站SCD文件之后，应对其检查的内容。

4.0.4、4.0.5 SCD文件是智能变电站统一的数据源，描述了所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置、变电站一次系统结构以及信号联系等信息。作为系统级客户端的监控后台、智能远动网关等站控层设备需要完整的SCD文件数据源，应将SCD文件导入站控层设备，设备配置应满足设计要求。作为服务器端的IED装置需要与自身相关的配置信息，应将SCD文件中与该IED装置所有相关信息导出而形成CID文件，并将该文件下装至IED装置中，该IED装置配置应满足设计要求，与其他装置正常通信。

4.0.6 智能变电站应用了GOOSE报文传输跳合闸信号，SV报文传输采样值信息，GOOSE和SV报文以组播报文形式在网络交换机中传输，大量GOOSE和SV报文同时发生时可能引起接收装置

5 单体调试

5.1 一般要求

5.2 电子式互感器

5.2.1 本条明确了电子式互感器的端子标志检验、一次端的工频耐压试验、准确度试验应按现行国家标准《互感器 第7部分：电子式电压互感器》GB/T 20840.7和《互感器 第8部分：电子式电流互感器》GB/T 20840.8执行。根据现行国家标准《互感器 第7部分：电子式电压互感器》GB/T 20840.7和《互感器 第8部分：电子式电流互感器》GB/T 20840.8关于例行试验的规定，通用例行试验适用于每台电子式互感器，包括端子标志检验、一次端的工频耐压试验、局部放电测量、低压器件的工频耐压试验、准确度试验、密封性能试验、电容量和介质损耗因数测量。工程应用中电子式互感器类型与结构各异，局部放电测量、密封性能试验、电容量和介质损耗因数测量仅在适用时进行，低压器件的工频耐压试验一般在设备组装前由厂家完成，可通过检查厂家的出厂试验报告代替试验，端子标志检验、一次端的工频耐压试验、准确度试验应按每台电子式互感器分别进行试验。

5.2.4 本条规定了具有激光供能与线圈取能切换功能的电子式互感器，在不同一次电流时采用不同传感原理的电子式互感器应进行切换试验，以验证在供能切换或传感切换过程中电子式互感器的输出是否正常，对于其他类型的电子式互感器不应进行切换试验。

5.3 合并单元

5.3.1 本条明确了合并单元的精确度测试、采样值输出接口性能测试和时钟同步测试应按现行行业标准《合并单元测试规范》DL/T 281执行。根据现行行业标准《合并单元测试规范》DL/T 281中测试内容及方法的规定，精确度测试可根据工程实际配置选择数字量输入合并单元精确度测试或模拟量输入合并单元精确度测试，采样值输出接口性能测试包括采样值报文响应时间测试、完整性测试和采样值报文发送周期测试等几项内容，时间同步测试包括对时误差测试、守时误差测试和对时信号异常情况测试。

5.4 智能终端

5.4.5 智能终端包括开关智能终端和变压器智能终端，两种智能终端均应检查操作回路、信号回路、闭锁回路、监视告警回路、模拟量采集回路功能的正确性，对于变压器智能终端尚需要具备非电量保护功能，应检验非电量保护功能的正确性，校验跳闸时间及跳闸延时应和技术说明书是否一致。

5.5 一次设备状态监测单元

5.6 继电保护及安全自动装置

5.6.1 本条明确了继电保护及安全自动装置的常规试验项目应包括整定值检验、保护逻辑检验、纵联保护通道检验和整组试验等，并应按现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995的有关规定执行。

5.7 测控装置

5.7.1 电压电流量的采集、计算、上送以及通过电压电流计算频率和功率是测控装置的基本功能之一，智能变电站测控装置采用SV输入方式采集电压、电流量，本条对测控装置的SV采样处理要求以及电压、电流、频率、功率的计算准确度做出规定，本条文第2、3、4款中的指标引自现行行业标准《变电站测控装置技术规范》DL/T 1512。

5.7.2 开入量的采集和处理是测控装置的基本功能之一，智能变电站测控装置采用GOOSE输入方式采集开关量，本条对测控装置处理GOOSE输入的要求做出规定，本条第2款中的指标引自现行行业标准《变电站测控装置技术规范》DL/T 1512。

5.7.3 控制输出是测控装置的基本功能之一，电力系统断路器合闸需要同期合闸，而为了防止误操作，刀闸设备操作时需要经过闭锁逻辑的判断，特殊情况下闭锁逻辑可以解除，智能变电站测控装置采用GOOSE输出，其检修状态的变化通过检修品质位区分，本条对测控装置的控制命令输出、逻辑闭锁功能、同期功能的要求做出了规定。

5.9 PMU装置

5.9.1 本条明确了PMU装置的精确度测试、实时记录功能检查和触发启动采样数据记录测试应按现行国家标准《电力系统同步相量测量装置检测规范》GB/T 26862的相关规定执行。根据现行国家标准《电力系统同步相量测量装置检测规范》GB/T 26862中检验项目及要求的规定，精确度测试应包括零漂检查、交流电压幅值测量及误差测试、交流电流幅值测量及误差测试、交流电压电流相角误差测试、频率误差测试等内容。

5.10 故障录波装置

5.10.1 本条明确了故障录波装置的录波启动、定值检查及装置告警等功能测试应按现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995的有关规定执行。

5.11 电能质量监测装置

5.11.2 本条明确了电能质量监测装置的准确度测试应按现行行业标准《电能质量测试分析仪检定规程》DL/T 1028的有关规定执行。现行行业标准《电能质量测试分析仪检定规程》DL/T 1028规定了电压测量误差、频率测量误差、谐波电压电流测量误差、谐波有功功率、闪变值、三相不平衡度的检定方法与要求。

5.13 一体化电源系统

5.13.1、5.13.2 智能变电站一体化电源系统与常规变电站交直流系统的主要技术要求一致，常规测试项目应按现行行业标准《电力系统直流电源柜订货技术条件》DL/T 459和《电力用直流和交流一体化不间断电源设备》DL/T 1704的有关规定执行。

5.13.3 变电站一体化电源系统中，绝缘监察装置普遍配有直流接地选线功能，为防止变电站交流窜入直流系统导致的断路器跳闸事故，多数工程设计的反事故措施中提出直流系统绝缘监测装置要具备交流窜直流故障的测记和报警功能要求，因此本条中提出接地选线和交流窜入直流的检测要求。

5.14 监控主机/服务器

5.15 数据通信网关机

5.15.2 本条明确了数据通信网关机的参数配置、与调度主站通信能力、装置重启、双机切换以及告警等检查内容与要求。

5.16 时间同步及扩展装置

5.16.2 本条规定了时间同步及扩展装置捕捉时间测试的条件及要求，本条中的指标引自现行行业标准《电力系统的时间同步系统 第1部分：技术规范》DL/T 1100.1中第5.6节a）项的有关规定。

5.16.3 本条明确了时间同步及扩展装置的授时输出信号及精度测试、守时功能测试、状态指示功能测试和告警输出功能测试应按现行国家标准《电力系统的时间同步系统检测规范》GB/T 26866的有关规定执行。

6 分系统调试

6.1 监控系统

6.1.1、6.1.2 这两条规定了监控系统的基本监视功能和基本控制功能应测试的项目及要求，其中第6.1.1条第2款、第3款中的指标引自现行行业标准《智能变电站监控系统技术规范》DL/T 1403。

6.1.3、6.1.4 这两条规定了监控系统的高级功能智能告警和故障分析应检查的内容及要求。

6.2 远动系统

6.2.2～6.2.5 远动系统的告警直传、远程浏览、顺序控制、源端维护等功能为选配功能，应根据变电站的设计要求进行相应检查。

6.3 防误系统

6.3.1 监控系统对设备操作过程中，防误系统对操作步骤进行逻辑判断，满足操作条件则允许操作，不满足操作条件，则闭锁操作，本条对防误系统应具备的功能及其要求做出了规定。

6.3.2～6.3.4 变电站防误系统的操作步骤逻辑判断分为三个层面，站控层闭锁、间隔层闭锁和电气闭锁，并且三个层面相互独立。实际操作过程中，三个层面的逻辑判断必须都通过才允许操作。这三条分别对站控层防误闭锁逻辑、间隔层防误闭锁逻辑和电气闭锁逻辑做出了规定。

6.4 保护故障信息系统

6.5 电能量采集系统

6.6 PMU系统

6.8 在线监测系统

6.11 二次回路检验

6.11.1 本条明确了电流互感器二次回路、电压互感器二次回路、断路器和隔离开关二次回路、直流电源回路、二次回路绝缘检验等常规检验项目应按现行行业标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995的有关规定执行。

6.11.2 智能变电站调试宜通过二次通流加压试验检验二次回路连接的正确性和可靠性。

6.11.3 本条明确了光纤链路的检查项目，根据变电站常用光纤的长度和熔接头数量，可以测算出光纤衰耗的理论值，同时结合工程经验，提出光纤衰耗不宜大于3dB。

6.11.4 本条明确了智能变电站应进行光纤链路的告警检查。

6.12 网络性能试验

6.12.1 本条规定了智能变电站优先传输功能、组播报文隔离功能等网络性能试验的要求。

6.12.2 在智能变电站中，网络运行可靠性是二次系统运行可靠性的重要基础，任一服务器、测控装置或任一网络节点中断，系统应工作正常，当服务器、测控装置或网络节点中断后恢复，系统也应正常。

6.13 整组传动试验

6.14 一次通流加压试验

8 调试验收

8.1 工厂验收

8.2 现场验收