智能变电站标准化验收卡母差保护监控后台公用测控远动机及站控层修改.docx

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智能变电站标准化验收卡母差保护监控后台公用测控远动机及站控层修改

母差保护

1、设备验收概况及总结（本项作为工程验收完成的确认内容）

单位名称

变电站

验收性质

新建（）扩建（）技改（）

工程名称

间隔编号

第一套保护

设备

设备型号

制造厂家

出厂日期

软件版本号

校验码

程序形成时间

IP地址

MAC地址

第二套保护

设备

设备型号

制造厂家

出厂日期

软件版本号

校验码

程序形成时间

IP地址

MAC地址

软件版本要求

-------

符合（）不符合（）

验收发现遗留问题

序号

验收总结的主要情况

整改情况

1

2

3

4

5

……

验收综合评价

验收人员签字

调试人员：

验收人员：

年月日

2、全站配置文件检查

序号

验收项目

技术标准要求

检查情况及整改要求

1

配置文件检查

调试单位已落实完成全站SCD文件与设计图纸一致的检查工作，并提交竣工的SCD文件给运行维护单位验收。

调试单位已落实完成检查现场SCD/CID等配置文件与归档配置文件一致的检查工作。

调试单位已落实完成归档SCD/CID的系统功能及通信参数与设计文件一致的检查工作

调试单位已落实完成归档SCD/CID的虚回路配置与虚回路设计表一致的检查工作。

3、试验报告（原始记录）及技术资料检查

序号

验收项目

技术标准要求

检查情况及整改要求

验收方法

1

试验报告或原始记录（试验数据须采用手填）

应记录装置制造厂家、设备出厂日期、出厂编号、合格证等

检查报告

应记录测试仪器、仪表的名称、型号；应使用经检验合格的测试仪器（合格有效期标签）

检查报告

应记录试验类别、检验工况、检验项目名称、缺陷处理情况、检验日期等

检查报告

应记录保护装置的版本号及校验码等参数

检查报告

试验项目完整（按《福建电网智能变电站继电保护检验规程》要求），定值按照调试定值/正式定值进行试验，试验数据合格（应有结论性文字表述）

检查报告

两侧保护装置联调试验报告（出厂联调或集成联调报告）

检查报告

2

三级验收单

应有试验负责人和试验人员及安装调试单位主管签字并加盖调试单位公章的三级验收单

检查报告

3

工作联系单

工作联系单问题已处理，设计修改通知单已全部执行

检查报告

4

图实相符核对工作

调试单位已落实完成图实相符核对工作（对照施工图及设计变更通知单，核对屏柜电缆、光纤、网络接线是否与设计要求一致，光纤标识是否按照相关光纤标识规范粘贴），并提交一套完整的已图实核对的施工图（或由设计单位提供竣工草图）给运行维护单位验收

核对图纸、现场核查

5

传统电流互感器差动保护CT10%误差曲线

差动保护用的常规CT绕组应有完整CT10%误差曲线分析，且使用其二次回路阻抗与10%误差曲线比较，应有结论

检查报告

6

现场CT变比、极性等交底单

调试人员应认真完成现场CT变比、绕组、极性的核对，并向运行维护单位提交电流互感器技术交底单

检查报告

4、设备外观、二次回路、光纤、网络安装及回路绝缘检查

5、母差保护验收

序号

验收项目

技术标准要求及方法

检查情况及整改要求

1.

装置软件版本检查

检查装置软件版本、程序校验码、制造厂家等与调试定值单或正式定值单一致

2.

上电检查

电源检查：

直流电源输入80%Ue和115%Ue下，电源输出稳定，拉合装置电源，装置无异常。

无异常报警

定值整定功能：

定值输入和固化功能、失电保护功能、定值区切换功能正常

压板投退功能：

功能软压板及GOOSE出口软压板投退正常；检修硬压板功能正常

对时功能测试：

检查装置的时钟与GPS时钟一致

7.

光功率检查

SV采样端口、直跳端口、GOOSE端口的光功率检查，包括光纤接收功率、光纤灵敏接收功率、光纤输出功率，要求光功率裕度大于5dB

8.

通信检查

MMS网络通信讯检查：

①检查站控层各功能主站（包括录波）与该保护装置通讯正常，能够正确发送和接收相应的数据；②检查网络断线时，保护装置和操作员站检出通信故障的功能

GOOSE网络通信讯检查：

①GOOSE连接检查装置与GOOSE网络通讯正常，可以正确发送、接收到相关的GOOSE信息；②GOOSE网络断线和恢复时，故障报警和复归时间小于15s

SV采样网络通信讯检查：

装置与合并单元通讯正常，可以正确接收到相关的采样信息

光纤物理回路断链应与监控后台断链告警内容一致

12.

压板检查

软压板命名应规范，并与设计图纸一致

进行出口软压板唯一性检查。

14.

SV数据采集精度及采样异常闭锁试验

保护装置的采样零漂、精度及线性度检查；每个采样通道的试验数据均应在允许范围

SV采样通道投退软压板检查，当退出某支路采样通道投退软压板时，该支路的SV采样数据应不计入逻辑运算

模拟主变保护正常运行，当SV压板误退出时，应保持实时采样，不闭锁相关保护逻辑，此时有告警信号，或不能退出。

SV断链检查：

拔出装置SV光纤，模拟保护动作，应闭锁相关保护

检查双AD采样值是否一致。

当SV采样值无效位为“1”时，模拟保护动作，应闭锁相关保护

7

开入、开出量检查

硬接点开入检查，要求与设计图纸一致，功能正常

GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致，并要求与设计图纸一致，功能正常

GOOSE通道软压板检查：

GOOSE开入软压板退出，该GOOSE报文不参与逻辑；GOOSE开出软压板退出，该GOOSE报文不发送；

8

检修状态检查

仅当GOOSE报文的检修位与本装置检修状态一致时，GOOSE报文才参与本装置逻辑；不一致时，GOOSE开关位置、刀闸等稳态量保持上一态，启动失灵等暂态开入应清零。

仅当采样数据的检修位与本装置检修状态一致时，采样值才参与本装置逻辑；不一致时，应闭锁相关保护（除母联支路）。

本装置投入检修后，发送的所有GOOSE报文检修位置“1”

本装置投入检修状态时应将MMS报文置检修标志，操作员站仅在检修窗口应显示相关报文

9

两套保护装置定值抽检

1）再次核查试验报告原始记录，本项试验数据应合格（在允许范围内）

2）核对间隔的CT变比或变比系数已整定正确，并与现场实际的CT变比核对一致

3）按照调度下达的正式定值（或调试定值）单，随意选取几个定值项，模拟相应的故障，所测试验数据与试验报告上的数据相比较，偏差应较小

9

失灵启动开入回路试验

1）逐个确认各间隔失灵启动GOOSE开入，并确认失灵启动软压板的正确性和唯一性；

2）应检查失灵长期开入和复合电压闭锁开放长期启动信号的正确性

10

刀闸等开入量记忆试验

1）检查开关量电源消失后，母差保护能够记忆之前的运行状态。

2）保护装置与智能终端检修状态不一致时，刀闸位置能够保持上一态。

3）某间隔GOOSE断链时，刀闸位置能够保持上一态

12

母线互联试验

1）投入母线互联压板，模拟任意段母线故障，互联的两段母线应同时动作跳闸；

2）模拟任意间隔刀闸双跨，模拟任意段母线故障，互联的两段母线应同时动作跳闸；

13

远方遥控

1）功能软压板、SV软压板和GOOSE软压板分别抽取2~3块，从操作员工作站遥控；

2）定值查看、远方修改及定值区切换，选取2~3个定值，从操作员工作站进行抽查；

带开关整组传动试验（220kV母差保护）

序号

验收项目

技术标准要求及方法

检查情况及整改要求

1

直流电源对保护影响

在空载状态下：

1）拉合直流电源空开；2）缓慢变化或大幅度变化直流电源电压，保护不应误动或信号误显示保护不应动作。

由试验装置加入电流、电压，模拟正常运行状态时：

1）拉合直流电源空开；2）缓慢变化或大幅度变化直流电源电压，保护不应误动或信号误显示，保护不应动作。

80%额定直流电源下，模拟各种故障性质，检验保护间配合关系和带开关跳闸能力

2

第一套保护带开关传动试验

1）模拟母线故障，从汇控柜合并单元端子排通入差动动作值，确认母差动作逻辑的正确性，核对装置软压板、智能操作箱、开关唯一性对应正确。

2）模拟线路故障，从汇控柜合并单元端子排通入失灵动作值，同时从线路保开入跳闸信号，确认失灵动作逻辑的正确性，核对装置软压板、智能操作箱、开关唯一性对应正确。

3

第二套保护带开关传动试验

1）模拟母线故障，从汇控柜合并单元端子排通入差动动作值，确认母差动作逻辑的正确性，核对装置软压板、智能操作箱、开关唯一性对应正确。

2）模拟线路故障，从汇控柜合并单元端子排通入失灵动作值，同时从线路保护开入跳闸信号，确认失灵动作逻辑的正确性，核对装置软压板、智能操作箱、开关唯一性对应正确。

5

检修状态配合试验

1）模拟母线故障，从汇控柜合并单元端子排通入差动动作值，检查合并单元和母线保护检修状态在不同组合下母差动作逻辑，检修状态一致保护动作、不一致不动作（母联支路除外）。

2）模拟母线故障，检查智能终端和母线保护检修状态在不同组合下智能终端动作逻辑，检修状态一致开关动作、不一致开关不动作。

3）模拟线路（主变）故障，同时从线路保护开入跳闸信号，检查线路保护（主变保护）和母线保护检修状态在不同组合下母差动作逻辑失灵动作逻辑，检修状态一致保护动作、不一致不动作。

监控后台

1

操作员工作站功能

操作员工作站应能支持各种图形、表格、曲线、棒图、饼图等表达方式

综自系统应采用铃声报警，禁止采用语音报警，铃声报警根据三类信号采用不同的铃声

综自系统的遥控操作不允许在主界面进行

遥控操作具有编号验证、操作人验证、监护人验证功能

变电站主要设备动作次数统计记录检查；电压、有功、无功、年月日最大、最小值记录功能检查；历史数据库内容查询功能检查；历史事件（操作事件、报警事件、SOE事件等）内容查询功能检查；测控装置的遥控和遥调出口动作记录功能检查

告警解除功能检查

具有综自系统网络拓扑图，应配置与各间隔层设备（如保护装置、测控装置等）的通讯状态一览表并实时显示系统通讯状态

事故打印和SOE打印功能检查；操作打印功能检查；运行日报打印功能检查

2

检修窗口功能检查

正常运行时，系统信息不在检修窗口显示，

间隔置检修后，检修设备报文信息在检修窗口中显示，主窗口不显示

3

间隔遥信、保护软报文检查

信号分类符合闽电调〔2009〕870号（关于印发《福建电网地区调度控制中心监控系统信号规范（试行）》的通知）

按间隔选取3个量，根据设计遥信图纸，按照实际模拟从现场源头模拟硬接点开闭合进行验收所有信号应正确无误地在操作员工作站上反应，光字牌名称正确，闪烁正确，报警内容正确，响铃响笛正确，具备差动保护CT断线独立光字牌

按间隔选取3个量，对保护装置实际加量模拟检查，操作员工作站对应软报文光字牌名称正确，闪烁正确，报警内容正确，响铃响笛正确

遥测检验

检查操作员站的遥测值（含线路潮流）误差：

电压电流误差应不超过0.2%，功率误差应不超过0.5%，频率误差不超过0.01Hz，直流量误差应不超过0.5%，温度误差不超过2°C，检查操作员站各遥测值点（含线路潮流）是否与现场一致（抽查）

1

遥控操作

对测控装置软压板遥控，检查其正确性

对现场刀闸、开关、档位等设备进行实际操作，核对其接线图的标示正确、闪烁正确，报警内容正确，响铃响笛正确

对保护装置的软压板投退的遥控操作，检查其正确性

对装置进行远方定值查看、修改及定值区切换，检查其正确性

5

报表、曲线检查

操作员工作站日报表、月报表、年报表表格填写关联正确；实时曲线、历史曲线填写关联正确

6

报警功能

1）测量值越限报警

2）保护装置及测控装置等通信接口故障和网络故障报警,GOOSE断链报警,SV断链报警,各级交换机故障报警

3）报警历史查询

7

微机五防功能测试（此功能可抽查,也可由运行部门完成）

1）审查防误逻辑规则库,检查防误逻辑功能

2）模拟误操作的命令，检查防误系统的响应,要求误操作应闭锁,并有声光报警

3）操作票功能检查,要求正确模拟、生成、传递和执行操作票

8

顺控功能测试（此功能可抽查,也可由运行部门完成）

按照运行部门提供的顺控逻辑对顺控操作进行检查

1）检查顺序控制操作票软件的组态判断功能正常，能根据断路器、刀闸等位置，以及一次设备、二次设备的操作规则和变电站运行管理要求，自动生成操作票。

2）检验操作票编辑、校核、批处理等功能，对每个间隔顺控流程的每个态进行实际的顺控操作,结果正确

3）顺控失败时，应能提示顺控操作进度及步骤执行情况。

9

全站打印功能检查

监控后台具备打印报告功能，不同厂家、不同型号装置打印功能正确

公用测控

参考220kV测控

远动机

序号

验收项目

技术标准要求及方法

检查情况及整改要求

1

系统检查

支持104，101通信协议

与主站通信的通道至少有两条独立的物理路由通道（核查设计资料并经通信核实）

具有双机切换功能，双主机或主备机切换应可靠快速，符合要求

具有通道切换功能，通道故障时能顺利切换和恢复

模拟通道应配置防雷器

装置时间应与授时时钟同步

遥测死区设定符合要求，应以浮点数报文格式传送工程实际值

全站事故总信号和主变档位上送满足调度要求

9

遥测传输检测

核对线路潮流等遥测传输，要求调度主站与现场一致性；遥测信息从实际变化到反映到调度端的传送时间不大于4秒

10

遥控操作检测

仅限于调控一体站站，检测主站操作的正确性；从调控一体操作员工作站发出操作执行指令到现场设备状态变位信号返回总的时间不大于4s，断路器和隔离刀闸遥控功能检查,软压板和装置复归遥控功能检查；主变分接头升降检查

11

事故总核对

调度主站能正确接收到现场保护跳闸、保护重合闸遥信所产生的事故总信号

12

SOE核对

调度主站接收到SOE应与现场遥信SOE一致

站控层

序号

验收项目

技术标准要求及方法

检查情况及整改要求

1

保信子站

子站主机应采用安全的操作系统，不应采用windows。

通信联调：

完整接收保存所连接装置在电网发生故障时的工作信息。

各厂家各型号抽查一套，现场模拟故障，检查保信子站记录的保护装置动作信息和故障录波报告。

调度端联调：

向主站传送信息，保证与对应接入内设备信息内容会一致，抽查2~3个。

具有图形化人机交互界面，接入新设备应不影响现存的网络及设备配置。

告警系统：

任一接入设备故障或退出不影响其他设备在保信子站的应用。

接入设备异常时，给出相应提示。

具备召唤定值和定值比对功能，当发现定值不一致时，给出相应提示。

所有登录召唤配置都需要相应的权限才能执行。

8

GPS对时功能检查

具备GPS和北斗对时功能，并能自动切换

检查报告

具备两路电源供电，分别从不同段母线供电

主时钟和扩展时钟单元对时和守时精度数据符合相关规定

具备网络对时功能，光B码对时功能和差分B码对时功能

具有相应的故障告警信号

14

站控层验收

现场遥信变位到操作员工作站的时间

现场遥测变化到操作员工作站的时间

操作员工作站发出指令至现场变位总响应时间

现场遥信变位到远动通信装置或通信网关向调度发出报文的延迟时间

现场遥测变化到远动通信装置或通信网关向调度发出报文的延迟时间

双机切换，功能恢复正常

交换机网络性能测试，含网络风暴、雪崩性能等测试（有条件抽查）

22

路由器

丢包率检查：

分别检查轻载和重载两种情况下的IP包丢包率。

检查报告，现场抽查

检查路由器的包转发率，应不低于规范的要求。

在系统满负载的情况下，路由器各口能线性处理40bit的包。

检查路由器对不同长度的IP包的转发时延，检查相应报告。

应冗余配置，切换时间应不大于8s。

支持热拔插；增减容量时，不应影响正常通讯。

具有完善的故障告警和处理能力。

29

三级调度数据网

30

告警直传、远程浏览

遥信信息经图形网关机正确报文出口。

遥测信息经图形网关机正确报文出口。

图形信息经图形网关机正确报文出口。

专用通道开放，能准确适用

站内告警信号分类符合省公司筛选优化后的信号分类模式，信号格式、文本规范符合要求。

G格式图形文件正确，图形数据刷新快。

1间隔交换机验收

1.1交换机检查

序号

验收项目

技术标准要求

检查情况及整改要求

验收方法

1.

交换机配置

110kV线路宜每两个间隔配置1台交换机

现场核查

采用工业级交换机，交换机应采用自然散热（无风扇）方式

现场核查

级联口连接可靠正确、VLAN划分配置正确

现场核查

4.

电源检查

检查装置电源指示正常；

现场核查

拉合直流电源空开、交换机能正常启动，不出现死机现象；

现场核查

6.

光功率测试

接收和发送的光功率、光灵敏度应满足要求

每台抽查5个