ICS
Q/GDW
国
家电网公司企业标准 Q/GDW XXX-20XX
智能变电站调试规范
Commissioning specifications for smart substation
（报批稿）
20XX－XX－XX发布 20XX－XX－XX实施
国家电网公司 发布
Q/GDW XXX-20XX
目 次
前 言 .......................................................................................................................................................... II 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11 范围 ......................................................................................................................................................... 1 规范性引用文件 ..................................................................................................................................... 1 术语和定义 ............................................................................................................................................. 1 总则 ......................................................................................................................................................... 2 仪器、仪表的基本要求与配置 ............................................................................................................. 2 调试流程 ................................................................................................................................................. 2 组态配置 ................................................................................................................................................. 3 系统测试 ................................................................................................................................................. 4 系统动模 ............................................................................................................................................... 10 现场调试 ........................................................................................................................................... 11 投产试验 ........................................................................................................................................... 12
附 录 A （规范性附录） 调试流程图 .................................................................................................... 13
附 录 B （资料性附录） 750洛川变调试案例 ..................................................................................... 14
Q/GDW XXX-20XX
前 言
为统一智能变电站建设标准，提高智能变电站建设效率和效益，规范智能变电站的调试流程、调试内容和要求，特制定本标准。本标准提出了智能变电站调试流程和调试的具体方法和要求，包括计算机监控系统、继电保护设备、故障录波器、变压器与开关设备及其状态监测、电子式互感器等智能电子设备或系统的输入、输出信息的正确性等。
本规范的附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。
本规范由国家电网公司基建部提出并解释。
本规范由国家电网公司科技部归口。
本规范主要起草单位：
本规范主要参加单位：
本规范主要起草人：
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智能变电站调试规范
1 范围
本规范适用于110（66）~750kV电压等级智能变电站基建调试，规定了智能变电站的调试流程、内容和要求。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件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（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 50093 自动化仪表工程施工及验收规范
GB 50131 自动化仪表工程施工质量验收规范
GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T 2900.15 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器
GB/T 2900.50 电工术语 发电、输电及配电 通用术语
GB/T 2900.57 电工术语 发电、输电和配电 运行
GB/T 20840.7 电子式电压互感器
GB/T 20840.8 电子式电流互感器
DL/T 782 110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程
DL/T 860 变电站通信网络和系统
DL/T 871 电力系统继电保护产品动模试验
DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程
JJG 313 测量用电流互感器
JJG 314 测量用电压互感器
Q/GDW 383 智能变电站技术导则
Q/GDW 394 330kV~750kV智能变电站设计规范
Q/GDW 396 IEC 61850工程继电保护应用模型
Q/GDW 431 智能变电站自动化系统现场调试导则
Q/GDW 441 智能变电站继电保护技术规范
3 术语和定义
GB/T 2900.15、GB/T 2900.50、GB/T 2900.57、DL/T 860、Q/GDW 383 、Q/GDW 394和 Q/GDW 396中确立的术语和定义适用于本规范。
3.1
组态配置 configuration
系统设计的一个步骤。例如，选择功能单元、功能单元定位和定义它们之间的连接。
3.2
单体调试 single commissioning
为保证IED功能和配置正确性而对单个装置进行的试验。
3.3
分系统调试 sub-system commissioning
为保证分系统功能和配置正确性而对分系统上关联的多个装置进行的试验。
3.4
系统测试 system test
为保证整站主要功能正确性及性能指标正常的系统联调试验，包含变电站各分系统调试和装置单体调试。
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3.5
系统动模 system dynamic test
为验证继电保护等整体（含电子式互感器、智能终端等）的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。
3.6
现场调试 site commissioning
为保证设备及系统现场安装连接与功能正确性而进行的试验。
3.7
投产试验 operational test
设备投入运行时，用一次电流及工作电压加以检验和判定的试验。
4 总则
智能变电站调试宜按组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验的顺序分步骤进行。一次设备本体常规试验按GB 50150执行。二次设备常规试验参照DL/T 995执行。 5 仪器、仪表的基本要求与配置
5.1 仪器、仪表要求
a) 仪器、仪表必须经过检验合格，并在检验有效期内。
b) 仪器、仪表的准确级应高于被检设备相关指标2～4个等级。
5.2 仪器、仪表配置
温湿度表、小电流测试仪、SF6检漏仪、耐压试验设备、局部放电测设备、介质损耗测量仪、SF6气体压力校验仪、SF6气体成分分析仪、油温度校验仪、油位校验仪。
电压、电流表，500V、1000V及2500V兆欧表，光发生器、光功率计，红光笔，双绞线缆测试仪，具备网络报文记录分析和网络负载发生功能的网络测试仪，继电保护试验仪，载波通道测试所需的高频振荡器和选频表、无感电阻、可变衰耗器等，SOE信号发生器，精密时钟测试仪，红外成像温度测试仪。
建议配置便携式示波器、便携式录波器、数字式相位仪等仪器。
继电保护试验仪和便携式录波器应支持GOOSE和SV传输技术。
6 调试流程
智能变电站标准化调试流程：组态配置→系统测试→系统动模→现场调试→投产试验，具体见附录A。
a) 组态配置中SCD文件配置宜由用户完成，也可指定系统集成商完成后经用户认可。设备下
装与配置工作宜由相应厂家完成，也可在厂家的指导下由用户完成。
b) 系统测试宜在集成商厂家集中进行，但必须由用户或用户指定的第三方监督完成。系统测
试也可在用户组织指定的场所进行，如电试院或变电站现场。与一次本体联系紧密的智能设备，如电子式互感器，其单体调试和相关的分系统调试也可在现场完成；其它智能设备可将智能接口装置，如智能终端、常规互感器合并单元等宜集中做系统测试。部分分系统调试，如防误操作功能检验也可在现场调试步骤进行。
c) 系统动模试验为可选步骤，应在变电站工程初设阶段明确是否需要，可根据以下条件有选
择地进行：
1) 工程采用的系统结构首次应用；
2) 工程虽采用已做过系统动模的典型系统结构，但局部更改明显；
3) 工程采用的设备厂家与以往工程差异化明显；
4) 同一厂家设备曾做过3次以上系统动模试验的不宜再做。
系统动模试验单位资质应由用户认可，用户可全程参与系统动模试验。
系统动模试验应出具完整的试验报告，对试验结果进行客观评价。
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d) 现场调试主要包括回路、通信链路检验及传动试验。辅助系统（含视频监控、安防等）调
试宜在现场调试阶段进行。
e) 投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷试验。
7 组态配置
7.1 应具备条件
设备应通过权威部门认可的DL/T 860标准一致性测试，并具有以下技术文件：
a) 检测报告；
b) 设备合同；
c) 智能电子设备能力描述文件（ICD文件）；
d) 系统描述文件（SSD文件，如有）；
e) 高级功能相关策略（含闭锁逻辑、AV(Q)C策略、智能告警与故障综合分析策略等）； f) 设计图纸（含虚端子接线图、远动信息表、网络配置图等）；
g) 其它需要的技术文件。
7.2 文件检查
对厂家提供的ICD进行以下检查：
a) 文件SCL语法合法性检查；
b) 文件模型实例及数据集正确性检查；
c) 文件模型描述完整性检查。
7.3 系统组态
7.3.1 通信子网配置
按设计网络结构配置通信子网。
7.3.2 IED配置
导入ICD文件，配置IED，主要包括：
a) IED命名及描述配置。IED命名宜以大写字母开始，宜表明IED设备类型、电压等级、编
号及双重化套数（如双重化配置），不宜包含调度命名特征字符。IED描述应符合变电站运行人员习惯。
b) IP地址配置。宜配置B类内网IP地址（172.16.0.0-172.31.255.255），全站IED IP地址应全
站唯一。
c) 数据集配置（如必要）。按需求配置数据集及其数据集成员。
d) 数据自描述配置。按设计配置部分与工程相关的数据集信号描述。
e) 报告控制块配置（如必要）。按需求配置报告控制块及其相关参数。
f) 日志控制块配置（如必要）。按需求配置日志控制块及其相关参数。
g) GOOSE控制块及其相关参数配置。配置GOOSE控制块及其相关参数，其中组播MAC地
址、GOOSEID与APPID应全站唯一。
h) SV传输控制块及其通信参数配置。配置SV传输控制块及其相关参数，其中组播MAC地
址、SMVID与APPID应全站唯一。
i) 虚端子连接配置。按设计虚端子连接图（表）配置装置间GOOSE 与SV联系。
7.3.3 变电站配置
配置变电站相关参数，包括：
a) 电压等级；
b) 间隔；
c) 一次设备及其子设备；
d) 变电站功能逻辑节点关联。
7.3.4 SCD文件检查
完成SCD文件配置后，应进行以下检查：
a) 文件SCL语法合法性检查；
b) 文件模型实例及数据集正确性检查；
c) IP地址、组播MAC地址、GOOSEID、SMVID、APPID唯一性检查；
d) VLAN、优先级等通信参数正确性检查；
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e) 虚端子连接正确性和完整性检查；
f) 虚端子连接的二次回路描述正确性检查。
7.4 设备下装与配置
7.4.1 站控层设备配置
站控层设备厂家导入SCD文件，自动解析生成数据库。按设计和用户要求配置画面、光字、报表等人机界面，配置防误闭锁、AV(Q)C、顺序控制、智能告警与故障综合分析等高级应用功能。
7.4.2 IED装置下装
IED厂家应用各自IED下装工具提取SCD文件中相关IED配置并下装到IED。IED应能自动识别以下配置，包括：
a) 报告控制块及其参数；
b) 日志控制块及其参数；
c) GOOSE控制块及其参数；
d) SV传输控制块及其参数；
e) 虚端子连接。
7.4.3 交换机配置
配置交换机，主要包括以下参数：
a) 交换机命名及IP地址；
b) 交换机对时参数；
c) 快速生成树参数（环网）；
d) 报文记录镜像端口设置；
e) 交换机远方通信管理参数（如有）。
过程层交换机配置还应包括：VLAN配置、GMRP参数配置或静态组播配置。
8 系统测试
8.1 应具备条件
设备应通过权威部门认可型式试验、动模试验等检测，系统已完成组态配置，并具有以下技术文件：
a) 检测报告；
b) 系统配置文件（SCD文件）；
c) 设备合同；
d) 高级功能相关策略（含闭锁逻辑、AV(Q)C策略、智能告警与故障综合分析策略等）； e) 保护调试定值；
f) 设计图纸（含虚端子接线图、远动信息表、网络配置图等）；
g) 其它需要的技术文件。
8.2 单体调试
8.2.1 电子式互感器及其合并单元
8.2.1.1 常规检验项目
结构外观检查、一次侧端工频耐压试验、局部放电测量、电容量测量、介质损耗测量等常规试验按GB/T 20840.7和GB/T 20840.8执行。
8.2.1.2 SV传输数据检验
在全部本体试验合格后进行，将互感器本体和合并单元连接并按SCD文件相关IED配置合并单元，检验合并单元输出SV数据通道正确性，检查相关通信参数符合SCD文件配置。如用直采方式，SV数据输出还应检验是否满足Q/GDW 441等间隔输出及带延时参数的要求。
8.2.1.3 准确度检验
在SV传输数据检验完成后，应分别检验互感器网络采样模式和点对点直接采样模式的准确度。各通道应满足GB/T 20840.7与GB/T 20840.8标准规定的准确级要求。
8.2.1.4 合并单元电压并列及切换试验
如合并单元具备电压并列功能，应模拟并列条件检验合并单元电压并列功能；如合并单元具备电压切换功能，应模拟切换条件检验合并单元电压切换功能。
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8.2.1.5 极性检查
在现场安装完毕后，应采用通入直流电流或电压的方式检查互感器极性。
8.2.2 常规互感器及合并单元
8.2.2.1 互感器检验
互感器结构外观检查、一次侧端工频耐压试验、局部放电测量、电容量测量、介质损耗测量等试验按GB/T 50150执行。互感器准确度检验结果符合JJG 313和JJG 314要求。
8.2.2.2 合并单元检验
a) 检验常规采集合并单元输出SV数据通道与装置模拟量输入关联的正确性，检查相关通信参
数符合SCD文件配置。如用直采方式，SV数据输出还应检验是否满足Q/GDW 441等间隔输出及带延时参数的要求。
b) 应分别检验常规采集合并单元网络采样模式和点对点直接采样模式的准确度。还应检验常
规采集合并单元的模拟量采样线性度、零漂、极性等。
c) 如合并单元具备电压并列功能，应模拟并列条件检验合并单元电压并列功能；如合并单元
具备电压切换功能，应模拟切换条件检验合并单元电压切换功能。
8.2.3 变压器类设备
8.2.3.1 设备本体
变压器本体试验应在状态监测装置（包括传感器、控制单元等）安装完毕后按GB 50150执行。在进行高压试验时，状态监测装置应处于工作状态。变压器测试数据，以及状态监测装置功能运行，应无异常。
8.2.3.2 状态监测装置
a) 变压器油色谱气体成分测试
宜改变油中溶解气体含量进行多点测试，各点数据结果误差应满足合同要求。
b) 变压器油微水测试
宜改变油中微水含量进行多点测试，各点数据结果误差应满足合同要求。
c) 铁芯电流测试
测试铁芯电流监测准确度和线性度，测试结果满足合同要求。
d) 结合放电模型进行局放测试
有条件时，可改变放电量大小，比较局放监测情况。
e) 变压器油温、油位传感器测试
按GB 50131要求检测变压器油温、油位传感器准确度。
f) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。监测结果可定期发至后台，或后台可根据需求调取相关信息。断开装置间的通信网络连接，应正确发出通讯中断警报。
g) 自评估功能检验
检验IED监测数据的自评估功能，评估结果格式和内容应满足合同要求。
h) 存储功能检验
检查IED监测数据和自评估结果的记录存储功能。
i) 设置功能检查
检查采样周期等系统参数设置、修改功能。
8.2.4 开关类设备
8.2.4.1 设备本体
开关设备本体试验应在状态监测装置（包括传感器、控制单元等）安装完毕后按GB 50150进行。在进行高压试验时，状态监测装置应处于工作状态。开关设备测试数据，以及状态监测装置功能运行，应无异常。
8.2.4.2 状态监测设备
a) 断路器SF6压力监测
宜改变压力进行多点测试，各点数据结果误差满足合同要求。
b) 断路器分合闸时间
开关动作3次，检查监测设备位移传感器测得的分合闸时间稳定性和合理性（与出厂数据比较），测试结果满足合同要求。
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c) 分合闸速度
开关动作3次，检查开关监测设备测得的分合闸速度稳定性和合理性（与出厂数据比较），测试结果满足合同要求。
d) 跳圈/合圈电流波形
开关动作3次，应完整记录跳合闸线圈的分合闸电流全过程，测试结果满足合同要求。 e) 储能电机电流
开关动作3次，应完整记录储能电机储能过程中的电流波形，测试结果满足合同要求。 f) 刀闸电机电流
刀闸动作3次，应完整记录刀闸电机工作过程中的电流波形，测试结果满足合同要求。 j) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。监测结果可定期发至后台，或后台可根据需求调取相关信息。断开装置间的通信网络连接，应正确发出通讯中断警报。
k) 自评估功能检验
检验IED监测数据的自评估功能，评估结果格式和内容应满足合同要求。
l) 存储功能检验
检查IED监测数据和自评估结果的记录存储功能。
m) 设置功能检查
检查采样周期等系统参数设置、修改功能。
8.2.5 电容器、电抗器、避雷器等常规一次设备
8.2.5.1 设备本体
常规一次设备本体试验应在状态监测装置（如有）安装完毕后按GB 50150执行。在进行高压试验时，状态监测装置应处于工作状态。试验过程中检查状态监测装置运行功能，应无异常。
8.2.5.2 状态监测设备
调试主要是针对可能安装的状态监测装置，按功能实现要求进行调试。
a) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。监测结果可定期发至后台，或后台可根据需求调取相关信息。断开装置间的通信网络连接，应正确发出通讯中断警报。
b) 自评估功能检验
检验IED监测数据的自评估功能，评估结果格式和内容应满足合同要求。
c) 存储功能检验
检查IED监测数据和自评估结果的记录存储功能。
d) 设置功能检查
检查采样周期等系统参数设置、修改功能。
8.2.6 智能终端
8.2.6.1 常规检验
装置外观检查、绝缘试验、上电检查、逆变电源检查和相关二次回路检验等参照DL/T 995执行。
8.2.6.2 开关量检验
a) 检验智能终端输出GOOSE数据通道与装置开关量输入关联的正确性，检查相关通信参数符
合SCD文件配置。
b) 检验智能终端输入GOOSE数据通道与装置开关量输出关联的正确性。
c) 测试GOOSE输入与开关量输出动作时间，应满足7ms要求。
8.2.6.3 SOE时标准确度检验
使用SOE信号发生器对过程层接口装置定时模拟触发输入信号，检查装置输出事件时标应与信号实际触发时间差应小于1ms。
8.2.7 继电保护和安全自动装置
8.2.7.1 常规检验
装置外观检查、绝缘试验、上电检查和逆变电源检查等按DL/T 995执行。
8.2.7.2 GOOSE输入检验
a) 按SCD文件配置，依次模拟被检装置的所有GOOSE输入，观察被检装置显示正确性。
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b) 检查GOOSE输入量设置有相关联的压板功能。
c) 改变装置和测试仪的检修状态，检查装置在正常和检修状态下，接收GOOSE报文的行为。 d) 检查装置各输入量在GOOSE中断情况下的行为。 8.2.7.3 GOOSE输出检验
a) 按SCD文件配置，依次检查GOOSE输出量的行为。 b) 检查GOOSE输出量设置有相关联的压板功能。
c) 改变装置的检修状态，检查GOOSE输出的检修位。 8.2.7.4 SV输入检验
a) 按SCD文件配置，模拟被检装置的所有SV输入，观察被检装置显示正确性。
b) 对于有多路（MU）SV输入的装置，模拟被检装置的两路及以上SV输入，检查装置的采样
同步性能。
c) 检查SV输入量设置有相关联的压板功能。
d) 改变装置和测试仪的检修状态，检查装置在正常和检修状态下，接收SV报文的行为。 e) 改变测试仪的同步标志，检查装置的行为。 8.2.7.5 保护事件时标准确度检验
按说明书规定的试验方法对保护进行试验，检查装置相应的输出事件时标与保护实际动作时间差，应不大于5ms。 8.2.7.6 其它检验
整定值检验、纵联保护通道检验和整组试验按DL/T 995执行。 8.2.8 测控装置 8.2.8.1 常规检验
装置外观检查、绝缘试验、上电检查和逆变电源检查检验等参照DL/T 995执行。 8.2.8.2 信号检验
a) 按SCD文件配置，依次模拟被检装置的事件GOOSE输入，检查装置输出相关遥信报告正
确性。
b) 改变测试仪的检修状态，检查装置输出相关遥信报告的品质位。 c) 改变测控装置的检修状态，检查装置输出遥信报告的品质位。 8.2.8.3 模拟量检验
a) 按SCD文件配置，模拟被检装置的所有SV传输输入，检查装置显示画面和相关遥测报告
正确性。
b) 对于有多路（MU）SV输入的装置，模拟被检装置的两路及以上SV输入，检查装置的采样
同步性能。
c) 检验模拟量功率计算准确度。
d) 改变测试仪输出值，检验测控装置的模拟量死区值。
e) 改变测试仪的检修状态，检查装置输出遥测报告的品质位。 f) 改变测控装置的检修状态，检查装置输出遥测报告的品质位。 8.2.8.4 控制输出检验
a) 按SCD文件配置，检查测控装置控制输出对象正确性。 b) 检测测控装置输出的分、合闸脉宽。 c) 检查一次设备本体、测控单元控制权限。
d) 改变装置检修状态，检查输出控制GOOSE报文的检修位。 8.2.8.5 同期功能检验
a) 检验断路器无压合闸功能及无压定值； b) 检验断路器同期合闸功能及同期定值； c) 检验断路器强制合闸功能。 8.2.8.6 防误操作功能检验
模拟其它间隔断路器、隔离开关位置，检验装置防误操作功能，结果应符合设计要求。 8.2.8.7 GOOSE事件SOE时标准确度检验
当测控装置接收GOOSE事件采用本机时间打时标时，使用网络报文记录分析仪测试测控装置GOOSE事件SOE精度，测试结果应不大于10ms。
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8.2.9 电能表
a) 按SCD文件配置，模拟被检装置的SV输入，检查装置显示的正确性。
b) 对于有多路（MU）SV输入的电能表，模拟被检装置的两路及以上SV输入，检查装置的采
样同步性能。
c) 检验模拟量功率、电能量计算准确度。 8.2.10 同步相量测量装置
按SCD文件配置，模拟被检装置的所有SV输入，检查装置显示正确性。 8.2.11 对时系统准确度检验
a) 检验主时钟输出的时钟准确度。
b) 检验被对时设备对时输入端口的时钟准确度。 c) 主备钟切换试验。 8.2.12 一体化电源检验
a) 检验电源模块运行参数在线监测功能。 b) 测试直流输出电源纹波系数。 c) 检验直流电源绝缘在线监测功能。 d) 检验UPS锁相功能。 e) 检验UPS电压切换功能。 f) 测试UPS输出电源纹波系数。 8.3 分系统调试
8.3.1 后台人机界面检验
可结合间隔层单体调试检查监控系统人机界面： a) 简报（SOE）信息（含保护事件）；
b) 接线画面（含主画面、分画面、潮流图、通信链路状态等）； c) 测量曲线； d) 光字功能； e) 报警音响； f) 保护故障简报； g) 画面响应时间。
8.3.2 后台事件记录及查询功能检验
抽样检查后台事件记录完整性，检查查询功能正确性。 8.3.3 后台定值召唤、修改功能检验
按装置型号分别检查：
a) 定值召唤功能（定值名称、定值大小、步长、最大值、最小值、量纲及排序）； b) 定值区切换功能； c) 定值修改功能。 8.3.4 后台遥控功能检验 8.3.4.1 测控遥控
按每台测控装置逐一检验：
a) 各断路器、隔离开关控制功能及图元描述正确性； b) 各变压器档位控制功能及图元描述正确性； c) 其它对象控制功能及图元描述正确性。 8.3.4.2 保护遥控
按每台保护装置逐一检验各软压板控制功能及图元描述正确性。 8.3.5 防误操作功能检验
a) 根据闭锁逻辑表分别在站级层和间隔层对每个遥控对象在各种状态下的防误闭锁功能进行
验证（包括正逻辑、反逻辑、中间态及装置故障态）。
b) 根据闭锁逻辑表对每个间隔的手动控制设备在各种状态下的防误闭锁功能进行验证（包括
正、反逻辑、中间态及装置故障态），检查机械编码锁的地址设置正确性。
c) 根据闭锁逻辑表对站级层接地线人工置位防误闭锁功能进行验证（包括正、反逻辑、中间
态及装置故障态）。
d) 闭锁逻辑操作预演功能测试。
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8.3.6 AV(Q)C功能检验
a) 电容器、电抗器、主变本体等对象闭锁条件测试。模拟相关闭锁信号，AVC应闭锁相关主
变、电抗器（电容器）支路、主变有载调压分接头并自保持。
b) 电压异常告警试验。模拟主变各侧三相电压不平衡及中压侧和高压侧电压异常，AVC系统
应报警“三相电压不平衡（电压异常）”，并暂停 AVC 调整。
c) AV(Q)C 模块开环、半闭环和闭环控制功能测试。根据 AV(Q)C 控制策略，检查主变电压
位于 25 域图（或 9 域图）不同区间时 AV(Q)C模块控制功能。 d) 电抗器（电容器）控制时间间隔及动作次数限制测试。 e) AV(Q)C 功能模块电压死区功能测试。
f) 主变并列运行工况下的AV(Q)C功能测试（两台主变以上）。 8.3.7 设备状态可视化功能检验
a) 结合设备状态在线监测功能调试检查设备状态可视化信息的正确性。
b) 查询设备状态量信息、测试数据，以及调用历史数据展示趋势图、录波波形等功能，应满
足合同要求。
c) 逐一改变在线监测某一单项数据，促使设备状态改变，核对系统自动判断结果是否正确，
展示状态是否及时变更；逐一修改系统的单项评价依据设置，促使设备状态改变，核对系统自动判断结果是否正确，展示状态是否及时变更。
8.3.8 智能告警功能检验
a) 抽检告警信息的分类功能。
b) 按告警信息类别检查告警分析推理功能。 8.3.9 故障信息综合分析功能检验
根据故障信息综合分析各种策略，分别模拟系统故障跳闸，检验分析结果正确性。 8.3.10 保护故障信息功能检验
配合各级调度，按不同装置型号分别检验保护故障信息远传与录波文件读取功能。 8.3.11 电能量采集功能检验
配合上级部门，检验电能量采集功能与上级通信正常，数据正确。 8.3.12 网络记录分析功能检验
a) 检验报文记录时间准确度，要求不超过250us。
b) 检查报文记录时间分辨率，要求GOOSE和SV报文不超过1us，MMS报文不超过1ms。 c) 抽检报文记录完整性。 8.3.13 后台双机冗余切换检查
人为退出双机（设备）运行系统中一台主机（设备），备机（设备）应自动投入工作。双机（设备）切换从开始至功能恢复时间不应大于30S或规定的时间。切换时数据不能丢失，并且要保证主、备机数据库的一致性，切换过程不应对系统稳定运行产生扰动。 8.3.14 网络试验
8.3.14.1 网络可靠性和安全性试验
a) 任一台服务器任一网络节点中断，检查系统是否工作正常。在任意节点人为切断通信总线，
检查系统是否不出错或出现死机情况。切、投通信总线上的任意节点，或模拟其故障，检查总线通信是否正常；
b) 任一台工作站的网络节点中断后重连，检查系统是否正常； c) 任一台测控装置，拔插网络口，检查系统是否正常； d) 关闭任一台测控装置电源，检查系统是否正常。 8.3.14.2 网络负荷及站控层主机CPU占用率检查。
a) 电网正常情况。
监视交换机各端口的流量负荷，记录任意一分钟流量百分比数值；检查站控层主机CPU占用率。 b) 电网故障情况。
模拟电网系统故障，监视交换机各端口的流量负荷，记录任意一分钟流量百分比数值；检查站控层主机CPU占用率。 8.3.14.3 网络功能检验。
a) 环网自愈功能试验。
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以固定速率连续模拟同一事件，断开通信链路的逻辑链接，检验报文传输是否有丢弃、重发、延时。
b) 优先传输功能试验。
使用网络负载发生装置对网络发送100%负载的普通优先级报文，测试继电保护动作时间和断路器反应时间是否正常。
c) 组播报文隔离功能检验。
截取网络各节点报文，检查是否含有被隔离组播报文。 8.3.14.4 网络加载试验
a) 站控层网络加载试验。
利用网络测试仪对站控层网络注入各种负载报文，监视后台、远动、保信子站等客户端通信情况，同时监视交换机CPU负荷率。
b) 过程层网络加载试验。
利用网络测试仪对过程层网络注入各种负载及各种组播地址的组播报文，多次测试相关保护整组动作时间是否延时，后台事件是否完整，同时监视交换机CPU负荷率。 8.3.15 雪崩试验
变电站各主要功能调试结束后，模拟变电站远景建设规模的20%以上区域同时发生事故，检验继电保护动作和断路器跳闸是否延时，检查监控系统信号是否正确、遗漏。 9
系统动模
9.1 应具备条件
设备应通过组态配置和系统测试，确保设备单体及分系统功能正确，并具有以下技术文件： a) 系统配置文件（SCD文件）； b) 系统测试报告；
c) 其它需要的技术文件。 9.2 系统动模试验一次接线方式
动模试验一次接线宜与实际工程保持一致。如系统规模较大，可减小规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型。
9.3 模拟系统元件参数选择要求
宜采用实际工程同型号电子式互感器进行动模试验。根据实际工程与模型系统的比例关系，宜定制相同比例关系的电子式互感器进行动模试验。其它元件参数选择按DL/T 871执行。 9.4 试验项目
9.4.1 二次设备正常时动模试验
继电保护系统联调完毕系统正常后，模拟变电站各种操作和故障情况，验证操作过程和故障情况时电子互感器、合并单元、智能终端及继电保护的行为。
a) 空载充电、倒闸、解合环操作； b) 手合于故障； c) 系统金属性故障 d) 系统发展性故障； e) 经过渡电阻接地故障； f) 系统稳定破坏时故障； g) 系统频率偏移时故障； h) 线路距离保护暂态超越； i) 断路器失灵和死区故障； j) 母线倒闸过程中故障；
k) 变压器或电抗器匝间短路； l) 变压器过励磁；
m) 变压器和应涌流及穿越性涌流。 9.4.2 二次设备异常试验
在系统正常和故障情况下，制造各种设备异常或故障，观察相关二次设备的行为。 a) 电子式互感器采集单元异常；
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b) c) d) e) f) g) 合并单元异常； 智能终端异常； 保护装置异常； 时钟同步源异常； 电源异常； 交换机异常。
10 现场调试
10.1 应具备条件
系统应通过组态配置和系统测试，并具有以下技术文件： a) 系统配置文件（SCD文件）； b) 系统测试报告； c) 设备合同；
d) 高级功能相关策略（含闭锁逻辑、AV(Q)C策略、智能告警与故障综合分析策略等）； e) 保护投产定值；
f) 设计图纸（含虚端子接线图、远动信息表、网络配置图等）； g) 其它需要的技术文件。 10.2 二次回路检验
包括二次回路接线检查和二次回路绝缘检查，具体按DL/T 995执行。 10.3 通信链路检验 10.3.1 光纤链路
a) 检查确认光缆的型号、敷设与设计图纸相符、光纤弯曲曲率半径均大于光纤外直径的20倍、
光纤耦合器安装稳固。
b) 在被测光纤链路一端使用标准光发生器（与对侧光功率计配套）输入额定功率稳定光束，
在接收端使用光功率计接收光束并测得输出功率，确认光功率衰耗满足要求。
10.3.2 双绞线链路
检查电缆模块化接头（RJ45水晶头）内双绞线的排列顺序符合单一线序标准。 10.3.3 通信中断告警检查
a) 检查所有站控层设备与智能电子装置通信中断告警功能。 b) 检查所有智能电子装置之间的GOOSE通信告警功能。
c) 检查所有间隔层装置与合并单元之间的采样值传输通信告警功能。 10.4 辅助系统检验 10.4.1 视频监控
a) 检查视频监控各通道监视与远方控制功能正常。
b) 如视频与监控系统联动，在设备操作时，应检验视频监控的联动功能。 10.4.2 安防系统
配合安防系统调试检查后台信号及画面的正确性。 10.4.3 辅助系统优化控制
检验户外柜温湿度控制功能。 10.5 传动试验
10.5.1 一次设备传动
a) 从后台逐一控制变电站所有可控一次设备，同时检查后台人机界面和相关保护装置信息的
正确性。
b) 按设计要求与状态监测模拟各一次设备信号与测量量，检查相关信号及设备状态可视化正
确性。
10.5.2 顺序控制功能传动
a) 按典型顺序控制功能逐一检验全部顺序控制功能。
b) 在各种主接线和运行方式下，检验自动生成典型操作流程的功能。 c) 抽检顺序控制急停功能。
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10.5.3 远动四遥功能检验
a) 配合各级调度，检查远动遥信遥测功能（可采用间隔层IED取代模式验证）。
b) 如支持调度中心远方遥控，还需逐一验证相关一次设备远方遥控和顺序控制正确性。 10.5.4 继电保护传动
保护整组传动试验按DL/T 995执行。配合传动试验检查后台及保护故障信息系统信号及故障信息综合分析功能正确性。 10.6 一次通流加压试验
a) 应对电子式电流互感器进行一次通流试验。检查测控、计量、保护、故障录波器、PMU等
相关设备显示值的正确性。
b) 应对电子式电压互感器进行一次通压试验。检查测控、计量、保护、故障录波器、PMU等
相关设备显示值的正确性。
c) 应对电子式电流互感器通入一定的直流分量，验证极性的正确性。 11 投产试验
11.1 应具备条件
系统应通过组态配置、系统测试和现场调试，并具有以下技术文件： a) 系统配置文件（SCD文件）； b) 系统测试和现场调试报告； c) 其它需要的技术文件。 11.2 一次设备启动试验
一次设备启动试验包括新投产设备充电、开关投切、合环等内容，试验按DL/T 782执行。 11.3 核相与带负荷试验
用一次电流及工作电压加以检验和判定：
a) 用数字式录波器、数字式相位仪等仪器检查各合并单元输出的电压之间的相位关系。 b) 用数字式录波器、数字式相位仪等仪器检查合并单元输出的电压电流相位、极性、相序关
系。
c) 检查各测控、保护、PMU等装置的相别、相位关系或功率、功率因素等参数正常。 d) 检查各差动保护的差电流是否正常。
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附 录 A （规范性附录） 调试流程图
图 A.1 智能变电站标准调试流程
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附 录 B （资料性附录） 750洛川变调试案例
750kV洛川变工程调试过程分为系统配置、系统测试、系统动模、现场试验和投产试验五个阶段。 系统配置、系统测试和系统动模三个部分在国网电力科学研究院集中完成，由陕西省电力公司负责组织和验收；现场调试和投产试验两部分在洛川现场完成，由陕西送变电工程公司负责。陕西省电力公司委托国网电力科学研究院进行系统动模试验。 B.1 系统配置
系统配置分为集成前准备、SCD集成和SCD语法检验三个阶段，各阶段内容见表1，流程如图B.1。
B.2 系统测试
系统测试重点是验证单装置功能、装置间二次连接正确性，它是系统动模试验和现场调试的前提，内容见表2，流程如图B.1。
由于时间关系，750洛川变单装置测试采用抽检试验方式，但每种型号装置抽测数量不少于该装置总量的三分之一。
B.3 系统动模
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750kV洛川变系统动模使用与现场特性相一致的电子式互感器，按照DL/T 871在典型接线方式、故障模拟等确定系统故障模型下，对装置的动作特性测试，流程如图B.1。试验内容包括：
a) 系统金属性故障 b) 系统永久性故障 c) 经过渡电阻接地故障 d) 系统发展/转换性故障 e) 跨线故障
f) 系统振荡、振荡中故障 g) 单侧电源运行
h) 断路器失灵保护试验 i) 变压器保护试验
B.4 现场调试
现场调试由调试单位完成现场调试工作，集成单位和各设备制造商现场配合。 现场调试属于强制性试验，对全部安装设备逐步进行，调试项目按照Q/GDW 431标准进行，各阶段内容见表3，流程如图B.2。
装置描述文件ICD、信息点表和相关高级应用文档。
B.5 投产试验
一次设备启动试验包括新投产设备充电、开关投切、合环等内容，试验按启动方案进行。 使用光数字核相仪对一次电流及工作电压检验了采样值系统幅值和相位关系正确。 a) 光数字核相仪检查各合并单元输出的电压之间的相位关系。
b) 光数字核相仪检查合并单元输出的电压电流相位、极性、相序关系。
c) 检查各测控、保护、PMU 等装置的相别、相位关系或功率、功率因素等参数正常。 d) 检查各差动保护的差电流是否正常。
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图B.1 系统配置、系统测试及系统动模流图
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图B.2 现场调试与投产试验流图
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本规范用词说明
1、为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。
2）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
3）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，但一般不推荐，采用“可”。
2、本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合„„的规定”或“应按„„执行”。
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智能变电站调试规范
编制说明
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目 次
1
2
3
4
5
6 编制背景 ............................................................................................................................................... 21 编制主要原则 ....................................................................................................................................... 21 与其他标准文件的关系 ....................................................................................................................... 21 主要工作过程 ....................................................................................................................................... 21 标准结构和内容 ................................................................................................................................... 22 条文说明 ............................................................................................................................................... 22
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1. 编制背景
2011年初，国家电网公司发布国家电网科[2011]190号文“关于下达2011年度国家电网公司技术标准制修订计划的通知”。按照公司推进标准化建设的总体要求，在公司各单位申报的技术标准制修订项目的基础上，通过专家会议评审并征求总部各有关部门意见，形成2011年度技术标准制修订工作计划。本标准是该工作计划中的第41个，原名为“智能变电站调试技术规范”。
本标准制定为主要目标是统一智能变电站建设标准，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、调试和工程应用。本标准需要提出系统测试和调试的具体方法和要求，包括计算机监控系统、继电保护设备、故障录波器、网络报文记录分析仪、保护及故障信息管理等智能电子设备或系统的输入、输出信息的正确性等。
根据190号文的要求，结合首批试点智能变电站的建设情况，由浙江省公司负责编写本标准。
2. 编制主要原则
本标准总结了国家电网公司2010年第一批4个新建智能变电站的建设和调试经验，形成系统的调试流程和规范。
本标准不叙述一次设备本体常规试验，相关部分按GB 50150执行。
本标准不叙述二次设备常规试验，如装置外观检查、绝缘试验、上电检查、逆变电源检查和相关二次回路检验等参照DL/T 995执行。
3. 与其他标准文件的关系
本标准的编写重点参考了Q/GDW 431《智能变电站自动化系统现场调试导则》、DL/T 995《继电保护和电网安全自动装置检验规程》、GB 50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》和DL/T 871《电力系统继电保护产品动模试验》等标准。
4. 主要工作过程
2011年2月11日，国家电网公司发布国家电网科[2011]190号文《关于下达2011年度国家电网公司技术标准制修订计划的通知》。其中第41条为“智能变电站调试技术规范”，第一承担单位为浙江省电力公司。
2011年3月1日，国家电网公司基建部在北京组织召开《智能变电站调试技术规范》标准编制启动会。会上讨论了浙江省电力公司提交的《智能变电站调试技术规范》编制大纲，确定将标准名称改为《智能变电站调试规范》，规范智能变电站的调试内容、流程和要求。会上还明确分阶段写调试内容和要求，在附录中增加一个调试案例。
2011年6月29日，国家电网公司基建部在北京组织召开《智能变电站调试规范》标准讨论会。会上明确在调试流程中增加“系统动模”环节，并附加系统动模和系统测试的必要条件。会上还明确由陕西公司补充750洛川变调试案例。
2011年9月22日，国家电网公司基建部在济南组织召开《智能变电站调试规范》标准讨论会。会上讨论了《智能变电站调试规范》的修改稿，形成征求意见稿，并建议第一批智能变电站试点单位的调试部门或试验单位审查返回修改意见。
2011年10月，浙江省电力公司根据各省网公司反馈的意见，对调试规范做了修改和补充，形成送审稿。
2011年11月10日，国家电网公司基建部在济南组织召开《智能变电站调试规范》标准审查会。审查组对该送审稿进行了认真审议，形成审查意见如下：
1、该标准送审稿格式规范，资料齐全，内容完整，符合评审要求。
2、该标准结合智能变电站试点工程的总结经验和当前建设的实际情况，在广泛征求包括公司总部生技部、基建部、智能电网部、网省公司、中国电科院、国网电科院等多方意见的基础上进行编制。
3、该标准对新建智能变电站调试流程、仪器配置、调试内容和要求进行了规范。
4、审查组对《标准》提出以下修改意见：
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1) 进一步完善明确系统动模试验的应用条件和试验单位资质。
2) 对每个调试阶段增加“调试应具备条件”内容。
3) 建议删除“断路器SF6微水监测”测试项目。
4) 电子式互感器及其合并单元增加电压并列电压切换试验和极性检查试验。
审查结论：
该标准框架明晰，技术前瞻，充分总结吸收国内外智能变电站调试、验收和运行经验，结合常规变电站相关调试验收规范，对智能变电站调试流程、仪器配置、调试内容和要求进行了规范，可操作性好，对新建智能变电站调试具有较强的指导作用，可作为智能变电站建设的指导性文件。
建议修改后报批。
2011年11月14日，编写组根据专家意见进行修改，形成报批稿。
2011年X月X日，国家电网公司正式颁布为企业标准，编号为Q/GDW XXX-2011。
5. 标准结构和内容
第2章为规范性引用文件。
第3章为术语和定义。
第4章为变电站智能化调试规范总则。
第5章为仪器、仪表的基本要求与配置。
第6章规范了变电站智能化调试流程。
第7章规范了组态配置阶段的内容和要求。
第8章规范了系统测试阶段的内容和要求。
第9章规范了系统动模阶段的内容和要求。
第10章规范了现场调试阶段的内容和要求。
第11章规范了投产试验阶段的内容和要求。
附录A为规范性附录，以流程图的方式给出了智能变电站的调试流程。
附录B为资料性附录，介绍了750洛川变的调试情况。
6. 条文说明
1 范围
本节规定本规范的适用范围。
2 规范性引用文件
本节列出了与本导则内容相关的标准。引用的原则为：对与本导则内容有关的主要GB、DL标准均逐条列出；当没有对应的标准时，则引用国内的一些管理文件和规定和相应的IEC标准。因此，在使用本导则引用标准时，也按上述顺序引用。
3 术语和定义
根据本标准规范的调试流程，本标准定义了组态配置、系统测试、系统动模、现场调试和投产试验等术语。
4 总则
明确智能变电站调试流程。
明确本标准主要描述智能变电站新技术的一些试验，常规试验按已有的标准执行，不在本标准中描述。
5 仪器、仪表的基本要求与配置
说明仪器、仪表的要求和配置。
6 调试流程
智能变电站标准化调试流程：组态配置→系统测试→系统动模→现场调试→投产试验。
a) 考虑到智能变电站运行后的运行维护主体是用户自己，组态配置中SCD文件配置建议由用
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户完成，同时考虑到目前部分用户的技术水平，也允许指定系统集成商完成后经用户认可。设备下装与配置工作宜由相应厂家完成，也可在厂家的指导下由用户完成，用户应逐渐掌握下装方法。
b) 系统测试只是智能变电站的一个调试阶段，在哪个地方进行并不重要，相关设备和技术成熟后可以在现场完成，与常规变电站调试一样。与一次本体联系紧密的智能设备，如电子式互感器，其单体调试和相关的分系统调试可在现场完成；但是智能设备可将智能接口装置，如智能终端、常规互感器合并单元等宜集中做系统测试。
c) 系统动模试验为可选步骤，应在变电站工程初设阶段明确是否需要，以确定工程的预算，用户可根据以下条件有选择地进行：
1) 工程采用的系统结构首次应用，如网络结构等；
2) 工程虽采用已做过系统动模的典型系统结构，但局部更改明显，如网络规模发生了大的变化，设备数量变化较大；
3) 工程采用的设备厂家与以往工程差异化明显，如一些设备厂家从未做过系统动模试验；
4) 同一厂家设备曾做过3次以上系统动模试验的不宜再做。
系统动模试验单位资质应由用户认可，用户可全程参与系统动模试验。
系统动模试验应出具完整的试验报告，对试验结果进行客观评价。
d) 现场调试是回路和整体的验证性试验。也包含一些辅助系统调试。
e) 投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷试验。
7 组态配置
7.1 应具备条件
明确组态配置前应具备的条件。
7.2 文件检查
智能变电站建设初期，很有必要对厂家提供的ICD进行检查。
7.3 系统组态
7.3.1 通信子网配置
按设计网络结构配置通信子网。
7.3.2 IED配置
导入ICD文件，配置IED，主要包括：
a) IED命名及描述配置。IED命名宜以大写字母开始，宜表明IED设备类型、电压等级、编号及双重化套数（如双重化配置），便于智能变电站的运行维护。不宜包含调度命名特征字符，以免调度命名更改后修改装置配置。IED描述应符合变电站运行人员习惯，可以灵活修改。
b) IP地址配置。宜配置B类内网IP地址（172.16.0.0-172.31.255.255），B类IP地址为65536个，可以满足所有变电站的需求。
c) 数据集配置（如必要）。按需求配置数据集及其数据集成员。
d) 数据自描述配置。按设计配置部分与工程相关的数据集信号描述。
e) 报告控制块配置（如必要）。按需求配置报告控制块及其相关参数。
f) 日志控制块配置（如必要）。按需求配置日志控制块及其相关参数。
g) GOOSE控制块及其相关参数配置。配置GOOSE控制块及其相关参数，其中组播MAC地址、GOOSEID与APPID应全站唯一。虽然DL/T 860没有要求MAC地址唯一，但为了便于有的变电站应用GMRP技术，本标准要求MAC地址唯一。
h) SV传输控制块及其通信参数配置。配置SV传输控制块及其相关参数，其中组播MAC地址、SMVID与APPID应全站唯一。虽然DL/T 860没有要求MAC地址唯一，但为了便于有的变电站应用GMRP技术，本标准要求MAC地址唯一。
i) 虚端子连接配置。按设计虚端子连接图（表）配置装置间GOOSE 与SV联系。
7.3.3 变电站配置
配置变电站相关参数，包括：
a) 电压等级；
b) 间隔；
c) 一次设备及其子设备；
d) 变电站功能逻辑节点关联。
7.3.4 SCD文件检查
完成SCD文件配置后，应进行以下检查：
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a) 文件SCL语法合法性检查；
b) 文件模型实例及数据集正确性检查；
c) IP地址、组播MAC地址、GOOSEID、SMVID、APPID唯一性检查；
d) VLAN、优先级等通信参数正确性检查；
e) 虚端子连接正确性和完整性检查；
f) 虚端子连接的二次回路描述正确性检查。
7.4 设备下装与配置
7.4.1 站控层设备配置
站控层设备厂家导入SCD文件，自动解析生成数据库。按设计和用户要求配置画面、光字、报表等人机界面，配置防误闭锁、AV(Q)C、顺序控制、智能告警与故障综合分析等高级应用功能。
7.4.2 IED装置下装
IED厂家应用各自IED下装工具提取SCD文件中相关IED配置并下装到IED。强调IED应能自动识别以下配置。
7.4.3 交换机配置
强调交换机主要参数和过程层交换机配置主要参数配置。
8 系统测试
8.1 应具备条件
明确系统测试前应具备的条件。
8.2 单体调试
8.2.1 电子式互感器及其合并单元
8.2.1.1 常规检验项目
常规试验按GB/T 20840.7和GB/T 20840.8执行。
8.2.1.2 SV传输数据检验
验证SV传输数据的正确性。
8.2.1.3 准确度检验
检验互感器的准确度，包括两种模式下的准确度（直采和网采）。
8.2.1.4 合并单元电压并列及切换试验
如合并单元具备电压并列或切换功能，还要进行这方面的试验。
8.2.1.5 极性检查
在现场安装完毕后，检查互感器极性，以免互感器安装反向。
8.2.2 常规互感器及合并单元
8.2.2.1 互感器检验
常规试验按GB/T 50150执行。
8.2.2.2 合并单元检验
a) 检验常规采集合并单元输出SV正确性。
b) 检验常规采集合并单元的准确度。
c) 检验电压并列和切换功能。
8.2.3 变压器类设备
8.2.3.1 设备本体
变压器本体试验按GB 50150执行。
8.2.3.2 状态监测装置
a) 变压器油色谱气体成分测试
宜改变油中溶解气体含量进行多点测试。
b) 变压器油微水测试
宜改变油中微水含量进行多点测试。
c) 铁芯电流测试
d) 结合放电模型进行局放测试
e) 变压器油温、油位传感器测试
f) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常
g) 自评估功能检验
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h) 存储功能检验
i) 设置功能检查
8.2.4 开关类设备
8.2.4.1 设备本体
开关设备本体试验按GB 50150进行。
8.2.4.2 状态监测设备
a) 断路器SF6压力监测
宜改变压力进行多点测试。
b) 断路器分合闸时间
c) 分合闸速度
d) 跳圈/合圈电流波形
e) 储能电机电流
f) 刀闸电机电流
j) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。
k) 自评估功能检验
l) 存储功能检验
m) 设置功能检查
8.2.5 电容器、电抗器、避雷器等常规一次设备
8.2.5.1 设备本体
常规一次设备本体试验按GB 50150进行。
8.2.5.2 状态监测设备
调试主要是针对可能安装的状态监测装置，按功能实现要求进行调试。
a) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。
b) 自评估功能检验
c) 存储功能检验
d) 设置功能检查
8.2.6 智能终端
8.2.6.1 常规检验
常规检验等参照DL/T 995执行。
8.2.6.2 开关量检验
a) 检验智能终端输出GOOSE数据通道正确性。
b) 检验智能终端输入GOOSE数据通道正确性。
c) 测试GOOSE输入与开关量输出动作时间，应满足7ms要求（智能变电站继电保护技术规范）。
8.2.6.3 SOE时标准确度检验
输出事件时标应与信号实际触发时间差应小于1ms（按自动化系统的要求）。
8.2.7 继电保护和安全自动装置
8.2.7.1 常规检验
常规检查等按DL/T 995执行。
8.2.7.2 GOOSE输入检验
a) 检验GOOSE输入正确性。
b) 检查GOOSE输入量关联的压板正确性。
c) 检验GOOSE检修行为的正确性。
d) 检验GOOSE中断情况下的行为。
8.2.7.3 GOOSE输出检验
a) 检查GOOSE输出正确性。
b) 检查GOOSE输出量关联的压板正确性。
c) 检查GOOSE输出的检修位。
8.2.7.4 SV输入检验
a) 检验SV输入正确性。
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b) 对于有多路（MU）SV输入的装置，检查装置的采样同步性能，可改变互感器延时进行测试。 c) 检查SV输入关联的压板正确性。
d) 检查SV检修行为的正确性。
e) 检查装置在失步情况下的行为。
8.2.7.5 保护事件时标准确度检验
检查装置相应的输出事件时标与保护实际动作时间差，应不大于5ms（根据大部分厂家的实际情况和变电站事件分辨率的需求确定为5ms）。
8.2.7.6 其它检验
按DL/T 995执行。
8.2.8 测控装置
8.2.8.1 常规检验
常规检查参照DL/T 995执行。
8.2.8.2 信号检验
a) 检查事件GOOSE输入正确性。
b)c）检查装置输出相关遥信报告的检修品质位。
8.2.8.3 模拟量检验
a) 检查装置SV输入的正确性。
b) 检查装置的采样同步性能，测控采用网采模式，无需处理互感器延时。
c) 检验模拟量功率计算准确度。
d) 检验测控装置的模拟量死区值。
e)f）检查装置输出遥测报告的检修品质位。
8.2.8.4 控制输出检验
a) 检查测控装置控制输出对象正确性。
b) 检测测控装置输出的分、合闸脉宽。
c) 检查一次设备本体、测控单元控制权限。
d) 检查输出控制GOOSE报文的检修位。
8.2.8.5 同期功能检验
a) 检验断路器无压合闸功能及无压定值；
b) 检验断路器同期合闸功能及同期定值；
c) 检验断路器强制合闸功能。
8.2.8.6 防误操作功能检验
检验装置防误操作功能。
8.2.8.7 GOOSE事件SOE时标准确度检验
当测控装置接收GOOSE事件采用本机时间打时标时，测试测控装置GOOSE事件SOE精度，测试结果应不大于10ms（考虑大部分装置的实际情况和变电站时间分辨率的最低要求确定）。
8.2.9 电能表
a) 检验SV输入的正确性。
b) 检查装置的采样同步性能，计量采用网采模式，无需处理互感器延时。
c) 检验模拟量功率、电能量计算准确度。
8.2.10 同步相量测量装置
检验SV输入正确性。
8.2.11 对时系统准确度检验
8.2.12 一体化电源检验
a) 检验电源模块运行参数在线监测功能。
b) 测试直流输出电源纹波系数。
c) 检验直流电源绝缘在线监测功能。
d) 检验UPS锁相功能。
e) 检验UPS电压切换功能。
f) 测试UPS输出电源纹波系数。
8.3 分系统调试
8.3.1 后台人机界面检验
Q/GDW XXX-20XX
可结合间隔层单体调试检查监控系统人机界面。
8.3.2 后台事件记录及查询功能检验
抽样检查后台事件记录完整性，检查查询功能正确性。
8.3.3 后台定值召唤、修改功能检验
由于同一型号装置在后台的处理都是一样的，只需要检查各种型号的装置即可。
8.3.4 后台遥控功能检验
大部分后台画面依然是人工完成的，需要按控制对象逐一确认。
8.3.5 防误操作功能检验
在条件不足的情况下，站控层防误闭锁可在后台模拟进行。
8.3.6 AV(Q)C功能检验
a) 闭锁条件测试。
b) 电压异常告警试验。
c) AV(Q)C 模块开环、半闭环和闭环控制功能测试。
d) 控制时间间隔及动作次数限制测试。
e) AV(Q)C 功能模块电压死区功能测试。
f) 主变并列运行工况下的AV(Q)C功能测试（两台主变以上）。
8.3.7 设备状态可视化功能检验
a) 检查设备状态可视化信息的正确性。
b) 查询设备状态量信息、测试数据，以及调用历史数据展示趋势图、录波波形等功能。 c) 核对系统自动判断结果正确性。
8.3.8 智能告警功能检验
a) 抽检告警信息的分类功能。
b) 按告警信息类别检查告警分析推理功能。
8.3.9 故障信息综合分析功能检验
检验分析结果正确性。
8.3.10 保护故障信息功能检验
按不同装置型号分别检验保护故障信息远传与录波文件读取功能。
8.3.11 电能量采集功能检验
检验电能量采集功能与上级通信数据正确。
8.3.12 网络记录分析功能检验
a) 检验报文记录时间准确度，要求不超过250us，即不大于一个采样间隔。
b) 检查报文记录时间分辨率，要求GOOSE和SV报文不超过1us，MMS报文不超过1ms。 c) 抽检报文记录完整性。
8.3.13 后台双机冗余切换检查
8.3.14 网络试验
8.3.14.1 网络可靠性和安全性试验
8.3.14.2 网络负荷及站控层主机CPU占用率检查。
8.3.14.3 网络功能检验。
8.3.14.4 网络加载试验
8.3.15 雪崩试验
9 系统动模
9.1 应具备条件
明确系统动模前的应具备的条件
9.2 系统动模试验一次接线方式
明确动模试验一次接线与实际工程一致。
9.3 模拟系统元件参数选择要求
强调采用实际工程同型号电子式互感器进行动模试验。
9.4 试验项目
9.4.1 二次设备正常时动模试验
模拟变电站各种操作和故障情况，验证操作过程和故障情况时电子互感器、合并单元、智能终端及继电保护的行为。
Q/GDW XXX-20XX
9.4.2 二次设备异常试验
在系统正常和故障情况下，制造各种设备异常或故障，观察相关二次设备的行为。 10 现场调试
10.1 应具备条件
明确现场调试前应具备的条件。
10.2 二次回路检验
按DL/T 995执行。
10.3 通信链路检验
10.3.1 光纤链路
a) 检查光纤安装工艺。
b) 检查光功率衰耗满足要求。
10.3.2 双绞线链路
检查电缆排列顺序符合标准。
10.3.3 通信中断告警检查（可采用逐一断开的方法进行检查）
a) 检查所有站控层设备与智能电子装置通信中断告警功能。
b) 检查所有智能电子装置之间的GOOSE通信告警功能。
c) 检查所有间隔层装置与合并单元之间的采样值传输通信告警功能。
10.4 辅助系统检验
10.4.1 视频监控
10.4.2 安防系统
10.4.3 辅助系统优化控制
10.5 传动试验
10.5.1 一次设备传动
设备传动
10.5.2 顺序控制功能传动
顺控传动
10.5.3 远动四遥功能检验
四遥检查
10.5.4 继电保护传动
保护传动
10.6 一次通流加压试验
互感器通流加压
11 投产试验
11.1 应具备条件
明确投产试验前应具备的条件
11.2 一次设备启动试验
一次设备启动试验按DL/T 782执行。
11.3 核相与带负荷试验
检验和判定互感器相位关系和二次设备相关采集的正确性。
ICS
Q/GDW
国
家电网公司企业标准 Q/GDW XXX-20XX
智能变电站调试规范
Commissioning specifications for smart substation
（报批稿）
20XX－XX－XX发布 20XX－XX－XX实施
国家电网公司 发布
Q/GDW XXX-20XX
目 次
前 言 .......................................................................................................................................................... II 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11 范围 ......................................................................................................................................................... 1 规范性引用文件 ..................................................................................................................................... 1 术语和定义 ............................................................................................................................................. 1 总则 ......................................................................................................................................................... 2 仪器、仪表的基本要求与配置 ............................................................................................................. 2 调试流程 ................................................................................................................................................. 2 组态配置 ................................................................................................................................................. 3 系统测试 ................................................................................................................................................. 4 系统动模 ............................................................................................................................................... 10 现场调试 ........................................................................................................................................... 11 投产试验 ........................................................................................................................................... 12
附 录 A （规范性附录） 调试流程图 .................................................................................................... 13
附 录 B （资料性附录） 750洛川变调试案例 ..................................................................................... 14
Q/GDW XXX-20XX
前 言
为统一智能变电站建设标准，提高智能变电站建设效率和效益，规范智能变电站的调试流程、调试内容和要求，特制定本标准。本标准提出了智能变电站调试流程和调试的具体方法和要求，包括计算机监控系统、继电保护设备、故障录波器、变压器与开关设备及其状态监测、电子式互感器等智能电子设备或系统的输入、输出信息的正确性等。
本规范的附录A为规范性附录，附录B为资料性附录。
本规范由国家电网公司基建部提出并解释。
本规范由国家电网公司科技部归口。
本规范主要起草单位：
本规范主要参加单位：
本规范主要起草人：
Q/GDW XXX-20XX
智能变电站调试规范
1 范围
本规范适用于110（66）~750kV电压等级智能变电站基建调试，规定了智能变电站的调试流程、内容和要求。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件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（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 50093 自动化仪表工程施工及验收规范
GB 50131 自动化仪表工程施工质量验收规范
GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T 2900.15 电工术语 变压器、互感器、调压器和电抗器
GB/T 2900.50 电工术语 发电、输电及配电 通用术语
GB/T 2900.57 电工术语 发电、输电和配电 运行
GB/T 20840.7 电子式电压互感器
GB/T 20840.8 电子式电流互感器
DL/T 782 110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程
DL/T 860 变电站通信网络和系统
DL/T 871 电力系统继电保护产品动模试验
DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程
JJG 313 测量用电流互感器
JJG 314 测量用电压互感器
Q/GDW 383 智能变电站技术导则
Q/GDW 394 330kV~750kV智能变电站设计规范
Q/GDW 396 IEC 61850工程继电保护应用模型
Q/GDW 431 智能变电站自动化系统现场调试导则
Q/GDW 441 智能变电站继电保护技术规范
3 术语和定义
GB/T 2900.15、GB/T 2900.50、GB/T 2900.57、DL/T 860、Q/GDW 383 、Q/GDW 394和 Q/GDW 396中确立的术语和定义适用于本规范。
3.1
组态配置 configuration
系统设计的一个步骤。例如，选择功能单元、功能单元定位和定义它们之间的连接。
3.2
单体调试 single commissioning
为保证IED功能和配置正确性而对单个装置进行的试验。
3.3
分系统调试 sub-system commissioning
为保证分系统功能和配置正确性而对分系统上关联的多个装置进行的试验。
3.4
系统测试 system test
为保证整站主要功能正确性及性能指标正常的系统联调试验，包含变电站各分系统调试和装置单体调试。
Q/GDW XXX-20XX
3.5
系统动模 system dynamic test
为验证继电保护等整体（含电子式互感器、智能终端等）的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。
3.6
现场调试 site commissioning
为保证设备及系统现场安装连接与功能正确性而进行的试验。
3.7
投产试验 operational test
设备投入运行时，用一次电流及工作电压加以检验和判定的试验。
4 总则
智能变电站调试宜按组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验的顺序分步骤进行。一次设备本体常规试验按GB 50150执行。二次设备常规试验参照DL/T 995执行。 5 仪器、仪表的基本要求与配置
5.1 仪器、仪表要求
a) 仪器、仪表必须经过检验合格，并在检验有效期内。
b) 仪器、仪表的准确级应高于被检设备相关指标2～4个等级。
5.2 仪器、仪表配置
温湿度表、小电流测试仪、SF6检漏仪、耐压试验设备、局部放电测设备、介质损耗测量仪、SF6气体压力校验仪、SF6气体成分分析仪、油温度校验仪、油位校验仪。
电压、电流表，500V、1000V及2500V兆欧表，光发生器、光功率计，红光笔，双绞线缆测试仪，具备网络报文记录分析和网络负载发生功能的网络测试仪，继电保护试验仪，载波通道测试所需的高频振荡器和选频表、无感电阻、可变衰耗器等，SOE信号发生器，精密时钟测试仪，红外成像温度测试仪。
建议配置便携式示波器、便携式录波器、数字式相位仪等仪器。
继电保护试验仪和便携式录波器应支持GOOSE和SV传输技术。
6 调试流程
智能变电站标准化调试流程：组态配置→系统测试→系统动模→现场调试→投产试验，具体见附录A。
a) 组态配置中SCD文件配置宜由用户完成，也可指定系统集成商完成后经用户认可。设备下
装与配置工作宜由相应厂家完成，也可在厂家的指导下由用户完成。
b) 系统测试宜在集成商厂家集中进行，但必须由用户或用户指定的第三方监督完成。系统测
试也可在用户组织指定的场所进行，如电试院或变电站现场。与一次本体联系紧密的智能设备，如电子式互感器，其单体调试和相关的分系统调试也可在现场完成；其它智能设备可将智能接口装置，如智能终端、常规互感器合并单元等宜集中做系统测试。部分分系统调试，如防误操作功能检验也可在现场调试步骤进行。
c) 系统动模试验为可选步骤，应在变电站工程初设阶段明确是否需要，可根据以下条件有选
择地进行：
1) 工程采用的系统结构首次应用；
2) 工程虽采用已做过系统动模的典型系统结构，但局部更改明显；
3) 工程采用的设备厂家与以往工程差异化明显；
4) 同一厂家设备曾做过3次以上系统动模试验的不宜再做。
系统动模试验单位资质应由用户认可，用户可全程参与系统动模试验。
系统动模试验应出具完整的试验报告，对试验结果进行客观评价。
Q/GDW XXX-20XX
d) 现场调试主要包括回路、通信链路检验及传动试验。辅助系统（含视频监控、安防等）调
试宜在现场调试阶段进行。
e) 投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷试验。
7 组态配置
7.1 应具备条件
设备应通过权威部门认可的DL/T 860标准一致性测试，并具有以下技术文件：
a) 检测报告；
b) 设备合同；
c) 智能电子设备能力描述文件（ICD文件）；
d) 系统描述文件（SSD文件，如有）；
e) 高级功能相关策略（含闭锁逻辑、AV(Q)C策略、智能告警与故障综合分析策略等）； f) 设计图纸（含虚端子接线图、远动信息表、网络配置图等）；
g) 其它需要的技术文件。
7.2 文件检查
对厂家提供的ICD进行以下检查：
a) 文件SCL语法合法性检查；
b) 文件模型实例及数据集正确性检查；
c) 文件模型描述完整性检查。
7.3 系统组态
7.3.1 通信子网配置
按设计网络结构配置通信子网。
7.3.2 IED配置
导入ICD文件，配置IED，主要包括：
a) IED命名及描述配置。IED命名宜以大写字母开始，宜表明IED设备类型、电压等级、编
号及双重化套数（如双重化配置），不宜包含调度命名特征字符。IED描述应符合变电站运行人员习惯。
b) IP地址配置。宜配置B类内网IP地址（172.16.0.0-172.31.255.255），全站IED IP地址应全
站唯一。
c) 数据集配置（如必要）。按需求配置数据集及其数据集成员。
d) 数据自描述配置。按设计配置部分与工程相关的数据集信号描述。
e) 报告控制块配置（如必要）。按需求配置报告控制块及其相关参数。
f) 日志控制块配置（如必要）。按需求配置日志控制块及其相关参数。
g) GOOSE控制块及其相关参数配置。配置GOOSE控制块及其相关参数，其中组播MAC地
址、GOOSEID与APPID应全站唯一。
h) SV传输控制块及其通信参数配置。配置SV传输控制块及其相关参数，其中组播MAC地
址、SMVID与APPID应全站唯一。
i) 虚端子连接配置。按设计虚端子连接图（表）配置装置间GOOSE 与SV联系。
7.3.3 变电站配置
配置变电站相关参数，包括：
a) 电压等级；
b) 间隔；
c) 一次设备及其子设备；
d) 变电站功能逻辑节点关联。
7.3.4 SCD文件检查
完成SCD文件配置后，应进行以下检查：
a) 文件SCL语法合法性检查；
b) 文件模型实例及数据集正确性检查；
c) IP地址、组播MAC地址、GOOSEID、SMVID、APPID唯一性检查；
d) VLAN、优先级等通信参数正确性检查；
Q/GDW XXX-20XX
e) 虚端子连接正确性和完整性检查；
f) 虚端子连接的二次回路描述正确性检查。
7.4 设备下装与配置
7.4.1 站控层设备配置
站控层设备厂家导入SCD文件，自动解析生成数据库。按设计和用户要求配置画面、光字、报表等人机界面，配置防误闭锁、AV(Q)C、顺序控制、智能告警与故障综合分析等高级应用功能。
7.4.2 IED装置下装
IED厂家应用各自IED下装工具提取SCD文件中相关IED配置并下装到IED。IED应能自动识别以下配置，包括：
a) 报告控制块及其参数；
b) 日志控制块及其参数；
c) GOOSE控制块及其参数；
d) SV传输控制块及其参数；
e) 虚端子连接。
7.4.3 交换机配置
配置交换机，主要包括以下参数：
a) 交换机命名及IP地址；
b) 交换机对时参数；
c) 快速生成树参数（环网）；
d) 报文记录镜像端口设置；
e) 交换机远方通信管理参数（如有）。
过程层交换机配置还应包括：VLAN配置、GMRP参数配置或静态组播配置。
8 系统测试
8.1 应具备条件
设备应通过权威部门认可型式试验、动模试验等检测，系统已完成组态配置，并具有以下技术文件：
a) 检测报告；
b) 系统配置文件（SCD文件）；
c) 设备合同；
d) 高级功能相关策略（含闭锁逻辑、AV(Q)C策略、智能告警与故障综合分析策略等）； e) 保护调试定值；
f) 设计图纸（含虚端子接线图、远动信息表、网络配置图等）；
g) 其它需要的技术文件。
8.2 单体调试
8.2.1 电子式互感器及其合并单元
8.2.1.1 常规检验项目
结构外观检查、一次侧端工频耐压试验、局部放电测量、电容量测量、介质损耗测量等常规试验按GB/T 20840.7和GB/T 20840.8执行。
8.2.1.2 SV传输数据检验
在全部本体试验合格后进行，将互感器本体和合并单元连接并按SCD文件相关IED配置合并单元，检验合并单元输出SV数据通道正确性，检查相关通信参数符合SCD文件配置。如用直采方式，SV数据输出还应检验是否满足Q/GDW 441等间隔输出及带延时参数的要求。
8.2.1.3 准确度检验
在SV传输数据检验完成后，应分别检验互感器网络采样模式和点对点直接采样模式的准确度。各通道应满足GB/T 20840.7与GB/T 20840.8标准规定的准确级要求。
8.2.1.4 合并单元电压并列及切换试验
如合并单元具备电压并列功能，应模拟并列条件检验合并单元电压并列功能；如合并单元具备电压切换功能，应模拟切换条件检验合并单元电压切换功能。
Q/GDW XXX-20XX
8.2.1.5 极性检查
在现场安装完毕后，应采用通入直流电流或电压的方式检查互感器极性。
8.2.2 常规互感器及合并单元
8.2.2.1 互感器检验
互感器结构外观检查、一次侧端工频耐压试验、局部放电测量、电容量测量、介质损耗测量等试验按GB/T 50150执行。互感器准确度检验结果符合JJG 313和JJG 314要求。
8.2.2.2 合并单元检验
a) 检验常规采集合并单元输出SV数据通道与装置模拟量输入关联的正确性，检查相关通信参
数符合SCD文件配置。如用直采方式，SV数据输出还应检验是否满足Q/GDW 441等间隔输出及带延时参数的要求。
b) 应分别检验常规采集合并单元网络采样模式和点对点直接采样模式的准确度。还应检验常
规采集合并单元的模拟量采样线性度、零漂、极性等。
c) 如合并单元具备电压并列功能，应模拟并列条件检验合并单元电压并列功能；如合并单元
具备电压切换功能，应模拟切换条件检验合并单元电压切换功能。
8.2.3 变压器类设备
8.2.3.1 设备本体
变压器本体试验应在状态监测装置（包括传感器、控制单元等）安装完毕后按GB 50150执行。在进行高压试验时，状态监测装置应处于工作状态。变压器测试数据，以及状态监测装置功能运行，应无异常。
8.2.3.2 状态监测装置
a) 变压器油色谱气体成分测试
宜改变油中溶解气体含量进行多点测试，各点数据结果误差应满足合同要求。
b) 变压器油微水测试
宜改变油中微水含量进行多点测试，各点数据结果误差应满足合同要求。
c) 铁芯电流测试
测试铁芯电流监测准确度和线性度，测试结果满足合同要求。
d) 结合放电模型进行局放测试
有条件时，可改变放电量大小，比较局放监测情况。
e) 变压器油温、油位传感器测试
按GB 50131要求检测变压器油温、油位传感器准确度。
f) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。监测结果可定期发至后台，或后台可根据需求调取相关信息。断开装置间的通信网络连接，应正确发出通讯中断警报。
g) 自评估功能检验
检验IED监测数据的自评估功能，评估结果格式和内容应满足合同要求。
h) 存储功能检验
检查IED监测数据和自评估结果的记录存储功能。
i) 设置功能检查
检查采样周期等系统参数设置、修改功能。
8.2.4 开关类设备
8.2.4.1 设备本体
开关设备本体试验应在状态监测装置（包括传感器、控制单元等）安装完毕后按GB 50150进行。在进行高压试验时，状态监测装置应处于工作状态。开关设备测试数据，以及状态监测装置功能运行，应无异常。
8.2.4.2 状态监测设备
a) 断路器SF6压力监测
宜改变压力进行多点测试，各点数据结果误差满足合同要求。
b) 断路器分合闸时间
开关动作3次，检查监测设备位移传感器测得的分合闸时间稳定性和合理性（与出厂数据比较），测试结果满足合同要求。
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c) 分合闸速度
开关动作3次，检查开关监测设备测得的分合闸速度稳定性和合理性（与出厂数据比较），测试结果满足合同要求。
d) 跳圈/合圈电流波形
开关动作3次，应完整记录跳合闸线圈的分合闸电流全过程，测试结果满足合同要求。 e) 储能电机电流
开关动作3次，应完整记录储能电机储能过程中的电流波形，测试结果满足合同要求。 f) 刀闸电机电流
刀闸动作3次，应完整记录刀闸电机工作过程中的电流波形，测试结果满足合同要求。 j) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。监测结果可定期发至后台，或后台可根据需求调取相关信息。断开装置间的通信网络连接，应正确发出通讯中断警报。
k) 自评估功能检验
检验IED监测数据的自评估功能，评估结果格式和内容应满足合同要求。
l) 存储功能检验
检查IED监测数据和自评估结果的记录存储功能。
m) 设置功能检查
检查采样周期等系统参数设置、修改功能。
8.2.5 电容器、电抗器、避雷器等常规一次设备
8.2.5.1 设备本体
常规一次设备本体试验应在状态监测装置（如有）安装完毕后按GB 50150执行。在进行高压试验时，状态监测装置应处于工作状态。试验过程中检查状态监测装置运行功能，应无异常。
8.2.5.2 状态监测设备
调试主要是针对可能安装的状态监测装置，按功能实现要求进行调试。
a) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。监测结果可定期发至后台，或后台可根据需求调取相关信息。断开装置间的通信网络连接，应正确发出通讯中断警报。
b) 自评估功能检验
检验IED监测数据的自评估功能，评估结果格式和内容应满足合同要求。
c) 存储功能检验
检查IED监测数据和自评估结果的记录存储功能。
d) 设置功能检查
检查采样周期等系统参数设置、修改功能。
8.2.6 智能终端
8.2.6.1 常规检验
装置外观检查、绝缘试验、上电检查、逆变电源检查和相关二次回路检验等参照DL/T 995执行。
8.2.6.2 开关量检验
a) 检验智能终端输出GOOSE数据通道与装置开关量输入关联的正确性，检查相关通信参数符
合SCD文件配置。
b) 检验智能终端输入GOOSE数据通道与装置开关量输出关联的正确性。
c) 测试GOOSE输入与开关量输出动作时间，应满足7ms要求。
8.2.6.3 SOE时标准确度检验
使用SOE信号发生器对过程层接口装置定时模拟触发输入信号，检查装置输出事件时标应与信号实际触发时间差应小于1ms。
8.2.7 继电保护和安全自动装置
8.2.7.1 常规检验
装置外观检查、绝缘试验、上电检查和逆变电源检查等按DL/T 995执行。
8.2.7.2 GOOSE输入检验
a) 按SCD文件配置，依次模拟被检装置的所有GOOSE输入，观察被检装置显示正确性。
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b) 检查GOOSE输入量设置有相关联的压板功能。
c) 改变装置和测试仪的检修状态，检查装置在正常和检修状态下，接收GOOSE报文的行为。 d) 检查装置各输入量在GOOSE中断情况下的行为。 8.2.7.3 GOOSE输出检验
a) 按SCD文件配置，依次检查GOOSE输出量的行为。 b) 检查GOOSE输出量设置有相关联的压板功能。
c) 改变装置的检修状态，检查GOOSE输出的检修位。 8.2.7.4 SV输入检验
a) 按SCD文件配置，模拟被检装置的所有SV输入，观察被检装置显示正确性。
b) 对于有多路（MU）SV输入的装置，模拟被检装置的两路及以上SV输入，检查装置的采样
同步性能。
c) 检查SV输入量设置有相关联的压板功能。
d) 改变装置和测试仪的检修状态，检查装置在正常和检修状态下，接收SV报文的行为。 e) 改变测试仪的同步标志，检查装置的行为。 8.2.7.5 保护事件时标准确度检验
按说明书规定的试验方法对保护进行试验，检查装置相应的输出事件时标与保护实际动作时间差，应不大于5ms。 8.2.7.6 其它检验
整定值检验、纵联保护通道检验和整组试验按DL/T 995执行。 8.2.8 测控装置 8.2.8.1 常规检验
装置外观检查、绝缘试验、上电检查和逆变电源检查检验等参照DL/T 995执行。 8.2.8.2 信号检验
a) 按SCD文件配置，依次模拟被检装置的事件GOOSE输入，检查装置输出相关遥信报告正
确性。
b) 改变测试仪的检修状态，检查装置输出相关遥信报告的品质位。 c) 改变测控装置的检修状态，检查装置输出遥信报告的品质位。 8.2.8.3 模拟量检验
a) 按SCD文件配置，模拟被检装置的所有SV传输输入，检查装置显示画面和相关遥测报告
正确性。
b) 对于有多路（MU）SV输入的装置，模拟被检装置的两路及以上SV输入，检查装置的采样
同步性能。
c) 检验模拟量功率计算准确度。
d) 改变测试仪输出值，检验测控装置的模拟量死区值。
e) 改变测试仪的检修状态，检查装置输出遥测报告的品质位。 f) 改变测控装置的检修状态，检查装置输出遥测报告的品质位。 8.2.8.4 控制输出检验
a) 按SCD文件配置，检查测控装置控制输出对象正确性。 b) 检测测控装置输出的分、合闸脉宽。 c) 检查一次设备本体、测控单元控制权限。
d) 改变装置检修状态，检查输出控制GOOSE报文的检修位。 8.2.8.5 同期功能检验
a) 检验断路器无压合闸功能及无压定值； b) 检验断路器同期合闸功能及同期定值； c) 检验断路器强制合闸功能。 8.2.8.6 防误操作功能检验
模拟其它间隔断路器、隔离开关位置，检验装置防误操作功能，结果应符合设计要求。 8.2.8.7 GOOSE事件SOE时标准确度检验
当测控装置接收GOOSE事件采用本机时间打时标时，使用网络报文记录分析仪测试测控装置GOOSE事件SOE精度，测试结果应不大于10ms。
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8.2.9 电能表
a) 按SCD文件配置，模拟被检装置的SV输入，检查装置显示的正确性。
b) 对于有多路（MU）SV输入的电能表，模拟被检装置的两路及以上SV输入，检查装置的采
样同步性能。
c) 检验模拟量功率、电能量计算准确度。 8.2.10 同步相量测量装置
按SCD文件配置，模拟被检装置的所有SV输入，检查装置显示正确性。 8.2.11 对时系统准确度检验
a) 检验主时钟输出的时钟准确度。
b) 检验被对时设备对时输入端口的时钟准确度。 c) 主备钟切换试验。 8.2.12 一体化电源检验
a) 检验电源模块运行参数在线监测功能。 b) 测试直流输出电源纹波系数。 c) 检验直流电源绝缘在线监测功能。 d) 检验UPS锁相功能。 e) 检验UPS电压切换功能。 f) 测试UPS输出电源纹波系数。 8.3 分系统调试
8.3.1 后台人机界面检验
可结合间隔层单体调试检查监控系统人机界面： a) 简报（SOE）信息（含保护事件）；
b) 接线画面（含主画面、分画面、潮流图、通信链路状态等）； c) 测量曲线； d) 光字功能； e) 报警音响； f) 保护故障简报； g) 画面响应时间。
8.3.2 后台事件记录及查询功能检验
抽样检查后台事件记录完整性，检查查询功能正确性。 8.3.3 后台定值召唤、修改功能检验
按装置型号分别检查：
a) 定值召唤功能（定值名称、定值大小、步长、最大值、最小值、量纲及排序）； b) 定值区切换功能； c) 定值修改功能。 8.3.4 后台遥控功能检验 8.3.4.1 测控遥控
按每台测控装置逐一检验：
a) 各断路器、隔离开关控制功能及图元描述正确性； b) 各变压器档位控制功能及图元描述正确性； c) 其它对象控制功能及图元描述正确性。 8.3.4.2 保护遥控
按每台保护装置逐一检验各软压板控制功能及图元描述正确性。 8.3.5 防误操作功能检验
a) 根据闭锁逻辑表分别在站级层和间隔层对每个遥控对象在各种状态下的防误闭锁功能进行
验证（包括正逻辑、反逻辑、中间态及装置故障态）。
b) 根据闭锁逻辑表对每个间隔的手动控制设备在各种状态下的防误闭锁功能进行验证（包括
正、反逻辑、中间态及装置故障态），检查机械编码锁的地址设置正确性。
c) 根据闭锁逻辑表对站级层接地线人工置位防误闭锁功能进行验证（包括正、反逻辑、中间
态及装置故障态）。
d) 闭锁逻辑操作预演功能测试。
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8.3.6 AV(Q)C功能检验
a) 电容器、电抗器、主变本体等对象闭锁条件测试。模拟相关闭锁信号，AVC应闭锁相关主
变、电抗器（电容器）支路、主变有载调压分接头并自保持。
b) 电压异常告警试验。模拟主变各侧三相电压不平衡及中压侧和高压侧电压异常，AVC系统
应报警“三相电压不平衡（电压异常）”，并暂停 AVC 调整。
c) AV(Q)C 模块开环、半闭环和闭环控制功能测试。根据 AV(Q)C 控制策略，检查主变电压
位于 25 域图（或 9 域图）不同区间时 AV(Q)C模块控制功能。 d) 电抗器（电容器）控制时间间隔及动作次数限制测试。 e) AV(Q)C 功能模块电压死区功能测试。
f) 主变并列运行工况下的AV(Q)C功能测试（两台主变以上）。 8.3.7 设备状态可视化功能检验
a) 结合设备状态在线监测功能调试检查设备状态可视化信息的正确性。
b) 查询设备状态量信息、测试数据，以及调用历史数据展示趋势图、录波波形等功能，应满
足合同要求。
c) 逐一改变在线监测某一单项数据，促使设备状态改变，核对系统自动判断结果是否正确，
展示状态是否及时变更；逐一修改系统的单项评价依据设置，促使设备状态改变，核对系统自动判断结果是否正确，展示状态是否及时变更。
8.3.8 智能告警功能检验
a) 抽检告警信息的分类功能。
b) 按告警信息类别检查告警分析推理功能。 8.3.9 故障信息综合分析功能检验
根据故障信息综合分析各种策略，分别模拟系统故障跳闸，检验分析结果正确性。 8.3.10 保护故障信息功能检验
配合各级调度，按不同装置型号分别检验保护故障信息远传与录波文件读取功能。 8.3.11 电能量采集功能检验
配合上级部门，检验电能量采集功能与上级通信正常，数据正确。 8.3.12 网络记录分析功能检验
a) 检验报文记录时间准确度，要求不超过250us。
b) 检查报文记录时间分辨率，要求GOOSE和SV报文不超过1us，MMS报文不超过1ms。 c) 抽检报文记录完整性。 8.3.13 后台双机冗余切换检查
人为退出双机（设备）运行系统中一台主机（设备），备机（设备）应自动投入工作。双机（设备）切换从开始至功能恢复时间不应大于30S或规定的时间。切换时数据不能丢失，并且要保证主、备机数据库的一致性，切换过程不应对系统稳定运行产生扰动。 8.3.14 网络试验
8.3.14.1 网络可靠性和安全性试验
a) 任一台服务器任一网络节点中断，检查系统是否工作正常。在任意节点人为切断通信总线，
检查系统是否不出错或出现死机情况。切、投通信总线上的任意节点，或模拟其故障，检查总线通信是否正常；
b) 任一台工作站的网络节点中断后重连，检查系统是否正常； c) 任一台测控装置，拔插网络口，检查系统是否正常； d) 关闭任一台测控装置电源，检查系统是否正常。 8.3.14.2 网络负荷及站控层主机CPU占用率检查。
a) 电网正常情况。
监视交换机各端口的流量负荷，记录任意一分钟流量百分比数值；检查站控层主机CPU占用率。 b) 电网故障情况。
模拟电网系统故障，监视交换机各端口的流量负荷，记录任意一分钟流量百分比数值；检查站控层主机CPU占用率。 8.3.14.3 网络功能检验。
a) 环网自愈功能试验。
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以固定速率连续模拟同一事件，断开通信链路的逻辑链接，检验报文传输是否有丢弃、重发、延时。
b) 优先传输功能试验。
使用网络负载发生装置对网络发送100%负载的普通优先级报文，测试继电保护动作时间和断路器反应时间是否正常。
c) 组播报文隔离功能检验。
截取网络各节点报文，检查是否含有被隔离组播报文。 8.3.14.4 网络加载试验
a) 站控层网络加载试验。
利用网络测试仪对站控层网络注入各种负载报文，监视后台、远动、保信子站等客户端通信情况，同时监视交换机CPU负荷率。
b) 过程层网络加载试验。
利用网络测试仪对过程层网络注入各种负载及各种组播地址的组播报文，多次测试相关保护整组动作时间是否延时，后台事件是否完整，同时监视交换机CPU负荷率。 8.3.15 雪崩试验
变电站各主要功能调试结束后，模拟变电站远景建设规模的20%以上区域同时发生事故，检验继电保护动作和断路器跳闸是否延时，检查监控系统信号是否正确、遗漏。 9
系统动模
9.1 应具备条件
设备应通过组态配置和系统测试，确保设备单体及分系统功能正确，并具有以下技术文件： a) 系统配置文件（SCD文件）； b) 系统测试报告；
c) 其它需要的技术文件。 9.2 系统动模试验一次接线方式
动模试验一次接线宜与实际工程保持一致。如系统规模较大，可减小规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型。
9.3 模拟系统元件参数选择要求
宜采用实际工程同型号电子式互感器进行动模试验。根据实际工程与模型系统的比例关系，宜定制相同比例关系的电子式互感器进行动模试验。其它元件参数选择按DL/T 871执行。 9.4 试验项目
9.4.1 二次设备正常时动模试验
继电保护系统联调完毕系统正常后，模拟变电站各种操作和故障情况，验证操作过程和故障情况时电子互感器、合并单元、智能终端及继电保护的行为。
a) 空载充电、倒闸、解合环操作； b) 手合于故障； c) 系统金属性故障 d) 系统发展性故障； e) 经过渡电阻接地故障； f) 系统稳定破坏时故障； g) 系统频率偏移时故障； h) 线路距离保护暂态超越； i) 断路器失灵和死区故障； j) 母线倒闸过程中故障；
k) 变压器或电抗器匝间短路； l) 变压器过励磁；
m) 变压器和应涌流及穿越性涌流。 9.4.2 二次设备异常试验
在系统正常和故障情况下，制造各种设备异常或故障，观察相关二次设备的行为。 a) 电子式互感器采集单元异常；
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b) c) d) e) f) g) 合并单元异常； 智能终端异常； 保护装置异常； 时钟同步源异常； 电源异常； 交换机异常。
10 现场调试
10.1 应具备条件
系统应通过组态配置和系统测试，并具有以下技术文件： a) 系统配置文件（SCD文件）； b) 系统测试报告； c) 设备合同；
d) 高级功能相关策略（含闭锁逻辑、AV(Q)C策略、智能告警与故障综合分析策略等）； e) 保护投产定值；
f) 设计图纸（含虚端子接线图、远动信息表、网络配置图等）； g) 其它需要的技术文件。 10.2 二次回路检验
包括二次回路接线检查和二次回路绝缘检查，具体按DL/T 995执行。 10.3 通信链路检验 10.3.1 光纤链路
a) 检查确认光缆的型号、敷设与设计图纸相符、光纤弯曲曲率半径均大于光纤外直径的20倍、
光纤耦合器安装稳固。
b) 在被测光纤链路一端使用标准光发生器（与对侧光功率计配套）输入额定功率稳定光束，
在接收端使用光功率计接收光束并测得输出功率，确认光功率衰耗满足要求。
10.3.2 双绞线链路
检查电缆模块化接头（RJ45水晶头）内双绞线的排列顺序符合单一线序标准。 10.3.3 通信中断告警检查
a) 检查所有站控层设备与智能电子装置通信中断告警功能。 b) 检查所有智能电子装置之间的GOOSE通信告警功能。
c) 检查所有间隔层装置与合并单元之间的采样值传输通信告警功能。 10.4 辅助系统检验 10.4.1 视频监控
a) 检查视频监控各通道监视与远方控制功能正常。
b) 如视频与监控系统联动，在设备操作时，应检验视频监控的联动功能。 10.4.2 安防系统
配合安防系统调试检查后台信号及画面的正确性。 10.4.3 辅助系统优化控制
检验户外柜温湿度控制功能。 10.5 传动试验
10.5.1 一次设备传动
a) 从后台逐一控制变电站所有可控一次设备，同时检查后台人机界面和相关保护装置信息的
正确性。
b) 按设计要求与状态监测模拟各一次设备信号与测量量，检查相关信号及设备状态可视化正
确性。
10.5.2 顺序控制功能传动
a) 按典型顺序控制功能逐一检验全部顺序控制功能。
b) 在各种主接线和运行方式下，检验自动生成典型操作流程的功能。 c) 抽检顺序控制急停功能。
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10.5.3 远动四遥功能检验
a) 配合各级调度，检查远动遥信遥测功能（可采用间隔层IED取代模式验证）。
b) 如支持调度中心远方遥控，还需逐一验证相关一次设备远方遥控和顺序控制正确性。 10.5.4 继电保护传动
保护整组传动试验按DL/T 995执行。配合传动试验检查后台及保护故障信息系统信号及故障信息综合分析功能正确性。 10.6 一次通流加压试验
a) 应对电子式电流互感器进行一次通流试验。检查测控、计量、保护、故障录波器、PMU等
相关设备显示值的正确性。
b) 应对电子式电压互感器进行一次通压试验。检查测控、计量、保护、故障录波器、PMU等
相关设备显示值的正确性。
c) 应对电子式电流互感器通入一定的直流分量，验证极性的正确性。 11 投产试验
11.1 应具备条件
系统应通过组态配置、系统测试和现场调试，并具有以下技术文件： a) 系统配置文件（SCD文件）； b) 系统测试和现场调试报告； c) 其它需要的技术文件。 11.2 一次设备启动试验
一次设备启动试验包括新投产设备充电、开关投切、合环等内容，试验按DL/T 782执行。 11.3 核相与带负荷试验
用一次电流及工作电压加以检验和判定：
a) 用数字式录波器、数字式相位仪等仪器检查各合并单元输出的电压之间的相位关系。 b) 用数字式录波器、数字式相位仪等仪器检查合并单元输出的电压电流相位、极性、相序关
系。
c) 检查各测控、保护、PMU等装置的相别、相位关系或功率、功率因素等参数正常。 d) 检查各差动保护的差电流是否正常。
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附 录 A （规范性附录） 调试流程图
图 A.1 智能变电站标准调试流程
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附 录 B （资料性附录） 750洛川变调试案例
750kV洛川变工程调试过程分为系统配置、系统测试、系统动模、现场试验和投产试验五个阶段。 系统配置、系统测试和系统动模三个部分在国网电力科学研究院集中完成，由陕西省电力公司负责组织和验收；现场调试和投产试验两部分在洛川现场完成，由陕西送变电工程公司负责。陕西省电力公司委托国网电力科学研究院进行系统动模试验。 B.1 系统配置
系统配置分为集成前准备、SCD集成和SCD语法检验三个阶段，各阶段内容见表1，流程如图B.1。
B.2 系统测试
系统测试重点是验证单装置功能、装置间二次连接正确性，它是系统动模试验和现场调试的前提，内容见表2，流程如图B.1。
由于时间关系，750洛川变单装置测试采用抽检试验方式，但每种型号装置抽测数量不少于该装置总量的三分之一。
B.3 系统动模
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750kV洛川变系统动模使用与现场特性相一致的电子式互感器，按照DL/T 871在典型接线方式、故障模拟等确定系统故障模型下，对装置的动作特性测试，流程如图B.1。试验内容包括：
a) 系统金属性故障 b) 系统永久性故障 c) 经过渡电阻接地故障 d) 系统发展/转换性故障 e) 跨线故障
f) 系统振荡、振荡中故障 g) 单侧电源运行
h) 断路器失灵保护试验 i) 变压器保护试验
B.4 现场调试
现场调试由调试单位完成现场调试工作，集成单位和各设备制造商现场配合。 现场调试属于强制性试验，对全部安装设备逐步进行，调试项目按照Q/GDW 431标准进行，各阶段内容见表3，流程如图B.2。
装置描述文件ICD、信息点表和相关高级应用文档。
B.5 投产试验
一次设备启动试验包括新投产设备充电、开关投切、合环等内容，试验按启动方案进行。 使用光数字核相仪对一次电流及工作电压检验了采样值系统幅值和相位关系正确。 a) 光数字核相仪检查各合并单元输出的电压之间的相位关系。
b) 光数字核相仪检查合并单元输出的电压电流相位、极性、相序关系。
c) 检查各测控、保护、PMU 等装置的相别、相位关系或功率、功率因素等参数正常。 d) 检查各差动保护的差电流是否正常。
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图B.1 系统配置、系统测试及系统动模流图
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图B.2 现场调试与投产试验流图
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本规范用词说明
1、为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1）表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。
2）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
3）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，但一般不推荐，采用“可”。
2、本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合„„的规定”或“应按„„执行”。
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智能变电站调试规范
编制说明
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目 次
1
2
3
4
5
6 编制背景 ............................................................................................................................................... 21 编制主要原则 ....................................................................................................................................... 21 与其他标准文件的关系 ....................................................................................................................... 21 主要工作过程 ....................................................................................................................................... 21 标准结构和内容 ................................................................................................................................... 22 条文说明 ............................................................................................................................................... 22
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1. 编制背景
2011年初，国家电网公司发布国家电网科[2011]190号文“关于下达2011年度国家电网公司技术标准制修订计划的通知”。按照公司推进标准化建设的总体要求，在公司各单位申报的技术标准制修订项目的基础上，通过专家会议评审并征求总部各有关部门意见，形成2011年度技术标准制修订工作计划。本标准是该工作计划中的第41个，原名为“智能变电站调试技术规范”。
本标准制定为主要目标是统一智能变电站建设标准，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、调试和工程应用。本标准需要提出系统测试和调试的具体方法和要求，包括计算机监控系统、继电保护设备、故障录波器、网络报文记录分析仪、保护及故障信息管理等智能电子设备或系统的输入、输出信息的正确性等。
根据190号文的要求，结合首批试点智能变电站的建设情况，由浙江省公司负责编写本标准。
2. 编制主要原则
本标准总结了国家电网公司2010年第一批4个新建智能变电站的建设和调试经验，形成系统的调试流程和规范。
本标准不叙述一次设备本体常规试验，相关部分按GB 50150执行。
本标准不叙述二次设备常规试验，如装置外观检查、绝缘试验、上电检查、逆变电源检查和相关二次回路检验等参照DL/T 995执行。
3. 与其他标准文件的关系
本标准的编写重点参考了Q/GDW 431《智能变电站自动化系统现场调试导则》、DL/T 995《继电保护和电网安全自动装置检验规程》、GB 50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》和DL/T 871《电力系统继电保护产品动模试验》等标准。
4. 主要工作过程
2011年2月11日，国家电网公司发布国家电网科[2011]190号文《关于下达2011年度国家电网公司技术标准制修订计划的通知》。其中第41条为“智能变电站调试技术规范”，第一承担单位为浙江省电力公司。
2011年3月1日，国家电网公司基建部在北京组织召开《智能变电站调试技术规范》标准编制启动会。会上讨论了浙江省电力公司提交的《智能变电站调试技术规范》编制大纲，确定将标准名称改为《智能变电站调试规范》，规范智能变电站的调试内容、流程和要求。会上还明确分阶段写调试内容和要求，在附录中增加一个调试案例。
2011年6月29日，国家电网公司基建部在北京组织召开《智能变电站调试规范》标准讨论会。会上明确在调试流程中增加“系统动模”环节，并附加系统动模和系统测试的必要条件。会上还明确由陕西公司补充750洛川变调试案例。
2011年9月22日，国家电网公司基建部在济南组织召开《智能变电站调试规范》标准讨论会。会上讨论了《智能变电站调试规范》的修改稿，形成征求意见稿，并建议第一批智能变电站试点单位的调试部门或试验单位审查返回修改意见。
2011年10月，浙江省电力公司根据各省网公司反馈的意见，对调试规范做了修改和补充，形成送审稿。
2011年11月10日，国家电网公司基建部在济南组织召开《智能变电站调试规范》标准审查会。审查组对该送审稿进行了认真审议，形成审查意见如下：
1、该标准送审稿格式规范，资料齐全，内容完整，符合评审要求。
2、该标准结合智能变电站试点工程的总结经验和当前建设的实际情况，在广泛征求包括公司总部生技部、基建部、智能电网部、网省公司、中国电科院、国网电科院等多方意见的基础上进行编制。
3、该标准对新建智能变电站调试流程、仪器配置、调试内容和要求进行了规范。
4、审查组对《标准》提出以下修改意见：
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1) 进一步完善明确系统动模试验的应用条件和试验单位资质。
2) 对每个调试阶段增加“调试应具备条件”内容。
3) 建议删除“断路器SF6微水监测”测试项目。
4) 电子式互感器及其合并单元增加电压并列电压切换试验和极性检查试验。
审查结论：
该标准框架明晰，技术前瞻，充分总结吸收国内外智能变电站调试、验收和运行经验，结合常规变电站相关调试验收规范，对智能变电站调试流程、仪器配置、调试内容和要求进行了规范，可操作性好，对新建智能变电站调试具有较强的指导作用，可作为智能变电站建设的指导性文件。
建议修改后报批。
2011年11月14日，编写组根据专家意见进行修改，形成报批稿。
2011年X月X日，国家电网公司正式颁布为企业标准，编号为Q/GDW XXX-2011。
5. 标准结构和内容
第2章为规范性引用文件。
第3章为术语和定义。
第4章为变电站智能化调试规范总则。
第5章为仪器、仪表的基本要求与配置。
第6章规范了变电站智能化调试流程。
第7章规范了组态配置阶段的内容和要求。
第8章规范了系统测试阶段的内容和要求。
第9章规范了系统动模阶段的内容和要求。
第10章规范了现场调试阶段的内容和要求。
第11章规范了投产试验阶段的内容和要求。
附录A为规范性附录，以流程图的方式给出了智能变电站的调试流程。
附录B为资料性附录，介绍了750洛川变的调试情况。
6. 条文说明
1 范围
本节规定本规范的适用范围。
2 规范性引用文件
本节列出了与本导则内容相关的标准。引用的原则为：对与本导则内容有关的主要GB、DL标准均逐条列出；当没有对应的标准时，则引用国内的一些管理文件和规定和相应的IEC标准。因此，在使用本导则引用标准时，也按上述顺序引用。
3 术语和定义
根据本标准规范的调试流程，本标准定义了组态配置、系统测试、系统动模、现场调试和投产试验等术语。
4 总则
明确智能变电站调试流程。
明确本标准主要描述智能变电站新技术的一些试验，常规试验按已有的标准执行，不在本标准中描述。
5 仪器、仪表的基本要求与配置
说明仪器、仪表的要求和配置。
6 调试流程
智能变电站标准化调试流程：组态配置→系统测试→系统动模→现场调试→投产试验。
a) 考虑到智能变电站运行后的运行维护主体是用户自己，组态配置中SCD文件配置建议由用
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户完成，同时考虑到目前部分用户的技术水平，也允许指定系统集成商完成后经用户认可。设备下装与配置工作宜由相应厂家完成，也可在厂家的指导下由用户完成，用户应逐渐掌握下装方法。
b) 系统测试只是智能变电站的一个调试阶段，在哪个地方进行并不重要，相关设备和技术成熟后可以在现场完成，与常规变电站调试一样。与一次本体联系紧密的智能设备，如电子式互感器，其单体调试和相关的分系统调试可在现场完成；但是智能设备可将智能接口装置，如智能终端、常规互感器合并单元等宜集中做系统测试。
c) 系统动模试验为可选步骤，应在变电站工程初设阶段明确是否需要，以确定工程的预算，用户可根据以下条件有选择地进行：
1) 工程采用的系统结构首次应用，如网络结构等；
2) 工程虽采用已做过系统动模的典型系统结构，但局部更改明显，如网络规模发生了大的变化，设备数量变化较大；
3) 工程采用的设备厂家与以往工程差异化明显，如一些设备厂家从未做过系统动模试验；
4) 同一厂家设备曾做过3次以上系统动模试验的不宜再做。
系统动模试验单位资质应由用户认可，用户可全程参与系统动模试验。
系统动模试验应出具完整的试验报告，对试验结果进行客观评价。
d) 现场调试是回路和整体的验证性试验。也包含一些辅助系统调试。
e) 投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷试验。
7 组态配置
7.1 应具备条件
明确组态配置前应具备的条件。
7.2 文件检查
智能变电站建设初期，很有必要对厂家提供的ICD进行检查。
7.3 系统组态
7.3.1 通信子网配置
按设计网络结构配置通信子网。
7.3.2 IED配置
导入ICD文件，配置IED，主要包括：
a) IED命名及描述配置。IED命名宜以大写字母开始，宜表明IED设备类型、电压等级、编号及双重化套数（如双重化配置），便于智能变电站的运行维护。不宜包含调度命名特征字符，以免调度命名更改后修改装置配置。IED描述应符合变电站运行人员习惯，可以灵活修改。
b) IP地址配置。宜配置B类内网IP地址（172.16.0.0-172.31.255.255），B类IP地址为65536个，可以满足所有变电站的需求。
c) 数据集配置（如必要）。按需求配置数据集及其数据集成员。
d) 数据自描述配置。按设计配置部分与工程相关的数据集信号描述。
e) 报告控制块配置（如必要）。按需求配置报告控制块及其相关参数。
f) 日志控制块配置（如必要）。按需求配置日志控制块及其相关参数。
g) GOOSE控制块及其相关参数配置。配置GOOSE控制块及其相关参数，其中组播MAC地址、GOOSEID与APPID应全站唯一。虽然DL/T 860没有要求MAC地址唯一，但为了便于有的变电站应用GMRP技术，本标准要求MAC地址唯一。
h) SV传输控制块及其通信参数配置。配置SV传输控制块及其相关参数，其中组播MAC地址、SMVID与APPID应全站唯一。虽然DL/T 860没有要求MAC地址唯一，但为了便于有的变电站应用GMRP技术，本标准要求MAC地址唯一。
i) 虚端子连接配置。按设计虚端子连接图（表）配置装置间GOOSE 与SV联系。
7.3.3 变电站配置
配置变电站相关参数，包括：
a) 电压等级；
b) 间隔；
c) 一次设备及其子设备；
d) 变电站功能逻辑节点关联。
7.3.4 SCD文件检查
完成SCD文件配置后，应进行以下检查：
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a) 文件SCL语法合法性检查；
b) 文件模型实例及数据集正确性检查；
c) IP地址、组播MAC地址、GOOSEID、SMVID、APPID唯一性检查；
d) VLAN、优先级等通信参数正确性检查；
e) 虚端子连接正确性和完整性检查；
f) 虚端子连接的二次回路描述正确性检查。
7.4 设备下装与配置
7.4.1 站控层设备配置
站控层设备厂家导入SCD文件，自动解析生成数据库。按设计和用户要求配置画面、光字、报表等人机界面，配置防误闭锁、AV(Q)C、顺序控制、智能告警与故障综合分析等高级应用功能。
7.4.2 IED装置下装
IED厂家应用各自IED下装工具提取SCD文件中相关IED配置并下装到IED。强调IED应能自动识别以下配置。
7.4.3 交换机配置
强调交换机主要参数和过程层交换机配置主要参数配置。
8 系统测试
8.1 应具备条件
明确系统测试前应具备的条件。
8.2 单体调试
8.2.1 电子式互感器及其合并单元
8.2.1.1 常规检验项目
常规试验按GB/T 20840.7和GB/T 20840.8执行。
8.2.1.2 SV传输数据检验
验证SV传输数据的正确性。
8.2.1.3 准确度检验
检验互感器的准确度，包括两种模式下的准确度（直采和网采）。
8.2.1.4 合并单元电压并列及切换试验
如合并单元具备电压并列或切换功能，还要进行这方面的试验。
8.2.1.5 极性检查
在现场安装完毕后，检查互感器极性，以免互感器安装反向。
8.2.2 常规互感器及合并单元
8.2.2.1 互感器检验
常规试验按GB/T 50150执行。
8.2.2.2 合并单元检验
a) 检验常规采集合并单元输出SV正确性。
b) 检验常规采集合并单元的准确度。
c) 检验电压并列和切换功能。
8.2.3 变压器类设备
8.2.3.1 设备本体
变压器本体试验按GB 50150执行。
8.2.3.2 状态监测装置
a) 变压器油色谱气体成分测试
宜改变油中溶解气体含量进行多点测试。
b) 变压器油微水测试
宜改变油中微水含量进行多点测试。
c) 铁芯电流测试
d) 结合放电模型进行局放测试
e) 变压器油温、油位传感器测试
f) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常
g) 自评估功能检验
Q/GDW XXX-20XX
h) 存储功能检验
i) 设置功能检查
8.2.4 开关类设备
8.2.4.1 设备本体
开关设备本体试验按GB 50150进行。
8.2.4.2 状态监测设备
a) 断路器SF6压力监测
宜改变压力进行多点测试。
b) 断路器分合闸时间
c) 分合闸速度
d) 跳圈/合圈电流波形
e) 储能电机电流
f) 刀闸电机电流
j) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。
k) 自评估功能检验
l) 存储功能检验
m) 设置功能检查
8.2.5 电容器、电抗器、避雷器等常规一次设备
8.2.5.1 设备本体
常规一次设备本体试验按GB 50150进行。
8.2.5.2 状态监测设备
调试主要是针对可能安装的状态监测装置，按功能实现要求进行调试。
a) 通信功能检查
检查传感器、状态监测智能组件各IED与后台软件之间的信息通讯互动正常。
b) 自评估功能检验
c) 存储功能检验
d) 设置功能检查
8.2.6 智能终端
8.2.6.1 常规检验
常规检验等参照DL/T 995执行。
8.2.6.2 开关量检验
a) 检验智能终端输出GOOSE数据通道正确性。
b) 检验智能终端输入GOOSE数据通道正确性。
c) 测试GOOSE输入与开关量输出动作时间，应满足7ms要求（智能变电站继电保护技术规范）。
8.2.6.3 SOE时标准确度检验
输出事件时标应与信号实际触发时间差应小于1ms（按自动化系统的要求）。
8.2.7 继电保护和安全自动装置
8.2.7.1 常规检验
常规检查等按DL/T 995执行。
8.2.7.2 GOOSE输入检验
a) 检验GOOSE输入正确性。
b) 检查GOOSE输入量关联的压板正确性。
c) 检验GOOSE检修行为的正确性。
d) 检验GOOSE中断情况下的行为。
8.2.7.3 GOOSE输出检验
a) 检查GOOSE输出正确性。
b) 检查GOOSE输出量关联的压板正确性。
c) 检查GOOSE输出的检修位。
8.2.7.4 SV输入检验
a) 检验SV输入正确性。
Q/GDW XXX-20XX
b) 对于有多路（MU）SV输入的装置，检查装置的采样同步性能，可改变互感器延时进行测试。 c) 检查SV输入关联的压板正确性。
d) 检查SV检修行为的正确性。
e) 检查装置在失步情况下的行为。
8.2.7.5 保护事件时标准确度检验
检查装置相应的输出事件时标与保护实际动作时间差，应不大于5ms（根据大部分厂家的实际情况和变电站事件分辨率的需求确定为5ms）。
8.2.7.6 其它检验
按DL/T 995执行。
8.2.8 测控装置
8.2.8.1 常规检验
常规检查参照DL/T 995执行。
8.2.8.2 信号检验
a) 检查事件GOOSE输入正确性。
b)c）检查装置输出相关遥信报告的检修品质位。
8.2.8.3 模拟量检验
a) 检查装置SV输入的正确性。
b) 检查装置的采样同步性能，测控采用网采模式，无需处理互感器延时。
c) 检验模拟量功率计算准确度。
d) 检验测控装置的模拟量死区值。
e)f）检查装置输出遥测报告的检修品质位。
8.2.8.4 控制输出检验
a) 检查测控装置控制输出对象正确性。
b) 检测测控装置输出的分、合闸脉宽。
c) 检查一次设备本体、测控单元控制权限。
d) 检查输出控制GOOSE报文的检修位。
8.2.8.5 同期功能检验
a) 检验断路器无压合闸功能及无压定值；
b) 检验断路器同期合闸功能及同期定值；
c) 检验断路器强制合闸功能。
8.2.8.6 防误操作功能检验
检验装置防误操作功能。
8.2.8.7 GOOSE事件SOE时标准确度检验
当测控装置接收GOOSE事件采用本机时间打时标时，测试测控装置GOOSE事件SOE精度，测试结果应不大于10ms（考虑大部分装置的实际情况和变电站时间分辨率的最低要求确定）。
8.2.9 电能表
a) 检验SV输入的正确性。
b) 检查装置的采样同步性能，计量采用网采模式，无需处理互感器延时。
c) 检验模拟量功率、电能量计算准确度。
8.2.10 同步相量测量装置
检验SV输入正确性。
8.2.11 对时系统准确度检验
8.2.12 一体化电源检验
a) 检验电源模块运行参数在线监测功能。
b) 测试直流输出电源纹波系数。
c) 检验直流电源绝缘在线监测功能。
d) 检验UPS锁相功能。
e) 检验UPS电压切换功能。
f) 测试UPS输出电源纹波系数。
8.3 分系统调试
8.3.1 后台人机界面检验
Q/GDW XXX-20XX
可结合间隔层单体调试检查监控系统人机界面。
8.3.2 后台事件记录及查询功能检验
抽样检查后台事件记录完整性，检查查询功能正确性。
8.3.3 后台定值召唤、修改功能检验
由于同一型号装置在后台的处理都是一样的，只需要检查各种型号的装置即可。
8.3.4 后台遥控功能检验
大部分后台画面依然是人工完成的，需要按控制对象逐一确认。
8.3.5 防误操作功能检验
在条件不足的情况下，站控层防误闭锁可在后台模拟进行。
8.3.6 AV(Q)C功能检验
a) 闭锁条件测试。
b) 电压异常告警试验。
c) AV(Q)C 模块开环、半闭环和闭环控制功能测试。
d) 控制时间间隔及动作次数限制测试。
e) AV(Q)C 功能模块电压死区功能测试。
f) 主变并列运行工况下的AV(Q)C功能测试（两台主变以上）。
8.3.7 设备状态可视化功能检验
a) 检查设备状态可视化信息的正确性。
b) 查询设备状态量信息、测试数据，以及调用历史数据展示趋势图、录波波形等功能。 c) 核对系统自动判断结果正确性。
8.3.8 智能告警功能检验
a) 抽检告警信息的分类功能。
b) 按告警信息类别检查告警分析推理功能。
8.3.9 故障信息综合分析功能检验
检验分析结果正确性。
8.3.10 保护故障信息功能检验
按不同装置型号分别检验保护故障信息远传与录波文件读取功能。
8.3.11 电能量采集功能检验
检验电能量采集功能与上级通信数据正确。
8.3.12 网络记录分析功能检验
a) 检验报文记录时间准确度，要求不超过250us，即不大于一个采样间隔。
b) 检查报文记录时间分辨率，要求GOOSE和SV报文不超过1us，MMS报文不超过1ms。 c) 抽检报文记录完整性。
8.3.13 后台双机冗余切换检查
8.3.14 网络试验
8.3.14.1 网络可靠性和安全性试验
8.3.14.2 网络负荷及站控层主机CPU占用率检查。
8.3.14.3 网络功能检验。
8.3.14.4 网络加载试验
8.3.15 雪崩试验
9 系统动模
9.1 应具备条件
明确系统动模前的应具备的条件
9.2 系统动模试验一次接线方式
明确动模试验一次接线与实际工程一致。
9.3 模拟系统元件参数选择要求
强调采用实际工程同型号电子式互感器进行动模试验。
9.4 试验项目
9.4.1 二次设备正常时动模试验
模拟变电站各种操作和故障情况，验证操作过程和故障情况时电子互感器、合并单元、智能终端及继电保护的行为。
Q/GDW XXX-20XX
9.4.2 二次设备异常试验
在系统正常和故障情况下，制造各种设备异常或故障，观察相关二次设备的行为。 10 现场调试
10.1 应具备条件
明确现场调试前应具备的条件。
10.2 二次回路检验
按DL/T 995执行。
10.3 通信链路检验
10.3.1 光纤链路
a) 检查光纤安装工艺。
b) 检查光功率衰耗满足要求。
10.3.2 双绞线链路
检查电缆排列顺序符合标准。
10.3.3 通信中断告警检查（可采用逐一断开的方法进行检查）
a) 检查所有站控层设备与智能电子装置通信中断告警功能。
b) 检查所有智能电子装置之间的GOOSE通信告警功能。
c) 检查所有间隔层装置与合并单元之间的采样值传输通信告警功能。
10.4 辅助系统检验
10.4.1 视频监控
10.4.2 安防系统
10.4.3 辅助系统优化控制
10.5 传动试验
10.5.1 一次设备传动
设备传动
10.5.2 顺序控制功能传动
顺控传动
10.5.3 远动四遥功能检验
四遥检查
10.5.4 继电保护传动
保护传动
10.6 一次通流加压试验
互感器通流加压
11 投产试验
11.1 应具备条件
明确投产试验前应具备的条件
11.2 一次设备启动试验
一次设备启动试验按DL/T 782执行。
11.3 核相与带负荷试验
检验和判定互感器相位关系和二次设备相关采集的正确性。