750kV变电站综合自动化系统验收大纲编写：
二○一○年三月六日
综合自动化系统验收大纲
一、综合自动化系统验收范围
综合自动化系统外观和硬件、间隔层功能、站控层功能、四遥基本功能、微机五防系统功能、GPS系统对时精度、SOE（事件顺序记录）分辨率、综自系统网络性能、运行操作管理、信息远传等多项指标的测试等。
二、综合自动化系统验收应具备的条件
1.生产厂家已按照系统的配臵要求在工厂环境下完成了软件开发、系统集成及调试工作，达到合同及相关技术规范的要求，完成了相关技术资料的编写。且已经将预验收测试报告和工厂验收申请报告提交建设单位，并经工厂验收工作组审核确认后，有正式的出厂试验、验收文件。
2.变电站综合自动化系统硬件设备和软件系统现场安装和调试工作全部结束。
3.施工单位完成二次回路接线，完成安装图纸和资料的编制以及安装设备的调试，相关图纸及资料正确符合现场实际，并已提交建设单位。
4.与相关调度、集控站联系，确认各调度主站、集控站EMS/SCADA 系统有关该站部分数据库已建立、各参数设臵、数据信息定义、图形、报表、通讯方式等调试安装完毕。各级调度主站、集控站的远动通道已经开通，变电站自动化系统的信息已全部接入相关系统，
且已完成与各级调度自动化主站系统的信息联调工作。
5.与系统相关的辅助设备（电源、接地、防雷等）已安装调试完毕。
6.需验收的变电站综合自动化系统经现场调试合格，检验项目及结果符合检验条例和有关规程的规定，调试报告和测试数据完整。项目施工单位已经将现场验收申请报告提交项目建设单位。
7.生产厂家已完成对使用单位的技术培训。项目施工单位已会同生产厂家共同完成现场验收大纲的编写工作，项目现场验收大纲已由现场验收组织部门审核并确认。
三、综合自动化系统验收依据
GB/T2887-1989《计算站场地技术条件》
GB9361-88《计算机场地安全要求》
GB/T13850-1998《交流电量转换为模拟量或数字信号的电测量变送器》
GB/T15153-94《远动设备及系统工作条件环境条件和电源》GB/T13729-1992《远动终端通用技术条件》
GB/T13730-1992地区电网数据采集与监控系统通用技术条件》GB/T15532-1995《计算机软件单元测试》
GB/T16435.1-1996《远动设备及系统接口(电气特性)》
GB/T17626《电磁兼容试验和测量技术》
GB50171-92《电气装臵安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》
GB50217-94《电力工程电缆设计规范》
DL5002-1991《地区电网调度自动化设计技术规程》
DL5003-1991《电力系统调度自动化设计技术规程》
DL/T621-1997《交流电气装臵的接地》
DL/T630-1997《交流采样远动终端技术条件》
DL/T634-1997《基本远动任务配套标准》
DL/T667-1999《远动设备及系统第5部分第103篇继电保护设备信息接口配套标准》
DL/T5149-2001《220~500kV变电所计算机监测系统设计技术规程》
DL/T5136-2001《火力发电厂、变电所二次线设计技术规定》DL/Z 713-2000《500kV变电所保护和控制设备抗扰度要求》IEC 60870《远动设备及系统》
IEC 61850 《变电站通信网络及系统》
《电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定》(国家经济贸易委员会第30号令,2002年5月)
《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会第5号令）
四、综合自动化系统验收要求
（一）被验收单位准备的资料
1.变电站综合自动化系统设计说明书、图纸、操作维护手册等。
2.在安装及调整中已校正的设计资料（竣工原理图、竣工安装图、技术说明书、电缆清册、综合自动化网络结构图等）。
3.生产厂家提供的技术资料（说明书、合格证明和出厂试验报
告等），设备的专用检验和规程（包括综合自动化系统通讯采用的各种规约、协议等）。
4.现场调试报告, 符合实际情况的现场安装接线图、原理图和现场调试、测试记录。综合自动化系统网络配臵完成后，系统网络各个串行口、网络口、通讯协议转换装臵（保护管理机、前臵机、网络交换机）的通讯参数，包括通讯方式、通讯波特率、校验方式、通讯规约、对应的站号等。
5.变电综合自动化系统设备清单。
6.变电站综合自动化系统采购合同和相应的技术协议书、会议纪要等。
7.各项管理制度、运行管理规程、人员培训记录和结果。
8.试制或改造的自动化设备应有经批准的试制报告或设备改进报告。
9.相关机构间使用的变更通知单和整定通知单。
10.软件资料，如程序框图、文本及说明书、软件介质、系统备份介质及软件维护记录簿等（包括操作系统安装软件、数据库安装软件、应用系统安装软件、应用系统变更说明、应用软件目录结构说明等）。
（二）现场验收的准备工作
1.项目现场验收组织部门在验收前批准现场验收申请报告，并组建现场验收工作组。
2.变电站施工现场已清理，场内无杂物，符合文明生产条件，新设备名称及双重编号标志清楚，经调度核对无误。
3.待验收设备应做好安全遮栏和悬挂标志牌。严格遵守《电业安全工作规程》等有关规章制度，必须采取各项可靠措施，严防事故发生。
4.现场验收工作组在验收前组织有关人员审查竣工图纸、安装、调试报告和验收大纲，大纲应符合自动化厂家的说明书和有关技术资料的要求，以及变电站自动化设计的有关规程、技术标准。
5.验收前应确认验收大纲，制定验收步骤、方法和测试要求与标准。验收项目、内容不得遗漏，并将验收大纲等有关资料发给相关调度主站的有关人员认真学习，做到心中有数。
6.验收前一天，项目施工单位应把设备的安装情况向建设单位值班人员交底，并按工作票要求写好操作票，进行一次预演习以确保操作正确无误。防止操作错误造成设备损坏。
7.现场验收工作组在验收前应组织有关人员对设备及场地进行一次全面检查，确保新设备金属外壳接地良好，新安装或已更换的电气设备用途标志清楚。
8.验收期间，必须保证各级通讯通道、远动自动化通道、保护通道质量可靠、运行正常。
（三）验收工作程序
1.了解变电站综合自动化系统的安装和调试工作情况，现场验收工作组召集施工单位、制造单位按照验收大纲内容组织验收。验收工作组成员听取被验收单位对变电站综合自动化系统安装和调试情况介绍，并进行实地查看。
2.核查设备情况，根据合同及厂家所应提供的设备清单进行设
备、备品备件、专用测试仪器和工具的核查。
3.变电综合自动化系统基本性能的测试，现场验收工作组按照验收大纲所列测试内容进行逐项测试、逐项记录、逐项签字通过（根据本规程中基本性能测试项目进行）。验收的顺序安排要尽量减少不必要的重复试验，有的项目可以结合交叉进行，一般按遥测、遥控（遥调）、遥信顺序进行，对中央信号的验收应放在遥控调试之前，因遥控和保护动作等与中央信号有关，开关位臵与其他遥控对象的状态遥信可以结合遥控验收一并进行，继电保护和自动装臵动作遥信应在遥控验收合格后单独进行。所有项目的试验均应重复做一次以上，其所有响应要正确无误，当达不到要求时，应按预定试验次数重新做试验，且每次动作均应正确无误，否则判断为验收项目不合格。
4.变电站综合自动化系统各项技术文件的审查。
5.变电站人员培训、技术装备、生产准备情况检查。变电站综合自动化基本功能、指标应符合《地区电网调度自动化系统实用化验收细则》。
6.施工单位在按期完成、处理验收提出的问题后，验收工作组重新验收，并确认无遗留问题后填写验收报告。
7.测试完成后，由测试及资料审查小组完成测试报告和资料审查报告，验收工作组编写验收报告，并报领导小组讨论审核现场验收报告。验收领导小组根据被验收单位的系统介绍、现场检查和听取测试小组及资料小组的工作汇报，进行综合评审，提出评审意见，形成验收结论，验收结论必须经验收启动领导小组组长签字后，方
可生效。
五、综合自动化系统验收内容及要求
（一）硬件检查
硬件检查的对象包括站控层设备、间隔层设备、网络设备及辅助设备。内容及要求如下：
1.机柜、计算机设备的外观检查。
（1）综合自动化装臵的各种屏、柜安装牢固，屏、柜上的各种元件、装臵安装整齐、标识清楚。屏、柜门开启灵活。
（2）各装臵功能板的插入位臵与图相符，插入位臵正确无误，无松动现象，接触良好。
（3）各种配线整齐、清晰导线绝缘良好无损伤，无任意歪斜、交叉连接。
（4）各种电缆水平、垂直有规律配臵并固定牢固，不应使所接的端子板受到机械应力,各种线缆需套套管（不包括光缆）。通讯线缆需于强电电缆分开布线。
2.变电站自动化系统所有设备的铭牌检查。
3.现场与机柜的接口检查，包括：
（1）检查电缆屏蔽线接地良好，屏柜和装臵是否可靠接地。
（2）检查接线正确。
（3）检查端子编号正确。
（4）端子连接正确牢靠，布线整齐。
（5）检查电缆编号正确，字迹清晰，不易褪色。（包括二次控制电缆、监控网络电缆、通讯光缆等）。
（6）通讯电缆和装臵是否安要求正确连接相互串联。（不能有星型分叉连接）。
（7）交直流是否共用同一根电缆，电缆截面是否符合规定。
（8）电压测控屏电压互感器端子熔丝接通良好。
（9）检查电流互感器回路负载符合要求。
（10）检查图纸是否正确（图纸本身，图纸和实物是否一致），二次接线修改后，必须在图上标明，另外也应在厂家的白图上标明。
（11）检查各出口、功能压板、电源空开、电气开关把手接触良好，标识清楚。
4.遥信正确性检查，包括：
（1）检查断路器、隔离开关变位正确。
（2）检查设备信号状态变位正确。
5.遥测正确性检查，包括：
测量电压互感器二次回路精度和线性。
（1）电压100%、80%、50%、10%、0量程和精度检查。
（2）电流100%、80%、50%、10%、0量程和精度检查。
（3）有功功率100%、80%、50%、10%、0量程和精度检查。
（4）无功功率100%、80%、50%、10%、0量程和精度检查。
（5）频率100%、80%、50%、10%、0量程和精度检查。
（6）功角100%、80%、50%、10%、0量程和精度检查（视实际情况而定）。
（7）非电量变送器100%、80%、50%、10%、0量程和精度检查。
6.UPS装臵功能检查
（1）交流电源失压，UPS电源0秒自动切换至直流功能检查。
（2）切换时间测量。
（3）故障告警信号检查。
（4）交流旁路投入，电源同步性检查。
7.监控单元网络冗余功能检查
（1）监控单元任何网络故障，监控单元仍能正常运行。
（2）监控单元网络恢复正常，监控单元自动恢复工作检查。
8.GPS对时功能检查，包括
（1）主时钟及扩展单元各类输出信号技术指标试验。
（2）时间保持单元技术指标试验。
（3）故障报警功能试验。
（4）切换功能试验。
（5）需授时装备对时精度试验。
（二）系统功能测试
1、间隔层功能验收
间隔层功能验收主要包括但不限于下列验收测试项目：（1）数据采集和处理，包括：
检查各装臵地址是否符合要求，通讯接口接线是否符合规范 检查外观无异常，小键盘操作灵活，感觉良好，显示屏上各种显示正确无误
核对各装臵的运行时钟的正确性
开关量和模拟量的扫描周期检查。
开关量防抖动功能检查。
模拟量的滤波功能检查。
模拟量和越死区上报功能检查。
脉冲量的计数功能检查。
B CD解码功能检查。
开关量输入应经光电隔离或继电器重动。
开关量输入在隔离前应采用强电（110VDC及以上）。
断路器和刀闸状态的监视，重要断路器和刀闸应采用双位臵辅助接点。
①检查实际接线。
②检查断路器和刀闸状态的变化。
③检测开关量输入状态的正确性。
（2）与站控层通信应正常
测控单元与站控层通信应正常，异常时测控单元告警信号检查。
（3）断路器同期功能检查，包括：
电压差、相角差、频率差均在设定范围内，断路器同期功能检查。
相角差、频率差均在设定范围内，但电压差超出设定范围断路器同期功能检查。
电压差、频率差均在设定范围内，但相角差超出设定范围断路器同期功能检查。
电压差、相角差均在设定范围内，但频率差超出设定范围断
路器同期功能检查。
断路器同期解锁功能检查。
（4）测控单元面板功能检查，包括:
断路器或隔离开关就地控制功能检查。
监控面板开关及隔离开关状态监视功能检查。
监控面板遥测正确性检查。
监控面板定值输入检查
监控面板输入权限密码核定
在装臵液晶上检查遥信开入显示与外部相应的状态量输入是否一致。
（5）监控单元自诊断功能检查
输入/输出单元故障诊断功能检查。
处理单元故障诊断功能检查。
电源故障诊断功能检查。
通信单元故障诊断功能检查。
（6）开关量输入的内容，通过人机界面检查采集的开关量内容。
保护和自动装臵动作信号。
断路器和刀闸的状态。
主变分接头位臵。
远方/就地控制。
主变本体保护和辅助设备。
断路器机构和辅助设备状态。
直流系统。
变电站大门等防盗安全信号。
消防系统报警信号。通过人机界面检查采集的开关量内容。（7）模拟量的内容，通过人机界面检查采集的模拟量内容。
①10-330KV线路：单相电流、三相有功功率、三相无功功率、
三相有功电度、三相无功电度。
②10-330KV母线：各段母线线电压、相电压。
③主变：高、中、低压侧相电流、三相有功功率、三相无功功
率、各侧有功电度、无功电度、主变油温。
④电容器、滤波器：相电流、三相无功功率。
⑤站用变：低压侧各段电压、电流、有功功率、有功电度。
⑥直流系统：直流电压、充电电流、控制母线电压、合闸母线
电压。
⑦系统频率、线路功率因数、消弧线圈档位、环境温度等。
2.站控层功能验收
站控层功能验收主要包括但不限于下列验收测试项目：（1）操作控制权切换功能，包括：
操作权切换到远方，站控层的操作员工作站控制无效，并告警提示。
控制权切换到站控层，远方控制无效。
控制权切换到就地，站控层的操作员工作站控制无效，并告警提示
（2）与各级调度通信（包括专线通道和网络通道通信），包括： 遥信正确性和传输时间检查。
遥测正确性和传输时间检查。
主备远动工作站数据库同步性检查。
远动工作站初始化期间数据传送检查。
远动工作站遥信变位历史记录检查。
断路器、刀闸遥控功能检查。
主变压器分接头升降检查（针对有载调压变压器）。
通信故障，站控层设备工作状态检查。
与调度通信接口要求至少有两个通信接口，通信协议符合国标或部标。
通过人机界面操作检查通道监视，显示通道状态数据。
切换功能检查，主备通道可以自动、手动切换。
通过人机界面操作检查网络、模拟通道故障报警并记录。
双机切换试验，人工手动切换、双机自动切换。按双机切换测试程序进行试验，记录从切换操作开始到备用机正常工作的时间，切换时间≤20s。
（3）电压无功控制功能。
电压在目标范围内，电抗器和电容器投切、主变压器分接头调节功能检查。
电压高于/低于目标值，电抗器和电容器投切、主变压器分接头调节功能检查。
电压高于/低于合格值，电抗器和电容器投切、主变压器分接头调节功能检查。
电压无功控制投入和切除，闭环控制、开环控制功能检查。通
过人机界面进行控制方式的切换并检测。
断路器处于断开状态，闭锁电压控制功能检查。
主变压器分接头退出调节，电抗器和电容器协调控制功能检查。
电压无功控制对象操作时间、次数、间隔等统计功能检查。 通过调度（监控）中心、本地人机界面电压和无功优化控制权限的设定。
对于开环控制方式还应具有就地控制或远方控制。通过人机界面进行控制权限的切换。
电压和无功优化控制的有关参数设定，变压器分接头调整应具有发生滑档、卡档等设备故障时的应急处理措施。
为避免闭环控制方式时，频繁对设备进行调整，必须考虑设臵调节死区、最小调整间隔时间（可整定）和日最多调整次数。通过人机界面可进行最大调整时间、调节死区、最小调整间隔时间的设定。
电压及无功调节过程的闭锁发生下列情况时，应闭锁电压及无功的综合控制功能。
①在系统故障引起保护及重合闸动作等情况下。
②分接头及电容器组故障时。
③变电站层和间隔层通讯故障时，通过人机界面模拟闭锁情况。
④设备处于故障或检修闭锁电压控制功能检查。
（4）遥控及断路器、隔离开关、主变中性电开关、主变分接
头控制和顺控闭锁。对可控开关进行遥控操作，观察被控开关与画面操作对象、操作性质（分、合）是否一致，有无误动、拒动、连动现象。
遥控断路器，测量从开始操作到状态变位在CRT正确显示所需要的时间。通过人机界面进行各项操作，并用高精度秒表测量响应时间，通过远方/就地开关的切换，确认对断路器和刀闸进行操作的权限。
断路器分合。
电动刀闸分合。
分接头开关操作。
保护的软压板投退选择。
各种操作的允许/闭锁。
当地/远方控制选择。
报警确认与复归。
合上断路器，相关的隔离开关和接地开关闭锁功能检查。
合上隔离开关，相关接地开关闭锁功能检查。
合上接地开关，相关隔离开关闭锁功能检查。
合上母线接地开关，相关的母线隔离开关闭锁功能检查。
模拟线路电压，相关的线路接地开关闭锁功能检查。
设臵虚拟检修挂牌，相关的隔离开关闭锁功能检查。
主变压器联闭锁功能检查。
联闭锁解锁功能检查。
远方复归功能检查。
遥控双机监督功能检查。对断路器和刀闸的操作，应有严格的操作返校措施和退出执行功能，必须核对操作密码，密码错误时，停止操作过程。
预操作返校出错时不能操作。
遥控操作时发生改变站内运行方式的开关变位，自动退出遥控操作进程。
操作失败（如：超时、出错等）报警并退出遥控进程。
（5）画面生成和管理：
在线检修和生成静态画面功能检查。
在线增加和删除动态数据功能检查。
站控层工作站画面一致性管理功能检查。
画面调用方式和调用时间检查。
画面硬拷贝功能检查。
检查定义的历史曲线和实时画面。
（6）事件、模拟量报警管理
当模拟遥测越限和开关、遥信变位在画面上观察有无报警提示如：报警窗给出对应的报警信息、对应图符闪烁、打印机打印报警信息等，观察事故总发生时相关的事故画面、音响报警、事故记录和追忆功能是否符合要求。检查报警记录中的查找、记录和打印功能。
音响（事故/预告两种）。
闪光报警。
语言报警。
画面汉字提示。
事故自动推出相应画面。
报警的确认可选择自动确认或手动确认，自动确认时间可调。
报警确认前和确认后，报警闪烁和闪烁停止功能检查。
设备事故告警和预告及自动化系统告警分类功能检查。
告警解除功能检查。
事故报警和预告报警的分层、分级、分类处理功能检查。
测量量越复限所采集的模拟量都必须进行越/复限比较，每点模拟量可设臵高高限、高限、低限、低低限和变化梯度限值，并应有一越/复限死区，以避免频繁报警，各种限值和死区值可进行修改。通过人机界面修改模拟量的越/复限值，测量限值的正确性，观察越/复限后的报警情况。
音响动作和打印机输出情况。
检查事故总信号、预告总信号的遥信，光字牌遥信是否正确、可靠，画面提示全面完整，光字掉牌未复归符合设计要求、运行习惯，复归后的设备状态。
（7）事故追忆：
事故追忆不同触发信号功能检查。
故障前1s和故障后5s时间段，模拟量追忆功能检查。
事故追忆的时间跨度和时间间隔的设定功能检查。
（8）在线计算和记录：
检查电压合格率、变压器负荷率、全站负荷率、站用电率、
电量平衡率。
检查变压器主要设备动作次数统计记录。
电量分时统计记录功能检查。
电压、有功、无功年月日最大、最小值记录功能检查。（9）历史数据记录管理：
历史数据库内容和时间记录顺序、打印功能检查。
历史事件库内容和时间记录顺序、打印功能检查。
（10）打印管理：
事故打印和SOE打印功能检查。
操作打印功能检查。
定时打印功能检查。
召唤打印功能检查。
（11）与第三方设备的通信：
与数据通信交换网数据通信功能检查。
与保护管理机数据交换功能检查。
与保护管理机、UPS、直流电源监控系统、电能表通信传送数据功能检查。
（12）保护装臵复归、定值、软压板远方调阅测试： 显示、打印保护定值报告，并与保护定值整定单核对，项目应完整。
进行保护定值测试，实测远方调阅保护定值误差应≤0.5%。
进行保护软压板检查。
进行保护装臵远方复归检查。
保护信号能在远方调度（或监控）中心进行信号复归。
（13）保护信息的传送：
保护实时信息的上调动能。
保护动作事件信息的及时上传功能（soe和变位）。
保护动作信息至少应包括：故障类型、故障相别、保护动作情况、跳闸时间、重合闸时间及故障前一个周波至故障后二个周波的实时数据等。
保护装臵故障信号、保护装臵直流消失信号，应能就地显示，并能主动上送后台或远方调度（监控）。
保护装臵内部故障的自检能力、范围及故障定位水平、检测出故障后闭锁相应保护的功能、自检信息的传送、显示。
（14）系统自诊断和自恢复：
主用操作员工作站故障，备用操作员工作站自动诊断告警和切换功能检查，切换时间测量。
前臵机（主机、备用机）切换功能检查，切换时间测量。
冗余的通信网络或HUB故障，系统自动诊断告警和切换功能检查。
站控层和间隔层通信中断，系统自动诊断和告警功能检查（15）人机界面：
通过鼠标和键盘调用监控系统提供的各种画面和图表，观察是否显示所对应的画面；对画面进行放大、缩小、漫游、前后页调用等，调出电气主接线图画面或有关画面，观察画面显示的遥测数据、断路器位臵、信号状态等是否正确，与实际是否相一致。
220kV智能变电站继电保护及自动化分析吴宗俞 发表时间：2018-06-27T09:41:38.153Z 来源：《电力设备》2018年第6期作者：吴宗俞吕日龙 [导读] 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。 内蒙古电力（集团）有限责任公司巴彦淖尔电业局内蒙古自治区巴彦淖尔市 015000 摘要：智能变电站是集先进、可靠、集成和环保于一体的智能设备，能实现信息数字化、通信平台网络化和信息共享标准化的要求。从智能变电站继电保护相关介绍入手，重点阐述分析220kV智能变电站继电保护及自动化。220kV智能变电站继电保护高效、有效，在满足供电需求的同时，逐步完善电力系统。 关键词：220kV智能变电站；继电保护；自动化 1、220kV智能变电站的继电保护及自动化系统设计实例 变电站是国家电网建设的一个重要组成部分，如今我国的智能变电站建设工作已经得到了快速地发展。在变电站的建设过程中，想要实现系统的稳定运行，提升系统建设效率，就需要制定一个继电保护和自动化系统的设计方案。文章以某市的智能变电站为例，对智能变电站的系统设计方案进行探讨。 1.1工程基本情况概述 L市计划建设一个智能变电站，既有220kV变电站的情况是有3台主变，每台主变的容量为180MVA；其中220kV出线4回、66kV出线10回。L市打算进行智能变电站的建设，变电站建成之后有4台主变，并且它们每台的容量要达到240MVA；并且要求220kV出线8回、66kV出线26回。 1.2智能变电站继电保护及自动化系统设计方案分析 进行设计方案确定之前，要求工作人员明确该智能变电站的设计原则，在实际的工作中需要坚持标准一致、安全第一、技术过硬等原则。在工作开展中需要按照设计方案开展工作，并且要注重各类先进技术的使用，保障智能变电站的智能化程度。 L市智能变电站在设计中首先明确的就是变电站的总体结构。该220kV的智能变电站主要分为三个结构层次：①过程层。这一部分的结构主要负责三个工作，分别是设备的运行状态监测、电器运行实时监测以及控制操作的驱动和执行。这是智能变电站设备实现自动化运行的基础和前提；②间隔层。该机构的设计运行后的功能主要是对于各类数据进行收集，并且对系统的运行数据进行收集和控制。实际上，这一结构的就是承上启下，接受各类系统信息，然后进行设备的指挥操作；③变电层。变电层的工作任务就是将整体变电站的信息进行总汇之后，将其发送到电网指挥中心。同时变电层还可以接收各类指令，完成人们给系统下达的工作。这个系统主要应用的是电子信息技术、电气自动化技术、以及网络通信技术等。 2、220kV智能变电站的继电保护 2.1要求 例举220kV智能变电站中，继电保护的基本要求，如： 2.1.1可靠性 继电保护的范围内，准确、可靠的检测220kV智能变电站的运行，辅助规划出故障的范围及故障点。 2.1.2灵敏性 继电保护检测220kV智能变电站的故障时，要具备足够的灵敏度，围绕故障特征，给与及时的保护反馈，预防220kV智能变电站失控。 2.1.3检测性 220kV智能变电站的继电保护，其检测性的特征，目的是可以合理的判断系统故障，缩小故障影响的范围，以便准确的切除故障。 2.2原理 220kV智能变电站继电保护的运行原理方面，表现出综合性的特征，继电保护全面检测智能变电站的运行，通过点流量、电压以及功率等特征，判断智能变电站的故障信息，及时提示报警信息，识别相关的故障。例如：220kV智能变电站运行期间，继电保护分析智能变电站的点流量，进而执行相关的跳闸保护，也就是反时限保护，智能变电站的电流量增大，跳闸的速度越快，除此以外，继电保护还可以实行定时间保护，检测超出规范标准的电流量，特定的时间中，有跳闸动作，220kV智能变电站继电保护，在温度、瓦斯方面的保护，汇总为非电量保护。变电站继电保护原理中，设置了比较固定的可靠性系统，其为继电保护的经验值，按照系数计算，决定继电保护的动作值。 2.3职能 220kV智能变电站中的继电保护，负责故障维护，变电站正常运行期间，继电保护没有任何动作，如有故障问题，继电保护及时、快速的动作，反馈智能变电站系统、元件等的故障信息，表现为跳闸的状态，提示管理人员对智能变电站进行检修。继电保护的断路器迅速断开，防止220kV智能变电站的电气元件损坏，避免影响其它的元件应用。 2.4分类 例举220kV智能变电站继电保护的分类，如： 2.4.1变压器保护 继电保护检测变压器的接线、接地灯，利用电流、电压以及负荷检测，完成保护工作，进而解决了变压器的风险问题。 2.4.2电容器保护 此项结构容易发生内部故障，导致连线短路，继电保护在电容器组内，通过过电压检测，实行保护工作。 2.4.3电动机保护 运行时容易有低电压、过负荷的故障，同步电动机的继电保护中，运用非同步冲击电流等方法进行保护。 2.4.4线路保护 继电保护根据220kV智能变电站的电压等级、接地方式以及运输过程，展开接地类型的故障维护。
该系统是一种结合变电站自动化最新技术和发展方向，采用先进的计算机技术、嵌入式微处理器技术、DSP数字信号处理技术、以太网技术，研发出的新一代高度集成、结构紧凑、功能强劲并充分优化的变电站自动化系统。 系统适用于220kV及以下各种电压等级的升压或降压变电站，通过系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站自动化系统以计算机技术为基础, 以数据通讯为手段,以信息共享为目标，提供了测量、控制、监视、保护、录波、通信、报表、小电流接地选线、电压无功自动补偿、五防、故障分析及其他自动化功能，在提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能等方面发挥了重要作用。 变电站综合自动化系统由站控层、通信层和间隔层组成。 1.站控层：包括操作员工作站、工程师工作站、五防工作站、Web工作站、GPS卫星对时系统，站控层设备采用100M工业以太网连接，根据厂站规模和用户需求可以增加工作站或减少部分工作站。 2.通信层：主要由光纤网线双绞线等通信介质、以太网交换机、通信管理机等设备组成，根据不同的厂站规模和用户需求，可自由选择RS485工业总线、星型以太网、双以太网、
光纤环网等不同的组网模式，系统开放性好，组网灵活。 3.间隔层：以一次设备为对象，采用单元式配置，根据厂站规模和用户需求，可选择采用保护测控一体化设备，或者选择采用保护和测控相互独立的设备。各单元独立性强，系统组态灵活，具有高可靠性、高扩展性。装置维护简单方便。 变电站综合自动化系统拥有如下优点： 1、完整的变电站自动化系统解决方案，以高性能的子系统构造优异的变电站自动化系统; 2、系统扩展方便、功能灵活，满足变电站设备的增加及系统功能增加的需求; 3、面向变电站的整体设计，将保护、测量、控制、通讯融为一体，全方位思维，大大减少了用户现场的调试量; 4、采用先进的现场总线通信方式，标准的IEC60870-5-103通讯规约，大大提高了通讯速率及系统的可靠性; 5、间隔层可集中组屏也可按站内一次设备分布式布置，直接安装于开关柜上，既相对独立，又节省投资; 6、间隔层采用32位DSP技术，使产品的稳定性和运算速度得到保证; 7、继电保护功能独立，完全不依赖于通讯网，仅通过通信层交换信息; 8、友好的人机界面，全汉化菜单操作，使用户操作更简单。
变电站验收规范
电力工程有限公司 年月 1.端子箱、机构箱： 1)箱体整齐无锈蚀。 2)电缆排列整齐，端子压接规范无受力。 3)端子箱封堵符合要求。 4)箱内元件齐全。 5)端子箱有明显接地与主接地网可靠相连，可开启门与用软铜导线可靠接地。 6)电缆牌齐全，填写符合要求（包括电缆名称，起止地点，电缆型号，规格长度等）。 7)至微机保护屏去的电缆应采取屏蔽措施，并接地良好。 2.电缆沟： 1)预埋件符合设计，安装牢固。 2)电缆沟的地坪及抹面工作结束。 3)电缆沟清理干净，盖板齐全。 3.电缆管的加工及敷设要求： 1)管口应无毛刺和尖锐棱角，管口宜作成喇叭状，且上管口应封堵。 2)电缆管应安装牢固，并列的电缆管口应排列整齐。
3)室外电缆保护管安装牢固符合规范；电缆保护管直径、弯曲半径符合规范，无锈蚀； 电缆保护管与操作机构箱交接处设置合理；金属软管与设备固定牢固；电缆保护管封堵严密；金属电缆保护管可靠接地。 4．电缆的敷设： 1)电缆敷设时应排列整齐、美观，无明显交叉，弯曲半径符合规范；并加以固定，且 电缆牌清楚。 2)在电缆终端头、拐弯处均应挂电缆标志牌，电缆牌上应注明线路编号及电缆型号、 规格。 3)动力电缆与控制电缆不应同层敷设。 4)电力、控制电缆的弯曲半径： ?交联聚乙烯绝缘电力电缆：单股：１５d、多股：２０d。 ?聚氯乙烯绝缘电力电缆：１０d。 ?橡皮绝缘电力电缆：钢铠护套：２０d，裸铅包护套：１５d，无护套：１０d。 ?控制电缆：１０d。 5)电缆固定： ?垂直敷设或超过４５度倾斜敷设的电缆每一个支架上。 ?水平敷设的电缆，在电缆首末两端、转弯及每隔５00mm－１000m的地方。 ?电缆进入电缆沟、盘柜、及串入电缆保护管时，出入口应封闭，管口应封闭。 6)电缆直埋的安全要求： ?电缆埋置深度至少应距地面０．７m，应埋设于冻土层以下。 ?且电缆上下部应铺以不小于１０0mm厚的软土或沙层并加盖保护板，其覆盖宽度应超过电缆两侧各５０mm，保护板可采用砖块或混凝土盖板。
变电站综合自动化解决方案 三旺变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、 现代电子技术、 通信技术和信息 处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装 置及远动装置等)的功能进行重新组合、 优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、 测量、 控制和协调的一种综合性的自动化系统。 通过变电站综合自动化系统内各设备间相互 交换信息、数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常 规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、 降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
变电站综合自动化需求>> > 测控装置的串口信号要求能连接到以太网， 用于本地和远程控制站点高级管理和同 步化 > 适应变电站恶劣环境 > 保证变电站重要数据传输的优先性和稳定 > 设备种类繁多， 要求通信设备符合电力 IEC61850 规约， 兼容变电站各种智能设备 方案优势>> > 符合 IEC61850 标准的串口服务器与工业交换机完美结合 > 产品优于 IEC61850-3 标准的 EMI 抗性，工业四级设计能在严酷的环境下可靠、 稳定工作 > 交换机支持 QOS、 VLAN 等网络技术， 保障变电站重要数据的传输优先性和独立性 > 设备设计符合 IEC61850 规约，能兼容变电站任何智能设备
<<关键产品>> ◎支持接口类型可根据需要搭配 ◎支持 SW-Ring 环网冗余专利技术，网络故障自愈时间＜20ms ◎支持 802.1X、密码管理、端口镜像、端口汇聚 ◎支持支持 DC110~220V 或 AC100~240V 三位端子电源输入 ◎无风扇设计,工业级设计，-25~70℃温度工作范围 ◎IP30 防护等级，19 寸标准机架安装方式 IES5024 系列
? 支持 RS-232/RS-485/RS-422 三种串口形式 ? 支持 300bps~115200bps 线速无阻塞通信 ? 支持虚拟串口驱动访问模式和网络中断自动恢复连接功能
NP316 系列
变电站验收规范标准 2017年2月
一次部分 一、主变压器验收检查项目： 1.主变压器交接试验项目： 1)绝缘油试验或SF6气体试验； 2)测量绕组连同套管的直流电阻； 3)检查所有分接头的电压比； 4)检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性； 5)测量与铁心绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁心（有外引接地线的） 绝缘电阻； 6)非纯瓷套管的试验； 7)有载调压切换装置的检查和试验； 8)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 9)测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ； 10)测量绕组连同套管的直流泄漏电流； 11)变压器绕组变形试验； 12)绕组连同套管的交流耐压试验； 13)绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验； 14)额定电压下的冲击合闸试验； 15)检查相位； 16)测量噪音。 1.容量为1600kVA 及以下油浸式电力变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、 5、6、7、8、12、14、15款的规定进行； 2. 干式变压器的试验，可按本条的第2、3、4、5、7、8、12、14、15款的规定 进行； 3. 变流、整流变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、7、8、12、14、1 5款的规定进行； 4. 电炉变压器的试验，可按本条的第1、2、3、4、5、6、7、8、12、14、1款 的规定进行； 5. 穿芯式电流互感器、电容型套管应分别按本标准第9章互感器、第16章的试 验项目进行试验。
6 分体运输、现场组装的变压器应由订货方见证所有出厂试验项目，现场试验按 本标准执行。 7.0.2 油浸式变压器中绝缘油及SF6气体绝缘变压器中SF6气体的试验，应符合下列规定： 1 绝缘油的试验类别应符合本标准中表20.0. 2 的规定；试验项目及标准应符合本标准中表20.0.1 的规定。 2 油中溶解气体的色谱分析，应符合下述规定：电压等级在66kV 及以上的变压器，应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h 后、冲击合闸及额定电压下运行24h 后，各进行一次变压器器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。试验应按《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T 7252进行。各次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。新装变压器油中H2 与烃类气体含量（μL/L ）任一项不宜超过下列数值： 总烃：20， H 2：10， C 2H 2：0， 3 油中微量水分的测量，应符合下述规定：变压器油中的微量水分含量，对电压等级为 110kV 的，不应大于 20mg/L ；220kV 的，不应大于 15mg/L ；330～500kV 的，不应大于 10mg/L 。 4 油中含气量的测量，应符合下述规定：电压等级为330 ～500kV 的变压器，按照规定时间静置后取样测量油中的含气量，其值不应大于1%（体积分数）。 5 对SF6气体绝缘的变压器应进行SF6气体含水量检验及检漏：SF6气体含水量（20℃的体积分数）一般不大于250μL/L 。变压器应无明显泄漏点。 7.0.3 测量绕组连同套管的直流电阻，应符合下列规定： 1 测量应在各分接头的所有位置上进行； 2 1600kVA 及以下电压等级三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 4%，线间测得值的相互差值应小于平均值的2%；1600kVA 以上三相变压器，各相测得值的相互差值应小于平均值的 2%；线间测得值的相互差值应小于平均值的1%； 3 变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于 2%；不同温度下电阻值按照式7.0.3换算： 1 2 12t T t T R R ++? = （7.0.3）
变电站综合自动化系统设计方案 1.1.2 研究现状 变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。 如今变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品也越来越多，国内具有代表性的公司和产品有：北京四方公司的CSC 2000系列综合自动化系统，南京南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS一9000系列综合自动化系统，国电南自PS 6000系列综合自动化系统、武汉国测GCSIA变电站综合自动化系统、许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统。国外具有代表性的公司和产品有：瑞典ABB的MicroSCADA自动化系统等。现在的变电站自动化系统将站内间隔层设备（包括微机继电保护及自动装置、测控、直流系统等）以互联的方式与主机实现数据交换与处理，从而构成一种服务于电网安全与监测控制，全分散、全数字化和可操作的自动控制系统。 本系统站控层用的软件工具是瑞典ABB公司开发的用于变电站自动化系统的MicroSCADA和COM500，COM500作为前置机，它是整个系统数据采集的核心，MicroSCADA用于后台监控；间隔层测控装置用的主要是芬兰ABB公司生产的是REF54_系列和瑞典ABB公司生产的REC561等自动化产品，远动装置用的是浙江创维自动化工程有限公司自主研发CWCOM200。
编号:Q／孔目江500kＶ变电站自动化设备竣工验收标准化作业指导书 编写: 年月日 审核: 年月日 批准: 年月日 作业负责人: 作业日期:2０年月日时至２０年月日时 国网江西省电力公司检修分公司 1、范围
本指导书适用于孔目江500kV变电站自动化设备竣工验收作业。 2、引用文件 国家经济贸易委员会第30号令,2002年5月电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定 DL/T ８60-200６《变电站通信网络与系统》 DL/T 137２远动终端设备 DL/Ｔ５1３6 火力发电厂、变电所二次线设计技术规定 DL／T ５137 电测量及电能计量装置设计技术规定 DL/T ５149-2001 ２20—500kV变电所计算机监测系统设计技术规程 ＤＬ/T ６21 交流电气装置得接地 ＤL／T ６30-１99７交流采样远动终端技术条件 DL／Ｔ634.５101 远动设备及系统第５部分:传输规约第101篇基本远动任务配套标准 ＤL/T ６34。51０4 远动设各及系统第5-104部分:传输规约采用标准协议子集得IEＣ60８70-5－101网络访问ＤL/Ｔ63４远动设备及系统第5部分:传输规约第１02篇电力系统电能累计量传输配套标准
DL／T 6６7 远动设备及系统第5部分:传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准 DＬ451 循环式远动规约 DL ４76 电力系统实时数据通信应用层协议 DL/Ｔ５003—2005 电力系统调度自动化设计技术规程 江西电网DL/Ｔ1７９-2000 电力系统电能量计量传输实施细则(试行) 《电力二次系统安全防护总体方案》电监安全〔2006〕３4号 IＥEE Sｔd 1３44—1９９5(R2００１)IEEＥStａnｄaｒd for Synchrophａｓｏrs foｒPoｗｅr Systems Q/GDW 1３1-2０06 电力系统实时动态监测系统技术规范 IＥEＥStｄＣ３７.11８—20０5 电力系统同步相量标准 Q／GDW 273－20０9 继电保护故障信息处理系统技术规范 ３、验收前准备 3、1 人员要求:
附件： 电力线路及变电站安装工程 竣工检查验收规范1.架空电力线路部 (3) 1.1验收时应按下列要求进行检查 (3) 1.2验收时应提交下列资料和记录 (3) 1.3验收资料目录 (3) 2.电缆线路部分 (6) 2.1验收时应按下列要求进行检查 (6) 2.2验收时应提交下列资料和记录 (6) 3.变电站一次部分 (8) 3.1变压器 (8) 3.1.1验收时应按下列要求进行检查 (8) 3.1.2验收时应移交下列资料和记录 (9) 3.2六氟化硫断路器............. 3.2.1验收时应按下列要求进行检查3.2.2验收时应提交下列资料和记录3.3隔离开关................... 3.3.1验收时应按下列要求进行检查3.3.2验收时应提交下列资料和记录3.4避雷器..................... 3.4.1验收时应按下列要求进行检查.. 9 (9) (10) .10 (10) (11) 11 (11)
3.4.2验收时应提交下列资料和记录11 3.5电容器 (12) 3.5.1验收时应按下列要求进行检查12 3.5.2验收时应提交下列资料和记录12 3.6互感器 (12) 3.6.1验收时应按下列要求进行检查12 3.6.2验收时应移交下列资料和记录13 3.7母线安装 (13) 3.7.1验收时应按下列要求进行检查13 3.7.2验收时应提交下列资料和记录13 3.8高压开关柜 (14) 3.8.1验收时应按下列要求进行检查15 3.8.2验收时应提交下列资料和记录16 3.9变电站一次部分验收资料目录 (16) 4.变电站二次部分 (18) 4.1验收时应按下列要求进行检查 (18) 4.2验收时应提交下列资料和记录 (19)
变电站综合自动化系统的组成和主要功能； 系统概述； 本次设计采用YH-B2000变电站综合自动化系统，其系统是面向110KV及以下电压等级变电站的成套自动化设备其是陕西银河网电科技有限公司开发研制的新型设备，该系统是在总结我国微机变电站运行经验基础上，根据国内外新的发展趋势，以提高电网的安全经济运行为宗旨，以方便现场安装调试、无人值守为目的，向智能化迈进的全新概念综合自动化系统。 其设备从变电站整体出发，统一考虑保护、监测、控制、远动、直流和五防等功能，避免了功能装置重复备置等弊病，及减少投资，又有利于变电站运行管理和维护。 YH-B2000变电站综合自动化系统组成结构如下图；
该系统在我国首次集微机保护和远动为一体，并率先把这种装置直接安装于高压开关柜上，系统总体结构设计是以单元分散型嵌入式为指导思想，系统装置中每个单元的结构、外观和尺寸是完全一致的。其可把各个单元分散安装在一次设备上，或集中组屏按装。相比两者具有明显的优点；可以大大减少连接开关柜控制屏及控制室的各种电缆，减少控制室面积，从而节省了变电站综合造价，简化了施工，方便了维护，并且提高了变电站的可控性，可扩展性和灵活性有了很大提高。消除了因设备之间错综复杂的二次电缆引线接错造成的问题，提高可靠性 YH-B2000变电站综合自动化系统是面向对象设计的。系统中每一种单元都面向变电站内的各种一次设备。如线路单元，就是面向开关柜设计的，它包含了对该开关柜的控制、测量、事故记录和线路的各种保护等；电容器单元也像线路单元一样，它是面向电容器组的；变压器是变电站的核心设计，YH-B2000型变电站综合自动化系统对变压器设计了三种面向它的完全独立的功能单元。第一是主保护单元，它主要完成变压器差动保护等。第二是后备保护，它主要完成变压器的过流保护等。第三是变压器的测控单元，主要完成主变的有载调压控制和电气量的测量。备自投单元是完成变电站两路电源的自动投切功能的。直流子系统也被YH-B2000型变电站综合自动化系统纳入了整体成套范围，作为系统的一个单元整体规划设计。 YH-B2000型变电站综合自动化系统无论是以何种方式安装，所有单元均通过一梗三芯通讯电缆同后台总控单元实现实时数据交换。
变电站自动化系统现场交接验收规范 ***电力公司 二〇一八年十月 1
编制说明 变电站自动化系统担负着电网运行状况监控的重要任务，系统一旦投运将难以停运，因此在系统投运前必须经过规范的交接验收。为规范变电站自动化设备交接验收，提高变电站自动化系统新装调试质量，河南省电力公司组织编制了《变电站自动化系统现场交接验收规范》。 《变电站自动化系统现场交接验收规范》是在施工部门完成变电站自动化系统安装调试基础上进行的部分项目的抽查性检测。其主要内容包括现场验收应具备的条件、验收程序、组织机构、验收项目、验收标准及测试记录等。本规范结构严谨，内容全面、格式规整、操作性强。对于分清设备新装调试与工程验收检验的工作界面、促进基建与生产验收人员各尽其责，规范基建生产交接验收工作具有重要意义，同时也是变电站自动化系统现场交接验收标准化作业的基本依据。 本规范适用于河南电网110kV-220kV变电站自动化系统基建、技术改造项目的验收工作，35KV变电站自动化系统可以参照执行。
目录 1 总则 (5) 2适用范围 (5) 3引用标准 (6) 4现场验收条件 (6) 4.1应具备的条件 (6) 4.2 应提交的图纸资料 (7) 5验收组织管理 (8) 5.1验收时间 (8) 5.2验收组织流程 (8) 5.3验收方案 (8) 5.4验收流程框图 (9) 5.5验收组织机构 (11) 5.6职责 (11) 6验收内容 (12) 6.1验收范围 (12) 3
6.2验收内容 (12) 7 验收要求 (12) 7.1验收记录要求 (12) 7.2验收文件的编制 (13) 8验收项目及记录 (13) 8.1硬件检查 (13) 8.2软件检查 (15) 8.3 遥测功能检查 (18) 8.4遥信功能检查 (18) 8.5遥控功能测试 (19) 8.6遥调功能检查 (19) 8.7同期功能测试 (19) 9综合验收项目 (20) 9.1远动系统验收 (20) 9.2 GPS系统对时检查 (21) 9.3接入本系统的其它智能设备 (21) 10 测试报告及验收结论 (22) 附录A 四遥信息测试表（抽测） (24) 附录B 110kV/220kV自动化系统技术指标汇总 (26) 附录C 验收报告 (26) 附录D 缺陷表 (28)
河南省电力公司 变电站自动化系统现场交接验收规范 河南省电力公司
二??七年十月 编制说明 变电站自动化系统担负着电网运行状况监控的重要任务，系统一旦投运将难以停运，因此在系统投运前必须经过规范的交接验收。为规范变电站自动化设备交接验收，提高变电站自动化系统新装调试质量，河南省电力公司组织编制了《变电站自动化系统现场交接验收规范》。 《变电站自动化系统现场交接验收规范》是在施工部门完成变电站自动化系统安装调试基础上进行的部分项目的抽查性检测。其主要内容包括现场验收应具备的条件、验收程序、组织机构、验收项目、验收标准及测试记录等。本规范结构严谨，内容全面、格式规整、操作性强。对于分清设备新装调试与工程验收检验的工作界面、促进基建与生产验收人员各尽其责，规范基建生产交接验收工作具有重要意义，同时也是变电站自动化系统现场交接验收标准化作业的基本依据。 本规范适用于河南电网110kV-220kV变电站自动化系统基建、技术改造项目的验收工作，35KV变电站自动化系统可以参照执行
目录 1总则 (5) 2适用范围 (5) 3引用标准 (6) 4现场验收条件 (6) 4.1应具备的条件 (6) 4.2应提交的图纸资料 (7) 5验收组织管理 (8) 5.1验收时间 (8) 5.2验收组织流程 (8) 5.3验收方案 (8) 5.4验收流程框图 (9) 5.5验收组织机构 (11) 5.6职责 (11) 6验收内容 (12) 6.1验收范围 (12) 6.2验收内容 (12)
7验收要求 (12) 7.1验收记录要求 (12) 7.2验收文件的编制 (13) 8验收项目及记录 (13) 8.1硬件检查 (13) 8.2软件检查 (15) 8.3遥测功能检查 (18) 8.4遥信功能检查 (18) 8.5遥控功能测试 (19) 8.6遥调功能检查 (19) 8.7同期功能测试 (19) 9综合验收项目 (20) 9.1远动系统验收 (20) 9.2 GPS系统对时检查 (21) 9.3接入本系统的其它智能设备 (21) 10测试报告及验收结论 (22) 附录A四遥信息测试表（抽测） (24) 附录B 110kV/220kV自动化系统技术指标汇总 (26) 附录C验收报告 (27)
建筑物消防、防盗及视频监控系统施工验收规范 1、总则 1.1编制目的 为了提高省电力公司系统变电站防卸火灾事故和安全防范的能力, 改变防盗、视频监控、火灾报警、消防灭火系统设计,施工安装滞后,系统运行后不能满足变电站安全防控需求和故障、误报率高的现象,避免造成不必要的经济损失和火灾事故,保障公司系统的安全生产和工作秩序,结合公司系统电力调度大楼、办公大楼、变电站实际运行情况制定本施工验收规范。 1.2编制依据 根据《中华人民共和国消防法》、《企事业单位内部治安保卫条例》、《电力设备典型消防规程》、《建筑设计防火规范》 (GB50016-2006 《建筑内部装修防火施工及验收规范》 (GB50354-2005、《火灾自动报警系统施工及验收规范》 (GB50166-92 、《脉冲电子围栏及其安装和安全运行》(GB/T 7946-2008 、《安全防范系统验收规则》 (GA308-2001 、《安全防范工程技术规范》(GB 50348-2004、《防盗报警控制器通用技术条件》 (GB 12663-2001 、《安全防范工程程序与要求》 (GA/T75-94、《报警系统电源装置、测试方法和性能规范》 (GB/T 15408-1994 、《安全防盗报警设备安全要求和试验方法》(GB/T 16796-1997 、《视频安防监控系统工程设计规范》 (GB 50395-2007、民用闭路监视电视系统工程技术规范 (GB50198-94 、文物系统博物馆安全防范工程设计规范(GB /T16571-1996 、银行营业场所安全防范工程设计规范(GB / T16676-1996等法规、验收标准、技术规范和省公司下发的文件要求制定。 1.3适用范围
智能变电站自动化系统 1 智能变电站简介 智能变电站作为智能电网的物理基础，同时作为高级调度中心的信息采集和命令执行单元，是智能电网的重要组成部分。作为智能电网当中的一个重要节点，智能变电站以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，并以网络数据为基础，实现测量监视、控制保护、信息管理等自动化功能的变电站。智能变电站既是下一代变电站的发展方向，又是建设智能电网的物理基础和要求。为了实现智能化电网的目标，智能变电站的研究和建设具有重要的意义。 1.1智能变电站的特点及功能 随着智能电网的提出和建立，变电站将由数字化演变为智能化，更突出“智能”的特点。智能化变电站在数字化变电站的基础之上，赋予了以下十二个“智能特征”或“智能化功能”。 1.1.1 一次设备智能化 与数字化变电站描述的一次设备智能化相比，智能变电站加大了一次设备信息化，可监测更多自身状态信息，也可通过网络获知系统及其他设备的运行状态等信息。自动化程度更高，具有比常规自动化设备更多、更复杂的自动化功能。具备互动化能力，与上级监控设备、系统及相关设备、调度及用户等及时交换信息，分布协同操作。 1.1.2 信息建模统一化 除了基于 IEC61850 标准的建模外，智能变电站能实时监测辖区电网的运行状态，自动辨识设备和网络模型，从而为控制中心提供决策依据。 1.1.3 数据采集全景化 智能变电站利用对时系统，同步区域和站内时钟，完善和标准化站内设备的静态和动态信息模型，向智能电网提供统一断面的全景数据。采用新型传感技术、同步测量技术、状态检测技术等逐步提高数字化程度，逐步实现潮流数据的精确时标，实时信息共享、支撑电网实时控制和智能调节，支撑各级电网的安全稳定运行和各类高级应用。 1.1.4 设备检修状态化 全面采集能够反映系统主设备运行的电脉冲、气体生成物、局部过热等各种特征量。智能变电站配置用于监测系统主设备的传感器，或者由智能一次设备直接提供其功能。利用 DL/T860 提供的建模方法，建立设备状态检修的信息模型，构建具备较为可靠实用的状态监测预警算法和机制、支撑状态检修实践的专家系统。 1.1.5 控制操作自动化 程序化操作。智能变电站具备程序化操作功能，除站内的一键触发，还可接收和执行监控中心、调度中心和当地后台系统发出的操作指令，自动完成相关运行方式变化要求的设备操作。程序化操作具备直观的图形界面，在站层和远端均可实现可视化的闭环控制和安全校验，且能适应不同的主接线和不同的运行方式，满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。
变电站综合自动化结业论文变电站综合自动化系统通信 系部：电力工程系 班级：供用电12-4 姓名：豆鹏程 学号：2012231026
【摘要】 变电站综合自动化功能的实现，离不开站内工作可靠、灵活性好、易于扩展的通信网络，以来满足各种信息的传送要求。在变电站综合自动化系统中，通信网络是一个重要的环节。本文对通信网络的要求和组成、信息的传输和交换及通信的功能作了有详细的介绍。 【关键字】 变电站综合自动化系统；信息传输；数据通信
变电站综合自动化系统的通信 引言 变电站综合自动化系统实质上是由多台微机组成的分层分布式的控制系统，包括监控、继电器保护、电能质量自动控制系统等多个子系统。在各个子系统中，往往又由多个智能模块组成，例如微机保护子系统中，有变压器保护、电容器保护和各种线路保护等。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统间信息交换和实现信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置和简化各子系统间的互连，提高整体的安全性。[2、5] 另一方面，变电站是电力系统中电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活性和可扩展性的要求很高，尤其是无人值班变电站。综合自动化系统中各环节的故障信息要及时上报控制中心，同时也要能接受和执行控制中心下达的各种操作和调控命令。[2] 因此，变电站综合自动化系统的数据通信包括两方面的内容：一是综合自动化系统内部各子系统或各种功能模块间的信息交换；而是变电站与控制中心的通信。 一、变电站内的信息传输[2、3、5] 现场的综合自动化系统一般都是分层分布式结构，传输的信息有以下几种： （一）现场一次设备与间隔层间的信息传输 间隔层设备大多需从现场一次设备的电压和电流互感器采集正常情况和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息主要是：断路器、隔离开关位置、变压器的分接头位置、变压器、互感器、避雷针的诊断信息以及断路器操作信息。 （二）间隔层的信息交换
变电站监控系统调试方案 批准： 审核： 编制： 正泰电气股份有限公司 海南矿业110kV铁矿变电站工程 2014年7月13日
目录 1. 工程概况及适用范围 (1) 2. 编写依据 (1) 3. 作业流程 (2) 5. 作业方法 (3) 6. 安健环控制措施 (7) 7. 质量控制措施及检验标准 (8)
1. 工程概况及适用范围 本作业指导书适应于变电工程监控系统调试作业。 2. 编写依据
3. 作业流程 3.1 作业（工序）流程图 4. 作业准备
5. 作业方法 5.1开始 5.1.1检查屏柜安装完毕，符合试验条件。 5.1.2检查工作票完善，工作安全措施完善，二次措施单编写内因符合作业安全标准。 5.1.3试验人员符合要求，熟悉相关资料和技术要求。 5.2通电前检查： 5.2.1核对各屏柜配置的连片、压板、端子号、回路标注等，必须符合图纸要求。 5.2.2核对保护装置的硬件配置、标注及接线等，必须符合图纸要求。 5.2.3保护装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确, 芯片放置位置正确。 5.2.4检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观是否良好。 5.2.5检查试验设备是否符合要求，试验设备是否完好。 5,2,6检查回路接线是否正确。 5.2.7检查保护装置电压是否与实际接入电压相符。 5.2.8检查保护装置所配模块与实际配置的PT、CT相符合。
5.2.9保护屏接地是否符合要求。 5.3绝缘检查 5.3.1分组回路绝缘检查：将装置CPU插件拔出，在屏柜端子排处分别短接交流电压回路，交流电流回路、操作回路、信号回路端子；用1000V兆欧表轮流测量以上各组短接端子间及各组对地绝缘。其阻值应大于10MΩ。 5.3.2整组回路绝缘检查：将各分组回路短接，用1000V兆欧表测量整组回路对地绝缘。其阻值应大于1MΩ。 5.4通电检查 5.4.1核对屏柜元件配置是否与设计图纸和技术规范相符。 5.4.2检查保护装置版本信息经厂家确认满足设计要求。 5.4.3按键检查：检查装置各按键，操作正常。 5.4.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.4.5打印机与保护装置的联机试验：进行本项试验之前，打印机应进行通电自检。 5.5单机校验 5.5.1零漂检查 进行零漂检查时，应对电压端子短接,电流回路断开防止感应引起误差，应在装置上电10min以后，零漂值要求在一段时间（几分钟）内保持在规定范围内；电流回路零漂在-0.05~+0.05A范围内(额定值为5A)，电压回路在0.05V以内。 5.5.2通道采样及线性度检查 在各模拟量通道分别按规范加量，装置采样应正确，同时加入三相对称电流、三相对称电压，查看装置采样，检查电流、电压相角正常。功率显示正确。 5.5.3 时钟的整定与核对检查：调整时间，装置正常，GPS对时已完善，核对各装置时间显示一致，并与后台计算机显示相符。 5.5.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.5.5遥信输入检查：短接开关量输入正电源和各开关量输入端子，对照图纸和说明书，核对开关量名称，装置显示屏显示各开关量名称与实际一致。 5.5.6遥控、遥调接点检查：在监控装置模拟遥控、遥调信号，用万用表测量各输出接点正确。 5.5.7监控系统同期功能检查：分别按检同期、检无压和不检方式进行模拟调试，在检同期方式下输入母线电压和线路电压，分别改变两电压间的相角、幅值、频率使之
变电站设备验收投运制度 一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。 二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。 三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。 四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修，由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。 五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查，对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态，对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除，有无遗留物。 六、验收不合格的设备不准投入运行，如需要投入运行，应根据管辖权限，经电力主管部门或XX批准，并将意见记入值班日志。 七、设备运行前必需准备内容： 1.设备不管本期是否投运命名、编号、挂牌、标识必须齐全、醒
目。 2.站有试验时会亮的光字牌和正常运行应亮的指示灯及应测电压的出口压板明确标示，便易检查巡视和测量。 3.全部就地/远方控制开关和电压切换开关切换位置标明。站有出口压板和继电器的应标有全称的命名。 4.凡没有接地闸刀，需要对母线桥及一次设备需临时挂接地线的，接地点必须有明确的标志并固定不变，有利于值班员检查，接地点要除去油漆。 5.站有闸刀操作把手上有间隔全称标志，10kV间隔小车开关不但在柜门上有全称标示，在小车开关本体上也要有全称标示。 6.防误装置可靠完好，紧急解锁钥匙已封存。急须使用时，必须严格执行防误解锁制度。 7.设备安装符合规程要求，动作正确可靠，接触良好，指示正确，电气、机械闭锁可靠，站有密封件要求密封良好，瓷件无损坏、裂纹。站有设备拉地正确。验收中提出的消缺项目已经处理完毕。 8.备品备件、专用工具已由基建部门向生产运行部门移交。 9.电缆排放整齐美观，固定牢固，标志齐全清晰，防火封堵良好，电缆沟内无积水，无杂物。 10.盘柜安装排列整齐，固定牢固，柜内接线整齐美观，标志清晰齐全。 11.室内外设备金属部分无锈，油漆无脱落、皱纹、痕迹，充油设备无渗漏。
技术标准和要求 1.本标工程采用的技术规范 1.1 工程规范 本标工程设计规范采用中国国家、国家电力公司颁布的有关标准、规范、规程、规定及其它相关的设计要求文件。施工中有关规范、规程及标准发生矛盾时由监理工程师及项目法人负责协调解决。 1.2 工程质量 国家及部（委）颁布的与本标工程有关的各种有效版本的技术规范、规程、设计院和制造厂技术文件上的质量标准和要求适用于本标工程。 本标工程施工质量检验评定标准按国家电力公司颁布的《电力施工质量检验技术评定标准》验评标准执行以及国家电力公司颁布的其它有关规定等。 本标工程执行的有关规范、规程详见本章中的规范、规程及标准清单。 以上标准若有新的标准则执行新标准，替代原有标准及其它相关标准。 除上述国家及原电力工业部颁布的规范、规程以外，检查验收仍需遵照如下图纸、文件： 经会审签证的施工图纸和设计文件； 批准的设计变更； 设备制造厂家提供的图纸和技术文件； 项目法人与施工单位、设备材料供货商单位签订的合同文件中有关质量的条款； 项目法人与监理单位签订的合同文件及相关监理文件； 1.3 施工组织方案编制
施工方案和措施应参照有关规定编制，本标段中标承包人应按照监理工程师的要求，在合同签定后二个月内完成全厂施工组织总设计，并具备审查条件。 1.4 安全生产、文明施工 有关电力建设项目安全管理工作，应遵照电力工业部颁布的《电力建设安全施工管理规定》和《补充规定》以及其它有关安全生产管理文件执行。 2.工程技术条件 2.1 施工范围交接口及施工协调 接口原则是根据施工图的设计界定，接口部位的连接由后完成者实施，现场各单位的要服从监理工程师和项目法人的统一安排、协调。 2.2 图纸交付计划 图纸交付进度根据施工进度安排，提前1 个月交到承包人，特殊项目根据承包人要求提前2 个月提交，届时承包人提出交图计划。 2.3 设备交付计划 设备交货进度按具备安装条件三个月内设备到达现场，交付计划按设备合同规定进度执行。 2.4 竣工移交 按新启规要求执行。资料在系统正常投入运行后，根据国家档案资料规定的要求移交项目法人。 3.图纸 3.1 项目法人在合同或进度计划规定的时间内，项目法人及监理工程师签发有效的按规定的份数提供给承包人用于合同和进度计划的总体布置图、工程施工详图或其它技术文件，项目法人的技术文件和图纸是合同的一部分。