智能变电站一次设备技术性能及试验要求
1目的
为提高智能变电站一次设备质量、工程调试效率，保证变电站安全可靠性，特制定本规定。
本规定明确了智能变电站一次设备（以下简称一次设备）的技术性能及试验要求（包括型式试验、出厂试验、现场交接试验等），用以规范工程设计、招标采购、设备制造、设备验收、安装调试。
2适用范围
本规定适用于交流110(66)kV～750kV智能变电站，重点规范了电力变压器、高压开关设备、避雷器、互感器等一次设备智能化相关技术性能和试验要求。
3总体要求
a)现阶段智能变电站一次设备由“常规一次设备本体+传感器+智能组件”组成，
包括彼此间的连接电（光）缆。
b)传感器、互感器应与一次设备本体采用一体化设计、制造。
c)一次设备应作为一个整体进行招标、采购，一次设备供方应对一次设备本体、
传感器、智能组件的制造及集成质量负责。
d)本体加装传感器的机械和电气接口应考虑通用互换性，逐渐实现标准化。
e)必要时，一次设备智能化设计方案、关键部件及集成工艺需由需方确认。
f)一次设备供方应按国家电网公司相关技术标准要求提交型式试验、出厂试验报
告。
g)一次设备本体寿命不低于40年，传感器、智能组件等应与本体寿命匹配。
4技术性能要求
4.1变压器
4.1.1变压器本体
变压器本体除应符合常规变压器的技术要求外，还应满足以下要求：
a)如配置油中溶解气体监测IED，宜设置专门的油样取样管路。
b)如配置绕组温度监测IED，集成于变压器绕组的光纤传感器、绝缘介质中光缆
及引出法兰应满足变压器绝缘、密封及介质相容性要求。
c)如配置UHF局部放电传感器，宜在变压器油箱设置专门的安装法兰，并满足变
压器的密封及电场屏蔽要求。
4.1.2传感器
a)采集油面温度，应选用标准的Pt100传感器；采集油位、油压等，宜选用具有
1
4mA~20mA标准输出接口或RS232/CAN等标准通信接口的传感器；采集铁心接地电流、有载分接开关驱动电机电流、冷却装置风扇和油泵电流，宜采用穿芯式电流传感器，推荐采用4mA~20mA标准输出接口；监测绕组温度须采用已有运行经验的光纤传感器。
b)一台变压器装设的局部放电传感器宜不超过3个。
c)所有传感器的传感准确等级、环境适应性、电磁兼容性等应符合变电站现场环
境要求。
d)传感器应有明显标识，并应有防护措施，兼顾整体美观性。
4.1.3智能组件
变压器智能组件应实现常规变压器就地控制柜的报警、指示、控制、端子排等功能。
500kV及以上套管可进行电容量监测，配置监测电容量的IED，但不推荐仅为监测电容器而提出采用电子式互感器。监测IED可集成于变压器智能组件内。
变压器智能组件IED功能应进行优化集成。当具备条件时，测量IED、冷却装置控制IED和监测主IED合并为一个IED；绕组温度监测IED、套管监测IED功能集成于主IED；仅一个监测IED时，应兼监测主IED功能。
三相变压器每台配一个智能控制柜（智能组件柜）。对于单相变压器，可根据三台变压器的距离远近等因素，配一个或三个智能控制柜。
变压器智能控制柜内各IED、有源传感器、网络通信设备应由站用直流电源供电，配独立开关，并设置电源总开关，开关之间应有合理的级差配合。
变压器智能控制柜应可运行于温度-40℃~+45℃、日照强度1120W/m2、相对湿度5%~95%的大气环境。变压器智能控制柜宜采用双层隔热和通风设计，柜内温度应控制在-25℃~+55℃，并有防凝露措施。
安装于室内或遮蔽场所的变压器智能控制柜或独立安装的IED机箱，防护等级应不低于IP20；安装于室外的变压器智能控制柜或独立安装的IED的机箱，防护等级不低于IP54。
变压器智能组件的环境耐受性能、电磁兼容性能应适应变电站运行环境，平均无故障时间应不小80000小时。
4.1.4配置
表2 变压器IED配置建议[1]
序号IED 110kV 220kV 500kV 750kV
1 测量IED
（监测温度等连续信号）
√√√√
2 有载分接开关控制IED
（采用有载分接开关时）
√√√
3 冷却装置控制IED √√√
（采用风冷系统时）
4 监测主IED √√√√
4 油中溶解气体监测IED √√√√
5 局部放电监测IED √[2]√[2]
6 绕组温度监测IED √[3]√[3]√[3]×
7 非电量保护IED √√√√
8 套管监测IED ××√[4]×
[1]√：可采用；×：暂不可采用
[2]除750kV变压器外，一般不与油中溶解气体监测IED同时应用
[3] 220千伏及以上电压等级变压器预埋光纤测温传感器及测试接口
[4]暂不推荐
4.2高压开关设备
4.2.1高压开关设备本体
高压开关设备本体除应符合常规高压开关设备的技术要求外，还应满足以下要求：
a)如配置气压、温度、水分的连续监测，宜在气室设置专门的取样接口，接口的
密封、电场屏蔽等符合常规高压开关设备的技术要求。
b)如配置位移传感器，位移传感器的安装方案应进行专门设计和试验验证，应不
影响开关设备的操动特性。
c)如配置UHF局部放电传感器，宜在变压器油箱设置专门的安装法兰，并满足变
压器的密封及电场屏蔽要求。
4.2.2传感器
a)采集气室压力、温度、水分，应选用选用具有4mA~20mA标准输出接口或
RS232/CAN等标准通信接口的传感器；采集分、合闸线圈电流、储能电机电流，宜采用穿芯式电流传感器，推荐采用4mA~20mA标准输出接口。
b)局部放电传感器的配置，应以监测是否存在局部放电缺陷及缺陷是否持续发展
为原则，数量尽可能少。
c)所有传感器的传感准确等级、环境适应性、电磁兼容性等应符合变电站现场环
境要求。
d)传感器应有明显标识，并应有防护措施，兼顾整体美观性。
4.2.3智能组件
高压开关设备智能组件应实现常规开关设备就地控制柜的报警、指示、控制、端子排等功能。
智能组件内IED功能应进行优化集成。当具备条件时，测量IED和监测主IED合并为一个IED；仅一个监测IED时，应兼监测主IED功能；开关设备控制器集成选相操动功能。
3
一个开关设备间隔一般设置一个智能控制柜（智能组件柜）。
高压开关设备智能控制柜内各IED、有源传感器、网络通信设备应由站用直流电源供电，配独立开关，并设置电源总开关，开关之间应有合理的级差配合。
高压开关设备智能控制柜应可运行于温度-40℃~+45℃、日照强度1120W/m2、相对湿度5%~95%的大气环境。高压开关设备智能控制柜宜采用双层隔热和通风设计，柜内温度应控制在-25℃~+55℃，并有防凝露措施。
安装于室内或遮蔽场所的高压开关设备智能控制柜或独立安装的IED机箱，防护等级应不低于IP20；安装于室外的高压开关设备智能控制柜或独立安装的IED的机箱，防护等级不低于IP54。
高压开关设备智能组件的环境耐受性能、电磁兼容性能应能适应变电站运行环境，平均无故障时间应不小80000小时。
4.2.4配置
表2 高压开关设备IED配置建议[1]
序号IED 110kV 220kV 500kV 750kV
1 测量IED √√√√
2 开关设备控制器（智能终端）√√√√
3 监测主IED √√√√
4 机械状态监测IED √[2]√[2]√[2]
5 局部放电监测IED √[3]√[3]
[1]√：可采用；×：暂不可采用
[2]监测项目可根据工程需要增减
[3]一般仅适用于GIS
4.3互感器
互感器技术应符合相关技术标准。
互感器应集成安装于变压器出线套管、罐式断路器出线套管、GIS/HGIS设备。对于电子式互感器，还应与瓷柱式断路器、敞开式隔离开关集成安装，以节约占地，降低绝缘事故风险。
4.4避雷器
220kV及以上电压等级避雷器可配置泄漏电流和动作次数监测功能，当配置该功能时，传感器应采用穿心式，且其安装应不延长避雷器的接地线长度、不降低避雷器接地线的通流能力，可设置独立IED。
5试验
5.1试验的一般要求
一次设备试验包括型式试验、出厂试验、交接试验三类。
型式试验应由制造商委托具有质量检测资质的单位完成；出厂试验应由一次设备制造商在制造厂完成；交接试验在现场由变电站建设单位完成。
一次设备供方应对所供一次设备的交接试验负责，并承担现场全站调试的配合责任。
5.2变压器试验
变压器应进行的型式试验、出厂试验和交接试验项目如表3所示，其中智能组件通信网络试验互操作需求如表4所示；变压器本体试验中与常规变压器要求不同部分见如表5所示。
变压器整体联调试验应在如下状态下进行：变压器本体、传感器、智能组件按实际运行状态组合在一起，智能组件与模拟站控层设备连接在一起，变压器本体受控组（部）件、传感器、智能组件、网络通信设备以及模拟站控层设备处于正常工作状态。
表3 变压器试验项目及分类
序号试验
对象
检验项目
型式
试验
出厂试验交接试验
1
变压器
整体外观与结构检查√√√
2 变压器常规试验[见表5] √√√
3 智能变压器整体试验√整体联调
试验
整体联调
试验
4 传感器商用传感器传感准确等级试验√√√
5
柜内
IED IED机箱防护等级试验√
6 测量不确定度试验（IED测量、监
测IED及承担监测功能的控制IED）
√
正常大
气条件
正常大
气条件
7 控制IED控制功能检测√正常大
气条件
正常大
气条件
8 绝缘电阻试验√√√
9 工频电压耐受试验√
10 雷电冲击电压耐受试验√
11 电磁兼容性试验√
12 环境耐受试验√
13 机械性能试验√
14
智能
组件柜体电磁屏蔽性能试验√
15 柜内温度控制性能试验√
16 柜内电源开关级差配合试验√
17 柜体防护等级试验√
18 智能组件通信网络试验[见表4] √
19 智能组件连续通电试验√√
5
表4 变压器互操作试验需求表
互操作性试验冷却装
置控制
IED
有载分
接开关
控制
IED
监测主
IED
局部放
电监测
IED
油中溶
解气体
检测IED
绕组温
度监测
IED
测控
装置
站控
层设
备
测量IED √√√√√√
冷却装置控制IED √√√√
有载分接开关控制
IED
√√监测主IED √√√√局部放电监测IED √
油中溶解气体监测
IED
√
表5 智能变压器本体试验（与常规变压器要求不同部分）
序号变压器试验项目附加技术要求
1 油箱密封试验与本体连通的传感器机械接口密封良好
2 局部放电试验局部放电监IED数据采集、信息流正常，性能符合要求
3 雷电冲击试验所有IED工作正常
4
有载分接开关试验有载分接开关控制IED控制功能、控制反馈、监测功能正常，性能符合要求
5 风扇和油泵电机功
耗测量
冷却装置控制IED数据采集、信息流正常，性能符合要求
6
温升试验测量IED、绕组温度监测IED数据采集正常，信息流正常、性能符合要求
5.3高压开关设备试验
高压开关设备应进行的型式试验、出厂试验和交接试验项目如表6所示，其中智能组件通信网络试验互操作需求如表7所示；高压开关设备本体试验中与常规高压开关设备要求不同部分见如表8所示。
高压开关设备整体联调试验应在如下状态下进行：高压开关设备本体、传感器、智能组件按实际运行状态组合在一起，智能组件与模拟站控层设备连接在一起，高压开关设备储能系统、操动机构、传感器、智能组件、网络通信设备以及模拟站控层设备处于正常工作状态。
表6 高压开关设备试验项目及分类
序号检验对
象
检验项目
型式
试验
出厂
试验
交接
试验
1
开关设
备整体外观与结构检查√√√
2 高压开关设备常规试验[见表5] √√√
3 智能高压开关设备整体试验√整体联整体联
调试验调试验
4
传感器商用传感器传感准确等级试验√√√
5 位移传感器机械寿命试验√
6
柜内
IED IED机箱防护等级试验√
正常大
气条件
正常大
气条件
7 测量不确定度试验（IED测量、监测IED）√正常大
气条件
正常大
气条件
8 控制IED控制功能检测√√√
9 绝缘电阻试验√
10 工频电压耐受试验√
11 雷电冲击电压耐受试验√
12 电磁兼容性试验√
13 环境耐受试验√
14
智能
组件柜体电磁屏蔽性能试验√
15 柜内温度控制性能试验√
16 柜内电源开关级差配合试验√
17 柜体防护等级试验√
18 智能组件通信网络试验[见表7] √
19 智能组件连续通电试验√
20 柜体电磁屏蔽性能试验√√
表7 高压开关设备互操作性试验需求表
互操作性试验测量IED 监测主
IED
局部放电
监测IED
机械状
态IED
合并单
元
测控装
置
站控层
设备
继电保
护装置
开关设备控制器√√√√测量IED √√√√
监测主IED √√√
机械状态IED √
测控装置√
表8 高压开关设备本体试验（与常规开关要求不同部分）
序
号
本体试验项目技术要求
1 密封试验与本体连通的传感器机械接口密封良好，整体密封性符合要求
2 局部放电试验局部放电监IED数据采集、信息流正常，性能符合要求
3 雷电冲击试验所有IED工作正常
4 机械特性试验机械状态监测IED数据采集、信息流正常，性能符合要求
5 机械寿命位移传感器寿命不少于1000次
7
智能变电站功率振荡解列装置通用技术规范（范本）
本规范对应的专用技术规范目录 智能变电站功率振荡解列装置采购标准 技术规范（范本）使用说明 1、本标准技术规范（范本）分为通用部分、专用部分。 2、项目单位根据需求选择所需设备的技术规范（范本），通用技术规范（范本）部分条款及专用技术规范（范本）部分固化的参数原则上不能更改。 3、项目单位应按实际要求填写“项目需求部分” 。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“项目单位技术差异表”并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与
辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会： ①改动通用部分条款及专用部分固化的参数； ②项目单位要求值超出标准技术参数值； ③需要修正污秽、温度、海拔等条件。 经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表” ，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。 4、对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。 5、技术规范（范本）的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。 6、投标人逐项响应专用技术规范（范本）部分中“ 1 标准技术参数表”、“ 2 项目需求部分”和“ 3 投标人响应部分”三部分相应内容。填写投标人响应部分，应严格按招标文件专用技术规范（范本）部分的“招标人要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。 7、一次设备的型式、电气主接线和一次系统情况对二次设备的配置和功能要求影 响较大，应在专用部分中详细说明
电力通讯在电网智能化中的应用分析 电力通讯技术是电网智能化的运行的可靠保障，电网的智能化需要电力通讯的支持。在我国经济快速发展的大环境下，科技发展也呈现出突飞猛进的态势，这为电力通讯事业带来广阔空间和机遇的同时，也使其面临着巨大挑战。在这样的背景下，本文主要分析了电力通讯在电网智能化中的应用相关内容，希望能够提供参考价值。 标签：电力通讯;电网智能化;应用 1电力通讯的概述 电力通讯是由传输系统和终端设备构成的。电力通讯系统能够保障电力系统的安全性和稳定性。在输电、变电和配电的过程中，电力通讯的作用日益突出。较好的电力通讯技术尤其是光缆技术的成熟能够给ATM＼DDN等通訊行业带来稳定的发展。电网智能化与电力通讯密不可分，相互的促进彼此的发展。 2电网智能化对电力通讯的发展要求 2.1统一规划 电力通讯是一种多元化的平台，在电网智能化方面作用突出。创建科学的、系统的、合理的智能化电网时，电力通讯可以作为通信的重要通道。电力通讯系统也是智能电网的重要组成部分。在这种情况下，电网的智能化构建和电力通讯系统的构建要进行统一的规划。电力通信具有开放性的特点，在构建电力通信平台的时候要参照智能电网的建设标准，使智能电网的设备信息传送得以互通。 2.2智能电网的保密性 智能电网具有保密性的功能，可以抵御外来的攻击。拥有这样的特点，电力通讯的可靠性增强，使电网的智能化运行在安全方面的得到保障。电力通信涉及到电网的方方面面，这就要求对电网数据进行获取和保护。 3通讯系统在电网智能化中的应用分析 3.1配电方面的应用 配电是智能电网运行过程中的重要一环，智能配电的实现，离不开高效、科学、灵活、可靠的智能电网构造。在配电网中应用电力通讯技术，可以有效保障电网系统运行的安全性和可靠性，确保当智能电网出现故障时可以进行自我修复，同时修复渗透性较高的储能元件。与此同时，电力通讯系统在配电过程中，还可以起到监测电源质量、接人储能系统，实现配电自动化管理的功能，从而实现电力系统高质量、高效率的配电。目前，配电网在运用电力通讯技术时，主要
基于智能变电站的调试流程及方法探讨 发表时间：2017-07-17T15:36:08.923Z 来源：《电力设备》2017年第8期作者：温治超 [导读] 摘要：随智能电网是电力工业将来的发展方向，在智能电网规划的推动下，智能变电站建设已逐渐成为新建变电站的主流。 （国网辽宁省电力有限公司盘锦供电公司辽宁盘锦 124010） 摘要：随智能电网是电力工业将来的发展方向，在智能电网规划的推动下，智能变电站建设已逐渐成为新建变电站的主流。因此，本文对智能变电站的调试流程以及相关调试方法进行了探讨，并指出其中的难点。 关键词：智能变电站；调试流程；方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。 2.3现阶段智能变电站调试流程 2.3.1出厂调试。出厂调试阶段是相对应于标准调试工作流程中的系统测试、组态配置、动模试验阶段，主要在设备即将出厂强在厂区或者设备使用商制定的地点进行。在这个阶段，调试的主要内容包括验证和完善SCD文件，确保二次系统构造正确，以及完成构建全站网络配置工作。这些工作由设计单位、调试单位和系统集成商共同完成。出厂调试时应该建设与现场安装调试相一致的二次系统网络，所有设备的调试流程与现场安装调试相一致。 2.3.2现场调试。现场调试阶段是标准调试流程中的调试与投产实验阶段，一般在变电站安装现场进行。调试工作在现场进行，主要是与设备安装相结合，这样可以检查设备是否完整的到达安装现场，完成出出厂阶段遗留的内容，另一方面可以对设备安装的二次光纤、电气回路进行检查，并进行传动试验、网络性能测试等难以在出厂调试阶段进行的项目。这个阶段需要进行全站网络配置和检查、单间隔和跨间隔传动试验、现场SCD文件配置和下装、站域控制保护功能检查、网络记录和故障录波系统检查、一次通流通压检查直至带负荷检查。因此现场调试是调试工作最密集的阶段。 三、智能变电站调试方法及工具 3.1智能变电站调试方法 在智能变电站中，一个间隔只有在保控装置、智能终端和合并单元同时接入的时候才能实现其完整的保护控制功能，因此调试应当把组成“间隔”的二次设备当做一个整体进行，可以灵活采用以下方式进行智能变电站继电保护试验：（1）采用数字继电保护测试仪进行继电保护装置的检验，保护设备和数字继电保护测试仪之间采用光纤点对点连接，通过光纤传送采样值和跳合闸信号；（2）针对采用常规互感器的整间隔调试，采用传统继电保护测试仪进行继电保护设备的检验。保护设备通过点对点光纤连接合并单元和智能终端，合并单元和智能终端通过电缆连接传统继电保护测试仪。 3.2智能变电站调试工具 根据具体的测试内容，按照在智能变电站调试中的重要性，建议配置以下仪器仪表：①基本配置：常规继保测试仪、光数字式继电保护测试仪、光电转换器。②调试合并单元应配置：电子式互感器综合校验仪。③建议配置：便携式录波及网络记录分析仪、模拟断路器、光源和光功率计。 四、智能变电站调试的技术难点 4.1虚端子联接检查 设计院根据各智能设备的ICD文件编制了虚端子表，规定了虚端子的联接，系统集成商根据虚端子表的描述来编译SCD文件。虚端子联接表相当于常规站的二次回路图纸，尤其是保护IED之间的虚端子联接十分重要，如果连错，正常的保护配合关系有可能不能实现，或者
关于智能变电站的二次设备调试与检修牛振华 发表时间：2019-10-16T14:52:44.590Z 来源：《电力设备》2019年第11期作者：牛振华姚俊[导读] 摘要：现阶段，随着我国城市化建设步伐的加快，传统变电站已经不能满足当今社会的发展。（国网朔州供电公司山西省朔州市 036002）摘要：现阶段，随着我国城市化建设步伐的加快，传统变电站已经不能满足当今社会的发展。因此，电气设备进入了不断更新的重要阶段，逐渐向智能化、网络化、科技化方向发展。智能变电站具有自我监控、信息共享、传感监测的功能，可以使各种基础设施形成一个庞大的电网系统，时刻监测这些电气设备的运行情况，降低成本投入，减少检修养护工作，提高电气设备的运行效率。另外，智能变电站 具有继电保护作用，确保电气设备使用的安全性和可靠性，已经在我国大部分地区广泛应用，而且取得了良好的使用效益。关键词：智能变电站；二次设备；调试；检修引言电已经成为人们衣食住行的一部分，也是国民经济发展的基础产业。智能化变电站在硬件方面具有设备功能集成化、扩展方便、接口规范和安装模块化的特点，软件方面具有通信可靠、信息共享、控制灵活和网络一体化等特点。在智能化变电站电气设备安装中，要加强对主变压器、断路器、室外高压隔离开关以及无功补偿装置的安装。在电气设备调试环节中，要重视对保护装置、启动调试、断路器的调试。 1研究智能变电站二次设备调试与检修的现实意义智能变电站就就是通过继承、环保、稳定、可靠的各项智能设备的应用，她难过一次设备掺量数字化、规范化、标准化等各项信息平台，自主的完成对各项信息内容的筹集、测量、计算、调控等各项工作。从我国电力行业的整体发展情况来看，智能变电站近几年的应用越来越广泛，在该背景下，为了使智能变电站的作用能够得到合理发挥，应当做好二次设备的调试与检修作业。做好对二次设备的调试与检修，可以确保智能变电站中应用的各项二次设备的性能都可以满足应用标准，进而实现对一次设备的合理检查，测量，控制，保护，调节，从而保证智能变电站运行的稳定性，从而为人们提供稳定的电能，满足人们的生活和生产需求。 2智能变电站二次设备的调试对于智能变电站二次系统，其主要具有很强的系统集成化、信息交换标准化特色，智能变电站二次系统的结构十分紧凑，站内与控制中心可以进行无缝通信，在采集设备状态特征时，没有盲区，能保证系统维护、配置的简单。同时智能变电站二次系统还具有控制自动化与保护控制协同化的特点，其电流、电压的采集可以通过数字化完成，能对各种数据信息进行高度集成，整合优化了以往的分散二次系统，实现了通信、数据共享。在实际中，开展智能变电站二次设备调试时，应该重点从以下几个方面进行：（1）智能二次设备测试仪，在智能变电站二次设备中，保护测控装置的输入数据接口转变成新的数据化接口，所以，在进行调试时，要利用数字化光电测试仪进行。就目前而言，常用的数字式光电测试仪有omicron公司提供的数字信号新型测试设备、模拟信号测试设备、模拟信号联合数字信号转换的设备检测方式。（2）继电保护装置功能测试，其测试内容主要有采样功能、精度、各种保护逻辑、动作时间、定值、动作报告标准化、软硬压板、对时功能等。（3）测控装置功能测试，其测试的主要内容有收发GOOSE报文、采样功能及精度、同期合闸功能、间隔五防闭锁逻辑功能、记录程序版本等。（4）合并单元功能测试，其测试内容主要有采样精度、合并单元输出幅值及角度误差、同步精度、守时精度、采样值输出、报文实时、电压切换功能、电压并列功能、检修试验、合并单元自诊断功能等。（5）智能终端功能测试，其主要测试内容有动作时间、智能终端执行控制、智能终端发送开关量、智能终端上送遥测量测试、功率消耗、验证报警、GOOSE开关量延时等。 3智能化变电站电气设备的安装问题 3.1人为因素智能变电站电气设备的安装直接影响电力系统的使用寿命，所以相关工作人员安装前需要经过专业培训，提高专业知识和技能、丰富工作经验、提升综合素质，全面了解电气设备的安装事项，做好安全指导工作，保证智能化变电站电气设备安装的可靠性和稳定性。 3.2其他因素一是施工材料问题。材料在购买和入库时没有经过严格的监测和审核，导致一些使用性能不合格的材料运用到智能化变电站系统中。二是设计图纸和安装程序问些问题都会导致智能化变电站出现运行故障。 4智能变电站二次设备的检修在实际中，开展智能变电站二次设备检修活动时，应该严格的按照相关运行程序进行，避免因为程序出现漏洞从而造成了检测结果不准确，影响到检修工作质量的情况。一般情况下，进行智能变电站二次设备检修工作时，要结合设备的当前状态，实施故障分类，要针对存在故障、潜存故障、正常运行设备采用不同的检修方式，从而保证检修活动的顺利进行。此外，在进行智能变电站二次设备检修工作时，还需要结合设备的工作性质，分类进行设备故障修理工作，如将需要停电修理的故障划分成一类，将需要更换零件的设备划分成一类，实现高效率维修活动。在进行智能变电站二次设备故障处理时，对于保护装置故障，需要及时找出故障原因，并退出保护出口软压板，将检修压板装入装置中，重新启动，如果保护装置恢复正常，则保护装置是跳至跳闸状态，如果重新启动后，装置没有恢复，需要结合检修单位的指令进行保护装置运行方式调整、维护。在具体工作中，可以从以下两个角度分析智能变电站二次设备检修工作：（1）从有关MU合并器装置的检修角度看，变电站交流信号源输出的模拟电流、电压信号指标会表现出一致性相位状态，在此条件下，MU合并器可以接受电子互感器装置正常运行下的电流、电压信号，同时这些电流、电压信号会通过汇通GPS信号方式，进行信号同步传递。在实际中，可以立足于信号同步的角度，比较信号相位，从而判断出信号同步执行情况的可靠性。（2）从有关电子互感器采集器装置检修角度看，智能变电站在正常运行下，采样器获取的采样值数据很容易受到电子互感器装置差动保护性能的影响，由于一般情况下的电流互感器装置对应的变比指标、极性指标处于既定状态，对于其互感器装置的检修，可以利用专门的仪器进行测试。在智能变电站中，电子互感器装置的电力极性指标十分灵活，可以在MU合并器装置中进行灵活调整，需要注意的是，MU合并器装置对互感器电流极性调整必然会对后期的二次设备检修作业带来极大的影响，所以在事前必须事先制定相应的调整规范。同时在二次设备停电检修工作中，还可以利用一次加流的方法，对电子式互感器装置变比指标进行有效检查，当二次电流的方向和潮流方向表现出相互一致，那么就代表了极性端为线路侧位置。 结语
智能变电站基础知识 一、单项选择题 1. 合并单元是（）的关键设备。 （A）站控层；（B）网络层；（C）间隔层；（D）过程层 答案：D 2. 智能终端是（）的关键设备。 （A）站控层；（B）网络层；（C）间隔层；（D）过程层 答案：D 3. 从结构上讲，智能变电站可分为站控层设备、间隔层设备、过程层设备、站控层网络和过程层网络，即“三层两网”。（）跨两个网络。 （A）站控层设备；（B）间隔层设备；（C）过程层设备；（D）过程层交换机 答案：B 4. 智能变电站中交流电流、交流电压数字量经过（）传送至保护和测控装置。 （A）合并单元；（B）智能终端；（C）故障录波装置；（D）电能量采集装置 答案：A 5. 避雷器在线监测内容包括（）。 （A）避雷器残压；（B）泄漏电流；（C）动作电流；（D）动作电压
答案：B 6. 智能变电站中（）及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。 （A）35 kV；（B）110kV；（C）220kV；（D）500 kV 答案：C 7. 继电保护设备与本间隔智能终端之间通信应采用（）通信方式。 （A）SV点对点；（B）GOOSE点对点；（C）SV网络；（D）GOOSE网络 答案：B 8. 继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用（）传输方式。 （A）SV点对点；（B）GOOSE点对点；（C）SV网络；（D）GOOSE网络 答案：D 9. 智能变电站中双重化配置的两套保护的跳闸回路应与两个（）分别一一对应。（A）合并单元；（B）智能终端；（C）电子式互感器；（D）过程层交换机 答案：B 10. 智能终端放置在（）中。 （A）断路器本体；（B）保护屏；（C）端子箱；（D）智能控制柜 答案：D
Q / GDW 212 — 2008 ICS 29.240 国家电网公司企业标准 Q / GDW 426 — 2010 智能变电站合并单元技术规范 The technical specification for merging unit in Smart Substation 2010-××-××发布 2010-××-××实施 国家电网公司发布 Q/GDW Q / GDW 426 — 2010 I 目次 前言···································································································································································II 1 范围·····························································································································································1 2 引用标准······················································································································································1 3 基本技术条件··············································································································································1 4 主要性能要求·········································································································
智能变电站二次系统试验方法综述 发表时间：2016-10-14T14:59:40.457Z 来源：《电力设备》2016年第14期作者：夏磊 [导读] 近年来，智能变电站二次系统试验方法得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。 （泰州供电公司） 摘要：近年来，智能变电站二次系统试验方法得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。本文首先对相关内容做了概述，分析了传统变电站二次系统中的缺陷及不足，并结合相关实践经验，分别从智能变电站二次系统试验流程、试验重点及难点等多个角度与环节，就智能变电站二次系统试验方法展开了研究，阐述了个人对此的几点看法与认识。 关键词：智能变电站；二次系统；试验方法； 1前言 二次系统作为智能变电站应用中的重要方面，二次系统试验方法的关键地位不言而喻。该项课题的研究，将会更好地提升对智能变电站二次系统试验方法的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步优化该项工作的最终整体效果。 2智能变电站概述 智能电网运行的合理性离不开智能变电站的支持，在研究智能变电站过程中需要注重对二次系统的分析，加强对二次系统运行过程中存在的问题进行深入研究，从而确保二次系统运行的可靠性。 在网络通信平台的支持下，智能变电站通过先进的智能设备对一次设备进信息采集、保护、监测、控制。同时，依据智能变电站运行的具体情况，丰富智能变电站的应用功能。例如，自动控制、智能调节、动态决策等 [1]。 智能变电站与常规变电站相比，其中二次系统在对数据的采集、传输、集成等多个方面在本质上都发生了较大变化，不仅增加了检修难度，而且在对系统进行扩建过程中也增加了安全风险。智能变电站的二次回路不再全部通过二次电缆进行功能控制，而是运用光纤通讯手段来实现相应功能，其信息化强，数字化明显，拥有传统变电站所不具备的优势，但是新技术的产生，致使传统的试验方法已经远远不能满足需求，研制新的试验设备、开辟新的试验方法是我们解决问题的方向。本文以智能变电站二次系统作为研究对象，分析讨论了智能变电站二次系统的试验流程、试验重点和难点，为科学学者进一步进行试验工作提供了借鉴经验，并希望智能变电站二次系统试验技术早日完善。 3智能变电站二次系统试验流程 智能变电站二次系统的试验流程主要包括以下几个步骤：第一步是出厂验收，主要针对设备的硬件、功能、可靠性和性能进行检查试验，验收的过程通常在集成商处进行，验收之前设备要符合相应的验收标准：设备的系统集成和软件开发都是在工厂环境下完成的，符合配置要求；集成商提供被测试的设备并模拟出测试环境，其中相关资料的编写工作也有集成商完成。如果是二次设备供应商，其技术规范要达到对应标准。第二步是现场对所有二次设备进行性能和功能测试，其中包括交换机收发功率测试、测控装置的同期功能测试以及保护装置的定值校验等。值得注意的是，调试过程需在所有二次电缆完成接线及光缆熔接后进行。第三步是全站二次系统功能调试，通过系统联调实现数据的共享，在调试过程中还需进行远动通信系统调试和站级监控系统调试。最后一步是启动调试，经过上述功能调试后，整组传动正确，开始进行实际工作的检验，主要测试带电工作情况，但是，碍于条件限制，一般对保护装置在二次侧进行加量试验，以确认相量的准确性[2]。 4试验重点 智能变电站二次系统的试验范畴很广，所以本文主要涉及一些重点试验来介绍，其中包括出场验收、二次设备功能调试、全站二次系统功能调试以及启动调试的试验手段和相关内容，重点分析一些与常规变电站不同的试验内容。 4.1出厂验收 集成后的智能变电站二次系统作为二次系统出厂验收试验的对象，其重要组成部分有测控装置、保护装置、监测一体化装置、网络设备、远动通信单元以及智能终端等，出场验收包括设备系统的安全可靠性、稳定性、硬件质量、功能测试和性能指标等一系列标准。 4.2二次设备功能调试 二次设备功能调试之前，要对二次电缆的连接以及通信网络情况进行检测，以确保其正确性。然后进行整组传动、通流及升压，以确保二次系统的正常运作。进行保护装置的动作模拟，对设备的智能终端和保护出口进行检验；二次设备功能调试还包括远动通信单元相关功能测试以及站级监控系统相关功能，并与调度主站进行联调。 4.3全站二次系统功能调试 全站二次系统功能调试对于智能变电站二次系统意义重大，所以对其性能的要求更加严格。全站二次系统功能调试能够最大程度的模拟实际的工作环境，所以其检验结果具有重要参考价值，检测的内容有：遥信变位传送时间、遥控命令传输执行时间、遥测超越定值传输时间、保护整组动作时间、采样延时及同步性和主备机切换时间等。 4.4启动调试 智能变电站的二次系统的启动调试进行的是相量检测，一般通过保护装置本身的测量模块，以确认相量的准确性。 5试验的难点 5.1采样同步性测试 由于智能变电站对数据源同步精度很高，所以对于一些变电站内的方向距离保护、变压器保护、母线保护以及测控装置来说，需要采用一些特殊的方式进行试验。为保证数据精度，智能变电站对于不同装置采用区域采样点插值同步法和全站时钟源同步法。所以，进行采样同步性测试就显得格外重要，而现场同步性测试得主要目的就是确保二次设备数据采集的同步性[3]。 5.2网络性能测试 网络性能测试是智能变电站最重要的测试内容之一，其检验标标准有丢包率、时延、以及吞吐量。吞吐量反映了交换设备的数据包转
智能变电站的调试流程及方法 一、智能变电站 智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。 这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。 二、智能变电站调试流程 2.1变电站调试流程简述 变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。 2.2智能变电站调试流程 按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现
场调试→投产试验。 2.2.1组态配置。组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。 2.2.2系统测试。系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。 2.2.3系统动模。系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。 2.2.4现场调试。现场调试是为了确保系统和设备现场安装连接和功能的正确性而进行的实验。现场调试实验包括回路、通信链路检验及传动试验。同时，设备辅助系统的调试也在现场调试阶段进行。 2.2.5投产试验。投产实验是设备在安装投入使用中用一次电流及工作电压进行检验和判定的试验。投产试验包括一次设备启动试验、核相与带负荷检查。
智能电网实训室建设项目研究报告
220kV智能化变电站继电保护实验室建设可行性研究报告 新疆电力公司 2012年8月
220kV智能化变电站继电保护实验室建设——研究报告 目录 一、项目概况 4 1.国内外研究水平综述 (4) 1.1与项目研究内容紧密相关的技术发 展历史的简要回顾 (4) 1.2国内外研究水平的现状和发展趋势 (4) 1.3介绍国内外研究机构对本项目的研 究情况 (5) 2.国内外研究水平综述 (6) 2.1与项目研究内容紧密相关的实际生 产力水平和今后的发展方向 (6) 2.2项目成果对该现状和技术发展的作 用 (6) 二、项目研究的理论与实践依据 7 1
220kV智能化变电站继电保护实验室建设——研究报告 1.项目研究内容的原理简述 (7) 2.项目研究的关键和难点 (8) 三、项目研究内容与实施方案 10 1.项目研究内容 (10) 2.理论研究步骤 (11) 3.理论研究和试验内容与项目总目标 的因果关系 (12) 4.主要研究及培训项目 (13) 四、技术原理 14 1.模型检测 (14) 2.IEC61850通信测试 2
220kV智能化变电站继电保护实验室建设——研究报告 (15) 3.IEC61850服务器端通信服务模拟 (16) 4.IEC61850通信记录分析 (17) 五、项目完成情况 19 六、资金使用情况（资金预算不确定） 20 七、实训室主要特点和创新 20 八、效益分析 22 九、成果应用和推广的途径 22 十、项目推广前景和价值 24 3
220kV智能化变电站继电保护实验室建设——研究报告 一、项目概况 1.国内外研究水平综述 1.1与项目研究内容紧密相关的技术发展历史的简要回顾 近几年，智能变电站的建设主要是试点工程，重点研究新技术及新设备的工程化应用，发现了很多工程实施方面的问题，为以后的推广应用积累了很多宝贵的经验。这些问题主要体现在智能变电站新技术及新设备的工程应用中，缺乏适用的测试和运行维护方面的规范，以及相应的测试方法、设备，无法有效保证设计、工程实施、运行维护等环节的正确性，难于提高智能变电站的建设效率。 1.2国内外研究水平的现状和发展趋势 在智能变电站二次设备建模方面，各厂家在建模的一些细节上以及扩展原则方面存在差异，或存在不规范情况，也未根据最新的IEC 61850国际规范进行修订。在一致性测试方面，国内外都意识到单纯模型和服务的一致性测试无法保证设备的互操作性，所以正在研究和制定基于功能集成的一致性测试规范，但还没有涉及系统级性能方面的测试。 4
《智能变电站运行管理规范》（最新版） 为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。 目录 1 总则 2 引用标准 3 术语 4 管理职责 4.1 管理部门职责 4.2 运检单位职责 5 运行管理 5.1 巡视管理 5.2 定期切换、试验制度 5.3 倒闸操作管理 5.4 防误管理 5.5 异常及事故处理 6 设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7 智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8 资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9 培训管理 9.1 管理要求 9.2 培训内容及要求 1 总则 1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。 1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。 1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。 1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设
备的运行管理参照执行。 1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。 2 引用标准 Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》 Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW394 《330kV～750kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》及编制说明 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》 Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》 Q/GDW640 《110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW6411 《220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW642 《330kV 及以上330～750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》 国家电网安监[2006]904 号《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》 国家电网生[2008]1261 号《无人值守变电站管理规范（试行）》 国家电网科[2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》 国家电网安监[2009]664 号国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》 国家电网生[2006]512 号《变电站运行管理规范》 国家电网生[2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 3 术语 3.1 智能变电站 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。 3.2 智能电子设备 包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。 3.3 智能组件 由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。 可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。 3.4 智能终端 一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对
长征220kV变电站新建工程电气调试方案 编写： 校对： 审核： 中国葛洲坝集团电力有限责任公司试验中心 2012年12月
长征220kV变电站新建工程电气系统调试方案 1 概述 长征220kV变电站位于兴义市威舍镇发哈村，距威舍镇中心直线距离4km,公路距离约8km，距212省道约90m。 电压等级为220kV/110kV/10.5kV：主变最终容量为3X180MVA，本期建设1X180MVA，220kV终期出线6回，本期建设4回；110kV终期出线14回，本期建设5回；10kV不出线，仅作为无功补偿和站用变用；10kV无功补偿装置最终容量为12X7500kvar,本期建设4X7500kvar。 所有电气设备安装结束后按GB50150-2006《电气设备交接试验标准》进行单体试验。特殊试验在行业要求适用范围内按业主要求进行。分部试运指从单体试验结束，经验收合格后至整套启动过程中所进行的控制、保护和测量功能试验。整组启动指完成对整个工程的各种参数的测试和使之处于安全、高效、可靠的运行状态。 2、工作准备 2.1 建立调试班组：组建一个有效、精干和确有技术保障的调试班组，包括高压、继保和仪表三个作业小组以及技术人员若干名，具体人数视设备的类型、数量和工期而定。以下是本公司调试骨干人员资料。
2.1．1调试主要负责人必须具有调试过多个变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程及技术标准，小组负责人也应具有一定的调试经验，能在主要负责人和技术员的指导下进行作业；一般工作人员也应了解电气一、二次设备的基本知识。 2.1.2工作前全体作业人员应对变电站设计图、设计说明书及作业指导书进行学习，使每个作业人员明确各项目的作业程序、分工及具体工作内容。 2.1.3参加调试的人员应通过安全规程的考试，具备一定的安全作业知识。2.1.4熟悉设计图及施工现场的环境，对设备的性能及操作相当了解；试验负责人员要有高度的责任心和相关资格，能独立带领试验人员进行对各项目的调试。 2.2 制定工作技术措施 2.2.1 编制调试作业指导书 2.2.2 作业指导书交底 2.2.3 调试作业必须做好安全围栏、警示标志，认真仔细检查试验接线，防止接线错误或误操作引起设备、人身安全事故。 2.3试验仪器：
保密 XX大学/学院 智能变电站技术应用实验室规划方案
目录 配置表： (2) 一、实验室建设思路 (2) 二、实验室设备构成 (3) 单台配置要求： (3) 实训台参数要求： (4) 合并单元功能要求： (5) 数字化110kV线路保护装置参数要求： (5) 数字化变压器保护装置参数要求： (7) 数字化智能终端参数要求： (10) 数字化智能组件参数要求： (10) 智能网关功能要求： (10) 数字化智能测试仪功能要求： (11) 智能电网录波及网络记录装置功能要求： (12) 智能电网一体化监控信息平台软件： (13) 计算机： .............................................................................................................................................. 错误!未定义书签。 控制台： .............................................................................................................................................. 错误!未定义书签。 三、实验功能 (17)
智能变电站技术应用实验室建设方案 示意图，以实际交货为准 配置表： 序号名称参数数量单位 1 YZVSD-I 智能变电站技术 应用实训台 包含光数字继电保护测 试仪、智能电网录波及 网络记录装置、数字化 继电保护装置、数字化 合并单元、数字化智能 终端、数字化智能组件、 智能网关、智能电网一 体化监控信息平台软 件、计算机。 8 套 一、实验室建设思路 为了实现社会的可持续发展与繁荣，为了改善电力系统的性能和环保，开发智能电网是绝对必要的，可以认为智能电网是历史发展的必然。
Q / GDW212—2008 ICS 29.240 Q/GDW 国家电网公司企业标准 Q / GDW428—2010 智能变电站智能终端技术规范The technical specification for Intelligent terminal in Smart Substation 2010-××-××发布2010-××-××实施 国家电网公司发布
Q / GDW 428 — 2010 目 次 前言.............................................................................................................................. II 1范围 .. (1) 2引用标准 (1) 3基本技术条件 (1) 4主要性能要求 (3) 5安装要求 (4) 6技术服务 (4) 编制说明 (7) I
Q / GDW 428 — 2010 II 前 言 由于现行国家标准、行业标准、企业标准和IEC标准等未统一智能变电站智能组件中的智能终端技 术要求等内容，为使智能变电站智能终端选型、设备采购等工作有所遵循，特编制本标准。 本标准提出的技术性能参数基于国内变电站中智能终端的设计、制造和运行经验。由于智能变电站技术仍处于发展阶段，本技术规范的相关技术原则将随着技术的发展与成熟逐步修订和完善。 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：河南省电力勘测设计院、中国电力工程顾问集团公司、江苏省电力设计院、四川电力设计咨询有限责任公司，四川电力试验研究院、山东电力工程咨询院有限公司。 本规范参与起草单位：浙江省电力设计院、陕西省电力设计院、安徽省电力设计院、国网电力科学研究院、浙江电力试验研究院。 本规范主要起草人：于广耀、戴敏、陈志蓉、曾健、黄晓博、耿建风、王哲、鲁东海、郑旭、李琪林、黄萍、郭宗香、黄国方、阮黎翔、钱锋、宋雪燕、葛斌。
451变电站及自备电厂高压设备试验大纲 一、试验工作范围： 本项目一次电气设备交接试验包括220kV主变试验、220KVSF6断路器试验、电流互感器试验、电容式电压互感器试验、避雷器试验、所用变压器试验、高压开关柜试验、隔离开关试验、绝缘子试验、电容器试验、高压电缆试验、一次拉线试验、接地装置接地电阻试验、电力阻波器试验等。 二、试验依据 1.《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—2006） 2.产品出厂说明书或技术资料中规定的技术参数。 三、试验内容 1.主变压器试验 测量绕组连同套管的直流电阻 测量所有分接头的变压比 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数 检查变压器的单相接线极性 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ 测量绕组连同套管的直流泄露电流 测量铁心接地线引出套管对外壳的绝缘电阻 非纯瓷套管试验 电流互感器试验 测量绕组连同套管的局放试验 绝缘油试验
2.高压开关柜试验 断路器试验 电流互感器试验 电压互感器试验 导电回路直阻 交流耐压试验 3.电流互感器试验 测量绝缘电阻 二次回路交流耐压 检查电流互感器的变流比 检查互感器引出线的极性 电流互感器励磁特性曲线 流互感器一次绕组对地交流耐压电流互感器局放试验 电流互感器介质损耗角 4.电压互感器试验 测量绝缘电阻 测量介质损耗及电容量 测量一次绕组的直流电阻 测量电压互感器的空载电流 检查电压互感器的变压比 二次回路交流耐压 检查互感器引出线的极性 绝缘油试验
电压互感器介质损耗角 5.断路器试验 测量绝缘拉杆的绝缘电阻 测量每相导电回路的电阻 测量断路器的分、合闸时间 测量断路器的分、合闸速度 测量断路器主触头分、合闸同期性 测量断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻 测量断路器内SF6气体的微量水含量 密封性试验 测量断路器的动作电压 测量密度继电器的动作值 断路器的交流耐压试 断路器电容器的试验 断路器操动机构的试验 6.电容式电压互感器 测量绝缘电阻 检查电压互感器的变压比 测量介质损耗及电容量 二次回路交流耐压 7.避雷器试验 测量避雷器及其底座的绝缘电阻 测量氧化锌避雷器直流1mA电流下的直流参考电压测量氧化锌避雷器75%直流参考电压下的泄露电流