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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

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变电站智能终端技术规范

变电站智能终端技术规范

变电站智能终端技术规范1 总则1.1 引言提供设备的厂家、投标企业应具有GB/T19001质量保证体系认证证书，宜具有GB/T24001环境管理体系认证证书和GB/T28001职业健康安全管理体系认证证书及年检记录，宜具有AAA级资信等级证书、重合同守信用企业证书并具备良好的财务状况和商业信誉。

提供的保护装置应在国家或电力行业检验检测机构通过型式试验、和IEC61850的一致性测试。

投标厂商应满足2.4.1中的规定、规范和标准的要求。

招标方在专用技术规范提出的要求投标方也应满足。

中标单位应按买方要求开展相关检验测试。

（注：本批投标设备型式试验和IEC61850的一致性测试报告可在中标后供货前提供。

）1.1.1本技术规范提出了智能终端的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

供方提供的设备应符合《Q/GDW 441-2010智能变电站继电保护技术规范》相关部分的要求。

1.1.2 本技术规范提出的是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方应提供符合本技术规范和工业标准的优质产品。

1.1.3 如果投标方没有以书面形式对本技术规范的条文提出异议，则表示投标方提供的设备完全符合本技术规范的要求；如有异议，应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。

1.1.4 本技术规范所使用的标准如遇与投标方所执行的标准不一致按较高的标准执行。

1.1.5本技术规范经招、投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等效力。

1.2 供方职责- 1 -供方的工作范围将包括下列内容，但不仅仅限于此内容。

1.2.1 提供标书内所有设备及设计说明书及制造方面的说明。

1.2.2 提供国家或电力行业级检验检测机构出具的型式试验报告和IEC61850的一致性测试报告，以便确认供货设备能否满足所有的性能要求。

1.2.3 提供与投标设备版本相符的安装及使用说明书。

基于DLT860标准的继电保护和安全自动装置系资料

基于DLT860标准的继电保护和安全自动装置系资料
15
仪器、仪表
仪器仪表配置
配置以下仪器、仪表：
a)数字化继电保护测试仪，光电转换器，指针式电压、电流表，数字式电压、电流表，钳形电流表，相位表，毫秒计，电桥等；500V、1000V及2500V兆欧表；可记忆示波器；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。
b)调试电子式互感器及合并单元应配置：电子互感器校验仪、标准时钟源、时钟测试仪。
讲点：
（1）继电保护系统的基本结构
（2）继电保护测试系统：三种模式，主要是因为继电保护测试仪的类型不一样。
检验前的准备工作
a)熟悉全站SCD文件和装置的CID文件。
b)掌握采样值报文的格式（每个通道的具体定义），掌握GOOSE报文的格式（虚端子数据集的定义及对应关系）
c)掌握全站网络结构和交换机配置。
GB1414285-2006继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 20840.7-2007电子式电压互感器
GB/T 20840.8-2007电子式电流互感器
GB/T 7261-2008继电保护及安全自动装置基本试验方法
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、输电及配电 运行
DL/T 860变电站通信网络和系统
DL/T 478-2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T 871-2004电力系统继电保护产品动模试验
DL/T5218-2005220～500kV变电所设计技术规程
DL/T 995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程
d)电子互感器模拟仪：可以模拟电子式互感器本体（包括采集器或电气单元）的光纤数字输出，可以接入传统继电保护测试仪的交流模拟量和直流开关量。

高速泵常见故障原因分析与处理措施

高速泵常见故障原因分析与处理措施

0引言高速泵的运行具有扬程高、流量小、运行可靠等特点，性能良好，因此在石化行业的应用广泛，极大降低故障率，具有较强应用价值。

1高速泵的常见故障原因1.1增速箱的故障原因当前，一般应用的高速泵采取一级增速模式，在输入轴的顶端部位，装有定排量的摆线齿轮型油泵，通过增速箱可实现轴驱动。

在增速箱中进水过程中，可能出现供油不足的问题，或者增速箱齿轮故障，造成轴承抱死；在轴承抱死的瞬间，极易出现扭矩剪力，导致增速箱的箱体变形，而此时箱体中的轴承座发生变化，可能出现故障。

1.2机械的密封故障原因如果出现机械密封泄漏量增大现象，可考虑以下几点原因：（1）当高速泵在最小流量状态下运转，可能出现内部沸腾现象，造成密封面的颤动或者震动；（2）密封件或者O形圈等受到化学腐蚀。

在应用高速泵过程中，除了发挥高速泵的本身性能之外，还要做好日常维护与管理工作，如果密封件或者O形圈受到化学腐蚀，则对设备的正常运行及使用寿命产生影响；（3）在密封腔或者密封弹簧一面，出现了固体颗粒，造成密封面的磨损；（4）高速泵密封的转动面出现裂纹或者破碎，主要由于装配不当或者密封摩擦而造成。

1.3汽蚀不上量的故障原因一方面，在离心泵运转过程中，液体的压力从泵入口到叶轮入口位置逐渐下降，在叶片的入口附近，液体压力有所降低。

之后，由于叶轮对液体产生作用，因此液体的压力有所上升。

如果叶轮片的入口附近压力减小，并处于液体输送的温度之下，则会产生饱和蒸汽压力，造成液体的汽化现象。

同时将液体中溶解的气体逸出，产生诸多气泡。

如果气泡随着液体而流入到叶道中，则压力逐渐增高，且外部的液体压力高于汽泡中的汽化压力，那么气泡就会出现再次凝结，溃灭之后产生空穴现象，周围液体向空穴的发展速度加快，液体之间相互撞击，增大局部压力［1］。

另一方面，在生产装置正式开工之前，需要对存储油品的油罐或者高速泵进行扫线；完成扫线工作之后，由于蒸汽聚集在高速泵或者管线中，难以及时排放或者冷凝；那么在排气过程中，泵中的气体可能对高速泵的正常运行产生影响，造成汽蚀。

智能变电站现场调试及试验方法

智能变电站现场调试及试验方法

智能变电站现场调试及试验方法［摘要］智能变电站在信号采集和传输方式上的变革，使得其现场调试和试验方法与常规站有了较大的差异。

从分系统的角度出发探讨了适应智能变电站二次设备的调试要点和方法，对推动智能变电站的建设与发展有积极的指导意义。

［关键词］智能变电站；现场调试；试验；方法1现场调试总体要求智能变电站一次设备本体的调试与试验，可参考常规变电站开展。

根据国网公司“智能变电站自动化系统现场调试导则”要求，自动化系统具体包括：继电保护系统、站内网络系统、计算机监控系统、远动通信系统、全站同步对时系统、网络状态监测系统以及采样值系统等调试内容。

各分系统功能调试工作，应在系统网络恢复并按要求配置完成、智能设备单体调试完成的基础上进行。

智能变电站二次设备的调试与试验，从功能的实现上来看调试方法和传统站基本一致，包括信号对点、单体、整组传动等，主要问题集中在“虚回路”的检测、网络系统的测试、时钟同步系统的测试等方面，与传统变电站调试存在较大差异。

2继电保护系统从保护功能实现上来说，智能继电保护装置的调试和传统保护装置基本一致，与传统变电站保护装置不同之处在于采样值品质位测试、采样值畸变测试、样值传输异常测试和修状态测试。

2．1采样值品质位测试（1）调试要点及要求。

采样值品质位无效标识在指定时间范围内的累计数量或无效频率超过保护允许范围，相关的保护功能应瞬时可靠闭锁，与该异常无关的保护功能应正常投入，采样值恢复正常后，被闭锁的保护功能应及时开放。

（2）调试方法。

通过数字继电保护测试仪按不同的频率将采样值中部分数据品质位设置为无效，模拟mu发送采样值出现品质位无效的情况。

2．2采样值畸变测试（1）调试要点及要求。

电子式互感器双a/d采样数据中，一路采样值畸变时，相关保护应闭锁。

（2）调试方法。

通过数字继电保护测试仪模拟电子式互感器双a/d中保护采样值部分数据进行畸变放大，畸变数值大于保护动作定值，同时品质位有效，模拟一路采样值出现数据畸变的情况。

Q／GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及概要

Q／GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及概要

Q / GDW 212 — 2008ICS 29.240国家电网公司企业标准 Q / GDW 428 — 2010智能变电站智能终端技术规范The technical specification for Intelligent terminal in Smart Substation2010-××-××发布2010-××-××实施国家电网公司发布Q/GDWQ / GDW 428 — 2010I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)Q / GDW 428 — 2010II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。

Q／GDW_Z_410-2010《高压设备智能化技术导则》 及编制说明_V17

Q／GDW_Z_410-2010《高压设备智能化技术导则》 及编制说明_V17
本指导性技术文件附录A为规范性附录，附录B、C为资料性附录。 本指导性技术文件由国家电网公司智能电网部提出并负责解释。 本指导性技术文件由国家电网公司科技部归口。 本指导性技术文件主要起草单位：中国电力科学研究院。 本指导性技术文件主要起草人：刘有为、吴立远、邓彦国、李刚、苏瑞、周泽昕、万博、王冬青。
4.1 基本技术特征········································································································· 2 4.2 智能化高压设备的组成架构 ······················································································ 3 4.3 智能组件的组成架构及要求 ······················································································ 3 4.4 智能组件的通信要求································································································ 4 4.5 传感器接入/植入技术要求························································································· 4 4.6 利用接地引线进行监测的技术要求 ············································································· 5 5 智能化高压设备技术要求 ······························································································· 5 5.1 油浸式电力变压器··································································································· 5 5.2 断路器及高压组合电器····························································································· 8 5.3 其它高压设备的智能化原则和要求 ··········································································· 11 5.4 设备状态的综合分析要求························································································ 11 6 智能化高压设备的试验或监测、调试、验收 ····································································· 11 6.1 智能化高压设备的试验或监测 ················································································· 11 6.2 智能化高压设备的调试··························································································· 11 6.3 智能化高压设备的验收 ··························································································· 11 附录 A（规范性附录） 智能组件供电方案 ··········································································· 12 附录 B（资料性附录） 高压设备智能化示意图 ····································································· 13 附录 C（资料性附录） 部分词语说明 ················································································· 15 编制说明······················································································································· 16

智能变电站自动化系统现场检验

智能变电站自动化系统现场检验摘要：随着科技的进步和发展,智能电网也在如火如荼的建设中,智能变电站是智能电网的重要组成部分,其设备的检修工作对于确保智能变电站的安全和稳定运行意义重大。

智能变电站的建设和发展,产生了与之相应的二次设备状态检修方法,状态检修方法能够克服传统的定期检修方式存在的不足,能够有效的提高智能变电站的运行和维护水平。

关键词：智能变电站；检验；网络；一、站内网络交换机系统检验智能变电站自动化系统网络在功能逻辑上分为站控层、间隔层、过程层，这三个层级之间通过分层、分布、开放式的网络系统相连，即连接站控层设备和间隔层设备的站控层网络，连接间隔层设备和过程层设备的间隔层网络：校验范围是站内网络系统，主要包括站控层和间隔层网络的通信介质（光纤、网线等）、通信接口、网络交换机、路由器等。

设备安装调试结束后应满足以下各项技术要求：网络设备应是模块化的、标准化的、插件式结构；插件应接触可靠、便于更新和维修，应该可以带电操作；其他模块的整体功能不应该受到单一模块故障的影响。

装置的电源部分应该满足工业级产品的一般要求，电源部分的接口应该有保护元件；过程层光纤交换机及站控层以太网交换机均可以采用自然散热（无风扇）方式；单个交换机平均故障间隔时间MTBF≥200000小时；交换机应具有完善的自诊断功能，并能以报文方式输出装置本身的自检信息，与变电站自动化系统状态监测接口；当交换机用于传输 SMV或GOOSE等可靠性要求较高的信息时应采用光接口，当交换机用于传输MMS 等信息时应采用电接口；网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线、光纤，通向户外的网络通信介质必须采用铠装光缆，所有户内或户外光缆禁止使用塑料光缆；所有光缆、通讯缆的材质、阻燃、屏蔽及绝缘应符合电力系统DL/T5136-2001《火电厂、变电所二次接线设计技术规程》等标准要求；光缆和通讯缆敷设应符合现场施工工艺标准，应挂标示牌；光纤与设备相连处不应折损，弯曲半径应符合光纤通讯施工要求。

智能变电站继电保护题库 第五章 问答题

1
判断链路中断？ 答案：每一帧 GOOSE 报文中都携带了允许生存时间（Time Allow to Live），GOOSE 接
收方在 2 倍允许生存时间内没有收到下一帧 GOOSE 报文则判断链路中断。 6．请补充 3/2 接线形式单套线路保护技术实施方案（见下图），绘制 GOOSE 及 SV 接线
T=2ms StNum=2 SqNum=l 保护跳闸动作 T=4ms StNum=2 SqNum=2 保护跳闸动作 T=8ms StNum=2 SqNum=3 保护跳闸动作 T=16ms StNum=2 SqNum=4 保护跳闸动作 T=32ms StNum=2 SqNum=5 保护跳闸动作 T=60ms StNum=3 SqNum=0 保护跳闸复归 T=62ms StNum=3 SqNum=l 保护跳闸复归 T=64ms StNum=3 SqNum=2 保护跳闸复归 T=68ms StNum=3 SqNum=3 保护跳闸复归 T=76ms StNum=3 SqNum=4 保护跳闸复归 T=92ms StNum=3 SqNum=5 保护跳闸复归 5．根据 Q/GDW 396－2009((IEC 61850 工程继电保护应用模型》，GOOSE 通信机制如何
BOOLEAN：FALSE BOOLEAN：FALSE BOOLEAN：TRUE BOOLEAN：FALSE
5
BOOLEAN：FALSE BOOLEAN：TRUE BOOLEAN：FALSE BOOLEAN：FALSE } 23．简述智能变电站主变压器非电量保护的跳闸模式。 答案：智能变电站主变压器非电量保护一般在现场配置主变压器非电量智能终端和非电 量保护装置。就地实现非电量保护，有效地减少了由于电缆的损坏或电磁干扰导致保护拒动 或误动的可能性。非电量保护在就地直接采集主变压器的非电气量信号，当主变压器故障时， 非电量保护通过电缆接线直接作用于主变压器各侧智能终端的“其他保护动作三相跳闸”输 入端口(强电口，直接启动出口中间继电器)，非电量保护装置通过光缆将非电量保护动作信 号“发布”到 GOOSE 网，用于测控信号监视及录波等。原理如下图所示。

14-国家电网-智能变电站技术导则条文说明(报批稿)

设备／系统的描述也仅仅是功能描述的范围，与2层或3层网络体系并不矛盾，设备与系统之间的网络系统灵活可变，这也是目前数字化变电站系统网络架构灵活的体现。
对于信息模型描述，仍然可以采用DL/T860体系，并不矛盾。
在2／3／4综合考虑下，实现智能设备的测控保计检功能，则可对采样进行综合考虑，不必要割裂开来安装多个测量设备。
3.术语和定义
3.1.
3.2.
集成了传统二次设备和一次状态监测设备的物理体现。可以只完成一个功能，如测控，这时其就是一个测控装置；可以完成保护与测控功能，这时就是一个四合一装置。它可以外置，符合现有设备的状况，也可以内嵌于一次设备，这时就是现在一个智能一次设备的概念。但是智能组件的发展趋势是集成、统一。
本导则的编制依据了《智能电网综合研究报告》、《高压设备智能化技术分析报告》和《智能电网关键技术框架》等文件。
考虑到智能电网建设周期长，技术会出现重大进步，为保证本导则的导向性和前瞻性，按照智能变电站发展的理想目标对变电站的各个环节提出原则性的功能要求，详细的技术细节、指标和配置等内容由后续的设计规范或其它标准规范完成。
智能变电站层次划分和智能设备的划分可参考图1来理解。在设计时，若将智能变电站作为一个整体考虑，可简单地认为包含了1／2／3／4的内容（变电站附属设备除外），数字化变电站（DL/T 860）更多地描述了功能实现的过程（1／2／3），并没有更多地考虑“智能设备”这一发展趋势。然而设备智能化是变电站发展的必然方向这一观点已逐渐被各方认可。
本导则汲取IEC61850功能自由分布、逻辑设备、逻辑节点等先进理念，结合一、二次设备融合的趋势，提出了电力系统中“智能设备”的新概念，“智能设备”模糊了传统的一、二次设备的划分，它不但具有传输和分配电能的主设备本体，还具有测量、控制、保护、计量、检测等功能单元，各功能单元的物理形态以智能组件方式体现。在不同的技术阶段，智能组件可以灵活配置，可集中完成所有功能，也可分散独立完成，可外置于主设备本体之外，也可内嵌于主设备本体之内。这种思想即考虑了传统一、二次设备的现状，也考虑了未来的发展趋势，符合智能变电站的技术发展。

智能变电站技术导则讲解

ICSQ/GDW 国家电网公司企业标准Q/GDW XXX-2009智能变电站技术导则Technical guide for Smart Substation (征求意见稿20XX-XX-XX发布 20XX-XX-XX实施国家电网公司发布Q/GDW XXX-2009目次前言 (11 范围 (22 规范性引用文件 (23 术语和定义 (34 总体要求 (45 体系结构 (46 设备层功能要求 (57 系统层功能要求 (68 辅助设施 (89 变电站设计 (810 调试验收 (811 运行维护 (912 检测评估 (9附录 A (规范性附录智能变电站体系结构 (10附录 B (规范性附录设备功能及配置要求 (121Q/GDW XXX-2009前言智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑。

按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则,为指导智能变电站建设,国家电网公司组织编写了《智能变电站技术导则》。

在本导则的编写过程中,积极创新变电站建设理念,着力推广新技术,探索新型运维管理模式,并广泛征求了调度、生产、基建、科研等多方意见,力求充分展现智能变电站技术前瞻、经济合理、环境友好、资源节约等先进性,引领智能变电站技术发展方向。

本导则是智能变电站建设的技术指导性文件,对于实际工程实施,应在参考本导则的基础上,另行制定新建智能变电站相关设计规范和在运变电站的智能化改造指导原则。

智能变电站技术条件及功能要求应参照已颁发的与变电站相关的技术标准和规程;本导则描述的内容如与已颁发的变电站相关技术标准和规程相抵触时,应尽可能考虑采用本导则的可能性。

本导则的附录A、B为规范性附录。

本导则由国家电网公司智能电网部提出并解释。

本导则由国家电网公司科技部归口。

本导则主要起草单位:本导则主要参加单位:本部分主要起草人:1智能变电站技术导则1 范围本导则作为智能变电站建设与在运变电站智能化改造的指导性规范,规定了智能变电站的相关术语和定义,明确了智能变电站的技术原则和体系架构,提出了设备层、系统层及辅助设施的技术要求,并对智能变电站的设计、调试验收、运行维护、检测评估等环节作出了规定。

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目 次
前言II
1范围1
2规范性引用文件1
3调试管理1
4现场调试应具备要求2
5现场调试2
6资料移交和带负荷试验3
附录A（规范性附录）自动化系统现场调试内容4
编制说明9
前 言
由于现行国家标准、行业标准、企业标准和IEC标准等未涉及智能变电站自动化系统现场调试等内容，为使智能变电站自动化系统现场调试工作有所遵循，特编制本标准。
e）继电保护单体调试：检查继电保护设备开入开出、采样值、元件功能与定值正确。
f）继电保护整组调试：检查实际继电保护动作逻辑与预设继电保护逻辑策略一致。
g）故障录波功能调试：检查故障录波设备开入开出、采样值、定值和触发录波正确。
h）继电保护信息管理系统调试：检查站控层继电保护信息管理系统站内通信交互和功能实现正确，检查站控层继电保护信息管理系统与远方主站通信交互和功能实现正确。
b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T 995—2006 6.3节执行。
c）工程配置：依据变电站配置描述文件，分别配置电能量信息管理系统相关设备运行功能与参数。
d）通信检查：检查与电能量信息管理系统功能相关的MMS、SV通信状态正常。
e）功能调试：检查站控层电能量信息管理系统站内通信交互和功能实现正确，检查电能量信息管理系统与远方主站通信交互和功能实现正确。
DL/T 723电力系统安全稳定控制技术导则
DL/T 769电力系统微机继电保护技术导则
DL/T 448电能计量装置技术管理规程
DL/T 1028电能质量测试分析仪检定规程
DL/T 5149 220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程
DL/T 995继电保护和电网安全自动装置检验规程
Q/GDW 383智能变电站技术导则
智能变电站自动化系统现场调试导则
1范围
本标准规定了新建、改建和扩建智能变电站自动化系统的现场调试工作。
本标准适用于110kV（包括66kV）及以上智能变电站自动化系统。
2引用标准
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
i）同期控制功能调试：检查计算机监控系统同期控制实现方式与同期控制策略一致，同期定值与定值单要求一致。
j）全站防误闭锁功能调试：检查计算机监控系统防误操作实现方式与全站防误闭锁策略一致。
k）顺序控制功能测试：检查计算机监控系统现场顺序控制策略与预设顺序控制策略一致。
l）自动电压无功控制功能调试：检查计算机监控系统自动电压无功控制实现方式与全站自动电压无功控制策略一致。
m）定值管理功能调试：检查计算机监控系统定值调阅、修改和定值组切换功能正确。
n）主备切换功能调试：检查计算机监控系统主备切换功能满足技术要求。来自3继电保护系统调试3.1
继电保护系统主要由站控层保护信息管理系统、间隔层继电保护设备和过程层设备构成，实现DL/T860中所提及的自动化系统继电保护功能。
3.2
本标准的附录A为规范性附录。
本标准由国家电网公司基建部提出和负责解释。
本标准由国家电网公司科技部归口。
本规范主要起草单位：浙江省电力试验研究院
本规范参与起草单位：浙江省送变电工程公司、四川电力试验研究院、华东电力试验研究院、唐山供电公司
本规范主要起草人：池伟、黄晓明、陆承宇、阮黎翔、钱玉春、王松、张雪松、单金华、朱雷鹤、沈冰。
智能变电站自动化系统现场调试是保证自动化系统高质量投运的重要环节，为适应智能电网的发展并规范自动化系统的现场调试工作，按智能变电站技术特点制定本标准。本标准侧重于智能变电站自动化系统的现场调试，并对现场调试的主要内容进行了规定。
本标准中的自动化系统，是指智能变电站中的计算机监控、继电保护、变电站网络等子系统组成的变电站自动化系统。若智能变电站采用了过程层接口装置，如智能终端、就地采集单元、合并单元等，自动化系统还包含这些过程层接口装置及其网络。
d）通信检查：检查与远动通信系统功能相关的MMS通信状态正常。
e）远动遥信功能调试：检查远动通信系统遥信变化情况与实际现场设备状态一致。
f）远动遥测功能调试：检查远动通信系统遥测精度和线性度满足技术要求。
g）远动遥控功能调试：检查远动通信系统遥控与预设控制策略一致。
h）遥调控制功能调试：检查远动通信系统遥调控制与遥调控制策略一致。
h）网络状态监测系统调试；
i）二次系统安全防护调试；
j）采样值系统调试。
6资料移交和带负荷试验
6.1在自动化系统投入运行前，调试工作组应向建设、运行单位移交资料，移交资料包括：
a）现场调试报告；
b）变电站配置描述文件；
c）自动化系统相关策略文件；
d）自动化系统已执行定值单；
e）远动信息表文件；
f）网络设备配置文件。
2.2
a）设备外部检查：检查计算机监控系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。
b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T995—2006 6.3节执行。
c）工程配置：依据变电站配置描述文件和相关策略文件，分别配置计算机监控系统相关设备运行功能与参数。
d）通信检查：检查与计算机监控系统功能相关的MMS、GOOSE、SV通信状态正常。
4远动通信系统调试
4.1
远动通信系统主要由站控层远动通信设备、间隔层二次设备构成，实现DL/T 860中所提及的自动化系统远动通信功能。
4.2
a）设备外部检查：检查远动系统设备数量、型号、额定参数与设计相符合，检查设备接地可靠。
b）绝缘试验和上电检查均参照DL/T 995—2006 6.3节执行。
c）工程配置：依据变电站配置描述文件和远动信息表，分别配置远动通信系统相关设备运行功能与参数。
g）需对时设备自恢复功能调试：检查全站统一时钟源对时信号异常再恢复时，需对时设备自恢复功能正常。
7网络状态监测系统调试
7.1
网络状态监测系统主要由网络报文记录分析系统、网络通信实时状态检测设备构成，实现自动化系统网络信息在线检测功能。
c）对时系统精度调试：检查全站对时系统的接收时钟源精度和对时输出接口的时间精度满足技术要求。
d）时钟源自守时、自恢复功能调试：检查外部时钟信号异常再恢复时，全站统一时钟源自守时、自恢复功能正常。
e）时钟源主备切换功能调试：检查全站统一时钟源主备切换功能满足技术要求。
f）需对时设备对时功能调试：检查自动化系统需对时设备对时功能和精度满足技术要求。
6.2带负荷试验。用一次电流及工作电压检验采样值系统幅值和相位关系正确。
附录A
（规范性附录）
自动化系统现场调试内容
1站内网络系统调试
1.1
站内网络系统主要由交换机和各类通信介质组成，实现DL/T 860中所提及的通信信息交换功能。
1.2
a）外部检查：检查交换机数量、型号、额定参数与设计相符合，检查交换机接地可靠。
5现场调试
5.1自动化系统组态由系统集成单位负责完成，系统构架应合理完整，整个系统处于稳定的可调试状态。
5.2现场调试的主要内容（具体见附录A）
a）站内网络系统调试；
b）计算机监控系统调试；
c）继电保护系统调试；
d）远动通信系统调试；
e）电能量信息管理系统调试；
f）全站同步对时系统调试；
g）不间断电源系统调试；
3调试管理
3.1
3.1.1由调试负责单位组织成立现场调试工作组；
3.1.2根据自动化系统工程要求编写现场调试方案和调试报告；
3.1.3现场调试工作组按调试方案开展现场调试工作，并记录调试数据；
3.1.4现场调试工作组负责整理现场调试报告；
3.1.5现场调试工作组向建设、运行单位移交资料；
3.1.6带负荷试验。
3.2.4系统集成单位应全面配合现场调试工作，负责自动化系统组态工作和全站配置描述文件管理，按要求提供必要的技术资料和配置工具。
3.2.5设备供应单位应全面配合现场调试工作，配合系统集成单位完成全站系统（设备）配置工作，按要求提供必要的技术资料和调试工具。
4现场调试应具备要求
4.1
a）系统及设备安装完毕。
Q/GDW 393 110（66）～220千伏智能变电站设计规范
Q/GDW 394 330～750千伏智能变电站设计规范
Q/GDW 140交流采样测量装置运行检验管理规程
Q/GDW 213变电站计算机监控系统工厂验收管理规程
Q/GDW 214变电站计算机监控系统现场验收管理规程
电力二次系统安全防护总体方案（国家电力监管委员会第34号文，2006年2月）
ICS29.240
国家电网公司企业标准
Q/GDW431—2010
智能变电站自动化系统现场调试导则
Guideline for the site commissioningof Automation Systems
in Smart Substation
2010-××-××发布2010-××-××实施
国家电网公司发布
e）遥信功能调试：检查计算机监控系统遥信变化情况与实际现场设备状态一致，SOE时间精度满足技术要求。
f）遥测功能调试：检查计算机监控系统遥测精度和线性度满足技术要求。
g）遥控功能调试：检查计算机监控系统设备控制及软压板投退功能正确。
h）遥调控制功能调试：检查计算机监控系统遥调控制实现方式与遥调控制策略一致。
i）主备切换功能测试：检查远动系统主备切换功能满足技术要求。
5电能量信息管理系统调试
5.1
电能量信息管理系统主要由站控层电能量信息管理设备、间隔层计量表计构成，实现DL/T 860中所提及的自动化系统电能计量功能。