國網(wǎng)智能變電站繼電保護(hù)驗收規(guī)范

1、Q/GDW國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/GDW XXXXXXX-XXXXX智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置驗收規(guī)范Specification for acceptance of relaying protection and security automatic equipment in intelligent substation（征求意見稿）XXXX-XX-XX發(fā)布XXXX - XX - XX實施國家電網(wǎng)公司發(fā)布Q/GDW XXXXXXX-XXXXX目次目次I前言II1 范圍12 規(guī)范性引用文件13 術(shù)語和定義24 符號、代號和縮略語25 總則26 驗收組織管理及要求36.1 組織管理36.2

2、驗收必備條件46.3 驗收過程管控47 驗收內(nèi)容及要求47.1 資料驗收47.2 安裝及工藝驗收57.3 配置文件驗收67.4 網(wǎng)絡(luò)驗收67.5 其他重點回路驗收77.6 智能二次設(shè)備驗收87.7 整組傳動試驗137.8 投運前檢查與帶負(fù)荷試驗14附錄A（資料性附錄） 光纜、尾纖標(biāo)識方法15編制說明16前言為規(guī)范智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置驗收工作，建立完善交接驗收流程，嚴(yán)格把控相關(guān)設(shè)備安裝調(diào)試質(zhì)量，確保設(shè)備投運后安全可靠運行，特編制本文件。本標(biāo)準(zhǔn)由國家電力調(diào)度控制中心提出。本標(biāo)準(zhǔn)由國家電網(wǎng)公司科技部歸口。本標(biāo)準(zhǔn)由國家電力調(diào)度控制中心負(fù)責(zé)解釋。本標(biāo)準(zhǔn)起草單位： 本標(biāo)準(zhǔn)主要起草人： 本標(biāo)準(zhǔn)首

3、次發(fā)布。17智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置驗收規(guī)范1 范圍本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置等智能二次設(shè)備驗收的基本原則，并從驗收組織管理、驗收項目及內(nèi)容、驗收標(biāo)準(zhǔn)等方面提出了明確要求。本標(biāo)準(zhǔn)適用于國家電網(wǎng)公司110kV及以上智能變電站新建、擴建、技改工程及及常規(guī)變電站智能化改造工程。110kV以下電壓等級可參照執(zhí)行。2 規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應(yīng)用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T 7261繼電保護(hù)及安全自動裝置基本試驗方法GB/T 14285繼電保護(hù)和安全自動裝置

4、技術(shù)規(guī)程GB 50150電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)GB 50171電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路接線施工及驗收規(guī)范DL/T 282合并單元技術(shù)條件DL/T 364光纖通道傳輸保護(hù)信息通用技術(shù)條件DL/T 478繼電保護(hù)和安全自動裝置通用技術(shù)條件DL/T 553電力系統(tǒng)動態(tài)記錄裝置通用技術(shù)條件DL/T 782110kV及以上送變電工程啟動及竣工驗收規(guī)程DL/T 860變電站通信網(wǎng)絡(luò)和系統(tǒng)DL/T 995繼電保護(hù)和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程DL/T 5161.8電氣裝置安裝工程質(zhì)量檢驗及評定規(guī)程 第8部分：盤、柜及二次回路接線施工質(zhì)量檢驗Q/GDW 273繼電保護(hù)故障信息處理系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范

5、Q/GDW 383智能變電站技術(shù)導(dǎo)則Q/GDW 393110（66）kV220kV 智能變電站設(shè)計規(guī)范Q/GDW 394330kV750kV智能變電站設(shè)計規(guī)范Q/GDW 441智能變電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范Q/GDW 616基于DL/T 860標(biāo)準(zhǔn)的變電設(shè)備在線監(jiān)測裝置應(yīng)用規(guī)范Q/GDW 642330千伏750千伏變電站智能化改造工程標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計規(guī)范Q/GDW 695智能變電站信息模型及通信接口技術(shù)規(guī)范Q/GDW 715智能變電站網(wǎng)絡(luò)報文記錄及分析裝置技術(shù)條件Q/GDW 733智能變電站網(wǎng)絡(luò)報文記錄及分析裝置檢測規(guī)范Q/GDW 1161線路保護(hù)及輔助裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計規(guī)范Q/GDW 1175變壓器、高壓

6、并聯(lián)電抗器和母線保護(hù)及輔助裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計規(guī)范Q/GDW 1396IEC 61850工程繼電保護(hù)應(yīng)用模型Q/GDW 1429智能變電站網(wǎng)絡(luò)交換機技術(shù)規(guī)范Q/GDW 1808智能變電站繼電保護(hù)通用技術(shù)條件 Q/GDW 1809智能變電站繼電保護(hù)檢驗規(guī)程Q/GDW 1875變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)測試及驗收規(guī)范Q/GDW 1914繼電保護(hù)和安全自動裝置驗收規(guī)范Q/GDW 1976智能變電站動態(tài)記錄裝置技術(shù)規(guī)范Q/GDW 11010繼電保護(hù)信息規(guī)范Q/GDW 11015模擬量輸入式合并單元檢測規(guī)范Q/GDW 11051智能變電站二次回路性能測試規(guī)范Q/GDW 11053站域保護(hù)控制系統(tǒng)檢驗規(guī)范Q/GDW

7、11054智能變電站數(shù)字化相位核準(zhǔn)技術(shù)規(guī)范3 術(shù)語和定義DL/T 860.1、DL/T 860.2和Q/GDW 383、Q/GDW 393、Q/GDW 394、Q/GDW 441、Q/GDW 1396、Q/GDW 1914中確立的術(shù)語和定義適用于本規(guī)范。4 符號、代號和縮略語下列符號、代號和縮略語適用于本規(guī)范。CIDConfigured IED Description（IED 實例配置文件）GOOSEGeneric Object Oriented Substation Event（面向通用對象的變電站事件）IEDIntelligent Electronic Device（智能電子設(shè)備）ICDI

8、ED Capability Description（IED能力描述文件）MMSManufacturing Message Specification（制造報文規(guī)范）MUMerging Unit（合并單元）SCDSubstation Configuration Description（變電站配置文件）SVSampled Values（采樣值）5 總則5.1 智能變電站新建、擴建、技改工程及常規(guī)變電站智能化改造工程在移交生產(chǎn)運行前，應(yīng)按要求開展繼電保護(hù)及安全自動裝置現(xiàn)場竣工驗收。5.2 本規(guī)范著重描述智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置與常規(guī)變電站有區(qū)別的驗收內(nèi)容，與常規(guī)變電站相同的現(xiàn)場驗收內(nèi)容參見D

9、L/T 995和Q/GDW 1914。5.3 智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置現(xiàn)場驗收工作應(yīng)包含但不限于本規(guī)范正文部分所列驗收項目，除執(zhí)行本規(guī)范要求外還應(yīng)滿足國家及電力行業(yè)其它相關(guān)規(guī)程規(guī)范要求。5.4 為保證各環(huán)節(jié)驗收質(zhì)量，隱蔽工程應(yīng)隨工驗收。5.5 分期建設(shè)的工程項目，首期工程應(yīng)對整個工程的公共部分一并驗收。5.6 具體設(shè)備驗收范圍及專業(yè)分界點宜按照各單位相關(guān)管理規(guī)定執(zhí)行。6 驗收組織管理及要求6.1 組織管理6.1.1 智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置現(xiàn)場驗收工作由安裝調(diào)試單位自驗收合格后提出申請，由工程建設(shè)管理單位負(fù)責(zé)組織實施，接受驗收的設(shè)計、施工、調(diào)試單位及設(shè)備供應(yīng)商應(yīng)積極配合。6.1

10、.2 開展現(xiàn)場驗收工作前應(yīng)成立驗收工作組，成員由工程建設(shè)管理單位、調(diào)控中心、安監(jiān)部門、運行維護(hù)單位、技術(shù)監(jiān)督單位、監(jiān)理單位等相關(guān)人員共同組成，運行維護(hù)單位是驗收責(zé)任主體。6.1.3 驗收工作組對現(xiàn)場驗收工作全面負(fù)責(zé)，主要職責(zé)如下：a) 編制整體驗收方案和本工程驗收細(xì)則，根據(jù)驗收工作量合理安排驗收時間；b) 審查施工單位及安裝調(diào)試單位提交的自驗收報告、設(shè)備安裝調(diào)試報告、智能變電站投產(chǎn)移交技術(shù)文件等文檔資料，按驗收細(xì)則開展設(shè)備測試及工程質(zhì)量現(xiàn)場檢查，確保試驗項目齊全完整；c) 責(zé)成有關(guān)單位對驗收發(fā)現(xiàn)的問題、缺陷及隱患及時整改，并對整改完成情況開展復(fù)查驗收；d) 編制驗收工作報告，對工作開展情況、發(fā)

11、現(xiàn)及解決問題情況、工程遺留問題及解決建議等進(jìn)行全面總結(jié)，并對工程是否滿足投產(chǎn)條件給出明確驗收結(jié)論。6.1.4 現(xiàn)場驗收工作期間，接受驗收的各單位主要職責(zé)如下：6.1.4.1 設(shè)計單位a) 提供完整的符合工程實際的紙質(zhì)版及電子版圖紙資料，包含SCD等配置文件；b) 安排設(shè)計人員到現(xiàn)場配合驗收，對驗收發(fā)現(xiàn)的設(shè)計問題提出合理解決方案并及時整改；6.1.4.2 施工單位a) 提供工程設(shè)備質(zhì)量檢查、出廠試驗、安裝調(diào)試等相關(guān)文件資料及報告，提供現(xiàn)場驗收工作所需圖檔資料及驗收工作組檢查所需的其他資料，準(zhǔn)備現(xiàn)場驗收工作所需的專用工器具及備品備件等；b) 組織人員全程參與、配合現(xiàn)場驗收工作，對驗收發(fā)現(xiàn)的施工問題

12、、缺陷及隱患及時整改；c) 做好驗收期間的設(shè)備操作監(jiān)護(hù)及現(xiàn)場安全、消防、治安、文明施工等工作。6.1.4.3 調(diào)試單位a) 提供系統(tǒng)調(diào)試大綱、調(diào)試方案、調(diào)試總結(jié)、調(diào)試報告、自驗收報告等文檔資料，提供現(xiàn)場驗收工作所需圖檔資料、驗收工作組檢查所需的其他資料及現(xiàn)場驗收所需測試設(shè)備；b) 做好驗收期間的二次安全措施；c) 組織人員全程參與、配合現(xiàn)場驗收工作，對驗收發(fā)現(xiàn)的調(diào)試問題、缺陷及隱患及時整改。6.1.4.4 設(shè)備供應(yīng)商a) 現(xiàn)場所提供智能二次設(shè)備的硬件配置及軟件版本，應(yīng)與通過國家電網(wǎng)公司入網(wǎng)檢測的裝置一致；b) 提供軟件工具及IED工程配置文件；c) 安排技術(shù)人員到現(xiàn)場配合驗收，及時解決驗收中發(fā)

13、現(xiàn)的設(shè)備問題。6.1.5 現(xiàn)場驗收工作時間應(yīng)根據(jù)驗收方案工作量確定，不應(yīng)為趕工期而減少驗收項目、縮短驗收時間、降低驗收質(zhì)量。6.1.6 運行維護(hù)單位宜提前介入工程安裝調(diào)試工作。6.1.7 現(xiàn)場驗收工作應(yīng)執(zhí)行驗收項目簽字確認(rèn)制度，驗收人員應(yīng)在驗收工作結(jié)束后提交現(xiàn)場驗收報告。6.2 驗收必備條件6.2.1 待驗收的智能二次設(shè)備應(yīng)通過國網(wǎng)入網(wǎng)檢測及系統(tǒng)集成測試。6.2.2 應(yīng)具備完整并符合工程實際的圖紙及其電子版，智能二次設(shè)備配置文件、軟件工具及各類電子文檔資料。6.2.3 現(xiàn)場安裝工作全部結(jié)束，繼電保護(hù)和安全自動裝置、相關(guān)設(shè)備及二次回路調(diào)試完畢，并提供完整的調(diào)試報告。6.2.4 所有集成測試遺留問

14、題、工程自驗收缺陷及隱患整改完畢，安裝調(diào)試單位自驗收合格。6.2.5 應(yīng)提供工程監(jiān)理報告，對于不能直觀查看的二次電纜、光纜、通信線和等電位接地網(wǎng)鋪設(shè)等隱蔽工程，應(yīng)提供影像資料。6.2.6 驗收所使用的試驗儀器、儀表應(yīng)齊備且經(jīng)過檢驗合格，并應(yīng)符合GB/T 7261和Q/GDW 1809相關(guān)要求。6.3 驗收過程管控6.3.1 驗收工作組應(yīng)嚴(yán)格按照驗收細(xì)則開展工作。對于集成測試階段的遺留問題，驗收工作組應(yīng)結(jié)合現(xiàn)場驗收進(jìn)行復(fù)驗。6.3.2 驗收過程中，任何配置文件的修改應(yīng)遵循“源端修改，過程受控”的原則。由調(diào)試單位負(fù)責(zé)向設(shè)計單位提出修改申請，設(shè)計單位負(fù)責(zé)配置文件的修改和確認(rèn)，調(diào)試單位通過現(xiàn)場調(diào)試驗證

15、其正確性。6.3.3 驗收工作組對工程質(zhì)量給出可投產(chǎn)結(jié)論后方可啟動投產(chǎn)。7 驗收內(nèi)容及要求7.1 資料驗收7.1.1 技術(shù)資料7.1.1.1 設(shè)計施工圖紙（含設(shè)計變更）齊全，圖紙資料與現(xiàn)場實際一致。7.1.1.2 全站SCD配置文件、IED工程配置文件與設(shè)計一致且包含版本信息及修改記錄，SCD配置工具及相關(guān)軟件齊全。7.1.1.3 智能二次設(shè)備ICD模型文件、全站虛端子接線聯(lián)系表、IED名稱和地址（IP、MAC）分配表、遠(yuǎn)動信息表、全站網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)圖、交換機端口配置圖、全站鏈路告警信息表、裝置壓板設(shè)置表、IED設(shè)備端口分配表、交換機VLAN劃分表、二次設(shè)備軟件版本及升級記錄等資料齊全完整，與現(xiàn)

16、場實際一致。7.1.1.4 全站智能二次設(shè)備及相關(guān)一次設(shè)備的合格證、出廠檢驗報告、出廠圖紙資料、技術(shù)（使用）說明書、ICD模型文件一致性檢測報告等資料齊全，數(shù)量滿足合同要求。7.1.1.5 全站高級應(yīng)用功能策略文件齊全，與現(xiàn)場實際一致。7.1.2 測試及調(diào)試報告7.1.2.1 集成測試合格并具備集成測試報告。7.1.2.2 常規(guī)電壓、電流互感器所有繞組極性、變比、準(zhǔn)確級與銘牌參數(shù)一致，與設(shè)計相符，二次繞組（各抽頭）進(jìn)行了直流電阻測試，相關(guān)試驗記錄完整、正確。電流互感器二次繞組進(jìn)行了伏安特性測試、10誤差曲線校核，相關(guān)試驗記錄完整、正確。7.1.2.3 電子式互感器準(zhǔn)確度、延時、離散度、丟幀率測

17、試合格，相關(guān)試驗記錄完整、正確。7.1.2.4 具備線路長度、正序阻抗、零序阻抗、線路阻抗角實測參數(shù)報告。有互感的平行線路具備零序互感阻抗實測參數(shù)報告。7.1.2.5 具備變壓器（電抗器）各側(cè)容量、額定電壓、短路阻抗、零序阻抗等參數(shù)。7.1.2.6 具備套管電流互感器、氣體繼電器、壓力釋放裝置、油位表、溫度計、壓力表等附屬設(shè)備試驗報告。7.1.2.7 斷路器具備與繼電保護(hù)專業(yè)相關(guān)的試驗項目的調(diào)試報告。試驗項目包括：雙跳圈極性檢查，斷路器機構(gòu)防跳檢查，三相不一致回路中間繼電器、時間繼電器試驗，斷路器分合閘時間、合閘不同期時間、輔助觸點的切換時間、跳合閘線圈電阻值、斷路器最低跳合閘電壓試驗等。7.

18、1.2.8 試驗項目完整、數(shù)據(jù)正確，應(yīng)包括智能二次設(shè)備單體調(diào)試、整組試驗、二次回路絕緣電阻實測數(shù)據(jù)、光口發(fā)送及接收功率測試、光纜（含預(yù)制光纜）衰耗測試等內(nèi)容，并符合相關(guān)規(guī)程規(guī)范要求。7.1.2.9 保護(hù)通道調(diào)試合格，通道設(shè)備參數(shù)、通道時延等試驗數(shù)據(jù)齊全，相關(guān)測試報告試驗項目完整、數(shù)據(jù)正確，符合相關(guān)規(guī)程規(guī)范要求。7.2 安裝及工藝驗收7.2.1 在監(jiān)控系統(tǒng)檢查戶外或GIS室智能控制柜通過智能終端GOOSE接口上送的溫度、濕度信息與柜內(nèi)一致，且柜內(nèi)溫度應(yīng)能控制在-1050，濕度保持在90%以下。7.2.2 現(xiàn)場檢查除縱聯(lián)通道外的保護(hù)用光纜為多模光纜，進(jìn)入保護(hù)室或控制室的保護(hù)用光纜為阻燃防水的非金屬

19、光纜，每根光纜備用纖芯不少于20%且不少于2芯。7.2.3 多模光纜光纖線徑宜采用62.5/125m，芯數(shù)不宜超過24芯。7.2.4 同一小室內(nèi)跨屏（柜）的保護(hù)用光纜應(yīng)使用尾纜或鎧裝光纜，同一屏（柜）內(nèi)設(shè)備間連接應(yīng)使用尾纖，尾纖線徑應(yīng)與所敷設(shè)光纜線徑一致。7.2.5 雙重化配置的兩套保護(hù)不共用同一根光纜，不共用ODF配線架。7.2.6 光纜敷設(shè)應(yīng)與動力電纜有效隔離。電纜溝內(nèi)光纜敷設(shè)應(yīng)穿管或經(jīng)槽盒保護(hù)并分段固定。7.2.7 由接續(xù)盒引下的導(dǎo)引光纜至電纜溝地埋部分應(yīng)穿熱鍍鋅鋼管保護(hù)，鋼管兩端做防水封堵。7.2.8 鎧裝光纜敷設(shè)彎曲半徑不應(yīng)小于纜徑的25倍。室內(nèi)軟光纜（尾纖）彎曲半徑靜態(tài)下應(yīng)不小于纜

20、徑的10倍，動態(tài)下應(yīng)不小于纜徑的20倍。熔纖盤內(nèi)接續(xù)光纖單端盤留量不少于500mm，彎曲半徑不小于30mm。7.2.9 光纖與裝置的連接應(yīng)牢固可靠、無松動，光口處不應(yīng)受力，光纖頭應(yīng)清潔無塵，備用光口、尾纖應(yīng)帶防塵帽。7.2.10 屏（柜）內(nèi)尾纖應(yīng)留有一定裕度，多余部分不應(yīng)直接塞入線槽，應(yīng)采用盤繞方式用軟質(zhì)材料固定，松緊適度且彎曲直徑不應(yīng)小于10cm。尾纖應(yīng)有防止外力傷害的措施，不應(yīng)與電纜共同綁扎，不應(yīng)存在彎折、窩折現(xiàn)象，尾纖表皮應(yīng)完好無損。7.2.11 現(xiàn)場檢測光纖回路（含光纖熔接盒、配線架）的衰耗不大于3dB。7.2.12 預(yù)制光纜戶外部分應(yīng)采用插頭光纜，戶內(nèi)部分應(yīng)采用插座光纜。7.2.13

21、 光纖回路標(biāo)識應(yīng)清晰、規(guī)范。光纜、尾纖標(biāo)識方法參見附錄A。7.2.14 屏（柜）內(nèi)宜就近打印張貼本屏（柜）IED設(shè)備光口分配表、交換機光口分配表、配線架配線信息表。7.2.15 保護(hù)用網(wǎng)線應(yīng)采用帶屏蔽的網(wǎng)線。水晶頭與裝置網(wǎng)口的連接應(yīng)牢固可靠，網(wǎng)線的連接應(yīng)完整且預(yù)留一定長度，不得承受較大外力擠壓或牽引。7.3 配置文件驗收7.3.1 ICD模型文件7.3.1.1 查閱智能二次設(shè)備DL/T 860通信一致性測試報告滿足相關(guān)規(guī)程規(guī)范要求。7.3.1.2 ICD模型文件命名應(yīng)符合國網(wǎng)公司統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)文件命名規(guī)則，文件應(yīng)包含反映模型特征的數(shù)字簽名、版本號、文件校驗碼等標(biāo)識信息。7.3.1.3 檢查ICD模

22、型文件的開入、開出、軟壓板數(shù)量及功能、軟壓板描述、站控層信息等應(yīng)與設(shè)計一致。7.3.2 SCD配置文件7.3.2.1 檢查SCD配置文件與裝置實際運行數(shù)據(jù)、裝置ICD模型文件版本號、校驗碼、數(shù)字簽名一致。7.3.2.2 檢查SCD配置文件IP地址、MAC地址、APPID等通信參數(shù)設(shè)置正確。7.3.2.3 宜采用可視化工具檢查SCD配置文件虛端子連線符合設(shè)計要求。7.3.2.4 檢查SCD配置文件命名符合國網(wǎng)公司統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)文件命名規(guī)則，文件名中包含文件校驗碼等標(biāo)識信息。7.3.2.5 SCD配置文件中智能二次設(shè)備的配置信息應(yīng)使用調(diào)度規(guī)范命名。7.4 網(wǎng)絡(luò)驗收7.4.1 保護(hù)裝置、交換機、合并單元

23、、智能終端等智能二次設(shè)備之間的光纖回路應(yīng)與設(shè)計一致。7.4.2 現(xiàn)場驗證保護(hù)裝置采用直接采樣方式，單間隔保護(hù)采用直接跳閘方式。7.4.3 繼電保護(hù)之間的聯(lián)閉鎖信息、失靈啟動等信息宜采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸方式。例如，變壓器保護(hù)跳母聯(lián)、分段斷路器及閉鎖備自投、啟動失靈等可采用GOOSE網(wǎng)絡(luò)傳輸，變壓器保護(hù)可通過GOOSE網(wǎng)絡(luò)接收失靈保護(hù)跳閘命令，并實現(xiàn)失靈跳變壓器各側(cè)斷路器。7.4.4 現(xiàn)場檢驗雙A/D采樣數(shù)據(jù)應(yīng)同時連接虛端子。7.4.5 繼電保護(hù)裝置采用雙重化配置時，對應(yīng)的過程層網(wǎng)絡(luò)亦應(yīng)雙重化配置，第一套保護(hù)接入A網(wǎng)，第二套保護(hù)接入B網(wǎng)。7.4.6 每臺交換機均應(yīng)至少預(yù)留3個備用光端口。任意兩臺

24、IED設(shè)備之間的數(shù)據(jù)傳輸路由不應(yīng)超過4個交換機。7.5 其他重點回路驗收7.5.1 雙重化配置的兩套保護(hù)及其相關(guān)設(shè)備（電子式互感器、合并單元、智能終端、網(wǎng)絡(luò)設(shè)備、跳閘線圈等）的直流電源應(yīng)一一對應(yīng)，每套系統(tǒng)的直流電源應(yīng)相互獨立，取自不同蓄電池組供電的直流母線段。同一系統(tǒng)的設(shè)備裝置電源、斷路器操作電源應(yīng)分別由獨立的直流空開（或熔斷器）供電。7.5.2 獨立的、與其他電流或電壓互感器沒有電氣聯(lián)系的互感器二次回路，應(yīng)在開關(guān)場（GIS室）的端子箱（智能控制柜）一點接地。對于有電壓并列或切換的接線方式，兩段母線的電壓互感器二次回路應(yīng)在開關(guān)場（GIS室）的端子箱（智能控制柜）一點接地。7.5.3 電壓互感器

25、端子箱（智能控制柜）處應(yīng)配置帶失電告警輔助觸點的分相空開。7.5.4 雙重化配置的兩套保護(hù)，跳閘回路應(yīng)與兩個智能終端分別一一對應(yīng)，兩個智能終端應(yīng)與斷路器的兩個跳閘線圈分別一一對應(yīng)。7.6 智能二次設(shè)備驗收7.6.1 一般原則7.6.1.1 智能二次設(shè)備“檢修狀態(tài)”只設(shè)硬壓板，當(dāng)該壓板投入時，裝置報文上送帶品質(zhì)位信息?！皺z修狀態(tài)”硬壓板遙信不置檢修標(biāo)志。7.6.1.2 現(xiàn)場驗證智能二次設(shè)備僅在檢修壓板投入時才可下裝配置文件，下裝時應(yīng)閉鎖本裝置。7.6.1.3 檢查智能二次設(shè)備光口功率應(yīng)滿足以下要求：a) 光波長1310nm光接口應(yīng)滿足光發(fā)送功率：-20dBm-14dBm；光波長850nm光接口應(yīng)

26、滿足光發(fā)送功率：-19dBm-10dBm（百兆口）或-9.5dBm-3dBm（千兆口）；b） 光波長1310nm光接口應(yīng)滿足光接收靈敏度：-31dBm-14dBm；光波長850nm光接口應(yīng)滿足光接收靈敏度：-24dBm-10dBm（百兆口）或-17dBm-3dBm（千兆口）。7.6.1.4 智能二次設(shè)備宜具備光口的接收功率、裝置的直流電壓、裝置溫度、光口接收功率越下限告警、光口接收功率越上限告警、光口發(fā)送功率越下限告警上送功能。7.6.1.5 智能二次設(shè)備直流電源失電告警和裝置異常告警觸點應(yīng)接入監(jiān)控系統(tǒng)。7.6.1.6 站控層設(shè)備讀取保護(hù)裝置錄波文件列表時，應(yīng)帶文件路徑，該路徑以保護(hù)裝置文件所

27、在路徑為準(zhǔn)，宜為COMTRADE格式。7.6.1.7 檢查全站智能二次設(shè)備宜具備上送時鐘當(dāng)時值的功能，用于廠站時間同步監(jiān)測管理。裝置時鐘同步信號異常后，應(yīng)發(fā)告警信號。7.6.1.8 主控室內(nèi)智能二次設(shè)備宜采用直流IRIG-B碼對時；就地布置的保護(hù)裝置、合并單元和智能終端宜采用光纖IRIG-B碼對時；站控層設(shè)備宜采用SNTP網(wǎng)絡(luò)對時。采用光纖IRIG-B碼對時方式時，宜采用ST接口；采用直流IRIG-B碼對時方式時，通信介質(zhì)應(yīng)為屏蔽雙絞線。7.6.2 合并單元驗收7.6.2.1 合并單元技術(shù)性能應(yīng)滿足DL/T 282和Q/GDW 11015規(guī)范要求。7.6.2.2 合并單元數(shù)據(jù)格式應(yīng)滿足以下要求

28、：a) 合并單元宜采用DL/T 860.92規(guī)定的數(shù)據(jù)格式通過光纖以太網(wǎng)接口向保護(hù)、測控、計量、錄波、PMU等智能二次設(shè)備輸出采樣值；b) 報文中采樣值通道排列順序應(yīng)與SCD文件中配置相同，宜采用AABBCC順序排列。7.6.2.3 合并單元穩(wěn)態(tài)精度應(yīng)滿足以下要求：a) 數(shù)字量輸入式合并單元：檢查相應(yīng)設(shè)備試驗報告，其采樣值幅值和相位誤差應(yīng)滿足Q/GDW 1809相關(guān)要求。b) 模擬量輸入式合并單元：現(xiàn)場用測試儀加量檢查電壓幅值誤差不超過±2.5%或0.01Un，電流幅值誤差不超過±2.5%或0.02In，相位角度誤差不超過1º。7.6.2.4 合并單元級聯(lián)輸入的數(shù)

29、字采樣值有效性應(yīng)正確。將級聯(lián)數(shù)據(jù)源各采樣值通道置為數(shù)據(jù)無效、檢修品質(zhì)，從網(wǎng)絡(luò)報文記錄及分析裝置解析間隔合并單元報文中相應(yīng)各采樣值通道應(yīng)變?yōu)闊o效、檢修品質(zhì)；中斷母線合并單元與間隔合并單元的級聯(lián)通信，從網(wǎng)絡(luò)報文記錄及分析裝置檢驗間隔合并單元輸出的采樣值通道品質(zhì)應(yīng)置為無效。7.6.2.5 檢查合并單元的裝置日志中，應(yīng)能夠記錄數(shù)字采樣值失步、無效、檢修等事件。7.6.2.6 合并單元的采樣頻率應(yīng)可以通過硬件或軟件配置，正常運行時，保護(hù)用合并單元采樣頻率宜設(shè)置為4000Hz。7.6.2.7 將合并單元在點對點輸出模式下接入網(wǎng)絡(luò)報文記錄及分析裝置，檢查采樣值發(fā)送間隔離散值應(yīng)不大于10s。7.6.2.8 用

30、繼電保護(hù)測試儀給模擬量輸入式合并單元加量，檢查合并單元采樣響應(yīng)時間應(yīng)不大于1ms，級聯(lián)母線合并單元的間隔合并單元采樣響應(yīng)時間應(yīng)不大于2ms，誤差不應(yīng)超過20us。采樣值報文響應(yīng)時間為采樣值自合并單元接收端口輸入至輸出端口輸出的延時。7.6.2.9 將母線合并單元與間隔合并單元級聯(lián)，使用三相交流模擬信號源為母線合并單元施加額定值電壓，為間隔合并單元施加額定值電壓和電流，通過合并單元測試儀測量各通道電壓和各通道電流之間的相位差，應(yīng)不超過模擬量準(zhǔn)確度的相位誤差。7.6.2.10 查閱試驗報告檢查合并單元內(nèi)保護(hù)用通道采用雙A/D，兩路A/D電路互相獨立。兩路獨立采樣數(shù)據(jù)的瞬時值之差不大于0.02倍額定

31、值。7.6.2.11 用網(wǎng)絡(luò)記錄分析裝置連續(xù)記錄10分鐘，合并單元發(fā)送的采樣值報文應(yīng)不出現(xiàn)丟幀。7.6.2.12 檢驗合并單元電壓切換及并列功能：a) 對于接入了兩段母線電壓的按間隔配置的合并單元，分合母線刀閘，合并單元電壓切換動作邏輯正確；b) 在母線合并單元上分別施加不同幅值的兩段母線電壓，分合斷路器及刀閘，切換相應(yīng)把手，各種并列情況下合并單元的并列動作邏輯應(yīng)正確；c) 合并單元在進(jìn)行母線電壓切換或并列時，應(yīng)不出現(xiàn)通信中斷、丟包、品質(zhì)輸出異常改變等異?，F(xiàn)象。7.6.2.13 合并單元在復(fù)位啟動過程中不應(yīng)輸出與外部開入不一致的信息。7.6.2.14 若電子式互感器由合并單元提供電源，合并單元

32、應(yīng)具備對激光器的監(jiān)視以及取能回路的監(jiān)視能力。7.6.2.15 間隔合并單元在與級聯(lián)的母線合并單元之間發(fā)生通信故障時，不應(yīng)影響電流采樣數(shù)據(jù)的傳輸。7.6.3 智能終端驗收7.6.3.1 檢驗斷路器分相位置、刀閘位置應(yīng)采用GOOSE直傳雙點位置。遙合（手合）、低氣壓閉鎖重合等其它遙信信息應(yīng)采用GOOSE直傳單點位置。7.6.3.2 模擬智能終端GOOSE單幀跳閘指令，智能終端應(yīng)能正確跳閘。7.6.3.3 模擬智能終端跳閘出口，記錄自收到GOOSE命令到出口繼電器觸點動作的時間，應(yīng)不大于7ms。7.6.3.4 線路間隔第二套智能終端合閘出口應(yīng)并入第一套智能終端合閘回路，當(dāng)?shù)谝惶字悄芙K端控制電源未消失

33、時，第二套智能終端應(yīng)能正常合閘。7.6.3.5 斷路器智能終端應(yīng)具有跳合閘自保持功能。7.6.3.6 驗證本套重合閘閉鎖邏輯為：遙合（手合）、遙跳（手跳）、TJR、TJF、閉重開入、本智能終端上電的“或”邏輯。雙重化配置智能終端時，應(yīng)具有輸出至另一套智能終端的閉重觸點，邏輯為：遙合（手合）、遙跳（手跳）、保護(hù)閉鎖重合閘、TJR、TJF的“或”邏輯。7.6.3.7 在GOOSE跳合閘、遙控命令動作后查看裝置面板相應(yīng)指示燈應(yīng)點亮，控制命令結(jié)束后面板指示燈僅能通過手動或遙控復(fù)歸。7.6.3.8 模擬GOOSE鏈路中斷，查看裝置面板告警指示燈點亮，同時應(yīng)發(fā)送相對應(yīng)GOOSE斷鏈告警報文。7.6.3.9

34、 智能終端時間同步信號丟失或失步，應(yīng)發(fā)GOOSE告警報文。7.6.3.10 檢查智能終端應(yīng)具備記錄輸入、輸出相關(guān)信息的功能。 7.6.3.11 模擬智能終端跳合閘命令，查看智能終端以遙信方式轉(zhuǎn)發(fā)收到的跳合閘命令。7.6.3.12 智能終端應(yīng)具備斷路器、隔離刀閘等指示燈位置顯示和告警功能。7.6.3.13 智能終端不設(shè)置防跳功能，防跳功能由斷路器本體實現(xiàn)。7.6.4 繼電保護(hù)和安全自動裝置驗收7.6.4.1 繼電保護(hù)和安全自動裝置壓板設(shè)置：a) 裝置只設(shè)“遠(yuǎn)方操作”和“保護(hù)檢修狀態(tài)”硬壓板，功能投退不設(shè)硬壓板；b) “遠(yuǎn)方投退壓板”、“遠(yuǎn)方切換定值區(qū)”和“遠(yuǎn)方修改定值”只設(shè)軟壓板，只能在裝置本地

35、操作，三者功能相互獨立，分別與“遠(yuǎn)方操作”硬壓板采用“與門”邏輯。當(dāng)“遠(yuǎn)方操作”硬壓板投入后，上述三個軟壓板遠(yuǎn)方功能才有效；c) 裝置的軟壓板設(shè)置應(yīng)符合Q/GDW 1161、Q/GDW 1175、Q/GDW 1766和Q/GDW 1767標(biāo)準(zhǔn)要求。7.6.4.2 采樣值通信配置、虛端子連接應(yīng)與SCD文件一致；SV投入壓板應(yīng)與輸入的SV數(shù)據(jù)一致，不一致時裝置應(yīng)報采樣異常告警，同時閉鎖相關(guān)保護(hù)。7.6.4.3 雙A/D采樣值不一致、采樣值丟幀、采樣值發(fā)送間隔誤差過大、采樣不同步或采樣延時補償失效閉鎖相關(guān)保護(hù)。7.6.4.4 GOOSE虛端子開入、開出應(yīng)與SCD文件一致；GOOSE虛端子輸出在SCD

36、文件的發(fā)送數(shù)據(jù)集DOI Description中應(yīng)有明確回路定義；GOOSE斷鏈、不一致條件下，裝置應(yīng)顯示對應(yīng)告警信息，同時上送對應(yīng)告警報文。7.6.4.5 模擬各種類型的故障，檢查裝置邏輯功能，其動作行為應(yīng)正確。7.6.4.6 依據(jù)給定的整定值對裝置各有關(guān)元件的動作值及動作時間進(jìn)行試驗，其誤差應(yīng)在規(guī)定范圍內(nèi)。7.6.4.7 站控層報文應(yīng)與SCD配置文件一致；裝置通信對點功能檢查正確。7.6.4.8 裝置及相關(guān)設(shè)備異常告警、動作報文正確。遠(yuǎn)方修改定值、切換定值區(qū)功能正確。保護(hù)裝置軟壓板名稱、投退正確。召喚定值、動作報告、軟壓板狀態(tài)打印功能正確。7.6.4.9 遠(yuǎn)方投退重合閘、備自投應(yīng)具備“雙確

37、認(rèn)”指示，即軟壓板遙信狀態(tài)和重合閘、備自投充電狀態(tài)。7.6.4.10 備用電源自動投入裝置的SV和GOOSE均應(yīng)支持組網(wǎng)方式。7.6.5 過程層交換機驗收7.6.5.1 交換機內(nèi)部的VLAN設(shè)置應(yīng)與設(shè)計一致。7.6.5.2 檢查交換機應(yīng)支持廣播風(fēng)暴抑制、組播風(fēng)暴抑制和未知單播風(fēng)暴抑制功能，默認(rèn)設(shè)置廣播風(fēng)暴抑制功能開啟。網(wǎng)絡(luò)風(fēng)暴實際抑制值不宜超過抑制設(shè)定值的10。7.6.5.3 檢查交換機測試報告應(yīng)滿足以下要求：a) 在滿負(fù)荷下交換機可以正確轉(zhuǎn)發(fā)數(shù)據(jù)信息，轉(zhuǎn)發(fā)速率應(yīng)等于端口線速；b) 交換機平均時延應(yīng)小于10s，用于采樣值傳輸交換機最大延時與最小延時之差應(yīng)小于10s；c) 交換機時延抖動應(yīng)小于1

38、s；d) 交換機在端口線速轉(zhuǎn)發(fā)時，丟幀率應(yīng)為0；e) 不堵塞端口幀丟失應(yīng)為0。7.6.5.4 交換機應(yīng)優(yōu)先處理等級高的報文，SV、GOOSE報文宜采用高優(yōu)先級幀，默認(rèn)為4級。7.6.6 故障錄波裝置驗收7.6.6.1 檢查故障錄波裝置SV、GOOSE信息采集和記錄、故障起動判別、信號轉(zhuǎn)換、錄波文件遠(yuǎn)傳等功能正確，裝置動作、異常、告警等信號正確。7.6.6.2 裝置提供的故障信息報告至少包括故障元件、故障類型、故障時刻、起動原因（第一個起動暫態(tài)記錄的判據(jù)名稱）、保護(hù)及斷路器動作情況、安全自動裝置動作情況等內(nèi)容。對線路故障，還應(yīng)能提供故障測距結(jié)果。 7.6.6.3 在網(wǎng)絡(luò)報文記錄及分析裝置上查看裝

39、置的記錄端口不應(yīng)向外發(fā)出任何形式的報文。7.6.6.4 裝置對時誤差不應(yīng)超過±500µs，在外部同步時鐘信號中斷的情況下應(yīng)具備守時功能。7.6.6.5 用繼電保護(hù)測試儀模擬報文異常，裝置應(yīng)能正確告警并啟動錄波。7.6.6.6 裝置應(yīng)具備原始報文檢索和分析功能，應(yīng)顯示原始SV報文的波形曲線。7.6.7 網(wǎng)絡(luò)報文記錄及分析裝置驗收7.6.7.1 裝置應(yīng)具備對GOOSE、SV、MMS、時間同步等報文進(jìn)行實時監(jiān)視、捕捉、分析、存儲和統(tǒng)計的功能，并具備變電站網(wǎng)絡(luò)通信狀態(tài)在線監(jiān)視和狀態(tài)評估功能。7.6.7.2 裝置所記錄的數(shù)據(jù)應(yīng)真實、可靠，電源中斷或按裝置上任意一個開關(guān)、按鍵，已記錄數(shù)

40、據(jù)應(yīng)不丟失。7.6.7.3 裝置應(yīng)具有必要的自檢功能，應(yīng)具有裝置異常、電源消失、事件信號的硬觸點輸出。7.6.8 繼電保護(hù)設(shè)備在線監(jiān)視與分析應(yīng)用模塊驗收7.6.8.1 檢查保護(hù)（安控）裝置在線監(jiān)視模塊應(yīng)部署在變電站一體化監(jiān)控系統(tǒng)安全區(qū)，保護(hù)及錄波在線分析模塊應(yīng)部署在安全區(qū)。各模塊采用的應(yīng)用服務(wù)器應(yīng)冗余配置。7.6.8.2 現(xiàn)場驗證在區(qū)召喚保護(hù)裝置定值區(qū)、定值、軟壓板、裝置模型、模擬量、開關(guān)量、記錄文件等與保護(hù)裝置實際一致，試驗繼電保護(hù)裝置遠(yuǎn)方操作（控制）、歷史信息查詢等功能正確。7.6.8.3 現(xiàn)場驗證保護(hù)及錄波在線分析模塊采集故障錄波裝置的錄波數(shù)據(jù)正確，并具備實時數(shù)據(jù)分析處理能力。7.6.8

41、.4 查看監(jiān)控系統(tǒng)能監(jiān)視保護(hù)設(shè)備運行工況，全景實時顯示保護(hù)設(shè)備運行/退出、正常/告警等運行狀態(tài)以及通信正常/中斷狀態(tài)。當(dāng)狀態(tài)異常時應(yīng)能以事件形式提示，且相應(yīng)圖元工況變化。7.7 整組傳動試驗7.7.1 每一套保護(hù)應(yīng)分別帶斷路器進(jìn)行整組試驗，宜從合并單元前端輸入試驗電流、電壓。7.7.2 整組傳動時應(yīng)檢查各保護(hù)之間的配合、各保護(hù)裝置動作行為、斷路器動作行為正確，查看故障錄波器、網(wǎng)絡(luò)報文記錄及分析裝置、自動化監(jiān)控系統(tǒng)、繼電保護(hù)設(shè)備在線監(jiān)視與分析應(yīng)用模塊信號正確，滿足相應(yīng)規(guī)程規(guī)范要求。7.7.3 線路縱聯(lián)保護(hù)、遠(yuǎn)方跳閘等應(yīng)與線路對側(cè)保護(hù)進(jìn)行一一對應(yīng)的聯(lián)動試驗，兩側(cè)保護(hù)在各種故障條件下動作應(yīng)正確。7.

42、7.4 重合閘的充放電條件、動作邏輯正確，重合閘能按規(guī)定的方式動作且重合次數(shù)符合相關(guān)規(guī)定。7.7.5 對母差失靈保護(hù)、主變失靈聯(lián)跳及安全自動裝置，應(yīng)通過聯(lián)調(diào)方式確認(rèn)虛端子連線和動作邏輯正確。7.7.6 通過整組試驗測試保護(hù)各回路整組動作時間應(yīng)滿足以下要求：a) 保護(hù)采樣回路延時不應(yīng)大于2ms，跳閘回路延時不應(yīng)大于7ms；b) 輸入2倍整定值測試保護(hù)整組動作時間，線路縱聯(lián)保護(hù)（不帶通道延時）不應(yīng)大于39ms，母線保護(hù)不應(yīng)大于29ms，變壓器差動速斷保護(hù)不應(yīng)大于29ms，變壓器比率差動保護(hù)不應(yīng)大于39ms。7.7.7 通過試驗測試二次回路同步性能應(yīng)滿足以下要求：a) 間隔合并單元級聯(lián)母線合并單元后

43、，其電壓、電流通道的相位差應(yīng)不大于10'（10s）；b) 從各間隔合并單元均通入額定電流時，相應(yīng)縱聯(lián)差動保護(hù)、母線差動保護(hù)、變壓器差動保護(hù)的差流值應(yīng)不大于0.04In。7.7.8 檢修機制檢查應(yīng)滿足以下要求：a) SV接收端裝置應(yīng)將接收的SV報文中的檢修品質(zhì)位與裝置自身的檢修壓板狀態(tài)進(jìn)行比較，只有兩者一致時采樣值才參與保護(hù)邏輯運算，不一致時只用于顯示采樣值，不參與保護(hù)邏輯運算；b) GOOSE接收端裝置應(yīng)將接收的GOOSE報文中的檢修品質(zhì)位與裝置自身的檢修壓板狀態(tài)進(jìn)行比較，只有兩者一致時才將信號作為有效進(jìn)行處理或動作，不一致時宜保持之前的狀態(tài)；c) 若母線合并單元檢修投入，則其級聯(lián)的間

44、隔合并單元的發(fā)送數(shù)據(jù)中僅來自母線合并單元的通道數(shù)據(jù)應(yīng)帶檢修標(biāo)記；d) 當(dāng)接收裝置的檢修壓板狀態(tài)和收到報文的檢修品質(zhì)位不一致時，接收裝置應(yīng)有告警信號發(fā)出。7.8 投運前檢查與帶負(fù)荷試驗7.8.1 投運前檢查7.8.1.1 啟動投運前，應(yīng)對所有二次接線、光纖、網(wǎng)線、連片等進(jìn)行緊固，防止松動。7.8.1.2 檢查智能二次設(shè)備、二次回路及鏈路通信無異常。7.8.1.3 現(xiàn)場運行規(guī)程滿足實際運行需求。7.8.1.4 裝置整定值與定值通知單相符，定值通知單與現(xiàn)場實際相符。7.8.1.5 試驗記錄無漏試項目，試驗數(shù)據(jù)、結(jié)論完整正確。7.8.2 帶負(fù)荷試驗7.8.2.1 新安裝的智能二次設(shè)備應(yīng)用一次電流及工作

45、電壓加以檢驗。送電后，應(yīng)測量交流二次電壓、二次電流的幅值及相位關(guān)系與當(dāng)時系統(tǒng)潮流大小及方向一致，確保電壓、電流極性和變比正確。7.8.2.2 帶負(fù)荷極性檢查時，負(fù)荷電流應(yīng)不低于電子式互感器或合并單元最小精確工作電流。7.8.2.3 合并單元作為全站其他智能二次設(shè)備核相的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)源，其輸出應(yīng)與系統(tǒng)一次相位保持一致。7.8.2.4 合并單元采用點對點直采方式傳輸采樣值時，宜通過合并單元備用端口進(jìn)行核相。7.8.2.5 對于常規(guī)互感器，還應(yīng)在合并單元輸入端進(jìn)行核相。二次電流回路中性線電流的幅值和二次電壓回路中性線對地電壓幅值應(yīng)在正常范圍內(nèi)。7.8.2.6 保護(hù)裝置、測控裝置、網(wǎng)絡(luò)報文記錄及分析裝置等

46、智能二次設(shè)備核相應(yīng)通過本裝置實際顯示相位進(jìn)行確認(rèn)。7.8.2.7 差動保護(hù)的差電流應(yīng)不大于0.04In。7.8.2.8 變壓器充電時應(yīng)檢驗差動保護(hù)躲過勵磁涌流的能力，并通過勵磁涌流錄波報告檢查零序差動回路的正確性。A附錄A （資料性附錄）光纜、尾纖標(biāo)識方法A.1 光纜標(biāo)牌A.1.1 光纜標(biāo)牌應(yīng)記錄光纜編號、光纜類型、使用及備用芯數(shù)、光纜長度、本端屏柜及設(shè)備編號、對端屏柜及設(shè)備編號、用途說明、投運日期等信息。例：連接間隔合并單元與母線合并單元用于傳送母線電壓SV信息的光纜可按圖1方式標(biāo)識。其中，“Fr：18P-10n-5x”表示光纜本端連接至設(shè)計編號18P的屏柜上編號10n的設(shè)備，接入熔接盒5x

47、；“To：21P-10n-1x”表示光纜對端連接至設(shè)計編號21P的屏柜上編號10n的設(shè)備，接入熔接盒1x。光纜編號：3Y-G130 光纜信息：4芯多模（1備3），15mFr：18P-10n-5x 母線電壓SVTo：21P-10n-1x 2014-09-30圖1 光纜標(biāo)牌示例A.2 尾纖標(biāo)識A.2.1 尾纖兩端均應(yīng)標(biāo)識，標(biāo)簽宜采用專用貼紙，標(biāo)簽粘貼位置宜選擇在距離尾纖插頭1-2cm處，如圖2所示。圖2 尾纖標(biāo)簽及粘貼位置A.2.2 尾纖標(biāo)識內(nèi)容應(yīng)包含本側(cè)及對側(cè)接線信息和尾纖主要用途。標(biāo)簽各側(cè)編碼宜采用如下格式：“設(shè)備編號-板件號-接口端口號-熔接盒設(shè)備及端口號”，沒有相關(guān)信息時可用“/”表示。例

48、：尾纖標(biāo)識示例如圖3所示。其中，標(biāo)簽左側(cè)“5xA01”表示第五箱熔接盒A層01端口，標(biāo)簽右側(cè)為“2xB06” 表示第二箱熔接盒B層06端口。18P-10n-/-SR2-5xA0121P-10n-/- OUT4-2xB06261 A相電流圖3 尾纖標(biāo)識示例智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置驗收規(guī)范編制說明Q/GDW XXXXXXX-XXXXX目次1 編制背景182 編制主要原則183 與其他標(biāo)準(zhǔn)文件的關(guān)系184 主要工作過程195 標(biāo)準(zhǔn)結(jié)構(gòu)和內(nèi)容206 條文說明201 編制背景隨著電網(wǎng)建設(shè)的快速發(fā)展，智能變電站建設(shè)全面推進(jìn)，各種新技術(shù)在智能變電站中廣泛應(yīng)用，對變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置的驗收工作

49、提出了新的、更高的要求。目前，國家電網(wǎng)公司尚無智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置驗收的相關(guān)規(guī)范，為建立智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置交接驗收流程，嚴(yán)格控制智能變電站繼電保護(hù)設(shè)備安裝調(diào)試質(zhì)量，確保繼電保護(hù)和安全自動裝置安全運行，提高智能變電站繼電保護(hù)設(shè)備可靠性，規(guī)范智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置驗收工作，特編制本標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)國家電力調(diào)度控制中心的工作安排，由重慶市電力公司牽頭，負(fù)責(zé)智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置的編制工作。2 編制主要原則本標(biāo)準(zhǔn)嚴(yán)格按照國家電網(wǎng)公司技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)管理辦法實施細(xì)則（國家電網(wǎng)科【2011】436號文件）相關(guān)要求開展編制工作。本標(biāo)準(zhǔn)著重描述智能變電站繼電保護(hù)和安全自動裝置與常規(guī)變電站有區(qū)別的驗收內(nèi)容，與常規(guī)變電站相同的驗收內(nèi)容參見DL/T 995和Q/GDW 1914。3 與其他標(biāo)準(zhǔn)文件的關(guān)系本標(biāo)準(zhǔn)所涉及的各類技術(shù)指標(biāo)均引自已頒發(fā)的國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)或國家電網(wǎng)公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，并充分結(jié)合了實際調(diào)試驗收和運行維護(hù)經(jīng)驗。本標(biāo)準(zhǔn)引用及參考的主要標(biāo)準(zhǔn)如下：GB/T 7261繼電保護(hù)及安全自動裝置基本試驗方法GB/T 14285繼電保護(hù)和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程GB 50150電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)GB 50171電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路接線施工及驗收規(guī)范DL/T 282合并單元技術(shù)條件DL/T 364光纖通道