智能变电站间隔层交换机验收卡
变电站二次接线安装验收标准卡(精)
截面积
电流回路
≥2.5m㎡
用线规检查
信号、电压回路
≥1.5 m㎡
弱电回路
在满足载流量和电压降以及机械强度情况下≥0.5 m㎡
用于可动部位的导线
主要
多股软铜线
观察检查
控
制
电
缆
接
线
控制电缆头标签
按设计编号、规格、走向正确
对照设计图检查
□合格
□否
控制电缆接引
按设计规定
对照设计图检查
线束绑扎松紧和形式
35 kV普润站二次接线安装验收标准卡（二）
验收设备名称、编号（以间隔为单位）：＃1主变
设备型号：DMP322（差动）DMP325（高后备）DMP323（低后备）
生产厂家：南京力导科技有限公司
出厂编号：6485 6486 6487 6488 6489
验收小组组长：
验收小组成员：
验收日期：年月日
工序检验指标性质 Nhomakorabea质量标准
检验方法及器具
验收情况
安装人员（签字）
主验收人
导
线
检
查
导线外观
主要
绝缘层完好，无中间接头
观察检查
□合格
□否
导线连接（螺接、插接、焊接或压接）
主要
牢固、可靠
螺丝刀及用手拉
导线配置
主要
按背面接线图
对照接线图检查
导线端部标志
清晰正确，且不易褪色
观察检查
盘内配线绝缘等级
耐压不小于500V
查出厂证明
加终端附件或搪锡
紧固件配置
齐全，且与导线截面相匹配
二次回路连接件
主要
铜质制品
智能变电站的安装调试及验收要点探讨
19中国设备工程 2021.04 （下）中国设备工程C h i n a P l a n t E n g i n e e r i ng对于智能变电站来说，其组成部分主要包括有过程层、间隔层以及站控层。
其中，过程层大多被用于对电气数据以及设备运行相关参数进行检测和统计，并有效执行操作控制作业等；间隔层所具备的作用是汇总此层中各项实时数据信息，且做好一次设备的保护与控制工作；站控层则重点是针对全站所有设备实行监视控制、交换信息以及告警操作，同时完成对数据进行采集监控和保护管理等。
这样的三层结构，基本都通过光缆抑或是以太网等紧密联系起来，让信息采集、处理与执行等环节变得更加便捷。
1 智能变电站继电保护调试验收要点1.1 单体装置调试功能测试对单体装置的调试功能进行测试时，所采取的方式主要有：第一，同步时钟检测法。
功能以及需授时设备等的测试智能变电站的安装调试及验收要点探讨李民（中国能源建设集团江苏省电力建设第一工程有限公司，江苏 南京 210000）摘要：众所周知，在电网发展中，智能变电站的地位不言而喻，现如今已经被投入到全国范围内使用。
本文根据当前智能变电站实际建设的情况，对其调试以及验收流程进行了详细探讨，希望能够有一定的参考价值。
关键词：智能电网工程；调试；验收；要点中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1671-0711（2021）04（下）-0019-03都隶属于同步时钟内容范畴，一般情况下，智能变电站中涉及到的同步时钟都是按照双重化来进行配置。
第二，保护功能检测法。
这种方法的内容包括保护定值、逻辑测试以及定值整定相关功能等，会在一定程度上给单体装置的调试功能带来重要影响。
第三，测控功能检测法，涉及到同期功能检测和防误闭锁等诸多内容。
1.2 合并单元测试这样的测试方法一般可以细分成5种情况，包括同步功能性测试、守时功能性检查、异常处理、电压切换以及并列型功能。
1.3 系统调试在对智能变电站相关系统进行调试的过程中，首先需要做好全站时钟的系统调试工作。
智能变电站监控后台及远动机验收卡
序号
验收项目
技术标准要求
检查情况及整改要求
备注
1.
操作员工作站功能
操作员工作站应能支持各种图形、表格、曲线、棒图、饼图等表达方式
现场核查
综自系统应采用铃声报警，禁止采用语音报警，铃声报警根据三类信号采用不同的铃声
现场核查
综自系统的遥控操作不允许在主界面进行
现场核查
遥控操作具有编号验证、操作人验证、监护人验证功能
现场核查
事故打印和SOE打印功能检查；操作打印功能检查；运行日报打印功能检查
现场核查
9.
检修窗口功能检查
正常运行时，系统信息不在检修窗口显示，
现场核查
间隔置检修后，检修设备报文信息在检修窗口中显示，主窗口不显示
现场核查
11.
间隔遥信、保护软报文检查
信号分类符合闽电调〔2009〕870号(关于印发《福建电网地区调度控制中心监控系统信号规范（试行）》的通知)
2)检验操作票编辑、校核、批处理等功能，对每个间隔顺控流程的每个态进行实际的顺控操作,结果正确
3）顺控失败时，应能提示顺控操作进度及步骤执行情况。
现场抽查
2.
全站打印功能检查
监控后台具备打印报告功能，不同厂家、不同型号装置打印功能正确
现场抽查
9
序号
验收项目
技术标准要求及方法
检查情况及整改要求
备注
系统检查
现场抽查
20.
报警功能
1）测量值越限报警
2）保护装置及测控装置等通信接口故障和网络故障报警,GOOSE断链报警, SV断链报警,各级交换机故障报警
3）报警历史查询
现场抽查
21.
微机五防功能测试(此功能可抽查,也可由运行部门完成)
110kV智能变电站网络报文分析装置验收卡
SV报文检查：能调阅并查看、分析SV历史报文
抽检
5
时钟同步检查
装置已接入同步时钟信号，并对时正确
全检
6
装置告警功能检查
应有装置异常、存储设备异常、通信异常、对时异常等告警信息
全检
7
SCD文件导入功能检查
装置应能导入SCD 文件中相关的配置信息，检查当前导入的SCD文件为最新版本
全检
A.6
验收缺陷记录
序号
检查项目
验收内容与要求
验收方式
结论
1
监听对象检查
MMS网通信检查：查看报文分析仪站控层与间隔层的MMS通信的监听设备数量和IP地址应与实际相符
全检
GOOSE网通信检查：查看报文分析仪间隔层之间联闭锁GOOSE网、间隔层与过程层GOOSE通信网监听设备数量和组播地址应与实际相符
全检
SV网通信检查：查看报文分析仪间隔层与过程层SV通信网监听设备数量和组播地址应与实际相符
抽检
3
离线分析功能检查
MMS报文检查：能正确分析间隔层与站控层间MMS和TCP/IP协议内容
抽检
GOOSE报文检查：能正确分析间隔层间GOOSE协议内容
抽检
SV报文检查：能正确分析过程层与间隔层间SV协议内容
抽检
4
历史报文调阅
MMS报文检查：能调阅并查看、分析MMS历史报文
抽检
GOOSE报文检查：能调阅并查看、分析GOOSE历史报文
验收人：
验收日期：
全检
屏柜前后都应有标志，屏内标识齐全、正确，与图纸和现场运行规范相符，防火封堵正常
抽检齐全正确、字迹清晰，不易褪色，须有电缆（光缆）牌须有编号、芯数、截面及起点和终点命名
智能变电站220kV主变保护验收卡(修改)
级联电压异常逻辑检查
主变合并单元未投检修、母线合并单元投检修时，只闭锁和级联电压有关的主变保护逻辑。
母线合并单元和主变合并单元之间级联光纤断链时，只闭锁和级联电压有关的主变保护逻辑
2
2.1
序号
验收项目
技术标准要求
检查情况及整改要求
备注
1.
版本检查
检查软件版本和报告版本一致
现场抽查
2.
同步异常告警及装置告警
核对图纸
4.
非电量保护功能
主变非电量保护应集成在主变本体智能终端中，并采用常规电缆就地跳闸方式，保护动作信号通过本体智能终端的goose报文转发给测控装置上送至综自系统
核对图纸
非电量保护的电源应在直流电源屏独立配置空开
核对图纸
非电量保护和电量保护应无任何联系
核对图纸
非电量保护出口应跳高压侧开关的双组跳闸线圈
核对图纸
低压侧过流保护应具备联跳三侧开关的功能
核Hale Waihona Puke 图纸高阻变压器应配置低压侧绕组电流互感器，实现后备保护功能
核对图纸
2.
非电量保护反措
瓦斯保护应防水、防油渗漏，密封性好，气体继电器由中间端子箱（如本体端子箱或主变端子箱）的引出电缆应直接接入保护柜
核对图纸
长电缆引入的非电量重动继电器启动功率应不小于5W，动作电压应介于55%～70%Ue；额定直流电压下动作时间应介于10ms～35ms
现场核查
9.
校验解除复压闭锁回路（220kV）
投主变解除失灵保护复压闭锁压板，在主变保护屏模拟故障，检查母线保护有复压闭锁开入指示
现场核查
10.
校验失灵启动回路
失灵启动回路接入完整，投主变失灵启动压板，退出开关跳闸出口软压板，在主变保护屏模拟永久性故障，同时在母线保护主变间隔加入电流，此时主变保护装置动作、开关未跳；失灵保护屏上的失灵保护动作。若失灵屏上不加电流，则失灵应不会动作
浙江电网220千伏智能变电站继电保护首检式验收技术要求(试行)
浙江电网220千伏智能变电站继电保护首检式验收技术要求（试行）1基本要求1.1本规范根据《浙江电网继电保护验收规范》、《浙江电网220kV变电站继电保护验收规范》的要求，结合目前新建、扩建、技改工程验收工作的实际情况，规范统一全省智能变电站继电保护首检式验收项目和要求。
1.2首检式验收包含原验收规范要求的全部项目，并增加首次检验必需的重要项目，重点验收继电保护系统的隐蔽工程及在运行过程中不能通过装置自检所反映的问题，含资料检查、公用部分检查、直流电源检查、过程层设备检查、间隔层设备检查、站控层设备检查、网络设备及辅助设备七部分内容及《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求等项目。
1.3验收前，验收人员应根据变电站设备实际情况，对本规范规定的验收报告内容进行必要的补充和调整。
1.4验收时，验收人员应根据验收报告认真验收、记录，并与施工单位试验报告数据进行核对，发现问题及时记录。
1.5验收结束，各验收小组应将首检式验收报告整理装订，做好移交准备工作。
验收组应汇总填写变电站验收报告（格式见附录M），在验收报告中应明确存在的问题、整改要求、验收结论等。
验收报告应在工程投产前上报投产启动委员会。
1.6被验收工程如存在不满足本验收规范及反措要求、影响到保护安全运行的项目，在整改完成前不允许投入运行。
2首检式验收应具备的基本条件2.1所有二次接线安装结束，二次回路检查调试工作完成。
2.2保护装置的调试工作已结束，调试整定单已经执行并完成校验。
2.3合并单元、智能终端、网络分析仪的调试工作已结束。
2.4保护整组传动试验已结束，相应的现场一次设备具备联动试验条件。
继电保护故障及录波信息子站调试完成，与各级调度主站调试完成。
2.5施工单位自验收、整改工作已完成。
2.6备品备件、专用工器具移交完成。
2.7设备命名牌和熔丝、空开、压板等正式标签挂设完成。
2.8典型操作票及运行规程编写完成，并经主管部门审批。
110kV智能变电站110kV备自投验收卡
合格□
6
110KV母分开关TWJ
合/开
合格□
7
1#主变A闭锁自投
合/开
合格□
闭锁逻辑符合整定单要求
8
1#主变B闭锁自投
合/开
合格□
9
2#主变A闭锁自投
合/开
合格□
10
2#主变B闭锁自投
合/开
合格□
11
1#主变本体闭锁自投
合/开
合格□
12
2#主变本体闭锁自投
合/开
合格□
13
进线1开关手跳闭锁自投
是□
退出
是□
2
进线二SV接收软压板
投入
是□
退出
是□
3
I母SV接收软压板
投入
是□
退出
是□
4
II母SV接收软压板
投入
是□
退出
是□
注：试验仪加模拟量，验证SV软压板正确。
A.5.2
序号
压板类型
压板名称
压板状态
结果
备注
1
GOOSE发送软压板
跳进线1软压板
投入/退出
合格□
2
跳进线2软压板
投入/退出
合格□
3
合进线1软压板
现场查看
2
装置定值检查
查看保护装置定值区以及定值内容是否与调试定值一致
抽检/现场查看
A.4.2
序号
硬开入名称
标签检查
装置显示
后台显示
结论
1
远方控制压板
正确□
正确□
正确□
合格□
2
复归按钮
正确□
正确□
/
变电站验收卡
端子
接线
1、二次接线正确，导线与电器元件连接均应牢固可靠。
2、配线应整齐、清晰、美观、导线不应有接头，芯线无损伤，绝缘应良好。
3、可动部位的导线应采用多股软导线，有适当裕度，线束有绝缘层。
4、每个接线端子和每侧接线宜为1根，不得超过2根，对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上，对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片。
5、电流回路应经试验端子，其它须断开的回路宜经特殊端子或试验端子应接触良好。
6、接线端子应与导线截面匹配，不应使用小端子配大截面导线。
5
连
接
件
二次回路的连接件均应采用铜质制品，绝缘件应采用自熄性阻燃材料。
遗留问题
验收人签名：站长审核：日期：
5、箱体漆层应完整无损伤，固定电器的支架应刷漆。
6、各种标识应打印清晰、齐全正确，
术语规范。
2
二次
电缆
1、电缆排列整齐，不得交叉，安装牢固。
2、强、弱电不得使用同一电缆。应
分别成束分开排列。
3、电缆标示牌及二次回路编号应正确，字迹清楚且不易脱色。
4、控制电缆应采用屏蔽电缆，其屏蔽层应接地且电缆绝缘良好。
1号站用变本体端子箱验收卡
变电站
xxx变电站
设备名称
1号站用变本体端子箱
验收性质
验收时间
验收人员
验收项目
序号
验收项目
验收标准
验收结论
备注
1
#1站用变
本体
端子
箱
箱体
1、安装牢固、整齐、外观完好清洁。
2、箱体必须可靠接地，柜内接地铜排应相互连接，接地可靠。
3、箱门关闭严密开关灵活，配备专用钥匙。
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间隔交换机验收
验收项目 交换机配置 电源检查 光功率测试 技术标准要求 110kV线路宜每两个间隔配置1台交换机 采用工业级交换机，交换机应采用自然散热（无风扇）方式 级联口连接可靠正确、VLAN划分配置正确 检查装置电源指示正常； 拉合直流电源空开、交换机能正常启动，不出现死机现象； 接收和发送的光功率、光灵敏度应满足要求 检查情况及 整改要求 验收方法 现场核查 现场核查 现场核查 现场核查 现场核查 每台抽查 5 个
序号 1. 2. 3.
9
信号核对（含综自后台及调度主站） 验收项目 检查情况及 整改要求 备注
序号 1. 2. 3. 4. 备注
与综自后台监控机进行信号核对（查是否满足信号命名和分类规范，是否存在不同类信号合并问题） 现场核查 与调度主站（调控一体站）进行信号核对，跳闸信号可结合带开关整组传动试验进行核对，并提交经调度自动化专 现场核查 业签字确认的报告 与故障录波装置的联调检查，结合整组传动试验，应在主站、子站调阅保护装置录波信息，并确认正常，与网络分 现场核查 析仪的联调检查，结合整组传动试验，应调阅采样值、动作信息等，并确认正常 与保护故障信息系统的联调检查，结合整组传动试验，应在主站、子站调阅动作信息、保护装置录波信息，并确认 现场核查 正常 业主单位应有调度自动化（远动） 、运行、保护等相关专业人员参加，按《福建电网地区调度控制中心监控系统信号规范》 （闽电调〔 2009〕870 号）验收
1
调度正式定值验收
现场核查
2 3 4
母差失灵保护 CT 变比核对 启动前二次回路及 光纤的检查 相量测试Biblioteka 现场核查 现场核查 现场核查
10 启动前及启动期间验收
序号 验收项目 技术标准要求及方法 要求应从每套保护装置中打印出完整定值清单（包含系统参数、变比信息、控制字定值、软压 板定值等内容） ，与调度下达正式保护定值整定单（含说明内容）逐项核对正确一致，变比与 现场实际确认一致。具体定值核对工作需经继电保护专业技术人员确认无误，对于委托外单位 调试的工程，应由业主运行维护单位的保护人员核对确认无误。 （包含对侧母差退出、对侧单 供变等不同运行方式下本站配合的设定定值的核对） 核对母差失灵保护装置内的对应线路、主变、母联间隔的 CT 变比或变比系数已整定正确，并 与现场实际的 CT 变比核对一致；核对母差保护出口跳对应线路、主变或母联间隔的软压板以 及对应间隔启动母差失灵的开入软压板正确性 投产前所有二次回路及光纤链路的检查,开关、刀闸位置是否正常，包括 CT、PT 一点接地检查， 防止 CT 二次开路和 PT 二次短路（常规互感器） 查看测控装置、合并单元采样情况；钳形表、数字相位表测量电流、电压；查看保护装置差流 情况 检查情况及 整改要求 备注