智能变电站高压测控装置调试指导书

智能变电站高压测控装置调试作业指导书 批 准： 审 核： 编 写： 作业负责人： 目录1.应用范围22.引用文件23.工作流程图34.调试前准备44.1 准备工作安排44.2作业人员要求54.3试验仪器及材料54.4危险点分析及安全措施65.单体调试75.1 电源和外观检查75.2 绝缘检查95.3 配置文件检查95.4 光纤链路检验106.分系统调试116.1 采样值检查116.2 遥信开入检查116.3 遥控检查126.4 间隔五防和站控层联闭锁156.5 站控层通讯检查157.一次通流升压168.送电试验169.竣工16附录：调试报告181. 应用范围本指导书适用于国家电网公司智能变电站35kV及以上电压等级测控装置现场调试工作，规定了现场调试的准备、调试流程图、调试方法及标准和调试报告等要求。本指导书中所涉及的测控装置为基础型号，其他诸如母线测控、公用测控等可参照执行。2. 引用文件下列标准及技术资料所包含的条文，通过在本作业指导书中的引用，而构成为本作业指导书的条文。本作业指导书出版时，所有版本均为有效。所有标准及技术资料都会被修订，使用作业指导书的各方应探讨使用下列标准及技术资料最新版本的可能性DL/T 860 变电站通信网络和系统DL/T 476 电力系统实时数据通信应用层协议DL/T 5149 220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程Q/GDW 383 智能变电站技术导则Q/GDW Z 414 变电站智能化改造技术规范Q/GDW 534 变电设备在线监测系统技术导则Q/GDW 393 110（66）kV220kV智能变电站设计规范Q/GDW 394 330kV750kV智能变电站设计规范Q/GDW 431 智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW 678 智能变电站自动化一体化监控系统功能规范Q/GDW 679 智能变电站一体化监控系统建设技术规范 Q/GDW Z 414 变电站智能化改造技术规范Q/GDW 431 智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW 427 智能变电站测控单元技术规范Q/GDW XXX 智能变电站标准化现场调试规范国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）国家电网公司变电站系统设计图纸设备技术说明书3. 工作流程图根据调试设备的结构、校验工艺及作业环境，将调试作业的全过程划分为以下校验步骤顺序，见图1。图1 高压测控装置调试流程图4. 调试前准备4.1 准备工作安排序号内容标准备注1调试工作前提前2至3天做好摸底工作，结合现场施工情况制定本次工作的调试方案以及安全措施、技术措施、组织措施，并经正常流程审批。1）摸底工作包括检查现场的调试环境，试验电源供电情况，保护装置及相关合并单元、智能终端及相关一次设备的安装情况、光纤铺设情况；2）调试方案应细致合理，符合现场实际能够指导调试工作。2根据调试计划，组织作业人员学习作业指导书，使全体作业人员熟悉作业内容、危险源点、安全措施、进度要求、作业标准、安全注意事项。要求所有工作人员都明确本次校验工作的内容、进度要求、作业标准及安全注意事项。3如果是在运行站工作或站内部分带电运行，提前办理工作票，并经运行单位许可；开工前需制定专门的二次安全措施票。1）工作票应按电业安全工作规程相关部分执行；2）二次安全措施票中所要求的安全措施应能有效的将工作范围与运行二次回路隔离。4准备SCD文件、待调试装置ICD文件、保护原理图、二次接线图、光纤联系图、虚端子表、交换机配置表、设备出厂调试报告、装置技术说明书、装置厂家调试大纲。材料应齐全，图纸及资料应符合现场实际情况。5检查系统厂内集成测试记录以及出厂验收记录。系统配置文件SCD正确，系统出厂前经相关部门验收合格。6检查调试所需仪器仪表、工器具。仪器仪表、工器具应试验合格，满足本次作业的要求。7开工前与现场安装、施工人员做好交底工作。了解保护装置及相关合并单元、智能终端等设备的具体情况、现场的可开展试验情况，告知其他工作人员安全风险点及危险区域。8试验电源进行检查。用万用表确认电源电压等级和电源类型无误，应采用带有漏电保护的电源盘并在使用前测试漏电保护装置是否正常。4.2作业人员要求序号内容备注1现场工作人员应身体健康、精神状态良好，着装符合要求。2工作人员必须具备必要的电气知识，掌握本专业作业技能，熟悉保护设备，掌握保护设备有关技术标准要求，持有保护调试职业资格证书；工作负责人必须持有本专业相关职业资格证书并经批准上岗。3全体人员必须熟悉国家电网公司电力安全工作规程的相关知识，并经考试合格。4新参加电气工作的人员、实习人员和临时参加劳动的人员(管理人员、临时工等)，应经过安全知识教育后，并经考试合格方可下现场参加指定的工作，并且不得单独工作。4.3试验仪器及材料序号名称规格数量备注1数字式继电保护测试仪支持4路以上9-2 SV输出、4路以上goose输出，支持对时功能。1台2便携式报文分析仪支持goose、SV、PTP、MMS报文的在线分析和离线存储分析，有一定统计分析功能1台3兆欧表1000V/500V1台4光功率计波长：1310/850nm，范围：-40dB10dbB1套5红光笔1支6相关测试软件包括SCD查看软件、报文分析软件、XML语法校验软件、保护测试仪应用软件等7尾纤根据装置背板光口类型和调试仪器输出光口类型选择尾纤类型若干8试验直流电源9SOE高精度测试仪触发间隔：0.15.0ms，以0.1mS可调1台10其它设备4.4危险点分析及安全措施序号防范类型危险点预控措施1人身触电安全隔离(a) 工作前应在危险区域设置明显的警示标识，带电设备外壳应可靠接地。接、拆低压电源(a) 必须使用装有漏电保护器的电源盘。(b) 螺丝刀等工具金属裸露部分除刀口外包绝缘。(c) 接拆电源线时至少有两人执行，必须在电源开关拉开的情况下进行。2机械伤害落物打击进入工作现场必须戴安全帽。3防运行设备误动如果是在运行站工作或站内部分带电运行，误发报文造成装置误动工作负责人检查、核对试验接线正确，二次隔离措施到位并确认后，下令可以开始工作后，工作班方可开始工作。测试中需要测试仪仪向装置组网口发送报文时，应拔出装置组网口光纤，直接与测试仪连接，不应用测试仪通过运行的过程层网络向装置发送报文，以防止误跳有网路跳闸的设备。4防设备损坏保护跳或控制检修、施工过程中的一次设备，造成一次设备损坏保护或监控调试时应断开与一次设备的控制回路，传动一次设备时必须与相关负责人员确认设备可被操作。工作中恢复接线错误造成设备不正常工作施工过程中拆接回路线，要有书面记录，恢复接线正确，严禁改动回路接线。工作中误短端子造成运行设备误跳闸或工作异常短接端子时应仔细核对屏号、端子号，严禁在有红色标记的端子上进行任何工作。工作中恢复定值错误造成设备不正常工作工作前核对保护定值与最新定值单相符，工作完成后再次与定值单核对定值无误。线路保护盘上线路保护通道的尾纤损坏试验前必须在线路保护盘上拔掉线路保护通道的尾纤，做好标记并将光纤头防护罩盖好。试验完成后恢复线路保护通道的尾纤，恢复前必须用酒精清洗尾纤头，尾纤恢复后才允许做通道对调。5其他(a) 工作前，必须具备与现场设备一致的图纸。(b) 禁止带电插拔插件。5. 单体调试5.1 电源和外观检查电源检查序号检查项目检查要求备注1屏柜直流电源检查1）万用表检查装置直流电源输入应满足装置要求，检查电源空开对应正确2）推上装置电源空开，打开装置上电源开关，装置应正常启动，内部电压输出正常；2装置电源自启动试验将装置电源换上试验直流电源，且试验直流电源由零缓调至80%额定电源值，装置应正常启动，“装置失电”告警硬接点由闭合变为打开；3装置工作电源在80%110%额定电压间波动装置稳定工作，无异常；4装置电源拉合试验1）在80%额定电源下拉合三次装置电源开关，逆变电源可靠启动，保护装置不误动，不误发信；2）保护装置掉电瞬间，装置不应误发异常数据。注：检查结果记录于调试报告表3外观检查序号检查项目检查要求注意事项1屏柜及装置外观检查1）检查屏柜内螺丝是否有松动，是否有机械损伤，是否有烧伤现象；电源开关、空开、按钮是否良好；检修硬压板接触是否良好；2）检查装置接地端子是否可靠接地，接地线是否符合要求；3）检查屏柜内电缆是否排列整齐，是否固定牢固，标识是否齐全正确；交直流导线是否有混扎现象； 4）检查屏柜内光缆是否整齐，光缆的弯曲半径是否符合要求；光纤连接是否正确、牢固，是否存在虚接，有无光纤损坏、弯折、挤压、拉扯现象；光纤标识牌是否正确，备用光纤接口或备用光纤是否有完好的护套；5）检查屏柜内个独立装置、继电器、切换把手和压板标识是否正确齐全，且外观无明显损坏；6）柜内通风、除湿系统是否完好，柜内环境温度、湿度是否满足设备稳定运行要求。2装置自检装置上电运行后，自检正常，操作无异常。 3装置程序检查通过装置液晶面板检查保护程序、通信程序的版本、生成时间、CRC校验码正确。 4装置时钟检查装置时间应与标准时间一致。注：检查结果数据记录于调试报告表4。5.2 绝缘检查按照DL/T 995-2006标准的6.2.4的要求，采用以下方法进行绝缘检查：a）将CPU插件、通信插件、开入插件拔出，并确认直流电源断开后将直流正负极端子短接，对电源回路、开入量回路、开出量回路摇测绝缘。b）对二次回路使用1000V摇表测量各端子之间以及端子对地之间的绝缘电阻，新安装时绝缘电阻应大于10M。c）新安装时，对装置使用500V摇表测量各端子之间的绝缘电阻，对内绝缘电阻应大于20M。注：1）绝缘电阻摇测前必须断开交、直流电源；绝缘摇测结束后应立即放电、恢复接线；2）绝缘检查结果数据记录于调试报告表5。5.3 配置文件检查5.3.1 配置文件版本及SCD虚端子检查a）检查SCD文件头部分（Header）的版本号（version）、修订号（ revision）、和修订历史（History）确认SCD文件的版本是否正确。b）采用SCD工具检查本装置的虚端子连接与设计虚端子图是否一致，待调试保护装置相关的虚端子连接是否正确。5.3.2 装置配置文件一致性检测a）检查待调试装置和与待调试装置有虚回路连接的其它装置是否已根据SCD文件正确下装配置。b）采用光数字万用表接入待调试装置过程层的各GOOSE接口，解析其输出GOOSE报文的MAC地址、APPID、GOID、数据通道等参数是否与SCD文件中一致；光数字万用表模拟发送GOOSE报文，检查待调试装置是否正常接收。c）检查待调试装置下装的配置文件中GOOSE的接收、发送配置与装置背板端口的对应关系与设计图纸是否一致。注：配置文件检查结果数据记录于调试报告表6.1及6.2。5.4 光纤链路检验5.4.1 发送光功率检验将光功率计用一根尾纤（衰耗小于0.5dB）接至测控的发送端口（Tx），读取光功率值（dBm）即为该接口的发送光功率。测控装置各发送接口都需进行测试，光波长1310nm，发送功率：-20dBm-14dBm；光波长850nm，发送功率：-19dBm-10dBm。5.4.2 接收光功率检验将测控接收端口（Rx）上的光纤拔下，接至光功率计，读取光功率值（dBm）即为该接口的接收光功率。接收端口的接收光功率减去其标称的接收灵敏度即为该端口的光功率裕度，装置端口接收功率裕度不应低于3dB。5.4.3 光纤连接检查a）分别恢复测控装置接收合并单元采样的SV光纤，测控装置相应的SV采样异常应复归。同时检查SV接口配置是否与设计一致。b）分别恢复测控接收智能终端及合并单元的GOOSE光纤，测控装置相应的GOOSE链路异常信号应复归，同时检查GOOSE接口配置是否与设计一致。注：光纤链路检验结果数据记录于调试报告表7和8。6. 分系统调试56.1 采样值检查1. 直流输入测试a) 检查监控主机画面上的相关直流量显示，如户外柜的温度、湿度，主变油温等数据，数据应与实际相符，并通过换算与测控装置直流测量显示值核对正确性，误差小于5%；2. 交流输入测试在间隔层的合并单元或合智一体上施加交流量，并在后台分画面、主接线图上查看数据，应与所加量保持一致，监控系统遥测精度满足技术要求，调试的过程中做好数据记录。对所有测点进行实验。电压测0，20，40，60，80，100，120额定值；电流测0，20，40，60，80，100，120额定值；有功、无功在额定电压、电流下， 0，60，90，240度变化角度；频率加到50Hz。通过比较装置三相电流、三相电压、有功、无功、功率因数、频率的显示值和标准表计的读数差来测量测控装置的精度，并检查后台显示数据。显示值应该在误差允许范围，电压、电流误差应小于0.2%，功率误差应小于0.5%。后台监控系统中，各画面上遥测数据量应能保证每秒正常刷新。注：SV采样通道测试数据记录于调试报告表9。6.2 遥信开入检查SOE分辨率，测控装置必须小于等于1ms。6.2.1 GOOSE开入检查按SCD文件配置，依次模拟被检装置的事件GOOSE输入，检查装置输出相关遥信报告正确性；测试仪发送GOOSE置检修状态，检查装置输出相关遥信报告的品质位；测控装置置检修状态，检查装置输出遥信报告的品质位。注：GOOSE开入检查测试数据记录于调试报告表10。6.2.2 硬接点开入检查人工短接屏柜端子模拟遥信变位，检查装置输出相关遥信报告正确性，并在一体化监控后台查看相关报警和SOE记录。注：硬接点开入检查测试数据记录于调试报告表11。6.3 遥控检查6.3.1普通遥控分别通过后台和面板对所有遥控对象分别进行分闸、合闸实验，装置应能正确动作，goose报文中相应位能够正确发生变化。操作记录应能记录遥控选择、执行命令。出口脉冲宽度由定值设置。1、 开关、刀闸遥控对所有可以控制的开关、刀闸进行操作，同时从网络报文分析仪观察抓取的报文和后台画面显示应符合预期效果。步骤：a) 选择一个断路器或刀闸的图元，遥控该断路器或刀闸，遥控方式有强制遥控方式、检同期方式、检无压方式等，根据需要选择适合的遥控方式，采取合或者分操作；b) 输入用户名称及密码并点击确定后，弹出操作提示，按操作顺序进行操作确认，在站控层核对和观察告警画面、打印记录、显示画面与操作动作是否一致。（根据系统参数设置可能还会要求输入监护人的姓名、密码、调度编号等）。c) 改变遥控操作顺序与停止遥控下一步操作，在站控层核对和观察告警画面、打印记录、显示画面与遥控操作动作是否一致，有无报告与主动撤消。d) 将测控屏柜上的把手打到就地、解锁位置，此时点击遥控预置按钮，此时应返回失败信息；将把手打到远方、解锁位置，重复执行前面的遥控操作步骤，此时应预置成功，测控装置上相应显示灯应正确亮起。e) 预置成功后点遥控执行，遥控执行成功后，观察一次设备断路器或刀闸，是否与显示位置一致，监控系统告警窗上会有遥控成功的告警显示；若遥控失败，监控系统告警窗中应有遥控失败的相应告警显示。f) 遥控输出在自恢复过程、加电和失电过程、双机及网络切换过程应不误动；遥控的同时应测试智能终端处的遥控出口压板。g) 若执行断路器同期遥控，同期操作应与控制策略一致，并满足定值要求。具体见5.7.2节；遥控执行命令从生成到输出的时间应1s。2、 遥调主变分接头的调节与遥控方式类似，遥调无需预置、返校的过程； a） 点击主变选择遥调升、遥调降、急停操作，输入用户名称及密码并点击确定后，弹出操作提示，按指示执行。b） 在站控层核对和观察告警画面、打印记录、显示画面与操作动作是否一致。c） 改变操作顺序与停止下一步操作，在站控层核对和观察告警画面、打印记录、显示画面与操作动作是否一致，有无报告与主动撤消。d） 将把手打到就地位置，在操作界面上点击遥控升、遥调降或急停操作时，应报遥调超时；将把手打到远方位置，在操作界面上点击遥控升、遥调降或急停操作，本体智能终端上的出口压板退出时，监控系统应报遥调超时，当出口压板投入时，遥调成功后，检查变压器是否正常升、降档位，急停是否成功。e） 遥调输出在自恢复过程、加电和失电过程、双机及网络切换过程应不误调。f） 遥调升、降、停成功后，档位应能通过智能终端正常传送至测控装置，并在后台显示正确。3、 保护、智能终端复归模拟保护动作，保证保护装置及智能终端跳闸或动作灯亮起，在监控系统上执行复归操作，复归后智能终端及保护装置上动作指示灯应灭；该功能可在调试保护装置或者调试保护信息子站功能时配合调试。注：普通遥控开出检查测试数据记录于调试报告表12.1。6.3.2同期功能调试选择某断路器，进行同期遥控试验，试验方法如下：定值检查：主要检查以下几项设置，可按照下表设置定值。序号名 称定 值1同期控制字2检无压定值153最大压差U5.774最大频差f0.35最大角差30a) 压差闭锁输入Ua和Usa的幅值差大于压差闭锁定值U 时，装置应闭锁合闸，并发出压差异常事件。调试流程如下，采样均通过数字源输入：（1）使用Ua输入57.74V、50Hz，Usa输入52V、50Hz，Ua和Usa相角差为0度，在监控系统上操作同期合闸，此时装置应合闸成功，后台监控推送相关告警遥信。（2）将Ua输入57.74V、50Hz，Usa输入49V、50Hz，Ua和Usa相角差为0度，在监控系统上操作同期合闸，此时装置应合闸失败，后台监控推送相关告警遥信。b) 相角差闭锁输入Ua和Usa的相角差大于相角差闭锁定值时，装置应闭锁合闸，并发出压差异常事件。调试流程如下，采样均通过数字源输入：（1）将Ua输入57.74V、50Hz，Usa输入57.74V、50Hz，Ua和Usa相角差为29度，在监控系统上操作同期合闸，此时装置应合闸成功，后台监控推送相关告警遥信。（2）将Ua输入57.74V、50Hz，Usa输入57.74V、50Hz，Ua和Usa相角差为31度，在监控系统上操作同期合闸，此时装置应合闸失败，后台监控推送相关告警遥信。c) 频差闭锁输入Ua和Usa的频率差大于频差闭锁定值fmax时，装置应闭锁合闸，并发出频差异常事件。调试流程如下，采样均通过数字源输入：（1）将Ua输入57.74V、50Hz，Usa输入57.74V、49.72Hz，在监控系统上操作同期合闸，此时装置应合闸成功，后台监控推送相关告警遥信（2）将Ua输入57.74V、50Hz，Usa输入57.74V、49.69Hz，在监控系统上操作同期合闸，此时装置应合闸失败，后台监控推送相关告警遥信。d) 检无压整定检无压定值为15V，调试流程如下，采样均通过数字源输入：（1） 将母线侧电压输入57.74V，线路电压输入14V时，在监控系统上操作检无压合闸，此时装置应合闸成功，后台监控推送相关告警遥信。（2） 将母线侧电压输入57.74V，线路电压输入16V时，在监控系统上操作检无压合闸，此时装置应合闸失败，后台监控推送相关告警遥信。注：普通遥控开出检查测试数据记录于调试报告表12.2。6.4 间隔五防和站控层联闭锁间隔层防误闭锁功能检查以五防闭锁逻辑图为依据，测试正反逻辑。间隔五防处于投入状态时，进行遥控操作。1） 当相关间隔通信良好，条件满足时，进行操作，应能正常操作，遥控操作成功并推送相关遥信告警；2） 当相关间隔通信异常时，进行操作，不能正常进行，遥控操作失败并推送相关遥信告警；3） 当相关间隔通信良好，条件不满足时，遥控操作失败并推送相关遥信告警；间隔五防处于退出状态时，进行遥控操作。无论相关间隔装置通信状态和条件是否满足，遥控操作成功并推送相关遥信告警。注：试验结果记录于调试报告表13。6.5 站控层通讯检查a）通讯状态检查从后台检查待调试保护装置与后台的通讯状态是否正常b）告警信息检查用装置的通讯传动功能开出或通过使装置开入变位、告警或告警复归、启动、动作等方法使装置向后台上送报告，观察后台告警信息是否正确。c）软压板检查从装置上依次操作使软压板分合（包括功能压板等）装置中所有软压板，从后台观察软压板变位是否正确。依次从后台遥控软压板从保护装置上观察软压板变位是否正确。注：试验结果记录于调试报告表14。7. 一次通流升压可根据实际工程和施工情况采用以下的一次升流、升压方法进行试验：7.1一次通流试验a)用升流器从电流互感器一次侧注入工频交流电流。b） 依次从所有接收本间隔合并单元SV采样的IED设备（包括本间隔保护装置、本间隔测控、母线保护、故障录波和网络分析装置等）中检查本间隔采样值的大小、相别是否正确。7.2一次升压试验a)依次从电压互感器依次侧加入三相工频交流电压。b）依次从所有接收本间隔合并单元SV采样的IED设备（包括本间隔保护装置、本间隔测控、故障录波和网络分析装置等）中检查本间隔采样值的大小、相别是否正确。注：试验结果记录于调试报告表158. 送电试验从装置菜单调阅采样值显示，核对测控装置各路采样数值、电压电流相序、电压电流之间的相位等参数是否与实际负荷状况相符。注：试验结果记录于试验报告表169. 竣工序号内容备注1全部工作完毕，拆除所有试验接线（先拆电源侧）2仪器仪表及图纸资料归位。3全体工作人周密检查施工现场、整体现场，清点工具及回收材料4状态检查，严防遗漏项目5工作负责人在检修记录上详细记录本次工作所修项目、发现的问题、试验结果和存在地问题等6经值班员验收合格，并在验收记录卡上各方签字后，办理工作票终结手续附录：调试报告调试报告变电站名称：间隔名称：装置类型：生产厂家：调试负责人：调试人员： 调试日期：1. 调试依据DL/T 860 变电站通信网络和系统DL/T 476 电力系统实时数据通信应用层协议DL/T 5149 220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程Q/GDW 383 智能变电站技术导则Q/GDW Z 414 变电站智能化改造技术规范Q/GDW 534 变电设备在线监测系统技术导则Q/GDW 393 110（66）kV220kV智能变电站设计规范Q/GDW 394 330kV750kV智能变电站设计规范Q/GDW 431 智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW 678 智能变电站自动化一体化监控系统功能规范Q/GDW 679 智能变电站一体化监控系统建设技术规范 Q/GDW Z 414 变电站智能化改造技术规范Q/GDW 431 智能变电站自动化系统现场调试导则Q/GDW 427 智能变电站测控单元技术规范Q/GDW XXX 智能变电站标准化现场调试规范国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）国家电网公司2. 基本信息2.1 装置基本信息序号项目内容是否为国网标准版本1装置型号是 否2生产厂家3设备唯一编码是 否4程序版本是 否5程序校验码6程序生成时间7icd版本是 否8icd校验码9icd生成时间10SCD版本11SCD校验码12通信程序版本13通信程序校验码14通信程序生成时间2.2 仪器设备基本信息序号仪器名称型号铭牌编号证书号有效期123453. 电源检查序号项目检查结果要求1屏柜输入直流电源幅值DC110V或220V2正常电源装置启动情况正常启动380%电源装置启动情况4110%电源装置启动情况580%电源拉合三次，装置工作情况正常工作6掉电瞬间，装置输出情况不误发异常数据结论：4. 屏柜及装置外观检查序号项目检查结果要求1接线是否可靠所有端子接线可靠、标识明确、布局合理，接地端子接地可靠2接地端子是否可靠接地3检修压板是否良好4标识是否明晰5光纤连接是否符合要求6电缆布线、接线是否可靠结论：5. 绝缘电阻检查序号项目绝缘电阻（M）要求1直流电源对地大于20M2开入端子对地3信号输出端子对地4二次回路对地新安装时大于10M，定检时大于1M5二次回路之间结论：6. 配置检查6.1配置文件版本及SCD虚端子检查序号项目检查结果要求及指标1SCD文件检查虚端子连线正确，与设计虚端子图相符2虚端子对应关系检查检查SCD文件虚端子连接关系与设计图纸是否一致3过程层数据与装置端口对应关系检查GOOSE、SV接收发送与端口的对应关系正确与设计图纸相符 6.2装置配置文件一致性检查序号项目检查结果要求1A网IP地址与SCD配置文件一致2B网IP地址3GOCB数量4GOOSE MAC地址5GOOSE APPID6GOID7GOOSE通道数量结论：7. 光纤回路检验端口发光功率/dBm接收光功率/dBm光功率裕度/dB要求SV接口1光波长1310nm，发送功率：-20dBm-14dBm；光波长850nm，发送功率：-19dBm-10dBm；装置端口接收功率裕度不应低于3dBmSV接口2GOOSE接口1GOOSE接口2备注：光波长： nm，表示不需要测试结论：8. 光纤链路检查序号项目检查结果123结论：9. 采样值输入特性检查（配合合并单元检查）9.1直流量-温度测量检验（包含智能终端温度、主变油温、绕组温度）所加电阻（）/毫安信号（mA）/伏对应温度标准值（）测控装置显示值（）基本误差20406080100最大基本误差结论备注最大基本误差为各测点误差的最大值；基本误差绝对值应小于59.2电流精度二 次电 流IA（A）IB（A）IC（A）标准仪器输入值测控装置采样值基本误差标准仪器输入值测控装置采样值基本误差标准仪器输入值测控装置采样值基本误差00.2In0.4 In0.6 In0.8 InIn1.2 In最大基本误差（%）结论备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于0.2%9.3 电压精度检验（PT变比： ）二 次电 压UA（V）UB（V）UC（V）UX（V）标准仪器输入值测控装置采样值基本误差标准仪器输入值测控装置采样值基本误差标准仪器输入值测控装置采样值基本误差测控装置采样值测控装置采样值基本误差011.54V（20%Un）23.08V（40%Un）34.62V（60%Un）46.16V（80%Un）57.70V（100%Un）69.24V（120%Un）最大基本误差（%）结论备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于0.2%9.4功率测量精度检验加三相对称额定电压Ua=Ub=Uc=57.7V；相位角=0二 次电 流P（W）Q（var）标准仪器输入值测控装置采样值基本误差标准仪器输入值测控装置采样值基本误差00.2In0.4 In0.6 In0.8 InIn1.2 In最大基本误差（%）结论备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于0.5%加三相对称额定电压Ua=Ub=Uc=57.7V；相位角=90二 次电 流P（W）Q（var）标准仪器输入值测控装置采样值基本误差标准仪器输入值测控装置采样值基本误差00.2In0.4 In0.6 In0.8 InIn1.2 In最大基本误差（%）结论备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于0.5%加三相对称额定电压 Ua=Ub=Uc=57.7V；相位角=60二 次电 流P（W）Q（var）标准仪器输入值测控装置采样值基本误差标准仪器输入值测控装置采样值基本误差In最大基本误差（%）结论备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于0.5%三相加对称额定电压 Ua=Ub=Uc=57.7V; 相位角=240二 次电 流P（W）Q（var）标准仪器输入值测控装置采样值基本误差标准仪器输入值测控装置采样值基本误差In最大基本误差（%）结论备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于0.5%10. GOOSE开入检查XX间隔测控装置GOOSE开入开出检查检查项连接设备名称检查结果GOOSE开入检查开关位置智能终端A开关A相位置开关B相位置开关C相位置4G刀闸位置5G刀闸位置2G刀闸位置47GD地刀位置27GD地刀位置17GD地刀位置闭锁重合闸开入位置不对应装置告警合并单元A检修压板投入同步异常告警光耦失电远端模块异常光纤光强异常GOOSE总告警电压切换逻辑异常报警GOOSE-A网断链结论：11. 硬接点开入检查序号项目检查结果1信号12信号23结论：12. 遥控检查 12.1普通遥控遥控路号遥控对象控制性质“就地/远控”开关位置遥控压板遥控出口返回记录分就地投入就地退出远控投入远控退出合就地投入就地退出远控投入远控退出智能终端/保护装置复归分或合就地投入就地退出远控投入远控退出远控退出结论12.2同期功能检查1）压差闭锁试验整定值： V母线侧电压（V）线路侧电压（V）备注动作值 （允许合闸）返回值（闭锁合闸）57.7线路侧电压高于母线侧电压线路侧电压低于母线侧电压结论允许误差整定值5%试验条件：母线侧相角=线路侧相角=0，母线侧频率=线路侧频率=50Hz2）角差闭锁试验整定值： 母线侧相角（）线路侧相角（ ）备注动作值 （允许合闸）返回值（闭锁合闸）0线路侧相角大于母线侧相角线路侧相角小于母线侧相角结论允许误差3试验条件：母线侧电压=线路侧电压=57.7V，母线侧频率=线路侧频率=50Hz3）频差闭锁试验整定值： Hz母线侧频率（Hz）线路侧频率（Hz ）备注动作值 （允许合闸）返回值（闭锁合闸）50.00线路侧频率高于母线侧频率线路侧频率低于母线侧频率结论允许误差整定值5%试验条件：母线侧电压=线路侧电压=57.7V，母线侧相角=线路侧相角=04）检无压试验整定值： V母线侧电压（V）线路侧电压（V）备注动作值 （允许合闸）返回值（闭锁合闸）57.7-结论允许误差整定值5%试验条件：母线侧相角=线路侧相角=0，母线侧频率=线路侧频率=50Hz13. 间隔五防和站控层联闭锁13.1间隔五防和站控层联闭锁序号调试项目要求检查结果1任选一测控装置，在满足五防闭锁条件下进行相关操作相关操作执行成功2任选一测控装置，在违反五防闭锁条件下进行相关操作相关操作被闭锁3任选两台测控装置，在满足五防闭锁条件下进行装置间的相关操作相关操作执行成功4任选两台测控装置，在违反装置间五防闭锁逻辑的条件下进行装置间的相关操作相关操作被闭锁结论：13.2防误闭锁逻辑测试表测试开关/刀闸逻辑关系检查结果站控层间隔层逻辑关系： 结论：14. 站控层通讯检查14.1 通讯状态检查序号项目要求及指标检查结果1站控层通讯状态检查监视所有装置的站控层通讯是否稳定，是否有中断、错误等异常情况2结论：14.2 功能压板投退检查压板类型压板名称压板投退检查硬压板检修压板遥控压板软压板同期退出远方/就地解锁结论：15. 一次通流升压以330kV线路测控为例，测控装置跨双网采集AB套采样。间隔合并单元相别电流/角度330kV线路测控边/中开关合并单元和电流（A网）测控装置角度后台监控角度IaIbIc边/中开关合并单元和电流（B网）IaIbIc线路合并单元AUaUbUcUab线路合并单元BUaUbUcUabA网PQCOSB网PQCOS结论：16. 带负荷检查以330kV线路测控为例，测控装置跨双网采集AB套采样。间隔合并单元相别电流/角度330kV线路测控边/中开关合并单元和电流（A网）测控装置角度后台监控角度IaIbIc边/中开关合并单元和电流（B网）IaIbIc线路合并单元AUaUbUcUab线路合并单元BUaUbUcUabA网PQCOSB网PQCOS结论：17. 结论