国网智能变电站继电保护验收规范

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7.6.3.1 检验断路器分相位置、刀闸位置应采用GOOSE直传双点位置。遥合（手合）、低气压闭锁重合等其它遥信信息应采用GOOSE直传单点位置。

7.6.3.2 模拟智能终端GOOSE单帧跳闸指令，智能终端应能正确跳闸。

7.6.3.3 模拟智能终端跳闸出口，记录自收到GOOSE命令到出口继电器触点动作的时间，应不大于7ms。

7.6.3.4 线路间隔第二套智能终端合闸出口应并入第一套智能终端合闸回路，当第一套智能终端控制电源未消失时，第二套智能终端应能正常合闸。 7.6.3.5 断路器智能终端应具有跳合闸自保持功能。

7.6.3.6 验证本套重合闸闭锁逻辑为：遥合（手合）、遥跳（手跳）、TJR、TJF、闭重开入、本智能终端上电的“或”逻辑。双重化配置智能终端时，应具有输出至另一套智能终端的闭重触点，逻辑为：遥合（手合）、遥跳（手跳）、保护闭锁重合闸、TJR、TJF的“或”逻辑。

7.6.3.7 在GOOSE跳合闸、遥控命令动作后查看装置面板相应指示灯应点亮，控制命令结束后面板指示灯仅能通过手动或遥控复归。

7.6.3.8 模拟GOOSE链路中断，查看装置面板告警指示灯点亮，同时应发送相对应GOOSE断链告警报文。

7.6.3.9 智能终端时间同步信号丢失或失步，应发GOOSE告警报文。 7.6.3.10 检查智能终端应具备记录输入、输出相关信息的功能。

7.6.3.11 模拟智能终端跳合闸命令，查看智能终端以遥信方式转发收到的跳合闸命令。 7.6.3.12 智能终端应具备断路器、隔离刀闸等指示灯位置显示和告警功能。 7.6.3.13 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。

7.6.4 继电保护和安全自动装置验收 7.6.4.1 继电保护和安全自动装置压板设置：

a) 装置只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，功能投退不设硬压板；

b) “远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，只能在装置本地操作，

三者功能相互独立，分别与“远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效； c) 装置的软压板设置应符合Q/GDW 1161、Q/GDW 1175、Q/GDW 1766和Q/GDW 1767标准要

求。 7.6.4.2 采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致；SV投入压板应与输入的SV数据一致，不一致时装置应报采样异常告警，同时闭锁相关保护。

7.6.4.3 双A/D采样值不一致、采样值丢帧、采样值发送间隔误差过大、采样不同步或采样延时补偿失效闭锁相关保护。

7.6.4.4 GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致；GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中应有明确回路定义；GOOSE断链、不一致条件下，装置应显示对应告警信息，同时上送对应告警报文。

7.6.4.5 模拟各种类型的故障，检查装置逻辑功能，其动作行为应正确。

7.6.4.6 依据给定的整定值对装置各有关元件的动作值及动作时间进行试验，其误差应在规定范围内。 7.6.4.7 站控层报文应与SCD配置文件一致；装置通信对点功能检查正确。

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7.6.4.8 装置及相关设备异常告警、动作报文正确。远方修改定值、切换定值区功能正确。保护装置软压板名称、投退正确。召唤定值、动作报告、软压板状态打印功能正确。

7.6.4.9 远方投退重合闸、备自投应具备“双确认”指示，即软压板遥信状态和重合闸、备自投充电状态。

7.6.4.10 备用电源自动投入装置的SV和GOOSE均应支持组网方式。

7.6.5 过程层交换机验收

7.6.5.1 交换机内部的VLAN设置应与设计一致。

7.6.5.2 检查交换机应支持广播风暴抑制、组播风暴抑制和未知单播风暴抑制功能，默认设置广播风暴抑制功能开启。网络风暴实际抑制值不宜超过抑制设定值的10％。 7.6.5.3 检查交换机测试报告应满足以下要求：

a) 在满负荷下交换机可以正确转发数据信息，转发速率应等于端口线速；

b) 交换机平均时延应小于10μs，用于采样值传输交换机最大延时与最小延时之差应小于10μs； c) 交换机时延抖动应小于1μs；

d) 交换机在端口线速转发时，丢帧率应为0； e) 不堵塞端口帧丢失应为0。

7.6.5.4 交换机应优先处理等级高的报文，SV、GOOSE报文宜采用高优先级帧，默认为4级。

7.6.6 故障录波装置验收

7.6.6.1 检查故障录波装置SV、GOOSE信息采集和记录、故障起动判别、信号转换、录波文件远传等功能正确，装置动作、异常、告警等信号正确。

7.6.6.2 装置提供的故障信息报告至少包括故障元件、故障类型、故障时刻、起动原因（第一个起动暂态记录的判据名称）、保护及断路器动作情况、安全自动装置动作情况等内容。对线路故障，还应能提供故障测距结果。

7.6.6.3 在网络报文记录及分析装置上查看装置的记录端口不应向外发出任何形式的报文。 7.6.6.4 装置对时误差不应超过±500μs，在外部同步时钟信号中断的情况下应具备守时功能。 7.6.6.5 用继电保护测试仪模拟报文异常，装置应能正确告警并启动录波。 7.6.6.6 装置应具备原始报文检索和分析功能，应显示原始SV报文的波形曲线。

7.6.7 网络报文记录及分析装置验收

7.6.7.1 装置应具备对GOOSE、SV、MMS、时间同步等报文进行实时监视、捕捉、分析、存储和统计的功能，并具备变电站网络通信状态在线监视和状态评估功能。

7.6.7.2 装置所记录的数据应真实、可靠，电源中断或按装置上任意一个开关、按键，已记录数据应不丢失。

7.6.7.3 装置应具有必要的自检功能，应具有装置异常、电源消失、事件信号的硬触点输出。

7.6.8 继电保护设备在线监视与分析应用模块验收

7.6.8.1 检查保护（安控）装置在线监视模块应部署在变电站一体化监控系统安全Ⅰ区，保护及录波在线分析模块应部署在安全Ⅱ区。各模块采用的应用服务器应冗余配置。

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7.6.8.2 现场验证在Ⅰ区召唤保护装置定值区、定值、软压板、装置模型、模拟量、开关量、记录文件等与保护装置实际一致，试验继电保护装置远方操作（控制）、历史信息查询等功能正确。 7.6.8.3 现场验证保护及录波在线分析模块采集故障录波装置的录波数据正确，并具备实时数据分析处理能力。

7.6.8.4 查看监控系统能监视保护设备运行工况，全景实时显示保护设备运行/退出、正常/告警等运行状态以及通信正常/中断状态。当状态异常时应能以事件形式提示，且相应图元工况变化。 7.7 整组传动试验

7.7.1 每一套保护应分别带断路器进行整组试验，宜从合并单元前端输入试验电流、电压。 7.7.2 整组传动时应检查各保护之间的配合、各保护装置动作行为、断路器动作行为正确，查看故障录波器、网络报文记录及分析装置、自动化监控系统、继电保护设备在线监视与分析应用模块信号正确，满足相应规程规范要求。

7.7.3 线路纵联保护、远方跳闸等应与线路对侧保护进行一一对应的联动试验，两侧保护在各种故障条件下动作应正确。

7.7.4 重合闸的充放电条件、动作逻辑正确，重合闸能按规定的方式动作且重合次数符合相关规定。

7.7.5 对母差失灵保护、主变失灵联跳及安全自动装置，应通过联调方式确认虚端子连线和动作逻辑正确。

7.7.6 通过整组试验测试保护各回路整组动作时间应满足以下要求： a) 保护采样回路延时不应大于2ms，跳闸回路延时不应大于7ms；

b) 输入2倍整定值测试保护整组动作时间，线路纵联保护（不带通道延时）不应大于39ms，母

线保护不应大于29ms，变压器差动速断保护不应大于29ms，变压器比率差动保护不应大于39ms。 7.7.7 通过试验测试二次回路同步性能应满足以下要求：

a) 间隔合并单元级联母线合并单元后，其电压、电流通道的相位差应不大于10'（10μs）； b) 从各间隔合并单元均通入额定电流时，相应纵联差动保护、母线差动保护、变压器差动保护的

差流值应不大于0.04In。 7.7.8 检修机制检查应满足以下要求：

a) SV接收端装置应将接收的SV报文中的检修品质位与装置自身的检修压板状态进行比较，只

有两者一致时采样值才参与保护逻辑运算，不一致时只用于显示采样值，不参与保护逻辑运算； b) GOOSE接收端装置应将接收的GOOSE报文中的检修品质位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作，不一致时宜保持之前的状态； c) 若母线合并单元检修投入，则其级联的间隔合并单元的发送数据中仅来自母线合并单元的通道

数据应带检修标记； d) 当接收装置的检修压板状态和收到报文的检修品质位不一致时，接收装置应有告警信号发出。 7.8 投运前检查与带负荷试验

7.8.1 投运前检查

7.8.1.1 启动投运前，应对所有二次接线、光纤、网线、连片等进行紧固，防止松动。

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7.8.1.2 检查智能二次设备、二次回路及链路通信无异常。 7.8.1.3 现场运行规程满足实际运行需求。

7.8.1.4 装置整定值与定值通知单相符，定值通知单与现场实际相符。 7.8.1.5 试验记录无漏试项目，试验数据、结论完整正确。

7.8.2 带负荷试验

7.8.2.1 新安装的智能二次设备应用一次电流及工作电压加以检验。送电后，应测量交流二次电压、二次电流的幅值及相位关系与当时系统潮流大小及方向一致，确保电压、电流极性和变比正确。 7.8.2.2 带负荷极性检查时，负荷电流应不低于电子式互感器或合并单元最小精确工作电流。 7.8.2.3 合并单元作为全站其他智能二次设备核相的基础数据源，其输出应与系统一次相位保持一致。 7.8.2.4 合并单元采用点对点直采方式传输采样值时，宜通过合并单元备用端口进行核相。 7.8.2.5 对于常规互感器，还应在合并单元输入端进行核相。二次电流回路中性线电流的幅值和二次电压回路中性线对地电压幅值应在正常范围内。

7.8.2.6 保护装置、测控装置、网络报文记录及分析装置等智能二次设备核相应通过本装置实际显示相位进行确认。

7.8.2.7 差动保护的差电流应不大于0.04In。

7.8.2.8 变压器充电时应检验差动保护躲过励磁涌流的能力，并通过励磁涌流录波报告检查零序差动回路的正确性。

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