福建电网变电站综合自动化系统标准化验收卡Word文档格式.doc
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验收项目
技术标准要求
检查情况及整改要求
试验原始数据记录报告（必须采用空表格式，且必须采用手填试验数据的方法）
应记录装置制造厂家、设备出厂日期、出厂编号、合格证等
应记录测试仪器、仪表的名称、型号；
应使用经检验合格的测试仪器（合格有效期标签）
应记录试验类别、检验工况、检验项目名称、缺陷处理情况、检验日期等
应记录测控装置的软件版本号及校验码，并提供软件功能配置说明清单，具备监控后台软件版本和序列号
试验项目完整（按闽电生产〔2009〕322号《变电站综合自动化系统检验规程》要求），试验数据合格（应有结论性文字表述），具备与调度控制主站联调的试验报告
三级验收报告和监理报告
应有试验负责人和试验人员及安装、调试单位主管签字并加盖调试单位公章的三级验收单，监理报告
四遥信息表
应有与调控一体站系统或调度自动化系统联调的遥信、遥测、遥控信息表，符合各级调度所需相关部门审核；
主站与子站命名一致
测控装置定值单
应有测控定值单，符合《省公司综自系统测控装置整定值管理规定》（生综〔2009〕116号）和《福建省电力调度自动化系统信息采集和接入规范》（调自【2008】100号）的要求
厂家技术资料、施工图和设备清单
应有厂商提供的使用维护说明书、系统平台/应用软件等光盘，备有一份施工图和项目设备清单
工作联系单和设计修改通知单
工作联系单问题已处理，设计修改通知单已全部执行
7
图实相符核对工作
施工单位已落实完成图实相符核对工作（对照施工图及设计变更通知单，核对屏柜接线是否与设计要求一致），并提交一套完整的已图实核对的施工图给运行维护单位验收（根据情况抽查部分间隔核对）
8
现场CT变比、极性交底单
调试人员应认真完成现场CT变比、极性的核对，并向运行维护单位提交电流互感器技术交底单
3、安全措施检查（适用于变电站二次设备技改、二期扩建等）
安全措施票
安全措施票应填写完整，且应有填写人、工作负责人、签发人的签名
4、设备外观及回路绝缘检查
综自相关屏柜、开关端子箱、PT端子箱的安装
屏柜底座四边应用螺栓与基础型钢连接牢固
屏柜门开、关灵活；
漆层完好、清洁整齐；
屏柜门应有4mm2以上的软铜导线与接地铜排相连
屏柜内二次专用铜排接地检查：
屏内铜排用不小于50mm2的铜缆接至地网铜排；
端子箱内二次专用铜排应用不小于100mm2的铜缆接至地网
箱内（屏内）每一根二次电缆屏蔽层应可靠连接至箱内（屏内）专用接地铜排上
端子箱（屏柜）底座的电缆孔洞封堵良好（由运行人员认可）
开关端子箱体应与主地网明显、可靠连接，接地扁铁涂黄绿漆标识
PT端子箱内二次接地铜排应与箱体外壳接点共同接至临近的接地网（或经临近接地构架接地），二次电缆屏蔽层应可靠连接至柜内专用接地铜排上
端子排的安装
端子排应无损坏，固定良好
端子排内外两侧都应有序号
二次回路接线检查
导线与端子排的连接牢固可靠，每段端子排抽查十个，发现有任何一个松动，可认定为不合格
导线芯线应无损伤，且不得有中间接头
电缆芯线和较长连接线所配导线的端部均应标明其回路编号，号头应有三重编号（本侧端子号、回路号、电缆号），且应正确，字迹清晰且不易脱色，不得采用手写
配线应整齐、清晰、美观，符合创优施工工艺规范要求
屏内电缆备用芯都应有号头（标明电缆号），且每芯应用二次电缆封堵头套好，不脱落
交流回路接线号头应用黄色号头管打印，与其他回路区别开
电缆的连接与图纸相符，压接可靠，导线无裸露现象，屏内布线整齐美观，出屏网络线应加防护套管等防护措施
二次回路绝缘
核查试验报告，本项试验数据应合格（在允许范围内）；
应根据试验报告随意抽取不少于三个试验点加以验证
现场设备标识
各综自相关屏柜、直流屏、端子箱的空开标识应清晰明确、标准规范，并逐一拉合试验确认对应关系
所有单元、压板、导线接头、网络线、电缆及其接头、信号指示等应有正确的标示，标示的字迹清晰
各测控屏柜命名应符合命名规范
其他
屏内电缆悬挂电缆号牌，挂牌为硬塑号牌，悬线使用硬导线；
应按规范标明其电缆编号（含开关编号）等，且不得采用手写
不宜采用屛顶小母线方式；
而对于若采用屛顶小母线的工程，屛顶小母线应采用绝缘材料保护，防止小母线短路；
屏顶小母线应屏间分断连接并悬挂标示牌
5、主要反措内容检查
电缆屏蔽线、专用接地铜排等
电缆两端的屏蔽层应可靠连接于户外端子箱内及综自相关屏的100mm2接地铜排上；
由CT、PT本体引出二次电缆的屏蔽层可在就地端子箱内单端接地
通讯及网络线、光缆
跨设备区接入交换机的应采用光缆（光口）连接；
电缆沟内的通讯及网络线和不带铠装的光缆必须用PVC管等做护套；
网络线采用国标中规定的线序；
采用双网通信的A、B网不得共用一根光缆
查交直流、强弱电是否混缆
交、直流以及强、弱电不得在同根电缆中（应核对二次图纸并现场检查）
端子排的反措
正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间，应至少以一个空端子隔开
直流空开
直流空开应上下级配合
CT二次回路
①各CT二次回路必须分别且只能有一个接地点；
②独立的、电气回路上没有直接联系的每组CT二次回路接地点应独立配置，且接地点应置于户外端子箱；
③对于电气回路上有直接联系的CT二次回路，应在和电流汇聚处一点接地
应采用专用黄绿接地线（多股铜导线），截面不小于4mm2；
且必须用压接圆形铜鼻子与接地铜排连接（接地线的两端均应采用铜鼻子单独压接工艺），不得与电缆屏蔽层共用一个接地端子（螺栓）
现场本体的CT变比设定情况及极性确认验收，应与提交的电流互感器交底单一致
遥信开入光耦动作值和动作电压
遥信开入应采用强电光耦，动作电压均应满足55％Ue-70%Ue的要求
遥信开入电源与测控装置工作电源的供电方式
同一间隔的测控装置工作电源与其遥信开入电源应由屏上两个独立的空开供电，回路设计上不得有电的联系，测控装置电源和遥信开入电源失电时应进行报警
9
电气防误闭锁
根据《关于修订省公司变电防误典型设计方案有关条款的通知》（闽电安监〔2009〕503号）的要求:
断路器电气防误闭锁回路不再同时对就地/远方操作实施闭锁，改为仅对断路器就地操作实施有效闭锁
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同期功能闭锁
同期电压回路断线闭锁同期功能
6、综自系统各功能模块验收项目（适用于新建变电站）
综合自动化系统的功能和性能指标
具备调控一体站系统/操作员工作站/就地手动的控制切换功能，三种控制级别间应相互闭锁，同一时刻只允许一级控制，就地应具有最高控制级，调度控制主站的控制级最低
当进入遥控功能后，超过设定20秒延时的时间后自动取消该次遥控
WINDOWS操作系统的计算机具有防病毒软件，具备最新病毒库，不得和互联网和管理信息系统相连
系统内各装置时间应与授时时钟同步
主、备远动机以及双网络切换检查，当出现单台远动或单网络故障时，综自系统运行仍应正常，信号上送调度主站
测控装置、远动机、交换机和双网络结构出现单网等故障报警在操作员工作站显示
测控装置的定值修改及就地操作等应设置密码保护
当测控装置故障或电源消失时，综自系统自动诊断和告警，信号上送调度主站
操作员工作站CPU正常负载率低于30%
现场遥信变位到操作员工作站显示所需时间不大于1s
现场遥测变化到操作员工作站显示所需时间不大于2s
动态画面响应时间不大于2s
从操作员工作站发出操作执行指令到现场设备状态变位信号返回总的时间不大于2s
SOE分辨率站内小于2ms
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，应配置与各间隔层设备（含保护装置、测控装置）的通讯状态一览表
画面拷贝功能
综自系统应采用铃声报警，禁止采用语音报警，铃声报警根据三类事项采用不同的铃声
综自系统的遥控操作不允许在主界面进行
遥控操作具有编号验证、操作人验证、监护人验证功能
变电站主要设备动作次数统计记录检查；
电压、有功、无功年月日最大、最小值记录功能检查；
历史数据库内容查询功能检查；
历史事件（操作事件、报警事件、SOE事件等）内容查询功能检查；
测控装置的遥控和遥调出口动作记录功能检查
告警解除功能检查
具有综自系统网络拓扑图，并实时显示系统通讯状态
装置、间隔置检修功能。
当间隔检修时，能屏蔽相关间隔信号的报警，从而不干扰运行人员监盘
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
远动系统检查
支持104，101通信协议
与主站通信的通道至少有两条独立的物理路由通道（核查设计资料并经通信核实）
具有双机切换功能，主备机切换应可靠快速，符合要求
具有通道切换功能，通道故障时能顺利切换和恢复
装置时间应与授时时钟同步
遥测死区设定符合要求，应以浮点数报文格式传送工程实际值
全站事故总信号和主变档位上送满足调度要求
逆变电源（或UPS）检查
交流供电电源消失，逆变电源装置（或UPS）应能自动切换到直流供电电源；
交流供电电源恢复后，应能自动切换回交流供电电源；
功能检查合格后，断开逆变电源（或UPS）交流电源供电空开，并写入运行规程中备案
所接负载和负载率检查，与变电站实时监控无关的设备（如：
传真机、打印机、办公电脑、热水器、空调等办公设备）严禁接入逆变电源（或UPS），以防止逆变电源（或UPS）受到冲击或过载
逆变电源（或UPS）交流输出电压测试
逆变电源（或UPS）故障告警信号检查
逆变电源（或UPS）空开对应性检查
AVC功能检查
同调度AVC主站遥信核对正确
AVC信号核对：
总投入压板、电容器、电抗器、主变档位投入压板核对
AVC命令核对（电容器、电抗器、主变档位）：
1、主站与监控系统命令核对；
2、控制到现场一次设备核对
厂站数据网检查
具有冗余的网络设备，电源冗余、链路冗余测试满足要求
交换机应采用直流供电的工业级交换机，交换机断电重启后，系统应能恢复正常
网络设备的各个连线具有明确的标识，接入交换机的应用系统网络线应有IP、端口、应用系统名称等标识
各应用系统连接正确，满足二次系统安全防护方案要求
各应用系统业务通信正常，通道故障时能顺利切换和恢复
应关闭各交换机备用的网络端口
应有路由器、交换机、防火墙、纵向加密装置的配置电子文档
纵向加密装置应具备网络旁路功能
7、操作员站（按间隔）调试验收
技术标准要求及方法
遥信功能、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）
根据设计遥信图纸，按照实际模拟从现场源头模拟硬接点开闭合进行验收所有信号应正确无误地在操作员工作站上反应，光字牌名称正确，闪烁正确，报警内容正确，响铃响笛正确，具备差动保护CT断线独立光字牌
对保护装置实际加量模拟检查，操作员工作站对应软报文光字牌名称正确，闪烁正确，报警内容正确，响铃响笛正确
遥测准确性和精度检验
检查操作员站的遥测值（含线路潮流）误差：
电压电流误差应不超过0.2%，功率误差应不超过0.5%，频率误差不超过0.01Hz，温度误差不超过3°
C，检查操作员站各遥测值点（含线路潮流）是否与现场一致
遥控操作
对测控装置软压板遥控，检查其正确性
对现场刀闸、开关、档位等设备进行实际操作，核对其接线图的标示正确、闪烁正确，报警内容正确，响铃响笛正确
对保护装置的软压板投退的遥控操作，检查其正确性
报表、曲线检查
操作员工作站日报表、月报表、年报表表格填写关联正确；
实时曲线、历史曲线填写关联正确
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
3）报警历史查询，可查询并掌握保护等智能设备通讯时通时断问题
五防功能（外带五防主机）
同微机五防的接口（串口方式）和联调
8、远动调试验收（所有四遥功能检查应在设备的运行工况和生产运行工况一致下进行）
遥信传输检测
核对开关、刀闸等遥信传输，要求调度主站与现场一致性；
遥信变位从现场变位到主站时间不大于3秒
遥测传输检测
核对线路潮流等遥测传输，要求调度主站与现场一致性；
遥测信息从实际变化到反映到调度端的传送时间不大于4秒
遥控操作检测
仅限于调控一体站站，检测主站操作的正确性；
从调控一体操作员工作站发出操作执行指令到现场设备状态变位信号返回总的时间不大于4s，断路器和隔离刀闸遥控功能检查,软压板和装置复归遥控功能检查；
主变分接头升降检查
事故总核对
调度主站能正确接收到现场保护跳闸、保护重合闸遥信所产生的事故总信号
SOE核对
调度主站接收到SOE应与现场遥信SOE一致
9、启动前及启动期间验收
正式定值验收
要求在测控装置上直接核对定值，定值必须与设备运行管理单位下达正式测控定值整定单（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专业人员核对确认无误
与运行设备接火工作已完成
由运行维护单位保护人员逐个回路、电缆芯确认正确后，施工调试人员负责接入运行设备，运行维护单位专业人员全程参与监督完成接火工作（适用于变电站二次设备技改、二期扩建等）
启动前二次回路的检查
1）投产前所有CT、PT二次回路及一点接地检查,防止CT二次开路和PT二次短路；
2）投产前所有二次回路被拆除的及临时接入的连接线是否全部恢复正常检查；
3）所有二次回路的压板、连接线、螺丝检查
相量测试
1）对于外委工程，业主运行维护单位的专业技术人员应参与相量测试分析工作，确保相量正确无误
2）相量测试必须进行电流变比、极性判别和电压电流相序、相位判别
3）现场实测相量值应与后台遥测量一致
二、220千伏及以上线路（含二分之三主接线的开关）测控装置类验收项目
1、安全措施检查（适用于变电站二次设备技改、二期扩建等）
与运行中的同期电压的联系（适用于220kV线路、500kV开关测控）
验收前，在测控屏确认本开关间隔的同期电压未接入（或电压端子中间连接片已打开，并用红胶布封好）
同屏相邻运行间隔在屏后的端子排和电源隔离
验收前，在测控屏确认同屏相邻运行间隔在屏后测控装置的端子排、电源空开是否已做好醒目的安全措施，确保不发生误碰误动
同屏相邻运行间隔在屏前的转换把手隔离、压板隔离、五防锁隔离
验收前，在测控屏确认同屏相邻运行间隔在屏前的转换把手、压板、五防锁处是否已做好醒目的安全措施，确保不发生误碰误动
2、测控装置单体调试验收
测控装置上电
直流屏空开、测控装置电源空开、遥信电源空开对应性核对，极差配合检查
1）装置上电自检正常，无异常信号
2）拉合直流电源，装置无异常
3）直流电源电压在80%－115%额定值范围内变化，电源自启动正常，装置正常
软件版本号检查
从测控装置的液晶屏幕上软件版本号、装置地址与试验报告填写要一致
时钟核对及整定值失电保护功能检查
1）时钟整定好后，通过断、合装置电源的方法，检验在直流失电一段时间的情况下，走时仍准确，整定值不发生变化。
断、合装置电源至少有5min时间的间隔
2）用综自测试仪测对时准确度
密码检查
遥信开入光耦动作电压检查
每个测控装置抽取3路遥信进行光耦动作电压和返回电压测试，动作电压应在额定电压的55%—70%之间
遥测精度检验
从现场测控装置实际通流通压，检查测控装置液晶面板上的遥测值误差：
C
同期及定值检查（适用于220kV线路、500kV开关测控）
1）检无压闭锁试验
2）压差定值试验
3）频差定值试验
4）角差定值试验
同期切换模式检查（适用于220kV线路、500kV开关测控）
1）禁止检同期和检无压模式自动切换
2）同期电压回路断线报警和闭锁同期功能
就地操作开关功能检查
在测控屏处检查“开关远方/就地把手”、“同期把手”以及开关操作正确性，且优先等级高于其它切换方式，该功能可结合同期功能检查进行，并检查在测控屏上就地操作必须经该间隔“五防”闭锁
转换把手、五防锁和压板检查
转换把手、五防锁、压板标示应规范、完整（双重编号、专用标签带），并与图纸一致
在测控装置屏处，转换把手、五防锁验证可结合同期定值检查时验证，遥控开关和刀闸的压板对应性验证，可结合一次设备实际遥控时进行
三、公用测控装置类、PT并列（母线设备）测控装置类验收项目
验收前，在测控屏确认与同屏相邻运行间隔屏后测控装置的端子排、电源空开是否已做好醒目的安全措施，确保不发生误碰误动
验收前，在测控屏确认同屏相邻运行间隔屏前的转换把手、压板、五防锁处是否已做好醒目的安全措施，确保不发生误碰误动
与被接入遥信的设备状态隔离（适用于公用测控装置）
1）母线差动保护
2）在线稳控
3）故障录波器
4）直流充电机、绝缘监察装置、UPS、直流分屏（主屏）等
5）无功自动投切装置由跳闸改投信号状态,消防系统等
确认母线状态（适用于PT并列母线设备测控装置）
验收前，检查、确认对应的母线已停役
母线PT二次并列回路（适用于PT并列母线设备测控装置）
与运行母线的二次并列回路未接入（运行中的N600一点接地应做好特殊安全措施，严禁误动）
遥信开入信号的正确性验收（适用于公用测控装置）
根据被接入信号的设备停役顺序，分别从源头实际模拟信号的正确性
遥测精度检验（适用于公用测控装置）
从现场测控装置实际通压，检查测控装置液晶面板上的遥测值误差：
电压误差应不超过0.2%，频率误差不超过0.01Hz
转换把手和压板检查（适用于公用测控装置）
转换把手、压板标示应规范、完整（双重编号、专用标签带），并与图纸一致
在测控装置屏处，遥控刀闸的压板对应性验证，可结合一次设备实际遥控时进行
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