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Q/GDW 733 Q/GDW 1161 Q/GDW 1175 Q/GDW 1396 Q/GDW 1429 Q/GDW 1808 Q/GDW 1809 Q/GDW 1875 Q/GDW 1914 Q/GDW 1976 Q/GDW 11010 Q/GDW 11015 Q/GDW 11051 Q/GDW 11053 Q/GDW 11054 3 术语和定义

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中确立的术语和定义适用于本规范。 4 符号、代号和缩略语

下列符号、代号和缩略语适用于本规范。 CID IED ICD MMS MU SCD SV 5 总则

5.1 智能变电站新建、扩建、技改工程及常规变电站智能化改造工程在移交生产运行前，应按要求开展继电保护及安全自动装置现场竣工验收。

5.2 本规范着重描述智能变电站继电保护和安全自动装置与常规变电站有区别的验收内容，与常规变电站相同的现场验收内容参见DL/T 995和Q/GDW 1914。

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智能变电站网络报文记录及分析装置检测规范 线路保护及辅助装置标准化设计规范

变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范 IEC 61850工程继电保护应用模型 智能变电站网络交换机技术规范 智能变电站继电保护通用技术条件 智能变电站继电保护检验规程 变电站一体化监控系统测试及验收规范 继电保护和安全自动装置验收规范 智能变电站动态记录装置技术规范 继电保护信息规范

模拟量输入式合并单元检测规范 智能变电站二次回路性能测试规范 站域保护控制系统检验规范 智能变电站数字化相位核准技术规范

Configured IED Description（IED 实例配置文件） Intelligent Electronic Device（智能电子设备） IED Capability Description（IED能力描述文件） Manufacturing Message Specification（制造报文规范） Merging Unit（合并单元）

Substation Configuration Description（变电站配置文件） Sampled Values（采样值）

GOOSE Generic Object Oriented Substation Event（面向通用对象的变电站事件）

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5.3 智能变电站继电保护和安全自动装置现场验收工作应包含但不限于本规范正文部分所列验收项目，除执行本规范要求外还应满足国家及电力行业其它相关规程规范要求。 5.4 为保证各环节验收质量，隐蔽工程应随工验收。

5.5 分期建设的工程项目，首期工程应对整个工程的公共部分一并验收。 5.6 具体设备验收范围及专业分界点宜按照各单位相关管理规定执行。 6 验收组织管理及要求 6.1 组织管理

6.1.1 智能变电站继电保护和安全自动装置现场验收工作由安装调试单位自验收合格后提出申请，由工程建设管理单位负责组织实施，接受验收的设计、施工、调试单位及设备供应商应积极配合。

6.1.2 开展现场验收工作前应成立验收工作组，成员由工程建设管理单位、调控中心、安监部门、运行维护单位、技术监督单位、监理单位等相关人员共同组成，运行维护单位是验收责任主体。

6.1.3 验收工作组对现场验收工作全面负责，主要职责如下：

a) 编制整体验收方案和本工程验收细则，根据验收工作量合理安排验收时间；

b) 审查施工单位及安装调试单位提交的自验收报告、设备安装调试报告、智能变电站投产移交技

术文件等文档资料，按验收细则开展设备测试及工程质量现场检查，确保试验项目齐全完整； c) 责成有关单位对验收发现的问题、缺陷及隐患及时整改，并对整改完成情况开展复查验收； d) 编制验收工作报告，对工作开展情况、发现及解决问题情况、工程遗留问题及解决建议等进行全面总结，并对工程是否满足投产条件给出明确验收结论。 6.1.4 现场验收工作期间，接受验收的各单位主要职责如下： 6.1.4.1 设计单位

a) 提供完整的符合工程实际的纸质版及电子版图纸资料，包含SCD等配置文件； b) 安排设计人员到现场配合验收，对验收发现的设计问题提出合理解决方案并及时整改； 6.1.4.2 施工单位

a) 提供工程设备质量检查、出厂试验、安装调试等相关文件资料及报告，提供现场验收工作所需

图档资料及验收工作组检查所需的其他资料，准备现场验收工作所需的专用工器具及备品备件等； b) 组织人员全程参与、配合现场验收工作，对验收发现的施工问题、缺陷及隐患及时整改； c) 做好验收期间的设备操作监护及现场安全、消防、治安、文明施工等工作。 6.1.4.3 调试单位

a) 提供系统调试大纲、调试方案、调试总结、调试报告、自验收报告等文档资料，提供现场验收

工作所需图档资料、验收工作组检查所需的其他资料及现场验收所需测试设备； b) 做好验收期间的二次安全措施；

c) 组织人员全程参与、配合现场验收工作，对验收发现的调试问题、缺陷及隐患及时整改。 6.1.4.4 设备供应商

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a) 现场所提供智能二次设备的硬件配置及软件版本，应与通过国家电网公司入网检测的装置一

致； b) 提供软件工具及IED工程配置文件；

c) 安排技术人员到现场配合验收，及时解决验收中发现的设备问题。

6.1.5 现场验收工作时间应根据验收方案工作量确定，不应为赶工期而减少验收项目、缩短验收时间、降低验收质量。

6.1.6 运行维护单位宜提前介入工程安装调试工作。

6.1.7 现场验收工作应执行验收项目签字确认制度，验收人员应在验收工作结束后提交现场验收报告。 6.2 验收必备条件

6.2.1 待验收的智能二次设备应通过国网入网检测及系统集成测试。

6.2.2 应具备完整并符合工程实际的图纸及其电子版，智能二次设备配置文件、软件工具及各类电子文档资料。

6.2.3 现场安装工作全部结束，继电保护和安全自动装置、相关设备及二次回路调试完毕，并提供完整的调试报告。

6.2.4 所有集成测试遗留问题、工程自验收缺陷及隐患整改完毕，安装调试单位自验收合格。 6.2.5 应提供工程监理报告，对于不能直观查看的二次电缆、光缆、通信线和等电位接地网铺设等隐蔽工程，应提供影像资料。

6.2.6 验收所使用的试验仪器、仪表应齐备且经过检验合格，并应符合GB/T 7261和Q/GDW 1809相关要求。 6.3 验收过程管控

6.3.1 验收工作组应严格按照验收细则开展工作。对于集成测试阶段的遗留问题，验收工作组应结合现场验收进行复验。

6.3.2 验收过程中，任何配置文件的修改应遵循“源端修改，过程受控”的原则。由调试单位负责向设计单位提出修改申请，设计单位负责配置文件的修改和确认，调试单位通过现场调试验证其正确性。

6.3.3 验收工作组对工程质量给出可投产结论后方可启动投产。 7 验收内容及要求 7.1 资料验收

7.1.1 技术资料

7.1.1.1 设计施工图纸（含设计变更）齐全，图纸资料与现场实际一致。

7.1.1.2 全站SCD配置文件、IED工程配置文件与设计一致且包含版本信息及修改记录，SCD配置工具及相关软件齐全。

7.1.1.3 智能二次设备ICD模型文件、全站虚端子接线联系表、IED名称和地址（IP、MAC）分配表、远动信息表、全站网络拓扑结构图、交换机端口配置图、全站链路告警信息表、装置压板设置表、IED

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设备端口分配表、交换机VLAN划分表、二次设备软件版本及升级记录等资料齐全完整，与现场实际一致。

7.1.1.4 全站智能二次设备及相关一次设备的合格证、出厂检验报告、出厂图纸资料、技术（使用）说明书、ICD模型文件一致性检测报告等资料齐全，数量满足合同要求。 7.1.1.5 全站高级应用功能策略文件齐全，与现场实际一致。

7.1.2 测试及调试报告

7.1.2.1 集成测试合格并具备集成测试报告。

7.1.2.2 常规电压、电流互感器所有绕组极性、变比、准确级与铭牌参数一致，与设计相符，二次绕组（各抽头）进行了直流电阻测试，相关试验记录完整、正确。电流互感器二次绕组进行了伏安特性测试、10％误差曲线校核，相关试验记录完整、正确。

7.1.2.3 电子式互感器准确度、延时、离散度、丢帧率测试合格，相关试验记录完整、正确。 7.1.2.4 具备线路长度、正序阻抗、零序阻抗、线路阻抗角实测参数报告。有互感的平行线路具备零序互感阻抗实测参数报告。

7.1.2.5 具备变压器（电抗器）各侧容量、额定电压、短路阻抗、零序阻抗等参数。

7.1.2.6 具备套管电流互感器、气体继电器、压力释放装置、油位表、温度计、压力表等附属设备试验报告。

7.1.2.7 断路器具备与继电保护专业相关的试验项目的调试报告。试验项目包括：双跳圈极性检查，断路器机构防跳检查，三相不一致回路中间继电器、时间继电器试验，断路器分合闸时间、合闸不同期时间、辅助触点的切换时间、跳合闸线圈电阻值、断路器最低跳合闸电压试验等。

7.1.2.8 试验项目完整、数据正确，应包括智能二次设备单体调试、整组试验、二次回路绝缘电阻实测数据、光口发送及接收功率测试、光缆（含预制光缆）衰耗测试等内容，并符合相关规程规范要求。 7.1.2.9 保护通道调试合格，通道设备参数、通道时延等试验数据齐全，相关测试报告试验项目完整、数据正确，符合相关规程规范要求。 7.2 安装及工艺验收

7.2.1 在监控系统检查户外或GIS室智能控制柜通过智能终端GOOSE接口上送的温度、湿度信息与柜内一致，且柜内温度应能控制在-10～50℃，湿度保持在90%以下。

7.2.2 现场检查除纵联通道外的保护用光缆为多模光缆，进入保护室或控制室的保护用光缆为阻燃防水的非金属光缆，每根光缆备用纤芯不少于20%且不少于2芯。 7.2.3 多模光缆光纤线径宜采用62.5/125μm，芯数不宜超过24芯。

7.2.4 同一小室内跨屏（柜）的保护用光缆应使用尾缆或铠装光缆，同一屏（柜）内设备间连接应使用尾纤，尾纤线径应与所敷设光缆线径一致。

7.2.5 双重化配置的两套保护不共用同一根光缆，不共用ODF配线架。

7.2.6 光缆敷设应与动力电缆有效隔离。电缆沟内光缆敷设应穿管或经槽盒保护并分段固定。 7.2.7 由接续盒引下的导引光缆至电缆沟地埋部分应穿热镀锌钢管保护，钢管两端做防水封堵。 7.2.8 铠装光缆敷设弯曲半径不应小于缆径的25倍。室内软光缆（尾纤）弯曲半径静态下应不小于缆径的10倍，动态下应不小于缆径的20倍。熔纤盘内接续光纤单端盘留量不少于500mm，弯曲半径不小于30mm。

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7.2.9 光纤与装置的连接应牢固可靠、无松动，光口处不应受力，光纤头应清洁无尘，备用光口、尾纤应带防尘帽。

7.2.10 屏（柜）内尾纤应留有一定裕度，多余部分不应直接塞入线槽，应采用盘绕方式用软质材料固定，松紧适度且弯曲直径不应小于10cm。尾纤应有防止外力伤害的措施，不应与电缆共同绑扎，不应存在弯折、窝折现象，尾纤表皮应完好无损。

7.2.11 现场检测光纤回路（含光纤熔接盒、配线架）的衰耗不大于3dB。 7.2.12 预制光缆户外部分应采用插头光缆，户内部分应采用插座光缆。 7.2.13 光纤回路标识应清晰、规范。光缆、尾纤标识方法参见附录A。

7.2.14 屏（柜）内宜就近打印张贴本屏（柜）IED设备光口分配表、交换机光口分配表、配线架配线信息表。

7.2.15 保护用网线应采用带屏蔽的网线。水晶头与装置网口的连接应牢固可靠，网线的连接应完整且预留一定长度，不得承受较大外力挤压或牵引。 7.3 配置文件验收

7.3.1 ICD模型文件

7.3.1.1 查阅智能二次设备DL/T 860通信一致性测试报告满足相关规程规范要求。

7.3.1.2 ICD模型文件命名应符合国网公司统一的标准文件命名规则，文件应包含反映模型特征的数字签名、版本号、文件校验码等标识信息。

7.3.1.3 检查ICD模型文件的开入、开出、软压板数量及功能、软压板描述、站控层信息等应与设计一致。

7.3.2 SCD配置文件

7.3.2.1 检查SCD配置文件与装置实际运行数据、装置ICD模型文件版本号、校验码、数字签名一致。

7.3.2.2 检查SCD配置文件IP地址、MAC地址、APPID等通信参数设置正确。 7.3.2.3 宜采用可视化工具检查SCD配置文件虚端子连线符合设计要求。

7.3.2.4 检查SCD配置文件命名符合国网公司统一的标准文件命名规则，文件名中包含文件校验码等标识信息。

7.3.2.5 SCD配置文件中智能二次设备的配置信息应使用调度规范命名。 7.4 网络验收

7.4.1 保护装置、交换机、合并单元、智能终端等智能二次设备之间的光纤回路应与设计一致。 7.4.2 现场验证保护装置采用直接采样方式，单间隔保护采用直接跳闸方式。

7.4.3 继电保护之间的联闭锁信息、失灵启动等信息宜采用GOOSE网络传输方式。例如，变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输，变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。 7.4.4 现场检验双A/D采样数据应同时连接虚端子。

7.4.5 继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网，第二套保护接入B网。

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