智能变电站二次专业验收大纲
（Ver1.01）
国网洛阳供电公司变电检修室
2014年3月
智能变电站二次专业验收大纲
（Ver1.01）
本验收大纲适用于国网洛阳供电公司所辖区域内新建的110kV 及以上智能变电站的验收工作，各施工（工程建设）单位应按照验收大纲要求提前做好各项验收资料收集和准备工作，提高验收效率。
1. 验收前应提交资料清单
1）全站二次图纸（包括虚端子连接图）2套
2）二次设备出厂资料（说明书，出厂图纸）1套
3）全站配置文件及对应软件程序
4）实际虚端子连接表
5）二次设计变更资料及说明
6）可编辑的全站二次图纸电子版
7）全站信息点表（签字版）
8）测控定值清单（签字版）
9）CT试验原始打印记录和保护调试原始打印记录（供查阅）
10）保护调试方案及进度计划（跟进验收必备条件）
2. 验收原则
智能变电站二次专业验收按照工程进度不同阶段分为两类：一是可以在基建工程设备安装调试阶段进行的跟进验收，二是在施工单位完成全站二次设备传动调试后进行的交接验收。
跟进验收的验收项目主要针对耗时较长的一些试验项目及隐蔽工程来开展，目的是缩短交接验收时间，同时减轻施工单位工作负担。
如需跟进验收，施工（工程建设）单位需提前进行申请，并在开展相关工作前一周通知验收单位。交接验收则是在全部二次调试传动工作结束后集中进行。交接验收过程中施工人员不能再开展与验收无关的工作。
3. 交接验收时间
220kV 变电站：10个工作日（单变、220千伏出线不大于4回，110千伏出线不大于6回）；
110kV 变电站：4个工作日（单变、110千伏出线不大于2回）。如变电站规模较大或验收问题较多，验收时间则酌情增加。
4. 具体验收项目
4.1.跟进验收项目
1）全站电流互感器特性试验（角差、比差、变比、极性、伏安特性、误差曲线、二次负载等），一次通流试验；
2）电压互感器变比试验，电压回路二次加压试验；
3）全站等电位二次接地网敷设安装；
4）全站光纤通道衰耗测试；
以上各项目请集中开展并提前通知，验收人员可跟进施工过程进行验收，交接验收时不再重复进行。
4.2.交接验收项目
1）二次封堵及外观接线检查；
2）虚端子连接情况检查；
3）反措执行情况检查；
4）保护调试及交流采样结果检查（检查原始调试报告）；
5）站内后台遥控试验；
6）保护带开关传动；
7）站内信号传动（根据信息点表逐个进行实传，不允许通过短接或置位进行传动）；
5. 验收卡
5.1.CT 特性试验验收卡CT 特性试验验收卡
序号
1
2设备名称相别变比极性伏安特性二次负载
验收人：
5.2.CT 一次通流验收卡验收时间：
CT 一次通流验收卡
序号
12设备名称相别1组2组3组4组5组6组7组
验收人：
5.3.虚端子连接验收卡验收时间：
虚端子连接验收卡
序号
1
2间隔名称结果
验收人：验收时间：
5.4.保护调试及交流采样验收卡
保护调试及交流采样验收卡
序号
1
2
3设备名称结果
验收人：
5.5.站内后台遥控试验验收卡验收时间：
站内后台遥控试验验收卡
序号
1
2
3设备名称遥合遥分同期
验收人：验收时间：
5.6.二次封堵及外观接线验收卡二次封堵及外观接线验收卡
序号
1
2
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12
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14项目全站二次封堵是否规范、严密同一接线端子不允许压接超过两根线芯同一接线端子不允许压接不同线径的线芯软线应压接线鼻子接入各类把手、空开、压板和按钮的标签、标识应清晰、规整、准确尾纤应注明起点和终点以及功能和编号尾纤应注意不能挤压，拐弯应自然，盘圈直径不得小于20cm 备用尾纤应套上防尘盖，备用光纤端口应有防尘堵头各电压等级抽查一至两个CT 接线盒，检查接线的正确性和牢固性。保护装置24V 开入电源不能出保护室。交直流回路不能共用一根电缆。套管是否有CT，如果有且没有使用，是否短接。CT、PT回路是否一点接地，接地点是否正确。三相五柱式PT 柜内接线是否正确，单相接地时是否能反映实际情况。（接地相降低，其它两相升高）备自投和重合闸是否具备远方投退功能。结果
验收人：验收时间：
5.7.反措执行情况验收卡反措执行情况验收卡
序号
一
1
2
3
4
二
1
2
3项目交直流回路验收人：直流回路空开为直流专用空开，级差配合满足要求。直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。交、直流信号是否按照信息接入标准接入后台。在线绝缘装置应具备交流串入直流的报警功能。双重化配置验收人：结果
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10
11
12220kV 及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、MU、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应；检查相应馈线柜标识是否与实际相符（进行实际断合试验）。双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源；220kV 及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护、合并单元、智能终端；220kV 及以上的安全稳定控制装置按双重化配置；220kV 及以上变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；变压器各侧及公共绕组的MU 均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU；220kV 及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能；两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的MU，双重化配置的MU 应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应。220kV及以上电压等级变压器各侧的智能终端均按双重化配置；110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置；110kV变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置；若主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化。变压器各侧MU按双套配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU；双重化（或双套）配置保护所采用的电子式电流互感器一、二
次转换器及合并单元应双重化（或双套）配置；
13双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元。每台合并单元应具备GOOSE 接口，接收智能终端传递的母线电压互感器刀闸位置、母联刀闸位置和断路器位置，用于电压并列；双母
单分段接线，按双重化配置两台母线电压合并单元，不考虑横向并列；双母双分段接线，按双重化配置四台母线电压合并单元，不考虑横向并列；
二次接地网验收人：三
1
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3
4
5
6
四
1二次接地网敷设是否规范、线径是否合适;与一次地网连接点选择是否符合规定，是否为4*50mm2的铜缆连接。微机型继电保护装置柜屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）不应接入等电位接地网。安装在通信室的保护专用光电转换设备与通信设备间应使用屏蔽电缆，并按敷设等电位接地网的要求，沿这些电缆敷设截面不小于100mm2铜排（缆）可靠与通信设备的接地网紧密连接。通信设备直流电源的正极在电源设备处和保护专用通信接口装置处均应接地。安装于通信机房的保护专用通信接口装置机柜应良好接地。连接保护装置的信号电缆和保护专用通信接口装置取用通信直流电源的电缆应采用屏蔽电缆，屏蔽层两端应可靠接地。公共回路验收人：
2
3
4
5
6交流电压宜分别取自电压互感器互相独立的绕组；两套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组，其保护范围应交叉重叠，避免死区。公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30·Imax伏。对于220kV及以上变电站，宜按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录分析装置，当SV 或GOOSE 接入量较多时，单个网络可配置多台装置。每台故障录波装置或网络报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络；主变宜单独配置主变故障录波装置；故障录波装置和网络报文记录分析装置应能记录所有MU、过程层GOOSE网络的信息。录波器、网络报文记录分析装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器；备自投、过载联切等功能可在间隔层或站控层实现；要求快速跳闸的安全稳定控制装置应采用点对点直接跳闸方式。过程层SV 网络、过程层GOOSE 变压器保护接入不同电压等级的过程层GOOSE网时，应采用相
7
8
9
10
11
12
五
1
2互独立的数据接口控制器；任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机；每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中；智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。110kV及以上电压等级的过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层MMS网络应完全独立，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。线路验收人：纵联保护两侧软件版本一致。用于检同期的母线电压由母线合并单元点对点通过间隔合并
单元转接给各间隔保护装置。
线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE 网络启动断路器失灵、重合闸。
变压器验收人：六
1
2
3
4
5
6
7
8变压器、电抗器非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。变压器的断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其他电源侧的断路器。变压器三侧电流、电压量是否全部接入故障录波器瓦斯继电器（本体和调压）是否加装防雨盖。主变后备保护动作闭锁备自投回路是否完整，逻辑传动是否正确。每台变压器、高压并联电抗器配置一套本体智能终端，本体智能终端包含完整的变压器、高压并联电抗器本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及及测温等），并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点；变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；分段断路器及闭锁备自投、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；变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能
终端上送过程层GOOSE网；
七GPS 对时验收人：1
2
3
八
1
2
3
4
5电力系统时间同步应以天基授时为主，地基授时为辅，逐步形成天地互备的时钟同步体系；天基授时应采用以北斗卫星对时为主、全球定位系统（GPS）对时为辅的单向授时方式；地基授时应采用以本地时钟守时为主、通信系统同步网资源为辅的对时方式。变电站应设置全站统一时钟装置，实现对站内各系统和设备的授时；主时钟应采用双机冗余配置，站控层设备宜采用NTP 方式对时，间隔层和过程层设备宜采用秒脉冲、IRIG-B 条件成熟时可采用IEEE 1588方式对时。各装置GPS 对时是否正常。信息完善验收人：消防、安防信号是否按照信息接入标准接入后台。110kV 以下母线接地时，是否能报出母线接地信号。装置软报文是否通讯正常保护信息是否接入故障信息系统。通信48V电源是否接入后台并上传调度
验收人：
5.8.保护带开关传动验收卡验收时间：
220kV 线路保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
1.1
1.2保护名称：保护型号：结果
1.3
1.4
1.5项目重合闸置“单重”方式不对应启动重合（A相偷跳）（投入重合闸出口压板）线路保护主保护动作跳A 相，重合（投入A、B、C相跳闸压板），同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情况。线路保护主保护动作跳B 相，重合（投入A、B、C相跳闸压板），同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情况。线路保护主保护动作跳C 相，重合（投入A、B、C相跳闸压板），同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情况。线路保护主保护动作跳A 相，，重合后加速跳三相（投入A、B、C相跳闸压板），
同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情
况。
1.6
2
3
4
5
5.1
5.2
5.3
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
7
8
9线路距离保护相间故障动作跳三相（投入A、B、C相跳闸压板），同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情况。线路保护动作沟通三跳（模拟单相故障，重合闸置“停用”状态）退出GOOSE 输出软压板，模拟保护动作，开关应不跳闸。投入保护检修压板，加故障量，保护应不动作。装置开入检查在机构箱模拟闭锁重合闸开入，观察装置中显示的开入状态是否正确模拟母差保护动作观察线路保护装置远跳开入和母差保护闭锁重合闸开入的变位情况退出GOOSE 接收软压板，模拟GOOSE 开入变位，装置对该开入变位应不予处理。用数字式继电保护测试仪从线路保护SV 直采口输入采样值，满足线路保护动作条件，观察线路保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV 加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，装置中应有相应的SV 品质异常报文，保护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，三相不一致跳闸传动开关防跳回路传动线路保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从合并单元加电流输入，同时将智能终端的跳闸输出接点接入测试仪
开入端子。使保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。
10
11投入合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。投入智能终端检修压板，加故障量，开关
应不跳闸。
验收人：验收时间：220kV 变压器保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12保护名称：保护型号：结果
13
13.1
13.2
13.3项目差动保护动作跳三侧开关（投入全部开关跳闸出口压板）各侧后备保护跳闸回路传动（投入全部开关跳闸出口压板）非电量保护跳闸回路传动（出口压板投退各做一次）后备保护动作闭锁本侧备自投回路验证过负荷闭锁有载调压回路验证过负荷启动风冷回路验证模拟主变保护动作跳高压侧，检查母差保护中启动失灵开入，解除电压闭锁开入是否正确变位各电压等级母差保护动作跳变压器相关侧断路器回路验证高压侧开关失灵跳主变三侧开关回路验证退出GOOSE 输出软压板，模拟保护动作，开关应不跳闸。投入保护检修压板，加故障量，保护应不动作。退出GOOSE 接收软压板，模拟GOOSE 开入变位，装置对该开入变位应不予处理。用数字式继电保护测试仪从变压器保护SV 直采口输入采样值，满足保护动作条件，观察保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV
13.4
13.5
14
15
16
17
18加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，装置中应有相应的SV 品质异常报文，保护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，各侧开关防跳回路检查保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从合并单元加电流输入，同时将智能终端的跳闸输出接点接入测试仪开入端子。使保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。（各侧合并单元分别测试）投入合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。（各侧分别进行测试）投入智能终端检修压板，加故障量，开关应不跳闸。（各侧分别进行测试）矩阵正确性及压板唯一性验证：模拟高压侧某一保护动作，分别将其跳闸矩阵整定为跳各个开关及闭锁输出（每次一个），
投退相应出口压板各做一次，检查实际动作情况是否与矩阵及压板一致。
验收人：验收时间：
220kV 母差保护带开关传动验收卡
保护名称：
序号
1保护型号：结果
2
3
3.1项目刀闸位置正确性验证：依次断合各间隔母线刀闸，观察母差保护刀闸位置指示是否正确。压板唯一性验证：将所有间隔刀闸强制于II 母，依次将每一间隔刀闸改置I 母，模拟I 母母差保护动作，投退该间隔出口压板，观察开关动作情况是否正确，同时（传动后将该间隔刀闸恢复于II 母）将奇数间隔刀闸强制于I 母，偶数间隔刀闸强制于II 母，做以下传动试验：I 母差动动作跳I 母所有开关
3.2
4
5
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
7
8
9II 母差动动作跳II 母所有开关母联充电保护传动功能测试：复压闭锁功能验证模拟I 母某间隔失灵，I母失灵动作模拟II 母某间隔失灵，II母失灵动作互联状态下任一母线差动动作情况互联状态下任一母线失灵动作情况母联死区故障母差保护动作情况母联失灵母差保护动作情况母联极性验证用数字式继电保护测试仪从母差保护SV 观察保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV 加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，装置中应有相应的SV 品质异常报文，保护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从某间隔合并单元加电流输入，同时将其智能终端的跳闸输出接点接入测试仪开入端子。使母差保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。投入该间隔合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。投入该间隔智能终端检修压板，加故障
量，开关应不跳闸。验收人：验收时间：
110kV 线路保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
1.1
1.2
1.3
2
3
4
4.1
4.2保护名称：保护型号：结果
5
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
6
7项目重合闸置“投入”方式不对应启动重合线路保护主保护动作跳三相，重合。（瞬时性故障，如没有主保护，做零序保护）线路保护距离保护动作跳三相，重合后加速跳闸（永久性故障）退出GOOSE 输出软压板，模拟保护动作，开关应不跳闸。投入保护检修压板，加故障量，保护应不动作。装置开入检查在机构箱模拟闭锁重合闸开入，观察装置中显示的开入状态是否正确退出GOOSE 接收软压板，模拟GOOSE 开入变位，装置对该开入变位应不予处理。用数字式继电保护测试仪从线路保护SV 直采口输入采样值，满足线路保护动作条件，观察线路保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV 加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，装置中应有相应的SV 品质异常报文，保护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，开关防跳回路传动线路保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从合并单元加电流输入，同时
将智能终端的跳闸输出接点接入测试仪
8
9开入端子。使保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。投入合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。投入智能终端检修压板，加故障量，开关
应不跳闸。
验收人：验收时间：110kV 变压器保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
2
3
4
5
6
7
8
9保护名称：保护型号：结果
10
10.1
10.2
10.3
10.4项目差动保护动作跳三侧开关（投入全部开关跳闸出口压板）各侧后备保护跳闸回路传动（投入全部开关跳闸出口压板）非电量保护跳闸回路传动（出口压板投退各做一次）后备保护动作闭锁本侧备自投回路验证过负荷闭锁有载调压回路验证过负荷启动风冷回路验证退出GOOSE 输出软压板，模拟保护动作，开关应不跳闸。投入保护检修压板，加故障量，保护应不动作。退出GOOSE 接收软压板，模拟GOOSE 开入变位，装置对该开入变位应不予处理。用数字式继电保护测试仪从变压器保护SV 直采口输入采样值，满足保护动作条件，观察保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV 加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，
装置中应有相应的SV 品质异常报文，保
10.5
11
12
13
14
15护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，各侧开关防跳回路检查保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从合并单元加电流输入，同时将智能终端的跳闸输出接点接入测试仪开入端子。使保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。（各侧合并单元分别测试）投入合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。（各侧分别进行测试）投入智能终端检修压板，加故障量，开关应不跳闸。（各侧分别进行测试）矩阵正确性及压板唯一性验证：模拟高压侧某一保护动作，分别将其跳闸矩阵整定为跳各个开关及闭锁输出（每次一个），
投退相应出口压板各做一次，检查实际动作情况是否与矩阵及压板一致。
验收人：验收时间：
35kV 及以下保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
1.1
1.2
1.3
1.4
2
2.1保护型号：结果项目重合闸置“投入”方式不对应启动重合保护动作跳闸，重合（瞬时性故障）保护动作跳闸，重合后加速跳闸（永久性故障）跳闸出口和重合闸出口压板唯一性验证远方控制传动远方投退“重合闸”现场核查操作结果是
否正确
验收人：验收时间：
智能变电站二次专业验收大纲
（Ver1.01）
国网洛阳供电公司变电检修室
2014年3月
智能变电站二次专业验收大纲
（Ver1.01）
本验收大纲适用于国网洛阳供电公司所辖区域内新建的110kV 及以上智能变电站的验收工作，各施工（工程建设）单位应按照验收大纲要求提前做好各项验收资料收集和准备工作，提高验收效率。
1. 验收前应提交资料清单
1）全站二次图纸（包括虚端子连接图）2套
2）二次设备出厂资料（说明书，出厂图纸）1套
3）全站配置文件及对应软件程序
4）实际虚端子连接表
5）二次设计变更资料及说明
6）可编辑的全站二次图纸电子版
7）全站信息点表（签字版）
8）测控定值清单（签字版）
9）CT试验原始打印记录和保护调试原始打印记录（供查阅）
10）保护调试方案及进度计划（跟进验收必备条件）
2. 验收原则
智能变电站二次专业验收按照工程进度不同阶段分为两类：一是可以在基建工程设备安装调试阶段进行的跟进验收，二是在施工单位完成全站二次设备传动调试后进行的交接验收。
跟进验收的验收项目主要针对耗时较长的一些试验项目及隐蔽工程来开展，目的是缩短交接验收时间，同时减轻施工单位工作负担。
如需跟进验收，施工（工程建设）单位需提前进行申请，并在开展相关工作前一周通知验收单位。交接验收则是在全部二次调试传动工作结束后集中进行。交接验收过程中施工人员不能再开展与验收无关的工作。
3. 交接验收时间
220kV 变电站：10个工作日（单变、220千伏出线不大于4回，110千伏出线不大于6回）；
110kV 变电站：4个工作日（单变、110千伏出线不大于2回）。如变电站规模较大或验收问题较多，验收时间则酌情增加。
4. 具体验收项目
4.1.跟进验收项目
1）全站电流互感器特性试验（角差、比差、变比、极性、伏安特性、误差曲线、二次负载等），一次通流试验；
2）电压互感器变比试验，电压回路二次加压试验；
3）全站等电位二次接地网敷设安装；
4）全站光纤通道衰耗测试；
以上各项目请集中开展并提前通知，验收人员可跟进施工过程进行验收，交接验收时不再重复进行。
4.2.交接验收项目
1）二次封堵及外观接线检查；
2）虚端子连接情况检查；
3）反措执行情况检查；
4）保护调试及交流采样结果检查（检查原始调试报告）；
5）站内后台遥控试验；
6）保护带开关传动；
7）站内信号传动（根据信息点表逐个进行实传，不允许通过短接或置位进行传动）；
5. 验收卡
5.1.CT 特性试验验收卡CT 特性试验验收卡
序号
1
2设备名称相别变比极性伏安特性二次负载
验收人：
5.2.CT 一次通流验收卡验收时间：
CT 一次通流验收卡
序号
12设备名称相别1组2组3组4组5组6组7组
验收人：
5.3.虚端子连接验收卡验收时间：
虚端子连接验收卡
序号
1
2间隔名称结果
验收人：验收时间：
5.4.保护调试及交流采样验收卡
保护调试及交流采样验收卡
序号
1
2
3设备名称结果
验收人：
5.5.站内后台遥控试验验收卡验收时间：
站内后台遥控试验验收卡
序号
1
2
3设备名称遥合遥分同期
验收人：验收时间：
5.6.二次封堵及外观接线验收卡二次封堵及外观接线验收卡
序号
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14项目全站二次封堵是否规范、严密同一接线端子不允许压接超过两根线芯同一接线端子不允许压接不同线径的线芯软线应压接线鼻子接入各类把手、空开、压板和按钮的标签、标识应清晰、规整、准确尾纤应注明起点和终点以及功能和编号尾纤应注意不能挤压，拐弯应自然，盘圈直径不得小于20cm 备用尾纤应套上防尘盖，备用光纤端口应有防尘堵头各电压等级抽查一至两个CT 接线盒，检查接线的正确性和牢固性。保护装置24V 开入电源不能出保护室。交直流回路不能共用一根电缆。套管是否有CT，如果有且没有使用，是否短接。CT、PT回路是否一点接地，接地点是否正确。三相五柱式PT 柜内接线是否正确，单相接地时是否能反映实际情况。（接地相降低，其它两相升高）备自投和重合闸是否具备远方投退功能。结果
验收人：验收时间：
5.7.反措执行情况验收卡反措执行情况验收卡
序号
一
1
2
3
4
二
1
2
3项目交直流回路验收人：直流回路空开为直流专用空开，级差配合满足要求。直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。交、直流信号是否按照信息接入标准接入后台。在线绝缘装置应具备交流串入直流的报警功能。双重化配置验收人：结果
4
5
6
7
8
9
10
11
12220kV 及以上电压等级继电保护系统应遵循双重化配置原则，每套保护系统装置功能独立完备、安全可靠。双重化配置的两个过程层网络应遵循完全独立的原则。两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应；两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应；双重化的两套保护及其相关设备（电子式互感器、MU、智能终端、网络设备、跳闸线圈等）的直流电源应一一对应；检查相应馈线柜标识是否与实际相符（进行实际断合试验）。双重化的线路纵联保护应配置两套独立的通信设备（含复用光纤通道、独立纤芯、微波、载波等通道及加工设备等），两套通信设备应分别使用独立的电源；220kV 及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护、合并单元、智能终端；220kV 及以上的安全稳定控制装置按双重化配置；220kV 及以上变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能；变压器各侧及公共绕组的MU 均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU；220kV 及以上电压等级智能终端按断路器双重化配置，每套智能终端包含完整的断路器信息交互功能；两套保护的电压（电流）采样值应分别取自相互独立的MU，双重化配置的MU 应与电子式互感器两套独立的二次采样系统一一对应。220kV及以上电压等级变压器各侧的智能终端均按双重化配置；110kV变压器各侧智能终端宜按双套配置；110kV变压器电量保护宜按双套配置，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置；若主、后备保护分开配置，后备保护宜与测控装置一体化。变压器各侧MU按双套配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU；双重化（或双套）配置保护所采用的电子式电流互感器一、二
次转换器及合并单元应双重化（或双套）配置；
13双母线接线，两段母线按双重化配置两台合并单元。每台合并单元应具备GOOSE 接口，接收智能终端传递的母线电压互感器刀闸位置、母联刀闸位置和断路器位置，用于电压并列；双母
单分段接线，按双重化配置两台母线电压合并单元，不考虑横向并列；双母双分段接线，按双重化配置四台母线电压合并单元，不考虑横向并列；
二次接地网验收人：三
1
2
3
4
5
6
四
1二次接地网敷设是否规范、线径是否合适;与一次地网连接点选择是否符合规定，是否为4*50mm2的铜缆连接。微机型继电保护装置柜屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）不应接入等电位接地网。安装在通信室的保护专用光电转换设备与通信设备间应使用屏蔽电缆，并按敷设等电位接地网的要求，沿这些电缆敷设截面不小于100mm2铜排（缆）可靠与通信设备的接地网紧密连接。通信设备直流电源的正极在电源设备处和保护专用通信接口装置处均应接地。安装于通信机房的保护专用通信接口装置机柜应良好接地。连接保护装置的信号电缆和保护专用通信接口装置取用通信直流电源的电缆应采用屏蔽电缆，屏蔽层两端应可靠接地。公共回路验收人：
2
3
4
5
6交流电压宜分别取自电压互感器互相独立的绕组；两套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组，其保护范围应交叉重叠，避免死区。公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30·Imax伏。对于220kV及以上变电站，宜按电压等级和网络配置故障录波装置和网络报文记录分析装置，当SV 或GOOSE 接入量较多时，单个网络可配置多台装置。每台故障录波装置或网络报文记录分析装置不应跨接双重化的两个网络；主变宜单独配置主变故障录波装置；故障录波装置和网络报文记录分析装置应能记录所有MU、过程层GOOSE网络的信息。录波器、网络报文记录分析装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器；备自投、过载联切等功能可在间隔层或站控层实现；要求快速跳闸的安全稳定控制装置应采用点对点直接跳闸方式。过程层SV 网络、过程层GOOSE 变压器保护接入不同电压等级的过程层GOOSE网时，应采用相
7
8
9
10
11
12
五
1
2互独立的数据接口控制器；任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机；每台交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。智能终端采用就地安装方式，放置在智能控制柜中；智能终端跳合闸出口回路应设置硬压板。母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。保护应直接采样，对于单间隔的保护应直接跳闸，涉及多间隔的保护（母线保护）宜直接跳闸。对于涉及多间隔的保护（母线保护），如确有必要采用其他跳闸方式，相关设备应满足保护对可靠性和快速性的要求。110kV及以上电压等级的过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层MMS网络应完全独立，继电保护装置接入不同网络时，应采用相互独立的数据接口控制器。线路验收人：纵联保护两侧软件版本一致。用于检同期的母线电压由母线合并单元点对点通过间隔合并
单元转接给各间隔保护装置。
线路保护直接采样，直接跳断路器；经GOOSE 网络启动断路器失灵、重合闸。
变压器验收人：六
1
2
3
4
5
6
7
8变压器、电抗器非电量保护应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。变压器的断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其他电源侧的断路器。变压器三侧电流、电压量是否全部接入故障录波器瓦斯继电器（本体和调压）是否加装防雨盖。主变后备保护动作闭锁备自投回路是否完整，逻辑传动是否正确。每台变压器、高压并联电抗器配置一套本体智能终端，本体智能终端包含完整的变压器、高压并联电抗器本体信息交互功能（非电量动作报文、调档及及测温等），并可提供用于闭锁调压、启动风冷、启动充氮灭火等出口接点；变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；分段断路器及闭锁备自投、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；变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体智能
终端上送过程层GOOSE网；
七GPS 对时验收人：1
2
3
八
1
2
3
4
5电力系统时间同步应以天基授时为主，地基授时为辅，逐步形成天地互备的时钟同步体系；天基授时应采用以北斗卫星对时为主、全球定位系统（GPS）对时为辅的单向授时方式；地基授时应采用以本地时钟守时为主、通信系统同步网资源为辅的对时方式。变电站应设置全站统一时钟装置，实现对站内各系统和设备的授时；主时钟应采用双机冗余配置，站控层设备宜采用NTP 方式对时，间隔层和过程层设备宜采用秒脉冲、IRIG-B 条件成熟时可采用IEEE 1588方式对时。各装置GPS 对时是否正常。信息完善验收人：消防、安防信号是否按照信息接入标准接入后台。110kV 以下母线接地时，是否能报出母线接地信号。装置软报文是否通讯正常保护信息是否接入故障信息系统。通信48V电源是否接入后台并上传调度
验收人：
5.8.保护带开关传动验收卡验收时间：
220kV 线路保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
1.1
1.2保护名称：保护型号：结果
1.3
1.4
1.5项目重合闸置“单重”方式不对应启动重合（A相偷跳）（投入重合闸出口压板）线路保护主保护动作跳A 相，重合（投入A、B、C相跳闸压板），同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情况。线路保护主保护动作跳B 相，重合（投入A、B、C相跳闸压板），同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情况。线路保护主保护动作跳C 相，重合（投入A、B、C相跳闸压板），同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情况。线路保护主保护动作跳A 相，，重合后加速跳三相（投入A、B、C相跳闸压板），
同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情
况。
1.6
2
3
4
5
5.1
5.2
5.3
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
7
8
9线路距离保护相间故障动作跳三相（投入A、B、C相跳闸压板），同时在失灵盘监视启动失灵开入变位情况。线路保护动作沟通三跳（模拟单相故障，重合闸置“停用”状态）退出GOOSE 输出软压板，模拟保护动作，开关应不跳闸。投入保护检修压板，加故障量，保护应不动作。装置开入检查在机构箱模拟闭锁重合闸开入，观察装置中显示的开入状态是否正确模拟母差保护动作观察线路保护装置远跳开入和母差保护闭锁重合闸开入的变位情况退出GOOSE 接收软压板，模拟GOOSE 开入变位，装置对该开入变位应不予处理。用数字式继电保护测试仪从线路保护SV 直采口输入采样值，满足线路保护动作条件，观察线路保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV 加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，装置中应有相应的SV 品质异常报文，保护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，三相不一致跳闸传动开关防跳回路传动线路保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从合并单元加电流输入，同时将智能终端的跳闸输出接点接入测试仪
开入端子。使保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。
10
11投入合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。投入智能终端检修压板，加故障量，开关
应不跳闸。
验收人：验收时间：220kV 变压器保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12保护名称：保护型号：结果
13
13.1
13.2
13.3项目差动保护动作跳三侧开关（投入全部开关跳闸出口压板）各侧后备保护跳闸回路传动（投入全部开关跳闸出口压板）非电量保护跳闸回路传动（出口压板投退各做一次）后备保护动作闭锁本侧备自投回路验证过负荷闭锁有载调压回路验证过负荷启动风冷回路验证模拟主变保护动作跳高压侧，检查母差保护中启动失灵开入，解除电压闭锁开入是否正确变位各电压等级母差保护动作跳变压器相关侧断路器回路验证高压侧开关失灵跳主变三侧开关回路验证退出GOOSE 输出软压板，模拟保护动作，开关应不跳闸。投入保护检修压板，加故障量，保护应不动作。退出GOOSE 接收软压板，模拟GOOSE 开入变位，装置对该开入变位应不予处理。用数字式继电保护测试仪从变压器保护SV 直采口输入采样值，满足保护动作条件，观察保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV
13.4
13.5
14
15
16
17
18加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，装置中应有相应的SV 品质异常报文，保护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，各侧开关防跳回路检查保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从合并单元加电流输入，同时将智能终端的跳闸输出接点接入测试仪开入端子。使保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。（各侧合并单元分别测试）投入合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。（各侧分别进行测试）投入智能终端检修压板，加故障量，开关应不跳闸。（各侧分别进行测试）矩阵正确性及压板唯一性验证：模拟高压侧某一保护动作，分别将其跳闸矩阵整定为跳各个开关及闭锁输出（每次一个），
投退相应出口压板各做一次，检查实际动作情况是否与矩阵及压板一致。
验收人：验收时间：
220kV 母差保护带开关传动验收卡
保护名称：
序号
1保护型号：结果
2
3
3.1项目刀闸位置正确性验证：依次断合各间隔母线刀闸，观察母差保护刀闸位置指示是否正确。压板唯一性验证：将所有间隔刀闸强制于II 母，依次将每一间隔刀闸改置I 母，模拟I 母母差保护动作，投退该间隔出口压板，观察开关动作情况是否正确，同时（传动后将该间隔刀闸恢复于II 母）将奇数间隔刀闸强制于I 母，偶数间隔刀闸强制于II 母，做以下传动试验：I 母差动动作跳I 母所有开关
3.2
4
5
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
7
8
9II 母差动动作跳II 母所有开关母联充电保护传动功能测试：复压闭锁功能验证模拟I 母某间隔失灵，I母失灵动作模拟II 母某间隔失灵，II母失灵动作互联状态下任一母线差动动作情况互联状态下任一母线失灵动作情况母联死区故障母差保护动作情况母联失灵母差保护动作情况母联极性验证用数字式继电保护测试仪从母差保护SV 观察保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV 加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，装置中应有相应的SV 品质异常报文，保护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从某间隔合并单元加电流输入，同时将其智能终端的跳闸输出接点接入测试仪开入端子。使母差保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。投入该间隔合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。投入该间隔智能终端检修压板，加故障
量，开关应不跳闸。验收人：验收时间：
110kV 线路保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
1.1
1.2
1.3
2
3
4
4.1
4.2保护名称：保护型号：结果
5
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
6
7项目重合闸置“投入”方式不对应启动重合线路保护主保护动作跳三相，重合。（瞬时性故障，如没有主保护，做零序保护）线路保护距离保护动作跳三相，重合后加速跳闸（永久性故障）退出GOOSE 输出软压板，模拟保护动作，开关应不跳闸。投入保护检修压板，加故障量，保护应不动作。装置开入检查在机构箱模拟闭锁重合闸开入，观察装置中显示的开入状态是否正确退出GOOSE 接收软压板，模拟GOOSE 开入变位，装置对该开入变位应不予处理。用数字式继电保护测试仪从线路保护SV 直采口输入采样值，满足线路保护动作条件，观察线路保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV 加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，装置中应有相应的SV 品质异常报文，保护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，开关防跳回路传动线路保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从合并单元加电流输入，同时
将智能终端的跳闸输出接点接入测试仪
8
9开入端子。使保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。投入合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。投入智能终端检修压板，加故障量，开关
应不跳闸。
验收人：验收时间：110kV 变压器保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
2
3
4
5
6
7
8
9保护名称：保护型号：结果
10
10.1
10.2
10.3
10.4项目差动保护动作跳三侧开关（投入全部开关跳闸出口压板）各侧后备保护跳闸回路传动（投入全部开关跳闸出口压板）非电量保护跳闸回路传动（出口压板投退各做一次）后备保护动作闭锁本侧备自投回路验证过负荷闭锁有载调压回路验证过负荷启动风冷回路验证退出GOOSE 输出软压板，模拟保护动作，开关应不跳闸。投入保护检修压板，加故障量，保护应不动作。退出GOOSE 接收软压板，模拟GOOSE 开入变位，装置对该开入变位应不予处理。用数字式继电保护测试仪从变压器保护SV 直采口输入采样值，满足保护动作条件，观察保护正常动作。停发SV 并复归保护装置，分别做以下验证：双AD 采样特性检查：使启动电流和逻辑判断电流数值不一致，加故障量，装置中应有双AD 不一致告警，保护应闭锁。检修闭锁特性检查：模拟报文中检修位置1，加故障量，装置中应有检修压板不一致告警，保护装置应闭锁。SV 压板功能检查：退出装置SV 加故障量，该间隔采样值应归0，保护应闭锁。SV 品质异常闭锁功能检查：将发送报文的8位状态字的任一位置1，加故障量，
装置中应有相应的SV 品质异常报文，保
10.5
11
12
13
14
15护装置应闭锁。报文异常情况下装置响应检查：模拟报文连续丢帧、错帧，加故障量，保护装置应有相应的SV 异常报文，各侧开关防跳回路检查保护整组动作时间测试：用常规继电保护测试仪从合并单元加电流输入，同时将智能终端的跳闸输出接点接入测试仪开入端子。使保护动作，用测试仪检测启动到开入变位的时间，不得大于30ms。（各侧合并单元分别测试）投入合并单元检修压板，加故障量，开关应不跳闸。（各侧分别进行测试）投入智能终端检修压板，加故障量，开关应不跳闸。（各侧分别进行测试）矩阵正确性及压板唯一性验证：模拟高压侧某一保护动作，分别将其跳闸矩阵整定为跳各个开关及闭锁输出（每次一个），
投退相应出口压板各做一次，检查实际动作情况是否与矩阵及压板一致。
验收人：验收时间：
35kV 及以下保护带开关传动验收卡
间隔名称：
序号
1
1.1
1.2
1.3
1.4
2
2.1保护型号：结果项目重合闸置“投入”方式不对应启动重合保护动作跳闸，重合（瞬时性故障）保护动作跳闸，重合后加速跳闸（永久性故障）跳闸出口和重合闸出口压板唯一性验证远方控制传动远方投退“重合闸”现场核查操作结果是
否正确
验收人：验收时间：