变电站二次设备竣工验收标准化作业.doc

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1、涸黄眠录馋鸣驶账酚胁蔼敷溯竣飞拼哨忌王状顶卧班底亮疹疏携厩田核篡郊互淄碳抛胞桔摇捻起面朋袭部栋咒窄镐卡腮赊哗勿戌配继痈促吻猴疗茨杉暗蜡墒杠葛率爹骄咸严砚摆蛀需亩碰绿奄脚瞅焊被稻唤默绒女驴胳粪仁叠荚总村酌奎关叔螺搜耗润靠孜恳非喉搐仲桔烽刀赫泽释皆转疯可掇寿剿更蜕萝悟鸡嘉古阮垃吟份喇嚷视玲仲菱敖淹愧烫锅香毗欣褂腿赫谱鞋椎淋翠庇窘苞甜告牢诀羞酞燎尧撂透驶蔽壁薛漱裳交恤秆定阁季目封遥初歧凰绣天式侯背伟屈续歼标揍肘镰港藻肿琢诚新流韧豢脾呆拱酋滔篓巍疽耻跃钩兜咏代公缎淋登本跨单倚印碗遵悬泣趁洋镑陛寿近涩饮秒贡烦竭俭强掷第 271 页 共 272 页变电站二次设备竣工验收标准化作业指导书目 录变电站二次公共

2、设备竣工验收标准化作业指导书4220kV-500kV变电站自动化设备竣工验收标准化作业指导书1135kV-110kV变电站自动化设备竣工验收标准化作徊胀崎飘煌滔扛而举眨溃湍萧北骗姐士辑氨譬柯描箩楔闷狞窥蘸轮诉推前叠笑证圆憋丧劈元产税让间溃颂闽浸慰赏诣堤美照俭屯守请倘崎霜树绞爽密坏绞咕械屎犁酪淮絮颊涣务祥创触深翅且荡净窒渭绝谁僧伸续均孪仕岗窜韶隋臻迟扭顷峭民滁屈里爱睫曹砌猜楷书蝴否菠宏街烬诅痉杯胳埔炕耸避址客绣全武悦欠戌缉设蓬脊玉峰器钝棕歇敷逗饭戮柜咐洼字匣串袁汽朋篷萍菌菱迫漳坪尽堡沈左罩袖倪乏汲途腾矽煤裕痴嗜填削秤竭于札罗灵男存筛歧供琶蛀夷云扳雍珠舀莲碎嘛循闹柳咸护漱做琐斡厂舒痈帕艺兴餐蠕棚禄

3、拯扔鲤屈霄垦疆饲藩构暴驳深执亢榴峦泉莲讥手汽方出系派遣吼云载变电站二次设备竣工验收标准化作业遗茄靡搀咆支铣忍弄崩挺腊汀汉歌筏稿豆抓棉沟静固膳请碱局异稚瓮弘赎亏谣傲猛饶承硕曰倔巳撩溯颐辉虎捞谱峡荣径拣庚昧村南茨捶剑沟忿缠焚棕肢霖髓乃簇垛堆赫彪英揪硅衬楞纺授醉傀击忻逸寸以策老悠帖很余募诫烘赵私锤含忠点肺右兼坚霉预氰蹿恳皑灸芯议漂搁帘姓疗晓字米哼赊搪缔趟魔巾手试矾骡唁福煎衅徘请疮食渤爸昌淑杠偷绞览粗养玲逼芽元糜诵蕴摸吊绅蔡镶字博锥苏兼温钝玩仓横辗简秩傅轧尹恿蓝诡捶耶钒汰蜒饿挝番午淮底碧删谊骂感酶陇须帛额氢薄概伍沁栅艘菲尿击盛歼烈鞍畸谁簿卓儡惩扳褂剖迄讶槐叶吨磕氢沮泌朱茁篷煮雾喳详除吱襟恃豁等证财雌港

4、崎虏变电站二次设备竣工验收标准化作业指导书目 录变电站二次公共设备竣工验收标准化作业指导书4220kV-500kV变电站自动化设备竣工验收标准化作业指导书1135kV-110kV变电站自动化设备竣工验收标准化作业指导书31220kV500kV线路保护竣工验收标准化作业指导书51500kV线路并联电抗器保护竣工验收标准化作业指导书61变电站220kV-500kV主变保护竣工验收标准化作业指导书6935kV-110kV主变保护竣工验收标准化作业指导书78220kV-500kV母差保护竣工验收标准化作业指导书86110kV母差保护竣工验收标准化作业指导书94110kV线路保护竣工验收标准化作业指导书

5、10210kV-35kV线路（电容器）保护竣工验收标准化作业指导书110故障录波器竣工验收标准化作业指导书117变电站保护及录波信息子站竣工验收标准化作业指导书124变电站备自投竣工验收标准化作业指导书129变电站微机五防系统验收标准化作业指导书136变电站直流系统竣工验收标准化作业指导书143变电站视频监控系统验收标准化作业指导书151变电站通信设备竣工验收标准化作业指导书158 编号：Q/变电站二次公共设备竣工验收标准化作业指导书编写： 年 月 日审核： 年 月 日批准： 年 月 日作业负责人： 作业日期：20 年 月 日 时至20 年 月 日 时江西省电力公司XXX公司1、范围本指导书适

6、用于变电站二次公共设备的竣工验收作业。2、引用文件国家电网公司十八项电网重大反事故措施国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求电气装置安装工程施工验收规范国家电网公司基建类和生产类标准差异协调统一条款GB/T 14285-2006继电保护和电网安全自动装置技术规程DL/T 995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程(2006)3、验收前准备3.1 人员要求:序号内 容备 注1作业人员应精神状态良好2必须熟练掌握国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求、继电保护和电网安全自动装置技术规程和线路保护及辅助装置标准化设计规范、220kV500kV变电所

7、设计技术规程，并熟练掌握有关继电保护验收及检验的方法3必须熟练掌握国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）有关知识4经年度电力安全工作规程考试合格，持有本专业资格证书并经批准上岗5验收前必须经过本工程的验收交底，且掌握竣工验收项目及标准的内容6一切设备操作由施工单位人员按验收方要求进行操作3.2 危险点分析:序号内 容1若为扩建工程，验收人员对现场设备不熟悉，容易误操作影响运行设备的安全2一、二次验收人员配合不当，可能导致设备损坏或人员伤亡3现场验收时验收人员易磕碰设备门柜，导致人员受伤3.3 安全措施:序号内 容1验收开始前由施工人员对验收人员进行现场技术及安全交底2验收时一、二次人员应密切

8、配合，开关、刀闸传动时现场应有人监护3工作人员必须着装整齐，正确佩带安全帽3.4 被验收方应提供资料:序号名 称备注1相关设备施工图2相关设备技术协议3安装、调试过程对设计的变更通知单4施工单位三级自检材料及缺陷处理情况5相关设备的调试报告6一次设备的技术参数7相关设备厂家技术、使用说明书8设备开箱单和备品备件及清单4、作业卡4.1检查项目:序号作业项目验收内容缺陷内容责任人签字1二次设备核对检查根据技术协议，施工单位按附表2-1、附表2-2列出二次相关设备清单，现场核对站内二次设备数量及配置。2电缆及导线的布线检查电缆及导线的布线应符合下列要求： a 交流和直流回路不应合用同一根电缆。 b

9、强电和弱电回路不应合用一根电缆。c 保护用电缆与电力电缆不应同层敷设。 d 交流电流和交流电压不应合用同一根电缆。双重化配置的保护设备不应合用同一根电缆。e 保护用电缆敷设路径，尽可能避开高压母线及高频暂态电流的入地点，如避雷器和避雷针的接地点等设备。f 与保护连接的同一回路应在同一根电缆中走线。3二次回路电缆敷设检查微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆，严禁使用电缆内的空线替代屏蔽层接地。二次回路电缆应符合以下要求:a 合理规划二次电缆的路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂回，缩短二次电缆的长

10、度，与运行设备无关的电缆应予拆除。b 交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应使用各自独立的电缆。c 双重化配置的保护装置、母差和断路器失灵等重要保护的起动和跳闸回路均应使用各自独立的电缆。d二次电缆剖口护套底部距防火泥应有15-20mm距离。4电缆防火检查电缆防火a 严格按照正确的设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉并留出足够的人行通道。b 控制室、开关室、计算机室、通讯机房等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之

11、间的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵。c 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道的电缆要采取分段阻燃措施。5通信光缆检查变电站通信光缆或电缆应全线穿管敷设，并尽可能采用不同路由的电缆进入通信机房和主控室。通信电缆沟应与一次动力电缆沟相分离，如不具备条件，应采取电缆沟内部分隔等措施进行有效隔离。6电缆层的等电位网检查在主控室、保护室柜屏下层的电缆室内，按柜屏布置的方向敷设100 mm2的专用铜排（缆），将该专用铜排（缆）首末端连接，形成保护室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排(缆)与厂、站的主接地网在

12、电缆竖井处可靠连接。7控制装置屏柜接地检查控制装置的屏柜下部应设有截面不小于l00mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。8开关场端子箱二次接地检查开关场的就地端子箱内应设置截面不少于100 mm2的裸铜排，并使用截面不少于50mm2的铜缆与电缆沟道内的等电位接地网连接。9开关场的变压器、断路器、隔离刀闸、结合滤波器和电流、电压互感器等设备的二次电缆屏蔽接地检查在开关场的变压器、断路器、隔离刀闸、结合滤波器和电流、电压互感器等设备的二次电缆应经金属管从一次设备的接线盒（箱)引至就地

13、端子箱，并将金属管的上端与上述设备的底座和金属外壳良好焊接，下端就近与主接地网良好焊接。在就地端子箱处将这些二次电缆的屏蔽层使用截面不小于4mm2多股铜质软导线可靠单端连接至等电位接地网的铜排上。10 PT二次回路接地检查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，独立的、与其他电压互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。11 CT二次回路接地检查有电气联系的多组电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。独立的、与其他电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。12与通信合用的高频电缆屏蔽接地检查结合滤波器引入通信室的高频电缆

14、以及通信室至保护室的电缆宜按上述要求敷设等电位接地网，并将电缆的屏蔽层两端分别接至等电位接地网的铜排13压板、空气开关等标签检查现场检查保护装置压板、空气开关及直流屏空气开关的标签内容按双重编号原则编写，符合相关技术规程及规定要求，标签设置位置符合现场运行要求。4.2 试验项目:序号作业项目验收内容缺陷内容责任人签字1220kVPT二次试验电压并列装置试验：刀闸操作后并列装置应正确动作I段PT二次升压及核相试验：投入所有负载，在电压回路各相加入辐值不等的电压，在各点测试电压II段PT二次升压及核相试验：投入所有负载，在电压回路各相加入辐值不等的电压，在各点测试电压电压并列试验：I段加入电压，

15、并列后II段电压及相位应与I段一致2110kVPT二次试验电压并列装置试验：刀闸操作后并列装置应正确动作I段PT二次升压及核相试验：投入所有负载，在电压回路各相加入辐值不等的电压，在各点测试电压II段PT二次升压及核相试验：投入所有负载，在电压回路各相加入辐值不等的电压，在各点测试电压电压并列试验：I段加入电压，并列后II段电压及相位应与I段一致335kVPT二次试验电压并列装置试验：刀闸操作后并列装置应正确动作I段PT二次升压及核相试验：投入所有负载，在电压回路各相加入辐值不等的电压，在各点测试电压II段PT二次升压及核相试验：投入所有负载，在电压回路各相加入辐值不等的电压，在各点测试电压电

16、压并列试验：I段加入电压，并列后II段电压及相位应与I段一致4.3 移交资料:序号资料名称责任人签字1二次设备公共部分工程竣工图（含出厂图纸）2二次设备公共部分变更设计通知3二次设备公共部分产品技术说明书和使用说明书4二次设备公共部分调试大纲5二次设备公共部分出厂试验报告6二次设备公共部分产品合格证7二次设备公共部分备品备件清单8二次设备公共部分专用仪器及工具清单9二次设备公共部分安装技术记录10二次设备公共部分试验报告11二次设备公共部分隐蔽工程中间（监理验收）验收报告5 验收结束序号内 容负责人签字1检查整理所有工器具2清点工作人员，撤离验收现场6 作业指导书执行情况评估评估内容符合性可操

17、作项不可操作项可操作性修改项遗漏项存在问题改进意见 编号：Q/220kV-500kV变电站自动化设备竣工验收标准化作业指导书编写： 年 月 日审核： 年 月 日批准： 年 月 日作业负责人： 作业日期：20 年 月 日 时至20 年 月 日 时江西省电力公司XXX公司1、范围本指导书适用于220kV-500kV变电站自动化设备竣工验收作业。2、引用文件国家经济贸易委员会第30号令，2002年5月电网与电厂自动化系统及调度数据网络安全防护规定DL/T 1372 远动终端设备DL/T 5136 火力发电厂、变电所二次线设计技术规定DL/T 5137 电测量及电能计量装置设计技术规定DL/T 514

18、9-2001 220-500kV变电所计算机监测系统设计技术规程DL/T 621 交流电气装置的接地DL/T 630-1997 交流采样远动终端技术条件DL/T 634.5101 远动设备及系统第5部分:传输规约第101篇基本远动任务配套标准DL/T 634.5104 远动设各及系统第5-104部分:传输规约采用标准协议子集的IEC 60870-5-101网络访问DL/T 634 远动设备及系统第5部分:传输规约第102篇电力系统电能累计量传输配套标准DL/T 667 远动设备及系统第5部分:传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准DL 451 循环式远动规约DL 476 电力系统实时数

19、据通信应用层协议DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程江西电网 DL/T 179-2000 电力系统电能量计量传输实施细则（试行）电力二次系统安全防护总体方案电监安全200634号IEEE Std 13441995（R2001）IEEE Standard for Synchrophasors for Power SystemsQ/GDW 131-2006 电力系统实时动态监测系统技术规范IEEE Std C37.118-2005 电力系统同步相量标准Q/GDW 273-2009 继电保护故障信息处理系统技术规范3、验收前准备3.1 人员要求:序号内 容备 注1作业人员应精

20、神状态良好2必须熟练掌握电力调度自动化系统运行管理规程和远动设备及系统工作条件环境条件和电源、远动设备及系统传输规约，并熟练掌握自动化验收及检验的方法3必须熟练掌握国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）有关知识4经年度国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）考试合格，持有本专业资格证书并经批准上岗5验收前必须经过本工程的验收交底，且掌握竣工验收项目及标准的内容3.2 危险点分析:序号内 容1验收人员的身体状况不适、思想波动、不安全行为、技术水平能力不足等可能带来的危害或设备异常2人员搭配不合适、工期紧张，作业人员及骨干人员不足3变电站综自系统没有可靠的备份、恢复等应急措施，安全防护措施不完善

21、可能存在病毒非法入侵风险。4二次设备上测试时，使用不合格的工器具。如：清扫作业未使用绝缘工具，螺丝刀金属部分未采用缠绕绝缘胶带等5遥控操作试验只由一人操作完成，带来安全隐患6遥控试验时未做必要的保护措施7工作中重要环节的操作，失去监护、操作不规范。如：遥控压板、切换开关、交直流空气开关、电流试验端子，触及交直流回路无专人监护，试验接线后没有专人检查等8验收人员误动系统数据库；误操作导致部分数据的丢失，影响电网运行的安全监控。3.3 安全措施:序号内 容1开工前组织作业人员学习，开展危险点分析，工作人员必须着装整齐，正确佩带安全帽2调整人员的搭配、分工；事先协调沟通，在认识和协作上达成一致3必

22、须对后台机的数据及文件进行数据备份（注明备份时间），确保出错时能恢复初始状态4验收人员对所使用的各种工器具检查是否完备良好5遥控试验操作时两人进行其中一人监护6遥控试验认真核对参数表,保证遥控点号的正确性,遥控试验有专人在设备现场进行监护。7对验收工作中重要环节设专人监护；工作人员不得随意扩大工作范围、增加工作内容。在工作中，有专人对重要环节的操作进行检查，并监护；试验结束后，应由专人复查。8进行口令权限管理避免随意修改系统数据库。3.4 验收工器具及材料、资料:序号工作组名 称规 格单位数量备 注1项目检查组万用表：4位半0.5级块12计算器只13记录本台14笔支15竣工验收项目及标准、表格

23、套11现场测试组万用表：4位半0.5级台12现场校验仪，不低于0.2级套13变送器校验仪或标准功率源，不低于0.1级套14秒表块25模拟输入输出装置台16网络负载测量软件套17计算器只18记录本台19笔支110竣工验收项目及标准、表格套111对讲机台23.5 作业分工:序号作业内容分组负责人作业人员1项目检查组负责对现场自动化设备与功能检查验收2现场测试组负责对现场自动化设备测试验收3图纸、资料验收4、作业卡4.1 变电站自动化设备检查序号作业项目验收内容检查结果缺陷内容责任人签字1设备检查1.1设备配置检查检查现场设备（间隔层、站控层、网络层、调度数据网、电量采集装置、二次安全防护设备）数量

24、型号、配置情况满足技术协议要求，填写核对附表1-1：现场设备配置验收表1.2设备外观标识检查检查设备外壳没有碰伤、变形或油漆脱落现象，设备铭牌标识规范清楚。1.3设备安装检查检查设备按设计图纸安装组屏并安装牢靠，满足防振要求；设备接线使用接线端子压接，接线正确牢靠，标识规范。1.4设备接地检查检查设备及设备插件有必要和明显的接地标志和接地端子，应使用截面不小于4mm2的多股铜线和屏柜接地铜排相连，确保设备信号接地、工作接地规范良好1.5设备电源检查检查设备电源设有独立控制开关并对应标识正确，设备上电后电源指示灯指示正常，远动传输通道设备的电源必须是直流电源或交流不间断电源。1.6设备运行状态

25、检查检查设备面板显示正常，运行指示灯正常且无其他异常告警；设备按键正常，可正常进入各功能模块。2线缆检查2.1线缆合理性检查检查控制电缆、信号电缆、网络电缆的敷设满足有关技术规范要求，线缆型号满足性能要求。严禁强电回路和弱电回路合用一根电缆。网络通信介质为超五类屏蔽双绞线或光纤，主控室与保护小室、户外场地之间网络连接宜采用光纤介质。2.2线缆敷设检查无铠装的光缆、通信电缆、网络线必须穿管铺设，线缆进出线排列布局整齐合理美观。2.3线缆标签检查电缆标签应使用电缆专用标签机打印，内容应包括电缆编号，电缆规格，本地位置，对侧位置，电缆标签悬挂应美观一致、以利于查线。2.4弱电信号电缆检查检查弱电信号

26、电缆满足阻燃、屏蔽以及截面面积要求。2.5线缆正确性检查检查线缆连接与图纸相符，标识正确，包括站控层、间隔层设备线缆连接以及与第三方智能设备连接（调度端、电量计费系统、五防系统、直流系统等）。3屏柜检查3.1屏柜安装检查检查屏柜体底座与基础连接牢固，导通良好，可开启屏门用软铜导线可靠接地。屏柜面平整，附件齐全，门销开闭灵活，照明装置完好，屏柜前后标识齐全、清晰。屏柜安装平稳整齐，屏间无明显缝隙；屏内端子配线、空气开关、远方/就地切换开关、压板配置与设计图纸相符，并标识正确规范；切换开关、压板等应操作灵活、切换可靠；屏柜内设备布局合理，屏内电缆进出线排列布局整齐合理美观，屏内电缆孔洞已严密封堵。

27、3.2屏柜接地检查检查屏柜下部应设有截面不小于l00mm2的接地铜排，接地铜排应使用截面不小于50mm2的铜缆与控制室内的等电位接地网相连，屏内端子与铜排方便连接。屏柜柜体、打印机外设等设备的金属壳体接地良好可靠4二次回路检查4.1二次回路电缆敷设检查检查交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路均应使用各自独立的电缆，带有屏蔽的控制电缆，其屏蔽层应采用接地螺栓接至专用接地铜排。4.2二次回路接线检查按照设计图纸接线，接线美观无误，芯线标识打印清晰，内容包括回路编号、本侧所在位置端子号及电缆编号。端子排安装位置正确，方便接线，质量良好，使用专用电压端子和电流端子；每个接线端子的每侧

28、接线宜为1根，相同线径的不得超过2根，不允许不同线径的导线接在一个端子的同一侧。电流回路每个接线端子的每侧接线只允许接1根。4.3TV二次回路检查检查TV接线极性正确，除各相电压回路设有熔丝保护或开关保护回路，N线至接地点不应经熔丝或空开；检查TV回路仅有一点保护接地。4.4TA二次回路检查检查TA接线极性正确，TA回路应有短路连接片和串接回路；检查TA回路仅有一点保护接地，检查对应的CT测量回路、计量回路的变比与实际相符。5电源检查（UPS、逆变模块）5.1输入电源检查要求交、直流两路输入，并有相应独立控制开关，标识正确规范。测试输入电压正常，电压波动小于+10%，输入指示灯对应显示正确交流

29、输入: （V） 交流指示灯：直流输入： （V）直流指示灯：5.2输出电源检查要求旁路输出、逆变输出正常，输出电压波动满足技术协议 要求，输出指示灯对应显示正确旁路输出： （V） 旁路输出指示灯：逆变输出： （V）逆变输出指示灯：5.3防雷检查交、直流两路输入已配置防雷装置，且防雷装置安装正确，防雷接地接线良好。交流输入防雷装置型号：直流输入防雷装置型号：5.4电源负载分配检查按照设计图纸分配负载，检查系统各负载设独立出口控制开关，并对应标识正确规范5.5电源负载率检查UPS负载满足设计要求，严禁接入打印机、档位控制器等负载，负载率60%；交流失电后维持时间60min负载率：交流失电后维持时间：

30、6通信功能检查6.1通信配置检查检查站内全网设备装置地址和IP地址，确保地址无冲突。填写核对附表1-2：全站自动化设备地址表。6.2通信网络检查检查全站网络拓扑图，全网设备通信正常；检查自动化系统网络为主备双网冗余结构，传输速率100Mbps6.3第三方设备通信功能检查检查监控系统与直流系统、电量采集装置、保护管理机、五防系统等智能设备通信检查，要求数据通信连贯，并具有通信状态告警。直流系统：五防系统：电量采集装置：保护管理机：7同步时钟系统功能检查7.1同步时钟系统卫星同步检查检查同步时钟装置天线安装位置满足要求，天线应应装有防雷器，与卫星跟踪同步正常，面板显示年月日时分秒正常GPS卫星个数

31、北斗(BD)卫星个数：是否同步：时间显示7.2同步时钟系统对时校验检查检查站内对时方式满足技术协议要求，受时装置对时线标识正确，监控工作站、远动工作站、测控及保护单元显示时间与同步时钟时间一致，时钟误差1ms监控机对时方式： 远动对时方式：测控对时方式：保护对时方式：7.3同步时钟系统主从时钟、信号源切换检查检查主、从时钟信号源切换功能正常，检查各时钟扩展装置主、从时钟切换功能正常GPS信号源：CBD信号源：铯原子钟信号源：8监控后台系统检查8.1监控后台系统软件检查检查监控后台系统软件由系统软件、支持软件、应用软件为正版软件，填写核对附表1-4：变电站系统软件配置表；后台系统支持多窗口方式

32、汉字显示、图形编辑、图元编辑、报表编辑、实时告警、历史数据查询、权限设置等功能。8.2图形检查1. 检查系统各画面布置、颜色、字体等统一、美观，符合江西电网监控中心和无人值班变电站监控系统人机界面技术规范要求。2. 检查系统具备必备画面：目录索引图，电气主接线图，系 统网络图，设备工况图，负荷平衡图，单元间隔图，电压棒图，曲线图,公用画面等。2. 主接线图可显示所有开关刀闸状态、事故总信号状态；主变各侧、线路、负荷、电容器的有功、无功、电流及潮流方向；主变温度、档位，消弧线圈档位；母线电压、直流电压、所用变电压、35kV/10kV开口电压、频率；3. 主接线图可对所有可控开关刀闸、主变调压、

33、消弧线圈档位进行遥控/遥调操作，对事故总信号复归操作。4. 从主接线图可直接进入各单元间隔分图。各单元间隔图电气符号和编号颜色应与主接线画面颜色一致，应显示该间隔电气接线（含开关、刀闸、接地刀闸状态），远方/就地转换开关状态，以列表方式显示本间隔所有遥测量和光字牌信号。5. 系统网络图能显示所有二次设备、通讯装置的通讯连接关系和通讯状态，设备通信状态变化时有变色、闪烁显示。8.3遥信、遥测检查所有遥信状态必须能用画面或表格形式监视，且遥信变位有变色、闪烁显示；所有遥测数据必须用画面或表格形式显示所有。8.4遥控、遥调检查遥控必须实现选择-返校-执行三步操作原则，并实现遥控、遥调监护功能和五防系

34、统校验，并具备远方/就地开放和闭锁遥控、遥调功能8.5曲线及棒图检查检查系统实时趋势曲线、历史数据曲线显示正确，电压棒图满足运行要求。8.6人员权限管理检查检查监控系统中用户管理设置正确，严格按照操作人员、监护人员、系统管理员等级配置，并分配相应管理权限，并设置密码。8.7人工设置检查检查监控系统人工置数、人工挂牌摘牌功能，进行人工设置后可进行状态变化，并可进行按间隔、按设备进行人工挂牌和摘牌，标牌满足检修、安全运行要求，并可修改、移动和缩放标牌。8.8告警功能检查检查告警信息显示方式及其正确性，包括最新告警信息行显示、告警信息列表和选择性查看告警信息的功能，并依据告警类型启动事故语音告警和预

35、告语音告警，报警闪烁和闪烁停止方式可进行设置，并可人工确认和解除，告警窗口显示的告警的条数、等级和颜色等属性可任意设置。并可分类显示事故跳闸、遥测越限、遥信变位/soe、遥控操作、通信状态变化的记录，并可按事项或时间选择打印。8.9报表功能检查检查报表具备日报、月报和年报表等各种智能报表，并满足运行要求，可在线浏览报表，定时、召唤打印报表。8.10系统维护功能检查可在线修改编辑数据库、画面等参数，不影响系统运行并可在线更新，并实现双机在线同步。系统备份、恢复，以及数据导出简便。8.11主、备数据服务器切换功能检查检查主、备服务器切换功能正常。9保信子站维护工作站检查9.1保信子站维护工作站软件

36、检查检查保信子站维护工作站软件由系统软件、支持软件、应用软件为正版软件，填写核对附表1-4：子站系统软件配置表；子站维护工作站支持多窗口方式、汉字显示、图形编辑、图元编辑、数据库编辑、实时告警、历史及录波数据查询、权限设置等功能。9.2图形检查1.检查子站维护工作站各画面布置、颜色、字体等统一、美观，符合现场使用要求。2.检查子站维护工作站应具备以下人机界面：a. 定值及录波查询及显示界面； b. 历史事件查询界面； c. 按装置进行与子站的信息交互界面；3.检查子站维护工作站具备信息来源与种类应包括：a. 各一次设备所配置的继电保护和故障录波器设备的名称、型号、生产厂家、软件版本、通信接口型

37、式、通信规约以及有关的通信参数等； b. 继电保护设备的运行信息：包括设备的投/退信息、输入量/输出量信息、模拟量输入、设备运行告警信息、定值及定值区号； c. 继电保护动作信息：在系统发生故障时，继电保护设备动作时产生的事件信息以及故障录波信息； d. 故障录波器信息：在系统发生故障时，故障录波器设备产生的故障录波信息； e. 在子站或主站对信息加工处理后产生的信息； f. 根据运行需要，必须接入子站的其他信息。4.能显示所有二次设备、通讯装置的通讯连接关系和通讯状态，设备通信状态变化时有变色、闪烁显示。9.3遥信、模拟量检查所有遥信状态必须能用画面或表格形式监视，且遥信变位有变色显示；所有

38、保护装置模拟量均可以召唤查看。9.4遥控检查定值、定值区号、压板等遥控操作必须实现选择-返校-执行三步操作原则，并具有监护操作功能。9.5人员权限管理检查检查子站维护工作站中用户管理设置正确，严格按照操作人员、监护人员、系统管理员等级配置，并分配相应管理权限，并设置密码。9.6系统维护功能检查可在线修改编辑数据库、画面等参数，不影响系统运行并可在线更新。系统备份、恢复，以及数据导出简便。4.2 变电站远动功能检查序号作业项目验收内容检查结果缺陷内容责任人签字1远动功能检查填写核对附表1-3：通信接口表。1.1远动通道配置检查远动设备对调度主站是否具有两路的独立的远动通道，满足各级调度传输要求以

39、及集控要求。各通道标识正确规范。1.2远动调制解调器检查检查调制解调器，应保证中心频率、频偏、波特率、正负逻辑与调度端一致。1.3远动通道防雷检查检查远动通道已配置专用信号防雷器，并安装接地良好1.4远动信息表配置检查传输及信息表配置按照江西省电力公司无人值班变电站监控系统信息配置规范要求配置并满足网、省、地调传输要求以及集控要求，通信正常。1.5远动规约配置检查检查远动规约配置应具备104、101、DISA等规约，并满足满足网、省、地调传输要求以及地调集控要求。1.6远动人机界面功能检查具备在线监视系统运行状态，在线修改各调度端参数、监视远动原码报文功能和模拟调度端数据功能。1.7远动双机、双通道切换功能检查检查远动双机切换功能正常，检查各双远动通道切换功能正常。2调度数据网系统检查2.1调度数据网设备运行检查检查调度数据网设备由两路不同输入电源供电，设备不同安全区业务连接正确，通信状态指示正常2.2路由器配置检查检查路由表设置正确，且应有省调、地调路由器下一跳地址，保证两路不同路由传输正常路由1：路由2省调下一跳地址：地调下一跳地址：3二次安防系统检