GB／T 51420-2020  智能变电站工程调试及验收标准(完整正版、清晰)

startacceptance

现场验收完毕且有关问题得到处理后，新设备启动前进行的 检查验收。

UPS(UninterruptiblePowerSystem) 不间断电源 VLAN(Virtual Local Area Network) 虚拟局域网 VQC(VoltageQualityControl) 电压无功控制

3.0.1本标准规定的调试及验收范围为智能变电站的电气设备 及系统。

1智能变电站调试顺序应按组态配置、单体调试、分系统调 试、启动试运进行，当系统结构为首次应用或与以往工程差异明显 宜进行系统动模试验房地产项目，系统动模试验宜按实次设备正常和异常情 况进行； 2智能变电站调试的验收顺序宜按工厂验收、现场验收、启 动验收进行。 3.0.3被调试及验收的设备（装置）均应通过具有检测资质单位 的型式试验。 3.0.4调试及验收的测试仪器仪表应经检验合格并在有效期内。 3.0.5电气一次设备本体常规试验应符合现行国家标准《电气装 置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150、《电气装置安装 工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB 50148、《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB 50147及相关标准的有关规定。 3.0.6电气二次设备常规试验应符合现行国家标准《交流电量转 换为模拟量或数字信号的电测量变送器》GB/T13850、现行行业 业中信 个005及相?

3.0.5电气一次设备本体常规试验应符合现行国家标准《电气 置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150、《电气装置安 工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》（ 50148、《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》（ 50147及相关标准的有关规定

换为模拟量或数字信号的电测量变送器》GB/T13850、现行行 标准《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995及相 标准的有关规定。

3.0.7电气设备的常规验收应符合现行行业标准《电气装置安

工程电气设备质量检验及评定规程》DL/T5161.1～17及相 标准的有关规定。

工程电气设备质量检验及评定规程》DL/T5161.1～17

3.0.8智能变电站调试及验收应符合现行国家标准《电力安全工

作规程》（发电厂和变电站电气部分）GB26860，以及安全生产法 律、法规的规定，做好危险源分析和防范、调试及验收方案与安全 交底工作

4.0.1智能变电站组态配置应包括整站SCD文件生成、站控层 设备配置、IED配置、网络和交换机配置。

4.0.2整站SCD文件配置之前应具备下列条件： 1设备（装置）应通过具备CNAS认可、CMA认证、CAL认 可等资质的检测机构的通信一致性测试，测试结果应符合现行行 业标准《变电站通信网络和系统第10部分致性测试》DL/T 860.10的有关规定； 2供货商提供与装置版本一致的ICD文件； 3设计图纸满足工程要求，包括虚端子接线图、网络配置图、 光口分配图等。 KOO 4.0.3 生成整站SCD文之后，应对其进行下列检查： 文件SCL语法合法性； 2 文件模型实例及数据集正确性： 数据类型模板及扩展建模一致性； 4 IED命名规范性； 5 IP地址、组播MAC地址、GOID、SMVID、APPID唯 一性； 6 VLAN、优先级等通信参数正确性； 1 虚端子连接及描述的正确性和完整性。 4.0.4 将SCD文件导入站控层设备，应检查站控层设备下装配 黑的正确性

4. 0.5 由 SCD文件中导出与

要的CID文件及过程层配置文件并下装至装置，应分别检查 IED的配置正确性。

4.0.6按照设计及用户要求完成网络和交换机的配置，应检 应配置及连接正确性，

4.0.7调试过程中各装置的配置文件应与整站的SCD文件保持 一致。

4.0.7调试过程中各装置的配置文件应与整站的SCD文件

5.1.1待调试设备（装置）应进行资料检查，包括设备的出厂试 报告、技术说明书、图纸资料等，资料应完整。 5.1.2待调试设备（装置）应进行外观、接口及电源检查，包括 观检查、上电检查、电源检查、绝缘试验及光接功率测试，应满足 技术协议要求。

5.2.1电子式互感器试验应包括端子标志检验、一次端的工频耐 压试验、准确度检验等，并应符合现行国家标准《互感器第7部 分：电子式电压互感器》GB/T20840.7和《互感器第8部分：电 子式电流互感器》GB/T20840.8的有关规定。 5.2.2电子式互感器应进行极性测试.极性应与本体标识一致

5.2.2电子式互感器应进行极性测试，极性应与本体标识一致。

5.2.4具有供能切换或传感元件切换的电子式互感器应进行长

试和时钟同步测试，并应符合现行行业标准《合并单元测试规范》 DL/T281的有关规定。

5.3.2合并单元应进行告警功能测试，模拟电源中断、采样

样异常，检查合并单元的输出数据通道及GOOSE发送报文的数 据品质位应正确。

列或电压切换测试，模拟并列条件或切换条件，检查合并单元

列或电压切换测试，模拟并列条件或切换条件，检查合并单元的并 列和切换功能应正确， X

按设计要求级联母线合并单元与间隔合并单元，检查级联后

按设计要求级联母线合并单元与间隔合并单元，检查级联后输出 报文的采样值及品质位应正确。

5.4.1智能终端应进行自检功能检查，模拟智能终端工作电

断、通信中断、GOOSE断链、对时异常、控制回路断线等，检 能终端应告警金确

5.4.2智能终端应进行检修品质位检查，模拟智能终端检修压板

退，检查智能终端GOOSE发送报文的数据品质位应正确，接收 架护、测控的信息应正确处理

5.4.3智能终端应进行跳闸出口动作时间测试，模拟发送跳闸

5.4.4智能终端应进行时标精度及分辨率测试，模拟触发开入

号，检查开入时标精度及分辨率不应大于1ms

闭锁回路、监视告警回路、模拟量采集回路功能应正确，具有非电 量保护的智能终端还应检验非电量保护功能正确，并校验跳闻时 间及跳闸延时应和技术说明书一致

5.5一次设备状态监测单元

5.5.1一次设备状态监测单元应进行通用功能检查，并应满足下 列要求： 1检查状态监测智能组件与后台之间的信息通信应正常，断 2检查IED监测数据的自检功能、记录存储功能、系统参数 设置修改功能应满足技术协议要求。 5.5.2变压器类状态监测单元应进行油色谱气体成分测试、油微 水测试、铁芯电流测试、局部放电测试、油温传感器测试、油位传感 器测试，测试结果应满足技术规范要求 5.5.3断路器及GIS类状态监测单元应进行SF。压力监测功能 检查、断路器分合闻时间测试、分合闻速度测试、分合闻电流波形 检查、储能电机电流测试刃闸电机电流测试，检测结果应满足技 术规范要求。

列要求： 1检查状态监测智能组件与后台之间的信息通信应正常，断 2检查IED监测数据的自检功能、记录存储功能、系统参数 设置修改功能应满足技术协议要求。

水测试、铁芯电流测试、局部放电测试、油温传感器测试、油位传 器测试，测试结果应满足技术规范要求

5.5.3断路器及GIS类状态监测单元应进行SF。压力监测功

检查、断路器分合闸时间测试、分合闸速度测试、分合闸电流波 检查、储能电机电流测试刃闸电机电流测试，检测结果应满足 术规范要求。

5.5.4电容器X电抗器、避雷器、套管、电流互感器等一次设备

5.6继电保护及安全自动装置

5.6.1继电保护及安全自动装置调试应包括整定值检验、保护逻 辑检验、纵联保护通道检验和整组试验等，并应符合现行行业标准 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DLT995的有关 规定

5.6.2继电保护及安全自动装置应进行GOOSE输入测试，模

GOOSE输入，被测装置应符合下列规定：

2GOOSE输入量设置有相关联的接收软压板功能应正确； 3GOOSE输人的检修机制应正确； 4 模拟GOOSE输入传输链路异常，相关保护功能应正确 处理。 5.6.3继电保护及安全自动装置应进行GOOSE输出测试，模拟 GOOSE输出，被测装置应符合下列规定： 1GOOSE输出信息应与SCD一致； 2GOOSE输出量设置有相关联的发送软压板功能应正确， GOOSE出口软压板的名称应与现场实际一致； 3GOOSE输出的检修机制应正确。 5.6.4继电保护及安全自动装置应进行SV输入测试，模拟SV 输人，被测装置应符合下列规定： 各通道SV输入的幅值、相角和频率应正确； SV输入量设置有相关联的接收软压板功能应正确； 3 4 改变SV输入品质位，相关保护功能应正确处理； 5 改变SV输人同步标志，相关保护功能应正确处理； 6模拟SV输人史双A/D通道的采样值不一致，被测装置 应正确处理； X 7模拟SV输人传输链路异常，相关保护功能应正确处理 显示及上送信息应正确； 8对于有多路SV输入的装置，模拟多路SV输入，SV采样 应同步。 5.6.5继电保护及安全自动装置应进行MMS通信检验，建立被 测装置与监控后台、保护故障信息子站等站控层设备通信，被测装 置应符合下列规定： 1装置相关电压、电流等模拟量信息应正确上送；

测装置与监控后台、保护故障信息子站等站控层设备通信，被测

1装置相关电压、电流等模拟量信息应正确上送； 2装置的压板状态、装置告警、保护动作事件及通信状态 相关信息应正确上送。

5.6.6继电保护及安全自动装置应检查对时功能正确。

5.6.6继电保护及安全自动装置应检查对时功能正确。

5.7.1测控装置应进行SV输入测试，模拟SV输入，被测装置 应符合下列规定： 1各通道SV输入应正确； 2额定频率时，电压、电流测量值的引用误差不应大于0.2%； 3额定频率时，有功功率、无功功率、功率因数测量值的引用 误差不应大于0.5%； 4在45Hz～55Hz范围内，频率测量值的绝对误差不应大于 0.005Hz; 5采样值的零值死区值和变化死区值应正确； 6SV检修机制应正确； 7改变SV输入品质位，上送遥测的品质位应正确，同期功 能应正确处理； 8SV通信中断后，应能可靠闭锁同期功能，显示及上送信 息应正确。 5.7.2测控装置应进行GOOSE输入测试，模拟GOOSE输入， 被测装置应符合下列规定： 1 GOQSF输入信息应与SCD一致，且开入正确； 2 模拟GOOSE输人量变化，SOE分辨率不应大于1ms； 3 检查远方就地把手、检修压板的转换状态应正确； 4 GOOSE检修机制应正确。 5.7.3 测控装置应进行控制输出测试，被测装置应符合下列 规定： 1 解除逻辑闭锁功能，下发控制命令，检查GOOSE输出应 正确； 2改变检修压板状态，检查GOOSE输出的检修品质位应 正确：

3投入同期功能，改变同期条件，检查同期功能应正确； 4投入逻辑闭锁功能，改变逻辑闭锁条件，检查逻辑闭锁输 出应正确。

5.8.1数学化电能表应进行SV输入测试，模拟SV输入，电能 表应正确显示各电参量，并应有对应的电能脉冲输出。 5.8.2数字化电能表应进行基本功能检查，应具备网络通信功 能、采样值输入相关事件记录功能、异常事件记录功能冻结功能 和电流计算功能。

5.9.1PMU装置测试应包括精确度测试实时记录功能检 触发启动采样数据记录测试，并应符合现行国家标准《电力系 步相量测量装置检测规范》GB/T26862的有关规定。

5.9.2PMU装置应进行SV异常告警测试，模拟SV输入异常

1 模拟SV报文配置异常，告警应正确； 2 模拟SV输人通信中断或丢顿超时，告警应正确； 3 模拟SW品质位无效或检修标识不一致，告警应正确

5.10.1故障录波装置测试应包括录波启动、定值检查及装置告 警等功能测试，并应符合现行行业标准《继电保护和电网安全自动 装置检验规程》DL/T995的有关规定。 5.10.2故障录波装置应进行GOOSE输入测试，模拟GOOSE 输入，被测装置应显示正确。 5.10.3故障录波装置应进行SV输入测试，模拟SV输入，被测 装置应显示正确。

5.10.4故障录波装置应进行MMS通信检验，建立被测装置与 客户端通信，被测装置应能正确上送录波文件。 5.10.5故障录波装置应检查对时功能正确

5.10.4故障录波装置应进行MMS通信检验，建立被测装置

5.11.1电能质量监测装置应进行SV输入测试，模拟SV输入： 检查被测装置各电能质量参量应正确。 5.11.2电能质量监测装置应进行准确度测试，应符合现行行业 标准《电能质量测试分析仪检定规程》DL/T1028的有关规定。 5.11.3电能质量监测装置应进行数据存储与上传功能测试，检 查监控后台系统被测装置存储的历史数据及上传的实时数据应 正确。 5.11.4电能质量监测装置应进行对时功能测试，检查被测装置 时间应与监控后台系统一致，监控后台系统应能对被测装置授时。 5.11.5电能质量监测装置应进行断电恢复功能测试，检查被测 装置断电及工作电源恢复后不应丢失历史数据和误写数据，应恢

装置断电及工作电源恢复后不应丢失历史数据和误写数据

5.11.6电能质量监测装置应进行参数设置功能检查，在监控后 台系统应能设置被测装置的参数，设置的参数项目应满足设计 要求。

5.11.6电能质量监测装置应进行参数设置功能检查，在监控

5.12报文记录及分析装置

5.12.1报文记录及分析装置应进行报文记录功能检查，被检装 置应正确监视和记录MMS、GOOSE、SV报文，不漏记、不丢失。 5.12.2报文记录及分析装置应进行报文存储功能检查，被检装 置应根据报文特征和存储空间设置存储周期，报文存储周期应满 足技术要求。

5.12.1报文记录及分析装置应进行报文记录功能检查，被检装

5.12.3报文记录及分析装置应进行记录时间的准确度和分辨

5.12.4报文记录及分析装置应进行网络分析功能检查，被检装

置的通信过程分析、MMS/SV/GOOSE离线分析、在线分析及告 警等功能应正确

5.12.6报文记录及分析装置应检查对时功能正确

5.13一体化电源系统

5.13.1一体化电源系统应进行直流电源的蓄电池组容量、连续 共电、电压调整功能、浮充电限压及限流特性等检测，并应符合现 行行业标准《电力系统直流电源柜订货技术条件》XDL/T459的有 关规定。

5.13.2一体化电源系统应进行交直流电

象电阻、工频耐压、稳流和稳压精度、纹波系数、并机均流性能、报 警及保护功能、监控装置检测，UPS、INV、DC/DC的动态电压瞬 变、瞬变相应恢复时间及总切换时间检测，并应符合现行行业标准 电力用直流和交流一体化不间断电源设备》DL/T1704的有关 现定。 .13.3一体化电源系统应i 察功能测试，包下

.13.3一体化电源系统应进行直流绝缘监察功能测试，包括下

1直流接地选线检测，模拟直流系统接地故障，当接地阻值 低于整定门限值时，检查系统应正确指示接地支路、接地极性并发 出告警，绝缘监察水平应符合现行行业标准《电力系统用蓄电池直 流电源装置运行与维护技术规程》DL/T724的有关规定； 2交流窜入直流报警功能检测，模拟交流电源窜入直流系统 敌障，测试绝缘监察装置的测量、记录及报警功能应满足技术 要求。

时间应满足技术协议要求

时间应满足技术协议要求。 5.13.5一体化电源系统监控应进行对时功能检查，监控和各电 源管理装置应能正确接收时钟对时信号

5.14监控主机/服务器

5.14.1监控主机/服务器应进行配置检查，包括显示器、CPU 内存、硬盘、操作系统、数据库、应用软件、外设及接口等，设备的型 号数量和软硬件配置应满足技术协议要求

5.14.2监控主机/服务器应进行人机界面功能检查登陆监控系 统进行画面检查与操作，应符合下列规定： 1进行不同用户权限的操作以及设置修改用户权限，系统应 正确响应； 2浏览和调用各种监控画面，检查画面完整、系统响应正确 响应时间不应大于2s； 3调用和查看各类报表、曲线以及日志记录，系统应正确 响应； 4保存画面及模版操作、动态数据在线增加和删除操作，系 统应正确响应，报表与数据库内容修改后应自动在主备机间同步； 5检查设备拓扑及着色功能应正确； 6分层分级、分类查询告警信息或自定义告警查询，系统应 正确响应。 5.14.3监控主机/服务器应进行系统自诊断和自恢复检查，断开 监控主机/服务盟单机由源或网级系统应正确发出生整信自.

监控主机/服务器单机电源或网络，系统应正确发出告警信

5.15.1数据通信网关机应检查通信地址、规约、对时功能正确。 5.15.2数据通信网关机应检查与各级调度主站通信功能正确 5.15.3数据通信网关机应检查装置重启及双机切换功能正确

5.15.4类 数据通信网关机应检查异常告警功能正确。

5.16时间同步及扩展装置

5.16.1时间同步及扩展装置应进行同步功能测试，分别将北斗、 GPS、B码时钟源接入主时钟，装置应正确对时；将B码、PPS信号 源接入从时钟，装置应正确对时。 5.16.2时间同步及扩展装置应进行捕获时间测试，在热启动、冷 启动条件下，被测装置应能正常捕捉北斗和GPS时钟源，热启动 时捕获时间应小于2min，冷启动时捕获时间应小于20mih。 5163时间 及精底测试

5.16.3时间同步及扩展装置应进行授时输出信今及精度测试

守时功能测试、状态指示功能测试和告警输出功能测试，并应符合 现行国家标准《电力系统的时间同步系统检测规范》GB/T26866 的有关规定。

5.17.1交换机应进行基本功能检查，应包括下列检查项且

1工作状况检查，各交换机的工作、告警指示灯应正确显示； 2日志记录检查交换机的端口状态记录、故障告警记录以 及其他系统日志记录应正确无误； 3交换机端口优先级检查，交换机端口优先级设置应满足设 计要求； 4端口镜像功能检查，对通信网络上任意交换机设置网络报 文记录分析仪所在端口为镜像目的端口，网络上其他端口输入流 为镜像源，镜像端口应正常接收到交换机上其他端口数据； 5配置保存及导出载入功能检查，对通信网络上任意交换机 故好配置后设置保存功能，重启后配置应不变；配置文件应以文件 形式备份，备份文件可载入至更换交换机，完成配置替换。 5.17.2交换机应进行网络风暴抑制功能测试，模拟广播、组播、 未知单风暴数据交换机应正确抑制至设定值

5.17.3交换机应进行可靠性检查，应包括下列检查项且：

1电源接线检查，交换机电源接线应满足设计要求； 2数据流隔离配置检查，检查交换机VLAN和静态/动态组 播配置，应与设计一致，数据流应正确隔离，无交数据转发； 3交换机以太网光接口测试，测试光接口的光功率、接收灵 敏度、工作波长应满足技术要求

5.18.1防火墙应进行运行状态检查，CPU负载、内存负载、端口 5.18.2防火墙应进行配置策略检查，应包括下列检查项目： 1基于IP地址的包过滤检查，防火墙应根据已设定的源地 址和目的地址执行访问控制策略； 2基于端口的包过滤检查，防火墙应根据已设定的源服务端 口号和目的服务端口号执行访问控制策略； 3基于信息传输方向的包过滤检查，防火墙应根据已设定的 信息传输方向执行访问控制策略； 4基于应用层协议的包过滤检查，防火墙应根据已设定的应 用层协议执行访问控制策略； 5基于时间的包过滤检查，防火墙应根据已设定的时间执行 访问控制策略

5.19.1加密认证装置应进行运行状态检查，CPU负载、内存负 载、端口流量、连接数等运行参数及运行性能应正常。 5.19.2加密认证装置应进行配置策略检查，应包括下列检查 项目： 1系统配置检查，装置名称和装置地址应已正确设置，根证 书、设备证书、操作员证书等安全证书应已导入：

2路由规则检查，装置应根据已设定的路由规则进行通信， 包括目的网络地址、掩码及网关； 3隧道配置检查，装置应根据已设定的隧道配置进行通信： 包括隧道名称、隧道ID、工作模式、证书名称标识、本端地址、对端 地址、密钥周期等参数； 4策略配置检查，装置应根据已设定的控制策略配置进行通 信，包括策略标识、本地起始IP及终止IP、本地端口范围、远方起 始IP及终止IP、远方端口范围、应用协议、工作模式等。 5.19.3加密认证装置应进行明通功能检查，当通道任一侧设置 为明通时，通道传输应为明通模式；当通道两侧均设置为加密模式 时，通道传输应采用加密模式。

6.1.1监控系统应进行监测功能测试，包括下列测试项目：

1通信检查，与计算机监控系统功能相关的MMS、 GOOSE、SV通信状态应正常，各装置通信状态告警应正确： 2遥信功能测试，监控后台主接线及光字牌的遥信状态、遥 信变位、拓扑着色应与实际状态一致，SOE时间精度应满足技术 协议要求，告警窗应正确显示，遥信响应时间不应大于1s； 3遥测功能测试，监控后台系统电流/电压、潮流数据、曲线 等在监控界面应显示正确、刷新正常测量精度和线性度应满足技 术要求，遥测响应时间不应大于2S； 4数据库功能检查，应具备数据库增加删除修改功能、历史 数据库分类查询功能，实时数据库刷新周期应满足技术要求； 5告警功能检查，告警方式、告警类型、告警处理应正确； 6事故追忆功能检查，应实现遥测量和遥信量的追忆，事故 追忆范围及时间应满足技术要求； 7后台双机双网余切换功能检查，切换过程中主备机数据 库应保持一致，切换时数据不应丢失，切换时间应满足技术要求。 6.1.2监控系统应进行控制功能检查，包括下列检查项目： 1遥控功能检查，对断路器、隔离刀闸、主变档位等设备进行 各种控制应执行正确，间隔层软压板应投退正确，远方复归应正 确，遥控反校应正确，遥控响应时间应符合技术要求。对设置了防 误闭锁逻辑的遥控对象，验证其防误闭锁逻辑应正确； 2顺序控制功能检查，监控系统顺序控制策略与预设顺序控 制策略应一致，各类顺序控制操作应逐项通过防误校验后方可

执行； 3操作控制权切换功能检查，调度、监控、测控、就地的操作 控制权切换应正确； 4无功控制功能检查，模拟变电站一次运行工况，通过监控 后台人机界面进行无功控制功能投退和目标值设定，校验各控制 区域动作逻辑及一次设备动作情况，电网相关数据信息应与实际 一致，调节操作记录应正确规范； 5定值管理功能检查，监控系统对间隔层装置定值召唤、修 改应正确，定值区切换应正确。 6.1.3监控系统应进行智能告警功能检查，检查按监控事故、异 常、越限、变位、告知五类告警信息分类功能应正确，告警内容格式 和告警行为应正确。 6.1.4监控系统应进行故障分析功能检查，检查告警分析推理功 能、故障分析报告格式及内容应正确 6.1.5监控系统应进行雪崩试验，在变电站各系统正常运行情况 下，模拟多个间隔装置信息同时变化，监控主机应无信息丢失，记

5.2.1远动系统应进行与各级调度主站的联调，根据远动信息点 表，逐一检查遥测、遥信、遥控、遥调信号及响应时间，间隔层、站控 层和主站信息应一致，响应时间应满足技术协议要求，宜与监控系 统调试同步进行。

检查信号变位时主站接收告警直传信息情况，应正确上送告

应调阅监控系统画面，并能切换浏览不同画面，画面内容应与监控 系统画面一致。

6.2.4远动系统应根据设计要求，进行顺序控制功能检查，在主

站源端维护软件编辑功能应正常，导出模型及图形文件应符合 准，主站端加载模型及图形后应与变电站端信息一致，应具备安 权限管理功能

6.2.6远动系统应进行双机双网切换功能检查，切换过程

6.2.7远动系统应进行雪崩试验，在变电站各系统正常运行情

下，模拟多个间隔装置信息同时变化，数据通信网关机应无信息 失，记录时间和顺序应正确， N

6.3.1防误系统应进行站控层操作票功能检查，操作票生成、编 辑、预演、打印、执行、记录、管理等功能应正常。 6.3.2防误系统应进行站控层防误闭锁逻辑正确性检查，防误闭 锁逻辑编辑、导出功能应正常，防误闭锁逻辑应正确。 6.3.3防误系统应进行间隔层闭锁正确性检查，解除站控层闭锁 及电气联闭锁，根据预设的联闭锁逻辑规则依次操作设备，设备应 能正确操作，被闭锁的设备在解除间隔层闭锁后可操作。 一一险温五公产

辑、预演、打印、执行、记录、管理等功能应正常。

6.3.4防误系统应进行电气闭锁回路正确性检查，解除站控层闭

6.4保护故障信息系统

6.4.1保护故障信息系统应进行站内外通信交互检查，间隔层保

6.4.1保护故障信息系统应进行站内外通信交互检查，间隔层保 护故障信息与远方保信主站通信交互功能应正确。 6.4.2保护故障信息系统应进行保护故障信息功能检查，配合各

护故障信息与远方保信主站通信交互功能应正确。

6.4.2保护故障信息系统应进行保护故障信息功能检查，

级主站分别调试保护故障信息读取与远传功能，并应符合下

规定： 1模拟保护开关量或软压板状态变化、采样值变化、异常告 警，系统应正确响应； 2系统应能正确操作保护装置功能软压板的投退及定值区 的切换； 3模拟各种故障触发保护动作，系统应正确接收录波装置上 送的录波列表及录波文件，正确显示动作报告、故障报告； 4人工或自动召唤保护及故障录波装置的定值或录波文件 系统应能正确显示被召唤装置的实际定值或历史录波父件。 6.5电能量采集系统 6.5.1电能量采集系统应与上级主站进行通信交互调试，按照现 行行业标准《电能信息采集与管理系统第1部分：总则》DL/T 698.1的有关规定采用不同的通信协议及通道类型建立连接和数 据传输，与上级主站通信交互应正确， 6.5.2电能量采集系统应进行事件记录及上报功能检查，模拟电 能表参数变更、停上电及其他异常情况，电能量采集系统应能主动 上报事件或响应主站查询事件记录。 6.5.3电能量采集系统应进行远方参数修改功能检查，在上级主 站设置计量点参数、抄表方案和信息体地址定义表等信息，电能量 采集终端应正确响应，且与设置值一致。 6.5.4电能量采集系统应进行对时功能检查，在上级主站向电能 量采集终端下发对时命令，采集终端与上级主站服务器之间时钟 误差不应大于5s。 6.5.5电能量采集系统应进行实时召测功能检查，在上级主站召

6.5.5电能量采集系统应进行实时召测功能检查，在上级主

PMU系统应进行通道配置检查，PMU装置电压和

PMU系统应进行通道配置检查，PMU装置电压和电流

通道的名称、变比、额定参数、数据上传周期等应满足设计要求。 6.6.2PMU系统应进行通信状态及配置检查，PMU至主站 信状态应正常，通信和接入信息配置列表应满足设计要求。 6.6.3PMU系统应进行数据远传功能调试，模拟站端PMU 接入信息，主站核对数据应正确无误；主站向站端PMU系统召 实时数据，数据波形文件应显示正常

6.6.4PMU系统应进行自启动功能检查，站端PMU系统重

后应自动与主站建立通信连接，主站确认数据刷新、通信及各项 能均正常。 X

后台系统应能根据用户要求，准确展示稳态数据、事件数据及给

6.7.4电能质量监测系统应进行告警功能检查花纹板标准，检查后台

6.7.5电能质量监测系统应进行安全功能检查，检查后台系统应

6.8.1 在线监测系统应进行定值参数修改功能检查，站端在线

测系统逐一修改定值参数，各IED装置参数变化应正确

测系统逐一修改定值参数，各IED装置参数变化应正矿

6.8.2在线监测系统应进行系统召唤功能检查建筑常用表格，站端在线监

6.8.2在线监测系统应进行系统召唤功能检查，站端在线监