7.1.2.1集成联调应合格开具备相关调试报告。 7.1.2.2常规电压、电流互感器所有绕组极性、变比、准确级应与铭牌参数一致，与设计相符，二次 绕组（各抽头）应进行了直流电阻测试，相关试验记录应完整、正确。电流互感器二次绕组应进行了伏 安特性测试、10%误差曲线校核，相关试验记录应完整、正确。 7.1.2.3电子式互感器准确度、延时、离散度、丢顿率应测试合格，相关试验记录应完整、正确。 7.1.2.4应具备线路长度、正序阻抗、零序阻抗、线路阻抗角实测参数报告。有互感的平行线路应具 备零序互感阻抗实测参数报告。 7.1.2.5应具备变压器（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应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断路器应具备与继电保护专业相关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。

Q/GDW114862015

Q/GDW114862015

7.3.1智能控制柜应密封良好，防雨、防尘、防锈。 7.3.2在监控系统中检查户外或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 应与柜内实际温度、湿度保持一致，且柜内最低温度应保持在+5℃以上，最高温度不超过柜外环境最高 温度，湿度应保持在90%以下。 7.3.3现场检查除纵联通道外的保护用光缆，应为多模光缆，检查进入保护室或控制室的保护用光缆， 应为阻燃防水防鼠咬非金属光缆，且每根光缆备用纤芯不少于20%且不少于2芯。 7.3.4多模光缆光纤线径宜采用62.5/125um，芯数不宜超过24芯。 7.3.5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。 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。 .3. 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。 7.3.8 由接续盒引下的导引光缆至电缆沟地理部分应穿热镀锌钢管保护，钢管两端做防水封堵。 7.3.9 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）弯曲半径静态下不应小于缆 径的10倍，动态下不应小于缆径的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 7.3.10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。 7.3.11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。尾纤施放不应转接或延长，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。 7.3.12现场检测光纤及备用纤芯回路（含光纤熔接盒、配线架）衰耗不大于3dB。 7.3.13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。 7.3.14光纤回路标识应清晰、规范。光缆、尾纤标识方法参见附录A。 7.3.15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（含备用纤芯）。 7.3.16光电装换装置的电源正端应用不小于4mm的多股铜线与屏柜的接地铜排相连，屏柜的接地铜 排应与通信机房的接地网用截面不小于50mm的铜缆相连。 7.3.17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。 7.3.18保护装置应用截面不小于4mm的多股铜线和接地铜排相连

港口水运施工组织设计Z.4.1ICD模型文件

7.4.1.1查阅保护装置通信一致性测试报告满足相关规程规范要求。 7.4.1.2ICD模型文件命名应符合国家电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 的版本号、文件校验码等标识信息。 7.4.1.3ICD模型文件应通过工程应用标准化检测，遵循Q/GDW11156相关要求，并由智能变电站二 次系统信息模型标准库下载。 7.4.1.4检查ICD模型文件的开入、开出、软压板数量和功能，以及软压板描述、站控层信息等，应 与设计一致。

7.4.2SCD配置文件

Q/GDW114862015

7.4.2.1检查SCD配置文件应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。 7.4.2.2 检查SCD配置文件IP地址、MAC地址、APPID等通信参数设置应正确。 7.4.2.3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，描述信息与实际功能一致。 7.4.2.4检查SCD配置文件命名应符合国家电网公司统一的标准文件命名规则，文件名中应包含文件 校验码等标识信息。 7.4.2.5SCD配置文件中保护装置的配置信息应使用调度规范命名。 7.4.2.6验收合格的SCD配置文件所生成的CID、CCD配置文件CRC校验码应与各IED装置内导出 的CID、CCD配置文件CRC校验码一致

7.5.1继电保护装置、交换机、合并单元、智能终端等装置之间的光纤回路应与设计一致。 7.5.2现场验证继电保护装置采样、跳闸方式满足Q/GDW441的要求。 7.5.3继电保护装置之间的联闭锁信息、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。 7.5.4现场检验双A/D采样数据应同时连接虚端子。 7.5.5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，双网应无交叉或跨接。 7.5.6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。任意两台IED设备之间的 数据传输路由不应超过4个交换机

7.6其他重点回路验收

7.6.1330kV及以上和涉及系统稳定的220kV智能变电站采用常规互感器时，应通过二次电缆直接接 入保护装置；110kV及以下和不涉及系统稳定问题的220kV智能变电站采用常规互感器时，可采用“常 规互感器+合并单元”模式接入保护装置。 7.6.2双重化配置的两套保护及其相关设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、跳闸线 圈等）的直流电源应一 一对应，每套系统的直流电源应相互独立，取自不同蓄电池组供电的直流母线段。 同一系统的设备装置电源、断路器操作电源应分别由独立的直流空开（或熔断器）供电。 7.6.3双重化配置的两套保护应确保与其它装置的联络关系（如通道、失灵保护等）一一对应 7.6.4对于3/2、4/3、角形接线等多断路器接线型式，断路器两侧均应配置电流互感器，且其二次绕组 应布置合理，以消除断路器与电流互感器之间的死区，防止死区故障延时切除造成系统稳定问题。 的互感器二次回路，应在开关场（GIS室）的端 厂箱（智能控制柜） 一点接地。对于有电压并列或切换的接线方式，两段母线的电压互感器二次回路应 在开关场（GIS室）的端子箱（智能控制柜）一点接地、 7.6.6电压互感器端子箱（智能控制柜）处应配置带失电告警辅助触点的分相空开。 7.6.7双重化配置的两套保护，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。若断路器仅有一个跳闸线圈，则两套智能终端应同时作用于该跳闸线圈。 7.6.8主变非电量保护装置应就地布置，并采用电缆就地直接跳闸方式。 7.6.9复用通信通道的光电装换装置告警接点不应引出，通道告警功能应由继电保护和安全自动装置自 行引出实现

Q/GDW114862015

7.7.2合并单元验收

7.7.2.1合并单元技术性能应满足DL/T282和Q/GDW11015的要求。 7.7.2.2合并单元数据格式应满足以下要求： a）合并单元宜采用DLT860.92规定的数据格式通过光纤以太网接口向保护、测控、计量、录波 PMU等智能二次设备输出采样值； b）报文中采样值通道排列顺序应与SCD文件中配置相同，宜采用AABBCC顺序排列。 7.7.2.3合并单元稳态精度应满足以下要求： a）数字量输入式合并单元：检查相应设备试验报告，其采样值幅值和相位误差应满足Q/GDW1809 相关要求； b）模拟量输入式合并单元：现场用测试仪加量检查电压幅值误差不超过土2.5%或0.01U。，电流幅 值误差不超过土2.5%或0.021，，相位角度误差不超过1° 7.7.2.4合并单元级联输入的数字采样值有效性应正确。将级联数据源各采样值通道置为数据无效、 检修品质，从网络报文记录及分析装置解析间隔合并单元报文中相应各采样值通道应变为无效、检修 品质；中断母线合并单元与间隔合并单元的级联通信，从网络报文记录及分析装置检验间隔合并单元 输出的采样值通道品质应置为无效。 7.7.2.5检查合并单元的装置日志，应能够记录数字采样值失步、无效、检修等事件。 7.7.2.6合并单元的采样频率应可以通过硬件或软件配置，正常运行时，保护用合并单元采样频率宜 设置为4000Hz。 7.7.2.7将合并单元在点对点输出模式下接入网络报文记录及分析装置，检查采样值发送间隔离散 值，不应大于10u

Q/GDW114862015

7.7.2.8用继电保护测试仪给模拟量输入式合并单元加量，检查合并单元采样响应时间不应大于 1ms，级联母线合并单元的间隔合并单元采样响应时间不应大于2ms，误差不应超过20us。采样值报文 向应时间为采样值自合并单元接收端口输入至输出端口输出的延时。 7.7.2.9将母线合并单元与间隔合并单元级联，使用三相交流模拟信号源为母线合并单元施加额定值 电压，为间隔合并单元施加额定值电压和电流，通过合并单元测试仪测量各通道电压和各通道电流之 间的相位差，不应超过模拟量准确度的相位误差， 7.7.2.10查阅试验报告检查合并单元内保护用通道，应采用双A/D且两路A/D电路互相独立，两路独 立采样数据的瞬时值之差不大于0.02倍额定值。 7.7.2.11用网络记录分析装置连续记录10分钟，合并单元发送的采样值报文不应出现丢顿。 7.7.2.12检验合并单元电压切换及并列功能完整正确且满足以下要求： a）对于接入了两段母线电压的按间隔配置的合并单元，分合母线刀闸，合并单元电压切换动作逻 辑正确； 在母线合并单元上分别施加不同幅值的两段母线电压，分合断路器及刀闸，切换相应把手，各 种并列情况下合并单元的并列动作逻辑应正确； 合并单元在进行母线电压切换或并列时，不应出现通信中断、丢包、品质输出异常改变等异常 现象。 7.7.2.13 合并单元在复位启动过程中不应输出与外部开入不一致的信息。 7.7.2.14 若电子式互感器由合并单元提供电源，合并单元应具备对激光器的监视以及取能回路的监视 能力。 7.7.2.15 间隔合并单元在与级联的母线合并单元之间发生通信故障时，不应影响电流采样数据的 传输。

7.7.3智能终端验收

7.7.3.1检验断路器分相位置、刀闸位置应采用GOOSE直传双点信息。遥合（手合）、低气压闭锁重 合等其它遥信信息应采用GOOSE直传单点信息。 7.7.3.2模拟智能终端GOOSE单顿跳闸指令，智能终端应能正确跳闸。 7.7.3.3 模拟智能终端跳闸出口，记录自收到GOOSE命令到出口继电器触点动作的时间，不应大于 5mS。 7.7.3.4线路间隔第二套智能终端合闸出口触点应并入第一套智能终端合闸回路，当第一套智能终端 控制电源未消失时，第二套智能终端应能正常合闸。 7.7.3.5断路器智能终端应具有跳合闸自保持功能。 7.7.3.6验证本套重合闸闭锁逻辑为遥合（手合）、遥跳（手跳）、TJR、TJF、闭重开入、本智能终端 上电的“或”逻辑。双重化配置智能终端时，应具有输出至另一套智能终端的闭重触点，逻辑为遥合 （手合）、遥跳（手跳）、保护闭锁重合闸、TJR、TJF的“或”逻辑。 7.7.3.7 在GOOSE跳合闸、遥控命令动作后查看装置面板相应指示灯应点亮，控制命令结束后面板指 尔灯仅能通过手动或遥控复归。 7.7.3.8 模拟GOOSE链路中断，查看装置面板告警指示灯点亮，同时应发送相对应GOOSE断链告警 报文。 7.7.3.9 智能终端时间同步信号丢失或失步，应发GOOSE告警报文。 7.7.3.10 检查智能终端应具备记录输入、输出相关信息的功能。 7.7.3.11 模拟智能终端跳合闸命令，查看智能终端以遥信方式转发收到的跳合闸命令。 7.7.3.12 智能终端应具备断路器、隔离刀闸等指示灯位置显示和告警功能。 7.7.3.13 智能终端不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现。

Q/GDW114862015

7.7.4继电保护和安全自动装置验收

a）装置只设“远方操作”和“保护检修状态”硬压板，功能投退不设硬压板； b）“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，只可在装置本地操 作，三者功能相互独立，分别与“远方操作”硬压板采用“与门”逻辑。当“远方操作”硬压 板投入后，上述三个软压板远方功能才有效； c）装置的软压板设置应符合Q/GDW1161、Q/GDW1175、Q/GDW1766和Q/GDW1767的要求。 7.7.4.2采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致；SV投入压板应与输入的SV数据一致，不 一致时装置应报采样异常告警，同时闭锁保护相关功能。 7.7.4.3GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致；GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集 DOIDescription中应有明确回路定义；GOOSE断链、不一致条件下，装置应显示对应告警信息，同时 上送对应告警报文。 7.7.4.4模拟各种类型的故障，检查装置逻辑功能，其动作行为应正确。 7.7.4.5依据给定的整定值对装置各有关元件的动作值及动作时间进行试验，其误差应在规定范 围内。 7.7.4.6 站控层报文应与SCD配置文件一致；装置通信对点功能检查正确。 7.7.4.7装置及相关设备异常告警、动作报文正确。远方切换定值区功能正确。保护装置软压板名 称、投退正确。召唤定值、动作报告、软压板状态打印功能正确。 7.7.4.8远方投退功能软压板、重合闸、备自投以及远方切换定值区应具备“双确认”指示。 7.7.4.9备用电源自动投入装置的SV和GOOSE均能支持组网方式。 7.7.4.10网络打印机打印的内容、格式应与保护装置就地打印的内容、格式完全相同。为便于调试， 每个继电器小室宜配置1～2台移动式打印机。保护装置应设置打印机接口，打印波特率默认为 19200。

7.7.5过程层交换机验收

7.7.5.1交换机内部的VLAN设置应与设计一致。 7.7.5.2检查交换机应支持广播风暴抑制、组播风暴抑制和未知单播风暴抑制功能，默认设置广播风 暴抑制功能开启。网络风暴实际抑制值不宜超过抑制设定值的10%。 7.7.5.3检查交换机测试报告，应满足以下要求： a 在满负荷下交换机可以正确转发数据信息，转发速率应等于端口线速： b） 交换机平均时延应小于10μs，用于采样值传输交换机最大延时与最小延时之差应小于10μs； C） 交换机时延抖动应小于1uS； d） 交换机在端口线速转发时，丢顿率应为0： e) 不堵塞端口顿丢失应为0。 7.7.5.4 ：交换机应优先处理等级高的报文，SV、GOOSE报文宜采用高优先级顿，默认为4级。 7.7.5.5 交换机应支持双电源热备份，电源应采用端子式接线方式。

7.7.6故障录波器验收

7.6.1检查故障录波器SV、GOOSE信息采集和记录、故障起动判别、信号转换、录波文件远传等 能正确，装置定值正确，装置动作、异常、告警等信号正确

Q/GDW114862015

7.7.6.2装置提供的故障信息报告至少包括故障元件、故障类型、故障时刻、起动原因（第一个起动暂 态记录的判据名称）、保护及断路器动作情况、安全自动装置动作情况等内容。对线路故障，还应能提 供故障测距结果。 7.7.6.3在故障录波器上查看装置的记录端口不应向外发出任何形式的报文。 7.7.6.4装置对时误差不应超过土500μs，在外部同步时钟信号中断的情况下应具备守时功能并能正常 录波。 7.7.6.5用继电保护测试仪模拟报文异常，装置应能正确告警并启动录波。 7.7.6.6装置应具备原始报文检索和分析功能，应显示原始SV报文的波形曲线。 7.7.6.7故障录波器应对合并单元的双A/D进行录波。

络报文记录及分析装置验

7.7.7.1装置应具备对GOOSE、SV、MMS、时间同步等报文进行实时监视、捕提、分析、存储和统 计的功能，并具备变电站网络通信状态在线监视和状态评估功能 7.7.7.2装置所记录的数据应真实、可靠，电源中断或按装置上任意一个开关、按键，已记录数据不 应丢失。 7.7.7.3装置应具有必要的自检功能，应具有装置异常、电源消失、事件信号的硬触点输出、 7.7.7.4网络报文记录及分析装置应对合并单元的双A/D进行记录。

7.7.8继电保护设备在线监视与分析应用模块验收

7.7.8.1检查厂站端I区监控主机具备保护设备在线监视与分析功能，能实现对全站保护系统（设备和 回路）状态的监视和管理，对全部保护装置运行工况和故障信息的展示。 7.7.8.2检查I区通信网关机（综合应用服务器）具备接收、存储、上传故障录波器信息的功能、 7.7.8.3在调度主站及站端验证通过I区召唤保护装置定值区、定值、软压板、模拟量、开关量、记 录文件等与保护装置实际一致，试验继电保护装置远方操作（控制）、历史信息查询等功能正确。 7.7.8.4在调度主站通过II区验证故障录波器信息上送功能正确。 7.7.8.5查看监控系统能监视保护设备运行工况，全景实时显示保护设备运行/退出、正常/告警等运行 状态以及通信正常/中断状态。当状态异常时应能以事件形式提示，且相应图元工况变化。

7.7.9保护设备状态监测和诊断装置验收

7.7.9.1检查继电保护SCD配置文件管理功能，应能通过装置过程层虚端子配置CRC与全站SCD配 置文件相应CRC进行在线比对实现SCD变更提示，并采取可视化技术展示SCD变更的影响范围，影 柯范围应能定位到正D装置。 7.7.9.2检查保护设备及二次回路状态监测功能，应能接收装置保护动作、告警信息、状态变位、监 测信息，收集并分类管理装置上送的二次回路实时监测信息，在线分析各种数据信息并实时显示状态 信息，实时监视并分析网络通信状态。 7.7.9.3检查二次系统可视化功能，应能图形化显示二次虚回路连接状态和装置检修状态，其IED装 置命名应采用调度正式命名。应能图形化显示保护装置内部动作逻辑、动作时序、故障量及保护定 值。 7.7.9.4 检查二次系统智能诊断功能完整正确且满足以下要求： a 应能根据装置的硬件级告警信息、监测信息及其他巡检信息对装置硬件的运行状态进行评估， 并能根据监测信息的统计变化趋势进行故障预警。应具备装置温度、电源电压、装置过程层端 口发送/接收光强、光纤纵联通道光强、装置差流等状态量的越限告警和历史数据查询功能，

应能根据装置的硬件级告警信息、监测信息及其他巡检信息对装置硬件的运行状态进行评估， 并能根据监测信息的统计变化趋势进行故障预警。应具备装置温度、电源电压、装置过程层端 口发送/接收光强、光纤纵联通道光强、装置差流等状态量的越限告警和历史数据查询功能， 并以图形形式展示：

Q/GDW114862015 b）应能够根据监测信息实现装置硬件异常的故障定位，故障定位应能到板卡级、模块级。应能够 根据装置、交换机等设备的光纤接口监测信息，以及链路异常告警信息进行二次回路故障定位。 应能根据保护装置和智能终端的跳/合闸报文及接点反校报文信息实现跳/合闸回路诊断功能； c 应能根据现场检修装置需求提示隔离措施，并能对隔离措施的实施结果进行确认。通过站控层 和过程层信息汇总分析，实现对装置检修操作正确性的多重确认，

7.8.1每一套保护应分别带断路器进行整组试验，宜从合并单元前端输入试验电流、电压。 7.8.2整组传动时应检查各保护装置之间的配合、直采直跳唯一性、各保护装置动作行为、断路器动作 行为正确，查看故障录波器、网络报文记录及分析装置、自动化监控系统、继电保护设备在线监视与分 析应用模块信号正确，满足相应规程规范要求。 7.8.3检查各保护装置的“装置故障”、“运行异常”、“链路告警”等信息在自动化监控系统显示正确， 满足相应规程规范要求。 7.8.4线路纵联保护、远方跳闸等应与线路对侧保护进行一一对应的联动试验，两侧保护应正确动作。 7.8.5重合闸的充放电条件、动作逻辑正确，重合闸能按规定的方式动作且重合次数符合相关规定。 7.8.6对母差失灵保护、主变失灵联跳及安全自动装置，应通过联调方式确认虚端子连线和动作逻 辑正确。 7.8.7通过整组试验测试保护各回路整组动作时间应满足以下要求：在输入2倍整定值测试保护整组动 作时间时，对于采用“常规互感器+合并单元”模式的情况，线路纵联保护（不带通道延时）不应大于 39ms，母线保护不应大于29ms，变压器差动速断保护不应大于29ms，变压器比率差动保护不应大于 39mS。对于采用常规互感器不带合并单元的情况，应在上述时间的基础上减少2ms。 7.8.8通过试验测试二次回路同步性能应满足以下要求： a）间隔合并单元级联母线合并单元后，其电压、电流通道的相位差不应大于10°（10μus)； b） 从各间隔合并单元均通入额定电流时，相应纵联差动保护、母线差动保护、变压器差动保护的 差流值不应大于0.041。 7.8.9 检修机制检查应满足以下要求： a）SV接收端装置应将接收的SV报文中的检修品质位与装置自身的检修压板状态进行比较，只有 两者一致时采样值才参与保护逻辑运算，不一致时只用于显示采样值，不参与保护逻辑运算； b） GOOSE接收端装置应将接收的GOOSE报文中的检修品质位与装置自身的检修压板状态进行 比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作； 若母线合并单元检修投入，则其级联的间隔合并单元的发送数据中仅来自母线合并单元的通道 数据应带检修标记； d）当接收装置的检修压板状态和收到报文的检修品质位不一致时，接收装置应有告警信号发出。

7.8.9检修机制检查应满足以下要求：

7.9投运前检查与带负荷试验

7.9.1.1启动投运前，应对所有二次接线、光纤、网线、连片等进行紧固，防止松动。 7.9.1.2检查保护装置、二次回路及链路通信无异常。 7.9.1.3现场运行规程满足实际运行需求。 7.9.1.4装置整定值与定值通知单相符，定值通知单与现场实际相符。 7.9.1.5试验记录无漏试项目，试验数据、结论完整正确。

7.9.2 带负荷试验

Q/GDW114862015

7.9.2.1新安装的保护装置应用负荷电流及工作电压加以检验。送电后，应测量交流二次电压、二次 电流的幅值及相位关系与当时系统潮流大小及方向一致，确保电压、电流极性和变比正确。 7.9.2.2带负荷极性检查时，负荷电流不应低于电子式互感器或合并单元最小精确工作电流。 7.9.2.3合并单元作为全站其他保护装置核相的基础数据源，其输出应与系统一次相位保持一致。 7.9.2.4合并单元采用点对点直采方式传输采样值时，宜通过合并单元备用端口进行核相。 7.9.2.5对于常规互感器，还应在合并单元输入端进行核相。二次电流回路中性线电流的幅值和二次 电压回路中性线对地电压幅值应在正常范围内。 7.9.2.6保护装置核相应通过本装置实际显示相位进行确认。 7.9.2.7 差动保护的差电流宜不大于0.041。。 7.9.2.8 3变压器充电时应检验差动保护躲过励磁涌流的能力，并通过励磁涌流录波报告检查零序差动 回路的正确性

现场验收方式主要有：查阅资料、现场核对、现场检验等。现场检验的具体方法见Q/GDW180 Q/GDW11015、Q/GDW11051、Q/GDW11286、Q/GDW1429

Q/GDW114862015

附录A （资料性附录） 光缆、尾纤标识方法

图A.1光缆标牌示例

图A.2尾纤标签及粘贴位置

图A.3尾纤标识示例

Q/GDW114862015

智能变电站继电保护和安全自动装置验收规范

Q/GDW114862015

编制背 2编制主要原则 与其他标准文件的关系 主要工作过程 标准结构和内容 条文说明

洲制 编制主要原则 与其他标准文件的关系 主要工作过程 标准结构和内容. 条文说明.

Q/GDW114862015

本标准依据《关于下达2015年度国家电网公司技术标准制（修）订计划的通知》（国家电网科（2015 4号文）的要求编写。 随着电网建设的快速发展，智能变电站建设全面推进，各种新技术在智能变电站中广泛应用，对变 电站继电保护和安全自动装置的验收工作提出了新的、更高的要求。目前，国家电网公司尚无智能变电 站继电保护和安全自动装置验收的相关规范，为建立智能变电站继电保护和安全自动装置交接验收流 程，严格控制智能变电站继电保护设备安装调试质量，确保继电保护和安全自动装置安全运行，提高智 能变电站继电保护设备可靠性，规范智能变电站继电保护和安全自动装置验收工作，制定本标准。

本标准主 a 在编制过程中充分研究借鉴相关技术领域的国家标准、电力行业标准和国家电网公司企业标 准，对其中重要技术条款进行了认真梳理总结，同时广泛结合智能变电站实际基建验收工作在 公司系统内进行了大量深入调研和试验光伏发电标准规范范本，充分听取设计单位、基建单位、运维单位、调度部门、 设备供应商等部门和单位的建议和意见，逐项归纳总结，最终方形成本标准； 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 相同的验收内容见DL/T995和Q/GDW1914； C 力求具有较强的实用性和可操作性

3与其他标准文件的关系

本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权问题。 本标准主要参考文献 GB/T14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB50171 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范 GB/T50976继电保护及二次回路安装及验收规范 DL/T364 光纤通道传输保护信息通用技术条件 DL/T478 继电保护和安全自动装置通用技术条件 DL/T553 电力系统动态记录装置通用技术条件 DL/T782 110kV及以上送变电工程启动及峻工验收规程 DL/T5161.8 电气装置安装工程质量检验及评定规程第8部分：盘、柜及二次回路接线施工质量 检验 Q/GDW273 维继电保护故障信息处理系统技术规范 Q/GDW430 智能变电站智能控制柜技术规范 Q/GDW616 基于DL/T860标准的变电设备在线监测装置应用规范 Q/GDW642 330千伏～750千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范 Q/GDW695 智能变电站信息模型及通信接口技术规范 Q/GDW715 智能变电站网络报文记录及分析装置技术条件 Q/GDW733 智能变电站网络报文记录及分析装置检测规范 Q/GDW1808 智能变电站继电保护通用技术条件 Q/GDW1875 变电站一体化监控系统测试及验收规范 Q/GDW1976 智能变电站动态记录装置技术规范

Q/GDW11010 继电保护信息规范 Q/GDW11053 站域保护控制系统检验规范 Q/GDW11054 智能变电站数字化相位核准技术规范 Q/GDW11361 智能变电站保护设备在线监视与诊断技术规范

2014年2月28日，组织召开标准研究编制工作启动会，成立了编写工作组，制订了工作计划。 2014年3月，完成了前期资料收集工作，针对智能变电站继电保护和安全自动装置验收工作中存在 的问题和不足，明确了验收工作的重点、难点，确定了技术方案，制定了编写大纲深圳标准规范范本，并经编写组内部讨 论通过。 2014年4～7月，按照编制大纲和工作计划，编制完成标准初稿。 2014年9月24～25日，召开标准评审会。 2014年9月30日，形成标准征求意见稿，上报国调。 2014年10～12月，发布征求意见稿，收集整理反馈意见，形成送审稿。 2015年1月，组织编写组成员对送审稿进行讨论，会后按专家组讨论意见对标准进行了修改。 2015年7月，根据新发布的智能变电站相关规定对送审稿进行修订，对修订后的送审稿进行审查， 会后按专家组讨论意见对标准再次进行了修改。 2015年9月8日，公司运行与控制技术标准专业工作组组织有关专家，对所提交的标准送审稿进行 了审查，审查结论为：经专家组协商一致，同意修改后报批。 2015年9～10月，按送审稿评审会专家会审意见对标准再次进行了修改，形成报批稿

本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网科（2014）455号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章分为3章，由总则、验收组织管理及要求、验收内容及要求组成。本标准归纳总结了 现有验收工作的实际经验，重点从验收组织管理、验收项目及内容、验收标准等方面，对110kV及以上 智能变电站新建、扩建、技改工程及及常规变电站智能化改造工程的继电保护和安全自动装置验收工作 提出了明确要求。标准的制定为智能变电站继电保护和安全自动装置验收工作提供了依据。

中IED工程配置文件，指CID、CCD等与实际工