1、ICS29.240 Q/GDW国 家 电 网 公 司 企 业 标 准Q/GDW11202.32014智能变电站自动化设备检测规范第3部分：110（66）kV保护测控集成装置ThetestspecificationsforautomationequipmentinsmartsubstationPart3:110（66）kVIntegratedprotectionandcontroldevice2014-11-15发布 2014-11-15实施国家电网公司 发 布目 次前 言.I1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 符号、代号和缩略语25 送检设备要求26 检测环境27 检测方法及要求
2、48 检测规则42编 制 说 明.46前 言智能变电站自动化设备检测规范标准分为9个部分：第1部分：检测规范总论；第2部分：多功能测控装置；第3部分：110（66）kV保护测控集成装置；第4部分：工业以太网交换机；第5部分：时间同步系统；第6部分：同步相量测量装置；第7部分：智能辅助综合监控系统；第8部分：电能量采集终端；第9部分：数据通信网关机。本部分为智能变电站自动化设备检测规范标准的第3部分。本部分由国家电力调度控制中心提出并解释。本部分由国家电网公司科技部归口。本部分起草单位：中国电力科学研究院，国网吉林省电力有限公司，国网浙江省电力公司，国网电力科学研究院本部分主要起草人：李劲松 杨
3、文平 刘宇 王永福 艾淑云 许智 杨威 詹荣荣 张晓莉 王化鹏 余越张海燕 周春霞 杨松 杜奇伟 周永荣 王煜本部分首次发布。Q/GDW11202.3-20141智能变电站自动化设备检测规范第3部分：110（66）kV保护测控集成装置1 范围本部分规定了智能变电站110（66）kV电压等级的保护测控集成装置的检测条件、检测项目（包括型式试验、质量抽检、出厂检验及监督检验）以及检测方法、检测结果判定方法和检验周期的要求。本部分适用于国家电网公司110（66）kV电压等级的保护测控集成装置的检测。本部分可以作为电力工业110（66）kV保护测控集成装置类产品的研制、生产和检测部门检验的依据，运行部
4、门的现场检测也可以参照执行。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T2423.1 电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验A：低温GB/T2423.2 电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法 试验B：高温GB/T4208 外壳防护等级（IP代码）GB/T22386 电力系统暂态数据交换通用格式GB/T26864 电力系统继电保护产品动模试验DL/T860 变电站通信网络和系统DL/T860.72 变电站通信网络和系统 第7-2部分：变电站和馈线设
5、备的基本通信结构 抽象通信服务接口（ACSI）DL/T860.92 变电站通信网络和系统 第9-2部分：特定通信服务映射（SCSM）映射到ISO/IEC8802-3的采样值DL/T860.10 变电站通信网络和系统 第10部分：一致性测试Q/GDW766 10kV110（66）kV线路保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW767 10kV110（66）kV元件保护及辅助装置标准化设计规范Q/GDW1396 IEC_61850工程继电保护应用模型3 术语和定义DL/T860规定的术语和定义适用于本文件。3.1 保护测控集成装置Integratedprotection andcontroldevi
6、ce将相关保护、测量控制等功能集成于一体的装置。装置在给应用对象提供继电保护功能的同时，能够为正常运行提供必要的测量、监控和控制功能，集成后的装置保护模块和测控模块应按功能配置单独板卡，独立运行。Q/GDW11202.3-201424 符号、代号和缩略语下列符号、代号和缩略语适用于本文件。UTC 世界协调时间（CoordinatedUniversal Time)ICD 智能电子设备配置描述（ IEDConfigurationDescription）IED 智能电子设备（IntelligentElectronicDevice）GOOSE 面向通用对象的变电站事件（GenericObjectOri
7、entedSubstationEvent）SV 采样值（SampleValues）MMS 制造报文规范（Manufacturing MessageSpecification）SBO 操作前选择（SelectBeforeOperate）DO 直接控制（DirectOperate）CSWI 开关控制逻辑节点（Switchcontroller）SOE 事件顺序记录（SequenceOfEvent）1PPS 秒脉冲（Pulsepersecond）MU 合并单元（ MergingUnit）APPID 应用标识（Applicationidentification）SCD 变电站配置描述（Substatio
8、nConfigurationDescription）MAC 介质访问控制（ MediaAccess Control）SCSM 特定通信服务映射（SpecificCommunicationServiceMapping）MICS 模型实现一致性陈述（ Model ImplementationConformanceStatement）5 送检设备要求送检的保护测控集成装置应满足下述要求：a） 提供装置的主要性能指标参数，指标应符合标准要求；b） 装置的各部件、模块应完好无损，能正常工作；c） 装置的通信规约符合DL/T860标准。送检的保护测控集成装置应提供资料：a） 提供装置核心部件、器件的型号和
9、参数清单；b）提供装置的厂内自测试报告；c） 提供装置的技术参数及操作说明书；d）提供装置的输入、输出端子图；e） 提供遥控部分原理图；f） 提供软件版本号和校验码。6 检测环境6.1检测环境条件被测装置应在以下环境条件进行测试：a） 环境温度：+15+35；b） 相对湿度：45%75%；Q/GDW11202.3-20143c） 大气压力：86kPa106kPa。6.2检测系统架构保护测控集成装置功能及性能检测使用的主要仪器设备有继电保护测试仪、三相交流信号源、三相交流标准表、网络测试仪、DL/T 860传输规约测试系统和数字信号发生器（可接收发送GOOSE报文、SV采样值，分析品质位等）。检
10、测系统架构如图1、图2所示：图1保护测控集成装置（数字式）检测系统拓扑图图2保护测控集成装置（模拟式）检测系统拓扑图保护测控集成装置动模试验系统使用的主要仪器设备有合并单元、智能终端、保护装置、网络交换机、网络报文分析仪、网络性能测试仪、数字式录波器、动态模拟设备，试验系统的建立可参照GB/T26864执行。6.3检测设备要求6.3.1三相交流信号源a) 频率范围：40Hz60Hz；准确度：0.002Hz；b) 电压、电流范围：0380V，020A；准确度：0.05%；c) 有功功率测量准确度：0.05%；无功功率测量准确度：0.05%；d) 相位范围：0359.9；准确度：0.1。Q/GDW
11、11202.3-201446.3.2继电保护测试仪a) 频率范围：45Hz65Hz；准确度：0.002Hz；b) 电压、电流范围：0V300V，0A12A；准确度：0.02%；c) 有功功率测量准确度：0.05%；无功功率测量准确度：0.05%；d) 相位范围：0359.9；准确度：0.1。6.3.3三相标准表a) 频率范围：45Hz65Hz；准确度：0.002Hz；b) 电压、电流范围：10V480V，50mA120A；准确度：0.02%；c) 有功功率测量准确度：0.02%；无功功率测量准确度：0.05%；d) 相位范围：0359.98；准确度：0.02。6.3.4状态量信号发生器a) 测
12、量误差应不大于0.5s；分辨力0.1s；b) 时间分辨率可调；脉冲宽度可调。6.3.5数字信号发生器a) 支持接收和发送符合DL/T860.92标准的采样值报文；b) 支持接收和发送符合DL/T860.72标准的GOOSE报文。6.3.6标准时间源a) 测试工作使用的时间源，应经国家授权机构量值传递并标定准确度；b) 标准时间源相对UTC时间的时间准确度应不大于被测装置标称的时间准确度的四分之一，应具有IRIG-B码及秒脉冲输出。7 检测方法及要求7.1外观检查检查装置的外观是否完好无损伤、无划痕。安全标志是否清晰醒目，是否有独立的接地端子。标识是否字迹清晰、印制牢固。7.2基本要求保护测控集
13、成装置应满足电力二次系统安全防护规定和国家电网公司全面排查梳理电力安全事故隐患的要求。对保护测控集成装置的硬件和软件进行检查，满足要求后方可开始检测工作。7.2.1硬件检查a）过程层SV（采样值）接口为ST/LC光纤接口类型，数量：3；过程层GOOSE接口为ST/LC光纤接口类型，数量：3；站控层MMS接口为RJ45电接口或ST/LC光纤接口类型，数量：2；Q/GDW11202.3-20145b）装置及板卡内CPU芯片和电源功率芯片应采用自然散热；外壳防护等级符合GB/T4208IP20要求；c）状态指示检查：依据装置说明书，观察装置显示屏或信号灯应能正确显示装置电源、运行状态、通信状态等状态
14、。装置指示灯显示正常。装置面板有运行灯、动作灯、告警灯等。7.2.2软件检查a）软件版本号、校验码检查：对装置的软件进行检查，并记录软件版本号、校验码。装置保护模块和测控模块应具备各自独立的程序版本、程序校验码。程序版本和程序校验码应一一对应，并可通过装置菜单查询；b）ICD文件管控：制造商提供的ICD文件命名规则如图3所示,制造商根据装置所有可选配功能输出一个最大化配置的ICD文件作为基础ICD文件进行测试。对于有选配功能的装置制造商应根据装置功能选配情况，通过删除的方式修改基础ICD文件，形成选配型号的ICD文件进行测试。基础ICD文件检测合格后，对应的选配ICD文件才具备送检资格。ICD
15、文件通过检测后生成校验码作为该文件的识别码，公开发布与使用。图3 ICD文件命名规则7.2.3唯一性代码检查a）唯一性代码由生产厂家代码、装置序列号两项信息合并组成；b）生产厂家代码由4位大写英文字母组成，长度固定，不得修改；c）装置序列号长度不固定，容量为40位16进制码。该序列号是生产厂家内部的装置流水号编码，长度由生产厂家确定，编码时可以采用实际长度生成，但不得超过40位十六进制码，不足40位的不必补齐至40位；d）生产厂家应保证装置序列号在本单位内部唯一，且一经确定后不得修改；e）唯一性代码信息应能在装置液晶面板查看；f） 唯一性代码信息应能召唤上送至站控层；g）存储路径应为LD0/L
16、PHD$DC$Phynam$serNum。7.2.4人机界面a）进入装置人机管理界面，检查装置当地信息显示功能，应具有该电气单元的实时模拟接线状态图，实时反映本间隔一次设备的分、合状态，并可从接线图上选择对象进行操作；b）装置各主要电气量（电流、电压、频率、有功、无功、阻抗等）应在液晶上反映；Q/GDW11202.3-20146c）能按要求对各种子参数、日志和时钟进行设置，并具备按一定权限对继电保护整定值、模拟量限值及开关量状态进行修改及投退的手段；d）检查装置对屏幕画面、制表打印和数据库的修改、扩充等维护功能；e）保护、测控模块分别具有彼此独立的密码管理界面，防止误操作；f） 具有更改系统参
17、数、整定值、软压板和控制字功能；g）具有操作日志，记录对装置的所有操作。包括网络设置、压板操作、定值操作。7.3通用功能测试7.3.1自诊断功能a） 检测目的：检查装置是否具有自诊断功能。b） 检测要求：装置应能检测出各单元模块的工作状态，正确判断出故障的内容，发出告警信号并上送诊断结果。c） 检测方法：模拟装置故障（如：拔出板卡），检测装置能否能够诊断出故障原因，发出告警信号并上送诊断结果。7.3.2自恢复功能a） 检测目的：检查装置是否具有自恢复功能。b） 检测要求：装置在软件异常时，应能自动恢复。c） 检测方法：模拟装置软件异常（如：停止某关键进程），检测装置是否能够自动恢复。7.3.3
18、操作记录功能a） 检测目的：检查装置操作记录功能是否正确。b） 检测要求：操作记录内容包括操作时间、操作来源、操作对象、操作动作描述等信息，并提供历史查询；设备处于远方或就地状态，均应记录操作选择信息同时应有相应参数。c） 检测方法：模拟保护动作、执行遥控操作，检查装置是否有相关的记录信息。7.4通用性能测试7.4.1功耗消耗测试a） 检测目的：检测装置电源回路和信号回路消耗的功率。b） 检测要求：电源回路不大于50W；电流回路小于0.75VA；电压输入回路小于0.5VA。c） 检测方法：功率表测量电源回路，伏安法测量信号回路功耗是否满足要求。7.4.2光口发送功率测试a） 检测目的：检测装置
19、光口的发送功率。b） 检测要求：光波长1310nm光接口应满足光发送功率（除线路纵联通信接口）：-20dBm-14dBm；发送波长850nm光接口应满足光发送功率（除线路纵联通信接口）：-19dBm-10dBm。c） 检测方法：将光功率计接入被测装置的光纤输出口进行测量。7.4.3光口接收功率测试a） 检测目的：检测装置光口的接收功率灵敏度。Q/GDW11202.3-20147b） 检测要求：光波长1310nm光接口应满足光接收灵敏度（除线路纵联通信接口）：-31dBm-14dBm;光波长850nm光接口应满足光接收灵敏度（除线路纵联通信接口）：-24dBm-10dBm。装置应具备光纤接口光强
20、监视功能，当超出光纤接口光信号强度允许值时，应报警。c） 检测方法：将测试信号源经光衰耗计后接入被测装置，通过调整光衰耗计使输入信号达到最小的接收功率，装置应能正常接收报文，装置功能正常。7.4.4通信接口独立性测试a） 检测目的：检查装置的多个通信接口是否独立。b） 检测要求：装置通信接口应完全独立。c） 检测方法：通过测试仪给装置任一接口发送报文，利用网络分析仪监视其它接口是否有报文。7.5测控功能及性能测试7.5.1测控功能测试7.5.2.1量测量采集功能a） 检测目的：检查装置量测量采集功能是否正确。b） 检测要求：1） 具有交流采样功能，计算生成电压、电流有效值、有功、无功、频率等数
21、据功能；2） 具有直流采样功能，能采集05V直流电压或420mA直流电流，并计算生成相应的电气量或非电量工程值，例如流量、温度、压力等；3） 具有接收DL/T860.92采样值报文功能，并计算生成电压有效值、电流有效值、有功、无功、频率等数据功能；4） 支持配置带时标上送量测量功能；5） 遥测量应具有品质标识；6） 具备阈值设定功能，并在数据异常时标注相应品质位；7） 具备对DL/T860.92采样值报文、时标、通信状态的监视判别功能，并标注相应品质位；8） 遥测量应具有超越定值（死区值）传输功能，定值可设置。c） 检测方法： 图4 数字式量测量采集检测拓扑图Q/GDW11202.3-2014
22、8图5模拟式测量采集检测拓扑图1） 按拓扑图连接被测装置和检测仪器。数字式输入状态量采集检测拓扑图如图4所示，硬接点输入状态量采集检测拓扑图如图5所示；2） 标准三相交流信号源给被测装置施加频率为50Hz的三相额定电压、三相额定电流，在装置屏幕和模拟监控后台上读取三相电压和三相电流的有效值、有功功率、无功功率和频率数据，核查数据是否正确。检查装置是否支持配置带时标上送量测量功能，遥测量是否有品质标识；3） 标准直流信号发生器给被测装置施加0V5V直流电压或4mA20mA直流电流，在装置屏幕和模拟监控后台上读取数据，核查数据是否正确，是否可计算生成相应的电气量或非电量工程值，例如流量、温度、压力
23、等；4） 数字信号发生器向被测装置发送DL/T860.92采样值报文，在装置屏幕和模拟监控后台上读取数据，检查装置是否能正确接收DL/T860.92采样值报文，并计算生成电压有效值、电流有效值、有功、无功、频率等数据；5） 在装置屏幕和模拟监控后台上，检查装置是否可按组设定阈值。调整模拟或数字信号源产生超越阈值的电压或电流，在网络报文分析仪上检测相应数据的品质位是否标注；6） 在网络报文分析仪上检查装置是否可对DL/T860.92采样值报文、时标、通信状态进行监视判别，并标注上相应品质位；7） 设置遥测量的定值（死区值），调整标准源输出量，当超越定值时，在模拟监控后台读取遥测量数据，检测是否有
24、遥测量上送，数值是否准确。并且检测定值是否可设置。7.5.2.2状态量采集功能a） 检测目的：检查装置状态量采集功能是否正确。b） 检测要求：1） 采用硬接点时，输入回路采用光电隔离，具备软硬件防抖功能，开关量输入的防抖时间可整定（除功能投退压板开入、 解除闭锁开入和手合同期开入）；2） 具备接收GOOSE报文传输的状态量信息功能；3） 状态量应标注时标，应优先采用GOOSE时标；4） 具备对GOOSE报文状态量、时标、通信状态的监视判别功能，并标注相应品质位；5） 具备逻辑运算功能；6） 宜具备结合量测量进行状态量合理性判别功能。c） 检测方法：Q/GDW11202.3-20149图6数字式
25、输入状态量采集检测拓扑图图7硬接点输入状态量采集检测拓扑图1） 按拓扑图连接被测装置和检测仪器。数字式输入状态量采集检测拓扑图如图6所示，硬接点输入状态量采集检测拓扑图如图7所示；2） 当遥信采用硬接点时，检查遥信电路板，核查遥信输入回路是否采用了光电隔离，是否有硬件防抖；3） 状态量信号发生器向被测装置的同一通道发送不同脉宽的脉冲信号，检查装置的防抖时间是否与设置一致。通过装置屏幕核查状态量输入的防抖时间是否可整定，整定范围为：0ms-100ms；4） 设置状态量信号发生器两路状态量输出按一定的时延输出状态量变化，在装置屏幕和站控层模拟监控后台上显示的记录检测装置是否分辨出遥信状态变化顺序；
26、5） 数字信号发生器向被测装置发送GOOSE报文传输的状态量信息，在装置屏幕和模拟监控后台上读取数据，检查状态是否正确，用网络报文分析仪检测状态量是否标注时标，是否优先采用GOOSE时标；6） 网络报文分析仪检查装置是否对GOOSE报文状态量、时标、通信状态的监视判别功能，并标注相应品质位；7） 在装置内配置遥信量的与逻辑和或逻辑，对装置的遥信输入进行不同状态的设置，检测装置屏幕和模拟监控后台上显示的逻辑状态是否正确；8） 根据一次接线图，在模拟通道上输入额定模拟量或SV采样值，在对应的遥信输入端模拟开关或断路器状态为开或合，在装置屏幕和模拟监控后台上检查装置是否可结合量测量进行状态量合理性判
27、别。并用网络报文分析仪分析数据是否加品质位上送。7.5.2.3控制操作功能Q/GDW11202.3-201410a） 检测目的：检查装置控制操作执行功能是否正确。b） 检测要求：1） 具备继电器接点输出控制的功能，控制脉冲宽度可调；2） 具备发送GOOSE报文传输的控制命令信息的功能；3） 具备处理SBO、DO方式的控制命令；4） 具备控制命令校核、逻辑闭锁及强制解锁功能；5） 具有设置远方、就地控制方式功能。操作命令的优先级为：就地控制远方遥控。同一时间只允许一种控制方式有效。对任何操作方式，应保证只有在本次操作步骤完成后才能进行下一步操作；就地方式支持强合和强分；6） 单一电子元件损坏时不
28、应造成装置误动作跳闸，且应发出装置异常信号，并以硬接点输出上送告警信息；7） 具备返回控制信息（操作记录或失败原因）功能；8） 装置置检修状态时，闭锁正常遥控出口功能。c） 检测方法： 图8数字式控制操作检测拓扑图图9硬接点控制操作检测拓扑图1） 按拓扑图连接被测装置和检测仪器。数字式控制操作功能检测如图8所示，硬接点控制操作功能检测如图9所示；2） 在站控层模拟监控后台或装置面板上对控制对象发出遥控命令，检测装置是否能正确接收、选择、返校、执行遥控命令；3） 在站控层模拟监控后台和装置面板上设置输出脉宽，并记录输出脉宽范围。用脉宽测量仪检测遥控输出脉宽是否与所设置的输出脉宽一致；4） 检查遥
29、控输出端口是否为继电器接点输出。遥控回路是否采用控制操作电源出口回路和出口节点回路两级开放式抗干扰回路；Q/GDW11202.3-2014115） 在站控层模拟监控后台对控制对象发出遥控命令，使用网络报文分析仪分析装置是否可发送GOOSE报文传输的控制命令信息，是否可处理SBO、DO方式的控制命令；6） 在站控层模拟监控后台发出遥控命令，当返校失败时，检测装置是否产生逻辑闭锁，此时是否可强制解锁；7） 在装置面板上检查装置是否可设置远方、就地控制方式，就地方式是否支持强合、强分；在装置的控制出口监视出口状态是否正确；8） 当站控层模拟监控后台对控制对象进行遥调时，当发出主变升、降、急停及滑档命
30、令后，检测装置是否能正确判别处理，控制输出数值是否正确；9） 在站控层模拟监控后台检查装置完成执行控制命令后，是否能正确返回控制信息如：操作记录、失败原因等；10）查阅装置输出接口原理图，分析在单一电子元件损坏时检测装置是否产生误动作跳闸；11）装置置检修状态时，在站控层模拟监控后台发出遥控命令后，检测装置是否可闭锁正常遥控出口。7.5.2.4同期功能a） 检测目的：检查装置同期合闸功能是否正确。b） 检测要求：1） 具备强合、检无压合闸、检同期合闸三种合闸方式，具备合闸方式选择功能；2） 基于DL/T860的同期模型按照强合、检无压合闸、检同期合闸分别建立不同实例的CSWI，不采用CSWI中
31、Check（检测参数）的sync（同期标志）位区分同期合与强制合；3） 具备PT断线检测、告警、闭锁检同期和检无压合闸功能；4） 支持同期条件信息返回功能；5） 具备手合同期功能；6） MU置检修状态，被测装置应具备闭锁同期功能。c） 检测方法：图10 同期功能检测拓扑图1） 按图10连接继电保护测试仪和被测装置。2） 检同期合闸：在继电保护测试仪上设置两路电压按一定的步长变化，频率按一定的步长变化，相角按一定的步长变化，当达到装置设定的动作电压、动作频率、动作角度时，检测装置是否可实现检同期合闸；3） 检无压合闸：在继电保护测试仪上设置一路电压输出为零，另一路电压输出为额定值，检测装置是否可
32、合闸；4） 强合：在继电保护测试仪上设置两路电压值不满足同期条件，在模拟监控后台或装置屏幕进行合闸操作，检测装置是否可合闸；Q/GDW11202.3-2014125） 检查装置是否基于DL/T860的同期模型按照强合、检无压合闸、检同期合闸分别建立不同实例的CSWI，不采用CSWI中Check（检测参数）的sync（同期标志）位区分同期合与强制合；6） 继电保护测试仪模拟PT断线状态，检测装置是否能够检测出PT断线，并发出告警信息，闭锁检同期和检无压合闸功能；7） 在模拟监控后台或装置面板上检查装置是否有同期条件信息返回功能；8） 在模拟监控后台或装置面板上检查装置是否具备手合同期功能；9）
33、MU置检修位时，检查装置是否闭锁同期功能。7.5.2.5间隔层联锁功能a） 检测目的：检查装置间隔层联闭锁功能是否正确。b） 检测要求：1） 具备间隔内和跨间隔逻辑闭锁功能；2） 具备GOOSE/MMS网络传输逻辑闭锁信息功能；3） 闭锁条件应包含状态量、量测量及品质信息；4） 装置通信中断、检修时应具有逻辑闭锁功能；5） 间隔闭锁状态信息应上传；6） 具有解锁功能。c） 检测方法：图11间隔间逻辑闭锁拓扑图按图11所示拓扑图连接被测装置和检测仪器，依据配置的逻辑闭锁关系（如使用其他间隔开关/刀闸位置信息作为本间隔闭锁条件），通过改变其他间隔的状态信息、遥测量，影响本间隔闭锁条件，判断装置间隔
34、间闭锁功能是否正确。7.5.2.6时间同步功能a） 检测目的：检查装置对时和守时功能是否正确。b） 检测要求：1） 支持接收IRIG-B码与报文相结合的时间同步信号功能；2） 具有同步对时状态指示标识，且具有时间同步信号可用性识别的能力；3） 具有守时功能；4） 具有输出本装置1pps（秒脉冲）功能。Q/GDW11202.3-201413c） 检测方法： 图12时间同步功能检测拓扑图1） 按图12所示拓扑图连接被测装置和检测仪器；2） 将装置的时间同步接口与北斗/GPS同步时钟的IRIG-B码的输出口连接，检查装置是否可接收IRIG-B码与报文相结合的时间同步信号；3） 当装置与同步时钟同步或
35、失步时，观察装置是否有指示，检查装置是否可识别同步信号的可用性；4） 当装置失步时，检查装置是否具有守时功能。7.5.2测控性能测试7.5.2.1量测量性能测试a） 检测目的：检测装置遥测基本误差、频率、遥测影响量（频率变化、不平衡电流、谐波分量等）和遥测信息响应时间的正确性。b） 检测要求：1） 装置各交流电压回路零漂值应小于0.05V，交流电流回路零漂值应小于0.01A；2） 在额定频率时，电压、电流输入在01.2倍额定值范围内，误差应不大于0.2%；3） 额定频率时，有功、无功测量误差应不大于0.5%；4） 在45Hz55Hz范围内，频率测量误差不大于0.005Hz；5） 输入频率在45
36、Hz55Hz时，电压电流有效值误差改变量应不大于额定频率时测量误差极限值的100%；6） 叠加20的213次数的谐波电压、电流，电压、电流有效值误差改变量应不大于额定频率时测量误差极限值的200%；7） 装置直流信号采集误差应不大于0.2%；8） 装置量测量时标准确度应不大于10ms，标定在量测量范围的中间时刻；9） 遥测量数据窗时间应不大于200ms。c） 检测方法：1） 在装置各交回路不施加任何激励量时，交流电压回路短路，交流电流回路开路，同时读取装置面板的遥测数据；2） 在额定频率时，将标准三相交流信号源的电压、电流输出调整为0%、20%、40%、60%、80%、100%、120%倍额定
37、值时，检测装置上的电压、电流值，误差应不大于0.2%；同时在功率因数cos=0.5（滞后）10.5（超前）计算的有功功率，sin=0.5（滞后）10.5（超前）计算的无功功率测量误差应不大于0.5%；Q/GDW11202.3-201414计算公式为： 2 1i I IE 额定值(1)其中：iE ：误差；1I ：标准表显示值；2I ：装置显示值；3） 将标准三相交流信号源输出信号的频率调整为45Hz、47Hz、50Hz、53Hz、55Hz时，记录装置上的显示值。频率测量误差不大于0.005Hz；4） 将输入信号频率调整为45Hz、55Hz时，检测装置的电压、电流、有功功率、无功功率的有效值误差改
38、变量，应不大于额定频率时测量误差极限值的100%；5） 用标准三相交流信号源输出在基波信号分别叠加20的2、3、8、13次的谐波电压、电流，电压、电流、有功功率和无功功率的有效值误差改变量应不大于额定频率时测量误差极限值的200%；6） 装置的直流信号采集范围为：4mA20mA，或0V-5V；7） 将标准直流信号发生器的输出信号调整为4mA、8mA、12mA、16mA、20mA，或0V、+1V、+2V、+3V、+4V、+5V时，记录装置显示值，直流信号采集误差应不大于0.2%；8） 用继电保护测试仪输出50Hz的正弦波，输出电压、额电流为额定值，持续时间240ms，检测装置的遥测量准确性，误差
39、应不大于0.2%，装置量测量时标准确度应不大于10ms，标定在量测量范围的中间时刻。7.5.2.2状态量性能测试a） 检测目的：检测装置的遥信响应时间、SOE分辨率、SOE时间准确度、雪崩能力及遥信防抖时间。b） 检测要求：遥信响应时间1s；SOE分辨率1ms；SOE时间准确度1ms；装置100%的遥信同时动作，不应误发、丢失遥信，SOE记录正确；单路遥信防抖时间可独立设置，步长1ms，范围为010s。c） 检测方法：1） 按拓扑图连接被测装置和检测仪器。数字式输入状态量采集检测拓扑图如图5所示，硬接点输入状态量采集检测拓扑图如图6所示；2） 将状态信号发生器的一路信号输出端与装置的任意一路遥
40、信输入端(具有SOE功能)相连，设置发生器为秒脉冲触发方式，检查遥信报文时间；3） 将状态量信号发生器的两组信号输出端与装置的任意两组遥信输入端(具有SOE功能)相连，设置发生器两组时间延时为1ms，启动信号发生器，记录装置遥信响应时间，检查装置是否正确分辨出遥信变位顺序，SOE分辨率应不大于1ms；4） 同时改变装置上100%遥信输入端的状态，检查装置是否有误发、丢失遥信现象，SOE记录是否为同一时刻，时间误差应小于1ms，试验重复5次以上；Q/GDW11202.3-2014155） 对装置的单路遥信设置防抖时间，步长1ms，范围为0ms100ms，装置不应出现漏报、误报；6） 对装置施加遥
41、测量，并产生遥测越限和遥信变位，检查装置是否为遥信变位优先传输。7.5.2.3遥控操作性能测试a） 检测目的：检测装置遥控响应时间以及遥控命令正确性。b） 检测要求：遥控动作正确率应为100%；遥控响应时间3s；遥控(选择-执行)超时时间可设置，时间范围30s120s，步长1s；超时后取消选择，并发送告警信息。c） 检测方法：1） 按拓扑图连接被测装置和检测仪器。数字式输入状态量采集检测拓扑图如图7所示，硬接点输入状态量采集检测拓扑图如图8所示；2） 模拟监控后台（数字信号发生器）进行遥控操作，检查遥控过程中选择、返校、执行各步骤的正确性。上述过程重复100次，要求遥控动作正确率为100%，同
42、时通过数字信号发生器记录遥控响应时间；3） 配置遥控超时时间，时间范围30s120s，检查遥控过程中选择、返校、执行各步骤间遥控超时时间是否为整定值。超时后取消选择，检查装置是否具备告警信息上送。7.5.2.4带时标遥测量测试a) 检测目的：检测被测装置遥测量幅值的准确度以及遥测量时标的精度。b) 检测要求：1） 幅值误差：测试电压和电流20%，40%，60%，80%，100%，120%的幅值误差。误差小于0.2%，为合格，否则为不合格；2） 时标精度误差：在波形文件的整分（零秒零毫秒）处产生一段持续时间为240ms且有效值为 A的波形，被测试设备通过DL/T860规约送出的结果应满足如下表1
43、情况：表1带时标遥测量测试表遥测变化 时标 值0 XXYY.800ms 小于 A1 XXXX.000ms A2 XXXX.240ms 小于 A3 XXXX.400ms 小于 AQ/GDW11202.3-2014164 XXXX.600ms 小于 A备注： 允许正负100ms的误差，符合此表的规律即为合格，不符合即为不合格c) 检测方法：对于SV采样值输入的被测装置，用继电保护测试仪、GPS同步时钟（B码输出）、规约测试分析软件组建，采用合并单元仿真器导入Comtrade文件的方法，Comtrade文件预存了一段持续时间为240ms且有效值为A的波形，进行测试。7.5.2.5对时精度测试a） 检
44、测目的：检测装置对时精度是否符合要求。b） 检测要求：对时精度不大于0.5ms；守时精度在失去同步时钟信号60min以内，守时误差应小于1ms。c） 检测方法：1） 检测接线如图11所示。当装置完成对时后，时间精度测试仪接收标准时间源和多功能测控装置发出的秒脉冲信号进行比较，检测出多功能测控装置的对时准确度，应小于示。当装置；2） 在装置完成对时后，断开授时电缆，装置进入守时状态，在守时60min时，检测时钟误差应小于1ms。7.6装置保护功能及性能测试7.6.1保护功能通用测试7.6.1.1保护功能配置测试a） 检测目的：检查装置的功能配置。b） 检测要求：被测装置应能满足Q/GDW766、
45、Q/GDW767中的功能配置要求。c） 检测方法：根据装置的功能配置表，核查装置保护功能配置是否与标准一致。7.6.1.2定值单的符合性测试a） 检测目的：检查装置的定值单配置。b） 检测要求：被测装置应能满足Q/GDW766、Q/GDW767中的定值单配置要求。c） 检测方法：查看装置液晶面板显示的定值清单是否与标准要求一致，查看后台软件显示的定值单是否与液晶面板一致。7.6.1.3故障简述、动作报告、故障录波格式的符合性测试a） 检测目的：检查装置的故障动作报告信息、格式以及故障录波格式是否满足标准要求。b） 检测要求：1） 被测装置动作报告应为中文简述，应能满足Q/GDW766、Q/GD
46、W 767中的保护输出报告标准格式要求；2） 装置应能记录相关保护动作信息，保留8次以上最新动作报告。每个动作报告至少应包含故障前2个周波、故障后6个周波的数据；3） 装置记录的所有录波数据应能转换为GB/T22386规定的格式。Q/GDW11202.3-201417c） 检测方法：1） 检查保护动作报告是否至少保留8次报告，查看故障录波或故障数据须至少提供故障前2个周波、故障后6个周波波形或数据；2） 打印保护动作信息报告，检查是否符合对应保护输出报告标准格式；3） 通过后台分析工具任意调出故障录波数据，检查是否能正确回放。7.6.1.4软硬压板投退及定值区切换a) 检测目的：检查装置软、硬
47、压板设置；压板投入后，装置是否能正确反应。b) 检测要求：除远方操作压板、检修压板采用硬压板外，其他压板应采用软压板，装置软硬压板功能正常。c) 检测方法：分别进行远方操作压板、检修压板、装置功能软压板、GOOSE出口软压板、SV接收软压板、远方修改定值软压板投退检查。1) 远方操作只设硬压板，远方投退压板、远方切换定值区压板、远方修改定值只设软压板，只能在装置本地操作，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，上述三个软压板功能才有效，满足远方操作的要求；2) 远方修改定值软压板投入时，装置参数、装置定值可远方修改。远方切换定值区软压板投入时，装置定值区可远
48、方切换；远方投退软压板投入时，装置功能软压板、SV接收软压板、GOOSE出口软压板方可远方投退；3) 检修压板投入时，保护装置上送带品质位信息，面板指示灯或界面应有明显显示，参数、配置文件在检修压板投入时可下装，下装时应闭锁保护；检修压板退出时，面板指示灯和界面显示恢复正常，参数、配置文件不可下装；4) 装置功能软压板投入时，模拟保护元件动作，能够监视到正确的GOOSE跳闸报文；装置功能软压板退出时，模拟保护元件动作，应该监视到正确的相应保护未跳闸的GOOSE报文；压板投退状态显示正确；5) GOOSE出口软压板投入时，模拟保护元件动作，能够监视到正确的GOOSE跳闸报文；GOOSE出口软压板
49、退出时，模拟保护元件动作，应该监视到正确的相应保护未跳闸的GOOSE报文；压板投退状态显示正确；6) SV接收软压板投入时，加入的模拟量被保护装置参与保护计算，对应的模拟量显示正确，断开对应间隔的通信接口后，保护装置报对应间隔通信异常告警报文；退保护SV接收压板时，装置应给出明确的提示确认信息，经确认后可退出压板；保护SV接收压板退出后，电流/电压显示为0，不参与逻辑运算。7.6.2110（66）kV线路保护测控集成装置7.6.2.1纵联电流差动主保护a） 检测目的：检查纵联差动逻辑、相差动电流定值动作准确度、零序差动定值动作准确度、零序差动时间、相差动时间、零序比率差动特性曲线、相电流比率差动特性曲线。Q/GDW11202.3-201418b） 检测要求：纵联差动逻辑正确。零序差动电流定值、相差动定值动作准确度误差不大于2.5%或0.01In（取其中较大者）；零序差动、相电流差动动作时间误差不大于40ms；零序比率差动特性曲线、相电流比率差动特性曲线每一点的差动电流定值动作准确度误差不大于2.5%或0.01In（取其中较大者）。c） 检测方法：启动电流定值准确度：
