酒泉超高壓輸變電公司750kV新建變電站驗收大綱PAGEPAGE4750kV變電站綜合自動化系統驗收大綱編寫：二○一○年三

綜合自動化系統驗收大綱一、綜合自動化系統驗收范圍綜合自動化系統外觀和硬件、間隔層功能、站控層功能、四遙基本功能、微機五防系統功能、GPS系統對時精度、SOE（事件順序記錄）分辨率、綜自系統網絡性能、運行操作管理、信息遠傳等多項指標的測試等。二、綜合自動化系統驗收應具備的條件1.生產廠家已按照系統的配置要求在工廠環境下完成了軟件開發、系統集成及調試工作，達到合同及相關技術規范的要求，完成了相關技術資料的編寫。且已經將預驗收測試報告和工廠驗收申請報告提交建設單位，并經工廠驗收工作組審核確認后，有正式的出廠試驗、驗收文件。2.變電站綜合自動化系統硬件設備和軟件系統現場安裝和調試工作全部結束。3.施工單位完成二次回路接線，完成安裝圖紙和資料的編制以及安裝設備的調試，相關圖紙及資料正確符合現場實際，并已提交建設單位。4.與相關調度、集控站聯系，確認各調度主站、集控站EMS/SCADA系統有關該站部分數據庫已建立、各參數設置、數據信息定義、圖形、報表、通訊方式等調試安裝完畢。各級調度主站、集控站的遠動通道已經開通，變電站自動化系統的信息已全部接入相關系統，且已完成與各級調度自動化主站系統的信息聯調工作。

5.與系統相關的輔助設備（電源、接地、防雷等）已安裝調試完畢。6.需驗收的變電站綜合自動化系統經現場調試合格，檢驗項目及結果符合檢驗條例和有關規程的規定，調試報告和測試數據完整。項目施工單位已經將現場驗收申請報告提交項目建設單位。7.生產廠家已完成對使用單位的技術培訓。項目施工單位已會同生產廠家共同完成現場驗收大綱的編寫工作，項目現場驗收大綱已由現場驗收組織部門審核并確認。三、綜合自動化系統驗收依據GB/T2887-1989

《計算站場地技術條件》GB9361-88

《計算機場地安全要求》GB/T13850-1998

《交流電量轉換為模擬量或數字信號的電測量變送器》GB/T15153-94

《遠動設備及系統工作條件

環境條件和電源》GB/T13729-1992

《遠動終端通用技術條件》GB/T13730-1992

地區電網數據采集與監控系統通用技術條件》GB/T15532-1995

《計算機軟件單元測試》GB/T16435.1-1996

《遠動設備及系統接口(電氣特性)》GB/T17626

《電磁兼容試驗和測量技術》GB50171-92

《電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路結線施工及驗收規范》GB50217-94

《電力工程電纜設計規范》DL5002-1991

《地區電網調度自動化設計技術規程》DL5003-1991

《電力系統調度自動化設計技術規程》DL/T621-1997

《交流電氣裝置的接地》DL/T630-1997

《交流采樣遠動終端技術條件》DL/T634-1997

《基本遠動任務配套標準》DL/T667-1999

《遠動設備及系統第5部分第103篇繼電保護設備信息接口配套標準》DL/T5149-2001

《220~500kV變電所計算機監測系統設計技術規程》DL/T5136-2001

《火力發電廠、變電所二次線設計技術規定》DL/Z713-2000

《500kV變電所保護和控制設備抗擾度要求》IEC60870

《遠動設備及系統》IEC61850《變電站通信網絡及系統》《電網與電廠自動化系統及調度數據網絡安全防護規定》(國家經濟貿易委員會第30號令,2002年5月)《電力二次系統安全防護規定》（國家電力監管委員會第5號令）四、綜合自動化系統驗收要求（一）被驗收單位準備的資料1.變電站綜合自動化系統設計說明書、圖紙、操作維護手冊等。2.在安裝及調整中已校正的設計資料（竣工原理圖、竣工安裝圖、技術說明書、電纜清冊、綜合自動化網絡結構圖等）。3.生產廠家提供的技術資料（說明書、合格證明和出廠試驗報告等），設備的專用檢驗和規程（包括綜合自動化系統通訊采用的各種規約、協議等）。4.現場調試報告,符合實際情況的現場安裝接線圖、原理圖和現場調試、測試記錄。綜合自動化系統網絡配置完成后，系統網絡各個串行口、網絡口、通訊協議轉換裝置（保護管理機、前置機、網絡交換機）的通訊參數，包括通訊方式、通訊波特率、校驗方式、通訊規約、對應的站號等。5.變電綜合自動化系統設備清單。6.變電站綜合自動化系統采購合同和相應的技術協議書、會議紀要等。7.各項管理制度、運行管理規程、人員培訓記錄和結果。8.試制或改造的自動化設備應有經批準的試制報告或設備改進報告。9.相關機構間使用的變更通知單和整定通知單。10.軟件資料，如程序框圖、文本及說明書、軟件介質、系統備份介質及軟件維護記錄簿等（包括操作系統安裝軟件、數據庫安裝軟件、應用系統安裝軟件、應用系統變更說明、應用軟件目錄結構說明等）。（二）現場驗收的準備工作1.項目現場驗收組織部門在驗收前批準現場驗收申請報告，并組建現場驗收工作組。2.變電站施工現場已清理，場內無雜物，符合文明生產條件，新設備名稱及雙重編號標志清楚，經調度核對無誤。3.待驗收設備應做好安全遮欄和懸掛標志牌。嚴格遵守《電業安全工作規程》等有關規章制度，必須采取各項可靠措施，嚴防事故發生。4.現場驗收工作組在驗收前組織有關人員審查竣工圖紙、安裝、調試報告和驗收大綱，大綱應符合自動化廠家的說明書和有關技術資料的要求，以及變電站自動化設計的有關規程、技術標準。5.驗收前應確認驗收大綱，制定驗收步驟、方法和測試要求與標準。驗收項目、內容不得遺漏，并將驗收大綱等有關資料發給相關調度主站的有關人員認真學習，做到心中有數。6.驗收前一天，項目施工單位應把設備的安裝情況向建設單位值班人員交底，并按工作票要求寫好操作票，進行一次預演習以確保操作正確無誤。防止操作錯誤造成設備損壞。7.現場驗收工作組在驗收前應組織有關人員對設備及場地進行一次全面檢查，確保新設備金屬外殼接地良好，新安裝或已更換的電氣設備用途標志清楚。8.驗收期間，必須保證各級通訊通道、遠動自動化通道、保護通道質量可靠、運行正常。（三）驗收工作程序1.了解變電站綜合自動化系統的安裝和調試工作情況，現場驗收工作組召集施工單位、制造單位按照驗收大綱內容組織驗收。驗收工作組成員聽取被驗收單位對變電站綜合自動化系統安裝和調試情況介紹，并進行實地查看。2.核查設備情況，根據合同及廠家所應提供的設備清單進行設備、備品備件、專用測試儀器和工具的核查。

3.變電綜合自動化系統基本性能的測試，現場驗收工作組按照驗收大綱所列測試內容進行逐項測試、逐項記錄、逐項簽字通過（根據本規程中基本性能測試項目進行）。驗收的順序安排要盡量減少不必要的重復試驗，有的項目可以結合交叉進行，一般按遙測、遙控（遙調）、遙信順序進行，對中央信號的驗收應放在遙控調試之前，因遙控和保護動作等與中央信號有關，開關位置與其他遙控對象的狀態遙信可以結合遙控驗收一并進行，繼電保護和自動裝置動作遙信應在遙控驗收合格后單獨進行。所有項目的試驗均應重復做一次以上，其所有響應要正確無誤，當達不到要求時，應按預定試驗次數重新做試驗，且每次動作均應正確無誤，否則判斷為驗收項目不合格。4.變電站綜合自動化系統各項技術文件的審查。5.變電站人員培訓、技術裝備、生產準備情況檢查。變電站綜合自動化基本功能、指標應符合《地區電網調度自動化系統實用化驗收細則》。6.施工單位在按期完成、處理驗收提出的問題后，驗收工作組重新驗收，并確認無遺留問題后填寫驗收報告。7.測試完成后，由測試及資料審查小組完成測試報告和資料審查報告，驗收工作組編寫驗收報告，并報領導小組討論審核現場驗收報告。驗收領導小組根據被驗收單位的系統介紹、現場檢查和聽取測試小組及資料小組的工作匯報，進行綜合評審，提出評審意見，形成驗收結論，驗收結論必須經驗收啟動領導小組組長簽字后，方可生效。五、綜合自動化系統驗收內容及要求（一）硬件檢查

硬件檢查的對象包括站控層設備、間隔層設備、網絡設備及輔助設備。內容及要求如下：1.機柜、計算機設備的外觀檢查。（1）綜合自動化裝置的各種屏、柜安裝牢固，屏、柜上的各種元件、裝置安裝整齊、標識清楚。屏、柜門開啟靈活。（2）各裝置功能板的插入位置與圖相符，插入位置正確無誤，無松動現象，接觸良好。（3）各種配線整齊、清晰導線絕緣良好無損傷，無任意歪斜、交叉連接。（4）各種電纜水平、垂直有規律配置并固定牢固，不應使所接的端子板受到機械應力,各種線纜需套套管（不包括光纜）。通訊線纜需于強電電纜分開布線。2.變電站自動化系統所有設備的銘牌檢查。3.現場與機柜的接口檢查，包括：（1）檢查電纜屏蔽線接地良好，屏柜和裝置是否可靠接地。（2）檢查接線正確。（3）檢查端子編號正確。（4）端子連接正確牢靠，布線整齊。（5）檢查電纜編號正確，字跡清晰，不易褪色。（包括二次控制電纜、監控網絡電纜、通訊光纜等）。（6）通訊電纜和裝置是否安要求正確連接相互串聯。（不能有星型分叉連接）。（7）交直流是否共用同一根電纜，電纜截面是否符合規定。（8）電壓測控屏電壓互感器端子熔絲接通良好。（9）檢查電流互感器回路負載符合要求。（10）檢查圖紙是否正確（圖紙本身，圖紙和實物是否一致），二次接線修改后，必須在圖上標明，另外也應在廠家的白圖上標明。（11）檢查各出口、功能壓板、電源空開、電氣開關把手接觸良好，標識清楚。4.遙信正確性檢查，包括：（1）檢查斷路器、隔離開關變位正確。（2）檢查設備信號狀態變位正確。5.遙測正確性檢查，包括：測量電壓互感器二次回路精度和線性。（1）電壓100%、80%、50%、10%、0量程和精度檢查。（2）電流100%、80%、50%、10%、0量程和精度檢查。（3）有功功率100%、80%、50%、10%、0量程和精度檢查。（4）無功功率100%、80%、50%、10%、0量程和精度檢查。（5）頻率100%、80%、50%、10%、0量程和精度檢查。（6）功角100%、80%、50%、10%、0量程和精度檢查（視實際情況而定）。（7）非電量變送器100%、80%、50%、10%、0量程和精度檢查。6.UPS裝置功能檢查交流電源失壓，UPS電源0秒自動切換至直流功能檢查。切換時間測量。故障告警信號檢查。交流旁路投入，電源同步性檢查。7.監控單元網絡冗余功能檢查監控單元任何網絡故障，監控單元仍能正常運行。監控單元網絡恢復正常，監控單元自動恢復工作檢查。8.GPS對時功能檢查，包括主時鐘及擴展單元各類輸出信號技術指標試驗。時間保持單元技術指標試驗。故障報警功能試驗。切換功能試驗。需授時裝備對時精度試驗。（二）系統功能測試1、間隔層功能驗收

間隔層功能驗收主要包括但不限于下列驗收測試項目：（1）數據采集和處理，包括：檢查各裝置地址是否符合要求，通訊接口接線是否符合規范檢查外觀無異常，小鍵盤操作靈活，感覺良好，顯示屏上各種顯示正確無誤核對各裝置的運行時鐘的正確性開關量和模擬量的掃描周期檢查。開關量防抖動功能檢查。模擬量的濾波功能檢查。模擬量和越死區上報功能檢查。脈沖量的計數功能檢查。BCD解碼功能檢查。開關量輸入應經光電隔離或繼電器重動。開關量輸入在隔離前應采用強電（110VDC及以上）。斷路器和刀閘狀態的監視，重要斷路器和刀閘應采用雙位置輔助接點。①檢查實際接線。

②檢查斷路器和刀閘狀態的變化。

③檢測開關量輸入狀態的正確性。（2）與站控層通信應正常測控單元與站控層通信應正常，異常時測控單元告警信號檢查。（3）斷路器同期功能檢查，包括：電壓差、相角差、頻率差均在設定范圍內，斷路器同期功能檢查。相角差、頻率差均在設定范圍內，但電壓差超出設定范圍斷路器同期功能檢查。電壓差、頻率差均在設定范圍內，但相角差超出設定范圍斷路器同期功能檢查。電壓差、相角差均在設定范圍內，但頻率差超出設定范圍斷路器同期功能檢查。斷路器同期解鎖功能檢查。（4）測控單元面板功能檢查，包括:斷路器或隔離開關就地控制功能檢查。監控面板開關及隔離開關狀態監視功能檢查。監控面板遙測正確性檢查。監控面板定值輸入檢查監控面板輸入權限密碼核定在裝置液晶上檢查遙信開入顯示與外部相應的狀態量輸入是否一致。（5）監控單元自診斷功能檢查輸入/輸出單元故障診斷功能檢查。處理單元故障診斷功能檢查。電源故障診斷功能檢查。通信單元故障診斷功能檢查。（6）開關量輸入的內容

，通過人機界面檢查采集的開關量內容。保護和自動裝置動作信號。斷路器和刀閘的狀態。主變分接頭位置。遠方/就地控制。主變本體保護和輔助設備。斷路器機構和輔助設備狀態。直流系統。變電站大門等防盜安全信號。消防系統報警信號。

通過人機界面檢查采集的開關量內容。（7）

模擬量的內容

，通過人機界面檢查采集的模擬量內容。①10-330KV線路：單相電流、三相有功功率、三相無功功率、三相有功電度、三相無功電度。②10-330KV母線：各段母線線電壓、相電壓。

③主變：高、中、低壓側相電流、三相有功功率、三相無功功率、各側有功電度、無功電度、主變油溫。

④電容器、濾波器：相電流、三相無功功率。

⑤站用變：低壓側各段電壓、電流、有功功率、有功電度。

⑥直流系統：直流電壓、充電電流、控制母線電壓、合閘母線電壓。

⑦系統頻率、線路功率因數、消弧線圈檔位、環境溫度等。

2.站控層功能驗收站控層功能驗收主要包括但不限于下列驗收測試項目：

（1）操作控制權切換功能，包括：操作權切換到遠方，站控層的操作員工作站控制無效，并告警提示。控制權切換到站控層，遠方控制無效。控制權切換到就地，站控層的操作員工作站控制無效，并告警提示（2）與各級調度通信（包括專線通道和網絡通道通信），包括：遙信正確性和傳輸時間檢查。遙測正確性和傳輸時間檢查。主備遠動工作站數據庫同步性檢查。遠動工作站初始化期間數據傳送檢查。遠動工作站遙信變位歷史記錄檢查。斷路器、刀閘遙控功能檢查。主變壓器分接頭升降檢查（針對有載調壓變壓器）。通信故障，站控層設備工作狀態檢查。

與調度通信接口要求至少有兩個通信接口，通信協議符合國標或部標。

通過人機界面操作檢查

通道監視，顯示通道狀態數據。切換功能檢查

，主備通道可以自動、手動切換。通過人機界面操作檢查網絡、模擬通道故障報警并記錄。

雙機切換試驗，人工手動切換、雙機自動切換。

按雙機切換測試程序進行試驗，記錄從切換操作開始到備用機正常工作的時間，切換時間≤20s。

（3）電壓無功控制功能。電壓在目標范圍內，電抗器和電容器投切、主變壓器分接頭調節功能檢查。電壓高于/低于目標值，電抗器和電容器投切、主變壓器分接頭調節功能檢查。電壓高于/低于合格值，電抗器和電容器投切、主變壓器分接頭調節功能檢查。電壓無功控制投入和切除，閉環控制、開環控制功能檢查。

通過人機界面進行控制方式的切換并檢測。斷路器處于斷開狀態，閉鎖電壓控制功能檢查。主變壓器分接頭退出調節，電抗器和電容器協調控制功能檢查。電壓無功控制對象操作時間、次數、間隔等統計功能檢查。通過調度（監控）中心、本地人機界面電壓和無功優化控制權限的設定。

對于開環控制方式還應具有就地控制或遠方控制。

通過人機界面進行控制權限的切換。

電壓和無功優化控制的有關參數設定

，變壓器分接頭調整應具有發生滑檔、卡檔等設備故障時的應急處理措施。為避免閉環控制方式時，頻繁對設備進行調整，必須考慮設置調節死區、最小調整間隔時間（可整定）和日最多調整次數。

通過人機界面可進行最大調整時間、調節死區、最小調整間隔時間的設定。電壓及無功調節過程的閉鎖

發生下列情況時，應閉鎖電壓及無功的綜合控制功能。①在系統故障引起保護及重合閘動作等情況下。

②分接頭及電容器組故障時。③變電站層和間隔層通訊故障時，

通過人機界面模擬閉鎖情況。④設備處于故障或檢修閉鎖電壓控制功能檢查。（4）遙控及斷路器、隔離開關、主變中性電開關、主變分接頭控制和順控閉鎖。對可控開關進行遙控操作，觀察被控開關與畫面操作對象、操作性質（分、合）是否一致，有無誤動、拒動、連動現象。遙控斷路器，測量從開始操作到狀態變位在CRT正確顯示所需要的時間。通過人機界面進行各項操作，并用高精度秒表測量響應時間，通過遠方/就地開關的切換，確認對斷路器和刀閘進行操作的權限。

斷路器分合。電動刀閘分合。

分接頭開關操作。保護的軟壓板投退選擇。各種操作的允許/閉鎖。當地/遠方控制選擇。報警確認與復歸。合上斷路器，相關的隔離開關和接地開關閉鎖功能檢查。合上隔離開關，相關接地開關閉鎖功能檢查。合上接地開關，相關隔離開關閉鎖功能檢查。合上母線接地開關，相關的母線隔離開關閉鎖功能檢查。模擬線路電壓，相關的線路接地開關閉鎖功能檢查。設置虛擬檢修掛牌，相關的隔離開關閉鎖功能檢查。主變壓器聯閉鎖功能檢查。聯閉鎖解鎖功能檢查。遠方復歸功能檢查。遙控雙機監督功能檢查。對斷路器和刀閘的操作，應有嚴格的操作返校措施和退出執行功能，必須核對操作密碼，密碼錯誤時，停止操作過程。預操作返校出錯時不能操作。遙控操作時發生改變站內運行方式的開關變位，自動退出遙控操作進程。操作失敗（如：超時、出錯等）報警并退出遙控進程。（5）畫面生成和管理：在線檢修和生成靜態畫面功能檢查。在線增加和刪除動態數據功能檢查。站控層工作站畫面一致性管理功能檢查。畫面調用方式和調用時間檢查。畫面硬拷貝功能檢查。檢查定義的歷史曲線和實時畫面。（6）事件、模擬量報警管理當模擬遙測越限和開關、遙信變位在畫面上觀察有無報警提示如：報警窗給出對應的報警信息、對應圖符閃爍、打印機打印報警信息等，觀察事故總發生時相關的事故畫面、音響報警、事故記錄和追憶功能是否符合要求。檢查報警記錄中的查找、記錄和打印功能。音響（事故/預告兩種）。閃光報警。語言報警。畫面漢字提示。事故自動推出相應畫面。報警的確認可選擇自動確認或手動確認，自動確認時間可調。報警確認前和確認后，報警閃爍和閃爍停止功能檢查。設備事故告警和預告及自動化系統告警分類功能檢查。告警解除功能檢查。事故報警和預告報警的分層、分級、分類處理功能檢查。測量量越復限

所采集的模擬量都必須進行越/復限比較，每點模擬量可設置高高限、高限、低限、低低限和變化梯度限值，并應有一越/復限死區，以避免頻繁報警，各種限值和死區值可進行修改。

通過人機界面修改模擬量的越/復限值，測量限值的正確性，觀察越/復限后的報警情況。音響動作和打印機輸出情況。檢查事故總信號、預告總信號的遙信，光字牌遙信是否正確、可靠，畫面提示全面完整，光字掉牌未復歸符合設計要求、運行習慣，復歸后的設備狀態。（7）事故追憶：事故追憶不同觸發信號功能檢查。故障前1s和故障后5s時間段，模擬量追憶功能檢查。事故追憶的時間跨度和時間間隔的設定功能檢查。（8）在線計算和記錄：檢查電壓合格率、變壓器負荷率、全站負荷率、站用電率、電量平衡率。檢查變壓器主要設備動作次數統計記錄。電量分時統計記錄功能檢查。電壓、有功、無功年月日最大、最小值記錄功能檢查。（9）歷史數據記錄管理：歷史數據庫內容和時間記錄順序、打印功能檢查。歷史事件庫內容和時間記錄順序、打印功能檢查。（10）打印管理：事故打印和SOE打印功能檢查。操作打印功能檢查。定時打印功能檢查。召喚打印功能檢查。（11）與第三方設備的通信：與數據通信交換網數據通信功能檢查。與保護管理機數據交換功能檢查。與保護管理機、UPS、直流電源監控系統、電能表通信傳送數據功能檢查。（12）保護裝置復歸、定值、軟壓板遠方調閱測試：顯示、打印保護定值報告，并與保護定值整定單核對，項目應完整。進行保護定值測試，實測遠方調閱保護定值誤差應≤0.5%。進行保護軟壓板檢查。進行保護裝置遠方復歸檢查。保護信號能在遠方調度（或監控）中心進行信號復歸。（13）保護信息的傳送：保護實時信息的上調動能。保護動作事件信息的及時上傳功能（soe和變位）。保護動作信息至少應包括：故障類型、故障相別、保護動作情況、跳閘時間、重合閘時間及故障前一個周波至故障后二個周波的實時數據等。保護裝置故障信號、保護裝置直流消失信號，應能就地顯示，并能主動上送后臺或遠方調度（監控）。保護裝置內部故障的自檢能力、范圍及故障定位水平、檢測出故障后閉鎖相應保護的功能、自檢信息的傳送、顯示。（14）系統自診斷和自恢復：主用操作員工作站故障，備用操作員工作站自動診斷告警和切換功能檢查，切換時間測量。前置機（主機、備用機）切換功能檢查，切換時間測量。冗余的通信網絡或HUB故障，系統自動診斷告警和切換功能檢查。站控層和間隔層通信中斷，系統自動診斷和告警功能檢查（15）人機界面：通過鼠標和鍵盤調用監控系統提供的各種畫面和圖表，觀察是否顯示所對應的畫面；對畫面進行放大、縮小、漫游、前后頁調用等，調出電氣主接線圖畫面或有關畫面，觀察畫面顯示的遙測數據、斷路器位置、信號狀態等是否正確，與實際是否相一致。①人機界面一般要求

簡便的畫面調用，響應速度快，畫面調用時間不大于2秒。方便地啟動打印。直觀地修改參數。控制操作簡便，靈活，可靠。漢化技術檢查不同職責人員有不同的安全權限。操作權限檢查測量畫面調用時間。畫面分區：標題區、過程畫面區、提示信息區、報警信息區檢查實時數據刷新周期檢查。

多窗口技術檢查。畫面的縮放、漫游檢查等。復雜畫面分層顯示檢查。

畫面

操作功能檢查。②畫面信息內容檢查

具有但并不限于下列信息各類菜單及索引。電氣接線圖及參數。報警及提示畫面。事件順序記錄。越限記錄。各類狀態記錄。操作過程監視及記錄。各種定值和參數。設備工況及參數。基本報表。

從人機界面上調用檢查。③參數修改功能檢查

：有一定權限人員才能修改。

a）檢查參數修改權限。

b）檢查各類參數修改。參數修改至少包括：

a）斷路器、變壓器等參數。

b）模擬量整定值（變比、限值等）。

c）繼電保護定值。

d）脈沖電度初值。

e）電度分時計費的時段。

f）檢查參數修改權限。

g）檢查各類參數修改。

h）系統時鐘。

i）各種密碼。

j）自動化系統參數。

k）

數據庫和圖。④圖、表、各類數據庫的生成與修改功能檢查

：圖形報表曲線實時數據庫歷史數據庫檢查動態數據鏈接修改。

⑤統計功能檢查

：斷路器故障動作次數。斷路器的正常操作次數。主變分接開關動作次數。變壓器停運時間。電能量分時累加。電容器投切。設備故障。電壓合格率。功率因數合格率。統計計算公式修改。⑥通過人機界面檢查預告信號內容：電氣設備告警、故障信息。電源故障。操作失敗。模擬量越限。開關量輸入變位。綜合自動化系統異常。自動化系統接口故障。

⑦事件順序記錄（soe）內容檢查

：斷路器變位。繼電保護保護動作/返回信號。

（三）系統性能測試變電站自動化系統的性能試驗的前提必須建立在系統的可用率、可操作性、可維護性和穩定性均滿足相應要求的前提下進行。性能指標驗收主要包括但不限于下列驗收測試項目：1.站控層性能驗收站控層性能試驗驗收項目：站控層系統可用率。動態畫面響應時間。畫面實時數據刷新周期。變電站遙信變位到操作員工作站顯示。變電站遙信變化至上送到調度端的時間滿足調度要求。變電站遙測變化到操作員工作站顯示。變電站遙測值變化至上送到調度端的時間滿足調度要求。從操作員工作站發出操作指令到現場變位信號返回總時間響應。從遙信變位至遠動通信裝置或計算機通信網關向遠方調度發出報文的延遲時間。從遙測輸入突變至遠動通信裝置或計算機通信網關向遠方調度發出報文的延遲時間。遙控執行成功率檢查。雙機切換到系統功能恢復正常時間檢查。網絡切換時間檢查。冗余的MODEM切換時間檢查。全站SOE分辨率檢查。雪崩處理能力測試。主計算機的CPU正常負荷和事故負荷率檢查。GPS對時精度檢查。2.間隔層性能驗收間隔層設備性能試驗驗收項目：交流采樣測量誤差。確定模擬量精度應測試自模擬量通道輸入信號（CT、PT的二次側）到人機界面的顯示的總誤差。測量量精度測試時采用高精度的數字表在模擬量通道輸入端（CT、PT的二次側）測量并和人機界面的顯示進行比較，計算誤差。進行精度測試時，應用外加信號進行測試。但對于變化較慢的參數，也可采用運行時的實際信號進行測試。

定間隔后（一般不少于24小時），再記錄被測電度量的電能表讀數（D2）和系統的測量讀數（d2），然后通過計算，確認精度。直流采樣模數轉換分辨率檢查。模擬量死區整定值檢查。CPU正常負荷率和事故負荷率檢查。GPS對時精度檢查。3.網絡性能驗收網絡性能指標驗收項目為網絡通信負荷率。單、雙網故障后自動切換檢查4.網絡二次安全防護裝置檢查檢查二次安全防護裝置安全策略。（四）性能指標要求系統性能指標要求如下：1.測控裝置模擬量量程裕度

≥20％2.模擬量測量綜合誤差

≤0.5%3.電網頻率測量誤差≤0.0054.站內事件順序記錄分辨率（SOE）≤2ms5.遙測信息響應時間（從I/O輸入端至后臺機出口）≤3s6.遙信變化響應時間（從I/O輸入端至后臺機出口）≤2s7.控制命令從生成到輸出的時≤1s8.畫面實時數據更新周期（模擬量）≤3s9.畫面實時數據更新周期（開關量）≤2s10.控制操作正確率=100%11.遙控動作成功率

≥99.99%12.遙測合格率≥98%13.事故時遙信年正確動作率≥99%14.系統可用率

≥99.8%15.系統平均無故障間隔時間（MTBF）≥20000h16.間隔層測控單元平均無故障間隔時間

≥40000h17.各工作站CPU平均負荷率：正常時（任意30min內）≤30%電力系統故障時（10s內）≤50%18.自動化系統網絡平均負荷率：正常時（任意30min內）≤30%電力系統故障時（10s內）≤50%19.模數轉換分率

≥14位20.間隔層設備GPS對時精度≤1ms21.非電氣量變送器輸出4-20mA或0-5V22.歷史曲線采樣間隔1-30min，可調歷史曲線日報，月報儲存時間≥1年23.事故追憶事故前：5幀

事故后：10幀（五）系統穩定性測試

變電站自動化系統的穩定性測試內容為連續通電測試，連續通電測試時間不小于72小時。系統穩定性測試并應遵循下列原則：1.穩定試驗運行期間，未經驗收工作組同意，生產廠家對外圍設備不應有任何調整。

2.無驗收工作組的事先同意，不能修改程序或進行系統維護。

3.有故障的設備將用備件代替，故障單元運行時間應該被扣除。

4.除非建設單位進行切換試驗，試驗期間不應有切換發生。

5.如果由于