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GB／T51420-2020 智能变电站工程调试及验收标准及条文说明简介：

GB/T 51420-2020《智能变电站工程调试及验收标准》是中国国家标准，该标准主要规定了智能变电站的工程调试和验收过程中的基本要求、技术内容、方法、步骤和验收标准。智能变电站是利用先进的信息通信、控制技术和自动化设备，实现对电力系统运行状态的实时监控和控制的一种现代化电力系统。

该标准主要包括以下内容：

1. 调试准备：对智能变电站的系统配置、设备配置、软件配置等进行详细规划和准备。 2. 装置调试：包括二次回路调试、远方控制功能调试、保护功能调试等。 3. 系统集成调试：包括数据采集、通信接口、控制系统等的集成调试。 4. 验收测试：对智能变电站的各项功能、性能、安全性进行综合测试，确保其满足设计要求和运行规范。 5. 调试和验收文档：记录调试过程和结果，提供给相关部门和人员进行查阅和参考。

条文说明是对标准中的具体条款进行详细解读，包括条款的目的、适用范围、技术要求、检查方法等，帮助理解和执行标准。它对于智能变电站的建设和运维具有重要的指导作用，可以确保智能变电站的高效、安全运行。

GB／T51420-2020 智能变电站工程调试及验收标准及条文说明部分内容预览：

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20min。 5.163时间 食是及精度测试

5.16.3时间同步及扩展装

守时功能测试、状态指示功能测试和告警输出功能测试DB63∕T 610-2007 民用建筑围护结构传热系数检测标准（热箱法），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，无交叉数据转发 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

流量、连接数等运行参数及运行性能应正常。 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

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，遥信响应时间不应天于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后台双机双网亢余切换功能检查，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。

5.1.3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。

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 录时间和顺序应正确

6.2.1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，导出及图形文件应符合 准，主站端加载及图形后应与变电站端信息一致，应具备安生 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。

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务在解除间隔层闭锁后可作

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

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

锁及间隔层联闭锁，根据预设的联闭锁逻辑规则依次操作设备，让 备应能正确操作，被闭锁的设备在解除电气闭锁后可操作。

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文件

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

直的名称、变比、额定参数、数据上传周期等应满足设计要求。 2PMU系统应进行通信状态及配置检查，PMU至主站通 代态应正常，通信和接入信息配置列表应满足设计要求。 3PMU系统应进行数据远传功能调试，模拟站端PMU各 信息，主站核对数据应正确无误；主站向站端PMU系统召唤 寸数据数据波形文件应显示正堂

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3725平米，四层培训中心教学楼，主站确认数据刷新、通信及各项 能均正常。

6.7电能质量监测系统

6.7.4电能质量监测系统应进行告警功能检查，检查后台系统应

6.7.4电能质量监测系统应进行告警功能检查，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DB41／T 1338-2016标准下载，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，站端在线监