第一篇：陕西省电力公司智能变电站现场验收规范(试行)
陕西省电力公司智能变电站继电保护验收规范（试行）适用范围
本规范对陕西省电力公司智能变电站继电保护及相关设备验收的基本原则、组织管理、验收内容、验收标准、验收流程提出了明确要求。
本规范适用于陕西省电力公司110kV及以上电压等级智能变电站新建、改（扩）建和技术改造项目的继电保护验收工作。110kV以下的智能变电站可参照执行。规范性引用文件
下列文件对于本标准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，其最新版本适用于本标准。
DL/Z860.1-2004 变电站通信网络与系统
DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 Q/GDW 394-2009 330～750kV智能变电站设计规范 Q/GDW 396-2009 IEC-61850工程继电保护应用模型 Q/GDW 383-2010 智能变电站技术导则
Q/GDW 393-2010 110（66）kV～220kV智能变电站设计规范 Q/GDW 410-2010 高压设备智能化技术导则 Q/GDW 426-2010 智能变电站合并单元技术规范 Q/GDW 428-2010 智能变电站智能终端技术规范 Q/GDW 429-2010 智能变电站网络交换机技术规范 Q/GDW 430-2010 智能变电站智能控制柜技术规范
Q/GDW 431-2010 智能变电站自动化系统现场调试导则
Q/GDW 441-2010 智能变电站继电保护技术规范
西电调字〔2011〕19号《750千伏洛川变电站继电保护运行管理若干规定》 西电调字〔2011〕103号《西北网调直调继电保护设备命名规定》
陕电调〔2011〕44号 《陕西省电力公司智能变电站继电保护运行管理规定（试行）》 3 术语和定义 3.1 现场验收
现场验收是设备现场安装调试完毕后，由安装调试单位申请，并由现场验收组织部门组织相关单位进行的启动投运前验收。
3.2 互操作测试
针对基于智能变电站智能设备进行的模型测试、文档检测以及保护、测控装置的互操作功能测试。
3.3 缺陷
在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，影响设备安全稳定运行的问题。
3.4 偏差
在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议、相关规范所列基本功能和性能指标要求，但不影响设备稳定运行，可通过简易修改补充得以纠正的问题。验收必备条件 4.1 验收工作开始前，应具备以下资料：
a)设备安装、调试记录草录；
b)c)d)设备厂家资料（含安装、使用说明书、出厂检验报告等）； 与实际相符的竣工图和设计变更文件； 施工单位的自检报告和验收申请表。
4.2 工程安装调试工作全部结束，施工单位已经自验合格，自查缺陷消除完毕。
4.3 继电保护装置及相关设备的测试、试验已经完成，施工单位出具试验报告草录。4.4 待验收设备已在现场完成安装调试。4.5 完成全站配置文件SCD现场集成。4.6 IED能力描述文件ICD完成现场检验。
4.7 安装调试单位已提交现场验收申请报告及调试报告。4.8 验收单位完成现场验收方案编制及审核。5 验收组织管理及要求
5.1 工程管理单位负责组织工程设计、安装调试，运行维护单位进行工程验收，并建立工程设计、安装调试质量追溯制度，完善工程后续管理措施。
5.2 运行维护单位应在验收前成立验收工作组，验收工作组设测试组和资料审查组。
5.3 验收工作组编制整体验收方案，并在验收测试工作结束后完成验收测试报告的编制、上报、审批、归档。
5.4 现场验收的时间应根据现场验收方案的工作量决定，原则上330kV及以上智能变电站现场验收的时间应至少在启动投运前30个工作日进行，110kV智能变电站现场验收的时间应至少在启动投运前20个工作日进行，改造项目的现场验收需按照工程进度安排进行各阶段验收，验收时间由验收工作组根据验收方案的工作量决定。
5.5 验收过程中，应合理安排工程调试、投产验收工期，验收试验项目齐全、完整，对发现的缺陷应及时处理，确保无缺陷投运。
5.6 对于新建智能变电站可提前介入工程安装调试工作，严格按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》的相关要求，对继电保护装置、二次回路进行整组测试，重视对电流/电压互感器、断路器、隔离开关、光纤（高频）通道等二次回路的验收检验。
5.7 新设备投产前，工程管理单位应组织新设备投产交底，向运行维护单位移交与现场投产设备相一致的图纸、保护装置技术资料、调试报告、备品备件和专用试验仪器工具等；新设备投产后1个月内，工程管理单位向运行维护单位提交纸质和电子版竣工图纸。
5.8 对设备验收中存在的问题和缺陷各验收单位以书面上报工程主管单位，工程主管单位将各缺陷单交施工单位进行核对、消缺，施工单位需对全部缺陷处理结果进行书面回复，消缺回复由工程主管单位移交各验收单位，工程主管单位组织对消缺情况进行复验。5.9 验收中应按照验收方案所列测试内容进行，详细流程见附录A。5.10 验收依据
a)上级颁发的规程、规范、标准及经过批准的本单位制订的实施细则；
b)施工图及设计变更文件；
c)国家或部颁有关工艺规程、质量标准； d)施工合同或有关技术协议。
5.11 现场测试过程不允许采取抽测方式，必须采用逐点全部测试方式，现场验收测试项目应至少包括第8节内容。
5.12 现场验收报告由验收工作组制定，应包含以下内容：
a)现场验收方案； b)现场验收测试记录及分析报告；
c)现场验收遗留问题备忘录（应包含现象描述、解决方案和预计解决时间）；
d)现场验收结论。
5.13 现场验收达到以下要求时，可认为现场验收合格： a)文件及资料齐全；
b)所有软、硬件设备的型号、数量、配置符合技术协议要求； c)现场验收结果必须满足本规范要求，无影响运行的缺陷。6 文件及资料验收
6.1 设备硬件清单及系统配置参数。
6.2 设备说明书。
6.3 IED能力描述文件ICD、全站配置文件SCD。6.4 全站MMS、GOOSE、SV网络通信配置表。6.5 交换机VLAN配置表。
6.6 设备现场安装调试报告（包括现场设备维护、升级记录表）。
6.7 竣工草图(包括GOOSE配置图、二次逻辑回路图等)。
6.8 现场验收申请报告。7 屏柜及接线验收
7.1 待验收设备数量清单，型号及外观验收。
设备型号、外观、数量需满足技术协议所列的设备清单。
7.2 设备铭牌及标示验收。
a)设备铭牌及标示应齐全、清晰、正确；
b)电流（电压）互感器极性、额定电流、准确级等标示正确、清晰。7.3 屏柜验收。
a)屏柜内螺丝紧固，无机械损伤，无电弧烧伤现象；检修压板解除是否良好；
b)保护装置各部件固定及装置外形检查：应固定端正，无松动、损坏及变形等现象； c)屏柜内小开关、电源小刀闸、空开电气接触良好；切换开关、按钮、键盘操作灵活； d)屏内各独立装置、继电器、切换把手和压板标识正确齐全，且其外观无损坏；
e)保护装置各插件上的元器件外观检查：印制电路应无损伤或变形，连线连接良好，各插件上元器件焊接良好，芯片接触可靠，各插件上变换器、继电器固定良好； f)屏柜二次电缆接线正确；
g)端子接触良好、编号清晰、正确；
h)装置背面接地端子接地可靠，接地铜牌、接地线符合要求。
7.4 智能控制柜验收。
a)智能控制柜应装有100mm2 截面的铜接地铜排（缆），并与柜体绝缘；接地铜排（缆）末端应装好可靠的压接式端子，以备接到变电站的接地网上；柜体应循环通风良好；
b)控制柜内设备的安排及端子排的布置，应保证各套保护的独立性，在一套保护检修时不影响其他任何一套保护系统的正常运行； c)控制柜应具备温度、湿度的采集、调节功能，并可通过智能终端GOOSE 接口上送温度、湿度信息；
d)控制柜应能满足GB/T 18663.3 变电站户外防电。7.5 电缆、光纤、光纤配线架、网线验收。
a)电缆屏蔽线接地良好； b)尾纤、光缆、网线应有明确、唯一的名称，应注明两端设备、端口名称；
c)尾纤的连接应完整且预留一定长度，多余的部分应采用弧形缠绕。尾纤在屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），不得承受较大外力的挤压或牵引； d)尾纤不应存在弯折、窝折现象，不应承受任何外重，不应与电缆共同绑扎，尾纤表皮应完好无损； e)尾纤接头应干净无异物，连接应可靠，不应有松动现象；
f)光纤配线架中备用的及未使用的光纤端口、尾纤应带防尘帽；
g)网线的连接应完整且预留一定长度，不得承受较大外力的挤压或牵引。8 配置文件验收 8.1 装置ICD文件验收。8.1.1 模型测试：
站控层、间隔层和过程层访问点（AccessPoint）健全，文件中逻辑设备、逻辑节点和数据集等参数符合Q/GDW 396-2009 《IEC 61850 工程继电保护应用模型》标准。
8.1.2 ICD文件与装置一致性检查：
核对ICD文件中描述中的出口压板数量、名称，开入描述应与设备说明书一致，与设计图纸相符。
8.1.3 ICD文件中站控层信息应与装置提供服务一致。8.2 SCD文件验收。
8.2.1 SCD文件应视同常规变电站竣工图纸,统一由现场调试单位提供。8.2.2 系统 SCD文件合法性静态检测。
8.2.3 检查VLAN-ID、VLAN优先级等配置应与设计图纸相符。
8.2.4 检查报告控制块和日志控制块使能数应满足正常运行要求。
8.2.5 检测SCD文件中使用的ICD模型应与装置厂家提供的ICD文件一致。
8.2.6 检查SCD文件包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。8.3 二次系统虚端子验收。
8.3.1 检查SCD文件中的虚端子连接应与设计图纸一致。8.3.2 检查SCD文件中信息命名应与装置显示及图纸一致。9 过程层设备验收
9.1 合并单元
9.1.1 采样值报文格式检查。
a)报文格式应符合国网支持通道可配置的扩展IEC 60044-8和IEC61850-9-2协议格式； b)报文中采样值发送通道顺序应与SCD文件中配置相同。9.1.2 采样报文通道延时测试，包括MU级联条件下的测试。9.1.3 采样值同步性能检验
a)合并单元输出的采样同步误差不大于±1μs；
b)守时误差不大于±4μs；
c)采样值发送间隔离散度不大于250±10μs； d)失步再同步功能测试不大于250±20μs。9.1.4 同步异常告警检查。
a)外时间同步信号丢失GOOSE告警报文检查； b)合并单元失步GOOSE告警报文检查；
c)同步异常时合并单元1PPS告警指示灯指示检查。9.1.5 采样值状态字测试。
a)同步/失步时，检测合并单元发送的采样值数据同步指示位应指示正确；
b)投入检修压板，检测合并单元发送的采样值数据检修指示位应指示正确；
c)检验采样环节出现故障后，与故障相关的采样值数据有效位应正确指示采样值状态。9.1.6 丢帧检查。
9.1.7 采样数据准确度检验。
9.1.8 计量相关参数安全防护功能检查。
9.1.9 装置电源功能检验。
合并单元电源中断与恢复过程中，采样值不误输出。9.1.10 装置接收、发送的光功率检验。9.1.11 装置告警功能检验。
a)开关量异常告警功能检验；
b)采样数据无效告警功能检验；
c)采集器至合并单元光路故障告警功能检验； d)合并单元电路故障告警功能检验。9.1.12 电压切换功能检验。
合分母线刀闸，合并单元的切换动作逻辑是否正确。9.1.13 电压并列功能检验。
加二次电压到合并单元，分合断路器及刀闸，检查各种并列情况下合并单元的并列动作逻辑是否正确。
9.1.14 人机对话功能检验。
9.1.15 与间隔层设备的互联检验。9.2 智能终端
9.2.1 GOOSE报文格式检查。
a)GOOSE通信配置是否与SCD文件配置一致； b)GOOSE发送机制是否符合规范要求； 9.2.2 GOOSE配置文本检查。
GOOSE配置应与SCD文件配置一致。
9.2.3 GOOSE中断告警功能检查。
GOOSE链路中断应点亮面板告警指示灯，同时发送订阅GOOSE断链告警报文。9.2.4 智能终端动作时间检验。
智能终端从收到GOOSE命令至出口继电器接点动作时间应不大于7ms。
9.2.5 GOOSE控制命令记录功能检查
GOOSE跳、合闸、遥控命令应在动作后，点亮面板相应的指示灯，控制命令结束后面板指示灯只能通过手动或遥控复归消失。9.2.6 开关量检验。
检查隔离开关、断路器位置节点等硬接点开入状态是否与GOOSE变位是否一致。9.2.7 防抖功能检查。
9.2.8 遥控功能检查，包括断路器遥控分合检查；可控隔离开关遥控分合检查。9.2.9 装置异常告警功能检查。9.2.10 对时和守时误差检查。装置对时误差应不大于±1ms。9.2.11 同步异常告警检查。
a)智能终端时间同步信号丢失GOOSE报文； b)智能终端失步GOOSE报文。9.2.12 装置电源功能检验。
9.2.13 装置接收、发送的光功率检验。
9.2.14 检修功能检验。
a)智能终端投入检修后，只执行带检修位的接收GOOSE命令； b)智能终端投入检修后，发送的所有GOOSE报文检修位置“1”。9.2.15 与间隔层装置的互联检验。10 间隔层功能验收 10.1 继电保护装置
10.1.1 装置版本与校验码核对。
保护定值、版本与校验码核对，应与SCD文件一致。10.1.2 回路绝缘检查。10.1.3 装置对时功能检查。
装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。10.1.4 SV数据采集检查；
a)采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致；
b)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，同时闭锁相关保护。
10.1.5 采样异常闭锁试验。
a)双A/D 采样值不一致保护闭锁测试； b)采样值丢帧保护闭锁测试；
c)采样值发送间隔误差过大闭锁测试。
d)采样不同步或采样延时补偿失效闭锁相关保护。10.1.6 GOOSE检查。
a)GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致；
b)GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中有明确回路定义； c)GOOSE断链、不一致条件下，装置应给出对应告警报文；同时上送站控层告警报文。10.1.7 单装置保护逻辑功能调试。
参照DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》执行。10.1.8 检修状态测试。
a)采样检修状态测试：采样与装置检修状态一致条件下，采样值参与保护逻辑计算；检修状态不一致时，只用来采样显示，不参与保护逻辑计算。b)GOOSE检修状态测试：GOOSE信号与装置检修状态一致条件下，GOOSE信号参与保护逻辑计算；检修状态不一致时，如线路保护在检修状态，母线失灵保护在运行状态，当线路保护动作启动母线失灵保护，GOOSE信号只用来显示，不参与保护逻辑计算。
10.1.9 与站控层通信检查。
a)站控层报文应与SCD配置文件一致性检查； b)装置通信对点功能检查。
10.1.10 装置接收、发送的光功率检验。10.1.11 整组传动试验。10.1.12 保护通道检验与联调。10.1.13 线路保护与对侧联调。10.1.14 装置电源检验。
a)110%额定工作电源下检验；
b)80%额定工作电源下检验；
c)直流电压大幅度变化自启动功能检查；
d)装置工作电源瞬间掉电和恢复检验。
10.2 安全自动装置
10.2.1 装置版本与校验码核对。
保护定值、版本及校验码应与SCD文件一致。10.2.2 回路绝缘检查。
10.2.3 装置对时功能检查。
装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。10.2.4 SV数据采集检查。
a)采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致；
b)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。10.2.5 采样异常闭锁试验。
a)双A/D 采样值不一致保护闭锁测试；
b)采样值丢帧保护闭锁测试；
c)采样值发送间隔误差过大闭锁测试。
10.2.6 GOOSE检查。
a)GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致；
b)GOOSE虚端子输出在SCD文件的发送数据集DOI Description中有明确回路定义； c)GOOSE断链、不一致条件下，装置应给出对应告警报文；同时上送站控层告警报文。10.2.7 装置逻辑功能检查。
参照DL/T 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》执行。10.2.8 与站控层通信检查。
站控层报文应与SCD配置文件一致。10.2.9 装置接收、发送的光功率检验。10.2.10 整组传动试验。10.2.11 通信通道检验与联调。10.2.12 装置电源检验。
a)110%额定工作电源下检验； b)80%额定工作电源下检验；
c)直流电压大幅度变化自启动功能检查；
d)装置工作电源瞬间掉电和恢复检验。
10.3 故障录波装置
10.3.1 SV数据采集检查。
a)采样值通信配置、虚端子连接应与SCD文件一致
b)应记录一路模拟量的两个A/D采样数据报文。10.3.2 GOOSE配置检查。
GOOSE虚端子开入、开出应与SCD文件一致。10.3.3 故障录波装置功能测试。
a)电流量、电压量、开关量、频率量启动测试； b)手动启动录波功能测试； c)录波文件存储功能测试； d)录波文件分析功能测试； e)录波图打印功能等试验；
f)采样值异常录波启动检查测试。10.3.4 重要告警信号检查。
a)装置异常告警信号检查；
b)装置失电告警信号检查；
c)故障录波装置启动信号等信号检查。
10.3.5 与继电保护信息子站通信检查。
10.3.6 装置对时功能检查
装置时钟同步正常工作后，观察装置显示的北京时间的年、月、日、时、分、秒信息是否正常。任意修改装置时间，应保证时间显示1秒以内自动恢复正确时间。11 站控层验收
11.1 计算机监控系统继电保护部分
11.1.1 继电保护装置及相关设备异常告警、动作报文正确性检查。11.1.2 远方修改定值、切换定值区功能检查。
11.1.3 继电保护装置及相关设备软压板名称、投退正确性检查。11.1.4 召唤定值、动作报告、软压板状态打印功能检查。
11.2 继电保护信息子站功能
11.2.1 保护状态、定值、软压板的召唤功能。
11.2.2 保护告警信息、开关量信息、保护动作信息的报警功能检查。11.2.3 保护远方复归功能检查。11.2.4 录波召唤、分析功能检查。
11.2.5 保护信息功能检验要求参见Q/GDW273-2009《继电保护故障信息处理系统技术规范》。11.3 网络通信记录分析装置 11.3.1 装置电源功能检验。
11.3.2 报文记录功能检查。
a)站控层MMS网络通信信息记录功能检查；
b)间隔层GOOSE信号信息记录功能检查； c)过程层SV采样值信息记录功能检查； d)IEC61588对时报文记录功能检查。11.3.3 报文存储记录功能检查。
a)报文信息记录时间连续性检查； b)报文信息记录完整性检查；
c)SV报文存储周期不应少于2周； d)MMS不应少于3个月；
e)GOOSE报文不应少于6个月。
11.3.4 报文在线分析报警、离线分析功能检查。
a)设备GOOSE连接状态； b)GOOSE信号连接状态； c)GOOSE信号实时状态； d)MU当前连接状态； e)采样值实时波形； f)采样值实时报文； g)采样点离散度。
11.3.5 报文格式转换功能检查。
应支持网络报文装置存贮格式转换为其它格式报文的格式。11.3.6 网络分析功能检查。
a)采样值、GOOSE与SCD配置一致性分析功能检查；
b)采样值异常分析功能检查；
c)GOOSE发送机制分析功能检查。11.3.7 装置告警功能检查。
a)采样值异常告警功能检查； b)GOOSE异常告警功能检查； c)装置网络通信中断告警功能检查； d)网络风暴进行报警及记录功能检查。
11.3.8 装置对时精度检查。
a)所记录的每一帧数据必须带独立的时标，时标精度不大于1μs； b)网络报文记录分析装置GOOSE事件不超过1ms； c)采样值同步偏差不大于1μs；
d)网络报文记录分析装置的事件记录分辨率小于1ms；
e)用网络测试仪发送满负荷数据（100M），网络分析记录仪应无丢失数据现象，其分辨率应满足要求。11.4 网络性能验收
a)网络交换机性能测试，包括 EMC抗干扰测试、吞吐量、传输延时、丢包率及网络风暴抑制功能、优先级 QOS、VLAN功能及端口镜像功能测试；
b)网络通信负荷率测试；
c)网络通信可靠性测试，采用专用设备测试系统在雪崩及正常运行情况下各节点网络通信可靠性，各节点数据丢包率，网络传输时延应满足规范要求；
d)双网切换期间性能检查，数据应不丢失；
e)光纤链路测试，包括光纤链路衰耗（两端）测试，光纤端面洁净度（两端）检查，备用芯可用性检查。附录A（规范性附录）验收流程图
第二篇：江苏省电力公司智能变电站运行管理规范(试行)
江苏省电力公司智能变电站运行管理规范（试行）总则.1 2 引用标准.1 3 术语.2 4 管理职责.3 4.1 省电力公司职责.4 4.2 供电公司职责.4 5 运行管理.4 5.1 巡视管理.4 5.2 定期切换、试验制度.6 5.3 红外测温制度.6 5.4 缺陷管理制度.6 5.5 倒闸操作管理.7 5.6 异常及事故处理.10 5.7 验收管理.11 6 设备管理.11 6.1 智能组件.11 6.2 站端自动化系统.12 6.3 在线监测设备管理.13 6.4 辅助设备.14 7 技术管理.15 7.1 文件资料管理.15 7.2 设备命名及台帐建立规范.16
阅读次数：352 智能变电站运行管理规范
（试 行）江苏省电力公司 2010年12月
目 录 总则
1.1 为规范智能电网设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。
1.2 本规范规定了智能变电站设备的管理职责、运行维护、倒闸操作、缺陷及异常、资料管理和相关技术文件管理，智能变电站常规设备的管理仍按照江苏省电力公司《变电运行管理规范》执行。
1.3 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。2 引用标准
2.1 Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》
2.2 Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》 2.3 Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》及编制说明 2.4 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 2.5 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 2.6 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 2.7 Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 2.8 Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 2.9 Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 2.10 Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 2.11 Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 2.12 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 2.13 国家电网生[2006]512号《变电站运行管理规范》
2.14 国家电网生[2008]1256号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 2.15 苏电生〔2010〕962号《变电运行管理规范》
2.16 苏电生〔2010〕2097号《变电站电气设备倒闸操作规范》 3 术语 3.1 智能变电站
采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。3.2 智能终端
一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.3 智能组件
由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.4 电子式互感器 一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.5 合并单元
用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。3.6 设备在线监测
通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.7 交换机
一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。3.8 IED能力描述文件（ICD文件）
由装置厂商提供给系统集成厂商。该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。
3.9 IED实例配置文件（CID 文件）
每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED相关配置生成。3.10 全站系统配置文件；SCD 文件
应全站唯一。该文件描述所有 IED 的实例配置和通信参数、IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。3.11 系统规格文件（SSD 文件）
应全站唯一。该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。4 管理职责
4.1 省电力公司职责
4.1.1 生产技术部负责组织制定智能设备及在线监测系统的技术标准和管理标准，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能设备运行分析并提出技术防范措施。
4.1.2 电力调度通信中心负责制定智能二次设备的技术标准和管理标准，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施。
4.1.3 安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。
4.2 供电公司职责
4.2.1 生产技术部负责细化落实上级单位关于智能设备及在线监测系统的技术标准和管理标准，负责管辖范围内的智能变电站运行维护管理，组织编制智能变电站现场运行规程，组织开展智能设备运行分析并提出技术防范措施。4.2.2 电力调度中心负责细化落实上级单位智能二次设备的技术标准和管理标准，负责监视智能设备的运行工况，组织开展智能二次设备运行分析并提出技术防范措施。
4.2.3 安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。
4.2.4 变电运行中心负责贯彻执行上级单位颁发的智能设备运行标准和规范，负责编制智能变电站现场运行规程，负责智能变电站的日常操作、巡视和缺陷管理，定期开展智能化设备运行分析。
4.2.5 变电检修中心负责贯彻执行上级有关单位、部门颁发的智能设备检修标准和规范，负责编制智能化设备检修策略，负责智能化变电站设备的检修、维护和缺陷处理。5 运行管理
5.1 巡视管理
5.1.1 变电站巡视管理应按照相关巡视检查制度执行。
5.1.2 智能设备的正常巡视由运行单位负责，按照一般设备巡视周期开展相应巡视工作。5.1.3 智能设备的专业巡检由检修维护单位负责，巡检内容按智能变电站检修管理规范要求执行。5.1.4 电子互感器的巡视项目
5.1.4.1 设备标识齐全、明确、正确；
5.1.4.2 基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形； 5.1.4.3 内部无异声、无异味；
5.1.4.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象； 5.1.4.5 均压环固定良好，无倾斜；
5.1.4.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形； 5.1.4.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.5 智能组件的巡视项目
5.1.5.1 检查后台机保护功能压板、出口压板、装置压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，与保护装置显示相符，无异常报文；
5.1.5.2 检查智能终端、合并单元、保护装置、网络交换机、自动装置等各种指示灯、通讯状态正常； 5.1.5.3 检查室外智能终端箱密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常；
5.1.5.4 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好； 5.1.5.5 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口未使光纤外皮受损；
5.1.5.6 检查各交直流空气开关位置正确，装置的回路压板投退状态与运行状态和调度要求相一致； 5.1.5.7 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.6 在线监测设备的巡视项目
5.1.6.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固； 5.1.6.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂； 5.1.6.3 检查油气管路接口应无渗漏； 5.1.6.4 检查就地显示面板应显示正常； 5.1.6.5 检查数据通讯情况应正常； 5.1.6.6 检查主站计算机运行应正常。
5.2 定期切换、试验制度
5.2.1 变电站常规定期切换、试验工作应按照相关制度执行。
5.2.2 装设避雷器在线监测系统的变电站，可不再抄录避雷器动作次数及泄漏电流，应每月进行历史数据比较和现场实际数值核对。
5.2.3 蓄电池具有自动采集装置，可不再测量蓄电池电压，应每季进行历史数据比较和现场实际数值核对。
5.3 红外测温制度
5.3.1 变电站红外测温工作应按照相关红外测温制度执行。5.3.2 智能组件及现场端子箱应纳入红外普测范围。
5.4 缺陷管理制度
5.4.1 变电站缺陷管理应按照相关缺陷管理制度执行。5.4.2 智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。5.4.3 智能设备的危急缺陷 5.4.3.1 电子互感器故障； 5.4.3.2 合并单元故障；
5.4.3.3 GOOSE断链，可能造成保护不正确动作的； 5.4.3.4 保护开入异常变位，可能造成保护不正确动作的； 5.4.3.5 保护装置故障或异常退出； 5.4.3.6 GOOSE交换机故障；
5.4.3.7 光功率发生变化导致装置闭锁； 5.4.3.8 保护装置接收合并单元数据异常； 5.4.3.9 智能终端故障；
5.4.3.10 其它直接威胁安全运行的情况。5.4.4 智能设备的严重缺陷
5.4.4.1 GOOSE断链，对保护功能没有影响的； 5.4.4.2 接线端子锈蚀严重；
5.4.4.3 装设智能组件的户外端子箱温控装置故障； 5.4.4.4 测控装置接收合并单元数据异常； 5.4.4.5 装置液晶显示屏异常；
5.4.4.6 其它有可能威胁安全运行的情况。5.5 倒闸操作管理
5.5.1 变电站倒闸操作应按照相关倒闸操作管理制度执行。
5.5.2 智能变电站应具备适应不同主接线、不同运行方式下顺控操作功能。一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。5.5.3 顺控操作
5.5.3.1 顺控操作的基本条件
1、符合倒闸操作的基本要求。
2、监控系统中有合格的顺控票。
3、现场规程、典型操作票有专门的顺控操作要求和内容。
4、监控系统设有设备顺控操作监控分图，顺控监控分图中有设备状态切换关系图、汇控柜、测控装置的远近控方式，联闭锁方式，保护软硬压板对应方式等信息。5.5.3.2 顺控操作的基本要求
1、顺控操作的基本步骤 ① 进入待操作设备的顺控操作界面； ② 检查待操作设备确在初始状态；
③ 将待操作设备从初始状态改为目标状态； ④ 检查待操作设备确在目标状态。
2、顺控操作执行时，监控后台应以规范的操作票模式显示顺控票，逐步显示每一步操作进程，并与站端方式保持一致。
3、顺控操作结束后，现场运行人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次操作。5.5.3.3 顺控票管理
1、系统顺控操作票应根据设备的接线情况，按照典型操作任务的操作步骤，形成固化的操作票存储在系统中，采用两层显示模式：
① 第一层（底层）：操作票与相应间隔设备绑定，票内编号名称均为绑定无法修改。
② 第二层（显示层）：显示层操作票与底层操作票为可以修改（需密码）对应关系，票内编号名称可以修改（需密码）。
2、固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次，由二次专业人员导出，运行人员审核。5.5.3.4 顺控操作中断处理原则
1、若设备状态未发生改变，须在排除中断顺控操作的原因后继续顺控操作；
2、若设备状态未发生改变，由于监控中心与站端通信故障引起操作中断，无法立即排除时，调控班须转交运行操作班现场继续顺控操作；若系其他原因中断顺控操作，在短期内无法排除的，须改为常规操作；
3、若设备状态已发生改变，应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行”章，并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断原因，同时应根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票，操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。5.5.4 智能装置操作 5.5.4.1 压板操作
1、运行人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；
2、正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运行人员不得改变压板状态；
3、正常运行的智能组件严禁投入“置检修”压板，运行人员不得操作该压板；
4、设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板；
5、设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查间隔中各智能组件的“置检修”压板已取下。5.5.4.2 定值操作
1、运行人员定值区切换操作在监控后台进行。操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确；
2、检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。
5.6 异常及事故处理
5.6.1 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。
5.6.2 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。
5.6.3 对于双套配置的保护及智能终端装置，在一套装置故障影响保护正确动作时，应退出故障设备。5.6.4 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，现场运行人员应按设备所属调度关系上报值班调度员，申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。
5.6.5 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。5.6.6 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。5.6.7 交换机故障
5.6.7.1 应根据GOOSE网络图、MMS网络图等分析故障交换机可能造成的网络影响；
5.6.7.2 间隔交换机故障，影响本间隔GOOSE链路，应视为失去本间隔保护，等同于智能终端故障处理； 5.6.7.3 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。
5.7 验收管理
5.7.1 变电站验收管理应按照相关设备验收管理制度执行。
5.7.2 新建、修试后的智能设备，应在设备投运前组织资料验收、外观验收、功能验收，验收中发现问题应及时处理。对于暂时无法处理的一般缺陷，急需投运时，必须经设备主管部门批准后方能投运，要求限期整改。
5.7.3 新建、修试后的在线监测设备，应在设备投运前组织资料验收和外观验收。对于不能在主设备停电时完成的功能验收，在主设备运行、验收条件满足后，立即完成。
5.7.4 新建及改扩建工程施工完成后，工程施工人员应按文件管理的要求备份全站配置SCD文件，各智能电子设备的CID文件、ICD文件，GOOSE联系表，网络参数表等，记录所有设备版本号和CRC码等，并以光盘介质（一式两份）进行备份，在验收时提交运行和维护等专业人员做备份管理。6 设备管理
6.1 智能组件
6.1.1 智能组件适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、降雨（雪）、振动等恶劣运行环境。
6.1.2 智能终端、合并单元、保护装置、测控装置、网络交换机、自动装置等智能组件应备份各种参数设置，防止由于设置信息丢失而造成的设备异常。
6.1.3 光纤应有明确、唯一的名称，需注明两端设备、端口名称，光纤敷设时预留的备用光纤芯和备用法兰头应加装保护套。
6.1.4 室外智能终端箱应具备温度控制装置，箱内温度应保持在5-50℃之间、湿度应小于75%。
6.1.5 光纤接头应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），光纤应无打折、破损现象。6.1.6 压板管理
6.1.6.1 所有保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修”硬压板应根据现场工作需要进行投退，监控后台应具备监视该压板状态的功能；
6.1.6.2 监控后台应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）； 6.1.6.3 监控后台应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）和保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）；
6.1.6.4 监控界面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在后台机操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。
6.2 站端自动化系统
6.2.1 站端自动化系统运行的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。
6.2.2 用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。6.2.3 用户对密码必须严格保密，防止泄露。
6.2.4 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。
6.2.5 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的USB接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。
6.2.6 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。
6.2.7 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。
6.2.8 智能装置异常信号设置原则
6.2.8.1 智能装置的所有异常报文应归并为装置闭锁、装置告警、通信异常三种报警信号发至监控系统； 6.2.8.2 装置闭锁是指装置发生严重故障，装置已闭锁，应立即汇报调度将装置停用；
6.2.8.3 装置告警是指装置发生异常现象，未闭锁装置，可以继续运行。运行人员需立即查明原因，并汇报相关调度；
6.2.8.4 通信异常是指装置与相关设备联系中断，应立即查明原因，并汇报相关调度申请停用装置。
6.3 在线监测设备管理
6.3.1 在线监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。
6.3.2 在线监测报警值由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。
6.3.3 在线监测数据异常信号告警后，运行人员应进行现场检查： 6.3.3.1 核对报警值的设置是否变化；
6.3.3.2 检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； 6.3.3.3 查看是否有异常天气影响；
6.3.3.4 核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； 6.3.3.5 检查监测装置及系统是否异常； 6.3.3.6 比较分析在线监测数据变化的趋势。
6.3.4 在线监测系统报警后，监视人员应通知运行及检修人员对主设备进行检查、诊断和处理，若经检查是由于系统误报警的，经公司生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经生产技术部门同意不得随意退出运行。
6.4 辅助设备
6.4.1 按照变电运行管理规范要求开展常规辅助设备管理。6.4.2 安保设备管理
6.4.2.1 变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网等组成，系统具备设备运行状况、视频信息、入侵警报等信息的数字传输功能；
6.4.2.2 应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。6.4.3 消防设备管理
6.4.3.1 变电站应设置全站消防报警系统，系统应具备设备运行状况、火灾警报等信息的数字传输功能，并与烟感、红外感应等智能感应设备构成智能消防系统；
6.4.3.2 应定期检查智能消防系统和附属智能消防感应设备的运行状况和数据传输情况。6.4.4 防汛设施管理
6.4.4.1 变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施，防汛设施应具备设备工况、水位异常警报等信息的远方监测及控制功能；
6.4.4.2 应定期检查防汛设备的运行状况和数据传输情况。6.4.5 空调设备管理
6.4.5.1 变电站内空调应具备环境温度、设定温度、运行状况等信息的远方监测及控制功能； 6.4.5.2 应定期检查空调设备的运行状况和数据传输情况。6.4.6 其他设备管理
6.4.6.1 GIS室或SF6充气柜室装设SF6泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、设备运行状况等信息的数字传输功能；
6.4.6.2 对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。7 技术管理
7.1 文件资料管理
7.1.1 智能变电站文件资料管理应包括如下文件：
7.1.1.1 各装置技术使用说明书、调试大纲、实验报告、图纸资料等； 7.1.1.2 全站SCD配置文件；
7.1.1.3 各智能电子设备的CID、ICD文件；
7.1.1.4 全站的GOOSE网络图、网络参数表，包括交换机配置文件、VLAN设置情况等； 7.1.1.5 智能电子设备的配置文件和配置软件。
7.1.2 设备维护部门应按专业技术管理范围，对上述文件存档备案管理。
7.1.3 全站SCD配置文件必须通过专用工具修改。全站SCD配置文件有变更时，必须事先告知各相关专业部门，各专业部门许可后方可更改。维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程。
7.2 设备命名及台帐建立规范
7.2.1 一次设备
7.2.1.1 电流互感器（OCT）
1、台帐建立原则：电流互感器在其所对应的断路器、主变单元中按组建立组设备台帐，分相设备按台建立从设备台帐；
2、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+组别号（A或B组+1或2号）+流变+（从设备相别：A、B、C相），举例：“220kV石利2535断路器A组1号流变”，“220kV石利2535断路器B组2号流变C相”。
7.2.1.2 电压互感器（EVT）
1、台帐建立原则：电压互感器在其所对应的断路器、主变或母线单元中按组建立组设备台帐，分相设备按台建立从设备台帐；
2、命名规范：设备单元线路名称编号（写明电压等级）+组别号（A或B组）+压变+（从设备相别：A、B、C相），举例：“220kV石利2535线路A组压变”，“220kV正母线B组压变C相”，“2号主变220kV侧A组压变”。7.2.2 二次设备
7.2.2.1 合并单元（MU）
1、设备类型：继电保护-合并单元；
2、台帐建立原则：电流、电压光信号合并单元在其所对应的断路器、主变、母线单元中按台建立台帐；
3、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+合并单元类型（OCT、EVT）+合并单元+组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535断路器OCT合并单元A组”，“1号主变220kV侧EVT合并单元A组”，“220kV母线EVT合并单元B组”。7.2.2.2 智能终端
1、设备类型：继电保护-智能终端；
2、台帐建立原则：断路器智能终端在其所对应的断路器、主变单元中按台建立台帐；
3、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+智能终端+组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535断路器智能终端A组”，“1号主变本体智能终端B组”。7.2.2.3 保护测控装置
1、设备类型：自动化设备-测控保护装置；
2、台帐建立原则：保护测控一体化装置在其所对应的断路器、主变单元中按台建立台帐。
3、命名规范：设备单元名称编号+保护测控装置+组别号（A或B组），举例：“1号主变保护测控装置A组”，“220kV石利2535线路保护测控装置B组”，“220kV母联2510断路器保护测控装置A组”。7.2.2.4 交换机
1、台帐建立原则：单独建立交换机间隔单元，单元中各回路交换机设备按台建立台帐；
2、命名规范：交换机对应回路设备+交换机+网络组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535线路过程层交换机A组”，“1号主变过程层交换机B组”，“220kV过程层中心交换机B组”。7.2.2.5 屏柜
1、台帐建立原则：线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜按柜面建立台帐，纳入屏柜单元；
2、命名规范：线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号），举例：“1号主变保护测控屏A”，“1号主变本体智能终端柜”，“石利2535线路保护测控屏B”。7.2.3 在线监测设备
7.2.3.1 智能电子设备（IED）
1、台帐建立原则：在线监测智能电子设备（IED）根据其监视的一次设备分类按套建立台帐，纳入在线监测单元；
2、命名规范：监测的一次设备类型+在线监测对象（如断路器状态、SF6状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测+编号（第几套，唯一套则省略）+IED，举例：“220kV断路器状态在线监测第1套IED”，“1号主变油色谱在线监测IED”，“220kV组合电器SF6状态在线监测第5套IED”，“110kV出线避雷器状态在线监测第10套IED”。7.2.3.2 在线监测监控后台主机
1、台帐建立原则：在线监测监控后台主机按套建立台帐，纳入在线监测单元；
2、命名规范：编号（第几套，唯一套则省略）+在线监测监控后台主机，举例：“在线监测监控后台主机”，“第一套在线监测监控后台主机”。
第三篇：《智能变电站运行管理规范》(最新版)
《智能变电站运行管理规范》（最新版）
为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。目录 1 总则 2 引用标准 3 术语 4 管理职责
4.1 管理部门职责 4.2 运检单位职责 5 运行管理 5.1 巡视管理
5.2 定期切换、试验制度 5.3 倒闸操作管理 5.4 防误管理
5.5 异常及事故处理 6 设备管理 6.1 设备分界 6.2 验收管理 6.3 缺陷管理 6.4 台账管理 7 智能系统管理 7.1 站端自动化系统 7.2 设备状态监测系统 7.3 智能辅助系统 8 资料管理 8.1 管理要求 8.2 应具备的规程 8.3 应具备的图纸资料 9 培训管理 9.1 管理要求
9.2 培训内容及要求 1 总则
1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。
1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。
1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。
1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。
1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。引用标准
Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》
Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV 智能变电站设计规范》 Q/GDW394 《330kV～750kV 智能变电站设计规范》
Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》 及编制说明 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》 及编制说明 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》 及编制说明 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》 及编制说明 Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》 及编制说明 Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》 及编制说明 Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》 及编制说明 Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》 及编制说明 Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》 及编制说明 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》 Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》
Q/GDW640 《110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW6411 《220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》
Q/GDW642 《330kV 及以上 330～750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》 Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》
国家电网安监[2006]904 号 《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》 国家电网生[2008]1261 号 《无人值守变电站管理规范（试行）》 国家电网科[2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》
国家电网安监[2009]664 号 国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》 国家电网生[2006]512 号《变电站运行管理规范》
国家电网生[2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 3 术语
3.1 智能变电站
采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
3.2 智能电子设备
包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。3.3 智能组件
由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。
可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.4 智能终端
一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.5 电子式互感器 一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.6 合并单元
用以对来自互感器二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成部分，也可以是一个分立单元。3.7 设备在线监测
通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.8 交换机
一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。
3.9 IED 能力描述文件（ICD 文件）
由装置厂商提供给系统集成厂商。该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。3.10 系统规格文件（SSD 文件）应全站唯一。该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。
3.11 全站系统配置文件（SCD 文件）
应全站唯一。该文件描述所有 IED 的实例配置和通信参数、IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。
3.12 IED 实例配置文件（CID 文件）
每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED 相关配置生成。4 管理职责
4.1 管理部门职责
生产技术部（运维检修部）负责组织制定和执行智能一次设备及在线监测设备的技术规范，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能一次设备运行分析并提出技术防范措施。电力调度控制中心负责制定和执行智能二次设备的技术规范，负责所辖受控智能站运行信息的日常监视及遥控、遥调工作，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施。安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。4.2 运检单位职责
运维单位负责贯彻执行上级单位颁发的智能设备运行标准和规范，负责编制智能变电站现场运行规程，负责智能变电站的日常操作、巡视和缺陷管理，定期开展智能化设备运行分析。检修单位负责贯彻执行上级有关单位、部门颁发的智能设备检修标准和规范，负责编制智能化设备检修策略，负责智能化变电站设备的检修、维护和缺陷处理。5 运行管理 5.1 巡视管理
5.1.1 巡视管理基本要求
5.1.1.1 智能变电站巡视管理按照相关巡视检查制度执行，巡视周期按照《变电运行管理规范》 有关要求执行。
5.1.1.2 智能变电站设备巡视分为正常巡视、全面巡视、熄灯（夜间）巡视、特殊巡视和远程巡视。
5.1.1.3 智能变电站的正常巡视每周应不少于 1 次。
5.1.1.4 智能变电站根据设备智能化程度、设备状态远方可视化程度，可采用远程巡视。远程巡视可代替正常巡视，但不允许代替熄灯巡视、全面巡视和特殊巡视。
5.1.1.5 智能化变电站一次设备、二次系统设备、通信设备、计量设备、站用电源系统及辅助系统设备的日常巡视工作由运行单位负责，设备的专业巡检由检修单位负责。5.1.2 电子式互感器的巡视项目
5.1.2.1 设备标识齐全、明确、正确；
5.1.2.2 设备基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形； 5.1.2.3 设备无锈蚀，内部无异声、无异味； 5.1.2.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象； 5.1.2.5 均压环固定良好，无倾斜；
5.1.2.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形； 5.1.2.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.3 智能在线监测设备的巡视项目
5.1.3.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固；
5.1.3.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂，检查油气管路接口应无渗漏； 5.1.3.3 检查电源指示正常，各类信号显示正常；
5.1.3.4 监控后台、在线监测系统主机监测数据正常，数据通讯情况应正常；
5.1.3.5 定期检查在线监测设备运行数据，与历史数据比较，确认设备运行状态正常。5.1.4 保护设备（保护测控一体化设备）的巡视项目
5.1.4.1 检查设备外观正常，各交直流空气开关正确，电源指示正常，各类信号指示正常，无告警信息。
5.1.4.2 检查保护定值区正确，设备软、硬压板投退正确。5.1.4.3 检查装置无其他异常声响及异常气味。
5.1.4.4 远程巡视时利用远方监控后台定期查看保护设备告警信息，检查保护通信正常，保护定值区正确，各软压板控制模式和投退状态正确。
5.1.4.5 远程巡视重点检查测控装置“SV 通道” 和“GOOSE 通道” 信号正常。5.1.5 交换机的巡视项目
5.1.5.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，设备运行环境温度正常，无告警。
5.1.5.2 远程巡视时利用远方监控后台检查计算机系统网络运行正常，网络记录仪无告警。5.1.6 对时系统的巡视项目
5.1.6.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，无告警。5.1.6.2 检查对时系统主、备机运行状态符合运行方式要求； 5.1.6.3 检查保护装置时钟与对时系统同步正常。
5.1.7 监控系统、智能终端、合并单元和智能控制柜的巡视项目
5.1.7.1 检查监控系统运行正常，各连接设备通信正常，设备信息正确，保护软压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，监控后台无异常报文；
5.1.7.2 检查智能终端、合并单元设备外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；
5.1.7.3 检查室外智能终端箱、智能控制柜密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常，设备运行环境温度正常，无异常发热，柜内温度应保持在 5-50℃之间、湿度应小于 75%； 5.1.7.4 检查光纤应有明确、唯一的标牌，需注明传输信息种类、两端设备、端口名称等。5.1.7.5 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好；
5.1.7.6 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于 10cm（光缆的弯曲内径大于 70cm），光纤应无打折、破损现象；
5.1.7.7 检查各交直流空气开关位置正确，压板投退状态与运行状态和调度要求相一致； 5.1.7.8 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.8 站用电源系统（一体化电源）的巡视项目
5.1.8.1 检查站用电源系统外观正常，监测单元数据显示正确，无告警信息，交直流系统各表计、指示灯指示正常；
5.1.8.2 检查站用电系统交直流系统运行方式正确，各出线开关分合位置正确； 5.1.8.3 检查蓄电池组外观正常，蓄电池电压正常，无漏液；
5.1.8.4 远程巡视时利用远方监控后台定期检查站用电系统通信状态、告警信息，检查交直流系统运行方式和蓄电池电压正常，重点检查直流系统充电模块、直流接地告警和绝缘监察装置信息。
5.1.9 辅助系统的巡视项目
5.1.9.1 检查辅助系统外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；
5.1.9.2 远程巡视时利用辅助系统监控后台检查各辅助设备通信正常，运行数据正常，无异常告警，检查历史数据，确认设备运行状态正常。5.2 定期切换、试验制度
5.2.1 智能变电站常规定期切换、试验工作应按照公司《变电运行管理规范》有关要求执行。5.2.2 智能变电站定期切换、试验工作可通过远方控制方式进行。
5.2.3 装设避雷器在线监测系统的变电站，可不再抄录避雷器动作次数及泄漏电流，应每月进行历史数据比较和现场实际数值核对。
5.2.4 蓄电池具有自动采集装置，可不再测量蓄电池电压，应每季进行历史数据比较和现场实际数值核对。
5.3 倒闸操作管理
5.3.1 变电站倒闸操作应按照《江苏省电力公司变电站倒闸操作规范》的相关管理制度执行。5.3.2 智能变电站应具备适应不同主接线、不同运行方式下顺控操作功能。一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。5.3.3 顺控操作
5.3.3.1 顺控操作的基本要求
a）实行顺序控制时，顺序控制设备应具备电动操作功能。条件具备时，宜和图像监控系统实现联动。
b）顺序控制操作票应严格按照《安规》有关要求，根据智能变电站设备现状、接线方式和技术条件进行编制，符合五防逻辑要求。顺序控制操作票的编制要严格例行审批手续，不能随意修改。当变电站设备及接线方式变化时应及时修改。
c）顺序控制操作前应核对设备状态并确认当前运行方式，符合顺序控制操作条件。
d）在远方或变电站监控后台调用顺序控制操作票时，应严格核对操作指令与设备编号，顺序控制操作应采用“一人操作一人监护”的模式。
e）进行顺序控制的操作时，继电保护装置应采用软压板控制模式。
f）顺序控制操作完成后，现场运维人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次操作。
5.3.3.2 顺控票管理 a）顺序控制典型操作任务和操作票需要经过各运维管理单位生产分管领导审批。b）顺序控制典型操作任务和操作票应备份，由专人保存。
c）顺序控制典型操作票必须经过现场试验，验证正确后方可使用。
d）变电站改（扩）建、设备变更、设备名称改变时，应同时修改顺序控制典型操作票，并重新履行审批手续，同时完成顺序控制典型操作票的变更、固化。
f）固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次，由二次专业人员导出，运维人员审核确认。5.3.3.3 顺控操作中断处理原则
a）顺序控制操作中断时，应做好操作记录并注明中断原因。待处理正常后方能继续进行。b）若设备状态未发生改变，应查明原因并排除故障后继续顺控操作；若无法排除故障，可根据情况改为常规操作。
c）若设备状态已发生改变，应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行”章，并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断原因，同时应根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票，操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。5.3.4 压板操作
5.3.4.1 运维人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；
5.3.4.2 正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运维人员不得改变压板状态；
5.3.4.3 正常运行的智能组件严禁投入“置检修” 压板，运维人员不得操作该压板；
5.3.4.4 设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板； 5.3.4.5 设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查确认间隔中各智能组件的“置检修” 压板已取下。
5.3.4.6 禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护。5.3.5 定值操作
5.3.5.1 运维人员定值区切换操作在监控后台进行。操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确； 5.3.5.2 检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。5.4 防误管理
5.4.1 各单位要严格执行公司的相关规定，并制定有关智能变电站的防误闭锁装置管理制度。
5.4.2 安装独立微机防误闭锁系统的智能变电站，防误闭锁系统管理同常规站。
5.4.3 采用监控防误功能的变电站，应按照公司《变电站防误操作技术规定》的相关技术规范要求，采用“计算机监控系统的逻辑闭锁＋本设备间隔电气闭锁” 来实现防误操作闭锁功能。
5.4.4 采用监控防误功能的防误闭锁逻辑应经过运维管理单位审核批准后方能维护进相应自动化设备及后台监控系统，并做好相应备份处理。
5.4.5 监控系统的防误闭锁逻辑应定期进行复核，防误闭锁逻辑软件升级、修改，应严格履行审批手续。
5.4.6 智能化变电站的解锁操作应严格按照安规的相关管理规定执行，各类解锁钥匙及工具应进行统一封存管理。5.5 异常及事故处理
5.5.1 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。
5.5.2 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。5.5.3 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，应申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。
5.5.4 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。
5.5.5 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。
5.5.6 交换机故障
5.5.6.1 间隔交换机故障，影响本间隔 GOOSE 链路，应视为失去本间隔保护，应申请停用相应保护装置，及时处理；(按间隔配置的交换机故障，当不影响保护正常运行时（如保护采用直采直跳方式）可不停用相应保护装置；当影响保护装置正常运行时（如保护采用网络跳闸方式），应视为失去对应间隔保护，应停用相应保护装置，必要时停运对应的一次设备。)5.5.6.2 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。6 设备管理
6.1 设备分界
6.1.1 主变压器、断路器、隔离开关、互感器（含电子式互感器）、电抗器、电容器、避雷器等属一次设备。电子式互感器以采集单元为维护分界点。采集单元随电子互感器归属一次专业维护，合并单元归属二次专业维护。
6.1.2 成套的智能设备以智能终端的外侧端子排为界，智能终端（含智能终端）至设备本体属一次设备，外侧引线属二次设备；由外配智能终端组成的智能设备，以设备本体（控制端子箱、操作机构箱、汇控柜）二次接线端子排为界，内侧引线（含端子排）属一次设备，外侧引线（含智能终端）属二次设备。
6.1.3 变电站站端设备状态监测系统作为主设备的辅助设备，属于一次设备。6.2 验收管理
6.2.1 工程启动及竣工验收应满足技术协议标准，工程启动调试部门应事先编制调试方案，完成竣工报告。
6.2.2 工厂验收时，对不能具备实际设备拍摄图像的情况，应提供模拟方案，验收合格后应完成出厂验收报告。
6.2.3 变电站严格按照《智能变电站验收细则》 和《智能变电站改造工程验收规范》 验收，并参照相关设备验收管理制度。
6.2.4 运维人员宜提前介入工程安装调试工作，结合现场安装调试，组织运维人员技术培训，做好各项投运前生产准备工作。
6.2.5 验收除常规的移交技术资料外，还应包含全站智能装置的配置文件、软件工具及各类电子文档等资料。
6.2.6 新建、修试后的智能设备，应在设备投运前组织资料验收、外观验收、功能验收，验收中发现问题应及时处理。对于暂时无法处理的一般缺陷，急需投运时，必须经设备主管部门批准后方能投运，要求限期整改。
6.2.7 新建、修试后的在线监测设备，应在设备投运前组织资料验收和外观验收。对于不能在主设备停电时完成的功能验收，在主设备运行、验收条件满足后，立即完成。
6.2.8 工程验收时除移交常规的技术资料外还应包括：
6.2.8.1 系统配置文件、GOOSE 配置图、全站设备网络逻辑结构图、信号流向、智能化设备技术说明等技术资料；各智能电子设备的 CID 文件、ICD 文件，记录所有设备版本号和 CRC 码等；以光盘介质（一式两份）进行备份； 6.2.8.2 系统集成调试及测试报告；
6.2.8.3 设备现场安装调试报告（在线监测、智能组件、电气主设备、二次设备、监控系统、辅助系统等）；
6.2.8.4 在线监测系统报警值清单及说明。6.3 缺陷管理
6.3.1 按照智能变电站智能设备的功能及技术特点，应制订和完善智能设备缺陷定性和分级，使运维人员及专业维护人员了解设备缺陷的危急程度，及时处理，保障设备安全运行。6.3.2 智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。6.3.3 智能设备的危急缺陷主要包括下列情况： a）电子互感器故障（含采集模块及其电源）； b）合并单元故障； c）智能终端故障；
d）保护装置、保护测控一体化装置故障或异常； e）纵联保护装置通道故障或异常；
f）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，可能造成保护不正确动作； g）过程层交换机故障；
h）光功率发生变化导致装置闭锁； i）其它直接威胁安全运行的情况。
6.3.4 智能设备的严重缺陷主要包括下列情况：
a）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，不会造成保护不正确动作； b）对时系统异常；
c）智能控制柜内温控装置故障，影响保护装置正常运行的； d）监控系统主机（工作站）、远动设备、站控层交换机故障或异常； e）装置液晶显示屏异常； f）接线端子锈蚀严重；
g）测控装置接收合并单元数据异常； h）其它不直接威胁安全运行的情况。
6.3.5 智能设备的一般缺陷主要包括下列情况：
a）智能控制柜内温控装置故障，不影响保护装置正常运行； b）在线监测系统故障； c）网络记录仪故障；
d）辅助系统故障或通讯中断； e）其他不危及安全运行的缺陷。6.4 台账管理
6.4.1 电子式电流互感器
6.4.1.1 电子式电流互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。
6.4.1.2 电子式电流互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流互感器A 相”。6.4.2 电子式电压互感器
6.4.2.1 电子式电压互感器按对应的母线或间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.2.2 电子式电压互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电压互感器A 相”。6.4.3 电子式电流电压互感器
6.4.3.1 互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.3.2 互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流电压互感器 A相”。6.4.4 合并单元
6.4.4.1 设备类型：继电保护-合并单元；
6.4.4.2 合并单元按对应的断路器、主变、母线间隔按台建立台帐
6.4.4.3 合并单元的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+合并单元类型+合并单元+组别号。例：“220kV XXX 断路器电流合并单元 A 组”。6.4.5 智能终端
6.4.5.1 设备类型：继电保护-智能终端；
6.4.5.2 智能终端按对应的断路器、主变间隔按台建立台帐。
6.4.5.3 智能终端的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+智能终端+组别号”。例：“220kVXXX 断路器智能终端 A 组”。6.4.6 保护测控一体化装置
6.4.6.1 设备类型：继电保护-测控保护装置；
6.4.6.2 保护测控一体化装置按对应的母线、断路器、主变单元中按台建立台帐。6.4.6.3 保护测控一体化装置的命名按照“设备间隔名称编号+保护测控装置+组别号”。例： “1 号主变保护测控装置 A 组”。6.4.7 交换机
6.4.7.1 单独建立交换机间隔单元，单元中各交换机设备按台建立台帐；
6.4.7.2 属于单个间隔的交换机命名按照“交换机接入的设备间隔名称+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例：“220kV 石利2535 线路过程层交换机 A 组”，“1 号主变间隔层交换机 B 组”。跨间隔的交换机命名按照接入设备的电压等级+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例： “220kV 设备过程层交换机 B 组”。6.4.8 在线监测设备
6.4.8.1 设备类型：一次设备-在线监测设备。
6.4.8.2 按间隔配置的在线监测设备按间隔建立台账，跨间隔配置的在线监测系统单独建立台账。
6.4.8.3 单间隔在线监测设备命名按照“设备间隔名称编号+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测设备+编号，例： “1 号主变油色谱在线监测设备第一套”。跨间隔在线监测系统命名按照“电压等级+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测系统+编号，例： “220kV 断路器状态在线监测系统第一套”。6.4.9 智能辅助系统
6.4.9.1 智能辅助系统按套建立台帐，纳入智能辅助系统单元；
6.4.9.2 智能辅助系统命名按照“编号（第几套）+智能辅助系统。例： “第一套智能辅助系统”。6.4.10 屏柜
6.4.10.1 线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜纳入屏柜单元，按屏柜建立台帐。
6.4.10.2 屏柜命名按照“线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号）”，智能控制柜命名应含盖对应所有设备名称编号。例： “1 号主变保护测控屏 A”，“1 号主变本体智能终端柜”，“石利 2535 线路保护测控屏 B”。7 智能系统管理
7.1 站端自动化系统 7.1.1 站端自动化系统一般管理要求
7.1.1.1 站端网络设备服务器、交换机、合并单元、智能终端、GOOSE 网络、通讯光纤等设备均属运行设备，任何人员不得随意停用或拔插设备。确需停用时，必须办理相关手续方可停用。
7.1.1.2 站端自动化系统的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除、添加文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。
7.1.1.3 工程师站、运行操作站等人机接口系统应分级授权使用，用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。工程师站、运行操作站微机的光驱、UBS 接口硬密封，严禁非系统管理员使用。
7.1.1.4 用户对密码必须严格保密，防止泄露，必要时定期进行更新。
7.1.1.5 后台机使用必须办理相关手续，并经变电运维人员许可后方可使用，严禁将后台机移作他用。
7.1.1.6 后台机调试、升级或故障处理时，应在做好防止误控运行设备的措施。同时做好系统硬件、软件故障的记录台账，软件修改记录台账，详细记录系统发生的所有问题处理情况。7.1.1.7 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。7.1.1.8 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的 USB 接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。7.1.1.9 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。
7.1.1.10 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。每次修改或升级后，均应进行一次数据备份，并妥善保存。7.1.2 站端自动化系统监控画面设置原则
7.1.2.1 监控主界面目录索引应包含与实际设备运行状态相对应的一次系统图、站用电系统图、直流系统图、全站 GOOSE 网络图、UPS 系统图；分间隔告警总、运行报表（报表应具备导出功能）； 电流、电压、电能平衡曲线； 故障录波； 无功电压优化控制等。7.1.2.2 一次系统监控画面设置设备的电流、有功、无功、功率因数、母线电压、主变档位、主变温度、开关远方/就地位置、线路有压指示灯、事故总、间隔事故总等基本信息。当任一间隔出现告警、异常、通讯中断时，该间隔开关图形应闪烁提醒，或设置告警总提醒。主变、母线、线路、开关间隔等按电压等级以不同颜色区分，并在有压与无压时自动变色。
7.1.2.3 点击监控主界面任一间隔单元应能进入间隔分画面，分画面应包含该间隔一次接线图，测控、保护、合并单元、智能终端、交换机、远方/就地开关等位置状态提示； 间隔逻辑闭锁功能提示； 负荷电流、电压、有功、无功、功率因数等数据； 光字信号、线路有压指示； 保护定值区切换、保护定值修改、压板投退索引； 顺控操作索引； 智能告警、事故分析索引； 在线监测索引等。间隔分画面内应具备设置屏蔽某一具体信号功能。
7.1.2.4 监控画面应具备监视各间隔保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修” 硬压板状态的功能。
7.1.2.5 监控画面应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）、保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）和接收软压板（MU 投入、GOOSE 接收等）。
7.1.2.6 监控画面应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）。
7.1.2.7 监控画面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在监控后台操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。7.1.3 站端自动化系统异常处理原则
7.1.3.1 监控系统服务器、交换机、网络等设备出现异常，应立即查明原因并切换至备用设备，对不能及时恢复的异常及时通知检修人员进行处理。
7.1.3.2 监控系统双服务器、GOOSE 交换机故障、与该交换机连接的间隔层和过程层设备相应的 GOOSE 断链故障，监控系统发 GOOSE 断链故障，应立即检查相关 GOOSE 交换机、合并单元、智能终端、继电保护及自动装置有无异常信号。
7.1.3.3 终端系统或信号传输通道异常，造成上述信号无法实时监控，由监控值班员通知运维操作班加强相关变电站的巡视，运维操作人员发现异常应及时向监控值班员汇报。7.2 设备状态监测系统
7.2.1 设备状态监测设备的日常管理及维护应按照公司《输变电设备状态监测系统运行管理规定》 相关要求执行。
7.2.2 设备状态监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。
7.2.3 设备状态监测报警值应由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。7.2.4 设备状态监测数据异常信号告警后，运维人员应进行现场检查，主要检查内容如下： a）核对报警值的设置是否变化；
b）检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； c）查看是否有异常天气影响；
d）核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； e）检查监测装置及系统是否异常； f）比较分析在线监测数据变化的趋势。7.2.5 设备状态监测系统报警后，运维人员应通知检修人员进行现场检查，若经检查是由于系统误报警的，经生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经运维检修部门同意不得随意退出运行。7.3 智能辅助系统
7.3.1 应按照公司《变电运行管理规范》 有关要求开展常规辅助设备管理。7.3.2 视频监控管理
a）定期巡视视频监控系统，发现问题，及时上报处理。
b）定期检查站内摄像机等图像监控系统设备，定期测试视频联动及智能分析等功能的运行情况发现故障及时处理，确保其运行完好。
7.3.3 安保设备管理
a）变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网、门禁系统等组成，系统具备设备运行状况、视频信息、入侵警报等信息的数字传输功能。
b）应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。c）危急情况下能够解除门禁，迅速撤离，门卡的使用权限应经运行管理部门批准，由运维人员监督使用。7.3.4 消防设备管理
a）变电站应设置全站消防报警系统，系统应具备设备运行状况、火灾警报等信息的数字传输功能，并与烟感、红外感应等智能感应设备构成智能消防系统。
b）运维人员应定期巡视火警监测装置配置的传感器，确保其运行完好；应定期检查、试验报警装置的完好性，发现故障及时上报处理。7.3.5 防汛设施管理
a）变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施，防汛设施应具备设备工况、水位异常警报等信息的远方监测及控制功能。
b）运维人员应定期检查防汛设备的运行状况和数据传输情况。7.3.6 环境监测管理
a）变电站内空调、风机等设施应具备环境温度、设定温度、运行状况等信息的远方监测及控制功能。
b）运维人员应定期检查风机及空调联动运行状况，发现缺陷及时上报处理。7.3.7 其他设施管理
a）GIS 室或 SF6 充气柜室装设 SF6 泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、设备运行状况等信息的数字传输功能。
b）对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。资料管理
8.1 管理要求
8.1.1 设备维护部门应按专业技术管理范围，对上述文件存档备案管理。
8.1.2 变电站 SCD 文件、智能电子设备的配置文件、交换机配置文件等电子资料的存储应使用单独的存储介质，并定期进行备份，防止资料受到病毒或者恶意代码的破坏。8.1.3 全站 SCD 配置文件有变更时，必须事先告知各相关专业部门，各专业部门许可后方可更改。维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程，SCD 配置文件修改前后应进行备份。8.2 应具备的规程
8.2.1 常规变电站应具备的法规、规程。8.2.2 智能变电站技术导则。8.2.3 高压设备智能化技术导则。8.2.4 变电站智能化改造技术规范。8.2.5 智能变电站继电保护技术规范。8.2.6 智能变电站改造工程验收规范。8.3 应具备的图纸资料
8.3.1 常规变电站应具备的图纸、装置说明书、调试大纲、试验报告。8.3.2 一体化电源负荷分布图。
8.3.3 在线监测传感器位置分布图。
8.3.4 站内 VLan、IP 及 MAC 地址分配列表。8.3.5 交换机端口分配表及电（光）缆清册。8.3.6 监控系统方案配置图。8.3.7 网络通信图。
8.3.8 网络流量计算结果表。8.3.9 保护配置逻辑框图。8.3.10 GOOSE 配置表。8.3.11 SV 配置表。8.3.12 VLan 配置表。8.3.13 屏柜配置表。8.3.14 交换机接线图。8.3.15 功能互操作图。8.3.16 逻辑信号图。
8.3.17 智能电子设备的配置文件和配置软件。培训管理
9.1 管理要求
9.1.1 智能变电站运行维护人员应进行系统培训，了解上级下发的有关智能变电站的相关规定，熟悉智能变电站的新技术、新特点。
9.1.2 智能变电站运维人员应提前学习智能变电站的设计图纸，熟悉变电站的整体结构。9.1.3 设备在厂家联调期间，运维人员入厂学习，熟悉其工作原理。9.1.4 设备现场统调期间，运维人员参与调试工作，熟练操作流程。9.1.5 设备验收结束，设备厂家及现场施工人员应对运维人员进行综合培训，便于运维人员对设备有一整体认识，利于今后的维护与操作。9.2 培训内容及要求
9.2.1 掌握智能变电站的设备结构、原理、性能、技术参数和一、二次设备布置情况，以及设备的运行、维护、操作方法和注意事项。9.2.2 掌握智能变电站一次设备的接线和运行方式。9.2.3 掌握智能变电站二次设备的网络拓扑结构。
9.2.4 掌握智能变电站光互感器、合并装置、智能终端、光纤交换机、在线监测设备等新设备的日常巡视工作。
9.2.5 能审核智能变电站的设备检修、试验、检测记录，并能通过在线监测系统、智能辅助系统和设备红外测温情况等分析设备的健康状况，掌握设备缺陷和运行薄弱环节。9.2.6 熟悉智能变电站相关调度指令，掌握智能变电站软压板操作、定值操作方法。
9.2.7 熟练掌握智能变电站的顺控操作技术（包括顺控操作步骤、顺控票审核、顺控中断处理原则等）。
9.2.8 智能变电站发生事故和异常时，能根据网络分析仪、站端自动化系统、智能状态监测系统、智能辅助系统正确判断故障范围，并能做到迅速、正确地处理事故。9.2.9 掌握 IEC61850 规约的基本知识。
9.2.10 掌握智能变电站 GOOSE、SV 网络传输的具体内容，网络中断时对设备正常运行的影响。
9.2.11 掌握智能变电站检修设备和运行设备的隔离方法，熟悉装置检修压板对位的意义。注意二次设备停电检修安全措施的设置与常规变电站的不同之处。9.2.12 了解智能变电站过程层、站控层和对时同步原理。
第四篇：变电站辅助设施标准化验收规范
河南电网变电站辅助设施标准化验收规范
前 言
变电站辅助设施作为电网生产辅助系统，是提高变电站运行维护管理能力，提高电网的设备运行环境的重要基础，也是实现电网运行管理信息化的基础。
对变电站辅助设施进行认真、全面、严格、规范的标准化验收，是保证变电站在验收交付后稳定、安全、可靠运行的重要手段，也是项目规范化管理的必要阶段。
为使河南电网所辖的变电站辅助设施系统验收工作更具专业性、规范性和可操作性，特制定本规范
范围
本规范规定了河南电网变电站辅助设施系统的验收阶段、验收组织管理、验收原则及依据、验收内容及要求、验收大纲编制、现场验收、整体考核验收等方面的要求。
本规范适用于河南电新建、改建、扩建的变电站。2 验收组织管理
2.1 验收阶段
变电站辅助设施系统验收分为两个阶段，即现场验收、整体考核验收；整体考核验收阶段包括试运行考核期和整体考核验收，试运行考核期不得少于3 个月。
2.2 验收职责
2.2.1 各地区供电局（建设单位）职责： a）负责组织变电站辅助设施系统的现场验收； b）负责组织完成各阶段验收测试大纲的编制及审核； c）编制各阶段验收文件；
d）负责编制项目工程文档，汇编项目工程清册。2.2.2 制造单位职责：
a）辅助设施制造单位参与现场验收和整体考核验收； b）制造单位负责组织辅助设施的工厂验收，参与现场验收； c）制造单位负责编制工厂验收大纲，参与现场验收大纲编制； d）参与编制工厂验收、现场验收文件。e）提供所生产设备的质量证明文件、特种设备须提供生产制造许可证复印件
2.2.3 安装调试单位职责： a）参与现场验收大纲的编制； b）参与现场验收；
c）完成现场施工图档资料的编制。2.2.4 设计单位职责：
a）参与变电站辅助设施的各阶段验收； b）参与各阶段验收测试大纲编制；
c）对验收中发现的由于设计原因造成的缺陷应及时进行设计变更；
d）负责竣工图纸的编制，并按照河南电网关于变电站辅助设施移交的规定和合同要求提交给建设单位。
2.3 验收组织
2.3.1 负责项目各阶段验收组织工作的单位在验收条件具备后，及时组织成立相应的验收工作组，启动该阶段验收流程。
2.3.2 各阶段验收工作组包括领导小组和工作小组，工作小组负责变电站现场的验收测试。
2.3.3 验收工作组在验收开始前必须严格审查验收大纲，验收大纲经审批通过后，进入验收流程。
2.3.4 在验收过程中，验收工作组必须严格按照验收大纲和验收流程进行验收测试工作，并负责编制验收报告。3 验收原则及验收依据 3.1 验收原则
3.1.1 变电站辅助设施的验收应坚持科学、严谨、认真的工作态度，参与验收测试的人员必须具备相应的专业技术水平；验收测试工作应规范、标准，应使用专用的测试仪器和专业测试软件，并使用标准化、规范化的测试用例。
3.1.2 验收工作遵循现场验收、整体考核验收的顺序进行，只有在前一阶段验收合格通过后，方可进入下一阶段工作。
3.1.3 制造单位在各验收阶段所提供的使用手册等文档必须为按系统实际版本进行编制，验收大纲中功能测试项目的测试步骤应按技术文档对应的叙述进行编制，以验证技术文档的正确性和有效性；
如该项测试步骤不能正确执行，则视为该项测试不通过。3.1.4 若各阶段验收测试结果证明某一设备、软件功能或性能不合格，制造单位必须更换不合格的设备或修改不合格的软件，对于第三方提供的设备或软件同样适用。设备更换或软件修改完成后，与该设备及软件关联的功能及性能测试项目必须重新测试。
4.2 验收依据
4.2.1 各阶段验收均应严格遵循国家和行业的技术规范、标准、规程、项目合同技术协议书及历次技术（设计）联络会议纪要的所有技术方面的条款，以及合同执行过程中产生的技术澄清文件（以下合称“项目技术文件”）。
4.2.2 各阶段验收的设备及资料核查应按照本规范的具体要求执行。验收内容及要求 5.1 验收内容及要求
各阶段验收工作组可根据变电站辅助设施的实际配置和要求进行取舍选择，并根据项目技术文件进行补充和细化。
5.1.1 设备核查 5.1.1.1 核查内容
a）根据项目合同所列的所有软硬件设备清单，对设备型号、外观、数量及附属的配件及随机资料逐项清点确认；
b）对各软硬设备配置进行检查确认。5.1.1.2 核查要求
a）各设备的型号和数量应与设备清单一致，应为全新购置的产品；附属的配件及随机资料应与设备发货（装箱）清单一致；
b）设备的配置应不低于设备清单所列的具体配置要求，设备序列号（出厂编号）唯
一、有效。
c）辅助设施出厂后，所有设备发送至现场。在现场安装前，建设单位、制造单位及各设备供应商可按上述要求进行现场设备到货验收，并形成设备现场到货验收报告。
5.1.2 文件核查 5.1.2.1 核查内容
a）制造单位提供的技术文档，至少包括维护手册、使用手册及第三方软件最终用户授权书，b）各阶段验收所需的工程文档及报告。5.1.2.2 核查要求
a）技术文档完整、齐全、正确； b）工程文档及报告齐全、完整。3 给水、排水、消防系统验收规范
3.1 给水管道及配件安装质量验收规范
室内给水管道的水压试验必须符合设计要求。当设计未注明时，各种材质的给水管道系统试验压力均为工作压力的1.5倍，但不得小于0.6 MPa。
检验方法：金属及复合管给水管道在试验压力下观测10min，压力降不应大于0.02MPa，然后降到工作压力进行检查，应不渗不漏；塑料管给水系统应在试验压力下稳压1h，压力降不得超过0.05MPa，然后在工作压力的1.15倍状态下稳压2h，压力降不直超过0.03MPa，同时检查各连接处不得渗漏。
3.1.1 给水系统交付使用前必须进行通水试验并做好记录。检查方法：观察和开启阀门、水嘴等放水。
3.1.2 生产给水系统管道在交付使用前必须冲洗和消毒，并经有关部门取样检验，符合国家《生活饮用水标准》方可使用。
检验方法：检查有关部门提供的检测报告。
3.1.3 室内直埋给水管道（塑料管道和复合管道除外）应做防腐处理。埋地管道防腐层标材质和结构应符合设计要求。
检验方法：观察或局部解剖检查 3.2 室内消火栓系统验收
3.2.1 室内消火栓系统安装完成后应取屋顶层（或水箱间内）试验消火栓和首层取二处消火栓做试射试验，达到设计要求为合格。
检验方法：实地试射检查。
3.2.2 安装消火栓水龙带，水龙带与水枪和快速接头绑扎好后，应根据箱内构造将水龙带挂放在箱内的挂钉、托盘或支架上。
检查方法：观察检查。
3.2.3 施工单位在竣工时往往不按规定把水龙挂在消火栓箱内挂钉或水龙带卷盘上，而将水龙带卷放在消火栓箱内交工，建设单位接管后必须重新安装，否则失火时会影响使用。
3.2.4 箱式消火栓的安装应符合下列规定： 1：栓口应朝外，并不应安装在门轴侧。2：栓口中心距地面为1.1m，允许偏差±20mm。
3：阀门中心距箱侧面料140mm，距箱后内表面为100mm，允许偏差±5mm。
4：消火栓箱体安装的垂直度允许偏差为3mm.检验方法：观察和尺量检查。3.3 给水设备安装质量验收
3.3.1 水泵就位前的基础混凝土强度、坐标、标高、尺寸和螺栓孔位置必须符合设计规定。
检验方法：对照图纸用仪器和尺量检查。3.3.2 水泵试运转的轴承温升必须符合设备说明书的规定。检验方法：温度计实测检查。
3.3.3 敞口水相的满水试验和密闭水箱（罐）的水压试验必须符合设计与本规范的规定。
检验方法：满水试验静置24h观察，不渗不漏；水压试验在试验压力下10min压力不降，不渗不漏。
3.4 室内排水系统安装
3.4.1 本章适用于室内排水管道、雨水管道安装工程的质量检验与验收。
3.4.2 生活污水管道应使用塑料管、铸铁管或混凝土管（由成组洗脸盆或饮用喷水器到共用水封之间的排水管和连接卫生器具的排水短管，可使用钢管）。
雨水管道宜使用塑料管、铸铁、镀锌钢管或混凝土管等。悬吊管道定使用塑料管、铸铁管或塑料管。易受振动的雨水管道（如锻造车间等）应使用钢管。
3.4.3 隐蔽或埋地的排水管道在隐蔽前必须做灌水试验，其灌水高度应不低于底层卫生器具的上边缘或底层地面高度。检验方法：满水15min水面下降后，再灌满观察5min，液面不降，管道及接口无渗漏为合格。
3.4.4 生活污水铸铁管道的坡度必须符合设计的规定。4 火灾自动报警系统的验收 4.1 火灾自动报警系统竣工验收，应在公安消防监督机构监督下，由建设主管单位主持、设计、施工、调试等单位参加，共同进行。
4.1.2 火灾自动报警系统验收应包括下列装置：
1：火灾自动报警系统装置（包括各种火灾探测器、手动报警按钮、区域报警控制器和集中报:警控制器等）；
2：灭火系统控制装置（包括室内消火栓、自动喷水、卤代烷、二氧化碳、干粉、泡沫等固定灭火系统的控制装置）； 3：电动防火门、防火卷帘控制装置；
4：通风空调、防烟排烟及电动防火阀等消防控制装置； 5：火灾事故广播、消防通讯、消防电源、消防电梯和消防控制室的控制装置；
6：火灾事故照明及疏散指示控制装置。
4.1.3 消防用电设备电源的自动切换装置，应进行3次切换试验，每次试验均应正常。
4.1.4 火灾报警控制器应按下列要求进行功能抽验： 1：实际安装数量在5台以下者，全部抽验: 2：实际安装数量在6～10台者，抽验5台；
3：实际安装数量超过10台者，按实际安装数量30％～50％的比例、但不少于5台抽验。抽验时每个功能应重复1～2次，被抽验控制器的基本功能应符合现行国家标准《火灾报警控制器通用技术条件》中的功能要求。4.1.5 火灾探测器（包括手动报警按钮），应按下列要求进行模拟火灾响应试验和故障报警抽验：
1：实际安装数量在100只以下者，抽验10只；
2：实际安装数量超过100只，按实际安装数量5％～10％的比例，但不少于10只抽验。被抽验探测器的试验均应正常。
3：室内消火栓的功能验收应在出水压力符合现行国家有关建筑设计防火规范的条件下进行。
4：自动喷水灭火系统的抽验，应在符合现行国家标准《自动喷水灭火系统设计规范》的条件。
4.1.6 本节各项检验项目中，当有不合格者时，应限期修复或更换，并进行复验。复验时，对有抽验比例要求的，应进行加倍试验。复验不合格者，不能通过验收。
4.1.7 火灾自动报警系统投入运行前，使用单位应有经过专门培训，并经过考试合格的专人负责系统的管理操作和维护。5 事故照明系统验收规范
5.1 事故照明系统施工应符合设计文件及相关技术规范、规程、国家、行业标准的要求。
5.2 事故照明设施，如开关、应急灯应有明确的标识，标语识别。
5.3 事故照明系统的基本要求：
5.3.1 当正常照明因故障熄灭后，需确保正常工作或活动继续进行的场所，备用照明系统应能正常启动。5.3.2 当正常照明因故障熄灭后，需确保处于潜在危险之中的人员安全的场所，安全照明应能正确启动。
5.3.3 当正常照明因故障熄灭后，需确保人员安全疏散的出入口和通道，疏散照明应能覆盖变电站主要出入口。6 遥视系统验收规范
6.1 站端设备配置要求：站端设备安装在变电站现场，完成变电站现场各种信息采集、处理、监控并可与监控中心进行网络传输和通信。设备应符合变电站自动化设备设计要求及有关标准。
6.2 站端监控主机或视频处理单元必须具备数字硬盘录像功能，且在软件或硬件上采取防止系统死机的措施，以保证持续稳定工作。
6.3 站端遥视系统应满足远方调阅功能，图像应清晰、无卡顿现象。站内摄像头应具有远方遥控功能，摄像头的安装位置应能100%覆盖站内主要出入口、关键变配电设备、主控室等。7 其他辅助设施验收规范
7.1 电动大门外观清洁油漆美观，开关试验良好（包括遥控、就地），熔断器、钥匙配备充足，专业人员认可。
7.2 高低压配电室的通风系统应完善、风机应能可靠工作，噪声应在限值范围内。
第五篇：视频监控验收规范(试行)
社会治安与城市管理 智能化视频系统
预验收制度
高新兴科技集团股份有限公司
2014年 月
目 录
引用标准……………………………………………………………………………………………………………………………………错误！未定义书签。
预验收制度的建立重要性、必要性………………………………………………………………………………………错误！未定义书签。
第一章 前端设备安装规范 错误！未定义书签。
第一节 支架与立杆安装规范 错误！未定义书签。
第二节 设备箱安装规范 错误！未定义书签。
第三节 摄像机安装规范 错误！未定义书签。
第四节 辅助光源安装规范 错误！未定义书签。
第二章 缆线敷设规范 错误！未定义书签。
第一节 一般规范 错误！未定义书签。
第二节 室内布线规范 错误！未定义书签。
第三节 室外布线规范 错误！未定义书签。
第三章 设备供电施工规范 错误！未定义书签。
第一节 监控中心供电施工规范 错误！未定义书签。
第二节 前端设备供电施工规范 错误！未定义书签。
第四章 接地防雷建设规范 错误！未定义书签。
第一节 一般规范
错误！未定义书签。第二节 监控中心接地防雷规范 错误！未定义书签。
第三节 前端设备接地防雷规范 错误！未定义书签。
第四节 传输线路接地防雷规范 错误！未定义书签。
第五章 标签规范 错误！未定义书签。
第一节 基本要求 错误！未定义书签。
第二节 监控前端标签规范要求 错误！未定义书签。
第三节 监控中心标签规范要求 错误！未定义书签。
第六章 施工安全管理规范 错误！未定义书签。
第一节 基本要求 错误！未定义书签。
第二节 施工过程中的危险源识别 错误！未定义书签。
第三节 施工阶段安全控制要点及措施 错误！未定义书签。
第四节 安全施工要求 错误！未定义书签。
第五节 交通安全 错误！未定义书签。
第七章 系统验收测试标准 错误！未定义书签。
第一节 验收测试准备工作 错误！未定义书签。
第二节 工程质量检测标准 错误！未定义书签。
视频监控预验收规范
一、平安城市预验收规范监督的重要性和必要性：
针对目前平安城市视频监控项目质量问题,提高项目细节质量把控,提高验收通过率以及业主服务满意度,特建议进行预验收程序方案建立.1、公司竣工文件上面虽然有自检报告，质量报告等资料汇报质量情况，但是在验收阶段总会有部分问题未有解决，导致需要重复整改，增加材料、劳动力资源投入。为防范于未延，增加验收通过率，预验收程序将会在施工完成后和验收前进行。预验收需要严格按照正常验收标准甚至更高的验收标准要求进行项目检查。把项目中所存在的问题进行梳理，提前整改，达到在验收前把问题解决得目的。
2、预验收需要对从项目接入端开始到传输层、再到核心层进行检查，把施工工艺做得好的和有问题的都以照片形式进行存档，而存在工艺问题的照片，必须要施工人员在现场进行整改，再把整改后的照片存档，给与对比。
3、对于预验收程序，工程项目部必须严格执行，在收到问题整改通知单后应该立即对问题点进行整改，并反馈问题整改通知单，附上整改后照片。
预验收检查内容以及抽检情况：
摄像机:
1、安装位置。
2、安装质量。
3、镜头、防护罩，支撑装置，云台安装质量与紧固情况。（10台以下摄像机至少验收1-2台，10台以上32以下至少验收6-10台,32台以下至少验收15台以上）。4通电试验。（100%检验）
监视器或显示器：
1、安装位置。2安装条件。
3、通电测试（100%检验）
系统主机：
1、安装位置。
2、设备条件。
3、通电试验。
4、软件完成功能。（100%检验）
控制设备：
1、安装位置。
2、遥控内容与切换路数。
3、通电试验。（100%）
其他设备：
1、安装位置与安装质量。
2、通电试验。（100%）
控制台与机架：
1、安装垂直水平度。
2、设备安装位置。
3、布线质量。
4、设备的安装固定情况。
5、开关按键灵活情况。
6、通电试验。（100%检验）
电缆铺设：
1、电缆以及线槽铺设。
2、电缆的排列位置布放和绑扎质量。
3、地沟、走道、支架、吊架的安装质量。
4、埋设深度及架设适量。
5、焊接以及插头安装质量。
6、接头盒接线质量。
7、标签标示安装质量。（30%抽查）
系统接地：
1、接地材料。
2、接地以及焊接质量。
3、接地电阻。（100%检验）
预验收标准: 第一章：监控机房安装
1、控制室的选取
选择噪音小、地面干净、空间宽敞（12~50 m²）; 地板：采用进口防静电活动地板，安装高度为300mm; 天花板：采用铝合金针孔吸音天花，白色亚光； 墙面：采用易清洁的阻燃墙纸作墙面装饰处理；
照度：中心控制室照度在300~400LUX，其他房间在200~300LUX； 温湿度：机房内必须保持一定的湿度和温度（温度宜为16~30度，相对湿度宜为30%~75%），并有良好的通风条件。监控机房设备安装要求：
1、安装设备的机架、机柜、电视墙、UPS电源，电池等可直接安装在水泥地面上，并做好固定，如果机房已经安装防静电地板，设备不应装在活动地板上，而应该用底座安装，底座与地板高度一致。
2、机架安装位置应符合设计要求，当有困难时可根据电缆地槽和接线盒位置作适当调整。
3、机架安装应竖直平稳，垂直偏差不得超过1‰。
4、几个机架并排在一起，面板应在同一平面上并与基准线平行，前后偏差不得大于3mm。两个机架中间缝隙不得大于3mm。对于相互有一定间隔而排成一列的设备，其面板前后偏差不得大于5mm。
5、机架内的设备、部件的安装，应在机架定位完毕并加固后进行，安装在机架内的设备应牢固、端正；设备与设备之间应留有一定的散热空间。
2、控制室及机房走线
线缆种类：包括信号线、电缆线，信号线要求必须采用屏蔽电缆，而且信号线和电缆线尽量保持在一定的安全距离（15cm以上）； 若信号线和电缆线垂直时，建议采用厚度在1.6mm以上的铁板覆盖交叉部分，平行距离小于15cm时，中间建议放置金属隔板； 布线方式：主要分为上走线、下走线两种布线方式，下走线施工方便省钱省工而且美观，但维护与机房扩容时比较麻烦。而上走线要搭桥架，比下走线易维护、易扩容，但不易防尘、灰尘比较多； 线缆走向应尽量顺着线缆的自然状态布线，拐弯处应符合电缆曲率半径要求，并且在一定的距离进行捆绑，在敷设的电缆两端应留适度余量，并标示明显的永久性标记。
3、控制室其他注意事项
控制台正面与墙的净距不应小于1.2M，侧面与墙或其它设备的净距，在主要走道不应小于1.5米，次要走道不应小于0.8米，机架背面和侧面距离的净距不应小于0.8米；
控制台应安放竖直，台面水平，台内接插件和设备接触应可靠，安装应牢固，内部接线应符合设计要求，无扭曲脱落现象；
控制室内设备的排列，应便于维护与操作，并应满足安全，消防的规定要求；
控制室的其它设备和金属外壳必须做好等电位连接，以保证控制室内的人身和设备安全。
第二章 ：前端立杆安装
安装立杆的要求挑臂长度以实际场地情况为准。以下为具体工艺要求的详细阐述 1.基础施工 1.1 立杆基础
A.用途：固定摄像杆；
B.基础结构、尺寸：如图所示；
C.基础型号：由所需固定的摄像杆型号确定；
D.制作位置：在《设备平面布置图》所标注摄像杆位置处制作基础； E.制作要求：
1、应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的有关规定；
2、基础与窨井之间应有穿线管，且放置铁丝；
3、基础钢板上钢筋按M20标准攻丝，配镀锌螺丝两个、平光垫圈和
弹簧垫圈各一个。
F.材料：8mm钢板、20mm钢筋、C25混凝土、碎石、2.5英寸PVC弯管；
1.2 窨井制作
A.用途：方便线缆敷设及系统检测维修；
B.基础结构、尺寸：如图所示。图中仅标明井深、井高和井宽，其它尺寸由施工方根据现场情况决定；
C.制作位置：在《设备平面布置图》标注窨井位置处制作； D.制作要求：
1、应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的有关规定；
2、窨井密封性能和防水性能良好。
E.材料：砖石、水泥、钢板；
1.3 线缆管敷设
A.用途：敷设线缆，防止线缆损伤；
B.管道路由：按《设备平面布置图》标注的类型和路由敷设明管、暗管。注意图中所标明的管径； C.制作要求：
1、应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的有关规定；
2、线缆管密封好，防水性能良好；
3、线缆管离地面应不小于0.7米；
4、线缆管管口应无毛刺和尖锐棱角；
5、线缆管内放置穿线铁丝。
D.材料：
1、暗管敷设使用钢管；
2、明管敷设使用PVC管。
1.4 接地体安装
A.用途：防止外界电压危害人身安全和对设备的损害，抑制电气干扰，保证设备正常工作；
B.接地体结构、尺寸：如《接地体结构示意图》所示；
C.安装位置：按《设备平面布置图》标注接地体位置安装。图号； D.安装要求：
1、应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》的有关规定；
2、接地体的焊接应采用搭焊，搭焊长度为圆钢直径的6倍；
3、接地体安装点下方应无任何管道、线缆经过；
4、接地体安装深度如《接地体安装示意图》所示；
5、接地体安装完成后，应使用接地摇表测量接地电阻大小，要求接 地电阻小于4Ω。注意雨后不应立即测量电阻。E.材料：2.5英寸钢管和30*5扁钢。
2.1 杆件制作与安装
A.用途：安装摄像机云台；
B.摄像杆结构、尺寸：见《摄像杆图》； C.制作要求：见《摄像杆图》文字说明；
D.安装方式：通过基础螺杆与摄像杆基础连接固定，如《摄像杆安装场景示意图》；
E.安装工具：活动扳手； F.安装要求：
1、安装牢固
2、摄像杆中心线应与水平面垂直；
3、摄像杆上成180°角两腰形孔的中心连线应与道路走向平行；
4、在摄像杆底部窨井到各腰型孔之间放置穿线用铁丝。
表示成180°夹角腰型孔中心连线应与道路走向平行
表示穿线铁丝
摄像杆安装场景示意图 1.3 摄像机云台制作与安装 A.用途：安装摄像机防雨罩； B.结构：见《摄像头云台图》； C.尺寸：见《摄像机云台图》；
D.制作要求：见《摄像机云台图》图中文字说明
E.安装方式：通过抱箍将云台部件1固定于摄像杆上，如《摄像机云台安装示意图》；
F.安装工具：活动扳手、扶梯或登高车； G.安装要求：
1、安装牢固；
2、对摄像机云台部件1，走线孔应正对摄像杆腰形孔；
土建施工及安装立杆的要求
3、投标方应实地测量技术数据，以便估算工程量。
4、线缆埋地的沟槽尺寸：人行道为0.2×0.6米（宽×深），车行道为0.2×0.8米（宽×深）。沟底先铺C20砼垫层，线缆敷设后，用细砂回填夯实，再根据实际情况复原路面。
5、敷设的线缆除埋在花坛的或有特别说明的用PVC管保护，其他部分要用镀锌钢管进行保护；裸露在外的线缆（架空的除外）全部采用镀锌钢管加以保护。
摄像机立杆采用优质无缝钢管具有强抗风坚固耐用安装简便的特点 立杆作工精致样式美观，可根据客户要求
第三章：前端设备安装
1、视频服务器的安装规范
设备安装中应严格按设计中确定的设备种类、型号、接口类型等进行施工，发现不符时应暂停施工，及时向派单部门反映。 检查电源电压，防止出现电压不匹配导致设备损坏；
确认设备工作环境是否符合产品说明书中对设备工作温度、电源等环境要求；
对照设备使用说明书加电测试，确认各种工作状态指示灯正常运行。 按全球眼系统技术规范要求配置设备IP地址、视频参数、摄像头等配置参数，配置方法参考厂家产品说明书；
外围设备连接要求，参考对应设备产品说明书进行前端视频源线缆连接以及控制信号线的连接。
室外设备箱必须能抗高温、抗严寒、抗雷击，并具有较强的撞击力、防盗、温控风扇等功能。
主要考虑防雷，防尘，防高温，防水防破坏等因素
考虑维护的方便性，能放在设备箱或机房的尽量考虑安装在机房，避免放在高处
室外设备箱内要有散热风扇，箱体要有空气交换的窗洞，窗洞要考虑防尘、防雨，散热量大的设备要尽量分层安装；
室外设备箱的安装要有防尘装置。设备箱要有分层隔板。 室外设备箱的线缆进入孔处要有密封胶圈。
设备在箱内安装位置尽量要统一格式，设备要固定，线缆要分类绑扎整齐。设备要贴标签写明设备种类IP，线缆标签要标明本端和对端设备； 设备安装在室内机房时应固定牢固，线缆在室内布放时要安装走线槽； 如果监控点比较集中，建议使用多路的视频服务器；
立机柜时应砌一个方台，将机柜固定在方台上面，避免雨水过大而使其下部进水，造成线路短路；尽量避免阳光直射，使机体温度升高，缩短机柜的使用寿命；方台高度应掌握在200~400cm之间；立机柜时周边的障碍物 不要挡着门，使机柜可以安装广告牌的一面向外，便于行人观看。室外主机箱必须能抗高温、抗严寒、抗雷击，并具有较强的撞击力、防盗、温控风扇等功能。
2、摄像机的安装规范
设备安装中应严格按设计中确定的设备种类、型号、接口类型等进行施工，发现不符时应暂停施工，及时向派单部门反映。 在搬动、架设摄像机过程中，不得打开镜头盖。
安装前需将摄像机逐个通电进行检测和粗调，在摄像机处于正常工作状态后，方可安装；检查云台的水平、垂直转动角度，并根据设计要求定准云台转动起点方向。
检查摄像机防护罩含风扇、雨刷等工作是否正常；检查摄像机防护罩内紧固情况；
检查摄像机机座与支架或云台的安装尺寸；
从摄像机引出的电缆宜留有1米的余量，不得影响摄像机的转动。摄像机的电缆和电源线应固定，不得用插头承受电缆的自重；
摄像机宜安装在监视目标附近不易受外界损伤的地方，安装位置固定，且安装位置不应影响现场设备运行和人员正常活动。
安装的高度，室内宜距地面2.5~5m；室外宜距地面3.5~10m。
电梯厢内的摄像机应安装在电梯厢顶部，电梯操作器的对角处，并应能监视电梯厢内的全景；在高压带电设备附近架设摄像机时，应根据带电设备的要求，确定安全距离。
室外环境下应采用室外全天候防护罩，防护罩具备雨刷、风扇和加热器，保证春夏秋冬、阴晴雨风各种天气下使用；
摄像机镜头应从光源方向对准监视目标，并应避免逆光安装，以免造成小滤色镜永久性脱色；当需要逆光安装时，应降低监视区域的对比度； 确定好安装位置后，首先对摄像机进行初步安装，经通电试看、细调、检查各项功能，观察监视区域的覆盖范围和图像质量，符合要求后方可固定。摄像机及云台的安装应牢靠、紧固。固定摄像机时，镜头前部需要贴近护罩玻璃，已避免形成光晕现象。
云台及云台解码器与摄像机的接线连接方式应具体严格按照云台解码器的产品说明书。
根据部位与要求选择摄像机安装方式。采用立杆安装方式时，除特殊情况外，摄像机离地面高度一般不低于6000mm，立杆下端管径应在220mm±10mm、上端管径应在120mm±5mm，管壁厚度应≥6mm，悬臂长度视情况而定，立杆应做灌筑基础，基础规格不小于：800mm×800mm×1000米（深）。杆件的外层应做好防腐蚀处理。
摄像机安装示意图
立杆距停车线11~13米；横杆距地面的高度为5.5米，横杆的长度根据需要，保证拍摄车牌照的摄像机所在位置应在该车道中间位置的正上方。安装摄像机
1.防护罩内走线：由于防护罩内要防尘，这时先把视频线和电源线从走线孔内进入防护罩，并注意密封，然后再把视频头焊接到视频线上，焊接时一定要用优质的焊接丝，防止由于氧化使信号衰减
2.设备箱内走线：由外部引入设备箱的线有三部门：电源线、视频线、控制线，注意彼此之间的干扰；
第四章：传输线缆的安装规范
1、线缆布放要求：
信号线缆（视频线、控制线等）与电源线应分别采用2根管道进行布放，或分走道布放，间距应大于5cm，室内采用PVC管进入机架的部分要加装软套，室外应采用金属管道进行布放。
各类线缆长度应逐盘核对，并根据设计图上各段线路的长度来选配线缆，线缆要预留适当的长度，同一类型线缆预留长度要一致。 架设架空电缆时，宜将电缆吊线固定在电杆上，再用电缆挂钩把电缆卡挂在吊线上；挂钩的间隔距离应宜为0.5~0.6m，根据气候条件，每一杆应留出余兜。
墙壁电缆的敷设，沿室外墙面宜采用吊挂方式；室内墙面宜采用卡子方式。墙壁电缆沿墙角转弯时，应在墙角处设转角墙担。电缆卡子的间距在水平路径上宜为0.6m；在垂直路径上宜为1m。
直埋电缆的埋深不得小于0.8m，并应埋在冰冻层以下；紧靠电缆处应用沙土或细土覆盖，其厚度应大于0.1m，并且压上一层砖时保护。通过交通要道时，应穿钢管保护，电缆应采用具有铠装的直埋电缆。转弯地段的电缆，地面上应由电缆标志。
管道电缆或直埋电缆在引出地面时，均应采用钢管保护。钢管伸出地面不宜小于2.5m；埋入地下宜为0.3~0.5m。
宜避免线缆的接续，当电缆接续时应采用专用接插件。线缆的固定、连接要注意牢靠，减少因接头松动引起的活动性故障。
2、绑扎总体要求
布放走道线缆时，必须绑扎。绑扎后的线缆应互相紧密靠拢，外观平直整齐。
布放槽道线缆时，可以不绑扎，槽内线缆应顺直，尽量不交叉。线缆不得超出槽道。在线缆进出槽道部位和线缆转弯处应绑扎或用塑料卡捆扎固定。
线缆要分类绑扎，扎带间距均匀（线缆束直径的3~4倍），绑扎松紧适宜，无明显扭绞和交叉，做到美观安全。
在分类绑扎线缆时，可根据情况，先将每根线缆多余部分用固定大小的圆圈进行盘定结束，注意弯曲半径符合规范，后利用绑扎带进行绑扎，避免线缆与其他线缆交叉、纽绞在一起，并将盘定线束合理地布放、固定，便于维护时对每根线缆的查对、更换。
扎带扎好后，应将多余部分齐根平滑剪齐，在接头处不得留有尖刺。
3、线缆端接基本要求：
音视频、控制信号电缆芯线焊接要端正、牢固、焊锡适量，焊点光滑、不带尖、不成瘤形，避免虚焊。屏蔽线要与接线端子外导体接触良好。组装电缆插头时配件应齐全，位置正确，装配牢固，避免芯、皮短路。 从摄像机引出的电缆宜留有1m的余量，不得影响摄像机的转动。摄像机的电缆和电源线应固定，不得用插头承受电缆的自重。 五类网线要按规范线序制作，要确保每根铜线与水晶头压接牢靠，音视频线、控制线及网线要与相关设备连接牢靠，设备连接电缆不得有中间接头。
各种电缆的弯曲半径不得小于电缆直径的15倍。
视频服务器到交换设备或路由器采用的非屏蔽五类及五类以上电缆跳线长度不宜超过100m；传送摄像机到视频服务器的视频模拟信号，一般控制在200m之内，采用SYV75-5，或SYV75-3电缆。
前端设备（视频服务器）与云台解码器的控制信号线的连接以及线缆要求参考前端设备的产品说明书设备连接要求。
前端视频服务器外接开关量输入输出控制信号线必须按照产品技术要求实施。
第五章：电源、接地要求
1、电源要求
采用直流或交流电源取决于厂家设备的要求，采用直流电源时，必须使用设备厂家提供的有质量保证的电源模块；采用交流电源，应采用220V，50HZ的单项交流电源，当电压波动超过+5%~10%的范围时，应设稳压电源装置。稳压装置的标称功率不得小于系统使用功率的1.5倍；交流电源口应增加防雷击电路，直流电源端口应增加浪涌保护电路。
安装球机之前，首先注意是采用24V供电还是12V供电；
同轴电缆的外导体和屏蔽电缆的屏蔽层两端，均应和所连接设备的金属外壳的外表面保持良好的电气接触。
客户监控中心（中心机房）所有设备均应接地。
系统应采用专用接地装置时，其接地电阻不得大于4Ω；采用综合接地网时，其接地电阻不得大于1Ω。
系统的接地宜采用一点接地方式。接地母线应采用铜制线，表面应完整，无明显损伤和残余焊剂渣，铜带母线光滑无毛刺，绝缘线的绝缘层不得有老化龟裂现象。
接地线不得形成封闭回路，不得与强电的电网零线短接或混接。接地母线应铺放在地槽或电缆走道中央，并固定在架槽的外侧，母线应平整，不得有歪斜、弯曲。母线与机架或机顶的连接应牢固端正；电缆走道上的铜带母线可采用螺丝固定；电缆走道上的铜绞线母线，应绑扎在横档上。
源线、保护地线等应为阻燃型，不同电源线应分类采用统一线径、统一颜色，如保护地线、-48V直流线、0V直流线分别采用黄绿色相间、蓝色、红色的塑料绝缘铜芯导线。（BVR-6mm²的铜线作为正常工作不带电的金属外壳（如机柜外壳、立杆等）的接地线；工控机机柜内电源电涌保护器的接地线采用BVR-16mm²的铜线；BVR-50mm²的铜线作为系统接地引下线），设备的电源线以及接地端应有相应的绝缘保护，不可裸露在外，以免发生电源短路。
2、防雷要求
前端设备防雷接地地阻应小于等于10欧姆；
前端设备如摄像头位于接闪器（避雷针或其它接闪导体）有效保护范围之内，可不配置防雷设施；
进入监控室的架空电缆入室端和摄像机装于旷野，塔顶或高于附近建筑物的电缆端，应设置避雷保护装置，且避雷针最好距摄像机3~4米的距离；
监控室内应设置等电位连接母线（或金属板），该等电位连接母线应与建筑物防雷接地、低压配电保护线PE线、设备保护地、防静电地等连接到一起防止危险的电位差。各种电涌保护器（避雷器）的接地线应以最直和最短的距离与等电位连接母排进行电气连接。 GB50198—1994规定，传输部分的线路在城市郊区、乡村敷设时，可采用直埋敷设方式。当条件不允许时，可采用通信管道或架空方式；从防雷角看，直埋敷设方式防雷效果最佳，架空线最容易遭受雷击，并且破坏性大，波及范围广，为避免首尾端设备损坏，架空线传输时应在每一电杆上做接地处理，架空线缆的吊线和架空线缆线路中的金属管道均应接地；
采用带屏蔽的线缆或线缆穿钢管埋地敷设，保持钢管的电气连通。如电缆全程穿金属管有困难时，可在电缆进入终端和前端设备前穿金属管埋地引入，但埋地长度不得小于15米，在入户端将电缆金属外皮、钢管同防雷接地装置相连。
良好的接地是防雷中至关重要的一环。接地电阻值越小过电压值越低。监控中心采用专用接地装置时，其接地电阻不得大于4Ω。采用综合接地网时，其接地电阻不得大于1Ω；
由于有80%雷击高电位是从电源线侵入的，为保证设备安全，一般电源上应设置三级避雷保护。在视频传输线、信号控制线，入侵报警信号线进入前端设备之前或进入中心控制台前应加装相应的避雷保护器。
在雷击高发地区，可选用安装三合一型防雷器（包含电源线、视频音频线、控制线）作为保护；
在工控机/视频编码服务器视频输入端口每路安装10f/BNC信号SPD；在信号控制线上每路安装24DCP信号SPD；
根据计算机系统的需求，IDC提供的接地系统包括交流工作地、安全保护地及防雷保护地，计算机专用交流工作地，其接地电阻？1？。机房的静电电压？1KV。镀锌钢管、金属软管、金属接线盒外壳等均进行了可靠接地。机柜外壳、金属管道及支架等均接地，中性线则只在变压器处。
第六章：标签标识规范
1、总体要求
标签要用打印字体，应清晰、正确。粘贴时应保证标签位置准确，方向端正，粘贴牢固；应注意所用标签完整干净，不能破损；标签尺寸大小适中，可用时间一般应保证三年。如已粘贴标签剥落、破损、陈旧，维护人员应及时予以更换。
机框式设备的每个模块要有标注（用户名称），标识大小、张贴要整齐划一，注意不能挡住设备指示灯。
2、设备标签规范
设备标签应在设备施工结束后粘贴完毕；固定资产标签应在投产转固完成后，根据财务部门管理要求，及时粘贴。
视频分配器、矩阵由于端口较多，应打印一张较大的设备端口连接示意图。
张贴于设备面板，以便于日常维护。
3、线缆标签规范
客户端线缆标签分为光缆标签、跳尾纤标签、动力电缆标签、音视频电缆标签、控制线标签和网格线标签等，应在系统开通过程中粘贴完毕。
缆标签应包含如下内容：光缆名称、光缆编码、光缆段名称、光缆段编码和光缆容量；跳尾纤标签内容包括光纤光路名称、光路标识编号及业务、光路的收与发。
所有线缆两端应贴有标签，要求粘贴在线缆末端距离端头2cm处。 PVC或金属管道走线管道两端应设吊牌，吊牌内容应包括管道走向、内部线缆的类型、数目等信息。
音视频线标签内容包括摄像机、编码器及矩阵的的输入输出端口等信息。
机房或监控中心内部的控制线应标签内容应包括对应的摄像机位置、ID以及编码器编号、端口等信息；网络线标签内容应包括交换机端口及对应的编码器、解码器端口信息。
客户接入端编码器接入的摄像头数目如超过1个，则必须对控制线、音视频线张贴相关标签。
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