安徽电网智能变电站二次设备状态检修规程(试行)及编制说明

ICS
备案号：Q/×××安徽省电力公司企业标准
Q/ —
代替Q/ —
安徽电网智能变电站二次设备
状态检修规程
2011-6-06发布2011-6-06实施安徽省电力公司发布
前言
根据国家电网公司设备状态检修工作管理规定，为规范安徽电网智能变电站二次设备状态检修工作，特制订本规程。

本标准依据DL/T800-2001 《电力企业标准编制规则》编制。

本标准由安徽省电力公司生产技术部提出。

本标准由安徽省电力公司科技信息部归口。

本标准由安徽省电力公司生产技术部解释。

本标准负责起草单位：铜陵供电公司。

本标准主要起草人：江玉荣、叶远波、王刘芳、郑浩、谢辉、邱欣杰、胡振斌、张健、黄扉、台德群、施伟、汪年斌、黄少雄。

本标准在执行过程中的意见或建议反馈至安徽省电力公司生产技术部（合肥市黄山路9号，230022）。

目录
前言 (2)
1范围 (1)
2规范性引用文件 (1)
3术语 (2)
4总则 (3)
5继电保护 (5)
6合并单元 (9)
7智能终端 (12)
8 测控装置 (14)
9 网络分析仪 (16)
10 网络交换机 (18)
安徽电网智能变电站二次设备状态检修检验规程
1范围
本标准规定了智能变电站二次设备状态检修的检验项目、检验周期和技术要求。

本标准适用于安徽省电网智能变电站二次设备，非智能变电站设备参照执行。

2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 7261-2000 继电器及装置基本试验方法
GB/T 15145-2001 微机线路保护装置通用技术条件
DL/T 587-1996 微机继电保护装置运行管理规程
DL/T 624-1997 继电保护微机型试验装置技术条件
DL/T 667-1999 继电保护设备信息接口配套标准
DL/T 720-2000 电力系统继电保护柜、屏通用技术条件
DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件
DL/T 769-2001 电力系统微机继电保护技术导则
DL/T 770-2001 微机变压器保护装置通用技术条件
DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程
DLT_5149一2001 220KV~500KV变电所计算机监控系统设计技术规程
JB/T 9568—2000 电力系统继电器、保护及自动装置通用技术条件
Q/GDW 383-2009 《智能变电站技术导则》
Q/GDW 441-2010 《智能变电站继电保护技术规范》
Q/GDW168 输变电设备状态检修试验规程
Q/GDW426—2010 《智能变电站合并单元技术规范》
Q/GDW427—2010 《智能变电站测控单元技术规范》
Q/GDW428—2010 《智能变电站智能终端技术规范》
Q/GDW429—2010 《智能变电站网络交换机技术规范》
Q/GDW430—2010 《智能变电站智能控制柜技术规范》
Q/GDW431—2010 《智能变电站自动化系统现场调试导则》
安徽省电力公司《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护实施细则
安徽省电力公司继电保护状态检修检修规程
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
3.3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。

3.4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。

3.5 MMS
MMS即制造报文规范，是ISO/IEC9506标准所定义的一套用于工业控制系统的通信协议。

MMS规范了工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备（IED）、智能控制设备的通信行为，使出自不同制造商的设备之间具有互操作性（Interoperation）。

3.6 GOOSE
GOOSE是一种通用面向对象变电站事件。

主要用于实现在多IED之间的信息传递，包括传输跳合闸信号，具有高传输成功概率。

3.7 智能变电站二次设备状态检修
基于智能变电站二次设备状态监测技术和设备自诊断技术，结合智能变电站二次设备的运行和检修历史资料，通过智能变电站二次设备状态评价、风险评估、检修决策，达到设备运行安全可靠，检修成本合理的一种检修策略。

3.8 设备状态量
直接或间接表征设备状况的各种技术指标、性能和运行情况等参数的总称。

3.9 巡检
定期进行的为获取设备状态量的巡视和检查,包括运行人员的巡视和检修专业人员的巡检。

3.10 例行试验
为获取设备状态量，评估设备状态，及时发现设备隐患，定期进行的保护停用状态下的各种试验。

3.11 诊断性试验
巡检、例行试验等发现设备状态不良，或经受了不良工况，或受家族缺陷警示，或连续运行了较长时间，为进一步评估设备状态进行的试验。

3.12 初值
指能够代表状态量原始值的试验值。

初值一般采用投产试验值。

3.13 初值差
（当前测量值-初值）/初值×100%，适用于绝缘测量值、通道损耗值等。

3.14定值误差
（当前试验值-整定值）/整定值×100% 。

3.15警示值
状态量达到该数值时，设备已存在缺陷并有可能影响保护性能。

3.16注意值
状态量达到该数值时，设备可能存在缺陷，要引起注意。

3.17家族缺陷
由同一设计、同一原理、同一厂家、同一批次、同一器件、同一工艺等因素引起的设备共性缺陷。

4总则
4.1试验分类
智能变电站二次设备状态检修试验分为巡检、例行试验和诊断性试验三类。

巡检、例行试验通常按周期进行，诊断性试验只在诊断设备状态时有选择地进行。

4.2试验说明
在设备运行期间，按规定的巡检内容和巡检周期对各类设备进行巡检，巡检情况应有书面或电子文档记录。

巡检分为运行人员巡视和检修人员巡检。

新设备投运3年内，继电保护、合并单元、智能终端、测控装置应进行全部例行试验和诊断性试验。

4.3设备状态量的评价和处置原则
4.3.1设备状态评价原则
设备状态的评价应该基于原始资料（出厂报告、检验报告等）、运行资料（事故、缺陷、跳闸、运行工况、日常操作等）、检修资料、其它资料（家庭缺陷、年度设备分析报告、年度运行分析报告等）等信息，结合同类设备的比较，对设备状态作出综合评价。

4.3.2注意值处置原则
有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值，通常的处理原则是：加强运行巡视，有条件情况下安排处理。

4.3.3警示值处置原则
有警示值要求的状态量，若当前试验值超过警示值，通常的处理原则是：对于运行设备应尽快安排停用该设备并消除缺陷。

4.3.4家族缺陷的处置原则
对于存在的家族缺陷，根据主管部门发布的整改要求，及时进行整改。

4.4检验、巡检和巡视周期的确定原则
4.4.1500kV、220kV及110kV二次设备状态检修基准周期为4年，实际运行中应适当考虑与一次设备检修同步。

4.4.2新设备投运3年内,继电保护、合并单元、智能终端、测控装置必须进行第一次检验，应进行全部例行试验和诊断性试验。

4.4.3同一变电站的二次设备检修周期应统一，同一间隔的二次设备检修周期应同步。

4.4.4二次设备的专业巡检，220kV及以上系统的二次设备，周期半年；110kV及以下系统的设备，周期1年，网络交换机、报文分析仪列入二次设备的巡检范围。

4.4.5二次设备运行巡视的基准周期与变电一次设备巡视同步，网络交换机、报文分析仪列入二次设备的运行巡视范围。

同一间隔保护、测控和智能终端的检修应尽可能同步进行。

合并单元可以结合互感器一起测试。

4.4.6有注意值要求的状态量，若当前试验值超过注意值，通常的处理原则是：加强运行巡视，有条件情况下安排处理。

4.4.7对于存在的家族缺陷，根据主管部门发布的整改要求，及时进行整改。

4.5基于设备状态的周期调整
4.5.1周期的调整
本规程给出的基准周期适用于一般情况。

对于停电例行试验，其周期可以依据设备状态和一次设备的检修周期，在基准周期的基础上酌情延长或缩短，调整后的周期一般不小于1年。

4.5.2可延迟试验的条件
符合以下各项条件的设备，停电例行试验可以在4.4.1条周期调整后的基础上延迟1个年度：
a)巡检中未见可能危及该设备安全运行的任何异常；
b)通过网络分析仪及一体化平台等状态监测系统显示设备状态良好；
c)上次例行试验与其前次例行（或交接）试验结果相比无明显差异；
d)没有任何可能危及设备安全运行的家族缺陷；
e)上次例行试验以来，没有经受严重的不良工况。

4.5.3需提前试验的情形
有下列情形之一的设备，需提前，或尽快安排例行或/和诊断性试验：
a)巡检中发现有异常，此异常可能是重大质量隐患所致；
b)通过网络分析仪及一体化平台等状态监测系统显示设备状态不良；
c)以往的例行试验有朝着注意值或警示值方向发展的明显趋势；或者接近注意值或警示值；
d)存在重大家族缺陷；
e)经受了较为严重不良工况，不进行试验无法确定其是否对设备状态有实质性损害。

如初步判定设备继续运行有风险，则不论是否到期，都应列入最近的年度试验计划，情况严重时，应尽快退出运行，进行试验。

4.6状态检修仪器配置
电子式、光学互感器检测仪器：互感器综合特性试验仪（测试互感器比差、角差项目）、互感器模拟装置、500V兆欧表、1000V兆欧表、2500V兆欧表等,61850规约分析软件、光电转换器、交流采样装置测试仪，数字式自动化测试仪，GPS时钟校验仪。

继电保护检测仪器：智能继电保护综合测试仪、智能单相继电保护测试仪、智能钳形相位伏安表、数字式万用表、移动电源盘、模拟断路器等
5继电保护
5.1继电保护巡检项目
5.1.1运行人员巡视项目
继电保护装置运行巡视项目见表1。

表1继电保护运行巡视项目
巡检项目检修周期要求说明
装置现场运行环境检查1次/天（500kV）
1次/周（220kV）
1次/月（110kV）
5℃<环境温度<30℃；
环境湿度<75%。

记录保护运行现场的环境温度及湿度
装置面板及外
观检查1次/天（500kV）
1次/周（220kV）
1次/月（110kV）
无异常
运行指示灯、网络通信指示灯、显示屏
检查定值区号、各种网络及电源接线无异
常、装置时间是否准确、光纤、高频通道指示
是否正常
屏内设备检查1次/周（500kV）
1次/周（220kV）
1次/月（110kV）
符合当时运行状态空气开关和压板投退是否正确
直流支路绝缘
检查1次/月绝缘电阻≥100kΩ（警示值）
通过在线检测仪对保护直流各支路进行
绝缘检查
录波器的录波
功能检查
1次/月无异常定期进行故障录波器的录波功能测试
网络通讯状况1次/周（500kV）
1次/周（220kV）
1次/月（110kV）
无异常
SMV采样网、GOOSE网、MMS网通信状况、
GPS对时情况
高频通道检查1次/天无异常高频通道试验，3dB告警检查
定值检查1－2次/年符合要求核对装置定值与最新定值一致
保护差流检查1次/周（500kV）符合要求光差保护差流检查、主变保护差流检查、
1次/周（220kV）1次/月（110kV）母差保护差流检查；同时记录差流值和负荷电流值
红外测温1次/月无异常
利用红外成像对继电保护、直流电源回路进行测温
封堵情况检查1次/年符合要求防火墙、防火涂料符合要求5.1.2检修人员巡检项目
继电保护装置检修巡检项目见表2。

表2继电保护检修巡检项目
巡检项目检修周期要求说明
装置面板检查1－2次/年无异常
运行指示灯、网络通信指示灯、定值输入和固化功能、失电保护功能、定值区切换功能正常、打印功能检查
屏内设备检查1－2次/年符合当时运行状态空气开关和压板投退是否正确
运行信息检查1－2次/年无异常
通过网络报文分析仪、一体化平台信息监测
网络通讯状况1次/周（500kV）
1次/周（220kV）
1次/月（110kV）
无异常
SMV采样网、GOOSE网、MMS网通信状况、
GPS对时情况
红外测温1－2次/年无异常
利用红外成像对继电保护、直流电源回路进行测温
版本及定值检
查
1－2次/年符合要求检查保护版本、核对最新定值单高频通道检查1－2次/年无异常高频通道试验，3dB告警检查
光纤通道检查1－2次/年T≤12ms（警示值），
丢包率、误码率无明显变化
传输线路纵联保护信息的数字式通道传
输时间T
采样显示值检
查
1－2次/年与实际状况相符合记录采样显示值及测控显示值开入量检查1－2次/年符合要求开入量与实际运行情况一致
保护差流检查1－2次/年符合要求
光差保护差流检查、主变保护差流检查、母差保护差流检查；同时记录差流值和负荷电流值
反措检查1－2次/年各项反措均已执行符合反措要求
5.1.3 巡检说明
5.1.3.1可根据现场实际运行情况调整巡检周期及项目，运行人员及检修人员必须严格按照本规程的要求进行巡检，并按照《安徽电网继电保护基础资料和信息的收集和管理规定》中要求的格式记录巡检结果。

5.1.3.2现场运行环境检查依据DL/T 587-1996《微机继电保护装置运行管理规定》要求执行。

5.1.3.3装置面板检查中包括重合闸保护、备自投保护的充电情况。

5.1.3.4屏内设备，尤其是空气开关和压板要求运行操作后加强巡检。

5.1.3.5版本及定值检查要求保护版本要符合主管部门确认的最新可运行版本，保护定值要符合保护整定单要求。

并要求在定值更改后进行定值核对。

5.1.3.6采样显示值检查要求检修单位比较运行间隔保护和合并单元、测控装置上的采样显示值，并记录最大误差。

5.1.3.7高频通道检查要求在冰雪、雷电等恶劣天气下增加巡检的次数。

5.1.3.8保护差流检查及红外测温检查要求在负荷高峰期间增加巡检的次数。

5.1.3.9红外测温主要指保护屏内装置。

5.1.3.10直流支路绝缘检查要求利用绝缘在线监测仪对所有保护和控制直流支路进行检查。

5.1.3.11反措检查应根据反措计划检查执行情况，并将检查结果记录。

5.1.3.12运行参数检查可以通过装置本身、一体化平台或者网络报文分析仪进行检测。

5.1.3.13保护通讯检查包括在一体化平台、网络分析仪、保护管理子站与保护装置通信是否正常。

5.1.3.14运行信息检查包括电源工作环境(温/湿度)、负载情况、工作时间、开关次数、电容曲线等;以太网通讯口运行情况监测,包括接收的SMV报文、GOOSE报文速率、误码率统计、是否丢帧丢点、通讯是否中断等;液晶亮光时间统计;FLASH擦写次数统计、扇区健康状况监测;微机系统的自检,如RAM是否出错、看门狗是否动作、装置的重启次数等;装置上电次数统计
5.2继电保护例行试验项目
5.2.1例行试验项目
继电保护例行试验项目见表3。

表3继电保护例行试验项目
例行试验项目周期要求说明
对地绝缘电阻检测
4年
直流控制回路绝缘>1 MΩ（注意
值）
交流回路绝缘>10MΩ（注意值）
采用1000V摇表
开关量输入回路检验符合要求模拟变位试验
采样精度检验
误差应小于5%，初值差小于3%.
在最小精确工作电压和电流下
测量值误差小于10%（注意值）
采样幅值特性检测和相位特
性检验
合并单元闭锁测试无异常合并单元模拟测试
整组传动试验符合要求
整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、相关信息等正确无误。

5.2.2 例行试验说明
5.2.2.1保护装置GOOSE开入量检查，利用数字化继电保护测试仪接线试验，保护装置应能正确反映各开入量的0→1或1→0 变位。

5.2.2.2保护装置GOOSE开出检查，配合继电保护传动进行检查。

通过保护装置跳合闸出口、录波、监控信号进行检验，确认信号正确；联跳回路传动至智能终端出口压板，分别量测智能终端出口压板两端对地电位进行检验；启动失灵逻辑根据虚端子连线设计图进行验证；启动失灵逻辑中用到的GOOSE 开入开出应能可靠动作；
5.2.2.3采样精度检验，按与现场相符的过程层网络图纸将试验用光纤与继电保护装置的采样值输入光口连接，用数字化继电保护测试仪输出Ua、Ub、Uc、Ia、Ib、Ic，通入要求值，并查看各采样显示值。

5.2.2.4合并单元闭锁测试，通过断开合并单元直流电源、合并单元至保护装置光纤、模拟合并单元发异常告警信号、CT断线等故障。

检查保护装置是否能闭锁并发报警信号，并检查与本采样无关的保护不被闭锁。

5.2.2.5整组试验时，用数字化继电保护测试仪输入电流、电压进行检验，以模拟各种类型故障，通过对智能终端出口电压测量、保护装置跳合闸报文、录波、监控信号等进行确认保护动作正确性和信号的正确性，检测测量保护动作时间是否满足要求，整个试验过程通过一体化平台检查信号是否正确；
5.2.2.6保护试验时，注意处理此保护与其他运行设备的安全措施。

5.3继电保护诊断性试验项目
5.3.1诊断性试验项目
继电保护诊断性试验在巡检、例行试验的基础上需要进一步诊断的试验项目，验项目见表4。

表4继电保护诊断性试验项目
诊断性试验项目要求说明
逆变电源性能检验
自启动电压≤80%额定电
压、额定电压下电源输出正常、
电源拉合试验正确、电源功耗检
测正确
自启动性能检验、电源拉合试验、电源
输出检测、电源功耗检测
保护定值检验定值差≤±5%（警示值）根据整定单要求进行校验保护逻辑试验符合要求对可编程的保护逻辑进行校验输出接点和信号检查GOOSE开入
开出
开入信号正常、开出信号正确见5.2.2例行试验说明
MMS信号回路检查符合要求
检查信号是否可以正确通过MMS向监控系统传输
整组传动试验符合要求见5.2.2例行试验说明
带通道联调试验符合要求通道检查、装置带通道试验
带负荷试验符合要求
根据实际运行方式进行差动保护差流、电流电压幅值相位等检查。

其他试验符合要求5.3.2 诊断性试验说明
5.3.2.1在逆变电源性能检验时，要求插入全部插件的情况下进行试验。

5.3.2.2保护定值及逻辑试验须遵守如下原则：
a)每一套保护应单独进行整定检验。

b)在整定值检验时，除所通入的电流、电压为模拟故障值并断开断路器的跳、合闸回路外，整套装置应处于与实际运行情况完全一致的条件下，而不得在试验过程中人为地予以改变。

c)装置整组动作时间：从模拟故障发生至智能终端跳闸接点输出端子；
d)保护逻辑试验项目和试验方法应根据装置的具体构成方式和动作原理拟定。

e)必要时进行保护逻辑的仿真试验。

f)纵联保护需要在线路带电运行情况下检验高频及光纤通道的衰减及通道裕量，以测定通道运行
的可靠性。

5.3.2.3带负荷试验，一般需要进行如下项目：
a)通过采样核查电压、电流值，相序及相位关系。

b)对使用外接零序电压和零序电流的零序方向保护装置，应进行零序方向带负荷试验。

c)所有差动保护除测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压。

6合并单元
6.1合并单元巡检项目
6.1.1运行人员巡视项目
合并单元运行巡视项目见表5。

表5合并单元运行巡视项目
巡检项目检修周期要求说明
装置现场运行环境检查1次/天（500kV）
1次/周（220kV）
1次/月（110kV）
－5℃～＋45℃（户内）；
–25℃～＋55℃（户外）；
最大相对湿度：95%（日平均）；
90%（月平均）
记录合并单元运行现场的环境温度及湿
度
装置面板及外
观检查1次/天（500kV）
1次/周（220kV）
1次/月（110kV）
无异常
运行指示灯、采样指示灯、网络通信指示
灯、各种网络及电源接线无异常、装置时间是
否准确、有无锈蚀
屏内设备检查1次/周（500kV）
1次/周（220kV）
1次/月（110kV）
符合当时运行状态空气开关和压板投退是否正确
直流支路绝缘
检查1次/月绝缘电阻≥100kΩ（警示值）
通过在线检测仪对保护直流各支路进行
绝缘检查
通讯状况1次/周（500kV）
1次/周（220kV）
无异常SMV采样网、GOOSE网、GPS对时情况
1次/月（110kV）
红外测温1次/月无异常
利用红外成像对装置、直流电源回路进行测温
封堵情况检查1次/年符合要求防火墙、防火涂料符合要求6.1.2检修人员巡检项目
合并单元检修巡检项目见表6。

表6合并单元检修巡检项目
巡检项目检修周期要求说明
装置面板检查及外
观检查1－2次/年无异常
运行指示灯、网络通信指示灯、显示屏、
接地是否可靠
屏内设备检查1－2次/年符合当时运行状态空气开关和压板投退是否正确
运行参数检查1－2次/年无异常检查延时等参数设置是否正常
采用值检查1－2次/年无异常检查采样值是否正常
红外测温1－2次/年无异常利用红外成像对屏体及装置进行测温版本检查1－2次/年符合要求检查软件版本刀闸位置检查1－2次/年无异常通过装置检查刀闸位置开入
6.1.3 巡检说明
6.1.3.1通过网络报文分析仪检测GOOSE报文有无丢帧、后台监控系统检测合并单元光强度报警等异
常信号和自检信息。

6.2合并单元例行试验项目
6.2.1例行试验项目
合并单元例行试验项目见表7。

表7合并单元例行试验项目
例行试验项目周期要求说明
绝缘电阻检测
4年满足要求用1000V直流兆欧表
采样同步满足要求
通过断开外部对时检测、通过校验仪检测
采样精度校验满足要求
通过试验仪模拟互感器的输出测试采样精度。

或结合互感器一起通过电子式互感器校验仪进行采样精度校验
输出可靠性测试
合并单元应能保证在电源中
断、电压异常、采集单元异常、通
信中断、通信异常、装置内部异常
等情况下不误输出
通过断开电源、通信等进行测
试
光纤强度检测满足要求通过装置进行观察6.2.2 例行试验说明
6.2.2.1输出可靠性性检测通过下列方式检测：
a)通过断开电源以及通信的方式检查合并单元应能保证在电源中断、电压异常、采集单元异常、通信中断、通信异常、装置内部异常等情况下有误输出。

b）将输入直流电源的正负极性颠倒，装置无损坏，并能正常工作。

c）装置加上电源、断电、电源电压缓慢上升或缓慢下降，装置均不应误输出；当电源恢复正常后，装置应自动恢复正常运行。

6.2.2.2绝缘电阻检测
检测装置的外引带电回路部分和外露非带电金属部分及外壳之间，以及电气上无联系的各回路之间，用1000V的直流兆欧表测量其绝缘电阻值，应不小于20MΩ。

6.2.2.3采样同步从以下方面检测
a）通过断开外部对时，检测合并单元MU输出的IEC60044-8（GB-20840）、IEC61850-9-2等规约的采样值不依赖于外部对时系统，采样数据同步正确。

b）通过电子式互感器校验仪测试采集器间的采样同步功能，采样的同步误差应不大于±1μs。

c）通过电子式互感器校验仪测试采样报文传输抖动延时，要求小于10μs 。

d）通过电子式互感器校验仪进行整体采样延时测试，要求测得的延时与报文中的延时一致。

6.2.2.4采样精度检验
按与现场相符的过程层网络图纸将试验用光纤与继电保护装置的采样值输入光口连接，用数字化继电保护测试仪和互感器模拟装置输出Ua、Ub、Uc、Ia、Ib、Ic，通入要求值，并查看各采样显示值。

合并单元采样精度校验应结合电子式互感器一起进行。

6.3合并单元诊断性试验项目
6.3.1诊断性试验项目
合并单元诊断性试验在巡检、例行试验的基础上需要进一步诊断的试验项目，验项目见表8。

表8合并单元诊断性试验项目
诊断性试验项目要求说明
逆变电源性能检验
自启动电压≤80%额定电
压、额定电压下电源输出正常、
电源拉合试验正确、电源功耗检
测正确
自启动性能检验、电源拉合试验、电源
输出检测、电源功耗检测
输出可靠性测试
合并单元应能保证在电源中
断、电压异常、采集单元异常、
通信中断、通信异常、装置内部
异常等情况下不误输出
见6.2.2.1例行试验说明
采样准确度、延时和极性测试满足要求
通过电子式互感器校验仪、标准电流互感器和标准感应分压器
6.3.2 诊断性试验说明。