03.智能变电站集成调试技术

1、03 智能变电站集成调试技术国家电网公司 State Grid CORPORATION OFCT1INA汇报内容内容简介二、技术现状三、技术原理国家电网公司 State Grid CORPORATION OFCT1INA内容简介智能变电站电子互感器、智能终端以及其他智能 设备的大量使用，使其二次回路的大量电缆被光纤代 替，传统的交流电流、电压信号以及直流控制、位置、 告警信号被光信号所取代，这使得变电站测试大大不 同于常规变电站调试。智能变电站数字化、网络化的 特点使其全站设备之间的联系更加紧密，集中测试的 试验模式应运而生。集中集成测试已经成为智能变电 站现场调试前的一个重要测试环节，其基本

2、思路是按 照现场工程配置对相关设备进行集成，在此基础上进 行工程应用测试和技术专项测试，主要可按系统集成 组态配置、设备单体调试和系统测试三个步骤有序进 行。内容简介集成测试主要包括以下几个方面:系统集成组态酉己置(；)冠设备岔1篇文件有机集成后进行虚端子连线，配以GOOSE控制块及相关参数；(2) SV控制块及相关参数；(3) 网络通信参数二、设备单体调试主要包括单体模型测试、SV采样测试、开入开出测试。(1) 电子互感器性能测试：精度测试、采集数据延时测试、极性测试。(2) 合并单元性能测试：SV输出一致性测试、SV输出等间隔性测试、电压并列及切换功 能测试、自身告警功能测试等。(3) 智

3、能终端测试：GOOSE致性测试、开入开出测试、SOE时标测试。(4) 保护测控装置测试：配置检查、SV采样测试、GOOSE输入输出测试、装置时标测试、 测控功能测试。(5) 网络报文记录分析仪、故障录波器等测试。三、系统测试(1) 过程层测试：主要包括SV回路测试，整组联动测试。(2) 站控层测试：遥控、遥信、遥测、遥调测试。(3) 网络性能测试：网络切换测试、网络风暴测试。(4) 同步测试：220kV线路差动保护两侧同步测试、主变各侧同步测试、母差保护同步 性能、IEEE1588网络同步性能测试。(5) 状态监测系统测试。传统变电站传统互感器 传统一次设备智能变电站丄作站1丄作站2远动站智能

4、变电站是指以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台 为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，实 现测量监视，控制保护，信息管理，智能状态监测等自动化功能的变电站。W 国家电网公司 State Grid CORPORATION OFCT1INA智能站特点一：数字化智能站设备之间数字信号传递传统站设备之间电信号传递保护（1）站控层；站控层的协议由IEC 61850替代原来的103或104。（2）开关量跳闸二次回路；过程层GOOSE实现开关量信号采集传输及跳闸功能。（3）模拟量采集二次回路；过程层SV实现模拟量采样及传输，通过直采及网络方式实现数据交换和共享。国家

5、电网公司State Grid智能站特点二：网络化站控层设备站控层MMS网络间隔层设备工程师工作站故障信息系统IEC61850二 丁 H I i- ri监控系统站控层网络测控Iv_r 7 j* q 丄匹？ ij_保护1保护2过程层网络;匚二督 过程层设苗一诙设备合井单元智能操作箱 并单元能操作箱-s-电子式互感器 幵关设备电子式互感器一开关设备交换机大量使用,集中测试阶段完成对交换机进行合理规划配置。国家电网公司State Grid智能站特点三：巒工貝厶 密膵斑站远至磁TiX闭址浚韓目常测汪至豹 叫归二江苏U电艺谷U!电尢科宁硏窗Jlo/Outatd2 at;OutC12232CraiyLUTO

6、dxGoLockOu.tC12232FGJUl/LUldiXOSZOInCR220SCTB171IMg%G 此 ouklaCtt2 勿 6Cfil7LUICe1I开天.cnujc2笄关位辰总強$.CUL/C3JlrJitzS pos)CTKL/DE4cnnyQ5刀闸2垃去6切0门crxL/o6T）載位蛊条皿吻cmUQ771同3说占aibpoGCIH7Q87)Tj3ti3 (QuAlity)CTKL/D9门珂 Qtif5bF)CTRiyQ10刀闸qfci蛊 OxiAlityjCTKL/D11地门 iefibPOM)cmUQ12地门 ltCJJCQgUw)CIL/Q13CTKL/DCL2232 2

7、2OXV咅中以汰跖剜主_直 I 酚I 曄 aaaafaJOpoci |CLgQ(l) And Ci)Or (62A2S3&353ba3Eill&3SQl I |Gq22A3Sq22rf 幻沢 0BLklnd.zKtldexKhlndoE曰BflB妙録Lencth 丁叱 允许卷作条件BLIcS.U胡 LMoivi B杭盪参败OutputjlndaxOI-OC-CB-Ol-OO-CA 7Q Q d 设羞 3心X Mod皆换为Mdc2 口 叵 k 25611W012319113311351OHI$322Jn丿22Q1261cHl自动杭殓E3酱* 合烷分位无效-03201oHlP 3XQX3Y 359

8、13斥号I+501123*?SQ1J-5QU4TQl】5笛Q116-50117TQS2850229-5Q22106Q23U爷02312-5Q2313桁01110KQI】ISPQl】16602217伟Q2218-602219WQ332Q伟Q2321-Q力2232Q12237329122a-32Q12冷32Q22?3弐22幻-32S2228+32023bK732Q33 b33-32023b31*-35QJ32?35Q133-35013a3squ3S735SU芳-3SQL135012735312旳-35QL240*3532241735Q2242-35Q2243+35023bU?Q23 b45-3S0

9、23b=5Q1测试对象数字化网络化的特点促使测试工具向软件化方向发展ffXCBRI智能站特点四：二次设备可配置化-| OP CutiEcsis5ogy、/构彌a殴rCDK 1FCDA (4)_-=is.llIT2 TpfF3 RPIT4 RPIT抽象建漠过程断路器的位冒状态值“XCBR1 Pos.stVar,Q1 _XCBR_F壬 士弊qgT i 一xswi弋屜QG21 XSWI Pos s.tValQG3ti一OSnPos stVdLGOOSEGSEC onLLirol _ _二 datSetF =type二 iMaac=ouppIBdsQOOSElGOOSEocblIElOlkRFIT/

10、LLNO$GO$gcc bl:GOOSE网络口多播实现断路器位苴信息的共享发至其他保护、：分析仪等设备传统变电站通过电缆连接, 因此只要保证电缆连接正确就 可保证回路正确。智能站设备的交互信息由全 站二次设备配置文件（SCD文 件）描述。仅保证光纤连接正确并不能 保证设备之间通信正常,需要 试验人员掌握通信规则。（. Ji国家电网公司State Grid问题1:配置工具多私有配置工具（站控层配置工具、GOOSE配置工具）*配置文件下载工具*现状不同厂商的配置工具对于相同功能的配置方式各异1!多个工具的协调配置,増加了现场调试工作的难度State Grid问题2：配置文件的交换方式较难管理设备模

11、板文件设备厂商IED酉己置工具全站配置文件系统集成商设备配置文件设备厂商私有配置文件下载所有配置文件设备厂商r-yuT 目 软丄貝现状在整个工程的配置过程中配置环节较多；配置工具之间以文件作为数据传递对象 问题某一个环节的配置内容有更新”后续的所有配置工作都需要重新开始,引起大量重复的配置工作配置工具之间的文件交换方式也容易引发版本不一致的错误问题3：无法统一管理配置数据必要性变电站过程层实现数字化以后，配置文件的重要程度等同于传统站的二次接线有必要象管理传统图纸那样对酉B置文件的版本和有效性进行管理现状设备的配置文件都由各个设备厂商分散管理用户需要向各个设备厂商分别索取最终配置文件,同时考虑

12、保存方法私有配置文件需要各个厂商的配置工具才能正确理解配置内容z熟悉不同厂商的配置工 具也需要一个学习的过程基于不同厂商的不同配置工具很难实现统一管理和归档国家电网公司 State Grid二、技术现状COR PT问题4：虚端子图未标准化.重要性虔端子图类似于传统的电缆图虔端子图反应本设备与站内其他设备的数据关联性现状各个厂商虚端子图的样式差别很大在浏览不同厂商图纸时缺乏连贯性 有些虔端子图中缺少必要的信息问题5、普遍存在私有配置数据现状 IEC 61850标准对设备酉8置文件(CID )的格式有明确规定大多数设备需要厂商私有配置文件的支持私有配置文件的格式均为各厂商自定义，对外不公开带来的问

13、题无法对全站所有设备的配置文件进行集中配置与管理 为了保持数据的完整性.降低维护风险,需要收集包括私有配置文件在内的全部配置文件 IED酉B置工具.私有配置工具等全套配置工具用户需要了解规约.学习厂商配置工具,理解私有配置的定义国家电网公司State Grid问题6、系统配置工具无法保证无变化导出配置文件1!系统配置工具合并全站设备模板文件，生成全站配置文件”数据类型模板同名的定义需要重命名 定义的引用也需要同步更新”设备配置文件与设备模板文件的数据类型模板有差别工程配置示意图GQRPQRATIQN2置组态工具系统组态工具IED能力描述 文件系统组态工具装置实例组态工具IED实例配置 文件系统

14、集成组态配置1、文件检查：主要对各厂家提供的设备ICD文件进行以下检查，以确保文件的正确性：（1）文件SCL语法合法性检查；（2）文件模型实例及数据集正确性检查；（3）文件模型描述完整性检查。2、全站系统配置即SCD文件配置：主要进行系统的通信子网配置、IED设备配置以及SCD文件检查；IED设备的配置是将ICD文件导入SCD文件中，并按照实际设备数量进行实例化 配置，主要包括IED命名及描述配置、IP地址配置、GOOSE控制块及其相关参数配 置、SV传输控制块及其相关参数配置、虚端子连接配置等。SCD文件配置完成后，应对文件SCL语法合法性、文件模型实例及数据集正确性 、IP地址和组播地址、

15、VLAN及优先级通信参数正确性、虚端子连接正确性和完整性 及其二次回路描述正确性等进行检查。3、设备下装与配置主要包括IED设备配置下装、站控层设备配置和交换机配置。三、单体设备测试内容基于DLT860标准的继电保护系统技术原理继电保护系统:(1)保护装置(2) 合并单元(3) 电子互感器(或者常规互感器)(4) 智能终端单体设备测试内容单体模型测试内容主要包括：基本逻辑测试和开入开出测试。智 能设备主要包括：保护测控合一装置（简称保测装置）、智能终端装 置、合并单元。智能保测黨置的内部逻辑和常规保测装置是一样的，不同的是外 部接口基本采用数字化形式。故而智能保测装置的单体测试主要分为 :逻辑

16、功能测试、开入开出测试。智能终端的本质是常规智能操作箱加上通信接口模块。其主要功 能就是接受保测装置的控制命令，并以继电器接点的形式输出给一次 设备，控制一次设备的分合操作；通过接点开入的方式接受一次设备 的位置和状态信息，并以GOOSE报文的方式传输给保测装置。故而智 能终端的单体测试主要是开入开出测试。合并单元的主要功能是将电子互感器或常规互感器电压电流量进 行整合，以IEC61850-9-2报文的形式发送至保测装置及其他装置。故 而合并单元的单体测试主要是采样精度测试，双AD数据的一致性测试 、电压切换功能和自身报警信号测试等。单体设备测试方法保测装置的逻辑功能测试可以使用数字化保护测试

17、仪，模拟各 类故障，例如单相瞬间故障、单相永久故障、相间故障，来测试 保测装置的动作行为、动作时间和动作定值的校验。利用数字化保护测试仪的GOOSE发布功能，模拟设备单体的GOOSE开入，检查设备相应开入显示，通过该方法测试设备单体的开入功能。利用数字化保护测试仪的GOOSE订阅功能，订阅设备单体的GOOSE开出，测试设备单体的开出功能。电子互感器精度测试测试时，通过升流器给光纤 互感器的光纤环施加一次电 流，同时升流器通过一定变 比系数将电流二次引出。互 感器合并单元输出的92数据 和升流器的二次输出电流模 拟量同时引入互感器校验仪 进行校验，具体测试系统如 图所示。I比例器万用表光纤环保偏

18、光纤合并单元光纤互感器交换机互感器校验仪电池报文记录分析仪电子式电流互感器电子互感器极性检查电子式电流互感器一次绕 组通以直流电流，从合并 器的输出端通过报文记录 分析仪实现极性校验。合并单元单体测试PT合并单元继电保护测试仪电压并列切换过程不能出现无 效电压。光纤中断信号应正确且应置相应通道数据无效。测试重点数据输出与配置相符合并单元双AD输出一致性合并单元级联同步性母线电压并列、切换功能 自检状态测试方法用OMICRON +PT/CT模拟器给 合并单元提供数据,合并单元 给保护装置提供采样值数据, 电压合并单元、间隔合并单元 以及保护测控装置之间按照工 程应用连接。分析比较装置显 示采样值

19、是否与OMICRON输出 值一致,同时分析双AD数据处 理是否正确以及电压电流之间 的夹角是否正确。合并单元性能测试(1) 测试内容：测试合并单元点对点发出的报文间隔是否满足国网智能变电站继电保护技术 规范的要求，间隔误差小于10us；测试合并单元长时间运行时是否会有丢包或错 包；对于需要同步的合并单元还需要验证其同步的精度。(2) 测试方法:采用性能优越的报文记录分析仪，长时间记录合并单元发出的采样报文，然后 分析报文之间的时间间隔，可以用图形方式绘出采样报文时间间隔的分布图；报文 记录分析仪同时可对长时间记录的采样报文分析是否有丢包或错包；测量合并单元 对时性能时，采用高精度时钟TimeC

20、enterM612给合并单元对时，对时方式根据工 程应用而定，对时以后，合并单元应与GPS时间保持同步，然后用TimeAcc-007测量 合并单元秒脉冲与GPS之间的时间差，从而考察合并单元的对时精度。国家电网公司三、State Grid 合并单元同步性测试测试重点丢失/恢复时钟时,合并单元的 守时性能以及对保护的影响各间隔合并单元采样同步性能技术原理测试方法1588主钟采用peeto-peer方式通 过支持15 88的交换机给合并单 元对时,然后将1588主钟和合 并单元的lpps信号引入示波器 的两个通道,通过对比示波器 两个通道1 pps上升延时间差即 可得知合并单元与主钟之间的 同步对

21、时性能。丢失时钟后，SV报文应报失步 ；时钟恢复过程中,SV报文不 应对保护产生不良影响。国家电网公司SV回路测试1)测试内容:电子式电压互感器的数据通过IEC60044-8的格式点对点传输到间隔合并单元；间隔合并单元将电流、电压数据统一处理后以 IEC61850-9-2的形式提供给后端用户使用。间隔合并单元输出的 9-2数据中含有双AD的保护电流数据，单AD的测量电流数据以及单 AD的电压数据。因此，对于采样数据的测试，除了传统的测试精 度，还需要验证双AD数据的一致性。(2) 测试方法：采用常规模拟量测试仪+模拟器的模式给合并单元提供数据， 然后合并单元通过交换机给保护装置提供采样值数据。

22、进行保护 采样测试时采用两个CT模拟器分别模拟AD1数据和AD2数据，两个CT模拟器分别施加不同量，观察记录保护采样值；进行测控采样测试时只需采用一个CT模拟器模拟AD1数据，观察记录测控采样值母线电压并列测试(1)测试内容:220kV母线采用电子式电压互感器，母线电压并列功能的实现方式与传统的不同，传统由独立的电压并列装置实现母线电压并列，通过母联开 关、刀闸位置和母线PT刀闸位置继电器实现母线电压模拟量的真实并列;而现在电压量采用数字量，必须由母线电压合并器通过GOOSE信号进行逻 辑判断后由软件实现。因此，必须对母线电压合并单元进行并列测试。(2)测试方法：通过母线设备智能单元模拟母联开

23、关、刀闸、母线PT刀闸的位置,然后测量母线PT合并单元的输出母线电压，可以通过保护测控装置或网络 保护记录仪测量母线电压。State Grid roRpmATios orca iin母线电压切换测试(1)测试内容:220kV线路设有三相线路PT，保护逻辑运算采用线路PT的电压，而同期功能需要母 线电压与线路电压比较，因此，线路保护测控装置需要采集线路电压和母线电压。 由于220kV采用双母接线，正常运行时线路通过隔刀运行于I母或II母，因此，必须 通过随着线路运行母线的变化，需要切换母线电压给相应的保护测控装置。间隔合 并单元接收母线PT合并单元的双母线电压，然后通过智能单元的隔刀GOOSE信

24、息完成 母线电压的切换。正常运行时，间隔合并单元必须选择正确的母线电压；当隔刀位 置都是分位或都处于无效状态时，不能进行电压切换，间隔合并单元输出的母线电 压显示为无效；导母过程中，间隔合并单元必须要根据刀闸情况及时切换母线电压 ,且要求母线电压要进行无缝切换，电压切换过程中，保护测控装置不能感受到电 压无效的过程。(2)测试方法：通过给间隔内的线路智能单元置相应的隔刀位置，间隔合并单元根据智能单元 的GOOSE应能正确切换母线电压，通过保护测控装置面板查看电压数据就能判断母线 电压切换是否正确；导母过程中，通过观察保护测控装置是否报“电压无效”,能 判断电压切换过程是否有电压数据无效过程(至

25、少可以判断是否给保护测控装置带 来影响)。国家电网公司 State Grid CORPORATION OF CHINA三、智能终端单体测试测试重点开入开出功能 智能终端动作时间 自检状态分闸脱点开出技术原理测试方法数字试验仪发控制命令，检查 智能终端开出节点应正确,特 别是保护跳合闸节点应与测控 节点独立。试验仪发跳闸命令z智能终端 保护跳闸节点触发计时，动作 时间应不大于7ms （包含继电器 动作时间）。光纤中断信号应正确O保护单体测试测试重点开入开出功能SV采样逻辑功能出口软压板功能检修压板自检状态测试方法与传统保护相同z重点检查出口软压板功能和检修压板 功能。装置在检修状态不一致情况下

26、不应动作。保护单体测试线路保护配置220RV线路保护采用双套配置，采用纵联保护作为主保护，同时 配备距离、零序作为后备保护，具备重合闸功能。线路保护功能配置与传统变电站相同，但保护不设置功能硬压板 ,采用功能软压板（远方修改定值，远方控制，远方切换定值区， 通道A差动保护，距离保护，零序过流保护，停用重合闸）、 GOOSE软压板（GOOSE跳开关1出口，GOOSE启开关1失灵且闭重 ,GOOSE重合闸，智能终端GOOSE接收，母差GOOSE接收）和SV 接收软压板（接收开关1电流）。跳合闸出口硬压板、合闸出口硬压 板、刀闸控制压板均位于智能终端柜上，同时为了方便装置检修时 做安措，对所有装置均

27、设立了检修硬压板。保护中“保护功能软压 板”和“保护功能控制字”相“与”来控制保护功能的投退。其余项整定和传统相同。保护单体测试母线保护配置按六统一原则配置，具备差动保护、失灵保护、母联失灵、死区 保护、PT断线、CT断线基本参数整定（定值区号，一次PT额定电压，CT次额定值， 基准变比）差动保护（差动启动电流，CT断线告警/闭锁，母联分段失灵电 流，母联分段失灵时间），其中的死区保护、充电保护逻辑固定， 母线保护母联充电功能选配。失灵保护（复序电压闭锁，变压器支路失灵相电流定值，失灵零 序电流定值，失灵负序电流定值，失灵保护1时限，失灵保护2时限 ）功能软压板：差动保护，失灵保护同时设立：母

28、线互联，母联分列压板，远方修改定值，远方切换 定值区，远方控制压板，支路投入压板，支路跳闸压板。硬压板：检修国家电网公司 State Grid _ 仁 CRPQRAT保护单体测试出口硬压板智能终端代替传统操作箱实现与一次设备的交互，即一次设备的开 关量输入智能终端后转成goose信号传给二次设备，二次设备发出的 goose命令至智能终端后转为节点控制设备。智能终端（就地GIS汇控柜）按保护测控分开原则设置出口硬压板：1保护跳闸压板2 保护重合闸压板3重合闸相互闭锁压板（线路间隔）4 开关遥控压板5 刀闸遥控压板国家电网公司 State Grid _ 仁 CRPQRAT保护单体测试保护软压板按标

29、准要求，智能站保护仅设置“检修”硬压板，其他功能压板和出口压板都为软压板。继电保护的停、复和运行安措都需要正确 的操作保护软压板，需要运行人员在传统的操作规程基础上适应新 的操作方式。保护软压板一般分为三类：1 功能压板（与传统保护一致）2出口压板（与传统保护一致）3接收压板（用于隔离异常设备）按保护的传统思路，仅在装置出口处设置压板，并没有接收压板 概念。由于数字保护的隔离较困难，若出现常规隔离手段失效的情 况时（如装置假死），可以在接收端通过断开接收压板的方式将异 常装置隔离。此种情况极少，平时保证接收压板应在合位（在分位 时装置不会报任何异常，但保护功能已经不完整）。国家电网公司 Sta

30、te Grid _ 仁 CRPQRAT保护单体测试检修压板“检修”机制是利用了报文中的Test位，若接收的报文中Test位与自身装 置的“检修”状态不一致时，不执行报文内容；若一致，则执行。“检修”机制是一种便捷的隔离措施，操作方便且有明显可断点，但目前 缺乏“检修”压板的运行规程，需要运行人员对装置的二次回路有清晰的认 识才能灵活掌握。传统测控装置设置软件解锁和硬件解锁，智能站的测控仅有软件解锁， 因为测控闭锁I/O节点由智能终端提供，因此硬件解锁把手安装在智能终端 处。测控与智能终端通信正常时，测控上的解锁操作即可实现间隔解锁。若 智能终端与测控通信中断（或闭锁I/O节点坏），必须在智能终

31、端处硬件解 锁。另外，智能终端与测控GOOSE断链后，本间隔的位置信号都视为无效状 态，与本间隔设备位置相关的跨间隔的操作也将被闭锁。可使用检修解锁屏 解锁本间隔条件。CORI交换机测试测试重点过程层交换机VLAN功能测试方法过程层网络按设计接线,通 过端口镜像的方式抓取每个 端口数据，分析VID应与配 置相同。测试交换机吞吐量、丢包率、延时 交换机广播抑制、组播动态管理0000smartKiisS martB it s提供1%-90%的网络 背景流量,分析交换机在背 景压力情况下的性能以及保 护动作时间、监控系统健康 程度。保护根交换机A保护根交换机B控制命彳护制命令口 SVGOOSE|o

32、o| | o o| |o o|I数字化 继保测试仪测试系统保护试脸驴彼测装田正常运行装逍站控层网络国家电网公司State GridCORPQRAT1QN OF CHINAGPS主时钟三、时钟精度测试测试重点主要测试正常情况下、主钟失去GPS、主钟恢复GPS以及在不同背 景流量情况下的对时性能； 还需要测试主钟之间切换对对时性 能的影响。技术原理测试方法在正常对时情况下、主钟失去 GPS、主钟恢复GPS z用 TimeAcc-007测试各被对时设 备的秒脉冲与GPS时间之间的 误差，并可绘出时间曲线。两台主钟正常运行,关闭一台 主钟,用TimeAcc-007测试各 被对时设备的秒脉冲与GPS时

33、间之间的误差,并可绘出时 间曲线。差动保护同步性测试测试重点测试合并单元通道延时准确度； 测试线路差动（侧为传统保护）、母线差动、主变差动保护各侧电流点对点采样的同步性测试方法互感器测试仪检测（互感器 +合并单元）整个环节的通 道延时；鯉些电磁式标准电流互感器电流发生器3000/5传统侧NPCS931/PSL603光纤通道对侧次通流，将差动保护两侧 互感器通过穿越性电流,查 看保护差流显示应为零。2500/50-孔暨数字化侧MPCS931/PSL603木侧光纤电漩圧感器SOE精度测试测试重点测试智能终端对时精度;测试测控装置对GOOSE报文中UTC时间的解码准确度。VGPS测试方法标准时钟源触

34、发智能终端开入 节点动作,检查监控系统SOE 时间精度应不大于1 mso事件发生时间应写入GOOSE报 文中,收到GOOSE报文时间应 晚于事件发生时间6ms左右。0(T0=0ms)0(dTOms)1/开关量电缆智能终端0 3iTlOms) (dT15ms)光纤光纤0(dT2lms)3(T25ms)测控装置国家电网公司State Grid CORPORATION OFCT1INA整组联动测试(1)测试内容保测装置保护动作发出跳闸命令，跳闸命令以GOOSE报文的形式发送至智能终端，驱动智能终端继电器动作，以接点形式输出之断路器，控制断路器分 合闸操作。整组联动测试主要是测试从保测装置一智能终端一

35、一次设备(可采用模拟断路器代替)之间的回路配置正确。(2)测试方法采用模拟断路器代替断路器，和智能终端之间用测试导线连接。采用数字 化保护测试仪直接施加电压电流量给保测装置，模拟各类故障，例如单相瞬时 故障、单相永久性故障、相间故障，通过检查模拟断路器的动作行为来测试保 测装置的整组联动正确性。CORPORATION OFCT1INA站控层测试建立了完整的现场试验规范和试验系统，设置完整先进的试验环境，对变 电站一、二次设备进行严格的功能试验。智能变电站监控系统现场试验测试项 目如下表所示：序号全站站控层集中联调测试 规范配置文件，提出建模要求，对典型的保护模型进行了统一 装置与后台及子站间的

36、通信测试，进行保护装置信号传动、信号对点后台及子站对装置进行远方遥控 保护装置定值的远方召唤、后台软压板投退 保护单体功能测试，并对保护的各种动作信号、行为信号进行校核 测控装置通过GOOSE进行联闭锁五防逻辑的验证国家电网公司State GridCORPORATION OFCT1INA五防逻辑闭锁测试方法在PC机上运行自主开发的软件Goosereal并导入全站SCD文件，用网线将 PC机网口与过程层GOOSE网交换机报文分析仪对应端口相连接来模拟智能操 作箱向测控装置发出所需要的各种开关、刀闸位置信号（包括分、合位以及不 定态信号），这样就可以很方便的进行位置遥信以及五防闭锁逻辑试验。1 -

37、 GoosnreAliEE2Z57A |Q2：EZ7RPT/.上El A -._【adMacNOT的Value1K2257A01-OCO103-lD1CS.旬圏匸JE2257A014X-00103-1D2诙磊总枚他】1-3& （Wfi）1E2257A014X-CD-01-03.1D3诙劉湘【:L5巧（双点）1K2257A014X-D-01-031D4晞眇相tt:賢皿_56 （丽）=1JE2257A01-OC-CD-O1-03-1D5跻磊射葩珈口_兀C5?点）010C00103-1D“临捲刨眈总0】1/8 f时印ffIE2257A01OZ8C1Q3 ID7临蜩KS削:131叭双切I3E2257A

38、01-OCD-0103-1D8 g.fKOiBt5gDl_9-101E3257A01-0C-O01-03-1D9 SU1GSDE1J1-12 （双切JE2257A01-0C-O01-03-1D10 W.U1GHDL1J1-12 （时何）1E2257A014X-001-03-1D11 W.XJ2G8011J3-14 （双4J1E2257AOlOXDOlglD12 W.D2GHDI1J3-14 （时何）JE2257A01-OC01-03-1D13 W.D3GHDll_15-16 図伍）JE2257A0101.03-1D14 OT3GEDll_15-16 引1E2257AD1-OCOl-03-lD2

39、D LttZJ3GZEDIl-21 匚吃-3 间）JE2257ADl-OZ-aOl-03-lD2L北全相：吃_5 （.*）1E22S7A01-OKEX）b03-lD22 非全相MN.5 （510）JE2257AD1-OKD-0103-1D23施五合何（另总柳哄词DGJT （单点）JE2257AOl-OZD-O103-1D24敝五合4智F嗷词Dt2丿（吋可）JE2257AD1-OZ-CD-0103-1D=（E力低莎.五合（.*）JE2257AD1-0：-CD-01-03-1D壬医力惬闭迫医自间伺）站控层网络性能测试(1) 测试内容：测试站控层网络在不同网络流量下，保护测控设备与后台子站之间的通信性能，包 括MMS报文延时、丢包以及保护测控设备对后台子站的命令响应等性能，同时还要考 验后台子站在不同网络流量下的性能。(2) 测试方法:采用SmartBit为站控层提供1%-90%的网络背景流量，背景流量可以是无效报文， 可以是广播报文，可以是与保护测控设备或后台子站无关的报文，也可以是保护测控设 备或后台子站需要处理的报文，在这些不同背景流量下，测试保护测