智能变电站验收及规程简介

智能变电站验收规程

智能变电站典型应用情况一

智能变电站验收重点二智能变电站验收常见问题三2023年9月26日2目前浙江电网已建成的智能站：全智能化站：云会变；全数字化站：大侣变、田乐变、浔北变等；常规采样GOOSE跳闸站：兰溪、宣家、牧岩变、元东、武胜；规约站：220KV以上近20座(包括500KV海宁、妙西）；其中采用点对点方案的为东关、文津变、武胜、云会变。智能变电站建设情况浙江电网智能变电站典型应用情况2023年9月26日3模式1：基于站控层IEC61850对站控层网络进行改造，改成IEC61850规约。智能变电站四种应用模式2023年9月26日-4-该模式与传统变电站自动化系统基本类似，间隔层智能电子设备IED（保护及自动化装置）仍然安装在间隔层设备上或集中组屏。该模式解决了传统变电站中智能设备的互联互通及信息互操作问题，整个系统的可维护、可扩充性能大为提高。在国内其他网省公司应用较多。模式1：基于站控层IEC61850智能变电站四种应用模式2023年9月26日5模式2：基于传统互感器及过程层信息交换再对过程层设备进行改造，增加满足IEC61850规约合并单元、智能终端。对站控层网络进行改造，改成IEC61850规约。智能变电站四种应用模式2023年9月26日6模式2：基于传统互感器及过程层信息交换该模式不仅在站控层信息交换采用了IEC61850，而且增加了过程层网络进行过程层信息交换。通过光纤以太网与对应间隔的合并单元、智能单元相连接。常规一次设备与IED之间的电缆被通信光缆代替，同时由于建立了过程层网络，过程层的高速采样数据可以共享，从而简化了接线。该模式在国内也有较多的应用，典型的代表是110kV教北变。220kV文津变、闻堰变、方圆变采用传统采样电缆连接至保护、未配置合并单元，开入开出采用GOOSE模式。智能变电站四种应用模式2023年9月26日7模式3：基于站控层及过程层全信息交换智能变电站四种应用模式2023年9月26日8模式3：基于站控层及过程层全信息交换区别于模式2，该模式采用电子式互感器代替了传统互感器和智能一次设备，对一次设备的智能化要求高。主要表现在：信息化程度高，可监测更多自身状态信息；自动化程度更高，具有比常规自动化设备更多、更复杂的自动化功能；具备互动化能力更强，与上级监控设备、系统及相关设备、调度及用户等及时交换信息，分布协同操作。在该模式下可以实现智能变电站的高级应用功能。智能变电站四种应用模式2023年9月26日9模式4：基于站控层及过程层全信息交换＋高级应用智能变电站四种应用模式2023年9月26日10区别于模式3，该模式增加了高级应用功能设备状态可视化应采集主要一次设备（变压器、断路器等）状态信息，进行状态可视化展示并发送到上级系统，为实现优化电网运行和设备运行管理提供基础数据支撑智能告警及分析决策建立变电站故障信息的逻辑和推理模型，实现对故障告警信息的分类和过滤，对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理，自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见。可根据主站需求，为主站提供分层分类的故障告警信息。模式4：基于站控层及过程层全信息交换＋高级应用智能变电站四种应用模式2023年9月26日11模式站控层过程层（开变量）过程层（模拟量）典型智能站模式一MMS电缆连接电缆连接海宁、妙西模式二MMS智能终端、采用GOOSE组网电缆连接兰溪、宣家模式三MMS智能终端、采用GOOSE网跳模式使用电子式互感器、采用SV网采模式大侣模式四MMS智能终端、采用GOOSE直跳模式使用电子式互感器、采用SV直采模式云会智能变电站应用模式浙江电网智能变电站典型应用情况2023年9月26日-12-2023年9月26日13

当前阶段智能变电站常用模式直采直跳：

保护装置不依赖外部对时、不依赖网络交换机完成其功能，提高了保护的可靠性。常规互感器+合并单元模式：：

鉴于电子式互感器技术不成熟，采用常规互感器，从源头上保证了保护采样数据的可靠性，是保护正确动作的基础。间隔保护独立配置：提高保护的独立性和可靠性，方便运维检修。

智能变电站典型应用情况一

智能变电站验收重点二智能变电站验收常见问题三2023年9月26日14智能变电站与常规变电站实现方式区别智能变电站电气二次设计与常规变电站相比发生了很大的变化。智能变电站各层设备通过网络进行连接，设备间的连接是基于网络传输的数字信号，原有二次回路中点对点的电缆连接被网络化的光缆连接所取代，已不再有传统的端子的概念。

电缆端子排虚端子光纤智能终端MUA/D转换组件保护逻辑(CPU)人机对话模件端子箱ECVT

智能保护SMVGOOSE通信接口板通信接口板交流输入组件开入开出组件CT/PTOCT智能变电站与常规变电站实现方式区别2023年9月26日16智能变电站继电保护装置取消了AC交流模件、取消了DO、DI、TRIP模件。原先的交流模件形成了新的IED设备“合并单元”，属于过程层智能一次互感器范畴；原先的DI、DO、TRIP形成了新的IED设备“智能终端”，属于过程层智能一次开关范畴。由此可以分析得出智能站简化二次回路是“局部的简化”。只是将间隔层保护装置的二次回路取消，但实际的回路依然存在，只是就地存在于合并单元和智能终端。智能变在硬件上增加了合并单元,智能终端,保护功能上采用GOOSE跳闸和SV传输,安全措施方面引入检修压板和软压板导致其验收内容和验收方法与常规变存在明显不同.2023年9月26日-17-智能变电站与常规变电站实现方式区别

常规站继电保护验收内容

常规站验收跳合闸二次回路检查保护信息检查外观检查保护装置检查直流电源检查80%电流电压回路检查

智能变继电保护验收内容

智能站验收配置文件检查间隔层设备检查站控层设备检查网络设备及辅助设备安装工艺检查过程层设备检查直流电源检查智能变常见检验仪器智能变与常规变继电保护验收相似处站控层设备、间隔层设备、过程层设备、网络设备及辅助设备数量及型号应与工程技术协议及设备设计清单一致。外观完好，无破损、无划伤。设备铭牌与标识内容正确、字迹清晰，且符合国家相关标准。屏柜前后都应有标志，屏内设备、空开、把手、压板标识齐全、正确，与图纸和现场运行规范相符。屏柜附件安装正确。前后门开合正常；照明、加热设备安装正常、标注清晰；打印机工作正常。设备外观智能变与常规变继电保护验收相似处电缆型号和规格必须满足设计和反措的要求。所有电缆应采用屏蔽电缆，开关场至保护室的电缆应采用铠装屏蔽电缆。电缆标牌齐全正确、字迹清晰，不易褪色，须有电缆编号、芯数、截面及起点和终点命名。电缆屏蔽层接地按反措要求可靠连接在接地铜排上，接地线截面≥4mm2。汇控柜、智能柜、保护屏、监控屏内电缆孔及其他孔洞应可靠封堵，满足防雨防潮要求。交、直流回路不能合用同一根电缆；保护用电缆与电力电缆不应同层敷设。电缆接线智能变与常规变继电保护验收相似处检查所有端子排螺丝均紧固并压接可靠。检查装置背板二次接线应牢固可靠，无松动；背板接插件固定螺丝牢固可靠，无松动。回路编号齐全、正确、清晰、不易褪色。正负电源间至少隔一个空端子。回路编号齐全、正确、清晰、不易褪色端子接线满足相关规定要求，严禁不同截面的两芯直接并接。不同设备单元，端子布线应分开，不同单元连线须经端子排，正电源应直接上端子排。跳、合闸出口端子间应有空端子隔开，在跳、合闸端子的上下方不应设置正电源端子。连接片应开口向上，相邻间距足够，保证在操作时不会触碰到相邻连接片或继电器外壳，穿过柜（屏）的连接片导杆必须有绝缘套，屏后必须用弹簧垫圈紧固。跳闸线圈侧应接在出口压板上端。加热器与二次电缆应有一定间距。端子接线智能变与常规变继电保护验收相似处光缆（含预制光缆）、尾纤、网线应有明确、唯一的名称，应注明两端设备、端口名称、接口类型与图纸一致。光缆标牌编号、芯数、起点、终点命名正确齐全、字迹清晰、不易褪色。光纤弯曲曲率半径均大于光纤外直径的20倍，分段固定，走向整齐美观，便于检查。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）。尾纤不应存在弯折、窝折现象，不得承受较大外力的挤压或牵引，不应与电缆共同绑扎，尾纤表皮应完好无损。尾纤接头应干净无异物，连接应可靠，不应有松动现象。数据线缆智能变与常规变继电保护验收相似处1主控室、保护室柜屏下层的电缆室，按屏柜布置的方向敷设100mm2的专用铜排（缆），将专用铜排（缆）首未端连接，形成保护室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2的铜排（缆）与厂、站的主地网可靠连接。2主控室、保护室、敷设二次电缆的沟道，断路器场的就地端子箱及保护用的结合滤波器等使用截面不小于100mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。3分散布置的保护就地站、通信室与集控站之间，应使用截面不小于100mm2的、紧密与厂、站主接地网相连接的铜排（缆)将保护就地站与集控站的等电位接地网可靠连接。4保护屏内必须有≥100mm2接地铜排，所有要求接地的接地点应与接地铜排可靠连接，并用截面≥50

mm2多股铜线和二次等电位地网直接连通。5合并单元和智能终端内应有≥100mm2接地铜排，所有要求接地的接地点应与接地铜排可靠连接，用截面≥100mm2多股铜线和二次等电位地网直接连通，并就地与主接地网直接连通。6对于装置间不经附加判据直接跳闸回路（包括非电量）应采用大功率继电器。抗干扰检查基建完工报告监理报告设备试验报告（包括继电保护、互感器、断路器）保护整定单（正式或调试整定单）设计变更联系单基建三级验收及整改记录继电保护技术资料（含说明书）继电保护竣工图纸（或施工图修改稿）继电保护设备清单（含制作厂商、型号、版本号、出厂日期等）本间隔电流互感器变比、二次绕组极性的实际接线示意图系统集成调试及测试报告保信子站、故障录波器网络接线示意图全站电压互感器二次回路中性线（N600）实际接线示意图出厂联调试验报告及缺陷处理记录全站绝缘测试报告SCD文件全站MMS、GOOSE、SV网络通信配置表交换机VLAN配置表各装置CID文件、GOOSE过程层配置文件配置文件检查智能变电站中，存在四种类型的模型文件：ICD、SSD、SCD、CID。ICD：IED设备能力描述文件，按设备配置，该文件描述IED的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通讯参数。SSD：系统规范文件，用于描述变电站一次系统，包含一次系统的单线图、设备逻辑节点、类型定义等。SCD：变电站配置文件，包含变电站一次系统、二次设备配置、通讯网络及参数配置。CID：实例化的配置文件，该文件中既包含与ICD数据模板一致的信息，也包含SCD文件中针对该装置的配置信息，如：通信地址、IED名称等。

2023年9月26日-27-智能变电站系统配置SSDICDSCDCID监控、远动系统规格文件IED能力描述文件装置实例配置文件装置组态工具系统组态工具SCD装置组态工具南瑞继保变电站系统配置文件其它厂商智能变配置文件流程图2023年9月26日28配置文件检查1.SCD文件检查

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，SCD文件以图纸质料要求管理；SCD文件应能描述所有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，具备唯一性。（全站唯一）

如何正确验证SCD文件的正确性和唯一性,要求现场继电保护人员熟练掌握SCD文件生成过程和SCD文件包含信息,熟练使用各个厂家配置工具南瑞SCD配置工具简介

SCD工具结构－Header部分

SCD工具结构－Substation部分

可编辑变电站内主接线图等，供后台直接读取画面。SCD工具结构－Communication部分

划分逻辑通讯子网MMS独立组网时，子网的类型为8-MMS，子网的address中存放本子网内装置的MMS访问点；GOOSE独立组网时，子网的类型为IECGOOSE，子网的GSE中存放本子网内装置的GOOSE访问点；SV独立组网时，子网的类型为SMV，子网的SMV存放本子网内装置的SV访问点；GOOSE及SV共网时，可建一个子网，其类型选择IECGOOSE，GSE和SMV分别存放GOOSE访问点和SV访问点；SCD工具结构－Communication部分

SCD工具结构－IED部分

提供全站IED的添加、更新、删除功能，并提供对IED详细内容的查看SCD工具结构－IED部分IED配置

添加IED、更新IED、配置IEDGOOSE连线：选择外部信号、连接内部信号GOOSE连线可理解为传统变电站中的硬电缆接线，采集装置将其采集的信号（位置信号、机构信号、故障信号）以数据集的形式，通过组播向外传输，接收方可能只要部分信号，通过GOOSE连线来定义。SMV连线：选择外部信号、连接内部信号SMV连线的作用类同于GOOSE连线，均理解为传统变电站中的硬电缆接线，合并单元将其采集的远端模块的采样值进行同步，而后以（电压、电流）数据集的形式，通过组播方式向外传输，接收方通过SMV连线来定义接收的信号。

板卡配置：配置板卡、配置端口?

配置文件检查

插件配置的作用及意义

插件配置的作用是为了对过程层插件的各个光口进行数据流向分配，防止在数据接收方出现网络风暴，同时也起到降低插件负载的作用。

对于一台保护和一台智能终端装置，可能同时存在直连口和组网口，那么这两个装置间就会存在两条不同的数据通道（直连通道和网络通道），如果两台装置在各自的直连口和组网口上都发送相同的数据，那对于接收方就可能存在两个数据源，就可能出现网络风暴，同时发送方插件由于多发送了无用的数据，插件负载也会相应提高，发热量增加，这几点都不利于插件的稳定运行，因此我们需要对插件进行端口配置。制作SCD过程的注意点智能变电站SCD是整个变电站的唯一数据源，为保证数据同源性，所有信号描述修改都是在SCD中进行的，一般后台，远动，子站，装置的配置必须从同一个SCD文件中统一导出生成，这样才能保证站内信息的统一性。现阶段SCD文件的完善是个不断完善的过程，这个文件的修改伴随着变电站的整个调试流程，造成修改的原因有:某厂家ICD不断变化，虚端子连线错误，增加测控联锁的GOOSE信息等。目前SCD基本上都是集成商做，但是以后的趋势是设计院做。虚端子的获取原则是设计院提供，但不排除设计院的设计错误，所以要辩证的看待虚端子设计图2023年9月26日配置文件检查配置文件检查SCD文件配置检查重点:文件里信息命名与实际装置一致装置GOOSE、SV虚端子配置与设计、实际装置一致装置GOOSE软压板配置与设计、实际装置一致SCD文件中使用的装置ICD模型与装置厂家提供的ICD文件一致。检查VLAN-ID、VLAN优先级等配置应与设计图纸相符。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。配置文件检查二次系统虚端子检查（凯默9000分析软件）检查SCD文件中的虚端子连接应与设计图纸一致；检查SCD文件中信息命名应与装置显示及图纸一致；最终版本的各种配置文件及注明修改日期的清单，包括全站SCD文件、各装置CID文件；提供全站网络结构图，含MMS网、GOOSE网、SV网交换机端口分配表；全站设备MAC地址表、IP地址分配表；报文检查菜单--收装置报文-与正确SCD文件比较。错误会现实红。合并单元检查项目1、对时误差检验

2023年9月26日41合并单元正常情况下对时精度应为±1µs合并单元检查项目2、守时误差检验

2023年9月26日42合并单元在外部信号消失后，至少能在10分钟内继续满足4µs同步精度要求合并单元检查项目3、采样值报文响应时间检验

2023年9月26日43在MU测试仪查看合并单元点对点接口和组网口报文中，采样计数标零的报文与网络记录装置记录时刻的时间差（采样值报文响应时间），连续记录1分钟。比较该时间差与额定延时的差值，应不大于10µs.合并单元采样值报文响应时间td为采样值自合并单元接收端口输入至合并单元输出的延时，合并单元采样响应时间不大于1ms,级联母线合并单元的间隔合并单元采样响应时间不大于2ms合并单元检查项目4、采样精度检验

2023年9月26日44合并单元校验仪（模数一体）合并单元检查项目5、采样精度检验

2023年9月26日45用于测量的交流模拟量的幅值误差和相角误差应符合GB/T20840.7-2007的12.5及GB/T20840.8-2007的12.2部分的规定。合并单元检查项目6、双A/D采样数据检验

2023年9月26日461合并单元两路A/D电路输出的结果应完全独立2两路独立采样数据的幅值误差不应大于实际输入量幅值的2.5%（或0.02In/0.02Un）三相交流模拟信号源输出1路电压、1路电流（额定值）给合并单元。利用MU测试仪分别测试合并单元输出的电压A/D通道1、电压A/D通道2、电流A/D通道1、电流A/D通道2的精确度（幅值误差、相位误差），每项测试持续1分钟。计算双A/D采样数据的幅值差。合并单元检查项目7、采样同步精度检验

2023年9月26日47合并单元不同模拟量接口采样的同步误差不超过相应模拟量的相位误差

合并单元检查项目7、采样同步精度检验

2023年9月26日48与母线电压合并单元级联后，间隔合并单元输出的母线电压与间隔电压和间隔电流的采样同步误差不超过相应模拟量的相位误差电压并列及切换检查合并单元的电压并列、切换逻辑与说明书一致，并列功能、自动切换功能正确；电压切换及并列后，相关保护测量正确，无异常现象.并列功能检查:母线电压互感器间隔合并单元接入两组不等电压值的母线电压.通过报文分析测试仪连接合并单元SV输出光口,抓取SV报文,分析显示电压测试值,结果显示两组不同电压值.当电压并列把手为”取正母电压”时,通过报文分析测试仪观察两组母线电压均应为正母电压,当电压并列把手为”取副母电压”时,通过报文分析测试仪观察两组母线电压均应为副母电压.切换功能检查:给MU加上两组电压不等母线电压,通过GOOSE网给MU发送不同的隔离开关位置信号,检查合并单元输出电压值是否正确.合并单元检查项目合并单元检查项目装置发送端功率、接受端功率、链路衰耗满足规范要求；光波长1310nm光纤：

光纤发送功率：-20dBm～-14dBm；

光接收灵敏度：-31dBm～-14dBm。光波长850nm光纤：

光纤发送功率：-19dBm～-10dBm；

光接收灵敏度：-24dBm～-10dBm。完善的闭锁告警功能，应能保证在电源中断（关闭电源）、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装置电源功能重启合并单元电源中断与恢复过程中，采样值不误输出；合并单元检查重点1）MU数据品质位（无效、检修等）异常时，保护装置应怎样处理？瞬时闭锁可能误动的保护，并且在数据恢复正常后尽快恢复被闭锁的保护。2）退出SV软压板如何处理？退保护SV接收压板时，装置应给出明确的提示确认信息，经确认后可退出压板；保护SV接收压板退出后，电流/电压显示为0，不参与逻辑运算。应在对应间隔停电情况下进行。3）智能变电站电压切换回路存不存在反充电？A/D前移，且并列的隔离刀闸也是通过采集GOOSE光信号，因此原理上不存在二次反送电。合并单元检查重点4）3/2断路器中断路器、桥接线的桥断路器、角形接线的断路器两回出线保护MU输出极性相反，怎么解决？方式1：中断路器MU同时输出正、负极性电流，保护装置虚端子拉线实现极性调整，此方案导致数据量增大，电流数据占用通道增加，对MU和保护装置数据处理影响大。方式2：保护装置通过“CT正反极性”内部控制字实现极性调整（可整定，不便于运行和维护，容易出错）方式3：保护装置设置正反极性电流虚端子；虚端子表中，（正）表示正极性接入，（反）表示反极性接入。（Q/GDW1808-2012智能变通用技术条件）智能终端检查重点

3、智能终端检查(1)型号、配置、功能检查型号与设计一致、提供足够的输入与输出接口，输入与输出接口标识清楚；GOOSE直传双点位置：断路器分相位置、刀闸位置。GOOSE传单点位置：遥合手合低气压闭锁重合等其它遥信信息。除装置失电告警外，智能终端的其它告警信息通过GOOSE上送。

智能终端检查重点（2)智能终端单体测试内容：

1.智能终端跳、合闸保持继电器动作电流值小于等于断路器额定跳、合闸电流的1/2.

2.智能终端装置发送端功率、接受端功率满足规范要求

智能终端检查重点

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.

方法:专用测试仪向智能终端发送GOOSE跳闸命令,同时开始计时,用智能终端跳闸硬接点用于停表,两者时间差即为智能终端动作时间.智能终端检查重点(3)智能终端开关量试验开入量检验，GOOSE开入量动作正确开出量检查，包括断路器/母联开关遥控分合、可控隔离开关遥控分合GOOSE开出量动作正确。(4)智能终端GOOSE通信试验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GOOSE断链告警报文；

GOOSE配置文本检查，GOOSE控制块路径、生存时间、数据集路径、配置版本号配置正确；（工具）智能终端检查重点智能终端发送的GOOSE数据集分为两个GOOSE数据集，其中一个包含开关位置、刀闸位置等保护用GOOSE信号，另外一个数据集包含各种位置和报警信息，供测控使用。供测控使用的信号需要带有时标信息，每个时标信息紧跟信号排放

GOOSE断链,保护装置怎么处理?智能终端检查重点断路器智能终端GOOSE发闭锁本套重合闸组合逻辑为：遥合（手合）、遥跳（手跳）、TJR、TJF、闭重开入、本智能终端上电的“或”逻辑；双重化配置智能终端时，应具有输出至另一套智能终端的闭重触点逻辑为：遥合（手合）、遥跳（手跳）、保护闭锁重合闸、TJR、TJF的“或”逻辑；每一套保护均应含重合闸功能，当采用单相重合闸方式时，不采用相互启动闭锁方式，当三相重合闸方式时间，采用相互闭锁方式

智能终端检查重点智能终端需经严酷的高低温和EMC试验，可以在户外恶劣的环境中运行。为使智能终端在户外运行而专门设计的屏柜，其防湿热、防尘、防辐射等各项技术指标都能满足户外安装要求。智能终端检查重点智能终端柜验收：控制柜应装有100mm2截面的铜接地母线，并与柜体绝缘，接地母线末端应装好可靠的压接式端子，以备接到电站的接地网上。柜体应采用双层结构，循环通风。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。相对湿度：5%~95%一类：GIS汇控柜、预制舱-10°~+55°二类：智能终端柜-25°~+70°三类：集成安装的就地化保护-40°~+85°智能变电站继电保护验收

4.保护装置与其它层设备的互联检验保护装置与其它层设备的互联检验

GOOSE通信告警功能检查1)装置通信正常时，正确接收和发送GOOSE信号2)GOOSE通信中断报网络断链告警,双网通信时都告警3）配置版本号及DA类型不匹配,GOOSE通信中断4）可对照GOOSE链路二维表，逐个验证GOOSE断链告警正确SV通信告警功能检查1)装置通信正常时，正确接收和发送SV信号2)保护装置接受采样异常告警,对应合并单元采样值无效和采样值报文丢祯.3）配置版本号、ASDU数目及采样值数目不匹配,SV通信中断4）可对照SV链路二维表，逐个验证SV断链告警正确GOOSE断链断链判断机制GOOSE断链信息二维表检查方法:依据二维表内容,对表中监视回路逐个进行验证方法:模拟GOOSE断链(拔出发布方装置对应光口光缆),等待对方装置发出告警,后台观察GOOSE二维表中对应告警灯应由绿色变为红色.等待时间接近4倍T0智能变电站继电保护验收

5.继电保护装置检查（二次回路）（1）开入量检查检查隔离开关、断路器位置节点等硬接点开入状态是否与GOOSE变位是否一致验收时宜采用模拟实际动作情况来检查智能终端其他开入量的正确性（2）SV采样试验合并单元试验时一起检查（3）GOOSE检查

线路保护启动远跳、断路器失灵保护满足相关技术规范要求。智能变电站继电保护验收(4)整组传动利用保护装置的传动功能，向智能终端发送开关跳闸命令间隔保护装置向母线保护发送启失灵联跳信号母线保护向各支路智能终端发送失灵跳闸信号,报文信息核对智能变电站继电保护验收

智能变电站整组动作时间测试方法：在合并单元前端施加故障量,利用智能终端出口硬接点停表,此方法可以辨识合并单元的输出延时是否是20ms的整数倍.整组动作时间检验保护采样回路延时不大于2ms;保护跳闸回路延时不大于7ms;整组动作时间不大于39ms(线路、主变比率）29ms(母差、主变差速）保护自环，不包括通道延时）智能变电站继电保护验收(5)智能变电站二次设备软压板设置原则及验证方法:除远方操作压板和检修压板采用硬压板外，其它压板应采用软压板。保护装置应按MU设置“SV接收”软压板,通过数字测试仪输入SV信号给设备,投入“SV接收”压板,设备显示SV数值精度满足要求;“SV接收”压板退出后，相应采样值显示为0，不应发SV品质报警信息。智能变电站继电保护验收宜简化保护装置之间、保护装置和智能终端之间的GOOSE软压板，保护装置应在发送端设GOOSE出口软压板（等同于常规变电站保护装置出口硬压板）；检验方法同上除双母线和单母线接线启动失灵/失灵联跳开入软压板外（等同于常规变电站保护装置开入硬压板），接收端不设相应GOOSE开入软压板。保护元件功能及其他压板,投入/退出,可从后台上操作,也可结合其他试验检查压板投退效果.2023年9月26日-69-智能变检修机制检查装置检修压板不同：常规变电站装置检修压板智能变电站装置检修压板装置检修状态只涉及站控层通讯；放上装置检修压板后，装置上送监控及远动报文置检修位。装置检修压板不仅涉及到站控层通讯，还涉及到过程层设备检修；放上装置检修压板后，装置站控层报文，过程层报文均置检修。二次回路为继电器、电缆组成的回路，回路的检修通过短接或断开对应电缆回路实现；装置检修压板不涉及装置出口及采样回路的检修。二次回路除了与常规站相同的电缆回路，增加了新的内容和含义：SV、GOOSE；装置检修状态涉及装置出口、采样回路。2023年9月26日-70-GOOSE检修机制检查智能变电站装置检修压板：检修压板投入时，装置发送的GOOSE报文中的test应置为TRUE；GOOSE接收装置将接收的GOOSE报文中test位与自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效进行处理或动作，不一致时宜保持一致前状态。下载参数、配置文件前,”检修压板”投入,方可下载2023年9月26日-71-采样值检修机制检查智能变电站装置检修压板：合并单元装置检修压板投入时，发送采样值报文中采样值数据的品质q的Test位应置True；保护装置应将接收的SV报文中的Test位与自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将该信号用于保护逻辑，否则应发告警信号并闭锁相关保护。2023年9月26日-72-保护装置、合并单元、智能终端的检修机制状态合并单元检修态合并单元非检修态保护装置检修态正常判别检修异常，闭锁保护保护装置非检修态检修异常，闭锁保护正常判别状态智能终端检修态智能终端非检修态保护装置检修态正常出口检修异常，闭锁出口保护装置非检修态检修异常，闭锁出口正常出口智能变电站继电保护验收为什么在调度端允许进行远方投退能保护重合闸、备自投、远方切换保护定值区软压板？有两个不同源做对比来判断操作是否成功（1）重合闸、备自投功能远方投退操作中，重合闸软压板状态可以返回，保护装置充电状态可以返回，有两个不同源做对比来判断操作是否成功；（2）定值区远方切换操作中，保护装置返送定值区号至调度端，调度端能够调取定值项。智能变电站继电保护验收

6.主变保护装置检查主变保护装置光纤收发端口检查，GOOSE直跳口及组网口满足设计要求；验证各侧SV异常保护装置功能；

非电量回路经保护装置跳闸的（包括经保护逻辑出口的），有关接点间绝缘满足规程要求且均应经过动作功率大于5W的出口重动继电器，并应检查该继电器的动作电压、动作功率并抽查动作时间符合反措要求。智能变电站继电保护验收变压器直接采样，直接跳闸各侧断路器；变压器保护跳母线，分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输，变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵跳闸命令，并实现失灵跳闸变压器各侧断路器。

对于智能站，母线保护变压器支路收到变压器保护“启动失灵”GOOSE命令的同时启动失灵和解除电压闭锁；智能变电站继电保护验收

7.母线保护装置检查每个支路提供GOOSE接受和发送软压板，用来控制每个支路的GOOSE开入开出；检查GOOSE链路异常，不闭锁母差保护；

GOOSE断链SV断链如何处理？失灵、闭重、远跳、跳闸开入=0？位置信号保持闭锁母差=1？智能变电站继电保护验收测试线路失灵：先将各个间隔支路挂在对应母线的一母或二母上，母联处于合位。再选择一条线路间隔持续加故障电流，测试失灵动作，观察挂在与其相同母线上的所有支路应正确跳开，同时如有备自投的话，备自投功能应闭锁。测试母联失灵时，母联处于合位，在母联上持续加故障电流，观察挂在两条母线上的支路智能终端能否正确跳闸。母线启动主变联跳。测试主变失灵：在一个主变高压侧MU上持续加故障电流，观察主变三侧及挂在高压侧母线上的所有支路能否正确跳开。智能变电站继电保护验收8、站控层设备检查

一二次设备的运行状态监视功能检查；网络结构图完整、正确，具备保护装置通信状态监视、告警功能；保护装置动作、闭锁、告警等硬接点信息应按设计要求接入站内监控系统，结合保护验收核对后台光字信息正确；置检修功能检查，检修设备数据屏蔽功能检查；所有保护软报文应接入站内监控系统，结合保护验收核对保护装置上送到监控系统所有报文信息正确；同一型号装置抽检一台；网络交换机、路由器、光电转换器、光纤配线架等组网设备及网线、光纤等的标识应齐全、正确、不易脱落；GOOSE二维表内容完整、正确。从发送端逐一断开GOOSE光缆，检查断链告警信号正确。智能变电站继电保护验收

9、网络性能验收（工具）SNT3000，控层交换机施加70%、90%以太网报文流量，采用继保护测试仪MU前端加故障量模拟短路，检查保护是否有死机、重启、拒动、误动。交换机文件资料检查；测试交换机的VLAN划分是否与规划的一致；测试交换机基本性能，包括交换机丢包率、吞吐量、传输延时及背靠背等指标；交换机优先级测试，根据交换机设置参数测出优先级测试结果，绝对优先级情况下报文都不应出现丢帧。网络交换机多层级联试验，交换机多层级联时的传输时延测试和丢包率应符合装置技术参数要求测试