智能站保护原理与调试

智能站保护原理与调试山西省电力公司卫伟一、传统变电站与智能变电站比较

二、智能变电站的结构

三、智能变电站典型设备介绍

四、智能变电站二次系统联调

五、智能变电站二次系统现场调试

六、智能变电站验收发现的问题

一、传统变电站与智能变电站比较1、智能变电站的基本概念智能变电站是指变电站信息采集、传输、处理、输出过程全部智能,其基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化。

智能变电站分三层结构，涵盖不同电压系统。智能变电站定义：采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息智能化、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。一、智能变电站概况智能变电站的四个基本特征智能设备：先进、可靠、集成、低碳、环保基本要求：全站信息智能、通信平台网络化、信息共享标准化基本功能：自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等高级功能：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、协同互动等相互关系设备是基础，智能化是手段，可靠、高效是目的一、智能变电站概况传统变电站不足缺点互操作性状态监视CT、PT二次电缆比较项目传统电磁式互感器电子式互感器绝缘复杂、造价高简单、造价低测量有磁饱和、频带窄精度与二次回路负载有关无磁饱和、频带宽二次回路负载不受限制信号输出

模拟量数字量、可共享运行安全CT不能开路，VT不能短路，VT易产生铁磁谐振无此类问题电子式互感器与传统电磁式互感器的比较三、数字化变电站关键技术网络替代传统电缆二次回路二次回路原因造成继电保护不正确动作十分突出：各种干扰源通过控制电缆耦合直流接地或交流混进直流造成的继电保护不正确动作设备状态自检目前国内大多数变电站的一次设备都没有配备状态监视设备，少数变电站安装了一次设备状态监视设备，但由于对外通信接口和协议不统一，往往自成体系，不易接入变电站自动化系统，无法实现信息共享，也不容易实现状态检修。电气设备检修技术的三个阶段状态检修定期检修事故检修50年代以前，设备发生了故障或事故以后进行检修设备比较简单设计裕量大修复容易设备停运影响不大60、70年代，定期预防检修通过定期检修，设备能恢复到

接近新设备的状态以牺牲企业的自身经济利益为

代价，造成了不必要的人、财

物的浪费在前苏联、东欧各国和我国推

广应用并延续到现在根据设备状态确定检修策略起源于60年代美国航空工业飞行器的设备1978年开始应用于美国海军舰艇设备检修80年代在核工业中推广应用，并很快发展到电气设备检修针对性强，经济合理在线监测的必要性预防性试验电压一般最高10kV设备运行电压为110kV、220kV、330kV、500kV或更高不能有效暴露某些绝缘缺陷，真实反映设备状态对运行电压下才能暴露的绝缘缺陷，定期预防性试验手段不合理提高电力企业效率和降低生产成本在线监测技术是状态检修的重要技术和经济手段传统站互操作性的不足二次设备缺乏统一的信息模型规范和通信标准。设备间联调复杂为实现不同厂家设备的互连，必须设置大量的规约转换器或保护管理机，增加了系统复杂度和设计、调试和维护的难度，降低了通信系统的性能。当变电站二次设备选择不同厂家产品时，全站自动化系统设备互联调试成了变电站投产前必须重点安排的一项复杂工作，常常因为设备之间互联通信不畅等原因拖延调试工作周期，使变电站不能按期投运；并且给后期运行维护带来许多不便，给安全生产带来很大的隐患规约转换成本第二部分

智能变电站的结构智能终端MU传统微机保护交流输入组件A/D转换组件保护逻辑(CPU)开入开出组件人机对话模件端子箱二次设备和一次设备功能重新定位：ECT一次设备智能化

IED数字化保护SMV光纤GOOSE光纤一次设备的智能化改变了传统变电站继电保护设备的结构：1、AD变换没有了，代之以高速数据接口。2、开关量输出DO、输入DI移入智能化开关，保护装置发布命令，由一次设备的执行器来执行操作。电缆电缆传统变电站到数字化变电站的演变数字化变电站与传统变电站网络结构对比

传统变电站结构图数字化变电站结构图南网智能化变电站典型结构（组网）GOOSE、SMV均组网南网智能化变电站典型结构（组网）国网智能化变电站典型结构：保护直采直跳，测控组网国网智能化变电站典型结构：典型结构比较采用网络方式，多了交换机环节，当交换机出现问题，可能引发多个开关拒动，将可能引发大事故。但若采用点对点方式，增加了运行维护的复杂性。三、智能化变电站典型设备介绍过程层设备合并单元智能终端户外柜3.1合并单元三、数字化变电站关键技术1）定义：用以对来自二次转换器的电流和／或电压数据进行时间相干组合的物理单元。合并单元可以是现场互感器的一个组件，或可能是一个独立单元。主要功能：多路电流、电压信号的采集与处理、信号同步、报文处理和发送。2）合并单元输入信号模式：直接从电子互感器接收点对点接受采集器的信号，规程要求采用FT3格式。从另一个合并单元转接来需要与本合并单元合并的信号，一般采用采用FT3格式。直接从电子互感器接收模拟小信号。接收常规电流电压互感器模拟量信号，由合并单元完成转换建模。从GOOSE端口上一级接收送来的状态信号。3）接线方式合并单元MUECTEVT其他MUIa，Ib，Ic，Io（保护）Ia，Ib，Ic（测量）Ua，Ub，Uc，Uo母线电压IEC60044-8-FT3IEC61850-9-2保护测控计量录波三、数字化变电站关键技术NO.ExternalIEDNameExternalDataReferenceExternalDataDescription1ML2211:220线路合并单元MU/TVTR1$MX$Vol$instMag.i9-2数据额定延时2ML2211:220线路合并单元MU/TCTR1$MX$Amp$instMag.iA相保护电流1_9_23ML2211:220线路合并单元MU/TCTR1$MX$Amp$instMag.iA相保护电流1_9_24ML2211:220线路合并单元MU/TCTR2$MX$Amp$instMag.iB相保护电流1_9_25ML2211:220线路合并单元MU/TCTR2$MX$Amp$instMag.iB相保护电流1_9_26ML2211:220线路合并单元MU/TCTR3$MX$Amp$instMag.iC相保护电流1_9_27ML2211:220线路合并单元MU/TCTR3$MX$Amp$instMag.iC相保护电流1_9_28ML2211:220线路合并单元MU/TVTR2$MX$Vol$instMag.iA相测量电压1_9_29ML2211:220线路合并单元MU/TVTR2$MX$Vol$instMag.iA相测量电压1_9_210ML2211:220线路合并单元MU/TVTR3$MX$Vol$instMag.iB相测量电压1_9_211ML2211:220线路合并单元MU/TVTR3$MX$Vol$instMag.iB相测量电压1_9_212ML2211:220线路合并单元MU/TVTR4$MX$Vol$instMag.iC相测量电压1_9_213ML2211:220线路合并单元MU/TVTR4$MX$Vol$instMag.iC相测量电压1_9_214ML2211:220线路合并单元MU/TVTR5$MX$Vol$instMag.i同期电压_9_2三、数字化变电站关键技术4）合并单元输出数据集排列方式：哪一个通道是什么内容好像没有严格规定，一般第一个通道排列通道延时。1）各采样通道及MU之间的信号同步电力系统的绝大多数参数都是时间的函数，各信号之间失去同步将无法工作。①同步方法：守时：独立的时钟保持时间精确的能力时钟同步：多个时钟之间保持一致的能力数据同步：采样数据是在同一个时间点上采得的②需要时钟同步的设备及对策合并单元对同一间隔采集器各相电流、电压的同步：通过合并单元内部时钟实现。不同间隔合并单元之间的同步：需要外部时钟同步（IRIG-B或IEEE1588）。三、数字化变电站关键技术不同间隔电流电压合并时的同步：如某间隔的电流需要同母线电压间隔的合并单元合并，需要在电流合并单元内将电压合并单元来的电压进行校正，使之本合并单元的电流同步。跨间隔保护（母线差动和变压器差动）：跨间隔的保护应具备对来自不同间隔合并单元电流电压的校正能力。上述两种来自不同间隔的校正方法，应基本相同，都应该是通过SV数据集中所带的通道延时来识别，并加以校正。线路电流纵差保护对端为常规保护的情况：本端差动保护须有与对端校正同步能力，由本端保护完成校正。三、数字化变电站关键技术2）合并单元采样频率合并单元决定了采样频率，目前使用的一般为80点/周波。合并单元输出的数据以帧为单位，每帧数据可以包含一个或多个采样点。相同的采样频率下，每帧数据包含的采样点数越多CPU的接收负担越轻，但丢失一帧报文造成的影响越大。常见的有1点/帧、5点/帧。采样部分标准要求每帧之间抖动精度为±10µs。三、数字化变电站关键技术X1X23）插值同步方法工作原理由于利用时钟同步完成各电流电压信号之间的同步，对时钟源的要求太高，一旦失步将引起保护误动或拒动，这是不允许的，因此保护多采用了插值同步技术。方法为：利用邻近的三个采样点值三、数字化变电站关键技术时标同步(B码或秒脉冲、时钟源同步IEEE1588)工作机制：合并单元同步采样，输出采样数据打时标，间隔层设备根据采样数据的时标同步不同合并单元的采样值。优点：允许报文的发送、传输和接收处理延时在0～3ms范围内抖动，可用网络传输。缺点：合并单元依赖同步时钟工作，存在故障集中。对策1：合并单元具备一定的守时能力，跟踪时间+跟踪频率。对策2：防误动，合并单元校验对时的正确性。对策3：防拒动，（保护+合并单元+对时系统）双重化。对策4：采样值同步标志无效时，间隔层设备仍能实现部分不要求采样同步的功能。4）信号同步方式比较三、数字化变电站关键技术智能终端智能终端背面图*智能终端智能终端的主要功能智能终端GOOSE网GOOSE点对点硬接点3）上传开关刀闸位置信号一次设备的数字接口：1）接收保护跳闸控制命令并跳闸4）温湿度数据采集和上传2）接收测控装置分/合闸控制命令并执行GOOSE传送机制当发生任何事件时，将以较短的间隔连续传输（1ms2ms4ms）,避免数据报文丢失。当事件结束后，将以较长的间隔连续传输（1s）,以保持通信线路畅通。*智能终端保护程序判断结果距离I段动作，跳A相St5Sq8St6Sq0St6Sq1St6Sq2St6Sq3St7Sq0St加1，Sq清零事件发生时刻St7Sq3St5Sq71024ms1ms1ms2ms1024msSt：事件计数器Sq：报文计数器GndPDIS1.Op.generalGndPDIS1.Op.PhsAGndPDIS1.Op.PhsBGndPDIS1.Op.PhsC0000110011001100110000000000保护程序：刷新数据0000通信程序：监测数据变化/传输GOOSE报文000000000000St7Sq1返回时间到St7Sq2St7Sq4事件发生时刻St加1，Sq清零1ms1ms2ms*智能终端CSI200EA测控CSC保护JFZ智能终端户外柜现场装置图片－正面现场装置图片－背面户外安装示意图智能控制柜方案的优势1、节约了电缆等设备投资以及相应的施工投资:数字化变电站建设的一个主要现实目标是为了减少变电站内控制电缆的数量，一方面由于原材料的涨价，电缆成本越来越高；另一方面，光缆电磁兼容性能远好于电缆，能显著提高变电站内信号传输的可靠性。另外，变模拟信号为数字信号能大大增加传输的带宽和信息量。1智能控制柜方案的优势2、节约了保护小室及主控室等的占地面积和投资：应用智能化GIS控制柜使得保护控制下放成为可能，从而能够显著减少保护小室和主控室的占地面积，这对一些需要尽量减少变电站土地的城市变电站和地下变电站来说有明显的效益。2智能控制柜方案的优势3、GIS智能控制柜优化了二次回路和结构：原来由于一次和二次的专业细分，使得原传统汇控柜内的许多功能与保护控制二次中的功能相重复，例如防跳、压力闭锁、三相不一致等等。基于一二次整合的GIS智能控制柜能够有效地取消和简化冗余回路，提高了整个二次回路的可靠性。3智能控制柜方案的优势4、智能控制装置提供了系统的交互性： 引入智能控制装置以后，友好的中文液晶人机界面以及丰富的自检和就地操作报告功能，使得运行维护人员无论在就地还是远方都能及时了解GIS的运行情况。4智能控制柜方案的优势5、联调在出厂前完成，现场调试工作量减少：传统方案中，一次设备和二次设备的电缆连接和调试只能到现场后完成，调试周期比较长，新方案中一二次设备联调在厂内完成，到现场后调试工作量极小。能够显著地缩短投运周期。5智能控制柜方案的优势6、一次二次联合设计，减轻了设计院的负担：原来一次和二次设备分别有双方厂家分别出图，中间的电缆信号连接由设计院完成，应用一二次结合的新方案后，由两个厂家联合出图并对图纸的正确性负责。6智能控制柜方案的优势7、基于通讯和组态软件的联锁功能比传统硬接点联锁方便：智能控制装置能够采集到间隔内所有刀闸位置，且间隔间也有光缆连接，所以可以方便地实现基于软件和通讯的联锁，能显著减少机构辅助接点数量，提高系统的可靠性7智能控制柜方案的优势8、缩小了与互感器的电气距离，减轻了互感器的负载：新方案下互感器与保护控制设备的电气距离大大缩短，使得互感器的容量选择更为容易，也为小功率互感器（LPCT）的应用创造了条件。8四、智能变电站二次系统联调智能变电站集中式联调的原因开展智能变电站系统联调的原因信息传递的方式与介质发生转变。工作侧重点由电气工程向通信工程的偏移。智能电子设备功能实现的分散化。实验室测试仪器使用更加方便。与现场土建工程可并行，缩短建设周期。开展智能变电站系统联调的意义到系统集成厂家进行设备联调验收工作，目的是完成变电站各个智能设备-IED(IntelligentElectronicDevice)之间的通信，实验室的便利条件缩短了现场设备间的物理距离，便于文件的修改和问题的处理，有利于开展智能变电站调试工作，节约现场调试时间，为变电站顺利投运奠定基础。智能变电站集中式联调准备工作智能变电站系统联调准备工作（一）电力设计院准备的资料⑴提供变电站的一次系统图、二次设备清单

⑵提供IED虚端子联系图（二次线逻辑）(3)提供变电站网络拓扑图（IED设备间通讯联图）⑷提供智能终端电缆二次线图、点表（开关设备联系）⑸全站VLAN划分方案(6)派人参加联调，现场拍板设计问题智能变电站系统联调准备工作（二）保护测控及各类IED设备厂家（1）向集成商提供相应IED设备的能力描述文件-ICD模板（IEDCapabilityDescription)（3）派技术人员参加联调，负责自己IED设备文件地址描述修改及下装，遇到问题及时与研发沟通，使联调顺利进行（2）向试验人员提供各设备说明书智能变电站系统联调准备工作（三）系统集成商⑴提供设备联调所需试验场地，准备好相应的调试设备及仪器，负责屏柜拆装。⑵至少派三名技术人员参加联调，负责自己SCD文件配置及修改，后台系统的制作，遇到问题及时与研发沟通，使联调顺利进行智能变电站系统联调准备工作（四）用户（1）提供全站一次设备调度编号（2）提供运行典型操作票。(五防，顺控）（3）与设计院协商智能告警方案智能变电站系统联调准备工作（五）协调机构⑴协调设备厂家尽快发货至联调地点，保证设备齐全。⑵协调联调中发现的技术问题、设备问题、设计问题⑶监督厂家、联调工作进度、召开协调会智能变电站系统联调准备工作（六）联调试验组⑴对变电站整体概况具有相对完整的概念，具备一定的智能变电站基础，具有独立负责220kV及以上变电站相关的调试经验，具备调试元件、线路保护等装置的能力，熟悉二次线回路。⑷调试期间以经验丰富的技术人员为中心，形成团结的集体，及时汇总问题、联系厂家、汇报进度。⑵熟悉设计院的图纸，并完成图纸审核。⑶对本站使用的保护设备原理熟悉，确保虚端子关联的准确性，并编制相应的调试大纲（七）仪器仪表准备Q/GDW1809—2012《智能变电站继电保护检验规程》规定仪器仪表配置

配置以下仪器、仪表：

a）应配置：数字继电保护测试仪，光电转换器，模拟式继电保护测试仪。

b）调试电子式互感器及合并单元应配置：电子互感器校验仪、标准时钟源、时钟测试仪。

c）调试光纤通信通道（包括光纤纵联保护通道和变电站内的光纤回路）时应配置：光源、光功率计、激光笔、误码仪、可变光衰耗器、法兰盘（各种光纤头转换，如LC转ST等）、光纤头清洁器等仪器。

d）宜配置便携式录波器、便携式电脑、网络记录分析仪、网络测试仪、模拟断路器、电子式互感器模拟仪、分光器、数字式相位表、数字式万用表、光纤线序查找器。注：所有仪器均应满足相关要求。

联调人员工作关系传统二次设计的过程是：装置研发人员设计和定义装置的端子，工程设计人员根据用户或设计院的要求将相关的端子引到屏柜的端子排，并根据需要在端子排和装置之间加入压板；设计院设计各个屏柜的端子排之间的二次电缆连线；施工单位根据设计院的设计图纸进行屏柜间接线；调试单位根据图纸对相关接线和应用功能进行测试和检查。经过多年传统二次设计的实践，特定功能的装置需要引出的端子和需要加入的压板已经逐渐确定并形成设计规范。

联调人员工作关系智能化后，二次电缆的设计和连接工作变成了SV、GOOSE通信组态和配置文件下装的工作。对于每一台装置而言其输入输出与传统端子排仍然存在对应的关系。因此各个二次设备厂家可以根据传统设计规范设计并提供出其装置的输入输出虚端子定义（通过在ICD文件中预定义数据集和控制块、预定义INPUTS实现）；设计院根据该虚端子定义设计连线，以表格的方式提供；工程集成商，通过组态工具和设计院的设计文件，组态形成项目的SCD文件；二次设备厂家使用装置配置工具和全站统一的SCD文件，提取配置信息并下发到装置；调试人员进行测试。

智能变电站集中式联调内容依据Q/GDW1161—2014《线路保护及辅助装置标准化设计规范》2014-04-01实施Q/GDW1175—2013《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》Q/GDW1809—2012《智能变电站继电保护检验规程》2014-05-01实施Q/GDW1810—2012《智能变电站继电保护检验测试规范》2014-05-01实施Q/GDW11051—2013《智能变电站二次回路性能测试规范》2014-04-01实施Q／GDW689-2012《智能变电站调试规范》

Q／GDW11145-2014《智能变电站二次系统标准化现场调试规范》2014-12-21实施

系统联调步骤（一）配置文件检查⑶根据设计院虚端子图、智能终端二次线，保护设备原理，调度名称等。配合集成商完成实际工程描述、二次信号关联等工作。（包含SV、GOOSE信号）⑷由集成商完成一次拓扑结构、一二次关联、网络通讯配置（IP、MAC、APPID、光口地址表，光口收发等）⑵根据一次设备对全站所有二次设备IED进行简短的名称定义，防止相同的二次设备由于IED名称混淆，导致逻辑信号关联错误。⑴各厂家的ICD模型文件一致性/完整性/合法性校验。检验通信信道上数据流与标准条件的一致性，涉及到访问组织、格式、位序列、时间同步、定时等。执行一致性测试，目的是证明与标准特定的描述部分一致关联的实质？配置检查的主要依据：Q/GDW1161—2014(代替Q/GDW161—2007)《线路保护及辅助装置标准化设计规范》对各电压等级、接线方式的线路保护、短引线保护、过电压及远跳装置的设计原则、建模原则、装置需求虚端子信息内容及其实现方式、保护功能配置、压板设置、端子设计要求等内容进行了规范Q/GDW1175—2013(代替Q/GDW175—2008)《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》

对各电压等级变压器保护、高压电抗器保护、母线保护装置、断路器失灵保护装置的设计原则、建模原则、装置需求虚端子信息内容及其实现方式、保护功能配置、压板设置、端子设计要求等内容进行了规范配置检查过程中易错处（1）避免少配例如：某站220kV母线合并单元B漏配有来自220kV母线智能终端的PT刀闸位置。（2）避免错配多数由于集成商缺乏工程实践经验导致，部分原因是由于粗心。例如A套的虚端子配到B套，或者是间隔指向出错。（3）避免多配不易在试验中检查出，体现出试验前配置文件检查的重要性。（4）避免重复多对一配相关端子功能将实现不了。配置检查注意事项（1）验收时虚端子的检查须遵守新设计规范，但不能盲目遵守。例如：在新规范1175中，智能站主变保护装置给220kV母线保护装置的解除复压闭锁虚端子未有要求。而常规站仍有要求，解除复压闭锁虚端子取消，合适吗？。例如：1161-4.3.1-f规定：两套线路保护均含重合闸功能，当采用单相重合闸方式时，不采用两套重合闸相互启动和相互闭锁方式。当采用三相重合闸方式时，可采用两套重合闸相互闭锁方式。500kV线路保护中不好实现。220kV线路保护可以去掉线路保护到智能终端的闭锁重合闸虚端子。再例如：1175-7.1.2.4要求220kV智能站线路保护给母线保护装置的起失灵不仅包括分相起失灵，还应包括三相起失灵信息。但是，由于现在智能站220kV线路间隔基本没有辅助保护，所以三相起失灵的信息已经没有设备发出。配置检查注意事项（2）不能仅从解析软件上看到的虚端子存在即可，还应仔细查看虚端子开出和开入的数据集索引选择是否正确。

配置检查注意事项（2）不能仅从解析软件上看到的虚端子存在即可，还应仔细查看虚端子开出和开入的数据集索引选择是否正确。

配置检查注意事项（3）虚端子功能的实现不代表完全正确，还应看与软压板的配合。例如，以下虚端子配置虽然功能上没问题，但是压板配合严重错误。

主变保护跳高压开关1启动220失灵220母线保护解除220失灵闭锁220母线保护跳智能终端A220侧智能终端主变保护跳高压开关2跳智能终端B220侧智能终端主变保护跳高压开关3跳智能终端C220侧智能终端配置检查注意事项（3）虚端子功能的实现不代表完全正确，还应看与软压板的配合。例如，以下虚端子配置虽然功能上没问题，但是压板配合严重错误。正确：

主变保护跳高压开关1TJR三跳220侧智能终端主变保护跳高压开关2起220侧开关失灵220母线保护主变保护跳高压开关3解220侧失灵复压220母线保护配置检查注意事项（3）虚端子功能的实现不代表完全正确，还应看与软压板的配合。再例如：许多保护装置的跳闸和起失灵的软压板并未分开（但实际上能够轻易分开），给日后运维带来不便。配置检查注意事项（4）虚端子功能的实现不代表完全正确，还应看与外部硬接线端子的配合。这样的问题主要在测控系统中发现。虚端子配置要以虚端子表（图）为核心，同时要参考厂家的白图、厂家的说明书以及设计院的电缆接线图（主要是智能终端、合并单元处）。配置检查注意事项（5）要避免配合性的错误。例如：主变保护跳220母联智能终端是用的TJR触点，而不是TJF触点（此站220母联智能终端模型中没有TJF的开入索引），所以，母联智能终端到母差保护的TJR启失灵的虚端子如果存在的话，当主变保护跳220母联时候也会启动失灵，这是错误的。解决方法：将母联智能终端到母差保护的TJR启失灵的虚端子去掉，同时加连母联保护到母线保护有直接的启失灵虚端子。220母联智能终端TJR触发起失灵220母线保护主变保护TJR跳220母联220母联智能终端配置文件不良习惯（1）配置文件的虚端子定义不修改配置文件不良习惯（1）配置文件的虚端子定义不修改配置文件不良习惯（2）虚端子功能实现宜用直达，不宜中转。A.220kV母线保护发远跳给220kV线路保护B.500kV断路器保护发远传给500kV线路保护C.500kV高压电抗器保护发远传给500kV线路保护D.110kV母线保护发闭重给110kV线路保护E。220kV线路保护发起失灵给220kV母线保护F。主变保护发起失灵给220kV母线保护G。220kV母联（分段）保护发起失灵给220kV母线保护H。500kV线路保护发起失灵给500kV断路器保护……配置检查不良习惯（3）A套B套的虚端子配置风格要尽量一致。例如：A套起失灵两条腿，B套起失灵只有一条腿；A套发远跳是直达，B套发远跳是中转；A套间隔合并单元采集母线电压是用9-2B套间隔合并单元采集母线电压是用FT3;通用检验适用于继电保护及相关设备，包括电子式互感器、合并单元、保护设备、交换机、智能终端。

1屏柜检查

1.1检验内容及要求a）检查屏柜内是否有螺丝松动，是否有机械损伤，是否有烧伤现象；小开关、按钮是否良好；检修硬压板接触是否良好。

b）检查装置接地，应保证装置背面接地端子可靠接地；检查接地线是否符合要求，屏柜内导线是否符合规程要求。

c）检查屏内的电缆是否排列整齐，是否避免交叉，是否固定牢固，不应使所接的端子排受到机械应力，标识是否正确齐全。

d）检查光纤是否连接正确、牢固，有无光纤损坏、弯折现象；检查光纤接头完全旋进或插牢，无虚接现象；检查光纤标号是否正确。

e）检查屏内各独立装置、继电器、切换把手和压板标识正确齐全，且其外观无明显损坏。1.2检验方法

打开屏柜前后门，观察待检查设备的各处外观。打开面板检查继电器模件前，操作人员必须与接地面板接触以将携带的静电放掉。（二）二次系统IED通用检验2设备工作电源检查

2.1检验内容及要求a）正常工作状态下检验：装置正常工作。

b）110％额定工作电源下检验：装置稳定工作。

c）80％额定工作电源下检验：装置稳定工作。

d）电源自启动试验：合上直流电源插件上的电源开关，将试验直流电源由零缓慢调至80％额定电源值，此时装置运行灯应燃亮，装置无异常。

e）直流电源拉合试验：在80％直流电源额定电压下拉合三次直流工作电源，逆变电源可靠启动，保护装置不误动，不误发信号。

f）装置断电恢复过程中无异常，通电后工作稳定正常。

g）在装置上电掉电瞬间，装置不应发异常数据，继电器不应误动作。

2.2检验方法

将装置接入直流电源，并调节直流电源电压。（二）二次系统IED通用检验3设备软件、版本、通信参数设置检查

3.1检验内容及要求a）检查设备保护程序/通信程序/CID文件版本号、生成时间、CRC校验码，应与历史文件比对，核对无误。

b）检查设备过程层网络接口SV和GOOSE通信源MAC地址、目的MAC地址、VLANID、APPID、优先级是否正确。

c）检查设备站控层MMS通信的IP地址、子网掩码是否正确，检查站控层GOOSE通信的源MAC地址、目的MAC地址、VLANID、APPID、优先级是否正确。

3.2检验方法a）现场故障录波器/网络报文监视分析仪的接线和调试完成，也可以通过故障录波器/网络记录分析仪抓取通信报文的方法来检查相关内容。

b）设备液晶面板能够显示上述检查内容，则通过液晶面板读取相关信息。

c）液晶面板不能显示检查内容，则通过便携式电脑抓取通信报文的方法来检查相关内容。将便携式电脑与待测设备连接好后，抓取需要检查的通信报文并进行分析。（二）二次系统IED通用检验系统联调步骤（三）装置互联试验1对主变间隔、各个出线间隔单元进行组网调试。将保护、测控、智能终端、合并单元、故录、模拟断路器连入MMS、GOOSE、SV网络，加入对时信号，完成IED设备互联。2从发送端模拟某种SV或GOOSE的发生，检查接收端的响应。验证每一条虚端子正确性完整性；4装置检修机制的验证3验证虚端子须与软压板相对应；5装置SOE报文上送检查被检查的虚端子GOOSESVFT3智能控制柜万用表测量通断传统测试仪220kV线路保护220kV母线保护220母线合并220kV线路（四）基本性能试验试验条件：1全站IED、交换机等设备模拟现场进行组网完成，全站各间隔支路出线IED、后台监控、故障录波、对时系统、模拟断路器接入相应网络、并完成设备互联。2全站SCD配置文件及虚端子逻辑关联的完整性、正确性全部验证完成。3试验仪器（包括光功率计、光衰耗计、数字式校验仪、网络报文测试仪等）准备完毕。性能试验调试依据AQ/GDW1809—2012《智能变电站继电保护检验规程》2014-05-01实施BQ/GDW1810—2012《智能变电站继电保护检验测试规范》2014-05-01实施CQ/GDW11051—2013《智能变电站二次回路性能测试规范》2014-04-01实施

1.1测试内容

测试被测设备光纤端口发送功率、最小接收功率及光纤回路衰耗功率。

1.2技术要求a）光波长1310nm光纤：光纤发送功率-20dBm～-14dBm；光接收灵敏度-31dBm～-14dBm；

b）光波长850nm光纤：光纤发送功率-19dBm～-10dBm；光接收灵敏度-24dBm～-10dBm；

c）1310nm光纤和850nm光纤回路（包括光纤熔接盒）的衰耗不大于0.5dB。1.3测试方法a）光口发射功率测试方法：将光功率计接入被测设备的光纤输出口进行测量；

b）光口接收功率测试方法：将继电保护测试仪与光衰耗计连接，并将光衰耗计接入被测设备，通

过调整光衰耗计使装置输入信号达到最小的接收功率，监测装置接收的报文是否正常；

c）光纤回路衰耗测试方法：光纤回路一端加光源，另一端接光功率计，通过光源发送功率减去光

功率计显示功率来获取光纤回路衰耗。

5.1.4测试接线

（四）基本性能试验1-光功率测试

光功率计被测设备接收设备衰耗器光源2.1重发时间间隔测试

2.1.1测试内容

测试被测设备开关量状态发生变化时，GOOSE报文的重发时间间隔是否正确。

2.1.2技术要求GOOSE报文应至少连续发送5帧，发送时间间隔应为T1、T1、T2、T3、……、T0；T1不应大于2ms。

2.1.3测试方法a）将被测设备、网络分析仪同时接入交换机；b）模拟被测设备开关量发生变化，并使该变位状态保持；

c）查看网络分析仪中被测设备GOOSE报文时间间隔。

2.1.4测试接线（四）基本性能试验2-GOOSE报文时间性能测试

2.2SqNum、StNum错序测试2.2.1测试内容

测试被测设备在单网或同源双网模式下，GOOSE报文StNum、SqNum发生错序时，被测设备能

否正确响应。2.2.2技术要求（四）基本性能试验2-GOOSE报文时间性能测试

状态变化装置重启无变位2.3心跳报文时间测试

2.3.1测试内容

测试被测设备在无开关量变化情况下，GOOSE心跳报文发送时间。

2.3.2技术要求被测设备GOOSE心跳报文发送时间应与配置时间一致，误差应不大于5ms。

2.3.3测试方法a）将被测设备、网络分析仪同时接入交换机；

b）查看被测设备GOOSE心跳报文配置时间，并通过网络分析仪查看GOOSE心跳报文发送时间；

c）检测时间误差是否满足要求。（四）基本性能试验2-GOOSE报文时间性能测试

2.4断链告警时间测试

2.4.1测试内容

测试被测设备在GOOSE链路中断时，发出告警信号时间。GOOSE报文订阅者当它接收前一帧报文后等待时间超过2倍生存时间即4T0时，订阅者认为GOOSE链路中断。

2.4.2技术要求被测设备GOOSE断链告警时间应为2倍生存时间。

2.4.3测试方法a）将被测设备、网络分析仪同时接入交换机；

b）修改测试仪GOOSE心跳报文发送间隔时间，大于2倍生存时间，检查是否装置报断链；2.4.4测试接线

测试接线参见图2重发间隔时间测试图。（四）基本性能试验2-GOOSE报文时间性能测试

2.65智能终端响应时间

2.5.1测试内容

从收保护跳令虚端子后，至硬接点出口的时间。b)从硬接点接收信息后，至软信息出口的时间。

2.5.2技术要求a)从收保护跳令虚端子后，至硬接点出口的时间。要求在7ms内。b)从硬接点接收信息后，至软信息出口的时间。要求在10ms内。（四）基本性能试验2-GOOSE报文时间性能测试

3.1对时误差测试

3.1.1测试内容

检查测控、智能终端及合并单元等这类有对时要求的被测设备与标准时钟源的对时误差。

3.1.2技术要求a）合并单元的对时误差应不大于1us；

b）智能终端的对时误差应不大于1ms；

c）测控单元的对时误差应不大于1ms。

3.1.3测试方法a）标准时钟源同时给被测设备、时间同步测试仪授时；待被测设备对时稳定后，开始记录；

b）测量被测设备和标准时钟源输出的1PPS信号时间差的绝对值Δt；

c）测得的Δt最大值即为最终测试结果，测试时间应持续10分钟以上。

3.1.4测试接线测试接线见图4对时误差测试图。（四）基本性能试验3-时间同步性能测试

3.2守时误差测试

3.2.1测试内容

当被测设备具备守时功能时，应测试其守时误差。

3.2.2技术要求

合并单元守时误差应小于4μs/10min。

3.2.3测试方法a）标准时间源同时给被测设备、时间同步测试仪授时；待被测设备对时稳定后，撤销标准时钟源对被测设备的授时；b）从撤销授时的时刻开始计时，10分钟之内，被测设备与标准时间源间的对时误差应小于4us。

3.2.4测试接线

测试接线参见图4对时误差测试图。（四）基本性能试验3-时间同步性能测试

3.3间隔级联同步性能测试

3.3.1测试内容

测试间隔合并单元经电压合并单元级联后电压电流同步性。

3.3.2技术要求

间隔合并单元经电压合并单元级联后电压电流通道的相位差应不大于10'（10μs）。

3.3.3测试方法a）由合并单元测试仪给合并单元输入模拟交流量（电流、电压），通过合并单元测试仪（或使用电子式互感器校验仪）接收合并单元输出数字信号；

b）通过合并单元测试仪比较模拟电压（电流）量与数字电压（电流）量之间的相位差。

3.3.4测试接线

测试接线见图18。（四）基本性能试验3-时间同步性能测试

3.4母线保护各支路电流同步测试

3.4.1测试内容

测试母差保护各支路电流的同步性。

3.4.2技术要求

每个间隔合并单元施加额定电流时，母线保护差流不大于0.04In。

3.4.3测试方法a）以I母电压Ua为基准，同时给母线保护待测支路的合并单元串入同一电流；b）从母线保护装置查看各支路电流与基准电压的角差，差流应满足标准要求。

3.4.4测试接线测试接线见图19。（四）基本性能试验3-时间同步性能测试

3.5变压器不同电压等级采样值同步测试

3.5.1测试内容

测试主变保护各侧电流的同步性。

3.5.2技术要求

每个间隔合并单元施加额定电流时，要求差流不大于0.04In。

3.5.3测试方法a）以主变高压侧电压Ua为基准，同时给变压器各侧合并单元通入同一相电流；

b）通过主变保护设备，查看各侧电流相位差。

3.5.4测试接线测试接线见图20。（四）基本性能试验3-时间同步性能测试

4.1稳态精度准测试

4.1.1测试内容

测试模拟量输入式合并单元采样输出准确性。

4.1.2技术要求

电压幅值误差不超过±2.5%或0.01Un；电流幅值误差不超过±2.5%或0.02In。角度误差不超过1º。

4.1.3测试方法a）通过继电保护测试仪给模拟量输入式合并单元加量；

b）通过电子式互感器测试仪查看测试结果.

4.1.4测试接线测试接线见图7模拟量输入式合并单元稳态精度测试图。（四）基本性能试验4-模拟量输入式合并单元测试

VLAN测试

检查交换机内部的设置是否与要求一致。检验方法a）通过客户端工具或者任何可以发送带VLAN标记报文的工具，从交换机的各个口输入GOOSE报文，检查其他端口的报文输出。

b）通过读取交换机VLAN配置的方法进行检查。

（四）基本性能试验5-交换机性能试验中心交换机FE11网络分析仪故障录波器间隔1级联交换机间隔2级联交换机SV数字万用表报文分析装置SV12346.1交流量精度a)零点漂移检查。模拟量输入的保护装置零点漂移应满足装置技术条件的要求。b)各电流、电压输入的幅值和相位精度检验。检查各通道采样值的幅值、相角和频率的精度误差，满足技术条件的要求。c)同步性能测试。检查保护装置对不同间隔电流、电压信号的同步采样性能，满足技术条件的要求。（四）基本性能试验6-继电保护性能检验6.2采样值品质位无效测试

6.2.1测试要求a)采样值无效标识累计数量或无效频率超过保护允许范围，可能误动的保护功能应瞬时可靠闭锁，与该异常无关的保护功能应正常投入，采样值恢复正常后被闭锁的保护功能应及时开放。b)采样值数据标识异常应有相应的掉电不丢失的统计信息，装置应采用瞬时闭锁延时报警方式。6.2.2测试方法通过数字继电保护测试仪按不同的频率将采样值中部分数据品质位设置为无效，模拟MU发送采样值出现品质位无效的情况。（四）基本性能试验6-继电保护性能检验6.5通信断续测试6.5.1测试要求1）MU与保护装置之间的通信中断保护装置应可靠闭锁，在通信恢复后，保护功能应恢复正常。

2）保护装置与智能终端的GOOSE通信中断后，保护装置不应误动作，在通信恢复后，保护功能应恢复正常，

6.5.2测试要求检验方法

继电保护测试仪模拟MU与保护装置及保护装置与智能终端之间通信中断、通信恢复，并在通信恢复后模拟保护动作。（四）基本性能试验6-继电保护性能检验6.6继电保护动作时间

6.6.1检查要求a）线路纵联保护装置动作时间不大于30ms（不包括纵联通道时间）；

b）母差保护装置动作时间不大于20ms（大于2倍整定值）；

c）变压器保护装置差动速断动作时间不大于20ms（大于2倍整定值），比率差动动作时间不大于30ms（大于2倍整定值）。（四）基本性能试验6-继电保护性能检验五、智能变电站二次现场调试五、智能变电站二次系统现场调试1.单体调试（1）智能型二次设备电流、电压SV采样方法（2）开关量GOOSE信号订阅开入方法

（3）开关量GOOSE信号发布方法

五、智能变电站二次系统现场调试2.光纤检查（1）光纤连接正确性检查

（2）光纤连接可靠性，可恢复性检查

（3）光纤衰耗检查

五、智能变电站二次系统现场调试光纤连接正确性检查检查二次系统中的各保护装置、智能终端、合并单元、过程层网络交换机之间所有光纤连接的正确性。检查时可采用高性能激光笔，在待检查光纤发送端射入激光，在接收端检查激光是否收到。须注意以下几点：（1）检查光纤须保证涉及所有光纤。（2）光纤正确性检查完毕后，须核查光纤双端标识信息是否正确、全面。建议光纤两端全部标明本侧设备各端口号、本侧设备各端口应用类别、本侧设备各端口所连的转接接线盒端口信息、对侧设备各端口号、对侧设备各端口应用类别、对侧设备各端口所连的转接接线盒端口信息。光纤标识类似与传统变电站二次电缆标号，只有标号清晰、具体，才能有利于日后变电站的正常运行维护工作。

2.光纤检查五、智能变电站二次系统现场调试光纤连接可靠性检查光纤尾纤应呈现自然弯曲，不应存在过分弯曲（根据Q/GDW1809《智能变电站继电保护检验规程》曲率须大于3CM）、窝折的现象，不应承受任何外重，尾纤表皮应完好无损。尾接头应干净无异物，如有污染应立即清洁干净。尾纤接头连接应牢靠，不应有松动现象。

2.光纤检查五、智能变电站二次系统现场调试光纤衰耗检查技术要求a）光波长1310nm光纤：光纤发送功率-20dBm～-14dBm；光接收灵敏度-31dBm～-14dBm；

b）光波长850nm光纤：光纤发送功率-19dBm～-10dBm；光接收灵敏度-24dBm～-10dBm；

c）1310nm光纤和850nm光纤回路（包括光纤熔接盒）的衰耗不大于0.5dB。测试方法a）光口发射功率测试方法：将光功率计接入被测设备的光纤输出口进行测量；

b）光口接收功率测试方法：将继电保护测试仪与光衰耗计连接，并将光衰耗计接入被测设备，通过调整光衰耗计使装置输入信号达到最小的接收功率，监测装置接收的报文是否正常；

c）光纤回路衰耗测试方法：光纤回路一端加光源，另一端接光功率计，通过光源发送功率减去光功率计显示功率来获取光纤回路衰耗。2.光纤检查3.1二次回路主要功能测试（整组总的要求）

3.1.1测试内容

测试智能变电站二次回路功能是否正常。

3.1.2技术要求a）被测设备离线模式文件应与在线配置文件一致；配置文件语法语义应正确；

b）被测设备的虚端子（SV/GOOSE）应按照设计图纸正确配置；

c）被测设备的SV接收软压板、GOOSE接收/出口压板、保护元件功能压板功能应正常；

d）被测设备检修压板投入后，发送报文应带有检修标识。

3.1.3测试方法a）通过规约一致性测试系统测试被测设备模式文件规范性；

b）模拟开关量变化，使被测设备发出GOOSE开出虚端子信号，抓取相应的GOOSE发送报文分析，以判断GOOSE虚端子信号是否能正确发送；

c）通过数字式继电保护测试仪发出GOOSE信号（SV信号），通过查看被测设备是否能正确接收GOOSE信号（SV信号）；

d）通过数字继电保护测试仪输入SV信号给被测设备，投入SV接收软压板，被测设备显示SV数值精度应满足要求；退出SV接收软压板，设备显示SV数值应为0；

e）通过数字继电保护测试仪输入GOOSE信号给设备，投入GOOSE接收压板，设备显示GOOSE数据正确；退出GOOSE开入软压板，设备不处理GOOSE数据；

f）投入被测设备检修压板，抓取被测设备发送报文，查看该报文是否带有检修标识。3典型间隔整组试验1.保证文件一致合法；2.保证虚信互传到位；3.保证压板功能有效；4.保证检修机制正确。3.2线路保护跳闸回路延时性能测试

3.2.1测试内容

测试线路保护跳闸回路延时时间。

3.2.2技术要