智能变电站体化监控系统设备及功能检测方案版

年4月19日智能变电站体化监控系统设备及功能检测方案版文档仅供参考设备及功能检测方案(V2.0)年4月目录前言11. 实验室环境和检测工具31.1.实验室环境要求31.2.实验室测试工具要求32. 测试前被测厂家准备工作33. 检测流程44. 设备单装置的检验54.1.设备型式检验项目54.2.通信处理能力检验54..1. 检验环境建立64..2. 检测方法及结果评判64.3.带时标的遥测量检验84..1. 交流采样输入设备检验方法94.3.1.1. 幅值误差94.3.1.2. 模拟量时标的精度104..2. SMV采样值设备的检测方法104.3.2.1. 检测SMV采样值设备的幅值104.3.2.2. 检测SMV采样值设备的模拟量时标精度105. 综合应用服务器的检验115.1.建立检验环境115.2.综合应用服务器检验方法125..1. 综合应用服务器间隔层二区辅助设备接入检测125..2. 综合应用服务器接入子IED设备集成应用功能检测146. 主机的检测166.1.主机与PMU集中器接口测试166..1. 通信状态测试166..2. 基本性能测试176..3. 数据召唤及扰动信息告警功能测试176..4. 报文格式测试176..5. 连续稳定运行测试176.2.主机保护信息子站功能测试176..1. 开关量及软压板信号测试186..2. 保护模拟量测试186..3. 召唤定值测试196..4. 保护动作测试196..5. 保护录波数据的自动上送测试196..6. 故障录波器数据的召唤测试196.3.主机顺控功能测试196..1. 线路停送电的顺序操作206..2. 双母线倒闸顺序操作206..3. 顺序控制的判定规则207. 网关机功能测试217.1.网关机测试环境21i7.2.网关机测试过程237.3.网关机测试项目237..1. 基本测试237..2. 远动信息传输247..3. 远方操作247..4. 远程浏览服务257..5. 告警信息文本传输测试257..6. 报文格式测试257..7. II区数据通信网关机与综合应用服务器功能测试267..8. 72小时连稳定运行268. DL/T60检测268.1.DL/T60一性检测方法278..1. 服务器端DLT860一致检测方法278..2. 客户端DL/T60一致性测方法298.2.DL/T60应功能及性能检测309. 系统配置检查339.1.站控层设备硬件配置要求339.2.系统软件配置349..1. 系统软件349.2.1.1. 历史数据库349.2.1.2. 实时数据库349..2. 工具软件349.2.2.1. 系统配置工具349.2.2.2. 模型校核工具349.3.二次系统安全防护3510.系统应用功能测试3810.1. 运行监视391011. 数据采集3910.1.1.1. 检验内容3910.1.1.2. 检验方法401012. 数据处理4010.1.2.1. 遥信处理4010.1.2.2. 遥测处理4110.1.2.3. 统计计算431013. 历史数据存储431014. 数据服务器主备一致性检验441015. 实时信息显示4410.1.5.1. 检验内容4410.1.5.2. 检验方法4510.2. 操作与控制461021. 站内及远方遥控4710.2.1.1. 检验内容4710.2.1.1.1. 遥控检验4710.2.1.1.2. 遥调检验4710.2.1.1.3. 人工置状态检验4710.2.1.1.4. 同期操作4810.2.1.1.5. 画面显示检查4810.2.1.2. 检验方法4910.2.1.2.1. 肯定测试4910.2.1.2.2. 否定测试491022. 防误闭锁4910.2.2.1. 检验内容5010.2.2.2. 测试用例5010.2.2.3. 检验方法511023. 顺序控制5110.2.3.1. 顺序控制逻辑5110.2.3.2. 测试用例5110.2.3.3. 试验方法5310.2.3.3.1. 正常条件下的各预设顺控流程测试5310.2.3.3.2. 顺控过程中发生异常的处理和系统响应541024. 智能操作票5410.2.4.1. 检查智能操作票的功能5510.2.4.2. 间隔设备态的功能设置功能检查5510.2.4.3. 组态判断功能5510.2.4.4. 顺序控制操作规则定制内容检查551025. 无功优化5610.2.5.1. 试验项目和试验方法5610.2.5.1.1. 界面检查5610.2.5.1.2. 站内控制策略试验5610.2.5.1.3. 闭锁功能试验5710.2.5.1.4. 主站端控制试验5810.2.5.1.5. 历史记录和统计检查5810.3. 运行管理581031. 设备管理581032. 检修管理5910.4. 信息综合分析与智能告警应用591041. 数据辨识5910.4.1.1. 数据合理性检测5910.4.1.2. 不良数据检测601042. 智能告警6110.4.2.1. 检验条件6110.4.2.2. 告警基本功能检测6110.4.2.3. 智能告警的故障分析功能6310.5. 辅助应用661051. 辅助应用设备的接入661052. 联动控制6611. 系统保信子站功能的检验6711.1. 开关量及软压板信号测试6711.2. 保护模拟量测试6811.3. 定值读/写测试6811.4. 软压板投退测试6811.5. 定值区切换测试6811.6. 保护动作测试6911.7. 故障录波器数据的召唤测试6912. DL/T60与L/T634514规约转换测试6912.1. 应用功能6912.2. 品质描述的测试7012.3. 测试方法7013. 系统基本性能检验7113.1. 性能指标检验711311. 系统响应时间711312. 系统负荷率指标检验721313. 雪崩试验731314. 时间同步精度7313.2. 可靠性检验741321. 双网切换检验741322. 双机切换检验74前言为规范智能变电站建设,依据国家电网公司智能变电站一体化监控系统相关规范编制智能变电站一体化监控系统设备及功能检测方案智能变电站一体化监控系统产品经检测合格方可进入电网运行。智能变电站一体化监控系统检测依据的标准是<GB/T13730地区电网调度自动化系统<Q/GDW-679-智能变电站一体化监控系统建设技术规范,<Q/GDW-678-智能变电站一体化监控系统功能规范>。智能变电站一体化监控系统由站控层、间隔层、过程层设备,以及网络和安全防护设备组成。站控层设备包括监控主机、数据通信网关机、数据服务器、综合应用服务器操作员站工程师工作站PMU数据集中器和计划管理终端等;间隔层设备包括继电保护装置测控装置故障录波装置网络记录分析仪及稳控装置等过程层设备包括合并单元智能终端智能组件等本方案的检测重点面向智能变电站一体化监控系统的站控层和间隔层。智能变电站一体化监控系统检测过程分为两个阶段,即设备单装置检验和系统检验;设备单装置检验是指智能电子设(IED)的产品型式检验,组成智能变电站一体化监控系统中的IED设备必须备合格的型式检验报告系统检验是指对智能变电站一体化监控系统整体的功能及性能检验。智能变电站一体化监控系统检测内容概括如下:(1)设备单装置检验在设备单装置检验的型式检验中常规的项目有环境影响EMC机械振动等项目;新增加的检验项目有网络端口处理能力测试、带时标遥测量的测试、综合应用服务器功能的测试PMU集中器与主机互联功能的测试网关机的测试(包括远动信息保护定值召唤整定远程浏览告警直传主机顺控功能测试、DL/T860规约一致性测试。(2)系统检验系统检验的项目有:系统软硬件配置检查;数据统一采集、统一存储功能检查应用功能测(运行监视操作与控制信息综合分析与智能告警运行管理、辅助应用);主机的保护信息子站功能测试;DL/T860与DL/T634.5104规约转换测(针对基本应用功能和品质位映射关系主站的性能测试系统的响应时间测试时间同步测试双机双网切换测试雪崩试验CPU和网络负荷率测试。1.实验室环境和检测工具1.1.实验室环境要求具有相应的测试空间具有配套的交直流供电电源实验室的走线布局安全实验室温度、湿度满足相关标准要求。1.2.实验室测试工具要求依据测试内容实验室应配置的测试仪器和测试设备有:1) 测试仪器网络测试仪网络分析仪继电保护测试仪时间同步测试仪三相标准源三相标准表分辨率测试仪报文时间标定装置DL/T60规约测工具DL/T3454规测试工具、DL/T634.5101规约试工具。2) 测试设备仿真器‐IED合并单元(MU)智能终端在线监测仿真器PMU仿真器时间同步系统、模拟主站、一体化电源仿真设备、在线监测仿真设备、交换机、视频辅助设备。2.测试前被测厂家准备工作为了保证测试工作的顺利高效需要智能变电站一体化监控系统的被测方提供适当的配合和支持:1) 应提供国网公司具有测试资质的实验室或测试中心出具的单装置型式试验报告和监控系统信息安全测评报告单装置的范围包括保护测控保护测控一体化网关机以及时间同步装置;2) 提供智能变电站一体化监控系统的装置列表;3) 提供智能变电站一体化监控系统的装置配置信息表;4) 提供智能变电站一体化监控系统的网络拓扑、安全分区情况和VLAN分表;5) 在进行端口处理能力雪崩试验CPU和网络合率等项目测试时需要进行网络配置更改、端口开放,并将测试仪表接入网络系统;6) 提供保护装置的相关资料。3.检测流程智能变电站一体化监控系统的检测分为设备单装置检验和系统检验两部分只有经过了设备检验的装置才有资格组成监控系统进入系统检验阶段设备检验是被测设备在完成型式检验后,针对智能变电站一体化监控系统的特点,新增相关检测项目,如:通信接口设备单装置检验型式检验被测设备:测控单元、网关机项目:环境影响、EMC、机械振动、绝缘耐智能变电站一体化监控系统新增检测项目测控单元通信接口能力检测带时标的遥测量检测

网关机功能测试通信接口能

主机与PMU的通信,顺序控制

综合应用服务器规约检验 6180规约测、104规检测、品质位的检测系统检验

监控系统检测

(经过型式检测)检查资料系统对时测试双机双网切换测试系统响应时间雪崩测试网络负荷测试。

保护设备时间同步装置、交换机等运行监视、操作与控制、运行管理、保信子站功能检测

智能告警检 辅助功能(综合应用服务器)图3-1测流程图能力检验,带时标的遥测量的检验,网关机功能检测,主机与PMU通信测试,主机顺控功能检验,综合应用服务器检验,DLT860标准一致性检验;系统检验包括:系统配置检查,系统应用功能检验,系统保护信息子站功能检验,DL/T60与DL/T6345104规约换功能测试等,如图31所示。4.设备单装置的检验单装置检验应包括型式试验和新增项目检验新增的检验项目有智能IED设备的通信处理能力,测控装置带时标遥测量的时标和数据精度,见表41所。表4-1设单装置检验型式试验新增检验项目通信处理能力带时标遥测量测控装置有有有综合应用服务器无有无网关机有(嵌入式)有无主机无有无时间同步装置有无无4.1.设备型式检验项目型式检验的主要项目:序号检验项目1.结构外观检查2.基本功能试验3.基本性能试验4.绝缘性能试验5.电源影响试验6.环境影响试验7.电磁兼容性能试验8.机械性能试验9.稳定性试验4.2.通信处理能力检验本试验旨在检测被测IED设备在系统中实际的通信处理性能是否满足现场应用的需求,测试网络风暴对电力装置的影响确保智能变电站网络系统在发生一般的网络风暴及网络攻击的情况下各个以太网电力装置能够抵御突发流量以及网络异常攻击接收正常报文终端设备的状态和功能反应正常,要求被测设备的数据传输正确,功能正常,无中断、拒动、误动等异常现象发生。4.2.1.检验环境建立本检验的框架中基于以太网的被测IED设备以DL/T60规约与被测设备进行通讯通过在不同背景流量下用模拟主站和模拟过程层设备进行遥测遥信遥控等多种事件的操作模拟检验在异常流量情况下被测设备自身的功能正确性和通讯报文的正确性被检验的设备分为接入站控层设备、间隔层的测控单元设备。检验分为三个步骤分别在站控层网络过程层网络站控层和过程层网络同时施加背景流量压力的环境下测试分别检被测IED的整机和不同端口的通信性能如图4‐1所示。图4-1检环境图4.2.2.检测方法及结果评判IED设备与站控层设备的通讯端口处理性能试验如图4‐1示,被测IED设备分别与过程层站控层的子网相联接网络测试仪与站控层子网过程层子网连(若相应子网划分VLAN,则网络测试仪需要接入被测设备对应VLAN,并取消工业以太网交换机的网络风暴抑制功能(包括广播抑制功能、组播抑制功能和未知单播抑制功能。本项测试过程中分别向站控层子网和过程层子网发送带外广播风暴和带内组播风暴在被测试IED设备的通信网络上加入带外广播报文和带内组播报文,以一定的负荷发送报文。在不同负载的网络风暴下检验IED设备的应用功能及性能是否正常对通信端口进行考核。带外广播帧长为256y(报文目的MAC地为FF-FF-FF-FF-FF-FF带组播帧为站内实际抓取的对端IED设备报文(报文目的MAC地址为01-0C-CD-01-**-**,测时间和发送负载见表4‐1。表4-1通处理能力检测方法序号测试内容测试用例预期结果1智能IED设备与站控层通信端口处理能力站控层网络加载30%线速的带外广播流量被测IED设备未出现死机、重启等异常,应用功能正常数据传输正确性能未下降2站控层网络加载30%线速的带外广播流量,流量升至50%线速并持续2秒钟后流量恢复至3%线速至少持续0秒后进行设备功能和性能检验被测IED设备未出现死机、重启等异常,应用功能正常数据传输正确性能未下降3智能IED设备与过程层通信端口处理能力过程层网络加载50%线速的带内组播流量被测IED设备未出现死机、重启等异常,应用功能正常数据传输正确性能未下降4过程层网络加载50%线速的带内组播流量,流量升至80%线速并持续2秒钟后,流量恢复至5%线速测试全过程中被测IED设备未出现死机、重启等异常,应用功能正常数据传输正确,性能未下降5智能IED设备的多端口总体处理能力站控层网络加载30%线速的带外广播流量过程层网络加载50%线的带内组播流量被测IED设备未出现死机、重启等异常,应用功能正常数据传输正确性能未下降符合表41预期结果即为合格,反之即为不合格。4.3.带时标的遥测量检验在死区为0的条件下,要求测试被测设备的遥测量时标准确度为200,即每200ms计算出一次有效值在幅值发生变化的时刻标注时标检验测控单元遥测量的时标准确度和该时刻的幅值准确度。以DL/T60规约与被测设备进行通信被测设备”报告式发出带时标的遥测量。被测设备分为两大类交流采样输入的被测设备SMV采样值输入的被测设备分别测试。对于交流采样输入的被测设备,由三相标准源、三相标准表、GPS同步时钟(B码输出、规约测试分析软件组建,用于测试幅值准确度,见图4‐2。对于交流采样输入的被测设备,由继保测试仪、GPS同步时钟(B码输出、规测试分析软件组建,用于测试模拟量时标的精度,见图4‐3。对于SMV采样值输入的被测设备,由继保测试仪、GPS同步时钟(B码输出、规测试分析软件组建,即可用于测试遥测量幅值的准确度又能够测试遥测量时标的精度,见图4‐4。GPS三相标准源 被测设备

DL/T860

规约测试分析软件可解析收到的带时标的遥测量三相标准表

有效值比较计算误差图4-2幅测试图4-3模量时标精度测试图4-4数量时标精度测试4.3.1.交流采样输入设备检验方法4.3.1.1.幅值误差测试电压和电流20%0%600%10%120%的幅误差若所测引用误差全部满足小于2%,为合格,否则为不合格。4.3.1.2.模拟量时标的精度由GPS分脉冲触发继保测试仪,产生一段持续时间为240s且有效值为A(幅值为B=1.414的波形见图43所示被设备经过DLT860规约出的结果应满足如下情况:遥测变化时标值0XXY．800ms小于A1XXXX．000msA幅值误差允许小于3%的误差2XXXX．240ms小于A3XXXX．400ms小于A4XXXX．600ms小于A允许正负100ms的误差符合此表的规律即为合格,不符合即为不合格。4.3.2.SMV采样值设备的检测方法采用合并单元仿真器导入Cotade文件的方法tade文件预存了一段持续时间为240ms且效值为A(幅值为B=1.41)的波形,进行测试,如图44所示。4.3.2.1.检测SMV采样值设备的幅值用改变Cotade文件的幅值的方法分别测试电压和电流20%40%60%8%100%,120%的幅误差,要求引用误差小于0.2%。所测引用误差全部满足小于0.2%为合格,否则为不合格。4.3.2.2.检测SMV采样值设备的模拟量时标精度在波形文件的整(零秒零毫秒处产生一段持续时间为240s且有效值为A的波形,被测设备经过DL/T60规约送出的结果应满足如下情况:遥测变化时标值0XXY．800ms小于A1XXXX．000msA2XXXX．240ms小于A3XXXX．400ms小于A4XXXX．600ms小于A允许正负100ms的误差符合此表的规律即为合格,不符合即为不合格。5.综合应用服务器的检验综合应用服务器用于接收状态监测计量电源消防安防环境监测等信息采集装置的数据进行综合分析和统一展示对外提供状态监测分析结果以及辅助应用监视与控制功能。5.1.建立检验环境被测设备厂家提供综合应用服务器、系统配置工具、数据服务器、II区网关机等设备;接入综合服务器的输变电设备状态监测一体化电源消防安防境检测等IED测试设备及仿真器由检测实验室提供。输变电设备状态监测、一体化电源、消防、安防、环境检测等IED测试设备及仿真器,为综合应用服务器提供有关输变电设备状态监测一体化电源等IED设备的信号量同时可接收来自于综合应用服务器的控制和调节指令数据服务器为综合应用服务器提供实时数据和历史数据的存储和调用服务II区网关机为综合应用服务器提供远方通信服务GPS对时装置为接入网络的所有设备提供卫星同步对时以保证整个实验的时间同步网络分析仪用于网络负荷测试;综合应用服务器总体测试环境接线图,如图51所。图5-1综应用服务器总体测试环境接线图5.2.综合应用服务器检验方法针对于综合应用服务器在智能变电站一体化监控系统中的功能和自身特点对综合应用服务器的测试分为以下几个部分。5.2.1.综合应用服务器间隔层二区辅助设备接入检测将要接入被测综合应用服务器的各IED设备的d文件提供被测厂家的自带的系统配置工具查看该配置工具是否具备配置文件系统集成能力配置工具的具体检测办法见8.2。同时被测综合应用服务器要经过DLT860测试具体检测办法见8.1。单IED装置主要测试内容见表51示:表5-1单IED装置检测容序号测试项目1综合应用服务器人机界面展示2数据处理、运算和存储3图形功能检验4运行参数及状态人工设置功能检验5通道质量监视功能检验6系统对时检验7通信规约负测试8控制功能测试9网络负荷测试1172小时连稳定性运行测试需要接入综合应用服务器进行功能测试的II区设备主要有:1)状态监测IED装置接入检测将状态监测IED装置或仿真器接入到综合应用服务器的网络当中经过该装置为综合应用服务器上送与状态监测有关的变压器油箱油面温度、绕阻热点温度、绕组变形量、油位;变压器有载调压机构油箱油位;变压器铁芯接地电流;变压器油色谱各气体含量;GIS、断路器的SF6气体密度(压力;断器行程—时间特性、分合闸线圈电流波形;断路器储能电机工作状态局部放电数据避雷器泄漏电流阻性电流动作次数一次设备健康状况诊断结果及异常预警信号等遥测量和遥信量数据。对综合应用服务器考察这些数据量是否能够经过数据采集和监视控(SCAA功能予以图形展现,检测综合应用服务器与状态监测有关内容见表5‐1。如综合服务器不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。2)一体化电源IED装置接入检测将一体化电源IED装置或仿真器接入到综合应用服务器的网络当中经过该装置为综合应用服务器上送与在一体化电源IED有关的集交流、直流、UPS、通信电源等站内电源设备运行状态数据实现对电源设备的管理电源运行状态信息包括三相交流输入电压充电装置输出电压充电装置输出电流母线电压电池电压电池电流各模块输出电压电流各种位置信号各种故障信息单体电池电压电池组温度等信息电源告警信息包括:交流输入过压欠压缺相直流母线过压欠压电池组过压欠压模块故障电池单体过压欠压等绿色电源监测信息包括系统母线电压累积电量变压器输入输出电流、逆变器输入输出电压输入输出电流汇流箱输入输出电(光伏发电机运行状(风力发电。对综合应用服务器检测这些数据量是否能够经过数据采集和监视控(SCAA功能予以图形和界面展现,检测综合应用服务器展示于一体化电源有关的内容见表5‐1。如综合服务器不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。3)安全防护IED装置接入检测将安全防护IED装置或仿真器接入到综合应用服务器的网络当中经过该装置为综合应用服务器上送与在安全防护有关的安防信息包括视频防消防及门禁红外对射报警、电子围栏报警及警笛烟雾报警及火灾报警门开关状态人员进出记录对非法闯入门长时间未关闭及非法卡刷卡进行告警。对综合应用服务器检测这些数据量是否能够经过数据采集和监视控(SCAA功能予以图形和人机界面展现,检测综合应用服务器与安全防护有关的内容见表5‐1。如综合服务器不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。4)环境监测IED装置接入检测将环境监测IED装置或仿真器接入到综合应用服务器的网络当中经过该装置为综合应用服务器上送与环境监测有关的信息包括户内外环境照明暖通给排水等户内外温度户内外湿度户内外风力水浸SF6气体浓度等实时环境信息及告警信息灯光控制开关状态;温度、风机运行状态、空调运行状态;水位、水泵运行状态。对综合应用服务器检测这些数据量是否能够经过数据采集和监视控(SCAA功能予以图形和人机界面展现,检测综合应用服务器与环境监测有关的内容见表5‐1。如综合服务器不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。5.2.2.综合应用服务器接入子IED设备集成应用功能检测将状态监测计量一体化电源消防安防环境检测等IED测试设备或仿真器全部接入综合应用服务器所在网络所有接入到该网络的IED设备或仿真器并机运行综合应用服务器的检测内容如下:1)综合服务器响应时间测试①单线图响应时间②表格响应时间⑤画面切换响应时间⑥画面数据刷新响应时间⑦下发遥控命令响应时间⑧实时数据调用响应时间⑨历史数据调用响应时间如综合服务器不能满足以上检测要求,即判定为该子项测试不合格。2)综合应用服务器人机界面集成展示功能测试①子界面切换、图形功能检验③数据信息可视化展示、全景数据可视化展示④综合应用服务器界面合理性展示如综合服务器不能满足以上检测要求,即判定为该子项测试不合格。3)综合应用服务器信息采集与应用功能性测试①遥信功能、遥控功能、遥调功能检验②数据采集和监视控制功能检验⑤是否具备状态信息接入控制器(CC)的应用功能⑥是否具备源端维护的应用功能⑦是否具备生产管理系统(PMS)维护终端的应用功能如综合服务器不能满足以上检测要求,即判定为该子项测试不合格。4)综合应用服务器数据调用功能测试经过综合应用服务器的人机系统调用综合应用服务器存入数据服务器的数据。①实时数据查询②历史数据查询如综合服务器不能满足以上考核要求,即判定为该子项测试不合格。5)网络负荷测试将和综合应用服务器有关的所有IED设备接通信网络并使其正常运行经过网络测试仪为综合应用服务器所在网络加入背景数据,具体测试方法见4.2.1。6)通信协议负测试利用IED设备仿真器向处于运行状态的综合应用服务器发送结构残缺的或不符合DL/T60标的报文信息,查看综合应用服务器的运行状态是否正常。如综合服务器不能满足以上检测要求,即判定为该子项测试不合格。7)72小时续稳定运行将各IED设备或仿真器全部接入综合应用服务器所在网络保持接入网络的IED设备和综合应用服务器以及数据服务器稳定运行每隔8小时考察个系统的运行状态和应用功能是否正常。如综合服务器不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。6.主机的检测6.1.主机与PMU集中器接口测试主机应能够与实验室提供的PMU集中器正常通信,能够正确进行数据传输,监视软件能够正常显示。建立主机与PMU集中器接口检测环境:a)被测厂需携带配有显示功能的监视软件和主机;b)在10/00M网络境下,按图‐1的要求接测试系统;图6-1系连接测试图测试过程PMU集中器作为数据发送装置按测试要求向网络上发送不同的测试数据,被测主机经过接收网络上的PMU数据并经过监视软件进行显示,进而判断被测主机的通信能力和数据传输正确性等功能。6.1.1.通信状态测试被测主机应能够与实验室提供的PMU集中器正常连接并进行数据传输,监视软件能够正确显示PMU数据信息。6.1.2.基本性能测试被测主机应能够识别PMU集中器传输的:1) 三相基波电压、电流、功率、幅值、功角;2) 正序基波电压相量、正序基波电流相量;3) 频率和频率变化率;4) 装置参数和配置;5) 装置自检信息。6.1.3.数据召唤及扰动信息告警功能测试被测主机应支持数据召唤功能,可根据实际工作需要对PMU集中器所存储的数据进行召唤从而获取事件发生时段的动态数据包括频率越限值频率变化率越限值幅值越上限等数据;被测主机应能够实时显示PMU告警信息,并按照时间顺序存储方便运行人员查阅。6.1.4.报文格式测试同步相量数据传输格式采用Q／GW11标;装置参数和装置自检信息的传输遵循DL/T60标准。6.1.5.连续稳定运行测试将被测主机按照图6‐1方式接线,保持接入网络的被测主机72小时定运行。每隔8小时考察整个系统的运行状态和应用功能是否正常。6.2.主机保护信息子站功能测试建立主机与保护装置和故障录波装置的检测环境如图62所示其中被测设备是主机,保护装置和故障录波装置可采用计算机模拟内部载入相关的保护模型和录波设备模型检验主机是否能够正确采集保护装置和故障录波装置的信息。图6-2主保护信息子站功能测试连接示意图6.2.1.开关量及软压板信号测试检测主机显示的开关量与软压板状态与保护装置实际开关量是否一致;模拟开关量或软压板状态变化,检测主机能否正确及时地接收开关量变位报告。6.2.2.保护模拟量测试检查主机显示的模拟量与保护装置实际采集值是否一致改变保护装置采集值检测主机能否正确及时改变。自检报告及异常告警事件测试模拟保护装置A断线、TV断线、通道异常、开入回路异常等,测试主机的响应情况。6.2.3.召唤定值测试人工或自动召唤单装置定值检查与装置实际的定值是否一致自动召唤周期是否可设置;召唤全站定值,测试定值召唤所需时间。6.2.4.保护动作测试模拟各种故障触发保护动作检测主机能否正确及时地显示动作报告故障报告同时测试报文上送的时间,观察不同装置同时动作情况下,报文是否有遗漏。保护动作后,检查能否实现远方复归保护信号。6.2.5.保护录波数据的自动上送测试模拟真实保护动作出口检测主机能否正确及时接收保护装置主动上送的录波列表及录波文件。6.2.6.故障录波器数据的召唤测试召唤故障录波器定值,比对主机召唤定值与录波器实际定值是否一致;对一段时间内的录波文件列表信息进行召唤,测试主机是否能正确显示录波文件列表。对故障录波器中的录波文件进行召唤,检测主机能否正确接收。6.3.主机顺控功能测试测试主机的顺控功能,测试要求:(1)热备用态、开关线路检修态两个态之间的顺序控制操作;(2对于主变要求热备用态冷备用态本体检修态三个态之间的顺序控制操作;(3)完成母线热备用态和检修态的顺序控制操作。主机顺控功能的测试环境由主具备顺控功能和仿真的多台测控单(开关间隔、变压器间隔、母线间隔)组成,如图6‐3。主机(顺控功能)被测设备

其它间隔备测控测控图63顺测试6.3.1.线路停送电的顺序操作线路送电操作顺序a、上母线侧刀闸;b、上线路侧刀闸;C、合上开关。线路停电操作顺序与送电操作顺序相反。6.3.2.双母线倒闸顺序操作1) 检查母联开关和刀闸确在合闸位置2) 退出母联开关操作电源;3) 推上待倒换设备的待运行母线上的刀闸,拉开原运行母线上的刀闸;4) 投入母联开关的操作电源。6.3.3.顺序控制的判定规则1) 检查顺序控制是否提供操作界面显示操作内容步骤及操作过程等信息若显示正确,则为合格,否则不合格。2) 检验是否支持开始终止暂停继续等进度控制并提供操作的全过程记录若支持控制过程且记录正确,则为合格,否则不合格。3) 操作中出现的异常情况,检查是否具有急停功能,具有功能正确执行判定为合格,否则为不合格。4) 检验能否经过辅助接点状态、量测值变化等信息,自动完成每步操作的检查工作,包括设备操作过程、最终状态等,若能正确检查操作状态则为合格,否则不合格。7.网关机功能测试网关机作为一种满足一体化监控系统对调度及其它主站应用的支撑设备分为数据通信网关机和图形网关机不但代替原有远动工作站功能同时满足各主站对变电站内信息的查询和浏览需求,包括告警直传、远方操作、远程浏览、告警信息文本传输等功能。7.1.网关机测试环境被测厂家需携带已配置完成的四台网关机,分别作为I区数据通信、图形网关机,II区数据通信图形网关机并在10/100M网环境下图71至‐4的要求连接测试系统;图7-1I数据通信网关机测试接线图图7-2I图形网关机测试接线图图7-3II数据通信网关机测试接线图图7-4II图形网关机测试接线图7.2.网关机测试过程网关机测试分为I区数据通信网关机图形网关机测试和II区数据通信网关机图形网关机测试使用经过测控装置保护装置等实际设备或是模拟装置发送I区信息使用数据服务器综合应用服务器或是模拟装置发送II区信息并经过模拟主站对被测网关机进行数据查询定值召唤告警信息浏览告警信息直传远方控制等操作从而检验被测网关机通信能力和数据传输功能。7.3.网关机测试项目7.3.1.基本测试基本通信能力测试:将被测网关机按图71至74要求别连接并进行数据传输经过模拟主站判断被测网关机与实验室提供的测试设备正常连接及数据传输功能的正确性经过在实验室模拟多级主站测试被测网关机与多级调度(调控)中心进行信息传输功能。网关机应具有逻辑运算和算术运算功能,具体测试方法为:1)逻辑运算功能测试:将被测网关机两个或以上的遥信量设定为逻辑与、逻辑或等模式,经过模拟主站判断被测网关机逻辑运算功能的正确性。2)算术运算功能测试:将被测网关机任意相同类型的模拟量设定为相加或相减模式,经过模拟主站判断被测网关机算术运算功能的正确性。若被测网关机不能满足以上检验要求,即判定为该项测试不合格。7.3.2.远动信息传输将被测I区数据通信网关机按图7‐1要求连接并进行数据传输,I区数据通信网关机直接与站控层网络连接,经过使用DLT634.514准或DL/T6标准格实现远动数据的直采直送。I区数据通信网关机能够传输的内容包括但不限于:电网运行量测信息;开关、刀闸位置和主变档位设备自检和告警信息保护启动动作及告警信号操作控制命令告警简报。将被测II区数据通信网关机按图73要求连接并进行数据传输II区数通信网关机能够传输的内容包括但不限于:故障分析报告;模型和图形文件:全站的SCD文件,导出的CIM、G文件等;日志和历史记录:SOE事件、故障分析报告、告警简报等历史记录和全站的操作记录;状态监测数据;辅助应用数据。若被测网关机不能满足以上检验要求,即判定为该项测试不合格。7.3.3.远方操作被测I区数据通信网关机按图71要连接后经过模拟主站进行远方操作包括定值区切换软压板投退变压器档位调节和无功补偿装置投切装置复归被测网关机应能够正确接收模拟主站的操作与控制命令并正确传输。被测II区数据通信网关机按图73求连接后模拟主站在远方对保护装置进行定值在线召唤和修改由模拟主站将召唤和修改命令经过II区网关机下发给保护装置检查保护装置能否正确响应模拟主站完成相应操作对辅助设备进行远程操作与控制模拟主站将控制命令下发给II区远动网关机II区远动网关机将其传输给综合应用服务器并由综合应用服务器将操作命令传输给相关的辅助设备,完成控制操作。若被测网关机不能满足以上检验要求,即判定为该项测试不合格。7.3.4.远程浏览服务被测I区图形网关机按图7‐2要求连接后,经过模拟主站发送远程浏览指令,被测I区图形网关机应能识别指令并按指令要求将信息传送至模拟主站,远程浏览需采用安全的CIM/E方式实现只允许浏览不允许操作远程浏览内容包括但不限于电网潮流设备状态、历史记录、操作记录、故障综合分析结果等各种原始信息及分析处理信息。被测II区图形网关机按图7‐4要连接后,经过模拟主站发送远程浏览指令,被测II区图形网关机应能识别指令并按指令要求将信息传送至模拟主站,远程浏览需采用CIM/E方式实现只允许浏览不允许操作远程浏览内容包括但不限于辅助设备状态综合应用服务器状态及图形、操作记录、故障综合分析结果等各种原始信息及分析处理信息。若被测网关机不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。7.3.5.告警信息文本传输测试1被测网关机应支持主动上送传输故障分析报告等告警信息文本给调(调控中心;2)经过模拟主站召唤被测网关机上送告警信息文本,被测网关机应能够正确上送传输故障分析报告等告警信息文本给调度(调控)中心。如被测网关机不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。7.3.6.报文格式测试I区网关机的信息传输遵循DL/T34.104(上行或DL/T60下行)标准。DL/T60标测试:参见第8章DL/T860一致性试;DL/T34.54标准测试:利用实验室现有DL/T34.514测软件将被测网关机与测试软件经过网线连接并设定测试软件为客户端被测网关机设为服务器端按DLT634.514一致性测试方案进行测试。II区网关机的信息传输遵循DL/T34.104(上行或DL/T60下行)标准。DL/T60标测试:参见第8章DL/T860一致性试;如被测网关机不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。7.3.7.II区数据通信网关机与综合应用服务器功能测试被测II区网关机按图73至74要求接后模拟主站控制指令下发功能检验状态监测辅助应用数据模型和图形文件等数据信息上送功能检验日志历史记录的数据上送功能检验。如被测网关机不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。7.3.8.72小时连续稳定运行保持接入网络的被测网关机稳定运行。每隔8小时考察整个系统的运行状态和应用功能是否正常。如被测网关机不能满足以上检测要求,即判定为该项测试不合格。8.DL/T860检测按<智能变电站一体化监控系统建设技术规范的要求智能变电站一体化监控系统需遵循DL/T860标准,实现全站信息统一建模。这就需要对智能变电站一体化系统中的单装置和主机进行规约测试对配置工具进行检查经过规约测试判定其系统内部的单装置和主机的传输规约是否依据DL/T60标准规定的方法与其它IED设备互联运行。智能变电站一体化监控系统DL/T0一致性测试按照智能变电站系统层次划分为两类:1) 服务器端服务器端包括智能变电站间隔层的测控单元保护单元测保一体单元稳控单元综合应用服务器等IED装置。2) 客户端客户端包括智能变电站站控层的监控主机(一般监控主机与操作员工作站、工程师工作站合为一体)综合应用服务器I区数据通信网关机II区数据通信网关机III/IV区通信网关机等装置。8.1.DL/T860一致性检测方法8.1.1.服务器端DL/T860一致性检测方法服务器端DLT860一致测试被测备厂家需要提供被测置有关的ICD模型文件;被测装置的PICSPIXIT和MICS文件利用模型检查工具对被测装置的ICD模型文进行静态检验查看其是否符合DL/T60标规定的模型语法规则经过DL/T60服务器测试工具软件对被测装置的ICD模型文件进行动态检验,同时考察模型文件是否符合MICS文件中的内容申明,环境搭建图如图81所。图-1服器端IED备规约测试环境图模型文件经过静态检验和动态检验后利用DLT860客户软件进行以下测(其中包含负测试),测试流程图如图82所(不同装置根据应用情况可选做以下内容):1)文件和本控制2)配置文件3)数据模型4)ACSI模型和服务映射ⅴ 应用关联模型ⅴ服务器、逻辑设备、逻辑节点和数据模型ⅴ 数据集模型ⅴ 取代模型ⅴ定值组控制模型ⅴ 报告模型ⅴ 日志模型ⅴ 通用变电站事件模型ⅴ采样值传输模型ⅴ控制模型ⅴ 时间和时间同步模型ⅴ 文件传输模型ⅴ 组合测试用例图82L/T80一致性测流程图服务器端判定原则见表‐1。表8-1服器端测试项判定原则测试项目判定依据测试结果DL/T60一性测试1D/802ICD文件合要求3提供PCMCSPIT4规约一致测试经过判定依据中有一项不符合要求该测试项目即为不合格8.1.2.客户端DL/T860一致性检测方法被测厂家在进行客户端DL/T60一致性测试前需具备被测装置的PIC、PIXIT文件,通信模式及提供文件需符合DL/T60标规定,有关该客户端的测试要求需与自身提供的PICS、PIXIT文件一致。客户端测试用例有以下内容(不同装置根据应用情况可选做以下内容):1)文件和本控制2) ACSI模型和服务映射9 应用关联模型ⅴ服务器、逻辑设备、逻辑节点和数据模型ⅴ数据集模型ⅴ取代模型ⅴ 定值组控制模型ⅴ 报告模型ⅴ日志模型ⅴ 通用变电站事件模型ⅴ 采样值传输模型ⅴ 控制模型ⅴ 时间和时间同步模型ⅴ文件传输模型判定原则,见表8‐2:表82客户测试项判定原则测试项目判定依据测试结果客 户 端DL/T60一致性测试1符合D/60标准2经过L/T60一致性测试判定依据中有一项不符合要求,该测试项目即为不合格8.2.DL/T860应用功能及性能检测DL/T60特测试主要对具有GOOSE发送、GOOSE订阅、SMV报文接收等额外信息中声明的功能和性能的检测。测试主要检验被测服务器端的内容其中包括:DL/T860一性测试,GOOSE报文的发送和订阅能力,GOOSE发送延时,SMV报文接收能力,采样值接收精度等内容。所需测试设备包括DLT860一致测试工具时间标定装置智能终端仿真器基准合并单元、三相标准交流测试源、GPS对时装置等测试设备。对于具有订阅或发送GOOSE能力测控单元、保护单元、测保一体单元。利用智能终端仿真器时间标定装置智能变电站通信性能分析软件检验被测装置以下内容利用报文分析软件检验具有GOOSE发送能力的被测装置产生的GOOSE报文的完整性正确性利用时间标定装置和智能变电站系统性能分析软件检验被测装置发送GOOSE报文的传输延时;利用智能终端仿真器发送具有残缺GOOSE报文检验被测装置的容错力。SMV报文接收能力、采样值精度检验。基准合并单元或合并单元仿真器向具有SMV接受能力的测保一体单元测控单元保护单元发送该符合DL/80标准采样值信息检验被测装置的SMV接收能力。1)GOOSE报文的发送和订阅能力测试利用智能终端仿真器与被测单IED装置互联,考察被测单IED装置有关GOOSE报文的发生和订阅能力,测试环境搭建如图83所示。图8-3被单装置IED设备GOOSE报文发送和接收能力测试环境图2)GOOSE发送延时测试经过同一GPS对时装置为时间标定装置和被测单装置IED设备授时经过智能变电站通信性能分析软件获取时间标定装置中的数据信息,最后得出被测单装置IED设备的GOOSE发送延时,环境搭建示意图如图84所示。图8-4GOOSE发送延时环境搭建示意图3)SMV报文接收能力、采样值精度检验基准合并单元或合并单元仿真器向具有SMV接受能力的测保一体单元、测控单元、保护单元发送该符合DLT/60标准的样值信息考察该装置的SMV接收能力模拟量精度,环境搭建示意图,如图‐5所示。图8-5被单装置IED设备SMV收环境搭建示意图DL/T60特测试判断依据见表8‐3。表-3DL/T860特测试判断依据测试项目判定依据测试结果GOE发送功能1D/80.102GOOSE报完整性3延时在3ms以内判定依据中有一项不符合要求该试项目即为不合格GOE订阅功能1D/80.102正确订阅文3接收不完整报文装置不应重启、死机等现象。判定依据中有一项不符合要求该试项目即为不合格1LT6.0判定依据中有一项不符SMV接收能力 2正确接收该装置申明格式的采样值3采样值接收精度不大于2‰4接收不完整报文装置不应有重启机等现象。

合要求该试项目即为不合格4)配置工具将要接入被测综合服务器的各IED设备的icd件提供给被测厂家的自带的系统配置工具,查看该配置工具是否具备配置文件系统集成能力。其中测试内容主要包括:将多个IED设备的icd文件集成为一个SCD文件支持从SCD文件中取需要的装置实例配置信息;a) 支持生成或导入SSD和ICD文件,且应保留ICD文件的私有项;b) 是否具备将合成后的SCD文件导到综合应用服务器的功能;c) 查看导入SCD文件后综合应用服务器是否能够正常运行工作;d) 站控层SCD模型的完整性校验,支持离线校验方式;e) 具备模型合法性校验功能,包括站控层与间隔层装置模型一致性校验;f) 应具备SCD文件导入和校验功能,可读取智能变电站SCD文件,测试导入的SCD文件的信息是否正确;g) 应具备合理性检测功能,包括MC地址、IP地址唯一性检测和VLAN设置及端口容量合理性检测;h) 应具备CID文件检测功能对装置下装的CID文件进行检测保证与SCD导出的文件内容一致。i) 应具备系统配置工具为各应用提供统一的信息模型及映射点表应具备虚端子导出功能,生成虚端子连接图,以图、表形式来表示各虚端子之间的连接;9.系统配置检查9.1.站控层设备硬件配置要求站控层负责变电站的数据处理集中控制和数据通信主要设备包括监控主机操作员站、工程师工作站、Ⅰ区远动网关机、Ⅱ区远动网关机、综合应用服务器、数据服务器、PMU数据集中器、计划检修终端及安全文件网关以及网络监视仪。A)220kV以上电压等级智能变电站监控主机应双重化配置;B)22kV以上电压等级智能变电站数据服务器可单套化配置;C)220kV以上电压等级智能变电站应双重化配置综合应用服务器;D)20kV以上电压等级变电站Ⅰ区、Ⅱ区远动网关机应按双重化配置,各两台;)500kV及上电压等级有人值守变电站可按双重化配置两台操作员站;F)500kV及上电压等级智能变电站可配置一台工程师站。图9-1 220kV及以上压等级智能变电站一体化监控系统结构示意图9.2.系统软件配置9.2.1.系统软件操作系统(此处目录调整,最小为3级目录)主站和操作员站的操作系统均应采用安全型的LINUX/UNIX操作系统符合开放性标准,支持多用户多任务多进程应提供丰富的进程间通信手段提供良好的网络通信管理功能,支持C/IP通信协议;应能有效管理各种外部设备,外部设备的故障不应导致系统崩溃。9.2.1.1.历史数据库应采用成熟商用数据库提供数据库管理工具和软件开发工具来进行维护更新和扩充操作,应支持带时标数据的存储。9.2.1.2.实时数据库应具备可维护性和可扩展性,可并发操作和实时同步更新,提供安全可靠的存取操作,支持SQL言。9.2.2.工具软件9.2.2.1.系统配置工具提供符合第8章测试要的系统模型配置工具。9.2.2.2.模型校核工具提供符合第8章测试要的模型校核工具。9.3.二次系统安全防护智能变电站一体化监控系统应按<电力二次系统安全防护总体方案提出的总体原则:”安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证。安全防护主要针对网络系统和基于网络的电力生产控制系统重点强化边界防护提高内部安全防护能力保证电力生产控制系统及重要数据的安全。主要硬件配置要求如下:安全Ⅰ区的设备包括一体化监控系统监控主机Ⅰ区数据通信网关机数据服务器操作员站、工程师工作站、保护装置、测控装置、PMU等;安全Ⅱ区的设备包括综合应用服务器计划管理终端Ⅱ区数据通信网关机变电设备状态监测装置、视频监控、环境监测、安防、消防等;安全Ⅰ区设备与安全Ⅱ区设备之间通信应采用防火墙隔离;智能变电站一体化监控系统经过正反向隔离装置向Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机传送数据,实现与其它主站的信息传输;智能变电站一体化监控系统与远方调(调控中心进行数据通信应设置纵向加密认证装置。图9-2智变电站一体化监控系统架构示意图系统配置清单硬件配置情况类别数量型号名称主要性能指标Ⅰ区远动网关机远动关机软件配置情况(监控系统软件版本号)类别名称版本号二次系统安全防护配置情况类别配置要求测试结果PM等安全Ⅰ区与安全Ⅱ区设备之间的通信隔离采用防火墙的型号:生产厂家:智能变电站一体化监控系统与其它主站的信息置的型号:传输生产厂家:智能变电站一体化监控系统与远方调度的数据通信置的型号:生产厂家:10.系统应用功能测试500DL按照<智能变电站一体化监控系统建设技术规范>的要求,智能变电站一体化监控系统五类应用功能包括:运行监视、操作与控制、信息综合分析500DLS13kVM

3kV2M501DLS2线路保护/线501DL**线路保护/线路测控*

*1#主变

350DL*

302DL** 50kVL

50kVL50kVM

主变保护主变测控*

*#主变*

母线保护母线测控母线保护/母线测控断路器保护/断路器测控

512DL01DL512DL01DL502DL020L20kV2M20kV1M022022L***

母联保护/母联测控***511DL201DL 20511DL**母联

223DL*

222DL501DL50kV501DL短引线保护

*221DL20kVL电磁式互感器合并单元

开关(接南瑞继保智能终开关(接南瑞继保智能终端)开关(接国电南瑞智能终端)开关线路保护/线路测控图10-1系典型配置图测控装置由厂家自行配置,台数以能满足后续功能试验项目为准。由实验室提供的设备有除测控装置外的其它测试设备包括各种类型的保护单(或仿真设备)各一套及配套使用的合并单元和智能终端(或仿真模拟设备,雪崩试验试验所需要产生大量数据的仿真器以及能够仿真产生模拟数据的PMU和状态监测设备交换机、对时设备及模拟主站等。10.1.运行监视10.1.1.数据采集10.1.1.1. 检验内容数据采集功能检验的重点是数据收集及设备驱动的正确性进行适应性检验中断恢复性检验持续性检验一般采用观察检验结果查看数据发送和接收的正确性具体的检验内容包括:1) 检验在各种不同间隔层设备接入时,能否接收、处理不同类型的模拟量、状态量,观察模拟量、状态量经接收、处理后的一致性;2) 检查量测数据是否带时标、品质信息;3) 检查能否实现PMU动态数据的实时采集;4) 检查能否实现故障录波数据的采集,故障录波文件是否能以OMTRADE标准的格式存储并实现召唤上送,故障波形文件名是否包含故障时间。5) 模拟变电设备状态监测IED检查与系统的通信以及数据采集状况站内状态监测的对象包括:变压器、高压组合电器(GIS/HGIS)、断路器、避雷器等。6) 检验能否对通信信道、二次设备工况的监视、统计、报警和管理;7) 检验能否对装置发送的SOE及时进行相应处理;8) 检验能否实现遥信变位优先主动上报、遥测量越过死区上报等功能;9) 检验能否根据需要设定数据刷新周期,对系统采集信息进行召唤刷新;10)检验是否具备根据设定周期定时或人工召唤保存的历史数据的功能。10.1.1.2. 检验方法1) 中断恢复性检验每隔10分钟人为中断交换机,再恢复,观察检验结果,检验数据是否能快速恢复,接收数据是否正确。2) 持续性检验检验记录数据刷新速率和数据服务器的工作状态,如CPU负荷率、内存占有率等。检验72小时后,观察数据是否有间断现象,数据是否正确,并将当时的数据刷新率和服务器的工作状态与开始检验时进行比较,检验性能有否变化。10.1.2.数据处理数据处理检验内容包括:遥信处理检验、遥测处理检验和数据计算检验。10.1.2.1. 遥信处理数字量是电力系统中的开关隔离开关保护信号设备状态等状态量其它信号如故障信号、检测信号等也能够经过遥信来传递。1)检验内容检验内容主要有状态接收检验状态变化检验状态恢复检验取反检验人工置数影响检验和双遥信检验。2)检验方法a) 状态接收检验在仿真器随机设置各个站和各遥信值用平台监视工具查询实时库检验各个遥信量是否与仿真器的数值一致。b) 状态变化检验在仿真器随机改变某遥信量的状态用平台监视工具查询实时库检验遥信量是否跟随着一起变化对应的变化标志是否被设置为真观察实时事项实时库是否产生一个对应的报警和事件。c) 状态恢复检验人为去掉某个遥信的变位标志在仿真器设置该遥信量的值为正常状态用平台监视工具查询实时库检验遥信量是否恢复是否被设置为真观察实时事项实时库是否产生一个新的报警和事件。d) 取反检验终端设备采集电力设备状态信息时常将常开触点和常闭触点的信息加以区别若在终端层不处理这些差别数据处理模块必须处理对应的参数在置库时带上取反标志。设置某遥信取反标志检验实时库中某状态量应正好与模拟系统中的相反再次检验,应能得到相反的结果。e) 人工置数影响检验用平台监视工具设置某遥信量的人工设入标志为真在仿真器中改变对应的遥信值,检验实时库遥信应无变化;再设置人工置入标志为假,去除人工置入标志的影响,遥信应与仿真器保持一致。f) 双遥信检验在仿真器中人为使双遥信的采样点校验点具有不一样的值用平台监视工具检验对应的遥信量应与采样点一致,对应的遥信量的冲突标志应为真。在仿真器中人为使双遥信的采样点校验点具有一样的值用平台监视工具检验对应的遥信量应与采样点一致,对应的遥信量的冲突标志应为假。10.1.2.2. 遥测处理模拟量是有功功率无功功率电流系统频率变压器档位等参数是一个动态点的参数与模拟量有关的参数很多这些参数主要用于越限判断和非法判断的数(如上下限值和最大、最小非法值)以及跳变的过滤的最大增量等。1) 检验内容检验内容主要有遥测接收检验遥测越限检验报警延迟检验模拟点值的零漂处理检验、跳变的过滤检验、合理性判断检验和人工置数影响检验。2) 检验方法a) 遥测接收检验在仿真器中随机设置各遥测的值在0到10之,在参数库中去除各个遥测量的越限设置和非法判断设置等标志用平台监视工具查询实时库检验各遥测量是否与仿真器中经转换后的值一致。重复用仿真器改变遥测值,检验其一致性。b) 遥测越限检验在参数库随机设置某遥测量的各种越限(如上限下限上上限下下限参数和基数,在仿器中每30改变一次该遥测值,查看实时库中相应的记录和事件变化情况。c) 报警延迟检验在仿真器中设置某遥测量值为正常值并在预设报警延迟时间内设置越限值此后再将遥测值设置为正常值观察实时库遥测值应有量值的变化检验实时库的相应记录和事件的变化。d) 零漂检验在参数库任选一遥测量设置其合理的零值范围系数基数将其设置为越限值此后再将遥测值设置为正常值用仿真器设置对应遥测为零漂范围以内的值查看实时库遥测值应为0。e) 跳变的过滤检验设置好参数再设置某遥测的最大增量在仿真器设置对应的遥测值和上限作一次突变检验在检验过程中实时检验实时库对应的数据应无变化也没有任何事件产生在设置该遥测为突变值但一直不变实时库的数据将变为突变值所对应的实时值并有事件产生。f) 合理性判断检验在参数库中随机设置某遥测的最大非法值最小非法值系数和基数等参数在终端仿真器中设置对应的遥测为一超过最大非法值的数据查看实时库该遥测的数值应正确显示。不合理的标志为1,调终端仿真器中的值,在实时库中查询到不合理标志的正确变化。g) 人工置数影响检验用平台监视工具设置某遥测的人工置入标志为在仿真器中改变对应遥测的值实时库中该遥测应无变化再设置人工置入标志为去除人工置入的影响遥测应与终端仿真器保持一致。h) 多源数据采集处理模拟双主保护装置、双保测一体化装置,检查系统对于多源数据的采集及处理情况。i) 模拟量清零当状态量与相应的模拟量矛盾时需进行报警处理模拟开关位置在分位时检查能否将小于归零范围模拟量清零。10.1.2.3. 统计计算站控层除了有大量的数据采集点外有的数据是需要经过计算得到的因此在站控层中需要提供功能强大的计算包用于各种量值的计算计算的量值有数字量模拟量以及电能量。计算的方式有自动计算和周期计算。1) 数据计算中检验能否完成如有功功率总加无功功率总加完成日平均值日最大值日最小值及其发生时间的处理完成日月年负荷的峰谷值平均值和负荷率的计算;可利用实测值来计算用户需要的各类数值。2) 统计资料中检验能否完成开关动作次数事故跳闸次数遥测越限时间和次数遥控及遥控正确率、遥调次数、动作率等资料的统计工作。还应能提供电压合格率、越限时间累计计算停电时间的统计终端月停运时间停运次数的统计停电时间、影响负荷电量、影响用户数等统计,停电性质统计等。3) 安全运行天数计算当电力系统能够连续平稳运行后设置每个厂站的安全运行天数为0,站控层就应能统计出整个供电系统的安全运行天数。在系统连续运行48小时后,应能查看各厂站的安全运行天数是否计算正确。10.1.3.历史数据存储1) 检验内容历史数据存储检验内容包括瞬时值存储检验平均值存储检验统计数据存储检验设备运行状态存储检验和存储能力检验。2) 检验方法a) 瞬时值存储检验任意选择一个遥测参数、一个遥信参数和一个电能参数,修改存储周期为一个大于0的时间,指定存盘类型为瞬时值。在仿真器中按既定的规律发送对应的数据每隔一个存储周期检验数据库中存储值是否与仿真器存储点的数值一致。b) 平均值存储检验任意选择一个遥测参数一个遥信参数修改存储周期为一个大于0的间指定存盘类型为平均值。在仿真器中按既定的规律发送对应的数据每隔一个存储周期检验数据库中存储值是否与仿真器存储点的数值一致。c) 统计数据存储检验将数据采集点的时间调节到236时系统将统一对时当时间过了24查看数据库,检验前一天的日统计数据是否已存储。d) 设备运行状态存储检验在参数库选择几个设备有规律的改变对应设备的运行状态如检修故障正常运行等将数据采集点的时间调节到236时系统统一对时当时间过了24时查看数据库,检验前一天的设备运行状态是否已正确统计。e) 存储能力检验设置系统参数至最大容量把所有参数都设置为系统最小存储周期设置仿真器的所有量值按既定的规律变化连续运行3天后检验历史库检验数据的连续性是否满足仿真器的设定规律对凌晨0点和子夜的数据应重点检验凌晨0点数据与前一天子夜的数据应一致。10.1.4.数据服务器主备一致性检验对有两台数据服务器的监控系统上进行数据服务器主备一致性检验首先停止其中一个数据服务器的节点,用仿真器模拟一系列遥测、遥信变化,再启动这个数据库服务器节点,检查各机上数据记录是否正确,是否与仿真器变化过程一致。10.1.5.实时信息显示10.1.5.1. 检验内容实时信息显示检验内容包括遥信状态显示检验遥信以位图显示状态检验遥信标志显示检验遥信闪烁显示检验遥测值显示检验遥测状态显示检验棒图显示检验曲线显示检验、饼图显示检验和设备状态显示检验。10.1.5.2. 检验方法1) 曲线显示检验时先调出含有曲线图元的图形图形应正确绘制出一段时间的数据曲线在所绘制曲线的基础上再经过一定的时间后调度员界面的程序应能自动在曲线的末端添加这一时间段的数据并连接成一条连续的曲线。2) 棒图显示检验时应验证棒图的高度和实际数据的关系、棒图的颜色与相应遥测状态的对应关系。3) 饼图显示检验时修改某块饼所对应的遥测值验证饼大小的变化是否与该遥测值在遥测值总和所占比值相符合。4) 设备状态显示能够使用动画图片的方式实现设备的可视化状态展示检验时先打开接线图用平台监视工具修改实时库中设备的状态标志位观察图形上各个设备的颜色或其它附带标志是否与数据库中的值一致,并符合系统设置的要求。针对不同监测项目显示相应的实时监测结果超过阈值的应给出相应颜色以示区分方便调取不同历史时期的曲线比对,并可根据监测项目进行故障曲线、波形的调取、显示。5) 遥信状态显示检验遥信能否正确显示,是否与数据库中记录的状态相同。6) 遥信以位图显示状态检验时遥信根据设置应能用图形的方式并与数据库中所记录的状态相对应如用不同的位图表示信道停止、信道运行和信道误码率高等状态。7) 遥信标志显示检验时,调度员界面应能在显示状态的基础上能否按配置显示对应量的标志位。遥信闪烁显示检验时,使遥信变位,观察遥信量在遥信变时,该图元是否产生闪烁。8) 遥测值显示检验时,应验证遥测值能否正确显示其数据库中对应记录的数值。9) 遥测状态显示检验遥测在显示基本数值的基础上能否利用背景和背景色彩的变化显示对应遥测所处的状态。10)异常标志不合理的模拟量状态量等数据应置异常标志并用闪烁或醒目的颜色给出提示颜色能够设定。11)潮流显示应实现站内潮流方向的实时显示经过流动线等方式展示电流方向并显示线路主变的有功、无功等信息。12)检修挂牌故障检修时应有明显的挂牌标志并对检修过程中产生的信息进行可视化显示与检修设备相关联的设备信息、压板信息等也应进行综合展示。13)运行展示综合电网运行数据设备状态数据运行工况数据在一幅图上实现变电设备的全方位的运行展示。针对一次设备各种状态参量可结合电网间隔图进行信息的综合展示内容可包括运行参数状态参数实时波形专家诊断显示等类经过曲线音响颜色效果等进行有效、直观的显示和提示报警。14)告警显示对电网运行状态以及站内重要设备的运行工况提供多种信息告警方式包括最新告警提示光字牌图元变色或闪烁自动推出相关故障间隔图音响提示语音提示告警确认,应实现声光联动报警,并实现与视频系统的信息联动。10.2.操作与控制操作与控制的总体要求如下:应支持变电站和调(调控中心对站内设备的控制与操作包括遥控遥调人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁以及程序化操作;应满足安全可靠的要求所有相关操作应与设备和系统进行关联闭锁确保操作与控制的准确可靠;应支持操作与控制可视化。10.2.1.站内及远方遥控10.2.1.1. 检验内容控制操作检验内容包括遥控检验、遥调检验、人工置遥信检验、人工置遥信解除检验、人工置遥测检验人工置遥测解除检验设备挂牌检验设备摘牌检验抑制告警检验抑制告警解除检验等。10.2.1.1.1. 遥控检验经过系统界面或远方遥控命令能否实现对控制对象进行正确的控制操作检验时先选择遥控菜单再选择遥控对象发出控制合闸或控制分闸命令被控对象或仿真器应及时返回遥控返校正确报文,再由系统界面发出遥控的执行命令,观察被控制对象的状态变化。检验时在模拟主站上选择遥控对象发出控制合闸或控制分闸命令被控对象或仿真器应及时返回遥控返校正确报文再由系统界面发出遥控的执行命令观察被控制对象的状态变化。顺序控制内容见10.2.3。10.2.1.1.2. 遥调检验经过系统界面能否实现对远方设备的调节操作一般是对变压器分接(档位进行调整。模拟档位调节操作,检查操作过程能否正确实现,系统能否满足以下要求:档位信息应能正确传送,档位信息可经过GOOSE或MMS输。监控中心或者调度中心的操作命令可经过GOOSE方式调节也可经过MS方式调节。检验时,先选择遥调菜单,再选择遥调对象,发出控制升、降、停止等遥调预置命令;应及时返校从终端仿真器转到界面再发出遥调的执行命令观察被控制对象图元的数值变化。10.2.1.1.3. 人工置状态检验1) 人工置遥信检验当遥信量由于系统通信状态的不对装置故障等原因造成主站遥信实际遥信状态的不一致或遥信量没有被采集在这种情况下需要主站能提供一种仅控制本地的显示而不控制远方的设备。也就是需要人工置遥信功能修正本身的状态。检验时,先选择菜单人工置遥信,选择置分或置合等命令,并记录整个过程。2) 人工解除遥信检验检验时数值某遥信为合或分用仿真器改变对应的遥信状态值在调度员界面上应无变化再选择人工置遥信解除菜单解除此遥信的置入状态用仿真器改变对应的遥信状态值,系统界面上该遥信状态应随仿真器的变化而变化。3) 人工置遥测检验和人工置遥测解除检验针对遥测对象的检验。4) 设备挂牌检验检验当某个设备需要特别警示时,能否在其图元的特定位置挂上一个标志符。5) 设备摘牌检验检验当某个设备的警示挂牌需要摘除时,能否摘除其图元特定位置上的所挂的标志符。6) 抑制告警检验当某个开关频繁报警时,在调度员界面上能否设置抑制遥信的告警,解除告警。7) 抑制告警解除检验在在调度员界面上设置抑制告警解除操作,检验开关频繁报警时能否实现告警。10.2.1.1.4. 同期操作同期操作可分为检无压合闸和检同期合闸两种类型监控系统应能对支持检无压合闸和检同期合闸两种同期操作。测试时先进行符合同期操作要求的测试装置应能正确合闸并将正确操作记录上送至监控主机再模拟不符合检无压合闸和检同期合闸条件的操作装置合闸失败时能将操作失败的事件记录上送至监控主机。10.2.1.1.5. 画面显示检查检查操作时是否每一步应有提示,每一步的结果有相应的响应;操作时是否能对通道的运行状况进行监视;系统对遥控操作是否提供详细的存档信息所有操作能否记录在历史库包括操作人员姓名操作监护人操作权限操作对象操作内容操作时间操作结果等可供调阅和打印。10.2.1.2. 检验方法10.2.1.2.1. 肯定测试按照操作规程的要求分别进行上述控制功能的操作应对各项检验应进行多次操作方式功能能够是按鼠标也能够是按按键或控制完成的总时间观察该功能是否实现有无异常现象发生;是否会影响画面的刷新等。同时检查操作时是否每一步都有提示信息所有操作都有记录包括操作人员姓名操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等,可供调阅和打印。10.2.1.2.2. 否定测试操作在不具有控制权限的工作站上进行;操作员没有相应的操作权限;双席操作校验时,监护员无确认;控制对象设置禁止操作标识牌;校验结果不正确;遥控选择后0～90秒内有相应操作;在一个控制点上进行某设备操作,在操作进行的同时在其它控制点对该设备进行操作。10.2.2.防误闭锁防误闭锁分为三个层次站控层闭锁间隔层联闭锁和机构电气闭锁本方案仅针对站控层闭锁和间隔层联闭锁进行检验。站控层闭锁宜由监控主机实现操作应经过防误逻辑检查后方能将控制命令发至间隔层,如发现错误应闭锁该操作间隔层联闭锁宜由测控装置实现间隔间闭锁信息宜经过GOOSE方式传输。站控层闭锁间隔层联闭锁和机构电气闭锁属于串联关系站控层闭锁失效时不影响间隔层联闭锁,站控层和间隔层联闭锁均失效时不影响机构电气闭锁。10.2.2.1. 检验内容1)模拟以下操作,检查防误操作能否正确启动:a) 误分、合断路器。b) 负荷分、合隔离开关。c) 带电挂(合)接地线(接地开关。d) 带接地线(接地开关)合断路器(隔离开关。e) 误入带电间隔。2)模拟站控层闭