智能变电站综合调试指导书

智能变电站二次设备的测试方法 内容

智能变电站二次设备的检验与测试

常用测试方法

智能变电站二次设备就地化介绍

数字化保护测试仪的技术要求

基于MMS的自动测试 智能站特点 智能站测试模式变化实验调试变化更关注：设备间信息交互系统功能正确性性能可靠性转变 智能站集成测试全站设备配置文件检查（icd、SCD）合并单元单体（精度、报文离散、级联、切换等）智能终端单体（开入开出、动作时间、自检告警）保护测控单体（功能逻辑、定值、处理方法）整组（保护之间配合、压板正确性）对时精度数据同步性交换机性能典型设备虚端子正确性验证设备开入开出验证高级应用验证系统动模测试 智能站测试分类二次设备检测环节出厂验收现场功能调试现场系统联调 出厂验收

集成商按配置要求，在工厂环境下完成系统集成；

搭建模拟测试环境，完成相关的测试和技术资料编写；

出厂试验达到合同及相关技术规范要求。 现场功能调试 对所有二次设备：电子互感器（常规互感器）、合并单元、保护设备、测控装置、智能操作箱、交换机、二次回路、同步时钟等进行功能和性能测试。 系统联调

系统联调通过一次通流、加压、模拟故障等方式完成整组传动，对网络通信性能以及站级监控系统和远动通信系统进行测试。

智能变电站常用测试工具数字继电保护测试仪合并单元测试仪网络报文记录分析仪（数字万用表）网络测试仪光功率计以及可变光衰耗器激光笔客户端软件（报文解析和发送）试验前的准备工作熟悉全站SCD文件和装置的CID文件了解采样值和GOOSE报文格式(通道的定义、虚端子数据集的定义及对应关系)全站网络结构和交换机配置其它参考DL/T995SCL文件分类SSD：一次系统配置文件SCD：全站系统配置文件ICD：装置模板配置文件CID：装置实例配置文件ICD、SCD、CID文件SCD:为全站统一的数据源，该文件描述了所有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，以及信号联系信息，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。SSD:描述了变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中。ICD、SCD、CID文件CID:由装置制造厂商使用装置配置工具根据SCD文件中与特定的IED的相关信息自动导出生成。ICD:由装置制造厂商提供给系统集成厂商，该文件描述了IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。ICD、SCD、CID文件之间关系SCD文件带来的问题SCD文件描述了站内所有IED实例配置和通讯参数、IED设备之间的通讯配置及信号连线等信息。SCD文件与装置信息的一致性是保证站内信息互通的基本，SCD文件的规范与连线的正确是智能变电站安全运行的关键因素。然而目前智能变电站建设过程中，又去缺乏有效控制手段，SCD文件可能被多方依据需求修改，引发各种安全隐患。SCD文件所带来的现场问题由于SCD文件为XML文本格式，易读性差，介于不同更新人员水平差异及可能出现的疏忽，导致频繁更新后的SCD文件正确性难以保证；SCD文件与装置实例化升级不同步、不一致，影响装置之间的互联互通，为后期变电站运行遗留下后果未知的安全隐患；SCD文件频繁更新，装置实例化频繁更新，导致调试工作无序、重复性开展，工程调试质量难以确保，成为影响智能变电站调试及及建设工期的首要因素解决办法将SCD文件视图化，使文本文件变为电气化图纸根据相关电力规范标准对SCD文件进行规范性检查实现新旧SCD文件对比功能，实时掌控SCD文件在虚端子回路及其通讯参数等方面的变化根据新旧SCD文件比对结果给出检修策略，通过检修策略验证平台实现自动检修功能SCD文件图形化虚端子连线分层可视化，第一层为IED拓补图，第二层为虚拟二次回路SCD文件查错依据IEC61850工程继电保护应用规范、智能变电站继电保护通用技术条件、Q/GDW161、Q/GDW175设计标准及其他IEC61850相关标准规范，对SCD文件在GOOSE、SV虚端子连接及其他相关通讯参数等信息和语法进行规范性检查SCD文件对比采用基于位置的文本文件比较算法进行SCD文件的快速比对，将SCD文件在虚端子连线、虚端子连线通讯参数及虚端子对应数据集及通道等方面的变化以列表详细展示出来SCD文件检修策略

出厂验收

设备检查文件通讯协议测试检查各屏柜的外观和铭牌、内部结构、端子排、内部接线等是否符合要求。

检查设备随机技术资料、出厂试验报告和出厂合格证书是否齐全完成模型测试、关联测试、

GOOSE测试和互操作测试出厂验收的主要内容

监控系统智能装置网络设备性能站控层、间隔层和过程层的验收测试检查配置文件、测试采样精度和同步性、校验动作逻辑和定值网络负荷率、交换机吞吐量、交换机丢包及收发功率测试出厂验收的主要内容

同步时钟保护整组传动及整组动作时间测试检查装置时钟准确度是否满足要求

联动整个系统，检查相关的出口、信号变位情况。结合全站的GOOSE配置表\图，检查GOOSE虚端子开入逻辑，确保所有装置的配置文件和设计符合要求出厂验收的主要内容 现场装置调试

二次回路检查

合并单元测试

保护装置测试

智能操作箱测试

交换机检验

二次回路检查

二次回路检测光纤回路正确性检查光发送功率用激光笔照亮光纤一侧在另一侧检查正确性。用光纤尾纤连接被测装置光纤发送端口和光功率计接收端口，记录光功率计显示的功率值，即为被测光口的发送功率。

光发送功率测量

光波长1310nm光接口应满足光发送功率：-20dBm～-14dBm；光波长850nm光接口应满足光发送功率：-19dBm～-10dBm二次回路检测光接收功率利用光纤尾纤将光衰耗计串入发送装置（标准信号源）与接收装置之间，调节光衰耗计,使接收装置出现异常或出现断链告警信息的临界点。将被测装置接收光口尾纤取下，接到光功率计上，记录此时的功率值，即为被测装置光口接收功率灵敏度光接收功率测量光波长1310nm光接口应满足光接收灵敏度：-31dBm~-14dBm；光波长850nm光接口应满足光接收灵敏度：-24dBm~-10dBm

合并单元测试

合并单元（MU）的基本功能和要求

合并单元负责整合多个互感器采集的数据，供保护、测控、计量和录波设备使用；

合并器一般按间隔配置，分线路MU和母线MU，具有电压切换和电压并列功能；合并单元（MU）的基本功能和要求

合并单元通过网络传输信息，网络地址必须与配置文件一致；

为保证通信可靠稳定，合并器的收发功率应有足够的裕度；合并单元（MU）的基本功能和要求

合并器通信中断或采样数据异常时，相关设备应可靠闭锁；

与电子互感器厂家配合模拟相应的故障，实现对电子互感器告警功能的测试； 合并单元的检测项目告警功能检查精度测试输出延时测试采样值输出报文发送间隔离散值测试检修状态测试 合并单元的检测项目失步后再同步性能检验电压切换功能检查报文一致性检查同步性检查对时精度守时精度

告警功能失电告警采集器模块（电子互感器）故障告警数据异常告警通信中断和异常告警工作异常告警合并单元的现场检验项目

模拟合并器精确度测试用合并单元测试仪输出一组模拟量，同时从待测合并器输出侧接收数字报文,测量其幅值、频率、相位、功率等交流量，与测试仪输出的模拟量进行比较。测试合并单元的角比差，精度等合并单元的现场检验项目

合并单元的现场检验项目

合并单元的现场检验项目

测量用电流通道评定标准准确级电流误差（±%）在下列额定电流（%）时相位误差（±′）在下列额定电流（%）时152010012015201001200.1—0.40.20.10.1—158550.2S0.750.350.20.20.230151010100.2—0.750.350.20.2—301510100.5S1.50.750.50.50.590453030300.5—1.50.750.50.5—904530301—3.01.51.01.0—180906060在额定频率下的电流误差、相位误差（角差）

测量用电流通道评定标准对3级和5级，在额定频率下的电流误差应不超过：准确级电流误差（±%）在下列额定电流（%）时相位误差（±′）50100不规定333555

保护用电流通道评定标准在额定频率下对电流误差、相位误差（角差）、复合误差的评定准确级电流误差（±%）在额定一次电流时相位误差（±′）在额定一次电流时复合误差（%）在额定准确限值一次电流时5TPE16055P160510P3—10

测量用电压通道评定标准在80%~120%的额定电压及功率因数为0.8（滞后）的25%~100%的额定负荷下，在额定频率时，电压误差和相位误差准确级电压误差（±%）在下列额定电压（%）时相位误差（±′）在下列额定电压（%）时80~12080～1200.10.105.00.20.2100.50.52011.04033.0不规定

测量用电压通道评定标准在80%~120%的额定电压及功率因数为0.8（滞后）的25%~100%的额定负荷下，在额定频率时，电压误差和相位误差准确级电压误差（±%）在下列额定电压（%）时相位误差（±′）在下列额定电压（%）时80~12080～1200.10.105.00.20.2100.50.52011.04033.0不规定

保护用电压通道评定标准在5%额定电压至额定电压因数（额定电压因子为1.2、1.5或1.9）相对应的电压下所规定的最高允许电压误差的百分数准确级在下列额定电压Up/Upr下2%5%x%(额定电压因数下)电压误差（±%）相位误差（±′）电压误差（±%）相位误差（±′）电压误差（±%）相位误差（±′）3P6240312031206P1248062406240

合并器输出延时测试与外部时钟单元同步后，每收到一个PPS，合并器测试仪输出一组从零相位开始的模拟量，同时从待测合并器接收数字报文并标记时标,考虑D/A输出延时等因数后计算过零点或最大值之间的时间差。合并器的现场检验项目

采样值报文发送间隔离散值测试MU测试仪记录接收到的每包采样值报文的时刻，并据此计算出连续两包之间的间隔时间T。T与额定采样间隔之间的差值(发送间隔离散值)应满足合并单元技术条件中相关要求。规程要求不大于10uS。合并器的现场检验项目

检修状态测试 当合并单元的检修压板投入时，其发出的SV报文中的“TEST”位应置“1”；当检修压板退出时，SV报文中的“TEST”应置“0”。 通过数字万用表或者测试仪读取采样报文。合并器的现场检验项目

电压切换给MU加上两组母线电压，通过GOOSE向MU发送不同的刀闸位置信号，检查切换功能是否正确。将切换把手打到强制1母电压或者强制2母电压状态，分别在有GOOSE刀闸位置信号和无GOOSE刀闸位置信号的情况下检查切换功能是否正确。合并器的现场检验项目

采样值报文一致性检验同步性检查SV报文的丢帧率测试；检验SV报文中序号的连续性；SV报文发送频率测试；SV报文品质位检查。正常工作时，品质位无置位，异常时应置位。

级联电压跟间隔电流之间的同步性测试合并器的现场检验项目

合并器的对时精度 标准时钟源给MU授时，待MU对时稳定后，利用时钟测试仪以每秒测量1次的频率测量MU和标准时钟源各自输出的1PPS信号有效沿之间的时间差的绝对值Δt。连续测量1分钟，这段时间内测得的Δt的最大值即为最终测试结果。对时误差的最大值应不大于1uS。合并器的现场检验项目

合并器的守时精度

MU先接受标准时钟源的授时，待MU输出的1PPS信号与标准时钟源的1PPS的有效沿时间差稳定在同步误差阀值Δt之后，撤销标准时钟源的授时。从撤销授时的时刻开始计时，MU保持其输出的1PPS信号与标准时钟源的1PPS的有效沿时间差保持在Δt之内的时间段T即为该MU可以有效守时的时间。10分钟满足4uS的精度要求。合并器的现场检验项目

MU先接受标准时钟源的授时，待MU输出的1PPS信号与标准时钟源的1PPS的有效沿时间差稳定在同步误差阀值Δt之后，撤销标准时钟源的授时。从撤销授时的时刻开始计时，MU保持其输出的1PPS信号与标准时钟源的1PPS的有效沿时间差保持在Δt之内的时间段T即为该MU可以有效守时的时间。10分钟满足4uS的精度要求。合并器的现场检验项目

MU先接受标准时钟源的授时，待MU输出的1PPS信号与标准时钟源的1PPS的有效沿时间差稳定在同步误差阀值Δt之后，撤销标准时钟源的授时。从撤销授时的时刻开始计时，MU保持其输出的1PPS信号与标准时钟源的1PPS的有效沿时间差保持在Δt之内的时间段T即为该MU可以有效守时的时间。10分钟满足4uS的精度要求。合并器的现场检验项目

保护装置现场检测

保护装置检测项目测量准确度软、硬压板检查逻辑及定值测试采样数据品质位标识异常试验采样数据畸变试验采样延时补偿测试保护装置检测项目采样报文传输异常测试通信断续测试软压板检查开入开出硬接点检查虚端子测试

告警功能GOOSE链路异常告警GOOSE报文异常告警SV采样数据异常告警失电告警通信中断告警通信异常告警保护装置现场检测项目

告警功能测试使用测试仪模拟GOOSE断链（发送间隔大于4T0）GOOSE异常报文用StNum和SqNum均不变模拟SV采样数据异常告警断开保护工作电源，是否有电源中断告警接点拔下保护装置通信光纤，是否有通信中断告警保护装置现场检测项目

交流量精度检查用继电保护试验装置给被试装置施加相应的电流、电压量，检查被试装置面板显示的电流、电压幅值测量值，并与试验装置施加量值进行比较。保护装置现场检测项目

技术要求保护装置的电流测量范围为0.05IN～（20～40）IN，在此范围内装置的测量精度均需满足测量误差不大于相对误差5%或绝对误差0.02IN。保护装置的电压测量范围为0.01UN～1.5UN，在此范围内装置的测量精度均需满足测量误差不大于相对误差5%或绝对误差0.002UN保护装置现场检测项目

采样延时补偿测试：对于数字量直接采样的保护装置，设定不同SV报文具有不同的额定延时，检查被试保护装置中“和电流”、“差流”以及不同SV之间电流和电压的相角差。保护装置现场检测项目

技术要求：保护装置应补偿互感器及合并单元的采样延时，使保护装置采样同步，采样延时超出保护装置允许范围后闭锁相关保护并告警。“和电流”、“差流”测量误差不大于相对误差5%或绝对误差0.02IN；相角误差不大于绝对误差1°（额定电流、额定电压下测试）保护装置现场检测项目

软、硬压板检查检修压板GOOSE出口软压板SV接收软压板GOOSE接收软压板保护装置现场检测项目

检修压板检修压板投入时，保护装置上送带品质位信息的报文，检修压板本身不含品质位信息。面板指示灯或界面应有明显显示，参数、配置文件在检修压板投入时可下装；检修压板退出时，面板指示灯和界面显示恢复正常，参数、配置文件不可下装保护装置现场检测项目

GOOSE出口软压板GOOSE出口软压板投入时，模拟保护元件动作及保护装置开出传动，能够监视到正确GOOSE跳闸报文；GOOSE出口软压板退出时，模拟保护元件动作及保护装置开出传动，应该监视到正确的相应保护未跳闸的GOOSE报文；压板投退状态显示正确保护装置现场检测项目

SV接收软压板SV接收软压板投入时，加入的模拟量参与保护计算，对应的模拟量显示正确，断开对应SV光纤链路后，保护装置报对应间隔通信异常告警报文，并闭锁相关保护；SV接收软压板退出时，装置应给出明确的提示确认信息，经确认后可退出压板；SV接收压板退出后，电流/电压显示为0，不参与逻辑运算加入的模拟量不参与保护计算，断开对应SV光纤链路后，保护装置无对应间隔的异常告警报文，不闭锁相关保护保护装置现场检测项目

GOOSE接收软压板投入GOOSE接收软压板，加入对应失灵开入量，监视继电保护装置开入量显示，断开GOOSE光纤链路，监视装置报文；退出GOOSE接收软压板，加入对应失灵开入量，监视继电保护装置开入量显示，断开GOOSE光纤链路，监视继电保护装置报文保护装置现场检测项目采样值品质位

采样数据品质表示位异常试验模拟合并单元一路A/D连续发送异常采样数据（采样值品质位有效），包括电流采样值连续、不连续畸变放大，电压采样值连续、不连续畸变缩小等，异常数据值达到保护装置保护元件的动作门槛，另一路A/D采样数据正常。数字量输入采用两路A/D，其中一路A/D数据异常时，保护装置不应误动作；在采样数据恢复正常后装置保护功能恢复正常。保护装置现场检测项目

采样数据畸变测试模拟合并单元发送采样值出现品质位无效和检修的情况，施加激励量，测试保护功能。当保护装置接收采样值出现品质位无效或检修标识，应正确告警。采样值无效标识累计数量或采样值无效的频率超过装置允许范围，可能误动的保护功能应瞬时可靠闭锁；采样值恢复正常后，装置功能恢复正常。保护装置现场检测项目

采样值传输异常测试通过数字继电保护测试仪调整采样值数据发送延时、采样值序号等方法模拟保护装置接收采样值通信延时增大、MU间采样序号不一致、采样值错序及采样值丢失等网络异常情况并模拟保护区内区外故障。保护装置现场检测项目采样值传输异常测试

通信断续测试

MU与保护装置之间采样值通信中断后，保护应可靠闭锁。通信恢复后保护应能很快恢复正常。保护装置与智能终端GOOSE通信中断和通信恢复时，保护装置不应误动作。保护装置现场检测项目

智能操作箱现场检测

智能终端检测项目告警功能检查GOOSE接口分辨率检查开入接点分辨率检查检修压板功能检查遥信正确性检查传送位置信号测试智能终端检测项目时标精度检查

装置无效报文背景流量冲击检验装置有效报文背景流量冲击检验GOOSE双网接收机制检查GOOSE单帧跳闸功能检查传送位置信号测试

SOE及GOOSE报文测试

SOE及GOOSE报文测试

告警功能GOOSE链路异常告警GOOSE报文异常告警失电告警通信中断告警通信异常告警智能操作箱现场检测项目

GOOSE接口分辨率检查通过保护测试仪在智能终端多个GOOSE接口同时加上间隔1ms的多个不同GOOSE的跳合闸报文。同时用保护测试仪接收智能终端的开出硬接点，检查其多个SOE时间。智能操作箱现场检验项目GOOSE接口分辨率检查

开入接点分辨率检查通过保护测试仪在智能操作箱的开入端施加多个间隔1mS的开关量，并用测试仪接收智能终端发送的GOOSE报文，查看GOOSE报文时间及SOE记录。智能操作箱现场检验项目开入接点分辨率检查

遥信正确性检查通过测试仪分别发出不同的遥信开出，断电重启智能终端，智能终端应将初始状态的GOOSE报文准确传送。通过报文分析对智能终端开出的GOOSE报文进行检查。智能操作箱现场检验项目遥信正确性检查

传送位置信号测试应通过GOOSE报文准确传送开关位置信号：通过测试仪的硬接点开出量到智能终端的同时接收智能终端发出的GOOSE报文，检查与实端子信号是否一致。智能操作箱现场检验项目

检修压板功能检查智能终端检修压板投入后发送的GOOSE报文应带有检修位，接收保护和测控的信息应能正确反应。当“检修压板”置位时，由报文记录分析仪读取其发送的GOOSE报文。通过测试仪发送“TEST”为“1”和“0”的跳合闸报文，检查智能终端响应。智能操作箱现场检验项目

时标精度检查通过保护测试仪在整秒时刻开出硬接点给智能终端，检查智能终端发出的GOOSE变位报文中携带的时标的精度以及发出GOOSE报文的时刻。智能操作箱现场检验项目时标精度检查

装置无效报文背景流量冲击检验智能终端在无效网络流量冲击下不死机、不重启，对报文的正确响应率100%，响应延时小于1ms。通过网络性能测试仪向智能终端不间断发送带宽20%以上的无效报文。同时用保护测试仪向被测智能终端发送GOOSE跳闸报文，并接收来自被测智能终端的开出信号。智能操作箱现场检验项目装置无效报文背景流量冲击检验

装置有效报文背景流量冲击检验（有效报文：MAC、APPID均有效，StNum和SqNum固定不变）智能终端在有效网络流量冲击下不死机、不重启，对报文的正确响应率100%，响应延时小于1ms。通过网络性能测试仪向智能终端不间断发送带宽20%以上的有效报文。同时用保护测试仪向被测智能终端发送GOOSE跳闸报文，并接收来自被测智能终端的开出信号。智能操作箱现场检验项目

GOOSE双网接收机制检查：双网报文延时GOOSE双网接收机制检查：双网报文StNum和SqNum不一致通过保护测试仪不同的GOOSE口发送两组相同但带有时差的GOOSE跳闸报文。同时用保护测试仪接收来自被测智能终端的开出信号。通过保护测试仪不同的GOOSE口发送两组相同但St和Sq不同的GOOSE跳闸报文。同时用保护测试仪接收来自被测智能终端的开出信号。智能操作箱现场检验项目GOOSE双网接收机制检查

GOOSE单帧跳闸功能检查根据《智能变电站继电保护通用技术条件（征求意见稿）》，通过保护测试仪发送一帧GOOSE跳闸报文，检查智能终端是否可以正常跳闸。智能操作箱现场检验项目通过GOOSE单帧跳闸功能检查

交换机现场检验

管理员设置检查IP端口配置、系统标识配置和系统时间配置等； 交换机现场检测项目

以太网端口告警VLAN检查及其它检查端口设置、端口速率、端口镜像状态；交换机故障和失电告警功能；检查生成树协议、VLAN设置和服务类别。（采用VLAN(虚拟局域网)来区分不同电压等级及不同单元类型的网络）

交换机现场检测项目GOOSE开入开出延迟测试用保护测试仪在某一设定时刻（整秒）模拟保护动作发出跳闸报文，检查智能装置接收到的报文时标，得出GOOSE传送延时。或者测试仪接收从操作箱给出的硬开出信号计算GOOSE传输时延。智能设备的测试方法

GOOSE传输延时测试方法

重庆杉树变GOOSE传输延时测试（网跳）

重庆杉树变GOOSE传输延时测试（直跳）

重庆杉树变电站GOOSE传输延时测试（直跳）直跳方式：零序II段整定值：8A；动作时间：0.3s。故障电流8.2A9A10A8.1A保护出口(报文时间)323ms323ms318ms323ms测试仪开入（操作箱开出）332.4ms331.4ms325ms329.4ms直跳传动时间(测试仪开入-保护出口)9.4ms8.4ms7ms5.4ms直跳传动时间均值7.55ms

重庆杉树变电站GOOSE传输延时测试（网跳）网跳方式：零序II段整定值：8A；动作时间：0.3s。故障电流8.2A9A10A8.1A保护出口(报文时间)323ms322ms320ms323ms测试仪开入（操作箱开出）334.8ms331.8ms329ms331.8ms网跳传动时间(测试仪开入-保护出口)11.8ms9.8ms9ms8.8ms网跳传动时间均值9.85ms结论：网跳时间延时：网跳传动时间均值-直跳传动时间均值=2.3ms(2.30ms) 站级系统联调

全站SMV调试合并单元数据发送的正确性在CT和PT一次侧加相应的电流和电压，检测所有从该合并器上获取数据的装置采样值，并对CT的极性进行检验。互联测试采集数据光纤输入合并单元的通讯中断、数据错误、品质描述无效时，保护装置报警并闭锁受影响保护，不误动。合并器输出通讯中断、数据错误、品质描述无效时，保护装置报警并闭锁受影响保护，不误动站级系统联调

全站SMV调试

IEC61850-9-2或IEC60044-7/8协议测试保护或者测控装置订阅的采样信息正确，采样报文内容验证正确。稳定性测试24小时连续无断电和复位现象，接收装置无丢包和误码记录。站级系统联调

全站GOOSE调试

GOOSE发送检测一台装置动作后发出GOOSE报文，根据SCD文件在相应装置中检查接收的GOOSE变位情况。

GOOSE传动试验由测试仪加量模拟故障使保护动作，通过GOOSE报文传动开关，智能操作箱能够正确接收GOOSE跳闸命令，远动及监控系统能正确记录状态变化。站级系统联调

全站GOOSE调试 稳定性测试

24小时连续运行中无断电和装置复位现象，无GOOSE断链告警。站级系统联调

全站时钟同步系统调试

测试在正常、失去GPS、恢复GPS、丢失时钟报文及时钟报文出错时的对时性能。

测试主从时钟之间切换对对时的影响。站级系统联调

测控系统、远动系统调试 遥测功能测试从监控后台检查各模拟量是否正确。

遥信采集功能测试对各开入点进行现场遥信信号的分合，测试每个开入信号。

遥控功能测试通过后台对开关分合、装置压板投退、变压器分接头升降、五防逻辑和顺序控制逻辑等进行全面测试。站级系统联调

整组传动试验

通过测试仪加量模拟故障，检查GOOSE 跳闸的正确性，各断路器的动作是否正确，至后台的信号是否正确。

在自动化系统后台分合断路器、隔离开关 、接地刀闸等，各设备应可靠动作，符合防误闭锁逻辑。站级系统联调

带负荷试验

送电后，检查一、二次设备运行是否正常。

检查PT采样值和PT核相正确。

带负荷后检查CT采样及差动保护极性。

检查网络流量。站级系统联调

智能变电站二次设备就地化介绍

近年来，智能变电站相关专业技术取得了长足发展。电子式互感器、合并单元、智能终端等新设备大量应用，智能IED设备的布置方式由二次小室向户外柜、预制舱等就地化方式过渡，新技术、新设备的应用和安装方式的变化给二次专业带来了新的问题。应用背景

目前，大量智能变电站采用“智能终端+合并单元”过程层设备，正由“一次设备智能化”向“智能一次设备”转变，但中间传输及转化环节过多，造成保护动作速度下降，继而影响稳定计算边界；单一设备故障可能造成多套保护不正确动作，合并单元不满足装置内部单一元件的损坏，保护不能误动作的基本要求的缺陷问题亟待解决。因此，继电保护的速动性、系统稳定性及可靠性有所降低。问题1：智能站继电保护速动性、系统稳

定性及可靠性有所降低

智能站过程层设备大量采用就地户外柜安装方式，户外柜运行环境差，现有装置的防护等级低、光口数量多、发热量大、抗电磁干扰能力差、故障率高。为改善二次设备运行环境加装的户外柜空调等辅助设备，而温控设备本身可靠性差，运维工作量大，效果欠佳。

仅2012年，智能终端缺陷率为4.487次/百台·年，合并单元缺陷率为11.089次/百台·年，分别是常规保护装置的2.2倍和5.4倍。问题2：户外柜安装的二次设备防护等级低，工作环境要求苛刻、故障率高

现阶段二次设备种类繁多、二次回路复杂，现场接线、配置、调试及检修等工作量大，设备试验需要多间隔设备甚至全站陪停，安调及检修时间长。随着电网规模不断扩大，现有安调及运维检修力量承载力不足，难以支撑电网建设和运行的需要。问题3：现场调试及检修复杂、安调及停电时间长、人员承载力明显不足；

智能站以光缆、交换机和配置逻辑代替二次回路，以二次系统配置文件（SCD文件）描述二次设备连接关系后，二次“虚回路”无法直观可见，回路配置复杂，SCD文件升级或装置检修的影响范围难于界定，SCD文件与各IED设备的配置一致性也难于判定，安全风险大；二次回路检修隔离没有明显的断开点，隔离检修困难；软压板数量多，检修安措复杂，存在误操作安全隐患，难以满足电网安全运行要求。问题4：二次“虚回路”无法直观可见，配置文件管控困难

以基于无防护、开关场安装的就地化二次设备网络架构简单、就地电缆跳闸，电缆采样、解决长电缆传输信号带来的问题：如CT饱和、多点接地、回路串扰、分布电容放电等问题；

无中间环节，保护动作快、单间隔保护装置整组动作时间相较目前智能变电站可减少8～10ms。

通过单间隔功能纵向集成，减少装置类型及数量，整体降低设备缺陷率，单装置失效影响范围减小，系统可靠性得到明显提升。技术方面优势

安装环节：除母差保护外均采用就地布置，长线缆大幅减少，敷设容易；装置采用无防护就地安装且大部分接线采用航空插头预制，安装简单，整站二次设备安装时间大幅缩短；调试环节：专业化检修中心利用自动测试技术等提高测试效率；全站保护配置