1、智能变电站技术交流智能变电站技术交流定义智能变电站智能变电站 采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、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、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。调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。概述智能变电站智能变电站智能传感技术智能传
2、感技术采用智能传感器实现采用智能传感器实现一次设备的灵活监控一次设备的灵活监控网络传输技术网络传输技术构成网络化二次回路实现构成网络化二次回路实现采样值及监控信息的网络化传输采样值及监控信息的网络化传输数字采样技术数字采样技术采用电子式互感器实现采用电子式互感器实现电压电流信号的数字化采集电压电流信号的数字化采集信息共享技术信息共享技术采用基于采用基于IEC61850(DL860)IEC61850(DL860)标标准的信息交互模型实现二次设准的信息交互模型实现二次设备间的信息高度共享和互操作备间的信息高度共享和互操作智能变电站采用了多种新技术，其整个二次系统的整体架构、配置及与一次系统的连接方
3、式与传统变电站相比均有较大变化智能变电站采用了多种新技术，其整个二次系统的整体架构、配置及与一次系统的连接方式与传统变电站相比均有较大变化同步技术同步技术采用采用 B B码、秒脉冲或码、秒脉冲或IEEEl588IEEEl588网络对时网络对时方式实现全站信息同步方式实现全站信息同步特点（1 1）间隔层和站控层设备的通信接口和模型全面支持）间隔层和站控层设备的通信接口和模型全面支持 IEC61850IEC61850标准，协标准，协议标准、开放，可实现网络化二次功能；议标准、开放，可实现网络化二次功能；（2 2）过程层由传统的电流、电压互感器逐步改变为电子式互感器，通过）过程层由传统的电流、电压互
4、感器逐步改变为电子式互感器，通过合并单元接入装置，并需进行同步；合并单元接入装置，并需进行同步；（3 3）支持与开关的智能化接口；）支持与开关的智能化接口；（4 4）一次设备向智能化发展；）一次设备向智能化发展；（5 5）一次与二次设备之间的电缆连接变为光纤连接；）一次与二次设备之间的电缆连接变为光纤连接；（6 6）多种过程层组网技术，支持与互感器的）多种过程层组网技术，支持与互感器的IEC61850-9-1IEC61850-9-1点对点、点对点、IEC61850-9-2IEC61850-9-2总线和总线和GOOSEGOOSE模式，可单独组网，也可与站控网、过程网共模式，可单独组网，也可与站控
5、网、过程网共同组网。同组网。相关术语智能电子设备智能电子设备(IED)(IED)一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有从或到一个外部源接受一个或者多个处理器协调工作的设备，它具有从或到一个外部源接受和发送数据和发送数据/控制控制(例如电子式多功能表计、数字继电保护、测控例如电子式多功能表计、数字继电保护、测控)的能的能力。力。智能终端智能终端又称智能操作箱，就地实现高压开关设备的遥信、遥控、保护跳闸等又称智能操作箱，就地实现高压开关设备的遥信、遥控、保护跳闸等功能，并通过基于功能，并通过基于IEC 61850IEC 61850标准的通信接口实现与过程层的通信功能。标准的通信接口实现与过程层的
6、通信功能。与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备的测量、控制等功能。实现对一次设备的测量、控制等功能。（断路器操作箱、在线监测装（断路器操作箱、在线监测装置）置）相关术语合并单元合并单元合并单元将多个互感器采集单元输出的数据进行同步合并处理，为二合并单元将多个互感器采集单元输出的数据进行同步合并处理，为二次系统提供时间同步的电流和电压数据，是将电子式互感器与变电站次系统提供时间同步的电流和电压数据，是将电子式互感器与变电站二次系统连接起来的关键环节，要满足二次系统对输出数据的同步性二次系统连接起来的
7、关键环节，要满足二次系统对输出数据的同步性、实时性、均匀性等方面的要求。、实时性、均匀性等方面的要求。主要作用：主要作用：ABCABC三相电流、电压的合并同步，并按照特定协议向间隔层三相电流、电压的合并同步，并按照特定协议向间隔层设备，发送采样值。设备，发送采样值。相关术语电子式互感器：电子式互感器：一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。继电保护或控制装置。智能一次设备：智能
8、一次设备：指变电站高压电器设备（主要包括断路器、隔离开关、变压器）具有指变电站高压电器设备（主要包括断路器、隔离开关、变压器）具有自动测量、自动控制、自动调节、自身状态监测及预警、通信功能。自动测量、自动控制、自动调节、自身状态监测及预警、通信功能。相关术语SV Sampled ValueSV Sampled Value采样值：基于发布采样值：基于发布/订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相订阅机制，交换采样数据集中的采样值的相关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到关模型对象和服务，以及这些模型对象和服务到ISO/IEC8802-3 ISO/IEC8802-3 帧之帧之间的映射。（相当于传
9、统站的交流采样）。间的映射。（相当于传统站的交流采样）。GOOSE Generic Object Oriented Substation EventGOOSE Generic Object Oriented Substation Event GOOSE GOOSE 是一种面向通用对象的变电站事件是一种面向通用对象的变电站事件,是一种通信服务机制。是一种通信服务机制。主要用于实现在多主要用于实现在多IED IED 之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命之间的信息传递，包括传输跳合闸信号（命令），具有高传输成功概率。（相当于传统保护的开入开出回路）令），具有高传输成功概率。（相当于传统保护的开入开
10、出回路）基于基于IEC61850IEC61850体系站控层、间隔层、过程层设备及系统体系站控层、间隔层、过程层设备及系统l基于基于IEC61850IEC61850的计算机监控系统的计算机监控系统l基于基于IEC61850IEC61850的嵌入式公用接口装置的嵌入式公用接口装置l基于基于IEC61850IEC61850的保护信息子站的保护信息子站lIEC61850IEC61850系统集成组态软件系统集成组态软件l基于站控层基于站控层IEC61850IEC61850协议的成套继协议的成套继电保护、测控装置电保护、测控装置l基于站控层基于站控层IEC61850IEC61850、GOOSEGOOSE、
11、SMVSMV网络接口的成套继电保护、测控装置网络接口的成套继电保护、测控装置l基于全站过程层网络信息共享接口的基于全站过程层网络信息共享接口的集中式数字化保护及故障录波装置集中式数字化保护及故障录波装置l罗氏线圈原理电子式互感器罗氏线圈原理电子式互感器(ECT(ECT、EVT)EVT)l光学原理电子式互感器（光学原理电子式互感器（OCTOCT、OVTOVT）l智能一次设备智能一次设备l合并单元合并单元l智能终端智能终端变电站分层结构信息交互网络过程层网络，在间隔层与过程层网络，在间隔层与过程层设备之间过程层设备之间间隔层网络，负责间隔层间隔层网络，负责间隔层设备之间的通讯设备之间的通讯站控层网
12、络，在间隔层设站控层网络，在间隔层设备与站控层设备之间备与站控层设备之间物理上，间隔层网络为站控层网络的一个子物理上，间隔层网络为站控层网络的一个子集集Electric Power Research Institute of China.All rights reserved.2010站控层介绍站控层站控层又称变电站层，大致包括站控系统、站监视系统、站工程师工作又称变电站层，大致包括站控系统、站监视系统、站工程师工作台及与电网调度中心的通信系统。台及与电网调度中心的通信系统。站控层设备：包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系站控层设备：包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时
13、系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADASCADA）、操作闭锁以及、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。站控层的功能：将变电站看作一个整体的功能。站控层功能宜高站控层的功能：将变电站看作一个整体的功能。站控层功能宜高度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计度集成，可在一台计算机或嵌入式装置实现，也可分布在多台计算机或嵌入式装置中。算机或嵌入式装置中。间隔层间隔层包
14、括测量、控制组件及继电保护组件。包括测量、控制组件及继电保护组件。间隔层设备：一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能间隔层设备：一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主组主 IEDIED等二次设备。等二次设备。间隔层功能：实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次间隔层功能：实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。输出、传感器和控制器通信。间隔层介绍过程层过程层又称为设备层，主要指变压器站内的变压器、断路器，隔离开又称为设备层，主要指变压器站内的变压器、断路器，隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器
15、等一次设备。关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。过程层设备：包括变压器、断路器、隔离开关、电流过程层设备：包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。过程层功能：为间隔层设备服务功能，状态量和模拟量输入输过程层功能：为间隔层设备服务功能，状态量和模拟量输入输出功能，如数据采集（采样）、执行间隔层设备发出控制命令。出功能，如数据采集（采样）、执行间隔层设备发出控制命令。过程层介绍时钟同步方式常见三种对时方式：常见三种对时方式：SNTPSNTP、IRIG-BIRIG-B和和I
16、EEE1588IEEE1588。站控层的站控层的MMSMMS服务在对时精度要求不高的情况下，可以考虑采用服务在对时精度要求不高的情况下，可以考虑采用SNTPSNTP对对时。时。智能变电站间隔层和过程层的保护跳闸、断路器位置，联锁信息等实时智能变电站间隔层和过程层的保护跳闸、断路器位置，联锁信息等实时性要求高的数据传输采用性要求高的数据传输采用GOOSEGOOSE服务，过程层的采样值传输仍旧采用常服务，过程层的采样值传输仍旧采用常规连接，考虑到对时精度要求较高以及规连接，考虑到对时精度要求较高以及IEDIED设备之间通讯数据快速且高设备之间通讯数据快速且高效可靠，采用效可靠，采用IRIG-BIR
17、IG-B对时，站内有专门的时钟设备提供统一的标准对时，站内有专门的时钟设备提供统一的标准IRIG-BIRIG-B接点和时间信息。接点和时间信息。智能变电站的过程层有智能变电站的过程层有GOOSEGOOSE和和SMVSMV网络，考虑通过以太网同步时钟并且网络，考虑通过以太网同步时钟并且需要较高的精度，过程层需要较高的精度，过程层9-29-2采样值网络传输线路差动保护、母线差动采样值网络传输线路差动保护、母线差动保护和变压器保护的采样同步的需求，采用保护和变压器保护的采样同步的需求，采用IEEE1588IEEE1588对时。对时。国网标准要求针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则、技术要
18、求、信息针对智能变电站的特点，重点规范了继电保护配置原则、技术要求、信息交互以及电子式互感器、合并单元等相关设备的配置原则及技术要求，原交互以及电子式互感器、合并单元等相关设备的配置原则及技术要求，原则性要求重点包括：则性要求重点包括：不能降低可靠性、选择性、速动性和灵敏性要求不能降低可靠性、选择性、速动性和灵敏性要求 常规互感器和电子式互感器均可常规互感器和电子式互感器均可 继电保护装置继电保护装置 继电保护系统继电保护系统 过程层网络按照电压等级组网，双重化网络相互独立过程层网络按照电压等级组网，双重化网络相互独立 电子式互感器应具有两路独立的采样系统，每路双电子式互感器应具有两路独立的采
19、样系统，每路双A/DA/D 接入接入MUMU，每个，每个MUMU输出两路数字采样值通过同一通道接入输出两路数字采样值通过同一通道接入 保护装置保护装置国网标准要求 直采直跳：直采直跳：直接采样：不经以太网交换机以直接采样：不经以太网交换机以SVSV点对点直接进行采样值传输点对点直接进行采样值传输 直接跳闸：保护与本间隔智能终端之间不经以太网交换机以直接跳闸：保护与本间隔智能终端之间不经以太网交换机以 GOOSEGOOSE点对点直接进行跳合闸信号传输点对点直接进行跳合闸信号传输 本间隔采用本间隔采用GOOSEGOOSE直接点对点跳闸命令，跨间隔可用直接点对点跳闸命令，跨间隔可用GOOSEGOOS
20、E 网络跳闸网络跳闸 保护装置不依赖外部对时系统实现其保护功能保护装置不依赖外部对时系统实现其保护功能 智能终端的动作时间应不大于智能终端的动作时间应不大于7ms7ms 保护采用就地安装时，宜采用常规互感器、电缆跳闸保护采用就地安装时，宜采用常规互感器、电缆跳闸 220kV220kV以上采用双重化配置，包括过程层合并单元和智能终端以上采用双重化配置，包括过程层合并单元和智能终端 110kV110kV及以下系统宜采用测控一体化装置。及以下系统宜采用测控一体化装置。配置文件配置文件ICD ICD 文件文件IED IED 能力描述文件能力描述文件 IED Capability Description
21、IED Capability Description由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED IED 提供的基本提供的基本数据模型及服务，但不包含数据模型及服务，但不包含IED IED 实例名称和通信参数。实例名称和通信参数。ICDICD文件在国内变电站实施中经历了两个阶段：文件在国内变电站实施中经历了两个阶段：第一阶段，厂家各自扩充模型，模型中只体现了站控层访第一阶段，厂家各自扩充模型，模型中只体现了站控层访问接口的模型信息。问接口的模型信息。第二阶段，第二阶段，ICDICD文件中以一个模型标准规范为参考统一建文件中以一个模型标准规范为参考统一建
22、模，描述模，描述GOOSEGOOSE信号和采样值数据的输入和输出联系。信号和采样值数据的输入和输出联系。ICD ICD 由装置厂家提供，与装置一一对应；由装置厂家提供，与装置一一对应；配置文件SSD SSD 文件文件系统规格文件系统规格文件System Specification DescriptionSystem Specification Description变电站一次系统的描述文件，包含一次系统的单线图、设备逻变电站一次系统的描述文件，包含一次系统的单线图、设备逻辑节点、类型定义等。辑节点、类型定义等。应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻应全站唯一，该文件描述变电站一
23、次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在辑节点，最终包含在SCD SCD 文件中。文件中。SSD SSD 由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应。由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应。SCD SCD 文件文件全站系统配置文件全站系统配置文件Substation Configuration DescriptionSubstation Configuration Description应全站唯一，为全站统一数据源，该文件描述所有应全站唯一，为全站统一数据源，该文件描述所有IED IED 的实例配置和的实例配置和通信参数、通信参数、IED IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构。之间的
24、通信配置以及变电站一次系统结构。SCD SCD 文件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。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。SCDSCD由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应由系统集成商（或设计院提供）；与工程对应配置文件CID CID 文件文件IED IED 实例配置文件实例配置文件 Configured IED DescriptionConfigured IED Description 每个装置有一个，由装置厂商根据每个装置有一个，由装置厂商根据SCDSCD文件中本文件中本IED IED 相关配置生相关配置生成。由装置制造厂商使用配置工具根据成
25、。由装置制造厂商使用配置工具根据SCDSCD自动导出生成，最终自动导出生成，最终下载到智能装置完成配置。下载到智能装置完成配置。包含与包含与ICDICD数据模板一致的信息，也包含数据模板一致的信息，也包含SCDSCD文件中针对该装置文件中针对该装置的配置信息，如：通信地址、的配置信息，如：通信地址、IEDIED名称等。名称等。CID CID 由由SCDSCD导出，与装置一一对应，通过下载到装置，完成装置导出，与装置一一对应，通过下载到装置，完成装置通信配置（建立虚回路等）；通信配置（建立虚回路等）；配置文件配置文件配置过程配置过程 调试前应先对装置进行配置；调试前应先对装置进行配置；调试过程中
26、发现问题，调试过程中发现问题，应对应对SCDSCD进行修改进行修改，然后生成然后生成CIDCID，对装，对装置配置进行升级，确认修改涉及范围，重新调试；（置配置进行升级，确认修改涉及范围，重新调试；（该该SCDSCD相相当于改设计当于改设计/图纸；图纸；CIDCID下载相当于改线下载相当于改线）厂家要对厂家要对ICDICD升级，要依据新的升级，要依据新的ICDICD重新生成重新生成SCDSCD、CIDCID，对装置，对装置进行配置，重新调试进行配置，重新调试。确保确保 SCDSCD及每台装置及每台装置CIDCID及装置内配置，版本一致及装置内配置，版本一致。确保对配置文件的需该过程受控！（全过
27、程管理）确保对配置文件的需该过程受控！（全过程管理）二次连接物理连接与逻辑连接物理连接与逻辑连接 传统变电站：传统变电站：物理连接等于逻辑连接；物理连接等于逻辑连接；CTCT二次绕组和保护装置由电缆连接，连接正确后，保护装置可采到电二次绕组和保护装置由电缆连接，连接正确后，保护装置可采到电流；流；智能变电站：智能变电站：物理连接不等于逻辑连接；光纤连接为物理连接；虚端子配置为逻辑物理连接不等于逻辑连接；光纤连接为物理连接；虚端子配置为逻辑连接。连接。CTCT合并单元与保护由光纤连接（物理连接），只有物理连接电流数据合并单元与保护由光纤连接（物理连接），只有物理连接电流数据还不能发送到保护装置；
28、只有再进行虚端子配置（还不能发送到保护装置；只有再进行虚端子配置（CIDCID下装）后（建下装）后（建立逻辑连接），电流数据才能正确发送到保护装置。立逻辑连接），电流数据才能正确发送到保护装置。传统变电站二次设备典型布置智能变电站二次设备典型布置虚端子概念虚端子虚端子GOOSEGOOSE、SVSV输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端输入输出信号为网络上传递的变量，与传统屏柜的端子存在着对应关系，为了便于形象的理解和应用子存在着对应关系，为了便于形象的理解和应用GOOSEGOOSE、SVSV信号，信号，将这些信号的逻辑连接点成为虚端子。将这些信号的逻辑连接点成为虚端子。SVSV、GOO
29、SEGOOSE数据传输数据传输=过过程层传输程层传输SV介绍传输实时值，每周期传输实时值，每周期20ms20ms采采8080点，每秒钟发送点，每秒钟发送40004000个采样数据帧，通个采样数据帧，通信负载稳定（故障与非故障）。信负载稳定（故障与非故障）。一、同步问题一、同步问题合并单元之间的同步（例如母差、变压器保护）分三种情况：合并单元之间的同步（例如母差、变压器保护）分三种情况：1 1）三相之间的同步由合并单元保证；）三相之间的同步由合并单元保证；2 2）保护直接采样的同步靠插值同步；）保护直接采样的同步靠插值同步；3 3）通过网络传输的同步靠同步时钟。）通过网络传输的同步靠同步时钟。S
30、V介绍 二、二、SVSV采样值的品质位采样值的品质位同步位：对应同步位：对应SVSV数据集，各通道采样是否同步数据集，各通道采样是否同步(例如：合并单元对例如：合并单元对时同步信号中断时同步信号中断)；每一通道的有效位：该通道采样值是否有效（例如：每一通道的有效位：该通道采样值是否有效（例如：A A相保护电流相保护电流无效）无效）每一通道的检修位：该设备是否正在检修：每一通道的检修位：该设备是否正在检修：三、三、检修机制检修机制 规程规定：检修状态通过装置压板开入实现，当投入时，检修位规程规定：检修状态通过装置压板开入实现，当投入时，检修位置置“1 1”，保护接受，保护接受SVSV时应对时应对
31、SVSV的检修位与装置本身的检修位进行的检修位与装置本身的检修位进行比较，只有检修位一致时才用于保护逻辑，否则不参加保护逻辑比较，只有检修位一致时才用于保护逻辑，否则不参加保护逻辑计算。计算。SV介绍四、四、SVSV采样值采样值SVSV采样值为瞬时值，目前采用采样值为瞬时值，目前采用9-29-2标准传输，传输为一标准传输，传输为一次电流、电压值，没有变比概念。为适应保护定值计算，在保次电流、电压值，没有变比概念。为适应保护定值计算，在保护装置虚拟为二次值，认为设置变比。护装置虚拟为二次值，认为设置变比。GOOSE介绍一、传输机制一、传输机制在稳态情况下，稳定的以在稳态情况下，稳定的以T0T0时
32、间间隔循环发送时间间隔循环发送GOOSEGOOSE报文；报文；当产生事件变化时（变位、跳闸），立即发送事件变化报文，快速重当产生事件变化时（变位、跳闸），立即发送事件变化报文，快速重传两次变化（传两次变化（T1T1间隔）；然后分别间隔间隔）；然后分别间隔T2T2、T3T3再重复发送两遍报文；再重复发送两遍报文；共发送共发送5 5遍报文；遍报文；T0=5000msT0=5000ms，T1=2msT1=2ms，T2=4msT2=4ms，T3=8msT3=8ms；GOOSE介绍二、二、GooseGoose断链报警断链报警 GooseGoose用重发机制来确保数据传输（保护跳闸）的可靠性，当数据通用重
33、发机制来确保数据传输（保护跳闸）的可靠性，当数据通信中断或其它原因信中断或其它原因GooseGoose信息没有按时（信息没有按时（T0T0）到达，延时超过）到达，延时超过Time Time Allowed to LiveAllowed to Live设置值时，装置应发设置值时，装置应发GOOSEGOOSE通信报警。通信报警。对于对于GOOSEGOOSE跳闸等重要状态量的传递，应重视断链报警。跳闸等重要状态量的传递，应重视断链报警。三、三、GooseGoose检修机制检修机制同同SVSV检修机制检修机制四、四、GooseGoose数据特点数据特点平时数据量小，当系统故障产生大量变位，保护动作时，
34、通信数据平时数据量小，当系统故障产生大量变位，保护动作时，通信数据增多（重传）增多（重传）调试说明系统联调应具备条件系统联调应具备条件 设计单位设计单位(1)(1)智能变电站施工图设计提交的设计结果应包括全站智能变电站施工图设计提交的设计结果应包括全站SCDSCD配置、配置、GOOSEGOOSE关系表、虚端子图、等配置信息资料，其中可视化设计结果应具有可读关系表、虚端子图、等配置信息资料，其中可视化设计结果应具有可读性，方便调试。性，方便调试。(2)(2)设计单位应提交网络通讯配置资料。包括设计单位应提交网络通讯配置资料。包括VlanVlan划分、划分、IPIP地址分配、地址分配、MACMAC
35、地址分配等。地址分配等。系统联调单位系统联调单位(1)(1)全站全站SCDSCD配置文件已通过有效性测试，确认正确可用。配置文件已通过有效性测试，确认正确可用。(2)(2)根据根据SCDSCD及其它设计资料编写完系统联调大纲、验收方案，并通过审及其它设计资料编写完系统联调大纲、验收方案，并通过审批。批。(3)(3)根据工程设计，已搭建好系统测试平台，网络配置和通讯布线已经根据工程设计，已搭建好系统测试平台，网络配置和通讯布线已经测试。测试。调试说明光纤测试（装置间的物理连接）光纤测试（装置间的物理连接）相当于传统变电站的电缆测试，对光纤的衰耗进行测试，相当于传统变电站的电缆测试，对光纤的衰耗进
36、行测试，在光纤的一头连接光源，另一头用光功率计进行测量，测量值在光纤的一头连接光源，另一头用光功率计进行测量，测量值与光源功率差值为光纤的衰耗。与光源功率差值为光纤的衰耗。必要性：站内光纤熔接基本都为现场完成，操作环境差，必要性：站内光纤熔接基本都为现场完成，操作环境差，熔接量大；光纤传输电流、电压量和保护跳闸信号，光纤重要熔接量大；光纤传输电流、电压量和保护跳闸信号，光纤重要程度等同于常规变电站的保护回路。程度等同于常规变电站的保护回路。注意问题：光纤分单模和多模两种类型；变电站内用多为注意问题：光纤分单模和多模两种类型；变电站内用多为多模光纤；光功率发生器分单模和多模；而光功率计不分；测多
37、模光纤；光功率发生器分单模和多模；而光功率计不分；测试多模光纤时用单模光功率发生器。试多模光纤时用单模光功率发生器。调试说明（1 1）电子式互感器（包括合并单元）输出采样数据的延时约）电子式互感器（包括合并单元）输出采样数据的延时约0 0 2ms2ms；（2 2）保护为适应网络延时通常会留出一定的裕度；）保护为适应网络延时通常会留出一定的裕度；（3 3）保护跳闸）保护跳闸GOOSEGOOSE报文通过网络传送的延时；报文通过网络传送的延时；（4 4）保护装置网络接口数据处理时间；）保护装置网络接口数据处理时间；（5 5）因合并单元输出采样率和保护算法采样率不一致，保护要重新进行）因合并单元输出采
38、样率和保护算法采样率不一致，保护要重新进行插值计算，以求得所需采样值，增加了保护的处理时间。插值计算，以求得所需采样值，增加了保护的处理时间。数字化保护出口动作时间慢于传统保护，主要原因分析如下：数字化保护出口动作时间慢于传统保护，主要原因分析如下：保护装置动作性能保护装置动作性能调试说明检修策略测试检修策略测试 通过继电保护测试仪向被测装置发送通过继电保护测试仪向被测装置发送GOOSEGOOSE或或SVSV报文，通过便携报文报文，通过便携报文分析装置接受被测装置发出的报文分析装置接受被测装置发出的报文,被测装置的检修策略应满足以下要求被测装置的检修策略应满足以下要求:(1)(1)投入检修压板
39、后，装置发出的各类网络传输报文（投入检修压板后，装置发出的各类网络传输报文（GOOSEGOOSE、SVSV等报文）等报文）的检修状态位应置为有效。的检修状态位应置为有效。(2)(2)投入检修压板后，装置应上送站控层检修压板状态。投入检修压板后，装置应上送站控层检修压板状态。(3)(3)被测装置的检修压板状态要与接收的网络被测装置的检修压板状态要与接收的网络GOOSEGOOSE报文中的检修位进行比报文中的检修位进行比较，当两者检修位一致时才将接收的数据用于保护逻辑，否则不应参加保护较，当两者检修位一致时才将接收的数据用于保护逻辑，否则不应参加保护逻辑的计算。对于检修位不一致，装置应发出逻辑的计算
40、。对于检修位不一致，装置应发出“检修位不一致报警检修位不一致报警”。(4(4）被测装置的检修压板状态要与接受网络的）被测装置的检修压板状态要与接受网络的SVSV报文中的检修位进行比较报文中的检修位进行比较,当两者检修位一致时才将接收的电流、电压量用于保护逻辑，否则不应参加当两者检修位一致时才将接收的电流、电压量用于保护逻辑，否则不应参加保护逻辑的计算，对于检修位不一致，接收端装置应计算和显示其幅值，装保护逻辑的计算，对于检修位不一致，接收端装置应计算和显示其幅值，装置应发出置应发出“检修位不一致报警检修位不一致报警”。调试说明SVSV采样检测采样检测(1)(1)按照按照SCDSCD配置文件，用
41、数字继电保护校验仪向装置发送配置文件，用数字继电保护校验仪向装置发送SVSV报报文，装置应正确接收报文，并且正确显示采样值。文，装置应正确接收报文，并且正确显示采样值。（变比验证）；（变比验证）；(2)(2)通过继电保护测试仪分别模拟通过继电保护测试仪分别模拟SVSV采样异常（采样异常（SVSV丢帧、丢帧、SVSV乱乱序及序及SVSV无效），被测装置应能发出告警，同时装置应瞬时闭锁相应功能。无效），被测装置应能发出告警，同时装置应瞬时闭锁相应功能。调试说明全站全站SVSV验证验证（1 1）SVSV采样连接关系验证采样连接关系验证在进行一次外施电流、电压在进行一次外施电流、电压,对全站的对全站的
42、SVSV连接关系进行检查。根据连接关系进行检查。根据SCDSCD配配置，各装置应能正确接收合并单元发出的置，各装置应能正确接收合并单元发出的SVSV报文，各装置上的电流、电报文，各装置上的电流、电压交流量的幅值、角度、相序及频率应显示正常且稳定。压交流量的幅值、角度、相序及频率应显示正常且稳定。（2 2）保护方向检测保护方向检测在通流试验时，通过改变一次运行方式，对全站的母线差动保护，变压在通流试验时，通过改变一次运行方式，对全站的母线差动保护，变压器差动保护的电流极性和间隔间采样的同步器差动保护的电流极性和间隔间采样的同步（核相）（核相）性进行验证。性进行验证。（3 3）保护传动试验保护传动
43、试验在通流通压试验时，宜通过改变保护定值的方法使保护动作，进行传动在通流通压试验时，宜通过改变保护定值的方法使保护动作，进行传动试验。试验。（4 4）稳定性测试稳定性测试2424小时连续运行中间，装置应该无小时连续运行中间，装置应该无SVSV相关告警，网络分析装置应无相应相关告警，网络分析装置应无相应SVSV告警。告警。调试说明GOOSEGOOSE功能测试功能测试(1)GOOSE(1)GOOSE接收功能测试接收功能测试按照按照SCDSCD配置文件，通过继电保护测试仪向被测装置发送配置文件，通过继电保护测试仪向被测装置发送GOOSEGOOSE报文，装置能正确接收，相应的开入量指示正确，事项记录正
44、确。报文，装置能正确接收，相应的开入量指示正确，事项记录正确。(2)(2)检查检查GOOSEGOOSE发送策略发送策略利用报文分析装置对被测装置发送的利用报文分析装置对被测装置发送的GOOSEGOOSE报文进行自动解析。报文进行自动解析。无状态变位时，无状态变位时，GOOSEGOOSE报文应按照配置文件中的报文应按照配置文件中的MaxtimeMaxtime时间间隔主动发时间间隔主动发送报文送报文;有状态变位时，有状态变位时，GOOSEGOOSE报文应立即发送，并按后四帧报文一倍、报文应立即发送，并按后四帧报文一倍、一倍、两倍、四倍一倍、两倍、四倍MintimeMintime时间间隔主动发送。时
45、间间隔主动发送。(3)GOOSE(3)GOOSE断链告警断链告警利用继电保护测试仪向被测装置发送利用继电保护测试仪向被测装置发送GOOSEGOOSE报文，修改发送间隔，报文，修改发送间隔，当发送间隔大于告警延时设置值时，被测装置应发当发送间隔大于告警延时设置值时，被测装置应发OOSEOOSE中断告警。中断告警。调试说明全站全站GOOSEGOOSE验证验证（1 1）GOOSEGOOSE连接关系验证连接关系验证根据虚端子表逐一进行全站的根据虚端子表逐一进行全站的GOOSE GOOSE 连接检查。在发送端装置上模拟相连接检查。在发送端装置上模拟相应状态变位，在接受端装置上检查应状态变位，在接受端装置
46、上检查GOOSEGOOSE是否能正确接收。对于是否能正确接收。对于GOOSEGOOSE跳跳闸的测试应带开关进行测试。闸的测试应带开关进行测试。（2 2）装置检修状态下的逻辑测试装置检修状态下的逻辑测试GOOSEGOOSE连接两端设备都在运行状态，连接两端设备都在运行状态，GOOSEGOOSE状态信息能正常参与逻辑状态信息能正常参与逻辑(开开关跳闸或保护闭锁逻辑关跳闸或保护闭锁逻辑)，两侧装置有任一个在检修状态，两侧装置有任一个在检修状态，GOOSEGOOSE状态量状态量将不参与逻辑运算。将不参与逻辑运算。（3 3）稳定性测试稳定性测试2424小时连续运行中间，装置应该无小时连续运行中间，装置应
47、该无GOOSEGOOSE断链告警或其它相关断链告警或其它相关GOOSEGOOSE告警，告警，网络分析装置应无相应网络分析装置应无相应GOOSEGOOSE告警。告警。相关标准IECIEC标准标准IEC61850IEC61850变电站网络与通信协议变电站网络与通信协议(DL/T 860(DL/T 860变电站通信网络变电站通信网络和系统和系统)IEC60044-7IEC60044-7互感器：电子式电压互感器互感器：电子式电压互感器IEC60044-8IEC60044-8互感器：电子式电流互感器互感器：电子式电流互感器国网标准国网标准智能变电站技术导则智能变电站技术导则智能变电站继电保护技术规范智能
48、变电站继电保护技术规范智能变电站设计规范智能变电站设计规范变电站智能化改造技术规范变电站智能化改造技术规范IEC标准IEC61850IEC61850变电站网络与通信协议变电站网络与通信协议 IEC61850-1 IEC61850-1 第第1 1部分：概论部分：概论 IEC61850-2 IEC61850-2 第第2 2部分：术语部分：术语 IEC61850-3 IEC61850-3 第第3 3部分：总体要求部分：总体要求 IEC61850-4 IEC61850-4 第第4 4部分：系统和项目管理部分：系统和项目管理 IEC61850-5 IEC61850-5 第第5 5部分：功能和设备模型的通
49、信要求部分：功能和设备模型的通信要求 IEC61850-6 IEC61850-6 第第6 6部分：与变电站有关的部分：与变电站有关的IEDIED的通信配置描述语言的通信配置描述语言 IEC61850-7-1IEC61850-7-1第第7-17-1部分：变电站和馈线设备的基本通信结构原理和模部分：变电站和馈线设备的基本通信结构原理和模型型 IEC61850-7-2IEC61850-7-2第第7-27-2部分：变电站和馈线设备的基本通信结构抽象通信部分：变电站和馈线设备的基本通信结构抽象通信服务接口服务接口 IEC61850-7-3IEC61850-7-3第第7-37-3部分：变电站和馈线设备的基
50、本通信结构公用数据部分：变电站和馈线设备的基本通信结构公用数据 IEC61850-7-4IEC61850-7-4第第7-47-4部分：变电站和馈线设备的基本通信结构兼容的逻部分：变电站和馈线设备的基本通信结构兼容的逻辑节点类和数据类辑节点类和数据类IEC标准IEC61850IEC61850变电站网络与通信协议变电站网络与通信协议IEC61850-8-1 IEC61850-8-1 第第8-18-1部分：特定通信服务映射（部分：特定通信服务映射（SCSMSCSM）到）到MMSMMS（ISO/IEC 9506 ISO/IEC 9506 第第1 1部分和第部分和第2 2部分及部分及ISO/IEC880
