智能站保護原理與調試山西省電力公司衛偉一、傳統變電站與智能變電站比較

二、智能變電站的結構

三、智能變電站典型設備介紹

四、智能變電站二次系統聯調

五、智能變電站二次系統現場調試

六、智能變電站驗收發現的問題

一、傳統變電站與智能變電站比較1、智能變電站的基本概念智能變電站是指變電站信息采集、傳輸、處理、輸出過程全部智能,其基本特征為設備智能化、通信網絡化、模型和通信協議統一化、運行管理自動化。

智能變電站分三層結構，涵蓋不同電壓系統。智能變電站定義：采用先進、可靠、集成、低碳、環保的智能設備，以全站信息智能化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基本要求，自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監測等基本功能，并可根據需要支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、協同互動等高級功能的變電站。一、智能變電站概況智能變電站的四個基本特征智能設備：先進、可靠、集成、低碳、環保基本要求：全站信息智能、通信平臺網絡化、信息共享標準化基本功能：自動完成信息采集、測量、控制、保護、計量和監測等高級功能：可根據需要支持電網實時自動控制、智能調節、在線分析決策、協同互動等相互關系設備是基礎，智能化是手段，可靠、高效是目的一、智能變電站概況傳統變電站不足缺點互操作性狀態監視CT、PT二次電纜比較項目傳統電磁式互感器電子式互感器絕緣復雜、造價高簡單、造價低測量有磁飽和、頻帶窄精度與二次回路負載有關無磁飽和、頻帶寬二次回路負載不受限制信號輸出

模擬量數字量、可共享運行安全CT不能開路，VT不能短路，VT易產生鐵磁諧振無此類問題電子式互感器與傳統電磁式互感器的比較三、數字化變電站關鍵技術網絡替代傳統電纜二次回路二次回路原因造成繼電保護不正確動作十分突出：各種干擾源通過控制電纜耦合直流接地或交流混進直流造成的繼電保護不正確動作設備狀態自檢目前國內大多數變電站的一次設備都沒有配備狀態監視設備，少數變電站安裝了一次設備狀態監視設備，但由于對外通信接口和協議不統一，往往自成體系，不易接入變電站自動化系統，無法實現信息共享，也不容易實現狀態檢修。電氣設備檢修技術的三個階段狀態檢修定期檢修事故檢修50年代以前，設備發生了故障或事故以后進行檢修設備比較簡單設計裕量大修復容易設備停運影響不大60、70年代，定期預防檢修通過定期檢修，設備能恢復到

接近新設備的狀態以犧牲企業的自身經濟利益為

代價，造成了不必要的人、財

物的浪費在前蘇聯、東歐各國和我國推

廣應用并延續到現在根據設備狀態確定檢修策略起源于60年代美國航空工業飛行器的設備1978年開始應用于美國海軍艦艇設備檢修80年代在核工業中推廣應用，并很快發展到電氣設備檢修針對性強，經濟合理在線監測的必要性預防性試驗電壓一般最高10kV設備運行電壓為110kV、220kV、330kV、500kV或更高不能有效暴露某些絕緣缺陷，真實反映設備狀態對運行電壓下才能暴露的絕緣缺陷，定期預防性試驗手段不合理提高電力企業效率和降低生產成本在線監測技術是狀態檢修的重要技術和經濟手段傳統站互操作性的不足二次設備缺乏統一的信息模型規范和通信標準。設備間聯調復雜為實現不同廠家設備的互連，必須設置大量的規約轉換器或保護管理機，增加了系統復雜度和設計、調試和維護的難度，降低了通信系統的性能。當變電站二次設備選擇不同廠家產品時，全站自動化系統設備互聯調試成了變電站投產前必須重點安排的一項復雜工作，常常因為設備之間互聯通信不暢等原因拖延調試工作周期，使變電站不能按期投運；并且給后期運行維護帶來許多不便，給安全生產帶來很大的隱患規約轉換成本第二部分

智能變電站的結構智能終端MU傳統微機保護交流輸入組件A/D轉換組件保護邏輯(CPU)開入開出組件人機對話模件端子箱二次設備和一次設備功能重新定位：ECT一次設備智能化

IED數字化保護SMV光纖GOOSE光纖一次設備的智能化改變了傳統變電站繼電保護設備的結構：1、AD變換沒有了，代之以高速數據接口。2、開關量輸出DO、輸入DI移入智能化開關，保護裝置發布命令，由一次設備的執行器來執行操作。電纜電纜傳統變電站到數字化變電站的演變數字化變電站與傳統變電站網絡結構對比

傳統變電站結構圖數字化變電站結構圖南網智能化變電站典型結構（組網）GOOSE、SMV均組網南網智能化變電站典型結構（組網）國網智能化變電站典型結構：保護直采直跳，測控組網國網智能化變電站典型結構：典型結構比較采用網絡方式，多了交換機環節，當交換機出現問題，可能引發多個開關拒動，將可能引發大事故。但若采用點對點方式，增加了運行維護的復雜性。三、智能化變電站典型設備介紹過程層設備合并單元智能終端戶外柜3.1合并單元三、數字化變電站關鍵技術1）定義：用以對來自二次轉換器的電流和／或電壓數據進行時間相干組合的物理單元。合并單元可以是現場互感器的一個組件，或可能是一個獨立單元。主要功能：多路電流、電壓信號的采集與處理、信號同步、報文處理和發送。2）合并單元輸入信號模式：直接從電子互感器接收點對點接受采集器的信號，規程要求采用FT3格式。從另一個合并單元轉接來需要與本合并單元合并的信號，一般采用采用FT3格式。直接從電子互感器接收模擬小信號。接收常規電流電壓互感器模擬量信號，由合并單元完成轉換建模。從GOOSE端口上一級接收送來的狀態信號。3）接線方式合并單元MUECTEVT其他MUIa，Ib，Ic，Io（保護）Ia，Ib，Ic（測量）Ua，Ub，Uc，Uo母線電壓IEC60044-8-FT3IEC61850-9-2保護測控計量錄波三、數字化變電站關鍵技術NO.ExternalIEDNameExternalDataReferenceExternalDataDescription1ML2211:220線路合并單元MU/TVTR1$MX$Vol$instMag.i9-2數據額定延時2ML2211:220線路合并單元MU/TCTR1$MX$Amp$instMag.iA相保護電流1_9_23ML2211:220線路合并單元MU/TCTR1$MX$Amp$instMag.iA相保護電流1_9_24ML2211:220線路合并單元MU/TCTR2$MX$Amp$instMag.iB相保護電流1_9_25ML2211:220線路合并單元MU/TCTR2$MX$Amp$instMag.iB相保護電流1_9_26ML2211:220線路合并單元MU/TCTR3$MX$Amp$instMag.iC相保護電流1_9_27ML2211:220線路合并單元MU/TCTR3$MX$Amp$instMag.iC相保護電流1_9_28ML2211:220線路合并單元MU/TVTR2$MX$Vol$instMag.iA相測量電壓1_9_29ML2211:220線路合并單元MU/TVTR2$MX$Vol$instMag.iA相測量電壓1_9_210ML2211:220線路合并單元MU/TVTR3$MX$Vol$instMag.iB相測量電壓1_9_211ML2211:220線路合并單元MU/TVTR3$MX$Vol$instMag.iB相測量電壓1_9_212ML2211:220線路合并單元MU/TVTR4$MX$Vol$instMag.iC相測量電壓1_9_213ML2211:220線路合并單元MU/TVTR4$MX$Vol$instMag.iC相測量電壓1_9_214ML2211:220線路合并單元MU/TVTR5$MX$Vol$instMag.i同期電壓_9_2三、數字化變電站關鍵技術4）合并單元輸出數據集排列方式：哪一個通道是什么內容好像沒有嚴格規定，一般第一個通道排列通道延時。1）各采樣通道及MU之間的信號同步電力系統的絕大多數參數都是時間的函數，各信號之間失去同步將無法工作。①同步方法：守時：獨立的時鐘保持時間精確的能力時鐘同步：多個時鐘之間保持一致的能力數據同步：采樣數據是在同一個時間點上采得的②需要時鐘同步的設備及對策合并單元對同一間隔采集器各相電流、電壓的同步：通過合并單元內部時鐘實現。不同間隔合并單元之間的同步：需要外部時鐘同步（IRIG-B或IEEE1588）。三、數字化變電站關鍵技術不同間隔電流電壓合并時的同步：如某間隔的電流需要同母線電壓間隔的合并單元合并，需要在電流合并單元內將電壓合并單元來的電壓進行校正，使之本合并單元的電流同步。跨間隔保護（母線差動和變壓器差動）：跨間隔的保護應具備對來自不同間隔合并單元電流電壓的校正能力。上述兩種來自不同間隔的校正方法，應基本相同，都應該是通過SV數據集中所帶的通道延時來識別，并加以校正。線路電流縱差保護對端為常規保護的情況：本端差動保護須有與對端校正同步能力，由本端保護完成校正。三、數字化變電站關鍵技術2）合并單元采樣頻率合并單元決定了采樣頻率，目前使用的一般為80點/周波。合并單元輸出的數據以幀為單位，每幀數據可以包含一個或多個采樣點。相同的采樣頻率下，每幀數據包含的采樣點數越多CPU的接收負擔越輕，但丟失一幀報文造成的影響越大。常見的有1點/幀、5點/幀。采樣部分標準要求每幀之間抖動精度為±10μs。三、數字化變電站關鍵技術X1X23）插值同步方法工作原理由于利用時鐘同步完成各電流電壓信號之間的同步，對時鐘源的要求太高，一旦失步將引起保護誤動或拒動，這是不允許的，因此保護多采用了插值同步技術。方法為：利用鄰近的三個采樣點值三、數字化變電站關鍵技術時標同步(B碼或秒脈沖、時鐘源同步IEEE1588)工作機制：合并單元同步采樣，輸出采樣數據打時標，間隔層設備根據采樣數據的時標同步不同合并單元的采樣值。優點：允許報文的發送、傳輸和接收處理延時在0～3ms范圍內抖動，可用網絡傳輸。缺點：合并單元依賴同步時鐘工作，存在故障集中。對策1：合并單元具備一定的守時能力，跟蹤時間+跟蹤頻率。對策2：防誤動，合并單元校驗對時的正確性。對策3：防拒動，（保護+合并單元+對時系統）雙重化。對策4：采樣值同步標志無效時，間隔層設備仍能實現部分不要求采樣同步的功能。4）信號同步方式比較三、數字化變電站關鍵技術智能終端智能終端背面圖*智能終端智能終端的主要功能智能終端GOOSE網GOOSE點對點硬接點3）上傳開關刀閘位置信號一次設備的數字接口：1）接收保護跳閘控制命令并跳閘4）溫濕度數據采集和上傳2）接收測控裝置分/合閘控制命令并執行GOOSE傳送機制當發生任何事件時，將以較短的間隔連續傳輸（1ms2ms4ms）,避免數據報文丟失。當事件結束后，將以較長的間隔連續傳輸（1s）,以保持通信線路暢通。*智能終端保護程序判斷結果距離I段動作，跳A相St5Sq8St6Sq0St6Sq1St6Sq2St6Sq3St7Sq0St加1，Sq清零事件發生時刻St7Sq3St5Sq71024ms1ms1ms2ms1024msSt：事件計數器Sq：報文計數器GndPDIS1.Op.generalGndPDIS1.Op.PhsAGndPDIS1.Op.PhsBGndPDIS1.Op.PhsC0000110011001100110000000000保護程序：刷新數據0000通信程序：監測數據變化/傳輸GOOSE報文000000000000St7Sq1返回時間到St7Sq2St7Sq4事件發生時刻St加1，Sq清零1ms1ms2ms*智能終端CSI200EA測控CSC保護JFZ智能終端戶外柜現場裝置圖片－正面現場裝置圖片－背面戶外安裝示意圖智能控制柜方案的優勢1、節約了電纜等設備投資以及相應的施工投資:數字化變電站建設的一個主要現實目標是為了減少變電站內控制電纜的數量，一方面由于原材料的漲價，電纜成本越來越高；另一方面，光纜電磁兼容性能遠好于電纜，能顯著提高變電站內信號傳輸的可靠性。另外，變模擬信號為數字信號能大大增加傳輸的帶寬和信息量。1智能控制柜方案的優勢2、節約了保護小室及主控室等的占地面積和投資：應用智能化GIS控制柜使得保護控制下放成為可能，從而能夠顯著減少保護小室和主控室的占地面積，這對一些需要盡量減少變電站土地的城市變電站和地下變電站來說有明顯的效益。2智能控制柜方案的優勢3、GIS智能控制柜優化了二次回路和結構：原來由于一次和二次的專業細分，使得原傳統匯控柜內的許多功能與保護控制二次中的功能相重復，例如防跳、壓力閉鎖、三相不一致等等。基于一二次整合的GIS智能控制柜能夠有效地取消和簡化冗余回路，提高了整個二次回路的可靠性。3智能控制柜方案的優勢4、智能控制裝置提供了系統的交互性： 引入智能控制裝置以后，友好的中文液晶人機界面以及豐富的自檢和就地操作報告功能，使得運行維護人員無論在就地還是遠方都能及時了解GIS的運行情況。4智能控制柜方案的優勢5、聯調在出廠前完成，現場調試工作量減少：傳統方案中，一次設備和二次設備的電纜連接和調試只能到現場后完成，調試周期比較長，新方案中一二次設備聯調在廠內完成，到現場后調試工作量極小。能夠顯著地縮短投運周期。5智能控制柜方案的優勢6、一次二次聯合設計，減輕了設計院的負擔：原來一次和二次設備分別有雙方廠家分別出圖，中間的電纜信號連接由設計院完成，應用一二次結合的新方案后，由兩個廠家聯合出圖并對圖紙的正確性負責。6智能控制柜方案的優勢7、基于通訊和組態軟件的聯鎖功能比傳統硬接點聯鎖方便：智能控制裝置能夠采集到間隔內所有刀閘位置，且間隔間也有光纜連接，所以可以方便地實現基于軟件和通訊的聯鎖，能顯著減少機構輔助接點數量，提高系統的可靠性7智能控制柜方案的優勢8、縮小了與互感器的電氣距離，減輕了互感器的負載：新方案下互感器與保護控制設備的電氣距離大大縮短，使得互感器的容量選擇更為容易，也為小功率互感器（LPCT）的應用創造了條件。8四、智能變電站二次系統聯調智能變電站集中式聯調的原因開展智能變電站系統聯調的原因信息傳遞的方式與介質發生轉變。工作側重點由電氣工程向通信工程的偏移。智能電子設備功能實現的分散化。實驗室測試儀器使用更加方便。與現場土建工程可并行，縮短建設周期。開展智能變電站系統聯調的意義到系統集成廠家進行設備聯調驗收工作，目的是完成變電站各個智能設備-IED(IntelligentElectronicDevice)之間的通信，實驗室的便利條件縮短了現場設備間的物理距離，便于文件的修改和問題的處理，有利于開展智能變電站調試工作，節約現場調試時間，為變電站順利投運奠定基礎。智能變電站集中式聯調準備工作智能變電站系統聯調準備工作（一）電力設計院準備的資料⑴提供變電站的一次系統圖、二次設備清單

⑵提供IED虛端子聯系圖（二次線邏輯）(3)提供變電站網絡拓撲圖（IED設備間通訊聯圖）⑷提供智能終端電纜二次線圖、點表（開關設備聯系）⑸全站VLAN劃分方案(6)派人參加聯調，現場拍板設計問題智能變電站系統聯調準備工作（二）保護測控及各類IED設備廠家（1）向集成商提供相應IED設備的能力描述文件-ICD模板（IEDCapabilityDescription)（3）派技術人員參加聯調，負責自己IED設備文件地址描述修改及下裝，遇到問題及時與研發溝通，使聯調順利進行（2）向試驗人員提供各設備說明書智能變電站系統聯調準備工作（三）系統集成商⑴提供設備聯調所需試驗場地，準備好相應的調試設備及儀器，負責屏柜拆裝。⑵至少派三名技術人員參加聯調，負責自己SCD文件配置及修改，后臺系統的制作，遇到問題及時與研發溝通，使聯調順利進行智能變電站系統聯調準備工作（四）用戶（1）提供全站一次設備調度編號（2）提供運行典型操作票。(五防，順控）（3）與設計院協商智能告警方案智能變電站系統聯調準備工作（五）協調機構⑴協調設備廠家盡快發貨至聯調地點，保證設備齊全。⑵協調聯調中發現的技術問題、設備問題、設計問題⑶監督廠家、聯調工作進度、召開協調會智能變電站系統聯調準備工作（六）聯調試驗組⑴對變電站整體概況具有相對完整的概念，具備一定的智能變電站基礎，具有獨立負責220kV及以上變電站相關的調試經驗，具備調試元件、線路保護等裝置的能力，熟悉二次線回路。⑷調試期間以經驗豐富的技術人員為中心，形成團結的集體，及時匯總問題、聯系廠家、匯報進度。⑵熟悉設計院的圖紙，并完成圖紙審核。⑶對本站使用的保護設備原理熟悉，確保虛端子關聯的準確性，并編制相應的調試大綱（七）儀器儀表準備Q/GDW1809—2012《智能變電站繼電保護檢驗規程》規定儀器儀表配置

配置以下儀器、儀表：

a）應配置：數字繼電保護測試儀，光電轉換器，模擬式繼電保護測試儀。

b）調試電子式互感器及合并單元應配置：電子互感器校驗儀、標準時鐘源、時鐘測試儀。

c）調試光纖通信通道（包括光纖縱聯保護通道和變電站內的光纖回路）時應配置：光源、光功率計、激光筆、誤碼儀、可變光衰耗器、法蘭盤（各種光纖頭轉換，如LC轉ST等）、光纖頭清潔器等儀器。

d）宜配置便攜式錄波器、便攜式電腦、網絡記錄分析儀、網絡測試儀、模擬斷路器、電子式互感器模擬儀、分光器、數字式相位表、數字式萬用表、光纖線序查找器。注：所有儀器均應滿足相關要求。

聯調人員工作關系傳統二次設計的過程是：裝置研發人員設計和定義裝置的端子，工程設計人員根據用戶或設計院的要求將相關的端子引到屏柜的端子排，并根據需要在端子排和裝置之間加入壓板；設計院設計各個屏柜的端子排之間的二次電纜連線；施工單位根據設計院的設計圖紙進行屏柜間接線；調試單位根據圖紙對相關接線和應用功能進行測試和檢查。經過多年傳統二次設計的實踐，特定功能的裝置需要引出的端子和需要加入的壓板已經逐漸確定并形成設計規范。

聯調人員工作關系智能化后，二次電纜的設計和連接工作變成了SV、GOOSE通信組態和配置文件下裝的工作。對于每一臺裝置而言其輸入輸出與傳統端子排仍然存在對應的關系。因此各個二次設備廠家可以根據傳統設計規范設計并提供出其裝置的輸入輸出虛端子定義（通過在ICD文件中預定義數據集和控制塊、預定義INPUTS實現）；設計院根據該虛端子定義設計連線，以表格的方式提供；工程集成商，通過組態工具和設計院的設計文件，組態形成項目的SCD文件；二次設備廠家使用裝置配置工具和全站統一的SCD文件，提取配置信息并下發到裝置；調試人員進行測試。

智能變電站集中式聯調內容依據Q/GDW1161—2014《線路保護及輔助裝置標準化設計規范》2014-04-01實施Q/GDW1175—2013《變壓器、高壓并聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規范》Q/GDW1809—2012《智能變電站繼電保護檢驗規程》2014-05-01實施Q/GDW1810—2012《智能變電站繼電保護檢驗測試規范》2014-05-01實施Q/GDW11051—2013《智能變電站二次回路性能測試規范》2014-04-01實施Q／GDW689-2012《智能變電站調試規范》

Q／GDW11145-2014《智能變電站二次系統標準化現場調試規范》2014-12-21實施

系統聯調步驟（一）配置文件檢查⑶根據設計院虛端子圖、智能終端二次線，保護設備原理，調度名稱等。配合集成商完成實際工程描述、二次信號關聯等工作。（包含SV、GOOSE信號）⑷由集成商完成一次拓撲結構、一二次關聯、網絡通訊配置（IP、MAC、APPID、光口地址表，光口收發等）⑵根據一次設備對全站所有二次設備IED進行簡短的名稱定義，防止相同的二次設備由于IED名稱混淆，導致邏輯信號關聯錯誤。⑴各廠家的ICD模型文件一致性/完整性/合法性校驗。檢驗通信信道上數據流與標準條件的一致性，涉及到訪問組織、格式、位序列、時間同步、定時等。執行一致性測試，目的是證明與標準特定的描述部分一致關聯的實質？配置檢查的主要依據：Q/GDW1161—2014(代替Q/GDW161—2007)《線路保護及輔助裝置標準化設計規范》對各電壓等級、接線方式的線路保護、短引線保護、過電壓及遠跳裝置的設計原則、建模原則、裝置需求虛端子信息內容及其實現方式、保護功能配置、壓板設置、端子設計要求等內容進行了規范Q/GDW1175—2013(代替Q/GDW175—2008)《變壓器、高壓并聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規范》

對各電壓等級變壓器保護、高壓電抗器保護、母線保護裝置、斷路器失靈保護裝置的設計原則、建模原則、裝置需求虛端子信息內容及其實現方式、保護功能配置、壓板設置、端子設計要求等內容進行了規范配置檢查過程中易錯處（1）避免少配例如：某站220kV母線合并單元B漏配有來自220kV母線智能終端的PT刀閘位置。（2）避免錯配多數由于集成商缺乏工程實踐經驗導致，部分原因是由于粗心。例如A套的虛端子配到B套，或者是間隔指向出錯。（3）避免多配不易在試驗中檢查出，體現出試驗前配置文件檢查的重要性。（4）避免重復多對一配相關端子功能將實現不了。配置檢查注意事項（1）驗收時虛端子的檢查須遵守新設計規范，但不能盲目遵守。例如：在新規范1175中，智能站主變保護裝置給220kV母線保護裝置的解除復壓閉鎖虛端子未有要求。而常規站仍有要求，解除復壓閉鎖虛端子取消，合適嗎？。例如：1161-4.3.1-f規定：兩套線路保護均含重合閘功能，當采用單相重合閘方式時，不采用兩套重合閘相互啟動和相互閉鎖方式。當采用三相重合閘方式時，可采用兩套重合閘相互閉鎖方式。500kV線路保護中不好實現。220kV線路保護可以去掉線路保護到智能終端的閉鎖重合閘虛端子。再例如：1175-7.1.2.4要求220kV智能站線路保護給母線保護裝置的起失靈不僅包括分相起失靈，還應包括三相起失靈信息。但是，由于現在智能站220kV線路間隔基本沒有輔助保護，所以三相起失靈的信息已經沒有設備發出。配置檢查注意事項（2）不能僅從解析軟件上看到的虛端子存在即可，還應仔細查看虛端子開出和開入的數據集索引選擇是否正確。

配置檢查注意事項（2）不能僅從解析軟件上看到的虛端子存在即可，還應仔細查看虛端子開出和開入的數據集索引選擇是否正確。

配置檢查注意事項（3）虛端子功能的實現不代表完全正確，還應看與軟壓板的配合。例如，以下虛端子配置雖然功能上沒問題，但是壓板配合嚴重錯誤。

主變保護跳高壓開關1啟動220失靈220母線保護解除220失靈閉鎖220母線保護跳智能終端A220側智能終端主變保護跳高壓開關2跳智能終端B220側智能終端主變保護跳高壓開關3跳智能終端C220側智能終端配置檢查注意事項（3）虛端子功能的實現不代表完全正確，還應看與軟壓板的配合。例如，以下虛端子配置雖然功能上沒問題，但是壓板配合嚴重錯誤。正確：

主變保護跳高壓開關1TJR三跳220側智能終端主變保護跳高壓開關2起220側開關失靈220母線保護主變保護跳高壓開關3解220側失靈復壓220母線保護配置檢查注意事項（3）虛端子功能的實現不代表完全正確，還應看與軟壓板的配合。再例如：許多保護裝置的跳閘和起失靈的軟壓板并未分開（但實際上能夠輕易分開），給日后運維帶來不便。配置檢查注意事項（4）虛端子功能的實現不代表完全正確，還應看與外部硬接線端子的配合。這樣的問題主要在測控系統中發現。虛端子配置要以虛端子表（圖）為核心，同時要參考廠家的白圖、廠家的說明書以及設計院的電纜接線圖（主要是智能終端、合并單元處）。配置檢查注意事項（5）要避免配合性的錯誤。例如：主變保護跳220母聯智能終端是用的TJR觸點，而不是TJF觸點（此站220母聯智能終端模型中沒有TJF的開入索引），所以，母聯智能終端到母差保護的TJR啟失靈的虛端子如果存在的話，當主變保護跳220母聯時候也會啟動失靈，這是錯誤的。解決方法：將母聯智能終端到母差保護的TJR啟失靈的虛端子去掉，同時加連母聯保護到母線保護有直接的啟失靈虛端子。220母聯智能終端TJR觸發起失靈220母線保護主變保護TJR跳220母聯220母聯智能終端配置文件不良習慣（1）配置文件的虛端子定義不修改配置文件不良習慣（1）配置文件的虛端子定義不修改配置文件不良習慣（2）虛端子功能實現宜用直達，不宜中轉。A.220kV母線保護發遠跳給220kV線路保護B.500kV斷路器保護發遠傳給500kV線路保護C.500kV高壓電抗器保護發遠傳給500kV線路保護D.110kV母線保護發閉重給110kV線路保護E。220kV線路保護發起失靈給220kV母線保護F。主變保護發起失靈給220kV母線保護G。220kV母聯（分段）保護發起失靈給220kV母線保護H。500kV線路保護發起失靈給500kV斷路器保護……配置檢查不良習慣（3）A套B套的虛端子配置風格要盡量一致。例如：A套起失靈兩條腿，B套起失靈只有一條腿；A套發遠跳是直達，B套發遠跳是中轉；A套間隔合并單元采集母線電壓是用9-2B套間隔合并單元采集母線電壓是用FT3;通用檢驗適用于繼電保護及相關設備，包括電子式互感器、合并單元、保護設備、交換機、智能終端。

1屏柜檢查

1.1檢驗內容及要求a）檢查屏柜內是否有螺絲松動，是否有機械損傷，是否有燒傷現象；小開關、按鈕是否良好；檢修硬壓板接觸是否良好。

b）檢查裝置接地，應保證裝置背面接地端子可靠接地；檢查接地線是否符合要求，屏柜內導線是否符合規程要求。

c）檢查屏內的電纜是否排列整齊，是否避免交叉，是否固定牢固，不應使所接的端子排受到機械應力，標識是否正確齊全。

d）檢查光纖是否連接正確、牢固，有無光纖損壞、彎折現象；檢查光纖接頭完全旋進或插牢，無虛接現象；檢查光纖標號是否正確。

e）檢查屏內各獨立裝置、繼電器、切換把手和壓板標識正確齊全，且其外觀無明顯損壞。1.2檢驗方法

打開屏柜前后門，觀察待檢查設備的各處外觀。打開面板檢查繼電器模件前，操作人員必須與接地面板接觸以將攜帶的靜電放掉。（二）二次系統IED通用檢驗2設備工作電源檢查

2.1檢驗內容及要求a）正常工作狀態下檢驗：裝置正常工作。

b）110％額定工作電源下檢驗：裝置穩定工作。

c）80％額定工作電源下檢驗：裝置穩定工作。

d）電源自啟動試驗：合上直流電源插件上的電源開關，將試驗直流電源由零緩慢調至80％額定電源值，此時裝置運行燈應燃亮，裝置無異常。

e）直流電源拉合試驗：在80％直流電源額定電壓下拉合三次直流工作電源，逆變電源可靠啟動，保護裝置不誤動，不誤發信號。

f）裝置斷電恢復過程中無異常，通電后工作穩定正常。

g）在裝置上電掉電瞬間，裝置不應發異常數據，繼電器不應誤動作。

2.2檢驗方法

將裝置接入直流電源，并調節直流電源電壓。（二）二次系統IED通用檢驗3設備軟件、版本、通信參數設置檢查

3.1檢驗內容及要求a）檢查設備保護程序/通信程序/CID文件版本號、生成時間、CRC校驗碼，應與歷史文件比對，核對無誤。

b）檢查設備過程層網絡接口SV和GOOSE通信源MAC地址、目的MAC地址、VLANID、APPID、優先級是否正確。

c）檢查設備站控層MMS通信的IP地址、子網掩碼是否正確，檢查站控層GOOSE通信的源MAC地址、目的MAC地址、VLANID、APPID、優先級是否正確。

3.2檢驗方法a）現場故障錄波器/網絡報文監視分析儀的接線和調試完成，也可以通過故障錄波器/網絡記錄分析儀抓取通信報文的方法來檢查相關內容。

b）設備液晶面板能夠顯示上述檢查內容，則通過液晶面板讀取相關信息。

c）液晶面板不能顯示檢查內容，則通過便攜式電腦抓取通信報文的方法來檢查相關內容。將便攜式電腦與待測設備連接好后，抓取需要檢查的通信報文并進行分析。（二）二次系統IED通用檢驗系統聯調步驟（三）裝置互聯試驗1對主變間隔、各個出線間隔單元進行組網調試。將保護、測控、智能終端、合并單元、故錄、模擬斷路器連入MMS、GOOSE、SV網絡，加入對時信號，完成IED設備互聯。2從發送端模擬某種SV或GOOSE的發生，檢查接收端的響應。驗證每一條虛端子正確性完整性；4裝置檢修機制的驗證3驗證虛端子須與軟壓板相對應；5裝置SOE報文上送檢查被檢查的虛端子GOOSESVFT3智能控制柜萬用表測量通斷傳統測試儀220kV線路保護220kV母線保護220母線合并220kV線路（四）基本性能試驗試驗條件：1全站IED、交換機等設備模擬現場進行組網完成，全站各間隔支路出線IED、后臺監控、故障錄波、對時系統、模擬斷路器接入相應網絡、并完成設備互聯。2全站SCD配置文件及虛端子邏輯關聯的完整性、正確性全部驗證完成。3試驗儀器（包括光功率計、光衰耗計、數字式校驗儀、網絡報文測試儀等）準備完畢。性能試驗調試依據AQ/GDW1809—2012《智能變電站繼電保護檢驗規程》2014-05-01實施BQ/GDW1810—2012《智能變電站繼電保護檢驗測試規范》2014-05-01實施CQ/GDW11051—2013《智能變電站二次回路性能測試規范》2014-04-01實施

1.1測試內容

測試被測設備光纖端口發送功率、最小接收功率及光纖回路衰耗功率。

1.2技術要求a）光波長1310nm光纖：光纖發送功率-20dBm～-14dBm；光接收靈敏度-31dBm～-14dBm；

b）光波長850nm光纖：光纖發送功率-19dBm～-10dBm；光接收靈敏度-24dBm～-10dBm；

c）1310nm光纖和850nm光纖回路（包括光纖熔接盒）的衰耗不大于0.5dB。1.3測試方法a）光口發射功率測試方法：將光功率計接入被測設備的光纖輸出口進行測量；

b）光口接收功率測試方法：將繼電保護測試儀與光衰耗計連接，并將光衰耗計接入被測設備，通

過調整光衰耗計使裝置輸入信號達到最小的接收功率，監測裝置接收的報文是否正常；

c）光纖回路衰耗測試方法：光纖回路一端加光源，另一端接光功率計，通過光源發送功率減去光

功率計顯示功率來獲取光纖回路衰耗。

5.1.4測試接線

（四）基本性能試驗1-光功率測試

光功率計被測設備接收設備衰耗器光源2.1重發時間間隔測試

2.1.1測試內容

測試被測設備開關量狀態發生變化時，GOOSE報文的重發時間間隔是否正確。

2.1.2技術要求GOOSE報文應至少連續發送5幀，發送時間間隔應為T1、T1、T2、T3、……、T0；T1不應大于2ms。

2.1.3測試方法a）將被測設備、網絡分析儀同時接入交換機；b）模擬被測設備開關量發生變化，并使該變位狀態保持；

c）查看網絡分析儀中被測設備GOOSE報文時間間隔。

2.1.4測試接線（四）基本性能試驗2-GOOSE報文時間性能測試

2.2SqNum、StNum錯序測試2.2.1測試內容

測試被測設備在單網或同源雙網模式下，GOOSE報文StNum、SqNum發生錯序時，被測設備能

否正確響應。2.2.2技術要求（四）基本性能試驗2-GOOSE報文時間性能測試

狀態變化裝置重啟無變位2.3心跳報文時間測試

2.3.1測試內容

測試被測設備在無開關量變化情況下，GOOSE心跳報文發送時間。

2.3.2技術要求被測設備GOOSE心跳報文發送時間應與配置時間一致，誤差應不大于5ms。

2.3.3測試方法a）將被測設備、網絡分析儀同時接入交換機；

b）查看被測設備GOOSE心跳報文配置時間，并通過網絡分析儀查看GOOSE心跳報文發送時間；

c）檢測時間誤差是否滿足要求。（四）基本性能試驗2-GOOSE報文時間性能測試

2.4斷鏈告警時間測試

2.4.1測試內容

測試被測設備在GOOSE鏈路中斷時，發出告警信號時間。GOOSE報文訂閱者當它接收前一幀報文后等待時間超過2倍生存時間即4T0時，訂閱者認為GOOSE鏈路中斷。

2.4.2技術要求被測設備GOOSE斷鏈告警時間應為2倍生存時間。

2.4.3測試方法a）將被測設備、網絡分析儀同時接入交換機；

b）修改測試儀GOOSE心跳報文發送間隔時間，大于2倍生存時間，檢查是否裝置報斷鏈；2.4.4測試接線

測試接線參見圖2重發間隔時間測試圖。（四）基本性能試驗2-GOOSE報文時間性能測試

2.65智能終端響應時間

2.5.1測試內容

從收保護跳令虛端子后，至硬接點出口的時間。b)從硬接點接收信息后，至軟信息出口的時間。

2.5.2技術要求a)從收保護跳令虛端子后，至硬接點出口的時間。要求在7ms內。b)從硬接點接收信息后，至軟信息出口的時間。要求在10ms內。（四）基本性能試驗2-GOOSE報文時間性能測試

3.1對時誤差測試

3.1.1測試內容

檢查測控、智能終端及合并單元等這類有對時要求的被測設備與標準時鐘源的對時誤差。

3.1.2技術要求a）合并單元的對時誤差應不大于1us；

b）智能終端的對時誤差應不大于1ms；

c）測控單元的對時誤差應不大于1ms。

3.1.3測試方法a）標準時鐘源同時給被測設備、時間同步測試儀授時；待被測設備對時穩定后，開始記錄；

b）測量被測設備和標準時鐘源輸出的1PPS信號時間差的絕對值Δt；

c）測得的Δt最大值即為最終測試結果，測試時間應持續10分鐘以上。

3.1.4測試接線測試接線見圖4對時誤差測試圖。（四）基本性能試驗3-時間同步性能測試

3.2守時誤差測試

3.2.1測試內容

當被測設備具備守時功能時，應測試其守時誤差。

3.2.2技術要求

合并單元守時誤差應小于4μs/10min。

3.2.3測試方法a）標準時間源同時給被測設備、時間同步測試儀授時；待被測設備對時穩定后，撤銷標準時鐘源對被測設備的授時；b）從撤銷授時的時刻開始計時，10分鐘之內，被測設備與標準時間源間的對時誤差應小于4us。

3.2.4測試接線

測試接線參見圖4對時誤差測試圖。（四）基本性能試驗3-時間同步性能測試

3.3間隔級聯同步性能測試

3.3.1測試內容

測試間隔合并單元經電壓合并單元級聯后電壓電流同步性。

3.3.2技術要求

間隔合并單元經電壓合并單元級聯后電壓電流通道的相位差應不大于10'（10μs）。

3.3.3測試方法a）由合并單元測試儀給合并單元輸入模擬交流量（電流、電壓），通過合并單元測試儀（或使用電子式互感器校驗儀）接收合并單元輸出數字信號；

b）通過合并單元測試儀比較模擬電壓（電流）量與數字電壓（電流）量之間的相位差。

3.3.4測試接線

測試接線見圖18。（四）基本性能試驗3-時間同步性能測試

3.4母線保護各支路電流同步測試

3.4.1測試內容

測試母差保護各支路電流的同步性。

3.4.2技術要求

每個間隔合并單元施加額定電流時，母線保護差流不大于0.04In。

3.4.3測試方法a）以I母電壓Ua為基準，同時給母線保護待測支路的合并單元串入同一電流；b）從母線保護裝置查看各支路電流與基準電壓的角差，差流應滿足標準要求。

3.4.4測試接線測試接線見圖19。（四）基本性能試驗3-時間同步性能測試

3.5變壓器不同電壓等級采樣值同步測試

3.5.1測試內容

測試主變保護各側電流的同步性。

3.5.2技術要求

每個間隔合并單元施加額定電流時，要求差流不大于0.04In。

3.5.3測試方法a）以主變高壓側電壓Ua為基準，同時給變壓器各側合并單元通入同一相電流；

b）通過主變保護設備，查看各側電流相位差。

3.5.4測試接線測試接線見圖20。（四）基本性能試驗3-時間同步性能測試

4.1穩態精度準測試

4.1.1測試內容

測試模擬量輸入式合并單元采樣輸出準確性。

4.1.2技術要求

電壓幅值誤差不超過±2.5%或0.01Un；電流幅值誤差不超過±2.5%或0.02In。角度誤差不超過1o。

4.1.3測試方法a）通過繼電保護測試儀給模擬量輸入式合并單元加量；

b）通過電子式互感器測試儀查看測試結果.

4.1.4測試接線測試接線見圖7模擬量輸入式合并單元穩態精度測試圖。（四）基本性能試驗4-模擬量輸入式合并單元測試

VLAN測試

檢查交換機內部的設置是否與要求一致。檢驗方法a）通過客戶端工具或者任何可以發送帶VLAN標記報文的工具，從交換機的各個口輸入GOOSE報文，檢查其他端口的報文輸出。

b）通過讀取交換機VLAN配置的方法進行檢查。

（四）基本性能試驗5-交換機性能試驗中心交換機FE11網絡分析儀故障錄波器間隔1級聯交換機間隔2級聯交換機SV數字萬用表報文分析裝置SV12346.1交流量精度a)零點漂移檢查。模擬量輸入的保護裝置零點漂移應滿足裝置技術條件的要求。b)各電流、電壓輸入的幅值和相位精度檢驗。檢查各通道采樣值的幅值、相角和頻率的精度誤差，滿足技術條件的要求。c)同步性能測試。檢查保護裝置對不同間隔電流、電壓信號的同步采樣性能，滿足技術條件的要求。（四）基本性能試驗6-繼電保護性能檢驗6.2采樣值品質位無效測試

6.2.1測試要求a)采樣值無效標識累計數量或無效頻率超過保護允許范圍，可能誤動的保護功能應瞬時可靠閉鎖，與該異常無關的保護功能應正常投入，采樣值恢復正常后被閉鎖的保護功能應及時開放。b)采樣值數據標識異常應有相應的掉電不丟失的統計信息，裝置應采用瞬時閉鎖延時報警方式。6.2.2測試方法通過數字繼電保護測試儀按不同的頻率將采樣值中部分數據品質位設置為無效，模擬MU發送采樣值出現品質位無效的情況。（四）基本性能試驗6-繼電保護性能檢驗6.5通信斷續測試6.5.1測試要求1）MU與保護裝置之間的通信中斷保護裝置應可靠閉鎖，在通信恢復后，保護功能應恢復正常。

2）保護裝置與智能終端的GOOSE通信中斷后，保護裝置不應誤動作，在通信恢復后，保護功能應恢復正常，

6.5.2測試要求檢驗方法

繼電保護測試儀模擬MU與保護裝置及保護裝置與智能終端之間通信中斷、通信恢復，并在通信恢復后模擬保護動作。（四）基本性能試驗6-繼電保護性能檢驗6.6繼電保護動作時間

6.6.1檢查要求a）線路縱聯保護裝置動作時間不大于30ms（不包括縱聯通道時間）；

b）母差保護裝置動作時間不大于20ms（大于2倍整定值）；

c）變壓器保護裝置差動速斷動作時間不大于20ms（大于2倍整定值），比率差動動作時間不大于30ms（大于2倍整定值）。（四）基本性能試驗6-繼電保護性能檢驗五、智能變電站二次現場調試五、智能變電站二次系統現場調試1.單體調試（1）智能型二次設備電流、電壓SV采樣方法（2）開關量GOOSE信號訂閱開入方法

（3）開關量GOOSE信號發布方法

五、智能變電站二次系統現場調試2.光纖檢查（1）光纖連接正確性檢查

（2）光纖連接可靠性，可恢復性檢查

（3）光纖衰耗檢查

五、智能變電站二次系統現場調試光纖連接正確性檢查檢查二次系統中的各保護裝置、智能終端、合并單元、過程層網絡交換機之間所有光纖連接的正確性。檢查時可采用高性能激光筆，在待檢查光纖發送端射入激光，在接收端檢查激光是否收到。須注意以下幾點：（1）檢查光纖須保證涉及所有光纖。（2）光纖正確性檢查完畢后，須核查光纖雙端標識信息是否正確、全面。建議光纖兩端全部標明本側設備各端口號、本側設備各端口應用類別、本側設備各端口所連的轉接接線盒端口信息、對側設備各端口號、對側設備各端口應用類別、對側設備各端口所連的轉接接線盒端口信息。光纖標識類似與傳統變電站二次電纜標號，只有標號清晰、具體，才能有利于日后變電站的正常運行維護工作。

2.光纖檢查五、智能變電站二次系統現場調試光纖連接可靠性檢查光纖尾纖應呈現自然彎曲，不應存在過分彎曲（根據Q/GDW1809《智能變電站繼電保護檢驗規程》曲率須大于3CM）、窩折的現象，不應承受任何外重，尾纖表皮應完好無損。尾接頭應干凈無異物，如有污染應立即清潔干凈。尾纖接頭連接應牢靠，不應有松動現象。

2.光纖檢查五、智能變電站二次系統現場調試光纖衰耗檢查技術要求a）光波長1310nm光纖：光纖發送功率-20dBm～-14dBm；光接收靈敏度-31dBm～-14dBm；

b）光波長850nm光纖：光纖發送功率-19dBm～-10dBm；光接收靈敏度-24dBm～-10dBm；

c）1310nm光纖和850nm光纖回路（包括光纖熔接盒）的衰耗不大于0.5dB。測試方法a）光口發射功率測試方法：將光功率計接入被測設備的光纖輸出口進行測量；

b）光口接收功率測試方法：將繼電保護測試儀與光衰耗計連接，并將光衰耗計接入被測設備，通過調整光衰耗計使裝置輸入信號達到最小的接收功率，監測裝置接收的報文是否正常；

c）光纖回路衰耗測試方法：光纖回路一端加光源，另一端接光功率計，通過光源發送功率減去光功率計顯示功率來獲取光纖回路衰耗。2.光纖檢查3.1二次回路主要功能測試（整組總的要求）

3.1.1測試內容

測試智能變電站二次回路功能是否正常。

3.1.2技術要求a）被測設備離線模式文件應與在線配置文件一致；配置文件語法語義應正確；

b）被測設備的虛端子（SV/GOOSE）應按照設計圖紙正確配置；

c）被測設備的SV接收軟壓板、GOOSE接收/出口壓板、保護元件功能壓板功能應正常；

d）被測設備檢修壓板投入后，發送報文應帶有檢修標識。

3.1.3測試方法a）通過規約一致性測試系統測試被測設備模式文件規范性；

b）模擬開關量變化，使被測設備發出GOOSE開出虛端子信號，抓取相應的GOOSE發送報文分析，以判斷GOOSE虛端子信號是否能正確發送；

c）通過數字式繼電保護測試儀發出GOOSE信號（SV信號），通過查看被測設備是否能正確接收GOOSE信號（SV信號）；

d）通過數字繼電保護測試儀輸入SV信號給被測設備，投入SV接收軟壓板，被測設備顯示SV數值精度應滿足要求；退出SV接收軟壓板，設備顯示SV數值應為0；

e）通過數字繼電保護測試儀輸入GOOSE信號給設備，投入GOOSE接收壓板，設備顯示GOOSE數據正確；退出GOOSE開入軟壓板，設備不處理GOOSE數據；

f）投入被測設備檢修壓板，抓取被測設備發送報文，查看該報文是否帶有檢修標識。3典型間隔整組試驗1.保證文件一致合法；2.保證虛信互傳到位；3.保證壓板功能有效；4.保證檢修機制正確。3.2線路保護跳閘回路延時性能測試

3.2.1測試內容

測試線路保護跳閘回路延時時間。

3.2.2技術要