智能变电站通信网络的现场测试

智能变电站合并单元额定延时现场测试方法赵斌超;王军;张婉婕;黄秉青;张国辉【摘要】简述智能变电站合并单元额定延时的产生,在对现有额定延时测试方法进行分析基础上,提出一种现场实用的合并单元额定延时测试方法,该方法利用常规继电保护测试仪和故障录波器即可完成测试,在山东电网合并单元反措实施中得到应用,达到了预期效果.【期刊名称】《山东电力技术》【年(卷),期】2017(044)008【总页数】4页(P28-31)【关键词】合并单元;额定延时;采样同步;测试方法【作者】赵斌超;王军;张婉婕;黄秉青;张国辉【作者单位】国网山东省电力公司电力科学研究院,山东济南 250003;国网山东省电力公司电力科学研究院,山东济南 250003;国网山东省电力公司电力科学研究院,山东济南 250003;国网山东省电力公司电力科学研究院,山东济南 250003;国网山东省电力公司电力科学研究院,山东济南 250003【正文语种】中文【中图分类】TM76智能电网承载并推动第三次工业革命［1］，作为智能电网发展的重要基础，智能变电站包括智能化一次设备和网络化二次设备，按过程层、间隔层、站控层3层结构体系分层构建［2］，合并单元作为变电站过程层重要设备，在一定程度上实现了过程层数据的共享和数字化，并为间隔层、站控层设备提供数据来源，在整个变电站中占有十分重要的地位［3］。

然而，随着合并单元的大规模应用，由合并单元缺陷导致的电网异常事件数呈现大幅增加。

据统计，在220 kV电压等级智能变电站中，合并单元缺陷率曾一度占智能站保护装置及相关设备故障率的50%以上［4］。

在合并单元的缺陷中，合并单元额定延时设置错误往往会引起保护装置不正确动作，造成严重后果，近年国网公司通报的某500 kV智能变电站多套差动保护误动事件就是由于合并单元额定延时设置不一致造成的。

对合并单元额定延时的相关问题进行研究，首先对合并单元额定延时的产生进行阐述，分析目前合并单元额定延时测试采用的主要方法，在此基础上，提出一种基于常规继电保护测试仪和故障录波器的测试方法，介绍该方法在山东电网合并单元反措执行中的应用情况。

智能变电站自动化系统现场调试导则智能变电站自动化系统是现代电力系统中不可或缺的一部分。

在变电站建设完成后，需要进行现场调试，以确保系统的正常运行。

本文将介绍智能变电站自动化系统现场调试的导则。

一、准备工作在进行现场调试之前，需要完成以下准备工作：1.检查变电站及自动化系统的接线、设备和仪表是否安装正确，并进行必要的校验和检查。

2.确认自动化系统的配置文件、参数设置、软件和硬件版本是否正确，并进行必要的更新和修复。

3.对于新建变电站，需要进行设备预调和系统联调；对于改造升级的变电站，需要对老设备进行检修和更新，确保与新设备兼容。

4.检查变电站及自动化系统的通信网络是否正常，如有问题需要进行排查和调整。

5.为现场调试做好充分的准备，包括工具、设备、备件、文档等。

二、现场调试步骤在完成准备工作后，可以进入现场调试阶段。

具体步骤如下：1.系统启动和自检按照系统启动流程进行操作，对系统进行自检和初始化，确保各个模块和设备正常运行。

2.信号检测和采集对各种信号进行检测和采集，包括模拟量、数字量、状态量等。

检查数据是否准确、稳定和可靠。

3.控制命令测试对各种控制命令进行测试，包括开关控制、保护控制、调节控制等。

检查命令是否正确、响应是否及时、控制效果是否符合要求。

4.通信测试对各种通信方式进行测试，包括局域网、广域网、串口、以太网等。

检查通信是否正常、数据传输是否稳定、网络安全是否可靠。

5.功能测试对各种功能进行测试，包括故障诊断、数据存储、事件记录、报警处理、远程监控等。

检查功能是否完备、可靠、易用。

6.性能测试对系统的性能进行测试，包括响应时间、容错性、可扩展性、负载能力等。

检查性能是否达到设计要求、是否满足用户需求。

7.安全测试对系统的安全性进行测试，包括数据安全、接口安全、身份认证、权限管理等。

检查系统是否具有足够的安全保障、是否符合相关标准和规范。

三、注意事项在进行现场调试时，需要注意以下事项：1.安全第一，遵守相关安全规定和操作规程，确保人员和设备的安全。

智能变电站现场调试及试验方法［摘要］智能变电站在信号采集和传输方式上的变革，使得其现场调试和试验方法与常规站有了较大的差异。

从分系统的角度出发探讨了适应智能变电站二次设备的调试要点和方法，对推动智能变电站的建设与发展有积极的指导意义。

［关键词］智能变电站；现场调试；试验；方法1现场调试总体要求智能变电站一次设备本体的调试与试验，可参考常规变电站开展。

根据国网公司“智能变电站自动化系统现场调试导则”要求，自动化系统具体包括：继电保护系统、站内网络系统、计算机监控系统、远动通信系统、全站同步对时系统、网络状态监测系统以及采样值系统等调试内容。

各分系统功能调试工作，应在系统网络恢复并按要求配置完成、智能设备单体调试完成的基础上进行。

智能变电站二次设备的调试与试验，从功能的实现上来看调试方法和传统站基本一致，包括信号对点、单体、整组传动等，主要问题集中在“虚回路”的检测、网络系统的测试、时钟同步系统的测试等方面，与传统变电站调试存在较大差异。

2继电保护系统从保护功能实现上来说，智能继电保护装置的调试和传统保护装置基本一致，与传统变电站保护装置不同之处在于采样值品质位测试、采样值畸变测试、样值传输异常测试和修状态测试。

2．1采样值品质位测试（1）调试要点及要求。

采样值品质位无效标识在指定时间范围内的累计数量或无效频率超过保护允许范围，相关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。

（2）调试方法。

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。

2．2采样值畸变测试（1）调试要点及要求。

电子式互感器双a/d采样数据中，一路采样值畸变时，相关保护应闭锁。

（2）调试方法。

通过数字继电保护测试仪模拟电子式互感器双a/d中保护采样值部分数据进行畸变放大，畸变数值大于保护动作定值，同时品质位有效，模拟一路采样值出现数据畸变的情况。

500kV 智能变电站调试过程中应注意的问题发布时间：2021-04-07T07:41:58.319Z 来源：《福光技术》2020年24期作者：史建文[导读] 针对 500kV 智能变电站调试过程中需要注意的图纸审核、系统配置文件检查、虚端子验证、二次回路对应等问题进行了详细的分析总结，归纳总结出智能变电站调试中的注意事项。

史建文国网山西省电力公司检修分公司摘要：针对 500kV 智能变电站调试过程中需要注意的图纸审核、系统配置文件检查、虚端子验证、二次回路对应等问题进行了详细的分析总结，归纳总结出智能变电站调试中的注意事项。

关键词：智能变电站；调试；逻辑配置；静态试验；现场试验1变电站调试方式的变化该调试方式有 3 个特点，一是审图重点在二次线部分，要理清电缆的来龙去脉及接口部分的正确性和合理性；二是电缆二次回路连接清晰可见，便于做安全措施，这是最大的优点；三是二次设备可单独调试，不需进行关联配置。

智能变电站二次设备调试分为审图、二次设备联调和现场调试 3 个阶段。

审图重点在于智能设备配置、光纤通讯连接、二次信号流向和智能控制柜电缆接口部分。

二次设备联调和现场调试侧重点不同，但相互衔接紧密。

二次设备联调把全部智能设备集中到实验室依据设计完成通讯组网，依靠集成商和调试人员完成虚二次线关联，生成变电站核心配置描述文件 SCD，对相关智能设备进行性能测试和静态组网功能测试。

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。

智能二次设备一个典型特点是未进行采样值 SV 和面向通用对象的变电站事件 GOOSE 关联配置前，不能进行单体和组网调试，因此虚二次线关联是非常重要的工作，调试人员要经验丰富、细致，同时还要结合设计意图和设备说明书，方能保证配置正确。

性能测试项目包含规约一致性测试、时钟系统测试（包括时钟精度、时钟切换、设备自守时能力等）、交换机性能测试、网络风暴测试、雪崩试验、动模试验；静态组网功能试验包含单体装置简单功能检验、过程层设备互联测试、站控层设备互联测试、系统功能检验（分间隔传动）、检修机制功能检验等。

智能变电站原理及测试技术摘要：随着网络技术、传感器技术、信息技术的发展，传统的变电站向智能变电站的转变逐渐成为现实。

目前国内已经有陆续的各电压等级的智能变电站投入运行，智能变电站的建成投运，可大幅提升设备智能化水平和设备运行可靠性，实现无人值班和设备操作的自动化，提高资源使用和生产管理效率，使运行更加经济、节能和环保。

本文将介绍智能变电站的基本概念、特点及测试技术。

关键词：智能变电站；原理；测试1、智能变电站的基本概念智能变电站是以数字化变电站为依托，通过采用先进的传感、信息、通信、控制、人工智能等技术，建立全站所有信息采集、传输、分析、处理的数字化统一应用平台，实现变电站的信息化、自动化、互动化。

它以全站信息数字化、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、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，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。

智能变电站可通俗理解为数字化变电站、智能状态监测、一体化的建模及通信技术（IEC61850），实现变电站的信息化、自动化、互动化。

传统的变电站基本各个子系统是一个信息的孤岛，相互之间并没有充分的联系，但随着各种先进技术的发展及 IEC61850统一规约的应用，将各种应用以统一的规约通信方式交互到统一的信息平台，实现信息资源的共享。

因此智能变电站包括了统一的信息平台，统一的传输规约，将一、二次状态信息统一应用到一体化的信息平台中去，实现变电站的信息化、自动化、互动化。

2、智能变电站的特点作为智能电网的一个重要节点，智能变电站是指以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，实现测量监视、控制保护、信息管理、智能状态监测等功能的变电站。

智能变电站具有“一次设备智能化、全站信息数字化、信息共享标准化、高级应用互动化”等重要特征。

智能变电站网络通讯调试注意问题的探讨摘要：针对智能变电站网络通讯调试注意事项，阐述了智能变电站的网络构架，介绍了智能变电站VLAN技术原理，分析了智能变电站交换机的原理与应用,为智能化变电站网络通讯稳定性运行提供保障。

关键词：智能化变电站；网络架构；交换机；1、智能变电站网架结构过程层组网的设计目标主要明确以下两点：第一、该网络是取代原来的二次接线，对实时性、安全性和可靠性要求很高；第二、一个交换机的故障要尽可能减少影响保护的套数。

基于上述两点，总线型网络的可靠性不能满足过程层网络的要求，因为一台交换机故障有可能导致失去多串设备保护。

环形网络,其一有产生网络风暴的可能,其二环网中普遍采用快速生成树技术实现网络的冗余,其网络故障恢复的时间是秒级的,在此期间电网发生故障,将延缓电网切除时间,对电网极为不利。

2、智能变电站VLAN技术原理2.1争用冲突——以太网的性质所决定。

影响：用户数量增加导致通信“变慢”2.2网络广播——TCP/IP协议的性质所决定（如ARP通过广播从IP地址中解析MAC地址）影响：产生大量目标地址为广播地址的无用网络流量2.3解决方案使用路由器分割成小网——组网成本太高3、智能变电站交换机标准网络系统是连接站内各种智能电子设备（IED）的纽带，是数字化变电站自动化系统的命脉。

3.1在功能方面：(1) 支持QoS 服务质量和快速存储转发方式，以保证网络中重要的GOOSE报文得到实时传输；(2) 支持VLAN 实现网段隔离，保证重要数据实时、可靠传输并抑制网络广播风暴；(3) 支持冗余网络拓扑结构，以提高网络的可靠性；(4) 支持RSTP 快速生成树协议，提高网络故障时的收敛速度，避免网络环回和抑制网络广播风暴等。

3.2在电磁兼容方面：要求能在强电磁干扰、电击、雷击等环境下正常工作。

3.3在环境温度方面：满足宽温范围，能在极端恶劣的温度条件下可靠运行。

3.4在机械结构方面：满足特定的防尘、防潮、防水要求；具备良好的散热条件；能承受强振动、大冲击的外力等。

220kV智能变电站监控信息现场调试方法及问题探讨（国网山东省电力公司检修公司，济南250000）针对220kV智能变电站监控信息现场调试工作，以220kV仲连智能变电站监控系统现场调试为例，阐述了现场调试需具备的条件，探讨了调试需做的准备工作以及调试项目，提出了工程上可行的调试方案，并分析了调试过程中容易出现的问题及相应的处理方法。

标签：智能变电站;监控系统;监控信息;现场调试0 引言随着电网建设的推进，新投运智能变电站及改造智能变电站的数量越来越多，在智能变电站的投运过程中，监控系统的现场调试有着极为重要的地位。

智能站监控系统包括继电保护系统、计算机监控系统、远动通信系统、全站同步对时系统、站内网络系统、网络状态监测系统、电能量信息管理系统、一次设备在线检测系统、交直流一体化电源系统、智能辅助控制系统等子系统，各子系统的调试工作需要在系统内设备单体调试工作完成后进行，调试工作总体上分为设备单体调试、分系统联调两步，分系统联调又包括一体化监控系统功能调试和调度业务调试两部分。

1 仲连站网络结构及接入设备220kV仲连站站控层网络由220kV间隔层交换机、110kV间隔层交换机、35kV间隔层交换机与站控层中心交换机级联而成，按照二次安全防护要求通过防火墙分为Ⅰ区和Ⅱ区，采用星形双网设计，传输MMS报文、GOOSE报文和SNTP报文。

过程层网络为GOOSE和SV共网，220kV过程层网络为星形双网，110kV 过程层网络为星形单网。

35kV采用常规保测一体装置，接入站控层网络。

站控层设备包括监控系统主机、综合应用服务器、告警图形网关机、远动机、交直流一体化电源系统、智能辅助控制系统、一次设备在线监测系统。

间隔层设备包括保护装置、测控装置、故障录波装置、网络报文记录分析装置。

过程层设备包括220kV合并单元及智能终端，110kV智能终端及合并单元一体化装置、主变本体智能终端（含非电量保护功能）。

调度数据网设备有2套，每套设备有交换机、纵向加密及路由器各1台。

分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式智能变电站自动化系统是现代电力系统中的重要组成部分，它可以实现对变电站设备的远程监控、远程操作、数据采集、故障诊断和故障处理等功能。

在实际应用中，由于各种原因，智能变电站自动化系统在调试过程中可能会出现一些常见问题，影响系统的正常运行。

本文将分析智能变电站自动化系统调试中常见问题，并提出解决方式，以帮助工程师更好地解决问题，保障系统的正常运行。

一、通信问题通信问题是智能变电站自动化系统调试中常见的问题之一。

由于系统中存在多个终端设备，它们之间需要进行数据交换和通信，如果通信出现问题，将会影响系统的正常运行。

通信问题可能包括通信中断、通信超时、通信质量差等情况。

解决方式：1. 检查网络配置：检查各个终端设备的网络配置是否正确，包括IP 地址、子网掩码、网关等配置是否设置正确。

2. 检查通信线路：检查通信线路是否受到干扰、损坏或连接不良等情况，需要对通信线路进行全面的检查。

3. 使用网络诊断工具：使用网络诊断工具对通信问题进行诊断，可以通过ping命令、tracert命令等对网络进行测试和诊断，找出通信问题的具体原因。

二、数据采集问题智能变电站自动化系统需要对变电站设备的状态和数据进行采集，以便进行监控和控制。

数据采集问题可能包括数据不准确、数据丢失、数据采集频率不稳定等情况。

解决方式：1. 检查数据采集设备：检查数据采集设备是否正常工作，包括传感器、采集卡、数据采集软件等设备是否连接正确、配置正确。

2. 检查通信接口：检查数据采集设备与终端设备之间的通信接口是否正常，包括通信线路、通信协议等是否设置正确。

3. 对数据进行验证：对采集到的数据进行验证，比对现场实际情况和采集到的数据，找出数据采集异常的原因。

三、故障诊断问题智能变电站自动化系统可以实现对变电站设备的故障诊断，但有时候系统可能会出现故障诊断不准确、漏诊、误诊等问题。

解决方式：1. 定期检查设备状态：定期对变电站设备进行状态检查，包括设备运行参数、设备运行状态等，及时发现设备异常情况。

智能变电站测试内容及方法2014年11月16日内容出厂验收现场测试基本测试方法试验参数设置对基于DLT860标准的继电保护测试仪的技术要求 基于MMS的自动测试出厂验收集成商按配置要求，在工厂环境下完成软件开发和系统集成；搭建模拟测试环境，提供测试设备，并完成相关的技术资料编写；出厂试验达到合同及相关技术规范要求。

现场单体装置功能调试对所有二次设备（合并器、保护、测控装置、智能操作箱、交换机、二次回路等）进行功能和性能测试。

系统联调系统联调包括一次通流、加压、整组传动、网络通信性能以及站级监控系统和远动通信系统的调试。

1、出厂验收设备检查文件IEC61850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、测试同步性及采样精度、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对时精度测试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2、现场装置检测 合并器调试保护装置测试测控装置调试智能操作箱调试二次回路检查交换机检验合并器也叫合并单元，负责整合多个电子互感器采集的数据，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；合并单元通过网络传输信息，网络地址必须与配置文件一致。

因此，有必要对通讯地址，如MAC地址、APPID、SVID等进行检查；为保证通信可靠稳定，光纤端口的发送功率应有足够的裕度；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，实现对合并器告警功能的测试，如飞点测试等。

1 智能变电站对过程层网络的要求是什么？1）过程层SV 网络、过程层GOOSE 网络、站控层网络应完全独立配置；2）过程层SV 网络、过程层GOOSE 网络宜按电压等级分别组网。

变压器保护接入不同电压等级的过程层GOOSE 网时，应采用相互独立的数据接口控制器；3）继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A 网，第二套保护接入B 网；110kV 过程层网络宜按双网配置；4）任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4 个交换机；5）根据间隔数量合理配置过程层交换机，3/2 接线型式，交换机宜按串设置。

每台交换机的光纤接入数量不宜超过16 对，并配备适量的备用端口。

2 智能变电站对网络交换机的要求是什么？1）应采用工业级或以上等级产品；2）应使用无扇型，采用直流工作电源；3）应满足变电站电磁兼容的要求；4）支持端口速率限制和广播风暴限制；5）提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等。

3 220kV智能站的母线保护配置时的要求是什么1）母线保护按双重化进行配置。

2）各间隔合并单元、智能终端均采用双重化配置。

采用分布式母线保护方案时，各间隔合并单元、智能终端以点对点方式接入对应子单元。

3）母线保护与其他保护之间的联闭锁信号（失灵启动、母联（分段）断路器过流保护启动失灵、主变保护动作解除电压闭锁等）采用GOOSE 网络传输。

4 智能变电站对站控层相关设备的要求1）变电站监控系统应能分辨继电保护装置正常运行和检修信息，并在不同的窗口显示。

2）站控层设备应具备保护及录波信息收集、处理、控制、存储并按要求向调度端发送的能力。

3）站控层设备应支持对装置信息的优先级划分，信息分级原则可配置。

5 什么是缓存报告控制块（BRCB）？缓存报告控制块(BRCB)是按数据变化、品质变化、数据刷新引起的内部事件立即发送报告或存储事件到一定数据后传输，这样由于传输数据流控制约束或连接断开不会丢失数据值，BRCB提供SOE功能，BRCB一般用于遥信值传输。

智能变电站网络现场测试方法作者：汪文熙王素慧来源：《城市建设理论研究》2013年第36期摘要:结合220 kV首山智能变电站网络的现场调试情况，分别对站内网络、组网正确性验证及网络性能测试等几个方面进行介绍，并给出具体的测试方法或建议，为后续智能变电站网络现场测试提供参考。

关键词:智能变电站、网络测试、方法中图分类号：U665.12文献标识码： A智能变电站是智能电网的重要环节，它以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本特征，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。

与传统变电站相比，智能变电站网络系统在结构和功能上发生了较大变化，同时在重要性上也大幅上升。

从某种意义上讲，智能变电站的网络系统己上升为智能变电站的神经系统，其建设质量与性能直接决定了智能变电站的安全性、可靠性及实用性。

因此，如何有效地对智能变电站网络进行测试与评估成为亟需关注的课题。

结合220kV首山智能变电站项目，对智能变电站网络现场测试技术进行了探讨，总结出现场网络测试的方法及要点，并对现场测试技术提出了相关建议。

1、首山智能变电站概况1. 1变电站规模辽阳220 kV首山变电站始建于解放前，此次属于智能化改造。

工程规模为:变压器2x240 MVA，220 kV间隔10个，66kV（采用户外GIS）间隔21个，均为双母分段。

根据国家电网公司六统一原则要求，本站220kV及主变相关间隔的继电保护及录波装置采用双重化配置，66kV相关间隔为单套配置。

1. 2站内网络简介该站网络在结构上可以分为站控层网络和过程层网络。

站控层网络采用星型结构，实现站控层、间隔层间数据交互及通讯，过程层网络亦采用星型结构，主要完成间隔层、过程层间设备通讯及数据交互。

在具体实现上，站控层网络分为站控层A网、站控层B网；过程层网络分为220kV-SV-A 网、220kV-SV-B网、220kV-GOOSE-A网、220kV-GOOSE-B网、66kV-SV网、66kV-GOOSE 网，各网络之间相互独立。

智能变电站二次系统的通讯测试技术作者：许磊张向东贾楠王祥哲来源：《电子技术与软件工程》2016年第21期摘要智能变电站以其功能集成、互操作性、建设成本低、运行稳定安全等诸多优点引领了新一代变电站的发展潮流。

同时，它所带来的新技术和变革给变电站设备的检测维护带来了很多新的需求和变化。

本项目研究在大集控方式下的智能变电站全站通讯系统及二次设备测试技术，测试遵循IEC61850、DL/T860标准以及国家电网公司《IEC61850工程继电保护应用模型》。

【关键词】智能变电站通讯系统测试技术智能变电站全站通讯系统测试技术硏究：全站通信测试是对包括合并单元、智能终端、继电保护装置、测控装置、监控系统、保护信息子站、调度D5000主站（通用名称）、调度61850保护信息主站、远动装置、地区集控站等在内的全变电站设备进行综合性的通讯功能测试。

变电站通讯测试网络示意图如图1所示。

1 智能设备模型规范性检测IEC61850采用面向对象的建模技术，以SCL模型文件方式描述变电站配置及设备功能，模型文件描述了装置对外可视的数据（包括数据类型、数据语义等）和装置具备的功能（包括服务内容、参数和过程等）。

装置间通过交换模型文件就可以了解对方具备的功能以及提供数据的完整语义，不再像传统变电站那样关注点表和二次回路接线图，使设备之间的互操作成为可能。

在IEC61850-6中定义了变电站配置语言（SCL）及建模规范SCHEMA；并在IEC61850-7-3和IEC61850-7-4中定义了公共数据类CDC和兼容的逻辑节点LN，作为构建IEC61850模型（ICD/SCD/CID）的基础类型组件。

对于一个实际的模型，可能存在不规范或错误，不能正确的描述设备功能，引起设备运行不正常，或者互操作失败。

因此需要对模型静态合法性进行检测。

此外，装置在加载静态模型文件后，在设备内创建动态模型，若动态模型与静态模型不一致，仍会造成通讯不正常等问题，需要比较动静态模型是否一致。

智能变电站中励磁涌流制动功能的现场测试方法张亮峰1，郭茗菘2，欧阳帆1，陈宏1【摘要】提出了应用于智能变电站中主变保护励磁涌流制动功能的一种现场测试方法，介绍了测试系统的各装置功能及整体实施方案。

该测试方法运用电力系统数字仿真软件DDRTS作为测试系统主机，通过研究变压器励磁涌流产生的机理以及波形特征，在DDRTS中搭建了变压器仿真测试励磁涌流模型，将仿真数据实时同步传输给现场主变高中低三侧的采样合并单元，通过现场主变保护的动作情况与故障录波验证了该测试方法的可实施性。

【期刊名称】湖南电力【年(卷),期】2015(000)002【总页数】5【关键词】智能变电站；DDRTS；现场测试；主变保护；励磁涌流1 概述随着电力系统不断向大容量、高电压方向发展，需要继电保护装置能够可靠准确地识别和切除故障，以保证电力系统的稳定运行，因此，在智能变电站投运之前需要对继电保护装置进行测试。

目前，变压器的主保护主要是纵联差动保护〔1〕，通常变压器内部故障保护的差动电流都远大于制动电流而外部故障和正常运行差动电流很小，这样纵联差动保护能够很好的判别区外和区内故障。

但是当空投变压器时，变压器内部会产生励磁涌流现象，这就如同在变压器内部发生故障一样是从变压器纵联差动保护范围内部往外流出的电流，所以励磁电流将会成为差动电流，最大可达额定电流的6～8倍，造成保护的误动，需要对励磁涌流采取制动措施。

采用谐波测试仪对励磁涌流波形进行测量分析，发现绝大多数涌流中二次谐波分量与基波分量的百分比大于15%，有的甚至达50%以上；而且励磁涌流的波形存在不对称性〔2〕。

一般工程上采用的是检验励磁涌流二次、五次谐波和波形不对称的方式来闭锁保护。

所以在调试期间需要对主变保护装置的检二次、五次谐波和波形不对称的功能进行测试，以保证主变保护装置能够在发生励磁涌流时候正确闭锁保护。

目前智能变电站调试主要使用传统的继电保护测试仪，只能够通过输出二次谐波来对励磁涌流制动功能进行检测，无法模拟出变压器在发生励磁涌流时的波形，不能全面的对励磁涌流闭锁保护功能进行测试。