【实例详解】智能变电站智能终端动作时延测试
智能变电站测试内容及方法
检无压、频差、压差、相差、同期功能 解锁等测试；
测控装置现场检验项目
SOE分辨率及时间记 录精度测试
在智能操作箱的开入端施加2个间隔 1mS的开入，测试SOE分辨率； 测试仪在整秒输出开出信号，检查SOE 记录的时间精度；
光功率裕度测量
二次回路检测
虚端子信号检查
• 通过保护测试仪加量使智能设备发出 GOOSE开出报文，用报文记录分析仪接收 相应的GOOSE开出，以判断GOOSE虚端 子信号是否正确发送；
• 通过保护测试仪发送GOOSE信号，通过待 测智能设备的面板显示判断GOOSE虚端子 信号能否正确接收；
• 通过保护测试仪发送SV报文，通过待测智 能装置的面板显示判断SV虚端子能否正确 接收。
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。
整组传动试验
站级系统联调
通过测试仪加量模拟故障，检查GOOSE 跳闸网络跳闸的正确性，各断路器的动 作是否正确，至后台的信号是否正确。
保护装置现场检测项目
外观检查 工作电源
屏柜、接地、电缆和光缆连接 与常规二次设备相同
软件
程序版本、CRC检验码、MAC 地址、VLAN ID和APPID等
保护装置现场检测项目
告警功能
测试GOOSE通信告警、数 据异常告警、失电告警和 MU工作异常告警；
保护装置现场检测项目
检修状态测试 逻辑及定值检查
出厂验收的主要内容
(最新整理)智能变电站案例分析
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2021/7/26
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阅读报文后，可以得出事故经过：在合上101
开关后，#1主变第Ⅰ套差动保护动作跳开两侧
开关后，110kVⅠ母和#1主变失压，10kVⅠ母
线失压，400V交流Ⅰ段母线失压，#1、#2电容
器欠压动作跳闸。3000ms后10kV备自投动作，
合上600开关，10kVⅠ、Ⅱ电压恢复正常，
400V交流Ⅰ段母线欠压动作复归，#1UPS充电
现象：智能终端检修压板投入，则智能操作箱上“检 修”灯亮，综自后台也有相应线路智能终端检修压板投入 的报文。
2021/7/26
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案例1：建新264线路智能终端检修压板投入， 建新264线路发生区内故障。
若此时，建新264线路发生区内故障。那么保护的动 作行为会是如何了？
建新264线路发生区内故障，建新264线路保护正确动 作，由于智能终端与保护的检修不一致造成264开关无法 跳开，母差保护通过GOOSE组网接收到线路保护动作启动 失灵的信息，且失灵电流达到动作值，失灵保护动作，跳 开该段母线上其它开关。
2021/7/26
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案例3：运行主变电量保护SV间隔投入压板误退出
序号 1
告警时间 14:15:00.000
告警信息 101开关分位--分
2
14:15:00.000 101合位--合
3
14:15:00.005 #1主变保护（Ⅰ）套事故总信号动作
4
14:15:00.005 #1主变保护（Ⅰ）套比率差动动作
2021/7/26
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案例2:闽清261线路直跳GOOSE断链，闽清 261线路发生区内故障。
若此时，闽清261线路发生区内故障。那么保护的动 作行为会是如何了？
智能变电站合并单元(MU)产生延时基本原理及检测技术探讨
智能变电站合并单元（MU）产生延时基本原理及检测技术探讨一、传统变电站二次信号采集原理传统变电站的二次模拟量采集方式是，通过电缆将电磁式互感器的二次电压、电流直接连接至保护、测控等设备，这些设备通过内部模拟量采集电路直接同步采样转换为数字量，从而实现测量、保护等功能。
由于是对各相模拟量在内部进行直接、同步采样，且是对全部通道进行等间隔采样，故可确保各通道相位差恒定，相差极小，不影响各种测控功能的精度。
二、智能变电站二次信号采集方法及延时原理智能变电站的二次量接入由以前的模拟量接入改为经光纤的数字量接入。
智能变电站的二次电压、电流采集方式主要有以下几种：1.电子互感器+MU方式电子式互感器的采集器一般安装在户外，采集器内置采样电路直接将一次电压电流量转换为数字量，经光纤送入合并单元（MU）。
多相采集器的多路数字量信号送达MU，由MU将多路数字信号同步并合并组合成一组数字信号送到测控、保护设备。
由于需要CPU进行模数转换和数字处理和传输，必然产生延时。
此种方式的信号总传输延时时间为：传输延时= 采集器采样时间+ 采集器的数字信号输出延时+ MU接收延时+ MU处理延时+ MU报文输出延时2.传统电磁式互感器+MU方式传统的电磁式互感器的二次模拟量经电缆接入MU，MU多路同步采样后经光纤送至测控、保护设备。
此种方式的总传输延时时间为：传输延时= MU采样延时+ MU处理延时+ MU报文输出延时3.级联方式此种方式中，电磁式电压互感器的二次电压经电压MU转换成数字量送至下一级MU（如线路MU），后者对电磁式电流互感器的二次电流进行采样，并与电压MU过来的电压数字量进行同步，组合成一组数字量送入测控、保护设备。
这种方式的总传输延时时间为：传输延时= 上一级MU延时+ 同步处理延时+ 报文输出延时三、智能变电站二次信号同步方法1、相位误差产生的基本原理由于在信号传输各环节均存在延时，而且由于不同信号所经历的传输环节可能不同，因而各不同信号到达最终的测控、保护装置时延时可能会不相同，该不同表现的即是产生各相之间错误的相位差（见下图）。
智能变电站原理及测试技术
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。
2.6.1福建电网智能变电站智能终端检验报告(新安装检验)
智能变电站智能终端新安装检验报告变电站名：设备名称：工作负责人：工作班成员：公司检修日期年月日至年月日1.装置型号及参数序号项目主要技术参数1 装置型号2 所属屏柜3 直流工作电源4 额定频率5 生产厂家6 出厂序列号及出厂日期7 GOOSE接口类型ST（）、LC（）、SC（）8 对时方式B码（）、秒对时（）、分对时（）、1588（）2.二次回路检查序号项目检查结果1 检查二次电缆标识以及电缆芯的标示正确性，并与设计图纸相符2 对回路中所有部件进行观察、清扫与必要的检修及调整。
所述部件为：与装置有关的操作把手、按钮、插头、打印机及这些部件中端子排、电缆、空开（或熔断器）等3 检查屏柜内无螺丝松动，无机械损伤，无烧伤现象，小开关、按钮应良好，检修硬压板接触应良好4 检查屏柜内的电缆应排列整齐，无交叉现象，且固定牢固，端子排未受到机械应力，标识正确齐全5 核对自动空气小开关（或熔断器）的额定电流与设计相符或与所接入的负荷相适应，并满足上下级之间级配要求6 智能控制柜上的连片（压板）应有双重标示应与设计图纸、运行规程相符，连片安装符合反措要求7 检验直流回路确实没有寄生回路存在。
检验时应根据回路设计的具体情况，用分别断开回路的一些可能在运行中断开的设备及使回路中某些触点闭合的方法来检验8 核查装置接地线以及就地汇控柜接地铜排，应与接地网连接可靠正确。
9 跳纤呈现自然弯曲（弯曲半径大于3cm），不存在弯折、窝折的现象，绑扎带不能过紧，不应承受任何外重，尾纤表皮应完好无损。
10 检查光纤是否连接正确、牢固11 检查光纤及光纤配线架标识是否正确，并与设计图纸相符12 检查有无光纤损坏13 检查光纤接头是否完全旋进或插牢，无虚接，光纤头部分不应裸露14 尾纤接头应干净无异物15 备用光纤端口应使用防尘帽盖好3.装置外部检查序号项目检查结果1 装置固定良好，无明显变形及损坏现象，各部件安装端正牢固2 切换开关、按钮、键盘等应操作灵活、手感良好，保护装置液晶显示对比度合理3 检查装置外部是否清洁无积尘，各部件应清洁良好4 各插件插、拔灵活，各插件和插座之间定位良好，插入深度合适5 各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确，芯片放置位置正确6 插件印刷电路板是否有损伤或变形，连线是否良好7 各插件上变换器、继电器应固定良好，没有松动4.跳合闸保持电流设定检查（仅断路器智能终端）序号项目跳合闸电流额定值（A）检查结果1 插件的合闸保持电流整定为（）A2 插件的跳闸保持电流整定为（）A3 合闸回路电阻（）Ω4 分闸回路电阻（）Ω技术要求由于在配分流电阻时已考虑了2倍的动作裕度，因此整定电流值时，只要按断路器实际跳合闸电流整定5.装置二次回路绝缘检查序号项目绝缘电阻（MΩ）1 直流电源回路端子对地2 直流信号回路端子对地3 跳、合闸回路各接点之间结论要求①各回路（除信号回路）对地绝缘电阻应大于10MΩ；②信号回路对地绝缘电阻应大于1MΩ；③所有回路对地绝缘电阻应大于1MΩ；④采用1000V兆欧表；⑤对于弱电源的信号回路，宜用500V 兆欧表6.电缆二次回路绝缘检查序号项目绝缘电阻（MΩ）1 直流电源回路端子对地2 直流控制回路I端子对地3 直流控制回路II端子对地4 直流信号回路端子对地5 直流各回路端子之间6 跳、合闸回路各接点之间结论要求①各回路（除信号回路）对地绝缘电阻应大于10MΩ；②信号回路对地绝缘电阻应大于1MΩ；③所有回路对地绝缘电阻应大于1MΩ；④采用1000V兆欧表；⑤对于弱电源的信号回路，宜用500V 兆欧表7.装置逆变电源检验序号项目检查结果1 直流电源缓慢升至80%Ue，装置自启动正常，无异常信号2 80%Ue拉合直流电源，装置无异常信号8.装置上电检查8.1 通电自检序号项目检查结果1 装置通电后，装置运行灯亮，无异常告警信号8.2 软件版本检查序号项目版本号检验码形成日期12345 核查装置版本与省调发布的版本一致（）备注软件版本应按照现场装置的实际显示项目填写；8.3 时钟整定及对时功能检查序号项目检查结果1 时钟时间能进行正常修改和设定2 时钟整定好后，通过断、合逆变电源的方法，检验在直流失电1分钟后，走时仍准确3 对时功能检查4 时钟同步状态指示正确9.光功率检查序号间隔/光口链路类型对侧发送功率（dBm）本侧接收功率（dBm）衰耗计算值（dB）灵敏启动功率（dBm）本侧发送功率（dBm）1GOOSE 2GOOSE 3GOOSE 4GOOSE 5波长（nm）6结论备注①1310nm和850nm光纤回路（包括光纤熔接盒）的衰耗不应大于3dB；②光波长1310nm光纤：光纤发送功率：-20dBm～-14dBm，光接收灵敏度：-31dBm～-14dBm；光波长850nm光纤：光纤发送功率：-19dBm～-10dBm，光接收灵敏度：-24dBm～-10dBm；③对侧发送功率和灵敏启动功率使用新安装的测试数据；④本项目应结合“断链信息检查”一并实施，“光功率检查”同时作为“断链信息、逻辑检查”后光纤通信正常的确认手段，恢复时应检查光纤接头是否清洁，若被污染应进行相应处理后，方可接入装置，并核查关联告警信号已复归10.直流量检验所加直流测控装置显示值综自后台显示值W W计算W W计算4mA/1V8mA/2V12mA/3V16mA/4V20mA/5V最大基本误差（%）实际温、湿度值检查综自显示当前温度值为：；环境实际温度值为：综自显示当前湿度值为：；环境实际湿度值为：结论备注最大基本误差为各测点基本误差的最大值；最大基本误差绝对值应小于0.2% 11.装置开关量检验11.1 GOOSE开入序号对侧装置虚端子定义端口编号装置检查结果1备注应根据现场实际配置，填写“接口编号”，应检查所有GOOSE开入量11.2 GOOSE开出序号对侧装置虚端子定义端口编号装置检查结果接收装置检查结果1备注①应根据现场实际配置，检查所有GOOSE开出量。
智能变电站保护动作时间延时特性分析
2018年8月(5)无缝拼接技术(SJT );(6)投影拼接墙操作由控制计算机通过RS232串口控制,完成投影机各项功能的调整;(7)数字三基色调整电路技术。
4.2系统性能系统平台Digicom 3000plus 系列多屏处理器是基于Win ⁃dows XP 多处理器系统架构的专用计算机系统。
操作系统与窗口管理操作系统基于Windows XP 操作平台,支持UNIX 和MS Windows2000/XP 计算机的网络显示和控制功能,支持TCP/IP 、X-Windows 等协议,完全兼容X11R5、X11R6协议,可以非常容易地加入用户的UNIX 网络环境中。
网络通道提供2路独立的网络,支持10M/100/1000M 快速以太网络适配器,用户可以同时连接多个不同的网络,访问管理不同的子网,实现各路网络集中管理的优势,RJ-45接口。
图形输出通道Digicom 3000plus+系列多屏处理器单机箱支持2-256路图形通道输出。
接口类型:HD15。
系统易用性通过独家的显示墙应用管理系统,可以方便地设定各种显示模式,快速地切换整墙模式,包括信号的分配定义、应用程序的类型和显示内容。
5使用情况此技术于2010年开始投入使用,共完成省公司省备调切换演习2次,为公司领导及外界领导参观演示30余次,经过不断的完善,完全达到了实用的水平。
技术使用成功率达到了100%。
调度值班员在大屏幕及LED 上进行地区调度系统监视的同时,可以随时听从省公司上级领导的指令切换到省备调系统应对一些突发情况。
技术人员本着快捷、方便、简易、实用的原则对技术精益求精,特别是两次省公司省备调切换演习上发挥了重要作用,深受省公司领导的一致高度好评。
该项目获得了辽宁省公司科技进步新技术应用三等奖。
参考文献[1]智能变电站状态监测技术及应用.[2]智能变电站建设技术.收稿日期：2018-7-4智能变电站保护动作时间延时特性分析魏庆科（国网安徽省电力有限公司肥东县供电公司，安徽肥东231000）【摘要】随着科技的发展，数字化技术也更多地应用到了电力系统，但是智能变电站中的数字化保护也影响了电力系统故障的迅速排除，主要原因是合并单元、智能终端等智能设备增加了保护的动作时间。
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
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
在额定频率下的电流误差、相位误差（角差）
准确
电流误差（±%）
级 在下列额定电流（%）时
1 5 20 100 120
0.1 — 0.4 0.2 0.1 0.1
0.2S 0.75 0.35 0.2 0.2 0.2 0.2 — 0.75 0.35 0.2 0.2
光波长 1310 nm 光接口应满足光发送功率：-20 dBm～-14 dBm；
光波长 850 nm光接口应满足光发送功率：-19 dBm～-10 dBm
光接收功率
二次回路检测
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。
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
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
智能变电站二次设备的测试方法
智能电网通信网中数据传输时延问题的研究
智能电网通信网中数据传输时延问题的研究摘要：智能电网通信网是实现未来智能电网的基础支撑。
在智能电网通信网中，其数据分为硬实时，准实时，非实时等多种类型，对应的传输时延要求也从几毫秒到几秒不等。
解决数据传输时延难题是建设智能电网通信网的关键所在，也是保证未来智能电网通信网可靠、安全、高效、智能的核心基础。
关键字：智能电网；通信网；数据传输时延一、电力通信网电力通信网作为电力系统的重要组成部分之一，是调度自动化、运营市场化和管理信息化的基石，也是保障电网安全和实现管理智能化、现代化的重要基础设施，其承载的业务包含语音、数据、继保、远动、电力监控等多个领域。
与公网相比，电力通信网具有较高的可靠性和灵活性，电力与通信融合的先进技术使得电力通信网可以传输更多信息、传输信息的种类也更加繁杂，同时在信息传输过程中还具有较强的时效性，这使得电力通信网具有较为广泛的应用。
电力通信网由骨干通信网、终端通信接入网组成。
骨干通信网根据功能分为传输网、业务网与支撑网。
其中传输网是电力通信网的基础设施，由传输介质与传输设备构成，目前分为省际、省级、和地市三部分骨干传输网。
业务网承载于传输网，为不同业务需求和应用而建立，包含数据通信网、调度交换网、行政交换网和电视电话会议系统等。
支撑网是支撑电力通信网运行的网络，主包括No．7信令网、数字同步网和网络管理信息网。
而终端通信接入网是骨干网络到信息终端之间的网络，分为10kV通信接入网和0.4kV通信接入网，前者承载配电自动化、电能质量监测、分布式电源等业务，后者承载用电信息采集、电力需求侧管理、负荷监控等业务【1】。
二、智能电网通信网中数据的特点相较于一般的数据业务，智能电网通信网中的数据业务有4个特点。
1、时延要求范围从8ms到5s不等：时延跨度大，且时延敏感数据对实时性要求比传统的数据对时延要求更高。
传统的时延敏感数据类型如VoIP要求为50ms，而智能电网通信网中第一类数据时延要求为8ms。
智能变电站采用交换机延时可测技术探讨分析
运营维护技术ＤＯＩ：１０．１９３９９／ｊ．ｃｎｋｉ．ｔｐｔ．２０２３．０１．０６４智能变电站采用交换机延时可测技术探讨分析钟华（广东电网有限责任公司广州供电局，广东广州510200）摘要：从2009年数字化变电站建设开始，国家电网公司数字化采样技术经历了网络采样试点到点对点直接采样的发展过程，而南方电网公司普遍采用数字化采样网络采集模式。
结合数字化变电站实际运维效果，点对点直接采样背离了IEC 61850标准的初衷，给数据网络化带来了难度。
网络采样可以很好地解决数据共享问题，实现数据互联、互通，优化网络结构，但其最大的问题在于时钟同步系统故障后会导致数字化变电站内的某些保护误动或拒动，风险较高。
基于此，在某220 kV智能变电站采用数字化采样网络采集模式时，将交换机延时可测技术用于20 kV母差保护，分析时钟同步系统故障对20 kV母差保护造成的影响。
关键词：延时可测；采样网络；直接采样；IEC 61850-9-2Discussion and Analysis of Switch Delay Measurable Technology in Intelligent SubstationZHONG Hua(Guangzhou Power Supply Bureau of Guangdong Power Grid Co., Ltd., Guangzhou 510200, China) Abstract: Since the construction of digital substation in 2009, the digital sampling technology of State Grid Corporation has experienced the development process from network sampling pilot to point-to-point direct sampling, while China Southern Power Grid Corporation generally adopts digital sampling network acquisition mode. Combined with the actual operation and maintenance effect of digital substation, point-to-point direct sampling deviates from the original intention of IEC 61850 standard, which brings difficulties to data networking. Network sampling can well solve the problem of data sharing, realize data interconnection and intercommunication, and optimize the network structure. However, the biggest problem is that the failure of clock synchronization system will lead to some protection misoperation or rejection in digital substation, which leads to high risk. Based on this, when a 220kV intelligent substation adopts digital sampling network acquisition mode, the switch delay measurement technology is applied to20 kV bus differential protection, and the influence of clock synchronization system failure on 20 kV bus differentialprotection is analyzed.Keywords: time delay is measurable; sampling network; direct sampling; IEC 61850-9-20 引 言随着国内智能变电站的推广，时钟同步系统的重要性也随之提升。
智能变电站实验报告
智能变电站技术课程实验报告姓名：学号：组号：指导老师：日期：一、数据记录：实验一110KV智能变电站保护功能测试实验1.1 线路保护测试零序方向过流1段保护测试系统参数试验变压器容量：95.46MV A高压侧电压等级：110KV 低压侧电压等级：10KV高压侧CT、PT变比：电流: 500A:5A 电压: 110KV:100V低压侧CT、PT变比：电流: 500A:5A 电压: 10KV:100V分别在高压侧、低压侧各相输入二次电流，记录保护装置菜单中显示的电流值：差动速断差动速断定值：_4 Ie_(2000 A)复合电压（方向）过流保护高压侧过流保护定值：100A高压侧过流时限1时间：700ms高压侧过流时限2时间：900ms高压侧过流时限3时间：1000ms低压侧过流保护定值：1500A低压侧过流时限1时间：500ms低压侧过流时限2时间：1000ms低压侧过流时限3时间：1500ms高压侧零序过流保护零序1段定值：300A ；零序1段时限1：100ms ；零序1段时限2：500ms ；零序1段时限3：1000ms ；零序2段定值：100A ；零序2段时限1：500ms ；零序2段时限2：1000ms ；零序2段时限3：1500ms 。
实验二变电站综合自动化监控系统通信实验2.1 传统变电站1）“出线”遥测量（138）报文2.2 智能变电站IEC 61850报文1）Goose报文记录线路的goose报文（7个通道）2）MMS报文心跳报文：confirmed改变值记录：unconfirmed线路的MMS报文：（参考SCD配置文件）二、实验分析总结与体会：（根据实验数据进行分析总结，并写出自己在实验中学。
智能化变电站网络传输延时分析
估 算公 式 为 ：ｏＮ Ｌ＝ Ｌ×Ｌ 一。其 中 ：Ｑ 队列 的平 均 是
延 时 ； Ｌ 网络 负 载 ） Ｎ（ 是相 对 于 网络 满 负 载时 的百分 比； 一是 最大 长 度 数据 帧 （ ５ ８ 汀 １ １ 字节 ） 的存储 转 发
一
换 机工 作 时 ， 将 收到 的数据 存储 在 内存 中 ， 先 直到 一
帧完整 的报 文被 接 收完 成 。交换机 随后将 数据 帧 从
相应 的端 口发送 出去 。这个 延 时与 被发送 数 据 帧 的 长度 成正 比 ，与 端 口的速率 成 反 比 ， Ｆ ／ Ｒ。其 Ｌ ｝ ＳＢ ＝ 中 ： 是 存 储 转 发 延 时 ； Ｓ 以 位 （ｉ 为 单 位 的帧 Ｆ是 ｂｔ ） 长度 ； Ｒ 以位／ （ｉｓ 为单 位 的 端 口速 率 。对 于 Ｂ 是 秒 ｂｆ ） 最长 的 以太 网 帧 （ ５ ８ １ １ 字节 ） 以 １ ０Ｍｂ ｓ 率 转 发 ， ０ ｐ速 时 的存 储 转 发延 时 为 １ １Ｆ ， ２ ｓ而最 短 的以太 网 帧 （４ ６ 字节 ） 通过千 兆端 口转发 的延 时仅 为０５ ｓ ． 。
出来 。
对 于小 规模 的局 域 网 ．例 如变 电站 内部 的以太 网 （ 围一 般 不会 超 过 ２ｋ ，相 对 于其 他 延 时 因 范 ｍ） 素， 线路 延 时完全 可 以忽 略不 计 。
１４ 队 列延时 （ ｏ ． Ｌ）
１ 网 络传 输 延 时 的 类 型
１１ 存 储转 发 延 时（ ） ． 以太 网交换 机 的基本 工作 原理 是存 储 转发 。交
执行 以上 功 能 的逻辑 时产 生 。 以罗杰 康 交换机 为 例 ，
智能终端GOOSE时标的精确测试方法
智能终端GOOSE时标的精确测试方法王晓斐;韩廷建;张思琪;张硕【摘要】介绍了一种精确测试GOOSE时标的方法,利用数字式继电保护测试仪的快速开关量输出搭建了时间测试回路,并采用GPS主时钟来给数字式继电保护测试仪和被测智能终端对时,使用示波器对时间测试回路发出的被测智能终端接收的测试信号和主时钟的秒脉冲信号进行比对,然后通过截获被测智能终端发出的报文来检测GOOSE的时标准确度.现场的应用验证了该方法的正确性.【期刊名称】《华北电力技术》【年(卷),期】2014(000)009【总页数】4页(P5-8)【关键词】GOOSE时标;快速开关量输出;时间测试回路【作者】王晓斐;韩廷建;张思琪;张硕【作者单位】华北电力科学研究院有限责任公司,北京100045;华北电力科学研究院有限责任公司,北京100045;华北电力科学研究院有限责任公司,北京100045;华北电力科学研究院有限责任公司,北京100045【正文语种】中文【中图分类】TM730 引言随着智能电网技术的兴起，变电站数字化、智能化的发展对于通信的要求逐渐提高，特别是对于信息传输的实时性来说，原有的TCP/IP协议已经不能满足需求，所以出现了基于IEC 61850标准的实时通信协议GOOSE报文。
GOOSE是IEC 61850标准中用于满足变电站自动化系统快速报文需求，尤其是保护跳闸、开关变位信息传输而提出的一种快速报文机制［1］。
智能终端作为智能变电站过程层设备，主要负责传输与跳闸信号以及开关刀闸位置等信息有关的GOOSE报文，GOOSE时标是根据IEC 61850标准，在GOOSE报文中开关刀闸等双点位置后的时间标记，用于标示变位时刻，因此GOOSE时标会影响到保护装置跳闸和重合闸的时间以及装置各种保护之间的配合。
所以对于时标的准确性要进行测试使之满足预先设定的要求，从而来避免实际时间与整定时间不符而造成的保护装置拒动或者误动。
目前，对GOOSE时标的准确性尚无成熟的验证方法，本文在参考现有时钟同步测试方法的基础上，对比现有的GOOSE时标测试方案提出了一种可以精确测试GOOSE时标准确性的方法，即使用GPS主时钟给数字式继电保护测试仪和被测智能终端对时，使用数字式继电保护测试仪的快速开关量输出搭建电路，在整秒时输出信号，使用示波器对时间测试回路发出的被测智能终端接收的测试信号和主时钟的秒脉冲信号进行比对，用来消除掉数字式继电保护测试仪快速开关量输出存在的延时，以得到较为精确的被测智能终端开关量输入的时间，然后截获被测智能终端发出的报文并检测其中的时标准确度，最后通过现场试验进行了验证，其结果证明了该方法的可行性。
智能变电站中点对点传输采样值延迟及延迟校验方案
XU Min1, BAO You-li1, LI Bao-wei2, YANG Sheng-ping2, HAO Hui-zhen2 (1. Wuxi Power Supply Company, Wuxi 214000, China; 2. XJ Electric Co., Ltd, Xuchang, 461000, China)
基金项目：江苏省电力公司科技项目（J2011029）
点对点传输采样值时，合并单元应输出电子式互感 器整体的采样响应延迟[2]。目前用于电子式互感器 校验设备仅可校验其输出采样值的精度，而不能对 点对点传输采样值的额定延迟进行校验及测量[3-6]。 本文分析点对点传输采样值时采样延迟的组成部分 及其对保护功能的影响，同时也对比分析了采用模 拟量采样值（Sampled Value，SV）和一种通用变电 站 状 态 事 件 （ Generic Object Oriented Substation Event，GOOSE）传输采样值的延迟特性，在此基 础上进一步提出了一种点对点传输采样值额定延迟 的校验方法。
第 40 卷 第 17 期 2012 年 9 月 1 日
电力系统保护与控制
Power System Protection and Control
40 No.17 Sep. 1, 2012
智能变电站中点对点传输采样值延迟及延迟校验方案
徐 敏 1，鲍有理 1，李宝伟 2，杨生苹 2，郝慧贞 2
（1.无锡供电公司，江苏 无锡 214000；2.许继电气股份有限公司，河南 许昌 461000）
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测试对象：南瑞继保PCS-221B-I智能终端
测试仪器：继保之星-6000C 光数字继电保护测试仪
智能终端是智能变电站中将保护跳闸信号传输给断路器开关的中间设备，接收保护装置光纤跳闸信号转换为硬接点开出动作信号传输给断路器，此过程转换的时间差将影响继电保护的速动性。
本文介绍使用继保之星-6000C 检查智能终端收到保护跳闸命令后到开出硬接点的时间，智能终端应满足收到保护跳合闸命令后到开出硬接点的时间≤7ms。
1、智能终端试验接线
GOOSE接线：将继保之星-6000C 的IEC61850接口1接入到智能终端的GOOSE直跳口。
△GOOSE光纤接线
开入接点接线：继保之星-6000C 公共端接入跳闸及合闸出口公共端，开入端接入智能终端出口压板下端。
△ 开入接点接线
2、试验配置
通过继保之星-6000C 状态试验界面操作，完成智能终端的开入时间测试。
1）进入状态序列试验界面，点击工具栏“61850”按键，进入配置试验界面。
△ 61850参数设置
2）输出配置。
点击上图GOOSE设置，然后点击右上角“读取模型文件”导入SCD文件。
△ 导入SCD文件
图中右侧为智能终端装置信息图，点击IED对应序号叠加符号。
“GOOSE”表示该IED发送的GOOSE信息，点击右侧列表显示对应信息；“Ref：GSE”表示该IED接收的GOOSE信息，点击右侧列表显示对应信息。
此处需配置“Ref：GSE”。
3）导入保护跳智能终端控制块。
△GOOSE配置
配置时需注意以下三点：①继保之星-6000C 模拟保护发GOOSE至智能终端，此类型应为发布；②通道选择为光纤1口；③跳闸信号为通道1映射为开出1。
3、试验方法
使用继保之星-6000C 发送跳闸GOOSE至智能终端，智能终端的跳闸开出硬接点接至继保之星-6000C 的开入量，测量其发出GOOSE报文与硬接点开入的时间差，即为智能终端的跳闸时间。
1）进入“状态序列”软件主界面，设置两个状态，状态一设置：开出
1“分”，按键触发；状态二设置：开出1“合”，开关量触发。
△ 状态一设置
△ 状态二设置
2）完成以上设置后即可在工具栏中点击“▶”或按下键盘“run”键进行试验，然后按“▶▶”或“Tab”键触发第一个状态，观察智能终端装置跳闸灯点亮，继保之星-6000C 开入A会在状态二的动作时间上记录智能终端的跳闸时间，且动作时间应满足≤7ms的要求。
3）以此类推，测试出其他跳闸接点及合闸接点动作时间。