送样检测标准-智能录波器-动模.pdf

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1、12Q/CSG1203040-201734序号 试验项目 试验子项目 标准条款（技术要求）标准名称 标准章节号 产品类型 测试方法或步骤 项目类别 评价方法或要求 单项分值测试结果（记录）评价结果备注采集单元应有足够的启动元件，并在系统发生故障时可靠启动。采集单元应具有记录动作序号的功能。采集单元启动录波后应能提供简要的故障信息报告，包括：故障元件、故障类型、故障时刻、故障电流、启动量和故障测距结果，报告格式可参考Q/CSG 1203040-2017中附录A。故障录波启动性能要求应满足Q/CSG 1203040-2017中南方电网智能录波器技术规范6.3.6.2 采集单元采集单元可根据预设定值

2、条件，按间隔生成分通道录波文件。录波文件和分通道文件按DL/T 553-2013要求执行。南方电网智能录波器技术规范6.3.6.15 采集单元故障录波装置应有足够的起动元件，装置应在系统发生故障或振荡时可靠起动并开始录波，在故障消除或系统振荡平息后，再经预先整定的时间停止记录。装置的数据记录时间、记录方式及采样速率应满足DL/T 55394 第7 章的要求。Q/CSG 1203040-2017故障录波器及行波测距装置技术规范4.2.2.3 采集单元装置的暂态记录功能应满足以下要求：a)采样频率：应不小于10000Hz或不低于MU标称采样率；b)应有足够的存储容量能够满足多次记录的要求，存储介质

3、应为失电保持的静态存储器。各路采集量同时工作时，完整的数据记录的次数不小于2500次；c)异常报文事件记录：10000条；d)异常报文记录：5000条；南方电网智能录波器技术规范7.2.2.7.1 采集单元1）模拟系统中发生各种故障和扰动启动暂态录波次数超过2500次，检查采集单元是否至少完整记录最近的2500次故障和扰动波形;2）在动模测试过程中，模拟Goose报文出现附录R中出现的各种异常，次数超过10000次，检查采集单元是否至少完整记录最近的10000次异常报文事件和5000次异常报文记录；关键项智能录波器应能完成线路和主变压器各侧断路器、隔离开关及继电保护的开关量和模拟量的采集和记录

4、、故障启动判别、信号转换等功能。3/2接线方式下，智能录波器具有信号合并能力，可将边、中开关电流合成线路电流。南方电网智能录波器技术规范6.1.1 采集单元将模拟系统中各条线路和主变各侧断路器、隔离开关及继电保护的开关量接入采集单元，其中至少一条线路为3/2接线方式，模拟各间隔发生故障，检查采集单元的故障信息报告是否正确反映故障情况。关键项稳态记录功能检查装置的稳态录波功能应满足如下要求：a)采样率不低于2000Hz；b)记录时间不少于7天。南方电网智能录波器技术规范7.2.2.7.3 采集单元装置连续上电测试7天，查看装置记录的稳态录波文件是否完整记录7天内的所有数据。关键项故障录波器及行波

5、测距装置技术规范1 录波功能检验5、智能录波器采集单元应接入主接线图中蓝色方框内的所有模拟量信号（AC1A电流37个通道（123+1），AC100V电压18个通道（63），宜能接入模拟系统中所有模拟量信号（AC1A电流59个通道（193+2），AC100V电压33个通道（113）。2、项目设置及类别定级录波记录方式检查模拟系统中发生各种故障和扰动，当故障或扰动量达到录波启动要求时，查看采集单元的暂态录波文件和故障信息报告。关键项（除故障信息报告）故障信息报告每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.54、在试验过程中将充分考核各级失灵保护的配合关系，在考核故障录波器装置的同时对

6、上系统的所有节点进行录波监视。智能录波器送样检测标准动态模拟试验本部分依据的南方电网企业标准南方电网继电保护通用技术规范南方电网智能变电站二次系统通用设计规范南方电网智能录波器技术规范1、动模系统试验主接线图系统试验主接线试验说明：1、本次试验将接入220kV、500kV所有保护类型的装置进行动模系统配合试验。2、本次试验组网方案按500kV变电站典型组网方案进行组网。3、本次试验装置类型包含500kV线路、变压器和母线，220kV线路、变压器和母线，智能录波器等装置。220kV变压器保护Load*35kV*S3N 500kVM 500kV*S2K6BRK4K3 K2 K4TA2 BRK2K7

7、 K8TV1*TV2K5N 220kVM 220kVK1TA1Line2Line1BRK3BRK1G1G3S1110kVLoad35kV*220kV母线保护 500kV变压器保护 500kV母线保护 500kV线路保护*220kV线路保护保护装置、采集单元应能对以下录波性质对文件进行标记：1)保护装置：故障录波（“F”）、检修录波（“M”）、启动录波（“S”）；2)采集单元：故障录波（“F”）、手动录波（“H”）、启动录波（“S”）；南方电网智能录波器技术规范6.1.8.1 a)采集单元模拟系统中发生各种故障和扰动，并在就地和远方手动启动录波，检查采集单元暂态录波文件名中的录波性质标记。关键项

8、管理单元召唤录波文件的优先级为：保护装置故障录波（“F”）采集单元故障录波（“F”）保护装置检修录波（“M”）采集单元手动录波（“H”）保护装置启动录波（“S”）采集单元启动录波（“S”）。南方电网智能录波器技术规范6.1.8.1 b)管理单元退出管理单元自动召唤录波功能，部分保护装置置检修，其他保护装置不检修的情况下，模拟系统中连续发生各种故障和扰动，并在就地和远方手动启动录波，然后同时召唤期间内所有录波，检查管理单元是否按标准要求的优先级顺序召唤录波。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5管理单元自动召唤功能应满足以下要求：a)保护装置新生成保护装置故障录波文件

9、（“F”）时，管理单元应自动召唤；b)管理单元应具备自动召唤采集单元故障录波（“F”）、保护装置检修录波（“M”）、保护装置启动录波（“S”）功能，该功能可投退，当投入时自动召唤，优先级：采集单元故障录波（“F”）保护装置检修录波（“M”）保护装置启动录波（“S”）；c)管理单元自动召唤上述录波后，应在管理单元本地存储；南方电网智能录波器技术规范6.1.8.2 管理单元投入管理单元自动召唤录波功能，部分保护装置置检修，其他保护装置不检修的情况下，模拟系统中连续发生各种故障和扰动，并在就地和远方手动启动录波，检查管理单元是否按标准要求的优先级顺序自动召唤录波，并检查录波文件是否在管理单元本地存储

10、。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5管理单元召唤源选择功能应满足以下要求：a）管理单元应支持主站下发命令中的召唤源选择，即可以选择从管理单元召唤对应文件列表（文件）或通过管理单元从装置或采集单元召唤对应文件列表（文件）；b）对召唤服务的扩展遵循Q/CSG 1204014-2016第7.7.3节的要求；c）对于直接从装置或采集单元召唤的文件，如在管理单元本地已有保存，则不应覆盖本地保存的文件，直接上送主站；如在管理单元本地没有，召唤后应在管理单元本地存储，并上送主站。南方电网智能录波器技术规范6.1.8.3 管理单元通过主站（或仿真客户端）向管理单元发出召唤文件列

11、表和文件命令，召唤命令包括：从管理单元召唤文件；从采集单元召唤管理单元已有文件；从采集单元召唤管理单元未有文件；从保护装置召唤管理单元已有文件；从保护装置召唤管理单元未有文件。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.52事件记录功能检查应具有事件记录功能，应以时间顺序记录的方式记录正常运行的操作信息，如装置动作元件、定值修改、装置复位、装置告警、装置异常等，事件记录时间分辨率不大于1ms。南方电网智能录波器技术规范6.2.4.2 管理单元模拟系统中发生各种故障和扰动，检查管理单元是否按时间顺序记录的方式记录正常运行的操作信息。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，

12、累计最高扣5分。0.5二次虚回路在线监视功能检查（信息显示）a)应以图形方式完整展示变电站内所有二次虚回路的构成、逻辑和状态；b)应用箭头明确显示虚端子的发布和订阅方向；c)应支持以选定的保护设备为中心，显示该设备发布和订阅的虚端子连接情况，宜显示模拟量信息，二次虚回路图形化展示方式参见附录A图A.2；d)二次虚回路的连接可视化中装置命名可在IED名称与调度命名间灵活切换，IED名称与调度命名映射文件定义参见附录D；e)二次虚回路的可视化宜包含采样回路、跳闸回路、合闸回路、失灵启动回路、联闭锁回路、相应软压板状态及回路功能描述等；i)应按照层级关系对智能变电站全站虚回路进行展示，包括各间隔、各

13、IED设备；l)基于采集过程层数据信息，应能实时显示二次虚回路的开关量，宜支持显示模拟量数值。南方电网智能录波器技术规范6.2.2.1 管理单元检查装置二次虚回路在线监视界面，检查是否满足以下要求：a)图形化完整展示变电站内所有二次虚回路的构成、逻辑和状态；b)以箭头明确显示虚端子的发布和订阅方向；c)以选定的保护设备为中心，显示该设备发布和订阅的虚端子连接情况，展示方式参见附录A图A.2；d)二次虚回路的连接可视化中装置命名可在IED名称与调度命名间灵活切换，检查生成的IED名称与调度命名映射文件格式是否符合附录D的要求；e)记录界面中是否包含采样回路、跳闸回路、合闸回路、失灵启动回路、联闭

14、锁回路、相应软压板状态及回路功能描述等；i)应按照层级关系对智能变电站全站虚回路进行展示，包括各间隔、各IED设备；l)基于采集过程层数据信息，应能实时显示二次虚回路的开关量，宜支持显示模拟量数值。一般项每发现一项与标准要求不符，按项扣0.5分，累计最高扣5分。0.5二次虚回路在线监视功能检查（状态判断）f)二次虚回路的状态由二次虚回路的通信链路状态、二次虚回路的关联软压板工况和二次虚回路网络报文状态等几部分综合判断形成；j)应能实现二次虚回路状态的在线监视，并能通过不同方式表示二次虚回路不同的状态；南方电网智能录波器技术规范6.2.2.1 管理单元分别模拟二次虚回路通信链路 连接/中断、二次

15、虚回路关联软压板 投入/退出、二次虚回路网络报文状态 正常/异常 等，记录装置在各种情况下显示的二次虚回路状态及表现方式。一般项每发现一项与标准要求不符，按项扣0.5分，累计最高扣5分。0.5过程层光纤回路在线监视功能检查a)应以图形方式完整展示过程层光纤回路的连接状态，过程层光纤回路状态显示参见附录A图A.3；b)应能在过程层光纤回路上查看所对应的虚链路及虚链路的状态；c)应能查看虚链路所对应的物理光纤回路；d)应能查看保护装置物理端口所对应的输入、输出虚链路及其状态；e)应能根据保护装置、交换机等设备的光纤接口监测信息，以及链路异常告警信息进行过程层光纤回路故障定位。南方电网智能录波器技术

16、规范6.2.2.2 管理单元二次回路故障诊断定位功能检查a)二次虚回路故障时，应能根据保护装置、交换机等设备的光纤接口监测信息，以及链路异常告警信息进行综合分析，根据二次虚回路所对应的过程层光纤回路，进行故障定位，并能通过图形化的方式标识二次虚回路对应的故障位置；b)应具备可视化展示网络拓扑关系，在网络拓扑图上展示光纤回路状态，当光纤回路发生故障时，能够根据网络链路物理拓扑关系，辅助定位故障点或故障区域，给出提示信息。南方电网智能录波器技术规范6.2.2.3 管理单元录波功能检验3二次运维功能检查1a)入口：检查装置具有能可视化展示网络拓扑关系和故障异常定位的界面。b)实验测试：模拟通信链路异

17、常，检查受检装置是否能正确反映故障并定位。c)展示情况：检查网络拓扑图上能展示光纤回路状态，当光纤回路发生故障时，能够根据网络链路物理拓扑关系，辅助定位故障点或故障区域，并给出提示信息。d)故障定位：检查受检装置能检测二次功能回路通断，实现异常告警，告警能定位到光缆、通信端口；能通过图形化的方式标识二次虚回路对应的故障位置。e)报告检查：诊断结果写入智能运维文件-二次运维可视化文件，文件格式参考附录N.4。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5召唤录波功能检查二次设备状态监测功能检查（在线监视）a)应能为运维人员提供灵活方便的人机交互手段，实现对测量信息、设备状态信

18、息的实时监视；b)应具备全站二次设备状态监视总览画面，监视全站二次设备的告警状态、动作状态、通信状态，并能实现二次设备状态监视预警；c)在单台保护装置的状态监视界面上应能显示装置名称、生产厂家、装置版本等设备台账信息；d)应能接收保护装置动作、告警信息、状态变位、监测信息、压板状态、定值区号、运行工况、装置面板指示灯等各种信息并能可视化在线监视；e)应能通过饼图、棒图、曲线、仪表盘等多种可视化手段，实现二次设备状态监视预警的可视化展示；f）宜具备交换机端口通信状态、端口流量等信息的可视化展示；南方电网智能录波器技术规范6.2.2.4.1 管理单元检查装置监视测量信息、设备状态信息界面：a)应有

19、二次设备状态监视总览画面，对全站二次设备的告警状态、动作状态、通信状态进行监视。b)应有二次设备状态监视预警，并通过饼图、棒图、曲线、仪表盘实现可视化展示c)应有单台保护装置状态监视界面，并应能显示装置名称、生产厂家、装置版本等设备台账信息d)应能正确接收并显示保护装置动作、告警信息、状态变位、监测信息、压板状态、定值区号、运行工况、装置面板指示灯实时状态信息。e）检查交换机端口通信状态、端口流量是否能可视化展示。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。(交换机端口状态不扣分)0.5二次设备状态监测功能检查（运行状态不对应监视）宜具备一、二次设备运行状态不对应监视功能，建立

20、与一次运行状态相对应的二次状态及逻辑库，当实时采集的二次状态与二次状态逻辑库不一致时进行预警。具体一二次设备状态的定义可参考附录E。1)按不同的一次主接线方式，确定各种一次间隔的运行状态。包括：线路间隔状态、母线间隔状态、主变间隔状态、母联间隔状态；2)根据各类型间隔状态，定义该状态下开关、隔刀、地刀应处于的分合位置；3)根据各类型间隔状态，定义二次设备运行状态，含保护、合并单元、智能终端的对应状态；4)根据各类型间隔状态，定义二次设备运行状态下的二次压板状态集，包括功能软压板状态、SV输入软压板状态、GOOSE输入软压板状态、GOOSE输出软压板状态、智能终端出口硬压板状态、运行/检修硬压板

21、状态、运行/接地硬压板状态；5)建立一次间隔运行状态、二次设备运行状态、二次压板状态的对应关系，存于数据库；6)在线获取开关、隔刀、地刀位置状态，自动确定一次设备状态，并根据对应关系，确定其对应的二次设备应处于的状态，以及其二次压板应处于的状态；7)在线获取二次压板状态，与数据库中保存的对应关系进行比对，状态不一致进行南方电网智能录波器技术规范6.2.2.4.1g)管理单元 1）模拟不同的一次主接线方式，检查装置是否可准确显示各一次间隔的运行状态。间隔类型包括线路间隔、母线间隔、主变间隔和母联间隔。一次间隔运行状态包括运行、热备用、冷备用、检修四种状态。2）检查装置的状态配置功能。可根据各类型

22、间隔状态，定义该状态下开关、隔刀、地刀应处于的分合位置；可根据各类型间隔状态，定义该状态下二次设备运行状态（详见附录E）可根据各类型间隔状态下各二次设备运行状态，定义该状态下的二次压板状态集；可建立一次间隔运行状态、二次设备运行状态、二次压板状态的对应关系，并存于数据库。3）合理设置各间隔的开关、隔刀、地刀位置，分别使间隔运行于运行、热备用、冷备用、检修四种状态下，检查装置能否根据位置情况准确自动识别间隔运行状态，进而准确自动确定二次设备应处的运行状态，再准确自动确定二次压板的应处状态；4）设置二次设备的二次压板状态分别处于应处状态和非应处状态，检查装置考察项/二次设备状态监测功能检查（设备异

23、常定位）a)应能根据装置异常告警等信息，进行装置故障定位；b)应能根据保护装置和智能终端的跳/合闸报文及接点反校报文信息实现跳/合闸回路诊断功能；c)异常、故障定位不确定时，应列出各可能异常的所有装置、回路信息，可支持自定义排序查找；d)对于装置故障或异常宜给出处理建议。南方电网智能录波器技术规范6.2.2.4.2 管理单元a)分别模拟保护装置发出异常告警信息，检查是否可根据告警信息定位通信类、硬件类、软件类缺陷，并且缺陷可定位到板卡级或装置集。b)模拟断路器位置节点异常，检查管理单元是否具备依据保护装置和智能终端的跳/合闸报文及接点反校报文信息实现跳/合闸回路诊断功能一般项每发现一例与标准要

24、求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5监视预警功能检查a)应具备保护装置温度、装置电源电压、过程层端口发送/接收光强和光纤纵联通道光强监测信息的统计和历史数据查询功能，可根据同期数据比对、变化趋势、突变监测进行故障预警，预警值可现场设定；b)应能对采集单元、保护装置来源于相同一次设备的模拟量和开关量进行同源数据比对分析。应满足以下要求：1)比对数据应基于采集单元、保护装置的故障录波文件；2)比对范围至少包含线路保护、变压器保护；3)比对内容包含模拟量和开关量，模拟量至少包含启动前后三相电流、三相电压、序分量的有效值；开关量至少包含启动时刻的开关分合状态；4)管理单元应能实现同源通道的自动查

25、找，并完成同源数据自动比对；5)应支持将同源比对结果生成同源比对报告文件，支持主站召唤；报告格式定义参见附录F；6)同源比对异常时，应能通过可视化的方式展示并提示异常信息。c)应具备保护装置差流的越限告警和历史数据查询功能，并以图形方式展示，预警值根据现场进行设置；d)可实现保护装置与采集单元的稳态数据比对判断；e)可通过双套保护装置的差流值比对，实现保护差流数据正确性的判断；f)监视预警的异常定位应至少到装置级、回路级。南方电网智能录波器技术规范6.2.2.5 管理单元a）检查装置监视预警界面：1)检查管理单元是否具备通过站控层通信接口获取保护装置遥测信息的软硬件接口；2)检查人机界面是否具

26、备各遥测值（保护装置温度、装置电源电压、过程层端口发送/接收光强和光纤纵联通道光强、差流）的预警值设置接口；3)模拟保护装置温度、装置电源电压、光强等遥测值异常，检查管理单元是否能正确告警，并定位到装置或回路；4)检查人机界面是否具备上述各遥测值的历史数据查询、统计结果展示接口；历史数据查询是否具备图像化显示；5)模拟保护装置遥测值周期或变化上送，检查人机界面数据变化趋势、突变值是否一致，当实际变化趋势/突变值/同期比对预警值达到设定值时检查人机界是否正常预警，遥测值重新低于设置值时预警是否复归。b）同源数据比对分析功能检查：1)模拟采集单元/保护装置启动录波，同时若干模拟量值和/或开关量状态

27、不一致，检查管理单元同源比对结果与报告是否与实际输入量一致；2)管理单元同时接入保护装置和采集单元，模拟，并模拟包括但不限于以下运行工况，记录管理单元的稳态数据比对结果：）CT变比定值与实际不一致；）CT极性反接/相位错序；）PT相位错序；3)管理单元同时接入两套保护装置，向两套保护装置同时输入同一组电流，分别设置两套保护装置的定值，使其上送的差流值偏差低于/高于预警值，检查管理单元是否能给出保护差流数据正确性的判断；一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.53二次运维功能检查配置文件管控功能检查a)应支持SCD可视化展示功能，支持以选择的装置为中心，展示该装置与其他装

28、置的逻辑连接关系，宜显示该装置的报文接收端口号、APPID等信息；b)应具备SCD一致性检查与模型合法性校验功能；c)应具备SCL Schema检查，根据Schema检查SCL文件语法，Schema文件可变更。工具应按照DL/T 860和南方电网智能变电站IEC61850工程通用应用模型中的要求检测模型文件是否符合SCL语法，并显示检查校验结果，同时可定位到相应的问题文本；d)应具备SCD版本管理功能，支持查询、监视SCD的所有版本；e)应具备SCD版本比对和提示功能，应提供可视化技术展示SCD变更的影响范围，GOOSE变更范围应能定位到DA 级，SV变更范围应能定位到DO级，并以图形和报告的

29、方式展示，宜具备基于间隔的多个IED外部虚连接、过程层通信参数比对等功能；南方电网智能录波器技术规范6.2.3.1a)-e)管理单元a）在提供正确的SCD文件时，1)检查SCD可视化功能，以选择的装置为中心，图形化的方式展示该装置与其他装置的虚端子连接关系，包括GOOSE、SV,检查是否具备在逻辑连接关系上展示接收端口号、APPID等信息；b）提供各种不同特征错误的SCD文件时：1）检查SCD文件中数据集中各条数据项在相应的模型定义中是否存在；检查Report、Log、GOOSE、SMV等控制块引用的数据集是否存在；检查逻辑节点对应的LNodeType数据、DOI、SDI、DAI等模板定义是否

30、一致；检查LNodeType、DOType、DAType、EnumType、EnuVal等是否正确；2）根据Schema检查SCL文件语法，检查变更Schema文件显示检查校验结果，同时可定位到相应的问题文本；c）提供多个版本的SCD文件时：1）检查展示SCD所有不同版本信息，支持查看不同版本；2)检查通过比对任意两个不同版本的SCD文件，图形化展示出SCD变更影响范围，对SCD文件删除、添加虚端子，包括GOOSE和SV，查看比对结果，GOOSE定位到DA级，SV定位到DO级，同时支持通信参数的比对结果展示，包括IP地址、MAC地址、APPID、子网掩码等参数信息，支持影响报告导出；一般项每发

31、现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5配置文件管控功能检查f)应能通过SCD中保护装置的CRC与对应装置CCD文件的CRC进行在线比对，实现SCD文件与装置CCD配置文件的一致性校验；g)应支持从保护装置调取CCD、CID文件；h)保护装置重启后，应能从保护装置调取CCD和CID文件，并向主站上送模型文件更新报告；i)应能根据实时报文发现与模型不匹配的异常，并向主站上送模型异常报告；南方电网智能录波器技术规范6.2.3.1f)-j)管理单元f)检查在线读取装置的CRC值，与SCD文件中该装置的CRC进行比对，不一致时，标识提示信息；g)检查从保护装置调取到并保存到本地CCD、

32、CID文件应与保护装置上一致；h)检查根据实时报文与模型匹配，通过增加模型数据集中的点，当模型不一致时，给出告警信息，向主站上送模型文件更新报告；i)模拟重启保护装置，检查装置能否自动从保护装置调取CCD和CID文件，对模型文件进行比对，向主站上送模型异常报告。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5保护装置智能巡视功能检查a)应支持对保护装置进行自动巡视，巡视项目应支持分类配置，巡视项目表单参见附录G；b)自动巡视间隔应支持设置，默认间隔为一天。c)应支持将巡视结果生成巡视报告文件，巡视报告格式定义参见附录H；d)应支持巡视报告的展示，展示自动巡视项目的结果和以曲线

33、、棒图等方式展示可设置周期内的巡视历史统计结果，且应支持报告预览打印和导出；e)当巡视结果有异常时，应上送异常告警信息，并能响应主站召唤巡视报告文件请求。南方电网智能录波器技术规范6.2.3.2 管理单元a)入口：检查主界面具备智能巡视链接，点击链接进入智能巡视界面。b)展示情况：检查智能巡视界面对最新一次巡视情况的展示，巡视具体项目符合附录G，巡视具体信息应与系统实际数据相符；c)巡视报告文件：检查系统生成的巡视报告文件，巡视报告格式和内容宜符合附录H；d)巡视间隔设置：检查自动巡视间隔设置，默认间隔为一天。修改自动巡视间隔为15分钟，等待15分钟，检查是否生成巡视报告。e)历史统计：检查历

34、史巡视情况统计，在巡视界面以曲线、棒图等方式展示可设置周期内的巡视历史统计结果，且应支持报告预览打印和导出。f)异常信息上送：模拟保护装置出现附录G中所列巡视项目各种异常时，检查是一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5保护设备智能定检功能检查a)应支持对保护设备进行自动定检和人工定检，定检项目应支持分类配置，定检项目表单参见附录I；b)应支持人工设置定检周期，并在每个自动定检项目对应的定检判据正常时自动重置该项目的定检周期，默认重置周期为三年，定检判据异常或定检周期到达应给出需要定检的结果，且必须由人工定检确认后重置该项目的定检周期；c)应支持定检报告的展示，展示自

35、动定检项目的结果和定检周期内的定检历史信息，还应列出人工定检项目，并支持人工输入检查结果，且应支持报告预览打印和导出。每项定检项目均应列出与定检周期到达时间的倒计时时间，并按倒计时时间由短到长排序；d)应支持将定检结果生成定检报告文件，定检报告格式定义参见附录J；e)当定检诊断装置需要进行人工定检时，应主动上送定检信息给主站，并能响应主南方电网智能录波器技术规范6.2.3.3 管理单元a)入口：检查主界面具备智能定检链接，点击链接进入智能定检界面。b)展示情况：检查智能定检界面对所有定检项目当前情况的展示，定检具体项目符合附录I，当前情况具体信息应与系统实际数据相符，定检项目应按距离定检到期时

36、间长短排序，距离最近的排在前。c)定检周期设置和重置：检查是否支持设置定检周期，默认周期为三年。触发改变某定检项目涉及的数据，检查该项目定检状态改变后定检周期是否正确执行自动重置逻辑。d）自动定检功能：动模测试过程中，模拟保护区内发生多次故障，检查装置能否自动发现定检结果异常，并上送异常告警信息给主站，同时检查装置能否主站召唤定检报告文件请求，上送定检报告文件，定检报告格式和内容宜符合附录J。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5二次设备检修辅助安措功能检查a)应支持以图形化方式直观显示安全措施的状态，包括GOOSE 虚回路连线、SV 虚回路连线、检修压板状态、GO

37、OSE 压板状态、SV 压板状态等；b)应支持根据选择检修设备和检修范围,提供受影响的虚回路、光纤回路以及压板；c)可参照附录E和附录K，实现一、二次设备运行状态监视、检修设备安全措施执行结果的校核及告警等功能；一二次设备间、不同二次设备间关联关系可参照附录L二次设备调度命名原则予以实现。南方电网智能录波器技术规范6.2.3.4 管理单元a)检查二次虚回路图，是否能直观显示安全措施的状态，包括GOOSE 虚回路连线、SV 虚回路连线、检修压板状态、GOOSE 压板状态、SV 压板状态等；b)检查界面，选择待检修的间隔，检查是否能够自动列出与该间隔有关的虚回路、光纤回路、检修压板、GOOSE压板

38、等；c)检查界面，选择待检修保护装置或智能终端,检查是否能够自动列出与该装置有关的虚回路、光纤回路、检修压板、GOOSE压板等；d)按照附录K,在装置上建立安措校核规则，然后分别模拟符合/不符合安措校核规则的安措操作，检查装置能否对安措操作结果进行校核，显示当前操作对象的状态，列出不符合规则的二次设备状态。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5信息管理和综合分析功能检查a)宜支持读取保护装置与采集单元以XML格式生成的定值文件、档案文件、告警文件、状态文件和CID文件，实现档案信息、告警信息和状态信息显示与定值管理等功能；1)应能正确读取并显示定值文件中的定值文件描

39、述、定值分组等信息；2)应能正确读取并显示档案文件中的装置型号、软件版本、程序生成时间及校验码等装置基本信息，以及投运时间、插件更换情况等运维信息；3)应能正确读取并显示告警文件中的告警信息原因分类及具体告警原因信息；4)应能正确读取并显示状态文件中装置状态信息。b)所有保护装置故障录波文件应以COMTRADE格式传送及存储；c)应能对保护装置动作报告进行展示，展示方式可参考附录M。d)应能对故障录波文件进行波形分析；e)应能自动收集厂站内一次故障的相关信息，整合为故障报告。内容包括一二次设备名称、故障时间、故障序号、故障区域、故障相别、录波文件名称等。f)应能根据所采集的数据进行智能运维综合

40、分析，将分析出的异常结果形成智能运维文件，并发送相应告警信息给主站，支持主站召唤文件查看具体异常内容。告警信息点的定义见附录C表C.7，智能运维文件格式定义参见附录N。南方电网智能录波器技术规范6.2.3.5 管理单元1、通过管理单元召唤采集单元和保护装置定值文件，检查定值文件是否正常上送和显示，定值文件路径为/csg/settingup.xml；检查该文件格式是否符合附录S采集单元定值信息文件规范要求。2、通过管理单元召唤采集单元和保护装置台账文件，检查台账文件是否正常上送和显示，台账文件路径为/csg/deviceinfo.xml；检查台账文件中的装置型号、软件版本、程序生成时间及校验码等

41、装置基本信息，以及投运时间、插件更换情况等运维信息，检查文件格式是否符合附录U采集单元与保护装置信息文件化规范要求。3、通过管理单元召唤告警文件，检查采集单元和保护装置告警文件是否正常上送和显示，告警文件路径为/csg/almInfo.xml，检查该文件格式是否符合附录V采集单元与管理单元告警信息文件化规范要求。3、通过管理单元召唤状态文件，检查采集单元和保护装置状态文件是否正常上送和显示。4、通过管理单元召唤CID文件，检查CID文件是否正常上送；5、通过管理单元召唤保护装置故障录波文件；6、检查管理单元是否能读取保护装置动作报告并显示。7、检查管理单元是否具备打开故障录波文件功能；8、检查

42、装置是否能够收集一次故障相关信息形成故障报告，并检查故障报告内容；9、检查装置是否能够形成智能运维综合分析，并将相关告警信息上送主站，形一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.53二次运维功能检查报文召唤功能检查管理单元应具备手动、周期和主动召唤报文列表的功能，当检测到GOOSE报文跳闸信号变位时，应主动召唤对应报文。南方电网智能录波器技术规范6.2.3.7.4 管理单元在管理单元上手动召唤报文列表；在管理单元上设置周期召唤报文列表，然后在动模测试过程中检查管理单元是否按标准要求周期召唤报文列表；在管理单元上设置主动召唤报文列表，然后模拟系统故障引起保护动作或模拟开关变

43、位，检查管理单元是否按标准要求主动召唤报文列表和报文。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5异常报文记录功能检查采集单元应具有异常报文记录功能，当检测到报文满足附录R中的任一条件时，应按附录R的要求保存报文。南方电网智能录波器技术规范6.3.7.3 采集单元在动模测试过程中，模拟Goose报文出现附录R中的各种异常，检查采集单元的异常报文记录；关键项连续记录报文功能检查装置的连续记录报文功能应满足以下要求：a)连续记录时间：在平均流量不大于200Mbps情况下（其中非SV报文所占比例不应大于10%），SV报文3天，非SV报文7天；b)记录报文的分辨率：1 s；c)文

44、件输出格式：应满足NB/T 42015-2013 附录A的要求。南方电网智能录波器技术规范7.2.2.7.2 采集单元 装置连续上电测试7天，检查采集单元是否完整记录7天的连续报文。关键项连续扰动记录能力检查故障录波装置应有足够的起动元件，装置应在系统发生故障或振荡时可靠起动并开始录波，在故障消除或系统振荡平息后，再经预先整定的时间停止记录。装置的数据记录时间、记录方式及采样速率应满足DL/T 55394 第7 章的要求。Q/CSG 1203040-2017故障录波器及行波测距装置技术规范4.2.2.3 采集单元1）在10min内，线路上相继发生两次永久性故障，紧接着系统开始长过程振荡，待振荡

45、平息后线路上又相继发生三次永久性故障，每次故障包括如下过程：K2点AN故障0.1s，跳开线路两侧A相开关，1s时重合于永久性故障，1.1s时跳开线路两侧三相开关。2）在10min内，线路上相继发生两次永久性故障，紧接着系统开始长过程振荡，在振荡中线路上又相继发生三次永久性故障，每次故障包括如下过程：K2点AN故障0.1s，跳开线路两侧A相开关，1s时重合于永久性故障，1.1s时跳开线路两侧三相开关。3）在20s内，线路上相继发生五次永久性故障，紧接一次10min长过程振荡，每次故障包括如下过程：K2点AN故障0.1s，跳开线路两侧A相开关，1s时重合于永久性故障，1.1s时跳开线路两侧三相开关

46、。关键项大短路电流记录能力检查装置记录的电流波形不应失真，电流瞬时值测量误差不应大于10%。DL/T 553-2013电力系统动态记录装置通用技术条件7.10.4 采集单元模拟在线路出口处连续两次三相短路，每次短路持续时间为0.04 s，两次短路间隔时间为1 s，控制合闸角，使某相短路电流的非周期分量达到最大。关键项在模拟出口故障时，要求装置的测距误差不大于2 km，无判相错误；在模拟其它点故障时，装置的测距误差不应大于5%，无判相错误。DL/T 553-2013电力系统动态记录装置通用技术条件7.10.5 采集单元故障测距功能：装置应自动识别故障线路并具备测距功能。测距精度应不受故障位置、故

47、障类型、大地电阻率及一些较强干扰因素的影响，金属性短路单端测距误差2.5%。Q/CSG 1203040-2018 故障录波器及行波测距装置技术规范4.2.8 采集单元模拟量长期异常模拟量满足越限启动条件后，装置应以AB段启动一次触发记录，该模拟量越限状态保持过程中不应再作为启动条件。南方电网智能录波器技术规范6.3.6.3 采集单元模拟电压互感器二次单相断线，且输入值稳定不变，在此期间模拟5次故障（扰动）过程，每次扰动间隔110分钟不等。关键项信息传输时间检查在管理单元满负荷情况下，信息传输时间应满足以下要求：a)事件报告传输时间：包括起动、告警、动作、复归等事件信息，由装置到管理单元传输时间

48、不大于5秒，管理单元到主站的传输时间不大于5秒；b)录波文件传输时间：由装置到管理单元传输时间一般不大于30秒；c)查询响应时间：模拟量及开关量由装置到管理单元的传输时间一般不大于5秒，定值由装置到管理单元的传输时间一般不大于30秒；e)通信状态：由管理单元到主站的传输时间不大于5秒；f)站控层网络通信状态变化能在 1min 内正确反应。南方电网智能录波器技术规范7.1.3 管理单元模拟系统中连续发生各种故障和扰动，使保护装置连续产生大量动作报文，采集单元连续产生录波，进而使管理单元处于满负荷工况下，然后：1）使用网络报文记录仪，记录保护装置发送报文的时刻和子站转发报文的时刻，两个时刻之间的间

49、隔为事件报告传输时间。2）使用网络报文记录仪，记录保护装置发送录波完成报文的时刻和子站转发录波简报的时刻，两个时刻之间的时间间隔为录波文件传输时间。同时记录文件大小。3）在管理单元查询装置模拟量及开关量和定值信息，根据报文分析相关量的传输时间；4）检查通信状态的传输时间；5）拔下/插上站控层网线，手动测量站控层网络通信状态的反应时间。一般项每发现一例与标准要求不符，扣0.5分，累计最高扣5分。0.5管理单元系统资源管理单元系统资源应满足以下要求：a)单颗CPU：4核，主频3.0GHz 或者 多颗CPU：4核，主频2.2GHzb)系统可用率：不小于99%；c)CPU负荷率：正常情况下不大于25%

50、（5 分钟间隔），大批量数据处理情况下不大于50%（5 分钟间隔）；d)网络负荷率：正常情况下平均负荷不大于5%，电网事故情况下不大于 30%；e)画面整幅调用时间：不大于5s。南方电网智能录波器技术规范7.1.4 管理单元模拟系统中连续发生各种故障和扰动，使保护装置连续产生大量动作报文，采集单元连续产生录波，进而使管理单元处于满负荷工况下，然后检查管理单元CPU负荷率和网络负荷率。关键项管理单元存储容量检查当采用服务器时，历史数据存储时间300天。南方电网智能录波器技术规范7.1.10 管理单元 检查管理单元是否能按标准要求完整记录历史数据。关键项管理单元可靠性 管理单元平均故障间隔时间（M