2023继电保护智能运维检修（合订本）.docx

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1、 2023继电保护智能运维检修 合订本继电保护智能运维检修第 1 部分：管控系统检验目次前言III 引言IV 1 范围1 2 规范性引用文件1 3 术语和定义1 4 缩略语2 5 总体要求2 6 功能检验3 7 显示界面要求15 8 与其他系统数据交互15 9 性能检验16 10 安全性检验17 附录 A （规范性） 主站、子站通信功能测试项19 附录 B （规范性） 运行状态监视测试项21 附录 C （资料性） 定值核对测试项22 附录 D （资料性） 定期巡视测试项23 附录 E （资料性） 远方操作测试项24 附录 F （资料性） 故障归档测试项25 附录 G （规范性） 缺陷智能诊断测

2、试项27 附录 H （资料性） 智能告警诊断测试项28 附录 I （规范性） 移动电子化作业远程管控功能测试项29 附录 J （资料性） 设备建模测试项31 附录 K （资料性） 配置校验测试项32 附录 L （资料性） 子站巡检测试项33 附录 M （资料性） 子站验收测试项34 附录 N （资料性） 典型主站接入数据规模35 I第 1 部分：管控系统检验； 第 2 部分：高级应用功能； 第 3 部分：网络安全要求； 第 4 部分：远方操作； 第 5 部分：在线监测站端信息描述； 第 6 部分：保护异常分析与处理； 第 7 部分：设备台账信息采集与应用； 第 8 部分：移动终端技术规范。 I

3、II继电保护智能运维检修 第 1 部分：管控系统检验1 范围本文件规定了继电保护智能运维管控系统检验测试的功能、性能、安全性等方面的检验方法。本文件适用于继电保护智能运维管控系统，为该类系统的检验测试提供技术支撑。 2 规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件， 仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 7261-2016 继电保护和安全自动装置基本试验方法 GB/T 40599-2021 继电保护及安全自动装置在线监视与分析技术规范DL/T 860（所有部分）变电站通

4、信网络和系统 DL/T 1455-2015 电力系统控制类软件安全性及其测评技术要求DL/T 1782-2017 变电站继电保护信息规范 DL/T 2378-2021 变电站继电保护综合记录与智能运维装置通用技术条件DL/T 2531-2022 继电保护远程智能运行管控技术导则 N/BT XXXXX-202X 变电站继电保护综合记录与智能运维装置检测规范T/CEC XXXXXX 继电保护智能运维移动终端技术规范 3 术语和定义GBT 40599-2021、DL/T 860（所有部分）、DL/T 2531-2022 界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 3.1 3.1继电保护远程智能运行管控系

5、统 remote intelligent operation control system of protective relay一种可适用于调度中心、检修中心、集控中心等机构的主站系统，实现继电保护装置远程智能管理和控制，包括保护运行状态全景感知与智能巡视、电网故障分析及保护动作行为智能诊断、保护装置缺陷智能诊断及运行工况评估、现场移动电子化作业远程管控、远方操作等场景应用功能。以下简称主站。 3.2 3.2继电保护子站 protective relaymanagement subsystem部署于厂站端，收集继电保护及其他二次设备信息，实现电网故障监视、二次设备运行状态监视、操作，并按要求

6、向主站发送信息的系统，以下简称子站。 3.3 3.3继电保护综合记录与智能运维装置 protective relay comprehensive recording and intelligent operating-maintenance equipment一种可适用于符合 DL/T 860 标准的变电站，集成了故障录波、网络记录分析、二次系统可视化、智能运维功能的设备，由采集单元与管理单元组成。 来源：DL/T 23782021，3.13.4 3.41保信子站 protective relay and fault information subsystem一种可适用于常规变电站，负责与接入

7、设备通信，完成规约转换、信息收集、处理、控制、存储并按要求向主站系统发送等功能的继电保护子站。 4 缩略语DL/T860（所有部分）界定的及下列缩略语适用于本文件。OCS：电网运行监控系统（Operation Control System） EMS： 能 量 管 理 系 统 （Energy Management System） OMS：电网运行管理系统（Operation Management System） CIM： 电网公共信息模型（Common Information Model） SVG： 可缩 放 矢 量 图 形 （Scalable Vector Graphics） JMS：Java

8、消息服务（Java Message Service） SCADA：数据采集与监视控制系统（Supervisory Control And Data Acquisition） SFTP：基于 SSH 的安全文件传输协议（SSH File Transfer Protocol） RESTful： 表述性状态转移（Representational State Transfer） SOE：事件顺序记录（Sequence Of Events） 5 总体要求5.1 检验范围继电保护智能运维管控系统的检测范围为继电保护智能运维管控系统的系统软件以及与系统软件运行要求相关的运行环境，检验内容包括功能检验、性能检

9、验、安全性检验等。 5.2 检验环境要求5.2.1 硬件要求检验环境包括继电保护远程智能运行管控系统以及为实现检验所使用的辅助设备如继电保护综合记录与智能运维装置、保信子站、继电保护装置、故障录波器、测试仪器等，在主站服务器性能满足检验要求的前提条件下，可以对主站服务器设备进行适当精简。系统典型检验环境的硬件部署如下图： 2图 1 检验环境的硬件部署图1中的设备配置、部署分区、拓扑连接仅为检验环境硬件部署提供参考，与实际管控系的部署不完全对应。 5.2.2 软件要求待检系统应提供正式发行版本的继电保护智能运维管控系统软件，提供系统软件的软件版本号、校验码。 5.2.3 文档要求待检系统应提供系

10、统检验所需的技术说明书、用户使用说明书/运行操作手册等技术文档，宜提供与检验相关的调试检验手册，文档的版本应与送检系统的软件版本保持一致。 5.2.4 检测用设备要求检测所使用的仪器、仪表、检测工具应经过检验合格，并应满足 GB/T 7261-2016 中的规定。 6 功能检验6.1 可视化保护运行状态全景感知与智能巡视6.1.1 在线监视（全景感知）6.1.1.1 二次设备在线监视信息接入6.1.1.1.1 测试方法二次设备在线监视信息接入功能检验方法如下： a) 检查是否能通过配置召唤在主站建立保信子站的数据模型。检查是否能基于 SCD 模型文件在主站建立变电站继电保护综合记录与智能运维装

11、置的数据模型； 3b) 模拟子站与主站、二次设备与子站的通信状态变化，检查子站及其所接入的二次设备的通信状态是否与实际一致； c) 按照主站、子站间通信规范的要求，逐项检查通信采集数据，详细检查项参考附录 A。 6.1.1.1.2 技术要求二次设备在线监视信息接入应满足下列要求： a) 应能监视继电保护装置实时信息，包括 DL/T 1782-2017 中规定的动作信息中的保护事件、告警信息、状态变位信息； b) 应能召唤继电保护装置内的专业使用信息，包括 DL/T 1782-2017 中规定的在线监测信息、中间节点信息、动作信息中的保护录波。 6.1.1.2 二次设备运行状态监视6.1.1.2

12、.1 测试方法运行状态监视功能检验方法如下： a) 检查地理图或其他图形画面是否能正确展示变电站通信工况、继电保护装置的运行工况及通信工况； b) 在继电保护装置检修、非检修状态下，模拟产生各类信息，检查是否能在主站实时监测界面、告警窗、地理图、主接线图等页面上展示二次设备的实时信息，详细检测项参考附录 B； 6.1.1.2.2 技术要求二次设备运行状态监视应满足下列要求： a) 基于地理图对各变电站站级通信工况进行监视； b) 应能对继电保护装置运行工况及通信工况进行图形化展示。应具备基于一次设备接线图的全站所有保护装置运行状态（保护装置运行/退出、正常/告警状态以及通信正常/中断状态）可视

13、化全景展示，一次设备接线图中继电保护装置的运行工况分为运行、异常、检修、闭锁、跳闸五种运行状态，分别以绿色、黄色、蓝色、橙色、红色显示，状态显示的优先级由高到低为跳闸、闭锁、异常、检修、运行。 c) 应实现对二次设备保护功能投退压板状态、保护出口压板状态、保护面板指示灯等可视化展示。 6.1.1.3 全站保护装置物理连接可视化在线监视6.1.1.3.1 测试方法全站保护装置物理连接可视化在线监视功能检验方法如下： a) 导入继电保护综合记录与智能运维装置提供的 SCD、二次回路模型文件，检查是否能自动生成全站二次设备过程层物理连接网络拓扑图，是否能正确显示相关实时监测信息，如光强、通信状态、所

14、属 IED 端口号、链路状态、APPID 等信息； b) 检查是否能针对间隔、装置自动生成二次虚回路图、实回路图、虚实回路图，检查虚端子信息及虚回路关联软压板是否与 SCD 文件、二次回路模型文件中配置信息一致，检查回路功能描述是否与实际用途一致，检查 IED 名称与调度命名是否能够切换； c) 模拟虚端子信号数据变化，检查显示的虚端子信号实时值是否对应正确变化； d) 投退虚回路关联软压板，检查显示的虚回路状态是否正确； e) 采用断电、投退压板、插拔光纤等方式模拟二次回路出现断链、告警等异常，分别检查过程层、站控层显示的过程层物理连接状态、虚回路状态是否正确，并检查相关异常告警信息的显示与

15、推送是否满足技术要求； f) 检查是否可以通过 CRC 比较在线核对二次设备虚回路的正确性。 6.1.1.3.2 技术要求全站保护装置物理连接可视化在线监视应满足下列要求： a) 应具备全站二次设备过程层物理连接网络拓扑图可视化展示，并与相关实时监测信息进行关 联，实现全站物理连接在线监视及链路异常告警可视化展示，正常运行光纤及有关端口颜色为绿色、异常告警光纤及有关端口颜色为红色。通过过程层虚端子配置 CRC 与 SCD 模型文件相应CRC 比较，在线核对二次设备虚回路的正确性。 b) 应具备对间隔及单装置光纤连接、虚回路、虚端子图形化监视等功能。 c) 应能显示光纤标识信息，如光强、通信状态

16、、所属 IED 端口号、链路状态、APPID 等信息， 并与虚回路信息自动对应，应采用不同颜色进行虚实回路可视化展示，以方便运维人员查看保护装置与其他 IED 设备之间的连接关系。 46.1.2 智能巡视6.1.2.1 一二次不对应巡视6.1.2.1.1 测试方法参考N/BT XXXXX-202X（变电站继电保护综合记录与智能运维装置检测规范，编号待确认）中的一、二次设备运行状态不对应监视功能检查方法，模拟产生一二次不对应状态，检验主站端是否具备以下功能： a) 检查是否具备一、二次设备状态对应关系知识库或规则库； b) 检查是否可以获取一次设备运行状态以及对应二次设备的实时状态（功能软压板、

17、SV/GOOSE 软压板、检修压板等）； c) 检查是否可以自动比对一、二次设备状态对应关系，如不满足设定的逻辑规则时则给出告警提示。 6.1.2.1.2 技术要求主站端宜具备一、二次设备状态对应关系知识库或规则库，获取一次设备运行状态、二次设备实时状态，自动比对一、二次设备状态对应关系，如不满足设定的逻辑规则时则给出告警提示。 6.1.2.2 定值核对6.1.2.2.1 测试方法定值核对功能检验方法如下： a) 通过召唤装置实际定值、导入定值单等方式生成定值基准值； b) 进行定值核对配置，启动定值核对功能，检查是否支持手动、自动定值核对，查看核对结果是否与预期一致、核对有差异时进行提示。

18、详细的定值核对功能检测项参考资料性附录C。 6.1.2.2.2 技术要求应具备保存保护装置定值的功能，能周期性自动或人工手动召唤定值，并与数据库中保存的定值进行核对，若二者存在差异提供告警。 6.1.2.3 二次设备定期巡视6.1.2.3.1 测试方法二次设备定期巡视功能检验方法如下： a) 按照技术要求进行定期巡视配置，检查是否支持巡视内容及巡视计划设置； b) 模拟二次设备运行一段时间，按照技术要求产生各类信息，启动定期巡视，检查是否按照巡视计划对设置的巡视内容进行巡视； c) 在界面上查看巡视结果，检查巡视的内容、结果是否与模拟的信息一致，检查是否支持将巡视结果导出生成定期巡视报告，是否

19、能按照技术要求展示定期巡视的统计结果，并支持结果导出； 详细的定期巡视测试项参考资料性附录 D。 6.1.2.3.2 技术要求宜对变电站内各类保护装置进行定期巡视，巡视时间可设置。主站端支持巡视报告展示、查询，报告内容包括： a) 主变保护、母差保护、线路光纤差动保护等差流实时报告； b) 保护功能退出实时报告； c) 巡视时刻前 24 小时内保护动作报告； d) 巡视时刻前 24 小时内保护告警报告。 6.1.2.4 子站报告调阅6.1.2.4.1 测试方法参考N/BT XXXXX-202X（变电站继电保护综合记录与智能运维装置检测规范，编号待确认）中的保护设备智能巡检功能检查、保护设备智能

20、检验功能检查、软件版本及设备识别代码检查、时间同步检查、采集单元电压/电流回路及开关量输入输出检查、二次虚回路在线监视功能检查、过程层光纤回路在线监视功能检查、保护设备智能巡检功能检查、保护设备智能检验功能检查、一/二次设备运行状态不对应监视功能检查、同源数据比对功能检查等检查方法，在子站上模拟产生继电保护综合记录与智能运维装置智能巡检异常告警、智能检验异常告警、智能运维异常告警，检查： 5a) 是否支持监视巡检完成（有异常）告警、检验完成（有异常）告警及各类智能运维异常告警， 并自动召唤对应的报告文件；是否支持手动召唤巡检报告列表及文件；是否支持下发智能巡检标 准值文件； b) 检查是否支持

21、巡检报告、检验报告、智能运维报告的可视化展示及历史查询。 6.1.2.4.2 技术要求子站报告调阅技术要求如下： a) 支持从继电保护综合记录与智能运维装置召唤智能巡检报告、智能检验报告、智能运维报告的报告文件列表和报告文件； b) 应能根据巡检完成（有异常）、检验完成（有异常）及各类智能运维异常告警信号，主动召唤对应的巡检异常报告文件、检验异常报告文件、智能运维报告文件； c) 在继电保护综合记录与智能运维装置支持的情况下，可向继电保护综合记录与智能运维装置下发智能巡检标准值文件； d) 应能根据各厂站的智能巡检报告、智能检验报告、智能运维报告生成可视化界面，并支持按层级进行可视化展示； e

22、) 支持按类别将各厂站异常巡检报告、异常检验报告、智能运维报告进行汇总，并支持按时间、区域和厂站查询。 6.1.3 远方操作6.1.3.1 测试方法投入子站、保护的远方控制功能、远方修改定值、远方切换定值区软压板，在主站上对二次设备进行远方投退软压板、远方修改定值、远方切换定值区等操作，检查远方操作是否能按照技术要求满足权限管理要求、监护要求、操作设备确认要求、操作流程要求、操作记录要求、图形化界面要求。 详细的继电保护装置远方操作测试项参考资料性附录E。 6.1.3.2 技术要求应支持对继电保护装置的远方操作，符合下列要求： a) 具备远方投退继电保护装置软压板功能，操作应按照限定的“选择-

23、返校-执行”步骤或者“选择-返校-取消”步骤进行； b) 具备远方切换继电保护装置定值区功能； c) 具备远方修改继电保护装置定值功能； d) 具备远方操作监护功能，实现双人双机监护，紧急情况下支持具备权限的人员解锁后实现单人操作功能； e) 具备远方操作记录保存、分类查询及审计功能，操作记录包括操作员/监护员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等。 6.2 电网故障分析及保护动作行为智能诊断6.2.1 保护动作简报6.2.1.1 测试方法对保护、录波器等进行加量试验，模拟产生线路故障、母线故障、变压器故障等各类电网故障，检查主站是否进行了电网故障分析并生成保护动作简报，简报内容是否符

24、合规范要求。 6.2.1.2 技术要求保护动作简报中应包含以下信息：故障范围、故障类型、跳闸相别、测距、故障电流、故障电压、第一套保护动作情况和时间、第二套保护动作情况和时间、重合闸动作情况和时间，能图形化显示保护装置内部动作逻辑、动作时序、故障量及保护定值等。 6.2.2 电网故障分析6.2.2.1 测试方法对保护、录波器等进行加量试验，模拟产生线路故障、母线故障、变压器故障等各类电网故障，检查主站是否支持电网故障分析，是否能生成电网故障报告，是否可以分析出故障的各种属性，并计算故 6障测距，是否支持电网故障反演及故障处置辅助决策，是否支持保护动作行为智能诊断,是否支持归档报告的展示、编辑及

25、导出。 详细的故障分析功能测试项参考资料性附录F。 6.2.2.2 技术要求电网故障分析应满足如下要求： a) 在保护装置支持的情况下，能召唤所有保护出口标识的录波； b) 应能对故障录波文件进行波形详细分析； c) 应能自动收集厂站内单次故障的相关信息，整合为站级故障报告。内容包括一二次设备名称、故障时间、故障序号、故障位置、故障相别、录波文件名称等。 d) 应能自动收集单次故障两侧的相关信息，整合为电网级故障报告。内容包括一二次设备名称、故障时间、故障序号、故障位置、故障相别、录波文件名称等。 6.2.3 故障测距计算6.2.3.1 测试方法对保护、录波器等进行加量试验，模拟产生线路故障：

26、 a) 检查是否支持利用录波文件进行双端测距分析及单端测距分析，测距结果误差是否在允许范围内。 b) 测距结果归档到电网故障报告。 6.2.3.2 技术要求应支持对线路故障的单端和双端自动测距计算，并将计算结果在最终的事故分析报告中进行展示。单端测距误差应不大于5%，双端故障测距误差应不大于2%。 6.2.4 电网故障反演6.2.4.1 测试方法模拟产生电网故障，查看电网故障报告展示界面，检查： a) 是否支持电网故障一键式故障反演、保护装置图形化方式自动回放； b) 是否支持中间节点信息的回放。 6.2.4.2 技术要求电网故障反演技术要求如下： a) 宜支持一键式自动选定故障区域（可人工干

27、预），收集故障区域内录波等信息，实现从故障初到故障彻底切除过程中所有相关保护装置的动作过程、异常告警的全时序、全过程可视化演示， 动作过程包含保护装置启动、动作元件、开关变位等情况。 b) 宜基于录波文件中电流电压、开关量时序变位等信息对单装置以图形化方式自动回放。 c) 在保护装置支持上送中间节点文件的情况下，应支持调用设备制造厂家提供的专用中间节点信息解析软件，实现对保护动作过程的展示与回放。 6.2.5 故障处置辅助决策6.2.5.1 测试方法模拟产生各类电网故障，查看电网故障报告界面是否根据故障原因、保护动作行为、气象、地理等信息给出电网故障处置辅助决策，决策是否合理。 6.2.5.2

28、 技术要求宜支持根据故障原因辨识、保护动作行为分析、气象、地理等信息给出电网故障处置辅助决策。 6.2.6 保护动作行为智能诊断6.2.6.1 测试方法对保护、录波器等进行加量试验，模拟产生电网故障及保护动作的异常情况，如双套保护动作不一致、二次设备动作行为和一次设备动作行为不一致等，查看是否能对电网故障过程中保护的动作情况及相关信 息对保护的动作行为进行诊断，在发现异常时进行提示。 6.2.6.2 技术要求7宜基于大数据分析技术、专家库、录波反演等手段实现保护动作行为的智能诊断（给出诊断结论）。 6.3 缺陷智能诊断及运行工况评估6.3.1 缺陷智能诊断6.3.1.1 测试方法缺陷智能诊断及

29、异常定位功能检验方法如下： a) 检查是否可以设置保护装置的工作特征量值的预警阈值、同源比对的门槛值； b) 模拟保护装置工作特征量值越限，检查是否能产生监测预警； c) 模拟双套装置采样值、差流值不一致，检查是否能产生同源比对异常预警； d) 模拟二次回路异常，检查是否能产生二次回路异常预警； e) 检查监视预警的异常定位是否能到装置级、回路级，装置硬件异常能否定位到板卡级、模块级； f) 检查是否能按技术要求展示各类预警，并以可视化方式展示装置告警位置及二次回路异常位置； g) 检查是否能提供预警缺陷的辅助决策。 详细的缺陷智能诊断及异常定位测试项参见附录G。 6.3.1.2 技术要求缺陷

30、智能诊断及异常定位技术要求如下： a) 应具备保护装置工作特征量值（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）的监测预警，预警值可现场设定； b) 支持一次设备同源多数据比对及预警功能，支持双套装置的采样值、差流值比对功能，支持双 AD 的采样数据比对功能； c) 应支持二次回路故障定位； d) 监视预警的异常定位应至少到装置级、回路级。在装置支持的情况下，装置硬件异常故障定位宜定位到板卡级、模块级； e) 支持可视化展示装置告警位置，支持二次设备及其回路的一体化展示； 宜支持提供缺陷处置辅助决策。 6.3.2 运行工况评估6.3.2.1 测试方法模拟继电保护装置运

31、行，按照技术要求产生各类信息，包括量值越限、保护告警、置检修等，检查： a） 是否能按照技术要求对二次设备的运行工况进行综合评估，并生成装置级、变电站级评估结果报告，评估结果与装置运行信息一致； b） 检查是否支持评估报告的查询及展示； 检查是否支持继电保护状态检修辅助决策。 6.3.2.2 技术要求运行工况在线评估方法要求如下： a） 支持周期性检查，定时对继电保护采样值、开入量等进行检验，给出运行实时数据指标值； b） 支持周期性检查，定时对继电保护历史运行情况进行综合分析，给出历史数据指标值； c） 实时接收继电保护自检告警数据，根据自检告警的类型进行继电保护功能影响分析，给出实时告警指

32、标值； d） 支持综合以上各指标值，进行继电保护运行工况评估并得出结果。综合评估应具备以下功能： a） 支持综合保护装置在线运行信息、历史运行信息、缺陷信息、检修信息、验收信息等全业务运行信息，建立保护装置综合数据评价指标体系，采用设备健康状态评估方法，实现对保护装置健康状态评估。 b） 评价结果包括正常、注意、异常、严重四种状态，并支持查看每台设备状态详细评价依据信息。 c） 宜对单装置评价结果进行整合，形成变电站站级评价报告，并支持查询、打印。 d） 宜根据评估结果支持继电保护状态检修辅助决策相关应用。 6.3.3 智能告警86.3.3.1 智能告警监视及文件解析6.3.3.1.1 测试方

33、法参考N/BT XXXXX-202X（变电站继电保护综合记录与智能运维装置检测规范，编号待确认）中的软件版本及设备识别代码检查、时间同步检查、采集单元电压/电流回路及开关量输入输出检查、二次虚回路在线监视功能检查、过程层光纤回路在线监视功能检查、保护设备智能巡检功能检查、保护设备智能检验功能检查、一、二次设备运行状态不对应监视功能检查、同源数据比对功能检查等检查方法， 在子站上模拟产生各类智能巡检、智能检验、智能运维的异常告警及智能运维报告，检查： a) 是否能根据子站上送的巡检、检验、智能运维等告警信息直接自动召唤相关文件、进行解析， 在文件召唤失败时是否能进行提示； b) 是否能解析巡检、

34、检验、智能运维文件，并按照技术要求在主站进行展示。 6.3.3.1.2 技术要求智能告警监视及文件解析要求如下： a) 应能根据子站管理单元上送的巡检、检验、智能运维等告警信息直接自动召唤相关文件。 b) 应具备巡检、检验、智能运维文件的解析能力，并支持在主站进行展示，应将文件中的各异常装置名称、告警类别等信息作为一条记录展示，支持详情查看。 c) 主站对巡检、检验、智能运维类文件召唤失败时，应给出相应文件召唤失败提示。 6.3.3.2 子站通信异常诊断6.3.3.2.1 测试方法通过插拔网线、启停子站通信程序、启停子站通信程序的报文收发功能（子站通信端口可以连接， 但无法与主站通信）等方式模

35、拟子站通信异常情况，检查主站是否具备通信网络异常诊断及定位能力。 6.3.3.2.2 技术要求应具备通信网络异常诊断功能，应能根据调度数据网网络拓扑，逐级判断与子站通信状态的能力。 6.3.3.3 智能告警诊断6.3.3.3.1 测试方法智能告警诊断功能检验方法如下： a) 在保护装置上模拟频繁告警，检查主站是否能监测到保护频繁告警，并进行告警提示； b) 模拟光差保护的通道异常，包括： 1） 通道告警； 2） 通道延时大于阈值； 3） 周期内平均每天误码总数、 报文异常数、 通道延时次数之和大于阈值且与前几个诊断周期相比基本平衡，无明显异常增大情况。 c) 检查主站是否能监测到通道异常并进行

36、告警提示； d) 模拟保护异常闭锁告警，检查是否能根据告警信号进行语义匹配，对造成闭锁主保护、闭锁后备保护、 闭锁重合闸的告警信号进行特别标识，并给出处理建议； e) 对需区外故障分析的保护进行标记，模拟电网故障及区外保护启动，检查是否能对区外启动的保护进行区外故障分析，生成区外故障分析报告，在发现异常时进行告警提示； 详细的智能告警诊断功能测试项参见资料性附录H。 6.3.3.3.2 技术要求主站应具备智能告警诊断功能，应至少包含频繁告警、保护通道信息检查（光差保护）、保护异常闭锁告警、区外故障分析等功能： a) 频繁告警：应能对同一设备、指定时间周期内相同告警点动作次数进行统计，大于设定的

37、阈值则产生频繁告警及告警点出现次数，频繁告警点、时间周期、动作次数阈值可设置。支持按“次数” 排序。 b) 保护通道信息检查：应能周期性的根据保护通道运行工况对保护通道进行信息检查，诊断周期可设置，默认设置为一个月。保护通道运行工况包括通道告警、通道延时次数、失步次数、误码总数、报文异常等信息。诊断规则： 1） 通道延时不大于 12ms（通过保护装置遥测获取）。 2） 一个诊断周期内的通道误码总数、报文异常数、通道延时次数之和应平均每天不超过 10 次，并且与前几个诊断周期相比基本平衡，无明显异常增大情况。 9c) 保护异常闭锁告警：应能识别保护异常闭锁告警规则库，根据告警信号进行语义匹配，对

38、造成闭锁主保护、闭锁后备保护、闭锁重合闸的告警信号进行特别标识，并给出处理建议。 d) 区外故障分析：主站维护新投运（包括保护设备电流、电压回路发生变更）的 220kV 及以上保护设备清单，当发生区外故障时，需完成一次区外故障分析，形成分析报告并支持编辑，表单内容参见附件。 6.3.3.4 智能告警展示6.3.3.4.1 测试方法按照技术要求检查是否具备智能告警的可视化展示功能。 6.3.3.4.2 技术要求智能告警展示技术要求如下： a) 应提供智能告警的总览信息，并支持分类展示智能告警，每一条告警内容应至少包括时间、变电站、设备、告警类别等，支持展示智能告警的详细报告。 b) 应提供智能告

39、警的统计展示功能，支持按照时间、地区、厂站、类别等多种维度对智能告警进行统计。 6.4 现场移动电子化作业远程管控6.4.1 巡检管理6.4.1.1 测试方法检查是否具备继电保护专业巡检任务管理及工作过程管控功能，详细的巡检管理测试项参考附录I。 6.4.1.2 技术要求应具备巡检工作任务单维护、作业指导书模板维护、工作任务流程管控、工作过程记录、工作任务信息同步、工作任务查询、工作任务报告、未巡检设备查询和历史数据比对等功能。 6.4.2 检验管理6.4.2.1 测试方法检查是否具备继电保护设备检验任务管理及工作过程管控功能，详细的检验管理测试项参考附录I。 6.4.2.2 技术要求应具备检

40、验工作任务单维护、作业指导书模板及安全措施票维护、工作任务流程管控、工作过程记录、工作任务信息同步、工作任务查询、工作任务报告和历史数据比对等功能。 6.4.3 验收管理6.4.3.1 测试方法检查是否具备继电保护设备验收任务管理及工作过程管控功能，详细的验收管理测试项参考附录I。 6.4.3.2 技术要求应具备验收工作任务单维护、作业指导书模板维护、工作任务流程管控、工作过程记录、工作任务信息同步、工作任务查询、工作任务报告、未验收设备查询和验收缺陷统计等功能。 6.4.4 缺陷管理6.4.4.1 测试方法检查是否具备继电保护消缺任务管理及缺陷信息采集功能，详细的缺陷管理测试项参考附录I。

41、6.4.4.2 技术要求应具备缺陷工作任务单维护、工作过程记录、工作任务信息同步、工作任务查询、缺陷信息录入和缺陷任务审核与填报等功能。 6.4.5 台账资料管理6.4.5.1 测试方法检查是否具备继电保护台账、事件信息查询和图纸、技术说明书、定值单、配置文件、图片、影像、文件等图档资料的管理和查询功能，详细的台账资料管理测试项参考附录I。 106.4.5.2 技术要求应具备手动选择或扫描二维码定位设备，并展示设备相关资料信息，支持台账信息查询，支持图档资料的上传、关联、查询、下载操作，支持录波文件的浏览查看等功能。 6.4.6 远程信息查阅6.4.6.1 测试方法检查是否能按照厂站名称、设备

42、类型、设备名称等字段查询管辖范围内继电保护和安全自动装置的运 行信息（包括模拟量、开关量、定值、软压板、动作事件、告警信息、录波信息等）和故障信息，检查 是否能通过召唤功能查询继电保护和安全自动装置的模拟量、开关量、定值、软压板、录波文件等信息； 检查是否能查阅电网故障信息，并能可视化展示电网故障简报、故障波形等信息，详细的远程信息查阅测 试项参考附录 I。 6.4.6.2 技术要求宜支持历史信息、电网故障信息的查询功能，宜支持设备模拟量、开关量、定值、软压板、录波文件等信息的召唤功能。 6.4.7 光纤回路可视化6.4.7.1 测试方法检查是否支持虚回路可视化功能，并能展示IED设备属性信息

43、、虚回路连接和虚端子信息；检查是否支持光纤缆连接信息展示功能，并能展示光缆、尾纤、尾缆、跳纤、跳缆的走向信息；检查是否支持“虚实回路”对应关系查询功能，并能通过虚回路查看对应的物理回路全路径，通过物理回路查看其所 承载的逻辑回路信息；检查是否支持光纤二维码标签扫描查询功能，并能通过扫描光纤二维码标签查询光缆、尾纤、尾缆、跳纤、跳缆的物理走向信息和所承载的逻辑回路信息，详细的光纤回路可视化测试项参考附录 I。 6.4.7.2 技术要求宜支持虚回路可视化、光纤缆连接信息展示、“虚实回路”对应关系查询和光纤二维码标签扫描查询功能。 6.5 管理功能6.5.1 设备建模6.5.1.1 测试方法设备建模

44、功能检验方法如下： a) 检查是否支持导入来自 OCS 系统/EMS 系统的一次设备 CIM 模型文件、SVG 图形文件； b) 检查是否支持通过召唤保信子站配置或导入继电保护综合记录与智能运维装置 SCD 文件生成主站二次设备模型； c) 检查是否支持建立二次设备(保护、录波器等)与一次设备的关联关系； d) 检查是否支持二次设备模型编辑及参数录入，支持二次设备模型添加、删除、修改及模型描述文件的导出； e) 在主站已经建立一次、二次模型后，修改 CIM 模型、子站二次设备配置，再次执行导入 CIM 模型、召唤保信子站配置、导入 SCD 模型，检查是否支持以增量的方式建立一次、二次设备模型。

45、 详细的设备建模功能测试项参考资料性附录J。 6.5.1.2 技术要求设备建模技术要求如下： a) 应支持从 OCS 系统/EMS 系统导入一次设备模型文件、图形文件，并支持建立二次设备(保护、录波器等)与一次设备的关联关系； b) 主站应支持召唤保信子站配置及继电保护综合记录与智能运维装置 SCD 文件，解析并生成主站二次设备模型； 11c) 主站应支持手动建立一次设备模型、二次设备模型及一、二次设备关联关系； d) 主站应提供建模工具，用于二次设备模型生成及参数录入，支持二次设备模型添加、删除、修改及模型描述文件的导出； e) 主站应具备图形、模型的增量修改机制和在线修改功能。增量修改机制

46、应支持用户首先对源数据库中的图形、模型进行修改，在通过有效性、完整性检验以后，再以增量的形式，应用到实时数据库中。实现接入数据无需重启系统。 6.5.2 配置校验6.5.2.1 测试方法配置校验功能检验方法如下： a) 通过配置召唤建立保信子站的模型后，对子站的模型配置进行修改，启动配置校验功能，检查主站是否能自动比对主站模型库中的配置、子站配置的差异，进行差异提示并展示详细的差异情况。执行校验结果导出，观察导出结果是否正确； b) 建立各型号保护的模板信息点表，修改子站的点表配置使其与主站中对应型号保护的模板信息点表不一致，启动模板一致性校验功能，检查是否能发现子站配置与模板信息点表的差异并进行告警提示。 详细的配置校验功能测试项参考资料性附录K。 6.5.2.2