Q/GDW 108752018

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图1智能变电站一体化监控系统检测架构图

模型一致性检测要求如下： a 智能变电站系统描述的信息模型，参照DL/T1873进行建模； SCD模型中宣包含完整的SSD描述信息，包括完整的变电站一次设备和逻辑层次关系、一次 设备的连接关系，宜包含一、二次设备之间的关联关系，SSD部分的建模参照DL/T1874进行： 变电站模型层次应依次包括：变电站、电压等级、逻辑间隔和物理设备： d 一次设备应包括主要设备：变压器、开关、刀闸、出线（负荷）、电容器、电抗器和母线等， 每个设备应具备电网的统一命名和中文描述： e 一次设备的端点，应具有明确的连接点定义；通过SSD模型，能够完整的解析出变电站的连 接关系，形成拓扑信息； 工 每个间隔或者设备下，宜正确关联IED模型中的逻辑节点，完整描述一二次设备之间的信息 关联关系。

暖通标准规范范本7. 2. 2检测方法

模型一致性检测方法如下： a） 使用检测机构的SCD组态工具，导入全站SCD文件并进行校验，检验应满足模型一致性的要 求； 使用检测机构的schema校核工具，导入全站SCD文件并进行校验，检验应满足schema合法 性要求； SCD文件应包含如下内容： 变电站一次设备和逻辑层次关系、一次设备的连接关系； 2） 变电站、电压等级、逻辑间隔和物理设备等四级模型层次； 变压器、开关、刀闸、出线、电容器、电抗器和母线等一次设备，不应出现未建立连接或 连接不完整的一次设备，所有一次设备都应放置在间隔内； 4）应具备SSD模型信息，且SSD模型信息能够描述一次设备连接关系。

d）SCD文件宜含如下内容： 1）一、二次设备之间的关联关系； 2）间隔或者设备下，关联IED模型中的逻辑节点。

7.3. 1 装置配置工具测试

7.3. 1.1检测要求

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将来自SCD文件中其它IED的输入数据与装置内部信号绑定；生成IED专用的配置文件，并将配 置文件下装到装置，装置应运行正常

7. 3. 1. 2检测方法

导人SCD文件，完成其他IED输入 导出CID、CCD等IED专用配置 文件，并下装至装置，检查装置重启后是否能正常工作，绑定的信号是否正常动作

7.3.2系统配置工具测试

7.3.2.1检测要求

7.3.2.2检测方法

系统配置工具的检测方法如下： a）打开系统配置工具，导入不符合DL/T860.6中schema要求的模型文件，检查配置工具是否产 生合法性不满足告警； b）导入ICD文件，查看是否保留了厂家私有命名空间及其元素：

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7.3.3模型校核工具测试

7.3.3. 1检测要求

模型校核工具应满足如下检测要求： 应具备SCD文件导入和校验功能，可读取变电站SCD文件，测试导入的SCD文件的信息是 否正确； b） 应具备合理性检测功能，包括介质访问控制（MAC）地址、网际协议（IP）地址唯一性检测 和VLAN设置： 应具备CID文件检测功能，对装置下装的CID文件进行检测，保证与SCD导出的文件内容 致

7.3.3.2检测方法

模型校核工具的检测方法如下： a）导入不满足DL/T860.6中schema要求的SCD文件，使用工具模型校核功能，检查是否识别 文件校验异常；模拟LN、DOI、SDI、DAI在对应DataTypeTemplates中未定义的场景，对模 板引用进行校验，检查LN、DOI、SDI、DAI模板引用是否有效； 导入MAC地址、APPID、IP地址描述冲突的SCD文件，使用工具模型校核功能，检查是否 识别MAC/IP地址冲突； ) 通过一体化监控系统配置工具，下装装置CID文件后，再修改本地CID文件，使装置实际运 行的CID文件与后台当前存储CID文件不一致，使用工具模型校核功能，检查是否识别CID 不一致异常

7.3.4图形管理工具测试

图形管理工具检测要求如下： a）应具有图元编辑、图形制作和显示功能，并与实时数据库相关联

b)导入和导出的图形应满足 于其它系统使用，实现图形共享。

7.3. 4. 2检测方法

图形管理工具的检测方法如下： a）可对图元库进行编辑，可绘制主接线图、间隔分图，实现图元与设备、信号的关联操作； 6) 支持导出CIM/G文件，检查导出的CIM/G文件在专用测试软件中解析及图形展示是否正确 支持导入CIM/G文件，在监控系统删除或修改某一图形后，重新导入该图形的CIM/G文件 检查导入的图形是否正确。

7.3.5模型和版本管理

7.3.5.1检测要求

模型和版本管理工具检测要求如下： a 应具备SCD文件历史版本管理等功能，应支持SCD文件历史版本回溯功能，应支持不同版本 SCD文件比对功能，并以图形化或列表方式展示版本差异： 应根据Q/GDW11471要求，能够获取SCD中各IED设备CCD文件，并计算CCD文件CRC 校验码。宜具备CCD文件与SCD文件一致性校验功能： C 应具备IED设备版本及校验码在线获取功能，并与本地数据进行对比，应识别差异信息： d）宜具备IED设备CCD文件在线获取功能，并进行在线获取的CCD文件与SCD文 件一致性校验功能； 宜具备IED设备CID文件在线获取功能，并进行在线获取的CID文件与SCD文件一致性校 验功能。

7.3.5.2检测方法

模型和版本管理工具的检测方法如下： 检查SCD文件历史版本管理等功能，实现不同版本SCD文件比对功能，并以图形或列表方式 展示版本差异，检查SCD文件是否可以回溯到历史版本； b 获取SCD中各IED设备CCD文件，并计算CCD文件CRC校验码。宜具备CCD文件与SCD 文件一致性校验功能； 检查IED设备的CCD过程层配置校验码及IED版本号在线获取功能，并与本地数据进行对比 对于差异信息应告警提示； d 检查IED设备的CCD文件在线获取功能，并与本地SCD文件进行一致性校验，如不一致应 告警提示； 检查IED设备的CID文件在线获取功能，并与本地SCD文件进行一致性校验，如不一致应告 警提示。

7.4DL/T860规约测试

智能变电站一体化监控系统应遵循DL/T860标准， 实现全站信息统一建模，这就而要对智能受电 站一体化系统中的单装置和主机进行规约测试，对配置工具进行检查。通过规约测试判定其系统内部的 单装置和主机的传输规约是否依据DL/T860标准规定的方法与其他IED设备互联运行。

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7.4.2.1检验要求

智能变电站一体化监控系统DL/T860一致性测试的检测对象主要包括智能变电站站控层的监控主 机（监控主机可与操作员工作站、工程师工作站合并）、综合应用服务器、I区数据通信网关机、II区数 据通信网关机等装置。

7.4.2.2检验方法

被测厂家在进行客户端DL/T860一致性测试前需具备被测装置的PICS、PIXIT文件，通信模式及 提供文件需符合DL/T860标准规定，有关该客户端的测试要求需与自身提供的PICS、PIXIT文件一致。 客户端测试项判定原则如表2所示(不同装置根据应用情况可选做以下内容)，客户端测试用例内容如下： a）文件和版本控制； b）ACSI模型和服务映射，包括应用关联模型、服务器、逻辑设备、逻辑节点和数据模型、数 据集模型、取代模型、定值组控制模型、报告模型、日志模型、通用变电站事件模型、采 样值传输模型、控制模型、时间和时间同步模型和文件传输模型

表2客户端测试项判定原则

据采集、处理及运行监视

7.5.1.1检测要求

一体化监控系统应实现站内测控、保护、故障录波、电量、交直流电源、在线监测、辅助设备的综 采集及处理，数据采集要求如下： a) 应包括电网运行数据、设备运行信息、变电站运行异常信息的采集； b） 应实现电网稳态、动态和暂态数据的采集： 应实现一次设备、二次设备和辅助设备运行信息的采集； d 应实现保护设备在线监视与诊断装置上送的设备状态、虚实回路状态、诊断结果等数据的 采集； e 测控上送量测数据应一次值上送，量测数据应带时标、品质信息： 除动态数据采用GB/T26865.2传输同步采集的相量信息外，其他应支持DL/T860，实现数 据的统一接入，

7.5.1.2检测方法

数据采集检测应包含以下内容： 测控数据采集： 1） 模拟量：通过数字信号发生器施加模拟量报文，改变多次，在监控系统上查看模拟量 显示，应与施加的模拟量保持一致； 2） 状态量：通过数字信号发生器施加状态量报文，改变多次，在监控系统上查看状态量 显示，应与施加的状态量信号保持一致：

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3）事件顺序记录（SOE）：通过数字信号发生器施加状态量报文，改变多次，在监控系 统上查看SOE信息的时间、信号状态及信号顺序是否正确： 4）时标、品质信息检测：在监控系统查看时标、品质信息是否正确； 5）每隔10分钟人为中断交换机，再恢复，观察数据是否能快速恢复，接收数据是否正确， 6 保护数据采集：模拟保护告警、动作信息、在监控系统上查看显示信息与模拟信息是否 致； 故障录波数据采集：模拟录波器告警、动作信息、在监控系统上查看告警、录波信息与模 拟信息是否一致；检查故障录波文件是否能以COMTRADE标准的格式存储并实现召唤上 送，故障波形文件名是否包含故障时间； d）电量数据采集：通过仿真工具仿真电表模拟电量数据，改变多次，在监控系统上查看电量 信息与仿真信息是否一致； e 交直流电源数据采集：通过仿真工具仿真直流模拟量、状态量数据，改变多次，在监控系 统上查看直流信息与仿真信息是否一致； f 辅助设备数据采集：通过仿真工具仿真环境温度、湿度以及消防告警信号，每项改变多次： 在监控系统上查看辅助设备信息与仿真信息是否一致； 在线监测数据采集：通过仿真工具在线监测模拟量、状态量数据，在监控系统上查看在线 监测模拟量、状态量信息与仿真信息是否一致。

7.5.2.1检测要求

监控系统应具备遥信数据处理功能，正确反应设备的状态信息；应具备遥测数据处理功能，正确 应设备的量测信息；应支持对数据的逻辑运算与算术运算功能，支持时标和品质的运算处理、通信中 品质处理功能。

7.5.2.2检测方法

数据处理功能检测应包含以下内容： a）遥信处理： 1）状态接收检验：使用测试仪随机设置遥信值，检验监控主机各遥信量是否与设置值 致； 2） 状态变化检验：使用测试仪随机改变某遥信量的状态，检验监控主机遥信量是否跟随 看一起变化，对应的变化标志是否被设置为真，观察告警窗、历史库是否产生一个对 应的报警和事件； 3）状态恢复检验：人为去掉监控主机某个遥信的变位标志，使用测试仪设置该遥信量的 值为正常状态，查询监控主机实时库，检验监控主机遥信量是否恢复； 4 取反检验：设置监控主机某遥信取反标志，检验实时库中某状态量应正好与测试仪设 置的该遥信量值相反。再次检验，应能得到相反的结果； 5）人工置数检验：监控主机中设置某遥信量的人工置数标志为真，改变对应的遥信值， 检验实时库遥信应无变化；再设置人工置数标志为假，遥信应与测试仪设置该遥信量 的值一致。

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b）遥测处理： 1）遥测接收检验：在测试仪中随机设置各遥测的值在10到100之间，查看监控主机遥测 量，检验各遥测量是否与测试仪中经转换后的值一致，反复改变遥测值，检验其一致 性； 2）遥测越限检验：在监控主机参数库随机设置某遥测量的各种越限值（如上限、下限、 上上限、下下限），在测试仪中每30秒改变一次该遥测值，查看实时库中相应的记录 和事件变化情况； 3）报警延迟检验：在测试仪中设置某遥测量值为正常值，并在预设报警延迟时间内设置 越限值，此后再将遥测值设置为正常值。观察实时库，遥测值应有量值的变化，检验 实时库的相应记录和事件的变化； 4）零漂检验：在监控主机任选一遥测量，设置其合理的零值范围，用测试仪设置对应遥 测为零漂范围以内的值，查看实时库，遥测值应为0； 5）人工置数检验：在监控主机设置某遥测的人工置数标志为1，在测试仪中改变对应遥 测的值，实时库中该遥测应无变化；改变监控主机人工置数标志为0，实时库中遥测 数据应与测试仪保持一致。 c）在一体化监控系统数据库工具中定义ABC三相开关合成状态数据，检测合成遥信是否变位 正确，信号合成的方式支持触发和周期计算两种； d）在一体化监控系统数据库工具中定义合成量测数据，通过加减等算术运算，触发量测变化， 检测合成量测变化正确。

7. 5. 3. 1总体要求

监控系统监视画面应符合Q/GDW11162要求，运行监视检测总体要求如下： 监视范围包括电网运行信息、一次设备状态信息、二次设备状态信息、辅助设备信息和网 络运行监视； 6） 应对主要一次设备（变压器、断路器等）、二次设备运行状态、网络运行状态进行可视化 展示，为运行人员快速、准确地完成操作和事故判断提供技术支持； C 监视画面应具有电网拓扑识别功能，对不同电压等级、运行状态使用不同的颜色显示； d） 监视画面应能正确反映品质信息，可以通过不同颜色区分： e 运行告警应能够分层、分级、分类显示，信号能根据运行单位要求人工进行分类： 统计及功能报表应包括限值一览表、人工置数一览表、挂牌一览表、日报表、月报表等； 在I区综合应用服务器应支持对二次设备、网络状态的运行监视及可视化展示。

7.5. 3. 2检测要求

运行监视检测要求如下： a）电网运行监视检测要求如下： 1）应能够监视包括电流、电压、功率、断路器、隔离开关等电网实时运行信息； 2） 应能够监视全站事故总、装置动作告警、越限告警等信号，具备双点信息不确定状态 展示功能：

3）具备开关事故故障自动推画面功能； 4）具备设备挂牌功能； 5）具备任意间隔事故信号触发事故总信号功能。 b）设备状态监视：应能够监视智能终端、合并单元、保护、测控、监控主机、综合应用服务 器、故障录波器、网络交换机等二次设备的设备自检、运行状态、告警、对时状态、定值、 软压板、装置版本及参数等信息； 网络运行监视及可视化展示：应能够监视站控层、间隔层和过程层各网络物理链路及其连 接物理端口，包含物理链路连接状态、物理连接端口状态、物理网络拓扑连接信息、交换 机网络通信状态、交换机网络连接状态等信息； d）可视化展示检测要求如下： 1）应具备稳态、动态数据的可视化展示，如有功功率、无功功率、电压、电流、频率、 同步相量等，采用表格、曲线、饼图、柱图、仪表盘等多种形式展现； 2 应具备站内潮流方向的实时显示，通过流动线等方式展示电流方向，并显示线路、主 变的有功、无功等信息； 3） 监控系统应提供多种信息告警方式，包括：最新告警提示、光字牌、图元变色或闪烁、 自动推出相关故障间隔图、音响提示、语音提示以及数据品质变化提示等； 4） 对不合理的模拟量、状态量等数据应置异常标志，并用闪烁或醒目的颜色给出提示， 颜色可以设定； 5）支持电网运行故障与视频联动功能，在电网设备跳闸或故障情况下，视频应自动切换 到故障设备： 设备状态可视化：应针对不同监测项目显示相应的实时监测结果，超过阈值的应以醒 且颜色显示：可根据监测项目调取、显示故障曲线和波形

7.5.3.3检测方法

电网运行监视检测方法如下： 1）在间隔分图查看电流、电压、有功功率、无功功率、频率等模拟量信息是否与仿真数 据一致，变化时间满足性能指标要求；在间隔分图查看断路器、隔离开关、接地刀闸、 变压器分接头的位置信号是否与仿真数据一致，变化时间满足性能指标要求； 2） 仿真生成全站事故总信号，在实时告警窗口中检查是否生成全站事故总告警信息；仿 真保护等装置告警信号，在实时告警窗口中检查是否生成告警信号；仿真模拟量越上 限、越上上限、越下限、越下下限，在告警窗口中检查是否生成相应告警信息；仿真 双位置节点双分、分位、合位、双合四种状态，在监控系统上查看是否能正常展示； 3）仿真开关事故故障，查看监控系统是否能自动推出事故画面； 4 在监控系统设置检修挂牌操作，通过仿真触发该设备告警信号，告警信号不应在实时 告警窗的正常分类窗口中出现； 5）模拟多个间隔事故信号，检查是否能够生成全站事故总信号。 b）设备状态监视检测方法如下：

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1）检查监控系统是否能够通过测控装置监视智能终端、合并单元的告警信息； 2）检查监控系统是否能够显示保护、测控装置、故障录波器的设备自检、运行状态、告 警、对时、定值、软压板、装置版本及参数信息： 3）检查监控系统是否能监视监控主机、综合应用服务器的设备自检、告警、对时信息， 网络运行监视及可视化检测方法如下： 1）记录监控系统采集交换机信息的规约为SNMP或者DL/T860； 2） 检查监控系统是否能采用可视化方式展示二次设备的物理端口、交换机设备在内的全 站物理回路的连接关系，并显示物理链路状态和二次设备物理端口状态。 可视化展示检测方法如下： 1）打开一体化监控系统图形编辑工具，分别配置表格、曲线、饼图、柱图、仪表盘等图 元，关联量测。通过仿真工具触发量测变化，检查图元变化是否与实际一致； 2） 主接线图上实现站内潮流方向的实时显示，通过流动线等方式展示电流方向，并显示 线路、主变的有功、无功等信息； 3）检查监控系统是否对电网运行状态以及站内重要设备的运行工况提供多种信息告警 方式，包括：最新告警提示、光字牌、图元变色或闪烁、自动推出相关故障间隔图、 音响提示、语音提示等；光字牌应支持事故类、异常类、告知类、正常状态等4种颜 色显示； 4）遥测应支持正常、人工置数、通讯中断、装置取代、越限、检修及无效等状态，仿真 不合理的遥测量，检查监控系统是否对不合理数据置异常标志，并用闪烁或醒目的颜 色给出提示，检查在越限、检修、置数等工况下应区分对应工况的颜色； 5 仿真电网设备跳闸或故障情况，检查监控系统是否向辅控系统发送联动报文，报文是 否正确； 6 仿真装置的光口强度、工作温度、工作电压等实时信息，检查相应间隔分图是否能实 时展示，数据是否正确，超过阀值的数据是否以醒目的颜色显示； 7）检查监控系统是否具有历史曲线查询功能。

7.6告警直传及远程浏览测试

7.6.1告警直传检测

7. 6. 1. 1检测要求

告警直传功能检测要求如下： 一 体化监控系统产生的告警信号应能通过数据通信网关机上传到调度（调控）中心，传输 规约为DL/T476： 应遵循Q/GDW11021和Q/GDW11207的技术要求。

7.6.1.2检测方法

吉营具传位 a）配置并启动数据通讯网关机与模拟主站的DL/T476告警直传通讯链路，仿真触发告警信号 在调度主站仿真主站检查是否收到告警信号，告警信息是否与仿真告警信号一致：

5）中断数据通信网关机与模拟主站的DL/T476告警直传通讯链路，仿真触发告警信号，然后 恢复数据通信网关机与模拟主站的DL/T476告警直传通讯链路，在调度主站仿真主站检查 是否收到告警信号，事故类和异常类告警信息优先补传； 检验变电站告警直传应支持同时上送两个模拟主站； d）检查告警格式、告警级别等信息应满足Q/GDW11207要求，即告警格式采用五段式，包括 告警级别、告警时间、设备名称、告警内容、告警原因，告警级别分为五类，1：事故，2： 异常，3：越限，4：变位，5：告知

7.6.2远程浏览检测

7. 6. 2. 1检测要求

一体化监控系统远程浏览功能检测要求如下： a）应能从调度（调控）中心通过数据通信网关机浏览站内监控系统界面，包括一次接线图、 电网实时运行数据、设备状态等； 远程浏览应只允许浏览一次接线图、电网实时运行数据、设备状态、告警信息等，不能操 作任何设备状态； 远程浏览应遵循Q/GDW11208要求

7.6.2.2检测方法

一体化监控系统远程浏览检测方法如下： a 检查远程浏览的数据源应部署在监控主机： 检查是否通过数据通信网关机与调度（调控）模拟主站连接；在调度主站仿真工具上分别 远程浏览一体化监控系统的一次主接线图、间隔分图，远程浏览图形应与监控系统显示 致； C 通过仿真工具触发模拟量、状态量变化，查看模拟主站远程浏览画面，检查数据通信网关 机是否能上送实时变化数据给模拟主站； d 在仿真主站的一次主接线图上，不应支持进行开关、刀闸遥控操作，且监控系统不应支持 远程浏览主站发起的遥控操作； e） 在仿真主站的一次主接线图上，点击间隔名称，应可以进行画面的跳转。

7.7.1站内操作与控制

7.7.1.1检测要求

站内操作与控制应满足如下要求： a）全站同一时间只允许一个控制命令； b）单设备（断路器、隔离开关等）投退控制： 1）应支持设备挂牌、人工置数、防误解闭锁功能； 2）应支持防误逻辑校验功能； 3）操作必须在具有控制权限的工作站上进行； 4应支持操作员、监护员双席验证功能：

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7.7.1.2检测方法

内操作与控制检测方法如下： 双主或主备运行的监控主机，检验两台监控主机同时下发控制命令，应只有一个控制命令执行 成功，结果正确，另一个控制命令应返回失败； 单设备（断路器、隔离开关等）投退控制功能检测： 1）遥控流程包括遥控主机权限验证、挂牌验证、人工置数验证、防误解闭锁及防误功能 验证、操作及监护员口令验证、选择及执行流程验证。因此如下所述充许进入后续遥 控验证流程，并不意味着可以进行最终的遥控操作，需要后续的操作流程验证； 2）设备挂牌功能检测：在一体化监控系统图形工具上，对一次设备进行挂牌、摘牌操作。 挂牌后，一体化监控系统应禁止该一次设备的遥控操作，摘牌后应充许该一次设备的 遥控验证流程。挂牌和摘牌应产生相应的告警信息； 3）设备人工置数功能检测：检验时，置数某遥信为合或分，用仿真器改变对应的遥信状 态值，在一体化监控系统图形工具界面上应无变化。取消置数，解除此遥信的置数状 态，用仿真器改变对应的遥信状态值，系统界面上该遥信状态应随仿真器的变化而变 化； 4）防误逻辑校验功能检测：在一体化监控系统图形工具上，对未挂牌、人工置数的设备 进行遥控操作，不满足防误逻辑时，应闭锁该操作并提示闭锁原因，不充许遥控。在 满足防误逻辑时，充许进入后续遥控验证流程： 5）防误解闭锁功能检测：在一体化监控系统图形工具上，对未挂牌、人工置数，且不满 足防误逻辑的设备进行间隔解锁，验证其在不满足五防逻辑的情况下，屏蔽五防逻辑 验证环节，进入遥控验证流程： 6）遥控主机权限验证：设置监控主机的操作权限，然后使用一体化监控系统图形工具， 验证该主机可以触发设备的遥控验证流程。取消监控主机的操作权限，然后使用一体 化监控系统图形工具，验证该主机不可以触发设备的遥控验证流程； 7）操作员、监护员双席验证功能：设置操作员、监护员双席验证方式，然后使用一体化 监控系统图形工具，操作设备。只有在正确输入操作员及监护员口令后方能触发设备 的遥控选择流程； 8）直接控制或操作前选择控制方式验证：使用一体化监控系统图形工具，操作直控对象： 监控系统不应下发选择令到装置；使用一体化监控系统图形工具，操作带选择控制对

象，设备应首先进入遥控选择流程，在遥控选择成功之后方能进入遥控执行流程； 9）遥控自动撤销功能：使用一体化监控系统图形工具，操作带选择控制对象，在遥控选 择成功后，等待30到90秒装置超时，或者遥控执行命令校验结果不正确，装置应自动 撤销此次遥控流程，遥控操作结果信息应在遥控界面展示； 10）遥控唯一性验证：使用一体化监控系统图形工具，进入一个设备遥控流程，此时不应 支持触发其他设备的遥控流程； 11）遥控记录检查：操作时是否每一步都有提示信息；所有操作都应有记录，包括操作人、 操作对象、操作内容、操作时间、操作结果等，且可供调阅和打印； 12)抑制告警功能：当某个信号频繁报警时，在界面上应能设置抑制遥信的告警；在界面 上进行抑制告警解除操作后，遥信频繁紧报警时应能产生告警。 同期操作：使用一体化监控系统图形工具，应能选择不同的同期合闸方式，包括直合、检同期、 检无压合闸； 软压板投退：使用一体化监控系统图形工具，操作保护的软压板，软压板应能正确投退，且在 图形工具上实时显示压板状态；使用一体化监控系统图形工具，操作软压板，此时软压板应首 先进入遥控选择流程，不得跳入遥控执行流程，在遥控选择成功后方能进入遥控执行流程： 主变分接头调节：使用一体化监控系统图形工具，进行主变分接头的档位调节，能够进行档位 的升、降、停操作。通过仿真系统或仿真工具，验证档位调节控令下发的正确性。

7.7.2远方操作与控制

7.7.2. 1检测要求

远方操作与控制应满足如下检测要求： 支持调度（调控）中心对管辖范围内的断路器、电动刀闸等设备的遥控操作； 6 支持保护定值的在线召唤、保护定值区的切换以及软压板的投退，满足Q/GDW11354的要求： 支持变压器档位调节和无功补偿装置投切： d）支持交直流电源的充电模块投退、交流进线开关等的远方控制： 同一时刻，只允许执行一个远方操作与控制命令； 以上操作应通过I区数据通信网关机实现： 应支持调度（调控）中心进行功能软压板投退和定值区切换时的“双确认”功能，

7.7.2.2检测方法

远方操作与控制检测方法如下： a）I区数据通信网关机与调度通讯正常后，在模拟主站上选择遥控对象，发出控制合闸或控制分 闸命令；被控对象或仿真器应及时返回遥控返校正确报文，再由模拟主站发出遥控执行命令， 观察被控制对象的状态变化： 6 在模拟主站进行保护定值召唤、保护定值区的切换以及软压板的投退操作应执行正确。采用在 DL/T634.5104规约上嵌套DL/T667规约的方式进行定值的远方召唤，采用基于DL/T634.5104 规约的遥调业务进行保护装置定值区的切换操作，采用基于DL/T634.5104规约的遥控业务实 现继电保护和安全自动装置功能软压板投退操作； 双主或主备运行的数据通信网关机，检验在两个模拟主站同时对监控系统下发远方操作与控制 命令，应只有一个命令执行成功，返回结果正确，另一个命令应执行失败：

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d）在模拟主站上选择遥调对象，发出控制升、降、停止等遥调命令；被控对象或仿真器应及时返 回遥调返校正确报文，观察被控制对象的状态变化； 在模拟主站上对交直流电源充电模块进行遥控投退操作，观察被控制对象的状态变化；在模拟 主站上对交流进线开关进行遥控操作，观察被控制对象的状态变化； 在模拟主站上进行停用重合闸软压板投入操作，同时使用仿真系统或仿真工具，触发重合闸充 电完成状态由已充电变为未充电，从模拟主站观察子站上送的软压板状态以及重合闸充电完成 状态变化正确： g）在模拟主站上进行停用重合闸软压板退出操作，同时使用仿真系统或仿真工具，触发重合闸充 电完成状态由未充电变为已充电，从模拟主站观察子站上送的软压板状态以及重合闸充电完成 状态变化正确： h） 在模拟主站上进行备自投软压板投入操作，同时使用仿真系统或仿真工具，触发备自投充电状 态由未充电变为已充电，从模拟主站观察子站上送的软压板状态以及备自投充电状态变化正确 在模拟主站上进行备自投软压板退出操作，同时使用仿真系统或仿真工具，触发备自投充电状 态由已充电变为未充电，从模拟主站观察子站上送的软压板状态以及备自投充电状态变化止确

7.7.3.1检测要求

防误闭锁应满足如下检测要求： 1 防误闭锁分为三个层次，站控层闭锁、间隔层联闭锁和机构电气闭锁，本标准仅针对站控层闭 锁和间隔层联闭锁进行检验： 站控层闭锁宜由监控主机实现，操作应经过防误逻辑检查后方能将控制命令发至间隔层，如发 现错误应闭锁该操作； 站控层闭锁、间隔层联闭锁和机构电气闭锁属于串联关系，站控层闭锁失效时不影响间隔层联 闭锁，站控层和间隔层联闭锁均失效时不影响机构电气闭锁

7. 7. 3. 2检测方法

防误闭锁检测方法如下： a）在一体化监控系统中启动防误逻辑配置工具，应可查看和定义防误逻辑； b）在监控系统实时运行界面，可以通过一次主接线图查看一次设备预定义的防误逻辑； C 预演功能检验。监控系统应支持按照操作票进行预演功能，模拟预演成功才可以继续执行操作， 若防误逻辑校核不通过，应终止模拟预演并提示错误； 模拟操作检验。在变电站一次系统主接线图，操作任意电气设备，执行模拟操作均应符合防误 逻辑，防误逻辑不满足时则应拒绝执行操作并有错误提示信息； e 模拟站控层闭锁失效，检查间隔层联闭锁能否正确使用

7.7.4变电站顺序控制

7.7.4.1检测要求

变电站顺序控制应满足如下检测要求： a）顺序控制操作票库部署在变电站监控主机，可编辑、修改、删除； b）根据操作对象、当前设备态、目标设备态，在操作票库内自动匹配生成唯一的操作票：；

Q/GDW108752018

c）变电站操作票名应满足GB18030要求； 模拟预演应包括检查操作条件、预演前当前设备态核实、监控系统内置防误闭锁校验、智能防 误主机防误闭锁校验、单步模拟操作，全部环节成功后才可确认模拟预演完毕； C 指令执行包括启动指令执行、检查操作条件、执行前当前设备态核实、顺控闭锁信号判断、全 站事故总判断、单步执行前条件判断、单步监控系统内置防误闭锁校验、单步智能防误主机防 误闭锁校验、下发单步操作指令、单步确认条件判断，全部环节成功后方能确认指令执行完毕； 顺控操作过程中能够人工干预，执行过程中能够暂停、继续、终止： 操作记录应包含顺控指令源、执行开始时间、结束时间、每步操作时间、操作用户名、操作内 容等信息。

7.7.4.2检测方法

变电站顺序控制检测方法如下： a 进入操作票库维护界面，查看是否需要输入权限验证。在变电站监控主机运行顺控操作票定义 工具，打开一张顺控操作票进行编辑，设置某个操作项目的任务描述、执行前条件、确认条件、 延时时间、超时时间、顺控闭锁信号等参数； 6） 经过操作员、监护员权限验证后，运行顺序控制程序，选择操作对象、核对当前状态、选择目 标状态，单击确定按钮，检查是否匹配到了预制操作票库的操作票； 检查变电站操作票名是否遵循GB18030，格式为：间隔（或设备）由“当前设备态"转“目标设 备态”； d） 在变电站监控主机上选择操作对象准备模拟预演。新建操作任务后，分别模拟当前任务设备态 判断条件不满足、监控系统内置防误闭锁校验不通过、智能防误主机防误闭锁校验不通过、单 步模拟当前设备态与操作对象的实际状态不一致，检查预演是否通过，预演不通过不应该允许 进入执行环节： e 顺控操作票模拟预演成功后，进入顺控指令执行环节。在变电站监控主机上分别模拟执行前条 件不满足、当前设备态不一致、顺控闭锁信号判读不满足、全站事故总信号、单步执行前条件 不满足、单步监控系统内置防误闭锁校验不通过、单步智能防误主机防误闭锁校验不通过、单 步确认条件不满足等情况，检查是否能够停止执行并报错提示以及点亮相应的错误指示灯，点 击错误指示灯，应能再次弹出报错提示； 指令执行过程中，点击“暂停"按钮，检测是否能够暂停执行操作，“暂停"按钮变为“继续”；点 击“继续"按钮后，操作能够继续；指令执行过程中，单击“终止"按钮，检测执行过程是否终止 并弹出提示： 8 添加多个操作任务：运行顺序控制程序，新建操作任务，选择操作对象、核对当前状态、选择 目标状态，单击确定按钮，生成一个“从运行转热备用”的操作任务；然后再添加操作任务， 选择相同的操作对象、核对当前状态、选择目标状态，单击确定按钮，添加一个“从热备用转 冷备用”的操作任务；然后再添加操作任务，选择不同的操作对象、核对当前状态、选择目标 状态，单击确定按钮，添加一个操作任务； h 运行顺序控制程序，生成任务，模拟预演，指令执行，上述操作应能够生成操作记录；在变电 站监控主机上查询操作记录。

市政工程施工组织设计7.7.5主站端顺序控制

7.7.5.1检测要求

Q/GDW 108752018

主站端顺序控制检测要求如下： 主站端顺序控制检测应遵循DL/T1708以及Q/GDW11489的要求； 6） 顺序控制操作票在变电站监控主机存储、维护，主站侧无需存储顺控操作票，仅存储操作日志 记录； 应依次经过操作票调阅、顺序控制操作票预演、顺序控制操作票执行三个环节； 操作过程中主站应可以进行操作取消、暂停、继续、终止等人工干预： ） 应记录顺序控制指令源、执行开始时间、结束时间、每步操作时间、操作用户名、操作内容 异常告警、终止操作等信息，为分析故障以及处理提供依据。

7.7.5.2 检测方法

7.7.6.1检测要求

无功优化应满足如下检测要求： a 能够自动对变电站的运行方式和运行状态进行监视并加以识别，从而正确地选择控制对象并确 定相应的控制办法： 提供实时数据、电网状态、闭锁信号、告警等信息的监视界面： 具备控制模式、计算周期、数据刷新周期、控制约束等参数设置功能： d 变压器、电容器和母线故障时应自动闭锁全部或部分功能，支持人工恢复和自动恢复 根据预定的优化策略实现无功的自动调节建筑标准，能够由站内操作人员或调度（调控）中心进行功能 投退和目标值设定； 历史记录检查。记录内容包含操作前的控制目标值、操作时间及操作内容、操作后的控制目标

无功优化应满足如下检测要求： a 能够自动对变电站的运行方式和运行状态进行监视并加以识别，从而正确地选择控制对象并确 定相应的控制办法： 提供实时数据、电网状态、闭锁信号、告警等信息的监视界面： 具备控制模式、计算周期、数据刷新周期、控制约束等参数设置功能： d 变压器、电容器和母线故障时应自动闭锁全部或部分功能，支持人工恢复和自动恢复 e） 根据预定的优化策略实现无功的自动调节，能够由站内操作人员或调度（调控）中心进行功能 投退和目标值设定； f 历史记录检查。记录内容包含操作前的控制目标值、操作时间及操作内容、操作后的控制目标