CN102901881B - 一种智能化变电站现场调试方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种智能化变电站现场调试方法，该方法包括以下步骤：1)对变电站保护单体进行调试；2)对变电站一次设备进行基础调试；3)对变电站的系统进行调试。与现有技术相比，本发明具有方法简单、使用方便、测试精度高等优点。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统测试领域，尤其是涉及一种智能化变电站现场调试方法。
背景技术
数字化变电站是国家电网公司坚强智能电网建设中实现能源转换和控制的核心平台之一，它衔接智能电网发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节的关键，在技术和功能上能更好地满足智能电网信息化、自动化、互动化的要求。
数字化变电站采用分层分布式结构，整个变电站分为站控层、间隔层和过程层，站控层主要包括后台监控系统、远动机、五防系统、保护信息系统等，间隔层包括各种保护装置、测控装置以及其他智能设备，过程层是IEC61850标准中提出的新概念，其包括智能I/O单元、电子式互感器、智能一次设备、智能传感器等，主要功能是实现各种电气量的就地采集以及实现对智能一次设备的直接控制。
数字化变电站的基本特征是设备智能化、通信网络化、运行管理自动化。变电站内智能设备间可实现信息共享和互操作，信息采集、传输、处理、输出过程数字化，变电站二次回路中常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替，简化二次回路。一次设备、二次设备和通信网络都具备完善的自检功能，系统可实现设备健康状况在线监测及报警功能，大大提高设备管理水平。
在国外，ABB、SIEMENS、AREVA等国际大公司一直直接参与标准的起草与制定工作，同时也积极开展相关产品的研发。到目前为止，国际主要电力二次产品供应商都具备支持IEC61850标准的能力。由于数字化变电站的过程层涉及的问题比较复杂，运行经验也少，目前只是在个别变电站经行试验，ABB公司的智能开关在德国已有应用，AREVA公司的智能化开关在巴西、阿根廷已经应用。相对而言，变电站层、间隔层的应用比较成熟。
近年来国内对数字化变电站的研究不断深入，主流厂家都推出了有关产品和系统。目前国内主流厂家基于变电站层和间隔层的两层结构的IEC61850系统已经比较成熟，同时有源式光电互感器也已广泛应用于超高压直流输电系统中直流保护的保护和测量，它在直流系统中的运行可靠性已基本得到验证，而光电互感器在我国交流系统大范围内试用开始于2005年，国内尚未应用国产的智能一次设备。
尽管相关的新技术在它们原先的领域已经是比较成熟，但应用到数字化变电站上还是处在摸索阶段。数字化变电站的安全稳定是电网运行最关键的指标，如果不能满足的话，技术再先进也只是空谈。因此在工程调试阶段，必须对整个变电站系统的各项指标进行详细测试，考验其是否能满足变电站运行的要求，确保整个系统达到标准的要求。目前对整个变电站系统的各项指标进行详细测试主要包括以下三方面：保护单体调试、基础调试及系统级调试。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种方法简单、使用方便、测试精度高的智能化变电站现场调试方法。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：1)对变电站保护单体进行调试；2)对变电站一次设备进行基础调试；3)对变电站的系统进行调试。
所述的步骤1)包括以下步骤：11)选择数字保护测试仪；12)对MU进行配置，建立数字保护测试仪与保护单体的连接；13)对GOOSE进行订阅成功后，利用数字保护测试仪对保护单体进行调试。
所述的步骤2)包括以下步骤：21)利用大电流发生器模拟一次电流，通过检验仪，实时检测非常规电流互感器输出的数字量信号与标准CT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电流互感器的校验；22)利用高压发生器模拟一次电压，通过检验仪，实时检测非常规电压互感器输出的数字量信号与标准PT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电压互感器的校验；23)使用专用光源发生器接在光纤的一端，同时在另一端测量该光纤的衰耗，从而完成对光纤链路的校验。
所述的步骤3)包括以下步骤：31)对变电站进行标准化配置；32)对变电站功能进行测试；33)对变电站网络性能进行测试。
所述的步骤32)包括以下步骤：321)对变电站监控系统功能进行测试：322)对变电站的间隔层IED功能进行测试；323)对变电站的记录和分析测试的通信过程进行测试。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
1、方法简单、使用方便；
2、测试精度高，能迅速准确的测试出数字继电保护装置的保护功能。
附图说明
图1为本发明的流程示意图；
图2为非常规电流互感器调试结构示意图；
图3为非常规电压互感器调试结构示意图；
图4为智能单元SOE时间精度及分辨率测试结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。
实施例
如图1所示，一种智能化变电站现场调试方法，该方法包括以下步骤：
步骤1)对变电站保护单体进行调试；
继电保护单体调试是通过动态模拟电力系统实际运行情况来进行的。对于数字化变电站的保护单体调试，就要求现场具备面向各项功能要求的方便、可靠的调试工具(数字继电保护测试仪)，通过配置连接智能组件，输出信息流，并且自动检测输出信息，来验证保护功能。对变电站保护单体进行调试具体包括以下步骤：
步骤11)选择数字继电保护测试仪
数字继电保护测试仪是一种专用于测试具有光输入接口并符合IEC61850-9-1或IEC61850-9-2格式的数字装置的仪器。这种测试仪应具有光以太网接口，能通过以太网发送符合IEC61850协议的数据帧到保护装置中。同时，它能够接收保护动作的GOOSE报文，实现保护的测试。目前常见的数字测试仪有Omicron、ONLLY、博电等，都能满足61850标准的测试。
步骤12)对MU进行配置
测试仪的MU输出是模拟实际得到的采样信号，为了使该MU输出能够被保护装置识别并接收，必须对该路MU进行配置，包括采样模式、Asdu数目、采样点数、SVID码、通道定义及变比等进行配置。
配置MU时选择IEC61850-9-2的采样模式。Asdu数目为1，代表着每个数据包内有一个采样点数，而每20ms采样点数为80则意味着每秒钟有4000个采样点(0～3999)。此时每秒钟会发送4000个数据包，对硬件要求相对较高，而丢包的风险则相对较低。如果把Asdu参数设置改高，则可降低对硬件的要求，但会增大丢包的风险。在9-2采样模式下，每帧报文内包含的通道数量是可供选择的，而且每个通道的定义也是可选择的，将电压量电流量与测试仪的输出通道之间映射关系一一对应。
在MU配置过程中，对IEC61850-9-2配置中的SVID(硬件识别码)参数必须针对保护装置设置，否则测试仪与保护装置的连接无法建立。
上述MU通用配置必须依据继电保护厂家提供的配置文件来设定，设定完成之后才能够建立测试仪与保护装置的连接。在设定好测试仪系统配置之后，便能向保护装置输送信息量。
完成了MU的配置之后，和数字继电保护装置之间的通讯即成功建立。通过测试仪上送信息流，在保护装置显示屏上，应准确反应幅值及相位，并且检查通道一一对应。
步骤13)GOOSE(面向通用对象的变电站事件)的订阅
GOOSE信息通过广播的形式在网络上传递，智能电子设备(IED)在网络上接收到的GOOSE报文有很多，必须要能够辨认出哪些是当前需要的。
GOOSE报文中包含了诸如“GocbRef”、“GoID”、“DatSetRef”等等信息，这些信息就是识别GOOSE的标记。接收GOOSE的装置中也配置了要接收GOOSE的“GocbRef”、“GoID”、“DatSetRef”等信息。
只有当接收装置中的配置与收到GOOSE报文中的信息内容一致时，则订阅成功，该GOOSE报文的内容将被接受。
因此数字化变电站的调试过程中，为了验证GOOSE报文的正确性，必须对测试仪进行正确的配置，使得测试仪符合接受装置中的参数配置，才能实时监测保护装置的GOOSE报文的正确性，该过程可理解为GOOSE的订阅。
用于订阅的信息可以从GOOSE报文中解析获得，即通过抓包分析的方法来获得，也可从scd、icd、及cid文件中读取，其中
scd文件——包含整个变电站的设备
icd文件——包含同一型号的设备
cid文件——某一具体装置的模型文件
从模型文件中可获得的内容有GSEControl控制块(包含GOOSE的重要信息，GOOSE订阅的关键)、DatSet数据集(包含开关量信息)及FCDA虚端子(具体的开关量信息)
GOOSE配置方法基本分两种：
手动配置：手动载入模型文件来配置GSEControl控制块，如果模型文件不能与实际情况严密相符，还需手动修改配置。
载入模型文件后进行虚端子与测试仪开关量的映射，将GOOSE中表示跳闸信号的数据映射到测试仪的开关量输入上，这样当测试仪接收到GOOSE报文时，可以将该数据的状态反映在测试仪相应的开入量上，测试模块根据该开入量的状态判断保护是否动作。
自动配置：即GOOSE报文监视功能，通过报文监视可以获取收到的所有GOOSE报文，并解析收到的GOOSE报文中所有的信息。之后根据收到的GOOSE报文，自动生成GOOSE开入的订阅配置及GOOSE开出的配置。但是虚端子与测试仪开关量的映射关系仍然需要手动配置。
MU的配置以及GOOSE报文订阅成功之后，就能进行传统的继电保护测试，检验保护定值和动作出口情况，获得正确可靠的试验结果。
存在问题分析
由于各家厂家对标准的理解不一致，造成配置文件等不规范，会对数字化变电站的调试和运行造成困扰，举例如下：
在工程现场测试仪直接导入继保厂家SCD(变电站配置描述)文件时，GOOSE虚端子描述没导出来，在这种情况下不方便找出要映射的虚端子。
经过仔细查看本次导入的继保厂家的SCD文件，和其他SCD文件对比，发现这次文件的虚端子节点的相关信息定义在LN(Logical Node)节点下，与其他的SCD文件定义为使用数据模板下的信息，由于两个文件使用的信息位置不一样，造成读取“描述”信息不成功。修改配置界面程序显示的“描述信息”为由这两个位置所能读取到的“描述”信息做合并显示，只要其中一个位置由描述信息，都将能够显示出来以帮助现场操作人员将需要的虚端子与测试仪建立映射关系。
由于读出了正确完整的描述信息，操作人员很容易找到需要的虚端子，与测试仪建立起映射关系。
步骤2)对变电站一次设备进行基础调试
数字化变电站一次设备采集到采样信息后，就地转换成数字量信号，通过合并单元(MU)经光缆上传到测控保护装置。因此在数字化变电站调试中，一次设备的基础调试尤为重要。
数字化变电站的CT、PT采用非常规互感器。分为基于光学传感技术的光电流互感器OCT(Optical Current Transformer)、光电压互感器OVT(Optical VoltageTransformer)，和采用空心线圈或低功耗铁芯线圈感应被测电流的电子式互感器ECT(Electrical Current Transformer)、EVT(Electrical Voltage Transformer)。
电子式电流/电压互感器又称有源非常规互感器，电流互感器主要以罗科夫斯基(Rogowski)线圈为代表，电压互感器则采用电阻或电容分压技术，其特点是需向传感头电子模块提供电源。而光电式电流/电压互感器又可称为无源非常规互感器，电流互感器主要利用石英体的法拉第效应和赛格耐克效应，通过测量光束通过磁场作用下的晶体偏振方向产生旋转角度来计算电流；电压互感器则利用石英晶体的普克尔效应和逆电压效应，测量作用于石英晶体的电厂强度来测量导线对地电压，此类互感器无需向传感头提供电源。
由于各种互感器原理和构造上的区别，在应用时也体现出一定的差别，不同原理的性能比较见表1、表2：
表1：ECT与OCT比较
表2：EVT与OVT比较
与传统的电磁式互感器相比，非常规互感器具有绝缘要求低、测量精度高、测量范围大、无饱和、无谐振、不渗漏油等诸多优点，适应电子系统数字化发展的需要，对保证日益庞大的电力系统安全可靠运行具有深远意义。
上述非常规互感器以合并单元MU(Merging Unit)为接口，同步采集多路数字信号，并按照IEC61850标准规定的格式发送给保护测控设备。合并单元的关键在于要在尽量短的时间内将多路数字信号进行同步，将组织好的数据转发至保护和测控。特别是保护装置对数据处理的延时和同步要求很高，如果出现数据不同步或者延时就会导致保护误动或拒动，影响电网安全稳定运行。因此在数字化变电站的基础试验中，需增加合并单元，作为一个整体来试验其互感器特性和时延。步骤2)对变电站一次设备进行基础调试具体包括以下步骤：
步骤21)利用大电流发生器模拟一次电流，通过检验仪，实时检测非常规电流互感器输出的数字量信号与标准CT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电流互感器的校验。
图2中标准CT选用与被测非常规电流互感器同样变比(同样额定电流)，由大电流发生器串联标准CT与被测CT，通过合并单元经光纤将数字信号接入检验仪，同时标准CT的输出电流信号也接入检验仪。
在某数字化变电站进行测试时，发现非常规互感器的与标准CT输出存在延时，过程如下：
a)初始状态下，将合并单元的延时参数设置为0，按图2中测试方法测得非常规互感器与合并单元的总延时为1300μs(相对于标准CT)，这一延时对于一周波仅20ms的采样周期来说影响比较大，在相位上已经有了大于20°的差距，必须加以修正。
b)设置合并单元的延时参数为1300μs，再按图2中测试方法重复测试互感器延时，经验证非常规互感器与标准CT输出之间角差基本为零。
因此工程调试时，需按照测试结果对装置进行配置，保证测量采集同步，不影响保护功能的实现。
步骤22)利用高压发生器模拟一次电压，通过检验仪，实时检测非常规电压互感器输出的数字量信号与标准PT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电压互感器的校验。
非常规电压互感器的校验方法示意图如图3所示。图3中标准PT选用与被测非常规电流互感器同样变比(同样额定电压)，由高压发生器连接标准PT与被测PT，通过合并单元经光纤将数字信号接入检验仪，同时标准PT的输出电压信号经分压器也接入检验仪。
对于非常规电压互感器的时延测试也与电流互感器相同，按现场测试结果对装置进行配置，保证测量采集量的同步。
步骤23)光纤链路测试
数字化变电站的网络建立在光纤通讯的基础上，光纤代替了传统的采样回路和控制回路，保证每个光纤链路的通信质量变得至关重要，因为它直接影响了保护的采样准确性和跳闸出口的可靠性。
变电站内使用的都属于短距离光纤，光纤本身的固有损耗理应很小，不过由于光纤头不洁净、光纤弯曲度太大或光纤连接处的连接不良很容易造成衰耗超过标准的规定。过大的衰耗则会造成通信中断，因此光纤链路质量成为数字化变电站保护功能实现的一个关键点。
测试方法为，使用专用光源发生器接在光纤的一端，同时在另一端测量该光纤的衰耗并以此判断光纤的良好与否。
通常一个光纤链路的衰减很小，当光源发生器选用850nm光源，多模光纤(62.5/125μm)的参考衰耗为3.0dB/km。
●如果出现光纤损耗过大的现象，需检查下列情况：
光纤接头污损，需要使用无毛纸沾无水酒精擦拭干净
光纤弯曲半径太小或受力而弯折，需要调整至自然弯曲的角度
光纤接头磨头工艺或者熔接工艺不佳，需重新制作
●如果出现光纤完全不通的现象，需检查下列情况：
光纤出现错位情况，需找出相对应的光纤
光纤有折断现象，需从备用芯中寻找或重新敷设一根新的光纤。
数字化变电站保护及测控功能的实现，均以数字化的采样以及用光纤搭建的通讯网络为基础。通过对数字化变电站基础试验与常规变电站基础试验的比较研究，得出以下几点结论：非常规互感器相对电磁式互感器的优势相当明显，但是由于原理及构造上相对复杂以及信号传输过程中可能产生的时延，对电压电流量的实时同步采集造成影响，必须通过现场调试来修正这一因素。数字化变电站中光纤取代了常规变电站中的电缆，光纤数量大而且非常重要，在工程中必须对光纤链路进行测试，确保通讯质量良好，提高数字化变电站运行的安全稳定。
步骤3)对变电站的系统进行调试。
随着IEC61850标准的完善，以及数字化变电站的发展，对于系统测试有了新的要求。通讯网络是数字化变电站的信息高速公路，是系统调试的重点。将数字化变电站的系统调试分为三方面内容：
步骤31)全站标准化配置：
IEC61850配置文件是描述通信相关的只能电子设备(IED)配置和参数、通信系统配置、开关场(功能)结构及它们之间关系的文件。系统应配置的文件有：
1a)icd文件：IED能力描述文件，由装置厂商提供给系统集成厂商，改文件描述了IED提供的基本数据模型及服务，但不包括IED实例名称和通信参数。icd文件原则上是根据装置类型来划分，但如果是用于不同类型间隔的同一类型装置，具体模型如LN定义等不同时，也须提供不同的装置icd文件。
2a)scd文件：全站系统配置文件，全站唯一，该文件描述了所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次几桶结构，由系统集成厂商完成。scd文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本等内容。
3a)cid文件：IED实例配置文件，每个装置有一个，由装置厂商根据scd文件中本IED相关配置生成。
工程实施过程中，系统集成商提供配置工具，用于整个系统的配置及联调，装置厂商提供装置配置工具，用于装置的配置及调试。系统配置工具独立于IED，它导入装置配置工具生成的IED能力描述文件以及系统规格文件，按照系统配置的需要，增加IED所需要的实例化配置信息和系统配置信息。当上述配置完成后，系统配置
工具应导出全站系统配置文件，并将该文件反馈给装置配置工具。装置配置工具导入配置完成的全站系统配置文件，生成IED工程调试运行所需要的cid实例配置文件，并下载最终配置到IED中。
工程实际中，部分icd、cid文件都是由厂家研发人员或工程人员手动进行编写的，此过程中可能会出现笔误或者错漏。
发现配置文件语法错误时，或者其他原因需修改配置文件时，为了实现全站配置统一管理，按如下原则处理：
●如果只是装置私有功能数据的修改，则直接由装置配置工具修改后下装；
●如果是系统组态实例化数据的修改，则由系统配置工具统一修改，然后生成新的scd文件，由装置配置工具导入后进行下装
●如果是装置icd模板数据的修改，则由装置配置工具生成新的icd文件，系统配置工具导入后进行新的实例配置，生成新的scd文件，再由装置配置工具导入后进行下装。
步骤32)变电站功能测试
数字化变电站的功能测试和常规站类似，从工程实际配置及规模出发，参考IEC61850规范，以DL/T 995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程为依据，主要有全站互联互通功能，四遥功能，站级装置级闭锁功能等。步骤32)变电站功能测试包括：
步骤301)监控系统功能测试
与IED正确互联，实现四遥功能，正确遥控。
步骤302)间隔层IED功能测试
遥测、遥信、遥控功能，网络中断检测功能，双网切换功能，对时功能，定值召唤、编辑、设置功能(保护装置)，保护事件、录波文件上送功能，五防闭锁功能(测控装置GOOSE传输)
步骤303)记录和分析测试的通信过程
对测试过程进行实时记录，同时对SOE(事件顺序记录)记录精度和记录分辨率进行测试。
智能单元上送GOOSE报文中带有时间信息，使用可控制输出接点闭合时刻的测试仪给智能单元提供三个不同触发时刻的开入信号，分别为0ms、1ms、2ms三个间隔时间为1ms的信号，并将0ms点环回测试仪测量该点动作时间，比较测控装置上SOE时间是否与测试仪输出一致，是否可以分辨出信号发生的先后顺序。试验结构如图4所示：
某智能单元测试过程中发现，0ms对应的开入信号所记录SOE时间比测试仪记录时间早整整一秒钟，紧接着的两个事件时间确实正确的。重复试验发现其他两次测试结果中SOE时间精度及分辨率都与测试仪一致，说明该现象是偶发性的出错，推断可能是智能单元记录事件时出错。
查看当时在GOOSE网上报文记录，发现智能单元发出的GOOSE报文中时间即已出错，与接收端的测控装置无关，说明是由于智能单元在该开入信号变位时取的时标出错造成的。
经厂家对智能单元开入模块程序进行修改升级后，多次重复测试没有再出现类似问题。
步骤33)网络性能测试
以太网交换机有三个基本指标来评价其性能：吞吐量、传输时延、帧丢失率。吞吐量指在没有丢包的情况下被测链路所能转发的最大数据转发速率；传输时延指数据包从发送端口到接收端口所经历的时间；帧丢失率指由于网络性能问题造成部分数据包不能被转发的比例。
对交换机的单机性能进行测试；测试方法为：在某交换机单机空载环境下，由网络测试仪产生双向数据流量并分析交换机单机性能。
吞吐量测试结果如表3所示：
表3：交换机单机吞吐量测试
以不同的帧长分别测试其吞吐量，以帧长64字节为例，在数据包传输过程中会在每个包前面加上64bit的前导符，然后在每个包之间会有96bit的帧间隙，因此实际上每个包的实际长度为64*8+64+96＝672bit，于是每秒钟吞吐量为672*148810＝100Mbit。
传输时延测试结果如表4所示：
表4：交换机单机时延测试
| 测试帧长(字节) | 测试负载率(％) | 平均时延(μs) |
| 64 | 10 | 8.677 |
| 64 | 40 | 8.645 |
| 64 | 70 | 8.857 |
| 64 | 100 | 118.763 |
| 256 | 10 | 23.728 |
| 256 | 40 | 23.731 |
| 256 | 70 | 23.727 |
| 256 | 100 | 150.542 |
| 512 | 10 | 44.199 |
| 512 | 40 | 44.203 |
| 512 | 70 | 44.202 |
| 512 | 100 | 172.042 |
| 1518 | 10 | 124.681 |
| 1518 | 40 | 124.683 |
| 1518 | 70 | 124.684 |
| 1518 | 100 | 219.254 |
帧丢失率测试结果如表5所示：
表5：交换机单机帧丢失率测试
| 测试帧长(字节) | 测试负载率(％) | 帧丢失率(％) |
| 64 | 10 | 0 |
| 64 | 40 | 0 |
| 64 | 70 | 0 |
| 64 | 100 | 0 |
| 256 | 10 | 0 |
| 256 | 40 | 0 |
| 256 | 70 | 0 |
| 256 | 100 | 0 |
| 512 | 10 | 0 |
| 512 | 40 | 0 |
| 512 | 70 | 0 |
| 512 | 100 | 0 |
| 1518 | 10 | 0 |
| 1518 | 40 | 0 |
| 1518 | 70 | 0 |
| 1518 | 100 | 0 |
在不受其他条件影响的情况下，该交换机端口可以在全双工状态下达到100M不丢包；时延在满负荷下比其他负载率时多120μs左右，在传输1518的数据帧同时满负载时产生的最大时延为220μs；传输各种长度数据包都可以达到0％的帧丢失率。相对于数字化变电站对GOOSE报文传输的4ms延时标准还有很大裕度。
对交换机的功能进行测试；
aa.广播风暴抑制测试
为了防止过多的广播数据占用带宽影响关键及正常数据转发，必须设置对广播数据按设定策略进行过滤控制。如将交换机设置端口接收广播数据速率限制在1000kbps以下。测试仪从端口1产生广播流量，在端口2监视收到广播数据的速率。
测试结果如表6所示：
表6：交换机广播风暴抑制测试
测试结果显示交换机将广播数据限制在1000kbps以下，与设置相符。当网络上产生广播风暴时，可以限制各个端口接收广播数据的数量，从而避免各接入网络的设备受异常数据影响。
ab.VLAN划分测试：
交换机应支持VLAN标准，支持在转发的帧中插入标记头、删除标记头或者修改标记头的功能。测试时，交换机划分设置VLAN1、VLAN2，端口1、2、3分别接在VLAN1端口，端口4接在VLAN2端口。数据流1：端口1-＞端口4；数据流2：端口4-＞端口1；数据流3：端口2-＞端口3；数据流4：端口3-＞端口2；
测试结果如表7所示：
表7：VlAN划分测试
| 数据流 | 帧长 | 负载(％) | 发送帧 | 接收帧 | 丢帧率(％) |
| 数据1 | 128 | 10 | 84459 | 0 | 100 |
| 数据2 | 128 | 10 | 84459 | 0 | 100 |
| 数据3 | 128 | 10 | 84459 | 84459 | 0 |
| 数据4 | 128 | 10 | 84459 | 84459 | 0 |
| 数据1 | 128 | 40 | 337837 | 0 | 100 |
| 数据2 | 128 | 40 | 337837 | 0 | 100 |
| 数据3 | 128 | 40 | 337837 | 337837 | 0 |
| 数据4 | 128 | 40 | 337837 | 337837 | 0 |
| 数据1 | 128 | 70 | 591216 | 0 | 100 |
| 数据2 | 128 | 70 | 591216 | 0 | 100 |
| 数据3 | 128 | 70 | 591216 | 591216 | 0 |
| 数据4 | 128 | 70 | 591216 | 591216 | 0 |
| 数据1 | 128 | 100 | 844594 | 0 | 100 |
| 数据2 | 128 | 100 | 844594 | 0 | 100 |
| 数据3 | 128 | 100 | 844594 | 844594 | 0 |
| 数据4 | 128 | 100 | 844594 | 844594 | 0 |
从测试结果看，不同VLAN端口之间(数据流1、2)数据不能转发，相同VLAN端口之间(数据流3、4)数据转发速率可以达到端口带宽的100％。通过合理划分VLAN可以减少各不同装置、不同数据业务之间的互相影响，尽可能保证高的网络传输效率。
ac.优先级处理功能测试：
交换机需支持流量优先级控制标准，提供流量优先级，应至少支持4个优先级队列，应能确保关键应用和时间要求高的信息流优先进行传输。测试时，可将交换机QOS策略设置不同优先级按带宽比8∶4∶2∶1进行分配，6、7优先级最高，4、5次高，2、3次低，0、1最低。数据流1：端口1-＞端口4优先级2；
数据流2：端口2-＞端口4优先级4；
数据流3：端口3-＞端口4优先级7.；
测试结果如表8：
表8：优先级处理测试
| 数据流 | 帧长 | 负载(％) | 发送帧 | 接收帧 | 丢帧率 |
| 优先2 | 128 | 30 | 253378 | 253378 | 0 |
| 优先4 | 128 | 30 | 253378 | 253378 | 0 |
| 优先7 | 128 | 30 | 253378 | 253378 | 0 |
| 优先2 | 128 | 40 | 337837 | 168921 | 49.98 |
| 优先4 | 128 | 40 | 337837 | 337837 | 0 |
| 优先7 | 128 | 40 | 337837 | 337837 | 0 |
| 优先2 | 128 | 50 | 422297 | 149183 | 64.67 |
| 优先4 | 128 | 50 | 422297 | 297299 | 29.59 |
| 优先7 | 128 | 50 | 422297 | 422297 | 0 |
| 优先2 | 128 | 60 | 506756 | 124521 | 75.42 |
| 优先4 | 128 | 60 | 506756 | 247975 | 51.06 |
| 优先7 | 128 | 60 | 506756 | 495695 | 2.18 |
| 优先2 | 128 | 100 | 844594 | 124605 | 85.24 |
| 优先4 | 128 | 100 | 844594 | 248142 | 70.61 |
| 优先7 | 128 | 100 | 844594 | 496034 | 41.26 |
从测试结果发现：当负载率处在一个较小的水平时，三个优先级的数据流都能正常传输；当负载增大时，优先级最低的数据流首先出现丢帧现象，其次是优先级次高的数据流，最后是优先级最高的数据流；观察负载率大于60％时，三个数据流分别在端口4收到的带宽比为2∶4∶8，试验结果与设置相符合。
对交换机组网性能进行测试。
和单台交换机相比，多台交换机级联延时增加了链路传输时延和帧排队时延。对于局域网中的传输距离来说，链路传输时延可以忽略，但在网络负载重的情况下，交换机将在缓存内存中将帧进行排队，帧排队给延时带来了非确定因素，可能会造成传输延时增加。而且组网后可能由于网络性能问题造成部分数据包无法被转发，因此需要对丢包率进行测试。
测试的网络最大跨度为三层级联路径，该级联时延测试值由帧收发时延、交换时延、链路传输时延和帧排队时延组成。测试结果如表9所示：
表9：网络延时测试
根据表格内容，负载率不到100％时，数据经过3台交换机的转发的传输延时为固定的30μs，100％负载率时传输延时平均为282μs，最大为631μs。
以同样方法测试该路径的丢帧率，结果如表10所示：
表10：网络丢帧率测试
当数据经三台交换机转发并且有正常数据流量时，不会导致数据包丢失。仅有当负载率达到100％时，有少量丢帧现象。实际运行状态下，GOOSE数据可以正常被转发，而且可以保证传输实时性。
Claims (4)
1.一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
1)对变电站保护单体进行调试；
2)对变电站一次设备进行基础调试；
3)对变电站的系统进行调试；
所述的步骤3)包括以下步骤：
31)对变电站进行标准化配置；
32)对变电站功能进行测试；
33)对变电站网络性能进行测试；
其中，步骤33)包括对交换机单机性能的测试、对交换机功能的测试和对交换机组网性能的测试；
所述的对交换机的单机性能测试方法为：在某交换机单机空载环境下，由网络测试仪产生双向数据流量并分析交换机单机性能；
所述的对交换机的功能测试包括：
aa.广播风暴抑制测试；
ab.VLAN划分测试；
ac.优先级处理功能测试。
2.根据权利要求1所述的一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，所述的步骤1)包括以下步骤：
11)选择数字保护测试仪；
12)对MU进行配置，建立数字保护测试仪与保护单体的连接；
13)对GOOSE进行订阅成功后，利用数字保护测试仪对保护单体进行调试。
3.根据权利要求1所述的一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，所述的步骤2)包括以下步骤：
21)利用大电流发生器模拟一次电流，通过检验仪，实时检测非常规电流互感器输出的数字量信号与标准CT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电流互感器的校验；
22)利用高压发生器模拟一次电压，通过检验仪，实时检测非常规电压互感器输出的数字量信号与标准PT的模拟量信号的变比、极性是否一致，波形是否同步，并检查互感器的时延，从而完成非常规电压互感器的校验；
23)使用专用光源发生器接在光纤的一端，同时在另一端测量该光纤的衰耗，从而完成对光纤链路的校验。
4.根据权利要求1所述的一种智能化变电站现场调试方法，其特征在于，所述的步骤32)包括以下步骤：321)对变电站监控系统功能进行测试：322)对变电站的间隔层IED功能进行测试；323)对变电站的记录和分析测试的通信过程进行测试。
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