CN115693943A - 一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法及装置，该方法包括：向若干个待测系统施加正常态量的激励，获取若干个待测系统反馈的检测数据；通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态；向若干个待测系统施加故障态量的激励，获取若干个待测系统反馈的异常检测数据；通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据；基于若干个待测系统对应的初步配置状态和异常动作及测试数据，生成若干个待测系统的测试结果。本方法实现了对多系统的协同测试，可以准确地发现智能变电站多系统存在的隐患，提升智能变电站继电保护多系统的调试效率，大大减轻人员劳动强度。

Description

一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法及装置

技术领域

本发明涉及多系统协同测试技术领域，尤其是涉及一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法及装置。

背景技术

在现有电网中，电力输送时常会发生故障，而当系统发生故障时，继电保护装置能够很快的找出故障点，并将故障点切除系统使停电范围尽量缩小，确保无故障点能够继续供电，从而减少财力和物力的损失。因此，确定继电保护装置和测控装置的正确性和稳定性成为的智能变电站的重中之重。然而在智能变电站二次系统中，对于继电保护装置、智能终端、合并单元等二次设备测试与自动化测试系统又相对独立，导致变电站对于继电保护的测试效率不高。

目前，智能变电站测试过程中，因缺乏应有的技术手段，一般都是对各个系统进行单独调试。而在现场为实现继电保护设备、测控装置、远动、监控系统调试时，一个保护动作试验需要重复多次，二次系统调试时间紧、任务重，智能变电站二次系统的调试效率，人员劳动强度大。

发明内容

本发明旨在提供一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法及装置，以解决上述技术问题，其能同时实现对多系统的协同测试，可以准确地发现智能变电站多系统存在的隐患，有效提升智能变电站继电保护多系统的调试效率，减轻人员劳动强度。

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法，包括以下步骤：

向若干个待测系统施加正常态量的激励，获取若干个待测系统反馈的检测数据；

通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态；

向若干个待测系统施加故障态量的激励，获取若干个待测系统反馈的异常检测数据；

通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据；

基于若干个待测系统对应的初步配置状态和异常动作及测试数据，生成若干个待测系统的测试结果。

上述方案中，同时向多个系统施加正常态量或故障态量的激励，以使得若干个待测系统可以同步反馈检测数据或异常检测数据，进而通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态及通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据，最终可以同时得到若干个待测系统的测试结果，完成多系统的协同测试。

上述方案无需在对每个系统重复进行单一的测试动作，实现了对多系统的协同测试，可以准确地发现智能变电站多系统存在的隐患，提升智能变电站继电保护多系统的调试效率，大大减轻人员劳动强度。

进一步地，所述若干个待测系统包括继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机；所述向若干个待测系统施加正常态量的激励，获取若干个待测系统反馈的检测数据，具体为：

向继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机分别施加正常态量的激励；

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的遥测值；

读取网关机上送的遥测量，获取当前网关机的遥测值；

读取智能录波器服务端转发的继电保护系统遥测量，获取当前继电保护系统的间接遥测值；

其中，所述当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的接遥测值为检测数据。

上述方案中，通过分别监测继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机在智能变电站在发送的数据，以及时得到对应系统反馈的检测数据。相比与传统的测试方案，本方案可以同时向若干个待测系统同步施加正常态量的激励，也可也同步、及时地获取到各个待测系统反馈的检测数据，有效的避免了传统测试过程中分别需要对不同系统重复进行调试的问题，提高了数据获取的效率，为提升智能变电站继电保护多系统的调试效率提供了基础。

进一步地，所述通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态，具体为：

将当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的间接遥测值分别与施加的正常态量激励值进行比较，若比较差值在预设的范围内，则说明该项检测数据对应的待测系统初步配置状态正常，反之则异常。

上述方案中，向若干个待测系统施加正常态量的激励的目的在于，对待测系统的配置状态有个初步的判断，即在正常态量的激励的情况下，该待测系统是否能正常地工作，其初步的配置是否满足该系统正常工作的要求等，为后续的故障动作检测提供正常的配置环境。

进一步地，所述向若干个待测系统施加故障态量的激励，获取若干个待测系统反馈的异常检测数据，具体为：

向继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机分别施加故障态量的激励；

根据预设跳闸信号参引地址，读取继电保护系统的跳闸信号；根据预设断路位置信号参引地址，读取继电保护系统断路器位置信号值；根据预设出口反校信号参引地址，读取继电保护系统的出口反校信号值；

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的异常遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的异常遥测值；

根据预设的跳闸信号状态配置参引地址，读取当前跳闸信号状态值作为当前网关机的异常遥测值；

根据智能录波器预设的配置信息，遍历智能录波器中及继电保护系统所有需要对比的通道，分别获取智能录波器波形文件及继电保护系统波形文件；

其中，所述继电保护系统的跳闸信号、继电保护系统断路器位置信号值、继电保护系统的出口反校信号值、当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值、当前网关机的异常遥测值、智能录波器波形文件和继电保护系统波形文件为异常检测数据。

上述方案中，在向待测系统施加故障态量的激励后，此时的测试关键在于各个系统对于故障是否产生对应的异常动作或异常数据，但由于各个系统间的数据信号的类型、反馈数据的形式均不相同，因而针对于不同的系统，本方案对其异常检测数据的组成进行了筛选，特定与对系统的测试获取数据，简化了异常检测数据的组成，避免了本方案获取的数据量过大，进一步提升了智能变电站的测试效率效率。

进一步地，所述通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据，具体为：

判断继电保护系统的跳闸信号是否为1，若是，则继电保护系统动作信号配置无误，反之则继电保护系统动作信号配置错误；

判断继电保护系统断路器位置信号值是否为0，若是，则继电保护系统内通讯配置无误，反之则继电保护系统内通讯配置错误；

判断继电保护系统的出口反校信号值是否为1，若是，则判断继电保护系统的出口反校信号配置无误，反之配置错误；

将当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值分别与故障态量的激励值进行比较，若比较差值均在预设的范围内，则测控系统配置无误，反之测控系统配置错误；

判断当前网关机的异常遥测值是否为0，若是，则网关机配置无误，反之网关机配置错误；

通过智能录波器波形文件、继电保护系统波形文件提取波形对比数据，若智能录波器波形的当前点瞬时值差值和有效值差值均大于预设的额定值，则判断为智能录波器的参数配置错误；若智能录波器波形变位方向不一致或变位点时间大于预设的最大时差，则判断为智能录波器的通道配置错误。

上述方案中，针对于不同的系统所反馈的异常检测信号，对待测系统对应的异常动作及测试数据自动快捷地进行了判断，该过程仅需要对相应的待测系统预设对应的对照参数便能对待测系统的测试情况有个准确的判断，流程便捷、高效。

进一步地，本方案最后基于若干个待测系统对应的初步配置状态和异常动作及测试数据，生成若干个待测系统的测试结果，实现了对多系统的协同测试，可以准确地发现智能变电站多系统存在的隐患，有效提升智能变电站继电保护多系统的调试效率，减轻人员劳动强度。

本发明还提出了一种智能变电站继电保护多系统协同测试装置，用于对与之电连接的若干个待测系统进行测试，包括：激励施加模块、数据获取模块、数据处理模块和结果输出模块；其中：

所述激励施加模块用于同时向若干个待测系统施加正常态量的激励和故障态量的激励，以使若干个待测系统反馈检测数据和异常检测数据；

所述数据获取模块用于获取若干个待测系统反馈的检测数据和异常检测数据；

所述数据处理模块用于通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态，及通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据；

所述结果输出模块用于若干个待测系统对应的初步配置状态和异常动作及测试数据，生成若干个待测系统的测试结果。

上述方案中，仅使用智能变电站继电保护多系统协同测试装置一套设备，在测试过程中仅需要进行接线并预设各种参数，同时控制向待测系统施加激励，该套设备便可以自动分析形成最终的测试结果，操作简单，而且无需对每个系统单独进行重复的操作，测试效率高，可以有效减轻人员劳动强度。

进一步地，所述若干个待测系统包括继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机；所述数据获取模块获取若干个待测系统反馈的检测数据，具体为：

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的遥测值；

读取网关机上送的遥测量，获取当前网关机的遥测值；

读取智能录波器服务端转发的继电保护系统遥测量，获取当前继电保护系统的间接遥测值；

其中，所述当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的接遥测值为检测数据。

进一步地，所述数据获取模块获取若干个待测系统反馈的异常检测数据，具体为：

根据预设跳闸信号参引地址，读取继电保护系统的跳闸信号；根据预设断路位置信号参引地址，读取继电保护系统断路器位置信号值；根据预设出口反校信号参引地址，读取继电保护系统的出口反校信号值；

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的异常遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的异常遥测值；

根据预设的跳闸信号状态配置参引地址，读取当前跳闸信号状态值作为当前网关机的异常遥测值；

根据智能录波器预设的配置信息，遍历智能录波器中及继电保护系统所有需要对比的通道，分别获取智能录波器波形文件及继电保护系统波形文件；

其中，所述继电保护系统的跳闸信号、继电保护系统断路器位置信号值、继电保护系统的出口反校信号值、当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值、当前网关机的异常遥测值、智能录波器波形文件和继电保护系统波形文件为异常检测数据。

进一步地，所述数据处理模块通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态，具体为：

将当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的间接遥测值分别与施加的正常态量激励值进行比较，若比较差值在预设的范围内，则说明该项检测数据对应的系统初步配置状态正常，反之则异常。

进一步地，所述数据处理模块通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据，具体为：

判断继电保护系统的跳闸信号是否为1，若是，则继电保护系统动作信号配置无误，反之则继电保护系统动作信号配置错误；

判断继电保护系统断路器位置信号值是否为0，若是，则继电保护系统内通讯配置无误，反之则继电保护系统内通讯配置错误；

判断继电保护系统的出口反校信号值是否为1，若是，则判断继电保护系统的出口反校信号配置无误，反之配置错误；

将当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值分别与故障态量的激励值进行比较，若比较差值均在预设的范围内，则测控系统配置无误，反之测控系统配置错误；

判断当前网关机的异常遥测值是否为0，若是，则网关机配置无误，反之网关机配置错误；

通过智能录波器波形文件、继电保护系统波形文件提取波形对比数据，若智能录波器波形的当前点瞬时值差值和有效值差值均大于预设的额定值，则判断为智能录波器的参数配置错误；若智能录波器波形变位方向不一致或变位点时间大于预设的最大时差，则判断为智能录波器的通道配置错误。

附图说明

图1是本发明一实施例提供的一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法流程示意图；

图2是本发明一实施例提供的一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法装置模块连接示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

请参见图1，一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法，包括以下步骤：

S1：向若干个待测系统施加正常态量的激励，获取若干个待测系统反馈的检测数据；

S2：通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态；

S3：向若干个待测系统施加故障态量的激励，获取若干个待测系统反馈的异常检测数据；

S4：通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据；

S5：基于若干个待测系统对应的初步配置状态和异常动作及测试数据，生成若干个待测系统的测试结果。

需要说明的是，所述正常态量的激励为系统正常工作时的电压、电流；而故障态的激励指的是系统异常工作状态时的电压、电流。

在本实施例实施过程中，可以同时向多个系统施加正常态量或故障态量的激励，以使得若干个待测系统可以同步反馈检测数据或异常检测数据，进而通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态及通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据，最终可以同时得到若干个待测系统的测试结果，完成多系统的协同测试。

本实施例实现了对多系统的协同测试，可以准确地发现智能变电站多系统存在的隐患，提升智能变电站继电保护多系统的调试效率，大大减轻人员劳动强度。

进一步地，所述若干个待测系统包括继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机；所述向若干个待测系统施加正常态量的激励，获取若干个待测系统反馈的检测数据，具体为：

向继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机分别施加正常态量的激励；

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的遥测值；

读取网关机上送的遥测量，获取当前网关机的遥测值；

读取智能录波器服务端转发的继电保护系统遥测量，获取当前继电保护系统的间接遥测值；

其中，所述当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的接遥测值为检测数据。

本实施例中，通过分别监测继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机在智能变电站在发送的数据，以及时得到对应系统反馈的检测数据。相比与传统的测试方案，本方案可以同时向若干个待测系统同步施加正常态量的激励，也可也同步、及时地获取到各个待测系统反馈的检测数据，有效的避免了传统测试过程中分别需要对不同系统重复进行调试的问题，提高了数据获取的效率，为提升智能变电站继电保护多系统的调试效率提供了基础。

进一步地，所述通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态，具体为：

将当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的间接遥测值分别与施加的正常态量激励值进行比较，若比较差值在预设的范围内，则说明该项检测数据对应的待测系统初步配置状态正常，反之则异常。

本实施例中，向若干个待测系统施加正常态量的激励的目的在于，对待测系统的配置状态有个初步的判断，即在正常态量的激励的情况下，该待测系统是否能正常地工作，其初步的配置是否满足该系统正常工作的要求等，为后续的故障动作检测提供正常的配置环境。

进一步地，所述向若干个待测系统施加故障态量的激励，获取若干个待测系统反馈的异常检测数据，具体为：

向继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机分别施加故障态量的激励；

根据预设跳闸信号参引地址，读取继电保护系统的跳闸信号；根据预设断路位置信号参引地址，读取继电保护系统断路器位置信号值；根据预设出口反校信号参引地址，读取继电保护系统的出口反校信号值；

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的异常遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的异常遥测值；

根据预设的跳闸信号状态配置参引地址，读取当前跳闸信号状态值作为当前网关机的异常遥测值；

根据智能录波器预设的配置信息，遍历智能录波器中及继电保护系统所有需要对比的通道，分别获取智能录波器波形文件及继电保护系统波形文件；

其中，所述继电保护系统的跳闸信号、继电保护系统断路器位置信号值、继电保护系统的出口反校信号值、当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值、当前网关机的异常遥测值、智能录波器波形文件和继电保护系统波形文件为异常检测数据。

需要说明的是，继电保护系统包括了继电保护装置、智能终端和与一次设备通讯的各个接口，所述继电保护系统的跳闸信号为继电保护装置的跳闸信号；继电保护系统断路器位置信号值为继电保护装置到智能终端或一次设备间通讯的信号值；继电保护系统的出口反校信号值为智能终端的出口反校信号值。

本实施例中，在向待测系统施加故障态量的激励后，此时的测试关键在于各个系统对于故障是否产生对应的异常动作或异常数据，但由于各个系统间的数据信号的类型、反馈数据的形式均不相同，因而针对于不同的系统，本方案对其异常检测数据的组成进行了筛选，特定与对系统的测试获取数据，简化了异常检测数据的组成，避免了本方案获取的数据量过大，进一步提升了智能变电站的测试效率效率。

进一步地，所述通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据，具体为：

判断继电保护系统的跳闸信号是否为1，若是，则继电保护系统动作信号配置无误，反之则继电保护系统动作信号配置错误；

判断继电保护系统断路器位置信号值是否为0，若是，则继电保护系统内通讯配置无误，反之则继电保护系统内通讯配置错误；

判断继电保护系统的出口反校信号值是否为1，若是，则判断继电保护系统的出口反校信号配置无误，反之配置错误；

将当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值分别与故障态量的激励值进行比较，若比较差值均在预设的范围内，则测控系统配置无误，反之测控系统配置错误；

判断当前网关机的异常遥测值是否为0，若是，则网关机配置无误，反之网关机配置错误；

通过智能录波器波形文件、继电保护系统波形文件提取波形对比数据，若智能录波器波形的当前点瞬时值差值和有效值差值均大于预设的额定值，则判断为智能录波器的参数配置错误；若智能录波器波形变位方向不一致或变位点时间大于预设的最大时差，则判断为智能录波器的通道配置错误。

本实施例中，针对于不同的系统所反馈的异常检测信号，对待测系统对应的异常动作及测试数据自动快捷地进行了判断，该过程仅需要对相应的待测系统预设对应的对照参数便能对待测系统的测试情况有个准确的判断，流程便捷、高效。

进一步地，本方案最后基于若干个待测系统对应的初步配置状态和异常动作及测试数据，生成若干个待测系统的测试结果，实现了对多系统的协同测试，可以准确地发现智能变电站多系统存在的隐患，有效提升智能变电站继电保护多系统的调试效率，减轻人员劳动强度。

为了更清楚阐述本发明提出的测试方法，本实施例提出一种具体的测试场景，涉及一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法，通过向待测系统发送用于施加正常态/故障态激励的模拟量，同时通过发送SV/发送SV/GOOSE报文，接收SV/GOOSE报文，接收MMS报文和104报文完成继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机等多系统测试。

具体测试过程为：

同时监测继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机等多系统的数据传输情况，具体应用过程中可通过有线/无线的连接，通过接入站控层网络，便可经MMS交互读取继电保护系统、测控系统、智能录波器的数据；通过监控网关机104接口，便可读取网关机发出的104数据；通过接入过程层网络A1/A2、B1/B2网，便可以读取智能终端的出口反校、出口回采信号，以及一次设备的位置信号；对于经模拟量接入的继电保护系统、测控系统或智能录波器，只需要设置对应的接口与所述继电保护系统、测控系统或智能录波器对应的模拟量电压、电路输入接口连接即可；而对于经SV电压、电流接入的继电保护系统、测控系统、智能录波器，仅需接入相应系统的SV电压、电流输入接口连接。

在测试开始前，需先保持多系统通信完好条件，在该条件下，选择待测间隔的继电保护系统、测控系统和智能录波器并施加正常态电压、电流，进行待测间隔正常态多系统测量值数据一致性校验，包括：

通过MMS报文交互读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的电压、电流遥测值，和施加的电压、电流值进行比较，若两者差值在误差允许的范围内，则说明继电保护系统的通信和配置无误，反之则有误；

通过MMS报文交互读取测控系统上送的遥测量，读取当前测控系统的电压、电流遥测值，和施加的电压、电流值进行比较，若两者差值在误差允许的范围内，则说明测控系统的通信和配置无误，反之则有误；

通过104报文交互读取网关机上送的遥测量，获取当前测控系统的电压、电流遥测值，和施加的电压、电流值进行比较，若两者差值在误差允许的范围内，则说明网关机的通信和配置无误，反之则有误；

通过MMS报文交互读取智能录波器服务端转发的继电保护系统遥测量，获取当前继电保护系统的电压、电流遥测值，和施加的电压、电流值进行比较，若两者差值在误差允许的范围内，则说明智能录波器的通信和配置无误，反之则有误。

接着，在通信完好条件下，选择待测间隔的继电保护系统、测控系统、智能录波器，施加故障态电压、电流，进行待测间隔故障态多系统测量值数据一致性校验，方法与正常态多系统测量值数据一致性校验一致，此处不多加赘述。

进一步地，在故障态测试条件下，进行待测间隔继电保护装置动作信号、智能终端信号验证测试，包括：

读取继电保护装置的GOOSE信号，读取智能终端GOOSE信号；

基于GOOSE信号，根据配置跳闸信号参引地址，读取跳闸信号的值，若为1，则继电保护装置动作信号配置无误，反之继电保护装置动作信号配置错误；

基于GOOSE信号，根据配置断路器位置信号参引地址，读取断路器位置信号值，若值为0，则判别继电保护装置到智能终端、一次设备之间的通讯和配置无误，反之则判别配置错误；

基于GOOSE信号，根据配置出口反校信号参引地址，读取此时智能终端的出口反校信号值，若值为1，则判别智能终端出口反校信号配置无误，反之配置错误。

进一步地，在故障态测试条件下，进行继电保护系统动作信号、测控系统上送信号验证测试，包括：

经MMS交互，获取继电保护系统遥测量和测控系统上送遥测量数据；

将当前继电保护系统的电压、电流遥测值，通过和施加的故障态电压、电流值进行比较，若两者差值在误差允许的范围内，则判别继电保护系统的通信和配置无误，反之则有误；

将当前测控系统的电压、电流遥测值，通过和施加的故障态电压、电流值进行比较，若两者差值在误差允许的范围内，则判别测控系统的通信和配置无误，反之则有误。

进一步地，在故障态测试条件下，进行网关机上送主站信号验证测试，包括：

通过104报文交互获取网关机上送的遥信量数据；

根据跳闸信号状态配置参引，读取当前跳闸信号状态值，若为0，则判别网关机配置无误，反之配置错误。

进一步地，在故障态测试条件下，进行智能录波器信号及波形验证测试，包括：

通过MMS报文交互获取智能录波器波形文件和继电保护系统波形文件；

根据录波器的配置信息，遍历所有需要对比的通道，每个通道从第一个采样点往后一个周波开始遍历采样点数据，若当前点往前一个周波和往后一个周波有效值大于二次额定值，则判断当前点为突变点，否则继续判断当前点的下一个点，直至找到突变点；电流突变点有效值小于0.08(可设参数)倍二次额定值时候，默认为复归点，与复归点突变方向相反的点则为启动点；

智能录波器和继电保护系统的波形的启动点若时差小于50ms(可设参数)则判定为同一波段；产生n组匹配上的启动点，最终产生n个对比波形；

根据电流最大通道找过零点，计算波形时间的偏差，提取智能录波器和继电保护系统的波形对比的数据；

若能录波器波形当前点瞬时值和有效值幅值差值都大于10％额定值，则判别智能录波器的参数配置错误。若变位方向不一致或者变位点时间大于设定的最大时差，则判别智能录波器的通道配置错误。

最终，通过上述步骤的对比结果，形成继电保护装置信号验证结果、智能终端信号验证结果、测控系统信号验证结果、网关机信号验证结果、智能录波器验证结果，从而完成了对于多系统的协同测试。

本实施例通过给继电保护系统、测控系统施加正常态量，读取继电保护系统、测控系统测量量、网关机转发104信号，对继电保护系统、测控系统、网关机进行数据一致性比较。通过给继电保护系统施加故障态量，对智能终端信号、保护动作信号、网关机保护动作事件进行验证，同时在继电保护系统动作时间内读取智能录波器波形和继电保护系统波形进行对比，校验录波器配置是否正确。最终能够生成测控系统信号验证结果、继电保护系统信号验证结果、网关机信号验证结果、智能终端信号验证结果、智能录波器验证结果，并通过对比能够及时发现变电站中继电保护多系统中的隐患。

本实施例实现了对多系统的协同测试，可以准确地发现智能变电站多系统存在的隐患，提升智能变电站继电保护多系统的调试效率，大大减轻人员劳动强度。

请参见图2，本实施例还提出了一种智能变电站继电保护多系统协同测试装置，用于对与之电连接的若干个待测系统进行测试，包括：激励施加模块、数据获取模块、数据处理模块和结果输出模块；其中：

所述激励施加模块用于同时向若干个待测系统施加正常态量的激励和故障态量的激励，以使若干个待测系统反馈检测数据和异常检测数据；

所述数据获取模块用于获取若干个待测系统反馈的检测数据和异常检测数据；

所述数据处理模块用于通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态，及通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据；

所述结果输出模块用于若干个待测系统对应的初步配置状态和异常动作及测试数据，生成若干个待测系统的测试结果。

进一步地，所述若干个待测系统包括继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机；所述数据获取模块获取若干个待测系统反馈的检测数据，具体为：

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的遥测值；

读取网关机上送的遥测量，获取当前网关机的遥测值；

读取智能录波器服务端转发的继电保护系统遥测量，获取当前继电保护系统的间接遥测值；

其中，所述当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的接遥测值为检测数据。

进一步地，所述数据获取模块获取若干个待测系统反馈的异常检测数据，具体为：

根据预设跳闸信号参引地址，读取继电保护系统的跳闸信号；根据预设断路位置信号参引地址，读取继电保护系统断路器位置信号值；根据预设出口反校信号参引地址，读取继电保护系统的出口反校信号值；

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的异常遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的异常遥测值；

根据预设的跳闸信号状态配置参引地址，读取当前跳闸信号状态值作为当前网关机的异常遥测值；

根据智能录波器预设的配置信息，遍历智能录波器中及继电保护系统所有需要对比的通道，分别获取智能录波器波形文件及继电保护系统波形文件；

其中，所述继电保护系统的跳闸信号、继电保护系统断路器位置信号值、继电保护系统的出口反校信号值、当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值、当前网关机的异常遥测值、智能录波器波形文件和继电保护系统波形文件为异常检测数据。

进一步地，所述数据处理模块通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态，具体为：

将当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的间接遥测值分别与施加的正常态量激励值进行比较，若比较差值在预设的范围内，则说明该项检测数据对应的系统初步配置状态正常，反之则异常。

进一步地，所述数据处理模块通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据，具体为：

判断继电保护系统的跳闸信号是否为1，若是，则继电保护系统动作信号配置无误，反之则继电保护系统动作信号配置错误；

判断继电保护系统断路器位置信号值是否为0，若是，则继电保护系统内通讯配置无误，反之则继电保护系统内通讯配置错误；

判断继电保护系统的出口反校信号值是否为1，若是，则判断继电保护系统的出口反校信号配置无误，反之配置错误；

将当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值分别与故障态量的激励值进行比较，若比较差值均在预设的范围内，则测控系统配置无误，反之测控系统配置错误；

判断当前网关机的异常遥测值是否为0，若是，则网关机配置无误，反之网关机配置错误；

通过智能录波器波形文件、继电保护系统波形文件提取波形对比数据，若智能录波器波形的当前点瞬时值差值和有效值差值均大于预设的额定值，则判断为智能录波器的参数配置错误；若智能录波器波形变位方向不一致或变位点时间大于预设的最大时差，则判断为智能录波器的通道配置错误。

本实施例实现了对多系统的协同测试，可以准确地发现智能变电站多系统存在的隐患，提升智能变电站继电保护多系统的调试效率，大大减轻人员劳动强度。

以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法，其特征在于，包括以下步骤：

向若干个待测系统施加正常态量的激励，获取若干个待测系统反馈的检测数据；

通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态；

向若干个待测系统施加故障态量的激励，获取若干个待测系统反馈的异常检测数据；

通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据；

基于若干个待测系统对应的初步配置状态和异常动作及测试数据，生成若干个待测系统的测试结果。

2.根据权利要求1所述的一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法，其特征在于，所述若干个待测系统包括继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机；所述向若干个待测系统施加正常态量的激励，获取若干个待测系统反馈的检测数据，具体为：

向继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机分别施加正常态量的激励；

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的遥测值；

读取网关机上送的遥测量，获取当前网关机的遥测值；

读取智能录波器服务端转发的继电保护系统遥测量，获取当前继电保护系统的间接遥测值；

其中，所述当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的接遥测值为检测数据。

3.根据权利要求2所述的一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法，其特征在于，所述通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态，具体为：

将当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的间接遥测值分别与施加的正常态量激励值进行比较，若比较差值在预设的范围内，则说明该项检测数据对应的待测系统初步配置状态正常，反之则异常。

4.根据权利要求2所述的一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法，其特征在于，所述向若干个待测系统施加故障态量的激励，获取若干个待测系统反馈的异常检测数据，具体为：

向继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机分别施加故障态量的激励；

根据预设跳闸信号参引地址，读取继电保护系统的跳闸信号；根据预设断路位置信号参引地址，读取继电保护系统断路器位置信号值；根据预设出口反校信号参引地址，读取继电保护系统的出口反校信号值；

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的异常遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的异常遥测值；

根据预设的跳闸信号状态配置参引地址，读取当前跳闸信号状态值作为当前网关机的异常遥测值；

根据智能录波器预设的配置信息，遍历智能录波器中及继电保护系统所有需要对比的通道，分别获取智能录波器波形文件及继电保护系统波形文件；

其中，所述继电保护系统的跳闸信号、继电保护系统断路器位置信号值、继电保护系统的出口反校信号值、当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值、当前网关机的异常遥测值、智能录波器波形文件和继电保护系统波形文件为异常检测数据。

5.根据权利要求4所述的一种智能变电站继电保护多系统协同测试方法，其特征在于，所述通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据，具体为：

判断继电保护系统的跳闸信号是否为1，若是，则继电保护系统动作信号配置无误，反之则继电保护系统动作信号配置错误；

判断继电保护系统断路器位置信号值是否为0，若是，则继电保护系统内通讯配置无误，反之则继电保护系统内通讯配置错误；

判断继电保护系统的出口反校信号值是否为1，若是，则判断继电保护系统的出口反校信号配置无误，反之配置错误；

将当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值分别与故障态量的激励值进行比较，若比较差值均在预设的范围内，则测控系统配置无误，反之测控系统配置错误；

判断当前网关机的异常遥测值是否为0，若是，则网关机配置无误，反之网关机配置错误；

通过智能录波器波形文件、继电保护系统波形文件提取波形对比数据，若智能录波器波形的当前点瞬时值差值和有效值差值均大于预设的额定值，则判断为智能录波器的参数配置错误；若智能录波器波形变位方向不一致或变位点时间大于预设的最大时差，则判断为智能录波器的通道配置错误。

6.一种智能变电站继电保护多系统协同测试装置，用于对与之电连接的若干个待测系统进行测试，其特征在于，包括：激励施加模块、数据获取模块、数据处理模块和结果输出模块；其中：

所述激励施加模块用于同时向若干个待测系统施加正常态量的激励和故障态量的激励，以使若干个待测系统反馈检测数据和异常检测数据；

所述数据获取模块用于获取若干个待测系统反馈的检测数据和异常检测数据；

所述数据处理模块用于通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态，及通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据；

所述结果输出模块用于若干个待测系统对应的初步配置状态和异常动作及测试数据，生成若干个待测系统的测试结果。

7.根据权利要求6所述的一种智能变电站继电保护多系统协同测试装置，其特征在于，所述若干个待测系统包括继电保护系统、测控系统、智能录波器和网关机；所述数据获取模块获取若干个待测系统反馈的检测数据，具体为：

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的遥测值；

读取网关机上送的遥测量，获取当前网关机的遥测值；

读取智能录波器服务端转发的继电保护系统遥测量，获取当前继电保护系统的间接遥测值；

其中，所述当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的接遥测值为检测数据。

8.根据权利要求7所述的一种智能变电站继电保护多系统协同测试装置，其特征在于，所述数据获取模块获取若干个待测系统反馈的异常检测数据，具体为：

根据预设跳闸信号参引地址，读取继电保护系统的跳闸信号；根据预设断路位置信号参引地址，读取继电保护系统断路器位置信号值；根据预设出口反校信号参引地址，读取继电保护系统的出口反校信号值；

读取继电保护系统上送的遥测量，获取当前继电保护系统的异常遥测值；

读取测控系统上送的遥测量，获取当前测控系统的异常遥测值；

根据预设的跳闸信号状态配置参引地址，读取当前跳闸信号状态值作为当前网关机的异常遥测值；

根据智能录波器预设的配置信息，遍历智能录波器中及继电保护系统所有需要对比的通道，分别获取智能录波器波形文件及继电保护系统波形文件；

其中，所述继电保护系统的跳闸信号、继电保护系统断路器位置信号值、继电保护系统的出口反校信号值、当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值、当前网关机的异常遥测值、智能录波器波形文件和继电保护系统波形文件为异常检测数据。

9.根据权利要求7所述的一种智能变电站继电保护多系统协同测试装置，其特征在于，所述数据处理模块通过检测数据获取若干个待测系统对应的初步配置状态，具体为：

将当前继电保护系统的遥测值、当前测控系统的遥测值、当前网关机的遥测值和当前继电保护系统的间接遥测值分别与施加的正常态量激励值进行比较，若比较差值在预设的范围内，则说明该项检测数据对应的系统初步配置状态正常，反之则异常。

10.根据权利要求8所述的一种智能变电站继电保护多系统协同测试装置，其特征在于，所述数据处理模块通过异常检测数据获取若干个待测系统对应的异常动作及测试数据，具体为：

判断继电保护系统的跳闸信号是否为1，若是，则继电保护系统动作信号配置无误，反之则继电保护系统动作信号配置错误；

判断继电保护系统断路器位置信号值是否为0，若是，则继电保护系统内通讯配置无误，反之则继电保护系统内通讯配置错误；

判断继电保护系统的出口反校信号值是否为1，若是，则判断继电保护系统的出口反校信号配置无误，反之配置错误；

将当前继电保护系统的异常遥测值、当前测控系统的异常遥测值分别与故障态量的激励值进行比较，若比较差值均在预设的范围内，则测控系统配置无误，反之测控系统配置错误；

判断当前网关机的异常遥测值是否为0，若是，则网关机配置无误，反之网关机配置错误；

通过智能录波器波形文件、继电保护系统波形文件提取波形对比数据，若智能录波器波形的当前点瞬时值差值和有效值差值均大于预设的额定值，则判断为智能录波器的参数配置错误；若智能录波器波形变位方向不一致或变位点时间大于预设的最大时差，则判断为智能录波器的通道配置错误。

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