智能变电站集成调试技术

,智能变电站 集成调试技术,重庆市送变电工程有限公司 二0一三年八月,汇报内容,一、内容简介 二、技术现状 三、技术原理 四、技术发展趋势,智能变电站电子互感器、智能终端以及其他智能设备的大量使用，使其二次回路的大量电缆被光纤代替，传统的交流电流、电压信号以及直流控制、位置、告警信号被光信号所取代，这使得变电站测试大大不同于常规变电站调试。智能变电站数字化、网络化的特点使其全站设备之间的联系更加紧密，集中测试的试验模式应运而生。集中集成测试已经成为智能变电站现场调试前的一个重要测试环节，其基本思路是按照现场工程配置对相关设备进行集成，在此基础上进行工程应用测试和技术专项测试，主要可按系统集成组态配置、设备单体调试和系统测试三个步骤有序进行。,一、内容简介,集成测试主要包括以下几个方面：,一、系统集成组态配置 （1）各设备的ICD文件有机集成后进行虚端子连线，配以GOOSE控制块及相关参数； （2）SV控制块及相关参数； （3）网络通信参数 二、设备单体调试主要包括单体模型测试、SV采样测试、开入开出测试。 （1）电子互感器性能测试：精度测试、采集数据延时测试、极性测试。 （2）合并单元性能测试：SV输出一致性测试、SV输出等间隔性测试、电压并列及切换功能测试、自身告警功能测试等。 （3）智能终端测试：GOOSE 一致性测试、开入开出测试、SOE时标测试。 （4）保护测控装置测试：配置检查、SV采样测试、GOOSE输入输出测试、装置时标测试、测控功能测试。 （5）网络报文记录分析仪、故障录波器等测试。 三、系统测试 （1）过程层测试：主要包括SV回路测试，整组联动测试。 （2）站控层测试：遥控、遥信、遥测、遥调测试。 （3）网络性能测试：网络切换测试、网络风暴测试。 （4）同步测试：220kV线路差动保护两侧同步测试、主变各侧同步测试、母差保护同步性能、IEEE1588网络同步性能测试。 （5）状态监测系统测试。,一、内容简介,二、技术现状,传统变电站,智能变电站是指以变电站一、二次设备为数字化对象，以高速网络通信平台为基础，通过对数字化信息进行标准化，实现站内外信息共享和互操作，实现测量监视，控制保护，信息管理，智能状态监测等自动化功能的变电站。,站控层,间隔层,智能变电站,高级应用,在线监测,二、技术现状,智能站特点一：数字化,传统站设备之间电信号传递,智能站设备之间数字信号传递,（1） 站控层；站控层的协议由IEC 61850替代原来的103或104。 （2）开关量跳闸二次回路；过程层GOOSE实现开关量信号采集传输及跳闸功能。 （3）模拟量采集二次回路；过程层SV实现模拟量采样及传输，通过直采及网络方式实现数据交换和共享。,二、技术现状,智能站特点二：网络化,交换机大量使用，集中测试阶段完成对交换机进行合理规划配置。,二、技术现状,智能站特点三：测试工具软件化,测试对象数字化网络化的特点促使测试工具向软件化方向发展,二、技术现状,智能站特点四：二次设备可配置化,传统变电站通过电缆连接，因此只要保证电缆连接正确就可保证回路正确。 智能站设备的交互信息由全站二次设备配置文件（SCD文件）描述。 仅保证光纤连接正确并不能保证设备之间通信正常，需要试验人员掌握通信规则。,二、技术现状,问题1：配置工具多,（* 标记的工具在实现上各厂商有所不同，可能会与IED配置工具集成） 现状 不同厂商的配置工具对于相同功能的配置方式各异 多个工具的协调配置，增加了现场调试工作的难度,二、技术现状,现状 在整个工程的配置过程中配置环节较多 配置工具之间以文件作为数据传递对象 问题 某一个环节的配置内容有更新，后续的所有配置工作都需要重新开始，引起大量重复的配置工作 配置工具之间的文件交换方式也容易引发版本不一致的错误,问题2：配置文件的交换方式较难管理,二、技术现状,问题3：无法统一管理配置数据,必要性 变电站过程层实现数字化以后，配置文件的重要程度等同于传统站的二次接线 有必要象管理传统图纸那样对配置文件的版本和有效性进行管理 现状 设备的配置文件都由各个设备厂商分散管理 用户需要向各个设备厂商分别索取最终配置文件，同时考虑保存方法 私有配置文件需要各个厂商的配置工具才能正确理解配置内容，熟悉不同厂商的配置工具也需要一个学习的过程 基于不同厂商的不同配置工具很难实现统一管理和归档,二、技术现状,问题4：虚端子图未标准化,重要性 虚端子图类似于传统的电缆图 虚端子图反应本设备与站内其他设备的数据关联性 现状 各个厂商虚端子图的样式差别很大 在浏览不同厂商图纸时缺乏连贯性 有些虚端子图中缺少必要的信息,二、技术现状,问题5、普遍存在私有配置数据,现状 IEC 61850标准对设备配置文件（CID）的格式有明确规定 大多数设备需要厂商私有配置文件的支持 私有配置文件的格式均为各厂商自定义，对外不公开 带来的问题 无法对全站所有设备的配置文件进行集中配置与管理 为了保持数据的完整性、降低维护风险，需要收集 包括私有配置文件在内的全部配置文件 IED配置工具、私有配置工具等全套配置工具 用户需要了解规约、学习厂商配置工具，理解私有配置的定义,二、技术现状,问题6、系统配置工具无法保证无变化导出配置文件,现状 系统配置工具合并全站设备模板文件，生成全站配置文件 数据类型模板 同名的定义需要重命名 定义的引用也需要同步更新 设备配置文件与设备模板文件的数据类型模板有差别,三、技术原理,SSD,ICD,SCD,CID,全站系统配置文件,系统规格文件,IED能力描述文件,IED实例配置文件,工程配置示意图,装置组态工具,系统组态工具,系统组态工具,装置实例组态工具,1、文件检查： 主要对各厂家提供的设备ICD文件进行以下检查，以确保文件的正确性： （1）文件SCL语法合法性检查； （2）文件模型实例及数据集正确性检查； （3）文件模型描述完整性检查。 2、全站系统配置即SCD文件配置： 主要进行系统的通信子网配置、IED设备配置以及SCD文件检查； IED设备的配置是将ICD文件导入SCD文件中，并按照实际设备数量进行实例化配置，主要包括IED命名及描述配置、IP地址配置、GOOSE控制块及其相关参数配置、SV传输控制块及其相关参数配置、虚端子连接配置等。 SCD文件配置完成后，应对文件SCL语法合法性、文件模型实例及数据集正确性、IP地址和组播地址、VLAN及优先级通信参数正确性、虚端子连接正确性和完整性及其二次回路描述正确性等进行检查。 3、设备下装与配置 主要包括IED设备配置下装、站控层设备配置和交换机配置。,系统集成组态配置,三、技术原理,单体设备测试内容,三、技术原理,继电保护系统： （1）保护装置 （2）合并单元 （3）电子互感器（或者常规互感器） （4）智能终端,基于DLT860标准的继电保护系统,单体设备测试内容,单体模型测试内容主要包括：基本逻辑测试和开入开出测试。智能设备主要包括：保护测控合一装置（简称保测装置）、智能终端装置、合并单元。 智能保测装置的内部逻辑和常规保测装置是一样的，不同的是外部接口基本采用数字化形式。故而智能保测装置的单体测试主要分为：逻辑功能测试、开入开出测试。 智能终端的本质是常规智能操作箱加上通信接口模块。其主要功能就是接受保测装置的控制命令，并以继电器接点的形式输出给一次设备，控制一次设备的分合操作；通过接点开入的方式接受一次设备的位置和状态信息，并以GOOSE报文的方式传输给保测装置。故而智能终端的单体测试主要是开入开出测试。 合并单元的主要功能是将电子互感器或常规互感器电压电流量进行整合，以IEC61850-9-2报文的形式发送至保测装置及其他装置。故而合并单元的单体测试主要是采样精度测试，双AD数据的一致性测试、电压切换功能和自身报警信号测试等。,三、技术原理,保测装置的逻辑功能测试可以使用数字化保护测试仪，模拟各类故障，例如单相瞬间故障、单相永久故障、相间故障，来测试保测装置的动作行为、动作时间和动作定值的校验。 利用数字化保护测试仪的GOOSE发布功能，模拟设备单体的GOOSE开入，检查设备相应开入显示，通过该方法测试设备单体的开入功能。 利用数字化保护测试仪的GOOSE订阅功能，订阅设备单体的GOOSE开出，测试设备单体的开出功能。,单体设备测试方法,三、技术原理,电子互感器精度测试,测试时，通过升流器给光纤互感器的光纤环施加一次电流，同时升流器通过一定变比系数将电流二次引出。互感器合并单元输出的9-2数据和升流器的二次输出电流模拟量同时引入互感器校验仪进行校验，具体测试系统如图所示。,三、技术原理,电子互感器采集数据延时测试,（1）测试内容： 测试电子式互感器从一次加电流/电压到二次合并单元输出采样值数据所需时间。 （2）测试方法： 采用升流/升压器将电子式互感器一次电流/电压升至额定值，采用电子式互感器稳态校验系统将电子式互感器合并单元输出数据与升流/压器二次电流/压进行相角的比较，由于升流器/升压器一次与二次相移很小，因此通过相位差算出电子式互感器的采样传输延时。,三、技术原理,电子互感器极性检查,电子式电流互感器一次绕组通以直流电流，从合并器的输出端通过报文记录分析仪实现极性校验。,三、技术原理,三、技术原理,合并单元单体测试,测试重点 数据输出与配置相符 合并单元双AD输出一致性 合并单元级联同步性 母线电压并列、切换功能 自检状态,测试方法 用OMICRON +PT/CT模拟器给合并单元提供数据，合并单元给保护装置提供采样值数据，电压合并单元、间隔合并单元以及保护测控装置之间按照工程应用连接。分析比较装置显示采样值是否与OMICRON输出值一致，同时分析双AD数据处理是否正确以及电压电流之间的夹角是否正确。 电压并列切换过程不能出现无效电压。 光纤中断信号应正确且应置相应通道数据无效。,合并单元性能测试,（1）测试内容： 测试合并单元点对点发出的报文间隔是否满足国网智能变电站继电保护技术规范的要求，间隔误差小于10us；测试合并单元长时间运行时是否会有丢包或错包；对于需要同步的合并单元还需要验证其同步的精度。 （2）测试方法： 采用性能优越的报文记录分析仪，长时间记录合并单元发出的采样报文，然后分析报文之间的时间间隔，可以用图形方式绘出采样报文时间间隔的分布图；报文记录分析仪同时可对长时间记录的采样报文分析是否有丢包或错包；测量合并单元对时性能时，采用高精度时钟TimeCenter M612给合并单元对时，对时方式根据工程应用而定，对时以后，合并单元应与GPS时间保持同步，然后用TimeAcc-007测量合并单元秒脉冲与GPS之间的时间差，从而考察合并单元的对时精度。,三、技术原理,三、技术原理,合并单元同步性测试,测试方法 1588主钟采用peer-to-peer方式通过支持1588的交换机给合并单元对时，然后将1588主钟和合并单元的1pps信号引入示波器的两个通道，通过对比示波器两个通道1pps上升延时间差即可得知合并单元与主钟之间的同步对时性能。 丢失时钟后，SV报文应报失步；时钟恢复过程中，SV报文不应对保护产生不良影响。,测试重点 各间隔合并单元采样同步性能 丢失/恢复时钟时，合并单元的守时性能以及对保护的影响,SV回路测试,1）测试内容： 电子式电压互感器的数据通过IEC60044-8的格式点对点传输到间隔合并单元；间隔合并单元将电流、电压数据统一处理后以IEC61850-9-2的形式提供给后端用户使用。间隔合并单元输出的9-2数据中含有双AD的保护电流数据，单AD的测量电流数据以及单AD的电压数据。因此，对于采样数据的测试，除了传统的测试精度，还需要验证双AD数据的一致性。 （2）测试方法： 采用常规模拟量测试仪+模拟器的模式给合并单元提供数据，然后合并单元通过交换机给保护装置提供采样值数据。进行保护采样测试时采用两个CT模拟器分别模拟AD1数据和AD2数据，两个CT模拟器分别施加不同量，观察记录保护采样值；进行测控采样测试时只需采用一个CT模拟器模拟AD1数据，观察记录测控采样值。,三、技术原理,母线电压并列测试,（1）测试内容： 220kV母线采用电子式电压互感器，母线电压并列功能的实现方式与传统的不同，传统由独立的电压并列装置实现母线电压并列，通过母联开关、刀闸位置和母线PT刀闸位置继电器实现母线电压模拟量的真实并列；而现在电压量采用数字量，必须由母线电压合并器通过GOOSE信号进行逻辑判断后由软件实现。因此，必须对母线电压合并单元进行并列测试。 （2）测试方法： 通过母线设备智能单元模拟母联开关、刀闸、母线PT刀闸的位置，然后测量母线PT合并单元的输出母线电压，可以通过保护测控装置或网络保护记录仪测量母线电压。,三、技术原理,母线电压切换测试,（1）测试内容： 220kV线路设有三相线路PT，保护逻辑运算采用线路PT的电压，而同期功能需要母线电压与线路电压比较，因此，线路保护测控装置需要采集线路电压和母线电压。由于220kV采用双母接线，正常运行时线路通过隔刀运行于I母或II母，因此，必须通过随着线路运行母线的变化，需要切换母线电压给相应的保护测控装置。间隔合并单元接收母线PT合并单元的双母线电压，然后通过智能单元的隔刀GOOSE信息完成母线电压的切换。正常运行时，间隔合并单元必须选择正确的母线电压；当隔刀位置都是分位或都处于无效状态时，不能进行电压切换，间隔合并单元输出的母线电压显示为无效；导母过程中，间隔合并单元必须要根据刀闸情况及时切换母线电压，且要求母线电压要进行无缝切换，电压切换过程中，保护测控装置不能感受到电压无效的过程。 （2）测试方法： 通过给间隔内的线路智能单元置相应的隔刀位置，间隔合并单元根据智能单元的GOOSE应能正确切换母线电压，通过保护测控装置面板查看电压数据就能判断母线电压切换是否正确；导母过程中，通过观察保护测控装置是否报“电压无效”，能判断电压切换过程是否有电压数据无效过程（至少可以判断是否给保护测控装置带来影响）。,三、技术原理,三、技术原理,智能终端单体测试,测试重点 开入开出功能 智能终端动作时间 自检状态,测试方法 数字试验仪发控制命令，检查智能终端开出节点应正确，特别是保护跳合闸节点应与测控节点独立。 试验仪发跳闸命令，智能终端保护跳闸节点触发计时，动作时间应不大于7ms（包含继电器动作时间）。 光纤中断信号应正确。,三、技术原理,保护单体测试,测试重点 开入开出功能 SV采样 逻辑功能 出口软压板功能 检修压板 自检状态,测试方法 与传统保护相同， 重点检查出口软压板功能和检修压板功能。装置在检修状态不一致情况下不应动作。,线路保护配置 220kV线路保护采用双套配置，采用纵联保护作为主保护，同时配备距离、零序作为后备保护，具备重合闸功能。 线路保护功能配置与传统变电站相同，但保护不设置功能硬压板，采用功能软压板（远方修改定值，远方控制，远方切换定值区，通道A差动保护，距离保护，零序过流保护，停用重合闸）、GOOSE软压板（GOOSE跳开关1出口，GOOSE启开关1失灵且闭重，GOOSE重合闸，智能终端GOOSE接收，母差GOOSE接收）和SV接收软压板（接收开关1电流）。跳合闸出口硬压板、合闸出口硬压板、刀闸控制压板均位于智能终端柜上，同时为了方便装置检修时做安措，对所有装置均设立了检修硬压板。保护 中“保护功能软压板”和“保护功能控制字”相“与”来控制保护功能的投退。 其余项整定和传统相同。,保护单体测试,三、技术原理,母线保护配置 按六统一原则配置，具备差动保护、失灵保护、母联失灵、死区保护、PT断线、CT断线 基本参数整定（定值区号，一次PT额定电压，CT一次额定值，基准变比） 差动保护（差动启动电流，CT断线告警/闭锁，母联分段失灵电流，母联分段失灵时间），其中的死区保护、充电保护逻辑固定，母线保护母联充电功能选配。 失灵保护（复序电压闭锁，变压器支路失灵相电流定值，失灵零序电流定值，失灵负序电流定值，失灵保护1时限，失灵保护2时限） 功能软压板：差动保护，失灵保护 同时设立：母线互联，母联分列压板，远方修改定值，远方切换 定值区，远方控制压板，支路投入压板，支路跳闸压板。 硬压板：检修,保护单体测试,三、技术原理,出口硬压板 智能终端代替传统操作箱实现与一次设备的交互，即一次设备的开关量输入智能终端后转成GOOSE信号传给二次设备，二次设备发出的GOOSE命令至智能终端后转为节点控制设备。 智能终端（就地GIS汇控柜）按保护测控分开原则设置出口硬压板： 1.保护跳闸压板 2.保护重合闸压板 3.重合闸相互闭锁压板（线路间隔） 4.开关遥控压板 5.刀闸遥控压板,保护单体测试,三、技术原理,保护软压板 按标准要求，智能站保护仅设置“检修”硬压板，其他功能压板和出口压板都为软压板。继电保护的停、复和运行安措都需要正确的操作保护软压板，需要运行人员在传统的操作规程基础上适应新的操作方式。 保护软压板一般分为三类： 1.功能压板（与传统保护一致） 2.出口压板（与传统保护一致） 3.接收压板（用于隔离异常设备） 按保护的传统思路，仅在装置出口处设置压板，并没有接收压板概念。由于数字保护的隔离较困难，若出现常规隔离手段失效的情况时（如装置假死），可以在接收端通过断开接收压板的方式将异常装置隔离。此种情况极少，平时保证接收压板应在合位（在分位时装置不会报任何异常，但保护功能已经不完整）。,保护单体测试,三、技术原理,检修压板 “检修”机制是利用了报文中的Test位，若接收的报文中Test位与自身装置的“检修”状态不一致时，不执行报文内容；若一致，则执行。 “检修”机制是一种便捷的隔离措施，操作方便且有明显可断点，但目前缺乏“检修”压板的运行规程，需要运行人员对装置的二次回路有清晰的认识才能灵活掌握。 解锁操作 传统测控装置设置软件解锁和硬件解锁，智能站的测控仅有软件解锁，因为测控闭锁I/O节点由智能终端提供，因此硬件解锁把手安装在智能终端处。 测控与智能终端通信正常时，测控上的解锁操作即可实现间隔解锁。若智能终端与测控通信中断（或闭锁I/O节点坏），必须在智能终端处硬件解锁。 另外，智能终端与测控GOOSE断链后，本间隔的位置信号都视为无效状态，与本间隔设备位置相关的跨间隔的操作也将被闭锁。可使用检修解锁屏解锁本间隔条件。,保护单体测试,三、技术原理,三、技术原理,交换机测试,测试重点 过程层交换机VLAN功能 测试交换机吞吐量、丢包率、延时 交换机广播抑制、组播动态管理,测试方法 过程层网络按设计接线，通过端口镜像的方式抓取每个端口数据，分析VID应与配置相同。 SmartBits提供1%-90%的网络背景流量，分析交换机在背景压力情况下的性能以及保护动作时间、监控系统健康程度。,三、技术原理,时钟精度测试,测试方法 在正常对时情况下、主钟失去GPS、主钟恢复GPS，用TimeAcc-007测试各被对时设备的秒脉冲与GPS时间之间的误差，并可绘出时间曲线。 两台主钟正常运行，关闭一台主钟，用TimeAcc-007测试各被对时设备的秒脉冲与GPS时间之间的误差，并可绘出时间曲线。,测试重点 主要测试正常情况下、主钟失去GPS、主钟恢复GPS以及在不同背景流量情况下的对时性能； 还需要测试主钟之间切换对对时性能的影响。,三、技术原理,差动保护同步性测试,测试方法 互感器测试仪检测（互感器+合并单元）整个环节的通道延时； 一次通流，将差动保护两侧互感器通过穿越性电流，查看保护差流显示应为零。,测试重点 测试合并单元通道延时准确度； 测试线路差动（一侧为传统保护）、母线差动、主变差动保护各侧电流点对点采样的同步性能。,三、技术原理,SOE精度测试,测试方法 标准时钟源触发智能终端开入节点动作，检查监控系统SOE时间精度应不大于1ms。 事件发生时间应写入GOOSE报文中，收到GOOSE报文时间应晚于事件发生时间6ms左右。,测试重点 测试智能终端对时精度； 测试测控装置对GOOSE报文中UTC时间的解码准确度。,整组联动测试,（1）测试内容 保测装置保护动作发出跳闸命令，跳闸命令以GOOSE报文的形式发送至智能终端，驱动智能终端继电器动作，以接点形式输出之断路器，控制断路器分合闸操作。整组联动测试主要是测试从保测装置智能终端一次设备（可采用模拟断路器代替）之间的回路配置正确。 （2）测试方法 采用模拟断路器代替断路器，和智能终端之间用测试导线连接。采用数字化保护测试仪直接施加电压电流量给保测装置，模拟各类故障，例如单相瞬时故障、单相永久性故障、相间故障，通过检查模拟断路器的动作行为来测试保测装置的整组联动正确性。,三、技术原理,站控层测试,建立了完整的现场试验规范和试验系统，设置完整先进的试验环境，对变电站一、二次设备进行严格的功能试验。智能变电站监控系统现场试验测试项目如下表所示：,三、技术原理,五防逻辑闭锁测试方法,在PC机上运行自主开发的软件Goosereal并导入全站SCD文件，用网线将PC机网口与过程层GOOSE网交换机报文分析仪对应端口相连接来模拟智能操作箱向测控装置发出所需要的各种开关、刀闸位置信号（包括分、合位以及不定态信号），这样就可以很方便的进行位置遥信以及五防闭锁逻辑试验。,三、技术原理,站控层网络性能测试,（1）测试内容： 测试站控层网络在不同网络流量下，保护测控设备与后台子站之间的通信性能，包括MMS报文延时、丢包以及保护测控设备对后台子站的命令响应等性能，同时还要考验后台子站在不同网络流量下的性能。 （2）测试方法： 采用SmartBit为站控层提供1%-90%的网络背景流量，背景流量可以是无效报文，可以是广播报文，可以是与保护测控设备或后台子站无关的报文，也可以是保护测控设备或后台子站需要处理的报文，在这些不同背景流量下，测试保护测控设备发送MMS信号的丢包率、延时等性能以及后台子站接收MMS的丢包率和延时；同时还要再后台子站对保护测控设备进行远控操作，测试保护测控设备的响应性能。,三、技术原理,GOOSE网络性能测试,（1）测试内容： 测试在不同有效或无效网络背景流量下，保护测控设备、智能组件的跳合闸性能；还需模拟网络中某一设备出问题，错误的发送GOOSE情况下，测试网络中其他设备的响应及性能。 （2）测试方法： 采用SmartBit为GOOSE网络提供1%-90%的网络背景流量，背景流量可以是无效报文，可以是广播报文，可以是与保护测控设备或智能组件无关的报文，也可以是保护测控设备或智能组件需要处理的报文，在这些背景流量下，模拟保护动作或测控遥控命令，验证智能组件出口的正确性、延时性；在这些背景流量下，为智能组件提供位置节点，验证保护测控设备位置信息返回的正确性及延时性；模拟保护测控设备发送错误GOOSE报文或不停发送同一GOOSE报文，验证智能组件是否会误动或拒动；模拟智能组件发送错误GOOSE报文，验证保护设备动作行为的正确性或是否会闭锁保护功能。,三、技术原理,SV网络性能测试,（1）测试内容： 对于采用组网方式传输的SV网络，需对其网络性能进行测试，主要测试在不同背景流量下，保护测控设备的采样精度。 （2）测试方法： 采用SmartBit为SV网络提供不同的背景流量，背景流量可以是SV报文，也可以不是SV报文，用继电保护测试仪通过模数转换模块提供电流/压量，测试保护测控设备采样精度及保护的动作行为。,三、技术原理,220kV线路光差保护两侧同步测试,（1）测试内容 对220kV线路差动保护来说，新上的智能站多应用了光纤电流互感器，而对侧老变电站是传统的电流互感器，验证光纤电流差动保护在一侧采用光学电流互感器、一侧采用传统模拟输入采样的互感器之间同步问题对光纤电流差动保护来说至关重要。 （2）测试方法 根据工程实际情况搭建测试环境：用升流器将工程用光纤互感器的一次电流逐渐升至800A，光纤电流互感器将一次电流转换为数字量传送至间隔合并单元，然后提供给光纤差动保护；另一方面升流器的一次电流通过标准电流互感器转换为二次电流，然后直接提供给传统侧的差动保护；光纤差动保护与传统差动保护之间通过光纤通道连接，通过保护面板直接比较光纤差动保护与传统保护的差流以及两侧保护电流的幅值和角度即可得知光差保护两侧电流的同步性。,三、技术原理,状态监测系统测试主要包括： （1）装置本体功能测试； （2）电缆连接检查； （3）IO接口的测试； （4）综合测试，将整个监测功能组上电进行试运行性质的测试，从而对系统的整体功能实现进行验证。,三、技术原理,状态监测系统测试,四、技术发展趋势,集成调试发展方向： 1、随着生产厂家的调试设备不断改进，智能化程度越来越高，集成调试对数据的分析处理能力得到增强，更加高效； 2、调试软件的不断升级，以及新测试软件的开发，为以后的 集成调试提供了更有效的方法和手段，使每个调试环节的正确性验证变得更简单、准确。 3、保测设备及智能终端的更加智能化、模块化、成熟化、标准化，使集成调试内容变得更少，测试方向会有所改变。,谢 谢！,