安全穩定控制系統遠程非實時閉環測試技術研究

趙巍，侯玉強，陳洶，薛峰，許劍冰

（1.國電南瑞科技股份有限公司，南京 211106；2.智能電網保護和運行控制國家重點實驗室，南京 211106）

0 引言

從發輸變電規模、聯網緊密程度和系統穩定特性等多方面來看，我國電網已發展成為世界上規模最大、結構最復雜、控制難度最大的電網，同步構建三道防線立體防御體系，特別是大型跨區域協同的安全穩定控制系統（以下簡稱“穩控系統”），已經成為電網安全運行的物質基礎。穩控系統分布地域廣、涵蓋站點多、邏輯功能復雜而標準化程度低，長期以來其運行可靠性高度依賴廠內測試、現場聯合調試等［1-5］。2019年國家電網公司頒布了調技115號文，要求穩控系統必須在實驗室環境下開展工程驗證，進一步健全了穩控系統檢驗檢測體系。

近年來，穩控系統多次發生不正確動作事件，給電網安全穩定運行敲響警鐘，同時也對現有相對孤立的廠內測試、工程驗證、現場調試模式帶來巨大挑戰。文獻［6-9］首次提出基于RTDS（實時數字仿真系統）的數字仿真平臺，采用復雜大電網實時仿真建模技術進行穩控系統檢測試驗，實現穩控裝置動作可靠性和策略執行準確性的閉環測試，但實驗室測試難以有效指導現場聯調。在此基礎上，文獻［10］提出了一種基于實時仿真的遠程試驗方法，主要側重穩控策略正確性驗證，但該方法需對穩控裝置進行硬件和軟件改造，并在實驗室加裝大量設備廠家配套的信號轉換裝置，部署實時性很強的專用通信網絡。文獻［11］基于錄波回放技術，提出多臺測試儀對時聯網后實現穩控系統的整體測試，僅能實現離線開環測試，應用場景為實驗室或小規模穩控系統的測試，難以在跨區域多廠站聯調工程中應用。文獻［12］提出了一套適用于大規模穩控系統的動態整組仿真測試系統，借助調度數據網和電力無線虛擬專網傳輸動態測試數據，實現穩控系統遠程開環測試。該系統僅能校驗穩控裝置策略的準確性，且無法對復雜連鎖故障下的穩控策略進行驗證。可見，現有的遠程測試方案存在普適性較差、平臺構建靈活性不足、實施代價較高等不足。

針對上述不足，本文提出了一種穩控系統遠程非實時閉環測試技術，詳述了遠程測試平臺方案與模塊設計、關鍵技術解決方案以及測試流程，并基于實際電網穩控系統開展了實驗驗證。

1 遠程非實時閉環測試平臺總體方案

遠程非實時閉環測試平臺總體架構如圖1 所示，主要包括主站層和終端層，兩者之間采用無線通信。其中，主站層由RTDS 仿真設備群、測試主站、實驗室穩控裝置和平臺管理系統組成；終端層由測試終端和現場穩控裝置組成。

圖1 遠程非實時閉環測試平臺總體架構Fig.1 Overall architecture of a remote non-real-time closed-loop testing platform

首先，采用RTDS 對電力系統進行仿真，模擬不同運行方式下各種故障，將電網動態仿真數據和穩控系統站間通信數據傳輸給測試主站，利用測試主站的時間戳標記和數據轉換功能，將帶有時間標記的仿真數據和站間通信數據轉換成適用于遠程傳輸的網絡通信報文，并通過通信網絡發送給測試終端。其次，測試終端對接收到的報文信息進行解析，并轉換成現場穩控裝置能夠識別的數據格式，按照統一觸發指令將仿真數據和站間通信數據下載至現場穩控裝置。接著，測試終端將帶有時間標記的現場穩控裝置動作信號和動作報文轉換成網絡通信報文，并通過通信網絡反饋給測試主站和平臺管理系統，測試主站對現場穩控裝置動作信號按照時序進行整合。最后，在實驗室重新模擬相同故障，測試主站按照動作時序將現場穩控裝置動作信號載入RTDS，實現從電網故障觸發、穩控系統動作以及電網特性恢復的閉環反演；反演結束后，平臺管理系統根據穩控系統動作結果比對點表，自動校驗穩控系統動作行為的正確性。

2 遠程非實時閉環測試平臺模塊設計

遠程閉環測試實施的關鍵是實驗室側電網動態仿真數據和站間通信數據如何穿透地域并同步下載至現場廣域分布的穩控裝置，現場穩控裝置的動作信號和動作報文如何反饋至實驗室，并實現閉環反演。

2.1 遠程通信網絡

由于穩控系統分布地域廣，主站層與終端層傳輸數據容量大，對數據遠程交互可靠性和完整性要求較高，本文采用5G通信組網可快速實現工程部署。本文提出的測試平臺對遠程傳輸實時性要求不高，若變電站不支持5G聯網，遠程通信模塊可兼容2/3/4G通信，確保平臺管理系統與測試終端以及測試主站與測試終端間數據有效交互。

遠程通信傳輸層采用TCP/IP協議，應用層選用MQTT（消息隊列遙測傳輸）協議。MQTT 的“發布/訂閱”模式能夠有效節省控制器的計算資源和流量，承載海量終端信息傳輸，并發性能更強，通信可靠性更高［13］，報文幀結構如圖2所示。

圖2 MQTT協議報文幀結構Fig.2 Frame structure of MQTT protocol message

幀報文主題由源設備SN、目標設備SN、操作指令、幀序號組成。其中，源設備SN代表消息發送方的設備序列號；目標設備SN代表消息接收方的設備序列號；操作指令包括開始傳輸數據、結束傳輸數據、取消傳輸數據等。幀報文內容主要包括兩類：一類是平臺管理系統與測試終端之間遠程交互的信息，包括協議配置文件、通道映射方案、統一觸發時間、動作報文和時標等信息；另一類是測試主站與測試終端之間遠程交互的信息，包括電流、電壓、開關位置、動作信號、時標、應用層加密的數字認證字段等。

2.2 平臺管理系統

平臺管理系統是測試平臺的大腦，負責人機交互，具備測試設備管理、測試環境配置、測試流程控制、測試結果比對、測試報告生成等功能，其架構如圖3所示。其中，測試設備管理功能負責對測試平臺中各設備信息進行集中管理，如設備序列號、設備狀態等；測試環境配置功能負責根據現場待測穩控裝置采樣需求，配置RTDS 仿真數據的通道映射方案和協議轉換配置文件，用于測試主站和測試終端數據分發重組；測試流程控制功能負責根據測試流程節點狀態給RTDS 發送啟停指令，并按照測試場景序列自動開展測試；測試結果比對功能負責根據待測穩控系統需要驗證的控制策略配置動作信號、動作事件等信息，形成穩控系統動作結果比對點表，自動校驗動作結果的正確性；測試報告生成功能負責梳理測試結果，形成遠程閉環測試報告。

圖3 平臺管理系統功能架構示意圖Fig.3 Schematic diagram of the functional architecture of a platform management system

平臺管理系統與RTDS 和測試主站均通過以太網基于TCP/IP 協議進行通信。RTDS 具備Socket通信能力，平臺管理系統采用Server/Client方式通過Socket 發送RTDS 自定義的腳本命令語句來控制RTDS［14］，實現RTDS 自動啟停以及故障場景切換等。平臺管理系統向測試主站發送通道映射方案、數據遠程傳輸指令等，測試主站向平臺管理系統反饋測試數據處理狀態等，確保測試流程有序進行。

2.3 測試主站

測試主站是連接實驗室和現場的樞紐，架構設計如圖4所示。支持通過接收GPS/北斗對時信號，保證測試主站與測試平臺其他設備處于統一時標；具備接收解析電網仿真數據和站間通信數據的能力，并對每一幀數據進行時間戳標記；根據通道映射方案將電網仿真數據和站間通信數據經5G通信網絡分發至各測試終端；具備對測試終端反饋的現場穩控裝置動作信號按照時序進行拼接整合，并以數據回放的方式，將整合后的動作信號按照電網模型仿真進程自動載入RTDS。

圖4 測試主站功能架構示意圖Fig.4 Schematic diagram of the functional architecture of the testing master station

測試主站與RTDS 通過光纖連接，基于Aurora 協議可達到微秒級別的高精度、高速通信［15］，其通信內容包括但不限于表1所示。單個測試主站裝置可支持2 個光口，1 個光口最多可傳輸128 路位寬為32 bit的整型或浮點型數據。

表1 Aurora通信協議內容Table1 Content of Aurora protocol

測試主站與實驗室穩控裝置通過電纜連接，基于HDLC（高級數據鏈路控制）協議實現點對點通信［16-17］，編碼方式與實際穩控裝置站間通信編碼方式一致，收發速率為600幀/s。單個測試主站具備8個站間通信接口，通信內容一般包括控制對象的運行狀態和上層站點的控制命令兩大類，控制對象運行狀態如機組/負荷運行狀態、機組/負荷可切量、功率損失量等；上層站點的控制命令包括切機、切負荷、調制直流等。

2.4 測試終端

測試終端可直接外接GPS/北斗衛星對時信號，或利用廠站內對時時鐘裝置的信號，通過差分/光纖形式的IRIG-B 碼實現對時，以確保不同變電站測試終端的時間同步；具備接收和解析主站側數據的能力，按照通道映射方案將電網仿真數據和站間通信數據分發至各接口模塊；接口模塊嚴格按照統一啟動時刻同步觸發，將主站側數據下載至現場穩控裝置，并接收現場穩控裝置的動作信號和動作報文，附加精確的時標后經5G通信網絡分別回傳至測試主站和平臺管理系統。測試終端架構設計如圖5所示。

圖5 測試終端功能架構示意圖Fig.5 Schematic diagram of the functional architecture of the testing terminal

圖6 時間同步邏輯框圖Fig.6 Block diagram of time synchronization logic

測試終端接口模塊支持模擬量、開關量、數字量、站間通信和動作報文等多種接口類型。其中，模擬量接口模塊以±10 V 的小信號方式將三相電流、電壓信號輸出至穩控裝置；若現場穩控裝置不具備小信號采樣功能，可以通過增加功率放大設備與穩控裝置進行連接。開關量接口模塊負責將斷路器位置信號輸出至現場穩控裝置，并接收現場穩控裝置的動作信號；數字量接口模塊視被測穩控裝置的通信需求，具備GOOSE、SV、FT3 等通信協議交互能力［18-20］。動作報文接口模塊通過以太網基于103規約與穩控裝置通信，收集現場穩控裝置動作報文。測試終端接口模塊采用插件式設計，單個裝置具備48路模擬量接口和32路開關量輸入、輸出接口，視被測穩控裝置采樣需求，數字量接口插件可與模擬量和開關量接口插件靈活組合，實現接口擴展。

3 遠程非實時閉環測試關鍵技術

3.1 廣域同步觸發技術

測試終端隨現場穩控裝置異地分布，且有多種不同數據類型的輸入、輸出接口，實現廣域分布的測試終端同步輸出數據是開展穩控裝置遠程閉環測試的關鍵技術之一。

當外部時鐘信號穩定時，測試終端對時接口通過對GPS/北斗同步時鐘信號進行B 碼解析和1PPS（每秒脈沖數）脈沖時刻精確捕捉，時間間隔測量模塊獲取本地時鐘與外部時鐘1PPS脈沖信號的時間間隔，通過PID 控制模塊計算出電壓控制量，經過信號轉換與調節后給到本地恒溫晶振的電壓控制端口，實現對本地晶振輸出頻率的修正，分頻控制模塊產生的本地時鐘1PPS脈沖信號與外部時鐘1PPS脈沖信號同步輸出，從而提高授時精度；當失去外部時鐘信號時，由于本地恒溫晶振輸出頻率得到了補償，分頻控制模塊產生的1PPS脈沖作為輸出信號，實現高精度自守時，使得異地分布測試終端間的同步對時精度優于0.2 μs。

測試終端控制主板輸出對時報文給各接口模塊，保證所有模塊處于統一的時鐘域下，延時穩定且同步差異在納秒級。各接口模塊具備獨立的FPGA硬件邏輯單元，實現真正意義的并行處理。但測試終端不同接口數據的輸出路徑各不相同，如：小信號模擬量經過數模轉換、濾波、時序處理后輸出；開關量信號經過驅動及光耦隔離后輸出；GOOSE、SV 和FT3 等數字量信號經過前置驅動和光電串行轉換后輸出等。由于上述各回路的固有路徑延遲不一致，最大差異會達到幾十微秒級。為實現測試終端各信號最終的“出口時刻”一致，需要對不同接口數據發送時刻進行預調整。

不同接口的信號處理延時穩定，記模擬量、開關量、數字量、站間通信接口延時分別為T1、T2、T3、T4，取最大值延時Tm=max（T1，T2，T3，T4），控制主板對不同接口數據發送時刻進行調整，在原觸發時刻基礎上，分別后移Tm-T1、Tm-T2、Tm-T3、Tm-T4，將各路信號統一到同一時刻出口。

3.2 多協議轉換技術

為滿足智能站或與直流控保系統相連的穩控裝置測試需求，測試終端需具備MQTT 協議與GOOSE、SV、FT3 等協議無差別轉換功能，其轉換流程如圖7所示。

圖7 通信協議轉換流程Fig.7 Communication protocol conversion process

首先，測試終端控制主板根據MQTT協議主題中目標設備SN信息進行過濾，僅接收發給本終端的報文數據；再按照主題中的操作指令信息，識別此幀報文的類型，類型主要包括電網仿真數據、穩控裝置采樣通道映射方案XML文件、通信協議配置XML文件等。

其次，控制主板根據報文類型分別將MQTT報文內容提取出來，將通道映射方案和通信協議配置XML 文件分別轉換成通道映射C++鏈表和報文數據流；利用通道映射C++鏈表將電網仿真數據分解成模擬量和開關量序列，再與協議配置數據流一起經總線發送給數字量接口模塊。

最后，接口模塊完成目標協議報文的組裝，并按照一定的速率發送給穩控裝置。以GOOSE、SV 協議為例，其組幀過程如圖8 所示。同樣的，GOOSE、SV協議轉換成MQTT協議時，控制主板按照穩控裝置通信協議配置文件，找到數據集對應的字段并提取出來，再增加相應的主題生成MQTT報文幀。

圖8 通信協議幀報文組裝示意圖Fig.8 Schematic diagram of assembly of communication protocol frame messages

3.3 基于時間切片的遠程非實時閉環測試流程

針對無線網絡通信不穩定且延時較長的缺點，制定了遠程非實時閉環測試流程，如圖9所示。其中，循環測試流程包括：第一步，根據典型運行方式數據，基于RTDS完成一次電網建模和調試；第二步，模擬電網各種故障，將電網仿真數據和站間通信數據傳輸給測試主站；第三步，測試主站將帶有時標的電網故障前運行狀態信息、故障信息以及站間通信數據分發至現場各測試終端；第四步，測試終端對接收到的報文信息進行解析，并轉換成現場穩控裝置能夠識別的數據格式，按照統一觸發指令將電網動態仿真數據和站間通信數據下載至現場穩控裝置；第五步，現場各穩控裝置將第一輪設備動作信息反饋至測試終端，測試終端完成時間標記和協議轉換后上送至測試主站和平臺管理系統；第六步，測試主站根據現場穩控裝置上送的信息自動推算現場設備實際動作時刻，并將其作為第二輪測試（即閉環反演）的預置條件；第七步，平臺管理系統自動將整個測試平臺恢復到第二步，開始閉環反演測試；若存在相繼故障，重復第二步到第六步測試工作，直至所有故障場景反演結束。

圖9 遠程非實時閉環測試流程Fig.9 Flowchart of remote non-real-time closed-loop testing

基于時間切片的穩控系統動作信息整合過程如圖10所示。圖中，Δt0表示仿真開始時刻與第一次故障觸發時間間隔；Δt1，Δt2，Δt3，…，Δtn表示第n次故障觸發與故障后穩控動作的時間間隔。

圖10 基于時間切片的動作信息整合過程Fig.10 The process of action information integration based on time slicing

利用高精度時間戳標記技術對電網仿真數據、站間通信數據以及現場穩控動作信號進行時間標記，提取仿真開始時刻、故障觸發時刻和穩控動作時刻等重要節點，以上述節點為信息整合的切片點進行數據拼接，形成現場穩控裝置動作序列。閉環反演階段，自動按照仿真進程載入相應的動作信號，實現從故障觸發、穩控動作、電網恢復穩定的全過程仿真驗證。

3.4 遠程非實時閉環測試整組時間

穩控系統遠程非實時閉環測試整組時間是指從第一輪仿真開始到所有穩控裝置動作信號反饋至RTDS 并執行到位的時間。以典型三級穩控系統（包含穩控主站、穩控子站和執行站）為例，單一故障場景下遠程非實時閉環測試整組時間主要包括：Δtstart、Δtreorg、Δtremote、Δtrecall、Δtconform、Δtinversion。

1）Δtstart指從RTDS 模型仿真啟動到運行平穩后開始送量的時間。

2）Δtreorg指從RTDS 模型開始送量到測試主站數據完成重組的時間，包括RTDS 到測試主站的傳輸耗時、測試主站數據解析與重組耗時。

3）Δtremote指從測試主站數據開始發送到測試終端各接口數據回放序列生成的時間，包括5G網絡遠程傳輸耗時、測試終端數據解析以及各接口模塊數據分發重組耗時。

4）Δtrecall指測試終端數據觸發到穩控裝置動作信號回收完成的時間，包括測試終端發送至穩控裝置的時間、穩控系統從啟動到最后一級穩控裝置動作出口的時間、動作信號反饋至測試終端的時間、測試終端動作信號接收與重組耗時。

5）Δtconform指從測試終端數據開始發送到測試主站信息整合完成并生成數據回放序列的時間，包括5G網絡遠程傳輸耗時和測試主站動作信號整合耗時。

6）Δtinversion指從RTDS 模型重新啟動到穩控動作信號反饋至RTDS并完成具體措施執行的時間，包括Δtstart、測試主站數據回放啟動耗時、穩控動作時刻與RTDS 送量時刻的時間間隔以及RTDS模型接收到信號并完成動作的時間。

當模擬相繼故障場景時，由于每次故障需要傳輸的數據容量和5G網絡通信速率各不相同，且不同故障場景下穩控系統動作出口時間各異，上述各階段中除Δtstart保持不變外，其他時間均不相同。若相繼故障次數為n，則遠程閉環測試整組時間為n個單一故障場景下遠程閉環測試整組時間之和。

4 實驗驗證

4.1 總體方案

以四川電網水電經特高壓直流集中送出穩控系統為原型搭建實驗驗證平臺，區域電網地理接線圖如圖11 所示，變電站1 部署了穩控系統協控總站和主站，特高壓直流換流站1、2、3分別部署了穩控交流子站1、2、3和直流子站1、2、3，變電站4 部署了穩控交流子站4，在水電站1、2、3分別部署了穩控裝置，用于執行穩控系統切機命令。

圖11 區域電網地理接線圖Fig.11 Geographic wiring diagram of a regional power grid

協控總站用于接收主站上送的信息，當發生交直流故障時，根據交流故障機組損失量和直流損失量采取回降或提升直流等措施。

主站用于接收各子站故障、功率損失量以及直流可回降/提升量信息；接收協控總站的直流調制命令，分配發送至相應的直流子站。本次實驗各直流調制的優先級設置為：直流3>直流2>直流1。

換流站直流子站1、2、3 與各自直流控保通信，用于監測直流運行狀態和運行功率，根據直流控保發送的故障和功率速降信息計算直流功率損失量，并將上述信息轉發至各自換流站交流子站；接收換流站交流子站發來的調制直流命令，并轉發至直流控保。

換流站交流子站1、2、3用于監測各自出線運行情況，接收各自區域內水電站或交流子站上送的可切機組信息，交流斷面故障后根據策略表向各站發送切機命令，并將功率損失量發送至主站；接收換流站直流子站直流故障損失量，按容量切機組，并將功率損失量上送至主站；接收主站調制直流命令，并轉發直流子站執行。

交流子站4用于監測出線運行情況，識別線路故障，并按策略執行相應的控制措施；接收換流站交流子站1切機組輪次命令，并轉發至區域內各水電站執行，并將機組功率損失量上送主站。

水電站1、2、3 用于監測出線及機組運行情況，并將可切機組信息上送至換流站交流子站1。本次實驗水電站切機優先級設置為：水電站1>水電站2>水電站3。

4.2 實驗平臺搭建

基于RTDS 搭建的穩控系統遠程非實時閉環測試實驗平臺如圖12所示。利用RTDS將圖11所示的區域電網網架、變壓器、斷路器、負荷、發電機組及其控制部分、直流輸電及其控保系統、故障、線路保護等進行建模，所有電氣設備元件模型參數取自實際電網運行方式數據，與BPA 或PSASP仿真結果比對，校驗模型準確性。

圖12 基于RTDS的穩控系統遠程非實時閉環測試平臺Fig.12 The remote non-real-time closed-loop testing platform for safety and stability control systems based on RTDS

圖12 中待測穩控系統分為實驗室穩控裝置和現場穩控裝置兩個部分。實驗室穩控裝置采用接口板卡實現硬件在環，其中，GTAO 為模擬量輸出板卡，將RTDS生成的電壓、電流信號輸送給穩控裝置；GTDO 和GTDI 分別為開關量輸出和輸入板卡，將RTDS 生成的斷路器位置信號等輸送給穩控裝置并實時接收穩控裝置的切機切負荷動作信號；GTHDLC_FT3 為直流控保與穩控裝置的接口交互板卡，采用與實際電網一致的FT3 通信協議，能夠實現直流輸電運行狀態、功率調制、閥組/極閉鎖等信息的實時交互。現場穩控裝置則通過測試主站和測試終端實現遠程硬件在環。

4.3 實驗結果分析

利用RTDS 模擬換流站1—變電站4單回線檢修方式下，剩余一回線換流站1側無故障跳閘。交流子站1 穩控裝置判斷出換流站1—變電站4 斷面開斷，且故障前斷面功率大于穩控策略動作門檻值，按策略計算出需切機容量1 629 MW，并向水電站1 發切機輪次命令，水電站1 穩控裝置切除1號、2 號機組（實切量1 727 MW）；交流子站1 將水電站1機組損失量1 727 MW上送至主站，主站轉發至協控總站；協控總站按照機組損失量向主站發送回降直流3和直流2命令，回降功率分別為600 MW和327 MW；主站將直流回降命令分發至交流主站3 和2，再經直流子站3 和2 轉發至對應的直流控保執行。至此，完成該場景的策略驗證，直流輸電功率變化和切機動作信號如圖13所示。

圖13 系統響應及各站點穩控裝置動作過程Fig.13 System response and the operation process of the safety and stability control system in each station

圖13 中，“P_HVDCX”表示各直流輸送的有功功率，其動態過程為換流站1—變電站4剩余一回線無故障跳閘和穩控策略執行前后有功功率變化情況；“DCX回降信號”和“X號水電站1”表示穩控系統執行直流回降功率指令和切機指令，為開關量。

實驗驗證結果表明，本文提出的技術實現了基于現場穩控裝置和實際通道開展“實驗室+現場”穩控系統遠程非實時閉環測試，現場穩控裝置能夠準確識別電網運行方式和故障，并基于實際通信通道可靠交互站間信息，被測穩控系統各層級按照預設的控制策略可靠動作，電網恢復穩定運行。

與圖14所示的純實驗室環境下閉環測試相比，實驗結果誤差很小。以穩控系統動作出口為基準，考慮到廣域分布的測試終端對時誤差和程序執行周期差異小于1 ms，測試主站程序執行周期在2 ms左右，現場穩控站間通信耗時較實驗室模擬的站間通信耗時差異小于5 ms，因此，極端情況下二者會產生8 ms 誤差，此誤差對穩控策略、穩控系統運行可靠性等驗證影響可以忽略不計。

圖14 純實驗室環境下穩控系統閉環測試平臺Fig.14 The closed-loop testing platform for safety and stability control system in laboratory environment

5 結語

本文提出了一種“實驗室＋現場”穩控系統遠程非實時閉環測試技術，介紹了測試平臺的總體架構及模塊設計方案，研究了廣域同步觸發、多協議轉換等關鍵技術，制定了基于時間切片的遠程非實時閉環測試流程。以四川電網水電經特高壓直流集中送出穩控系統為基礎構建實驗驗證平臺，驗證了該技術在實際工程中的可行性和有效性。

該技術的應用優勢在于立足解決大電網復雜穩控系統實驗室測試和現場聯調測試的實際痛點，主要有以下5個方面：

1）測試模式由實驗室拓展到“實驗室+現場”，測試對象由實驗室鏡像穩控系統擴展到實際運行的穩控裝置和站間通信通道，有效融合了實驗室閉環測試和現場聯調測試。

2）充分發揮實驗室環境下精細化模擬各種電網故障場景和閉環驗證的優勢，有效解決現階段穩控系統復雜策略無法在現場聯調過程中全面驗證的難題，同時檢驗了策略的有效性。

3）充分利用現場實際運行穩控裝置和站間通信通道，能夠對穩控系統軟硬件、測量回路、控制策略、定值整定和通信傳輸等環節中的隱性缺陷進行檢測，亦可開展穩控裝置與一次設備之間的開關傳動和相關二次回路的檢驗。

4）對于分區電網系統保護這類復雜穩控系統，往往由多個相互獨立的子系統構成。當某個子系統改造時，為了降低系統保護停運對一次電網運行的影響，可利用實驗室鏡像穩控裝置模擬其他子系統，與改造子系統的現場穩控裝置共同構建具有完整控制鏈路的被測系統，無需退出整套系統保護進行聯調測試。

5）采用5G 通信組網，不受地域條件的限制，測試平臺構建成本低、靈活性高、工程部署便捷，測試自動化水平高，提升了穩控裝置檢驗及系統聯調的規范性，可顯著降低人力和物力成本。