基于智能变电站的调试流程及方法探讨

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智能变电站的安装调试及验收要点探讨

19中国设备工程 2021.04 （下）中国设备工程C h i n a P l a n t E n g i n e e r i ng对于智能变电站来说，其组成部分主要包括有过程层、间隔层以及站控层。

其中，过程层大多被用于对电气数据以及设备运行相关参数进行检测和统计，并有效执行操作控制作业等；间隔层所具备的作用是汇总此层中各项实时数据信息，且做好一次设备的保护与控制工作；站控层则重点是针对全站所有设备实行监视控制、交换信息以及告警操作，同时完成对数据进行采集监控和保护管理等。

这样的三层结构，基本都通过光缆抑或是以太网等紧密联系起来，让信息采集、处理与执行等环节变得更加便捷。

1 智能变电站继电保护调试验收要点1.1 单体装置调试功能测试对单体装置的调试功能进行测试时，所采取的方式主要有：第一，同步时钟检测法。

功能以及需授时设备等的测试智能变电站的安装调试及验收要点探讨李民（中国能源建设集团江苏省电力建设第一工程有限公司，江苏南京 210000）摘要：众所周知，在电网发展中，智能变电站的地位不言而喻，现如今已经被投入到全国范围内使用。

本文根据当前智能变电站实际建设的情况，对其调试以及验收流程进行了详细探讨，希望能够有一定的参考价值。

关键词：智能电网工程；调试；验收；要点中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1671-0711（2021）04（下）-0019-03都隶属于同步时钟内容范畴，一般情况下，智能变电站中涉及到的同步时钟都是按照双重化来进行配置。

第二，保护功能检测法。

这种方法的内容包括保护定值、逻辑测试以及定值整定相关功能等，会在一定程度上给单体装置的调试功能带来重要影响。

第三，测控功能检测法，涉及到同期功能检测和防误闭锁等诸多内容。

1.2 合并单元测试这样的测试方法一般可以细分成5种情况，包括同步功能性测试、守时功能性检查、异常处理、电压切换以及并列型功能。

1.3 系统调试在对智能变电站相关系统进行调试的过程中，首先需要做好全站时钟的系统调试工作。

关于智能变电站联合调试方法

关于智能变电站联合调试方法智能变电站是现代电力系统中的核心组成部分，为确保其正常运行，联合调试是非常重要的。

本文将讨论智能变电站联合调试的方法。

一、联合调试的背景和意义在过去，变电站是通过多个组成部分逐一调试的。

然而，随着智能变电站的出现，变电站的复杂性大大增加，同时各设备之间的相互关联性也变得更加紧密。

传统的逐一调试方法已经无法满足对智能变电站整体性能的要求。

相比之下，联合调试能够更全面地评估智能变电站的运行状况，并及时发现问题，提高调试效率和质量。

二、智能变电站联合调试方法的步骤1. 系统拓扑验证首先，需要验证智能变电站的系统拓扑是否正确。

通过检查系统连接线路、开关、断路器等设备的接线情况，确认其与设计图纸一致。

2. 信号联调接下来，需要对智能变电站的信号进行联调。

这包括传感器、测量仪表等各种信号的校准和调整。

通过使用标准校准设备，确保智能变电站能够准确地获取和处理各类信号。

3. 保护设备联调智能变电站的保护设备是确保电力系统安全运行的关键。

在联合调试中，需要对保护设备的功能进行验证，包括故障检测、故障定位和保护动作等。

同时，还需要测试保护设备与其他设备之间的相互协调性，确保在故障发生时能够及时做出正确的响应。

4. 自动化系统联调智能变电站的自动化系统包括监控、控制和通信等功能。

在联合调试中，需要验证自动化系统的各项功能是否正常运行，并确保各个系统之间的信息交换和传输无误。

这涉及到软件配置、通信协议和网络设置等方面的工作。

5. 安全检查和性能评估最后，联合调试还需要对智能变电站进行安全检查和性能评估。

这包括检查各个设备是否存在潜在的安全问题，以及评估智能变电站在不同负荷和故障条件下的稳定性和可靠性。

三、智能变电站联合调试的挑战和应对措施智能变电站联合调试面临着一些挑战。

首先，智能变电站的设备众多，功能复杂，需要调试的参数较多。

其次，智能变电站的设备类型和厂家不一，可能存在兼容性问题。

为了应对这些挑战，可以采取以下措施：1. 制定详细的调试计划和检查清单，确保每个设备和功能都经过全面的测试和验证。

智能变电站调试技术探讨

确进行操作。这是我们进行逐步分析的关键所在，如果出现一些不中的重要组成部分，为了能够实时监控变电站各组件的运行状况，
利于调试过程发展的方式时，一定要采取一定的具体方式进行有效随之掌握所有设备运行情况，就必须要加强对监控系统、各间隔层
的改变，从而形成一种按照先功能后性能、先单装后系统的方式来装置以及运动系统等进行全面检测，例如进行控制功能检测、遥信
有数字保护测试仪、笔记本、高进度变送器校验仪、常规保护实验仪、装置接收ＳＭＶ是否正常。其测试的范围主要包括接收电流与电压量
网络分析仪以及光电转换器等，这些都将是调试设备的准备需要。另的ＩＥＤ装置，确定系统运行的稳定性。其次，全站范围内时钟系统调
外，我们要结合必须的变电站运行情况进行科学的分析，从而形成有试。对过程层装置光纤Ｂ码对时，将时钟系统的精确度控制在１ｍｓ
智能变电站调延迟性操
互感器、智能化等方面的联系，从而形成对变电站调试方式的更新锁存问题。其次，对于专项功能的检测，例如保护功能测试、测控功
力度。这也是我国智能变电站调试技术发生变化，实际情况来讲要能检测等，对于保护功能的检测需要对保护装置跳闸矩阵、跳合闸
是搞好智能电网的重要保障。与此同时，我们要加大科技力量的投术至关重要，具体的智能调试技术表现为以下几个方面。
入，将改变传统变电站的发展模式，逐步将智能变电站发展成为通
３．１ＩＥＤ单体调试对于智能变电站ＩＥＤ单体调试，需要检测的
信模型。并且要在传统变电站的基础上加大研究力度，以求形成一项目很多，既包括通用测试项目，同时又包括各专项功能测试。首

智能变电站的调试流程及方法

智能变电站的调试流程及方法智能变电站的调试流程及方法一、智能变电站智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。

其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。

这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。

由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。

二、智能变电站调试流程2.1变电站调试流程简述变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。

出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。

2.2智能变电站调试流程按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验。

2.2.1组态配置。

组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。

这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。

2.2.2系统测试。

系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。

2.2.3系统动模。

系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。

系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。

动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。

智能变电站自动化系统现场调试导则

智能变电站自动化系统现场调试导则智能变电站自动化系统是现代电力系统中不可或缺的一部分。

在变电站建设完成后，需要进行现场调试，以确保系统的正常运行。

本文将介绍智能变电站自动化系统现场调试的导则。

一、准备工作在进行现场调试之前，需要完成以下准备工作：1.检查变电站及自动化系统的接线、设备和仪表是否安装正确，并进行必要的校验和检查。

2.确认自动化系统的配置文件、参数设置、软件和硬件版本是否正确，并进行必要的更新和修复。

3.对于新建变电站，需要进行设备预调和系统联调；对于改造升级的变电站，需要对老设备进行检修和更新，确保与新设备兼容。

4.检查变电站及自动化系统的通信网络是否正常，如有问题需要进行排查和调整。

5.为现场调试做好充分的准备，包括工具、设备、备件、文档等。

二、现场调试步骤在完成准备工作后，可以进入现场调试阶段。

具体步骤如下：1.系统启动和自检按照系统启动流程进行操作，对系统进行自检和初始化，确保各个模块和设备正常运行。

2.信号检测和采集对各种信号进行检测和采集，包括模拟量、数字量、状态量等。

检查数据是否准确、稳定和可靠。

3.控制命令测试对各种控制命令进行测试，包括开关控制、保护控制、调节控制等。

检查命令是否正确、响应是否及时、控制效果是否符合要求。

4.通信测试对各种通信方式进行测试，包括局域网、广域网、串口、以太网等。

检查通信是否正常、数据传输是否稳定、网络安全是否可靠。

5.功能测试对各种功能进行测试，包括故障诊断、数据存储、事件记录、报警处理、远程监控等。

检查功能是否完备、可靠、易用。

6.性能测试对系统的性能进行测试，包括响应时间、容错性、可扩展性、负载能力等。

检查性能是否达到设计要求、是否满足用户需求。

7.安全测试对系统的安全性进行测试，包括数据安全、接口安全、身份认证、权限管理等。

检查系统是否具有足够的安全保障、是否符合相关标准和规范。

三、注意事项在进行现场调试时，需要注意以下事项：1.安全第一，遵守相关安全规定和操作规程，确保人员和设备的安全。

智能变电站的调试流程及方法

智能变电站的调试流程及方法一、智能变电站智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。

这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。

由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。

二、智能变电站调试流程2.1变电站调试流程简述变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。

2.2.1组态配置。

组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。

这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。

2.2.2系统测试。

系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。

2.2.3系统动模。

系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。

系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。

动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。

2.2.4现场调试。

关于电力系统中智能变电站调试的探讨

关于电力系统中智能变电站调试的探讨
随着智能变电站技术的快速发展，对于电力系统的调控和管理有了更高的要求。

其中，智能变电站的调试是确保其正常运行和发挥功效的重要环节。

本文将对智能变电站的调试
进行探讨。

智能变电站的调试目标主要包括系统的安全性和稳定性。

在调试过程中，应该注意以
下几个方面：
首先，应该对智能变电站的硬件设备进行测试。

这包括其开关设备、保护设备、控制
和监控设备等等。

在测试中，应该关注设备的故障检测功能、防误动功能以及设备的动作
可靠性。

同时，还需要进行设备的定值设置和校准。

其次，针对智能变电站进行软件测试。

包括控制软件、监控软件等。

在测试中，应该
关注软件的稳定性和性能。

除此之外，调试还要对智能变电站的通信和联动功能进行测试。

这包括与其他设备的
通信，与调度系统的通信等。

在测试中，应该关注通信的可靠性、安全性和正确性。

在调试过程中，建议采用模块化、逐步调试的方法。

模块化的方法是指对不同的部件
进行独立的测试和调试，从而降低整个系统调试的风险和复杂度。

逐步调试的方法是指逐
步增加系统负荷和复杂度，逐渐提高智能变电站的运行水平，并发现和排除潜在问题。

综上所述，智能变电站的调试是确保其正常运行和发挥功效的重要环节。

在调试过程中，需要测试硬件设备、软件和通信功能等，并采用模块化、逐步调试的方法。

希望这些
建议和思路能够帮助从事智能变电站调试的工程师和技术人员们。

智能变电站调试技术探讨

智能变电站调试技术探讨摘要：随着我国变电站的发展越来越趋于智能化，智能变电站取得很快的发展，而传统的变电站调试技术已经无法适应智能化变电站发展的需求，需要不断改进智能变电站的调试技术，来实现整个电网的稳定运行。

本文详细的介绍了智能变电站的概念以及与传统变电站的区别、现阶段智能变电站的调试流程、提高智能变电站调试技术的有效措施以及智能变电站调试的重要性等问题。

关键词：智能变电站；调试流程；有效措施；重要性引言：电力系统在人类的生产和生活过程中发挥着重要的作用，变电站是电力供应的设施之一，改变电压的场所。

在现阶段，我国的智能变电站的发展和应用越来越广泛，但是还有许多难题急需攻克，尤其是智能变电站调试技术的发展还不够成熟。

智能变电站调试具有非常重要的作用，是维持整个电网正常运行的基础，必须引起相关调试人员足够的重视，智能变电站调试人员应该掌握新技术、新方法，切实做好调试工作，保证变电站调试工作高效完成，为人类生存和发展提供源源不断的电力资源。

一、智能变电站的设计架构及其特点1.1 智能变电站自动化系统的构架信息的采集、传输、处理和输出是只能变电站的四大功能。

因此，这四大模块要求实现自动化、智能化、网络化。

而当前智能变电站的建设必须满足以上四大功能。

在国际通行的IEC61850标准中，明确列出了以上四大模块中各接口的标准，并要求按照以上标准进行建设，从而实现智能变电站的需求。

智能变电站要求所有设备均为智能化，这也是确保智能变电站得以实施的前提。

智能设备之间的传输已经从二次电缆的传统传输模式更改为网络通信方式，这类通信费方式具有即时性、共享性、可靠性等特点。

智能变电站的基本架构体系主要由站控层、间隔层、过程层3个部分组成，各层之间采用以太网、GPS和光缆等方式连接。

1.2 智能变电站的主要优势特征（1）信息交互网络化。

在智能变电站中，往常的电磁型互感器已经被淘汰，电子互感器已经得到广泛运用，电子互感器的优点是能耗低、效率高，而其它模块装置已经演变成为逻辑功能模块，不再负责信息的传递，减少了设备的压力，提升了设备的运行效率。

关于电力系统中智能变电站调试的探讨

关于电力系统中智能变电站调试的探讨近年来，随着社会经济的不断发展，电力系统在人们的生产和生活中发挥着越来越重要的作用。

因此，这就需要我们调试人员从多个方面进行分析，采用科学合理的技术手段来进行调试，保证所有系统运行正常，提高变电站运行的稳定性与可靠性。

为了我国能够较好的进行电力系统输变电以及调度等相关环节的发展，电力系统在建设过程中不容忽视的就是智能变电站建设，其发展过程中的要求就是结合我国电力系统进行不断优化升级的基础上，促进电网企业在激烈的市场竞争中长久发展。

标签：电力系统;变电站调度;分析引言伴随我国电力系统的转型发展以及社会发展对电力事业的发展要求，智能变电站作为电力行业未来的发展趋势，在智能变电站发展规划的指引下，我们要大力加强对智能变电站的建设，注重对变电站设备的调试工作，为智能变电站的正常运行提供技术支撑和重要保障。

所以我们需要对这些调试的关键问题进行分析，并采取针对性的解决措施，以确保智能变电站继电保护调试的科学性和有效性。

1智能变电站调试分析所谓的智能变电站是一种基于数字化发展的产物，通过实现设备参数的标准化以及数字化的过程，来实现全站信息化发展、互动化、自动化的发展目标。

随着当前我国社会经济以及现代化技术的快速发展，传统的变电站的缺陷逐渐凸显出来，不能很好地适应社会发展的需要。

在这种情况下，智能变电站运行模式的出现，在使用先进环保、自动化设备的基础上，能够实现平台的数字化、信息化、标准化发展目标，弥补传统变电站存在的不足，实现我国电力行业的健康发展。

智能变电站调试作为其建设中的重要环节，通常与传统的变电站调试有较大的差别。

在智能变电站的调试中，需要将变电站的所有设备参数调试至国家要求的标准。

在实施智能变电站的调试工作中，需要分层次、环节、方式进行调试，这种调试主要按照先单件再系统、先功能再性能的原则实施。

基于以上智能变电站的特点以及调试要求，为了保障变电站调试工作的顺利进行，在正式调试之前需要工作人员制定相应的方案，通过相关资料的查阅和调试工具的准备，进而按照工作方案开展详细的调试工作。

智能变电站工程调试方案

智能变电站工程调试方案一、前言随着社会的进步和电力行业的快速发展，传统的变电站已经不能适应现代的发展需求，需要改造成智能变电站。

智能变电站采用先进的技术和设备，可以自动化、智能化地实现对电力系统的监测、控制和调度，在提高电力系统的安全可靠性和经济性方面具有重要意义。

本文将对智能变电站工程调试方案进行详细的介绍和分析。

二、调试目标智能变电站工程调试的目标是确保变电站各系统设备正常运行、正常连接，并且能够按照设计要求实现智能化监控和控制。

具体包括以下几个方面：1. 确保智能变电站的各个系统设备能够正常运行，并且各系统之间联动协调良好。

2. 确保智能变电站的监控系统可以实时监测变电站的运行情况，并且能对设备进行远程控制。

3. 确保智能变电站的通信系统能够正常运行，并且能够与外部系统进行良好的联接和通信。

三、调试准备在对智能变电站进行调试之前，需要做好充分的准备工作，以确保调试工作的顺利进行。

具体的准备工作包括以下几个方面：1. 制定详细的调试计划，明确调试的开始时间、结束时间、调试内容和调试步骤等。

2. 确保智能变电站的各个系统设备已经安装完成，并且通过初步的检验和试运行，没有发现明显的故障和问题。

3. 确保智能变电站的监控系统和通信系统已经安装完成，并且能够正常运行。

4. 确保调试人员已经接受了必要的培训和指导，具备了相关的技术知识和技能。

四、调试步骤1. 设备检查在正式进行调试之前，需要对智能变电站的各个系统设备进行检查，包括变压器、开关设备、保护装置、控制系统等。

检查的内容包括设备的连接、接地、绝缘、机械性能、电气性能等。

对于特殊的设备，需要进行特殊的检查和测试。

2. 联调测试智能变电站的各个系统设备之间存在着复杂的联动关系，需要进行联调测试，确保各系统之间能够正常协调工作。

联调测试的内容包括变压器与开关设备的联锁、保护装置与控制系统的联动、监控系统与通信系统的联接等。

3. 系统调试系统调试是指对智能变电站的各个系统进行详细的调试，包括监控系统、保护系统、通信系统等。

智能化变电站的调试流程

智能化变电站的调试流程目录智能化变电站的调试流程 (1)一.前期工作 (3)准备工作 (3)收集各种装置的原始模型 (4)1.1.保护模型: (4)1.2.测控模型: (4)1.3.测保一体的模型: (7)二.制作scd文件同时建立实时库 (9)2.1.打开配置工具,新建工程 (9)2.2.保存scd文件 (9)2.3.增加电压等级 (10)2.4.增加间隔 (11)2.5.增加装置 (12)三.修改各个数据集的信息 (15)3.1以前的方法 (15)3.2现在的方法 (17)四.连虚端子 (19)4.1.步骤一: (19)4.2.步骤二: (19)4.3.步骤三: (20)五.生成所需文件 (21)5.1生成配置文件 (21)5.2导出装置的配置文件 (23)5.3测控配置文件说明 (24)5.3.1 测控管理板(板号125) (24)5.3.2测控GOOSE板(板号258) (27)5.3.3测控SV板(板号388) (29)5.4高压保护配置文件说明 (30)5.4.1高压管理板 (30)5.4.2高压保护GOOSE板(板号为343) (30)5.4.3高压保护SV板(板号374) (32)5.5中压保护配置文件 (33)5.5.1中压管理板(板号125) (33)5.5.2中压GOOSE板(板号343) (33)5.5.3中压SV板(板号317) (34)5.6低压装置配置文件说明 (35)5.6.1带COM板的低压装置 (35)5.6.2不带COM板的低压装置 (35)6.1.插件带VXWORKS系统 (39)6.2.插件不带VXWORKS系统 (40)七.网络组建 (42)7.1.过程层网络 (42)7.2.间隔层网络 (42)7.3.对时网络 (42)八.保护装置的设置 (43)8.1.保护装置 (43)8.2测控装置 (43)附录1:东土电信交换机设置 (43)1､连接方法: (43)(1)､Console口连接: (43)(2)､telnet远程登录: (44)(3)､IE浏览器远程登录: (44)2､交换机常用设置: (45)(1)､IP地址设置: (45)(2)､VLAN设置: (46)(3)､广播风暴抑制: (47)3､交换机的配置备份: (47)(1)､IE方式: (47)(2)､命令方式: (47)附录2:罗杰康交换机设置方法 (48)1､连接方法: (48)(1)､Console口连接: (48)(2)､telnet远程登录: (49)(3)､IE浏览器远程登录: (49)2､交换机常用设置: (50)(1)､Administration: (51)(2)､Ethernet Ports: (51)(3)､Virtual LANs: (52)(4)､Spanning tree: (53)3､交换机的配置备份: (53)(1)､软件方式: (54)(2)､命令方式: (56)附录3:各种插件的升级方法 (58)1. SV/GOOSE插件5200芯片升级方法 (58)2.保护或测控CPU 32192芯片程序升级 (61)3.开入开出板面板升级 (64)附录4:mms-ethereal工具的使用方法 (66)附录5:GOOSE报文简析 (69)1.关于GOOSE及其报文的一些解释: (69)2.GOOSE收发机制 (70)3.GOOSE报文简析 (70)附录7:MMS报文简析 (72)1.装置的初始化过程 (72)2.变位遥信上送 (80)3.保护动作信号 (81)一.前期工作准备工作(一)查看技术协议､图纸等资料,了解变电站的具体情况,例如:全站规模､接线方式､组网方式(包括GOOSE和SV及MMS)､对时方式､顺控方案､五防方案等;以及故障录波器,子站,网络记录仪的配置情况｡(二)分析各个厂家的供货范围,列出全站需要的信息参数表｡信息参数表的过程层部分应包括以下内容:(黄色部分为默认,表中可以不体现)1.应用间隔2.装置型号3.生产厂家4.实例化名称(IED NAME)5.GOOSE数据集(可能是多个,例如JFZ600就有6个数据集)的目的MAC地址6.GOOSE数据集的APPID7.GOOSE数据集的VLAN-IDGOOSE数据集的VLAN-PRIORITY(默认为4)表中不体现8.由于咱们JFZ600的源MAC地址是按照IP地址的后两个字节取的,所以还需要增加主从GOOSE板的IP信息9.SV数据集的目的MAC地址10.SV数据集的APPID11.SV数据集的VLAN-IDSV数据集的VLAN-PRIORITY(默认为4)表中不体现12.SV数据集的SVID信息参数表的间隔层部分应包括以下内容:1.应用间隔2.装置型号3.生产厂家4.实例化名称(IED NAME)5.MMS的IP地址信息参数表的站控层部分应包括以下内容:1.监控主机节点的IP地址､报告实例号2.远动主机的装置型号､生产厂家､IP地址､报告实例号3.子站主机的装置型号､生产厂家､IP地址､报告实例号4.故障录波器的装置型号､生产厂家5.网络记录仪的装置型号､生产厂家收集各种装置的原始模型1.1.保护模型:归档软件对应的模型文件,如未归档,联系负责保护程序的研发人员获取｡1.2.测控模型:使用CSI200EManage工具建模获取,CSI200EManage版本应为4.05以上｡具体方法如下:常规插件按照常规配置方法进行配置如采样为数字输入,如下图在交流板的“数字输入”菜单下选择“是”现在一般需要接入多少个MU就配几块交流板(类型为4U3I)就可以如有GOOSE板,如下图在GOOSE板的“GOOSE板数量”中选择“1”根据实际需要选择GO CPU个数,包括GO开入(1个cpu含96路开入)､GO直流(1个cpu 含16路直流)､GO档位(1为不分相3为分相)点击IEC61850 自动建模,在开出板菜单中选择开出板的数量､通道数目(按装置所含的开出板配置)｡高级配置中的设置为“投入顺控功能”(为分布式顺控预留):如何导出模型:导出GOOSE模型中的常用配置设置需要选4项1.3.测保一体的模型:侧保一体的装置研发只提供保护部分的模型,测控部分需要按工程实际加到研发提供的模型里,需要用到后缀为dct的文件(会和icd文件一起归档),方法是:打开CscAMT(V2.22以上版本)工具选择打开配置,选择后缀为dct的文件双击开入选项,双击需要选择双位置的开入添加完成工程所需要的双位置遥信后再双击“无返回遥控”添加操作箱复归和一些备用遥控修改GOOSE订阅开入,将开关刀闸等改为双位置按照工程配置完成后保存一下配置,建立或选择路径导出新的模型(会导出icd和dct 两个文件)二.制作scd文件同时建立实时库2.1.打开配置工具,新建工程选择删除2.2.保存scd文件修改变电站名称,保存当前工程的SCD,选择保存路径为CSC2100_HOME/PROJECT/61850cfg选择保存路径为CSC2100_HOME/PROJECT/61850cfg2.3.增加电压等级在变电站上单击右键,选“增加电压等级”填写电压等级2.4.增加间隔在电压等级上单击右键,选“增加间隔”输入间隔名(scd文件中的名字)和描述(实时库中的名字)2.5.增加装置在对应间隔上单击右键,选“增加装置”按指定的全站的装置参数表填写对应部分只选择A1,或S1访问点,点确定不做修改,点添加､保存退出,添加装置完成因为合并单元和智能终端不入实时库,可以把合并单元和智能终端都加到对应的间隔层装置的间隔下这样在实时库中不会有空间隔(如果单独创建合并单元或者智能终端的间隔,就会在实时库中生成对应的空间隔)同理添加其他间隔,直至添加所有装置｡如果icd文件是相同的可以用间隔复制举例如下:添加间隔时,选中“间隔复制”,选择复制的间隔,点下一步填写新增间隔的装置IEDNAME,点确定点确定后按下图所示,找到复制完成的间隔双击,修改装置的地址三.修改各个数据集的信息3.1以前的方法打开菜单工具▶GOOSE配置在对应的数据集上单击右键,选择“修改GOOSE”按指定的全站的装置参数表填写对应部分3.2现在的方法配置工具的版本在如下图的版本之上就可以在“配置”菜单下修改各个数据集的MAC地址､APPID､VLAN-ID等信息,打开方法是:出现如下界面,如果外厂家的模型中没有“communication”部分可通过单击下面的“查找并创建所有未建立访问连接的控制块”按钮来增加全站所有的IED设备可以到XML树中去查看下面红色字体部分是在不入实时库的ied四.连虚端子4.1.步骤一:按下图所示,打开虚端子配置4.2.步骤二:在左侧选中数据接收方,在右侧选中数据发布方,用鼠标左键点住右边的数据点,拖动到左侧对应的虚端子上,如果是两边的数据类型不一致,比如开关刀闸等,会弹出下面的提示,按接收方的要求选择对应的类型4.3.步骤三:虚端子的间隔匹配:第一步,在虚端子列打开连接好的虚端子鼠标左键单击复制所有连接的虚端子;第二步,在虚端子列打开需要连接虚端子的新的IED鼠标左键单击智能匹配粘贴按钮;第三步,鼠标左键单击修改装置的所有虚端子;第四步按照虚端子修改发布的IED｡鼠标放在按钮上会有按钮的功能提示五.生成所需文件5.1生成配置文件不要改变路径,点保存｡Ctrl61850通讯进程需要用后出现下面的提示,表示生成配置文件完成5.2导出装置的配置文件选中需要导出的装置选择保存路径,建议选择在61850cfg下建立一个文件夹导出完成后会在所选的路径下以iedname命名的文件夹,各个文件夹中包含各自ied所需的配置文件5.3测控配置文件说明测控MASTER板是带操作系统的,一般区分是否带操作系统的方法为:能用FTP登陆的就是带操作系统,上传下载文件通过FTP;不能用FTP登陆的就是不带操作系统,下载上传文件可用PiiLink｡5.3.1 测控管理板(板号125)➢其中logcfg.xml､osicfg.xml､sys.cfg为公共文件,也就是说所有测控的MASTER板都需要这三个文件而且相同｡vxworks为操作系统文件,其他测控也为同一个文件｡➢dataoutput1.cfg为程序自动生成,装置每次重启后会自动生成最新的dataoutput1.cfg,可以通过装置是否会生成dataoutput1.cfg来判断生成的cid文件是否有问题｡➢CSI200E_220_20A1.cid和sys_go_CSI200E_220_20.cfg是我们从后台导出来的,要下到测控MASTER板中去的文件｡5.3.1.1测控管理板的sys.cfg文件解析sys.cfg文件[GateWay]IP1GateWay=255.255.255.0(B类网段需要修改)IP2GateWay=255.255.255.0IP3GateWay=255.255.255.0[sntp]IP1=192.168.1.200(Sntp对时地址设置,A网)IP2=192.168.2.200(Sntp对时地址设置,B网)[TIME]ZONE=8(时区,8时区默认)[REPORT]MODE=05.3.1.2测控管理板的**A1.cid文件解析➢直接看这个文件不大好看明白,这个时候我们可以看**A1.ini,这两个文件实质内容是一样的,只是格式不同而已｡从这里可以看出GOOSE的订阅发布信息｡➢CSI200E_220_20A1.ini文件[SystemCfg]LD_name=CSI200E_220_20A1RecordEnable=0[DiDocfg]DIStAddr=DIBrdNum=DOSpBlockOp=0,0,0,0,0,0,0,0DORedundanceAnd=0,0,0,0,0,0,0,0DORedundanceOr=0,0,0,0,0,0,0,0DOSendPtp=1,1,1,1,1,1,1,1Goose_net_port=1[Eth1]MAC=00 a0 b0 c0 d0 e0IP=192.168.1.88GateWay=255.255.255.0[GoosePub]Goose_pub_number=1 (发布数据集1个)Goose_pub1=CSI200E_220_20CTRL/LLN0$GO$dev20,5000,CSI200E_220_2 0CTRL/LLN0$Pub_dev20,CSI200E_220_20CTRL/LLN0$GO$dev20,0x20,1,3,0,4 Goose_pub1_Addr=01 0C CD 01 00 20,00 a0 b0 c0 d0 e0,0x2,100,5000,1,0Goose_pub1_1=0,1,2,0,1,10,3,CSI200E_220_20CTRL/Go1CBCSWI1.Pos. stVal,GO1 DI1开关合位Goose_pub1_2=1,1,2,0,9,10,3,CSI200E_220_20CTRL/Go1DSCSWI9.Pos. stVal,GO1 DI9 1G隔离刀闸合位Goose_pub1_3=2,1,2,0,11,10,3,CSI200E_220_20CTRL/Go1DSCSWI11.Po s.stVal,GO1 DI11 2G隔离刀闸合位(注:以上几行一直到[GoosePub],内容就是本间隔发布的开关､1G刀闸､2G刀闸位置到MMS网了,间隔层的GOOSE｡)[GooseSub]Goose_sub_number=1 (注:发布数据集1个｡)Goose_sub1=CSI200E_220_29CTRL/LLN0$GO$dev29,CSI200E_220_29CTRL /LLN0$Pub_dev29,CSI200E_220_29CTRL/LLN0$GO$dev29,0x29,9,5000,1,0,0,1 (注:以上几行一直到[GooseSub],内容就是本间隔的订阅,订阅了母线间隔发布的信息,间隔层的GOOSE｡)5.3.1.3测控管理板的sys_go_**.cfg文件解析➢sys_go_CSI200E_220_20.cfg文件[GooseTime]MinTime=100 (注:监控GOOSE配置的最小时间0.1秒｡)MaxTime=5000 (注:监控GOOSE配置的最大时间5秒｡)[GoosePub] (注:本间隔间隔层的GOOSE发布｡)1,0020,20,2,4,CSI200E_220_20CTRL/LLN0$GO$dev20, 5000, 2[GooseTimePro]MinTime=2MaxTime=5000[GoosePubPro] (注:本间隔过程层的GOOSE发布｡)1,0004,4,3,4,CSI200E_220_20TRIP/LLN0$GO$GoCBDigOut, 5000, 2[GooseSub] (注:本间隔间隔层的GOOSE订阅Sub｡)1,0029,CSI200E_220_29CTRL/LLN0$GO$dev29,CSI200E_220_29CTRL/LLN 0$GO$dev29,CSI200E_220_29CTRL/LLN0$Pub_dev29,29,1,CSI200E_220_20CTRL/ LLN0$GO$dev2029, 285, 5000[GooseSubPro] (注:本间隔过程层的GOOSE订阅Sub｡)1,0061,IB220_ML_ARPIT/LLN0$GO$Pub_OPST,RPIT/LLN0$GO$Pub_OPST,I B220_ML_ARPIT/LLN0$dsOPST,61,1,CSI200E_220_20TRIP/LLN0$GO$Sub_1, 0, 50002,0062,IB220_ML_ARPIT/LLN0$GO$Pub_In,RPIT/LLN0$GO$Pub_In,IB220 _ML_ARPIT/LLN0$dsIn,62,1,CSI200E_220_20TRIP/LLN0$GO$Sub_2, 0, 5000 3,0063,IB220_ML_ARPIT/LLN0$GO$Pub_Self,RPIT/LLN0$GO$Pub_Self,I B220_ML_ARPIT/LLN0$dsSelf,63,1,CSI200E_220_20TRIP/LLN0$GO$Sub_3, 0, 50004,0101,MU220_ML_AMU/LLN0$GO$gocb1,dsGOOSE1,MU220_ML_AMU/LLN0$d sGOOSE1,101,1,CSI200E_220_20TRIP/LLN0$GO$Sub_4, 0, 5000(注:从这里可以看出本测控订阅了4个数据集,分别对应测控面板报出的01H､02H､03H､04H｡)[GooseRevMms]1,CSI200E_220_29,CSI200E_220_29[GooseRevPro]1,IB220_ML_A,IB220_ML_A2,IB220_ML_A,IB220_ML_A3,IB220_ML_A,IB220_ML_A4,MU220_ML_A,MU220_ML_A5.3.2测控GOOSE板(板号258)➢其中logcfg.xml､osicfg.xml､sys.cfg为公共文件,也就是说所有测控的GOOSE板都需要这三个文件而且相同｡vxworks为操作系统文件,其他测控也为同一个文件｡5.3.2.1测控GOOSE板的sys.cfg文件解析[GateWay]IP1GateWay=255.255.0.0IP2GateWay=255.255.0.0IP3GateWay=255.255.0.0[sntp]IP1=192.168.1.100(这个sntp对时的IP地址不用设置,默认什么就什么｡)IP2=192.168.2.100[TIME]ZONE=8[REPORT]MODE=0[GOOSE]PortNum=1(测控报警的端口个数)关于PortNum的解释:➢PortNum默认为2,表示GOOSE告警的端口报文个数>GoComWarnNum默认为1,表示每个告警逻辑的端口个数>>PortNum=1>GoComWarnNum=2>(表示只有“A网通信中断”报文,任何一个端口收到GOOSE报文均不报通信中断)｡>>PortNum=2>GoComWarnNum=2>表示有“A口通信中断”和“B口通信中断”报文,任何一个端口收到GOOSE报文均不报通信中断｡和上种方式的区别在于一次报2条报文,同时报出来｡(注:此时测控会报1个数据集的1网和2网｡如:01H,1网中断/恢复,2网中断恢复｡)(注意:如果删除了PortNum=2和GoComWarnNum=1这两行,默认为这种模式｡)>>PortNum=1>GoComWarnNum=1>表示只有“A口通信中断”报文,只有A口收到GOOSE报文才不报通信中断,此方式一般不用｡>>PortNum=2>GoComWarnNum=1>表示有“A网通信中断”和“B网通信中断”报文,A口收不到GOOSE报文才报“A口通信中断”,B口收不到GOOSE报文才报“B口通信中断”｡默认为这种配置｡5.3.3测控SV板(板号388)下面是应城变220kV彭湾线测控出厂的sv配置[SystemCfg]LD_name=PII_DEMO_00919CfgVersion=1.0.00919;时区,单位:minminTimeZone=480[SvIn];保护的SV接入模式(0=点对点,1=网络,2=同源双网)pro_SvMode=0;保护同步采样频率pro_freq=4000;保护同步插值的额定时延(需要覆盖9-2固有时间+网络传输及内部处理时间,us)pro_syncDly=3000;测量同步采样频率,一般与接收SV的频率相同mea_freq=4000;需要解码的SV帧配置数目Sv_in_number=1;Sv_in1=sv_type,SVID,appid,smp_freq,tdr_seat,ConfRev,AsduChildNum,link_mode,DlyTmOffset, MuInEp;sv_type:0x91=(9-1),0x92=(9-2);AsduChildNum:原始数据包中,每个ASDU含数据单元总数;link_mode:0x55=点对点,0xaa=网络;tdr_seat:固有时间在数据集中的位置,-1=不适用;DlyTmOffset:两帧间允许抖动时间(us),点对点一般为30,网络一般为1000;MuInEp:对应的MU压板序号,0=不使用MU压板(目前测控没有判建议写0);Sv_in1_1=seat_id,chnType,lsb_val,phase_rate,innerRate,pro1_innerChn,pro2_innerChn,cpu3_in nerChn,mea_innerChn,refrence,desc;chnType:1=电压,2=保护电流,3=零序电流,4=测量电流;lsb_val:1个lsb代表的一次值大小(电流:mA,电压:mV);phase_rate:相电流/电压的一次额定值(电流:A,电压:V);innerRate:转换后的内部额定值(保护电流:463,电压:11585,测量电流:11585,零序电流:11585);;需要现场修改一次额定电流;一次额定电压;延时通道;;;母联,Sv_in1=0x92,xn01MUnn11,0x4011,4000,-1,1,36,0x55,60,1,1Sv_in1_Addr=01 0c cd 04 00 11Sv_in1_1=14,2,1.0,1200.0,11585,3,-1,-1,-1,0,0,0, 1,IA,IASv_in1_2=16,2,1.0,1200.0,11585,4,-1,-1,-1,0,0,0, 1,IB,IBSv_in1_3=18,2,1.0,1200.0,11585,5,-1,-1,-1,0,0,0, 1,IC,ICSv_in1_4=20,1,10.0,127021,11585,0,-1,-1,-1,0,0,0, 1,UA,UASv_in1_5=22,1,10.0,127021,11585,1,-1,-1,-1,0,0,0, 1,UA,UASv_in1_6=24,1,10.0,127021,11585,2,-1,-1,-1,0,0,0, 1,UB,UBSv_in1_7=34,1,10.0,127021,11585,11,-1,-1,-1,0,0,0, 1,UX,UX;;[MuEp]Mu_enpin_number=1;Mu_ep1=seat_id(1..),tab_seq,refrence,descMu_ep1=1,201,MuEp_1,测控MU压板_1;Mu_ep2=2,202,MuEp_2,支路2MU压板_2;Mu_ep3=3,203,MuEp_3,支路3MU压板_3;Mu_ep4=4,204,MuEp_4,支路4MU压板_4;Mu_ep5=5,205,MuEp_5,主变MU压板_5;Mu_ep6=6,206,MuEp_6,电压MU压板_65.4高压保护配置文件说明5.4.1高压管理板管理板中的文件同测控的管理板的文件5.4.2高压保护GOOSE板(板号为343)下面是应城220kV彭湾线A套保护CSC103B出厂时的配置文件[SystemCfg]LD_name=PL2211AG1RecordEnable=0[DiDocfg]DIStAddr=52DIBrdNum=1DOSpBlockOp=65535,0,8135,57400,0,65535,0,65535 DORedundanceAnd=0,65535,0,65535,0,65535,0,65535 DORedundanceOr=0,65535,0,65535,0,65535,0,65535 DOSendPtp=31,65504,4,65531,0,65535,0,65535Goose_net_port=1[Eth1]MAC=00 a0 b0 c0 d0 e0IP=192.168.1.88GateWay=255.255.255.0[GoosePub]Goose_pub_number=1Goose_pub1=PL2211API/LLN0$GO$GoCBTrip,5000,PL2211API/LLN0$dsGOOSE1,PI/LLN0$GO$Go CBTrip,0x0011,1,29,0,4Goose_pub1_Addr=01 0C CD 01 00 11,00 a0 b0 c0 d0 e0,0x3,2,5000,1,0Goose_pub1_1=0,0,1,0,1,10,1,PL2211API/PTRC2.Tr.general,跳A相Goose_pub1_2=1,0,1,0,2,10,1,PL2211API/PTRC3.Tr.general,跳B相Goose_pub1_3=2,0,1,0,3,10,1,PL2211API/PTRC4.Tr.general,跳C相Goose_pub1_4=3,0,1,0,4,10,1,PL2211API/PTRC5.Tr.general,跳三相Goose_pub1_5=4,0,1,0,5,10,1,PL2211API/PTRC6.Tr.general,永跳Goose_pub1_6=5,0,1,0,6,10,1,PL2211API/PTRC7.Tr.general,GO开出6Goose_pub1_7=6,0,1,0,7,10,1,PL2211API/RBRF8.Str.general,A相启动失灵Goose_pub1_8=7,0,1,0,8,10,1,PL2211API/RBRF9.Str.general,B相启动失灵Goose_pub1_9=8,0,1,0,9,10,1,PL2211API/RBRF10.Str.general,C相启动失灵Goose_pub1_10=9,0,1,0,10,10,1,PL2211API/PTRC11.Tr.general,GO开出10Goose_pub1_11=10,0,1,0,11,10,1,PL2211API/PTRC12.Tr.general,GO开出11Goose_pub1_12=11,0,1,0,12,10,1,PL2211API/PTRC13.Tr.general,GO开出12Goose_pub1_13=12,0,1,0,13,10,1,PL2211API/PTRC14.Tr.general,GO开出13Goose_pub1_14=13,0,1,0,14,10,1,PL2211API/PTRC15.Tr.general,GO开出14Goose_pub1_15=14,0,1,0,15,10,1,PL2211API/PTRC16.Tr.general,沟通三跳Goose_pub1_16=15,0,1,0,16,10,1,PL2211API/PTRC17.Str.general,单跳启动重合Goose_pub1_17=16,0,1,0,17,10,1,PL2211API/PTRC18.Str.general,三跳启动重合Goose_pub1_18=17,0,1,0,18,10,1,PL2211API/PTRC19.Tr.general,闭锁重合闸Goose_pub1_19=18,0,1,0,19,10,1,PL2211API/PTRC20.Tr.general,合闸出口Goose_pub1_20=19,0,1,0,20,10,1,PL2211API/PTRC21.Tr.general,远传命令1Goose_pub1_21=20,0,1,0,21,10,1,PL2211API/PTRC22.Tr.general,远传命令2Goose_pub1_22=21,0,1,0,22,10,1,PL2211API/PTRC23.Tr.general,差动通道告警Goose_pub1_23=22,0,1,0,23,10,1,PL2211API/PTRC24.Tr.general,保护动作信号Goose_pub1_24=23,0,1,0,24,10,1,PL2211API/PTRC25.Tr.general,GO开出24Goose_pub1_25=24,0,1,0,25,10,1,PL2211API/PTRC26.Tr.general,GO开出25Goose_pub1_26=25,0,1,0,26,10,1,PL2211API/PTRC27.Tr.general,GO开出26Goose_pub1_27=26,0,1,0,27,10,1,PL2211API/PTRC28.Tr.general,GO开出27Goose_pub1_28=27,0,1,0,28,10,1,PL2211API/PTRC29.Tr.general,GO开出28Goose_pub1_29=28,0,1,0,29,10,1,PL2211API/PTRC30.Tr.general,GO开出29[GooseSub]Goose_sub_number=2Goose_sub1=IL2211ARPIT2/LLN0$GO$Pub_OPST,IL2211ARPIT2/LLN0$dsOPST,RPIT/LLN0$GO$Pu b_OPST,0x0511,31,5000,1,0,0,1Goose_sub1_Addr=01 0C CD 01 05 11Goose_sub1_1=11,0,1,0,7,45,0,3,IL2211ARPIT2/MstGGIO1.Ind6.stVal,闭锁重合闸,2(2表示通过GOOSE板B光口接收)Goose_sub1_2=17,0,1,0,6,45,0,3,IL2211ARPIT2/MstGGIO1.Ind12.stVal,低气压闭锁重合,2 Goose_sub1_3=21,1,6,0,0,45,0,3,IL2211ARPIT2/XCBR3.Pos.stVal,分相跳闸位置TWJA,2Goose_sub1_4=23,1,6,0,1,45,0,3,IL2211ARPIT2/XCBR5.Pos.stVal,分相跳闸位置TWJB,2Goose_sub1_5=25,1,6,0,2,45,0,3,IL2211ARPIT2/XCBR7.Pos.stVal,分相跳闸位置TWJC,2Goose_sub2=PM2219API/LLN0$GO$GoCBTrip,PM2219API/LLN0$dsGOOSE1,PI/LLN0$GO$GoCBT rip,0x0019,32,5000,1,0,0,1Goose_sub2_Addr=01 0C CD 01 00 19Goose_sub2_1=3,0,1,0,12,45,0,3,PM2219API/PTRC5.Tr.general,远方跳闸,15.4.3高压保护SV板(板号374)下面是应城220kV叼东线保护出厂的sv配置[SystemCfg]LD_name=PII_DEMO_00919CfgVersion=1.0.00919;时区,单位:minminTimeZone=480[SvIn];保护的SV接入模式(0=点对点,1=网络,2=同源双网)pro_SvMode=0;保护同步采样频率pro_freq=1200;保护同步插值的额定时延(需要覆盖9-2固有时间+网络传输及内部处理时间,us)pro_syncDly=2500(当保护计算时保证所有的MU数据都能收到的时间,要留有一定的裕度,在应城变CSC150中为3000);测量同步采样频率,一般与接收SV的频率相同mea_freq=4000;需要解码的SV帧配置数目Sv_in_number=1;Sv_in1=sv_type,SVID,appid,smp_freq,tdr_seat,ConfRev,AsduChildNum,link_mode,DlyTmOffset, MuInEp;sv_type:0x91=(9-1),0x92=(9-2);AsduChildNum:原始数据包中,每个ASDU含数据单元总数;link_mode:0x55=点对点,0xaa=网络;tdr_seat:固有时间在数据集中的位置,-1=不适用(组网保护中或者MU不发送通道延时的时候应为-1,点对点保护中为0);DlyTmOffset:两帧间允许<b></b>抖动时间(us),点对点一般为30,网络一般为1000;MuInEp:对应的MU压板序号,0=不使用MU压板;Sv_in1_1=seat_id,chnType,lsb_val,phase_rate,innerRate,pro1_innerChn,pro2_innerChn,cpu3_innerChn,mea_innerChn,refrence,desc;chnType:1=电压,2=保护电流,3=零序电流,4=测量电流;lsb_val:1个lsb代表的一次值大小(电流:mA,电压:mV);phase_rate:相电流/电压的一次额定值(电流:A,电压:V);innerRate:转换后的内部额定值(保护电流:463,电压:11585,测量电流:11585,零序电流:11585);需要现场修改一次额定电流;一次额定电压;延时通道;;MU1-DLBSv_in1=0x92,xn01MUnn14,0x4014,4000,0(mu的通道延时所对应的通道,保护需要处理),1,44,0x55,60,1,2(由SV2板采样)Sv_in1_Addr=01 0C CD 04 00 14Sv_in1_1=2,2,1.0,1200.0,463,17,-1,-1,-1,0,0,0,1(电流极性设置-1为反极性),Ia1,Ia1Sv_in1_2=6,2,1.0,1200.0,463,18,-1,-1,-1,0,0,0,1,Ib1,Ib1Sv_in1_3=10,2,1.0,1200.0,463,19,-1,-1,-1,0,0,0,1,Ic1,Ic1Sv_in1_4=4,2,1.0,1200.0,463,20,-1,-1,-1,0,0,0,1,Ia1R,Ia1RSv_in1_5=8,2,1.0,1200.0,463,21,-1,-1,-1,0,0,0,1,Ib1R,Ib1RSv_in1_6=12,2,1.0,1200.0,463,22,-1,-1,-1,0,0,0,1,Ic1R,Ic1RSv_in1_7=20,1,10.0,127021,11585,4,-1,-1,-1,0,0,0,1,UA,UASv_in1_8=24,1,10.0,127021,11585,5,-1,-1,-1,0,0,0,1,UB,UBSv_in1_9=28,1,10.0,127021,11585,6,-1,-1,-1,0,0,0,1,UC,UCSv_in1_10=22,1,10.0,127021,11585,13,-1,-1,-1,0,0,0,1,UAR,UARSv_in1_11=26,1,10.0,127021,11585,14,-1,-1,-1,0,0,0,1,UBR,UBRSv_in1_12=30,1,10.0,127021,11585,15,-1,-1,-1,0,0,0,1,UCR,UCRSv_in1_13=32,1,10.0,127021,11585,8,-1,-1,-1,0,0,0,1,UL,UL[MuEp]Mu_enpin_number=1;Mu_ep1=seat_id(1..),tab_seq,refrence,descMu_ep1=1,201,MuEp_1,线路MU压板5.5中压保护配置文件5.5.1中压管理板(板号125)中压管理板中的文件格式同测控的管理板的文件5.5.2中压GOOSE板(板号343)中压GOOSE板的配置格式与高压的GOOSE板一样5.5.3中压SV板(板号317)下面是应城变110kV新河线CSC161A的出厂时sv配置[SystemCfg]LD_name=CSC161A_3DRecordEnable=0[DiDocfg]DIStAddr=16DIBrdNum=4DOSpBlockOp=31,65504,0,65535,0,65535,0,65535DORedundanceAnd=0,65535,0,65535,0,65535,0,65535DORedundanceOr=0,65535,0,65535,0,65535,0,65535DOSendPtp=9,65526,0,65535,0,65535,0,65535Goose_net_port=1[Eth1]MAC=00 a0 b0 c0 d0 e0IP=192.168.1.61GateWay=255.255.255.0[GoosePub][GooseSub][Smv_in];延迟±50us时,表示数据正常DlyTmOffset=50Smv_Number=1;mu通道定义1-传输延时,2-ia,3-i2a,4-ib,5-i2b,6-ic,7-i2c,8-Ima,9-imb,10-imc,11-ua,12-u2a,13-ub,14-u2b,15-uc,16-u2c,1 7-ux,18-u2x;Smv_1=smv_type(0x91=(9-1),0x92=(9-2)),destMAC,LDName(9-1),SVID(9-2),每周波采样点数,通道数目,相电压通道额定值(V),相电流通道额定值(A),额定时间修正(us,可以是负数)Smv_1=0x92,01 0C CD 04 00 3d,0x0901,xn01MUnn3d,80,18,63510,300.0,0;Smv1_channel=1stChan(1=电压,2=保护电流,4=测量电流,0=传输延时),2ndChan,……,12thChanSmv_1_channel=0, 2, 2, 2, 2, 2, 2, 4, 4, 4, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1;;Smv1_proMap=各输入通道对应为保护DPRAM的通道序号,无对应=-1｡0-ia,1-ib,2-ic,3-delay,4-ia',5-ib',6-ic',7-ua,8-ub,9-uc,10-empty,11-uxSmv_1_proMap= 3, 0, 4, 1, 5, 2, 6, -1, -1, -1, 7, -1, 8, -1, 9, -1, 11, -1;Smv1_meaMap=各输入通道对应为测控DPRAM的通道序号,无对应=-1,4-ima,5-imb,6-imc,7-ua,8-ub,9-uc,11-uxSmv_1_meaMap=-1, -1, -1, -1, -1, -1, -1, 4, 5, 6, 7, -1, 8, -1, 9, -1, 11, -15.6低压装置配置文件说明5.6.1带COM板的低压装置由COM板完成与监控的通信和普通61850的装置一样,不能实现GOOSE的发布订阅｡5.6.2不带COM板的低压装置CPU板的网口可以直接出61850规约,不能由虚端子连接的方式实现GOOSE的发布订阅,只能由类似间隔五防的那种方式实现｡➢GOOSE订阅:订阅:如本例是CSC326GL订阅了CSC211线路保护的保护动作信息EVT(EVENT),点击订阅,选择保护动作信息;然后Dataset name和GSEControl name需要写上,不要超过12个字节,越短越好,两项名称可以一致;命名原则:简洁看的懂,;如dev6961(源地址是69,目标地址是61);最后GSEControl confRev 即版本为:1即可,一般默认为1,不用改｡➢【工具】->【生成CID文件】选择低压部分装置,选择路径保存导出｡这部分生成的CID文件是再需要专门配置工具再进行订阅发布｡➢【工具】->【GOOSE配置】->导出GOOSE配置｡这里导出的文件为sys_go_CSI200E_110_41.cfg等文件｡这个是要直接下到低压装置中去的｡➢低压订阅发布简易母差CSC326GL要订阅10kV线路､电容器及所用变的保护动作信息10kV线路保护要订阅低压减载CSS100BE动作信息使用工具Csc200AMT打开工具后,如下界面:打开配置(打开DCT配置),注意要做哪个装置的订阅就打开哪个装置的,比如现在是CSC326GL要订阅线路保护信息,所以先打开CSC326GL的dct文件(模型文件自带的有)｡点击【视图】---【GOOSE订阅】点击【查询订阅】---找到经过后台导出的CID文件,即第一步导出的CID按照先点左边,再点右边,这样左边就把右边所有间隔的信息都订阅过来了点击【导出模型】,生成新的CID文件｡最后登录到10kV装置中去,把最后导出的CID文件及sys_go_CSI200E_110_41.cfg下装到低压装置的MASTER中｡➢低压装置MASTER文件其中sys文件需要改SNTP对时IP,10kV对时一般用SNTP网络对时;logcfg､osicfg为公用文件;vxworks为镜像文件｡六.各种配置文件的下装6.1.插件带VXWORKS系统用ftp工具上传到装置(包括GOOSE和MASTER插件)ftp中新建站点,站点名称以装置的ip地址命名,用户名:target,密码:12345678选择需要上传的文件(**.cid和sys_go_**.cfg “**”表示iedname)6.2.插件不带VXWORKS系统高压装置支持CSPC下传GOOSE或SV配置文件选中装置所含的GOOSE插件,和本装置的GOOSE配置文件(**A2.ini),点下传后,等待下传结束,GOOSE和SV插件没有地址跳线,按插件所在位置选择插件序号｡(如果cpu的插件板号与SV的相同,下载SV配置时注意要选上带cpu的插件,先下载sv,后下载goose配置)中压CSC160系列不支持CSPC下传,用PII_LINK工具下传启动piilink后,选择网卡➢用光纤跳线将间隔层装置SV板光口和光电转换器连接,再将光电转换器通过网线和计算机连接,光电转换器通过USB供电｡➢打开调试工具,点击,选择笔记本网卡｡菜单栏依次为:打开､连接设置､连接装置､停止日志监视､读取､固化､清除日志､退出程序｡当然,每个按钮的功能都在工具界面【左下角】有提示｡➢点击,等到变成时,可以读取和固化配置文件｡➢点击,可以读取装置goose板中配置文件保存到笔记本上｡➢点击,可以固化配置文件,选择要固化的MU110_L3.ini配置文件｡等到变成时表示固化成功｡七.网络组建7.1.过程层网络按照技术协议要求的组网方案,根据图纸连接各个IED设备到交换机､各个IED之间(主要是保护装置到智能终端及合并单元)的光纤｡7.2.间隔层网络和传统的变电站一样,一般都是双网,交换机网络为星型拓扑｡7.3.对时网络过程层常见的为光B码(如:江西泰和,福建先农,湖北应城和枣山),有一些为1588(如:天津和畅路,通辽舍伯吐)｡间隔层一般为电B码对时,SNTP对时做辅助｡站控层为SNTP对时八.保护装置的设置8.1.保护装置在出厂调试菜单的装置选项中把2000规约禁用,61850规约启用｡8.2测控装置在出厂调试菜单/参数设置/规约设置中把2000规约禁用,61850规约启用｡附录1:东土电信交换机设置1､连接方法:各种连接方法的登录用户名都是admin,密码是123;(1)､Console口连接:Console口位于交换机的前面板,需要交换机的特殊连接线,此线一头为RJ45,一头为9帧串口｡其中9帧串口连接到电脑上,电脑通过windows 自带的超级终端,设置方法如下图:(2)､telnet远程登录:交换机的默认管理ip地址为192.168.0.2,将电脑的网段设置为同一网段,如192.168.0.100,然后在cmd中敲入telnet 192.168.0.2即可登录:(3)､IE浏览器远程登录:打开IE浏览器,在地址栏中输入http://192.168.0.2,然后回车,出现以下登录画面,输入用户名和密码(以下举例的交换机IP地址改为了192.168.0.5):2､交换机常用设置:智能化变电站间隔层及过程层常用的设置包括IP地址､vlan设置､广播风暴抑制,下面分别对这些设置加以说明:(1)､IP地址设置:由于出厂交换机默认地址一致,都为192.168.0.2,如果站内交换机有多台直连,建议修改此地址以方便现场维护｡进到“设备基本配置\IP地址”后出现以下画面:直接在“IP地址”框中修改即可,其他参数不用修改｡(2)､VLAN设置:VLAN设置是智能化变电站很重要的一部分,特别是过程层,是网络数据通讯的基础,在进行这项之前需要首先规划好站内的VLAN分配,规划好后进行此项设置:进入到“设备高级配置\VLAN配置”出现以下画面:点击添加,出现以下画面:输入事先规划好的VLAN名称和VLAN ID,选中该VLAN ID的VLAN成员,将PVLAN设置为“使能”｡不同的VLAN ID需要多次添加｡(3)､广播风暴抑制:此项设置为限制交换机中广播报文所占用的流量,防止广播报文影响正常报文的传输｡进入到“设备高级配置\端口流量配置”出现以下画面:将广播报文的限值设置为1.注意:以上设置修改完后需要保存才能生效,在根目录下的“保存所有修改”里,点击保存｡3､交换机的配置备份:由于交换机的设置较多,设备故障更换时重新设置比较麻烦,设置完成后最好将设置做个备份,方法分为两种:(1)､IE方式:在“设备基本配置\配置上传下载”中完成,由于此项需要笔记本安装ftp服务器,设置较麻烦,暂时可以不使用｡(2)､命令方式:采用console方式通过超级终端连接时使用,登录后出现“SWITCH>”,此时需要敲入“enable”切换到命令行模式,为“SWITCH#”,然后敲入命令“show run”显示目前的配置,下面出现的所有信息都是目前交换机的配置,将所有信息拷贝出来保存为文档,文档名对应相应的交换机即可｡命令行模式下敲入“config ter”,出现“SWITCH(config)#”,此命令用于配置恢复,此时将上面备份的文档中的内容全部拷贝到这,然后回车,即将备份的配置恢复｡附录2:罗杰康交换机设置方法1､连接方法:各种连接方法的登录用户名和密码都是admin;(1)､Console口连接:Console口位于交换机的前面板,需要交换机的特殊连接线,此线一头为RJ45,一头为9帧串口(也有两头都是9帧串口的,这种目前较少)｡其中9帧串口连接到电脑上,电脑通过windows自带的超级终端,设置方法如下图:(2)､telnet远程登录:交换机的默认管理ip地址为192.168.0.1,将电脑的网段设置为同一网段,如192.168.0.100,然后在cmd中敲入telnet 192.168.0.1即可登录:(3)､IE浏览器远程登录:打开IE浏览器,在地址栏中输入http://192.168.0.1,然后回车,如果出现以下告警点击“是”:然后出现登录画面:2､交换机常用设置:登录到交换机后出现以下管理画面:我们常用的设置包括“Administration”､“Ethernet Ports”､“Virtual LANs”,分别对应地址设置､端口设置以及vlan设置,下面分别对这些设置加以说明:。

智能变电站调试步骤(精)

智能变电站调试大概步骤一、设计联络会召开设联会，召集所有相关厂家并确定工程实施方案，供货时间，技术落实，对整个工程的设计有个总体的概念。

制定调试计划，规划好具体的时间节点。

（系统分公司目前不具备这方面的技术水平，61850和系统构架）二、厂内调试阶段1、全站SCD 文件的配置由集成商收集各厂家ICD 文件，设计院提供一次主接线图、网络布局图、光纤联络图和设计虚端子图（由设计院提供）等。

并由集成商负责全站SCD 文件的配置。

模型文件发布必须受控，纳入程序版本管理。

遇到问题怎么处理？（模型文件有问题尚不能处理）2、过程层调试由各个厂家和用户负责调试网络环境的搭建，过程层调试要实现装置的正确跳闸、遥测采样、遥控、遥信上送、对时等。

并且要根据实际现场要求，实现装置的相关功能，如调试中发现问题，需要及时确立好方案并及时更改。

3、一体化信息平台配置根据全站配置SCD 文件，完成后台导库工作，画面制作，数据库关联、分画面制作、要实现基本的“三遥”功能，保护定值召唤、修改，软压板遥控，录波功能的实现等（所有已发货和在调工程后台都由研发进行装机）。

4、一体化五防。

5、高级应用（一键式顺控、智能告警、源端维护、小电流接地选线、VQC 无功调节等）。

6、智能辅助系统。

7、远动装置及规约转换器的装机、调试（所有已发货和在调工程都由研发进行装机并调试，一个站大约需要两天）。

8、用户验收。

三、现场调试阶段1、清点货物对所发的货进行清点，统计损毁情况，少发、漏发、错发货物清单、并根据清点情况抓紧时间联系家里补发货等。

2、光纤、网络的布置根据设计院所出图纸负责完成现场光纤、网络的布置，并熔接光纤。

3、全站SCD 配置全站根据虚端子图配置SCD ，但是一旦模型更换，与该模型相连的虚端子都需要重新连，各个厂家模型都在不断升级，SCD 不断重复配置，贯穿整个变电站的调试过程。

绵阳东220kV 中等规模的变电站，工程人员现场配置SCD 配合单装置调试已花费60人天。

智能化变电站的调试方法探讨

智能化变电站的调试方法探讨【摘要】随着技术的发展，变电站逐渐朝着智能化的方向发展。

在智能变电站建设中，电气设备调试是一个必备环节，本文介绍了智能化变电站的概念、结构模式，针对智能变电站的调试方法做了探讨和阐述。

【关键词】智能变电站；合并单元；GOOSE；调试1 智能变电站智能化变电站是数字化变电站的升级和发展，在数字化变电站的基础上，结合智能电网的需求，对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能。

数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC 61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。

当前的数字化变电站是与传统综自站相比较而言的，其过程是一个逐步深入的过程，其优越性展现在信息监控系统的数字化，信息的采样、处理、传输实现了就地化、光纤化和分散化。

2 智能变电站的结构智能变电站主要采用三层两网的结构模式。

所谓三层两网：物理结构上，完整的数字化变电站由三个层次构成，分别为过程层、间隔层、站控层，每层均由相应的设备及GOOSE网络和SMV网设备构成。

过程层：主要设备包括电子式互感器、合并单元、智能终端等，其主要功能是完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。

间隔层：主要设备包括各种保护装置、测控装置、安全自动装置、计量装置等，其主要功能是各个间隔过程层实时数据信息的汇总；完成各种保护、自动控制、逻辑控制功能的运算、判别、发令；完成各个间隔及全站操作联闭锁以及同期功能的判别；执行数据的承上启下通信传输功能，同时完成与过程层及站控层的网络通信功能。

站控层：主要设备包括主机、操作员站、五防主机、远动装置、保信子站、网络通信记录分析系统、卫星对时系统等设备，其主要功能是通过网络汇集全站的实时数据信息，不断刷新实时数据库，并定时将数据转入历史数据记录库；按需要将有关实时数据信息送往调度端；接受电网调度或控制中心的控制调节命令下发到间隔层、过程层执行；全站操作闭锁控制功能；具有站内当地监控、人机联系功能；具有对间隔层、过程层二次设备的在线维护、参数修改等功能。

智能变电站现场调试及试验方法

智能变电站现场调试及试验方法智能变电站是国家电网发展智能化技术的必然趋势，因此智能变电站的试验工作是确保其安全可靠运行的基础。

文章分析其调试，探讨去维护管理。

标签：智能变电站；现场调试；试验方法引言：智能变电站的改造以及建设工程的推进程度也逐步加快，在智能变电站正式运行之前必须要进行严格的验收程序，只有验收满足相关标准要求才能够允许智能变电站运行工作。

一、现阶段智能变电站存在的问题（一）相关设备不够成熟智能化设备主要是利用网络技术、数字化技术来实现变电站的保护和控制，和变电站的普通设备有着本质性的差别。

现阶段，由于缺乏数字化控制保护装置的实际应用经验，对于智能化設备尤其是电子式互感器来说，在使用过程中可能会出现各种各样的问题。

而且由于不同的试点使用的电子式互感器原理不同，极易导致变电站的稳定性、可靠性等都无法达到设计要求。

和硬接线回路相比，智能变电站在建设的过程中会应用网络技术，因此需增加交换机等设备，而这些设备若不够成熟就会导致变电站可靠性降低。

（二）调试时间长智能变电站在运行的过程中对配置模型的依赖程度比较高。

和普通的变电站相比，智能变电站在减少二次接线的同时，还需要进行额外的系统集成工作。

除了需要进一步提升设备互操作性和通信信息统一性之外，智能变电站还要开展大量的调试工作，如果按照常规模式进行，就会导致施工周期延长。

二、调试方法的创新点（一）使用传统实验仪进行数字式保护装置调试方法数模转换，在常规变电站调试保护装置时，可直接将试验台输出的模拟量加人保护装置进行模拟故障；而智能变必须要经过一个模数转换设备将模拟量转化成数字量，再进人合并器，然后再由装置进行模拟故障实验”就可以完成模拟量输人工作，使用常规实验仪正确输入故障量再结合常规主变保护装置的调试方法，即可完成保护装置的调试工作。

（二）光口对应表装置背板上光纤口有很多，每个光口功能都不一样，调试员很容易会记混，针对该问题编制了光口对应表，具体到哪块板卡的哪个口，该光口的用途、光纤的编号与衰耗等重要信息，方便了现场调试与投运后智能变电运行维护。

智能变电站调试方案三篇

智能变电站调试方案三篇篇一：智能变电站调试方案1概述XX220kV变电站位于XX市XX镇XX村，距XX镇中心直线距离4km,公路距离约8km，距212省道约90m。

电压等级为220kV/110kV/10.5kV：主变最终容量为3X180MVA，本期建设1X180MVA，220kV终期出线6回，本期建设4回；110kV终期出线14回，本期建设5回；10kV不出线，仅作为无功补偿和站用变用；10kV 无功补偿装置最终容量为12X7500kvar,本期建设4X7500kvar。

所有电气设备安装结束后按GB50150-20XX《电气设备交接试验标准》进行单体试验。

特殊试验在行业要求适用范围内按业主要求进行。

分部试运指从单体试验结束，经验收合格后至整套启动过程中所进行的控制、保护和测量功能试验。

整组启动指完成对整个工程的各种参数的测试和使之处于安全、高效、可靠的运行状态。

2、工作准备2.1建立调试班组：组建一个有效、精干和确有技术保障的调试班组，包括高压、继保和仪表三个作业小组以及技术人员若干名，具体人数视设备的类型、数量和工期而定。

2.1.1调试主要负责人必须具有调试过多个变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程及技术标准，小组负责人也应具有一定的调试经验，能在主要负责人和技术员的指导下进行作业；一般工作人员也应了解电气一、二次设备的基本知识。

2.1.2工作前全体作业人员应对变电站设计图、设计说明书及作业指导书进行学习，使每个作业人员明确各项目的作业程序、分工及具体工作内容。

2.1.3参加调试的人员应通过安全规程的考试，具备一定的安全作业知识。

2.1.4熟悉设计图及施工现场的环境，对设备的性能及操作相当了解；试验负责人员要有高度的责任心和相关资格，能独立带领试验人员进行对各项目的调试。

2.2制定工作技术措施2.2.1编制调试作业指导书2.2.2作业指导书交底2.2.3调试作业必须做好安全围栏、警示标志，认真仔细检查试验接线，防止接线错误或误操作引起设备、人身安全事故。

关于智能变电站联合调试方法浅谈

关于智能变电站联合调试方法浅谈摘要：由于智能变电站的三层两网结构是整个二次系统的核心,各层装置之间相互传递信息的方式发生根本性变化。

以IEC61850协议为标准的装置之间的协调配合对于智能变电站安全稳定运行是非常重要的,二次设备出厂前的联合调试工作能较全面地发现SCD配置文件中的多种问题.本文总结了联调的流程和主要项目,为智能变电站系统联调测试工程化实践给出指导性作用。

关键词：智能变电站；联合调试一、二次设备联调的意义及目标由于智能变电站各装置采用了统一的IEC61850通信规范进行信息交换。

大部分的模拟量、开入量都在就地完成了采集,传统的信号电缆也大大地减少了。

通过光纤连接实现了二次设备之间的通信，替代了传统变电站用二次电缆之间的连接，但同时各装置之间的通信机制也变得更加复杂。

IEC61850协议在全站的信息共享网络中得到广泛应用，但由于生产二次设备的厂家较多，各生产厂家对该标准有着各自不同的理解，其数据格式也各不相同，导致不同厂家的IED设备传输帧定义不一致，存在无法通信等多种问题。

在施工现场的二次设备安装与调试过程中，通讯异常、数据包丢失、保护装置采样出现飞点等问题往往会出现。

需要厂家现场修改程序文件或者更换硬件，这些问题严重影响工程进度，导致工程无法按时投运。

智能变电站各系统之间设备的正确通讯是个严重制约保护功能调试的问题,各保护装置、合并单元和智能终端装置自身质量是否可靠是调试能否顺利进行的保证。

另外对于集成商完成的SCD文件也要通过联调进行初步地检查。

所以,二次设备在出厂前,对不同厂家的设备进行联合调试并尽早解决所发现的问题是保证变电站如期投运的重要环节。

二、联调试验的前期准备2.1联调需要的资料2.1.1全站二次图纸：联调试验需要按照实际变电站的联接方式去组网，所以资料中全站的二次图纸必不可少。

在组网调试中为了方便查找、处理出现的光纤接线问题，二次图纸应绘制出信息起止点，将保护装置的虚端子信号在引出端注明对侧虚端子号，达到拔掉某一根光芯时，通过该图纸能查到影响哪些虚信号的传输。

电力系统中智能变电站调试的探讨

电力系统中智能变电站调试的探讨摘要：伴随社会经济以及科学技术的快速发展，我国电力行业中传统的变电站运行模式已经不能够满足当前社会发展的需求。

为更好地适应当前社会发展趋势，满足人们对电力的需求，按照国家电网建设的相关要求，在电力系统中建立智能变电站成为我国电力行业发展的转型路径，而智能变电站的调试作为电力系统中较为重要的部分，需要我们进一步加强探讨和分析。

本文通过对智能变电站调试相关内容进行分析，发现当前电力系统中智能变电站调试存在的问题，进而对现有的智能变电站调试技术进行探讨，为我国电力系统中智能变电站的建设提供参考意见。

关键词：电力系统；智能变电站；调试技术1.智能变电站调试智能变电站，顾名思义就是指利用了科学、集成、可靠以及节能的智能化设备的变电站。

相对于传统变电站来讲，智能变电站在信息采集、测量、计量及检测等各方面的工作当中都有更高的工作效益和操作灵活性。

在智能变电站的调试过程中，首先需要确保变电站中所有调试设备都能达到国家的统一标准，然后在调试工作中采用分层次的方式进行调试，分层次主要可以依据先单件再系统、先功能再性能的手段实施。

假如调试的变电站是改造或者是扩建的，那么在调试进行中调试技术工作者需要采取相应的防护对策，杜绝安全隐患的产生。

由于，智能变电站的设备繁多，其系统也比较复杂，因此，为确保调试工作顺利开展，在调试工作开始前我们需要根据变电站的实际情况来制定相对应的工作方案。

首先，我们要准备好调试的各项资料和调试工具，并熟练地了解全站调试的施工方案，其次，了解调试设备的运行情况，这就需要我们根据变电站的实际情况，详细了解变电站以往的运行及调试经验，并根据变电站的运行情况，来制定相应的调试方案；最后，调试技术人员还需要对变电站的规模、主接线的方式、网络配置及后台配置的方案等进行详细的掌握，避免在调试的进行中出现不必要的失误而造成影响。

2.智能变电站调试技术2.1IED 单体的调试①测试项目的检测，主要包括对设备电源、外观、绝缘、通信、光功率、采样等等的检查。

2、智能变电站设备调试流程

智能化变电站
7
7
调试方法的变化
➢ 采用电子式互感器及合并单元引起的调试方 Nhomakorabea的变化。
模拟量数字量
8
8
调试方法的变化
➢ 功能自由分布引起的调试方法的不同。
智集中式保护能化站域保护
变分布式保护
电
站
……
9
9
7. MU上、掉电发送数据测试主要测试采集器上电、掉电中采集器采集的数据是否正常。MU上电时，触发保护装置录波，查看波形是否有异常，或抓包，看刚上电的前10个周波的数据的峰值是否稳定；当装置掉电时，抓包，分析最后几个周波的峰值是否稳定。
49
智能终端测试
务实求精协作创新
智能变电站设备调试流程
工程技术专家施志晖
目录
智能变电站调试方法的变化智能变电站与常规站的比较智能变电站调试准备智能变电站设备调试流程
2
智能变电站调试方法的变化
智能变电站调试方法的变化智能变电站与常规站的比较智能变电站调试准备智能变电站设备调试流程
常规站
智能站
断链的影响通讯不通
常规站
15
智能变电站调试准备
智能变电站调试方法的变化智能变电站与常规站的比较智能变电站调试准备智能变电站设备调试流程
16
常用调试仪器
笔记本数字保护测试仪常规保护试验仪高精度变送器校验仪光功率计及光源网络测试仪（SmartBit）网络分析仪手持式智能变电站测试仪 GPS校验仪光电转换器尾纤若干
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调试流程图
28
IED单体调试-通用测试项目
• 外观检查 • 电源检查 • 绝缘检查 • 光功率检查 • 检修机制检查 • 采样检查 • GOOSE开入开出功能测试 • 通信检查 • SOE分辨率检测

智能化变电站的调试方法探讨

Ｓｃｉｅｎｃｅ＆ＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＶｉｓｉｏｎ
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智能化变电站的调试方法探讨
程战轩（河北省电力建设第一工程公司，河北石家庄０５００２１）
【摘要】随着技术的发展，变电站逐渐朝看智能化的方向发展。在智能变电站建设中，电气设备调试是一个必备环节，本文介绍了智能化
变电站的概念、结构模式．针对智能变电站的调试方法做了探讨和阐述。
【关键词】智能变电站；合并单元；ＧＯＯＳＥ；调试
１智能变电站
智能化变电站是数字化变电站的升级和发展在数字化变电站的基础上．结合智能电网的需求．对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能数字化变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建建立在ＩＥＣ６１８５０通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站当前的数字化变电站是与传统综自站相比较而言的，其过程是一个逐步深入的过程．其优越性展现地化、光纤化和分散化。
符合ＩＥＣ６１８５０规范．包括正常心跳报文和动作后的变位报文；被试保护装置发出ＧＯＯＳＥ开出信号．检查ＧＯＯＳＥ信号是否能正确发送：被
试保护装置接收来自交换机或其他智能设备的ＧＯＯＳＥ开入信号．检查ＧＯＯＳＥ信号是否能正确接收。３．２．４装置动作值、动作时间测试数字化变电站的装置与传统装置有所差异，保护测控装置只负责保护逻辑计算．动作后报文出口：实际的继电器出口部分在智能终端侧实现；所以动作时间测试上，需要考虑如下两部分时间：保护出口时间，智能终端继电器从收到ＧＯＯＳＥ报文到出口时间。（注：目前国网规范中对智能终端继电器部分的时间要求为７ｍｓ内。）３．２．５其他ＩＥＤ设备测试智能电子设备（ＩｎｔｅｌｌｉｇｅｎｔＥｌｅｃｔｒｏｎｉｅＤｅｖｉｅｅ；ＩＥＤ）包含一个或多个处理器．可接收来自外部源的数据．或向外部发送数据，或进行控制的装置．例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等。为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。数字化变电站较传统变电站增加了部分新型基于６１８５０协议上的其他ＩＥＤ设备：来实现全站报文分析，数据存储等功能，如报文分析仪等：这些ＩＥＤ设备的测试重点主要体现在：ｌＥＤ设备自身６１８５０报