变电事业部智能变电站MMS报文培训
智能变电站调试人员培训复习资料
智能变电站调试人员培训教材考题填空题一、《智能变电站发展概述》1、数字化变电站两大支柱是IEC61850，电子式互感器。
2、下面哪个功能不属于智能变电站一体化监控系统的五大功能（C）：A.操作与控制B.运行监视C.保护信息管理D.运行管理E.辅助应用3、层次化保护包含就地保护、站域保护控制、广域保护。
4、一次设备智能化是由一次设备、传感器和（D）构成。
A.二次设备B.保护和测控设备C.状态监测设备D.智能组件5、智能变电站最基本的标准是（D）。
A.高压设备智能化导则B.智能变电站继电保护技术规范C.智能变电站自动化系统调试导则D.智能变电站技术导则6、智能组件功能包含测量、控制、保护、计量、监测。
7、标准配送式智能变电站的技术原则是标准化设计、工程化加工、装配式建设。
二、《智能变电站标准规范》1、智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。
2、智能变电站为三层结构，分别为站控层、间隔层和过程层。
3、智能变电站站用电源系统包括交流电源、直流电源、逆变电源、UPS和通信电源等，应将其一体化设计和考虑。
4、智能变电站的调试流程为组态配置→系统测试→系统动模→现场调试→投产试验。
5、继电保护新技术应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”要求，并提高保护的性能和智能化水平。
6、对网络设备，以交换机为了，其传输各种帧长数据时交换机固有时延应小于10μs；任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机。
7、智能变电站二次设备采用的对时方式可采用IRIG-B或IEEE1588（IEC61588）。
8、智能变电站一体化监控系统按照全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的基本要求，通过系统集成优化，实现全站信息的统一接入、统一存储和统一展示，实现运行监视、操作与控制、信息综合分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能。
MMS在变电站自动化系统通信协议中的应用
主动 数据传输 、 置控制 及文件传 递等 。 装 Ｓ Ｓ 定 义 了设 备 问交 换信 息 的具 体 报 文编 ＣＭ
码 ，详细 描述 了 Ａ Ｓ 定 义 的对 象 和服 务与 ＭＭＳ ＣＩ 的对 象和服务 的映射方 法与具 体 的原则 ，实 现 了 Ａ Ｓ 定义 的服务 、对 象和参 数 与 ＭＭＳ定义 的对 ＣＩ 象 、 务和参 数 的映射 。 由于 ＭＭＳ作 为底层 实时 服
输 报 文 的顺 序 、 文 编 码 格 式 及 ＭＭＳ层 与 Ｏ Ｉ 报 Ｓ 参 考模 型各层 的相互 关 系ｌ １ ｌ １２ Ａ Ｉ Ｓ Ｓ ． ＣＳ 与 Ｃ Ｍ
Ｓ ｅｉｃｔ ｎ 是实 现 网络 环境 下 的计 算机 或 ＩＤ ｐ ｃ ａｉ ） ｉ ｆ ｏ Ｅ （ ｔ ｌ ｅ ｔＥ ｅｔ ｎｃ Ｄ ｖｃ ，智 能 电子设 备 ） Ｉ ｅ ｉ ｎ ｌｃｒ ｉ ｅｉ ｎ ｌｇ ｏ ｅ 之 间实时 数据 与 监控 信 息交 换 的一 套 国际标 准 ， 是
第 ３ ２卷 第 ２ ２期 ２
．
电
力 系
统
通
信
Ｖｏ －２ ｌ３ Ｎｏ２ ．２２ Ａｐｒ１ ２０１ ．０， １
３ ． ４
２ １ 年 ４月 １ 日 ０１ ０
Ｔｅｅ ｏ ｌ ｃ ｍｍ ｕ ｉ ａｉｎｓ ｏ Ｅｌｃ ｒｃ ｎ ｃ ｔｏ ｆｒ ｅ ｔｉ Ｐｏ ｒ ｙｓｅ ｗｅ Ｓ ｔｍ
ｔ ｒｃ ） 射 到应 用层 协 议 ＭＭＳ 完 成 Ａ Ｓ ｅ ａｅ 映 ｒ ， Ｃ Ｉ的基 本信息 模型 的实时获 取 ， 现 Ｉ Ｄ间 的互 操作 。 实 Ｅ 可 见． ＭＭＳ是 ＩＣ ６ ８ ０标 准 中 Ｓ Ｓ 的核 心通 信 Ｅ １５ ＣＭ 协议栈 ， ＩＣ ６ ８ ０的基础 ， 实现 电力 系统通 是 Ｅ １５ 是
变电事业部智能变电站GOOSE通讯培训共25页文档
16、人民应该为法律而战斗，就像为 了城墙 而战斗 一样。 ——赫 拉克利 特 17、人类对于不公正的行为加以指责 ，并非 因为他 们愿意 做出这 种行为 ，而是 惟恐自 己会成 为这种 行为的 牺牲者 。—— 柏拉图 18、制定法律法令，就是为了不让强 者做什 么事都 横行霸 道。— —奥维 德 19、法律是社会的习惯和思想的结晶 。—— 托·伍·威尔逊 20、人们嘴上挂着的法律，其真实含 义已接受最坏的，就再没有什么损失。——卡耐基 47、书到用时方恨少、事非经过不知难。——陆游 48、书籍把我们引入最美好的社会，使我们认识各个时代的伟大智者。——史美尔斯 49、熟读唐诗三百首，不会作诗也会吟。——孙洙 50、谁和我一样用功，谁就会和我一样成功。——莫扎特
智能变电站调试培训教材(实训部分).
智能变电站调试技术实操部分江苏省电力公司电力科学研究院变电站智能设备检测技术实验室2013年8月目录一、培训目的 (1二、培训系统介绍 (1三、500千伏线路保护 (53.1培训目的 (53.2培训大纲 (53.3线路保护单体调试 (83.4开关保护单体调试 (143.5合并单元单体调试 (143.6智能终端单体调试 (153.7线路保护通道联调 (163.8整组测试 (173.9异常情况处理 (19四、500千伏变压器保护 (204.1培训目的 (204.2培训大纲 (204.3变压器保护单体调试 (21 4.4非电量保护单体 (234.5整组测试 (234.6异常情况处理 (24五、220kV线路保护 (255.1培训目的 (255.2培训大纲 (255.3线路保护单体调试 (27 5.4合并单元单体调试 (30 5.5智能终端单体调试 (30 5.6整组测试 (325.7异常情况处理 (33六、220千伏母线保护 (346.1培训目的 (346.2培训大纲 (346.3母线保护单体调试 (36 6.4整组测试 (376.5异常情况处理 (38智能变电站调试技术实操培训一、培训目的本次培训主要针对智能变电站二次系统的特点,介绍线路、主变、母线等二次设备的典型特点及配置情况;介绍各主流数字式继电保护测试仪的特点及使用方法;并结合实际操作,开展保护装置、合并单元、智能终端的单体测试及整组测试;同时介绍测试过程中遇到的异常问题处理思路和处理方法。
本次培训旨在学员通过实际装置和实际动手操作能够对智能变电站二次系统的配置及具体的二次设备操作有感性认识,能够了解智能变电站调试与常规变电站的区别,并初步掌握智能变电站的基本调试方法。
二、培训系统介绍实际操作培训在国家电网公司实验室——“变电站智能设备检测技术实验室”开展,按照实际工程配置500kV智能变电站典型间隔,一次系统接线如图1所示:500kV 部分配置一回线路、一台主变构成一串完整的线变串;220kV部分双母接线,除主变分支和母联分支外,另配置两条线路;主变35kV侧暂未配置电容、电抗。
变电事业部智能变电站继电保护技术规范培训资料.
5.7 母联保护
5.7.a）220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联 （分段）保护、合并单元、智能终端； 5.7.b）母联（分段）保护跳母联（分段）断路器采用点对点 直接跳闸方式；母联（分段）保护启动母线失灵可采用 GOOSE网络传输。
5.3 变压器保护
5.3.d)变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本 体智能终端上送过程层GOOSE网。 释 义
1.非电量保护和本体智能终端宜分别配置：非电量保护作为变压器的 主保护，不应依赖于带CPU的任何设备，以保证其跳闸可靠性；采 用就地布置原则，靠近被保护设备安装，故应采用电缆直接跳闸。 非电量信息采用硬接点方式，经本体智能终端上送过程层GOOSE网， 再经测控上送至站控层网络。 2.非电量保护就地电缆直接跳闸实现方案有两种：一种是经主变各侧 智能终端跳闸，一种是直接接入断路器的操作机构；前者可靠性低 于后者，但后者要求非电量保护出口回路具备自保持功能。 3.可采用非电量保护和本体智能终端一体化配置方案。
非电量保护
5.6 断路器保护和短引线保护
5.6.a）断路器保护按断路器双重化配置。 5.6.c）断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸；本断路 器失灵时，经GOOSE网络通过相邻断路器保护或母线保护跳 相邻断路器。 释 义
1. 断路器保护双重化问题： 双重化的原因：为了防止一套保护跨双网。 双重化的后果：取消跟跳逻辑。 2. 断路器保护跳闸问题： 边断路器保护跳中断路器：通过GOOSE网经中断路器智能终端跳 闸。 断路器保护远跳：通过GOOSE网经线路保护跳闸。
5.1 双重化配置原则
5.1.b)保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相 互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输，双重 化配置的保护之间不直接交换信息。 释 义
变电事业部智能变电站SMV通讯培训
0c-cd-04-01-FF（一般国内现场对此不作要求） ③ APPID 建议范围0x4000-0x7FFF ④ 44-8为串口协议，以上信息虽然在SCD可以配置，
插值法
34
对于插值法，要求合并单元提供采样的传输延时 ，保护测
控设备通过减去延时还原站内实际采样时刻，然后通过插 值算法通过非同步样本点来计算同步样本点（适用于点对 点方式9-2和44-8）
时钟同步法
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对于利用公共时钟脉冲的同步方法，各合并单元必 须有时钟输入，并具备依照时钟输入信号给定的时 间状态取得同步样本（适用于组网方式9-2）
• 采样值发送间隔离散值应小于10μS.
• 通道延时需要在采样数据集中作为一路通道发送。
各个规约比较
30
标准来源
网络类型 带宽
FT3
IEC60044-8 串行口 2.5M
扩展FT3 国网441规范 串行口 5M
组网
数据模型
数据通道个 数
支持服务
点对点 固定
12
N/A
点对点
个数固定， 顺序不固定
22
IEC60044-8
7
• IEC60044-8是国际电工委员会为电子式互感器专门制定的 一个标准，点对点光纤串行数据接口
• 采用IEC69870-5-1的FT3格式，故常称之为FT3格式 • 传输延时确定 • 可以采用再采样技术实现同步采样 • 硬件和软件实现简单 • 通道传送瞬时标幺值 • 固定12通道
帧起始分隔符字段，1字节。字段中1和0交互使用。
• 以太网mac地址报头
智能变电站培训资料(好)
智能变电站培训一、智能变电站smart substation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
1.一体化监控系统构架1.1系统结构智能变电站一体化监控系统由站控层、间隔层、过程层设备，以及网络和安全防护设备组成，各层设备主要包括：a)站控层：监控主机、数据通讯网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师站等b)间隔层：保护装置、测控装置、故障录波、网络分析仪等；c)过程层：合并单元、智能终端、智能组件等1.2网络结构变电站网络在逻辑上由站控层网络、间隔层网络、过程层网络组成：a)站控层网络：间隔层设备和站控层设备之间的网络，实现站控层内部以及站控层与间隔层之间数据的传输；b)间隔层网络：用于间隔层设备之间的通讯，与站控层网络相连；c)过程层网络：间隔层设备和过程层设备之间的网络，实现间隔层设备与过程层设备之间的数据传输；全站通信网络应采用高速工业以太网组成，传输带宽应大于或等于100Mbps，部分中心交换机之间的级联宜采用1000Mbps数据端口。
1.2.1站控层网络采用星型网络结构，采用100Mbps或更高速工业以太网；1.2.2间隔层网络采用星型网络结构，采用100Mbps或更高速工业以太网；1.2.3过程层网络过程层网络包括GOOSE网和SV网GOOSE网：实现遥信、直流遥测、遥控命令的传输；SV网：实现采样值传输，属于过程层网络；注：站控层主要使用IEC61850 标准体系中的MMS 通讯服务规范，过程层主要使用IEC61850 标准体系中的GOOSE 及SMV 通讯服务规范。
1.3二次系统安全防护智能变电站一体化监控系统安全分区及防护：a)安全I区的设备包括一体化监控系统主机、I区数据通信网关机、数据服务器、操作员站、工程师工作站、保护装置、测控装置、PMU等。
变电站现场运行通用规程智能设备部分培训资料（doc93页）
变电站现场运行通用规程智能设备部分培训资料（doc93页）3.1智能变电站smartsubstation；采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全；3.2智能设备intelligentequipm；一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、；能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智；3.3隔离断路器disconnectingcir；触头处于分闸位置时，满足隔离开关要求的断路器；3.4电子式互感3.1 智能变电站smart substation采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
3.2智能设备intelligentequipment一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。
3.3隔离断路器disconnecting circuit-breaker触头处于分闸位置时，满足隔离开关要求的断路器。
3.4电子式互感器electronic instrument transformer一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。
3.5电子式电流互感器electronic current transformer; ECT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。
3.6电子式电压互感器electronic voltage transformer; EVT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。
智能变电站培训材料
一、系统架构：一次设备断路器互感器说明：1)网络结构采用3层（站控层、间隔层、过程层）2网（GOOSE网、MMS网）结构，比常规自动化站增加过程层和过程层网络，过程层网络采用光纤以太网；2)站控层通过MMS方式通讯；过程层通过SV方式采样，目前主流为9-2；过程层通过GOOSE方式采集开关量并且跳闸；3)保护装置SV采样和GOOSE跳闸采用点对点的通讯方式，SV和GOOSE分开；测控装置通过组网方式，SV和GOOSE共网；4)低压保护：GOOSE和MMS共网运行，兼测保一体、智能终端、MU功能；5)其他设备：电度表采用点对点采样，故障录波器和记录分析仪采用组网方式获取数据。
上图就是一个数字化变电站的基本结构，从上而下，图示的互感器与断路器是常见的一次设备，大家参照下表就可以看出两者区别。
常规站大家都了解，就是采用电缆接线后，采集模拟量上送到各装置。
不过有些数字化改造站的一次设备依然使用传统互感器、开关；间隔层与站控层与数字化站没有区别。
不同之处就是在MU合并装置上增加了交流模拟插件，用来采集常规一次设备的电压、电流等模拟量。
网络结构解析站控层：设备包括主站设备，如监控主机、监控备机、工程师站、远动机、故障录波、网络分析仪、信息子站等。
间隔层：设备包括保护、测控、电度表、直流、UPS、电度采集器等。
过程层：设备包括合并单元、智能终端、光/电CT、PT、智能机构等。
MMS网：保护、测控等设备与监控通讯的网络，走61850协议。
设备包括保护、测控、监控、故障录波等。
GOOSE网：合并单元、智能终端通过光纤上GOOSE交换机，同时保护、测控也上了GOOSE网，进行信息交换。
GOOSE网相当于取代了原来常规站测控、保护的电缆接线工作。
连接设备包括MU、智能终端、测控、保护、网络分析仪、故障录波器等。
注意：10KV目前没有走单独的GOOSE网，走的是GOOSE/MMS合一的网络，即是在一个交换机中，既有GOOSE报文又有MMS报文，而不像高压部分GOOSE和MMS是单独分开的。
变电事业部智能变电站SMV通讯培训
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• 传输延时不确定
• 无法准确采用再采样技术 • 硬件软件比较通用，但对交换机要求极高 • 硬件和软件实现都将困难 • 不同间隔间数据到达时间不确定，不利于母差、变压器等 保护的数据处理 • 通道传送一次瞬时值
IEC61850-9-2/LE
IEC61850-9-2的简化版（light edition）
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数据品质（5）
使用Validity、Test属性，其他属性暂不考虑。
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IEC61850-9-2（点对点）
为了满足变电站更加可靠的需求，合并单元不再依 赖时钟源进行同步，国网公司在《Q/GDW441-2010 智能变电站继电保护技术规范》定义了点对点9-2 的方式，具体技术要求如下： • 合并单元应输出电子式互感器整体的采样响应延时 ，额定延时时间不大于2ms。 • 采样值发送间隔离散值应小于10μS.
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插值法
对于插值法，要求合并单元提供采样的传输延时 ，保护测 控设备通过减去延时还原站内实际采样时刻，然后通过插 值算法通过非同步样本点来计算同步样本点（适用于点对 点方式9-2和44-8）
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时钟同步法
对于利用公共时钟脉冲的同步方法，各合并单元必 须有时钟输入，并具备依照时钟输入信号给定的时 间状态取得同步样本（适用于组网方式9-2）
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由于扩展协议中通道映射为可配置，
不是标准通道映射，所以 DataSetName=FE H（十进制254）。
• 样本计数器
帧格式位置发生变化
• 数据通道
扩展至22路
• 状态字
有效无效位扩展至22路
IEC61850-9-2
• IEC61850-9-2：是国际电工委员会标准《IEC 61850-9-2： 特定通信服务映射(SCSM) 》中所定义的一种采样值传输方 式，网络数据接口
浅析智能变电站监控系统的MMS报文
ＧＰ Ｓ 测 控 装 置 保护装置
０ ０ ９１ ０ ８ ５ ９ ３ ａ ２ ｂ ｂ ７ ３ ｂ ａ ５ ｅ ３ ０ ａ ８ ４ ０ ２ ０ ２ ４ ０
—
Ｉ
Ｄｉ ａ ｎ ｑ ｉ Ｇｏ ｎ ｇ ｃ ｈ ｅ ｎ ｇ ｙ ｕ Ｚｉ ｄ ｏ ｎ ｇ ｈ ｕ ａ
—
浅析 智能变 电站监控 系统 的ＭＭＳ 报 文
石秋 生 石 勇
（ 南 瑞集 团公 司 （ 国网 电力 科 学研 究 院） ， 江 苏 南京 ２ １ ｌ １ ０ ６ ） 摘 要： 基 于Ｔ Ｃ Ｐ ／ Ｉ Ｐ 的制 造报 文 规范 ＭＭＳ 是Ｉ Ｅ Ｃ ６ １ ８ ５ ０ 标 准 中特 定通 信服 务 映射 Ｓ Ｃ Ｓ Ｍ 的核 心通 信协 议栈 ， 现 主 要介 绍Ｉ Ｅ Ｃ ６ １ ８ ５ ０ 中
３３ ３ ５ ３ ６ ３０ ４ ｃ ４ ４ ３ ０ ２ ｆ４ｃ ４ ｃ ４ｅ ３ ０ ２ ４ ６ ２ ７ ２ ６３ ６ ２ ４１ ６ ｃ ６１ ７ ２
６ ｄ ８ ４ ０ ３ ０ ６ ７ ｄ ８ ０ ８ ６ ０ １ ０ １ ８ ｃ Ｏ ６ ０ １ １ ４ ３ ｃ ７ ａ ２ ｆ ｂ ５ ８ ａ １ ６ ４ ３ ４ ｃ
ａｌ ０ ７ ０ ２ ０１ ７ ９ ａ ５ ０ ２ ８１ ０ ０
／ ／ 后 台遥 控 预 置 成 功 。
ａ ３ ８ １ ９ ｅ ａ ０ ８ ｌ ９ ｂ ａ １ ０ ５ ８ ０ Ｏ ３ ５ ２ ５ ０ ５ ４ ａ ０ ８ １ ９１ ８ ａ １ ８ ４ ｅ ５ ３
ＭＭＳ 报 文 的抓 包 和分 析 方法 。 关键 词 ： 监控系统； 通信 协 议 ； ＭＭ Ｓ 报 文
变电事业部智能变电站IEDScout培训课件
变电事业部智能变电站培训
4.1 定制修改和压板投退
变电事业部智能变电站培训
保护装置中远方修改定值、远方切换定值区和远方控制压板要投入
变电事业部智能变电站培训
感谢观映
2.5 遥控撤销
变电事业部智能变电站培训
3.1 遥测简介
变电事业部智能变电站培训
3.2 主动读取遥测
变电事业部智能变电站培训
3.3 遥测的主动上送(控制块的激活)
变电事业部智能变电站培训
3.3.1 数据变化
变电事业部智能变电站培训
3.4 周期性上送
变电事业部智能变电站培训
3.5 报告控制块
1.1.2 Discover的连接选择
变电事业部智能变电站培训1.2.1 模型ຫໍສະໝຸດ 读取变电事业部智能变电站培训
1.2.2读取成功
变电事业部智能变电站培训
2.1 遥控介绍
变电事业部智能变电站培训
2.2 遥控选择
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2.3 遥控执行
变电事业部智能变电站培训
2.4 遥控选择
变电事业部智能变电站培训
变电事业部智能变电站培训
变电事业工程服务部
主讲人：卞林林 2012.7
变电事业部智能变电站培训
目
1、模型的读取 2、遥控功能 3、读取功能 4、修改定值功能
录
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1.1 IEDScout的设置
变电事业部智能变电站培训
1.1.1 Configuration设置
变电事业部智能变电站培训
智能变电站检测技术培训
现场验收大纲；
现场验收测试记录及分析报告；
现场验收遗留问题备忘录（应包含现象描述、解决方案和预计解决时间）；
现场验收结论，须有测试单位和用户签字认可。
现场验收
整体考核验收
现场验收报告和整体考核验收申请报告已报主管部门审查批复；
整体考核验收大纲已形成正式文本。
系统现场验收后三个月内运行正常，运行单位提交试运行报告；
整体考核验收
验收内容及要求
设备外观检查 铭牌及标志检查 现场与机柜检查 电子式互感器检查
1
SCD文件验收 互操作及一致性功能测试 连续通电测试 过程层验收 间隔层验收 站控层验收 五防系统验收 VQC功能验收 对时功能检查 防雷器配置检查 网络性能验收 网络通信记录分析系统测试
工厂验收
现场验收
现场验收应具备条件
待验收设备已在现场完成安装调试； 完成竣工草图编制； 安装调试单位已提交现场验收申请报告及调试报告； 完成现场验收大纲编制及审核； 型式试验和工厂验收试验报告（含在集成商设备互操作性试验报告）齐全， 相关试验数据和功能验收结果满足相关标准和技术协议要求； SCD文件已作为变电站图纸资料提交； 与各级调度主站的远动通道已经开通并调试完毕； 变电站信息已全部接入相关系统； 完成VQC系统子系统联调，包括控制策略调试； 与系统相关的辅助设备（电源、接地、防雷等）已安装调试完毕； 已正确输入并固化各装置定值； 已正确输入各装置地址。
在验收测试过程中发现的不满足合同技术协议或相关规范所列基本功能和性能指标要求，但不影响设备稳定运行的问题。
验收术语及定义
ห้องสมุดไป่ตู้
五项条件
二次设备生 产厂家已按照合 同要求在工厂环 境下完成了设备 生产、集成、项 目工程化及调试 工作。
智能变电站技术培训
智能变电站的技术优势
1. 简化二次接线，少量光纤代替大量电缆； 2. 非常规互感器绝缘简单无饱和、铁磁谐振等问题； 3. 一次、二次设备之间无直接的电气联系，不存在传输过
电压和两点接地等问题； 4. 信息高度共享，监控、远动、保护、VQC、小电流接
地选线和五防等实现一体化，大大提高集成度和智能化 水平； 5. 二次设备小型化、标准化、集成化并可灵活配置，减小 了变电站集控室的面积； 6. 采用数字信号传输，提高了测量精度，增强了抗电磁干 扰能力。
流
电流 线圈
AD
CPU
LED
IEC60044-8
...
一 次 电
分压 器
AD
CPU
LED
分压 器
AD
CPU
LED
压
分压 器
AD
CPU
LED
合并
单元
保护
测控
IEC61850-9-1
装置
IEC61850-9-2
断
路
操作 回路
CPU
器
智能终端
开关场
GOOSE
集控室
智能变电站二次系统结构
智能变电站与传统变电站的区别
——因此，考虑到技术经济性和运行可靠性，现 阶段采用了“常规模拟量采集”的合并单元来 实现数据采集的数字化。
传感器及合并单元的双重化
原则—— 传感器件双重化 A/D采样双重化 合并单元双重化
互感器及合并单元的技术要求
1、应支持可配置的采样频率，分别满足保护、测控、 录波、计量及故障测距等的要求，例如采样速率 40点、80点、256点；
合并单元的同步采样技术
3、基于IEEE1588协议的时钟同步 “网络测量和控制系统的精密时钟同步协议”
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报告控制块使能命令：Write
IED回复报文
IED上送报文：Unconfirmed
OptFlds各位含义：
TrgOps各位含义：
录波文件的读取
读取录波文件：
IED回复报文
遥控操作
预置（预选、预令）write
执行 Write
控制操作结束报告InformationReport
抓包工具的一些命令
后台上抓包时，数据量比较大，解析起来速度很慢，可在抓包的时候设 置过滤条件。抓包过滤条件在Capture->Options->Capture Filter里设置， 点Capture Filter会有很多现成的例子，下面是几个最常用的。
也可以在工具栏上的filter栏设置显示过滤条件，这里的语法与Capture Filter有点差别，举例如下。
Client请求Request： 装置的应答Response： 1、报文时间显示格式可在view->Time display format中设置为绝对时间和相 对时间（从运行报文软件开始经过的时间） 2、Source为源端既报文发起方的IP地址，Destination为终端既报文接收方的 IP地址
报文中相关命令： 初始化：Initiate
还可以在报文上点击右键选择apply as filter等创建一个过滤条件，比较方便。
mms-ethereal工具的说明
抓包工具设置界面：
打开抓报工具，点击左侧第二个按钮开始设置：
选择本计算机网卡，地址就是本地连接里面设置的IP地址：
设置要监视的装置的IP地址：格式为host 198.120.0.72：IED回复报文 读取控制模式： Read
IED回复报文
读数据列表：GetNameList
IED回复报文
读取数据集成员： GetNamedVariableListAttributes
IED回复报文
读取数据类型：GetVariableAccessAtributes
IED回复报文
抓包方法
后台机上可安装软件来抓包，非window系统的也可以在笔记本电脑上用相 同配置模拟后台截取报文。 利用HUB连接后台与装置，将笔记本接到HUB上抓包。注意一定要使用HUB， 不能使用交换机。WireShark和mms-ethereal均是图形化的界面，使用起来 比较简单，注意选择正确的网卡即可。snoop的使用方法可以用man snoop 取得，最基本的命令为snoop -d bge0 -o xx.snoop 如果是远动、和子站装置，可在交换机上设定镜像端口，把要截取报文的端 口镜像到镜像端口，则笔记本电脑只要连接到镜像端口即可截取其它端口的 报文。交换机一般都支持端口镜像功能，需要参照说明书进行设定。
变电事业部智能变电站培训
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变电事业部智能变电站培训
变电事业工程服务部
主讲人：夏木良 2012.7
抓包工具
常用的抓包工具有Windows下的mms-ethereal， WireShark和Solaris下的snoop命令。 mms-ethereal可以自动解释mms报文，适合进行应用层 报文的分析。WireShark是ethereal的替代版本，界面更 加友好，但标准版本中没有对mms报文分析的支持； snoop主要是用来抓包，没有图形化的分析界面，snoop 抓取的文件可以用WireShark打开辅助分析；
读取控制模式： Read 读数据列表：GetNameList 读取数据集成员： GetNamedVariableListAttributes 读取数据类型：GetVariableAccessAtributes 报告控制块使能命令：Write IED上送报文：Unconfirmed
初始化：Initiate
点击browse按钮设置存储文件名及路径：
设置长期抓包存储，选中 ，按抓包大小存贮 （m代表MB，可以是KB或者GB） ；按时间存储如下图：
把下面选项勾上就可以实时显示数据，便于查找问题:
设置完成后，点击“start”按钮开始抓包：
MMS报文分析
利用笔记本作为后台连接装置，同时 利用mms-etherea抓包，以分析报文；