智能变电站技术培训(1)

合集下载

智能变电站题库(修改)

智能变电站题库（修改）2022年7月9日一、网络基础知识（一）填空题1、站控层由主机/和操作员站、工程师站、远动接口设备、保护及故障信息子站、网络记录分析系统等装置构成，面向全变电所进行运行管理的中心控制层，并完成与远方控制中心、工程师站及人机界面的通信功能。

2、间隔层由保护、测控、计量、PMU等装置构成，利用本间隔数据完成对本间隔设备保护、测量、控制和计量等功能。

3、过程层是一次设备与二次设备的结合面，主要由电子式互感器、合并单元、智能终端等自动化设备构成。

4、站控层、间隔层网络是连接站控层设备和间隔层设备、站控层内以及间隔层内不同设备的网络，并实现站控层和间隔层之间、站控层内以及间隔层内不同设备之间的信息交互。

5、过程层网络是连接间隔层设备和过程层设备、间隔层内以及过程层内不同设备的网络，并实现间隔层和过程层之间、间隔层内以及过程层内不同设备之间的信息交互。

6、智能变电站的网络应采用传输速率为100Mbp或更高的以太网，满足变电站数据交互的实时性和可靠性要求。

7、智能变电站自动化系统网络在逻辑结构上可分成站控层网络、间隔层网络和过程层网络，物理结构上宜分成站控层/间隔层网络和过程层网络。

8、智能变电站的站控层、间隔层网络和过程层网络宜独立组网，不同网络之间应在物理上相互独立。

9、智能变电站网络应具备网络风暴抑制功能、具备“故障弱化”的特性，即具有一定的容错能力，单点故障不能影响整个网络的正常工作。

10、智能变电站网络应具备通信工况、网络流量等指标的监视功能。

12、过程层网络设计必须满足GB/T14285继电保护选择性、速动性、灵敏性、可靠性的要求。

13、站控层、间隔层MMS信息主要用于间隔层设备与站控层设备间通信，应具备间隔层设备支持的全部功能，其内容应包含四遥信息及故障录波报告信息。

14、MMS报文采用请求/响应、总召、周期报告上送、突发报告上送、文件传输等服务形式；站控层MMS信息应在站控层、间隔层网络传输。

智能变电站技术培训

技术培训
智能变电站新技术
New Technology in Intelligent Substation
主要内容
1 智能变电站自动化系统体系结构 2 非常规互感器及合并单元技术 3 智能一次设备及状态检测技术 4 基于IEC61850的信息建模技术 5 智能变电站的网络通信技术 6 信息一体化平台与高级应用 7 智能变电站自动化系统的设计与调试
高压侧
智
合
中压侧能
并
终
单
端
元
智能终端
合
并
单
ECVT1
元
ECVT2
合
并
单
ECVT3
元
非电量智能终端
智能终端
低压侧
工程配置方案——单母分段接线型式
单母分段接线线路保护配置方案
保护测控装置
至SV网至母差
分别至母线保护、母联保护
至SV组网
合并单元
PT
合
至110kV
并
GOOSE网
单
元
合并单元的插值
测控保护装置的插值
合并单元的同步采样技术
插值算法最重要的内容就是需要把所有被用于同步的数据的x必须在统一的时间体系内，例如以采样点的采集时间为准。要获得准确的采样点的采集时刻，必须采取以下两种方式之一： (1) 接收方自己给数据贴上接收的时标，然后减去数据的发送延时，就可以得到数据的采集时刻，这种情况下要求数据发送延时是固定值。 (2)发送方将数据采样的时刻填写在数据帧内，接收方以发送方写入的发送时间为准进行数据处理，这种情况适用于发送延时不固定的情况。
一
CT
次
电
CT
流

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。

变电站综合自动化与智能变电站应用技术章节习题及答案

第1章变电站综合自动化系统的基础知识习题答案1.什么是变电站综合自动化？答：变电站综合自动化是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化功能。

变电站综合自动化系统具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。

2.变电站综合自动化系统有哪些基本功能？答：变电站综合自动化系统的基本功能主要有微机保护、安全自动控制、远动监控、通信管理。

3.简述变电站层的组成。

答：变电站层一般主要由操作员工作站（监控主机）、五防主机、远动主站及工程师工作站组成。

4. RCS-9600综合自动化系统有哪几部份组成？答：RCS-9600综合自动化系统从整体上分为三层，即变电站层、通信层和间隔层，硬件主要由保护测控单元、通信控制单元及后台监控系统组成。

5.RCS-9600后台监控系统具有哪些特点？答：RCS-9600后台监控系统用于综合自动化变电站的计算机监视、管理和控制或用于集控中心对无人值班变电站进行远方监控。

RCS-9600后台监控系统通过测控装置、微机保护以及变电站内其他微机化设备（IED）采集和处理变电站运行的各种数据，对变电站运行参数自动监视，按照运行人员的控制命令和预先设定的控制条件对变电站进行控制，为变电站运行维护人员提供变电站运行监视所需要的各种功能，减轻运行维护人员的劳动强度，提高变电站运行的稳定性和可靠性。

6. RCS-9600系列保护测控单元完成的主要功能有哪些？答：RCS-9600系列保护测控单元作为变电站综合自动化系统一个基本部分，以变电站基本元件为对象，完成数据采集、保护和控制等功能。

概括地说，其完成的主要功能有：模拟量数据采集、转换与计算，开关量数据采集、滤波，继电保护，自动控制功能，事件顺序记录，控制输出，对时，数据通信。

7. RCS-9600综合自动化系统中实时采集的数据包括哪些类型？答：实时数据采集包括：①遥测。

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。

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。

1-智能变电站基础知识

• 通道延时需要在采样数据集中作为一路通道发送。
采样方式的优缺点
IEC 60044-8： • 优点：不依赖于外部同步时钟，谁用数据谁同步处理，可靠性高。 • 缺点：物理接口专用接口；数据点对点传输，接线较复杂。 IEC 61850-9-1/2： • 优点：物理接口标准以太网接口；可以组网传输，利于数据共享； • 缺点：依赖外部时钟，时钟丢失时影响二次设备功能。（组网）数据点对点传输，接线较复杂（点对点）
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 • 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
4000Hz（80点：保护、测量）或12800Hz（256点：电能质量）。
过程层技术
智能变电站过程层设备
• 智能断路器的实现方式：
智能断路器的实现方式有两种：一种是直接将智能控制模块内嵌在断路器中；另一种是将智能控制模块形成一个独立装置-----智能终端，安装在传统断路器附近。现阶段采用常规断路器+智能终端方案。
网络化标准化
智能变电站概述
高级应用
一次设备智能化
传统变电站设备功能分布
交流输入组件
转换组件
保护逻辑 (CPU)
开入开出组件
人机对话模件
A/D
端子箱
传统微机保护测控
二次设备和一次设备功能重新定位。

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。

智能变电站新技术培训

建立安全审计和日志管理制度，对系统和设备的运行情况进行实时监测和记录，便于事后追溯和分析。
安全防护方案
制定安全策略和规章制度
01
制定详细的安全策略和规章制度，明确各级人员的职责和工作
要求。
定期进行安全检查和维护
02
定期对变电站设备和系统进行安全检查和维护，确保设备和系
统的安全稳定运行。
建立应急预案和演练机制
受到限制。
3 运行管理
智能变电站采用自动化和智能化的运行管理方式，能够实现远程监控、智能告警等功能；传统变电站需要人工进行运行管理和维护。
智能变电站的应用与发展趋势
应用
智能变电站广泛应用于城市电网、工业园区、大型场馆等场合，能够提高电力供应的可靠性和经济性。
发展趋势
随着技术的发展和市场的需求，智能变电站将向更高电压等级、更大规模、更智能化方向发展。同时，随着新能源和分布式电源的接入，智能变电站将成为未来智能电网的重要组成部分。
通过远方控制中心对变电站进行远程操作，包括断路器分合、变压器调档等，提高工作效率和安全性。
应急预案管理
对变电站自动化系统进行定期维护和校准，确保系统正常运行和数据准确性。
运维管理技术
物联网技术
利用物联网技术实现设备状态监测和数据采集，提高运维效率和准确
性。
大数据分析
对采集的数据进行深度挖掘和分析，发现潜在问题和规律，为运维决
案例三：智能变电站节能减排实践
总结词
绿色环保、节能效果显著
详细描述
该智能变电站注重节能减排，通过优化设备运行方式、采用高效节能设备等措施，有效降低了能耗和排放，为绿色环保做出了贡献。
THANKS
保护控制和监控系统

智能变电站

•
控室内。
•
优点:有利于观察信号，方便调试，结构简单，价格相对较低。
•
缺点：耗费大量的二次电缆,容易产生数据传输瓶颈问题,其可扩性
•
及维护性较差。
• (2)分布式自动化系统硬件结构，如图8-23所示
•
分散分布式就是将变电所分为两个层次，即变电站层和间隔层。分
•
散分布式布置是以间隔为单元划分的，每一个间隔的测量、信号、
• 图8-24变电所自动化的软件系统框图
8.8.2智能变电站 • 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．智能变电站的主要技术特征 • 智能变电站的主要技术特征体现在： • （1）一次设备智能化 • （2）二次设备网络化 • （3）通信规约标准化 • （4）运行管理自动化 • 2．智能变电站的功能 • 顺序控制功能 • ②设备状态可视化功能 • ③设备状态在线监测功能 • ④设备状态检修功能 • ⑤智能告警及分析决策功能
• ⑥故障信息综合分析决策功能
• ⑦经济运行与优化控制功能
• ⑧站域控制功能
• ⑨站域保护功能
• 3．智能变电站的结构
• 智能变电站采用三层设备两层网络结构，简称“三层两网”。“三层”是指站控层、间隔层、过程层三层设备， “两网”是指站控层网络，过程层网络构成的分层、分布、开放式网络。其结构如图8-25所示。
• （2）微机保护功能
• 在变电站自动化系统中，微机保护应保持与通信、测量的独立性，即通信与测量方面的故障不影响保护正常工作。微机保护还要求其CPU及电源均保持独立。微机保护子系统还综合了部分自动装置的功能，如综合重合闸和低频减载功能。这种综合是为了提高保护性能，减少变电站的电缆数量。

智能变电站检测技术培训

现场测试过程不允许采取抽测方式，必须采用逐点全部测试方式。
现场验收
验收合格标准
文件及资料齐全；
所有软、硬件设备型号、数量、配置均符合项目合同要求；
现场验收结果必须满足相关技术规范和项目合同技术协议的要求，无缺陷项目，偏差项目总数不得超过2%。
现场验收
验收报告
测试设备基本情况，需包括设备精度及有效检验证书；
SCD文件应视同常规变电站竣工图纸，按照图纸资料
要求进行管理。
验收内容及要求——功能性能验收
互操作及一致性功能测试
包括声明文档检测、装置ICD/CID文件合法性静态检测、数据模型内外描述一致性测试、ICD/CID模型完整性测试、 ICD/CID动态合法性检测。包括建立和释放关联、装置最大关联数、后台重启时通讯恢复时间、装置重启时通讯恢复时间、网络中断时通讯故障检出时间及网络短时中断回复时间的测试。
整体考核验收
验收规则
系统在三个月的试运行期间运行稳定可靠，未出现崩溃、非人工切换、死机等稳定性问题；
1
2
综合性能指标的测试结果满足测试大纲各项参照指标和本规范有关条款的规定；
3
在整体考核验收测试中，测试结果无缺陷，偏差测试项汇总数不得超过测试项目总数的2%。
整体考核验收
验收报告
整体考核验收完成后，由建设单位编写系统整体考核验收报告，应至少包括以下内容：三个月试运行报告；项目文件审查报告（包括各阶段项目建设文件和技术资料）；系统设备核查报告；整体考核验收大纲；整体考核验收测试报告（需由测试单位和用户签字确认）；整体考核验收遗留问题备忘录（附遗留问题的现象描述、对系统运行影响评估及处理解决的方案和预定时间，仅在存在偏差的情况下有效）；整体考核验收结论（需由验收参与各方签字确认）。

变电事业部智能变电站GOOSE通讯培训

GOOSE通讯的实际案例
通过实际案例了解GOOSE通讯在智能变电站中的应用，以及它带来的效益和改进。
智能变电站安全
GOOSE通讯在智能变电站的安全和保护方面通过快速通信和数据互换，提供了更高的安全性和可信度。
自动化控制
GOOSE通讯在智能变电站的自动化控制系统中的使用，提供了更高效和可靠的设备间通信，实现智能化控制。
1 设备保护
GOOSE通讯用于设备间的保护和安全交互，实现快速响应和可靠的保护动作。
2 自动化控制
GOOSE通讯在自动化控制系统中的应用，实现设备间的协调和自动化操作。
3 事件传输
GOOSE通讯用于事件的传输和追溯，实现对设备状态变化的实时监测和记录。
GOOSE报文的功能和特点
深入了解GOOSE报文的功能和特点，包括广播通信、快速响应、可靠性以及灵活的配置。
事件传输与管理
GOOSE通讯实现对设备状态变化的追溯和事件传输，提供了实时监测和精细管理的能力。
MAC帧头
MAC帧头包含了报文的各种控制信息，用于确保报文的正确接收和解析。
AP P ID
APPID是用于标识GOOSE报文的应用程序，确保报文的正确路由和处理。
数据内容
报文的具体数据内容包括设备的状态信息、操作命令等，实现设备之间的实时通信。
GOOSE通讯的应用场景
探索GOOSE通讯在智能变电站中的广泛应用场景，如设备间保护、自动化控制、事件传输等领域。
广播通信
GOOSE报文通过广播方式进行通信，实现数据的同时传输给多个设备。
快速响应
GOOSE报文可以实现毫秒级的快速响应，确保数据的及时传输和处理。
可靠性

智能变电站继电保护及相关技术培训

智能变电站的定义：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。智能变电站的主要特点：一次设备数字化，二次设备网络化，数据平台标准化。一次设备数字化主要体现为全数字化输出的电子互感器和智能开关；二次设备网络化体现在二次设备对上和对下联系均通过高速网络通信；数据平台标准化体现为IEC61850标准。智能变电站的目标: 常规站存在多套系统，每套系统的数据采集的要求不一致，大量设备都有数据采集单元，采集资源重复，保护、测控、故录、计量都有自己的数据采集系统。智能站要统一数据采集，信息共享，节约资源。常规站回路设计复杂，变电站内存在大量电缆，给维护、改造带来很大困难。智能站要简化回路设计、节约投资。常规站通信规约繁杂，设备、系统之间的互操作性差。智能站所有设备统一采用IEC61850标准，实现设备之间的互操作性。智能站对高级应用功能提出了更高的要求。
20
二、智能变电站的基本概念及技术
变电站网络
站控层网络：间隔层设备和站控层设备之间的网络。在IEC 61850标准中，其数据内容是间隔层设备和站控层设备之间、站控层设备之间、间隔层设备之间的通信数据，通信协议采用MMS和GOOSE。一般采用星型以太网结构。过程层GOOSE网络即智能终端与间隔层设备之间的网络。在IEC 61850标准中，其数据内容是智能终端与间隔层设备之间的开关和刀闸相关的开入开出数据以及间隔层设备之间的联闭锁信息，通信协议采用 IEC61850-8-1 。一般采用星型以太网结构。过程层SV网络，MU（合并单元）与间隔层设备之间的网络。在IEC 61850标准中，其数据内容是MU提供给间隔层设备的电流电压采样数据，通信协议采用IEC61850-9-2或IEC60044-8。一般采用星型以太网结构。一般过程层SV网络与GOOSE网络合一。注意:保护装置要求直接采样,本间隔直接跳闸。

变电事业部智能变电站培训

变电事业部智能变电站培训1. 引言智能变电站作为电力系统中的重要部分，不仅可以实现自动化、数字化和智能化的运行管理，还能提高变电站的安全性、稳定性和可靠性。

为了提高变电事业部员工对智能变电站的理解和应用能力，本次培训将重点介绍智能变电站的基本概念、主要功能以及操作流程，以帮助员工快速掌握智能变电站的相关知识和技能。

2. 智能变电站概述智能变电站是指利用先进的自动化、通信和信息技术，实现对变电站设备的远程监测、远程操作和远程控制的电力系统设施。

智能变电站可以通过监测设备状态、采集遥测遥信信息、自动诊断故障等方式，提高变电站的运行效率和故障排除速度，减少人为因素和减轻操作人员的工作强度。

3. 智能变电站的主要功能3.1 超级视窗系统超级视窗系统是智能变电站的核心控制系统，用于实时监测和控制变电站设备。

通过超级视窗系统，操作人员可以远程查看变电站设备的状态、参数变化和告警信息，并进行相应的操作和调整。

3.2 自动化监测与控制智能变电站采用先进的自动化监测与控制技术，能够对变电设备的运行状态进行实时监测，并根据预设的条件进行智能化控制。

操作人员可以通过设置参数和逻辑条件，实现对变电设备的智能化控制和故障排除。

3.3 远程通信与数据采集智能变电站具备远程通信和数据采集功能，能够实现与上级电网的远程通信和数据传输。

通过远程通信和数据采集，变电站可以实现与上级电网的实时数据交互和故障诊断，提高变电站运行的智能化水平。

3.4 安全保护与监控智能变电站配备安全保护与监控系统，能够通过实时监测和分析变电站的运行数据，掌握变电站的安全状态，并在发生故障或异常情况时及时报警和采取相应的措施，保证变电站的安全运行。

4. 智能变电站的操作流程智能变电站的操作流程主要包括设备检修与维护、故障诊断与处理、远程监控与控制等环节。

4.1 设备检修与维护在变电站日常运行中，需要定期对设备进行检修与维护。

操作人员首先需要通过超级视窗系统查看设备运行状态和历史数据，判断是否需要进行检修和维护。

变电事业部智能变电站IED设置规范培训

变电事业部智能变电站培训
变电事业部智能变电站培训
随着数字化工程的推广，数字化变电站数量越来越多，为使数字化工程更加统一和规范，并方便于后期的维护工作，特制定了此规范。
全站的IED名称及地址分配表都按照此表格参考执行，形成统一归档的Excel文件。附件给出了全站IED名称及地址分配表（参考附件），截图如下：
变电事业部智能变电站培训
注意：IEC61850 里给出了目的地址的推荐范围，因和本规范矛盾，如果用户需求强烈一定要按照标准推荐范围走，那么就按照这范围按顺序排就可以了。
注意：IEC61850 里给出了目的地址的推荐范围，因和本规范矛盾，如果用户需求强烈一定要按照标准推荐范围走，那么就按照这范围按顺序排就可以了。
IED命名采用十六进制，GOOSE组播按照报告控制块依次分配组播地址，从01-0C-CD-01-00-00到01-0C-CD-01-01-FF，共512个组播地址，APPID取组播地址后四位，SV组播按照装置顺序号依次分配组播地址，从01-0C-CD-04-00-00到01-0C-CD-04-01-FF，APPID取4000+IED顺序号。
变电事业部智能变电站培训
变电事业部智能变电站培训
顺序号可以表示范围01-99 ，约99多台装置。如果有A,B套，则需要在顺序号跳过。例如： IED名称 PL2234A PL2234B PL2236 跳过PL2235
对于不走MMS网的智能终端、合并单元等装置，必须按规范设置IP地址，因为装置的MAC根据IP地址生成，若IP相同，会导致过程层组网时源MAC地址冲突。
一般110kV站采用单网，若采用双网，需在Excel中再添加一列B网IP。
第五列 IP地址A网栏推荐，B网为（C类IP），掩码为。或者A网， B网172.17.0.XX （B类IP），掩码为。建议使用第一种，方便工程调试，网卡设置为自动，根据IED顺序号来设置装置地址。例如某装置全站顺序号31，IP地址A网，