智能变电站调试
智能化变电站电气设备安装及调试
智能化变电站电气设备安装及调试随着科技的不断进步，智能化变电站已经成为电力系统建设的重要组成部分。
智能化变电站具有自动化、智能化、信息化的特点，能够提高电力系统的安全可靠性和经济性，同时也能够减少人力投入，提高工作效率。
在智能化变电站中，电气设备的安装及调试是至关重要的环节，它直接影响着变电站的正常运行和性能表现。
本文将对智能化变电站电气设备安装及调试进行详细介绍。
一、电气设备安装1. 安装前准备在进行电气设备安装前，首先需要对设备进行验收。
验收内容包括设备的型号规格、外观质量、附件使用情况等。
同时还需要根据设计要求，明确安装的位置和方向、制定安装方案，并准备好所需的安装工具和材料。
2. 安装过程在安装过程中，需要确保设备的安装位置准确、固定牢靠，设备的外壳和引线不受损坏，接线端子连接正确，接地正常。
还需要根据设备的安装要求，进行适当的防护措施，以保证设备的安全运行。
3. 安装验收安装完成后，需要对设备进行验收。
验收内容包括外观质量、接线连接、设备固定情况等。
只有经过验收合格的设备，才能进行后续的调试工作。
1. 调试前准备在进行电气设备调试前，需要对设备进行预验收。
还需要准备好所需的调试工具和仪器，明确调试的步骤和方法，以及调试的要求和标准。
2. 调试步骤（1）电气连线检查在进行电气设备调试时，首先需要对设备的电气连线进行检查。
检查内容包括接线端子的连接情况、接地情况、绝缘情况等。
必要时，还需要对接线进行整理和标识。
（2）功能测试功能测试是电气设备调试的重要内容。
在进行功能测试时，需要按照设备的使用说明书，逐步测试设备的各项功能，确保设备的正常工作。
（3）保护测试保护测试也是电气设备调试的重要环节。
在进行保护测试时，需要对设备的各项保护功能进行测试，包括过流保护、短路保护、接地保护等。
通过保护测试，可以发现设备的保护功能是否正常。
三、安全注意事项在进行电气设备安装及调试时，需要严格遵守安全操作规程，确保人身安全和设备安全。
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式智能变电站自动化系统的调试是确保系统稳定运行的关键环节，但在实际操作中常常会遇到一些问题。
下面将分析智能变电站自动化系统调试的常见问题及解决方式。
1. 系统通信问题：智能变电站自动化系统涉及到多个设备之间的通信，如果通信失败或不稳定，会导致系统无法正常运行。
通常的解决方式是检查设备之间的连接线路是否正确连接，检查设备的通信参数是否正确设置，检查设备是否支持相同的通信协议，如MODBUS等。
如果仍无法解决，可以尝试重新配置通信参数或更换设备。
2. 采样误差问题：智能变电站自动化系统中的数据采集是非常关键的，如果采样误差过大，会影响系统的测量和控制精度。
常见的采样误差问题包括采样频率不匹配、采样电压不稳定等。
可以通过调整采样频率和增加滤波器等方式来解决采样误差问题。
3. 逻辑控制问题：智能变电站自动化系统中的逻辑控制是实现自动化操作的关键，但在调试过程中常常会遇到逻辑控制不准确或无法实现预期控制的问题。
解决这类问题的关键是对逻辑控制的规则进行检查和调试，例如检查逻辑控制的输入是否正确，检查逻辑控制的输出是否符合预期规则等。
4. 软件故障问题：智能变电站自动化系统的调试过程中，常常会遇到软件故障问题，如软件崩溃、死机等。
解决软件故障问题的常用方式是重新启动软件、检查软件的配置文件是否正确设置、升级软件到最新版本等。
5. 硬件故障问题：智能变电站自动化系统中使用的硬件设备可能会出现故障，如传感器故障、控制器故障等。
解决硬件故障问题的方式是检查设备的连接是否牢固、检查设备的电源是否正常供电、检查设备是否存在异常报警等。
智能变电站自动化系统调试过程中常见的问题和解决方式有系统通信问题、采样误差问题、逻辑控制问题、软件故障问题和硬件故障问题等。
通过对这些问题进行分析和解决，可以确保智能变电站自动化系统的稳定运行。
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。
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电力系统的快速发展，智能变电站作为电力系统的重要组成部分，在电力系统的安全稳定运行中起着举足轻重的作用。
智能变电站具有更高的可靠性、更高的自动化、更高的信息化水平，为电力系统的安全稳定运行提供了有力的支持。
然而，智能变电站在投运后需要进行调试工作，以确保其符合电力系统运行的正常要求。
因此，智能变电站的调试工作显得尤为重要，针对智能变电站调试工作的特点和难点，进行了探讨。
一、智能变电站的调试概述智能变电站调试是指对智能变电站系统进行调试、试验和调整的过程。
智能变电站调试包括对电源、通信设备、采集设备、遥信遥控设备、保护设备等进行调试、试验和调整。
调试的目的是为了验证智能变电站系统的可靠性、稳定性和安全性。
调试需要按照方法和步骤进行规范的操作，以达到调试的预期目标。
智能变电站调试的主要任务包括以下几个方面：1.电源设备的调试电源设备是保障智能变电站正常运行的基础，因此，对其进行调试是非常重要的。
在调试过程中，需要验证电源设备的电压、电流、变压器、电池组等是否正常工作，特别是保障设备的备用和自动切换功能是否正常。
智能变电站是由多种不同的设备组成的系统，这些设备需要相互通信，以实现系统的正常工作。
在调试过程中，需要验证通信设备的正确性和稳定性，包括无线通信、有线通信等各种通信方式。
智能变电站需要采集各种数据，包括温度、湿度、电能等数据。
在调试过程中，需要验证采集设备的正确性和稳定性，包括探头、传感器等各种采集设备。
4.遥信遥控设备的调试智能变电站需要实现远程遥信、遥控的功能，对于这些设备需要进行严谨的调试。
遥信遥控设备的调试需要验证设备的正确性和稳定性，包括遥信遥控装置、监视屏幕、通信设备等。
保护设备是智能变电站中一个非常重要的组成部分，保护设备需要确保电力系统的安全和稳定运行。
在调试过程中，需要验证保护设备的正确性和稳定性，包括差动保护、过流保护、意外保护等。
智能变电站调试涉及到多种设备和系统的协同工作，调试的过程中需要涵盖多个方面，因此具有一定的特点和难点。
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。
2.2.4现场调试。
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式智能变电站自动化系统是现代电力系统中不可或缺的重要组成部分，它能够实现对电力设备的监测、控制和保护，提高电力系统的可靠性和安全性。
在实际调试使用过程中，可能会遇到各种常见问题，本文将对智能变电站自动化系统调试过程中常见的问题进行分析，并提出解决方式。
一、通信问题智能变电站自动化系统中各个设备之间需要进行通信才能实现相互之间的控制和监测，因此通信问题是调试过程中的常见问题之一。
通信问题可能表现为设备无法互相通信、通信延迟严重或者通信报文丢失等情况。
解决方式：1. 检查通信连接是否正常：首先要检查设备之间的通信连接是否正常，包括网线、光纤、通讯模块等各个部分。
2. 检查通信协议设置是否正确：确保各个设备的通信协议设置是一致的，包括波特率、数据位、校验位等参数。
3. 检查网络规划是否合理：如果是采用网络通信，需要确保网络规划合理、网线连接良好。
4. 查看设备日志信息：通过查看设备的日志信息，可以了解设备通信过程中是否存在异常情况，帮助排查问题。
二、数据采集问题智能变电站自动化系统需要对各种数据进行采集，并进行实时处理和分析，因此数据采集问题也是常见的调试问题之一。
数据采集问题可能表现为数据采集失败、数据缺失或者数据异常等情况。
解决方式：1. 检查采集设备是否正常：首先需要检查各个数据采集设备是否正常运行，包括传感器、数据采集模块等。
2. 检查数据采集参数设置：确保数据采集参数设置正确，包括采集频率、采集通道配置等参数。
3. 检查数据采集设备连接：检查数据采集设备的连接是否正常，包括电源供应、信号线连接等。
4. 检查数据质量：通过对采集数据的质量进行评估，可以及时发现数据异常问题，帮助排查问题的原因。
三、控制逻辑问题智能变电站自动化系统中的控制逻辑是系统运行的核心部分，控制逻辑问题可能导致系统无法正常运行或者出现操作失误。
控制逻辑问题可能表现为控制指令无效、控制逻辑错误等情况。
智能变电站集成调试技术
偏
测试时，通过升流器给光器纤互感器的光纤环施
光 纤
加一次电流，同时升流器通过一定变比系数前将置采集模块
电流二次引出。互感器合并单万元输出的9-2数
用
光纤
据和升流器的二次输出电流模表拟量同时引入互 感器校验仪进行校验，具体测试系统如图合 并所示9。-2
光 纤 互
比例器
单
光纤
感
元
器
互感器校验仪
交换机
三、技术原理
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
01
内容简介
02
技术现状
03
技术原理
04
技术发展 趋势
一、内容简介
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。
（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。
智能变电站调试方案三篇.doc
智能变电站调试方案三篇第1条智能变电站调试计划智能变电站调试计划1概述XX220kV 变电站位于XX市XX镇XX村，距XX镇中心4公里，距高速公路8公里，距212省道90米。
电压等级为220千伏/110千伏/10 .5千伏的主变压器的最终容量为3×180毫安，该阶段建造1×180毫安，最终阶段建造6条出线线路，该阶段建造4条出线线路。
最终阶段有14条110千伏出线，当前阶段有5条出线。
10kV不出线，仅作为无功补偿和变电站变压器。
10kV无功补偿装置的最终容量为12×7500千伏，本期将建设4×7500千伏。
所有电气设备安装完毕后，应根据GB50150-20XX电气设备交接试验标准进行单体试验。
特殊试验应根据业主要求在行业要求的适用范围内进行。
部分试运行是指从单体试验结束、试验验收和整套启动时开始进行的控制、保护和测量功能试验。
整组启动是指完成对整个项目各种参数的测试，使其处于安全、高效、可靠的运行状态。
2、准备工作2.1成立一个调试小组，形成一个有效的、精干的、技术上有保证的调试小组，包括三个高压、继电保护和仪表操作小组和若干技术人员，具体人数视设备类型、数量和工期而定。
2.1.1调试的主要负责人必须具有调试多个变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程和技术标准，组长还应具有一定的调试经验，能够在主要负责人和技术人员的指导下进行操作。
一般工作人员还应了解电气一级、二级设备的基本知识。
2.1.2在工作前，所有操作人员都应学习变电站设计图纸、设计规范和操作说明，以便每个操作人员能够明确各项目的操作程序、分工和具体工作内容。
2.1.3参与调试的人员应通过安全规程考试，并具备一定的安全操作知识。
2.1.4熟悉设计图纸和施工现场环境，相当熟悉设备的性能和操作；测试负责人应具有高度的责任感和相关资质，能够独立领导测试人员调试各种项目。
2.2制定技术措施2.2.1制定调试工作指令2.2.2工作指令交底2.2.3调试工作必须完成安全围栏、警示牌，认真检查试验接线，防止因接线错误或误操作造成设备、人身安全事故。
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式
分析智能变电站自动化系统调试常见问题及解决方式智能变电站自动化系统是现代电力系统中的重要组成部分，它可以实现对变电站设备的远程监控、远程操作、数据采集、故障诊断和故障处理等功能。
在实际应用中，由于各种原因，智能变电站自动化系统在调试过程中可能会出现一些常见问题，影响系统的正常运行。
本文将分析智能变电站自动化系统调试中常见问题，并提出解决方式，以帮助工程师更好地解决问题，保障系统的正常运行。
一、通信问题通信问题是智能变电站自动化系统调试中常见的问题之一。
由于系统中存在多个终端设备，它们之间需要进行数据交换和通信，如果通信出现问题，将会影响系统的正常运行。
通信问题可能包括通信中断、通信超时、通信质量差等情况。
解决方式：1. 检查网络配置：检查各个终端设备的网络配置是否正确，包括IP 地址、子网掩码、网关等配置是否设置正确。
2. 检查通信线路：检查通信线路是否受到干扰、损坏或连接不良等情况，需要对通信线路进行全面的检查。
3. 使用网络诊断工具：使用网络诊断工具对通信问题进行诊断，可以通过ping命令、tracert命令等对网络进行测试和诊断，找出通信问题的具体原因。
二、数据采集问题智能变电站自动化系统需要对变电站设备的状态和数据进行采集，以便进行监控和控制。
数据采集问题可能包括数据不准确、数据丢失、数据采集频率不稳定等情况。
解决方式：1. 检查数据采集设备：检查数据采集设备是否正常工作，包括传感器、采集卡、数据采集软件等设备是否连接正确、配置正确。
2. 检查通信接口：检查数据采集设备与终端设备之间的通信接口是否正常，包括通信线路、通信协议等是否设置正确。
3. 对数据进行验证：对采集到的数据进行验证，比对现场实际情况和采集到的数据，找出数据采集异常的原因。
三、故障诊断问题智能变电站自动化系统可以实现对变电站设备的故障诊断，但有时候系统可能会出现故障诊断不准确、漏诊、误诊等问题。
解决方式：1. 定期检查设备状态：定期对变电站设备进行状态检查，包括设备运行参数、设备运行状态等，及时发现设备异常情况。
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。
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电网的发展和智能电力设备的应用，在电力系统中智能变电站的调试变得越来越重要。
智能变电站调试是指通过对智能电力设备进行测试和调整，使其在电力系统中能够正常运行并发挥最佳性能的过程。
智能变电站调试的目的是确保变电站的各种设备能够按照预定的工作模式运行，并且与电力系统中的其他设备进行有效的通信和协调。
在调试过程中，需要关注以下几个方面：需要测试智能电力设备的基本功能。
智能电力设备通常具有自动控制、数据采集和通信功能。
在调试过程中，需要测试设备的自动控制功能是否正常，例如检查断路器的开关动作是否准确、保护功能是否有效等。
还需要测试数据采集系统，确保设备可以准确地采集和传输电力系统中的各种数据，如电压、电流、功率等。
还需要测试通信系统，确保设备能够与其他设备进行有效的通信，如远程监控和远程操作。
需要进行设备的参数调整。
智能电力设备通常具有多个参数可以调整，以便适应不同的工作条件和系统要求。
在调试过程中，需要根据实际情况和设计要求，对设备的参数进行调整，以使设备能够在电力系统中发挥最佳性能。
可以调整变电站的电压和频率控制参数，以使变电站的输出电压和频率符合电力系统的要求。
还可以调整保护装置的参数，以使其能够对故障进行准确的检测和判断，从而保护电力系统的安全运行。
需要进行整个系统的联合调试。
智能变电站中的各种设备之间相互配合，共同完成对电力系统的控制和管理。
在调试过程中，需要对整个系统进行联合调试，以确保各个设备之间能够正确地进行数据传递和命令执行。
还需要测试系统的故障切换和恢复功能，以确保系统在发生故障时能够及时切换到备用设备，并保证电力系统的稳定运行。
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智能变电站是一种高度自动化、智能化的电力系统，它能够实现对电力系统的远程监测、控制、保护和调度，从而提高电力系统的可靠性、安全性和经济性。
在智能变电站的建设和运行过程中，调试是非常重要的一环。
智能变电站调试是指将智能变电站的各个设备、系统和功能进行相互协调和优化，以实现其正常运行和稳定性。
调试工作主要分为硬件调试和软件调试两个方面。
硬件调试是指对智能变电站内部的各个设备进行检查、测试和调整。
主要包括对开关设备、保护装置、测量设备等进行验证和校准，确保其能够正常工作。
还需要对接线、连接器等进行检查和排除故障。
软件调试是指对智能变电站内部的控制系统进行调试和优化。
控制系统是智能变电站的核心，它能够对电力系统进行实时监测和控制。
在软件调试过程中，需要对控制系统的功能进行验证和优化，并确保各个功能模块的正常运行。
还需要对通信系统进行测试和调试，以确保其在远程监控和控制过程中的稳定性和可靠性。
在智能变电站的调试过程中，需要注意以下几个方面：要充分了解智能变电站的工作原理和设备特点，掌握相应的调试方法和技术。
只有全面掌握相关知识和技能，才能有效地进行调试工作。
要制定详细的调试计划和方案。
调试计划是调试工作的指导和依据，它应该包括调试的具体内容、步骤、方法和时间安排，以及所需的人力、物力和设备支持等。
要高度重视安全问题。
智能变电站是一个高压设备，调试工作可能存在一定的安全风险。
在进行调试前，要对设备进行检查和试验，确保其安全可靠。
在调试过程中，要严格遵守操作规程，做好安全防护措施，并随时关注周围环境，及时排除可能存在的安全隐患。
要注重团队协作和沟通。
智能变电站调试是一个复杂的工作，需要多个专业人员和部门的协同合作。
各个环节之间要保持良好的沟通和协调，及时交流信息和问题，并共同解决各种调试过程中的困难和障碍。
智能变电站调试是一个复杂而重要的过程，在整个智能变电站的建设和运行过程中具有重要的作用。
智能化变电站电气设备安装及调试
智能化变电站电气设备安装及调试一、引言随着信息技术的快速发展和智能化技术的不断成熟，智能化变电站已经逐渐成为电力系统建设的重要组成部分。
智能化变电站具有设备可视化、远程监控、自动化调度等特点，能够提高变电站的运行效率和可靠性，降低运维成本，适应电力系统的智能化发展趋势。
在智能化变电站中，电气设备的安装及调试工作是关键环节，对于确保变电站的正常运行具有重要意义。
本文将从智能化变电站电气设备的特点入手，对其安装及调试工作进行详细介绍，希望能够对从事电气设备安装及调试工作的人员提供一定的指导和帮助。
1. 设备可视化：智能化变电站采用先进的监控系统，可以实现对电气设备的远程监控和实时数据显示，提高了设备的可视化程度。
2. 远程监控：智能化变电站具有远程监控功能，可以对设备的运行状态进行实时监测，并及时采取措施，降低了操作人员的工作强度。
3. 自动化调度：智能化变电站采用先进的自动化调度系统，可以根据电网运行情况实现设备的自动调节和控制，提高了电力系统的运行效率和可靠性。
4. 数据采集：智能化变电站具有数据采集功能，可以实时采集设备的运行数据，并利用数据分析技术对设备状态进行评估，提高了设备的维护管理水平。
5. 系统集成：智能化变电站各种设备之间实现了信息的无缝集成，形成了一个整体的智能化系统，提高了设备间的协同作用和运行效率。
1. 前期准备工作在进行安装工作之前，需要做好充分的前期准备工作。
首先需要对设备的安装位置进行认真的勘察和测量，保证设备的安装位置准确无误。
同时需要对设备的运输和搬运工作进行设计和准备，确保设备的运输过程中不受损坏或者变形。
2. 安装过程在进行设备的安装过程中，需要按照设备的安装说明书和技术要求进行操作。
对于智能化设备，需要特别注意设备之间的连接和通讯方式，保证设备之间的信息交互和数据传输。
需要对设备的固定和安装进行严格的检查和测试，保证设备的安装牢固可靠。
3. 安装验收在设备安装完成后，需要进行安装验收工作。
智能化变电站电气设备安装及调试
智能化变电站电气设备安装及调试1. 引言1.1 智能化变电站电气设备安装及调试简介智能化变电站电气设备安装及调试是电力系统建设中非常重要的环节之一，其质量直接关系到变电站的安全稳定运行。
随着科技的不断进步，智能化变电站的电气设备越来越复杂，安装调试过程也变得越来越关键。
智能化变电站电气设备安装流程包括：设备验收、基础安装、设备吊装、电气连接等。
在安装过程中需要严格按照技术要求和规范进行操作，确保设备安装的准确性和稳定性。
智能化变电站电气设备调试步骤一般包括：设备检查、接线检查、设备调试、系统测试等。
调试过程中需要关注设备连接是否准确，系统运行是否正常，确保设备的性能达到设计要求。
安装调试过程中常见问题包括设备故障、接线错误、系统不稳定等，需要及时发现并解决。
在安装调试中需注意的事项包括安全操作、设备保护、质量检查等，确保安装调试过程安全顺利进行。
智能化变电站电气设备安装调试的重要性体现在保证电气设备的正常运行、提高系统效率、确保安全稳定运行等方面。
只有认真贯彻执行安装调试流程和要求，才能保证智能化变电站电气设备的质量和性能达标。
【字数：257】2. 正文2.1 智能化变电站电气设备安装流程智能化变电站电气设备的安装是一个复杂而关键的过程，需要经过一系列严谨的步骤来确保设备的正常运行和安全性。
下面将详细介绍智能化变电站电气设备的安装流程：1. 设备验收和准备工作：在安装之前，需要对所需的电气设备进行验收，确保设备完好无损。
准备好安装所需的工具和材料，确保安装工作的顺利进行。
2. 安装设备基础：首先需要确定设备的安装位置，并进行基础施工。
确保设备底座平整稳固，以确保设备的稳定性和安全性。
3. 安装主要设备：根据设备的安装图纸和说明书，进行主要设备的安装工作。
每个设备都有特定的安装方式和要求，需要按照规定的步骤进行安装，确保设备安装正确。
4. 连接设备电缆：接下来是设备电缆的连接工作。
根据电缆接线图进行连接，确保每根电缆接线正确，无误。
智能变电站工程调试及验收标准
智能变电站工程调试及验收标准在智能变电站工程调试及验收标准领域，受到了广泛关注。
智能变电站的建设和运行不仅对电力系统的安全和稳定具有重要意义，而且对提高电网自动化水平、提高供电可靠性、降低运行成本、改善电网环境等方面也有着重要的作用。
制定科学合理的智能变电站工程调试及验收标准对于推动智能变电站建设和运行具有重要意义。
1. 调试标准在智能变电站工程调试方面，应当遵循一定的标准和规范。
调试人员应具备丰富的调试经验和专业知识，对各种设备和系统的原理和特点有着深刻的理解。
调试过程中需严格按照设备和系统的调试流程进行，确保每一个步骤都得到正确执行。
在调试过程中，应注重以下几个方面：设备的基本功能调试、设备的参数设置、设备的联锁保护测试、设备的自动控制测试等。
只有在这些方面都通过了测试，设备才能够正常投入运行。
2. 验收标准对于智能变电站工程验收标准，应当具有一定的科学性和全面性。
验收标准应当包括设备的技术指标是否符合要求、设备的安全性能是否达到标准要求、设备的可靠性能是否稳定等方面。
验收标准应当具备一定的操作性和实用性，可以为实际的工程验收提供一定的指导和参考。
在验证标准中，需要考虑以下几个方面：设备的外观检查、设备的功能测试、设备的安全性能测试、设备的可靠性测试等。
只有在这些方面都通过了测试，设备才能够正式投入使用。
总结回顾通过对智能变电站工程调试及验收标准的全面探讨，我们更加深入地理解了智能变电站的建设和运行对于电力系统的重要性。
制定科学合理的智能变电站工程调试及验收标准，对于推动智能变电站建设和运行也具有重要的意义。
个人观点和理解在我看来，智能变电站工程调试及验收标准是推动智能变电站建设和运行的重要基础。
只有通过科学合理的调试和验收，才能够确保智能变电站的稳定和可靠运行，为电力系统的安全和稳定做出贡献。
智能变电站工程调试及验收标准的制定与执行对于推动智能变电站建设和运行具有重要的意义。
我们需要加强对这一领域的研究，提高相关标准的科学性和操作性，为智能变电站的健康发展提供有力保障。
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智能变电站检修
两圈变变压器保护，通入电流，且产生的差流超过保护 动作定值，各侧MU及装置检修压板分别如下，主变保护 中各侧mu接收软压板按正常运行摆放，试问主变差动保 护动作情况?
高压合并单元 （检修位）
0 0 0 1 1 1
低压合并单元 （检修位）
0 0 1 1 0 1
保护装置 （检修位）
0 1 1 0 0 1
虚端子
➢规范释义：描述IED设备的GOOSE、SV 输入、 输出信号连接点的总称，用以标识过程层、间隔 层及其之间联系的二次回路信号，等同于传统变 电站的屏端子。 ➢单装置虚端子图：通过ICD导出，是装置功能描 述的另外一种方式。 ➢虚端子连接图：智能变电站的蓝图，做SCD的 依据。
虚端子
线路合并单元采样输入虚端子图
GOOSE发送机制： ➢GOOSE报文以数据集的形式发送，装置平时每隔T0时间发送一次当前状态，
即心跳报文。当装置中有事件发生（如保护动作）时，装置立刻发送该数 据集，然后间隔TI发送第2帧及第3帧，然后间隔T2发送第4帧，然后间隔T3 发送第5帧，其中T2=2T1，T3=2T2=4T1。发送第5帧后报文便继续以T0时 间发送，知道有新的事件发生。现阶段T0一般为5s，TI一般为 2ms(GOOSE网络通信参数中的MinTime)，即已0ms-2ms-2ms-4ms-8ms的 时间间隔重发GOOSE报文，连续5帧后便以5s的时间间隔变成心跳报文。 ➢StNum：变化序号，每次报文中的数据有变位时，此值加1，初始值=1，值 0保留。 ➢SqNum：报文（递增）顺序号，初始值=1，StNum变化时值复归到0。 ➢上电初始发送的StNum=1，SqNum=1，某数据有变位时，数据集StNum自 动加1，SqNum从0开始递增。 ➢GOOSE报文中“timeAllowedtoLive”参数应为“MaxTime”配置参数的2 倍（即2T0）。
路
器
、
刀
闸
位
并列把手位置
置
线路间隔交换机
中心交换机
母联间隔交换机
双母线PT并列与切换示意
电压并列与切换
PT并列逻辑
电压并列与切换
电压切换逻辑
电压并列与切换
电压切换逻辑（续）
815413 *10mV=8.15413kV
SV、GOOSE
GOOSE发送机制：
传输时间
T0
(T0)
T1 T1 T2 T3
T0
事件
T0: (T0): T1: T2, T3:
稳定条件(长时间无事件)下重传 稳定条件下的重传可能被事件缩短 事件发生后,最短的传输时间 直到获得稳定条件的重传时间
SV、GOOSE
收到GOOSE 报文
是
StNum=上一
否
帧？
SqNum>上一
否
帧？
是
丢弃报文
更新数据
压板
➢硬压板： ➢间隔层：检修硬压板、远方操作硬压板 ➢过程层：检修硬压板、出口硬压板、本体非电量保护硬
压板 ➢软压板： ➢功能软压板：保护、测控功能软压板，远方修改定值、
远方切换定值区、远方投退压板。后三者分别与远方操 作硬压板均为“与门”关系。 ➢SV接收软压板：保护装置应按MU设置“SV接收软压 板”。。SV接收软压板压板退出后，“SV接收”压板退 出后，相应采样值显示为0，不应发SV品质报警信息。
SV、GOOSE
SV发送机制： ➢SV报文每秒发送4K帧报文，通过报文中采样计数器参数SmpCnt来告知接
收方是否有漏包现象，即发布者输出的SV报文中包含采样计数器。 ➢合并单元程序处理的时间写入报文中的延时通道内，保护根据同一时刻收
到的报文进行插值计算。 SV接收机制： ➢接收方应严格检查AppID、SMVID、ConfRev等参数是否匹配； ➢SV采样值报文接收方应根据收到的报文和采样值接收控制块的配置信息，
虚端子
线路合并单元采样输出虚端子图
虚端子
➢引入虚端子概念后，二次设备厂家根据传统设 计规范设计并提供其装置的SV、GOOSE输入输 出虚端子定义，设计院根据该定义设计SV、 GOOSE连线，以表格等形式提供。集成商根据 该表格使用系统配置工具生成变电站配置描述文 件（SCD）。二次设备厂家使用装置配置工具和 全站SCD文件，提取SV、GOOSE的收发配置信 息并下载到装置；调试人员进行测试。
智能变电站调试
智能变电站调试
一次设备调试：目前智能变电站的一次设备和常 规变电站基本相同，一次设备的工作原理和安装 形式没有发生大的变化。因此一次高压设备的试 验方法、标准与常规变电站基本一致。 二次设备调试：各设备的单机功能调试与整体调 试。
智能变电站二次调试的对象
➢光纤 ➢调试工具 ➢ICD、SCD、CID、虚端子 ➢SV、GOOSE ➢压板 ➢检修 ➢电压并列、切换功能 ➢配置文件
9-2标准格式编码，报文中为16进制数据，每个电压量、电流量通道使用8 个字节表示，前4个字节为数值，后4个字节为品质。品质位仅使用Validity、 Test属性。其他属性暂不考虑。 ➢延时：电流电压经合并单元转换为9-2时，会产生延时。合并单元应当将程 序处理的延时发送出来。规范规定，一级合并单元延时不超过1ms,二级合 并单元延时不超过2ms。延时误差的计算：误差1us造成角差1.08′。 ➢对于数值，每个周期内（20ms）采样80个点，且都是一次瞬时值，每秒采 集4000点，即每秒合并单元发送4000帧采样报文。 ➢电压的精度为10mV，电流的精度为1mA，如某时刻采到的电压值为 0x000c71fb，转换为10进制后则为815611，即815611*10mV=8.15611kV ➢采到的值正数用原码表示，负数用补码表示，即对正数按位取反，如 0xFFF38ECB，将其减一，后取反得0xc7135,即815413，表示
压板
➢软压板： ➢GOOSE开入、开出软压板：宜简化保护装置之间、保
护装置和智能终端之间的GOOSE软压板，保护装置应在 发送端设GOOSE出口软压板；除双母线和单母线接线启 动失灵/失灵联跳开入软压板外，接收端不设相应 GOOSE开入软压板。当“GOOSE出口软压板”退出后， 保护装置发送正常心跳报文，但不会跳闸出口。当 “GOOSE开入软压板”退出后，保护装置不处理此 GOOSE开入，也不会发GOOSE断链信息。 ➢其他软压板：该部分压板设置有利于系统调试、故障隔 离，如母差接入闸刀位置强制软压板。
电缆
常规保护装置
智能站单保护调试
笔记本导 入SCD， 网口联机
光数字测试仪
计算机
SMV 9-2
光纤 GOOSE
保护装置
智能站联调测试
常规测试仪
电缆
智能终端
电缆 SMV 9-2
GOOSE
合并单元
保护装置
ICD、SCD、CID
➢IED：Intelligent Electronic Device（智能电子 设备） ➢ICD：IED Capability Description（IED能力描 述文件） ➢SCD：Substation Configuration Description （全站系统配置文件） ➢SSD：System Specification Description（系统 规格文件） ➢CID：Configured IED Description（IED实例配 置文件）
SV、GOOSE
GOOSE接收机制：
➢装置的单网GOOSE接收机制。比较新接收帧和上一帧GOOSE报文中的StNum（状 态号）参数是否相等。若两帧GOOSE报文的StNum相等，继续比较两帧GOOSE报 文的SqNum（顺序号）的大小关系，若新接收GOOSE帧的SqNum大于上一帧的 SqNum，丢弃此GOOSE报文，否则上一更帧初S始新tN化um接=0 收方的数据。若两帧GOOSE报文的 StNum不相等，更新接收方的数据；上一帧SqNum=0
变电站配置流程图
SV、GOOSE
➢SV：Sampled value（采样值），同SAV、 SMV SV可传输采样值，PT合并单元发送的电压、间隔 合并单元发送的电流等。 ➢GOOSE：Generic object oriented substation events（面向通用对象的变电站事件） GOOSE可传输变电站事件（如命令、告警、跳闸、 遥信、联闭锁状态等），也可传输实时性要求不 高的温湿度模拟量等。
智能变电站检修
保护装置、合并单元、智能终端的检修判别机制
状态 保护装置不检修
保护装置检修
合并单元不检修 正常判别
检修异常，闭锁保护
合并单元检修 检修异常，闭锁保护
正常判别，报文置检修
状态 保护装置不检修
保护装置检修
智能终端不检修 正常出口
检修异常，闭锁出口
智能终端检修 检修异常，闭锁出口
正常出口，报文置检修
SV、GOOSE
GOOSE接收机制： ➢接收方应严格检查AppID、GOID、GOCBRef、DataSet、ConfRev等参数
是否匹配； ➢GOOSE报文接收时应考虑通信中断或者发布者装置故障的情况，当
GOOSE通信中断或配置版本不一致时，GOOSE接收信息宜保持中断前状 态； ➢GOOSE中报文允许存活的时间为2* timeAllowedtoLive ，即接收方若超过 4T0没有收到GOOSE报文即判断为中断，发GOOSE断链告警信号。 ➢装置的单网GOOSE接收机制。装置的GOOSE接收缓冲区接收到新的 GOOSE报文，接收方严格检查GOOSE报文的相关参数后，首先比较新接 收帧和上一帧GOOSE报文中的StNum（状态号）参数是否相等。若两帧 GOOSE报文的StNum相等，继续比较两帧GOOSE报文的SqNum（顺序号） 的大小关系，若新接收GOOSE帧的SqNum大于上一帧的SqNum，丢弃此 GOOSE报文，否则更新接收方的数据。若两帧GOOSE报文的StNum不相 等，更新接收方的数据；