智能变电站调试步骤(精)
智能变电站东土交换机调试作业指导书
智能变电站东土交换机调试作业指导书一．交换机常用设置 (1)二．VLAN设置 (2)三．端口镜像用途和配置 (3)四．网卡不能监视VLAN ID的设置方法： (3)五．设置注意事项 (3)六．WEB升级过程介绍： (4)一．交换机常用设置网线一根，光电转换器，配合光电转换器的光纤1.和交换机连接笔记本网口和光电转换器连接，笔记本IP设置为192.168.0.*，光电转换器连接到交换机任一光口上，一般出厂时交换机的IP都是192.168.0.2,先PING一下交换机。
可以ping通后再继续以下操作。
2.开始配置打开网页，输入交换机IP地址，回车弹出登陆界面，输入用户名密码。
用户名：admin密码：1233.IP地址配置选择交换机的基本信息配置，配置交换机的IP地址，IP修改，多个交换机级联时，在本交换机配置，保存时却存到另外一个交换机上，所以所有级联交换机必须设为不同地址。
4.交换机基本信息配置设置交换机名称二．VLAN设置选择VLAN设置，右侧显示已经有的VLAN，第一个是交换机自带的，不用管它，其他的没用的都可以删除掉如果修改原来的VLAN，只要点击右侧那个VLAN名称就会弹出配置对话框来，如果添加一个VLAN,点击下面添加按钮。
弹出下面对话框。
输入VLAN名称和VLANID，选择这个VLAN包含的光口。
一个光口备多个VLAN时，光口必须选择为Tagged模式。
三．端口镜像用途和配置端口镜像主要用于监视问答式报文，比如监视站控层报文，UNIX机子监视比较麻烦。
可以给监控的网口做个端口镜像，可以随时监视MMS报文。
镜像端口只能收，不能发，所以如果插装置会通不上。
具体做法如下，上面是镜像端口，下面是被镜像端口。
四．网卡不能监视VLAN ID的设置方法：千兆网卡设置方法1.打开注册表，在HKEYLOCALMACHINE\SYSTEM\CurrentControlSet下查找TxCoalescingTicks。
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。
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。
智能变电站设备调试流程课件(PPT 70页)
节点输出
• 方法：由测试仪分别发送一组 GOOSE跳、合闸命令，并接收 跳、合闸的硬接点信息，记录报 文发送与硬节点输入时间差。
• 智响能应终G端O应O在SE7命ms令内动可作靠时动间作测。试
智能终端
响应GOOSE命令动作时间测试
GOOSE 跳闸报文
故障录波装置测试
• （1）录波器屏后接线及尾纤检查 • （2）定值核对及检查 • （3）面板指示灯检查 • （4）自检检查 • （5）光接口的检测： • （6）输入量启动检查 • （7）GOOSE启动检查
同步时钟测试
一般智能变电站的同步时钟按双重化配置，可以是两套都 是GPS，也可以一套为GPS对时，一套为北斗对时。 • （1）功能测试 • （2）主时钟(扩展分机)准确度测试 • （3）需授时设备测试
保护功能测试
• （1）保护定值及逻辑测试 • （2）保护装置跳闸矩阵测试 • （3）定值整定功能： • （4）故障录波及事件记录功能检查：
32pt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智能变电站与常规站的比较32pt设计的不同智能站常规站智能站常规站32pt调试的不同智能站常规站智能站常规站32pt留档的不同智能站常规站智能站常规站32pt维护的不同智能站常规站智能站常规站32pt运行的不同智能站常规站智能站常规站32pt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智能变电站调试准备32pt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32pt常用软件配置工具xmlspyxml语言解析器ue万能文本编辑器iedscout装置模型查看工具iedconfigurator装置模型配置工具icdchecktool
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。
智能变电站二次设备系统及调试方法
学术争鸣225智能变电站二次设备系统及调试方法文\倪晨晨摘要：近些年来智能变电站的出现对我国电力发展带来很大的影响，相对于之前的普通变电站，智能变电站使用的都是目前非常先进和可靠以及具有环保性的智能化设备，它可以自动的对相关信息进行采集然后加以控制同时可以自由的调节，同时拥有很好的交互性。
本文就重点研究智能变电站的二次设备系统的调试方法，解决调试中出现的问题。
关键词：二次设备；系统，智能变电站；调试方法智能变电站作为现代科学技术发展形势下所形成的一种产物，其在电力系统中的作用越来越大。
变电站是电力系统中对电能的电压计电流进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。
在这个快速发展的社会当中，人们对用电的需求越来越大，要想保障我国社会发展以及人们的正常需求，就必须对变电站二次系统的调试工作引起足够的重视，从而保障供电质量一、智能变电站的二次设备系统基本特征分析智能变电站具备的基本功能就是可以达到信息的反馈与共享，其二次设备系统的特点为：（一）智能变电站二次设备系统的高度集成与自动控制特征。
二次设备系统的结构比较完整，在应用时可以结合无缝连接技术，从而将变电站与控制中心实现信息连通。
另外，智能变电站二次设备系统还采用了全数字的采集技术，从而确保信息与数据不会出现错漏，提高了系统运行的稳定性，也缩减了系统运行与维护的强度。
（二）协同保护以及在线反馈的特征。
智能变电站二次设备系统的数据可以通过电子化技术来进行收集，通过全面整合数据信息，从而使智能变电站二次设备系统实现了性能的优化。
另外智能变电站二次系统可以在线监测数据信息，将变电站在日常中的实时信息与运行状态等及时反馈出来。
二、智能变电站二次设备系统的调试方法分析目前我国较多智能变电站并没有规范相关配置文件，因此导致变电站维护、调试、施工、设计与系统扩建时都受到了极大的制约与阻碍。
面对这种现状，要采取先进的信息处理技术研发各项产品，并将其合理应用在智能变电站的维护、调试、运行与设计等环节中。
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发展和社会的进步，智能化变电站已经成为电力行业的新宠。
智能化变电站利用先进的信息技术、通信技术和自动化技术，实现了对电网设备的智能化监控、管理和控制，为电力系统提供了更加高效、安全、可靠的运行保障。
而在智能化变电站中，电气设备的安装及调试是至关重要的环节。
本文将就智能化变电站电气设备的安装及调试进行详细介绍。
1. 确定安装位置在进行智能化变电站电气设备的安装前，首先要进行安装位置的确定。
要根据设备的功能和性能要求，结合现场的实际情况来确定最佳的安装位置，保证设备的正常运行和维护工作的便捷性。
2. 安装设备基础在确定好安装位置后，需要进行设备基础的施工工作。
根据设备的重量和尺寸，采用合适的基础结构和强度设计，保证设备的稳固安装。
3. 安装设备支撑架在基础完成后，需要安装设备的支撑架。
支撑架的设计和安装需要保证设备的安全和稳固，同时要考虑设备维护和检修的便捷性。
5. 连接电气设备在设备本体安装完成后，还需要进行电气设备的连接工作。
连接工作需要按照设备的电气原理图和接线图来进行，确保设备的正常运行和连接的稳固可靠。
6. 确认设备安装质量设备安装完成后，需要进行设备安装质量的确认工作。
对设备安装的结构、连接、固定等方面进行检查，确保设备的安装质量符合要求。
1. 设备功能测试设备安装完成后，需要进行设备的功能测试工作。
通过对设备的开关、控制、保护等功能进行测试，确认设备的各项功能正常。
2. 设备参数设置在设备功能测试完成后，需要进行设备参数的设置工作。
根据设备的使用要求和工作环境，对设备的参数进行调整和设置，确保设备的正常运行和安全使用。
4. 整体调试在设备联调完成后，需要进行整体系统的调试工作。
对整个智能化变电站系统进行综合调试，确保系统各个部分的协调运行和整体工作的安全可靠。
5. 故障排除在进行设备调试的过程中，还需要进行故障排除工作。
对于设备可能出现的故障情况进行排查和处理，确保设备的正常运行和安全使用。
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。
智能变电站调试流程之规范篇
智能变电站调试准备与规范智能变电站调试准备与规范编制：刘高峰校核：审定：版本信息目录1.智能变电站概述与准备 (1)1.1.网络结构解析 (1)1.2.文档资料准备 (2)1.3.工具准备 (2)1.4.现场设备验收 (4)2.全站装置参数分配规范 (4)2.1.IEDNAME分配 (4)2.2.IP地址的分配 (5)2.3.MAC与APPID地址 (5)2.4.VLAN-ID分配 (6)2.5.VLAN- PRORITY分配 (7)智能变电站，是当前电力行业的大趋势！作为集成商，需要首先对全站的网络结构以及工作内容有一个清晰的概念，现在就各个阶段相关工作进行说明。
1.智能变电站概述与准备目前智能变电站采用的结构基本上都是三层两网。
所谓三层指的是站控层、间隔层、过程层；所谓两网指的是GOOSE网、MMS网。
结构示意图如下：图1-11.1.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。
MU与互感器：目前规约为私有协议。
1.2.文档资料准备在进行施工时，要尽量充分准备好现场所用的资料，如表1-1：表1-11.3.工具准备在现场施工，主要包含硬件和软件两大部分：硬件部分：表 1-2软件部分：表 1-31.4.现场设备验收在到一个现场之后，都要根据公司提供的物料清单，找到现场的物料管理员，与之一起核对到达现场的设备物资，并做好相关的标示，按要求进行放置到指定区域。
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。
智能变电站系统调试课件-PPT
过程层网络设备性能的要求: 电磁兼容性与可靠性须达到或高于保护装置的要求； 保证GOOSE报文传输，防止丢包； 保证网络实时性； 足够的网络安全性。
1# 远动站
2# 远动站
GPS天线1 GPS天线2
GPS时钟同步装置
监控网 IEC61850
110kV线路 保护装置
合并器过程网 智能接口过程网
110kV线路 测控装置
110kV变压器 保护装置
110kV变压器 测控装置
VLAN划分
10kV馈线 保护测控装置
SNTP
时
对时协议
钟
秒
脉
冲
网
VLAN划分
110kV线路 合并器
110kV线路 智能接口
变压器 合并器
变压器 智能接口
10kV线路 合并器
信息交互网络
智能变电站二次系统的三层架构
组网方案
站控层通 信方式
总线
过程层通信方式 SV点对点+GOOSE点对点
总线
SV点对点+GOOSE总线
总线
SV总线+GOOSE总线 （分别组网）
总线
SMV总线+GOOSE总线 （统一组网）
智能变电站系统特征
智能变电站采用了多种新技术，其整个二次系统的整体架构、配置及与一次系统的 连接方式与传统变电站相比均有较大变化
数字采样技术
采用电子式互感器实现电压 电流信号的数字化采集
智能传感技术
采用智能传感器实现一次设 备的灵活控制
信息共享技术
采用基于IEC61850标准的 信息交互模型实现二次设备 间的信息高度共享和互操作
• 智能一次设备：指变电站高压电器设备（主要包括断路器、隔离开关
【干货】智能变电站的调试流程及方法
【干货】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。
数字化变电站调试流程
数字化变电站调试流程第一阶段：准备工作1、一次设备安装到位，所有二次设备安装配线基本完成；2、光缆铺设，熔光纤；3、站控层设备组网，放网线，压水晶头；4、所有保测装置上电，检查保测装置版本是否需要升级，若需升级，从公司要到最新的程序，对装置进行升级，重新读出icd；5、划分vlan（一般按设计好的vlan做），根据vlan连接光纤跳线，完成过程层组网。
第二阶段：现场配置1、分配全站的站控层参数（ip）与过程层参数；2、根据各厂家提过的icd盒全站参数表做全站的scd文件；3、根据设计院提供的虚端子表连接虚端子；4、以连好虚端子的scd文件为基础来做全站保测装置及过程层设备的配置文件；5、将scd文件导入监控系统，做监控系统的数据库及图形，跟各个厂家保测装置通讯。
第三阶段：配合调试1、将做好的过程层配置文件传入保测装置、智能终端及合并单元，做保护试验；2、跟监控系统对现场二次设备及一次设备机构的信号；3、遥测加量试验，校验合并单元精度；4、遥控试验，调试单位检查回路；5、跟五防辅助系统通讯；6、综合上述四项工作中的问题，修改有问题的配置文件，形成最终的scd文件、全站配置文件。
向调度人员索取全站调度编号，完善全站监控系统数据库及图形，得到最终的监控数据库及图形。
第四阶段：远动调试1,、根据最终的scd文件生成远动数据库；2、根据各级调度要求，做远动转发表并上传到远动机，同时将远动转发表提供给调度主站；3、待通信公司将远动通道做好后，跟调度端配合进行通道测试；4、通道调通后，现场调试人员与调度监控系统对信号，对遥测量，做遥控实验。
第五阶段：用户验收，厂家及调试人员消缺第六阶段：全站工作结束，投运。
许继电网保护自动化系统公司蒋文超。
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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。
4、过程层调试
根据配置的SCD 导出相关装置配置，下到装置中。
配合测控装置、智能终端、保护装置等厂家完成过程层调试、需要不断更改配置
文件，并且出了问题不能直观地看出故障情况，需要抓报文，分析报文等等。
鄢陵变现场智能终端BOS 板，由于装置发热严重，导致BOS 板不断重启，使遥控出口不能开放，遥控命令不能执行下去，问题由研发人员指导查了一周左右仍解决不了。
最终由研发中心人员（负责硬件和软件方面）在现场花了一周多时间才发现问题原因，最终解决。
球场路变与NSR201D （ARP 保护）联调时，遥测在后台无法显示，通过61850调试工具可以看见遥测，于是201保护研发人员认为他们的模型和装置没有问题，但是后台这边始终无法显示遥测，开始由研发指导还是没有查出来，后来研发人员过来配合201保护研发人员一起查，并换了一次人，最终确定仍然是模型文件问题。
（需要占用很长时间，基本上自始自终, 系统公司目前尚不具备这方面能力, 要求开发一套供工程人员使用的直观的调试工具, 继保等其它厂家如何做的……）。
5、一体化信息平台配置
根据SCD 文件导库，完成后台的搭建，并且完成站控层与装置通讯，完成后台数据库、画面制作、分画面制作（保护软压板）、关联数据库，完成信号对点、保护软报文上送、遥测显示、遥控等功能。
保护要做定值召唤、定值修改、故障录波等。
5、一体化五防，五防逻辑一般由设计院提供，出图纸，然后后台厂家根据图纸编逻辑，做到后台五防程序库中，并做五防模拟画面。
目前只有鲁巷变和风光储实际使用一体化五防，整个软件调试和后期
维护消缺均由研发完成（不支持统一组态，重复组态）。
6、高级应用需要安排专人，完成顺控票库的制作，并做到分画面上。
这方面可根据用户的实际需要灵活制作。
由于全站操作票所有各项操作都涵盖到，会有很多张，所以此项工作也要花费很多时间。
智能告警、电压无功自动调节VQC 、小
电流接地选线、源端维护等都需要花费大量时间去做。
（高级应用不支持间隔复制，极不方便且效率低下）
鄢陵站制作顺控操作票4人加班加点共花费15天时间完成。
7、规约转换器NSS203，由于不同的站一般智能设备厂家都不尽相同，而且各个厂家的科研水平参差不齐。
所以对于调通讯的话，一般都需要现场写程序，个别厂家都需要我们给他们做ICD 文件，然后进行测试，并完成通讯。
（接入规约较少, 不能灵活设置，与调度端联调不顺利, 时常要现场改程序）
8、远动装置调试，调度通道调试、调度信号转发、遥信对点、遥测、遥控等也一般需要研发中心人员完成。
（接入规约较少, 不能灵活设置，与调度端联调不顺利, 时常要现场改程序）。