智能变电站的调试流程及方法

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。

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。

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

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

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

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

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

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

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

第二，保护功能检测法。

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

第三，测控功能检测法，涉及到同期功能检测和防误闭锁等诸多内容。

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

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

关于智能变电站联合调试方法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。

智能变电站现场调试及试验方法［摘要］智能变电站在信号采集和传输方式上的变革，使得其现场调试和试验方法与常规站有了较大的差异。

从分系统的角度出发探讨了适应智能变电站二次设备的调试要点和方法，对推动智能变电站的建设与发展有积极的指导意义。

［关键词］智能变电站；现场调试；试验；方法1现场调试总体要求智能变电站一次设备本体的调试与试验，可参考常规变电站开展。

根据国网公司“智能变电站自动化系统现场调试导则”要求，自动化系统具体包括：继电保护系统、站内网络系统、计算机监控系统、远动通信系统、全站同步对时系统、网络状态监测系统以及采样值系统等调试内容。

各分系统功能调试工作，应在系统网络恢复并按要求配置完成、智能设备单体调试完成的基础上进行。

智能变电站二次设备的调试与试验，从功能的实现上来看调试方法和传统站基本一致，包括信号对点、单体、整组传动等，主要问题集中在“虚回路”的检测、网络系统的测试、时钟同步系统的测试等方面，与传统变电站调试存在较大差异。

2继电保护系统从保护功能实现上来说，智能继电保护装置的调试和传统保护装置基本一致，与传统变电站保护装置不同之处在于采样值品质位测试、采样值畸变测试、样值传输异常测试和修状态测试。

2．1采样值品质位测试（1）调试要点及要求。

采样值品质位无效标识在指定时间范围内的累计数量或无效频率超过保护允许范围，相关的保护功能应瞬时可靠闭锁，与该异常无关的保护功能应正常投入，采样值恢复正常后，被闭锁的保护功能应及时开放。

（2）调试方法。

通过数字继电保护测试仪按不同的频率将采样值中部分数据品质位设置为无效，模拟mu发送采样值出现品质位无效的情况。

2．2采样值畸变测试（1）调试要点及要求。

电子式互感器双a/d采样数据中，一路采样值畸变时，相关保护应闭锁。

（2）调试方法。

通过数字继电保护测试仪模拟电子式互感器双a/d中保护采样值部分数据进行畸变放大，畸变数值大于保护动作定值，同时品质位有效，模拟一路采样值出现数据畸变的情况。

智能变电站调试内容
（1）全站SCD文件的确认，确定各个设备之间的接口，每个装置需 要实现的功能和输入输出数据。

就是在调试之前，将设计院的设计图 纸变成符合IEC61850变电站模型文件，编写虚端子表，确定各个装 置之间的数据链接。

（2）全站网络结构图的确认。

确定各个设备之间的光纤链接关系，端口链接的走向，编制全站设备的光纤链路表和光纤、尾纤、网线标 牌标签表，从而确保链路走向的清晰可见。

（3）编制全站设备IP地址的分配表，确保全站设备IP通讯地址唯一
（4）网络负载流量控制问题，确认VLAN划分方案。

（5）顺序控制逻辑的确定。

（6）光纤通道导通检查。

（7）配置文件核对，检查CID文件下装是否正确。

（8）全站同步对时核查，检查各设备是否能够对时同步。

（9）主变保护、站域控制、智能组件等各装置的单体调 试。

（10）模拟量采集检测
（11）开关量采集检测
（12）控制功能测试
（13）电压电流同步性能测试
（14）互感器精度及传输延时的测试。

（15）开关防跳
（16）保护整组试验
（17）程序化控制
（18）五防试验
（19）网络性能测试，如吞吐量测试、时延测试、帧丢失测试、GOOSE 传输能力测试、VLAN测试、帧抑制率测试、优先级测试、网 络风暴对装置动作行为的测试等。

（20）一次升流试验
（21）带负荷检查。

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。

智能变电站合并单元和智能终端调试智能变电站合并单元和智能终端调试正文：一、引言1·1 简介智能变电站合并单元和智能终端是电力系统中重要的设备，用于监测、控制和管理电力系统的运行。

本文档旨在提供智能变电站合并单元和智能终端的调试操作指南，以确保设备能够正常工作。

1·2 目的本文档的主要目的是提供智能变电站合并单元和智能终端调试的步骤和要点，以帮助操作人员顺利完成调试工作，并确保设备按照设计要求正常运行。

二、智能变电站合并单元调试2·1 设备安装准备2·1·1 智能变电站合并单元的安装位置和布置2·1·2 智能变电站合并单元的接线和连接2·2 设备功能测试2·2·1 设备供电测试2·2·2 设备通信联络测试2·2·3 设备信号采集测试2·2·4 设备控制输出测试2·3 设备参数配置2·3·1 配置设备基本参数2·3·2 配置设备通信参数2·3·3 配置设备信号采集参数2·3·4 配置设备控制参数2·4 设备性能验证2·4·1 设备运行状态验证2·4·2 设备监测功能验证2·4·3 设备控制功能验证2·4·4 设备通信功能验证三、智能终端调试3·1 设备安装准备3·1·1 智能终端的安装位置和布置3·1·2 智能终端的接线和连接3·2 设备功能测试3·2·1 设备供电测试3·2·2 设备通信联络测试3·2·3 设备信号采集测试3·2·4 设备控制输出测试3·3 设备参数配置3·3·1 配置设备基本参数3·3·2 配置设备通信参数3·3·3 配置设备信号采集参数3·3·4 配置设备控制参数3·4 设备性能验证3·4·1 设备运行状态验证3·4·2 设备监测功能验证3·4·3 设备控制功能验证3·4·4 设备通信功能验证四、附件本文档涉及的附件详见附件部分。

【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。

智能变电站合并单元和智能终端调试随着电力系统的不断发展和智能化水平的提高，智能变电站已成为电力系统的重要组成部分。

在智能变电站中，合并单元和智能终端是实现智能化控制和监测的关键设备。

它们的正确调试对于保证变电站的安全稳定运行具有至关重要的意义。

一、合并单元合并单元是将互感器输出的模拟信号转换为数字信号，并按照特定的通信协议进行传输的设备。

其主要功能是实现电气量的同步采集和数字化转换，为保护、测控等二次设备提供准确、可靠的数据。

在调试合并单元时，首先需要对其硬件进行检查。

包括检查外观是否完好，接线是否牢固，电源模块是否正常工作等。

同时，还需要对合并单元的采样精度进行测试。

这通常需要使用高精度的标准源来模拟互感器的输出信号，然后对比合并单元的采样值与标准源的输出值，以判断其精度是否满足要求。

同步性能也是合并单元调试的重要内容。

由于智能变电站中多个设备需要基于统一的时间基准进行工作，因此合并单元的同步精度直接影响到整个系统的性能。

常见的同步方式有光 B 码同步和 IEEE 1588协议同步。

在调试时，需要检查同步信号的输入是否正常，以及合并单元输出的采样数据是否具有良好的同步性。

此外，还需要对合并单元的通信功能进行测试。

确保其能够按照规定的通信协议与保护、测控等设备进行稳定、可靠的数据传输。

这包括检查通信接口的物理连接、通信参数的配置以及数据报文的格式和内容等。

二、智能终端智能终端是智能变电站中一次设备与二次设备之间的接口设备，主要负责实现对一次设备的控制和状态监测。

对于智能终端的调试，同样需要从硬件和软件两个方面入手。

在硬件方面，要检查智能终端的柜体结构、接线端子、指示灯等是否正常。

同时，还需要测试智能终端的开入量和开出量，确保其能够准确地采集一次设备的状态信息，并能够可靠地控制一次设备的动作。

在软件方面，需要对智能终端的控制逻辑进行测试。

例如，测试其对断路器、隔离开关等设备的分合闸控制是否符合预期，以及在异常情况下的闭锁逻辑是否正确。

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。