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220kV变电站计算机监控系统专用技术规范智能变电站状态监测技术规范（范本）25本规范对应的专用技术规范目录26220kV变电站计算机监控系统专用技术规范智能变电站状态监测技术规范（范本）使用说明1．本技术规范分为通用部分、专用部分。
2．项目单位根据需求选择所需设备的技术规范，技术规范通用部分条款及专用部分固化的参数原则上不能更改。
3．项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。
如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“项目单位技术差异表”并加盖该网、省公司物资部（招投标管理中心）公章，与辅助说明文件随招标计划一起提交至招标文件审查会：1）改动通用部分条款及专用部分固化的参数；2）项目单位要求值超出标准技术参数值；3）需要修正污秽、温度、海拔等条件。
经标书审查会同意后，对专用部分的修改形成“项目单位技术差异表”，放入专用部分中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。
4．对扩建工程，项目单位应在专用部分提出与原工程相适应的一次、二次及土建的接口要求。
5．技术规范的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。
6．投标人逐项响应专用技术规范中“1 标准技术参数”、“2 项目需求部分”和“3 投标人响应部分”三部分相应内容。
填写投标人响应部分，应严格按招标文件专用技术规范的“招标人要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。
投标人填写技术参数和性能要求响应表时，如有偏差除填写“投标人技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。
7．一次设备的型式、电气主接线和一次系统情况对二次设备的配置和功能要求影响较大，应在专用部分中详细说明。
27目次智能变电站状态监测技术规范（范本）使用说明 (27)1总则 (29)1.1引言 (29)1.2供方职责 (29)2技术规范要求 (29)2.1总体要求 (29)2.2标准和规范 (29)2.3设计原则 (31)2.4监视范围 (32)2.5系统构成 (32)2.6系统通信 (34)2.7使用环境条件 (34)2.8装置额定参数 (34)2.9电源 (34)2.10防雷、接地、抗干扰 (35)2.11电缆选择和敷设 (35)2.12其他要求 (35)3试验 (35)3.1试验要求 (35)3.2电气性能试验 (36)3.3现场试验 (36)4技术服务、设计联络、工厂检验和监造 (36)4.1卖方提供的样本和资料 (36)4.2技术资料，图纸和说明书格式 (36)4.3供确认的图纸 (36)4.4项目管理 (36)4.5其他资料和说明书 (37)4.6卖方提供的数据 (37)4.7图纸和资料分送单位、套数和地址 (37)4.8设计联络会议 (37)4.9工厂验收和现场验收 (37)4.10现场服务 (37)4.11质量保证 (37)4.12备品备件，专用工具，试验仪器 (38)28220kV变电站计算机监控系统专用技术规范1总则1.1引言提供设备的厂家、投标企业应具有ISO 9001质量保证体系认证证书，宜具有ISO 14001环境管理体系认证证书和OHSAS 18001职业健康安全管理体系认证证书及年检记录，宜具有AAA级资信等级证书、重合同守信用企业证书并具备良好的财务状况和商业信誉。
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。
为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范(最新版)》，供各单位参考和借鉴。
目录1 总则2 引用标准3 术语4 管理职责4.1 管理部门职责4.2 运检单位职责5 运行管理5.1 巡视管理5.2 定期切换、试验制度5.3 倒闸操作管理5.4 防误管理5.5 异常及事故处理6 设备管理6.1 设备分界6.2 验收管理6.3 缺陷管理6.4 台账管理7 智能系统管理7.1 站端自动化系统7.2 设备状态监测系统7.3 智能辅助系统8 资料管理8.1 管理要求8.2 应具备的规程8.3 应具备的图纸资料9 培训管理9.1 管理要求9.2 培训内容及要求1 总则1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。
1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。
1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。
1.4 本规范合用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。
常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。
1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。
2 引用标准Q/GDW 383-2022 《智能变电站技术导则》Q/GDW 393-2022《110 (66) kV~220kV 智能变电站设计规范》Q/GDW394 《330kV~750kV 智能变电站设计规范》Q/GDW 410-2022 《高压设备智能化技术导则》及编制说明Q/GDW 424-2022 《电子式电流互感器技术规范》及编制说明Q/GDW 425-2022 《电子式电压互感器技术规范》及编制说明Q/GDW 426-2022 《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明Q/GDW 427-2022 《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明Q/GDW 428-2022 《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明Q/GDW 429-2022 《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明Q/GDW 430-2022 《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明Q/GDW 431-2022 《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明Q/GDW 441-2022 《智能变电站继电保护技术规范》Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范(试行)》Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》Q/GDW640 《110 (66)千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》Q/GDW6411 《220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》Q/GDW642 《330kV 及以上330~750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》Q/GDW750-2022 《智能变电站运行管理规范》国家电网安监[2022]904 号《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》国家电网生[2022]1261 号《无人值守变电站管理规范(试行)》国家电网科[2022]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》国家电网安监[2022]664 号国家电网公司《电力安全工作规程(变电部份)》国家电网生[2022]512 号《变电站运行管理规范》国家电网生[2022]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范(试行)》3 术语3.1 智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
智能变电站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。
《智能变电站运行管理规范》（最新版）为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。
目录1 总则2 引用标准3 术语4 管理职责4.1 管理部门职责4.2 运检单位职责5 运行管理5.1 巡视管理5.2 定期切换、试验制度5.3 倒闸操作管理5.4 防误管理5.5 异常及事故处理6 设备管理6.1 设备分界6.2 验收管理6.3 缺陷管理6.4 台账管理7 智能系统管理7.1 站端自动化系统7.2 设备状态监测系统7.3 智能辅助系统8 资料管理8.1 管理要求8.2 应具备的规程8.3 应具备的图纸资料9 培训管理9.1 管理要求9.2 培训内容及要求1 总则1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。
1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。
1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。
1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。
常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。
1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。
2 引用标准Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV 智能变电站设计规范》Q/GDW394 《330kV～750kV 智能变电站设计规范》Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》及编制说明Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》及编制说明Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》及编制说明Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》Q/GDW640 《110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》Q/GDW6411 《220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》Q/GDW642 《330kV 及以上330～750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》国家电网安监[2006]904 号《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》国家电网生[2008]1261 号《无人值守变电站管理规范（试行）》国家电网科[2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》国家电网安监[2009]664 号国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》国家电网生[2006]512 号《变电站运行管理规范》国家电网生[2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》3 术语3.1 智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
智能变电站自动化设备的调试和运行维护智能变电站的设备型式、二次回路、监控系统组网方式均与传统的综合自动化变电站存在较大差异，智能变电站相对于传统综自变电站，最核心的保护原理都是一样的，远动的原理变化也不大,其最根本的变化就是:一次设备智能化、二次设备网络化、光纤代替电缆、统一了 IEC61850 规约通信格式，这些变化使得各种简单信息的交互成为可能，信息数据更加丰富,这种信息的统一和丰富催生了更多以往看来如程序化操作、智能化五防、在线检测难以实现的高级应用。
随着电网智能化程度越来越高，为确保电网安全,把握智能变电站自动化设备的调试和运行维护成为智能电网建设中的重要课题。
智能变电站现场调试内容调试工作开展前，应进展站内光纤标牌和网络物理连接正确性确认、光纤裕度检测等工作,并对站内装置的外观、供电电源、绝缘性能、装置配置等工程进展检查，以保证调试工作的顺当开展。
IED 单体调试—通用测试工程检修机制检查:投入检修压板后,检查装置发出的各种相关网络传输报文〔GOOSE、SV 等报文〕的检修状态位是否有效.采样检查：检测装置的采样值报文格式及功能是否满足相关标准。
GOOSE 开入开出功能测试:检查装置发出 GOOSE 报文格式是否正确，并能正确接收 GOOSE 报文，检查装置的 GOOSE 开入开出功能是否正常.通信检查：装置与过程层、间隔层的网络通讯功能。
SOE 区分率检测：用数字式继电保护测试仪对装置施加遥信量，检查显示装置的 SOE 时间是否正确,对时精度：≤1ms.IED 单体调试—功能测试工程功能测试的目的是验证装置的根本功能满足相关规程要求，行为与装置技术说明书所述全都。
主要有以下测试工程：同步时钟；保护功能;测控功能;合并单元；智能终端；故障录波装置;故障信息系统;网络分析功能。
系统调试全站对时时钟系统调试；全站SV 验证;全站GOOSE 验证；保护动作信息的采集测试；测控系统、远动系统调试。
《智能变电站运行管理规范》（最新版）为进一步规范电网智能化变电站运行管理工作，保证智能设备安全可靠运行，本规范结合国家电网公司及相关网、省电力公司相关管理标准及现场运行实际，参考各省的《智能变电站运行管理规范》，完成现《智能变电站运行管理规范（最新版）》，供各单位参考和借鉴。
目录1 总则2 引用标准3 术语4 管理职责4.1 管理部门职责4.2 运检单位职责5 运行管理5.1 巡视管理5.2 定期切换、试验制度5.3 倒闸操作管理5.4 防误管理5.5 异常及事故处理6 设备管理6.1 设备分界6.2 验收管理6.3 缺陷管理6.4 台账管理7 智能系统管理7.1 站端自动化系统7.2 设备状态监测系统7.3 智能辅助系统8 资料管理8.1 管理要求8.2 应具备的规程8.3 应具备的图纸资料9 培训管理9.1 管理要求9.2 培训内容及要求1 总则1.1 为规范智能变电站设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能变电站设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。
1.2 本规范依据国家和电力行业的有关法规、规程、制度，智能变电站技术标准、规范等，并结合智能变电站变电运行管理的实际而制定。
1.3 本规范对智能变电站设备的管理职责、运行管理、设备管理、智能系统管理、资料管理和培训管理等六个方面的工作内容提出了规范化要求。
1.4 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。
常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。
1.5 本规范如与上级颁发的规程、制度等相抵触时，按上级有关规定执行。
2 引用标准Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV 智能变电站设计规范》Q/GDW394 《330kV～750kV 智能变电站设计规范》Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》及编制说明Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》及编制说明Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》及编制说明Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》Q/GDW580 《智能变电站改造工程验收规范（试行）》Q/GDWZ414 《变电站智能化改造技术规范》Q/GDW640 《110（66）千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》Q/GDW6411 《220kV 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》Q/GDW642 《330kV 及以上330～750 千伏变电站智能化改造工程标准化设计规范》Q/GDW750-2012 《智能变电站运行管理规范》国家电网安监[2006]904 号《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》国家电网生[2008]1261 号《无人值守变电站管理规范（试行）》国家电网科[2009]574 《无人值守变电站及监控中心技术导则》国家电网安监[2009]664 号国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》国家电网生[2006]512 号《变电站运行管理规范》国家电网生[2008]1256 号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》3 术语3.1 智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
智能变电站调试手册和规范（初稿）随着华中区智能变电站越来越多，接触智能变电站的同事也会越来越多，为了让以后的同事少走弯路，提高工作效率，吸取以前同事的工作经验，智能变电站工程化的调试手册和调试规范相应诞生，此手册主要是讲解制作过程和调试需要注意的问题，以及对制作过程和备份进行规范。
主要分为两部分，一部分为作为集成商部分，另一部分为作为非集成商部分。
（此文档为全区同事共同编写，欢迎各位同事指正错误，提出更好的方式）一、集成商制作流程1、调试前的准备1.1、调试前注意收集的资料和现场工作流程1、联系本站设计拿到相应的图纸、虚端子、技术协议、发货装箱清单、设计联络会资料；2、联系本站设计以及公司采购部，了解集成的具体设备，设备对应厂家技术和销售联系人，公司相应的采购负责人，制作成EXCEL表格，以方便联调和相应资料的联系查找；3、到现场按照发货装箱清单清查现场的发货情况，特别注意GPS天线、跳线、光缆等；可以讲跳线、插线板等容易丢失的自己管理起来，以防止后期丢失带来不便；4、全站的网络结构先划分清楚，涉及的几层网络以及防火墙之间的联系等等；5、首先统计号全站装置，按照地址表中的命名规范来命名，全站统一做好命名规范，方便查找，具体看附件表中的地址例子；6、由于数字化站的保护以及其他智能设备的软件版本目前变更比较频繁，版本统计一定要统计清晰，尤其是最终版本，每个版本的变更最好有公司下发的变更通知单、分类保存好各个升级文件；7、按照统计的地址表找公司要到相应最新版本的ICD文件以及升级程序，对于测控这种自己制作的ICD文件，建议按照虚端子开入建到相应的模型中；8、交换机在划分VLAN的时候，最好由交换机来控制VLAN，数据源（即在配置工具中不带VLAN标签）不带标签，完全由交换机自己控制VLAN。
9、软件工具最好使用最新的，在一个具体的站中遇到的问题可能会比较多，最好将问题一一记录下来做成excel，方便以后维护或者出现类似问题的处理10、因为现场很多厂家需要用SCD文件，所以SCD文件需要保证给每个厂家的一致，且网络分析仪厂家需要goose描述，每一个智能设备发布的goose 数据集的中文描述，我们公司目前没有专门修改SCD文件的工具，最好是在建立模型的时候把上述描述敲上，以后别人在用SCD文件的时候就有此开入中文描述，且在SCD中需要将SV与GOOSE分开，否则其他厂家用SCD时候会出错，读取不了SV的数据。
11、根据CSGC3000的要求需要将电压等级进行严格区分500kV、220 kV、110&35 kV、0.4 kV，再进行拓扑动态着色的时候需要。
12、所有的有关61850的文件全部放在csc2100_home\project\61850cfg下面，并且需要建立SCD文件夹，将建立的工程保存到SCD文件夹里面，建立模型、虚端子、以及远动导出文件夹（如果有CSC2000的远动导出还需要在运动文件夹下建立CSC2000DC文件夹放CSC2000的运动导出。
13、最后工程做好以后，要将61850cfg文件夹同步，还要将\project\Tool也同步14、还需要建立一个厂家联系的表格，方便联系解决问题。
对于特殊的一些功能，一定要在厂内联调时候做功能试验2、组网介绍目前数字化变电站采用的结构基本上都是三层两网。
三层：站控层、间隔层、过程层；两网：GOOSE网、MMS网。
下面先图示下数字化站的结构，从一次设备-过程层-间隔层-站控层。
咱们逐层解析各部分组成及调试过程。
上图就是一个数字化变电站的基本结构，从上而下，图示的互感器与断路器是常见的一次设备，大家参照下表就可以看出两者区别。
常规站大家都了解，就是采用电缆接线后，采集模拟量上送到各装置。
不过有些数字化改造站的一次设备依然使用传统互感器、开关；间隔层与站控层与数字化站没有区别。
不同之处就是在MU合并装置上增加了交流模拟插件，用来采集常规一次设备的电压、电流等模拟量。
3、监控系统（CSC2000V2）制作3.1、调试流程3.2、调试注意问题3.3、备份规范4、保护、测控、MU合并单元、智能终端调试流程和备份4.1、保护调试流程及其注意问题4.1.1、调试流程4.1.2、调试注意问题4.2、智能终端调试流程及其注意问题4.2.1、调试流程就是操作箱，我们分为JFZ600F-线路，JFZ600R-本体，JFZ600S-单体。
调试方法相同，后面只介绍一种，这里不做累述。
操作箱的功能相当于目前常规测控装置（交流除外）和常规操作箱的集合；完成对一个间隔断路器、刀闸的控制和采集工作，对间隔层设备具备2个以上独立的GOOSE接口，对一次设备仍然为电缆接口。
也就是说，智能操作箱通过电缆接入一次设备（与传统一样），然后通过GOOSE报文的网络方式上送给间隔层的保护、测控等装置。
具体结构如下：在图中有MMS、GOOSE、SV这些英文缩写，其实理解起来很简单。
从数字化站的网络结构中我们可以将数字化站的网络通讯分为以下三种：➢MMS：同普通61850站相同，MMS为站控层与间隔层之间的通讯方式；就是测控保护和后台之间通讯。
（采用IP地址）➢GOOSE：间隔层保护之间、间隔层与过程层操作箱（智能终端）之间的通讯方式；（采用MAC地址）➢SV：间隔层与过程层MU之间的通讯方式（MU与保护、测控）。
（采用MAC地址）4.2、测控和PLC调试流程及其注意问题4.2.1、调试流程4.2.2、调试注意问题4.3、MU合并单元调试流程及其注意问题4.3.1、调试流程数字化站的一次设备已经自采各模拟量，通过光纤跳线再连接到MU合并单元后，再将数据上送到需要这些数据的各个测控、保护装置；大家可以将MU 看做一个数据源，各装置各采所需，从里面拿自己需要的模拟量。
我们的MU 合并单元为CSN-15，具备光纤接口和电缆接口，可以接入数字互感器和传统互感器，具备12路互感器接口，按6+6配置，即可以支持12光、12电、6光6电三种配置。
输出为以太网或串口的数据。
合并单元需要同步信号输入。
数据结构如下图：4.3.2、调试注意问题4.5、五防一体化制作4.6、高级应用-远动顺控4.7、再往下到交换机，这里仍然是过程层的一部分，保护和测控通过这里分别于MU与操作箱的组网部分进行通讯。
负责传输组网部分的SMV与GOOSE通讯。
SV、GOOSE层交换机需要划分VLAN，以分流庞大的数据量（VLAN的划分方法见附录）。
图示中SV、GOOSE通讯被集中到一个交换机进行通讯，也可以划分单独的SV网交换机与GOOSE网交换机进行通讯。
一般都是东土或罗杰康的，有些数字化站采用1588对时（PTP），需要支持1588对时的交换机。
4.8、接着交换机往下看就到了间隔层装置，即保护与测控装置。
下图为我们的保护装置。
最明显的就是数字化站看不到交流插件了。
间隔层设备即连接过程层（GOOSE、SV）也连接站控层（MMS）。
图中的哈丁端子接入装置电源、开入、开出插件，测控装置一般采用集成商（即后台）厂家。
非集成商厂家的主要工作是调试保护与操作箱，由于对于非集成商的调试比较熟悉，就先从非集成商调试说起。
其中GOOSE板与智能终端进行通讯，SV板与MU装置通讯。
而管理版依然采用电以太网交换机面向后台通讯，调试方法同一般的61850站基本相同。
最后站控层数据交换机将数据送到监控后台与远动进行本地监控也调度远传。
4.9、4.10、备份规范5、高级应用平台CSGC3000制作流程二、非集成商制作流程2.1、调试前的准备：2.1.1、调试前注意收集的资料和现场工作流程1、联系本站设计拿到相应的图纸、技术协议、发货装箱清单、设计联络会资料等；2、找到其他站的工作简报，以后每周向技术支持部智能站项目经理发送，并抄送给省区经理及大区经理，技术支持部经理；3、现场清货。
查看现场发货与设计是否相符，如尾纤的型号及数量、跳线的数量、光缆、光配等。
特别注意尾纤的型号（ST，SC，LC，FC）主要是南瑞继保的是LC，其他厂家都是ST；4、进站后装置上电查看装置型号及各插件型号，SV板版本号在单独的SV版本信息中查看，咨询公司设计及调试方了解本站的组网方式，主要是母差是否是直采直跳还是组网方式。
（国网直采直跳：直接采样，直接跳闸。
现在大部分地方是直接采样，直接采保护用智能终端信号（如开关位置，闭锁重合闸）直接跳闸）。
母差组网方式和直采直跳方式程序不一样。
在此基础上建立一个保护版本记录表格；5、根据了解到的组网方式及需要实现的功能，向公司数字化接口部门要相应的保护cpu程序，goose板程序，sv板程序，测控CPU程序，以及sv板底层引导程序，goose板底层引导程序，master板程序等。
（虽然经过出厂联调，但是并没有处理完全的问题，所以需要升级；6、找技术支持核对程序版本并要到最新的版本程序；7、将最新的ICD文件给集成商，测保一体化装置，要用CSCAMT软件将测控双位置遥信（主要是断路器，刀闸）配置好，遥控号配置好(注意最新的goose虚端子)重新生成ICD文件。
一般要求：断路器遥控号为7，刀闸1为8，刀闸2为9，刀闸3为10，刀闸4为11，刀闸5为12，刀闸6为13，刀闸7为14.，双位置遥信开入要根据虚端子表来确定，最好以后要求设计将开入1,2为断路器分合，开入3,4。
5,6。
7,8，9,10，11,12,，13,14，15,16为刀闸1~7的开入分合位。
其余单位置遥信依次类推；8、拿到集成商提供的SCD文件，检查相应保护装置的虚端子连接是否与设计虚端子图有出入，有不同的地方，必须交由集成商更改，然后在给我们新的scd文件（这点很重要）。
同时拿到集成商提供的IEDname，MMS层：IP 地址，子网掩码。
GOOse配置的：appid，mac-addr，gooseID。
Sv配置的：svid，mac-addr，appid。
此处有个建议：强烈要求设计将智能终端测控未定义的虚端子也与咱们的虚端子一一连接，防止以后加点，我们又要下载一次配置（主要是测保一体化装置）；9、将无误的scd文件，通过IECtool工具导出配置文件。
导出的配置文件有：PXL1106_sv.ini,PXL1106G1.cid,PXL1106G1.ini,PXL1106G1.txt,PXL1106M1.cid,PXL1106S1.cid,PXL1106S1.ini,PXL1106S1.txt,sys_go_PXL1106.cfg.。
生成文件中：PXL1106为IEDname，S1，G1，M1为访问点，一般情况下S1为MMS层访问点，M1为SV访问点，G1为goose访问点。
其中我们要用的文件如下：goose配置文件：PXL1106G1.iniMMS层配置文件：PXL1106S1.cid，sys_go_PXL1106.cfg.。
