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。
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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；