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。
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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）。