智能变电站-培训材料
一、系统架构：
一次设备
断路器
互感器
说明：
1)网络结构采用3层（站控层、间隔层、过程层）2网（GOOSE网、MMS网）结构，
比常规自动化站增加过程层和过程层网络，过程层网络采用光纤以太网；
2)站控层通过MMS方式通讯；过程层通过SV方式采样，目前主流为9-2；过程层通过
GOOSE方式采集开关量并且跳闸；
3)保护装置SV采样和GOOSE跳闸采用点对点的通讯方式，SV和GOOSE分开；测控装置
通过组网方式，SV和GOOSE共网；
4)低压保护：GOOSE和MMS共网运行，兼测保一体、智能终端、MU功能；
5)其他设备：电度表采用点对点采样，故障录波器和记录分析仪采用组网方式获取数据。
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。
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。
注意：10KV目前没有走单独的GOOSE网，走的是GOOSE/MMS合一的网络，即是在一个交换机中，既有GOOSE报文又有MMS报文，而不像高压部分GOOSE和MMS是单独
分开的。
MU与互感器：目前规约为私有协议。
孝感220KV应城变电站网络结构和上面图示基本上是一致的，三层两网，低压部分MMS 和GOOSE共网，跳闸方式为直跳，采样方式为直采。
保护装置采集开关刀闸位置以及闭锁重合闸等信息通过直跳口采集，线路保护与母差保护的失灵通过GOOSE网，智能终端相关信息到测控通过GOOSE网，主变跳母联开关通过GOOSE 网（遵循跳本间隔通过直跳，跨间隔跳闸通过组网口跳），MU告警等信息到测控以及MU采集刀闸位置通过GOOSE网。
测控、保护、智能终端、MU、都上GOOSE网同时还要给故障录波及网络分析仪用。
二、装置结构：
2.1 测控装置：
SVGO插件：1对SC头的光口，和MU相连，作用是采集MU发来的模拟量。
GOOSE插件：2对SC头的光口和1个电网口，和过程层交换机相连，作用是采集遥信量及遥控等；默认电以太网口192.168.10.1（固定改不了的）。
MASTER管理插件：2个电网口，和站控层交换机相连，作用是把本装置采集的信号上送后台及远动。
DI开入插件：目前作用主要是接入远方就地把手和检修压板，还可接入其他的电缆过来的开入，和常规站作用一样。
DIO开出插件：实际开出板，作用同常规站。
电源插件：给装置提供工作电源。
说明：常规测控的开入板、开出板、直流测温板也可以按需配置；
2.2保护装置：
插件种类
背板端子
CPU插件（也可以说是SV插件）：1对SC头的光口，和MU相连，作用是采集MU发来的模拟量。
GOOSE插件：3对SC头的光口，第一个光口一般接到交换机，组GOOSE网，作用是采集开关刀闸量；第二个和第三个接到智能终端作为点对点跳闸。
MASTER插件：2个电网口，和站控层交换机相连，作用是把本装置保护信号、压板状态上送后台及远动。
说明：
1)对于主变、母差等保护设备，由于点对点通讯方式，可能需要的采集口较多，所以
配置的SV插件和GOOSE插件可能不限于一个，一般是按需配置。
2)保护cpu一般是依附于某一块SV插件。
3)对于测保一体装置，测控CPU和保护CPU分开。
2.3智能终端：
JFZ-600操作箱分2个型号：适用于间隔断路器的为JFZ-600F型，适用于变压器中性点的为JFZ-600R型；对于JFZ-600F装置具备非全相保护功能，对于JFZ-600R装置具备非电量保护功能。
JFZ600S：不分相； JFZ600F：分相；
JFZ600R：本体操作箱。
装置具备开出传动功能，通过Master的第三个电以太网口连接显示软件，装置电以太网端口的IP地址固定为192.168.10.1，计算机网卡的IP地址必须设置为192.168.10.101。
注意：操作箱的有些开入是固定死的，比如开关刀闸位置、检修压板、远方就地等。
MASTER插件X1：也叫主GOOSE插件，有2对SC头的光口和1个调试网口，第一组一般用来组GOOSE网，第二组可以作为直跳口的最后选择。
插件的2个光口IP地址设置为192.168.3/4.X；第三个网口固定为192.168.10.1，用作调试口。
开入插件X1、2、3、4（2块插件）：最大可接入96路开入，其中前24个开入是固定的，另外还有些开入也是固定的。
从GOOSE插件1、2、3插件：和保护直接相连，保护跳闸令到从GOOSE上。
一个装置最大配置是3个从GOOSE插件，一个插件上有3个光口，从上往下数分别为3、2、1。
每个插件的IP地址设置为192.168.5/6/7.1。
开出插件：遥控开出。
操作插件：保护跳闸。
对时插件：接收GPS光B码，再转成电B码给MASTER板对时。
直流插件：采集外部温度或其他直流量。
说明：
对上间隔层按照国网规范的点对点通讯，智能终端标准配置3块GOOSE插件，每块GOOSE插件有3个光通讯口。
另外，Master插件也有2个GOOSE口和间隔层通讯，一般用于组网使用
2.4合并单元：
暂时没有成品。
数字测试仪使用方法1.变比设置：
2.模拟带品质位报文：（验证检修机制）
3.不同组的输出：
4.做主变的比率制动特性曲线：
5.GOOSE订阅：
6：GOOSE发布：
昂立测试仪设置：
虚端子配置
【配置工具】->【帮助】->【需端子配置-GOOSE】。
在连接虚端子的时候注意：
1）开关刀闸是取单位置还是双位置是依据现场实际情况来定的，只有连接开关刀闸时才会弹出这一项，其他遥信直接连接就可以。
2）左边是订阅方，右边是发布方。
3）连接需端子的时候就是从右边发布方连接到左边订阅方就可以了。
每个开入都对应着1个类似端子号，比如左边第23行GO1开入23对应着TRIP/GOINGGIO1.Ind23.stVal；右边第36行4GD对应着RPIT/XSWI23.Pos.stVal。
连接虚端子思路：
测控遥控开出 -> 智能终端
智能终端开关刀闸和硬接点信号及本身软报文等 -> 测控GOOSE开入保护跳闸 -> A套智能终端
智能终端开关位置及闭锁重合闸等 -> A套保护
母差保护 -> 智能终端
智能终端开关刀闸 -> 母差保护
母差保护 -> 线路保护启动停信
线路保护 -> 母差保护 TA/TB/TA启动失灵
母差保护 -> 主变保护失灵联跳
主变保护 -> 母差保护 ST启动高压失灵
高级应用
一体化五防和顺序控制
区域A VQC
全景信息平台及分布式建模
一体化故障信息子站
故障信息综合分析决策
智能报警
分布式状态估计
辅助系统智能化
一体化故障信息子站
⏹监控网络和保护网络一体化
⏹监控系统和故障信息子站一体化
)
可视化展示
–变电站值班人员
•以简洁、准确为准
•监控画面故障推图
•显示本次故障简报
–事故分析人员、继保运行人员
•信息全面
•装置动作报告
•厂站动作报告
•录波波形展示和分析
智能告警及自动故障处理
•事故推画面
•弹出告警信息
•各种声响提示
•通过告警列表定位故障
•一、二次设备模型为中心
•建立在变电站统一模型基础之上
•对信号进行分类及分单元显示
•变电站的运行状态进行在线实时分析和推理
•建立专家处理系统，进行智能判断，并提出处理建议
•间隔内屏蔽和过滤告警，只提示重要事故信息
•同一间隔的相关告警信息相互关联，按照间隔或设备进行操作，减轻操作压力•通过设备连接关系自动定位故障范围及追溯故障源
•优越的专家系统进行推理判断
智能告警系统：按模型进行配置，建模过程实现告警配置，闭锁逻辑维护简单。
注册电气工程师继续教育培训教材-智能变电站部分
智能变电站智能电网是当今世界电力系统发展变革的最新动向， 并被认为是 21 世纪电力系统的重大科技创新和发展趋势。
变电站是电力网络的 节点，它连接线路，输送电能，担负着变换电压等级、汇集电流、分 配电能、控制电能流向、调整电压等功能。
变电站的智能化运行是实 现智能电网的基础环节之一。
随着智能电网建设的开展，以数字化变 电站技术为基础，以设备智能化、信息标准化、协同互动化为特征的 新型智能变电站模式应运而生。
智能变电站是变电站整体技术的跨越 和未来变电站发展的方向。
第一节智能变电站的概念与特征一、 智能变电站的概念 根据《智能变电站技术导则》的定义，智能变电站是采用先进、 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。
二、 智能变电站的特征 与常规变电站相比，智能变电站设备具有信息数字化、功能集成 化、 结构紧凑化、 状态可视化等主要技术特征，符合易扩展、 易升级、 易改造、易维护的工业化应用要求。
智能变电站能够完成比常规变电 站范围更宽、层次更深、结构更复杂的信息采集和信息处理，变电站 内、站与调度、站与站之间、站与大用户和分布式能源的互动能力更 强，信息的交换和融合更方便快捷，控制手段更灵活可靠。
智能变电 站的主要特征如下：首先，智能变电站具有高度的可靠性。
高度的可靠性是智能变电 站应用于智能电网的最基本、最重要的要求。
高度的可靠性不仅意味 着站内设备和变电站本身具有高可靠性， 而且要求变电站具有自诊断 和自治功能，能够对设备故障提早预防、预警，并在故障发生的第一 时间内对其作出快速反应， 将设备故障带来的供电损失降低到最小程 度。
其次，智能变电站具有很强的交互性。
智能变电站必须向智能电 网提供可靠、充分、准确、实时、安全的信息。
智能变电站培训教材(设计院)11.8
智能变电站新建、改造方案四川电力设计咨询有限责任公司2011-5目录1 智能变电站简介 (1)2 IEC 61850标准介绍 (1)3 智能变电站新建、改造设计遵循的主要标准、依据 (2)4 智能变电站新建、改造方案 (3)4.1变电站自动化系统 (3)4.2元件保护及自动装置 (5)4.3交直流一体化系统 (6)4.4其他二次系统 (9)4.5二次设备组屏(柜)及布置 (11)4.6一体化信息平台和高级功能 (12)1 智能变电站简介智能变电站是由智能化一次设备和网络化二次设备分层构建，建立在IEC-61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作以及各种自动化功能的现代化变电站。
智能变电站自动化系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层组成。
2 IEC 61850标准介绍IEC 61850是国际电工委员会制定的基于网络的变电站的唯一国际标准，2005年~2006年中国电力系统管理及其信息交换标委会相继制定了等同采用IEC 61850系列标准的DL/T860《变电站通信网络和系统》系列标准。
IEC 61850标准共分10个部分。
IEC 61850标准是迄今为止最为完善的关于变电站自动化的通信标准，也是TC57近年来发布的最重要的一个国际标准，并形成了智能变电站应用技术的重要支撑。
IEC 61850标准的核心可归纳为信息建模、抽象接口服务、具体映射三部分。
其定义了二十多种公共数据类型CDC（Common Data Class），近一百种兼容逻辑节点（CPLN）和三百多种兼容数据类型（CPDC），用来表示变电站的具体信息；也定义了抽象通信服务接口ACSI（Abstract Communication Service Interface），描述了服务器和客户间的通信：实时数据交换、事件报告、设备的自我描述、文件传输等。
ACSI使整个标准向通信开放，独立于某个具体通信网络；并且定义了特定通信服务映射SCSM（Special Communication Service Mapping），将ACSI映射到特定的通信网络协议，如制造报文规范MMS（Manufacturing Message Specification）、TCP/IP、各种现场总线、串行线等。
智能变电站调试培训教材(实训部分).
智能变电站调试技术实操部分江苏省电力公司电力科学研究院变电站智能设备检测技术实验室2013年8月目录一、培训目的 (1二、培训系统介绍 (1三、500千伏线路保护 (53.1培训目的 (53.2培训大纲 (53.3线路保护单体调试 (83.4开关保护单体调试 (143.5合并单元单体调试 (143.6智能终端单体调试 (153.7线路保护通道联调 (163.8整组测试 (173.9异常情况处理 (19四、500千伏变压器保护 (204.1培训目的 (204.2培训大纲 (204.3变压器保护单体调试 (21 4.4非电量保护单体 (234.5整组测试 (234.6异常情况处理 (24五、220kV线路保护 (255.1培训目的 (255.2培训大纲 (255.3线路保护单体调试 (27 5.4合并单元单体调试 (30 5.5智能终端单体调试 (30 5.6整组测试 (325.7异常情况处理 (33六、220千伏母线保护 (346.1培训目的 (346.2培训大纲 (346.3母线保护单体调试 (36 6.4整组测试 (376.5异常情况处理 (38智能变电站调试技术实操培训一、培训目的本次培训主要针对智能变电站二次系统的特点,介绍线路、主变、母线等二次设备的典型特点及配置情况;介绍各主流数字式继电保护测试仪的特点及使用方法;并结合实际操作,开展保护装置、合并单元、智能终端的单体测试及整组测试;同时介绍测试过程中遇到的异常问题处理思路和处理方法。
本次培训旨在学员通过实际装置和实际动手操作能够对智能变电站二次系统的配置及具体的二次设备操作有感性认识,能够了解智能变电站调试与常规变电站的区别,并初步掌握智能变电站的基本调试方法。
二、培训系统介绍实际操作培训在国家电网公司实验室——“变电站智能设备检测技术实验室”开展,按照实际工程配置500kV智能变电站典型间隔,一次系统接线如图1所示:500kV 部分配置一回线路、一台主变构成一串完整的线变串;220kV部分双母接线,除主变分支和母联分支外,另配置两条线路;主变35kV侧暂未配置电容、电抗。
智能变电站教材调试人员培训
1、背景及内容介绍2、通信服务3、信息模型4、思想与理念5、小结2IEC 61850产生的原因7⏹互操作性⏹自由配置⏹长期稳定性为不同厂家的设备互联提供互操作性,即不同制造厂家提供的智能设备可交换信息和使用这些信息执行特定功能。
满足电力自动化系统功能和性能要求；可灵活配置，将功能自由分配到装置中，支持用户集中式和分散式系统的各种要求。
支持未来的技术发展，因为它可兼容主流通讯技术而发展，并可伴随系统需求而进化。
标准制定的主要目的11控制中心监控主机工程师站测控RTU传统开关设备传统CT / VT测控保护传统开关设备保护传统CT / VT传统的变电站自动化架构12控制中心监控主机工程师站测控保护测控保护保护 & 测控过程接口过程接口过程接口站控层间隔层过程层站级总线过程总线IEC 61850的三层架构13IEC 61850应用范围维护中心控制中心水电厂IEC 61850-7-410变电站变电站风电厂IEC 61850IEC 61400-25分布式能源、光伏IEC 61850-90-7IEC 6850-7-420储能IEC 61850-90-9电动汽车IEC 61850-90-8分布式自动化IEC 61850-90-6状态监测映射到101/104采用IEC 61850同步相量变电站之间IEC 61850-90-1第一版第二版制定中IEC 61850-1 (10)IEC 61850-90-417IEC 61850认证191、背景及内容介绍2、通信服务3、信息模型4、思想与理念5、小结20数据源地址FCS类型目标地址可变长：46-150026640000.0C xx.xxxx厂商自己分配IEEE 分配MAC 地址# 字节以太网有效帧长：64-1518以太网帧格式25上层数据LLC 头 + IP + TCP + 上层数据MAC 头IP + TCP +上层数据LLC 头TCP+上层数据IP 头上层数据TCP 头0101110101001000010传输层数据链路层物理层网络层表示层应用层会话层LLC 头FCSFCS封装过程26上层数据LLC 头 + IP + TCP + 上层数据M AC 头IP + TCP +上层数据LL C 头TCP+上层数据I P 头上层数据T C P 头0101110101001000010传输层数据链路层物理层网络层表示层应用层会话层解封装过程27一步步理解通讯过程“间隔 1的开关CB合闸 "28应 用 程 序“间隔 1的开关CB 合闸 ""间隔 1的开关CB 合闸"一步步理解通讯过程29结 构应 用 程 序"间隔 1的开关CB 合闸"“间隔 1的开关CB 合闸 "Bay 1CB Op.On一步步理解通讯过程30结 构编 码应 用 程 序“间隔 1的开关CB 合闸 "Bay 1CB Op.On 000100000101"间隔 1的开关CB 合闸"一步步理解通讯过程31结 构应 用 程 序“间隔 1的开关CB 合闸 "Bay 1CB Op.On 0001000001010001000001011101编 码额 外信 息通讯控制"间隔 1的开关CB 合闸"一步步理解通讯过程32结 构应 用 程 序“间隔 1的开关CB 合闸 "Bay 1CB Op.On 0001000001010001000001011101000100000101110100100110编 码额 外信 息传输控制通讯控制"间隔 1的开关CB 合闸"一步步理解通讯过程33结 构应 用 程 序“间隔 1的开关CB 合闸 "Bay 1CB Op.On 00010000010100010000010111010001000001011101001001100001000001011101001001100001编 码额 外信 息传输控制路由通讯控制"间隔 1的开关CB 合闸"一步步理解通讯过程34结 构应 用 程 序“间隔 1的开关CB 合闸 "Bay 1CB Op.On 0001000001010001000001011101000100000101110100100110000100000101110100100110000100010001000001011101001001100001编 码额 外信 息传输控制路由错误检测通讯控制"间隔 1的开关CB 合闸"一步步理解通讯过程35结 构应 用 程 序“间隔 1的开关CB 合闸 "Bay 1CB Op.On 0001000001010001000001011101000100000101110100100110000100000101110100100110000100010001000001011101001001100001编 码额 外信 息传输控制路由错误检测访 问 总 线通讯控制"间隔 1的开关CB 合闸"一步步理解通讯过程36结 构应 用 程 序“间隔 1的开关CB 合闸 "Bay 1CB Op.On 0001000001010001000001011101000100000101110100100110000100000101110100100110000100010001000001011101001001100001编 码额 外信 息传输控制路由错误检测访 问 总 线电 气 信 号通讯控制"间隔 1的开关CB 合闸"一步步理解通讯过程37结 构应 用 程 序编 码额 外信 息传输控制路由错误检测访 问 总 线电 气 信 号通讯控制一步步理解通讯过程38会话层传输层网络层逻辑链路层应用层表示层物理层介质访问子层12a 2b 34576 结 构编 码额 外信 息传输控制路由错误检测访 问 总 线电 气 信 号通讯控制OSI分层模型39会话层传输层网络层逻辑链路层应用层表示层物理层介质访问子层12a 2b 34576 结 构TCP IPMMSEthernet编 码额 外信 息传输控制路由错误检测访 问 总 线电 气 信 号通讯控制OSI分层模型40会话层传输层网络层逻辑链路层应用层表示层物理层介质访问子层12a 2b 34576额 外信 息传输控制路由错误检测结 构访 问 总 线电 气 信 号通讯控制TCP IPMMSEthernet编 码OSI分层模型41应用(测控、保护…)服务(遥控、报告…)通讯(MMS)数据模型数据模型抽象通讯服务接口抽象通讯服务接口SCSM SCSMIEC 61850:通讯和规约分离46抽象通信服务48一次设备接线VLAN = 000ExtGGIO1Ind1.stVal Ind2.stVal …ExtGGIO1 Ind1.stVal Ind2.stVal …GSE MEA1VLAN-ID: 000VLAN-PRIORITY: 4MAC-Address: 01-0C-CD-01-00-CF APPID: 0000GSE MEA1VLAN-ID: 000VLAN-PRIORITY: 4MAC-Address: 01-0C-CD-01-00-CF APPID: 0000Inputs ExRef 1iedName: MEA3 lnClass: ExGGIO1 doName: Ind1ExRef 2iedName: MEA3 lnClass: ExGGIO1 doName: Ind2Inputs ExRef 1iedName: MEA3 lnClass: ExGGIO1 doName: Ind1ExRef 2 iedName: MEA3 lnClass: ExGGIO1 doName: Ind2GSE MEA2VLAN-ID: 000VLAN-PRIORITY: 4MAC-Address: 01-0C-CD-01-00-86APPID: 0001GSE MEA2VLAN-ID: 000VLAN-PRIORITY: 4MAC-Address: 01-0C-CD-01-00-86APPID: 000150517XSWI …Pos.stVal50517XSWI … Pos.stVal 50527XSWI …Pos.stVal50527XSWI … Pos.stVal 测控装置3测控装置1测控装置2深入理解组播通信50。
变电事业部智能变电站继电保护技术规范培训资料.
5.7 母联保护
5.7.a）220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联 （分段）保护、合并单元、智能终端； 5.7.b）母联（分段）保护跳母联（分段）断路器采用点对点 直接跳闸方式；母联（分段）保护启动母线失灵可采用 GOOSE网络传输。
5.3 变压器保护
5.3.d)变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本 体智能终端上送过程层GOOSE网。 释 义
1.非电量保护和本体智能终端宜分别配置：非电量保护作为变压器的 主保护，不应依赖于带CPU的任何设备，以保证其跳闸可靠性；采 用就地布置原则，靠近被保护设备安装，故应采用电缆直接跳闸。 非电量信息采用硬接点方式，经本体智能终端上送过程层GOOSE网， 再经测控上送至站控层网络。 2.非电量保护就地电缆直接跳闸实现方案有两种：一种是经主变各侧 智能终端跳闸，一种是直接接入断路器的操作机构；前者可靠性低 于后者，但后者要求非电量保护出口回路具备自保持功能。 3.可采用非电量保护和本体智能终端一体化配置方案。
非电量保护
5.6 断路器保护和短引线保护
5.6.a）断路器保护按断路器双重化配置。 5.6.c）断路器保护跳本断路器采用点对点直接跳闸；本断路 器失灵时，经GOOSE网络通过相邻断路器保护或母线保护跳 相邻断路器。 释 义
1. 断路器保护双重化问题： 双重化的原因：为了防止一套保护跨双网。 双重化的后果：取消跟跳逻辑。 2. 断路器保护跳闸问题： 边断路器保护跳中断路器：通过GOOSE网经中断路器智能终端跳 闸。 断路器保护远跳：通过GOOSE网经线路保护跳闸。
5.1 双重化配置原则
5.1.b)保护装置、智能终端等智能电子设备间的相互启动、相 互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输，双重 化配置的保护之间不直接交换信息。 释 义
智能变电站培训资料(好)
智能变电站培训一、智能变电站smart substation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。
1.一体化监控系统构架1.1系统结构智能变电站一体化监控系统由站控层、间隔层、过程层设备，以及网络和安全防护设备组成，各层设备主要包括：a)站控层：监控主机、数据通讯网关机、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师站等b)间隔层：保护装置、测控装置、故障录波、网络分析仪等；c)过程层：合并单元、智能终端、智能组件等1.2网络结构变电站网络在逻辑上由站控层网络、间隔层网络、过程层网络组成：a)站控层网络：间隔层设备和站控层设备之间的网络，实现站控层内部以及站控层与间隔层之间数据的传输；b)间隔层网络：用于间隔层设备之间的通讯，与站控层网络相连；c)过程层网络：间隔层设备和过程层设备之间的网络，实现间隔层设备与过程层设备之间的数据传输；全站通信网络应采用高速工业以太网组成，传输带宽应大于或等于100Mbps，部分中心交换机之间的级联宜采用1000Mbps数据端口。
1.2.1站控层网络采用星型网络结构，采用100Mbps或更高速工业以太网；1.2.2间隔层网络采用星型网络结构，采用100Mbps或更高速工业以太网；1.2.3过程层网络过程层网络包括GOOSE网和SV网GOOSE网：实现遥信、直流遥测、遥控命令的传输；SV网：实现采样值传输，属于过程层网络；注：站控层主要使用IEC61850 标准体系中的MMS 通讯服务规范，过程层主要使用IEC61850 标准体系中的GOOSE 及SMV 通讯服务规范。
1.3二次系统安全防护智能变电站一体化监控系统安全分区及防护：a)安全I区的设备包括一体化监控系统主机、I区数据通信网关机、数据服务器、操作员站、工程师工作站、保护装置、测控装置、PMU等。
变电站现场运行通用规程智能设备部分培训资料（doc93页）
变电站现场运行通用规程智能设备部分培训资料（doc93页）3.1智能变电站smartsubstation；采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全；3.2智能设备intelligentequipm；一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、；能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智；3.3隔离断路器disconnectingcir；触头处于分闸位置时，满足隔离开关要求的断路器；3.4电子式互感3.1 智能变电站smart substation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。
3.2智能设备intelligentequipment一次设备和智能组件的有机结合体，具有测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一体化和信息互动化特征的高压设备，是高压设备智能化的简称。
3.3隔离断路器disconnecting circuit-breaker触头处于分闸位置时，满足隔离开关要求的断路器。
3.4电子式互感器electronic instrument transformer一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。
3.5电子式电流互感器electronic current transformer; ECT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次转换器的输出实质上正比于一次电流，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。
3.6电子式电压互感器electronic voltage transformer; EVT一种电子式互感器，在正常适用条件下，其二次电压实质上正比于一次电压，且相位差在联结方向正确时接近于已知相位角。
智能变电站新技术培训
安全防护方案
制定安全策略和规章制度
01
制定详细的安全策略和规章制度，明确各级人员的职责和工作
要求。
定期进行安全检查和维护
02
定期对变电站设备和系统进行安全检查和维护，确保设备和系
统的安全稳定运行。
建立应急预案和演练机制
受到限制。
3 运行管理
智能变电站采用自动化和智能化的运行管理方式，能够实现 远程监控、智能告警等功能；传统变电站需要人工进行运行 管理和维护。
智能变电站的应用与发展趋势
应用
智能变电站广泛应用于城市电网、工业园区、大型场馆等场合，能够提高电力 供应的可靠性和经济性。
发展趋势
随着技术的发展和市场的需求，智能变电站将向更高电压等级、更大规模、更 智能化方向发展。同时，随着新能源和分布式电源的接入，智能变电站将成为 未来智能电网的重要组成部分。
通过远方控制中心对变电站进行远程 操作，包括断路器分合、变压器调档 等，提高工作效率和安全性。
应急预案管理
对变电站自动化系统进行定期维护和 校准，确保系统正常运行和数据准确 性。
运维管理技术
物联网技术
利用物联网技术实现设 备状态监测和数据采集 ，提高运维效率和准确
性。
大数据分析
对采集的数据进行深度 挖掘和分析，发现潜在 问题和规律，为运维决
案例三：智能变电站节能减排实践
总结词
绿色环保、节能效果显著
详细描述
该智能变电站注重节能减排，通过优化设备运行方式、采用高效节能设备等措施，有效 降低了能耗和排放，为绿色环保做出了贡献。
THANKS
保护控制和监控系统
《智能变电站》课件
分析智能变压器在智能变电站中 的应用场景、技术优势和应用效 果，探讨其对提升变电站智能化 水平和运行效率的作用。
案例三：智能高压设备在智能变电站中的应用
总结词
技术特点、实施难点
详细描述
介绍智能高压设备在智能变电站中的 应用情况，分析其技术特点、实施难 点和解决方案，并探讨其对提升变电 站智能化水平和安全稳定运行的作用 。
02
CATALOGUE
智能变电站的架构与技术
智能变电站的架构
智能变电站的基本架构
智能变电站主要由站控层、间隔层和 过程层三部分组成，各层之间通过网 络通信实现信息交互。
站控层功能
站控层主要负责全站的控制、监视和 保护，包括人机交互、数据采集与处 理、设备控制等功能。
间隔层功能
间隔层主要负责各设备的保护、测控 和计量等功能，通过高速网络实现与 站控层的信息交互。
故障处理流程
故障处理案例分析
介绍智能变电站故障处理的流程，包括故 障发现、诊断、定位和修复等环节。
通过实际案例，分析智能变电站故障诊断 与处理的成功经验和存在的问题，并提出 改进措施。
智能变电站的维护与检修
维护与检修概述
介绍智能变电站维护与检修的概念、目 的和意义，以及与传统变电站的区别。
维护与检修技术
过程层功能
过程层主要负责一次设备的状态监测 、控制和执行，包括智能终端、合并 单元等设备。
智能变电站的关键技术
一次设备智能化技术
通过集成传感器和执行器，实 现一次设备的状态监测和智能
控制。
网络通信技术
采用高速以太网通信技术，实 现站内各层之间的信息交互和 共享。
数据处理与分析技术
通过采集和处理大量数据，实 现对变电站运行状态的实时监 测和预警。
2024版变电站培训课程课件
针对不同类型的故障，采取相应的处理措施，如紧急处理、临时处理、计划处 理等，确保变电站的安全稳定运行。同时，要做好故障记录和汇报工作，为后 续的分析和改进提供依据。
03
高压设备操作与注意事项高压设备操Fra bibliotek规范01
操作前准备
明确操作任务、检查设备状态、 穿戴安全防护用具、准备操作工
具等。
VS
应急处理方案
根据事故性质和严重程度，制定相应的应 急处理方案，包括现场处置、人员疏散、 医疗救护、物资调配等方面的措施，确保 在事故发生时能够迅速、有效地进行处置。
THANKS
配置
自动化系统主要包括监控后台、测控 装置、保护装置、通信设备、自动化 设备（如智能巡检机器人）等。
功能
自动化系统能够实现变电站设备的远 程监控、数据采集与处理、故障诊断 与定位、自动操作与控制等功能，提 高变电站运行的安全性和效率。
智能化变电站特点及优势
特点
智能化变电站采用先进的传感器、控制器和通信技术等，实现设备状态感知、自适应控制、智能决策等功 能。
工具保养与管理
定期检查、保养工具，确保其处于良好状 态，避免使用损坏的工具。
危险点分析与预控措施
01
02
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危险点分析
识别高压设备操作中的危 险点，如触电、高空坠落、 物体打击等。
预控措施
针对危险点制定相应的预 控措施，如使用绝缘工具、 穿戴安全防护用具、设置 警戒区域等。
应急预案
制定应急预案，明确应急 处置流程、通讯联络、现 场处置等措施，以便在紧 急情况下迅速响应。
常见保护装置类型及功能
电压保护
反应电压降低而动作的保护， 如低电压保护、过电压保护等。