智能化变电站的功能特征是什么？ 智能变电站调试设备应用

智能化变电站的功能特征是什么？ （1）紧密联结全网。从智能化变电站在智能电网体系结构中的位置和作用看，智能化变电站的建设，要有利于加强全网范围各个环节间联系的紧密性，有利于体现智能电网的统一性。modbus和IEC61850有什么区别？ 两者的区别是什么？modbus的通讯口是RS485，那IEC61850呢？IEC61850是否跟modbus一样有点表？请大神赐教～什么是继电保护装置，有什么用？ 继电保护装置是当2113电力系统中5261的电力元件（如发电机4102、线路等）或电力系统本身发生了故障危及1653电力系统安全运行时，能够向运行值班人员及时发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令以终止这些事件发展的一种自动化措施的设备。继电保护主要是利用电力系统中元件发生短路或异常情况时的电气量（电流、电压、功率、频率等）的变化构成继电保护动作的原理，还有其他的物理量，如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高。扩展资料继电保护装置的特点：1、智能型主机，主机采用高性能数字信号处理器。2、单机独立运行。3、连接电脑运行。4、16位DAC芯片。5、大屏幕LCD显示库。6、\"傻瓜式\"操作。7、新型高保真功放。8、电流、电压直接输出。9、自我保护。10、接点丰富。11、主机一体化单机箱结构。12、性价比高。参考资料来源：-继电保护装置什么是变电站微机监控系统的操作监控 1、变电站微机监控系统概念变配电所是电力系统组成的一个重要环节，是电力网中线路的重要连接部分，其作用是变换电压、汇集和分配电能。变配电所能否正常运行关系到电力系统的稳定和安全，因此对变电所进行监控和保护具有十分重要的意义。变电所计算机监控技术是利用现代自动化技术、电子技术、通信技术、计算机及网络技术与电力设备相结合，将配电网在正常及事故情况下的监测、控制、计量和供电部门的工作管理有机地融合在一起。完成调度端遥测、遥信、遥控、遥调四遥功能。改进供电质量，力求供电最为安全、可靠、方便、灵活，经济，变配电管理更为有效，从而改善供电质量，提高服务水平，减少运行费用。近年来，变电所计算机监控技术得到了迅速的发展，但为更好的保证计算机监控系统性能的安全可靠、运行稳定，还应提高变电所的抗电磁干扰能力。2、系统构成变配电所计算机监控系统由带有通讯接口的采集控制模块e79fa5e98193e58685e5aeb931333337626134：多功能电力综合仪表、开关量采集模块、电流量采集模块、模拟量采集模块、继电器控制输出模块、现场管理机、24V直流电源以及中央管理机等组成。中央管理机是本系统的集中管理中心。一般安置在有人值班的总值班。智能变电站如何测试合并单元？ 合并单元用于采集、合并互感器信号，经过数字滤波、同步、重采样等处理后，将汇总的信号分发给保护和测控装置；在对合并单元进行出厂校验、现场调试时，可以使用ZLG致远电子DT6000检查其输出报文格式、SV采样值和GOOSE信号SV输出测试使用DT6000的SMV接收功能，接收并分析合并单元的SV输出值，对输出报文进行丢帧统计，分析采样值幅值、相位、频率、谐波。通过使用DT6000对合并单元进行SV输出测试：1、母线电压切换测试2、母线电压并列测试3、自检告警测试iec61850是怎样应用到智能化变电站中 MES-401系列光数字万用表是一款基于IEC61850标准开发的，广泛应用于智能化变电站的手持式光数字报文分析、测试仪器，可用于保护测控装置、智能终端、合并单元、互感器等设备的快捷测试。它集高精度测量与多种测试测试功能于一体，采用触摸屏与按键相结合的技术，是数字化/智能变电站安装、调试、运行和维护的必备工具。主要特点5.7寸电容式多点触摸屏，内置11000mAh大容量可充电锂电池，续航时间大于6小时；2对光纤以太网口、2对光纤串口、1个IRIG-B/PPS同步接口，支持单纤连接；支持USB存储设备接入，方便导入导出数据；支持IEC61850-9-1/2/LE、Goose、IEC60044-7/8 FT3、IEEE-1588、IRIG-B、PPS、SCL等标准；集多种功能于一体，轻松完成间隔层、过程层的保护测控装置、合并单元、智能终端、互感器测试；图表显示各种电气参数，用户不需要关心报文解析细节，直接查看结果；A9+FPGA双核工业计算机性能，运算速度快，报文发送离散度，报文接收时标误差；小巧精致，携带方便，测试简单；求变电站自动化系统 1第一代（88—95）1983年，世界上诞生第一套变电站自动化系统，由ABB公司提供。1987年，世界上诞生第一套微机发电机保护，由ABB公司提供。1）前期Z80单板机，后期8031（8位）；2）应用范围：35KV、110KV，保护有220kv以上的微机保护。应用很少，并未普及，只有极少数变电站采用；3）结构图全部以硬接线上RTU。4）在93、94年左右，这一代在变形：取消了变送器；增加了上位机数量。2第二代（95—02、03）1）前期8096，后期80C196（16位）；2）低压侧保护开始时有一个机箱公用两个CPU保护几条线路的，到后来，都严格按对象分了。到98年，低压侧已全部采用保护、测控合一形式，并具备通信功能。这样，低压侧就不再需要集中式测控单元了，电缆少了、占地少了、就地安装，对变电站意义重大；直流电源已具备通信能力，数字式电度表出现；3）由于通信设备大量增加，对当时的网络带来很大考验，其原因主要有两点：装置配合不好；网络本身没有到位（开始是485，接着是现场总线）；对上位机的压力也很大，主要表现在实时性上，响应很慢。4）开始应用冗余技术，做220KV等级；5）开始出现双操作员站、远动站、工程师站，上层网通信出现双以太网。为了解决多后台问题，出现了。110kv变电站调试步骤 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。

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