太阳能风能智能充电站技术报告（共9篇）（共9篇）
1.太阳能风能智能充电站技术报告 篇一
智能电站调研报告
一、调研时间
2018年××月××日至2018年××月××日
二、调研人员
××
三、调研地点
四川德阳东方电机厂、四川汉源瀑布沟水电站、云南永善溪洛渡水电站
四、调研目的
为提高分公司智能电站建设和管理水平，拓宽员工工作思路，赴东方电机厂、瀑布沟水电站、溪洛渡水电站进行工作调研。重点内容包括：
1、智能电站运行情况；
2、相关新技术、新设备使用情况；
3、高坝运行管理情况。
五、调研总结
（一）东方电机厂 1.东方电机厂情况简介
东方电机厂总部位于四川省德阳市，成立于1958年，是中国研制大型发电设备的三大基地之一，属全国大型发电设备制造的重点骨干企业，现为中央企业--中国东方电气集团公司的全资核心子企业，是全球发电设备、清洁能源产品和服务的主要供应商。
公司主要从事水轮发电机、热能发电机、风力发电机、交（直）流电机、电站控制系统及军工产品的研发、设计、制造和服务。占地面积115万平方米；资产总额146亿元。作为国家级高新技术企业，东方电机建成了四川省大型清洁发电技术工程实验室，设有全国示范院士专家工作站，拥有专业技术人员约2000人、工程院院士2人、国家级专家5人、享受政府特殊津贴专家32人。
五十余年来，东方电机通过自主创新和科研攻关，形成了水、火、核、气、风“多电并举”的产业发展格局，核心技术和研发能力达到世界先进水平。拥有行业最高端、最齐全的产品品种。包括：500-1000MW巨型混流式、30-75MW大型贯流式、300-375MW大型抽水蓄能等水电机组，600-1300MW燃煤、400-480MW燃气、第三代核电华龙一号及EPR1750MW等汽轮发电机，2.0-6.0MW各型风力发电机等。
公司已建立高效的生产制造体系、科学的质量保障体系和完善的售后服务体系，源源不断地为客户提供高品质的产品和服务。截至2016年底，东方电机累计产出发电设备达4.5亿千瓦。产品遍布全国31个省、市、自治区，约占全国总装机容量的30%；并出口到美国、印度、越南、巴西、委内瑞拉等30多个国家和地区。
与时俱进、追求卓越，东方电机正在全力打造最具国际竞争力的发电设备制造企业；创新驱动、绿色发展，东方电机一直专注于发电科技，致力于为人类社会进步提供源源不断的清洁能源。
（二）瀑布沟水电站 1.瀑布沟水电站简介
大渡河瀑布沟水电站为2003年四川省政府办公厅批复的《四川省大渡河干流水电规划调整报告》推荐的3库22级开发方案中的第17级电站，上游为老鹰岩水电站，下游为深溪沟水电站。瀑布沟水电站是大渡河流域水电梯级开发的下游控制性水库工程，是大渡河流域梯级水电站开发的关键项目之一。
大渡河水电基地是国家规划的十三大水能基地之一。
十三大水电基地的提出对我国实现水电流域梯级滚动开发，实行资源优化配置，带动西部经济发展都起到了极大的促进作用，十三大水电基地资源量超过全国的一半，基地的建设在水电建设中居重要地位，是西部大开发标志性工程。
国电大渡河瀑布沟水力发电总厂是国电大渡河流域水电开发有限公司新成立的发电总厂，是中国国电集团公司目前装机最大的水电厂，位于四川省雅安市汉源县和凉山州甘洛县境内，主要负责管理大渡河中游瀑布沟、深溪沟两座大型水电站。
规划主要送电区为成都、川西北和川南地区。总装机容量4260MW，目前瀑布沟水电站已投运6台机组，共3600MW。
其中，瀑布沟水电站是国家“十五”重点工程和西部大开发标志性工程，是四川省灾后重建中和本世纪以来投产的单机和总装机容量最大的水电站，同时也是大渡河下游的控制性水库，是一座以发电为主，兼有防洪、拦沙等综合效益的特大型水利水电枢纽工程。
该电站装设6台混流式机组，单机容量600MW，多年平均发电量147.9亿kw.h。水库正常蓄水位850m，总库容53.9亿立方米，其中调洪库容10.56亿立方米，调节库容38.82亿立方米，具有季调节能力。
工程于2004年3月开工建设，2009年底首批两台机组发电，2010年4月7日第三台机组发电，6月29日第四台机组发电，12月23日第五台机组投产，12月26日第六台机组投产，至此，瀑布沟水电站360万千瓦机组于2010年底前全部投入的目标完成。
2010年6月10日，瀑布沟水电站水库命名为“汉源湖”。
水库的主库区在汉源的瀑布沟水电站，日前库区已蓄水到设计最高蓄水位850米高程，在汉源、石棉、甘洛三县境内形成84平方公里水面的西南最大人工湖。因主库区在汉源，被命名为汉源湖。汉源湖长72公里，最宽直线达7公里，水深最高达186米。“高峡出平湖，碧水照苍山”，成为新兴旅游、养鱼、水上运动和交通新亮点。
大渡河公司珍稀鱼类繁殖站己首批放流各种鱼苗37.5万尾;汉源县已规划对湖区和境内大渡河大峡谷国家地质公园及其他旅游景点进行连线开发，紧连四周乐山、峨眉、西昌、泸定、雅安旅游区。图中三面环水的半岛为国道108线和雅安至攀枝花高速公路穿境而过的汉源县新县城所在地萝卜岗。
瀑布沟水电站是国电流域水电开发有限公司实施大渡河“流域、梯级、滚动、综合”开发战略的第一个电源建设项目，它是国家“十五”重点建设项目，也是西部大开发的标志性工程。位于中国四川省雅安市汉源县和甘洛县，坝址位于大渡河与尼日河汇合口的上游1千米处，是以发电为主，兼有防洪、拦沙等功能的大(一)型水库。因库区主要位于汉源县境内，且水面最宽阔的地方在原汉源县城，故又称汉源湖。
瀑布沟水电站是大渡河干流梯级规划22个电站中的第17个梯级电站。
（三）溪洛渡水电站 1.溪洛渡水电站简介
溪洛渡水电站是国家“西电东送”骨干工程，位于四川和云南交界的金沙江上。工程以发电为主，兼有防洪、拦沙和改善下游航运条件等综合效益，并可为下游电站进行梯级补偿。电站主要供电华东、华中地区，兼顾川、滇两省用电需要，是金沙江“西电东送”距离最近的骨干电源之一，也是金沙江上最大的一座水电站。
装机容量与原来世界第二大水电站--伊泰普水电站(1400万千瓦)相当，是中国第二、世界第三大水电站。2005年底开工，2007年实现截流。2009年3月大坝主体工程混凝土浇筑开工，计划2013年首批机组发电电站在左、右两岸各布置一座地下厂房，各安装9台单机容量77万千瓦的巨型水轮发电机组，总装机1386万千瓦，仅次于三峡水电站和伊泰普水电站。
截至2014年4月溪洛渡左岸电站3号机组结束试运行并完成停机检修，正式投产发电，剩余4台机组正在进行安装调试，将于2014年汛前全部投运。
2014年6月30日21时50分，溪洛渡左岸1号机组结束72小时试运行，进入投产运行状态。至此，溪洛渡水电站所有机组全部投产。
水库坝顶高程610米，最大坝高285.5米，坝顶溪洛渡水电站夜景 中心线弧长698.09米;左右两岸布置地下厂房，各安装9台单机容量77万千瓦的水轮发电机组，年发电量为571-640亿千瓦时。
溪洛渡水库正常蓄水位600米，死水位540米，水库总容量128亿立方米，调节库容64.6 亿立方米，可进行不完全年调节。水库长约200公里，平均宽度约700米，正常蓄水位600米以下，库容115.7亿立方米，水库总库容126.7亿立方米，水库淹没涉及四川省雷波、金阳、布拖、昭觉、宁南和云南永善、昭阳、鲁甸和巧家等9个县(区)。
溪洛渡水轮机水力设计参数:水轮机为立轴混流式水轮机，额定水头197米，最大水头229.4米，最小水头154.6米，出力加权平均水头223.48米，额定出力784兆瓦，额定转速125r/min,额定流量430.5立方米/秒，吸出高度(至导叶中心)HS为-10.81米，安装高程359.00米。模型试验最高效率95.64%，对应的原型水轮机最优工况点H=199.03米，Q=328.61立方米/秒，P=618.2兆瓦。
溪洛渡左岸电站3号机组采用的是一种新型弹性金属塑料推力瓦，是国内外容量最大的采用塑料推力瓦形式的机组，由哈尔滨电机厂有限责任公司设计制造，具有耐高温、绝缘性能好、制动转速低等优点。
溪洛渡电站现为不完全年调节。上游梯级电站建成后，保证出力可达665.7万千瓦，年发电量640亿千瓦时。同时，该电站建成后，可增加下游三峡、葛洲坝电站的保证出力37.92万千瓦，增加枯水期电量18.8亿千瓦时。
溪洛渡水电站枢纽由拦河坝、泄洪、引水、发电等建筑物组成。拦河坝为混凝土双曲拱坝，坝顶高程610米，最大坝高285.5米，坝顶弧长698.07米;左、右两岸布置地下厂房，各安装9台水轮发电机组，电站总装机1386万千瓦，多年平均发电量571.2亿千瓦时。
金沙江中游是长江主要产沙区之一，溪洛渡坝址年平均含沙量1.72千克每立方米，约占三峡入库沙量的47%。经计算分析，溪洛渡水库单独运行60年，三峡库区入库沙量将比天然状态减少34.1%以上，中数粒径细化约40%，对促进三峡工程效益发挥和减轻重庆港的淤积有重要作用。
溪洛渡工程是长江防洪体系的重要组成部分，是解决川江防洪问题的主要工程措施之一。
溪洛渡水库防洪库容46.5亿立方米，利用水库溪洛渡水电站调洪再配合其它措施，可使川江沿岸的宜宾、泸州、重庆等城市的防洪标准从20年一遇过渡到符合城市防洪规划标准。溪洛渡水库汛期拦蓄金沙江洪水，直接减少了进入三峡水库的洪量，配合三峡水库运行可使长江中下游防洪标准进一步提高。研究成果表明，长江中下游遭遇百年一遇洪水，溪洛渡水库与三峡水库联合调度，可减少长江中下游的分洪量约27.4亿立方米。改善下游枯水期通航条件:溪洛渡水库建成后，由于水库的水量调节和拦沙作用，将增大枯水期流量，经计算，可使新市镇至宜宾河段枯水期流量较天然情况增加约500立方米/秒。
2014年5月27日，世界第三大、中国第二大水电站溪洛渡水电站蓄水至600米水位的安全鉴定工作已全部结束。记者27日从中国长江三峡集团公司获悉，鉴定专家组认为溪洛渡水电站枢纽工程具备自7月上旬起逐步蓄水至600米水位的条件。
依据《金沙江溪洛渡水电站蓄水安全鉴定工作大纲》的要求，溪洛渡水电站水库蓄水的安全鉴定工作分为四个阶段进行。分别为基坑进水，导流洞和1、2、5、6号导流底孔下闸，初期蓄水540米水位并抬升至560米水位安全鉴定，以及正常蓄水至600米水位安全鉴定。
“溪洛渡水电站获菲迪克奖，除了质量可靠、技术过硬外，还在于始终贯彻了环境友好的可持续发展理念，体现了菲迪克的核心原则--质量、廉洁和可持续性。”
2.中国风能逆变器行业分析报告 篇二
【报告来源】前瞻网
【报告内容】2013-2017年中国风能逆变器行业产销需求与投资预测分析报告（百度报告名可查看最新资料及详细内容）
报告目录请查看《2013-2017年中国风能逆变器行业产销需求与投资预测分析报告》
经统计，截至2010年，我国的风电装机总容量已达4132万千瓦，结合国内风电行业实际发展状况，预计风电建设速度在2015年达到年均新增2000万千瓦后，有可能出现增速的峰值，随后进入稳定增长期。到2020年，累计风电装机容量将至少达到150吉瓦。
按照对国内风电装机情况的发展规划，预计风电变流器市场将继续保持高速增长态势，至2011年将达到120亿元的市场规模，而风能逆变器的市场规模则可达到36亿元左右。另外，根据目前的国家规划，2020年中国风电装机将达到150GW，未来10年风电整机市场容量约为5300亿，那么变流器市场容量为52-55亿/年，风能逆变器的市场容量则为15-17亿元/年。
本报告利用前瞻资讯长期对风能逆变器行业市场跟踪搜集的市场数据，全面而准确地为您从行业的整体高度来架构分析体系。本报告主要分析了风能逆变器行业发展背景;风力发电行业发展现状及趋势;风能逆变器行业发展现状、趋势及前景预测;风能逆变器行业的领先企业经营状况;风能逆变器行业发展趋势及前景;同时，佐之以全行业近5年来全面详实的一手市场数据，让您全面、准确地把握整个风能逆变器行业的市场走向和发展趋势，从而在竞争中赢得先机!
本报告最大的特点就是前瞻性和适时性。报告通过对大量一手市场调研数据的前瞻性分析，深入而客观地剖析中国当前风能逆变器行业的总体市场容量、市场规模和竞争格局，并根据风能逆变器行业的发展轨迹及多年的实践经验，对风能逆变器行业未来的发展趋势做出审慎分析与预测，是风能逆变器生产企业、投资企业准确了解风能逆变器行业当前最新发展动态，把握市场机会，做出正确经营决策和明确企业发展方向不可多得的精品。
3.太阳能充电器的特点有哪些 篇三
来源：手机充电 http:///
太阳能充电器的特点有哪些? 了解太阳能充电器是将光能转换成电能的光电转换设备，太阳能充电器的原理是:通过光电转换板将光能转换成电能并储藏在内置的容量为2600mAH的锂电池里,然后再通过控制电路将内置锂电池的电能经过输出接口给手机,数码相机,MP3,MP4等产品充电。在长期无阳光照射的环境下,也可以通过市电(AC100V-240V)给内置的锂电池充电,适用于出差,旅游,长途乘车船,野外作业等环境的备用电源。太阳能充电器的特点有哪些? 市场研究表明为内置锂电充电:采用市电(交流100V--240V)给内置锂电池充电时,指示灯显示为绿红,约6-7个小时左右可以充满,指示灯熄灭表示电池已充满.将太阳能充电器放置于阳光下就可以给内部自带的电池充电了.红灯亮表示正在充电,在阳光下约几小时可以充满.因阳光强弱而异.为产品充电的使用方法:内置锂电池充满后,就可以给手机,数码相机,MP3,MP4等数码产品充电了.用充电连线将太阳能充电器与手机或数码相机MP3,MP4等数码产品连接好就可以充电了.充电时,指示灯显示绿色,表明充电正常。注意事项: 内部设有保护电路,当出现过载,短路时保护电路动作,输出就没有电压了,解除保护的方法有二: 1,用市电AC100-240V充电数秒;2 在阳光下晒一下.这样就可以恢复输出了。太阳能充电器的特点： 1.特别适用于应急场合 当您在野外作业或旅游,或者遇到停电时,太阳能充电器将会帮您的大忙,使您的手机随时随地保持工作状态,让您不间断的与您的朋友和家人保持联系。2.使用方便
无论何时何地,您都可以极为方便的给您的手机或其它数码产品充电。
3.高效率充电
给您的手机充电60分钟,可以获得100-150分钟通话时间。4.环保,节约资源
使用绿色能源太阳能,可为环保作出您的贡献。5.外形时尚,携带方便
造型简洁华贵,超薄不锈钢外壳设计,小巧玲珑,携带方便。6.使用安全
带有充电过充保护,有效延长您的手机电池的使用寿命,使用安全。
4.太阳能风能智能充电站技术报告 篇四
摘要：根据智能手机电量消耗快，急需一种便捷充电器的要求，利用太阳能转化电能的原理，设计一种节能环保的充电器。关键词：便捷充电器；太阳能转化电能的原理；节能环保
Market and design of solar charger : According to the demands of convenient charger Abstractbecause of rapidly consume of the intelligent phone , producing an energy saving and environment friendly charger by the principle of changing solar energy into electrical energy.Key word convenient charger;principle of changing solar energy into electrical energy;energy saving and environment friendly:
0 引言
随着智能手机的快速发展，智能手机拥有了广大的用户。由于智能手机正常运行时，电量消耗的非常快，用户不得不随身携带充电器或是多带几块电池，然而携带普通充电器充电不方便，不能即使找到电源；多带几块电池又造成手机的多次开关机，和后盖的磨损。那么采用太阳能充电器则可以避免这两个问题。1太阳能手机电池充电器的市场
随着社会的发展，人们无论是工作还是出行越来越离不开手机。尤其是企业白领阶层和酷爱户外运动的年轻人这些消费人群在太阳能手机电池充电器的市场上占有很大份额，而且这些人酷爱时尚，无论是对太阳能手机电池充电器的外观还是性能要求都很高。因此，太阳能手机充电电池具有广阔的发展前景。
1.1已有产品
现在市场上已经有了很多的相应产品，比如NTBG（南天博光）生产的GO系列太阳能手机充电器的，（1）使用高转换效率单晶硅片，太阳能转换效率高达16%以上；（2）、太阳能电池板规格：6V/200 MA；（3）、充电器内置高容量可充电电池：1000MAH（4）、输出电压：5.5V（5）、输出电流：300－550mA；（6）、充电器给手机充电时间：约90分钟（不同品牌和型号的手机有少许差别）；（7）、太阳能给充电器充电时间：5～8小时；（8）、带有电量显示。
此外，芬兰的Suntrica（瞬充佳）公司也推出了W201黑白系列和W202彩色系列太阳能充电器，无论从外观还是质量都是值得信赖的。特别是有一款专门给iphone设计的，非常时尚。同时Sunzu、Mandun、nengtai等公司都推出了太阳能手机充电器，深圳市川淮科技有限公司也推出了自己的好几款太阳能充电器，采用了最先进的军用太阳能pv薄膜，轻便、防水、可弯曲。而且外观设计非常时尚，特别适合爱听音乐、爱旅游的年轻人。
1.2目标市场
1．学校：这个市场是手机等电子产品的拥有者密集地，特别是大学校园，大学生的消费行为相对自由，而且这一消费群体对新型电子产品的购买欲强。
2.写字楼：写字楼云集了很多商务人士，由于又经常进行商务往来，所以这一人群出差频繁，他们又是数码产品的拥有人群。出差在外而手机突然没电从而影响生意的烦恼就发生在这一消费群体身上。而太阳能手机电池充电器能帮他们解决这一问题，因而太阳能手机充电器在这一消费群中是有市场的。
3.数码产品卖场：到这里购买数码产品的人群，也是太阳能手机充电器的潜在消费者。数码产品的热销也会带动这一产品的销售。
1.3消费群定位
中高端消费群体，比如商务和旅游爱好者，方便、安全、节能的功能对该市场的消费者有很大的吸引力，加之该产品价格适中，收入高的该群体更是它的忠实消费者。收入低但无负担的人群及在校学生，也是该产品的潜在消费者，且市场空间很大。
2太阳能手机电池充电器的研究
现在市场上基本有两种类型的太阳能手机电池充电器，一种为外挂式，一种是吊坠式。但这些只能是应急时使用，不能完全依靠它给手机等数码产品充电，要实现完全给手机充电的话，一般的手机都需要的太阳能手机充电器的太阳能电池板大于0.7W.因为太阳能手机充电器的关键参数是它的太阳能电池板的功率，其二是它里面的蓄电池。
已有的太阳能充电器可以说由两部分构成，一部分是太阳能产电；另一部分是蓄电池蓄电，然后再输给手机电池。那么设计出一种能够持续直接供电的太阳能充电电池一旦被人们认可，便可以迅速占领市场。
现在的智能手机都有与其配套的外壳，那么将太阳能充电器设计成外壳样式，省略蓄电池蓄电环节，直接将电能输送手机电池，这样可以既方便又美观，使消费群体更容易接受。当然要达到这一目标，还需要对电池做出相应的改进，使电池能够适应不断的充电。
参考文献：
5.太阳能风能智能充电站技术报告 篇五
本基础强化训练报告书通过运用所学的《电子技术基础模拟部分》和《电子技术基础数字部分》以及protrel软件和相关知识设计了一个以太阳能为能源的充电器。太阳能电池是将太阳能转化为电能的一般装置，利用太阳电池给普通后备电池充电的充电器电路。实现了太阳能在日常生活中的利用。
基础强化训练中用到了许多以前学的元器件。比如说运算放大器，MOS管，或非门，三极管，二级管，和相关电阻等等。电路原理图是用protel画的，还用了protel软件制了PCB板。
基础强化训练报告书中还对太阳充电器的原理进行了说明以及原理图用protel的画法。以及电气检查，生成网络表，PCB板的制作等。1
武汉理工大学基础强化训练报告
2设计内容及要求
2.1设计的目的及主要任务
2.1.1设计的目的
（1）主要目的就是对学生进行基础课程、基本技能、基本动手能力的强化训练，提高学生的基础理论知识、基本动手能力，提高人才培养的基本素质。
（2）学习protel软件的应用。能熟练地用protel找元件，编新的元器件绘制原理图；会熟练地利用protel软件对元器件进行封装；更改其属性；对整个电路图进行ERC电气规则检查；对整个电路生成网络表格如果有错误进行检查和改正；PCB印刷电路板的制作。
（3）对word进一步的熟练和精通，更快，刚好的利用word进行文字处理和编辑。比如文字的大小段落的间隔，图片的位置，页眉页脚的添加，目录的自动生成等。
（4）基础课程和基本技能强化训练，对所学的《电子技术基础模拟部分》，《电子技术基础数字部分》以及相关的电路和物理知识进行加强和巩固。把所学的理论知识加以利用。使得理论和实践相联系，把抽象的理论和具体的实际相结合，使学以致用。
a 设计一个太阳电池充电器电路；用太阳电池给一般的生活备用电池充电。其中太阳电池是把太阳能转换为电能的一种装置。
b 对所设计电路的基本原理进行分析。说明电路的充电原理。以及相关部件的工作原理。2
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2.1.2 设计任务及主要技术指标和要求
1、基础课程和基本技能强化训练
(1)设计一个具有一定功能的电路；但电路不能太简单。(2)对所设计电路的基本原理进行分析；
2、文献检索与利用、论文撰写规范强化训练
要求学生掌握基本的文献检索方法，科学查找和利用文献资料，同时要求学生获得正确地撰写论文的基本能力，其中包括基本格式、基本排版技巧和文献参考资料的写法、公式编排、图表规范制作、中英文摘要的写法等训练。
3、基本动手能力和知识应用能力强化训练(1)学习PROTEL软件；
(2)绘制电路的原理图和PCB版图，要求图纸绘制清晰、布线合理、符合绘图规范；
4、查阅至少5篇参考文献，按《武汉理工大学课程设计工作规范》要求撰写基础强化训练报告书，全文用A4纸打印。3
武汉理工大学基础强化训练报告 方案的选择论证及设计原理
方案一：
用单片机相关芯片和电阻器件做太阳能电池充电器，到网上找单片机的程序输入单片机实现多位LED数码显示器的动态扫描驱动电路。方案二：
用所学的模电数电知识做，选用芯片相关的芯片，或者逻辑门，电阻，电容等元器件做。
选择方案二： 理由：
a.以前自己对单片机不是很熟悉
b.用方案二可以巩固模电和数电知识，让自己学以致用。对相关的知识有进一步的了解和扩张。
c.选用方案一我觉得相关的程序不是很了解 4
武汉理工大学基础强化训练报告
4总电路原理分析以及电路图
强化训练的题目是要用太阳电池堆备用电池充电。
如下图1是其电路的总电路图。是利用太阳电池的充电器电路。有后备电池经电子录波器（VT5）与闻言二级管（VD3）构成稳压电路，其稳定电压作为A2反相输入端的基准电压。电阻R14.R15.R16和滑动变阻器RP检测的电池电压加到A2的同向输入端。
当低于基准电压时，A2输出低电平，VT3导通，则VT1和VT2导通。若A1检测的太阳能电池的电压高于备用电池的电压，则开始对后备电池充电。
若A1检测的太阳能电池的电压低于后备电池的电压时，则A1输出低电平，经门G1和G2加到VT4的基极使其截止。G3和G4为多谐振荡器，没14S产生宽为15ms的脉冲。
脉冲为高电平时，VT4导通，VT3截止，VT1和VT2也截止，A1将后备电池的电压与太阳电池的电压进行比较，如太阳电池的电压比后备电池的低，VT1和VT2继续截止状态。由于是用越位1/1000的占空比对电压进行采样，因此，充电过程损耗可以忽略不 5
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图1 利用太阳电池的充电器电路（左边为太阳能电池右边为备用电池）
武汉理工大学基础强化训练报告 用protel绘图的过程以及PCB板的制作
5.1用protel绘图
5.1.1准备工作
（1）找有关protel的书；
（2）设计一个太阳能充电器的原理图；（3）安装protel软件.5.1.2绘图
（1）打开protel，建立项目，选择Schematic.Document来创建一个电路原理图设计文件sheet.ddb。双击sheet.ddb进入原理图设计主界面。（2）a 熟悉工具条 b 熟悉快捷键的利用
c 选择元器件，元件库里没有的元件自己编辑后放入原理图界面，编辑元件是从书上学的，下面是一些自己编辑的一些新元件。
图2由或非门编辑的元件
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图3由一般的运放编辑的新元件
图4由一般的运放编辑的新元件
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（d）摆放元件
Space键：让元件作90°的旋转； X键：元件左右对调。Y键：元件上下对换。（e）元件连线
当预拉线的指针移动到元件的引脚或其他电器特性线时，指针的中心将会出现一个黑点，她提示我们在当前状态下单击鼠标左键就会形成一个有效的电气连接。
（f）加入输入/输出端口（g）更改元件属性
更改元件属性要注意元器件的封装号及footprint；设置元件的序号；设置元件的有效数值。
（h）ERC电气规则检查
如果有错误要检查原理图并改正其错误。9
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5.2 PCB板的制作
5．2.1 生成网络表
网络表是PCB板中自动布线的灵魂，也是远离图设计软件SCH与印刷电路板软件PCB之间的接口。
选取设计菜单下的creat netlist进行网络表格的生成。
5.2.2 PCB板的制作
（1）创建PCB文件
在PCB document里创建PCB文件
（2）熟悉PCB里的一些常用的元件和相关的名词如板层，板框，飞线。铜模走线，焊点，导孔等。（3）熟悉工具条（4）制作PCB板
a，定义边框； b，加载网络表； c，摆放元件； d,自动布线； e，修改边框； f，手动写该导线； g，放置汉字标志等。下图是所做的PCB板
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图5太阳电池的充电器电路的PCB板
武汉理工大学基础强化训练报告 注意事项
一：画电器连接线时有三种常见的错误，都市必须改正的。分别是
1.连接线贯穿元件，会造成PCB制作中元件也是短路的，仿真环节无法正确通过。
2.连接线段重合，会造成PCB制作环节中加载网络表后出现断线。
3.元件搭接，如果搭接点在元件端口之内，程序无法识别也会造成PCB制作环节中加载网络表后出现断线。
二：在元件的属性更改时注意：每个元件的foootprint必须要添加相应的封装好。三：在制作PCB板时注意：一定要选用keeppout layer这一层。
武汉理工大学基础强化训练报告 心得体会
我对本次基础强化训练的设计的结果还比较满意，经过努力，我完整做出了所需要的东西，经过画图我对protel更加的了解了。在选择方案时需要注意的事项考虑得不是很周到，因而有的地方弄复杂了，今后还要在这些方面多加练习和了解。
至此已经接近尾声，一周的时间虽然很短暂，但在这一个星期的基础强化训练设计过程中收获颇丰。设计的核心内容就是运用所学的《电子技术基础模拟部分》和《电子技术基础数字部分》以及protrel软件和相关知识设计了一个以太阳能为能源的充电器。太阳能电池是将太阳能转化为电能的一般装置，利用太阳电池给普通后备电池充电的充电器电路。实现了太阳能在日常生活中的利用。整个设计过程中首先对所学的数电这门课程有了更深的了解，比如集成芯片的接法PCB板电路的制作等。因为基础强化训练设计本身要求将以前所学的理论知识运用到实际的电路设计当中去，在电路的设计过程中，无形中便加深了对模拟电路，数字电路的了解及运用能力，对课本以及以前学过的知识有了一个更好的总结与理解；以前的数电实验只是针对基础知识的演练，而此次课程设计对我们的总体电路的设计的要求更严格，需要通过翻阅复习以前学过的知识确立了实验总体设计方案，然后逐步细化进行各模块的设计；其次，在电路仿真的过程中总会出现一些问题，需要我们细心解决，所以这一周下来，我对protel的利用有了提高；再次，通过此次基础强化训练，我对设计所用到的软件有了更加深刻地了解，这对我们以后的工作和学习的帮助都很有用处。还有一点感悟就是，天下事为之则易，不为则难，仅此而已。
设计电路，要考虑到它的前因后果。什么功能要什么电路来实现。另外还要考虑它的可行性和实用性等等，提高了自我分析能力。同时通过这次课程设计也加深了我对模电知识的理解，增强了自己的动手能力，激发了我对电子技术的兴趣，今后一定要利用更多的课余时间做一些与电子技术有关的东西。
这次基础强化训练，锻炼了我们的动手能力。通过这次基础强化训练让我明白了理论和实际操作之间差距，而且也让我很明确得意识到自己在数电上有很多
武汉理工大学基础强化训练报告 的知识漏洞，以后应该多钻研一下。
我知道我还有很多不足，我会在以后的时间里把它们给补起来。做基础强化训练是充实的，喜欢这种充满激情的日子，基础强化训练我尽力去做了，并且付出了努力，问心无愧。14
武汉理工大学基础强化训练报告
附录二：参考文献
[1] 康华光,陈大钦.张林.电子技术基础—数字部分（第五版）.北京：高等教育出版社，2006 [2]施金鸿，陈光明.电子技术基础实验与综合实践教程.北京：北京航空航天大学出版社，2006 [3] 朱定华，黄松，蔡苗.protel 99 se 原理图和印制板的设计
6.太阳能风能智能充电站技术报告 篇六
项目完成单位:广东电网公司电力科学研究院 2013年12月
第一章智能配电设备自动化检测技术研究 的背景及意义
1、发展现状
目前国内随着电力自动化的发展,实现配电网智能运行和控制是现代电力发展的方向,随着配网自动化建设的铺开,智能配电设备在电网逐渐广泛的使用,但由于智能配网设备涉及众多设备类型种类,生产厂家众多,技术力量参差不齐,各智能配网设备制造厂家在对通信规约的理解和开发及修改上也存在了很大的随意性,因此容易导致智能配网设备和配网自动化系统主站间的互联互通问题上矛盾层出不穷。从现场调研看:各配网自动化主站系统和智能配网设备的互联及扩容都极大的依赖于设备制造厂家,每一次智能配网设备的扩容或新建,都必须要求双方厂家技术人员现场服务,而且,双方的通信规约还存在随意修改的可能,如果配网自动化主站系统已建设多年并超过厂家义务服务时限,要扩容智能配网设备时,各局不得不承担主站厂家拒绝服务或索取高额服务费用的风险。
为很好的解决配网自动化主站系统和智能配网设备的互联互通问题,实现已通过测试的智能配网设备能方便、快速的接入到配网自动化主站系统中,而不需要双方技术人员现场联调测试,实现通过了规约测试的智能配网设备型号能实现无缝的链接,从而简化配网自动化主站系统和智能配网设备联调过程中通信规约的调试过程。
应用在不同环境下的智能配网设备一般都具有智能开关的功能,在线路上实现可控制的分合,如智能柱上开关应用在架空电网中,能快速切除故障自动隔离、减少变电站出线开关跳闸,保证无故障部分正常运行,缩小停电范围。
在配网自动化系统出现异常情况时,智能开关的拒动、误动、慢分和三相严重不同期等机械故障都可能造成恶性事故,甚至可能引起设备爆炸,给配网自动化系统的安全稳定带来不利,甚至造成严重的财产损失。大量统计数据表明,开关事故的80%左右是由机械事故造成的。因此保证一次开关稳
定准确的开、合动作,对保障配网自动化系统的安全稳定运行有着重大意义。对一次开关的机械试验进行测试,了解一次开关的各种参数是否正常,从而进行及时的维护和检修。
2、当前国内、外的研究情况
智能配网设备是近几年随着配网自动化系统的推进而快速发展起来的,主要应用在配网自动化系统中,实现如快速切除故障自动隔离、减少变电站出线开关跳闸,保证无故障部分正常运行,缩小停电范围等等功能。是一套综合了传统和现代的配网自动控制技术智能设备,智能配网设备自动化检测开发和应用将集在线检测、信息通讯和计算机技术于一体,形成集测量、保护、控制、通讯为一体的先进自动化检测仪器。
目前国内、外对智能配网设备专业性综合测试工具较为缺乏,多数测试工具主要只能针对智能配网设备的开关机械特性进行测试如高压开关机械特性测试仪,使用继保测试仪对智能配网设备的保护动作进行试验,对通信规约的检测手段仅限于现场安装调试,对一个智能配网设备的自动化检测需要多种测试工具配合测试,测试手段和方法较为落后,而现今配网自动化系统已经呈现典型的设备网络化、管理信息化、时间准确统一等特点,只有对配网自动化系统的智能配网设备进行包括通信规约互联互通、机械性能指标测试、测量采集精度等参数的准确测量,用定量测试代替常规的人为定性测试,才能有效提高配网自动化系统的可靠性。
检测工具的完善是细分行业产品走向成熟的重要环节,智能配网设备也有待于能测试各项重要性能指标的专业化检测工具,就如同继电保护测试仪实现对继电保护产品的检测一样,按照ISO9000标准进行智能柱上开关设备的验收维护将是配网自动化系统行业的发展趋势。
3、项目研究及应用的意义
本项目可应用于国内各省市地区电网公司的配网自动化系统运行维护人员,也可用于配网自动化设备生产厂家的研发辅助,各自动化设备安装调试人员以及电力科研机构等,适用于对智能配电设备生产厂家在地区电网的入网检测(自动化部分、生产厂家出厂验收测试、现场安装调试测试、现场验收测试、现场维护测试等。改善国内智能配电设备配网自动化综合测试
工具缺乏的困局。
推进智能配电设备自动化系统运行可靠性的提高,有了一套好的检测手段和检测规范,能整体提升智能配电设备产品质量水平的提高,减少智能配电设备缺陷率;提高智能配电设备的定检质量,及时排除事故隐患,从而提高智能配电设备自动化系统的运行维护水平,减少因智能配电设备故障带来的电网事故损失;提高智能配电设备现场测试质量,利用准确的数据,有利于进行事故后分析,减少事故分析所需的人力、物理和事故分析周期。
降低智能配电设备维护人员的劳动强度,提高其维护水平。第二章智能配电设备自动化检测技术 研究的主要内容
智能配电设备自动化监测技术的研究内容是针对智能配网设备的特点,实现智能配网设备的开关机械性能测试;IO性能指标测试、测量精度指标测试;控制器(FTU传送到配网自动化监控后台的通信规约接入性测试。
1、智能配网设备开关机械性能测试
当电气设备或线路发生故障时,智能配网设备的开关能实现如快速切除故障自动隔离、减少变电站出线开关跳闸等功能,保证无故障部分正常运行,缩小停电范围。在配网自动化系统出现异常情况时,开关的拒动、误动、慢分和三相严重不同期等机械故障都可能造成恶性事故,甚至可能引起设备爆炸,给配网自动化系统的安全稳定带来不利,甚至造成严重的财产损失。大量统计数据表明,开关事故的80%左右是由机械事故造成的。因此保证一次开关稳定准确的开、合动作,对保障配网自动化系统的安全稳定运行有着重大意义。对一次开关的机械试验进行测试,了解一次开关的各种参数是否正常,从而进行及时的维护和检修。
智能开关的机械性能测试包括机械特性测试、机械操作测试、机械寿命测试。
A、机械特性测试
一次开关机械特性主要测试开关的分、合闸速度与时间特性,速度和时间特性的测量是鉴定开关调整安装或质量检修的重要指标。
主要测试:分(合闸时间、分、合闸同期性、分—合闸时间、合—分闸时间、分(合闸平均速度等参数。
测试流程如图所示:
图1 开关测试流程图
本项目研究产品向智能开关发送分(合闸启动信号,同时开始计时t1, 并对开关电信号同步采集,当智能开关动作时,记录每项动作时的时间t a、t b、t c;测试原理图如图所示:
图2 开关特性测试原理图 智能开关机械特性参数计算如下: 分、合闸时间:t分(t合= MAX(t a、t b、t c—t1;分、合闸同期性:t同= MAX(t a、t b、t c—MIN(t a、t b、t c;分、合闸平均速度:V分(V合= S / A VG(t a、t b、t c;说明: MAX(t a、t b、t c:取三相动作时间的最大值 MIN(t a、t b、t c:取三相动作时间的最小值 A VG(t a、t b、t c:取三相动作时间的平均值
S:行程,开关技术条件书上给定参数或通过长度测量仪量测值 B、机械操作测试
机械操作测试的目的是检测开关在规定操作条件下的操作性能及合闸、分闸和自动重合闸操作的可靠性。
分别在30%、65%、100%、120%额定操作电压下进行操作试验: 30%额定操作电压下,开关不得分、合闸;65%、100%、120%额定操作电压下,开关应能可靠分、合闸。C、机械寿命测试
机械寿命试验的目的是验证开关在规定的机械特性及不更换零部件的
条件下,能否承受规定的分、合闸空载操作次数的试验;同时,考核产品机械操作的稳定性。
设置分合时间及分合次数参数,在寿命测试功能下可自动完成所设置分、合闸次数的操作。测试过程中检测是否出现拒分、据合、误分、误合等现象来判断开关的寿命。
2、智能配网设备的IO性能指标测试、测量精度测试
智能配电设备具有IO数据采集、遥测数据采集的功能,这些数据采集的精准性将直接影响智能配电设备的质量和运行稳定,从而影响配电自动化系统的安全。本研究课题将实现对智能配电设备的IO性能指标(遥信防抖、SOE分辨率、遥信风暴、遥控输出等进行检测和遥测(电压、电流采集精度进行检测。
A、遥信防抖测试
输出一定的脉冲宽度,并比较通过系统产生的遥信变位事件,检测被测智能配网设备所能识别的遥信脉冲宽度临界值,即遥信防抖参数。
图3 遥信防抖测试示意图 B、SOE分辨率测试
输出一定的时间间隔,并通过通讯规约接收待测系统反馈的带时标SOE 事件,从而检测出待测装置所能分辨的最小遥信变位时间间隔,即SOE最小分辨率。
图4 SOE分辨率测试示意图 C、遥测采集精度测试
输出高精度的三相电压、电流,检测待测系统反馈的电压、电流值并进行比较,计算出智能配电设备遥测采集的精度。
图5遥测采样精度测试示意图 D、保护动作试验功能
智能配电设备一个很重要的功能就是具有保护功能,在不同故障情况下自动对开关进行分闸、合闸动作。
根据不同的开关类型和不同的应用,智能柱上开关的保护配置不同:智能柱上断路器配置下面保护动作(或其中部分: ✧带时限的过流保护 ✧速断保护 ✧零序保护
✧重合闸后加速保护
智能柱上负荷开关配置下面保护动作(或其中部分
✧有压延时合闸动作 ✧无压延时分闸动作
3、智能柱上开关通信规约接入性测试
智能配电设备通过控制器(FTU可灵活配置多种通信模块、开关动作、IO数据采集后控制器(FTU可采用无线、载波、光纤等多种通信方式将告警信号上传至配网自动化监控后台,缩短运行人员的故障查找时间。
为很好的解决各厂家的智能配电设备和配网自动化监控后台的互联互通问题,实现已通过测试的智能配电设备能方便、快速的接入到配网自动化监控后台系统中,而不需要双方技术人员现场联调测试,实现通过了规约测试的智能配电设备型号能实现无缝的链接,从而简化配网自动化监控后台系统和智能配电设备联调过程中通信规约的调试过程。
测试系统具有模拟仿真主站的功能,实现智能配电设备的控制器(FTU传送到配网自动化监控后台的通信规约的接入性测试(通信规约可以根据要求进行定制开发和修改。规约接入性测试过程可以根据配网自动化监控后台的规约规范按需进行测试命令的选择和配置,实现测试任务步进显示,规约命令异常及时报警处理。
第三章智能配电设备自动化检测技术研究平台的原理
1、整机实现框图
图6 智能配电检测装置实现框图
如图6所示,为智能配电检测装置的实现框图。智能配电设备主要由两大部分组成,即一次开关和自动化控制器FTU,而FTU又包括了遥信、遥测模块,智能配电检测装置主要完成对三大主要模块的检测。
智能配电检测装置的高压特性测试模块主要完成一次开关的分(合闸时间、分、合闸同期性、分—合闸时间、合—分闸时间、分(合闸平均速度等参数测试、低电压试验和开关寿命的测试等。
遥信防抖、遥信精度及保护动作测试模块主要完成对FTU的IO及采样精度测试,完成IO的防抖测试、SOE分辨率测试、遥测值精度测试及常见的保护动作测试。
通信规约接入性测试模块主要完成对FTU通信规约的测试,智能配电检测装置担当主站的功能,与被测FTU通信,发送各种报文,验证规约的正确性,并作出评价。
2、硬件结构框图
图7 智能配电检测装置硬件结构框图
如图7所示,为智能配电检测装置的硬件实现框图。装置高度集成,主要由嵌入式控制板、电压、电流产生模块、开关及IO测试模块组成,装置本身体积小,兼容了三大功能,通过外置笔记本经以太网口连接装置并控制输出。
电压、电流产生模块主要产生4路电压,3路电流,输出到FTU,完成遥测量的测试及保护动作测试。该模块选用了开关电源配合线性功放输出。
开关及IO测试模块,主要通过IO输出遥信信号,可用于测试遥信的防抖及SOE分辨率测试,采用了高性能的32位浮点处理器,保证了较小间隔的输出,实现毫秒以下的精度测试。该模块同时输出可调的大电流电压用于驱动一次开关分合闸,提供分合闸信号控制开关分合操作,提供6断口信号采集,支持外部分合闸同步信号的触发。
嵌入式控制板为底层控制的综合控制板,主要实现各种接口的电气连接、数据的上送及下传。对外提供规约接收接口及外置笔记本的控制接口。
装置设计为便携式,无显示屏,通过网口外接笔记本电脑,实现人机界面,在笔记本上运行操作控制界面,实现全部的测试。
3、软件总体结构框图
图8 智能配电检测装置软件整体结构框图
图8所示为智能配电检测设备的整机软件结构框图。由图可知,软件主要由界面模块、规约分析模块及控制模块组成。
A界面模块
界面模块主要提供客户的操作接口具体包含了基本参数配置、规约测试操作、遥信遥测性能测试、开关特性测试及报告的查询和打印功能。
●基本参数设置主要完成通讯接口、存储路径、权限等设置。
●规约测试操作提供标准101及104通讯规约的检测,测试采用模拟主站的 方法对设备进行规约要求的各项功能检测,并提供错误模拟功能查看设 备容错性能。并具备报文记录,报文解析,及编辑发送功能;●遥信遥测性能测试主要包括遥信IO防抖,SOE分辨率测试,遥测精度 及保护动作试验四部分构成;●开关特性测试主要实现一次开关的常规试验,重合闸试验,及低电压试 验。每项测试均提供相应的参数设定功能;●报告打印实现主要提供各种测试数据结果的查询及打印。B规约通讯模块
规约通讯模块主要封装了101及104的通讯规约接口实现,包括链路连接,APDU APCI ASDU等封装,数据的发送,接收,解析,以及通讯异常时处理等功能,其中101通过后台机的USB转串口直接连接待测设备,104规约则直接连接连接到测试仪的控制板上间接和待测设备通讯。规约通讯模块将采用模拟主站的方式和待测设备相连并交互,用来配合需要和设备交互数据的所有测试项目的实现。
C控制模块
此模块主要通过和嵌入控制板进行交互,实现和底层开关测试模块及电压电流产生模块之间的通讯,来实现检测设备对外的所有模拟及开关量的输出控制功能。
第四章智能配电设备自动化检测技术研究平台的实现
1、平台实现框图
图9 智能配电检测装置硬件实现框图
如图9所示,为智能配电检测装置的实现框图。整机由四部分组成:开关特性测试模块、继电保护模块、IO特性测试模块和规约测试模块。
继电保护模块的CPU使用DSP搭配FPGA芯片作为控制处理器,控制线性功放输出电压、电流信号,同时提供了各种传感器信号及保护信号的反馈接入,防止设备操作不当引起设备损坏。继电保护模块通过以太网接收控制指令。
IO特性测试模块主要完成IO输出,由DSP处理器IO口控制信号继电实现,实现消抖及SOE分辨率测试。
开关特性测试模块主要完成智能配电设备的一次开关的各项测试,该模块使用高性能的32位浮点DSP,通过中断信号,接收同步信号,实现定时器的准确计时,使用光电隔离回路采集一次开关断口的状态,使用16 位精度AD芯片采集距离传感器和角度传感器的信号,实现开关位移和角度的测量。同时该模块提供开关分合闸的驱动电压。
规约测试模块主要包含了规约测试和操作控制两大模块,运行在外置笔记本电脑上,提供了对设备操作的人机界面,对装置的控制信息通过以太网口传输到设备。同时完成对被测对象FTU的通信规约测试。
2、继电保护模块的实现
图10 继电保护模块实现框图
如图10所示,为继电保护模块的试验框图。使用CPU作为核心,CPU 采用DDS算法,模拟电压、电流波形,送到数模转换模块,生成需要的波形,经低通滤波及隔离后送入功率放大模块,进行功率放大,输出大功率的电压、电流。
CPU同时对输出的电压电流进行采集(可选,检测电压、电流的输出。由于功率放大模块发热量大,因此在功率放大模块上添加温度传感器,监测功放模块的温度,如果超过一个的范围,可以通过功放开关,关闭功放的输出,起到保护作用。同时也可以接入功放模块自身输出的一些保护信号,监测功放的状态,进行相应的保护。
CPU需要提供一个以太网控制接口,接收上位机的控制信息,并完成做相应操作。
3、开关特性测试模块的实现
图11 开关特性测试实现框图
如图11所示,为开关机械特性测试模块的实现框图,以DSP 处理器为核心,主要完成数据的采集、开入和开出功能。
当需要做开关特性测试时,DSP 控制输出分闸或合闸信号,驱动一次开关的分合闸线圈,其分合闸电源可以由装置直流电源供给或者使用外部交流电源。
同步检测模块检测到分合闸触发信号后(与分合闸控制信号输出同时触发,产生脉冲,以中断的形式送给DSP ,DSP 收到中断信号后,开始采集断口的状态信号,根据断口开闭时间计算一次开关分合闸时间。
断口的状态作为开关量的形式输入,一次开关的断口相当于一对硬接点,整个开关量输入回路由装置提供12v 直流电源驱动。
DSP 使用AD 芯片实现对传感器信号的采集。第五章项目总结 1 样机完成情况
样机已组装完成,目前已对2套成套智能开关及4种控制器进行测试,基本实现了设计要求。
图12 测试仪前视图
图13 测试仪后视图
图14 测试仪面板图 2配套软件完成情况
目前智能配电设备综合测试仪的软件已经开发完毕,正在实际测试中不断完善功能,提高软件的易用性和稳定性。
智能配电设备综合测试仪软件依据功能不同,划分为三大部分,分别是开关机械特性测试、精度测量及IO性能测试和通讯规约测试,其测试内容分别如图
15、图16和图17所示。
图15 开关机械特性测试功能
开关机械特性测试包括了三个子功能,分别是开关机械寿命测试、常规测试-重合闸、电压试验。
图16 精度测量及IO性能测试项
精度测试及IO性能测试包括四个子功能,分别是遥测采集精度测试、保护动作测试、遥信防抖试验和SOE分辨率试验。
图17 通讯规约测试
通讯规约测试包括101通讯测试和104通讯测试。3综合测试情况
目前样机及配套软件已完成了两次联调测试,在测试中坚持发现问题,完善提高的原则,力求提高软件的易用性和稳定性。
7.红太阳体智能课程第三节 篇七
一、教学名称：游戏《烤香肠》
二、教学目标：
1、攀爬能力。
2、四肢协调。
3、协调能力不强的小朋友请老师予以辅助，加强锻炼。子不同年龄段适当加长或减少滑溜布的长度）
三、教学重点：全身综合运动能力
四、教学准备：滑溜布一条
五、教学过程：
（一）课前准备：
1.清理、查看场地，消除不安全隐患 2.布置场地，安放器械，准备音乐
3、把滑溜布铺好
（二）引导部分：
1.教师集合整队、师生鞠躬问好 2.气氛营造、口令互动 3.热身引导，口令带动
（根据孩（1）运用整套徒手口令带动操带动幼儿进行身体各个部位的热身运动，如上下肢、头部、颈部、腰部等（注意锻炼顺序从上到下从头到脚）
（2）引导语言：拍拍手、手举高、手打开、手放下、手伸平、转个圈、这是头点一点，摇
一摇，这是肩绕一绕，向前绕，向后绕……（从头到脚语言带动热身）
（三）游戏活动：
1.游戏导入：首先提问小朋友们有没有吃过烤香肠，香肠好不好吃？让孩子们自己制作烤香肠。2.游戏方法：
（1）（制作香肠）让孩子趴在滑溜布上匍匐前进全身贴住滑溜布（头部除外），爬到滑溜布的一半让孩子们躺着用小脚后跟用力蹬滑溜布，（协调能力不强的可以适当辅助）
（2）（开始烤香肠）让孩子在滑溜布的一侧躺下然后进行翻转。3.游戏规则：
身体不准爬、滑、滚到滑溜布以外
六、结束部分：
8.变电站智能设备分析的论文 篇八
摘要：本文根据国、内外变电站自动化技术发展及应用现状，从实际工程应用的角度，阐述了变电站智能化设备的必要性以及智能设备的构成和特点，探讨了从系统设计出发的集成思路，同时对变电站智能设备的进一步发展提出了一些设想。
关键词：变电站自动化数据通信智能设备系统集成计算机网络
引言
近年来，计算机芯片及网络等新技术的不断采用，从根本上改变了传统变电站二次设备的基本面貌，全数字化的设备、以网络构成的系统，辅以成熟的调度自动化系统，正在不断地提高变电站运行的自动化程度和可靠性，从原来的分部分的变电站设备及运行状态的监测发展到整个变电站设备监控的集成的自动化系统，已基本做到了自动化应能实现的功能，即不再是好看不好用的花架子，而是真正可以解决和满足生产实际运行中出现的问题和需要，无人值班变电站及变电站自动化系统已基本被用户接受并使用。在实际应用中，国内、外不同的专业厂家分别推出了具有不同特点的系统，基本上都能满足系统的运行要求，但在不同程度上，由于开发的背景、运行经验及技术水平的限制，仍有相当一部分系统存在者功能重复设置，没有做到信息资源共享，从而导致了现场接线复杂、系统的各部分接口的通信规约不一致，增加了投资并影响了系统的可靠性，这就大大影响了整个系统的开放性及可扩展性。出现这些问题的主要原因便是缺乏系统设计及在系统设计思路指导下的各组成部分(智能单元)的开发。由于以往变电站二次部分的开发是分保护、测量、监控等各专业独立开发、功能相对独立设置的，由此为满足系统的功能配置要求而在“搭系统”，从而导致要么底层控制单元无法投入系统，信息传送不上来，就是系统要求的功能底层控制设备单元不具备。针对上述问题，本文试图从整体系统设计思想入手，讨论对变电站内智能化设备的基本要求及其构成、系统集成的基本思想，以供同行讨论参考。
1变电站自动化的特点及智能设备的构成
国内变电站二次产品早期开发过程是按保护、测量、控制和通信部分分类独立开发，随着技术的进步以及电力系统自动化的要求，变电站自动化工作的开展首先从远动、自动化及通信专业开始，初期开展的工作只是对站内的部分状态量及模拟量数据采集并处理的微机监视或监控系统，随着调度自动化及微机保护的成熟及应用，变电站自动化及无人值班运行模式便成为实际的需要和急待解决的课题。变电站自动化近几年的发展状况大致存在集中式及分布式两种系统结构，由于电力系统管理方式及二次产品开发的历史原因，大多数系统仍采用的是按功能“拼凑”的方式开展，没有按工程的实际需要及正确的系统设计指导思想进行，从而导致系统的性能指标下降以及出现许多无法解决的工程问题。从对分布、开放性以及系统整体的发展趋势来看，采用分布式测控、保护、自动装置及计算机局域网的结构方式显然比较优越。采用分布、开放性的网络拓扑结构和计算机局域网技术的变电站自动化系统，各现场单元可完全脱离系统独立运行，单个装置的故障不影响系统的正常运行，从而达到“分散布置、集中管理”的目的，加强了系统的可靠性和可扩充性。这种构成模式正越来越被我国电力系统所接受，其最大特点就是尽可能地充分利用软、硬件资源，并尽可能地共享软、硬件和系统资源，并且利用通信网络代替大量的控制信号电缆，避免设备重复设置，多次投资。
根据IEC国际电工委员会电力系统控制与通信技术委员会的划分以及变电站自动化系统的特点，变电站内的设备可划分为如下三个层次。
设备层：包括各种一次设备象开关、线路、变压器、电容器、CT/PT等。
间隔层：是各种二次设备包括采集、测量、控制、保护、自动装置、故障滤波等，它们大多能独立完成某种功能，且具有与外部进行数据交换的能力。
变电站管理层：对整个变电站进行安全监视、控制、操作，并与变电站外部进行数据交换，如当地监控微机、与控制中心通信的网关等。
上图标示了变电站内的三个层次和它们之间的数据交换。从对变电站电能传输、分配进行检测、控制和管理的观点出发，可以认为变电站由母线、变压器、线路、电容器等基本元件组成;一个基本元件通过一个或多个间隔向二次系统提供数据，接收二次系统的控制命令。根据每一个基本元件自身的特性和检测、控制要求，并按照基本元件内部数据采集及故障检测和隔离由元件自身解决的原则，设计每一种基本元件对应一种硬件结构即智能电子设备(IED)。
从图中还可以看出，在设备层和间隔层之间的数据交换量不大，主要是设备间向间隔层提供运行中的各种I/O信号，间隔层向设备发出控制信号等。
在间隔层和变电站管理层之间，存在大量的数据交换，一方面，间隔层内的各种智能设备需要把采集到的信息及时上传至当地监控系统和通过通信处理机送到远方控制中心，不仅数据量大，而且要求具有很高的实时性，象站内的事件顺序记录需达到毫秒级，测量值及信号的刷新时间需在3秒之内完成。另一方面，变电站层的系统时钟、控制与调节命令、运行参数的整定命令，也要快速下发至各智能设备。
间隔层的各智能设备之间，也存在着部分数据交换，但这种交换量不大，对实时性要求也不高。而且由于保护设备大都是独立的设备，故与其它装置的数据交换很少。其它智能设备，也存在一定量的数据交换。
基于以上情况，设计中的变电站自动化系统考虑了在间隔层横向按站内一次设备分布式的配置，有条件时，还可将间隔层设备安装在开关柜上;各间隔设备相对独立，仅通过站内通信网互联，并同变电站层设备进行快速通讯。
在功能分配上，采用可以下放的功能尽量下放的原则。凡是可以在本间隔内就地完成的功能绝不依赖通讯网完成，这样构成的系统同以往的集中式系统相比有着明显的优点：可靠性提高、可扩展性和灵活性提高以及站内二次电缆简化、节省投资。
2智能设备的集成
在变电站自动化中存在一些促使设备集成的动力。首先，变电站自动化要求采用较少的设备完成更多的功能，其解决方法之一是安装具有集成功能的智能电子设备。最基本的`继电保护IED就是一个例子，它集成了保护、测量、控制、录波、事件顺序记录以及通信等功能。用一个设备完成所有这些功能，这样就实现了设备整体费用的优化，减少资金和运行维护费用。
另一个向集成化发展的动力是先进的自适应能力和系统控制性能。在这些先进的性能中系统知识是非常有用的，它允许继电保护IED动态改变运行参数。具有核心级的系统知识可以使系统的稳定性和潮流都得到控制。
技术进步也是向集成化发展的主要动力。微处理器、计算机通信及应用软件技术的飞速发展促成了集成系统的开发，将来的重点可能由硬件IED发展为“智能化”软件。
还有一个动力是为客户服务。经济的快速发展要求越来越少的停电时间，电力公司内部也经常为自身设定顾客电量利用率的目标。对于这个目标，系统集成给操作员和工程师提供了更多的信息，如在什么情况下允许系统快速恢复等。与有用的信息一起集成化的另一个好处是对误操作的辨认分析，对于由继电保护或系统设计带来的问题可以高效跟踪和修改，从而可以提高整个系统的可靠性和可用性。
3局域网络通信技术
变电站内智能电子设备的集成化设计策略采用了分布式功能配置的概念，因为分布式体系结构可使任何规模的变电站具有可扩充性。通过共享冗余得到了高可靠性、简化的布线以及可选择的性能升级能力。
在设计信息及数据通信的策略中，几乎每一个制造商设计的IED都有以电气工业协会(EIA)的RS-232或RS-485标准为基础的物理层接口，并在数据链路层和应用层用软件完成系统与任何一个IED设备的连接，但随着计算机局部网络(LAN)技术的发展，越来越多的制造商把注意力集中在LAN上。采用计算机局域网技术可实现数据高速、可靠传输，可将过去集中处理的功能分散到各个节点去处理，并可以传送大批量的数据，如故障录波数据和图像数据等。在变电站自动化系统中，采用局域网技术，将变电站内的数据采集部分的各智能单元分别挂网运行，站内自动化系统通过变电站层控制中心与各IED进行数据通信，以取得对现场IED设备的控制权，如断路器的分/合、自动重合闸的开/闭、继电保护装置的参数设置、故障诊断、远程抄表等控制命令。这就要求IED设备满足局域网标准，I/O设备作为局域网上的一个节点。在实际采用计算机局域网的标准上，一般存在着采用“工业以太网”和“现场总线”两种不同的做法。
在90年代中期，国内外曾掀起一场声势不小的“现场总线热”，国家有关部门也拨款几千万元组成攻关课题。但在实际应用中，还有许多共同的疑问。其中最主要是其标准问题。现场总线有多种标准有两个原因，首先是技术上的原因，即适用场合和用户习惯原因。广义的现场总线包括传感器执行器总线，亦称I/O总线，其特点是信息简单但传输速度快，其典型代表有基于CAN的DeviceNet,interbus-s等;另外还有设备总线可用于控制，其信息量大而且复杂，传输较慢，如基金会总线FF、HART、LonWorks和Profibus。而狭义的现场总线仅指后者。除此外不同行业有其传统使用习惯。对价格和技术完善性有不同要求，再有是不同的总线标准往往和某些公司或公司集团有内在的商业利益关系。所以说最终现场总线标准也不会形成一统天下的局面。就目前情况来看，在过程控制领域，基金会总线FF将占有最大的份额，而在其它离散控制领域尚不十分明朗。
如何在众多的总线标准中，选择一种合适的总线，既能满足大数据量、传输速度快的要求，又要兼顾那些通讯相对少、实时性不很高的设备，以有效减少网络负载。LonWorks在可靠性和传输速率上显然达不到要求，HART用户支持较少，不宜选择;作为传输最快的总线Profibus在网络拓扑、数据吞吐量均表现出色，但其作为欧洲标准，在世界范围特别是中国的支持不够，尚不能普遍采用，FF虽然得到世界范围内的广泛认同，但所欠标准化进程仍遥遥无期。
以太网(Ethernet)经过若干年的发展，技术上已经十分成熟。随着适合于工业现场应用的嵌入式以太网微处理器的发展，以太网已可十分便利的应用于变电站自动化场合。首先10M以太网具有目前国内变电站自动化系统采用的网络不可比拟的高速特点，可将系统信息快速交换;同时以太网在长期发展中以公认的可靠性、安全性、灵活性著称，如网络节点均带耐高压的网络隔离变压器，网络拓扑结构灵活，支持多种通信媒介，可根据变电站的实际情况确定网络结构及选用通信媒介。在自动化系统升级时可将系统通信网络结构及媒介稍加改动甚至不改动的情况下平滑地使通信系统升级，节省开支，如升为100M快速以太网。
下面为美国和欧洲一些国家普遍采用的变电站自动化系统的通信结构。
传统的变电站自动化产品供应商们通过扩充他们的RTU的通信能力，即具有多个串行通信口的增强式RTU来接收各种形式的智能变电站设备(IED)，包括计量表计、故障记录和继电保护等设备。现代的变电站智能设备通过局域网建立了一个规模较大的变电站控制系统，以太网由于其优越的性能被用做变电站LAN，变电站内不同制造商的IED产品可以通过规约转换器(networkinterfacemodulesNIM)进行连接，还有一部分IED产品可以直接挂网运行。NIM与底层的IED可以通过廉价的RS485方式相连，规约采用标准的IEC870-5-103变电站内继电保护配套规约，IEC870-5-103规约在欧洲和其他一些受IEC影响的国家被普遍采用，我国国家电力公司也把该规约作为变电站内的配套标准规约。
4智能电子设备的发展目标和变电站自动化的趋势展望
变电站自动化系统与其它工业自动化领域一样，正沿着“分布化、智能化、集成化、可视化和协调化”的方向发展。这就给智能电子设备提出了更高的目标，这主要体现在以下几点：
1)、可互操作性：当前和将来都可以与任意一个生产厂家的IED进行通信。
2)、即插即用：所有连在LAN上的设备将由系统自动识别。
3)、可靠性/安全/可信性：这是基本的继电保护特性，目的是使整个系统达到同一水平。
4)、开放性：提供一个变电站自动化系统的平台。
5)、冗余度;任何单一的部件故障不会影响整体系统性能。
6)、智能化：提供一个人工智能的应用平台;通过这个功能实现故障分析、选择性的数据和电力系统配合。
7)、自动化：通过嵌入算法软件或按用户定义的控制顺序提供未来的自动控制功能。对于继电保护设备，可通过用户自定义的计算方法和动作次序支持未来的自适应继电保护功能。
8)、灵活性/可扩充性：对于当前的硬、软件系统设计要考虑到将来的扩充，应当易于修改。
智能电子设备的采用，将彻底改变常规继电保护、自动装置及测量仪表等的单一功能结构，变为包括继电保护、过程自动化、录波、计量、测控等多功能智能化设备的变电站自动化系统。由于现场设备的高智能、多功能，使得主控系统的负担得以分散，实现了彻底的分散控制保护及自动化，由此可极大提高控制、保护、自动化系统的可靠性、自治性、灵活性。
由分布式的智能设备构成的变电站自动化系统带来的另一个好处是可以取消常规变电站所使用的控制屏、中央信号屏等集中控制设备。对于35kV及以下的电压等级的现场智能设备可以集合安装于开关柜上;对于110kV及以上电压等级的现场智能设备可以按各个控制对象即变电站内一次电气设备元件按单元安装在各电压等级的开关场地内或“保护小间”。现代技术已解决了电磁干扰、振动、温度、灰尘等对IED的影响，只需用计算机通信网络把它们联起来再与变电站层的主系统连接，这样做可大量减少控制信号电缆，也减少了组屏建筑面积。
智能电子设备的采用还使得变电站一、二次设备结合成为现实。如果把现场智能设备的控制保护的一次设备对象的CT、PT，开关、刀闸等的操作机构箱、主变压器等设备也采用网络通信方式相连，就可以取消控制信号电缆，仅仅保留开关操作机构跳、合闸所需的高压交、直流电源的动力电缆，从而可以使现场智能设备采用低压电源，提高了设备的抗干扰能力;另外通信网还可以将设备丰富的信息及数据上传，便于事故分析和状态监视，还可构成网络式的防误闭锁和安全保障系统，从而提高整个分布式变电站自动化系统的可靠性、先进性和优越性。
计算机网络通信、交换技术的发展，还使得变电站内部的LAN可以与广域的WAN相连，WEB浏览技术使得电力系统的用户在任何地方可以监控变电站的运行情况。变电站自动化系统适应Internet/Intranet网络技术的发展，就可以逐步实现开放式的通信体系结构。
以上针对我公司在开发变电站智能装置以及相应组成的变电站自动化系统的一些实践经验，谈了作者对变电站智能设备的集成与发展的一些理解和建议。其中有些建议和设计目标还只是在设想阶段，但相信现代计算机技术和网络技术的飞速发展一定会为实现上述目标提供最大的支持。
参考文献
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2、周旭虹500变电站自动化系统结构的探讨.电网技术..4
3、新型智能重合控制器及其应用.电力系统自动化.2001.10
9.太阳能风能智能充电站技术报告 篇九
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。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。
3.2 智能电子设备
包含一个或多个处理器，可以接收来自外部源的数据，或向外部发送数据，或进行控制的装置，例如：电子多功能仪表、数字保护、控制器等，为具有一个或多个特定环境中特定逻辑接点行为且受制于其接口的装置。3.3 智能组件
由若干智能电子装置集合组成，承担主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。
可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.4 智能终端
一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.5 电子式互感器 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。3.6 合并单元
用以对来自互感器二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成部分，也可以是一个分立单元。3.7 设备在线监测
通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.8 交换机
一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。
3.9 IED 能力描述文件（ICD 文件）
由装置厂商提供给系统集成厂商。该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。3.10 系统规格文件（SSD 文件）应全站唯一。该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。
3.11 全站系统配置文件（SCD 文件）
应全站唯一。该文件描述所有 IED 的实例配置和通信参数、IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。
3.12 IED 实例配置文件（CID 文件）
每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED 相关配置生成。4 管理职责
4.1 管理部门职责
生产技术部（运维检修部）负责组织制定和执行智能一次设备及在线监测设备的技术规范，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能一次设备运行分析并提出技术防范措施。电力调度控制中心负责制定和执行智能二次设备的技术规范，负责所辖受控智能站运行信息的日常监视及遥控、遥调工作，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施。安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。4.2 运检单位职责
运维单位负责贯彻执行上级单位颁发的智能设备运行标准和规范，负责编制智能变电站现场运行规程，负责智能变电站的日常操作、巡视和缺陷管理，定期开展智能化设备运行分析。检修单位负责贯彻执行上级有关单位、部门颁发的智能设备检修标准和规范，负责编制智能化设备检修策略，负责智能化变电站设备的检修、维护和缺陷处理。5 运行管理 5.1 巡视管理
5.1.1 巡视管理基本要求
5.1.1.1 智能变电站巡视管理按照相关巡视检查制度执行，巡视周期按照《变电运行管理规范》 有关要求执行。
5.1.1.2 智能变电站设备巡视分为正常巡视、全面巡视、熄灯（夜间）巡视、特殊巡视和远程巡视。
5.1.1.3 智能变电站的正常巡视每周应不少于 1 次。
5.1.1.4 智能变电站根据设备智能化程度、设备状态远方可视化程度，可采用远程巡视。远程巡视可代替正常巡视，但不允许代替熄灯巡视、全面巡视和特殊巡视。
5.1.1.5 智能化变电站一次设备、二次系统设备、通信设备、计量设备、站用电源系统及辅助系统设备的日常巡视工作由运行单位负责，设备的专业巡检由检修单位负责。5.1.2 电子式互感器的巡视项目
5.1.2.1 设备标识齐全、明确、正确；
5.1.2.2 设备基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形； 5.1.2.3 设备无锈蚀，内部无异声、无异味； 5.1.2.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象； 5.1.2.5 均压环固定良好，无倾斜；
5.1.2.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形； 5.1.2.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.3 智能在线监测设备的巡视项目
5.1.3.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固；
5.1.3.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂，检查油气管路接口应无渗漏； 5.1.3.3 检查电源指示正常，各类信号显示正常；
5.1.3.4 监控后台、在线监测系统主机监测数据正常，数据通讯情况应正常；
5.1.3.5 定期检查在线监测设备运行数据，与历史数据比较，确认设备运行状态正常。5.1.4 保护设备（保护测控一体化设备）的巡视项目
5.1.4.1 检查设备外观正常，各交直流空气开关正确，电源指示正常，各类信号指示正常，无告警信息。
5.1.4.2 检查保护定值区正确，设备软、硬压板投退正确。5.1.4.3 检查装置无其他异常声响及异常气味。
5.1.4.4 远程巡视时利用远方监控后台定期查看保护设备告警信息，检查保护通信正常，保护定值区正确，各软压板控制模式和投退状态正确。
5.1.4.5 远程巡视重点检查测控装置“SV 通道” 和“GOOSE 通道” 信号正常。5.1.5 交换机的巡视项目
5.1.5.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，设备运行环境温度正常，无告警。
5.1.5.2 远程巡视时利用远方监控后台检查计算机系统网络运行正常，网络记录仪无告警。5.1.6 对时系统的巡视项目
5.1.6.1 检查设备外观正常，电源指示正常，各类信号指示正常，风扇运转正常，无告警。5.1.6.2 检查对时系统主、备机运行状态符合运行方式要求； 5.1.6.3 检查保护装置时钟与对时系统同步正常。
5.1.7 监控系统、智能终端、合并单元和智能控制柜的巡视项目
5.1.7.1 检查监控系统运行正常，各连接设备通信正常，设备信息正确，保护软压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，监控后台无异常报文；
5.1.7.2 检查智能终端、合并单元设备外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；
5.1.7.3 检查室外智能终端箱、智能控制柜密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常，设备运行环境温度正常，无异常发热，柜内温度应保持在 5-50℃之间、湿度应小于 75%； 5.1.7.4 检查光纤应有明确、唯一的标牌，需注明传输信息种类、两端设备、端口名称等。5.1.7.5 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好；
5.1.7.6 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于 10cm（光缆的弯曲内径大于 70cm），光纤应无打折、破损现象；
5.1.7.7 检查各交直流空气开关位置正确，压板投退状态与运行状态和调度要求相一致； 5.1.7.8 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.8 站用电源系统（一体化电源）的巡视项目
5.1.8.1 检查站用电源系统外观正常，监测单元数据显示正确，无告警信息，交直流系统各表计、指示灯指示正常；
5.1.8.2 检查站用电系统交直流系统运行方式正确，各出线开关分合位置正确； 5.1.8.3 检查蓄电池组外观正常，蓄电池电压正常，无漏液；
5.1.8.4 远程巡视时利用远方监控后台定期检查站用电系统通信状态、告警信息，检查交直流系统运行方式和蓄电池电压正常，重点检查直流系统充电模块、直流接地告警和绝缘监察装置信息。
5.1.9 辅助系统的巡视项目
5.1.9.1 检查辅助系统外观正常，电源指示正常，各类指示灯、通讯状态正常；
5.1.9.2 远程巡视时利用辅助系统监控后台检查各辅助设备通信正常，运行数据正常，无异常告警，检查历史数据，确认设备运行状态正常。5.2 定期切换、试验制度
5.2.1 智能变电站常规定期切换、试验工作应按照公司《变电运行管理规范》有关要求执行。5.2.2 智能变电站定期切换、试验工作可通过远方控制方式进行。
5.2.3 装设避雷器在线监测系统的变电站，可不再抄录避雷器动作次数及泄漏电流，应每月进行历史数据比较和现场实际数值核对。
5.2.4 蓄电池具有自动采集装置，可不再测量蓄电池电压，应每季进行历史数据比较和现场实际数值核对。
5.3 倒闸操作管理
5.3.1 变电站倒闸操作应按照《江苏省电力公司变电站倒闸操作规范》的相关管理制度执行。5.3.2 智能变电站应具备适应不同主接线、不同运行方式下顺控操作功能。一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。5.3.3 顺控操作
5.3.3.1 顺控操作的基本要求
a）实行顺序控制时，顺序控制设备应具备电动操作功能。条件具备时，宜和图像监控系统实现联动。
b）顺序控制操作票应严格按照《安规》有关要求，根据智能变电站设备现状、接线方式和技术条件进行编制，符合五防逻辑要求。顺序控制操作票的编制要严格例行审批手续，不能随意修改。当变电站设备及接线方式变化时应及时修改。
c）顺序控制操作前应核对设备状态并确认当前运行方式，符合顺序控制操作条件。
d）在远方或变电站监控后台调用顺序控制操作票时，应严格核对操作指令与设备编号，顺序控制操作应采用“一人操作一人监护”的模式。
e）进行顺序控制的操作时，继电保护装置应采用软压板控制模式。
f）顺序控制操作完成后，现场运维人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次操作。
5.3.3.2 顺控票管理 a）顺序控制典型操作任务和操作票需要经过各运维管理单位生产分管领导审批。b）顺序控制典型操作任务和操作票应备份，由专人保存。
c）顺序控制典型操作票必须经过现场试验，验证正确后方可使用。
d）变电站改（扩）建、设备变更、设备名称改变时，应同时修改顺序控制典型操作票，并重新履行审批手续，同时完成顺序控制典型操作票的变更、固化。
f）固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次，由二次专业人员导出，运维人员审核确认。5.3.3.3 顺控操作中断处理原则
a）顺序控制操作中断时，应做好操作记录并注明中断原因。待处理正常后方能继续进行。b）若设备状态未发生改变，应查明原因并排除故障后继续顺控操作；若无法排除故障，可根据情况改为常规操作。
c）若设备状态已发生改变，应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行”章，并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断原因，同时应根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票，操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。5.3.4 压板操作
5.3.4.1 运维人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；
5.3.4.2 正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运维人员不得改变压板状态；
5.3.4.3 正常运行的智能组件严禁投入“置检修” 压板，运维人员不得操作该压板；
5.3.4.4 设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板； 5.3.4.5 设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查确认间隔中各智能组件的“置检修” 压板已取下。
5.3.4.6 禁止通过投退智能终端的断路器跳合闸压板的方式投退保护。5.3.5 定值操作
5.3.5.1 运维人员定值区切换操作在监控后台进行。操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确； 5.3.5.2 检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。5.4 防误管理
5.4.1 各单位要严格执行公司的相关规定，并制定有关智能变电站的防误闭锁装置管理制度。
5.4.2 安装独立微机防误闭锁系统的智能变电站，防误闭锁系统管理同常规站。
5.4.3 采用监控防误功能的变电站，应按照公司《变电站防误操作技术规定》的相关技术规范要求，采用“计算机监控系统的逻辑闭锁＋本设备间隔电气闭锁” 来实现防误操作闭锁功能。
5.4.4 采用监控防误功能的防误闭锁逻辑应经过运维管理单位审核批准后方能维护进相应自动化设备及后台监控系统，并做好相应备份处理。
5.4.5 监控系统的防误闭锁逻辑应定期进行复核，防误闭锁逻辑软件升级、修改，应严格履行审批手续。
5.4.6 智能化变电站的解锁操作应严格按照安规的相关管理规定执行，各类解锁钥匙及工具应进行统一封存管理。5.5 异常及事故处理
5.5.1 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。
5.5.2 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。5.5.3 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，应申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。
5.5.4 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。
5.5.5 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。
5.5.6 交换机故障
5.5.6.1 间隔交换机故障，影响本间隔 GOOSE 链路，应视为失去本间隔保护，应申请停用相应保护装置，及时处理；(按间隔配置的交换机故障，当不影响保护正常运行时（如保护采用直采直跳方式）可不停用相应保护装置；当影响保护装置正常运行时（如保护采用网络跳闸方式），应视为失去对应间隔保护，应停用相应保护装置，必要时停运对应的一次设备。)5.5.6.2 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。6 设备管理
6.1 设备分界
6.1.1 主变压器、断路器、隔离开关、互感器（含电子式互感器）、电抗器、电容器、避雷器等属一次设备。电子式互感器以采集单元为维护分界点。采集单元随电子互感器归属一次专业维护，合并单元归属二次专业维护。
6.1.2 成套的智能设备以智能终端的外侧端子排为界，智能终端（含智能终端）至设备本体属一次设备，外侧引线属二次设备；由外配智能终端组成的智能设备，以设备本体（控制端子箱、操作机构箱、汇控柜）二次接线端子排为界，内侧引线（含端子排）属一次设备，外侧引线（含智能终端）属二次设备。
6.1.3 变电站站端设备状态监测系统作为主设备的辅助设备，属于一次设备。6.2 验收管理
6.2.1 工程启动及竣工验收应满足技术协议标准，工程启动调试部门应事先编制调试方案，完成竣工报告。
6.2.2 工厂验收时，对不能具备实际设备拍摄图像的情况，应提供模拟方案，验收合格后应完成出厂验收报告。
6.2.3 变电站严格按照《智能变电站验收细则》 和《智能变电站改造工程验收规范》 验收，并参照相关设备验收管理制度。
6.2.4 运维人员宜提前介入工程安装调试工作，结合现场安装调试，组织运维人员技术培训，做好各项投运前生产准备工作。
6.2.5 验收除常规的移交技术资料外，还应包含全站智能装置的配置文件、软件工具及各类电子文档等资料。
6.2.6 新建、修试后的智能设备，应在设备投运前组织资料验收、外观验收、功能验收，验收中发现问题应及时处理。对于暂时无法处理的一般缺陷，急需投运时，必须经设备主管部门批准后方能投运，要求限期整改。
6.2.7 新建、修试后的在线监测设备，应在设备投运前组织资料验收和外观验收。对于不能在主设备停电时完成的功能验收，在主设备运行、验收条件满足后，立即完成。
6.2.8 工程验收时除移交常规的技术资料外还应包括：
6.2.8.1 系统配置文件、GOOSE 配置图、全站设备网络逻辑结构图、信号流向、智能化设备技术说明等技术资料；各智能电子设备的 CID 文件、ICD 文件，记录所有设备版本号和 CRC 码等；以光盘介质（一式两份）进行备份； 6.2.8.2 系统集成调试及测试报告；
6.2.8.3 设备现场安装调试报告（在线监测、智能组件、电气主设备、二次设备、监控系统、辅助系统等）；
6.2.8.4 在线监测系统报警值清单及说明。6.3 缺陷管理
6.3.1 按照智能变电站智能设备的功能及技术特点，应制订和完善智能设备缺陷定性和分级，使运维人员及专业维护人员了解设备缺陷的危急程度，及时处理，保障设备安全运行。6.3.2 智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。6.3.3 智能设备的危急缺陷主要包括下列情况： a）电子互感器故障（含采集模块及其电源）； b）合并单元故障； c）智能终端故障；
d）保护装置、保护测控一体化装置故障或异常； e）纵联保护装置通道故障或异常；
f）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，可能造成保护不正确动作； g）过程层交换机故障；
h）光功率发生变化导致装置闭锁； i）其它直接威胁安全运行的情况。
6.3.4 智能设备的严重缺陷主要包括下列情况：
a）GOOSE 断链或异常，SV 断链或异常，不会造成保护不正确动作； b）对时系统异常；
c）智能控制柜内温控装置故障，影响保护装置正常运行的； d）监控系统主机（工作站）、远动设备、站控层交换机故障或异常； e）装置液晶显示屏异常； f）接线端子锈蚀严重；
g）测控装置接收合并单元数据异常； h）其它不直接威胁安全运行的情况。
6.3.5 智能设备的一般缺陷主要包括下列情况：
a）智能控制柜内温控装置故障，不影响保护装置正常运行； b）在线监测系统故障； c）网络记录仪故障；
d）辅助系统故障或通讯中断； e）其他不危及安全运行的缺陷。6.4 台账管理
6.4.1 电子式电流互感器
6.4.1.1 电子式电流互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。
6.4.1.2 电子式电流互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流互感器A 相”。6.4.2 电子式电压互感器
6.4.2.1 电子式电压互感器按对应的母线或间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.2.2 电子式电压互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电压互感器A 相”。6.4.3 电子式电流电压互感器
6.4.3.1 互感器按对应的间隔（断路器、主变）分相建立设备台帐。6.4.3.2 互感器的命名按照“设备电压等级+设备间隔名称编号+组别号+电流电压互感器+相别”。例： “220kVXXX 断路器 A 组 1 号电流电压互感器 A相”。6.4.4 合并单元
6.4.4.1 设备类型：继电保护-合并单元；
6.4.4.2 合并单元按对应的断路器、主变、母线间隔按台建立台帐
6.4.4.3 合并单元的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+合并单元类型+合并单元+组别号。例：“220kV XXX 断路器电流合并单元 A 组”。6.4.5 智能终端
6.4.5.1 设备类型：继电保护-智能终端；
6.4.5.2 智能终端按对应的断路器、主变间隔按台建立台帐。
6.4.5.3 智能终端的命名按照“电压等级+设备间隔名称编号+智能终端+组别号”。例：“220kVXXX 断路器智能终端 A 组”。6.4.6 保护测控一体化装置
6.4.6.1 设备类型：继电保护-测控保护装置；
6.4.6.2 保护测控一体化装置按对应的母线、断路器、主变单元中按台建立台帐。6.4.6.3 保护测控一体化装置的命名按照“设备间隔名称编号+保护测控装置+组别号”。例： “1 号主变保护测控装置 A 组”。6.4.7 交换机
6.4.7.1 单独建立交换机间隔单元，单元中各交换机设备按台建立台帐；
6.4.7.2 属于单个间隔的交换机命名按照“交换机接入的设备间隔名称+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例：“220kV 石利2535 线路过程层交换机 A 组”，“1 号主变间隔层交换机 B 组”。跨间隔的交换机命名按照接入设备的电压等级+网络分层（过程层、间隔层）+交换机+网络组别号（A 或 B 组）。例： “220kV 设备过程层交换机 B 组”。6.4.8 在线监测设备
6.4.8.1 设备类型：一次设备-在线监测设备。
6.4.8.2 按间隔配置的在线监测设备按间隔建立台账，跨间隔配置的在线监测系统单独建立台账。
6.4.8.3 单间隔在线监测设备命名按照“设备间隔名称编号+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测设备+编号，例： “1 号主变油色谱在线监测设备第一套”。跨间隔在线监测系统命名按照“电压等级+在线监测对象（如断路器状态、SF6 状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测系统+编号，例： “220kV 断路器状态在线监测系统第一套”。6.4.9 智能辅助系统
6.4.9.1 智能辅助系统按套建立台帐，纳入智能辅助系统单元；
6.4.9.2 智能辅助系统命名按照“编号（第几套）+智能辅助系统。例： “第一套智能辅助系统”。6.4.10 屏柜
6.4.10.1 线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜纳入屏柜单元，按屏柜建立台帐。
6.4.10.2 屏柜命名按照“线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号）”，智能控制柜命名应含盖对应所有设备名称编号。例： “1 号主变保护测控屏 A”，“1 号主变本体智能终端柜”，“石利 2535 线路保护测控屏 B”。7 智能系统管理
7.1 站端自动化系统 7.1.1 站端自动化系统一般管理要求
7.1.1.1 站端网络设备服务器、交换机、合并单元、智能终端、GOOSE 网络、通讯光纤等设备均属运行设备，任何人员不得随意停用或拔插设备。确需停用时，必须办理相关手续方可停用。
7.1.1.2 站端自动化系统的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除、添加文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。
7.1.1.3 工程师站、运行操作站等人机接口系统应分级授权使用，用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。工程师站、运行操作站微机的光驱、UBS 接口硬密封，严禁非系统管理员使用。
7.1.1.4 用户对密码必须严格保密，防止泄露，必要时定期进行更新。
7.1.1.5 后台机使用必须办理相关手续，并经变电运维人员许可后方可使用，严禁将后台机移作他用。
7.1.1.6 后台机调试、升级或故障处理时，应在做好防止误控运行设备的措施。同时做好系统硬件、软件故障的记录台账，软件修改记录台账，详细记录系统发生的所有问题处理情况。7.1.1.7 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。7.1.1.8 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的 USB 接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。7.1.1.9 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。
7.1.1.10 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。每次修改或升级后，均应进行一次数据备份，并妥善保存。7.1.2 站端自动化系统监控画面设置原则
7.1.2.1 监控主界面目录索引应包含与实际设备运行状态相对应的一次系统图、站用电系统图、直流系统图、全站 GOOSE 网络图、UPS 系统图；分间隔告警总、运行报表（报表应具备导出功能）； 电流、电压、电能平衡曲线； 故障录波； 无功电压优化控制等。7.1.2.2 一次系统监控画面设置设备的电流、有功、无功、功率因数、母线电压、主变档位、主变温度、开关远方/就地位置、线路有压指示灯、事故总、间隔事故总等基本信息。当任一间隔出现告警、异常、通讯中断时，该间隔开关图形应闪烁提醒，或设置告警总提醒。主变、母线、线路、开关间隔等按电压等级以不同颜色区分，并在有压与无压时自动变色。
7.1.2.3 点击监控主界面任一间隔单元应能进入间隔分画面，分画面应包含该间隔一次接线图，测控、保护、合并单元、智能终端、交换机、远方/就地开关等位置状态提示； 间隔逻辑闭锁功能提示； 负荷电流、电压、有功、无功、功率因数等数据； 光字信号、线路有压指示； 保护定值区切换、保护定值修改、压板投退索引； 顺控操作索引； 智能告警、事故分析索引； 在线监测索引等。间隔分画面内应具备设置屏蔽某一具体信号功能。
7.1.2.4 监控画面应具备监视各间隔保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修” 硬压板状态的功能。
7.1.2.5 监控画面应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）、保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）和接收软压板（MU 投入、GOOSE 接收等）。
7.1.2.6 监控画面应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）。
7.1.2.7 监控画面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在监控后台操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。7.1.3 站端自动化系统异常处理原则
7.1.3.1 监控系统服务器、交换机、网络等设备出现异常，应立即查明原因并切换至备用设备，对不能及时恢复的异常及时通知检修人员进行处理。
7.1.3.2 监控系统双服务器、GOOSE 交换机故障、与该交换机连接的间隔层和过程层设备相应的 GOOSE 断链故障，监控系统发 GOOSE 断链故障，应立即检查相关 GOOSE 交换机、合并单元、智能终端、继电保护及自动装置有无异常信号。
7.1.3.3 终端系统或信号传输通道异常，造成上述信号无法实时监控，由监控值班员通知运维操作班加强相关变电站的巡视，运维操作人员发现异常应及时向监控值班员汇报。7.2 设备状态监测系统
7.2.1 设备状态监测设备的日常管理及维护应按照公司《输变电设备状态监测系统运行管理规定》 相关要求执行。
7.2.2 设备状态监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。
7.2.3 设备状态监测报警值应由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。7.2.4 设备状态监测数据异常信号告警后，运维人员应进行现场检查，主要检查内容如下： a）核对报警值的设置是否变化；
b）检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； c）查看是否有异常天气影响；
d）核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； e）检查监测装置及系统是否异常； f）比较分析在线监测数据变化的趋势。7.2.5 设备状态监测系统报警后，运维人员应通知检修人员进行现场检查，若经检查是由于系统误报警的，经生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经运维检修部门同意不得随意退出运行。7.3 智能辅助系统
7.3.1 应按照公司《变电运行管理规范》 有关要求开展常规辅助设备管理。7.3.2 视频监控管理
a）定期巡视视频监控系统，发现问题，及时上报处理。
b）定期检查站内摄像机等图像监控系统设备，定期测试视频联动及智能分析等功能的运行情况发现故障及时处理，确保其运行完好。
7.3.3 安保设备管理
a）变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网、门禁系统等组成，系统具备设备运行状况、视频信息、入侵警报等信息的数字传输功能。
b）应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。c）危急情况下能够解除门禁，迅速撤离，门卡的使用权限应经运行管理部门批准，由运维人员监督使用。7.3.4 消防设备管理
a）变电站应设置全站消防报警系统，系统应具备设备运行状况、火灾警报等信息的数字传输功能，并与烟感、红外感应等智能感应设备构成智能消防系统。
b）运维人员应定期巡视火警监测装置配置的传感器，确保其运行完好；应定期检查、试验报警装置的完好性，发现故障及时上报处理。7.3.5 防汛设施管理
a）变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施，防汛设施应具备设备工况、水位异常警报等信息的远方监测及控制功能。
b）运维人员应定期检查防汛设备的运行状况和数据传输情况。7.3.6 环境监测管理
a）变电站内空调、风机等设施应具备环境温度、设定温度、运行状况等信息的远方监测及控制功能。
b）运维人员应定期检查风机及空调联动运行状况，发现缺陷及时上报处理。7.3.7 其他设施管理
a）GIS 室或 SF6 充气柜室装设 SF6 泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、设备运行状况等信息的数字传输功能。
b）对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。资料管理
8.1 管理要求
8.1.1 设备维护部门应按专业技术管理范围，对上述文件存档备案管理。
8.1.2 变电站 SCD 文件、智能电子设备的配置文件、交换机配置文件等电子资料的存储应使用单独的存储介质，并定期进行备份，防止资料受到病毒或者恶意代码的破坏。8.1.3 全站 SCD 配置文件有变更时，必须事先告知各相关专业部门，各专业部门许可后方可更改。维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程，SCD 配置文件修改前后应进行备份。8.2 应具备的规程
8.2.1 常规变电站应具备的法规、规程。8.2.2 智能变电站技术导则。8.2.3 高压设备智能化技术导则。8.2.4 变电站智能化改造技术规范。8.2.5 智能变电站继电保护技术规范。8.2.6 智能变电站改造工程验收规范。8.3 应具备的图纸资料
8.3.1 常规变电站应具备的图纸、装置说明书、调试大纲、试验报告。8.3.2 一体化电源负荷分布图。
8.3.3 在线监测传感器位置分布图。
8.3.4 站内 VLan、IP 及 MAC 地址分配列表。8.3.5 交换机端口分配表及电（光）缆清册。8.3.6 监控系统方案配置图。8.3.7 网络通信图。
8.3.8 网络流量计算结果表。8.3.9 保护配置逻辑框图。8.3.10 GOOSE 配置表。8.3.11 SV 配置表。8.3.12 VLan 配置表。8.3.13 屏柜配置表。8.3.14 交换机接线图。8.3.15 功能互操作图。8.3.16 逻辑信号图。
8.3.17 智能电子设备的配置文件和配置软件。培训管理
9.1 管理要求
9.1.1 智能变电站运行维护人员应进行系统培训，了解上级下发的有关智能变电站的相关规定，熟悉智能变电站的新技术、新特点。
9.1.2 智能变电站运维人员应提前学习智能变电站的设计图纸，熟悉变电站的整体结构。9.1.3 设备在厂家联调期间，运维人员入厂学习，熟悉其工作原理。9.1.4 设备现场统调期间，运维人员参与调试工作，熟练操作流程。9.1.5 设备验收结束，设备厂家及现场施工人员应对运维人员进行综合培训，便于运维人员对设备有一整体认识，利于今后的维护与操作。9.2 培训内容及要求
9.2.1 掌握智能变电站的设备结构、原理、性能、技术参数和一、二次设备布置情况，以及设备的运行、维护、操作方法和注意事项。9.2.2 掌握智能变电站一次设备的接线和运行方式。9.2.3 掌握智能变电站二次设备的网络拓扑结构。
9.2.4 掌握智能变电站光互感器、合并装置、智能终端、光纤交换机、在线监测设备等新设备的日常巡视工作。
9.2.5 能审核智能变电站的设备检修、试验、检测记录，并能通过在线监测系统、智能辅助系统和设备红外测温情况等分析设备的健康状况，掌握设备缺陷和运行薄弱环节。9.2.6 熟悉智能变电站相关调度指令，掌握智能变电站软压板操作、定值操作方法。
9.2.7 熟练掌握智能变电站的顺控操作技术（包括顺控操作步骤、顺控票审核、顺控中断处理原则等）。
9.2.8 智能变电站发生事故和异常时，能根据网络分析仪、站端自动化系统、智能状态监测系统、智能辅助系统正确判断故障范围，并能做到迅速、正确地处理事故。9.2.9 掌握 IEC61850 规约的基本知识。
9.2.10 掌握智能变电站 GOOSE、SV 网络传输的具体内容，网络中断时对设备正常运行的影响。
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