保信子站现场调试大纲(DOC)
调试大纲与方案
调试大纲与方案 Hessen was revised in January 2021灰库和分选设备系统工程调试大纲与方案批准：审定：审核：会审：初审：编制：编制单位：江西省丰城市丰华设备安装有限公司日期：2011年5月国电丰城发电厂GFX－50T/H型粉煤灰灰库和分选设备系统工程《调试大纲与方案》江西省丰城市丰华设备安装有限公司2011年5月一、前言为合理、有序地完成系统的调试，保证调试工作顺利进行，特制定本调试大纲与调试方案>,作为调试工作的指导性依据。
二、工程概况1 工程名称：灰库和分选设备系统工程2 建设地点：江西省丰城市3 工程范围：GFX—50T/H粉煤灰分选系统工程设备配套、、调试。
4 系统描述本期工程建3座1500m3原灰库，1座1500 m3粗灰库，1座1500 m3细灰库。
灰库为全钢结构。
分选后的粉煤灰粉粒度：μm方孔筛筛余量8～18%可调。
本工程建一条粉煤灰粉生产线，系统出力50t/h。
为解决粉煤灰入库时的扬尘及从库内所置换出的含尘气体，在库顶各设1台脉冲布袋除尘器。
5 粉煤灰分选系统本工程设1套粉煤灰分选系统，设计出力50t/h，采用闭路循环系统。
系统从1500m3粉煤灰原料储存库底取料，在原灰库下设手动插板门（FCK400），变频调速锁气电动给料机（DSG400-80），将原灰库中的原灰送入系统主灰管中。
进入分选系统的原状灰在系统负压作用下达到灰气混合并进入GFX-50VII型气流式分级机。
进入分级机的原状灰在涡流离心力的作用下进行原灰的粗、细分离，分离后的粗灰穿过分级机的下部的二次风幕，经下部的锁气卸料阀进入粗灰库。
分离后的细灰及从二次风幕吹回的细灰，因离心力无法克服涡流的负压而被吸入分级机的两侧涡壳，随气流进入细灰库顶的型高效旋风分离器实现灰气分离，由旋风分离器收集的细灰经锁气卸料阀进入细灰库。
而失去大部分粉尘的气流在顶部抽力的作用下，进入高压离心风机入口，其中95%左右的气体经高压离心风机排出过高压离心风机出口调节门、回风管返回主风管下灰口前，形成闭路循环系统。
RCS调试大纲
RCS-931光纤电流差动保护现场投运调试大纲一、前期工作：1、到现场后，首先应检查保护的程序版本号，CRC检验码并做好记录。
2、如保护装置带打印机，应检查打印功能是否完好，并打印出随机定值或整定后的定值。
（否则调整波特率或打印手把使打印功能正常）。
3、如保护装置附带操作箱，应在通电前检查操作箱跳合闸回路的跳线与用户提供的跳合闸电流是否相符。
4、试验前应检查屏柜及装置在运输中是否有明显的损伤或螺丝松动。
二、交流回路校验：在保护屏端子上由低到高直至加入额定的电压电流量，在“保护状态”菜单中“DSP采样值”和“CPU采样值”看与实际加入量是否相等，误差不超过±5%。
分别改变电流和电压的角度，在“保护状态”菜单中“相角显示”子菜单下观察相角与实际是否一致。
三、接点检查：1、开入接点检查：进入“保护状态”菜单中“开入显示”子菜单，在保护屏上分别投退保护压板或进行各接点的模拟导通，观察显示屏上对应的开入量状态是否改变。
背板端子对应如下：①主保护：（614—605）②距离保护：（614—606）③零序保护：（614—607）④重合闸方式1：（614—608）⑤⑥通道试验：（614—611）⑦其它保护停信：（614—612）⑧单跳启动重合：（614—617）⑨三跳启动重合：（614—618）⑩收发信机告警：（614—619）⑾A相跳闸位置：（614—622）⑿B相跳闸位置：（614—623）⒀C相跳闸位置：（614—624）⒁合闸压力降低：（614—625）⒂收远跳：（614—626）⒃对时开入：（614—601）⒄打印开入：（614—602）⒅投检修状态：（614—603）⒆信号复归：（614—604）⒇远传(614—627)2、输出接点检查：①关闭装置电源，闭锁接点（901-902，906-907）闭合，装置处于正常运行状态时，闭锁接点断开。
②当装置TU断线时，就有报警接点（901-903，906-908）应闭合。
PRS-753整机现场调试大纲[1].1.00.060601.
![PRS-753整机现场调试大纲[1].1.00.060601.](https://img.taocdn.com/s3/m/ff2d697c27284b73f2425000.png)
PRS-753调试大纲V2.10编写：校核：审核：深圳南瑞科技有限公司二〇〇六年四月十日目录目录 (II)PRS-753调试大纲 (1)1.环境与电源 (1)1.1.正常试验环境条件： (1)1.2.直流电源： (1)2.装置内部及外部检查 (1)2.1.装配检查 (1)2.2.屏内接线检查 (2)3.交流量调试 (2)3.1.基准电压检查 (2)3.2.交流回路测量 (2)4.开入、开出、信号回路检查 (4)4.1.测试要求 (4)4.2.开入量调试 (4)4.3.开出接点调试 (5)4.4.信号接点调试 (6)5.保护试验 (7)5.1.定值整定说明 (7)5.2.试验项目 (7)6.通讯调试 (8)6.1.以太网连接 (8)6.2.485连接 (8)7.打印功能调试 (9)8.绝缘耐压试验 (9)9.常见故障及相应措施 (9)10.其他注意事项 (11)11.附录：保护试验 (12)11.1.主保护功能试验 (13)11.2.后备保护功能试验 (19)PRS-753调试大纲V2.10本调试大纲适用于深圳南瑞PRS-753光纤分相纵差成套保护装置的检验和出厂调试。
调试大纲以《PRS-753光纤分相纵差成套保护装置技术说明书》（2.10版）（以下简称《技术说明书》）为参考，关于保护原理、功能配置、技术指标、端子接线、操作及使用等情况可参考《技术说明书》中的相应章节。
本调试大纲适用于装置单机出厂整机调试和功能试验，也适用于组屏调试时的功能检验。
不包括分插件单板调试、干扰试验、高低温交变试验、老化试验及常温烤机。
1. 环境与电源1.1. 正常试验环境条件：a.环境温度：+10 ～+40 ℃b.相对湿度：45 % ～75 %c.大气压力：86 ～106 KPa1.2. 直流电源：a.额定电压：220 V或110Vb.允许偏差：-20 % ～+10 %c.纹波系数：不大于5 %110V电源配WB660-2。
保信子站现场调试大纲
一次设备：右键显示一次设备的调度定义，然后通过拖拽的方法将本装置与一次设备建立关联；一个装置可关联多个一次设备。
装置挂接监控：右键设置装置挂接的监控，打勾表示本装置的保护信息将转发给对应的监控，不打勾表示不转发。
3.3.
在左侧线路页面内，通过鼠标右键可增加、编辑和删除线路。每条线路的信息在右侧窗口内编辑和修改。一般，不需要添加任何线路。
2.
监控系统采集变电站内的所有信息，而保信系统仅采集与保护有关的装置信息。因此，保信系统的配置来源于监控系统的数据库，但区别于监控系统的数据库。其配置方法同监控系统，均采用ISA300+系统配置工具实现。
保信系统需配置保护装置、故障录波器（220kV站要求接入，110kV站一般不作要求），不需配置测控装置、直流屏、交流屏、电度表和小电流接地选线等其他智能设备。保信子站一般配置为远动工作站或301C总控。
5.
保信子站的历史数据存储在网络存储器上，网络存储器需设置后才能与保信子站配合，完成数据的存储功能。
不同的网络存储器的设置方法各不相同，具体请参考对应的指导手册。一般而言，需要完成如下几个步骤：
1)开放NFS网络文件系统服务；
2)新建“/proj”目录，作为保信子站保存历史数据的目录；
3)设置“/proj”目录在NFS服务下的权限为读写权限；
保
编写：廖辉
1.
保信系统与监控系统属于变电站内的两个并列系统，监控系统监视站内的遥测、遥信和遥脉，并可分合断路器和调节变压器档位，而保信系统则管理保护装置的定值、动作信息和故障录波等，两者侧重点不同，内容互补。
一般而言，保信系统与监控系统各自独立，采用各自的通讯网络，获取不同的装置信息。结构示意图如下图。
保信子站现场调试大纲设计
保信子站现场调试大纲编写：廖辉1.概述保信系统与监控系统属于变电站内的两个并列系统，监控系统监视站内的遥测、遥信和遥脉，并可分合断路器和调节变压器档位，而保信系统则管理保护装置的定值、动作信息和故障录波等，两者侧重点不同，内容互补。
一般而言，保信系统与监控系统各自独立，采用各自的通讯网络，获取不同的装置信息。
结构示意图如下图。
2.系统配置监控系统采集变电站内的所有信息，而保信系统仅采集与保护有关的装置信息。
因此，保信系统的配置来源于监控系统的数据库，但区别于监控系统的数据库。
其配置方法同监控系统，均采用ISA300+系统配置工具实现。
保信系统需配置保护装置、故障录波器（220kV站要求接入，110kV站一般不作要求），不需配置测控装置、直流屏、交流屏、电度表和小电流接地选线等其他智能设备。
保信子站一般配置为远动工作站或301C总控。
保信系统配置时，要求保护装置模板中的保护信息一定要与实际装置一致，包括定值、保护测量值、录波通道、事件、自检及遥信等。
事件分两类：动作事件（动作类型为2）、告警与自检（动作类型为1和3）。
录波通道包括模拟量通道和开关量通道（开关量通道号=FUN×256+INF）。
3.子站建模系统配置完成后，需使用StationConfig工具对子站建模。
该工具自动读取系统配置，转换为保信系统子站模型，然后在该工具中可对模型进行修改。
当子站建模工具读取系统配置出错时，需使用ISA300＋数据库维护工具升级ISA300+及ISA300model数据库。
子站建模工具的界面如下图。
3.1.装置模板【装置模板】下有如下页面：模板属性、保护遥测、遥信信号、事件信号、自检信号、定值、定值组、CPU定义和分组信息。
模板属性：装置类型编号的定义：0：子站；1：母差保护；2：变压器保护；3：线路保护；4：发变组保护；5：断路器保护；6：电抗器保护；8：电容器保护；10：故障录波器；11母联保护；12低频解列装置；13：测控装置；14：安全自动装置；15：其他装置。
调试大纲
变电站综合自动化系统调试大纲一、外观检查1、设备检查1.1、清点到货设备与合同供货清单应是否相符。
1.2 、用目测法观察成套设备（屏柜和装置）外观应无明显缺陷，无明显零部件缺漏，颜色是否满足技术协议。
2、检查二次接线：2.1、检查图纸是否正确（图纸本身，图纸和实物是否一致）2.2 、端子连接正确牢靠，布线整齐。
二、通讯线的连接将所有装置的通讯口根据装置和屏柜安装情况按照系统组态的要求接到总控装置相应的通讯口上：A、通讯电缆采用总线方式，即从总控或通讯管理机等485口出来的通讯电缆和与之相连装置的通讯口相互串联，中间不能分叉。
见示意图。
B、通讯电缆屏蔽层接地方式：采用1点（连于总控或通讯管理机处）直接接地，与此相连的最末端装置处的通讯电缆屏蔽层分别经0.2u、2kV电容器接的。
三、装置的调试A、检查装置接线保证正确，用万用表检查正负电源接线间无短路即可上电；装置通电后应正常工作，检查装置有无异常情况。
B、分合操作断路器，装置上位置指示灯正确显现，并且无异常状况出现。
C、在装置模拟量通道上外加相应的电压电流量检查装置的采样精度，在加保护模拟量时在可在液晶屏幕上读出数值，在加测量模拟量时（开关必须在合闸位置）可在装置液晶屏幕上读出数据，要求保护采样值的测量误差小于5％，测量用的电流采样误差小于等于2‰。
电压值应小于5‰，有功、无功应小于1％，频率小于2‰。
D、在装置液晶上检查遥信开入显示与外部相应的状态量输入是否一致。
E、通过总控单元依次对需要遥控的开关和主变分接头依次能正确可靠遥控。
F、对于保护装置按照用户提供的定值进行整定，参照定值单的整定值在保护装置上加故障量，欠量继电器在故障量小于定值95%时可靠动作，故障量大于定值105%时可靠不动作；过量继电器在故障量大于定值105%时可靠动作，故障量小于定值95%时可靠不动作。
在保护动作时观察装置相应的信号灯应点亮，液晶上应显示正确的故障画面，相应的开关应正确分合，同时动作信号能正确及时的上送到总控单元。
P12x系列保护测控装置现场调试大纲
P12x系列保护测控装置现场调试大纲总则1.在进行检验前，工作（试验）人员应认真学习原水力电力部颁发的<继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定>、<继电保护及电网安全自动装置检验条例>和本规程，理解和熟悉检验内容和要求。
2.本规程的有关编写说明a）本规程锁使用的保护装置端子号，在整屏试验时应自行对应被试保护屏的端子号。
b）本规程中额定交流电流用In表示（即In=5A或1A）。
额定交流电压用Vn表示（即Vn=57.5V）。
c）本规程不包括通信。
通道设备的检验。
d）本规程时在产品出厂试验合格的前提下编写的，因此本规程不包括出厂检验内容3.试验设备及试验接线的基本要求a）为了保证检验质量，应使用继电保护微机型试验装置，其技术性能应符合全部颁发DL/T624-1997<继电保护微机型试验装置技术条件>的规定。
b）试验仪表应检验合，其精度不低于0.5级。
c）试验回路的接线原则，应使加入保护装置的电气量与实际情况符合。
模拟故障的试验回路，应具备对保护装置进行整组试验的条件。
4.试验条件和要求a）交、直流试验电源质量和接线方式等要求参照部颁<继电保护及电网安全自动装置检验条例>有关规定执行。
b）试验时如无特殊说明，所加直流电源均为额定值。
c）加入装置的式样电流和电压，如无特殊说明，均指从保护屏端子上加入。
d）位保证检验质量，对所有特性试验中的每一点，应重复试验三次，其中每次试验的数值与整定值的误差应满足规定的要求。
5.试验过程中应注意的事项a）断开直流电源后才允许插、拔插件，插、拔交流插件时应防止交流电流回路开路。
b）打印机及模式插件应保持清洁、注意防尘。
c）调试过程中发现有问题，不得轻易更换芯片，应先查明原因，当证实确需要更换芯片时，则必须更换经筛选合格的芯片，芯片插入的方向应正确，并保证接地可靠。
d）试验人员接触、更换芯片时，应采用人体防静电接地措施，以确保不会因人体静电而损坏芯片。
iPACS5700系列保护现场调试大纲
iPACS-5700系列保护装臵使用、调试说明1．使用装臵应遵守的规程DL/T 584-95 3-110KV电网继电保护装臵运行整定规程继电保护及电网安全自动装臵检验条例电力系统继电保护及电网安全自动装臵反事故措施要求DL/T587-1996微机继电保护运行管理规程3 使用说明3.1面板布臵图wu装臵的正面面板布臵图如下（以iPACS-5711为例）。
各种保护装臵仅面板标识及指示灯定义不同，指示灯定义如下：‚运行‛灯为绿色，装臵正常运行时点亮；‚报警‛灯为黄色，当发生电压回路断线等报警时点亮；‚跳闸‛灯为红色，保护装臵发出跳闸命令时点亮；‚合位‛灯为红色，开关在合位时点亮；‚跳位‛灯为绿色，开关在跳位时点亮。
3.2 液晶显示说明3.2.1 保护运行时液晶显示装臵上电后，正常运行时液晶屏幕将显示主画面，以iPACS-5711为例如下：07-07-11 15：52：20UA=000.00V IA=000.00AUB=000.00V IB=000.00AUC=000.00V IC=000.00AF=50.00HZ 重合闸未充电当前定值区：00 地址：00303A网：正常 B网：正常对时：正常3.2.2 保护动作时液晶显示说明本装臵能存储128次动作报告，24次故障录波报告，当保护动作时，液晶屏幕自动显示最新一次保护动作报告，当一次动作报告中有多个动作元件时，所有动作元件将滚屏显示，格式如下：01-0111022:33004.0005动作-11::44M S 1ABC 0M S .动作序号起动绝对时间动作元件动作相对时间动作元件序号动作元件跳闸相别复压过流I 段3.2.3 装臵自检报告本装臵能存储128次装臵自检报告，保护装臵运行中，硬件自检出错或系统运行异常将立即显示自检报告，当一次自检报告中有多个出错信息时，所有自检信息将滚屏显示，格式如下：01-0111022:33004自检-11::44M S 自检报告序号自检报告时间T 断线V 自检报告信息装臵跳闸报告、自检报告和装臵正常运行状态，除自动切换显示方式外，保护还提供了若干命令菜单，供继电保护工程师调试保护和修改定值用。
PRS-753D整机现场调试大纲.2.00.080828
后端子上相应的中央信号接点闭合。
表 4 信号接点调试结果
类型 开出定义 跳闸
信号接点
XJ1
XJ2
XJ3
面板 指示灯
差动动作
跳 闸 距离动作 信号 零序动作
其它后备动作
重合闸动作
总告警
——
告警 信号
TV 断线 通道故障 TA 断线 重合闸允许
—— ——
其 它 闭锁开放 信号 装置异常
——
【注意】：
1) 所有跳闸信号灯和相应的中央信号 1 接点是磁保持接点，要复归才会消失；
PRS-753D 整机现场调试大纲
Ver 2.00.080828
编写： 审核： 批准：
深圳南瑞科技有限公司 二〇〇八年八月
SZNARI/ZD-14-07-03-10
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调试单位调试大纲
施工组织设计/施工方案报审表本表（含附件）一式 3 份，项目监理处存 1 份，建设单位存 1 份，施工单位存 1 份。
措施编号:SHJS-TS-2022-0101-8701-001XXXX170t/h干熄焦配套分布式发电项目分系统及整套启动调试调试大纲受控状态：受控文件编写：审核：批准：XXXX二○二二年六月目录1.工程概述 (1)2.主要设备技术数据 (1)3.调试大纲编制依据 (6)4.调试服务范围 (8)5.调试试运组织机构及职责 (9)6.启动调试阶段各方的工作分工原则 (13)7.分系统和整套启动调试项目及调试技术要求 (20)8.机组主要启动试运工作程序 (28)9.机组启动试运主要控制节点及调试项目流程 (32)10.调试管理目标和调试管理措施 (34)11.应急预案与响应控制计划 (40)12.各专业编制的调试文件清单 (42)13.附录、附件 (44)1.工程概述1.1.简介本项目为XXXX170t/h干熄焦配套分布式发电项目，位于山西省河津市XXXX（集团）华升电力有限公司厂区，XXXX集团股份有限公司焦化二厂及化工厂，建设规模为干熄焦炉利用蒸汽管道输送蒸汽配套1*25MW高温高压凝汽式空冷汽轮发电机组，本项目建设目的为了充分利用二次能源，减少污染，实现循环经济发展。
汽轮机组为山东济南发电设备厂有限公司生产的NZK25-8.83/535型空冷纯凝式汽轮机，汽轮机额定转速3000 r/min。
转向：从汽轮机向发电机方向看后置机旋向为顺时针方向。
同时配套一台QF-25-2 型50Hz三相同步发电机，发电机额定转速3000r/min，汽轮机驱动发电机发电，将汽轮机转子传递过来的机械能转化为电能。
发电机出口电压为6.3KV经零损耗深度限流装置后至发电机并网柜（604）下侧，经发电机并网断路器（604）接至主6.3kVⅣ段母线，经主6.3kVⅣ段母线并接入当地电网并列运行。
本机组热源为170t/h干熄焦锅炉送过来高压高温过热蒸汽。
保信子站现场调试大纲
保信子站现场调试大纲编写：廖辉1. 概述保信系统与监控系统属于变电站内的两个并列系统，监控系统监视站内的遥测、遥信和遥脉，并可分合断路器和调节变压器档位，而保信系统则管理保护装置的定值、动作信息和故障录波等，两者侧重点不同，内容互补。
一般而言，保信系统与监控系统各自独立，采用各自的通讯网络，获取不同的装置信息。
结构示意图如下图。
2. 系统配置监控系统采集变电站内的所有信息，而保信系统仅采集与保护有关的装置信息。
因此，保信系统的配置来源于监控系统的数据库，但区别于监控系统的数据库。
其配置方法同监控系统，均采用ISA300+系统配置工具实现。
保信系统需配置保护装置、故障录波器（220kV站要求接入，110kV站一般不作要求），不需配置测控装置、直流屏、交流屏、电度表和小电流接地选线等其他智能设备。
保信子站一般配置为远动工作站或301C总控。
保信系统配置时，要求保护装置模板中的保护信息一定要与实际装置一致，包括定值、保护测量值、录波通道、事件、自检及遥信等。
事件分两类：动作事件（动作类型为2）、告警与自检（动作类型为1和3）。
录波通道包括模拟量通道和开关量通道（开关量通道号=FUN×256+INF）。
3. 子站建模系统配置完成后，需使用StationConfig工具对子站建模。
该工具自动读取系统配置，转换为保信系统子站模型，然后在该工具中可对模型进行修改。
当子站建模工具读取系统配置出错时，需使用ISA300＋数据库维护工具升级ISA300+及ISA300model数据库。
子站建模工具的界面如下图。
3.1. 装置模板【装置模板】下有如下页面：模板属性、保护遥测、遥信信号、事件信号、自检信号、定值、定值组、CPU定义和分组信息。
模板属性：装置类型编号的定义：0：子站；1：母差保护；2：变压器保护；3：线路保护；4：发变组保护；5：断路器保护；6：电抗器保护；8：电容器保护；10：故障录波器；11母联保护；12低频解列装置；13：测控装置；14：安全自动装置；15：其他装置。
SID-2AS.DO-1.00 现场调试大纲
SID-2AS微机同期装置现场投运试验大纲SID-2AS.DO-1.00V1.0拟制：李芬审核：杜浩批准：翁乐阳时间：2010.5深圳市国立智能电力科技有限公司目录1 概述 (1)1.1 适用范围 (1)1.2 主要功能 (1)1.3 控制原理 (1)2 投运试验前的准备工作 (1)3 静态调试 (2)3.1 外观检查 (2)3.2 硬件检查 (2)3.3 产品信息 (2)3.4 测量精度 (3)3.5 装置核相试验 (3)3.6 功能试验 (3)3.7 串口试验 (4)4 投运试验项目及步骤 (4)4.1 差频并网试验 (4)4.1.1 装置TV信号核相 (4)4.1.2 假并网试验 (4)4.1.3 真并网试验 (6)4.2 同频并网试验 (6)4.3 单侧无压操作 (6)4.4 双侧无压操作 (6)附录一有关断路器合闸时间整定说明 (7)附录二功能参数整定及出厂设置一览表 (7)SID-2AS微机同期装置调试及投运大纲1 概述1.1适用范围本装置为单对象微机同期装置，既可用于发电机差频并网，又可用于线路差频和同频并网。
1.2主要功能☆装置可供发电机或线路并网复用，具备自动识别并网性质的功能。
☆高品质自动均频、均压控制功能。
☆双侧、单侧无压自动合闸功能☆转角功能☆电压补偿功能☆具备过压保护功能功能1.3控制原理装置具有自动识别并列点断路器并网性质的功能，即自动识别当前是差频并网还是同频并网（合环）。
在差频并网时，精确的数学模型确保装置能绝不遗漏地捕捉到第一次出现的并网时机，并精确地在相角差为零度时完成无冲击并网。
在发电机并网过程中，按模糊控制理论的算法，对机组频率及电压进行控制，确保最快最平稳地使频差及压差进入整定范围，实现更为快速的并网。
2 投运试验前的准备工作（1）试验仪器仪表：指针式万用表、数字万用表、试验导线、光线示波器或具有录波功能的测试仪器（可选，用来观察并记录波形）。
（2）施工结束后，施工人员按照设计原理图和端子接线图检查同期装置外部接线（包括同期装置外部插头引出线）应全部正确；外部各继电器、特别是合闸重动中间继电器的检验均应符合有关继电器检验规程和电力部颁发的反事故措施；外部直流中间继电器线圈两端的并联续流二极管和电阻已全部接入，且极性正确。
保信子站现场调试大纲
(1)根据子站提供的主接线图模型描绘svg格式的主接线图。
a.除母线外，其它线路用普通线描绘；
b.使用左侧工具栏的规范图元画图；
c •母线左右两端上方或左侧分别标注电压等级和母线名称，如下图:
电压等级：字体：宋体；大小：10号；颜色：白色；
母线名称：字体：宋体；大小：11号；颜色：蓝色；背景色：白色;
d.在线路一端标注名称，如下图：
字体：宋体；大小：10号；字形：粗体；颜色：蓝色；背景色：白色; e.在断路器左侧或下侧用9号白色粗体字标注编号。
⑵ 在图形空白区域，右键单击【属性】，设置“子站配置文件”为该站的scd文件。
(3)在主接线图一次设备附近合理位置画保护设备：在矩形框内写保护设备名称，如下图：
矩形框颜色：R 170 ；Green：0; Blue : 255;
保护设备名颜色：R: 0；Green: 0；Blue : 255；
若某一次设备有多个保护设备，将所有保护设备一起放在一个大的矩形框内。
话框，将“设备分类”选择为“二次设备” ，单击【确定】。
再次用鼠标单击保护设备名，右键选择【标识设备URI】，从列表中选择当前设备。
(4)关联二次设备：用鼠标单击保护设备名，单击工具栏中的按钮弹出“设备图元”对
(5) 画好主接线图后，单击“文件”－>“保存”，将图形保存为svg 格式。
⑹当编辑完SVG文件后，需要将生成的SVG文件保存到网络存储器下的“/Gefile ”文件夹下, 同时通
知主站操作人员采用文件传输方式获取该文件。
保护装置与信息子站通信异常问题的分析与研究
此状态下的以太网芯片认为当前有效 SOCKET 连接还未完全 关闭，所以不会接受新的 SOCKET 连接请求，这样就导致保信子 站和 HCM3000 保护装置的通信不上的问题。结合 W5300 的内部
图 1：通信不能恢复报文
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网络通信技术 Network Communication Technology
电子技术与软件工程 Electronic Technology & Software Engineering
图 2：通信自动断开报文 图 3：W5300 芯片状态定义
图 4：全为 0 的数据帧
通信控制策略分析可知，HCM3000 当超过 30s 无应用报文交互 时，就判断为通信连接异常，W5300 以太网控制芯片主动向保信 子站发送 FIN 关断请求，请求发送后此 SOCKET 就进入 SOCK_ FIN_WAIT 状态，等接收到保信子站的 ACK 报文后，进入 SOCK_ CLOSED 状态，至此才完成连接的完全关闭。
然而现场实际的工作状态为通信中断或者保信子站已经关闭，
根本不能收到 HCM3000 保护装置发送的 FIN 报文，发送 ACK 确 认也就无从谈起，这样就导致了 W5300 以太网控制芯片一致处于 SOCK_FIN_WAIT 状态，而何时能从此状态解除也未知。 2.2 通信自动断开的问题分析
(员工手册)新员工子站调试手册
信息子站工程调试手册常规变电站系统调试手册版本号：V1.0工程手册会不定期更新北京四方继保自动化股份有限公司技术支持部目录第一章 CSC-1326子站系统概述 (1)第1节故障信息管理系统简介 (1)第2节子站系统结构和应用环境 (1)第二章子站硬件部分说明 (3)第1节 CSC-1326子站硬件特点 (3)第2节 CSC-1326子站硬件类型 (3)第3节外形结构 (3)第三章子站制作所需工具 (11)第1节 CSC-1326信息子站调试工及说明 (11)第四章子站配置过程说明 (12)第1节 1326配置工具的制作 (13)第4节本地后台1326M说明 (36)第五章子站调试流程说明 (44)第1节操作系统 (44)第2节接入部分 (44)第3节转出部分 (46)第4节主CPU部分 (46)第5节子站备份 (46)第6节系统版本 (47)第7节子站工程调试记录表 ............................................................................................ 错误!未定义书签。
第六章子站常见问题解答 .. (48)挑战自我超越成功第一章 CSC-1326子站系统概述第1节故障信息管理系统简介目前，网络通信技术得到了快速的发展，各种二次装置也广泛采用，变电站级已经具备了以数据方式向电网调度中心传输各种信息的能力，如何有效地综合运用这些信息，从而提高整体调度智能信息化水平成为推动电网故障信息系统研制开发的主要动力。
CSC-1326继电保护及故障信息管理系统子站系统（以下简称“子站系统”或者“系统”）是北京四方继保自动化股份有限公司（以下称四方公司）开发的新一代智能自动化系统。
能够实现站内二次装置（保护、录波器）的实时/非实时的运行、配置和故障信息采集、转发、数据分析等功能；实现本地和远方调度中心在正常和电网故障时期，对这些装置进行运行监视，并具备保护设备管理及故障计算、整定计算、故障测距、录波数据分析等故障综合分析处理功能。
保信子站现场调试大纲(DOC)
保信子站现场调试大纲编写：廖辉1. 概述保信系统与监控系统属于变电站内的两个并列系统，监控系统监视站内的遥测、遥信和遥脉，并可分合断路器和调节变压器档位，而保信系统则管理保护装置的定值、动作信息和故障录波等，两者侧重点不同，内容互补。
一般而言，保信系统与监控系统各自独立，采用各自的通讯网络，获取不同的装置信息。
结构示意图如下图。
2. 系统配置监控系统采集变电站内的所有信息，而保信系统仅采集与保护有关的装置信息。
因此，保信系统的配置来源于监控系统的数据库，但区别于监控系统的数据库。
其配置方法同监控系统，均采用ISA300+系统配置工具实现。
保信系统需配置保护装置、故障录波器（220kV站要求接入，110kV站一般不作要求），不需配置测控装置、直流屏、交流屏、电度表和小电流接地选线等其他智能设备。
保信子站一般配置为远动工作站或301C总控。
保信系统配置时，要求保护装置模板中的保护信息一定要与实际装置一致，包括定值、保护测量值、录波通道、事件、自检及遥信等。
事件分两类：动作事件（动作类型为2）、告警与自检（动作类型为1和3）。
录波通道包括模拟量通道和开关量通道（开关量通道号=FUN×256+INF）。
3. 子站建模系统配置完成后，需使用StationConfig工具对子站建模。
该工具自动读取系统配置，转换为保信系统子站模型，然后在该工具中可对模型进行修改。
当子站建模工具读取系统配置出错时，需使用ISA300＋数据库维护工具升级ISA300+及ISA300model数据库。
子站建模工具的界面如下图。
3.1. 装置模板【装置模板】下有如下页面：模板属性、保护遥测、遥信信号、事件信号、自检信号、定值、定值组、CPU定义和分组信息。
模板属性：装置类型编号的定义：0：子站；1：母差保护；2：变压器保护；3：线路保护；4：发变组保护；5：断路器保护；6：电抗器保护；8：电容器保护；10：故障录波器；11母联保护；12低频解列装置；13：测控装置；14：安全自动装置；15：其他装置。
保信子站现场调试大纲
保信子站现场调试大纲编写：廖辉1. 概述保信系统与监控系统属于变电站内的两个并列系统，监控系统监视站内的遥测、遥信和遥脉，并可分合断路器和调节变压器档位，而保信系统则管理保护装置的定值、动作信息和故障录波等，两者侧重点不同，内容互补。
一般而言，保信系统与监控系统各自独立，采用各自的通讯网络，获取不同的装置信息。
结构示意图如下图。
2.实现。
直流屏、交流屏、电度表和小电流接地选线等其他智能设备。
保信子站一般配置为远动工作站或3.库。
3.1.5保护遥测：最大值、最小值和二次变比根据实际情况设置，二次变比一般为1。
遥信信号：显示普通遥信对应的功能码（FUN）和信息序号（INF）。
事件信号：显示保护事件对应的的功能码（FUN）和信息序号（INF）。
自检信号：显示自检对应的的功能码（FUN）和信息序号（INF）。
定值：显示定值的通用分类组号（定值组）和条目号（代码）；最大值、最小值、步长、整部和小部根据实际情况设置。
定值组：右键添加定值区；一般定值区数目为1，也可不定义。
CPU定义：右键添加CPU；一般CPU数目为1；注：有的主站要求至少一个CPU。
分组信息：显示各类信息的通用分类组号和条目数，不同信息的组号不能重复。
3.2. 装置列表装置标识描述：装置在保信子站内的唯一编码；一般从1开始编排，依次递增，未关联一次设备的装置不填。
装置分类描述：装置的具体名称。
一次设备：右键显示一次设备的调度定义，然后通过拖拽的方法将本装置与一次设备建立关联；一个装置可关联多个一次设备。
装置挂接监控：右键设置装置挂接的监控，打勾表示本装置的保护信息将转发给对应的监控，不打勾表示不转发。
3.3. 线路3.4.3.5.3.6.3.7.3.8.3.9.3.10.同线路。
3.11.“1101”。
一次设备编码原则（地调）：总原则：一次设备编码与二次设备编码均在站端由继保人员确定，主站召唤配置文件，解析其中的一次设备编码，根据约定的关键字将二次编码读取到数据库中相应位置。
第十四章 保护及故障信息子站试验规程
第十四章保护及故障信息子站试验规程第一节概述第二节规范第三节检修工艺及质量标准1 现场试验的条件与基本要求1.1 试验前的必要条件技术资料及安装接线图纸齐全。
1.2 试验设备及试验接线的基本要求1.2.1为了保证检验质量，应使用继电保护微机型试验装置，其技术性能应符合部颁DL/T624-1997《继电保护微机型试验装置技术条件》的规定，其计量精度应符合计量法规的要求。
1.2.2试验回路的接线原则，应使加入保护装置的电气量与实际情况相符合，保护装置应按照保护正常运行的同等条件下进行，加入装置的试验电流和电压。
1.3 试验电源的要求交、直流试验电源质量和接线方式等要求参照部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》有关规定执行。
1.4 试验过程中应注意的事项1.4.1 按某保护按退出运行（旁带或退保护）一天考虑，以检查POFIS系统与保护的连接及检验保护相关信息的正确性；其他相同类型保护带电接入，只检查开关量模拟量和定值的正确性。
1.4.2 检验需要临时短接或断开的端子，应按照安全措施要求做好记录，并在试验结束后及时恢复。
2 继电保护故障信息现场调试规程2.1 保护装置整定值（含控制字的设置）与采样值校核。
2.1.1 校核保护定值2.1.1.1 打印当前运行的保护定值并做好记录。
2.1.1.2 从POFIS故障信息系统调出保护装置定值，应同打印的装置定值相一致。
2.1.2 校核模拟量采样值2.1.2.1 用微机实验装置从保护屏端子逐一加入单相电压和单相电流；2.1.2.2 检查POFIS故障信息系统所调采样值应与保护装置一致（包括幅值和相角，检查IA、IB、IC、3I0、UA、UB、UC、3U0和UX是否齐全）。
2.1.3 校核开关量采样值。
2.1.3.1进入保护装置的采样运行环境；2.1.3.2根据现场情况，对开关量进行逐一变位；2.1.3.3 检查POFIS故障信息系统中保护开关量应一致（包括开关量的名称和状态）。
iPACS系列保护现场方向保护调试大纲
方向保护简介：Ipacs5711过流保护：以过流一段A相为例方向元件的灵敏角为45度，采用90度接线方式。
方向元件和电流元件接成按相启动方式。
方向元件带有记忆功能，可消除近处三相短路时方向元件的死区。
1)整定定值控制字中“过流Ⅰ段投入”置“1”，“过流Ⅰ段经复压闭锁”置“0”，“过流Ⅰ段经方向闭锁”置“1”，软压板中“过流Ⅰ段投入”置“1”。
模拟正方向相间故障，使得电压满足复压定值，电流满足电流定值，电流Ia超前线电压Ubc的夹角在－45～+135度之间。
此时过流Ⅰ段即经整定延时跳闸135º动作区Ia45ºU bc-45º以电压为基准在继保测试仪上加量：Ua=Uc=Ib=Ic=0 角度为0ºUb=57V 角度为0ºIa=6A （过流保护定值为5A），角度从-46度开始加量到136度截止。
如上图所示，动作区为－45º～+135ºB、C相方向保护做法一样。
知识补充：过流保护功率方向继电器90º接线如下表所示，保护处于送电侧，系统正常运行，cosφ=1时，3个功率方向继电器的测量的ψ角度均为90º，该接线因此而命名。
功率方向继电器电流电压KWa Ìa ÙbcKWb Ìb ÙcaKWc Ìc Ùab按相启动方式：A、B、C三相电流继电器与功率方向继电器先串后并KAa KWaKAb KWbKAc KWcIpacs5742过流保护：以过流一段A相为例方向元件采用正序电压极化，方向元件和电流元件采用按相起动方式。
方向元件带有记忆功能以消除近处三相短路时方向元件的死区。
方向元件灵敏角为45 度或225 度，可以通过控制字整定选择。
接入TA 的正极性端在母线侧。
（1）投入“投复压过流”硬压板（2）投入“过流Ⅰ段投入”软压板（3）定值中“过流Ⅰ段投入”控制字置“1”，“复压闭锁过流Ⅰ段”控制字置“0”，“方向闭锁过流Ⅰ段”控制字置“1”，“过流保护方向指向”，方向元件灵敏角为225 度；电流超前电压的夹角在135～315度之间。
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保信子站现场调试大纲编写：廖辉1. 概述保信系统与监控系统属于变电站内的两个并列系统，监控系统监视站内的遥测、遥信和遥脉，并可分合断路器和调节变压器档位，而保信系统则管理保护装置的定值、动作信息和故障录波等，两者侧重点不同，内容互补。
一般而言，保信系统与监控系统各自独立，采用各自的通讯网络，获取不同的装置信息。
结构示意图如下图。
2. 系统配置监控系统采集变电站内的所有信息，而保信系统仅采集与保护有关的装置信息。
因此，保信系统的配置来源于监控系统的数据库，但区别于监控系统的数据库。
其配置方法同监控系统，均采用ISA300+系统配置工具实现。
保信系统需配置保护装置、故障录波器（220kV站要求接入，110kV站一般不作要求），不需配置测控装置、直流屏、交流屏、电度表和小电流接地选线等其他智能设备。
保信子站一般配置为远动工作站或301C总控。
保信系统配置时，要求保护装置模板中的保护信息一定要与实际装置一致，包括定值、保护测量值、录波通道、事件、自检及遥信等。
事件分两类：动作事件（动作类型为2）、告警与自检（动作类型为1和3）。
录波通道包括模拟量通道和开关量通道（开关量通道号=FUN×256+INF）。
3. 子站建模系统配置完成后，需使用StationConfig工具对子站建模。
该工具自动读取系统配置，转换为保信系统子站模型，然后在该工具中可对模型进行修改。
当子站建模工具读取系统配置出错时，需使用ISA300＋数据库维护工具升级ISA300+及ISA300model数据库。
子站建模工具的界面如下图。
3.1. 装置模板【装置模板】下有如下页面：模板属性、保护遥测、遥信信号、事件信号、自检信号、定值、定值组、CPU定义和分组信息。
模板属性：装置类型编号的定义：0：子站；1：母差保护；2：变压器保护；3：线路保护；4：发变组保护；5：断路器保护；6：电抗器保护；8：电容器保护；10：故障录波器；11母联保护；12低频解列装置；13：测控装置；14：安全自动装置；15：其他装置。
保护遥测：最大值、最小值和二次变比根据实际情况设置，二次变比一般为1。
遥信信号：显示普通遥信对应的功能码（FUN）和信息序号（INF）。
事件信号：显示保护事件对应的的功能码（FUN）和信息序号（INF）。
自检信号：显示自检对应的的功能码（FUN）和信息序号（INF）。
定值：显示定值的通用分类组号（定值组）和条目号（代码）；最大值、最小值、步长、整部和小部根据实际情况设置。
定值组：右键添加定值区；一般定值区数目为1，也可不定义。
CPU定义：右键添加CPU；一般CPU数目为1；注：有的主站要求至少一个CPU。
分组信息：显示各类信息的通用分类组号和条目数，不同信息的组号不能重复。
3.2. 装置列表装置标识描述：装置在保信子站内的唯一编码；一般从1开始编排，依次递增，未关联一次设备的装置不填。
装置分类描述：装置的具体名称。
一次设备：右键显示一次设备的调度定义，然后通过拖拽的方法将本装置与一次设备建立关联；一个装置可关联多个一次设备。
装置挂接监控：右键设置装置挂接的监控，打勾表示本装置的保护信息将转发给对应的监控，不打勾表示不转发。
3.3. 线路在左侧线路页面内，通过鼠标右键可增加、编辑和删除线路。
每条线路的信息在右侧窗口内编辑和修改。
一般，不需要添加任何线路。
3.4. 母线3.5. 断路器3.6. 变压器3.7. 发电机3.8. 电抗器3.9. 电容器3.10. 刀闸一般，不需要添加母线、断路器、变压器、发电机、电抗器、电容器和刀闸。
如果实有必要时，添加方法同线路。
3.11. 调度定义【调度定义】目前只使用一次设备定义，一次设备定义可通过鼠标右键添加、编辑和删除。
一次设备编码原则（中调）：中调的一次设备名称为线路、母线、断路器、变压器、发电机、电抗器、电容器和刀闸的数字编号，如“1101”。
一次设备编码原则（地调）：总原则：一次设备编码与二次设备编码均在站端由继保人员确定，主站召唤配置文件，解析其中的一次设备编码，根据约定的关键字将二次编码读取到数据库中相应位置。
1)主变：B＋数字，如“B1”表示#1主变；2)站用变：ZYB＋数字，如“ZYB1”表示#1站用变；3)曲折变：QZB＋数字，如“QZB1”表示#1曲折变；4)电容器：C＋电容器开关编号，如C51AC；5)旁路：开关编号，如190表示110kV旁路开关；6)母联：开关编号，如500A；7)母线：电压等级＋M＋母线编号（阿拉伯数字或英文字母）如110M1，10M2A；8)线路：L＋开关编号，如L2703；9)馈线：F＋序号，如F11；10)VQC：VQC；11)母差：EMP；12)备自投：EMP；13)其他：不填；3.12. 参数设置点击【系统】下的【设置通讯机参数】菜单，设置保信子站的参数。
网络存储器：采用单网时，设置网络存储器IP地址1；采用双网时，设置网络存储器IP地址1和网络存储器IP地址2，双网互为备份；网络存储器输出目录根据实际情况设置。
装置轮循周期：保信子站下发轮循报文的周期，一般为30秒；轮循完所有装置的时间=装置轮循周期×装置数目。
3.13. 上传配置子站建模完成后，先点击【保存配置】按钮保存，然后点击【上传配置】按钮将子站配置模型上传到保信子站中。
IP地址为保信子站的IP地址；路径为保信子站保存子站配置模型的路径，固定为“Subcfg”。
4. 通讯组态保信子站的通讯组态同远动机、前置机的通讯组态完全一样。
广东南网的保信系统，监控规约选“南网信息子站103规约”，网络端口号为2404。
国电南思和上海许继的主站系统，监控保留参数1设置为1，一次设备编码原则采用中调的作法；南瑞科技和东方电子的主站系统，监控保留参数1设置为0，一次设备编码原则采用地调的作法。
5. 网络存储器保信子站的历史数据存储在网络存储器上，网络存储器需设置后才能与保信子站配合，完成数据的存储功能。
不同的网络存储器的设置方法各不相同，具体请参考对应的指导手册。
一般而言，需要完成如下几个步骤：1)开放NFS网络文件系统服务；2)新建“/proj”目录，作为保信子站保存历史数据的目录；3)设置“/proj”目录在NFS服务下的权限为读写权限；4)设置“/proj”目录在FTP下的用户名“sznari”和密码“a”，权限为读写；5)保信子站会在“/proj”目录下自动建立“/Subdat”目录和“/Gefile”目录；6)保信子站会在界面下部的时间信息栏中显示网络存储器的通断情况；5.1. 威达佳TS401TS401启动后，根据界面获取装置的IP地址，在网络浏览器中输入“http://IP地址”，然后出现如下的界面。
语言选择简体中文，然后进入系统管理菜单，用户名：administrator，密码：admin。
进入【网络设定】，设置“TCP/IP设定”，选择“使用固定IP地址”，设置IP地址，点击“套用”使设置生效。
进入【网络设定】，设置“Linux（NFS）服务”，选择“启用NFS服务以支持使用Linux操作系统的客户端”，点击“套用”使设置生效。
进入【网络设定】，设置“档案传输服务器”，选择“启用档案传输(FTP)服务器功能”，“允许匿名”为“否”，点击“套用”使设置生效。
进入【用户管理】，选择“用户”－》“新增”，添加用户，用户名称为“sznari”，密码为“a”，点击确定。
随后“指定用户组群”，将用户“sznari”属于的用户组群加入“everyone”，点击关闭。
进入【网络磁盘管理】，选择“新增”，增加的网络磁盘名称为“proj”，点击确定。
随后设置“proj”目录的存取控制，将“proj”目录的用户及用户群组加入“everyone（无限制）”，“未登陆访客的存取权限”为“拒绝存取”，点击关闭。
5.2. 思唯奇ptSwitch登陆WEB管理界面，在IE浏览器（IE版本不能低于6.0）中输入存储器的网络地址，输入帐号，点击登陆。
（出产默认ETH0网卡IP地址为192.168.0.62，ETH1网卡IP地址为DHCP自动获得，管理员帐号为“root/ptswitch” ）存储器默认开启了一个/export 目录允许所有用户挂载NFS服务，并且进行读写操作，NFS设置如下图。
如要更改为其他目录，则仅需将“/export”更改为相应的目录即可。
但是由于设置FTP 访问NFS目录的方法非常复杂，目前我们只能使用下装脚本的方法来实现。
1、在【用户管理】中建立一个临时帐号hello，并开启FTP登陆。
利用此帐号，用FTP方式上传sznari脚本。
2、打开WINDOWS电脑的超级终端，串口连接至存储器，默认登陆帐号为"root/ptswitch"。
3、成功登陆后，执行"ll /home/hello"命令，用以查看sznari脚本是否成功上传。
若出现sznari 脚本，则表示上传成功，否则继续上传。
4、若上传sznari脚本成功，在终端输入"chmod 777 /home/hello/sznari"命令，以便sznari脚本获得执行权限。
5、执行"/home/hello/sznari"命令运行sznari脚本，sznari脚本会自动完成存储器配置。
6、执行"exit"命令，退出登陆界面，关闭终端。
7、在子站建模工具中将“网络服务器输出目录”设置为“/home”，并上传配置。
8、重启保信子站。
通过以上步骤，开启了“/home”目录的NFS服务，同时通过FTP可访问该目录下的“Subdat”目录，用户名为“Subdat”，密码为“a”；也可访问该目录下的“Gefile”目录，用户名为“Gefile”，密码为“a”。
附：sznari脚本文件的内容如下：#!/bin/shchmod 777 /homeuseradd -m -s /sbin/nologin Gefileuseradd -m -s /sbin/nologin Subdatpasswd Gefile <<eofaaeofpasswd Subdat <<eofaaeofecho "Gefile" >>/etc/vsftpd/user_listecho "Subdat" >>/etc/vsftpd/user_listservice vsftpd restartecho "/home *(rw,no_root_squash,sync)" >/etc/exports service nfs restartrm -rf /home/Subdatrm -rf /home/Gefile6. 调试工作站保信子站的调试工作站采用保护工程师站程序来实现，但是在系统配置时略有不同。