保信子站现场调试大纲
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。
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
27
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
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。
并网调试大纲
×××风电场并网调试大纲×××有限公司2021年×月×日编制:审核:批准:目录1. 工程概况: (1)2. 试验的质量目标及要求 (2)3. 试验依据及验收标准: (3)4. 试验组织机构: (3)5. 承担单位与部门分工: (4)6. 主要调试工具配置 (4)7. 主要试验内容 (5)8. 试验检测的项目方法与指标要求 (10)9. 工作条件 (16)10. 技术措施: (17)11. 安全措施: (17)12. 组织措施(组织管理) (18)13. 其它 (19)×××风电场并网调试大纲工程项目名称:×××5万千瓦风电项目1.工程概况:本工程位于××省×××县×××乡境内,海拔高程3050m~3090m之间,场址中心坐标为东经×××,北纬×××,厂区面积约为9.95km2。
该风电场新建装机容量为50MW,共有20台单机容量为2.5MW的风电机组,20台35kV箱式变压器、厂内35kV集电线路,35kV开关站工程,工程总建设期为12个月,生产运行期为20年。
电气调试具体内容为:(1)20台箱式变压器所属设备交接性试验;(2)集电线路避雷器及熔断器交接性试验;(3)1 台35kV SVG变压器及隔离开关交接性试验;(4)35kV 配电装置充气开关柜7个间隔(1个 35kV SVG开关柜间隔、 1个35kV站用变开关柜间隔,1个35kV母线PT开关柜间隔、2个35kV风机进线柜间隔、2个35kV风电出线柜间隔)所属设备交接性试验;(5)1 台 35kV站用变交接性试验;(6)全站接地网试验;(7)全站高压电缆及20台箱式变压器高压电缆耐压试验(不包含出线间隔电缆);(8)全站35kV站用变变压器保护装置1套、35kV SVG开关柜线路保护装置1套、35kV风机进线线路保护装置2套、35kV风电出线线路保护装置2套、35kVSVG 变压器差动保护装置1套、35kV母线保护装置1套;35kV故障录波系统1套;公用测控装置1套;时间同步系统1套;电能量采集系统1套;快速调频系统1套;AGC及AVC系统1套;PMU采集柜1套;全站直流系统1套、交流系统1套、全站综自系统调试。
(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。
风电场一期(49.5MW)工程保护信息子站技术规范书讲解
***风电场一期49.5MW工程继电保护及故障录波器信息处理子站设备招标文件招标编号:招标人:招标代理机构:设计单位:2013年3月1 总则、说明及评标准则供货商在投标前需仔细阅读包括本技术规格书在内的招标文件中阐述的全部条款。
供货商提供的设备技术规格应符合招标文件所规定的要求,如有偏差应提供详尽的技术规格偏差说明。
提供设备的供货商应已取得ISO9000质量体系的有效证书,这些设备应在与规定条件相同或较规定条件更为严格的条件下成功地进行了2年以上商业运行,并通过中国权威机构的动态模拟试验。
投标书中对招标书中内容进行修改而未填写差异表,此投标书在招标时作为废标处理。
投标方对成套设备负有全部技术及质量责任,包括分包(或外购)的设备和零件。
投标方对分包设备和主要外购零、部件推荐3家以上产品,由招标方在签定技术协议时最终确定。
招标方有权参加分包、外购设备的招标和技术谈判,但技术上由投标方负责归口、协调。
外购设备(含部件、材料)招标书中推荐厂家少于三家的,投标时必须补足三家及以上推荐的生产厂家,以最高价报价;并承诺在签订技术协议时必须由国电奈曼风电有限公司专业工程师指定一家进行签订,如果以供货期无法满足、外购厂家价格高或需要修改设计等原因拒绝签署技术协议,国电奈曼风电有限公司有权取消其中标资格。
合同签订后,投标方应在2周内,向招标人提出一个详尽的生产计划,包括设备设计、设计联络会、材料采购、设备制造、厂内测试以及运输等项的详情,以确定每部分工作及其进度。
投标方应负责完成产品的设计、制造、装配、试验、包装、运输和交货验收,并配合安装、负责设备调试、负责设备现场保管(如果需要)和二次搬运(如果需要),配合系统调试及240小时联合试运等。
继电保护及故障录波器信息处理子站及附件使用寿命不少于30年。
质保期为移交运行后壹年。
专利涉及到全部费用均已被认为已包含在设备报价中,投标方应保证招标方不承担有关设备专利的一切责任。
PRS-753整机现场调试大纲[1].1.00.060601.
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。
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)。
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
升级序号 1 2 3
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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。
ISA-358G整机现场调试大纲.2.00.071101
ISA-358G整机现场调试大纲Ver 2.00.071101编写:审核:批准:深圳南瑞科技有限公司二〇〇七年十一月文档升级说明升级序号编辑人戴振儒版本号.定版日期 2.00.060901修订人王蓓蓓版本号.定版日期 2.00.070115 1修订说明根据项目更改,增加358GA(S5)和358GC(S1)特殊软件使用说明。
修订人戴振儒版本号.定版日期 2.00.071101 2修订说明根据项目移交,增加358GE调试说明修订人版本号.定版日期3修订说明ISA-358G备用电源自投装置整机现场调试大纲358G装置为备用电源自动投入装置。
358G分为358GA合358GC。
其中358GA适用于两段母线互为备用、两条进线互为备用或两台主变互为备用的方式,并提供均分负荷及分段开关的保护功能;358GC适用于两段母线互为备用,提供负荷均分功能并提供分段开关的保护、测控、操作等功能;另外由于有地区用户需要备自投合于故障后具有加速跳闸功能,为此不得不临时增加一台后加速装置,为降低成本,同时满足备自投装置在一台装置实现的需求,特开发358GE,358GE是在358GA的基础上增加了分段开关的测控、操作,增加了进线开关的保护、测控、操作等功能。
1. 调试依据和仪器本大纲以《ISA-300变电站综合自动化系统技术使用说明书》为依据。
使用继电保护测试仪、交流采样电工测量变送器校验装置或三相程控标准测试源,模拟断路器、数字万用表等设备进行调试。
2. 环境与电源环境温度:10℃~ 40℃相对湿度:45%~ 75%直流电源: 220V/110V 允许偏差:-20%~ 15%3. 一般性检查ISA-358G有A、B、E三种型号,验证本工程装置型号;检查机箱装配质量,确认各插件(WB7158A/WB7158B、WB720、WB730C、WB731A、WB760A)和总线板WB700,其中358GE装置插件配置为WB7158E/WB7141A、WB720、WB730C、WB730C、WB730C/ WB741B(选配)、WB741B (选配)、WB741B(选配)、WB733、WB760B和总线板WB70CE;插入各插件,检查插件是否插入到位,装置面板应正确平整,标识齐全。
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。
配电自动化终端FTU及环网柜工厂化调试检验大纲4
配电自动化终端控制箱FTU、环网单元——工厂化检测大纲1.总则本细则适用于中低压配电线路(10kV/20kV/35kV)上的配电自动化终端,规定为终端在停电安装施工前,及在仓库调试验收阶段的工作流程及细则;旨在确保供货到现场的馈线终端及环网单元功能配置正确无误,在现场设置客户要求的定值参数,就地调试后即投入运行。
2.标准依据GB 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50060-2008 3~110kV高压配电装置设计规范GB 3906-2006 3.6kv~40.5kv交流金属封闭开关设备和控制设备GBT 4473-2008高压交流断路器合成试验GB 50053-2013 20kV及以下变电所设计规范GB/T 50062-2008电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB/T 11022-1999GB/T 11022-1999高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求GB/T 17626电磁兼容性试验和测量技术通用规范附件2-2:国家电网有限公司标准化配电终端(馈线终端)入网专业检测大纲附件1-2:国家电网有限公司一二次融合标准化柱上断路器及环网箱入网专业检测大纲附件2-5:国家电网有限公司标准化配电终端(业务功能安全)入网专业检测大纲附件3-1:12千伏一二次融合柱上断路器及配电自动化终端(FTU)标准化设计方案(2021版)说明:本手册中“选做”部分没特殊说明可不做,带*的为抽检项目。
环网柜为默认永磁机构的间隔,也适用于带DTU的环网单元检验试验。
3.工程化调试检验流程图4.工厂化调试检测工器具序号工具名称数量备注1 万用表 1 带钳表2 继保仪 1 精度:0.2级3 拖线板 14 笔记本电脑 1 带上位机测试工具5 数据线 1 USB转232串口、网线6 模拟开关 1 可用实际永磁或者弹簧断路器带航插替代7 断路器专用航插连接线若为一二次融合的则使用对应的标准航插件8 DLFSQ250型单相电流发1生器19 FH-10型应急分合闸控制箱10 检验用蓄电池 111 手机卡 112 绝缘摇表 113 工频耐压测试仪 1 2kV14 接地电阻测试仪 15.测试检测要求5.1.装置外观检验外观检验是指在终端以及FTU箱体、环网单元二次室没有进行实验前对其整体的外观检查,有无外力等因素造成的损坏,螺丝松动等。
现场调试大纲-系统-牵引系统-20150111
设计文件版权专有违者必究名称武汉地铁三号线一期牵引系统现场试验大纲编号版本编制工艺校核标准化审核批准版本号更改人更改日期更改说明变更编号A.1 曹俊2014-9-12 创建A.2 曹俊2015-1-11 更新蓄电池充电特性曲线目次1 目的和范围 (1)1.1 目的 (1)1.2 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 参考资料 (1)4 术语和缩略语 (1)5 试验设备 (1)5.1 试验仪器 (2)5.2 专用设备 (2)5.3 陪试设备 (2)6 被试对象 (2)7 试验系统连接图 (2)8 试验项目 (3)8.1 外观检查 (4)8.2 静态无高压检查试验 (4)8.2.1 准备*1 (4)8.2.2 外部硬线信号检查 (5)8.2.3 通讯检查 (5)8.2.4 静态无高压检查试验完毕后 (5)8.3 静态有高压检查试验 (6)8.3.1 准备*4 (6)8.3.2 静态有高压检查科目 (6)8.3.3 静态有高压检查试验完毕后 (6)8.4 辅助系统试验 (7)8.4.1 静态(无高压)试验 (7)8.4.2 高压负载测量 (7)8.4.3 负载突变试验 (8)8.4.4 扩展供电功能检查 (9)8.4.5 动态(列车走行时)试验 (10)8.5 动态检查及试验 (11)8.5.1 准备 (11)8.5.2 动态检查及试验完毕后 (12)8.6 牵引和电制动性能试验 (13)8.6.1 起动加速性能试验 (13)8.6.1.1 试验条件 (13)8.6.1.2 试验方法 (13)8.6.1.3评估标准 (14)8.6.2 防空转/滑行性能试验 (15)8.6.2.1 试验方法 (15)8.6.2.2 评估标准 (15)8.6.3 电制动试验 (16)8.6.3.1 试验条件 (16)8.6.3.2 试验方法 (16)8.7 电空混合制动试验 (16)8.7.1 电空混合制动减速度测试*6 (16)8.7.1.1 试验目的 (16)8.7.1.2 试验方法 (16)8.7.1.3 数据分析 (17)8.7.2 不同速度不同级位下电空混合制动的配合试验*7 (17)8.7.2.1 试验目的 (17)8.7.1.2 试验方法 (17)8.8 供电中断试验 (18)8.8.1 试验条件 (18)8.8.2 试验方法 (18)8.8.3 评估标准 (19)1 目的和范围1.1 目的在车辆组装完成后,在现场对牵引系统及其电气装置进行检待查、功能调试和电气性能试验,以验证与牵引系统相关的整车性能指标是否满足《武汉地铁三号线一期牵引系统合同》和相关标准要求。
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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。
11)母差:EMP;
12)备自投:EMP;
13)其他ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ不填;
3.12.
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。
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】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。
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。
3.4.
3.5.
3.6.
3.7.
3.8.
3.9.
3.10.
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】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;
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.
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。
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;
4)设置“/proj”目录在FTP下的用户名“sznari”和密码“a”,权限为读写;
3.13.
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.
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。
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。