保信子站现场调试大纲设计
保信子站现场调试大纲设计
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。
自控系统调试方案
自控系统调试方案1、概述本方案编制目的是，在调试工作开始之前准确的制定调试计划，并使用户能够了解我们的调试步骤，指导调试人员进行系统调试及按调试步骤制定及记录准确的调试报告。
2、调试大纲2.1准备工作➢调试前检查各设备的电源是否连接无误；➢机柜设备安装是否和审批图纸相同并确保已完成接地；➢检查控制设备箱与相关设备的型号，确保等同审批型号；➢检查所有设备箱的接地，测试相关地线的阻值是否<1欧姆；➢检查所有电缆接线编号和设备箱编号是否等同审批号码；➢相关线管和线槽的标志和区分颜色是否等同审批；➢检查各接线的电压是否正常，如电源是交流的，量度是否为交流220V，房间PLC电源是否为交流24V，而所有的干接点型DI点是否不带电压，而AI输入接点是否在4-20mA或0-10V范围之内；➢在调试工作前要做好警示牌和指示牌，并正确就位，调试时先用仪器检查接线是否准确，是否有短路或断路等现象发生。
2.2 调试方法➢在确认无误状况下，开始系统内的调试。
➢在各子系统调试时，如系统的任何部分在测试中不合格，承包方都将进行矫正，直至没有问题为止。
➢所有测试所需的仪器工具均由承包方负责解决。
整理移交竣工文件，编制竣工报告，标准化的文件格式，并对照实际工程进行审核，保证文件与实际情况相吻合。
➢在验收竣工后，向业主提交完整的竣工图纸及设备运行调试报告。
2.3 施工调试工具➢数字万用表➢手持式温/湿度测试仪➢便携式计算机➢对讲机➢电工工具一套(电工刀、剥线钳、螺丝刀等)➢弯管器➢套丝机➢电转3、PLC联网调试3.1 控制器调试方案3.1.1 控制器调试之前➢所需供电电源均已到位，网络控制器已具备调试条件。
➢设备的型号与业主审批文件的型号一致。
➢确保接线正确并完成当地测试。
3.1.2 供电之前检测➢对设备的电缆接线，网络线和端子排进行检查，端子及设备标签是否与图纸编号相同，确保等同审批图纸。
➢检查接线端子，以排除外来电压，使用万用表或数字电压表，将量程设为高于220V的交流电压档位，检查所有端子排的交流电压，若发现有交流电压存在(电源接线端子除外)，查找要源。
PCS-912型继电保护专用收发信机调试大纲(ZL_TSDG1101.0803)
ZL_TSDG1101.0803PCS-912型继电保护专用收发信机调试大纲南瑞继保电气有限公司版权所有更多产品信息，请访问互联网：目录1 调试注意事项 (1)2 调试目的 (1)3 硬件准备 (1)4 其他准备 (2)5分板调试 (3)5.1电源板（NR1301）调试 (3)5.2CPU板（NR1142）调试 (3)5.3滤波器（NR1662）调试 (3)5.4功放（NR1661）调试 (4)5.5收信板（NR1660）调试 (4)6 总装置调试 (4)6.1定值设定 (4)6.2发信频率测量 (4)6.3收信工作频带宽度 (5)6.4并机分流损耗 (5)6.5外线输出谐波衰减和停信状态下的外线残余电平 (5)6.6收信起动电平和回差电平 (5)6.7信号传输时间和收信输出信号的连续性 (5)6.8接点测试 (5)6.9打印口测试 (5)6.10DBG口测试 (5)6.11GPS对时口测试 (6)6.12总体运行测试 (6)6.13绝缘电阻测量 (6)6.14装置介质强度 (6)6.15高温老化试验 (6)附表1（性能指标列表） (7)PCS-912继电保护专用收发信机调试大纲1 调试注意事项1．调试前请仔细阅读本调试大纲及《PCS-912/913型继电保护专用收发信机技术和使用说明书》。
2．尽量少拔插装置模件，不触摸模件电路，不带电插拔模件。
3．使用的电烙铁、示波器必须与屏柜可靠接地。
4．调试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。
5．校对程序校验码及程序形成时间2 调试目的使PCS-912整机各项指标达到出厂水平。
主要有：发信功率达到10W，回波损耗达到10dB以上，发信频率误差在10Hz以内，装置起动电平为4dBm/-5dBv，滤波器频率设定，CPU板正常运行。
3 硬件准备l仪器仪表仪表测量范围和准确度要求备注选频表电平范围（-40~50）dBm，精度0.1dBm频率范围(1~1500)KHz振荡器电平范围（-15~20）dBm, 精度0.1dBm频率范围(1~1500)KHz,精度1Hz频率计频率范围(0~1000)KHz, 精度1Hz兆欧表可调范围宜取0~200MΩ.(±8) MΩ耐压仪可调范围宜取0~5KV.( ±7)V万用表 3 1/2位万用表，基本直流电压准确度±0.5%l PC一台l对时装置一台（如RCS-9785）。
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
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。
101 继电保护信息系统施工作业指导书(2012版)
第5部分：继电保护继电保护信息系统施工作业指导书编码：DLJB-Z W-16中国南方电网有限责任公司电网建设施工作业指导书第5部分：继电保护目次1适用范围 (232)2编写依据 (232)3作业流程 (232)4安全风险辨析与预控 (232)5作业准备 (232)6作业方法及质量控制措施 (233)7质量控制点 (236)2641适用范围本作业指导书适用于南方电网110kV以上电压等级厂站继电保护装置、故障录波装置接入继电保护信息系统子站，以及继电保护信息系统子站接入各主站端的验收工作。
2编写依据下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。
凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。
DL/T995-2006《继电保护和安全自动装置检验规程》《中国南方电网继电保护反事故措施汇编》《全国电力二次系统安全防护总体方案》《电力二次系统安全防护规定》3作业流程图3-1：验收作业流程4安全风险辨析与预控4.1继电保护信息系统施工作业前，施工项目部根据该项目作业任务、施工条件，参照《电网建设施工安全基准风险指南》（下简称《指南》）开展针对性安全风险评估工作，形成该任务的风险分析表。
4.2按《指南》中与继电保护信息系统施工相关联的《电网建设安全施工作业票》（编码：DLJB-ZW-16-01/01），结合现场实际情况进行差异化分析，确定风险等级，现场技术员填写安全施工作业票，安全员审核，施工负责人签发。
4.3施工负责人核对风险控制措施，并在日站班会上对全体作业人员进行安全交底，接受交底的作业人员负责将安全措施落实到各作业任务和步骤中。
4.4安全施工作业票由施工负责人现场持有，工作内容、地点不变时可连续使用10天，超过10天须重新办理作业票，在工作完成后上交项目部保存备查。
(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。
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）。
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。
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
编辑人 修订人 修订说明 修订人 修订说明 修订人 修订说明文档升级说明Fra bibliotek戴振儒
RCS-931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佥验码并做好记录。
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）重合闸方式2: （614—609）与重合闸手把对应如下:⑤闭重三跳：（614—610）⑥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）（11）A相跳闸位置：（614—622）（12）B相跳闸位置：（614—623）（13）C相跳闸位置：（614—624）圍合闸压力降低：（614—625）（15）收远跳：（614—626）（16）对时开入：（614—601）（17）打印开入：（614—602）（18）投检修状态：（614—603）（19）信号复归：（614—604）（20）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。
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。
ISA-385G现场调试大纲
ISA-385G整机现场调试大纲Ver 2.00.060901编写：审核：批准：深圳南瑞科技有限公司二〇〇六年九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修订人版本号.定版日期1修订说明修订人版本号.定版日期2修订说明修订人版本号.定版日期3修订说明ISA-385G横差保护装置整机现场调试大纲1. 调试依据和仪器本大纲以《ISA300变电站综合自动化系统技术使用说明书》中的《第一章 ISA300G系列装置简介》、《第二十章 ISA385G横差保护装置》、《附录D ISA300G装置使用说明》等为依据，技术指标、保护原理、功能配置、端子接线、操作及使用方法可参考相应章节。
使用RT-1继电保护测试仪、数字万用表、绝缘测试仪、耐压测试仪等设备进行调试。
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. 首次上电前检验3.1. 外观和配置检查检查机箱装配质量,确认各插件(WB7185、WB720B、WB720C、WB730C、WB760B)和总线板WB701E已经通过单板调试，且与工程设计相符；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。
检查机箱的接地螺丝是否与插件面板、金属部件相通。
3.2. 绝缘电阻和工频耐压检验试验回路三个，分别为：A―电源回路，短接P2－1和P2－2B－交流回路，短接所有CT、PT回路C－开入开出，短接P1－(1-16)、P2-(4-16)、P3－(1-16)、P4－(1-18)装置地分别为：P2－3，P10-12，P9-12和装置外壳共4处3.2.1. 绝缘电阻检验首先用万用表通零档检查装置地（四处）是否已可靠连接在一起。
确保装置地已可靠连接后，选一处装置地与上述试验回路A、B、C分别进行绝缘测试，选用500V 兆欧表，绝缘电阻应不小于20MΩ。
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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）。
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：6. 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。
由于调试工作站需要从网络存储器中读取录波文件，因此需要设置如下的参数：1、设置网络存储器IP地址。
2、在“录波记录从网络硬盘下载”处打勾。
3、设置网络存储器存储录波文件的目录，该目录是指可以看到“RL Y001”……等的最终目录。
如果通过FTP连到网络存储器的根目录下就已经可以看到“RL Y001”，则此处清空。
4、设置FTP访问的用户名和密码。
正常运行时，如果网络存储器上产生了新的录波文件，则在调试工作站的录波信息栏中会显示相应的录波。
7. SCD文件国电南思主站系统要求保信子站提供SCD文件格式的子站配置，因此需要用到ScdEdit编辑工具生成子站SCD文件，然后通过文件传输方式上传给主站。
ScdEdit编辑工具界面如下图。
7.1. 建立变电站打开ScdEdit编辑工具，单击已默认建立的变电站“500KV新建站”，通过鼠标右键，更改变电站的属性。