1)10 5b 0f 6a 16总控要2级数据
2)10 5b 0f 6a 16 在50ms内，总控未收到应答报文。不改变FCB状态，重发。
3)10 5b 0f 6a 16不改变FCB状态，再次重发。
4)10 40 0f 4f 16复位通讯单元（CU）（FCB、FCV都为0，功能码为0代表CU）
…………………………
5)10 40 0f 4f 16复位通讯单元（CU）
6)10 20 0f 2f 16装置15上电，响应复位通信单元命令，ACD置1请求查询1级数据。
…………………………
7)10 7a 0f 89 16总控查询1级数据
8)68 15 15 68 28 0f 05 81 04 0f c2 03 03 53 5a 4e 41 52 49 20 20 01 00 01 00 c2 16上送标识
厂家自定义
发送原因ASCII码：SZNARI
装置FUN
INF=3为复位通信单元
…………………………
9)10 5a 0f 69 16总控继续查询1级数据，因ACD为1，且为复位
10)68 15 15 68 28 0f 05 81 05 0f c2 04 03 53 5a 4e 41 52 49 20 20 01 00 01 00 c3 16上送标识
发送原因
重新启动
装置FUN， INF=4为重新启动
广播校时
1) 68 0f 0f 68 44 ff 06 81 08 ff ff 00 77 d7 12 10 1b 08 02 65 16 总控下发广播对时命令
发送/时间同步
广播地址发送原因
时间同步广播时间：02年08月27日16时18分55159ms
子站校时
1) 68 0f 0f 68 43 01 06 81 08 01 ff 00 71 c8 14 10 1b 08 02 87 16 总控下发子站校时命令
控制域
发送/确认帧时间同步
子站地址发送原因
时间同步时间：02年08月27日16时20分51313ms
2) 10 20 01 21 16装置1对子站校时命令确认，ACD置1请求查询1级数据。
…………………………
3) 10 7a 01 7b 16总控查询1级数据
4)68 0f 0f 68 08 01 06 81 08 01 ff 00 71 d9 14 10 1b 08 02 44 16子站同步时间响应报文
总查询
1) 68 09 09 68 73 0F 07 81 09 0f ff 00 04 25 16 总控启动总查询
2) 10 20 0f 2f 16装置15确认总查询。
………………………………………
3) 10 7a 0f 89 16 查询1级数据
4） 68 13 13 68 28 0f 2C 02 09 0f 01 95 00 00 ff ff 00 00 00 7f 00 00 04 74 16上送全遥信
5） 10 5a 0f 69 16 查询1级数据
6） 68 09 09 68 08 0f 08 81 0a 0f ff 00 04 bc 16总查询结束
传送原因SCN.注意等于总查询报文中的SCN
总查询终止
FUN INF
全局功能
一般命令（复归）
1) 68 0a 0a 68 53 0f 14 81 14 0f d2 13 01 02 e5 16 总控单元复归15号装置，INF：19，FUN：D2H
2) 10 20 0f 2f 16装置15确认复归命令。
………………………………………
3)10 7a 0f 89 16 查询1级数据
4)68 0e 0e 68 08 0f 01 81 14 0f d2 13 00 c6 89 05 09 02 e6 16上送一般命令响应
总查询上送保护开关量状态
1)10 5a 01 5b 16总查询过程中，总控查询1级数据。
2)68 0e 0e 68 28 01 01 81 09 01 c2 22 01 1a 8b 15 10 04 68 16 保护装置依次上送有关开关量状态当前值
ASDU SIN同总查询报文中的SCN
16点21分35610ms
总查询0
装置报警
保护动作信息上送
1)10 5b 01 5c 16即使保护装置无2级数据（一般指遥测值），总控也会定时向装置要2级数据。
2)10 29 01 2a 16保护装置以无所要求的数据确认，同时ACD置1，请求总控访问1级数据。
ACD=1，控制域功能码为9
3)10 7a 01 7b 16 查询1级数据
4)68 12 12 68 28 01 02 81 01 01 c2 3d 02 1b 00 f6 00 47 e3 21 0f 81 9b 16装置上送动作信息
此处无意义，随机数
15时33分58183ms
突发246
27ms
差动速断
5)10 5a 01 5b 16继续查询1级数据，因ACD置1，且上次的一级数据为突发信息
6)68 12 12 68 08 01 02 81 01 01 c2 3d 01 57 00 f6 00 83 e3 21 0f 71 60 16装置上送动作返回信息
此处无意义
15时33分58243ms
突发246
87ms
读一个组的全部条目的值（第1组）
1)68 0d 0d 68 53 06 15 81 2a 06 fe f1 00 01 01 00 01 11 16
2)10 20 06 26 16
………………………….
3)10 5a 06 60 16
4)68 2f 2f 68 28 06 0a 81 2a 06 fe f1 00 84 01 00 01 03 01 01 1f 01 01 01 07 04 01 00 00 c0 40 01 02
01 07 04 01 00 00 9a 42 01 03 01 07 04 01 00 00 90 40 5e 16
5)10 7a 06 80 16
6)68 32 32 68 28 06 0a 81 2a 06 fe f1 00 c4 01 04 01 07 04 01 00 00 90 40 01 05 01 07 04 01 00 00 90
40 01 06 01 07 04 01 00 00 90 40 01 07 01 07 04 01 9a 99 21 42 f0 16
7)10 5a 06 60 16
8)68 32 32 68 28 06 0a 81 2a 06 fe f1 00 84 01 08 01 07 04 01 cd cc 6c 40 01 09 01 07 04 01 00 00 60
40 01 0a 01 07 04 01 00 00 80 40 01 0b 01 07 04 01 00 00 c8 42 69 16
9)10 7a 06 80 16
10)68 2f 2f 68 28 06 0a 81 2a 06 fe f1 00 c4 01 0c 01 07 04 01 00 00 c8 42 01 0d 01 07 04 01 00 00 10
41 01 0e 01 07 04 01 00 00 10 41 01 0f 01 02 04 01 01 b2 16
………………………….
11)10 5a 06 60 16
12)68 26 26 68 28 06 0a 81 2a 06 fe f1 00 84 01 10 01 02 04 01 00 01 11 01 02 04 01 02 01 12 01 03 01
01 01 01 13 01 03 01 01 01 c6 16
13)10 7a 06 80 16
14)68 26 26 68 28 06 0a 81 2a 06 fe f1 00 c4 01 14 01 03 01 01 00 01 15 01 03 01 01 00 01 16 01 03 01
01 01 01 17 01 03 01 01 00 0f 16
15)10 5a 06 60 16
16)68 26 26 68 28 06 0a 81 2a 06 fe f1 00 84 01 18 01 03 01 01 00 01 19 01 03 01 01 00 01 1a 01 03 01
01 01 01 1b 01 03 01 01 00 df 16
17)10 7a 06 80 16
18)68 1f 1f 68 08 06 0a 81 2a 06 fe f1 00 43 01 1c 01 03 01 01 00 01 1d 01 03 01 01 00 01 1e 01 03 01
01 01 68 16
………………………….
带确认的写条目（第1个定值选择，存储但不修改）
19)68 14 14 68 53 01 0a 81 28 01 fe f9 00 01 00 04 01 07 04 01 00 00 74 42 c7 16
20)10 20 01 21 16
………………………….
21)10 5a 01 5b 16
22)68 14 14 68 08 01 0a 81 2c 01 fe f9 00 01 00 04 01 07 04 01 00 00 74 42 80 16 ………………………….
带确认的写条目（第2个定值选择，存储但不修改）
23)68 14 14 68 53 01 0a 81 28 01 fe f9 00 01 00 05 01 07 04 01 00 10 76 43 db 16
24)10 20 01 21 16
………………………….
25)10 5a 01 5b 16
26)68 14 14 68 08 01 0a 81 2c 01 fe f9 00 01 00 05 01 07 04 01 00 10 76 43 94 16 ………………………….
带执行的写条目（定值修改执行）
27)68 0a 0a 68 53 01 0a 81 28 01 fe fa 00 00 07 16
28)10 20 01 21 16
………………………….
29)10 5a 01 5b 16
30)68 0a 0a 68 08 01 0a 81 28 01 fe fa 00 00 b5 16
带确认的写条目（第1个定值选择，存储但不修改）
31)68 14 14 68 53 01 0a 81 28 01 fe f9 00 01 00 04 01 07 04 01 00 00 74 42 c7 16
32)10 20 01 21 16
………………………….
33)10 5a 01 5b 16
34)68 14 14 68 08 01 0a 81 2c 01 fe f9 00 01 00 04 01 07 04 01 00 00 74 42 80 16 ………………………….
带确认的写条目（第2个定值选择，存储但不修改）
35)68 14 14 68 53 01 0a 81 28 01 fe f9 00 01 00 05 01 07 04 01 00 10 76 43 db 16
36)10 20 01 21 16
………………………….
37)10 5a 01 5b 16
38)68 14 14 68 08 01 0a 81 2c 01 fe f9 00 01 00 05 01 07 04 01 00 10 76 43 94 16 ………………………….
带中止的写条目（定值修改取消）
39)68 0a 0a 68 53 01 0a 81 28 01 fe fb 00 00 08 16
40)10 20 01 21 16
………………………….
41)10 5a 01 5b 16
42)68 0a 0a 68 08 01 0a 81 28 01 fe fb 00 00 b6 16
遥测
1） 10 5b 0f 6a 16总控对地址为15的装置要2级数据
2） 68 16 16 68 08 0f 32 07 02 0f 01 5c f8 ff f8 ff 00 00 f8 ff f8 ff f8 ff f8 ff 88 16
测量值3（0）测量值7
有7个模拟量测量值1（-1）
全遥信（总查询）
1) 68 09 09 68 73 0F 07 81 09 0F FF 00 04 25 16总控对地址为15的装置启动总查询
控制域：
发送确认帧
VSQ 扫描序号SCN
2)10 10 0F 1F 16装置15确认总查询。注意控制域中DFC（数据流控制位）置1。
3)10 5b 0f 6a 16 总控对装置继续要2级数据。注意1）报文中FCB=1，总控正确接收到装置的确认
报文后，下一帧报文把FCB状态反转， 3）报文中FCB=0。
4)
16
控制域ACD=1
装置组织好总查询信息后，上送2级数据时，把要求访问位ACD置1，通知主站要1级数据
5)10 7a 0f 89 16 总控对装置15要1级数据。
6)68 13 13 68 28 0f 2C 02 09 0f 01 95 00 00 ff ff 00 00 00 7f 00 00 04 94
16
ASDU44 FUN INF 第2个信息元
2组信息 1~16个遥信状态为0
传送原因从上次查询状态都改变过
总查询附加信息SIN
同1）启动总查询报文中扫描序号SCN
变位遥信及SOE上送：
1)10 5b 0f 6a 16 正常状态，总控对装置不断查询2级数据。
2)
f8
ACD=1，装置请求总控查询1级数据。 ff 88 16
3)10 7a 0f 89 16 总控要1级数据。
4)68 0a 0a 68 28 0f 28 81 01 0f 01 96 01 00 88 16 装置上送开入2变位遥信
开入附加信息SIN，此处无意义
传送原因单点信息
突发报文状态为合
5)10 5a 0f 69 16 因为变位遥信上送报文里ACD置1，所以总控继续要1级数据。
6) 68 0e 0e 68 08 0f 29 81 01 0f 01 96 01 18 71 08 0e 01 09 16上送开入2的SOE
开入SIN，此处无意义
传送原因
突发报文状态为合
4字节2进制时间：14点08分28952ms
遥控选择
1)68 0a 0a 68 73 01 40 01 0c 01 01 30 81 00 74 16总控下发遥控选择命令
传送原因遥控分，QU=0
远方操作 S/E=1，ACT=0遥控选择
遥控点的
FUN及INF
2)10 10 01 11 16装置确认
3)10 5b 01 5c 16总控继续要2级数据
4)68 24 24 68 28 01 32 0e 02 01 01 5c 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 e8 ff 00 00 00 00 00 00 00 00 00
00 00 00 00 00 a0 6a ba 16 装置回答2级数据，ACD置1请求总控查询1级数据
5)10 7a 01 7b 16总控查询1级数据
6)装置以遥控选择帧的镜像回送总控，只是控制域
同遥控选择帧不同，其余同1）帧报文一致。
传送原因遥控分，QU=0
远方操作 S/E=1，ACT=0遥控选择
遥控点的
FUN及INF
7)68 0a 0a 68 53 01 40 01 0c 01 01 30 01 00 d4 16总控下发遥控执行命令
传送原因遥控分，QU=0
远方操作 S/E=0，ACT=0遥控执行
遥控点的
FUN及INF
8)10 20 01 21 16装置确认
………………………
9)10 7a 01 7b 16总控查询1级数据
10)68 0a 0a 68 08 01 40 01 0c 01 01 30 01 00 89 16装置以遥控执行帧的镜像回送总控，只是控制域
同执行帧不同，其余同7）帧报文一致。
遥控撤消
11)68 0a 0a 68 53 01 40 01 0c 01 01 30 c1 00 94 16总控下发遥控撤消命令
ASDU DCS=1遥控分，QU=0
S/E=1,ACT=1遥控撤消
12)10 20 01 21 16装置确认
…………………………
13)10 7a 01 7b 16总控查询1级数据
14)68 0a 0a 68 08 01 40 01 0c 01 01 30 c1 00 49 16装置以遥控撤消帧的镜像回送总控。
ASDU DCS=1遥控分，QU=0
S/E=1,ACT=1遥控撤消
扰动数据传输
1)10 7a 0a 84 16查询1级数据。
2)68 12 12 68 28 0a 17 01 1f 0a c6 00 f2 00 08 a1 d9 21 0f 09 09 02 f1 16以ASDU23上送被记录的扰动表
1个扰动字节时间：02年9月9日15点33分55713ms
FUN198 故障状态：未跳闸；等待传输；由其它事件启动
故障序号242
3)10 5a 0a 64 16查询1级数据。
4)68 12 12 68 28 0a 02 81 01 0a c6 3f 01 81 09 f6 00 47 e3 21 0f 81 21 16复压过流I段返回
5)10 7a 0a 84 16
6)68 12 12 68 28 0a 02 81 01 0a c6 40 01 81 09 f6 00 47 e3 21 0f ff a0 16复压过流II段返回
装置上送过流I、II段返回信息。故障序号已到F6（246），注意第2）条扰动表中，故障序号为F2（242）。
…………………………
7)68 0d 0d 68 53 0a 18 81 1f 0a c6 00 01 01 f2 00 00 d9 16系统根据上送的扰动记录表，下发ASDU24故障
ASDU选择命令（针对故障序号F2）。
命令类型：ACC，在选择命令中为0。
故障的选择故障序号F2
扰动值类型TOV，瞬时值
8)10 20 0a 2a 16 装置确认。
……………………………
9)10 7a 0a 84 16
10)68 26 26 68 28 0a 17 03 1f 0a c6 00 f4 00 08 84 df 21 0f 09 09 02 f3 00 01 41 da 21 0f 09 09 02 f2
00 08 a1 d9 21 0f 09 09 02 e9 16装置再次上送扰动记录表，以通知有新的扰动数据被记录。除F2外，又记
录下了F3、F4故障。其中故障序号F3故障状态为跳闸。这3个故障都在等待传输。
11)10 5a 0a 64 16
12)68 30 30 68 28 0a 17 04 1f 0a c6 00 f5 00 00 76 e0 21 0f 09 09 02 f4 00 08 84 df 21 0f 09 09 02 f3
00 01 41 da 21 0f 09 09 02 f2 00 08 a1 d9 21 0f 09 09 02 79 16新的扰动表被上送。除原有3个扰动数
据外，又增加了故障序号为F5的新的扰动数据。
13)10 7a 0a 84 16
14)68 17 17 68 08 0a 1a 81 1f 0a c6 00 00 01 f2 00 43 00 07 60 00 83 06 a1 d9 21 0f 6c 16F2故障扰动
数
ASDU据传输准备就绪
扰动值类型故障时间
瞬时值采样间隔1667uS
故障序号信息元素数目(采样点)96点
F2 通道数目:7
电网故障号:43H
………………………
15)68 0d 0d 68 53 0a 18 81 1f 0a c6 00 02 01 f2 00 00 da 16系统下发请求F2故障扰动数据命令
ASDU
,系统发出的请求扰动数据命令一般取为0
扰动值类型,系统发出的请求扰动数据命令一般取自上面ASDU26,下同
16)10 20 0a 2a 16装置确认
………………………….
17)10 5a 0a 64 16
18)68 0c 0c 68 08 0a 1c 81 1f 0a c6 00 00 00 f2 00 90 16 带标志的状态变位传输准备就绪
ASDU
…………………………
19)68 0d 0d 68 73 0a 18 81 1f 0a c6 00 10 01 f2 00 00 08 16系统请求传输状态变位信息
ASDU命令类型：请求状态变位传输
20)10 20 0a 2a 16装置确认
…………………………
21)10 7a 0a 84 16查询1级数据
22)68 22 22 68 28 0a 1d 81 1f 0a c6 00 f2 00 07 00 00 c6 69 01 c6 3f 01 c6 40 01 c6 41 01 c6 54 01 c6
ASDU29上送F2扰动变位初始状态ASDU 故障号
变位数目7 第2个变位：状态分
第一个变位
的FUN、INF
23)10 5a 0a 64 16 查询1级数据
24)68 10 10 68 28 0a 1d 81 1f 0a c6 00 f2 00 01 18 00 c6 69 02 fb 16继续上送F2扰动状态变位
ASDU
变位的FUN、INF：状态合
25)10 7a 0a 84 16 查询1级数据
26)68 0d 0d 68 08 0a 1f 81 1f 0a c6 00 26 01 f2 00 00 ba 16F2扰动状态变位传输结束
ASDU
通道号：传输状态变位时取为0
不带中止的状态变位传输结束
扰动值类型：瞬时值
………………………………
27)68 0d 0d 68 53 0a 19 81 1f 0a c6 00 44 01 f2 00 00 1d 16系统采用ASDU25对扰动变位传输认可
成功的状态变位传输
扰动值类型：瞬时值
28)10 20 0a 2a 16装置确认
………………………………
29)10 5a 0a 64 16查询1级数据
30)68 19 19 68 08 0a 1b 81 1f 0a c6 00 00 01 f2 00 01 00 a0 e6 44 00 00 a0 40 00 00 c2 42 3f 16
通道传输准备就绪参比因子
额定二次值
扰动值类型：额定一次值
瞬时值通道序号1（Ia）
………………………………
31)68 0d 0d 68 73 0a 18 81 1f 0a c6 00 08 01 f2 00 01 01 16请求第一个通道传输
ASDU命令类型：
通道请求实际通道号:1
32)10 20 0a 2a 16装置确认
………………………………
33)10 7a 0a 84 16查询1级数据
34)68 42 42 68 28 0a 1e 81 1f 0a c6 00 00 01 f2 00 01 19 00 00 ff ff 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 ff
ff
ASDU 扰动值类型：扰动值数目25 扰动值1
瞬时值本帧第一个信息元素序号0
00 00 ff ff 00 00 00 00 ff ff f7 ff fe ff 47 00 94 00 08 01 40 01 2e 01 a9 00 b7 ff b4 fe b8 fd 4a fd 8e fd a4 16 扰动值13以ASDU30传输被请求通道的扰动数据
扰动值25
35)10 5a 0a 64 16查询1级数据
36)68 42 42 68 28 0a 1e 81 1f 0a c6 00 00 01 f2 00 01 19 19 00 8c fe e9 ff 58 01 6d 02 da 02 88 02 84
01
本帧第一个扰动值26
元素序号25
19 00 a3 fe 89 fd 18 fd 6f fd 76 fe e6 ff 64 01 7f 02 f5 02 9b 02 92 01 1c 00 99 fe 7e fd 05 fd 61 fd
6c fe 2a 16以ASDU30传输第2组(25个)扰动数据
37)10 7a 0a 84 16查询1级数据
38)68 42 42 68 28 0a 1e 81 1f 0a c6 00 00 01 f2 00 01 19 32 00 e3 ff 6b 01 84 02 00 03 a2 02 97 01 1e
00 96 fe 7c fd fe fc 5f fd 68 fe e4 ff 68 01 86 02 01 03 a4 02 99 01 1f 00 98 fe 7a fd ff fc 59 fd
66 fe df ff d0 16传输第3组(25个)扰动数据，注意信息元素序号已到32H（50）
39)10 5a 0a 64 16
40)68 3a 3a 68 28 0a 1e 81 1f 0a c6 00 00 01 f2 00 01 15 4b 00 68 01 86 02 02 03 a7 02 9b 01 1d 00 99
fe 75 fd fe fc 57 fd 64 fe de ff 65 01 88 02 01 03 ac 02 9d 01 29 00 9b fe 7d fd fe fc 78 16
传输第4组(21个)扰动数据，注意信息元素序号已到4BH（75）………………………………
41)10 7a 0a 84 16 查询1级数据
42)68 0d 0d 68 08 0a 1f 81 1f 0a c6 00 23 01 f2 00 01 b8 16 ASDU31第一个通道传输结束
通道号1
命令类型35
不带中止的通道传输结束
43)68 0d 0d 68 53 0a 19 81 1f 0a c6 00 42 01 f2 00 01 1c 16以ASDU25肯定通道1传输
命令类型66：成功的通道传输
44)10 20 0a 2a 16装置确认
………………………………通道1扰动数据传输结束后，按同样的过程，传输剩余的通道。
45)10 7a 0a 84 16 查询1级数据
46)68 0d 0d 68 08 0a 1f 81 1f 0a c6 00 20 01 f2 00 00 b5 16 ASDU31本次扰动数据传输结束
通道号：对于扰动数据传输的确认取为0
命令类型32
不带中止的扰动数据传输结束
47)68 0d 0d 68 53 0a 19 81 1f 0a c6 00 40 01 f2 00 00 19 16以ASDU25肯定本次扰动数据传输
命令类型64：成功的扰动数据传输
48)10 20 0a 2a 16装置确认
………………………………
49)68 0d 0d 68 53 0a 18 81 1f 0a c6 00 01 01 f3 00 00 da 16系统根据上送的扰动记录表，继续下发ASDU24
ASDU故障选择命令（针对故障序号F3）。
命令类型：通道号ACC，在选择命令中为0。
故障的选择故障序号F3
扰动值类型TOV：瞬时值
50)10 20 0a 2a 16 装置确认
………………………………继续以同样过程传输故障序号为F3的扰动数据。
当全部扰动数据传输完成或中止，保护设备采用ASDU23上送实际的（刷新的）扰动数据记录表，以通知主控单元是否有新的扰动数据被记录。
通过自动化SCADA系统采集通信电源数据接入南瑞系统 一、背景 目前变电站通信电源的数据基本上都是通过南瑞采集器单元再通过公司专有的传输网络进入前置器，从而在南瑞电源监控系统EMC3000中可以观察到所有通信电源的实时数据，但是要达到所有变电站（110千伏）的通信电源都监控，投资压力大，没有项目实施，但是所有110千伏变电站通信电源的监控室硬性指标。在分析南瑞监控的的原理后，结合调度自动化专业SCADA系统能够采集一体化电源的数据的功能，如果能把这些数据利用起来，在南瑞客服端界面呈现出来，将大大提高110千伏变电站通信电源的监控率。 二、南瑞?O控采集系统组成及工作原理 最小系统配置为：串口复用功能板一块，DQUK数据采集板一块，电源板一块。根据需要监测的信号的多少和种类，可以扩展数据采集板。系统工作原理如下图1所视。 在网管中心，也要有相对应的设备才能接收串口复用器送来的数据。目前，前置机（WIN32）前置机（FEP系列），以及串口复用器都放在网管中心，和远端通信站的串口复用器进行数据通信。 三、南瑞监控系统布置图
网管中心和变电站（通信站）之间设置双通道，其中一条是主通道，另外一条是备通道。平时用主通道传送多路监测数据，主通道中断以后，自动用备通道传送监测数据，主通道恢复正常以后，又自动用主通道传送数据。INMS前置器的作用就是进行协议处理，把复用器传过来的模拟量信号、开关量信号转换成FEP前置器能识别的数据。 四、通过调度自动化SCADA系统转发过来的数据思路 五、具体操作步骤 5.1 服务器系统的操作 与调度自动化专业的人员对接，我们所需要的110变电站通信电源有关的数据，负责人将根据我们所要求的数据和他们能够采集到的电源数据进行整理，并把点位表发给我们通信。调度自动化专业SCADA系统采集的一体化电源数据，通过2610-16-2AC MOXA装置一个串口通道进入在安装在通信网管中心的MOXA装置5110，MOXA装置5110通过网口进入交换机，最后进入前置器，前置器中进行数据的解析（包括规约的选择、通信方式的选择、波特率的设置、fep的设置、IP地址的设定）。规约选择自动化和我们共同已有的，其中自动化专业SCADA规约为CDT，同时在我们原有的规约库里面，选择CDT；通信方式选择TCP客服方式；波特率选择9600；Feb选择A、B、C都可以；ip地址设定一个未被其他南瑞采集器占用的。 5.2 客服端的操作
第二章系统安装 (4) 2.1安装操作系统W INDOWS 2000 (4) 2.2安装OFFICE2003 (8) 2.3安装0FFICE2003SP1补丁程序 .............................................................................. 错误！未定义书签。 2.4安装SQL S ERVER2000简体中文开发版 (8) 2.5安装SQL SERVER2000SP3补丁 (11) 2.6安装ISA300+后台监控系统 (12) 2.7G HOST C:盘 (12) 第三章系统建立................................................................................................................. 错误！未定义书签。 3.1在系统设置程序中设置密码和服务器 ..................................................................... 错误！未定义书签。 3.1在系统设置程序中设置系统路径 ............................................................................. 错误！未定义书签。 3.2利用数据库维护工具还原数据库 ............................................................................. 错误！未定义书签。 3.3在数据库配置程序中配置网络节点 ......................................................................... 错误！未定义书签。 3.4在数据库配置程序中配置系统参数 ......................................................................... 错误！未定义书签。 3.5启动服务器和HMI人机界面 ................................................................................... 错误！未定义书签。 3.6在HMI中修改客户端任务名 ................................................................................... 错误！未定义书签。 3.7如果不能正常启动...................................................................................................... 错误！未定义书签。第四章数据库配置工具配置要点 ..................................................................................... 错误！未定义书签。 4.1连接数据库与登陆用户 ............................................................................................ 错误！未定义书签。 4.2模板配置..................................................................................................................... 错误！未定义书签。 4.3系统参数..................................................................................................................... 错误！未定义书签。 4.4网络配置.................................................................................................................... 错误！未定义书签。 4.5一次设备配置 ............................................................................................................ 错误！未定义书签。 4.6画面索引配置 ............................................................................................................ 错误！未定义书签。 4.7后台系统发送给五防系统的实遥信配置 ................................................................ 错误！未定义书签。 4.8五防系统发送给后台系统的虚遥信配置 ................................................................ 错误！未定义书签。 4.9事故追忆设置 ............................................................................................................. 错误！未定义书签。第五章ISA300GT图形组态使用要点.............................................................................. 错误！未定义书签。 5.1登陆数据库 ................................................................................................................. 错误！未定义书签。 5.2图形文件..................................................................................................................... 错误！未定义书签。 5.3信号的关联 ................................................................................................................. 错误！未定义书签。 5.4图库............................................................................................................................. 错误！未定义书签。 5.5图形画面的组织安排 ................................................................................................. 错误！未定义书签。 5.6图形画面的正确性检查 ............................................................................................. 错误！未定义书签。第六章HMI人机界面使用要点........................................................................................ 错误！未定义书签。 6.1网络报文监视 ............................................................................................................. 错误！未定义书签。 6.2控制闭锁条件调试 ..................................................................................................... 错误！未定义书签。第七章报表工具使用要点................................................................................................. 错误！未定义书签。 7.1使用前的准备 ............................................................................................................ 错误！未定义书签。 7.2报表插件的注册 (46) 7.3E XCEL插件的启用 (46) 7.4新建常规报表的说明 (47) 7.5常规报表整点值设置的简便方法 (48)
综合自动化的系统集成 1 系统结构和配置 变电站综合自动化采用自动控制和计算机技术实现变电站二次系统的部分或全部功能。为达到这一目的，满足电网运行对变电站的要求，变电站综合自动化系统体系由“数据采集和控制”、“继电保护”、“直流电源系统”三大块构成变电站自动化基础。“通信控制管理’’是桥梁，联系变电站内部各部分之间、变电站与调度控制中心之间使其相互交换数据。“变电站主计算机系统”对整个综合自动化系统进行协调、管理和控制，并向运行人员提供变电站运行的各种数据、接线图、表格等画面，使运行人员可远方控制断路器分、合操作，还提供运行和维护人员对自动化系统进行监控和干预的手段。“变电站主计算机系统”代替了很多过去由运行人员完成的简单、重复和繁琐的工作，如收集、处理、记录、统计变电站运行数据和变电站运行过程中所发生的保护动作、断路器分、合闸等重要事件，还可按运行人员的操作命令或预先设定执行各种复杂的工作。“通信控制管理’’连接系统各部分，负责数据和命令的传递，并对这一过程进行协调、管理和控制。 与变电站传统电磁式二次系统相比，在体系结构上，变电站综合自动化系统增添了“变电站主计算机系统”和“通信控制管理”两部分；在二次系统具体装置和功能实现上，计算机化的二次设备代替和简化了非计算机设备，数字化的处理和逻辑运算代替了模拟运算和继电器逻辑；在信号传递上，数字化信号传递代替了电压、电流模拟信号传递。数字化使变电站自动化系统与传统变电站二次系统相比，数据采集更精确、传递更方便、处理更灵活、运行维护更可靠、扩展更容易。变电站综合自动化系统结构体系较为典型的是： (1)在低压无人值班变电站里，取消变电站主计算机系统或者简化变电站主计算机系统。 (2)在实际的系统中，更为常见的是将部分变电站自动化设备，如微机保护、RTU与变电站二次系统中电磁式设备(如模拟式指针仪表、中央信号系统)揉和在一起，组成一个系统运行。这样，即提高了变电站二次系统的自动化水平，改进了常规系统的性能，又需投入更多的物力和财力。 2 变电站综合自动化的结构模式 变电站综合自动化系统的结构模式主要有集中式、集中分布式和分散分布 (一)集中式结构 集中式一般采用功能较强的计算机并扩展其I／O接口，集中采集变电站的模拟量和数量等信息，集中进行计算和处理，分别完成微机监控、微机保护和自动控制等功能。集中式结构也并非指只由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能也是由不同的微型计算机完成的，只是每台微型计算机承担的任务多些。例如监控机要担负数据采集、数据处理、断路器操作、人机联系等多项任务；担负微机保护的计算，可能一台微机要负责多回低压线路的保护等。 集中式系统的主要特点有： (1)能实时采集变电站各种模拟量、开关量，完成对变电站的数据采集和实时监控、制表、打印、事件顺序记录等功能。 (2)完成对变电站主要设备和进、出线的保护任务。 (3)结构紧凑、体积小，可大大减少站地面积。 (4)造价低，尤其是对35kV或规模较小的变电站更为有利。 (5)实用性好。 集中式的主要缺点有： (1)每台计算机的功能较集中，若一台计算机出故障，影响面大，因此，必须采用双机并联运
新能源发电供货指南
前言 电力是现代人类文明社会的必需品，然而煤炭、石油等有限资源日益紧张，环境污染问题日益严峻。太阳能和风能以及其他新能源作为最具潜力的可再生能源，因其储量的无限性、存在的普遍性、利用的清洁性以及实用的经济性，越来越被人们所青睐。 大力发展风电、光伏产业，积极开发清洁能源，在全球范围得到了空前重视，已成为各国可持续发展战略的重要组成部分。风能、太阳能具有利用固有能量密度低、随机性、不稳定性和分布不均匀的特点。且风电、光伏系统要求安全可靠、稳定运行、处理电气故障的快速性与准确性以及故障之后的及时恢复。 近两年，国家在草原、海岛等边远地区发展分布式电源、智能微电网、户用新能源发电，成效逐步显现。微电网系统具有资源分散、项目容量小、用户类型多样的特点，需保证微电网系统安全、稳定、经济运行。 本资料是根据我公司多年来的研发、工程实施、售后服务等方面的丰富经验，针对风电、光伏、以及分布式电源、微电网系统、户用新能源的上述特点，把我公司的产品编辑整理，供广大用户根据自己的实际需要选择使用。 本供货指南所列产品主要为风电、光伏发电的不同环节的自动化装置与系统以及分布式电源、智能微电网、户用新能源的自动化装置与系统。
目录 前言 (2) 目录 (3) 一、解决方案 (5) 1、风电场自动化系统解决方案 (6) 2、光伏电站自动化系统解决方案 (8) 3、分布式电源解决方案 (9) 4、微电网解决方案 (10) 5、户用新能源发电解决方案 (10) 二、系统类产品 (11) 1、新能源远程综合监控系统 (11) 2、NSW6000风电场远程监控系统 (12) 3、NSW3000风电场综合监控系统 (15) 4、NSW3100风电场功率控制系统 (17) 5、NSF3100风电功率预测系统 (18) 6、NSS6000光伏电站远程监控系统 (19) 7、NSS3000光伏电站综合监控系统 (21) 8、NSS3100光伏电站功率控制系统 (22) 9、NSF3200光伏发电功率预测系统 (24) 10、NSV2000视频监控系统 (25) 11、WFBX多功能微机防误操作闭锁系统 (27) 12、DGM8000分布式电源接入控制系统 (29) 13、NMC1000微电网能量管理系统 (30) 14、NMC8921户用新能源离网发电系统 (31) 15、NMC8922户用新能源并/离网发电系统 (32) 16、NMC8923户用新能源联合供能系统 (33) 三、装置类产品 (35) 1、NSC2200E通信管理装置 (35) 2、NSC681测控装置 (36) 3、NSR2000故障录波测距装置 (38) 4、NSR-3XX系列高压保护装置 (39)
PRS-753D调试说明说明：以下调试说明可能会和现场保护装置有少许出入，请以现场所配说明书为准。 PRS-753D 操作说明 1) 装置正常运行时应将操作界面退出到最外面的菜单，否则装置显示器背光会一直点 亮，缩短显示器使用寿命； 2) 装置退出到最外层界面时，按“ F2”键可复归已返回的动作时间，而上、下键可调节显示对比 度。 3) 进行保护调试前或投运前必须确定保护在投入状态，因为在调试状态装置会退出保护。 4) 对于“光纤通信中断” 、“本侧机与对侧机识别码不对应”动作信号装置判为装置异常，其动作 返回后必须在“预设”菜单下——〉“保护功能”——〉“复归事件”——〉“复归装置异常” 下手动复归。 5) 光纤差动保护联调时，本侧识别码与对侧识别码设置需相反，即本侧机的本侧识别 码为“ 1”，对侧识别码设为“ 2”时，对侧机的本侧识别码需设为“2”，对侧识别 码设为 '1”。 6) 光纤插件背板上标识的“ TX ”口为光纤发信口，“ RX ”口为光纤收信口，在通道调 好后若插上光纤后光纤插件背板上的红灯仍亮，侧将“TX ” 口与“ RX ”口的光纤 交换一下，若还不行则可用一根尾纤将两个光纤口环节，若其熄灭则可排除装置光纤口故障。 7) 光纤通道正常和识别码设置后，可以开始两侧联调，在对侧将电流、电压后，本侧 可看交流量是否正确，在“查看”——〉“交流采样”中可以看到nIa、nIb 、nIc 即为对侧 电流，nUa、nUb、nUc 对侧三相电压。两侧进行差动保护联调时，若在一侧加电流，要两侧保 护动作则需将另一侧的投退型定值中“弱电源侧”投入，这 样两侧就能同时动作。 其他操作详见说明书。 PRS-753D 保护逻辑调试大纲 以下定值以5A 系统为例。1A 系统相应的电流定值需除以5。 数值型定值中线路全长设为IOOkm ,线路正序阻抗二次值=10 Ω、线路正序阻抗角度=80 °、线路零序阻抗二次值=30Ω、线路零序阻抗角度定值) =70°；启动元件中电流突变量启动定=IA、零序阻抗补偿系数=0.67、电流突变量启动定值=IA、零序电流启动定值=IA。对侧TA 调节系数=1。
RCS9000与南瑞五防通讯插件使用说明安装 RCS9000 与南瑞城乡事业部的五防系统的通讯模块是RCS9000系统的数据库插件模块，将文件Nari_wf.dll 拷贝到RCS9000 系统的目录下的DBPlugins 子目录中，并重新运行RCS9000 系统即可。 注意：五防插件模块不包括在标准的安装程序中，需要五防的工程只需按上述方法将五防插件文件拷贝到指定的目录，且只能拷贝一个五防插件。 组态 当插件拷贝到指定的目录后，运行数据库定义工具，在组态界面上左边的树列表中有“南瑞五防”一项，用鼠标双点他，可弹出五防通讯的组态界面，如下图所示： 1、五防闭锁标志： 五防闭锁标志：指定用于反映五防闭锁的遥信点。当五防系统要求“闭锁全部遥控”时，该遥信将被置1，当五防系统要求“全部解锁遥控”时，该遥信将被置0。 注意： 当画面上需要显示五防闭锁标志，或其他模块需要该标志时，可以指定该标志，否
则不需要指定，不影响系统功能； 该遥信的值有五防通讯模块设置，而不是有总控上送的，因此在遥信必须是在总控组态的范围之外的遥信。 2、五防通讯标志： 五防通讯标志：指定用于反映五防通讯标志的遥信点。当五防系统与RCS9000系统通讯正常时，该遥信将被置1，否则，该遥信将被置0。 注意：（同上） 3、五防串口设置： 设置与五防系统通讯所用的串口、波特率、通讯监视超时等 4、五防遥信设置： 设置传送给五防系统的遥信量，其数目与顺序应与五防系统的组态相适应。 注意：南瑞五防系统系统规定：第0个五防遥信不能闭锁，因此不要使用该遥信，应该设置为空点 5、虚遥信设置： 设置五防系统传送给RCS9000后台的虚遥信，其数目与顺序应与五防系统的组态相适应。若后台不虚要五防系统反送的虚遥信，该项可以清空。 注意：南瑞五防系统系统规定：第0个五防虚遥信由系统保留，因此不要使用该遥信，应该设置为空点 遥信列表的编辑： 在列表内点鼠标右键弹出操作菜单，有三项内容：插入、插入多行、删除 插入： 在当前行的下方插入一空行 插入多行： 弹出对话框（如图），询问行数，若按“确定”则在当前行的下方插入多空行 删除： 删除用户选定的一行或多行 多行选择的方法：
深圳南瑞IEC－103规约说明 深圳南瑞 编写： 校核： 2001年3月12日
前言 (3) 第一章IEC-103规约功能说明 (4) 第二章IEC-103规约结构 (5) 第三章IEC-103物理层说明 (5) 第四章IEC-103链路层说明 (5) 4.1 传输方式 (5) 4.2 传输速率、校验方式和重复帧传输的超时时间间隔 (5) 4.3 帧格式 (5) 4.3.1 固定帧长帧格式 (6) 4.3.2 可变帧长帧格式 (6) 4.3.3 控制系统至保护设备报文控制域的定义 (7) 4.3.4 保护设备至控制系统报文控制域的定义 (8) 第五章IEC-103（深圳所）应用层说明 (9) 5.1 1级和2级用户数据的定义及其优先级 (9) 5.2 应用层系统介绍 (10) 5.3 初始化 (10) 5.4 时间同步 (13) 5.5 总查询 (14) 5.6 正常通信过程(正常情况下链路传输过程) (16) 5.7 保护事件、告警信息、状态量的传输 (17) 5.8 命令传输过程(信号复归) (17) 5.9 通用分类服务(定值、测量值、软压板（控制字）) (18) 5.9.1 通用分类服务概述 (18) 5.9.2 目录结构（组号条目号的定义） (19) 5.9.3 通用分类服务原理 (20) 5.9.4 读取定值、测量值、软压板（控制字） (20) 5.9.5 修改定值、软压板（控制字） (23) 5.10扰动数据传输(录波数据传输) (28) 5.10.1 绕动数据的内容 (28) 5.10.2 绕动数据传输的过程 (28)
前言 IEC60870-5-103传输规约是1999年10月1日实施的电力行业标准（国内称为DL/T 667－1999继电保护设备信息接口配套标准），规约要求采用此规约的监控和保护装置必须符合该标准的所有强制性定义。 IEC60870-5-103规约作为新的变电站内通信规约，在以后的大量应用是必然趋势。它理论上可以传送站内保护所有通讯数据，但同时灵活性也较大。 深圳所IEC-103是该标准的一个子集，主要目的在于明确应用层功能，满足IEC60870-5-103的所有强制性定义，如果该子集与IEC60870-5-103相冲突，则以IEC60870-5-103为准。在本子集与IEC60870-5-103不相冲突的条件下，深圳所系列监控、保护须严格遵守该规约，以保证该规约的完整性。 本文档重点在于明确如何通过IEC-103规约传送站内继电保护设备各项数据及监控与保护的报文交换过程，而较少涉及具体报文细节，相应内容可以参考国标规约。 深圳所保留在满足I EC60870-5-103传输规约强制性定义条件下修改该规约的权利，如有修改会尽快通知合作兄弟厂家。 深圳所拥有该规约的最终解释权。 注：下文中IEC60870-5-103指国家标准，IEC-103(深圳所)指深圳所定义的IEC60870-5-103国标子集。
南瑞RCS-9613CS线路光纤纵差保护装置 操作指导书 一：应用范围： RCS-9613CS适用于110kV以下电压等级的非直接接地系统或小电阻接地系统中的线路光纤纵差和电流保护及测控装置。在大庆石化公司范围内6kV变电所进线普遍使用，化工区光差改造项目涉及10个二级单位的36个变电所175套综保装置。 二、使用说明： 2.1装置的正面面板布置图。
2.2指示灯说明 “运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮。 “报警”灯为黄色，当发生报警时点亮。 “跳闸”灯为红色，当保护跳闸时点亮，在信号复归后熄灭。 “合闸”灯为红色，当保护合闸时点亮，在信号复归后熄灭。 “跳位”灯为绿色，当开关在分位时点亮。 “合位”灯为红色，当开关在合位时点亮。 2.3键盘说明： “△”光标上移一行或上翻一页 “ “”光标左移动一格，或启动装置，启动打印 “”光标右移一格，或启动装置，或启动打印 “＋”修改,增加数值 “－”修改,减小数值 “确定”进入下一级菜单或确认当前修改,执行当前操作 “取消”返回上一级菜单或取消当前修改,取消当前操作 “复位”系统重新启动,正常运行时请勿随意触按 2.4液晶显示说明 2.4.1主画面液晶显示说明 装置上电后，正常运行时液晶屏幕将显示主画面，格式如下：
2.4.2保护动作时液晶显示说明 本装置能存储64次动作报告，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： 2.4.3运行异常时液晶显示说明 本装置能存储64次运行报告，保护装置运行中检测到系统运行异常则立即显示运行报告，当一次运行报告中有多个异常信息时，所 小数点前三位为整组动作的序号，由装置启动到装置返回为一次整组动作。小数点后两位为在一次整组中各动作（返回）元件的排列次序，在跳闸报告显示中仅显示动作元件。 □□□·□□ □□ □□ □□ □□ □□ □□ □□□□ □□□ □□□·□□A □□□□□□ 动作元件的动作时刻年、月、日 时、分、秒、毫秒 前三个方框为故障相显示(ABC)，后五个方框为最大故障相电流（以过流保护动作为例） 保护动作元件 系统频率显示 装置当前运行 的定值区号 实时保护CT 的 A 、C 相电流平均值 实时线电压平均值 保护实时时钟，年、月、日、时、分、秒 有“.”显示时，表示装置正在硬件对时 重合闸充电标记，实心时表示重合闸充电
新疆电力公司 电力用户用电信息采集系统 用户手册 国电南瑞科技股份有限公司 2010年11月 版本说明：在原有的基础上增加了一下功能上的说明 基本应用的单户召测功能模块； 高级应用的台区线损功能模块； 运行管理的主站异常分析功能模块； 目录 1.系统总体介绍 “电力用户用电信息采集系统”是对电力用户的用电信息进行采集、处理和实时监控的系统，实现用电信息的自动采集、计量异常和电能质量监测、用电分析和管理，具备电网信息发布、分布式能源的监控、智能用电设备的信息交互等功能。实现在线监测和用户负荷、电量、电压等重要信息的实时采集。及时、完整、准确地为营销业务应用提供电力用户实时用电信息数据，为建立适应市场变化、快速反映客户需求的营销机制提供数据支持，为营销业务策略的实施提供技术基础。 2.模块介绍 登录界面。正确输入用户名和密码后，点击登录。 登录成功后，系统将进入主界面。
操作对象 选择区 主操作区 电力用户用电信息采集系统主界面主要分为3个部分： 1)操作对象选择区 2)导航栏 3)主操作区 操作对象选择区：操作对象选择区提供多种查询方式，展示当前用户下属的所有用户，为其他的功能操作提供辅助。 查询：用户可以按照系统分类转变用户、台区、变电站、低压集抄来快速查找需要的用户。输入相应的信息，点击“查询”，将结果显示在下栏。 点击“高级”，用户可以自己设置查询条件。 点击“增加行”，则增加查询条件。点击“删除末行”，删除最后一行查询条件。点击“清除条件”，则清除所有查询条件。在“字段名称”栏中，可以从下来菜单中选择查询条 件。而“字段条件”可以设定条件值的范围。全部设置完成后，点击“查询”，将结果显示 在下方。 按行业：主要按照大用户所属不同行业查询 按所属电网：与生产系统下五级调度模式相关 按区域：按照省公司、地区公司、地区城区供电客户服务中心【电费管理中心】、用户方式展现 按群组：普通群组控制群组
深圳南瑞PRS-D差动保护调试说明
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PRS-753D调试说明 说明：以下调试说明可能会和现场保护装置有少许出入，请以现场所配说明书为准。PRS-753D操作说明 1）装置正常运行时应将操作界面退出到最外面的菜单，否则装置显示器背光会一直点亮，缩短显示器使用寿命； 2）装置退出到最外层界面时，按“F2”键可复归已返回的动作时间，而上、下键可调节显示对比度。 3）进行保护调试前或投运前必须确定保护在投入状态，因为在调试状态装置会退出保护。 4）对于“光纤通信中断”、“本侧机与对侧机识别码不对应”动作信号装置判为装置异常，其动作返回后必须在“预设”菜单下——〉“保护功能”——〉“复归事件”— —〉“复归装置异常”下手动复归。 5）光纤差动保护联调时，本侧识别码与对侧识别码设置需相反，即本侧机的本侧识别码为“1”，对侧识别码设为“2”时，对侧机的本侧识别码需设为“2”，对侧识别 码设为’1”。 6）光纤插件背板上标识的“TX”口为光纤发信口，“RX”口为光纤收信口，在通道调好后若插上光纤后光纤插件背板上的红灯仍亮，侧将“TX”口与“RX”口的光纤 交换一下，若还不行则可用一根尾纤将两个光纤口环节，若其熄灭则可排除装置光 纤口故障。 7）光纤通道正常和识别码设置后，可以开始两侧联调，在对侧将电流、电压后，本侧可看交流量是否正确，在“查看”——〉“交流采样”中可以看到nIa、nIb、nIc即 为对侧电流，nUa、nUb、nUc对侧三相电压。两侧进行差动保护联调时，若在一 侧加电流，要两侧保护动作则需将另一侧的投退型定值中“弱电源侧”投入，这 样两侧就能同时动作。 其他操作详见说明书。 PRS-753D保护逻辑调试大纲 以下定值以5A系统为例。1A系统相应的电流定值需除以5。 数值型定值中线路全长设为100km，线路正序阻抗二次值=10Ω、线路正序阻抗角度=80°、线路零序阻抗二次值=30Ω、线路零序阻抗角度定值）=70°；启动元件中电流突变量启动定=1A、零序阻抗补偿系数=0.67、电流突变量启动定值=1A、零序电流启动定值=1A。对侧TA
南瑞MB40系列智能可编程控制器 南瑞MB40系列智能可编程控 制器 产品简介 1）高性能的CPU模块： CPU模块可采用Pentium以上等级的高性能嵌入式工业微处理器；软件采用实时多任务的嵌入式操作系统。高档的软、硬件配置使得CPU模块具有强大的数据处理能力、运算能力以及通讯处理能力。 2）丰富的智能功能模块 基本I/O模块：数字量输入/输出、模拟量输入/输出、SOE（事件顺序记录）功能模块、温度量（RTD）采集模块、交流量采集模块、自动准同期功能模块、串口通信模块3）双冗余配置电源模块 4）开放、标准的通信网络 对外提供10M/100M以太网接口，支持Modbus/TCP规约，可与上位机系统及各种监控软件互联；通过可扩展的串口通信模块，实现强大的RS-232/RS-485串口通信功能。 5）安全可靠的防误设计 数字量输出(DO)设计有电子密码校核和执行许可校核；一旦数字量输出回路中个别元器件损坏，能防止控制误输出，确保控制输出万无一失。 6）高可靠的双机热备冗余方案 支持双CPU模块、双以太网的双机热备冗余方案，自动实时备份数据，但编程却简单到和单机系统完全一样。 7）方便实用的现地人机接口 提供与触摸屏的Modbus串行通讯接口，直接寄存器访问方式。配置简单，可轻松满足用户现地人机接口的要求。 8）直接的GPS同步时钟接口 直接提供GPS同步时钟接口，无需编程及设置。硬件对时可达模块级，SOE事件信息更加精确、可靠。 9）新颖的机械结构 模块全部采用SMT表贴工艺，全封闭结构，防尘、防潮、防震、防电磁干扰；模块插箱有类型编码，可防止不同类型模块误插；模块无硬件设置，即插即用；可使用CableFast 快接端配板接线方式，省去机柜内部配线工作，且柜内整洁美观。 10）界面友好、使用简单的编程软件 灵活的梯形图编程语言及更多更丰富的梯形功能模块；直观的可视化流程图编程语言，即使从未学过编程的人也可轻松上手；模块化程序结构，子程序之间可相互调用，任一子程序可根据习惯使用不同的编程语言；支持远程编程调试。 11）满足一系列电气技术指标及电磁兼容性国际标准 ? 环境温度：-10℃~55℃； ? 抗电强度：500V（弱电），2kV（强电）；
.BP2B（BP3XX系列）（板件版本可要最新的）(深圳南瑞)
1.1.1. 主机插件——BP320 作为保护元件和闭锁元件的通用CPU插件，该模件可以完成所有保护功能的逻辑处理。主机是由嵌入式32位微处理器Intel386EX，大规模可编程逻辑阵列，大容量存储器和各种外围电路构成的单片机系统。25MHZ的工作主频、32位数据总线和64M的寻址空间，都使它的处理能力比16位单片机有成倍的提高。由固化于EPROM的程序不同而分为“差动主机”（保护主机）和“闭锁主机”，分别位于第二层机箱和第一层机箱的固定位置。 另外主机插件还可完成9路模拟量的A/D转换，本装置的电压量最终由此转化为数字量。 1NCOM1和2NCOM4为9针简约RS-232调试通讯口。 1.1. 2. 管理机插件——BP321 管理机的核心也是Intel386EX单片机系统，由它控制液晶控制和驱动模块、键盘输入电路和串口通讯电路，以实现人机交互、打印报告并通过它接入变电站监控系统。 管理机后的船形开关可以将其在电气上从变电站的通讯网络中分离，而不影响装置本身。 1N3为8针凤凰端子，分别连有RS485通讯线和GPS校时信号线。 1NCOM2和1NCOM3为9针简约RS-232通讯口 1NLPT1为25针打印机电缆端口 1.1.3. 保护单元插件——BP330 保护单元插件是以母线各间隔为划分对象，将三个间隔单元的输入、输出集中到一个插件来实现。即，一块BP330插件集成了三个间隔单元的刀闸辅助接点输入、失灵起动接点输入、电流量输入电路，保护跳闸出口回路、闭锁高频、闭锁重合闸接点输出电路。保护单元插件与保护主机插件一起构成了母线保护的核心系统。该插件配置于第二层机箱，共有8个插件扩展口，因此主接线规模在24单元以下的都可以灵活配置。 1.1.4. 光耦输入、输出和电源检测插件——BP331 保护主机和闭锁主机配有各自的光耦输入、输出插件，实现公共开关量输入、输出，保证微机系统与外回路的光电隔离。每个光耦插件共有24路输入、24路输出。输入包括：复归信号、切换把手位置、联络开关接点和保护投退压板位置等；输出则包括所有的出口信号和告警信号等。 本插件同时实现对装置直流电源的检测。以继电器的常闭接点实现装置直流电源220V（或110V）消失告警。以电压比较回路检测微机系统所用的+5V、+15V和-15V。 如果系统所有的电源正常，则点亮装置面板上相应的‘电源指示灯’。如果此时系统投入运行，则点亮面板上相应的‘运行指示灯’，并接通24V操作电源。
第一节主变南瑞RCS-978H型/南自PST-1202B型主变差动、后备一体化 保护+南瑞RCS-974A型非电量保护 1.220kV RCS-978H变压器保护现场运行规程（A屏） 1.1主变压器保护A屏由变压器保护RCS-978H型差动、后备保护一体化装置和两套LFP-974BR型高压侧、中压侧电压切换装置构成。 1.2RCS-978H型差动、后备一体化保护装置运行状态： 1.2.1RCS-978H装置面板运行指示灯： ●“运行”灯：正常运行时为稳定绿色灯光。 ●“跳闸”灯：保护动作出口时，呈红色灯光信号。 ●“告警”灯：装置有告警信号时，呈黄色灯光信号。 ●信号复归按钮：复归灯光按钮 1.2.2RCS-978H差动、后备一体化保护装置面板正常运行液晶显示： ?第一行显示装置的实时时钟。 ?第二行及以后左侧显示变压器主接线、变压器各侧功率方向、变压器各侧电流、-各侧电压采样平均值。右侧显示各相差流，各侧制动电流。 1.2.3当RCS-978H型差动、后备一体化保护装置正常运行时，“运行”灯点亮，其余灯熄灭；
1.3LFP-974BR型电压切换装置面板显示： 正常运行时，LFP-974R电压切换装置面板上“I母电压”“II母电压”指示灯应只有一个亮，分别对应高压侧、中压侧开关运行所接母线。 1.4RCS-978H型差动、后备一体化保护屏上保护压板配置： 1LP1 差动保护1投入 1LP2 220kV复压过流投入 1LP3 220kV零序过流投入 1LP4 220kV间隙保护投入 1LP5 220kV复压退出（正常运行时不投，当220kV侧出现TV 断线时投入） 1LP6 110kV复压过流投入 1LP7 110kV零序过流投入 1LP8 110kV间隙保护投入 1LP9 110kV复压退出（正常运行时不投，当110kV侧出现TV 断线时投入） 1LP10 10kV后备保护投入 1LP11 10kV复压退出（正常运行时不投，当10kV侧出现TV 断线时投入） 1LP12 2245跳闸出口Ⅰ 1LP13 备用 1LP14 2203（2204）跳闸出口Ⅰ 1LP15 解除失灵电压闭锁 1LP16 失灵总启动 1LP17 备用 1LP18 备用 1LP19 备用 1LP20 103（104）跳闸出口 1LP21 145跳闸出口 1LP22 303（304）跳闸出口 1LP23 备用 1LP24 备用 1LP25 闭锁145备自投 1LP26 备用
PRS-753D调试说明 说明：以下调试说明可能会和现场保护装置有少许出入，请以现场所配说明书为准。PRS-753D操作说明 1）装置正常运行时应将操作界面退出到最外面的菜单，否则装置显示器背光会一直点亮，缩短显示器使用寿命； 2）装置退出到最外层界面时，按“F2”键可复归已返回的动作时间，而上、下键可调节显示对比度。 3）进行保护调试前或投运前必须确定保护在投入状态，因为在调试状态装置会退出保护。 4）对于“光纤通信中断”、“本侧机与对侧机识别码不对应”动作信号装置判为装置异常，其动作返回后必须在“预设”菜单下——〉“保护功能”——〉“复归事件”— —〉“复归装置异常”下手动复归。 5）光纤差动保护联调时，本侧识别码与对侧识别码设置需相反，即本侧机的本侧识别码为“1”，对侧识别码设为“2”时，对侧机的本侧识别码需设为“2”，对侧识别 码设为’1”。 6）光纤插件背板上标识的“TX”口为光纤发信口，“RX”口为光纤收信口，在通道调好后若插上光纤后光纤插件背板上的红灯仍亮，侧将“TX”口与“RX”口的光纤 交换一下，若还不行则可用一根尾纤将两个光纤口环节，若其熄灭则可排除装置光 纤口故障。 7）光纤通道正常和识别码设置后，可以开始两侧联调，在对侧将电流、电压后，本侧可看交流量是否正确，在“查看”——〉“交流采样”中可以看到nIa、nIb、nIc即 为对侧电流，nUa、nUb、nUc对侧三相电压。两侧进行差动保护联调时，若在一 侧加电流，要两侧保护动作则需将另一侧的投退型定值中“弱电源侧”投入，这 样两侧就能同时动作。 其他操作详见说明书。 PRS-753D保护逻辑调试大纲 以下定值以5A系统为例。1A系统相应的电流定值需除以5。 数值型定值中线路全长设为100km，线路正序阻抗二次值=10Ω、线路正序阻抗角度=80°、线路零序阻抗二次值=30Ω、线路零序阻抗角度定值）=70°；启动元件中电流突变量启动定=1A、零序阻抗补偿系数=0.67、电流突变量启动定值=1A、零序电流启动定值=1A。对侧TA
数字化变电站的体系结构与通讯网络 IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通讯网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通讯网、以及间隔层和过程层之间的过程层通讯网。 站控层通信全面采用IEC61850标准，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。 间隔层通讯网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网，110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际标准进行通信，非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入。考虑到传输距离和抗干扰要求，各继电小室与主控室之间应采用光纤，而在各小室内部设备之间的通讯则可采用屏蔽双绞线。 根据过程层的不同需求，我们提供了以下两种数字化变电站解决方案。 2.1支持电子式互感器和GOOSE的数字化变电站 如图2-1所示，在过程层采用电子式PT/CT以及智能化开关设备，变电站所有装置的交流采样数据通过与MU合并单元通信获得，各种测量与保护装置的交流采样部分全部取消，通过GOOSE网络传输实时跳合闸和保护间配合信号，全站使用IEC61850标准进行信息交互。 该方案的组网原则主要包含以下几点： 1)监控层网络使用星型独立双网。星型网络相比环型网络结构简单、配置简 洁，且降低了网络风暴形成的风险； 2)由于数字化变电站中的过程层通讯网络上数据传输的重要性，过程层通讯 网需要和间隔层通讯网从物理上分开。过程层GOOSE网络采用星型双光纤 以太网，与站控层分开组网。对于超高压变电站，推荐按电压等级分开组 网。同一电压等级的GOOSE网络连接在一起，可以充分保证GOOSE的信息 共享的特点； 3)电子式互感器模拟量数据传输采用点对点的符合IEC60044-8标准的光纤 网络进行数据传输。确保了模拟采样值传输的实时性和可靠性。