国电南瑞,NSR631RF-DA,国电南瑞保护装置

NSR612RF-D 线路 保护测控装置
NSR612RF-D 为 35kV 以下线路保护测控一体化装置，实现进线、出线、馈线的保护、测控、
操作等功能。有 NSR612RF-DS（过流），NSR612R-DA（复压方向过流）两种型号可供选择。
3.1 功能配置
保护方面的主要功能有：1）三段过流保护（复压方向可选）；2）两段可经方向闭锁的零序过流
保护（零序电流可自产、外接，第二段通过控制字选择跳闸或告警）；3）三相一次重合闸（检无压
或不检）；4）过负荷保护；5﹚合闸后加速保护；6）低周减载保护；7）低压减载保护；8）同期合
闸。
测控方面的主要功能有：1）23 路遥信开入采集、装置遥信变位；2）正常断路器遥控分合；3）
Ia、Ib、Ic、Ua、Ub、Uc、3Io、Uab、Ubc、Uca、3Uo、Pa、Pb、Pc、P、Q、S、COSφ、Fr
等 19 个模拟量的遥测；4）事件 SOE；5）动作波形记录；
3.2 工作原理
3.2.1 三段过 电 流保护
NSR612RF-D 设三段过电流保护，各段有立的电流定值、时间定值。三段过流保护均可以
立投入方向闭锁元件或复压闭锁元件。
方向闭锁 元件
方向元件采用 90°接线方式，各相方向元件电流电压选取原则如表所示
方向元件相别 I U
灵敏角与线路阻抗角有关，本装置固定取灵敏角为 45°。
综合后动作区范围为（括号内为大误差范围）：
当线电压小于 12V 时，装置采用记忆电压消除近区三相短路时方向元件的死区，。
3.2.3 复 压闭锁元件：
相过流保护及相电流后加速保护的复合电压闭锁元件为公共元件，各段可选择是否经复合电压
闭锁。
复压元件由线电压和负序电压判据组成，两者为或的关系，其中线电压判据指 Uab、Ubc、Uca
中任一个小于复压闭锁低压定值。
3.2.4 零序过流保护
NSR612RF-D 设两段零序过流保护，各段有立的电流定值、时间定值；零序电流可通过控制
字选择采用外接方式还是自产方式（“零序电流采用自产”整定为 0 时，零序电流采用外接 CT 方式；
整定为 1 时，零序电流采用自产方式）。
零序过流一段固定跳闸；零序过流二段可经控制字选择是跳闸还是告警（“零序 II 段保护跳闸”
整定为 1 时跳闸，整定为 0 时只告警）。
两段零序过流可经方向闭锁。通过控制字“中性点接地”选定接地方式（整定为 1 时，表示直
接接地系统或小电阻接地系统；整定为 0 时，表示不接地系统）。对于不接地系统，方向灵敏角为
90°（零序电压零序电流 90°）；对于接地系统，方向灵敏角为-110°（零序电压滞后零序电
流 110°）。

安装与调试
这一章详细介绍了如何安装和调试装置，涵盖了装置机械及其电气安装的流程，外部回路的上
电和检测，定值和装置的配置以及定值、保护功能和测控功能的验证。本章也可以作为定期测试装
置的参考手册
本章还介绍了监控系统调试的项目及内容，监控系统组态，配置以及通信管理单元的配置不在
本章介绍的范围内。
本章主要针对安装，调试和维护人员，要求安装人员应具备基本的电气操作知识以及测试装置
及保护功能的丰富经验。
 警告
警告!
 严格遵守企业和规范。工作在高电压环境下要求严格的安全措施，以避免人员伤
害和装置损坏。
 装置运行期间不要联接电路，因为存在有危及安全的高电压和大电流。
 打开包装后，不要接接电路。因为人与电路间可能存在有及安全静电电位差，可能会导致
人员伤害和装置损坏。
 当开路测量信号时要使用合适的绝缘测试端子。存在危险的电压和电流。
 禁止在装置运行期间插拔插件或拆除和连接电缆，危险的电压和电流可也许是致命的。装
置的运行可能会被终止，测量回路可能会被损坏。
 被测试装置及测试装置均应始终可靠接地，否则也许会损坏装置，或引起人身伤害事故。
 运行中严禁电流互感器二次回路开路。否则会产生很高的二次感应电压，可能会损坏电流
互感器和危及人身安全。
 禁止在装置带电时打开装置的前后面板。
 警示
警示!
 使用合格运输包装运送插件。处理插件时要始终佩戴防静电护腕。防静电护腕应与装置地
可靠连接。
 禁止将带电电缆接入装置。
 停电更换插件时要始终佩戴防静电护腕。防静电护腕应与装置地可靠连接。

注意!
 切换保护定值区前要确认该保护区定值是有效的。
 装置可长期承受 3 倍额定电流。
 切换到无效定值区会导致装置闭锁。
6.1 概述
开始调试前，应计算每一项功能所用到的定值。该定值好是装置投入实际运行时使用的定值。
装置或安装有装置的屏柜打开包装后应进行外观检查。装置及屏柜应被完好地安装在保护小室
或监控室或开关柜内。应检查与系统连接是否正确以验证安装的正确性。
如果有通信功能的要求，在调试之前，应当配置通信模块。
每一个功能要根据预先设定的定值和参数进行测试。功能测试和相应的二次系统测试应当完整
全面。如果一次系统具备条件，应当进行极性校验。
6.2 外观检查
1. 拆除运输包装
2. 检查装置外观
 仔细检查屏柜，装置以及其它部分，确认是否有外观损坏。
 核对装置的铭牌信息。
 检查其它辅助装置的铭牌信息，确认是否适用于本工程安装。
 检查屏内接线
检查屏内使用导线的线径是否满足工程需要。确保没有连接错误存在。
 检查标签
检查所有压板的标签，端子标签，套管标签，指示灯标签，切换开关标签和按钮标签，确保所
有的标识满足工程需要。
 检查插件
检查装置的所有插件，确保他们被正确安装并且没有螺丝松动。
 检查接地电缆
检查接地端子是否通过接地电缆可靠连接到接地铜排上。
 检查切换开关，压板和按钮
检查所有的切换开关，装置键盘，压板和按钮是否可以正常平滑的工作。
3. 检查所有的项目是否和交付文档内容一致
安装与调试
根据交付文档检查装置包含的所有软件功能。
4. 检查是否在运输过程中损坏
产品检查应当涉及装置的所有方面，不仅要没有外观损坏，而且功能正确，测量值在一定
的误差范围内 安装
6.3.1 概述
根据装置的技术参数要求（请参阅 1.4 节相关内容），安装现场的机械和电气环境条件要在允许
的范围内。灰尘，潮湿，快速温变，电气振动和冲击，快速瞬变，强电磁场等相似的极端条件应当
被避免。
屏柜前后应留有足够的空间以便于维护和未来改造。嵌入式安装的装置可以在不需要复杂拆卸
的情况下增加替换插件。
6.3.2 尺寸
装置采用 IEC 标准机箱模块化结构，采用一体化的前面板和可插拔的背板端子与外部连接。

当监控执行遥控时，应断开操作电源和退出遥控出口压板。若进行开关传动时，加强安全
安装与调试
监控，防止现场发生机械伤人和电气伤害。
6.11.2 校时测试
 接入 GPS 信号后，查看装置时间应与 GPS 装置时间一致，任意更改装置的时间，装置的时间
应能迅速校正。
 未接入 GPS 信号，与监控系统通信正常情况下，任意更改装置的时间，在一个校时周期内（校
时周期取决于监控系统，参考时间为 15 分钟），装置的时间应能迅速校正。
注意!
整组试验时，加强安全监控，防止现场发生机械伤人和电气伤害
6.11.3 VQC 测试
对配置了 VQC 系统，应进行 VQC 试验。
 根据 VQC 定值单整定 VQC 参数后，人工置数调试，VQC 运行与动作策略应正确
 对 VQC 闭锁进行测试，在装置通信中断、断路器弹簧未储能、变压器档位限制、调压器故障、
档位滑档、调压无效、VQC 模块故障等情况下，VQC 系统正确闭锁
 VQC 传动试验，人工置数调试，参加动作策略控制的电容器正确投切、变压器档位正确升降
保护整组测试及联动断路器试验
断开系统交流信号，除试验仪输入交流信号外，其它情况均与运行状况一致，根据定值清单进
去保护整组工作时间测量，并联动断路器跳合闸回路，。试验过程中注意观察所有事件记录和上送信
号均正确无误。
试验结束后，装置所有信号与记录清零。
此项试验后除恢复交流接线和投运带负荷相量测试外，不复在传动屏上进行任何工作。
运行与监视
7 运行与监视
7.1 测量
装置每0.5s刷新一次液晶显示的各种模拟量，这些模拟量也可以通过后台监控系统来实时监测。
通过菜单可以在装置液晶上观察这些数据，菜单中的查询为装置【装置状态】→“保护交流量”和
“测量量”菜单项。测量量显示的为有效值。
其中保护交流量显示的为基波值或保护使用到的谐波值及角度，可定义某相量相位为基准，其
余相量相位角都以它为基准测量。
7.2 记录报告
7.2.1 事件类记录
事件类记录包括自检记录，SOE 记录，告警记录。
7.2.1.1 自检记录
装置始终在自检功能的监视下，一旦检测到异常情况，例如芯片损坏等，都将被作为事件记录
保存到自检记录中。
7.2.1.2 SOE 记录
只要有开入量状态发生变化，例如由“0”变为“1”或相反，装置均将其作为事件记录保存在 SOE
记录中。
7.2.1.3 告警记录
装置始终监视系统的运行情况，一旦发现系统异常，如 PT 断线等，都将被作为事件记录到告
警记录中。
7.2.2 扰动记录
记录系统扰动期间及扰动前后相关模拟量和开入量的状态，有助于用户事后进行事故分析，对
改进装置的性能和未来工程的规划设计提供参考。
扰动记录由故障报告和故障波形组两部分组成，扰动记录由装置的保护元件启动。
扰动录波有两种情况:
1. 保护启动，同时有保护动作
2. 仅保护启动
7.2.2.1 故障报告格式
装置可以储存 16 次故障报告，掉电不丢失。如果存储区已存满 16 次报告，再有新的报告生成，
则早的报告将自动被覆盖，同时考虑到频繁启动的情况，装置至少保留 16 次整组跳闸报告，即若
已经有了 16 次跳闸报告，后续新产生的报告仅有启动，则其会循环覆盖 16 次启动报告，但不会覆
盖 16 次跳闸报告。
每个故障报告都包括以下几个组成部分：
运行与监视
1. 故障序号
每次动作报告都会有一个自动生成的序列号。
2. 故障日期和时间
装置通过GPS对时可以达到1ms的时间分辨率。故障报告的时间标签记录的是保护元件起动的
时标。
3. 动作时间
报告中的动作时间指的是从故障起始时刻到保护元件动作所经历的相对时间，但其中不包括出
口继电器的固有动作时间。
4. 保护动作元件
报告中的保护动作元件指的是在本次故障中动作的保护继电器元件。
7.2.2.2 故障录波格式
装置可以保存 16 次故障波形，包括电流电压等，格式与 COMTRADE 兼容。如果 16 次故障波
形已存满，新的波形将自动覆盖早的一次波形。
每次波形包括故障前 2 个周波的数据，和故障后 6 个周波的数据，如果保护元件不动作，则以
上 8 个周波的瞬时值录波以及后续的幅值录波构成此次波形的全部，但如果保护元件动作，则装置
会启动故障元件动作前后的另外 8 个周波的波形记录，即整个波形由至少 16 个周波的瞬时值数据构
成，而在瞬时值波形的间隔段，装置采用压缩录波的方式，即每周波只录一点幅值。
7.3 自检
从装置上电到 “运行” 灯点亮期间，装置处于上电自检状态以硬件没有损坏。装置在正常
运行时持续自检，应处于无自检出错状态，以便系统故障时能及时得到反应。自检对保护装置的正
常运行起到非常重要的作用。如果装置在进行上电自检期间检测到装置故障，所有的保护功能将不
被投入运行；如果装置在运行期间检测到故障，则会立即闭锁保护功能，随后将保护功能退出。待
故障排除后，将装置重新启动，以使其恢复到正常运行状态。
如果自检程序发现了装置存在严重损坏，会通过液晶显示、信号灯或者报警接点给出指示以提
醒运行人员处理。同时程序也会记录下这些异常，以供运行人员以后查询或打印出来。
7.3.1 告警处理
装置的硬件回路和软件工作条件始终在自检功能的监视下，一旦有任何异常情况发生，相应的
报警信息将被显示。
某些异常报警可能会闭锁一些保护功能，一些严重的硬件故障和异常报警可能会闭锁整个保护
功能。此时装置的“运行灯”将会熄灭，同时“装置故障”信号接点将会闭合，装置退出运行，
检修以排除故障。
5 通信
5.1 概述
本章节主要介绍 NSR600R 系列保护测控装置和监控系统通信采用的接口和协议。装置支持通
IEC60870-5-103 通讯规约和 Modbus 通讯规约，其中 103 规约可通过设置相关的配置参数来选择
网络 103，串口 103。
需要注意本章节，不是讨论规约本身，如果需要了解规约相关信息，请参考相关通信协议
标准。本章节描述本装置所用通信协议的特别之处。
IEC60870-5-103 规约
以标准 IEC60870-5-103 规约为基础，进行功能扩展所制定的装置通讯规范，能够实现变电站
综合自动化系统所有的通讯功能。考虑自描述上送，所有服务均采用通用分类服务实现。
IEC60870-5-103 规约链路层采用 TCP/IP 链接，采用主动上送与确认相结合方式进行信息传输
确认。
保护事件发生主动上送，告警、自检、开入发生变位主动上送，遥测数据变化主动上送。装置
响应总召唤上送全部状态量。可以通过通用分类服务来调取相关的描述信息。
本装置支持 ASDU21 和 ASDU10 通用分类服务命令。请参考 IEC60870-5-103 规约，以了解更
多这两种报文的内容。
遥测、保护测量值、定值、参数统一为定值类参数。ModBus 规约报文交互数据全部使用
数，如果主站需要浮点数，请自行根据装置模板进行转换。数据内容中定值和测量值的名称和点表
请参看装置模板。
注：装置目前的定值类信息（遥测、保护测量值、定值、参数）全部使用 4 字节数上送，
因此一个定值（或者遥测、保护测量值、参数）对应 2 个数据地址，主站自行根据点表的“乘系数”
来转换数据。
定值起始地址 0000H，参数起始地址 8000H。
5.3.3.3 事件类
事件主要包括保护动作故障事件、保护告警事件、保护自检事件、保护 SOE 事件等。事件类数
据上送采用功能码 04H。不同类型事件起始地址表格如下。起始地址表示此类事件个（早的）
记录，每一个事件占用 10 个字节来描述，每类事件分配 128*5 个地址的空间（128 个事件）。因为
ModBus 规约限定每帧报文大 256 个字节，因此召唤事件限定每帧多召唤 20 个事件。装置如
果少于召唤事件个数，则上送主站召唤事件个数，无事件的字节以 FF 填充。