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FCK-851B测控装置技术说明书 （Version 1.00）许继电气股份有限公司XJ ELECTRIC CO.,LTD.前 言传统变电站面临诸如常规互感器的动态量测范围存在局限性、缺乏统一的信息模型和信息交换模型而使电网信息共享难以实现、智能设备之间缺乏互操作、大量二次电缆对可靠性的不利影响等问题。随着新型光电互感器技术的成熟、光通信技术和以太网智能交换技术的发展，以及IEC61850系列国际标准的颁布实施，为解决以上问题提供了技术支撑。许继符合IEC61850标准体系的智能变电站自动化系统正是在上述背景下应运而生的。IEC61850标准体系对变电站自动化技术的发展提供了有效的支撑，主要体现在建模的标准化，支持网络通信方式实现智能电子设备之间的信息交互，实现不同设备之间的互操作等。需求的推动和技术的发展使变电站向着全数字化的方向发展，符合IEC61850的智能变电站是发展的潮流。许继的智能变电站基于成熟的软、硬件平台，信息模型和信息交换模型完全遵循IEC 61850的规范，支持互操作，其突出的特点如下：（1）数据采集数字化，采用非常规互感器提高了动态测量水平和测量精度，降低了绝缘要求，在高压系统采用节约成本效用明显；（2）一次设备智能化，IEC61850把变电站分为站控层、间隔层和过程层，过程层的智能接口可以看作是一次设备的延伸和在二次系统中的映射，便于实施精确跳合闸控制和开展设备的状态检修；（3）二次设备网络化，大量的控制电缆被数字通信网络取代，装置冗余被信息冗余取代，降低了工程造价，提高了可靠性；（4）系统建模标准化，统一的信息模型和信息交换模型解决了互操作问题，实现了信息共享，简化了系统维护、工程配置和工程实施。IEC61850把智能变电站自动化系统分为站控层、间隔层、过程层三层结构，网络化的信息流如图1所示，具体包括：过程层与间隔层的信息交换，间隔层设备内部的信息交换，间隔层之间的通信，间隔层与变电站层的通信，变电站层不同设备之间的通信。图1 智能变电站的网络信息流图与传统相比智能变电站技术给间隔层设备带来哪些影响呢？间隔层设备的功能模块按照IEC 61850标准进行建模，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块，不再出现功能重复的I/O接口；间隔层设备具备符合IEC 61850的过程层接口和站控层接口，通过高速以太网进行信息交互，实现信息共享；统一的信息模型和信息交换模型使得设备间满足互操作性；在支持互操作性的基础上，自动化功能可以在间隔层设备自由分布，比如取消传统的备自投和低周减载装置，相应功能都分布到若干台间隔层设备中靠互相通信和互操作来完成；另外，原来间隔层的部分功能下放到过程层，比如模拟量的A/D转换、开关量输入和开关量输出等，相应的信息经过程层网络。IEC61850标准的实施、新型光电互感器的应用以及智能断路器技术的成熟将逐步推进智能变电站的建设，变电站自动化技术将进入全面数字化的新时代。目 录1.概述11.1 应用范围及功能配置11.2 产品特点11.3 功能特点22.技术指标23.功能原理介绍43.1与过程层设备接口的处理能力43.2与站控层通信接口的处理能力43.3四遥功能43.4 同期功能43.5 基于GOOSE机制的防误操作逻辑闭锁功能53.6基于互操作的分布式控制功能63.7 模拟量异常自检83.8 光纤通道自检83.9 事件记录93.10对时方式93.11装置自诊断94.装置硬件介绍94.1 结构与安装94.2 插件介绍104.2.1过程层接口插件104.2.2 CPU插件114.2.3 网络插件114.2.4 通信插件124.2.5 电源插件134.2.6开入插件144.3 插件配置示意图144.4 装置网络信息配置145.整定值205.1交流参数205.2功能控制字215.3 保护参数215.4 电度量参数225.5 遥信参数225.6 遥控参数225.7 遥调参数225.8 软压板235.9 同期参数236.订货须知241. 概述1.1 应用范围及功能配置FCK-851B测控装置是完成间隔层测控功能的设备，主要用于智能变电站自动化系统。除了具有测量、控制、监视、记录、同期、间隔层逻辑自锁互锁等传统测控功能之外，还支持分布式备自投保护控制功能，支持IEC 61850协议。1.2 产品特点1.2.1 硬件特点： 采用统一的硬件平台，实现了不同电压等级保护装置的硬件共享，降低了装置购买成本和备件储备成本； 硬件回路的全面自检，实现了装置的免维护； 配置大容量存储空间，可存储包括遥信记录、事件记录、告警记录、操作记录共计最多400条，为事故分析提供充足信息； 配置2个与智能一次设备接口的过程层以太网口，支持IEC61850-9-1或IEC61850-9-2通讯规约； 配置2个与站控层通信的以太网口，支持IEC61850-8-1通讯规约。1.2.2 软件特点： 分层化、模块化、元件化的软件设计，实现了不同产品软件的最大限度公用，保证了软件的可靠性； 许继独立产权的“VLD”可视化工具，实现了业界在高、中、低电压等级都采用继电保护语言开发软件的梦想； 独特的“日志系统”设立总线级、模块级、元件级共三级检测点，并具备离线的逻辑仿真功能，实现了事故分析“透明化”，以消除不明原因事故； 采用“功能自描述” 、“数据自描述”专利技术开发的客户定制工具，取代了靠修改源程序以满足不同用户对产品需求的方式，实现了软件“柔性化”，方便用户对软件版本的统一管理。1.2.3 界面特点： 采用类Windows图形界面设计，菜单简洁、操作方便，实现了用户使用“免学习”； 许继独立产权的“XJ-GUI”界面设计工具，实现了操作界面的灵活定制及人性化设计； 彩色大液晶可自动显示美观的主接线图和丰富的实时数据。1.3 功能特点1.3.1 全面支持IEC 61850 做为新型间隔层设备，适用于符合IEC 61850规范的智能变电站； 与站控层通信采用符合IEC 61850-8的接口规范和协议； 与过程层通信采用IEC 61850-9的接口规范和协议。1.3.2 GOOSE机制的采用 跳闸命令和状态变位信息通过GOOSE机制交互，保证了实时性； 基于GOOSE机制的间隔层准同期逻辑和刀闸联锁闭锁逻辑。1.3.3 高可靠性的软硬件设计 采用多CPU及嵌入式RTOS； 完善的自检功能； 不依赖于五防工作站的间隔层五防功能。1.3.4 完备的间隔层监控功能 监视：大屏幕彩色液晶；人性化的操作界面；显示本间隔的主接线图； 控制：可直接通过人机界面的主接线图控制开关、刀闸、档位等； 记录：包括遥信记录、事件记录、告警记录、操作记录，总计最多保存400条； 通信：与站控层和过程层通信都采用以太网，支持IEC 61850相关协议。1.3.5 可配置 遥测点、遥信点、遥控点均可配置； 主接线图、档位监控、逻辑闭锁功能等均可配置； 基于UML的标准的SCL配置语言，专用的可视化配置工具。2. 技术指标2.1 交流测量2.1.1 电压、电流：精度为0.2；2.1.2 频率 频率：40 Hz60 Hz； 精度：0.01 Hz。2.1.3 功率测量 有功功率P、无功功率Q、视在功率S、功率因数。 测量精度为：0.5。2.2 事件顺序记录（SOE）：站内分辨率2 ms。2.3 积分电度：测量精度为0.5。2.4 工作环境温度 工作：10 +50 ； 储存：25 +70 。2.5 电源 AC：220 V，允许波动范围 -10% +10%； DC：110 V或220 V，允许波动范围 -20% +15%。2.6 电气绝缘性能 绝缘电阻：符合DL/T 630-1997 的规定； 绝缘强度：符合DL/T 630-1997 的规定； 耐冲击电压能力：符合DL/T 630-1997的规定。2.7 机械性能 振动：符合DL/T 630-1997的规定； 冲击和碰撞：符合DL/T 630-1997的规定。2.8 电磁兼容性 抗辐射电磁场骚扰能力：能承受GB/T 14598.9-2002第4章规定的严酷等级为级的辐射电磁场骚扰； 抗快速瞬变干扰能力：能承受GB/T 14598.10-1996第4章规定的严酷等级为级的快速瞬变干扰； 抗衰减振荡波脉冲群干扰能力：能承受GB/T 14598.13-1998第3章和第4章规定的严酷等级为级的脉冲群干扰试验; 抗静电放电干扰能力：能承受GB/T 14598.14-1998第4章规定的严酷等级为级的的静电放电干扰； 射频传导发射干扰能力: 符合GB/T 14598.16-2002第4章规定的传导发射限值。 抗工频磁场干扰能力：能承受GB/T 17626.8-1998第5章规定的严酷等级为级的工频磁场干扰。 抗脉冲磁场干扰能力：能承受GB/T 17626.9-1998第5章规定的严酷等级为级的脉冲磁场干扰。 抗阻尼振荡磁场干扰能力： 按GB/T 17626.10-1998第5章规定的严酷等级为级的阻尼振荡磁场干扰。 抗浪涌骚扰能力：能承受IEC 60255-22-5:2002第4章规定的浪涌骚扰。 抗射频场感应的传导骚扰能力：能承受IEC 60255-22-6:2001第4章规定的射频场感应的传导骚扰。 抗工频干扰能力：能承受IEC 60255-22-7:2003第4章规定的工频干扰。3. 功能原理介绍3.1与过程层设备接口的处理能力 测控与过程层之间以对等网络相连接，信息交换基于发布/订阅机制。来自合并单元的模拟量数据被同步采样并单向地定期刷新测控的接收缓冲区。遥信数据和跳闸命令以GOOSE机制在过程层设备和测控装置之间双向传递。3.2与站控层通信接口的处理能力按照IEC61850标准建模，采用光纤以太网通信。3.3四遥功能3.3.1遥测通过工具软件配置来自过程层的合并单元的模拟量采集通道，可以计算电流、电压以及有功功率、无功功率、功率因数、频率、积分电度等。3.3.2遥信通过网络从智能单元获取本间隔变压器开关及刀闸的遥信状态，遥信状态上传后台或者参与逻辑闭锁关系的运算。3.3.3遥控 接收站控层的控制命令，解析后以GOOSE命令形式通过内部信息交换发送给智能接口通过电缆连接的硬接点控制一次设备。控制输出的三个特点 实时性，GOOSE机制保证了重要信息及时到达； 逻辑闭锁条件可配置性，与控制出口相对应的逻辑闭锁条件可编辑； 逻辑闭锁独立性，逻辑闭锁条件实时演算，保证逻辑闭锁的实时性；3.3.4 遥调装置具有对变压器的档位采集和控制功能，档位输入形式采用BCD码，如果变压器的档位为十进制码，需要加装BCD码制转换器。另外，装置具有滑档闭锁功能。3.4 同期功能3.4.1同期功能的选择同期功能的选择通过三个软压板（无检定、检无压、检同期）控制，这些压板可以通过后台监控或远方调度投退。同期方式与压板的对应关系见表3-1。表3-1 同期方式与压板选择表注：无检定压板、检无压压板、检同期压板都整定为0时，按照不检定方式处理。3.4.2 同期操作模式同期操作有远方同期和就地同期两种操作模式。远方同期操作：从后台监控或调度中心发出合闸命令。就地同期操作：通过装置面板的主接线图进行合闸操作。3.4.3 同期电压选择当整定为检同期方式时，装置是对系统电压和抽取电压两者进行同期条件的判断。对于3/2断路器主接线方式，由于运行方式比较多，对于同期电压选择提供了可在监控后台整定的6个软压板，这6个软压板的整定模式是六选一。3.4.4 同期电压选择示例3/2断路器主接线方式下的同期电压选择示例如图3-1所示，在确定的同期方式下，同期电压的选择由设定同期电压选择方式压板来完成，同期电压的选择参见表3-2。图3-1 变电站3/2电气主接线图示意图表3-2 同期电压方式选择表分类压板功能同期方式无检定压板只要收到合闸命令，不管同期或无压条件是否满足都出口检无压压板收到合闸命令时只判断无压条件是否满足检同期压板收到合闸命令时判断同期条件是否满足同期电压选择方式电压方式一选择U1、U2作为同期电压电压方式二选择U1、U3作为同期电压电压方式三选择U1、U4作为同期电压电压方式四选择U2、U3作为同期电压电压方式五选择U2、U4作为同期电压电压方式六选择U3、U4作为同期电压注： 表3-2中电压U1U4对应图3-1中的四个电压。3.5 基于GOOSE机制的防误操作逻辑闭锁功能3.5.1 参与逻辑闭锁的数据FCK-851B装置逻辑闭锁功能所用的遥信数据都是通过以太网从过程层的智能接口获得，模拟量通过过程层的合并单元获得。全站的数据通过开放的通信网络实时传送，每台测控装置都能及时获得其逻辑闭锁所需的数据，并将这些数据应用于本装置的控制闭锁逻辑条件判别，从而实现独立于五防主站的间隔层的逻辑闭锁。3.5.2控制命令的执行流程图图3-2 控制命令的执行流程图对于站控级控制和测控单元就地控制，都遵循如图3-1所示的控制命令的执行流程图。特别说明的是不管是否处于联锁状态，不管是否有控制命令，逻辑闭锁功能模块都是在实时运算的。3.6基于互操作的分布式控制功能3.6.1 基于间隔层GSE报文的分布式备自投功能在网络化的智能变电站，传统的集中备自投装置被分散式备自投取代，备自投功能被分散到若干台装置中，彼此之间通过网络交互信息，最有效地完成备自投功能。本装置与其他单元协调完成进线备自投方式和母联开关备自投方式。线路测控中判断进线无流、线路有压，PT测控判断母线有压、母线无压，以及各测控采集到的本间隔的断路器位置信号等，通过GOOSE信息实时传送到逻辑处理单元。3.6.2基于间隔层GSE报文的分布式低周减载功能PT测控装置通过计算出频率并与频率门槛比较决定是否减载。分6轮减载，每轮减载可跳若干任意对象，GOOSE出口对象可通过整定值配置，以GOOSE报文发送给对应出线，所有的定值项都在PT测控中整定。设置一个总的投退软压板，可远方控制投退。图3-3 低周减载逻辑框图3.6.3基于间隔层GSE报文的分布式低压减载功能PT测控装置通过计算出线电压并与电压门槛比较决定是否减载，分6轮减载。低压减载设有滑差闭锁。当系统电压下降过快超过滑差闭锁定值时瞬时闭锁低压减载（滑差闭锁可由控制字选择投入）。（注：Umin表示线电压最小值）图3-4 低压减载逻辑框图3.7 模拟量异常自检3.7.1 TV异常检测装置检测到母线电压通道品质因数为无效，或通过电压量判据检测到TV异常，报母线TV异常。满足以下条件，报母线TV异常并发告警信号。a母线任一相电压通道品质因数为无效，则延时100ms, 报母线TV异常，展宽10s。bTV断线判据为：1）正序电压（U1）小于30V且合位；2）负序电压（3U2）大于18V。满足上述任一条件则延时10s, 报母线TV异常，展宽10s。cTV反序判据为：负序电压（U2）大于4倍正序电压（U1）且负序电压（U2）大于12V。满足上述条件则延时10s, 报母线TV异常，展宽10s。3.7.2 TA异常检测装置检测到电流通道品质因数为无效，或通过电流量判据检测到TA异常，报TA异常并发告警信号。a. 任一相电流通道品质因数为无效。b. 负序电流（I2）大于4倍正序电流（I1）且负序电流（3I2）大于0.2 In。满足上述任一条件则延时100ms, 报TA异常，展宽10s。3.7.3 3U0越限告警装置自产3U0大于30V持续10s后报3U0越限并发告警信号；3U0小于30V 持续200ms后告警返回。3.8 光纤通道自检过程层通道自检异常后，发告警并闭锁保护。3.9 事件记录最多记录200条，保存在掉电不丢失记忆芯片中。3.10对时方式对时方式：SNTP对时或IRIG-B方式；对时精度：1 ms。3.11装置自诊断具有完善的自检功能，当硬件出现异常时会发出告警信号并根据严重程度决定是否闭锁出口，根据告警信息可快速定位装置硬件的故障位置，方便更换备用件快速排除故障。4. 装置硬件介绍4.1 结构与安装装置机箱结构为高度6U，宽度19/2in，整体面板，后插拔插件，后接线方式，装置整体水平安装。图4-1 FCK-851B的外形尺寸图4-2 FCK-851B的开孔尺寸4.2 插件介绍共有6类插件。具体功能和参数见表4-1。表4-1 插件类型和功能描述表插件类型规格功能和参数说明电源插件DC220V、DC110V提供装置的电源通信插件人机显示和逻辑互锁通信网络网络插件支持IEC 61850-8规约，与站控层通信CPU插件完成计算与处理的核心插件过程层接口插件与过程层接口开入插件DC220V、DC110V支持传统的DI采集，可选配4.2.1过程层接口插件过程层接口插件作为保护装置的过程层以太网接口单元，主要完成保护装置与过程层合并单元或交换机的通信，接收来自电子互感器的交流量数字信号及GOOSE信息；经过预处理后与保护主CPU通讯。装置有两个光以太网口和一个电以太网口。光纤以太网口作为装置过程层接口，接合并单元或交换机，接收交流数字量信息及GOOSE信息；两个接口分别接收交流数字量信息和GOOSE信息。电以太网口用于输入配置信息及调试。图4-3 过程层接口插件端子图4.2.2 CPU插件CPU插件是在分析和借鉴了国内外同类产品基础上，从技术和开发手段的先进性，软硬件资源的通用性，系统的可靠性等方面出发，开发研制的DSP型保护插件。作为基本的软硬件平台，在单块PCB板上完成数据采集、I/O、保护及控制功能等。4.2.3 网络插件图4-4 网络插件端子图网络插件完成装置与智能变电站网络的通信功能。通信插件通过RS485口将信息传送到网络插件，网络插件通过RS485口与装置进行通信，并通过以太网接口与智能变电站网络进行通信。601603、605607为RS485串口，网络插件的RS485口连接通信插件的RS485口，与装置进行通信。以太网接口作为站控层接口，连接网络交换机，通过IEC-61850规约与站控层通信。4.2.4 通信插件图4-5 通信插件接口定义通信插件提供可用于就地打印的串口，一个GPS对时口，与网络插件通信的RS485口。具体定义如图所示。701、702为打印机电源控制接点，将打印机电源线中串入此接点，则正常时打印机不带电，在有报文需要打印时，管理机将该接点闭合，导通打印机交流电源。704、705为GPS对时脉冲接点。706，707，708为内部LON网端子，通过将各装置的LON网互联，可实现多台保护装置共享一个管理机。 709712为RS485串口，RS485串口与网络插件连接，通过网络插件实现装置与智能变电站网络的通信。713717为备用RS232串口，另外配有两个备用以太网接口。723、724为打印机串口。715、720端子为各串口的公共地，各串口的屏蔽地需与此接点相连。4.2.5 电源插件 图4-6 电源插件端子定义 本插件为直流逆变电源插件。直流220 V或110 V电压输入经抗干扰滤波回路后，利用逆变原理输出本装置需要的三组直流电压，即5 V、15 V及24 V。电源插件具有失电告警功能。801、802为GPS对时脉冲接点；803，804为内部LON网端子，通过将各装置的LON网互联，可实现多台保护装置共享一个管理机。上述接点与通信管理机插件中的端子定义有重复，这主要是考虑到在实现多台装置共享管理机时，部分保护装置可以不带通信管理插件时的情况。805、806为强电复归开入接点，可直接从外接进220V或110V对保护装置进行复归，测控装置不需要此功能。807810为两组失电告警接点，保护正常运行时此接点断开，保护装置失电后，接点闭合。用于对保护装置工作电源的监视。811为装置工作电源正极性端， 813为装置工作电源负极性端，该装置可外接220V或110V直流工作电源。815为装置屏蔽地，应将此接点直接连到接地铜排。4.2.6开入插件图4-7 开入插件端子定义 开入插件有24路开入，220V或110V规格。315318为公共端。4.3 插件配置示意图如图4-8所示（注：装置的背视图）。图4-8 FCK-851B插件配置图4.4 装置网络信息配置FCK-851B中所用的交流量、部分状态量输入、部分状态量输出通过网络交换。1） 110kV变压器测控表4-2 110kV变压器测控的GOOSE 输入信息表序号名称备注1断路器位置（分）来自高压侧智能接口的双位置遥信2断路器位置（合）3隔刀1（分）4隔刀1（合）5隔刀2（分）6隔刀2（合）7隔刀3（分）8隔刀3（合）9地刀1来自高压侧智能接口的单位置遥信10地刀211预留GOOSE开入根据工程需要配置表4-3 110kV变压器测控的GOOSE 输出信息表序号名称GOOSE种类备注1断路器跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口控制变压器高压侧断路器2断路器合闸GOOSE1_SET3刀闸1跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口控制变压器高压侧刀闸14刀闸1合闸GOOSE1_SET5刀闸2跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口控制变压器高压侧刀闸26刀闸2合闸GOOSE1_SET7刀闸3跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口（与两段110kV母线相连的1#变压器测控用）8刀闸3合闸GOOSE1_SET9地刀1跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口控制变压器高压侧地刀110地刀1合闸GOOSE1_SET11地刀2跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口控制变压器高压侧地刀212地刀2合闸GOOSE1_SET2）110 KV母联测控表4-4 110kV母联测控的GOOSE 输入信息表序号名称备注1断路器位置（分）来自110kV母联开关智能接口的双位置遥信2断路器位置（合）3隔刀1（分）4隔刀1（合）5隔刀2（分）6隔刀2（合）7地刀1单位置遥信8地刀29预留GOOSE开入根据工程需要配置表4-5 110kV母联测控的GOOSE 输出信息表序号名称GOOSE种类备注1断路器跳闸GOOSE1_SET输出给110kV母联开关智能接口2断路器合闸GOOSE1_SET3刀闸1跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口控制变压器高压侧刀闸14刀闸1合闸GOOSE1_SET5刀闸2跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口控制变压器高压侧刀闸26刀闸2合闸GOOSE1_SET7地刀1跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口控制变压器高压侧地刀18地刀1合闸GOOSE1_SET9母联开关跳位(备自投用)GOOSE2_SET给WCH-821B3）110 kV PT测控表4-6 110 kV PT测控的GOOSE 输入信息表序号名称备注1隔刀1（分）来自110kV PT智能接口的双位置遥信2隔刀1（合）3地刀4预留GOOSE开入根据工程需要配置表4-7 110 kV PT测控的GOOSE 输出信息表序号名称GOOSE种类备注1隔刀1跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口2隔刀1合闸GOOSE1_SET3地刀跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口4地刀合闸GOOSE1_SET5母线有压（备自投）GOOSE2_SET6母线无压（备自投）GOOSE2_SET7TV异常（备自投）GOOSE2_SET4）110kV线路测控表4-8 110 kV线路测控的GOOSE 输入信息表序号名称备注1断路器位置（分）来自110kV线路开关智能接口的双位置遥信2断路器位置（合）3隔刀1（分）4隔刀1（合）5隔刀2（分）6隔刀2（合）7地刀1来自110kV线路开关智能接口的单位置遥信8地刀29预留GOOSE开入根据工程需要配置表4-9 110 kV线路测控的GOOSE 输出信息表序号名称GOOSE种类备注1断路器跳闸GOOSE1_SET2断路器合闸GOOSE1_SET3刀闸1跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口4刀闸1合闸GOOSE1_SET5刀闸2跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口6刀闸2合闸GOOSE1_SET7地刀1跳闸GOOSE1_SET输出给智能接口8地刀1合闸GOOSE1_SET9线路有压（备自投）GOOSE2_SET10进线无流（备自投）GOOSE2_SET11断路器跳位（备自投） GOOSE2_SET5）10kV(35kV) PT测控表4-10 10kV(35kV) PT测控的GOOSE 输入信息表序号名称备注1隔刀状态12隔刀状态23隔刀状态34单点1455双点18表4-11 10kV(35kV) PT测控的GOOSE 输出信息表序号名称备注1母PT遥跳出口控制PT刀闸2母PT遥合出口3母PT遥跳出口4母PT遥合出口5母PT遥跳出口6母PT遥合出口7母有压备自投功能8母无压9母TV异常10母有压11母无压12母TV异常13低周减载动作1低周减载输出14低周减载动作215低周减载动作316低周减载动作417低周减载动作518低周减载动作619低压减载动作1低压减载输出20低压减载动作221低压减载动作322低压减载动作423低压减载动作524低压减载动作625备用遥控196）模拟量输入信息表4-12 110kV变压器测控序号名称备注1A相电流输出：Ia、 Ib 、Ic、Ua、Ub 、Uc、P、Q、cos、有功电能、无功电能2B相电流3C相电流4A相电压5B相电压6C相电压表4-13 110kV母联测控序号名称备注1A相电流输出：Ia、 Ib 、Ic2B相电流3C相电流表4-14 110kV PT测控序号名称备注1A相电压输出：Ua、 Ub 、Uc、Uab、 Ubc 、Uca、f2B相电压3C相电压表4-15 110kV线路测控序号名称备注1A相电流输出：Ia、 Ib 、Ic、Ua、Ub 、Uc、P、Q、cos、有功电能、无功电能2B相电流3C相电流4A相电压5B相电压6C相电压表4-16 10kV(35kV) PT测控序号名称备注1母A相电压输出：Ua、 Ub 、Uc、Uab、Ubc 、Uca、f2母B相电压3母C相电压4母A相电压5母B相电压6母C相电压7母A相电压8母B相电压9母C相电压5. 整定值5.1交流参数序号名称定值范围备注1循环上送周期10s600s以此周期循环上送所有交流模拟量报文2电流死区门槛0.10.2当实测值小于该门槛时，对应的测量值近似为0。3电压死区门槛0.10.24功率死区门槛0.20.55电流突变门槛0.11变化量超过该门槛值时立即上送电流实测值报文6电压突变门槛0.11变化量超过该门槛值时立即上送电压实测值报文7功率突变门槛0.25变化量超过该门槛值时立即上送功率实测值报文8功率因数突变门槛0.050.3变化量超过该门槛值时立即上送功率因数报文9频率突变门槛0.1Hz2.0Hz变化量超过该门槛值时立即上送频率值报文注：对电流、电压、功率门槛整定值的整定说明：整定值门槛值额定值100；比如设定电流突变门槛为0.005A,电流额定值为5A，则整定值0.00551000.1。5.2功能控制字序号名称范围说明说明1功能控制字0X00000X0007每位对应一个控制,每位的定义参见表5-3位序号名称范围缺省值说明备注1低周减载低电压闭锁0111/0：投入/退出2低周减载滑差闭锁0111/0：投入/退出3低压减载滑差闭锁0111/0：投入/退出5.3 保护参数序号名称定值范围初始值备注1母有压定值70V100V80V2母无压定值2 V50V2V3I母3U0越限定值20 V30V30V4母有压定值70 V100V80V5母无压定值2 V50V2V6II母3U0越限定值20 V30 V30V7III母3U0越限定值20 V30 V30V8低周频率门槛145 Hz 50 Hz45 Hz9低周频率门槛245 Hz 50 Hz45 Hz10低周频率门槛345 Hz 50 Hz45 Hz11低周频率门槛445 Hz 50Hz45 Hz12低周频率门槛545 Hz 50 Hz45 Hz13低周频率门槛645 Hz 50 Hz45 Hz14低周减载延时10.1s 100s100s15低周减载延时20.1s 100s100s16低周减载延时30.1s 100s100s17低周减载延时40.1s 100s100s18低周减载延时50.1s 100s100s19低周减载延时60.1s 100s100s20低周滑差定值0.5Hz/s10Hz/s4Hz/s21低周低电压定值10V80V60V22低压