E9384饋線自動化測試裝置

『壹』 什麼是饋線保護

在高壓線路保護中，高頻保護、電流差動保護都是依靠快速通信實現的主保護，饋線系統保護是在多於兩個裝置之間通信的基礎上實現的區域性保護。
具體實現方式有以下幾種：
傳統的電流保護
重合器方式的饋線保護
基於饋線自動化的饋線保護

『貳』 饋線自動化的實施可採取哪些實現模式

饋線自動化的實施可採取以下實現模式：就地型。不需要配電主站或配電子站控制，在配電網發生故障時，通過終端相互通信、保護配合或時序配合，隔離故障區域，恢復非故障區域供電，並上報處理過程及結果。就地型饋線自動化包括重合器方式、智能分布式等。集中型。藉助通信手段，通過配電終端和配電主站/子站的配合，在發生故障時判斷故障區域，並通過遙控或人工隔離故障區域，恢復非故障區域供電。集中型饋線自動化包括半自動和全自動兩種方式。

『叄』 你認為饋線自動化的實施原則是什麼

考慮到饋線終端設備（FTU）在饋線自動化系統中的廣泛應用,提出了一種基於FTU的配電網故障定位方法。首先根據FTU上報的故障遙信形成FTU狀態向量,結合反映配電網網路拓撲的關聯矩陣,運算得到故障區段的模擬故障電流向量,從而確定故障區段;然後將FTU測得的故障區段兩端的電壓相量,代入阻抗法推導的故障測距方程中計算故障點距故障區段始端的距離,實現故障點定位。演算法通過FTU遙信和遙測信息的綜合利用,先後完成故障區段定位和故障測距,不僅可以實現故障區段的快速隔離並恢復非故障區域供電,而且在此基礎上進行故障測距,直接確定故障位置,能夠避免傳統測距方法出現的偽故障點問題。最後對實際配網故障的多種情況進行分析模擬,驗證了方法的有效性。

『肆』 珠海博威自動化饋線終端CFT-211斷路器定值調整

咨詢記錄 · 回答於2021-07-20

『伍』 如圖，10KV高壓配電櫃 饋線保護測控裝置 報警燈常亮如何消除

按黃色的「復歸」按鍵試試，若是不能消除，說明故障依舊存在，必須消除故障後才能復歸。

『陸』 中性點不接地或經消弧線圈接地的電力系統，發生單相接地故障時，可繼續帶故障運行多久

1.
把iPhone回復到回廠的設定狀態。（此時相機與相簿都是可以正常使用的）
2.
手動勾選同步。（不能使用備份回復，否則相機仍會打不開）

『柒』 我想了解國內配電自動化現狀！還有RTU.FTU.DTU和TTU目前在配網自動化上的應用情況！還有發展前景！

饋線終端設備（FTU）
FTU 是裝設在饋線開關旁的開關監控裝置。這些饋線開關指的是戶外的柱上開關，例如10kV線路上的斷路器、負荷開關、分段開關等。一般來說，1台FTU要求能監控1台柱上開關，主要原因是柱上開關大多分散安裝，若遇同桿架設情況，這時可以1台FTU監控兩台柱上開關。
配變終端設備（TTU）
TTU監測並記錄配電變壓器運行工況，根據低壓側三相電壓、電流采樣值，每隔1～2分鍾計算一次電壓有效值、電流有效值、有功功率、無功功率、功率因數、有功電能、無功電能等運行參數，記錄並保存一段時間（一周或一個月）和典型日上述數組的整點值，電壓、電流的最大值、最小值及其出現時間，供電中斷時間及恢復時間，記錄數據保存在裝置的不揮發內存中，在裝置斷電時記錄內容不丟失。配網主站通過通信系統定時讀取TTU測量值及歷史記錄，及時發現變壓器過負荷及停電等運行問題，根據記錄數據，統計分析電壓合格率、供電可靠性以及負荷特性，並為負荷預測、配電網規劃及事故分析提供基礎數據。如不具備通信條件，使用掌上電腦每隔一周或一個月到現場讀取記錄，事後轉存到配網主站或其它分析系統。
TTU構成與FTU類似，由於只有數據採集、記錄與通信功能，而無控制功能，結構要簡單得多。為簡化設計及減少成本，TTU由配變低壓側直接變壓整流供電，不配備蓄電池。在就地有無功補償電容器組時，為避免重復投資，TTU要增加電容器投切控制功能。
開閉所終端設備（DTU）
DTU一般安裝在常規的開閉所（站）、戶外小型開閉所、環網櫃、小型變電站、箱式變電站等處，完成對開關設備的位置信號、電壓、電流、有功功率、無功功率、功率因數、電能量等數據的採集與計算，對開關進行分合閘操作，實現對饋線開關的故障識別、隔離和對非故障區間的恢復供電。部分DTU還具備保護和備用電源自動投入的功能。

『捌』 繼電保護裡面微機型饋線保護裝置WKH-892的字母和數字含義是什麼

繼電保護設備的命名是沒有標准和規范要求的，根據各個廠家自己定的標准來， 這個型號應該是許繼的線路保護，保護測控一體化的設備。
要想知道具體的含義，就需要查閱許繼的廠內標准了。

『玖』 求變電站自動化系統

1第一代（88—95）
1983年，世界上誕生第一套變電站自動化系統，由ABB公司提供。
1987年，世界上誕生第一套微機發電機保護，由ABB公司提供。
1）前期Z80單板機，後期8031（8位）；
2）應用范圍：35KV、110KV，保護有220kv以上的微機保護。應用很少，並未普及，只有極少數變電站採用；
3）結構圖
全部以硬接線上RTU。
4）在93、94年左右，這一代在變形：取消了變送器；增加了上位機數量。
2第二代（95—02、03）
1）前期8096，後期80C196（16位）；
2）低壓側保護開始時有一個機箱公用兩個CPU保護幾條線路的，到後來，都嚴格按對象分了。到98年，低壓側已全部採用保護、測控合一形式，並具備通信功能。這樣，低壓側就不再需要集中式測控單元了，電纜少了、佔地少了、就地安裝，對變電站意義重大；直流電源已具備通信能力，數字式電度表出現；
3）由於通信設備大量增加，對當時的網路帶來很大考驗，其原因主要有兩點：裝置配合不好；網路本身沒有到位（開始是485，接著是現場匯流排）；
對上位機的壓力也很大，主要表現在實時性上，響應很慢。
4）開始應用冗餘技術，做220KV等級；
5）開始出現雙操作員站、遠動站、工程師站，上層網通信出現雙乙太網。為了解決多後台問題，出現了前置機。為解決前置機瓶頸問題，出現了雙前置機。
這一代在96、97年左右，相關部門下文，新建變電站必須採用綜合自動化系統，開始大力推廣。
工礦企業等用戶也提出把電度積分做進保護測控裝置的需求。有些公司在98年曾作過，但好多當時由於佔用資源較多，沒有採用。
這一代產品，在現有的一些小廠家，還有在推的。
3第三代（03—至今）
1）DSP（32位），16位A/D；
2）基於第二代混亂的自用通信規約問題，03年，國家頒發IEC-103、104，以進一步保證通信可靠性，並促進各廠家產品的對接。
3）由於第二代的大力推廣，使得保護的可靠性問題，更為突出，許多廠家在如何保證微機保護的可靠性上，下了不少功夫，這是該代產品的普遍特點。
裝置抗干擾措施完整，確保裝置安裝於條件惡劣的現場時仍具備高可靠性:
² 匯流排隔離。所有與外界的匯流排連接都先經過緩沖器處理；
² 光電隔離。裝置的開入開出、串列通信介面部分均採用光電隔離；
² 使用高集成度的器件，減少了元器件的數量；
² 集成電路全部採用工業品或軍品，MTBF提高約為原有2－3倍；
² 對整個硬體迴路採取屏蔽，防導體間耦合干擾；
² 在AI輸入迴路採取電容濾波，外部迴路無需再加設交、直流輸入抗干擾模塊；
² 採用多層板和表面貼裝技術，電路板的抗干擾能力強；
² 後插拔、雙連接器結構，真正實現強、弱電迴路分開，輸入、輸出信號迴路分開；
² 採用加強型單元機箱，按抗強振動設計；
² 電源加裝抗干擾電容濾過器，防止尖峰脈沖和浪涌；
² 完善的軟硬體自檢功能，使得任何元器件損壞不會造成裝置的誤動作和拒動作：硬體可自檢到出口線圈、電源；冗餘自檢功能，數據採集迴路的累加和自檢功能，解決出異常大數的問題；此外，軟體還採用了看門狗、軟體陷阱等措施。
此外，第三代保護產品在軟硬體平台、雙CPU冗餘、主後共用CT、出口矩陣靈活整定、波形提取、事件記錄容量、內嵌電度、交流操作迴路、交流電源、FC迴路保護功能、MODBUS等通信規約、MMI的介面友好、軟體的模塊化編制、自動測試裝置、保護動作分析軟體、裝置生產工藝、裝置外觀、說明資料等方方面面都取得了快速發展。
4）第二代產品的前置機瓶頸問題較為突出，代之以分散式的前置機。
5）對網路通信和後台應用軟體的重視。隨著電力系統自動化領域特別是電網側自動化的高速發展，各廠家所開發的監控系統軟體都或多或少地暴露出了一些問題。其中，尤以後台死機、通訊不穩定最為突出。《國家電力公司國內500kV變電站自動化技術調研報告》中曾指出：

經過大量的試驗和系統測試，上述站控層應用軟體的主要故障是由於軟體中隱藏的Bug所造成的。

4第四代——數字化變電站
2004年，世界上基於61850的第一套自動化系統，由ABB提供。
2005年，與61850完全兼容的保護裝置誕生，由ABB提供。
有關此部分的文獻較多，不作贅述。

『拾』 什麼是饋線配電功能

饋線系統保護充分吸取了高壓線路縱聯保護的特點，利用饋線保護裝置之間的快速通信一次性實現對饋線故障的故障隔離、重合閘、恢復供電功能，將饋線自動化的實現方式從集中監控模式發展為分布式保護模式，從而提高配電自動化的整體功能。

2.1傳統的電流保護

過電流保護是最基本的繼電保護之一。考慮到經濟原因，配電網饋線保護廣泛採用電流保護。配電線路一般很短，由於配電網不存在穩定問題，為了確保電流保護動作的選擇性，採用時間配合的方式實現全線路的保護。常用的方式有反時限電流保護和三段電流保護，其中反時限電流保護的時間配合特性又分為標准反時限、非常反時限、極端反時限和超反時限，參見式（1）、（2）、（3）和（4）。這類保護整定方便、配合靈活、價格便宜，同時可以包含低電壓閉鎖或方向閉鎖，以提高可靠性；增加重合閘功能、低周減載功能和小電流接地選線功能。

電流保護實現配電網保護的前提是將整條饋線視為一個單元。當饋線故障時，將整條線路切掉，並不考慮對非故障區域的恢復供電，這些不利於提高供電可靠性。另一方面，由於依賴時間延時實現保護的選擇性，導致某些故障的切除時間偏長，影響設備壽命。

2.2重合器方式的饋線保護

實現饋線分段、增加電源點是提高供電可靠性的基礎。重合器保護是將饋線故障自動限制在一個區段內的有效方式「參考文獻」。參見圖1，重合器R位於線路首端，該饋線由A、B、C三個分段器分為四段。當AB區段內發生故障F1，重合器R動作切除故障，此後，A、B、C分段器失壓後自動斷開，重合器R經延時後重合，分段器A電壓恢復後延時合閘。同樣，分段器B電壓恢復後延時合閘。當B合閘於故障後，重合器R再次跳開，當重合器第二次重合後，分段器A將再次合閘，此後B將自動閉鎖在分閘位置，從而實現故障切除、故障隔離及對非故障段的恢復供電。

目前在我國城鄉電網改造中仍有大量重合器得到應用，這種簡單而有效的方式能夠提高供電可靠性，相對於傳統的電流保護有較大的優勢。該方案的缺點是故障隔離的時間較長，多次重合對相關的負荷有一定影響。

2.3基於饋線自動化的饋線保護

配電自動化包括饋線自動化和配電管理系統，其中饋線自動化實現對饋線信息的採集和控制，同時也實現了饋線保護。饋線自動化的核心是通信，以通信為基礎可以實現配電網全局性的數據採集與控制，從而實現配電SCADA、配電高級應用（PAS）。同時以地理信息系統（GIS）為平台實現了配電網的設備管理、圖資管理，而SCADA、GIS和PAS的一體化則促使配電自動化成為提供配電網保護與監控、配電網管理的全方位自動化運行管理系統。參見圖2所示系統，這種饋線自動化的基本原理如下：當在開關S1和開關S2之間發生故障（非單相接地），線路出口保護使斷路器B1動作，將故障線路切除，裝設在S1處的FTU 檢測到故障電流而裝設在開關S2處的FTU沒有故障電流流過，此時自動化系統將確認該故障發生在S1與S2之間，遙控跳開S1和S2實現故障隔離並遙控合上線路出口的斷路器，最後合上聯絡開關S3完成向非故障區域的恢復供電。

這種基於通信的饋線自動化方案以集中控制為核心，綜合了電流保護、RTU遙控及重合閘的多種方式，能夠快速切除故障，在幾秒到幾十秒的時間內實現故障隔離，在幾十秒到幾分鍾內實現恢復供電。該方案是目前配網自動化的主流方案，能夠將饋線保護集成於一體化的配電網監控系統中，從故障切除、故障隔離、恢復供電方面都有效地提高了供電可靠性。同時，在整個配電自動化中，可以加裝電能質量監測和補償裝置，從而在全局上實現改善電能質量的控制。

三。饋線保護的發展趨勢

目前，配電自動化中的饋線自動化較好地實現了饋線保護功能。但是隨著配電自動化技術的發展及實踐，對配電網保護的目的也要悄然發生變化。最初的配電網保護是以低成本的電流保護切除饋線故障，隨著對供電可靠性要求的提高，又出現以低成本的重合器方式實現故障隔離、恢復供電，隨著配電自動化的實施，饋線保護體現為基於遠方通信的集中控制式的饋線自動化方式。在配電自動化的基礎上，配電網通信得到充分重視，成本自動化的核心。目前國內的主流通信方式是光纖通信，具體分為光纖環網和光纖乙太網。建立在光纖通信基礎上的饋線保護的實現由以下三部分組成：

1）電流保護切除故障；

2）集中式的配電主站或子站遙控FTU實現故障隔離；

3）集中式的配電主站或子站遙控FTU實現向非故障區域的恢復供電。

這種實現方式實質上是在自動裝置無選擇性動作後的恢復供電。如果能夠解決饋線故障時保護動作的選擇性，就可以大大提高饋線保護的性能，從而一次性地實現故障切除與故障隔離。這需要饋線上的多個保護裝置利用快速通信協同動作，共同實現有選擇性的故障隔離，這就是饋線系統保護的基本思想。

四。饋線系統保護基本原理

4.1 基本原理

饋線系統保護實現的前提條件如下：

1）快速通信；

2）控制對象是斷路器；

3）終端是保護裝置，而非TTU.

在高壓線路保護中，高頻保護、電流差動保護都是依靠快速通信實現的主保護，饋線系統保護是在多於兩個裝置之間通信的基礎上實現的區域性保護。基本原理如下：

參見圖3所示典型系統，該系統採用斷路器作為分段開關，如圖A、B、C、D、E、F.對於變電站M，手拉手的線路為A至D之間的部分。變電站N則對應於C至F之間的部分。N側的饋線系統保護則控制開關A、B、C、D的保護單元UR1至UR7組成。

當線路故障F1發生在BC區段，開關A、B處將流過故障電流，開關C處無故障電流。但出現低電壓。此時系統保護將執行步驟：

Step1：保護起動，UR1、UR2、UR3分別起動；

Step2：保護計算故障區段信息；

Step3：相鄰保護之間通信；

Step4：UR2、UR3動作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，轉至Step9；

Step6：UR2重合於故障，再跳開；

Step7：UR3在△T內未測得電壓恢復，通知UR4合閘；

Step8：UR4合閘，恢復CD段供電，轉至Step10；

Step9：UR3在△T時間內測得電壓恢復，UR3重合；

Step10：故障隔離，恢復供電結束。