E9384馈线自动化测试装置

『壹』 什么是馈线保护

在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。
具体实现方式有以下几种：
传统的电流保护
重合器方式的馈线保护
基于馈线自动化的馈线保护

『贰』 馈线自动化的实施可采取哪些实现模式

馈线自动化的实施可采取以下实现模式：就地型。不需要配电主站或配电子站控制，在配电网发生故障时，通过终端相互通信、保护配合或时序配合，隔离故障区域，恢复非故障区域供电，并上报处理过程及结果。就地型馈线自动化包括重合器方式、智能分布式等。集中型。借助通信手段，通过配电终端和配电主站/子站的配合，在发生故障时判断故障区域，并通过遥控或人工隔离故障区域，恢复非故障区域供电。集中型馈线自动化包括半自动和全自动两种方式。

『叁』 你认为馈线自动化的实施原则是什么

考虑到馈线终端设备（FTU）在馈线自动化系统中的广泛应用,提出了一种基于FTU的配电网故障定位方法。首先根据FTU上报的故障遥信形成FTU状态向量,结合反映配电网网络拓扑的关联矩阵,运算得到故障区段的模拟故障电流向量,从而确定故障区段;然后将FTU测得的故障区段两端的电压相量,代入阻抗法推导的故障测距方程中计算故障点距故障区段始端的距离,实现故障点定位。算法通过FTU遥信和遥测信息的综合利用,先后完成故障区段定位和故障测距,不仅可以实现故障区段的快速隔离并恢复非故障区域供电,而且在此基础上进行故障测距,直接确定故障位置,能够避免传统测距方法出现的伪故障点问题。最后对实际配网故障的多种情况进行分析仿真,验证了方法的有效性。

『肆』 珠海博威自动化馈线终端CFT-211断路器定值调整

咨询记录 · 回答于2021-07-20

『伍』 如图，10KV高压配电柜 馈线保护测控装置 报警灯常亮如何消除

按黄色的“复归”按键试试，若是不能消除，说明故障依旧存在，必须消除故障后才能复归。

『陆』 中性点不接地或经消弧线圈接地的电力系统，发生单相接地故障时，可继续带故障运行多久

1.
把iPhone回复到回厂的设定状态。（此时相机与相簿都是可以正常使用的）
2.
手动勾选同步。（不能使用备份回复，否则相机仍会打不开）

『柒』 我想了解国内配电自动化现状！还有RTU.FTU.DTU和TTU目前在配网自动化上的应用情况！还有发展前景！

馈线终端设备（FTU）
FTU 是装设在馈线开关旁的开关监控装置。这些馈线开关指的是户外的柱上开关，例如10kV线路上的断路器、负荷开关、分段开关等。一般来说，1台FTU要求能监控1台柱上开关，主要原因是柱上开关大多分散安装，若遇同杆架设情况，这时可以1台FTU监控两台柱上开关。
配变终端设备（TTU）
TTU监测并记录配电变压器运行工况，根据低压侧三相电压、电流采样值，每隔1～2分钟计算一次电压有效值、电流有效值、有功功率、无功功率、功率因数、有功电能、无功电能等运行参数，记录并保存一段时间（一周或一个月）和典型日上述数组的整点值，电压、电流的最大值、最小值及其出现时间，供电中断时间及恢复时间，记录数据保存在装置的不挥发内存中，在装置断电时记录内容不丢失。配网主站通过通信系统定时读取TTU测量值及历史记录，及时发现变压器过负荷及停电等运行问题，根据记录数据，统计分析电压合格率、供电可靠性以及负荷特性，并为负荷预测、配电网规划及事故分析提供基础数据。如不具备通信条件，使用掌上电脑每隔一周或一个月到现场读取记录，事后转存到配网主站或其它分析系统。
TTU构成与FTU类似，由于只有数据采集、记录与通信功能，而无控制功能，结构要简单得多。为简化设计及减少成本，TTU由配变低压侧直接变压整流供电，不配备蓄电池。在就地有无功补偿电容器组时，为避免重复投资，TTU要增加电容器投切控制功能。
开闭所终端设备（DTU）
DTU一般安装在常规的开闭所（站）、户外小型开闭所、环网柜、小型变电站、箱式变电站等处，完成对开关设备的位置信号、电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、电能量等数据的采集与计算，对开关进行分合闸操作，实现对馈线开关的故障识别、隔离和对非故障区间的恢复供电。部分DTU还具备保护和备用电源自动投入的功能。

『捌』 继电保护里面微机型馈线保护装置WKH-892的字母和数字含义是什么

继电保护设备的命名是没有标准和规范要求的，根据各个厂家自己定的标准来， 这个型号应该是许继的线路保护，保护测控一体化的设备。
要想知道具体的含义，就需要查阅许继的厂内标准了。

『玖』 求变电站自动化系统

1第一代（88—95）
1983年，世界上诞生第一套变电站自动化系统，由ABB公司提供。
1987年，世界上诞生第一套微机发电机保护，由ABB公司提供。
1）前期Z80单板机，后期8031（8位）；
2）应用范围：35KV、110KV，保护有220kv以上的微机保护。应用很少，并未普及，只有极少数变电站采用；
3）结构图
全部以硬接线上RTU。
4）在93、94年左右，这一代在变形：取消了变送器；增加了上位机数量。
2第二代（95—02、03）
1）前期8096，后期80C196（16位）；
2）低压侧保护开始时有一个机箱公用两个CPU保护几条线路的，到后来，都严格按对象分了。到98年，低压侧已全部采用保护、测控合一形式，并具备通信功能。这样，低压侧就不再需要集中式测控单元了，电缆少了、占地少了、就地安装，对变电站意义重大；直流电源已具备通信能力，数字式电度表出现；
3）由于通信设备大量增加，对当时的网络带来很大考验，其原因主要有两点：装置配合不好；网络本身没有到位（开始是485，接着是现场总线）；
对上位机的压力也很大，主要表现在实时性上，响应很慢。
4）开始应用冗余技术，做220KV等级；
5）开始出现双操作员站、远动站、工程师站，上层网通信出现双以太网。为了解决多后台问题，出现了前置机。为解决前置机瓶颈问题，出现了双前置机。
这一代在96、97年左右，相关部门下文，新建变电站必须采用综合自动化系统，开始大力推广。
工矿企业等用户也提出把电度积分做进保护测控装置的需求。有些公司在98年曾作过，但好多当时由于占用资源较多，没有采用。
这一代产品，在现有的一些小厂家，还有在推的。
3第三代（03—至今）
1）DSP（32位），16位A/D；
2）基于第二代混乱的自用通信规约问题，03年，国家颁发IEC-103、104，以进一步保证通信可靠性，并促进各厂家产品的对接。
3）由于第二代的大力推广，使得保护的可靠性问题，更为突出，许多厂家在如何保证微机保护的可靠性上，下了不少功夫，这是该代产品的普遍特点。
装置抗干扰措施完整，确保装置安装于条件恶劣的现场时仍具备高可靠性:
² 总线隔离。所有与外界的总线连接都先经过缓冲器处理；
² 光电隔离。装置的开入开出、串行通信接口部分均采用光电隔离；
² 使用高集成度的器件，减少了元器件的数量；
² 集成电路全部采用工业品或军品，MTBF提高约为原有2－3倍；
² 对整个硬件回路采取屏蔽，防导体间耦合干扰；
² 在AI输入回路采取电容滤波，外部回路无需再加设交、直流输入抗干扰模块；
² 采用多层板和表面贴装技术，电路板的抗干扰能力强；
² 后插拔、双连接器结构，真正实现强、弱电回路分开，输入、输出信号回路分开；
² 采用加强型单元机箱，按抗强振动设计；
² 电源加装抗干扰电容滤过器，防止尖峰脉冲和浪涌；
² 完善的软硬件自检功能，使得任何元器件损坏不会造成装置的误动作和拒动作：硬件可自检到出口线圈、电源；冗余自检功能，数据采集回路的累加和自检功能，解决出异常大数的问题；此外，软件还采用了看门狗、软件陷阱等措施。
此外，第三代保护产品在软硬件平台、双CPU冗余、主后共用CT、出口矩阵灵活整定、波形提取、事件记录容量、内嵌电度、交流操作回路、交流电源、FC回路保护功能、MODBUS等通信规约、MMI的接口友好、软件的模块化编制、自动测试装置、保护动作分析软件、装置生产工艺、装置外观、说明资料等方方面面都取得了快速发展。
4）第二代产品的前置机瓶颈问题较为突出，代之以分散式的前置机。
5）对网络通信和后台应用软件的重视。随着电力系统自动化领域特别是电网侧自动化的高速发展，各厂家所开发的监控系统软件都或多或少地暴露出了一些问题。其中，尤以后台死机、通讯不稳定最为突出。《国家电力公司国内500kV变电站自动化技术调研报告》中曾指出：

经过大量的试验和系统测试，上述站控层应用软件的主要故障是由于软件中隐藏的Bug所造成的。

4第四代——数字化变电站
2004年，世界上基于61850的第一套自动化系统，由ABB提供。
2005年，与61850完全兼容的保护装置诞生，由ABB提供。
有关此部分的文献较多，不作赘述。

『拾』 什么是馈线配电功能

馈线系统保护充分吸取了高压线路纵联保护的特点，利用馈线保护装置之间的快速通信一次性实现对馈线故障的故障隔离、重合闸、恢复供电功能，将馈线自动化的实现方式从集中监控模式发展为分布式保护模式，从而提高配电自动化的整体功能。

2.1传统的电流保护

过电流保护是最基本的继电保护之一。考虑到经济原因，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。常用的方式有反时限电流保护和三段电流保护，其中反时限电流保护的时间配合特性又分为标准反时限、非常反时限、极端反时限和超反时限，参见式（1）、（2）、（3）和（4）。这类保护整定方便、配合灵活、价格便宜，同时可以包含低电压闭锁或方向闭锁，以提高可靠性；增加重合闸功能、低周减载功能和小电流接地选线功能。

电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。当馈线故障时，将整条线路切掉，并不考虑对非故障区域的恢复供电，这些不利于提高供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。

2.2重合器方式的馈线保护

实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式「参考文献」。参见图1，重合器R位于线路首端，该馈线由A、B、C三个分段器分为四段。当AB区段内发生故障F1，重合器R动作切除故障，此后，A、B、C分段器失压后自动断开，重合器R经延时后重合，分段器A电压恢复后延时合闸。同样，分段器B电压恢复后延时合闸。当B合闸于故障后，重合器R再次跳开，当重合器第二次重合后，分段器A将再次合闸，此后B将自动闭锁在分闸位置，从而实现故障切除、故障隔离及对非故障段的恢复供电。

目前在我国城乡电网改造中仍有大量重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性，相对于传统的电流保护有较大的优势。该方案的缺点是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定影响。

2.3基于馈线自动化的馈线保护

配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。参见图2所示系统，这种馈线自动化的基本原理如下：当在开关S1和开关S2之间发生故障（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，装设在S1处的FTU 检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。

这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸的多种方式，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。该方案是目前配网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复供电方面都有效地提高了供电可靠性。同时，在整个配电自动化中，可以加装电能质量监测和补偿装置，从而在全局上实现改善电能质量的控制。

三。馈线保护的发展趋势

目前，配电自动化中的馈线自动化较好地实现了馈线保护功能。但是随着配电自动化技术的发展及实践，对配电网保护的目的也要悄然发生变化。最初的配电网保护是以低成本的电流保护切除馈线故障，随着对供电可靠性要求的提高，又出现以低成本的重合器方式实现故障隔离、恢复供电，随着配电自动化的实施，馈线保护体现为基于远方通信的集中控制式的馈线自动化方式。在配电自动化的基础上，配电网通信得到充分重视，成本自动化的核心。目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：

1）电流保护切除故障；

2）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；

3）集中式的配电主站或子站遥控FTU实现向非故障区域的恢复供电。

这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复供电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就可以大大提高馈线保护的性能，从而一次性地实现故障切除与故障隔离。这需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协同动作，共同实现有选择性的故障隔离，这就是馈线系统保护的基本思想。

四。馈线系统保护基本原理

4.1 基本原理

馈线系统保护实现的前提条件如下：

1）快速通信；

2）控制对象是断路器；

3）终端是保护装置，而非TTU.

在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。基本原理如下：

参见图3所示典型系统，该系统采用断路器作为分段开关，如图A、B、C、D、E、F.对于变电站M，手拉手的线路为A至D之间的部分。变电站N则对应于C至F之间的部分。N侧的馈线系统保护则控制开关A、B、C、D的保护单元UR1至UR7组成。

当线路故障F1发生在BC区段，开关A、B处将流过故障电流，开关C处无故障电流。但出现低电压。此时系统保护将执行步骤：

Step1：保护起动，UR1、UR2、UR3分别起动；

Step2：保护计算故障区段信息；

Step3：相邻保护之间通信；

Step4：UR2、UR3动作切除故障；

Step5：UR2重合。如重合成功，转至Step9；

Step6：UR2重合于故障，再跳开；

Step7：UR3在△T内未测得电压恢复，通知UR4合闸；

Step8：UR4合闸，恢复CD段供电，转至Step10；

Step9：UR3在△T时间内测得电压恢复，UR3重合；

Step10：故障隔离，恢复供电结束。