DTU配网自动化远方终端CYD-8000使用说明书(12回路及以内)4u单元

CYD-8000配电自动化终端装置

使用说明书

合肥川右电力科技有限公司

感谢您选择使用配电自动化终端装置，为了方便您选购和安全、正确、高效的使用本终端，请仔细阅读本使用手册并在使用时务必注意一下几点。

注意CAUTION：

◆该装置必须有专业人员进行安装与检修

◆在对该装置进行任何内部或外部操作前、必须切断输入信号和电

源◆始终使用合适的电压检测装置来确定仪表各部位无电压

◆提供给该装置的电参数需在额定范围内下

述情况会导致装置损坏或装置工作的异常：

◆辅助电源电压超范围◆配电系统频率超

范围

◆电流或电压输入极性不正确

◆带电拨通信插头

◆未按要求连接端子连线

◆废弃金属线头(丝)或其他金属物体遗留在机箱中，导致短路

当装置正常工作时，请勿接触端子

Please don’t touch the terminals

when the terminal is in operation!

安全准则

欢迎您使用我公司配电网馈线自动化装置设备，为了避免使用中出现意外现象，请遵守以下安全准则：

现场安装调试时,请仔细阅读本使用手册的内容。1、本装置发货到现场后，非专业人员请勿随意打开装置机箱，切勿更改

机箱内的任何布线和单元模块，更不能改动任何跳线设置或拨码开关的位置，以免影响装置的正常工作。

2、避免废弃金属线头(丝)或其他金属物体遗留在机箱中，以防止短路或其他故障的发生。

3、对电源单元进行如下操作时：

更换电源单元；

更改电源单元的对外接线；

维修电源单元。

4、为防止意外情况的发生应首先检查和进行以下操作：请您首先断开外部电源输入，关闭电源单元的输出开关。

5、装置带电情况下不允许拆卸内部的任何部件。

6、装置运行时不可随

意按动装置的任何按钮。7、系统的配置参数不能随意更改或变换，必须由厂家指定的专业人员进

行更换，更换后应进行严格的登记。

8、装置安装之前应检查机箱内的所有部件的紧固程度。

9、装置安装完毕后应认真检查接口连接是否正确，遥控继电器接点与一次设备的对应关系是否正确，尤其是电压回路不能短路，电流回路不能开路。

目录

第一部分产品概况 (1)

1基本简介 (1)

1.1产品简介 (1)

1.2引用标准 (1)

1.3产品技术特点 (2)

2技术性能指标 (3)

2.1机械及环境参数 (3)

2.1.1工作环境 (3)

2.1.2机械性能 (4)

2.2电气技术参数 (4)

2.2.1额定数据 (4)

2.2.2功率消耗 (4)

2.2.3过载能力 (4)

2.3主要技术指标 (4)

2.3.1交流采样 (4)

2.3.2遥信开入 (5)

2.3.3遥控输出 (5)

2.3.4电源 (5)

2.3.5可靠性 (5)

2.4电磁兼容 (5)

2.4.1静电放电 (5)

2.4.2高频电磁场 (6)

2.4.3电快速瞬变脉冲群 (6)

2.4.4浪涌 (6)

2.4.5阻尼振荡波 (6)

2.4.6交流电磁场 (6)

2.5绝缘耐压 (7)

2.5.1绝缘电阻 (7)

2.5.2绝缘强度 (7)

2.5.3冲击耐压 (7)

3功能介绍 (7)

3.1遥控、遥测、遥信功能 (7)

3.1.1遥控功能 (7)

3.1.2遥测功能 (8)

3.1.3遥信功能 (8)

3.2参数设置功能 (8)

3.3电源失电保护功能 (9)

3.4对时功能 (9)

3.5历史记录及上报功能 (9)

3.6故障检测 (9)

3

3.7通信功能 (10)

3.8当地调试功能 (10)

3.9高级故障处理功能（配网核心） (10)

第二部分基本介绍 (12)

1基本介绍 (12)

1.1核心模块使用说明 (12)

1.2数据采集模块使用说明 (14)

1.3遥控模块使用说明 (16)

1.4遥测采集模块使用说明 (18)

1.5电源模块使用说明 (19)

1.6液晶模块使用说明（8回路以上无液晶显示模块） (19)

1.6.1基本操作介绍 (20)

1.6.2实时数据 (21)

1.6.3历史事件 (22)

1.6.4参数查看 (22)

1.6.5定值设定 (23)

1.6.6系统维护 (23)

1.6.7其他设备 (24)

2配置和应用说明 (24)

2.1开入说明 (24)

2.2终端产生的虚遥信说明 (24)

2.3遥控信号说明 (24)

2.4遥控板配置说明 (24)

2.5遥信功能操作 (25)

2.6遥控功能操作 (25)

2.7采样功能操作 (25)

2.8电源切换功能操作 (26)

2.9蓄电池电量采集 (25)

第三部分现场安装说明 (26)

1操作流程 (26)

1.1运行前检查 (26)

1.2确认电压等级并投入运行 (26)

1.3系统检测 (26)

2注意事项 (27)

3使用和维护 (27)

3.1开箱检查 (27)

3.2现场接线 (27)

第一部分产品概况

1基本简介

1.1产品简介

配电自动化装置是我公司自行研制开发的新型配电自动化终端，经过现场投运和不断改进、完善，目前已形成了适用于各种不同场合，不同功能要求的系列化产品。

配电自动化装置是针对目前城市电网中应用越来越广泛的环网柜、小型开闭所，而开发的监控终端产品，可与配电网自动化主站和子站系统配合，实现多条线路的电量的采集和控制，检测故障、故障区域定位、隔离及非故障区域恢复供电，提高供电可靠性。

配电自动化装置以高性能32位微处理器为硬件开发平台，以高效嵌入式实时操作为软件开发平台。产品在设计上保证稳定可靠、高性能、高精密、低成本、易安装。

配电自动化装置通讯结构支持多串口，多以太网口，支持多网段、网络交换机、GPRS通信、手持无线维护等功能。提供标准的通讯接口可外接计算机，通过专用维护软件对其进行维护，也可通过公用电话网对主处理器进行远程维护，，方便现场维护，提高系统的可用率。

配电自动化装置各个CPU模件之间的通信通过母线板的高速CAN总线实现，主CPU模件作为主站方，管理整个通信过程，测控CPU模件作为从站方。多台装置可通过内置的工业级工业交换机构成以太网总线，确保数据处理及数据交互需要足够带宽。

机械结构形式为双层机箱式，外层挂箱箱体一次成型防雨防尘，内层采用模件机箱，安装方便，结构清晰，外箱尺寸可根据用户需求定制。内箱采用标准6U机箱（如在某些有条件的开闭所，可以直接使用内箱嵌装在机柜上）。

1.2引用标准

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

●GB/T13720地区电网数据采集与监控系统通用技术条件

●GB/T13729远动终端设备

●GB/T13730地区电网调度自动化系统

●GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

●GB/T15153.1远动设备及系统电源及电磁兼容性标准

●GB/T17626电磁兼容试验和测量技术

●DL451循环式远动规约

●DL516电力调度自动化系统运行管理规程

●DL/T550地区电网调度自动化功能规范

●DL/T599城市中低压配电网改造技术导则

●DL/T630交流采样远动终端技术条件

●DL/T634.5-101远动设备及系统标准传输协议子集第101部分

●DL/T634.5-104远动设备及系统标准传输协议子集第104部分

●DL/T667继电保护设备信息接口配套标准

●DL/T721配电网自动化系统远方终端

●DL/T790采用配电线载波的配电自动化

●DL/T814配电自动化系统功能规范

●DL/T890能量管理系统应用程序接口

●DL/T1080电力企业应用集成配电管理的系统接口

●DL/T5003电力系统调度自动化设计技术规程

●DL/T5404电力系统同步数字系列（SDH）光缆通信工程设计技术划定

●Q/GDW156城市电力网规划设计导则

●Q/GDW212电力系统无功补偿配置技术原则

●Q/GDW370城市配电网技术导则

●Q/GDW382配电自动化技术导则

●IEC60870TelecontrolEquipmentandSystems

●IEC61968Application Integrationat Electric Utilities System

Interfacesfor Distribution Management

●IEC61970EnergyManagement System Application Program Interface(EMS-

API)

1.3产品技术特点

CYD-8000配电自动化终端装置以高性能32位微处理器为硬件开发平台，以高效嵌入式实时操作为软件开发平台。其具有以下鲜明的技术特点：

1、统一的核心公共平台

平台：统一的嵌入式软硬件组合平台（CPU采用自主开发的32位主板，主频可达到240MHZ信息处理容量大的硬件平台和嵌入式多任务实时操作系统的软件平台），支持高速以太网总线以及CAN总线，接口容量大。

存储：大容量的FALSH及RAM，可以记录位置、事故遥信变位SOE等事件顺序记录、极值记录数据当地存储，时间不小于1个月，支持历史数据补充上传。

2、通信方式、通信规约多样化配置

接口类型数量接口参数支持的通信规约

RS232/RS485接口4个波特率：300～115200bps可调101

每个串口可以灵活配置通信参MODBUS等

数以及通信规约

以太网网络接口2个10/100M自适应，自动极性识别104等

软件配置：支持多种通信方式和多种通信规约，可同时与多个不同级别的主站通信。

3、遥信、遥控、遥测灵活配置

真正模块化设计，三遥功能模块标准通用，任意模块的损坏不影响其它模块及系统的运行。

三遥点数在测控单元最大容量范围内，可以根据需要扩展三遥功能模

块。三遥点数超出测控单元最大容量范围，可以通过扩展总线外扩功能模

块。4、智能化电源管理

电源实时监视，交流失电及电池欠压告警。

电池在线管理，支持手动、自动及远方活化。

电池充放电保护，低于放电关断点时自动切断电池供电。

可为终端、通信设备、遥信、遥控提供多种工作电源与操作电源，有输出短路保护。

支持接入铅酸蓄电池、锂电池。

5、维护方面

预留WEB接口，可随时使用WEB浏览器进行工况显示和简单数据定制。

提供各种指示灯指示运行状态。

提供远程和本地维护接口，运行人员可在本地或主站等远方对其进行维护。

支持手持无线维护，可以方便的进行调试。

支持手持U盘等移动设备维护，可以方便装置程序在线升级。

6、环境方面

适应严酷环境，工作温度-40℃～+70℃，防磁、防震、防

潮。电磁兼容可以达到4级及以上要求，可适应强电磁环

境。7、故障处理方面

支持常规DTU/FTU，能灵活配置适应电流型DA和电压型DA；

支持网络保护（面保护、对等通信），在没有主站情况下迅速查找和隔离故

障；支持看门狗控制器功能，迅速切除用户分支线故障；

带重合功能DTU安装在变电站出口第一个开关替代出口开关，避免出口开关频繁跳闸。2技术性能指标

2.1机械及环境参数

2.1.1工作环境

温度：-40℃～+70℃保证正常工作；

环境温度最大变化率：1℃/min；

湿度：5%～lOO%；

最大绝对湿度：35g/m３；

大气压力70～106kPa。

2.1.2机械性能

机箱防护性能：防护等级不低于GB/T4208规定的IP64级要求；

工业级产品：温度范围(-40℃～+70℃)，防磁、防震、防潮、防雷、防尘、防腐蚀；

壁挂式或柜式安装，扩展方便。

2.2电气技术参数

2.2.1额定数据

工作电压：DC48V或DC24V；

交流电压：220V，频率：50Hz；

遥信电压：DC24V；

误差：±20%。

2.2.2功率消耗

交流电压：<0.25VA/相；

交流电流：<0.25VA/相；

整机功耗：非通信状态下≤18VA通信状态下≤40VA

2.2.3过载能力

交流电压：2倍额定电压：连续工作；

交流电流：2倍额定电流：连续工作；20

倍额定电流：允许1秒。

2.3主要技术指标

2.3.1交流采样

电压输入标称值：220V/100V50Hz。

电流输入标称值：5A/1A。

交流电压电流采样精度：0.5级。

直流电压、频率采样精度：0.1级。

有功功率、无功功率、功率因数采样精度：0.5级/1.0级。

在标称输入值时，每一回路的功率消耗小于0.25VA。

在所规定的标称值范围内，线性误差不超过±0.5%。

短期过量交流输入电流施加标称值的2000%（标称值为5A），持续时间小于1s，系统工作正常。

短期过量交流输入电压施加标称值的200%（标称值为100V），持续时间小于1s，系统工作正常。

故障电流的输入范围为10IN（IN为额定输入电流）线性范围，故障电流的总误差不大于±3%。

积分电度≤±1%。

2.3.2遥信开入

信号输入方式：无源接点。

输入回路采用光电隔离。

接点电压：DC24V。

SOE分辨率小于2毫秒。

事故时遥信变位传送时间小于1秒。

软件防抖动时间0-60000毫秒可设。

2.3.3遥控输出

输出方式：继电器常开接点。

接点容量：AC250V,12A；DC30V,12A。

脉冲量输入特性。

输入回路采用光电隔离。

脉宽>10ms。

接口电平：(0～24)V。

误差≤±1个脉冲。

2.3.4电源

配电自动化终端主电源：交流220V，允许偏差-20％～+20％；具备双路交流电源自动切换功能；

终端备用电源：铅酸蓄电池电池(DC24V/DC48V,单节电池容量≥7Ah)；交流失电后维持正常工作14小时以上；

开关操作电源输出电压/功率：+24V，短时450W(负载接开关3～5s内)；

终端整机功耗<10W。

2.3.5可靠性

终端的快速瞬变干扰试验、高频干扰试验、浪涌试验、静电放电干扰试验、辐射电磁场干扰试验均满足DL/T721-2000《配电网自动化系统远方终端》规定中的4级要求；

平均无故障时间不小于50000小时。

2.4电磁兼容

2.4.1静电放电

静电放电试验符合IEC1000-4-2的规定。

接触放电；

严酷等级：4级；

试验电压：8kV。

2.4.2高频电磁场

高频电磁场试验符合IEC1000-4-3的规定。

终端在正常工作状态；

频率范围：80MHz～1000MHz；

严酷等级：4级；

试验场强：10V/m。

2.4.3电快速瞬变脉冲群

电快速瞬变脉冲群干扰试验符合IEC1000-4-4的规定。

(1)终端在正常工作状态下，实验电压施加于终端的电源电压端口与地之间：

严酷等级：4级；

试验电压：2kV。

(2)终端在非工作状态下，试验电压施加于终端的电源电压端口与地之间：

严酷等级：4级；

试验电压：4kV。

(3)终端在正常工作状态下，试验电压施加于终端的电流、电压输入端：

严酷等级：4级；

试验电压：1kV。

(4)终端在正常工作状态下，用电容耦合夹将试验电压耦合至输入/输出

信号、数据、控制及通讯线路上：

严酷等级：4级；

试验电压：1kV。

2.4.4浪涌

浪涌试验符合IEC1000-4-5的规定。

严酷等级：4级；

试验电压：2kV(电源电压两端口之间)；4kV(电源电压各端口与地之间)；

波形：1.2/50μs。

2.4.5阻尼振荡波

阻尼振荡波试验符合IEC1OOO-4-12的规定。

电压上升时间(第一峰)：75ns±20%；

振荡频率：100KHz和1MHz±10%；

电压峰值：共模方式2.5kV，差模方式1.25kV。

2.4.6交流电磁场

正常工作状态下，终端置于与系统电源电压相同频率的随时间正弦变化的、强度为0.5mT(400A/m)的均匀磁场的线圈中心，工作正常。

2.5绝缘耐压

2.5.1绝缘电阻

终端单元输入、输出回路对地和各回路之间的绝缘电阻不低于10MΩ(正常条件下测试)和10MΩ(湿热条件下测试)。

2.5.2绝缘强度

终端单元电源、交流输入、输出回路及输出继电器常开触点之间能承受额定功率为

50Hz、有效值为2.0kV，时间为l分钟的交流耐压试验，无击穿与闪络现象。

2.5.3冲击耐压

终端单元电源、输入、输出回路对地和各回路之间承受5kV标准雷电波的短时冲击电压。

3功能介绍

3.1遥控、遥测、遥信功能

3.1.1遥控功能

可以正常的遥控跳闸、合闸。

●终端接受并执行来自主站或子站的遥控命令，完成开关的分、合闸操作；

●具有远方/本地转换开关：可就地实现开关的分、合闸操作；

●分别记录并保存主站及当地遥控记录；

●软硬件防误动措施，保证控制操作的可靠性；

●每个遥控接点可以单独设置动作保持时间。

遥控控制流程：

(1)终端接收到主站下发的遥控预置命令后，终端检验遥控命令的正确性；

(2)遥控命令正确时，终端合上控制对象继电器，检测对象继电器动作是否正确；

(3)对象继电器正确动作后，终端向主站发送遥控正确返校应答；

(4)主站接收到遥控正确返校应答后，下发遥控执行或遥控撤销命令；

(5)终端接收到遥控执行命令后，合上执行继电器，经设置的遥控持续时间

后，断开执行继电器及对象继电器，同时断开输出继电器电源。

遥控保护措施：

(1)软件保护：只有接收到正确的遥控预置命令及遥控执行命令才动作；

(2)出口继电器平时没有工作电源，只有接收到遥控预置命令后才上电；

(3)软硬件结合的控制闭锁，保证终端运行不正常时控制不出口；

(4)对象继电器的硬件返校，确保对象继电器误动时控制不动作；

(5)电源控制继电器、对象继电器、执行继电器顺序动作时，才有控制出口，

加大了控制的可靠性。

3.1.2遥测功能

遥测量（YC）采集：包括Ua，Ub、Uc、Ia、Ib、Ic、F、P、Q、S、COS、I0、U0等模拟量。通过积分计算得出有功电度、无功电度，所有这些量都在当地实时计算，实时累加。

采集蓄电池电压等直流量、电流电压的谐波分量等。

遥测量通过PT/CT将二次侧的电压/电流量转换成相应的弱电压信号后，进入16位A/D转换芯片，现场标准二次电压(100V/220V)和电流(5A或1A)经高精度小PT、CT隔离变换成弱信号，经模数转换器(A/D)送入DSP处理模块进行计算处理。

计算得到下列遥测量：

●三相电压、三相电流；

●总及三相有功功率；

●总及三相无功功率；

●总及三相功率因数；

●频率；

●电流电压相位；

●零序电压(U0)和零序电流(I0)等。

3.1.3遥信功能

遥信量（YX）采集：采集遥信变位，事故遥信并可向主站或子站发送状态量。有事件顺序记录（SOE），遥信分辨率小于2ms。遥信输入信号以空接点的方式经光电隔离器后送入遥信采集模块进行处理。经硬件滤波、软件滤波，得到遥信输入信号的分合状态。

软件滤波时间可设，从而确保稳定的遥信动作时才产生遥信变位，减少遥信的误报。

●采集开关和接地刀闸的合、分状态量信息；

●采集终端电源状态信息；

●采集终端故障、异常信息等虚拟遥信；

●遥测越限、过流、接地等虚拟遥信；

●采集各种故障指示器接入状态量；

●采集柜门开闭状态信息；

●采集开关储能状态。

3.2参数设置功能

终端具有参数远方设置功能和当地设置功能，具备以下指示及设定内容：

终端具有参数远方设置功能和当地设置功能，具备以下指示及设定内容：

●接收主站或子站的参数设置及定值修改，子站或主站可随时召唤终端的当前整

定值；

●设置电源、自检、闭锁等指示控制器运行状态的指示灯；

●设置控制器运行状态、通信状态指示灯；

●设置故障告警指示灯，并可通过复位按钮消除告警指示；

●设置定值整定拨码或按键，操作可靠、显示直观，可设置如下参数：

?单相接地保护动作零序电流定值、零序电压定值、保护动作时限；

?过负荷保护动作电流定值、保护动作时限；

?短路保护动作电流定值、保护动作时限

●设置保护功能的投退按键或拨码

3.3电源失电保护功能

终端电源失电时，终端的实时信息在内部掉电保护的存储器（SRAM）中保存。

3.4对时功能

终端具备主站及终端自身对时功能。可以通过维护软件或者主站对时命令对终端进行对时。

3.5历史记录及上报功能

装置应具有线路故障记录SOE，可反映故障发生时的故障性质（如单相接地、过负荷、短路）、故障发生时间；SOE数量多达1000条。

记录系统真实遥信信息及故障发生、系统运行状态信息。

●告警记录，主要对三相过电流、U0过压、I0过流、三相过负荷进行检测，并上报；

●遥控信息，记录遥控发生的时刻、状态及类型，并上报；

●遥信变位记录，记录遥信变位的时间及状态，并上报。

3.6故障检测

1、故障检测功能：

◆零序过流检测；

◆线路过负荷检测；

◆线路三相过电流检测；

◆线路三相电压检测。

2、故障判别功能：

终端根据采集的电流大小及设置的定值，能够判别故障电流、快速计算故障电流大小，进行比较，并将故障信息及性质主动上报给主站或子站(状态变位优先传送)，以便进行故障隔离。

3、遥测越限检测功能

◆电流越限检测；

◆电压越限检测；

◆零序电压越限检测。

4、遥测越限判别功能

终端根据采集的电流大小及设置的定值，能够判别线路电压、电流及零序电压电流、快速计算电压、电流及零序电压电流大小，进行比较，越限信息将以遥信形式产生SOE 记录，主动上报给主站或子站。

5、故障识别策略

1）故障类型、故障信号的识别由从板（CCU）完成；从板（CCU）采取高速采样的原理，采样电流瞬时值，作为故障判别的依据。故障采样频率为32点/周波。

2）当线路中发生相间短路的情况下，从板（CCU）会采样到电流的瞬变，并超过电流

限值，以判断出故障的发生。在故障发生的20ms(一个周波)，即可判断出故障。

3）单相接地故障判断，必须依据零序分量才能有效。单相接地点的零序功率分量，与正常运行时的零序功率分量在相位上是相反的，且非故障相电压比故障相电压升高 1.5倍及以上，根据这一特征，能判断出单相接地故障的发生。

4）由于我国配电网多是中性点不接地或经消弧线圈接地，零序分量幅值相当小，因此，单相接地故障判断的准确性比较低。

5）由于单相接地故障准确性低，因此，可以采用拉合开关的排除法找出单相接地故障。这一功能可以主站在程序设计上完成，使之具有开关操作序列提示的功能，以保证操作的正确性。

3.7通信功能

配套GPRS/CDMA通信模块与主站或相关人员的手机进行通信。具有遥测、遥信、遥控的功能，可检测及传送开关状态、终端工作状态、线路两侧电源状态、线路电压、线路电流等数据信息。

通信配置包括以太网口和串行通信口：

●基本配置4个以太网口，支持10/100BASE-T自适应以太网络通信；

●基本配置1个维护口，3个串行通信口，支持RS-485/RS-232通

信。支持多种类型的通信方式：

●支持基于光纤的网络通信方式；

●支持电力载波通信方式；

●支持无线通信(GPRS/CDMA)；

支持通信口多种规约灵活配置：

●多个通信口实现与多个主站和子站进行通信；

●支持IEC608-70-5-101(2002版)、IEC60870-5-104、DNP3.0等多种通信规约

与主站和子站进行通信。IEC608-70-5-101(2002版)、DNP3.0支持平衡式、

非平衡式通信模式。支持广东电网DL/T631.5101-2002实施细则，广东电网

DL/T634.5104-2002实施细则。

3.8当地调试功能

1)终端有专用调试接口RS232，供便携机当地调试使用；

2)具备蓝牙无线手持维护调试功能；

3)终端面板上配有各种运行指示灯，如电源运行指示灯、线路故障指示灯、遥信

运行指示灯等。

4)支持可移动硬盘（如U盘）进行程序在线升级维护。

3.9高级故障处理功能（配网核心）

配电网馈线自动化作为配网自动化系统中的关键和重要任务，是配电系统自动化的主要功能之一。随着我国国民经济的高速发展和改革开放的深入，人们对电力的需求日益增长，同时对供电可靠性和供电质量提出了更高的要求。电力部颁布的“九五”指标，要求供电系统可靠性达到99.9%,根据目前国内配电网的现状，若不采取有效的技术措施，是不

可能达到此要求的。馈线自动化系统（FA）可以提高城区配电网的运行水平，减少故障停电次数和停电时间，自动实现故障隔离，减少停电范围，实现非故障区域的恢复供电，提高供电的可靠性。

馈线自动化系统的故障检测、定位、隔离与恢复控制分为三个层次，一是以配电终端为基础的故障检测，二是以配电子站为辐射中心的低层区域控制，三是以主站为管理中心的高层全局控制。站端、子站、主站分别承担不同的任务。在配网发生故障时，配电终端监测到故障电流或线路失压过压信息，形成故障信息报告，配电子站或主站，根据一定时间段内多个故障信息报告与网络拓扑分析结合，对故障发生的位置进行定位；配电主站或子站根据故障定位结果，对故障两侧的开关进行分闸操作把故障区域与非故障区域隔离开来；配电主站根据故障隔离的情况和各种恢复方式下潮流计算的结果，给出各种恢复方案供调度员参考或自动根据一定约束目标下的最优方式进行自动遥控操作完成对非故障区域的供电恢复。

本装置可以提供如下的故障处理能力：

（1）过流跳闸功能（三段式保护）：支持三段式电流过流跳闸功能，支持零序过流上报及过流跳闸功能；

（2）重合闸功能：重合闸次数可以设置；

（3）双电源备自投功能；

（4）FA故障处理功能：具有专门的FA配置界面，可以根据不同的要求实现不同的FA保护策略的设置；

（5）DA故障处理功能：具有专门的DA配置界面，可以根据不同的要求实现不同的DA保护策略的设置；可以快速实现多电源点之间的故障识别、故障上传（定位）、故障隔离以及非故障区域的恢复；

（6）支持常规DTU/FTU，能灵活配置适应电流型DA和电压型DA；

（7）支持网络保护（面保护、对等通信），在没有主站情况下迅速查找和隔离故障；

（8）支持看门狗控制器功能，迅速切除用户分支线故障；

（9）带重合功能的设备安装在变电站出口第一个开关替代出口开关，避免出口开关频繁跳闸

（10）保护设定内容

1）单相接地保护

定值整定范围适应电网中性点不接地系统、经消弧线圈接地系统，具体设置见下表。

定值内容整定范围分档级差

零序电流定值0.2～8A（一次值）级差0.2A，任意设置

零序电压定值290～5800V（一次值）任意设置

零序电流和零序电压

超前120°，滞后25°固定值

相位差定值

接地动作延时时间0～9999s级差1s，任意设置

在正确整定定值后，当分界开关负荷侧发生单相接地故障达到零序电流、零序电压及零序电流和零序电压之间的相位差的保护整定值时，零序保护在整定延时时间后输出分闸信号，作用于分界开关本体跳闸，隔离故障。

在正确整定定值后，当分界开关电源侧发生单相接地故障时，零序保护不动作。2）过负荷及短路保护

整定范围与具体设置见下表。

定值内容整定范围(二次值)分档级差

过流保护电流定值0.05～2A任意设置延时定值0～99,999ms任意设置

速断保护电流定值0.5～10A任意设置延时定值0～6000ms任意设置

第二部分基本介绍

1基本介绍

主要由以下分模块组成：

（1）核心模块：采用32位微处理器，主频达240MHZ，外围扩展4串行口、提供2个10/100M以太网交换机接口、双网卡、RTC及WATCHDOG等。采用大容量FLASH存储器，保证数据不丢失。内置GPRS/CDMA通信模块。

（2）数据采集模块：采用32位微处理器，主频达240MHZ，每个分板CPU配置供32路遥信、一个10/100M以太网接口。遥信输入采取滤波、光电隔离等防干扰措施。

（3）遥控模块：采用遥控部分采用三级电子锁看门狗，采用独立的供电电源。确保遥控的高可靠性，高抗干扰性。遥控输出采用预置-反校-执行的控制过程，提供继电器常开接点输出。每块遥控模块配置4路遥控，同时本模块提供本地操作单元以及远方控制单元可选的功能。

（4）交流采样模块：本模块内置高速工业AD，主要用来采集交流电压、交流电流、零线电流、直流电压和直流电流。可以采集交流电压（0-400V）、可以采集交流电流（0-100A）、可以采集零线电流(0-5A)、可以采集直流电压（0-5V）和可以采集直流电流（0-20mA/4-20mA）。本模块采用组态软件设计，硬件采用兼容设计，可根据用户需求灵活配置容量生产。

（5）电源模块：电源模块为整个装置提供工作电源，提供两路电源输入，具有双电源无缝供电切换功能，任何一路有电，系统都可正常供电，当两条线路都无电的情况下，系统自动切换到后备蓄电池供电状态。线路停电后，自动投入备用电源，装置正常工作不低于8小时。

1.1核心模块使用说明

核心模块主要有主控CPU、网卡（2个）、HUBCARD、USBCARD以及液晶模块组成，主模块支持4个串口通信、2个网络口通信。另外还可以支持GPRS通信，同时通信模块含有就地复归按钮，可以用于对线路故障的复归处理。

核心模块的主要功能是用来和上一级主站或子站进行通信，另外还具有对本地线路故障就地复归的功能，通过核心模块的通讯接口可以外接光猫或者光交换机（用于接光纤）等，下面简单介绍各个部件的使用。

●网络口：用于接网络接口设备或者配置GB104规约、还可以用于接入光交换机等；

●串口：用于接串口设备或者配置GB101规约、还可以用于接入光猫等；

●复归按钮：用于就地复归线路故障信号；

●可以用于监测其它板级的工作状况；

●可以用于控制蓄电池的活化等。

信号灯名称功能描述

电源指示装置电源，正常工作时常亮

运行指示主CPU运行状况，正常工作时周期性闪烁

自检指示灯亮装置自检不通过

故障装置保护动作

总线通信模块与数据采集模块间通信数据收发指示灯，有数据指示灯闪烁

备用

通信1COM1串行通信口的数据接收指示灯，有数据指示灯闪烁

通信2COM3串行通信口的数据接收指示灯，有数据指示灯闪

通信3COM4串行通信口的数据接收指示灯，有数据指示灯闪烁

通信4COM5串行通信口的数据接收指示灯，有数据指示灯闪烁通讯端口定义如下表所示。

引脚号缩写符信号方向说明

1RXD1从调制解调器到终端接收数据

2TXD1从终端到调制解调器发送数据

3RXD2从调制解调器到终端接收数据

4TXD2从终端到调制解调器发送数据

5SGND--信号地

6485B1从调制解调器到终端接收数据

7485A1从终端到调制解调器发送数据

8485B2从调制解调器到终端接收数据

9485A2从终端到调制解调器发送数据

10S1GND--信号地

网络口（RJ45）定义如下表

引脚号缩写符说明

1TX+发送数据线高电位

2TX-发送数据线低电位

3RX+接收数据线高电位

4

5

6RX-接收数据线低电位

7

8

1.2数据采集模块使用说明

数据采集模块主要有主控CPU、AD采样板、以及遥信模块组成，数据采集模块支持1个串口通信、1个网络口通信。数据采集模块的主要功能是对采集的信息进行数据处理，产生相应的报警信号，另外还可以采集相关的电流电压，计算出准确的电度量，同时还能根据主站的命令或者智能化的处理结果对相应线路的开关进行操作，实现自动化的故障处理模式。下面简单介绍各个部件的使用。

●网络口：用于现场调试或者接网络接口设备或者配置GB104规约、还可以用于接

入光交换机等；

●具有96路遥信（每回线最高支持8路遥信），可以接入96路开入量的处理；

数据采集模块模块中的遥信模块是很重要的一个模块，下面介绍遥信模块的使用方法：（1）遥信模块需要DC24V的供电电源，这些已经在出厂前设置完毕，不需用户考虑；

（2）使用一个遥信位时，需要对相应的遥信位进行一个DC24V+的激励，使相应的遥信位变位，实现报警的相关功能；

（3）激励时使用的DC24V+必须与遥信模块的供电电源的DC24V+相同。

数据采集模块具有96路遥信（单板支持32路遥信），采用入口TVS过压抑制设计，采用入口EMI设计过流抑制设计，采用入口防浪涌电路设计，采用独立24V电源供电。

序号标示备注

124V+外部24V电源正输入

2DICOM外部24V电源负输入

3YX1第1路遥信

4YX2第2路遥信

5YX3第3路遥信

6YX4第4路遥信

7YX5第5路遥信

8YX6第6路遥信

9YX7第7路遥信

10YX8第8路遥信

11YX9第9路遥信

12YX10第10路遥信

13YX11第11路遥信

14YX12第12路遥信

15YX13第13路遥信

16YX14第14路遥信

17YX15第15路遥信

18YX16第16路遥信

19YX17第17路遥信

20YX18第18路遥信

21YX19第19路遥信

22YX20第20路遥信

23YX21第21路遥信

24YX22第22路遥信

25YX23第23路遥信

26YX24第24路遥信

27YX25第25路遥信

28YX26第26路遥信

29YX27第27路遥信

30YX28第28路遥信

31YX29第29路遥信

32YX30第30路遥信

33YX31第31路遥信

34YX32第32路遥信

模块的相应指示灯及通讯口解释见下表。

名称功能描述

电源指示装置电源，正常工作时常亮

运行运行指示灯，正常工作时周期性闪烁

总线数据采集模块与通信模块通讯时的指示灯

故障总故障指示灯，任一回路有故障都会指示

L1第1条线路故障指示灯

L2第2条线路故障指示灯

L3第3条线路故障指示灯

L4第4条线路故障指示灯

L5第5条线路故障指示灯

L6第6条线路故障指示灯

L7第7条线路故障指示灯

电网配网自动化通信系统规划

电网配网自动化通信系统规划 摘要：可靠的电力供应是保证现代生活方式的先决条件，随着我国经济社会持续健康发展和人民生活水平不断提高，对坚强电网建设、电网安全稳定运行、电能质量和优质服务水平提出了更高要求。如何建设自愈、优化、互动、兼容的智能配电网，进一步提升电力生产过程的自动化，提高企业信息化管理和服务水平，实现配网精益化管理是目前主要需解决的问题。本文主要讨论电网配网自动化通信系统规划。 关键词：配网自动化，通信系统，电网 正文： 一、配电自动化的定义 通常，110KV 及以下电力网络属于配电网络，配电网直接供电给用户，通过众多挂接于上面的配电变压器，将电能分配给诸用户。随着国民经济的高速发展，电力用户对电能质量和供电可靠性的要求越来越高，电压波动和短时的停电都会造成巨大的损失。因此，需要结合电网改造在配电网中实现配电自动化，以提高配电网的管理水平，为广大电力用户不间断的提供优质电能。 配电自动化（Distribution Automation，简称DA）就是利用现代电子技术、通讯技术、计算机及网络技术，将配电网在线数据和离线数据、用户数据、电网结构数据和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理的现代化。配电系统自动化是配电系统运行、管理的有机组成部分。 配电自动化系统（Distribution Automation System，简称DAS)，从功能上可以分为两大部分内容，即包括基础配电自动化和配电管理层。基础配电自动化主要实现数据采集、运行工况监视和控制、故障实时处理，主要包括变电站（配电所）自动化系统、馈线自动化（Feeder Automation，简称为FA)、配电SCADA 系统。配电管理层主要实现配电管理、停电管理、工程管理、电能计量管理及配电高级应用。其主要内容包括配电工作管理系统、用电管理自动化系统、配电高级应用软件（D-PAS）。

配电自动化终端的技术发展历程、现状和趋势

引言 供电企业为了提高供用电质量水平、提高对电力用户的服务质量，开展与实现配电自动化是必由之路。配电自动化终端装置是实现配电自动化的基础环节，一般指用于配电网监控的馈线配电终端（FTU），配电变压器配电终端（TTU），开闭所远方监控终端（DTU），中压远方站控终端。其功能是实现配电网设备的监控，具有遥信、遥测、遥控和故障电流检测、继电保护、通信转发等功能。 配电自动化终端装置一般在户外运行，其工作环境与变电站自动化的终端装置相比，要恶劣得多，因此，对于配电自动化终端装置的适应温度、湿度范围、防磁、防震、防潮、防雷、电磁兼容性等方面的要求也要更加严格。 配电自动化技术随着信息技术、计算机技术及自动控制技术的发展而日新月异，系统升级换代很快，本文将对配电自动化终端装置的发展历程、现状及其进展进行分析。 发展历程 国内最早的配电自动化终端装置一般都依赖进口设备，但是，随着国内自动化技术水平的提高，配电自动化的关键设备由依赖进口逐步转向相信国产设备，配电终端已有了国产的入网许可产品，其功能与性能价格比更有利于各供电部门选用。 1 功能的进展 配电终端经历了监控功能的配电远动装置—具有故障诊断功能的集中式配电终端装置一具有面保护功能的分布式配电终端装置几个发展阶段。 我国在20世纪90年代初期，部分电力自动化企业根据配电网监控的要求，开始研制监控功能的配电远动装置，技术从RTU移植过来，具有三遥功能，但是不具有馈线自动化功能。在20世纪90年代后期，随着配电自动化在全国的试点全面启动，全网的配电自动化的实现由通过重合器时序整定配合的方式逐步过渡到通过FTU（馈线自动化终端）进行故障检测结合通信技术进行故障隔离和非故障区域恢复供电。部分电力自动化企业开始研制具有故障诊断和处理功能的配电终端，以满足集中式处理的馈线自动化功能。 本世纪初期，馈线自动化功能由集中式处理方式向分布式处理方式发展，故障诊断、隔离与恢复的面保护方式成为一种新的技术方向，部分电力自动化企业相继推出具有面保护功能的分布式配电终端装置。当然，面保护方式对通信的可靠性和通信速率提出了更高的要求。 2 通信方式的进展 配电终端FTU经历了串行通信系统—网络型系统的发展阶段。 配电终端的通信方式在很长一段时间是以串行通信方式进行的，通过配电终端的串口与各种不同类型的Modem接口进行信息传输。2001年，东方电子推出了基于光纤以太网通信的配电终端装置，使得配电终端进入了网络型系统的时代。 配电终端采用光纤以太网通信，使配电自动化系统的通信速度大幅度提高，配电自动化功能的进一步分散、分布，设备之间可以相互冗余配置，信息路由简单易行，通信组网灵活方便，可以实现多个配电终端对等通信，为面保护方式提供较好的通信条件。 3 嵌入式软件的进展 配电终端FTU经历了中断加循环的软件结构模式—基于嵌入式实时操作系统软件结构的发展阶段。 早期的配电终端由于受CPU及存储器容量和处理速度的限制，嵌入式软件只能以常规的中断加循环的模式来处理，随着32位CPU及ARM芯片的大量使用，使得嵌入式实时操作系统软件得以应用，这就大大提高了配电终端软件的可靠性和可重用性以及实时响应能力。技术现状 配电终端技术发展的现状有以下几个方面。

配网自动化系统的组成和作用

配网自动化系统的组成和作用 中文摘要：配网自动化是一个庞大复杂的综合性很高的系统性工程，包含电力企业中与配电系统有关的全部功能数据流和控制。从而保证对用户的供电质量，提高服务水平，减少运行费用的观点来看，配网自动化是一个统一的整体。配网自动化系统采用分层分布式结构，配电主站层、配电子站层、配电终端层。其系统内部分为硬件系统和软件系统。其系统的作用大致分为九个方面：配网SCADA；对10kV馈线的快速故障诊断、隔离和自动恢复供电功能；无功/电压控制，配网潮流分析计算；网络拓扑分析及最优开关程序(网络重构)；负荷控制与管理；远方抄表、电量电价分析、自动计费和管理的研究；GIS/AM/FM的联网、应用与开发；DMS与EMS的联网及数据共享；DMS与MIS的联网及数据共享。 日本语摘要：配網は大きな复雑なのは自动化システムプロジェクトの高い総合的な电力企业の中で、すべて配电システムに関するデータ流制御機能を備えている。ユーザーさんの供給を保証し、品质、サービス向上を减らす運行料金の観点からは、さらに網の自动化の全体の画一的。配网自动化システムを采用し配电主站构造になって、ファクトライズド?パワー?アーキテクチャ支援が立って、配电层、配電子機器だったという。そのシステム内部はハードウエアシステムやソフトウエアシステム。そのシステムの作用は大きく分けて九方面です。 前言 配电自动化系统，亦称配电管理系统(DMS)或配电自动化/需求方管理系统(DA/DSM)，是包括110/10kV变电所的10kV馈线，开闭所、二次配电站和用户

在内的配电系统的整体数字自动化与能源管理系统，通过这一系统来完成对配电同一用户(尤其是城市电网—用户)的集中监视、优化运行控制与管理，达到高可靠性、高质量的供电，降低供电成本和为广大用户提供优质服务的目的。 配网自动化系统是利用了现代电子技术、计算机和网络技术及现代通信技术，将配电网数据和用户数据、电力网结构和地理图形进行信息综合，构成完整的自动化系统，实现配网及其设备正常运行和事故状态下的智能化监测、保护和控制。 正文 1、配网自动化系统的结构 配网自动化系统采用分层分布式结构，一般情况分为三层：配电主站层、配

选择题

选择题 1. 同步发电机并列时脉动电压周期为20s ，则滑差角频率允许值ωsy 为（ A ）。 A 、0.1% B 、0.2% C 、0.26% D 、0.52% 2. 同步发电机机端电压与电网电压的差值的波形是（ D ）。 A 、三角波 B 、正弦波 C 、方波 D 、正弦脉动波 3. 下图四个脉动电压波形，最适合并列条件的是（ A ）。 4. 同步发电机励磁系统由（ A ）组成。 A 、励磁调节器、励磁功率单元 B 、同步发电机、励磁调节器 C 、同步发电机、励磁功率单元 D 、同步发电机、励磁调节器、励磁系统 5. 同步发电机并列方式包括两种，即（ B ）。 A 、半自动准同期并列和手动准同期并列 B 、准同期并列和自同期并列 C 、全自动准同期并列和手动准同期并列 D 、全自动准同期并列和半自动 准同期并列 6. 在电力系统通信中，由主站轮流询问各RTU ，RTU 接到询问后回答的方式属于（ D ）。 A 、主动式通信规约 B 、被动式通信规约 C 、循环式通信规约 D 、问答式通信规约 7. 下列同步发电机励磁系统可以实现无刷励磁的是（ A ）。 A 、交流励磁系统 B 、直流励磁系统 C 、静止励磁系统 D 、自并励系统 8. 某同步发电机的额定有功出力为100MW ，系统频率下降0.5Hz 时，其有功功率增量为 20MW ，那么该机组调差系数的标么值R*为（ C ）。 A 、20 B 、-20 C 、0.05 D 、-0.05 9. 下列关于AGC 和EDC 的频率调整功能描述正确的是（ D ）。 A 、AGC 属于频率一次调整，EDC 属于频率二次调整。 B 、AG C 属于频率一次调整，EDC 属于频率三次调整。 C 、AGC 属于频率二次调整，EDC 属于频率一次调整。 D 、AGC 属于频率二次调整，EDC 属于频率三次调整。 10. 在互联电力系统中进行频率和有功功率控制时一般均采用（D ）。 A 、有差调频法 B 、主导发电机法 C 、积差调频法 D 、分区调频法 11. 电力系统的稳定性问题分为两类，即（ B ）。 u s t A u s t B u s t C u s t D

配电自动化馈线终端FTU技术规范

配电自动化馈线终端 F T U技术规范 SANY标准化小组 #QS8QHH-HHGX8Q8-GNHHJ8-HHMHGN#

配电自动化馈线终端（FTU） 技术规范

目录

配电自动化馈线终端（FTU）技术规范 1 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本文件。 GB/T 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论 GB/T 静电放电抗扰度试验 GB/T 射频电磁场辐射抗扰度试验 GB/T 浪涌（冲击）抗扰度试验 GB/T 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 GB/T 工频磁场的抗扰度试验 GB/T 阻尼振荡磁场的抗扰度试验 GB/T 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验 GB/T 远动设备及系统第2部分：工作条件第1篇：电源和电磁兼容兼容性 GB/T 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 4208 外壳防护等级（IP） GB/T 13729 远动终端设备 GB/T 5096 电子设备用机电件基本试验规程及测量方法 GB/T 19520 电子设备机械结构 GB 低压成套开关设备和控制设备第五部分：对户外公共场所的成套设备—动力配电网用电缆分线箱（CDCs)的特殊要求 DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件 DL/T 721 配电网自动化系统远方终端 DL/T 远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准 DL/T 远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问 DL/T 814 配电自动化系统功能规范 Q/GDW 382 配电自动化技术导则 Q/GDW 513 配电自动化主站系统功能规范 Q/GDW 514 配电自动化终端/子站功能规范 Q/GDW 625 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定 2 技术要求 概述 馈线终端的结构形式可分为箱式馈线终端和罩式馈线终端。 箱式馈线终端

配网智能终端介绍(FTU、DTU及TTU)

FTU、DTU 及TTU 介绍 DTU （开闭所、环网柜智能终端） 开闭所终端设备（DTU distribution terminal unit DTLH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。 再己变终端设备（TTU distribution Transformer supervisory Terminal Unit，配电 变压器监测终端） 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存中，在装置断电时记录容不丢失。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。 馈线终端设备（FTU feeder terminal unit 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。

北京市电力公司配电自动化远方终端FTU技术规范(0916)

配网自动化远方终端（FTU）技术规范 北京市电力公司 二〇一〇年九月

目录 1 总则 (3) 2 引用标准 (3) 3 定义 (3) 4 环境条件 (3) 5 功能技术要求 (4)

1总则 1.1本规范适用于柱上开关应用的FTU远方终端。 1.2本规范正文提出了对设备的技术参数、性能等方面的技术要求。 1.3本规范提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定。对本规范未进行 规定的技术细节，参照最新版本的GB标准执行。 2引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本技术标准中未明确要求的条款，应执行最新颁布的IEC标准、国家标准、行业标准。当标准中的条款与本规范存在偏差时，应以本技术规范为准。 DL/T 814-2002 配电自动化系统功能规范 GB/T13729-2002 远动终端设备 DL/T630—1997 交流采样远动终端技术条件 DL/T 721—2000 配网自动化系统远方终端 DL/T 597-1996 低压无功补偿控制器订货技术条件 GB/T15576-1995 低压无功功率静态补偿装置 JB7113-93 低压并联电容器装置 GB 4208—2008 外壳防护等级（IP代码） DL/T 634.5101-2002 远动设备及系统第5-101部分:传输规定 DL/T 634.5104-2002 远动设备及系统第5-104部分:传输规定 京电调[2005]20号北京电力公司配网自动化101/104通信规约实施细则 3定义 3.1配电自动化系统远方终端是指用于配电网馈线回路的各种馈线远方终端、配电变压器远方终 端设备的统称。 3.2FTU是指安装在配电网馈线回路的柱上和开关柜等处，并具有遥信、遥测、遥控和故障电流 检测(或利用故障指示器检测故障)等功能的远方终端。 4环境条件 4.1运行环境温度范围-20℃~+55℃ 4.2极限环境温度范围-40℃~+70℃ 4.3相对湿度5%~100% 4.4大气压力70kPa～106kPa 4.5抗震能力： 地面水平加速度0.38g 地面垂直加速度0.15g

配网自动化终端技术条件书DTU设备

配网自动化终端技术条件书D T U设备 SANY标准化小组 #QS8QHH-HHGX8Q8-GNHHJ8-HHMHGN#

配电自动化终端设备采购 技术规范书 国网宁夏电力公司银川供电公司配检中心 二零一五年三月

目录

第一章总则 1.为适应国网宁夏电力公司银川供电公司配电自动化系统中配 电终端的发展需要，提高设备运行的安全可靠性，加强配电自动化终端设备技术管理，规范采购技术要求，特制定本技术规范书。 2.本技术规范书是依据国际、国家和行业的有关标准、规程和规 范并结合公司运行情况而制定的。 3.本设备技术规范书提出的是最低限度的技术要求, 并未对一 切技术细节作出规定, 也未充分引述有关标准和规范的条文, 投标方应提供符合本规范书和工业标准的优质产品。 4.本设备技术规范书所使用的标准如遇与投标产品所执行的标 准不一致时, 按较高标准执行。 5.本设备技术规范书经招标方和投标方确认后作为订货合同的 技术附件与合同正文具有同等法律效力。 6.本规范书对配电自动化终端设备的技术条件提出了具体要 求，适用于规范配电自动化终端设备的采购技术管理。 第二章引用标准 下列文件中的条款通过本标书的引用而构成为本规范的条款。GB 50053－1994 10kV及以下变电所设计规范 GB 50059－1992 35～110kV变电所设计规范 GB 50052－2009 供配电系统设计规范 GB/T 14049－2008额定电压10、35kV架空绝缘电缆

GB 50061－1997 66kV及以下架空电力线路设计规范 GB/T4623－2006 环形钢筋混凝土电杆 GB50169－2006 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50168－2006 电气装置安装工程电缆工程施工及验收规范GB50217－2007 电力工程电缆设计规范 GB11032－2000 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB4208－2008 外壳防护等级（IP代码） DL/T599－2005 城市中低压配电网改造技术导则 DL/T601－1996 架空绝缘配电线路设计技术规程 DL/T621－1997 交流电气装置的接地 DL/T620－1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 DL/T5220－2005 10kV及以下架空配电线路设计技术规程 DL/T5221－2005 城市电力电缆线路设计技术规定 DL/T741－2001 架空送电线路运行规程 DL/T814－2002 配电自动化系统功能规范 DL/T836－2003 供电系统用户供电可靠性评价规程 DLGJ154－2000 电缆防火措施设计和施工与验收标准 GB/T 13730 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件GB/T 13729 远动终端设备 DL/T 630 交流采样远动终端技术条件 DL 451 循环式远动规约 DL/T 远动设备及系统标准传输协议子集第101部分

配电自动化终端技术规范

配电自动化终端技术规范

目次 1范围 (3) 2规范性引用文件 (3) 3术语和定义 (4) 3.1配电自动化终端 (4) 4环境条件 (4) 5功能及技术要求 (4) 5.1终端额定参数 (4) 5.2配电终端基本功能与指标 (5) 5.3馈线终端（FTU）具体要求 (6) 5.4站所终端（DTU）具体要求 (11) 5.5配变终端（TTU）具体要求 (16) 6终端试验 (20) 6.1型式试验 (20) 6.2抽样试验 (20) 7.3出厂试验 (20) 附件一配电终端主要元器件明细表 (21) 附件二故障指示器接入标准 (22) 附件三站所终端（DTU）装置示意图 (24)

前言 配电自动化是坚强智能电网建设的重要工作内容之一。按照“统一规划、统一标准、统一建设”的工作原则，为有效开展浙江省电力公司配电自动化相关工作，公司生技部组织编写了《浙江省电力公司配电自动化终端技术规范》，将此作为浙江省电力公司智能电网标准体系的重要组成部分。 本规范对配电自动化终端的各项功能和技术指标提出了详细的要求，并对其技术发展和在智能电网方面的应用也做出了适当定义和描述。 本规范由公司生技部提出并负责解释。 本规范的主要起草人： 本规范的主要审核人： 本规范的批准人：

1范围 本规范规定了浙江省电力公司配电自动化终端的功能、型式要求，包括终端类型、气候环境条件、功能、外形结构、显示、通信接口、材料及工艺要求、标志标识等。 本规范适用于浙江省电力公司配电自动化终端的规划、采购、建设。 2规范性引用文件 下列标准中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用标准，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用标准，其最新版本适用于本规范。 标准号标准名称 GB/T 191 包装储运图示标志 GB/T 2423 电工电子产品环境试验 GB/T 17626.1 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论 GB/T 17626.2 静电放电抗扰度试验 GB/T 17626.3 射频电磁场辐射抗扰度试验 GB/T 17626.4 浪涌（冲击）抗扰度试验 GB/T 17626.5 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 GB/T 17626.8 工频磁场的抗扰度试验 GB/T 17626.10 阻尼振荡磁场的抗扰度试验 GB/T 17626.11 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验 GB/T 4208 外壳防护等级（IP） GB/T 13729 远动终端设备 GB/T 5096 电子设备用机电件基本试验规程及测量方法 GB 7251.5 低压成套开关设备和控制设备第五部分：对户外公共场所的成套设备—动力配电网用电缆分线箱（CDCs)的特殊要求 DL/T 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件 DL/T 721 配电网自动化系统远方终端 DL/T 634.5101 远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准 DL/T 634.5104 远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问 DL/T 814 配电自动化系统功能规范 DL/T 645-2007 多功能电能表通信协议 Q/GDW 382 配电自动化技术导则 Q/GDW 513-2010 配电自动化主站系统功能规范Q/GDW 514-2010 配电自动化终端子站功能规范

配电自动化终端

目录 一、简介.......................... 错误!未定义书签。 功能说明.......................... 错误!未定义书签。 型号及含义.......................... 错误!未定义书签。 一、使用条件........................ 错误!未定义书签。 二、配电终端总装...................... 错误!未定义书签。 三、主控单元功能板.................... 错误!未定义书签。 主控单元外形尺寸...................... 错误!未定义书签。 主控单元组成........................ 错误!未定义书签。 主控板（MCU）.................. 错误!未定义书签。 遥测板（YC，交流直流采样）............ 错误!未定义书签。 遥信板（YX，开入） .............................. 错误!未定义书签。 遥控板（YK，开出） .............................. 错误!未定义书签。 电源板（PWR） ................................... 错误!未定义书签。 四、终端外形尺寸图.................... 错误!未定义书签。 五、搬运及安装...................... 错误!未定义书签。 运输及装卸.......................... 错误!未定义书签。 安装方案.......................... 错误!未定义书签。 六、现场配线........................ 错误!未定义书签。 交流电源配线........................ 错误!未定义书签。 通信接口配线........................ 错误!未定义书签。 遥信回路配线........................ 错误!未定义书签。 遥测回路配线........................ 错误!未定义书签。 遥控回路配线........................ 错误!未定义书签。 七、现场操作........................ 错误!未定义书签。 空气开关操作........................ 错误!未定义书签。 远方/ 闭锁旋钮操作..................... 错误!未定义书签。 合分闸出口操作面...................... 错误!未定义书签。 电池的更换.......................... 错误!未定义书签。 八、调试维护........................ 错误!未定义书签。 注意事项.......................... 错误! 未定义书签。 调试设备.......................... 错误!未定义书签。 终端与开关柜联调...................... 错误!未定义书签。 通电前后检查..................... 错误!未定义书签。 参数设置....................... 错误!未定义书签。 DTU 三遥功能调试................... 错误! 未定义书签。 终端与主站联调...................... 错误!未定义书签。 确认配电终端相关通信参数设置.............. 错误!未定义书签。 主站联调....................... 错误!未定义书签。 九、投运说明及注意事项................... 错误!未定义书签。 投运前配电终端的设置、检查................. 错误!未定义书签。 配电终端的运行...................... 错误!未定义书签。

配网智能终端介绍(FTU、DTU及TTU)

FTU、DTU及TTU介绍 DTU（开闭所、环网柜智能终端） 开闭所终端设备（DTU）distribution terminal unit 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。 配变终端设备（TTU）distribution Transformer supervisory Terminal Unit，配电变压器监测终端) 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。 馈线终端设备（FTU）feeder terminal unit 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。

电力系统自动化复习要点

第一章发电机的自动并列 1.同步发电机的并列方法可分为准同期并列和自同期并列两 种。 2.同步发电机并列时遵循的原则：冲击电流尽可能小和暂态过 程要短。 3.准同期并列的理想条件： ●G x =或ωG=ωx,即并联时发电机的发出电压的频 f f 率和电网电压的频率相等 ●X U=G U,即并联时发电机的发出电压的幅值和电网电 压的幅值相等 ●e=0 δ,即并联时发电机的发出电压和电网电压的相角 差为零 4.准同期并列的一个条件是电压差 U不能超过额定电压的5％ S 10%。 ~ 5.我国在发电厂进行正常人工手动并列操作时一般取滑差周 期在10~16之间。 6.脉动电压为正选脉动电波。 7.自动准同期的三个控制单元：频率差控制单元、电压差控制 单元、合闸信号控制单元。 8.同步发电机的准同期并列装置按自动化程度分为以下几种： 半自动准同期并列装置、自动准同期并列单元、手动准同期并列单元。

9.越前时间 t等于断路器的合闸时间c t和自动准同期并列时 YJ 间 t之和. QF 10.线性整步电压形成电路是由整形电路、相敏电路、滤波电路 三部分组成。 11.同步发电机的励磁系统一般由励磁功率单元和励磁调节器 两个部分组成。 12.电力系统的稳定分为静态稳定和暂态稳定。 13.改善电力系统的运行条件的方法：改善异步电动机的自启动 条件、为发电机异步运行创造条件、提高继电保护装置工作的正确性、水轮发电机组要求实现强行减磁。（简答）14.对励磁调节器的要求：时间常数小、自然调差系数精确、电 压调差系数范围大、无失灵区、具有励磁控制功能。15.对励磁功率单元的要求：有足够的可靠性和调节容量、有足 够的励磁顶值电压和电压上升速度。（励磁顶值电压是励磁功率单元在强行励磁时可能提供的最高输出电压值，该值与额定工况下励磁电压之比称为强励倍数，一般取1.6~2）16.同步发电机励磁系统种类：直流励磁机励磁系统、交流励磁 机励磁系统、静止励磁系统。静止励磁系统的优点有：维护工作量少、可靠性高、主轴长度短，基建投资少、电压响应速度快、过电压低。 17.所谓灭磁就是将发电机转子励磁绕组的磁场尽快地减弱到 最小程度。同步发电机灭磁方法：直流励磁机——放电灭磁

南方电网公司配电自动化站所终端技术规范

ICS 备案号：Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准 Q/CSG1203017-2016 配电自动化站所终端技术规范 Technical specification for distribution terminal unit 2016-04-01 发布2016-04-01 实施中国南方电网有限责任公司发布

目次 前言............................................................................ III 1 适用范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义 (2) 4 技术要求 (3) 4.1 环境条件 (3) 4.2 功能架构与外观结构 (4) 5 功能要求 (8) 5.1 电源要求 (8) 5.2 遥信功能要求 (9) 5.3 遥测功能要求 (9) 5.4 遥控功能要求 (9) 5.5 保护和逻辑控制功能 (10) 5.6 分布式馈线自动化（选配） (11) 5.7 电能质量监测（选配） (12) 5.8 配变量测采集与控制（选配） (12) 5.9 设备状态监测（选配） (12) 5.10 配电变压器状态监测（选配） (12) 5.11 环境湿度监控（选配） (13) 5.12 水浸监测（选配） (13) 5.13 烟雾监测（选配） (13) 5.14 安防门禁监控（选配） (13) 5.15 视频监控（选配） (13) 5.16 新能源并网接入（选配） (13) 5.17 对时功能要求 (13) 5.18 通信功能要求 (13) 5.19 数据处理及传送功能 (14) 5.20 维护与调试功能 (15) 5.21 其他功能 (15) 6 技术参数 (15) 6.1 模拟量采样 (15)

配电自动化终端设备检测规程.(DOC)

配电自动化终端设备检测规程 1 范围 本标准规定了配电自动化终端设备（包括馈线终端、站所终端、配电变压器终端，简称配变终端）实验室检测和现场检验的检测条件、检测方法和检测项目，并明确了相关技术指标。 本标准适用于国家电网系统内的配电终端检测工作。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修订本）适用于本文件。 GB/T 2423.1 电工电子产品环境试验第２部分：试验方法试验Ａ：低温 GB／Ｔ2423.2 电工电子产品环境试验第２部分：试验方法试验Ｂ：高温 GB／Ｔ2423.9 电工电子产品环境试验第２部分：试验方法试验Ｃb：设备用怛定湿热 GB/T 2423.10 电工电子产品环境试验第2部分:试验方法试验Fc:振动（正弦） GB/T2829-2002 周期检验计数抽样程序及表（适用于对过程稳定性的检测） GB/T4208 外壳防护等级（IP代码） GB/T5169.11 电工电子产品着火危险试验第11部分:灼热丝/热丝

基本试验方法成品的灼热丝可燃性试验方法 GB/T15153.1 远动设备及系统第2部分:工作条件第1篇:电源和电磁兼容性 GB/T16935.1-2008 低压系统内设备的绝缘配合第一部分:原理、要求和试验（IEC 60664-1：2007，IDT） GB/T17626.2 电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT） GB/T1726.3 电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT） GB/T17626.4 电磁兼容,试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT） GB/T 17626.5 电磁兼容试验和测量技术浪涌(冲击)抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT） GB/T 17626.8 电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT） GB/T 17626.11 电磁兼容试验和测量技术电压暂降、短时中断和是电压变化抗扰度试验（IEC 61000-4－2 2001，IDT） GB/T 17626.12 电磁兼容试验和测盘技术振荡波抗扰度试验(lEC 61000-4-2 2001，IDT) Q/GDW 514-2010 配电自动化终端/子站功能规范 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 配电终端remote terminal nnit of distribntion

配网自动化终端设备(DTU、FTU、TTU、RTU)的定义、特点、功能及区别

配网自动化终端设备（DTU、FTU、TTU、RTU）的定义、 特点、功能及区别 配网自动化系统一般由下列层次组成：配电主站、配电子站（常设在变电站内，可选配）、配电远方终端（FTU、DTU、TTU等）和通信网络。配电主站位于城市调度中心，配电子站部署于110kV/35kV变电站，子站负责与所辖区域DTU/TTU/FTU 等电力终端设备通信，主站负责与各个子站之间通信。 1、开闭所终端设备（DTU） 1.1 定义 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。

1.2 特点 1) 机箱结构采用标准4U半（全）机箱，增强型设计； 2）采用后插拔接线方式，整体面板，全封闭设计； 3）率先采用基于CANBUS总线的智能插件方案，极大地减少了插件间接线，完全避免了插件接触不良的隐患，装置运行可靠性高； 4）智能插件方案的采用，使机箱母板标准化，便于生产及现场维护； 5）装置不同类插件在结构设计时保证不能互插，提高整体安全性； 6）采用32位D浮点型SP，系统性能先进； 7）采用16位A/D转换芯片，采样精度高； 8）采用大规模可编程逻辑芯片，减少外围电路，提高可靠性； 9）大容量存储器设计，使得报文及事故录波完全现场需求； 10）采用多层印制板电路和SMT表面贴装技术，装置的抗干扰性能强； 11）测量回路精度软件自动校准，免调试，减小现场定检等维护时间； 12）超强的电磁兼容能力，能适应恶劣的工作环境； 13）功能强大的PC支持工具，具有完善灵活的分析软件，便于事故分析； 14）简单可靠的保护处理系统（DSP）与成熟的实时多任务操作系统相结合，既保证功能可靠性，又能满足网络通讯、人机界面的实时性； 15）支持RS232/RS485、Enthernet等多种通讯接口,内置Enthernet使得工程应用简单、可靠； 16）支持IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104等标准规约； 17）各装置独立的掉电保持时钟系统及带对时脉冲的GPS对时系统。

配网自动化DTU终端技术指标

2.4 技术指标 2.4.1遥信技术指标 遥信技术指标 a) 有功能独立的遥信插件，容量可按需求配置。 b) 分辨率小于2毫秒。 c) 软件防抖动时间6-60000毫秒可设。 2.4.2交流采样技术指标 a) 有功能独立的交流采样插件，容量可按需求配置。 b) 电压输入标称值：100V 50Hz。 c) 电流输入标称值：1A/5A 50Hz。 d) 电压电流采样精度：0.5级。 e) 有功、无功采样精度：1.0级。 f) 角差采样精度：1度。 g) 在标称输入值时，每一回路的功率消耗小于0.25VA。 i) 10倍额定电流测量误差<3%。 2.4.3遥控技术指标 a) 有功能独立的遥控插件，容量可按需求配置。 b) 输出方式：继电器常开接点。 c) 接点容量：DC48V 10A；AC220V 10A。 d) 具有防跳功能。 2.4.4 通信技术指标 a) 基本配置1个以太网口，可根据需要扩充到2个。 b) 基本配置1个维护口，2个串口通信口，可根据需要扩充到4个串行通信口。 c) 支持IEC608-70-5-101（2002版）、IEC 60870-5-104、DNP3.0等多种通信规约与主站和子站进行通信。要求IEC608-70-5-101（2002版）、DNP3.0支持平衡式、非平衡式通信模式。支持广东电网DL/T634.5101-2002实施细则，广东电网DL/T634.5104-2002实施细则。 2.4.5馈线故障检测技术指标 a) 故障电流输入范围不小于20倍额定电流。 b) 10倍额定故障电流总误差不大于3%。 c) 检测馈线故障，判别相间、单相接地等故障，故障信息主动上报主站。 2.4.6 硬件平台 a) 要求采用不低于32位微处理器系列芯片，处理器性能不低于100MIPS。 b) 采用专用的DSP芯片。 c) 采用工业级元器件。 d) 终端存储历史数据（故障信息、SOE、定点数等）至少保存一个月，可以根据需要扩展。 2.4.7软件平台 a) 终端应用程序应基于（嵌入式）实时多任务操作系统软件平台进行开发，用以保证终端进行故

配电自动化终端的状态检修方法的制作流程

本技术涉及一种配电自动化终端的状态检修方法，该方法包括以下步骤：S1：获取预建立的终端状态量的初始权重矩阵；S2：对初始权重矩阵进行一致性检验，若通过，则执行步骤S3，否则执行步骤S1；S3：获取每个终端状态量的得分；S4：以某一终端作为待测终端，基于历史数据、预建立的评分标准和每个终端状态量的得分，获取待测终端的总得分；S5：基于预建立的状态级别评价标准，获取待测终端的理论状态；S6：获取待测终端的实际状态，若与理论状态不相同，则依次执行步骤S1至S6，否则执行步骤S7；S7：获取最终权重矩阵，得到每个终端的实时状态，进行检修。与现有技术相比，本技术提升了对终端的状态管控能力，具有预测准确度高、方便可靠等优点。 技术要求 1.一种配电自动化终端的状态检修方法，其特征在于，该方法包括以下步骤： S1：获取预建立的终端状态量的初始权重矩阵；

S2：对终端状态量的初始权重矩阵进行一致性检验，若通过，则执行步骤S3，否则执行步骤S1； S3：基于终端状态量的初始权重矩阵，获取每个终端状态量的得分； S4：以某一终端作为待测终端，基于该待测终端的历史数据、预建立的评分标准和每个终端状态量的得分，获取待测终端的总得分； S5：基于待测终端的总得分和预建立的状态级别评价标准，获取待测终端的理论状态； S6：获取待测终端的实际状态，并与待测终端的理论状态比较，若不相同，则依次执行步骤S1至S6，否则，待测终端的理论状态对应的初始权重矩阵即为最终权重矩阵； S7：基于最终权重矩阵，获取每个终端的实时状态，进行检修。 2.根据权利要求1所述的一种配电自动化终端的状态检修方法，其特征在于，所述步骤S1中预建立的终端状态量，包括多个一级指标和二级指标，每个一级指标均包含多个二级指标。 3.根据权利要求2所述的一种配电自动化终端的状态检修方法，其特征在于，所述步骤S1具体为，基于层次分析法，构造一级指标判断矩阵和每个一级指标对应的二级指标判断矩阵，获取初始权重矩阵。 4.根据权利要求3所述的一种配电自动化终端的状态检修方法，其特征在于，所述获取初始权重矩阵具体为，基于专家法，对一级指标判断矩阵和二级指标判断矩阵进行赋值，即得到初始权重矩阵。 5.根据权利要求3所述的一种配电自动化终端的状态检修方法，其特征在于，所述步骤S2中，对终端状态量的初始权重矩阵进行一致性检验包括以下步骤： S201：从初始权重矩阵中获取一一级指标判断矩阵或者二级指标判断矩阵，作为待检验矩阵； S202：获取待检验矩阵的最大特征值；

配网智能终端介绍

DTU（开闭所、环网柜智能终端） 开闭所终端设备（DTU）distribution terminal unit 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。 配变终端设备（TTU）distribution Transformer supervisory Terminal Unit，配电变压器监测终端) 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。 馈线终端设备（FTU）feeder terminal unit 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。 我公司开发？？？型FTU, 选用国际着名的高质量元器件，电磁兼容性能和抗干扰能力突出。综合考虑了各种环网柜、柱上开关的监控需求，可以和国内外