今天养殖艺技术网的小编给各位分享故障指示器 规约的养殖知识，其中也会对母差保护充要条件？(母差保护投入条件)进行专业解释，如果能碰巧解决你现在面临的问题，别忘了关注本站，现在我们开始吧！
母差保护充要条件？
母差保护主要保护变电站母线。它的作用是电能的汇集和分配。因此母线在变电站中所起到的作用比较大，当出现故障时影响非常大。它的结构比较简单，一般安装在变电站内部，受自然环境影响比较小，主要受变电站内部因素的影响。 造成母线故障原因： 1、设计不合理，机械强度不够可能造成母线运行时出现断线，或者绝缘强度不够造成闪络。2、绝缘子污染使得绝缘强度下降，出现闪络的现象。 3、人员的误操作造成的，指的是带地线合闸等等。 母差保护要求 1、快速有选择的切除故障母线，避免故障扩大化。 2、应可靠方便的适应母线的运行方式变化。 3、母线保护的接线尽量简单化。一般情况下连接母线上的进出线都要接到 母差保护 上，由于数量较多，不简化的话会相当繁琐。 装设母差保护装置的原则 1、对于35kv 110kv在下列情况下需装设母差保护；（1）110kv双母线；（2）110kv单母线，重要发电厂或者重要变电所的35kv母线，一般对于风电和光伏电站来讲母差保护是必不可少的。 2、对于220kv以上的变电站，应装设快速有选择的切除故障的母差保护装置。 母差保护的基本原则 1、利用电流差：正常时或者外部故障时，流进母线的电流和与流出母线的电流和相等，和为0。当母线出问题时，所有电流流向故障点，此时电流和值为短路电流 2、电流相位比较方式：在正常运行和外部故障时，总有方向相反的电流，即相位差为180°。当母线故障时，所有支路电流流向故障点，此时所有电流方向为同方向，相位角为0°。 双母线差动保护要求 1、母线故障时，装置能够判断故障发生在母线上。 2、在母线故障时，能够准确判断出故障发生在哪一条母线上，保留正常母线，故障母线准确、快速的切除，缩小停电范围。 双母线差动保护的保护类型 按照母线差动保护的差流回路输入阻抗的大小分类 1、低阻抗母线保护，一般为几欧姆。 2、中阻抗母线保护，一般为几百欧姆。 3、高阻抗母线保护，一般为几千欧姆。 按照接线方式来进行分类 1、双母线同时运行时，原件的固定连接的电流 差动保护 。 2、双母线同时运行时，母线相位差保护。 断路器失灵保护 含义：母线的后备保护，指的是故障线路保护装置发出跳闸命令后，断路器拒绝动作时，能够以最短的时间内切除发电厂或者变电所内其它与之相关的断路器，避免故障扩大化，限制停电范围最小的一种保护，也称后备接线。
直流绝缘监测仪与直流测控装置无法通信是什么原因?就是检测仪上接受和发送灯在运行的时候不闪烁，在线等？
无法通讯的原因很多，如： 1>、通信线接触**或断线，需要检查； 2>、监测仪与主机通信规约设置参数不正确：规约、波特率、数据位、停止位和校验方式，需要核对； 3>、通信模块故障，需要更换板件。
变电站调试的具体流程~？
一、设计联络会 召开设联会，召集所有相关厂家并确定工程实施方案，供货时间，技术落实，对整个工程的设计有个总体的概念。制定调试计划，规划好具体的时间节点。（系统分公司目前不具备这方面的技术水平，61850和系统构架） 二、厂内调试阶段 1、 全站SCD文件的配置 由集成商收集各厂家ICD文件，设计院提供一次主接线图、网络布局图、光纤联络图和设计虚端子图（由设计院提供）等。并由集成商负责全站SCD文件的配置。 模型文件发布必须受控，纳入程序版本管理。遇到问题怎么处理？（模型文件有问题尚不能处理） 2、 过程层调试 由各个厂家和用户负责调试网络环境的搭建，过程层调试要实现装置的正确跳闸、遥测采样、遥控、遥信上送、对时等。并且要根据实际现场要求，实现装置的相关功能，如调试中发现问题，需要及时确立好方案并及时更改。 3、 一体化信息平台配置 根据全站配置SCD文件，完成后台导库工作，画面制作，数据库关联、分画面制作、要实现基本的“三遥”功能，保护定值召唤、修改，软压板遥控，录波功能的实现等（所有已发货和在调工程后台都由研 发进行装机）。 4、 一体化五防。 5、 高级应用（一键式顺控、智能告警、源端维护、小电流接地选线、VQC无功调节等）。 6、 智能辅助系统。 7、 远动装置及规约转换器的装机、调试（所有已发货和在调工程都由研发进行装机并调试，一个站大约需要两天）。 8、 用户验收。 三、现场调试阶段 1、 清点货物 对所发的货进行清点，统计损毁情况，少发、漏发、错发货物清单、并根据清点情况抓紧时间联系家里补发货等。 2、 光纤、网络的布置 根据设计院所出图纸负责完成现场光纤、网络的布置，并熔接光纤。 3、 全站SCD配置 全站根据虚端子图配置SCD，但是一旦模型更换，与该模型相连的虚端子都需要重新连，各个厂家模型都在不断升级，SCD不断重复配置，贯穿整个变电站的调试过程。绵阳东220kV中等规模的变电站，工程人员现场配置SCD配合单装置调试已花费60人天。 4、 过程层调试 根据配置的SCD导出相关装置配置，下到装置中。配合测控装置、智能终端、保护装置等厂家完成过程层调试、需要不断更改配置文件，并且出了问题不能直观地看出故障情况，需要抓报文，分析报文等等。 鄢陵变现场智能终端BOS板，由于装置发热严重，导致BOS板不断重启，使遥控出口不能开放，遥控命令不能执行下去，问题由研发人员指导查了一周左右仍解决不了。最终由研发中心人员（负责硬件和软件方面）在现场花了一周多时间才发现问题原因，最终解决。 球场路变与NSR201D（ARP保护）联调时，遥测在后台无法显示，通过61850调试工具可以看见遥测，于是201保护研发人员认为他们的模型和装置没有问题，但是后台这边始终无法显示遥测，开始由研发指导还是没有查出来，后来研发人员过来配合201保护研发人员一起查，并换了一次人，最终确定仍然是模型文件问题。（需要占用很长时间，基本上自始自终,系统公司目前尚不具备这方面能力,要求开发一套供工程人员使用的直观的调试工具,继保等其它厂家如何做的……）。 5、 一体化信息平台配置 根据SCD文件导库，完成后台的搭建，并且完成站控层与装置通讯，完成后台数据库、画面制作、分画面制作（保护软压板）、关联数据库，完成信号对点、保护软报文上送、遥测显示、遥控等功能。保护要做定值召唤、定值修改、故障录波等。 5、一体化五防，五防逻辑一般由设计院提供，出图纸，然后后台厂家根据图纸编逻辑，做到后台五防程序库中，并做五防模拟画面。目前只有鲁巷变和风光储实际使用一体化五防，整个软件调试和后期完成（不支持统一组态，重复组态）。 6、高级应用需要安排专人，完成顺控票库的制作，并做到分画面上。这方面可根据用户的实际需要灵活制作。由于全站操作票所有各项操作都涵盖到，会有很多张，所以此项工作也要花费很多时间。智能告警、电压无功自动调节VQC、小电流接地选线、源端维护等都需要花费大量时间去做。（高级应用不支持间隔复制，极不方便且效率低下） 鄢陵站制作顺控操作票4人加班加点共花费15天时间完成。 7、规约转换器NSS203，由于不同的站一般智能设备厂家都不尽相同，而且各个厂家的科研水平参差不齐。所以对于调通讯的话，一般都需要现场写程序，个别厂家都需要我们给他们做ICD文件，然后进行测试，并完成通讯。（接入规约较少,不能灵活设置，与调度端联调不顺利,时常要现场改程序） 8、远动装置调试，调度通道调试、调度信号转发、遥信对点、遥测、遥控等也一般需要研发中心人员完成。（接入规约较少,不能灵活设置，与调度端联调不顺利,时常要现场改程序）
