1. 单相在线式不间断电源是什么意思
、功能说明
脉冲灯：显示用户用电功率状况，用电功率负荷越大，该指示闪烁频率越快。
跳闸灯：当指示灯灭时，电能表属于合闸状态，表示允许用电。指示灯亮时，电能表属拉闸状态，表示中断供电。
报警灯:当该指示亮起，剩余电费金额已低于报警金额，提醒您尽快缴费.
循显键:连续按击该按钮，可依次显示用户编号、电费余额等电表电费相关信息。
2、电表开户
第一步：（查看是否开户）按循显键查看电表液晶屏上是否正确显示12位用户编号，如显示户号则此电表已成功开户，如显示12个0则该电表未开户。
第二步：（如果您的电表未开户）应尽快携带有效证件复印件，身份证、房产证或购房合同及最近电费缴费单至所属营业厅签订《智能费控电能表供用电协议》完善客户基本信息，在此提示您为了方便在电力故障或检修停电时能够及时通知您，请您仔细核对您的手机号码。
第三步：如果自家电能表已开户，则可在营业厅直接为电卡进行缴费。
第四步：（缴费完成后）可按电表上的循显键（翻页键）功能键，查出电费余额，如果电费余额等于之前剩余金额+本次充值金额，那么证明远程充值成功。如果远程充值失败可进行插卡充值。如使用电卡充值失败，请注意电表显示屏显示的异常代码，并按操作提示进行处理.
在此提示您，安装智能费控电能表后，第一次购电缴费必须到营业厅哦！
3、缴费渠道
用户只需凭12位客户编号，通过网上银行、手机银行、缴费一站通、邮政、各大银行、供电局营业厅均可进行缴费，电费通过远程充值至电能表后即可用电。缴费成功后，客户按循显键查看是否充值成功，若所交电费2小时之内未成功充值到电表，请客户持电卡，到营业厅补写电卡，再插卡到电表内，充值即可。若充值仍不成功，请拨打客服热线95598进行咨询。
4、透支用电
电费用完电能表跳闸后，您无法立即去缴费，别急！我们的智能费控电能表支持透支用电，当表内剩余金额为0时，电能表将自动跳闸并且跳闸灯亮起，此时您将购电卡插入电能表或长按循显键，电能表将自动合闸，跳闸灯熄灭，进入透支模式，用户可通过按循显键查看透支金额，透支金额用尽后，电能表将再次自动跳闸，此时将停止供电，直至您缴费购电后方可恢复供电。当您电费余额少于10元时，电表屏幕全亮，并有报警灯亮起，以免电表自动跳闸影响您的正常用电！请您在电能表报警指示灯亮起时到供电局个营业网店、或使用其他缴费模式及时缴纳电费。
2. 什么叫单相电源
三相交流电源是三个频率相同、电压有效值相等,而相位依次相差120°角的单相交流电源按一定方式的组合而成的。
它是由三相发电机三组对称的绕组产生的，每一绕组连同其外部回路称一相，分别记以A、B、C。它们的组合称三相制，常以三相三线制和三相四线制方式，即三角形接法和星形接法供电。
3. 单向不间断电源
UPS不间断电源输出电压，单相输入单相输出或三相输入单相输出UPS主机为220V；
三相输入三相输出UPS为380V，
采用三相三线制或三相四线制输出方式。
输出电压可调范围对大、中容量UPS而言，输出电压从它们的额定值起最小可调节+(-)5%。
关于小容量单相UPS而言，一般采用拨盘调节法，其输出电压的典型可调范围为208/220/230/240V。
小功率的UPS电源0.5KVA-20KVA一般输出电压都是220V的，20KVA以上的就基本都是380V的输出电压了。
所以说UPS不间断电源输出电压有380V、220V的。
4. 单相交流电什么意思
单相触电是指当人体接触带电设备或线路中的某一相导体时，一相电流通过人体经大地回到中性点，这种触电形式称为单相触电. 单相触电是个通俗的说法。在国内，单相触电是指由单相220V交流电（民用电）引起的触电。大部分触电事故是单相触电事故。
5. 交流电单相
1、三相交流电就是由三根火线组成，每一相交流电正弦波相位相差120度，相与相之间的电压（线电压）为380v，[三相有三相四线制（多一零线）和三相三线制两种]。 2、二相交流电 二相交流电就是由双火线（线电压）构成380v。 这就是三相交流电和二相交流电的区别。 （注意不要把一根火线和零线构成、电压为220v的单相交流电误为两相交流电）
6. 在线式不间断电源工作原理
是纯正的。UPS，即不间断电源，是将蓄电池（多为铅酸免维护蓄电池）与主机相连接，通过主机逆变器等模块电路将直流电转换成市电的系统设备。
主要用于给单台计算机、计算机网络系统或其它电力电子设备如电磁阀、压力变送器等提供稳定、不间断的电力供应。
当市电输入正常时，UPS 将市电稳压后供应给负载使用，此时的UPS就是一台交流式电稳压器，同时它还向机内电池充电；当市电中断（事故停电）时， UPS 立即将电池的直流电能，通过逆变器切换转换的方法向负载继续供应220V交流电，使负载维持正常工作并保护负载软、硬件不受损坏。UPS 设备通常对电压过高或电压过低都能提供保护。
7. 单相不间断电源设计
具体的型号的看是什么品牌的，品牌不一样型号也是不一样的，小功率段的1K,2K,3K,6K,10K,再往上就是15K，20K,而且10K以下大都是单相的，10K往上有单相有三相的，30K以上就都是三相的了
8. 单相在线式不间断电源的意义
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述?配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后
-
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨
自动化系统
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨
0 概述?
配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。?
实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30?s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。?
1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标
该区共10?km2，区内110?kV变电站一座，目前投入31.5?MVA变压器2台。110?kV进线2回内桥接线，分别引自上级500?kV变电站。出线为35?kV?10回、10?kV?14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。?
拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：?
（1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。?
（2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率99.99%。?
（3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。?
（4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。?
（5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。?
（6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能：?
1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；?
2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；?
3) GIS地理信息系统功能；?
4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；?
5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。?
2 对原配电网改造的主要内容?
2．1 变电站综合自动化改造?
由于该110?kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。?
2．2 部分用户变电室改造?
由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。?
在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。?
2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择?
改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。?
2．4 保护定值的调整?
系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110?kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500?kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。?
2．5 其他?
少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。?
由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。?
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述?配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后
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对闭环运行方式配电自动化系统的探讨
自动化系统
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨
0 概述?
配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。?
实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30?s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。?
1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标
该区共10?km2，区内110?kV变电站一座，目前投入31.5?MVA变压器2台。110?kV进线2回内桥接线，分别引自上级500?kV变电站。出线为35?kV?10回、10?kV?14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。?
拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：?
（1）以全闭环运行方式实现区内配电网自动化。?
（2）提高供电可靠性，达到“N-1”供电安全准则，供电可靠率99.99%。?
（3）建立配电监控系统，提高供电质量，电压合格率98%。?
（4）线路发生永久性故障时，能自动进行故障识别、故障隔离和恢复供电。?
（5）实现对用户侧设备的远方监控、抄表等负荷管理功能。?
（6）同时容纳开环运行的方式。本期配电自动化系统主要实现以下功能：?
1)SCADA功能包括数据采集及处理、人机联系和制表打印；?
2) 馈线自动化功能主要是故障识别、隔离和自动恢复供电；?
3) GIS地理信息系统功能；?
4) 包括远方自动抄表功能在内的负荷侧管理功能；?
5) 与变电站RTU和上级调度中心通信功能包括传送遥测、遥信和接收控调命令。对于电压无功控制，本系统只向变电站/上级调度中心传送电压运行值，不在本系统中进行调压操作，但提供接入用户侧调压装置的接口，也可传达并执行上级配电中心的调压指令，并保留功能上的扩充余地。?
2 对原配电网改造的主要内容?
2．1 变电站综合自动化改造?
由于该110?kV变电站原有保护远动均采用常规装置，不具备联网、与用户变电室通信等功能，故首先对变电站进行改造，全部采用微机型的远动和保护系统。改造后的系统具备完善的“四遥”功能和微机保护功能，并能与调度中心、上级配调中心、本级配调中心、客户端RTU/FTU等进行通信。?
2．2 部分用户变电室改造?
由于该开发区配网自动化规划设计采用电缆环网方式，所涉及的用户变电室在改造后均以2回电缆出线，与上下家企业连成环网，出线均安装可以遥控的开关。?
在每个企业的降压变加装DEP-900型FTU，并以光纤为信道连成环。区内整个配电网采用手拉手环网方案，可以在线路故障时就近的断路器自动跳闸，动作时间短，不依赖主站，对系统无冲击，避免了开环系统需开关多次跳合判断故障而带来的弊端。?
2．3 接地方式的改变及接地电阻值的选择?
改造后全部改为电缆出线，电容电流要比架空线路高得多，需将原小电流接地方式改为经小电阻接地的大电流接地方式。从单相接地故障的情况入手，尝试了多个中性点接地电阻值，对系统的稳态和瞬时二方面进行计算，并比较随之改变的单相接地故障电流值、单相接地故障健全相电压值及弧光接地过电压值、铁磁谐振过电压值等，然后按照运行规程和继电保护等约束条件进行比较分析，综合计算考虑系统总电容电流、单相接地故障时的故障电流、工频过电压、继电保护配合及通信干扰限制等，将接地电阻阻值确定为5Ω[2]。?
2．4 保护定值的调整?
系统接地方式改变及加装具备故障状态纵差保护功能的FTU后，对原110?kV变电站内的馈线、母线、主变压器、备自投各类保护定值均根据新的系统结构和运行方式进行了调整，上级500?kV变电站相应出线的保护定值也作了微调。?
2．5 其他?
少数企业原采用架空线路，这次统一改为排管电缆。此外，在小区内敷设了多模光纤的环网信道，既为配网自动化提供高速可靠的数字信道，又为抄表、MIS系统联网、多媒体数据传输等预留了通信手段。?
由于FTU及开关操作都必须有可靠的不间断电源，以保证在配电网出现线路故障，导致保护动作、出线开关跳闸、故障电路全部停电或进行设备检修时，仍能提供FTU工作电源、通信电源和开关操作电源，故在各用户变配置了专用的小型220VDC高频开关式直流操作电源。?
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨自动化系统对闭环运行方式配电自动化系统的探讨0概述?配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后
-
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨
自动化系统
对闭环运行方式配电自动化系统的探讨
0 概述?
配电作为电能发变送配中的最后一个环节，在电力生产中具有非常重要的作用。由于历史原因，过去未得到足够的重视。随着经济的发展和生活水平的提高，对供电质量和可靠性提出了更高的要求。大规模的两网改造结束后，配电网的布局得到了优化，但要进一步提高配电网的可靠性，还必须全面实现高水平的配电网自动化。?
实际上，近年来我国许多地区已经在不同层次、不同规模上进行了配电网自动化的试点工作，也取得了一定的成绩。但由于几乎所有的系统都是开环运行模式[1]，故障恢复时间都在30?s以上甚至数分钟，不能满足对供电可靠性要求更高的用户，只能采取双回供电、自备发电、大容量UPS等高成本方式来弥补。在此背景下，笔者单位与有关电力企业合作，在某国家级开发区配备了闭环运行方式的配网自动化系统。经过2年多的运行证明，系统功能和指标达到了设计要求，大大提高了配电网运行的可靠性，具有开创性意义。?
1 供电区域配电网概况及配网自动化规划功能和目标
该区共10?km2，区内110?kV变电站一座，目前投入31.5?MVA变压器2台。110?kV进线2回内桥接线，分别引自上级500?kV变电站。出线为35?kV?10回、10?kV?14回，改造前为架空线路与电缆出线混合方式，中性点不接地；改造后全部以电缆排管方式引出，小电阻接地。二次设备原采用常规继电保护和远动，仅有遥测、遥信送往上级调度中心，通信通道为载波和扩频，备有商用电话。?
拟分二期全面实现配电网自动化。本期规划主要目标是：?