配網(wǎng)自動化基本知識

1、配網(wǎng)自動化基本知識配網(wǎng)自動化基礎知識手冊 配網(wǎng)自動化是進一步減少配電網(wǎng)故障快速復電的時間，提高配網(wǎng)運行管理水平重要的技術手段，公司自2000年以來先后組織廣州、深圳、佛山、東莞、中山、珠海、茂名等供電局開展了配網(wǎng)自動化試點建設。在總結(jié)試點經(jīng)驗的基礎上，2012年公司將在佛山、東莞、江門等11個供電局開展配網(wǎng)自動化建設，為使后續(xù)工作得以順利進行，特編制本手冊。 1 總體概述 1.1 配網(wǎng)自動化概念 配電自動化是以一次網(wǎng)架和設備為基礎，利用計算機及其網(wǎng)絡技術、通信技術、現(xiàn)代電子傳感技術，以配電自動化系統(tǒng)為核心，將配網(wǎng)設備的實時、準實時和非實時數(shù)據(jù)進行信息整合和集成，實現(xiàn)對配電網(wǎng)正常運行及事故情況下

2、的監(jiān)測、保護及控制等。 配電自動化系統(tǒng)主要由配電自動化主站、配電自動化終端及通信通道組成，主站與終端的通信通常采用光纖有線、GPRS無線等方式。1.2 配網(wǎng)自動化意義 通過實施配網(wǎng)自動化，實現(xiàn)了對配電網(wǎng)設備運行狀態(tài)和潮流的實時監(jiān)控，為配網(wǎng)調(diào)度集約化、規(guī)范化管理提供了有力的技術支撐。通過對配網(wǎng)故障快速定位/隔離與非故障段恢復供電，縮小了故障影響范圍，加快故障處理速度，減少了故障停電時間，進一步提高了供電可靠性。 2 配網(wǎng)自動化基礎知識 2.1 名詞術語 2.1.1 饋線自動化 是指對配電線路運行狀態(tài)進行監(jiān)測和控制，在故障發(fā)生后實現(xiàn)快速準確定位和迅速隔離故障區(qū)段，恢復非故障區(qū)域供電。饋線自動化包括

3、主站集中型饋線自動化和就地型饋線自動化兩種方式。 2.1.2 主站集中型饋線自動化 是指配電自動化主站與配電自動化終端相互通信，由配電自動化主站實現(xiàn)對配電線路的故障定位、故障隔離和恢復非故障區(qū)域供電。 2.1.3 就地型饋線自動化 是指不依賴與配電自動化主站通信，由現(xiàn)場自動化開關與終端協(xié)同配合實現(xiàn)對配電線路故障的實時檢測，就地實現(xiàn)故障快速定位/隔離以及恢復非故障區(qū)域供電。按照控制邏輯和動作原理又分為自適應綜合型、電壓-時間型和電壓-電流型。 2.2 配電自動化主站 配電自動化主站是整個配電網(wǎng)的監(jiān)視、控制和管理中心，主要完成配電網(wǎng)信息的采集、處理與存儲，并進行綜合分析、計算與決策，并與配網(wǎng)GIS

4、、配網(wǎng)生產(chǎn)信息、調(diào)度自動化和計量自動化等系統(tǒng)進行信息共享與實時交互，按照功能模塊的部署可分為簡易型和集成型兩種配電自動化主站系統(tǒng)。 簡易型配電自動化主站主要部署基本的平臺、SCADA和饋線故障處理模塊。集成型配電自動化主站是在簡易型配電自動化主站系統(tǒng)的基礎上，擴充了網(wǎng)絡拓撲、饋線自動化、潮流計算、網(wǎng)絡重構(gòu)等電網(wǎng)分析應用功能。 2.3 配電自動化終端設備 配電自動化終端主要指安裝于開關站、配電房、環(huán)網(wǎng)柜、箱式變電站、柱上開關處，用于采集配電設備運行故障信息和進行控制的終端設備。根據(jù)應用場合不同分為配電房配電自動化終端(DTU)、架空線饋線自動化終端(FTU)、電纜型故障指示器和架空型故障指示器。

5、 2.3.1 架空線饋線自動化終端(FTU) 架空線饋線自動化終端(FTU)適用于10kV架空線路的分段開關和聯(lián)絡開關的監(jiān)測和控制，按照控制邏輯可設置成電流型、電壓時間型兩種工作模式。 2.3.1.1 電流型工作模式可采集三相電流、兩側(cè)三相電壓和零序電流。 具有過電流保護功能和零序電流保護、兩次自動重合閘功能和閉鎖二次重合閘功能， 2.3.1.2 電壓時間型工作模式1) 具有失電后延時分閘功能，即開關在合位、雙側(cè)失壓、無流，失電延時時間到，控制開關分閘; 2) 具有得電后延時合閘功能，即開關在分位、一側(cè)得壓、一側(cè)無壓，得電延時時間到，控制開關合閘; 3) 具有單側(cè)失壓后延時合閘功能，即開關在分

6、位且雙側(cè)電壓正常持續(xù)規(guī)定時間以上，單側(cè)電壓消失，延時時間到后，控制開關合閘; 4) 具備雙側(cè)均有電壓時，開關合閘邏輯閉鎖功能，即開關處于分閘狀態(tài)時，兩側(cè)電壓均正常時，此時終端閉鎖合閘功能。 5) 具有閉鎖合閘功能。若合閘之后在設定時限之內(nèi)失壓，并檢測到故障電流，則自動分閘并閉鎖合閘。若合閘之后在設定時限之內(nèi)沒有檢測到故障電流，則不閉鎖合閘; 6) 具有閉鎖分閘功能。若合閘之后在設定時間內(nèi)沒有檢測到故障，則閉鎖分閘功能，延時5分鐘后閉鎖復歸; 7) 具有非遮斷電流保護功能，即當檢測到流過負荷開關的電流大于600A時，閉鎖跳閘回路。 （負荷開關不能開斷大于額定電流的負荷）8) 可檢測零序電壓，具有

7、零序電壓保護功能，即在設定延時內(nèi)檢測到零序電壓信號應立刻分閘，切除接地故障;在設定延時外檢測到零序電壓信號，終端不發(fā)出分閘控制命令。 2.3.2 配電房配電自動化終端(DTU) 站所終端DTU一般安裝在常規(guī)的開閉所、環(huán)網(wǎng)柜、小型變電站、箱式變電站等處，完成對開關設備遙測、遙信數(shù)據(jù)的采集，對開關進行分合閘操作，實現(xiàn)對饋線開關的故障識別、隔離和對非故障區(qū)間的恢復供電。 2.3.3 故障指示器 故障指示器是指安裝在架空線、電力電纜上，用于指示故障電流流通的裝置。短路故障指示器分為戶外型及戶內(nèi)型兩種，架空線路安裝戶外型故障指示器，電纜線路安裝戶內(nèi)型故障指示器。 2.4 配網(wǎng)通信方式 配網(wǎng)通信一般采用主

8、干層和接入層兩層結(jié)構(gòu)組網(wǎng)，配網(wǎng)主站系統(tǒng)至變電站的主干通信網(wǎng)一般采用光纖傳輸網(wǎng)方式，變電站至配網(wǎng)終端之間的接入部分采用多種通信方式，主要有以下幾種: 1) 工業(yè)以太網(wǎng)通信 有源光網(wǎng)絡主要是利用工業(yè)以太網(wǎng)技術，具有技術成熟、性能穩(wěn)定、組網(wǎng)靈活、便于升級擴容等優(yōu)點，適合高溫、潮濕環(huán)境、強電磁干擾等惡劣環(huán)境下的應用。不足之處是存在點對點結(jié)構(gòu)纖芯資源浪費、相對投資高等缺點。 2) 無源光纖通信 無源光網(wǎng)絡主要是利用以太網(wǎng)無源光網(wǎng)絡(EPON)技術，采用點到多點結(jié)構(gòu)，無源光纖傳輸，具有成本低、帶寬高、擴展性強、組網(wǎng)快速靈和以及方便與現(xiàn)有以太網(wǎng)完全兼容等優(yōu)點。不足之處是EPON組網(wǎng)方式以星型為主，對于鏈形和

9、環(huán)形網(wǎng)絡受技術本身限制支持較差，施工前需嚴格規(guī)劃各節(jié)點的光功率，不利于靈活組網(wǎng)和未來擴容需求。 3) 無線公網(wǎng)通信 目前無線公網(wǎng)通信主要包括GPRS、CDMA、3G等。無線公網(wǎng)可節(jié)約光纜鋪設費用，組網(wǎng)靈活，適用于無線公共網(wǎng)絡覆蓋完整卻信號優(yōu)良的城市，不足之處是只適合于實時性要求不高的數(shù)據(jù)采集應用，可靠性、安全性方面有待進一步提高。 2.5 饋線自動化技術原理介紹2.5.1 主站集中型饋線自動化主站集中型饋線自動化是指配電自動化主站與配電自動化終端相互通信，通過配電自動化終端采集故障信息，由配電自動化主站判斷確定故障區(qū)段，并進行故障故障隔離和恢復非故障區(qū)域供電。適用于純電纜、純架空和架空電纜混合

10、線路的任一種網(wǎng)架。 由于該方案對通信的可靠性要求較高，較依賴光纖通信，而鋪設光纖施工困難、建設費用高，因此該方案主要應用于負荷密度大，且對供電可靠性要求很高的A、B類供電區(qū)域的城市中心區(qū)。例如廣州的天河區(qū)和越秀區(qū)、深圳的福田區(qū)、佛山的東平新城和金融高新區(qū)。經(jīng)估算一回10kV線路配網(wǎng)自動化改造造價約為150萬元(按三分段一聯(lián)絡計算)。 建設實施內(nèi)容: 1)變電站開關與保護裝置不需要進行改造，保護定值無需配合; 2)開關柜(環(huán)網(wǎng)柜)的開關本體需三遙點需加裝電動操作機構(gòu)及鋪設光纖; 3)加裝DTU，加裝A、C相CT、零序CT、PT柜。 2.5.2 電壓時間型饋線自動化 電壓時間型饋線自動化模式以電壓

11、時間為判據(jù)，適用于純架空、架空電纜混合線路的單輻射、單聯(lián)絡等網(wǎng)架。 圖2電壓時間型饋線自動化建設方案工作原理:以電壓時間為判據(jù)，當線路發(fā)生短路故障時，變電站出線開關保護跳閘，線路分段開關失電后分閘。變電站出線開關第一次重合閘后，線路分段開關得電后逐級延時合閘，當合閘到故障點后，變電站出線開關再次跳閘，所有線路分段開關失電分閘，同時閉鎖故障區(qū)間線路分段開關合閘;故障隔離后，變電站出線開關再次重合，非故障區(qū)段的線路分段開關再次延時合閘，恢復故障點前段線路供電，聯(lián)絡開關延時合閘，自動恢復故障點后段線路供電。 電壓時間型饋線自動化不依賴與主站通信，投資小、見效快，因此適用于負荷密度小的C、D、E類供電

12、區(qū)域，如城市郊區(qū)和農(nóng)村地區(qū)。該模式經(jīng)估算一回10kV線路配網(wǎng)自動化改造造價約為25萬元(按三分段一聯(lián)絡計算)。 建設實施內(nèi)容: 1)變電站開關、保護裝置不需要進行改造，變電站保護重合閘定值需與線路開關重合及聯(lián)絡開關動作時間配合; 2)柱上開關需具備電動操作功能，否則需整體更換; 3)FTU與柱上開關成套配置。 2.5.3 電壓-電流型饋線自動化 電壓-電流型饋線自動化在電壓-時間型饋線自動化基礎上，增加了故障電流輔助判據(jù)。適用于純架空、架空電纜混合線路的單輻射、單聯(lián)絡等網(wǎng)架。 工作原理:主干線分段負荷開關在單側(cè)來電時延時合閘，在兩側(cè)失壓狀態(tài)下分閘。當分段負荷開關合閘后在設定時間內(nèi)檢測到線路失壓

13、以及故障電流，則自動分閘并閉鎖合閘，完成故障隔離;當分段負荷開關合閘后在設定時間內(nèi)未檢測到線路失壓，或雖檢測到線路失壓但未檢測到故障電流，則閉鎖分閘，變電站出線開關重合后完成非故障區(qū)域快速復電。 電壓電流型饋線自動化在電壓時間型基礎上增加了電流判據(jù)，提高了故障隔離的準確性，適合于A、B、C類供電區(qū)域。估算一回線路造價約30萬元人民幣(按三分段一聯(lián)絡計算)。 建設實施內(nèi)容: 1)變電站開關不需要進行改造，變電站電流保護和重合閘定值需與線路分段斷路器和分段負荷開關進行配合; 2)柱上開關需具備電動操作功能，否則需整體更換; 3)FTU與柱上開關成套配置。 2.6 故障自動定位技術原理 故障指示器是

14、一種可以直接安裝在配電線路上的故障指示裝置，主要通過檢測線路電流和電壓的變化，來識別故障特征，從而判斷是否給出故障指示。故障指示器動作后，其狀態(tài)指示一般能維持數(shù)小時至數(shù)十小時，便于巡線工人到現(xiàn)場觀察。故障指示器可通過GPRS無線通信將故障信息遠傳給配電自動化主站。 工作原理:當系統(tǒng)發(fā)生短路故障時，故障指示器檢測流過線路的短路故障電流后自動動作(如通過翻牌指示或發(fā)光指示)并發(fā)出故障信息，按照電源與故障點經(jīng)故障點形成回路的原理，該線路上最后一個發(fā)出故障信息的故障指示器和第一個沒有發(fā)現(xiàn)故障信息的故障指示器之間的區(qū)段即為故障點所在。 架空線路故障指示器建設實施內(nèi)容: 1)架空線引落電纜頭處，當該電纜為

15、線路聯(lián)絡電纜時，必須在兩側(cè)電纜頭分別安裝兩組; 2)架空主干線分段開關處，應在分段開關負荷側(cè)安裝一組故障指示器;線路上沒有任何分段，距離超過2000m的，應在適當位置安裝故障指示器，原則上線路每隔1,2公里采用故障指示器分段，縮小故障區(qū)段范圍; 3)線路重要分支處:對于支線長度超過3公里或支線承擔重要負荷采用故障指示器指示線路故障分支。 電纜線路故障指示器建設實施內(nèi)容: 1)全電纜線路按每段安裝一組進行考慮，安裝位置原則上要求在線路正常運行方式下的電源側(cè)。 2)開關房內(nèi)高壓開關柜安裝在電纜三叉頭處，安裝后應可通過柜門上的觀察窗查看故障指示器的翻牌情況; 3)主干線每路進出線、長度超過300米的

16、電纜分支線配置一套電纜故障指示器，與電纜通信終端連接。 2.7 主站集中型饋線自動化動作原理 2.7.1 主站集中型饋線自動化動作原理 主站集中型饋線自動化適用于各種網(wǎng)架的架空及電纜線路。該模式通過安裝數(shù)據(jù)采集終端設備和主站系統(tǒng)，并借助通信手段，在配電網(wǎng)正常運行時，實時監(jiān)視配電網(wǎng)的運行情況并進行遠方控制;在配電網(wǎng)發(fā)生故障時，自動判斷故障區(qū)域并通過主站自動或遙控隔離故障區(qū)域和恢復受故障影響的健全區(qū)域供電。 2.8就地饋線自動化動作原理2.8.1自適應綜合型自適應綜合型饋線自動化是通過“無壓分閘、來電延時合閘”方式、結(jié)合短路/接地故障檢測技術與故障路徑優(yōu)先處理控制策略，配合變電站出線開關二次合閘，

17、實現(xiàn)多分支多聯(lián)絡配電網(wǎng)架的故障定位與隔離自適應，一次合閘隔離故障區(qū)間，二次合閘恢復非故障段供電。以下實例說明自適應綜合型饋線自動化處理故障邏輯。2.8.1.1 主干線短路故障處理（1）FS2 和 FS3 之間發(fā)生永久故障，F(xiàn)S1、FS2 檢測故障電流并記憶 1。1 CB 為帶時限保護和二次重合閘功能的10KV 饋線出線斷路器FS1FS6/LSW1、LSW2：UIT 型智能負荷分段開關/聯(lián)絡開關YS1YS2 為用戶分界開關25 / 25CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSW2（2）CB 保護跳閘。CBFS1FS2

18、FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS3YS3FS5FS5FS6FS6LSW2（3）CB 在 2s 后第一次重合閘。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSW2（4）FS1 一側(cè)有壓且有故障電流記憶，延時 7s 合閘。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS1YS2FS4YS2YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW2（5）FS2 一側(cè)有壓且有故障電流記憶，延時 7s 合閘， FS4 一側(cè)有壓但無故障電流記憶，啟動長延時 7+50s（等待故障線路隔離完成，按照最長

19、時間估算，主干線最多四個開關考慮一級轉(zhuǎn)供帶四個開關)。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSW2（6）由于是永久故障，CB 再次跳閘，F(xiàn)S2 失壓分閘并閉鎖合閘，F(xiàn)S3 因短時來電閉鎖合閘。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS1YS2FS4YS2YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW2（7）CB 二次重合，F(xiàn)S1、FS4、FS5、FS6 依次延時合閘。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS1YS2FS4YS2YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW21.2 用戶

20、分支短路故障處理（1）YS1 之后發(fā)生短路故障，F(xiàn)S1、FS4、YS1 記憶故障電流。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS6LSW2（2）CB 保護跳閘，F(xiàn)S1-FS6 失壓分閘，YS1 無壓無流后分閘。（記憶故障電流）（3）CB 在 15s 后第一次重合閘。（4）FS1-FS7 依次延時合閘。1.3 主干線接地故障（小電流接地)處理（1）安裝前設置 FS1 為選線模式，其余開關為選段模式。（2）FS5 后發(fā)生單相接地故障，F(xiàn)S1、FS4、FS5 依據(jù)暫態(tài)算法選出接地故障在其后端并記憶。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS

21、3YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW2（3）FS1 延時保護跳閘（20s)。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW2（4）FS1 在延時 2s 后重合閘。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSWLSW22（5）FS4、FS5 一側(cè)有壓且有故障記憶，延時 7s 合閘， FS2 無故障記憶，啟動長延時。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS

22、6LSW2（6）FS5 合閘后發(fā)生零序電壓突變，F(xiàn)S5 直接分閘，F(xiàn)S6感受短時來電閉鎖合閘。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSWLSW22（7）FS2、FS3 依次合閘恢復供電。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3YS3FS4YS1YS3YS1FS4FS5FS5FS6FS6LSW22 電壓時間型“電壓-時間型”饋線自動化是通過開關“無壓分閘、來電延時合閘”的工作特性配合變電站出線開關二次合閘來實現(xiàn)，一次合閘隔離故障區(qū)間，二次合閘恢復非故障段供電。以下實例說明電壓-時間型饋線自動化處理故障

23、的邏輯。（1）線路正常供電。CB17s7s7s7s7sCB2線路1F001F002F003聯(lián)絡L1F102F101線路2（2） F1 點發(fā)生故障，變電站出線斷路器 CB1 檢測到線路故障，保護動作跳閘，線路 1 所有電壓型開關均因失壓而分閘，同時聯(lián)絡開關 L1 因單側(cè)失壓而啟動 X 時間倒計時。CB17s7s7s7s7sCB2F1線路1F001F002F003聯(lián)絡L1F102F101線路2（3）1s 后，變電站出線開關 CB1 第一次重合閘。CB17s7s7s7s7sCB2F1線路1F001F002F003聯(lián)絡L1F102F101線路2（4）7s 后，線路 1 分段開關 F001 合閘。CB1

24、7s7s7s7s7sCB2F1線路1F001F002F003聯(lián)絡L1F102F101線路2（5）7s 后，線路 1 分段開關 F002 合閘。因合閘于故障點，CB1 再次保護動作跳閘，同時， 開關 F002、F003 閉鎖，完成故障點定位隔離。CB17s7s7s7s7sCB2F1線路1F001F002F003聯(lián)絡L1F102F101線路2（6）變電站出線開關 CB1 第二次重合閘，恢復 CB1 至F001 之間非故障區(qū)段供電。CB17s7s7s7s7sCB2F1線路1F001F002F003聯(lián)絡L1F102F101線路2（7）7s 后，線路 1 分段開關 F001 合閘，恢復 F001 至F0

25、02 之間非故障區(qū)段供電。CB17s7s7s7s7sCB2F1線路1F001F002F003聯(lián)絡L1F102F101線路2（8）通過遠方遙控（需滿足安全防護條件)或現(xiàn)場操作聯(lián)絡開關合閘，完成 L1 至 F003 之間非故障區(qū)段供電。CB17s7s7s7s7sCB2F1線路1F001F002F003聯(lián)絡L1F102F101線路23 電壓-電流時間型電壓電流時間型在電壓時間型的基礎上增加了對故障電流以及接地電流的判別，遵循得電 X 時限合閘，X 時限內(nèi)檢測到殘壓閉鎖合閘，合閘后 Y 時限內(nèi)失壓且檢測到故障電流閉鎖分閘的基本邏輯。同時具備合閘后 Y 時限內(nèi)未檢測到故障電流閉鎖分閘的邏輯，從而加快故障

26、隔離的過程。若開關采用彈操機構(gòu)，可加入失電經(jīng)延時分閘（與變電站出線開關快速重合閘時間配合），來快速隔離瞬時故障。以實例說明：3.1 主干線瞬時短路故障（1）FS2 和 FS3 之間發(fā)生瞬時故障，其中，CB 為帶時限保護和二次重合閘功能的 10KV 饋線出線斷路器；FS1FS6/LSW1、LSW2 為 UIT 型智能負荷分段開關/聯(lián)絡開關；YS1YS2 為用戶分界開關。CBFS1FS2FS31LSWLSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSWLSW22（2）CB 保護跳閘，F(xiàn)S1、FS2 過流計數(shù) 1 次，F(xiàn)S1-FS6 失壓 1 次，F(xiàn)S1-FS

27、6 在 CB 快速重合閘之前保持合閘狀態(tài)。CBFS1FS2FS3LSW1FS4YS1YS2FS5FS6LSW2（3）CB 快速重合閘（0.2s），上游非故障區(qū)恢復供電。CBFS1FS2FS4YS1YS2FS5FS6LSW23.2 主干線永久短路故障（1）FS2 和 FS3 之間發(fā)生永久故障。CBFS1FS2FS1FS2FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSWLSW22FS3LSW1FS3FS3LSWLSW11（2）CB 保護跳閘，F(xiàn)S1、FS2 過流計數(shù) 1 次，F(xiàn)S1-FS6 失壓 1 次，F(xiàn)S1-FS6 在 CB 快速重合閘之前保持合閘狀態(tài)。CBFS1FS2FS3

28、LSW1FS4YS1YS2FS5FS6LSW2（3）CB 快速重合閘（0.2s），合于故障；FS1、FS2 過流計數(shù) 2 次。CBFS1FS2FS3LSW1FS4YS1YS2FS5FS6LSW2（4）CB 跳閘，F(xiàn)S1、FS2 過流計數(shù) 2 次且失壓 2 次；FS1、FS2 失電經(jīng)短延后分閘（YS1 和 YS3 為分界斷路器，不具備失電分閘功能）；FS3-FS6 失壓 2 次,但過流計數(shù)為 0，不分閘。CBFS1FS2FS3LSW1LSW1FS1FS2FS3FS4YS1YS1FS4YS2YS2FS5FS5FS6FS6LSWLSW22（5）CB 在 15s 后第二次重合閘。FS1FS2FS3LSW1CBLSW1FS1FS2F