智能配電網(wǎng)故障自愈技術(shù)及其應用課件

1、1智能配電網(wǎng)故障自愈技術(shù)及其應用徐丙垠山東理工大學電氣電子工程學院科匯電力自動化公司2011-10-152內(nèi)容概述小電流接地故障自愈控制與選線、定位配電網(wǎng)繼電保護配網(wǎng)(饋線)自動化3概述4什么是自愈？自我預防利用先進的傳感測量與仿真分析技術(shù)在線監(jiān)視與診斷電網(wǎng)運行狀態(tài)，及時發(fā)現(xiàn)事故隱患并快速調(diào)整、消除事故隱患。自我恢復（愈合）在故障發(fā)生后，應用自動控制手段使故障快速恢復或快速隔離故障，避免影響電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行與供電質(zhì)量，或?qū)⒐收系挠绊懡抵磷钚?。是對傳統(tǒng)繼電保護、安全自動裝置、饋線自動化、在線監(jiān)測與故障診斷技術(shù)的綜合、延伸、提高是智能電網(wǎng)的核心功能5配電網(wǎng)自愈控制目標與主要研究內(nèi)容自愈控制目標：

2、防止配電網(wǎng)故障（擾動）影響對用戶的正常供電，保證供電質(zhì)量。自愈衡量標準不給用戶帶來經(jīng)濟損失與不良影響主要研究內(nèi)容電能質(zhì)量自愈控制： 應用柔性配電（DFACTSA)設(shè)備抑制或消除電壓驟降、諧波、閃變等電能質(zhì)量擾動故障自愈控制分布式電源微網(wǎng)供電技術(shù)6配電網(wǎng)故障自愈控制研究內(nèi)容小電流接地故障自愈控制消弧補償技術(shù)過電壓抑制選線與故障定位短路故障自愈控制繼電保護：切除故障饋線自動化：故障定位、故障隔離與自動恢復供電7配電網(wǎng)故障自愈的作用提高供電可靠性減少停電次數(shù)（包括短時停電次數(shù))減少停電時間減少停電范圍8配電網(wǎng)故障自愈的作用研究并推廣配電網(wǎng)故障自愈技術(shù)對于提高供電可靠性意義重大：90%以上的用戶停電時

3、間是由配電網(wǎng)原因引起的，其中相當一部分是由故障引起的。按電壓等級統(tǒng)計的停電原因中國故障停電比例發(fā)達國家故障停電比例9為什么要提高供電可靠性？高科技數(shù)字設(shè)備的廣泛應用對供電可靠性提出了更高的要求重合閘、倒閘操作、拉路選線引起的短時中斷會導致停工停產(chǎn)，引起嚴重后果。停電給社會帶來的經(jīng)濟損失十分可觀據(jù)報道，美國每年的停電損失超過1500億美元。我國電科院專家對某沿海城市研究結(jié)果表明：停電每少供一度電帶來的經(jīng)濟損失在40元左右。粗略估計，我國每年的停電損失在2000億元以上。10西安市用戶停電損失調(diào)查結(jié)果停電時間（h)平均停電損失率(元/MWh)電量損失（折算到年用電量為1MWh的負荷上）說明工業(yè)用戶

4、商業(yè)用戶0.550.03330.245kWh188.26499.1410kWh4172.56756.6240kWh8263.551000.2680kWh計算電量損失時，假定停電時負荷是全年平均水平。數(shù)據(jù)摘自“停電損失調(diào)查與估算”，西北電力技術(shù)，2002年6月刊。11中國城市用戶年平均停電時間統(tǒng)計結(jié)果數(shù)據(jù)來源：中國電力可靠性中心（停電時間已扣除缺電因素）12我國供電可靠性亟待提高2005年中國城市用戶平均停電時間與國際先進水平的比較13智能配網(wǎng)首先應是一個供電高度可靠的電網(wǎng)供電可靠率平均達到“4個9”的國際先進水平重要地區(qū)做到“6個9”研究并推廣應用智能配電網(wǎng)故障自愈技術(shù)對提高供電可靠性、建設(shè)智

5、能電網(wǎng)具有重大的意義！14小電流接地故障自愈控制與選線、定位15小電流接地的優(yōu)勢小電流接地，又稱非有效接地，包括中性點不接地與消弧線圈接地(諧振接地）。一種成熟有效的配電網(wǎng)故障自愈技術(shù)利用消弧線圈補償電容電流，使故障自動熄弧自愈。接地電流非故障相電壓消弧線圈電流零序電壓故障相電壓16一次實際的自恢復接地故障電壓錄波圖小電流接地的優(yōu)勢17小電流接地的優(yōu)勢意大利的實踐采用固定調(diào)諧消弧線圈，接地故障引起的供電中斷減少26%以上。采用可調(diào)消弧線圈后，接地故障引起的供電中斷減少50%以上。國內(nèi)部分城市采用小電阻接地后供電可靠性下降S市一變電所采用小電阻接地后，10kV線路3年共跳閘136次，平均每年46

6、次；改造前2年共跳閘53次，平均每年27次。跳閘率提高一倍。18接地方式影響供電可靠性國家年均停電時間，Min年份接地方式日本62005諧振接地、不接地德國18.22004主要采用諧振接地奧地利31.42005主要采用諧振接地法國48.02004諧振接地、不接地意大利55.92004不接地、諧振接地英國64.42005大電流接地為主美國982005大電流接地為主 部分發(fā)達國家配電系統(tǒng)供電可靠性19小電流接地存在的問題間歇性電弧過電壓，易導致其他兩相絕緣擊穿。接地電流微弱，選線定位困難。近年來出現(xiàn)突破性進展，已基本得到解決。接地電流中諧波分量、阻性分量、間歇性接地暫態(tài)分量得不到補償，影響自愈率。

7、諧波分量、阻性分量的比例在10%以上采用全電流補償技術(shù)，可進一步提高故障自愈率。20我國配電網(wǎng)接地方式現(xiàn)狀架空線路或架空線路與電纜混合網(wǎng)絡(luò)基本采用小電流接地方式城市大型電纜網(wǎng)絡(luò)采用小電阻接地北京、上海、深圳、廣州等電纜網(wǎng)絡(luò)電容電流大21智能配電網(wǎng)應優(yōu)先考慮小電流接地提高單相接地故障自愈能力，改善供電可靠性。電纜網(wǎng)絡(luò)里相當一部分接地故障能夠自恢復電纜本體外（用戶變壓器）接地故障端頭、接頭故障自動調(diào)諧技術(shù)成熟應用，提高了自愈能力。故障選線問題已基本得到解決永久接地故障可直接跳閘22全電流跟蹤補償利用電力電子設(shè)備產(chǎn)生寬頻補償電流，從中性點處注入。實現(xiàn)包括有功電流、諧波電流在內(nèi)的接地電流的全補償通過控

8、制故障熄弧后電壓恢復速度，可降低重燃幾率，抑制接地過電壓。23接地電流完全動態(tài)補償示意圖故障點10kV110kVTCCCLRLRLR消弧線圈iQ電力電子系統(tǒng)電容電流不接地系統(tǒng)殘流全補償后殘流消弧線圈補償后殘流24RCC接地故障補償裝置由瑞典Neutral公司開發(fā)生產(chǎn)，可對接地電流進行全補償。1992年在瑞典Goltland首先投運至2005年，已在瑞典、德國等國推廣應用50多套。25小電流接地故障檢測困難的原因接地電流微弱消弧線圈補償電流導致故障線路零序電流甚至小于非故障線路間歇性接地，電弧不穩(wěn)定。10%左右的故障存在間歇性接地現(xiàn)象高阻故障多5%左右故障電阻在1k以上26一次實際故障錄波圖故障

9、線路零序電流零序電壓非故障線路零序電流故障線路穩(wěn)態(tài)接地電流十分微弱27一次實際的間歇性接地故障錄波圖非故障線路零序電流故障線路零序電流故障相電壓28小電流接地選線技術(shù)已趨于成熟近年來取得突破性進展，實際成功率在90%以上。中電阻：在中性點瞬間投入一中值電阻擾動法：瞬間調(diào)整補償失諧度，檢測零序電流的變化。注入信號法：注入間諧波（225Hz）電流利用故障暫態(tài)信號的方法（暫態(tài)法）29利用故障產(chǎn)生的暫態(tài)信號選線接地時，相電壓突然降低引起放電電流，故障相電壓突然升高，引起電容充電電流。暫態(tài)接地電流持續(xù)約一個周波，幅值遠大于穩(wěn)態(tài)電容電流， 且不受消弧線圈的影響。小電流接地故障暫態(tài)信號特征ABCIf放電充電

10、30暫態(tài)接地電流特點：暫態(tài)電流遠大于穩(wěn)態(tài)電容電流。暫態(tài)最大電流與穩(wěn)態(tài)電容電流之比，可達到幾倍到十幾倍。暫態(tài)最大電流值與故障時電壓相角有關(guān)。一般故障都發(fā)生在電壓最大值附近。暫態(tài)電流值不受消弧線圈的影響。小電流接地故障暫態(tài)信號特征31暫態(tài)選線法的優(yōu)點暫態(tài)接地電流數(shù)倍于穩(wěn)態(tài)值，有時達十幾倍，靈敏度高。不受消弧線圈的影響不受故障點不穩(wěn)定的影響可以檢測瞬時性故障32傳統(tǒng)暫態(tài)選線法-首半波法1950年代國外提出零序（模）電壓電流初始極性比較法1970年代國內(nèi)研制出首半波法的接地保護裝置極性正確時間短，受電網(wǎng)參數(shù)、短路相角影響。受當時技術(shù)條件限制，處理方法簡單。u0i033現(xiàn)代暫態(tài)選線法計算機、微電子技術(shù)的

11、發(fā)展，為開發(fā)暫態(tài)電氣量選線新技術(shù)創(chuàng)造了條件。自上世紀90年代起，利用暫態(tài)電氣量的選線法又引起了人們的重視。已開發(fā)出新型暫態(tài)法選線裝置，在上百個變電所投入運行，實際故障選線效果良好。實際故障選線成功率在90%以上34暫態(tài)電流幅值比較法比較同一母線所有出線暫態(tài)零序電流的幅值（均方根值），幅值最大者被選定為故障線路。缺點：不能確定母線接地IhIfLIh35暫態(tài)零序電流極性比較選線法比較所有出線電流的極性故障線路電流極性與健全線路相反所有出線電流極性相同則為母線接地故障 IhIfLIh36首半波法-初始極性相反新方法-極性永遠相反u0i0du0/dti0暫態(tài)容性無功功率方向選線法基本思路：比較零序電流

12、與電壓導數(shù)的極性。克服首半波法的缺點。37暫態(tài)法選線裝置采用專用高速數(shù)據(jù)采集電路記錄暫態(tài)信號具有故障錄波功能，可永久保留故障信息。配置靈活，對于TA、TV變比不統(tǒng)一和極性錯誤可通過軟件補償選線結(jié)果可通過103、DNP3.0規(guī)約以及空結(jié)點等多種方式上報調(diào)度或控制中心38暫態(tài)法選線結(jié)果故障線路零序電流零序電壓39暫態(tài)法選線結(jié)果故障線路零序電流零序電壓40接地選線技術(shù)總結(jié)小電流接地故障選線技術(shù)已經(jīng)成熟，成功率在90%以上，滿足現(xiàn)場應用要求。投入中電阻法、信號注入法、暫態(tài)法在國內(nèi)外都有一定的應用面暫態(tài)法由于不需要在中性點并入電阻或安裝信號注入設(shè)備，不改動一次回路，簡單、安全性好、成本低，不受電弧不穩(wěn)定

13、影響，應用前景良好。高阻故障接地選線有待于進一步探討41小電流接地故障定位比較配網(wǎng)終端（FTU)、故障指示器檢測結(jié)果，確定接地故障位置。接地電流微弱，檢測起來比較困難指示方法：注入信號法投入電阻法暫態(tài)法42小電流接地故障零序電壓、電流43接地故障定位：比較暫態(tài)零序電流方向故障點上游測量到的暫態(tài)故障電流方向一致，與故障點下游測量到的電流方向相反。需要測量暫態(tài)零序電壓，現(xiàn)場應用不方便。CB1S11S12F電源i0i0i044接地故障定位：比較暫態(tài)零序電流相似性比較暫態(tài)零序電流的幅值與相似性，可實現(xiàn)故障定位。45接地故障暫態(tài)零序電流比較62.5125187.5-1.5-1-0.500.511.522

14、.5t (ms)i0 (A)i0Ni0P062.5125187.5-1.5-1-0.500.511.522.5t (ms)i0Ni0Mi0 (A)故障點兩側(cè)暫態(tài)零序電流比較故障點上游兩點暫態(tài)零序電流比較46波形相關(guān)系數(shù)計算公式與兩個波形的相似程度成正比，二者完全一致時，=1。計算故障線路上相鄰兩個指示器或FTU送上來的暫態(tài)零序電流的相關(guān)系數(shù)。 為負值時，說明故障點在兩者之間。47瞬時性接地故障監(jiān)測捕捉電網(wǎng)的瞬時接地故障并指示出發(fā)生故障的線路來，將給值班人員提供非常重要的電網(wǎng)絕緣狀態(tài)信息。相對于利用局部放電技術(shù)對電纜絕緣進行監(jiān)測，瞬時性接地故障持續(xù)時間更長，可靠性更高。48瞬時性接地故障監(jiān)測一次

15、瞬時性接地故障的電壓錄波圖49統(tǒng)計時間：2001年12月-2002年12月記錄到故障次數(shù)：475次。永久接地故障：14次自恢復的瞬時性接地故障：461次6次永久接地故障前3天內(nèi)有瞬時接地現(xiàn)象最多的有16次瞬時性故障泉州一變電所瞬時性接地故障統(tǒng)計50長嶺石化變電站瞬時性接地故障監(jiān)測結(jié)果 分子篩2#線路,電纜內(nèi)部在4月16日持續(xù)約100分鐘的永久接地故障之前，已有8次瞬時性接地故障。故障前時間第1天第3天第4天第6天第7天總計瞬時故障次數(shù)212218持續(xù)時間20ms20ms20ms,1s20ms,1s約20mS51長嶺石化變電站瞬時性故障監(jiān)測結(jié)果永久故障前一天的瞬時性接地故障持續(xù)時間：約一周波故障

16、線路零序電流零序電壓52長嶺石化變電站瞬時性接地故障監(jiān)測結(jié)果永久故障前五天的一次瞬時性接地故障持續(xù)時間：約1S間歇性接地故障線路零序電流零序電壓53分界開關(guān)接地保護分界開關(guān)：安裝在分支線路或末端的負荷開關(guān)，是供電企業(yè)與用戶系統(tǒng)管轄責任的分界點。統(tǒng)計結(jié)果表明，相當一部分故障（近30%）發(fā)生在用戶系統(tǒng)中。分界開關(guān)接地保護（看門狗）：檢測并隔離負荷（用戶側(cè)）系統(tǒng)的接地故障。動作時限可選直接跳閘與發(fā)信號可選54系統(tǒng)側(cè)接地時分支線零序電流系統(tǒng)側(cè)故障時，分支線零序電流（3I0）等于負荷側(cè)電容電流，幅值較小，電流超前電壓900。55負荷側(cè)故障時分支線零序電流用戶側(cè)故障時，支線零序電流（3I0）是接地殘流減去

17、負荷側(cè)側(cè)電容電流，幅值較大；檢測到零序電流在第二象限。接地殘流是全系統(tǒng)電容電流與消弧線圈電流之和56分界開關(guān)接地保護原理反映穩(wěn)態(tài)零序電流幅值整定值躲過負荷側(cè)最大電容電流受消弧線圈補償電流影響，負荷側(cè)電容電流較大時，整定值大于殘流值，保護拒動。對互感器靈敏度要求高反映零序電壓與零序電流之間的功角零序電壓滯后零序電流角度小于一門檻值（如250），認為是負荷側(cè)接地。對互感器靈敏度與精度要求高57分界開關(guān)接地保護原理利用暫態(tài)量實現(xiàn)接地保護零序電流幅值法：躲過負荷側(cè)最大零序暫態(tài)電流幅值比較暫態(tài)零序電壓與零序電流之間的極性：負荷側(cè)接地時極性相反暫態(tài)法的優(yōu)點不受消弧線圈影響，可靠性高。對互感器靈敏度與精度要

18、求58配電網(wǎng)繼電保護59繼電保護的作用：切除故障元件故障類型：相間短路小電阻接地系統(tǒng)單相接地短路小電流接地系統(tǒng)單相接地故障：接地故障選線技術(shù)傳統(tǒng)配電網(wǎng)保護配置存在的問題：沿用輸電網(wǎng)保護配置思路，以保證電網(wǎng)安全運行為目標，沒有充分考慮對供電質(zhì)量的影響。保護配置簡單，停電范圍大。60不同保護配置方案的停電損失比較僅在電源出口配備保護支線故障引起全線停電假定負荷5MW，故障恢復時間1小時，則每次故障損失電量5000kWh，用戶停電損失可達20萬元。F實施饋線自動化可防止長期停電，但仍然不能避免短時停電。在支線配備保護增加投資不超過5萬元，遠小于單次故障的停電損失。61面向供電質(zhì)量的保護配置方案保護的

19、配置對供電質(zhì)量有直接的影響：用戶平均停電時間（AIHC/SAIDI)用戶平均停電次數(shù)（AITC/SAIFI)用戶平均短時停電次數(shù)電壓驟降指標應綜合考慮設(shè)備投資與用戶停電損失，制定面向供電質(zhì)量的配電網(wǎng)保護配置方案。62配電網(wǎng)保護配置模式一級保護：僅配置出口斷路器保護特點：快速動作，對系統(tǒng)影響小，但故障會造成全線停電。二級保護：第一級：出口斷路器保護第二級：支線開關(guān)、分界開關(guān)、環(huán)網(wǎng)柜出線開關(guān)、末端開關(guān)保護特點：兼顧動作速度與供電質(zhì)量，是優(yōu)選方案。三級保護（多級保護）：有利于減少停范圍，但多級配合，出口故障切除時間慢，對系統(tǒng)影響大。63電纜網(wǎng)絡(luò)保護配置方案 方案示例一（支線裝斷路器)： 有利于改進S

20、AIDI、SAIFI；干線故障切除時間長，電壓驟降時間長；投資較大。相電流保護，0.3s時限零序電流保護，0.3s時限電流速斷保護零序電流速斷保護64電纜網(wǎng)絡(luò)保護配置方案 方案示例二（支線裝負荷開關(guān)/看門狗)： 分支線故障時出線開關(guān)跳閘，然后看門狗動作隔離故障。投資較低，支線瞬間故障會造成停電。相電流速斷保護零序電流速斷保護分荷開關(guān)（看門狗）：檢測到過流、失壓后跳閘65電纜網(wǎng)絡(luò)保護配置方案 方案示例三（支線裝熔斷器)：投資較低，但支線短路熔斷器熔斷時，需更換保險。相電流保護，0.3時限。零序電流保護，0.3s時限。66架空小電流接地網(wǎng)絡(luò)保護配置方案方案示例一（支線裝斷路器）供電可靠性改進效果好

21、；干線故障切除慢；投資較大。相電流保護，0.3s時限重合閘后加速保護相電流速斷保護重合閘后加速保護67架空小電流接地網(wǎng)絡(luò)保護配置方案方案示例二（支線裝負荷開關(guān)）投資?。恢Ь€短路會造成全線短時停電；支線瞬時性短路會造成其停電。相電流保護，0.3s時限重合閘后加速檢測到過流、失壓后跳開68架空小電流接地網(wǎng)絡(luò)保護配置方案方案示例三（支線裝熔斷器）供電可靠性改進效果好，但支線瞬時性故障會造成其停電。相電流保護，0.3s時限重合閘后加速保護快速熔斷器69架空小電流接地網(wǎng)絡(luò)保護配置方案方案示例四（支線裝熔斷器）避免支線的瞬時性故障引起停電，但會造成全線短時停電。相電流保護，0.3s時限重合閘前加速保護，第

22、一次瞬時動作。慢速熔斷器70采用廣域縱聯(lián)保護縮短出口保護延時出口保護與支線保護之間建立通信聯(lián)絡(luò)出口保護增加0.1s動作延時支線保護動作后發(fā)出出口保護閉鎖信號出口保護接到閉鎖信號返回71網(wǎng)絡(luò)差動保護無縫自愈：干線故障時不會造成任何用戶供電中斷。電纜環(huán)網(wǎng)采用閉環(huán)運行方式采用網(wǎng)絡(luò)差動保護，快速切除干線故障區(qū)段。保護之間通過對等通信網(wǎng)絡(luò)交換故障信息與控制命令單電源閉合環(huán)網(wǎng)72對網(wǎng)絡(luò)差動保護的評價優(yōu)點：實現(xiàn)電纜環(huán)網(wǎng)故障的無縫自愈不足：投資大適用場合：對供電質(zhì)量有很高要求的閉環(huán)運行環(huán)網(wǎng)73網(wǎng)絡(luò)差動保護的應用中國香港、新加坡中壓電纜環(huán)網(wǎng)采用閉環(huán)運行方式，配備差動保護快速切除故障。采用導引線聯(lián)絡(luò)，投資大。青島

23、供電公司進行了網(wǎng)絡(luò)差動保護試點山東理工大學與廈門電業(yè)局合作開發(fā)出網(wǎng)絡(luò)差動保護系統(tǒng)，可以在200ms內(nèi)切除故障。74加拿大BC Hydro故障無縫自愈項目西溫哥華市的一個大型購物中心(Park Royal Shopping Centre)，2002年圣誕節(jié)期間停電，導致嚴重經(jīng)濟損失。之后，BC Hydro決定對該購物中心饋線進行自動化改造。項目2003年3月啟動，2006年3月投入運行。項目經(jīng)理：欒文鵬博士(Dr.Luan Wenpeng)75加拿大BC Hydro故障無縫自愈項目安裝了兩套箱式環(huán)路分接開關(guān)，各自含個真空斷路器。每個開關(guān)配備一套智能保護，通過光纖電纜交換故障方向、斷路器狀態(tài)等信息

24、，實現(xiàn)快速保護。自動切除饋線故障，不會造成購物中心供電中斷。76加拿大BC Hydro故障無縫自愈項目現(xiàn)場實物照片77配網(wǎng)（饋線）自動化技術(shù)78配電網(wǎng)實現(xiàn)自動化勢在必行傳統(tǒng)的管理方式依賴人工看圖、巡視、電話調(diào)度這種“盲管”方式已不能適應現(xiàn)代配電網(wǎng)控制管理的需要美國阿拉巴馬電力公司配電調(diào)度圖板（2007年前）79配電自動化(DA)的內(nèi)容指中壓配電網(wǎng)的自動化與信息化，包括：配電網(wǎng)實時運行監(jiān)控自動化，一般稱配網(wǎng)自動化。配電網(wǎng)生產(chǎn)管理的自動化、信息化饋線自動化用戶自動化WAN變電所自動化AMR配電GIS/DPMS供電企業(yè)信息集成DSCADA/FA調(diào)度自動化/EMSCISTCM80配電自動化需要解決的關(guān)

25、鍵技術(shù)問題小電流接地故障選線、定位技術(shù)已有的配電自動化系統(tǒng)大多無此功能無源光纖技術(shù)（EPON)防止一個站點失電造成環(huán)路通信中斷新型電壓、電流傳感器減少體積、便于安裝超級電容器取代蓄電池，提高可靠性。儲電容量小，但采取措施后，能夠滿足應用要求。81對配電自動化工作的建議把握好實現(xiàn)配電自動化的條件經(jīng)濟發(fā)展水平高，對供電可靠性有較高要求。一次網(wǎng)架、開關(guān)設(shè)備基礎(chǔ)好RS已超過已99.9%，故障停電占到一定比例。一般認為，DA是RS達到4個9的手段。城市建設(shè)相對穩(wěn)定，配電網(wǎng)不會頻繁地擴容、改建。發(fā)達國家用戶平均停電時間構(gòu)成中國城市用戶平均停電時間構(gòu)成（2004年）82對配電自動化工作的建議明確建設(shè)目標使配

26、電網(wǎng)可視、可控，提高供電可靠性。根據(jù)目標確定實施方案，防止為自動化而自動化。堅持實用化重點保證SCADA、故障定位、故障隔離與恢復供電功能長遠規(guī)劃、逐步實施、常抓不懈加強管理維護，做到組織、制度、人員三落實。83配電自動化與故障自愈“可視化”管理，及時發(fā)現(xiàn)問題，避免故障發(fā)生。饋線自動化：快速故障隔離、復電，減少停電時間。由12小時縮短至幾分鐘?？焖俟收隙ㄎ唬嬎銠C輔助調(diào)度搶修，縮短故障修復時間。縮短倒閘操作時間半個多小時縮短至3分鐘內(nèi)。84中壓饋線故障自動隔離（饋線自動化）方式方式 型式技術(shù)供電恢復時間就地控制A不依賴通信，通過重合器、分段器順序重合隔離故障。1-3min集中遙控B主站集中遙控1-3min分布式智能控制C配電終端之間通過對等通信網(wǎng)絡(luò)交換數(shù)據(jù)，實現(xiàn)快速故障隔離