KD600配电自动化系统馈线远方终端(FTU)技术说明书V1[1].00学习资料

K D600配电自动化系统馈线远方终端(F T U)技术说明书

V1[1].00

精品文档

目录

一、概述 (4)

二、主要性能特点： (4)

三、引用标准 (5)

四、主要技术指标 (6)

五、主要功能 (7)

六、硬件结构 (8)

七、显示操作 (11)

八、端子图 (16)

本说明书仅适用于KD600配电自动化系统馈线远方终端。请仔细阅读本说明书，并按照说明书的规定调整、测试和操作。如有随机资料，请以随机资料为准。

一、概述

KD600配电自动化系统远方终端是按照配网自动化的需求，配电网自动化系统，实现35kV以下配变变电站、开闭所、开关房等电压、电流、开关状态、温度等的实时采集、上送以及对开关的远程分合控制。它结合中国配电网的运行状况，吸收了国际上配网自动化的先进技术和青岛科电电气公司多年从事配网自动化的工作经验开发而成。

KD600配电自动化系统远方终端采用高性能32位的ARM微处理器、嵌入式实时操作系统，全部采用工业级器件，具有功能强大，处理速度快，运行稳定可靠等优点。装置采用插箱结构，模块组态灵活，扩展方便，能够实现各种监控容量的配置要求，最大限度地满足用户的实际需求。

KD600配电自动化系统远方终端提供双以太网通讯方式，同时具备2路RS485串行通讯方式，并且可扩展配置GPRS通讯方式，该装置与主站配合，完成对多条配电线路的各种监控功能、DA功能。

二、主要性能特点：

●采用ARM硬件平台的实时多任务嵌入式操作系统。

●插板式结构，功能插板种类丰富，组态配置灵活，支持插件热插拔功能。

●与外联系的部分均采用信号隔离措施——如，电源隔离、电磁隔离、光电隔离等，

以提高装置的抗干扰能力。

●全面的自检、互检及错误报警功能

●支持远程维护，可远程查看运行数据、上下装程序和参数

●安全可靠的遥控输出控制，采用了多项防“误动”技术：节点反校、长密码锁控制、

负电压驱动技术。

●主体器件采用高可靠性工业级器件，采用自动监测、补偿技术提高硬件电路稳定

性、可靠性。

●满足IEC6100-4-IV(最严酷等级)电磁兼容要求。

●工业级产品，宽温度范围(-40℃--+75℃),防磁、防震、防潮、防雷，适用于户外恶

劣环境。

三、引用标准

四、主要技术指标

a. 额定数据

交流电压：100V或100 V或220V或380V或5V

3

交流电流：5A或1A

频率：50Hz/60Hz

直流工作电源：24V (支持220V/110V，订货需要说明)

数字系统工作电压： 5V，允许偏差：±0.15V

继电器回路工作电压： 24V，允许偏差：±2V

b. 功耗

交流电压回路：Un=60V/100V/220V,每相不大于1VA

交流电流回路：In=5A,每相不大于1VA

In=1A,每相不大于0.5VA

直流电源回路：不大于15W

c. 遥测量计量等级：0.5级

d. 遥信量分辨率：小于2ms

e. 装置出口接点和信号接点如为单接点时，最大允许接通功率为150W或250VA,最大允许长期接通电流5A，多付接点并联时,接通功率和电流可以适当提高。

f. 通讯

采用双以太网接口或采用485接口可选，规约为部版101或部版104可选

g. 允许环境温度：

设备正常工作温度：-40℃～+80℃，液晶正常工作温度为：-20℃～+55℃

h. 抗干扰性能

抗高频电气干扰性能符合国标GB6162的有关规定

抗辐射电磁场干扰性能符合国标GB/T14598严酷等级为IV级的规定

抗快速瞬变干扰性能符合国标GB/T14598严酷等级为IV级的规定

装置能承受IEC-255-22-2规定的严酷等级为IV级的静电放电试验

i. 装置绝缘耐压、耐湿热、抗振动、抗冲击、抗碰撞性能符合国际GB7261-87

的有关标准。

五、主要功能

1．测量功能（标准2个回路模拟量输入）

◆线电压Uab、Ubc、Uca

◆相电压Ua、Ub、Uc

◆零序电流3I0、零序电压3U0

◆相电流（保护、测量）Ia、Ib、Ic

◆实时相位角计算，逆相序检测功能。

◆三相有功功率、三相无功功率

◆脉冲电度量、积分电度量

◆频率、功率因数

◆开关动作次数

◆温度测量.

◆谐波分量计算，三相不平衡度分析计算。

2．遥信（16路开入）

◆交流失电

◆电池电压低，电池活化中

◆远方操作闭锁

◆双位遥信处理

◆开关合位，手跳信号

◆闭锁重合闸

◆通用遥信或变压器的本体信号

◆外部事故、故障告警信号，如三段过流告警

◆装置内部自检故障告警信号

◆保护动作出口信号

◆其它装置状态信号

3．遥控（4路开出）

◆跳闸

◆合闸

◆遥控活化电池

4．监控

◆后备电源电压监测，低压告警，可进行均充、浮充控制，电池活化控制。

◆PT断线检测

◆事件记录

◆大容量NANDFLASH，历史数据存储。

◆自诊断功能，出错告警，异常记录存储，异常自复位。

◆遥控、遥测、遥信

◆远方及本地操作

◆接收主站对时命令

5．通讯规约、接口

◆2路RS232/RS485（可选择）

◆IEC870-5-101,RS232/RS485

◆DNP3.0及其它远动规约,RS232/RS485

◆IEC870-5-104，以太网

六、硬件结构

6.1.安装图

用螺栓或固定带将智能控制箱安装在电杆上，并通过控制电缆使其与断路器连接，智能控制箱必须做好接地连接，如图1。

6.2.装置结构图

装置整体重量： 38kg

装置整体尺寸： 600 X 380 X 210 （mm）

外壳防护等级：符合GB/T4028规定的IP54级

装置配套电缆： 8-20米 (订货时说明)

中国南方电网有限责任公司配电自动化馈线终端技术规范书

中国南方电网有限责任公司配电自动化馈线终端技术规范书 （通用部分） 版本号：2016版V1.1 编号： 中国南方电网有限责任公司 2016年3月

本规范对应的专用技术规范目录

配电自动化馈线终端技术规范书使用说明 1. 本技术规范书分为通用部分、专用部分。 2. 项目单位根据需求选择所需设备的技术规范，技术规范通用部分条款及专用部分固化的参数原则上不能更改。 3. 本技术规范书适用于南方电网公司10kV/20kV电压等级配电自动化馈线终端。 4. 项目单位应按实际要求填写“项目需求部分”。如确实需要改动以下部分，项目单位应填写专用部分“表 2.7 项目单位技术差异表”并加盖本单位公章，提交物资招标组织部门。物资招标组织部门及时将“表 2.7 项目单位技术差异表”移交给技术标书审查会。技术标书审查会确认“表2.7 项目单位技术差异表”内容的可行性并书面答复：1）改动通用部分条款及专用部分固化的参数； 2）项目单位要求值超出标准技术参数值； 3）需要修正污秽、温度、海拔等条件。 当发生需求变化时，需由技术规范组织编写部门组织的标书审查会审核通过后，对修改形成的“项目单位技术差异表”，放入技术规范书中，随招标文件同时发出并视为有效，否则将视为无差异。 5. 技术规范的页面、标题、标准参数值等均为统一格式，不得随意更改。 6. 投标人逐项响应技术规范专用部分中“1 标准技术参数”、“2 项目需求部分”和“3 投标人响应部分”三部分相应内容。填写“2 项目需求部分”时，应严格按“项目单位要求值”一栏填写相应的招标文件投标人响应部分的表格。投标人填写技术参数和性能要求时，如有偏差除填写“表3.2投标人技术偏差表”外，必要时应提供相应试验报告。

配电自动化馈线终端(FTU)技术规范

配电自动化馈线终端（） 技术规范

目录 1 规范性引用文件..................................................... 错误！未指定书签。 2 技术要求........................................................... 错误！未指定书签。 3 标准技术参数....................................................... 错误！未指定书签。 4 环境条件表.......................................................... 错误！未指定书签。 5 试验................................................................ 错误！未指定书签。附录A馈线终端无线通信安装位置、航插尺寸定义（参考性附录）............ 错误！未指定书签。附录B 馈线终端接口定义（规范性附录） ................................. 错误！未指定书签。

配电自动化馈线终端（）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。 17626.1 电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论 17626.2 静电放电抗扰度试验 17626.3 射频电磁场辐射抗扰度试验 17626.4 浪涌（冲击）抗扰度试验 17626.5 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 17626.8 工频磁场的抗扰度试验 17626.10 阻尼振荡磁场的抗扰度试验 17626.11 电压暂降、短时中断和电压变化抗扰度试验 15153.1 远动设备及系统第2部分：工作条件第1篇：电源和电磁兼容兼容性 11022 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 4208 外壳防护等级（） 13729 远动终端设备 5096 电子设备用机电件基本试验规程及测量方法 19520 电子设备机械结构 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（)的特殊要求 637-1997 阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件 721 配电网自动化系统远方终端 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 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60870-5-101网络访问 814 配电自动化系统功能规范 382 配电自动化技术导则 513 配电自动化主站系统功能规范 514 配电自动化终端/子站功能规范 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 2.1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。 2.1.1箱式馈线终端 安装在配电网馈线回路的柱上等处的配电终端，外箱为箱式，按照功能分为箱式“三遥”终端和箱

几种馈线自动化方式

1.集中控制式 集中控制式的故障处理方案是基于主站、通信系统、终端设备均已建成并运行完好的情况下的一种方案，它是由主站通过通信系统来收集所有终端设备的信息，并通过网络拓扑分析，确定故障位置，最后下发命令遥控各开关，实现故障区域的隔离和恢复非故障区域的供电。 优点：非故障区域的转供有着更大的优势，准确率高，负荷调配合理。 缺点：终端数量众多易拥堵，任一环节出错即失败。 案例： 假设F2处发生永久性故障，则 变电站1处断路器CB1因检测到故障电流而分闸，重合不成功然后分闸闭锁。定位：位于变电站内的子站或配电监控中间单元因检测到线路上各个FTU的状态及信息，发现只有FTU1流过故障电流而FTU2～FTU5没有。子站或配电监控中间单元判断出故障发生在FTU1～FTU2之间。 隔离：子站或配电监控中间单元发出命令让FTU1与FTU2跳闸，实现故障隔离。恢复：子站或配电监控中间单元发出命令让FTU3合闸，实现部分被甩掉的负荷的供电。子站或配电监控中间单元将故障信息上传配调中心，请求合变电站1处断路器CB1，实现部分被甩掉的负荷的供电。配调中心启动故障处理软件，产生恢复供电方案，自动或由调度员确认。配调中心下发遥控命令，合变电站1处断路器CB1，实现部分被甩掉的负荷的供电。等故障线路修复后，由人工操作，遥控恢复原来的供电方式。

2.就地自动控制 2.1负荷开关（分段器） 主要依靠自具一定功能的开关本身来完成简单的自动化，它与电源侧前级开关配合，在线路具备其本身特有的功能特性时，在失压或无流的情况下自动分闸，达到隔离故障恢复部分供电的目的。 这种开关一般或者有“电压-时间”特性，或者有“过流脉冲计数”特性。前者是凭借加压、失压的时间长短来控制其动作的，失压后分闸，加压后合闸或闭锁。后者是在一段时间内，记忆前级开关开断故障电流动作次数，当达到其预先设定的记录次数后，在前级开关跳开又重合的间隙分闸，从而达到隔离故障区域的目的。 在“电压-时间”方案中，开关动作次数多，隔离故障的时间长，变电站出口开关需重合两次，转供时容易有再次故障冲击，但它的优点是控制简单。 （1）基于重合器与电压-时间分段器方式的馈线自动化 基于电压延时方式，对于分段点位置的开关，在正常运行时开关为合闸状态，当线路因停电或故障失压时，所有的开关失压分闸。在第一次重合后，线路分段一级一级地投入，投到故障段后线路再次跳闸，故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁，当站内断路器再次合闸后，正常区间恢复供电，故障区间通过闭锁而隔离。 而对于联络点位置的开关，在正常时感受到两侧有电压时为常开状态，当一侧电源失压时，该联络开关开始延时进行故障确认，在延时时间完成后，联络开关投入，后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。两侧同时失压时，开关为闭锁状态。 特点：造价低，动作可靠。该系统适合于辐射状、“手拉手”环状和多分段多连接的简单网格状配电网，一般不宜用于更复杂的网架结构。应用该系统的关键在于重合器和电压–时间型分段器参数的恰当整定，若整定不当，不仅会扩大故障隔离范围，也会延长健全区域恢复供电的时间。 （2）基于重合器与过流脉冲计数分段器方式的馈线自动化

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

馈线自动化两种实现模式的对比研究

龙源期刊网 https://www.wendangku.net/doc/736594786.html, 馈线自动化两种实现模式的对比研究 作者：吴慧 来源：《中国新技术新产品》2015年第02期 摘要：本文主要结合孝感城区配网馈线自动化建设探索实践经验，针对馈线自动化的两 种实现模式，分别从选点原则、动作原理、实践效果方面进行对比分析，提出建议。 关键词：配网自动化；馈线自动化；实例分析 中图分类号：TM76 文献标识码：A 馈线自动化实现故障处理的模式主要分为集中式和就地式两类。下文就孝感供电公司馈线自动化建设探索进程，对馈线自动化两种模式分别进行对比分析。 一、集中式模式实例分析 孝感城区配网自动化系统于2009年7月开始建设，11月底投入运行。系统采用双层体系结构，主要由主站层和终端设备层组成，二者之间通过光纤网络进行数据通信。 1选点原则：联络点优先、就近接入 对城区10KV配网128组开关进行了改造，加装电操机构和测控元件，并全部配备智能终端。系统监控设备总数约占当时配网设备总数的40%。 2动作原理：配网常采用手拉手环网常开运行方式：正常运行情况下，开关1、2、3、4 合闸位置，联络1开关分闸位置，如图1所示。 若开关3至开关4之间发生短路故障，则可能存在开关3、2、1三级跳闸的情况，此时必须这三级开关中至少有一组保护信号变位+开关动作触发DA计算启动，主站同时接收到多个开关保护信号变位后，按照电流方向和设备连接的拓扑关系，从馈线段的首端向末端查找，找到最后一个发送保护信号的开关3后，主站判定实际故障区域为开关3——开关4。 （1）开关3保护信号变位+开关3跳闸，隔离方案：开关4分闸；恢复方案：联络1合闸。 （2）开关3保护信号变位+开关2跳闸，隔离方案：开关3分闸、开关4分闸；恢复方案：开关2合闸、联络1合闸。 （3）开关3保护信号变位+开关1跳闸，隔离方案：开关3分闸、开关4分闸；恢复方案：开关1合闸、联络1合闸。

智能分布式配电终端FTU-DTU..

智能分布式配电终端FTU/DTU及智能分布式FA 一、架空线路智能分布式馈线自动化终端（DAF-810馈线自动化终端） 1.现状和问题 传统的架空配电线路发生短路故障时，一般由变电站馈线出口断路器保护动作跳闸，并通过人工切除故障后，恢复供电。这种方式下，人员的维护量大，并且停电时间长，供电可靠性低。 现有的配电网自动化中一般是基于电压时间型的FTU，不依赖于通讯，当故障发生时，依然由变电站馈线出口断路器保护动作跳闸，通过FTU之间时间的配合，不断的通过重合，实现故障的自动恢复。这种方式下，如果发生的永久故障，并且故障发生在末端，会对配电网和用户设备造成多次短路冲击，而且恢复时间较长，供电可靠性依然低。 而智能分布式馈线自动化能够不依赖主站通过馈线自动化终端内部间的数据交换，实现故障点准确定位及跳闸。 图1 DAF-810馈线自动化终端FTU外观图 2.产品特点 广州市智昊电气技术有限公司DAF-810馈线自动化终端（分布式FTU）具有如下特点： 提高故障隔离与恢复的速度：为了保证系统的快速性，由智能FTU装置间就地动态决策，快速实现故障的自动恢复，有效减少馈线出口开关和分段开关的动作次数，极大的缩短停电时间。 加强系统运行的可靠性： 为了提高系统可靠性，主控FTU为动态的，当原主FTU故障时，其他FTU中编号最小的一台可自动取代原主控FTU，实现FTU协调功能。

系统基于无线通讯运行。在通讯正常的情况下，主控FTU能够准确定位故障点，并通过预置的控制策略来进行故障的快速隔离及恢复，避免了电压时间型FTU多次尝试性重合，减少了恢复过程中故障对系统的多次冲击；在通讯异常的情况下，本装置自动按传统的电压时间型FTU逻辑运行。 通过本系统的II段近后备保护，并结合馈线出口断路器的保护、母线保护、变压器保护，实现了电网、变电站和馈线各类保护的协同配合，同时本系统还具备重合闸、解列、重构等功能，完善了智能配电网的自愈体系，提高了配电网的供电质量。 提供强大的分析能力：后台监控系统主要包括系统运行监控功能、系统维护功能、分段开关四遥功能、以及后台辅助分析功能。监控功能指常态下的监控，系统维护功能主要包括馈线拓扑结构维护、控制策略的配置、定值的计算及在线下发等，而后台辅助分析功能包括故障场景再现，系统动作行为分析等。 运行过程中，本系统能将故障处理的过程信息，包括故障类型、故障点、电流、电压、DTU状态、通讯状态、分段开关状态，上传到后台监控系统或配电网自动化系统，实现故障处理的全过程监视及事后分析，便于检修人员的故障排除，缩短事故处理时间。 减少系统的维护量：后台监控系统，能提供配电网馈线拓扑结构的维护工具，能方便实现DTU装置的拓扑在线维护，并实现各类整定值的计算、校核和在线下发，系统维护量小。 本系统不需要配电自动化主站和变电站配网子站系统参与，就可自治实现配网的故障隔离及重合、故障恢复功能，安装实施简单，维护工作量小，便于推广使用。 强化投资的收益比：无线GPRS通讯是架空线型线路的标准配置，本系统要求的无线通讯并不增加投资。在资金充裕时，采用光纤通讯和断路器分段，可获得理想的保护选择性和故障智能处理特性；在资金紧张时，可使用GPRS专网、无线网桥建立通讯网络，使用负荷开关作为分段装置，也能建立就地智能FA，实现故障快速隔离及智能恢复。但是降低了故障隔离的选择性。 增强部署的灵活性：适用于市、县供电公司或大中型工矿企业中对供电可靠性有较高要求的架空线型配电线路。系统支持多种馈线拓扑结构，包括手拉手、单电源和多电源供电线路。 3.智昊电气DAF-810馈线自动化终端系统原理(中性点经小电阻接地系统的电缆网络) （1）电源甲侧首端线路故障检测

配电自动化馈线终端技术规范

配电自动化馈线终端（FTU） 技术规范

目录 1 规范性引用文件...................................................... 错误!未定义书签。 2 技术要求............................................................ 错误!未定义书签。 3 标准技术参数........................................................ 错误!未定义书签。 4 环境条件表........................................................... 错误!未定义书签。 5 试验................................................................. 错误!未定义书签。附录A馈线终端无线通信安装位置、航插尺寸定义（参考性附录）............. 错误!未定义书签。附录B 馈线终端接口定义（规范性附录） .................................. 错误!未定义书签。

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 安装在配电网馈线回路的柱上等处的配电终端，外箱为箱式，按照功能分为箱式“三遥”终端和箱

一二次融合馈线终端FTU(红苏电气)

一二次融合馈线终端FTU 1、主要用途及适用范围 该系列配电自动化馈线终端采用高性能新技术平台，开发研制的新一代FTU终端设备，具有配网运行监视和控制功能，以及故障分析处理的配网自动化二次终端设备。终端采用标准航空接插件接口一次设备，信号和接口的兼容性好。 该系列终端具备电压时间型等就地馈线自动化功能，具备相间短路故障保护和接地故障保护跳闸功能，以及单相接地自适应故障判断跳闸功能，和三相自动重合闸功能。 ?可以与分段负荷开关、分段断路器融合组成成套设备； ?与分段断路器融合，用于线路首段开关； ?与分段断路器融合，用于配网主干线分段或大的分支线路； ?与分界断路器或分界负荷开关融合，用于配网线路末端或分支线路用户分界点处。 2、主要功能 ◇遥控、遥测、遥信功能◇电源管理功能 ◇故障检测及上报及分界点控制保护功能◇重合闸功能 ◇后加速保护功能◇分段开关就地馈线自动化功能 ◇失压跳闸◇单侧来电合闸 ◇X-时限闭锁◇两电源闭锁： ◇瞬时加压闭锁◇Y时限合闸确认 ◇零序电压保护功能◇单相接地故障自适应判别功能 ◇全数据安全加密功能◇故障录波功能（选配） ◇配电线路线损计量功能（选配）◇过负荷保护功能 ◇PT断线检测功能◇非遮断电流保护功能 ◇维护调试功能 3、主要性能指标

?整机功耗：≤20VA（不含通信模块和后备电源）。 交流过载能力 ?交流电压： 1.5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。 遥测精度 ?电压测量精度：相电压≤0.5％（0.5级），零序电压：0.5％（0.5级）； ?电流测量精度：相测量值≤0.5％（≤1.2In），相保护值≤3％(≤10In)，零序电流0.5级； ?功率测量精度：有功功率、无功功率精度≤1％（1级）； ?电量采集精度：有功电量：0.5S级，无功电量：2级； ?直流采样精度：0.5级； ?频率测量精度：≤±0.02Hz。 遥信精度 ?SOE分辨率不大于2ms； ?软件防抖动时间：5-60000毫秒可设。 遥控性能 ?接点容量：交流250V/5A、DC24V 16A、直流80V/2A或直流110/0.5A纯电阻负载； ?遥控合分闸脉冲宽度：5-10000毫秒可设。 电源性能 ?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：标准配置铅酸电池(电池容量≥7Ah)；交流失电后维持正常工作14小时以上，具备与主电源的无缝自动切换功能； 保护精度 ?速断保护固有动作时间不大于20ms； ?在正常工作大气条件下,连续5次测得的控制器保护动作准确度不大于±3%。 ?时间整定值的准确度不大于±1%或40ms。 安全防护及环境参数 ?防护性能：防护等级不低于GB/T4208规定的IP65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。

DAT系列配电自动化终端

配电自动化的重要组成部分 概述 DAT系列配电终端是配电自动化建设的重要组成部分，主要用于对10kV中压配电网环网单元、站所单元、柱上开关、配电变压器、线路等进行数据采集、监测或控制，可与配电网自动化主站和子站系统配合，完成多条线路的“二遥”、“三遥”实时数据采集、控制与上送，并实现故障检测、故障区域定位、隔离及非故障区域恢复供电等配电自动化功能，提高供电可靠性。 应用 DAT系列配电终端应用广泛，尤其应用在中压配电网中实现监视、控制和自动化功能。DAT系列配电终端主要包括： FXD620-D系列站所终端(DTU)，监视和控制环网柜、箱式开闭所； FXD620-F系列馈线终端(FTU)，监视和控制柱上开关； FXD620-T系列配变终端(TTU)，监视和测量配电变压器。特点 DAT系列配电终端主要特点： 完全的“三遥”功能（遥测、遥信、遥控）； 故障检测功能，可检测单相接地、相间短路及过负荷等故障； 与主站配合实现集中式故障隔离和自愈； 基于对等通信技术，终端之间信息交互，实现就地快速故障隔离和自愈； 信息安全，支持基于非对称密钥技术的单向认证功能，能鉴别主站的数字签名，满足电力二次系统安全防护的要求； 大容量存储器，事件记录及故障录波存储； 完整的后备电源运行监测及控制，双路电源备份供电； 配置方便灵活，远程维护功能，减少现场维护工作量； 模块化设计，易安装，免维护，低功耗，易扩展，可靠性高。

故障检测、隔离与恢复 (FDIR) 为了提高中压配电网络的可靠性，最可靠的途径之一是快速确定故障位置，并隔离故障，自动恢复非故障段的馈线供电。采用故障检测、隔离与恢复功能的馈线自动化可以给我们带来： 缩短停电时间，减少停电次数，提高供电可靠性； 增强运营效率，提高服务质量； 目前，用户对供电质量和供电可靠性的要求越来越高，实现配电网自动化势在必行。馈线自动化（FA）可以实现每条馈线运行方式和数据采集的监视，是配电自动化的重要内容之一。根据配电自动化实施区域的供电可靠性需求、一次网架结构、配电设备等情况，DAT配电终端可以选择实现下面不同的故障处理模式，实现馈线自动化功能。A+类供电区域宜采用集中式或智能分布式；A、B类供电区域可采用集中式、智能分布式或就地型重合器式；C、D类供电区域可根据实际需求采用就地型重合器式或故障监测方式。 就地型智能分布式馈线自动化 DAT系列配电终端具备智能分布式故障就地处理功能。多个DAT系列终端基于对等通信技术，终端之间故障信息交互，根据相邻终端信息，智能决策开关动作，实现馈线故障的分布式处理，并将故障处理结果上报给配电主站。该方案可以大大提高馈线自动化的反应时间，并最大限度地减少停电次数。就地型重合器式馈线自动化 就地型重合器式馈线自动化提供给客户在短时间内恢复供电的解决方案。DAT系列配电终端在无通信条件的情况下，在故障发生时，通过线路开关间的逻辑配合，利用重合器实现线路故障定位、隔离和非故障区域恢复供电。FXD620配电终端作为开关控制装置的同时，也可作为过电流保护装置。每个开关的动作逻辑可根据其在运行网络上的位置通过不同程序配置来实现。 集中型馈线自动化 集中型全自动或半自动式馈线自动化利用配电自动化系统或配电管理系统主站，通过收集区域内DAT系列配电终端的信息，分析判断配电网运行状态，集中进行故障定位，确定故障后恢复供电的最佳方式。 集中型全自动或半自动 馈线自动化 SCADA/DMS 不依赖于配电SCADA主站系统 的通信，可独立运行 可扩展的安装，不需要通信网络 的前期大量投资 不需要新建SCADA或者DMS系 统，可支技已有监控系统 最快的恢复时间 不依赖通信网络，故障发生时通 过线路开关间的逻辑配合实现故 障隔离和恢复供电 仅在故障时起作用，不能优化运 行方式 需要经过多次重合，对设备及系 统冲击大 基于配电SCADA主站系统，可应 用于复杂网络，适用灵活的运行 方式 灵活控制，可采取安全和最佳 措施 功能易于扩展，可和GIS/MIS/ DMS等联网，实现全局信息化就地型智能分布式 馈线自动化 FTU/DTU配电终端 就地型重合器式 馈线自动化 重合器控制器 伊顿公司 DAT系列配电自动化终端 2

国家电网公司就地型馈线自动化技术原则(试行)

附件7： 就地型馈线自动化技术原则 1自适应综合型 自适应综合型馈线自动化是通过“无压分闸、来电延时合闸”方式、结合短路/接地故障检测技术与故障路径优先处理控制策略，配合变电站出线开关二次合闸，实现多分支多联络配电网架的故障定位与隔离自适应，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。以下实例说明自适应综合型馈线自动化处理故障逻辑。 1.1 主干线短路故障处理 （1）FS2和FS3之间发生永久故障，FS1、FS2检测故障电流并记忆1。 FS1 1CB为带时限保护和二次重合闸功能的10KV馈线出线断路器 FS1~FS6/LSW1、LSW2：UIT型智能负荷分段开关/联络开关 YS1~YS2为用户分界开关

CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS2 YS2 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 YS1 YS1 （2）CB 保护跳闸。 CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS3 YS3 YS1 YS1 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 （3）CB 在2s 后第一次重合闸。 CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS2 YS2 YS1 YS1 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 （4）FS1一侧有压且有故障电流记忆，延时7s 合闸。

CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS2 YS2 YS1 YS1 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 （5）FS2一侧有压且有故障电流记忆，延时7s 合闸，FS4一侧有压但无故障电流记忆，启动长延时7+50s （等待故障线路隔离完成，按照最长时间估算，主干线最多四个开关考虑一级转供带四个开关)。 CB CB LSW1 LSW1 FS6 FS6 YS2 YS2 YS1 YS1 FS1 FS1 FS2 FS2 FS3 FS3 FS4 FS4 FS5 FS5LSW2 LSW2 （6）由于是永久故障，CB 再次跳闸，FS2失压分闸并闭锁合闸，FS3因短时来电闭锁合闸。

配电自动化馈线终端(FTU)技术规范

配电自动化馈线终端(FTU)技术规范

配电自动化馈线终端（FTU） 技术规范

目录 1 规范性引用文件 (1) 2 技术要求 (2) 3 标准技术参数 (17) 4 环境条件表 (20) 5 试验 (20) 附录A馈线终端无线通信安装位置、航插尺寸定义（参考性附录） (22) 附录B 馈线终端接口定义（规范性附录） (36)

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 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 15153.1 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 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

馈线自动化系统

馈线自动化系统 文稿归稿存档编号：[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-

馈线自动化系统

1.概述 配电自动化系统简称配电自动化（DA-Di stri-bution Automa t ion），是对配电网上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统，它是近几年来发展起来的新兴技术领域，是现代计算机及通信技术在配电网监视与控制上的应用。目前，西方发达工业国家正大力推广该技术，我国有的供电部门也已经采用或正在积极地调研考察，准备采用这项技术。按照系统的纵向结构，配电自动化可分为配电管理系统（DMS主站）、变电站自动化、馈电线路自动化、用户自动化（需方管理DSM）等四个层次的内容。其中，馈电线路自动化系统，简称馈线自动化（FA-Feeder Automation），难度大，涉及的新技术比较多，是提供供电可靠性的关键。本文将介绍馈线自动化的基本概念、系统结构及其各个组成部分的功能、作用及技术要求，供有关工作者参考。

2馈线自动化简介 2.1馈线自动化的定义 在工业发达国家的配电网中，广泛采用安装在户外馈电线路上的柱上开关、分段器、重合器、无功补偿电容器等设备，以减少占地面积与投资，提高供电的质量、可靠性及灵活性。现在在我国各供电部门占也愈来愈多地采用线路上的设备。这些线路上的早期设备自动化程度低，一般都是人工操作控制。随着现代电子技术的进步，人们开始研究如何应用计算机及通信技术对这些线路上的设备实现远方实时监视、协调及控制，这样就产生了馈线自动化技术。馈线自动化，又称线路自动化或配电网自动化，按照国际电气电子工程师协会（IEEE）对配电自动化的定义，馈线自动化系统（FAS-Feeder Automa-tio n System）是对配电线路上的设备进行远方实时监视、协调及控制的一个集成系统。 2.2馈线自动化的功能 馈线自动化主要有以下几项功能： （1）数据采集与监控（SCADA） 就是通常所说的远动，即四遥（遥信、遥测、遥控、遥调）功能。 （2）故障定位、隔离及自动恢复供电 指线路故障区段（包括小电流接地故障）的定位与隔离及无故障区段供电的自动恢复。 （3）无功控制 指线路上无功补偿电容器组的自动投切控制。

馈线自动化模式选型与配置技术原则(征求意见稿)

馈线自动化模式选型与配置技术原则 （征求意见稿） 2017年12月

目录 1概述 (1) 1.1范围 (1) 1.2规范性引用文件 (1) 1.2.1设计依据性文件 (1) 1.2.2主要涉及标准、规程规范 (2) 2馈线自动化模式概述与应用选型 (3) 2.1集中型馈线自动化概述 (3) 2.2就地型馈线自动化概述 (3) 2.2.1重合器式馈线自动化 (3) 2.2.2分布式馈线自动化 (4) 2.3模式对比与应用选型 (5) 2.3.1模式对比 (5) 2.3.2应用选型 (8) 3集中型馈线自动化应用模式 (9) 3.1适用范围 (9) 3.2布点原则 (9) 3.3动作逻辑 (10) 3.3.1技术原理 (10) 3.3.2动作逻辑原理 (11) 3.3.3短路故障处理 (12) 3.3.4接地故障处理 (13)

3.4性能指标 (13) 3.5配套要求 (14) 3.5.1配套开关选用 (14) 3.5.2配套终端选用 (14) 3.5.3配套通信选用 (15) 3.5.4保护配置选用 (15) 3.6现场实施 (17) 3.6.1参数配置 (17) 3.6.2安装要求 (18) 3.6.3注意事项 (18) 3.7运行维护 (18) 3.7.1操作指导 (19) 3.7.2检修指导 (19) 3.7.3运维分析指导................ 错误！未定义书签。 3.8典型应用场景 (19) 4重合器式馈线自动化应用模式 (22) 4.1电压时间型 (22) 4.1.1适用范围 (22) 4.1.2布点原则 (22) 4.1.3动作逻辑 (22) 4.1.4性能指标 (24) 4.1.5配套要求 (24)

配电自动化系统馈线保护的配置

配电自动化系统馈线保护的配置 发表时间：2017-12-18T11:23:45.117Z 来源：《电力设备》2017年第24期作者：张建宋恩稼[导读] 摘要：随着国民经济的高速发展，人们的生活水平有了显著的提高，在能源方面的需求也越来越高，能源的紧缺问题开始渐渐地暴露出来。 （国网山东省电力公司乳山市供电公司山东乳山 264500）摘要：随着国民经济的高速发展，人们的生活水平有了显著的提高，在能源方面的需求也越来越高，能源的紧缺问题开始渐渐地暴露出来。目前为止，我国大部分地区电力事业的发展相对落后，为了确保对电力资源的有效控制，就需要采用自动化配电方式来确保用电的合理化，如何确保其安全性就显得越发重要。馈线系统保护充分吸取了高压线路纵联保护的特点，利用馈线保护装置之间的快速通信一次 性实现对馈线故障的隔离、重合闸、恢复供电功能，将馈线自动化的实现方式从集中监控模式发展为分布式保护模式，从而提高配电自动化的整体功能。 关键词：配电自动化；馈线保护；配置引言 配电自动化技术是服务于城乡配电网改造建设的重要技术，配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，通信技术是配电自动化的关键。目前为止，配电自动化进行了较多试点，由配电主站、子站和馈线终端构成的三层结构已经得到了普遍认可。馈线自动化的实现也完全能够建立在光纤通信的基础上，这使得馈线终端能够快速的彼此通信，共同实现具有更高性能的馈线自动化功能。本文通过分析传统的馈线保护方式和馈线自动化的基本功能及原理，阐述了实施了配电自动化系统后，配电网馈线系统保护配置过程中应注意的问题。 1.配电网馈线保护的现状及方式 电力系统由发电、输电和配电三个部分组成。发电环节的保户集中在元件保护，其主要目的是确保发电厂发生电气故障时将设备的损失降至最小。输电网的保护集中在输电线路的保护，其首要目的是维护电网的稳定。配电环节的保护集中在馈线保护上，因为配电网不存在稳定问题，一般认为馈线故障的切除并不严格要求快速。不同的配电网对负荷供电可靠性和供电质量要求不尽相同。许多的配电网仅是考虑线路故障对售电量的影响及配电设备寿命的影响，尚未将配电网故障对用户的负面影响作为配电网保护的目的。配电网馈线保护的主要作用是提高供电可靠性和提高电能质量，具体包括馈线故障切除、故障隔离和恢复用电。具体有以下几种方式： 1.1重合器方式的馈线保护 实现馈线分段、增加电源点是提高供电可靠性的基础。重合器保护是将馈线故障自动限制在一个区段内的有效方式。目前在我国城乡电网改造中仍然有很多的重合器得到应用，这种简单而有效的方式能够提高供电可靠性。其相对于传统的电流保护而言有更大的优势。但是，这种方案的缺点就是故障隔离的时间较长，多次重合对相关的负荷有一定的影响。 1.2传统的电流保护 最基本的继电保护之一就是过电流保护，因为受到经济的限制，配电网馈线保护广泛采用电流保护。配电线路一般情况下很短，由于配电网不存在稳定问题，为了确保电流保护动作的选择性，采用时间配合的方式实现全线路的保护。比较常见的方式有反时限电流保护和三段电流保护。电流保护实现配电网保护的前提是将整条馈线视为一个单元。如果发生馈线故障时，就要将整条线路切掉，并不用考虑对非故障区段的恢复供电，这些都不利于供电可靠性。另一方面，由于依赖时间延时实现保护的选择性，导致某些故障的切除时间偏长，影响设备寿命。 1.3基于馈线自动化的馈线保护 配电自动化包括馈线自动化和配电管理系统，其中馈线自动化实现对馈线信息的采集和控制，同时也实现了馈线保护。这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸等多种方式，能够快速的切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复用电。这种方案是目前为止配电网自动化的主流方案，能够将馈线保护集成于一体化的配电网监控系统中，从故障切除、故障隔离、恢复用电方面都有效的提高了供电可靠性。 2.馈线自动化基本功能及原理 馈线自动化的主要功能有：在正常的情况下，对馈电网进行监控和数据采集，包括相应馈线柱上开关的状态、馈线电流电压等；在发生故障时进行故障记录，遥控馈线柱上开关的合闸、分闸。在配电自动化系统综合分析故障信息后遥控执行自诊断、隔离、恢复功能。根据负荷均衡情况实现配电网的优化与重构。馈线自动化就是监视馈线的负荷及运行方式。馈线自动化的核心是通信，以通信为基础可以实现配电网全局性的数据采集和控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和配电高级应用的一体化则促使配电自动化成为提供配电网保护与监控、配电网管理的全方位自动化运行管理系统。 目前国内的主流通信方式是光纤通信，具体分为光纤环网和光纤以太网。建立在光纤通信基础上的馈线保护的实现由以下三部分组成：第一，电流保护切除故障；第二，集中式的配电主站或子站遥控FTU实现故障隔离；第三，集中式的配电主站或子站遥控FTU实现非故障区域的恢复用电。这种实现方式实质上是在自动装置无选择性动作后的恢复用电。如果能够解决馈线故障时保护动作的选择性，就能够大大的提高馈线保护性能，从而一次性的实现故障切除与故障隔离。这就需要馈线上的多个保护装置利用快速通信协作动作，共同实现有选择性的故障隔离，以上就是馈线保护的基本思想。 3.馈线保护的基本原理 馈线系统保护实现的前提条件是：快速通信；控制对象是断路器；终端是保护装置而非TTU。 在高压线路保护中，高频保护、电流差动保护都是依靠快速通信实现的主保护，馈线系统保护是在多于两个装置之间通信的基础上实现的区域性保护。 系统保护动作速度及其后备保护。为了确保馈线保护的可靠性，在馈线的首端UR1处设限时电流保护，建议整定时间内0.2s，即要求馈线系统保护在200ms内完成故障隔离。在保护动作时间上，系统保护能够在20ms内识别出故障区段信息，并启动通信。光纤通信速度很快，考虑到重发多帧信息，相邻保护单元之间的通信应在30ms内完成。断路器动作时间为40ms~100ms。这样，只要通信环节理想即可实现快速保护。

馈线自动化功能分析

电气信息学院 实验报告 ——配网自动化及管理信息系统 实验名称：馈线自动化功能分析 专业：电气工程及其自动化 班级： 姓名： 学号： 指导老师：

实验四馈线自动化功能分析 一.实验名称 馈线自动化功能分析 二.实验目的 1.对馈线自动化功能的基本作用有一个感性认识：配电网的安全、可靠运 行是发电、供电和保障人民生产和生活用电的重要任务，馈线的运行方式和负荷信息必须及时准确地送到配网监控中心，以便运行管理人员进行调度控制管理；当故障发生后，能及时准确地确定故障区段，迅速隔离故障区段并恢复健全区域供电。 2.掌握配网SCADA的基本功能、实现原理和操作方法。 3.了解表征馈线当前运行状态的参数类型和特点、获取方式、表现形式。 如馈电点电压、有功功率、无功功率、电流和开关状态等。 4.了解改变馈线当前运行方式的控制命令信息的类型和特点、下发方式。 1.了解非正常状态信息的表现形式。 2.掌握故障判断、隔离和健全区域恢复供电功能的原理和实现。 三.实验要求 1.已对配网教材中有关馈线自动化系统基本结构和功能以及状态信息的处 理章节进行了学习，建立了基本概念。 2.实验前认真阅读实验指导书；实验中，根据实验内容，做好实验记录； 实验后，写出实验报告。 3.认真上机操作，建立感性认识。 4.严格按照教师的指导进行操作。 5.在实验过程中做好记录。

四.系统结构 FTU FTU 图4-1 系统结构

五.实验步骤及内容 1.了解馈线自动化的硬件结构。 （1）调度自动化实验系统配置两台实时监控控制台，一台调度专用投影仪； （1）实时监控控制台联接在调度主站计算机网络系统中； （2）在实时监控控制台上运行实时监控软件，既监控输电网又监控配电网的运行情况； （3）本实验将连接在调度主站计算机网络系统中的多台微机控制台安装并运行实时监控软件，以满足更多同学同时上机操作的需要。 2.启动系统 （1）启动厂站一次控制模拟屏和远方采集终端RTU； （2）启动HUB； （3）启动服务器； （4）启动前置通信控制台及其软件； （5）启动实时监控控制台及其软件。 3.了解实时监控控制台的软件配置情况 （1） IP地址 （2）共享目录的映射关系 （3）实时监控软件运行状况，菜单功能，多画面显示 4.实时画面显示 （1）调出配电网络电气接线图；