配电自动化

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1、配电自动化第一章 概论1. 通常把电力系统中二次降压变电所低压侧直接或降压后向用户供电的网络，成为配电网 它由架空线或电缆配电线路、配电所或柱上降压变压器直接接入用户所构成。习惯上， 将配电电压1KV以上的部分称为高压配电网，其额定电压一般为35KV、610KV和3KV 等;将配电电压不足1KV的部分称为低压配电网,其额定电压一般为单相20V和380V.2. 配电网的特点一般有：深入城市中心密集区；传输功率和距离一般不大；供电容量、用 户性质、供电质量和可靠性要求千差万别，各不相同。我国配电网还有一个显著的特征， 就是中性点不接地。3. 配电自动化的概念：利用现代电子、计算机、通信及网络技术，

2、 将配电网在线数据和 离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的 自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制、用电和 配电管理的现代化。4. 与配电自动化有关概念的英文简称和全称。(I) 配电网 Distribution Network 简称 DN(2) 配电管理系统 Distribution Management system 简称 DMS(3) 能量管理系统 energy management system 简称 EMS(4) 配电自动化系统 Distribution Automation System简称 DAS。(5) 配电网数

3、据釆集和监控。Supervisory control and date acquisition简称 SCADA(6) 网络分析与优化Network Analysis简称NA(7) 工作管理系统 Work Management System简称 WMS(8) 调度员培训模拟系统Dispatcher Training System简称DTS(9) 馈线自动化 Feeder Automation 简称 FA(10) 开闭所和配电变电站自动化 Substation Automation 简称 SA(II) 负荷监控和管理 Load control and Management 简称 LCM(12) 远

4、方抄表与计费自动化 Automatic Meter Reading简称AMR(13) 地理信息系统 Geographic Information System简称 GIS(14) 设备管理 Facilities Management 简称 FM(15) 用户信息系统 Coustomer Information System简称 CIS(16) 停电管理系统 Outage Management System简称 OMS(17) 变压器测控单元 transformer terminal unit简称 TTU(18) 馈线开关远程式终端 feeder terminal unit 简称 FTU(19)

5、 小区变远程终端 remote terminal unit 简称 RTU5 通常把从变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的自动化系统，成为配电管理系统 (DMS)。其内容包括1配电网数据采集和监控(SCADA,包括配网进线监视、配电变 电站自动化、馈线自动化和配边巡检及低压无功补偿)、2 地理信息系统、3 网络分析和 优化、 4 工作管理系统、 5 需方管理包括负荷监控及管理和远方抄表及计费自动化和 6 调度员培训模拟系统几个部分。6 进线监视一般完成对配电网进线变电所的开关位置、母线电压、线路电流、有功和无功 功率以及电度量的监视。馈线自动化(FA)是指在正常情况下，远方实时监视馈线分 段

6、开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，并实现线路开关的远方合闸和分闸。开闭所和配电变电站自动化(SA)完成对配网中10KV开闭所，小区变的开关位置，保 护动作信号，小电流接地选线情况，母线电压，线路电流，有功和无功功率以及电度量的远方监视、开关远方控制、变压器远方有载调压等。7. 实现配电自动化的意义：（1）提高供电可靠性、减小停电面积和缩短停电时间；（2）提高供电质量、减低线路损耗；（3）充分发挥设备容量、优化运行方式；（4）减低劳动强度、减人增效，提高管理现代化水平和服务质量。 实现配电自动化采取的措施：（1）开环运行，选择合理的设备容量；（2）可靠地开关设备，恰当分段；（3）采用绝缘

7、线；（4）重要负荷，采用双回路；（5）负荷密集区，设开闭所8. 配电自动化的三个基本的功能要求是对配电网进行安全监视、控制和保护。对配电网的 安全监视功能是指通过采集配电网上的状态量和模拟量以及电度量，从而对配电网的运 行情况进行监视。对配电网的控制功能是指在需要的时候，远方控制开关的合闸或跳闸 以及有载调压设备升压或降压，以达到所期望的目的。对配电网的保护功能是指监测和 判断故障区段，并隔离故障区段，恢复正常区域供电。9. 配电自动化的难点：（1）测控对象多，站点少，对配电自动化系统的要求较高（2）要求设备有较高的可靠性（3）增加通讯系统建设的复杂性（4）控制电源和工作电源的提取问题（5）我

8、国配电自动化虽已起步，并经过试点取得了一定的经验，但与发达国家相比，还 有差距，而且缺乏较为系统的整体设计10. 大城市配电自动化层次结构分析。（1）现场设备层。主要有馈线开关远程式终端（FTU）,变压器测控单元（TTU）,小区变 远程终端（RTU）；（2）区域集结层。它把现场设备分为若干区；（ 3） 子控制中心层。主要是供电局和基于以太网的配电自动化系统；（ 4） 总控制中心层。包括各个市局以及一些大型数据库。11. 配电自动化的三个发展阶段。（1）第一阶段是基于自动化开关设备相互配合的配电自动化阶段，其主要设备为重合器 和分段器，不需要建设通信网络和计算机系统，其主要功能是在故障时通过自动

9、化开关 设备相互配合实现故障隔离和健全区域恢复供电（2）第二阶段的配电自动化系统，是基于通信网络，馈线终端单元（FTU）和后台计算 机网络的配电自动化系统，它在配电网正常运行时，也能起到监视配电网运行状况和遥 控改变运行方式的作用，故障时能够觉察，并由调度员通过遥控隔离故障区段或恢复健 全区域供电。（3）第三阶段在第二阶段的配电自动化系统的基础上，增加了闭环自动控制功能，由计 算机自动完成故障处理等功能。另一特征是形成了集配电网 SCADA 系统，配电地理信息 系统、需方管理（DSM）。调度员仿真调度，故障呼叫服务系统和工作票管理等一体化的 综合自动化系统。第二章 配电自动化的通信系统1. 码

10、元：携带信息的信号单元。2. 配电自动化系统的通信网络 是一个典型的数据通信系统。它基本由由数据终端设备图 1 典型数据通信系统的组成3. 常见的数据传输设备有调制解调器(Modem)，复接分解器，数传电台，载波机和光端 机。4. 常见的数据终端设备有配电自动化SCADA系统，RTV馈线RTV (FTV),变台RTV (TTV), 区域工作站，抄表集中器和抄表终端。5. 通信系统的 6 种分类方式。( 1) 按数据传送媒介的不同，数据传输信道可分有线信道和无线信道(2) 根据要传送的信号是否要调制，可将通信系统分为直接传送信号的基带传输和调制 传输。(3) 按所使用的载波不同，各种调制方式可以

11、为连续波调制和脉冲调制。(4) 按信道中传输信号的形式，可将通信系统分为模拟通信系统和数字通信系统。(5) 按多路复用的方式，可将通信系统分为频分复用，时分复用，码分复用，波分复用 和时间压缩复用几类。(6) 按传输的方向，可将通信系统分为单工通信系统(Simplex)、半双工通信系统(Half Duplex)和全双工通信系统(Full Duplex)三类。6. 在发送端，将两个或两个以上的数字信号按时分复用的原理合并为一个数字信号的设备 叫复接器；在接收端，将一个合路的数字信号分解成若干个数字信号的设备叫分接器。7. 配电自动化对通信系统的基础要求：(1) 通信的可靠性。即要求配电自动化的通

12、信系统能够进行常规维护，就可以在恶劣状 况(不利气候和电磁干扰等)下工作；同时能够跨过故障区和停电区域保持通信系统可 靠的要求。(2) 建设费用。在配电自动化的通信系统进行预算时，不仅要考虑设备的造价，还要估 算通信系统长期使用和维护的费用。(3) 通信速率的要求。在选择通信方式之前，应当估算配电自动化系统的通信速率，应 考虑到最坏的情况，并根据需要恰当的方式和通信网络组织形成，此外设计上应留有足 够的频带，以满足今后的发展需要。(4) 双向通信的要求。配电自动化的大多数功能要求双向通信。对于故障段已经隔离的 和恢复正常供电区域供电的功能，则必须要求有双向通信能力的信道。(5) 通信不受停电的

13、影响。配电网的调度自动化功能和故障区段隔离，及恢复供电的功 能要求，即使在停电的地区通信仍能正常进行。(6) 易操作维护。配电自动化的通信系统构成往往较大，而且采用多种通信方式相结合， 因此在设计上应尽可能地简单这一复杂的通信系统的使用维护。(7) 可扩充性。考虑到配电自动化系统的发展，其通信系统所用的设备，选择方案时应留有一定的裕量，便于以后扩充。8. 载波是被调制以传输信号的波形，一般为正弦波。9. 依电力线载波通信所采用的通信线不同，电力线载波通信(Power Line Carrier)可分为 输电线载波通信(Transmition Line Carrier)、配电线载波通信(Distr

14、ibution Line Carrier) 和低压配电线载波通信(入户线载波通信)。10. 电力线载波通信将信息调制在高频载波信号上通过已建成的电力线进行通信。对于电力 线载波通信，载波频率一般为10-300KHZ；对于配电线载波通信，载波频率一般为5-40KHZ； 对于低压配电线通信，载波频率一般为 50-150KHz。11. 脉动控制技术12. 工频控制技术13. 光线通信系统的优点( 1) 传输频带很宽，通信容量大。( 2) 传输衰耗小，适合于长距离传输。( 3) 体积小，重量轻，可绕性强，敷设方便。( 4) 输入与输出间电隔离，不怕电磁干扰。( 5) 保密性好，无漏信号和串音干扰。(

15、6 ) 抗腐蚀，抗酸碱，且光缆可直埋地下。14. 光线通信系统的原理和组成2 10光軒通値系统的粗成光端机的发送端内含有光源，它完成将电信号换成光信号，并输入光纤传输至远方；光 端机的接收端内含光检测器，它完成将光信号转换成电信号，并输入到点端机的接收端；中 继器完成将经过长距离传输后被衰减和畸变了的光信号放大、整形和再生成一定强度后，继 续送向远方。15. 现场总线特点及优越性？现场总线适用于用来满足 FTU 和附近区域工作站间的通信，以及变电站内自动化中的 智能模块间的通信。现场总线具有如下特点：( 1) 全数字化的双向数据传输。( 2) 智能程度高，可以完成差错控制和一些采集与控制算法，

16、可以具有一定的报文处理 能力。( 3) 拓扑结构灵活，可构成总线型、环形、星形等各种结构。( 4) 开放式结构，便于设备间互连。现场总线的优越性体现在一下几个方面：( 1) 现场总线的一对传输线上可以共线连接多台设备，使现场设备的通信简单化。( 2) 现场总线采用经打包后的数字信息传输，并具有检错和纠错手段，因而抗干扰能力强。(3) 现场总线是开放式系统，它是根据开放互连系统协议(OSI)的七层协议制定的， 可根据需要将不同厂商的设备互换互连，还可以共享数据库。(4) 采用现场总线的所有厂商都采用统一的组态方法，因而设备便于掌握。16. 配电自动化通信系统存在的问题(若干问题)( 1 ) 电子

17、波频带与传输行为的关系( 2 ) 有效性和可靠性的关系( 3) 备用通信通道(4) 配电自动化通信系统的防过电压和防雷17.第三章 开闭所和配电变电所内自动化1. 微机远动装置的基本功能：(1) 四遥功能：遥信(YX),遥测(YC),遥控(YK),遥调(YT)( 2) 事件顺序记录( SOE)(3) 系统对时(4) 电能采集(PA)( 5) 自恢复和自检测功能(6) 和 SCADA 系统通信( 7 ) 当地显示与参数整定( 8 ) 一收多发( 9) CRT 显示2. 微机远动装置的分类：(1) 从体系结构上，变电站内的RTU可以分为集中式RTU和分布RTU两大类，分布式 RTU又可分为功能分布

18、式RTU和结构式RTU两大类。(2) 在采样方式上，RTU又可分为直流采样RTU和交流采样RTU两类。(3) 从组屏方式上， RTU 还可分为集中组屏和分散布置两类。(4) 从结构上，还可分作机柜式RTU、机箱式RTU、壁挂式RTU和单元模块化RTU等 几类。3. 集中式RTU主要特征为：单CPU，并行总线、集中组屏、无微机保护功能。4. 分布式微机运行装置特征为：多CPU，串行总线、智能模块，既可以柜中组屏，又可以 分散布置。5. 分布式微机远动装置较集中式微机远动装置有如下优点 ：布置灵活，便于采集地理上 分布的信号；连接简单，可靠性高；便于扩容，容量可以增大；便于采用交流采样方法， 便于

19、实现多规约转发和一发多收。但是分布式微机远动装置的最小配置成本较集中式微 机远动装置高，因而在小配置情况下，不如集中式微机远动装置经济。6. 集中式RTU和分布式RTU的主要特征及比较优缺点？(1) 集中式RTU主要特征为：单CPU，并行总线、集中组屏、无微机保护功能。(2) 分布式微机运行装置特征为：多CPU，串行总线、智能模块，既可以柜中组屏， 又可以分散布置。( 3) 分布式微机远动装置较集中式微机远动装置有如下优点：布置灵活，便于采集地 理上分布的信号；连接简单，可靠性高；便于扩容，容量可以增大；便于采用交 流采样方法，便于实现多规约转发和一发多收。但是分布式微机远动装置的最小 配置成

20、本较集中式微机远动装置高，因而在小配置情况下，不如集中式微机远动 装置经济。7. 直流采样和交流采样 通常将采用变送器进行的采样称为直流采样。 不经过变送器，按一定规律直接采集交 流量并加以处理，计算出电压，电流有效值以及有功、无功功率的方法就是交流采样8. 配电变电站保护环境温度和湿度的措施：（1）在关键环节采用工业品及芯片，即需将监视定时器（WDT）系统采用能在严寒下工作的工业品级芯片构成，而RTU的其它部件扔采用民用品级芯片不变。（2）采用环境机箱，即通过PTC元件加热，使机箱的温度达到设备工作要求。9. 配电变电站自动化三类开关量类型 第一类为保护继电器的输出触电，反映动作情况（如瓦斯

21、、差动等），均为银质，接触 电阻很小，又都安置在控制室内，不需经继电器转换，在弱电电源（15V或24V）回路 中直接接入带光隔的 SI 板（控制室）即可。 第二类为断路器和刀闸的辅助接点，用来反映断路器和刀闸的状态（开/合），须经过转 换才能进入计算机系统。第三类信号为刀闸和断路器等设备的故障信号（如压力监视等），用来反映刀闸和断路 器等设备的故障。表 3-1各种 RTU 体系结构的特点和适用范围体系结构特点适用范围集中式RTU单CPU、并行总线、集中组屏、 无微机保护功能小区变、小型配电变电、 站和开闭所功能分布式RTU多CPU、串行总线、智能模块、 一般仍集中组屏且无微机保护功能中、小型配

22、电变电站和 中、小型开闭所、大型配电变 电站和开闭所的改造结构分布式RTU多CPU、串行总线、面向对象 的智能模块、适合于分散布置、有 微机保护功能新建配电变电站和开闭 所、变电站综合自动化用多功能电能 表简化RTU的结构RTU仅需要遥控、遥调和遥信 部分，可从多功能电能表获得遥测 和丰富的电能信息出线负荷需要分时计费 的配电变电站和开闭所第四章 馈线自动化1. 有三种典型的配电自动化开关设备的相汇合实现配电自动化的模式：即重合器和重合器 配合模式、重合器和电压-时间型分段器配合模式以及重合器和过流脉冲计数型分段器 配合模式。2. 重合器是一种自具控制及保护的开关设备，它能按预定的开断和重合顺

23、序自动进行开断 和重合操作，并在其后自动复位或闭锁。3. 分段器是一种与电源侧前级开关配合，在失压或无电流的情况下自动分闸的开关设备4. 分段器一般不能断开短路电流。（与重合器的区别）5. 格局判断故障方式的不同，分段器可分为电压-时间型分段器和过流脉冲计数型分段器 两类。6. X时限，是指从分段器电源侧加压至该分段合闸的时延；Y时限，又称故障检测时间， 其含义是若分段器合闸后在未超过Y时限的时间内又失压，则该分段器分闸冰壁所在分 闸状态，待下一次再得电时也不在自动重合。XL时限7. 重合器与电压-时间型分段器配合方式的整定的关键条件是不能咋听一时刻有两台及两 台以上的分段开关同时合闸，只有这

24、样才能避免对故障的误判。8. 重合器与电压-时间型分段器配合方式的整定的原则：(1) 确定分段器合闸时间间隔，并从联络开关处将配电网分割成若干以电源开关为根的 树状子电子网络；(2) 在各配电子网络中，以电源节点为时间起点，分别对各个分段器标注其绝对合闸延 时时间，并注意不能在任何时刻有一台以上的分段开关同时合闸；(3) 某台分段器的X时限等于该开关的绝对合闸延时时间减去作为其父节点的分段器的 绝对合闸延时时间。9. 基于重合器的馈线自动化系统的不足：( 1) 切断故障的时间较长。(2) 依靠重合器或主变电所出线断路器的继电保护装置保护整条馈线，降低了系统的可 靠性。(3) 由于必须分断重合器

25、或主变电所的出线断路器，因此实际扩大了事故范围；若重合 器拒分或主变电所出现断路器的保护失灵或断路器拒分，会进一步扩大事故范围(4) 当采用重合器与电压时间型分段器配合隔离开环运行的环状网的故障区段时，要 使联络开关另一侧的健全区域所有的开关都分一次闸，造成供电短时中断，更加扩 大了事故的影响范围。10.10. 合闸后励磁涌流产生的原因、后果及消除励磁涌流的措施？ 原因：当线路合闸时，后果：线路合闸不成功消除励磁涌流的措施：11. 馈线自动化系统接点抖动会造成要信误报，对此采取的防抖措施有： 在硬件上在软件上13.基于FTU的馈线自动化系统的作用，组成？表 4-2两种馈线自动化系统的比较基于自

26、动化开关设备相互配合的馈线自 动化系统基于FTU和通信网络的馈线自动化系统主要优点结构简单，建设费用低，不需要建设通信 网络，不存在电源提取问题故障时隔离故障区域，正常时监控配网运 行，可以优化运行方式，实现安全经济运行；适应灵活的运行方式；恢复健全区域供电时，可以采取安全和 最佳措施；可以喝GIS、MIS等联网，实现全局信息 化主要缺点仅在故障时起作用，正常运行时不能起 监控作用，因而不能优化运行方式；调整运行方式后，需要到现场修改定值 (如图4-23所示，如果为了使网上负荷均衡 化，将联络开关从G调整到D,则G和D均 应重新到现场整定)；恢复健全区域供电时，无法米取安全和 最佳措施(如图4

27、-23所示，b区发生永久性 故障后，分段开关B和C分闸后，究竟应该 合上联络开关G还是E呢？基于自动化开关 设备相互配合的馈线自动化系统无法做出恰 当选择)；需要经过多次重合，对设备的冲击大；结构复杂，建设费用高，不需要建设通信网 络，存在电源提取等问题所需主要 设备重合器、分段器等FTU、通信网络、区域工作站、配电自动化计 算机系统使用范围农网、负荷密度小的偏远地区、供电途径 少于两条的网城网、负荷密度答得地区、重要工业园区、 供电途径多的网格状配电网、其他对供电可靠 性要求高的区域第五章 配电 SCADA 系统的组织1. 配网SCADA的监控对象及内容(1) 对10kv线路上分段开关和联络

28、开关进行远方测控监视内容：包括开关状态、三相电流、三相电压、有功功率、无功功率，故障电流等。控制内容主要是负荷开关、联络开关的遥控操作。配变综合测试仪采集10kv线路沿线配变的有功功率、无功功率、电流、分接头位置等 信息；配变综合测试仪和FTU通信，并通过FTU转发上送数据。集抄系统的数据也可通过集抄装置和FTU的通信，由FTU上送采集电量信息。(2) 对 10KV 配变进行远方监控 对10KV配变进行远方监控，必须在变台处安装配变远方终端单元(TTU)(3) 10KV开闭所和重要配电变电站进行监控通过在开闭所和配电变电所内安装RTU/FTU，采集开关状态、母线电压、进出线功率和 电流、配变功

29、率和电流等信息，并进行开关的遥控操作。(4) 变电站10KV出线监控监视内容包括出线的有功、无功、三相电流、三相电压、功率因数等。由于地县)调调 度自动化系统或变电站综合自动化系统中都有变电站l0kv出线的监控手段，因此对于这一 监控对象，主要是从已有的监控系统中向配网SCADA系统增加数据转发接口.2. 配电SCADA系统采用何种组织模式？ 厂站多，一对一的组织方式无法实现，故采用分层组织模式。分层组织模式有以下四种形式：(1) 多点共线方式：全部的FTU分成几组，每组占用一个通道，和SCADA主站或子站通信；(2) 多点环形方式:所有的RTU和SCADA主站、子站的前置机系统共同组成一个通

30、信网络；(3) 主从结构：若干RTU占用一个通道组成，从FTU何主FTU、RTU通信，再由主FTU、RTU 和主、子站通信；4) 以上各种通信方式的混合。第六章 远方抄表与电能计费系统1. 根据转换原理，电子式电能表可分为热电转换型、模拟乘法器型和数字乘法器型三类。2. 数字乘法器型电子式电能表是以微处理器为核心，采用 A/D 转换对来自电流、电压互 感器的电流和电压进行交流采样和数字化处理。这种电能表的功能更加丰富，测量精 度可不受高次谐波影响，特别适合于实现远方抄表。3. 多功能电子式电能表的功能：（1）用电计测功能；（2）监视功能；（3）控制功能；（4）管理功能；（5）存贮功能；（6）自

31、恢复与自检测。4. 抄表电能计费的方式有：1）手工抄表方式；2）本地自动抄表方式；3）移动式自动抄表；4）预付费电能计费方式5）远程自动抄表方式。5. 预付费电能表可以分为投币式、磁卡式和IC卡式三种。6. 预付费电能表和远程自动抄表计费方式的比较（认为预付费电能表是一种过渡方式的 原因取前四点作答）：（1）这种计费方式不利于掌握用电规律、确定最佳供电方案；（2）采用与付费方式，需要改革供电部门的售电机构，还要广设售点网点，这会带来大 量的新问题；（3）拖欠电费的现象主要是法律不健全、法律观念差造成的，应通过法律途径来解决 而不是拉闸限电，随着电力企业走向市场，拉闸限电不仅对用户、而且对供电企

32、业均会 造成一定的经济损失；（4）自动抄表电能计费方式是一种自动化程度更高、更先进的计费方式；（5）在一些偏远并且地域辽阔的地区，预付费电能表目前仍有其存在价值。7. 在IC卡电能表中，微处理器是电能表的核心，它主要完成脉冲计数。8. IC 卡复费率电能表的功能：（1）IC卡预付电费（ 2） 分时计量有功电镀和无功电镀并计费（ 3） 分时计量有功最大需量和无功最大需量（ 4） 功率因数测量（ 5） 提醒与跳闸（ 6） 防窃电9. 远程自动抄表电量计费系统经历了一个有集中式系统转变为分布式、网络式、开放型系 统的发展过程，电表数据采集也同样由集中是脉冲处理方式发展成为分布是直接传送 方式。10.

33、 远程自动抄表电量计费系统由抄表集中器、抄表交换机（又称抄表中继器）、电能表、 电能计费中心的计算机网络组成。第七章 负荷控制和管理系统1. 电力负荷控制(Load Control)是对用户的用电负荷进行控制的技术措施。可简称为负 荷控制。2. 根据采用的通信传输方式的不同，负荷控制系统可分为 音频电力负荷控制系统、无线 电电力负荷控制系统、配电线载波电力负荷控制系统、工频负荷控制系统和混合负荷控 制系统。3. 音频电力负荷控制(Ripple Load Control)是利用高、低压配电线传输音频控制信号，实 现电力负荷控制的技术。此乃好频率为1671600Hz。4. 无线电电力负荷控制(Ra

34、dio Load Control)是利用无线电信到传输控制信号，实现电力 负荷控制的技术，也称无线电负荷控制。5. 配电线载波电力负荷控制(Distribution Line Carrier Load Contro)是利用配电网传输载波 控制信号，实现电力负荷控制的技术，信号频率一般为3KHz以上。6. 工频电力负荷控制是利用输电线路传输的工频电压的畸变信号实现电力负荷控制的技 术。7. 电力负荷控制系统 由负荷控制中心和负荷控制终端 组成。电力负荷控制中心( Load Control Center)是可対各负荷控制终端进行监视和控制的站，也称主控站。电力负荷控 制终端(Load Contro

35、l Terminal Unit)时装设在用户端，受电力负荷控制中心的监视和控 制的设备，也称被控端。8. 负荷控制终端可分为单向终端和双向终端；单向终端有遥控开关和遥控定量器；双向 终端有双向控制终端和双向三遥终端。9. 负荷控制中心主控机的功能：( 1) 管理功能( 2) 负荷控制功能( 3) 数据处理功能( 4) 系统自诊断自恢复功能( 5) 通信功能( 6) 其他功能10. 按传输的方向，无线电负荷控制终端分为无线电负荷控制单向终端和无线电负荷控制 双向终端二类。11. 基准灵敏度和特征频率是无线电负荷控制终端的两个重要技术参数。12. 两个图第八章 配电自动化地理信息系统1. 地理信息

36、系统(Geographic Information system, GIS)： 种为了获取、存储、检索、分 析和显示空间定位数据而建立的计算机化的数据库管理系统。2. 地理信息系统应用最早的领域主要集中在自然资源开发、环境保护和土地利用规划、城 市建设规划等。由于地理信息系统具有突出的数据可视化的特点，使得其在电力系统中 的使用方兴未艾。3. 在我国电力行业所见的地理信息系统存在的问题，主要表现在以下三个方面： ( 1) 总体规划和设计方案不全面；(2) 地理信息系统运行所需要的基础数据不全；(3) 一体化数据图模解决方案未能解决好地理信息系统与EMS/SCADA、配电自动化系 统等生产运行自动化系统的数据图模共享问题。4. 配电网地理信息系统，应以站内自动化、馈线自动化、负荷信息管理、用户抄表与自动 计费等四个子系统的地理信息管理为目标，并将相关的 MIS 管理信息系统和实时信息 管理融合进来，实现图形和属性的双重管理功能。5. 数据与处理功能有：（1） 图形数据的录入、转换和编辑；（2） 属性数据的录入、转换和编辑；（3）属性数据与图形数据的挂接；（4）与配电网SCADA系统的实时数据接口及图形转换。6.