智能配电网故障自愈技术与其应用课件.ppt（91页）

1、1智能配电网智能配电网故障自愈技术及其应用故障自愈技术及其应用2内容内容概述小电流接地故障自愈控制与选线、定位配电网继电保护配网(馈线)自动化3概述概述4什么是自愈？什么是自愈？自我预防利用先进的传感测量与仿真分析技术在线监视与诊断电网运行状态，及时发现事故隐患并快速调整、消除事故隐患。自我恢复（愈合）在故障发生后，应用自动控制手段使故障快速恢复或快速隔离故障，避免影响电网的安全稳定运行与供电质量，或将故障的影响降至最小。是对传统继电保护、安全自动装置、馈线自动化、在线监测与故障诊断技术的综合、延伸、提高是智能电网的核心功能5配电网自愈控制目标与主要研究内容配电网自愈控制目标与主要研究内容自愈

2、控制目标：防止配电网故障（扰动）影响对用户的正常供电，保证供电质量。自愈衡量标准不给用户带来经济损失与不良影响主要研究内容电能质量自愈控制： 应用柔性配电（DFACTSA)设备抑制或消除电压骤降、谐波、闪变等电能质量扰动故障自愈控制分布式电源微网供电技术6配电网故障自愈控制研究内容配电网故障自愈控制研究内容小电流接地故障自愈控制消弧补偿技术过电压抑制选线与故障定位短路故障自愈控制继电保护：切除故障馈线自动化：故障定位、故障隔离与自动恢复供电7配电网故障自愈的作用配电网故障自愈的作用提高供电可靠性减少停电次数（包括短时停电次数)减少停电时间减少停电范围8配电网故障自愈的作用配电网故障自愈的作用研

3、究并推广配电网故障自愈技术对于提高供电可靠性意义重大：90%以上的用户停电时间是由配电网原因引起的，其中相当一部分是由故障引起的。按电压等级统计的停电原因中国故障停电比例发达国家故障停电比例9为什么要提高供电可靠性？为什么要提高供电可靠性？高科技数字设备的广泛应用对供电可靠性提出了更高的要求重合闸、倒闸操作、拉路选线引起的短时中断会导致停工停产，引起严重后果。停电给社会带来的经济损失十分可观据报道，美国每年的停电损失超过1500亿美元。我国电科院专家对某沿海城市研究结果表明：停电每少供一度电带来的经济损失在40元左右。粗略估计，我国每年的停电损失在2000亿元以上。10西安市用户停电损失调查结

4、果西安市用户停电损失调查结果)/ MWh（元用户年度用电量停电损失平均停电损失率停电时间（h)平均停电损失率(元/MWh)电量损失（折算到年用电量为1MWh的负荷上）说明工业用户商业用户0.550.03330.245kWh188.26499.1410kWh4172.56756.6240kWh8263.551000.2680kWh计算电量损失时，假定停电时负荷是全年平均水平。数据摘自“停电损失调查与估算”，西北电力技术，2002年6月刊。11中国城市用户年平均停电时间统计结果数据来源：中国电力可靠性中心（停电时间已扣除缺电因素）12我国供电可靠性亟待提高我国供电可靠性亟待提高2005年中国城市用

5、户平均停电时间与国际先进水平的比较13智能配网首先应是一个供电高度可靠的电网供电可靠率平均达到“4个9”的国际先进水平重要地区做到“6个9”研究并推广应用智能配电网故障自愈技术对提高供电可靠性、建设智能电网具有重大的意义！14小电流接地故障自愈控制小电流接地故障自愈控制与选线、定位与选线、定位15小电流接地的优势小电流接地的优势小电流接地，又称非有效接地，包括中性点不接地与消弧线圈接地(谐振接地）。一种成熟有效的配电网故障自愈技术利用消弧线圈补偿电容电流，使故障自动熄弧自愈。接地电流非故障相电压消弧线圈电流零序电压故障相电压16一次实际的自恢复接地故障电压录波图小电流接地的优势小电流接地的优势

6、17小电流接地的优势小电流接地的优势意大利的实践采用固定调谐消弧线圈，接地故障引起的供电中断减少26%以上。采用可调消弧线圈后，接地故障引起的供电中断减少50%以上。国内部分城市采用小电阻接地后供电可靠性下降S市一变电所采用小电阻接地后，10kV线路3年共跳闸136次，平均每年46次；改造前2年共跳闸53次，平均每年27次。跳闸率提高一倍。18接地方式影响供电可靠性接地方式影响供电可靠性国家国家年均停电时间，年均停电时间，Min年份年份接地方式接地方式日本62005谐振接地、不接地德国18.22004主要采用谐振接地奥地利31.42005主要采用谐振接地法国48.02004谐振接地、不接地意大

7、利55.92004不接地、谐振接地英国64.42005大电流接地为主美国982005大电流接地为主 部分发达国家配电系统供电可靠性部分发达国家配电系统供电可靠性19小电流接地存在的问题小电流接地存在的问题间歇性电弧过电压，易导致其他两相绝缘击穿。接地电流微弱，选线定位困难。近年来出现突破性进展，已基本得到解决。接地电流中谐波分量、阻性分量、间歇性接地暂态分量得不到补偿，影响自愈率。谐波分量、阻性分量的比例在10%以上采用全电流补偿技术，可进一步提高故障自愈率。20我国配电网接地方式现状我国配电网接地方式现状架空线路或架空线路与电缆混合网络基本采用小电流接地方式城市大型电缆网络采用小电阻接地北京

8、、上海、深圳、广州等电缆网络电容电流大21智能配电网应优先考虑小电流接地智能配电网应优先考虑小电流接地提高单相接地故障自愈能力，改善供电可靠性。电缆网络里相当一部分接地故障能够自恢复电缆本体外（用户变压器）接地故障端头、接头故障自动调谐技术成熟应用，提高了自愈能力。故障选线问题已基本得到解决永久接地故障可直接跳闸22全电流跟踪补偿全电流跟踪补偿利用电力电子设备产生宽频补偿电流，从中性点处注入。实现包括有功电流、谐波电流在内的接地电流的全补偿通过控制故障熄弧后电压恢复速度，可降低重燃几率，抑制接地过电压。23接地电流完全动态补偿示意图接地电流完全动态补偿示意图故障点10kV110kVTCCCLR

9、LRLR消弧线圈iQ电力电子系统电容电流系统电容电流不接地系统残流不接地系统残流全补偿后残流全补偿后残流消弧线圈消弧线圈补偿后残流补偿后残流24RCC接地故障补偿装置由瑞典Neutral公司开发生产，可对接地电流进行全补偿。1992年在瑞典Goltland首先投运至2005年，已在瑞典、德国等国推广应用50多套。25小电流接地故障检测困难的原因小电流接地故障检测困难的原因接地电流微弱消弧线圈补偿电流导致故障线路零序电流甚至小于非故障线路间歇性接地，电弧不稳定。10%左右的故障存在间歇性接地现象高阻故障多5%左右故障电阻在1k以上26一次实际故障录波图一次实际故障录波图故障线路零序电流零序电压非

10、故障线路零序电流故障线路稳态接地电流十分微弱27一次实际的间歇性接地故障录波图一次实际的间歇性接地故障录波图非故障线路零序电流故障线路零序电流故障相电压28小电流接地选线技术已趋于成熟小电流接地选线技术已趋于成熟近年来取得突破性进展，实际成功率在90%以上。中电阻：在中性点瞬间投入一中值电阻扰动法：瞬间调整补偿失谐度，检测零序电流的变化。注入信号法：注入间谐波（225Hz）电流利用故障暂态信号的方法（暂态法）29利用故障产生的暂态信号选线接地时，相电压突然降低引起放电电流，故障相电压突然升高，引起电容充电电流。暂态接地电流持续约一个周波，幅值远大于稳态电容电流， 且不受消弧线圈的影响。小电流接

11、地故障暂态信号特征小电流接地故障暂态信号特征ABCIf放电充电30暂态接地电流特点：u暂态电流远大于稳态电容电流。暂态最大电流与稳态电容电流之比，可达到几倍到十几倍。u暂态最大电流值与故障时电压相角有关。一般故障都发生在电压最大值附近。u暂态电流值不受消弧线圈的影响。i0 小电流接地故障暂态信号特征小电流接地故障暂态信号特征31暂态选线法的优点暂态选线法的优点暂态接地电流数倍于稳态值，有时达十几倍，灵敏度高。不受消弧线圈的影响不受故障点不稳定的影响可以检测瞬时性故障32传统暂态选线法-首半波法1950年代国外提出零序（模）电压电流初始极性比较法1970年代国内研制出首半波法的接地保护装置极性正

12、确时间短，受电网参数、短路相角影响。受当时技术条件限制，处理方法简单。u0i033现代暂态选线法现代暂态选线法计算机、微电子技术的发展，为开发暂态电气量选线新技术创造了条件。自上世纪90年代起，利用暂态电气量的选线法又引起了人们的重视。已开发出新型暂态法选线装置，在上百个变电所投入运行，实际故障选线效果良好。实际故障选线成功率在90%以上34暂态电流幅值比较法暂态电流幅值比较法比较同一母线所有出线暂态零序电流的幅值（均方根值），幅值最大者被选定为故障线路。缺点：不能确定母线接地IhIfLIh35暂态零序电流极性比较选线法暂态零序电流极性比较选线法比较所有出线电流的极性故障线路电流极性与健全线路

13、相反所有出线电流极性相同则为母线接地故障 IhIfLIh36首半波法-初始极性相反新方法-极性永远相反u0i0dudu0 0/dt/dti0暂态容性无功功率方向选线法暂态容性无功功率方向选线法基本思路：比较零序电流与电压导数的极性。克服首半波法的缺点。37暂态法选线装置暂态法选线装置采用专用高速数据采集电路记录暂态信号具有故障录波功能，可永久保留故障信息。配置灵活，对于TA、TV变比不统一和极性错误可通过软件补偿选线结果可通过103、DNP3.0规约以及空结点等多种方式上报调度或控制中心38暂态法选线结果暂态法选线结果故障线路零序电流零序电压39暂态法选线结果暂态法选线结果故障线路零序电流零序

14、电压40接地选线技术总结接地选线技术总结小电流接地故障选线技术已经成熟，成功率在90%以上，满足现场应用要求。投入中电阻法、信号注入法、暂态法在国内外都有一定的应用面暂态法由于不需要在中性点并入电阻或安装信号注入设备，不改动一次回路，简单、安全性好、成本低，不受电弧不稳定影响，应用前景良好。高阻故障接地选线有待于进一步探讨41小电流接地故障定位小电流接地故障定位比较配网终端（FTU)、故障指示器检测结果，确定接地故障位置。接地电流微弱，检测起来比较困难指示方法：注入信号法投入电阻法暂态法42小电流接地故障零序电压、电流小电流接地故障零序电压、电流43接地故障定位：比较暂态零序电流方向接地故障定

15、位：比较暂态零序电流方向故障点上游测量到的暂态故障电流方向一致，与故障点下游测量到的电流方向相反。需要测量暂态零序电压，现场应用不方便。CB1S11S12F电源i0i0i044接地故障定位：比较暂态零序电流相似性接地故障定位：比较暂态零序电流相似性比较暂态零序电流的幅值与相似性，可实现故障定位。45接地故障暂态零序电流比较接地故障暂态零序电流比较62.5125187.5-1.5-1-0.500.511.522.5t (ms)i0 (A)i0Ni0P062.5125187.5-1.5-1-0.500.511.522.5t (ms)i0Ni0Mi0 (A)故障点两侧暂态零序电流比较故障点上游两点暂

16、态零序电流比较46波形相关系数计算公式波形相关系数计算公式 NiiyNikxNiiyxkikinkikin121221与两个波形的相似程度成正比，二者完全一致时，=1。计算故障线路上相邻两个指示器或FTU送上来的暂态零序电流的相关系数。 为负值时，说明故障点在两者之间。47瞬时性接地故障监测瞬时性接地故障监测捕捉电网的瞬时接地故障并指示出发生故障的线路来，将给值班人员提供非常重要的电网绝缘状态信息。相对于利用局部放电技术对电缆绝缘进行监测，瞬时性接地故障持续时间更长，可靠性更高。48瞬时性接地故障监测瞬时性接地故障监测一次瞬时性接地故障的电压录波图49统计时间：2001年12月-2002年12

17、月记录到故障次数：475次。永久接地故障：14次自恢复的瞬时性接地故障：461次6次永久接地故障前3天内有瞬时接地现象最多的有16次瞬时性故障泉州一变电所泉州一变电所瞬时性接地故障统计瞬时性接地故障统计50长岭石化变电站瞬时性接地故障监测结果长岭石化变电站瞬时性接地故障监测结果 分子筛2#线路,电缆内部在4月16日持续约100分钟的永久接地故障之前，已有8次瞬时性接地故障。故障前时间第1天第3天第4天第6天第7天总计瞬时故障次数212218持续时间20ms20ms20ms,1s20ms,1s约20mS51长岭石化变电站瞬时性故障监测结果长岭石化变电站瞬时性故障监测结果永久故障前一永久故障前一天

18、的瞬时性接天的瞬时性接地地故障持续时间：故障持续时间：约一周波约一周波故障线路零序电流零序电压52长岭石化变电站瞬时性接地故障监测结果长岭石化变电站瞬时性接地故障监测结果永久故障前永久故障前五天的一次五天的一次瞬时性接地瞬时性接地故障持续时故障持续时间：约间：约1S1S间歇性接地间歇性接地故障线路零序电流零序电压53分界开关接地保护分界开关接地保护分界开关：安装在分支线路或末端的负荷开关，是供电企业与用户系统管辖责任的分界点。统计结果表明，相当一部分故障（近30%）发生在用户系统中。分界开关接地保护（看门狗）：检测并隔离负荷（用户侧）系统的接地故障。动作时限可选直接跳闸与发信号可选54系统侧接

19、地时分支线零序电流系统侧接地时分支线零序电流系统侧故障时，分支线零序电流（3I0）等于负荷侧电容电流，幅值较小，电流超前电压900。55负荷侧故障时分支线零序电流负荷侧故障时分支线零序电流用户侧故障时，支线零序电流（3I0）是接地残流减去负荷侧侧电容电流，幅值较大；检测到零序电流在第二象限。接地残流是全系统电容电流与消弧线圈电流之和56分界开关接地保护原理分界开关接地保护原理反映稳态零序电流幅值整定值躲过负荷侧最大电容电流受消弧线圈补偿电流影响，负荷侧电容电流较大时，整定值大于残流值，保护拒动。对互感器灵敏度要求高反映零序电压与零序电流之间的功角零序电压滞后零序电流角度小于一门槛值（如250）

20、，认为是负荷侧接地。对互感器灵敏度与精度要求高57分界开关接地保护原理分界开关接地保护原理利用暂态量实现接地保护零序电流幅值法：躲过负荷侧最大零序暂态电流幅值比较暂态零序电压与零序电流之间的极性：负荷侧接地时极性相反暂态法的优点不受消弧线圈影响，可靠性高。对互感器灵敏度与精度要求58配电网继电保护配电网继电保护59继电保护的作用：切除故障元件故障类型：相间短路小电阻接地系统单相接地短路小电流接地系统单相接地故障：接地故障选线技术传统配电网保护配置存在的问题：沿用输电网保护配置思路，以保证电网安全运行为目标，没有充分考虑对供电质量的影响。保护配置简单，停电范围大。60不同保护配置方案的停电损失比

21、较不同保护配置方案的停电损失比较仅在电源出口配备保护支线故障引起全线停电假定负荷5MW，故障恢复时间1小时，则每次故障损失电量5000kWh，用户停电损失可达20万元。F实施馈线自动化可防止长期停电，但仍然不能避免短时停电。在支线配备保护增加投资不超过5万元，远小于单次故障的停电损失。61面向供电质量的保护配置方案面向供电质量的保护配置方案保护的配置对供电质量有直接的影响：用户平均停电时间（AIHC/SAIDI)用户平均停电次数（AITC/SAIFI)用户平均短时停电次数电压骤降指标应综合考虑设备投资与用户停电损失，制定面向供电质量的配电网保护配置方案。62配电网保护配置模式配电网保护配置模式

22、一级保护：仅配置出口断路器保护特点：快速动作，对系统影响小，但故障会造成全线停电。二级保护：第一级：出口断路器保护第二级：支线开关、分界开关、环网柜出线开关、末端开关保护特点：兼顾动作速度与供电质量，是优选方案。三级保护（多级保护）：有利于减少停范围，但多级配合，出口故障切除时间慢，对系统影响大。63电缆网络保护配置方案电缆网络保护配置方案 方案示例一（支线装断路器)： 有利于改进SAIDI、SAIFI；干线故障切除时间长，电压骤降时间长；投资较大。相电流保护，0.3s时限零序电流保护，0.3s时限电流速断保护零序电流速断保护64电缆网络保护配置方案电缆网络保护配置方案 方案示例二（支线装负荷

23、开关/看门狗)： 分支线故障时出线开关跳闸，然后看门狗动作隔离故障。投资较低，支线瞬间故障会造成停电。相电流速断保护零序电流速断保护分荷开关（看门狗）：检测到过流、失压后跳闸65电缆网络保护配置方案电缆网络保护配置方案 方案示例三（支线装熔断器)：投资较低，但支线短路熔断器熔断时，需更换保险。相电流保护，0.3时限。零序电流保护，0.3s时限。66架空小电流接地网络保护配置方案架空小电流接地网络保护配置方案方案示例一（支线装断路器）供电可靠性改进效果好；干线故障切除慢；投资较大。相电流保护，0.3s时限重合闸后加速保护相电流速断保护重合闸后加速保护67架空小电流接地网络保护配置方案架空小电流接

24、地网络保护配置方案方案示例二（支线装负荷开关）投资小；支线短路会造成全线短时停电；支线瞬时性短路会造成其停电。相电流保护，0.3s时限重合闸后加速检测到过流、失压后跳开68架空小电流接地网络保护配置方案架空小电流接地网络保护配置方案方案示例三（支线装熔断器）供电可靠性改进效果好，但支线瞬时性故障会造成其停电。相电流保护，0.3s时限重合闸后加速保护快速熔断器69架空小电流接地网络保护配置方案架空小电流接地网络保护配置方案方案示例四（支线装熔断器）避免支线的瞬时性故障引起停电，但会造成全线短时停电。相电流保护，0.3s时限重合闸前加速保护，第一次瞬时动作。慢速熔断器70采用广域纵联保护缩短出口保

25、护延时采用广域纵联保护缩短出口保护延时出口保护与支线保护之间建立通信联络出口保护增加0.1s动作延时支线保护动作后发出出口保护闭锁信号出口保护接到闭锁信号返回71网络差动保护网络差动保护无缝自愈：无缝自愈：干线故障时不会造成任何用户供电中断。电缆环网采用闭环运行方式采用网络差动保护，快速切除干线故障区段。保护之间通过对等通信网络交换故障信息与控制命令单电源闭合环网72对网络差动保护的评价对网络差动保护的评价优点：实现电缆环网故障的无缝自愈不足：投资大适用场合：对供电质量有很高要求的闭环运行环网73网络差动保护的应用网络差动保护的应用中国香港、新加坡中压电缆环网采用闭环运行方式，配备差动保护快速

26、切除故障。采用导引线联络，投资大。青岛供电公司进行了网络差动保护试点山东理工大学与厦门电业局合作开发出网络差动保护系统，可以在200ms内切除故障。74加拿大加拿大BC Hydro故障无缝自愈项目故障无缝自愈项目西温哥华市的一个大型购物中心(Park Royal Shopping Centre)，2002年圣诞节期间停电，导致严重经济损失。之后，BC Hydro决定对该购物中心馈线进行自动化改造。项目2003年3月启动，2006年3月投入运行。项目经理：栾文鹏博士(Dr.Luan Wenpeng)75加拿大加拿大BC Hydro故障无缝自愈项目故障无缝自愈项目安装了两套箱式环路分接开关，各自含

27、个真空断路器。每个开关配备一套智能保护，通过光纤电缆交换故障方向、断路器状态等信息，实现快速保护。自动切除馈线故障，不会造成购物中心供电中断。76加拿大加拿大BC Hydro故障无缝自愈项目故障无缝自愈项目现场实物照片77配网（馈线）自动化技术配网（馈线）自动化技术78配电网实现自动化势在必行配电网实现自动化势在必行传统的管理方式依赖人工看图、巡视、电话调度这种“盲管”方式已不能适应现代配电网控制管理的需要美国阿拉巴马电力公司配电调度图板（2007年前）79配电自动化配电自动化(DA)的内容的内容指中压配电网的自动化与信息化，包括：配电网实时运行监控自动化，一般称配网自动化。配电网生产管理的自

28、动化、信息化馈线自动化馈线自动化用户自动化用户自动化WAN变电所自动化变电所自动化AMR配电GIS/DPMS供电企业信息集成DSCADA/FA调度自动化/EMSCISTCM80配电自动化需要解决的关键技术问题配电自动化需要解决的关键技术问题小电流接地故障选线、定位技术已有的配电自动化系统大多无此功能无源光纤技术（EPON)防止一个站点失电造成环路通信中断新型电压、电流传感器减少体积、便于安装超级电容器取代蓄电池，提高可靠性。储电容量小，但采取措施后，能够满足应用要求。81对配电自动化工作的建议对配电自动化工作的建议把握好实现配电自动化的条件经济发展水平高，对供电可靠性有较高要求。一次网架、开关

29、设备基础好RS已超过已99.9%，故障停电占到一定比例。一般认为，DA是RS达到4个9的手段。城市建设相对稳定，配电网不会频繁地扩容、改建。发达国家用户平均停电时间构成中国城市用户平均停电时间构成（2004年）82对配电自动化工作的建议对配电自动化工作的建议明确建设目标使配电网可视、可控，提高供电可靠性。根据目标确定实施方案，防止为自动化而自动化。坚持实用化重点保证SCADA、故障定位、故障隔离与恢复供电功能长远规划、逐步实施、常抓不懈加强管理维护，做到组织、制度、人员三落实。83配电自动化与故障自愈配电自动化与故障自愈“可视化”管理，及时发现问题，避免故障发生。馈线自动化：快速故障隔离、复电

30、，减少停电时间。由12小时缩短至几分钟。快速故障定位，计算机辅助调度抢修，缩短故障修复时间。缩短倒闸操作时间半个多小时缩短至3分钟内。84中压馈线故障自动隔离（馈线自动化）方式中压馈线故障自动隔离（馈线自动化）方式方式方式 型式型式技术技术供电恢复供电恢复时间时间就地控制A不依赖通信，通过重合器、分段器顺序重合隔离故障。1-3min集中遥控B主站集中遥控1-3min分布式智能控制C配电终端之间通过对等通信网络交换数据，实现快速故障隔离。3s85就地控制就地控制(A型）技术型）技术重合器与分段开关进行顺序重合控制，实现故障隔离与恢复供电。有电压型、电流型、电压电流型几种型式优点：不需要通信条件，

31、投资小，易于实施不足：多次重合到永久故障上，对系统多次冲击，造成电压骤降。不能用于电缆线路。适用场合：农村、城郊架空线路86就地控制就地控制(A型）技术型）技术发达国家1950年代起应用。美国、日本等国有大面积应用。1980年代石家庄、南通等地试点。北京、贵阳、济宁等地已有十多年的运行经验。87集中遥控（集中遥控（B型）技术型）技术 集中控制由控制主站集中处理馈线终端（FTU）的故障检测信息进行故障定位，遥控实现隔离故障与非故障区段恢复供电。功能完善，不会对系统造成额外的过流冲击。需要通信通道与主站，投资较大。88集中遥控（集中遥控（B型）技术型）技术在中压电网全面应用的城市（国家）：日本东京

32、、大阪、京都等城市，奥地利维也纳，法国EDF公司、中国香港、新加坡。韩国中压电网应用覆盖率已达58%美国长岛、卡罗兰纳、南加州分别在120多条、1000多条、3100多条中压线路上应用英国伦敦中压电网安装终端5000多套，用户年均停电时间降低了33%。我国200多个地级以上城市应用。杭州、厦门、广州、深圳、绍兴、中山等城市系统安装终端超过1000套。89分布式智能控制（分布式智能控制（C型）技术型）技术 分布式智能控制基于终端之间对等通信实现协同控制提高控制响应速度 90分布式智能控制（分布式智能控制（C型）技术型）技术应用基于广域测控平台的分布式智能，实现馈线故障定位、故障隔离与恢复供电控制。不依赖主站控制，数秒内完成故障隔离与恢复供电。需要对等通信网，对FTU智能程度要求高，投资较大。适用于接有重要敏感负荷的馈线91分布式智能控制（分布式智能控制（C型）技术型）技术美国佐治亚工业大学开发的系统，可在10秒内恢复非故障区段供电。加拿大阿尔伯特省ENMAX公司项目2004年3月在其19条25kV线路投运到2004年9月份，为用户减少了862,000 分钟停电时间。项目获得了2004年美国输配电杂志的年度自动化奖。厦门电业局科技项目在思明供电局电缆环网工程中应用现场试验结果证明可在3秒内恢复供电