第八章-智能配电网规划.ppt课件.ppt

1、配电网规划配电网规划第八章第八章 智能配电网规划智能配电网规划第一节 概 述 一、我国配电网基本特点与现状 (1)电压合格率低 (2)供电可靠性低 (3)运行损耗过高 (4)管理手段落后 (5)需要更好的用电管理二、智能配电网规划的目标以及解决的问题、智能配电网规划的目标以及解决的问题 智能配电网规划的目标包括： (1)实现配电自动化和配网调控一体化智能技术支持系统的全面建设，全面提升对于现代配电网的驾驭能力，确保配网可靠、高效、灵活运行； (2)完成配电生产指挥与运维管理的信息化系统建设，实现各类应用功能之间有机整合以及与调度、用电等环节的信息互动； (3)提高配电网对分布式发电、储能与微网

2、的接纳能力，实现分布式发电/储能与微网的灵活接入与统一控制。智能配电网规划中重点解决的问题 (1) 配电网网架的薄弱问题； (2) 配电自动化普及率和实用化低的问题；(3) 配电自动化设备的可靠性问题； (4)分布式能源的接入问题。三、智能配电台区基本介绍 智能台区是能够在台区所辖范围内，通过信息化手段，使配电、供电、售电及用电的各个环节，进行智能交流，实现精确供电、互补供电、提高能源利用率、供电安全，节省用电成本的台区。 智能台区包括五大内涵：坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明开放、友好互动。智能配电台区应具有的功能 实现配电台区信息模型的标准化和台区的智能化综合管理，实现配电台区设备（变压

3、器、开关）状态监测与保护、计量管理、负荷管理、电能质量管理、线损管理、经济运行管理等功能，提高供电质量和可靠性，满足建设智能配电网自动化、信息化、互动化的发展要求。第二节 配电自动化技术 1. 配电自动化的基本概念 配电系统自动化就是利用现代电子技术、通信技术、计算机和网络技术与电力设备相结合，将配电网在正常及事故情况下的监测、保护、控制、计量和供电部门的工作管理有机地融合在一起，改进供电质量，与用户建立更密切更负责的关系，以合理的价格满足用户要求的多样性，力求供电经济性最好，企业管理更为有效。 配电自动化的发展目标就是实现故障快速处理，实现配网优化运行，实现相关系统集成，实现分布电源接入，实

4、现用户互动技术。 配电系统自动化的内容大致分为五个方面：(1) 馈线自动化，即配电线路自动化；(2) 变电站自动化，正常是指输电和配电的结合部分，这里仅指其与配电有关部分；(3) 用户自动化；(4) 配电管理自动化；(5) 配电系统自动化的通信系统。这五个方面是一个集成系统。2. 配电自动化的意义 (1) 减少停电时间，提高供电可靠性 配电网络经过改造后，实现“手拉手”或环网供电方式，利用馈线自动化系统，可对配电线路进行故障检测定位、自动隔离故障区段并恢复对非故障区段的供电； (2) 提高供电质量 通过实时监视运行状态，适时进行负荷转带及电容器投切，保证供电质量； (3) 改善用户服务质量；

5、(4) 降低电能损耗 通过优化网络结构及无功配置，减少线损； (5) 提高设备利用率； (6) 减少配电检修维护费用； (7) 节省总投资。配电自动化系统包括三个阶段： (1) 第一阶段，馈线自动化系统（FA），即通过自动化开关设备相互配合实现故障隔离和健全区域恢复供电，不需要建设通信网络和主站计算机系统。 (2) 第二阶段，配电自动化系统（DAS），基于通信网络、馈线终端单元和后台计算机网络的实时应用系统，兼备正常情况下的运行状况监视及故障时的故障处理功能。 (3) 第三阶段，配电管理系统（DMS），结合配电GIS、OMS、TCM、WMS，并与需求侧负荷管理（DSM）相结合，覆盖配网调度、运

6、行、生产的全过程，支持客户服务，实现配用电综合应用。三、配电自动化的建设模式 1就地控制型 就地控制型的特点是无需通讯，利用重合器或带保护功能的配电终端，达到故障隔离，负荷转供的馈线自动化。适用于辐射状架空线路，投资较少，无需通信。 2简洁遥测型 简洁遥测型配电自动化系统以两遥（遥信、遥测）为主，并对部分具备条件的一次设备可实行单点遥控的操作。简洁遥测型配电自动化系统可分为以下两种配电自动化模式： (1) 带通讯功能的故障指示器（一遥） 其特点是投资少，维护量小，比较简单地监视线路的运行情况，适用于辐射状架空或电缆线路，投资较少； (2) 两遥功能的配电终端 其特点是能完整地采集电力运行参数，

7、监测线路的运行情况，适用于辐射状架空或电缆线路，投资适中。3调配一体型 对于新建或改造的调度自动化系统，应当综合考虑配网自动化的功能需求。选择能够实现调度自动化、配网自动化一体化的主站系统。 调配一体型的适用范围：(1)新建或改建县级调度自动化系统；(2)架空线路，电缆线路，架空、电缆混合线路；(3)具备建立三遥通信系统的条件；(4)具备建立主站系统的条件；(5) 要求全局DA故障隔离和网络自愈；(6)投资较大； 4其它模式 真实的县级配电自动化系统可能是以上几种模式的组合。建设的侧重点、强调的内容各不相同。四、馈线自动化模式四、馈线自动化模式 1重合器重合器分段器馈线自动化模式 (1) 重合

8、器的性能和特点 重合器有电流型和电压型两种。反应故障电流跳闸后能重合的，称电流型重合器；检测到线路失压跳闸，来电后延时重合闸的，称为电压型重合器。户外重合器的特点包括： (1) 重合器具有控制及保护功能，能实现就地合、分闸操作及机械闭锁；(2) 操作机构为永磁机构；(3) 具有定时限和反时限保护功能；(4) 额定操作顺序：0-0.1s-CO-1s-CO-1s-CO，操作顺序及重合间隔方便可调；(5) 具有多次重合功能（3次重合闸）；(6) 具有通讯功能。(2) 三相连动跌落式分段器性能及特点 分段器的结构分四部分：第一部分由横担和二连板构成，作用是固定和连接各相分段器；第二部分由支柱瓷瓶、上静

9、触头、下静触头组成的瓷瓶装配，其中包含了上下接线板，是分段器的绝缘支撑和承载主回路的导电部分；第三部分由导电杆装配构成，承担着分段器各项动作指标的控制及主导电回路；第四部分由两只连动瓷瓶及复位操作环组成。 安装时首先装“安装架”然后装横担，要注意保持“横担”水平，再安装二连板，切记二连板一定要装于“横担”下方，否则将影响分段器绝缘距离。 跌落式分段器机构体积小，结构简单，零部件少，不需要维护。(3) 典型案例分析 1) 辐射式电网结构 图8-9是辐射电网的基本结构，IRM1为变电站出线重合器，线路上安装电流时间型户外重合器OSM1、OSM2，分支线路安装跌落式分段器F1、F2，根据线路的状况，

10、分别将IRM1、OSM1、OSM2设定为一快三慢(1A3C)，一快三慢 (1A3B)，二快二慢(2A2B)，分别将F1、F2计数次数设定为3次、2次。(重合器IRM1、OSM1、OSM2第一次均按快曲线动作，以防止扩大故障范围) 当线路e区段发生短路故障时，整条线路的动作过程：首先，电网在正常状态下，重合器IRM1、OSM1、OSM2和分段器F1、F2均处于合闸状态线路供电正常；当e区段发生故障时，重合器IRM1、OSM1、OSM2均执行一次快曲线分闸。若为瞬时性故障，三个重合器依次重合成功后恢复线路供电，分段器F1、F2没有达到整定的计数次数仍处于合闸状态；若为永久性故障，重合器OSM2再次

11、执行快曲线分闸，IRM1、OSM1因执行慢曲线不动作，分段器F2达到整定计数次数分闸跌落，分段器F1没有达到整定计数次数而处于合闸状态，经过2S后，重合器OSM2重合成功隔离故障e区段，a、b、c、d区段恢复正常供电。2) 环式电网结构 如图8-10中(a)图所示，IRM1、IRM2为电流时间型户内重合器，OSM1、OSM2、OSM3、OSM4、OSM5为电压时间型户外重合器，其中OSM3为联络重合器，正常情况下为分闸状态。重合器的重合间隔均为两秒。F1、F2为计数次数分别是3次、2次的跌落式分段器。 若故障发生在e区段，如图8-10 (a)图所示，户内重合器IRM1检测到故障电流延时分闸，户

12、外重合器OSM1、OSM2检测到线路失压分闸。若为瞬时性故障，三个重合器依次重合成功后恢复线路供电。若为永久性故障 IRM1再次分闸，线路失压，分段器F2由于达到整定的计数次数跌落分闸，隔离故障e 区段，IRM1重合后按顺序恢复无故障区段供电。 若故障发生在b区段，如图8-10 (b)图所示，户内重合器检测到故障电流延时分闸，户外重合器OSM1、OSM2检测到线路失压分闸。若为瞬时性故障，户内重合器IRM1延时2S重合成功后给a区段供电，OSM1检测到该段线路有压后延时重合给b区段供电，OSM2检测到线路有压延时合闸后恢复c区段线路供电。 若为永久性故障，户内重合器IRM1延时2S重合后给a

13、区段供电，OSM1检测到线路有电压延时合闸，由于故障仍然存在，IRM1再次检测到故障电流分闸，线路失压，OSM1、OSM2同时闭锁在分闸位置。 联络重合器OSM3正常情况下两侧均有电压，当检测到A侧失压后开始计时，延时一定时限后合闸，c段线路由B站供电，故障区域b段被隔离（OSM1至OSM2之间），其它区段恢复正常供电。3) 重合器（或具有一次重合闸断路器）与分段器配合的线路 如图8-11所示，配电网线路首端设有重合器（或具有一次重合闸断路器），线路安装的分段器F1、F3计数次数分别是两次、一次配合的线路。若e1处发生故障，变电站出口断路器D1检测到故障电流分闸，分段器F3达到整定的计数次数跌

14、落分闸，隔离故障区段，分段器F1没有达到整定计数次数而处于合闸状态，断路器D1重合后恢复无故障线路正常供电。2配有重合功能的断路器断路器馈线自动化模式(1) 馈线自动化上位机系统 馈线自动化上位机系统，即馈线自动化控制系统（DAC2010），主界面如图8-13所示，运行于配电企业信息中心的服务器，通过互联网和GPRS实现线路上的断路器控制器的“合分”动作，并实时监控线路上各断路器的状态，以及控制器所在位置的线路的电压、电流。1) 断路器的远程遥控、遥测功能 当断路器在远程控制器的控制下成功动作后，远程控制器实时将断路器的新状态通过GPRS传输给馈线自动化控制系统，控制系统立即更新监视窗口的显示

15、，用不同的颜色表示断路器的不同状态。如因断路器蓄能电机或控制器辅助触点故障造成断路器不能正常开合，远程控制器也会将未能正常动作的故障原因上报到控制系统。用户选中需要遥控或遥测的断路器，右键单击弹出菜单，通过选择指定的菜单项即可进行闭合、切断、获取状态等操作。2) 线路运行远程遥测 用户可以根据管理的实际需要，设置控制器运行现场电压、电流的采样频率，如图8-15 中(a)图所示。馈线自动化控制系统根据采样频率的设置定时向远程控制器发送数据遥测命令，远程控制器接到遥测命令后将实时的电压、电流上传到控制器。 用户也可在任何时候手动操作获取指定控制器所在位置的电压、电流，如图8-15中(b)图所示。在

16、开关控制器窗格中选择指定的开关，右键弹出菜单，选中获取电压电流，控制系统将向指定控制器发送遥测命令，获取现场电压、电流。3) 现场运行电压、电流监控 馈线自动化控制系统使用数据库记录按指定采样频率采样的现场运行数据，用户可以查询检索指定日期的电压电流运行曲线，如图8-16所示，以直观的方式显示出现场电压电流的变化规律，以及考察时间范围内的电压质量。4) 操作保护 为避免通过控制系统对远程控制器的误操作，避免非授权用户非法“开、闭”断路器，馈线自动化提供了操作保护的功能，每当投切命令在发送出去之前需要用户进一步确认，只有确认后的投切命令才能通过GPRS网络发送出去。5) 监视窗口的自由操作 为了

17、使各线路的现场运行状态更加直观的显示，以及方便用户对各个监控点的查看，系统采用了图形化的方法对监控结果进行展示，并支持图形的全幅显示、放大、缩小、自由缩放和拖动操作。当全幅显示时，整个监控范围内的运行状况都在一个监控窗格内显示。为了更加清晰，还提供了图形的放大、缩小和自由缩放。系统提供的拖放功能可以支持在不同监控位置之间漫游。(2) 馈线自动化下位机系统 馈线自动化下位机系统原理如图8-23所示，短路保护开关主要用于断路器/开关控制，以实现10kV配电网的短路保护、电压电流监测、自动重合闸等功能。智能控制器采用交流采样技术实时采集监测线路的电压电流信息，并通过GPRS无线通信网络将现场数据传递

18、给远程控制中心。当发生短路故障时，控制器会立即断开断路器/开关，并将故障信息传送至远程控制中心，远程控制中心收集所有控制器的故障信息后，通过故障逻辑判断，给出故障判断结果和控制策略。第三节 配电网智能无功优化系统 一、无功优化系统存在的问题以及发展方向 我国配电网无功优化存在着诸多问题，主要有： (1) 从配电台区、10kV线路、变电站，普遍存在分组不够精细、补偿粗放的问题，使用的投切开关存在体积大、安装不方便、可靠性差、智能化程度低的问题； (2) 无功补偿的意义认识不清，无功电源的建设认识不足； (3) 无功补偿方式不合理； (4) 电压无功调节能力不足，局部地区电网的补偿设备不能及时投切

19、，无功调节能力低，低谷时段局部地区电网还存在无功过剩现象； (5) 无功补偿设备不足、自动化程度不高、以及配置不合理等问题； (6) 季节性负荷峰谷差大，电压波动明显，电压不稳定现象比较突出。目前我国农村配电网无功补偿存在的问题 (1)无功补偿设备偏少、陈旧，无功缺额还比较大，由于供电半径较长，线损较高。 (2)无功补偿装置的配置不合理 (3)无功补偿装置的自动化程度不高1配电台区无功优化 (1) 配电台区面临的挑战 由于农业生产的季节性和农村务工人员的流动性，导致农村电力网负荷波动较大；距变电站较远的重负荷末端电压较低，若调高变电站出口电压，轻负荷时线路首端电压过高，会烧毁用电设备；低压三相

20、负荷不平衡情况普遍存在，影响变压器出力，并增加了损耗，严重时会烧毁配电变压器(2) 配电台区无功优化存在的问题 1) 补偿控制器存在的问题 2) 电容器投切开关存在的问题 3) 分组少，级差大(3) 配电台区无功优化技术的发展方向 1) 补偿原理的创新 2) 控制器的技术进步 3) 投切开关的技术进步 4) 自动调压开关的技术进步 5) 补偿和远控、调容技术的结合210kV配电网无功优化 (1) 线路无功补偿设备的问题 1) 10kV线路无功补偿装置的投切方式 目前普遍采用的投切方式为按功率因数投切 2) 投切开关 10kV线路上目前广泛使用的投切开关有SF6断路器、真空断路器和真空接触器。(

21、2) 10kV母线无功补偿装备 1) 10kV母线无功补偿装置构成 如图8-26所示，变电站10kV母线补偿装置由智能电容器单元、通讯模块、电源用PT组成，通讯模块通过网络与测量控制装置相连。测量控制装置包括取样CT和PT，无功补偿控制器和通讯模块。2) 电容器投切专用永磁真空开关 电容器投切专用永磁真空开关特点：永磁机构零部件数量仅为传统弹簧机构的40,结构简洁，机械故障率低；触头开距大，可开断故障电流；采用直动式传动，分闸速度快，触头不粘连；永磁操动机构的出力特性与真空灭弧室的反力特性完美配合确保合闸弹跳小，无重击穿，无重燃；操作线圈仅在分闸或合闸瞬间带电，线圈不发热，省电，不会发生故障。

22、3) 智能电容器集成单元 智能电容器集成单元包括3个永磁真空开关，3只三相电容器，3组限流电抗器，9只保护电流互感器，采用一体式集成结构，编码投切可实现八种投切状态，单只电容器容量一般不超过100kvar。4) 测量控制装置 取样CT采用开口式结构，免截线，可安装于最佳补偿点的任意杆型。 采用罗氏技术，二次输出毫伏级弱电压信号，无开路危险，便于检修维护。二、无功优化系统 从电力系统全网角度出发，进行全网无功优化，以降低全网网损为目标，采用分层、分区的技术处理方法，确定设备的最优运行状态，实现全网无功补偿分布合理化和无功就地平衡，从而达到最大效益。图8-28 为无功优化系统接线图。 全网无功优化

23、通过全网无功优化管理系统对智能设备的设备状态、运行参数、节约电量、操作及故障记录进行实时检测并统计分析，自动生成数据报表和曲线图，为设备的运行维护提供依据。三、配电网无功优化智能系统 1配电网无功优化智能系统的补偿方式 采取随机补偿、随器补偿、沿线路分散补偿和变电站集中补偿四级补偿方式。配电网无功补偿方式示意图如图8-30所示，图中方式1为随机补偿，方式2为随器补偿，方式3为线路分散补偿，方式4为变电站集中补偿。配电网无功补偿方式 (1) 随机补偿 (2) 随器补偿 (3) 线路分散补偿 (4) 变电站集中补偿2配电网无功优化智能系统的设计指导思想 电力系统无功优化问题分为规划优化和运行控制优

24、化两大类。配电网无功优化智能系统在设计时候，就是从规划优化和运行控制优化两方面着手，通过四级补偿方式的相互配合，实现配电网无功的整体智能优化。四、智能随器补偿系统四、智能随器补偿系统 配电网无功优化智能系统的随器补偿控制器，是一个集低压无功自动补偿、变压器运行参数远程采集和集中监控、远程抄表和运行数据历史记录查询等功能于一体的智能随器无功补偿装置，控制核心见图8-32所示。1智能随器补偿控制器补偿容量和分组 随器补偿智能控制器的固定补偿部分补偿的是变压器的空载损耗，由变压器的空载电流百分比计算得出，固定补偿容量按变压器空载的90%95%选择。 随器补偿智能控制器的动态补偿的容量根据不同负载率时

25、的无功需求确定，数值上等于总的无功需求容量减去固定补偿容量。2智能随器补偿控制器的控制原理 随器补偿的控制器根据变压器低压侧采集的无功功率需求数据，经嵌入式微机处理后分别对不同容量的电容器进行投切控制。并将所补偿总容量和分组补偿开关状态远程上传给上位机监控系统，以便实时显示运行状况和保存历史运行数据。3智能随器补偿控制器的功能 智能随器补偿控制器的功能包括用户变压器实时运行状态监控、运行数据查询和统计报表、控制参数设置。五、五、配电网10kV线路无功优化智能系统 1系统概述 配电网10kV线路无功优化智能系统的拓扑图如图8-36所示： 配电网10kV线路无功优化智能系统的体系结构26如图8-3

26、7所示：2系统功能 (1) 拓扑维护 (2) 系统运行状态的实时更新 (3) 投切事件查询 (4) 投切容量统计 (5) 投切事件手动录入 (6) 数据导出功能3下位机投切控制器和安装示例4系统的远程无线集控系统 配电网10kV线路无功优化智能系统利用GPRS通信技术，实现对自动装置的远程无线监测与数据传输。 配电网10kV线路无功优化智能系统由上级远程主控微机、下级执行微机（MPU投切控制器）和远程通信网络组成两级微机控制系统，系统拓扑图如图8-47 所示。5配电网10kV线路无功优化智能系统在实施前后的效果比较 通过在内蒙古赤峰市松山区域配电网的实施，试点供电区变电站的每个出口功率因数总是

27、在0.950.98之间波动，基本上是一条直线，无功得到了整体智能化的优化控制，无功优化工作取得了很好的成效，直接给该区域配电网带来了经济效益。六、变电站集中补偿 如S9-10000kVA/35kV主变压器，按空载至满载下无功自身损耗为80830kvar，按文件中规定选择其补偿容量为10003000kvar，此数据已不是以补偿主变压器无功损耗为主的补偿容量； 若在变压器二次侧总受上采用功率因素控制的投切方式，则二次侧母线上补偿多大的电容也无法补偿主变的无功损耗部分。 在变电站二次侧补偿如此大的电容，只能解决变电站功率因数达标问题，而对10kV配电网络电能损耗及电压质量并未得到改善。1最优补偿容量

28、的确定2变电站无功补偿的最优控制(2) 主变一次侧采样的无功补偿控制方式 图8-52是变电站的主结线图，图中变电站在主变压器的一次侧设有电压和电流互感器数据采集设备。在进行二次侧无功补偿的控制时，应该满足主变的一次侧电压和功率因数不等式约束条件。(3) 主变二次侧采样的无功补偿控制方式 图8-53所示变电站的主结线，图中变电站在主变压器的二次侧设有电压和电流互感器数据采集设备。 在进行二次侧无功补偿的控制时，应该满足主变二次侧电压的不等式约束条件。进行无功补偿的最优控制时，除了考虑主变的二次侧电压不等式约束条件外，还应按主变的二次侧采集数据折合到一次侧功率因数和无功需求的不等式约束条件。折合到

29、一次侧功率因数 为：3变电站无功补偿自动化系统实现 变电站无功补偿的最优控制，首先保证满足负荷侧无功不足部分和变压器无功损耗所需的无功，达到就地平衡。 变电站的无功补偿是在满足每个考核指标的约束前提下实现自动化系统，其程序流程图如图8-54所示： 变电站的无功优化自动化系统，在考虑三个不等式约束条件下，按无功需求的大小进行投切。 目前在我国配电网采用的多功能检测仪表中，对功率因数的考核无论从电网吸收无功，还是从二次侧的无功电源向变压器侧倒送无功，其仪表的转向都是正转，这样无功补偿倒送的越多功率因数越低。这种考核方式与规程规定的变电站二次母线上补主变无功或随配电变压器低压侧补偿配变无功是矛盾的，

30、也不符合“就地平衡”的无功补偿原则。 变电站无功优化自动化系统，还需要上位机和下位机的现场控制指令部分。无功优化的约束条件及按主变的无功需求量投切，在已经实现的调度自动化系统中约束与控制已不是难题，特别是各种通信比较完善的条件下，可以在调度室进行调整与控制。变电站无功优化自动化系统的实现，为加速推进无人值班变电站无功优化方面奠定了理论基础和技术支撑，一定有广阔的应用前景。七结论 配电网无功优化智能系统，立足于配电网供电区域的整体无功优化。根据“分级补偿，就地平衡”的原则，从电动机、配电变压器低压侧、配电线路至变电站采用四级补偿方式。无功负荷的基荷部分采取固定补偿，而动态无功负荷从配电变压器低压

31、侧、配电线路以及变电站采取动态自动补偿的平衡方式。 （1）以电压为约束的按无功需求投切方式，采用了现场采集电压，在变电站获取无功功率的通讯技术，把下位机装置安装点的电压数据实时上传，替代了单独安装电压监测装置的必要性。不需安装电流互感器使其体积小，且安装简便。 （2）以电压为约束的按无功需求投切方式的配电网10kV无功优化智能系统，首先按无功潮流来确定最佳补偿点的位置和容量，其补偿点的位置选择应在从线路末端统计以该点无功补偿容量的1/2处，无功潮流分布为向线路末端输送1/2容量，向线路首端到送1/2容量，若多点补偿向首端依次类推。自动投切控制系统是通过远程通信技术和网络技术实现上下位机之间的双

32、向数据交换，达到了功率因数和电压双控目的，实现了配电线路功率因数在0.951之间波动。 软件系统实现了灵活的拓扑维护；补偿装置运行状态实时更新显示；查询指定条件下的补偿装置投切状态变化并可绘制曲线，统计线路上投切容量等。第四节 智能型综合配电箱 远程监控变台智能型综合配电箱（以下简称智能型综合配电箱），是一种集低压无功自动补偿、运行参数远程监测、漏电保护，过流保护等多种保护功能、远程限电控制总负荷开关以及远程抄表和运行数据历史记录查询、电脑图表分析等后台管理和故障报警多种功能于一体的无功补偿自动化、用电综合监测、远程遥控和用电智能管理的一种网络智能配电设备。 配电箱分为四个空腔，图8-56可见

33、两个腔体为后二腔体，左前腔安装核心控制部件和显示面板；左后腔安装负荷开关（智能漏电断路器），下部安装五个补偿电容器（1静+4动）；右后腔安装熔断隔离开关（上部），下部安装1/2组0.5级电流互感器供核心控制板采样三相综合运行参数和电流显示仪表；右前腔上部安装供计量用高精度0.2级电流互感器和三相四线进线端子，右侧有进户线孔，右前腔下部可安装计量专用电子电能表，通过485端口与GPRS连接，供远程抄表。从进线端子到隔离开关到负荷断路器采用汇流排连接。二、智能型综合配电箱的功能 1. 无功自动补偿功能 2. 实时综合监测功能 3. 远程控制用电负荷的功能 4. 综合保护功能 5. 远程监控功能 6. 远程抄表功能 7. 后台管理功能