配电网管理系统

第6章配电管理系统（DMS）回顾：电力系统自动化的分类（按运行管理区域分类）

调度自动化

发电厂自动化火电厂自动化水电厂自动化

配电网自动化

变电站自动化电力系统自动化本章主要内容第一节配电管理系统（DMS）概述第二节馈线自动化第三节负荷控制技术及需用方管理（DSM）第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）第五节远程自动抄表计费系统第一节配电管理系统（DMS）概述我国规定：输(送)电电压为110kV及以下为配电网。我国配电电网按电压等级分为三类：

高压配电电网(35kV～110kV)；中压配电电网(10kV)；低压配电电网(380/220V)。一、配电网的构成配电网的构成由配电变电站和配电线路组成。对于不具备变电功能而只具有配电功能的配电装置称为开关站。开关站高压配电变电站低压配电变电站配电网的特点配电网输电电压等级环节网络结线方式配电设备分布远方终端设备操作较低（≤110kV）配电-用户辐射网沿线分散配置终端数量多每个终端采集量少野外设备-人工较高≥220kV）发电-输电环网集中在变电所终端数量少；每个终端采集量多远程二、配电自动化的概念1、配电管理系统的概念（DMS）（DistributionManagementSystem）通常把从变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化系统，称为配电管理系统。杆变杆变杆变变电所变电所箱变开闭所调度中心中心站中心站2、配电管理系统的组成（1）配电自动化系统(DAS)

（DistributionAutomationSystem）①配电网数据采集和监控（SCADA)

配电SCADA系统是配电网管理系统DMS基本功能的组成，同时又是DMS的基本应用平台。配电SCADA系统在DMS中的地位和作用与输电SCADA系统在输电能力管理系统（EMS）中的地位和作用是等同的。

由于配电网的特点，配电SCADA要比输电SCADA复杂的多。配电SCADA的特点（1）基本监控对象为变电站10kV出线开关及以下配电网的环网开关、分段开关、开闭所、公用配电变压器和电力用户，数据量通常要比输电系统多一个数量级。（2）系统要求比输电SCADA系统对数据实时性的要求更高。（3）系统对远动通信规约具有特殊的要求。（4）配电网为三相不平衡网络。（5）配电网直接面向用户，对可维护性的要求也更高。（6）集成了管理信息系统（MIS）的许多功能，对系统互连性的要求更高，配电SCADA系统必须具有更好的开放性。（7）必须和配电地理信息系统（AM/FM/GIS）紧密集成。配电SCADA的基本组织模式配电网的SCADA系统是通过监测装置来收集配电网的实时数据，进行数据处理以及对配电网进行监视和控制等功能。②需方管理（DSM）DemondSideManagement电力的供需双方共同对用电市场进行管理，以达到供电可靠性，减少能源消耗及供需双方的费用支出的目的。③配电地理信息系统（GIS）GeographicInformationSystem因为配电网节点多，设备分散，其运行管理工作常与地理位置有关，将GIS与一些属性数据库结合，可以更加直观的进行运行管理。（1）配电自动化系统(DAS)

（DistributionAutomationSystem）三、配电自动化的现状1.国内配电自动化的现状我国配电自动化起步较晚，目前已步入了配电网自动化的发展时期。2.国外配电自动化的现状（1）现状

在一些工业发达国家中，配电自动化系统受到了广泛的重视，国外的配电自动化系统已经形成了集变电所自动化、馈线分段开关测控、电容器组调节控制、用户负荷控制和远方抄表等系统于一体的配电网管理系统(DMS)，其功能已多达140余种。（2）发展方向：目前，国外正致力于研究配电自动化专家系统和配电网仿真培训系统等。四、配电管理系统（DMS）的通信方案

配电自动化系统采用的通信方式有配电线载波通信、电话线、调幅（AM）调频（FM）广播、甚高频通信、特高频通信、微波通信、卫星通信、光纤通信等多种形式。

这里只讨论配电自动化系统的一种典型的通信方案。

（1）主站与子站之间，使用单模光纤。调度中心与变电所之间已经建立了单模光纤通信网络，配网自动化系统的主站与子站之间的通信可以借用这个通道，以节省再次铺设通信线路的投资。

（2）子站与FTU之间，使用多模光纤。因为子站与FTU之间形成的通信网络之间，各个通信节点的距离较短，很少超过3km，多模光纤已经能够满足要求，不需要使用单模光纤。因此子站与刚之间可使用多模光纤，构成自愈式双环网。1）单环光纤通信

四、配电管理系统（DMS）的通信方案光收发器既有光收发功能，又有转发功能。在环网中每个FTU配一个这样的光收发器，并用一根单芯的光纤与相邻的FTU或主站相连。在单环通信结构中，一旦光纤或光收发器发生故障，则整个环就失去了通信。2)自愈式双环光纤通信。自愈式环网光纤通信可大大提高通信的可靠性。

四、配电管理系统（DMS）的通信方案四、配电管理系统（DMS）的通信方案（3）TTU与电量集抄系统的数据的转发。

可以利用有线（屏蔽双绞线）方式采用现场总线（如RS-485，CAN总线、Lon-Works总线等）通信。四、配电管理系统（DMS）的通信方案配电自动化系统通信方案网络结构图：第二节馈线自动化（FA--FeederAutomation）馈线自动化指配电线路的自动化。馈线自动化的主要任务：(1)正常情况下，馈线自动化实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，实现线路开关的远方或就地合闸和分闸操作；(2)故障时，获得故障记录，并能自动判别和隔离馈线故障区段，迅速对非故障区域恢复供电。二、馈线自动化的实现方式馈线自动化方案可分为就地控制和远方控制两种类型。•就地控制依靠馈线上安装的重合器和分段器自身的功能来消除瞬时性故障和隔离永久性故障，不需要和控制中心通信即可完成故障隔离和恢复供电；•远方控制是由FTU采集到故障前后的各种信息并传送至控制中心，由分析软件分析后确定故障区域和最佳供电恢复方案，最后以遥控方式隔离故障区域，恢复正常区域供电。三、馈线自动化常用设备（一）自动重合器

重合器(reclose)是一种自具控制及保护功能的开关设备，它能按预定的开断和重合顺序自动进行开断和重合操作，并在其后自动复位或闭锁。

所谓自具（SelfContained），即本身具有故障电流检测和操作顺序控制与执行的能力，无需附加继电保护装置和另外的操作电源，也不需要与外界通信。1、重合器的功能当事故发生后，如果重合器经历了超过设定值的故障电流，则重合器跳闸，并按预先整定的动作顺序作若干次合、分的循环操作，若重合成功则自动终止后续动作，并经一段延时后恢复到预先的整定状态，为下一次故障作好准备。若重合失败则闭锁在分闸状态，只有通过手动复位才能解除闭锁。2、重合器与断路器的区别：（1）重合器的作用强调开断、重合操作顺序、复位和闭锁，以识别故障所在地，而断路器的作用仅强调开断、关合；（2）重合器是自我控制设备，本身具有过电流检测、操作顺序选择、开断和重合特性的调整等功能，其操作电源直接取自高压线路，无需附加装置，这些功能在设计上是统一考虑的，而断路器与其控制系统在设计上是分别考虑的，其操作电源也另外提供；（3）二者开断特性也不同。一般重合器的动作特性可以分为瞬动特性和延时动作特性两种。通常重合器的动作特性可整定为“一快二慢”、“二快二慢”和“一快三慢”等。3、在配电网中应用重合器具有下述优点：(1)节省变电站的综合投资。重合器装设在变电所的构架和线路杆塔上，无需附加控制和操纵装置，故操作电源、继电保护屏、配电间皆可省去，因此，基建面积可大大缩小，土建费用可大幅度降低。(2)提高重合闸的成功率。(3)缩小停电范围。重合器与分段器、熔断器配合使用，可以有效地隔离发生故障的线路，缩小停电范围。(4)提高操作自动化程度。重合器可按预先整定的程序自动操作，而且配有远动附件，可接收遥控信号，适于变电所集中控制和远方控制，提高了变电所自动化程度。(5)维修工作量小。重合器多采用SF6和真空作介质，在其使用期间，一般不需保养和检修。4、重合器的分类（1）按绝缘介质和灭弧介质分油重合器、真空重合器和SF6重合器；（2）按控制装置分电子控制(分立元件控制电路、集成电路控制电路、微处理机控制电路)、液压控制和电子液压混合控制三种；（3）按相数分：单相、三相；（4）按安装方式分：柱上、地面和地下。（二）分段器1、分段器的功能分段器(sectionalizer)是配电网中用来隔离线路区段的自动开关设备。

分段器与电源侧前级开关（例重合器或断路器或熔断器）相配合，在失压或无电流的情况下自动分闸的开关设备。

分段器可开断负荷电流、关合短路电流，但不能开断短路电流，因此不能单独作为主保护开关使用。2、分段器的类型

（1）电压-时间型分段器

电压-时间型分段器是凭借加压、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。

两种功能：第一种是在正常运行时闭合的分段开关；第二种是正常运行时断开的分段开关。

电压-时间型分段器有两个重要参数需要整定：其一为X时限，它是指从分段器电源侧加压至该分段器合闸的时延；另一个参数为Y时限，它又称为故障检测时间。Y时限作用：如果在Y时间内一直可检测到电压，则Y时间之后发生失压，分段器不闭锁，当重新来电时还会合闸（经X时限）；如果在Y时间内检测不到电压，则分段器将发生分闸闭锁，即断开后来电也不再闭合。四、就地控制的馈线自动化（一）辐射状网的故障隔离A采用重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、D采用电压-时间型分段器，其X时限均整定为7s；C和E亦采用电压-时间型分段器，其X时限整定为14s，所有分段器的Y时限整定为5s。分段器都是常闭开关，均设置在第一套功能。在c区段发生永久性故障后，重合器A跳闸，导致线路失压，造成分段器B、C、D和E均分闸；

事故跳闸15s后，重合器A第一次重合；

又经过7s的X时限后，分段器B自动合闸，将电供至b区段；

又经过7s的X时限后，分段器D自动合闸，将电供至d区段；分段器B合闸后，经过14s的X时限后，分段器C自动合闸，由于c段存在永久性故障，再次导致重合器A跳闸，从而线路失压，造成分段器B、C、D和E均分闸，由于分段器C合闸后未达到Y时限(5s)就又失压，该分段器将被闭锁；重合器A再次跳闸后，又经过5s进行第二次重合，分段器B、D和E依次自动合闸，而分段器C因闭锁保持分闸状态，从而隔离了故障区段，恢复了健全区段供电。图8.7中各开关的动作时序图（二）环状网开环运行时的故障隔离采用重合器与电压-时间型分段器配合:A代表重合器，整定为一慢一快，即第一次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、C和D代表电压-时间型分段器并且设置在第一套功能中，它们的X时限均整定为7s，Y时限均整定为5s；E亦代表电压-时间型分段器，但设置在第二套功能中，其XL时限整定为45s，Y时限整定为5s。该开环运行的环状网正常工作的情形如下：（a）在c区段发生永久性故障后，重合器A跳闸，导致联络开关左侧线路失压，造成分段器B、C和D均分闸，并起动分段器E的XL计数器；

事故跳闸15s后，重合器A第一次重合；

又经过7s的X时限后，分段器B自动合闸，将电供至b区段；

（b）（c）（d）又经过7s的X时限后，分段器C自动合闸，此时由于c段存在永久性故障，再次导致重合器A跳闸，从而线路失压，造成分段器B和C均分闸，由于分段器C合闸后未达到Y时限(5s)就又失压，该分段器将被闭锁；

重合器A再次跳闸后，又经过5s进行第二次重合，随后分段器B自动合闸，而分段器C因闭锁保持分闸状态；（f）（e）重合器A第一次跳闸后，经过45s的XL时限后，分段器E自动合闸，将电供至d区段；

又经过7s的X时限后，分段器D自动合闸，此时由于c段存在永久性故障，导致联络开关右侧的线路的重合器跳闸，从而右侧线路失压，造成其上所有分段器均分闸，由于分段器D合闸后未达到Y时限(5s)就又失压，该分段器将被闭锁；（h）（g）联络开关以及右侧的分段器和重合器又依顺序合闸，而分段器D因闭锁保持分闸状态，从而隔离了故障区段，恢复了健全区段供电。（i）

小结；当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，这是很不理想的。改进：在分段器上设置了异常低压闭锁功能，即当分段器检测到其任何一侧出现低于额定电压30%的异常低电压的时间超过150ms时，该分段器将闭锁。从而在图8.9(g)中，只要合上联络开关E就可完成故障隔离，而不会发生联络开关右侧所有开关跳闸再顺序重合的过程。（e）这样在图8.9(e)中，分段开关D也会被闭锁。采用重合器或断路器与分段器配合的缺点：①切断故障的时间较长。②依靠整条馈线，降低了系统的可靠性。③由于必须分断重合器，因此实际扩大了事故范围；若重合器拒分，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。配电网自动化系统远方终端有：①馈线远方终端（包括FTU,FeederTerminalUnit）是一种具有数据采集和通信功能的柱上开关控制器。②配电变压器远方终端（TTU，TransformerTerminalUnit）③变电站内的远方终端（RTU）五、远方控制的馈线自动化远方控制的馈线自动化图8.13典型的基于FTU的馈线自动化的组成FTU的组成和结构用户通信接口就地通信接口主站通信接口微控制器模块DSP模拟量输入状态量输入操作控制输出电源模块直流交流无线接口光纤接口电力载波RS232RS232一个典型的FTU系统框图就地控制和远方控制的馈线自动化的比较：虽然在总体价格上，当地控制方式由于不需要主站控制、对通信系统没有要求而有一定优势，但是就配电网络本身的改造来看，当地控制所依赖的重合器的价值要数倍于负荷断路器，这在一定程度上妨碍了该方案的大范围使用。相比之下，远方控制所依赖的负荷断路器在城网改造项目中具有价格上的优势，在保证通信质量的前提下，主站软件控制下的故障处理能够满足快速动作的要求。因此，从总体上说，远方控制方式比当地控制方式具有明显的优势。而且随着电子技术的发展，电子、通信设备的可靠性不断提高，计算机和通信设备的造价也会愈来愈低，预计将来会广泛地采用配电自动化主站系统配合遥控负荷断路器、分段器为实现故障区段的定位、隔离及恢复供电，能够克服当地控制方式带来的缺点。从最近几年我国配电系统自动化的实施来看，越来越多的电力企业正在采用远方控制的馈线自动化方案。本节小结

理解馈线自动化的主要任务。

掌握馈线自动化常用设备的类型和任务。

掌握馈电线路故障隔离与自动恢复原理。

1、辐射状网的故障隔离；2、环状开环运行时的故障隔离；

理解远方控制的馈线自动化。第三节负荷控制技术及需方用电管理（DSM）电力负荷控制(LoadControl)是对用户的用电负荷进行控制的技术措施。可简称为负荷控制或负控技术。

电力负荷控制的发展

20世纪20年代初，电力负荷控制装置由英国开始应用.

20世纪30年代，英国、法国、德国等先后研制出多种类型的电力负荷控制装置。

70年代,随着电子技术的发展和计算机的广泛应用，电力负荷控制由分散型向集中型发展。我国20世纪80年代出现了电力负荷控制系统90年代中后期，负荷控制系统功能已经得到扩充，成为一个实时综合管理系统——负荷管理系统LM（LoadManagement）。为了发挥用户在负荷管理方面的积极作用，又出现了一种新的管理方式——需求侧管理DSM（DemandSideManagement）。电力负荷控制的发展第三节负荷控制技术及需方用电管理（DSM）一、电力负荷控制的必要性

（1）通过负荷控制，使日负荷曲线变得比较平坦，就能够使现有的电力设备得到充分利用，从而推迟扩建资金的投入；（2）并可减少发电机组的起停次数，延长设备的使用寿命，降低能源消耗；同时对稳定系统的运行方式，提高供电可靠性也大有益处。

（3）对用户来说，如果让峰用电，也可以减少电费支出。因此，在市场机制下，通过用户自愿参与的负荷控制系统，会使供电方和用户互惠互利，共同发展。日负荷曲线二、电力负荷控制种类①分散的负荷控制负荷控制装置功能有限，不灵活，但价格便宜。用于一些简单的负荷控制。例如：分时记量电度表、定时开关控制路灯、固定让峰设备、电力定量器控制一些用电指标比较固定的负荷等；②远方集中负荷控制负荷控制系统的种类比较多，根据所采用的信息传输方式有：音频负荷控制、工频负荷控制、载波负荷控制和无线电负荷控制等。二、电力负荷控制的种类负荷控制方式间接控制方式集中型控制

分散型控制

直接控制方式通过一定的行政或立法手段，发布电价政策、用电法规等，用经济措施约束控制用户的用电情况。

是直接对电力负荷进行控制的方式

是指在用户端安装不同功能的控制装置，分别控制用户的用电量，最大负荷和用电时间，而且这些控制装置相互联系，独立地发挥各自的控制作用

是指中央控制机通过通道设备将控制指令传送到安装在用户端的接收装置，来对负荷进行控制。

负荷控制终端是装设在用户端，受电力负荷控制中心的监视和控制的设备。

负荷集中控制系统组成负荷控制中心传输信道

负荷终端设备有线信道双向终端单向终端无线信道单向终端只能接受负荷控制中心的命令，如遥控开关、定量器等既能接受负荷控制中心的命令，又能将用户信息上传给负荷控制中心，实现双向信息传输。用来对各负荷终端进行监视和控制的中心站，也叫主控站。

负责将控制中心发出的负荷控制指令传送到负荷终端设备

三、电力负荷集中控制系统组成负荷集中控制系统控制方式有线信道无线信道电力线信道自建电台广播电台控制电话线信道工频控制音频控制载波控制四、无线电负荷控制系统

在配电控制中心内装有计算机控制的发送器。•当系统出现尖峰负荷时，按事先安排好的计划发出规定频带（目前为特高频段）的无线电信号，分别控制一大批可控负荷。•在参加负荷控制的负荷处装有接收器，当收到配电控制中心发出的控制信号时将负荷开关跳开。•这用控制方式适合于控制范围不大、负荷比较密集的配电系统。统的组成典型无线电负荷控制系负控中心通过无线电波将各种控制命令发射出去，用户端接收到信号后，经调制解调器解调，并执行相应的命令。

为了在地形较为复杂的地区，实现大面积的数据传输

五、音频负荷控制系统将167～360Hz的音频电压信号叠加到工频电力波形上直接传送到用户进行负荷控制的系统。

这种方式利用配电线作为信息传输的媒体，是最经济的传送控制信号的方法，适合于范围很广的配电系统。1、音频控制系统的基本原理音频负荷控制系统的构成如图6-13所示，主要由中央控制机、当地站控机、音频信号发生器、耦合设备、注入互感器和音频信号接收器等几部分组成。音频控制的优缺点：信号在电网中传输不受外界条件的影响，可靠性高，适宜在负荷广、地形复杂的地区使用。音频信号发射机和耦合设备价格高，没有双向终端，所以音频控制为单向传输，只能进行远方遥控开关，控制方法停留在拉闸的水平，不能作为计划用电的有效手段，使其发展前景受到限制。六、负荷管理（LM）与需方用电管理•负荷管理（LM）的直观目标，就是通过削峰填谷使负荷曲线尽可能变得平坦。•需方用电管理（DSM）则从更大的范围来考虑这一问题。通过发布一系列经济政策以及应用一些先进的技术来影响用户的电力需求，以达到减少电能消耗推迟甚至少建新电厂的效果。是一项充分调动用户参与的积极性，充分利用电能，进而改善环境的一项系统工程。负荷管理下的多种电价负荷管理下的多种电价峰谷分时分季电价实时电价单一电价梯级制电价二分电价功率因数电价定时电价

根据用电区域、供电电压，将一天分成若干个时段，每个时段的电价固定，但却不同、大小取决于该时段的系统负荷曲线的电价体系。

图9-4峰谷分时、分季电价实例实时电价在每个时段的电价是根据当时记录到的系统负荷需求实时决定的。

这种电价是以用户安装的电能计量表示出的实际千瓦时数为计费依据。

也叫分块电价是把用户每月使用的电量分成若干梯级，各级之间电价不同。规定一个标准功率因数值后，用户的功率因数值如高于规定值，减少基本电费；如低于规定值，增收基本电费。定时电价又称间断供电电价。这种办法明确规定用户用电时间一般在电力系统的低谷时间内，也就是每天的22时到次日8时，其它时间禁止用电。

电价包含kW或kVA等表征负荷容量的收费以及kWh收费两部分。用户应付的电费是两部分之和。

第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）一、概述配电图资地理信息系统是配电系统各种自动化功能的公共基础。自动绘图AM（AutomatedMapping）设备管理FM（FacilitiesManagement）

地理信息系统GIS（GeographicInformationSystem）配电图资地理信息系统

二、地理信息系统（GIS）

•地理信息系统是计算机软硬件技术支持下采集、存储、管理、检索和综合分析各种地理空间信息，以多种形式输出数据与图形产品的计算机系统。地图数字化是建立地理信息系统的重要环节。数字化的地理地图如同字模一样，可以一次制作，多次使用，从而降低成本。

第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）三、自动绘图和设备管理系统（AM/FM）

•标明有各种电力设备和线路的街道地理位置图，是配电网管理维修电力设备以及寻找和排除设备故障的有利工具。

AM自动绘图包括制作、编辑、修改与管理图形；FM设备管理包括各种设备及其属性的管理。自动绘图就是通过扫描仪将地图图形输入计算机；设备管理就是将各种电力设备和线路符号反映在计算机的地理背景图上，并通过检索可得到各设备的坐标位置以及全部有关技术档案。第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）四、AM/FM/GIS系统在配电网中的实际应用（一）AM/FM/GIS系统在离线方面的应用AM/FM/GIS系统作为用户信息系统的一个重要组成部分，提供各种离线应用。

1．在设备管理系统中的应用

在以地理图为背景所绘制的单线图上，能分层显示变电所、线路、变压器、断路器、隔离开关直至电杆路灯和电力用户的地理位置。只要激活一下所检索的厂、所或设备图标，就可以显示有关厂、所或设备的相关信息。第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）2．在用电管理系统上的应用

业扩报装、查表收费、负荷管理等是供电部门最为繁重的几项用电管理业务。使用AM/FM/GIS，可方便基层人员核对现场设备运行状况，及时更新配电、用电的各项信息数据。新装、增容与变更用电被合称为业务扩充，也叫“业扩报装”，简称“业扩”。业扩报装时，可在地理图上查询有关信息数据，有效地减少现场勘测工作量，加快新用户报装的速度。

业扩报装流程图如图：第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）查表收费包括电能表管理和电费计费。使用AM/FM/GIS，按街道的门牌编号为序建立的用户档案，查询起来非常直观方便，计费系统还可根据自动抄表或人工抄表的数据，自动核算电费，打印收款通知或直接进入银行帐号；还可随时调出任一用户的安装容量及历年用电量数据，进行各类分类统计和分析。第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）3．在规划设计上的应用配电系统在合理分割变电所负荷、馈电线路负荷调整以及增设配电变电所、开闭所、联络线和馈电线路，直至配电网改造、发展规划等规划设计任务都比较繁琐，一般都由供电部门自行完成。采用地理图上所提供的设备管理和用电管理信息和数据，与小区负荷预报的数据相结合，共同构成配电网规划和设计计算的基础。第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）（二）AM/FM/GIS系统在在线方面的应用

1．反映配电网的运行状况读取SCADA系统实时遥信量，通过网络拓扑着色，能直观地反映配电系统实时运行状况。对于模拟量，通过动态图层进行数据的动态更新，确保数据的实时性。对于事故，可推出报警画面(含地理信息)，用不同的颜色来显示故障停电的线路及停电区域，做事故记录。

2．在线操作可在地理接线图上直接对开关进行遥控，对设备进行各种挂牌、解牌操作。第四节配电图资地理信息系统（AM/FM/GIS）（三）AM/FM/GIS在投诉电话热线中的应用投诉电话热线也是DMS的一个重要组成部分。其目的