簡介
廣義地說，饋線自動化應包括配電網的高壓、中壓和低壓3個電壓等級範圍內的線路自動化。對於高壓配電線路，其負荷一般是二次降壓變電站；對於中壓配電線路，其負荷可能是大電力用戶或是配電變壓器；對於低壓配電線路，其負荷是廣大的用戶。各電壓等級有其自身的特點，特別是低壓饋線，與高、中壓線路有很大的區別。因此，目前在論述饋線自動化時是主要指高、中壓饋線自動化，而且特別是指中壓饋線自動化，在我國尤其是指10kV饋線。
饋線自動化的功能
饋線自動化在正常狀態下，實時監視饋線分段開關與聯絡開關的狀態和饋線電流、電壓情況，實現線路開關的遠方或就地合閘和分閘操作。在故障時獲得故障記錄，並能自動判別和隔離饋線故障區段，迅速對非故障區域恢復供電。其中故障定位、隔離和自動恢復對健全段的供電是饋線自動化的一項主要功能。
(1)饋線運行狀態監測：分為正常狀態和事故狀態監測。正常狀態監測的量主要有電壓幅值、電流、有功功率、無功功率、功率因數等以及開關設備的運行狀態。監測量是實時的，監測設備一般稱為饋線終端單元(FTU)。在有通信設備時，這些量可以送到某一級配電SCADA系統；在沒有通信設備時，可以選擇某些可以保存或指示的量加以監測。配電網中的測點很多，應選擇確有必要的檢測點加以監測，以節省投資。
裝有FTU的配電網，同樣可以完成事故狀態下的監測。沒有裝設FTU的地點可裝設故障指示器，通常將其裝在分支線路和大用戶入口處，具有一定的抗干擾能力和定時自復位功能。如果故障指示器有觸點，也可以經過通信設備把故障信息送到某一級配電SCADA系統。
(2)饋線控制：利用配電網中可控設備(主要是開關設備)對饋線實行事故狀態下和正常運行時的控制。
(3)饋線的故障定位、隔離和自動恢復供電：這是饋線自動化的一個獨特功能。這種由斷路器、分段器所組成的系統，能在饋線發生永久性故障時，自動對故障進行定位，通過開關設備的順序動作實現故障隔離；在環網運行或環網結構但開環運行的配電網中實現負荷轉供，恢復供電。在發生瞬時性故障時，通常因切斷故障電流後，故障自動消失，可以由斷路器自動重合而恢復對負荷的供電。
饋線自動化的實現方式
饋線自動化有兩種實現方式：當地控制方式和遠方控制方式。當地控制方式又叫電壓型實現方式，依靠饋線上安裝的重合器和分段器自身的功能來消除瞬時性故障和隔離永久性故障，不需要和控制中心通信即可完成故障隔離和恢復供電；而後一種是通過負荷開關、FTU加主站系統來實現。由FTU採集到故障前後的各種信息並傳送到主站，由主站確定故障區段，然後由主站系統發遙控命令控制開關動作，完成故障隔離並恢復非故障區供電。
(一)當地控制方式的饋線自動化
1.輻射狀網故障區段隔離
圖1輻射狀網隔離故障區段的過程圖1為一個典型的輻射狀網在採用重合器與電壓一時間型分段器配合時，隔離故障區段的過程示意圖，圖2(x--合閘時間；Y--故障檢測時間)為各開關的動作時序圖。
圖2各開關的動作時序A採用重合器，整定為一慢一快，即第一次重合時間為15s，第二次重合時間為5s。B、D和E採用電壓-時間型分段器，它們的x時限均整定為7s；C亦採用電壓-時間型分段器，其X時限整定為14s，Y時限均整定為5s。圖1(a)為該輻射狀網正常工作的情形；圖1(b)描述在C區段發生永久性故障後，重合器A跳閘，導致線路失壓，造成分段器B、C、D和E均分閘；圖1(c)描述事故跳閘15s後，重合器A第一次重合；圖1(d)描述又經過7s的X時限後，分段器B自動合閘，將電供至b區段；圖1(e)描述又經過7s的X時限後分段器D自動合閘將電供至d區段；圖1(f)描述分段器B合閘後，經過14s的X時限後，分段器C自動合閘，由於C段存在永久性故障，再次導致重合器A跳閘，從而線路失壓，造成分段器B、C、D和E均分閘，由於分段器C合閘後未達到y時限(5s)就又失壓，該分段器將被閉鎖；圖1(g)描述重合器A再次跳閘後，又經過5s進行第二次重合，分段器B、D和E依次自動合閘，而分段器C因閉鎖保持分閘狀態，從而隔離了故障區段，恢復了健全區段供電。
2.環狀網開環運行時的故障區段隔離
圖3 環狀網開環運行時故障區段隔離過程圖3為一個典型的開環運行的環狀網在採用重合器與電壓-時間型分段器配合時，隔離故障區段的過程示意圖，圖4為各開關的動作時序圖。圖3中，A採用重合器，整定為一慢一快，即第一次重合時間為15s，第二次重合時間為5s。B、C和D採用電壓-時間型分段器，它們的X時限均整定為7s，y時限均整定為5s；E亦採用電壓-時間型分段器，其X時限整定為45s，Y時限均整定為5s。
圖4 各開關動作時序圖圖3(a)為該開環運行的環狀網正常工作的情形；圖3(b)描述在c區段發生永久性故障後，重合器A跳閘，導致聯絡開關左側線路失壓，造成分段器B、C和D均分閘，並啟動分段器E的XL計數器；圖3(c)描述事故跳閘15s後，重合器A第一次重合；圖3(d)描述又經過7s的X時限後，分段器B自動合閘，將電供至b區段；圖3(e)描述又經過7s的X時限後，分段器C自動合閘，此時由於C段存在永久性故障，再次導致重合器A跳閘，從而線路失壓，造成分段器B和C均分閘，由於分段器C合閘後未達到y時限(5s)就又失壓，該分段器將被閉鎖；圖3(f)描述重合器A再次跳閘後，又經過5s進行第二次重合，隨後分段器B自動合閘，而分段器C因閉鎖保持分閘狀態；圖3(g)描述重合器A第一次跳閘後，經過45s的X時限後，分段器E自動合閘，將電供至d區段；圖3(h)描述又經過7s的X時限後，分段器D自動合閘，此時由於C段存在永久性故障，導致聯絡開關右側的線路的重合器跳閘，從而右側線路失壓，造成其上所有分段器均分閘，由於分段器D合閘後未達到y時限(5s)就又失壓，該分段器將被閉鎖；圖3(i)描述聯絡開關以及右側的分段器和重合器又依順序合閘，而分段器D因閉鎖保持分閘狀態，從而隔離了故障區段，恢復了健全區段供電。
(二)基於FTU的饋線自動化系統
圖5 典型的基於FTU的饋線自動化的組成典型的基於FTU的饋線自動化系統的組成如圖5所示。在圖5所示的系統中，各FTU分別採集相應柱上油斷路器的運行情況，如負荷、電壓、功率和斷路器當前位置、儲能完成情況等，並將上述信息由通信網路發向遠方的配電網自動化控制中心。各FTU還可以接受配電網自動化控制中心下達的命令進行相應的遠方倒閘操作。在故障發生時，各FTU記錄下故障前及故障時的重要信息，如最大故障電流和故障前的負荷電流、最大故障功率等，並將上述信息傳至控制中心，經計算機系統分析後確定故障區段和最佳供電恢複方案，最終以遙控方式隔離故障區段、恢復健全區段供電。區域工作站實際上是一個通道集中器和轉發裝置，它將眾多分散的採集單元集中起來和控制中心聯繫，並將各採集單元的面向對象的通信規約轉換成為標準的遠動規約。
圖6 環網櫃環形配電網路關於遠方控制方式饋線自動化的實現，下面以採用環網櫃配電方式的配電網路為例進行說明，如圖6。
採用環網櫃(RMU，Ring main Unit)的環形配電方式一般適用於新工業開發區或新居民區。環網櫃可以是戶外式，亦可以是戶內式。環網櫃一般有兩路進線和兩路出線，兩路進線分別接人環網的兩側。數個環網櫃連成一個供電網路。整個網路一般採用10kV電纜連線，電源可以分別由一個變電站的兩段母線引出的兩路饋線供電，也可由兩個變電站供電。正常運行時開環，在故障時，依靠FTU提供的信息進行故障定位，然後依靠環網櫃的負荷開關進行故障隔離和對非故障段恢復供電。
具體的自動化功能實施過程：正常運行時A4-2打開，如F點發生永久性故障，FTU1和FTU2測得有短路電流經過，而FTU3無短路電流經過。DAS系統的計算機系統經運算得出故障點在A2-2和A3-1兩台負荷開關之間的電路上。DAS系統通過遙控斷開A2-2和A3-1兩台負荷開關對故障進行隔離，然後遙控合上RMU的A4-2負荷開關，對RMU3的用戶恢復供電，整個過程預計在1min內完成。其他點的故障類似。環網櫃內安裝的負荷開關必須有電動遙控操動機構和配置三相電流互感器。
兩種實現方式的比較
當地控制方式的優點是，故障隔離和自動恢復送電由重合器自身完成，不需要主站控制，因此在故障處理時對通信系統沒有要求，所以投資省見效快。其缺點是，這種實現方式只適用於配電網路相對比較簡單的系統，而且要求配電網運行方式相對固定。另外，這種實現方式對開關性能要求較高，而且多次重合對設備及系統衝擊大。
遠方控制方式引入了配電自動化主站系統，由計算機系統完成故障定位，因此故障定位迅速，可快速實現非故障區段的自動恢復送電，而且開關動作次數少，對配電系統的衝擊也小。其缺點是，需要高質量的通信通道及計算機主站，投資較大，工程涉及面廣、複雜；尤其是對通信系統要求較高，線上路故障時，要求相應的信息能及時傳送到上級站，上級站傳送的控制信息也能迅速傳送到FTU。
比較就地控制和遠方控制兩種實現方式，雖然在總體價格上，當地控制方式由於不需要主站控制，對通信系統沒有要求而有一定優勢，但是就配電網路本身的改造來看，當地控制所依賴的重合器的價位要數倍於負荷開關，這在一定程度上妨礙了該方案的大範圍使用。相比之下，遠方控制所依賴的負荷開關在城網改造項目中具有價格上的優勢，在保證通信質量的前提下，主站軟體控制下的故障處理能夠滿足快速動作的要求。因此，從總體上說，遠方控制比當地控制方式具有明顯的優勢，而且隨著電子技術的發展，電子、通信設備的可靠性不斷提高，計算機和通信設備的造價也會愈來愈低，預計將來會廣泛地採用配電自動化主站系統配合遙控負荷開關、分段器實現故障區段的定位、隔離及恢復供電，能夠克服當地控制方式帶來的缺點。
