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1 馈线自动化应用原则
馈线自动化作为配网自动化的基础就是在能够完成对配电网运行工况的日常监视情况下，具备对配电网络发生故障时的快速响应，即当供电线路的某一区段发生故障时，配电系统具备自动隔离故障区段、自动恢复非故障区段的供电能力，从而达到缩小停电范围和减少用户的停电时间，提高对用户供电可靠性的目的。
根据国家电网公司《10kV配网自动化发展规划要点》中所提出的目标，在配电网馈线自动化阶段规划选型将从以下几个方面考虑：
按《规划要点》中的要求，接入10kV公用线路上的用户具有两个以上电源供电的可能性，其中应使2/3及以上的用户享有N-1可靠性准则的能力，因此，线路选择和设计首先应当具备互带能力。
通过实施线路分段原则，缩小个别用户或线路故障带来的整体停电，通过合理的线路分段数量和设置合理分段点，使用户享有尽可能高的供电可靠性。
干线的分段原则按：负荷均等原则；线路长度均等原则；用户数量均等原则中符合具体应用条件的原则执行。
选择设备具备满足当线路故障时，能自动隔离故障区段、自动恢复非故障区段的供电功能。
选择设备应当具备由满足馈线自动化向配网自动化升级要求,从而能够实现配网设备运行工况的远方监视和监测及与系统配合完成网络重构和负荷转带等功能。
负荷较重的分支线路尽量布置分段分支开关，以保证隔离分支故障，保证主干线畅通。
联络开关按合理的位置布置。
2 馈线自动化设备选型
根据配网自动化总体目标中分阶段、分步骤实施规划总原则，推荐具备就地故障隔离功能同时又能快速升级到符合配电自动化系统需求的配电自动化成套设备。设备本身具有智能功能来实现自动隔离故障区段、非故障区段自动恢复供电的馈线自动化功能，通过在主线路采用开关设备进行合理分段后，设备可以自动实现线路故障的隔离和非故障区段的供电恢复，快速实现减少停电区间、缩短停电时间的要求，提高区域供电可靠性。
2.1馈线自动化设备的技术特点
配电自动化系统一次及控制设备作为配网自动化系统的采集和执行部件，决定着配电自动化系统实际运行的好坏。配电自动化设备不同于普通的线路电气设备之处在于配电自动化设备不仅要满足普通电气设备所应能达到的技术标准，还应符合配电自动化系统功能要求，由此需要结合两者的特点来实现配电自动化设备的全面设计。
适应馈线自动化要求,具备独特的就地保护功能。由于配电自动化系统是一个庞大的系统工程，因此，工程的实施应当以市场化经济发展为需求，采取分阶段实施策略，以达到“边投资、边收益”目的。在馈线自动化阶段，可以通过设备自身智能化故障处理能力实现快速的故障隔离，体现了阶段性的投资自动化效果，设备的就地保护是关键。从配网技术发展的角度看，随着城网改造线路逐步实现无油化、绝缘化，一年内线路故障发生的几率相对较少，由此提出了配电自动化设备与系统的配合采用了这样一种设计思想，即利用设备的智能化功能，就地保护将故障隔离，利用系统的集中管理功能完成负荷转移、优化等高级功能，从而大大地提高了设备利用率，并从技术层面避免了10kV复杂配电网络依赖集中保护而带来的供电不可靠，顺应了当今技术发展采用就地保护的趋势。
减少对开关的操作。配电自动化开关不同于一般的开关设备，采用了来电就合、无压释放的工作原理，因此避免了自动化过程在停电条件下对开关的操作。
不依赖于通信来完成事故时的处理。将配网自动化系统中的难点——故障的快速实时处理功能，下放到现场设备就地处理，由此避免了配网中因过度依赖通信完成故障处理可能造成的配网系统供电大面积停电，其不需要通信系统的介入就可以完成馈线自动化功能，大大地提高了设备和系统的工作可靠性，使通信系统功能应用上升到一个更高的管理应用层面。
清晰的配网自动化系统功能分布，保证各层面性能优越。杆上设备全力完成线路正常监控和故障快速处理功能，后台系统全力完成对配电网经济运行和实现整个配电网的计算机管理，使配电网达到一个多层次的管理阶梯。
采用频繁操作型负荷开关以满足配网自动化经济运行要求。配网自动化系统的一个重要功能是实现整个配电网络合理经济的运行，这时配电网络将会根据应用需求进行网络重组、负荷转带等功能，这时，配电自动化开关将需要频繁操作倒负荷，本方案采用的负荷开关满足了配网自动化系统对设备频繁操作的要求。
2.2馈线自动化设备的基本构成
本方案采用的配电自动化设备由以下设备构成：真空自动配电开关；电源变压器；故障搜查控制器FDR。
各设备应用于配电自动化的基本特点如下：真空自动配电开关采用真空灭弧室灭弧、SF6气体外绝缘结构，引出线采用密封电缆头结构，外带连接绝缘导线，具有体积小、免维护、安装方便等优点。开关具有手动、电动两种操作方式。在手动方式下，开关可以由操作人员在现场手动操作实现合、分。在自动方式下，开关在电网来电或RTU发出合闸命令时，自动合闸；在电网掉电时无压释放，或RTU发出分闸命令时分开；在遇到故障时，RTU自动闭锁，使开关处于分闸状态。
电源变压器的主要作用是为开关和控制器提供操作电源和检测信号。这种方式可以避免户外控制器采用蓄电池作为供电电源所带来的维护和蓄电池性能不稳定的弊端。
故障搜查控制器FDR具有智能化故障查寻、就地隔离功能。FDR产品设计严谨，工业化程度高，结构具有全免维护特点，采用全密封镀金航空接插头，性能优越。其就地保护功能包含了时限顺送/逆送功能：时限投入、时限锁定、瞬时加压锁定、两侧电源锁定；设备有用于分段点和环网点功能的可选功能。
3 馈线自动化设备的工作原理
配电自动化设备的工作原理是基于电压——延时方式，对于分段点位置的开关，在正常工作时开关为常闭状态。当线路因停电或故障失压时，所有的开关都打开。在第一次重合后，根据控制器设计的延时设置，线路分段一级一级的投入，直至投到故障段后线路再次跳闸，故障区段两侧的开关因感受到故障电压而闭锁。当站内断路器再次合闸后，正常区间恢复供电、故障区间通过闭锁而隔离。
对于联络点位置的开关，在正常时感受到两侧有电压时为常开状态，当一侧电源失压时，该联络开关开始延时进行故障确认，延时时间整定值为故障侧线路完成对故障确定并闭锁的时间。在延时时间完成后，联络开关投入，后备电源向故障线路的故障后端正常区间恢复供电。
分段点位置和联络点位置所使用的开关、控制器和变压器设备完全相同，其功能的转换只需将控制器底盖内部的功能模式切换开关（MODE）放在S（分段点功能）或L(环网点功能)来实现，设备具有极强的通用性。
4 实现馈线自动化功能的设计方案
系统配合采用站内断路器实现二次重合闸方式进行配合。建议站内一次重合闸时间为5s，二次重合闸时间为5s。系统负荷的自动转移通过开关控制器延时时间设计来实现。分段点开关的时间设计遵循整条线路尽量缩短停电时间的原则。
由于环网点时间的设置是保证联络电源不发生误投、扩大事故的关键，因此，环网点时间的设定要遵循保证事故区间被锁扣确认后，联络电源才能投入的原则。基本公式如下：
环网点时间设置=(Tg+T1+Tg+T2+nXn)×1.1
式中 Tg——线路短路到断路器跳闸间隔的时间（假设0.2s）；
Tl——第一次重合闸时间设定5s；
T2——第二次重合闸时间设定5s；
n——事故线路区段在本条线路中所处分段级数；
Xn——沿线开关控制器FDR设置时间。
1.1倍的乘数是为了避免因时间误差而引起的故障加权。
系统整体方案自动化设备的布置和数量可以根据线路长度、负荷状况，或等杆数管理等因素综合考虑设计。
为了保证线路负荷自动转移时，正常站在向停电站的负荷供电过程中，避免将电送至停电站内，馈线出口处开关的连线方式推荐采用单TV投入方式。
本套设备与站内出线断路器实现二次重合闸配合使用，第一次重合闸，判定故障区间并闭锁故障线路前后开关，第二次重合闸恢复故障前端正常线路的供电。同时因为控制器有一个3.5s的故障确认时间，此故障时间与各种锁扣关系密切相关，故重合时间一般设定为5s，大于3.5s的故障确认时间。
变电站的出线保护重合闸时间的设定,根据出线保护配置的类型可分为三种情况。
变电站内馈线保护配置是微机保护，并且微机保护装置具备两次重合闸的功能，当控制器与站内断路器实现二次重合闸运行相配合时，建议站内第一次和第二次重合闸时间设为5s。此时与变电站出口相连的第一个控制器时间可设为最短，其余各分段点相配的控制器时间根据具体情况而设定。
变电站线路保护装置是微机保护，但只有一次重合闸的功能，此时可考虑把微机保护装置的重合闸充电时间设为1s左右，并且重合闸延时时间可设为5s。
如果站内断路器保护不具备两次重合闸功能，并为常规的继电器保护，则将出线第一个开关控制器设为21s，这样，如果出线断路器外第一段线路故障，则第一次重合即马上重合到故障线路，出线断路器即跳闸闭锁不再进行第二次重合：如是第一个分段开关后第二段以后的线路故障，则第一次重合后须经过21s才会重合到故障段，这样满足了重合闸的充电时间（约15s左右），为第二次重合闸恢复故障前端线路供电做好准备。
5 馈线自动化系统的升级
在配电自动化系统完全建立后，上述过程的实现可以通过设备自身自动化功能和计算机后台主站系统配合完成。其故障处理和恢复可以通过以下5个步骤来完成：
故障区间的隔离。在故障发生后，根据线路的故障状况，首先利用现场开关设备的控制器通过对电压信息和开关状态进行监测，在相应的开关设备开断后，自动闭锁故障区段前后级开关。这时，系统的线路画面以绿色显示该条线路全线停电。
电源侧非故障区间的供电恢复。在站内一次重合闸后，故障前端的开关控制器进行线路的检测确认，通过自动关合恢复供电。此时，正常区段恢复正常供电颜色，故障区段显示报警颜色。
负荷侧非故障区间的负荷转移。在现场的测控装置将现场的开关状态及有关故障信息送入控制中心，控制中心对故障进行定位后，并以线路2小时内负荷能力为判据，进行负荷转移优化决策。其负荷转移的故障后端的开关通过主站向开关发出相应的分合闸命令，完成故障区段后端的供电恢复，其故障后端的恢复过程是在故障线路前端开关投入后6s，关联的联络开关对故障后端第一段正常线路恢复供电。此后，控制器在无通信条件下的时间设置不起作用，开关以2s间隔逐级投入到相应的正常区间。负荷转移恢复供电的区间显示系统内部设定的转移供电颜色。
故障区间解除及恢复送电。控制中心根据故障报警信号进行故障分析，安排维修。在检修完成后，系统恢复该区域为绿色正常线路的停电状态。
原供电网络的恢复。在故障解除后，系统自动生成恢复到原供电方式的操作票，通过操作人员的确认和指示，自动控制现场自动开关设备将系统恢复到正常状态下运行。上述过程的实现，除现场故障需要人工排除外，其余的操作过程完全由杆上设备和计算机系统配合自动完成，在最大限度上避免了人工参与有可能带来的误操作，使系统在最大范围内实现计算机管理的自动化。
6效益方析
电力系统配网投资效益是通过提高配网运行的可靠率、经济性等方面来达到增加电量销售、减少电量损失、减少设备损坏、减少维修费用等目标，其最终体现在增加企业直接的经济效益和广泛的社会效益。
6.1社会效益分析
促进电力系统技术水平的提高。馈线自动化的实施，使电力系统一次设备应用由简单满足电网要求的开关功能上升到设备智能化应用的层面。通过配电自动化系统的实施，将最新的计算机、通信、电力、电子技术的应用于电力工程，使电力系统的整体技术水平上升一个新台阶。
为电力系统走向市场化提供良好的基础。自动化技术的应用，大大提高了电力系统的管理水平，通过提供有效的电力供应，为社会作好服务，同时也为电力系统走向市场化打好了经济基础。
形成良好的行业风格，提升社会形象。在全社会大力提倡优质服务的今天，行风建设关系到电力部门的社会形象。从用户的最大利益出发，减少停电，提高政府和老百姓对电力行业的满意率是搞好行风的根本。因此，配电自动化系统的实施可以收到可观的社会效益。
6.2经济效益分析
提高配网运行可靠率，经济效益明显。配网实现监控或监视后，能及时准确地查找故障点，缩小事故范围，及时恢复供电，减少用户停电时间，提高了配网运行的可靠率，同样可以增加供电量。
及时发现事故隐患，节约运行费用。配网实现监视或监控后，能及时发现事故隐患，快速查找故障点，缩短事故处理范围及时间，能避免因事故引起检修、停电等，从而提高运行人员工作效率，节约各项人工、材料等运行费用，也达到增加企业经济效益的目的。
提高电能质量,加强运行管理的必然要求。“《电力法》规定，电力企业因不能保证供电质量或运行事故给用户造成损失的，负赔偿责任。”在电力生产过程中，随着用户对供电各项质量要求的提高，就要求我们提供一个可靠、优质和稳定的电网。如何满足广大用户的要求，提供优质服务。只有通过配电自动化及管理系统加强监视或监控，提供具有稳定运行参数电网，服务社会。因此，开展配电自动化及管理系统等管理工作，就成了供电部门必然之选择。
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