馈线自动化是指变电站出线到用户用电设备之间的馈电线路自动化，其内容可以归纳为两大方面：一是正常情况下的用户检测、资料测量和运行优化；二是事故状态下的故障检测、故障隔离、转移和恢复供电控制。

馈线自动化通信系统的实现

馈线自动化功能

本系统基于DEP-900馈线终端设备（FTU）实现馈线自动化。

馈线自动化是配电网自动化的重要组成部分。要实现馈线自动化，需要合理的配电网结构，具备环网供电的条件；各环网开关、负荷开关和街道配电站内开关的操作机构必须具有远方操作功能；环网开关柜内必须具备可靠的开关操作电源和供FTU、通信设备用的工作电源；具备可靠的、不受外界环境影响的通信系统。

馈线自动化的实现原则是，故障后的网络重构应采用集中控制与分布控制相结合，优先采用分布式控制的原则，以提高反应速度；实现配电网的闭环运行，故障情况下，瞬时切断故障段并保持对非故障区的不间断供电；兼容开环运行模式。

根据上述运行模式、实现原则、保护方式和通信方式，馈线自动化装置的配置如图所示：

FTU基本按照变电室中线路为单元进行配置，对于采集参数较少的负荷侧出路，可以根据采集数量配置若干FTU。虚线线条表示通信联系，所实现的功能包括：采集该线路的电压、电流等所需电气参数和设备状态并通过RTU主动上送、执行远方控制命令进行开关开合和参数调整、根据整定条件实现故障状态纵差保护。

分布式控制和集中式控制相结合是10/35kV线路故障处理原则。分布式控制作为主要手段，采用故障状态差动保护方式，通过FTU之间相互通信甄别故障地点，断开故障点二侧开关，隔离故障，保证健康段线路供电。集中式控制作为后备手段，在保护拒动情况下，由主站系统进行故障判别、隔离。由于本环网为电缆网，故障一般为永久性故障，所以不考虑重合闸方式，但FTU本身具备重合闸功能。

系统运行方式以闭环运行为主，兼顾开环运行方式。闭环运行发生故障时，装置将在5个周波内作出判断，为了确保对侧和邻侧故障状态的准确也需要一个时限，因此当发生故障到命令发出的时间约为0.15－0.2秒。单相接地故障、相间短路故障、三相短路故障均可按照上述方案解决。开环运行发生故障时，从故障发生到故障隔离约为0.5秒，健康段的恢复供电约在5秒内。

闭环和开环运行由主站系统根据系统一次侧接线方式和开关状态自行判别。当某开关状态变化时，变位信息上送，主站系统判别该环此时的运行状态。如果运行方式变化，则通知环上所有FTU修改其保护动作判据。

上述方案均基于小电阻接地系统。不接地系统中，当发生单相接地故障时，先通过小电流接地选线装置判别故障线路，再由配电自动化软件通过成组顺序控制操作线路开关甄别故障段，断开相应断路器，并恢复非故障段负荷的供电。其它故障形式的判别与小电阻接地系统相似。 4．5 配电自动化终端装置（FTU）

配电网监控远方终端（FTU）负责对控制对象实时位置信号和测量值的接受以及对控制对象进行遥控。对不同的控制对象，如配电站、开闭所、杆变、杆刀和大容量的高压用户等，需选用适当的FTU。

为本系统配套的DEP-900型FTU，其容量为8路遥测（YC）量、16路遥信（YX）量、2路遥控（YK）量、4路RS-232/485接口。其主要功能有：数据采集，馈线监控，故障检测，开关分合控制，故障自动隔离和故障线路供电的自恢复，自动负荷转移、存储和报告负荷值，接受远方操作指令及转发采集资料、信息，具备相适应的通信接口、采样接口和输出接口，适应户内外环境要求。DEP-900还具备故障电流状态差动保护的功能。它基于故障电流状态差动原理，可作为每个断路器的馈线保护。馈线断路器不设备用和后备保护，当主保护拒动时，变电站出线开关跳开，然后由配电网管理软件进行判别，以遥控方式隔离故障。

该区配电网采用环网结构，电源取自110KV变电站10KV侧的不同母线，按闭环方式运行。小区用户大多为高科技企业，对用电要求很高，希望在系统发生故障时，能瞬时切除故障，保证无故障区不间断供电，因此对配电网的电气备和保护方式提出了较高要求，只能选择性能很强的DEP-900系列FTU。

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馈线自动化通信系统的实现

通信系统是主站系统与配电网终端设备联接的纽带，主站与终端设备间的信息交换可借助可靠的通信手段，将控制中心的控制命令下发到各执行机构或远方终端，同时将各远方监控单元（RTU、FTU、TTU等）所采集的各种信息上传至控制中心。通信方式有：光纤通信、配电线载波、有线电缆、无线扩频、借助公用通信网等多种。通信方式应根据使用场合，按照安全、可靠、实用、经济的原则合理选择。

（1）子站到主站层通信

从变电所到配电自动化主站的通信，借用已经铺设的调度单模光缆通道。

（2）子站和FTU通信

由于子站与FTU形成的通信网络之间，各个通信节点的距离不超过3 km，因此，可使用多模光纤，构成子站与FTU之间的自愈双环网。

（3）主从FTU之间的通信

由图1可知，我县城区电网采用环网柜的环形配电方式，可选择主从FTU的总线方式来实现FTU相互间的通信，通信采用RS485现场总线。

（4）FTU与配变总集中器通信

从FTU到配变总集中器采用标准的RS232接口，从总集中器到各配变台上的配变仪和抄表集中器采用屏蔽双绞线RS485总线方式，从抄表集中器到采集装置采用低压载波通信方式。

馈线自动化功能

在10 kV环形电缆配电网络中采用环网柜加装FTU，和设置配电自动化系统是实现馈线自动化的一种方式。在各环网柜上的FTU通信通道与配电自动化主站或子站系统相连。网络出现故障时，主站或子站根据FTU送来的信息，经过软件运算定位故障，并向环网柜的负荷开关自动发遥控命令，以达到隔离故障和恢复供电的目的。在正常情况下，可实现运行电参数（包括对馈线、箱变等设备的电流、电压及电量等参数）的远方测量，设备状态的远方监视，开关设备的远方控制和有关定值的远方切换。根据监测点的电压和无功大小，控制电容器的运行状态，达到无功就地平衡，减少线路损耗。

广义地说，馈线自动化应包括配电网的高压、中压和低压3个电压等级范围内的线路自动化 。对于高压配电线路，其负荷一般是二次降压变电站；对于中压配电线路，其负荷可能是大电力用户或是配电变压器；对于低压配电线路，其负荷是广大的用户。各电压等级有其自身的特点，特别是低压馈线，与高、中压线路有很大的区别。因此，目前在论述馈线自动化时主要指高、中压馈线自动化，而且特别是指中压馈线自动化，在我国尤其是指10kV馈线。

馈线自动化在正常状态下，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。在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。其中故障定位、隔离和自动恢复对提高供电的可靠性和缩短非故障区的停电时间有重要意义，这也是馈电自动化的一项主要功能。

1.馈线运行状态监测：分为正常状态和事故状态监测。正常状态监测的量主要有电压幅值、电流、有功功率、无功功率、功率因数等以及开关设备的运行状态。监测量是实时的，监测设备一般称为馈线终端单元（FTU)。在有通讯设备时，这些量可以送到某一级配电SCADA系统；在没有通信设备时，可以选择某些可以保存或指示的量加以监测。配电网中的监测点很多，应选择确有必要的监测点加以监测，以节省投资。

装有FTU的配电网，同样可以完成事故状态下的监测。没有装设FTU的地点可装设故障指示器，通常将其装在分支线路和大用户入口处，具有一定的抗干扰能力和定时复位功能。如果故障指示器有触点，也可以经过通信设备把故障信息送到某一级配电SCADA系统。

2.馈线控制：利用配电网中可控设备（主要是开关设备）对馈线实行事故状态下和正常运行时的控制。

3.馈线的故障定位、隔离和自动恢复供电：这是馈线自动化的一个独特功能，由断路器、分段器所组成的系统，能在馈线发生永久性故障时，自动对故障进行定位，通过开关设备的顺序动作实现故障隔离；在环网运行或环网结构但开环运行的配电网中实现负荷转供，恢复供电。在发生瞬时性故障时，通常因切断故障电流后，故障自动消失，可以由断路器自动重合而恢复对负荷的供电。