电网调度自动化、变电站综合自动化、配电自动化构成当前电力系统自动化的主要内容。其中调度自动化是面向输电网的全网控制，实现输电网的SCADA/EMS/PAS；变电站综合自动化是面向输电网的重要节点——变电站的保护控制系统。这两项技术都比较成熟，在国内输电网中大量得以应用，而正在兴起的配电自动化则充分继承了调度自动化、变电站综合自动化的许多技术。在微观环节上，配电自动化既包括类似于调度自动化的SCADA/GIS/PAS，又包括类似变电站综合自动化的配电变电站、开闭所、馈线自动化。目前，在输电网自动化中形成了以网调、省调、重要变电站的分层控制，在变电站综合自动化中形成了保护功能相对独立，功能下放，就地安装的全分布式自动化系统。在配电自动化中，目前的故障处理及控制模式有多种，本文旨在讨论如何实现最优的控制模式。

　　由于配电自动化起步较晚，故该技术能够充分借鉴其它自动化技术的优势，能充分吸纳通信技术、测控技术、软件技术的新成果。通信是配电自动化的关键，文献[1]总结了应用于配网的多种通信方式及现场总线技术。随着通信技术、网络技术的发展，配电自动化越来越趋向于分层控制。同时，中压配电设备的制造水平正在快速进步，其中具有代表性的是智能一体化开关技术，该技术采用永磁操作机构，开关本体与配电终端一体化，作为一个整体参与馈线自动化功能。随着真空灭弧技术的进步，断路器与负荷开关在成本上差异不大，这使得断路器在配网中作为分段开关得以应用，从而为配电终端直接控制断路器出口跳闸奠定了基础。

　　配电自动化对供电可靠性的高要求同时也导致了对自动化系统自身可靠性的高要求。如何改进配电自动化的系统结构及控制模式来提高自动化系统本身的可靠性是值得充分研究的问题。

　　2 馈线自动化的实现层次及特点

　　2.1 主站监控式馈线自动化

　　配电主站、配电子站、馈线配电终端是构成国内配电自动化的三大环节。主站监控式馈线自动化是指完全由主站实现的馈线故障紧急控制。配电主站是大型配网自动化建设的核心，作为控制中心，它依赖于通信，实现配电网全局性的数据采集与控制，从而实现配电SCADA、配电高级应用（PAS）。同时以地理信息系统（GIS）为平台实现了配电网的设备管理、图资管理，而SCADA、GIS和PAS的一体化则促使配电主站的功能更综合、更紧密、更强大，成为提供配电网保护与监控、配电网管理与维护的全方位自动化运行管理系统[3]。在主站层实现的馈线自动化功能简单明了，参见图1所示系统，当在开关S1和开关S2之间发生故障F1（非单相接地），线路出口保护使断路器B1动作，将故障线路切除，实现故障识别；再根据装设在S1处的FTU检测到故障电流而装设在开关S2处的FTU没有故障电流流过，此时自动化系统将确认该故障发生在S1与S2之间，遥控跳开S1和S2实现故障隔离并遥控合上线路出口的断路器B1，最后合上联络开关S3完成向非故障区域的恢复供电。

　　这种基于通信的馈线自动化方案以集中控制为核心，综合了电流保护、RTU遥控及重合闸功能，能够快速切除故障，在几秒到几十秒的时间内实现故障隔离，在几十秒到几分钟内实现恢复供电。

　　主站监控方案中故障识别、故障网络拓朴分析、故障定位、故障负荷转移都由配电主站集中处理，形成顺序控制策略，再通过远方通信逐项完成。配电网紧急控制功能及逻辑完全做在主站中，对配电终端仅要求具有RTU功能，对配电网通信的依赖性强，当通信系统发生故障或控制中心故障，则不可避免地导致整个控制系统瘫痪，失去故障隔离、恢复供电功能。如同在微机继电保护发展初期，变电站的众多保护功能仅由一台计算机实现一样，这种完全依赖通信的主站集中式控制模式可靠性较差，应当考虑紧急控制功能的分布实现与下放。

　　2.2 子站监控式馈线自动化

　　配电子站通常位于变电站或配网分控制中心，其功能涵盖通信处理和就地监控，与变电站综合自动化一样，配电子站在子站层能够独立实现对馈线的信息采集与控制。在馈线故障处理中，故障识别、故障隔离功能可以由配电子站完成。这种控制方式实现了主站中紧急控制部分功能