第一章，配电自动化常用术语
OMS：调度管理系统（Outage Management System）
EMS：能量管理系统（Energy Management System）
SCADA ：数据采集与监控（ Supervisory Control And Data Acquisition ）
FES：前置数据采集子系统（Front End System）
DSCADA：配电 SCADA（distribution SCADA） 指配电主站通过人机交互，实现配电网的运行监视和远方控制等最基本的功能， 为配电网调度运行和生产指挥提供服务。
DA：配电自动化 distribution automation 配电自动化以一次网架和设备为基础，综合利用计算机、信息及通信等技术，并通过与相关应用系统的信息集成，实现对配电网的监测、控制和快速故障隔离。
DAS 配电自动化系统（ Distribution Automation System ）实现配电网运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA(supervisory control and data acquisition)、故障处理、分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电自动化系统主站、配电自动化系统子站（可选）、配电自动化终端和通信网络等部分组成。
配电自动化系统主站 master station of distribution automation system配电自动化系统主站，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和分析应用等扩展功能，为调度运行、生产运维及故障抢修指挥服务。
配电自动化系统子站 slave station of distribution automation system 配电自动化系统子站（简称配电子站），是配电主站与配电终端之间的中间层， 实现所辖范围内的信息汇集、处理、通信监视等功能。
配电自动化终端 remote terminal unit of distribution automation配电自动化终端（简称配电终端）是安装在配电网的各类远方监测、控制单元的总称, 完成数据采集、控制、通信等功能。
DTU： 站所终端 Distribution Terminal Unit安装在配电网开关站、配电室、环网单元、箱式变电站、电缆分支箱等处的配电终端，依照功能分为“三遥”终端和“二遥”终端，其中“二遥”终端又可分为标准型终端和动作型终端。
FTU： 馈线终端 Feeder Terminal Unit安装在配电网架空线路杆塔等处的配电终端，按照功能分为“三遥”终端和“二遥”终端，其中 “二遥”终端又可分为基本型终端、标准型终端和动作型终端。
TTU： 配变终端 Transformer Terminal Unit安装在配电变压器低压出线处，用于监测配变各种运行参数的配电终端。
FI： 故障指示器 Fault Indicator利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离和恢复对非故障区域的供电。
信息交互 information interactive 系统间的信息交换与服务共享。
信息交换总线 information exchange bus遵循 IEC 61968标准、基于消息机制的中间件平台，支持安全跨区信息传输和服务。
二遥：遥信、遥测
三遥：遥信、遥测、遥控
基本型终端 basic monitoring terminal用于采集或接收由故障指示器发出的线路遥信、遥测信息，并通过无线公网或无线专网方式上传的配电终端。
标准型终端 standard monitoring terminal 用于配电线路遥测、遥信及故障信息的监测，实现本地报警并通过无线公网、无线专网等通信方式上传的配电终端。
动作型终端 action type monitoring terminal用于配电线路遥测、遥信及故障信息的监测，能实现就地故障自动隔离，并通过无线公网、无线专网等通信方式上传的配电终端。
配电通信网 distribution communication network 承载 110kV 及以下配电业务， 由终端业务节点接口到骨干通信网下联接口之间一系列传送实体（如通信线路设施和通信设备等）组成，具有多业务承载、信息传送、网管等功能的通信网络。
FDIR故障处理 (fault detection, isolation and service restoration) 故障处理过程可包括：故障定位、故障区域隔离、非故障区域恢复供电、返回正常运行方式。
FA： 馈线自动化（Feeder Automation）
GIS 地理信息系统（ Geographic Information System ）
PMS2.0： 设备（资产）运维精益管理系统 Production Management System
PMS：生产管理信息系统（Power Production Management System）
TMS 通信管理系统（ Telecommunication Management System ）
xPON 无源光网络（ Passive Optical Network ）
VPN 虚拟专用网络（ Virtual Private Network ）
IEC：国际电工委员会（International Electrotechnical Commission）
IEEE：电气电子工程师学会（Institute of Electrical and Electronics Engineers）
GSM 全球移动通讯系统，俗称“全球通”（Global System for Mobile Communications）
GPRS 通用分组无线业务（General Packer Radio Service）
CDMA 码分多址（Code Division Multiple Access）
第二章，配电网和一次设备
配电网由变（配）电站（室）、开关站、架空线路、电缆等电力设施、设备组成。
配电网根据所在供电区域特点不同或服务对象的不同，可分为城市配电网与农村配电网；根据结构形式的不同，可分为架空配电网、电缆配电网以及架空电缆混合配电网；根据电压等级的不同，可分为高压配电网、中压配电网、低压配电网。110kV ~35kV电网为高压配电网；10（20、6）kV电网为中压配电网；380V/220V电网为低压配电网。
配电自动化系统是实现配电网运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA（supervisory control and data acquisition）、故障处理、分析应用及与相关应用系统互连等功能，主要由配电自动化系统主站、配电自动化系统子站（可选）、配电自动化终端和通信网络等部分组成。
高压配电网是由高压配电线路和配电变电站组成的向用户提供电能的配电网。35kV~110kV高压配电网宜采用的网架结构主要有链式、环网、辐射式三大类。
中压配电网是由中压配电线路和配电变电站组成的向用户提供电能的配电网。10kV、20kV中压配电网分电缆网和架空网，宜采用的网架结构有辐射式、单环式、双环式、多分段多联络、n供一备（2≤n≤4）。
低压配电网是由低压配电线路及其附属电气设备组成的向用户提供电能的配电网。380V/220V低压配电网实行分区供电，要求结构简单、安全可靠，宜采用辐射式结构。
高压配电网满足安全准则“N-1准则”：
满足 “N-1”指高压配电网发生 N-1 停运时，电网应能保持稳定运行和正常供电，其他元件不应超过事故过负荷的规定，不损失负荷，电乐和频率均在允许的范围内。
环网柜是用于10KV电缆线路环进环出及分接负荷的配电装置。环网柜中用于环进环出的开关采用负荷开关，用于分接负荷的开关采用负荷开关或断路器。环网柜按结构可分为共箱型和间隔型，一般按每个间隔或每个开关称为一面环网柜。
箱式变电站简称箱变，又称“组合式变电站”、“预装式变电站”，安装于户外、有外箱壳防护，将10KV变换为220V/380V，并分配电力的配电设施。
电缆分接箱是完成配电系统中电缆线路汇集和分接功能的专用电气连接设备，常用于城市环网供电和放射式供电系统中的电能分配和终端供电，一般直接安装在户外。它可以和环网柜配合使用，构成电缆环网结构。
电缆分接箱主要由箱体外壳、套管（母线）、带电指示器和硅橡胶预制式电缆接头组成。
重合器是断路器加自动化重合闸装置，是一种带有保护和控制功能的开关设备。分段器是负荷开关加自动分段控制装置，是一种带有控制功能的开关设备。
用户分界柱上开关（简称分界开关）安装在10kV架空配电线路用户进户线的责任分界点处，或符合要求的分支线路和末段线路。通常分为分界负荷开关和分界断路器两种类型。
第三章，配电终端
配电终端（remote terminal unit of distribution automation）即配电自动化终端，安装在配电网的各种远方监测、控制单元的总称，配电终端分类
根据配套一次设备不同，配电终端分为馈线监控终端（feeder terminal unit，FTU）、站所监控终端（distribution terminal unit ，DTU）、配变监控终端（transformer terminal unit，TTU）和故障指示器等（fault indicator）。
馈线监控终端（FTU）安装在配电网馈线回路的柱上等处，站所监控终端（DTU）安装在配电网馈线回路的开关站、配电室、环网柜、箱式变电站等处，配变终端（TTU）安装在变压器等处，故障指示器（fault indicator）安装在配电线路干线和支线等处，故障指示器（fault indicator）分为远传型和就地型。
根据馈线自动化（FA）功能实现方式不同，配电终端分为集中型（半自动式和全自动式）和就地型（智能分布式和重合器式）两种；根据通信方式不同，配电终端分为有线和无线两种；根据安装方式不同，馈线自动化终端（FTU）分为箱式和罩式，站所终端（DTU）分为立式和卧式，配变终端（TTU）分为标准型和户外壁挂型，故障指示器（fault indicator）分为电缆型和架空型等等。
根据功能不同，配电终端分为“一遥”(遥测)、“二遥”(遥测、遥信)、“三遥”(遥测、遥信和遥控)；“二遥”馈线终端（FTU）又可分为基本型终端、标准型终端和动作型终端；“二遥”站所终端（DTU）又可分为标准型终端和动作型终端。基本型二遥终端（basic monitoring terminal）：用于采集或接收由故障指示器发出的线路故障信息，并具备故障报警信息上传功能的配电终端。标准型二遥终端（standard monitoring terminal）：用于配电线路遥测、遥信及故障信息的监测，实现本地报警，并具备报警信息上传功能的配电终端。动作型二遥终端（action type monitoring terminal）：用于配电线路遥测、遥信及故障信息的监测，并能实现就地故障自动隔离与动作信息主动上传的配电终端。
3.配电终端功能
（1）具备远方控制功能；
（2）具备模拟量采集、处理等功能；
（3）具备状态量采集、处理等功能；
（4）采取防误措施，避免装置初始化、运行中、断电等情况下产生误报遥信；
（5）具备遥信防抖功能，防抖动时间可设，支持上传带时标的遥信变位信息SOE；
（6）具备相间短路故障、 不同中性点接地方式的接地故障处理功能， 并上送故障事件， 故障事件包括故障遥信信息及故障发生时刻开关电压、电流值；
（10）具备故障录波功能，支持录波数据循环存储并上传至主站；
（22）具有通信管理机功能
（23）具有馈线自动化功能
配电终端结构
简述配电终端结构，并简要说明各部件功能。
配电终端通信主要功能是按照指定的通信规约实现数据的采集、转发和上传，接受并执行主站下达的遥控命令时命令，进行故障处理。为了满足配电终端与主站、终端与其他智能设备以及终端间的有效通信，配电终端所采用的系统通信方式、通信协议、通信接口都要满足配电自动化系统信息传输和故障处理的要求。
配电终端通信方式
根据国网公司《配电自动化规划设计技术导则》（Q/GDW11184-2014）要求，配电终端应提供标准通信接口，具备实时通信功能；配电终端可选用光纤专网、无线公网、无线专网、电力线载波等多种通信方式；“三遥”终端宜采用光纤通信方式，“二遥”终端宜采用无线通信方式，光缆经过的“二遥”终端宜选用光纤通信方式；在光缆无法敷设的区段，可采用电力线载波、无线通信方式进行补充；电力线载波不宜独立进行组网。
配电终端通信接口按传输介质可分为有线通信接口和无线通信接口两大类。配电终端常用的有线通信接口主要有以太网通信接口和串行通信接口；终端无线通信接口主要有远距离无线通信接口和短距离无线通信接口，一般而言远距离无线通信接口（无线公网或无线专网）用于配电终端与配电主站的连接，短距离无线通信接口用于就地调试维护或配电终端与其他智能终端现级联或自组网。
缺陷分类
按照国家电网《配电自动化系统运行维护管理规范》Q/GDW 626-2011要求，配电自动化系统缺陷分为三个等级：危急缺陷、严重缺陷和一般缺陷。
2.缺陷处理响应时间及要求
（1）危急缺陷：发生此类缺陷时运行维护部门必须在24小时内消除缺陷；
（2）严重缺陷：发生此类缺陷时运行维护部门必须在7日内消除缺陷；
（3）一般缺陷：发生此类缺陷时运行维护部门应酌情考虑列入检修计划尽快处理；
配电终端应具备可靠的供电方式，可采用系统供电（电压互感器为主电源）和蓄电池（或其它储能方式）相结合；电压互感器的配置应满足数据监测和开关电动操作机构、配电终端及通信设备供电电源的需要，并满足停电时故障隔离遥控操作的不间断供电要求，另外应配置专用后备电源，如蓄电池和超级电容等，确保在主电源失电情况下后备电源能够维持配电终端运行一定时间及至少一次的开关分合闸操作，户外环境温度对蓄电池使用寿命影响较大的地区，或停电后无需遥控操作的场合，可选用超级电容器等储能方式。
第四章，配电主站
数据采集与监控（Supervisory Control And Data Acquisition）简称SCADA，是自动化系统最基本的功能。
配电自动化（distribution automation）简称DA，是以一次网架和设备为基础，综合利用计算机、信息及通信等技术，并通过与相关应用系统的信息集成，实现对配电网的监测、控制和快速故障隔离。
配电自动化系统（Distribution Automation System）简称DAS，实现配电网运行监视和控制的自动化系统，具备配电SCADA功能、故障处理、分析应用及与相关应用系统互连等功能，配电自动化系统主要由主站、子站（可选）、配电终端和通信网络组成。
馈线自动化（Feeder Automation）简称FA，当配电线路发生故障时，系统应根据从EMS和配电终端等获取的故障相关信息进行故障判断与定位、隔离和非故障区域恢复供电。
配电自动化系统主站（master station of distribution automation system）主要实现配电网数据采集与监控等基本功能和分析应用等扩展功能，为调度运行、生产运维及故障抢修指挥服务。
配电自动化系统子站（slave station of distribution automation system）简称配电子站，是配电主站与配电终端之间的中间层，实现所辖范围内的信息汇集、处理、通信监视等功能。
按照国网《配电自动化系统主站功能规范》要求，新一代配电自动化系统包括生产控制大区Ⅰ区和管理信息大区Ⅲ区两部分。
Ⅰ区主要实现了配电SCADA、馈线自动化、网络拓扑、统计分析等功能，并通过信息交互总线与Ⅲ区进行数据实时同步；Ⅲ区设备主要包括web发布服务器、信息交互服务器、磁盘阵列以及相应的网络设备，实现配电自动化生产控制大区实时信息的网上同步发布，完成与管理信息大区其他信息化系统的互联,以扩大配电自动化系统分析应用的范围。同时实现了“两系统、一平台”互联互通，配电自动化系统从PMS获取图模和台账数据，从配电自动化主站系统如D5000系统中通过EMS转发变电站信息和站内出线遥测、遥信信息，同时将实时数据、故障等信息实时发送到供电服务指挥平台。
配电主站主要由计算机硬件、操作系统、支撑平台软件和配电网应用软件组成。其中，支撑平台包括系统信息交换总线和基础服务，配电网应用软件包括配电网运行监控与配电网运行状态管控两大类应用。总体架构见图3-1配电自动化系统主站功能组成结构图。
配电主站由前置采集服务器、历史数据服务器、SCADA服务器、电网分析应用服务器、信息交互服务器、Web服务器，以及调度员工作站、维护工作站、报表工作站、物理隔离装置、防火墙、局域网络设备、对时装置及相关外设等构成。
配电主站通过标准化的接口适配器完成与电网调度控制系统、PMS2.0、一体化电量与线损管理系统、国网配电自动化指标分析系统等系统信息交互。
新一代配电自动化主站系统I区应用部署在本地，主要满足配网调控人员对配电网的运行监控，Ⅲ区应用在本地实现与PMS2.0系统之间的信息交互，同时将运行数据、电网模型等相关信息传送到省公司统一建设的云平台，电信息采集系统、95598等其他的相关业务系统同样将数据传送至云平台统一汇总。
遵循《电力监控系统安全防护总体方案》及《配电监控系统安全防护方案》的要求，参照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，针对10kV以下中低压配电网自动化系统子站终端数量众多、遥控命令间隔较长等特点，采用单向认证与双向认证并存的方式进行纵向边界安全防护，对普通子站终端的通信可采用单向认证加密，实现对主站的身份鉴别与报文完整性保护；对重要子站终端的通信可采用双向认证加密，实现主站和子站终端间的双向身份鉴别，确保报文机密性和完整性。
事件顺序记录( Sequence of event，SOE)是指以毫秒级精度记录所有电网开关设备、继电保护信号的状态、动作顺序及动作时间，形成动作顺序表，包括记录时间、动作时间、区域名、事件内容和设备名。
第五章，配电网通信
位又叫比特：(bit= binary digit) ，二进制代码中的位
字节(Byte)：8位二进制
字：CDT规约中，48位二进制为一个字，
同步传输一帧有同步字、控制字和信息字组成
块（Block）：数据链路层中数据块，又叫帧
码元：就是一个单位的电脉冲。如果一个码元（脉冲）可能有8个电平时，该码元能携带三位二进制信息。如果一个码元（脉冲）可能有4个电平时，该码元能携带二位二进制信息
调制速率（波特率）：每秒钟传输信号码元的个数（单位波特Bd）
数据速率（比特率）：每秒钟传输二进制码元的个数（单位比特/秒、bit/s 或 bps）
误码率＝接收出现差错的比特数／总发送的比特数。对传输二进制码元而言（又叫误比特率）
4.通信方式
（1）按消息传送方向和时间的关系分为单工、半双工和全双工。
单工数据传输：数据只能沿一个方向传输，如 BP机、TV、广播
半双工数据传输：数据能沿两个方向传输，不能同时，如 对讲机
全双工数据传输：数据能同时沿两个方向传输，如普通电话
（2）在数字通信中，按数字信号代码排列顺序不同分并行传输和串行传输。
并行传输：将数据以成组的方式在两条以上的并行信道上同时传输
串行传输：数据码流以串行方式依顺序逐位在一条信道上传输。串行通信是远距离通信和无线通信的唯一选择。
同步传输和异步传输都属于串行传输。
5.同步传输和异步传输
同步传输帧格式有同步字、控制字和信息字三部分组成，同步传输帧格式如图4-4所示。
图4-4 同步传输帧格式
异步传输每个字符分4部分：一位起始位、5-8位数据位、一位可选择的奇偶校验位、一位或一位半或二位停止位，每个字符的起始位都起到对该字符的位同步作用， 异步传输帧格式如图4-5所示。
如图4-5 异步传输帧格式
电力系统数据通信协议体系：
IEC 60870-5 远动通信协议体系（101、102、103、104）。
其中：IEC60870-5-101厂站与调度主站间点对点通讯；IEC60870-5-102电量主站与站内抄表终端通讯；IEC60870-5-103与站内继电保护设备间通讯；IEC60870-5-104厂站与调度主站间以网络进行通讯。
IEC 61968 配电管理系统接口配网管理
CDT规约是部颁循环式远动规约，是我国颁布的一项远动规约，采用同步传输格式。现在现场仍有使用，逐渐被淘汰。本规约采用可变帧长度、多种帧类别循环传送，变位遥信优先传送，重要遥测量更新循环时间较短，区分循环量、随即量和插入量采用不同形式传送信息，以满足电网调度安全监控系统对远动信的时实性和可靠性的要求。
101规约通道可以是双工或半双工 信息传输为异步方式，所规定的数据传输基本方式为8个数据位、1个起始位和1个奇偶校验位，采用异步传输格式。
数字通信系统模型如图4-8所示。
图4-8 数字通信系统模型
1.信息源：产生模拟或数字信号，电网中的各种信息源，如U、I、P、f、电能脉冲量，各种指令、开关信号等，经过有关器件处理后转换成易于计算机接口元件处理的电平或其它量。
2.信源编码：把各种信源转换成易于数字传输的器件，如A/D转换等。将数字信号进行编码，输出一串离散的数字信息。信源编码包括采样、量化和编码。采样频率和采样周期互为倒数。
3.信道编码：又叫差错控制编码，按照功能分类有检错码和纠错码。因信源编码器产生的信息序列不具有抗干扰能力，所以通过信道编码是为了提高信息序列的抗干扰能力，添加一些冗余码元，提高了数字信号传输的可靠性。
4.调制：基带数字信号传输距离较近，在长距离传输时，往往因电平干扰和衰减而发生失真。为了增加传输距离，将基带信号进行调制传送，可减弱干扰信号。
载波是承载通信信息的波，一般用正弦波，将信道编码中的0或1调制载波，载波生成适合在信道中传输正弦波，又叫已调信号。调制的方法分为调幅、调频和调相。
5.解调是调制的逆过程，用以恢复基带信号，把从信道接收到的信号还原成数字序列。
6.基带传输和频带传输
基带：没调制的原始信号所占的频带。
基带传输：基带信号不经过调制，直接在信道上传输。
频带传输：由于基带信号有丰富的低频成分，很多信道不能有效的传输它们，这样，需要用基带信号控制载波，调制成频带信号，在信道上传输。
带宽：信道能传送信号的频率宽度，即最高最低频率之差。
信道容量：信道容量是信道中无差错地传输信息的最大速率。
7.信道
信道是信号远距离传输的载体，如专用电缆、架空线、光纤电缆、微波空间等。
8.信道译码和信源译码分别是信道编码和信源编码的逆过程。
传输网又分为骨干通信网和终端通信接入网，骨干通信网主要覆盖35kV及以上的变电站、直调厂站及各级生产调度场所，主要实现各类生产调度及管理信息的传输和交互。根据其覆盖的范围不同，传输网可划分为省际、省级、地市三个层次的网络。
支撑网是各类传输网、业务网安全稳定运行的重要支撑，主要包括各类网络的网管、电源、同步系统等。
配电自动化系统通信网络是配电自动化系统的中间环节，是实现配电自动化系统主站和配电自动化终端之其间数据传输、馈线自动化功能、信息交互的关键所在。
配电自动化系统 通信接入网由10kV通信接入网和04kV通信接入网两部分组成，分别涵盖了10kV和0.4kV电网。10kV通信接入网覆盖变电站10kV出线至开关站（开闭所）、充电站、环网单元（柜）、柱上开关、电缆分支箱、10kV变压器等；0.4kV通信接入网主要覆盖10kV变压器的0.4kV出线至用户表计、充电桩、营业网点、电力光纤到户等终端。
双绞线是由两根彼此绝缘的铜线按照规则绞合在一起，一般采用铜制，可以传输数字和模拟信号。每个长度单位内的绞合数决定了电缆的质量，绞合数越多，质量越好。目前LAN使用的双绞线的速率在100Mbps到1Gbps之间。
光纤接入网有三种：无源光网络（PON）、有源光网络（AON）和光纤同轴混合网（HFC）。
EPON 技术采用点到多点的用户网络拓扑结构，利用光纤实现数据、语音和视频的全业务接入的目的，主要由OLT、ODN、ONU3个部分构成，EPON网络结构如图4-21所示。
图4-21 EPON网络结构图
OLT：作为整个网络/节点的核心和主导部分，完成ONU注册和管理、全网的同步和管理以及协议的转换、与上联网络之间的通信等功能；
ONU：作为用户端设备，在整个网络中属于从属部分，完成与OLT之间的正常通信并为终端用户提供不同的应用端口；
ODN：在网络中的定义为从OLT-ONU的线路部分，包括光缆、配线部分以及分光器（Splitter）全部为无源器件，是整个网络信号传输的载体。
通信规约：
CDT规约：本规约采用可变帧长度、多种帧类别循环传送，变位遥信优先传送，重要遥测量更新循环时间较短，区分循环量、随即量和插入量采用不同形式传送信息，以满足电网调度安全监控系统对远动信的时实性和可靠性的要求。
第六章，馈线自动化
1.馈线自动化分类
馈线自动化（Feeder Automation，简称FA）是利用自动化装置或系统，监视配电网的运行状况，及时发现配电网故障，进行故障定位、隔离和恢复对非故障区域的供电。它是配电自动化系统的重要功能之一。
馈线自动化实现故障处理可采用集中型和就地型模式，应根据供电可靠性需求，结合配电网网架结构、一次设备现状、通信基础条件等情况，合理选择故障处理模式，并合理配置主站与终端。
（1）集中型馈线自动化
借助通信手段，通过配电终端和配电主站的配合，在发生故障时依靠配电主站判断故障区域，并通过自动遥控或人工方式隔离故障区域，恢复非故障区域供电。集中型馈线自动化包括半自动和全自动两种方式。集中型馈线自动化功能应与就地型馈线自动化、就地继电保护等协调配合。由于整个动作过程全部由配电主站控制、依据故障电流判别故障，所以又可称为“主站集中型FA”、“电流集中型FA”。
（2）就地型馈线自动化
不依赖配电主站控制，在配电网发生故障时，通过配电终端相互通信、保护配合或时序配合，隔离故障区域，恢复非故障区域供电，并上报处理过程及结果。就地型馈线自动化包括不依赖通信的重合器方式、分布式馈线自动化、光纤纵差保护等。
1）重合器式馈线自动化
重合器式馈线自动化在故障发生时，通过检测电压、电流等电气量判断故障，并结合开关的时序操作或故障电流记忆等手段隔离故障，不依赖于通信和主站，实现故障就地定位和就地隔离，动作可靠、处理迅速，能适应较为恶劣的环境。
电压时间型是最为常见的就地型重合器式馈线自动化模式，后期根据不同的应用需求，在电压时间型的基础上增加了电流辅助判据，形成了派生模式如电压电流时间型和自适应综合型等。
a.电压时间型馈线自动化
电压时间型馈线自动化是通过开关“无压分闸、来电延时合闸”的工作特性配合变电站出线开关二次合闸来实现，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。
b.电压电流时间型馈线自动化
电压电流时间型馈线自动化的是通过检测开关的失压次数、故障电流流过次数、结合重合闸实现故障区间的判定和隔离；通常配置三次重合闸，一次重合闸用于躲避瞬时性故障，线路分段开关不动作，二次重合闸隔离故障，三次重合闸回复故障点电源测非故障段供电。电压电流时间型在电压时间型基础上，增加了快速重合闸躲避瞬时性故障和故障电流辅助判据。
c.自适应综合型型馈线自动化
自适应综合型馈线自动化是通过“无压分闸、来电延时合闸”方式，结合短路/接地故障检测技术与故障路径优先处理控制策略，配合变电站出线开关二次合闸，实现多分支多联络配电网架的故障定位与隔离自适应，一次合闸隔离故障区间，二次合闸恢复非故障段供电。
2）分布式馈线自动化
分布式馈线自动化是近年来提出和应用的新型馈线自动化，也可称为智能分布式馈线自动化，通过配电终端之间相互通信实现馈线的故障定位、隔离和非故障区域自动恢复供电的功能，并将处理过程及结果上报配电自动化主站。其实现方式对通信的稳定性和时延有很高的要求，可以不依赖主站，可靠动作，处理迅速。
分布式馈线自动化可分为速动型分布式馈线自动化和缓动型分布式馈线自动化。
无论采用何种馈线自动化模式，都要求配电终端具备与主站通信的能力，并将运行信息和故障处理信息上送配电主站。
