配网故障自动隔离电力自动化系统（馈线自动化 FA）

配网故障自动隔离系统即馈线自动化FA，属于配网自动化 DAS 的核心子系统，针对 10kV 中压配电网，实现故障检测‑定位‑自动隔离‑非故障区段恢复供电全流程自动化，减少停电范围、缩短停电时长，是配网自愈的核心手段。

一、系统分层架构（三层分布式）

1. 主站层（调度主站）

配电自动化主站服务器、调度工作站；集成 SCADA、GIS 拓扑、FA 故障研判模块。接收终端上送遥测遥信，做故障分析、生成隔离转供策略，下发遥控指令，记录故障事件、告警。

2. 通信层

传输主站与现场终端数据；主流：光纤（优先）、5G/4G 无线双通道冗余；协议 IEC‑60870‑5‑104、IEC61850 GOOSE；要求低时延、双向可靠，故障场景通信不能中断。

3. 现场终端层

FTU：柱上开关、重合器配套，架空线路；采集电流电压，执行分合闸。

DTU：环网柜、开闭所、电缆分支箱，电缆网。

一次设备：分段开关、联络开关、重合器、断路器。

终端采集故障过流、接地信号，就地逻辑判断，接收远方遥控执行开关操作。

二、三大技术模式

1. 集中式 FA（主站决策型）

终端仅上传故障信号，故障定位、策略计算全部在配电主站完成，主站下发遥控分合开关，完成故障隔离、负荷转供。

特点：逻辑集中，运维调试方便；依赖通信；动作时间几十秒～百秒级；适合城市电缆环网。

流程：故障→终端上报故障电流→主站结合 GIS 拓扑定位故障段→跳开故障两侧分段开关隔离故障→合上联络开关转供非故障负荷。

2. 就地型 FA（电压‑时间型，不依赖主站通信）

依靠开关之间时序逻辑、重合闸时序配合，无需主站参与即可隔离故障。

特点：无通信也能工作，成本低；动作时间长（十几秒‑几十秒）；大量用于农村架空配网。

缺点：瞬时故障多次重合，会带来短时多次停电，不适合高可靠性区域。

3. 智能分布式 FA（ISFA，终端对等交互）

各 DTU/FTU 之间通过 GOOSE 互相交换故障方向、故障电流信息，终端之间协同就地决策隔离故障，不需要等待主站下发指令，主站仅做监视、事后记录。

特点：毫秒‑百毫秒级隔离速度，速度最快；通信中断依然可以完成故障处置；适合核心城区、重要用户供电；对通信时延要求高，优先光纤 / 5G 低时延通道。

三、完整工作流程

故障感知：发生短路、单相接地故障，FTU/DTU 采集故障电流、电压、故障方向。

故障定位：根据故障电流、拓扑关系，精准锁定故障区段。

故障自动隔离：自动跳开故障区段两侧分段开关，把故障区域从电网切除。

非故障区域恢复供电（负荷转供）：闭合联络开关，由相邻电源给非故障区段供电。故障区段保持隔离，等待运维人员现场检修。

故障告警上送：主站推送告警，标记故障位置，生成故障报告，检修完成后人工复归开关状态。

典型效果：传统人工排查故障 1‑2 小时；FA 系统可做到秒‑分钟级完成隔离恢复，停电用户数量大幅下降。

四、主要功能清单

故障检测：短路故障、单相接地故障、缺相故障识别

故障区段自动定位，GIS 图上高亮故障位置

故障自动隔离：遥控 / 就地逻辑跳开故障边界开关

负荷自动转供，多联络路径最优转供方案

故障事件录波、告警推送、故障处置过程完整记录

支持就地模式、集中模式、分布式模式可切换

故障处置过程主站全程监视，支持人工闭锁、人工干预

适配环网、单辐射、N 供一备等多种网架，兼容分布式光伏接入场景

五、关键技术要点

网架前提：需要具备分段开关、联络开关，环网或可转供网架；纯辐射无联络线路只能隔离，无法自动恢复供电。

通信可靠性：集中 FA 断通信则无法自动处置；分布式 FA 终端间通信中断，退化为就地时序模式。

分布式电源影响：分布式光伏会反向馈入故障电流，需要方向判据、差动保护逻辑，避免误判故障位置。

单相接地故障：小电流接地系统，接地故障电流小，对终端采样算法要求更高。

六、方案选型参考

七、系统价值

供电可靠性提升，SAIDI（用户平均停电时间）指标显著优化；

故障无需人工巡线找故障点，缩短抢修时间；

故障仅隔离故障小段，大部分用户实现不停电恢复供电；

减少调度人工开关操作，降低人为误操作风险。