配电自动化中的集中型馈线自动化模式详细介绍
“集中型”馈线自动化动作原理讲解
“集中型”馈线自动化基本原理及动作过程 A线路
CB1
B线路 A1 F1 A2 LHK B3 B2 B1
CB2
A
B
K1
K2
K1
K2
K1
K2
1、10kV出线断路器CB1开关检测到故障后跳闸，重合不成 2、10kV出线断路器CB1开关变位信息以及故障电流流过的A1环网柜当中K1开关和K2开关产生 故障信号并上传至主站 3、主站就会遥控分开A1-K2开关和A2-K1开关，将故障点隔离 4、隔离成功后，主站又遥控合上CB1开关及合上A线路与B线路的联络环网柜LHK-K2开关，就恢复了非故 障区段的供电
B 线
01
02
01
02
01
02
要点：非故障区间恢复策 略-隔离及电源侧恢复供电 完成后，进行负荷侧非故 障区间转供策略计算。
故障点
手动置分
联络开关
停电区间扩大：配电自动化 系统未恢复 102 环网柜负荷。
存在问题 故障点
102环网柜（非自动化）开关未正确置位（实际合位） 101环网柜02开关至102环网柜01开关间电缆故障
“集中型”馈线自动化案例分析及影响因素
运行方式：10kV A线为集中型馈线自动化线路，线路配备有3台环网柜，10kV A线与10kV B线联络，联络开关 为103环网柜02进线开关。
A 线 101环网柜 102环网柜 103环网柜
B 线
01
02
01
02
01
02
联络开关
案例1：电子接线图设备标志牌管理不善
故障点
联络开关
存在问题 故障点
102环网柜02开关机构卡涩，无压正常遥控分闸 102环网柜02开关至103环网柜01开关间电缆故障
浅谈配电网常用的馈线自动化模式(电压型、电流型、环网方式)
2009年全国技工教育和职业培训优秀教研成果评选活动参评论文浅谈配电网常用的馈线自动化模式浅谈配电网常用的馈线自动化模式摘要：馈线自动化（FA，Feeder Automation）是配网自动化中的一项重要功能，通过实施馈线自动化，使馈线在运行中发生故障时，能自动进行故障定位，实施故障隔离和对非故障段线路及早恢复供电，以提高供电可靠性。
该文通过叙述馈线自动化就地控制模式和远方控制模式的工作原理，并指出这两种馈线自动化模式的优点和不足，根据实际情况选择相应的方式，在实际工作中具有十分重要的现实意义。
关键词：馈线自动化；故障判断；故障隔离由于配电网络的一次接线不同，如放射形线路、环网接线、“手拉手”接线等，以及各类用户对供电可靠性的要求有所不同，因此必须通过配网自动化规划来研究、分析配网自动化方案、馈线自动化方案，进行网络优化，以及选择恰当的配电网开关设备等过程来达到上述目的。
配网自动化是电力系统现代化的必然趋势，其主要意义在于：当配网发生故障时，迅速查出故障区段，快速隔离故障区段，及时自动恢复非故障区域用户的供电，因此缩短了对用户的停电时间，减少了停电面积，提高了供电可靠性。
馈线自动化有两种实现方式：当地控制方式和远方控制方式。
当地控制方式又叫电压型实现方式，通过重合器来实现，馈线失电压时开关跳开，然后依时间延时顺序试合分段开关，最后确定故障区段再隔离故障并恢复非故障区供电。
远方控制方式，又叫电流型实现方式，通过负荷开关、FTU加主站系统来实现。
由FTU检测电流以判别故障，故障信息传送到主站，由主站确定故障区段，然后由主站系统发遥控命令控制开关动作，完成故障隔离并恢复非故障区供电。
1 馈线自动化的就地控制模式1.1 重合器与电流型分段器配合应用方案KFE型户外真空自动重合器可以与电流型分段器或时问电压型分段器相配合，无需通讯即可自动分段故障线路，最大限度缩小停电范围。
其中与分段器配合如图1所示。
图1 重合器与分段器配合应用方案电流型分段器可以记录通过的故障电流的次数，设定的最大计数次数为3次，达到设定的计数次数后，在重合器跳闸时，分段器分闸，隔离故障线路段。
集中型馈线自动化分析及应用讲解精选全文
谢谢
利用线路分段开关上送的故障告警信号进行故障区间的判定，主站收到该告警信号动作后保持3分钟。
一
区间 判定
二
区间 隔离
三
电源侧恢复供电
2.2 处理策略
四
负荷侧恢复供电
五
故障区解除及恢复
设定为“全自动”线路，系统进行自动区间隔离和非故障区间恢复供电。
自动化开关隔离原则：不包含当地状态、操作禁止，挂保持合牌、检修牌、故障牌的开关和看门狗。
有故障信息
无故障信息
故障区域
3.2 案例分析
3.配网自动化主站发出遥控分闸指令，分开钱城#1线39#杆、钱城#1线70#杆分段开关，将故障区段隔离。 4.隔离成功后，配网自动化主站发出遥控合闸指令，合上10kV钱城#1线009开关，合上联络开关钱城#1线 89LK联络线明辉路支线联络分支1联络开关，10kV钱城#1线70#至89#杆之间负荷由10kV联络线自动转供成功， 恢复非故障区段的供电，10kV钱城#1线转供段拓扑图为粉红色，如下图所示：
1.3 原理分析
6.主站发令或人工操作使联络开关PVS4合闸后，线路区段D即PVS3开关至PVS4开关间 恢复送电，区段D转供成功。
FCB1
PVS1
PVS2
PVS3
PVS4
PVS5
A
B
C
D
E
F
FCB2
EPON光缆交接箱或GPRS信号基站
光纤、GPRS专网 或公网
因特网
主站
LOCKED
LOCKED
执行转供策略时，发生开关拒动，将拒动开关作为操作禁止开关处理，进行负荷转供流程再次进行负荷计算，生成新策略进行负荷转供。
负荷转供计算中检查条件多而复杂，其中考虑变压器预备力、配电线预备力、线路开关最大允许通过电流、线路最大允许电压降、区间最大允许通过电流、环网状态、变压器配电线实时电流采集是否正常，变电站是否有无线通信、待操作开关在线状态等。
集中型馈线自动化技术在山区配网中的应用
集中型馈线自动化技术在山区配网中的应用摘要：随着社会经济发展的持续深入，国家经济实力不断提升，对于电力的需求也随之提高，在科技的推动下，自动化技术在电力体系中的应用开始愈发广泛，在智能电网中加入自动化技术可以确保电力资源获得更稳定应用，强化电网的稳定性、安全性以及工作效率，维护生态环境。
围绕我国电力系统分析，不管是在自动化水平、智能化水平还是针对网络自愈以及优化水平方面均存在一些缺陷。
因而，将智能电网实现配电自动化的应用对于电力系统来讲具有良好的进步作用，可以体现出较理想的经济效益与社会效益。
关键词：馈线自动化；山区配网；供电；电力能源引言随着社会经济与科学技术的高速发展，电力系统总体呈现自动化发展趋势，对供配电模式产生了影响。
因此，如何高效应用自动化技术，成为优化供配电系统的重要课题。
配网自动化技术水平的高低一定程度上决定了电力企业配网服务的水平，要结合科学技术发展要求，提升配网自动化技术效能，维持良好的供电可靠性管理模式，从而满足人们的用电需求，同时提高企业的经济效益。
1集中型馈线自动化技术概述集中型馈线自动化技术属于山区配电网系统在运行过程中运用的基础技术模式。
在充分契合配电网自动化系统运行过程的安全控制条件和防护性控制要求的前提下，针对集中型馈线自动化技术的运用，可以不考量变电站安装配置的线路开关设备因素、出线保护设备因素、继电保护定值设定状态因素等技术性因素，而直接将集中型馈线自动化技术设定为就地型馈线自动化技术的补充环节，同时可将集中型馈线自动化技术充当就地继电保护模式的备用性保护措施。
集中型馈线自动化技术运用过程中，在完成围绕故障发生点位的隔离处理，以及故障发生区域上游区域供电状态的恢复后，可以实现故障发生区域的彻底隔离处置，且借由对负荷转供技术方法的运用，促进故障发生区域下游区域的正常供电状态。
2电网建设特点近年来，我国电网建设逐渐向节能环保、交互性等方向发展。
第一，节能环保。
传统的电网建设会应用大量的传统材料且会对生态环境产生不良影响，而现代化的电网建设主要应用环保材料，不仅可以减少资源消耗也可以减少对环境的影响。
配电自动化中的集中型馈线自动化模式详细介绍
集中型馈线自动化模式集中型馈线自动化是指通过配电主站和配电终端的配合，借助通信网络，将故障后的配电终端信息汇集到配电主站，由配电主站对各种故障信息进行研判，实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电的馈线自动化处理模式。
可分为全自动和半自动2种实现方式：全自动方式：线路发生故障后，配电主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，配电主站根据故障处理策略自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
半自动方式：线路发生故障后，配电主站通过收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，由人工介入完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
按供电区域划分属于A+、A类、B类区域的供电线路，馈线自动化处理模式应采用主站集中型馈线自动化方式进行故障处理。
“三遥”自动化终端优先采用光纤通信方式，配置一条具备自愈功能的专线通道或网络通道，配电自动化光纤通信终端宜采用工业以太网交换机。
对已实现光纤通信的三遥终端线路采用集中型馈线自动化处理模式。
变电站出线开关开关分段开关联络开关分段开关分段开关变电站出线开关终端DTU/FTU配网主站故障处理的相关遥控命令等1. 集中型馈线自动化设备建设配置方案1.1.柱上开关配置方案：新建柱上开关按弹簧储能型柱上断路器建设，柱上断路器额定电流630A ，短路电流容量不应低于20kA ；断路器可实现电动手动操作，能实现就地及远方分、合闸操作。
断路器配置PT ，接线形式为VV 接线，可采集线电压及提供工作电源。
内置A 、C 两相CT 和零序CT ；开关控制回路电压与储能电压相同，采用直流24V 电压；断路器具有自动化信号输入/输出接口；10kV 断路器需提供至少2常开2常闭开关位置辅助触点、SF6气压低、机构未储能等报警与闭锁节点；各遥测、遥信及电源用专用插头（防水、防尘）与FTU 连接。
对不具备自动化接口的老旧柱上开关，按上述柱上开关配置原则进行更换。
“集中型”馈线自动化动作原理讲解
“集中型”馈线自动化动作原理讲解馈线自动化是一种用于电力系统中的自动控制技术，用于实现对馈线的保护和控制。
其中，“集中型”馈线自动化是一种常见的馈线保护方案，它具有以下原理和特点。
首先，集中型馈线自动化是指将馈线的保护和控制任务集中到一个中央设备上进行处理。
这个中央设备通常是一个数字化继电保护装置，它具有高性能的硬件和软件系统，能够实现对馈线电流、电压、频率等各种参数的监测和分析。
其次，集中型馈线自动化的原理是基于保护信号的传输和处理。
在电力系统中，通常会引入一些传感器和测量装置，用于实时监测馈线的各种参数。
这些参数的测量结果会被传输到中央设备进行处理，根据预设的保护参数和逻辑，对馈线进行保护动作。
另外，集中型馈线自动化还可以实现对馈线的远程监测和控制。
中央设备通常与电力系统的远动终端相连接，可以通过通信网络实现对馈线的监测和控制功能。
例如，可以远程对馈线进行开关操作、故障定位、数据采集等操作，提高了对馈线运行状态的实时监测和远程控制能力。
在实际应用中，集中型馈线自动化通常包括以下几个关键环节：1.信号采集和传输：通过传感器和测量装置对馈线的各种参数进行实时采集，例如电流、电压、频率、功率等。
采集到的数据通过通信网络传输到中央设备。
2.保护参数设置：中央设备根据系统要求和设计要求，对馈线的保护参数进行设置。
这些参数包括保护元件的整定值、保护逻辑等。
3.保护逻辑和分析：中央设备对采集到的数据进行逻辑判断和分析，根据预设的保护参数和逻辑，判断馈线是否存在故障，并确定采取何种保护动作。
4.保护动作：一旦中央设备判断出馈线存在故障，会触发相应的保护动作。
这些动作可以是对故障线路进行断开、对故障线路进行隔离或切换、对其他线路进行接入或切换等。
总之，集中型馈线自动化通过集中保护和控制功能于一个中央设备进行处理，实现对馈线的自动保护和控制。
它的核心原理是基于保护信号的传输和处理，通过采集和分析馈线的参数，以实现对馈线的保护动作。
配电网自动化技术-第6章配电网馈线自动化
3.重合器与电压-时间型分段器配合的整定方 法
3.重合器与电压-时间型分段器配合的整定方 法
• 例6-1 对于图6-4所示的配电网，S1、S2和S3代 表具有两次重合功能的变电站出口重合器，第一 次重合时间为15s，第二次重合时间为5s。B、C、 D、F、G和M代表线路上的电压-时间型分段开关， 设置在第一套功能，X时限均整定为7s。E和H为 联络开关；实心符号代表该开关处于合闸状态， 空心符号代表该开关处于分闸状态。假设相邻两 台分段开关合闸时间间隔为7s。要求整定：
取决于配电线路的架设。
1
23
4
5
6
7
过流
过流 过流 f
图6-8 一个简单的配电网
断路器
联络开关 分开关
0 1 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0
0 1 0 1 0 0 0 D 0 0 1 0 1 0 0
0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 1 0
• E也是采用电压-时间型分段器，但设置在第二套 功能，其XL时限整定为45s，Y时限整定为5s。
三、重合器与电压-时间型分段器配
2. 环状网开环运行合时的故障区段隔离
a
bc
de
A
B
C
D EF
联络开关
a)
a
A
B
5s 7s
b 闭锁 c C
f)
de
D EF 联络开关
a
bc
de
A
B
C D EF
联络开关
b)
在故障时获取故障信息，并自动判别和隔离馈线 故障区段以及恢复对非故障区域的供电，从而达 到减小停电面积和缩短停电时间的目的；
阐述配电网自动化(DA)技术的三种模式
阐述配电网自动化（DA）技术的三种模式从2008年开始，中山供电局统筹配电网规划、建设和改造工作，按照“三分”原则（配电网络结构“分区”、配电网络结构“分层”、公用线路和用户设备管理“分界”）对配电网架构进行调整和优化。
解决了10kV电网结构较为薄弱、转供能力差、环网结构不合理等问题，形成了较为简单合理的环网结构，大幅提高了配网线路的环网率，为配网自动化（DA）的顺利实施奠定基础。
1 主站集中型DA模式（基于光纤通信方式）主站集中型DA是馈线自动化普遍采用的模式，在配电房或环网箱安装配电终端，并建设可靠有效的通信网络将配电终端与主站系统相连，通过信息收集和遥控命令由主站系统集中进行故障判别和隔离。
1.1 应用介绍中山供电局在中心城区使用光纤通信方式建设三遥配电终端，实现“三遥+故障隔离”功能。
主站集中型DA采用“主站—终端”的两层结构，在就近的变电站使用通信子站汇聚各配电终端的光纤通道，以减少重复投资；同时配网主站系统与主网EMS系统实现互联，通过数据转发方式获取变电站内开关位置及保护信息。
当线路发生故障时，各终端设备检测到馈线有故障电流，集中上传到主站，由主站系统根据故障信息、拓扑结构，结合变电站的保护动作、开关跳闸信息，综合分析并确定故障类型和故障区段。
主站集中型DA可以闭环或者开环运行，当采用闭环运行方式时，由主站系统根据最优处理方案直接发遥控命令进行故障隔离和恢复非故障区段供电，从而减小停电面积和缩短停电时间；当采用开环运行方式时，主站系统仅提供一个以上的处理方案供调度员参考，辅助调度员进行决策和遥控操作，达到快速隔离故障和恢复供电的目的。
1.2 故障处理分析2 架空线路就地型DA模式（基于重合器-分段器）基于重合器-分段器的就地型DA是通过开关设备的相互配合来实现线路故障的自动隔离和恢复供电，其模式通常有三种：重合器与重合器配合模式、重合器与电压-时间型分段器配合模式以及重合器与过流脉冲计数型分段器配合模式。
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集中型馈线自动化模式集中型馈线自动化是指通过配电主站和配电终端的配合，借助通信网络，将故障后的配电终端信息汇集到配电主站，由配电主站对各种故障信息进行研判，实现配电线路的故障定位、故障隔离和恢复非故障区域供电的馈线自动化处理模式。
可分为全自动和半自动2种实现方式：全自动方式：线路发生故障后，配电主站通过快速收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，配电主站根据故障处理策略自动完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
半自动方式：线路发生故障后，配电主站通过收集区域内配电终端的信息，判断配电网运行状态，集中进行故障识别、定位，由人工介入完成故障隔离和非故障区域恢复供电。
按供电区域划分属于A+、A类、B类区域的供电线路，馈线自动化处理模式应采用主站集中型馈线自动化方式进行故障处理。
“三遥”自动化终端优先采用光纤通信方式，配置一条具备自愈功能的专线通道或网络通道，配电自动化光纤通信终端宜采用工业以太网交换机。
对已实现光纤通信的三遥终端线路采用集中型馈线自动化处理模式。
变电站出线开关开关分段开关联络开关分段开关分段开关变电站出线开关终端DTU/FTU配网主站故障处理的相关遥控命令等1. 集中型馈线自动化设备建设配置方案1.1.柱上开关配置方案：新建柱上开关按弹簧储能型柱上断路器建设，柱上断路器额定电流630A ，短路电流容量不应低于20kA ；断路器可实现电动手动操作，能实现就地及远方分、合闸操作。
断路器配置PT ，接线形式为VV 接线，可采集线电压及提供工作电源。
内置A 、C 两相CT 和零序CT ；开关控制回路电压与储能电压相同，采用直流24V 电压；断路器具有自动化信号输入/输出接口；10kV 断路器需提供至少2常开2常闭开关位置辅助触点、SF6气压低、机构未储能等报警与闭锁节点；各遥测、遥信及电源用专用插头（防水、防尘）与FTU 连接。
对不具备自动化接口的老旧柱上开关，按上述柱上开关配置原则进行更换。
（1） 开关配置双侧PT 方案：柱上开关开关电源侧及负荷侧各配置一台单相PT，双PT 采用V/V 接线方式，变比10/0.22，容量不小于500VA，适用于线路分段开关、联络开关。
（2）开关配置单侧PT方案：柱上开关配置一台电源侧PT，变比10/0.22，容量不小于500VA，适用于变电站出线开关、分支开关。
1.2.环网柜配置方案（1）新建开关柜（环网柜）应满足自动化设备接入的条件，具备配置要求：1) 开关柜对应每段母线应配备一个PT 间隔，双PT 采用V/V 接线方式，变比10/0.22，容量不小于500VA；2) 开关柜开关和刀闸位置接点、开关本体故障和异常信号硬接点应引出至转接端子排，以便配电自动化终端采集；3) 开关柜配备配电自动化终端室和通信设备室，分别安装配电自动化终端和光纤通信设备；4) 开关柜配备电动操作机构、三相CT（A、B、C 三相或A、C、零序）、电源PT 等部件，并满足配电自动化终端接口要求。
（2）现有开关柜改造方案1) 现有开关柜根据使用年限不同，可采取改造和整体更换的方式进行馈线自动化改造，对于运行年限5 年内且具备自动化改造条件的开关柜，直接加装电动操作机构、三相CT（A、B、C 三相或A、C、零序）、电源PT、配电自动化终端；2) 对于运行年限5 年以上开关柜，开关长期较少动作，操作机构较容易卡塞，或现场不具备自动化改造条件，暂可不进行自动化改造，可结合开关柜基建改造时，再进行整体更换；3) 现有开关柜加装电动操作机构应不影响开关原有性能，优先选用原开关柜生产厂家的设备。
（3）互感器参数配置要求单相CT 技术要求：单绕组，变比600/5，容量不小于5VA，精度10P10 级；消弧线圈接地和不接地系统零序CT：变比100/5，容量不小于5VA，精度10P5 级。
小电阻接地系统零序CT：单绕组，变比100/1，容量不小于5VA，精度10P5 级。
1.3.终端配置方案（1）三遥FTU配置方案a. 三遥FTU具备遥测、遥信、遥控三遥功能采集柱上开关的电压、电流遥测信号，开关位置、设备告警等遥信信号，并能执行主站发出的遥控命令控制开关进行分合闸。
b. FTU可以根据柱上开关在线路中作用配置相应的保护功能和自动化功能,可检测、判别瞬时故障和永久故障，判别相间短路、单相接地等故障，故障类型及相关信息主动上报主站。
c. FTU具备光纤和无线通信接口，配置RS232/RS485 串口、10/100M 自适应以太网口及本地维护口，支持IEC60870-5-101 和IEC60870-5-104 通信规约，支持远程维护。
d. 工作电源优先采用PT 取电方式，后备电源宜采用蓄电池供电, 提供控制、操作及通信电源。
蓄电池容量应满足工作电源掉电后，可维持配电终端及通信模块正常工作8 小时。
（2）三遥DTU配置方案a. 三遥DTU具备遥测、遥信、遥控三遥功能采集环网柜的电压、电流遥测信号，开关位置、设备告警等遥信信号、并能执行主站发出的遥控命令控制开关进行分合闸。
b. DTU可以根据柱上开关在线路中作用配置相应的保护功能和自动化功能,可检测、判别瞬时故障和永久故障，判别相间短路、单相接地等故障，故障类型及相关信息主动上报主站。
c. DTU具备光纤和无线通信接口，配置RS232/RS485 串口、10/100M 自适应以太网口及本地维护口，支持IEC60870-5-101 和IEC60870-5-104 通信规约，支持远程维护。
d. 工作电源优先采用PT 取电方式，后备电源宜采用蓄电池供电, 提供控制、操作及通信电源。
蓄电池容量应满足工作电源掉电后，可维持配电终端及通信模块正常工作8 小时。
2 集中型馈线自动化故障处理案例分析主站集中型馈线自动化实现过程：变电站出线开关配电终端设置保护定值，保护功能投入，当线路故障时，保护动作，出线开关跳闸；线路其余分段/分支开关配电终端设置保护定值，保护功能退出，只投入过流告警功能，当线路故障时，故障电流流经的故障点上游所有配电终端均向主站上送过流告警信号。
配电主站根据变电站出线开关的保护动作信号及开关变位信号启动FA馈线自动化策略，根据配电终端上送的过流告警信号，完成故障定位，再通过全自动/半自动式故障处理方式，完成故障区域隔离，及非故障区域恢复供电。
集中型馈线自动化故障处理典型案例如下：2.1.断路器出口故障141210151311馈线自动化处理过程：如图所示区间发生故障时，断路器S1保护动作跳闸，主站根据S1的保护动作及开关分闸信号，启动FA策略，判定S1~A1之间区域发生故障，完成故障定位；主站遥控断开A1开关，实现故障区域隔离；无上游恢复供电方案，不做处理；主站遥控合上A9或者A6开关，恢复故障下游供电，故障处理结束。
关于下游恢复路径，是根据其剩余容量的大小，优先选择剩余容量大的恢复路径。
如果恢复路径开关挂有检修牌拒动时，则不会将其列在恢复路径中。
2.2.母线故障141513121011馈线自动化处理过程：如图所示区间发生故障时，断路器S1保护动作跳闸，主站根据S1的保护动作及开关分闸信号，启动FA策略；主站根据A1开关上送的过流告警信号，判定A1~A2之间区域发生故障，完成故障定位；主站遥控断开A1、A2开关，实现故障区域隔离；主站遥控合上S1，恢复上游供电；遥控合上A9或者A6开关，恢复故障下游供电，故障处理结束。
2.3.电缆故障151314111210馈线自动化处理过程：如图所示区间发生故障时，断路器S1保护动作跳闸，主站根据S1的保护动作及开关分闸信号，启动FA策略；主站根据A1、A2开关上送的过流告警信号，判定A2~A3区域故障，完成故障定位；主站遥控断开A2、A3开关，实现故障区域隔离；主站遥控合上S1，恢复上游供电；遥控合上A9或者A6开关，恢复故障下游供电，故障处理结束。
2.4.用户侧故障151314111210馈线自动化处理过程：如图所示区间发生故障时，断路器S1保护动作跳闸，主站根据S1的保护动作及开关分闸信号，启动FA策略；主站根据A1、B1开关上送的过流告警信号，判定B1下游区域故障，完成故障定位；主站遥控断开B1开关，实现故障区域隔离；主站遥控合上S1，恢复上游供电，故障处理结束。
2.5.分支线故障141210151311馈线自动化处理过程：如图所示区间发生故障时，断路器S1保护动作跳闸，主站根据S1的保护动作及开关分闸信号，启动FA策略；主站根据A1、A2、A3、B4开关上送的过流告警信号，判定B4下游区域故障，完成故障定位；主站遥控断开B4开关，实现故障区域隔离；主站遥控合上S1，恢复上游供电，故障处理结束。
2.6.本侧多点故障141513111210馈线自动化处理过程：如图所示区间同时发生故障时，断路器S1保护动作跳闸，主站根据S1的保护动作及开关分闸信号，启动FA策略；主站根据A1、A2、A3、A4、B4开关上送的过流告警信号，判定A4~A5之间和B4下游区域均有故障，完成故障定位；主站遥控断开A4、A5、B4开关，实现故障区域隔离；主站遥控合上S1，恢复上游供电；遥控合上A6开关，恢复下游供电，故障处理结束。
2.7.本侧对侧同时故障151314111210馈线自动化处理过程：如图所示三个区间同时发生故障时，断路器S1、S2、S3保护动作跳闸，主站根据S1、S2、S3的保护动作及开关分闸信号，启动FA策略；主站根据A1、A2、A10、A11、A8、B9开关上送的过流告警信号，判定A1~A2之间、A10~A11之间、B9下游区域三个区域均有故障，完成故障定位；分别给出故障处理方案：主站遥控断开A1、A2开关，合上S1，处理故障一；主站遥控断开A10、A11开关，合上S2，处理故障二；主站遥控断开B9开关，合上S3，处理故障三；遥控合上A6、A9开关，完成转移供电，故障全部处理结束。