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配电自动化终端常见故障及运维优化摘要：进入新时期以来，我国各项事业均快速发展，取得了十分理想的成绩，特别是电力行业以惊人的速度向前发展。
目前，我国配网自动化还处于建设阶段，缺乏配电自动化终端安装、调试和验收的相关标准和规范，从业人员运维经验少、理论知识薄弱，施工人员专业化程度低，建设质量管控粗放，工程管理没有条理性，影响了终端的正常投运。
供电公司为确保终端“零缺陷”投产，强化对配电自动化终端的故障管控，建立起了一套完善的配网自动化终端运维优化体系。
关键词：配电；自动化终端；故障；运维优化引言配电自动化终端将信息传送至配电自动化系统子站或主站，同时接收来自子站或主站的控制命令，对配电开关进行遥控操作，从而实现对配电网的实时监控、故障识别故障隔离、网络重构。
1配电终端概况在整体配电自动化系统中，配电终端属于基础部分，主要是在中低压配电网中利用的自动化检测设备和具有控制功能的设备的总称。
结合安装位置可以将配电终端分为三个类型，第一个是安装在架空线路上的终端，被称为馈线终端，第二个是安装在电缆线路上的终端，被称为站所终端，第三个是安装在配电变压器上的终端，被称为配变终端。
同时，配电终端可以结合功能分为两种模式，第一是遥信、遥测模式，能够对设备运行状况进行实时监控，并传输实时数据，主要由通信器和故障指示器所构成。
第二是遥信、遥控和遥测模式，具备自动化操作功能，能够安装在架空线路和电缆线路上。
对这两种模式进行合理配置，能够有效提升经济效益，实现配电自动化的有效建设。
2配电自动化终端常见故障从配电自动化系统结构层面分析可知，其主要构成部分包括配电终端、通信网络以及配电主站系统等内容。
其中配电终端模块主要为设备层，主要功能是对配电系统运行参数进行采集以及通信等。
配电自动化系统在实际应用过程中主要承担对电网运行信息的实时采集以及上报职责，确保故障情况下可以及时提供故障区域定位、故障排除方案制定等，是确保配电网平稳运行的重要保障。
配电自动化终端常见故障及运维优化摘要：配网自动化终端运维工作开展难度相对较大，使得终端在线率等实用性指标要求难以得到有效满足。
基于此，文章对常见配电自动化终端失效情况类型以及原因进行分析，并结合实际案例提出配电自动化终端技术优化对策，以及运维管理优化建议，希望对相关工作人员提供参考。
关键词：配电自动化终端；运维管理；失效情况1配电自动化终端常见故障1.1主次站点配合故障配电自动化终端，是电网配电系统的重要构成。
在电网运行过程中，配电终端故障问题需要给予高度关注，避免故障造成电网配电运行阻滞。
分析常见故障时，需要从配电主次站点角度来分析，配电系统运行中，为了满足电网输配电量、频率等指标，仅仅依靠一个主站点是不够的，无法很好覆盖整个电网区域和用户[1]。
在配电系统中，经常采用主次站点结合的方式，利用次站点来分担主站压力，同时也能够更好地完成配电。
这就涉及到主次站配合问题，当主次站之间的性能参数不一致，或者自动化终端兼容性不佳时，主站发出的配电运行指令，无法被次站有效识别，就会出现运行故障情况。
1.2配电终端漏报故障配电终端在自动化运行模式下，能够检索和判断运行状态，对运行异常进行上报。
当终端无法依据相关参数指标进行准确判断时，上报工作也无法进行，出现漏报故障[2]。
配电运行中，自动化终端对电流、电压实时数值予以判断，对比额定数值时，如果发现异常状况，应当及时进行自动记录，该记录包括异常状态时点、位置等，当漏报发生时，配电终端应当及时予以应对，如预警、启动应急程序等，当漏报故障未解除时，会造成配电系统局部跳闸。
1.3配电通信中断故障配电自动化终端的运行，需要基于稳定的通信线路，完成信息数据的交互和流转。
当通信中断时，配电系统两端无法有效沟通，也就是在故障过程中，配电终端采集不到系统指令，对电网运行阻滞无法及时处理，包括不能调取应急预案，不能及时重启线路恢复供电，给电网运行造成严重影响。
1.4终端单相接地故障配电终端运行中，需要基于用电参数完成高压、低压等用电匹配，当线路中的电流超范围时，会造成电压不稳，甚至是电力输配故障。
配电自动化终端的常见故障分析及运维管理摘要：配电自动化的控制终端不仅具备数据收集及数据传递功能，而且能够满足配电网故障实时检测与自动监控需求。
总地来说，控制终端的运行状况和系统流畅度直接影响到整个配电系统。
文章主要分析了配电自动化控制终端的基本职能及其常见的故障问题，希望以此来强化控制终端的稳定性和安全性。
此外，文章还汇总了部分重要故障问题的成因，并据此提出了部分可行性较强的实践办法。
关键词：配电自动化；终端；常见故障；运维管理1配电自动化终端的常见故障分析（1）主站与子站的配合。
一般情况下，配电网络的自动化体系是分层结构。
因此，在这一系统当中，配电自动化终端的主要功能是检测并上报配电系统的故障。
期间，主站以及子站都能准确定位系统故障，并实现自动隔离及非故障区域的功能恢复任务。
不过，现实中故障点的定位隔离与功能恢复是要分开执行的两个任务。
况且，由于主站独立处理、子站处理主站作后备以及子站独立处理以及子站隔离主站恢复，再加上快速处理故障的迫切需求，子站必须收集到所有终端中与故障有关的隔离信息以及恢复供电的区域信息。
（2）配电自动化终端漏报故障。
事实上，如果中间段出现漏报情况，系统会针对漏报问题进行自主判断，同时做到快速补充；如果故障段的供电开关产生故障，容易出现定位点出错现象，当面对这一问题时，一般先记录下发生故障的电流，同时判断该电流是否达标，再判断是否产生漏报情况，最后显示该问题的继续处理或报警信息。
实践过程中，一般将终端故障或事故跳闸作为故障处理启动前提，将终端误报故障作为故障处理启动程序。
（3）通信中断。
当出现远程控制终端与厂站之间的中断问题时，必须先上报远程控制终端，并将其作为漏报处理，才能展开故障定位等一系列活动，否则不对故障部分进行定位。
当产生联络开关信号中断问题时，一般不执行该开关的恢复供电方案的提示信息。
（4）环网运行。
其实，一般的配电网都是开环运行，当产生短期合环运行故障时，故障定位系统是不能够通过故障信号确定故障点的，再加上此时合环的时间较短，首选的故障处理方式是给出相关的报警信息。
配电自动化及配电终端配置模式1. 配电自动化建设1.1 配电自动化的概念配电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，以现代电子通信技术及网络技术为手段，实现配电系统的监控、保护和管理的自动化，是提高配电网可靠性水平、实现配电网科学高效管理的重要途径。
配电网自动化是智能电网的重要组成部分，是电网现代化发展的必然趋势，包括配电网运行和生产管理自动化，配电自动化的功能如下图所示。
1.2 配电自动化的结构实现配电网运行监控和保护的系统称为配电自动化系统。
配电自动化系统主要由通信网络、配电自动化主站和配电终端组成，必要时增设配电子站。
（1）配电主站配电自动化主站是配电自动化系统的核心，其主要功能是实现人机互动，进行数据存储/处理，完成故障处理和高级分析应用功能。
按照配电自动化系统最终实现的功能，配电主站有简易型、实用型、标准型、集成型和智能型五种建成模式；按照实时信息接入量，可以建成大型主站、中型主站和小型主站。
不同主站类型供电可靠性分析见表1。
主站建设要坚持实用化原则，充分考虑系统开放性、可靠性、可拓展性和安全性要求。
表1 不同主站类型供电可靠性分析类型功能配置故障处理方式配电网供电可靠性分析简易型故障指示，也可实现故障判断隔离人工现场巡视，也可通过开关之间的时序配合自动化程度较低，可靠性较差实用型基本的配电SCADA功能就地型，由出口断路器/ 重合器与分段器配合减少故障定位时间和恢复供电时间，较简易型有很大提高标准型完整的配电SCADA、FA功能集中型，由FTU、通信网和主/子站共同完成故障切除、恢复供电速度快，较实用模型有所提高集成型网络拓扑、状态估计、潮流分析、负荷预测、无功优化等集中型，由FTU、通信网和主/子站共同完成实现配电网的综合运行和管理，可靠性同标准型智能型配网自愈，配电网经济优化运行集中型加智能分布型，由主/子站、FTU和通信网共同完成通过故障模拟、故障后网络自愈等功能，大大提高了网络抗打击能力和供电可靠性（2）配电子站配电子站作为配电自动化系统的选配部分，其功能是作为通信网络的中间层，优化系统结构、减轻主站数据处理负担、提高信息传输效率。
配电自动化终端（FTU）高空专用运维调试的可靠性评估摘要：配电自动化系统（Demand Fault Automation，简称 FTU）是用于配电线路自动化的智能终端，其功能主要包括配电线路的实时监测、故障隔离和故障恢复等。
FTU主要由测量单元、传输单元和控制单元等组成。
配电自动化终端（FTU）是配电系统自动化的重要组成部分，主要用于配电线路的监测、故障隔离和故障恢复，其功能强大，性能稳定可靠，因此配网的日常维护至关重要。
关键词：配电自动化；终端（FTU）；高空专用；运维调试；可靠性1引言配电自动化系统是指由电力系统中具有网络通信功能的变电站自动化装置、配电网终端设备和相关信息处理设备构成的，可实现对配电网运行状态进行实时监测、控制、测量、数据采集、状态估计的电力系统自动化系统。
本文针对配电自动化终端（FTU）在高空专用运维调试时所遇到的问题，提出了解决方案，以期为其他相关人员提供借鉴和参考。
2配电自动化终端（FTU）高空专用运维调试的可靠性概述随着社会的进步、经济的发展、人民生活水平的提高，人们对电力供应的质量和可靠性提出了更高要求，这就使得供电企业在电力供应方面面临着更大的压力。
而作为供电企业中重要组成部分之一的配电系统，其自身存在着诸多问题：供电半径过长、供电可靠性差、用电客户投诉多、电能质量差等。
面对这些问题，配电系统需要进行自动化改造，以提高供电可靠性。
配电自动化系统是电力系统中一个重要的组成部分，它与变电站自动化系统、配电网自动化系统共同构成了配电网自动化系统[1]。
配电自动化（Demand Fault Automation，简称 FTU）是电力系统自动化的一个分支。
配电自动化是指在配电网的生产、管理和服务过程中，将计算机、通信技术和电力电子技术等集成应用于配电自动化系统，通过智能化的通信网络实现配电设备的远程监控，实现配电网运行方式的优化和控制，提高供电质量和效率的一种电力生产和管理模式。
新一代配网主站自助式一键联调验收系统的研发摘要：当今的电力系统中对配电线路自动化程度、调试效率要求越来越高，特别是现在配电系统联网规模越来越大，在配电系统中引入微电子技术、软件技术、网络通信技术的控制系统势在必行。
大批量、多型号、多厂家配电自动化终端的调试、安装和维护，成为当前急需解决的技术难题。
对于运行中的终端（含其二次回路）进行监测、维护等就地运维时，缺乏专业化的自动联调测试工具。
基于此，本文探讨新一代配网主站自助式一键联调验收系统的研发。
关键词：自动联调测试；验收系统；配网主站；系统研发一、新一代配网主站自助式一键联调验收系统的研发背景当前在配电自动化终端运行现场，一般通过传统继电保护测试仪进行手动测试，人工录入检测结果的形式进行调试和维护作业，这种方式已经无法满足当前检测规范要求。
市面上新型配电自动化测试仪虽然可以实现就地闭环自动化检测的功能，但调试环境和配电自动化主站还是存在差异性，特别是在无法实现端对端通信安全加密情况下无法对终端进行检测，因为各种安全加密、网络信道等限制，难以实现内外网贯通，这就导致现场就地调试和运维工作效率非常低下，运维人员一般要经过与终端通信调试、与主站通信调试、再分别进行数据校核，环节繁杂，且不能保证调试结果的实时有效性，没有一种专业的装置能贯通内外网数据，打通主站、终端、移动运维工具、现场配电终端测试仪或继保测试仪等多个环节一次性自动联调运维校核流程，本系统研发的创意立意点就是要基于上述要求，研制出一种基于内外网数据贯通的配电网就地自动联调运维装置，在终端运行现场利用本项目研究成果开展配电网主站、终端、移动运维工具、终端测试仪的全自动联调、运维工作。
二、系统研发的总体路线（一）总体思路本次系统研发实现了一种以配电主站为中心和多台配电测试仪融合集成一体化的智能机器人1+N模式测试平台，配电主站与各区域配电终端测试仪通过认证4G安全加密无线建立链路实现数据交互，配电主站接受配电终端测试仪命令实现对待调终配报文过程的感知并转发报文至配电终端测试仪，配电终端测试仪通过“三遥”点表编制测试逻辑方案，自动逐项驱动配电终端测试仪模拟量组合输出和位置变化实现终端性能和功能以及FA功能的验证并给出结论。
配电自动化终端就地调试及接入方法分析摘要：配电自动化终端就地调试和接入方法的应用，可以在不对已有的配电自动化主站系统架构以及相关的配电自动化终端设备、自动化通信方式等进行更改的前提下，顺利地进行接入配电自动化终端设备信息标准化接入，具有较高的安全性及可靠性。
本文就配电自动化终端就地调试以及接入方法展开分析。
关键词：配电自动化；终端；就地调试；接入方法一、配电自动化的概念和现状1.构建配电自动化系统配电网是整个电力系统直接面向用户的一个重要环节，然而相应的配电网综合自动化技术在我国发展时间不长，是一门新兴的技术，我国现阶段在配电自动化方面还在不断地形成完善的体系，因此，需要相关技术人员和部门在此方面投入更多的时间和精力。
首先要将配电自动化系统相关的技术要求、信息管理要求、通讯管理要求等进行整合，并且按照相关的统一标准予以实施；其次，在实施配电自动化系统建设的过程当中，要健全运行体系及维护管理体系，增强相应的监督管理，配电自动化系统安全与否不但和相关工作人员的生命安全息息相关，同时，还关系到配电网的稳定运行和电力行业的持续发展，因此，在监管的过程当中，必须落实在进行配电自动化系统实施相关工作时要严格执行相应的技术标准和规范要求，确保配电自动化系统构建工作的质量和效果。
2、增强专业人才队伍的构建一项工程能否获得成功，人在其中起到了非常重要的作用。
在对配电自动化技术人才进行培养的时候，需要对其的专业性予以重视，使其能在配电自动化领域中的难点、突破口攻关上起关键作用。
另外可通过多种的激励方针，有效激发起相应的技术人员参加各类形式的教育培训和自我提升学习的积极性，使其专业水平和素养得到明显提高，使其能够更高效地为配电自动化发展服务。
3、配电自动化发展的几个阶段第一个阶段是以自动化开关器材（重合器）为基础，进行设备相互之间的配合实现配电自动化的时期，这期间，最主要的设备是自动重合器等，其能够在不需要计算机系统以及互联网的支持下，也能实现有效应用。
一、项目背景随着我国电力系统的发展和科技进步，配网自动化技术得到了广泛应用。
为提高配电网的可靠性和供电质量，降低线损，实现配电网的智能化管理，本方案旨在对配网自动化系统进行安装调试。
二、施工目标1. 完成配网自动化系统的安装、调试和试运行。
2. 确保系统运行稳定、可靠，满足电力系统运行要求。
3. 提高配电网的自动化程度，降低人工操作成本。
三、施工范围1. 配网自动化主站系统安装调试。
2. 配电自动化终端设备（如FTU、DTU等）安装调试。
3. 配网自动化线路保护装置安装调试。
4. 配网自动化通信设备安装调试。
四、施工步骤1. 施工准备（1）收集配网自动化系统设计资料，了解系统功能、性能和配置。
（2）组织施工队伍，明确各施工人员的职责和任务。
（3）准备施工所需材料、工具和设备。
2. 系统安装（1）主站系统安装：按照设计要求，安装服务器、工作站、交换机等设备，并连接网络。
（2）终端设备安装：在配电终端设备安装位置，按照设计要求进行安装，连接通信线路。
（3）线路保护装置安装：按照设计要求，在配电网线路保护装置安装位置进行安装，连接通信线路。
（4）通信设备安装：在通信设备安装位置，按照设计要求进行安装，连接通信线路。
3. 系统调试（1）主站系统调试：检查服务器、工作站、交换机等设备运行状态，确保网络连接正常。
（2）终端设备调试：对FTU、DTU等终端设备进行调试，确保通信正常、功能完好。
（3）线路保护装置调试：对线路保护装置进行调试，确保保护功能正常。
（4）通信设备调试：对通信设备进行调试，确保通信质量满足要求。
4. 系统试运行（1）模拟故障，测试系统对故障的响应和处理能力。
（2）检查系统运行数据，确保数据准确、完整。
（3）对系统进行性能测试，确保系统稳定、可靠。
五、施工要求1. 施工过程中，严格按照设计要求和规范进行操作。
2. 施工人员应具备相应的专业技能和操作经验。
3. 施工现场应保持整洁，确保施工安全。
第二章配电网仿真系统整体结构三、仿真系统主要实现的功能本次仿真培训为四方华能公司的CSDA2000配网自动化系统方案，该系统是国内最早针对配电网改造需求而诞生的国家重点产品之一。
1、配电主站软件功能：配网自动化主站系统的软件子系统及功能主要包括：配电SCADA、配电PAS、配电GIS、配电FA、配电网改造设计分析系统。
2、配电网通信处理：通信数据采集及处理，规约及介质转换（CSE200通信处理机）。
3、配电自动化终端：测控、保护、通信及故障处理（CSF206LS型、CSF101型FTU）。
4、大屏幕投影。
第一层为现场设备层：主要为FTU、TTU、远动终端单元(RTU)和电量集抄器等构成，这些设备统称为配电自动化终端设备。
在柱上开关处安装馈线终端单元(FTU)，完成对柱上开关的监控。
①FTU的工作电源一般来自FTU自身携带的免维护蓄电池；开关的操作电源以及蓄电池的充电电源一般来自柱上开关两侧的电压互感器器。
②FTU一般采用高性能单片机作为CPU，具有带光电隔离的开关量输人和交流样功能，具有对时功能和定值远方下装和召唤功能；具有故障检测和上报功能；具有抗恶劣环境(高温、严寒、防雷、防尘、防雨等)功能。
③在配电变压器处安装监测单元(FTU)，除了完成配电变压器进行常规监测外，一般还具有低压侧无功电压综合控制、分散用户抄表集中器与电能核算功能。
④在配电开闭所和配电变电站安装远动终端单元(TTU)，电量集抄器安装于配电变压器附近，用于采集分散用户的电量数据为用电科学管理提供依据。
2、第二层为区域集结层：以110kV变电站或重要配电开闭所为中心，将配电网划分成若干区域，在各区域中心设置配电子站又称区域工作站，用于集结所在区域内大量分散的配电终端设备，如馈线终端单元(FTU))、配变终端单元(TTU)和电量采集器的信息。
3、第三层为配电自动化子控制中心层：建设在城市的区域供电分局，一般配备基于交换式以太网中档配电自动化后台系统，往往还包括配电地理信息系统、需方管理和客户呼叫服务系统等功能，用于管理供电分局范围内的配电网。
4、第四层为配电自动化总控制中心层：建设在城市的供电局，一般配备基于交换式以太网的高档配电自动化后台系统和大型数据库，用于管理整个城市范围内的配电网。
由于配电网比较密集，一般采用混合通信手段，并且尽量利用主变电站到供电局以及供电分局到供电局的已有通道，构成城区配电自动化系统的通信网络。
对于中小型城市的配电自动化系统，一般只有前三层设备，而不需要第四层。
二、四方华能公司SCSDA2000配网自动化系统针对本方案的配网自动化系统仿真平台设计要求，系统采取分层分布式先进结构方式：即主站层、通信层、终端设备层三个层次，通过通信网络形成一个完整的结构。
仿真配网自动化系统结构示意图：图2.3 仿真配网自动化系统结构示意图三、配电网自动化的发展趋势随着城乡电网建设与改造的进行，形成了多供电途径的网格状配电网，其运行方式非常灵活，需要发展人工智能协助操作员甚至代替操作员更科学、更及时地作出最佳的调度决策，从而确保配电网安全运行，降低运行费用和提高经济效益，更好地提高供电可靠性，最大限度地发掘配电网的潜力。
因此，配电自动化系统的发展趋势，就是由依靠人们经验的自动化系统，向更加广泛地采用人工智能的智能配电系统发展。
第三节配电网站仿真主要设备一、配电网站仿真平台馈线模型仿真平台的模拟的城区10kV 双电源手拉手的开环运行馈线的结构，双电源供电（来自不同变电站），符合N －1原则的供电可靠性要求。
下图为本次仿真平台馈线模型图：图2.4 仿真平台馈线模型图#1701、#1801开关为首端开关，配置的FTU 具有测控保护及通信功能。
#1702、#1802开关为分段开关，#1703开关为馈线联络开关（正常运行时为断开状态），均配置FTU 具有测控、故障检测及通信功能（其保护软压板退出：由于馈线短，馈线各级分段开关的保护跳闸在时间和电流上很难有效配合）。
二、四方华能公司SCSDA2000配网站仿真系统主要软件主站软件系统：1、Windows 2000、SQL Server 2000、Oracle 9i 、VC 6.0；2、CSDA2000（SCADA 、DPAS 、GIS 、FA 、DNA 等）三、四方华能公司SCSDA2000配网站仿真系统硬件设备1、单网结构10/100M 以太网（3COM16口系统网络交换机）；2、配置一台仿真平台系统服务器兼教学机（HP DELL Optiplex GX320）；3、两台配网离线演示工作站（HP DELL Optiplex GX745）；4、配置一台HP DJ 1220CA3喷墨打印输出设备；5、配置一套投影设备（东芝 TDP-T95M ）。
出线1馈线自动化调试方案一、配网仿真馈线自动化调试方案馈线自动化的控制模式有多种，不同的控制模式在不同的时期发挥了重要的作用，也各有优缺点。
馈线自动化实现目前主要有就地控制调试方式和远方控制调试方式两种模式。
本仿真馈线自动化的通过远方集中方式来实现，是目前配网自动化实现FA的主流方案。
通常情况下，10kV架空线路分段开关和联络开关采用负荷开关或断路器，对应FTU 可不设置保护功能；但馈线首端开关采用断路器,其对于的FTU具有保护功能(过流保护、重合闸等)。
当线路某一区段发生故障时，馈线首端保护动作跳闸，跳闸开关进行一次重合，以区分瞬时故障和永久故障。
重合闸成功：为瞬时故障，重合后恢复正常供电，不启动FA功能；重合闸失败：为永久故障，启动FA功能。
通过采集各FTU将开关的过电流故障信息，通过FA模块进行分析处理，进行故障定位，给出隔离及恢复方案。
最后将方案提交予命令操作票系统，调度员确认后自动进行，也可以通过人机对话交互式完成。
二、数据智能模拟故障调试：本方案为了保证模拟系统的安全性，同时满足实际馈线自动化的模拟功能，本方案采取模拟系统不真实带电的方式，其馈线的电压、电流等测量数据通过后台数据模拟软件智能生成，保护功能、故障信息由后台模拟实现，仅将开关的二次控制操作回路及开关位置DL节点等接入FTU配电终端。
（但预留实际信号节点,可通过继电保护测试仪等输入模拟量及保护试验。
）可以通过人为的设置故障点，系统首先模拟故障点所属馈线的首端开关保护动作跳闸及重合闸功能后，模拟收到相关故障开关的FTU上送的故障的过流信息，FA模块收集故障信息后进行分析处理，对故障位置进行定位，给出故障隔离及非故障区域供电恢复的顺序控制方案。
操作员可以设置自动执行FA方案，也可人工干预执行FA方案。
执行FA方案，顺序控制FA方案中的的开关，FTU收到主站遥控指令后，发出信号对开关进行合闸或分闸操作，FTU采集开关变位后，将遥信点正确上送主站系统，进行下一步骤的开关控制，直至FA方案顺控操作执行完毕。
同时主站系统根据开关位置，通过拓扑分析，进行动态带电着色。
第五节配网仿真系统——故障分析及处理一、FA概述馈线自动化功能为CSDA2000配网自动化系统中的重要功能模块（即CSDA2000－FA）。
配电网故障分析处理一般过程是通过安装在馈线上的柱上FTU、开闭所或环网柜DTU等检测并记录故障信息，再将此故障信息由配电网的通信系统传送到控制中心，并反映到SCADA数据库中，然后向FA功能模块发送启动故障检测、隔离与恢复命令，由FA 功能模块确定故障部分，将故障部分从配电网中隔离出来，再执行恢复功能，得出优选的或者可行的恢复方案，最后将方案提交予命令操作票系统，手动或自动执行。
其本质是通过软件在控制中心形成操作命令，再由控制中心依此命令系列发出遥控命令，实现配电网故障后状态的处理。
配电FA的功能实现与网络结构及配电终端设备设备自动化程度紧密相关。
配网FA功能模块关键是依赖于智能软件的先进性。
当配电网中发生故障时，配电网故障检测、隔离与恢复程序根据通信系统反映在SCADA 数据库中的故障信息，进行逻辑推理，判断出故障所在的位置，然后隔离故障点，最后启动恢复功能模块，得出可行的或者是优选的恢复步骤，以命令操作票的形式提交予SCADA 系统，手动或者自动地发出遥控命令，恢复对停电区域的供电。
二、FA的处理过程CSDA2000－FA将问题分解为以下几个子问题：故障检测、故障隔离、网络状态分析、恢复方案、方案评价，调度员建议、恢复预演、执行隔离与恢复等。
1、故障检测配电网故障检测是根据通信系统采集得到的配电终端故障信息来判断故障发生的具体区段以及故障所在的馈线，为配电网故障后状态分析提供信息。
故障检测原理：如果馈线首端开关跳闸并有故障标志，那么故障发生在这条馈线上。
这条馈线上如果某区域岛的边界开关中，有且只有一个边界开关带有故障标志，那么故障就发生在该区域岛中。
2、故障隔离将故障区段的相关信息写入数据库中的故障区段表中。
故障隔离程序从表中取出该区段，然后从区段—开关关联表中取出该区段的边界开关，置开关状态为开，形成隔离步骤，并将隔离步骤写入隔离步骤表中。
3、恢复方案利用自馈线恢复、整区恢复、双分割恢复等算法形成下游区恢复步骤。
得出几个可行的恢复方案，然后结合模糊评价，得出优选的恢复方案，供调度员参考选择。
恢复方案分为两个部分，即上游恢复方案的形成和下游恢复方案的形成。
三、FA的处理过程示意图配网系统图 3.9 FA的处理过程示意图四、恢复方案的模糊评价形成某一区段的多个恢复方案后，应及时进行方案的评价，以决定该区段选用何种恢复方案，为下一个停电区段作准备。
选用哪些评价目标来评价各种候选方案，决定了最后的开关操作步骤。
常用的评价目标有恢复速度，开关的操作次数，支持馈线个数，负荷平衡，电压质量，恢复的负荷与总停电负荷的比值等。
而对调度员来说，他们往往又最关心开关操作次数和恢复速度。
进行多目标评价的有效方法是采用模糊评价的方法，首先考虑选用开关操作次数（SN switching number），支持馈线个数（BFN backup feeder number），馈线总裕度与实际负载（M/L）三个指标作为评价目标，建立相应的模糊集，进行模糊评价，决定优选的恢复方案。
五、FA功能的仿真调试本仿真系统通过仿真模块模拟实际故障，与开关配合实现馈线故障的处理过程。
1、选择故障点：所在馈线段及负荷。
2、选择故障类型：瞬时性故障或持续性故障。
3、启动仿真服务。
4、根据故障点设置给出隔离及恢复方案的遥控序列。
5、选择执行方案或取消。
如果执行，按顺序进行遥控操作，开关正确动作及返信。
3.10 模糊评价总模型。
