近年来，国内外电力系统多次发生大停电事故，电网安全问题受到高度关注。为了避免大范围停电事故的发生，美国、西欧等国家开始建设智能电网，我国国家电网公司也制定了建设坚强智能电网的计划。自愈是智能电网的1个重要属性^[1-2]，是数据采集和监控系统（Supervisory Control And Data Acquisition，SCADA）、能量管理系统（Energy Management System，EMS）的发展和完善。电网的自愈控制需不断检测自身的安全裕度，实现自我预防。当发生故障后，自动识别、隔离故障，并根据电网潮流变化和安全裕度情况，确定恢复策略。文献[3]将1个与配电网电压、电流、有功功率、无功功率、频率相关的函数定义为系统状态函数，并根据系统状态函数值，定义紧急状态、恢复状态、异常状态、警戒状态、安全状态，对假想故障进行N-1情况下负荷转移能力分析，通过在线监测、校核、调节无功补偿设备、切换线路的方式，消除城市配电网的故障隐患，使系统逐步转为安全状态。文献[4]提出了电网自愈控制的“2-3-6”框架设计，及电网自愈控制的相关问题和赖以发展的新技术，为高压智能电网自愈提出了思路和方向。

目前关于电网自愈的文献都是在讨论需要的技术和实现框架，具体、详细的实现过程还未见报道^[5-7]。本文以某高压电网为例，分析故障识别、可视化定位、故障点隔离、电网自我恢复的过程，并指出自愈控制与调度中心安全稳定校核程序的配合办法。

自愈能力是自我预防和自我恢复、自我愈合的能力。自愈控制具有两个显著特征^[8]：

（1）预防控制为主要控制手段，及时发现、诊断和消除故障隐患；

（2）具有故障情况下维持系统连续运行的能力，不会造成系统运行损失，并且通过自治修复功能从故障中恢复。

电网自愈可划分为元件层和系统层2个层面^[9]，元件层即电力网络的一、二次元件，一次元件有断路器、变压器、Facts装置等，二次元件有各类保护和自动装置等。元件层的自愈主要是针对某个局部设备的修复或替换。系统层则是针对系统中的故障进行自行隔离并且不中断输电和供电，它基于全系统的信息，以最大限度保证全系统正常运行。

智能电网建成后，变电站基本都是无人值守。电网发生故障后，电网控制中心搜集相关变电站的故障信息，利用专家知识库识别故障，再通过可视化技术判定故障点。华东电网某220 kV电网控制中心控制甲站和乙站，甲站接线图如图 1所示，乙站通过4175、4176线与甲站相连。本文基于甲站4181线故障，论述故障发生后电网控制中心如何识别故障，并隔离故障点，进行电网的故障恢复。假设本次故障没有发生电网稳定问题，且220 kV电网连接比较紧凑，故障断开一条线路后，并不会中断负荷的供电。

图 1(Figure 1)

图 1 甲站接线图（黑色表示开关合位）

故障发生前，甲站的开关位置如图 1所示，开关在合位表示该回路在运行状态。保护动作情况如表 1所示。故障后甲站的开关位置如图 2所示，乙站也为双母双分段接线方式，乙站的4175线路开关也在故障后跳闸。

表 1(Table 1)

表 1 故障后继电保护动作信号

表 1 故障后继电保护动作信号

图 2(Figure 2)

图 2 甲站故障后开关位置示意图（黑色表示开关合位）

分析图 2及表 1的故障信息可知，甲站4181线开关与换流变压器之间发生了故障，由于这个区域同时在母差保护和线路保护的范围内，导致了4181线路2套保护及正母一段母差保护动作。母差跳开正母一段上所有开关，并跳开1号主变高压侧2010开关、低压侧311和312开关，甲站4175线路保护启动远方跳闸，跳开乙站4175线开关。35 kV一段母线、二段母线失电后，自切保护动作，瞬时合上35 kV二/三分段332开关、35 kV一/四分段314开关。

所有涉及开关变位的回路保护动作信息及开关变位信息都要上传到电网控制中心。事先针对现有接线方式典型故障的每个故障点事先建立动作集合。以4181线开关与换流变压器之间的故障为例，其动作集合为：

{甲站正母分段2012开关分闸，甲站1号母联2011开关分闸，甲站1号主变高压侧2010开关分闸，甲站1号主变低压侧311开关分闸，甲站1号主变低压侧312开关分闸，甲站4175线4175开关分闸，甲站4181线4181开关分闸，甲站4173线4173开关分闸，乙站4175线4175开关分闸，35 kV二/三分段332开关合闸、35 kV一/四分段314开关合闸，甲站4181线CSL-101A跳闸出口动作，甲站4181线LFP-902A跳闸出口动作，甲站REB103正母一段母差动作，甲站4173线REL551(Ⅰ)保护远方跳闸动作, 甲站4173线REL551(Ⅱ)保护远方跳闸动作, 甲站4175线REL551(Ⅰ)保护远方跳闸动作, 甲站4175线REL551(Ⅱ)保护远方跳闸动作, 乙站4175线REL551(Ⅰ)保护远方跳闸动作, 乙站4175线REL551(Ⅱ)保护远方跳闸动作, 甲站35 kVSEL351自切动作}。

动作区域为图 2所示的点划线所围区域。若此故障跳开甲站正母分段2012开关时，发生开关失灵，则需跳开甲站2号母联2022开关、甲站2107线2107开关、乙站2107线2107开关。可针对甲站4181线开关与换流变压器之间发生的故障，并甲站正母分段2012开关失灵之类的复杂故障另设一个动作集合。

当故障发生后，控制中心根据搜集到的信息，形成动作集合。然后将该动作集合与事先制定的当前运行方式下各个故障点的动作集合进行匹配来识别故障。

需要注意的是，动作集合都是在一定运行方式下制定出的。运行方式改变后，需相应修改动作集合。一般针对可能的母线结排方式改变，预先制定几套动作集合。若考虑开关失灵的情况，可以按当前故障下，又发生开关失灵来制定动作集合。

对上海电网多年的高压电网故障事件进行统计发现，单重故障且保护正确动作的概率占99%以上。本文只考虑单一故障点，如需要考虑复杂故障或保护误动情况下的故障点判定，可针对典型运行方式下，制定出相应的动作集合。

在传统的被动式2D图形监视模式中, 越限和事故信息往往通过告警和事故画面等方式进行展现，调度员基于厂站图、地理接线图、图表、告警窗方式进行电网运行状态的监视。在智能可视化模式中，通过构建智能可视化支撑平台，实现智能可视化^[10]的监视、分析、预警、辅助决策，及事故中的可视化故障定位，直观提醒事故的发生，实现事故后的可视化事故恢复方案^[11]。

对于2.1节所示的故障可利用专家知识库迅速识别出故障点。为了进一步确认故障点，可以利用智能巡视机器人现场查看，传回清晰图片或实时视频。对于GIS设备，可以调取安装在GIS内部摄像头的图像。对于本文2.1节所示的故障，通过图像可以看到甲站4181线换流变压器瓷瓶有裂痕。断定故障点后，电网控制中心人员可以启动自动恢复预案。

确定故障点后，自动恢复预案首先完成故障点的隔离，以便使电网健全部分恢复运行，同时方便对故障部分进行检修。隔离过程为：将乙站4181线转为线路冷备用，将甲站4181线转为开关线路检修。

故障点隔离完成后，将甲站正母一段转为冷备用，利用甲站正母分段2012开关对正母一段进行充电。充电成功后，依次恢复该母线上各回路送电。对于各条线路，按照调度规定的充电侧、合环侧，并配合其他电网控制中心依次充电、合环。合上甲站1号主变高压侧2010开关，对1号主变充电成功后，合上1号主变低压侧311、312开关，然后拉开35 kV二/三分段332开关、35 kV一/四分段314开关，恢复正常接线方式，大大缩短了电网事故的恢复时间。

由于4181线转为检修状态，运行方式发生了变化，可能有些回路需要修改定值区，自动恢复预案将在合闸送电前自动在线切换定值区。

应用电力系统静态安全分析方法中的N-1原则进行当前方式下的故障预测，在N-1状态下考察负荷转移能力，防止在此期间发生其他故障时，电网自我保护措施不足。

自我预防还体现在调度中心能够实现在线智能辅助决策及预防控制，能够实现协调控制与防御，能够处理输电网的多重故障及不同厂站同时故障、相继故障的电网紧急控制；在电网现有安全自动装置控制措施不足时，从全网角度实现电网安全稳定的追加控制，弥补区域和就地紧急控制措施的不足。

文献[8]提出了上级控制中心跟踪电网变化，自动为下级生成外网等值模型，并下发到下级控制中心。这样下级控制中心可根据当前的电网等值模型进行自愈控制。文献[3]将配电网状态定义为安全状态、警戒状态、异常状态、恢复状态、紧急状态等，自愈控制程序不断检测电网是否处于安全状态，即判断异常情况是否得到控制，是否存在设备异常、过负荷、电压失稳等。当偏离安全状态时，要进行校正控制。对于高压电网的状态判断可以借鉴文献[3]中的思路和方法，但高压电网的稳定更为复杂，还需要其他辅助判据，此方面还需进一步研究。

故障发生后，可能发生较大的负荷转移，造成部分线路过负荷，在故障线路不能立即恢复的情况下，自愈控制应对潮流分布进行调整，通过减少一些机组的出力，或增加另一些机组的出力，来控制潮流限额。在无负荷转移能力时可进行网络运行结构控制决策，通过在线监测、校核、调节无功补偿设备、切换线路、远方电源投入、切负荷、解列等方式，使高压电网转为安全状态。

相比传统人工调度和人工操作，自愈控制能够更加迅速、有效、全面地收集、利用信息并迅速给出处理策略，避免负荷转移造成的级联跳闸。

本文介绍的预防校正控制方法，通过在某220 kV电网实际故障处理中的应用，实现了高压电网的自愈，表明该高压电网自愈方案可行、有效。