国网龙岩供电公司 叶 杰 钟秋添 卢晓明 程华新

电网调控运行人员值班期间在电网监控、工作许可、指令下达、厂站及用户的检修申请审批和传达、报表统计、值班日志记录等重复性工作上耗费超80%的精力，导致其在应对电网紧急故障等突发事件时无法保持清醒头脑，反映出现行调控业务的痛点。因此人工智能、数据融合、电网自动化等多项技术都已成为电网实现全面感知、全程在线和全要素互联的重点攻关领域，电网的安全稳定运行和高效事故处理也在其研究范畴。此外，2021年福建省调度控制中心致力于依托人工智能技术，促使电力调度由人工调度逐渐向自动化、智能化调度升级，智能化事故处理是其研究重点之一。

目前国内外对电网停电事故智能处理的研究，仍停留在电网暂态数据推理的机器学习阶段，与智能替代实用化还有一定距离。事故处理仍然沿用传统的“调控员人工处置”模式。传统电网风险管控模式主要为预警发布、预案编制、预案学习、措施落实和预警解除4个环节，单一开关遥控操作需要经下令、复诵、记录、设备选择、遥控确认、遥控操作、复令等8个工序，操作至少一分钟，费时费力且存在误遥控风险。当前，基于书面预案人工处理区域变电站全停故障主要存在三方面弊端：一是既定预案灵活性差、覆盖范围不完整；二是线下预案内容繁杂、执行效果不理想；三是常规预案过程冗长、操作效率不够高。

1 秒级复电技术体系架构及技术路线

秒级复电技术体系架构主要分为数据信息层、物联设备层和功能过程层。数据信息层：底层故障判断分析服务实现基于Petri网的多源信息故障设备定位及故障后恢复供电的路径辅助决策功能[1]。秒级复电数据服务将复电路径解析为操作序列并提供读写操作序列历史数据的功能。展示界面实现推送、展示和查询故障设备定位信息以及辅助决策信息数据。维护工具编辑和维护Petri网规则，定义支持的保护信号子类型；物联设备层：该技术以电网事故处理全流程智能替代为出发点，物联变电站一、二次设备、EMS系统、五防系统、保信系统和故障录波系统等，针对正常、检修或临时运行方式开展电网事故处理智能替代研究。

功能过程层：故障定位即根据开关变位信息、设备保护信号、遥测变化数据等判断源头失压站和被迫失压站，生成失压站和负荷损失报表；故障分析时把拓扑分析后的节点支路模型转换为“图”，使用广度优先搜索和深度优先搜索算法找到所有可能的恢复供电路径[2]；预案生成界面包含经过送电自检和路径转换得到的事故预案列表、待复压设备列表、转供线路列表和待自动遥控操作设备列表；程序控制起动后，系统在无异常和人工干预的情况下顺序操作预案界面待自动遥控操作的设备。

图1 秒级复电技术线路

2 基于秒级复电技术的主网快速自愈系统功能模块

2.1 故障定位

根据事故暂态过程告警、录波、开关变位信息、设备保护信号、遥测变化数据等信息，开展故障定位智能替代研究，确定源头失压站和被迫失压站，如图2和公式1～2所示：

图2 源头失压站和被迫失压站判别逻辑

式中：Y1、Y2、Y3为源头失压站三个判断环节，满足条件则Y=1，判为源头失压站（否则Y=0）；PY为判断条件集合，a为必要条件，其中a1为保护动作信号（关键字库：差动、高频、距离、零序、母差、瓦斯、过流、电流、间隙、后加速、纵差等），a2为开关合转分变位信号，B为母联（分）或进线备自投动作信号（偶发条件，开关未变位），C为重合闸后加速动作信号（偶发条件，开关合转分、分转合、合转分）；∆t为判断时延；∆UX为母线电压，UX0为母线额定电压值，∆UL为母线线电压。

式中：B1和B2为被迫失压站两个个判断环节，满足条件则B=1，判为被迫失压站（否则B=0）；PB0为基本判断条件，根据源头失压站拓扑关联相关线路；PB为判断条件集合，其中d为母线事故前有压、事故后无流无压状态改变（必要条件：-20～10秒），e为线路事故前有潮流、事故后无流状态改变（必要条件：-20～10秒）。

2.2 故障分析

故障分析主要任务是检索转电路径并进行安全检索，控制路径中主变、线路不过载，并选取最优复电路径，完成送电自检：转电路径检索。首先确定送电电源，再以潮流框图连接线为路径，开展逐级延伸检索至220kV主变中压侧的路径检索，生成若干条复电路径；转电路径安全检索。满足4个条件：路径中主变、线路不过载，路径变电站所有设备在热备用状态，路径接地刀闸均在断开位置（且无检修牌），路径一二次设备无异常信号。其中，为确保路径中主变、线路不过载，需满足以下条件：PT≤0.8PTmax、PL≤PLmax、Pn+Pm≤0.7PY，式中：PT为路径中变压器实时负荷，PTmax为其额定值；PL为路径中线路实时电流值，PLmax为相应线路在温度k下的载流量限值；Pn为失压负荷，Pm为实时路径各节点负荷，pY为设备允许功率限值。

按照过载和不过载两种情形处置，其中负荷按梯级计算方法，从电源侧开始逐级递减。首先根据主变负荷监视表和设备长期、短期允许载流量表监视主变负荷和设备载流量，若发生过载，首先按超供电能力序位表决定不送电线路，仍然过载再根据重要用户清单和低周减载序位表采用低周按轮次决定不复电线路，如公式PJ≥PZ，式中：PC为超供电能力限电目标值，PX为实际限电总量PXd为第d个限电目标限电值，D为满足限电总量的最后一个限电对象序号；PZ为低周减载目标值，PJ为实际减载总量，PJe为第e个减载目标限电值，E为满足减载总量的最后一个减载对象序号。

最优路径选择应满足4个条件：整体潮流最小；送电路径最短；操作开关最少；电压质量合格。依据上述原则并根据公式3选取最优路径.式中：Ochoose为选取的路径编号，H为生成路径总数；Oi为路径选择因子，r1～r4分别为路径i长度Llengthi、整体潮流Pflowi、电压偏差∆Ui和开关操作总数Cti的权值。

送电自检。送电路径的安全自检应遵循“六个防止”原则：防止非同期；防止操作过电压；防止主设备二次故障冲击；防止进取故障冲击；防止带地线送电；防止遥控通道异常。

2.3 预案生成

结合前述故障分析结果，由开关变位信号、设备保护信号、遥测变化数据等，共同构成程序启动的输入源。当输入源发生时触发启动推理过程，根据预先设定的专家知识库判断、分析得到故障的设备，使用广度优先搜索和深度优先搜索，以系统中的所有热备用开关为可选动作开关，找到所有可能的恢复供电路径。针对所有可能的供电路径分别进行转供容量、开关操作次数、网损、甩负荷等校验，同时比较失压前电网运行方式，分析得出最优送电路径方案，并由秒级复电数据服务解析并生成遥控序列。

实时预案界面主要包含4个模块：事故预案列表。只有一起故障时直接显示当前故障的事故预案，若同一时段有多起故障，通过双击对应事故预案名称进入相应的待复压设备列表、转供线路列表和待自动遥控操作设备列表；待复压设备列表。即根据预案需恢复供电的失压设备列表；转供线路列表。展示复电路径经过的线路名称；待自动遥控操作设备列表。根据转供路径，自动检索需要操作的设备序列，按照既定事故处理逻辑顺序排列，即生成待自动遥控操作设备列表。

2.4 程序执行

秒级复电程序自动解析调度处置流程规定，编译事故处置算法，运用程序控制技术实现故障后预案线上无缝衔接执行与控制，单击“一键执行”按钮后程序操作顺序执行（图3）。具体执行步骤如下：断开源失压站和失压站所有电源出线开关和中性点不接地变各侧开关，默认开关1在合位，否则先用开关1对线路充电运行；断开开关4；开关2投检同期；合上开关2；开关1投检无压；开关3投检无压；开关4投检同期；合上开关4。单站按上述步骤串行操作，不同站采用并行操作。

图3 秒级复电程序操作步骤

3 秒级复电技术应用成效

3.1 案例分析

抽取4起典型秒级复电技术成功处置变电站事故全停事件，均能在1分钟内自动完成对失压变电站的复电操作，以小池变失压为例，采用秒级复电程序进行建压操作过程中共遥控7个开关和1个测控检无压压板、总用时24秒，单次遥控平均用时仅3秒。通过查阅调控运行值班日志可知，2017年7月14日小池变全站失压事故的复电用时为10分钟，效率显著提升。

以和平变110kVⅠ段母线失压事故处置为例，细分化分析各处置环节用时，并将其与秒级复电技术应用前各环节耗时（单位s）对比可知，人工进行故障定位时调阅EMS故障信号耗时120秒，调图判断失压范围耗时60秒，讨论故障原因和处置方案总耗时240秒，该复电路径需人工操作10个开关，至少用时600秒，总耗时1020秒；运用秒级复电技术后，故障定位、故障分析和实时方案自动生成都能在3秒内完成，点击“一键执行”按钮后只需要27秒就能完成所有复电操作，停电总时长相比人工处置缩短984秒，效率提升96.47%，按事故前负荷14MW计算，共增供电量3.83万度。

以上秒级复电案例累计增供电量10.30万度，假设每度电均价0.5元、每度电GDP贡献值18.55元，増供电量为企业增收5.15万元、GDP总贡献值达203万元，全面推广后每年创造的价值可达千万级。

3 结语

本文所述基于秒级复电技术的主网快速自愈系统进一步提升电网调度自动化、智能化水准，极大提升事故处理效率，降低误操作风险，产生的増供电量创造出更大的社会价值。该技术的先进性可归纳为4个方面：实现电网事故处置预案在线化管控，并辅以程序控制策略实现快速复电的目标，是目前国内首次应用；该技术属国内首创运用图论算法编译电网事故处理预案，确保预案不遗漏、不疏忽，安全边界控制更全面；该技术是物联技术在电网事故处置的首例实用化案例；技术实现事故处理复电“快、准、稳的批量操作，向全面实现电网调控运行自动化、智能化和信息化水准迈出一大步。