应用实践

配电自动化三十年专刊

广东配电网故障自愈技术的探索与实践

赵瑞锋1 卢建刚1 王强钢2 欧阳卫年1 潘凯岩3 杜红卫4 徐丙垠5 刘东6

（1.广东电网有限责任公司；2.输变电装备技术全国重点实验室（重庆大学）；3.东方电子股份有限公司；4.南瑞集团有限公司；5.山东理工大学智能电网研究中心；6.电力传输与功率变换控制教育部重点实验室（上海交通大学））

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摘 要

广东配电网规模大、网架结构复杂、负荷密度高，且分布式光伏、储能等电力电子设备高比例接入，叠加台风雷暴等极端天气频发，传统依赖人工经验或单一馈线自动化模式的故障处置方式已难以满足高可靠供电需求。广东电网以配电自动化实用化提升和故障处置闭环自治为抓手，构建了主站与就地协同的配电网故障自愈技术体系。该体系融合就地设备快速感知、定位与隔离能力，以及配电主站的全局拓扑感知、潮流校核、转供优化和成效评价能力，形成“就地快速切除、主站全局优化、闭环仿真评价”的故障自愈新范式。结合广东配电网故障自愈工程实践，梳理主站与就地协同自愈技术的总体技术架构、协同机制，以及级差保护式、电压-时间/电流型、混合协同型、智能分布式和主站自适应集中式等典型动作模式，分析面向复杂网架、新能源接入和多源运行方式的保护配置、故障定位、供电恢复、安全校核与综合评价方法。总结了该技术在广东电网规模化部署的应用成效。实践表明，该技术有效提升了广东复杂有源配电网故障快速隔离和非故障区域恢复供电能力，为超大规模城市配电网由“故障后人工处置”向“秒—分钟级闭环自治”演进提供了重要技术路径。

0 引言

配电网是电力系统面向终端用户的最后环节，也是新型电力系统中承接分布式新能源、储能、电动汽车和柔性负荷的关键基础平台。随着国家“双碳”目标推进和城市负荷密度持续提升，配电网正在由传统单电源、放射式、被动运行网络向多电源、多形态、多主体参与的复杂有源网络演进，其故障处置对象也由单一馈线故障扩展为源网荷储耦合、主配协同和信息物理融合下的系统性恢复问题。因此，配电网故障发生后快速识别区段、精准切除故障、最大限度恢复非故障区域供电，并同步保障潮流、电压、设备容量和操作安全，已成为提升供电可靠性的核心技术。

欧美及亚洲发达地区较早开展配电自动化与故障自愈体系建设，逐步形成了以监控与数据采集（supervisory control and data acquisition，SCADA）/配电管理系统（distribution management system，DMS）、馈线自动化、远方遥控、状态检修和高级配电管理系统为支撑的配电网故障处置技术体系。美国、法国、意大利、日本、新加坡等国家依托标准化配电网架、远方可控开关和配电调度主站，实现了故障信息自动采集、故障区段快速研判、故障隔离与非故障区域转供恢复。相关实践表明，美国配电网故障自愈技术可显著减少停电用户数和停电时户数；新加坡、日本等国家则依托高可靠目标网架、较高自动化覆盖率和成熟的运行维护体系，支撑了极高水平的供电可靠性。国外配电网故障自愈技术更加注重一次网架高冗余配置、通信监控广覆盖、主站集中监视与局部自动控制协同，形成了较为成熟的故障快速处置模式。但其应用场景多建立在标准化程度较高、网架结构相对规范、设备类型较为统一的基础上，面对超大规模复杂城市配电网、多模式存量自动化设备融合以及高比例分布式电源接入等新形势，仍存在适应性不足、建设成本较高和规模化推广受限等问题。

我国配电网馈线故障自愈技术大体经历了人工巡线倒闸、开关试送、集中式馈线自动化（feeder automation，FA）、就地式FA、主站与就地协同自愈等阶段。集中式FA依托配电主站采集终端故障信号、开关变位和实时拓扑，自动生成故障定位、隔离与转供策略，具备全局优化和安全约束校核能力，但对通信链路、主站稳定性和图模质量依赖较强。就地式FA包括电压-时间/电流型、级差保护式、智能分布式等模式，可在主站不参与或少参与的条件下实现快速定位、隔离和部分复电，具有响应快、对主站依赖低等优势；但受限于就地设备全局感知能力，在复杂联络、重载断面和分布式电源接入场景下，可能出现转供路径非最优、负荷分配不合理甚至二次过载等问题。因此，推动主站全局优化能力与就地快速动作能力协同融合，成为配电网故障自愈的重要发展方向。

广东电网针对配电网规模大、网架复杂、负荷密度高、分布式电源接入多及台风、雷暴等极端天气频发的特点，提出并规模化应用了主站与就地协同的配电网故障自愈模式。截至2026年5月，广东电网累计投运自愈线路41231回，配电网自愈覆盖率达100%，累计自愈成功动作13970次，累计挽回负荷31331 MW，恢复配电变压器316033台，减少停电时户3418.02万户时，显著提升了故障复电效率和供电可靠性。

随着高阻接地、断线故障、分布式光伏反送电和多源馈入短路电流问题日益突出，配电网故障处置技术从简单的开关动作逻辑扩展为保护、量测、通信和控制协同模式。针对高阻接地故障，相关研究从稳态零序电流、电压突变量等特征，发展到暂态量、小波变换、同步量测和多判据融合；针对分布式电源接入，重点考虑逆变器控制、低电压穿越、短路电流限幅、方向元件适应性和多源保护配合；针对复杂异构多源配电网，通过关注保护与故障恢复，协同提升灾害场景系统韧性：一方面聚焦灾害韧性恢复，引入移动储能、应急电源车、用户侧能量优化、交通路网约束和电-气-热综合能源协同，提高故障后负荷恢复率和恢复效率；另一方面聚焦柔性互联、转供与重构协同、多时段动态恢复、多能协同恢复、有源配电网接地故障保护和电力-通信协同恢复，为复杂有源配电网安全、经济、快速复电提供了方法支撑。

综上所述，配电网故障自愈与处置技术正由单点装置动作、单条馈线故障处理向多源信息融合感知、就地快速隔离、主站全局优化和全过程闭环评价协同演进。对于广东电网这类超大规模城市配电网，仅依靠集中式或就地式单一自愈模式，已难以满足高可靠供电和精益化运行需求，主站与就地协同是必然方向。

基于此，本文面向广东配电网规模大、网架复杂、负荷密度高、自动化设备类型多样及新能源接入快速增长等典型场景，围绕广东配电网故障自愈工程实践，重点阐述三方面内容：主站与就地协同故障自愈的技术架构与典型动作模式，自愈动作性能自动分析、综合评价及同步测试体系，以及规模化部署应用成效，以期为超大规模城市配电网故障快速处置和高可靠运行提供参考。

1 主站与就地协同的配电网故障自愈技术架构

1.1 整体技术架构

广东配电网具有多电源、多联络、多分段、多保护配置并存的特点，单一集中式或就地式自愈模式难以兼顾故障处置速度、转供策略合理性和规模化适配能力。针对上述问题，广东电网构建了主站与就地协同的配电网故障自愈技术架构。面向广东复杂配电网的主站与就地协同故障自愈技术架构如图1所示，该架构以“就地快速隔离、主站全局优化、双向协同补充”为核心思路，融合就地设备快速感知和动作能力与配电主站全局拓扑分析、潮流校核、转供优化能力，形成覆盖多种馈线自动化模式的故障自愈技术体系。

图1 面向广东复杂配电网的主站与就地协同故障自愈技术架构

主站与就地协同核心思路

i. 就地快速隔离

终端依托保护配合、时序配合或终端间通信，快速完成故障感知、定位和上游隔离。

ii. 主站全局优化

主站基于拓扑分析、潮流校核和负荷分布，制定故障下游隔离及非故障区域最优转供策略。

iii. 双向协同补充

就地设备保证时效性，主站弥补全局感知不足，形成“感知—定位—隔离—恢复”闭环处置。

该架构面向级差保护、电压-时间/电流型、混合协同型、智能分布式等不同线路场景，分别形成主站与级差保护协同、电压电流型双自愈、混合协同自愈、主站与智能分布式协同等动作模式。在故障发生后，就地终端依托保护配合、时序配合或终端间通信，快速完成故障感知、定位和上游隔离；配电主站则基于自动化开关保护信号、开关变位信息、闭锁信息、一次网架拓扑和实时负荷分布，对故障区域进行校核确认，制定故障下游隔离及非故障区域最优转供策略，并通过遥控开关实现安全复电。

该体系既保留了就地自愈响应速度快、隔离效率高的优势，又发挥了主站自愈全局拓扑分析、负荷转供优化和安全校核能力，解决了传统主站式与就地式自愈分散独立、模式单一、难以适应复杂网架和多类型设备共存的问题，实现配电网故障“故障感知—故障定位—故障隔离—供电恢复”的闭环处置，以及主站与就地设备之间的互为补充、双向协同。

1.2 主站与就地协同的工作模式

主站与就地协同自愈的总体思路，是将就地馈线自动化“响应快、隔离快”的优势与配电主站“全局感知、优化决策、安全校核”的优势相结合。配电网发生故障后，就地终端首先通过保护配合、时序配合或终端间通信，快速完成故障感知、定位和上游隔离；配电主站则根据自动化开关保护动作、开关变位、闭锁信号、一次网架拓扑和实时负荷分布，进一步校核故障区域，制定故障下游隔离和非故障区域最优复电策略，并通过遥控开关实现安全转供。根据就地馈线自动化配置和线路运行特征，可形成以下4种主站与就地协同模式：

1）主站与级差保护型协同自愈模式。该模式适用于配置多级级差保护的配电线路。故障发生后，现场级差保护终端按照过流、零序、重合闸等保护定值，通过就地跳闸完成故障上游边界的快速隔离；配电主站则通过采集保护动作信号、开关跳闸信号和实时拓扑信息，结合开关保护定值，构建“电气拓扑—故障信号—保护定值”协同定位模型，识别故障上、下游边界设备，完成故障最小化隔离和非故障区域最优转供。该模式通过保护定值远程调阅和级差合理性校核，可提前发现定值失配问题并进行修正，提高运行方式变化下的故障定位准确性和自愈参与率。

2）主站与电压-时间/电流型协同的双自愈模式。该模式适用于采用电压-时间型、电流型馈线自动化的线路。故障发生后，就地终端根据失压、来电、过流、闭锁等信号，通过时序配合完成故障快速定位、隔离及部分上游恢复；配电主站则根据就地设备上送的开关分合、保护动作和闭锁信息，开展拓扑分析、负荷校核和转供路径优化，优先给出灵活复电策略。与此同时，就地侧联络开关可通过延时合闸提供后备复电补充，形成主站与就地“互为补充、互为后备”的双自愈机制。该模式可有效解决传统电压时间型就地自愈复电方式单一、复电时间较长的问题，提高故障复电可靠性和可用性。

3）主站与级差保护、电压-时间型混合协同自愈模式。该模式面向存量配电线路中多类型自动化设备并存、保护逻辑交叉配置的复杂场景。在线路同时存在级差保护型和电压-时间型设备时，故障后不同类型终端可协同完成故障上游的就近隔离；配电主站则基于静态网络拓扑和动态动作信息，构建馈线设备有向图模型，采用深度与广度结合的搜索方法，辨识末端过流设备、上下游闭锁设备和故障边界，实现混合模式下的故障区域精准定位。对于闭锁信号不完整或保护逻辑不健全的情况，主站可通过推理规则和遥控修正策略完善隔离边界，并基于邻接矩阵和备用电源搜索实现非故障区域最大化复电。该模式解决了多分段长馈线、非典型网架中单一保护模式覆盖不足、停电区域扩大的问题。

4）主站与智能分布式馈线自动化协同自愈模式。该模式适用于自动化水平较高、具备终端间对等通信能力的重要供电区域。故障发生后，智能分布式终端通过相互通信和协同判据，就地完成故障快速定位、自动隔离和非故障区域恢复供电，并将处理过程及结果同步上送配电主站。配电主站则基于智能分布式终端动作信息、保护信号和多源数据，对就地动作正确性进行实时校验；当发现终端拒动、误动、信息缺失或故障处理不完整时，主站可作为后备保护进行补充控制，动态修正故障区域，生成全局最优安全转供策略。该模式通过终端自主快速处置与主站全局校核优化相结合，可将故障区域控制在最小范围内，提升复杂故障场景下自愈动作的鲁棒性和安全性。

四种主站与就地协同模式

1.3 主站与就地协同的故障处置流程

故障处置主站就地协同自愈流程如图2所示。涉及一次设备、就地设备和配电主站三者之间的分层协同关系。故障发生后，配电网一次设备的电气量先出现故障特征，就地设备快速感知故障并发出故障告警，随后依据终端之间的通信、保护配合或时序配合逻辑，完成故障定位和故障上游边界隔离。该阶段主要由现场就地自动化设备自主完成，可在故障初期快速切除故障上游供电路径，缩小故障影响范围，避免故障进一步扩大。

图2 配电网故障主站就地协同自愈流程

在就地设备完成故障告警、定位和上游隔离的同时，相关保护动作、开关分合闸、闭锁及故障区段信息同步上传至配电主站。配电主站接收到故障信息后，立即启动故障处理流程，开展故障信息采集和故障定位分析确认。与传统集中式馈线自动化主要依赖主站统一判断不同，在主站—就地协同模式下，主站不仅利用现场上送的故障信号，还结合开关实际动作状态、一次网架拓扑、实时运行方式和负荷分布，对就地设备的故障判断结果进行校核，提高故障定位的准确性和可靠性。

在故障区域确认后，配电主站进一步开展非故障区域恢复供电分析，重点针对故障下游失电区域制定隔离和转供方案。由于故障上游边界已由就地设备完成快速隔离，主站侧主要负责故障下游边界隔离、转供路径搜索、负荷转移能力校核和安全约束判断，并生成最优复电策略。随后，主站向相关就地设备下发遥控指令，执行故障下游隔离和联络开关合闸等操作，实现非故障区域恢复供电。

故障处置流程形成了“就地快速动作、主站分析优化、遥控闭环执行”的协同机制。就地设备快速感知、快速定位和快速隔离，保证故障处置的时效性；配电主站侧重点在于全局分析、转供优化、安全校核和故障处理信息归档，保证复电方案的合理性和安全性。故障处理完成后，主站对故障处置过程、动作结果和恢复供电情况进行归档，为后续故障复盘、自愈策略优化和运维管理提供数据支撑。该协同流程既发挥了就地自愈响应速度快的优势，又弥补了其全局感知不足的缺陷，实现了配电网故障从告警、定位、隔离到复电的全过程闭环处置。

2 自愈动作性能自动分析与综合评价

2.1 自愈动作性能自动分析与综合评价方法

主站与就地协同自愈动作性能评价以单次自愈事件为对象，基于运行控制系统（operation control system，OCS）、运行管理系统（operation management system，OMS）、地理信息系统（geographic information system，GIS）、主数据平台及遥测历史数据，自动关联故障跳闸、自愈启动、故障定位、闭锁判断、遥控操作、复电结果和负荷恢复等信息，形成事件级动作评价和区域级统计评价。为便于对自愈动作过程、恢复成效和网架适应性进行统一量化，分别从动作完成情况、复电效率、恢复效能和线路可恢复能力等方面评价主站与就地协同自愈性能。

核心评价指标包括：配电网自愈率R，评价区域配电网自愈功能实用化水平；自愈时间Te，评价单次故障自愈复电速度；挽回负荷率Ke，评价单次自愈动作的负荷恢复程度；恢复供电配变数Me，评价自愈动作恢复供电的设备范围；挽回电量Ee，评价自愈动作相对常规处置减少的电量损失；减少停电时户数He，评价自愈动作对供电可靠性的贡献；恢复中压用户数Ce,m和恢复低压用户数Ce,l，评价用户受益规模；线路最小可自愈率G，评价任一分段故障下线路最小可恢复能力及分段配置合理性。

表1 主站与就地协同自愈动作性能评价指标

上述各指标的计算公式详见原文（公式略）。

基于上述指标，系统可自动生成单次自愈事件评价结果，包括故障区段、动作结果、自愈时间、恢复负荷、恢复配电变压器、恢复用户、挽回电量和减少停电时户数；同时可按线路、区局和地市统计自愈率、平均自愈时间、累计挽回负荷及失败原因。对于未启动、定位失败、隔离失败、复电失败、遥控失败、闭锁退出、图模异常和保护信号缺失等事件，应形成问题清单，反馈至图模治理、终端消缺、保护定值校核和自愈策略优化。

2.2 配电网故障自愈同步注入式测试系统

广东配电网自愈线路规模大、网架差异显著，现场终端、通信链路、保护配置和主站策略之间耦合紧密。传统单点继电保护测试、标准模型仿真或离线校验方法，难以完整验证现场设备硬件、通信系统、保护装置和主站自愈逻辑在实际动作过程中的时序一致性与协同正确性。

图3 广东配电网故障自愈测试同步指挥平台

同步注入式测试系统

i. 测试建模

基于现场拓扑、开关配置和保护定值建立简化模型，生成包含注入量和预期结果的测试方案。

ii. 同步注入

多台终端测试仪按统一时钟同步激励输出，注入电压、电流模拟量和开关量，模拟故障电气特征。

iii. 闭环校验

终端动作后遥信、遥测和报文经主站回传至指挥平台，实现激励—响应—研判—结果全过程记录。

为支撑自愈功能投运验收、策略校核和周期性巡检，广东电网构建了配电网故障自愈同步注入式测试系统。系统由平台层、交互层、设备层和现场测试层组成，通过测试建模仿真、远程同步指挥、多点电气量注入和主站联动校验，实现配电网自愈功能的闭环测试。

在测试建模环节，系统基于被测线路的现场拓扑、开关配置、保护定值和运行方式建立测试简化模型。为降低现场测试复杂度，模型重点保留变电站出线开关、分段开关、联络开关、重要分支线及相关自动化终端，简化熔断器、隔离开关、接地开关和小分支线等非关键节点。随后，结合主站集中式、电压-时间/电流型、级差保护型、混合协同型和智能分布式等不同自愈模式，生成故障前运行状态、故障发生、保护动作、故障隔离、联络转供和恢复供电等测试状态序列，并形成包含测试节点、注入量、动作判据和预期结果的测试方案。

在同步注入环节，平台层统一下发测试方案和启动时刻，多台终端测试仪按照统一时钟对现场自动化节点进行同步激励输出。测试仪向被测终端注入与故障场景匹配的电压、电流等模拟量，以及开关分合、保护动作、失压闭锁等开关量，模拟线路在不同故障位置和运行方式下的电气特征。终端动作后，相关遥信、遥测、保护动作和通信报文经配电自动化主站和接口工作站回传至同步指挥平台，实现测试激励、终端响应、主站研判和动作结果的全过程记录。该方式能够在尽量减少现场停电和反复拆接线的条件下，校验自愈系统在时间同步、空间分布和信息交互上的协同一致性。

在结果判别环节，系统根据测试方案中的预期动作逻辑，对故障定位、故障隔离、非故障区域复电、联络转供路径和主站自愈处理结果进行自动比对，识别未启动、定位错误、隔离失败、复电失败、遥控失败、通信异常、遥信异常、断路器拒动或迟缓等问题类型。对于通信中断、开关状态不一致、模拟量异常、终端拒动等非理想工况，系统可通过测试数据回传与过程追踪，分析终端动作特性、通信链路响应和主站策略适应性，为现场缺陷定位和自愈策略优化提供依据。

同步注入式测试与自愈动作性能评价形成互补关系。前者侧重于投运前、策略调整后和定期巡检中的主动验证，可提前发现图模错误、保护定值不匹配、终端配置异常和通信交互异常；后者侧重于真实故障后的运行评价和成效统计，用于量化自愈动作质量与可靠性贡献。二者共同构成“事前测试、过程校核、事后评价”的闭环管理体系，支撑广东配电网自愈功能从单次功能验证向规模化、标准化和可追溯运行管理转变。

3 典型动作案例分析

为验证主站与就地协同自愈策略在广东复杂配电网中的工程适用性，本文选取2026年7月4日佛山220 kV都宁站10 kV碧桂I线故障自愈事件作为典型案例，对故障定位、故障隔离、转供恢复及可靠性提升效果进行分析。该次故障中，727开关于8时44分01秒发生跳闸，自愈启动后56 s内完成故障隔离和非故障区域复电全过程，恢复中压用户22户、低压用户2686户。

3.1 主站就地协同型自愈策略动作情况及分析

10 kV碧桂I线由110 kV碧江站三桂丙线、220 kV都宁站桂东甲线和220 kV都宁站泮浦I线共同构成多电源供电结构，线路配置电流级差保护与主站联动自愈策略。该策略利用就地保护快速感知故障并完成初步隔离，同时由配电主站结合开关状态、保护动作信息和一次拓扑，开展故障区段校核、隔离边界确认和非故障区域转供恢复。

图4 自愈前配电线路

故障发生后，220 kV都宁站10 kV碧桂I线727开关检测到过流信号并保护跳闸；碧桂I线1号公用户外开关箱601开关未检测到保护动作信号，但采集到终端失压信息。根据过流保护动作、开关变位和失压信号，系统判定故障位于727开关至601开关之间，601开关至碧桂花园2号公用配电站604开关之间为可恢复供电的非故障区域。

图5 故障后配电线路

配电主站接收到故障信息后，启动主站就地协同自愈逻辑，对故障边界、备供线路和可用电源进行校核，并向故障下游边界开关（碧桂I线1号公用户外开关箱601开关）下发分闸指令，完成故障区段隔离。在确认非故障区域具备转供条件后，主站将待恢复区负荷分别叠加至3回备供线路，开展负载校核和转供路径比选，最终优选220 kV都宁站桂东甲线作为转供线路，并向碧桂花园2号公用配电站604开关下发合闸指令，由桂东甲线向非故障区域转供电。本次自愈动作完成故障定位、故障隔离和非故障区域恢复供电全过程，动作结果正确，自愈总耗时56 s。

图6 自愈后配电线路

3.2 可靠性与负荷恢复效果分析

故障前，220 kV都宁站10 kV碧桂I线727开关后段共带中低压用户2708户，其中中压用户22户、低压用户2686户；线路负荷约1.3 MW，电流为75.1 A。若未投入自愈功能，727开关至碧桂I线1号公用户外开关箱601开关之间故障将导致全线路失电，故障后线路电流降至0 A，负荷降至0 MW。

投入主站就地协同自愈后，配电主站通过遥控601开关分闸完成故障区段隔离，并遥控604开关合闸实现非故障区域转供复电。除少量自动脱扣负荷外，用户负荷基本恢复，恢复负荷约1.3 MW，恢复中低压用户合计2708户，自愈复电成效达到100%。

按常规人工故障处置时间约3 h估算，若无自愈功能，本次故障将造成中压停电66时户、低压停电8058时户的停电损失。主站就地协同自愈投入后，故障处置时间缩短至56 s，显著压缩了停电持续时间和负荷损失范围。该案例表明，主站与就地协同模式能够在就地保护快速感知与初步隔离的基础上，依托主站全局拓扑分析、备供线路负载校核和转供路径优化，实现复杂多电源配电网故障的快速闭环处置。

4 广东电网整体部署和应用成效

广东配电网规模大、负荷密度高、网架结构复杂，且分布式电源接入规模持续增长，是检验配电网故障自愈技术工程适应性的重要场景。围绕复杂配电网快速复电和高可靠供电需求，广东电网依托国家级项目以及南方电网重点科技项目，持续开展配电网自愈控制技术体系、故障快速定位隔离和安全最优转供电控制研究，形成了具有自主知识产权的基于分布式智能终端就地控制与主站协调配合的配电网故障自愈系统。

广东电网的配电网自愈建设经历了“技术试点—模式验证—规范推广—全省覆盖”的发展过程。2012年启动配电网故障自愈功能试点研究；2013年起围绕主站与就地协同自愈关键技术持续攻关；2017年随着馈线自动化大规模覆盖，主站与就地协同自愈具备了工程应用基础；2018年在珠海、佛山等供电局开展大规模试点工程建设；2019年实现主站与智能分布式协同、级差保护与重合闸混合协同等典型应用，并在国内率先实现全省基于主站的配电网故障自愈功能推广应用，发布《广东电网有限责任公司配网自愈技术规范》，推动相关行业标准申报制定。当年投运自愈线路2113回，自愈覆盖率8.10%，故障成功自愈3次，标志着主站自愈由试点示范进入规模化应用阶段。2020年以来，覆盖率由40.79%提升至2024年的96.57%，并于2025年实现全省100%覆盖。截至2026年5月，广东电网投入自愈线路41231回。

广东配电网故障自愈规模化应用后，故障处置方式由“人工研判、现场巡线、人工倒闸”逐步转向“自动定位、快速隔离、主站优化转供”。应用前，配电网故障处理通常需要人工判断、巡线定位和人工转供操作，平均复电时间在2 h以上；应用后，主站与就地协同自愈通过就地设备快速切除故障、主站系统全局校核和优化复电，将故障隔离恢复时间缩短至平均约1 min，显著提升了故障处置效率和供电可靠性。从复电效益看，广东电网自愈馈线投运以来，累计完成故障隔离及转供复电自愈成功动作13970次，累计挽回负荷31331 MW，恢复配电变压器316033台，减少停电时户3418.02万户时。

除直接复电效益外，广东电网还将配电网自愈与配电自动化实时告警、故障研判、配抢和客服业务流程联动，提升了故障信息流转效率。同时，通过自愈审核流程、自动仓调、遥控夜巡和定值远程运维等配套功能，进一步提升了业务流程智能化和设备运维智能化水平。

在广东电网规模化应用基础上，主站与就地协同自愈技术进一步推广至南方电网全域。相关成果经适配优化后，覆盖云南、广西、贵州、海南等区域不同网架结构和运行场景。截至2023年底，南方电网66个地级配电主站实现自愈功能全覆盖；截至2025年底，南方电网累计接入自愈线路73944回，全网自愈覆盖率超过97%。推广过程中，广东形成的多模式自愈技术路线得到复制应用：主站与级差保护协同型自愈适用于多级保护配置线路，电压-时间/电流型协同自愈提升了传统就地自愈线路的复电能力，智能分布式与主站协同型自愈强化了高可靠供电区域快速处置能力，混合协同型自愈适应了多类型自动化设备并存线路的灵活接入需求。2023年至2025年，南方电网累计自愈成功动作137472次，挽回负荷69521.47 MW，恢复配电变压器4419743台。在南方电网范围外，该成果已推广应用至国家电网、蒙西电网等200多个地区。在海外推广方面，成果产出的主站功能和配电自动化终端已出口至印度、印尼、泰国、赤道几内亚、肯尼亚等国家。

表2 广东电网的配电网故障自愈建设成效

规模化部署核心成效

广东电网实现了配电网故障由“人工处置”向“秒—分钟级闭环自治”的跨越式演进。

在故障处置效率方面，自愈系统投运后，配电网故障平均复电时间由传统人工处置的数小时缩短至分钟级甚至秒级，大幅减少了故障停电时间和影响范围。累计自愈成功动作13970次，累计挽回负荷31331 MW，恢复配电变压器316033台，减少停电时户3418.02万户时，显著提升了故障复电效率和供电可靠性。

在运行管理方面，基于自愈动作性能自动分析与综合评价体系，广东电网实现了自愈动作成效的量化评估和问题闭环跟踪。系统自动生成单次事件评价结果和区域统计报表，对未启动、定位失败、隔离失败等异常事件形成问题清单，反馈至图模治理、终端消缺和策略优化，形成了“评价—反馈—优化”的闭环管理机制。

在测试验证方面，同步注入式测试系统为自愈功能的投运验收、策略校核和周期性巡检提供了标准化验证手段，有效保障了自愈系统在时间同步、空间分布和信息交互上的协同一致性，为规模化推广提供了技术支撑。

5 结语

本文面向广东配电网规模大、网架复杂、负荷密度高、自动化设备类型多样及新能源接入快速增长等典型场景，总结了主站与就地协同配电网故障自愈技术的探索与实践。广东电网以配电自动化实用化提升和故障快速复电为牵引，构建了覆盖级差保护、电压-时间/电流型、混合协同型、智能分布式和主站集中式等多种模式的配电网故障自愈技术体系，实现了就地设备快速感知、定位和隔离能力与配电主站全局拓扑分析、转供优化和安全校核能力的协同融合，解决了配电网故障自愈规模化推广的难题，有效提升了复杂配电网馈线故障处置效率。

在工程应用方面，广东电网通过试点验证、规范制定、规模推广和全省覆盖，形成了适应不同网架结构、保护配置和自动化基础的差异化自愈建设路径。典型案例表明，主站与就地协同自愈能够在故障发生后完成故障区段识别、故障隔离、备供线路校核和非故障区域恢复供电，显著缩短故障处置时间，缩小停电范围和减少负荷损失。规模化应用结果进一步表明，该技术对提升广东配电网供电可靠性、支撑粤港澳大湾区高可靠供电具有重要工程价值。同时，广东电网建立了自愈动作性能自动分析、综合评价和同步注入式测试方法，实现了自愈功能由单次动作验证向“事前测试、过程校核、事后评价”的闭环管理转变，为大规模自愈线路的投运验收、策略优化和运行维护提供了技术支撑。

当前配电网故障自愈仍以馈线级故障定位、隔离和转供恢复为主。面向新型电力系统背景下高比例分布式电源、储能、电动汽车和柔性负荷接入的发展趋势，未来配电网自愈将由单馈线自愈进一步向区域性协同故障自愈演进。针对主网设备故障、异常运行或极端灾害导致下游配电网大范围停电的场景，应在更大范围内统筹多馈线、多电源、多联络、多台区及源网荷储资源，开展区域级故障研判、负荷转移、孤岛运行、灵活资源调用和多时段恢复控制，实现从“馈线快速复电”向“区域韧性恢复”的升级。该方向将成为广东复杂有源配电网持续提升供电可靠性和运行韧性的重要技术路径。

广东配电网故障自愈技术的规模化实践表明，超大规模城市配电网的故障处置必须坚持主站与就地协同的技术路线，必须以设备标准化与全生命周期管理为规模建设的基础保障，必须以动作性能自动评价与闭环测试为长效运行的质量保障，必须以差异化策略匹配复杂网架与多类型设备共存的现实条件。

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作者简介

赵瑞锋（1981—），男，博士，正高级工程师，研究方向为调度自动化运行、配电自动化、电力现货和电力数字化技术研究与运行管理。

卢建刚（1970—），男，硕士，正高级工程师，研究方向为配电网自动化、网络安全与电力通信。

王强钢（1987—），男，博士，教授，研究方向为电力系统保护与控制。

供用电

第43卷 第8期