概述
自愈是智能配电网的重要特征和建成的重要标志。配电网自愈是指配电网的自我预防、自我恢复的能力，这种能力来源于对电网重要参数的监测和有效的控制策略。自我预防是通过系统正常运行时对电网进行实时运行评价和持续优化来完成的自我恢复是电网经受扰动或故障时，自动进行故障检测、隔离、恢复供电来实现的。
配电网自愈控制（SHC）通过共享和调用一切可用电网资源，实时预测电网存在的各种安全隐患和即将发生的扰动事件，采取配电网在正常运行下的优化控制策略和非正常情况下的预防校正、紧急恢复、检修维护等控制策略，使得电网尽快从非正常运行状态转化为正常运行状态，应对电网可能发生的各种事件及组合，防止或遏制电力供应的重大干扰，以减少配电网运行时的人为干预，降低配电网经受扰动或故障时对电网和用户的影响，具有①正常运行时，有选择性、有目的地进行优化控制，改善电网运行性能，提高电网稳定裕度和抵御扰动的能力②把预防控制作为主要控制手段，及时发现、诊断和消除故障隐患③具有故障情况下维持系统连续运行的能力，不造成系统运行损失，并且通过自治修复功能从故障中恢复。
配电网自愈的控制原则是不间断供电，目标是首先，要通过配电网运行优化和预防校正控制，来避免故障发生其次，如果故障发生，通过紧急恢复控制和检修维护控制，使得故障后不失去负荷或失去尽可能少的负荷。如果发生了电网连锁停电或瘫痪事故，意味着电网自愈控制失败。在控制逻辑和结构设计上，配电网自愈控制应该坚持分布自治、广域协调、工况适应、重视预防的基本原则。
技术原理
电网自愈控制的目标是: 首先避免故障发生; 其次, 如果故障发生, 故障后不失去负荷; 以故障后失去部分负荷为基本的控制底线; 如果发生了电网瘫痪事故, 意味着电网自愈控制失败。
电网自愈控制将电网的运行状态划分为5种。
①正常状态: 在保护和控制装置局部功能正确执行的条件下, 如果故障发生, 电网能够维持正常运行的状态。
②脆弱状态: 如果故障发生, 即使保护和控制装置的局部功能正确执行, 电网也将失去负荷的状态。
③故障状态: 故障正在发生的状态。
④故障后状态: 故障发生后达到的平衡状态, 电网瘫痪是极端恶化的故障后状态。
⑤优化状态: 具有更大安全裕度的正常状态。
对应上述5种状态, 电网自愈控制包括4 种基本控制。
①预防控制: 使电网从脆弱状态回到正常状态的控制。
②紧急控制: 使电网故障状态回到正常状态的控制, 必须具有快速、及时性。
③恢复控制: 使电网从故障后状态回到正常状态的控制。
④优化控制: 正常状态下,使电网具有更大安全裕度的控制。
（1）过程模式与过程状态估计：
电网自愈控制面向过程, 用模式刻画过程, 通过过程状态估计计算电网过程的模式特征, 为决策层的评价与控制方案提供过程信息支持。过程模式特征包括过程稳态表征断面、过程关键动态轨迹。
（）脆弱性评价：
电网自愈控制强调脆弱状态, 重视预防控制: 评价电网的脆弱性, 根据脆弱性的严重程度和不同类别制定有针对性的控制方案。电网的脆弱性包括稳态脆弱、趋势脆弱、故障脆弱、隐患脆弱4 种情况。
（3）控制方式：
电网自愈控制采用2 种控制手段: 直接控制手段和条件控制手段。直接控制是以全局测量为基础的大闭环控制,具有分钟数量级的反应速度; 条件控制以预先下达的全局控制逻辑为基础, 就地测量、判断和行动,具有毫秒/ 秒数量级的反应速度。直接控制是预防控制、恢复控制、优化控制的主要方式, 条件控制是紧急控制的主要控制手段。
（4）控制逻辑：
电网自愈控制尊重电网动态过程快速性的事实, 承认局部控制保护快速性与电网全局控制方案慢速性的矛盾, 实事求是地设计了慢速全局响应环和快速局部控制环的两环控制逻辑。
局部控制环具有毫秒/ 秒数量级的响应速度, 对应于控制保护装置和发电厂/ 变电站自动化系统, 采取全局控制方案与局部控制功能协调的方法, 执行具体的控制保护行动。全局响应环具有分钟以上数量级的慢速方案形成过程, 位于电网调度控制中心。以全局测量为基础,以智能性电网深度计算为手段,制定适应电网变化的控制方案。
（5）控制结构：
相互衔接的3 层控制结构包括局部的反应层、高端的决策层、中间的协调层。
①反应层( 毫秒/ 秒数量级) : 位于局部控制环,具有分布自治性和行动及时性, 实现采集测量和控制行动两个基本功能。
②决策层( 分钟/ 小时数量级) : 位于全局响应环,具有很强的工况适应性, 实现工况评价和控制决策两个基本功能。
③协调层( 秒数量级) : 在反应层与决策层之间,位于全局响应环,具有广域协调性, 衔接全局与局部, 实现全局与局部的速度协调和功能协调。
3层控制结构通过协调层的构思, 在全局响应环与局部控制环之间增加了协调层次, 重点解决全局控制方案与局部控制保护之间的矛盾。
（6）控制环节：
沿信息流方向, 在3 层控制结构上有采集测量、监视协调、工况评价、控制方案、部署协调、控制行动6 个控制环节。
①采集测量环节: 位于反应层,依托局部的测量装置或自动化系统, 实现稳态测量( 例如R T U ) 、动态测量( 例如P MU ) 、关键装备状态测量、电网运行事件采集等采集测量功能。②监视协调环节: 位于协调层,以采集测量环节为基础, 实现反应层与决策层之间的信息流速协调功能、电网基本的监视功能。信息流速协调将毫秒/秒数量级的实时断面信息转变为大量断面信息组成的分钟数量级的过程信息,使决策层来得及响应, 是监视协调环节的重要功能。
③工况评价环节: 位于决策层,以监视协调环节上传的电网实时信息为基础, 采用面向过程的方式,对电网实时运行工况的脆弱性进行评价。
④控制方案环节: 位于决策层,以工况评价环节的脆弱性评价为基础, 采用智能性电网深度计算分析方法, 制定适应性控制方案。
⑤部署协调环节: 位于协调层,以控制方案环节为基础,将电网控制方案解析为控制保护装备可以执行的行动指令或逻辑控制条件。
⑥控制行动环节: 位于反应层,其控制保护任务是: 根据部署协调环节下达的控制保护指令, 执行全局控制保护任务; 执行局部控制保护功能。
（7）相关技术：
①动态测量技术：WAMS/PMU电网动态测量可以实现如下功能: 已经发生的电网动态过程的感知, 包括输电线路的功角关系、各种电气状态量的动态行为、发电机的摇摆等; 变化较慢的电力系统动态过程全局大闭环直接控制的测量基础; 局部同步控制保护行动的测量基础; 帮助稳态的状态估计提高计算精度; 保护和控制行为后验评价的测量基础; 电网故障的动态过程反演、回放与分析的数据来源; 电力系统元件模型及参数后验评价与校核的测量数据基础; 实际电力系统研究的动态过程数据基础; 为D T S 提供培训用电网实际历史动态数据。
②信息化技术：从支撑技术角度看, 电网自愈控制系统是实时性和可靠性要求很高的信息化系统, 是数字电力系统重要的组成部分。电网自愈控制系统需要先进和可靠的信息技术支撑平台, 包括数据测量采集技术、网络通信与信息传输技术、计算机硬软件技术( 包括平台技术) 、智能性深度计算和数据挖掘技术以及接口与标准化手段等。必须保证电网自愈控制系统这个典型的信息化系统的安全性和运行可靠性。
③多代理系统技术：多代理系统(multi一agent Systern)技术是实现电网自愈控制的分布自治性和解决广域协调问题的有效技术口。它与电网自愈控制框架非常吻合, 是解决电网自愈控制协调性的恰当技术。按照多代理系统的设计方法, 电网自愈控制将框架的功能分布于若干代理, 通过代理的自治和代理之间的交互协调, 实现电网的自愈控制目标。
国内发展和应用现状
在欧洲、美国等发达国家和地区进行了大量的智能电网研究且初见成效后，我国也启动了智能电网项目研究。我国的一些专家也提出了互动电网、“电网2.0”的概念。2009年5月，国家电网公司正式发布统一坚强智能电网的研究报告。
智能配电网是统一坚强智能电网的重要组成部分，关系到我国电网的智能化是否能够顺利实现。目前，虽然我国在大力推进和实施配电自动化项目，但由于我国各配电地区设备水平、配电自动化水平参差不齐，造成配电网架相对薄弱，不能解决大量的可再生能源接入对电网影响的问题，还远未达到智能配电网所要求的鼓励用户参与电网互动、支持新型混合动力电动汽车（PHEV）支持需求侧管理，还不能够做到配电网优化运行、自愈控制，配电网自愈控制关键技术、可再生能源发电的政策和市场运行问题也有待于进一步研究。因此，加快配电网的智能化工作，建设坚强智能配电网，己经显得刻不容缓。
配电网直接面向用户，是保证供电质量、提高电网运行效率、创新用户服务的关键环节。由于配电网、特别是城市电网集中了大量的重要负荷，涉及到国家的经济发展、政治稳定、社会和谐，电网本身故障或自然灾害、外部破坏对城市电网的影响较为重大。此外，我国各配电地区设备水平参差不齐、几乎没有电力市场支持、无法利用负荷需求响应，分布式发电单元渗透率较低、经济因素分析较少，造成配电网架相对薄弱、制约供电能力提升，配电自动化应用范围小、实用化水平低，配电网相关技术标准、规范不完善，配电网基础数据管理欠缺、信息化手段有待提高。我国配电网的发展明显地滞后于发电、输电，在供电质量方面与国际先进水平还有一定的差距。目前，用户遭受的停电时间，绝大部分是由于配电系统原因造成的，配电网是造成电能质量恶化的主要因素，电力系统的损耗有近一半产生在配电网，我国配电网的自动化、智能化程度以及自愈和优化运行能力远低于输电网，配电网急需解决以下新的问题①配电网运行优化和自愈控制问题②大量分布式发电的并网运行对配电网的影响问题③支持可再生能源发电的政策和市场运行问题；④新型混合动力电动汽车（PHEV）充放电对配电网的影响问题⑤配电阻塞问题⑥用户参与电网互动、进行需求侧管理问题⑦负荷参与电网调峰问题。
国外发展和应用现状
国外的智能电网，无论是概念的最先提出、还是研究和工程实践，配电网都是其侧重点而我国的情况则有所不同。
美国
美国是世界上最早提出智能电网概念的国家，也是最先进行智能电网研究和建设的国家。美国电科院在2002年时就己经在能源和信息集成构建工程中提出了智能电网的概念.2003年2月，美国政府提出“电网2030规划”，指出要建设现代化电力系统；2006年，美国IBM公司提出的“智能电网”解决方案；2009年，美国政府制定了一系列智能电网建设和实施计划，大力投资智能电网，加快电网智能化进程。同时，美国生产力和质量中心，与全球智能电网联盟（GIUNC）在IBM支持下，制定了智能电网成熟度模型（SGMM），以评估和衡量智能电网的进展状况、指导智能电网的建设。
在实践方面，美国德克萨斯州的奥斯汀市从2003年开始，通过安装智能电能表和采用无线通信网络，来实现与用户之间的互动。2008年8月，科罗拉多州波尔得市己经完成其智能电网的第一期工程。这两个智能电网项目都把智能电能表作为家域网（HAN）的入口和电网智能化的窗口，从而实现对各种智能装置的控制和对用户的双向服务。
欧盟和其它国家
欧洲研究和建设智能电网，主要是为应对气候变化、对能源进口依赖日益严重、石油价格经常变动等挑战，通过智能电网计划，充分利用潜力巨大的北非沙漠太阳能和风能等可再生能源来满足欧洲的能源需要，完善未来的欧洲能源系统。智能电网技术可以帮助欧洲在未来12年内减少排放15%，这将成为欧盟完成2020年减排目标的关键。欧洲智能电网技术研究主要包括网络资产、电网运行、需求侧和计量、发电和电能存储四个方面。
意大利在2005年就完成了世界规模最大的Telegestore智能电网工程，被世界上普遍认为实现智能电网最早的国家。目前，加拿大安大略也通过采用标准化的基础设施和智能表计，正在实施智能电网建设，预计到20010年，其智能电网系统能够为安大略的130万人口提供服务。
供应商信息
国网电力科学研究院
南京南瑞集团公司
南京硅特电力自动化有限公司
陕西电科院
瑞士ABB公司
经典案例
扬州市区配电自动化系统是2005年5月投入实用化运行，为保证系统的实用化，核查系统的功能和技术指标，我们成立了验收小组，按照省公司“江苏省电力公司城市配网自动化系统实用化验收细则(试行)”的要求，在2004年12月对扬州市区配网自动化一期工程进行验收，主要检查了主站系统软件(包括SCADA、DMS、GIS等)功能、子站系统、馈线FTU、系统故障诊断、隔离、恢复供电功能等。现将测试结果总结如下：
5．6．1配网自动化系统实用化基本功能测试
(1)GIS系统具有地理信息背景的配电网络总图，符合要求；
(2)GIS、SCADA系统均具有配电网络主接线及运行工况，符合要求；
(3)ScADA系统能够对扬州市区IOKV用电负荷进行统计，符合要求；
(4)SCADA系统能够显示开发区6条线路的运行工况，符合要求；
(5)SCADA系统能够显示市区8个变电站(如琼花、开发、双桥等)、1个四季开闭所的运行工况，符合要求；
(6)ScADA系统具备异常、事故报警和打印功能，符合要求；
(7)SCADA系统具备配网调度运行报表的定时及召唤打印功能，符合要求；
(8)ScADA系统具备配网故障识别、定位、隔离及恢复供电功能，并通过故障诊断、隔离和恢复供电试验得到证实，符合要求；
(9)系统具备与地调ScADA、MIS、负荷管理等系统的接口，可以进行信息交换，同时SCADA系统与GIS系统紧密集成，符合验收要求；
5．6．2主要技术指标
(1)系统遥测量综合传输误差≤1．5％
根据验收细则的要求，由于我们变电站的数据是直接取自地调SCADA系统，因此我们仅对扬州市区6条线路的遥测量进行了抽查，选取了8个点的刚，在二次侧升流，每个遥测点至少取4个电流值，与主站软件的显示值作对比，遥测值偏差范围在一1．15～1．32％之间，全部遥测误差小于细则要求。
同时，我们对变电站、开闭所、馈线FTU的遥信量进行了抽测，随机选取了双桥、五里、开发等三个变电站、四季开闭所、水箱厂等十个点的FTU，所有开关的变位信息都能在主站及时反映，符合细则要求。
(2)事故时遥信信号年动作正确率≥96％
在实用化考核期间未发生验收范围内的事故，在故障诊断、隔离、恢复供电测试期间故障遥信动作正确率为100％，满足要求。
(3)遥控命令年动作正确率≥99％
在实用化期间，共遥控了67次，其中正确动作65次，2次动作了开关的继电器，由于开关机构问题开关拒动，符合要求。
(4)计算机系统月平均运行率>199．9％
服务器系统月运行率均为100％，符合要求。
(5)配网自动化系统平均月运行率≥99％
试运行统计结果如下：
2004年3月，月运行率99．97％；
2004年4月，月运行率99．99％：
2004年5月，月运行率100％；
2004年6月，月运行率99．91％；
2004年7月，月运行率99．96％；
2004年8月，月运行率99．93％；
符合要求。
(6)90％以上的实时画面对命令的响应时间≤3秒
随机抽测了GIS系统、SCADA系统的实时画面进行测试，对命令的响应时间均小于3秒，符合要求。
(7)GIS系统、SCADA系统与高级应用软件系统的功能测试，检查了扬州市区配网自动化系统的GIS、SCADA、DPAS等系统软件的功能，均符合技术要求。
参考文献
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