问题——城市用电密集背景下，母线失压等故障处置对复电速度提出更高要求。
随着城市负荷持续增长，核心城区对电能质量与供电连续性依赖程度不断提高。
一旦发生变电站母线失压、主变跳闸等严重故障，受影响线路多、波及范围广，若处置不及时，容易引发大面积停电风险，给居民生活、公共服务和产业运行带来连锁冲击。
传统处置方式主要依靠人工研判、核对和逐步执行操作，在复杂场景下存在响应链条长、操作环节多、复电速度受限等问题，即便在较先进的“一键转供”等半自动模式下，仍难以实现全流程自动闭环。
原因——处置难点集中在“全停场景”的快速决策与可靠执行。
母线全停属于配电网较为极端且复杂的应急工况，涉及站内外多级开关操作、线路负荷重构、潮流约束校核以及电网拓扑快速识别等关键环节。
若仅依赖人工或半自动手段，往往受限于信息整合效率、策略计算时间以及操作一致性等因素，难以满足现代城市对“秒级响应、分钟级复电”的高要求。
与此同时，电网安全运行对操作正确性、选择性与可靠性要求极高，必须在“快”的同时确保“稳”和“准”。
影响——从“半自动”走向“全自动”，有助于提升配电网韧性与应急能力。
国网济宁供电公司介绍，在推进杜绝城区大面积停电专项行动过程中，公司依托现有配电自动化体系持续攻关，聚焦母线级全停应急场景，突破全自动自愈关键技术。
该技术依托配电自动化系统对站内外开关的直采直控能力，融合实时遥测、遥信数据与电网拓扑结构，进行快速智能分析，计算最优负荷转供路径，自动生成整站自愈策略并自主执行全流程操作，从而实现“无人干预、自动复电”。
这一能力的形成，意味着在典型严重故障场景下，复电由“人找方案、再操作”转向“系统算方案、自动执行”，在提升效率的同时降低人为差错风险。
对策——以实战化演练检验能力，形成可推广的处置范式。
为验证技术在复杂场景下的可靠性与稳定性，国网济宁供电公司提前组织方案论证与流程校核，于3月23日凌晨开展模拟演练：在220千伏金宇变电站设置2号主变故障背景，实战模拟核心城区10千伏2段母线突发失电。
演练中，配电自动化系统自动生成整站自愈方案，并在32秒内完成9条线路负荷转供，实现核心城区供电快速恢复。
此次演练重点检验了系统对母线停运、主变跳闸等典型复杂场景的识别、计算、联动与执行能力，展示了全自动闭环处置在速度与准确性上的优势，为完善城市配电网应急体系提供了重要支撑。
前景——向更高水平的智能化调控与安全韧性迈进仍需持续迭代。
业内人士认为，整站自愈从半自动向全自动跨越，是配电网数字化、自动化、智能化水平提升的缩影。
下一步，随着更多站点和更多场景的覆盖，相关技术有望在更大范围内提升故障隔离与供电恢复能力，为城市关键负荷保障、极端天气应对和重要活动保电提供更强支撑。
同时，要推动这类能力规模化应用，还需在标准化策略库建设、设备一致性改造、数据质量治理、通信可靠性与网络安全防护等方面持续加强，形成“技术—管理—运维”协同的长效机制。
国网济宁供电公司表示，将继续深化配电自动化系统创新应用，优化完善整站自愈模式，提升智能电网建设水平，以技术迭代助力电网高质量发展。
电网安全的本质，是把风险关口前移、把恢复速度提上去。
母线停电“全自动”整站自愈从试点走向实战验证，折射出以技术创新提升城市治理韧性的现实路径。
面向未来，持续把关键技术做实、把运行机制做细、把推广应用做广，才能让“更少停电、更快复电”成为城市运行的稳定底色。