电力调度自动化应用故障及其解决方案

　　摘要:随着科学技术的日新月异，新技术，新设备在电力自动化中也层出无穷，本文根据变电力调度自动化运行现埸情况，对所遇故障进行分析，并提出解决方案。
　　关键词:电力调度;自动化;解决方案
　　
　　一、引言
　　科学技术的发展为调度自动化提供了有力的支持，使得电力企业获得更高的效率和更大的经济效益。为了保证电力系统安全、稳定、经济运行，电力调度中心必须及时地掌握系统的运行情况，以便对发生的事故进行有效的处理。然而，现有的调度自动化系统运行状况不尽如人意，调度自动化系统中存在着通讯通道误码、遥控遥调拒动及误遥信问题，干扰了调度的正常工作。本文针对调度自动化运行工作中的一些常见故障进行分析及提出处理方法，以确保电网的安全稳定运行。
　　二、通讯通道误码
　　通道是联结主站与RTU的神经。调度自动化系统能否可靠稳定地运行在很大程度上取决于传送远动信息的通道是否可靠。在电力系统中，传输信道主要有载波、微波、光纤、有线电缆等几种形式，除光纤具有很强的抗干扰能力外，其他几种传输方式都会受到各种电磁干扰的影响，特别是经过多次转接，通道传输过程中的误码一般是随机发生的。按统计规律，误码的发生属于均匀分布。每个位（bit）在通道上传输时发生误码的概率被称为误码率。通道误码率是由通道的性质和工作状态决定的，是通道性能的一个重要指标。它与传输介质、通道设备、传输方式（技术）和传输速率有关，在模拟通道上特别与Modem的制式有关。对于远动通道常用的600bps和1200bps的波特率，载波通道的误码率一般为10-4数量级，微波通道的误码率一般为10-6数量级。对于一个帧来说，由于帧中任一位的错误都将导致整个帧出错，所以出错的可能性（概率）为帧长×误码率。出错率小于l才可使该帧在通道上顺利传送。若传输报文的帧较长（103位），即使使用较好的微波通道（10-6误码率），其信息丢失的概率仍有10-3之多。对远动信息来说，按每秒传送一帧计，每小时传送的帧数达36OO帧，所以10-3的故障率是不能令人满意的。误码率10-6，对微波通道来说是可以达到的，而对载波通道来说已属不易。若要在这两种传输技术的基础上，大幅度地降低误码率，提高远动信息的可用性是很困难的。因此，应从信息传输方式上想办法。一个重要的方法就是出错后的重发技术。出错重发技术建立在主站和RTU双方都能互相确认对方所送信息的正确性的基础上。它相当于polling的问答方式：在给定的时间间隔内未收到对方的确认电文，则认为所发信息受到干扰未能被对方收到。即使对方已收到信息，而回送的确认电文被干扰，使得发送方不能得到正确的确认信息，也认为信息传送失败。此时，则由发送方再次发出一个相同的电文，即重发。通信误码率与远动信息传输的可用性有一定的数量关系，出错重发技术在同样的通道特性下可大大改善传输可用性。因此，重发技术一方面大大提高了信息发送的成功率；另一方面降低了对通道可靠性的依赖。根据实际情况，提出以下处理方法：
　　第一，单通道，通常判断为通道或该厂站端的设备故障，应立即对通道及厂站端远动装置进行检查，及时排除故障。
　　第二，如果多个厂站同时报远动通道故障，调度端画面数据不刷新，先测试故障变电站的局内电话，来判断是否某个主要节点上的通信设备故障，检查有关变电站通信网络的运行情况，发现异常报修处理，否则检查调度自动化系统前置服务器，对服务器进行主备切换试验，排查服务器的自身问题。
　　
　　三、误遥信
　　〈一〉遥信误发
　　1）站端远动装置重启时误发遥信。由于变电站站内与远动装置通信的测控装置或保护装置较多，远动装置在重新启动时往往与调度端的通信先恢复，而与现场备测控单元或保护装置通信滞后，这样就导致与各测控装置通信恢复正常前的短时间内发往调度端的所有遥测、遥信为0，现场本身处于“合”位的遥信就会在主站端产生由“合”到“分”与由“分”到“合”的报警事项，该类误发遥信不带SOE。
　　2）现场接线与站端远动装置的参数或站端远动装置与主站参数库定义不一致。
　　3）节点抖动。个别信号因辅助节点受潮锈死、老化及机械等原因出现频繁误发信号。
　　4）开关跳闸时发“控制回路断线”信号。查看事项顺序记录可以发现“控制回路断线”信号报警在“开关跳闸”信号之前20～60ms之间，在“开关跳闸”信号之后0～60ms，该信号自行复位。对“控制回路断线”信号采样电路进行分析，开关跳闸时，常开辅助节点断开，而跳闸动作需要一定的时间，因此在开关未合上之前常闭辅助节点没有闭合，这样使合闸回路与跳闸回路同时断开，合闸位置继电器（HWJ）和跳闸位置继电器（TWJ）瞬间均失电，导致发出了“控制回路断线”信号。
　　5）装置误发。装置误发原因比较复杂，环境因素也是主要原因之一。夏季炎热时期，各变电站遥信误发、漏发频繁，特别是通信中断故障频发；由于无人值班变电站控制室门窗全部关闭，室内温度高，且装置长时间不间断地运行，造成了设备运行的不稳定。
　　〈二〉遥信漏发
　　1）测控、保护装置或智能设备故障。在实际运行中，很多变电站智能小电流选线装置运行都不稳定，系统发生小电流接地时，不能正确发送线路接地信号。测控、保护装置故障情况也时有发生。
　　2）开关、刀闸辅助接点接触不良。
　　3）防抖时间设置过长。
　　〈三〉部分远动工作站程序易走死，硬件故障频繁
　　部分综合自动化系统远动工作站采用WINDOWS平台，操作系统或程序死机现象时有发生。一些综合自动化系统的远动数据是通过后台监控系统发送到调度主站，当后台监控系统不能正常工作时，则远动数据和信息就不能发送。由于后台监控系统一般是采用WINDOWS操作系统，而这种操作系统的稳定性能不及DOS操作系统及单片机稳定可靠。另外，后台监控系统经常有人操作，可能一些错误的操作导致当地监控系统的死机或转发调度数据程序走死。
　　〈四〉主要对策及改进方案[!--empirenews.page--]
　　1）要求部分厂家对远动装置程序进行了修改，当远动装置重启时往调度端发送的报文存1min之内只发同步字，待收到各测控装置的实时数据后，往调度端发送的报文恢复正常。
　　2）利用主站调度自动化系统提供的一些功能来弥补分站端遥信采集的不足。调度自动化系统具备慢遥信功能，可在主站设置慢遥信的时间，即在定义的时间范围里该对象状态发生的变化被认为是抖动。开关跳闸时发送“控制回路断线”信号也可以通过该功能来屏蔽，而真正的“控制回路断线”报警信号又能正确反应。
　　3）加大变电站设备投产前对四遥量试验验收把关力度。现场必须对每个信号进行实际变位试验，由监控中心负责，对每个信号验收把关。因此主站与分站、分站远动设备与测控装置参数定义不匹配的现象可以及时发现、及时修改，确保在送电前每个信号都正确无误。
　　4）对RTU装置接保护信号对应的防抖时间全部修改为20～30ms，保证保护信号不再出现漏发。
　　
　　四、遥控拒动
　　〈一〉传输通道的问题
　　正常情况下，上行通道在实时监视下传输畅通，而遥控通道往往没有监视措施，当急需遥控操作时发现遥控拒动，这有可能是天气原因，特别是采用载波作为传输通道的变电站，受各种因素影响较大。某变电站使用的是载波单通道，雷雨天气时常出现遥控拒动现象。采取的方案是，经常检测调试载波机发送和接收电平，使其保持在一个稳定的范围之内。还有一种情况是，变电站采用双通道，上下行传输通道介质不一样，如一种采用光纤传输，另一种采用载波传输，虽然不影响上行，但却影响下行，造成遥控拒动。采取的方案就是，采用单通道且传输介质一样时，再考虑采用双通道。
　　〈二〉遥控序号不对
　　这种情况大多发生在调试过程中。因为厂站与主站在序号算法上不一样，往往会错号，如现场定义遥控号为第一个，序号为“l”，但主站从“0”开始排序，则主站遥控序号为“0”。还有一种情况，有的厂站程序规定，某一点到某一点为开关设备遥控，另外几点为挡位遥控号，在这种情况下，就要注意遥控号的定义区间。如公司部分变电站档位遥控号是不按顺序算，这种情况则必须与对应的更改方保持一致。
　　〈三〉与主站调度自动化系统有关的遥控拒动
　　由于遥控命令是从主站调度自动化系统发出，因此，不可避免地与主系统的运行产生关联。一种情况是主系统忙，遥控需多操作一次；另一种情况是，由于计算机的快速发展，调度应用软件的增多，近几年在调度自动化系统上或多或少装了一些应用程序，这些程序会对系统产生影响。
　　
　　五、结语
　　随着经济的腾飞，电力网架结构的不断发展，各地区的变电站越来越多，各种信息也越来越多，随之而来电力调度自动化运行带来的工作量也越来越大，处理各种故障也变得越来越复杂。这就要求我们不断地更新知识，不断地接受新生事物，在实践中去发现问题、分析问题、解决问题。努力做好本职工作，更好地服务于社会。
　　参考文献：
　　[1]何景斌：《管理信息系统在电力调度管理自动化中的应用》，《建材与装饰》2007(12)
　　[2]刘建国：《电力市场发展中的电网调度自动化系统》，《科技创新导报》2008(12)。

《电力调度自动化应用故障及其解决方案》

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