摘要：随着经济的快速发展和社会的不断进步，人们对于电网的稳定性和安全性的要求也越来越高。对于电网调度中心来说，需要及时的掌握电网运行过程中所产生的数据和信息。计算机技术和网络通信技术的发展，为电网调度的自动化发展提供了基础。但是在电网调度自动化系统运行的过程中也容易出现故障，给电网的监控带来了困扰，因此对于调度自动化系统也提出了新的要求。
关键词：电网调度自动化系统；故障；处理
1电网调度自动化系统运行故障分析
1.1通讯通道误码
通道是联通调度主站与综自系统、RTU的神经，调度自动化系统能不能可靠稳定地运行在很大程度上面都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。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，特别在模拟通道上与Modem的制式有关。对于远动通道常用的300bps、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，所以出错的概率为帧长×误码率。出错率小于1才可使该帧在通道上顺利传送，而且出错率越小传输越可靠。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3600帧，所以10-3的故障率是不能令人满意的。
误码率为10-6，对于微波通道来讲是完全可以达到的，然而对载波通道来讲已经不是那么容易的。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。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。
1.2遥控拒动
1.2.1传输通道的问题
正常情况下，上行通道（即遥信与遥测数据传输通道）在实时监视下传输畅通，而遥控通道（即下行通道）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。采取的措施是，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。采取的措施就是，采用单通道且传输介质一样时，再考虑采用双通道。
1.2.2遥控序号不对
这种情况绝大部分都是发生在调试的过程当中。因为厂站和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“1”，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。
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1.3误遥信
1.3.1遥信误发
（1）厂站端远动装置重新启动之时可能错误的发出遥信。因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，而与现场测控单元或保护装置通信滞后，这样就导致与厂站端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）现场接线与厂站端远动装置的参数或厂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）开关跳闸的时候发出“控制回路断线”信号。查看事项顺序记录可以发现，“控制回路路断线”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。
1.3.2遥信漏发
（1）测控、保护装置或者是智能设备故障。在实际运行当中，很多的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。
2相关措施
（1）要求大部分厂家对远动装置程序进行修正，当远动装置重新启动之时从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补偿分站端遥信采集的不到之处。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之前对四遥量试验验收把关力度，现场一定要对任何一个信号进行实际变位试验，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）对于RTU装置接保护信号相互对应的防抖时间应当要全部修改为30～40ms，确保保护信号不会再次出现漏发。
3结语
电网调度自动化系统的运用极大的提高了电网的运行效率，有效的对电网调度人员的工作环境进行了改善，并且使得调度人员能够更加快速和准确的对电网突发事件进行处理。为了保证电网调度自动化系统更加安全可靠的运行，必须做好调度自动化系统的故障处理及维护管理工作，使其在电网经济调度及安全运行等方面发挥应有作用。
参考文献：
[1]林安静.关于运用调度自动化系统实现电网经济调度的探讨[J].重庆电力高等专科学校学报，2011（04）：34~35.
[2]何玉晓.电网调度自动化系统可靠性分析[J].世界有色金属.2017（02）
作者简介：
赵磊（1979.10-），女，内蒙古人，内蒙古工业大学电力学院学士，单位：呼和浩特供电局调度管理处，研究方向：电力调度自动化。邮编：010010
论文作者:赵磊
论文发表刊物:《电力设备》2017年第8期
论文发表时间:2017/7/18
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