试析变电站调度自动化运行问题及其控制
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【摘 要】变电站调度自动化系统虽然提高了电力系统的智能化和自动化水平，但是该系统在日常的运行当中出现了各种问题，不仅影响了系统的正常工作，更在很大程度上电力系统的安全和稳定。在本文中，笔者探讨了变电站调度自动化运行当中的常见问题，并给出了对应的控制措施，希望能够促进电站调度自动化系统的正常运行。
【关键词】变电站；调度自动化系统；常见问题；控制策略
调度自动化技术利用当前先进的计算机技术和网络通信技术，对电力线系统的自动化运行进行实时的监视和与控制，同时能够对调度自动化系统所需的信息进行自动地采集和处理，同时将电力系统的真实运行状态显示调度控制中心，操作和管理人员根据这些信息，实现对电力系统全局化、最优化、经济化的运行。
（1）遥控拒动及其控制策略。第一，遥控序号算法或者定义区间不一致。首先，遥控序号算法不一致。此种问题主要发生在调度自动化系统的安装调试阶段，由于主站和厂站的遥控序号存在着算法方面的差异，常常会导致错号。例如，假设我们在定义现场的遥控信号的首个序号为“0”，但是主站可以将遥控信号的首个序号定位为“1”，进而出现错号问题。其次，遥控序号的定义区间不一致。例如，某场站的应用程序定义某点至另一点位开关设备遥控序号，剩余为档位遥控序号，此时如果出现遥控序号定义区间不一致的情况则便会出现遥控拒动问题。其控制策略是：针对遥控序号算法或者定义区间不一致导致的遥控拒动问题，则需要进行必要的更改，确保两者的高度一致。第二，遥控通道问题及其控制策略。首先，外界因素影响遥控通道导致遥控拒动。通常为了保证上行通道的传输畅通，而对其进行实时监控；但是遥控通常一般情况没有采取必要的监控措施，往往导致在需要遥控操作时出现拒动问题。影响遥控通道的因素较多，通常是某些恶劣的天气。其次，传统通道采用介质存在差异导致遥控拒动。变电站虽然采用了双通道，但是上行通道和下行通道所采的介质存在差异，例如，一个传统通道采用光纤作为通道介质，而另一个传输通道则采用了载波进行传输，虽然不会对上行通道产生影响，但是会影响下行通道，导致遥控拒动。其控制策略是：针对第一种问题，要求工作人员对载波机发送水平和接收电平进行定期的调试和检测，确保载波机拥有正常的工作状态；针对第二种问题，使上行通道和下行通道所采的介质保持一致，或者直接采用单通道。第三，主站调度自动化系统导致的遥控拒动。主站调度自动化系统是遥控命令的直接发出者，因此，主站调度自动化系统的运行状态直接关系到遥控指令的发送状态。一般情况是，主站调度自动化系统忙，如果第一次遥控拒动，通常多操作一次便会解决。（2）误遥信及其控制策略。第一，遥信误发及其控制策略。重启站端远动装置时导致的遥信误发。因为保护和测控远动装置与站内装置的数量较多，重启站端远动装置时，通常调度端的通信恢复速度快于现场的测控设置或者保护装置，这种通信恢复的滞后性容易导致测控设置或者保护装置恢复正常工作状态之前无法向调度端发送信号，导致现场本身处于“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。其控制对策是：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。第二，遥信漏发。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，开关、刀闸辅助接点接触不良，防抖时间设置过长。其控制对策是：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。对RTU装置接保护信号对应的防抖时间全部修改为20ms～30ms，保证保护信号不再出现漏发。
二、结语
变电站调度自动化技术是顺应时展潮流、应用众多先进科学技术的实用性技术种类，尤其是对于大型的现代化电力系统而言，调度自动化技术的应用更是显得尤为必要。该系统通过高效的工作模式可以在最大程度上降低由于人为操作失误导致的电力系统故障以及大面积停电等事故的发生。有效解决变电站调度自动化系统运行当中存在的问题，并予以有效解决，能够为为电力系统的可靠安全运行提供重要保障。
参考文献
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