大庆电网调度自动化主站系统常见故障及处理

[摘 要]大庆电网调度自动化系统是保证电网安全、可靠、稳定以及经济运行和提高调度运行管理水平的重要手段。本文以油田现有电网调度自动化主站系统的实际应用，介绍系统在主站、通道、站端三个方面常见的故障现象同时给出了处理办法。

[关键词]电网调度自动化系统；可视化；集成化；跨平台；隔离；规约

中图分类号：TD67 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0052-01

1 引言

大庆油田电网调度自动化系统以其高效、灵活的实时数据处理和友好、安全的人机界面为电网调度提供实时准确的运行信息和安全可靠的控制功能，在油田电网的安全、经济、稳定运行中发挥了重要的作用。

但随着调度自动化系统运行时间的增长及相关新标准的建立，主站系统在实时性、稳定性、安全性、实用性等方面整体性能有所下降或存在隐患。一旦自动化系统发生故障，就必须采取措施，及时排除故障，

因此，总结自动化系统故障处理实际经验，认真做好调度自动化系统的故障处理及维护管理工作，保障调度自动化系统稳定可靠地运行，使其在电网经济调度及安全运行等方面发挥应有作用具有重要意义。

2 调度自动化系统日常运行中出现的问题及处理

油田调度自动化系统由调度主站、通道、远方终端设备（RTU）或变电站自动化系统远动接口构成。这三部分是相互联系、缺一不可的，调度自动化系统经常出现的故障就包含在这三部分。

2.1 故障现象

在调度自动化日常运行中，常会出现以下几个故障：主站死机瘫痪、数据不刷新、数据曲线为直线、通讯中断、不能遥控、遥信不准、主备机切换故障、UPS电源故障、病毒等问题

2.2 各部分故障分析与处理

2.2.1 主站故障 主要发生在软件、硬件、前置机、网络、数据库定义及电源部分。如果故障出现在应用程序上，可重新安装应用程序，重新设置数据库，连接数据源。

2.2.1.1 服务器硬件出现故障则采用排除法查清故障点，更换硬件。更换风扇、电源等硬件后，开机设备可恢复正常运行。如果硬盘故障，可安装新硬盘，需重新安装操作系统和应用程序。

2.2.1.2 前置机系统作为SCADA系统的组成部分，其任务是对全网实时数据进行采集和预处理，监视各分站通道的工作状态；收集并加工各RTU送来的信息；对分站规约进行转换；对信息进行识别、检错、纠错处理；与后台机通讯以及向RTU传送控制命令。

2.2.1.3 电源故障有主备系统UPS同时故障或者交流失电后蓄电池放电结束UPS停机。 如果主备两台UPS同时故障，无交流输出，调度自动化系统主服务器将退出运行，系统瘫痪。首先关闭电源分配屏上的UPS输出总开关以及各分路开关，然后关闭各服务器及工作站的电源开关，在电源分配屏上将主服务器、前置机的电源线直接接到市电上，依次合上电源开关，按照先服务器后工作站的顺序，开机恢复系统运行。如果交流失电，蓄电池逆变供电。自动化值班员要迅速减少调度自动化系统（设备）负荷，并保证最小调度自动化系统的运行。停用部分冗余及相对不重要设备，依次为暂时可不使用的隔离服务器一台、远动维护工作站两台、前置机两台、数据服务器一台、调度工作站一台、调度工作站的双屏关掉一台及一切使用UPS供电的设备以尽量延长系统运行时间。密切监视UPS放电情况，随时注意其运行状态的指示灯和报警信号等。按时用万用表测量蓄电池的电压，当蓄电池电压降低至最低允许值之前，必须按照正常的系统操作步骤退出进程，以免发生非正常关机系统数据库等出现错误的现象，为恢复交流供电，启动系统做好充分准备。

2.2.1.4 数据库的填写定义错误。调度自动化系统具有数据共享性，数据实时更新性，事件处理过程需时间限制的特点，数据库采用实时数据库，是传统数据库技术的提高和改进成果，调度自动化数据库原因常出现以下故障：实时数据库有错误，不能定义，检查数据库的遥测数据存盘描述是否有空的或做了重复记录。 事件告警记录中某厂站有频繁的遥信变位出现，排除该厂站端辅助接点及RTU正常，则是因为数据库中的遥信表有重复填写；开关位置不对，则检查数据库中极性是否取反。遥信、遥测正常，遥控发不下去或返校时间超时，确定通道无故障，则检查数据库中该设备的信息号是否填写或填写正确，是否限制可控；站端设备告警，调度端未告警，考虑是否定义该信息或者信息号是否正确。以上仅是数据库定义错误的一部分情况，上述情况产生原因也很多。

2.2.1.5 二次防护问题，主要有网络结构一般不符合安全区的要求。 接口众多，系统防病毒形势严峻。电网调度自动化系统是其它非实时系统的实时数据源，拥有大量有价值的供电网原始数据信息。采用服务器双卡或三卡内桥式分段网络实现和公司MIS联网，没有实现物理级上的隔离，调度监控网络受到病毒及黑客的威胁。网络连接不能有效抵御病毒、黑客等通过各种形式发起的恶意破坏和攻击，尤其是集团式攻击，使实时监控系统及调度数据网络容易受到破坏，由此引起电力系统事故。不同安全等级的系统互联时未作有效隔离，不符合网络安全的要求。

2.2.1.6 通道故障：调度自动化系统一个很重要的功能就是能够对电网实现实时监控。在连接变电站和调度端的通讯通道上，在使用单通道的运行模式，造成系统通道环节薄弱，一旦出现通道故障短时间内很难恢复，使调度端无法监控，造成调度员的监控盲区。而光纤故障一般很少，多由于外力破坏造成断裂。如某站信息不变化，遥测数据不更新，为一直线，该站产生的告警信息接收不到，而其他变电站信息正常。如检查该变电站RTU正常，可判断是该站通道故障，考虑是否规约问题，用软环的方式判断返回的报文，没有收到则是通讯通道故障。

2.2.1.7 站端设备：综合自动化（RTU）故障综合自动化是采用微机保护，它由监控模板、通讯模板、主变差动模板、主变后备模板、馈线模板等组成，一块模板对应一条线路，每块模板同样都有相应指示灯指示是否正常，包括运行灯、故障灯、接收灯、发送灯等，通过观察指示灯可初步判断故障模板。对有后台机的变电所，如果调度机数据不正常而后台机数据正常，这多是通讯模板故障，如果调度机数据和后台机数据都不正常，这多是监控模板故障。

事故时，遥信的正确性是电网调度自动化系统的一项重要指标。引起事故遥信错误的原因是多方面的，故障点包括触点接触不良、电磁干扰、交流电串入遥信回路、前置机处理出错等，可以采用双信制遥信、优化接线工艺及通过跳闸控制回路的电位来判断断路器位置信号等一系列手段来解决遥信不准确故障。如出现遥控无法执行情况，一般故障原因：该站下行通道断、RTU遥控出口继电器损坏、RTU遥控执行板损坏或遥控执行继电器触点接触不良、RTU遥控输出压板没投、主站或分站设备参数定义错误、分站设备转换开关在“就地”位置、没有在“远方”位置。信号测量法：调度自动化系统是借助数据通信来完成其功能的，而信号是看不见、摸不着的，但可以借助专用工具检测出来。如通过前置机通讯功能对数据报文的收、发信息比较，示波器信号波形是否正常，用万用表测量前置机、光端机综合自动化的接收端、发送端与接地端的电压值，通过电压情况可判断出接收或发送通路在哪部分发生了故障。如出现以下故障现象：某一路遥信不对，其他遥信无问题，可以排除通道等问题，先判断是在调度端还是站端，排除调度端后，再判断是在外部回路还是在自动化装置处，可以通过短接等方法判断。通过逐步排除找出原因。

3 结语

电网调度自动化主站系统是电网调度自动化系统的核心，是调度员的“千里眼”、“顺风耳”，在油田电网安全经济运行中越来越发挥出更重要的作用。只有对现有系统全面、深入的掌握，精心维护才能保障系统的安全稳定运行，更好的满足电网运行的需要。