水暖之家讯：目前在电力系统的110kV变电站基本都已实现无人值守，由电力控制中心对各变电站进行实时监测和控制，这样就要求变电站的自动化设备能够准确地反映变电站一次、二次设备的运行状态，并且要能准确可靠地反映变电站在发生事故时运行状态，这是变电安全运行的基本条件，也是变电运行部门、生产技术部门非常关注的问题。为确保电网安全稳定经济运行，提高调度自动化系统的事故推图正确率，是实现电力自动化系统的工作重点和技术难题，为此结合工作实践探讨提高调度自动化系统的事故推图正确率的技术措施。 1.事故反应的现状
我市城区内的各110kV变电站都已实现无人值守，由电力调度控制中心对城区内的110kV变电站进行集中监视和控制。但是，在实际运行中有时某些变电站的一次设备发生故障或事故而导致开关跳闸时，调度自动化系统却无法实时准确地反应实际事故情况，这样导致调度中心工作人员无法及时发现事故而延迟了事故的处理，从而也可能导致事故的进一步扩大而造成不必要的损失。
对2001年的变电站（注: 指由地调管辖的变电站）的事故跳闸反应情况的统计如图1所示，在2001年共发生事故跳闸75次，调度自动化系统正确推出事故画面有40次，年正确反应率仅为66.7%。
2.事故反应的原理
调度自动化系统通过接受到变电站的相关信号并从这些信号的关联关系来判断事故，一般来说，在变电站发生事故跳闸时会发事故信号、保护动作信号以及开关跳闸信号，因此调度自动化系统以此三个信号来判断事故如图2所示。
其中调度自动化系统通过自身数据库中的开关和保护信号的关联关系表，以事故开关跳闸时的前后一段时间为搜索条件，查询是否有与此事故开关相关联的保护信号动作，若有，则判为事故跳闸，并以直观的告警图形或声音表现; 若无，则认为是正常跳闸。
3.事故未正确推图的原因
通过对事故反应原理的分析，可以得知导致某些事故无正确推图的可能原因如下:
发生事故后，调度主站没有收到事故信号或保护动作信号的遥信变位;
发生事故后，调度主站没有收到开关跳闸信号;
发生事故后，调度主站收到相关信号且时间准确，而数据库中的开关、保护关联关系填写不正确而不能准确反应。
实践表明，造成以上三种情况的原因有以下三个因素:
3.1通讯因素
3.1.1站内通讯网络堵塞，无法及时上送信号;
3.1.2问答式规约无法及时捕捉到瞬时复归信号;
3.1.3通信通道故障。
3.2设备因素
3.2.1后台机或通讯装置故障导致通讯故障;
3.2.2UPS电源的故障导致通讯设备停电。
3.3人为错误
数据库维护不力。
4.改进方案及效果
根据以上所述，我们根据实际情况，针对各个可能因素制定了一系列的方案和措施以改进和完善现调度自动化系统:
4.1通讯的改善
根据通讯因素的影响，我们与通讯部门、生产厂家的技术人员共同配合，对现有通讯条件进行了以下的改善工作:
4.1.1通讯规约的更换: 问答式改为循环式;
4.1.2通道的冗余配置及通道切换功能的完善;
4.1.3改进系统软件，提高站内通讯的效率
4.2设备的改善
在设备方面，我们采用冗余配置的方案且执行严格的设备管理制度，减少设备的停运或故障次数，并且在软件上尽量精简，保证设备的稳定运行。
4.3人员的管理
针对人员在维护数据库时容易出错，我们采取一人维护，一人监督，一人检查的严格维护制度，尽量避免人为错误。
4.4改进后的效果
如图3所示，通过一系列的改进措施的实施，通过同期比较来看，我局的调度自动化系统的事故推图正确率得到了大大的提高。
5.结语
综上所述，本文针对目前的无人值班中出现的事故推图准确率低的问题进行了大量的技术分析，并制定了相关的技术改进方案和措施，并通过实施后取得了较好的效果，但是由于各地的调度自动化系统以及变电站无人值守的实现方式不尽相同，因此本文阐述的改进措施有其针对性，并有待进一步提高和完善，以使事故推图正确率提高到98%以上。
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