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RURAL ELECTRIFICATIONAutomation 农网自动化

2010年第09期总第280期

当前，大多数无人值守变电站通过综合自动化系统

实现了遥控、遥调功能，遥控的可靠性对电网的安全、

可靠运行有着重要的影响。在实际运行中，遥控操作拒

动的情况时有发生，甚至存在遥控操作误动的现象，这

些故障使调度自动化系统的可靠性大大降低，给无人值

守变电站的安全运行带来了隐患，必须采取措施及时消

除。

1变电站遥控操作过程

主站端进行遥控操作一般分为两个过程，首先主站

工作站发送遥控预置命令，利用“返校”安全机制，由

变电站端自动化系统进行遥控预置命令的校核，并将结

果返送回主站。如果主站收到“返校正确”即可进入下

一步遥控执行，此时调度人员可以通过遥控执行命令，

向变电站端发送动作执行命令。遥控执行后，变电站自

动化系统发送开关变位信息，主站端在规定时间收到

（一般为20s）该遥控对象的变位信号后，则显示遥控成

功，否则显示遥控失败。遥控操作流程图如图1所示。

2遥控常见故障

随着无人值守变电站的增多，远方遥控过程中出现

遥控拒动、误动的次数随之增多，笔者根据多年的现场

维护经验，总结出以下遥控故障，分析了故障原因，并

给出了相应的处理方法。

2.1 遥控拒动故障

变电站综合自动化系统测控单位“远方/就地切换开

关”没有切换到远方位置，此时故障表现为返校正确，

但遥控执行超时。

通道的问题：由于通道信号衰减较大或使用模拟通

道时受到较大电磁干扰，使得下行电压降低较大或通道

误码率太高，可造成对象选择报文、执行命令丢失，导

致站端监控系统开出回路执行模块的对象继电器不能闭

合，或者即使对象继电器闭合后，由于长时间收不到执行

命令，对象继电器接点自动复归（复归时间一般在10s左

右），遥控操作失败。此外，下行通道断开或接触不良也

会导致遥控失败，这种故障一般可以通过自环自收的方法

查找。

操作控制电源的问题：如果直流控制电源的电压过低

或者控制回路断线时，也会出现开关拒动、遥控执行超时

的故障。这种情况一般都会有保护信号发生，也可到现场

测量控制母线电压是否正常，如果是控制母线电压过低，

一般全站开关普遍遥控拒动。

开关储能机构电源开关未合上，操作机构弹簧未储

能，此时开关拒动，遥控操作失败。这种情况不容易被发

现，而且多次进行合闸操作时，容易烧坏合闸线圈。这种

情况可在主站端接线图开关旁边引入弹簧未储能信号，以

便及时发现缺陷。

通信管理机的问题：通信管理机中，通信端口芯片出

现击穿、老化等质量问题时，表现为“返校”超时或返校

正确但不执行。可通过通信软件测试端口、更换CPU板的

方法发现这类故障。此外，也有双机备用时因两台管理及

波特率设置不一致导致的同步失败故障，导致全站无法遥

控。通信管理机程序设计不成熟，导致内存分配出错，也

会导致个别开关遥控返校失败。

长期运行的变电站普遍存在保护测控单元装置电源板

老化、执行继电器故障，也会导致无法遥控，可通过元件

替换法查找故障原因。

由于主站数据库出错导致的遥控拒动故障。这类故障

出现的较少，数据库出错后往往导致多个开关甚至多个变

电站遥控拒动，检查主站前置机，会发现存在开关遥信号

不对应的情况，重新启动数据库服务器后，故障一般会自

动消失，这种故障可能与某些潜在病毒有关。

有个别变电站，如CAN2000综自系统，由于某一块

保护装置的地址号设置错误，导致整个变电站遥控拒动，

这种故障也不易被发现，只能通过现场仔细巡查发现问

题。部分厂家的综自装置通信地址号很容易被误修改，导

致装置脱网或引起总线冲突，不能执行遥控操作。

2.2 遥控误动故障

主站端填错遥控序号或者更换了变电站端CPU板的地

址号，可能会出现误动。主站端进行遥控“返校”校核

无人值守变电站遥控故障的分析与处理滕晓辉，山东省沂南县供电公司

图1 遥控操作流程图

变电站

端自动

化系统

1.对象

检查

2.返送

校核

3.执行

命令

4.遥信异

常报告

5.遥信全

数据报告

1.发出预

置命令

2.返送校

核结果

3.发出执

行命令

4.遥信

异常

5.遥信全

数据

1.显示遥控对象，

选择对象及操作

遥控人机工作站后台系统前置系统通

道

2.自动检查各种

条件

3.显示选择结果

4.操作员确认，

发出预置命令

5.显示预置命令

执行信息

6.操作员确认，

发出执行命令

7.显示命令

执行结果

1.访问实时

数据库

2.返回信息

3.向前置系统发

送预置命令

4.向遥控人机工作

站报告校核结果

5.向前置系统

发送执行命令

6.遥信异常

及全数据

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RURA

L ELE

CTRI

FICAT

ION

农网自动化 Automation

2010年第09期总第280期

我国的配电系统（6～35kV系统）大多数是经消弧线

圈接地或不接地的中性点非直接接地系统（非有效接地系

统）。当发生单相接地故障时，故障特征复杂，难以有效

识别，使故障点的准确定位比较困难，一直缺乏可靠的故

障定位方法。

1故障定位系统

故障定位系统包括：故障检测装置、数据转发站、

GSM/GPRS中心站、监控主站和通信系统。其中通信系统

又分为：故障检测设备到数据转发站之间的短距离无线传

输系统、数据转发站到GSM/GPRS中心站的GSM（手机

短消息）传输系统和到主站之间的串口信息传输。当用于

中性点不直接接地系统的单相接地故障点定位时，还需要

增加一个不对称电流源，用于在单相接地故障发生时，自

动向系统注入用于故障点探测的信号。

1.1 系统工作原理

故障指示器FI安装在各线路分支处的分支线上，对

于小电流接地系统，要检测单相接地故障还要在变电站

（或线路上）安装不对称电流源。系统出现短路故障

时，FI检测到短路故障电流或特定信号电流流过，通过

短距离无线收发系统，将动作信号传送给相隔20m的数

据转发站。当线路上任何一点发生单相接地故障时，FI

检测流过本线

路 的 特 定 信

号，并通过无

线系统将信号

送给数据转发

站。数据转发

站安装在线路

的分支处，可

以接收 9只 F I

（分别在三个

分支的 9相线

路上）发送过

来的动作信息。数据转发站在收到动作信息后，将动作

分支的FI地址信息通过GSM通信系统发给GSM/GPRS中

心站。GSM/GPRS中心站得到该信息后进行处理，将处

理结果送给监控主站进行显示。监控主站依据从GSM/

GPRS中心站收到的这些动作信息，进行网络拓扑计算分

析，与地理信息系统相结合，可以直接显示出故障点地

理位置信息，并在地理背景上显示出来，还可以打印出

地理位置信息。运行维修人员可以直接到故障点排除故

障。其示意图如图1所示。

1.1.1 故障指示器FI

配电线路故障快速定位系统李文智，王海江，河北省邢台供电公司

摘要：配电网直接联系用户，其可靠供电能力和供电质量既是电力企业经济效益的直接体现，又对应着不可估量

的社会效益。配电线路故障快速定位系统在线路上安装故障指示器及数据转发装置，对运行中的配电线路进行实

时监测。当其发生故障时，该系统能准确定位故障点，省去查找故障所耗费的大量物力、人力和时间，并在主站

GIS上显示故障线路和故障点，及时启动报警程序，短信通知有关人员，缩短停电时间，缩小停电范围，提高供电

可靠性。

关键词：配电线路；快速定位；故障指示器

中图分类号：TM764 文献标志码：B 文章编号：1003-0867(2010)09-0036-03

FI：FaultIndiTAor故障指示器

DT：DataTransfer数据转

图1 故障定位系统

FI

FD

FI

FI

FI

DT DT

DT

RBS

FI

监控

主站通信

前置

GSM 网

时，如果只是根据遥控序号判断遥控对象，则可能选错遥

控对象，造成误遥控。为了避免这种误动的发生，可增加

关联遥信的“返校”校核机制，实现真正意义上的校核，

发现错误时能够闭锁遥控执行。

遥控装置芯片故障造成误动。实际运行中，由于雷电

感应过电压造成遥控板上的遥控对象选择芯片故障，遥控

操作时“返校”正确，但在执行时出现了多路误动作的严

重事故。针对这种情况，采取在遥控电源串联限流电阻的

方法，只允许一个中间继电器动作，可避免多个开关遥控

误动事故。

3结束语

遥控操作对无人值守变电站的安全稳定运行起到了重

要的作用。因此，认真研究遥控操作中出现的常见故障，

针对故障快速找到正确的处理方法，就显得尤为重要。本

文从现场维护经验中总结出一些遥控常见故障及排除方

法，对快速查找故障点，及时排除故障具有参考价值。

（责任编辑：张峰亮）