人为因素造成的遥信异常分析及防范措施

人为因素造成的遥信异常分析及防范措施
【摘 要】随着电网调度自动化技术的发展，越来越多的变电站实行了无人
值班。变电站实行无人值班后，对远动系统信息的准确性、实时性、可靠性的要
求越来越高。调度机构通过远动系统上送至调度主站系统的遥测、遥信数据，实
时监控系统各部分在生产过程中的实际情况。调度机构在掌握这些信息后，可以
通过主站系统下发遥控、遥调命令至远动系统，对开关进行遥控分合、调整变压
器档位的分接头、投切电容器、电抗器等，从而快速进行故障处理，保证系统电
压质量。

【关键词】遥信；异常分析；防范措施
引言
在电网调度自动化系统中，电力系统一次设备、二次设备的运行状态及动作
状态的采集是基本的功能。遥信信息用来传送断路器、隔离开关的位置状态，传
送继电保护、自动装置的动作状态，以及系统、设备等运行状态信号。目前大部
分地区电网220kV及以下变电站都已实行无人值班，准确、实时、可靠地采集
各种遥信信息显得尤为重要。本文通过分析两例人为造成遥信异常现象的原因，
提出了一些防范措施。

1 遥信信息采集原理
图一是遥信输入回路示意图，当辅助触点闭合时回路中会产生电流，此时光
耦中的发光二极管会放光，光耦光电三极管导通，遥信输出端得低电平“0”；当
辅助触点断开，发光二极管无电不发光，光电三极管截止，遥信输出端得高电平
“1”，从而完成遥信信息的采集。光耦的作用是实现了两边回路的电气隔离，防
止外回路的干扰串入测控装置。二极管起保护光耦的作用。

2 异常案例分析处理
2.1 案例处理一
2010年12月31日，调度监控后台频报某110kV变电站“#1主变110侧GPS
故障”。

该变电站是一座新投的综自站，所用的设备基本都是南瑞科技公司的产品。
远动机型号NSC300，遥信采集采用的是NSD500线路测控装置，后台软件是南
瑞科技的NS3000变电站自动化系统。

我们到现场后，首先查看变电站监控后台告警简报，查到变电站监控后台也
是频报此信号，排除了远动信息传输异常导致信号频发的可能。接下来，我们查
看#1主变变高测控装置控制面板，显示装置状态字：GPS：？，正常时应为GPS：.，
推断可能是测控装置GPS接口故障或信号线接触不良。查看测控装置背板，发
现GPS两根信号线（IRRG-B）接触不良。

原因分析：该站是新投运综自站，应是变电站施工建设时，工作人员未将此
两根信号线固定好，且在验收过程中，也未能发现接线不牢固。

处理措施：重新接线后，变电站监控后台及调度主站不再误发此信号。
2.2 案例处理二
2012年7月24日00时10分，某110kV无人值班变电站某馈线接地，调度
主站未报接地相关信号。

该变电站2005年投运，2011年实行无人值班运行。该变电站所用的设备基
本都是南瑞科技公司的产品。10kV接地选线装置采用的是广州宁智市电力科技
有限公司生产的ZN05A智能型电抗器接地综合保护装置，后台软件是南瑞科技
的NS2000变电站自动化系统。

我们到现场后，先检查10kV接地选线装置，通过查找历史记录，00时10
分，该站10kV接地选线装置报“母线接地”。再检查变电站监控后台，变电站监
控后台未报母线接地。经过检查，10kV接地选线装置、变电站监控后台、调度
主站均未报该馈线接地。 但是其余有些时刻，10kV接地选线装置有报XX馈线
接地，而此时调度主站也能报XX馈线接地，但变电站监控后台“简报”窗口（实
时告警窗）未报该馈线接地，通过历史数据检索能够查询到该馈线接地的告警信
息。由此可以初步判断，10kV接地选线装置“母线接地”、和“馈线接地”触发的
条件不同，且“母线接地”该信号未采集至后台监控系统及远动系统，“馈线接地”
信号已采集至后台监控系统及远动系统，但未上变电站监控后台“简报”窗口。

接下来，我们首先通过试验分析了“母线接地”和“馈线接地”信号的触发条
件。通过试验，当馈线发生接地时，若接地选线装置上测得的馈线零序电流值小
于+0.01A时，接地选线装置只报“母线接地”，同时变电站会发出事故铃声，但
变电站后台监控系统及调度主站不能报“母线接地”；若接地选线装置上测得某馈
线零序电流值大于或等于+0.01A时，则接地选线装置报该馈线接地，变电站发
出事故铃声，调度主站报该馈线接地，此时变电站监控后台“简报”窗口（实时告
警窗）仍未报该馈线接地，但通过历史数据检索能够查询到该馈线接地的告警信
息。通过实验，进一步验证了“母线接地”该信号未采集至后台监控系统及远动系
统，“馈线接地”信号已采集至后台监控系统及远动系统，但未上变电站监控后台
“简报”窗口。

然后，我们检查“母线接地”该信号是否采集至后台监控系统及远动系统。
我们查看了变电站后台数据库及远动数据库，发现确无“母线接地”该信号。
最后，我们检查后台数据库“馈线接地”相关信号，发现后台数据库中该类信号点
遗漏勾选上“简报”选项，致使“馈线接地”信号未上变电站监控后台“简报”窗口。
“母线接地”信号未采集原因分析：（1）、投运时施工单位及厂家未将该信号
采集至后台监控系统及远动转发表。（2）、有人值班期间，运行人员不清楚10kV
接地选线装置判断接地告警的方式。当馈线发生接地时，若接地选线装置上测得
的馈线零序电流值小于+0.01A时，接地选线装置报“母线接地”！运行人员此前
一直认为若当馈线发生接地，接地选线装置一律报某馈线接地，认识存在误区，
且因以前装置有报母线接地，且有铃声告警，固未引起运行人员重视，导致实行
无人值班运行后，线路接地未能及时发现。

处理措施：（1）、添加110kV紫城站10kV接地选线装置“母线接地”信号至
监控后台及远动系统。（2）、处理10kV接地选线馈线接地等信号只能通过历史
数据检索，未上监控后台“简报”窗口（实时告警窗）的缺陷。（3）、重新审核各
无人值班变电站远动转发表，确保各站“母线接地”信号都有上送。

3 结束语
在变电站综合自动化系统中，遥信起着很重要的作用。准确、可靠、实时的
遥信信息才能使调度机构能够及时发现电网异常或故障，从而及早处理，保证电
网的安全、经济、优质运行。

引起事故遥信误发、漏发的原因是多方面的，主要包括触点抖动、接触不良、
电磁干扰、交流电串入遥信回路、远动通道误码及前置机、后台机处理出错等[2]。
通过上述2个案例，结合这些年实际工作中遇到的种种问题，本文发现电网调度
自动化系统遥信信息的误发、漏发，除了上述几个方面原因，人为的因素也是一
方面。如果从源头抓起，接好每一根线，做好每一个信息点，会减小调度自动化
系统遥信误发、漏发的现象，从而减小自动化工作人员的工作量。对此，本文提
出以下几点防范措施：

（1）加强自动化工作人员的技术培训，提升自动化工作人员业务技能水平。
（2）严格规范远动信息转发遥信表，特别是要注意不能遗漏直流系统、交
流系统、消防系统、接地选线系统等系统中的重要遥信。

（3）投运前，严格按照作业表单做好调试验收工作，确保接线正确、美观、
牢固，装置良好运行。

（4）对调度员、监控员、自动化工作人员、变电站运行人员开展遥信信息
释意培训， 介绍重要遥信信息触发的条件和反映的相对应的运行信息。

（5）实施监护和复核制度，无论是安装接线、还是调试验收，亦或是点表
审核、制作，要认真做好监护，并安排不同人员进行复核，确保遥信信号的准确
和全面。

（6）强化自动化工作人员的安全意识、责任意识，使自动化工作人员充分
认识到自身工作的重要性，从而以更加严谨、细心的态度对待工作。
参考文献：
[1]张永健，应敏华，高亮，王鹏。电网监控与调度自动化[M].北京：中国电
力出版社，2007.2

[2]潘光午.调度自动化遥信误发问题的解决[J].农村电气化，2005（02）.