0 引言

当前，综合自动化技术在变电站得到了广泛应用，随着变电站无人值守的推广应用，已逐步实现调度监控中心的运行人员通过调度自动化主站系统监控所辖变电站，但在实际运行中还存在着遥控不能执行或错误执行的问题^[1]。为了保证电力系统的安全、稳定、经济运行，调度监控中心必须及时掌握设备的运行情况，以便对发生的事故进行有效处理^[2]。本文针对现场工作中同一状态信号在遥控回路与遥信回路不统一的问题进行分析，并提出相应的解决措施，以适应当前的继电保护工作。

1 故障无法及时监测及原因分析 1.1 故障概况

薛家湾供电局220 kV大路变电站10 kVⅠ、Ⅱ母线所带出线均配置CSC-211数字式线路保护测控装置。2015-10-19，运行人员通过后台监控系统操作某10 kV出线间隔时，操作失败，检查保护装置和后台监控系统，未发现有死机现象，再次进行遥控操作仍失败。现场检查保护装置控制回路、后台报文以及光字牌，均正常。

1.2 原因分析

反复检查核对后发现，10 kV开关柜远方就地把手送至遥控回路开入接点因机械原因无法闭合，导致遥控失败。

10 kV开关柜远方就地操作把手状态信号的一对接点接入遥控回路，另一对接点作为遥信量，用于在后台监控系统及调度监控系统显示远方就地位置。运行人员只能监视遥信回路接点状态，而无法监视遥控回路接点状态。当送至遥控回路的接点因金属氧化或机械原因无法闭合时，就会造成遥控操作失败，因缺乏有效的监视信息，检修人员容易将此类故障误判断为开关本体故障。

2 改进方案 2.1 改进目标

优化10 kV开关柜遥控回路和遥信回路，简化保护装置和后台程序中原有复杂的控制回路、保护逻辑，使软件和硬件功能相匹配。

本次改进依据DL/T 667—1999 《继电保护设备信息接口配套标准》、DL/T 634.5104—2009 《采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问》和DL/T 634.5101—2002 《基本远动任务配套标准》 ^[3-5]。改进后，调度控制中心的控制命令送至数据处理及通信装置，然后下发至站内测控装置。执行指令后仍由该数据处理及通信装置原路返送信息。工作人员下达遥控操作预置命令，由综合自动化系统完成断路器的遥控操作，并将控制状态信息发出相关报文。

2.2 改进方案要点

（1）改进前10 kV开关柜遥控回路见图 1。图 1中的①、②接点和③、④接点分别为10 kV开关柜就地远方操作把手送至就地操作回路和远方遥控回路的2对接点。当出现因把手的机械原因或金属氧化使得遥控回路中硬接点无法导通时，会导致遥控回路就地远方状态信息和后台监控系统中就地远方状态信息不对应的问题，从而导致调控后台无法操作断路器，因此将①、②接点和③、④接点分别短接，避免出现就地远方状态信息在遥控回路和遥信回路不同步的问题。

（2）改进前10 kV开关柜遥信回路见图 2。图 2中的⑤、⑥接点向后台监控系统提供远方就地操作把手位置信号，本次改进将这对接点短接。

（3）升级保护装置软件，增加间隔防误操作闭锁功能及远方发位功能，同时优化弱电开入回路，改进后弱电开入回路见图 3。当⑦、⑧接点导通时，逻辑编辑器发送高电平，保护装置显示高电平，此时允许远方遥控及5 s后向监控后台发信（发信时间也可以设定）。当⑦、⑧这对接点不导通时，保护装置默认为就地状态，显示为低电平，此时闭锁远方遥控。在配电室开关柜就地操作时，开关分合不受远方就地弱电开入接点⑦、⑧的影响，便于检修和调试。

3 改进效果

薛家湾供电局于2016年12月对220 kV大路变电站10 kV配电室951何家塔线、952硅铝线、953柳林滩线、954大南沟线、1号站变916、914电容器、924电容器、934电容器、912母联、944电容器、954电容器、964电容器、955阿拉不拉线、956西工业区线、957南工业区线、958路镇线所有10 kV开关柜远方就地把手进行改进，对二次回路进行简化、保护装置进行升级，确保了10 kV开关柜就地远方把手状态信息在遥控回路和遥信回路的统一，提高了设备运行的可靠性。

（1）优化了10 kV开关柜遥控和遥信回路，利用线路保护测控装置实现了遥控信号和遥信信号的关联。

（2）把手位置信息与后台光字牌和报文信息同步，不会因现场机械原因导致触点无法导通时，后台还发正常报文，误导运行人员和检修人员。

（3）改进后断路器远方操作回路更为畅通，无论是控制回路还是弱电开入回路，均保证了功能的完整性。

（4）将原来3对把手状态接点合并为1对接点，简化回路，操控更为简单可靠。