变电站防误闭锁问题

变电站防误闭锁问题（通用7篇）

变电站防误闭锁问题 篇1

摘要：电气误操作事故是电力系统频发性事故之一, 也是影响极其严重的事故之一, 为了有效防止运行电气设备误操作引发的人身和重大设备事故, 原水利电力部于1980年将防止电气误操作事故列为电力生产急需解决的重大技术问题发布。

关键词：变电站,防误闭锁

在1990年提出了电气设备“五防”的要求, 并以法规形式 (能源安保[1990]1110号文) 行文规定了电气防误的管理、运行、设计和使用原则。各种“五防”装置应运而生。从早期的机械联锁、电磁锁、机械程序锁发展到现在的微机防误闭锁系统, 技术不断更新。近几年来, 随着微机防误闭锁系统的广泛运用, 许多老式防误闭锁的变电站也在进行微机防误闭锁系统的加装或改造, 取得了良好的效果。那么传统防误闭锁是否就失去了作用了, 新建变电站在该如何优配置防误闭锁系统, 值得研究。

1 传统防误闭锁优缺点

1.1 机械联锁 (50年代--至今)

利用异型档板的限位, 对电气设备的操作机构实施闭锁

特点:机械联锁具有强制闭锁功能, 可以实现正/反向的防误闭锁要求, 具有机械结构简单、闭锁直观, 强度高, 不易损坏, 操作方便, 运行可靠等优点, 很受运行和检修人员的欢迎。

然而机械联锁只能在户外刀闸和开关柜内部等的机械动作相关部位之间应用。对两柜之间或户外刀闸与开关之间无法实现闭锁。还需辅以其他闭锁装置, 才能满足全站的闭锁要求。

1.2 电气闭锁 (60年代~至今) :

利用一次设备的位置辅助接点组成电气闭锁逻辑控制回路, 接入需闭锁的电动操作设备的控制回路中, 实现对电气设备间的防误闭锁。

特点:具有强制闭锁功能, 不需要机械联锁的锁具, 操作简单;

缺点:电气闭锁逻辑回路设计复杂, 电缆使用量大, 接点过多, 对辅助开关的质量和运行环境要求较高, 可靠性差;

电气闭锁方式其闭锁功能不够完善, 对防止误分、误合断路器和防止带临时地线合刀闸等缺乏有效的闭锁手段, 不能满足“五防”功能。因此电气闭锁不能满足完善的电气闭锁功能要求。

电气闭锁适用于闭锁逻辑较为简单的单元间隔电动操作设备和组合开关柜的防误闭锁, 特别是对GIS组合电气设备尤为适用;若要实现全站的防误闭锁 (包括断路器和手动操作的设备) , 需和电磁锁或其它防误装置配套使用。

1.3 电磁锁 (60~90年代) :

是利用一次设备的位置辅助接点或电磁锁自带的辅助接点组成电气闭锁逻辑控制回路, 接入电磁锁的电源回路中, 对电气设备的手动操作机构实施闭锁。

机械结构复杂, 安装要求高, 调试工作量大。常出现机械卡滞现象;

电气闭锁逻辑回路设计复杂, 接点过多, 电缆使用量大, 可靠性差。

适用于电气接线较简单的手动操作设备和配电装置的防误闭锁, 若要实现全站的防误闭锁 (包括电动操作的设备) , 需和电气闭锁或其它防误装置配套使用。

采用验电器+新型电磁锁的方案对地线和地刀可起到强制性闭锁。

1.4 机械程序锁 (80年代~至今)

是一种采用带有设备位置检测和开锁顺序控制的机械锁具, 对电气设备的手动操作机构实施闭锁。

有防误功能, 但不能适应所有运行方式;

机械结构复杂, 安装要求高, 常出现卡滞现象。

适用于线路简单的小型变电所, 应用较多的是35KV以下的农网变电站和系统外的用户变电站 (如钢铁、石化等系统) 。不适应复杂接线方式变电站的所有运行方式 (如倒母线、旁代、检修等操作) 。不适用无人值守变电站、综自站和集控站, 不能满足'管理规定'4.2.3条中无论设备处在哪一层操作控制都应具备防误闭锁功能的要求。

2 微机防误闭锁装置优缺点 (2000年~至今) :

采用在监控系统的操作员工作站的系统软件中增加五防逻辑判断功能。执行遥控操作时, 先由监控系统中的防误软件进行能否操作的逻辑判断, 符合倒闸操作要求和条件时, 监控系统才能下达操作指令, 由测控单元执行操作指令, 控制相应的电动操作设备进行倒闸操作。

目前新建变电站一次设备还达不到全电动操作的水平, 对手动操作的设备、接地线和网门等无法实现闭锁

即使是电动操作的设备, 在实际运行中也经常由于故障需要进行就地人工操作。而该闭锁方式对电动操作的设备的就地操作无法实现闭锁。不能满足'管理规定'4.2.3条中无论设备处在哪一层操作控制都应具备防误闭锁功能的要求。

该闭锁方式不具备强制闭锁功能。不能解决因监控系统软、硬件发生故障或运行人员操作不当时造成的电气设备误动。不能满足'管理规定'第3.4.1.6条中远方操作的应强制性闭锁的要求。

3 完善的防误解决方案

从以上的分析和比较可知, 片面地认为传闭锁方式可靠和不可靠, 认为微机防误闭锁系统万能, 可以彻底取消传统闭锁方式, 都是不可取的。

传统闭锁方式是电力系统发展过程中经过不断完善和总结, 发展起来的一套行之有效的防误闭锁方法, 实现起来方便、可靠, 但回路复杂, 间隔多的大型变电站实现起来耗费大量电缆, 且在运行中存在开关辅助接点工作不可靠、户外电磁锁机构易损坏等问题, 机械结构复杂, 安装要求高, 常出现卡滞现象

再者其防误功能不易增加和修改, 不能实现“完全微机五防”功能。

微机防误闭锁系统通过软件将现场大量的二次闭锁回路和操作行为变为电脑中的“五防”闭锁规则库, 实现了防误闭锁的数字化, 并可以实现以往不能实现或者是很难实现的防误功能, 应该说是电气设备防误闭锁技术的最新技术和飞跃。但微机防误闭锁系统的漏洞和其致命的弱点在于“五防”功能以操作逻辑为核心, 对于无票操作和误碰 (主要是检修人员) 及二次绝缘破坏则有可能防不住。通过分析传统电气二次闭锁回路和现代微机防误闭锁系统各自的特点, 对于新建和改造的变电站, 我们建议采用的“五防”闭锁系统方案如下:

方案一:通过监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能, 同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路, 可以考虑不设计或取消传统闭锁装置, 所有防误功能由微机“五防”系统独立完成, 且要求微机防误闭锁系统有“防空程”措施。

方案二:方案二:监控系统设置“五防”工作站。远方操作时通过“五防”工作站实现全站的防误操作闭锁功能, 就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现, 同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。可以考虑部分不设计或部分取消传统闭锁 (主要是指接地开关电磁锁和综合闭锁) , 防误功能由微机防误闭锁系统和间隔闭锁共同完成。要求微机防误闭锁系统有“防空程”措施。

方案三:配置独立专用微机“五防”系统。远方操作时通过“五防”系统实现全站的防误操作闭锁功能, 就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现, 同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。专用微机“五防”系统与变电站监控系统应共享采集的各种实时数据, 不应独立采集。不设计或取消电气二次回路闭锁, 但在电动操作的开关或接地开关机构箱的操作电源回路中加入微机防误闭锁系统的强制接点, 防误功能由微机防误闭锁系统独立完成, 并要求微机五防系统有“防空程”措施。

对于AIS、GIS、HGIS站防误闭锁方案

本单元间隔内的电气设备之间宜采用电气闭锁加机械联锁方式;

对成套开关柜不完善的闭锁部分 (如中压开关柜的柜门等) , 宜采用机械编码锁具补充完善闭锁;

全站公用的电气设备与各线路单元间隔之间的闭锁宜采用微机防误闭锁, 如母联开关、分段开关、主变开关、母线地刀、PT等;

对于成套电气设备远方遥控操作的电气设备应加装遥控闭锁继电器实现远方/就地强制闭锁;

断路器就地操作部位可采用电编码锁或闭锁盒实现强制闭锁;

临时接地线可采用机械编码锁+地线头、接地桩的闭锁方式实现强制闭锁。

结论

随着计算机及网络通信技术的发展, 变电站自动化技术对电气“五防”系统的要求进一步提高, 传统防误闭锁方式已不能满足要求, 而作为变电站综合自动化运用发展方向的微机防误闭锁系统, 在功能方面还有待进一步完善和提高。从目前的运行情况来看, 为了安全可靠起见, 在大力推广应用微机防误闭锁系统的同时, 适度保留间隔的传统闭锁方式或将微机防误闭锁系统接点引入到电动操作回路中, 应该是比较有效的防误闭锁措施。

参考文献

[1]《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

[2]《防止电气误操作事故管理规定》

[3]《微机型防止电气误操作装置-通用技术条件》

[4]《能源安保[1990]1110号文件》.

浅议变电所防误闭锁装置 篇2

关键词变电所；防误装置；防误功能

中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2011)041-0106-01

1防误装置的形式及其特点

1）防误装置主要有以下几种形式：微机防误（软、硬件）、电气联锁、电磁闭锁、机械联锁、机械程序锁、带电显示装置等。

机械联锁是靠机械结构达到防误的一种闭锁方式，主要用于闸刀的主刀与地刀之间的闭锁和一些成套柜内部的闭锁。

机械程序锁是根据事先确定的操作顺序，在所需操作的一次设备上依次加装锁具，实现防误功能，主要用于簡单的接线方式下的出线间隔。

电气联锁是通过串接开关、主刀、地刀或压变（电压）辅助接点来控制电动操作或电磁锁电源的一种闭锁方式，主要用于在相对复杂的接线方式下、有大量电动操作闸刀的变电所。

微机防误（软、硬件）是预先在防误主机中设定操作闭锁逻辑，自动校验操作人员在操作前的模拟预演是否正确。在预演正确的前提下，输出预演的操作顺序到电脑钥匙中去，操作人员根据电脑钥匙要求的顺序完成现场设备的操作。操作完毕后，将电脑钥匙中的状态信息返回给防误装置主机进行状态更新，使防误装置主机与现场设备状态具有一致性。

2）防误装置应实现以下功能（简称“五防”功能）：①防止误分、误合开关；②防止带负荷拉、合隔离刀闸；③防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）；④防止带接地线（接地刀闸）合开关（隔离刀闸）；⑤防止误入带电间隔。其中，防止误分、误合开关可以是提示性，其余均要求强制性。

由上可知，我们在选用防误装置时，必须按变电所的一次设备及主接线的情况进行选择。防误装置应选用装置结构简单、可靠，操作维护方便，且能在正常操作模式下正常运行的各项操作，并尽可能不增加正常操作和事故处理的复杂性。

2防误装置的选用

2.1防误装置选用的特点和要求

目前投运的变电所均为综合自动化变电所。一般说来，功率与规模不等的变电所其在防误装置选用上应有不同的特点与要求：

1）35kV变电所一般均为半户内布置。 35kV开关为小车柜， 10kV开关为中置柜，由于没有电动操作的主刀，因此不必达到远方闭锁。如高压侧为内桥接线，可以对主变高压闸刀采用电磁锁的形式进行闭锁，再辅以机械程序锁和电磁锁闭锁达到全所防误功能。

2）110kV变电所一般只有10kV设备为户内布置，且两圈变居多。 110kV较少有成套高压开关设备，且因其主刀大都具有电动操作的功能，所以必须达到远方，就地均要闭锁。为了简化二次接线，减少日后的维护量，因此必须配置微机五防装置，在监控主机上进行软件闭锁，在就地采用加装防误配件。当采用就地操作时，可由同一软件的闭锁条件输到电脑钥匙进行程序化操作。

3）220kV变电所一般只有35kV设备为户内布置， 35kV为单母线分段，设备为小车柜。 220kV、110kV接线一般为双母线，它们的主刀大都具有电动操作的功能，因此必须达到远方，且就地均要闭锁，操作步骤也相对复杂。所以，必须对它们配置微机五防装置，在监控主机上进行闭锁，在就地采用加装防误配件。当采用就地操作时，可由同一软件的闭锁条件输到电脑钥匙进行程序化操作，并在各测控单元内设置单间隔的闭锁条件，便于在监控后台无法操作的情况下在测控单元进行操作时仍有一定的防误功能。

4）500kV变电所的设备均为户外布置，主、地刀均为电动操作。由于受500kV闸刀不经批准不允许到设备现场进行操作的要求限制，为统一操作模式，必须在监控系统中对闸刀实行遥控操作；为实现达到远方和就地均要闭锁的要求，且考虑到目前500kV变电所在电网中的重要地位，因此必须设置站控层（监控主机的全站五防微机逻辑）、间隔层（测控单元的全站五防微机逻辑）、设备现场（电气联锁）三层防误。对于35kV的所用电等高压设备，可再辅以机械程序锁和电磁锁闭锁达到全所防误功能。

2.2微机五防装置的优点

相对于其他防误装置而言，微机五防装置有以下几个突出的优点：

1）无需敷设专用控制电缆，就可达到综合自动化变电所远方、就地均闭锁的要求。

2）五防闭锁逻辑设置比较全面，闭锁条件的设计十分灵活，可以实现十分复杂的逻辑，特别是能有效地结合闸刀、接地地线和网门等设备之间的相互闭锁。

3）改、扩建后，修改闭锁逻辑十分方便，平时的运行维护、缺陷处理相对简便，不会影响正常送电。

4）微机防误装置不影响开关、隔离刀闸等设备的主要技术性能（如合闸时间、分闸时间、速度、操作传动方向角度等）。

5）微机防误装置在与设备结合时，无需采用交流、直流电源，只需供给防误主机电源，就可以达到与继电保护、控制回路的电源分开的要求。

6）在电动操作的闸刀控制回路中窜入微机五防装置的电编码锁，可以解除某些电动闸刀的回控自动闭锁功能，可以防止由于监控装置的紊乱，造成电动闸刀误动和人员误动事故的发生。

7）可以对开关的操作设置闭锁条件，即设置开关两侧的闸刀同分或同合，既不影响正常的操作，又可以帮助变电运行人员建立良好的操作习惯，防止检修工作中出现不必要的误动事故。

一般情况下，110kV及以上的变电所相对接线较为复杂，投资相对较大，而配置微机五防装置所占设备投资总额比例相对较小，所以我们在新建时就确立了配置微机五防装置。

3防误功能的完善

3.1微机五防装置的完善

由于设备的原因，从技术层面来说，微机五防装置有许多地方仍需完善：

1）在一次设备的线路侧未装设电压互感器和带电显示器的情况下，线路侧的防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）无法完善。

2）10kV中置柜由于其自身有完整的防误功能，另外加装防误装置就显得有点多余，但在与主变和高压侧的闭锁方面无法完善。

3）综合自动化变电所拉、合开关的操作一般均在监控上进行，当操作好开关后再到现场进行操作，如遇两个开关均在热备用状态，且有模拟错间隔的情况，就可能产生误操作事故。

4）10kV中置柜与电容器柜、接地变进行配合时，由于中置柜本身不加装微机防误锁，其无法与电容器柜和接地变的网门、接地线进行闭锁。

3.2防误不完善的应对措施

针对以上防误不完善的情况，从技术方面应采取以下的对策：

1）增设线路侧电压互感器和带电显示器显然会增加设备的投入和维护量。就加装电压感应器而言，由于该设备的传感器受天气变化的影响较大，在小雨和大雾天气时，无法正确判断线路是否带电，这将影响操作人员的操作流畅性。考虑到《安规》对接地前应验电这一技术有明确的要求，并且现有的变电运行人员对验电、挂接地线已经相当熟悉，再加上线路的状态由调度把关，且现在运行采用集控站模式，对侧间隔的状态现场可以掌握，因此权衡后认为以上两种加装设备的手段均不足取。

2）在主变10kV中置柜上加装微机防误装置的状态检测器。当操作人员将主变改为检修，需在主变的各侧挂设接地线或合接地刀闸前，必须先到主变10kV中置柜上进行状态判断，符合条件方可继续操作，如果加装了状态检测器，就避免了防误闭锁条件设置的缺陷，完善了防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）的功能。

3）综合自动化变电所在监控上进行拉、合开关操作后与到现场进行操作该间隔闸刀前这一段时间内，如果在开关分合闸的机械指示器处设置微机防误装置的状态检测器，由它进行状态判断，符合条件则继续操作，否则停止操作。这样就完善了防止带负荷拉、合隔离刀闸的功能，避免了事故发生。

浅谈变电站防误闭锁装置 篇3

关键词：防误闭锁,特点,管理

前言

随着电力技术的不断发展及防误闭锁装置在电力系统中的广泛应用, 电力系统中的防误闭锁装置也在不断改进、更新。防误闭锁装置也由最初的一把钥匙开一把锁的机械型装置, 发展到今天的微机型防误闭锁装置。正是因为防误闭锁装置在电力系统安全生产中所占的重要性才使得防误闭锁装置在电力系统中广泛应用, 是电力系统中保证电气倒闸操作正确实施的重要措施之一, 对防止电气误操作起到了非常重要的作用。为更好地地使用防误闭锁装置, 更好地保证倒闸操作的安全顺利进行及保证电力网络的安全稳定运行, 笔者根据多年在运行岗位上工作使用防误闭锁装置的工作体会, 浅谈一下目前电力系统使用的防误闭锁装置。

1 防误闭锁装置的要求:

1.1 电力生产过程中, 必须杜绝下列五种情况的发生:

1.1.1 防止误分、误合断路器;

1.1.2 防止带负荷误拉、误合隔离刀闸;

1.1.3 防止带电误合接地刀闸 (挂接地线) ;

1.1.4 防止带接地刀闸 (接地线) 误合闸;

1.1.5 防止误入带电间隔。

1.2 按照电气倒闸操作要求, 在倒闸操作

过程中除了人的因素以外, 我们所使用的工具 (包括防误闭锁装置) 也必须能确保我们的倒闸操作安全、顺利完成。从目前电力系统使用的防误闭锁装置来看, 所有防误闭锁装置都还不能完全可靠解决上述“五防”的所有要求, 特别是对“防止带电误合接地刀闸 (挂接地线) ”及“防止误入带电间隔”这两项还不能完全解决, 还有待进一步完善。

2 防误闭锁装置的分类及其特点

目前电力系统使用的防误闭锁装置类型主要有:机械闭锁式、电气闭锁式、微机式等。

2.1 机械闭锁式防误闭锁装置:

机械闭锁式防误闭锁装置是最基本的防误闭锁装置。它主要是利用设备的机械传动部位的互相闭锁来实现。它的主要优点是简单可靠, 易于实现, 一般在结构上直接相连的设备都设有机械互锁装置, 如110k V及以上的户外隔离刀闸与接地刀闸之间的机械闭锁、10k V开关柜小车开关与线路侧接地刀闸之间的机械闭锁等。它的缺点是只能实现简单的防误闭锁功能, 对于结构上独立的设备, 如户外高压断路器与隔离刀闸、接地刀闸之间就无法实现。还有机械闭锁式防误闭锁装置只能用在常规的设备上, 对于像组合电器GIS这类设备就无法实现机械闭锁, 不能适应设备发展的需求。

2.2 电气闭锁式防误闭锁装置:

电气闭锁式防误闭锁装置主要是利用断路器、隔离刀闸及接地刀闸的辅助接点切换来实现。每个设备的控制回路都接入相关的断路器、隔离刀闸及接地刀闸的辅助接点, 来实现相应设备 (隔离开关、接地刀闸、断路器) 的控制回路通与否, 从而达到防止电气设备误操作的目的。它的优点是解决了机械连锁式防误闭锁装置不能实现的结构独立的设备间的闭锁问题, 如断路器与隔离刀闸之间的闭锁, 而且对一些较复杂的操作, 如双母线的倒母线操作、用旁路断路器代路操作等, 均能实现防误闭锁的功能。主要缺点是投资较大, 需增加很多控制电缆和增加辅助触点的数量。另外由于接线比较复杂, 可靠性较差, 会因辅助触点的接触不良而影响了电气设备的正常倒闸操作。

2.3 微机式防误闭锁装置:

微机式防误闭锁装置是目前最新型、最先进的一种防误闭锁装置。特别是目前的综合自动化变电站中大量使用了微机式防误闭锁装置。它主要是利用计算机加外围设备 (如继电器、电磁锁等) 来实现防误闭锁的。它的主要优点是使用灵活, 功能齐全, 同时还具有音响报警和数字显示功能, 并能满足各种特殊操作的要求, 特别是前几种闭锁装置所不能实现或不易实现的功能, 它都方便地实现。

2.4 各种防误闭锁装置的配合:

电力系统中电气设备的防误闭锁装置虽然有多种多样, 但到目前为止没有那一种防误闭锁装置可以能说完全满足上述“五防”的所有要求, 各种类型的防误闭锁装置或多或少都存在有这样那样的缺陷。为了能最大限度地满足上述“五防”的要求, 各种类型的防误闭锁装置都是相互配合, 相互弥补各自的不足之处。如在110k V及以上的户外隔离刀闸和接地刀闸之间既有电气闭锁回路, 又有机械闭锁回路, 即使在电气闭锁回路失灵出现误操作时还有机械闭锁这一层保护在起作用。某局曾经就发生过因户外隔离刀闸和接地刀闸之间由于没有机械闭锁, 运行人员在解锁进行操作时造成带电合接地刀闸的恶性误操作事故。

3 防误闭锁装置的使用和管理

尽管防误闭锁装置对防止电气误操作事故的发生能起非常大的作用, 但无论哪种防误闭锁装置者或多或少地存在着不完善的问题, 有的是设计原理上不完善, 有的产品质量不过关, 在实际使用中, 经常遇到各种各样的问题。鉴于这种情况, 一方面要求运行人员要充分发挥主观能动性, 要精心操作, 遵章守纪地执行, 同时努力提高自身的业务素质, 不能单纯地依靠防误闭锁装置来防止误操作事故的发生。另一方面, 要加强防误闭锁装置的运行管理, 使防误闭锁装置尽量发挥应有的作用。防误闭锁装置在运行使用中应注意以下问题:

3.1运行人员必须熟悉本变电站配置的各种防误闭锁装置的结构、原理和所具备的功能, 熟练掌握其正确的使用方法及异常处理方法。

3.2操作时应将防误闭锁装置按要求投入使用, 操作不要因怕麻烦、怕费事, 而不使用防误闭锁装置或在操作过程中将防误闭锁装置退出运行。

3.3操作中遇到防误闭锁装置不能按操作要求执行下去时, 应冷静分析原因, 这时绝对不可盲目解锁操作, 应进行如下检查:

3.3.1是否走错间隔、操作方法是否正确, 有无误操作;

3.3.2检查断路器有无问题, 如分合状态是否正常, 是否符合“五防”条件。

3.3.3检查操作步骤及顺序是否正确。

3.3.4防误闭锁装置上反映的设备位置 (如模拟屏上设备的位置) 应与现场设备位置保持一致, 实时对位。

3.4在使用防误闭锁装置时应清楚知道任何情况下防误闭锁装置 (特别是防误闭锁装置的电脑钥匙) 均不能代替操作票。

3.5防误闭锁装置使用的钥匙应妥善保管, 不得随意摆放。特别是万能解锁钥匙, 万能解锁钥匙可以打开任何一把锁, 假如我们解锁操作时走错间隔, 就会发生误操作。所以在解锁进行操作时一定要认真执行相关的管理规定及解锁操作的相关流程, 做到解锁进行倒闸操作万无一失。

3.6对防误闭锁装置应加强运行维护, 户外闭锁装置应定期加油, 防止生锈, 装置故障或损坏后应及时修复, 并尽快投入使用。

4 结束语

防误闭锁装置在电力系统倒闸操作中所占的地位我们是有目共睹的, 所以在日常工作中我们除了要认真用好防误闭锁装置外, 还要认真做好防误闭锁装置的运行维护工作, 同时要制定相应的防误闭锁装置管理制度, 通过认真执行相关的制度来规范我们的倒闸操作行为。随着计算机及网络通信技术和变电站自动化技术及无人值班的发展都对防误闭锁装置的要求进一步提高, 传统防误闭锁方式已不能满足要求, 而作为变电站防误装置发展方向的微机防误闭锁系统, 在功能上还有待进一步完善和提高。在现阶段, 笔者认为还需要不断完善管理, 制订严密的规章制度, 来防止变电所误操作的发生。

参考文献

[1]《电气操作导则》.中国南方电网有限责任公司 (2004年6月) .

[2]《电业安全工作规程》.中华人民共和国能源部 (1991年9月) .

变电站防误闭锁问题 篇4

《电力安全工作规程》中规定：“为防止误操作，高压电气设备都应加装防误操作的闭锁装置”。防误装置作为变电站防止误操作，确保设备安全运行，以及保证人身安全有效且可行的一种技术手段，在各变电站得到了广泛应用。目前，各变电站均已安装了不同类型的防误闭锁装置，但在变电运行和防误闭锁装置现场维护工作中，工作人员经常会发现各变电站的防误闭锁系统，在设计、安装、运行过程中，往往存在一些问题。微机五防闭锁系统在变电站已成为防止误操作事故的一种重要且行之有效的防范设施。

1 母联单行开关闭锁装置经常产生的故障

1.1 产生的故障分析

双母联单分段连线系统中。实行倒母线运行时，必须把连接母线的断路器断开，阻止通电，避免在运行过程中，连接母联的断路器出现突发性跳闸，导致出现相应隔离开关操作异常和拉合隔离开关失控等违规操作现象。因此，一般在母联单行开关闭锁装置中必须具备监测母联开关及母联两边单行开关合、解的基本执行条件。目前部分变电站，实行两条母联分段连接的模式，其设计IA、ⅠB母分段开关装置和母联1、母联2开关装置。在运行前检测查收过程中，发现分线开关装置都固定在指定分位，五防装置不能执行切换母联操作，通过对防误锁闭锁装置进行研究，结果显示装置系统里存在“分线开关闭合监测、分线1A、1B跳闸检测”的默认系统。（图1)

1.2 解决方案

关于双主线单分段连线系统的操作方法中，IA母联分段相关机械向连接母联1和母联2的II母切换时，必须切断母联1开关装置的电源；ⅠB，母分段相关机械向IB母联切换时，要阻止母联2开关装置的通电。而在以上两个操作中，都与分线开关无任何紧要关系，在制作倒主线操作的闭锁装置时，可以只设计“监测母联1开关、隔离开关的空间，以及本间隔开关、运行母联单行开关的位置”的防误系统装置，而无需设置分线开关的装置空间。如在线路母联1单行开关闭合的闭锁装置中安装“监测母联1开关闭合、监测母联1-ⅠA跳闸状况、监测线路1开关闭合、监测线路1-Ⅰ单行开关闭合”，在线路1母线-Ⅰ单行开关闭锁装置中实行“母联1开关闭合、母联2-ⅠA、-2闸门闭合、线路1开关闭合情况、线路1-2单行闭合等检测”。其它线路依据此方法设计，如此实行闭锁装置后，就可以满足倒母线闭锁的需要。

2 电容器隔离道门锁及接地锁常见故障

2.1 常见故障探讨

不同的变电站有不同的规划方法，因此变电站中电容器的安置部位也各不相同。在电站中，电器带电系统与地面及围栏的距离与电容器的设置部位和方法密切相关。如，电站中的电容器实行垂直安装的方法，会减少带电部位与地面遮栏的距离。部分电站安装有网门的电容器接地锁时，没有全面了解相关的实际情况，而盲目把接地锁安装到电容器接地铁上，使操作人员在安装电容器接地线时，必须通过电容器网门和遮栏才能正常执行操作，给有关人员带来了不必要的麻烦，同时也对工作人员的人身安全构成的威胁。（见图2）。

2.2 应对措施

在进行电容器隔离道门锁及接地锁的安装时，要全面掌握电容器的周边环境，结合实际情况，制定出安全科学的安装步骤，确实保障自身及他人的人身安全。如，电容器接地所锁合理准确的安装程序应该是，把电容器接地线的锁具布置在围栏外面，完成接地线安装后，才能经过电容器围栏网门，确保安装的规范性、科学性及安全性。

3 实时模拟屏通讯出现的故障

3.1 出现的故障

随着科技的不断发展，远动系统实时通讯已在电站的防误闭锁装置中得到广泛的应用，其在电站机器设备位置发生变化后，动系统实时通讯功能会在5s～30s时间内启动，读取设备的现时位置，并自动与模拟屏的通讯主机联系，主动核实，并自动做出更改。这种信息化的通讯模式对电站的发展起到的巨大的推动作用，但也存在一定的不足，对于大型的操作任务，这种通讯模式存在一定的缺陷。如通讯功能在读取设备位置发生改变后调整位置时，而其它所有程序都会自动停止，值班人员在模拟屏上进行的模拟预演任务被迫中止。从而影响工作进度，降低整个系统的灵活性。

3.2 解决方法

在实施远动系统实时通讯模式时，应开展前期试验，如在试验时发现操作存在异常，那么应该与有关技术工作者探讨解决方案，及时解决问题。如，可以在模拟屏系统中装置一个“通讯”控制按钮，使其在整个系统中独立运行，使其他程序不被干扰。当“通讯按钮”显示为“开”时，远动系统与模拟屏通讯主机立刻执行通讯，并准确读取设备现时位置，自动更新主机上位置显示。当“通讯按钮”显示为“关”时，远动系统与模拟屏通讯主机通讯即刻停止。

4 锁具装置出现的故障

4.1 出现的故障

隔离开关的连杆空心直径普遍比较小，而大部分型号的防空锁的直径相对较大，使得隔离开关安装防空锁存在巨大困难，所以，一般的隔离开关只能安装机械挂锁。

4.2 解决办法

对于锁具装置出现的难题，发电站应该主动联系供应厂家，让厂家给予合理的锁具装置建议，也可以和厂家建立长期合作关系，让厂家根据本电站的实际情况，生产出有具有防空检测功能的锁具，满足发电站的相应需求。

5 现场维护的重要性

由于各种各样不确定的原因，变电站防误闭锁装置在日常操作中经常出现这样或那样的故障，从而在思想及工作中错误的引导相关工作人员进入误区，使其麻木操作，不但影响了电站各系统的正常运行，而且造成错误在整个系统的恶性循环，极大的运行了发电站的发展。如当出现锁具无法打开此种情况时，相关技术人员在不清楚故障具体原因的情况下擅自解锁，违规操作，且忽视自身及其他工作人员的人身安全，提高误操的发生率，埋下了事故隐患。因此，为了保证防误闭锁装置系统的安全运行，在解决防误闭锁装置故障时，应重视现场维护，并及时了解故障的根源，安排专业技术人员进行整修，确保防误闭锁装置的合理性和科学性，防止安全事故的产生。同时，应开展长期维护培训计划，制定有效的培训项目，提高工作人员的维护技术水平，切实保障防误闭锁装置的安全运行。

6 结束语

总而言之，实行防误闭锁装置是预防变电站不合理运行而导致生命安全威胁和重大机器事故的必然举措。所以，无论是在更换、装置还是维修上，都要合理科学的进行操作，切实做好维护工作。使防误闭锁装置在变电站运行过程中真正发挥其推动作用。同时加大变电站的防误闭锁装置管理力度，避免安全事故的发生，确保电网安全运行。

参考文献

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[2]卢念,关于变电运行防误闭锁装置的研究探讨[J].中国新技术新产品,2012.01.

变电站防误闭锁问题 篇5

IEC61850标准正在逐渐成为变电站通信网络和自动化系统一个重要标准,它的出现不仅为变电站内各厂家不同型号装置之间的互连互通提供了一套全新的解决方案,更重要的是为整个变电站自动化系统提供了一整套完善的建模规范,这也为传统的电力应用带来了一些新的实现思路和方法。传统的变电站内的通信规约普遍存在的一个问题是往往只定义了字节如何在通讯介质上传输,却没有规定如何从上层应用的角度去组织这些数据,用户必须通过进行复杂的手工配置来建立上层应用数据对象到底层通讯数据变量之间的映射关系,大大增加了工程实施的工作量、工程维护的复杂度和系统集成的成本。IEC61850标准不仅具备传统通讯规约的功能(定义数据如何在通讯介质上传输),更为重要的是它通过提供一整套完善的建模规范,使得各品牌各型号装置能够以一种统一的方式来组织和交换数据。上层应用不需要太多的手工配置,就能识别底层通讯上送的数据,不仅大大降低了变电站自动化系统的建设成本,也为传统的电力应用如防误闭锁系统提供了新的实现思路。

1 IEC61850建模概述

变电站内运行的各类智能设备如保护装置、测控装置、录波装置等,我们统一称为物理设备(IED-Intelligent Electric Device)。物理设备具有网络地址并连接在网络上。每个物理设备包含一个或多个逻辑设备(LD-Logic Device)。可以根据功能来划分逻辑设备,如可以包含保护LD、测量LD、控制LD等,当然也可以将所有功能都集中在一个LD中。每个逻辑设备包含一个或多个逻辑节点(LN-Logic Node)。逻辑节点包含了全部用于通信的、与功能相关的一组数据和服务,用于实现变电站自动化系统中的一些相关功能。每个逻辑节点包含一个或多个数据对象(DO-Data Object)。数据对象中的每一个属性(DA-Data Attribute)都具有一个标准规定的唯一名称,用来标识功能相关的一个特定含义。实际上,标准对数据对象中的每一个属性的名称、类型等都提供了统一的定义,我们称为CDC类(Common Data Class)。CDC类规范了逻辑节点内各数据对象的结构、命名以及属性等信息,为不同应用甚至不同装置之间的信息交换与共享奠定了基础。我们将在下面章节介绍如何基于该建模思想对变电站防误闭锁系统进行建模。

2 变电站防误闭锁概述

由于电力系统运行方式的变化,设备的维护检修等原因需要对系统的运行设备进行大量的操作,为了避免因为误操作给生命财产带来巨大损失,必须通过制定防误闭锁操作规程来杜绝可能发生的误操作。传统的变电站防误闭锁系统通过微机软件、电子钥匙、机械电气锁具、验电器等软硬件产品的相互配合,强制用户的操作满足上述操作规程的要求,有效地降低了发生误操作的概率。但传统的变电站防误闭锁系统也存在很多弊端。

1)传统的变电站防误闭锁系统需要安装大量的锁具。对于大型变电站,现场需要安装大量的锁具,安装工艺复杂,工程量大,施工成本高。而且,大量安装在户外的锁具,长时间受外界环境的影响(如低温、雨雪、锈蚀等),其使用的可靠性也会不断下降,严重影响了运行人员的正常操作。

2)传统的变电站防误闭锁系统没有统一的建模和通讯规范,各个厂家都有自己的通讯规约。当不同厂家的后台监控系统和防误闭锁系统配合使用时,一般都需要协商模型和规约,通过手工配置建立两边数据的映射关系。配置过程繁琐复杂,工作量大,易出错,后期的程序升级或系统扩容也可能存在隐患。

3)传统的变电站防误闭锁系统一般需要与后台监控系统配合完成防误闭锁,如防误闭锁系统根据后台监控系统送过来的开关刀闸位置实时计算自己的防误闭锁逻辑,同时后台监控系统也会显示由防误闭锁系统通过电脑钥匙采集到的接地线、接地刀位置。两套系统之间通过串口或者网络进行数据同步,由于传输介质的不同、传输规约的不同、软件程序处理方法的不同都会影响数据同步的实时性,而这将直接关系到防误闭锁的成功率。传统的变电站防误闭锁系统由于采用各厂家自定义的通讯规约,对这种实时性的衡量缺乏统一的判断标准。

随着IEC61850技术的日益成熟,我们考虑能否通过引入IEC61850相关技术来解决上述问题。

3 基于IEC61850技术的解决方案

3.1 统一建模

变电站防误闭锁系统功能涉及到的一次设备主要是断路器、隔离刀闸等,再结合一些控制、联锁等辅助功能,按照IEC61850标准的要求进行建模。

断路器——XCBR,该逻辑节点用于为具有切断短路电流能力的开关建模。采用XML语言描述模型如下。

逻辑节点my XCBR中的数据对象Mod(模式)、Beh(性能)、Health(健康状况)、Nam Plt(铭牌)称为公用逻辑节点信息。Loc表示断路器是否处于就地操作状态。Op Cnt表示对断路器的操作计数。Pos表示断路器的开关位置。Blk Opn表示跳闸闭锁条件。Blk Cls表示合闸闭锁条件。CBOp Cap表示断路器操作能力。数据对象Pos类型为my DPC,其派生于CDC类DPC(可控双点类)。派生类可以根据需要对CDC类中包含的属性进行适当地裁剪。针对断路器最重要的属性Pos,建模如下。

数据对象my DPC中最常用的几个数据属性:st Val表示断路器的实际开关位置,用枚举类型(Enum)表示,如0表示暂态值,1表示分,2表示合,3表示坏数据。q表示数据品质。t表示数据变化时间。ctl Model表示控制方式。d U表示数据描述名称。(注:数据属性描述中的虚线表示还有其他属性,如触发条件、功能约束等,此处因篇幅限制省略,下同。)

隔离刀闸——XSWI,该逻辑节点用于为不具备切断短路电流能力的开关建模,如隔离刀闸、空气刀闸、接地刀闸等。建模如下。

逻辑节点my XSWI中的公用逻辑节点信息和大部分数据对象如前述的my XCBR。新增的两个数据对象SwTyp表示刀闸类型,SwOpCap表示刀闸操作能力。

控制——CSWI,使用该逻辑节点控制过程层之上所有分合条件。建模如下。

逻辑节点my CSWI中的公用逻辑节点信息如前述的my XCBR。但有一点不同的是,数据对象Pos的类型是my DPC1,而不是my DPC。下面我们来看看my DPC1与前述的my DPC有什么不同。建模如下。

数据对象my DPC1与my DPC1均派生于CDC类DPC,所不同的是my DPC1比my DPC多了三个数据属性SBOw、Oper及Cancel,用结构类型(Struct)表示,分别用来描述控制模型中的选择操作、执行操作及取消操作。这与CSWI服务于控制模型的目标是一致的。

联锁——CILO,如果联锁条件满足,此逻辑节点用于许可分合操作。建模如下。

逻辑节点my CILO中的公用逻辑节点信息如前述的my XCBR。新增的两个数据对象Ena Opn表示允许断开条件,Ena Cls表示允许合上条件。

采用上述模型对一条馈线进行建模,如下图所示。图1中,Q0表示断路器,Q51、Q52表示断路器两侧的接地刀闸,Q9、Q1表示断路器两侧的隔离刀闸,Q8表示出线侧的接地刀闸。每个一次设备的功能分别采用三个LN描述:CILO、CSWI、XSWIXCBR。CILO、CSWI、XSWIXCBR的模型如上所述。这样,变电站中一次设备的功能被分解为若干逻辑节点,逻辑节点之间具有通信和逻辑上的关系。很好地实现了互操作性和功能的分布性。

图1中,一次设备中逻辑节点之间的通信和逻辑上的关系可以用图2描述。

图2中,各逻辑节点之间相互通信,相互配合,清晰完整地描述了变电站内联锁控制开关刀闸的功能。

采用上述建模方法,对变电站防误闭锁系统实现统一建模,就能够使不同厂家的系统对数据模型的理解达成一致,就能够很容易地实现系统之间的数据交换和应用,从而避免了繁琐复杂的配置工作。

3.2 间隔层联锁

防误闭锁系统一般具备设备就地闭锁、间隔层联锁以及后台软件闭锁三层结构,三层结构层层把关,相互配合,有效地防止了误操作的发生。本文重点论述基于IEC61850技术如何实现间隔层联锁及后台软件闭锁。

间隔层联锁通过间隔层测控装置之间相互通信,获得相关装置信号,实时计算本装置定义的联锁条件,当联锁条件完全满足时允许本装置遥控出口动作。间隔层测控装置之间相互通信,传统的实现方案其通讯介质可以采用现场总线、以太网等,其通讯规约可以由各厂家自已定义,缺乏统一的规范,造成不同厂家的装置之间不能实现联锁。IEC61850技术使解决该问题成为可能。首先,IEC61850通过统一的建模规范来实现统一描述不同品牌、不同型号装置的数据模型,不同装置之间只有对数据模型的理解达成一致,才能实现相互之间数据的交换和应用,如3.1节所述。其次,IEC61850通过GOOSE技术来实现不同品牌、不同型号装置之间的数据交换。GOOSE(Generic Object Orient Substation Event,面向通用对象的变电站事件)基于多路广播技术实现数据交换,确保在断路器或隔离刀闸发生变位时,负责收集该变位信息的测控装置,直接将变位信息传送到所有需要该变化量的测控装置。同时,GOOSE的优先级控制功能将需要传送的变位信息根据优先级设置直接进入相应的优先级队列中,而不进入通常的报文缓冲区中,通过支持优先级控制的以太网交换机,抢先到达目的地址,从而有效提高了数据传输的效率。GOOSE技术实现数据交换如图3所示。

图3中,信息交换基于发布/订阅机制实现。当数据集中的一个或多个数据值发生变化,由当地服务刷新发布方传送缓冲区,用GOOSE报文传送这些值。通讯网络的特定服务映射刷新订户方缓冲区的内容,并将订户方缓冲区接收的新值通知应用,计算相关的联锁条件,实现实时在线闭锁。GOOSE技术相比传统的通讯规约提供了一种统一高效的数据交换方案,有效提高了防误闭锁的实时性,大大降低了发生误操作的概率。

3.3 后台软件闭锁

传统的后台软件闭锁通过在计算机上开具操作票,详细定义操作步骤,将操作票下传到电脑钥匙中,操作人员手持电脑钥匙到现场操作,按照操作票规定的操作顺序逐一进行操作,可以在现场打开各种锁具对设备进行手动操作,也可以根据需要在主控室对设备进行遥控操作。各项操作严格按照操作票定义的顺序执行,不能跳步执行,有效地防止了误走间隔。但是这种操作方式的缺陷也是明显的。现场需要安装大量的锁具,工程量大,施工成本高。大量安装在户外的锁具,长时间受外界环境的影响(如低温、雨雪、锈蚀等),锁具使用的可靠性也会不断下降,严重影响了运行人员的正常操作。随着变电站自动化水平的不断提高,大部分设备的操作都可以通过遥控来完成,能否不用安装锁具就能实现传统的防误闭锁功能呢?遥控操作通过3.2节所述的间隔层联锁可以有效地实现防误闭锁,但没有电脑钥匙和锁具如何防止误走间隔呢?让我们看看如何利用IEC61850技术来解决这些问题。首先,仍然需要一张操作票来详细定义操作步骤。操作票开始执行前,后台软件先向所有测控装置发送一个全闭锁命令,测控装置收到该命令后闭锁内部的所有遥控操作等待下一步命令。然后,开始执行操作票,依次执行每一步操作。根据操作票当前操作步骤操作的设备对象,后台软件仅向该操作对象相关的某一测控装置发送解锁命令,表示操作使能。经过间隔层联锁条件校验成功后,才能执行相关操作。操作结束后,后台软件再次向该测控装置发送闭锁命令,再次闭锁该测控装置的所有遥控操作后,操作票继续执行下一步操作。重复此过程,直到操作票执行结束。

图4中,测控装置中设置一个使能开关,就如同一把软件锁,与其他联锁条件构成“逻辑与”的关系,只有当该使能开关为true时,才允许操作使能。但操作使能并不意味着可以执行遥控操作,测控装置还必须校验相关的联锁条件是否满足,才能决定遥控操作是否能够出口动作。该使能开关可以由后台软件来设置,如图中的闭/解锁命令。为了保证命令传输的实时性,仍然可以考虑采用GOOSE技术来实现。通过GOOSE实现的数据快速交换机制,后台软件可以按照操作票定义的顺序迅速地闭/解锁某台测控装置,从而使得操作可以严格按照操作票定义的顺序执行,有效地防止了误走间隔情况的发生。

4 结论

综上所述,IEC61850技术可以很好地解决传统防误闭锁系统中所存在的问题。首先,IEC61850通过统一的建模规范来实现统一描述不同品牌、不同型号装置的数据模型,使不同装置之间对数据模型的理解达成一致,实现系统之间数据的交换和应用,避免传统防误闭锁系统复杂繁琐的配置工作。其次,IEC61850通过GOOSE技术来实现不同品牌、不同型号装置之间的快速数据交换,GOOSE技术提供了一种统一高效的数据交换方案。快速数据交换保证了间隔层联锁的实时性,降低了发生误操作的概率,提高了防误闭锁系统的可靠性。另外,后台软件通过GOOSE技术来闭/解锁测控装置,达到严格按照操作票定义的顺序来执行操作的目的,这样在不安装锁具的条件下也能有效防止误走间隔情况的发生。利用IEC61850技术很好地解决了前述的传统防误闭锁系统的种种弊端,为变电站防误闭锁系统的发展提供了新的思路。

摘要：IEC61850标准为传统的变电站防误闭锁系统的实现带来了新的思路和方法。论述了IEC61850标准在变电站防误闭锁中的应用和实现,并针对传统变电站防误闭锁系统存在的弊端,提出了基于IEC61850标准的防误闭锁解决方案。该方案无需在变电站内安装大量的锁具,避免了不同厂家产品之间繁琐的规约通讯,实现更加简单,运行更加可靠。尤其是该方案采用GOOSE作为闭锁通讯的主要手段,有效保证了防误闭锁系统的实时性。

关键词：IEC61850标准,变电站自动化,防误闭锁,GOOSE

参考文献

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变电站防误闭锁问题 篇6

1 110 k V变电站防误闭锁装置简介

变电站防误装置类型主要包括:电磁闭锁、机械联锁、机械程序锁、机械锁、带电显示装置、微机防误、电气闭锁、逻辑闭锁等。传统变电站设备大多采用电磁闭锁、机械程序闭锁、机械锁、带电显示装置闭锁、微机闭锁等传统闭锁装置,这些闭锁装置需要现场进行操作,导致传统变电站闸刀等设备不具备远方操作功能,因而传统防误闭锁装置已不能满足变电站运行管理的需要。作为变电站自动化运用发展方向的间隔逻辑防误闭锁系统则拥有更完善的防误要求,能够通过电气设备实时状态的自我判断来实现防误闭锁;新建变电站的110 k V设备大多为SF6封闭式组合电器(GIS)设备,满足电气闭锁对环境高标准要求。因而,目前新建变电站主要采用电气闭锁和间隔逻辑闭锁相结合的方式,该闭锁方式既实现了闸刀的双重化防误闭锁功能,又使闸刀具有了远方操作功能。

1.1 电气闭锁

电气闭锁是利用断路器、隔离开关等设备的位置辅助接点接入需要闭锁的接地闸刀或隔离开关的操作回路,通过出入接点的接通或断开来实现设备间的相互闭锁[1]。电气防误闭锁的优点是操作可靠,既可实现间隔内闭锁,又可实现间隔外防误闭锁。缺点是二次回路复杂,安装、维护工作量大,目前110 k V及以上室内隔离开关大多采用此类闭锁装置[2]。

1.2 间隔逻辑闭锁

间隔逻辑闭锁系统是通过设备I/O测控单元对断路器、隔离开关、接地闸刀等设备的位置辅助接点进行采样,并通过A/D变换转换为数字量并进行逻辑判断,实现对现场一次设备的防误闭锁。测控装置本身具有可编程逻辑功能,可以根据电气设备的位置变化信息实现在线闭锁,同时可以有效防止在集控中心或调度远方遥控操作变电站断路器和电动闸刀时误操作,使得防误措施更安全。

间隔层防误闭锁包括间隔间联锁和间隔内闭锁2种方式。间隔内闭锁采用装置本地实时库,间隔间联锁则通过网络和协议,实现测控装置间的信息交换,达到闭锁目的。间隔间联锁的信息一部分来源于装置本地,另一部分源于联锁装置。测控装置通过网络获取联锁信息的方法有2种,即定寻检和定时查询。网络中的各个测控装置通过这2种方式可以及时地从其他测控装置获取联锁信息,实现全站防务[3]。

1.3 隔离开关的双重化防误闭锁

110 k V GIS设备的隔离开关防误闭锁逻辑由电气闭锁和间隔逻辑闭锁在控制回路上前后串联,达到双重化闭锁的目的,其逻辑原理如图1所示。

正常操作情况下,隔离开关后台遥控操作需要后台防误逻辑(有的变电站没有)、间隔防误逻辑、电气防误三层全通过才能遥控成功。隔离开关测控装置操作需要间隔逻辑、电气防误两层通过才能遥控成功。隔离开关汇控柜就地电动操作除了电气防误外同意也需要通过间隔防误逻辑闭锁[3]。

2 案例分析

由于新建110 k V变电站110 k V隔离开关都采用了“电气闭锁”+“间隔逻辑闭锁”相结合的闭锁方式,即无论是监控后台操作还是汇控柜就地操作,其防误闭锁均由电气闭锁和间隔逻辑闭锁共同实现。这种防误闭锁方式在提高防误闭锁装置可靠性的同时,也给运维人员验收工作和日常异常处理带来了一定困难。

2.1 事故案例

110 k V白龙山变电站一次系统(如图2所示),1号主变压器运行,2号主变压器冷备用,710、720、9N0在合位,913为分位。2013年05月4日,调度下令“将2号主变由冷备用改为运行”、“1号主变由运行改为冷备用(913开关、710开关冷备用)”。运行维护人员在执行“拉开9131隔离开关”操作任务时,9131隔离开关拒动。

2.2 隔离开关拉不开原因分析

隔离开关拒动原因主要有以下几点:(1)隔离开关不满足防误装置闭锁条件;(2)隔离开关遥控压板取下;(3)隔离开关操作回路或机构出现问题;(4)公用测控装置故障;(5)间隔逻辑闭锁装置中闭锁逻辑设置错误;(6)电气闭锁装置故障;(7)闸刀、开关等位置辅助接点接触不良[4]。

运维人员先后检查确认操作票操作顺序正确、后台机、测控装置、汇控柜无告警异常信号、该隔离开关遥控压板在投入状态、隔离开关操作电源、电机电源正常。因而,进一步对913隔离开关控制回路进行检查,其控制回路如图3所示,该控制回路中隔离开关防误装置联锁部分为图4所示。在图3和图4中,CB31为913开关、DS31为9131隔离开关、ES31为913101接地闸刀、ES32为913301接地闸刀、ES11为7114母线接地闸刀、KM1为合闸继电器、KM2为分闸继电器、SA1为电气闭锁解锁切换开关、SA2为913隔离开关远方/就地操作切换开关。

根据现场图纸,运用二次系统事故分析的逆序检查法,检查到图4中XL:1处对地电压为-110 V,XL:10处对地电压为-110 V,说明电气闭锁回路良好。当检查到XL:9处时发现对地电压为0,因而判断为9131隔离开关控制回路中逻辑闭锁接点未接通,导致9131隔离开关操作失败。按照《安规》中解锁钥匙使用的相关规定,对9131隔离开关逻辑闭锁切换开关由联锁位置切至解锁位置,9131隔离开关被成功拉开。待全部操作结束后,联系检修人员对9131隔离开关逻辑闭锁装置进行检查处理。

2.3 异常分析判断

该变电站的测控装置型号为PCS-9705,在逻辑闭锁功能投入时,装置能够接受逻辑闭锁编程,当远方遥控或就地操作时,装置自动启动逻辑闭锁程序,以决定控制操作是否允许。在装置的监控参数中,为每一个控制对象提供了对应的逻辑闭锁控制字,该控制字置“1”,表示对应控制对象的闭锁功能投入。闭锁逻辑可通过专用的逻辑组态工具软件编辑,经以太网口直接下载到装置。

检查发现该测控装置无任何告警现象,无任何模块异常现象。在测控装置上翻看逻辑菜单无法查出实现该闭锁逻辑功能的条件哪一个不满足。

对照9131闸刀逻辑闭锁图,可以看出9131闭锁逻辑由本间隔91301隔离开关分位、110 k VⅠ段母线7114母线接地闸刀分位、本间隔91303接地闸刀分位和913线路三相无流构成,必需同时满足以上条件时,才能允许操作9131隔离开关。

现场一次设备运行状态为913开关处于分位、91301接地闸刀处于分位、91303接地闸刀处于分位、9114接地闸刀处于分位、913线路三相无流,满足9131隔离开关分闸条件,其逻辑如图5所示。检修人员到现场后通过专用的逻辑组态工具软件编辑调出测控装置的9131闭锁逻辑,如图6所示。

对比图5和图6可以看出,测控装置中闭锁逻辑与设计闭锁逻辑不完全相同,测控装置中闭锁条件为检测913线路无压,而所设计闭锁逻辑为检测913线路三相无流,在913线路带电情况下,9131隔离开关必然拉不开。检修人员通过专用的逻辑组态工具软件编辑修改了测控装置的9131闭锁逻辑,9131闸刀操作成功。

结合白龙山变电站设备运行情况,9131隔离开关拒在验收操作时,线路尚未投运,逻辑闭锁装置采线路无压,逻辑闭锁回路可以通过,故操作正常。变电站投运时913开关、9131隔离开关、9133隔离开关均在合上位置,由上级电源对母线充电,所以9131隔离开关拒绝操作问题未暴露。但该操作为投运后的第一次操作,线路带电,逻辑闭锁装置采线路无压,逻辑闭锁回路未通过,所以9131隔离开关出现拒绝操作的现象。

3 改进措施

基于对9131隔离开关拒绝操作的原因分析,从变电运维角度提出以下措施,以避免再次发生此类问题。

(1)将逻辑闭锁“可视化”。间隔测控装置虽有逻辑闭锁功能,但是不能直接查看逻辑闭锁条件,给故障查找和变电验收工作增加了难度。对于新设备采购应倾向于具有闭锁条件显示功能的间隔测控装置,或在具备条件的情况下,联系厂家对现有间隔测控装置进行技术改造,或者在变电站后台机显示逻辑关系。

(2)管理上重视变电站防误闭锁装置验收工作,针对新型防误闭锁装置应及时改进验收方式,例如间隔逻辑闭锁中某些条件需要由运维人员和检修人员共同配合验收,例如间隔TA无流条件闭锁逻辑等。

4 结束语

通过9131闸刀拒动的异常分析处理可以看出,新建变电站采用防误间隔逻辑闭锁和电气防误闭锁相结合的双重化闭锁方式,其相比传统防误闭锁具有一定复杂性,因而防误装置异常的判断处理更加复杂,对变电运维人员技术水平提出更高要求,应加强对运维人员有关防误闭锁知识的培训,包括防误装置原理、防误操作流程、日常管理和维护中注意事项等。在保证安全的前提下,可以考虑通过优化变电运维工作方式、培训内容,来提高变电运维管理水平。变电站防误闭锁装置的运行维护、异常处理则可以作为变电运维一体化工作一项有效尝试,运维人员正确迅速对防误闭锁装置异常做出判断,有助于提高操作效率和操作可靠性,确保电网安全稳定运行。

参考文献

[1]李艳军.综合自动化变电站防误闭锁系统应用研究[J].华中电力,2012,25(2):34-37.

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[3]王鹏程.综合自动化变电站防误闭锁系统的应用分析[J].中国电力教育,2010(S1):573-574.

变电站防误闭锁问题 篇7

电气误操作可能造成大面积停电、设备损坏、人身伤亡, 甚至引起电网振荡瓦解等严重后果, 严重威胁到人身、电网和设备安全, 是我国电力系统中常见的事故之一。在无数次血的教训面前, 我国结合中外电气运行的实践, 将防止电气误操作事故列为电力生产急需解决的重大技术问题并提出了电气设备“五防”要求, 实现电气“五防”功能成为电力安全生产的重要措施之一。随着电网的发展、技术的更新, 防误装置也不断得到改进和完善。

1 电站概述

电站位于阿勒泰地区福海县境内, 主要由发电引水系统、主副厂房、升压站、开关站四部分组成, 属坝后式水电站。装机容量4×8 MW, 年设计发电能力1.24亿kW·h。机端电压10.5kV, 经主变升压后与110kV主网并列, 共有六喀线、六友线和六北线3条输电线路向电网供电。2001年4月全部建成投产, 2009年完成自动化改造。

2 系统应用背景

2008年电站曾发生一起恶性误操作事故。事故经过:6月7日, 在110kV六喀线断路器由检修转为热备用操作时, 应拉开D1接地刀闸, 而操作人员在未核对设备双重名称及位置、监护人监护失职下, 误将D2接地刀闸合上, 引起三相短路保护动作, 造成旁路断路器跳闸 (旁路代六喀线断路器运行) 。本次事故造成六喀线停运, 导致阿勒泰电网富蕴片区4座电站、青河片区3座电站、青河片区5座35kV变电站失压, 影响了高考期间的保电工作。操作人员严重违章是造成此次事故的直接原因, 而事故的间接原因是:110kV开关站隔离开关机械防误闭锁装置存在缺陷, 隔离开关合闸时, 两侧接地刀闸处于闭锁状态, 隔离开关分闸时, 两侧接地刀闸处于解锁状态。

因两名操作人员责任心差、违章操作以及设备本身存在的缺陷发生了如此严重的恶性误操作事件, 直接导致阿勒泰电网东部片区大面积停电, 事故影响极其恶劣。电站为了从根本上杜绝此类事件再次发生, 决定在自动化改造时完善所有的防误闭锁装置。

3 常规防误操作闭锁装置

3.1 机械闭锁

机械闭锁是在开关柜或刀闸的操作部位之间用互相制约和联动的机械机构来达到先后动作的闭锁要求, 具有闭锁直观、强度高、不易损坏、维护量小、操作方便、运行可靠等优点。然而机械闭锁与电气元件动作间的联系、开关柜与柜外设备及刀闸与开关之间的闭锁用机械闭锁无法实现, 其在技术和安全方面存在许多无法逾越的缺陷, 可靠性和稳定性相对较差。

我站成立之初, 35kV变电所、110kV开关站只采用这样的防误闭锁装置, 这也是目前常用的闭锁方式之一。

3.2 电气联锁

电气联锁是利用断路器、隔离开关等设备的辅助接点接入需闭锁隔离开关或接地开关等电动操作回路从而实现开关设备之间的相互闭锁。由于二次回路的复杂性、维护量大等特点, 在实际应用中, 电气联锁经常会因为二次回路故障而导致闭锁失灵或误发信号。

3.3 电磁闭锁

电磁闭锁是利用断路器、隔离开关等的辅助接点接通或断开需闭锁的断路器、隔离开关或是接地刀闸等电磁锁电源, 使其操作机构无法进行操作, 从而实现电气设备之间的相互闭锁。这种闭锁装置简单、快捷, 但受环境条件影响, 装置常常会失灵, 局限性比较大, 且对设备的密封性要求较高, 所以在我国使用并不广泛。

4 WFBX型微机防误操作闭锁系统的组成、应用及特点

2009年, 电站在自动化改造工程中全面采用了国电南瑞的WFBX型微机防误操作闭锁系统, 该系统采用电脑编码技术, 将闭锁的硬件与逻辑运算分开, 闭锁的逻辑运算由计算机来实现。利用站端远动装置或综合自动化系统采集实时状态信息, 用电脑钥匙采集远动监控装置未采集的手动高压设备的状态信息, 使得防误主机一次接线图与现场状态一致, 实现信息远传。

该系统由防误主机、电脑钥匙、编码锁组成。主机中安装接线图模拟系统、操作票专家系统、智能语音系统、操作管理系统。电脑钥匙与主机的连接通过适配器的方式实现。经过综合改造后, 五防系统成为变电站综合自动化系统中非常关键与重要的子系统之一, 在网络信息技术的支持下, 能够完成包括操作、对位以及闭锁在内的相关功能。在此基础上, 主机与电脑钥匙能够基于数据传输技术对通讯及传送程序进行处理, 实现远程对现场编码的操作与控制, 从而实现变电站自动化调度过程中的五防功能。

(1) 该系统采用了先进的图形模拟系统, 以显示器作为操作界面, 配置通讯适配器实现模拟操作、操作票传输、五防闭锁、仿真培训等功能; (2) 采用数据库结构, 系统可维护性强, 可自行绘制与修改主接线图, 可定义与修改五防闭锁程序, 扩容方便; (3) 配置操作票专家系统, 并具有打印、显示、存储、删除操作票和操作权限分级管理等功能。

在系统软件中, 首先编写电气一次主接线图所对应的操作规则及各种设备的操作规范, 然后在储存器中进行固化处理。当变电站值班室工作人员接收到操作指令后, 先在主机平台上对操作指令进行模拟执行与操作, 系统检验操作指令的运行状态及操作步骤的执行情况, 评估操作指令的执行是否符合规则, 通过这种方式筛选正确的步骤, 并将其登记于操作票上。然后, 将操作票整体传输给电脑钥匙。电脑钥匙的主要功能是分析并检查锁的类型与锁号是否有完全对应的关系, 在确定两者完全一致后, 方可进行解锁, 同时对该操作步骤下的设备运行状态进行储存记录。在操作指令完成后, 电脑钥匙需将处理信息传递至防误主机及变电站调度自动化系统主站微机系统历史服务器, 使模拟操作与变电站现场实际运行情况完全契合。以上操作过程以编码锁及电脑钥匙为依据, 实现了严格闭锁, 从而使系统操作人员能够严格按照预先经过系统检定合格的步骤执行各项操作, 对防止误操作有非常重要的价值。

5 系统功能

该系统自改造后使用至今, 我们充分感受到了它的先进性、实用性、可靠性, 使用中在确保五防功能的前提下操作灵活, 现场对位及时准确、锁具操作灵活、维护方便, 为我站的安全生产、技术升级提供了有力保证。但在实际应用中, 我们也发现了几点隐患: (1) 在操作中有时会出现电脑钥匙故障, 现场操作中断, 操作人员需重新启用钥匙, 而在电网统一调度时往往对检修时间有比较严格的规定, 在如此紧迫的情况下, 往往会使用万能钥匙救急, 此时就会失去使用整个五防系统的意义, 且无法向防误主机回传现场设备的实际状态。建议系统启用主用和备用两把钥匙, 备用钥匙执行智能化, 设置一定的权限, 由操作人和监护人同时确认, 实现从中断操作处切入的功能。 (2) 微机防误操作闭锁装置中, 遥信采用了实遥信和虚遥信两种方式, 开关采用实遥信, 刀闸多采用虚遥信。在微机五防机上, 操作人员可以随意人工置合和置分, 改变刀闸和断路器的状态, 这种操作对设备位置的判断是不严谨的, 存在引发误操作的隐患。为防患于未然, 电气设备应一律采用实遥信, 而不是通过五防钥匙来反馈设备位置状态。 (3) 电站应将万能钥匙的使用管理纳入运行管理制度, 并严格执行, 实时进行监督和考核, 杜绝因万能钥匙管理不当引发误操作。 (4) 电气二次部分的操作虽然在防误系统中有一定的体现, 但其并不属于操作规则的研究范畴, 即电气二次部分操作并没有与之相对应的闭锁功能, 为了保障本部分操作功能的顺利实现, 必须依赖于运行管理人员较高的技术水平及责任意识。

6 结语

随着计算机及网络通信技术、电站自动化技术、无人值守方式的发展, 对防误闭锁系统的要求进一步提高, 传统防误闭锁方式已不能满足要求, 而作为电气防误装置发展方向的微机防误闭锁系统, 在功能上还有待进一步完善和提高。现阶段, 我们还需要不断完善管理, 制订严谨的规章制度, 防止电气误操作的发生。

摘要：随着电网不断的发展和壮大, 电气误操作事故造成的影响面也越来越大, 防误操作技术也一步步成熟起来。现就WFBX型多功能微机防误操作闭锁系统在电站中的实际应用进行探讨, 并提出有针对性的改进设想。

关键词：误操作,闭锁,电脑钥匙

参考文献

[1]马树敏, 黄蜂.“五防”装置在变电站的应用分析[J].中国高新技术企业, 2010 (13) .