变电站防误闭锁装置（通用10篇）
变电站防误闭锁装置 篇1
摘要：变电站的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。随着电网的不断发展, 技术的不断更新, 要求防误闭锁装置必须不断改进和完善。防误装置的设计原则是:凡有可能引起误操作的高压电气设备, 均应装设防误闭锁装置和相应的防误电气闭锁回路。笔者通过对目前电力系统中常用到的防误闭锁装置进行了分析, 以使运行人员更好地认识防误闭锁装置, 防止电气误操作事故的发生。
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) .
[3]《现代化变电站运行全书》.中国物价出版社 (1996年6月) .
变电站防误闭锁装置 篇2
FKTT-C2BT台式通信适配器、电编码锁、机械编码锁组成。计算机及FY2003型软件是核心设备，预先编写的变电站电气一次系统图和所有设备的操作规则均存储在计算机中。实际操作前，运行人员根据正确的操作步骤在计算机模拟图上进行开票，自动生成关联的操作票，开完票后在一次模拟图上进行预演，微机根据预先编好的规则对每一项预演操作进行判断，对违反“五防”原则的模拟操作拒绝执行并发出警报，弹出窗口指出错误操作的设备及错误内容提示，直至输入正确。预演结束后，才可以打印操作票，经查看无误后，才可以将操作任务传送到电脑钥匙，并由值班人员到现场进行操作。
运行人员来到现场，依据电脑钥匙上显示的设备名称编号，将电脑钥匙插入相应的编码锁内检测操作设备是否正确，若编码锁正确电脑钥匙将发出人工语言 “码号正确，可以操作”的提示音，同时开放其闭锁机构，这时就可以接通电编码锁进行分合闸操作或打开机械锁进行倒闸操作。若走错间隔或操作步骤不对，则电脑钥匙检测出的编码锁编码不符，不能开锁同时电脑钥匙发出 “码号错误”的提示音以提醒操作人员，从而达到强制闭锁的目的。一项操作结束并对位后电脑钥匙自动显示下一项操作内容。所有操作结束后，电脑钥匙会提示回传数据，当操作信息被回传给微机后，显示屏上的操作设备才发生真正的变位。
我局珠海共创FY2003型微机防误装置的安装与应用情况
我局于2002年在110kV清流变、馆前变、35kV丁坑口变安装了珠海共创FY2003型微机防误装置。
清流变、馆前变110kV设备均为室外布置，35kV丁坑口变、35kV设备、10kV设备为室内布置。根据实际情况，我们在断路器控制回路上安装了电气编码锁，在隔离开关和网门上安装了机械编码锁，临时接地线采用机械编码挂锁闭锁。
装置的主要优点有：
a、该装置将断路器、刀闸、接地线（地刀）、网门、开关柜门都纳入防误闭锁，“五防”功能强。
b、机械编码锁采用锌合金材料制作，上面带固定的防雨帽，其防雨、防锈、防尘、搞腐蚀能力强，且操作过程中基本没有卡涩现象。挂锁安装简便无精度要求，适应性强。零部件是通用的，当锁体或编码片故障时，只须将相应部分更换。
c、全站仅使用两把钥匙，简化了操作，节省时间，克服了多钥匙带来的运行管理的弊端和使用上的不便。
d、电脑钥匙具重复开锁功能，若由于开锁动作不到位机械编码锁未打开而电脑钥匙已从锁中拔出，且电脑钥匙已显示下一步操作内容时，或操作后发现设备操作不够到位需重复操作该项时，在没有操作下一项以前可以重复操作本项操作。可将电脑钥匙再次插入锁中，电脑钥匙语音提示“码号正确，可以操作”，即可重新开锁，无需返回系统模拟图重新操作。
e、采用Windows2000操作系统，图形界面，汉字提示，所有子系统均有即时帮助功能，主要设置参数（逻辑关系、操作票内容、操作票格式，通信端口等均可以在线修改，操作简单，使用方便。同时系统具有数据库自动维护功能。当一次系统运行方式发生变化或增添设备时，可由用户修改接线图及操作规则，简单方便。若与操作票专家系统配用，将有更强大的操作和开票功能。
f、通过接口与监控系统相连，将可以实现信息共享及防止后台发生误遥控操作，将可以免去原一个开关必须配一个防误电气编码锁具大大减少了投资，又给运行人员带来很大的方便，同时防误装置从监控系统中获得开关量实时位置信息。
G、电脑钥匙采用类似手机的可充电电池，当没有操作时，电脑钥匙插入底座，将自行充电，保证电池随时都充满电。
H、微机防误装置还配备了UPS不间断电源系统，保证在所用电消失的情况下能正常运作。
应注意的问题：
清流变110kV刀闸有些是老的设备，还未技改，所以无位置辅助接点，导致后台机无法得到刀闸实时的位置信息，同时五防一次模拟图将无法从监控机获得相应刀闸的位置信息，这就要求我们运行人员进行人工对位，使模拟图设备位置信息随时与现场开关、刀闸位置一
________________专业班长技术总结
致。
为使闭锁更有效，更可靠，杜绝人为误操作。防误装置应能做到使操作人员被强制按电脑钥匙上固化好的操作顺序执行每一项操作内容，严格确认操作到位，没有空程。但这是一种理想化的状态，实际运用中的体会是达不到的。不能确保操作票与电脑钥匙内的操作步骤完全一致。这主要是因为具体的倒闸操作中有很大的一块是关于二次项操作的以及一些非实质性操作的，对于有些操作如果不走空程，操作变得繁琐费时，而且也缺少检测这些操作是否执行完毕、正确的手段；如果走空程，则人工开出的操作票与微机开出的操作会有区别，即使通过设计、设置上给予解决，也将由于这些可以跳项的空操作使得操作票与电脑钥匙之间形成对立的现象，对防误装置而言这些无法实现闭锁的空程在操作票上却并非无足轻重的操作项目，有的甚至是相当关键的项目；
变电站防误闭锁装置 篇3
【关键词】变电站;综合自动化;防误闭锁装置;问题;对策;管理措施
随着科学技术的不断发展，网络信息技术也得到了极大的发展，电力系统也逐渐向微机保护、自动化系统进行快速转变，目前变电站管理中已经达到了无人值班的水平。变电站综合自动化发展已经成为电网调度自动化及电力系统自动化的发展方向。在操作过程中为防止产生电网、设备等安全危害，或引发更大的损坏。在变电站中可以选用防误闭锁装置对此类问题进行有效防护。本文主要对综合自动化装置实现变电站防误闭锁系统存在的问题进行了分析，对其方案进行了探究，同时还提出了相应的管理措施，只有这样才能避免各种事故的出现，增加电力系统操作的安全性。
一、防误闭锁装置存在的问题
常规变电所“五防”程序在断路器分断中必须先遵循模拟图板上的红、绿翻板进行，再取出程序锁匙分断隔离开关的顺序进行。在综合自动化变电所主要选用微机保护，断路器分合中的控制开关转变为按钮开关，这种情况下，导致原有“五防”装置产生了一些问题，主要体现在两个方面：第一，分、合按钮开关在强制闭锁中根本无法实现，极可能产生断路器误分、误合故障;第二，按钮开关分、合第一把程序锁没有，导致隔离开关的程序锁和断路器的分、合状况不存在任何关系，因此隔离开关操作机构上的程序锁任何时间都可以开启，闭锁功能就消失了，则会出现带负荷拉隔离开关故障。这种情况下导致隔离开关以下的防误装置就没有任何功能性作用。基于此，在微机保护原有“五防”装置中其防误闭锁功能在变电所中不能对其作用进行充分发挥。
二、应对防误闭锁装置的对策
在面对自动化变电所防误闭锁装置存在的问题时，通过对35KV到500KV变电所防误闭锁装置的了解，有多种型号的变电设备在电网系统中得到了多种应用，因此防误闭锁配置的型式也越来越多，主要有常规的机械闭锁、电磁闭锁、程序闭锁等，近年来还出现了微机防误闭锁。各个防误闭锁作用各不相同，在变电站运行过程中其起到的作用也不尽相同，同时在运行过程中还存在诸多问题。电压等级不同，主结线结构不同的变电站防误闭锁装置则要进行不同类型的配置，主要分为以下几种：
（1）整机配套防误闭锁：这种防误闭锁装置目前广泛应用于500KV当中，这种装置在生产过程中就将其设置在变电设备微机保护中，在后期运行中则不需要进行安装。
（2）微机防误闭锁：这种防误闭锁装置主要应用于具有复杂主结线安装的110KV枢纽变电站及220KV、35KV的变电站。目前最常见的微机防误装置类型主要有两种：现阶段应用较为广泛的微机防误装置是将变电所一次模拟屏作为重点，在模拟屏工控机内预存了所有设备的倒闸操作程序。在操作过程中向电脑钥匙进行模拟预演的准确操作程序的传送，并对电气设备操作进行分析。现阶段在变电所内WBF型微机防误装置应用的很少，这种微机防误装置的主要执行元件为电磁锁，利用电磁锁闭合触点进行设备的顺利工作，其微機防误网络的组成成分主要有操作、执行、显示及打印。在实际操作过程中可以选用导线连接的方式进行网络各元件的连接，这种方式还可以进行电脑钥匙操作的替代。
（3）综合防误闭锁：这种防误闭锁装置目前广泛应用于较为简便35KV变电所的主结线安装中和110KV末端变电所。综合防误装置的主体为JSN型机械程序锁，同时有各种装置组合而成，其主要辅助机械为闭锁、电磁闭锁等。采用前面所提到的辅助防误装置可以对自动化变电所中选用的微机保护，出现的各种防误现象进行有效处理。这种“五防”装置在应用过程中具有功能齐全、质量高、操作简单及成本低的优势。
（4）机械防误闭锁：这种防误闭锁装置目前广泛应用于35KV户内变电所中。在生产过程中厂家已经设计了机械防误闭锁装置。“五防”装置的各个功能的闭锁工作主要有机械机构传动来有效运作，在设备正式运行后，用户则不用进行“五防”装置的安装。这种设备的优点主要体现在对尘、污染等具有极高的防护作用，比较适宜于环境污染严重的地区进行安装。其在操作过程中还存在一些缺陷，主要表现在这种设备主要依靠机械进行转动，具有较多联动环节，在操作当中往往会造成机械卡死等问题。
三、防误闭锁装置的管理措施
在电气系统操作过程中如发生事故，将对操作人员的安全、设备及电网的安全造成极大的威胁。操作不当、设备质量不达标是导致事故发生的主要原因。基于此，相关管理部门必须对事故原因进行深入分析与探究，及时找出相应的解决措施进行有效处理。完善防误闭锁装置管理体系，加强监管力度，是确保电力系统安全的重要保障。
（1）对电网防止电气误操作等安全管理规定进行认真执行，同时与变电站自身的具体情况充分结合，制度符合自身发展的规章制度，并严格按照相关规定进行作业。
（2）为确保电力系统的安全性，必须完善安全管理体系，对防误闭锁装置操作技术人员进行有效的专业知识及实践培训，帮助操作人员提升自身的专业素养，使他们能够对自身的工作更加熟练、准确把握各个系统之间的联系、设备的运作原理及功能等，起到规范操作，增加安全性的作用。
（3）在操作前工作人员必须严格遵循操作规范进行正确操作。当异常情况出现在操作过程中，严格禁止在原因没有确定之前进行强分及强合等违规作业。在进行解锁时，要对闭锁装置的异常情况进行准确确定，并在相关领导批准后进行解锁作业。与此同时，还要填写解锁记录，把解锁的各个环节、时间等都进行准确记录，确保其操作的规范性、正确性。
（4）完善防误装置管理体系，加大管理力度。实行责任制，明确划分各个部门及个人的责任，对防误负责人的责任及义务进行明确划分，并进行防误装置台账的建立，同时进行电气防误闭锁装置运行章程及维护规范的制定。在检查项目中检查人员必须将防误装置作为其主要项目进行科学有效地检查，并在相关设备检修项目内添加防误装置检修试验等项目。这样可以帮助工作人员及时地发现问题，并能进行及时有效地处理，确保防误装置的安全性及有效性。
（5）必须严格遵循国电公司的安全设施规范化要求进行现场设备的选择及安装。确保防误闭锁装置符合国家相关标准，做到质量达标。在规范化管理当中，相关部门可以将电动刀闸操作箱归入管理范围内，电动按钮可以有两个名称，同时将防误措施在电动按钮内进行设置，操作结束后则要将操作电源进行立即切断，刀闸操作电源的开关必须具有独立性。
四、结束语
综上所述，随着科学技术的不断进步，电力系统的容量增加的速度越来越快，同时随其增长的还有电压的等级。这种情况下，促使变电站综合自动化系统得到了极大的发展，通过防误闭锁装置在变电站综合自动化系统中的大量应用，将对变电站运行设备操作的准确性、有效性进行极大的提升。
参考文献
[1]梁晓兵，禤文健，张玲，宋占岭.一种在线式“五防”一体化系统的设计与实现[J].电力安全技术，2011年04期.
变电站防误闭锁装置管理探讨 篇4
自从电力被人类社会大规模应用开始, 由其造成的各种安全事故和生产事故就层出不穷, 可以说, 电力资源的使用一 直存在着较大的安全隐患。而随着电力资源应用程度的不断 加深, 在新世纪我国电力系统的正常运行和设备检修工作当 中, 防误闭锁成为一个电力行业工作人员越来越重视的问题。电力系统中变电站部分如果出现了电气误操作的情况, 就很有可能引发所在电网的大规模断电, 这样一来就会严重影响到相关单位和个人的正常用电体验, 情况严重的甚至有可能造成相关设备的损坏和对附近人员造成生命威胁, 最严重的甚至会出现电网系统的振荡瓦解等后果, 这无疑加深了人们对于电力行业和电力资源使用的恐惧心理。因此, 在电力系统正常投入运行之后, 变电站防误闭锁装置的管理成为整个电力系统工作的重中之重, 我国国家电网公司就有对于变电站相关防误闭锁装置操作的相关要求, 但是由于相关操作不规范而引起的生产安全事故仍然层出不穷, 这也就给电力行业的相关工作人员敲响了警钟, 要求相关政策的制定者必须根据一线工作的实际情况来作出具有针对性的调整, 以保证整个电力系统在运行过程中的安全性。我国现在大部分变电站所使用的防误闭锁装置包 括机械闭锁、电气闭锁、微机闭锁这三大类, 由于各个变电站实际情况不同, 选择的防误闭锁装置也就有了差异, 笔者将主要 针对这三种防误闭锁装置展开分析和探讨, 以求为我国下一个阶段变电站防误闭锁装置的发展指出一条具有现实指导意义的道路, 从而促进我国电力行业的长远健康发展。
1我国变电站常见防误闭锁装置
在我国现阶段变电站所采用的各种防误闭锁装置中, 机械防误闭锁装置、电气防误闭锁装置、微机防误闭锁装置占据 了主要地位, 这三种常见防误闭锁装置都有其各自的特点, 所对应的具体管理和 使用方法 也有其不 同之处, 值得我们 去仔细注意。
1.1机械式防误闭锁装置
机械式防误闭锁装置指的是在变电站电气操作设备 机构的基础上加装各种相应 的机械联 动卡制装 置, 从而实现 各个联动设备之间防误闭锁功能的应 用, 并以此提 高相应的 安全系数。 机械式防 误闭锁装 置在一定 意义上具 有强制性 闭锁的特点 , 其机械结 构相应简 单、直观 , 运行的可 靠性一般 来说也更高一 点 , 但是其应 用范围也 被仅仅局 限在隔离 开关和与其对 应的接地 刀闸上。 机械式防 误闭锁装 置主要避 免和防止的两 种误操作 是带电合 接地刀闸 、带接地刀 闸合隔离开 关。
1.2电气式防误闭锁装置
电气式防误闭锁装置是通过各种电气 设备, 例如断路 器、隔离开关、接地刀闸等各个位置接点之间的联通或断开来实现整个电力系统之间的防误闭锁功能。与机械式防误闭锁 装置一样, 电气式防误闭锁装置也属于一种强制性闭锁装置, 可以较为快速、便利、高效地实现整个电力系统的防止带负 荷合隔离开关、带电合接地刀闸等防误闭锁功能。但是这种电气式防误闭锁装置在使用过程中却需要消耗大量的二次接入电缆, 在运行和维护时对于整个电力系统来说都是一件十分麻烦的事情, 所以电气式防误闭锁装置耗费的资金和人力资源相较于其他两种更为巨大。
1.3微机式防误闭锁装置
微机式防误闭锁装置具体来说指的是在需要 防误闭锁 功能的相关设备上加装相对应的机械挂锁或机械编码锁, 将机械挂锁 (编码锁) 所采集到的信息整 合到在后 台运行的 五防机当中, 并通过后台运行的电脑程序将整个系统模拟通过的操作步骤信息按照相对应的规范输入电脑钥匙, 由电脑控制数码钥匙进行相关设备的开启和关闭, 从机械逻辑上实现变电站的防误闭锁管理。微机式防误闭锁装置不同于机械式防误闭锁 装置和电气式防误闭锁装置的地方就是, 微机式防误闭锁装置是非强制性的, 在每次电力系统的倒闸操作过程中需要真实的人力资源进行操作模拟 和解锁, 这也就在 无形当中 延长了操 作时间, 使得运行效率由此变低。其次, 由于微机式防 误闭锁装 置有后台电脑的存在, 也就使得相关工作人员可以直接在后台五防机上利用人工对相关设备进行状态重置, 对于相关人员的操作来说, 便利性大大提高。但是另一方面, 由于各个 变电站现实情况不同, 也就导致相关实际操作位置不同, 无形之中 埋下了相关操作隐患。
2提高变电站防误闭锁装置管理水平的措施
在变电站防误闭锁装置的具体使用过程中, 可以通过以下几个方面的改变来帮助变电站提升整个系统的运行安全程度, 以此来保障相关工作人员和电力使用者的生命和财产安全。
2.1使用解锁管理机发短信申请解锁授权
首先, 可以使用解锁管理机进行短信确认的方式来申请相关设备的解锁授权。具体来说, 就是可以在需要应用防误闭锁管理的设备上加装解锁管理机使其在要进行相应操作时需要短信确认, 而短信确认的人员应该在两人或两人以上, 从而降低一个人出现误操作的可能性。解锁管理机通过两 人或两人以上的确认制度可以在很大程度上避免因为一个人的操 作失误导致的财产损失和安全危害, 对于提升变电站的安全运行水平具有十分重大的意义。
2.2加强防误闭锁装置的日常管理和维护
除了要在需要应用防误闭锁装置的设备上加装 解锁管理机之外, 还要注意对防误闭锁装置进行日常管理和维护。不间断地对相关设备进行管理和维护, 才能够让相关防误闭锁装置在使用寿命周期内安全、正常地运行, 不会因为维护和管理 方面的漏洞而造成相关运行损失。所以, 变电站要针对使用的防误闭锁装置的特点制定日常管理和维护方案, 只有这样才能够保证变电站的正常有序运行。
2.3提高从业人员操作水平和重视程度
变电站防误闭锁操作的一线从业人员是发挥五 防作用最为重要的一 个环节, 只有让这 个环节的 运行处于 一个正常 水平, 才能够让整个变电站防误闭锁系统充分发挥作用, 进而达到提高变电站安全运行效率的目的。而要想加强变电 站防误闭锁操作技能方面的培养, 可以从以下两个方面入手:首先是定时定期地对变电站防误闭锁装置相关专业技能人员进行专业技能培训, 使其能够明确自身的职业技能要求, 进而在实 际的变电站防误闭锁设备管理过程中能够充分发挥自身的专业技能素养, 从而提升整个变电站的安全运行水平;其次, 要建立一支人才梯队, 搭配足够合理的队伍, 一支年龄搭配合理的 变电站防误闭锁装置操控队伍可以将相关工作过程有序、平稳、正常、高效地传承下去, 相关从业经验也可以在一代代从业 者之间进行传递, 进而缩短新入行者的职业磨合期。
3结语
防误闭锁装置是关系到变电站能否正常有序 运行的关 键所在, 只有重视和认真对待变电站防误闭锁装置管理, 才能够让电力系统的运行处于一个平稳有序的状态, 而这就需要相关工作人员不断加强自身的职业素养, 以此来满足日益提高的从业要求。
摘要：根据我国变电站现有防误闭锁方法的具体特点和相应的功能要求, 阐述了提高变电站防误闭锁装置管理水平的措施, 以求尽可能实现变电站防误闭锁设备在使用寿命周期内的应用安全性, 从而从源头上杜绝变电站误操作事故的发生, 真正意义上加强我国变电站的管理, 使其能够反过来促进我国电力行业的发展, 从而为我国社会政治、经济发展提供稳定的能源支持。
关键词：变电站,防误闭锁装置,管理
参考文献
[1]赵珂, 韩富春.考虑不同停运模式重叠时的配电系统可靠性评估[J].电气技术, 2009 (3)
变电站防误闭锁装置 篇5
关键词：微机五防闭锁装置；实际运行；探讨；建议
防误操作系统对于避免电气操作事故，保障电网、设备和人身安全有着重要意义。一旦发生误操作事故，轻则会造成设备的损坏，出现停电事故，严重的还会造成人员伤亡带来恶劣的社会影响。然而，误操作事故在电力系统中较为常见，因此防止误操作具有重要的意义。要确保设备能够正常操作和防止误操作的关键是确保防误闭锁回路的正确性。《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》要求新建的变电站通过“计算机监控系统的逻辑闭锁+电气闭锁”来防止误操作。
1 微机防误闭锁装置概述
微机防误闭锁装置以工控机和核心，将一次设备相关的操作规则固化在其控制芯片的内部。微机防误闭锁装置一般主要由计算机、现场设备锁具、智能通讯座和智能钥匙等组成。在使用时，应当先在五防主机（计算机）的一次模拟图上按照正确的操作逻辑开票语言所需要的操作信息。预演后将该操作信息传递给电脑钥匙，之后用电脑钥匙到现场来逐项进行解锁操作。等到操作完成后再把电脑钥匙的信息返回到计算机。
以前防误装置使用的事机械程序锁、机械式固定锁、电磁锁与电缆和辅助接点相结合的方式，所以极易出现直流接地、电磁锁卡涩等事故。另外由于机械锁是一个单元对应多把钥匙，给操作带来了很大的不便。
相比于机械锁和程序锁，微机防误闭锁装置具有维护扩充方便、操作简单和智能化程度高的优点，故受到了普遍应用和欢迎。但是由于微机防误闭锁装置的部分功能不完善误操作事故的隐患仍然存在。
2 防误系统应达到的要求
2.1 模拟屏的功能要求 ①如果微机防误闭锁装置时满足“五防”要求的，预演时，模拟屏要能够及时提出操作人员的误操作并且有语音提示出误操作类型。②对应电脑钥匙有对位功能，能够在电脑钥匙所记载的一次设备的状态不符合模拟屏所记载的时作出对位判断，并在与现场一次设备状态相一致的基础之上使两者统一。对位功能能够有效规范漏项操作和纠正误动模拟屏，使之与现场设备一致。
2.2 电脑钥匙的功能要求 ①必须具备操作追忆功能。电脑钥匙是接受模拟屏正确操作所形成的操作票然后按照票的顺序来解锁相应锁具的。在实际操作中如果按照相应的要求，这样就可以真实有效的判断误操作或还未进行的误操作，而且还可以提供供管理员分析的数据，明确相关责任人。②应当具备智能锁功能。在发生紧急情况时根据对现场设备的记载通过内部固化的逻辑条件而不是模拟屏的模拟来解锁电气设备。
2.3 锁具的功能要求 锁具是整个防误装置的直接执行元件，对它的要求较高，必须满足：①可靠性：在环境发生变化时，锁具的性能应当是稳定可靠的，不能有变形和卡涩的情况出现；②安全性：锁具不能影响其他设备的正常运行，其运行不能危害相关的电子设备；③可操作性：安装容易，简便易行，便于维护。
3 微机防误闭锁装置中的技术问题
3.1 线路验电 是指进行变电站检修时，怎样进行接地相间闭锁和线路侧验电。一般来说，使用的是加装线路验电器及其相配套的验电锁在线路侧的方法。使用者可以在线路接地操作前使用微机防误装置的钥匙验电，这是一种可行的方式，但并不经济实用。
更好的方式是在联络线路PT二次回路上接线到线路侧刀闸并加装验电编码锁，也就是安装电压监测装置在电脑钥匙的内部。
3.2 开关柜验电问题 现在通常采用的是带电显示装置来判断，其结构复杂又不能随时校验。所以不能代替验电器，可以通过将微机防误闭锁装置和人为的验电器相结合来确保正确的操作。
3.3 选择使用微机防误闭锁装置防空程序的问题 如何防止微机防误闭锁装置在开锁后不经操作即跳入下一步，对此众厂家众说纷纭，而用户也有很多特定的要求。作为用户，一般在保障安全的前提下，希望功能齐全且程序简约以降低防误的故障发生率。然而，在实际操作中，可靠安全和功能全面始终是矛盾的，而且在今后的发展中，只可能是更好地折中发展，矛盾很难消除。在目前的科技水平下，功能完善就意味着集成化水平提高、复杂度上升，自然，可靠程度降低。只有当制造工艺有了新的突破，两者才能同时得到完善。目前，国电公司尚未对相关问题明文规定，在选择使用微机闭锁装置防控程序时，用户可根据实际情况进行判断和选择。
4 实际工作常出现的操作问题
4.1 判别设备位置 电脑钥匙是根据是否检测到电流来判断设备是否已经操作，这种仅依赖电流检测的方案可能会出现问题。而且也判别不出设备操作的具体到位情况。
应在电动操作机构传动两岸上增加两个位置来识别锁具，这样当设备到合位时，电脑钥匙只能读取到传动连杆上的合位码，提高了检测的精确性；对于分位的情况也是如此。
4.2 提高操作可靠性 电脑钥匙是重要的执行环境，它的重要作用是在操作电动操作机构中连通操作回路，确保操作的可靠性，这是非常重要的。举例来说，在操作中，当使用人员因手出现抖动或锁具的接触极柱发生松动，就很可能会发生回路的接触不良。从而影响电网的安全。
而通过在闸刀操作回路的微机五防节点上增加自保持回路，可以有效提升操作的可靠性，自保持回路可从电脑钥匙接通接点，使回路通电且保持到操作结束、回路断开，这确保了在整个操作过程中的安全性和可靠性。
5 微机防误装置的展望
未来社会将是全自动、高智能的高科技时代，在这种趋势下微机防误闭锁装置也必将不断发展、功能完善。早在九十年代初，美、法、意等电力发达国家已经开始研制开发电力微机防误闭锁装置的全智能和全程控制系统来减少人力物力、增加安全系数，来进行整体管理、时刻监视和全程控制。微机防误装置是电力系统自动化的重要一环，其发展将使得用电安全和质量都上升一个台阶。
参考文献：
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[4]李方永.自动重合闸在输电线路上的运用[J].中国高新技术企业，2010（24）.
变电站防误闭锁装置 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.
机械防误闭锁装置的维护要点 篇7
针对这些情况, 变电运维班采取了以下相应的措施:
(1) 对防锈漆脱落的部件用砂纸打磨, 重新喷涂双层防锈漆 (一层底漆, 一层面漆) , 增强防锈能力。
(2) 将所有闭锁装置的螺栓全部更换成不锈钢螺栓;采用冷轧板型钢材制作卡盘, 并采取镀锌防氧化处理, 最大程度地解决热胀冷缩变形和锈蚀问题。
(3) 造成钥匙拔不出或插不进的原因主要有锁具损坏、锁具污垢引起钥匙孔堵塞等。对于修不好的锁具及时更换;对于堵塞了的钥匙孔, 使用带有喷嘴的喷罐将专用清洗液射入钥匙孔, 借助喷液的射力作用和清洗液的清洗功能将污垢除去, 清洗完毕, 等干燥之后给锁具加注润滑油, 另外给锁具加装防护罩, 彻底阻止灰尘进入锁具;对于插拔失灵的锁具插销, 及时修理锁具或更换;对于插销对不准卡盘口的情况, 利用锁具所在开关间隔停电转检修的机会, 重新调整卡盘与锁具的安装位置, 并经插拔试验合格。
(4) 为增强机械闭锁的闭锁功能, 将断路器和隔离开关的分合信号接入变电站和监控中心后台, 按照设备停送电的操作顺序, 将断路器和隔离开关信号编成逻辑程序, 充分发挥电气闭锁和电脑程序闭锁功能, 全过程跟踪断路器和隔离开关的变位情况, 有效防止闭锁解锁过程中误解锁和误操作。
在加强闭锁维护工作的同时, 加强倒闸操作人员统一培训, 规范倒闸操作人员的操作行为, 严格落实防误闭锁管理制度规定, 强化万能钥匙解锁管理的刚性约束, 将防误闭锁装置的维护和使用纳入绩效考核, 杜绝擅自解锁或拆除锁具的行为发生。
电力系统防误闭锁装置发展研究 篇8
随着新技术、新工艺、新材料的广泛应用, 防误装置从机械锁、 程序锁、电气闭锁、电磁闭锁发展到今天广泛应用的微机型防误闭锁系统, 即传统的微机防误闭锁、一体化防误闭锁和在线防误闭锁, 极大地提高了防误闭锁系统的适用性及扩展性。随着微机防误闭锁系统的不断推广应用和相关技术的不断发展, 集合不同闭锁装置的优缺点, 目前电厂、变电站的防误闭锁设备的模式大多数都采用了微机闭锁装置、机械闭锁及电气闭锁相结合的方式, 并逐步发展到一体化五防闭锁和在线式五防闭锁, 各种五防技术都有一定的适用范围, 在防止误操作功能上也有一定的局限性。
1当前防误闭锁装置的发展情况和趋势
微机防误闭锁装置具有许多的优点, 对比电气闭锁、机械程序锁等有很大的优势, 但是, 从电厂、变电站使用的情况来看, 防误闭锁装置主要存在以下不足。
(1) 早期较为简单的微机防误闭锁方式占主体, 后期的一体化五防方式较少。五防装置形式多样, 主要是微机防误闭锁装置, 并辅以电气闭锁和机械联锁, 影响维护工作。
(2) 采用早期较为简单的微机防误闭锁方式, 其主要不足之处是:微机五防和与监控完全分离, 五防闭锁系统缺乏有效的实时数据, 容易发生因通信不畅、或五防与监控对应的数据信息不一致不对应等原因造成的操作闭锁问题, 增加了操作及维护的工作量, 同时五防与监控独立的模式也造成变电站扩建时施工难度的加大。
(3) 变电站已采用集控中心模式 (即是设立一个有人监控的集控主站, 管控周边一定数量的无人值班的220、110 k V子站) , 但各子站的防误闭锁装置相互独立, 各自为政, 操作及监控均有诸多不便, 增加了集控人员的工作量, 影响管控水平。
(4) 接地隔离开关和地线管理薄弱, 地刀合地线的操作仅通过记录本进行记录, 查阅不便, 操作人员填写操作票时容易出错遗漏, 从而造成漏分地刀或漏拆地线。经统计, 在500 k V某站实际运行中, 带接地隔离开关、地线送电占误操作总数的39.4%。
(5) 设备检修作业安全措施仍有漏洞, 仍存在误操作的隐患, 如检修设备的操作权限由运行人员掌握, 存在一经模拟操作即可向检修设备误送电的可能性, 强制约束的措施不足。
(6) 电厂、变电站的端子箱、机构箱、保护屏的门一般是用通用锁具上锁的, 采用的钥匙也往往是通用钥匙, 有些门甚至能直接用螺丝刀、普通钥匙等工具开启, 闭锁功能很差, 难以杜绝作业人员随意扩大作业范围, 难以杜绝误入间隔情况的发生。
(7) 现有的传统微机防误装置技术较为落后。锁具故障率高, 日常维护量大。安装在户外的锁具, 容易发生锈蚀或卡涩, 影响操作票的执行程度。电脑钥匙离线工作。存在“走空程”的隐患“。走空程”是指电脑钥匙打开编码锁, 但未对设备进行操作就进行下一项操作, 离线工作的电脑钥匙在解锁本步操作对象的编码锁后, 不能及时获得该设备的操作状态, 在无法判断该步操作是否完成的情况下, 进入下一步操作项的解锁, 将导致“走空程”。
(8) 现在一部分电厂、变电站只实现了监控闭锁, 在电脑监控系统中实现闭锁功能, 其缺点是不能判断线路上是否挂了接地线, 且现地操作没有闭锁功能。
随着计算机技术、电子技术、通信技术、信号处理技术等新技术的应用, 电厂、变电站自动化经历从无到有、从初级阶段到高级阶段的发展, 近几年, 数字化电厂、变电站的出现使电厂、变电站自动化技术产生质的飞跃, 为防误闭锁提供许多新思路、新手段, 目前发展的两个趋势:一是实行监控闭锁一体化, 形成一体化五防, 解决五防与监控图形数据库不一致的问题, 提高五防可靠性; 二是通过分布式现场总线将五防机与现场锁具连接起来, 由防误主机控制锁具的解锁和闭锁操作控制闭锁继电器的分、合状态, 同时具备锁具闭锁状态及设备状态的实时采集功能, 操作过程完全取消电脑钥匙, 形成在线式独立五防系统。在线式独立五防系统主要由五部分组成, 即五防机、分布式现场总线、控制器、五防闭锁节点及现场锁具, 五防机从监控系统获取一次设备实时数据。因此具备了以下优点。
1实时防误闭锁系统。在线式独立五防系统的解闭锁操作由网络系统自动控制, 五防机根据操作票中的操作序列, 向网络中的设备发送解锁命令, 实现对闭锁设备的自动解锁, 无须多次往返主控室与一次现场。
2防“走空程”。在线式独立五防实时监视操作票的执行情况, 只有当前项操作完成后, 才解锁下一步操作, 有效解决微机五防的“走空程”问题, 降低作业风险。
3实时防误逻辑判断及实时闭锁功能。在操作票执行过程中, 五防机采集通信信号数据, 实时分析判断一次设备的闭锁逻辑和一次设备状态信息, 一旦发现一次设备异常变位信息, 如误动或跳闸, 马上提供解决措施和方法, 有效闭锁操作票执行。
4便捷的操作方式。在线独立五防方式下, 现场操作按操作步骤排列自动允许或闭锁;省却电脑钥匙的步骤, 解锁的整个过程快捷、简单, 减少锁具的应用和维护。多任务并行操作时多组操作人员可不分前后顺序同时进行操作, 提高工作效率, 并能实时监控操作过程。
5多层次防误。构建站控层、间隔层、过程层由上而下的三级防误体系, 其中站控层和间隔层均实现全站范围内的逻辑闭锁。
2常规五防技术介绍
(1) 微机防误闭锁是指采用计算机技术, 在模拟屏或计算机上进行模拟操作, 对模拟操作过程进行监控和提醒, 对误操作步骤进行报警和闭锁, 在模拟操作结束并步骤符合五防等要求后, 将所有操作步骤传输写入五防电脑钥匙, 强制运行人员或检修维护人员按正确步骤操作设备。微机防误装置构成一般包括:五防主机、模拟屏 (或模拟操作用计算机) 、电脑钥匙、编码锁具等元件组成, 主要是防止运行人员或检修维护人员在电厂、变电站高压开关设备上发生误操作行为。 (2) 电气闭锁是指在设备控制回路串入辅助接点或感应设备有无电压等方式实现设备间的相互闭锁, 如:加入刀闸、接地刀闸、开关的辅助接点, 包括电气回路、电磁锁、带电显示装置等。 (3) 程序闭锁是指通过带有操作顺序锁具或限制普通锁具取匙顺序的方式闭锁设备, 强制操作人员按固定步骤执行操作的闭锁设备。 (4) 机械联锁是指在互相有误操作影响的机械电气设备上安装的闭锁机械构件, 只有达到相关条件, 该构件才能解锁, 允许另一设备进行操作, 如带地刀的刀闸上一般就安装能相互卡阻闭锁的金属挡板。 (5) 一体化五防是指统一融合监控系统和五防系统的图形和数据库等信息, 将传统单一的五防功能融入监控系统中, 使监控系统同时兼具五防闭锁功能。 (6) 在线式五防是指通过分布式现场总线将五防机与现场锁具连接起来, 由防误主机控制锁具的解锁和闭锁, 控制闭锁继电器的分合。
3技术观点
电厂、变电站电气设备防误闭锁技术是一个永恒的主题。随着现代计算机科学技术和通信网络的飞速发展, 电厂、变电站的管理已逐步转变为“智能化”“无人化”。这些变化必然对微机防误闭锁系统提出越来越高的要求。该文通过分析对比电厂、变电站防误闭锁装置的一般要求和各种形式主要得出如下结论。 (1) 五防闭锁的一般要求为:1防止误拉 (合) 断路器;2防止带负荷拉 (合) 隔离开关;3防止合隔离开关 (断路器) 时带地线 (接地刀闸) ;4防止误入带电间隔, 即为只有间隔不带电, 才能进入;5防止带电挂地线, 合接地刀闸。 (2) 电厂、变电站防误闭锁的主要形式分为常规防误闭锁方式和微机闭锁方式, 机械闭锁、电气闭锁和电磁闭锁为主要代表的常规闭锁方式在过去的防误操作中起到至关重要的作用。 (3) 微机防误闭锁系统是通过计算机和网络通信等技术将断路器、隔离开关、接地刀闸、临时接地线、网口 (柜口) 等设备的电气闭锁条件、倒闸操作规则编辑成计算机程序, 并通过现场防误锁具来实现防误闭锁功能的一种方法。是当今防误闭锁领域最为先进的技术。主要分为离线式微机防误闭锁系统、在线式微机防误闭锁系统和综合式微机防误闭锁系统。–
参考文献
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防误闭锁装置在电厂中的应用 篇9
在电厂设备的使用当中, 人为操作不断出现失误, 防误闭锁装置就是为了解决这样的人为操作失误, 现在的防误闭锁装置已然成为了电厂管理重要的一部分。电厂在实现防误闭锁过程中, 不仅要根据自身情况去安装合适的闭锁装置, 还要把管理的理念植入到电厂的现场管理工作当中。倒闸操作是引发恶性事件的重要原因, 如何让防误系统完好运行已经成为了电厂有效防止人为因素引起的误操作的重要解决方式。
1 电厂防误系统设计原理及基本情况
1.1 系统设计的原理
防误闭锁系统在设计上的目的是为了让电器设备具有防误功能, 功能合称为“五防”, 具体是:防止断路器发生误合、误分, 防止带负荷拉、合隔离开关, 防止带电挂接地线, 防止误入到带电间隔, 防止带接地线合闸。
五防系统的实现是UT-2000IV这种装置、H9000型监控系统共同搭配实现的。在五防装置的主机中事先存入全部设备的操作程序, 同时将远方电动设备的操作流程输入到监控系统当中, 这个过程就是所谓的五防程序。断路器、闸刀开关等会通过上位机传输给五防主机。在网门等虚拟点的处理上, 主机有记忆功能, 能够根据记忆判断出这些虚拟点的位置, 监控系统会接收到虚拟点发出的信号。五防装置和系统是能够进行互相通信的, 这样就确保了设备和虚拟点之间的协调。对于远方的设备可以在监控系统上实现, 机械编码闭锁可以操作一系列的手动设备。
1.2 如何管理和使用五防装置
在电厂的现场管理中, 如何进行五防装置的管理也成为了其中的一部分。电厂在投产前就得制定出防误闭锁装置如何使用及使用的规则, 使用细则中要详实地对防误闭锁装置、装置的操作方法进行规定, 这些都是后期进行五防管理的重要依据。在五防装置的管理当中, 对于操作人员的专业化培训也是非常重要的, 如何进行维护工作也是管理的重点内容。
2 各种防误闭锁装置优缺点比较
2.1 机械闭锁
用开关设备对机械结构进行设备操作的过程称为机械闭锁[1]。刀闸闭锁最早是单一的断路器, 这样的闭锁方式最主要的特点是安全性能比较高, 不容易发生误操作的现象。但是缺点是如果要实现断路器之间或者是断路器和其他回路开关之间的闭锁就很难实现了, 就现代社会对闭锁的要求而言, 这样的闭锁装置已经远远无法满足需求了。
2.2 电磁闭锁
电厂进行防误闭锁是采用断路器、隔离开关等对电源进行操作, 这样的闭锁方式被称为电磁闭锁[1]。电磁闭锁的原理相对是比较简单的, 不仅能在同一个设备的开关上实现闭锁的功能, 在非同体上不用开关也能达到闭锁的目的, 但是这个装置需要在湿度比较低的环境下使用, 并且比较适用于35 k V或者是比这个值低的室内设备。电磁闭锁装置的缺点是开关无法实现正常切换, 并且电磁闭锁是不能在潮湿的环境中使用的, 这些成为了电磁闭锁装置发展和使用的制约因素。
2.3 逻辑闭锁
断路器、隔离开关等设备形成了逻辑闭锁的辅助接入点, 当辅助接入点和刀闸进行对接后, 设备就会实现闭锁的功能, 这样的闭锁方式被称为逻辑闭锁。这种闭锁方式操作比较简单, 但是缺点也是比较突出的, 呈现回路复杂、维护的工作量大等特点。
2.4 机械程序锁
机械程序锁是利用钥匙进行程序的传递的过程, 这种闭锁方式最大的优点就是不受距离的限制[1]。主要存在的问题是功能简单, 无法实现程序控制, 程序锁容易发生锈蚀等现象, 精度达不到要求。
2.5 微机防误闭锁
微机防误闭锁是广泛使用的高压设备当中为了防止电气误操作的一种装置, 它是由主机、钥匙等元件共同组合而成的[1]。断路器的操作是通过主控室的控制屏进行防误闭锁的, 电气的操作回路上将电编码锁串入其中, 实际上是在断开和接通的过程中来保证防误闭锁的功能的。它是微机逻辑判断和控制功能充分利用的依据, 经过安装闭锁装置, 可以有效地避免因为人的原因引起的错误操作, 系统在运行的过程中保证了可靠性。其主要优点为:安全及可靠性能高、相关设备的安装及改造比较方便、维护量小、设备的操作比较简单[2]。现在微机防护闭锁装置由于其优点, 已经被很多电厂所应用。其防误闭锁原理如图1所示:
3 防误闭锁装置在电厂中的应用
新安江水电厂在2004年根据原有五防系统存在的盲区, 重新对防误闭锁工作进行了整改。DNBSⅣ型微机防和新安江水电厂的发展不匹配, 无法实现多画面的需要, 故在2005年将防误闭锁装置更换成了UT-2000Ⅳ型, 在引进设备的同时, 还对新安江的防误闭锁相关内容重新进行设置和更正, 为水电厂的正常运营打下了基础[2]。
2006年的紫坪铺水利发电厂正式投产使用[2], 500k V的装置防误闭锁手段主要以电气逻辑闭锁为主, 10k V厂用电气系统则采用电气逻辑闭锁、机械闭锁相结合的形式。
水城电厂有三个电压等级, 分别是10.5 k V、35k V、110 k V, 在电气操作上是比较繁琐的, 目前使用的防误闭锁装置型号为DNBS-Ⅲ, 这个防误闭锁装置组成部分为主机、电码编锁、钥匙等, 属于电气逻辑闭锁装置。
4 加强防误系统管理的措施和建议
4.1 防误技术管理措施
1) 对闭锁装置按期进行检查, 及时做好维护消除工作, 保证倒闸时防误闭锁装置的完好。
2) 对万用钥匙、挂锁钥匙加强管理及控制, 保证相关管理制度的落地实施, 使用的时候要做好相关记录。
3) 加强新投入设备的管理, 在设备的投产时相应的防误被锁装置必须同步运行。
4.2 严抓防误闭锁组织措施的落实
1) 在防误工作的各个环节加强管理机制监督, 将操作规范化, 对倒闸操作中的各项都要严格按照制度执行, 对现场管理必须紧抓, 保证检查工作落地, 将倒闸操作纳入到重点的检查项目当中。
2) 加强制度化的管理, 加大考核力度。在具体的工作中, 对在操作中不按照工序的规定进行随意设置、随意进行解锁、随意设置后不进行恢复、编码锁不按照规定去进行切断线路、不对工作中发现的问题进行上报和记录等行为都要纳入考核细则中, 并保证考核的有效实施。
4.3 防误闭锁装置的维护及使用
1) 户外装置需要进行定期和不定期的检查, 防止装置出现腐蚀的现象;
2) 严把上岗人员关, 保证操作人员对闭锁装置的性能、操作方法、维修等熟悉;
3) 派专人负责防误闭锁装置的管理工作;
4) 防误闭锁装置出现异常的情况时, 现场人员不得采取强制措施进行退出或者解锁。
5 结语
防误闭锁装置是电厂正常运营中不可或缺的一部分, 是有效解决人为误操作的方法。现在的五种防误闭锁装置, 都有各自的优势和不足之处, 电厂在使用防误闭锁装置的时候, 要根据自身情况进行安装和使用, 可以安装一种, 也可以是多种装置合作使用。提高防误系统的措施应该从技术层面、管理层面、使用及维修层面去考量, 本文就是从这三个层面对如何提高防误系统管理提出了合理的改进措施和建议。
参考文献
[1]林繁, 何有良, 王杰, 等.浅谈各类防误闭锁装置的优缺点及其在紫坪铺电厂的应用[J].四川水利发电, 2009 (6) :37-39.
变电站防误闭锁装置 篇10
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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