变电站闭锁网络管理

变电站闭锁网络管理（精选9篇）

变电站闭锁网络管理 第1篇

1 变电站防误闭锁装置的分类和特点

1.1 机械连锁式防误闭锁装置

机械连锁式防误闭锁装置是最基本的闭锁装置, 它有一个主要的机械传动部位, 通过这个部位的传动实现闭锁。如果某一个元件操作之后, 另一个元件就无法操作。机械连锁式防误闭锁装置的主要优点是安全可靠、操作简单, 在通常的变电站装置上, 与结构直接相连的电力设备都有机械连锁装置。它的缺点是仅能实现一般的防误闭锁功能, 结构独立、复杂的设备就无法实现该功能。

1.2 机械程序锁式防误闭锁装置

机械程序锁式防误闭锁装置的功能是利用一把钥匙按照正确的顺序打开多把锁。机械程序锁式防误闭锁装置的优点是比较灵活、结构简单、容易安装。另外, 相对于机械连锁式防误闭锁装置来说, 它可以用于结构独立、复杂的设备间的防误闭锁, 不需要进行二次回路。它的缺点主要是操作结构复杂的设备时, 由于程序太多, 实施起来相对比较困难。

1.3 电气连锁式防误闭锁装置

利用隔离开关和断路器断开或接通控制电源是电气连锁式防误装置的主要工作。电力系统中有电磁锁, 电气连锁式防误闭锁装置主要通过对电磁锁的控制和对接地开关的辅助切换开关触点, 以达到防误闭锁的目的。在这个过程中, 要把相关断路器和隔离开关串入电磁锁的控制回路中。

1.4 微机式防误闭锁装置

微机式防误闭锁装置主要包括主机、电脑钥匙和编码锁等, 主要对软件和硬件两方面进行防误闭锁。它的优点是可以根据现场的情况, 通过现场编码锁实现“五防”功能, 不采用电力设备的辅助接点。它的缺点主要是锁容易锈蚀, 进而引发误操作, 影响电力设备的正常运行。

另外, 还有监控防误闭锁装置和高压带电显示防误闭锁装置, 它们都是主要的变电站防误闭锁装置。

2 变电站防误闭锁装置管理

2.1 电力设备的软件和硬件管理

要想提高防误闭锁装置的维护力度, 降低维护成本, 专职维护人员就要在短时间内消除防误闭锁装置存在的缺陷, 保证防误闭锁装置正常运行。专职维护人员要定期检查和维护装置, 每季度至少巡视检查一次, 并根据检查结果开展专门的检查工作。其中, 检查工作主要包括对数据文件的检查、闭锁过程的检查、专家系统的维护、电脑钥匙的维护、相关系统的及时更新和升级、锁具的及时保养, 加大对运行人员的培训力度, 做好日常巡视工作, 确认模拟图板的状态, 核实相关运行方式, 保证锁具无锈蚀, 保持机械锁的灵活转动。

为了防止防误操作系统中电脑硬件被损坏, 必须加大对防误闭锁系统的电脑管理。要登记相关的资产, 登记计算机的主机型号和显示器的序列号, 形成资产登记台账;统一管理电脑病毒库, 定期升级各种微机防误闭锁系统的离线升级包;按照规定在光驱和USB等数据接口处贴上封条;做好微机“五防”系统数据库的备份工作;管理防误闭锁装置的使用权限和口令, 定期变更口令;提高光驱、USB数据接口的使用安全性。

2.2 防误闭锁装置的使用管理

变电站防误闭锁装置的使用管理主要是解锁管理。要按照标准值将电气锁解锁钥匙移交到解锁工具箱内, 将装置解锁钥匙贴条编号, 盖上专门印章, 将其放置于专用解锁钥匙箱内。如果发现防误闭锁装置存在异样, 要立刻停止操作, 查明原因并上报, 要经过运作部门同意才能使用解锁工具;要记录解锁的日期和原因、解锁人、解锁工具、封条编号等信息, 建立一个专门的记录簿;要在站内对相同类型的解锁工具进行编号;掌控防误解锁的过程和钥匙的使用情况, 解锁完成后作出相关的分析和总结;要使用专用的工具解锁, 不能使用其他工具等强制解锁。

另外, 在变电站防误闭锁管理中, 要落实防误闭锁操作责任制, 就要做好防误闭锁装置的检修和维护工作, 加大对主设备的管理, 制订出科学、合理的装置检修和装置运行规则, 认真审核防误闭锁信息, 做好防误装置的验收工作, 提高防误闭锁装置的质量, 严格执行防误闭锁的相关规定, 从根本上提高防误闭锁装置的运作和管理水平。

参考文献

[1]钮坤.变电站防误闭锁装置管理探讨[J].现代商贸工业, 2010 (22) .

防误闭锁装置管理制度 第2篇

三峡金界壕光伏电站

2018年6月

防误闭锁装置管理制度

为加强电气误操作装置的专业管理做好防误闭锁装置的设计、安装、运行维护和检修管理工作特制定本制度。

一、权责、电力运行部是防误闭锁装置的主管部门负责防误闭锁装置的 运行、管理工作。、技术工程部负责制定防误工作计划、防误工作方案和设备 采购参与防误闭锁装置的验收。、安全监察员负责审核防误闭锁装置的安全监督工作参加 防误闭锁装置的设备选型并参加防误闭锁装置的验收。

二、适用范围

本制度适用于公司电站的防误闭锁装置管理。

三、防误闭锁装置的内容、防误闭锁装置

防止电气误操作装置以下简称防误装置。、防误装置的“五防”功能以下简称“五防” 1.防止误分、误合断路器 2.防止带负荷拉、合隔离开关 3.防止带电挂合接地线开关

4.防止带接地线开关合断路器、隔离开关 5.防止误入带电间隔。、闭锁点 在一套防误装置中能对高压电气设备实现某一种防止电气误操作功能的一个闭锁控制点。如机械闭锁装置或电气闭锁装置的一个执

四、对防误装置的要求、防误闭锁装置要具有五防功能。、防误闭锁装置要选用经过专业部门鉴定、运行业绩良 好、产品质量可靠、售后服务好的产品。、建立、健全防误闭锁装置的管理制度。要和主设备一样加 强运行、检修、校验和维护等方面的管理工作做到与主设备“三同、防误闭锁装置力求结构简单、可靠、操作维护方便尽可 能不增加正常操作和事故处理的复杂性。、防误闭锁装置投入运行必须经管理、运行、维护和检修单 位验收合格。

五、防误装置的安装、防误装置的选型和装设获批准后方可进行新安装的防误装置通过相关负责人组织检查、验收合格后方可投入运行。、防误装置的安装由装置厂家负责在运行设备上安装或改造防误装置应履行工作票手续。、新装防误装置应满足“五防”功能操作灵活、可靠编号齐全并应有使用说明。、防误装置更新或拆除应获得公司批准不经批准不得随意拆除。

六、防误装置的运行维护、防误装置的运行、日常维护及巡视检查由供电部负责。调 度人员和修试人员应正确使用防误闭锁装置并负责指挥协助防误闭 锁装置的缺陷消除工作。、运行调度应熟悉本站的防误装置的结构和工作原理掌握装置的使用方法、注意事项和一般异常情况处理。做好闭锁装置的巡视、检查工作如有缺陷能够及时发现并上报。、防误装置应与新设备同时投入运行运行人员严格作好验收工作。验收包括;

1.防误装置应有专用工具钥匙进行解锁防误装置应能满足所配设备的操作要求并与所配设备的操作位置相对应。

2.防误装置所用的电源应与继电保护、控制回路的电源分开。3.防误装置应具有防尘、防异物、不卡涩、防水、防潮、防霉的措施。、使用解锁钥匙工具必须经防误闭锁调度人员到现场确认、批准并监护完成全部操作事故处理除外。非调度人员无权批准解锁。严禁采用电话等不到现场核实的方式批准解锁。、防误装置应经常检查的项目。

1.机械部件连杆、锁栓、拐臂等无弯曲、变形脱落现象。拉丝无断脱、卡涩现象。各部螺丝无松动轴销良好无变形。

2.机械程序锁编号完整锁芯开启灵活行程符合规定。钥匙、编号位置正确。

3.电磁锁电磁线圈无过热现象运行电压符合要求电磁锁的外露部分无锈蚀不积水箱体密封良好。

4.操作电源辅助开关的接点良好指示灯按钮和微动开关无异常电源连接线无脱落、腐断的现象。5.二次回路完整不断线绝缘良好。6.电磁锁闭锁装置应有独立的电源系统。

7.微机闭锁装置每日接班和每次操作前应核对模拟图板保证模拟图板与设备实际运行方式一致。微机闭锁装置的电脑钥匙应及时进行充、放电保持电力充足。

六、检修维护

1.运行部修试班定期对防误装置进行检修、维护。

2.每次春防试验或开关大修时应对防误装置的各部件、回路、接点、信号、锁具等进行检修维护处理缺陷做传动试验。

七、防误装置的缺陷管理、防误装置的缺陷管理应与主设备的缺陷管理相同。、防误装置缺陷管理按照设备缺陷流程处理。

八、防误闭锁装置的解锁管理、解锁钥匙管理

所有防误装置的解锁钥匙均由运行人员保管。

二、解锁管理

1.特殊情况需使用解锁钥匙操作时应请示运行部领导说明原因得到批准后方可进行解锁操作。

变电站防误闭锁的功能及其应用 第3篇

关键词：五防装置微机“五防”系统防止电气误操作

0引言

目前整个鹤山电网所有变电站所使用的防误闭锁装置有常规防误闭锁方式和微机防误闭锁式，现在的防误闭锁装置多数是两种装置相结合来使用，以减少误操作事故的发生。

1常规防误闭锁

1.1在鹤山电网目前使用的常规防误闭锁方式主要有4种：①机械闭锁；②程序锁；③电气联锁；④电磁锁。

1.1.1机械闭锁是靠开关柜或刀闸、接地刀闸操作机构的机械结构相互制约和联动的机械机构来达到先后动作的闭锁要求，从而达到相互之间联锁的闭锁方式。在操作过程中无需使用五防钥匙等辅助操作，可以实现随操作顺序的正确进行，自动地步步解锁。在发生误操作时，可以实现自动闭锁，防止误操作的进行。目前是主要的闭锁方式之一。

1.1.2程序锁(或称机械程序锁)是用钥匙随操作步骤传递达到先后开锁操作的要求。其最大优点是钥匙传递不受距离的限制，所以应用范围较广。鹤山电网使用的程序锁多用于10KV户内配电装置，每个开关柜间隔都有一把程序锁相对应，具有唯一性。程序锁在操作过程中有钥匙的传递作，符合操作票中限定开锁条件的操作顺序的要求，与操作票中规定的步骤一致，所以对这种闭锁装置运行人员还是可以接受。

1.1.3电气联锁是建立在二次操作回路上的一种防误功能，通过开关和刀闸的辅助接点和二次回路而形成的闭锁电路，由于电气联锁和二次回路的密切联系，如果二次电缆进水受潮等原因，往往容易误发信号，所以电气联锁对二次回路可靠性要求较高。

1.1.4电磁锁作为闭锁的执行元件，利用开关、刀闸等的辅助接点，接通或断开需闭锁的刀闸、接地刀闸等电磁锁电源，使其操作机构无法动作，从而实现刀闸与接地刀闸设备之间的相互闭锁。这种闭锁装置原理简单，实现便捷，非同一体的开关设备之间就可实现闭锁。在使用中由于刀闸辅助转换开关的种种原因使其不能正常切换，且易受潮锈蚀，使闭锁装置常常失灵。所以现在对于这个江门电网110KV以上开关设备之间多采用电气联锁。

2微机防误闭锁

2.1鹤山电网全面使用的是珠海共创生产的FY2000型微机防误闭锁装置。此种装置也是目前整个广东电网应用最广泛的防误闭锁。其衍生的产品有FY2000LY(蓝牙)型微机防误闭锁系统和FY2000-PDA型智能型解锁钥匙，这个两种防误装置以在鹤山电网中得到检验。

2.1.1 FY2000型微机防误闭锁系统以工控机为核心设备，在系统软件中编写了变电站电气一次系统接线图和操作细则，并固化在存贮存器中。形成一个电脑专家系统实现防误闭锁的。微机防误闭锁系统是将开关、刀闸、接地刀闸(接地线)、开关柜门的辅助接点(或结合一次主接线模拟图板)，通过微机编码锁具实现的闭锁。将开关设备操作程序(规则)或闭锁逻辑通过软件系统入程序锁具进行倒闸操作，即在电动操作的开关机构箱的操作电源回路中加入微机五防接点，防误功能由微机五防系统独立完成。但要求微机五防系统要有“防空程”(操作过程中漏项)措施。

此种微机防误闭锁装置在广东电网大范围应用，不在多说。

2.1.2 FY2000PDA型智能解锁钥匙系统分为三部分组成：PDA智能解锁钥匙+红外通讯适配器+后台机管理软件(PC机支持)PDA智能解锁钥匙+红外通讯适配器+后台机管理软件(PC机支持)如下图

在PDA钥匙中建立变电站(允许管理多站)解锁操作数据，主要包括防误装置使用的设备闭锁锁具编码文件以及设备双编号文件。操作人员经过密码授权后，通过图形方式或手工输入方式进行解锁设备的选择(解锁范围、解锁顺序的确定)，建立设备解锁操作的一一对应关系，然后经过监护人(或值班负责人)的授权(审查)，确认解锁范围、顺序正确后，操作人员按照钥匙提示对设备进行安全的解锁操作。解锁操作原因(备注形式填写)等。记录的信息数量海量存储，并且不可以删除修改。

钥匙操作信息可以通过红外或USB同步方式上传到后台机管理软件中，通过后台管理软件方便的查询、统计、检索、填写解锁原因等操作，在后台管理软件中可以进行权限管理，并实时同步至PDA智能解锁钥匙中，如增加用户、删除用户等。对于记录的解锁数据可通过报表形式打印。

FY2000PDA型智能解锁钥匙在鹤山电网中只能在紧急情况下使用，一般情况使用必须按照《广东电网公司防止电气误操作闭锁装置运行管理规定》执行。

2.1.3 FY2000LY(蓝牙)型微机防误闭锁系统在设备上主要包括：五防PC机、蓝牙主站、蓝牙基站、电脑钥匙、锁具等，软件主要包括图形模拟软件、操作票专家系统等。该系统的核心是采用小型无线数据网(WLN)、智能语音合成、浮动电流检测等新技术、并装备新型操作票专家系统，在现有防误闭锁装置基础上研发的一种功能更强、可靠性更高的实用、新型防误闭锁装置。该型防误装置采用了最新的蓝牙无线通信技术，通过在变电站内构建一个无线通信网络，实现电脑钥匙与主控系统、以及电脑钥匙之间的信息同步，进而进一步提高了系统功能的完善性。目前FY2000LY(蓝牙)型微机防误闭锁系统在鹤山电网中目前还是处于检验阶段，还待实践来证明其优越性。

3简评

自从电力系统使用防误闭锁装置以来，从常规化到微机化与常规化相结合，更是随着科技的不断进步，电网的不断壮大，防误闭锁装置的技术含量也是水涨船高，不断有新的产品涌现。

变电站防误闭锁装置概述 第4篇

变电站电气误操作主要由运维人员、检修人员和其他人员的误操作造成, 这严重威胁了人身、电网和设备安全。防误装置是变电站用来防止电气设备误操作的设备, 是目前防止运维人员进行电气误操作或误入带电间隔的较为有效的技术措施, 主要包括:微机“五防”装置、解锁钥匙、编码锁、机械闭锁装置、电磁闭锁回路、电气闭锁回路、带电显示装置、设备转动方向标示等。为坚决杜绝变电站运维人员发生电气误操作事故, 确保电网的安全稳定运行, 结合中外电气运行的实践经验, 根据国家电网公司《防止电气误操作装置管理规定》, 变电站所有可能引起电气事故的一次设备, 都应装设防误闭锁装置。

2 防误闭锁装置的基本要求

通常所说的“五防”闭锁功能, 包括:

(1) 防止误入带电间隔;

(2) 防止误合、误分断路器 (开关) ;

(3) 防止带负荷拉合隔离开关 (刀闸) ;

(4) 防止带接地刀闸 (接地线) 合闸;

(5) 防止带电合 (挂) 接地刀闸 (接地线) 。

现阶段, 因技术原因“防止误合、误分断路器 (开关) ”闭锁功能采取的措施是提示性的, 其余四类防误闭锁功能均采取强制性措施。

2.1 防误闭锁装置的配置要求

(1) 变、配电装置升级改造, 装设防误闭锁装置时, 应该优先选用微机“五防”装置或电气闭锁回路方式。新建变电站的电气设备防误措施优先选用微机“五防”装置。

(2) 采用不间断交流电源为防误闭锁装置供电, 使用的直流电源不得同时为继电保护和控制回路供电。

(3) 防误闭锁装置的结构应考虑防锈蚀、防卡涩、防粉尘、防干扰、防外物开启、户外防水和耐低温 (满足当地气候条件) 的要求。

(4) 防误装置的结构应与其所配电气设备的操作位置相对应, 并且不得影响电气设备的操作要求, 尽量不增加处理事故和正常倒闸操作的难度。微机“五防”装置不得影响保护装置、通讯设备和自动化装置的正常运行。

(5) 防误闭锁装置主机应该与办公自动化系统分开, 严禁与外网互联, 防误闭锁装置的网络安全要求等同于电网二次系统实时控制系统。

2.2 防误闭锁装置的使用要求

(1) 防误闭锁装置必须与所配的主设备同时设计、安装、投运。不得投运未安装防误闭锁装置的电气设备, 防误闭锁装置验收不合格的电气设备也不得投入运行。

(2) 制定专门的保管和使用防误闭锁装置解锁钥匙或备用钥匙的制度。防误闭锁装置正常情况下严禁解锁或退出运行。

(3) 在遇到危及人身安全、电网和设备安全的紧急情况时, 若需要进行解锁操作, 可根据变电站当值负责人的指令, 紧急使用解锁钥匙, 当值负责人要对解锁操作进行认真监护, 同时值班员要及时将此解锁操作报告当值调度员, 最后记录好使用原因、批准人和使用人姓名、开始和结束时间等。

(4) 电气设备检修, 若需要进行解锁操作, 应该经变电站站长批准, 由当值值班员进行监护。

3 防误闭锁装置的基本原理

3.1 机械闭锁

通过机械结构的制约达到防误闭锁的目的的闭锁形式, 称为机械闭锁, 它分为直接式机械闭锁和间接式机械闭锁。直接式机械闭锁有:机械程序锁、简易接地桩、机械连杆传动闭锁和钢丝弹簧轮轴传动闭锁;间接式机械闭锁有:电控钥匙盒闭锁、红绿翻牌等。常见的用于隔离开关、接地刀闸和一些组合式手车的机械闭锁是机械连杆传动闭锁, 此类机械闭锁的缺点是:容易出现卡涩导致操作不便, 并且不同回路之间的电气连接没有逻辑判断, 只能闭锁本元件或本回路, 很难满足接线复杂的防误闭锁要求。

3.2 电气闭锁

电气闭锁是通过断路器和隔离开关的辅助接点联锁的方式在所操作的二次回路上设置电气闭锁, 包括电气回路闭锁、电磁回路闭锁、电气报普、高压带电显示装置。与机械型防误闭锁相比, 电气闭锁克服了不同回路之间的电气连接没有联系和逻辑判断的缺点, 在防止断路器和隔离开关、接地刀闸的误操作比较可靠。电气闭锁的不足是, 接线方式复杂, 需预先接入大量电缆, 而且电气闭锁无法真正防止误入带电间隔和误装、误拆接地线, 因此电气闭锁不能实现完整的“五防”闭锁功能。

3.3 微机闭锁

目前, 国内最先进的防误装置是微机防误闭锁装置。微机闭锁装置通过预设操作原则确保倒闸操作顺序正确, 通过各类编码锁和状态锁保证操作正确, 从而实现防误闭锁功能。它由微机防误装置主机、电脑钥匙、传输适配器和编码锁组成。

微机防误闭锁是事先将系统参数、电气防误操作接线图、电气元件操作规则存入主机中, 当运维人员在五防机模拟图上进行模拟预演时, 微机“五防”系统会根据当前设备的实际运行状态判断模拟操作是否符合规则。在进行倒闸操作时, 微机防误装置主机先与现场设备进行对位, 确保主机主接线图中的断路器、隔离开关分合状态与实际相符。核对无误后, 运维人员在五防机模拟图上进行模拟操作, 待模拟正确后, 生成操作票, 传至电脑钥匙。电脑钥匙接受、识别主机传来的操作票编码, 识别无误后便可以用电脑钥匙打开装于现场相应设备上的编码锁, 进行现场设备的正式操作。倒闸操作完成后, 将电编码锁插回至特定接口, 进行设备状态变位信息的回传, 以此更新五防机模拟图上的断路器、隔离开关等的位置。整个操作过程是在微机“五防”主机、电脑钥匙、编码锁的严格闭锁下进行的, 运维人员根据校验合格的操作票进行操作。由此可见, 微机防误闭锁能够实现软、硬件全方位的防误闭锁功能。倒闸操作流程图如图1所示。

4 防误闭锁装置的应用现状

运维人员误拉、误合断路器 (开关) 和隔离开关 (刀闸) 以及误入带电间隔是造成恶性事故的几种常见误操作。微机防误闭锁装置是防止这类恶性事故的积极措施, 它对防止运维人员的误操作特别有效。检修人员的误操作大多发生在检修或试验过程中, 检修人员的操作并没有包含在微机防误闭锁系统中, 因此微机闭锁装置尚不能防止检修人员的误操作, 此时电气型闭锁成了保证安全的最后一道防线。其他人员的误操作主要是指, 与正常操作无关的人员的误操作。这类情况虽然比较少, 但也时有发生。比如, 无关人员在操作机构箱附近时, 有可能因误碰设备导致误操作事故, 这类问题微机防误闭锁装置也不能很好地防止。另外, 微机防误闭锁在实际使用过程中还有以下问题需要解决:

(1) 非正常运行方式下, 不能用电脑钥匙进行解锁操作, 只能依靠强制解锁。

(2) 对户外编码锁的维护工作量较大。修改闭锁规则和日常维护需由专业人员进行。

(3) 微机闭锁功能的核心是虚拟的操作逻辑, 对无票操作或检修和其他人员的防误闭锁无效。

(4) 微机防误系统存在“走空程”的问题, 在实际运用中, 电脑钥匙在解锁过程中常发生编码锁没打开而电脑钥匙的程序已走到下一步的情况。

(5) 电脑钥匙一般是在前一项操作完成后, 随即指向下一项操作, 前一项操作内容不能重复, 否则视为误操作。正常情况下, 这种方式能够给操作人员带来方便, 但在实际操作中, 常遇到设备一次操作不到位的情况, 显然电脑钥匙的这种方式给设备的重复操作造成了较大困难。

5 防误闭锁装置的发展趋势

随着变电站自动化水平的不断提高、运维管理模式的不断改进, 防误闭锁技术将面临更多新的需求, 在这种电网发展趋势下, 新的设计理念不断涌现, 微机防误闭锁技术作为主流的防误闭锁技术不断发展, 其中一个发展较快的分支就是在线式微机防误闭锁技术。但从目前的运行情况来看, 单纯依靠防误闭锁装置并不能完全防止误操作故事的发生, 为了进一步保障电网的安全可靠运行, 在大力推广和改进微机防误闭锁系统的同时, 将微机“五防”系统接点接入电动操作回路或适当保留间隔的电气闭锁回路, 应该是比较有效的防误闭锁措施。

摘要：本文介绍了变电站防误装置的功能、配置和使用要求、工作原理、运维项目。重点通过原理讲解、图形示意、操作流程介绍, 使运维人员了解防误装置在倒闸操作中的作用和注意事项, 便于更好地保证倒闸操作安全。

关键词：防误装置,基本原理,运维项目,倒闸操作

参考文献

[1]刘雪飞.关于变电站“五防”闭锁装置的探讨[J].电力设备, 2008, 9 (08) :58-60.

[2]徐宇.微机防误闭锁方式及配置的原则[J].电力安全技术, 2007 (09) :21-22.

[3]周鑫.西门子220k V PR2型隔离开关防误闭锁探讨[J].电气应用, 2008, 27 (17) :51-52.

[4]吴亚珍.变电站防误操作设计方案[J].电工技术, 2007 (08) :23-24.

[5]宁雪峰.浅谈微机“五防”装置及其改进措施[J].东北电力技术, 2008 (12) :38-40.

[6]罗劲.微机五防系统发展方向探讨[J].四川水力发电, 2008, 27 (01) :76-77.

变电站防误闭锁的功能及其应用 第5篇

关键词：五防装置,微机“五防”系统,防止电气误操作

0 引言

目前整个鹤山电网所有变电站所使用的防误闭锁装置有常规防误闭锁方式和微机防误闭锁式, 现在的防误闭锁装置多数是两种装置相结合来使用, 以减少误操作事故的发生。

1 常规防误闭锁

1.1 在鹤山电网目前使用的常规防误闭锁方式主要有4种: (1) 机械闭锁; (2) 程序锁; (3) 电气联锁; (4) 电磁锁。

1.1.1 机械闭锁是靠开关柜或刀闸、接地刀闸操作机构的机械结构相互制约和联动的机械机构来达到先后动作的闭锁要求, 从而达到相互之间联锁的闭锁方式。在操作过程中无需使用五防钥匙等辅助操作, 可以实现随操作顺序的正确进行, 自动地步步解锁。在发生误操作时, 可以实现自动闭锁, 防止误操作的进行。目前是主要的闭锁方式之一。

1.1.2 程序锁 (或称机械程序锁) 是用钥匙随操作步骤传递达到先后开锁操作的要求。其最大优点是钥匙传递不受距离的限制, 所以应用范围较广。鹤山电网使用的程序锁多用于10kV户内配电装置, 每个开关柜间隔都有一把程序锁相对应, 具有唯一性。程序锁在操作过程中有钥匙的传递作, 符合操作票中限定开锁条件的操作顺序的要求, 与操作票中规定的步骤一致, 所以对这种闭锁装置运行人员还是可以接受。

1.1.3 电气联锁是建立在二次操作回路上的一种防误功能, 通过开关和刀闸的辅助接点和二次回路而形成的闭锁电路, 由于电气联锁和二次回路的密切联系, 如果二次电缆进水受潮等原因, 往往容易误发信号, 所以电气联锁对二次回路可靠性要求较高。

1.1.4 电磁锁作为闭锁的执行元件, 利用开关、刀闸等的辅助接点, 接通或断开需闭锁的刀闸、接地刀闸等电磁锁电源, 使其操作机构无法动作, 从而实现刀闸与接地刀闸设备之间的相互闭锁。这种闭锁装置原理简单, 实现便捷, 非同一体的开关设备之间就可实现闭锁。在使用中由于刀闸辅助转换开关的种种原因使其不能正常切换, 且易受潮锈蚀, 使闭锁装置常常失灵。所以现在对于这个江门电网110kV以上开关设备之间多采用电气联锁。

2 微机防误闭锁

2.1 鹤山电网全面使用的是珠海共创生产的FY2000型微机防误闭锁装置。此种装置也是目前整个广东电网应用最广泛的防误闭锁。其衍生的产品有FY2000LY (蓝牙) 型微机防误闭锁系统和FY2000-PDA型智能型解锁钥匙, 这个两种防误装置以在鹤山电网中得到检验。

2.1.1 FY2000型微机防误闭锁系统以工控机为核心设备, 在系统软件中编写了变电站电气一次系统接线图和操作细则, 并固化在存贮存器中。形成一个电脑专家系统实现防误闭锁的。微机防误闭锁系统是将开关、刀闸、接地刀闸 (接地线) 、开关柜门的辅助接点 (或结合一次主接线模拟图板) , 通过微机编码锁具实现的闭锁。将开关设备操作程序 (规则) 或闭锁逻辑通过软件系统输入程序锁具进行倒闸操作, 即在电动操作的开关机构箱的操作电源回路中加入微机五防接点, 防误功能由微机五防系统独立完成。但要求微机五防系统要有“防空程” (操作过程中漏项) 措施。

此种微机防误闭锁装置在广东电网大范围应用, 不在多说。

2.1.2 FY2000PDA型智能解锁钥匙系统分为三部分组成:PDA智能解锁钥匙+红外通讯适配器+后台机管理软件 (PC机支持) PDA智能解锁钥匙+红外通讯适配器+后台机管理软件 (PC机支持) 如下图

在PDA钥匙中建立变电站 (允许管理多站) 解锁操作数据, 主要包括防误装置使用的设备闭锁锁具编码文件以及设备双编号文件。操作人员经过密码授权后, 通过图形方式或手工输入方式进行解锁设备的选择 (解锁范围、解锁顺序的确定) , 建立设备解锁操作的一一对应关系, 然后经过监护人 (或值班负责人) 的授权 (审查) , 确认解锁范围、顺序正确后, 操作人员按照钥匙提示对设备进行安全的解锁操作。解锁操作原因 (备注形式填写) 等。记录的信息数量海量存储, 并且不可以删除修改。

钥匙操作信息可以通过红外或USB同步方式上传到后台机管理软件中, 通过后台管理软件方便的查询、统计、检索、填写解锁原因等操作, 在后台管理软件中可以进行权限管理, 并实时同步至PDA智能解锁钥匙中, 如增加用户、删除用户等。对于记录的解锁数据可通过报表形式打印。

FY2000PDA型智能解锁钥匙在鹤山电网中只能在紧急情况下使用, 一般情况使用必须按照《广东电网公司防止电气误操作闭锁装置运行管理规定》执行。

2.1.3 FY2000LY (蓝牙) 型微机防误闭锁系统在设备上主要包括:五防PC机、蓝牙主站、蓝牙基站、电脑钥匙、锁具等, 软件主要包括图形模拟软件、操作票专家系统等。该系统的核心是采用小型无线数据网 (WLN) 、智能语音合成、浮动电流检测等新技术、并装备新型操作票专家系统, 在现有防误闭锁装置基础上研发的一种功能更强、可靠性更高的实用、新型防误闭锁装置。该型防误装置采用了最新的蓝牙无线通信技术, 通过在变电站内构建一个无线通信网络, 实现电脑钥匙与主控系统、以及电脑钥匙之间的信息同步, 进而进一步提高了系统功能的完善性。目前FY2000LY (蓝牙) 型微机防误闭锁系统在鹤山电网中目前还是处于检验阶段, 还待实践来证明其优越性。

3 简评

自从电力系统使用防误闭锁装置以来, 从常规化到微机化与常规化相结合, 更是随着科技的不断进步, 电网的不断壮大, 防误闭锁装置的技术含量也是水涨船高, 不断有新的产品涌现。

GIS变电站防误闭锁系统研究 第6篇

“GIS”就是将SF6 (六氟化硫) 断路器及其他高压电气元件, 按照所需要的电气主接线安装在充有一定压力的SF6气体的金属壳体内所组成的一套设备。GIS全称为“Gas Insulated Switchgear”, 即“气体绝缘全封闭组合电器”。GIS一般包括断路器、过渡元件、隔离刀闸、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、进出线套管或电缆接头元件。

2 GIS设备的特点

近几年来, 随着经济的发展, 东部沿海地区土地资源日趋紧张, 工业发展导致环境污染加剧, 雾霾和酸雨等重污染天气增加。这使得户外敞开式电气设备大量锈蚀, 影响了电气设备的日常操作和运维, 大大缩短了设备的使用寿命。GIS组合电器由于占地面积小、占用空间少、运行可靠性高、维护工作量小、检修周期长、不受外界环境条件的影响、无静电感应和电晕干扰、噪声水平低、抗震性能好、适应性强等优点被大量应用于110 k V及以上电压等级的电气设备中。GIS组合电器的使用也带来了一个新课题, 即接地操作前一般无法直接验电, 需要间接验电。

3 快速地刀二次回路接线分析

研究已投运的110 k V GIS变电站发现, 除进线地刀外, 其他地刀一般采用三工位开关, 主刀和地刀间既有机械联锁和电气闭锁, 又有微机五防, 防误闭锁可靠。110 k V进线接地闸刀一般采用快速地刀。考虑到成本, 110 k V变电站一般仅装设A, C相高压带电显示器传感器, 2个传感器二次验电信号共用一付接点输出, 仅当A, C相均无电压时接点接通, 输出线路无电信号, 线路带电, 显示器指示灯灭。如果本间隔线路闸刀在分闸位置, 则线路快速接地闸刀操作回路有电, 可以分合闸。线路A, C相任一相有电, 则接点闭合, 线路带电显示器指示灯常亮, 线路快速接地闸刀操作回路无电, 闭锁地刀分合闸操作。

多数110 k V GIS变电站设计时考虑节约土地等因素, 一般采用多层布置, 即110 k V GIS设备在二楼, 10 k V设备在一楼, 主变户外安装或户内安装。110 k V进线通过架空进线接入110 k V进线气室, 安装位置很高, 无法直接验电。

如果110 k V进线B相有电或A, C相高压带电显示器传感器均失灵, 传感器二次回路、接点出现故障等, 均会发生带电合线路快速地刀的恶性误操作事故, 同时在设计上也无法满足新《变电安规》间接验电的要求, 属于装置性违章。

近几年来, 由于系统内防误装置不完善而导致的恶性误操作事故屡有发生, 应对此类设备进行技改, 完善防误闭锁逻辑。完成技改前, 一般将该类装置性违章设备列入变电站反措目录, 使运维操作人员人人心中有数。在日常巡视中, 应加强对带电显示器指示灯和避雷器泄漏仪的巡视, 发现缺陷立即上报, 并及时处理。同时把合快速地刀前检查本线路避雷器泄漏仪无泄漏电流, 列入操作票作为检查项, 以防恶性误操作事故发生。

4 间接验电的非同源或非同样原理指示

4.1 指示类型

线路快速地刀合闸前间接验电的非同源或者非同样原理的常见指示有4种, 即线路电压互感器的二次电压、线路避雷器泄漏仪的泄漏电流、取自线路侧绝缘子的带电显示器电压和取自线路导线的带电显示器电压。

4.2 各种指示技改的可行性分析

4.2.1 线路电压互感器的二次电压

一般情况下, 仅在220 k V变电站中安装单相电容式线路电压互感器。考虑投资成本, 110 k V桥接线GIS变电站一般不设计安装单相线路电压互感器。如果重新加装, 则需增加新的气室, 改变变电站原有接线方式。这样, 既会大大增加生产成本, 又需要整套GIS设备停电, 还要涉及新、旧气室搭接后密封性问题, 加上SF6气体回收和重新灌装、二次回路的改变及监控后台点号的增加等, 工程量极大, 实用价值较低。

4.2.2 线路避雷器泄漏仪的泄漏电流

线路停役后避雷器泄漏仪的泄漏电流指示为零, 能正确反映设备状态。对已安装的线路避雷器泄漏仪进行改造, 并从避雷器泄漏仪中取出泄漏电流, 经专用装置转化处理后供闭锁回路使用。该方法无需停电, 无需在GIS气室内增加设备, 二次接线简单, 最具实用价值。

4.2.3 取自线路侧绝缘子的带电显示器电压

由于GIS设备均采用盆式绝缘子, 无法通过绝缘子抽取线路电压, 因此, 该方法在GIS设备中无实用价值。从支持绝缘子抽取电压供带电显示器使用的方法多用于开关柜内35 k V设备和10 k V设备。

4.2.4 取自线路导线的带电显示器电压

通过在GIS气室内装设线路高压带电显示器传感器, 抽取线路电压, 再通过二次回路转化后供线路带电显示器和闭锁回路使用。目前, 110 k V GIS变电站线路带电显示器指示灯和快速地刀闭锁回路就利用该电压。

5 线路避雷器泄漏仪泄漏电流的应用

通过增加新的装置从线路避雷器泄漏仪取三相泄漏电流, 并设定泄漏电流门槛值。如果取到的泄漏电流低于设定的门槛值则输出为0, 高于门槛值则输出为1, 由装置显示线路A, B, C相任一相是否带电。三相并联后输出, 仅当三相均无电时输出线路无电信号, 作为一条线路有无电的一个指示。

线路避雷器泄漏仪泄漏电流常见的2种应用如下: (1) 作为一个非同样原理的指示串联接入线路快速地刀电气闭锁回路, 作为一个闭锁条件, 如图1所示。该回路满足新《变电安规》间接验电的要求, 即存在2个非同样原理的指示, 仅当2个闭锁条件指示无电时且线路闸刀在分闸位置, 线路快速地刀操作回路有电, 线路快速地刀可进行分合闸操作。 (2) 二次接线单独增加复验电回路, 线路避雷器泄漏仪泄漏电流作为微机五防复验电的闭锁条件, 如图2所示。仅当线路避雷器三相泄漏仪均无泄漏电流时, 电脑钥匙的验电程序可通过, 进入下一步快速地刀间隔确认。该方法通过2个二次回路达到了新《变电安规》中关于间接验电2个非同样原理指示的要求。

6 结束语

总之, 防误装置故障的判断、处理及改进具有重要的探讨价值。因此, 要坚持注重对变电站各种防误系统闭锁条件的全面审核, 使各设备操作时的闭锁条件更加严谨, 避免在计算机逻辑闭锁或电气闭锁条件中存在不安全的情况, 从源头上保证防误系统的正确性。本文从变电运维角度提出了改进方案和避免异常发生的措施, 并运用于实践, 保证了电气设备防误系统的完善性。另外, 为了弥补GIS装置操作的不唯一性、操作无次序限制、防误分误合断路器无强制性措施等缺点, 可以装设相应监视回路及微机防误操作系统, 使防误操作系统更加智能化、更加可靠。

摘要：近年来, GIS设备发展非常迅速, 已被广泛应用于各类变电站, 其接地系统设计与施工是确保110 kV变电站运行质量的关键, 需要予以足够的重视。指出了GIS设备的特点, 就电力系统中的防误闭锁问题及接地操作的间接验电问题进行了分析, 并制定了合理的补充设计方案, 希望以此提高变电站运行的安全性和可靠性。

关键词：GIS设备,电气闭锁,快速地刀,二次回路

参考文献

[1]董骏.一起110kV刀闸防误闭锁条件的隐患与改进[C]//江苏省电机工程学会学术年会暨江苏电机工程青年科技论坛, 2009.

[2]李晓利.探讨110kV线路接地刀闸防误闭锁逻辑分析及验收时注意的问题[J].水能经济, 2015 (2) :9.

变电站防误闭锁装置的功能及应用 第7篇

1 防误闭锁装置的功能及使用技术

1.1 五防功能的实现方法和特点

目前变电站里对于手动操作的低电压开关设备,一般采用机械方式达到机械联锁;电动操作的开关设备通过断路器辅助转换开关中的辅助接点按照一定的逻辑关系接入控制回路,以实现操作互锁。闭锁装置主要有以下5类。

(1)机械闭锁。机械闭锁是靠隔离开关、接地闸刀操作机构的机械结构相互制约,从而达到相互联锁的闭锁方式。其特点是闭锁可靠,不易发生误操作;这种闭锁实现的前提是隔离开关和对应的接地闸刀为一体化设备,如果要实现隔离开关和其他设备的隔离开关或接地闸刀的闭锁就非常困难。若要实现,一般采用电气闭锁或其他跨间隔的闭锁。

(2)电磁闭锁。电磁闭锁是利用断路器、隔离开关、断路器柜门等的辅助接点,接通或断开需闭锁的隔离开关、断路器柜门等电磁锁电源,使其操作机构无法动作,从而实现开关设备之间的相互闭锁。这种闭锁装置原理简单,实现便捷,非同一体的开关设备之间就可实现闭锁;它在干燥的环境下运行比较可靠。但受我们的国情所限,大多安装在35 k V及以下室内设备上。在使用中由于辅助切换开关种种原因不能正常切换,以及电磁锁不能满足密封要求而容易受潮锈蚀,使电磁闭锁在实际操作常常碰到锈蚀、失灵等机械故障,影响其正常使用,造成操作上的隐患。因此对室外高压开关设备要实现防误闭锁大多采用电气逻辑闭锁。

(3)电气逻辑闭锁。电气回路逻辑闭锁是利用断路器、隔离开关等设备的位置辅助接点接入需闭锁的隔离开关或接地闸刀等电动操作回路上,从而实现开关设备之间的相互闭锁。特点是二次回路复杂,安装、维护工作量大,经常需要检修的同志协助或配合操作,以便及时消除闭锁失灵。实现的基本条件是操作机构的电动操作回路串接相应隔离开关、接地闸刀及断路器的位置辅助接点。目前110 k V及以上的室外隔离开关设备大多采用此类闭锁装置,但实际运行情况离理想目标差距太大,主要因素是设备位置辅助切换开关密封不好、锈蚀和切换不到位等。

(4)微机防误闭锁。微机五防系统通过软件将现场大量的二次闭锁回路变为电脑中的五防闭锁规则库,实现了防误闭锁的数字化。它主要由主计算机、电脑钥匙、电气编码锁、机械编码锁等功能元件组成。微机防误闭锁系统是将断路器、隔离开关、接地闸刀(接地线)、断路器柜门的辅助接点(或结合一次主接线模拟图板),通过微机编码锁具来实现闭锁。

与传统电气五防相比,微机五防具有以下优点。

(1)微机五防系统一般不直接采用现场设备的辅助接点,接线简单,通过五防系统微机软件规则库和现场编码锁具实现防误闭锁。

(2)微机五防系统可根据现场实际情况,编写相应的“五防”规则,可以实现较为完整的“五防”功能。缺点是在微机系统故障而解除闭锁时,五防功能完全失去。另外,微机五防系统还存在“走空程”导致误操作的问题。

缺点是在微机系统故障而解除闭锁时,五防功能完全失去。另外,微机五防系统还存在“走空程”导致误操作的问题。

微机五防系统主要操作过程是先在微机模拟屏上模拟操作,并将操作过程用编码保存至电脑钥匙,然后按照操作票内容依次对电编码锁和机械编码锁进行解锁操作,也即对运行人员进行的实际操作进行监控,在操作过程中,电脑钥匙给出操作提示,运行人员应按照电脑钥匙的提示逐步地进行正确的操作,若运行人员的实际操作与电脑钥匙的提示不符,电脑钥匙将发出报警并强制闭锁,从而有效地避免了误操作事故的发生(图1)。

微机防误闭锁引入了数字化的概念,具有一定的防误效果。但其在使用过程中易出现操作繁琐、速度慢和编码锁在污秽严重的地区,亦会发生锈蚀、卡涩,影响正常操作等不足制约了它的使用与推广。

(5)逻辑闭锁。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(图2)。它包括单元测控装置的逻辑闭锁以及站控监控系统的后台机逻辑闭锁,后者通过后台监控软件对前者上传的设备位置的遥信量(数字量)进行再次逻辑判断,得出“允许”或“禁止”两个结论。两者上下级串联,从而实现在监控系统对现场一次设备远控操作(即站内SCADA控制)的两级逻辑防误闭锁(图3)。

监控后台机系统远程控制现场设备的主要流程为I/O测控装置采样现场设备的位置状态,进行逻辑判断的同时上传状态信号至监控后台机,当现场设备状态满足逻辑闭锁条件,I/O测控装置和监控后台软件的逻辑均判断为允许时,监控系统满足远控现场设备的要求,此时,当监控系统发出操作指令后,经I/O测控装置传输至现场设备的操作机构箱,完成对设备的远控。反之,当现场设备状态不满足逻辑闭锁条件时,监控系统闭锁操作,达到防误的目的(图3红色所示)。

在防非同期方面,I/O测控装置将断路器两侧电压作为同期检测点,其同期检测部件检测来自断路器两侧的母线CVT及线路CVT输入电压的幅度、相角及频率的瞬时值,实行自动同期捕捉合闸。同时装置还设置有同期投退切换开关,在特殊运行方式下灵活切换,满足各种运方要求。

可以看出逻辑闭锁既有电气闭锁的位置接点采样,又有微机防误的数字化编程,是两者在现代数字化技术下有机结合的产物,实现了真正意义上的数字化逻辑防误闭锁,其主要特点为信号传输容量大、判断速度快、安全可靠。目前新投运220 k V及以上变电所普遍开始应用此类防误闭锁,常见的有RD800系统及南瑞中德的NSC-300UX监控系统。

1.2 防误闭锁装置的应用

随着计算机及网络通信技术的发展,变电所自动化技术对电气五防系统的要求进一步提高,传统电气防误闭锁方式已不能满足要求,而作为变电所自动化运用发展方向的逻辑防误系统则拥有更完善的防误要求。为防止测控装置逻辑判断失误等情况的发生,在大力推广应用逻辑防误系统的同时,保留设备间隔的电气闭锁回路或将五防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。新投运的镇江上党500 k V开关站的防误闭锁装置就是主要采用逻辑闭锁和电气闭锁相结合的方式。以操作一台500 k V隔离开关为例,整个防误闭锁共有4层,依次为:监控后台机逻辑闭锁、测控单元逻辑闭锁、电气闭锁、隔离开关和接地闸刀机械闭锁(一体化设备)。

如图4所示,电气闭锁和测控单元逻辑闭锁在隔离开关的控制回路上前后串联,达到双重闭锁的目的。正常操作情况下,远控操作需要满足这4层闭锁条件才能完成,误操作的概率大大降低。当然,如此多层次的闭锁必然会牵涉到一个解锁比较复杂的问题。在实际应用中,由于4层闭锁的操作优先级依次为站控层遥控操作→I/0测控屏操作→就地电动操作→就地手摇操作,后一级操作闭锁前一级。在其中一层闭锁发生故障时,可以通过解锁或者到下一

层就地操作来完成。具体分为以下几类情况。

(1)监控后台机故障,即监控逻辑闭锁判断出现异常,此时在监控系统上已经无法完成远控操作。一般采取在I/O测控单元就地操作来完成。此时,除了监控后台机逻辑闭锁外,其他闭锁装置正常介入。

(2)I/O测控装置故障,由于监控后台机逻辑闭锁的采样由I/O测控装置上传,其逻辑判断同样会出现异常。为安全起见,一般考虑将I/O装置解锁,强制将控制回路的测控单元接点闭合(图3 I/O测控柜中的“闭锁”接点),完成控制回路的通畅,并在现场操作箱内就地电动操作。

(3)电气回路闭锁故障,此时电气闭锁回路中的位置辅助接点异常,在检查测控单元采样无异常后,通过解锁电气闭锁回路(图3中的“解锁”接点短接电气闭锁回路)。可以在监控系统远控操作或I/O测控装置上就地操作,具体方法参照变电所现场规程。

(4)在特殊操作条件下的解锁,如断路器分合闸被闭锁,需要解锁拉开两侧隔离开关来隔离故障断路器等,由于电气闭锁和测控单元逻辑闭锁的前后串联,其闭锁回路也是双重性的,需要将电气回路和测控单元逻辑闭锁同时解锁,而此时,监控逻辑闭锁系统由软件对设备位置的遥信量进行判断仍处于闭锁状态,所以一般采用在I/O测控装置上就地操作来完成此类特殊运方的操作。

从以上几类情况可以看出,采用分层的立体式防误闭锁系统对保障设备的安全运行、减少误操作的可能性是切实有效的。当然鉴于其双重化的闭锁回路具有一定的复杂性,也对运行人员熟悉相关闭锁回路的程度提出了更高的要求。

2 防误操作的管理措施

(1)认真贯彻执行《华东电网防止电气误操作安全管理规定》,结合实际制定本企业的实施细则,并严格执行。

(2)加大对一线员工的培训力度,使他们熟练掌握职责范围内的设备(包括防误装置)的现场布置、系统联系、结构原理、性能作用、操作程序。

(3)运行人员在操作前应认真填写、审核操作票,严格按照“六要八步”来执行操作;操作中出现异常时,严禁在未查明原因前进行强分、强合操作。在解锁操作中,必须确认是闭锁装置故障并在得到站长或上级领导的许可后,方可解锁操作,并做好解锁记录,记录解锁的原因、时间、申请人及同意人,履行解锁使用手续。

(4)加强防误装置的管理。明确防误专责人,建立防误装置台帐,制定电气防误闭锁装置的运行规程和检修制度。明确运行人员巡回检查要把防误装置作为检查项目,防误装置的检修试验应列入相应设备的检修项目,对存在的问题要立即整改,保证防误装置安装率、完好率、投入率100%。

(5)现场设备都应按国电公司的安全设施规范化要求,有明显、清晰的名称、编号及色标。电动刀闸操作箱亦应纳入规范化管理,电动按钮应使用双重名称,电动按钮应有防误碰措施,操作后应及时断开操作电源,刀闸操作电源必须有独立的控制开关。

(6)对于新建工程,五防闭锁装置要与主设备同时设计、同时施工、同时验收、同时投入运行,功能上必需满足五防要求。

3 结束语

随着电力系统的容量增加,电压等级的不断提高,电站综合自动化系统得到应用与推广,电气设备远控操作逐步全面普及,数字式逻辑防误闭锁应运而生,通过与现有成熟的防误闭锁装置的有效结合,将大大提高变电站运行设备操作的灵活性、可靠性。

参考文献

[1]江苏省电力公司.500 kV变电所通用运行规程[S].2006.

[2]陈玉顺.电气二次防误闭锁与微机防误闭锁共同运行的必要性[J].农村电气化,2005(9):23-25.

智能化变电站防误闭锁方案探讨 第8篇

智能化变电站与数字化变电站关系紧密——数字化变电站是智能化变电站的前提和基础,是智能化变电站的初级阶段。智能化变电站是在数字化变电站的基础上,结合智能电网的需求和国内外数字化变电站的设计、运行成果和经验,对变电站自动化技术进行充实以实现变电站智能化功能的。智能化变电站是智能电网运行与控制的关键,是坚强智能电网建设中实现能源转换和控制的核心平台之一,是智能电网的重要组成部分。智能化变电站中,各类数据从源头实现智能化,真正达到了信息集成、网络通信、数据共享目的。

随着智能化变电站新技术的不断应用和推广,防误操作问题日益突出,尚未形成统一、规范性的认识。本文将针对实现完善的智能化变电防误闭锁应考虑的关键问题进行分析,并提出了解决方案。

1 完善的智能化变电站防误闭锁的关键问题

1.1 防误闭锁的全面性

智能化变电站防误闭锁的关键点之一是要实现防误闭锁的全面性,否则将留下误操作的隐患。防误闭锁的全面性主要体现在以下几个方面:

首先,《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》要求“操作控制功能可按远方操作、站控层、间隔层、设备级的分层操作原则考虑。无论设备处在哪一层操作控制,设备的运行状态和选择切换开关的状态都应具备防误闭锁功能。”即顺控操作功能。

其次,防误闭锁需要覆盖所有手动和电动设备,包括断路器、隔离开关等一次设备和可能产生误操作的临时接地线、网(柜)门等,不能因为某种设备类型少或闭锁困难就忽视对其的闭锁。

再者,防误闭锁需要覆盖变电站运行、操作、检修等环节,不能因某个环节防误功能的缺失而对整个防误操作产生影响。

1.2 防误闭锁的强制性

《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》中对强制闭锁给出了明确定义:在设备的电动操作控制回路中串联以闭锁回路控制的接点和锁具,在设备的手动操控部件上加装受闭锁回路控制的锁具。其要点有两个方面:一是高压设备的电控回路串接闭锁接点,手动部件装设锁具;二是闭锁接点或锁具由闭锁回路控制。因此,不论闭锁需要的回路如何实现,其技术基础是闭锁接点与闭锁锁具。

在智能化变电站中,保护、测控装置等二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口和二次回路,而直接通过光纤通道和智能操作单元以及合并器相连,也就是说电动或手动操作的控制回路已经下放到了过程层的智能操作单元或者直接放到了智能一次设备内部。因此,如何在控制回路中串接闭锁节点和在操控部件上加装闭锁锁具以实现强制性闭锁功能,将成为一个新问题。

虽然在智能化变电站中,强制闭锁的实现遇到了新问题,但这一要求是必须且不可回避的。完全依靠监控系统的逻辑闭锁软件来实现全站的远方、就地操作防误闭锁功能,虽然解决了闭锁的逻辑问题,但满足不了强制性的要求。这种方式仅对监控系统的操作具有软件层面的操作票正确与否的检验功能,由于高压电气设备的闭锁回路并不存在,因此存在安全隐患,不能完全解决因监控主机、测控装置软硬件故障或运行人员操作不当造成的电气设备误动问题,

2 智能化变电站防误闭锁推荐解决方案

智能化变电站防误闭锁系统完成变电站内各种操作的防误闭锁,满足防误闭锁的全面性和强制性要求,并实现与监控系统站内模型信息共享,监控系统与防误闭锁系统信息交互免配置。系统架构如图1所示。

系统根据IEC 61850标准三层架构体系构建,由站控层防误主机,间隔层智能防误装置,过程层智能闭锁单元、机械和电气锁具及闭锁附件,电脑钥匙等主要部件组成。防误主机、智能防误装置、智能闭锁单元之间均采用IEC 61850。系统主要功能特点如下:

(1)系统信息共享。智能化变电站各设备及系统之间的数据交互采用统一的IEC 61850标准,这为防误闭锁装置和自动化装置互联与互操作性提供了技术依据,并解决了两者之间数据交互困难的问题,从而在防误闭锁装置独立的基础上实现了信息的统一和共享。实现方式:间隔层的智能防误装置从监控系统获得全站SCD文件,通过MMS服务器直接从测控装置或监控主机获取五防逻辑需要的实遥信、遥测数据,同时为监控系统提供网门、地线等手动设备的虚遥信。

(2)防误闭锁全面性。站控层通过防误主机实现防误;间隔层智能防误装置以IEC 61850标准设计,能够对五防主机和监控系统提供设备操作的所有五防功能(包含顺控功能),从而实现间隔层防误;过程层采用基于GOOSE通信的智能闭锁单元、过程层传统锁具来实现防误。另外,系统预留集控防误和防误延伸产品接口。

(3)防误闭锁强制性。为防止过程层网络GOOSE报文错误或监控系统未经防误系统解锁便直接操作智能电动开关设备所导致的误操作,在过程层上设置支持GOOSE服务的智能闭锁单元,以实现防误闭锁的强制性要求。智能闭锁单元通过将常开接点串接于一次设备遥控跳合闸回路来实现强制闭锁,只有在接收到智能防误装置的允许解锁GOOSE消息,才驱动常开接点闭合,解锁相关设备;就地操作时使用电脑钥匙也可对其进行解闭锁操作。

对于电动设备的操作机构,汇控柜以及临时接地线、网(柜)门等不能进行电动操作的设备,可加装机械和电气锁具,通过电脑钥匙对其进行解闭锁操作。

(4)顺控操作。顺控操作由间隔层智能防误装置和监控系统配合完成。智能防误装置具有良好的互操作性和开放性,从权限管理、唯一操作权管理、模拟预演、实时逻辑判断、闭锁元件5个方面完整地实现了对设备操作的防误功能。

①受控站。接收操作任务后,首先在受控站的监控主机上调用指令票,经系统分解后再发送给受控站的智能防误装置进行逻辑验证,最后将验证结果送回监控主机进行人工确认,确认通过后,由监控主机自动实现控制操作。过程:智能防误装置接收到监控主机发送的解锁请求后,经实时防误逻辑验证,对智能闭锁单元下达解锁操作命令;解锁成功后,智能防误装置向监控主机发送允许操作指令,并由监控主机向间隔层测控装置下达遥控执行命令;遥控操作完成后,智能防误装置主动对智能闭锁单元下达闭锁操作命令,恢复闭锁。如此自动顺序进行,直到操作结束。如果操作过程中出现事故或异常,那么系统将自动停止运行,由运行人员干预处理。

②监控中心。接收操作任务后,首先在调度中心的监控主机上调用指令票,并将此指令票发送给受控站的远动装置,经操作步骤分解后送至受控站的智能防误装置进行逻辑验证;验证通过后,受控站的远动装置把操作步骤上送到调度中心的监控主机,经人工确认后,由受控站的远动装置自动实现控制操作。过程同受控站,两者不同在于监控系统的执行对象发生了变化,由受控站的监控主机变成了远动装置。

(5)方案的优越性。①防误系统独立运行,对其它运行设备无影响,在其它电气设备或系统故障时,仍可完成防误闭锁功能。②将测控装置间由通信实现的闭锁转化为由智能防误装置来实现,从而减轻了系统的复杂性和不同厂家测控互连的难度,实现了间隔层的防误及顺控的防误闭锁功能。③其它防误相关产品(高压带电显示闭锁装置、地线管理装置、智能钥匙管理机等)可无缝融入到全站的防误系统中,并可方便地接入集控防误系统,有效地降低了系统造价,避免了重复投资。

3 结束语

本文从防误操作闭锁的强制性与全面性原则出发,提出了智能化变电站防误闭锁方案。防误系统在各层保持独立性的基础上实现了不同层次的全面闭锁,包含站控层、监控中心/集控中心的顺控操作防误,同时智能闭锁单元和常规锁具的使用实现了过程层操作防误的强制闭锁功能。此方案已应用在部分智能变电站,效果良好,是目前完善的智能化变电站防误闭锁系统解决方案。

摘要：根据智能化变电站的技术特点,并结合现场实际运行经验,从实现智能化变电站防误闭锁的全面性和强制性角度出发,探讨了实现智能化变电防误闭锁的关键问题,提出了解决方案。

关键词：智能化变电站,全面性,强制性,GOOSE,智能闭锁单元,顺控

参考文献

[1]国家电网公司.国家电网公司防止电气误操作安全管理规定[Z].北京:中国电力出版社,2006

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[8]Q/GDW 428—2010能变电站智能终端技术规范[S]

变电站闭锁网络管理 第9篇

1.防误装置基本构成

微机五防闭锁装置由软件和硬件两部分组成。软件部分主要由防误闭锁与操作票专家系统构成, 硬件部分由防误主机、通信适配器、电脑钥匙、电编码锁及机械编码锁等设备。

2.防误系统功能简介

2.1防误功能的实现

防误闭锁功能模块具有图形绘制功能与五防闭锁逻辑规则编制功能, 技术人员结合变电站一次系统现场接线, 在五防主机上绘制出与变电站综自系统监控后台相同的一次设备操作模拟图。技术人员将设备与锁具编码命名后, 运用防误闭锁逻辑公式, 根据对设备单元操作的正确步骤, 编制出防误闭锁逻辑规则。操作人员在对任何设备进行操作前, 均需先在模拟图上进行模拟操作, 防误功能模块会依据编制的逻辑规则对操作步骤进行逻辑判断。如操作步骤符合逻辑规则, 则可进行下一步操作。如不符合逻辑规则, 则不能进行该项操作, 并弹出窗口提示该操作项的操作条件。

2.2操作票的生成

操作票专家系统提供有“图形开票”、“手工开票”、“预存票调用”和“典型票调用”等多种开票方式, 运行人员根据需要选用。

(1) 对操作票内容的定义。操作术语与每一项操作之前或之后的需要对设备检查的提示信息, 只能由专业技术人员通过系统中的设备属性描述表进行定义。技术人员在设备属性描述表窗口下, 对设备“操作前状态”与“操作后状态”用“1”或“0”定义。由“1”变为“0”, 则“状态说法”为“分位”, 设备操作定义为“断开”操作, 操作术语用“断开xxx”来定义;如由“0”变为“1”, 则“状态说法”为“合位”, 设备操作定义为“合上”操作, 操作术语定义为“合上xxx”。同时, 技术人员在“断开操作前自动插入的提示信息或二次操作”与“断开操作后自动插入的提示信息或二次操作”栏内, 分别对每一项操作之前或之后需要在操作票上显示的提示信息进行定义。通过定义操作术语与提示信息, 则完成操作票所列的各项内容。

(2) 图形开票。在工具栏点击“图形开票”, 然后在模拟图上点击设备按操作步骤进行模拟操作。在模拟操作过程中, 系统会按操作步骤自动生成操作票, 操作票内容与定义的操作术语、操作项相应的提示信息相符。同时, 防误闭锁软件会依据编制的防误闭锁逻辑规则对设备单元操作顺序的正确性自动进行五防逻辑判断, 确保操作顺序的正确性。模拟操作结束后, 在“图形开票”目录下点击“传送操作票”, 将模拟后的操作票传给放在通讯适配器上的电脑钥匙。

(3) 其他开票方式。在“手工开票”窗口下, 可以增加或删除一、二次设备的操作项或提示信息项, 增加的操作项与图形开票中选择操作该设备时所产生的术语完全一致。利用“手工开票”功能开出的操作票一般作为预存票或存为典型票使用, 由于在手工开票过程中不进行五防逻辑判断, 因此在使用手工开出的操作票, 或调用预存票、典型票时, 需通过系统的五防逻辑判断才可向电脑钥匙传送或打印该操作票。与“图形开票”相比, “图形开票”具有简单快捷的优点。因此, 在工作实践中, 操作人员通常采用“图形开票”方式自动生成操作票。

2.3遥控/就地操作

防误主机与变电站综自系统的监控后台采用串口直接连接, 用于监控后台遥控操作时与防误主机之间进行的通信, 并使防误主机可直接从监控系统接收遥信量, 具备现场设备状态实时反馈功能。对设备单元的操作有遥控操作与就地操作两种操作方式, 遥控操作仅限于对电编码锁闭锁的操作项进行操作, 如断路器的分、合闸的操作。机械编码锁闭锁的操作项只能用电脑钥匙进行就地操作, 如拉开、合上隔离刀闸或接地刀闸等操作。

在对设备进行远方遥控操作或就地操作时, 操作人员需将在防误主机上完成模拟操作的操作步骤通过通信适配器传给电脑钥匙, 并在电脑钥匙及拟操作设备上将操作方式设置为“远方”或“就地”, 与实际操作方式设置为一致。遥控操作是由操作人员在控制室的监控后台上对设备进行的远方操作, 对远方设备发出的遥控操作指令必须经过防误系统的五防逻辑判断, 与传到电脑钥匙上的操作程序相符才会允许执行操作。在就地操作时, 操作人员按照电脑钥匙显示屏上的提示信息进行操作。电脑钥匙在对设备解锁过程中, 会根据采集的锁具编码对操作程序进行五防逻辑判断, 并会发出“正确, 请继续”或“错误, 请检查”的语音提示。操作完成后, 将电脑钥匙放在通信适配器上, 操作信息会自动反讯给五防主机, 使监控系统与操作设备在没有监测电缆连接的情况下也可采集到设备的变化状态, 实现系统模拟图与现场设备的自动对位功能。

3.防误装置应用效果

(1) 操作任务在五防主机上进行模拟操作, 由软件储存的防误闭锁逻辑规则对操作逻辑进行判断, 具备了人员操作时, 对操作“正确”、“错误”的预判和及时纠错功能。消除了以往在传统模拟图上操作仅靠人工判断, 不能有效防止误操作的弊端。

(2) 防误系统的操作监护功能, 使操作人在监控后台发出的任何操作指令都必须经过监护人的许可才能得到执行, 可防止远方遥控误操作事故发生, 确保了操作任务的正确性。

(3) 操作票自动生成后传由打印机开票, 改变了操作人员传统的手写方式, 提高了工作效率, 使操作票票面达到了整洁统一, 提高了变电站内业管理水平。

(4) 软件的权限管理功能使每名运行人员都有自己的专用账户用于登录系统进行操作, 有效防止了非运行人员或当值人员对设备操作的随意性。即使试验人员在对设备试验过程中对设备的分、合闸操作, 也需得到变电站当值人员的配合才能操作设备。

(5) 机械编码锁的应用, 使设备网门、接地桩及其他没有电气控制的操作项实现了可靠的防误操作闭锁功能, 使设备防误闭锁功能覆盖了设备操作的全过程。

4.注意事项

(1) 室外安装的机械编码锁应加强检查维护, 防止锁具发生卡涩影响设备正常操作。

(2) 电脑钥匙插入锁具解锁时, 操作人员应托稳扶好, 防止晃动损坏插入锁具的电极与开锁销。

(3) 运行人员应严格遵守万能钥匙的管理制度, 严禁操作过程中出现异常时随意使用万能钥题引起误操作事故发生。

(4) 禁止在防误主机上随意使用移动硬盘、在防误主机上进行与操作无关的工作影响防误系统的正常运行。

结语

微机防误闭锁综合操作装置在矿务局变电站的使用, 消除了传统五防装置存在的故障率高、闭锁不可靠、五防功能不完备的缺陷, 有效杜绝了运行人员误入电气间隔, 误分、误合断路器等电气事故的发生, 使运行人员的操作更加安全可靠, 提高了电气设备防误操作水平。对保障煤矿供电的安全性、可靠性、提升变电站运行管理水平, 具有重大的安全意义和显著的经济效益。

摘要：电气设备的五防闭锁装置是防止人员误操作、保障电网安全运行与人身安全的基本装置。随着以计算机技术为基础的变电站综合自动化系统的广泛使用, 传统的五防闭锁闭锁装置存在的不足在工作中日益凸显。微机防误闭锁综合操作装置具有强大的防误功能, 可有效防止电气误操作事故与人身伤害事故的发生。

关键词：电气设备,误操作,防误闭锁,微机防误

参考文献