变电站防误操作技术规定释义

变电站防误操作技术规定释义生产技术部一、总则1. 为规范和统一变电站防误操作系统的技术要求，有效防止误操作，保障电网和设备的安全稳定运行，特制定本规定。2. 变电站防误操作系统的应本着简单、可靠、经济、高效的原则进行设计和建设，并充分考虑变电站无人值班的现状及适应变电运行生产模式发展方向。解释：变电所防误操作系统应简单、可靠、经济，方便操作，而且最好是“在线判别系统”。好的防误系统应该是让操作人员感觉不到防误系统的存在（没有专门为了防误而增加的额外动作）、而防误系统在实时起着作用。传统的电气闭锁和现在综自的防误功能都属于这样的系统，而独立的微机防误系统不仅需要增加硬件投资（微机系统、锁具、钥匙），还需要额外的操作（传钥匙、对码等），而且还是离线系统。安全理念：简单、可靠才能保障安全，复杂、面面俱到后可靠性下降不见得安全。一旦解锁操作，事故风险要大得多，这方面事故教训不少。另外，变电运行生产模式的发展方向是经济和效率优先，因此防误操作系统应不能影响到遥控操作、顺序化操作功能。而独立的微机五防采用的是现场对码操作，影响了遥控、顺序化操作功能。二、新建220kV及以上敞开式变电站防误操作系统的设计1. 新建变电站采用“计算机监控系统的逻辑闭锁本设备间隔电气闭锁”来实现防误操作功能，不再设置独立的微机防误操作系统。2. 计算机监控系统应具有完善的全站性逻辑闭锁功能，除判别本间隔电气回路的闭锁条件外，还必须对其它跨间隔的相关闭锁条件进行判别。3. 电气闭锁实现设备本间隔内的防误闭锁，不设置跨间隔电气闭锁回路。解释：变电站综自系统采集了一次设备的全部位置信息，通过综自系统操作设备时完全可以让综自系统判别其他相应设备的位置状态、符不符合操作条件，不符合就禁止操作并，这就实现了防误功能。由此可以看出，综自系统既然采集了所有设备的模拟量、反映位置的开关量信息，在控制设备时作一些条件判别是非常容易的，完全由软件来实现，而且可以加入电流等模拟量进行判别，这时其他防误系统无法实现的。由于综自采样是实时的，直接反映设备当前的位置状态，因而综自的防误也是在线的。因此，新建综自变电站防误功能应该由综自实现，功能完善且不增加任何成本。设置本间隔电气闭锁，一是考虑异常情况（如综自设备故障或操作失灵）进行现场操作时需要用于基本保障，二是考虑检修调试时保障安全。电气闭锁不跨间隔，也是为了简单、可靠，施工建设容易。传统的电气闭锁后来逐渐被独立微机五防取代，就是因为跨间隔闭锁电缆太长、接点太多不可靠。4. 计算机监控系统逻辑闭锁应与电气闭锁“串联”，并满足下列功能要求：1) 当计算机监控系统解除防误闭锁时，不得联解现场设备电气闭锁。2) 解除电气闭锁时，不得联解计算机监控系统逻辑闭锁。解释：计算机监控系统逻辑闭锁与电气闭锁“串联”，防止监控系统故障、采用现场就地操作时没有任何闭锁。当电气闭锁回路有问题解锁时，不能解除计算机监控系统，否则操作时同样没有任何闭锁。两个解锁回路独立。3) 现场用按钮近控操作隔离开关，计算机监控系统也应对逻辑条件进行判别，条件不满足时禁止操作。解释：由I/O测控闭锁输出实现跨间隔闭锁，保证近控操作不缺失防误的完善性。4) 若隔离开关机构手摇操作带闭锁功能，则闭锁条件也应通过电气闭锁和计算机监控系统逻辑闭锁来实现。解释：若马达故障或电源交流接触器故障不能电动操作时，就必须采用手摇操作。AREVA、平高等许多公司的隔离开关带手摇孔闭锁，不满足闭锁条件时摇孔挡板就拉不开，不能手摇。该条保证手摇操作也缺失防误的完善性。5) 隔离开关操作回路的典型设计图如下，图中LD为远近控切换开关，PC、PO为近控操作按钮，L为手摇操作电磁锁（隔离开关自带，厂家配套的手摇孔闭锁）：5. 解锁的设置1) 计算机监控系统间隔层I/O测控屏上装设2个解锁开关，一个解锁开关用以解除I/O测控模块的防误逻辑功能，此时可以通过I/O测控模块操作，但无闭锁逻辑；另一个解锁开关用以解除I/O测控模块逻辑闭锁的输出，当I/O测控模块故障需现场近控操作时，操作此开关解锁。工程中也可以采用一个解锁开关完成上述两个解锁功能。解释：一个解锁作为I/O测控模块的开入量，解除其闭锁逻辑，用于特殊情况下解锁但仍需要通过计算机监控系统操作；另一个解锁是短接回路，用于I/O测控模块故障时现场操作。一个解锁开关完成两个解锁功能是为了简化。解锁开关都是专用的旋转开关，须有钥匙才能操作。2) 电气闭锁解除开关装设在现场端子箱或隔离开关机构箱内。解释：一是防止装在一起时值班员图省事，解锁时直接把2道锁都解了；二是在现场施工容易、成本低，不用放长电缆；三是考虑大部分是现场操作方式下需要。3) 考虑回路的简洁及实现的方便性，解锁开关按间隔装设。6. 为实现完善的防误闭锁功能，提高设备操作效率、保障安全，变电站的110kV及以上隔离开关应具有遥控、电动功能，接地闸刀应尽量具有遥控、电动功能。解释：只有通过综自系统进行操作，防误闭锁才是最完善的。因此，闸刀都需要有电动遥控功能。由于安全理念上的原因，有些单位强调接地闸刀不能电动，殊不知电动才能实现完善的闭锁，而且操作质量（限位）有保障。另外500kV系统的接地闸刀早就电动操作了，却不允许220、110kV接地闸刀电动。闸刀加电动机构费用不大。7. 对变电站手动操作的接地闸刀，采用电磁锁进行防误操作控制，并应有常开、常闭接点各一副接入I/O测控模块。断路器两侧的接地闸刀操作条件为“断路器两侧隔离开关都拉开”，出线侧接地闸刀操作条件为“出线隔离开关拉开出线无电”；母线接地闸刀操作条件为“母线上隔离开关都拉开母线无电”，该闭锁条件通过I/O测控模块逻辑判别输出来实现。解释：常开、常闭接点都接入是保证采样信号可靠，防止辅助接点不到位影响综自判断。母线地刀需要跨间隔判断，实现复杂，因此通过I/O测控模块逻辑判别输出来实现。8. 对变电站常用的临时接地线的接地点，应设置专用的接地装置用来装设地线。该专用接地装置应有动作接点（常开、常闭各一副）接入I/O测控模块，并列入防误闭锁逻辑判别。每副接地闸刀处都应设置专用的接地装置，且该接地装置动作接点与接地闸刀辅助接点并联接入I/O测控模块。解释：独立的微机五防系统最大的一个优点是给常用的每个临时接地点都加装了编码锁，能控制临时接地线。以前综自的防误没有考虑临时地线，许多人也是基于这一点强调要用独立的微机防误系统。实际上，在独立微机防误系统出来之前，我们用的全站性电气闭锁都是没有考虑临时地线的，地线的管理靠操作票、靠组织措施。为了实现对常用临时接地线的控制，第8条是一个相对比较简单的技术方案，但设计、施工也还是比以前复杂。每副接地闸刀处都设置专用的接地装置，是考虑闸刀检修情况。另外，专用接地装置(把地线头放入、拧紧，辅助接点动作)的研制质量是关键。9. 主变35kV侧户外隔离开关两侧均应装设接地闸刀，以满足主变检修和CT检修时的不同需要。三、新建110kV、35kV敞开式变电站防误系统的设计1. 新建的变电站110kV采用内桥接线和线变组等主接线方式时，由于35kV及10kV电压等级的设备多采用开关柜设备，综合考虑设备情况和投资效益，防误系统的设计应充分利用设备本身具备的电气、机械闭锁，采用“计算机监控系统的逻辑闭锁完善的电气闭锁”来实现防误功能，不再设置独立的微机防误系统。2. 若110kV、35kV系统接线方式复杂，实现完善的电气闭锁比较困难，可采用“计算机监控系统的逻辑闭锁本设备间隔电气闭锁”来实现防误功能。3. 回路设计原则及功能要求同220kV敞开式变电站。4. 手动操作的接地闸刀、临时地线等要求同220kV敞开式变电站。四、采用GIS、PASS等组合电器的新建变电站此类组合设备，防误功能齐全，电气闭锁完善。采用“计算机监控系统的逻辑闭锁完善的电气闭锁”。回路设计原则及功能要求同220kV敞开式变电站。五、变电站防误系统改造原则1. 综合自动化改造且一次设备位置遥信采集齐全的变电站，采用“计算机监控系统逻辑闭锁本间隔电气闭锁”方式，两者串连。现场就地操作时跨间隔的防误由I/O测控模块闭锁输出接点来实现。2. 一次设备位置遥信采集不全时，对主接线为线变串或内桥等比较简单的变电站，改造时优先采用完善的电气闭锁方式，不宜采用独立的微机防误系统；其它接线方式的变电站应采用独立的微机防误系统，原有的本间隔设备电气闭锁回路应予以保留，并与微机防误系统闭锁逻辑成“串联”关系，在端子箱或机构箱中设置单独的解锁开关。解释：综合系统采集一次设备位置遥信采集齐全时就可以用综自系统的防误功能。设如果能遥控，直接通过综自系统进行操作；如果不能遥控，只能现场操作，可以由I/O测控模块闭锁输出来实现。许多老变电站综自改造时，为了减少施工难度和工作量，没有重新铺电缆采集闸刀的位置遥信，一般只采了断路器和母线闸刀的位置遥信，接地闸刀一个都没有，这时是无法利用综自系统进行防误判别的，只能再上独立的微机防误系统。采用独立的微机防误系统时，本间隔的电气闭锁应予保留，防止微机防误解锁时没有任何闭锁，操作风险抬高。近年来，系统内发生的多起误操作事故就是在独立微机防误系统实效解锁时发生的。3. 微机防误装置在同一个监控中心管辖区域内宜尽量保持一致，相对统一。4. 为节省投资、更好地满足变电站无人值班的需要，宜逐步在监控中心建设一套网络版的独立的微机防误系统，实现该监控中心管辖下所有需要设置独立微机防误系统的变电站防误闭锁。解释：独立的微机防误系统一般都是防误主机在变电站控制室，在防误主机上生成操作票后下载到专用钥匙，用这把专用的电脑钥匙到现场操作，对码判别正确性。但变电站无人值班后，操作票的拟定都在监控中心或操作队，如果为了开操作票都要先跑一次变电站，效率就太低了。因此，要考虑在监控中心建设一套网络版的独立的微机防误系统，实现在监控中心开的操作票能到现场对码操作。从实现方式上看，分为两种，一种是把监控主机放在监控中心或操作队，管辖范围内需要独立微机防误系统的变电站内的所有操作设备对象统一编码，即每个设备有唯一码，这样，在监控中心开的操作票就能到其中的任一个变电站进行操作。这种方式投资最少，且不需要占用网络通信资源。另一种是面对现实，考虑到许多变电站已经安装好独立的微机防误系统，且大部分不是同一家产品，这时同样在监控中心或操作队设置独立的防误主机系统，通过网络通道与通信规约转换，与现场各个防误主机通信联络。这样，监控中心的防误主机就能开操作票并下载到变电站站端的防误主机，操作前到变电站用电脑钥匙传票。六、计算机监控系统防误功能要求1. 间隔层I/O测控模块1） 隔层I/O测控模块应设有完善的全站性电气操作闭锁逻辑，除判别本间隔电气回路的闭锁条件外，还必须对其它跨间隔的相关闭锁条件进行判别。2） 所有经计算机监控系统的操作控制均应通过I/O测控模块防误闭锁逻辑判断，若发现错误，应闭锁该项操作并报警，输出提示条文。解释：设备操作均通过I/O测控模块来实现，要求测控模块能独立于后台系统或总控单元，相互间能以网络方式通信。3） 为方便核对，I/O测控模块中的防误规则库应能直观显示，不宜采用逻辑图显示方式；该防误规则库应能调出打印，以直观的文本显示。解释：目前，绝大部分综自厂家的I/O测控模块中的防误规则库是以逻辑图方式的显示，值班员员难以核对，存在安全隐患。应该将防误规则库象微机保护打印定值一样打印出来，以直观显示，如“某设备操作条件是A拉开、B合上”。当然，拉开、合上可以用0、1表示。4） I/O测控模块的防误逻辑判别，除了对相应设备状态进行判别外，还必须对采集的相关模拟量进行判别。如操作隔离开关应判别CT无电流，合地刀时应判断CVT或PT无电压，双母线停役一条母线前拉母联断路器时应判断其CT无电流等等。解释：加入模拟量判别更可靠，操作更安全。如断路器绝缘拉杆拉断后，尽管机械指示分开、辅助接点到位，但实际上断开未分开。若不加模拟量判别，已经能继续操作下去了，就会发生带负荷拉闸刀，若加了电流判别，就可以禁止操作。近年来人工现场就地操作时就已经发生了几起类似事故教训了，如果是新站，用的是综自系统遥控操作，就不会发生了。双母线停役一条母线前拉母联断路器时应判断其CT无电流，防止还有元件遗漏在停役母线上没有倒过来，一拉就失电了。省内就发生过遗漏220kV主变没有倒排过去造成主变失电的情况。2. 站控层操作员工作站1) 操作员工作站也应具备完善的全站性防误闭锁功能，其防误规则库应与I/O测控模块中的完全一致。解释：计算机监控系统分为站控层设备（操作员工作站等）和间隔层设备（测控模块），综自厂家都将五防逻辑做在了测控模块中，而对于后台操作员工作站中是否还需要五防逻辑就没有统一。考虑到有些变电站还是有人值班、无人值班变电站也要有1台操作员工作站作操作备用，为了相互校验、防止出错，作这样一个明确的规定。2) 为确保防误逻辑库的统一，同时减少输入的工作量，操作员工作站中防误逻辑库应能直接下载到I/O测控模块中，或从I/O测控模块中直接调取。解释：有的综自后台操作员工作站中也有五防逻辑，但该逻辑的维护与测控模块中五防逻辑的维护完全独立，这就很可能造成两个五防逻辑库不统一。应该只维护一次，另一设备中或下载或调用，确保一致。3) 操作员工作站中操作时应具备模拟预演功能，和正式操作应有明显的视觉区分，并具备防误校验功能；正式操作时应和预演进行比对，发现不一致应终止操作并告警。模拟预演功能非强制性，事故处理时可以直接操作，不模拟。解释：对综自系统的模拟预演功能以前没有明确要求。常规有人值班变电所中防误拉合开关是靠模拟预演后红绿牌置换来实现，而采用综自设备后如何实现防误拉合开关就没有规定，目前主要靠操作的两人人工核对名称编号，没有强制闭锁。后台操作员工作站中操作时应具备模拟预演功能，和正式操作应有明显的视觉区分，并具备防误校验功能；正式操作时应和预演进行比对，发现不一致应终止操作并给出告警。这样一旦预演操作的开关和正式操作的开关不一致，系统就能告警。目前综自设备模拟预演功能大部分不符合要求，许多厂家设备根本没有模拟预演功能，导致操作模拟变成了为了“模拟”而模拟，没有了实际效用。同样，在监控中心监控主站系统上操作时也应该具有模拟预演功能。3. 监控中心监控主站系统操作员工作站应具备基本的防误闭锁逻辑和模拟预演功能。解释：所谓“基本的防误闭锁逻辑”就是只要考虑本间隔的断路器、隔离开关、接地闸刀之间闭锁，可以作为基本逻辑定置下来。由于监控主站系统要接入并管辖许多变电站，再考虑每个变电站的跨间隔闭锁的个性需求显然是不实际的，也没有必要，因为每个变电站I/O测控模块中已经具有完善的逻辑了，监控主站系统对设备的操作命令还是要通过测控模块的逻辑判断。七、关于带电显示器1、 出线侧有CVT的线路或主变，出线地刀操作应接入CVT次级无电的闭锁，不需再装设带电显示器；出线侧无CVT时，宜装设带电显示器，出线有电时带电显示器应有接点动作闭锁地刀操作。解释：优先采用CVT次级电压闭锁，一是可靠，预试等比较严格；二不增加投资。带电显示器目前实际上是没人维护的，坏了就找厂家换，也没有试验周期与标准。2、 对GIS、中置柜等难以验电的设备，在设备转冷备用前检查带电显示器指示有电，设备转冷备用后检查带电显示器指示无电，即可不经验电直接操作地刀。3、 35kV、10kV等中心点不接地系统的线路带电显示器，安装时要采取措施，防止系统单相接地时过电压造成损害。解释：中心点不接地系统发生接地时相电压最高可升到线电压。八、综自变电站设备的操作方式及次序1、 综自变电站设备操作方式按下列次序依次优先：监控中心遥控操作站控层遥控操作I/O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。2、 正常情况应采用监控中心遥控操作或站控层操作员工作站上操作的方式，有问题时再到I/O测控屏上操作。现场就地操作方式是当计算机监控系统故障或检修时采用。3、 当I/O测控模块故障无法完成操作时，应将“I/O测控模块闭锁输出”解锁开关切至解锁位置，到现场用按钮操作。此时不得再随意解除现场电气闭锁。4、 当电气闭锁回路故障时，到现场将电气闭锁解锁后，可用按钮近控操作，也可通过综自系统。此时不得再随意解除I/O测控模块闭锁逻辑。5、 I/O测控模块解锁和现场电气闭锁解锁要分别履行解锁手续。6、 对程序化操作的变电站，综自设备的防误逻辑闭锁条件除了判断设备位置外，还必须加入必要的模拟量进行判别。如操作隔离开关时除判断相应的断路器、接地闸刀拉开外，还必须判断本回路CT二次无电流，其判断电流的整定值超过采样零漂即可。解释：综合自动化变电站出现后，其设备的操作方式以前没有作规定，有的单位还习惯在测控屏上操作。本次作了规定，明确了操作次序，优先级别的规定是防止“打架”，保障操作人的安全。对计算机监控系统的自动顺序操作，强调了对模拟量的判断，确保操作安全可靠。