江门供电局变电管理二所 广东江门 529000
摘要：变电站防误闭锁装置是防止运行电气误操作引发的人身和重大设备事故发生的重要措施，但在实际运行过程中，往往会出现一些故障，需要予以改进。本文就以某110kV变电站为例，对该变电站双重化防误闭锁装置异常故障原因进行了分析判断，并对此提出了改进措施。
关键词：电气闭锁；防误闭锁装置；异常；分析；改进措施
引言
随着智能电网加速发展，电网结构越来越复杂，对系统的安全稳定运行要求越来越高。保障变电站安全平稳运行的关键就是要防止电气操作失误事故的发生，而防误闭锁装置正是防止电气操作失误的一种综合性装置。但在实际运行中防误闭锁装置会出现一些故障，严重影响着设备的操作质量以及运行人员操作安全。因此，需要对防误闭锁装置在运用中出现的故障原因分析，并提出了解决问题的处理方法和改进措施，从而提高防误闭锁装置在运行中的质量，有效避免误操作事故的出现，提高防误闭锁在电力系统中运用的可靠性、稳定性、安全性。
1 110kV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110kV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。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110kV及以上室内隔离开关大多采用此类闭锁装置。
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。
1.3 隔离开关的双重化防误闭锁
110kVGIS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。
图1 隔离开关操作防误逻辑原理
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。
2 案例分析
由于新建110kV变电站110kV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
110kV某变电站一次系统（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。
图2 110kV某变电站一次系统（110kV部分）
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。
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-110V，XL：10处对地电压为-110V，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、110kVⅠ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
总而言之，防误闭锁装置是变电站的重要设施，在变电站中装设不同的防误闭锁装置，不同的操作方式，实现的防误闭锁效力也不尽相同。通过本案例的分析处理可以体会到：该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，在一定程度上提高了防误闭锁的能力，但其异常的判断处理也将变得更加复杂。因此，这就需要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；从而使得运维人员可及时对防误闭锁装置异常情况做出正确的判断，并及时进行处理与改进，以提高操作效率和可靠性，保证电网的安全稳定运行。
参考文献：
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论文作者:李景光
论文发表刊物:《基层建设》2017年第19期
论文发表时间:2017/11/9
标签：装置论文; 逻辑论文; 变电站论文; 操作论文; 闸刀论文; 间隔论文; 电气论文; 《基层建设》2017年第19期论文;