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计算机监控防误操作系统

发布日期:2015-12-16点击数量:

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一、研发背景
      电力系统的电气设备误操作是威胁电力系统安全运行的频发性事故,它可能导致大面积停电、电力设备损坏、系统振荡瓦解,甚至发生人身伤亡事故。为了有效防止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年将防止电气设备误操作事故列为电力生产急需解决的重大技术问题发布,1990年提出了电气设备防误的要求,并以法规形式规定了电气设备防止误操作的管理、运行、设计和使用原则。自此电力部门要求高压带电设备必须安装防误闭锁装置,以达到防误要求,即:
(1)防止误分、误合断路器。
(2)防止带负荷误分、误合隔离开关。
(3)防止带电挂接地线或合接地开关。
(4)防止带地线或接地开关合断路器或隔离开关。
(5)防止误入带电间隔。
 
1、防误技术发展历程
     随着电力系统的发展,防误闭锁技术也不断更新,国内先后出现了机械闭锁、机械程序锁、电气闭锁、微机防误、一体化防误、监控防误等技术。
     最初的防误操作采用机械闭锁方式实现,因其简单可靠、易于实现,作为最基本的闭锁方式一直被电力系统采用,但这种闭锁仅限于在设备集中的间隔内采用,实现跨间隔的闭锁比较繁琐。
      为了扩大闭锁范围,机械程序锁技术被引入,程序锁在操作过程中有钥匙的传递和钥匙数量变化的辅助动作,符合操作票中限定开锁条件的操作顺序的要求,与操作标准中规定的行走路线完全一致,容易为操作人员所接受。但由于结构复杂,易卡塞,延长了操作时间而不受操作人员的喜爱,目前只在规模较小的变电站中有一些应用,随着自动化技术在变电站的应用,机械程序闭锁技术逐步被微机防误技术代替。
      电气闭锁技术是对电控设备有效的闭锁方式。早期的电气闭锁技术是通过设计合理的电气接线达到联锁操作的目的,但由于其接线复杂、维护工作量大、灵活性差等原因很难作为全站闭锁方式而实施。目前,电气闭锁技术经常与微机防误技术或在线式防误技术配合使用,比较适合间隔层防误。
      微机防误技术的出现,使变电站的防误闭锁实现了跨越式发展,它与电气闭锁、机械闭锁技术结合,构成了变电站较为完备的防误系统。但因可靠性和稳定性差,无法适应变电站自动化技术发展的需要。
      一体化防误技术是微机防误的特殊表现形式,它将防误软件集成到监控后台软件中,通过共享数据库和图形系统,提高了防误的可靠性和可维护性。
      监控防误技术在实际应用过程中,体现了它有许多微机防误技术无法比拟的优势。早期的独立在线式防误系统施工复杂,不利于后期维护,推广应用受到了限制。
     数字化变电站给防误系统提出了许多新要求,而传统的微机防误技术和在线防误技术,已无法满足数字化变电站的通信网络,一种新型的监控防误技术应运而生,它将一体化防误技术、在线式防误技术、数字化变电站通信技术有机结合,完全适应数字化变电站对防误的技术要求。
     以下是各类防误闭锁装置性能特点比较:
1)、各类防误闭锁装置性能特点比较
 
闭锁类型
优       点
缺        点
备注
微机闭锁
1、闭锁功能完善,防误程序实现容易;
2、自动化程度高;
3、安装调试方便(必须由厂家完成);
4、维护方便(必须由厂家完成)。
1、电脑钥匙抗干扰能力较低,容易出现逻辑混乱,程序易丢失;电脑钥匙电池使用寿命短。每半年寄回厂家维护一次;个别产品存在电脑钥匙和充电器配合不好的情况。
2、通讯不稳定,易中断,数据易丢失;
3、防止走空程功能较弱。实现起来也比较复杂;属于提示性闭锁装置。
4、锁具易锈蚀卡涩、插拔不灵活;
5、防误系统处于离线状态,现场与模拟系统不能实时对接,容易造成模拟图和现场电气设备状态不能及时保持一致;
6、使用电脑钥匙操作,大大增加了运行人员操作时间和劳动强度。
适合各电压等级变电所。目前,占有率居首位。
机械程序锁(机械联锁、机械闭锁)
1、功能较完善;
2、性能良好;
3、坚固耐用;
4、检修人员容易掌握,便于设备的维护。
1、安装较复杂,调试困难,维护工作量大;
2、如果一次接线复杂,防误程序实现比较困难。即使实现,操作也比较繁琐;
3、锁具易锈蚀,程序锁程序易出错;
4、智能程度低,无法和现代化变电所配套;
5、使用程序钥匙操作,增加运行人员工作时间。
适用接线简单或自动化程度不高的变电所。主要用于间隔防误。
电气闭锁
1、防误功能比较完善、可靠;
2、安装简单,维护方便容易;
3、操作方便、简单,不增加运行人员的额外时间和劳动。
易出现户外设备辅助接点转换不灵、接点粘死,应采用真空辅助开关。
国外应用比较广泛。适合间隔防误。
计算机监控系统逻辑闭锁
(在线式一体化防误)
1、防误闭锁功能完善,防误程序实现容易;
2、在线强制闭锁,实时性强;
3、较高的可靠性和稳定性、长寿命;
4、完备的防误逻辑判别功能。如可以采集模拟量(电流、电压等);
5、完备的操作管理功能和操作票功能;
6、维护简单,工作量小;没有电脑钥匙,不增加运行人员的操作时间和劳动强度;
7、通讯稳定可靠;
8、具备多任务并行防误操作功能;
9、能够实现对电气设备状态的实时采集和在线逻辑判别;
10、能够实现整个电网的防误要求;
11、能够实现防误闭锁和操作票顺序闭锁
结合变电站基建和技改实施比较方便,单独实施变电站防误改造工作量较大。
防误闭锁的发展趋势。
 
 
2)、计算机监控防误系统与微机防误系统性能的比较
产品
项目
监控防误(在线式一体化防误)
独立在线式微机防误
独立微机防误(带电脑钥匙)
模拟操作
智能图形模拟
智能图形模拟
模拟屏、智能图形模拟
操作方式
在线式实时操作,运行人员可以直接在防误主机操作界面上操作,设备操作完成后及时更新状态并对其闭锁。
不需要任何钥匙实现自动解锁,运行人员直接操作已解锁设备,设备完成后自动检测设备位置并自动闭锁。
运行人员携带电脑钥匙人工解锁,设备操作完成后人工检测设备位置、人工闭锁。
在线实时逻辑判别
系统自动进行逻辑判别,在逐步操作时,监控防误主机根据相关设备状态对当前操作进行逻辑判别,只有全部条件满足时才能进行该项操作。防误依据:一次、二次设备状态以及模拟量。
实现各种实时动态情况下的防误操作,在逐项发送操作序列的每步任务的同时,防误主机根据当前操作进行逻辑判别,只有全部条件满足时才能进行该项操作。防误依据:一次、二次设备状态以及模拟量。
无此项功能。防误依据:一次设备状态。
位置检测
全部设备实时在线检测,包括手动设备、接地线、网门等,反馈时间小于3s,采用常开、常闭双接点,信息更准确、可靠。
全部设备实时在线检测,包括接地线、网门等。
通过电脑钥匙对操作设备位置检测进行人工确认,所有操作项完成后形成虚遥信息传回给主机,且信息采集不完善。
操作监视
所有操作实时监视(包括手动设备操作),操作结果由自动化系统实时采集,信息更准确,更可靠。
运行人员操作时,可实时监视设备操作的全过程。
锁具操作结果由电脑钥匙检测或人工确认为,所有操作项完成后形成虚遥信回传给防误主机,缺乏可靠性、实时性。
远方监控
运行人员操作时系统可将实时操作信息传送给远方调度、集控中心。
运行人员操作时防误系统可将实时操作信息通过监控系统传送给远方调度、集控中心,远方监控不及时。
无此项功能。
多任务并行
允许包括检修在内的多个操作组同时操作。
允许包括检修在内的多个操作组同时操作。
可支持四组同时操作。需要大量电脑钥匙。
操作管理
能记录系统启动、运行、退出时间,设备操作时自动记录操作时间、设备及其状态、解锁操作方式,并可提供查询功能。具备自动对时功能。
设备操作时自动记录操作时间、设备及其状态、解锁操作方式。
通过电脑钥匙黑匣子记录,空间有限。
防走空程序
锁具具有正反双向闭锁功能,解锁后,设备操作到位时,状态才进行更新,保证了逻辑判别的真实性和实时性。
电控锁具有位置识别功能,只有单接点信号进入防误主机。单元控制器易受干扰,锁具容易损坏,可靠性不高。
会发生将锁具打开后,不操作电气设备,即进入下一步程序,即出现“走空程”现象。部分锁具不具备正反向闭锁,特别是编码挂锁,防走空程序功能实现复杂,费用成倍增加。不能实现强制闭锁。
模拟量采集与应用
能够采集与应用电压、电流模拟量,完善了防误闭锁功能,避免了由于位置触点断线或传动机构断裂等引起的误判断。
无此项功能
无此项功能
升级与维护
易于升级,便于维护,且升级与维护时成本较低。
维护量大,维护成本较高;升级时需增加较多的设备,成本高。
维护量大,目前大多厂家采取驻地维护,维护成本太高;升级时需增加较多的设备,后续成本太高
智能化程度
智能化程序高,适应数字化变电站和变电站自动化、智能化发展的需要。
智能化程序较高,符合目前变电站自动化防误要求,但稳定性、可靠性极差。
智能化程度低,已经难以适应变电站自动化发展的需要。
通讯接口
具有统一的通讯接口,与其它设备通讯流畅、可靠。支持IEC61850标准。
设备之间通讯不可靠。目前无统一通讯规约,需要进行大量的调度工作。
目前无统一通讯规约,需要进行大量的调试工作。
二次设备
防误
除了采用模拟量进行逻辑判别外还可以将软压板、电源遥控开关、转换开关、解锁开关等二次设备纳入防误系统。
无此项功能
无此项功能
顺序闭锁
同时实现防误逻辑闭锁和操作票顺序闭锁(程序化操作)。
只能实现防误逻辑闭锁
只能实现防误逻辑闭锁
 
 
      综上所述,常规防误技术各有所长,各有其短,都有一定的应用范围,防止误操作功能也都有一定的局限性,主要表现在以下几个方面:
(1)严格意义上讲,离线的逻辑判断不能实现真正的防误闭锁功能,其操作过程中一次设备状态变位有可能导致后续的操作步骤不再满足防误要求,而常规防误系统不具备辨识功能。
(2)不能从根本上杜绝“走空程”。
(3)与变电站控制技术向网络数字化以及一体化共享的发展模式不相适应。
 
2、防误功能设计依据
(1)、国家电网公司《110KV变电站通用设计规范》(Q/GDW203-2008):
4.8.2条款“防误操作闭锁功能应由计算机监控系统完成。本间隔的闭锁可由电气闭锁接线实现,也可采用能相互通信的间隔层测控装置实现。”
《110kv变电站通用设计规范》编制说明
4.7.6.1条款“防误操作闭锁作为计算机监控系统的功能之一,不再配置独立的防误工作站,是考虑国家电网公司的建设范围面太广,不适宜在标准中明确配置独立的微机防误装置,有失其标准的严肃性;从计算机监控系统的技术发展方向以及变电站管理模式向无人值班看,防误操作闭锁功能应该作为计算机监控系统的功能之一,可以减少扩建及运行中的维护工作量;另外有关行业标准设计技术规定也明确了这一点,避免误导、限制计算机监控系统生产厂商的产品技术发展。个别地区运行习惯希望保留独立的微机防误装置,在基建工程中不宜考虑。”
4.8.2条款“在二次线设计中应考虑完善的防误操作闭锁,加强了本间隔闭锁设计的要求。本间隔的闭锁回路可以由电气闭锁接点实现,也可以采用相互通信的间隔层测控单元实现。当采用GIS设备时,本间隔的闭锁回路可以由GIS内部完善的防误闭锁接线串接来实现电气闭锁;当采用其它设备时,本间隔的闭锁回路采用能相互通信的间隔层测控单元实现。”
(2)、国家电网公司《220KV变电站通用设计规范》(Q/GDW204-2008):
4.8.2条款“防误操作闭锁宜由计算机监控系统实现全站的防误操作闭锁功能。本间隔的闭锁可由电气闭锁接线完成,也可采用能相互通信的间隔层测控装置实现。”
《220KV变电站通用设计规范》编制说明
4.7.5.2条款“本章节规定了防误操作闭锁作为计算机监控系统的功能之一,不再配置独立的防误工作站,是考虑国家电网公司的建设范围面太广,不宜在标准中明确配置独立的微机防误装置,有失其标准的严肃性:从计算机监控系统的技术发展方向以及变电站管理模式向无人值班看,防误操作闭锁功能应该作为计算机监控系统的功能之一,可以减少扩建及运行中的维护工作量;另外有关行业标准的设计技术规定也明确了这一点,避免误导、限制计算机监控系统生产厂商的产品技术发展。个别地区运行习惯希望保留独立的微机防误装置,在基建工程中不宜考虑。”
(3)、国家电网公司防止电气误操作安全管理规定(国家电网安全监[2006]904号)
(4)、《220KV~550KV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T5149-2001
(5)、国家电网公司输变电工程典型设计500KV变电站二次系统部分
(6)、国家电网公司输变电工程典型设计330KV变电站二次系统部分
(7)、国家电网公司输变电工程典型设计220KV变电站二次系统部分
(8)、国家电网公司输变电工程典型设计110KV变电站二次系统部分
(9)、国家电网公司物资采购标准(2009版)
      变电站防误闭锁系统通用技术规范(编号:1102001-0220/0330/0500/0750-00)
      变电站防误闭锁系统专用技术规范(编号:1102001-0220/0330/0500/0750-01)
(10)、国家电网公司智能变电站防误闭锁系统通用技术规范(2010版)
 
3、防误技术新要求
      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,变电站自动化经历了从无到有、从初级阶段到高级阶段的发展过程。近几年,数字化变电站的出现使变电站自动化技术产生了质的飞跃,数字化变电站采用的新技术为防误闭锁提供了许多新思路、新手段,也对变电站的防误操作提出了更高的要求。
     (1)在线实时判断,实现完整的防误功能。防误主机应实时监控操作票的执行进度,实时监视一次设备的操作情况,一旦发生违反防误规则的操作,防误系统应对设备的操作强制闭锁并发出告警信息。本步操作完成后,检测到设备状态变位才释放下一步操作,从根本上杜绝“走空程”。
     (2)多层次防误操作网络,提高系统的可靠性。可以全面地实现变电站站控层、间隔层、过程层的三层防误操作。三层次防误同时工作,当站控层防误失效时,间隔层防误仍能实现全站防误。
     (3)采用在线式防误专用锁具实现对临时地桩、刀闸、网门等手动操作设备的在线监控,避免监控死角,实现防误技术性能的全面提升。
     (4)支持多任务并行操作,增加操作的灵活性,后台监控系统的实时性和防误软件的智能性有机融合支持多任务并发执行,增加了操作的灵活性。
     (5)简化操作步骤,缩短操作时间。省去了电脑钥匙,无需核对电脑钥匙的对应状态,避免了在主控室与开关场所之间的多次往返操作,减轻了操作负担,提高了操作效率,缩短了操作时间,特别可为单人操作提供简明的技术保障。
     (6)采用开放式设计,便于更新与扩展。采用数字化变电站通用的DL/T 860 《变电站通信网络和系统》标准只要支持MMS和GOOSE的装置都可接入到本防误系统,从而使系统具备更好的互操作性,在系统扩建的时候也可方便扩展。
      综合自动化及智能变电站防误操作系统应简单、可靠、经济、高效、方便操作。简单、可靠才能保障安全。计算机监控防误操作系统是在线的实时监控防误系统,其运行可靠性与防误完备性大大提高了变电站及电网的防误性能,同时还降低了运行人员的劳动强度,节省了操作时间;大大提高了变电站运行及检修操作的自动化程度,有利于实施遥控操作和按票顺序化操作,现场单人操作更加方便;更容易集成到集控(调控)中心主站系统,能够实现跨变电站的整个电网的防误功能,符合变电站无人值守集中监控的发展方向。
二、基本原理
1、基本原理概述
在总结各种防误技术的优缺点基础上,在线式防误系统设计要满足如下的技术要求:①防误系统应更加简单、可靠;②同时实现防误逻辑闭锁和操作票顺序闭锁;③实现对于设备实时在线的防误闭锁;④实现对于站控层、间隔层、过程层三层操作的实时在线防误闭锁;⑤有助于运行人员正确操作习惯的培养;⑥基于DL/T 860标准,支持互操作特性;⑦实现间隔层的基于GOOSE的联闭锁。
图1  110kv及以下等级变电站计算机监控防误原理图
 
2 220kv及以上等级变电站计算机监控防误原理图
 
2、总体构架
 
      在线式防误系统总体构架如图3所示,系统采用三层防误结构设计,站控层实现全站的防误逻辑闭锁和操作票顺序闭锁,间隔层通过监控网络实现全站的防误逻辑闭锁,过程层通过电气连线实现本间隔的防误闭锁。系统采用冗余设计,网络采用总线型双以太网互为备用,站控层主机采用主备服务器模式以提高可靠性。
      在线式防误系统取消了大量现场编码锁,对于手动操作设备(包括网门、接地桩)则使用在线式防误专用锁具,站内所有手动设备也纳入到监控系统实时防误闭锁系统中。在线式防误专用锁具可以返回接地桩是否挂接地线的位置信息,可以返回网门开闭的位置信息,并且解锁或闭锁操作可以由监控系统进行遥控。由于具备了可遥控、返回遥信的功能,实现了网门、地线等手动设备实时在线的防误闭锁,隔离开关操作电源回路取消传统的空气开关,使用可遥控的空气开关,从而将隔离开关动力操作电源(电机电源)也同步纳入到监控系统中加入防误操作序列,大大提高操作自动化程度。
 

                                 图3   在线式防误系统总体构架图
 
      在线式防误系统提供全程的、实时的防误逻辑闭锁和操作票顺序闭锁,是通过对一体化防误系统进行如下改进来实现的:
   (1)间隔层测控装置增加防误闭锁节点,串入过程层设备的控制回路,实现对电气设备的防误闭锁。
   (2)站控层后台监控系统完成防误逻辑判断和操作票顺序判断后,闭合相应的防误闭锁节点,确保操作任务内操作对象的唯一性。
   (3)站控层后台监控系统对防误闭锁节点控制的同时,间隔层测控装置还进行全站防误逻辑的实时判断:确保一旦在后台监控系统出现故障的情况下,测控装置接管防误闭锁节点的控制。
   (4)在网门、手动隔离开关操动机构和临时接地桩安装在线式防误专用锁具,实现手动设备的实时防误闭锁与监控。
   (5)测控装置防误逻辑由后台监控系统直接下发,确保全站防误逻辑的唯一性。
                                             图4   在线式防误闭锁回路示意图
      在线式防误闭锁回路示意图如图4所示,防误闭锁节点采用动合触点,可以保证遥控出口接点抖动不会引发误操作。只有防误闭锁节点闭合的情况下,操作命令才能出口。操作票预演成功后,系统自动生成和操作票对应的操作序列。在每一步操作之前,后台监控系统对当前操作步骤进行防误逻辑判断,判断满足后,自动闭合测控装置相应的防误闭锁节点。
      在线式防误系统基于DL/T 860标准设计,通过MMS网络实现防误闭锁节点的控制,通过GOOSE网络实现间隔层的全站逻辑闭锁。
      当MMS网络或后台监控系统出现故障时,由间隔层测控装置经GOOSE网络实现全站的间隔层防误逻辑闭锁;当GOOSE网络出现故障时,由测控装置实现本间隔的防误逻辑闭锁。
      后台监控系统实时追踪判断防误逻辑,及时反应现场运行方式的变化,即使在操作过程中,一旦现场运行状态变化不满足现有操作逻辑条件,系统会断开防误节点,终止当前操作,保证不发生误操作。
      后台监控系统防误逻辑库可按需要导出用户要求的文本,以便用户检查核对防误逻辑的完整性与正确性。测控装置防误逻辑库的上传与下传,可利用后台监控系统直接进行,并以实际设备的名称直观显示防误逻辑,无需使用专用工具软件来实现。
3.正常操作流程设计
       在系统运行状态正常情况下,对于各种操作方式(后台遥控操作、测控装置或现场设备的就地操作),其操作票顺序判断由后台监控系统独立完成,防误逻辑判断由后台监控系统与测控装置同时完成,操作流程如图5所示。
 
4、故障应对方式设计
      防误主机和监控主机按一体化配置,在线式防误系统可实现双机及双网络的冗余配置,在操作任务执行过程中,其中一台主机故障时,另外一台主机能够自动接管并完成余下操作。
      测控屏装置带钥匙的三工位切换开关,按“监控防误”、“测控防误”、“解锁”三个位置设置。  正常情况下,三工位切换开关处于“监控防误”位置。当后台监控系统故障时,将三工位开关切换到“测控防误”位置,此时由测控装置完成防误逻辑闭锁;当测控装置也故障时,将三工位开关切换到“解锁”位置来完成操作,三工位开关切换到“解锁”位置时,应该将本间隔防误闭锁节点短接,三工位切换开关的操作由钥匙控制,钥匙必须经过权限管理,具备相应权限才能进行相应操作。
 
5、互换性、互操作设计
      传统的防误系统不具有互操作性和互换性,变电站防误系统投运后,若站内扩建其他间隔,相应的防误锁具必须选用同一防误厂家设备。
      防误钥匙和锁具由于没有通信、设备结构和尺寸的统一标准,导致电脑钥匙和锁具不具备互操作性和互换性,不同厂家之间的电脑钥匙和锁具不能互相识别、互相配合。为彻底解决上述问题,在设计在线式防误系统时,必须考虑防误设备的互操作性和互换性,进行两个方面的技术改进:一是取消电脑钥匙和相关锁具,不同厂家的在线式防误专用锁具可实现互换;二是系统按DL/T 860标准进行构建,在线式防误操作系统采用DL/T 860标准,通过使用MMS机制实现控制防误闭锁节点,通过使用GOOSE实现间隔层装置间的联闭锁。基于DL/T 860标准实现使得系统具备更好的互操作性。
      对于防误节点的控制有两种选择:使用私有规约或协议实现控制:使用标准DL/T 860的MMS协议,实现标准的控制流程。前一种方式实现便捷,但是没有考虑互操作性;后一种方式考虑互操作性,但是要求系统必须支持DL/T 860。
       随着DL/T 860标准在变电站的逐步推广,DL/T 860标准成为事实上变电站未来的唯一通信标准。各大监控系统厂家都已经支持DL/T 860,所以选择使用DL/T 860来实现对防误节点的控制。
使用DL/T 860来控制防误节点最大的好处是可以支持互操作性。对于测控装置和低压保护装置,只要支持DL/T 860标准的都可以方便集成到系统中来。
      间隔层防误闭锁早已有之,使用GOOSE实现则使系统具备更好的扩展性和互操作性。在测控装置、低压保护装置、高压保护装置之间可以方便地实现闭锁信息的传递。测控采集的断路器或隔离开关位置、保护的动作信号,都可以高速的在网络上传输,实现防误闭锁逻辑判断。
使用GOOSE实现联闭锁,信息的传递不再受装置类型、厂家的约束,也是间隔层防误闭锁未来的方向。
 
6、闭锁回路设计
      闭锁回路设计方案基于稳妥和可靠地原则,保证每个间隔所配置I/O数量可以监控到临时接地桩。闭锁回路设计方案也可满足接地桩数量有所减少的情况,只是开入开出数量有冗余。
闭锁回路接线设计原则如下:
   (1)防误闭锁节点要求能够持续保持,并有超时断开的能力。
   (2)每个一次电动操作设备需配置防误闭锁节点。
   (3)遥控操作可通过监控后台的防误逻辑判断和按票操作功能实现防误闭锁。
   (4)防误闭锁节点串入测控屏就地操作回路。
   (5)防误闭锁节点串入就地机构(汇控柜)操作回路。
   (6)隔离开关操作电源回路取消传统的空气开关,使用可遥控的空气开关,提高操作自动化程度。
   (7)手动设备通过专用电磁锁参与防误闭锁系统。
   (8)解锁把手设置在测控屏上,为方便操作每个间隔设置一个解锁把手,可以解本间隔所有设备。解锁钥匙在变电站应可靠管理.
 

JKFW计算机监控防误操作系统

1、概述
计算机监控防误装置主要由防误锁具、测控装置、监控防误主机、通讯管理机以及模拟操作系统、智能操作票系统等软件组成。在防误方面,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。计算机监控系统具有全站性的逻辑闭锁功能,除判别本间隔电气回路的闭锁条件外,还可以对其他跨间隔的相关闭锁条件进行判别,而电气闭锁只完成本间隔内的防误闭锁。运行于监控防误主机上的防误操作主控软件是整个系统的控制核心,以变电站一次主接线图作为主要人机界面。监控防误主机中设有变电站全站的防误闭锁逻辑,具有模拟操作、智能开票等功能。变电站的一次、二次设备在主机显示器上通过图形直观显示,并通过防误锁具将现场设备状态进行实时在线的采集。监控和防误功能相辅相成,彻底摒弃了电脑钥匙,将防误系统与监控系统结合为统一整体,实时在线式的变电站的监控操作和防误操作。
 
2、主要构件
(1)监控防误主机
监控防误主机中设有防误闭锁逻辑、模拟操作系统、操作票系统等,运行于防误主机的主控软件,实现系统的核心控制功能;监控防误主机可采用高性能工控机或商用机,与测控装置连接,完成数据采集、处理和操作指令输出控制以及模拟预演和智能开票。
(2)通讯管理机
它通过多种类型的标准通讯接口和通讯规约来沟通不同的保护测控装置、数据采集装置等与后台监控系统、电网调度系统之间的信息联系。一方面可通过保护测控装置、数据采集装置收集各类实时信息上送监控系统和电网调度系统,另一方面又可执行各类操作命令,进行遥控、遥调操作。
(3)测控装置
作为开关设备和防误锁具与监控主机、通讯管理机的连接装置,一方面它采集锁具位置信息量及电压电流模拟量并传送给监控主机和通讯管理机,另一方面可以执行监控主机和通讯管理机发送的指令。
(4)防误锁具:
计算机监控防误装置的终端执行机构,主要有刀闸电磁锁、网门电磁锁、接地电磁锁及相关附件。它们固定安装在变电站一次设备上,用于完成对一次设备的锁定及设备状态的采集,既能自动检测开关、刀闸设备、临时地线桩和网门的分合位置状态,又能对相对应设备进行闭锁。
(5)系统软件
主要有监控防误软件(操作管理)、模拟操作系统软件以及智能开票系统软件等。
(6)TM远程控制器
主要用于控制电动刀闸电源回路,遥控或手动电源回路的通断。它可由系统后台(或测控装置)实现远距离操作,控制供电设备电源的通断,并且实时将开关工作为状态如:闭合状况、故障报警、信号切换、ATm重合控制附件等信息,在控制器动作1S时间内反馈至后台或测控装置,同时能判断永久故障及暂时故障,暂进故障且被消除后ATm允许断路器自动闭合,但发生永久故障时ATm 将锁定Tm远程控制器以避免断路器重新闭合。
(7)高压带电显示闭锁装置
高压带电显示闭锁装置用于反映线路、母线、主变、电缆等带电状况,可安装在线路接地刀闸、母线接地刀闸、主变接地刀闸、临时接地点、开关柜网门以及其它需要闭锁的地方,实现强制闭锁,防止电气误操作。
(8)三工位防误切换开关
按“监控防误“、”测控防误“、”解锁“三个位置设置。正常情况下,三工位切换开关处于“监控防误”位置:当后台监控系统故障时,将三工位开关切换到“测控防误”位置,此时由测控装置完成防误逻辑闭锁:当测控装置也故障时,将三工位开关切换到“解锁”位置来完成操作,三工位开关切换到“解锁”位置时,应该将本间隔防误闭锁节点短接。三工位切换开关的操作由钥匙控制,钥匙必须经过权限管理,具备相应权限才能进行相应操作。
(9)智能解锁装置
在线式监控防误闭锁系统智能解锁装置用于对变电站一、二次设备的各类解锁进行规范管理,防止因错误解锁造成误操作,提高电气设备安全运行水平,保障变电站安全运行。同时,又可以对变电站/发电厂主要区域和场所(如:高压室门、继保室门、安具室门、通讯机房门、办公室门等)、各类设备箱柜门(如:保护柜门、监控柜门、端子箱门、机构箱门、汇控柜门等)及手动设备操作机构进行管理。
(10)地线管理装置
地线管理装置是用来管理变电站或电厂里所使用的临时接地线的智能电子设备,它由地线管理测控单元与检测闭锁机构组成。地线管理测控单元负责管理控制检测闭锁机构,并向防误主机提供地线的当前状态以及执行防误主机的解闭锁指令。检测闭锁机构负责检测识别地线与闭锁解锁地线。使用地线管理装置不但可以解决临时接地线无法识别的问题,还能实时查询地线是否在地线室指定位置,做到按章使用,规范管理,有记录可查询,防止随意的混乱使用,为电力安全生产提供有力的保证。
3、工作流程
      变电站(升压站)电压、电流等模拟量、开关设备状态量、各类电磁锁具的电源信号及反馈信号等通过信号线传送给测控装置,测控装置对信号处理后再通过以太网传送给监控防误主机,监控防误主机将所采集的信号保存在数据库中并及时更新,同时与通讯管理机进行通讯将信息传送给集控中心或调度中心。
      系统启动时,由有操作权限的操作人员登录系统,登录成功后,系统读取数据库定义信息,然后与通讯管理机建立联系交换数据库定义信息,接着与站内电气设备建立通信连接,开始正常的通讯采集。当进行操作时,首先在监控防误主机上进行模拟预演,模拟预演软件根据采集的现场设备状态和相关设备电压、电流模拟量,调用数据库的防误逻辑规则对第一个预操作设备执行防误逻辑判断,如不符合操作条件则模拟结束,如符合条件则生成操作步骤,然后继续对下一个设备进行模拟预演操作。模拟预演完成后,就可以进行实际操作了,在实际操作中,首先对第一个待操作设备执行防误逻辑判断,如条件不符合则拒绝操作,设备被强制闭锁;条件符合则向测控装置发解锁命令,测控装置执行解锁操作,待设备操作到位状态正确返回后继续对下一个设备进行操作。
4、主要功能
      系统主要具有变电站监控、模拟操作、图形开票、自动化防误操作、故障手动解锁操作等功能。
●变电站监控
      全面采集变电站一次、二次设备的信息,使用图示化显示各种信息,对监控数据及告警信息进行统计与分析,提高电力系统维护的响应速度,降低运行维护成本。
●模拟操作
      运行人员可以在系统监控主机上进行图形模拟演示操作,演示的防误规则严格按照变电站运行规则及操作模式编程。系统的监控主机中存有每个任务的操作逻辑条件。系统中各个节点的动作状态都能够准确反映到系统,若模拟操作发现错误,系统闭锁该项操作并发出语音报警,输出提示条文。只有在满足当前运行方式和“五防”判别条件才能模拟操作成功。
●智能开票
      系统开票模块不仅可以提供变电站主接线图,而且还具备与每条回路相应的二次屏元件图及操作术语库,提供模拟开票、智能开票、权限管理、操作票管理以及编写成功的操作票存储、显示、打印的功能。
●自动化防误操作
      系统根据操作票程序模拟正确的设备序列操作,从第一项开始逐项地操作设备,相应的设备(电磁锁)指示灯亮,提示可操作,同时主机显示的模拟屏主接线图中对应操作设备同时闪烁提示,运行人员即可进行操作。在操作过程中,设备状态(开关、刀闸、接地线、网门等)信号通过动作接点传送给测控装置,同时主机主接线图中的对应操作设备同时显示。系统通过逻辑条件判别,对符合操作条件的设备解锁,对不符合操作条件的设备强制闭锁而导致不能操作,从而从根本上杜绝了误操作的发生。
●故障手动解锁操作
      在紧急情况(故障)下,经上级审核批准,可以利用配备的解锁钥匙进行手动解锁操作。
6、系统操作界面
      如下图所示,操作界面采用直观的图形操作,界面不仅提供了变电站主接线图,而且还具备与每条回路相应的二次屏元件图,当符合防误操作逻辑条件,则相应操作步骤就会生成,同时接线图上的设备状态变位为期望的状态。每个操作步骤都会有序号和图示,其中图示是为了更直观的区分“拉开”和“合上”操作步骤,“拉开”操作用绿色色块表示,“合上”操作用红色色块表示。
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