朱英杰，潘朝文

（南京电力工程设计有限公司，江苏南京210013）

近年来，随着自动化技术的发展和应用，新建110 kV变电站基本采用综合自动化控制，程序化操作、数字化变电站也开始涌现，老变电站基本上都已完成无人值班改造，随之而来的对传统运行值班方式的变革，对防误装置提出了更高的要求，因此，变电站防误设计应充分考虑如何适应新的运行方式，提高防误水平。

1 几种五防装置比较

常规防误闭锁方式有：机械程序锁、电气闭锁、微机防误闭锁、“逻辑闭锁＋电气闭锁”。这些闭锁方式经过了多年的使用和运行考验，优缺点均已充分显示。

1.1 机械程序挂锁

机械程序锁操作逻辑由厂家和运行单位在锁具安装前共同制定，现场操作必须严格按照此逻辑进行操作，很不灵活，部分主接线不能适用；程序挂锁是按间隔进行配置的，每个间隔的隔离开关、接地刀闸、网门挂锁都是惟一的，按一个变电站20个间隔，每个间隔5把锁，备用钥匙箱内就要放100把钥匙，非常不利于管理。机械程序锁还有无法防止误拉断路器、维护工作量大等缺点。

1.2 电气闭锁

电气闭锁是指通过二次电缆将有关断路器、隔离开关等设备的位置串入有关设备控制回路，来实现“五防”功能的一种技术。电气闭锁是电力系统发展过程中经过不断完善和总结而发展起来的一套行之有效的防误闭锁方法，实现起来方便、可靠[3]。对于检修人员的误操作(无票操作、误碰设备等)，其他形式的防误闭锁可能失去作用，电气闭锁就成了最后一道防线[3]。不管以后运行操作模式如何改变，远方操作、就地操作最终都要通过设备的控制回路。

虽然有以上优点，但电气闭锁需要敷设大量的二次电缆，对于户外非GIS变电站，要全部通过电气闭锁实现，投资较大；电气闭锁一般只能防止断路器、隔离开关和接地刀闸的误操作，对误入带电间隔、接地线的挂接(拆除)等则无能为力，对于双母线、主变三侧的防误实现较为困难，不能实现完整的“五防”功能。另外，因一次设备质量较差，隔离开关辅助接点不到位而影响操作的故障时有发生[4]。

1.3 微机五防

微机五防系统主要由主机、电脑钥匙、编码锁、模拟屏等功能元件组成。微机五防系统中预存一次接线图和所有一次设备的操作规则，当运行人员在计算机上模拟预演时，计算机将对每一步操作进行判断，符合“五防”原则则通过，违反“五防”原则则拒绝执行。预演结束后，计算机将正确的操作票内容通过五防主机传送到电脑钥匙中，运行人员持电脑钥匙到现场操作[5]。

微机五防系统可根据现场实际情况，编写相应的“五防”规则，有很强的灵活性；其最大的一个优点是可以给临时接地点加装编码锁，能控制临时接地线。

独立的微机防误系统，对五防主机的依赖性较强，现场设备的“五防”规则全部装在五防主机中，一旦主机出现故障，全站的五防功能全部失去。微机五防系统还存在“走空程”问题，现场用电脑钥匙解锁过程中经常会发生锁没有打开，而电脑钥匙的程序却已经走到了下一步的情况，此时只能靠强制解锁，实质上“五防”已经形同虚设[3]。重要的是微机五防仍然是落后的离线式防误系统，无法满足变电站无人值班后的安全需求，与变电站综合自动化技术的发展方向相悖。

1.4 逻辑闭锁＋电气闭锁

“逻辑闭锁＋电气闭锁”方式是指利用变电站综合自动化系统所提供的强大硬件、软件环境以及数据信息，断路器、隔离开关位置及相应的模拟量信息等采集到监控系统中，通过软件将现场大量的二次闭锁回路和操作行为变为电脑中的“五防”闭锁规则库，间隔间的闭锁由测控装置的逻辑闭锁条件实现，间隔内的闭锁由电气闭锁实现。

这种闭锁方式结合了微机五防和电气闭锁的优点，在解锁操作时仅对本间隔设备解除操作闭锁，大大简化了二次回路接线，实现了防误闭锁的数字化，以及以往不能实现或者是很难实现的防误功能，可以实现比较完整、可靠的防误闭锁[6]，应该说是防误闭锁技术的飞跃。

紫椴(Tilia amurensis Rupr.)是椴树科(Tiliaceae)椴树属高大落阔叶乔木。紫椴分布于我国东北、华北地区，是长白山区域重要的用材树种，被《国家重点保护野生植物名录(第一批)》定为国家二级重点保护植物[1-3]。紫椴树冠大而优美，树龄长，抗烟、抗毒性强，秋季叶黄，是世界四大阔叶行道树之一。紫椴木材纹理致密，色白质轻富有弹性，不翘裂容易加工，是建筑、家具、雕刻等行业的重要用材。关于紫椴的研究，多集中在紫椴形态及分类学、生态及地理学以及育种造林学等方面[4-8]。

其缺点是对相关一次设备提出了更高的要求，“逻辑闭锁+电气闭锁”方式非常依赖于对一次设备状态的正确识别，如果状态不正确，就不能正确操作。一旦采用“逻辑闭锁+电气闭锁”的变电站出现不能远方操作，运行人员要联系一次设备的检修人员进行处理，如果故障不在一次设备上，还要联系调度自动化班来处理，处理流程过于繁杂，直接延误了有效工作时间，影响了供电可靠性。据了解，采用该种设计思想的变电站的类似故障时有发生，由于调度要立即操作，实际上不得已现场大多采用解锁操作，客观上增加了不安全的几率。

2 110 kV变电站五防设计

从以上的分析和比较可知，每一种闭锁方式都有其优点和局限性，变电站防误设计应根据变电站的具体情况，合理配置，以适应变电站运行管理方式为准则，并遵循“技术先进、运行安全可靠、操作简单、维护方便、价格合理”的原则实施。

2.1 新建变电站

根据江苏省电力公司 《变电站防误操作技术规定.苏电生〔2008〕631 号》规定，新建的 110 kV 变电站采用 “逻辑闭锁+电气闭锁”来实现防误操作功能，不再设置独立的微机防误系统。新建的110 kV变电站，采用综自模式设计，所有断路器、隔离开关的状态量全部以实遥信量上送到计算机监控系统内，为计算机监控系统进行分析、判断设备是否具备操作条件提供了可能；设备的性能较好，辅助接点在多粉尘、潮湿及腐蚀性环境中也能保证良好的通断性能，采用“逻辑闭锁＋电气闭锁”是比较适用的。以隔离开关为例，其典型操作原理如图1所示，图中LD为远近控切换开关，PC和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）。

图1 隔离开关闭锁回路示意图

应用“逻辑闭锁+电气闭锁”需注意以下几点：

（1）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，还必须对其他跨间隔的相关闭锁条件进行判别。接入计算机监控系统进行防误判别的断路器、隔离开关及接地刀闸等一次设备位置信号应采用常开、常闭双位置接入校验。

（2）应将临时接地点纳入防误系统。目前很多综合自动化系统的防误没有考虑临时接地装置，许多人也是基于这一点强调要用独立的微机防误系统。例如，目前大部分新上的10 kV开关柜中主变开关柜没有主变侧接地刀闸，现场一般在主变本体和10 kV穿墙套管间临时设置了一个接地点，由于临时设置的接地点无法闭锁高、中压侧主变隔离开关，临时地线的装设同样也无法受高、中压侧主变隔离开关位置闭锁。因此，应用“逻辑闭锁+电气闭锁”需将临时接地点实时状态上传监控系统，并列入防误闭锁逻辑判别。

（3）应将模拟量判别纳入防误闭锁条件。加入模拟量判别使监控系统判断更可靠，操作更安全。主要有下列方面：①操作隔离开关时除判断相应的断路器、接地闸刀拉开外，还必须判断本回路电流互感器（TA）二次无电流，其判断电流的整定值超过采样零漂即可。如果操作隔离开关时，断路器绝缘拉杆已拉断，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，就会发生带负荷拉隔离开关，若加了电流判别，就可以禁止操作；②双母线停役一条母线前拉母联断路器时应判断其TA无电流，防止还有元件遗漏在停役母线上没有倒过来；③母线接地刀闸的操作应判别电压互感器（TV）二次无电；④出线接地刀闸的闭锁条件中加入本线路无电判据。出线侧有TV的线路，出线接地刀闸操作应有TV次级无电的闭锁，不需再装设带电显示器；出线侧无TV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接地刀闸操作。

2.2 改造变电站

原有采用微机五防的变电站，如果一次设备具备条件，则可以对全站进行综合自动化系统改造，防误按照“逻辑闭锁＋电气闭锁”方式设计。一些变电站在进行综合自动化系统改造时，为减少施工难度、工作量及安全性，没有重新敷设电缆采集隔离开关位置，一般只采集了断路器和母线隔离开关的位置遥信，无法使用“逻辑闭锁+电气闭锁”方式，而且早期的综合自动化系统，很多不具备防误操作闭锁逻辑功能。对于这2种情况，可暂时使用独立的微机防误系统。如微机防误系统不健全，可进行升级改造，确保防误功能的健全。升级改造时应注意以下几点：

（1）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，抬高操作风险。许多误操作事故就是在独立微机防误系统实施解锁时发生的。

（2）独立微机防误系统主机应与站端综合自动化系统接口，实现微机防误系统对一次设备位置状态的监视，实现“实遥信”，使得防误主机一次接线图与现场状态一致，防误主机和实时监控系统有机结合。对综合自动化系统没有采集的设备位置信号，由电脑钥匙回传实现对位，确保模拟预演时设备位置显示正确，有效防止误操作。

（3）对电动设备，编码锁具备应对断路器、隔离开关等设备电气操作回路进行控制，在本间隔端子箱中集中安装；电动设备手动操作无闭锁时，则应在其机构箱门上用编码锁闭锁，避免在电动操作失灵进行手动操作时跑错间隔。

原有110 kV及以下仍采用机械程序锁的变电站，基本上都已完成无人值班改造，现场的控制屏功能取消，原来装在“KK”开关防误盒内的程序钥匙没有地方装设，实际上隔离开关操作就没有了硬闭锁措施，为解决此类问题，可考虑将隔离开关的钥匙装在开关防误盒内，断路器拉开后，才能拿到隔离开关操作的钥匙；或者采用将操作钥匙串入断路器控制回路中，当断路器处于合闸位置时，常闭接点打开，电控锁无操作电源，操作钥匙无法取出，当断路器处于分闸位置时，辅助接点闭合，电控锁有操作电源可以打开，可以进行隔离开关操作。

3 结束语

“五防”系统的发展，是适应运行管理模式变革的必然要求，新模式的最大难点是运行人员要担任五防设备维护的职责，实际上是生产观念能否转变的问题。

置于测控装置内部的“逻辑闭锁+电气闭锁”是比较彻底的“五防”解决方案，它取消了传统意义上的模拟屏、智能钥匙、挂锁等硬件设施，极大地减少了硬件维护量，符合变电站无人值班的现状，适应变电运行生产模式发展方向，但在功能方面还有待进一步完善和提高。从目前的运行情况来看，为安全可靠起见，在大力推广应用“逻辑闭锁+电气闭锁”系统的同时，根据实际情况适度保留传统闭锁方式是有效的防误闭锁措施。

[1]裴晓利，任宏涛.变电站防误闭锁方案研究[J].中国新技术新产品，2008（12）：82.

[2]雷春明.220 kV系统综合防误闭锁装置工作原理及其方法[J].华中电力，2008（1）：61-66.

[3]顾拥军，皮卫华，杨乘胜，等.变电站防误闭锁应用分析[J].继电器，2005，33(2)：66-70，84.

[4]陈志军，李剑刚，高宏伟.500 kV综合自动化变电站的防误闭锁应用[J].继电器，2008，34(18)：69.

[5]郭铭桂.浅谈南宁区域控制中心的防误闭锁系统[J].广西电力，2008（3）：44-45.

[6]陈轶玮，沈一平.220 kV变电站防误系统改造设计[J].电力系统保护与控制， 2009，37(17)：116-117.