智能变电站防止电气误操作系统的实现方式、验收及运维管理研究
国网济南供电公司、国网山东省电力公司检修公司的研究人员申文伟、逯遥，在2018年第8期《电气技术》杂志上撰文指出，智能变电站的防误闭锁系统与常规变电站基本架构差异很大，目前电力运行部门关于智能变电站防误闭锁系统认知、验收、运行管理等方面的经验仍十分匮乏。
结合参与济南地区首个全部投入三层闭锁系统的智能变电站验收实践，本文对智能变电站防误闭锁系统的三层架构进行了深入分析，并重点阐述了间隔层防误闭锁的实现原理、特点及主要优势，提出了智能变电站防误闭锁系统验收的“六步法”，最后总结了智能变电站防误闭锁系统的运维要点，希望为同行提供有益参考。
为了防止电气误操作事故发生，电气设备应安装防止电气误操作闭锁装置（系统），简称“防误装置（系统）”，且防误装置（系统）应与主体设备同时设计、同时施工、同时投运（“三同时”制度）[1]。防误装置（系统）主要防止五类事故发生[2-3]：防止误分、误合断路器，防止带负荷拉、合隔离开关，防止带电挂（合）接地线（接地隔离开关），防止带接地线（接地隔离开关）合断路器（隔离开关），防止误入带电间隔。因此，防误闭锁系统又称“五防系统”。
目前，智能变电站已在电力系统得到广泛应用。与常规变电站相比，智能变电站的防误系统区别较大。常规站的防误系统分为独立防误系统、监控一体化防误系统两类。
独立防误系统是指设置独立的防误主机，防误主机与监控系统两者之间通信，实现防误主机设备状态对位及遥控指令传输；监控一体化防误系统是指监控系统嵌入防误软件，两者共用设备数据库，实现遥控操作防误校验。常规的防误装置包括电气闭锁、机械闭锁、电磁锁、机械编码锁、电气编码锁等形式，实现具体设备闭锁。
而智能变电站防误系统包括站控层、间隔层和过程层三层防误，其中，站控层防误采用监控一体化防误系统，过程层防误与常规变电站基本相同。间隔层防误基于测控装置实现，具有防误软闭锁和硬闭锁功能，可为顺序控制提供防误校验支持[4-5]。
目前关于智能变电站防误系统的认识、验收、运维经验仍比较匮乏，多数运维单位采用传统思维开展防误管理，通常直接将智能变电站的间隔层防误退出运行，仅保留站控层与过程层防误，不仅造成了设备资源的浪费，也对智能变电站的安全运行构成威胁[6]。
本文结合济南地区首个三层防误系统全部投入的智能变电站验收实践，对智能变电站的三层防误架构进行深入剖析，并重点阐述了间隔层防误的实现原理、技术特点及主要优势，提出了智能变电站防误系统验收的“六步法”，最后对智能变电站防误系统的运维要点进行总结，希望为智能变电站防误系统运维管理提供参考。
1 防误闭锁系统的三层架构
智能变电站基本架构分为站控层、间隔层和过程层三层。站控层设备包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、报警及信息交互功能；间隔层包括继电保护装置、故障录波、测控装置、计量装置等；过程层包括一次设备、智能终端、合并单元等。按照防误系统所在的设备层级划分，智能变电站防误系统分为站控层防误、间隔层防误、过程层防误三层。
图1所示为智能变电站典型的“三层两网”框架结构，即站控层、间隔层和过程层，以及站控层网络和过程层网络。监控机通过测控装置下达遥控指令至一次设备的智能终端，实现遥控操作，该过程中需经三层防误校验。下面逐一分析：
图1 智能变电站三层防误架构
1）站控层防误，监控一体化防误系统采用监控和防误软件一体化设计，监控画面与防误画面可切换，两者之间自动实现数据交互。每个间隔均设置了“站控层防误投退”光字牌，可独立投退本间隔站控层防误。
2）间隔层防误，通过测控装置及智能终端实现防误功能。防误闭锁逻辑存储在测控装置，测控装置实时采集（直接采集或网络共享）相关一次设备的位置状态信息后，实时判断操作指令是否符合防误逻辑，并将判断结果下发至智能终端，如果正确，则开放智能终端电气操作回路；否则，则闭锁操作回路。通过测控装置“解锁软压板”或“解锁硬压板”或智能控制柜的“解锁把手”投退本间隔层防误，三者只投入其一即退出间隔层防误。
3）过程层防误，指安装在过程层设备的传统防误装置，包括电气闭锁回路、机械闭锁、电磁锁、机械编码锁、电气编码锁等。根据一次电气设备的类型，过程层采用的防误型式有所区别。例如，GIS设备通常采用电气闭锁或电气编码锁，开关柜设备一般则采用机械闭锁、编码锁或电磁锁。其中机械编码锁、电气编码锁一般通过电脑钥匙进行管理。运维人员可通过汇控柜的“电气解锁把手”退出本间隔过程层防误。
2 间隔层防误闭锁的实现原理及主要优势
本文以某110kV变电站的间隔层防误实现方法为例，对间隔层防误原理进行阐述。图2为该110kV变电站的部分一次接线图，该站110kV系统采用内桥接线，下面针对110kVⅠ母线相关设备的联锁进行分析。
图2 某110kV变电站电气接线图（部分）
110kVⅠ母PT母线侧P11-D1接地隔离开关的横向闭锁逻辑较为复杂，需要跨越4个间隔，与110kVⅠ母PT P11间隔、110kV党领线101间隔、1号主变110kV侧进线103间隔、110kVⅠ、Ⅱ内桥104间隔均相关。若采用常规电气闭锁，其电气闭锁回路需要跨间隔串联P11、101-1、103-1、104-1隔离开关的辅助接点，接线复杂，接点发生故障时排查十分困难。本文以110kVⅠ母PT母线侧P11-D1接地隔离开关闭锁为例，阐述如何通过间隔层防误实现其有效闭锁。
P11-D1接地隔离开关的允许逻辑如图3所示，P11-D1接地隔离开关允许操作条件为：P11隔离开关分位、101-1隔离开关分位、103-1隔离开关分位、104-1隔离开关分位，即满足与110kVⅠ母线相联的所有隔离开关均在分位时，允许操作P11-D1接地隔离开关；若任一条件不满足，例如101-1合闸（图4），则闭锁P11-D1接地隔离开关操作。
工程调试人员将上述的闭锁逻辑程序下装至110kVⅠ母PT的测控装置内，其测控装置实时根据相关设备的遥信信息（P11、101-1、103-1、104-1
图3 P11-D1接地隔离开关的允许操作逻辑
图4 P11-D1接地隔离开关的闭锁操作逻辑
隔离开关位置），实时判断是否满足P11-D1接地隔离开关的操作条件，如图4所示。间隔层防误通过串联在设备操作回路中的硬闭锁接点K1，实现电气设备强制性闭锁。该硬闭锁接点K1位于智能终端。若满足操作条件，测控装置输出操作允许信号至该间隔的智能终端，控制P11-D1电气操作回路中的硬闭锁接点K1闭合，从而开放P11-D1的电气控制回路；否则，硬闭锁接点K1保持断开，切断P11-D1电气操作回路，同时闭锁遥控和就地操作。
特别指出，为防止母线侧隔离开关位置遥信取反或辅助接点不到位造成的闭锁风险，测控装置通过采集“双位置遥信”信息判断设备状态，即同时采集常开、常闭两个辅助接点位置。当常开点值＝1&常闭点 值＝0，则判断隔离开关在合位；当常开点值＝0&常闭点值＝1，判断隔离开关在分位；当两个位置值都为1，或者两个值都为0，则判断隔离开关位置无效，此时闭锁设备操作回路，保证闭锁有效。
测控装置间隔层防误一般包括软闭锁（防误逻辑判断）和硬闭锁（控制智能终端闭锁接点断开或闭合）两部分。以遥控P11-D1接地隔离开关合闸过程为例，分析软闭锁和硬闭锁的功能，如图5所示。
图6 P11-D1接地隔离开关遥控合闸流程图
具体过程为：遥控选择“遥控P11-D1接地隔离开关合闸”→防误逻辑（软闭锁）判别为真→硬件选择对象正确→回答选择成功→开放即闭合硬闭锁接点（硬闭锁）→遥控执行→硬件执行对象正确→回答执行成功→等待开关真正动作或失败超时→收回即断开硬闭锁接点。
与传统防误相比，间隔层防误具有以下优势：
1）全面覆盖
全面覆盖站内所有的设备节点，变电站内任一个开关、隔离开关等设备的遥信信号只要接入测控装置，即可参与间隔层防误闭锁[7]。依托智能变电站GOOSE组网实现测控装置遥信信息共享，节省大量通信接线，实施方便。
2）实时闭锁
通过实时获取全站设备的遥信信号，根据防误逻辑判断自动闭锁或开放设备的电气操作回路，真正实现智能化闭锁，杜绝传统微机防误“走空程”现象发生[8]。
3）强制闭锁
电气闭锁采用多个闭锁接点串联，辅助接点故障概率较大；间隔层防误仅设置一个硬闭锁接点，硬回路故障概率较低，虽然设备遥信信息错误也会造成闭锁失效，但如前文所述，通过双位置遥信可有效降低此风险。因此，综合来说间隔层防误故障概率相对较低。另一方面，当测控装置故障或仅测控装置检修压板投入或相关设备通信中断时，间隔层闭锁接点保持常开状态，自动闭锁设备操作回 路[9-10]。注意：当智能终端与测控装置检修状态一致时（即同时投入），则闭锁接点闭合从而开放设备操作回路。
4）拓展性较强
间隔层防误通过采集或网络共享方式获取设备实时位置，拓展性较强。当设备变动或改扩建时，无需更改设备电气操作硬回路，能够节省大量敷设电缆工作量；但注意仍要求重新修改间隔层防误的“软回路”（测控装置订阅遥信量SCD及闭锁逻辑）并下装测试，方可完成间隔层防误拓展。
特别指出，间隔层防误与传统电气防误是两种不同的闭锁形式。根据现有规定，两者并非相互取代，而是相互补充。DL/T 1404—2015规范也推荐两种闭锁同时采用，以增加防误系统的可靠性。
3 验收方法
智能变电站防误系统的三层闭锁关系包含两方面：①三者之间为逻辑“与”的关系，即只有同时满足三者的操作允许条件时，方可开放电气设备控制回路；②三者相互独立，即任意层防误故障时，可独立退出该层防误系统，其他两层防误系统不受影响。为了确保各层防误的正确性，应对各层防误分别验收。
本文提出验收“六步法”，即包括审核防误逻辑表、编制防误验收表、独立验收各层防误系统、分别验证就地/遥控操作闭锁、分别验证闭锁/允许条件、三层防误系统联合调试6个环节。
1）审核防误逻辑表
首先审核防误逻辑正确性，防误逻辑应符合相关规定、规程要求，满足各种运行方式及设备运行状态下的安全要求。应注意：站控层、间隔层、过程层三层逻辑应一致，不得发生冲突。
2）编制防误验收表
防误验收表应包含所有设备的闭锁信息，验收时应根据表格逐项进行，每验完一项，在对应位置打“√”确认，禁止漏项、跳项。
3）独立验收各层防误系统
验收某层防误系统时，应退出其他两层防误系统，以确保验收该层防误的独立性，否则无法判断该层闭锁是否有效。
4）分别验证就地/遥控操作闭锁
验收时，应就地和遥控操作分别进行，确保防误系统闭锁就地和遥控操作的可靠性。
5）分别验证闭锁/允许条件
验收时，应对闭锁条件和允许条件进行正反向验证，确保每个“与”的条件可靠闭锁，每个“或”的条件可靠动作。
6）三层防误系统联合调试
待站控层、间隔层、过程层防误三者独立验收完毕后，应对三者进行联合调试。即全部投入三层防误后，按照防误验收表，分别进行就地和遥控操作检验，确保三层防误闭锁逻辑一致。
4 运维注意事项
1）各层防误系统应经验收合格后，方可投入使用。应妥善保存设计图纸、验收记录、防误逻辑、设备备件清单等资料，以方便后期维护。
2）应做好各层防误逻辑数据备份，当信息变更时应及时更新，并作好更新记录[11-12]。备份必须保证是最新一次的资料，每次备份时上一次的备份必须同时删除。
3）变电站接线方式、设备变更或测控装置升级时，应及时更新防误逻辑，经设备运维管理单位审核无误，并经过全面防误传动试验正确后，方可投入。
4）各层防误系统应设置独立可靠的防误投退控制措施，运维人员应明确各层防误系统的投退方式，包括站控层防误投退（通常按间隔投退，不能全站退出）、间隔层测控装置解锁软压板（硬压板）、智能终端解锁钥匙、电气闭锁解锁钥匙以及其他解锁工具。解锁工具（钥匙）或口令应严格按照相关规定统一管理。解锁或停用防误闭锁装置时应严格遵循相关规定[13]。任何人不得随意退出防误闭锁装置。
5）每年应定期对变电运维人员进行培训工作，使其熟练掌握防误装置，做到“四懂三会”（懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序，会熟练操作、会处缺和会维护）[3,14]。新上岗的运行人员必须经防误装置的培训并考试合格。
本文针对智能变电站防误系统的架构、间隔层防误系统的实现原理及主要优势进行了分析，并对智能变电站三层防误系统的验收及运维方法进行了总结，得出以下结论：
1）智能变电站的防误系统分为站控层、间隔层和过程层防误三层架构。
2）间隔层防误的防误闭锁基于测控装置和IEC 61850网络实现，具有全面闭锁、实时闭锁、强制性闭锁、便于扩展等优势。
3）总结了智能变电站防误系统验收的“六步法”，确保各层防误正确有效。
4）智能变电站防误系统的运维应做好闭锁逻辑资料备份、各层闭锁的解锁工具或口令管理、人员培训等工作。