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读共创文章《电力系统监控-防误一体化的可行性分析》之我见
读共创文章《电力系统监控-防误一体化的可行性分析》之我见

发布日期:2016-1-13来源:网站管理员

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电力系统监控-防误一体化的可行性分析
摘  要:随着变电站、发电厂中综合自动化系统应用的日益广泛,一些电网公司和综自厂家开始提出采用监控-防误一体化代替独立微机防误闭锁系统的观点和解决方案。本文通过对监控-防误一体化的优、缺点分析,提出监控-防误一体化在全面性、可靠性和适用性方面普遍存在不足,必须牢固确立独立微机防误闭锁是电力系统中全面负责防止电气误操作设备的地位,才能全面、可靠、有效地解决防止电气误操作事故观点。
关键词:监控-防误一体化、监控系统、电气联锁、全面性、可靠性、适用性
 
近期,关于变电站、发电厂中如何配置防止电气误操作系统(以下简称防误系统)的讨论非常激烈,许多电网公司和一些综自厂家纷纷提出了自己的观点和方案,甚至有些方案已开始实施。其中,以监控-防误一体化系统(以下简称“一体化防误”)代替独立的微机防误闭锁系统(以下简称“独立防误”)的提法最具代表性。
本文的主要目就是通过对一体化防误的分析,真实反映其优、缺点,以探讨在电力系统中配置一体化防误的可行性。

1.     一体化防误的产生背景

随着微型计算机应用技术的不断成熟,上世纪八十年代中期微机型防误装置应运而生。由于它克服了传统防误装置(如机械程序锁、电磁锁)的种种弊端,以其极强的适应性、调试维护简单、投资省等优点,在我国电力系统得到了广泛的应用。但是,由于受当时设备条件的制约,微机型防误装置尚不具备实时获取设备状态的功能,设备状态只能通过手工对位和记忆对位的方式实现。九十年代初,计算机监控在电力系统广泛应用后,微机型防误装置通过与监控系统接口解决了这一问题,确保了设备状态与现场实时保持一致,并且还解决了监控系统遥控操作的防误校核问题。这也就形成了到目前为止仍广泛使用的“监控-五防”相互依存的电气操作模式。但是在实际工作中,由于监控与五防的通讯规约、通讯接口一直都没有国家或行业标准来进行规范,在工程安装时需进行大量的调试工作,有时还存在通信稳定性的问题,给实际运行带来了一些不便。
另外,随着电力设备制造技术的发展,在设备的自动化程度方面,一、二次设备均有很大提高,大部分高压开关设备均已具有多种遥控操作功能,遥控操作的次数占电气操作比例大大提升;在设备的防误闭锁方面,针对这些设备的闭锁方式也发生了很大的变化:就地机械闭锁越来越少,电气遥控闭锁越来越多。
由于机械闭锁数量的明显减少,给大家带来一种“微机防误系统的防误范围再缩小,用处不多了”、“监控系统或设备自带的闭锁是可靠的,操作和防误完全可以由监控系统来完成”的感觉。
在这种背景下,个别地区的电网公司提出了通过“监控-防误一体化”模式来解决上述问题的方案。

2.     一体化防误模式的技术方案分析

目前,一体化防误主要有两种模式:监控与传统微机防误装置相结合的模式监控与电气联锁相结合的模式

2.1    监控与传统微机防误装置相结合的一体化模式

2.1.1  系统组成

该一体化模式下的防误系统主要由监控系统、电脑钥匙、闭锁锁具等组成。如图一所示,其中电脑钥匙、闭锁锁具由防误厂家生产。目前该模式在广东地区使用较多。
 
图一 监控与传统微机防误装置结合一体化模式系统结构图

2.1.2  工作原理及闭锁方案

该模式由站控层防误、间隔层防误、过程层防误三个层面组成。
工作原理如下:
(1)站控层防误由监控模块和防误模块通过逻辑校核的方式实现对电动设备遥控操作的闭锁。
具体做法是:在监控系统的操作员(或当地后台)的监控软件中增加一个防误模块,将一、二次设备操作的防误闭锁逻辑条件写进该模块中,在执行遥控操作时,首先由监控模块提出操作请求,由五防模块进行能否操作的逻辑判断,符合倒闸操作要求和条件时,防误模块开放操作,由测控单元执行操作指令,控制相应的电动操作设备进行倒闸操作。不符合要求的条件时,防误模块将闭锁其操作。
(2)间隔层和过程层防误由测控单元和传统微机防误部件实现对所有设备操作接口的闭锁。
主要设备的闭锁方案如下:
1、断路器
变电站中的断路器有四种操作方式:调度/集控操作、站控层操作、测控屏操作和现场就地操作,不同的操作方式采用不同的闭锁方案。
(1)对调度/集控操作采用间隔层防误闭锁。
(2)对站控层操作采用站控层和间隔层防误闭锁。
(3)测控屏操作应采用间隔层防误闭锁。
(4)现场就地操作采用过程层的微机防误锁具闭锁。
2、电动刀闸
电动刀闸有四种操作方式:调度/集控操作、站控层操作、端子箱操作、机构箱操作(包含电动操作和手动操作),正常运行时在远方遥控和端子箱操作,机构箱操作仅用于检修。针对三种不同的操作有不同的闭锁方案:
(1)对调度/集控操作采用间隔层防误闭锁。
(2)对站控层操作采用站控层和间隔层防误闭锁。
(3)在端子箱操作采用微机防误锁具闭锁;
(4)在机构箱操作采用微机防误锁具闭锁。
3、手动刀闸、不与设备硬关联的网门、临时接地线
手动刀闸、不与设备硬关联的网门、临时接地线采用微机防误锁(机械编码锁闭锁)。

2.1.3  优点

Ø  监控、五防界面、数据一体化;
Ø  系统无需与五防装置软件接口,解决了通讯问题;
Ø  电动遥控的操作过程简便;
Ø  不独立设置五防主机,投资相对较省。

2.1.4  缺点

Ø  电动设备采用软件闭锁方式,不具备强制闭锁功能,不能满足《防止电气误操作安全管理规定》中3.4.1.6款规定。一旦监控系统故障或操作人员操作不当,极易产生误动,从而引发事故。
断路器的操作按照国网五防要求,是提示性的闭锁,如采用强制闭锁,则在紧急情况下不能快速断开断路器,引发引发灾难性事故.监控防误对于电动刀闸的闭锁已经做到了强制闭锁,通过在测控装置内串入防误闭锁接点和刀闸电机电源回路中串入电源控制接点实现。 现有的测控装置在变电站自动化系统中已经广泛使用,其防误动的能力已经得到广大用户的肯定,实践证明了测控装置的可靠性很高,而独立微机五防厂家采用的遥控闭锁控制器主要选用工业领域使用的PLC搭起来的设备,PLC的抗干扰能力在变电站强电磁环境下值得怀疑。
Ø  五防与监控操作由同一台电脑完成,如果电脑发生故障,防误功能完全丧失,系统的操作安全性无法得到保证;
一体化五防经常采用两台电脑(主备机)共同完成站内的监控功能和五防功能,所以一台电脑发生故障,可以通过切换主机的方式让另一台电脑迅速投入使用,防误功能不会丧失,况且电脑是现代社会普遍使用的成熟工具,站内的电脑按照管理规定是不允许上网的,也不允许操作员用它干一些与运行或检修无关的事,另外长期运行的电脑还配有专用的UPS,保证不间断供电,所以站内电脑发生故障的可能性很小;独立微机五防厂家使用的防误主机也是采用的PC或工控机,他们使用的电脑业没有什么特殊的,就能保证永远不发生故障吗?
Ø  防误功能不齐全:
(1)  无法防止因遥控操作导致的误分合断路器(单一设备遥控操作);
(2)  无完善临时接地线管理功能;
(3)  无检修操作防误功能。
新型的一体化五防采用在测控装置内串入闭锁接点可以有效地防止在模拟预演不通过的情况下遥控断路器;对于检修操作,可以在接线图上设置检修态,在设备作传动试验时不运行逻辑判断,而在传动试验完成后恢复工作态,防误逻辑自动发挥作用。
Ø  由于大多采用捆绑采购模式,所以五防厂家与招标单位无直接联系,而是由综自厂家与五防厂家签订供货合同,因此在后续的质量保证、售后服务、升级改造等方面容易产生沟通不畅,一些问题不能及时解决,影响电气操作的正常进行。
综自厂家为了工程的验收,肯定会选择配合比较好的五防厂家签供货合同,而五防厂家因为不再独立参与采购为了生存,它不可能不重视质量和售后服务,反而在五防独立招标的情况下,由于五防厂家和综自厂家处于平等的地位,在现场出现问题时更容易发生互相推诿的情况。

2.2    监控与电气联锁结合的一体化模式

2.2.1  系统组成

监控与电气联锁结合的一体化模式由监控系统、I/O单元、电气联锁、电磁闭锁等组成,如图二所示,其中电磁锁及其附件由第三方厂家生产,其余均由监控厂家提供,目前该模式主要在江苏地区使用。

2.2.2  工作原理及闭锁方案

该模式由站控层防误、间隔层防误、过程层防误三个层面组成。
工作原理如下:
站控层防误与上一方案采用的模式相同,也是由监控模块和防误模块配合完成。
具体做法是,在监控系统的操作员(或当地后台)的监控软件中增加一个防误模块,将一、二次设备操作的防误闭锁逻辑条件写进该模块中,在执行遥控操作时,首先由监控模块提出操作请求,由五防模块进行能否操作的逻辑判断,符合倒闸操作要求和条件时,防误模块开放操作,由测控单元执行操作指令,控制相应的电动操作设备进行倒闸操作。不符合要求的条件时,防误模块将闭锁其操作。
间隔层防误由设置于测控单元内的I/O单元与测控单元配合完成。
实现方法有多种,其中一种做法是:在测控单元内增加专门用于防误闭锁的I/O单元(也叫闭锁继电器)和防误闭锁判断模块。
其工作原理是:测控单元不断地采集本间隔信息,并通过通讯通道与其它测控单元进行通讯,获取其它间隔的设备状态信息,并以此进行防误逻辑的判断,实时输出一组防误判断的结果。当调度(或后台)进行遥控操作时,测控单元直接利用防误闭锁判断模块输出的闭锁结果,对控制I/O单元进行控制,如果闭锁结果满足操作条件,就闭合I/O单元闭锁接点,允许进行操作。如图三所示。
过程层防误采用间隔内电气联锁方式实现,未设置跨间隔的联锁。不与设备关联的网门、临时接地线采用电磁锁闭锁。
主要设备的闭锁方式有:
1 断路器
变电站中的断路器有四种操作方式,调度/集控操作、站控层操作、测控屏操作和现场就地操作,不同的操作方式采用不同的闭锁方案。
(1)对调度/集控操作采用间隔层防误闭锁。
(2)对站控层操作采用站控层和间隔层防误闭锁。
(3)测控屏操作应采用间隔层防误闭锁。
(4)现场就地操作无闭锁。
2 电动刀闸
电动刀闸有四种操作方式:调度/集控操作、站控层操作、端子箱操作、机构箱操作(包含电动操作和手动操作),正常运行时在远方遥控和端子箱操作,机构箱操作仅用于检修。针对三种不同的操作有不同的闭锁方案:
(1)对调度/集控操作采用间隔层防误闭锁。
(2)对站控层操作采用站控层和间隔层防误闭锁。
(3)在端子箱操作和机构箱操作都采用电气联锁;
3 手动刀闸、不与设备硬关联的网门、临时接地线
手动刀闸、不与设备硬关联的网门、临时接地线采用“电气联锁+电磁锁”闭锁。

2.2.3  优点

Ø  监控、五防界面、数据一体化;
Ø  系统无需与五防装置软件接口,解决了通讯问题;
Ø  电动遥控的操作过程简便;
Ø  不独立设置五防系统,投资相对较省。

2.2.4  缺点

Ø  该模式中,由于监控和五防在站控层,采用一个数据库和相同的数据库组态;间隔层的闭锁单元与测控单元同处一个平台,所以相互之间的关联度较大。一旦数据库或测控单元异常,站控层和间隔层防误闭锁功能将完全丧失;另外,由于没有独立的防误装置,在系统构建、调试和维护过程中,如果数据编制错误,极易导致事故发生。
因此,从某种意义上讲,该方案不符合《防止电气误操作安全管理规定》3.4.1.6款中:“在设备的电动控制回路中串联以闭锁回路控制的接点或锁具”的要求。所以,不是严格意义上的强制闭锁。
Ø  不能满足《防止电气误操作安全管理规定》4.1.6款中:“远方操作中使用的微机防误装置电气锁必须具有远方遥控开锁和就地电脑钥匙开锁双重属性”。
新型的一体化五防采用的测控装置上都配有双工位或三工位的闭锁切换开关,已经具备了远方遥控和就地操作的双重功能,只不过使用的是装置而不是电气锁。
Ø  防误功能不齐全:
(1)  大多系统不具备模拟预演功能,即使具备也与操作过程互不关联,所以检修状态下就地操作时,无法防止误操作断路器。
(2)  无完善临时接地线管理功能。
(3)  由于没有检修操作功能,所以检修过程中,部分设备的传动操作无法进行,必须就地操作。就地操作时,需分别解锁测控单元和间隔电气联锁,因此,操作过程复杂,容易走错间隔。
新型的一体化五防都已经具备了模拟预演功能,而且还支持人工预演和自动预演两种方式,检修操作时通过设置设备的检修态做特殊的处理,很好地解决了传动试验的情况,而在就地操作时,在操作回路中串入控制接点也能防止误操作断路器。
Ø  防误逻辑规则是由测控单元(I/O单元)根据遥信点设定的,逻辑规则设置不直观,当变电站一次设备或遥信点号发生变化(如扩间隔、改变运行方式等)时,对应的维护十分繁琐。
新型的一体化五防采用了在后台机读取测控单元遥信信息,然后在后台机的界面上设置逻辑规则,然后通过网线下载到测控单元的,即使在变电站的一次设备或遥信点号发生变化,只要从后台机把测控单元内的逻辑和遥信都出,重新配完后下载到测控单元即可。

3.     一体化防误与独立微机防误的分析比较

微机防误闭锁系统是采用计算机、通信和测控等技术,用于高压开关及其控制设备防止电气误操作的系统,是电力系统中防止电气误操作,确保电力设备安全运行的主要技术手段。因此,它应该是电力系统中设备防止电气误操作方面功能最强、地位最高的系统。一体化防误系统要成为确保电力设备安全运行的主要技术手段,就必须在全面性、可靠性和适用性方面高于或等同于微机防误闭锁系统。
下面针对微机防误系统及上述两种一体化防误模式从上述三个方面进行分析比较。

3.1    全面性

为了有效防止电气设备误操作的发生,原水利电力部于1980年将防止电气误操作事故列为电力生产急需解决的重大技术问题发布。并在1990年提出了电气设备“五防”的要求,并以法规形式(能源安保[1990]1110号文)行文规定了电气防误装置的管理、运行、设计和使用原则。
五防具体是指:防止误分、合断路器,防止带负荷分、合隔离开关,防止带电挂(合)接地线(接地开关),防止带接地线(接地开关)合断路器(隔离开关),防止误入带电间隔等防误功能。
因此,评价一个系统的防误功能是否全面,主要依据是否能很好的实现上述功能而定。
目前,微机防误和一体化防误模式所实现的防误功能如表1所示:
表1 各防误模式防误功能对照表
      防误功能
 
系统模式
防止误分、合断路器
防止带负荷分、合隔离开关
防止带电挂(合)接地线
防止带接地线合断路器
防止误入带电间隔
正常
异常
正常
异常
正常
异常
正常
异常
正常
异常
独立微机防误
 全部实现
全部实现
全部实现
全部实现
全部实现
全部实现
全部实现
全部实现
全部实现
全部实现
监控与传统微机防误装置一体化防误
部分实现
部分实现
全部实现
部分实现
部分实现
部分实现
部分实现
部分实现
全部实现
部分实现
监控与电气联锁的一体化防误
不能实现
不能实现
全部实现
不能实现
全部实现
不能实现
全部实现
不能实现
全部实现
不能实现
备  注
 
正常是指:正常情况下的倒闸操作;异常是指:检修、解锁、事故下的倒闸操作。
通过上表可以看出,经过十几年的发展,独立配置的微机防误系统全面实现了各种情况下的防误操作功能。这主要体现在三个方面:
(1)             无论在正常或异常情况下都具备完善的防误功能;
(2)             防误内容涉及倒闸操作的全过程(包含开票、校核、执行、汇报);
(3)             实现了所有设备的强制性闭锁,解决了所有操作的“防走空程序”问题。
一体化模式在“防止误分合断路器”、“防止带电挂地线(或合接地开关)”、“防止带接地线(或接地开关)合断路器(或隔离开关)”及异常情况下的倒闸操作等方面存在较大缺陷。不能完全满足防误操作的规定。
关于不能“防止误分合断路器”的问题,监控与电气联锁的一体化防误模式体现地极为突出。通过实例走访,了解到两个方面的原因:
其一是,对防止误分合断路器的重要性认识不足,认为采用组织措施防止该类误操作事故就足够了,没有必要对设备进行强制闭锁,一旦发生事故造成的后果只是中断供电,不会造成设备的损坏和人身伤亡。但随着国民经济的快速发展和人民生活的提高,对供电可靠性要求越来越高,中断供电会造成国民经济的重大损失,影响社会的安定和人民生活的正常进行。由于电力系统容量越来越大,误分合断路器在严重情况下,可能造成系统解列的重大事故;
其二是,该种闭锁模式若要对断路器就地操作接口进行强制闭锁,就要与电磁锁配合使用,这将使系统结构过于复杂,可操作性较差。
关于不能“防止带电挂地线(或合接地开关)”、“防止带接地线(或接地开关)合断路器(或隔离开关)”的问题,两种模式情况不同:
无论在正常还是异常情况下,监控与传统微机防误装置一体化防误模式都不能完全实现该防误功能。这主要是因为该模式对临时接地线的闭锁不能实现“防走空程序”造成的。
监控与电气联锁的一体化防误模式虽然实现了临时接地线的状态在线检测,解决了“防走空程序”问题,但在异常解锁状态下,无法避免走错间隔,很难保证其解锁的准确性,极易造成带电挂地线和带地线合闸恶性误操作事故的发生。
新型一体化五防采用电磁接地锁闭锁临时接地线,接地锁配有常开和常闭接点反应临时接地线的状态,通过电缆直接实时的传送至后台,一旦出现临时接地线的异常状态,后台会立即出现语音提示和文字报警,可以避免恶性事故的发生。

3.2    可靠性

微机防误系统经过20多年发展,在可靠性设计方面积累的大量经验,产品和技术进入了成熟阶段。而一体化防误模式在可靠性设计方面存在严重缺失,与独立微机防误模式相比,产生设备误动的概率大幅度提高。
以监控与电气联锁相结合的一体化防误模式为例,由于监控与防误功能同在一个系统内实现,因此,相互之间关联度较大,一旦数据库或测控单元异常,站控层和间隔层防误闭锁功能将完全丧失;另外,由于没有独立的防误装置,在系统构建、调试和维护过程中,如果数据编制错误,极易导致事故发生。
新型一体化五防采用的是监控模块和防误模块可以在一台机器上运行,也可在两台机器上运行,相互之间并不直接关联,即使在数据库或测控单元异常时,由于站控层和间隔层均配有全站的防误逻辑,不可能在一方出现异常时防误闭锁功能完全丧失;由于没有独立的微机五防装置,可以省去了两家通讯规约的编写、调试过程,如一方的程序模块编写不好,还要影响另一方的功能。
关于这一方面的案例很多,具体的事故案例有:
1、2007年4月12日,天津高压供电公司220kV屈店变电站施工人员误将遥控端子作为遥信端子传动,造成带地线合隔离开关,导致变电站全停。
事故经过如下:
该变电站4月11-13日进行2246单元监控系统改造,11日已将原2246测控屏拆除退出运行,并安装新2246测控屏。12日施工人员进行监控装置的调试工作。10时37分,传动遥信时,误将遥控端子当作遥信端子依次进行传动,致使2246-4-5-6隔离开关控制回路分别接通,同时2246-47、2246-27机械强制闭锁月牙板与传动轴焊接强度不够,机构电机作用力使其开焊、闭锁失效,造成母线相继故障,母差保护动作跳闸,变电站全停。事故导致杨柳青电厂一台330MW机组解列,该变电站所带220kV武清站2号变压器停运。
2、2003年06月13日,长沙220kV芙蓉变电站在查找直流接地时出现110kV 3台开关(512、514冷备用、520热备用)同时误合;2003年07月29日,110kV540开关(Ⅱ,Ⅳ分段开关)误跳。经调查,故障原因是综自设备运行温度超标,装置运行不稳定而误合(跳)断路器;
3、2005年09月08日,220kV王家坪变电站6143刀闸非正常动作,由合到分。经调查分析认为,6143刀闸分闸的原因是614测控装置误发指令,导致刀闸自动分闸的带符合拉合刀闸。
为了充分说明这一点,我们再从可靠性理论方面做进一步的分析。
配置独立防误和监控、防误一体化模式的系统防误结构如图五、六所示:
 
引用可靠性原理的定义有:
1、R(t) (可靠度) 可靠度是产品在规定条件下和规定时间内,完成规定功能的概率一般记为R。它是时间的函数,故为R(t),称为可靠性函数
2、F(t)(累计失效概率)可靠度是产品在规定条件下和规定时间内,未完成规定功能的概率,也称为不可靠度。一般记为F 或 F(t)。按概率互补定理可得  F(t)=1- R(t)
3、串联单元可靠性:组成系统的所有单元中任一单元失效会导致整个系统失效的系统。
4、并联单元可靠性:组成系统的所有单元都失效时才会导致整个系统失效的系统。
依据变电站的防误结构图和可靠性原理的定义,我们可以将不可靠度定义为:设备误动、设备拒动、人为误操作三种不可靠度类型。出现的概率分别用M、D、P表示。
设备误动是指系统或部件因内部或外部原因执行错误操作。
设备拒动是指系统或部件因内部或外部原因无法完成其应具备的功能。
人为误操作是指不符合操作条件或不按操作流程进行的操作,也包括意外误碰、走错间隔造成误操作。
这三种错误类型中,设备误动和人为误操作对电力安全生产的危害最大,可直接导致恶性事故的发生。设备拒动通常可以采用其它辅助手段来弥补,基本上不会直接导致事故。所以,可以认为:系统的不可靠度主要取决于设备误动不可靠度和人为误操作产生的不可靠度,并且为串联关系。
在一体化防误模式下,产生不可靠的因素如表2所示:
表2 一体化防误模式的不可靠因素
不可靠类型
不可靠因素
设备误动Fm(t)
(不可靠度)
1、监控系统后台应用软件错乱,误发操作指令(M1);
2、监控系统后台硬件损坏造成操作接口短路(M2);
3、检测、测量设备故障,误发操作指令(M3)。
设备拒动(D)
1、监控系统后台应用软件或操作系统失效(D1);
2、监控系统后台硬件损坏(D2)。
3、测控单元应用软件或操作系统失效(D3)。
4、测控单元硬件损坏(D4)。
人为误操作Fp(t)
(不可靠度)
1、调度指令错误(Pa1)。
2、临时接地线漏挂、漏拆(Pa2)。
3、解锁走错间隔(Pa3)。
4、监控数据编制错误(Pa4)。
5、就地误分合断路器(Pa5)。
6、误触碰关键设备(Pa6)。
可推导出的不可靠公式如下:
²  设备误动不可靠度(误动概率):Fm(t)=M1+M2+M3
²  人为操作不可靠度(误操作概率):Fp(t)=Pa1+Pa2+Pa3+Pa4+Pa5+Pa6
图 一体化模式可靠性框图
²  系统可靠度R(t)=(1-Fp(t))×(1-Fm(t))
²  系统不可靠度F(t)=1-(1-Fp(t))×(1-Fm(t))
在独立防误模式下,产生不可靠的因素有:
表3 独立防误模式的不可靠因素
不可靠类型
因素
监控设备误动(M)
监控系统后台应用软件错乱,误发操作指令(M1);
监控系统后台硬件损坏造成操作接口短路(M2);
检测、测量设备故障,误发操作指令(M3)。
监控设备拒动(D)
监控系统后台应用软件或操作系统失效(D1);
监控系统后台硬件损坏(D2)。
测控单元应用软件或操作系统失效(D3)。
测控单元硬件损坏(D4)。
防误设备误动(WM)
防误软件错乱,误发解锁指令(WM1);
闭锁继电器误动(WM2)。
防误设备拒动(WD)
防误软件或操作系统失效(WD1);
防误主机硬件损坏(WD2)。
解锁控制器软件失效或硬件损坏(WD3)。
闭锁部件硬件损坏(WD4)。
人为误操作Fp(t)
(不可靠度)
调度指令错误(Pb1)。
防误数据编制错误(Pb2)。
独立防误系统可靠性框图如下:
图 独立防误系统可靠性框图
本模式下,监控设备与防误设备的输出端口相互串联,所以只有监控设备与防误设备同时误动才会产生设备误动。这样,在可靠性框图中,防误设备误动与监控设备误动应作为并联单元存在。所以,可靠度可以用以下公式表述:
²  设备误动不可靠度(误动概率):Fm(t)=M*WM
²  人为操作不可靠度(误操作概率):Fp(t)=Pb1+Pb2
²  系统可靠度:          R(t)=(1-Fp(t))×(1-Fm(t))
²  系统不可靠度: F(t)=1-(1-Fp(t))×(1-Fm(t))
通过对上述两种模式产生不可靠度进行分析比较,可以得出以下结论:
1、配置独立防误系统其误动的不可靠度远小于一体化防误模式的系统,之间可能相差几个数量级,具体的函数表达式如下:
独立防误模式误动不可靠度:  M*WM;
一体化防误模式误动不可靠度:M。
2、独立防误系统的人为操作不可靠度要小于一体化系统,原因是:独立防误系统解决了一体化模式存在的临时接地线漏挂、漏拆、解锁走错间隔、就地误分合断路器、误触碰关键设备等问题,因此不存在此类人为误操作的可能。
上述两点的差别,已经可以证明独立防误系统在可靠性上远远优于一体化系统。从变电站安全操作的要求来看,两者的差别是不容忽视的。
在独立防误系统的拒动方面,因为系统设备的增加,所以独立防误系统的拒动出现的不可靠度应为监控设备拒动不可靠度与独立防误系统的拒动不可靠度的和。其函数表达式为:
²  独立防误模式拒动不可靠度:     D+WD;
²  一体化防误模式拒动不可靠度:   D
²  系统拒动不可靠度:             SD=D+WD
因为设备拒动通常可以采用其它辅助手段来弥补,基本上不会直接导致事故。所以,增加这些开销以提高变电站安全操作的可靠性是完全适宜的。在变电站的防误结构设计时,应尽量降低设备误动和人为误操作出现的概率,只有这样才能最大限度地提高系统的防误可靠性。

3.3    适用性

3.3.1  符合标准和规定的情况

原国家水利电力部、中国电力科学研究院、国家电网公司、南方电网公司根据保证电网安全稳定运行和技术进步的要求,在不同时期制定了一系列相关标准、规定和要求,其中2000年颁布执行的DL/T687-1999《微机型防止电气误操作装置通用技术条件》、国网公司颁布的《防止电气误操作安全管理规定》(国家电网安检[2006]904号)最具有代表性。它们给出了微机型防止电气误操作装置的使用条件、设计和结构、试验及安装、维护等内容,以及规定了电气设备的防误要求、功能要求和选型要求。这些都是所有防误闭锁装置(或系统)必须满足的最低要求。
一体化防误系统与微机防误系统符合标准的情况如表4所示:
表4 一体化防误系统与微机防误系统符合标准情况的对照表
         防误模式
相应条款
独立微机防误
监控与传统微机防误装置一体化防误
监控与电气联锁的一体化防误
DL/T687-1999《微机型防止电气误操作装置通用技术条件》
全部满足
1、              不符合防止误分合断路器(6.1.1);
未执行此标准
《防止电气误操作安全管理规定》(国家电网安检[2006]904号)
全部满足
1、              不符合防止误分合断路器(3.4.1.2);
2、              电动遥控设备强制闭锁(4.1.6)
1、              不符合防止误分合断路器(3.4.1.2);
2、              电动遥控设备强制闭锁(4.1.6)
3、              断路器就地操作接口无闭锁(4.2.3)

3.3.2  适用范围

目前,一体化防误系统和微机防误系统所适用的变电站情况如表5所示: 
表5 一体化防误系统和微机防误系统所适用变电站的对照表
 
电压等级
模式
设备
监控与传统微机一体化防误
监控与电气联锁
一体化防误
独立微机防误系统
适用
不适用
适用
不适用
适用
不适用
电厂
 
 
 
 
 
66kV~1000kV变电站
新建站
封闭组合电器HGIS
 
 
 
封闭式设备GIS或PASS
 
 
 
敞开式设备AIS
 
 
 
改造站
封闭组合电器HGIS
 
 
 
封闭式设备GIS或PASS
 
 
 
敞开式设备AIS
 
 
 
运行站
封闭组合电器HGIS
 
 
 
封闭式设备GIS或PASS
 
 
 
敞开式设备AIS
 
 
 
集控站
各站监控统一
 
 
 
各站监控不统一
 
 
 
35kV及以下变电站
新建站
敞开式设备AIS
 
 
 
改造站
 
 
 
运行站
 
 
 
集控站
 
 
 
备注
注:▲ 表示适用但不全面;☆ 表示不适用;★ 表示适用很全面。
 
从以上表格看出,监控与传统微机防误装置的一体化防误模式仅适合于66kV及以上变电站使用,已运行变电站无法独立增加该模式的防误闭锁。
监控与电气联锁相结合的一体化防误模式主要适用于110kV及以上,新建且设备自动化程度非常高的变电站。不适合已运行变电站改造,不适合在设备自动化程度不高或地处气候条件比较恶劣(如高寒、高湿、多风沙)的变电站使用。
新型一体化五防在设计时充分考虑到目前国内各个电压等级的变电站的现状,因为对于手动设备做到设备状态的实时采集,全站的设备状态均能实时采集,且逻辑条件非常全面,再加上自动化程度非常高的综自系统,所以完全可以适用于各个电压等级变电站。
由此可见,一体化防误的适用性要不如独立的微机防误系统。

1.     结论

综上所述,一体化防误模式在全面性、可靠性和适用性方面普遍存在不足,并且是自身难以解决的。如果用一体化防误模式取代独立防误模式,并进行大量推广,必将给电力安全生产带来极大的事故隐患。
 
因此,只有牢固确立“独立防误系统是电力系统中全面负责防止电气误操作设备”的地位;同时,尽快制定相关接口标准和规范,解决好微机防误系统与监控系统的配合问题,使防误系统与监控系统之间形成功能独立、分工明确、配合紧密的格局,才能全面、可靠、有效地解决防止电气误操作问题。
,
相信,独立防误系统一定能够为电力系统安全生产、全面落实科学发展观做出自己应有的贡献。
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