《当今微机防误闭锁技术地发展探讨》由会员分享，可在线阅读，更多相关《当今微机防误闭锁技术地发展探讨（6页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、word当今微机防误闭锁技术的发展探讨优特电力科技股份 卫青微机防误闭锁技术诞生已经20多年了，经不断的发展和完善，已成为电力自动化技术领域里的一个重要分支。当然任何技术都是在不断向前发展的，微机防误闭锁技术发展也不例外，在此对当今微机防误闭锁技术的发展及现存问题做一个抛砖引玉的探讨。微机防误闭锁产品的发展可大致分为三代，第一代微机防误装置的技术突破在于：1） 首次把嵌入式微机控制技术应用到电力系统防止误操作中；2） 首次抽象出防误闭锁操作规则的数学模型，创立了防误闭锁逻辑表达式，解决了原机械闭锁和电气闭锁难以实现的复杂操作闭锁；3） 独创性地使用电脑钥匙、锁具编码识别技术，推出了非常简单实用
2、的挂锁；4） 现场设备状态采用记忆对位，避免了放置大量电缆，节省了设备投资。由于微机防误装置的防误闭锁操作规则编写灵活，能够较好的解决变电站各种复杂操作的防误闭锁难题。产品投入市场后立即得到了广大用户的认可。但受到当时技术水平的限制，人机交互不直观、电脑钥匙体积较大，运行人员在使用过程中觉得不太方便。随着电子技术和微机技术的发展，特别是分布式控制技术的发展，防误闭锁系统进入了第二个发展阶段，此阶段主要技术改进集中在：1） 分布式处理技术：模拟屏体部发展成简单的网络，对各个屏元件的位置采集和控制采用分布在屏的I/O板卡完成，这样可以提高可靠性；2） 人机界面：模拟屏和电脑钥匙均采用了汉字显示技术
3、，方便了运行人员操作；3） 电脑钥匙功能增加，体积减小，便于携带操作；4） 加强了通讯接口功能，可与变电站监控系统接口，通过监控系统将断路器、电动刀闸等设备状态实时采集，实时对位，进一步减少了因设备状态位置不对应而产生的误操作。该阶段微机闭锁技术走向成熟，市场也逐步扩大，用户在使用过程中开始认识到各种防误闭锁装置中，微机防误闭锁装置的防误功能最全面，安装维护简单，故障率低，能够满足运行操作中的各种需求，从而确立了微机防误闭锁设备在变电站防误闭锁领域中的重要地位。随着变电站自动化技术的发展，微机保护、测控装置迅速被采用，无人值班变电站、集控站迅速推广，变电站日常运行中关键数据量剧增。尤其当事故发
4、生时，大量的报警信息涌向监控计算机，占据了显示屏的主要画面，造成运行人员无法快速根据电网的主接线运行方式和报警信息进行事故判断和处理。再者，计算机易受病毒攻击，常出现死机重启，严重时会造成系统崩溃，需经常维护，给运行人员带来许多负担。运行管理模式的变化，导致运行操作更加复杂化，使得运行人员一时间无法适应。如何让运行人员从海量般繁琐的数据中找到关键数据，从分散的各个设备界面上找到故障设备，降低运行人员的工作负担，成为急待解决的问题。我公司针对上述问题，组织技术人员认真分析了用户的需求，成功研制出第三代微机防误闭锁装置变电站综合操作系统。第三代微机防误闭锁装置的关键技术主要体现在：1） “三屏合一
5、”综合操作功能：将信号返回屏、模拟屏和控制屏的功能集于一屏。与监控系统接口后，能够将各电气设备的电量参数、全站的设备状态、事故和故障信息在屏上实时显示和报警，能够对设备倒闸操作进行防误模拟预演，可以在屏上对设备直接进行倒闸操作。既节省了空间，又满足“两票三制”的安全管理流程。2） 具有自动对位显示功能：五防主机可与监控系统接口通讯，通过监控系统获取设备（电动刀闸、断路器等）的实时位置信息，实现在线各类状态量自动对位显示；对监控系统没采集的其它设备状态采用电脑钥匙汇报记忆对位方式自动显示，使灯开关模拟屏显示的设备状态与现场的设备状态保持一致。保证设备状态的正确性，是实现可靠防误闭锁的前提。3）
6、对事故处理能力强：当多重事故、恶性事故发生时，监控系统可将事故和故障信息送至综合操作屏，综合操作屏启动事故报警，将全站的设备状态、遥测数据、故障信息以不同的闪光报警型式全部实时显示在模拟屏上，比强电电控制系统的中央信号屏更完善、更清晰，使运行人员一目了然，可根据主接线运行方式和故障信息快速进行事故定位和处理。4） RFID技术：由于部分变电站规模增大，特别是集控站的投运，参与闭锁的点数猛增，原来的编码资源已不能满足，而RFID技术是新近发展起来的用于取代过去条形码智能数字标签，没有重码，编码识别技术成熟，应用到变电站防误闭锁的锁具上，堵住了重码不安全漏洞，满足了集控站管辖围设备多的需求；5）
7、电脑钥匙功能增强：采用大屏幕显示器，可一屏显示完整的操作步骤。传输采用IrDA高速红外传输口，具备GPRS远程传输功能，大容量可充电锂电池，现场操作录音功能等都得到支持。6） 嵌入式网络通信技术：由于变电站逐步走向数字化，各设备信息都采用通信方式传输到综合操作屏，对各种标准规约的支持，使得综合操作屏适应不同接口的变电站自动化系统。7） 嵌入墙体的综合操作屏的成功开发：以及网络控制、智能控制、强电控制等功能的完善，使得屏体不占用建筑面积，还增加了备用操作功能。自1999年UT-2000综合操作屏推出以来，已被2000多座变电站采用，现已成为变电站防误闭锁的首选设备。技术的发展源自于新需求的不断出
8、现，在变电站自动化技术的不断推广、无人值班越来越多、集控中心广泛建立，对微机防误闭锁技术提出了许多新的要求：1） 对遥控操作的设备缺乏有效的闭锁手段: 使用计算机监控的变电所或集控站，由于软、硬件故障或监控的五防功能不完善，缺少对遥控操作的硬闭锁手段，曾出现过由于雷击，程序紊乱等装置自身故障引起的开关、电动刀闸误动而造成的恶性事故。有关部门曾对全国40多个采用计算机监控的高电压等级变电所进行了现场调查，其结论是：“各变电所的监控系统虽然具备控制功能，但大多数用户都因对控制的安全性存在顾虑而未使用或干脆拆除了这项功能，大部分监控系统的控制功能基本上形同虚设”。这就说明目前采用计算机监控系统的变电
9、所对遥控操作的设备缺乏有效的闭锁手段，从而使监控系统不能发挥应有的功能。2） 对地线、网门等无法采集在线监测的设备缺乏有效的闭锁手段：目前，发电厂、变电所仍存在着一些多发性的误操作，其中出现机率最高的是带电挂地线（合地刀）和带地线（地刀）合闸。原国家电力公司19982000年三年的统计资料显示，在技术分类的158项误操作中，上述误操作多达122次，占误操作总数的77.2。目前使用的接点串联闭锁电磁锁解锁操作的方式，可以说是几十年经验证明不可用的。辅助接点的不可靠、电磁锁的不可靠、敷设电缆过多和电气接点组成逻辑闭锁的固有敝端等，都将继续证明是不可用的。3） 无人值班后，集控站作为运行主体，而一次
10、设备又都在变电站（受控站），集控站操作、就地操作、检修操作防误闭锁实现方式是什么样的？操作点多了，变电站自动化系统如何解决同一时间段只能有一处操作，这是个难题。解决好这一问题对安全运行非常重要；当然还存在诸多其他防误闭锁问题。而所有这些问题的解决，都离不开一个专业化的微机防误操作技术的支持。下面就这些技术的现状及发展趋势与大家探讨：一、 遥控闭锁技术：遥控操作的设备必须有强制性的电气回路的硬闭锁。我公司研制的遥控闭锁装置，通过把遥控闭锁继电器的常开接点串联在遥控回路中实施电气回路的硬闭锁。五防系统与监控系统是双机配合操作系统（遥控操作与遥控闭锁操作分别通过两个通道，由两个执行终端完成），共同实
11、现遥控回路的操作，可有效的防止监控系统遥控操作过程中，由于程序紊乱或装置自身故障的情况下造成的误动。遥控闭锁装置已在全国多个省市的高电压等级变电站和集控站得到广泛应用，取得非常满意的效果。采用遥控闭锁技术可从根本上解决遥控误操作问题，是今后的发展方向。二、 集控站防误闭锁：集控中心(主站)一般没有具体的可操作设备，设备信息来自于各受控站（子站），集控值班员、操作队、保护所工作人员，都有可能在一定条件下操作设备，可供选择的方式有两种：1) 在集控中心(主站)和受控站（子站）均设置一套防误闭锁装置，主站和子站通过联网方式组成一套完备的集控站微机防误闭锁系统。主站和子站的防误装置都具有完备的五防功能
12、,且各子站的防误闭锁装置可以独立运行。主站与监控系统联网,实现设备状态、操作信息共享等功能。主站具备集控管辖围的五防闭锁逻辑判断功能。在主站的装置上可对各子站（包括站间联络线）的操作任务进行模拟预演，检验操作票是否正确；电脑钥匙可在主站,也可在子站接收操作票,或回传操作信息，实现主站模拟、子站操作；或子站模拟，主站审批，子站操作的目的。便于处理巡视时的临时操作。此方案功能完善，是目前的主流方案，实施过程中如果要对集控站监控系统的操作进行闭锁，可增加遥控闭锁装置来实现。2) 在集控中心设置一套防误闭锁远程操作终端，以受控站防误闭锁装置为主，整个系统具有Web/Brower结构的特点。集控中心通过
13、网络以浏览器的方式进行预演，但实际的闭锁仍然需要通过受控站的防误闭锁装置完成。在加上上面提到的遥控闭锁技术，可对监控系统的遥控操作进行闭锁。受控站具备完善的五防闭锁功能，所以集控中心的监控系统可以不设置独立的软件防误，此技术需要完善的电力系统通信网络的支持，所有变电站、集控站必须有可靠的以太网基础，这点在一些发达地区已经获得成功实施。三、 唯一操作权：遥控设备对有人值班和无人值班站都可能是多个地方操作。大家都知道，要对一组隔离开关实现完善的操作闭锁，必须实现：机构箱操作汇控箱操作测控屏（或端子箱）操作后台、集控中心或调度操作等，在这种多操作点的情况下，防误闭锁系统必须具备操作权统一管理功能，并
14、保证操作的唯一性。四、 有部分意见认为，今后发展趋势是由监控系统实现各电压等级变电所的防止电气误操作。监控系统控制操作的可靠性是提高了还是降低了？这里不进行深入讨论。但监控系统操作是否要进行五防模拟？没有采集设备状态的手动设备的状态如何传给监控系统？大型检修多任务并行操作如何实现？复杂的惟一操作权如何闭锁？等等一系列专用五防系统已成功解决的问题，由监控系统来实现，不能不令人担忧！如果把五防系统完整的编程技术，预演、传票、操作、回传技术，装置及锁具闭锁等技术组成一个相对独立的五防功能模块，纳入厂、站自动化系统中，我们认为这仍是五防单独配置的一种形式。五防工作站是单独配置的一种型式，五防子系统也是
15、单独配置的另一种形式。从经济角度上讲一套完善的防误闭锁装置，只占监控系统投资的很少比例，而相对独立的五防功能模块也要花不少钱。由此看来，目前厂站采用五防单独配置是唯一可靠的途径。综上所述：监控技术、保护技术、防止电气误操作技术都是电力自动化技术的重要独立分支。随着无人值班和集控站的推广，微机闭锁系统不仅不该弱化，而且应该强化和完善，微机防误闭锁技术的深度和广度应进一步扩展，向更加专业化发展。综自站和集控站的监控操作必须有防误闭锁系统的保证，监控与防误无论是功能方面、实现方式方面都是不可能相互替代的。因为这两类技术侧重点不同，防误闭锁系统重在“操作安全”，计算机监控系统重在“远方监控”，解决的是电力系统遇到的不同问题。微机防误闭锁技术应该和计算机监控技术有机的结合，资源共享，功能独立。应该单独配置，才能真正起到防误操作的功能。如果说计算机监控系统把微机闭锁技术溶解了，由计算机监控系统来完成具有闭锁的操作，不管是现有的间隔或跨间隔电气结点回路闭锁还是依靠监控系统实现的闭锁逻辑，闭锁功能实现起来也同样是系统中相对独立的功能模块。如果耦合性太高，系统的实现往往会顾此失彼，可靠性，可维护性根本无从保证。况且从专业化的角度来看，由计算机监控系统提供完善、可靠、易于使用的防误闭锁功能还需要相当一段时间，最终结果也是闭锁功能的集成，而防误闭锁技术仍是相对独立的技术分支，会不断深化发展。就此而言，
