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摘要：本文将基于依照中国南方电网智能变电站典型设计V2.1版本建设的500kV崇焕智能变电站介绍满足IEC61850标准的三层防误闭锁系统功能的实现，以及500kV变电站典型设计下各隔离开关、接地刀闸等一次电气设备的防误联锁逻辑原理。

关键词：防误闭锁系统，间隔层，GOOSE，刀闸联锁

前言

智能变电站通过数字化采样、标准化模型及网络化信息共享，能全面收集涵盖全站的设备状态信息以及相关运行控制信息，提升变电站作为电网基础运行单元的智能化水平，为电网提供标准、开放、准确共享的基础信息资源池，支撑数据高效收集、信息共享与交互，为智能电网发展提供所需电力能源及信息流，为智能电网、智能运维提供全面支撑。

为防止变电站内隔离开关、接地刀闸等电气设备的误操作，变电站内配备有防误闭锁系统。防误闭锁系统是避免出现“五防”禁止的恶性电气误操作，保障变电站电气操作安全性的重要手段。变电站“五防”内容简述为：（1）防止误分、合断路器；（2）防止带负荷分、合隔离开关；（3）防止带电挂（合）接地线（接地开关）；（4）防止带接地线（接地开关）合断路器（隔离开关）；（5）防止误入带电间隔；

智能变电站系统按逻辑功能划分为三层：过程层、间隔层、站控层。依据IEC61850标准协议，MMS报文客户端/服务器模式为变电站站控层与间隔层设备间的信息共享提供可靠通路、GOOSE 报文发布/订阅模式可实现变电站间隔层与过程层以及间隔层设备之间的信息交互。

与之相对，智能变电站的防误闭锁系统也依照三层形式构建，包含：站控层五防、间隔层五防、过程层五防。变电站防误闭锁系统处于安全I区，站控层防误闭锁由监控主机或数据网关机实现，间隔层防误闭锁由测控装置实现，过程层防误由一次设备实现^[1]。虽然三层形式的五防系统具有相互独立的逻辑判断，但其逻辑均基于站内断路器、隔离开关、接地刀闸等电气设备的位置状态形成的相互联系。

500kV变电站一般为电力系统中的枢纽变电站。500kV变电站站内一般包括500kV、220kV和35kV三个电压等级。其中，500kV侧为受电端，220kV侧为送电端，35kV侧不带用户负荷一般用于站用电和无功补偿。

本文将介绍基于IEC61850标准协议的智能变电站新型防误系统。结合500kV典型设计变电站，分析隔离开关、接地刀闸的电气联锁回路设计及原理。

1 站控层五防

站控层五防是防误系统的基础部分^[2]。由于站控层五防与间隔层五防相互独立，为避免出现规则冲突，二者的五防规则库应保持一致，可由站控层进行规则解析后下装到间隔层装置内。

目前较为成熟使用较多的模式，是将监控主机与五防模块一体化集成，二者使用同一数据库组态，以及同一实时库。

相较于独立五防，此举缩短了五防模块与监控系统实时库的通信时间，极大提高信息的实时性，并且具备双机冗余特性，增加五防系统可靠性。监控主机通过站控层网络，以MMS通讯协议与全站保护、测控装置进行数据交互采集，获取断路器、隔离开关状态等实时信息，实现对全站设备的逻辑闭锁。

相较于数据网关机与五防模块的一体化集成模式，监控主机与五防模块集成的方案人机交互的可视化界面更为友好。变电站值班员在监控主机进行电气操作过程中，只有在满足五防闭锁校验逻辑的情况下才可进行操作项目，将模拟校验的操作步骤下发至间隔层测控装置。不满足逻辑校验的操作步骤，系统将会告警以及闭锁操作，从而达到防止误操作的目的。

由于站内断路器、隔离开关、接地刀闸等位置信号需要经过过程层和间隔层多个通信环节的信息延时，站控层设备实时性不高，但其汇聚全站一次设备状态信息，可对全站设备操作进行监视闭锁。

2 间隔层五防

间隔层五防是整个防误系统的核心部分。间隔层五防规则的编写和调试工作主要在站控层监控主机完成，具有解析站控层防误规则控制命令以及向过程层输出防误闭锁节点的作用。间隔层五防依赖于间隔层中的保护、测控装置，防误软件集成于保护、测控装置内，间隔层规则库也下装存储至装置内。

向上对站控层，间隔层测控装置接受站控层下发的控制指令，根据实时采集的信息，在装置中进行五防联锁逻辑判断，就地显示并向监控主机上送防误逻辑校验结果。由于间隔层使用IEC61850快速报文传输机制即GOOSE，实时性高于站控层五防，且具有独立于站控层的五防逻辑判断，可快速闭锁经站控层五防系统模拟逻辑校验的操作步骤。

向下对过程层，间隔层测控装置不仅需要订阅本间隔智能终端采集的电气一次设备开关、刀闸位置信息，还需要与其他间隔进行跨间隔的闭锁信息访问，以实现本间隔的闭锁以及间隔间的联锁。同时，过程层智能终端的操作回路中串接了测控装置的防误闭锁节点，只有在间隔层防误闭锁逻辑校验判断通过时，测控装置才能输出闭合相应闭锁节点的GOOSE命令，接通操作回路，否则将断开节点，中断错误操作，从而实现过程层的电气联锁功能。

3 过程层五防

过程层五防包括机械联锁、电气联锁等。过程层五防不依赖于光纤和交换机组成的信息交互系统，使用物理的机械结构的电气回路对一次设备的操作起到逻辑闭锁的作用。机械联锁多用于开关柜等成套开关设备，以及隔离开关与接地刀闸之间的双工位闭锁。电气联锁通常将断路器、隔离开关、接地刀闸的电气辅助接点依照正确的操作规则串并联，使被闭锁的一次设备的控制回路或操作电源回路接通或断开，从而实现一次设备操作逻辑闭锁。

相较于机械连锁，电气联锁便于在故障后进行解除联锁的处理。

电气联锁逻辑与一次接线方式以及一次设备运行方式有关，电气联锁二次回路需要大量串接不同一次设备的辅助接点，涉及元件较多，二次电缆走线复杂，辅助接点损坏率高，导致防误操作性能较差，运维成本较高。

4 500kV部分隔离开关、接地刀闸电气联锁回路原理

500kV部分通常使用3/2一次接线方式，3/2接线方式中2条母线之间3个开关串联，形成一串。在一串中从相邻的2个开关之间引出元件，即3个开关供两个元件，中间开关作为共用，相当于每个元件用1.5个开关，因此也称为一个半开关接线。合环运行时，每一回路由两台断路器供电。在3/2接线的一串中，接于母线的2台开关称之为边开关（例5011、5013），中间的开关称之为中间开关或联络开关（例5012）。3/2 断路器接线的主要优点包括运行安全可靠性高、调度灵活、倒闸操作方便等。一个典型完整线变串如图1，

隔离开关闭锁主要为了防止带负荷分、合隔离开关，以及防止带接地线（接地开关）合断路器或隔离开关。

由于隔离开关无灭弧功能，不可用于断开负荷电流，故隔离开关控制回路必须受相应断路器的闭锁，以保证断路器在合闸状态下，不能操作隔离开关，即避免带电操作隔离开关。除断路器位置外，隔离开关的操作回路还需判断无明显断开点的同一电气直接连线部分（如图1中红框所示部分）中的接地刀闸的位置。

若出线为线路，则线路侧隔离开关（如50122、50131）只需判断线路侧接地刀闸位置为分位，如50131刀闸操作回路受5013断路器、501317地刀、501327地刀、501367地刀位置的闭锁（如图2）。

若出线为主变，则主变侧隔离开关（如50112、50121）需要判断主变三侧接地刀闸位置均为分位，防止主变任意一侧检修时造成带接地刀闸合隔离开关。如50121刀闸操作回路受5012断路器、501217地刀、501227地刀、501167地刀以及主变中压侧220140地刀、主变低压侧331甲0地刀位置闭锁（如图3）。

母线侧隔离开关（如50111、50132）还需要判断相连的母线接地刀为分位，如50111刀闸操作回路受5011断路器、501117地刀、501127地刀以及#1M母线5117地刀位置闭锁（如图4）。

接地刀闸闭锁主要是为了防止带负荷合接地刀闸。

接地刀闸只有在设备检修、断路器和隔离开关断开时，才能闭合接地刀闸，故接地刀闸的控制回路受相应的隔离开关的闭锁。

为防止线路对侧带电，本侧合地刀的情况出现。线路间隔接地刀闸仍需要判断线路侧TYD无压以及TYD电压空开合位闭锁。

线路侧接地刀闸（如501367），501367接地刀闸操作回路受50131刀闸、50122刀闸、水焕甲线带电显示装置（或有压继电器）闭锁（如图5）。

主变侧接地刀闸（如501167）需判断主变三侧隔离开关位置均在分位，501167接地刀闸操作回路受主变变高侧50112刀闸和50121刀闸、主变变中侧22014刀闸和2201BL刀闸、主变变低侧31A1刀闸和31B1刀闸位置闭锁。

5 220kV部分隔离开关、接地刀闸电气联锁回路原理

500kV变电站的220kV部分一般使用双母双分段接线，具有供电可靠、调度灵活、扩建方便等优点。

典型双母双分段接线如图6所示，

双母双分段的接线方式下，运行方式分为分列运行以及并列运行两种。无论在何种运行方式下，接地刀闸的联锁逻辑原理都与500kV部分一致，即接地刀闸的操作回路需判断相应隔离开关分位。如图5中的2566C0地刀和2566B0地刀的控制回路都受25661刀闸、25662刀闸、25664刀闸位置的闭锁。

但隔离开关的联锁逻辑原理随着一次设备运行方式的不同而有所改变。

在分列运行的方式下，220kV隔离开关的联锁逻辑原理与500kV部分一致，即隔离开关操作回路需要判断断路器分位以及无明显断开点的同一电气直接连线部分中的接地刀闸分位。如图6中的25661隔离开关操作回路受2566断路器、25662刀闸（分列运行）、2566B0地刀、2566C0地刀、#1M母线地刀221甲00分位的闭锁。

在并列运行的方式下，由于此时母线选择隔离开关（如25661、25662）的动静触头是等电位情况，在这种情况下不存在灭弧问题，可以不考虑同一电气直接连接部分的断路器位置闭锁。

①如图6中#1M、#2M并列运行的情况下，25661隔离开关的操作回路需判断2012母联断路器、20121、20122母联断路器两侧刀闸、25662刀闸均在合位，2566B0地刀、2566C0地刀、#1M母线地刀221甲00均在分位（如图7）；

②如图6中#1M、#2M、#5M、#6M并列运行，2056母联断路器、2015、2026分段断路器均运行，2012母联断路器检修的情况下，25661隔离开关操作回路需判断2056母联断路器及其两侧刀闸20561和20562、2015和2026分段断路器及其两侧刀闸20151、20152、20261、20262、另一把母线刀闸25662均在合位，2566B0地刀、2566C0地刀、#1M母线地刀221甲00均在分位；

6 35kV部分隔离开关、接地刀闸电气联锁回路原理

500kV变电站的35kV部分仅接无功补偿装置，要求接线简单明晰，一般使用变压器单母单元接线方式，不设母线联络开关。主变变低二分支，故35kV母线也为两段单母接线方式，如图8。

35kV接地刀闸的联锁逻辑原理都与500kV部分一致，即接地刀闸的操作回路需判断相应隔离开关分位。

主变变低接地刀闸（如331甲0）需判断主变三侧隔离开关位置均在分位，331甲0接地刀闸操作回路受主变变高侧50112刀闸和50121刀闸、主变变中侧22014刀闸和2201BL刀闸、主变变低侧31A1刀闸和31B1刀闸位置闭锁。

35kV隔离开关的联锁逻辑原理与500kV部分一致，受断路器位置以及同一电气连接部分中接地刀闸位置的闭锁。

#1主变变低侧31A1隔离开关操作回路受31A断路器、31AC0地刀、31A甲0地刀和331甲0母线地刀、主变中压侧220140地刀、主变高压侧501167地刀位置闭锁。

311电容器311A隔离开关操作回路受311断路器、31A甲0地刀、31AC0地刀、311B0地刀、311C0地刀和311电容器31140地刀位置的闭锁。

7 结语

变电站的防误功能的实现方法经历了机械防误、电气防误以及微机防误3个阶段^[3]。随着新一代智能变电站的设计建设，间隔层五防的加入使得智能变电站的防误系统更为完善、可靠。

未来变电站的发展方向将是一次设备智能化、信息平台一体化。智能终端和GOOSE快速报文传输机制的运用使得一次设备向智能化迈进一大步，而交换机与IEC61850通信规约在站内的运用使得站内信息交互更为频繁即时。基于这两点，变电站内的新型防误系统实现方式也向着智能、即时、可靠、易操作等方向迈进。

参考文献：.

[1]郭象吉，王刚. 智能变电站防误闭锁系统的分析与构建[J]，2019（14）：46-48.

[2]唐成虹，宋斌，胡国，等. 基于IEC 61850标准的新型变电站防误系统[J]，2009，33（5）：96-99.

[3]孙一民，侯林，揭萍，等. 间隔层保护测控装置防误操作实现方法[J]. 电力系统自动化，2006（11）：81-85.

作者简介：桂荷茹（1997--），女，广东湛江人，工学学士，主要研究方向：电力系统控制与保护。

卢迪勇（1977--），男，广东东莞人，通信作者，工程硕士，主要研究方向：电力设备维护与故障分析。