一种GIS变电站伸缩式隔离开关监控双确认方法与流程

一种gis变电站伸缩式隔离开关监控双确认方法
技术领域
1.本发明一种gis变电站伸缩式隔离开关监控双确认方法涉及110kv变电站技术领域，特别是一种110kv gis变电站伸缩式隔离开关监控双确认方法。


背景技术：

2.随着电网规模不断增加，110kv变电站gis设备的不断增加，为110kv变电站程序化操作创造了条件。当前110kv变电站隔离开关位置仅能从辅助接点一源头观测，无法满足开关、断路器位置双确认条件，不满足变电安规的安全要求，无法实现监控远方倒闸操作，而且现场倒闸操作工作效率低、强度高。


技术实现要素：

3.本发明的目的是针对上述不足之处提供一种gis变电站伸缩式隔离开关监控双确认方法，通过在现有的gis设备上添加部分硬件设备，并加以逻辑判断，实现隔离开关位置判断，结合当前辅助接点位置判断，满足隔离开关远方操作非同源双确认的要求，为监控实现隔离开关远方操作提供技术支持。能大大提高电网运行的工作效率，降低倒闸工作强度，实现监控远方程序化操作。
4.为了实现上述目的，本发明一种gis变电站伸缩式隔离开关监控双确认方法，第一确认方法是在隔离开关静触头处和隔离开关动触头处分别设置安装红外检测装置；所述红外检测装置包括红外光源和红外接收检测部分；其中，隔离开关静触头处和隔离开关动触头处距离各自的红外光源0.4cm-0.6cm，最佳值为0.5cm，在保证设备可靠的前提下，红外光线尽可能靠近静触头。
5.在静触头处安装设置红外检测装置a，当静触头隔离开关分位时，红外接收检测部分a能够收到红外光源a的光线；当静触头隔离开关合位时，红外接收检测部分a无法收到红外光源a的光线。
6.在动触头处安装设置红外检测装置b，当动触头隔离开关分位时，红外接收检测部分b能够收到红外光源b的光线；当动触头隔离开关合位时，红外接收检测部分b无法收到红外光源b的光线。
7.红外检测装置的工作原理：当静触头隔离开关分位时，红外接收检测部分a能够收到红外光源a的光线，此时红外接收检测部分a的输出信号值a=0；当静触头隔离开关合位时，红外接收检测部分a无法收到红外光源a的光线，此时红外接收检测部分a的输出信号值a=1；当动触头隔离开关分位时，红外接收检测部分b能够收到红外光源b的光线，此时红外接收检测部分b的输出信号值b=0；当动触头隔离开关合位时，红外接收检测部分b无法收到红外光源b的光线，此时红外接收检测部分b的输出信号值b=1。
8.一种gis变电站伸缩式隔离开关监控双确认方法，包括如下逻辑判断：当红外检测装置a的输出信号值a=0时，即静触头处的红外检测装置a检测到闸刀
分位；当红外检测装置a的输出信号值a=1时，即静触头处的红外检测装置a检测到闸刀合位；当红外检测装置b的输出信号值b=0时，即动触头处的红外检测装置b检测到闸刀分位；当红外检测装置b的输出信号值b=1时，即动触头处的红外检测装置b检测到闸刀合位。
9.逻辑判断由智能终端完成。所述智能终端采用现有的智能设备，是目前智能变电站中具有开关量和模拟量采集功能、开关量输出功能、和断路器控制功能的智能设备。
10.本发明中的测控装置指的是市场上现有的保护测控装置，是变电站常用设备。
11.隔离开关状态包括四种状态，即状态1、状态2、状态3和状态4；其中，状态1表示当红外检测装置b的输出信号值b=0变为b=1，同时红外检测装置a的输出信号值a=0，延时t后，如输出信号值a和b均不变，则智能终端向测控装置报送“隔离开关合闸不到位”；状态2表示当红外检测装置b的输出信号值b=1，同时红外检测装置a的输出信号值a=1，延时t后，如输出信号值a和b均不变，则智能终端向测控装置报送“隔离开关合闸位置”；状态3表示当红外检测装置a的输出信号值a=1变为a=0，同时红外检测装置b的输出信号值b=1，延时t后，如输出信号值a和b均不变，则智能终端向测控装置报送“隔离开关分闸不到位”；状态4表示当红外检测装置a的输出信号值a=0，同时红外检测装置b的输出信号值b=0，延时t后，如输出信号值a和b均不变，则智能终端向测控装置报送“隔离开关分闸位置”。
12.第二确认方法是当前辅助接点位置判断；在隔离开关操作机构箱中，隔离开关的分闸、合闸状态靠辅助接点等硬接点产生遥信信号，其中辅助接点轴直接和涡轮减速器输出轴的下端相连，从而准确反映隔离开关状态。
13.与现有技术相比，本发明具备以下有益效果：110kv gis变电站伸缩式隔离开关应用本检测装置后，结合隔离开关辅助接点，实现了隔离开关监控非同源双位置确认，为隔离开关监控远方操作提供了技术支持。对于现有倒闸操作，可实现程序化、智能化倒闸操作，提高了变电站运维智能化水平，也扩大了监控员操作范围，提高了电网运维的工作效率。
附图说明
14.图1是现有的gis隔离开关结构示意图；图2是本发明加装检测硬件装置示意图；图3是本发明方法涉及的隔离开关位置逻辑图。
15.图中，1、静触头，2、动触头，3、红外光源a，4、红外光源b，5、红外接收检测部分a（即检测点a），6、红外接收检测部分b（即检测点b）。
具体实施方式
16.下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的
实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
17.图1是gis变电站伸缩式隔离开关简图，根据伸缩式隔离开关的特点，将红外检测装置a和b分别安装在隔离开关静触头处和隔离开关动触头处。
18.红外检测装置安装时，与带电设备距离需要大于110kv电压等级sf6气体下的最小安全距离，具体按实际情况布置。
19.参照图2，在静触头处安装红外检测装置a，隔离开关分位时，静触头处的红外检测点能够收到红外光源a的光线；隔离开关合位时，静触头处的红外检测点a无法收到红外光源a的光线；在保证设备可靠的前提下，红外光源a尽可能靠近静触头，实际测试发现当距离0.5cm时，效果最佳。
20.在动触头处红外检测装置b，隔离开关分位时，动触头处的红外检测点b能够收到红外光源b的光线；隔离开关合位时，动触头处的红外检测点b无法收到红外光源b的光线；在保证设备可靠的前提下，红外光源b尽可能靠近分闸状态下的动触头，实际测试发现当距离0.5cm时，效果最佳。
21.参照图3，隔离开关状态包括四种状态，即状态1、状态2、状态3和状态4；其中，状态1表示当红外检测装置b的输出信号值b=0变为b=1，同时红外检测装置a的输出信号值a=0，延时t后，如输出信号值a和b均不变，则智能终端向测控装置报送“隔离开关合闸不到位”；状态2表示当红外检测装置b的输出信号值b=1，同时红外检测装置a的输出信号值a=1，延时t后，如输出信号值a和b均不变，则智能终端向测控装置报送“隔离开关合闸位置”；状态3表示当红外检测装置a的输出信号值a=1变为a=0，同时红外检测装置b的输出信号值b=1，延时t后，如输出信号值a和b均不变，则智能终端向测控装置报送“隔离开关分闸不到位”；状态4表示当红外检测装置a的输出信号值a=0，同时红外检测装置b的输出信号值b=0，延时t后，如输出信号值a和b均不变，则智能终端向测控装置报送“隔离开关分闸位置”。
22.第二确认方法是当前辅助接点位置判断；在隔离开关操作机构箱中，隔离开关的分闸、合闸状态靠辅助接点等硬接点产生遥信信号，其中辅助接点轴直接和涡轮减速器输出轴的下端相连，从而准确反映隔离开关状态。
23.在实际应用中两种确认方法是这样协调的：1）隔离开关合位时；第一种方法上传监控系统遥信信息“隔离开关合闸位置”，第二种方法上传监控系统遥信“合位”；2）隔离开关由合位变为分位时；第一种方法上传监控系统遥信信息由“隔离开关合闸位置”转为上传“隔离开关分闸不到位”，最后上传“隔离开关分闸位置”，第二种方法上传监控系统遥信由“合位”转为上传“分位”；3）隔离开关分位时：第一种方法上传监控系统遥信信息“隔离开关分闸位置”，第二种方法上传监控系
统遥信“分位”；4）隔离开关由分位变为合位时；第一种方法上传监控系统遥信信息由“隔离开关分闸位置”转为上传“隔离开关合闸不到位”，最后上传“隔离开关合闸位置”，第二种方法上传监控系统遥信由“分位”转为上传“合位”；除此四种组合状态外，其他状态均为不正常状态。
24.经过试验和实际应用，本发明方法很好地实现隔离开关位置判断，结合当前辅助接点位置判断，满足隔离开关远方操作非同源双确认的要求，为监控实现隔离开关远方操作提供技术支持。能大大提高电网运行的工作效率，降低倒闸工作强度，实现监控远方程序化操作。