南方电网公司变电站防止电气误操作闭锁装置技术规范.docx

Q/CSG110023-2012南方电网公司变电站防止电气误操作闭锁装置技术规范目次前言III1适用范围12引用标准13术语与定义13. 1五防13.2 防止电气误操作闭锁装置13.3 变电站自动化系统五防子系统13.4 变电站在线式五防系统13.5微机防误闭锁装置23.6集控式五防装置23.7主站五防系统23.8子站五防系统23.9数据服务器23.10防误工作站23.11单元电气闭锁23.12防误闭锁软件系统23.13检修隔离管理器23.14检修隔离授权钥匙23.15解锁工具23.16智能解锁钥匙23.17万能解锁钥匙33.18逻辑表33.19检修隔离面33.20检修工作面33.21高压带电显示装置34技术要求34.1 基本要求34.2 单元电气闭锁技术要求34.3 微机防误闭锁装置的技术要求34.4 集控式五防装置技术要求85配置原则95.1 配置基本原则95.2 变电站的断路器、隔离开关、接地开关（接地线）、网门的防误配置96接地桩技术规范106.1 接地桩设置要求106.2 接地桩的布点要求106.3 接地桩的编号原则107五防闭锁逻辑117.1 五防闭锁逻辑制定原则117.2 通用闭锁逻辑的要求117.3 典型闭锁逻辑关系118附录12附录A50OkV线-变串典型逻辑关系（二分之三接线类型）14附录B50OkV线一线串典型逻辑关系（二分之三接线类型）16附录C50OkV主变22OkV侧典型逻辑关系18附录D500kV线路高抗典型逻辑关系19附录E22OkV主变典型逻辑关系（双母分段接线方式）20附录F220kV（HOkV）线路典型逻辑关系（双母分段接线方式）22附录G35kV侧典型逻辑关系（单母接线方式）23附录Il220kV（IlOkV）母线地刀和PT间隔典型逻辑关系25附录I220kV（IlOkV）母联或分段间隔典型逻辑关系26附录J22OkV（UOkV）线路典型逻辑关系（双母带旁路接线类型）27附录K220kV（IlOkV）专用旁路间隔典型逻辑关系（双母带旁路接线类型）28附录L双母带旁路类接线：主变间隔逻辑关系29附录M单母分段小车开关类型接线：IOkV（35kV）线路、分段典型逻辑关系31附录N单母分段小车开关接线类型：电容器组及其网门典型逻辑关系32附录0单母分段小车开关接线类型：站变（接地变）及其网门典型逻辑关系33附录P单母分段带旁路接线类型：出线、分段、旁路间隔典型逻辑关系34附录Q线路变压器组接线图：线变组典型逻辑关系34附录R桥型接线类：UOkV桥型接线典型逻辑关系35附录S检修隔离管理器结构图36附录T接地桩形式图（参考图）37附录U检修隔离面与检修工作面图示38附录V接地桩布置图（参考图）46附录W接地桩编号原则47前言为规范变电站防止电气误操作闭锁装置的配置，明确各类防止电气误操作闭锁装置的技术要求，指导变电站防止电气误操作闭锁装置的建设、改造，确保防止电气误操作闭锁装置满足变电站防止误操作要求，有效防止电气误操作的发生，中国南方电网有限责任公司生产技术部组织编制了本规范。本规范的内容包含变电站防止电气误操作闭锁装置的技术要求、配置原则和闭锁逻辑关系等。本规范的附录A-附录R为规范性附录，附录S-附录W为资料性附录。本规范由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出。本规范由中国南方电网有限责任公司生产技术部归口并解释。本规范在起草的过程中得到了广东电网公司、深圳供电局等单位的大力支持。本规范主要起草人：余鹏、骆洁艺、李仪光、陈硕。南方电网公司变电站防止电气误操作闭锁装置技术规范1适用范围本规范适用于南方电网公司下属变电站（不含换流站）防止电气误操作闭锁装置（以下简称防误装置）的建设和改造。2引用标准下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。JB/DQ218187JB/DQ218287SD33489DL/T687-1999高压开关设备用电磁锁技术条件高压开关设备用机械锁通用技术条件高压带电显示装置技术条件微机型防止电气误操作装置通用技术条件电气操作导则Q/CSG10006-20043术语与定义3. 1五防指防止误入带电间隔、防止带负荷误拉（合）隔离开关、防止带接地开关（接地线）合隔离开关、防止带电合（挂）接地开关（接地线）、防止误分合断路器等五项防止电气误操作。3.2 变电站防止电气误操作闭锁装置为满足变电站五防要求，在电气设备及其自动化控制系统上安装的对电气设备操作流程、操作位置进行闭锁和提示的装置，包括变电站自动化系统五防子系统、变电站在线式五防系统、微机防误闭锁装置、集控式五防装置、电气闭锁、电磁闭锁、机械联锁、机械程序锁等。3.3 变电站自动化系统五防子系统变电站自动化系统五防子系统由站控层防误和间隔层防误两层构成，站控层防误包括变电站自动化系统中用于实现五防闭锁的功能模块及相应检修隔离管理器、电脑钥匙、锁具等构成的子系统；间隔层防误是由测控装置的软件逻辑闭锁来完成。3.4 变电站在线式五防系统在线式五防系统是充分利用变电站自动化系统全站监控功能，经五防模块与自动化系统站控层、间隔层装置接口，进行电气操作防误闭锁实时判断，对满足防误闭锁操作条件的电气设备开放操作的一套防误闭锁系统，实现操作票逐项开放和闭锁。变电站在线式五防系统由站控层防误、间隔层防误及过程层防误三层构成，站控层防误包括变电站自动化系统中用于实现在线式五防闭锁的功能模块及相应的检修隔离管理器，并利用数字化变电站监控系统或数字化变电站的通信网络构成的系统；间隔层防误是由测控装置或单元控制装置的五防闭锁节点实现逻辑闭锁来完成；过程层防误是由五防闭锁节点实现对可遥控空气开关、在线式五防锁的控制来完成。3.5微机防误闭锁装置采用微型计算机控制，用于变电站电气设备防止电气误操作的装置。通常由防误计算机、防误闭锁软件系统、检修隔离管理器、电脑钥匙、锁具、解锁钥匙等功能元件组成。3.6集控式五防装置用于对多个变电站五防进行集中控制管理的装置。通常由主站五防系统、子站五防系统、数据服务器、防误工作站等功能元件组成。3.7主站五防系统设立在集控中心或集中操作室内，对辖控子站五防系统进行管理。3.8子站五防系统能独立实现变电站防误功能，并能够通过网络通道与主站五防系统实现数据信息交互。3.9数据服务器集中存储数据，实现主站、子站五防系统数据信息交互共享。3. 10防误工作站能够访问数据服务器，实现数据维护、人员管理、站点管理等管理功能。3.11单元电气闭锁指通过二次电缆连接，将间隔内关联电气设备位置状态转化为对电气设备操作流程进行闭锁。常规敞开式设备的现场布线式单元电气闭锁实现对本间隔电动刀闸的防误操作功能（包含母联间隔、母线间隔、旁路间隔的公共小母线），跨间隔的刀闸闭锁（主变间隔和母线地刀）应采用站控层防误或间隔层防误来实现。成套高压开关设备（包括HGlS设备、GIS设备、封闭式开关柜、小车柜等）自身应具有完善的电气闭锁或机械联锁，跨间隔的电动刀闸闭锁（主变间隔和母线地刀）应采用现场布线式电气闭锁来实现。3.12防误闭锁软件系统指能够反映变电站电气设备位置状态，并按变电站五防要求控制变电站自动化系统操作或控制电气、机械编码锁具操作、实现检修隔离管理的软件系统。3.13检修隔离管理器指能实现变电站自动化系统五防子系统或微机防误闭锁装置模拟操作权限管理的装置。3.14检修隔离授权钥匙指将变电站自动化系统五防子系统或微机防误闭锁装置模拟操作权限转移的钥匙。3.15解锁工具指防误闭锁装置异常或电网、设备处于紧急状态时，用于强制解除闭锁的专用工具或程序指令。3.16智能解锁钥匙指实现只能对授权设备进行开（解）锁，保证开（解）锁设备唯一性的微机钥匙。3.17万能解锁钥匙指可以开任一把锁的解锁钥匙。3.18逻辑表指根据变电站五防要求，反映全站高压电气设备间闭锁关系的表。3.19检修隔离面指停电检修间隔内一经操作即可能使间隔带电的隔离开关集合。3. 20检修工作面指停电检修间隔检修隔离面内所有一次设备集合。3.21高压带电显示装置指用于显示高压电气设备被监测处主回路电压状态信息的装置，可提供输出节点给防误装置，用于对电气设备操作流程的闭锁。包括传感单元和显示单元等。4技术要求4.1 基本要求4.1.1所有断路器、隔离开关、接地开关、高压开关柜、网门等设备，均应装设对电气一次设备进行强制闭锁的防误装置或采取强制闭锁的防误手段。防误装置应选用符合国家、行业技术标准、并经省级以上鉴定的产品。已通过鉴定的防误装置，必须经运行考核合格，取得良好的试运行经验后方可推广使用。4.1.2防误装置的结构应简单、可靠，操作维护方便。4. 1.3防误装置应不影响断路器、隔离开关和接地开关等设备的主要技术性能（如合闸时间、分闸时间、速度、操作传动方向角度等）。4. 1.1防误装置的工作电源必须采用不间断供电方式，并由独立回路供电。1.1.1 1.5防误装置应做到防腐、防锈、抗干扰、防异物开启。户外的防误装置还应防水、耐低温、耐高温。4.1.7 防误装置应有专用的解锁工具。4.1.8 断路器的机械紧急事故跳闸脱扣不允许闭锁。4.1.9 防误装置应选用符合国家、行业技术标准、并经省级以上鉴定的产品。已通过鉴定的防误装置，必须经运行考核合格，取得良好的试运行经验后方可推广使用。4. 1.10新型防误装置的试用应经广东电网公司同意后才可试用。4.2 单元电气闭锁技术要求4.2.1 电气闭锁与变电站自动化系统五防子系统或微机防误闭锁装置相互配合，共同完成设备闭锁，正常操作时，二者之间逻辑为“与”的关系。4.2.2 断路器和隔离开关电气闭锁回路应直接采用断路器和隔离开关的辅助接点，严禁使用重动继电器。4.3 防误闭锁装置的技术要求4. 3.1微机防误计算机的技术要求防误计算机应实现与变电站自动化系统的通讯，PC机配置不得低于以下要求：a）CPU：双核3.2G或以上b）内存：1G或以上¢）硬盘：320G或以上d）显卡：512M显存或以上e）显示器：具备TC099认证的22寸液晶显示器或以上f）打印机：A4激光打印机或以上4.3.2防误闭锁软件系统的技术要求4.3.2.1防误闭锁软件应具备操作票编辑功能，操作票的生成应包括以下三种方式：a）打开编辑界面直接编辑生成。b）在主接线图上进行模拟操作生成。c）从模板票、典型票或历史票导入生成。4.3.2.2操作票的编辑界面应友好方便，能根据现场运行需求增加或删除操作步骤，接地桩、网门、相关二次设备的状态等应能纳入操作票。4.3.2.3防误闭锁软件应能设置开票时是否自动对“合/分”操作进行“检合/检分”操作。4.3.2.4防误闭锁软件应能设置开票时是否自动对“合/分”操作进行“检合/检分”操作。防误闭锁软件应允许将操作票预先开好、完成预演，转为可执行的操作票时必须自动进行规则校验，如未通过规则校验,则拒绝执行并提示错误信息。4.3,2.5操作票应支持手动预演和自动预演两种方式。应有完善的操作权限设置功能，应至少支持管理员、操作员、监护人三种以上的权限分类，其操作权限应可根据运行需求灵活调整。4.3.2.6五防退出、逻辑编辑修改应有独立的权限管理。4.3.2.7操作票查询显示窗应可以按电压等级、设备组或指定条件显示归档票和模板票的任务列表和内容。4.3.2.8操作票应能按预开、作废、已执行分类保存及显示。4.3.2.9操作票统计表应包括操作票日报表、月报表、季度报表、年报表以及五防锁具统计表等常用操作票查询显示窗应可以按电压等级、设备组或指定条件显示归档票和模板票的任务列表和表格，并能根据时间、人员、操作对象等指定条件定制统计表。4.3.2.10操作票应具备打印功能，标题、单位标志、操作内容等应能灵活设置。4.3.2.11操作票票号应由程序自动按顺序生成，不可更改，按页数调整票号，输出增加一页，编号加一。4.3.2.12五防功能需退出时应按间隔设置，禁止全站退出五防功能。4.3.2.13防误闭锁软件应提供五防逻辑规则编辑功能，在规则校验时应根据输入的规则来判断操作是否允许执行，以防止误操作。操作规则库应类型多样、定义灵活，支持必要条件规则、充分条件规则、通用规则、一般规则、并（或）条件存在、提示性操作条件等。可根据用户需求增加、删去、修改各逻辑规则。4.3.2.14五防规则编辑工具应使用方便、操作直观，宜采用用户界面友好的图形化的规则编制界面,也可采用文本规则编制界面。两种方式均应支持复制五防规则等手段，减少五防规则的设置工作量。系统应具备五防规则导入导出功能。4.3.2.15防误闭锁软件宜配置检修隔离管理功能，即在检修期间（特别是多工作面作业时），闭锁检修隔离面一次设备操作功能，以防止误向检修设备送电；同时检修工作面设备的操作则不受闭锁。检修隔离管理功能退出时，应不影响防误闭锁软件的正常运行。4.3.3微机防误闭锁装置与变电站自动化系统接口技术要求微机防误闭锁装置与变电站自动化系统交换设备的虚实遥信，实现对变电站自动化系统的操作实施闭锁，通讯接口采用以太网或串口方式，接口规约采用经电力行业发布的标准。4.3.4检修隔离管理器技术要求4.3.4.1外型设计应美观、合理，实现与电脑钥匙等的集成应用，并提供多种安装方式，结构设计可参考附录So4.3M.2检修隔离管理器是检修隔离管理装置中的一个关键功能元件，应能正确无误地接收和传送变电站自动化系统五防子系统或微机防误闭锁装置的信息。4.3.4.3具备任务分类保存及显示功能。4.3.4.4检修隔离授权钥匙使用时，检修隔离管理器应有声、光等提示及警示功能。4.3.4.5检修隔离授权钥匙丢失或失效时，检修隔离管理器可以重新配置检修隔离授权钥匙。4.3.4.6可对数据统计分析，具有导出、打印功能。4.3.4.7检修隔离管理器应能够记忆存储当前的检修隔离信息，关闭电源时，检修隔离管理信息不丢失。4.3.4.8检修隔离管理器应满足如下技术指标：a）工作制：连续工作制；b）抗电强度:>1500V；c）抗射频干扰强度：35OdB（UVm）;d）平均无故障时间（MTBF）：220000小时；e）管理的检修隔离授权钥匙数量：210把。4.3.5电脑钥匙的技术要求4.3.5.1外型设计应美观、合理，便于单手握持；具备背光照明功能，满足夜间操作需要；具备汉字显示功能，可随用户要求编程不同的提示语句，并满足双编号的操作提示要求；具备汉语语音功能。4.3.5.2电脑钥匙应能正确无误地接收五防主机下装的操作票4.3.5.3电脑钥匙应能够记忆存储当前执行的操作票，关闭电源及更换电池时，内容不丢失。4.3.5.4每把电脑钥匙只能接受一个操作任务，五防计算机允许有多组没有逻辑关系的倒闸操作任务。4.3.5.5电脑钥匙具有口令设置、试听语音、调节液晶对比度、背光、电池电量显示、锁编码检查、中止当前的操作票、跳步等功能。4.3.5.6电脑钥匙宜采用五防主机自动对时技术，接收五防主机发来的对时信息。4.3.5.7电脑钥匙可记录每步操作的时间，回送到五防主机保存。4.3.5.8在任一步骤操作开始前或结束后，电脑钥匙应均可浏览操作票前后各项的内容，为实际操作提供便利。必要时，应可对电脑钥匙存储的操作步骤进行跳步和中止操作，但必须通过严格的口令验证，具备权限管理手段。4.3.5.9电脑钥匙宜具备对当前操作设备具有重复开锁的功能，但不能对上一步操作设备进行重匏开锁。4.3.5.10电脑钥匙应有多种属性的操作：a）能接通电气编码锁。b）能开机械编码锁。4.3.5.11显示提示性操作，可以把不需要强制闭锁的设备，作为提示性属性。4.3.5.12电脑钥匙与锁具应配合顺畅，无卡涩现象，保证能在符合条件时顺利开锁。4.3.5.13电脑钥匙应满足如下技术指标：a）工作环境温度：T0C+50C;b）识别并编码锁个数21000把；c）单次开锁成功率：299%（即连续开锁100次，成功开锁次数应在99次以上）；cl）一次可接收操作内容200项；e）一次充足电可连续开锁次数2500次；f）通信连接方式：串口、USB、无线技术；g）下载操作票成功率99%；h）下载操作票时间1分钟（操作票的内容小于50项时）；i）平均无故障时间（MTBF）22年。4.3.5.14变电站应配置两把电脑钥匙。4.3.6智能解锁钥匙技术要求4.3.6.1外型设计应美观、合理，便于单手握持；具备背光照明功能，满足夜间操作需要；具备汉字电脑钥匙宜具备对当前操作设备具有重复开锁的功能，但不能对上一步操作设备进行重复开显示功能，可随用户要求编程不同的提示语句，并满足双编号的操作提示要求；具备汉语语音功能。4.3.6.2智能解锁钥匙应能正确无误地接收五防装置卜装的解锁指令。4.3.6.34.3.6.4智能解锁钥匙应能够记忆存储当前执行的解锁指令，关闭电源及更换电池时，内容不丢失。4.3.6.5智能解锁钥匙宜采用五防装置自动对时技术，接收五防装置发来的对时信息。4.3.6.6智能解锁钥匙可记录每步操作的时间，回送到五防装置保存。4.3.6.7在任一步骤操作开始前或结束后，智能解锁钥匙应均可浏览解锁范围，为实际操作提供便利。智能解锁钥匙宜具备对当前操作设备具有重复开锁的功能，但不能对上一步操作设备进行重复开锁。4.3.6.8智能解锁钥匙应有多种属性的操作：a）能接通电气编码锁。b）能开机械编码锁。4.3.6.9智能解锁钥匙与锁具应配合顺畅，无卡涩现象，保证能在符合条件时顺利开锁。4.3.6.10智能解锁钥匙应满足如下技术指标：a）工作环境温度：T（TC+5OC:b）识别并编码锁个数21000把：c）单次开锁成功率：99%（即连续开锁100次，成功开锁次数应在99次以上）；d）一次可接收操作内容2200项；e）一次充足电可连续开锁次数500次；f）通信连接方式：串口、USB、无线技术；g）下载操作票成功率299%;h）下载操作票时间1分钟（操作票的内容小于50项时）；D平均无故障时间（MTBF）22年。4.3.7检修隔离授权钥匙技术要求4.3.7.1宜采用RFlD技术的电子标签，具备全球唯一性的电子身份。4.3.7.2具备外部数字序号标识，以便于目视识别管理和方便存取。4.3.7.3具备挂接卡环或钥匙链等方式，方便携带。4.3.7.4读取检修隔离授权钥匙的电子身份应不受方向限制。4.3.7.5检修隔离授权钥匙材质优良、防尘、防锈。4.3.7.6检修隔离授权钥匙与检修隔离管理器配合应灵活，易存易取。4.3.7.7检修隔离授权钥匙应满足如下技术指标：a）寿命（次）：100000；b）工作温度：-25七-75C；C）工作湿度：10-90%.4.3.8锁具的技术要求4.3.8.1锁具材质优良、防尘、防锈、无卡滞；户外锁具还应防水、防潮、防霉。4.3.8.2各锁具与电脑钥匙配合良好。4.3.8.3锁具应满足如下技术指标：a）工作环境温度：-25C+709b）平均无故障时间（MTBF）22年c）单次被开锁成功率299%（即连续被开锁100次，成功被开锁次数应在99次以上）4.3.9在线式五防锁具技术要求4.3.9.1在线式五防锁具是指对断路器、隔离开关、接地线、网门以及刀闸电机电源开关等设备实现闭锁的锁具，可接收在线五防系统闭锁接点输出控制，实时上送闭锁状态。4.3.9.2在线式五防锁具应由操作机构、辅助接点、开锁操作状态指示器及紧急开锁机构等部分构成。4.3.9.3IOkV开关柜手车闭锁采用其开关柜本身的电磁锁实现,锁具受在线五防系统闭锁接点输出控制。4.3.9.4或就地操作，提供反映开关位置状态的辅助接点。4. 3.9.5刀闸电机电源开关按间隔配置在现场端子箱，应具备短路保护及过载保护功能，可远方遥控在线式五防系统操作票执行中止后，开放的电气操作锁具应能即时闭锁。5. 3.9.6在线式五防锁应满足如下技术指标：a）控制电压：DC24V、DC48DC110V>DC220V或AC220Vb）额定功率：3Wc）环境温度：-25*C÷70*Cci）平均无故障时间（MTBF）：50000he）开锁次数：220000次f）触点开关寿命：>50000次g）单次被开锁成功率299%（即连续被开锁100次，成功被开锁次数应在99次以上）6. 3.10刀闸电机电源开关应满足如下技术指标a）控制电压：DCllOV.DC220V或AC220Vb）动作寿命：210000次C）开关分、合时间：2s4.3.11接线图图形显示技术要求4. 3.11.1电气主接线图上为全站一次系统图，主接线图应与变电站一次系统布置相同，并按变电站现有规模制作。5. 3.11.2接线图图形按电力系统符号标准（南网标准）绘制，线条及符号颜色按照电压等级执行如下：50Okv淡黄330kV白22OkV紫IIOkV朱红35kV鲜黄13.8kV浅绿10kV紫红0.4kV黄褐6. 3.12集控式五防装置技术要求7. 3.12.1主站五防系统技术要求a）能显示各子站的一次主接线图及电气设备运行状态。b）具备各子站电气设备的五防闭锁逻辑判断功能。c）具备操作信息回传功能。d）具备操作票统一管理功能。e）具备站间防误逻辑判断功能。2 .3.12.2子站五防系统技术要求220kV紫IlOkv朱红35kV鲜黄20kV浅绿10kV紫红OMkV黄褐同4.3.1、4.3.2微机防误闭锁装置及软件的技术要求。3 .3.12.3数据服务器技术要求a）能够安装数据库管理软件、集控五防管理系统软件；b）实现集控五防数据的集中管理，数据访问服务功能；c）实现集控五防数据实时备份管理功能，保障异常情况下集控五防数据的安全；d）实现为主站、子站五防系统提供数据服务管理功能：e）具备与调度自动化系统接口功能，实现遥信数据共享；f）能够实时监控设备状态，保持主站、子站五防系统设备状态的一致性。4 .3.12.4防误工作站技术要求同4.3.1、4.3.2微机防误闭锁装置及软件的技术要求。5.配置原则5.1 配置基本原则5. 1.1新建以及全站进行综合自动化改造的变电站，原则上采用变电站自动化系统五防子系统加单元电气闭锁，或采用变电站在线式五防系统加单元电气闭锁。5 .L2变电站间隔扩建，与原有五防系统保持一致。5.3.3 运行中变电站防误装置的改造，原则上应采用微机防误闭锁装置加单元电气闭锁，或变电站自动化系统五防子系统加单元电气闭锁。5.3.4 新建或全面改造变电站防止电气误操作闭锁装置（包括变电站自动化系统五防子系统、在线式五防系统、微机防误闭锁装置、集控式五防装置），宜配置检修隔离管控功能。5.2变电站的断路器、隔离开关、接地开关（接地线）、网门的防误配置5.2.1断路器配置以下的闭锁方式实现闭锁。5.2.1.1对在变电站主控室操作，如采用变电站自动化系统的变电站，站控层操作应通过防误闭锁软件来实现闭锁，测控屏操作应配置微机防误电气编码锁来实现闭锁；如采用常规RTU变电站，控制屏操作应配置微机防误电气编码锁来实现闭锁。5.2.1.2对在变电站设备现场操作，1OkV断路器应配置微机防误电气编码锁来实现闭锁。5.2.2电动机构的隔离开关、接地开关配置以下的闭锁方式实现闭锁5.2.2.1对在变电站主控室操作，如采用变电站自动化系统的变电站，站控层操作应通过微机防误闭锁软件及测控装置闭锁来实现闭锁；如采用常规RTU变电站，控制屏操作应配置微机防误电气编码锁来实现闭锁。5.2.2.2对在敞开式变电站远方控制箱操作，应配置微机防误电气编码锁以及单元电气闭锁来实现闭锁。5.2.2.3对在隔离开关、接地开关的机构箱操作，可在机构箱门上配置微机防误机械编码锁来实现闭锁。5.2.3手动机构的隔离开关、接地开关应在操作机构上配置微机防误机械编码锁来实现闭锁。对在敞开式变电站远方控制箱操作，应配置微机防误电气编码锁以及单元电气闭锁来实现闭对在隔离开关、接地开关的机构箱操作，可在机构箱门上配置微机防误机械编码锁来实现闭5.2.4变电站接地桩应安装微机防误机械编码锁。5 .2.5高压开关柜及间隔式配电装置（间隔）有网门、柜门、机械闭锁装置（如电容器组、电抗器、消弧线圈等）时，应安装微机防误装置的机械编码锁，宜在网门上安装带电显示装置。6 .接地桩技术规范6.1 接地桩技术规范接地桩设置要求6.1.1采用微机防误闭锁装置的新建、扩建或改造变电站的接地桩必须配置机械编码锁，并纳入五防逻辑管理。运行中的变电站应结合综自改造或专项改造项目逐步完成对接地桩加装机械编码锁的改造。6.L2接地桩的设计必须满足与接地线连接方便、牢固，接触面满足接地点短路电流的要求。6.1.3接地桩一般设在设备支柱底部最靠近接地设备的位置。6.1.4每个接地桩及其机械编码锁都应贴有铝制的印有接地桩编号的标签，标签应带边框。6. 1.5接地桩的形式可参考附录T。6.2接地桩的布点要求6. 2.1原则上变电站内所有可能使用接地线进行接地的接地点都必须设置接地桩,除母线外同一个电气节点一般只设一个接地桩，如果同一电气节点的实际位置相差较远或中间有解线可能，则可根据实际需要增设接地桩数量。7. 2.2IOkV及以上户外敞开式断路器两侧、隔离开关靠线路侧、隔离开关靠主变侧均应装设接地桩，其位置宜安装于原有的接地开关附近。8. 2.3IOkV及以上敞开式母线长度超过10米时,应以母线一端开始计算,每隔10米焊接一个地线桩;如果不到10米则可只设一个接地桩，接地桩的位置宜安装在原有的母线接地开关附近，如果没有母线接地开关的可在PT隔离开关的母线侧安装，具体位置应考虑现场实际情况和操作方便后确定。9. 2.4变压器（包括主变压器、接地变及站用变）各侧套管出线处均需设接地桩，接地桩安装于变压器各侧附近接地极上，具体位置应考虑现场实际情况和操作方便后确定。10. 2.5IOkv小车开关柜的各段母线应设接地桩，接地桩宜设置于各段母线PT柜外底部附近的接地极上。11. 2.6IOkV小车开关柜馈线柜根据需要在每个开关柜后装设接地桩。12. .7对于IokVXGN柜的断路器CT侧、线路隔离开关线路侧（或主变隔离开关主变侧）两处位置若没有安装接地开关，应在相应位置附近分别装设接地桩。13. .8IOkVGGlA柜的断路器CT侧、线路隔离开关线路侧（或主变隔离开关主变侧）两处位置应分别装设接地桩，不同的接地桩可相邻，但机械编码锁应分别独立。62.9IOkVGGlA母线PT柜宜分别设置母线接地桩和PT高压侧接地桩，机械编码锁应分别独立。14. 2.10IOkV电容器组的接地桩宜安装于进线电缆头和中性点接地位置附近接地极上，具体位置应考虑现场实际情况和操作方便后确定。15. 2.11线路耦合电容器或电压式互感器靠线路出变电站侧，可根据检修需要增加接地桩。16. 2.12接地桩布点图可参考附录V06.3接地桩的编号原则各基层单位应根据编号原则对变电站接地桩进行编号，编号原则见附录Uo7五防闭锁逻辑7.1五防闭锁逻辑制定原则闭锁逻辑必须满足且仅需满足“五防”的要求。7.2通用闭锁逻辑的要求7. 2.1断路器通用闭锁逻辑:无条件分合闸。7. 2.2隔离开关通用闭锁逻辑：7. 2.2.1对于双母线类接线，只有母联断路器及其两侧隔离开关合上时才允许倒母线。7. 2.2.2除倒母线外，断路器间隔内的隔离开关应在断路器分闸后才能分合闸。7. 2.2.3合隔离开关时，隔离开关两侧接地开关应分开、接地线应拆除，包括经断路器、主变、接地变/站用变、电缆等连接的接地开关及接地线。7. 2.2.4旁路断路器间隔的旁路隔离开关，必须在旁路断路器分开，旁路母线接地开关分开的状态下才能合闸。7. 2.2.5非旁路断路器间隔的旁路隔离开关，必须在旁路断路器分开、旁路母线上所有接地开关分开、所在间隔线路侧接地开关（主变各侧接地开关）在分开的状态下才能合闸。7. 2.2.6母线接地开关合上或母线接上接地线后，母线上的各隔离开关、小车均不能合上。7. 2.2.7小车的位置规则与隔离开关规则一致。8. 2.3接地开关（接地线）通用闭锁逻辑：9. 2.3.1接地开关无条件分闸。10. 2.3.2主变中性点接地开关无条件分合闸。7.2.3.3合接地开关或接接地线时，与接地开关直接相连或经断路器、主变、接地变/站用变、电缆等连接的隔离开关必须在分闸位置、小车必须在试验位置。7.2.3.4母线上的所有隔离开关、小车拉开后，才能合上母线接地开关或在母线上接接地线。7.2.3.5线路如果有带电闭锁装置或闭锁接点，则合线路接地开关或接接地线时，除与接地开关直接相连或经断路器连接的隔离开关必须在分闸位置、小车必须在试验位置外，还必须判断所在的线路不带电。7.2.3.6接地线的分合规则与相应位置处的接地开关分合通用闭锁逻辑相同。7.2.3.7电容器与串联电抗器之间、电容器中性点的接地开关或接地线的闭锁逻辑与电容器组进线接地开关的规则相同。7.2.3网门闭锁逻辑7.2.3.1一般要求网门内设备的所有有电荷或有来电可能的地方都要接地，才能打开网门。包括站用变(或接地变)的两侧，电容器组的进线侧和中性点位置均要接地。7.2.3.2一般要求网门内的接地线拆除后，才能关上网门。7.3典型闭锁逻辑关系7 .3.1二分之三接线类型：50OkV线-变串典型逻辑关系见附录A、50OkV,线一线串典型逻辑关系见附录B、50OkV主变22OkV侧典型逻辑关系见附录C、50OkV线路高抗典型逻辑关系见附录D。8 .3.2双母分段接线类型：220kV主变各侧隔离开关典型逻辑关系见本文附录E、220kV(IlOkV)线路典型逻辑关系见附录F、220kV(HOkV)母线地刀和PT典型逻辑关系见附录G、220kV(IlOkV)分段或母联间隔典型逻辑关系见附录IL9 .3.3单母接线类型：35kV侧隔离开关典型逻辑关系见附录I010 3.4双母带旁路接线类型：22OkV(IlOkV)线路典型逻辑关系见附录J、220kV(IlOkV)旁路间隔典型逻辑关系见附录K、220kV(IlOkV)主变各侧隔离开关典型逻辑关系见附录L11 3.5单母分段小车开关接线类型：IOkV线路、分段典型逻辑关系见附录M、电容器组及其网门典型逻辑关系见附录N、站变(接地变)及其网门典型逻辑关系见附录0。12 3.6单母带旁路接线类型：出线、分段、旁路间隔典型逻辑关系见附录P。13 3.7线变组类型接线：线变组典型逻辑关系见附录Q。14 3.8桥型接线：桥型组典型逻辑关系见附录R。附录附录A50OkV线-变串典型逻辑关系(二分之三接线类型)附录B50OkV线一线串典型逻辑关系(二分之三接线类型)附录C500kV主变220kV侧典型逻辑关系附录D500kV线路高抗典型逻辑关系附录E220kV主变典型逻辑关系(双母分段接线方式)附录F220kV(IlOkV)线路典型逻辑关系(双母分段接线方式)附录G35kV侧典型逻辑关系(单母接线方式)附录H220kV(IlOkV)母线地刀和PT间隔典型逻辑关系附录I220kV(IlOkV)母联或分段间隔典型逻辑关系附录J22OkV(IlOkV)线路典型逻辑关系(双母带旁路接线类型)附录K220kV(HOkV)专用旁路间隔典型逻辑关系(双母带旁路接线类型)附录L双母带旁路类接线：主变间隔逻辑关系附录M单母分段小车开关类型接线：IOkV(35kV)线路、分段典型逻辑关系附录N单母分段小车开关接线类型：电容器组及其网门典型逻辑关系附录0单母分段小车开关接线类型：站变(接地变)及其网门典型逻辑关系附录P单母分段带旁路接线类型：出线、分段、旁路间隔典型逻辑关系附录Q线路变压器组接线图：线变组典型逻辑关系附录R桥型接线类：UOkV桥型接线典型逻辑关系附录S检修隔离管理器结构图附录T接地桩形式图附录U检修隔离面与检修工作面图示附录V接地桩布置图附录W接地桩编号原则附录A50OkV线-变串典型逻辑关系（二分之三接线类型）接线类别500kV线-变串典型逻辑关系（二分之三接线类型）编号1M2M含义1M2M母线QOABCABC开关Q1Q2Q6CQ51CQ52CQ61Q62Q51BQ52BQ6AQ51Q52AQ53AQ53C1M2M刀闸C开关主变侧刀闸C开关母线侧地刀C开关CT侧地刀B开关线路侧刀闸B开关主变侧刀闸B开关IM侧地刀B开关2M侧地刀A开关线路侧刀闸A开关母线侧地刀A开关CT侧地刀线路侧地刀主变侧地刀接线示意图Q26Q252M地刀Q16Q15IM地刀逻辑关系1. 开关A、B、C闭锁逻辑：分闸合闸无条件。2. 1M母线侧刀闸Ql闭锁逻辑：合闸条件：1M所有地刀Ql5、Q16分，线路开关QOA分，线路开关A两侧地刀Q51A、Q52A分；分闸条件：线路开关QOA分。3. 2M母线侧刀闸Q2闭锁逻辑：合闸条件：2M所有Q25、Q26地刀分，主变开关QOC分，主变开关C两侧地刀Q51C、Q52C分；分闸条件：主变开关QOC分。4. B开关线路侧刀闸Q61闭锁逻辑：合闸条件：线路侧地刀Q53A分，开关QoB分，开关B两侧地刀Q51B、Q52B分；分闸条件：开关QoB分。5. B开关主变侧刀闸Q62闭锁逻辑：合闸条件：主变三侧地刀分，开关QOB分，开关B两侧地刀Q5IB、Q52B分；分闸条件：开关QOB分。6. A开关线路刀闸Q6A闭锁逻辑：合闸条件：线路侧地刀Q53A分，线路开关QOA分，线路开关A两侧地刀Q51A、Q52A分；分闸条件：线路开关QOA分。7. C开关主变侧刀闸Q6C闭锁逻辑：合闸条件：主变三侧地刀分，主变开关QoC分，主变开关C两侧地刀Q51C、Q52C分；分闸条件：主变开关QoC分。8. 线路侧地刀Q53A闭锁逻辑：合闸条件：A开关线路侧刀闸Q6A分，B开关线路侧刀闸Q61分，线路无电；分闸条件：无。9. 主变侧地刀Q53C闭锁逻辑：14Q/CSG110023-2012合闸条件：C开关主变侧刀闸Q6C分，B开关主变侧刀闸Q62分，主变其余各侧刀闸分开（无电）；分闸条件：无。10. A开关两侧地刀Q51A、Q52A闭锁逻辑：分闸条件：无；合闸条件：A开关两侧刀闸QI、Q6A分开。11. B开关两侧地刀Q51B、Q52B闭锁逻辑：分闸