1　引言
　　在电力系统中，有一大批服役多年的110kV变电站，其一次设备老化、损坏及腐蚀严重，维护及更新的工作量和费用逐年上升；站内二次设备反映了国内设备发展的过程：从最老的电磁型继电器到早期的微机保护、承担全站中央信号职能的弱电选控装置、直到“四合一”的集控台等，都在同时运行。这些设备的老化对变电站的安全、优质、高效运行构成很大威胁，这类变电站对系统的安全、最优运行也是一大隐患。鉴于每年需对这类变电站投入大量资金、人力和物力进行维护整治，而效果并不理想，不如进行全面的彻底改造(一次设备另外考虑)，建成能实现自动化的无人值班变电站，从根本上解决问题。本文综合调查各变电站的情况，以一座典型的110kV普通变电站为例，讨论旧站自动化改造与设计。

2　变电站现实情况
2.1　主接线及主要一次设备
　　(1)主变压器2台，型号为SFSI-31.5MVA，接线方式为Y/Y/△，电压为110/38.5/11kV。
　　(2)110kV侧为单母分段带旁路接线，分段QF兼作旁路QF，计有线路5条。
　　(3)35kV侧为单母分段接线，采用DW13型开关，有线路3条，另有3个备用间隔。
　　(4)10kV侧为单母分段接线，采用SN10型开关，有线路10条，另有备用间隔4个。
2.2　控制、保护及自动装置
　　(1)全站公用部分
　　主控回路及中央信号集中于两套设备，即70年代的弱电选控装置和80年代的“四合一”集控台。站内2台主变压器、110kV线路和5条10kV线路的控制、测量及中央信号功能采用弱电选控方式，35kV线路和一条10kV线路采用“四合一”集控台控制方式，另有110kV母差保护装置、10kV小电流接地装置、10kV低周减载装置等。
　　(2)主变压器保护配置
　　主变差动保护由电磁式LCD-4型差动继电器及其相关回路构成；主变重瓦斯动作于三侧开关，轻瓦斯发信号；零序电压闭锁零序电流保护；35kV(10kV)复合电压闭锁过流保护及过负荷保护等。
　　(3)线路保护配置
　　 110kV线路分别配有WXB-01B、WXB-51C或LH-11型相间保护、接地、距离和零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段保护。
　　35kV线路均为“四合一”集控台中的集成电路保护（过流、速断、重合闸）。
　　10kV线路中，有一条使用集控台集成电路保护，其余均为电磁式相间电流保护，配置为过流、速断、重合闸。
2.3　其它
　　(1)计量部分
　　分别设有110kV线路电度表屏、主变电度表屏、35kV线路电度表屏，其中部分电度表已更换为单输出式脉冲电度表。
　　(2)远动部分
　　现运行南京自动化设备厂生产的WZY-1型交流采样远动装置一套，对全站主要电气开关点实现了YC、YX。
　　(3)站用电屏及直流屏一套。

3　改造的原则及构想
　　改造的基本原则是建立新型的中央控制系统，实现全站自动化；充分利用原有设备以降低改造成本，尽可能增强各项功能。
　　经过调研，综合分析此类变电站的实际情况，结合目前电力系统自动化技术的应用情况以及电力系统建设资金短缺的事实，提出几点基本构想，使该类变电站最终实现自动化。
3.1　基本原则
　　(1)经过改造，实现全站自动化技术。
　　(2)充分利用原有设备进行技术改造。
　　(3)尽可能降低改造成本，同时尽可能增强“四遥”等各项功能。
3.2　基本构想
　　全面分析变电站的实际情况，结合目前国内自动化技术的发展水平，基于上述基本原则，提出以下基本构想：
　　(1)将两套100kV线路及母联兼旁路开关的保护装置更换为微机型，要求其具备通信功能。
　　(2)对已运行的3套早期微机保护装置进行改造，使之具备通信功能。若通信接口改造有困难，可考虑仅将该装置的各类保护动作及公用信号引出，接入专用的YX采集板，通过采集板与系统连接。
　　(3)主变保护为更换不久的电磁式保护，设备运行情况良好，且容易引出保护动作空节点信号，所以不再更换。所有引出空接点信号经YX采集板接入系统。
　　(4) 拆除弱电选控装置和“四合一”集控台，建立全站统一的自动化控制系统，并在各开关对应的控制回路中增加就地操作功能。
　　(5) 组建站内自动化系统以及相应的分布式通信网络。
　　(6) 购置一面微机保护屏用于35kV线路，要求其具有接地选线及低周减载等辅助功能，分段则要求具有备用自投功能。
　　(7) 10kV线路除14号开关外其余仍使用原保护设备，但所有信号继电器更换为多接点输出式，以利于将保护动作信号采集到系统。14号开关选用微机保护，安装于高压柜上。
　　(8)改造2台主变的有载调压机构和温度测量回路，以适应YT和测温的需要。
　　(9) 更换站内非脉冲式电度表为脉冲式电度表，并重新组合成几块标准屏。
　　(10) 采集站内隔离开关位置信号。
　　(11) 拆除原站用电及直流设备屏6块，更换为体积小、容量大的免维护蓄电池。

4　技术和功能要求
4.1　总的要求
　　自动化系统是在微机设备与先进的网络通信技术相结合的基础上，实现对变电站运行工况的监测与控制，因此要求设备选型质量可靠，技术先进，使用软件功能齐全，人机界面灵活、美观大方，组屏合理。
　　在下列情况下，自动化系统应能正常工作：
　　(1) 断路器操作；
　　(2) 隔离开关操作；
　　(3) 投切母线及空载变压器；
　　(4) 一次系统异常或发生事故；
　　(5) 变电站周围区域雷电干扰；
　　(6) 一次系统谐波干扰；
　　(7) 变电站区域强电磁场干扰；
　　(8) 软件病毒破坏；
　　(9) 在距系统元件2m外的地点使用各种交直流电器设备(如电焊机、电钻等)。
4.2　对自动化系统组网的要求
　　(1)全站采用分层分散式控制结构和分布式通信结构，如图1所示。

图1　控制结构和通信结构

　　以站内一次设备间隔(1台变压器或1条线路)为基本单元，构成分散式间隔层，每个间隔层相对独立，所含元件应具有多项功能。例如对于一条110kV线路，自动化系统中相对应的元件不仅可以实现线路的主保护、后备保护和三相一次重合闸，也要具备线路的控制、测量、信号、事故追忆以及测距等功能。
　　以站内同一电压等级或同一类型设备为原则，将全站设备划分为5个“块”结构，即110kV系统、35kV系统、10kV系统、主变、站用电及直流。每个“块”内相同的一次设备对应于相同的保护及自动控制元件，因而具有相同的功能，且软件结构一致，这种“块”结构内部的同一性可使全站的软件便于管理和使用。
　　各间隔层通过站内通信网互联，并与变电站层联结组成分布式通信网络。
　　变电站层是自动化系统的核心，它通过站内通信网管理全站的间隔层并显示、打印有关信息，进行开关操作，并在事故及异常情况下报警。
　　后台监控部分应能支持多站数据库，可使用不同的接口和规约传送不同的信息。
　　(2)在功能模块设计上，应遵循总线不出板的原则，凡可以在本间隔层完成的功能不允许上通信网。
　　(3)硬件采用模块化、标准化结构，软件采用分层技术并提供方便快捷的软件工具，以满足用户不同的设置要求。
　　(4)所有接口使用电磁或光电隔离技术。
　　(5)在不增加或少增加屏体的原则下，设置简易的强电控制措施，防止自动化系统故障时影响变电站的正常运行与操作。
　　(6)其它
　　1) 在硬件和软件上分别设置防病毒门坎。
　　2) 在控制系统的设计上，应有多重校验手段及出错闭锁措施。
　　3) 站内通信总线应双重备用。
　　4) 各功能单元电源与总线电源相互隔离。
　　(5) 在不影响全站基本功能的前提下，考虑故障录波专用高速数据通道、专用数据存储设备以及远方召唤功能(此项适用于110kV间隔层)。
4.3　对保护及自动装置的要求
　　所有新增加的保护及自动装置，其元件及功能应相对独立，具有很高的可靠性并符合电力系统有关的反措规定，也必须是经现场运行表明其性能指标均达到要求的微机型设备。
　　装置的类型配置应满足该站的实际需要，并符合DL400—91《继电保护和安全自动装置技术规程》的有关规定。
　　各类定值均可独立整定(包括就地和远方两种操作方式)。
　　各类信号的复归具有就地和远方两种手段。
　　动作出口回路中分别设软压板和硬压板。
4.4　对站用电和直流电源的要求
　　尽可能简化站用电回路，但不能降低其工作可靠性。可靠性高、体积小、占用屏位少为直流设备选型的必要条件，同时要求其微机化控制能够进入站内通信网运行。
4.5　对变电站层的功能要求
　　(1)基于Windows操作平台的分时多用户、多任务操作系统；
　　(2) 应实现SCADA功能；
　　(3) 装置内设置自检出错告警和“看门狗”；
　　(4) 依照前述“块”的概念，建立多层画面，既可了解全站运行工况，又可深入到每一个电器元件的实时运行参数；
　　(5) 画面漫游；
　　(6) 事件顺序记录(SOE)和事故追忆；
　　(7) 动态点对点和列表显示全站模拟量；
　　(8) 实时累加及列表显示电度量；
　　(9) 典型操作票和随机操作票的编制与操作。如果站内微机防误操作系统得以完善，则变电站层可取消该项功能，但须实现变电站层与微机防误系统的联结；
　　(10) 驱动外接事故和预告音响；
　　(11) 不少于二级口令闭锁远方遥控操作；
　　(12) 不少于二级口令闭锁远方遥调操作；
　　(13) 就地与远方操作功能互锁；
　　(14) 主备方式工作电源监视及切换；
　　(15) 打包各类有选择性的数据，用不同的规约和接口传送到不同的部门。
　　上述实用的构想是在忻州地区电力分公司城网改造工程中提出的，三年内可望以较低的改造成本将一批普通110kV变电站改造成完全实现自动化技术并可无人值班的先进变电站。