摘要：近几年，随着计算机、通信、监控技术的飞速发展，新建的110kV及以上变电站均实现综合自动化，原有的常规站也将实施综合自动化改造，潮州地区110kV变电站已完成全部改造。原有两座220kV变电站也将在2007年开始逐步进行综合自动化改造。该文针对潮州地区220kV变电站的具体情况，提出了旧站二次系统改造的基本原则，充分利用原有设备，尽量降低改造成本，并提出了改造的主要思路及具体技术解决方案。

关键词：综合自动化；变电站；改造

1两座220kV变电站现状

远动设备使用D20远动装置，实现“两遥”功能，即遥测和遥信。四路远动信号分别上送中调及地调（主/备双通道），采用101规约。遥测采用电量变送器进行采集，主要是110kV及以上线路的功率、主变三测功率、母线线电压及10kV馈线电流。遥信采集量有：所有开关信号、事故总信号、保护硬接点信号及部分隔离开关信号。

110kV及以上的线路保护已实现微机保护。主变及线路部分隔离开关已改为电动操作。电压无功调节采用VQC硬装置进行自动调节。根据DL/T5137—2001《电测量及电能计量装置设计技术规程》的要求，已全部设置专用计量TA，遥测信号与其他测量回路共用一个TA。

2改造目标

实现对变电站所有电气设备的实时监控，提高变电站安全运行的可靠性。

达到无人/少人值班的要求，减少变电站运行值班人员，改善工作条件，实现CRT实时监控及运行记录自动化，提高变电站的自动化水平和运行效率。

满足电网调度自动化的功能要求和对远动数据的实时性、可靠性、正确性和准确性的要求。更加及时、全面地掌握电网及变电站的运行情况，实现“四遥”功能，增强调度中心监视和控制的能力。

减少改造投资，降低工程造价，从而降低电网成本，提高经济效益。

3改造主要原则

充分利用原有设备，尽量降低改造成本；合理设计回路，减小改造难度。

增强“四遥”功能，利用综自总控单元组建站内自动化系统以及相应的分布式通信网络，实现全站自动化技术。从而保证远动信息直采直送，远动命令直收直控。至中调、地调的远动信息传输采用数据网串行接口通信和远程计算机网络接口通信两种方式
。
继电保护装置、故障录波器和系统安全自动装置独立设置，保护信号采用双重采集，即微机保护装置的主保护信号以硬接点方式分别接入中央信号和监控系统，同时数字输出通过串行口或由保护管理机接入以太网与监控系统相连。

所有智能装置，包括电能表、消弧装置、直流系统及消防系统以串行接口方式接入总控装置。

测控装置的电气模拟量采集采用交流采样，系统框架和容量按变电站最终规模考虑，测控部分按现状规模配置。系统的扩充应简易、灵活、方便。

4改造方案

4.1遥测部分

遥测回路作为全站测量回路的终端，串接在控制屏后面，电缆由控制屏至RTU采集屏，重新缚设从TA到测控屏的电缆，控制屏至RTU采集屏的回路及电缆接线不变，投运后直接拆除即可。

对主变压器温度、直流母线电压等可通过温度变送器和XMT203E、KDY系列直流变送器得以实现。选取温度变送器时，应根据温度表中远方测温电阻选取，目前常用的有Pt100、Cu50两种。

4.2遥信部分

事故总信号。更换信号继电器，采用多接点静态型信号继电器实现事故总信号的多重采集。该继电器能提供2对及多对接点，其中1对供给综自系统该套的保护动作信号，将另1对无源接点与其他各套保护中的信号继电器接点并接后送给综自系统，这样就产生了事故总信号。当站内任一套保护启动并出口跳闸时，事故总信号与该套保护动作信号就同时送出。事故总信号由综自系统软件处理生成，或由调度端主站软件处理生成。将所有启动跳闸的保护信号通过软件处理生成事故总信号。采用这种方法现场信号回路和接线基本不变，安全可靠、简便易行，施工工作量小。

控制回路断线信号。控制回路断线是监视断路器分合闸回路是否完好的信号，如果原控制回路中装设了位置继电器，则可将分、合闸位置继电器备用的动断触点接送至RTU，即可实现；实际上绝大多数老式变电站设计中均未考虑装设位置继电器，如重新加装位置继电器，则增大了投资，施工难度大，而且会破坏屏的整体感。一般采用光电隔离的方法，将信号转接入测控装置。采用带从动接点的红、绿指示灯具，该灯具有一常开与一常闭接点，将同一控制回路中的红、绿指示灯的常闭接点串接送给测控装置，即可获得控制回路断线信号，施工时只需更换指示灯具，接上2根信号线，同屏控制回路可共用电缆。采用这种方法，降低了资金投入和施工难度。

断路器和隔离开关位置信号。断路器和隔离开关的位置信号是反映其运行状态的信号，一般从断路器和隔离开关的备用辅助接点处采集，电缆施工工作量大。以上述的成功经验为基础，用控制回路中红、绿灯具的从动继电器动合触点来输出开关位置信号，与控制回路断线信号共用电缆，进一步减少了成本投入和施工工作量。

其他遥信量。其他遥信量包括主变压器的温度越限、轻瓦斯、油位异常、SF6断路器的压力异常、压力闭锁、弹簧未贮能、机构异常、直流接地、事故信号熔丝熔断、预报信号熔丝熔断等信号量。上述诸多信号一次设备只能提供一对有源接点，直接提供给测控装置。

4.3遥控部分

将测控屏上每路遥控输出端“ ”、遥分、遥合、闭锁重合闸分别接至原控制回路中正电源、1KK的分闸接点7和合闸接点8以及重合闸放电接点2、4即可实现，施工时注意如下几方面：相邻回路共用电缆，减少施工工作量和测控屏端的电缆数量；“ ”电源应分别使用各自回路的控制电源，严禁多回路共用，并通过RTU侧压板闭锁。

将测控屏上每路遥控输出端“ ”、遥分、遥合分别与手控开关并联接至原控制回路中的正电源、操作箱，并增加就地/远方控制选择开关即可实现。

4.4遥调部分

老站中，有一部分变压器分接头调整虽能通过主控室控制箱由人工按照母线电压高低来完成，但不具备自动或由远方操作功能，必须更换其控制装置。改造后，应能实现如下功能：分接头位置可视母线电压高低自动或手动调节，亦可由遥控操作调节。有与综自系统连接的通信口。有提供给测控装置的分接头位置信号的无源接点和数字接点。实现主变压器过载闭锁调压功能，“调压电源消失”、“装置异常”等信号就地发信和远方传递。电压无功自动调节装置（VQC）原站内电压无功由VQC（硬装置）进行自动调节，在测控屏中增加一个遥控点，控制VQC投退，并实现远方控制。由地调进行远方投退操作。

5结束语

通过综自改造，潮州地区变电站的自动化水平上了一个新的台阶。变电站综合自动化普及率达到100，为进一步实现220kV变电站无人值班奠定了良好基础。