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摘要：秦皇岛港110KV2#变电站建于上世纪八十年代，随着设备长期运行，部分综保装置二次元件及线路出现老化。通过采用继电保护及综合自动化系统替代原变电站常规二次设备，简化变电站二次接线。通过变电站综合自动化保护系统内各设备间相互交换信息、数据共享，完成对变电站设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调。
关键词：继电保护及综合自动化;变压器保护屏
本次改造内容是以原变电站一次设备为基础，对综合自动化保护设备重新进行选型，采用施耐德同型号高版本继电保护装置及综合自动化系统取代原综合自动化保护系统，并根据新设备特点对相关二次线路重新设计改造，延长变电站整套设备的使用寿命。
一、立项背景
秦皇岛港110KV2#变电站内的所有继电保护装置均为2003年安装并投入运行的施耐德产品，目前属于超设计年限运行，存在安全问题：
（一）由于设备长期不间断带电运行，内部电子元件逐渐老化，端子出现松动、过热发黑现象，继电器出现线圈拒动，触点粘连问题。在近几年的继电保护装置试验过程中，发现部分保护装置出现数据漂移，动作灵敏度下降的情况。
（二）该站变压器保护屏在设计时存在严重缺陷，没有按规程规定将两台主变的保护分屏安装，而是安装在了同一面屏内，这种安装模式存在极大地安全隐患，当一台主变维修调试时，由于两台主变保护安装于同一屏内，二次线路和设备混杂，极易发生触电危险，也容易造成对另一台运行变压器的误操作，造成全站停电。
随着运行时间的增长，上述问题变得更加严重。一旦出现因保护拒动无法正确及时的切除故障，形成事故，必将影响该站的供电，造成不必要的损失。
二、 技术方案
（一）改造内容包括：
1、拆除原中控室内的保护屏（3面）和屏内的所有装置（包括变压器主保护、后备保护、遥控遥信装置、油温显示装置、档位显示装置等），重新配置组屏，新屏共设计3面。
2、更新变压器主保护装置，高压侧后备保护装置，保留原有保护装置的控制、信号等二次电缆。
3、更新6KV进线低后备保护装置、所有6KV出线保护装置（包括出线柜、电容柜、消弧线圈柜等）和6KV分段保护装置、电流电压采集装置，柜内其它设备如指示灯，分合闸按钮、转换开关、二次线路等全部保留。
4、更新所有的公用测控装置（包括110KV设备、主变压器及其他设备的遥测、遥信、遥控装置，电流、电压的采集装置等）。
5、更新原保护屏内的其他装置，包括油温及绕组温度显示装置，档位显示装置，调压控制装置等。
6、更新站内的通讯装置和后台监控系统（包括通讯管理机，网络通讯设施，后台监控计算机和监控系统软件等），新的监控系统实现了全站的遥控、遥信、遥调和运行数据监测，并实现与电力公司调度的远程通讯。
7、系统调试
（1）通讯组网调试：包括通讯网络重新构建，及通讯设备安装调试。（2）数据库组态调试：包括新增设备数据点扩展及数据测试。（3）系统图形画面重新组态。（4）报表重新组态：修改原来的报表文件，符合变电所运行要求。（5）事件报警重新组态：修改事件报警数据库。（6）CDT转发程序重新组态：与调度端上传数据的组态及测试。g.系统硬件及软件整体调试等。
（二）原继电保护及综合自动化系统状况
110KV2#变电站一次主接线为：110KV采用内桥接线， 6KV为单母线分段接线。秦港110KV2#变电站为两台主变压器，电压等级为110KV/6.3kV;110KV为两路进线，一个内桥开关;6KV为两路进线，27路出线，1个分段开关，2个电容器出线开关、2台所用变（不设保护）。
110KV2#站原继电保护及综合自动化系由监控系统软件、监控主机、UPS、打印机、音响、前置机及软件、键盘、鼠标、通讯接口转换箱、NPORT5610、交换机、自动化智能装置（主要由保护装置、测控装置、电度表、消谐装置、直流屏）等组成。
（三）新系统初步设计思路
保留原有系统的基本功能的基础上，全面覆盖站内全部设备。对原系统的冗余、重复功能及设备进行精简。实现数据采集、运行监视、调度通信、统计计算、实时响应、多操作方式、事故报警等功能，实现变电站继电保护装置及综合自动化装置达到国际先进化标准。
为了确保监控系统安装施工的顺利进行，并实现工程质量目标，需在施工入场前提前计划如下工作：
1、搭建新的监控系统及工作电源。2、办理现场作业票，做好安全防护措施。3、跟据工程进度，计划停电，验证改造后的系统功能。4、设计保护屏柜电气二次原理图及接线图。
（四）工作步骤：
1、搭建临时新系统，立临时屏柜。2、更换I段6KV保护装置及仪表，校验调试。3、移接1#主变及测控单元接线;校验调试。4、移接2#主变及测控单元接线;校验调试。5、更换II 段6KV保护装置及仪表;校验调试。6、归正 2#主变屏及测控屏接线，校验。7、归正 2#主变屏及测控屏接线，校验。8、新监控系统整体校验、调试。9、拆除原监控系统;运行新系统。10、收尾验收，结束工作。
（五）施工措施及流程规范
1、停电，安全检查。办好施工手续，和进行安全文明教育后进场施工。
停电，确定安全施工条件，做好安全措施，确保设备安全不带电，保证人员作业安全。
2、 6kV系统保护更换流程;仪表更换流程;
做好带电部分与非带电部分的隔离，警醒措施，防止误入，误碰带电间隔。在确认设备不带电后，按照施工要求，备份原保护装置数据后，拆除旧保护，安装新保护，按照备份数据初始化新安装的保护，恢复通讯。
在确认设备不带电，按照施工要求，记录原仪表设置的参数后，拆除旧仪表，安装新仪表，并改正接新旧仪表接线不一致的情况。按照原仪表参数设置，初始化新安装的仪表，恢复通讯。
3、1#，2#主变屏更换流程;公共测控屏更换流程;
做好带电部分与非带电部分的隔离，警醒措施，防止误入，误碰带电间隔。识别，对比图纸与实际情况，做到心中有数。按照施工要求，備份相关原保护装置数据，并记录原其他设备的参数设置。规范拆线，移线，接线;不误触运行设备接线，防止牵动，拉扯二次电缆误动设备。移接线后，上电，按原参数设置，恢复通讯。
4、调试安排
管理机通讯调试及试验。设备上电后根据图纸及通讯布线情况，检查通讯工程配置，动态观察试际运行数据，核对现场运行状态。完全正确后进行遥信、遥控验证，遥测量核对。
调试验证保证措施：（1）设备停电。（2）其他正常设备转换至就地控制。（3）必要时停止重要负载回路通讯，断开通讯线的物理连接。（4）做好防误错误和误动预案。
逐一回路进行验证。对有错误的接线、程序进行修改，保证遥信、遥控、遥测、遥调量合格率 100%。全部验证完，结束工作。
三、应用情况
改造后的继电保护及综合自动化系统通过测控单元和通信网络采集有关信息，并对其进行必要的处理，实时更新数据库，为系统实现其它功能提供必要的运行信息， 对于110kV2#变电站来说，继电保护及综合自动化系统的改造达到了用国际先进的控制方式，解决原有的系统老化、运行可靠性的问题。项目改造投产至今，110KV2#站供电事故率为零、设备完好率为100%，供电可靠性得到了极大提升，取得了良好的应用成果。
参考文献：
[1]变电所综合自动化系统的配置及应用[J]. 曹光. 华东电力. 2006（12）.
[2]110kV城区变电所综合自动化系统设计[J]. 张云莉. 西北电力技术. 2004（03）.
[3]数字化变电站自动化系统[J]. 朱子坤. 西北水电. 2005（03）.
关键词：继电保护及综合自动化;变压器保护屏
本次改造内容是以原变电站一次设备为基础，对综合自动化保护设备重新进行选型，采用施耐德同型号高版本继电保护装置及综合自动化系统取代原综合自动化保护系统，并根据新设备特点对相关二次线路重新设计改造，延长变电站整套设备的使用寿命。
一、立项背景
秦皇岛港110KV2#变电站内的所有继电保护装置均为2003年安装并投入运行的施耐德产品，目前属于超设计年限运行，存在安全问题：
（一）由于设备长期不间断带电运行，内部电子元件逐渐老化，端子出现松动、过热发黑现象，继电器出现线圈拒动，触点粘连问题。在近几年的继电保护装置试验过程中，发现部分保护装置出现数据漂移，动作灵敏度下降的情况。
（二）该站变压器保护屏在设计时存在严重缺陷，没有按规程规定将两台主变的保护分屏安装，而是安装在了同一面屏内，这种安装模式存在极大地安全隐患，当一台主变维修调试时，由于两台主变保护安装于同一屏内，二次线路和设备混杂，极易发生触电危险，也容易造成对另一台运行变压器的误操作，造成全站停电。
随着运行时间的增长，上述问题变得更加严重。一旦出现因保护拒动无法正确及时的切除故障，形成事故，必将影响该站的供电，造成不必要的损失。
二、 技术方案
（一）改造内容包括：
1、拆除原中控室内的保护屏（3面）和屏内的所有装置（包括变压器主保护、后备保护、遥控遥信装置、油温显示装置、档位显示装置等），重新配置组屏，新屏共设计3面。
2、更新变压器主保护装置，高压侧后备保护装置，保留原有保护装置的控制、信号等二次电缆。
3、更新6KV进线低后备保护装置、所有6KV出线保护装置（包括出线柜、电容柜、消弧线圈柜等）和6KV分段保护装置、电流电压采集装置，柜内其它设备如指示灯，分合闸按钮、转换开关、二次线路等全部保留。
4、更新所有的公用测控装置（包括110KV设备、主变压器及其他设备的遥测、遥信、遥控装置，电流、电压的采集装置等）。
5、更新原保护屏内的其他装置，包括油温及绕组温度显示装置，档位显示装置，调压控制装置等。
6、更新站内的通讯装置和后台监控系统（包括通讯管理机，网络通讯设施，后台监控计算机和监控系统软件等），新的监控系统实现了全站的遥控、遥信、遥调和运行数据监测，并实现与电力公司调度的远程通讯。
7、系统调试
（1）通讯组网调试：包括通讯网络重新构建，及通讯设备安装调试。（2）数据库组态调试：包括新增设备数据点扩展及数据测试。（3）系统图形画面重新组态。（4）报表重新组态：修改原来的报表文件，符合变电所运行要求。（5）事件报警重新组态：修改事件报警数据库。（6）CDT转发程序重新组态：与调度端上传数据的组态及测试。g.系统硬件及软件整体调试等。
（二）原继电保护及综合自动化系统状况
110KV2#变电站一次主接线为：110KV采用内桥接线， 6KV为单母线分段接线。秦港110KV2#变电站为两台主变压器，电压等级为110KV/6.3kV;110KV为两路进线，一个内桥开关;6KV为两路进线，27路出线，1个分段开关，2个电容器出线开关、2台所用变（不设保护）。
110KV2#站原继电保护及综合自动化系由监控系统软件、监控主机、UPS、打印机、音响、前置机及软件、键盘、鼠标、通讯接口转换箱、NPORT5610、交换机、自动化智能装置（主要由保护装置、测控装置、电度表、消谐装置、直流屏）等组成。
（三）新系统初步设计思路
保留原有系统的基本功能的基础上，全面覆盖站内全部设备。对原系统的冗余、重复功能及设备进行精简。实现数据采集、运行监视、调度通信、统计计算、实时响应、多操作方式、事故报警等功能，实现变电站继电保护装置及综合自动化装置达到国际先进化标准。
为了确保监控系统安装施工的顺利进行，并实现工程质量目标，需在施工入场前提前计划如下工作：
1、搭建新的监控系统及工作电源。2、办理现场作业票，做好安全防护措施。3、跟据工程进度，计划停电，验证改造后的系统功能。4、设计保护屏柜电气二次原理图及接线图。
（四）工作步骤：
1、搭建临时新系统，立临时屏柜。2、更换I段6KV保护装置及仪表，校验调试。3、移接1#主变及测控单元接线;校验调试。4、移接2#主变及测控单元接线;校验调试。5、更换II 段6KV保护装置及仪表;校验调试。6、归正 2#主变屏及测控屏接线，校验。7、归正 2#主变屏及测控屏接线，校验。8、新监控系统整体校验、调试。9、拆除原监控系统;运行新系统。10、收尾验收，结束工作。
（五）施工措施及流程规范
1、停电，安全检查。办好施工手续，和进行安全文明教育后进场施工。
停电，确定安全施工条件，做好安全措施，确保设备安全不带电，保证人员作业安全。
2、 6kV系统保护更换流程;仪表更换流程;
做好带电部分与非带电部分的隔离，警醒措施，防止误入，误碰带电间隔。在确认设备不带电后，按照施工要求，备份原保护装置数据后，拆除旧保护，安装新保护，按照备份数据初始化新安装的保护，恢复通讯。
在确认设备不带电，按照施工要求，记录原仪表设置的参数后，拆除旧仪表，安装新仪表，并改正接新旧仪表接线不一致的情况。按照原仪表参数设置，初始化新安装的仪表，恢复通讯。
3、1#，2#主变屏更换流程;公共测控屏更换流程;
做好带电部分与非带电部分的隔离，警醒措施，防止误入，误碰带电间隔。识别，对比图纸与实际情况，做到心中有数。按照施工要求，備份相关原保护装置数据，并记录原其他设备的参数设置。规范拆线，移线，接线;不误触运行设备接线，防止牵动，拉扯二次电缆误动设备。移接线后，上电，按原参数设置，恢复通讯。
4、调试安排
管理机通讯调试及试验。设备上电后根据图纸及通讯布线情况，检查通讯工程配置，动态观察试际运行数据，核对现场运行状态。完全正确后进行遥信、遥控验证，遥测量核对。
调试验证保证措施：（1）设备停电。（2）其他正常设备转换至就地控制。（3）必要时停止重要负载回路通讯，断开通讯线的物理连接。（4）做好防误错误和误动预案。
逐一回路进行验证。对有错误的接线、程序进行修改，保证遥信、遥控、遥测、遥调量合格率 100%。全部验证完，结束工作。
三、应用情况
改造后的继电保护及综合自动化系统通过测控单元和通信网络采集有关信息，并对其进行必要的处理，实时更新数据库，为系统实现其它功能提供必要的运行信息， 对于110kV2#变电站来说，继电保护及综合自动化系统的改造达到了用国际先进的控制方式，解决原有的系统老化、运行可靠性的问题。项目改造投产至今，110KV2#站供电事故率为零、设备完好率为100%，供电可靠性得到了极大提升，取得了良好的应用成果。
参考文献：
[1]变电所综合自动化系统的配置及应用[J]. 曹光. 华东电力. 2006（12）.
[2]110kV城区变电所综合自动化系统设计[J]. 张云莉. 西北电力技术. 2004（03）.
[3]数字化变电站自动化系统[J]. 朱子坤. 西北水电. 2005（03）.