1 引言
随着我国电力工业的迅速发展，电网日趋庞大，电力系统的运行、调度和管理工作日益复杂繁忙。自动化功能完善的无人值守遥控变电站可以大大减轻调度人员的劳动强度，对保证电网安全运行具有重要意义。为了在广西推广无人值班变电站，广西电力局在1994年立项，决定把桂林雉山变电站作为110 kV老站改造成为无人值班变电站的试点。为了搞好这个试点，桂林供电局成立了设计小组，在广西电力局中心调度所的大力支持下，改造获得了成功。目前，该系统已稳定可靠地运行。
2 设备与系统介绍
雉山变电站原是一座110 kV有人值班的常规变电站，采用传统的强电控制方式。图1为该站主结线图。站内有两台有载调压变压器，配置许昌继电器厂生产的电磁型保护；110 kV侧为单母线分段带旁路，4回进线装配SW6型断路器，保护采用南京自动化设备厂 PxD-32成套晶体管保护；10 kV侧为单母线分段，32回出线配南京自动化设备厂 JSGC-4 型晶体管速断过流重合闸；2组电容器配置电磁型保护，装配手车式开关柜。所有开关操作均为手动的电控方式，刀闸操作为手动方式。站内各项控制、测量、信号以及继电保护等二次设备均为常规方式。本次改造工程的遥控系统由调度端的主控计算机（称上位机）与变电站端的可编程序逻辑控制器PLC（称下位机）两大部分组成，两者之间以远动通道相联系，见图2。遥控系统的核心PLC驱动遥控执行屏上的执行继电器实现开关的分合、同期检定、主变压器调压、信号复归等。此外，PLC还具有以下完善的站内自动化功能。
2.1 电容自动投切和主变压器自动调压功能
PLC根据调度端下达的电压和无功功率（或功率因数）合格范围，按照九域图规律自动操作主变压器调压和电容投切。
2.2 小接地电流自动检测与选跳
PLC采集各10 kV线路零序电流3I0和各段母线开口三角零序电压3U0。系统发生接地时，根据3U0越限前后3I0的变化率来选跳10 kV线路，或只选不跳，或跳后又重合。彻底消除了采取3I0绝对值作整定值而产生的种种弊病。
图1 雉山变一次主结线图
图2 遥控系统原理图
2.3 低频自动减载功能
PLC快速n次测频（n可整定）的平均值低于定值并满足滑差等闭锁条件时，则出口跳开关自动减载，同时经遥控执行屏-执行继电器起动故障录波装置。该功能可方便地设置不同轮次跳不同的断路器而无需改动二次接线。
2.4 备用电源自动投入（BZT）功能
当某段10 kV母线失去工作电源则自动合母联开关，以维持对该段母线供电的连续性。在10 kV线路事故时开关拒动而越级跳母线进线断路器（901号或902号）的情况下合900号会扩大事故造成全站失压，为防止此种情况，在合900号母联之前，先向无压段进线断路器施加一次跳闸脉冲，检查10 kV线路有无事故，主变压器后备保护有无动作，如有则闭锁此功能。合上母联后，PLC检查主变压器有无过载并根据过载情况按设定顺序自动减载至正常。
该系统采用了高可靠性的美国原装整机进口MODICON-984可编程序控制器做RTU，一次性地采集模块量和开关量，各种信息资源共享，不仅实现了“四遥”功能，而且实现了站内闭环控制的许多站内自动化功能，真正用单机实现了远动和自动化等综合自动化功能。
3 改造的基本原则及思路
改造的基本原则是在基本上不改变原有控制信号等功能的基础上增加“四遥”功能。保护与远动相对独立，并且基本上保持原有设备外观。改造后既可实现有人值班，也可实现无人值班。根据具体情况将目前的二次回路及设备如何进行改造使之与远动部分很好地联系起来，形成一整 套遥控系统是这次改造工程的关键所在。遥控系统与原有站内控制系统并列运行，不影响原控制功能的使用，仍可利用原控制屏的 KK 把手进行一对一手动操作，所有的测量仪表、预告信号及事故音响仍然有效。遥控执行屏作为界面连接于远动部分和二次部分之间，除了执行遥控功能外，还能完成与遥控相对应的辅助功能，如与遥控合闸相对应的起动同期回路，遥合后加速，遥跳闭锁重合闸（放电），低周减载起动故障录波装置等。为了保证遥控和辅助功能的实现，要求PLC驱动执行屏上继电器的吸合时间约1 s。遥控执行屏完全根据现场实际条件的自行设计，简单可靠，方便实用，没有多余的引出接点和切换开关。根据遥控顺序表所列的遥控量，拟配置两面遥控执行屏，另外配置一面遥信转接屏。第一面遥控执行屏专门用于10 kV线路的跳合闸控制，第二面遥控执行屏执行10 kV线路以外的所有遥控操作。遥信转接屏用于转接所有通向RTU的遥信信号。遥控功能的投切通过执行屏上的压板直接控制操作正电源，形成明显的断开点并以此作为检修时的安全措施。没有必要设置无明显断开点的就地、远方切换开关。
4 改造的内容及原理
为满足与远动部分配合实现无人值班的要求，需要对站内的控制回路、信号装置、测量回路、同期回路，重合闸回路等进行诸多方面的改造，具体如下。
4.1 断路器控制回路改造
更换控制屏上的手动定位控制开关为自动复位开关，避免了控制把手 KK 位置与断路器实际位置不对应造成的麻烦，如 KK 在合后位置，遥控跳闸后断路器在跳闸位置，与 KK 不对应等。新装 KK 顺时针旋合45°为合闸，逆时针旋合45°为分闸，操作完毕放手后，KK 把手自动复位在垂直位置。在原控制回路中增加遥控回路，将遥控执行屏上的执行继电器接点根据需要分别接入各个断路器的跳合闸回路、同期合闸回路、重合闸加速和闭锁回路等，如图3、4、5所示。
4.2 10 kV线路重合闸回路改造
见图3，每回路增加一个时间继电器，由开关跳位来起动，整定时间为5～7 s，躲重合闸最大周期，其延时接点与遥跳执行继电器接点和 KK 接点并联实现遥控分闸，手动分闸对重合闸瞬时放电，跳闸后SJ接点又长期放电闭锁重合闸。拉合直流，回路会重新起动恢复。试送电时，保证不会重合。另外，手合 KK 接点与遥合执行电继器接点并联实现手合、遥合加速保护动作。每块10 kV保护屏增设一个信号复归继电器，由遥控屏控制复归整块屏的8套保护。
图3 10 kV线路控制、重合闸改造原理图
随着我国电力工业的迅速发展，电网日趋庞大，电力系统的运行、调度和管理工作日益复杂繁忙。自动化功能完善的无人值守遥控变电站可以大大减轻调度人员的劳动强度，对保证电网安全运行具有重要意义。为了在广西推广无人值班变电站，广西电力局在1994年立项，决定把桂林雉山变电站作为110 kV老站改造成为无人值班变电站的试点。为了搞好这个试点，桂林供电局成立了设计小组，在广西电力局中心调度所的大力支持下，改造获得了成功。目前，该系统已稳定可靠地运行。
2 设备与系统介绍
雉山变电站原是一座110 kV有人值班的常规变电站，采用传统的强电控制方式。图1为该站主结线图。站内有两台有载调压变压器，配置许昌继电器厂生产的电磁型保护；110 kV侧为单母线分段带旁路，4回进线装配SW6型断路器，保护采用南京自动化设备厂 PxD-32成套晶体管保护；10 kV侧为单母线分段，32回出线配南京自动化设备厂 JSGC-4 型晶体管速断过流重合闸；2组电容器配置电磁型保护，装配手车式开关柜。所有开关操作均为手动的电控方式，刀闸操作为手动方式。站内各项控制、测量、信号以及继电保护等二次设备均为常规方式。本次改造工程的遥控系统由调度端的主控计算机（称上位机）与变电站端的可编程序逻辑控制器PLC（称下位机）两大部分组成，两者之间以远动通道相联系，见图2。遥控系统的核心PLC驱动遥控执行屏上的执行继电器实现开关的分合、同期检定、主变压器调压、信号复归等。此外，PLC还具有以下完善的站内自动化功能。
2.1 电容自动投切和主变压器自动调压功能
PLC根据调度端下达的电压和无功功率（或功率因数）合格范围，按照九域图规律自动操作主变压器调压和电容投切。
2.2 小接地电流自动检测与选跳
PLC采集各10 kV线路零序电流3I0和各段母线开口三角零序电压3U0。系统发生接地时，根据3U0越限前后3I0的变化率来选跳10 kV线路，或只选不跳，或跳后又重合。彻底消除了采取3I0绝对值作整定值而产生的种种弊病。
图1 雉山变一次主结线图
图2 遥控系统原理图
2.3 低频自动减载功能
PLC快速n次测频（n可整定）的平均值低于定值并满足滑差等闭锁条件时，则出口跳开关自动减载，同时经遥控执行屏-执行继电器起动故障录波装置。该功能可方便地设置不同轮次跳不同的断路器而无需改动二次接线。
2.4 备用电源自动投入（BZT）功能
当某段10 kV母线失去工作电源则自动合母联开关，以维持对该段母线供电的连续性。在10 kV线路事故时开关拒动而越级跳母线进线断路器（901号或902号）的情况下合900号会扩大事故造成全站失压，为防止此种情况，在合900号母联之前，先向无压段进线断路器施加一次跳闸脉冲，检查10 kV线路有无事故，主变压器后备保护有无动作，如有则闭锁此功能。合上母联后，PLC检查主变压器有无过载并根据过载情况按设定顺序自动减载至正常。
该系统采用了高可靠性的美国原装整机进口MODICON-984可编程序控制器做RTU，一次性地采集模块量和开关量，各种信息资源共享，不仅实现了“四遥”功能，而且实现了站内闭环控制的许多站内自动化功能，真正用单机实现了远动和自动化等综合自动化功能。
3 改造的基本原则及思路
改造的基本原则是在基本上不改变原有控制信号等功能的基础上增加“四遥”功能。保护与远动相对独立，并且基本上保持原有设备外观。改造后既可实现有人值班，也可实现无人值班。根据具体情况将目前的二次回路及设备如何进行改造使之与远动部分很好地联系起来，形成一整 套遥控系统是这次改造工程的关键所在。遥控系统与原有站内控制系统并列运行，不影响原控制功能的使用，仍可利用原控制屏的 KK 把手进行一对一手动操作，所有的测量仪表、预告信号及事故音响仍然有效。遥控执行屏作为界面连接于远动部分和二次部分之间，除了执行遥控功能外，还能完成与遥控相对应的辅助功能，如与遥控合闸相对应的起动同期回路，遥合后加速，遥跳闭锁重合闸（放电），低周减载起动故障录波装置等。为了保证遥控和辅助功能的实现，要求PLC驱动执行屏上继电器的吸合时间约1 s。遥控执行屏完全根据现场实际条件的自行设计，简单可靠，方便实用，没有多余的引出接点和切换开关。根据遥控顺序表所列的遥控量，拟配置两面遥控执行屏，另外配置一面遥信转接屏。第一面遥控执行屏专门用于10 kV线路的跳合闸控制，第二面遥控执行屏执行10 kV线路以外的所有遥控操作。遥信转接屏用于转接所有通向RTU的遥信信号。遥控功能的投切通过执行屏上的压板直接控制操作正电源，形成明显的断开点并以此作为检修时的安全措施。没有必要设置无明显断开点的就地、远方切换开关。
4 改造的内容及原理
为满足与远动部分配合实现无人值班的要求，需要对站内的控制回路、信号装置、测量回路、同期回路，重合闸回路等进行诸多方面的改造，具体如下。
4.1 断路器控制回路改造
更换控制屏上的手动定位控制开关为自动复位开关，避免了控制把手 KK 位置与断路器实际位置不对应造成的麻烦，如 KK 在合后位置，遥控跳闸后断路器在跳闸位置，与 KK 不对应等。新装 KK 顺时针旋合45°为合闸，逆时针旋合45°为分闸，操作完毕放手后，KK 把手自动复位在垂直位置。在原控制回路中增加遥控回路，将遥控执行屏上的执行继电器接点根据需要分别接入各个断路器的跳合闸回路、同期合闸回路、重合闸加速和闭锁回路等，如图3、4、5所示。
4.2 10 kV线路重合闸回路改造
见图3，每回路增加一个时间继电器，由开关跳位来起动，整定时间为5～7 s，躲重合闸最大周期，其延时接点与遥跳执行继电器接点和 KK 接点并联实现遥控分闸，手动分闸对重合闸瞬时放电，跳闸后SJ接点又长期放电闭锁重合闸。拉合直流，回路会重新起动恢复。试送电时，保证不会重合。另外，手合 KK 接点与遥合执行电继器接点并联实现手合、遥合加速保护动作。每块10 kV保护屏增设一个信号复归继电器，由遥控屏控制复归整块屏的8套保护。
图3 10 kV线路控制、重合闸改造原理图
图4 130、900、131（132）、901（902）开关、
电容器开关加遥控原理图
4.3 110 kV线路重合闸回路改造
见图6，每回路增加一个时间继电器和一个中间继电器共同取代原来的 KK 把手。一个信号复归继电器用于复归整块屏的信号。改进后的回路既保持了原来 KK 把手构成的回路优点，又兼容了先进的计算机遥控的特点，遥控操作过程各种闭锁功能自动完成。手动分闸 KK 放电，遥控分闸YTJ放电。分闸后TWJ支作起动SJ 5～7 s后，起动ZJ并自保持。ZJ常闭接点断开重合闸正电源并长期闭锁重合闸。即使拉合直流，该电路也能重新起动恢复正常工作状态。开关合闸后，HWJ解除ZJ自保持，ZJ常闭接点接通重合闸正电源。
4.4 同期回路改造
在中央信号继电器屏上加装两个低电压继电器，用于检测110 kV母线无压和线路无压，与原有的检测同期继电器共同构成110 kV线路合闸操作的允许条件。当满足下列条件之一时，允许进行合闸操作。
图5 110 kV线路控制回路加遥控原理图
图6 110 kV线路重合闸回路图
①母线无压；
②线路无压；
③母线、线路有压并满足同期条件。
见图7，a603Ⅰ、a603Ⅱ分别为110 kVⅠⅡ段母线同期电压，和各条110 kV线路电压A609均引至遥控执行屏，通过各控制单元的同期执行继电器TQJ形成A611、A621电压接入中继屏的无压、同期检定继电器。当合闸条件满足后，725、722回路接通允许进行合闸操作。
4.5 预告信号回路改造
原主变保护和电容器保护以及低周减载屏的信号继电器采用掉牌式就地复位，按无人值班要求更换成电流起动、电压保持、电动复位式信号继电器。由遥控执行屏上信号复位执行继电器的常闭接点断开信号继电器保持电压复归信号。更换控制屏上的光字牌为带光耦输出的LED光字牌。取消闪光回路（因影响遥信），取掉试灯操作把手，不允许试灯，以防止直流短路。更换控制屏上的断路器位置指示灯（红绿灯）为带光耦输出的LED信号灯。
图7 改造同期回路原理接线图
4.6 事故音响回路改造
改造前事故音响采用 KK 把手位置与断路器位置不对应来起动。KK 把手更换后，必须寻找另外一条起动事故音响的新途径。这次改造的事故音响起动方式要满足保护动作和开关跳闸两个条件，见图8。TWJ为单元开关跳位继电器接点，保护动作接点取自单元所有出口跳闸保护信号继电器备用常开触点。如信号继电器接点不够用，则加装中间继电器增加接点数量。
4.7 主变调压控制回路的改造
见图9，遥控执行屏上的升压继电器SYJ和降压继电器JYJ，其接点引至主变控制屏上的调压控制器上。当升压操作时，闭锁降压操作回路；当降压操作时，闭锁升压操作回路。QA3为操作器上的升压按扭，QA4为降压按扭。
图8 事故音响起动回路
4.8 遥信量的采集所有遥信信号的名称大都与控制屏上的指示灯和光字牌名称相同。因此，大部分的遥信信号可以这样来获取：将控制屏上的断路器位置指示灯（红绿灯）和光字牌更换成带光耦输出的LED指示灯和光字牌，这样既保留了原信号，又获得了大量的同名遥信信号。特别指出的是开关位置遥信一定要从红绿灯上双位置获取，这样既监视了开关跳合回路正常与否，又可以监视有无操作直流。光耦输出按信号的归类并联引出。另外，主变压器调压档位的遥信信号采取下列步骤获取。
①自制整流、滤波、降压电路，装于有载调压户外操作箱内的端子排上，将档位显示的电源由交流变为直流，以免交流过零影响遥信。
②自制光电耦合档位采集电路板，装于主变压器控制屏，从原有的档位显示回路采集一对一的档位遥信信号。
4.9 遥测量的采集
母线电压、线路电流、单元设备的电流和有功无功遥测量的采集，通过更换和加装新型抗干扰能力强的电流型（4～20 mA）变送器。另外，新安装了主变压器油温和10 kV高压室温度、湿度变送器，改造控制屏上的10 kV小接地电流选线器为小接地电流变送器。采用电流型变送器的好处是既能提高抗干扰能力，又能监视变送器有无故障。当有故障时，输出电流不在4～20 mA范围内。
①自制整流、滤波、降压电路，装于有载调压户外操作箱内的端子排上，将档位显示的电源由交流变为直流，以免交流过零影响遥信。
②自制光电耦合档位采集电路板，装于主变压器控制屏，从原有的档位显示回路采集一对一的档位遥信信号。
4.9 遥测量的采集
母线电压、线路电流、单元设备的电流和有功无功遥测量的采集，通过更换和加装新型抗干扰能力强的电流型（4～20 mA）变送器。另外，新安装了主变压器油温和10 kV高压室温度、湿度变送器，改造控制屏上的10 kV小接地电流选线器为小接地电流变送器。采用电流型变送器的好处是既能提高抗干扰能力，又能监视变送器有无故障。当有故障时，输出电流不在4～20 mA范围内。
5 结语
这次工程是全区的试点项目，施工的难度和工作量很大，又不允许因施工而影响正常供电。因此，施工前首先组织施工人员进行技术培训，做了周密的施工计划和准备工作，然后才开始动工。施工程序遵循从简到难，从不需停电到停电施工，最后在10 kV出线分批停电施工。在基本上不影响正常供电的情况下一次将一个老站改造成了一个遥控变电站。经过各种试验证实改造是成功的，并于1996年底通过了广西电力局的验收。该系统已运行了两年多时间，经历了多次的雷雨季节，PLC没有受到任何损伤，“四遥”功能发挥正常，表明了PLC做RTU具有很高的可靠性。
这次工程是全区的试点项目，施工的难度和工作量很大，又不允许因施工而影响正常供电。因此，施工前首先组织施工人员进行技术培训，做了周密的施工计划和准备工作，然后才开始动工。施工程序遵循从简到难，从不需停电到停电施工，最后在10 kV出线分批停电施工。在基本上不影响正常供电的情况下一次将一个老站改造成了一个遥控变电站。经过各种试验证实改造是成功的，并于1996年底通过了广西电力局的验收。该系统已运行了两年多时间，经历了多次的雷雨季节，PLC没有受到任何损伤，“四遥”功能发挥正常，表明了PLC做RTU具有很高的可靠性。
