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摘要：通过对110KV变电站主接线及主变压器、6KV高压开关柜、6KV系统高压电容补偿及滤除系统谐波装置、直流系统、微机保护装置等综合自动化改造，消除了安全隐患，为黄骅港煤炭运输提供坚实的保障。
关键词：110KV 自动化 改造
一、黄骅港1#110KV变电站立项背景
为了配合黄骅港一期工程建设的需要， 在2000年5月左右开始设计建设黄骅港1#110KV变电站，该变电站在2001年5月左右投入运行， 黄骅港1#110KV变电站原设计的供电范围主要包括黄骅港一期工程的六座6KV变电所（在I，II每段6KV母线各引一路馈出线至各变电所），同时还在1#110KV变电站I，II每段6KV母线上各备用六个出线回路。
经过黄骅港有关部门的介绍和实地考察，了解到为了适应黄骅港二、三期等工程的建设需要，黄骅港有关部门曾对黄骅港1#110KV变电站进行过扩容和改造，更换了两台主变压器由各10000KVA，增容到各20000KVA，并增加了高压柜和所用变压器等。
二、黄骅港1#110KV变电站现状及存在问题：
（1）110KV主接线及主变压器：
黄骅港1#110KV变电站，其110KV侧为两路架空进线，采用内桥接线，原设计两路110KV进线电源分别引自港城110KV变电站I段（1号电源）和港城110KV变电站II段（2号电源）。
通过改造后，在具体实际实施时1#110KV变电站的一路110KV架空进线电源（1号电源）引自港城110KV变电站I段（此路上还“T”接有海兴风能发电的回路）； 另一路110KV架空进线电源（2号电源）引自渤海220KV变电站II段（渤海220KV变电站距离黄骅港1#110KV变电站约7～8公里，分4段，容量4X25万KVA）。
黄骅港1#110KV变电站110KV侧外部架空线路正在进行改造，准备在M1杆塔附近将架空进线切改为电缆线路，切改后： 黄骅港1#110KV变电站的一路110KV进线电源（1号电源）引自黄骅港2#110KV变电站I段，另一路110KV进线电源（2号电源）引自渤海220KV变电站II段。
原接在M1杆塔上的110KV变电站I段的110KV架空进线电源作为港区备用。
黄骅港1#110KV变电站正常运行时由1#电源供电，当1#电源失电后， 2#电源自动投入运行。
在黄骅港1#110KV变电站内现装设有两台110kV±8X1.25%/6.3kV，有载调压主变压器，两台110KV/6.3KV主变压器的容量都是20000KVA，分别接在1#110KV变电站的110KV的I和II段母线上。
两台110KV/6.3KV主变压器运行方式为分裂运行， 正常运行时，两台主变压器分别向两段6KV母线供电，当负荷比较低或一台主变压器发生故障时，由一台主变压器向两段母线同时供电。
该黄骅港1#110KV变电站目前实际最大用电负荷约为18000KVA左右，因此仅投入一台容量为20000KVA ，110KV/6.3KV主变压器。
黄骅港1#110KV变电站的110KV一次设备采用一组GIS （六氟化硫绝缘全封闭组合开关装置） 。
主变压器采用两台西安变压器厂的带有载调压开关的110kV±8×1.25%/6.3kV，20000KVA，三相双绕组油浸式，自冷式全封闭、低损耗铜线变压器。
黄骅港1#110KV变电站目前两台110KV/6.3KV主变压器中性点接地方式为直接接地运行。
按照供电公司提出的整改要求，应将两台110KV/6.3KV主变压器中性点接地方式改造为采用间隙性放电的接地运行方式。此中性点接地方式的改造应与黄骅港1#110KV变电站的改造同时进行。
黄骅港1#110KV变电站采用架空进线，在1#110KV变电站的户外设有门形架，在户外门形架上设有Y10W5-100/260（W）型110KV 户外避雷器，原设计110KV架空电源线采用LGJ-240/40（实际采用LGJ-185/25）钢芯铝绞线通过户外门形架和110KVGIS开关户外绝缘端子引入室内110KVGIS装置。
由于黄骅港1#110KV变电站目前采用110KV架空电源线和110KV 户外避雷器，在港口特殊的严重污秽环境严重地影响了室外型避雷器的安全运行， 可靠性差缩短了避雷器的正常使用寿命，并且更换维修不方便维护费用高，应将上述110KV 户外型避雷器更换为安装在GIS本体的户内型110KV避雷器。
根据供电公司等有关部门要求需要将黄骅港1#110KV变电站目前采用110KV架空进线方式改造为采用电缆进线的方式。受1#110KV变电站院外管控楼位置的影响，拟从2#110KV外部线路T接处改为电缆接引，该110KV进线电缆沿新建电缆沟引至1#110KV变电站内的GIS开关。
（2）6KV主接线及6KV高压开关柜：
黄骅港1#110KV变电站，6KV侧为单母线分段接线，两台110KV/6.3KV主变压器分别接在6KV侧两段母线上。两段6KV母线通过6KV分段开关相连。1#110KV变电站6KV侧采用电缆馈出线。
该1#110KV变电站现接有44面6KV高压开关柜，6KV高压开关柜采用KYN28-12型手车式高压开关柜，高压断路器开关柜内装有3AH1和3AH5型6KV真空断路器，所用变压器柜内装有3TL型6KV真空接触器和熔断器。6KV高压柜内根据需要配有过流/过压继电器7SJ600和单元化微机监控装置W22-121K.A 。
（3）6KV系统高压电容补偿及滤除系统谐波装置：
在1#110KV变电站的6KV侧一段母线及二段母线上都设有为站内6KV高压电容器柜馈电的6KV高压开关柜，其6KV侧一段母线及二段母线上的6KV高压补偿电容器容量各为2700Kvar，两段10KV高压补偿电容器容量共计5400Kvar。 1#110KV变电站的6KV高压补偿电容器柜采用吉林龙鼎电气有限公司生产的TBB-6/450KVar柜型，共12面，配3TL8真空接触器。
由于该1#110KV变电站原设计时是按两台10000KVA，主变压器的容量考虑的6KV高压补偿电容器的容量，后来再进行1#110KV变电站的增容和改造时，仅将两台容量为10000KVA的主变压器，更换为两20000KVA的主变压器，未增加6KV高压补偿电容器的容量。因此，则现有6KV高压补偿电容器的容量不能满足负荷增加的要求。需要适当增加6KV高压补偿电容器的容量。
由于该1#110KV变电站原设计的6KV高压补偿电容器采用的是静态电容器补偿装置，无法满足现有生产负荷特性的要求，不能实现根据系统功率因数变化的情况，时时按组自动投切高压补偿电容器。同时由于已有的6KV高压补偿电容器使用时间长， 电容器的寿命也即将到期，所以，在进行1#110KV变电站改造时应更换全部6KV高压补偿电容装置。改用静态电容器补偿装置+动态可控硅控制相结合的6KV高压补偿电容装置。
随着港口建设的发展，在供电系统的设计和使用的变频设备越来越多，由此带来港口电网内的谐波日益增大，为了保证港口供电系统的电网质量，应在进行1#110KV变电站设备改造时根据需要相应增加消除谐波的装置。
目前，港口的主要工艺用电负荷为装船机、取料机、皮带机等。这些用电负荷的特点是电动机功率大， 负荷的冲击性强，在整个工艺系统运行过程中负荷发生变化快，消耗的无功功率变化量大，易导致系统电压波动和闪变，这样不仅会造成港口供电系统的功率因数降低，系统无功损耗加大，增加电费支出，降低生产效率，冲击性无功还会引起整个港口电网电压波动，严重影响设备的安全运行，严重时会给企业带来很多不必要的经济损失。
同时，由于在皮带机、装船机、取料机等港口工艺设备中大量使用的整流、变频设备，这些非线性负荷运行时易产生大量谐波，是港口电网系统的主要谐波源。港口电气设备的谐波成分较复杂，一般以5、7、11、13、23、25次谐波为主，其中11次谐波尤其超标严重。
电压波动和大量谐波电流注入港口电力系统会造成很大的危害，其中电压波动造成的危害有：
1）电压频繁波动，对于联结在同一网络中的其他受电设备的运行不利；
2）对于同步电动机，急剧的电压波动，可能会产生振荡现象；
3）对于照明设备则可能会产生闪烁。
谐波电流造成的的危害：
1）谐波对旋转电机的主要影响是产生附加损耗，其次产生机械振动，噪声和谐波过电压。
2）谐波对供电变压器的影响主要是产生附加损耗，出力下降，影响绝缘寿命。
3）交流电压畸变可能引起交流设备控制角的时间间隔不等，并通过正反馈而放大系统的电压畸变，使变流器工作不稳定，而对逆变器则可能发生换流失败而无法工作，甚至损坏变流设备。
4）谐波对电缆及并联电容器的影响，当产生谐波放大时，并联电容器将因过流及过压而损坏，严重时将危及整个供电系统的安全运行。
5）谐波对通信产生干扰，使电度计量产生误差。
6）谐波对继电保护自动装置和计算机等也将产生不良影响。
因此，为了减少港口供电系统的电流电压波形畸变，提高系统功率因数，滤除系统谐波，应在1#110KV变电站内同时加装高压电容补偿装置和滤除系统谐波的装置，才能达到满足系统电能质量需求。
（4）直流系统
在1#110KV变电站的直流系统采用铅酸电池，电池容量为100安时，直流电压为220V。两路电源分别引自6KVI段的1#所用变高压柜和6KVII段的2#所用变高压柜，
1#110KV变电站的直流系统采用老式二极管整流，其直流柜采用深圳粤冶机电实业有限公司的产品，型号为PZW8-D2-100AH/220V，采用4面直流柜，都为2000年左右的产品，设备老化稳定性差，必须更换全部。
（5）微机保护装置：
1#110KV变电站采用微机控制、监视、测量及管理系统，具有遥控、遥测、遥信的功能。系统不但能满足1#110KV变电站的“三遥”的要求还可满足下属变配电所的“三遥”的要求。
1#110KV变电站的保护采用保护装置， 保护装置与微机监控装置有通讯联系，以实现遥信的功能；同时保护装置以接点形式输出跳闸命令。
主变保护由自动化设备厂集中组屏。
110KV备自投装置由自动化设备厂提供，设置在主变保护屏内。
6KV小电流接地监测装置，安装在设备间内的电度表屏上。
6KV保护装置分散布置在各开关柜内。
6KV高压柜断路器内根据需要配有过流/过压继电器7SJ600和单元化微机监控装置W22-121K.A由于该6KV高压开关柜内配备的过流/过压继电器和单元化微机监控装置为2000年的产品，已经落后无法满足与现有2#110KV变电站的之间的通讯要求，易发生故障，并且由于相关产品已经停产，无法取得备件， 因此必须对1#110KV变电站的44面6KV高压开关柜进行自动化改造，将所有6KV高压开关柜的测控、综保装置更换为和2#110KV变电站一致的7SJ68系列产品。
（6）GIS室的SF6气体检测系统：
在1#110KV变电站原设计中在GIS室内未考虑设置SF6气体检测系统，按供电公司的要求，应在GIS室内增置SF6气体在线检测系统，并将该系统纳入后台监控系统。
（7）应急照明系统：
在1#110KV变电站原设计中在GIS室、6KV配电室、走道、电容器室、二层设备间等设有内应急照明灯， 该应急照明灯电源从普通照明灯取得，各应急照明灯自带应急电源（电容）， 由于设备老化、稳定性差，现有的单体式应急照明灯已经无法满足应急照明的要求，必须全部更换。新的应急照明系统电源拟采用UPS专用供电， 应急照明灯系统单独设置。 （8）空调通风系统：
在1#110KV变电站原设计中在GIS室、6KV配电室、6KV电容器室、变压器室，二层控制室、办公室等设有空调及通风系统。其中GIS室、6KV配电室的通风系统由于设备老化需要更换， 6KV电容器室根据改造后的需要增加空调系统。
三、黄骅港1#110KV变电站综合自动化系统改造方案
经与电力公司等有关部门的协商，黄骅港1#110KV变电站综合自动化系统改造内容主要包括以下几个方面：
（1）110KV架空进线方式改造为采用电缆进线的方式，增加110KV进线电源电缆，增加110KV进线电缆沟。
（2）将安装在110KV 户外门形架上的户外型避雷器更换为安装在室内GIS本体上的户内型110KV避雷器。
（3）将GIS的高压110KV进线方式由架空进线方式改造为采用电缆进线的方式。改造1#110KV变电站内的GIS开关及相关设备。
（4）将两台110KV/6.3KV主变压器中性点接地方式修改为采用间隙性放电接地运行方式。此中性点接地方式的改造应与黄骅港1#110KV变电站的改造同时进行。
（5）对1#110KV变电站的44面6KV高压开关柜进行自动化改造，将所有6KV高压开关柜的测控、综保装置更换7SJ68系列产品。满足与现有2#110KV变电站的之间的通讯要求。同时改造与其相关的后台微机监控装置和设备。
（6）更换并增加原1#110KV变电站内所有的6KV高压电容器柜。根据该1#110KV变电站系统运行情况，该1#110KV变电站6KV侧一段母线及二段母线各设一套电容补偿装置，电容补偿装置采用静态电容器+动态电容器相结合的方式， 每套高压补偿电容器容量为3000Kvar，两段6KV高压补偿电容器容量共计6000Kvar。
每套高压补偿电容装置由5面高压电容器柜组成，含2面静态电容器补偿柜（容量600 ，900Kvar）和3面动态电容器补偿柜（容量600 ，450，450Kvar） 。
根据已有的6KV高压电容器室的房间尺寸（两间各长12.6米X宽4.5米）和6KV高压电容器柜尺寸：动态电容器（宽2.4米X深1.8米），静态电容器及控制柜（宽0.8米X深1.8米），将拟更换的6KV高压电容器柜，按双列相对布置，每列5面6KV高压电容器柜，双列共计10面10KV高压电容器柜。
（7）增加高压APT电力APF电力有源滤波装置
拟在1#110KV变电站增加高压APT电力有源滤波装置，采用高压APT电力有源滤波装置与无源高压TSC动态无功功率补偿装置和高压HVC自动无功功率补偿装置相结合的方案。
（8）更换1#110KV变电站的直流系统。采用二套直流系统（电池容量各为200安时，直流电压为220V，含全部整流装置及开关等所有设备）。
（9）在GIS设备安装室的底部应安装SF6浓度报警仪和氧量仪，当SF6浓度超过1000Μl/L，氧量低于18%时报警。SF6浓度报警仪和氧量仪主要元器件（如探头等）采用进口产品， 探头点数采用12点，在GIS室内增置SF6浓度报警仪和氧量仪应能实施在线监测，并且应将相关信号纳入后台监控系统。
（10）增设应急照明灯系统：
在1#110KV变电站的GIS室、6KV配电室、走道、电容器室、二层设备间等新增设应急照明灯系统。新的应急照明系统电源采用UPS专用供电。
（11）改造空调通风系统：
改造GIS室的已有的通风系统，按照要求GIS设备安装室应有良好的通风系统，通风量应保证15分钟内换气一次，抽风口应设在设备安装室下部。对通风系统的改造主要是将现有通风设备进行更换，并更换相应通风管道及风口。同时在6KV高压电容器室根据改造后的需要增设空调设备，消除室内设备散热。
作者简介：宋文亮（1980-），工程硕士，现任职于神华黄骅港务公司设备维修保障中心。
关键词：110KV 自动化 改造
一、黄骅港1#110KV变电站立项背景
为了配合黄骅港一期工程建设的需要， 在2000年5月左右开始设计建设黄骅港1#110KV变电站，该变电站在2001年5月左右投入运行， 黄骅港1#110KV变电站原设计的供电范围主要包括黄骅港一期工程的六座6KV变电所（在I，II每段6KV母线各引一路馈出线至各变电所），同时还在1#110KV变电站I，II每段6KV母线上各备用六个出线回路。
经过黄骅港有关部门的介绍和实地考察，了解到为了适应黄骅港二、三期等工程的建设需要，黄骅港有关部门曾对黄骅港1#110KV变电站进行过扩容和改造，更换了两台主变压器由各10000KVA，增容到各20000KVA，并增加了高压柜和所用变压器等。
二、黄骅港1#110KV变电站现状及存在问题：
（1）110KV主接线及主变压器：
黄骅港1#110KV变电站，其110KV侧为两路架空进线，采用内桥接线，原设计两路110KV进线电源分别引自港城110KV变电站I段（1号电源）和港城110KV变电站II段（2号电源）。
通过改造后，在具体实际实施时1#110KV变电站的一路110KV架空进线电源（1号电源）引自港城110KV变电站I段（此路上还“T”接有海兴风能发电的回路）； 另一路110KV架空进线电源（2号电源）引自渤海220KV变电站II段（渤海220KV变电站距离黄骅港1#110KV变电站约7～8公里，分4段，容量4X25万KVA）。
黄骅港1#110KV变电站110KV侧外部架空线路正在进行改造，准备在M1杆塔附近将架空进线切改为电缆线路，切改后： 黄骅港1#110KV变电站的一路110KV进线电源（1号电源）引自黄骅港2#110KV变电站I段，另一路110KV进线电源（2号电源）引自渤海220KV变电站II段。
原接在M1杆塔上的110KV变电站I段的110KV架空进线电源作为港区备用。
黄骅港1#110KV变电站正常运行时由1#电源供电，当1#电源失电后， 2#电源自动投入运行。
在黄骅港1#110KV变电站内现装设有两台110kV±8X1.25%/6.3kV，有载调压主变压器，两台110KV/6.3KV主变压器的容量都是20000KVA，分别接在1#110KV变电站的110KV的I和II段母线上。
两台110KV/6.3KV主变压器运行方式为分裂运行， 正常运行时，两台主变压器分别向两段6KV母线供电，当负荷比较低或一台主变压器发生故障时，由一台主变压器向两段母线同时供电。
该黄骅港1#110KV变电站目前实际最大用电负荷约为18000KVA左右，因此仅投入一台容量为20000KVA ，110KV/6.3KV主变压器。
黄骅港1#110KV变电站的110KV一次设备采用一组GIS （六氟化硫绝缘全封闭组合开关装置） 。
主变压器采用两台西安变压器厂的带有载调压开关的110kV±8×1.25%/6.3kV，20000KVA，三相双绕组油浸式，自冷式全封闭、低损耗铜线变压器。
黄骅港1#110KV变电站目前两台110KV/6.3KV主变压器中性点接地方式为直接接地运行。
按照供电公司提出的整改要求，应将两台110KV/6.3KV主变压器中性点接地方式改造为采用间隙性放电的接地运行方式。此中性点接地方式的改造应与黄骅港1#110KV变电站的改造同时进行。
黄骅港1#110KV变电站采用架空进线，在1#110KV变电站的户外设有门形架，在户外门形架上设有Y10W5-100/260（W）型110KV 户外避雷器，原设计110KV架空电源线采用LGJ-240/40（实际采用LGJ-185/25）钢芯铝绞线通过户外门形架和110KVGIS开关户外绝缘端子引入室内110KVGIS装置。
由于黄骅港1#110KV变电站目前采用110KV架空电源线和110KV 户外避雷器，在港口特殊的严重污秽环境严重地影响了室外型避雷器的安全运行， 可靠性差缩短了避雷器的正常使用寿命，并且更换维修不方便维护费用高，应将上述110KV 户外型避雷器更换为安装在GIS本体的户内型110KV避雷器。
根据供电公司等有关部门要求需要将黄骅港1#110KV变电站目前采用110KV架空进线方式改造为采用电缆进线的方式。受1#110KV变电站院外管控楼位置的影响，拟从2#110KV外部线路T接处改为电缆接引，该110KV进线电缆沿新建电缆沟引至1#110KV变电站内的GIS开关。
（2）6KV主接线及6KV高压开关柜：
黄骅港1#110KV变电站，6KV侧为单母线分段接线，两台110KV/6.3KV主变压器分别接在6KV侧两段母线上。两段6KV母线通过6KV分段开关相连。1#110KV变电站6KV侧采用电缆馈出线。
该1#110KV变电站现接有44面6KV高压开关柜，6KV高压开关柜采用KYN28-12型手车式高压开关柜，高压断路器开关柜内装有3AH1和3AH5型6KV真空断路器，所用变压器柜内装有3TL型6KV真空接触器和熔断器。6KV高压柜内根据需要配有过流/过压继电器7SJ600和单元化微机监控装置W22-121K.A 。
（3）6KV系统高压电容补偿及滤除系统谐波装置：
在1#110KV变电站的6KV侧一段母线及二段母线上都设有为站内6KV高压电容器柜馈电的6KV高压开关柜，其6KV侧一段母线及二段母线上的6KV高压补偿电容器容量各为2700Kvar，两段10KV高压补偿电容器容量共计5400Kvar。 1#110KV变电站的6KV高压补偿电容器柜采用吉林龙鼎电气有限公司生产的TBB-6/450KVar柜型，共12面，配3TL8真空接触器。
由于该1#110KV变电站原设计时是按两台10000KVA，主变压器的容量考虑的6KV高压补偿电容器的容量，后来再进行1#110KV变电站的增容和改造时，仅将两台容量为10000KVA的主变压器，更换为两20000KVA的主变压器，未增加6KV高压补偿电容器的容量。因此，则现有6KV高压补偿电容器的容量不能满足负荷增加的要求。需要适当增加6KV高压补偿电容器的容量。
由于该1#110KV变电站原设计的6KV高压补偿电容器采用的是静态电容器补偿装置，无法满足现有生产负荷特性的要求，不能实现根据系统功率因数变化的情况，时时按组自动投切高压补偿电容器。同时由于已有的6KV高压补偿电容器使用时间长， 电容器的寿命也即将到期，所以，在进行1#110KV变电站改造时应更换全部6KV高压补偿电容装置。改用静态电容器补偿装置+动态可控硅控制相结合的6KV高压补偿电容装置。
随着港口建设的发展，在供电系统的设计和使用的变频设备越来越多，由此带来港口电网内的谐波日益增大，为了保证港口供电系统的电网质量，应在进行1#110KV变电站设备改造时根据需要相应增加消除谐波的装置。
目前，港口的主要工艺用电负荷为装船机、取料机、皮带机等。这些用电负荷的特点是电动机功率大， 负荷的冲击性强，在整个工艺系统运行过程中负荷发生变化快，消耗的无功功率变化量大，易导致系统电压波动和闪变，这样不仅会造成港口供电系统的功率因数降低，系统无功损耗加大，增加电费支出，降低生产效率，冲击性无功还会引起整个港口电网电压波动，严重影响设备的安全运行，严重时会给企业带来很多不必要的经济损失。
同时，由于在皮带机、装船机、取料机等港口工艺设备中大量使用的整流、变频设备，这些非线性负荷运行时易产生大量谐波，是港口电网系统的主要谐波源。港口电气设备的谐波成分较复杂，一般以5、7、11、13、23、25次谐波为主，其中11次谐波尤其超标严重。
电压波动和大量谐波电流注入港口电力系统会造成很大的危害，其中电压波动造成的危害有：
1）电压频繁波动，对于联结在同一网络中的其他受电设备的运行不利；
2）对于同步电动机，急剧的电压波动，可能会产生振荡现象；
3）对于照明设备则可能会产生闪烁。
谐波电流造成的的危害：
1）谐波对旋转电机的主要影响是产生附加损耗，其次产生机械振动，噪声和谐波过电压。
2）谐波对供电变压器的影响主要是产生附加损耗，出力下降，影响绝缘寿命。
3）交流电压畸变可能引起交流设备控制角的时间间隔不等，并通过正反馈而放大系统的电压畸变，使变流器工作不稳定，而对逆变器则可能发生换流失败而无法工作，甚至损坏变流设备。
4）谐波对电缆及并联电容器的影响，当产生谐波放大时，并联电容器将因过流及过压而损坏，严重时将危及整个供电系统的安全运行。
5）谐波对通信产生干扰，使电度计量产生误差。
6）谐波对继电保护自动装置和计算机等也将产生不良影响。
因此，为了减少港口供电系统的电流电压波形畸变，提高系统功率因数，滤除系统谐波，应在1#110KV变电站内同时加装高压电容补偿装置和滤除系统谐波的装置，才能达到满足系统电能质量需求。
（4）直流系统
在1#110KV变电站的直流系统采用铅酸电池，电池容量为100安时，直流电压为220V。两路电源分别引自6KVI段的1#所用变高压柜和6KVII段的2#所用变高压柜，
1#110KV变电站的直流系统采用老式二极管整流，其直流柜采用深圳粤冶机电实业有限公司的产品，型号为PZW8-D2-100AH/220V，采用4面直流柜，都为2000年左右的产品，设备老化稳定性差，必须更换全部。
（5）微机保护装置：
1#110KV变电站采用微机控制、监视、测量及管理系统，具有遥控、遥测、遥信的功能。系统不但能满足1#110KV变电站的“三遥”的要求还可满足下属变配电所的“三遥”的要求。
1#110KV变电站的保护采用保护装置， 保护装置与微机监控装置有通讯联系，以实现遥信的功能；同时保护装置以接点形式输出跳闸命令。
主变保护由自动化设备厂集中组屏。
110KV备自投装置由自动化设备厂提供，设置在主变保护屏内。
6KV小电流接地监测装置，安装在设备间内的电度表屏上。
6KV保护装置分散布置在各开关柜内。
6KV高压柜断路器内根据需要配有过流/过压继电器7SJ600和单元化微机监控装置W22-121K.A由于该6KV高压开关柜内配备的过流/过压继电器和单元化微机监控装置为2000年的产品，已经落后无法满足与现有2#110KV变电站的之间的通讯要求，易发生故障，并且由于相关产品已经停产，无法取得备件， 因此必须对1#110KV变电站的44面6KV高压开关柜进行自动化改造，将所有6KV高压开关柜的测控、综保装置更换为和2#110KV变电站一致的7SJ68系列产品。
（6）GIS室的SF6气体检测系统：
在1#110KV变电站原设计中在GIS室内未考虑设置SF6气体检测系统，按供电公司的要求，应在GIS室内增置SF6气体在线检测系统，并将该系统纳入后台监控系统。
（7）应急照明系统：
在1#110KV变电站原设计中在GIS室、6KV配电室、走道、电容器室、二层设备间等设有内应急照明灯， 该应急照明灯电源从普通照明灯取得，各应急照明灯自带应急电源（电容）， 由于设备老化、稳定性差，现有的单体式应急照明灯已经无法满足应急照明的要求，必须全部更换。新的应急照明系统电源拟采用UPS专用供电， 应急照明灯系统单独设置。 （8）空调通风系统：
在1#110KV变电站原设计中在GIS室、6KV配电室、6KV电容器室、变压器室，二层控制室、办公室等设有空调及通风系统。其中GIS室、6KV配电室的通风系统由于设备老化需要更换， 6KV电容器室根据改造后的需要增加空调系统。
三、黄骅港1#110KV变电站综合自动化系统改造方案
经与电力公司等有关部门的协商，黄骅港1#110KV变电站综合自动化系统改造内容主要包括以下几个方面：
（1）110KV架空进线方式改造为采用电缆进线的方式，增加110KV进线电源电缆，增加110KV进线电缆沟。
（2）将安装在110KV 户外门形架上的户外型避雷器更换为安装在室内GIS本体上的户内型110KV避雷器。
（3）将GIS的高压110KV进线方式由架空进线方式改造为采用电缆进线的方式。改造1#110KV变电站内的GIS开关及相关设备。
（4）将两台110KV/6.3KV主变压器中性点接地方式修改为采用间隙性放电接地运行方式。此中性点接地方式的改造应与黄骅港1#110KV变电站的改造同时进行。
（5）对1#110KV变电站的44面6KV高压开关柜进行自动化改造，将所有6KV高压开关柜的测控、综保装置更换7SJ68系列产品。满足与现有2#110KV变电站的之间的通讯要求。同时改造与其相关的后台微机监控装置和设备。
（6）更换并增加原1#110KV变电站内所有的6KV高压电容器柜。根据该1#110KV变电站系统运行情况，该1#110KV变电站6KV侧一段母线及二段母线各设一套电容补偿装置，电容补偿装置采用静态电容器+动态电容器相结合的方式， 每套高压补偿电容器容量为3000Kvar，两段6KV高压补偿电容器容量共计6000Kvar。
每套高压补偿电容装置由5面高压电容器柜组成，含2面静态电容器补偿柜（容量600 ，900Kvar）和3面动态电容器补偿柜（容量600 ，450，450Kvar） 。
根据已有的6KV高压电容器室的房间尺寸（两间各长12.6米X宽4.5米）和6KV高压电容器柜尺寸：动态电容器（宽2.4米X深1.8米），静态电容器及控制柜（宽0.8米X深1.8米），将拟更换的6KV高压电容器柜，按双列相对布置，每列5面6KV高压电容器柜，双列共计10面10KV高压电容器柜。
（7）增加高压APT电力APF电力有源滤波装置
拟在1#110KV变电站增加高压APT电力有源滤波装置，采用高压APT电力有源滤波装置与无源高压TSC动态无功功率补偿装置和高压HVC自动无功功率补偿装置相结合的方案。
（8）更换1#110KV变电站的直流系统。采用二套直流系统（电池容量各为200安时，直流电压为220V，含全部整流装置及开关等所有设备）。
（9）在GIS设备安装室的底部应安装SF6浓度报警仪和氧量仪，当SF6浓度超过1000Μl/L，氧量低于18%时报警。SF6浓度报警仪和氧量仪主要元器件（如探头等）采用进口产品， 探头点数采用12点，在GIS室内增置SF6浓度报警仪和氧量仪应能实施在线监测，并且应将相关信号纳入后台监控系统。
（10）增设应急照明灯系统：
在1#110KV变电站的GIS室、6KV配电室、走道、电容器室、二层设备间等新增设应急照明灯系统。新的应急照明系统电源采用UPS专用供电。
（11）改造空调通风系统：
改造GIS室的已有的通风系统，按照要求GIS设备安装室应有良好的通风系统，通风量应保证15分钟内换气一次，抽风口应设在设备安装室下部。对通风系统的改造主要是将现有通风设备进行更换，并更换相应通风管道及风口。同时在6KV高压电容器室根据改造后的需要增设空调设备，消除室内设备散热。
作者简介：宋文亮（1980-），工程硕士，现任职于神华黄骅港务公司设备维修保障中心。