常規變電站智能化改造工程施工技巧

孫立新 孫 華

（淄博供電公司，山東 淄博 255000）

2011－2015年，是智能電網的全面建設階段。開展變電站智能化改造是智能電網變電環節的重點工作之一。目前，變電站的智能化改造已開始成為一種常態工作。2011年8月，國網公司發布新的企業標準Q/GDW 414 — 2011《變電站智能化改造技術規范》（以下簡稱技術規范），用來指導常規變電站的智能化改造。技術規范體現了智能化改造二次系統優先的原則，同時對改造后的基本特征提出要求[1]。可以看出智能化改造不只是技術與設備更新的問題，更多的是現場確定的智能化改造方案能否在工程中順利實施，能不能在規定的停電時間內安全可靠地完成智能化改造任務。

1 常規站智能化改造現場存在的問題

常規站智能化改造，普遍存在著智能設備調試復雜費時長、負荷重無法長時間停電、站內空間狹小新舊設備安裝沖突、不能全站停電進行設備改造等問題。這些是現場改造面臨的真正困難。為保證智能化改造方案的順利實施，需要針對智能化改造的特點，提前分析可能出現的問題，從而采取相應的措施和施工技巧，按期完成改造任務。

2 現場施工技巧一：網絡先行

變電站智能化改造要實現全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化的總體要求[1]。建立信息一體化平臺，實現順序控制、智能告警、全站設備信息交互等都離不開網絡。在技術規范中，對過程層網絡、站控層網絡結構提出明確要求，也體現了網絡的重要性。進行常規站智能化改造，首要的一點就是要做到網絡先行。對線纜敷設、設備配置統一規劃，從源頭控制，避免走一步看一步，防止施工過程中各IED設備廠家隨機進入。

2.1 網絡硬件搭建

網絡通信線的敷設連接、光纜的敷設熔接應與二次電纜的敷設同期進行。目的有兩個：①統一線纜敷設計劃，使施工工藝得到保障；②保證網絡先行，使智能化改造的后續工作能順利進行。如果有過程層網絡，按技術規范，應采用星形結構，避免環網結構交換機處理不當引起網絡風暴[2-4]。要保證網絡順利搭建，除了線纜敷設清冊外，最好有按照站控層、間陋層、過程層分層展示的網絡通信圖、VLAN配置圖、網絡拓撲圖，結合VLAN設計提供IP地址分配方案，提供物理設備編號及設備端口編號、虛端子接線圖[4]。目前，智能化作為新興技術和觀念，剛起步不久，在相當長一段時間內，上述資料可能不是很規范，需要IED設備廠家、系統集成商和設計部門共同努力，逐步完善。

2.2 網絡配置

除硬件連接，搭建網絡另一項重要工作是完成裝置和系統的配置。這里用到 ICD、SSD、SCD、CID幾個文件[4]。

ICD文件是IED單裝置的能力描述文件，由IED設備廠家提供給系統集成商（監控一體化平臺廠家），類似于裝置說明書，描述 IED裝置的功能，提供的基本數據模型及服務，不包含實例名稱和通信參數。SSD是系統規格文件，描述變電站一次系統結構及相關聯的邏輯節點，類似主接線圖。SCD是全站的系統配置文件，由系統集成商完成，描述所有IED裝置的實例配置和通信參數、IED之間的通信配置及變電站一次系統結構。最終生成的SCD文件是根據ICD文件與SSD文件的關聯性生成的一個全站配置文件。我們最終保留這個文件，就像過去的竣工圖一樣。CID是IED的實例配置文件，每個IED都有一個CID文件，由IED裝置廠家根據SCD文件中本IED的相關配置生成，是每個IED裝置最終的配置文件。理論上不允許修改，但實際工程應用中難免要修改，修改后的文件要重新導入SCD文件實現ICD文件的更改。

依上所述，用裝置的配置工具生成ICD文件，用全站配置工具把各 IED裝置的 ICD文件及 SSD文件合成，生成 SCD文件供監控后臺使用，根據SCD文件生成實例化的CID文件下裝到各裝置，這樣建立后臺與各裝置的通信。

2.3 交換機配置

另外，需要對過程層交換機進行配置。過程層網絡傳送的 GOOSE報文和 SMV報文都是組播發送，如果不進行控制，交換機會將報文向它的所有端口轉發，網絡上會增加許多不必要的組播流量，極大浪費帶寬，所以要對組播流量進行控制。交換機可以采用虛擬局域網（VLAN）技術將相關的裝置劃分在同一VLAN里，限制組播的轉發范圍；或者采用動態組播管理協議（GMRP）對組播數據動態管理，控制組播的轉發端口[5-7]。另外，為保證重要數據的實時性，需要支持優先級技術。這些需要對交換機的端口模式、屬性等管理控制，設置交換機物理層芯片和Switch芯片的工作模式及管理交換機的各項高級應用功能[2]。

2.4 提供網絡參數

上述配置工作需要系統集成商和IED裝置廠家完成，工作隱蔽，施工人員無法對配置過程進行監督。同時，智能化作為新技術，配置文件可能會存在錯誤，在調試過程中時常會出現邊調試邊修改完善的情況，現有條件下，要完善成型還需要較長時間，所以調試工作量較大，要做好充分準備。為保證現場調試工作的正常進行，需要設備廠家提供交換機端口表、VLAN配置表、GOOSE配置表、SMV配置表、裝置地址分配表等[4]，作為定值來管理。

2.5 理想的網絡配置方法

最理想的情況是，現場施工前，在系統集成商處，完成系統與各IED設備廠家的配置及部分聯調工作。但限于設備生產運輸、施工工期等因素影響，有較大難度。這樣，就造成許多本該在設備出廠前要解決的問題帶到現場處理。因此，在現場施工過程中，要盡量提前預想，避免不斷改錯、重復配置等造成的工期延長、安全風險和調試工作量增加。

網絡的搭建和配置是基礎，有了這樣的整體概念，其他的順控、狀態監測、智能告警及故障綜合分析、輔助系統等才能循序漸進地進行。

3 現場施工技巧二：巧妙避開設備位置沖突

3.1 解決控制室屏位沖突

常規站智能化改造是在綜自系統或遠動終端更換的基礎上進行的[1]，存在新舊設備交替的過渡期、共存期。同時，新增的智能組件、故障信息綜合分析、視頻監視、安防系統、環境監測等輔助系統，也會增加許多屏位，造成主控室屏位不足，不能滿足智能化改造施工要求[8]，或者使改造過渡方案過于復雜[9]。為保證工藝質量和施工安全，建議有條件的易地搭建新主控室。如果不能易地建，可考慮按電壓等級或依據一次設備的安裝位置搭建分散的保護室[8]，這樣不僅為施工工藝和安全提供保障，而且為先行搭建網絡奠定基礎。

3.2 解決新舊一次設備位置沖突

老舊站改造過程中經常面臨新舊一次設備的基礎沖突問題。要先拆除舊一次設備、基礎后制作新基礎，安裝新設備。老舊站一般負荷較重，為保證供電可靠性，要最大限度減少停電時間。所以一次設備安裝后，不會給二次設備留出充足的調試時間。對常規站，可以按部就班地等一次設備安裝完畢再進行相應的二次試驗。但對于帶智能終端的一次設備，因調試工作的不確定性，需要采取相應的解決辦法，以盡早發現問題改正錯誤。以智能斷路器為例，一次設備不能安裝，可以考慮提前安裝智能匯控柜。如匯控柜也不能安裝，可考慮易地調試。因為智能匯控柜與過程層通過光纜連接，電纜接線少，只接入裝置電源即可[10-11]，所以智能匯控柜可以直接進行易地聯調。匯控柜智能終端與斷路器的連接是通過電纜，所以可接入模擬斷路器代替，這樣就可以提前進行保護、智能終端等的配置、傳動試驗，提前進行差動、備自投、網絡跳閘等復雜邏輯的檢驗。等一次設備安裝完成后，再進行實際的信號檢驗、順控操作等。這樣，會為改造工程爭取相當多的時間。

4 現場施工技巧三：電子式互感器預調試

智能化可能用到電子式互感器，也會出現常規互感器與電子式互感器共存的情況。對不同類型的互感器組合而成的保護等，要考慮電子式互感器經合并單元采集的延時[4，12-15]，需要廠家提供電子式互感器、遠端模塊和合并單元通道延時。對電子式互感器，特別全光纖電流互感器，現場安裝、調試工作量較大，且有可能需要研究院等單位協助測試，為保證工期，可提前進行電子式互感器采樣的預調試。從電子式互感器到合并單元、GOOSE網絡、各相關保護、測控、計量等裝置需要連接、熔接大量的光纜（纖），可能出現光纜熔（連）接不良、連接錯誤、相別錯誤等情況。測試光纜熔接質量后進行采樣預調試，從一次設備加入相對低的電流（壓），可檢驗全回路光纜熔（連）接、相別、極性等的正確性。在此基礎上再進行電子式互感器精度的校驗，會起到事半功倍的效果。

5 工程實例

2011年，我公司完成了110kV李家等三個常規站的智能化改造，取得了較成功的工程經驗。以李家變電站改造為例進行說明：

該站有110kV、35kV、10kV三個電壓等級，兩臺主變。該工程110kV配電裝置全部更換，內橋接線，采用 PASS組合電器，配智能終端匯控柜，采用全光纖電流互感器，母線 PT為電子式電壓互感器，合并單元雙套配置，安裝于控制室。35kV單母線分段接線，常規互感器，開關柜不更換，更換保護裝置，控制室集中組屏。10kV單母線分段接線，常規互感器，更換開關柜，保護在開關柜就地安裝。主變35kV、10kV合并單元組合在智能終端里，雙套就地配置，將主變中、低壓側常規互感器的模擬信號轉化成數字信號后送主變保護。兩臺站用變更換為接地變。兩臺電容器組更換。兩臺主變整體移位，非電量保護就地安裝。

保護測控采用南瑞繼保 PCS9700綜自系統，新上電源一體化系統。站控層MMS網、過程層GOOSE網雙網配置，星型結構。110kV過程層 GOOSE交換機組屏安裝在控制室，35kVGOOSE交換機、10kVGOOSE交換機就地安裝在高壓室。主變保護直采直跳，非電量保護就地跳三側開關。35kV、10kV保護常規跳閘方式。110kV、35kV、10kV備自投、低頻低壓減載裝置采用GOOSE網絡跳閘。

該工程前期準備充分，針對各種困難，采用前文所述的網絡先行方案，控制 GOOSE組網進度。110kV智能匯控柜提前安裝，接入模擬斷路器，巧妙地解決新舊設備安裝沖突問題，使 GOOSE網配置及110k備自投GOOSE跳閘調試具備條件，即加快了工程進度，也使 GOOSE誤跳閘的幾率降到最低。10kV備自投與變壓器低壓側智能終端在開關柜就地安裝，現場工程不具備兩段母線開關柜全部更換再調試的條件，我們想辦法創造易地調試，使10kV備自投的檢驗得到完美解決。光纖的熔接質量及其正確性是影響光CT與光電式PT檢驗的重要因素，我們除對光纜熔接進度控制外，還提前完成CT、PT的預試驗，檢驗光、電回路的正確性，使 CT、PT的整體試驗進度大大提前。

正因為有上述巧妙構思，使該站在兩個十天的停電時間內，完成110kV配電裝置全部更換、兩臺主變整體移位、10kV26面開關柜更換，全站保護、監控系統更換，變電站順序控制、五防閉鎖、智能告警及分析系統、電壓無功自動調節、視頻監控系統、環境監測系統、開關柜早期故障預警系統、SF6在線監測系統、變壓器智能風冷系統等的安裝調試。其中，10kV開關柜的更換在兩個五天的時間內完成。整個工程，在創造優質工藝的同時，也創造了停電時間最短的記錄，成為國網老舊站智能化改造的典型。

6 結論

常規站的智能化改造在工程實施中會遇到很多問題，在施工過程中我們要把握網絡先行這個總體要求，在此基礎上，根據變電站的設備選型和實際安裝條件，采取針對性的措施和施工技巧，才能在保證施工工藝和安全的基礎上，減少停電時間，完成改造任務。

[1]Q/GDW 414-2011 變電站智能化改造技術規范[S].國家電網公司.2011-08-04.

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