智慧操控裝置如何與斷路器連線

常規變電站的智慧化改造在實際工程中面臨智慧化除錯複雜、變電站負荷重、不能長時間停電、裝置內部空間狹小裝置安裝衝突等問題，影響整個智慧化改造的程序。

作者透過智慧化改造工程中網路先行、易地搭建控制室、智慧終端易地模擬除錯、電子式互感器預除錯等方法，巧妙地解決工程施工難題，即加快了施工進度，提高施工工藝，也最大限度保證施工安全，降低保護誤動的風險。同時，透過例項說明常規站智慧化改造，要根據現場的實際情況，採取針對性的措施和施工技巧，以減少停電時間，完成改造任務。

智慧化改造不只是技術與裝置更新的問題，更多的是現場確定的智慧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慧化改造任務。

常規站智慧化改造現場存在的問題

常規站智慧化改造，普遍存在著智慧裝置除錯複雜費時長、負荷重無法長時間停電、站內空間狹小新舊裝置安裝衝突、不能全站停電進行裝置改造等問題。這些是現場改造面臨的真正困難。

為保證智慧化改造方案的順利實施，需要針對智慧化改造的特點，提前分析可能出現的問題，從而採取相應的措施和施工技巧，按期完成改造任務。

現場施工技巧一：網路先行

變電站智慧化改造要實現全站資訊數字化、通訊平臺網路化、資訊共享標準化的總體要求［1］。建立資訊一體化平臺，實現順序控制、智慧告警、全站裝置資訊互動等都離不開網路。在技術規範中，對過程層網路、站控層網路結構提出明確要求，也體現了網路的重要性。進行常規站智慧化改造，首要的一點就是要做到網路先行。對線纜敷設、裝置配置統一規劃，從源頭控制，避免走一步看一步，防止施工過程中各IED裝置廠家隨機進入。

1 網路硬體搭建

網路通訊線的敷設連線、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：一是統一線纜敷設計劃，使施工工藝得到保障；二是保證網路先行，使智慧化改造的後續工作能順利進行。如果有過程層網路，按技術規範，應採用星形結構，避免環網結構交換機處理不當引起網路風暴。

要保證網路順利搭建，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路通訊圖、VLAN配置圖、網路拓撲圖，結合VLAN設計提供IP地址分配方案，提供物理裝置編號及裝置埠編號、虛端子接線圖。目前，上述資料可能不是很規範，需要IED裝置廠家、系統整合商和設計部門共同努力，逐步完善。

2 網路配置

除硬體連線，搭建網路另一項重要工作是完成裝置和系統的配置。這裡用到ICD、SSD、SCD、CID幾個檔案。

ICD檔案是IED單裝置的能力描述檔案，由IED裝置廠家提供給系統整合商（監控一體化平臺廠家），類似於裝置說明書，描述IED裝置的功能，提供的基本資料模型及服務，不包含例項名稱和通訊引數。

SSD是系統規格檔案，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是全站的系統配置檔案，由系統整合商完成，描述所有IED裝置的例項配置和通訊引數、IED之間的通訊配置及變電站一次系統結構。最終生成的SCD檔案是根據ICD檔案與SSD檔案的關聯性生成的一個全站配置檔案。我們最終保留這個檔案，就像過去的竣工圖一樣。

CID是IED的例項配置檔案，每個IED都有一個CID檔案，由IED裝置廠家根據SCD檔案中本IED的相關配置生成，是每個IED裝置最終的配置檔案。理論上不允許修改，但實際工程應用中難免要修改，修改後的檔案要重新匯入SCD檔案實現ICD檔案的更改。

以上所述，用裝置的配置工具生成ICD檔案，用全站配置工具把各IED裝置的ICD檔案及SSD檔案合成，生成SCD檔案供監控後臺使用，根據SCD檔案生成例項化的CID檔案下裝到各裝置，這樣建立後臺與各裝置的通訊。

3 交換機配置

另外，需要對過程層交換機進行配置。過程層網路傳送的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埠轉發，網路上會增加許多不必要的組播流量，極大浪費頻寬，所以要對組播流量進行控制。

交換機可以採用虛擬區域網（VLAN）技術將相關的裝置劃分在同一VLAN裡，限制組播的轉發範圍；或者採用動態組播管理協議（GMRP）對組播資料動態管理，控制組播的轉發埠。

另外，為保證重要資料的實時性，需要支援優先順序技術。這些需要對交換機的埠模式、屬性等管理控制，設定交換機物理層晶片和Switch晶片的工作模式及管理交換機的各項高階應用功能。

4 提供網路引數

上述配置工作需要系統整合商和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，智慧化作為新技術，配置檔案可能會存在錯誤，在除錯過程中時常會出現邊除錯邊修改完善的情況，現有條件下，要完善成型還需要較長時間，所以除錯工作量較大，要做好充分準備。

為保證現場除錯工作的正常進行，需要裝置廠家提供交換機埠表、VLAN配置表、GOOSE配置表、SMV配置表、裝置地址分配表等，作為定值來管理。

5 理想的網路配置方法

最理想的情況是，現場施工前，在系統整合商處，完成系統與各IED裝置廠家的配置及部分聯調工作。但限於裝置生產運輸、施工工期等因素影響，有較大難度。這樣，就造成許多本該在裝置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，要儘量提前預想，避免不斷改錯、重複配置等造成的工期延長、安全風險和除錯工作量增加。

網路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、智慧告警及故障綜合分析、輔助系統等才能循序漸進地進行。

現場施工技巧二：巧妙避開裝置位置衝突

1 解決控制室屏位衝突

常規站智慧化改造是在綜自系統或遠動終端更換的基礎上進行的，存在新舊裝置交替的過渡期、共存期。同時，新增的智慧元件、故障資訊綜合分析、影片監視、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，不能滿足智慧化改造施工要求，或者使改造過渡方案過於複雜。

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裝置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，而且為先行搭建網路奠定基礎。

2 解決新舊一次裝置位置衝突

老舊站改造過程中經常面臨新舊一次裝置的基礎衝突問題。要先拆除舊一次裝置、基礎後製作新基礎，安裝新裝置。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。所以一次裝置安裝後，不會給二次裝置留出充足的除錯時間。

對常規站，可以按部就班地等一次裝置安裝完畢再進行相應的二次試驗。但對於帶智慧終端的一次裝置，因除錯工作的不確定性，需要採取相應的解決辦法，以儘早發現問題改正錯誤。以智慧斷路器為例，一次裝置不能安裝，可以考慮提前安裝智慧匯控櫃。如匯控櫃也不能安裝，可考慮異地除錯。

因為智慧匯控櫃與過程層透過光纜連線，電纜接線少，只接入裝置電源即可，所以智慧匯控櫃可以直接進行異地聯調。匯控櫃智慧終端與斷路器的連線是透過電纜，所以可接入模擬斷路器代替，這樣就可以提前進行保護、智慧終端等的配置、傳動試驗，提前進行差動、備自投、網路跳閘等複雜邏輯的檢驗。等一次裝置安裝完成後，再進行實際的訊號檢驗、順控操作等。這樣，會為改造工程爭取相當多的時間。

現場施工技巧三：電子式互感器預除錯

智慧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。對不同型別的互感器組合而成的保護等，要考慮電子式互感器經合併單元採集的延時，需要廠家提供電子式互感器、遠端模組和合並單元通道延時。對電子式互感器，特別全光纖電流互感器，現場安裝、除錯工作量較大，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取樣的預除錯。

從電子式互感器到合併單元、GOOSE網路、各相關保護、測控、計量等裝置需要連線、熔接大量的光纜（纖），可能出現光纜熔（連）接不良、連線錯誤、相別錯誤等情況。測試光纜熔接質量後進行取樣預除錯，從一次裝置加入相對低的電流（壓），可檢驗全迴路光纜熔（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。

工程例項

2011年，我公司完成了110kV李家等三個常規站的智慧化改造，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110、35、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，採用PASS組合電器，配智慧終端匯控櫃，採用全光纖電流互感器，母線PT為電子式電壓互感器，合併單元雙套配置，安裝於控制室。35kV單母線分段接線，常規互感器，開關櫃不更換，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，更換開關櫃，保護在開關櫃就地安裝。主變35kV、10kV合併單元組合在智慧終端裡，雙套就地配置，將主變中、低壓側常規互感器的模擬訊號轉化成數字訊號後送主變保護。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。

保護測控採用南瑞繼保PCS9700綜合自動化系統，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。主變保護直採直跳，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、低頻低壓減載裝置採用GOOSE網路跳閘。

該工程前期準備充分，針對各種困難，採用前文所述的網路先行方案，控制GOOSE組網進度。110kV智慧匯控櫃提前安裝，接入模擬斷路器，巧妙地解決新舊裝置安裝衝突問題，使GOOSE網配置及110k備自投GOOSE跳閘除錯具備條件，即加快了工程進度，也使GOOSE誤跳閘的機率降到最低。

10kV備自投與變壓器低壓側智慧終端在開關櫃就地安裝，現場工程不具備兩段母線開關櫃全部更換再除錯的條件，我們想辦法創造易地除錯，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、電迴路的正確性，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面開關櫃更換，全站保護、監控系統更換，變電站順序控制、五防閉鎖、智慧告警及分析系統、電壓無功自動調節、影片監控系統、環境監測系統、開關櫃早期故障預警系統、SF6線上監測系統、變壓器智慧風冷系統等的安裝除錯。

其中，10kV開關櫃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，成為國網老舊站智慧化改造的典型。

結語

常規站的智慧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路先行這個總體要求，在此基礎上，根據變電站的裝置選型和實際安裝條件，採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。

本文編自《電氣技術》，標題為“常規變電站智慧化改造工程施工技巧”，作者為孫立新、孫華。