常规变电站智能化改造工程施工技巧

2013-08-15孙立新

电气技术 2013年7期

孙立新孙华

（淄博供电公司，山东淄博 255000）

2011－2015年，是智能电网的全面建设阶段。开展变电站智能化改造是智能电网变电环节的重点工作之一。目前，变电站的智能化改造已开始成为一种常态工作。2011年8月，国网公司发布新的企业标准Q/GDW 414 — 2011《变电站智能化改造技术规范》（以下简称技术规范），用来指导常规变电站的智能化改造。技术规范体现了智能化改造二次系统优先的原则，同时对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术与设备更新的问题，更多的是现场确定的智能化改造方案能否在工程中顺利实施，能不能在规定的停电时间内安全可靠地完成智能化改造任务。

1 常规站智能化改造现场存在的问题

常规站智能化改造，普遍存在着智能设备调试复杂费时长、负荷重无法长时间停电、站内空间狭小新旧设备安装冲突、不能全站停电进行设备改造等问题。这些是现场改造面临的真正困难。为保证智能化改造方案的顺利实施，需要针对智能化改造的特点，提前分析可能出现的问题，从而采取相应的措施和施工技巧，按期完成改造任务。

2 现场施工技巧一：网络先行

变电站智能化改造要实现全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化的总体要求[1]。建立信息一体化平台，实现顺序控制、智能告警、全站设备信息交互等都离不开网络。在技术规范中，对过程层网络、站控层网络结构提出明确要求，也体现了网络的重要性。进行常规站智能化改造，首要的一点就是要做到网络先行。对线缆敷设、设备配置统一规划，从源头控制，避免走一步看一步，防止施工过程中各IED设备厂家随机进入。

2.1 网络硬件搭建

网络通信线的敷设连接、光缆的敷设熔接应与二次电缆的敷设同期进行。目的有两个：①统一线缆敷设计划，使施工工艺得到保障；②保证网络先行，使智能化改造的后续工作能顺利进行。如果有过程层网络，按技术规范，应采用星形结构，避免环网结构交换机处理不当引起网络风暴[2-4]。要保证网络顺利搭建，除了线缆敷设清册外，最好有按照站控层、间陋层、过程层分层展示的网络通信图、VLAN配置图、网络拓扑图，结合VLAN设计提供IP地址分配方案，提供物理设备编号及设备端口编号、虚端子接线图[4]。目前，智能化作为新兴技术和观念，刚起步不久，在相当长一段时间内，上述资料可能不是很规范，需要IED设备厂家、系统集成商和设计部门共同努力，逐步完善。

2.2 网络配置

除硬件连接，搭建网络另一项重要工作是完成装置和系统的配置。这里用到 ICD、SSD、SCD、CID几个文件[4]。

ICD文件是IED单装置的能力描述文件，由IED设备厂家提供给系统集成商（监控一体化平台厂家），类似于装置说明书，描述 IED装置的功能，提供的基本数据模型及服务，不包含实例名称和通信参数。SSD是系统规格文件，描述变电站一次系统结构及相关联的逻辑节点，类似主接线图。SCD是全站的系统配置文件，由系统集成商完成，描述所有IED装置的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置及变电站一次系统结构。最终生成的SCD文件是根据ICD文件与SSD文件的关联性生成的一个全站配置文件。我们最终保留这个文件，就像过去的竣工图一样。CID是IED的实例配置文件，每个IED都有一个CID文件，由IED装置厂家根据SCD文件中本IED的相关配置生成，是每个IED装置最终的配置文件。理论上不允许修改，但实际工程应用中难免要修改，修改后的文件要重新导入SCD文件实现ICD文件的更改。

依上所述，用装置的配置工具生成ICD文件，用全站配置工具把各 IED装置的 ICD文件及 SSD文件合成，生成 SCD文件供监控后台使用，根据SCD文件生成实例化的CID文件下装到各装置，这样建立后台与各装置的通信。

2.3 交换机配置

另外，需要对过程层交换机进行配置。过程层网络传送的 GOOSE报文和 SMV报文都是组播发送，如果不进行控制，交换机会将报文向它的所有端口转发，网络上会增加许多不必要的组播流量，极大浪费带宽，所以要对组播流量进行控制。交换机可以采用虚拟局域网（VLAN）技术将相关的装置划分在同一VLAN里，限制组播的转发范围；或者采用动态组播管理协议（GMRP）对组播数据动态管理，控制组播的转发端口[5-7]。另外，为保证重要数据的实时性，需要支持优先级技术。这些需要对交换机的端口模式、属性等管理控制，设置交换机物理层芯片和Switch芯片的工作模式及管理交换机的各项高级应用功能[2]。

2.4 提供网络参数

上述配置工作需要系统集成商和IED装置厂家完成，工作隐蔽，施工人员无法对配置过程进行监督。同时，智能化作为新技术，配置文件可能会存在错误，在调试过程中时常会出现边调试边修改完善的情况，现有条件下，要完善成型还需要较长时间，所以调试工作量较大，要做好充分准备。为保证现场调试工作的正常进行，需要设备厂家提供交换机端口表、VLAN配置表、GOOSE配置表、SMV配置表、装置地址分配表等[4]，作为定值来管理。

2.5 理想的网络配置方法

最理想的情况是，现场施工前，在系统集成商处，完成系统与各IED设备厂家的配置及部分联调工作。但限于设备生产运输、施工工期等因素影响，有较大难度。这样，就造成许多本该在设备出厂前要解决的问题带到现场处理。因此，在现场施工过程中，要尽量提前预想，避免不断改错、重复配置等造成的工期延长、安全风险和调试工作量增加。

网络的搭建和配置是基础，有了这样的整体概念，其他的顺控、状态监测、智能告警及故障综合分析、辅助系统等才能循序渐进地进行。

3 现场施工技巧二：巧妙避开设备位置冲突

3.1 解决控制室屏位冲突

常规站智能化改造是在综自系统或远动终端更换的基础上进行的[1]，存在新旧设备交替的过渡期、共存期。同时，新增的智能组件、故障信息综合分析、视频监视、安防系统、环境监测等辅助系统，也会增加许多屏位，造成主控室屏位不足，不能满足智能化改造施工要求[8]，或者使改造过渡方案过于复杂[9]。为保证工艺质量和施工安全，建议有条件的易地搭建新主控室。如果不能易地建，可考虑按电压等级或依据一次设备的安装位置搭建分散的保护室[8]，这样不仅为施工工艺和安全提供保障，而且为先行搭建网络奠定基础。

3.2 解决新旧一次设备位置冲突

老旧站改造过程中经常面临新旧一次设备的基础冲突问题。要先拆除旧一次设备、基础后制作新基础，安装新设备。老旧站一般负荷较重，为保证供电可靠性，要最大限度减少停电时间。所以一次设备安装后，不会给二次设备留出充足的调试时间。对常规站，可以按部就班地等一次设备安装完毕再进行相应的二次试验。但对于带智能终端的一次设备，因调试工作的不确定性，需要采取相应的解决办法，以尽早发现问题改正错误。以智能断路器为例，一次设备不能安装，可以考虑提前安装智能汇控柜。如汇控柜也不能安装，可考虑易地调试。因为智能汇控柜与过程层通过光缆连接，电缆接线少，只接入装置电源即可[10-11]，所以智能汇控柜可以直接进行易地联调。汇控柜智能终端与断路器的连接是通过电缆，所以可接入模拟断路器代替，这样就可以提前进行保护、智能终端等的配置、传动试验，提前进行差动、备自投、网络跳闸等复杂逻辑的检验。等一次设备安装完成后，再进行实际的信号检验、顺控操作等。这样，会为改造工程争取相当多的时间。

4 现场施工技巧三：电子式互感器预调试

智能化可能用到电子式互感器，也会出现常规互感器与电子式互感器共存的情况。对不同类型的互感器组合而成的保护等，要考虑电子式互感器经合并单元采集的延时[4，12-15]，需要厂家提供电子式互感器、远端模块和合并单元通道延时。对电子式互感器，特别全光纤电流互感器，现场安装、调试工作量较大，且有可能需要研究院等单位协助测试，为保证工期，可提前进行电子式互感器采样的预调试。从电子式互感器到合并单元、GOOSE网络、各相关保护、测控、计量等装置需要连接、熔接大量的光缆（纤），可能出现光缆熔（连）接不良、连接错误、相别错误等情况。测试光缆熔接质量后进行采样预调试，从一次设备加入相对低的电流（压），可检验全回路光缆熔（连）接、相别、极性等的正确性。在此基础上再进行电子式互感器精度的校验，会起到事半功倍的效果。

5 工程实例

2011年，我公司完成了110kV李家等三个常规站的智能化改造，取得了较成功的工程经验。以李家变电站改造为例进行说明：

该站有110kV、35kV、10kV三个电压等级，两台主变。该工程110kV配电装置全部更换，内桥接线，采用 PASS组合电器，配智能终端汇控柜，采用全光纤电流互感器，母线 PT为电子式电压互感器，合并单元双套配置，安装于控制室。35kV单母线分段接线，常规互感器，开关柜不更换，更换保护装置，控制室集中组屏。10kV单母线分段接线，常规互感器，更换开关柜，保护在开关柜就地安装。主变35kV、10kV合并单元组合在智能终端里，双套就地配置，将主变中、低压侧常规互感器的模拟信号转化成数字信号后送主变保护。两台站用变更换为接地变。两台电容器组更换。两台主变整体移位，非电量保护就地安装。

保护测控采用南瑞继保 PCS9700综自系统，新上电源一体化系统。站控层MMS网、过程层GOOSE网双网配置，星型结构。110kV过程层 GOOSE交换机组屏安装在控制室，35kVGOOSE交换机、10kVGOOSE交换机就地安装在高压室。主变保护直采直跳，非电量保护就地跳三侧开关。35kV、10kV保护常规跳闸方式。110kV、35kV、10kV备自投、低频低压减载装置采用GOOSE网络跳闸。

该工程前期准备充分，针对各种困难，采用前文所述的网络先行方案，控制 GOOSE组网进度。110kV智能汇控柜提前安装，接入模拟断路器，巧妙地解决新旧设备安装冲突问题，使 GOOSE网配置及110k备自投GOOSE跳闸调试具备条件，即加快了工程进度，也使 GOOSE误跳闸的几率降到最低。10kV备自投与变压器低压侧智能终端在开关柜就地安装，现场工程不具备两段母线开关柜全部更换再调试的条件，我们想办法创造易地调试，使10kV备自投的检验得到完美解决。光纤的熔接质量及其正确性是影响光CT与光电式PT检验的重要因素，我们除对光缆熔接进度控制外，还提前完成CT、PT的预试验，检验光、电回路的正确性，使 CT、PT的整体试验进度大大提前。

正因为有上述巧妙构思，使该站在两个十天的停电时间内，完成110kV配电装置全部更换、两台主变整体移位、10kV26面开关柜更换，全站保护、监控系统更换，变电站顺序控制、五防闭锁、智能告警及分析系统、电压无功自动调节、视频监控系统、环境监测系统、开关柜早期故障预警系统、SF6在线监测系统、变压器智能风冷系统等的安装调试。其中，10kV开关柜的更换在两个五天的时间内完成。整个工程，在创造优质工艺的同时，也创造了停电时间最短的记录，成为国网老旧站智能化改造的典型。