• 头条3个技巧,巧妙解决常规变电站的智能化改造施工难题
    2021-09-09 作者:孙立新、孙华  |  来源:《电气技术》  |  点击率:
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    导语常规变电站的智能化改造在实际工程中面临智能化调试复杂、变电站负荷重、不能长时间停电、设备内部空间狭小设备安装冲突等问题,影响整个智能化改造的进程。作者通过智能化改造工程中网络先行、易地搭建控制室、智能终端易地模拟调试、电子式互感器预调试等方法,巧妙地解决工程施工难题,即加快了施工进度,提高施工工艺,也最大限度保证施工安全,降低保护误动的风险。同时,通过实例说明常规站智能化改造,要根据现场的实际情况,采取针对性的措施和施工技巧,以减少停电时间,完成改造任务。

    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。

    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。

    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。

    1 网络硬件搭建

    网络通讯线的敷设连接、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:一是统一线缆敷设计划,使施工工艺得到保障;二是保证网络先行,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。

    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讯图、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。目前,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 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。

    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。

    以上所述,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讯。

    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。

    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。

    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,作为定值来管理。

    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。

    现场施工技巧二:巧妙避开设备位置冲突

    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,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,或者使改造过渡方案过于复杂。

    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。

    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,可考虑异地调试。

    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,所以智能汇控柜可以直接进行异地联调。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。

    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,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。

    智能变电站与常规变电站运维差异化分析

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    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110、35、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综合自动化系统,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。

    结语

    常规站的智能化改造在工程实施中会遇到很多问题,在施工过程中我们要把握网络先行这个总体要求,在此基础上,根据变电站的设备选型和实际安装条件,采取针对性的措施和施工技巧,才能在保证施工工艺和安全的基础上,减少停电时间,完成改造任务。

    本文编自《电气技术》,标题为“常规变电站智能化改造工程施工技巧”,作者为孙立新、孙华。

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