智能变电站和 IEC 61850 基础知识介绍

智能变电站基础介绍

• 智能变电站基础介绍
  • 智能变电站的概念和结构
  • 智能站与传统站区别
  • 智能站的检修机制
  • IEC61850 规约简介

智能变电站的概念和结构

四层意思

1. 采用什么样的设备
2. 满足什么基本要求
3. 完成一些什么功能
4. 提供什么高级功能

智能变电站的智能
有一些先进可靠集成环保的一些智能设备。

1. 全站信息数字化，
2. 通信平台网络化。
3. 信息共享标准化。

全站信息数字化。怎么全站法？
以前传统变电站，它的信息不是数字化的吗？有没有数字化的地方，哪些又不是数字化的。

跟传统站一样，智能变智能变电站还要完成一些变电站的基本功能，信息采集、测量、保护、控制、计量监测等等。
在此基础之上，智能变电站还有智能，高级的功能，自动调节、智能控制、在线分析、决策、协同互动等等高级功能。

什么是智能变电电站呢？
首先有智能设备，它有满足三点基本要求，全站信息数字化的，通信平台网络化、信息共享标准化。
还完成了一些采集测量、控制保护的变电站的基本功能。
在基础之上需要有一些自动调节、智能自动控制、智能调节、在线分析决策等等一些高级功能。

传统变电站的结构

首先从传统变电站呢结构来说起，传统变电站是一个三层的结构，上控层、间隔层和过程层。

1. 在上控层放一些操作原机，电脑等等，去监控信息。
2. 间隔层是二次设备。对一次设备起到一些测量、保护、控制、监测的功能。它还起到通信的功能。比如他把上控层下的命令，通过间隔层的设备传给一次设备。然后一次设备的一些状态、测量信息，通过间隔层的设备收集起来，要进行一些测量控制等等，上传到上控层。
3. 过程层是一次设备。CTPT，断路器等。

三层设备之间它是怎么通信?

过程层和间隔层之间，通过电缆来通信。
因为电缆在地底下，电缆的用量特别大。电缆维护、铺设的工作量很大。传统变电站新建站周期长，电缆后期维护的工作麻烦。
电缆传输物理量的信息，真实的电压电流信号。真实的电压电流信号传到保护控制装置中。

因为厂站距离远，间隔层和上控层之间，通过网络通信。
基于 103、104 等规约。

在传统站这边，只有一半的信息是数字化的。通过保护测量控制一些信号传到调度端。就是说一半是数字信号、模拟信号，一半的是物理实际物理量的信号。

智能变电站三层结构
三层两网，相比于传统变电站，新增了间隔层和站控层网络。

1. 上控层放监控主机
2. 过程层一次设备，CT PT

关键描述：

1. 智能变电站采用低碳先进环保的智能设备。
2. 在一代智能变电站中，光CT直接采信号，存储为数字量的信号在CT PT。
3. 断路器和隔离开关合并集成在一起。
4. 在间隔层，出现了新设备，智能终端和合并单元。
5. 在智能变电站中，间隔层与过程层之间的连接关系发生了变化。比如智能终端和合并单元，它们将采集到的信息通过网络连接，送给保护装置和测控装置。
   不再像以前那样，一次设备采集到的信息，通过配件连接，送到测控和保护装置。
   虽然，合并单元和智能终端与一次设备之间连接还是用电缆，但是由于合并单元和智能终端放在设备旁边的开关柜里。因此，电缆用量、长度大幅减少。
6. 对正常参与发输配电的一次设备去提供保护、测量、计量等一些功能的设备，叫做二次设备。
7. 传统变电站的保护装置，交流输入是CDPD送进来的一些信号，电压电流信号交流输入通过AD转换插件，化成数字量的信号。保护逻辑插件再进行一些逻辑判断，来进行一些故障的识别。会给出一个结论，哪里发生了故障。什么类型的故障，保护装置应该去发一个什么跳闸命令，如果跳闸，跳a项，b项还是c项，跳完了之后要不要重合闸？这些命令从保护逻辑这个插件发出去，发给谁呢？发给开入开出组件，去控制断路器，相应的该做什么样的操作？这么多个功能和人机对话的模块都集成在保护装置。从CD PD来的信号，通过电缆连接。开入开出信号送给断路器通过电缆连接。
8. 智能变电站的保护装置，交流输入和AD转换组件组合在一起，形成一个新装置，叫合并单元，叫 MU。第一代智能变电站用光CT，ECT。光CT采集转成数字量，送给合并单元，去进行归约转换和数据处理，送给保护装置。
   光CT不太稳定，把它换成了 CT PT，它采集信号后，在合并单元进行 AT 转换。
   相当于数据输入功能位于合并单元，合并单元它处理数据，给保护装置提供数据。
   第二个功能，开入开出功能，放到断路器，形成一个形成一个装置，叫智能终端。智能终端负责去发送保护装置给的命令发给断路器，负责去采集断路器、隔离开关等等终端的信号，去送给保护装置。
   原来完整功能齐备的保护装置，现在成两块单纯的核心，保护逻辑和人机对话。输入输出给了另外两个装置，合并单元，智能终端。
9. 二次设备数据共享，各个CTPT采集到的信号在合并单元成了数字量的信号，数字量信号相比模拟量信号最大的好处是它会让信息的复制变得非常简单。
   复制真实的二次回路接线的电压和电流困难且复杂，复制数字给装置很简单。
   所以，它让数据共享变得简单。
   采集信号就是数字量，保护装置发出的命令同样是数字量。
   所以在智能站中，保护装置和MU、智能终端之间通过光纤相连，走数字量信号。
   智能变电站保护工作模式，CTPT采集信号给到合并单元成数字量，通过光纤传输 SV 报文给保护装置。保护装置基于报文进行逻辑判断，通过数字量信号发出跳闸、合闸、重闸命令等，叫GOOSE报文。发给相应的智能终端，交换机，发给一次设备，去操作。
   原来完整的一个保护装置完成了所有的功能，现在划分为了三个。合并单元辅助规约转换，IEC61850，信息通信标准化。
   不同的装置都要按照该规约，将报文转化成规定好的规约形式进行传输。
   合并和同步报文叫做 SV 报文或者 9-2 报文，IEC61850的第 9 篇描述了 sv 的规约柜子。
   合并单元采集的报文发送到保护装置所用的传输方式分为点对点的光纤传输和基于交换机的局域网的网络传输。
   智能终端接受保护装置发送的报文，送到断路器和隔离开关。它也负责采集断路器、隔离开关的位置信号和开关量信号，送到保护装置。
10. 母线保护装置，传统站母线保护装置中，可能有十几个回路，它的电流电压信号有很多个端子。
    智能站的母线保护装置，只有几个端子，因为一根光纤可以传输多路电压电流信号。
    原来三个电压、三个电流需要六个端子，现在只需一跟光纤，一个端子。
    虽然硬件简单，但是软件对应关系复杂，一个二十二万的站，虚端子起码上万条，每个都是密密麻麻的表格。
11. 国网规范要求智能站中 SV 和GOOSE报文采用点对点的方式发送，避免网络传输丢包风险，保证可靠性和稳定性。不像保护报文可靠性要求极高，测控报文可以从网络上走，从网络上取。测控采用组网的方式，二次网络的连接显得复杂。
12. 南网的 SV GOOSE报文全部组网。虽然共享程度高，但是对网络依赖程度也提高了。一旦网络出现故障，全部网上设备都难以发送和接收信号，一锅端了。
13. 为什么南网和国网有这么一个区别？
    1. 国网要建设坚强智能电网，可靠性放在第一位。
    2. 南网建设绿色智能电网，集成、环保、低碳、节约共享性。

智能站与传统站区别

智能变电站与常规变电站的区别

1. 硬压板大量减少，由软压板代替。传统装置 40+ 个硬压板，智能装置只留两个硬压板检修压板和远方控制压板。
2. 新增了原来没有的软压板，因为原来一个装置分为三个装置，相互之间要协调，统一，要有连接关系，信息传输，所以新增了一些软压板。

总结，智能变电站的特点

1. 第一个采用了一些新的装置，新的设备。智能终端，合并单元，交换机、电子输入感器等等新的智能设备。
2. 第二个它采用了全新的通信规约，由于智能面电站平时工作依赖厂家的，因此对设备生产厂家提提出了更高的要求。
   以前没有厂家，自己还能干点活儿，现在没有厂家来给你把ICD文件搞好，把你的配置文件给你下装好改好，我们很难自己去动手，我们也不可能改配置文件等等。只有厂家最了解他们自己的设备。智能站存在一个问题很依赖厂家，厂家不来，工作发展不了，或者厂家好不容易等来了，你可能等个一天两天，你都没法开工，因为他一直在搞他的电脑，一直在搞他的笔记本，他你以为他在干嘛？他在搞这些配置文件，上万条的虚端子要去检查核对，有些配置重新改很麻烦的。所以采用全新的 IEC61850，IEEE1588 对时标准。
3. 第三个采用全新的体系结构，特别是二次这一块，二次设备的继电保护体系结构。
   所以继保人员平时工作很忙，责任大，现在新东西一来又是他负责改，所以学习压力很大。
   因此智能变电站推行的时候，保护班的培训需求非常大。因为你不学，你不搞懂，根本没法工作，因为全都不知道，只能问厂家，太被动。
   那今天保护体系整个都是新的，通信网络结构很大，改变很大。
   智能变电站把计算机，网络通信的工作变得非常重要，地位提的非常高。
4. 第四个新功能和新应用。
   在线控制啊，在线协同决策

智能站的检修机制

硬压板检修

硬压板配了一块检修压板。那你检修的时候，你把检修压板投上去就是检修状态。
一个装置一分为三，合并单元、保护装置、智能终端，关键是装置每个都有一块硬压板。

我想要配合起来工作，我这三块检修液压板要怎么配合呢？
必须步调一致，协同配合这三个装置才能够正常的运转。

首先智能变电站的检修压板，它通过装置压板硬压板的一个开入来实现。它只能能够就地操作。
如果你投上这块压板，表示装置处于检修状态。
检修状态可以通过装置上面显示屏或者LED状态灯进行区分。
智能站当中的很多智能装置，合并单元和智能终端没有液晶板。除了保护装置配置了液晶板外，合并单元和智能终端通过灯来显示检修状态。

三个装置硬压板关系
首先三个装置都有一块硬压板，会将接收到的GOOSE报文和SV报文，它有一个test位，八位的某一位去反映检修状态。
把不同的报文test位比较，判断装置是不是处于检修状态。
他用异或逻辑判断来区分。
具体来看一下怎么异或，那现在有三个，怎么两两一致法呢？

三个装置合并单元，智能终端，保护装置。

首先看合并单元、保护装置
如果合并单元和智能保护都不投检修压板的话，说明两个装置在正常运行。

如果两个装置都投了检修样板，说明这两个装置都在进行检修，也是可以正常动作的。
因为检修的时候，测试保护装置能正常动作。
只不过保护装置动作以后，报文中会带一个检修标志。
告诉别人，保护装置动作，但是在检修，这会儿开关要跳闸，可能不是真正的出了故障去跳闸，而是在检修做实验。
带一个检修标志，都不投和都投检修压板的情况就区分开了。

如果这两个装置一个投，另一个不投，保护装置不会正常动作，保护闭锁，为什么呢？
其实合并单元的功能就是输入信号输入的功能，与保护装置一体的。
虽然分成两个装置，但是两个状态不一致。
一个准备好了，一个没准备好，保护装置不能正确动作。

为什么保护会闭锁呢？

合并单元搜集电压、电流、信号等等这些信号数位保护装置去做判断的。
它是保护装置的输入端，输入来的信号不可靠，逻辑判断的基础不可靠，当然就不能计算了。
所以这种情况下，输入端的数据有问题，保护装置是直接闭锁的，
合并单元有问题，保护装置是直接闭锁了，整个保护装置就闭锁了，什么功能都有用不了。

智能终端和保护装置之间的关系

第一个两个都不投，正常保护装置命令智能终端正常去执行。

第二个两个都投了，报文当中会带检修位。

如果一个投一个不投，出口会闭锁。
如果前面的合并单元和保护之间是一致的，保护能够正常运算，去做逻辑判断。
算出来之后的命令送给智能终端去执行，如果他发现接收方没做好准备，那就不送出去，因为接收方接收不了。
所以这个时候，命令送出去，出口闭锁。
相当于保护装置正常运算，只不过跳闸出口的硬压板就推掉了，它是不会跳闸，不会出口，不会给到断路器。
如果你智能终端的检修压板和保护装置的检修压板投的不一致的话，可能保护算对了。但是隔离不了故障，因为它的命令发布出去没有人执行。

合并单元、保护装置、智能终端三者联系，8种情况

把三个放到一起来看，两两组合八种情况。
第一种三个都不投，正常运行。
三个都投，检修，三个装置都能保护正确，它会带上检修位。
后面六种后面，要么保护装置闭锁，要么保护装置不能出口。

✓代表不投，×代表投

序号	合并单元	智能终端	保护装置	当电流达到定值时，保护装置表现
1	✓	✓	✓	正常保护，正常出口
2	×	✓	✓	锁保护
3	✓	×	✓	正常保护，锁出口
4	✓	✓	×	锁保护
5	×	×	✓	锁保护
6	×	✓	×	正常保护，锁出口
7	✓	×	×	锁保护
8	×	×	×	正常保护，正常出口

类似的，母差 和 线路保护之间的关系也是异或逻辑。

那这个问题还是挺简单的，就都投一样就行了嘛。你怎么还还说这是一个大问题，或者经常容易出错呢？

保护装置是在保护小室里面，但大部分的合并单元智能终端它在现场开关柜里面。
而且每一个间隔里面的三个装置都要一致。
三个装置没有那么明显的对应关系，检查的时候细致一些，不在一个场地又没有那么明显的一个对应关系，所以要时刻的去提醒自己，检查看一下每个间隔里三个装置一致的这这第一个不在一个地方容易出错。

第二个，合并单元和智能终端只能靠灯去看。
有的时候没有注意，非常容易忽略导致问题。

IEC61850 规约简介

IEC61850 是智能变电站一个非常重要的规约，是一个非常完整的规约。
没有它，智能变电站实现不了，
IEC61850全称叫变电站通信智能系统，把整个通信及设备之间的信号传输的约定都描述在规约里了。

三个问题

1. 为什么非 IEC61850 规约不可？其他规约就不行?
2. IEC61850 与 IEC103、IEC104规约的区别？
3. IEC61850规约本身的技术特点？

下文结构

1. 概述
2. IEC61850的信息模型。（57）
   变电站传输数据量信号，提出所要传输的数据的描述方法。
   比如一个线路a项电流，怎么把这一句话给它表示出来，让不同的设备都知道，现在送过来的这个1A是线路一的a项电流。
3. IEC61850的通讯服务模型（789）
   信息模型提出了描述数据量信号的描述方法，把传输的数据表示出来了。
   通讯服务模型负责制定该表示的传输方法。比如要传给线路一的保护装置，怎么传？一对一还是网络传输？什么时间传？什么频率传？是否重复传？打包还是部分传？
4. IEC61850的模型描述方法。
   这些模型用什么样的文件来描述，以不同的文件描述不同的模型。

为什么非 IEC61850 规约不可？IEC103规约就不行?

因为原来的IEC103规约，只描述了间隔层与过程层的一些规则。
现在智能面对站有两层，间隔层与过程层、间隔层与站控层还有一层网络。
IEC103规约没有对间隔层与站控层之间的网络描述，需要新规约来提出详细方案。

第二点，二次设备之间它缺乏统一的这样一个模型规范和信息标准。
原来的IEC103,IEC104规约有很多版本，不同厂家用的版本不一样。
设备之间的互通性复杂导致难以互通共享。
比如四方厂家100号代表的是距离保护a项跳闸。南瑞厂家100号代表的是连续保护a项跳闸。
传的都是一百，但是代表意思不一样，所以二次设备之间缺乏统一的标准。
因此厂家之间设备要进行互联，信息共享，迫切需要完成信息的转换解读。
解码成相同的语义才能进行设备的互联和信息的共享。

现在智能站要求设备联调，必须把标准统一构建完备，让每一个厂家都按照统一标准来建立的模型，后期设备之间才能互相认识，配合一起往前走。
所以基于这些问题，原来IEC103规约不要了，取代它换一个大家都认可的标准的统一的覆盖最广的一个规约，IEC61850规约。

IEC103信息模型

IEC103模型是点表式的模型。
点表式的模型一个表一个点去查表。
比如这个模型有 1-256 个语义，用01二进制的方式表现的二百六十五个语义，每一个数值代表一个意思。
比如七十八号代表了距离保护一端出口，七十九号代表距离保护二段出口。
保护装置送出来一个七十八号，接收到的信号是七十八号送给调度，解读七十八，查表点表式叫做距离保护一段出口。
下次给我个八十号的信号，查出八十号表示的是距离保护三段出口。

记住没有用，为什么呢？

IEC103模型是点表式的线性的模型，每个厂家不一样，它想怎么定义就怎么定义。
根本不可能进行厂家之间信息的互解读。

IEC61850 信息模型

面向对象的分层模型。

举例：描述一个地址，怎么描述啊？

拿数据地址，比如说IEC103模型这么描述，010代表北京，001代表武汉，011代表上海啊，你一些数字让你进行索引？
网购的时候，一般要写地址吧，比如湖北省武汉市省武昌区骆家山路武汉大学电气工程学院301。
现在 IEC61850 模型按照对象分层进行访问。
从省到市到区到街道，再到大学，再到楼房间号。
这都是规定的标准的名称并且是分层的。
如果用这么一个模型建立出来的，不管是甘肃的朋友，还是湖北的朋友，还是北京的朋友，还是上海的朋友看到这个地址都认识，都能读出来。

IEC61850 一个面向对象的分层模型，五层。
第一个物理设备，看作一个实际的保护装置，可以保护装置，可以是测量装置，可以是录播装置。
物理设备下面叫逻辑设备，物理设备有很多的功能分区。比如每一个省下面有不同的市。
每一个逻辑设备给一些逻辑节点，认为它是区。比如以保护装置为例，保护装置的保护功能有好多个保护，距离保护，线路保护，电流保护，连续保护等等。
逻辑节点下面叫数据对象。区域下看到不同的街道。保护动作呀、保护启动，距离保护、连续阻抗角等等。
数据对象的再下层是数据属性。比如距离保护的阻抗源的半径。
从上到下是一个包含的关系。省的包含市，市包含区。
物理设备包含逻辑设备，逻辑设备包含逻辑节点，节点包含对象，对象包含数据属性。
从下到山是一个组合的关系，多个数据属性就可以组合成一个数据对象，多个数据对象组成一个对逻辑节点，多个逻辑节点组成一个逻辑设备，多
IEC61850给规定了好多个逻辑节点，标准数据对象。好比地图上规定了省市，名字规定好的。
所以我们在规定下，去建模型。

三类通信服务模型 MMS GOOSE SV

1. 保护与监控主机、制造报文规范，间隔层和站控层层之间的通信。
2. 保护与智能终端、GOOSE报文主要发跳闸命令以及开关的位置信号等等，叫做开入开关量信号。让保护装置算的更快可能快一毫秒都是一个改进。
3. 保护与合并单元、SV报文就是合并单元和保护之间传的一个电压电流信号，我们又把它叫模拟量的信号。

报告服务机制

通信服务模型，报告服务机制支持三个模块“报告控制块”、“事件监视器”、“报告处理器”。
由事件监视器来监控数据集，识别哪些事件可以给报告处理器发报文。
事件监视器有报告控制块，用户可以更改控制块的参数，比如报告发送频率。
控制块告诉监视器，用户希望配置的参数，让他按照需求执行。
这两者一起给报告处理器，报告处理器就是真正来执行的。
MMS、SV和GOOSE都是基于这么一机制发报文的。

事件监视器要监视到什么样的报文才算一个事件？每时每刻信号那么多，怎么样去算一个新事件呢？

什么是事件？触发选项。
事件监视器的作用：识别事件。

三种触发选项，视为新事件：

1. dchg：数据值变化；原来跳闸信号是零，现在跳闸命令来，数值发生变化。
2. qchg：数据品质变化；数字量的信号有的时候会受到干扰，超出了正常的范围，品质位会变化。
3. dupd：数据刷新；虽然数值没变，但是它已经是下一个时间段了，下一个周期了，也是一个新事件。

保护装置负责去刷新数据集，没有情况发生的时候就是零零零零，一旦保护装置发了他的命令，它就变成可能变成幺幺零零。

变时间间隔重复传输的机制
GOOSE 报文传输机制-> 变时间间隔重复传输的机制，怎么样来让重要的GOOSE，报文既不发错，也不漏发也不错。
GOOSE = Generic Object Oriented Substation Event，面向通用对象的变电站事件。

采用心跳报文和变位报文快速重发相结合的机制进行传输。

当没有新事件发生时，GOOSE以时间间隔 T0 一般为 1s、5s 或者更大时间间隔进行重复传输，如同心脏等时间间隔重复跳动一样。称为心跳报文，采用这种传输方式可以检测通信链路是否完好。当接收装置在两倍 T0 的时间内没有接收到发送装置的心跳报文时，将发出GOOSE中断的告警信号，这样便于运行人员监视并及时处理。

当一个事件发生时，GOOSE发送一帧变位报文，并以时间间隔 T1，比如一毫秒连续发送。
该报文两遍以后，按照 T2、T3 直到 TN 的时间间隔快速重发。
该变位报文发送 N 次，T1、T2、T3 时间依次增加，但比 T0 短，这样可以避免报文数据的丢失。

如何识别新事件发生？变位报文和心跳报文

GOOSE报文中的两个重要参数。
一个是状态号SP number叫事件计数器，另一个是序列号SQ number叫报文计数器。
发送心跳报文时，事件计数器SP number数值不变，报文计数器SQ number以此递增；
发送变位报文时，事件计数器SP number数值加一，报文计数器SQ number数值清零；

识别变位报文

关注到状态号和序列号上，找到状态号加一，而序列号清零的那一帧报文，是变位报文。

提高 GOOS 可靠性

• GOOSE网、SV网，还有MS网，相互独立，互不影响
• 保护装置内启动信号置位时，动作信号才有可能置位。
• 事件产生时，GOOSE报文中 ST 事件计数器加一，SQ 报文计数器需要清零。接收端要接收到这两个信号了以后才确认，这是一个新事件，真的是要跳闸的。
• GOOSE终端要连续收到两个GOOSE之后，连续收到两个信号，一毫秒传一次吗？
• 智能终端连接接到两个跳闸 GOOSE 再动作；
• 智能终端连接接到两个跳闸信号后，发报文确认；

SV 通信服务模型

SV 通信服务模型比较简单，因为它是采样值的信号，所以按照一个周期性的时间间隔去重复传输。
合并单元使用 SV 报文，它只管发，然后保护装置这边收的时候可以去设置收报文的配置。

模型的描述方法，四类文件

1. SSD 系统规格文件（System Specification Description）是第一次设备的描述，一次设备的接线图和相关逻辑节点。一般逻辑节点最终都包含在SCD文件中，所以现在用的都是SCD文件。
2. SCD 全站系统配置文件（Substation Configuration Description）最全的全站所有的信息，一次设备二次设备、设备和设备之间的连接关系，通信之间的系统配置，全部都在SCD文件里。所以SCD文件是现在智能变电站的大脑核心，所有的信息在这里面都能找到这个最重要的文件。
3. ICD IED 能力描述文件，（IED Capability Description），由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务,但不包含 IED 实例名称和通信参数。（功能，信息模型和服务模型）
4. CID IED 实力配置文件（Configured IED Description），每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED 相关配置生成。（二次设备模型，与一次系统的关联，通信参数）

Icd文件和CID文件都是单个装置的文件，那它俩区别在哪里？

Icd文件它是出厂文件，出厂文件就是没有经过个性化的。比如说同一个设备，同一个厂家，同一个版本，同一个型号，它的ICD文件就是一样的，它是能力描述文件。
好比买回来同一个批次的同一个型号的一个手机，所有的买回来十台那都是是一样的。
你发给十个人以后，发给十个人以后，每个人给自己设置一个名称，设置一个桌面，设置一个wifi。
开机之前进入系统之前，设计账户之后，进入开机。
那你设置完这一大通以后，实际上它里面带的这个出厂文件，ICD文件已经写入了你的个人化信息。
个性化的信息写进去了，账号写进去了，那个wifi连接写进去了，背景写进去了。
这个文件它依然是一个这个设备的描述文件，那它只不过个性化之后，这个文件又叫做CID文件。
CID文件带上ID了，配置好了以后，下载到装置中。

变电站配置流程

首先去厂家收集他们的出厂的ICD文件，去做系统设计、通信设计，对应关系的连接的设计，把SCD文件制造出来。
SCD文件制出来以后，再从SCD文件中导出导出各个设备的CID文件。
然后 CID 文件下载到装置中，把每个装备配置好了。

特别鸣谢：B站视频《智能变电站基础介绍》。