变电站综自改造遥测码值转换及风险预控

柳军停，吴洪波，丁 勇，梁德平

(广东电网有限责任公司江门供电局，广东 江门 529000)

0 引言

电力行业标准DL634.5.101—2002《远动协议南方电网实施细则》(简称“101协议”)与DL 634.5.104—2002《远动协议南方电网实施细则》(简称“104协议”)涵盖遥测、遥信、遥控、遥调、对时、参数下装、文件传输等基本远动任务，在变电站调度遥测数据传输中得到广泛应用。

101和104协议具有相同的应用层，遥测上送类型有“归一化值”和“浮点数值”。目前，新建变电站统一使用“浮点数值”类型，可有效规避“归一化值”的转换问题及误送风险，但部分存量的变电站自动化设备仅支持“归一化值”类型，综合自动化改造(简称“综自改造”)也必须采取“归一化值”类型。

因此，针对现有采用“归一化值”上送遥测的变电站综自改造工程，必须正确梳理变电站模拟量、测控装置码值、监控后台数据库、远动装置转发表及主站系数之间的转换关系，得到变电站综自改造的遥测全过程解析表达式及配置方法，制定变电站综自改造风险预控措施，确保变电站改造安全有序、稳步推进。

1 调度数据传输协议及结构

101和104协议仅在传输介质及传输机制方面存在差异。简单来讲，“归一化值”对应调度遥测数据传输的是码值，通过预先设定的满码值及相应遥测系数计算，间接反映真实变电站电气模拟量数值。早期变电站综自设备的CPU处理器性能落后，不支持浮点数的运算，仅支持整型数值运算，故早期变电站大多采用“归一化值”上送遥测。“浮点数值”对应调度遥测数据传输的是浮点数值，直接反映真实变电站电气模拟量数值，新建变电站统一使用“浮点数值”类型。

以101协议应用服务数据单元(application service data unit，ASDU)为例，分析遥测数据类型“归一化值ASDU09”和“浮点数值ASDU13”。“归一化值ASDU09”占3字节：第1字节(第8～15位) +第2字节(符号位+第1～7位) +第3字节(品质字节)，其值域为(-215，215)，即为(-32 768，32 768)，如报文：68 10 10 68 08 23 09 02 03 23 8B 40 10 05 00 8C 40 14 05 00 21 16，[归一化值(值，质量码)]- (0510H，00) (0514H，00)；“浮点数值ASDU13”占5字节：第1字节(单精度IEEE754浮点数格式，数据低位在前，数据高位在后) +第5字节(品质字节)，其值域为(-2127，2127)，即约为(-1038， 1038)，如报文：68 14 14 68 08 C0 02 03 C0 40 40 3F 96 98 43 00 42 40 87 1B 9A 43 00 CB 16，[短浮点数(值，质量码)]- (305.173 8D，00) (308.215 1D，00)。

以某220 kV变电站网络物理结构为例，分析调度遥测数据的采集传输流向：一次设备的电压、电流和温度等模拟量，经互感器或变送器转化为标准的二次电压或电流的模拟量，接入测控装置。经测控装置的A/D模拟数字转化，输出“归一化值”或“浮点数值”类型的遥测数据。遥测数据经远动装置、调度数据通道及通信规约传输至调度主站。主站根据通信协议，解析变电站上送的数据报文，获取一次设备的电压、电流和温度等模拟量数值。

2 码值转换算例

该220 kV变电站综自设备改造前，其远动装置为南瑞科技NSC200，监控后台为南瑞科技NS5000 V2.1 SP6，测控装置为南瑞科技NSD500 CPU.VER 3.35。本次综自改造工程涉及远动装置更换，测控装置保留原有状态。南瑞科技NS5000 V2.1 SP6监控后台数据库的数据值为“测控输出码值经计算处理后的一次值”，反映一次设备的真实模拟量数值，可以直接显示在监控后台画面。南瑞科技NSD500 CPU.VER 3.35测控装置输出码值范围为[-2 047，2 047]，采用码值方式输出。

2.1 监控后台算例

220 kV北外线CT变比2 000/5，监控后台数据库电流的标度系数400，参比因子341.167；基值0。解析过程为：测控码值范围为[-2 047，2 047]，对应电流一次值范围为[-k1×In，k1×In]，其中：k1为电流裕度系数，取值1.2；IN为CT额定一次值，取值2 000，则对应电流一次值范围为[-2 400，2 400]。假设实际电流一次值为z，对应测控输出码值为x，电流关于测控码值的函数关系可表示为：z=k2×x+b。已知：实际电流一次值为0时对应测控输出码值为0，且实际电流一次值为1.2倍额定值时对应测控输出码值为2 047，即直线z=k2×x+b过点(0，0)和(2 047，2 400)，代入数据可得电流关于测控码值的函数关系为：z=(1.2×2 000/2 047)×x，化简可得：z=400/341.167×x。已知z等于标度系数等于参比因子之比与x的乘积，则标度系数为400，参比因子为341.167。

220 kV母线Uab额定电压220 kV，监控后台系统电压的标度系数2.2，参比因子17.058。解析过程为：测控码值范围为[-2 047， 2 047]，对应电压一次值范围为[-k3×Un，k3×Un]，其中：k3为电压裕度系数，取值1.2；Un为电压额定一次值，取值220，代入数据可得对应电压一次值范围为[-264， 264]。假设实际电压一次值为z1，对应测控输出码值为x1，则电流关于测控码值的函数关系为z1=k4×x1+b1；已知实际电压一次值为0时对应测控输出码值为0，且实际电压一次值为1.2倍额定值时对应测控输出码值为2 047，即直线z1=k4×x1+b1过点(0， 0)和(2 047， 264)；代入数据可得电流关于测控码值的函数关系为z1=(1.2×220/2 047)×x1，化简可得：z1=2.2/17.06x1，则标度系数为2.2，参比因子为17.058。

存量变电站综自改造时，只要保证监控后台数据库的数据值正确，标度系数和参比因子不必深究。

2.2 地调转发表算例

变电站远动装置地调转发表的系数值均为16，基准值0，最大值为32 767，最小值为-32 767。地调主站系数的转换系数1 (分子)为：标度系数与参比因子之比；工程转换截距与监控后台相应的基值一致；转换系数2 (分母)为常数16，因远动通道上送码值时乘以16，故主站除以16。

针对旧站监控后台改造工程，在确保地调主站系数正确的条件下，监控后台数据库的参比因子全部为1，标度系数为地调主站系数转换系数1 (分子)，基值为地调主站系数工程转换截距。

2.3 中调转发表算例

220 kV北外线额定电流为2 000 A，工程值上限为2 000，对应中调通道数据上限为15 000，工程值下限为-2 000，对应中调通道数据下限为-15 000。已知：220 kV北外线额定容量其中：Un为额定电压，取值220 kV；In为额定电流，取值2 000 A。代入数据可得220 kV北外线额定功率为1.732×220×2 000/1 000=762.1 MW，工程值上限为762.1，对应中调通道数据上限为15 000，工程值下限为-762.1，对应中调通道数据下限为-15 000。变电站远动装置中调转发表的系数值为中调通道满码值与额定值之比、标度系数与参比因子之比的乘积。220 kV北外线额定电流为2 000 A，中调通道满码值为15 000，标度系数为400，参比因子为341.167，从而得到220 kV北外线电流的中调转发表系数值为8.79。同理，220 kV北外线额定功率为762.1 MW，中调通道满码值为15 000，标度系数为0.88，参比因子为0.88、1.641，从而220 kV北外线有功或无功的中调转发表系数值为10.55。

3 风险分析及预控措施

遥测数据误送不仅影响系统潮流分布和调度监视控制，而且可能影响电力市场实时交易，从而导致发电厂出力异常或负荷损失，造成直接经济损失。因此，需要落实存量变电站综自改造风险预控措施，坚决防止改造过程中数据误发、漏发。本次综自改造工程涉及远动装置更换，测控装置保留原有状态。工程改造期间全站一次设备不停电，在过渡阶段旧远动装置经104通道分别与地调和中调通信，实现调度的监视与控制；101通道转检修状态。

3.1 厂站端风险预控措施

1) 确认综自改造主站与厂站联调的文件及手续审批流程是否完备，如本项工作的自动化工作申请已批复、施工调试方案通过会审批准、工作许可手续办理完毕、调试转发表通过批准并完成主站图模库制作、厂站远动参数配置已修改下装完毕等。确认本次调试过程中可直接操作的设备名称及编号。根据作业班组前期调试验收情况，通过查阅站内自动化系统调试记录、调试报告等方式，确认相关二次设备参数配置正确、二次接线正确。对于不能改变状态的一次设备，应在前期调试中加入该设备遥控回路验证过程，且验证结果正确。确认工作票及二次回路措施单中所列二次回路安全技术措施全部执行完毕。

2) 遥测数据核对调试。在加量测试前，做好安全措施，向涉及到的各级调度自动化值班员申请，在得到许可后，方可进行加量，采用继保自动化测试仪对相应的改扩建间隔测控装置加量，与主站进行数据核对并记录数据。

3) 遥信数据核对调试。根据前一阶段调试验收情况，若前一阶段后台监控机已全部完成遥信数据核对且正确无误，则本阶段调试可根据遥信接入位置直接采用短接方式逐个与主站核对遥信数据；若不能确定前一阶段遥信数据的可靠性，则直接采用源头发送相应遥信数据的方式进行核对。

4) 遥控数据核对。再次确认改扩建间隔不能改变一次状态设备的遥控出口压板已退出；根据需要，将改扩建间隔远方就地把手切换至远方状态(测试完毕恢复到就地)，申请主站人员配合(主站应严格执行监护制度)，对新增的一次可控设备逐一进行遥控预置测试，核对遥控对象号与设备对应关系应正确无误；投入可改变状态的一次设备遥控出口压板，并从主站对相应的一次设备进行逐一遥控操作测试，遥控操作应正确无误，逐一验证成功后将相应遥控出口压板恢复到退出状态；对保护装置(或其他新增的IED设备)相关的远方操作量进行逐一遥控操作验证，操作过程均应先预置，检查到预置命令到达装置后才能执行，并检查执行结果。

5) 按照相反顺序，恢复二次回路措施单上的安全措施，并执行好签名制度。

3.2 主站端风险预控措施

1) 对涉及综自改造的相关厂站或设备挂“继保自动化设备调试”检修牌，做好数据、信号的屏蔽措施，同时不参与总加计算。

2) 确认主站端综自改造站的数据库参数录入正确，旧遥测点删除，新遥测点增加。

3) 对主站端综自改造站遥测表限值参数进行核查，完善遥测合理值上、下限参数。

4) 确认主站端综自改造站的图模设备参数关联正确，以免造成误遥控及监视异常。

5) 做好主站端综自改造站改造前后遥测点的历史曲线继承，避免关键数据丢失。

6) 在确保新远动装置上送数据或下发命令正确无误的基础上，分别将地调和中调的101通道恢复运行状态，并把生产业务数据锁定至101通道，104通道转检修状态。

7) 拆除主站104通道与旧远动装置的物理连线并接入新远动装置，主站完成104通道与101通道数据的比对校核，重新确认遥信、遥测和遥控。

8) 主站端摘除相关“继保自动化设备调试”牌，完成综自改造站新远动装置的接入工程。

特别注意的是，接入新远动装置时，优先调试101通道，保持生产业务数据锁定至104通道。因调度主站在同时与101通道和104通道正常通信时，优先选择104通道数据，从而可以有效规避因101通道漏屏蔽或漏转检修状态而导致101通道误发数据的问题。新远动机与旧远动机替换改造或共存运行时，存在可靠性及冗余性不足、单点故障、数据丢失等风险。若新远动使用旧通道，则在断开旧远动之前，新远动须整站配置完好，确保既可直接采全站数据，也可通过旧远动转发数据至新远动。通道联调时，先向调度申请中断旧远动业务，一旦有问题立即恢复旧远动业务。新远动未全部验收正确前，工作结束后需恢复旧远动业务，待全部验收正确后退出旧远动，新远动正式投入使用。若新远动使用新通道，建议只接入新改造的保护设备，暂未改造的保护设备仍旧使用旧远动通道。未改造间隔数据通过旧远动转发数据至新远动时，每台新远动机均应能同时接入两台旧远动机，避免出现新远动机与旧远动机一对一转接的情况下，旧远动单故障且所连接的新远动机故障或为备机、备通道时导致调度数据不刷新的问题。

4 结束语

针对变电站遥测数据误送影响系统潮流分布和调度监视控制造成发电厂出力异常等问题，结合220 kV某变电站综自改造，分析该站调度数据传输的网络协议及物理结构，进一步梳理变电站模拟量、测控装置码值、监控后台数据库、远动装置转发表及省级、地市级调度主站系数之间的转换关系，得到变电站综自改造的遥测全过程解析表达式及配置方法。厂站端综自改造风险预控主要涉及自动化设备参数配置、二次回路安全措施的执行及电气模拟量遥测的测试。主站端综自改造风险预控主要涉及调试间隔的数据屏蔽，数据库及图模的参数配置及遥信、遥测、遥控的校核。此外，接入新远动装置时应优先调试101通道，保持生产业务数据锁定至104通道，确保变电站综自改造期间全站一次设备不停电，保障改造进程安全有序推进。