變電站綜自改造遙測碼值轉換及風險預控

柳軍停，吳洪波，丁 勇，梁德平

(廣東電網有限責任公司江門供電局，廣東 江門 529000)

0 引言

電力行業標準DL634.5.101—2002《遠動協議南方電網實施細則》(簡稱“101協議”)與DL 634.5.104—2002《遠動協議南方電網實施細則》(簡稱“104協議”)涵蓋遙測、遙信、遙控、遙調、對時、參數下裝、文件傳輸等基本遠動任務，在變電站調度遙測數據傳輸中得到廣泛應用。

101和104協議具有相同的應用層，遙測上送類型有“歸一化值”和“浮點數值”。目前，新建變電站統一使用“浮點數值”類型，可有效規避“歸一化值”的轉換問題及誤送風險，但部分存量的變電站自動化設備僅支持“歸一化值”類型，綜合自動化改造(簡稱“綜自改造”)也必須采取“歸一化值”類型。

因此，針對現有采用“歸一化值”上送遙測的變電站綜自改造工程，必須正確梳理變電站模擬量、測控裝置碼值、監控后臺數據庫、遠動裝置轉發表及主站系數之間的轉換關系，得到變電站綜自改造的遙測全過程解析表達式及配置方法，制定變電站綜自改造風險預控措施，確保變電站改造安全有序、穩步推進。

1 調度數據傳輸協議及結構

101和104協議僅在傳輸介質及傳輸機制方面存在差異。簡單來講，“歸一化值”對應調度遙測數據傳輸的是碼值，通過預先設定的滿碼值及相應遙測系數計算，間接反映真實變電站電氣模擬量數值。早期變電站綜自設備的CPU處理器性能落后，不支持浮點數的運算，僅支持整型數值運算，故早期變電站大多采用“歸一化值”上送遙測。“浮點數值”對應調度遙測數據傳輸的是浮點數值，直接反映真實變電站電氣模擬量數值，新建變電站統一使用“浮點數值”類型。

以101協議應用服務數據單元(application service data unit，ASDU)為例，分析遙測數據類型“歸一化值ASDU09”和“浮點數值ASDU13”。“歸一化值ASDU09”占3字節：第1字節(第8～15位) +第2字節(符號位+第1～7位) +第3字節(品質字節)，其值域為(-215，215)，即為(-32 768，32 768)，如報文：68 10 10 68 08 23 09 02 03 23 8B 40 10 05 00 8C 40 14 05 00 21 16，[歸一化值(值，質量碼)]- (0510H，00) (0514H，00)；“浮點數值ASDU13”占5字節：第1字節(單精度IEEE754浮點數格式，數據低位在前，數據高位在后) +第5字節(品質字節)，其值域為(-2127，2127)，即約為(-1038， 1038)，如報文：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，[短浮點數(值，質量碼)]- (305.173 8D，00) (308.215 1D，00)。

以某220 kV變電站網絡物理結構為例，分析調度遙測數據的采集傳輸流向：一次設備的電壓、電流和溫度等模擬量，經互感器或變送器轉化為標準的二次電壓或電流的模擬量，接入測控裝置。經測控裝置的A/D模擬數字轉化，輸出“歸一化值”或“浮點數值”類型的遙測數據。遙測數據經遠動裝置、調度數據通道及通信規約傳輸至調度主站。主站根據通信協議，解析變電站上送的數據報文，獲取一次設備的電壓、電流和溫度等模擬量數值。

2 碼值轉換算例

該220 kV變電站綜自設備改造前，其遠動裝置為南瑞科技NSC200，監控后臺為南瑞科技NS5000 V2.1 SP6，測控裝置為南瑞科技NSD500 CPU.VER 3.35。本次綜自改造工程涉及遠動裝置更換，測控裝置保留原有狀態。南瑞科技NS5000 V2.1 SP6監控后臺數據庫的數據值為“測控輸出碼值經計算處理后的一次值”，反映一次設備的真實模擬量數值，可以直接顯示在監控后臺畫面。南瑞科技NSD500 CPU.VER 3.35測控裝置輸出碼值范圍為[-2 047，2 047]，采用碼值方式輸出。

2.1 監控后臺算例

220 kV北外線CT變比2 000/5，監控后臺數據庫電流的標度系數400，參比因子341.167；基值0。解析過程為：測控碼值范圍為[-2 047，2 047]，對應電流一次值范圍為[-k1×In，k1×In]，其中：k1為電流裕度系數，取值1.2；IN為CT額定一次值，取值2 000，則對應電流一次值范圍為[-2 400，2 400]。假設實際電流一次值為z，對應測控輸出碼值為x，電流關于測控碼值的函數關系可表示為：z=k2×x+b。已知：實際電流一次值為0時對應測控輸出碼值為0，且實際電流一次值為1.2倍額定值時對應測控輸出碼值為2 047，即直線z=k2×x+b過點(0，0)和(2 047，2 400)，代入數據可得電流關于測控碼值的函數關系為：z=(1.2×2 000/2 047)×x，化簡可得：z=400/341.167×x。已知z等于標度系數等于參比因子之比與x的乘積，則標度系數為400，參比因子為341.167。

220 kV母線Uab額定電壓220 kV，監控后臺系統電壓的標度系數2.2，參比因子17.058。解析過程為：測控碼值范圍為[-2 047， 2 047]，對應電壓一次值范圍為[-k3×Un，k3×Un]，其中：k3為電壓裕度系數，取值1.2；Un為電壓額定一次值，取值220，代入數據可得對應電壓一次值范圍為[-264， 264]。假設實際電壓一次值為z1，對應測控輸出碼值為x1，則電流關于測控碼值的函數關系為z1=k4×x1+b1；已知實際電壓一次值為0時對應測控輸出碼值為0，且實際電壓一次值為1.2倍額定值時對應測控輸出碼值為2 047，即直線z1=k4×x1+b1過點(0， 0)和(2 047， 264)；代入數據可得電流關于測控碼值的函數關系為z1=(1.2×220/2 047)×x1，化簡可得：z1=2.2/17.06x1，則標度系數為2.2，參比因子為17.058。

存量變電站綜自改造時，只要保證監控后臺數據庫的數據值正確，標度系數和參比因子不必深究。

2.2 地調轉發表算例

變電站遠動裝置地調轉發表的系數值均為16，基準值0，最大值為32 767，最小值為-32 767。地調主站系數的轉換系數1 (分子)為：標度系數與參比因子之比；工程轉換截距與監控后臺相應的基值一致；轉換系數2 (分母)為常數16，因遠動通道上送碼值時乘以16，故主站除以16。

針對舊站監控后臺改造工程，在確保地調主站系數正確的條件下，監控后臺數據庫的參比因子全部為1，標度系數為地調主站系數轉換系數1 (分子)，基值為地調主站系數工程轉換截距。

2.3 中調轉發表算例

220 kV北外線額定電流為2 000 A，工程值上限為2 000，對應中調通道數據上限為15 000，工程值下限為-2 000，對應中調通道數據下限為-15 000。已知：220 kV北外線額定容量其中：Un為額定電壓，取值220 kV；In為額定電流，取值2 000 A。代入數據可得220 kV北外線額定功率為1.732×220×2 000/1 000=762.1 MW，工程值上限為762.1，對應中調通道數據上限為15 000，工程值下限為-762.1，對應中調通道數據下限為-15 000。變電站遠動裝置中調轉發表的系數值為中調通道滿碼值與額定值之比、標度系數與參比因子之比的乘積。220 kV北外線額定電流為2 000 A，中調通道滿碼值為15 000，標度系數為400，參比因子為341.167，從而得到220 kV北外線電流的中調轉發表系數值為8.79。同理，220 kV北外線額定功率為762.1 MW，中調通道滿碼值為15 000，標度系數為0.88，參比因子為0.88、1.641，從而220 kV北外線有功或無功的中調轉發表系數值為10.55。

3 風險分析及預控措施

遙測數據誤送不僅影響系統潮流分布和調度監視控制，而且可能影響電力市場實時交易，從而導致發電廠出力異常或負荷損失，造成直接經濟損失。因此，需要落實存量變電站綜自改造風險預控措施，堅決防止改造過程中數據誤發、漏發。本次綜自改造工程涉及遠動裝置更換，測控裝置保留原有狀態。工程改造期間全站一次設備不停電，在過渡階段舊遠動裝置經104通道分別與地調和中調通信，實現調度的監視與控制；101通道轉檢修狀態。

3.1 廠站端風險預控措施

1) 確認綜自改造主站與廠站聯調的文件及手續審批流程是否完備，如本項工作的自動化工作申請已批復、施工調試方案通過會審批準、工作許可手續辦理完畢、調試轉發表通過批準并完成主站圖模庫制作、廠站遠動參數配置已修改下裝完畢等。確認本次調試過程中可直接操作的設備名稱及編號。根據作業班組前期調試驗收情況，通過查閱站內自動化系統調試記錄、調試報告等方式，確認相關二次設備參數配置正確、二次接線正確。對于不能改變狀態的一次設備，應在前期調試中加入該設備遙控回路驗證過程，且驗證結果正確。確認工作票及二次回路措施單中所列二次回路安全技術措施全部執行完畢。

2) 遙測數據核對調試。在加量測試前，做好安全措施，向涉及到的各級調度自動化值班員申請，在得到許可后，方可進行加量，采用繼保自動化測試儀對相應的改擴建間隔測控裝置加量，與主站進行數據核對并記錄數據。

3) 遙信數據核對調試。根據前一階段調試驗收情況，若前一階段后臺監控機已全部完成遙信數據核對且正確無誤，則本階段調試可根據遙信接入位置直接采用短接方式逐個與主站核對遙信數據；若不能確定前一階段遙信數據的可靠性，則直接采用源頭發送相應遙信數據的方式進行核對。

4) 遙控數據核對。再次確認改擴建間隔不能改變一次狀態設備的遙控出口壓板已退出；根據需要，將改擴建間隔遠方就地把手切換至遠方狀態(測試完畢恢復到就地)，申請主站人員配合(主站應嚴格執行監護制度)，對新增的一次可控設備逐一進行遙控預置測試，核對遙控對象號與設備對應關系應正確無誤；投入可改變狀態的一次設備遙控出口壓板，并從主站對相應的一次設備進行逐一遙控操作測試，遙控操作應正確無誤，逐一驗證成功后將相應遙控出口壓板恢復到退出狀態；對保護裝置(或其他新增的IED設備)相關的遠方操作量進行逐一遙控操作驗證，操作過程均應先預置，檢查到預置命令到達裝置后才能執行，并檢查執行結果。

5) 按照相反順序，恢復二次回路措施單上的安全措施，并執行好簽名制度。

3.2 主站端風險預控措施

1) 對涉及綜自改造的相關廠站或設備掛“繼保自動化設備調試”檢修牌，做好數據、信號的屏蔽措施，同時不參與總加計算。

2) 確認主站端綜自改造站的數據庫參數錄入正確，舊遙測點刪除，新遙測點增加。

3) 對主站端綜自改造站遙測表限值參數進行核查，完善遙測合理值上、下限參數。

4) 確認主站端綜自改造站的圖模設備參數關聯正確，以免造成誤遙控及監視異常。

5) 做好主站端綜自改造站改造前后遙測點的歷史曲線繼承，避免關鍵數據丟失。

6) 在確保新遠動裝置上送數據或下發命令正確無誤的基礎上，分別將地調和中調的101通道恢復運行狀態，并把生產業務數據鎖定至101通道，104通道轉檢修狀態。

7) 拆除主站104通道與舊遠動裝置的物理連線并接入新遠動裝置，主站完成104通道與101通道數據的比對校核，重新確認遙信、遙測和遙控。

8) 主站端摘除相關“繼保自動化設備調試”牌，完成綜自改造站新遠動裝置的接入工程。

特別注意的是，接入新遠動裝置時，優先調試101通道，保持生產業務數據鎖定至104通道。因調度主站在同時與101通道和104通道正常通信時，優先選擇104通道數據，從而可以有效規避因101通道漏屏蔽或漏轉檢修狀態而導致101通道誤發數據的問題。新遠動機與舊遠動機替換改造或共存運行時，存在可靠性及冗余性不足、單點故障、數據丟失等風險。若新遠動使用舊通道，則在斷開舊遠動之前，新遠動須整站配置完好，確保既可直接采全站數據，也可通過舊遠動轉發數據至新遠動。通道聯調時，先向調度申請中斷舊遠動業務，一旦有問題立即恢復舊遠動業務。新遠動未全部驗收正確前，工作結束后需恢復舊遠動業務，待全部驗收正確后退出舊遠動，新遠動正式投入使用。若新遠動使用新通道，建議只接入新改造的保護設備，暫未改造的保護設備仍舊使用舊遠動通道。未改造間隔數據通過舊遠動轉發數據至新遠動時，每臺新遠動機均應能同時接入兩臺舊遠動機，避免出現新遠動機與舊遠動機一對一轉接的情況下，舊遠動單故障且所連接的新遠動機故障或為備機、備通道時導致調度數據不刷新的問題。

4 結束語

針對變電站遙測數據誤送影響系統潮流分布和調度監視控制造成發電廠出力異常等問題，結合220 kV某變電站綜自改造，分析該站調度數據傳輸的網絡協議及物理結構，進一步梳理變電站模擬量、測控裝置碼值、監控后臺數據庫、遠動裝置轉發表及省級、地市級調度主站系數之間的轉換關系，得到變電站綜自改造的遙測全過程解析表達式及配置方法。廠站端綜自改造風險預控主要涉及自動化設備參數配置、二次回路安全措施的執行及電氣模擬量遙測的測試。主站端綜自改造風險預控主要涉及調試間隔的數據屏蔽，數據庫及圖模的參數配置及遙信、遙測、遙控的校核。此外，接入新遠動裝置時應優先調試101通道，保持生產業務數據鎖定至104通道，確保變電站綜自改造期間全站一次設備不停電，保障改造進程安全有序推進。