RT-LAB的智能分布式自动化终端互操作闭环仿真测试策略

韩博文，宋旭东，陈小军，顾博川，江俊鹏，高新华

（1.广东电科院能源技术有限责任公司，广州510080；2.中国南方电网公司重点实验室电网自动化实验室，广州510080）

0前言

配电网是连接输电网与用电客户的关键最后“一公里”，直接影响客户的用电体验。因此，在智能电网建设过程中，智能配电网是与用户互动的关键环节[1-2]。而随着用电客户对供电可靠性及供电质量要求的不断提高，具有快速自愈功能的智能配电网受到了广泛的重视和关注[3-4]。

在学术界中，配电网自愈功能被普遍定义为配电网具有自我感知、自我诊断、自我决策、自我恢复的能力[5-6]；而在工程界中，现阶段的配电网自愈技术依赖于馈线自动化（Feeder Automation, FA）技术。FA 系统是智能配电网的重要组成部分，具有快速定位、隔离故障并转供复电的特点，使故障停电时间从小时级降低至分钟级甚至是秒级[7]。而对于城市配电网的重要供电区域，用户对供电可靠性的要求更加苛刻，故而具备毫秒级故障定位与隔离功能的智能分布式FA 技术逐渐得到了重视[8]。

智能分布式FA 是一种新型的就地型FA，利用相邻配电自动化终端之间的“点对点”对等通信实现快速网络式保护。目前，国内外很多学者针对智能分布式FA 技术开展了大量的理论研究，并提出了基于IEC 61850的不同实现策略[9-15]。但是，上述策略在实际工程中普遍缺乏应用经验。同时，对于采用IEC61850对等通信的智能分布式FA，不同供应商终端之间互操作对通信模型和功能逻辑的一致性要求非常高，导致实际工程中互操作成功率非常低，这也成为推广智能分布式技术的最大技术障碍。

然而，由于缺乏大规模终端联动的有效测试手段，目前国内尚未开展智能分布式自动化终端互操作测试。现有智能分布式FA 测试方法现状如下：

1）参与智能分布式测试的配电自动化终端均来自同一个供应商；

2）现有测试工作主要是在厂内或者现场实施，基于开环测试思路，借助继电保护测试仪施加不同的电压电流量以模拟故障。

上述情况可知，现有测试手段存在以下不足：

1）在厂内开展的测试，缺乏典型性网架的配电测试系统，测试结果对于智能分布式自动化终端现场运行的指导意义非常有限；

2）在现场开展的测试，自动化终端通常分布在不同地点的配电房中，相距数公里，不便于挖掘、分析和解决智能分布式自动化终端之间的配合问题，工作效率低，特定情况下甚至需退出一次设备以进行停电测试，显著降低了供电可靠性；

3）开环测试虽然操作方便、容易实现，但无法实现闭环，不能将终端的逻辑判断结果反馈回电网，导致终端的动态响应特性无法得到有效检验；

4）无法实现不同供应商智能分布式自动化终端之间的互联互通测试，现有测试方法所发挥的作用极其有限。

针对上述问题，本文基于实时数字电力系统仿真平台（RT-LAB），研究并提出了适用于大规模智能分布式自动化终端互操作的硬件在环（HIL）测试平台、测试方法和测试方案，该成果已经广泛应用于广东电网智能分布式终端互操作测试。

1智能分布式技术

1.1通信要求

智能分布式技术要求以毫秒级速度处理线路故障，因此通常以光纤通道作为信息传播载体，并基于IEC61850的通用面向对象变电站事件(GOOSE)高速网络通信方式实现配电终端间对等通信[16]。

将每台配置智能分布式功能的配电终端定义为一个智能电子设备(IED)。不同厂商的IED能力描述文件(ICD)应采用统一模板。集成商根据馈线实际静态拓扑关系以及各IED的ICD模型，生成全站系统配置文件(SCD)，并由SCD文件配置生成每台IED的实例配置文件(CID)，用于定义各IED对外发送的GOOSEOUT 数据信息以及所接收的GOOSEIN 数据信息。

图1智能分布式相邻节点关系

若一条馈线上开关A 与开关B之间的路径上无其他开关，则A 与B 是相邻的。以图1 为例，开关CB的M侧区域的相邻开关为M 1、M 2和M 3，N 侧区域的相邻开关为N1。

智能分布式通信网络中，相邻终端相互发布/订阅。GOOSE 发送机制依据IEC61850 标准，并以组播方式发布信息，两侧的相邻配电终端以单帧确认机制订阅GOOSE报文。

1.2功能逻辑

目前国内大部分配电网架都是采用“闭环设计、开环运行”的模式，因此本文只针对开环运行的配电线路提出智能分布式逻辑。

在参与智能分布式的节点中，将所有节点分为首开关、末开关、联络开关、其他分段开关。首开关是指与变电站出线开关连接的第一个分段开关；末开关是指配置智能分布式功能的最末端开关。

本节点故障检测逻辑：若本节点检测到故障电流，则瞬时触发“节点故障”GOOSE 信号。

故障切除逻辑：对于非末开关节点，若本节点检测到故障电流，M侧和N 侧节点中有且只有一侧的节点均未发出“节点故障”GOOSE信号，则跳开本节点开关；对于末开关节点，若本节点检测到故障电流，且收到M侧和N 侧任一节点的“节点故障”信号，则跳开本节点开关。

故障隔离逻辑：若本节点未检测到故障，且收到M侧或N侧有且仅有一个节点的“节点故障”GOOSE信号，则跳开本节点开关，并触发“故障隔离成功”GOOSE 信号。

首开关失压保护逻辑：若首开关两侧均无压且该节点无流，则跳开首开关，并触发“故障隔离成功”GOOSE输出信号。

开关失灵联跳逻辑：若开关拒跳，则触发“开关拒跳”GOOSE 信号；同时，相邻节点收到该信号则瞬时跳开该节点开关，若该节点未检测到故障且跳闸成功，则触发“故障隔离成功”GOOSE信号。开关失灵逻辑只检测一级拒跳。

GOOSE 通信异常的故障切除与隔离逻辑：通信异常时自动投入通信异常过流保护和通信异常失压保护，分别用于切除故障和隔离故障。

供电恢复逻辑：故障隔离成功后，各节点向两侧依次转发“故障隔离成功”GOOSE 信号，联络开关若单侧失压且收到“故障隔离成功”GOOSE信号，则启动联络开关合闸，完成转供电过程。

馈线开关故障切除逻辑：馈线开关节点不参与智能分布式时，无需订阅GOOSE报文，但检测到故障电流时应触发“过流闭锁”GOOSE信号，并跳开馈线开关。

根据上述的智能分布式功能逻辑，共涉及4个GOOSE 输出信号，其虚端子如表1所示。

表1 GOOSE输出虚端子表

2测试平台

基于实时数字电力系统仿真系统，搭建了一个适用于智能分布式自动化终端互操作的硬件在环仿真测试平台，如图2所示。

图2基于实时数字电力系统的闭环测试平台示意图

该平台主要由实时数字仿真器RT-LAB、输入输出I/O 板卡及其接口模块、实时功率放大器、智能分布式配电终端、模拟断路器、工业级网络交换机等组成。

实时数字仿真器RT-LAB由上位机和下位机两部分组成。上位机基于MATLAB/Simulink仿真软件，搭建配电网仿真模型，用于模拟电力系统一次部分；下位机采用分核并行计算实现实时仿真计算，输出配电终端所需的电气量，并接收模拟断路器位置信号，实时控制仿真系统中的断路器。

I/O 板卡包含4 种类型，即模拟量输出(AO)、模拟量输入(AI)、数字量输出(DO)、数字量输入(DI)。其中，AO转换器将仿真系统中的电压电流数字量转为模拟量，输出小信号模拟量；DI转换器将反映模拟断路器位置状态的电信号转为数字量。

I/O接口模块是连接RT-LAB与外部硬件设备的“桥梁”。在该平台中，I/O接口模块扮演RT-LAB与功率放大器之间、RT-LAB与模拟断路器之间的接口角色。

模拟断路器分别与配电终端和RT-LAB连接，接收配电终端输出的开关动作信号以闭合或断开模拟断路器，并将其开关位置信号反馈回RT-LAB用于控制仿真系统中的断路器。

工业级网络交换机将所有参与测试的智能分布式配电终端以及后台控制平台放在同一个局域网中，实现通信层面的互通。根据配电网拓扑结构，配置配电终端之间的发布与订阅关系。

3测试方案

对于智能分布式配电终端互操作测试，主要内容涵盖两大方面，即IEC61850通信规约一致性和智能分布式逻辑功能正确性。

通信规约方面，重点检测IEC61850的ICD建模、GOOSE发送与接收机制；智能分布式逻辑方面，重点检测首开关、末开关、联络开关、普通分段开关、馈线开关等不同角色开关的功能逻辑，以及开关拒跳和通信异常等非正常情况的处理方式。

在基于GOOSE对等通信的智能分布式技术中，GOOSE通信是实现配电终端之间“发布/订阅”的重要方式，是相邻终端间传递信息的重要载体。配电终端是“个体”、智能分布式逻辑是配电终端的“大脑”、GOOSE 是配电终端间交流沟通的“语言”。而ICD模型是该语言的“语法结构”，GOOSE发送与接收机制则是终端之间的沟通方式。不同厂商配电终端进行互操作的基本前提是终端之间必须使用彼此能够识别的统一语言来传递自身的信息。

作为配电终端的“大脑”，智能分布式逻辑是实现准确故障定位、故障切除、故障隔离、转供复电的核心。在智能分布式逻辑测试中，重点关注配电终端的节点故障检测逻辑、故障切除逻辑、故障隔离逻辑、首开关失压保护逻辑、末开关故障切除逻辑、馈线开关故障切除逻辑、开关失灵联跳逻辑、GOOSE 通信异常的故障切除与隔离逻辑、供电恢复逻辑、缓动型逻辑、GOOSE信号转发及信号展宽要求。

为充分检验不同制造商智能分布式终端之间的互通性，测试方案遵循“不同厂商终端相互错开”的配置原则。

4实例分析

4.1测试环境

基于RTLAB/Simulink 建立了一个10 kV单环配电网仿真模型，如图3所示。

图3 10 kV单环配电网示意图

图3中，黑色实心表示开关闭合，空心方形表示开关分闸。Grid_1和Grid_2为不同方向的供电电源；Sub_CB1和Sub_CB2为2台变电站出口断路器；RMU1-RMU4为4个环网柜；

CB11、CB12、CB21、CB31、CB32、CB41、CB42为环网柜的环进环出开关；CB22为联络开关；CB13、CB23、CB33、CB43为馈线开关；Line_1-Line_5为分段线路；Feeder_1-Feeder_4为负荷馈线。上述所有开关均为断路器。

测试算例中，CB21、CB22、CB31、CB32、CB41、CB42、CB33、CB43共8台 断 路 器 分别连接8台待测智能分布式配电终端。CB22为联络开关；CB21、CB42为首开关；CB31、CB32、CB41 为普通分段开关；CB33 为末开关；CB43为馈线开关。配电终端来自4个供货厂商，其中CB21和CB32来自厂商A、CB22和CB41 来自厂商B、CB31和CB43 来自厂商C、CB33和CB42来自厂商D。

根据图2搭建了基于实时数字电力系统的闭环仿真实验平台及测试环境。

4.2测试效果

本文列举测试中若干典型的故障隔离及转供复电测试算例。

1）一般故障的处理过程如图4所示。线路Line_4发生故障，CB41和CB32分别启动故障切除逻辑和故障隔离逻辑跳闸，联络开关CB22启动供电恢复逻辑合闸完成转供复电。

图4线路Line_4故障的转供电过程

2）末开关下游发生故障的处理过程如图5所示。负荷馈线Feeder_3发生故障，末开关CB33切除故障，但无需触发“故障隔离成功”GOOSE信号，因而联络开关CB22不合闸。

图5末开关下游故障情况下的故障处理过程

3）馈线开关下游发生故障的处理过程如图6所示。负荷馈线Feeder_4发生故障，馈线开关CB43切除故障，并触发“过流闭锁”GOOSE信号，确保CB41和CB42不误动。

图6馈线开关下游故障情况下的故障处理过程

4）开关失灵异常情况下的转供电过程如图7所示。线路Line_4发生故障，CB32和CB41开关失灵拒跳，邻侧开关CB42切除故障，邻侧开关CB31、CB33隔离故障，CB31触发“故障隔离成功”GOOSE 信号，联络开关CB22启动供电恢复逻辑合闸完成转供复电。

图7开关失灵异常情况下的故障处理过程

5）GOOSE 通信异常的故障切除与隔离逻辑转供电过程如图8所示。环网柜母线RMU3发生故障，断开CB33配电终端与交换机连接的网线。在此情况下，CB31与CB33之间、CB32与CB33之间通信异常，即3台配电终端均处于通信异常情况，应启动GOOSE通信异常的故障切除（过流保护）与隔离逻辑（失压保护）。图8中，CB32过流保护动作、CB31和CB33失压保护动作。联络开关CB22启动供电恢复逻辑完成转供复电。

图8 GOOSE通信异常情况下的转供电过程

4.3问题分析

目前国内尚未开展智能分布式自动化终端互操作的相关工作，不同厂商终端在相互配合中暴露出各种问题，关键问题总结如下。

1）通信方面。ICD模型文件一致性校验存在问题，不同厂商终端无法相互识别和兼容，SCD组态过程中部分厂商配置工具不可解析其他厂商ICD模型文件，导致SCD组态不成功。实例化模型文件部分字符串（如GOCBRef、DataSetRef、GOID等）不一致导致通信异常。不同厂商发送的GOOSE 报文存在差异，如StNum、SqNum、GOOSEpdU 报文长度及数据集DataSet 长度不一致。GOOSE 接收和发送机制没有统一。

2）逻辑方面。GOOSE 信号展宽不一致导致逻辑功能误触发，如“节点故障”GOOSE信号展宽不同、触发该GOOSE 信号的时刻不一致。各类功能逻辑在实现上存在差异，如开关动作时限、信号触发时限、开关拒跳、馈线开关逻辑等。

上述问题的根本原因在于智能分布式互操作对通信模型和功能逻辑的一致性要求非常苛刻，而目前缺乏详细统一明确的智能分布式技术实施规范，导致厂商在研发中存在技术差异，而涉及相互配合的技术差异则成为影响互联互通的核心因素。

5结束语

针对实际工程中智能分布式自动化终端互操作成功率低且大规模终端联动测试有效手段缺乏的问题，本文提出了基于RT-LAB/Simulink的硬件在环测试平台和测试方法，并通过大量的测试案例总结了不同供应商自动化终端在互操作中所暴露出的关键问题。

基于物理-数字的半实物闭环仿真测试平台开展互联互操测试，显著减少了现场测试的工作量，且不影响一次系统的正常运行。此外，基于该平台便于发掘和分析智能分布式互操作问题，有利于在设备现场投运前解决潜在的问题，为智能分布式现场测试及落地投运等工作的顺利开展扫除了技术障碍，为智能分布式自愈的推广应用提供了重要的技术支撑。