基于逻辑配电终端的馈线自动化系统测试平台

罗 伟，王海杰，项 瑛

(国网浙江省电力公司电力调度控制中心，浙江 杭州 310007)

0 引言

馈线自动化系统(feeden autonation，FA)作为配电网自动化的核心技术之一，具有故障诊断、定位、隔离、恢复非故障区域供电等功能。传统的馈线自动化系统分为集中式和就地式2种。FA在应用于实际配电网自动化系统之前，需要在配电网上频繁地进行故障试验以验证其算法的正确性。由于在真实的配电网自动化系统中进行故障试验较为困难，且不利于配电网的安全运行，因此需要建立一套完备的测试平台，来验证FA算法的正确性，确保其在真实配网自动化系统中正常运行。

国内外就馈线自动化测试平台进行了相关的研究，文献1研究并建立了馈线自动化仿真测试环境，该环境分别仿真了配电系统和馈线终端单元通信，能够在不同故障下验证馈线自动化动作逻辑的正确性。文献2建立了具有智能分布式馈线自动化功能的实时数字仿真仪(real time digital simulator，RTDS)。该系统能够验证和检测配网架空线的馈线自动化系统在处理不同类型故障时的逻辑功能。馈线自动化测试平台中，配电终端是不可或缺的组成部分。系统需要利用它获取配电网节点处的电压电流信息以及配电网的故障信息。

目前，馈线自动化系统测试平台中常用的配电终端多为硬件。文献3设计了一款远程馈线智能终端单元(FTU)，该单元可以选择不同的运行模式，简单可靠。文献4介绍了基于GPRS网络的数据终端单元(DTU)，该单元具有实时性好、性价比高等优点。文献5介绍了一款基于数字信号处理(digital signal processing，DSP)的配电变压器远方终端单元(TTU)。这些终端单元均需要安装在配电网的柱上开关或者环网柜中，在安装、管理和维护上不够方便，且价格成本较高。因此，建立一套方便、安全以及功能完善的测试平台具有重要的意义。

利用RTDS仿真环境建立并运行配电网模型。同时设计出一款逻辑配电终端，该终端能够模拟多个配电终端，并能与真实的配电终端协同使用。研究并分析测试平台的整体结构，将RTDS模拟的配网模型、配电终端与主站系统共同构成完整的测试平台。通过在测试平台中运行馈线自动化系统，并在RTDS中模拟配电网的各种故障。研究平台配电终端、主站及各模块通信的运行性能，并通过仿真结果验证馈线自动化系统的检测、定位、隔离故障以及恢复供电的实现功能。

1 测试平台的整体结构设计

测试平台的整体方案设计如图1所示，利用RTDS模拟并运行配电网模型，配电终端采集配网模型各开关处的信息参数，并利用以太网将采集到的信息上送给主站系统，形成一条完整的链路，从而实现对配电网整体运行情况的监控。主站根据需求在链路中通过配电终端，反向对RTDS配电网模型上的开关状态和参数进行改变与控制。RTDS仿真环境、配电终端、配电自动化主站系统共同构成了一个完备的闭环测试平台。

图1 测试平台的整体方案设计

1.1 RTDS仿真环境

RTDS是实时的、数字的仿真系统，它能够满足智能配电网对系统的仿真需求。作为真实配电网的替代者，拥有丰富的电路器件模型，能够实现如下几个功能：

(1) 实现网架模拟，模拟真实的配电网，包括架空线路和电缆线路的接线方式；

(2) 模拟真实配电网进行仿真运行；

(3) 实现开关的模拟，模拟开关的分合、故障、跳闸；

(4) 模拟配电网的各种故障，包括相间短路、金属接地、高阻接地等故障；

(5) 满足配网自动化整体测试的要求。

1.2 配电终端

测试平台中主站采集的配电网实时数据和开关设备状态均来自于配电终端。当配网自动化系统采用分布式FA方案时，配电终端除了实现采集功能外，还需实现对配电网故障检测、故障定位、故障隔离、恢复故障区域等功能。该系统的配电终端由真实配电终端和逻辑配电终端共同构成。

1.3 主站系统

主站系统是实现测试平台的关键点。它能够通过接口接收配电终端采集到的配电网开关处的遥测、遥信信息，并且向配电网下发遥调与遥控指令。当配网自动化系统采用集中式FA方案时，主站依据配电终端上传的故障信息，实现定位故障、隔离故障和恢复故障区域等功能。

2 逻辑配电终端

作为综合型自动监控装置，配电终端将测量、保护、监控等功能融为一体。为了配合馈线自动化系统的功能测试，需要大量的配网终端接入，而实际在实验室内很难放置安装大量的终端设备。因此，提出了一种适用于配网自动化的逻辑配电终端构建方法，模拟出大量的智能配电网仿真终端，即逻辑配电终端同真实终端一起，完成数据的通信、馈线自动化及其他配网自动化功能测试。

该方法通过智能测试操作台上安装的工控机，来实现对系统中任意的FTU/DTU进行逻辑模拟。工控机可以模拟出配电网模型中任意开关处的FTU/DTU设备。逻辑FTU/DTU主要由4个模块组成，各个模块之间通过转发接口实现数据的交互，如图2所示。

(1) 子站处理模块。该模块实现了RTDS端的接口注册、接收命令数据、处理命令数据、采集端RTDS链接的超时处理等功能。

(2) 虚拟终端模块。该模块实现RTDS模拟配电网中数据的整合及分发，构建逻辑FTU/DTU数据单元，并对数据刷新进行同步。实现的功能：接收请求，构建虚拟终端，建立对应的链接；链接的超时处理、接收数据、转发数据等。

(3) 主站处理模块。该模块用于实现接收用户的请求、与主站建立对应的链接、链接的超时处理、接收主站数据、将逻辑FTU/DTU数据单元中的信息转发至主站等功能。

(4) 日志管理模块。该模块记录软件在运行过程中的行为和异常情况。

逻辑配电终端内部与各模块之间的通信如图3所示。

3 测试平台通信设计

根据测试平台的总体设计可知，通信部分是保障RTDS、配电终端(逻辑配电终端与真实配电终端)以及配电自动化主站之间信息交互的关键，通信设计分为如下3个部分。

(1) RTDS与配电终端之间的通信设计。真实的配电终端通过电流放大器、功率放大器、电压放大器与RTDS上的GTIO板卡的电流、电压、功率输出接口相连，实现真实配电终端与RTDS的“四遥”通信，其结构如图4所示。

图2 配电终端结构

图3 逻辑配电终端内部与各模块之间的通信

图4 RTDS与配电终端之间的通信结构

逻辑配电终端则利用以太网与RTDS的GTNETx2板卡接口相连接，同时运用RTDS软件中的104模块和IEC 60870-5-104协议(以下简称104协议)实现相互之间“四遥”信号的传输。

(2) 配电终端与配电自动化主站之间的通信设计。配电自动化终端与配电自动化主站之间采用以太网连接，并通过104协议进行“四遥”通信。

配电终端通过RTDS上的板卡采集配电网模型各开关处的相关遥测、遥信信息，并将相关信息传输至主站。

配网自动化处于远方控制时，主站根据需求，下发遥调或遥控信号给配电终端，配电终端再下发至配电网模型的相应开关处；当处于就地控制时，配电终端直接根据需要向配电网模型下发遥控、遥调信号。其结构如图5所示。

(3) 逻辑配电终端与真实配电终端之间的通信设计。逻辑配电终端与真实配电终端之间利用以太网相连，并采用104协议进行相互之间的遥信与遥测信息的传输，能有效配合智能分布式馈线自动化的实现。

4 馈线自动化仿真测试

4.1 仿真案例

配电网采用图6所示的带互联的单环网接线，S1，S2，S3为3个电源，A，B，C 3个开关为出口断路器开关，负荷开关负5、负8为联络开关，正常运行时处于分闸状态。该拓扑图可以模拟电缆环网、多电源恢复等故障现象，测试多种故障处理功能。

图5 配电终端与配电自动化主站之间的通信结构

在该测试平台中，利用RTDS建立拓扑图的配电网仿真模型，采用真实的配电终端采集出口断路器开关A、1号环网柜、2号环网柜、3号环网柜和4号环网柜等开关处的量；逻辑配电终端采集出口断路器B、出口断路器C、5号环网柜和6号环网柜等开关处的量。

对模型进行正常状态下的仿真运行，并通过在模型上模拟短路故障，观察相应开关的动作，验证本测试平台的性能。针对图6中的配电网接线，模拟了以下4种故障。

(1) 模拟3号环网柜与4号环网柜之间(即负9—负11)的电缆永久性过流故障。

(2) 模拟6号环网柜内部的用户侧永久性过流故障。

(3) 模拟出口断路器A与1号环网柜母线(A—负1之间)永久过流故障，且设置S3端负荷小，S2端负荷大。

(4) 模拟出口断路器A与1号环网柜母线(即A—负1之间)永久过流故障，且设置S3端负荷大，S2端负荷小。

对以上故障位置，若配电网线路上开关(包括出口断路器)没有配置重合闸功能，则只模拟永久故障。若变电站出线开关配置了重合闸功能，则分别模拟瞬时性故障和永久性故障，用于测试重合闸功能。

除此之外，还模拟了导致启动变电站出线总后备保护的异常现象：传输信号失真，包括故障信号误报、漏报；负荷开关拒动、误动；后备电源故障；通信异常、通信故障等。

4.2 仿真结果

利用RTDS上的各模块，模拟图6拓扑结构的配电网模型，该模型包括电源、变压器、母线、开关、负荷及线路等设备。

在仿真测试过程中，对每个故障点进行了2次正常状态、8次永久性故障实验、6次瞬时性故障实验。对6个故障点共计试验64次，主要测试逻辑配电终端性能、分布式FA策略性能、主站设备的性能。

图6 配电网接线

(1) 逻辑配电终端性能。逻辑配电终端能够实时获取RTDS遥测信息(包括电压、电流、功率等量)、遥信信息(开关状态)，并向RTDS下发遥控指令(控制开关状态)、遥调指令(设置配电网相关参数值)。能够模拟多个真实配电终端，采集的测点数超过RTDS最大传输限制，逻辑配电终端能够运行各种FA策略。

(2) 分布式FA策略性能。

故障定位：当配电终端采集到一条过流故障信号时，在20 ms内继续收集相邻开关的故障信息，然后判断出出现故障的区域。

故障隔离：根据定位的故障区域，控制相应开关做出跳闸动作。若在过流信号发生后的300 ms内仍未被处理，则变电站出口断路器后备保护跳闸。

故障恢复：对于分布式FA，不需要主站参与故障恢复；对于双电源配电网，当联络开关出现一侧失压，且故障不在以联络开关为端点的区域内，同时接收到出现过流故障区域开关发送来的“跳闸成功”信号，则配电终端对联络开关发出“控合”指令；对于多电源的配电网，当一侧出现过流故障时，对多个联络开关，除采用上述逻辑外，还需考虑剩余各端的负荷大小，将负荷较小的那一侧联络开关“控合”。

(3) 主站设备性能。主站能够实时接收到配电终端上传的遥测值和遥信值。当系统采用集中式数模转换(digital to analog，DA)时，主站能够根据配电网上的开关状态、负荷、过流信号等信息，向配电终端下发相应的指令，达到系统实现自愈的目的。

5 结束语

提出了一种基于逻辑配电终端的馈线自动化系统测试平台，该平台采用RTDS来建立配电网模型，相对于其他平台，RTDS的模块更齐全且能实现配电网的运行和模拟故障，真实高效。此平台采用的逻辑配电终端，能够模拟多台真实的配电终端，并且能与真实终端协同使用，同时逻辑配电终端与RTDS和真实配电终端之间的通信采用104协议，实时方便。

通过仿真测试可以发现，此平台通过对配电网各端点处进行过流故障模拟，能够有效检测配电终端、馈线自动化系统方案、主站设备的性能。

1 翁之浩，刘 东，柳劲松，等.基于并行计算的馈线自动化仿真测试环境[J].电力系统自动化，2009，33(7)：43-46.

2 杨 超.基于RTDS平台的智能分布式馈线自动化仿真测试[J].华东电力，2014，43(12)： 2568-2572.

3 林 莘，吴 翊.远程馈线智能终端单元的研制[J].高压电器，2002，38(2)： 22-25.

4 刘教瑜，吴美玲，谭 杰.GPRS DTU的设计及研究[J].电力自动化设备，2006，26(3)：89-91.

5 李光辉，陈志英.基于DSP的配电变压器远方终端单元（TTU）的设计[J].电工电能新技术，2004，23(3)：72-75.

6 许 婷.变电站综合自动化系统遥信信息可靠性分析[J].电力安全技术，2011，13(11)：7-9.