CN104730397B - 一种配电自动化终端之间互操作测试***和方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种配电自动化终端之间互操作测试***和方法，测试***包括N+1台配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1，N+1个馈线开关S1、S2、…、St、…、SN、SN+1，第一继电保护测试仪，第二继电保护测试仪，网管型光纤交换机，第三方协议分析模块和可调负载，结构简单，应用广泛；测试方法可有效推动IEC 61850标准在配电自动化终端中的应用，为应用IEC 61580标准的配电自动化终端提供检测和验收依据；可验证不同厂家配电自动化终端之间的互操作性能，实现配电自动化终端之间的互联互通，有效推进分布式馈线自动化技术在配网中的应用。
Description
技术领域
本发明属于配电自动化领域，具体涉及一种配电自动化终端之间互操作测试***和方法。
背景技术
配电自动化终端是安装在配电网的各类远方监测、控制单元的总称，完成数据采集、控制、通信等功能。配网自动化***包含大量的配电自动化终端，它们通过通信***完成相互之间以及与配网自动化主站之间的信息交互。传统的通信协议只解决了数据传输的问题，数据之间缺乏必要的关联和说明。配电自动化终端与配电自动化主站之间需要人工进行数据点表的核对，大量配电自动化终端的接入导致配网自动化施工、维护的工作量都非常大。此外，由于应用环境不同、生产厂家不同，配电自动化终端完成的功能和采用的数据接口也不尽一致，终端之间的互操作性差。因此，实现配电自动化终端的即插即用、增强配电自动化终端互操作性能是配电自动化应用中迫切需要解决的问题。
IEC 61850的出现为解决上述问题提供了一种途径。IEC 61850为变电站自动化提供了统一的标准，实现了不同智能电子设备(IED)之间的无缝接入。随着IEC 61850的逐渐成熟和广泛应用，其技术和方法逐渐推广至变电站自动化以外的其他监控应用领域。将IEC61850引入到配电自动化领域，采用统一的数据模型、统一的服务接口，实现配电自动化主站与配电自动化终端、不同配电自动化终端之间的互操作，可以解决大量配电自动化终端的有效接入问题，减少维护工作量。
目前，国内外学者已在配电自动化终端信息建模、自描述、即插即用、通信映射等方面开展了研究，为配电自动化终端应用IEC 61850标准提供了理论基础；然而，尚未形成***的配电自动化终端互操作测试方法，无法为应用IEC 61580标准的配电自动化终端提供检测和验收依据。
发明内容
为推动IEC 61850标准在配电自动化终端中的应用，提高配电自动化终端在配电自动化***中的互操作水平，本发明提供一种配电自动化终端之间互操作测试***和方法，以实现不同厂家配电自动化终端之间的互联互通，可为应用IEC 61580标准的配电自动化终端提供检测和验收过程中所需的技术依据。
为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：
本发明提供一种配电自动化终端之间互操作测试***，所述***包括N+1台配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1，N+1个馈线开关S1、S2、…、St、…、SN、SN+1，第一继电保护测试仪，第二继电保护测试仪，网管型光纤交换机，第三方协议分析模块和可调负载；配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1通过连接线分别与馈线开关S1、S2、…、St、…、SN、SN+1连接，馈线开关S1、S2、…、St、…、SN通过三相电压电缆依次连接构成主干线路，馈线开关SN+1连接到任意两个位于主干线路上的馈线开关之间的分支线路上；所述第一继电保护测试仪、第二继电保护测试仪分别与馈线开关S1、馈线开关SN连接，所述网管型光纤交换机通过光纤与配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1分别连接，且通过双绞线与可调负载和第三方协议分析模块分别连接。
馈线开关St处于分闸状态，其余馈线开关均处于合闸状态，且1≤t≤N；每个馈线开关均具有电压/电流测量接口、电动操作机构以及分/合闸状态信号接口。
所述第一继电保护测试仪和第二继电保护测试仪用于模拟变电站出口电源母线，馈线开关S1、S2、…、St、…、SN依次连接构成的主干线路，馈线开关SN+1，第一继电保护测试仪以及第二继电保护测试仪用于模拟10kV手拉手环网线路。
所述可调负载通过三相电压电缆连接到任意两个馈线开关之间的主干线路上，或连接到馈线开关SN+1下游的分支线路上，用于模拟短路故障。
所述配电自动化终端与馈线开关之间的连接线包括电压/电流线缆、控制输出信号线缆和状态输入信号线缆；配电自动化终端用于控制馈线开关分/合闸、监测馈线开关分/合状态以及测量馈线开关中通过的电流。
所述配电自动化终端用于接收和转发GOOSE报文；所述第三方协议分析模块运行于PC机中，用于监测、分析IEC 61850报文，同时能记录GOOSE报文的时间戳。
本发明还提供一种配电自动化终端之间互操作测试方法，故障发生在馈线开关S1、S2、…、St、…、SN依次连接构成的主干线路上，将配电自动化终端的保护电流整定值设为5A以下，具体包括以下步骤：
1)配电自动化终端应用逻辑节点SFTD进行故障检测；
2)配电自动化终端应用逻辑节点FLOC进行故障定位；
3)配电自动化终端应用逻辑节点FISO进行故障隔离；
4)配电自动化终端应用逻辑节点FRES进行故障恢复。
步骤1)中，将可调负载连接到馈线开关Sn-1、Sn之间的主干线路上，其中1<n≤N，调节可调负载，使主干线路中通过的电流大于配电自动化终端的保护电流整定值，以模拟短路故障；
设Ii为故障电流标识，1≤i≤N；若Ii＝1，则表明配电自动化终端Ti检测出故障电流；若Ii＝0，则表明配电自动化终端Ti未检测到故障电流；
当n≤t时，则有I1、…、In-1＝1；In、…、IN＝0；
当n>t时，则有I1、…、In-1＝0；In、…、IN＝1。
步骤2)中，每个配电自动化终端通过GOOSE报文向相邻节点发送故障电流信息，即配电自动化终端Ti向配电自动化终端Ti-1、Ti+1发送故障电流标识Ii，并利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视、分析和时效检查；
设KXi为配电自动化终端Ti故障定位判断逻辑标识，有：
KXi＝[Ii-1⊕Ii]+[Ii⊕Ii+1]
若KXi＝1，则表明故障发生在馈线开关Si附近；否则表明馈线开关Si相邻线路上无故障；
由故障检测的结果得出KXn-1＝1，KXn＝1，其余KXi＝0，i≠n-1，n。
步骤3)中，当配电自动化终端Ti判断出KXi＝1后，且没有其它闭锁时，进行馈线开关分闸操作；配电自动化终端Tn-1、Tn应用逻辑节点FISO、XCBR进行馈线开关分闸操作。
如果馈线开关分闸操作失败，配电自动化终端Tn-1向配电自动化终端Tn-2发送失灵标志，配电自动化终端Tn向配电自动化终端Tn+1发送失灵标志；收到失灵标识的配电自动化终端继续执行馈线开关分闸操作；利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视和分析，检查GOOSE报文内容与时效性是否符合要求，同时检查馈线开关分闸操作是否符合预期结果。
步骤4)中，当n≤t时，配电自动化终端Tn-1通过GOOSE报文向配电自动化终端Tn发送故障恢复标志，配电自动化终端Tt-2配电自动化终端Tt-1发送故障恢复标志，当配电自动化终端Tt-1收到故障恢复标志时向配电自动化终端Tt发送合闸标志；
当n>t时，配电自动化终端Tn通过GOOSE报文向配电自动化终端Tn-1发送故障恢复标志，配电自动化终端Tt+2向配电自动化终端Tt+1发送故障恢复标志，当配电自动化终端Tt+1收到故障恢复标志时向配电自动化终端Tt发送合闸标志。
如果配电自动化终端Tt投入备投且满足合闸条件，则利用逻辑节点FRES、XCBR进行合闸操作；利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视和分析，并检查GOOSE报文内容与时效性是否符合要求。
一种配电自动化终端之间互操作测试方法，故障发生在分支线路上，具体包括以下步骤：
将馈线开关SN+1连接到馈线开关Sn-1、Sn之间的分支线路上，1<n≤N；可调负载移至馈线开关SN+1的下游，用于模拟短路故障，馈线开关SN+1及主干线路上游的馈线开关均检测到故障电流，其余开关未检测到故障电流；
配电自动化终端TN+1通过GOOSE报文向配电自动化终端Tn-1、Tn发送闭锁保护信息，配电自动化终端Tn-1、Tn闭锁过流保护，配电自动化终端TN+1应用逻辑节点FISO、XCBR进行故障隔离与馈线开关分闸操作，配电自动化终端Tn-1、Tn不进行馈线开关分闸操作；利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视和分析，检查GOOSE报文内容与时效性是否符合要求，同时检查馈线开关分闸操作是否符合预期结果。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
1)本发明提供的配电自动化终端之间互操作测试方法，可有效推动IEC 61850标准在配电自动化终端中的应用，为应用IEC 61580标准的配电自动化终端提供检测和验收依据；
2)配电自动化终端之间互操作测试方法可验证不同厂家配电自动化终端之间的互操作性能，实现配电自动化终端之间的互联互通，有效推进分布式馈线自动化技术在配网中的应用。
附图说明
图1是本发明实施例中配电自动化终端之间互操作测试***结构图(可调负载连接到主干线路上)；
图2是本发明实施例中配电自动化终端之间互操作测试***结构图(可调负载连接到馈线开关SN+1下游的分支线路上)；
图3是本发明实施例中配电自动化终端之间互操作测试流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
本发明提供一种配电自动化终端之间互操作测试***，所述***包括N+1台配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1，N+1个馈线开关S1、S2、…、St、…、SN、SN+1，第一继电保护测试仪，第二继电保护测试仪，网管型光纤交换机，第三方协议分析模块和可调负载；配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1通过连接线分别与馈线开关S1、S2、…、St、…、SN、SN+1连接，馈线开关S1、S2、…、St、…、SN通过三相电压电缆依次连接构成主干线路，馈线开关SN+1连接到任意两个位于主干线路上的馈线开关之间的分支线路上；所述第一继电保护测试仪、第二继电保护测试仪分别与馈线开关S1、馈线开关SN连接，所述网管型光纤交换机通过光纤与配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1分别连接，且通过双绞线与可调负载和第三方协议分析模块分别连接。
馈线开关St处于分闸状态，其余馈线开关均处于合闸状态，且1≤t≤N；每个馈线开关均具有电压/电流测量接口、电动操作机构以及分/合闸状态信号接口。
所述第一继电保护测试仪和第二继电保护测试仪用于模拟变电站出口电源母线，馈线开关S1、S2、…、St、…、SN依次连接构成的主干线路，馈线开关SN+1，第一继电保护测试仪以及第二继电保护测试仪用于模拟10kV手拉手环网线路。
所述可调负载通过三相电压电缆连接到任意两个馈线开关之间的主干线路上(如图1)，或连接到馈线开关SN+1下游的分支线路上(如图2)，用于模拟短路故障。
所述配电自动化终端与馈线开关之间的连接线包括电压/电流线缆、控制输出信号线缆和状态输入信号线缆；配电自动化终端用于控制馈线开关分/合闸、监测馈线开关分/合状态以及测量馈线开关中通过的电流。
所述配电自动化终端用于接收和转发GOOSE报文；所述第三方协议分析模块运行于PC机中，用于监测、分析IEC 61850报文，同时能记录GOOSE报文的时间戳。
如图3，本发明还提供一种配电自动化终端之间互操作测试方法，故障发生在馈线开关S1、S2、…、St、…、SN依次连接构成的主干线路上，将配电自动化终端的保护电流整定值设为5A以下，具体包括以下步骤：
1)配电自动化终端应用逻辑节点SFTD进行故障检测；
2)配电自动化终端应用逻辑节点FLOC进行故障定位；
3)配电自动化终端应用逻辑节点FISO进行故障隔离；
4)配电自动化终端应用逻辑节点FRES进行故障恢复。
步骤1)中，将可调负载连接到馈线开关Sn-1、Sn之间的主干线路上，其中1<n≤N，调节可调负载，使主干线路中通过的电流大于配电自动化终端的保护电流整定值，以模拟短路故障；
设Ii为故障电流标识，1≤i≤N；若Ii＝1，则表明配电自动化终端Ti检测出故障电流；若Ii＝0，则表明配电自动化终端Ti未检测到故障电流；
当n≤t时，则有I1、…、In-1＝1；In、…、IN＝0；
当n>t时，则有I1、…、In-1＝0；In、…、IN＝1。
步骤2)中，每个配电自动化终端通过GOOSE报文向相邻节点发送故障电流信息，即配电自动化终端Ti向配电自动化终端Ti-1、Ti+1发送故障电流标识Ii，并利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视、分析和时效检查；
设KXi为配电自动化终端Ti故障定位判断逻辑标识，有：
KXi＝[Ii-1⊕Ii]+[Ii⊕Ii+1]
若KXi＝1，则表明故障发生在馈线开关Si附近；否则表明馈线开关Si相邻线路上无故障；
由故障检测的结果得出KXn-1＝1，KXn＝1，其余KXi＝0，i≠n-1，n。
步骤3)中，当配电自动化终端Ti判断出KXi＝1后，且没有其它闭锁时，进行馈线开关分闸操作；配电自动化终端Tn-1、Tn应用逻辑节点FISO、XCBR进行馈线开关分闸操作。
如果馈线开关分闸操作失败，配电自动化终端Tn-1向配电自动化终端Tn-2发送失灵标志，配电自动化终端Tn向配电自动化终端Tn+1发送失灵标志；收到失灵标识的配电自动化终端继续执行馈线开关分闸操作；利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视和分析，检查GOOSE报文内容与时效性是否符合要求，同时检查馈线开关分闸操作是否符合预期结果。
步骤4)中，当n≤t时，配电自动化终端Tn-1通过GOOSE报文向配电自动化终端Tn发送故障恢复标志，配电自动化终端Tt-2配电自动化终端Tt-1发送故障恢复标志，当配电自动化终端Tt-1收到故障恢复标志时向配电自动化终端Tt发送合闸标志；
当n>t时，配电自动化终端Tn通过GOOSE报文向配电自动化终端Tn-1发送故障恢复标志，配电自动化终端Tt+2向配电自动化终端Tt+1发送故障恢复标志，当配电自动化终端Tt+1收到故障恢复标志时向配电自动化终端Tt发送合闸标志。
如果配电自动化终端Tt投入备投且满足合闸条件，则利用逻辑节点FRES、XCBR进行合闸操作；利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视和分析，并检查GOOSE报文内容与时效性是否符合要求。
一种配电自动化终端之间互操作测试方法，故障发生在分支线路上，具体包括以下步骤：
将馈线开关SN+1连接到馈线开关Sn-1、Sn之间的分支线路上，1<n≤N；可调负载移至馈线开关SN+1的下游，用于模拟短路故障，馈线开关SN+1及主干线路上游的馈线开关均检测到故障电流，其余开关未检测到故障电流；
配电自动化终端TN+1通过GOOSE报文向配电自动化终端Tn-1、Tn发送闭锁保护信息，配电自动化终端Tn-1、Tn闭锁过流保护，配电自动化终端TN+1应用逻辑节点FISO、XCBR进行故障隔离与馈线开关分闸操作，配电自动化终端Tn-1、Tn不进行馈线开关分闸操作；利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视和分析，检查GOOSE报文内容与时效性是否符合要求，同时检查馈线开关分闸操作是否符合预期结果。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，所属领域的普通技术人员参照上述实施例依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。
Claims (5)
1.一种配电自动化终端之间互操作测试方法，其特征在于：基于一种配电自动化终端之间互操作测试***；所述***包括N+1台配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1，N+1个馈线开关S1、S2、…、St、…、SN、SN+1，第一继电保护测试仪，第二继电保护测试仪，网管型光纤交换机，第三方协议分析模块和可调负载；配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1通过连接线分别与馈线开关S1、S2、…、St、…、SN、SN+1连接，馈线开关S1、S2、…、St、…、SN通过三相电压电缆依次连接构成主干线路，馈线开关SN+1连接到任意两个位于主干线路上的馈线开关之间的分支线路上；所述第一继电保护测试仪、第二继电保护测试仪分别与馈线开关S1、馈线开关SN连接，所述网管型光纤交换机通过光纤与配电自动化终端T1、T2、…、Tt、…、TN、TN+1分别连接，且通过双绞线与可调负载和第三方协议分析模块分别连接；
馈线开关St处于分闸状态，其余馈线开关均处于合闸状态，且1≤t≤N；每个馈线开关均具有电压/电流测量接口、电动操作机构以及分/合闸状态信号接口；
所述第一继电保护测试仪和第二继电保护测试仪用于模拟变电站出口电源母线，馈线开关S1、S2、…、St、…、SN依次连接构成的主干线路，馈线开关SN+1，第一继电保护测试仪以及第二继电保护测试仪用于模拟10kV手拉手环网线路；
所述可调负载通过三相电压电缆连接到任意两个馈线开关之间的主干线路上，或连接到馈线开关SN+1下游的分支线路上，用于模拟短路故障；
所述配电自动化终端与馈线开关之间的连接线包括电压/电流线缆、控制输出信号线缆和状态输入信号线缆；配电自动化终端用于控制馈线开关分/合闸、监测馈线开关分/合状态以及测量馈线开关中通过的电流；
所述配电自动化终端用于接收和转发GOOSE报文；所述第三方协议分析模块运行于PC机中，用于监测、分析IEC 61850报文，同时能记录GOOSE报文的时间戳；
当故障发生在馈线开关S1、S2、…、St、…、SN依次连接构成的主干线路上时，将配电自动化终端的保护电流整定值设为5A以下，具体包括以下步骤：
1)配电自动化终端应用逻辑节点SFTD进行故障检测；
2)配电自动化终端应用逻辑节点FLOC进行故障定位；
3)配电自动化终端应用逻辑节点FISO进行故障隔离；
4)配电自动化终端应用逻辑节点FRES进行故障恢复；
步骤1)中，将可调负载连接到馈线开关Sn-1、Sn之间的主干线路上，其中1<n≤N，调节可调负载，使主干线路中通过的电流大于配电自动化终端的保护电流整定值，以模拟短路故障；
设Ii为故障电流标识，1≤i≤N；若Ii＝1，则表明配电自动化终端Ti检测出故障电流；若Ii＝0，则表明配电自动化终端Ti未检测到故障电流；
当n≤t时，则有I1、…、In-1＝1；In、…、IN＝0；
当n>t时，则有I1、…、In-1＝0；In、…、IN＝1。
2.根据权利要求1所述的配电自动化终端之间互操作测试方法，其特征在于：步骤2)中，每个配电自动化终端通过GOOSE报文向相邻节点发送故障电流信息，即配电自动化终端Ti向配电自动化终端Ti-1、Ti+1发送故障电流标识Ii，并利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视、分析和时效检查；
设KXi为配电自动化终端Ti故障定位判断逻辑标识，有：
若KXi＝1，则表明故障发生在馈线开关Si附近；否则表明馈线开关Si相邻线路上无故障；
由故障检测的结果得出KXn-1＝1，KXn＝1，其余KXi＝0，i≠n-1，n。
3.根据权利要求2所述的配电自动化终端之间互操作测试方法，其特征在于：步骤3)中，当配电自动化终端Ti判断出KXi＝1后，且没有其它闭锁时，进行馈线开关分闸操作；配电自动化终端Tn-1、Tn应用逻辑节点FISO、XCBR进行馈线开关分闸操作；
如果馈线开关分闸操作失败，配电自动化终端Tn-1向配电自动化终端Tn-2发送失灵标志，配电自动化终端Tn向配电自动化终端Tn+1发送失灵标志；收到失灵标识的配电自动化终端继续执行馈线开关分闸操作；利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视和分析，检查GOOSE报文内容与时效性是否符合要求，同时检查馈线开关分闸操作是否符合预期结果。
4.根据权利要求1所述的配电自动化终端之间互操作测试方法，其特征在于：步骤4)中，当n≤t时，配电自动化终端Tn-1通过GOOSE报文向配电自动化终端Tn发送故障恢复标志，配电自动化终端Tt-2配电自动化终端Tt-1发送故障恢复标志，当配电自动化终端Tt-1收到故障恢复标志时向配电自动化终端Tt发送合闸标志；
当n>t时，配电自动化终端Tn通过GOOSE报文向配电自动化终端Tn-1发送故障恢复标志，配电自动化终端Tt+2向配电自动化终端Tt+1发送故障恢复标志，当配电自动化终端Tt+1收到故障恢复标志时向配电自动化终端Tt发送合闸标志；
如果配电自动化终端Tt投入备投且满足合闸条件，则利用逻辑节点FRES、XCBR进行合闸操作；利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视和分析，并检查GOOSE报文内容与时效性是否符合要求。
5.根据权利要求1所述的配电自动化终端之间互操作测试方法，其特征在于：当故障发生在分支线路上时，具体包括以下步骤：
将馈线开关SN+1连接到馈线开关Sn-1、Sn之间的分支线路上，1<n≤N；可调负载移至馈线开关SN+1的下游，用于模拟短路故障，馈线开关SN+1及主干线路上游的馈线开关均检测到故障电流，其余开关未检测到故障电流；
配电自动化终端TN+1通过GOOSE报文向配电自动化终端Tn-1、Tn发送闭锁保护信息，配电自动化终端Tn-1、Tn闭锁过流保护，配电自动化终端TN+1应用逻辑节点FISO、XCBR进行故障隔离与馈线开关分闸操作，配电自动化终端Tn-1、Tn不进行馈线开关分闸操作；利用第三方协议分析模块对配电自动化终端发送的GOOSE报文进行监视和分析，检查GOOSE报文内容与时效性是否符合要求，同时检查馈线开关分闸操作是否符合预期结果。
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