安全稳定控制装置标准化测试系统研究与开发

金吉良，彭书涛，朱云峰，白申义，李小腾，赵晓铎

(1.国网陕西省电力有限公司电力科学研究院，西安 710100；

2.许继电气股份有限公司，河南 许昌 461000)

随着风电、光伏等新能源大规模接入电网及高压直流输电技术的推广应用，电网的运行特性发生了深刻变化，且随着电网建设的快速发展，网架结构将长时间处于过渡期，这一阶段电网的安全稳定运行很大程度上依赖安全稳定控制系统(简称“稳控系统”)[1-5]。稳控系统作为保障电网安全稳定的第二道防线，要求其能够实时处理电网运行信息，包括其所在的区域电网信息、区域电网之间、稳控系统内部各设备之间、直流控保设备、稳控系统和其它自动化系统之间，快速可靠地交换数据，以适应交直流混联、电力电子化电网稳定控制需求。

稳控系统高度复杂性给现场测试工作带来了挑战，主要表现在：稳控系统所涉及的设备较多，不同厂家设备型号各异，地理位置分散，采用的通信报文格式接口速率也不尽相同，大规模稳控系统控制策略比较复杂，策略验证时需要模拟复杂的故障时序，而目前主要的测试手段主要包括继电保护测试仪和录波回放测试仪等[6-10]，采用开环测试方法与电网实际运行工况差异较大，无法模拟电网异常工况断面信息，难以真实地测试电网发生故障后稳控策略的动作特性。针对上述不足，文献[11-12]提出了一种基于实时仿真系统(RTDS)的稳控系统试验体系，将出厂测试、综合试验、现场调试三个阶段优化互补，充分验证了稳控装置及其策略，取得了良好的应用效果；
文献[13]基于RTDS系统中提供的自定义模块模拟稳控子站，将稳控系统的试验规模大幅减小;文献[14]提出了一种基于实时仿真系统的远程闭环试验方法，通过对现场稳控装置进行一定的软硬件改造，采用专用通信网络，实现了稳控系统的远程动态闭环测试。但是，上述稳控系统试验体系中，实验室测试与现场测试未能达到有机结合，不同厂家稳控装置现场测试仍面临着通信接口不匹配问题，且现场稳控系统测试的自动化程度仍待进一步提高。

文中针对稳控系统现场测试存在的不足和行业标准化测试需求，开展了稳控系统分段式、模块化、标准化测试方案研究，解决目前实验室测试与现场测试尚处于分割阶段的问题，设计了多协议智能检测终端，开发了稳控系统标准化测试系统，基于电网仿真结果，准确模拟复杂故障的时序以测试整套稳控系统的动态性能、整组特性，并验证稳控策略正确性。采用自动测试方法，提高了现场稳控测试自动化程度，节省大量人力物力。以实际工程为基础，基于RTDS实时仿真系统搭建了验证平台，通过试验证明了文中方法的有效性。

稳控系统一般由调度部门、科研院所或高校完成稳控系统原理研究、方案制定和系统设计，由厂家完成生产、测试和现场调试，并由专业的试验检测部门完成全面测试，最终由调度部门完成运行后评估工作[11]。在稳控系统的研究和设计阶段，一般可采用离线机电暂态仿真软件或实时仿真系统进行详细的方案设计，按照稳控系统设计规范要求完成标准化设计。在系统的集成、出厂测试和现场调试阶段，主要由厂家完成测试工作，其采用的测试工具、测试手段各异[9]，主要以功能验证为主。而由专业的实验测试部门开展的全面测试标准化程度较高，测试项目覆盖全面，但也存在因场地、规模限制等因素，无法将应试的全部稳控装置及通道在实验室环境进行测试，稳控装置的策略、定值、通信、二次回路等关键环节的缺陷无法充分暴露，实验室环境通过技术手段模拟稳控装置间通信延时，由于测试系统固有的差异性，也无法涵盖现场稳控系统的动作特性。稳控系统各个环节测试项目及不足如表1所示。

表1 稳控系统各测试环节差异

表1中按照实验室环境下典型测试项目进行比对，其中“●”表示能开展的测试项目;“○”表示能开展测试但模拟环境真实性欠缺;“□”表示不能开展的测试项目。1.1～1.6属于静模测试，2.1～2.8属于安全及电磁兼容试验，3.1～3.8属于动模试验。

从表1中可以看出，实验室测试与现场调试目前还处于两个分割的阶段，需开发一套稳控系统标准化测试系统，将实验室开展的动模试验结果保存下来或采用电力系统仿真技术生成仿真结果，形成测试用例，采用自动测试的手段将实验室测试与现场调试有机结合起来。另外，稳控系统的现场检验工作宜采取分段式检验，在检验周期内，通过采取分步实施的方式，完成稳控系统的装置检验、策略检查、传动等检验工作，稳控装置与一次设备不能同步停运时，稳控系统装置检验和策略检查可与一次设备的传动试验分阶段进行；
稳控系统整体退出困难时，稳控主站检验、子站检验、主站与子站的策略检查可分阶段进行。综上，稳控现场标准化检测能够弥补实验室测试的不足，同时基于现场稳控真实的网络拓扑，更能充分测试现场稳控系统的隐性问题，如装置、稳控策略、策略定值、通信环节及二次回路等关键缺陷，同时也能真实反映现场稳控系统的动作特性。而稳控系统投运后发现的误动或者拒动，基于稳控系统标准化测试系统，开展稳控系统的缺陷分析和现场稳控系统反事故措施验证，可提高反措执行有效性。

2.1 整体框架

稳控系统标准化测试系统连接示意图如图1所示，测试系统包括稳控自动测试主机、多协议智能检测终端、对时系统、SDH网络或无线通信网络、被测稳控主站装置和子站装置。

图1 测试系统整体框架

稳控自动测试主机将电网断面信息打包成测试用例并通过SDH网络或者无线通信网络发送到多协议智能检测终端，多协议智能检测终端具备解析测试用例的功能，读取测试用例电压、电流、功率、时标等信息，所有测试设备和被测设备都通过GPS授时系统完成对时，经设定的时刻将电网断面信息发送给被测装置，从而保证稳控系统接收到严格时序的电网断面信息，并将被测装置的策略执行指令反馈给稳控自动测试主机，稳控自动测试主机除接收多协议智能检测终端反馈的信息外，还通过站控层网络接收被测装置的遥信、遥测、SOE信息，从而形成现场稳控系统的闭环测试，大幅减少现场测试人员，并能实现自动测试，从仿真结果提取对应信息生成测试用例，解决复杂时序稳控策略难以模拟问题。

稳控自动测试主机部署自动测试软件，完成整个测试系统的人机交互、设备控制、结果反馈展示、报告生成功能。包含人机交互处理模块、测试用例及其管理模块、控制执行模块、命令交互处理模块、测试结果处理模块、MMS报文处理模块、测试报告生成模块，其构成如图2所示。

图2 自动测试系统框图

测试用例及其管理模块可采用直接编辑电压、电流、功率值，在不同持续时间段内设定不同数值，与传统继电保护测试仪的状态序列功能类似[15-18]。同时也具备读取电磁暂态仿真结果的能力，能将电压、电流瞬时值按照仿真结果的严格时序合成有效值，模拟稳控装置的采样过程。自动测试系统采用通用性较强的C语言编写，具备较好的兼容性，用户可将电压、电流、功率计算程序封装成一个模块调用，从而兼容不同厂家稳控装置。

稳控自动测试主机为了实现现场稳控系统的闭环测试，减少检测调试人员及其工作量，提高测试自动化程度，采用站控层MMS通信协议[19]，通过远方遥控的方式修改稳控装置的软压板、定值，完成装置参数下装。

2.2 稳控自动测试主机软件

稳控自动测试主机软件包括菜单栏、工具栏、测试用例列表、子项操作界面、接收信息部件。菜单栏包括工具栏的快捷操作键，每个测试用例包含多个测试子项，每个测试子项用于一个测试项目，由状态序列构成。测试项目按照状态序列建模运行，测试主机完成状态序列的配置，并下发到测试终端。接收信息部件用于显示接收到的各设备的报文，包括站控层和串口报文，上位机软件框架如图3所示。

图3 稳控自动测试主机软件框架

测试用例编辑主要包括两种方式，对于简单测试项目，可采用手动输入电压、电流值的方式生成测试用例。而对于需要模拟复杂时序的稳控策略测试需求，采用读取仿真结果中包含的电网运行断面信息，若采用的仿真平台为电磁暂态仿真，则自动转换为电压、电流有效值的方式生成测试用例。

稳控自动测试主机具备测试用例顺序执行功能，使用TCP/UDP协议逐个分发测试用例，测试用例执行间隔按照执行完前一个测试用例加一个时间裕度的方式设置。多协议智能检测终端每次接收完一个测试用例后发送一个完成标志信号，稳控自动测试主机可将此信号时标进行汇总计算，估计链路通信时延，为测试用例执行间隔的时间裕度提供整定参考。待执行完测试用例，汇总测试结果生成测试报告，格式采用通用的word文档。

2.3 多协议智能检测终端

2.3.1 工作原理

多协议智能检测终端具备两种工作模式：实验室模式和现场稳控检测模式，工作原理图如图4所示。实验室模式主要完成对仿真系统Aurora协议报文的解析和规约转换，输出适用于稳控系统的FT3协议和HDLC协议，按照相关标准规定[20]，稳控系统与直流控保系统采用FT3协议进行通信，而稳控系统内各装置间优先采用2 Mbit/s数字接口的HDLC协议完成数据和命令交换，多协议智能检测终端装置在实验室工作模式下实现了实时仿真系统与稳控系统间的直接通信，可通过模拟直流输电控保系统、稳控执行站装置等方式来大幅缩减稳控系统仿真规模，具有提高实验室环境下稳控测试效率等诸多效益。

图4 多协议智能检测终端工作原理图

多协议智能检测终端工作在现场稳控检测模式时，具备对时功能、协议转换、指令执行、终端模拟功能。通过对时功能，多协议智能检测终端可在测试用例中设定的时刻将电网断面信息通过FT3或HDLC协议发送给被测稳控装置，从而能够模拟各类严格时序的复杂故障，充分验证现场稳控系统策略和实际运行环境下通道延时是否满足设计要求。同时可以将被测稳控装置反馈的出口信息如切机切负荷指令、开入开出信息等打上时标反馈给稳控自动测试主机，减少现场通信网络对测试结果的影响。

多协议智能检测终端具备协议转换功能，能够实现TCP、FT3、HDLC协议相互转换，稳控自动测试主机与多协议智能检测装置间通过TCP通信协议完成测试用例的下发和测试结果反馈，多协议智能检测终端按照设定模板读取测试用例中的电压、电流、功率、直流极控(或站控)运行状态信息等，转换成FT3协议和HDLC协议发送给被测稳控装置。

2.3.2 平台实现技术

多协议智能检测终端采用标准的4U全宽机箱，由管理机板卡、CPU板卡、开入板卡和开出板卡组成，如图5所示。为增强硬件通用性和可扩展性，采用多CPU并行计算技术，装置硬件架构兼容以太网和CAN网通信技术，各板卡均通过背板接入CAN网，管理机板卡和CPU板卡通过交换芯片交互报文。

图5 多协议智能检测终端硬件架构

管理机板卡负责与控制主机通信，接收控制主机下发的工作模式和控制命令，并作为master对接入CAN总线设备的CPU板、开入和开出板的slave设备号进行分配和管理。管理机最大化配置可对10个开入或开出板卡进行管理分配，且管理机板卡安装交换芯片，最多可与4个CPU板通信，并对每个CPU管理开入和开出板卡的数目灵活分配，保证装置功能的灵活性、可扩充性和完整性。

CPU板卡以zynq芯片为处理器，配置的通信接口有1个内部网口、1个100Mbit/s光纤口、3个2 Mbit/s光纤口、2个10 Mbit/s光纤口、1个1 000 Mbit/s光纤口，并接入CAN网总线；
内部网口与管理机板经交换芯片通信，识别控制主机执行的工作模式判别和控制命令，向上传送接口装置和被测稳控装置的反馈信息。1 000 Mbit/s光纤口与实时仿真系统采用标准的Aurora协议通信，接收实时仿真下行数据，通过FPGA逻辑计算芯片和CPU处理器实现仿真数据的协议转换，驱动模拟量和开关量的输出；
并通过CPU板采集开入量反馈信息，将采集信息通过FPGA逻辑处理芯片快速上送至仿真装置，实现实时仿真数据的双向快速传输。100 Mbit/s口、10 Mbit/s口及2 Mbit/s口根据不同工作模式、不同通信需求配置成FT3和HDLC协议，将电网断面信息发送给被测稳控系统装置并接收被测装置反馈的信息，如需要更多协议转换接口，可通过增加CPU插件的方式实现功能扩展。开入板和开出板分别通过交换芯片与CPU交互CAN报文，实现对开入量采集和控制继电器接点输出。

基于多协议智能检测终端硬件架构，通过灵活配置可适用于不同厂家的安全稳定控制装置的标准化测试，可集成扩展2 Mbit/s的通信CPU插件和FT3通信的CPU插件，每个通信CPU插件可扩展8个2 Mbit/s通信口或8个FT3通信口，根据不同厂家安全稳定控制装置站间2 Mbit/s通信协议和安全稳定控制装置主从机FT3通信协议，每个2 Mbit/s通信口和FT3通信口可根据控制主机的配置实现对不同安全稳定控制装置的通信协议配置，实现对稳控系统各站间安全稳定控制装置的标准化协议通信测试。

3.1 总体方案

以华北风火互济经直流送出区域电网[21]为原型搭建验证系统的地理接线图如图6所示，在1#变部署稳控系统送端主站和子站4，送端主站功能主要包括监测断面Ⅰ三回、断面Ⅱ两回、断面Ⅲ两回线路故障跳闸信息及2台主变过载信息，执行跳闸、过载、孤岛等策略，并向直流子站和切机子站发送控制或切机容量命令。在送端换流站部署子站1和执行站3。在2#变部署子站2，在5#变部署执行站1用来采集信息和执行火电机组切机指令。在3#变部署子站3和执行站4。在4#变部署执行站2，用来采集信息和执行风电场切机指令。

图6 稳控系统地理接线示意图

稳控子站1功能为判断断面Ⅰ三回线路的故障跳闸信息并发送给送端主站，接收并向执行站3转发主站发来的速降直流功率命令，接收执行站3转发的直流系统故障信息、直流功率速降信息，并转发送端主站。

稳控子站2功能为判断断面Ⅱ两回线路的故障跳闸信息并发送给送端主站，接收电厂机组信息，接收风电执行站上送的风电主变上网信息，上送总可切量至送端主站；
接收送端主站下达的直流故障切机、交流故障切机、线路过载切机、主变过载切机指令，并按优先级选切机组。

稳控子站3功能为采集断面Ⅲ两回线路的本侧开关位置信息经子站4发送给送端主站，接收执行站4上送的可切负荷信息及负荷线路运行情况，根据本地策略向执行站下达选切本地负荷的命令。

稳控子站4功能为监测断面Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ，及1#变电站2台主变的运行工况，判断断面Ⅰ三回、断面Ⅱ两回、断面Ⅲ两回线路故障，并将相关运行信息与故障信息发送至送端主站，接收子站1发送断面Ⅰ三回线路的换流站侧断路器位置信息，接收子站2发送断面Ⅱ两回线路2#变侧断路器位置信息，接收子站3发送断面Ⅲ两回线路3#变侧断路器位置信息，判断对侧断路器状态。

执行站1和执行站2分别监视火电机组和配套风电场的可切量信息，上送可切量信息并执行切机指令。执行站3采集直流换流变信息，通过直流极控系统获取直流运行状态和故障信息，并将信息上传至子站1，接收子站1传送来的调制、闭锁直流命令，并转发给直流极控系统实现直流输电运行控制。

基于RTDS实时仿真系统平台搭建的测试环境接线框架如图7所示。将图6所示的区域电网网架、变压器、断路器、负荷、CT、PT、火电机组及其控制部分、风电机组及其控制部分、直流输电及其控保部分、故障模拟、线路保护模拟等进行建模，所有电气设备元件模型参数取自实际电网(如PSASP或PSD-BPA数据)[22]，按照典型潮流结果校验模型准确性。

图7 稳控系统试验平台架构

图7中GTAO为RTDS仿真系统模拟量输出板卡，将仿真系统生成的电压电流信号输送给稳控装置，GTDO和GTDI分别为开关量输出和输入板卡，将仿真系统生成的断路器位置信号等输送给稳控装置并实时接收稳控装置的切机切负荷动作信息，实现实时闭环运行。

±800 kV直流输电极控系统采用全数字仿真模型，按照稳控标准协议将直流输电运行状态信息通过RTDS仿真系统支持的Aurora协议发给多协议智能检测终端，多协议智能检测终端工作在实验室模式下，完成Aurora协议和FT3协议的转换，执行站3能接收到直流输电的运行状态并执行送端主站下发的直流输电功率调节和闭锁等信息，从而基于RTDS仿真系统搭建了实时闭环测试系统。

基于图6所示的系统架构模拟电网发生N-1、N-2、孤岛、直流系统故障等电网异常运行工况，验证稳控策略，获取全电磁暂态仿真结果，将获取到的仿真结果编制成测试用例，采用研发的稳控自动测试系统和多协议智能检测终端，模拟现场稳控系统策略验证过程，验证研发的稳控系统标准化测试系统可行性和技术指标。

图8 现场稳控系统试验平台架构

3.2 实验结果对比

根据图6所示的电网架构，在全接线方式下(断面Ⅰ的三回线路、断面Ⅱ的两回线路、断面Ⅲ的两回线路正常运行)，模拟断面Ⅱ发生N-2故障(断面Ⅱ双回线路永久故障跳闸)为例说明系统运行方式。具体过程为，模拟3 s时断面Ⅱ发生线路一回AB相接地金属性故障，模拟的继电保护经25 ms检测到故障发跳闸命令，经50 ms延时跳开一回线路两侧断路器；
第4 s线路二回发生ABC相接地故障，再经相同继电保护时序跳开断面Ⅱ二回线路。直流输电经过两次故障穿越过程，送端交流系统故障引起电压跌落，触发直流极控的低压限流功能，迅速降低直流功率，故障切除后随着交流电压恢复输送功率。送端主站根据表2所示的部分稳控策略执行切机和回降直流功率指令，切机量按照断面Ⅱ发生N-2潮流转移至断面Ⅲ后，断面Ⅲ总功率减去其双回线路热稳功率定值，则送端主站执行稳控策略向子站2下发选切新能源功率1 096 MW，每个风电场故障前上网功率为750 MW，按照过切逻辑实际切机1 500 MW；
同时执行回降直流功率指令，直流功率回降量值按照N-2故障前断面Ⅰ功率和N-2故障后断面Ⅰ传输功率差值计算，送端主站向子站1下发回降直流功率1 196 MW，直流极控执行回降指令，将功率降为6 804 MW，至此，完成一次电网N-2策略验证，断面Ⅱ发生N-2故障后直流线路、断面Ⅰ、断面Ⅱ、断面Ⅲ功率变化和切机过程如图9所示。

图9 交直流系统动态响应过程

图9中，“P_HVDC”表示直流输电传输总有功功率，其动态过程为断面Ⅱ发生N-2故障和稳控策略执行前后有功功率变化量；
“P_ X_0x”表示断面Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ中输电线路传输的有功功率变化量；
“TripWind0x”和“TripGen0x”分别表示稳控系统执行的切风电场和切火电机组指令，为开关量，RTDS仿真系统接到切机开关量后按照设定的模拟断路器跳闸延时执行切机指令，模拟跳开风电场或火电厂接入电网断路器过程；
“PowerSetback(pu)”表示稳控系统执行的速降直流输电功率指令，按照直流输电额定功率8 000 MW进行标幺处理。

表2 稳控策略

将图9所示的断面Ⅱ发生N-2故障及稳控策略执行整个交直流系统动态影响过程编制成测试用例，采用图8所示的系统与图7所示系统进行比对。实际对比误差很小，按照稳控主站发出的切机指令生效为基准最大理论误差为6 ms。具体为，考虑到装置对时误差小于1 ms，多协议智能检测终端程序执行周期在2 ms左右，即图8所示的系统理论上会产生±3 ms的误差。而送端稳控主站装置的程序执行周期在3 ms左右，即稳控策略执行本身会有±3 ms误差，对比图7验证系统极端情况下会产生6 ms误差，此误差对稳控策略、稳控系统二次回路等验证影响可以忽略不计。

经过对比分析，新研制的“多协议智能检测终端”标准化检测设备，采用与现有稳控系统的主站装置、子站装置外挂检测设备的方式进行通信，完成稳控系统各设备的模拟量置数功能。稳控系统检测主机为多协议检测终端的控制端，支持用户编辑稳控系统测试用例，具备调取测试用例，并逐条执行，分析稳控系统各装置动作行为，生成测试报告，从而形成现场安全稳定控制系统的闭环测试，解决区域电网安全稳定控制系统设备分布式配置，因空间位置造成的设备检修耗时长、人员投入多和部分复杂稳控策略难以测试等问题。

文中开发了一套稳控系统标准化测试系统，提出了稳控系统现场测试标准化方案，研究了稳控系统现场测试系统中信息交互、标准化接口及平台实现技术等关键技术，研制了多协议智能检测终端，解决现场稳控系统现有开环测试方法无法模拟复杂故障时序、自动化程度低等问题，并以实际工程为基础，基于RTDS实时仿真系统搭建了验证平台，通过试验验证了文中方法的有效性。测试系统能促进现场稳控系统的标准化和全面性检测，提高自动化程度和测试工作效率，提供智能化检测手段，应用前景广阔。

猜你喜欢 测试用例控系统直流 基于强化学习的直流蒸汽发生器控制策略研究舰船科学技术(2022年11期)2022-07-15基于相似性的CITCP强化学习奖励策略①计算机系统应用(2022年2期)2022-05-10“宁电入湘”直流工程再提速宁夏电力(2022年1期)2022-04-29测试用例自动生成技术综述电子技术与软件工程(2021年18期)2021-11-21关于DALI灯控系统的问答精选家庭影院技术(2021年3期)2021-05-21多型号车控系统统型设计实践航天工业管理(2020年9期)2020-12-28基于单片机的智能门控系统软件(2020年3期)2020-04-20数字电视播控系统关键技术探究科技传播(2019年22期)2020-01-14基于集成直流稳压电源设计研究电子制作(2019年19期)2019-11-23直流稳压电源实验教学的创新性探索与实践电子制作(2018年8期)2018-06-26 相关热词搜索：标准化，装置，稳定，