随着国民经济的发展，电力的需求越来越旺 盛，同时对电能质量与供电可靠性的要求也越来越 高。配电自动化是未来配电网发展的必然方向^{[ 1, 2 ]}， 而配电自动化系统的可靠运行则是配电网健康发 展的重要基础。为了保证配电终端设备具备较高 的运行质量及良好的互联互通性，在智能电网建设 或改造过程中对配电终端设备在入网前进行功能 检测是非常必要的。本文依据电力行业相关标准和技术规范，结合现有配电自动化终端功能检测的 技术条件，对配电自动化终端设备一体化检测平台 的搭建过程及配电终端设备功能检测方法与流程 进行说明。 1 配电自动化系统的构成与特点 1.1 系统构成

配电自动化系统大致可划分为3个子系统：配 电自动化主站系统、配电自动化子站系统和配电自 动化终端^{[ 2 ]}。其中配电自动化终端作为配电自动化 系统数据采集和监控的起始点，对配电网的故障分 析与处理，以及网络优化与重构起着非常重要的作 用^{[ 3, 4 ]}。在现有配电网改造过程中，同一配电线路或 输电区域可能涉及多种配电终端，而不同厂家、不 同型号配电终端接入同一配电网络时，彼此间的通 信及设备自身的运行状况等容易出现问题，如文献 ^{[ 5 ]}中提到了各个终端设备在运行时发生的彼此间 的通信问题，文献^{[ 6 ]}对配电系统在运行过程中存在 的各种问题做了详细的阐述。 1.2 特点

配电自动化系统是1个设备多、分工明确、配合 紧密、综合性高的复杂系统^{[ 7, 8, 9 ]}。根据配电自动化终 端承担的任务及现场环境、使用条件等要求，配电 自动化终端应具有以下功能特点。 1.2.1 可靠性高

配电自动化终端设备、所采集数据和通信网络 都要有很高的可靠性，必须确保故障的快速反馈、 定位和隔离；设备应具有较好的电磁特性、数据采 集精度和通信的稳定性。 1.2.2 实时性高

对数据传输的实时性要求很高，重要数据（如 开关变位信息）要优先传送，确保第一时间送至主 站。 1.2.3 安全性高

对设备的安全性和数据的安全性都要求很 高。如失电的情况下，备用电源应能可靠工作；在 通信通道故障时，备用通道必须迅速切换，保证通 信正常。 1.2.4 操作性和维护性好

系统的操作方法要简单，维护和调试方式灵 活，可实现就地或远方操作、数据维护、参数设置等 调试或维护工作。 2 检测原则和依据

针对配电终端的基本功能，实验室应能对典型 配电网网络结构、接地故障、断路器的状态等进行 准确模拟，实现对配电终端接入开关位置和信号注 入位置的任意调整，以及实现终端与主站的通信连 接功能，保证电气连接和通信连接的正确性和可靠 性。根据电力行业相关标准，利用检测平台对配电 自动化终端进行检测。检测依据主要包括：

（1）配电自动化终端子站功能规范^{[ 7 ]}，配电自 动化重点检测规程^{[ 10 ]}，配电网规划设计技术导则^{[ 11 ]}；

（2）低压开关成套设备技术标准^{[ 12 ]}；

（3）远动设备及系统标准传输协议^{[ 13 ]}，远程终 端设备技术规范^{[ 14 ]}等。 上述依据分别对配电自动化终端的性能、功能 指标提出了要求，只有符合各项规定才能保证电网 运行的安全可靠性。 3 检测对象与内容 3.1 常规检测

配电终端检测内容涵盖范围较广，包括功能测 试、通信协议测试、可靠性测试等。为了配合配电 网自动化试点工作，各地相继开展了配电网自动化 终端相关试验或检验工作，检测对象、内容一般包 括：

（1）结构及配置；

（2）软、硬件平台；

（3）电源性能；

（4）设备基本功能；

（5）数据处理及传输能力；

（6）本地及远程维护；

（7）通信功能；

（8）绝缘电阻、绝缘强度、振动状况，高低温、 湿热环境下性能；

（9）电磁兼容性等。 3.2 配电终端检测平台

本配电终端检测平台从智能配电网角度出发， 侧重于对配电终端基本通信规约的测试，以及故障 检测、定位与恢复（馈线自动化）等功能的检测。这 些测试工作比其他常规检测所需的条件、要求更 高，常规实验室往往不具备这些试验条件，本文构 建了更贴近于实际状态的配电自动化运行模拟环 境。配电终端检测平台主要是针对设备功能进行测试，测试项目主要包括以下几个方面。 3.2.1 终端通信规约测试

通过进行配电网主站和配电终端之间的规约 测试，验证主站、终端之间是否能够符合标准规 约。具体测试内容包括：

（1）配电终端通信规约测试，检验终端是否满 足相关通信接口及规约配置功能。

（2）配电终端与主站的信息交互测试，检测配 电终端与主站系统之间的信息交互功能。

（3）数据转发测试，检验配电终端对网络表、 PLC、无功投切控制器（综测仪）等设备数据的采集 与转发功能。

（4）根据104规约^{[ 13 ]}进行终端对主站通信规约 测试，包括检验配置、APCI帧格式检验，APCI传输 规则检验，APCI和TCP应用功能检验，监视方向上 过程信息、控制方向过程信息、监视方向系统命令、 控制方向系统命令、控制方向参数命令的ASDU（应 用服务数据单元）检验及其他基本应用功能检验。

（5）数据转发测试，包括网络表数据接收与转 发、PLC数据接收与转发、无功投切控制器（综测仪） 数据接收与转发。 3.2.2 备用电源（蓄电池）指标测试

测试电源装置各项指标是否满足标准^{[ 15 ]}要求， 具体包括：

（1）装置电源应能同时接纳交、直流供电方 式。

（2）交流电源全部中断时，装置应在无扰动情 况下自动切换至蓄电池直流供电方式；当交流电源 恢复供电时，装置应自动切回交流供电方式。

（3）外部电源失电后，蓄电池为终端与通信设 备供电的时间是否满足要求。

（4）电源模块所提供的操作电源及通信电源 的电能质量是否满足要求。

（5）装置应具备电池活化管理功能，能够自动 实现对蓄电池的定期充、放电，且充、放电时间可进 行设置。

（6）装置应能实现对供电电源的状态监视，电 源模块具有明显的指示灯并能将电源供电状况以 遥信方式上传至上级系统。 3.2.3 基本功能检测

（1）测试终端的数字量输入单元防抖能力及 SOE分辨率是否符合规范；测试终端的数字量输出 单元的输出能力是否符合规范。

（2）测试终端的模拟输入单元实际输入电压、 电流精度是否符合规范。

（3）测试终端的系统自诊断、掉电数据保存、 故障指示、故障信号复归等是否符合规范。

（4）测试配电网终端系统性能，如故障模拟、 遥信雪崩、遥信突变、遥测量变化等测试，具体包括 以下内容。 3.2.3.1 数字量输入、输出单元测试

测试内容包括遥信逻辑状态测试，遥信取反、 屏蔽测试，SOE/COS测试，消抖时间测试，遥信合并 测试，控制输出测试，遥控明确断开点测试，遥控来 源测试，上电、复位、断电的安全测试，遥控预置撤 销/自动撤销功能测试。 3.2.3.2 模拟量采集单元测试

测试内容包括电流量、电压量的测量精度等 级，交流遥测输入频率变化、波形畸变、线路间相互 作用、短期超量限、连续超量限的影响测试，故障电 流整定范围测试，故障延时时间整定范围测试。 3.2.3.3 系统自诊断测试

测试自诊断、自恢复能力和板级诊断功能；电 源失电保护功能（SOE失电保存测试，时钟保持功能 测试），故障指示、故障信号恢复（故障指示测试，故 障信号复归测试）等。 3.2.3.4 配电网络模拟平台构建

构建任意典型配电网络模拟平台，模拟实际电 网的运行需求。 4 检测平台建设方案 4.1 系统结构

综合考虑系统的复杂程度及设备投资额，为简 化系统使用过程中的操作流程，检测平台不单独设 立子站层，由主站层全面负责对终端设备的控制、 管理、数据处理、图形显示以及本地及远程维护测 试等功能。配电终端检测平台结构示意图见图 1。

图1(Figure 1)

图1 配电终端检测平台结构示意图

配电终端检测平台主要包括3个部分，即配电 网络结构模拟、检测装置集成和后台主站。其中配 电网络结构模拟部分包括一次电源、负载柜、配电 网络模拟柜；检测装置集成部分包括二次检测设 备、配电网络控制器、配电终端；后台主站为配电自 动化主站。

在馈线回路故障电流检测和故障判断时，DTU （Data Transfer Unit，数据传输单元）与主站、开关及 线路的关系如图 2所示。在开闭所、环网箱、配电室 等配电自动化站点中，DTU监控线路中所有开关侧的模拟量、开关量及检测到的二次信号等均向主站 循环传输。当线路发生故障时，DTU将检测到的相 关电流、电压及开关量信号即时上报至主站；主站 根据DTU返回信息做出判断，通过DTU向网络中指 定开关下达开关合闸/关断命令，将故障隔离并尽量 保证非故障区域的供电；在故障消除后，主站向 DTU下达遥控命令，控制相关开关进行分、合闸操 作以实现供电恢复。

图2(Figure 2)

图2 馈线回路故障电流检测和故障判断接线示意图

对 于 柱 上 开 关，由 于FTU（Feeder Terminal Unit，馈线自动测控终端）只能监控1路开关，因此需 对网络中每台开关单独配置FTU，并通过各自的通 信系统将采集量上报至主站，FTU对线路故障的具 体处理过程与DTU相同。本方案构建的模拟物理 检测平台将采用上述模式对配电 网络进行模拟。在对DTU进行检 测时，由于其可以监测多路信号， 在小型系统中基本可以实现网络 中所有信号的监测上传，按上述 配置即可实现配电自动化系统的 相应功能。对FTU而言，由于其 通常只能监测1路信号，后台主站 无法全面监测网络状况以进行正 确响应，所以需要增加1台备用 DTU进行其他开关和节点信号的 监测上传，使FTU、备用DTU及主 站形成完整的配电网络体系，实 现配电自动化系统的相应功能。 4.2 检测平台的建设

根据实际电网的运行状况， 对电网中的各种运行模式、负载 以及故障类型进行模拟，使用馈 线开关对馈线进行分段、分支，将 被检测的配电自动化终端接入模 拟电网，并与后台和网络中现有 配电终端进行通信组网，构建成1 个微型配电网络，模拟配电自动 化终端在真实物理场景下，在各 种运行工况下及故障时的稳定性 及响应状况。试验需要进行多次 重复性测试，以实现对配电终端 进行更为真实、严格的检测。

具体建设过程中将配电终端 检测平台一、二次设备分离布置， 通过单独的控制柜实现网络拓扑 模式的变换，采用自由插拔式或多种固定模式的万 能转换式，可实现注入的二次信号与一次网络拓扑 关系的自由结合，达到操作简单、控制灵活的目的。 根据检测需求，一次设备需要在1套系统中实 现多种网络拓扑模式，检测过程中也需要频繁切换 各种拓扑模式，因此，本方案中采用若干接触器来 进行各种网络模式的转换，在满足载流量的前提下 同时满足开关频繁开断的需要；在电网电源、微网 电源入口处采用断路器以进行电源投切并提供对 线路的保护功能。

试验平台仅需模拟多种运行模式以检测终端 的响应特性，对线路无特殊要求，也无需配置多种 保护和附加实验功能，因此，线路最大负荷电流设定为400A即可满足全部检测需求。方案配置电动 操作功能断路器4台、电磁接触器11台，故障模拟 器1套，模拟负载柜2台。在网络各节点位置预留 相应接口（用于模拟负载和故障模拟器在不同位置 的接入），实现在同一拓扑模式下不同位置、不同距 离的正常或故障运行模拟。配电终端检测系统一 次电气拓扑图见图 3。

图3(Figure 3)

图3 配电终端检测系统一次电气拓扑结构

如图 3所示，可通过各负荷开关的闭合操作，实 现不同的网络拓扑模式（各拓扑模式均遵循配电网 实际运行中的“闭环设计，开环运行”原则）。在模 拟物理检测过程中，将被测配电终端接入物理检测 平台，手动调整接地电阻值模拟短路故障，此时要 求被测终端可以对故障电流、电压进行即时检测上 报，并且能在规定时间内响应后台主站系统发出的 遥控指令，实现对配电网络的故障隔离和恢复供 电。

另外，通过实际构建模拟配电网接线、预留负 载柜和故障模拟器接口、设定接地点，可进行单相 接地、两相短路、两相短路接地、三相短路等模拟试 验。接地电阻和负载能够灵活地接入2个负荷开关 之间的7个接入位置，完成7个接地点中任意1点的 单相接地短路故障（U—PN、V—PN、W—PN）、两相 短路故障（U—V、V—W、W—U）及三相短路故障 （U—V—W）的模拟。

系统的二次设备接口应能实现对配电终端与 一次系统间接口的自由、灵活切换，并为模拟量信 号设置必要的保护措施，接口连接牢固、可靠。本 方案将通过通用接口柜对被测配电终端的三遥信 号线进行连接，以提高整体系统的集成度和易用 性。

在平台建设完成后，应配合建设方案建立相关 检测标准和检测流程，使检测平台可以对配电终端 进行标准化、流程化的检测，使检测结果均有据可 依^{[ 16 ]}。 5 检测方法 5.1 通信规约检测

利用微机继电保护测试仪发送各遥信、遥测及 遥控变位信号，通过电力远动规约分析仪对报文进 行数据解释、还原，检测被测终端传送数据是否正 常。测试前，将被测终端的开入信号线通过通用接 口柜与微机继电保护测试仪相连接，打开电力远动 规约分析仪，建立被测终端与电力远动规约分析仪 的通信连接。

（1）将被测终端的以太网接口与电力远动规 约分析仪相连接，在通用接口柜上将被测终端输入 插头连接至微机保护测试仪输出接口，启动被测终 端，打开电力远动规约分析仪和微机保护测试仪， 利用规约分析仪的监听功能进行检测。

（2）正常运行状况下，微机保护测试仪在工频 下输出额定电流、电压值，观察被测终端能否自动 循环进行数据传输。

（3）在被测终端上手动修改系统时间，使其偏 离当前时间，再通过主站向终端发送对时命令，观 察被测终端是否正确对时。

（4）通过微机保护测试仪向被测终端分别发 送遥信、遥测、遥控变位信号，分别观察电力远动规 约分析仪能否及时接收到遥信、遥测、遥控变位信 号；观察各信号是否正确，记录测试结果。

（5）通过电力远动规约分析仪向被测终端发 送全局召唤命令，观察被测终端是否正确返回各三 遥状态量。对于规约检测，除了可以使用远动规约 分析仪测试以外，还可以通过主站直接进行检测。 5.2 电源功能测试

（1）闭合检测平台通用接口柜的电源开关，使 检测系统接通电源。

（2）启动被测配电终端，检查后台主站是否接 收到遥信信号，检查蓄电池是否处于充电状态，检 查终端是否具有电池活 化功能，且活化时间可 自由设定。

（3）先关闭被测终端交流输入电源，观察被测终端是否自动切换为直流供电状态，后台主站是否接收到遥信信 号。然后再接通交流输 入电源，观察被测终端在交流供电恢复后是否自动切换为交流供电方式。

（4）保持被测终端开启状态，使蓄电池持续充 电，充满电后，观测后台主站是否接收到遥信信号。

（5）利用实验室现有蓄电池检测装置对蓄电 池进行检测，按照被测终端的整机功耗电流进行放 电，记录蓄电池的放电容量和观测结果。蓄电池容 量应满足在额定功耗下放电不小于8h且支持3次 电操机构分/合闸，测得总容量应≥（20+8P整机），P整机 （单位为Wh）为整机功耗，数值以基本功能测试中 所测得的数据为准^{[ 15 ]}。

（6）检查蓄电池输出电压。当电压低于设定 阈值时，观察被测终端欠压指示灯是否点亮，主站 是否接收到欠压遥信信号。

（7）保持配电终端继续运行，当电池放电电压 低于阈值达一定时间后，观察终端是否自动关机。 5.3 性能（功能）测试

配电终端的功能较多，能够满足各项检测要 求。以下为几个典型性能（功能）的测试方法。 5.3.1 SOE分辨率测试

（1）将被测终端的信号输入量连接至DCS的 信号输出接口，启动DCS多功能信号检测仪。

（2）设定DCS信号测试仪间隔时长为1ms，开 始测试，在后台主站记录被测终端返回结果。

（3）如上述流程中SOE记录内容有误，则将 DCS信号测试仪间隔时长增加1ms后重复检测，直 到SOE记录正确为止；记录SOE完全正确时的DCS 信号测试仪间隔时长。 5.3.2 两事件处理能力

（1）利用继电保护测试仪的两路模拟量输出 功能，向同一配电终端发出2个间隔为10ms的故障 信号，检查配电终端能否准时、正确上报故障信息。

（2）如果上一步骤测试不成功，则将2路故障 模拟量信输出时间间隔增加至100ms，再判断终端 能否准时、正确地上报故障信息。 5.3.3 遥信消抖测试

将被测配电终端的遥信接口插入继电保护测 试仪的输出接口，打开继电保护测试仪，打开后台 主机，建立后台主机与被测终端之间的通信联系。

（1）检查被测配电终端是否具有消抖功能，且 消抖范围可调（至少在10~100ms）。

（2）使用继电保护测试仪的状态序列功能设定 继电保护测试仪开关量输出（变位信号：先输入7ms 遥信变位，2ms后输入15ms遥信变位）；设定被测终 端消抖时间为10ms，运行继电保护测试仪，观察主 站返回数据，检查被测终端上传数据是否正确。 5.3.4 遥信雪崩测试

将被测配电终端的遥信接口插入继电保护测 试仪的输出接口，打开继电保护测试仪及后台主 机，建立后台主机与被测终端之间的通信联系。使 用继电保护测试仪的状态序列功能，设置继电保护 测试仪每隔0.5s同时改变被测设备n个开关量的输 入变位（n取决于被测终端的最大输入回路数），共 循环5次。共向被测终端模拟发送10n条遥信开 入，测试被测终端在最大开入量触发时的处理能 力。记录后台SOE事件记录结果，对比微机继电保 护测试仪输出信号与后台主站接收信号是否一致。 5.3.5 测量精度测试

利用微机继电保护测试仪输入信号进行模拟 量部分的测试，通过主站观测被测终端所检测的数 据，计算输入量与上传量之间的偏差，即可得到配 电自动化终端的测量精度。 5.3.6 故障情况下综合测试

将被测终端和备用DTU的3遥信号线通过接口 柜分别与开关柜中各相应接点连接，保持被测终端 与主站的物理连接。在任意改变网络拓扑模式下 进行故障试验，从后台主站观测3遥信息的准确性 和及时性。 6 结束语

依据电力行业相关标准，构建了配电自动化终 端一体化检测平台，提出了具体的测试方法，实现 了配电自动化终端的入网检测功能。检测平台设 备配置合理，功能完善，具有操作灵活、精确度高等 特点。

方案中各检测项目的执行暂时以人工操作为 主，由于网络模拟和二次系统的大部分器件均可通 过微机进行自动控制，各信号的采集、处理也可通 过后台进行自动识别和结果显示、打印，因此，未来 可继续进行相应程序的开发以提高整套系统的自 动化程度，进一步降低人为操作带来的误差，提高 整套系统检测工作的标准化、流程化程度。