智能变电站是智能电网建设的重要支撑节点，以基于网络化数字通信的虚拟二次回路代替了常规变电站的硬电缆连接，站控层、间隔层以及过程层的SV（采样值）、GOOSE（面向通用对象的变电站事件）主要通过数字通信网络进行信息传输。

智能变电站二次调试工作除保护装置、测控装置、合并单元以及智能终端等设备的功能验证外，主要集中在配置SCD文件（变电站配置描述文件）、设备间的虚端子连接配置以及校验合并单元、智能终端与保护测控设备之间虚端子连线关系的正确性^[1]。由于智能变电站二次回路具有数字化、虚拟化特点，回路关系复杂，1座典型的220 kV智能变电站的虚回路连接可达几千条，光纤可达几千根，虚回路数量较多，调试时间长。在个别变电站的装置模型配置、全站通信参数和装置间虚端子配置集成过程中，需要不断地修改和验证SCD文件，增加了整站的调试时间。

对此设计出一种智能变电站二次设备之间虚拟回路自动测试系统，可方便、快捷地完成回路连接的自动验证，以缩短系统调试时间。

智能变电站二次回路主要体现在二次设备虚端子之间的拓扑连接关系。虚端子是描述IED（智能电子设备）的GOOSE和SV输入、输出信号逻辑连接点的总称，用以标志过程层、间隔层及其之间联系的二次回路信号，与传统变电站的屏端子存在对应关系^[2]。要对虚拟二次回路进行自动测试，首先必须分析智能变电站中存在哪些二次回路以及这些回路信息的传输路径。在这些回路中比较重要的是间隔层IED的虚拟二次回路，因此以变电站的1个间隔作为分析对象，以间隔层IED为中心设备，根据数据的传输方向，将虚端子分为以下4类。

间隔层IED的SV输入虚端子为合并单元到间隔层IED上行的采样模拟量输入端子，对于保护装置，一般通过点对点的光纤通道传输，通信协议采用IEC 60044-8: 2002 Instrument transform⁃ers-Part8: Electronic current transformer^[3] 和《IEC61850-9-2 变电站通信网络和系统第9-2部分特定通信服务映射（SCSM）-通过ISO/IEC 8802-3》^[4]的采样值协议。测控装置的SV输入通常为组网方式。

间隔层IED的GOOSE输入虚端子为智能终端到间隔层IED的上行的断路器、隔离开关等开关量输入端子，对于保护装置，一般通过点对点的光纤通道传输，传输机制采用GOOSE。测控装置的GOOSE输入通常为组网方式。

间隔层IED的GOOSE输出虚端子为间隔层IED到智能终端的下行的跳闸、重合闸等控制命令输出端子，对于保护装置，一般通过点对点的光纤通道传输，传输机制采用GOOSE。测控装置的遥控分、合命令GOOSE输出通常为组网方式。

间隔层IED之间的GOOSE输入和输出虚端子为保护装置之间的启动失灵联跳、闭锁重合闸和远跳等信号的输入和输出端子，一般通过组网光纤通道传输，采用GOOSE传输机制。测控装置之间的五防逻辑信息传输为组网方式。

在IEC 61850模型体系下，对虚端子的描述主要有5 个方面：虚端子所属的逻辑节点、SV 和GOOSE发布数据集、SV和GOOSE控制块、物理端口以及虚端子连接关系描述。

在ICD文件（IED能力描述文件）中，GOOSE虚端子模型信息通常用PIGO逻辑设备中的GOOUTP⁃TRC1、GOINGGIO1 或RPIT 逻辑设备中的CBXC⁃BR1、GOINGGIO1等逻辑节点进行描述，SV虚端子模型信息通常用MUSV01逻辑设备中的PIATCTR1、PUATVTR1或PISV逻辑设备中的SVINGGIO1等逻辑节点进行描述。上述逻辑设备的LLN0中预定义了SV和GOOSE控制块、SV和GOOSE发布数据集，数据集定义了虚端子传输的次序。通信参数的访问点下定义了物理端口描述信息，包含板卡号、端口号、连接缆线、插口类型和接口类型。

SCD中包含了全站的虚拟回路信息和实际通信参数。通信参数主要为SV和GOOSE发布控制块的组播地址、应用标志、虚拟局域网标志和虚拟局域网优先级等参数。虚端子连接关系由在LLN0的In⁃puts部分描述，每一虚端子连线包含了该逻辑设备内部输入虚端子信号和对端装置的输出虚端子信号信息。外部输入信息包含了IED、LD、LN、DO和DA的名称。内部输入信息由intAddr（引用地址）域描述，其格式为“输入端口：输入虚端子逻辑设备/逻辑节点名.DO名.DA名”，如某装置从第1块GOOSE接口插件的第1个光纤接口接入的断路器位置虚端子，其描述为。

虚拟二次回路自动测试系统的总体设计思路为基于SCD文件中的模型和二次回路信息，以变电站的间隔为基础测试单元构建闭环自动测试体系，对于跨间隔的设备，如母线保护和备自投等保护装置，即以跨间隔的间隔层IED作为测试管理对象，完成虚拟二次回路的测试。

本文以典型的智能变电站双母线主接线形式的线路间隔说明自动测试系统的架构（见图 1）。该系统由部署了自动检测软件的调试计算机和二次设备中的虚端子模拟输出模块构成。

图 1

图 1 智能变电站虚拟二次回路自动测试系统架构

测试计算机接入MMS（制造报文规范）网和GOOSE网，测试软件从MMS网获取保护测控装置的测量值和开入变位信息，用于验证测试结果；通过MMS网向间隔设备发送测试命令来驱动保护测控装置的GOOSE虚端子模拟输出。由于过程层设备没有接入MMS网，测试软件从过程层GOOSE网监听智能终端的GOOSE报文用于验证测试结果，并向过程层设备输出模拟输出命令。

虚端子模拟输出模块部署在保护测控装置、合并单元和智能终端中，主要用于接收测试命令后按预设策略改变本装置的点对点口、组网口的GOOSE和SV虚端子的输出值。

自动检测软件的架构分为界面处理层、业务处理层和通信协议层。界面处理层主要包括测试用例模板的配置以及测试结果的显示界面。业务处理层主要包括SCD文件解析、测试用例管理、测试流程控制、测试结果判定以及测试报告生成等模块。通信协议层主要包括MMS 客户端通信和GOOSE发送、监听模块。各主要模块的功能如下。

（1） SCD文件解析模块：主要完成智能变电站全站SCD配置文件的解析，根据文件中的虚端子连接信息生成装置的SV、GOOSE发送控制块信息、虚二次回路拓扑关系以及待测试的虚端子信息。

（2） 测试用例管理模块：根据测试模板生成测试用例脚本，并以间隔为对象管理测试用例。测试用例脚本包含待测试间隔层设备的SV输入虚端子、GOOSE输入虚端子和GOOSE输出虚端子列表。

（3） 测试流程控制模块：控制测试用例的执行流程。启动某个装置的虚端子测试用例后，向设备发送驱动模拟输出，从通信模块获取测试响应，调用测试结果判定模块，再执行下个测试用例，最后调用测试报告生成模块。

（4） 测试结果判定模块：根据IED的过程层访问点下逻辑设备中的输入虚端子与站控层访问点下逻辑设备中数据对象的内在逻辑关系，建立保护测控装置输入和响应的逻辑规则，判定测试结果。例如，对于某保护装置高压侧某相电压，其在M1访问点下的SV 输入虚端子SVLD/SVINGGIO1.SvIn1.instMag.i 有变化时，则其在S1 访问点下PROT/MeaMMXU2.PhV.cVal.mag.f的数据值应有相应的变化，通过获取该测量值即可判断虚端子连接是否正确。

（5） 测试报告生成模块：根据测试结果，生成1份详细的测试报告，该报告采用电子表格形式，以IED为单位标明哪些虚端子已测试过，并且注明测试结果是否正确。

（6） MMS 客户端通信模块：与间隔层设备的IEC 61850服务器建立连接，提供关联服务、数据读取服务、报告服务以及定值组控制等服务。

（7） GOOSE发送和监听模块：实现GOOSE报文的编码、解码、发送等功能。

SV虚端子模拟输出模块主要部署在合并单元中，GOOSE虚端子模拟输出模块主要部署在保护测控装置和智能终端中，用于配合自动检测软件检测虚端子连接关系。这样设计的优点在于不用外加测试仪作为装置输出的激励源，可以做到不改变二次设备的配置以及变电站二次回路，能够完成直采直跳和网采网跳2种模式下的虚端子的验证。

该模块的主要功能为根据接收到的测试命令，按输出要求改变指定的点对点或组网口的SV 和GOOSE虚端子的输出值。对于SV输出，主要输出通道的额定值。对于GOOSE输出，根据虚端子的数据类型DPCSO（双点输出）、SPCSO（单点输出）输出预设值。

在虚拟二次回路自动测试系统中，自动检测软件和被测设备之间存在信息的交互。现有装置ICD模型文件中的信息无法满足测试要求。

基于《IEC 61850工程继电保护应用模型》中规范定义的数据类型和数据属性类型，增加测试信息交互逻辑节点，主要用于规定SV和GOOSE发布数据集序号、通信的物理端口号以及待输出的虚端子在发布数据集中的排序号。自动检测软件与模拟输出模块通过该逻辑节点进行信息交互。

同时，为了便于管理虚端子测试用例，改变目前SCD文件中的平面结构，增加电压等级信息、由多个IED 组成的间隔信息、IED 通信端口与交换机端口的连接关系等内容。

由于在智能终端、合并单元装置中部署了SV和GOOSE输出模拟模块，因此必须保证装置在正常运行时，不触发这些模块的执行，以保证运行的安全性。在IEC 61850标准体系中，逻辑设备可以有4种运行模式：工作、闭锁、测试、测试并闭锁。可以强制装置仅在测试模式下才能接收模拟输出命令并执行模拟输出，通过设置PIGO/LLN0.ctlVal.Mod的值为3实现该功能^[5]。

在变电站现场测试时，如果不需要智能终端实际控制断路器的分合，可以通过投入待检测装置的检修硬压板来实现，因为接收端装置会将接收的SV、GOOSE报文中的测试位与自身的检修压板状态进行比较，只有两者一致时才将信号作为有效信号并进行处理。对于SV数据，在检修状态不一致时，接收端装置会计算和显示其幅值。

包头地区新建1座500 kV变电站，该变电站一期工程要建设2台主变压器、3条500 kV线路、6条220 kV线路，二次设备均使用数字化保护装置，一次设备为光电压互感器和光电流互感器，一、二次设备间用光缆连接形成虚拟二次回路。为保证二次回路的正确性和缩短整个系统的调试时间，在该变电站的调试中使用了本文所述的虚拟二次回路自动测试系统。下面以1条220 kV线路保护装置的虚端子测试为例，说明整个自动测试过程中装置之间的信息交互过程，虚拟回路的测试结果如图 2所示。

图 2

图 2 虚拟回路测试结果

（1） 设置合并单元装置为测试模式，并投入保护装置的检修硬压板（可选）。

（2） 检测软件根据SCD文件找到该类型回路下1个需要检测的虚端子，向合并单元发送检测命令。

（3） 合并单元收到检测命令后，按通道额定值发送SV报文。

（4） 保护装置从SV链路接收到报文后，将遥测数据更新为实际接收到的遥测值。

（5） 检测软件从站控层MMS网读取保护装置与接收虚端子对应数据，比对得出检测结果。

（1） 设置智能终端为测试模式，并投入保护装置的检修硬压板（可选）。

（2） 检测软件根据SCD文件找到该类型回路下1个需要检测的虚端子，向合并单元发送检测命令。

（3） 智能终端接收到检测命令后，发送GOOSE变位报文。

（4） 保护装置从GOOSE链路接收到报文后，遥信数据产生变化。

（5） 检测软件从站控层MMS网读取保护装置与接收虚端子对应数据，比对得出检测结果。

（1） 设置保护装置为测试模式，并投入保护装置的检修硬压板（可选）。

（2） 检测软件根据SCD文件找到该类型回路下1个需要检测的虚端子，向保护装置发送检测命令。

（3） 保护装置接收到检测命令后，发送GOOSE跳闸报文。

（4） 智能终端接收到GOOSE变位报文后，根据智能终端技术条件规范要求的转发机制，生成新的GOOSE报文并向过程层GOOSE网络转发。

（5） 检测软件监听过程层GOOSE网络，获取智能终端发送的GOOSE报文，检查报文中的内容得出检测结果。

本过程与3.3.2中叙述的过程类似，只要把发送端保护装置作为智能终端看待即可。在整个测试过程中，只要把与该保护装置有关联的所有发送端保护装置联闭锁GOOSE输入虚端子测试完毕，则该装置的联闭锁GOOSE输出虚端子也测试完成。

本文通过对500 kV智能变电站虚拟二次回路的测试，总结虚拟二次回路自动测试系统具有以下优点：能够在无需人工干预的情况下完成虚拟二次回路的测试，并输出测试结果，为智能变电站虚拟二次回路检测提供了新的技术手段和工具；能够提高验证虚端子连接正确性的效率，缩短了智能变电站的调试时间；提高了联调质量。同时该测试系统运行时，无需拆除设备间的光纤并用测试仪来施加激励量，避免了频繁插拔光纤对设备光纤接头可能造成的损坏。

该系统目前能够在二次设备出厂前的系统联调和变电站投运前的现场联调阶段应用。对于变电站二次设备不停电检修和改扩建时的虚端子验证方面，还需进一步研究在该测试体系下保证设备数据安全性的措施。另外，应深化研究IED测试信息模型的标准化问题，以满足不同设备制造商的装置在进行回路自动检测时具有互操作性。