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朱 颉，张 伟，李文建，张唤桥，王 超
(国网郑州供电公司，河南 郑州 450052)
智能馈线终端是站级和现场设备通信的主要对象，能够向配电主站传递相应的就地信息，实现基本的数据量测和采集功能，同时根据内部相应的节点模型和逻辑模型，实现故障信息检测和隔离。因此，就地馈线自动化系统通信在配电网络可靠性提升方面发挥着重要作用。由于现阶段分布式电源、可控负荷接入配电网，就地馈线自动化(feeder automation，FA)通信的可靠性需要进一步提升。
目前，针对馈线自动化通信系统研究较多，文献[1]针对基于5G通信智能分布式馈线自动化应用进行了研究；
文献[2]研究了考虑通信失效下集中-就地模式切换的低压馈线自动化；
文献[3]研究了基于对等式通信智能分布式配电网自愈技术；
文献[4]针对基于IEC 61850的智能馈线自动化通信技术进行了研究；
文献[5]基于通信质量检测的自适应分布式智能馈线自动化展开了研究；
文献[6]研究了基于无线通信和图像识别的馈线自动化现场自动测试。从已有研究结果看，对就地FA通信模式的研究仍然有待继续深入，尤其是针对就地FA的通信架构以及机制并未与M2M技术相结合，通信效率较低。为此，本文提出基于M2M的就地FA通信测试系统构架。
本文分析了就地馈线自动化通信的内涵，针对目前集中式控制结构、去中心控制结构以及分布式控制结构进行了分析，对馈线自动化通信测试架构进行了分析，说明通信体系的具体要求，提出的M2M通信架构，分析了DNP3协议以及具体应用，并对就地FA测试进行了仿真分析。
智能电网的发展为电力可靠性供电以及智能化响应提供了解决方案，其中智能电网重要的组成部分是配网自动化系统。根据IEEE的标准规定，配网自动化系统能够通过远程方式实现配网元件远程监测、协调、运行。馈线自动化系统则被认为是提升这一能力的有效途径，能够减少配网地区停电时间、提升配网系统供电服务可靠性。馈线自动化主要包括远端设备、通信网络和控制中心，其中，控制中心主要包括服务器、网关、监测控制及数据获取系统(SCADA)、故障定位、故障隔离、服务恢复(FLISR)、电压管理、负荷管理等。
故障定位、隔离和恢复的主要目的是提升电网自愈能力、提升电网运行可靠性、取得一定经济效益，同时满足用户用电满意度。
SCADA系统能够为网络状态提供可视化展示功能，同时可以针对网络拓扑、断路器和隔离开关状态、故障定位点、故障状态、测量表计、报警信息、运行控制信息等提供集中展示内容。馈线自动化系统的典型结构如图1所示。
从图1中可以看出，通信网络结构需要满足配电自动化网络的通信需求，并且能够与PMU、DTU和SACDA等系统实时通信。
图1 电力通信网络结构
2.1 集中控制式馈线自动化
集中控制是馈线自动化通过对包括断路器、重合闸、联络开关和带电显示器等在内的开关设备部署组合得到的馈线网络结构，能够通过通信网络以及馈线终端单元与中心控制系统连接。FTU部署在主要开关元件上，能够执行配电系统远程数据获取、元件控制、故障状态收集和处理等功能。所有这类信息均会与主站进行实时通信，FTU能够有效检测故障，并且能够完成对故障区域隔离以及恢复的控制操作。
控制中心主要能够实现馈线自动化等。馈线自动化系统能够收集就地FTU数据并传输至主站，将相应的控制指令从主站传输至FTU，这类信息传输离不开通信网络。在这种状况下，馈线设备的运行则由SCADA远程执行。通过这类信息的高效传输，可以有效提升配电网运行的监视和可靠程度，减少系统的停电时间。
在这种集中式控制结构下，SCADA的响应时间大幅增加，这主要是由于控制系统部署较为广泛，同时受到集中式控制元件的数据量影响造成的。
2.2 去中心控制结构
在去中心结构中，主站的功能分布于各变电站层，包括远程控制单元、故障恢复算法模块和数据获取模块等，联络开关以及分段开关则通过不属于变电站层级的模块与SCADA进行通信。这种结构的主要优势在于能够充分利用馈线自动化的性能，同时提高运行可靠性，SCADA系统分布布置，则不会出现馈线自动化单点故障引起的事故范围扩大。
2.3 分布式控制结构
在智能电网分布式控制体系中，通信设备能够实现设备与中心控制层的双向通信，在分布式馈线自动化控制中，能够以点对点通信方式实现多种设备运行方式的协调沟通。在控制中心和终端控制设备之间的协调和运行，能够简化多种约束条件下的控制策略，主要包括故障电流、电压稳定性和网络损耗等，同时通过快速定位故障和远程智能网络重构实现网络可靠性的不断提升。
在分布式控制体系中，该结构能够有效利用实体网络拓扑结构，并且实现点对点的可靠通信。分布式控制体系主要依靠IEC 61850 GOOSE报文交换策略，能够实现断路器和隔离开关控制器之间的通信交换。另一方面，分布式控制体系由于其中元件故障并不影响整个配电网络的运行，因此具有更高的可靠性、自治性和鲁棒性。但是，这种控制结构需要较强的算法作为支撑，因此可能会导致算法成本上升。
3.1 通信体系要求
馈线自动化系统的通信结构能够满足设备通信要求，同时不同种类的通信方式，也可以适应技术和经济比较的结果。智能电子设备是通信网络中的重要设备，通过广泛部署使得设备之间保持合适的距离，能够提供高可靠性的通信网络基础支撑，从而保证通信结构具有较高的覆盖率和安全性能。馈线终端单元可以作为所有条件下分布式控制元件，实现点对点通信。所有馈线自动化的网络元件都通过通信技术，实现有线和无线的通信网络，通过相应的网络技术将其划分为家域网、邻域网和广域网。
家域网主要是将馈线自动化的负荷与主要的公共网络进行连接，邻域网是多个家域网的集合，能够获取数据并进行整合加工，从而使得馈电自动化系统中的用户负荷能够有效地读取，同时可以实现智能电子设备在馈线自动化终端中的广泛部署和应用。
广域网主要是与相应的电气设备进行通信的网络，包括SCADA中心以及网关等。广域网主要利用光纤或者无线通信技术进行通信，具有较高的传输速率、较高的覆盖率以及较低的丢包率。
馈线自动化主要的通信结构如图2所示。
图2 馈线自动化通信结构
除了通信网络以及用于连接控制中心和具体设备的网关，馈线自动化系统也需要相应的协议来传输相应的数据包，从而降低数据的延迟和丢包率。
3.2 M2M通信架构
为实现馈线自动化系统的可靠通信，本文提出VPN应用于数据传输，创建敏感数据的专有通道，对数据进行加密、解密。机器对机器(M2M)的通信方式是目前物联网技术应用较为成熟的方式之一，其利用虚拟信道实现数据的接收和发送。M2M通信结构如图3所示。
图3 M2M通信结构
M2M网关需要在公共IP和静态IP地址之间建立网络连接，通过远程网关设备对静态IP地址进行初始化，再对公共网络路由设置。至此，所有远程现场设备均可连接至VPN集中器，实现高可靠率的端对端通信。
3.3 DNP3协议
DNP3协议是适用于电力系统的标准通信协议，能够确保数据包在报文到达指定序列时可靠传输。DNP3设计之初是为了以太网和无线网络的序列通信，现已扩展至利用TCP/IP协议传输DNP3报文。
其报文结构如图4所示。
图4 DNP3协议报文结构
利用DNP3协议确保通信数据可靠传输，同时防止外部注入攻击。DNP3可提供安全认证机制(SA)，该版本满足IEEE 1815-2010的要求。该机制可确保主站和从站数据的应用，并且所有站点的通信均需要校核。具体的认证机制构架如图5所示。
图5 认证机制构架
将DNP3协议与M2M机制结合，可以过滤网络中信赖度较低的设备，确保与SCADA通信的数据具有较高可靠性。
4.1 通信方式说明
典型的就地型FA通信模型如图6所示。每个节点为1层，通信需要计算跨越节点的层数。同时，为了提升通信的有效性，利用VPN技术将1台FTU进行分组，形成多个传播组进行通信。其中，A、B、C、D、E为节点编号，S1和S2分别为2变电站。
图6 就地FA分层示意
4.2 通信方式测试
本文搭建如图7所示的仿真模型进行通信测试。
图7 仿真系统结构
仿真系统包括控制主站、FTU1、FTU2和交换机。控制主站为台式计算机，FTU可进行XML文件解析等。
测试的网络结构如图8所示。在仿真环境中设置两侧系统的接地方式为小电阻接地，模拟开关K2和K3之间电缆线路B单相接地故障。
图8 仿真测试网络
FNFTS输出的测试报告显示FA动作成功。保护安装处故障发生时,PSCAD/EMTDC输出的电流电压暂态波形和故障点周围各开关状态如图9和图10所示。从图9和图10可以看出，由于电缆绝缘损坏，在B相电压峰值附近电缆绝缘击穿导致B相接地故障。
图9 故障波形
图10 测试开关状态
由图10可以看出，故障起始时刻之后，K3点开关状态出现变化，而K2点未改变。
实际案例测试结果表明，PSCAD/EMTDC与FNFTS通过数据接力的方式成功实现了FA的现场测试。PSCAD/EMTDC仿真输出的电流电压经过FNFTS的接力成功注入到配电终端中，系统实时开关状态在PSCAD/EMTDC、FNFTS、配电终端间实现了同步传输。
针对本文提出的机器对机器就地馈线自动化通信测试系统进行了仿真分析，说明了本文所提出的通信原理和通信机制，能够有效传输馈线自动化网络的故障信息和开关量信息。同时，本文所提出的通信机制能够有效提升就地通信网络时效性问题，利用分布式控制体系能够处理大范围馈线自动化系统的通信问题，说明了本文所提出的通信测试原理的有效性。
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