随着电网技术的快速发展，变电站综合自动化技术进入了基于IEC 61850通信规范的数字化变电站时代，数字化保护设备的逻辑功能测试面临着众多新的挑战。目前，数字化保护设备的逻辑功能主要采用基于题库式的IED智能检测设备、实时数字仿真装置、继电保护测试仪等方式进行测试。其中，基于题库式的IED智能检测设备通过回放保护设备故障电流、电压波形来完成检测，是一种便捷、简单且准确性较高的检测手段，可在实验室环境下实现保护的入网检测，也可对保护设备进行定期检修，但该检测方式对题库的依赖度很高，且实际投运线路多种工况的故障波形难以获取，无法通过实际故障波形回放对保护功能进行检测，具有一定的局限性。为了丰富基于IEC 61850的IED智能检测设备逻辑测试题库样本，**检验IED在多种工况下的逻辑功能，本文提出了一种基于RTDS 的数字化线路保护逻辑功能测试方法，有效解决了上述难题。
1 RTDS概述
RTDS数字仿真装置是加拿大Manitoba高压直流研究中心开发的专门用于实时研究电力系统的数字动模系统，是目前应用*为广泛的实时数字仿真器。RTDS建立的电力系统元件模型和仿真算法已经得到了业界的认可，且模型以EMTDC为基础进行开发，其仿真结果与实际的真实情况基本一致[1-2]。
2 GTNET卡的应用
GTNET 卡是RTDS 与保护通讯接口板卡，支持IEC 61850的GOOSE输入输出和基于IEC6 1850-9-2的采样值传输，其主要作用为：（1）接收保护装置
发出的跳闸GOOSE报文，并传递至RTDS进行仿真运算；（2）将RTDS运算得到的模拟量或者断路器的位置等转换为符合IEC 61850的SV或者GOOSE 报
文，然后发送给保护装置[3-4]。但在某个仿真情景下，GTNET 卡仅能选择 GTNET- SV 模式或者 GT⁃NET-GSE模式来运行。本文选择GTNET-SV模块，将保护安装处的故障电流、电压转换成数字化保护设备可识别的IEC 61850-9-2报文。目前，GTNETSV模块*大支持4路电流和4路电压，采样速率为80或256 样本/周期。
值得注意的是，绝大多数的IED设备在接收采样值SV数据时需要检测通道数、通信方式（点对点或者组网）、MAC地址、采样频率、APPID、SV-ID以及 VLAN-ID，因此需要将 IED 设备接收的数据与GTNET-SV发送的数据进行匹配，当RTDS的SV模块配置完成后，GTNET-SV模块将自动生产SV.ICD文件，用于与IED设备做虚连接匹配。将二者的通道数进行配对的方法有两种：一是修改RTDS 中仿真模型所在子文件夹下的SV.ICD文件，并导入保护设备的后台；二是直接在保护设备的FTP文件中将SV参数行进行数据的修改。使用时根据需要选用相应的配置方法，参数修改后通常使用网络抓包工具抓取通讯报文进行匹配度测试。
3 测试系统
测试系统由被测保护装置、网络交换机、RTDS构成，其系统架构图如图1所示。
被测保护装置采用 110 kV 线路保护，型号为CSC-163，保护定值设置根据现场定值单设置，投入零序过流、接地距离、相间距离、零序方向、TV断线
等压板。测试过程如下：
（1）运行仿真案例，由保护接收报文，设置故障发生，查看保护视窗的动作信息；
（2）对比被测保护装置的动作记录与 RTDS 波形文件，根据预期值判定测试结果；
（3）保存包含故障波形Comtrade文件。
4 算例分析
为了验证测试方法的有效性，本文以220 kV雷村变电站为算例，对该变电站 110 kV 出线进行建模，搭建雷杨建Ⅰ线线路保护逻辑功能测试系统，仿真数据采用 2013 年夏季丰大运行方式的数据。雷村变电站110 kV出线图如图2所示。
4.1 元件模型
4.1.1 线路模型
在动态模拟实验中，线路模型仅考虑电压与电流随时间变化过程相似，无需要求具有相似的空间电磁场，因此，电力系统的各种运行方式和机电暂态过程可采用等值链型电路，以分段集中参数模型来模拟分布参数模型[5]。集中参数的等值链型电路一般采用π形电路，等效线路模型如图3所示。
图3中，虚线上半部为分布参数模型，下半部分为集中参数模型；x1、r1、b1分别表示单位长度的正序电抗、正序电阻和正序电纳；L表示线路长度；xN、rN、bN分别表示线路电抗、电阻、电纳。以x0、r0、b0分别表示单位长度的零序电抗、零序电 阻 和 零 序 电 纳 ，则 ：rN = r0 - r13 ，xN = x0 - x13 ，
bN = 3b0b1b1 - b0。线路具体参数通过查询《电力工程高压送电线路设计手册》进行计算。
4.1.2 负荷模型
图1中的负荷可以采用RLC并联模型等值。若已 知 流 过 线 路 潮 流 为 S = P + jQ ，线 路 阻 抗 为Z = R + jX ，线路的额定电压为UN ，可得线损：ΔS = ΔP + jΔQ= P2 + Q2U2NR2 + jP2 + Q2U2NX2 （1）
负荷的功率：
SL = PL + QL= P - ΔP + j(Q - ΔQ)= P - P2 + Q2U2NR2 + j(Q - P2 + Q2U2NX2) （2）
则负荷的等效R、L、C为：ìíîïïïïïïïïRL = U2NPLL = U2NQ1ω，Q > 0C = |Q|ωU2N，Q < 0（3）
4.1.3 电源模型
电源模型的建立根据交流系统的短路容量做等值。电源容量 S = U2/X ，其中 X 为电源内阻。图1中雷村变电站作为电源点向6条出线供电，雷村变电站110 kV母线短路容量为1 776 MVA，则电源内阻 RS = 1102/11 776 = 6.813 Ω 。
4.2 故障类型设置
雷杨建Ⅰ线全长 11.342 km，雷杨建Ⅱ线全长11.393 km，110 kV线路保护安装在雷杨建Ⅰ线首端断路器处。本文的动模试验将在雷杨建Ⅰ线和雷杨建Ⅱ线设置不同类型的故障，各故障点的分布示意图如图4所示，其中FD1为雷杨建Ⅰ线出口故障；FD2 为雷杨建Ⅰ线出口 100 m 处故障；FD3 为雷杨建Ⅰ线中点故障；FD4为雷杨建Ⅰ线末端故障；FD5为雷杨建Ⅱ线出口 100 m 处故障；FD6 为雷杨建Ⅱ线 10%处故障；FD7 为雷杨建Ⅱ线 1/3 处故障；FD8为雷杨建Ⅱ线2/3处故障；FD9为雷杨建Ⅱ线90%处故障。故障内容设置见表1。
4.3 仿真结果
系统建模完成后，根据表1设定的故障类型进行仿真，检测保护动作响应特性与预期结果是否相同。为了验证线路距离保护Ⅰ段动作可靠性，仅投入保护距离Ⅰ段功能压板。下面选取雷杨建Ⅰ线末端区内金属性瞬时短路故障以及雷杨建Ⅱ线1/3处区外金属性瞬时短路故障进行说明。
4.3.1 雷杨建Ⅰ线末端区内金属性瞬时短路故障
模拟雷杨建Ⅰ线末端发生 AB 相对地故障，保护装置动作信息见表2。
保护装置录波图与RTDS仿真结果如图5所示。
从保护装置动作情况来看，保护完成了故障信息的捕捉，判定为 AB 相故障，并给出了故障距离，保护动作特性正确。
4.3.2 雷杨建Ⅱ线1/3处区外金属性瞬时短路故障
模拟雷杨建Ⅱ线1/3处AB相间故障，保护装置录波图与RTDS仿真波形如图6所示。区外发生故障，引起雷杨建Ⅰ线出口处电压和电流波动，雷杨建Ⅰ线出口保护检测到扰动，启动并判断出 AB 相故障，由于未达到该处保护动作条件因此未动作出口，保护动作特性正确。
5 结语
本文介绍了一种基于RTDS的数字化线路保护逻辑功能测试方法，该方法具有较强的工程应用价值，可拓展到变压器保护、发电机保护的逻辑功能测试。此外，本文的仿真结果可作为题库储备，为数字化变电站便携式检测仪提供数据来源。
