在“双碳”目标背景下,新型电力系统的架构和实现面临巨大挑战,其规模和复杂程度极大地增加了调度运行和控制的难度和脆弱性,将更依赖信息与通信技术(information and communication technology, ICT),在信息化框架下实现新能源的系统集成和在线利用,打通源网荷储各个环节,为实现大范围态势感知和一体化调度运行提供支撑^[1-2].从电力信息物理系统(cyber-physical power system, CPPS)的角度而言,信息流是电力系统能量流闭环链中必不可少的链接,能量流与信息流深度融合并相互影响,共同决定电力系统的功能和行为特征^[3-5].

传统基于电缆传输信息的二次系统基本被认为是实时和可靠的,也不存在信息安全性问题,但是不能实现信息共享;信息网络化传输已成为电力二次系统的重要特征,信息系统的高度集成可为大范围态势感知提供数据基础.在已有的调度自动化、配电自动化基础上,随着基于IEC 61850标准^[6]的智能变电站自动化系统(substation automation system, SAS)在我国全面普及建设,实现广域信息、局域信息甚至本地信息传输的电网二次系统将全面构筑在网络通信基础上.信息网络化传输可以实现高度信息共享,但是其实时性、安全性和可靠性直接决定调度控制决策的有效性^[7-9].

新型电力系统下一次环节的结构形态在短期内必然难以发生根本性变化,而二次环节资金投入占比较小,却能对整个系统效能的提升起到决定性作用^[10-11].二次业务与通信流量激增将为通信网络带来沉重压力,因此网络性能将成为二次系统非常关键的制约因素.由于信息交互的随机动态行为难以直观地表征,所以产生了更多不确定性^[12-14].目前并没有能够深入刻画基于ICT的电力二次系统仿真工具,基于实际系统网络性能的运行实测工作量大且经济性差,有很大局限性,不适于网络规划设计;而网络通信流量的估算方法只适于通信网络的静态分析^[15],过于粗略,不适于信息网络化传输下二次系统运行动态特性刻画.

文献[16-18]采用通用通信网络领域的网络仿真工具OPNET、网络模拟器NS2或类似仿真软件分析智能变电站等通信网络的传输特性.然而,OPNET之类的通信网络仿真工具能够实现通用网络协议下的信息系统动态行为模拟,但并没有集成电力自动化系统的模型和协议.现有基于OPNET的智能变电站仿真研究极其粗糙,在实际应用时有巨大障碍.第一,采用OPNET自带的模型,没有面向智能变电站工程实际的专有化设计和系统化模型库,不能充分实现智能变电站工程案例分析.第二,只是模拟报文在网络中的传输,报文中并没有反映一次系统运行状态的真实数据内容,报文也没有按照电力系统规范协议的传输格式封装,不能真实模拟变电站内实际电气量信息的处理过程,无法体现IEC 61850标准在智能变电站信息传输、信息共享和互操作上的实际意义.第三,因为报文中没有实际的电气量内容,所以二次保护控制逻辑并不会因为电力一次系统故障触发跳闸信号,只能采用某种随机概率模型,如重尾分布模拟跳闸信号的发送规律;实际情况是电力系统的故障发生具有随机性,而一旦故障发生二次系统保护动作跳闸是确定性的事件.

显然,现有网络通信流量估算方法或者通用通信网络仿真分析方法不能适用于信息网络化传输下电力二次系统的性能刻画,通信传输机制下二次系统运行的随机动态行为将制约新型电力系统对调度运行边界的掌控和测度.本文通过对CPPS尤其是电力信息系统的深入研究,创新性地提出基于ICT的电力二次系统仿真建模方法,分析信息共享模式下电力二次业务的功能实现需求,归纳出结构建模、功能建模、协议建模三方面以保证电力二次系统仿真建模方法的完备性.并以智能变电站二次系统为对象,建立智能电子设备(intelligent electronic device, IED)的结构模型和功能模型,以及电力通信协议模型,契合IEC 61850标准实现二次智能电子设备的互联互通和互操作.

信息与通信系统一般采用离散事件动态系统描述,基于排队论方法,由离散事件间的相互作用决定其动态过程.有限状态机(finite state machine, FSM)是反映建模对象的运动进程和逻辑关系的离散数学模型,适用于描述离散事件响应机制的系统时序与协议建模.电力二次系统的设计方案强调时序空间和逻辑决策的关键结合,具有明显的时序性和逻辑性特征,非常适合使用有限状态机进行描述.

FSM模型由一个五元组描述^[19],即

(1)A=(Q, Σ, δ, q₀, F)

式中:Q为有限的非空状态集,q∈Q为一个状态,其中q₀为起始状态且唯一;Σ为有限的非空输入事件集,a∈Σ为输入事件;δ为状态转移函数,有δ(q,a)=p,代表次态p由现态q和输入事件a共同决定,构成状态转移的执行条件;F⊆Q为有限非空终止状态集,若q∈F,则q为F一个终止状态.需要注意的是,终止状态并非意味着状态机的终止运行,而是对某一事件的接受,终止状态可以继续接收输入事件进行状态跳转,终止状态广义上是对某一时序的记录和任务处理^[20].

有限状态机工作原理如图1所示,轴线上方是状态机状态随输入事件的跳转变化,下方为时间变化.可见状态机所描述的状态变化为以事件驱动的离散过程,事件的发生时刻不均衡,与电力系统对时间离散化的处理方式不同.传统FSM对复杂系统描述有很大限制,文献[21]中使用分层FSM的设计,将状态功能细化形成子状态机,有q_A={q₀, q₁, …, q_i, …, q_n},通过对FSM扩展增加FSM的复用性与可维护性.

智能变电站IEC 61850标准^[6]和DL/T 860.92标准^[22]推荐采用的以太网(Ethernet)通信框架、协议和特定服务映射如图2所示.图中:TCP/IP表示传输控制协议;MAC表示媒体访问控制地址.主要有3种报文类型:即采样值(sampled value, SV)报文、面向通用对象的变电站事件(generic object oriented substation event, GOOSE)报文和制造报文规范(manufacturing message specification, MMS)报文.

图3为两种协议架构模型.SV报文和GOOSE报文是快速报文,直接从应用层映射到数据链路层、物理层,以下称3层协议架构,如图3(a)所示;而MMS报文,或我国智能变电站建设过程中提出的CMS报文、DL/T860报文等经TCP/IP协议簇映射,至少有应用层、传输层、网络层、数据链路层和物理层,以下采用开放系统互连(open system interconnection, OSI)体系称7层协议架构,如图3(b)所示.

变电站IED纵向布置在过程层、间隔层、站控层内,过程层设备主要有合并单元、智能终端,或者两者功能组合的采集执行单元,间隔层设备主要有保护单元、测控单元等,站控层设备主要有监控主机、实时网关机等.过程层设备处理SV和GOOSE报文可以采用3层结构的节点模型加以模拟;站控层设备处理MMS报文可以采用7层结构的节点模型加以模拟;对间隔层设备而言,关联SV、GOOSE和MMS这3种类型报文,也就是说其结构模型既需要包括3层结构,也需要包括7层结构,若采用相互独立的分立元件模拟,无法实现两者数据内容的信息共享.

而且,变电站二次设备几乎都需要“多收多发”功能,即能够实现多端口收发报文.根据智能变电站的设计规范,以合并单元为例,其应能满足接收来自一个间隔的最多12个电子式互感器的通道输入并对各路数据进行合并;同时,合并单元至少配置8个发送端口分别满足继电保护、测量、计量等不同应用的要求.

本文面向变电站实际应用需求提出3/7层交互和多发多收功能的IED结构模型,如图4所示,模型包括多对收发端口对应的物理层、数据链路层、接口层、网络层、传输层、3层侧应用层以及7层侧应用层.通过设置ID标识,根据ID授予访问权限,创建链表记录多个收发端口信息等技术实现间隔层IED的建模^[23-24].相应地,在独立3层或者7层结构的节点模型上增加多发多收功能后,可以构建过程层IED和站控层IED的结构模型,由此通过结构建模可以实现全站IED的互联互通.

IED在SAS中承担的角色由其电气功能决定.对保护单元而言,解析合并单元直连或经网络化传输的SV报文,提取相应字段的电气量信息,一般按照傅里叶算法得到电气信息的频域量,由保护算法实现相应保护原理,同时结合智能终端上传的开入量GOOSE信息,根据保护判据确定是否跳闸,并触发相应的开出量GOOSE信息传输;对集成测控和同步相量测量功能的多功能测控单元而言,主要功能是收集来自采集执行单元SV报文的模拟量和GOOSE报文的开关量信息,并向采集执行单元发送开出量GOOSE报文,配合调控主站完成遥测、遥信、遥控和相量测量功能.

集成电力系统二次业务算法的IED功能建模首先要明确IED的电气功能及其所关联的通信协议栈;然后,进行功能模块划分并确定相应事件列表,事件是进程获得仿真核心的关键,需要对每一个模块列举出该模块可能发生的所有事件;其次,确定模块的事件响应列表,对于某一个模块,事件响应列表从初始化状态开始,遍历该模块所有的事件,推演事件发生后当前状态发生转移后的状态及执行逻辑,产生新的状态后重新遍历所有事件,直到挖掘出所有状态行为;最后,在进程域基于有限状态机原理进行状态设计,实现相应功能建模,如图5所示.

以保护单元为例,SV报文中的电气量信息为一次系统仿真得到的离散采样值,保护单元利用半波积分、半波傅里叶或全波傅里叶算法等求解电流电压有效值或相量,再根据不同的保护原理选择对应的保护算法及动作判据.如变压器保护采用两折线比率制动特性的电流差动保护方案,动作方程^[25]如下:

式中:$I_{\mathrm{d}}=\left|\sum_{k=1}^{N} I_{k}\right|$为差动量,其中I_k为1个节点所有流出流入电流;I_d,min为最小动作电流;I_res为制动电流;I_res,1为拐点电流;K为线段的斜率.

在保护单元的3层应用层的进程域建立保护功能模块,基于有限状态机原理程序实现式(2)的保护算法和动作逻辑,如图6所示.init为初始化状态,idle为等待状态,当报文到达时,根据报文类型相应地跳转至SV_process状态、GOOSE_process状态或other_process状态.GOOSE_ARRIVAL、OTHER_ARRIVAL分别表示GOOSE报文和其他报文到达.SV_process状态解析SV报文并运行保护算法,根据计算结果进行决策,判断保护是否启动,是否发送跳闸报文;GOOSE_process状态解析GOOSE报文中的信息,更新开关位置信息;other_process状态将接收到的背景流量进行统计量记录;相应操作完成后,进程重新回到 idle 状态等待下一个报文的到达.

当然,也可以在保护单元的3层应用层进程域内置新算法或厂家实用算法以进行算法研究和性能测试.同时,在保护单元的7层应用层进程域可以程序化实现与站控层监控主机或实时网关机的数据交互,以及保护定制区切换等功能.

以离散事件驱动模拟智能变电站报文传输机制,还需要对变电站自动化系统中涉及的SV报文、GOOSE报文和MMS报文的通信方式和协议架构在3层应用层或7层应用层的进程域进行建模.

采样值报文采用基于以太网组播的发布者与订阅者模式进行传送,发布者按照配置的采样速率和每帧数据包含的采样点数进行等间隔发送,报文如果丢失并不重新发送.具体而言,合并单元将互感器采集的电压、电流模拟量封装成SV报文格式,经交换机发送或者直连到间隔层设备解析处理.

对SV报文进行状态分解、时序逻辑设计,实现FSM建模.SV报文的传输状态机为

(3)A₁=(Q₁,Σ₁,δ₁,q₀,F₁)

式中:状态集合Q₁={q₀,q₁},初始状态为q₀接收状态(RECEIVE),q₁为发送状态(SEND);状态机模型的输入事件有Σ₁=$\left\{{a}_{1}, {a}_{2}\right\}$,其中a₁为接收各路互感器电气量信息,a₂为接收到同一时间戳的全部互感器电气量完成的标记信息;F₁={q₁},即发送报文;状态转移函数$\delta_{1}: \Sigma \times Q \rightarrow Q$为q₀=δ₁(q₀,a₁)、q₁=δ₁(q₀,a₂)以及q₀=δ₁(q₁,a₁).

SV报文的FSM设计如图7所示.设备初始化进入初始状态q₀,初始状态自转移函数为δ₁(q₀,a₁),接收电气量并记录其类型.N标记为全部互感器数目,当同一时间戳的全部互感器电气量采集完成,由q₁=δ₁(q₀,a₂)转移到发送状态SEND,按照IEC 61850协议格式将同一个时标下的电气模拟量按照应用协议数据单元(application protocol data unit, APDU)组帧封装成SV报文,如图8所示.合并单元发送SV报文到间隔层相应设备后重置N,q₁由δ₁(q₁,a₁)返回到q₀.图中:TAG表示报文标签;LENGTH表示报文长度;ASDU表示应用服务数据单元.

GOOSE报文传输机制是IEC 61850满足变电站自动化系统快速报文需求的重要应用,规范了开关量信息的快速传输.GOOSE报文采用基于以太网组播的发布者/订阅者模式进行传送,基于事件驱动机制,采用单向无确认机制,利用重传机制保证通信的可靠性.具体而言,有智能终端上传的一次设备状态信息,以及保护测控单元下发的跳合闸指令等.

GOOSE报文的重传机制如图9所示.稳定状态下以较长的时间周期T₀发送心跳报文;当有如开关变位、跳闸命令等事件发生时,会立即触发该事件报文,并改变时间间隔重传,即T₁、T₂、T₃、…,一般按照逐次翻倍的算法有T_n+1=2T_n,直至恢复心跳报文传输.

对GOOSE报文及其重传机制进行状态分解、时序逻辑设计,实现FSM建模.GOOSE报文的传输状态机为

式中:Q₂={q₀,q₁}由两个状态描述,分别为心跳报文发送状态和突发事件发送状态;输入事件集合 Σ₂={b₁, b₂, b₃, b₄},其中b₁表示经过一个心跳周期T₀,b₂表示开关量状态发生变化,b₃表示变间隔发送报文,b₄表示变位发包间隔到达;F₂={q₁};状态转移函数δ₂为q₀=δ₂(q₀,b₁)、q₁=δ₂(q₀,b₂)、q₁=δ₂(q₁,b₂)、q₁=δ₂(q₁,b₄)以及q₀=δ₂(q₁,b₃);在变间隔报文发送期间再次收到输入事件b₂时发包间隔重新置回T₁.GOOSE报文的FSM设计如图10所示.

MMS报文是OSI体系7层协议架构应用层的一种协议标准,它是解决异构网络环境下智能设备间交换实时数据和监控信息的一套独立国际报文协议,旨在规范工业领域具有通信能力的智能传感器、智能电子设备、智能控制设备的通信行为.在智能变电站中,MMS报文或CMS报文、DL/T 860报文规范了间隔层IED与站控层监控主机之间基于客户/服务器模式传输的与系统运行和维护相关报文,如保护动作信息、异常告警信息、保护整定值信息等.

基于客户/服务器模式的7层协议传输机制实现非常复杂,当7层设备模型被设置为客户端或服务器时信息交互对应不同的处理方式,如图11所示.MMS报文传输适用于变电站内遥测、遥信、遥控、录波等站控层网络通信业务,其通信过程如图12所示,客户端和服务器的主要交互过程可分解如下:

(1) 客户端与服务器的应用程序基于TCP建立连接.

(2) 客户端发起关联(associate)请求.

(3) 服务器收到关联请求后对认证参数进行校验.

(4) 服务器校验失败发出关联否定响应,校验成功发出关联肯定响应.

(5) 客户端收到否定响应发起断开连接请求.

(6) 客户端收到肯定响应但校验失败发起断开连接请求.

(7) 客户端收到肯定响应且校验成功开始数据传输过程.

(8) 数据传输完成后关闭连接.

对客户端MMS报文进行状态分解、时序逻辑设计,得到传输状态机为

式中:Q₃={q₀,q₁,q₂,q₃}由4个状态描述,分别为TCP连接状态、关联认证状态、数据传输状态、关闭连接状态;输入事件集合Σ₃={c₁, c₂, c₃, c₄, c₅, c₆},其中c₁表示TCP连接成功,c₂表示关联认证成功,c₃表示关联认证失败,c₄表示数据发送时间间隔到达,c₅表示TCP连接失败,c₆表示数据发送完成或者连接中断;状态转移函数δ₃为q₁=δ₃(q₀,c₁)、q₂=δ₃(q₁,c₂)、q₃=δ₃(q₁,c₃)、q₂=δ₃(q₁,c₄)、q₃=δ₃(q₀,c₅)、q₃=δ₃(q₂,c₆);F₃={q₃}.客户端MMS报文的FSM设计如图13所示.进入q₀状态发送TCP建立请求.若成功则转入q₁状态发送关联认证请求;收到肯定响应(resp+)并对响应检验成功后进入q₂状态若干数据交互;若关联认证后收到服务器的否定响应(resp-)或数据传输结束,进程转入q₃状态关闭连接.

服务器MMS报文的传输状态机为

式中:Q₄={q₀,q₁,q₂,q₃,q₄}由5个状态描述, 分别为TCP连接状态、监听状态、关联响应状态、数据传输状态、关闭连接状态;输入事件集合Σ₄={d₁, d₂, d₃, d₄, d₅, d₆, d₇},其中d₁为TCP连接成功,d₂是关联指令到达,d₃是关联成功,d₄是数据传输时间间隔到达,d₅是数据传输完成,d₆是关联失败,d₇是TCP连接失败;状态转移函数δ₄为q₁=δ₄(q₀,d₁)、q₂=δ₄(q₁,d₂)、q₃=δ₄(q₂,d₃)、q₃=δ₄(q₃,d₄)、q₄=δ₄(q₃,d₅)、q₄=δ₄(q₂,d₆)、q₄=δ₄(q₀,d₇);F₄={q₄}.服务器MMS报文的FSM设计如图14所示.进入q₀状态响应客户端的TCP建立请求.成功后则转入q₁状态监听来自客户端的指令,收到来自客户端的关联指令后转入q₂状态进行关联认证并发送响应.若响应为肯定响应则进入q₃状态进行数据传输.若关联认证为否定响应或数据传输结束,进程q₄状态关闭连接.

所提IED功能建模和电力通信协议建模均需要根据IED的结构模型,在相应3层结构应用层模块的进程域或者7层结构应用层模块的进程域进行FSM状态设计,从而封装成节点域的完整IED模型,如保护单元,并能实现IED之间在网络域以IEC 61850协议报文方式进行数据交互,如图15所示.

为了验证所提二次仿真建模方法的正确性和互操作性,在OPNET创建220 kV变电站仿真项目,包括220 kV、110 kV以及10 kV电压等级,采用100 Mbit/s交换式以太网,如图16所示.仿真模拟站控层监控主机通过MMS协议对间隔层设备中的保护单元下发定值修改指令操作、以及保护依据新的定值动作的场景.

首先,在电力一次系统暂态仿真软件PSCAD中设置10 kV馈线于0.1 s时发生AB两相接地短路故障,如图17所示,获取由时间标列和若干通道电气模拟量和开关量数据列构成的数据文件.图中:Fault表示故障;Relay表示继电保护装置.

由二次系统仿真项目的电子式互感器读取数据文件,并发送至采集执行单元,采集执行单元根据互感器内数据生成SV报文和GOOSE报文,由保护单元读取电气量数据并采用电流保护算法进行故障判定.采集执行单元的采样频率为4 kHz;设置断路器A、B、C三相跳闸延时为40 ms,模拟断路器固有分闸动作时延;GOOSE心跳报文周期为10 ms,事件报文的最小间隔为2 ms;站控层MMS报文协议选择监控主机作为客户端,10 kV线路1保护单元作为服务器;监控主机通过MMS报文下发整定值修改指令,整定值在(0.8, 1.0)区间内随机生成.

10 kV线路1的保护单元在 0.027 9 s 时接收到站控层设备修改定值的报文,保护单元成功地将定值I_set修改为 0.886 41 kA.在 0.105 758 s 时 10 kV 线路保护单元检测到线路1电流有效值越限,线路1保护单元过电流保护动作,根据修改后的保护单元整定值,过电流保护动作时,A相电流有效值为 0.919 362 kA,超过修改后的定值 0.886 41 kA.过电流保护成功以修改后的定值动作,仿真过程中保护单元和采集执行单元于ODB界面输出语句如下所示,其中[421]代表保护单元收到第421个SV报文时动作.

仿真时延结果如表1所示.对时延结果进行分析,故障于0.1 s时发生,保护单元的动作时延为

(7)t_PUde=t_α+t_β+t_p+t_oth

式中:t_α为电子式互感器到采集执行单元的报文时延,由表1可得为0.141 ms;t_β为采集执行单元到保护单元的报文时延,为0.358 ms;t_p为保护单元的反应动作时间,由短路电流波形决定,其计算公式为

(8)t_p=ΔtN_SV

式中:Δt为电子式互感器的采样间隔,仿真设置采样频率为4 kHz,即采样间隔0.25 ms;N_SV为从故障发生时刻起到保护动作时所收到的SV报文数,由输出语句和时延结果分析可知N_SV=21,即t_p=5.25 ms; t_oth为除网络传输时延外其他因素造成的不确定的纳秒级时延,如OPNET初始化时间等,故有t_PUde=5.758 ms+t_oth.对比可见ODB输出语句的过电流保护单元动作延时5.758 ms.

过电流保护于 0.105 758 s启动,跳闸GOOSE报文经过约0.362 ms延时后对应采集执行单元于 0.106 121 s 收到保护单元下发的第一个跳闸GOOSE报文,再经过预设的40 ms延时即模拟断路器跳闸时间后采集执行单元于 0.146 121 s 控制三相断路器跳闸,接着采集执行单元上传开关变位GOOSE报文.在此过程中,保护单元、采集执行单元均按预设的2、4、8 ms的重发间隔发送GOOSE报文.

图18展示了电子式互感器和采集执行单元输出结果.二次系统仿真时,从互感器读取的电流数据拟合的波形如图18(a)所示,在0.1 s两相接地短路发生时,A相和B相电流突变,C相电流没有明显变化,采集执行单元开出量跳闸信号仿真结果图18(b)所示,其中状态0表示合,状态1表示分.

面向信息网络化传输下电力二次系统的性能精细刻画需求,提出电力二次系统的仿真建模方法.根据智能变电站IED多个端口的发送和接收信息需求、3层网络结构和7层网络结构的信息交互需求,建立IED的结构模型;根据智能变电站IED的功能特点,利用有限状态机原理内置算法,建立IED的功能模型;根据IEC 61850标准的信息传输机制,建立发布者/订阅者模式和客户/服务器模式的SV报文、GOOSE报文、MMS报文传输的协议模型;最后,仿真实现了保护定值修改和故障后保护动作逻辑.所提仿真建模方法拟合二次IED设备的结构特点和功能特点,以及二次业务的信息传输协议,为新型电力系统基于ICT架构的电力二次系统的建模、性能测度、新算法测试提供有效的仿真模拟方法.进一步以二次系统仿真为基础构建电力二次系统数字孪生体,有望带来电力系统二次调度、控制、运维技术的全面提升.