电力系统工程师硬件在环测试完整指南

核心要点

• 在任何分布式能源（DER）控制器进入回路之前，保护设置就已经得到验证，因此第二次运行时发生偏移的协调裕度完全归因于DER，而非其他因素。
• 规划、防护工程和运维部门之间的阶段所有权以及带版本号的交接包，决定了公用事业公司的HIL项目实际上能推进到什么程度。
• 通过在同一电网模型上同时运行 IEC 61850 和 IEEE C37.118 标准，保护和控制室组可以读取一条事件记录，而无需处理两份重建数据。

当硬件在环测试作为程序按顺序运行，而非一系列孤立的台架测试时，公用事业公司便能获得值得信赖的保护措施和分布式能源（DER）并网解决方案。

排队等候的项目数量持续增加。截至2025年底，全美范围内约有2,060吉瓦的发电和储能项目正在积极寻求并网。每个项目最终都会成为需要核对的参数、需要验证的模型，或是需要接纳的控制器。测试台的处理能力无法像排队项目那样无限扩展，因此操作顺序便成了制约因素。

继电器测试台用于解答关于单个设备的问题。而通用HIL工作流则用于解答关于某项研究的疑问——该研究始于规划阶段，历经保护工程阶段，最终以运行部门接纳新的馈线资源而告终。一个仿真 模型同时涵盖了这三种场景，而确保各阶段的交接无误，对进度计划的帮助远胜于任何单个巧妙的测试用例。

除单个继电器测试外，公用事业HIL程序还涵盖哪些内容

一个实用的HIL程序涵盖了单次继电器测试无法涵盖的四个方面。它可验证网络模型、应用于该网络的保护设定、在同一故障组合下的分布式能源（DER）控制器响应，以及跳闸后的操作程序。这四个方面均基于同一馈线的实时仿真 进行验证。

配电 规划小组通常会首先对一条承载新5 MW太阳能电站的12.47 kV馈线进行短路分析，该分析表明，一旦电站并网，重合闸处的故障电流就会下降。要将这一结果转化为基准案例，需要将该馈线重建为电磁暂态模型，将重合闸控制装置和电站的继电器接入回路，然后分别在电站并网和离网状态下模拟故障。

这四个测试目标的故障表现各不相同，且分别属于不同的人。模型错误表现为故障电流与现场记录不符；设置错误表现为继电器虽能正确跳闸，但动作过慢；控制器错误则仅在分布式能源（DER）成功抵御电压骤降时才会显现。将所有测试在同一试验台上进行，即可区分这些故障。

在同一实验台上进行序列保护验证和分布式能源并网测试

保护验证应优先进行，分布式能源（DER）并网验证次之，因为分布式能源的测试用例依赖于已经过验证的设置。如果顺序颠倒，则每个分布式能源测试结果都包含未经验证的设置假设，而测试失败也无法说明是哪一层出现了问题。

设想一座变电站，其后方有一个新的20兆瓦电池场，该电池场与三条现有馈线共用同一条25千伏母线。在保护阶段，系统会模拟针对母线差动保护和馈线过电流保护元件的近端及远端故障，且不考虑分布式能源（DER）的影响，以确认协调裕度满足要求。 只有在该次模拟通过后，电池控制器才会进入保护回路。第二次模拟中任何发生变化的裕度均可归因于分布式能源（DER），这值得额外花费一天的台架测试时间。

“保护验证优先，分布式能源（DER）并网验证其次，因为分布式能源的案例依赖于已经得到验证的设置。”

每个阶段由谁负责，以及各小组之间需要交接哪些内容

规划部门负责网络模型，保护工程部门负责配置和故障集，运维部门负责验收标准和切换流程。各部门向下一环节移交的是预先定义好的“包”，而非单纯的文件传输，而公用事业HIL项目通常正是在这些交接点上陷入停滞。

这些团体之间一份可行的交接方案包含以下五点。

• 经过验证的网络模型，其源阻抗和线路参数与现场记录相匹配
• 经协商确定的故障集，其中列出了位置、类型和持续时间，并在上机测试前获得批准
• 该继电器设置文件与实际加载到现场设备中的内容完全一致
• DER控制器配置（包括抗失频曲线）以及正在测试的固件版本
• 以测量值形式表述的通过标准，例如跳闸时间和电压恢复

固件版本是最常被忽略的项目，却往往会带来最糟糕的意外。一个在3月份通过测试的设置文件，在7月份搭载了更新固件版本的设备上运行时，表现可能会截然不同。规划部门也应向上游项目尽到同样的责任，提供其使用的源阻抗参数，以免保护工程团队日后需要对故障电流进行逆向分析。

“每个组都会将一个预先定义的软件包传递给下一组，而不是直接传输文件，而这些交接点往往正是实用型HIL程序通常会卡住的地方。”

功率硬件在环（PHIL）与控制器硬件在环（HIL）之间的关系

功率硬件在环（HIL）与控制器硬件在环（HIL）之间的主要区别在于跨越边界的是什么。控制器HIL与继电器或控制器交换低级信号和消息，而功率HIL则通过放大器将实际电流和电压传输到物理设备中。公用事业公司在不同的阶段会同时使用这两种方法。

继电器和分布式能源（DER）控制器的验收测试几乎完全在控制器硬件在环（HIL）上进行。负责验证距离保护元件的保护工程师会向继电器发送模拟二次量和状态点，然后读取跳闸触点信号。当被测对象（如完整的变流器）需要输出或吸收实际功率，且需要验证其负载下的行为时，功率HIL便发挥了重要作用。

成本决定了这种划分。电力HIL系统需要与设备匹配的放大器，此外还需安全联锁装置和占地空间，因此大多数公用事业公司都配备一个具备供电能力的机柜和多个控制器位置。大多数关于保护和分布式能源（DER）的问题都在信号层得到解决。

IEC 61850 和 IEEE C37.118 如何传输继电器和 PMU 流量

IEC 61850 承载保护数据流，而 IEEE C37.118 承载同步相量数据流。GOOSE 报文以毫秒为单位在仿真器与继电器之间传输跳闸和阻塞信号，采样值承载数字化电流和电压，而 C37.118 将带时间戳的相量流传输至正在测试的广域应用 。

围绕过程总线构建的变电站使台架测试工作井井有条。仿真器将采样值发布到该总线上，继电器的订阅方式与现场完全一致，而跳闸GOOSE信号返回至仿真器以合闸模拟断路器。台架测试与变电站环境之间，继电器的配置没有任何变化，这正是关键所在。

在同一基准上，PMU数据流的作用有所不同。C37.118数据流允许您将故障或DER跳闸情况重放至状态估算器中，从而查看控制室人员当时所见的情况。HYPERSIM 负责维护电网模型，而那两个协议栈则承载继电器和PMU接口，因此保护和运行部门只需读取一个事件，而非该事件的两个重建版本。

公用事业HIL项目后期显现的常见失效模式

后期出现的故障源于从未根据设备能力进行验证的设置、与现场情况不符的模型，以及在交接过程中遗漏了版本号的情况。这三类问题在试验台上发现时成本很低，但在通电后发现则代价高昂。

逆变器保护设置是最明显的例子。2024年3月发生的一起500千伏相-地故障，导致西部电网互联系统内28个设施的太阳能和风能发电量减少1,046兆瓦，随后的审查发现，报告中不到三分之一的逆变器设置与设备的实际能力相符。 针对实际控制器的抗故障运行测试可立即显示：若某台机组在远低于其额定耐受极限的情况下就已跳闸，则表明存在问题。

模型不匹配的问题会在后期显现，且后果更为严重。过于乐观的模拟源阻抗会导致所有在测试台上验证通过的协调裕度都朝着同一方向出现偏差，而你直到实际故障发生时才会发现这个问题。版本漂移是第三个问题。设置文件、控制器配置和固件版本各自都有对应的版本号，如果程序未能记录这三者的版本信息，其验证结果就与现场实际情况不符。

确保工作流程在连续的项目周期中保持稳定

当模型、故障集和通过标准被作为固定资产而非项目残留物加以维护时，一个通用的HIL工作流便能经年累月地稳定运行。这样一来，每次新的互连测试都能基于经过验证的基础开始，而非从头构建，从而降低了每个项目的测试工时。

做得好的公用事业公司并不是在增加测试次数。它们是在一个不断优化的模型上运行相同的测试，使用带有版本号的交接包和一个共享的事件记录。这种严谨的做法在第二年就见效了——那时，一个新的分布式能源资源（DER）应用 只需两周，而不是两个月。

这就是为何应围绕一个仿真 平台构建该计划，而非使用一排彼此孤立的测试台。OPAL-RT的用户通常是因为一个继电器相关的问题而来，却会一直留下来，因为同一个模型和相同的协议接口能持续解答他们接下来的问题。其价值并不在于任何单次测试，而在于每次启动新项目时，都不必从头开始搭建基础架构。