线路继电保护产品动模试验技术条件

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1、中华人民共和国能源部部标准 线路继电保护产品动模试验技术条件 SD 28688 中华人民共和国能源部1988-08-09批准 本标准用于110kV及以上电压的线路继电保护装置、电力系统安全自动装 置 以及这些装置中反应暂态过程的单个继电器，作为对它们进行电力系统动 态模拟 试验的依据。 1 对模拟系统元件参数选择的基本要求 1.1 模拟系统与原型系统容量比的选择原则： 1.1.1 模拟系统接入被试装置的额定交流电压、额定电流值应与原型系统接入 的相 同。即额定相电压为100/3V，额定电流为5A或1A；在所模拟的传送容 量 下，通入被试装置中的电流值与原型系统所通入的电流值相接近，其差值 不大

2、于 10%。 1.1.2 原型系统线路上所用的电流互感器的变比按国产设备常用规格考虑，例 如 220kV系统用600/5及1200/5；500kV系统用1250/1及2500/1。 1.1.3 模拟电流互感器的二次侧接入被试装置后，自一次侧所测量到的阻抗值 应不 大于0.4。当互感器串联接入220kV、距离不超过20km的短线时，该线 段的阻 抗角不小于80；当互感器串联接入500kV,距离不超过40km线路时， 该线段的 阻抗角不小于85。 互感器在接入负载后，在通过最大短路电流时，其二次侧输出的误差应符 合 保护装置对电流互感器10%误差的有关要求。 1.1.4 模拟电压互感器需有电磁型及

3、电容抽取型(CVT)两种模型。对CVT型，当 在 一次模拟系统发生短路故障时，其二次输出的暂态过程应符合IEC、CVT标 准中 的有关要求。 1.1.5 模拟电压互感器的二次侧接入被试装置后，其电压降不应超过额定值的 2%，将一次侧三相短路，在被试装置端子上所测量到的阻抗值应小于2。 1.2 对模拟发电机的主要技术要求： 1.2.1 接入220kV系统的最小发电厂容量按100MVA考虑；最大发电厂容量按 8001000MVA考虑。接入500kV系统的最小发电厂容量按300MVA考虑(送电 线长度不超过300km)或者按600MVA考虑(送电线长度超过300km)；最大发电 厂 容量按大于180

4、0MVA考虑。 1.2.2 一般可选用一台模拟机模拟一个发电厂，但对大容量有切机要求的发电 厂， 应至少选用两台模拟机，而且要求其中一台机组的容量与原型一台机或 几台机等 价，以便进行联锁切机的试验。 1.2.3 模拟机组应配置自动调压器及调速器。 1.2.4 在模拟电厂高压侧发生三相短路时，其短路电流中的非周期分量衰减时 间常 数应大于100ms。 1.2.5 模拟电厂未接入系统前，在高压侧的谐波电压应小于额定值的1.5%。 1.3 对模拟线路的主要技术要求： 1.3.1 对220kV，距离超过10km的线路，其模拟元件的阻抗角应不小于80； 对500kV距离超过20km的线路，其模拟元件的

5、阻抗角应不小于86。 所有线路模拟元件，在通过工频电流时，其电压与所通过的电流值成正比，即阻抗值恒定。 1.3.2 对原型为100km及以上的模拟线路，应至少由5节以上的等值“T”回路 组成，在模拟故障点不应装设线路电容的模拟电容器。100km以下的线路，在 保 证阻抗角不小于原型值的前提下，可适当地减少等值“T”回路的节数， 40km 以下的线路可不考虑装设模拟电容。 1.3.3 对500kV线路，当距离不超过100km时，不考虑接入并联电抗器；当距离 为100200km时，只考虑在线路一侧接入并联电抗器，其补偿度约为50%；当 距离超过300km时，考虑在线路两侧接入并联电抗器，其补偿度均

6、约为35%。 200300km的线路可按一侧或两侧补偿。 1.3.4 并联电抗器模拟元件的阻抗角应不小于89。 1.3.5 对于环形网络及双回线的模拟，应保证同一线路在零序网络中所通过的 零序 电流与相网络中所通过的零序电流相等。一般情况可不考虑零序互感的 模拟，但 对需要考虑零序互感对被试保护性能影响的试验项目，则需根据具 体情况(故障类 型，故障地点等)对互感进行专门的模拟。 1.4 对模拟断路器的主要技术要求： 1.4.1 装设在模拟线路上的断路器应为分相操作式。装设在其他位置的断路器 可为 三相操作式，任一组模拟断路器在进行三相合闸时，三相触头闭合时间 之差应小 于5ms。特殊试验，可

7、根据需要增大时差。 1.4.2 用以切除短路故障的断路器应有足够的遮断容量，在触头断开20ms以内 能 可靠灭弧，总的跳闸时间不大于50ms。 对于500kV线路，若专门考核继电保护在线路空载合闸时的技术性能，则 模 拟断路器需要考虑合闸电阻。 1.4.3 模拟断路器应具有辅助触点，其跳合闸回路和跳合闸电流值应与原型一 致。 1.4.4 模拟短路故障的断路器，其合闸时间应相对稳定。连续合闸十次，其合 闸时 间的最大差值不宜超过1ms。 模拟短路回路的所有连接线应有足够大的截面，所有连接点，包括断路器 的 触头应接触可靠。防止出现较大的接触电阻，在电压互感器装设点发生金 属性单 相接地短路及三相

8、短路时，故障相的残压不大于额定值的0.2%。 1.5 对非金属性短路模拟电阻的主要技术要求： 1.5.1 短路故障时，通过短路电流的持续时间不超过1s。 1.5.2 电阻值的大小应使被试装置出现不正确动作情况(理论分析有其可能性)， 例 如反向故障时失去方向性误动；保护范围外故障时，超越误动；保护范围 内故障 时，纵续动作及拒动。 2 对模拟系统技术性能的基本要求 2.1 模拟系统的接线方式和运行方式应具有代表性，除了能考核被试装置的一 般 技术性能外，尚应能考核在边缘条件下的技术性能和在技术说明书中所列 出的特 殊性能，一般一套装置需在几种接线方式和运行方式下进行试验。 2.2 无穷大电源未

9、接入模拟系统前，高压侧的谐波电压值小于额定值的1.5%； 三 相短路时的二次电流最大值应达原型水平，单相短路时的零序回路3倍电流 值应 小于三相短路相电流值，短路电流中的非周期分量衰减时间常数不小于 90ms(相当 于短路阻抗角不小于88)。 电源三相应平衡，在未接入模拟系统前，在额定电压下的负序相电压分量应 小于0.5V(二次值)，在模拟线路末端三相短路时，负序相电流应小于相电流 值的 4%。 2.3 电厂高压侧母线短路时的二次电流值(强励未起作用前)应与原型基本相同， 相 差不超过20%。 2.4 通过模拟线路的短路电流值应与按模拟系统的实际参数所计算的数值相符 合。 2.5 如无特殊要求

10、，模拟系统的最大短路电流值，可按原型电流互感器的二次 侧 电流误差值不超过10%额定值所允许的最大电流倍数考虑。 2.6 接有并联电抗器的模拟线路，在全电压情况下，将电源侧断路器断开后， 在 线路上的残余电压出现暂态低频分量，该电压下降到零的时间至少大于 1s(实际系 统可达数10s，对某些接至线路侧电压互感器的装置，可能导致不真 实的结果， 例如检查线路无电压的重合时间要比实际快，故对这类装置的检 验需进一步研究 解决的办法)。 2.7 应能模拟出以下几种失稳现象： 2.7.1 模拟线路输送功率在接近静态稳定极限的运行条件下(不超过电流互感器 的 额定值)，在低压侧进行操作(在高压系统的电流

11、或电压回路中不出现使保护 装置负 序和零序起动元件动作的负序与零序分量)使系统失稳。第一个振荡周 期的振荡中 心在被试装置所在的线路上，自正常负荷电流上升到振荡电流最 大值(第一个振荡 周期内)的时间在0.81.2s之间。 2.7.2 在双回线模拟系统中，当其中一回线无故障断开后，系统出现失稳边缘 情 况，第一个振荡周期大于0.5s。 2.7.3 在双回线模拟系统中，当其中一回线故障断开后，系统出现失稳边缘情 况， 第一个振荡周期大于0.5s。 2.7.4 在无故障的情况下单回线断开单相，使非全相运行期间出现失稳边缘情 况， 自正常运行电流值上升到振荡电流最大值(第一个振荡周期内)的时间大于

12、0.8s。 2.7.5 系统失稳后能恢复稳定运行，在恢复同步运行前的12个振荡(摇摆)周期 大于1s。 2.7.6 系统失稳后，各点频率出现偏离50Hz的现象，在振荡过程中，应能出现 10Hz的频差。但允许长期振荡不能恢复同步运行，而以手动解列。 3 动模试验典型接线方式及故障模拟的基本要求 3.1 线路继电保护装置的动模试验要分别在由中、长距离线路组成的和由短距 离 环网线路组成的模拟系统中进行。 3.2 对于中长距离线路的模拟系统，推荐采用图1所示的接线方案，图中各元件 所模拟的原型设备容量或原型线路的距离在表1中列出。 假如由于动模试验设备条件的限制，不能组成图1的模拟接线时，可采用 图

13、 2及图3两个接线方案，这两个接线中各元件所模拟的原型设备容量(距离)分 别于 表2及表3中列出。 图1 中长距离线路模拟系统接线方案之一 图2 中长距离线路模拟系统接线方案之二 表1 图3 中长距离线路模拟系统接线方案之三 图4 具有短距离线路的模拟系统接线方式 3.3 对于具有短距离线路的模拟系统推荐用图4的接线方式，该接线可只按 220kV 的系统模拟。 3.4 对中、长距离线路模拟系统，要分别在各回线路的出口，中点及各母线设 置 短路点，并模拟下列故障。 3.4.1 在母线发生各种接地短路、相间短路及由单相接地发展为两相接地，再 发展 成三相短路接地故障(故障演变时间在1030ms内完

14、成)，故障持续时间 在0.1 0.15s之间，由模拟短路故障的断路器自动断开。 表2 表3 3.4.2 在双回线各短路点，发生各种接地短路(包括发展性短路)，相间短路及单 相 接地故障相断开后非全相运行期间，余下两相再发生单相及两相接地故障。 上述 故障为瞬时性及永久性两种情况。 3.4.3 为了减少模拟发电机解列并车次数，在单回线各短路点，一般着重进行 单相 瞬时性短路故障试验，但是永久性故障及相间短路故障也需少量进行。 3.4.4 需分别在线路轻载、中载、满载情况下进行各种短路故障试验。 3.5 对短线环网系统，一般仅在各线路出口设置短路点并模拟下列故障： 3.5.1 各种接地短路、相间短

15、路及由单相接地发展为两相接地再发展成三相接 地 (在1030ms内完成)，以瞬时性故障为主，永久性故障可适当减少。 3.5.2 相邻线发生短路，两侧断路器纵续动作，使被保护线路电流突然出现倒 向情 况。 3.5.3 一般可在线路轻载下进行短路故障试验。 3.6 对中、长线路系统需要进行静稳定破坏和暂态稳定破坏的模拟。 3.7 几种常用保护装置的重点试验项目： 3.7.1 距离保护： 3.7.1.1 第一段距离元件在长、中、短距离线路上应用时的性能，例如在几种电源 阻抗与线路阻抗(或整定阻抗)比的情况下，动作值的最大暂态超越范围及稳 定变化 范围、动作时间特性等。 3.7.1.2 系统振荡时，振

16、荡闭锁防止荡振误动的可靠性，以及利用动作时延躲振 荡 的保护所允许整定的最短时限。 3.7.1.3 保护在系统发生非单一故障造成系统失稳(例如区外发生三相短路并且 纵联 保护或安全自动装置拒动)时，是否会误动，在振荡过程中区内发生短路 时是否能 动作跳闸。 3.7.1.4 相邻线发生故障时，相应保护段动作正确性。 3.7.1.5 具有方向性的距离元件在反向母线发生短路时的动作行为、整套保护装 置 的动作行为及工作的可靠性。 3.7.1.6 起动元件动作可靠性。 3.7.1.7 与收发信机及相应的逻辑回路配套构成全线快速保护时的动作性能是否 与 该装置有关技术说明一致。 3.7.1.8 与综合重合闸配合工作时的动作行为是否与该装置有关技术说明一致。 3.7.2 零序电流及零序电流方向保护： 3.7.2.1 线路由无穷大电源充电，在第一段保护范围末端发生接地短路时，带方 向 及不带方向的第一段的最长动作时间以及不带方向的第一段的最大超越范 围。 3.7.2.2