1、ICS 2912050K 45 囝亘中华人民共和国国家标准GBT 26864-20 1 1电力系统继电保护产品动模试验The dynamic test of the power system protective products201 1-07-29发布 201 1-1201实施宰瞀鹃紫瓣警糌赞篓发布中国国家标准化管理委员会促19前言一1范围-2规范性引用文件3动模试验系统基本要求31模拟系统性能要求32故障模拟33失稳现象的模拟34其他要求-35辅助工作电源4模拟元件目 次GBT 26864-201111141无穷大电源-242交流线路-343发电厂及模拟发电机一344变压器445并联电抗
2、器446断路器一547过渡电阻548串联补偿电容器549电流互感器6410电压互感器6411直流输电系统65线路保护851线路保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求52线路保护产品的试验项目6母线保护产品一61母线保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求62母线保护产品的试验项目7变压器保护产品71变压器保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求一72变压器保护产品的试验项目8并联电抗器保护产品81电抗器保护试验的典型接线及对模型的基本要求82并联电抗器保护产品的试验项目9发电机保护及发电机变压器组保护产品91发电机及发变组保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求“811nn”加毖毖GBr 2
3、6864201192发变组保护产品的试验项目10直流输电系统保护101动模试验典型接线方式lO2对模型的基本要求103换流变压器保护产品的试验104交流滤波器保护-232424252526刖 置GBT 26864-20 1 1本标准按照GBT 112009给出的规则起草。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由全国量度继电器和保护设备标准化技术委员会静态继电保护装置分标准化技术委员会(SACTC 154SC 1)归口。本标准主要起草单位：中国电力科学研究院、南京南瑞继保电气有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、国电南自股份有限公司、许继电气股份有限公司。本标准主要起草人：沈晓凡、周春霞、方
4、太勋、黄少锋、周泽听、钟泽章、张克元。1范围电力系统继电保护产品动模试验GBT 26864-201 1本标准规定了交流110 kV及以上电压等级、100 Mw及以上发电机组的继电保护产品以及直流输电系统的换流变压器和交流滤波器保护产品动模试验的典型接线方式、故障模拟及对动态模拟试验系统(以下简称动模)的基本要求，作为交流110 kV及以上电压等级、100 MW及以上发电机组的继电保护产品以及直流输电系统的保护产品进行电力系统动态模拟试验的依据。本标准适用于交流110 kV及以上电压等级、100 Mw及以上发电机组的继电保护产品以及直流输电系统的保护产品动模试验。110 kV以下电压等级及100
5、 Mw以下发电机组的继电保护产品的动模试验可参照本标准。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有修改单)适用于本文件。GBT 4703电容式电压互感器(IEC 600445：2004，MOD)GBT 15145输电线路保护装置通用技术条件GBT 16847保护用电流互感器暂态特性技术要求(idt IEC 600446：1992)GBT 208407互感器第7部分：电子式电压互感器(IEC 600447：1999，MOD)GBT 208408互感器第8部分：电子式电流互感器(IEC 600
6、448：2002，MOD)GBT 223904高压直流输电系统控制与保护设备第4部分：直流系统保护设备DLT 670微机母线保护装置通用技术条件DLT 671微机发电机变压器组保护装置通用技术条件DLT 770微机变压器保护装置通用技术条件3动模试验系统基本要求31模拟系统性能要求311在所模拟的传输容量下，通人被试产品中的电流值与原型系统所通人的电流值相接近，其差值不大于10。模拟系统接人被试产品的二次额定交流电压值应与原型系统接人的相同。312 电厂高压侧母线短路时的二次电流值(强励未起作用前)应与原型相差不超过20。313通过模拟线路的短路电流二次值应与按模拟系统的实际参数所计算的数值相
7、符合。314如无特殊要求，模拟系统的最大短路电流值，可按被测原型系统最大的短路容量考虑。315接有并联电抗器的模拟线路，在全电压的情况下，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，该电压衰减到零的时间不小于1 s。316在模拟系统的接线方式和运行方式应具有代表性，除了能考核被试产品的一般技术性能外，还应能考核被试产品在边缘条件下的技术性能。32故障模拟动态模拟系统应能GBT 26864-20 1 1a)模拟不同类型的瞬时性及永久性故障b)应能模拟经过渡电阻的故障；c)应能模拟经不同时间的发展性的故障d)应能控制故障初时时刻的合闸角。33失稳现象的模拟331模拟线路输送功率在接近
8、静态稳定极限的运行条件下(不超过电流互感器的额定值)进行系统操作(在电流或电压回路中不出现使被试产品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产品所在的线路上，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05 s15 s之间。332在双回线模拟系统中，当其中一回线无故障断开或因故障断开后，系统出现失稳边缘情况，第一个振荡周期大于05 S。333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，第一个振荡周期的时间大于05 s。334系统失稳后能恢复稳定运行，在恢复同步运行前的一个振荡周期大于1 s。335系统失稳后，各点
9、频率出现偏离50 Hz的现象，在振荡过程中，应能出现5 Hz的频差，但允许长期振荡不能恢复同步运行，而以手动解列。34其他要求341 环境条件在被试产品正常工作条件范围内。342模拟断路器的操作把手和信号指示应与继电保护二次回路通常的设计相同。343应具有供分析用的储存故障量和产品动作情况的微机型记录设备。344应配备相量测量系统和时钟对时系统。345应配备通道设备，以测试线路保护装置的通道适应性。346宜配置电子式互感器及相关设备。35辅助工作电源351直流工作电源应能提供足够容量的直流电源以满足被试二次设备正常运行的全部要求。电压调整范围为-20+15。352交流工作电源应能提供足够容量的
10、交流电源以满足被试二次设备及辅助设备正常运行的全部要求。交流电源应能提供的电压为单相220 V，频率为50 Hz，空载时的电压偏差为一15+10，波形为正弦，电压纹波系数不大于5。4模拟元件41无穷大电源无穷大电源在未接人模拟系统前，高压侧的谐波电压值应小于额定值的15；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90 ms(相当于短路阻抗角不小于88。)。2GBT 26864-201 1无穷大电源三相应平衡，在未接人模拟系统前，在额定电压下的负序相电压分量应小于05 V(二次值)，在模拟线路末端三相短路
11、时，负序相电流应小于相电流值的4。42交流线路421对交流线路的模拟，应与各电压等级的原型线路相符。422对所有模拟线路元件，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。423对原型为100 km及以上的模拟线路，应至少由5节以上的等值“r”回路组成，在模拟故障点不应装设线路电容的模拟电容器。100 km以下的线路，可适当地减少等值“r回路的节数，40 km以下线路可不考虑装设模拟电容。在接人电流、电压互感器后各电压等级线路的模拟阻抗角应不小于表1中的要求。表1各电压等级线路模拟阻抗角要求L100 km 60 kmL100 km 40 kmL100 km 20 kmL100
12、km1 000 kV 884。 86。750 kV 874。 86。500 kV 864。 850330 kV 864。 85。220 kV 830 80。110 kV 81。 80。424模拟并联电抗器的阻抗角应不小于89。425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。426对于同杆并架双回线路的模拟对需要考虑零序互感对被试保护性能影响的试验项目，可根据具体情况(故障类型，故障地点等)对零序互感进行专门的模拟。在进行同杆并架线路的模拟时，应保证互感比例系数(回路问互感与相问互感的比值)在08809之问。双回线运行时的零序阻抗角小于
13、单回线运行时的零序阻抗角，线路半长处的零序电抗大于单回线半长处的零序电抗，而小于线路全长时的零序电抗的一半。427对电缆和架空线混合线路的模拟电缆线路的参数与电缆的金属护套接地方式、电缆线路的互联方式以及换位、回流线和回路数均有直接的关系，且电缆和架空线混和线路的长度比例以及混合方式由具体工程确定。当具体工程对电缆线路和电缆与架空线混合线路有要求时，可根据需要进行专门的模拟。对于电缆线路，应考虑装设模拟电容。43发电厂殛模拟发电机431一般应用二台及以上模拟发电机模拟一个发电厂，对大容量有切机要求的发电厂，要求其中一台机组的容量与原型一台或几台机等价。对于短距离环形网络线路模型，其中一个电厂可
14、用一台模拟发电机模拟。432接人220 kV及以下系统的最小发电厂容量按100 Mw考虑，最大发电厂容量按不大于800 Mw考虑；接人500 kV及以上系统的最小发电厂容量按300 Mw考虑(送电线长度不超过3GBT 26864-201 1300 km)或按600 Mw考虑(送电线长度超过300 km)，最大发电厂容量按大于2 100 Mw考虑。433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100 ms。434模拟电厂未接人系统前，在高压侧的谐波电压应小于额定电压值的1-5。435发变组的变压器容量应与发电机容量相配合并与原型相同。436模拟发电机应配置自动调
15、压器及调速器。437发电机励磁系统a) 模拟发电机的励磁系统应与原型相似；b)励磁系统允许强行励磁时间不小于10 s；c)励磁系统的电压响应时间不大于01 S；d) 自动调节励磁装置应包括自动调压器、强行励磁和灭磁装置；e) 自动调压器应保证在发电机空载额定电压的70llo范围内进行稳定、平滑地调节；f)其他条件可参照有关励磁系统的规程、规定；g) 电力系统稳定器(PSS)：励磁系统装设电力系统稳定器(PSS)，可选择其投入和退出运行，其有效频率范围为01 Hz25 Hz，同时，设置必要的保护和控制回路。438模拟发电机应有匝间短路设置，匝间短路的匝数(与总匝数之比)应在125间可选择。439
16、模拟发电机的频率特性a) 频率每变化1，发电机端电压变化不大于额定值的025；b)整定值调节速度要求可编程，满足不大于1s，不少于03s；c)在空载额定电压情况下，当发电机给定阶跃为土10时，发电机电压超调量小于阶跃量的30，振荡次数小于2次，调节时间小于5 s；d)零起升压：当发电机零起升压时，机端电压超调量不超过额定电压的10，振荡次数小于2次，调节时间小于5 s。44变压器441变压器模型应具备自耦变压器和普通三绕组变压器两种，分别对应原型中的自耦变压器和普通三绕组变压器，各电压等级的短路电压见表2，变压器最大调压抽头为士125u。表2 1 10 kY殛以上电压变压器短路电抗1 ooo
17、kV自藕变压器 500 kV自藕变压器 220 kV三绕组变压器 110 kV三绕组变压器高一中(oA) 1620 12 12 1214 105高低() 5668 3438 4246 2224 1718中一低(“) 3644 2022 2830 79 65442变压器模型在空投时其涌流应足够大，三相中最大涌流峰值应不小于2倍额定电流峰值。443变压器模型高压侧绕组应有匝间短路设置。匝问短路匝数(与总匝数之比)应在110间可选择。45并联电抗器451模拟并联电抗器的阻抗值以及时间常数应与原型参数相近，且为分相式，三相电抗器可经一小电抗接地。4GBT 26864-2011452固定电抗值的模拟并联
18、电抗器应有匝间短路设置，匝间短路匝数(与总匝数之比)应在110问可选择，间隔不大于1匝。453可控并联电抗器应采用与原形相同的控制原理和主体结构。454有级调节式可控并联电抗器的高压绕组、低压绕组、空芯电抗器各自从中性点开始至首端之间多处抽出抽头用于匝间短路，匝间短路的匝数与每相总匝数之比应在110之间可选择。455无级调节式可控并联电抗器的高压绕组自中性点开始至首端之间多处抽出抽头用于匝间短路，匝间短路的匝数与每相总匝数之比应在110之间可选择。456模拟可控并联电抗器引入模型系统的谐波分量比例不大于所模拟的原形系统的相应值。46断路器461装设在220 kV及以上模拟线路上的断路器应为分相
19、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及分闸时，三相触头闭合时间之差应小于5 ms，三相触头分离时间之差应小于33 ms。对于特殊试验，模拟断路器三相合闸时，可根据需要增大时差。462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20 n3S以内能可靠灭弧。463模拟断路器应提供辅助触点。464模拟短路故障的断路器，其合闸时间应相对稳定。连续合闸10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短路时，故
20、障相的残压不大于额定值的02。47过渡电阻短路故障时，模拟过渡电阻大小应可以调节，电阻值的大小应使被试装置出现可能不正确动作情况(理论分析有其可能性)，例如反方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等。48串联补偿电容器481模拟固定串联补偿电容器的串补度应能在3060之间进行调整。482模拟串联补偿电容器应能实现原型系统中串联补偿电容器的主要控制功能。483模拟固定串联补偿电容器应有模拟金属氧化锌压敏电阻(MOV)、放电间隙(GAP)以及旁路开关等保护措施。其中金属氧化锌压敏电阻和放电间隙的动作值应能根据需要进行调整。484模拟可控串联补偿电容器的提
21、升系数应能达到25倍以上，在(125)倍提升系数内能进行平滑调节，调节误差不大于原形系统的调节误差。485模拟可控串联补偿电容器应有模拟金属氧化锌压敏电阻(MOV)、模拟放电间隙(GAP)以及模拟旁路开关等保护措施。其中模拟金属氧化锌压敏电阻和模拟放电间隙的动作值应能根据需要进行调整。486模拟可控串联补偿电容器应能改变电容器组的电容容量。487模拟可控串联补偿电容器应能实现可控部分在线路小负荷时自动退出和线路大负荷时自动投人功能。56BT 26864-201 149电流互感器491模拟式电流互感器实验室所提供的模拟式电流互感器应能分别模拟GBT 16847中的TPY级和P级电流互感器，当在一
22、次模拟系统发生短路故障时，其暂态特性应满足GBT 16847中的规定。模拟电流互感器的二次侧接人被试产品后，自一次侧所测量到的阻抗值应不大于04 n。当互感器串联接入110 kV和220 kV、距离不超过20 km的短线时，该线段的阻抗角不小于80。；当互感器串联接人500 kv及以上、距离不超过40 km的短线时，该线段的阻抗角不小于85。模拟系统接人被试产品的二次额定交流电流值应与原型系统接人的电流值相同。二次额定电流为5A和1A。492电子式电流互感器应满足GBT 208408电子式电流互感器标准的要求。410电压互感器4101模拟式电压互感器模拟电压互感器应有电磁型及电容抽取型(CVT
23、)两种模型。对于CVT型模拟电压互感器(谐振型和速饱和型)，在接人不大于5 VA的负载后，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GBT 4703的有关要求。模拟电压互感器的二次侧接人被试产品后，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 Q。二次额定线电压为100 V，二次开口三角额定电压为100 V。4102电子式电压互感器应满足GBT 208407电子式电压互感器标准的要求。4”直流输电系统4111 直流输电系统的模拟范围直流输电系统应能模拟下列系统元件：等值交流系统、交流滤波器、换流变压器、直流换流阀、直流滤波器、平波电抗器
24、、直流开关、直流线路等。4112直流输电模拟系统运行方式直流输电系统应按满足模拟下列运行接线方式的要求：1)双极全压运行方式；2)双极中有一极故障停运时转为单极运行，用全压运行和半压运行作为极端运行情况，以确定各种降压运行工况；3)单极全压金属回线方式。运行方式中需要考虑对称和不对称电流或电压运行的情况。双极方式中需要考虑接地方式的影响，一般有双极两端中性点接地方式、双极一端中性点接地方式和双极金属中线方式。直流输电系统应提供模拟下列运行控制模式：1)直流输电起停控制；6GBT 2686420112)双极功率控制；3)极功率反转；4) 极线路空载加压试验。在不同功率输送方向下，直流系统应能模拟
25、上述所有运行接线方式和运行控制模式运行。4113直流线路对直流线路的模拟，应与对应电压等级的原型线路相符。对所有模拟线路元件，在通过直流电流时，其电压与所通过的电流值成正比，即阻抗值恒定。对原型为l 000 km及以上的模拟线路，应至少由10节以上的等值“r”回路组成，在模拟故障点不应装设线路电容的模拟电容器。对原型为1 000 km及以上的士800 kV模拟线路，模拟元件的阻抗角应不小于884。；对于土500 kV线路，模拟元件的阻抗角应不小于880。对地回线的模拟，应与原型的阻抗角一致，频率特性应与实际大地的频率特性一致。4114换流阀+500 kV直流输电系统单极采用12脉动阀组，800
26、 kv直流输电系统单极采用双12脉动阀组。模型必需与原型相同。换流阀应具有适当的保护，以避免换流阀在关断期间因过电压而造成的损坏。其触发系统具有模拟丢失脉冲的条件。4115换流站站控系统换流站站控系统主要包括主机、分布式现场总线和分布式IO等设备。站控系统的主要功能是实现换流站交直流开关设备的顺序控制；执行交直流保护或设备本体监控保护装置发出的跳闸指令；完成全站的电气联锁；完成全站主辅设备监视报警信号的汇总管理；还担负着全站的无功功率控制和各换流单元间的协调控制以及接收交流系统安全稳定装置的指令。顺序控制包括：换流单元交流侧充电断电，换流极和阀组的起动及停运，换流极和阀组的联结与隔离，大地回线
27、与金属回线之间的转换，直流滤波器的投切。4116换流变压器采用两种单相双绕组变压器(YY、YA)或单相三绕组变压器(YYA)模拟原型换流变压器，其短路电抗的百分值须与原型相同。对所模拟换流变元件，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。考虑直流偏磁，换流及逆变变压器的饱和电压与原型一致。一般饱和电压为额定电压的13倍。换流变压器交流侧应有多抽头，调节范围(一75，+30)UH，调节步长12515。分接头开关用于补偿交流系统的电压变化和直流线路的压降从而维持整流侧的直流电压为恒定值。4117交、直流滤波器滤波器的电感采用空心电感。交流滤波器的设计应按照原型的规定考虑无功功率
28、的要求。直流滤波器的结构按与原型一致模拟，宜采用双调谐滤波器。无功补偿和控制装置应设计为在任何双向功率输送水平下，全部直流功率中断或部分直流功率中断引起的换流站交流母线工频过电压大于13倍的时间不超过5Hz，电压幅值的变化也不超过扰动前电压的30。7GBT 2686420 114118平波电抗器对乎波电抗器的模拟要求同线路元件。5线路保护51 线路保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求511试验分为1 000 kV、750 kV、500 kV(330 kV)、220 kV和110 kV五种电压等级。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110 kV和220 kV系统
29、用6005及1 2005；500 kV(330 kV)系统用1 2501及2 5001；750 kV系统用2 ooo1及4 0001；1 000 kV系统用4 0001及6 0001。如有特殊需要可按要求调整变比。对于1 000 kV电压等级，分别在由长距离线路、中距离线路组成的模拟系统中进行试验。对于750 kV、500 kV(330 kV)、220 kV电压等级，分别在由长距离线路、中距离线路和短距离环网线路组成的模拟系统中进行试验。对于110 kV电压等级，分别在由长距离线路和短距离线路组成的模拟系统中进行试验。512对于220 kV及以上电压长距离及中距离线路的模拟系统，推荐采用图1所
30、示的接线方案。图中各元件所模拟的原型设备容量及原型线路的距离在表3中列出。圉1 220 kV及以上电压长距离、中距离线路模拟结线方案表3 220 kV及以上电压长距离及中距离系统原型设备容量及原型线路距离原型的设备容量及线路距离模拟设备名称 1 000 kV长距离 750 kV长距离 500 kV长距离线路 220 kV长距离线路线路模拟系统 线路模拟系统 模拟系统 模拟系统#1机组 6 000MW 2 400MW 1 050MW 350MWN电厂#2机组 690MW10 500MW 300MW4 500MW 120MW1 800MW 40MW600MWN电站变压器 12 000MVA 5 0
31、00MVA 2 000MVA 660MVA负荷 3 500MWX3 1 500MWX 3 600MWX 3 200MW3NL每回 长距离 600 km 500 km 400 km 300 km线路长度 中距离 300 km350 km 200 km250 km 150 km200 km 150 km200 kmL侧无穷大 最小9 000MVA 最小6 000MVA 最小4 000MVA 最小2 000MVA电源短路容量 最大86 000MVA 最大60 000MVA 最大43 000MVA 最大20 000MVAL侧#3机组 3 500MW 1 500Mw 600MW 600MW8GBT 26
32、864201 1513对于500 kV以及220 kV短距离线路的模拟系统，推荐采用图2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4中列出。毒， f 乍-罅 一十e 睁：书于聚嵫图2 500 kV和220 kV短距离线路模拟结线方案表4 500 kV及220 kV电压短距离环网系统原型设备容量及原型线路距离原型的设备容量及线路距离模拟设备名称750 kV短距离线路模拟系统 500 kV短距离线路模拟系统 220 kV短距离线路模拟系统#1机组 2 400MW 1 050MW 350MWM电厂 #2机组 300MW4 500MW 120MW1 800MW 40MW600M
33、WN电厂#4机组 1 500MW 600呵 200MW变压器 2 000MVA 660MVA1 500MW3负荷 600MW3 200MWX3N-L线路 50 km 40 km 20 km胁N线路 50 km 40 km 20 kmM-L线路 80 km 70 km 35 kmL侧无穷大 最小6 000MVA 最小4 000MVA 最小2 000MVA电源短路容量 最大60 000MvA 最大43 000MVA 最大20 000MVAL侧#3机组 1 500MW 600MW 200MW514对于T接线路的模拟系统，推荐采用图3所示的接线方案，图中各元件所模拟的原型设备容量在表4中列出，各段线路
34、的长度可根据工程的具体要求设置。图3 T接线路模拟结线方案9GBT 26864-201 1515对于110 kV线路的模拟系统，推荐采用图4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5中列出。516对500 kV及以上线路，当线路长度不超过100 km时，不考虑接人并联电抗器；当线路长度为100 km200 km时，只考虑在线路一侧接人并联电抗器，其补偿度约为50；当线路长度超过300 km时，考虑在线路两侧接人并联电抗器，其补偿度每侧约为3540。200 km300 km的线路可按一侧或两侧补偿，其补偿度约为5060。毒 。j，、Z 么 么一一；一f-f- 。_(D三
35、图4 110 kY线路模拟结线方案表5 1 10 kV系统原型设备容量及原型线路距离原型的设备容量及线路距离模拟设备名称110 kV长距离模拟系统 110 EV短距离模拟系统#1机组 200MW 200MWN电厂 #2机组 20MW300MW 20 IVIW300 MWN电站变压器 300MVA 300MVA负荷 t00MW3 100MWX3NL线路 每回150 km 每回15 kmL侧无穷大 最小1 000MVA 最小1 000MVA电源短路容量 最大10 000MVA 最大10 000MVAL侧#3机组 100MW 100MW517对于带串联补偿电容的线路，串联补偿电容器可根据需要分别放置
36、在线路一端或线路中点，并在串补电容器两侧分别设置短路点。串联补偿电容的补偿度可根据工程需要调整。518对长距离线路模拟系统，应分别在各回线路的出口，中点及各母线设置短路点，并能够模拟下列故障：a)在双回线各短路点发生各种接地故障、相问短路及单相接地故障相断开后非全相运行期间，其余两相再发生单相或两相接地故障，上述故障为瞬时性及永久性两种情况；b)在双回线各短路点发生各种发展性短路(包括被保护线路本身的发展性故障以及被保护线路和非保护线路之间的发展性故障)，故障演变时间在5 ms至线路保护产品整组复归时间内完成，上述故障为瞬时性故障；c)在母线上发生各种接地短路、相间短路及由单相接地发展成为两相
37、接地，再发展成为三相短路接地故障，故障演变时间在5 ms60 iris内完成，故障持续时间在01 so15 s之间，由模拟短路故障的断路器自动断开；d)分别在线路轻载、中载、满载情况下进行各种短路故障试验；e)经过渡电阻的短路故障。】0GBT 268642011519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：a) 各种接地短路、相间短路以瞬时性故障为主；b) 由单相接地发展为两相接地再发展成三相接地(故障演变时间在5 ms60 ms内完成)；c)相邻线发生短路，两侧断路器纵续动作，使被保护线路电流出现突然倒向情况；d)一般可在线路轻载下进行短路故障试验。5110对长距离线路系
38、统应进行静稳定破坏和暂态稳定破坏的模拟，振荡周期03 s12 s。51” 双回线应可设置成有互感双回线方式，即同杆并架运行方式。对于同杆并架双回输电线路系统，应进行跨线故障的模拟：a)双回线上同一位置故障点单相跨单相接地故障；b)双回线上同一位置故障点单相跨多相(含同名相)故障；c)双回线上同一位置故障点异名相经20 ms200 ms的转换性故障。52线路保护产品的试验项目521试验项目根据GBT 15145的规定，线路保护产品应进行以下项目的动态模拟试验。522保护区内外金属性故障分别模拟保护区内瞬时性和永久性金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路以及三相短路接地故障。分别模拟
39、保护区外瞬时性金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路以及三相短路接地故障。在模拟相邻线故障时应考虑故障线路两侧保护以不同时间(相差约60 ms)相继动作切除故障时引起被保护线路功率倒向。在保护区内瞬时性故障重合成功后至线路保护产品整组复归前，分别模拟保护区外瞬时性金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路以及三相短路接地故障。523动作时间根据GBT 15145所规定的条件在线路的适当地点模拟瞬时性金属性单相接地、两相短路接地、两相相问短路、三相短路和三相短路接地故障，考核线路保护产品的动作时间。线路保护产品的动作时间应符合GBT 15145的要求。524发展性故障模拟
40、保护区内同一故障点经不同时间由单相接地故障发展成为两相接地或者三相接地短路故障。模拟被保护线路出口(区内)与相邻线路出口(区外)异名相间经不同时间相继发生单相接地故障的发展性故障。发展性故障的两次故障间隔时间为5 ms200 ms。对带互感输电线路模型，还应模拟被保护线路与相邻线路同名相或异名相之间的跨线故障。525区内外经过渡电阻短路模拟保护区内外经过渡电阻发生单相接地故障，过渡电阻可以调整，经最大电阻接地时，故障点电流应小于800 A(一次值)。模拟带过渡电阻发生两相短路接地、两相相间短路、三相短路和三相短路接地故障，过渡电阻可以调整。相间故障经最大电阻短路时，故障点相问剩余电压应不大于额
41、定电压的5。1】GBT 26864-201 1526系统稳定破坏模拟系统因静稳破坏及动稳破坏而引起的全相振荡，因线路开关单相跳开而引起的非全相振荡。模拟在全相振荡和非全相振荡中再发生区内、外金属性单相接地、两相短路接地、两相相问短路、三相短路和三相短路接地故障。527线路空载合闸充电、解合环及手合带故障线路在线路停电情况下，将长距离线路合于无穷大系统；相邻线重负荷运行，操作被保护线路两侧断路器进行解、合环试验；在线路停电情况下，分别将带各种故障的线路手合于无穷大系统。528系统频率偏移使模拟系统分别运行在48 Hz和52 Hz，模拟保护区内外金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路
42、和三相短路接地故障。529弱馈使一侧系统为弱电源(或线路两侧电源零序阻抗相差较大，或电源系统经一段线路及中性点接地的变压器带电动机负荷)，分别模拟弱电源侧空载及带电动机负荷，模拟保护区内外金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路和三相短路接地故障。5210电流互感器断线模拟线路一侧电流互感器单相断线以及断线后的区内外故障。5211电流互感器饱和模拟瞬时性故障、永久性故障和转换性故障，使线路一侧电流互感器出现暂态饱和。5212电压互感器断线模拟线路一侧电压互感器单相、三相断线及断线后的区内外故障。5213距离保护的暂态超越在不同的电源阻抗与线路阻抗(或整定阻抗)比的情况下，模拟距离保
43、护整定值附近的金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路和三相短路接地故障。5214距离保护的静态超越在不同等值系统的短路容量及短路初瞬时电压相位角，模拟线路受电端经5 n20 n过渡电阻的接地短路故障。5215特殊项目的试验a)强磁弱电系统适应性试验：在不同电压等级之间模拟强磁弱电输电系统，在不同电压等级线路上分别模拟金属性单相接地、两相短路、两相短路接地以及三相短路故障；b)纵联保护通道影响试验：分别模拟纵联保护所用通道的误码率10一、单向延时5 ms、双向延时不一致、通道切换以及通道中断等通道异常和故障，并同时模拟输电线路的故障；c)根据被试保护产品的有关技术说明确定的相应试验
44、项目；1 2d)根据试验委托人的特殊要求确定的相应试验项目。6母线保护产品GBT 26864-201161 母线保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求611母线保护产品的动模试验应分别在各种不同主接线和运行方式组成的模拟系统中进行，并考虑电流互感器变比不同。612对于双母线的配置，应使用图5的接线图。对于双母线加单母联兼旁路、双母线单分段等其他接线方式，可在图5接线中做简化处理。图5双母线接线试验系统图613对于3z断路器接线的试验可使用图6的接线图。图6 32断路器接线试验系统图614当模拟区内故障母线有电流流出的情况时，可使用图5和图6的接线图。在按图5接线试验时，将I、母联及I、母联断
45、开，、母并联，#1机组、#2机组退出工作，无穷大系统经I母、200 km线路向终端变电所供电，终端变电所另一回线运行在母，故障点在母；在按图6接线试验时，模拟K点故障，将全部线路断路器断开，双串成环运行，并将无穷大电源直接接至母线上。615图5、图6中对500 kV及以上电压等级的接线可带电抗器；对220 kV及以下电压等级的接线可不带电抗器。616在模拟系统单机对无穷大电源振荡时，为使振荡中心在母线附近，可使用图5中虚线所示的接线图。617图5、图6中各设备的原型容量及线路参数应根据不同电压等级的情况模拟。】3GBT 2686420 1 162母线保护产品的试验项目621试验项目根据DLT 670的规定，母线保护产品应进行以下项目的动态模拟试验。622保护区内外金属性故障模拟保护区内瞬时性金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路以及三相短路接地故障。模拟保护区外瞬时性金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路以及三相短路接地故障。623动作时间根据DLT 670所规定的条件模拟瞬时性金属性单相接地、两相短路接地、两相相间短路、三相短路
