1、中华人民共和国能Jj部部标准SD 286-88 线路继电保护产品动模试验技术条件本标准用于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 对模拟系统元件参鼓选择的基本要求,. , 模拟系统与原型系统容量比的选择原则:,. ,. , 模拟系统接人被试装置的额定交流电压、额定电流值应与原型系统接人的相同。即额定相电压为100/J3 V.额定电流为5A或1A;在所模拟的传送容量下，通人被试装置中的电流值与原型系统所通人的电流值相接近，其差值不大于土10%。,. ,. 2 原型系统线路上所用的电流互感器的
2、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。,. ,. 3 模拟电流互感器的二次侧接入被试装置后，自一次相所测量到的阻抗值应不大于0.40。当互感器串联接人220kV、距离不超过20km的短线时，该线段的阻抗角不小于8003当豆感器串联接入500 kV.距离不超过40km线路时，该线段的阻抗角不小于8500豆感器在接人负载后，在通过最大短路电流时，其二次例l输出的误差应符合保护装置对电流亘感器10%误差的有关要求。,. ,. 4 模拟电压互感器需有电磁型及电容抽取型(CVT)两种模型。对CVT型，当在次模拟系统发生短路故
3、障时，其豆二次输出的暂态过程应符合IEC、CVT标准中的有关要求。,. ,. 5模拟电ffi互感器的二次jJN接人被试装置后，其电压降不应超过额定值的2%.将次侧三相短路，在被试装置端子上所测量到的阻抗值应小于200.2 对模拟发电机的主要技术要求z,. 2. , 接人220kV系统的最小发电厂容量按100MVA考虑;最大发电厂容量按8001000 MVA 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600 MVA考虑(送电线长度超过300km);最大发电厂容量按大于1800MVA考虑。,. 2. 2 一般可选用一台模拟机模拟A个发电厂，但对大
4、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fj机等价，以便进行联锁切机的试验。,. 2. 3 模拟机组应配置自动调压器及调速器。.2.4 在模拟电厂商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。,. 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%。.3 对模拟线路的主要技术要求:,. 3. , 对220k V .距离超过10km的线路，其模拟元件的阻扰角应耳、小于800;对500kV距离超过20 km的线路，其模拟元件的阻抗角应不小于8600所有线路模拟元件，在通过工频电流时，其电压与所通过的
5、电流值成正比，即阻抗值恒定。,. 3. 2 对原型为100km及以上的模拟线路，应至少向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。中华人民共和国能源部988-08-09批准768 SD 286-88 1.3.3 对500kV线路，当距离不超过100km时，不考虑接人并联电抗器;当距离为100200km时，只考虑在线路一侧接人并联电抗楞，其补偿度约为50，%;当距离超过300km时，考虑在线路两侧接人并联电抗器，其补偿度均约为35%0 ;lOO3
6、00 km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890。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21. 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5mso特殊试验，可根据需要增大时差。1.4.2 用以切除短路故
7、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50mso 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|时电阻。1. 4. 3 模拟断路器应具有辅助触点，其跳合闸回路和眺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1mso 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，故障相的残压不大于额定值的0.2%。1- 5 对非金属性短
8、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 0 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B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 元穷大电源、未接人模拟系统前，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
9、最大值成达原型水平，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880)。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0.5V(二次值), 在模拟线路未端兰相短路时，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 如元特殊要求，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
10、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108，)(、I某些接至线路侧电压豆感器的装置，可能导致不真实的结果，例如检查线路元电压的重合时间要比实际快，故对这类装置的检验769 SD 286-88 需进一步研究解决的办法入2. 7 应能模拟出以下几种失稳现象z2. 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
11、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O.81. 2 s之间。2. . 2 在双回线模拟系统中，当其中一回线元故障断开后，系统出现失稳边缘情况，第一个振荡周期大于O.5 S. 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0.5 S. 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0.8S. 2. . 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
12、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。血荷V-l机示短接点图1中长距离线路模拟
13、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二770 模拟设备名称M电厂飞机组移2机组N电厂就1机组2机组N电站变压器负荷M-N线路N-L线路L侧元穷大电源短路容量模拟设备名称M电厂机组N电厂机组N电站变压器负荷无穷大电源短路容量M-N线路N-L线路模拟设备名称N电广勺机组气机组飞机组图3SD 286-88 负荷中长距离线路模拟系统接线方案之二表1原型的设备容量及线路距离500 kV的模拟系统200 kV的模拟系统300 MW 100 MW 9001 200 MW 200300 MW 600 MW 200 MW 1 200-1 800 MW 400 MW 1 800 MVA 600 MV
14、A 1000 MWX2 400 MWX2 100 200 300 km 250 km 每回400km 每回300km 最小10000MVA 最小3000MVA 最大35000MVA 最大10000MVA 表2原型的设备容量及线路距离500 kV模拟系统220 kV模拟系统的OMW200 MW 9001 200 MW 400MW 1200MVA 300 MVA 2000 MW 400MW 10000 MVA 3000 MVA 400 km 300 km 100200 km 200 km 表3原型的设备容量及线路距离500 kV模拟系统300 MW 600 MW 1200 MW 220 kV模拟系
15、统100MW 400 MW 771 5D 286- 88 表3(元)原型的设备容量及线路距离模拟设备名称500 kV模拟系统220 kV模拟系统N电站负荷1 000肿I飞V200MW N-L线路400 km 300 km 一一一一一元穷大电源短路容量35000 MVA 10000 MVA 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。M 20.40 km 300-400MW N y怕多一步.-.lO-20km 100M、vL 姬鹏睿量lOOOOWVA 图4具有短距离线路的模拟系统接线方式3. 4 对中、长距离线路模拟系统，要分别在各困线路的出口，
16、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内完成).故障持续时间在O.lO. 15 s之间，由模拟短路故障的断路器自动断开。3. 4. 2 在双囚线各短路点，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
17、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、相间短路及由单相接地发展为两相接地再发展成三相接地(在lO30ms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曰:3. 7- 1 距离保护z3. 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
18、，例如在几种电源阻抗与线路阻抗(或整定阻抗)比的情况F.动作值的最太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772 SD 286- 88 的同靠性。3.7.6 起动
19、元件功作可靠性。3.7. ,. 7 与收发信机及相应的逻辑回路配套掏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. .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JJZ零序电流方向保护:3.7. 2. , 线路由元穷大电源充电，在第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 在各种区外短路故障情况下(包括空载充电线路电源侧母线故障).不带方向的第段是否会误动作;躲过短路电流商、低频分量的性能。3.7. 2. 3 零序方向元件与收发信机及相应逻辑回路配合构
20、成全线快速保护时的动作性能，例如最短动作时间、方向兀件的最长返回时间，能杏保证区外故障出现功率倒向时不误动等。3. 7.2.4 与重合闸配合工作的动作行为。3. 7. 3 相位比较式纵联保护z3.7. 3. , 在保护区内发生各种金属性短路时，能否可靠动作，其最长、最短动作时间。3.7. 3. 2 在各种区外故障的暂态过程中，相位比较困路可能出现的最大相位差的情况下，是否保证可靠动作。3. 7.3.3 长线路(其长为保护允许使用的最长距离)在空载合网充电时能否保证不误动，而当空载合闸于带故障的线路时，能否快速动作，其最长动作时间。3.7.3. 4 与综合重合闸配合工作时的动作行为，当区内发生单
21、相接地故障而且线路两侧选相回路出现纵续功作时，后跳闸侧的保护能否快速动作。3.7. 3. 5 在非全相运行时再发生短路故障，能否正确动作。3. 7. 4 综合重合闸z3. 7.4. 在各种情况下发生单相故障时选相回路能否正确选择故障相，选相元件误动作或拒绝动作的边缘条件是否与理论分析一致。3. 7.4.2 与各种保护配合工作的行为。3.7. 4. 3 在发生各种相间短路、两相接地短路、发展性短路及非全相运行中又发生短路故障时的动作行为是否与设计致。3. 7. 4. 4 合闸回路动作的正确性及囊合|嘀装置的动作行为。3.7. 4. 5 重合于永久性故障时的动作行为，后加速回路是否正确。4 对动模试验室的其他要求4. , 环境条件在被试装置正常工作条件范围内。4.2 被试装置所用的直流电源满足变电站供给继电保护用的直流电源正常运行的全部要求。4.3 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。4.4 应具有供分析用的储存故障量和装置动作情况的记录设备:例如磁带记录仪和事件记录器等。附加说明:本标准由能源部继电保护标准化技术委员会提出。本标准由能源部电力科学研究院负责起草。本标准主要起草人:谢藻炎。773
