1、ICS 29.120.50 K 45 远望中华人民共和国国家标准GB/T 26864-2011 电力系统继电保护产品动模试验The dynamic test of the power system protective products 2011-07-29发布2011-12-01实施暂且轨防伪/中华人民共和国国家质量监督检验检菇总局中国国家标准化管理委员会发布GB/T 26864-2011 目次前言.皿1 范围.2 规范性引用文件3 动模试验系统基本要求3.1 模拟系统性能要求.3.2 故障模拟.3.3 失稳现象的模拟.2 3.4 其他要求.3.5 辅助工作电源4 模拟元件.2 4. 1 无
2、穷大电源24.2 交流线路-4. 3 发电厂及模拟发电机.4.4 变压器.4 4.5 并联电抗器.4 4.6 断路器4. 7 过渡电阻.4.8 串联补偿电容器-4. 9 电流互感器4. 10 电压互感器4.11 直流输电系统5 线路保护.8 5. 1 线路保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求.8 5.2 线路保护产品的试验项目.6 母线保护产品.13 6. 1 母线保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求6.2 母线保护产品的试验项目.14 7 变压器保护产品.四7.1 变压器保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求.7.2 变压器保护产品的试验项目.17 8 并联电抗器保护产品.四8.
3、1 电抗器保护试验的典型接线及对模型的基本要求8.2 并联电抗器保护产品的试验项目.20 9 发电机保护及发电机变压器组保护产品.22 9. 1 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22GB/T 26864-2011 9.2 发变组保护产品的试验项目2310 直流输电系统保护.24 10. 1 动模试验典型接线方式.24 10.2 对模型的基本要求2510.3 换流变压器保护产品的试验2510.4 交流滤波器保护.26 E GB/T 26864-20门前言本标准按照GB/T1. 1-2009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
4、技术委员会静态继电保护装置分标准化技术委员会(SAC/TC 154/SC 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、方太勋、黄少锋、周泽昕、钟泽章、张克元。E GB/T 26864-2011 电力系统继电保护产品动模试验1 范围本标准规定了交流110kV及以上电压等级、100MW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谑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110kV及
5、以上电压等级、100MW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110kV及以上电压等级、100MW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。110kV以下电压等级及100MW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。GB/T 4703 电容式电压互感器(lEC60044-5: 2004 , MOD) GB/T 15145 输电线路保
6、护装置通用技术条件GB/T 16847 保护用电流互感器暂态特性技术要求CidtIEC 60044-6 :1 992) GB/T 20840. 7互感器第7部分:电子式电压互感器(lEC60044-7: 1999 , MOD) GB/T 20840.8互感器第8部分:电子式电流互感器(lEC60044-8: 2002 , MOD) GB/T 22390. 4 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DL/T 670 微机母线保护装置通用技术条件DL/T 671 微机发电机变压器组保护装置通用技术条件DL/T 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3. 1
7、 模拟系统性能要求3. 1. 1 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入的相同。3.1.2 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%。3. 1.3 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符合。3.1.4 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。3. 1.5 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
8、So 3.1.6 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。3.2 故障模拟动态模拟系统应能:1 GB/T 26864-2011 a) 模拟不同类型的瞬时性及永久性故障;b) 应能模拟经过搜电阻的故障;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。3.3 失稳现象的模拟3.3. 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)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
9、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O.5 s1. 5 s之间。3.3.2 在双回线模拟系统中，当其中一回线元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0.5So 3.3.3 在元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0.5So 3.3.4 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1So 3.3.5 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5Hz的频差，但允许长期振荡不能恢复同步运行，而以手动解列。3.4 其他要求3.4. 1 环境条件在
10、被试产品正常工作条件范围内。3.4.2 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。3.4.3 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。3.4.4 应配备相量测量系统和时钟对时系统。3.4.5 应配备通道设备，以测试线路保护装置的通道适应性。3.4.6 宜配置电子式互感器及相关设备。3.5 辅助工作电源3.5. 1 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伊电压调整范围为一20%+15%。3.5.2 交流工作电源应能提供足够容量的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220V
11、，频率为50Hz，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4. 1 无穷大电源无穷大电源在未接入模拟系统前，高压侧的谐波电压值应小于额定值的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880)。GB/T 26864-2011 元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%。4.2 交流线路4.2. 1 对交流线路的模
12、拟，应与各电压等级的原型线路相符。4.2.2 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。4.2.3 对原型为100km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。100km以下的线路，可适当地减少等值r回路的节数，40km以下线路可不考虑装设模拟电容。在接入电流、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L二三100km 60 km;4 80km #2机组，-气IJ /毛.i_f7飞_.i.|负荷的机组+ 气J-(). L 200 km 7 立干在图63/
13、2断路器接结试验系统图6. 1. 4 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、E母联及I、皿母联断开，11、皿母并联，# 1机组、#2机组退出工作，元穷大系统经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皿母，故障点在E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，并将元穷大电源直接接至母线上。6.1.5 图5、图6中对500kV及以上电压等级的接线可带电抗器;对220kV及以下电压等级的接线可不带电抗器。6. 1. 6 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
14、示的接线图。6.1.7 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。13 GB/T 26864-2011 6.2 母线保护产品的试验项目6.2. 1 试验项目根据DL/T670的规定，母线保护产品应进行以下项目的动态模拟试验。6.2.2 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。6.2.3 动作时间根据DL/T670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、三相短路和三相短路接地故障，母
15、线保护产品的动作时间应符合DL/T670的要求。6.2.4 发展及转换性故障模拟同一母线由单相接地故障经不同时间发展成为两相接地或者三相接地短路故障;模拟区外故障经不同时间再相继发生区内同名相和异名相间单相接地故障的发展性故障;模拟区内一段母线与另一段母线之间的发展性故障及两段母线(双母线接线)同时故障，发展性故障的两次故障间隔时间为10 ms500 mso 6.2.5 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，故障点故障电流应小于800A(一次值)。模拟经弧光电阻的两相短路接地、两相相间短路、三相短路和三相短路接地故障，故障中在弧光电阻
16、上的压降不大于额定电压的5%。6.2.6 断路器失灵模拟母联、分段、线路断路器在故障中因失灵而拒动。应正确跳开与故障断路器相邻的断路器。6.2.7 振荡中再故障动作行为考察模拟由于稳定破坏引起的系统振荡中，母线区内外发生各种类别的故障(振荡中心在母线附近，双母线接线用图5，3/2接线用图的。6.2.8 双母线接线方式倒闸操作过程中的故障模拟双母线接线方式在倒闸操作过程中(即同一出线的两隔离开关同时接通两段母线时)发生各种区内外故障。在旁路带路的倒闸操作过程中(旁母和所接母线同时带电时)，模拟各种区内外故障。在隔离开关位置触点失灵时，模拟各种区内外故障。6.2.9 电流互感器饱和对保护功能影响模
17、拟区内外金属性故障和发展性故障，使单个电流互感器或多个电流互感器不同程度的暂态饱和. G/T 26864-20门(电流互感器的线性传变时间小于5ms)。模拟区外故障使故障支路电流互感器出现饱和后再转区内故障。6.2. 10 电流互感器断续在不同负荷情况下，模拟电流互感器二次回路单相、三相断线及断线后的区内外故障。6.2. 11 电压互感器断续在不同负荷情况下，模拟电压互感器二次回路单相、三相断线及断线后的区内外故障。6.2.12 空充母线和线路保护动作模拟由一段母线向另一段母线(或旁母)充电、由母线向空载线路充电、由母线向空载变压器充电、由一段母线向另一段或旁母)带故障母线或线路充电。6.2.
18、 13 在解列点解到和并罔模拟系统在解列点的解列和并网。6.2. 14 母联和分段断路器的非全相运行模拟母联和分段断路器非全相运行。6.2. 15 保护死区故障模拟母联或分段断路器在合位或分位时，在断路器与电流互感器之间故障。6.2. 16 在区内故障有电流流出母线依图6模拟区内故障有电流流出母线。6.2. 17 系统频率偏移使模拟系统分别运行在48Hz和52Hz，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。6.2. 18 特殊项目的试验a) 根据被试保护产品的有关技术说明确定相应的试验项目;b) 根据试验委托人的特殊要求确定相应的试验项目。7 变压器
19、保护产晶7. 1 变压器保护试验的典型接线方式及对模型的基本要求7.1.1110kV及220kV系统三绕组变压器典型接线方式如图7a)所示;330kV、500kV及750kV系统三电压等级自藕变典型接线方式如图7b)所示。对于500kV及以上变压器，低压侧应模拟套管电流互感器。15 GB/T 26864-2011 输电线路如却毛飞飞输电线路J斗b斗b?也快上TiT人a) 三绕组变压器模型型模器压藕Z向同Ja级士14I四AY人到阳U町图7三绕组及三电压等级自藕变压器典型接线方式7.1.2 lOookV特高压变压器系统自藕变典型接线方式如图8所示。7.1.3 变压器保护产品的动模试验应考虑电流互感
20、器变比不同的情况。1000 kV侧母线* 1000 kV侧母线* 1 L_ 低压侧开关TA3 . A相110 kV侧母线线母刷回-*V -关山-开3日山)删mM时-低lL_ 低压侧开关TA3 C相110kV侧母线图81 000 kV调压补偿变典型接线方式7. 1. 4 在模拟系统的高、中压两侧应有电源，电源可采用无穷大系统或发电机。变压器模型可通过长距离线路模型或直接与无穷大系统相连。该模型低压侧应接有有功负荷和元功负荷(无功负荷包括电GB/T 26864-20门容器和电抗器或调相机)。7. 1. 5 在模拟变压器出口或系统短路时，流过被试装置的最大电流应大于20倍的额定电流(即当电流互感器二
21、次额定电流为5A时应大于100A;当电流互感器二次额定电流为1A时，应大于20A)。7. 1. 6 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。7. 1. 7 系统模型的接线方式和运行方式应可方便的调整为最大运行方式或最小运行方式。7.2 变压器保护产品的试验项目7.2. 1 试验项目根据DL/T770的规定，变压器保护产品应进行以下项目的动态模拟试验。对于全套变压器保护的动模试验，应将差动保护和后备保护均接人系统并按要求进行整定，在考验差动保护的模拟试验时，故障持续时间应短，以保证后备保护不误动作。在1000kV系统中有/元调压补偿变均要满足系统要求。7.2
22、.2 变压器空投试验分别由高压侧和中压侧空投正常变压器至少10次。分别由高压倒和中压侧空投带故障的变压器(其故障类型有单相接地、两相短路、两相接地、三相短路及臣间短路等并适当考虑励磁涌流的影响)，10kV系统中要从高中压侧空投到有臣间短路调压补偿变。7.2.3 动作时间根据DL/T770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、三相短路和三相短路接地故障，考核变压器保护产品的动作时间。变压器保护产品的动作时间应符合DL/T 770的要求。7.2.4 差动保护区内、外金属性故障在变压器满载及空载情况下，分别模拟以下各种故障:高压倒和中压倒区内金属性单相接地、两相接地、两相
23、短路、三相短路、三相短路接地故障，低压侧区内两相短路和三相短路故障等。在变压器满载及空载情况下，分别模拟高压侧和中压侧区外金属性故障z单相接地、两相接地、两相短路、三相短路、三相短路接地，低压倒区外两相短路和三相短路故障。7.2.5 变压器臣间短路在变压器满载及空载情况下，模拟高压侧绕组臣间短路。对于特高压变压器模拟调压变及补偿变的高压绕组臣间短路。7.2.6 经过渡电阻短路在变压器满载及空载的情况下，分别模拟高压侧及中压侧区内经过渡电阻的短路故障。7.2.7 发展性故障在变压器满载情况下，分别模拟高压侧及中压侧区外同一点发生不同故障类型的转换;如单相接地故障转换成两相短路接地，故障转换时间为
24、10ms300 mS a 在变压器满载及空载的情况下，分别模拟高压侧及中压侧区外单相接地故障发展为区内同名相接地故障，且两故障点同时存在或区外故障消失，故障转换时间为10ms300 ms。17 GB/T 26864-2011 在变压器满载及空载的情况下，模拟区外故障发展为变压器臣间短路。故障转换时间为10ms 300 mso 满载时变压器高压侧内部臣间短路由1%发展成3%。故障转换时间10ms300 ms o 7.2.8 系统振荡及振荡时发生故障模拟系统发生静稳破坏及动稳破坏后的系统振荡。模拟系统静稳破坏后出现系统振荡，在振荡过程中，保护区内外发生各种故障。7.2.9 断路器失灵模拟变压器断路
25、器在故障中因失灵而拒动。7.2.10 投切低压侧电窑器和电抗器在变压器空载情况下，模拟技切低压侧母线上的电容器(电容器容量为变压器额定容量1/6的电容)和电抗器。7.2. 11 调整变压器分接头模拟由于改变变压器分接头而造成差动回路电流不平衡。变压器分接头调节范围为土12.5%。模拟由于改变变压器分接头而造成差动回路电流不平衡而又发生区外故障。变压器分接头调节范围:士12.5%。7.2.12 变压器过激磁(此项目只对330kV及以上变压器模拟试验)缓慢升高变压器高压侧电源电压(最高可达到1.3倍额定电压值)，造成变压器过激磁。缓慢降低变压器模型低压侧所接发电机的频率，造成变压器过激磁。7.2.
26、 13 永久性故障将系统故障时间延长到超过后备保护整定时间。在高压侧和中压侧模拟金属性单相接地，使故障点分别在零序保护的正方向及反方向。在高压侧和中压侧分别模拟金属性两相接地、两相短路、三相短路、三相短路接地故障及低压侧线路上两相短路、三相短路故障。对有相间或接地阻抗保护的装置，应分别模拟测量阻抗在圆内、外的相间故障和接地故障。7.2.14 电流互感器断续在变压器带不同负载情况下，分别模拟变压器高压倒、中压侧、低压侧电流互感器二次回路单相断线。7.2.15 电流互感器饱和模拟变压器区外故障使一侧电流互感器出现暂态饱和的情况。模拟由于区外故障使变压器一侧电流互感器出现暂态饱和后的区内故障。7.2
27、.16 电压互感器断线分别模拟高、中、低压侧的电压互感器断线。7.2. 17 间歇性故障模拟故障满足被试保护动作条件，第一次故障时间小于被试后备保护整定时间，故障间断，间断时GB/T 26864-2011 间为30mslOO ms;然后出现第二次故障，故障持续时间同第一次。两次故障时间之和应大于被试后备保护整定时间。模拟故障满足被试保护动作条件，第一次故障时间小于被试后备保护整定时间;故障间断，间断时间为30mslOO ms，然后出现第二次故障，故障持续时间大于被试后备保护的整定时间。7.2.18 和应涌流模拟系统及变压器在正常运行状态，被试变压器保护产品投入运行。空投另一台并联运行的变压器。
28、要求另一台主变空投励磁涌流应不小于2倍额定电流，重复5次。模拟此故障要考虑两侧TA特性不一致的情况。7.2. 19 恢复性涌流模拟区外故障切除，变压器电压恢复时产生的涌流。模拟此故障要考虑两侧TA特性不一致的情况。7.2.20 系统频率偏移使模拟系统分别运行在48Hz和52Hz，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。7.2.21 特殊项目的试验a) 变压器保护失灵启动回路的考核;b) 根据被试保护产品的有关技术说明确定相应的试验项目;c) 根据试验委托人的特殊要求确定相应的试验项目。8 并联电抗器保护产品8. 1 电抗器保护试验的典型接线及对模型
29、的基本要求8. 1. 1 固定电抗值的并联电抗器动模试验典型接线采用图9的接线形式。可控型并联电抗器的动模试验模型根据实际情况确定。输电线路模型小电抗模型图9固定电抗值的并联电抗器动模试验典型接线19 GB/T 26864-2011 8. 1.2 并联电抗器采用分相式结构，三相并联电抗器模型中性点可直接接地或者经一小电抗器接地。8. 1.3 并联电抗器可接有自己单独的断路器或与输电线路共用一个断路器。8. 1.4 在进行电抗器试验时，线路原型的长度可为100km200 km.此时只在线路一侧接入并联电抗器;线路长度也可大于200km.此时在线路两侧都接入并联电抗器。8.1.5 电流互感器的配置
30、按测试时的并联电抗器保护装置的需要而定。8. 1. 6 在固定电抗值的并联电抗器模型(图9)的保护区外设置3个单相接地短路点，分别位于线路模型的始端、中点和末端;保护区内设置4个单相接地短路点，接地点距中性点之间的臣数占每相中总臣数之比为接地点的位置;=5%、10%、80%、100%。8. 1.7 在可控型并联电抗器模型的保护区外设置3个单相接地短路点，分别位于线路模型的始端、中点和末端;保护区内设置9个单相接地短路点，高压绕组4个(=5%、10%、80%、100%).低压绕组3个(=10%、50%、100%).空芯电抗器2个(a=20%、80%)。8. 1.8 模拟系统其他参数的选择参照本标
31、准线路保护产品的要求。8.2 并联电抗器保护产品的试验项目8.2. 1 保护区内臣间短路并联电抗器臣间短路(含可控电抗器，下同)的臣数占每相总臣数之比为1%10%.可控并联电抗器还应分别在高压绕组、低压绕组、空芯电抗器的臣间模拟短路试验。8.2.2 保护区内金属性单相接地短路模拟并联电抗器保护区内不同地点瞬时性金属性单相接地短路，接地点位置见图9。8.2.3 保护区内经过渡电阻单相接地短路模拟并联电抗器内部引线区内不同地点瞬时性经过渡电阻单相接地短路，接地点位置见图908.2.4 保护区外金属性短路故障模拟输电线路瞬时性及永久性的金属性单相接地短路，接地点位置z线路首端、中点、末端共3个点。模
32、拟输电线路瞬时性两相短路、两相短路接地、三相短路、三相短路接地。模拟输电线路永久性三相短路。8.2.5 保护区外经过渡电阻接地短路及断缘故障模拟输电线路瞬时性经过被电阻单相接地短路及两相短路接地。模拟输电线路单相断线、两相断线。8.2.6 模拟输电线路与并联电抗器共用一个断路器情况下的空载合闸手动合闸于空载线路及元故障的并联电抗器。手动合闸于空载线路及有故障的并联电抗器(故障类型为单相接地及匣间短路)。8.2.7 模拟带姐立断路器的电抗器(电抗器接于母线上或输电线路与并联电抗器各有自己的断路器)情况下电抗器合闸手动合闸于无故障的并联电抗器。手动合闸于有故障的并联电抗器(故障类型为单相接地短路及
33、臣间短路)。8.2.8 复故障模拟输电线路短路尚未切除时又发生并联电抗器区内单相接地短路。模拟输电线路短路尚未切除时又发生并联电抗器区内匣间短路。模拟输电线路某地点短路尚未切除时又发生输电线路另一地点短路。模拟线路非全相期间又发生并联电抗器区内臣间短路。8.2.9 发展性故障模拟输电线路某地点单相接地发展为相间短路。8.2. 10 系统振荡及振荡过程中伴随区内外短路系统振荡模拟系统振荡过程中又发生输电线路金属性单相接地短路。模拟系统振荡过程中又发生输电线路相间短路。模拟系统振荡过程中又发生并联电抗器区内金属性单相接地短路。模拟系统振荡过程中又发生并联电抗器区内臣间短路。8.2. 11 改变系统
34、运行方式的操作GB/T 26864-2011 如空充本线路及邻近线路、分相拉合本线路、发电机并网以及空投变压器、投切负载等。8.2. 12 电流互感器饱和模拟空充带电抗器的线路或带独立断路器的电抗器使电抗器一侧电流互感器出现暂态饱和的情况。8.2.13 电流互感器断续模拟并联电抗器首端、中性点端电流互感器二次回路单相断线。8.2.14 电压互感器断续模拟并联电抗器电压互感器二次回路单相断线，三相断线。8.2.15 系统频率偏移使模拟系统分别运行在48Hz和52Hz，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。8.2. 16 可控并联电抗器的特殊试验模拟
35、可控并联电抗器副边绕组臣间接地故障。8.2. 17 特殊项目试验根据被试保护产品的有关技术说明确定相应的试验项目。根据试验委托人的特殊要求确定相应的试验项目。21 GB/T 26864-2011 9 发电机保护及发电机变压器组保护产晶9. 1 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9. 1. 1 发电机及发电机变压器组(以下简称发变组)保护动模试验典型接线如图10所示。吧4| dv 图10发电机变压器组保护动模试验典型接线圄9.1.2 在发电机尾端和出口(主变压器低压侧)，发电机差动保护范围内设置故障点，能够模拟各种相间短路故障及由单相接地故障发展成为两相和三相短路接地故障(故
36、障转换时间为10ms60 ms)。9. 1. 3 在发电机出口主变压器低压侧和主变压器高压侧，变压器差动保护范围内设置故障点，能够模拟各种接地短路、相间短路及由单相接地发展成为两相短路接地故障(故障转换时间为10ms 60 ms)。9. 1. 4 在发电机内部模拟定子匣间短路、单相接地和相间故障。匣间短路的匣数在5%8%;定子接地应设置在发电机中性点附近、从中性点起1%10%臣数位置处;模拟定子接地时，过渡电阻值应为o O20 kOo故障持续时间在O.1 sO. 2 s之间。9. 1.5 在变压器内部绕组模拟臣间短路。9. 1. 6 在主变压器高压侧母线模拟各种接地短路、相间短路、转换性、发展
37、性和经过渡电阻接地、相间故障。故障持续时间在O.1 sO. 2 s之间。9. 1. 7 在主变压器高压侧出线模拟各种接地短路(瞬时、永久)、相间短路，并按线路保护的动作行为控制线路模拟断路器分、合。9. 1.8 在高厂变分支，发电机差动保护范围内、外设置故障点，能够模拟各种相间短路，故障持续时间在O.1 sO. 2 s之间。9. 1.9 在发电机励磁回路模拟转子经2kO50 kO电阻一点接地故障。9. 1. 10 模拟系统振荡(振荡中心在线路上及主变压器内部)和振荡中模拟发电机、变压器和发变组区内、外故障。GB/T 26864-2011 9. 1. 11 为避免多次机组解列，可采用由模拟短路故
38、障断路器自动断开的方法而不由装置切发电机(发变组)断路器的方法，但应进行模拟故障由装置切发电机(发变组)断路器的试验。9.2 发变组保护产晶的试验项目9.2. 1 试验项目根据DL/T671的规定，发变组保护产品应进行以下项目的动态模拟试验。9.2.2 动作时间根据DL/T671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、三相短路和三相短路接地故障，考核发变组保护产品的动作时间。发变组保护产品的动作时间应符合DL/T 761的要求。9.2.3 发变组、发电机、变压器差动和发电机匣间保护a) 分别在发电机满载及空载的情况下，模拟区内、外故障、发展性故障和输电线断线故障。b)
39、 在无穷大电源供电的方式下，空投变压器于高压侧，励磁涌流最大相电流不小于2倍的额定电流。c) 模拟和应涌流，在模拟系统及变压器在正常运行状态，被试变压器保护装置投入运行，空技另一台并联运行的变压器，空投时另一台主变空投励磁涌流应不小于2倍额定电流，重复五次，模拟此故障要考虑差动保护两侧电流互感器特性不一致的情况。d) 模拟区外故障切除，变压器电压恢复时产生的涌流，模拟此故障要考虑两侧电流互感器特性不一致的情况。e) 模拟于高压侧手合故障变压器，变压器的故障型式分别为单相接地、两相短路、两相接地、三相短路及臣间短路。考核保护的动作行为和时间特性。f) 模拟由于改变主变高压侧分接头(抬高12.5%
40、)而造成二次回路电流不平衡时的区外故障。g) 模拟系统静稳破坏后的振荡过程以及振荡过程中发生的各种短路故障。h) 模拟主变压器高压倒出线故障切除后重合闸成功及重合在永久性故障后加速跳闸的过程。i) 分别在发电机满载及空载的情况下，模拟电流互感器二次回路断线及断线时的区内外故障。j) 模拟区内、外故障电流互感器暂态饱和。9.2.4 定子接地模拟定子不同位置发生接地故障。9.2.5 转子接地分别模拟转子回路正极和负极一点接地故障。9.2.6 系统频率偏移使模拟系统分别运行在48Hz和52Hz，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。9.2.7 异常运行
41、a) 发电机失磁23 GB/T 26864-2011 1) 根据原型发电机允许进相运行深度、时间，分别在发电机带不同的无功水平下，模拟发电机部分和全部失磁;2) 模拟发电机正常运行时，电压互感器二次回路断线。b) 发电机逆功率1) 在发电机带50%额定无功功率水平下，模拟发电机逆功率运行;2) 在发电机带100%额定元功功率水平下，模拟发电机逆功率运行。c) 过电压过激磁1) 模拟过电压(1.21.4)倍，造成变压器过激磁;2) 模拟发电机误强励及甩负荷，造成发电机过激磁;3) 起机过程中频率没有到标准值时的过激磁。d) 发电机起停机过程1) 模拟发电机起停机过程;2) 模拟发电机起停机过程中
42、发生定子接地和相间短路故障。e) 发电机失步，模拟发电机由正常运行转入失步。f) 发电机误上电，模拟由于发电机断路器误合导致的发电机误上电。g) 特殊项目的试验1) 根据被试保护产品的有关技术说明确定相应的试验项目;2) 根据试验委托人的特殊要求确定相应的试验项目。10 直流输电系统保护10. 1 动模试验典型接线方式本标准中直流输电系统保护产品包括换流变保护和交流滤波器保护。动模试验时直流区的主接线应根据具体工程进行模拟。典型的双极12脉动直流系统主接线见图11。圄11典型的直流双极及12脉动动模主接线图24 GB/T 26864-20门10.2 对模型的基本要求10.2. 1 模拟换流阀可
43、以由单个或几个可控硅串联组成。其触发系统具有模拟丢失脉冲的条件。10.2.2 平波电抗器采用空心电抗器模拟。10.2.3 直流滤波器的结构按与原型一致模拟，一般为双调谐滤波器，如图12所示。t图12典型的双调谐直流滤渡器10.2.4 对于长距离直流输电线路和极引线的模拟，应采用多r结构模拟。10.2.5 直流场中实现大地回线、金属回线转换的开关和部分刀闸，应在模型回路进行模拟。10.2.6 考虑到模型针对直流保护系统，极母线和中性母线上的电力线载波回路、直流开关的振荡回路、极寻|线监测回路等设备可以不在模型中体现。10.2.7 直流输电回路的测点分布见图13。PI.U.T1 图13直流输电模拟
44、系统的测点10.3 换流变压器保护产晶的试验10.3. 1 对换流变压器动模试验典型接线方式=Pl.WP .T 1 Q =P l.WN.Tl1 E二3直流输电系统中换流变压器有两绕组或三绕组变压器组成(如图14所示)，换流变的额定容量、短路阻抗、换流变原副边电压，以及分接头调节对直流系统和控制角度的影响很大，因此需要针对具体工程按模拟比严格模拟。模拟变压器能满足换流工况下的谐波。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倍电流峰值。25 GB/T 26864-2011 变压器模型高压侧绕组应有臣间短路设置。臣间短路臣数(与总臣数之比)应在1%10%之间。交流侧交流侧a) 二
45、绕组换流变b) 三绕组换流变圄14典型的三绕组换流变压器和双绕组换流变压器10.3.2 试验项目换流变压器保护产品的试验项目除应包括所有交流系统变压器保护产品试验的项目外，还需根据GB/T 22390.4的要求，增加换流变压器所特有的项目。10.3.3 正常直流传输过程模拟直流系统的直流功率从零到满负荷整个工作过程，对变压器保护的影响。模拟直流功率升降中的滤波器投切对变压器保护的影响。模拟功率倒送工况对变压器保护的影响。10.3.4 换流阔故障模拟换流阀阀臂短路、换流阀丢脉冲等换流阅故障，对变压器保护的影响。10.3.5 交流系统故障模拟交流母线各种故障和交流线路各种故障。10.4 交流滤谊器
46、保护10.4. 1 动模试验典型接线方式及对模型系统的基本要求10.4. 1. 1 交流滤波器模型交流滤波器保护产品的动模试验应在考虑与所保护的滤波器本体结构一致的模拟系统中进行，交流滤波器结构有单调谐型、C型、双调谐型和高通型等多种形式。不同的交流滤波器的接线形式如图15所示，它们依次分别为单调谐滤波器、C型滤波器、双调谐滤波器、高通滤波器。滤波器支路中的电感应采用空心电抗器模拟。i i 上上a) 单调谐滤波器b) C型滤渡器c) 双调谐滤波器d) 高通滤波器图15露波器的接线方式26 GB/T 26864-2011 10.4.1.2 交流滤波器与直流输电系统的模拟交流滤波器与直流输电系统模拟主接线图如图16所示。扭图16交流露波器与直流输电系统模拟系统的滤波器分组以及各组无功容量应针对具体的直流工程按模拟比同比例模拟，应能满足直流输电系统的无功补偿和滤除谐波的作用，即模拟系统的
