GB/T 26864-2011 电力系统继电保护产品动模试验

ICS29.120.50

K45

中华人民共和国国家标准

/—

GBT268642011

电力系统继电保护产品动模试验

Thednamictestoftheowersstemrotectiveroducts

ypypp

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2011-07-29发布2011-12-01实施

中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局

发布

中国国家标准化管理委员会

/—

GBT268642011

目次

前言…………………………Ⅲ

1范围………………………1

2规范性引用文件…………………………1

3动模试验系统基本要求…………………1

3.1模拟系统性能要求…………………1

3.2故障模拟……………1

3.3失稳现象的模拟……………………2

3.4其他要求……………2

3.5辅助工作电源………………………2

4模拟元件…………………2

4.1无穷大电源…………………………2

4.2交流线路……………3

4.3发电厂及模拟发电机………………3

4.4变压器………………4

4.5并联电抗器…………………………4

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4.6断路器………………5

4.7过渡电阻……………5

4.8串联补偿电容器……………………5

4.9电流互感器…………………………6

4.10电压互感器…………………………6

4.11直流输电系统………………………6

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…………11

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……………13

6.2母线保护产品的试验项目…………14

7变压器保护产品…………………………15

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…………15

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……………………19

8.1电抗器保护试验的典型接线及对模型的基本要求………………19

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………………22

Ⅰ

/—

GBT268642011

9.2发变组保护产品的试验项目………………………23

10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………………25

10.3换流变压器保护产品的试验……………………25

10.4交流滤波器保护…………………26

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Ⅱ

/—

GBT268642011

前言

本标准按照/—给出的规则起草。

GBT1.12009

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Ⅲ

/—

GBT268642011

电力系统继电保护产品动模试验

1范围

本标准规定了交流及以上电压等级、及以上发电机组的继电保护产品以及直流输

110kV100MW

、

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进行电力系统动态模拟试验的依据。

本标准适用于交流及以上电压等级、及以上发电机组的继电保护产品以及直流输

110kV100MW

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

/电容式电压互感器(:,)

GBT470352004MOD

IEC60044-

/输电线路保护装置通用技术条件

GBT15145

/保护用电流互感器暂态特性技术要求(:)

GBT16847idtIEC60044-61992

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/:(:,)

互感器第部分电子式电压互感器

GBT20840.77IEC60044-71999MOD

/:(:,)

互感器第部分电子式电流互感器

GBT20840.88IEC60044-82002MOD

/:

高压直流输电系统控制与保护设备第部分直流系统保护设备

GBT22390.44

/微机母线保护装置通用技术条件

DLT670

/微机发电机变压器组保护装置通用技术条件

DLT671

/微机变压器保护装置通用技术条件

DLT770

3动模试验系统基本要求

3.1模拟系统性能要求

,,

3.1.1在所模拟的传输容量下通入被试产品中的电流值与原型系统所通入的电流值相接近其差值

不大于10%。模拟系统接入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1s

,,

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

/—

GBT268642011

)模拟不同类型的瞬时性及永久性故障;

a

)应能模拟经过渡电阻的故障;

b

)应能模拟经不同时间的发展性的故障;

c

)应能控制故障初时时刻的合闸角。

d

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0.5s~1.5s之间

,,,

3.3.2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0.5s。

,,

3.3.3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0.5s。

,。

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1s

,,,,

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。

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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电压调整范围为-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频率为50Hz空载时的电压偏差为-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倍电流值应小于三相短路相电流值短路电流中的

3

()。

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°

2

/—

GBT268642011

,,(

无穷大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%

4.2交流线路

,。

4.2.1对交流线路的模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

,“”,

对原型为及以上的模拟线路应至少由节以上的等值回路组成在模拟故障点不

4.2.3100km5Γ

。,“”,

应装设线路电容的模拟电容器以下的线路可适当地减少等值回路的节数以下线

100kmΓ40km

。、

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中

1

的要求。

表1各电压等级线路模拟阻抗角要求

L≥100km60km<L≤100km40km<L≤100km20km<L≤100km

1000kV88.4°86°——

750kV87.4°86°——

500kV86.4°—85°—

330kV86.4°—85°—

220kV83°——80°

110kV81°——80°

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模拟并联电抗器的阻抗角应不小于。

4.2.489°

,

4.2.5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。

4.2.6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间互感与相间互感的比值在0.88~

。,

0.9之间双回线运行时的零序阻抗角小于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

4.2.7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

4.3发电厂及模拟发电机

,,

4.3.1一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用一台模拟发电机模拟

,

4.3.2接入220kV及以下系统的最小发电厂容量按100MW考虑最大发电厂容量按不大于

;(

800MW考虑接入500kV及以上系统的最小发电厂容量按300MW考虑送电线长度不超过

3

/—

GBT268642011

)(),。

300km或按600MW考虑送电线长度超过300km最大发电厂容量按大于2100MW考虑

,。

4.3.3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

,。

4.3.4模拟电厂未接入系统前在高压侧的谐波电压应小于额定电压值的1.5%

4.3.5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。

4.3.6模拟发电机应配置自动调压器及调速器。

4.3.7发电机励磁系统

)模拟发电机的励磁系统应与原型相似;

a

)励磁系统允许强行励磁时间不小于;

b10s

)励磁系统的电压响应时间不大于;

c0.1s

)、;

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70%~110%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

)():(),,

电力系统稳定器励磁系统装设电力系统稳定器可选择其投入和退出运行其有

gPSSPSS

,,。

效频率范围为0.1Hz~2.5Hz同时设置必要的保护和控制回路

,()。

4.3.8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1%~25%间可选择

4.3.9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±0.25%

),/,/;

b整定值调节速度要求可编程满足不大于1%s不少于0.3%s

),,

c在空载额定电压情况下当发电机给定阶跃为±10%时发电机电压超调量小于阶跃量的

,,;

振荡次数小于次调节时间小于

30%25s

):,国家标准ㅤ可打印ㅤ可复制ㅤ无水印ㅤ高清原版ㅤ去除空白页,,

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振荡次数小于次

d10%2

调节时间小于5s。

4.4变压器

,

4.4.1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±12.5%UN

表2110kV及以上电压变压器短路电抗

1000kV自藕变压器500kV自藕变压器220kV三绕组变压器110kV三绕组变压器

—()

高中%16~20121212~1410.5

—()

高低%56~6834~3842~4622~2417~18

—()

中低%36~4420~2228~307~96.5

,。

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倍额定电流峰值

4.4.22

。()

4.4.3变压器模型高压侧绕组应有匝间短路设置匝间短路匝数与总匝数之比应在1%~10%间

可选择。

4.5并联电抗器

,,

4.5.1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。

4

/—

GBT268642011

,()

4.5.2固定电抗值的模拟并联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1%~

,。

10%间可选择间隔不大于1%匝

4.5.3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。

、、

4.5.4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1%~10%之间可选择

4.5.5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1%~10%之间可选择。

4.5.6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。

4.6断路器

,

4.6.1装设在220kV及以上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及分闸时三相触头闭合时间之差应小于5ms三相触

。,,。

头分离时间之差应小于3.3ms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

,。

4.6.2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

4.6.3模拟断路器应提供辅助触点。

,。,

模拟短路故障的断路器其合闸时间应相对稳定连续合闸次其合闸时间的最大差值不宜

4.6.410

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障相的残压不大

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于额定值的0.2%。

4.7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。

4.8串联补偿电容器

4.8.1模拟固定串联补偿电容器的串补度应能在30%~60%之间进行调整。

4.8.2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。

()、()

4.8.3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

,()

4.8.4模拟可控串联补偿电容器的提升系数应能达到2.5倍以上在1~2.5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

()、()

4.8.5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。

4.8.6模拟可控串联补偿电容器应能改变电容器组的电容容量。

4.8.7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

入功能。

5

/—

GBT268642011

4.9电流互感器

4.9.1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中的级和级电流互感器当

GBT16847TPYP

,/。

在一次模拟系统发生短路故障时其暂态特性应满足GBT16847中的规定

,。

模拟电流互感器的二次侧接入被试产品后自一次侧所测量到的阻抗值应不大于0.4Ω当互感

、,;

器串联接入和距离不超过的短线时该线段的阻抗角不小于当互感器串联

110kV220kV20km80°

、,。

接入500kV及以上距离不超过40km的短线时该线段的阻抗角不小于85°

。

模拟系统接入被试产品的二次额定交流电流值应与原型系统接入的电流值相同二次额定电流为

和。

5A1A

4.9.2电子式电流互感器

应满足/电子式电流互感器标准的要求。

GBT20840.8

4.10电压互感器

4.10.1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

),,,

型和速饱和型在接入不大于5VA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GBT4703的有关要求模拟电压互感器的二次侧接入被试产品后其电压降不应超过额

。,。二次额定线电压为

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2Ω

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