CN103809052A

CN103809052A - 超高压电网输电线路保护动模实验系统、带电功能测试方法

Info

Publication number: CN103809052A
Application number: CN201210456685.1A
Authority: CN
Inventors: 黄超; 何力; 冯伟岗; 吴水健; 段贤稳; 贺英章; 郭振武
Original assignee: China General Nuclear Power Corp; Daya Bay Nuclear Power Operations and Management Co Ltd
Current assignee: China General Nuclear Power Corp; Daya Bay Nuclear Power Operations and Management Co Ltd
Priority date: 2012-11-14
Filing date: 2012-11-14
Publication date: 2014-05-21
Anticipated expiration: 2032-11-14
Also published as: CN103809052B

Abstract

本发明公开了一种超高压电网输电线路保护动模实验系统，包括第二开关站和第三开关站，第二开关站设置有第二开关站边开关、第二开关站中开关和第二开关站边开关；第三开关站设置有第三开关站边开关、第三开关站中开关和第三开关站边开关；针对输电线路，第二开关站侧设置有第二开关站主一保护装置、第二开关站主二保护装置和第二开关站后备保护装置；第三开关站侧设置有第三开关站主一保护装置、第三开关站主二保护装置和第三开关站后备保护装置。

Description

超高压电网输电线路保护动模实验系统、带电功能测试方法

【技术领域】

本发明涉及一种超高压电网的实验系统，特别涉及其中的重合闸动模实验系统。

【背景技术】

大亚湾核电站400KV系统是大亚湾核电机组向香港地区供电重要输电线路，通过联络变压器，同时也肩负着广东电网与香港电网输电的重要联络线。大亚湾400KV线路设计初期有三条线路，按照N-1模式设计，保护和通讯装置已运行13年多，按照电力行业标准和南方电网公司十项重点反事故措施要求运行年限到10—12年的保护装置必须更换。

由于大亚湾400KV线路向香港地区供电，属于香港中华电力调度，改造设计规范必须遵循香港中华电路的标准。在香港-大亚湾联络线路大亚湾侧采用了现代数字保护后，要求系统保护设计原则均基于原来设计习惯改造，牵涉到的回路较多，鉴于香港线路技术标准和国内技术标准的差别，必须验证整个回路设计的正确性以及联络系统间保护配合的合理性。

【发明内容】

本发明的主要目的是：提供一种适于验证回路设计的超高压电网输电线路保护动模实验系统。

为此，本发明提出了一种超高压电网输电线路保护动模实验系统，包括第二开关站和第三开关站，所述第二开关站设置有第二开关站边开关、第二开关站中开关和第二开关站边开关；所述第三开关站设置有第三开关站边开关、第三开关站中开关和第三开关站边开关；所述第二开关站侧设置有第二开关站主一保护装置、第二开关站主二保护装置和第二开关站后备保护装置；所述第三开关站侧设置有第三开关站主一保护装置、第三开关站主二保护装置和第三开关站后备保护装置。

同时，本发明提出了一种超高压电网的带电功能测试方法，包括如下自动重合闸试验过程：

调高开关的失灵保护定值，减少线路带的负载；

选择重合闸方式；

模拟线路保护动作启动重合闸；

检查各个开关是否按照重合闸方式动作，逻辑是否正确。

本发明中的动模实验系统，适用于技术标准、硬件配置不同的多个电网之间回路设计的验证，可用于验证大亚湾400KV线路向香港线路供电的回路设计的正确性以及联络系统间保护配合的合理性，以提高电网系统改造的安全性和可靠性，保证电网的安全、可靠运行。

本发明中的带电功能测试方法，可以用于验证超高压电网线路保护的整体换型改造，可用于验证大亚湾400KV线路向香港线路供电的回路设计的正确性以及联络系统间保护配合的合理性，以提高电网系统改造的安全性和可靠性，保证电网的安全、可靠运行。

【附图说明】

图1是本发明实施例一的动模试验系统结构示意图；

图2瞬时性故障动模试验录得的波形图；

图3永久性故障动模试验录得的波形图；

图4复杂故障分析动模试验录得的波形图；

图5是本发明实施例的进行带电功能测试的超高压电网线路图。

SYN重合闸装置检同期功能、DLC重合闸装置检无压功能

SEL-421高频距离保护装置（SEL）

RCS-931光纤差动保护装置(南瑞)

GRL-100光纤差动保护装置（东芝）

P122反时限过流保护装置(ABB)

REB670智能化微机保护装置

RCS-902高频距离保护装置(南瑞)

【具体实施方式】

下面通过具体的实施例并结合附图对本发明作进一步详细的描述。

本发明提供整个大亚湾400KV线路保护的动模试验系统和试验方法。试验主要按照回路设计正确性验证和保护配合验证两个方面进行。动模试验系统结构如下图1所示。

本例的超高压电网输电线路保护动模实验系统，包括第二开关站和第三开关站，所述第二开关站设置有第二开关站边开关201、第二开关站中开关202和第二开关站边开关203；所述第三开关站设置有第三开关站边开关301、第三开关站中开关302和第三开关站边开关303；所述第二开关站侧设置有第二开关站主一保护装置、第二开关站主二保护装置和第二开关站后备保护装置；所述第三开关站侧设置有第三开关站主一保护装置、第三开关站主二保护装置和第三开关站后备保护装置。

另一侧的第一开关站，第一开关站设置有边开关101、中开关102；第一开关站边开关101和中开关102与第二开关站中开关202与边开关203的通过线路相连。第一开关站侧分别设置有主一保护装置、主二保护装置和后备保护装置。

第二开关站中开关202和边开关203的接点和第三开关站中开关302和边开关303的通过线路相连。

第一开关站主一保护装置与第二开关站主一保护装置以光纤相接，第二开关站主一保护装置和第三开关站主一保护装置以光纤相接。

第一开关站主二保护装置与所述第二开关站主二保护装置相接；第二开关站主二保护装置和第三开关站主二保护装置相接。

第一开关站主一保护装置保护装置、第二开关站主一保护装置采用和第三开关站主一保护装置采用南瑞RCS-931型光纤差动保护装置或东芝GRL-100光纤差动保护装置。第一开关站主二保护装置、第二开关站主二保护装置和第三开关站主二保护装置选用SEL公司SEL-421高频距离保护装置或南瑞RCS902－H型高频距离保护装置。

第一开关站后备保护装置、第二开关站后备保护装置和第三开关站后备保护装置采用阿海珐P122反时限过流保护装置。

其中，GRL100差动保护在国内超高压电网中首次应用，主保护主要是提供差动保护功能，利用微波或光纤数字系统传送在各终端同步采集的瞬时电流值。继电器每隔7.5电角度采样一次，每采样四次，就通过远程通信系统向其它终端传输一次电流数据。GRL100利用从所有终端采集的电流数据进行主-主型电流差动保护。因所有终端的同步采样是在GRL100中进行的，这些电流数据是同时在各个终端采集的瞬时值。所以，可通过使用相同的采样地址计算本地与远程电流数据之和即可计算出差动电流。因此，无需补偿传输延迟时间。

GRL100提供以下保护：分相电流差动保护、零序电流差动保护、远方差动跳闸等功能。零序电流差动确保灵敏的高阻接地故障。大亚湾改造主要使用的是分相电流差动保护，东芝GRL100中分相电流差动保护主要算法如下：

特性曲线A按照下式算法逻辑实现：

Id≥(1/6)Ir+(5/6)DIFI1

DIFI1是定值，被定义为最小内部故障电流。这个曲线有个较小的制动，确保在较低的故障水平有灵敏度。DIFI1的设置取决于动作所需的最小内部故障电流以及在正常使用条件下不动作所要的最大不平衡差动电流，主要为内部充电电流。

特性曲线B按照下式实现：

Id≥Ir 2*DIFI2

DIFI2是定值，这个特性曲线有较强的制动特性，避免由于CT的饱和或传变误差时差动保护动作出现误动。DIFI2的设置取决于以下几个因素：在发生外部故障时由CT饱和产生的最大不平衡电流，最大负载电流，在发生内部故障时的最大流出电流。

在保护动作出口逻辑上，GRL100的跳闸输出信号可以被DIF_BLOCK和CRT_BLOCK锁定。当通信回路失败时，DIF-A、DIF-B、DIF-C也被锁定。差动元件在小电流能提供一个制动特性，在大电流区域能抑制CT饱和。当远端的继电器由于调试或其他原因没有联通时，错误的数据可能在被传输。为了避免错误的操作，继电器设置接受的电流数据置0。远端失去联系逻辑。当地信号通过“LOCAL TEST”信号判断远端是否失去联通，另外，当地功能也能通过检测断路器和隔离开关状态CBDS-A、CBDS-B、CBDS-C来判别远端是否失去联系。当断路器和隔离开关在合时，CBDS-A为“1”；当断路器或者隔离开关在断开状态时，标明为失去联通。

单回路动模试验

为了验证设计回路的完整性，在动模中主要进行回路完整性试验，按照线路瞬时性故障和永久性故障分别进行了模拟。

模拟F1处的瞬时故障，动模波形如图2A相单相接地瞬时故障，线路两侧保护RCS931、SEL421跳闸，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201、第二开关站中开关202跳开，5秒后两侧远跳接点ITR及跳闸接点复归，重合闸启动，第二开关站边开关201检无压条件满足，进过重合闸时间后，第二开关站边开关201重合闸动作，重合闸脉冲展宽，第二开关站边开关201开关重合后，线路电压恢复，第一开关站边开关101和第二开关站边开关201的检同期条件（SYN CHK）满足,经过检同期时间后重合。

模拟F1处的永久性故障。

B相永久性故障，线路两侧保护RCS931、SEL421跳闸，第一开关站边开关第一开关站边开关101、第二开关站边开关201、第二开关站中开关202跳开，5秒后两侧远跳接点ITR及跳闸接点复归，重合闸启动，第二开关站边开关201检无压条件满足，进过重合闸时间后，第二开关站边开关201重合闸动作，重合闸脉冲展宽，第二开关站边开关201开关重合到永久性故障后，线路保护RCS931DKK、SEL421再次跳闸，第二开关站边开关201发PFR，闭锁第二开关站中开关202重合闸，远跳回路发送远跳信号15秒，第一开关站边开关101开关RCS921接收到ITR达10秒后闭锁重合闸，15秒后ITR返回，动模波形如图3。

复杂故障过程中的动模试验

模拟#2线路C相F2瞬时接地故障，在#2线路故障2秒后模拟#1线路A相F1瞬时性接地故障。#2线路两侧RCS902、GRL100跳闸，第二开关站中开关202、第二开关站中开关203、第三开关站中开关302均跳开；5秒后远跳ITR及跳闸接点均复归，开关保护921重合闸启动；第二开关站中开关203的检无压条件满足，经重合闸时间后，重合闸动作，重合闸脉冲展宽；第二开关站中开关203重合成功后，＃2线路电压恢复，第三开关站中开关302的检同期条件满足，2秒后重合;在#2线路故障2秒后模拟F1点瞬时故障，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201跳开，5秒后两侧远跳ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动；第二开关站边开关201的检无压条件满足，经重合闸时间后，第二开关站边开关201重合闸动作，重合闸脉冲展宽；第二开关站边开关201重合成功后，＃1线路电压恢复，第一开关站边开关101、第二开关站中开关202的SYN CHK满足，经过2秒后同时重合，动模波形如图4。

从整个动模试验来看，新设计的保护装置在正常投切空载长线路、重负荷下线路合环、区内外金属性故障、转换性故障、区内外经过度电阻故障、系统振荡及系统中再故障等故障模式，保护装置均能正确动作，说明整个设计是满足香港中华电力的规范要求的。

实施例一：

根据上述的动模试验系统和试验方法，具体模拟香港中电大埔线（第三开关站）-大亚湾联络线路（第二开关站）-深圳线400kV超高压电网（第一开关站），进行详细的试验。

一．试验系统参数

一)、400kV线路保护定值部分：

1、香港中电提供以下保护定值：400kV大浦一线线路保护定值，具体包括：线路主保护、后备保护定值以及开关重合闸参数；400kV大浦二线线路保护定值，具体包括：线路主保护、后备保护定值以及开关重合闸参数；400kV深圳线路保护定值，具体包括：线路主保护、后备保护定值以及开关重合闸参数；

2、广东核电提供除香港中电提供的线路保护定值外的其它相关保护定值。

二)、系统参数提供

1、香港中电提供系统参数如下：

大浦站400kV母线对地系统参数

2广东核电提供以下参数：

1)深圳站400kV母线对地系统参数；

2)大亚湾核电站400kV母线对地系统参数；

3)400kV深圳线线路参数；

4)400kV大浦1线线路参数；

5)400kV大浦2线线路参数；

1.4动模试验系统的一些说明

如图1所示的以400KV双网供电系统为蓝本的动模试验系统，

其中，断路器为具备正常闭合位置、40毫秒打开延迟的数字模型。

CT、VT比值固定为3000A/1A和400kV/100V。CT、VT回路在线性电磁饱和特性内运行(<拐点电压,Vk)

功率流控制通过电压电源的相位角调整取得；

系统仿真的频率为50Hz。

1.4录波信息

将与该次试验相关的所有装置的信号均在RTDS中录下来，录波内容包括模拟量及开出量，如下表所示。

1)深圳侧：

2)大亚湾侧：

3)大浦侧：

二．系统试验内容

根据中电、核电的要求，试验内容主要包括回路完整性测试、保护功能测试。以下为试验内容，根据实际要求会有部分改变。

2.1单回线测试

故障点设置在F1(距深圳侧30%L)，退出线路2上所有保护。

1.OHL Transient Fault

保护动作行为说明:

模拟线路F1处瞬时故障，#1线路两侧保护RCS-931DKK_HK跳闸，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201、第二开关站中开关202跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站边开关201的DLC满足，经t_3PAR后，重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，第二开关站边开关201重合成功后，线路电压恢复，第一开关站边开关101、第二开关站中开关202的SYN CHK满足，经过2秒后同时重合。

2.OHL Persistent Fault

保护动作行为说明:

模拟线路F1永久故障，#1线路两侧保护RCS-931DKK_HK跳闸，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201、第二开关站中开关202跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站边开关201的DLC满足，经t_3PAR后，重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，第二开关站边开关201重合到永久性故障后，核电侧线路保护RCS-931DKK_HK再次跳闸，第二开关站边开关201的PFR动作，闭锁第二开关站中开关202重合闸，同时启动远跳回路发送远跳信号（15s），第一开关站边开关101开关保护RCS-921接收到ITR达10s后闭锁重合闸，15s后ITR返回。

3.OHL Fault and SWGR Fault Simultaneously

保护动作行为说明:

模拟线路F1及F3处同时发生瞬时故障，#1线路两侧保护RCS-931DKK_HK、T区保护跳闸，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201、第二开关站中开关202跳开，第一开关站边开关101开关重合闸被闭锁，第二开关站边开关201、第二开关站中开关202收ITR时间10秒后闭锁各自重合闸，15秒后ITR返回

4.SWGR Fault 1

保护动作行为说明:

模拟线路F3处发生瞬时故障，#1线路两侧保护RCS-931DKK_HK不动、T区保护跳闸，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201、第二开关站中开关202跳开，第一开关站边开关101开关重合闸被闭锁，第二开关站边开关201、第二开关站中开关202收ITR时间10秒后闭锁各自重合闸，15秒后ITR返回

5.SWGR Fault 2

保护动作行为说明:

模拟线路区内F5处发生瞬时故障，#1线路两侧保护RCS-931DKK_HK不动、T区保护跳闸，第一开关站边开关101跳开，第一开关站边开关101开关重合闸被闭锁。

6.Manual Close onto Fault

保护动作行为说明:

手合第二开关站边开关201于F1故障，核电侧线路保护RCS-931动作跳开第二开关站边开关201开关，第二开关站边开关201开关RCS-921PFR动作，闭锁第二开关站中开关202开关重合闸，同时发送远跳信号给对侧15秒，第一开关站边开关101开关RCS-921收ITR时间10秒后闭锁重合闸，15秒后ITR应返回

7．Transient Fault with one of AR Relay fail.

保护动作行为说明:

模拟线路F1处瞬时故障，#1线路两侧保护RCS-931DKK_HK跳闸，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201、第二开关站中开关202跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站边开关201的DLC满足，经t_3PAR后，重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，但第二开关站边开关201重合未成功，2秒后第一开关站边开关101重合闸动作，重合成功，＃1线路电压恢复，第二开关站中开关202的SYN CHK满足，经过2秒后重合。

8．OHL Fault and other Fault Simultaneously

在F4点模拟＃1线路区外故障，深圳侧RCS-931DKK_HK距离保护Ⅱ段动作，第一开关站边开关101重合闸被立即闭锁，同时发送远跳命令15秒（TD2），跳开大亚湾侧第二开关站边开关201、第二开关站中开关202开关并闭锁第二开关站边开关201、第二开关站中开关202开关重合闸。

9．手合故障

故障点设置在F2(距大亚湾侧30%L)。

保护动作行为说明:

模拟手合第二开关站中开关202于线路F2处故障，#2线路大亚湾侧保护SEL 421跳闸，第二开关站中开关202跳开，第二开关站中开关202断路器保护921HK的PFR接点动作，15秒后ITR接点均复归，闭锁所有重合闸。（断路器保护需要接进手合接点）

10.仅后备Z2动作测试

故障点设置在F2(距大亚湾侧30%L)，退出#2线路两侧保护SEL 421快速保护。

保护动作行为说明:

模拟线路F2处故障，#2线路两侧保护SEL 421 Z2动作跳闸，第三开关站中开关302、第二开关站中开关202、第二开关站中开关203跳开，15秒后ITR及跳闸接点均复归，第三开关站中开关302、第二开关站中开关202、第二开关站中开关203重合闸装置接收到闭锁信号后均不重合。

2.2同间隔两回线测试

保护动作行为说明:

模拟线路F2瞬时故障，#2线路两侧SEL保护421跳闸，第二开关站中开关202、第二开关站中开关203、第三开关站中开关302均跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站中开关203的DLC满足，经t_3PAR后，重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，第二开关站中开关202重合成功后，＃2线路电压恢复，第二开关站中开关202、第三开关站中开关302的SYN CHK满足，经过2秒后同时重合。

3分10秒后F1点模拟永久故障，＃1线路两侧保护RCS-931DKK_HK均动作跳闸，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201、第二开关站中开关202跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站边开关201的DLC满足，经t_3PAR后，重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，第二开关站边开关201重合到永久性故障后，核电侧线路保护RCS-931DKK_HK再次跳闸，第二开关站边开关201的PFR动作，闭锁第二开关站中开关202重合闸，同时启动远跳回路发送远跳信号（15s），第一开关站边开关101开关保护RCS-921接收到ITR达10s后闭锁重合闸，15s后ITR返回。

保护动作行为说明:

1分钟后模拟#1线路F1瞬时故障，#1线路两侧931DKK跳闸，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201、第二开关站中开关203均跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站边开关201的DLC满足，经t_3PAR后，重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，第二开关站边开关201重合成功后，#1线路电压恢复，第一开关站边开关101的SYN CHK满足，经过2秒后重合，而第二开关站中开关202重合闸不能重合。

保护动作行为说明:

模拟F2点模拟永久故障，#2线路两侧SEL保护421均动作跳闸，第二开关站中开关202、第二开关站中开关203、第三开关站中开关302跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站中开关203的DLC满足，经t_3PAR后，重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，第二开关站中开关203重合到永久性故障后，核电侧#2线路保护RCS-931DKK_HK再次跳闸，第二开关站中开关203的PFR动作，闭锁第二开关站中开关202重合闸，同时启动远跳回路发送远跳信号（15s），第三开关站中开关302开关保护RCS-921接收到ITR达10s后闭锁重合闸，15s后I TR返回。

1分钟后模拟#1线路F1瞬时故障，#1线路两侧931DKK跳闸，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201均跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站边开关201的DLC满足，经t_3PAR后，重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，第二开关站边开关201重合成功后，#1线路电压恢复，第一开关站边开关101的SYN CHK满足，经过2秒后重合。

保护动作行为说明:

模拟线路F2瞬时故障，#2线路两侧SEL保护421跳闸，第二开关站中开关202、第二开关站中开关203、第三开关站中开关302均跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站中开关203的DLC满足，经t_3PAR后，重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，第二开关站中开关202重合成功后，＃2线路电压恢复，第三开关站中开关302的SYN CHK满足，2秒后重合;第二开关站中开关202因#1线路跳开从而SYN CHK不满足暂不重合。

在#2线路故障2秒后模拟F1点瞬时故障，第一开关站边开关101、第二开关站边开关201跳开，5秒后ITR及跳闸接点均复归，重合闸启动,第二开关站边开关201的DLC满足，经t_3PAR后，第二开关站边开关201重合闸动作，重合闸脉冲宽度为定值t_PW_AR，第二开关站边开关201重合成功后，＃1线路电压恢复，第一开关站边开关101、第二开关站中开关202的SYN CHK满足，经过2秒后同时重合。

5．模拟2＃线线路内部中点故障，第二开关站中开关202开关失灵，两侧保护的出口情况。

上述动作顺序均是基于如下的检同期时间定值

2.3保护功能试验

更改线路Ⅰ上RCS-931、421至线路Ⅱ，在线路Ⅱ上按照线路保护动模试验要求测试RCS-931DKK_HK、RCS-902H、SEL -421、GRL-100。

注：屏柜接线按照香港三重方式设计，只能按照三重方式测试。

2.3.1正常操作对保护的影响

⑴投切空载长线时保护动作行为；

⑵重负荷工况下，被保护线路合环时，保护装置动作行为；

⑶保护运行中拉合直流工作电源时保护装置动作行为。

2.3.2区内外金属性故障

⑴在被保护线路内部两端及中点模拟单相接地、两相接地、两相短路、三相短路等金属性瞬时和永久性故障；

⑵在相邻线路两端模拟单相接地、两相接地、两相短路、三相短路故障（各类故障为瞬时性故障）；

⑶在模拟区外故障时考虑故障线路两侧保护以不同时间相继动作切除故障时引起被保护线路的功率倒向。

2.3.3转换性故障

1)保护出口与背后母线之间模拟经不同延时发生区外转区内的异名相转换故障；

2)在被保护线路与相邻线路之间模拟出口、中点、末端的跨线故障；

3)区外发生各种转换性故障，考验对保护的影响；

4)故障转换时间为10～200MS。

2.3.4区内外带电阻故障

1)在被保护线路内部两端及中点模拟各种经过渡电阻的单相接地短路；

2)在相邻线路两端及两侧母线上模拟各种经过渡电阻故障。

3)单相接地过渡电阻为0～300Ω。

2.3.5距离保护的暂态超越

仅投入距离保护，保护末端发生金属性单相接地、两相接地、两相短路、三相短路故障时，检查距离保护的暂态超越。

2.3.6手合故障线路

被保护线路两侧开关断开，M侧手动合闸于出口、中点及末端单相接地、两相接地、两相短路、三相短路等永久性故障时保护的动作行为。

2.3.7系统振荡及振荡中再故障

⑴系统振荡中被保护线路出口及中点发生单相接地、两相接地、两相短路、三相短路故障；

⑵系统振荡中被保护线路外部母线及相邻线路发生单相接地、两相接地、两相短路、三相短路故障；

2.3.8线路一侧为弱电源

弱馈方式下区内、外发生单相接地、两相接地、两相短路、三相短路故障时保护动作行为。

2.3.9TV断线

TV单相、两相及三相断线及TV断线后发生区内外故障，检查保护的动作行为。

2.3.10TA断线

发生TA断线，检查保护的动作行为。

试验结果

回路完整性测试

试验结果：正确

保护性能测试：更改线路Ⅰ上RCS-931、421至线路Ⅱ，在线路Ⅱ上按照线路保护动模试验要求测试RCS-931DKK_HK、RCS-902H、SEL--421、GRL-100。屏柜接线按照香港三重方式设计，只能按照三重方式测试。

2.4.1系统操作

试验内容：

①通过操作电源侧开关，手合空载线路五次。

试验要求：

①手合空载线路，保护不应误动作。

试验结果：正确

2.4.2区内金属性故障

模拟保护区内金属性瞬时性单相接地、两相接地、两相短路、三相接地及三相短路故障。

表2-2金属性故障试验项目

试验要求：

①保护不拒动。不超范围误动。

②动作时间应满足：光纤纵差保护：全线 30ms

纵联距离保护：近故障端≦30ms，远故障端 40ms

试验结果：正确

2.4.3区外母线上金属性故障

试验内容：线路重载情况下模拟相邻线上金属性瞬时单相接地、两相接地、两相短路、三相接地及三相短路故障。故障持续时间为120ms。

表2-3区外故障试验项目

试验要求：保护不误动。

试验结果：正确

2.4.4区内永久故障

试验内容：模拟保护区内金属性永久性故障

表2-4永久性故障试验项目

试验要求：重合于永久性故障后，保护应能够加速动作切除永久性故障，不拒动。

试验结果：正确

2.4.5功率倒方向

试验内容：模拟功率倒方向时纵联保护动作行为

表2-5功率倒方向项目

试验要求：纵联保护不误动。

试验结果：正确

2.4.6转换性故障

试验内容：

模拟区外单相接地故障经不同时间发展成被保护线路出口区内异名相单相接地故障，相继发生故障的时间间隔为10ms～200ms，在模拟区外故障时，模拟相邻线保护正确动作相继跳开两侧开关，近故障端50ms，远故障端110ms。

表2-6转换性故障试验项目

试验要求：对于区外转区内故障，发展成区内故障后，装置不应拒动。

试验结果：正确

2.4.7经过渡电阻故障

试验内容：

①模拟经0Ω～300Ω过渡电阻的区内单相接地故障。

表2-7经过渡电阻试验项目

②模拟经0Ω～25Ω小电阻区外短路故障。

表2-8区外经过渡电阻试验项目

序号	故障点	故障相	备注
				1	K8	A-B	残压不超过5%额

序号	故障点	故障相	备注
				2	K9	B-C	定电压时

试验要求：

①经过渡电阻的区内单相接地故障时，保护应能选相动作。

②区外经小电阻短路，距离保护不应误动。

试验结果：正确

2.4.8手合故障线路

通过操作电源侧第三开关站中开关302，手合故障线路。具体项目参见表2-7。

表2-9系统操作试验项目

试验要求：手合故障线路，保护应加速动作三相跳闸。

试验结果：正确

2.4.9系统振荡及振荡中再故障

表2-10系统振荡再故障

系统振荡再故障试验要求：①保护不拒动。不超范围误动。

表2-11系统振荡区外故障

系统振荡区外故障试验要求：①保护不误动。

试验结果：正确

2.4.10单侧电源方式

试验内容：①模拟以下区内外故障，参见表2-12。

表2-12单侧电源方式试验项目

试验要求：①区内故障应正确动作。

试验结果：正确

2.4.11TV断线（仅距离保护）

试验内容：

①模拟NPS侧2＃线CVT A相断线。

②模拟NPS侧2＃线CVT 三相断线。

④模拟NPS侧2＃线CVT A相断线后的区内外故障。具体项目参见表2-13。

表2-13PT断线试验项目

试验要求：断线后，保护不误动。

试验结果：正确

2.4.12CT断线（仅差动保护）

试验内容：

①在线路带不同功率的情况下，模拟L侧A相断线。

表2-14CT断线试验项目

试验结果：正确

②模拟L侧A相断线后的区外故障。具体项目参见表2-15。

表2-15CT断线试验项目

试验要求：

①当负荷电流达到差动保护差电流启动值时，断线后应发出告警信号。当负荷电流小于差动保护差电流启动值时，不做考核。

②断线后模拟故障，保护动作行为与装置设计一致。

试验结果：正确

2.4.13距离保护暂态超越

将TPE侧线路保护距离Ⅰ段整定成线路全长的95%，模拟线路末端故障，距离Ⅰ段不应超越。

表2-16距离保护暂态超越试验

试验结果：正确

实施例二：

本例对超高压电网实施带电功能测试，其过程如下顺序：

i）带电实验风险考虑，由于在带电实验中需要对线路开关进行分合，这是涉及到潮流负荷会变化，为了防止其他线路负荷突然增加，造成失灵保护误动，我们调高开关的失灵保护定值，同时调整电网结构，减少线路带的负载。

Ii）提供自动重合闸具备条件，即每次试验保证足够时间，保证系统所有状态正常，保证自动重合闸装置充电良好，具备重合闸功能。

Iii）选择好重合闸方式：

“4选”保证4个开关的自动重合闸装置都具备ii）中的条件，装置充电良好；

“3选”保证2、3、4个开关的自动重合闸装置都具备ii）中的条件，装置充电良好，#1开关重合闸装置不送电，模拟它故障是故障的；

“2选”保证1、2、4个开关的自动重合闸装置都具备ii）中的条件，装置充电良好，#3开关重合闸装置不送电，模拟它故障是故障的；

“1选”保证1、2、3个开关的自动重合闸装置都具备ii）中的条件，装置充电良好，#4开关重合闸装置不送电，模拟它故障是故障的；

Iv）模拟线路保护动作启动重合闸。

V）检查各个开关是否按照重合闸方式动作，逻辑是否正确，即是否是按照4选，或3选，或2选，或1选逻辑进行相关开关合闸。

本例的带电功能测试方法，可以用于验证超高压电网线路保护的整体换型改造，可用于验证大亚湾400KV线路向香港线路供电的回路设计的正确性以及联络系统间保护配合的合理性，以提高电网系统改造的安全性和可靠性，保证电网的安全、可靠运行。

请结合图5，带电功能测试的详细步骤，如下表：

以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单推演或替换，都应当视为属于本发明的保护范围。

Claims

1.一种超高压电网输电线路保护动模实验系统，包括第二开关站和第三开关站，所述第二开关站设置有第二开关站边开关（201）、第二开关站中开关（202）和第二开关站边开关（203）；所述第三开关站设置有第三开关站边开关（301）、第三开关站中开关（302）和第三开关站边开关（303）；所述第二开关站侧设置有第二开关站主一保护装置、第二开关站主二保护装置和第二开关站后备保护装置；所述第三开关站侧设置有第三开关站主一保护装置、第三开关站主二保护装置和第三开关站后备保护装置。

2.如权利要求1所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：还包括第一开关站，所述第一开关站设置有第一开关站边开关（101）、第一开关站中开关（102）；所述第一开关站边开关（101）与第一开关站中开关（102）的接点与所述第二开关站中开关（202）与第二开关站边开关（203）通过输电线路相连相接。

3.如权利要求1所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：所述第二开关站中开关（202）与第二开关站边开关（203）的接点和所述第三开关站中开关（302）和第三开关站边开关（303）的通过输电线路相连相接。

4.如权利要求2所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：所述第一开关站侧分别设置有主一保护装置、主二保护装置和后备保护装置。

5.如权利要求3所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：所述第二开关站主一保护装置和第三开关站主一保护装置以光纤相接。

6.如权利要求3所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：所述第二开关站主二保护装置和第三开关站主二保护装置相接。

7.如权利要求4所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：所述第一开关站主一保护装置与所述第二开关站主一保护装置以光纤相接。

8.如权利要求4所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：所述第一开关站主二保护装置与所述第二开关站主二保护装置相接。

9.如权利要求1-8中任一项所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：所述第一开关站主一保护装置、第二开关站主一保护装置和第三开关站主一保护装置为光纤差动保护装置。

10.如权利要求1-8中任一项所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：所述第一开关站主二保护装置、第二开关站主二保护装置和第三开关站主二保护装置为高频距离保护装置。

11.如权利要求1-8中任一项所述的超高压电网输电线路保护动模实验系统，其特征是：所述第一开关站后备保护装置、第二开关站后备保护装置和第三开关站后备保护装置为反时限过流保护装置。

12.一种超高压电网的带电功能测试方法，包括如下自动重合闸试验过程：

调高开关的失灵保护定值，减少线路带的负载；

选择重合闸方式；

模拟线路保护动作启动重合闸；

检查各个开关是否按照重合闸方式动作，逻辑是否正确。

13.如权利要求1所述的超高压电网的带电功能测试方法，其特征是：所述重合闸方式选用以下之一：

4选，即保证4个开关的自动重合闸装置功能正常；

3选，即保证#2、#3、#4个开关的自动重合闸装置功能正常；#1开关重合闸装置不送电，模拟它故障是故障的；

2选，即保证#1、#2、#4个开关的自动重合闸装置功能正常；#3开关重合闸装置不送电，模拟它故障是故障的；

1选，即保证#1、#2、#3个开关的自动重合闸装置功能正常；#4开关重合闸装置不送电，模拟它故障是故障的。

14.如权利要求1所述的超高压电网的带电功能测试方法，其特征是：所述逻辑是否正确，是指自动重合闸是否按照4选，或3选，或2选，或1选逻辑进行相关开关合闸。

15.如权利要求1所述的超高压电网的带电功能测试方法，其特征是：每次所述自动重合闸试验过程，保证自动重合闸装置充电良好，具备重合闸功能。