GB T 13730-2002 地区电网调度自动化系统.pdf

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1、ICS 29. 240. 01 F 21 中华人民共和国国家标准GB/T 13730-2002 代替GBjT13730-1992 地区电网调度自动化系统Dispatching automation systems for distric power networks 2002-11-29发布2003-06-01实施普普中华人民共和国发布国家质量监督检验检茂总局GB/T 13730-2002 目次前言.ml 范围.2 规范性引用文件3 一般要求4 数据采集和监视控制(SCADA)功能.3 5 实时网络分析功能.6 6 调度员培训仿真器(DTS)功能.7 7 测试方法.8 8 检验规则.89 标志

2、、包装、运输、存贮.8 附录A(规范性附录)数据采集和监视功能测试附录B(规范性附录)实时网络分析功能测试.11附录C(规范性附录)实时网络分析功能测试的标准网络模型.附录D(规植性附录)实时网络分析所需数据采集的范围和方向.22 附录E(资料性附录)调度员培训仿真器测试.23 I GB/T 13730-2002 前吉同本标准是对GBjT13730一1992(地区电网数据采集和监控系统通用技术条件的修订。近十年来，GBjT13730一1992在我国地区电网实现调度自动化的工作中起到了重要指导作用。本次修订考虑了当前我国地区电网的发展对调度自动化提出的要求，以及技术发展和工程应用的实际情况。鉴于

3、本标准原名称数据采集和监控系统通用技术条件已不能涵盖地区电网调度自动化的新内容，修订时将名称改为地区电网调度自动化系统。本标准中规定的地区电网调度自动化系统的功能及性能指标，原则上适用于所有地区电网。但我国地区电网数量很多，情况不尽相同，有些地区电网尚不具备实施本标准规定的某些功能的条件，或暂无实施这些功能的要求。为此，本标准将地区电网调度自动化功能分为基本功能(指数据采集及监视控制的主要功能)及选配功能两类，其中选配功能又分成A、B两级。所有地区电网调度自动化系统都应具备基本功能p在实现基本功能的基础上，可根据条件逐步实现A级选配功能，再逐步实现B级选配功能。本标准从实施之日起代替GBjT1

4、3730-1992。本标准与GBjT13730-1992相比，主要修订内容为:一一一修改了标准的名称;一一对原标准中数据采集和监视控制部分补充了新功能，如网络拓扑动态着色等，修改了一些较低的指标，如主备机切换时间等;一一增加了网络分析和调度员培训仿真器内容;一一修改了数据采集和监控功能测试附录，增加了实时网络分析和调度员培训仿真器功能测试附录，删除了数据通信结构附录。本标准有5个附录，规定了功能和性能指标的测试方法。其中附录A、附录B、附录C、附录D为规范性附录，附录E为资料性附录。本标准由全国电力系统控制及其通信标准化技术委员会提出并归口。本标准由国家电力公司自动化研究院负责起草，国家电力调

5、度中心、中国电力科学研究院、华东电力设计院、西北电力设计院、清华大学、山东大学、北京供电局参加起草。本标准主要起草人员z金振东、叶周、姜彩玉、张慎明、石俊杰、沐连)1田、洪宪平、李顺、张伯明、张志伟、舒彬。本标准首次发布时间:1992年10月6日。而皿GB/ T 13730-2002 地区电网调度自动化系统1 范围本标准规定了地区电网调度自动化系统的技术要求、测试方法和检验规则.本标准适用于地区级电网的调度自动华暴绩于哼营暨赞电画及其他供电网的调度自ij/J化系统、变电站集中控制系统亦可参照使用.2 规范性引用文件究是否可使用这些文GB/ T 9813 GB/ T 13729 GBJ 5017

6、4 DL/T 630 IEC 60870-5 l EC 60870-6 IEC 61850 ( 3 一颠要求3. 1. 1 主站工作条系统主站(调度a) 环境温度18 b) 相对湿度30 c) 大气压力86 kP 3. 1. 2 主站环境要求、a) 无爆炸危险、元腐蚀性气b) 计算机机房的接地和静电防俨幢也主GBJ50174 c) 计算机机房的平均照皮应不小于5001x;d) 计算机机房的消防与安全应符合现行国家标准的有关规定。3. 1. 3 子站工作条件及环境要求子站(厂站端)的工作条件及环境要求见GB/T13729有关规定。3. 2 电源要求3. 2. 1 主站交流电源主站应配置两路独立的

7、交流电掘-a) 额定电压220 V.允内偏差一15%+10%;的引用文件.其随后所准达成协议的各方研GB/T 13730-2002 b)谐波运5%;c) 频率50 Hz，允许偏差土5%。3.2.2 主站不间断电源主站应配置不间断电源(UPS)。交流电惊失电时，UPS维持系统正常工作时间应为1h2 h。3.2.3 子站电源要求子站电源要求见GB/T13729有关规定。3.3 数据传输通道要求3.3. 1 模拟通道a) 传输速率300 bit/s、600bit/s、1200 bit/s、2400 bit/s、4800 bit/s、9600 bit/s; b) 工作方式双工，有主备用通道时，可由主站

8、控制自动或手动切换;c) 比特差错率应优于1X 10-5 ; d) 接收电平-40 dBO dB; e) 发送电平o dB-20 dB。3.3.2 数字通道a) 传输速率64 kbit/s、384kbit/s、2Mbit/s、32Mbit/s、155Mbit/s等pb)通道接口符合ITU-T及JSO有关接口标准;c) 工作方式双工、点对点传输时应有备用通道，可由主站控制自动切换F网络传输时应能自动封闭环形结构的故障段;d) 比特差错率数字微被应不大于10-6，光纤通道应不大于1。一9; e) 通道传输时延运250ms。3.4 系统设计要求3.4. 1 系统构成地区电网调度自动化系统通常由主站(

9、包括数据采集和监视控制、实时网络分析、历史数据存贮、计算机通信、调度员人机联系、调度员培训仿真等应用)、若干子站(包括远方终端装置、变电站自动化系统、电能累计量数据终端)及若干数据通道构成。主站计算机系统宜为分布式结构，由若干台服务器、工作站及配套设备构成，不同的应用可分布于不同的计算机节点，具有关键应用的计算机硬件应有冗余配置。全系统中的服务器和工作站等设备直通过冗余配置的网络互连，以保证调度自动化系统的安全;l?i行。3.4.2 硬件主站硬件，包括服务器、工作站、网络设备和配套设备等，均应采用当时的主流技术通用产品，应考虑可靠性、可维护性、开放性和可扩性要求。3.4.3 软件主站软件宜按多

10、层次软件结构设计，遵循模块化设计原则，所选操作系统应为具有开放性、高可靠性和安全、成熟的产品。除系统软件、应用软件外，还应配置包括数据库管理、人机管理、网络管理、系统管理等在内的支持软件，以及当地及远方在线故障诊断软件。在采用商用数据库管理系统软件时，所选商用数据库管理系统应为当时主流技术产品。软件应有详细汉字说明，具有汉字操作指南。3.4.4 数据通信方式a) 主站与子站的通信可采用点对点、多路点对点、多点星形、多点共线、多点环形、复合型或网络型等连接方式;b) 与上下级电网的调度自动化系统的通信采用网络或数据转发方式;c) 与其他相关系统的通信采用专线或网络方式;d) 与电能累计量数据终端

11、的通信采用专线、拨号或与厂站远方终端装置共线方式Fe) 通过网络进行通信时应采用安全隔离措施。2 GB/T 13730-2002 3.4.5 数据通信协议a) 不同主站间的数据通信协议推荐采用IEC60870-6系列标准;b) 主站与子站间的远动数据通信协议推荐采用IEC60870-5和IEC61850系列标准。3.4.6 模拟屏接口方式a) 机电型(镶嵌式)模拟屏控制器接口:串行口方式或网络方式pb) 电子型模拟屏接口z局域网连接方式，应支持XWindow、XllR5，XllR6或WindowsGUI 协议。4 数据采集和监视控制(SCADA)功能1)4. 1 数据采集应能采集和接收以下种类

12、的数据za) 模拟量;b) 数字量pc) 状态量;d) 带时间标志的事件顺序记录量pe) 完整的电能量数据;f) 调度自动化系统需要的其他数据(如继电保护及安全自动装置数据等)。4.2 数据通信应具有与子站、上下级电网调度自动化系统主站及其他相关系统交换数据的能力。通信方式和通信协议见3.4.4、3.4.504.3 数据处理、远篝和存储应能实现以下数据处理、运算和存储的功能za) 数据合理性检查及处理;b) 异常数据处理;c) 事件分类处理;d) 多源数据处理(选配A);注:多源数据指通过不同途径收集到的关于同一测量对象、同一测量量在同一时间点(段)的数据，多源数据处理指自动选择其中质量高的一

13、个数据提供给后续数据处理过程(显示、计算等)并供分别查询使用。的支持各种常用运算功能，包括调度参数运算、算术运算、代数运算、三角运算及逻辑运算等;f) 历史数据处理z1) 支持灵活设定历史数据存贮周期的功能;2) 具有不少于一年的历史数据的存贮能力;3) 具有灵活的统计计算能力;4) 具有方便的历史数据查询的能力。g) 具有处理并存贮由子站发送的带时标的事件顺序记录信息的能力并提供查询手段;h) 具有处理并存贮变电站自动化系统或其他系统采集的各种继电保护及安全自动装置信息的能力(选配A);i) 具有处理并存贮电能累计量数据终端或其他系统采集的电能量信息的能力(选配A)。4. 4 告菁与告警抑制

14、日本标准第4、5、6章中首次提及某项功能时，不加任何标志的为基本功能，以选配A、选配B标志的分别为A级和B级选配功能。3 GB/ T 13730-2002 a) 屉测量异常告警;b) 屉信变位提示及告警;c) 计算机系统异常告警;d) 数据通信异常告警;e) 告警应有推画面、发音响语音、笛音)及提示窗等方式zo 应能按电压等级、厂站、事件等作分类告警检索;g) 应能方便地确认告警;h ) 可以有选择地实现告警抑制。4. 5 图形功能a) 应采用全图形、多窗口技术，具b) 应能支持各种图形、表格、d ) 4. 6 制表与打印a) 应具有电子报b) d) 应能即时、e) 甜tl表打印日4.7. 1

15、 机电型(镶应实现下列模a) 支持十进制b) 支持状态Ed) 4. 7. 2 电子型模拟屏(应具有符合4.5要主4. 8 网络拓扑动态着色基于网络拓扑分析，能等。4. 9 运行参鼓及状态人工设置可人工设置遥测值、遥信状态、计4. 10 防止误操作系统应能识别和防止以下误操作并发出提示:a) 带负荷拉、合隔离开关(包括人工设置隔离开关状态和遥控隔离开关hM 带电挂地线牌;c) 带地线合闸(包括人工设置断路器、隔离开关状态和遥控)。4. 11 遥控遥控指通过系统对厂站内可控制元件进行远方控制。主站的遥控功能应具有返送校核功能、超时取消功能和遥控条件判断闭锁功能，并具有成组设定遥控对象、不同厂站并发

16、执行遥控命令功能。4 GB/T 13730-2002 4. 12 遥调遥调指通过系统对厂站内可调节元件(例如变压器分接头，电压无功控制装置)进行远方调节.主站的遥调功能应具有:a) 基于设定值的遥调功能;b ) 基于升降命令的遥调功能。4. 13 系统对时a) 主站应能接收全球定位系统(GPS)的标准时间信号并以此同步主站系统内各计算机的时钟，使其与标准时钟的误差保持在1s以内;b ) 主站应具备下行对时功能.向不具备当-4. 14 趋势曲线显示a) 应具有用户自定义趋势曲制能;4. 15 事故追忆(选配A)a) 能自动或人工启-b ) d) f) 4. 16 通道质量监a) 用单位时|日b

17、) 通信中断日、4. 17 远程维护及具有对调度自动4. 18 系统晌应时间a) 状态量变位fb ) d) 遥调命令传输时|日的实时数据画面在人画面的85%: 其余画面:) 实时数据画面在电子型模拟屏画面的85%:其余画面:g ) 画面数据刷新周期:h ) 主备用机自动切换时间24. 19 主要性能指标a) 模拟量遥测综合误差:b) 厂站间事件顺序记录的时间分辨率:) 电网正常情况下SCADA主要节点CPU负载:d) 电网事故情况下SCADA主要节点CPU负载:运10$ ; 5 slO s(可调)30s 1.5%(包括变送器误差1.0%):; 20 ms 30%(1 min平均值)70% (B

18、li + B2i) X 100% 2N恒1N-一全月日历天数;Bli、B分别为当月i日最高、最低负荷预测准确率，计算公式为zBli = (1一|i日实际最高负荷一预测t日最高负荷l，X100% 飞i日实际最高负荷/ B2i = (1-Jt日实际最低负荷一预测t日最低负荷l，X 100% 飞t日实际最低负荷/ B. 3. 5 静态安全分析静态安全分析现场测试方法及要求和出厂测试一致。B. 3. 6 短路电流计算现场测试短路电流计算功能现场测试内容及计算误差和出厂测试一致。14 GB/T 13730-2002 附录C(规范性附录)实时网络分析功能测试的标准网络模型C.1 概述本网络模型参照了美国I

19、EEE14节点的标准测试系统，包括系统接线、元件参数、负荷参数以及数据采集及监控系统(SCADA)的断面数据等。作为地区电网调度自动化系统网络分析及调度员培训仿真器的出厂测试系统。该标准测试网络模型见图C.1。C. 2 系统参数(静态参数)C. 2.1 功率基准值标么值基准容量5B=100MVA。C. 2. 2 电压等级基准值电压等级基准值见表C.1。各厂站的电压等级已在图C.1中母线处注明。表C.1电压等级基准值电压等级/kV基准电压/kV220 230 35 36.5 C. 2. 3 元件参数C. 2.3.1 断路器所有断路器的正常状态为闭合。C.2.3.2 隔离刀闸所有隔离刀闸的正常状态

20、为闭合。C.2.3.3 并联电窑器(或并联电抗器)并联电容器(或并联电抗器)参数见表C.2。表C.2并联电睿器(或并联电抗器)参数电容器名称额定元功功率/Mvar额定电压/kV电纳标么值C91 19 36.5 o. 19 C 表见数参的机相调及以机值等网电部hN/ 机电发网电5部AJ数C数内数C品，表参括表晶，表器见机包荷见路见压数电数负数线数变参发参参参器机4荷5路6压7电3负1线3变3发呵，坷，nnJCCCC 15 GB/ T 13730-2002 厂也发2号Bq4 V L民AU 句，句，3号发电厂LN12 SW l1 2 Cll SW l l l CB1 33 SW133_2 LNI3

21、14 固C.1实时网络分析功能测试的标准网络模型16 GBj T 13730-2002 襄C.3负荷参鼓负荷正常有功正常无功最大有功放小有功最大元功最小无功名称功率/MW功率/Mvar功率/MW功率/MW功率/MvarJjJ事l/MvarLD21 21. 70 12. 70 43 。26 一26I.D31 94. 20 19. 00 188 。38 -8 L041 47.80 - 3. 90 95 。8 - 8 LD51 7. 60 1. 60 15 。4 -4 LD61 11.20 15 一15LD9 1 29. 50 34 -34 L01 01 9. 00 12 一12LD11 1 3.

22、50 11:飞71_:;，、.I.r-、飞- 4 L0121 6. 10 LD1 31 13. 50 一12L0I41 14. 90 -10 线路名称额定电流MVA 标么值LNl 2 300 3.42 LN2 3 150 0. 04idl1 0. 02 1 9 1. 71 LN2 4 11 1 150 啤回问崎111 B . - - . r 0. 018 7 1 1. 71 LN1 5 150 l野03I _，223骂3|l 1. 71 1. 71 1. 71 1. 71 L:17 8 0. 50 LN7 9 O. 65 LN9 10 50 吨h0. 03 181 U084 5 1.,. 。O

23、. 50 LN6 11 50 O幅-9.BO.JJj 。0. 50 LN6 12 50 0.122 91 . O. 155 81 。O. 50 LN6 13 50 0. 066 15 0.13027 。O. 50 L;-.I9 14 50 0.127 11 0. 270 38 。O. 50 LNI O 1 50 0. 08205 O. 19207 。O. 50 I.N1 2 13 50 0.220 92 0.19988 。O. 50 LN13 14 50 O. 170 93 0. 348 02 。O. 50 17 GB/T 13730-2002 表C.5变压器参数绕组名称变压器铭牌额定容量/电

24、阻电抗分接头分接头MVA 标么值标么值正常位置所在端T4 7 230土8*1. 1%/36. 5kV 100 。0.209 12 -6 首端T5 6 230土扩1. 1%/36. 5kV 100 。0.252 02 一2首端T4 9 230土8*1. 1%/36. 5kV 100 。o. 556 18 一3首端注:绕组参数忽略了空载损耗。表C.6发电机参数发电机额定容量/最大有功最小有功最大无功最小无功发电机类型名称MVA 功率/MW功率/MW功率/Mvar功率/MvarG1 400 400 。50.0 -40.0 火电机组G2 80 50 -50 50.0 -40.0 火电机组G3 40 。

25、40.0 0.0 调相机G6 25 。24.0 -6.0 调相机G8 25 。24.0 -6.0 调相机注:发电机参数忽略了厂用电。C. 2. 3. 8 母线电压参数220 kV电压等级的母线电压上限为253kV，下限为223kV，正常为230kV;35 kV电压等级的母线电压上限为40.15kV，下限为35.4kV，正常为36.5kV。C.3 SCADA断面数据(实时数据)C. 3.1 断路器/隔离刀闸数据(遇信)所有断路器都有遥信，状态为闭合。隔离刀闸中SVV251 , SVV25 2、SVV321 , SVV32 2、SVV651、SVV65 2有遥信，状态为闭合;其他隔离刀闸没有遥信，

26、取人工默认状态(闭合)。C. 3. 2 负荷数据(遁测)负荷数据见表C.7。裴C.7负荷数据负荷名称所在母线名称所在厂站有功功率/MW无功功率/MvarLD21 B2 2号发电厂21. 72 12.79 LD31 B3 3号发电厂94.47 19.18 LD61 B6 6号发电厂11. 16 7.48 C. 3. 3 线路数据(遁jlj)线路遥测数据见表C.8。18 GB/T 13730-2002 襄C.8线路遇测撒据线路名称线路测点所在厂站名称有功功率/MW无功功率/Mvar电流LNl 2 2号发电厂-152.59 27.70 LNl 2 1号发电厂156.89 -20.41 LNl 5 6

27、号发电厂一72.742.78 LNl 5 1号发电厂75.49 3. 28 LN2 3 3号发电厂一70.921. 60 LN2 3 2号发电厂73.24 3.56 LN2 4 4号变电站一54.593.52 LN2 4 2号发电厂56.27 -2.38 LN2 5 6号发电厂-40.48 -1. 40 LN2 5 2号发电厂41. 38 0.50 LN3 4 4号变电站23.64 一5.33LN3 4 3号发电厂-23.27 2.72 LN4 5 6号发电厂61. 93 一14.78LN4 5 4号变电站-62.40 15.13 LN6 11 11号变电站-6.32 -3.61 LN6 11

28、 6号发电厂6.36 3.70 LN6 12 12号变电站-8.79 -1. 90 LN6 12 6号发电厂8.88 2.01 LN6 13 13号变电站-16.05 一7.30LN6 13 6号发电厂16.24 7.67 LN7 8 8号发电厂0.0 17.01 LN7 8 4号变电站0.0 -16.58 LN7 9 4号变电站29.31 5.60 LN7 9 4号变电站-29.31 -4.73 LN9 10 10号变电站-6.19 -4.01 LN9 10 4号变电站6.20 4.05 LN9 14 14号变电站-9.72 一3.30LN9 14 4号变电站9.84 3.57 LN10 1

29、1 11号变电站2.82 1. 81 LN10 11 10号变电站一2.81一1.79 LN12 13 13号变电站-2.68 一0.29LN12 13 12号变电站2.69 0.30 LN13 14 14号变电站-5.18 -1. 70 LN13 14 13号变电站5.23 1. 79 注2本表及表C.10中的符号一表示该项没有遥测数据。19 G8/ T 13730-2002 C. 3. 4 变压器绕组鼓据(遥测)变压器绕组数据见表C.9.绕组名称所在厂姑T 5 6 6号发电厂T4 7 4号变电站T4 9 4号变电站C. 3. 5 母线数据遥测)母线遥测数据见表c.10. 母t名称Hl B2

30、 H3 B-l B5 B6 I气7H8 139 BI O Bl1 131 2 日13814 C. 3. 6 发电机数据见表C门。表C.9变压器绕组鼓据有功功率/MW无功功率IMvar44 . 69 1 L 79 29.31 -9. 09 16. 24 一O.32 发电机名称所在每线4号称GI G2 C3 G6 G8 20 81 B2 133 136 K8 l号发电厂2号发电厂3号发电厂6号发电厂8号发电. 分接头铛位分接点所在端-4 首崎一2首蝙首端相角/度无功JjJ率/Mvar23 1. a8 一16.8940. 00 42. 40 。23. 39 。12. 24 。17. 36 GB/ T

31、 13730-2002 C. 4 标准潮流结果标准潮流结果见表C.12.表C.12 标准潮流结果m-m-m一副一町-m一囚一出-m-m一川一川一川川所在厂站l号发电厂2号发电厂3号发电厂4号变电站母线类型发电机母线发电机负荷母线发电机负荷母线电压相角角度母线名称0. 0000 - 4.9808 - 12. 7176 一10.324 1 -8.782 5 - 14. 2223 - 13. 3680 - 13. 3680 - 14. 9462 - 15. 1039 14 . 794 9 15. 077 1 15. 158 6 16.038 6 21 GBjT 13730-2002 附录D(规范性附

32、录)实时网络分析所需数据来集的范围和方向D.1 遁倍采集范围a) 主断路器Fb) 隔离刀闸(特别是3/2接线的隔离刀闸、多母线隔离刀闸、分段隔离刀闸、旁路隔离刀闸、变压器中性点接地隔离刀闸、消弧线圈隔离刀闸); c) 设备投切状态z如电容器、电抗器、消弧线圈的状态;d) 自动装置投切状态:如备用电摞自投装置、低周减载装置的状态;e) 变压器分接头位置。D.2 遁测采集范围a) 变压器的P、Q、1;b) 35 kV及以上电压等级线路(包括特殊接线变电站高压侧线路)的P、Q、1;c) 各母线电压;d) 电容器、电抗器的无功功率Fe) 旁路断路器及母联断路器的P、Q;f) 在估计范围内配置的遥测点数

33、与需估计的遥测点数之比应不小于1.5。D.3 功率遁测数据的方向符号22 a) 流入线路、变压器、串联电抗等串联元件的功率符号为正，流出为负pb) 发电机、调相机发出功率的符号为正，吸收功率的符号为负;c) 静止无功补偿器发出无功功率的符号为正，吸收无功功率的符号为负;并联电容器发出无功功率的符号为正F并联电抗器吸收无功功率的符号为负。GB/T 13730一2002附录E(资料性附录)调度员培训仿真器测试E. 1 概述调度员培训仿真器(DTS)内容很多，出厂测试时只能选测具有共性的功能测试。培训仿真一项重要内容是电网故障时继电保护动作的仿真，有两种仿真方式z按设定逻辑关系动作的方式和按短路电流

34、计算结果动作的方式。用短路电流计算结果整定的继电保护动作过程和电网的实际情况一致，建议有条件地区采用这种方式。但它应和5.8短路电流计算功能配套，短路电流计算误差应符合规定要求。E. 2 出厂测试E. 2. 1 动态潮流测试E. 2.1.1 测试环境从以下两种网络模型和原始数据中任选一种进行测试:a) 测试模型1:附录C提供的14节点的标准网络模型和原始数据;b) 测试模型2:状态估计提供的实际网络模型和实时数据断面;其中，无实测信号的隔离刀闸的投切状态用人工设置。E. 2. 1. 2 测试内容a) 用14节点标准网络模型和原始数据进行动态潮流计算，获取计算结果Pb) 用状态估计程序估计的实时

35、数据分别进行调度员潮流计算和动态潮流计算，获取计算结果。E. 2.1.3 测试结果要求采用测试模型1时，以动态潮流计算结果与附录C标准结果相比;采用测试模型2时，以动态潮流计算结果与调度员潮流计算结果相比。比较结果的电压幅值差标么值应小于0.015，电压角度差应小于20。E. 2. 2 由动态潮流越限值启动的继电保护和安全自动装置动作的测试E. 2. 2. 1 测试环境的以E.2.1.1b)的实际网络模型和实时数据进行测试;b) 建立与态潮流计算网络匹配的继电保护和安全自动装置数据库;c) 调整动态潮流运行方式(包括网络结构、发电机功率、负荷和补偿设备容量等)，构成使元件功率、母线电压和电网频

36、率越限的运行方式。E. 2. 2. 2 测试内容用越限的动态潮流计算结果测试有关继电保护和安全自动装置动作情况。E.2.2.3 测试结果要求继电保护和安全自动装置均正确动作，无误动和拒动。E. 2.3 由故障电流启动的继电保护和安全自动装置的动作测试E. 2. 3. 1 测试环境的以E.2. 1. 1b)的实际网络模型和实时数据进行测试;b) 如未配置状态估计功能，可在电网仿真子系统中人工设置典型的运行方式。设置内容包括:断路器和隔离刀闸的状态、发电机功率和负荷、变压器分接头位置、投入的补偿装置容量，继电保护安全自动装置的投退状态;23 GB/ T 13730-2002 c) 电网仿真子系统中

37、的电气元件、继电保护和安全自动装置参数应完整准确;d) 建立与动态潮流计算网络匹配的继电保护和安全自动装置的数据库.E. 2. 3. 2 测试内容a) 线路故障测试:设置单相接地、两相短路、两相短路井接地、三相短路、单相和两相断线等故障，以及不同的故障位置和持续时间瞬间、延时和永久h验证线路保护、重合闸和备用电源自投等装置的配合关系.任选有代表性的2-3条线路测试.b ) 变压器故障测试:d) 在以上电保护0 多重故设置不g) E. 2. 3. 3 测试结果断路器、继电保护E. 3 现场测试现场测试以实际电网实际和出厂测试一致.24 有关继电1护也括断路器失灵保性.断路稽拒现j超越设置3级.件，验证这些继NOON-0的h的-H阁。国华人民共和国家标准地区电网调度自动化系统GB/T 13730-2002 中非中国标准出版社出版北京复兴门外三里河北街16号邮政编码:100045电话:6852394668517548 中国标准出版社秦皇岛印刷广印刷新华书店北京发行所发行各地新华书店经售* 开本880X 1230 1/16 印张2字数51千字2003年5月第一版2003年5月第一次印刷印数1-1500 :ffi 峙定价16.00网址书号:155066 1-19351 版权专有侵权必究举报电话:(010)68533533