Q GDW 11498.2-2016 110kV及以下继电保护装置检测规范第2部分：继电保护装置专用功能测试-规范性引用文件的破折号.pdf

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1、 Q/GDW 11498.22016 110kV及以下继电保护装置检测规范 第2部分：继电保护装置专用功能测试 Testing specification for 110kV and below protection relay Part 2:Special function test for protection relay 2016 -12 - 28发布 2016 - 12 - 28实施 国家电网公司 发 布Q/GDW ICS 29.240 国 家 电 网 公 司 企 业 标 准 Q/GDW 11498.22016 I 目 次 前 言 . I 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1

2、3 术语和定义 . 2 4 缩略语 . 2 5 检测条件 .2 6 检测用仪器 . 2 7 110（66）kV保护装置检验与测试 . 2 8 66kV及以下保护装置检验与测试 . 34 9 通信及信息检验 . 66 10 标准化设计检查 . 78 11 智能变电站相关检验 . 89 附录A（规范性附录） 通信规约检验项目 . 97 附录B（规范性附录） 元件保护标准化检查项目及内容 . 105 附录C（规范性附录） 线路保护标准化检查项目及内容 . 108 编制说明 . 111 Q/GDW 11498.22016 II 前 言 为保证110kV及以下常规站和智能站继电保护装置的各项功能指标满足

3、系统要求，全面提升继电保护装置运行水平，制定本部分。 110kV及以下继电保护装置检测规范分为3个部分： 第1部分：通用性能测试； 第2部分：继电保护装置专用功能测试； 第3部分：继电保护装置动态模拟测试。 本部分为110kV及以下继电保护装置检测规范标准的第2部分。 本部分由国家电力调度控制中心提出并解释。 本部分由国家电网公司科技部归口。 本部分起草单位：国网北京市电力公司、许昌开普检测技术有限公司、国网冀北电力有限公司、国网上海市电力公司、国网天津市电力公司、国网河南省电力公司、国网浙江省电力公司、国网青海省电力公司、中国电力科学研究院、南京南瑞继保电气有限公司。 本部分主要起草人：孙伯

4、龙、李静、任春梅、阮思烨、郭建勇、赵华云、贺春、谷君、闻宇、杜丽艳、陈能民、王洋、杜兴伟、钱建国、李红志、艾淑云、周春霞、华秀娟。 本部分首次发布。 本部分在执行过程中的意见或建议反馈至国家电网公司科技部。 Q/GDW 11498.22016 1 110kV及以下继电保护装置检测规范 第2部分：继电保护装置专用功能测试 1 范围 本部分规定了110（66）kV母线、变压器保护装置、110（66）kV线路保护装置（常规站）、110（66）kV母联（分段）充电保护装置（常规站）、66kV及以下接地变、所用变、电容器、电抗器保护装置、35kV及以下线路、母联（分段）保护装置（以下简称装置）的检测项目

5、、检测方法及检测结果的判定依据。 本部分适用于110（66）kV母线、变压器保护装置、110（66）kV线路保护装置（常规站）、110（66）kV母联（分段）充电保护装置（常规站）、66kV及以下接地变、所用变、电容器、电抗器保护装置、35kV及以下线路、母联（分段）保护装置的型式试验和检验测试。 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（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 2900.172009 电工术语 量度继电器 GB/T 2900.492004 电工术语 电力系统保护 GB/T

6、 72612016 继电保护和安全自动装置基本试验方法 GB/T 137292002 远动终端设备 GB/T 14598.22011 量度继电器和保护装置 第1部分：通用要求 GB/T 151452008 输电线路保护装置通用技术条件 GB/T 198622005 电能质量监测设备通用要求 GB/T 20840.72007 互感器 第7部分：电子式电压互感器 GB/T 20840.82007 互感器 第8部分：电子式电流互感器 GB/T 22386 电力系统暂态数据交换通用格式 DL/T 4782013 继电保护和安全自动装置通用技术条件 DL/T 6301997 交流采样远动终端技术条件 D

7、L/T 6702010 母线保护装置通用技术条件 DL/T 7702012 变压器保护装置通用技术条件 DL/T 860(所有部分) 变电站通信网络与系统 Q/GDW 4412010 智能变电站继电保护技术规范 Q/GDW 13962012 IEC 61850工程继电保护应用模型 Q/GDW 107662015 10kV110（66）kV线路保护及辅助装置标准化设计规范 Q/GDW 107672015 10kV110（66）kV元件保护及辅助装置标准化设计规范 Q/GDW 18082012 智能变电站继电保护通用技术条件 Q/GDW 18092012 智能变电站继电保护检验规程 Q/GDW 1

8、8102015 智能变电站继电保护装置检验测试规范 Q GDW 110152013 模拟量输入式合并单元检测规范 Q/GDW 11498.22016 2 Q/GDW 110102015 继电保护信息规范 3 术语和定义 GB/T 2900.172009、GB/T 2900.492004和Q/GDW 4412010界定的术语和定义适用于本文件。 4 缩略语 下列缩略语适用于本文件。 ICD：智能电子设备能力描述文件（IED Capability Description） GOOSE：面向通用对象的变电站事件（Generic Object Oriented Substation Event） MU

9、：合并单元（Merging Unit） NTP：网络时间协议（Network Time Protocol） SCD：全站系统配置文件（Substation Configuration Description） SSD：系统规格文件（System Specification Description） SV：采样值（Sampled Values） 5 检测条件 5.1 正常试验的大气条件 除非另有规定，对装置进行功能性试验的环境大气条件如下： a) 环境温度：1535； b) 相对湿度：45%75%； c) 大气压力：86kPa106kPa。 5.2 基准试验的大气条件 检验装置有关准确度试验的环

10、境大气条件如下： a) 环境温度：205； b) 相对湿度：45%75%； c) 大气压力：86kPa106kPa。 6 检测用仪器 装置检验所使用的仪器、仪表必须经过检验合格，符合有关计量管理的要求，并应满足 GB/T 72612016及智能变电站试验使用设备的指标要求。 7 110（66）kV保护装置检验与测试 7.1 110（66）kV母线保护 7.1.1 总体要求 母线保护应满足 GB/T 14598.22011、DL/T 6702010和DL/T 4782013中的相关要求。测试方法以双母线接线母线保护为例，其他接线方式参照执行。 Q/GDW 11498.22016 3 7.1.2

11、差动保护检验 7.1.2.1 测试内容 检查差动保护逻辑、启动电流定值准确度、比率差动动作特性曲线和动作时间。 7.1.2.2 检验方法 检验方法如下： a） 启动电流定值准确度（小差比率制动特性）：差动保护软压板整定为“1”，差动保护控制字整定为“1”。可选取同一母线上两条支路，其中一条支路电流为变化量，另一条支路电流不变，差动电流从90%整定值递变增大至保护动作。也可同时改变两条支路电流，使差动电流变化，制动电流固定，差动电流从90%整定值递变增大至保护动作。步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于200ms； b） 启动电流定值准确度（大差比率制动特性）：差动保护软压板整

12、定为“1”，差动保护控制字整定为“1”。可在两母线上分别选取一条支路，其中一条支路电流为变化量，另一条支路电流不变，差动电流从90%整定值递变增大至保护动作。也可同时改变两条支路电流，使差动电流变化，制动电流固定，差动电流从90%整定值递变增大至保护动作。步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于200ms； c） 比率差动动作特性曲线：差动保护软压板整定为“1”，差动保护控制字整定为“1”。差动启动定值整定为0.1In，设置支路2的CT变比是支路1的2倍。每段折线横坐标（制动电流）上选取三点以上（保持制动电流不变），模拟故障，分别测试各点的差动动作值；分别绘制归算到基准CT二次

13、值下的大差和小差比率差动动作特性曲线。步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于200ms； d） 动作时间：差动保护软压板整定为“1”，差动保护控制字整定为“1”。差动电流定值整为1.0In。设置故障电流，使得差动电流达到2倍的差流定值，测试动作时间；保持装置动作状态，施加差动电流为0，测试返回时间。 7.1.2.3 技术要求 技术要求如下： a) 启动电流定值准确度（小差比率制动特性）：保护逻辑正确，差动保护启动电流定值误差不大于5.0%或0.02In； b) 启动电流定值准确度（大差比率制动特性）：保护逻辑正确，差动保护启动电流定值误差不大于5.0%或0.02In； c)

14、差动装置应能适不应同支路CT变比，比率差动动作值误差不大于5.0%或0.02In； d) 动作时间（2倍的差流定值）不大于20ms，返回时间小于30ms。 7.1.3 复合电压闭锁差动检验 7.1.3.1 测试内容 检查闭锁差动保护的低电压、负序电压、零序电压定值的准确度和复合电压闭锁差动保护逻辑。 7.1.3.2 检验方法 检验方法如下： a) 低电压闭锁定值：差动保护软压板及控制字均整定为“1”。差动电流启动值整定为0.5In。复归状态：三相电压为额定电压，可在同一母线上选取两条支路，相位相反，输出电流均为0.25Q/GDW 11498.22016 4 倍差动电流启动值。故障状态：一条支路

15、电流固定输出为0.25倍差动电流启动值，另一支路故障电流为1.35倍差动电流启动值。将三相电压设为变化量，从1.1倍固定值往下降至动作，步长不大于整定值的1（最小为10mV），单步变化时间不小于200ms； b) 负序电压闭锁定值：差动保护软压板及控制字均整定为“1”。差动电流启动值整定为0.5In。复归状态：三相电压为额定电压，可在同一母线上选取两条支路，相位相反，输出电流均为0.25倍差动电流启动值。故障状态：一条支路电流固定输出为0.25倍差动电流启动值，另一支路故障电流为1.35倍差动电流启动值。将负序电压设为变化量，负序电压从0.9倍固定值往上升，步长不大于整定值的1（最小为10mV

16、），单步变化时间不小于200ms； c) 零序电压闭锁定值：差动保护软压板及控制字均整定为“1”。差动电流启动值整定为0.5In。复归状态：三相电压为额定电压，可在同一母线上选取两条支路，相位相反，输出电流均为0.25倍差动电流启动值。故障状态：一条支路电流固定输出为0.25倍差动电流启动值，另一支路故障电流为1.35倍差动电流启动值。将零序电压设为变化量，零序电压从0.9倍固定值往上升，步长不大于整定值的1（最小为10mV），单步变化时间不小于200ms。 7.1.3.3 技术要求 技术要求如下： a) 保护逻辑正确，低压闭锁定值为固定值，误差不大于5.0%或0.002Un； b) 保护逻辑

17、正确，负序电压闭锁定值为固定值，误差不大于5.0%或0.002Un； c) 保护逻辑正确，零序电压闭锁定值为固定值，误差不大于5.0%或0.002Un。 7.1.4 CT断线功能检验 7.1.4.1 测试内容 测试内容如下： a) 检查支路CT断线（除母联支路）时，装置是否可靠闭锁比率差动并发断线信号； b) 检查母联（分段）CT断线时，装置是否发断线告警信号，是否闭锁母差。 7.1.4.2 检验方法 检验方法如下： a) 支路CT断线：差动保护软压板整定为“1”，差动保护控制字整定为“1”。差动启动电流定值整定为1.1倍CT断线闭锁整定值。模拟任意一条支路（除母联支路）CT断线，使大差电流为

18、1.05倍的CT断线闭锁定值，装置发CT断线信号后再模拟故障满足差流定值，检查装置是否闭锁比率差动； b) 母联（分段）CT断线：差动保护软压板整定为“1”，差动保护控制字整定为“1”。差动启动电流定值整定1.0In。模拟母联（分段）CT断线，使大差、小差电流均满足判别条件，装置发出母联CT断线信号，再模拟故障满足差流定值，检查装置是否闭锁差动。 7.1.4.3 技术要求 技术要求如下： a) 支路CT断线：任意一支路(除母联支路)发生CT断线装置均能可靠按相闭锁比率差动并发CT断线信号。CT断线闭锁定值，误差不大于5.0%或0.02In； b) 母联（分段）CT断线：母联（分段）CT断线时，

19、不闭锁差动保护。母联、分段CT断线后相关母线断线相发生区内故障，母差先跳CT断线的母联、分段，如果母联、分段发跳令150ms后故障依然存在，再跳故障母线；母联、分段CT断线后相关母线非断线相发生区内故障，直接Q/GDW 11498.22016 5 跳故障母线。 7.1.5 母联（分段）失灵保护检验 7.1.5.1 测试内容 测试内容如下： a) 检查母联（分段）失灵逻辑及失灵电流动作定值准确度和动作时间； b) 检查复合电压闭锁母联（分段）失灵逻辑。 7.1.5.2 检验方法 检验方法如下： a) 母联分段失灵电流定值（差动保护启动母联分段失灵）：差动保护软压板和控制字均整定为“1”，延时整定

20、为最小值。可先模拟差动保护动作，再将母联电流从0.9倍整定值往上升至失灵保护动作；步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于整定延时+100ms； b) 母联分段失灵电流定值（外部保护启动母联分段失灵）：差动保护软压板和控制字均整定为“1”，延时整定为最小值，母线电压为0。模拟启动母联失灵开入接点闭合，母联电流从0.9倍整定值往上升至保护动作；步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于整定延时+100ms； c) 复合电压闭锁母联（分段）失灵：差动保护软压板和控制字均整定为“1”，延时整定为最小值，母线电压为额定值。启动母联失灵开入接点闭合同时故障电流满足1.2倍整

21、定值；母联分段失灵保护应可靠不动作； d) 母联分段失灵时间：差动保护软压板和控制字均整定为“1”，母联分段失灵定值整定为常用值。故障时，启动母联失灵开入接点闭合同时故障电流满足1.2倍整定值。 7.1.5.3 技术要求 技术要求如下： a) 保护逻辑正确，母联分段失灵定值误差不大于5.0%或0.02In； b) 母联（分段）失灵时间误差不大于1%或30ms。 7.1.6 母联（分段）死区保护检验 7.1.6.1 测试内容 检查母联（分段）死区保护逻辑。 7.1.6.2 检验方法 检验方法如下： a) 分列状态：差动保护软压板和控制字均整定为“1”，差动电流启动值整定为常用值。对智能站装置，分

22、列运行压板整定为“1”。复归状态：母联断路器处于分位，三相电压为额定电压，母联CT电流为0。可在母联CT一侧的母线上选取两条支路，支路1和支路2相位相反，输出电流均为0.25倍差动电流启动值。故障状态：母线上支路1电流输出为0，支路2和母联的故障电流均变为1.2倍差动电流启动值，相位相同（母联CT与支路2极性相反时），检查分列状态下死区故障是否退出小差计算跳母联及母联CT侧母线； b) 并列状态：差动保护软压板和控制字均整定为“1”，差动电流启动值整定为常用值。复归状态：母联断路器处于合位，三相电压为额定电压，母联CT电流为0。可在母联CT一侧的母线Q/GDW 11498.22016 6 上选

23、取两条支路，支路1和支路2相位相反，输出电流均为0.25倍差动电流启动值。故障状态：母线上支路1电流输出为0，支路2和母联的故障电流均变为1.2倍差动电流启动值，相位相同（母联CT与支路2极性相反时），检查并列状态下死区故障是否跳母联及母联断路器侧母线。将母联断路器变为分位，将此作为零时刻，设置延时，检查死区故障经150ms固定延时是否退出小差计算跳母联CT侧母线。 7.1.6.3 技术要求 技术要求如下： a) 保护逻辑正确，分列状态下发生死区故障能有选择的切除故障母线，误差不大于20ms； b) 保护逻辑正确，并列状态下母联（分段）CT经150ms延时退出小差计算由差动保护跳闸切除死区故障

24、，误差不大于20ms。 7.1.7 母联（分段）充电于死区保护检验 7.1.7.1 测试内容 检查母联（分段）充电于死区保护逻辑和时间。 7.1.7.2 检验方法 检验方法如下： a) 差动保护软压板和控制字均整定为“1”，差动电流启动值整定为常用值。复归状态：母联断路器处于分位（母联TWJ=1），母联CT电流为0。可在母联断路器一侧的母线上选取两条支路，支路1和支路2相位相反，输出电流均为0.25倍差动电流启动值，该侧母线为运行状态，电压为额定电压。母联CT一侧的母线处于非运行状态，母线电压、支路电流均为0。充电于死区故障前状态：手合触点SHJ由“0”变“1”，可将此作为零时刻设置状态延时为

25、t1。充电于死区故障后状态：待前一状态t1延时后即充电于死区故障，母联断路器一侧母线上支路1电流输出为0，支路2故障电流变为2倍差动电流启动值，同时满足母联断路器变为合位（母联TWJ=0），两条母线电压均变为10%额定电压，可将此状态延时设置为t2。复归状态：切除死区故障，恢复为充电前复归状态； b) 测手合触点SHJ由“0”变“1”展宽时间：可设置状态延时t2为100ms固定值，通过调整状态延时t1，检查装置动作行为，当跳母联且闭锁差动时“t1+t2”的边界值即为手合触点SHJ的展宽时间； c) 测母联（分段）充电于死区故障后闭锁母差时间：可设置状态延时t1为100ms固定值，通过调整状态延

26、时t2，检查装置动作行为，当跳母联且闭锁差动时“t2”的边界值即为充电于死区故障后闭锁母差时间。 7.1.7.3 技术要求 母线保护应能自动识别母联（分段）的充电状态，合闸于死区故障时，应瞬时跳母联（分段），不应误切除运行母线。按如下原则实施：1)由操作箱提供的SHJ触点（手合触点）、母联TWJ、母联（分段）CT“有无电流”的判别，作为母线保护判断母联（分段）充电并进入充电逻辑的依据；2)充电逻辑有效时间为SHJ触点由“0”变为“1”后的1 s内，1 s后恢复为正常运行母线保护逻辑；3）母线保护在充电逻辑的有效时间内，如满足动作条件应瞬时跳母联（分段）断路器，如母线保护仍不复归，延时300ms

27、跳运行母线，以防止误切除运行母线。时间误差不大于1%或30ms。 7.1.8 断路器失灵保护检验（变压器支路） Q/GDW 11498.22016 7 7.1.8.1 测试内容 检查变压器支路断路器失灵逻辑，失灵零序电流、负序电流和三相失灵相电流定值动作准确度，失灵保护1、2时限延时误差和电流元件返回时间。 7.1.8.2 检验方法 检验方法如下： a) 失灵负序电流定值：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，动作延时整定为最小值，零序电流定值整定为最大值，三相失灵相电流定值整定为最大值。输出三相负序电流，模拟变压器三跳失灵起动开入接点闭合，三相电流幅值设为变化量，从0.9倍负序电流整定值往上

28、升至保护动作；步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于整定延时+100ms； b) 失灵零序电流定值：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，动作延时整定为最小值，负序电流定值整定为最大值，三相失灵相电流定值整定为最大值。可输出单相电流，模拟变压器三跳失灵起动开入接点闭合，单相电流幅值设为变化量即3I0，从0.9倍失灵零序电流定值往上升至保护动作；步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于整定延时+100ms； c) 三相失灵相电流定值：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，动作延时整定为最小值，零序电流定值整定为最大值，失灵负序电流定值整定为最大值。可输出三相正序

29、电流，模拟变压器三跳失灵起动开入接点闭合，三相电流幅值设为变化量，从0.9倍三相失灵相电流整定值往上升至保护动作；步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于整定延时+100ms； d) 失灵保护动作时间定值及返回时间：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，分别整定失灵保护1、2时限，模拟变压器三跳失灵起动开入接点闭合，并施加电流满足失灵保护动作条件使失灵保护动作，测试失灵保护动作时间；保持动作状态，施加电流0A，测试返回时间。 7.1.8.3 技术要求 技术要求如下： a) 变压器支路采用相电流、零序电流、负序电流构成“或”逻辑； b) 失灵零序电流、负序电流和三相失灵相电流定值

30、误差：不大于5%或0.02In； c) 失灵保护1、2时限误差不大于1%或30ms，返回时间小于30ms。 7.1.9 断路器失灵保护检验（线路支路） 7.1.9.1 测试内容 检查线路支路断路器失灵逻辑（单相和三相情况），失灵负序电流、零序电流和失灵相电流定值动作准确度（其中失灵相电流定值为默认值），失灵保护1、2时限延时误差和电流元件返回时间。 7.1.9.2 检验方法 检验方法如下： a) 失灵负序电流定值：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，动作延时整定为最小值，零序电流定值整定为最大值，可输出三相负序电流，模拟线路跳A相失灵起动开入接点闭合，在相电流幅值为1.2倍的失灵相电流定值的

31、基础上，三相电流幅值设为变化量，从0.9倍负序电流整定值往上升至保护动作；步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于整定延时+100ms； b) 失灵零序电流定值：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，动作延时整定为最小值，负序电流定值整定为最大值，可输出三相正序电流，幅值为1.2倍的三相失灵相电流定值，模拟线Q/GDW 11498.22016 8 路跳A相失灵起动开入接点闭合，固定B、C相，将A相电流幅值设为变化量，在幅值为1.2倍的三相失灵相电流定值的基础上继续增大，增量即为3I0，增量从0.9倍零序电流整定值往上升至保护动作；步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时

32、间不小于整定延时+100ms； c) 失灵相电流定值：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，动作延时整定为最小值，负序电流定值整定为最大值，失灵零序电流定值整定为最小。可输出三相电流，模拟线路跳A相失灵起动，固定B、C相，将A相电流幅值设为变化量，从0.9倍三相失灵相电流整定值往上升至保护动作；步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于整定延时+100ms； d) 三相失灵情况下低功率因数（默认值）：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，动作延时整定为最小值，负序电流定值整定为最大值，失灵零序电流定值整定为最大。可输出三相电流和电压，模拟线路三跳失灵起动开入接点闭合，三相电压相位

33、设为变化量，使功率因数从0.6下降至保护动作；相位步长为0.1，单步变化时间不小于整定延时+100ms； e) 失灵保护动作时间定值及返回时间：失灵保护软压板和控制字均整定为1，分别整定失灵保护1、2时限，模拟线路失灵起动开入接点闭合，并施加电流满足失灵保护动作条件使失灵保护动作，测试失灵保护动作时间；保持动作状态，施加电流0A，测试返回时间。 7.1.9.3 技术要求 技术要求如下： a) 线路支路相电流（任意一相有流）、零序电流（或负序电流）“与”逻辑；三相故障三相失灵情况下采用不需整定的电流判据（应增加突变量电流展宽或低功率因数条件）； b) 失灵零序电流、负序电流和失灵相电流定值误差均

34、不大于5.0%或0.02In； c) 失灵保护1、2时限误差不大于1%或30ms，返回时间小于30ms。 7.1.10 复合电压闭锁断路器失灵检验 7.1.10.1 测试内容 检查低电压、零序电压、负序电压闭锁失灵定值的准确度和复合电压闭锁失灵保护逻辑。 7.1.10.2 检验方法 检验方法如下： a) 低电压闭锁定值：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，零序电流定值整定为常用值，零序电压闭锁定值、负序电压闭锁定值均整定为最大值，动作延时设为最小值。复归状态：电流设为0，电压设为额定值。故障时设置启动失灵接点闭合且零序电流设为1.2倍整定值，将三相电压设为变化量，从1.1 倍整定值往下降至保

35、护动作。步长不大于整定值的 1（最小为10mV），单步变化时间不小于整定延时+100ms； b) 零序电压闭锁定值：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，零序电流定值整定为常用值，低电压闭锁定值整定为最小值，负序电压闭锁定值整定为最大值，动作延时设为最小值。复归状态：电流设为0，电压设为额定值。故障时设置启动失灵接点闭合且零序电流设为1.2倍整定值，将零序电压设为变化量，从0.9倍整定值往上升至保护动作。步长不大于整定值的1（最小为10mV），单步变化时间不小于整定延时+100ms； c) 负序电压闭锁定值：失灵保护软压板和控制字均整定为“1”，零序电流定值整定为常用值，低电压闭锁定值整定为最

36、小值，零序电压闭锁定值均整定为最大值，动作延时设为最小值。复归状态：电流设为0，电压设为额定值。故障时设置启动失灵接点闭合且零序电流设为1.2倍整定值，将负序电压设为变化量，从0.9倍整定值往上升至保护动作。步长不大于整定值的1（最小为10mV），单步变化时间不小于整定延时+100ms。 Q/GDW 11498.22016 9 7.1.10.3 技术要求 逻辑正确，低压闭锁定值、零序电压闭锁定值、负序电压闭锁定值误差不大于5.0%或0.002Un。 7.2 110（66）kV变压器保护 7.2.1 总体要求 变压器保护应满足 GB/T 14598.22011、DL/T 7702012和DL/T

37、 4782013中的相关要求。 7.2.2 差动速断保护检验 7.2.2.1 测试内容 检查差动速断保护逻辑、动作值和动作时间。 7.2.2.2 检验方法 检验方法如下： a) 电流动作值：投入主保护硬压板和软压板，纵差差动和纵差差动速断保护控制字整定为“1”，模拟故障，施加电流使差动电流从0.9倍整定值至保护动作，测试动作值；变化步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间不小于200ms； b) 动作时间：投入主保护硬压板和软压板，纵差差动和纵差差动速断保护控制字整定为“1”，模拟故障，突然施加差动电流为1.5倍整定值，测试动作时间； c) 施加二次谐波不应闭锁差动速断保护：投入主保

38、护硬压板和软压板，纵差差动保护整定为“1”，纵差差动速断启动电流整定为1Ie。模拟故障，施加差动电流的基波分量为2倍理论动作值，二次谐波制动电流为0.4倍基波分量值，保护应可靠动作。 7.2.2.3 技术要求 技术要求如下： a) 具有差动速断功能； b) 电流采用“Y形接线”接入保护装置，其相位和电流补偿应由保护装置软件实现； c) 内桥接线的各组CT应分别接入保护装置； d) 差动速断电流整定值误差：不大于5%或0.02In； e) 差动速断动作时间： 1） 常规装置：1.5倍整定值下，不大于30ms； 2） 智能化装置：1.5倍整定值下，不大于20ms。 7.2.3 纵差差动保护检验 7

39、.2.3.1 测试内容 检查纵差差动保护逻辑、电流启动值、比率制动曲线、动作时间和CT断线告警及闭锁功能。 7.2.3.2 检验方法 检验方法如下： a) 电流启动值：投入主保护硬压板和软压板，纵差差动保护控制字整定为“1”，模拟故障，施加电流使差动电流从0.9倍整定值至保护动作，测试动作值；变化步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间为200ms； Q/GDW 11498.22016 10 b) 比率制动曲线：投入主保护硬压板和软压板，纵差差动保护控制字整定为“1”，纵差差动启动电流整定为0.1Ie。在纵差比率制动曲线每段折线横坐标（制动电流）上选取三点或多点（保持制动电流不变），

40、模拟故障，分别测试各点的差动动作值；变化步长不大于整定值的1（最小为1mA），单步变化时间为200ms； c) 动作时间：投入主保护硬压板和软压板，纵差差动保护控制字整定为“1”，模拟故障，突然施加差动电流为2倍整定值，测试动作时间； d) CT断线告警和闭锁功能：投入主保护硬压板和软压板，纵差差动保护、CT断线闭锁差动保护控制字均整定为“1”，纵差保护启动电流定值整定为0.1Ie，模拟CT断线，且使断线后差动电流不大于1.2Ie，检查CT断线是否能够告警并闭锁差动保护；模拟CT断线，且使断线后差动电流大于1.2Ie，检查差动保护是否能正确动作。 7.2.3.3 技术要求 技术要求如下： a)

41、 具有防止励磁涌流引起保护误动的功能； b) 具有防止区外故障保护误动的制动特性； c) 电流采用“Y形接线”接入保护装置，其相位和电流补偿应由保护装置软件实现； d) 内桥接线的各组CT应分别接入保护装置； e) 差动电流整定值误差：不大于5%或0.02In； f) 差动动作时间： 1） 常规装置：2倍整定值下，不大于40ms； 2） 智能化装置：2倍整定值下，不大于30ms。 g) 具有CT断线告警功能，并可通过控制字选择CT断线是否闭锁比率差动保护，当选择闭锁差动保护时，为有条件闭锁，即差动电流大于1.2Ie时差动保护应出口跳闸。 7.2.4 复压过流保护检验（高、中、低后备） 7.2.

42、4.1 测试内容 检查复压过流保护逻辑、电流动作值、复压闭锁值、延时时间和方向元件。 7.2.4.2 检验方法 7.2.4.2.1 电压记忆功能 检验方法要求如下： a) 投入高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支后备保护硬压板和软压板，投入相应侧的复压过流保护、方向元件控制字，整定为最小延时。对常规站装置，投入高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支电压硬压板；对智能站装置，投入高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支电压软压板； b) 模拟故障，施加状态1：施加三相平衡电压额定值，使PT断线返回；施加状态2：施加三相平衡电压额定值，三相电流为0.8整定值，角度在动作区；施加状态3：施加三相电压

43、均为0，施加三相电流为1.2倍整定值，检查此时保护是否动作； c) 模拟故障，施加状态1：施加三相平衡电压额定值，使PT断线返回；施加状态2：加三相平衡电压额定值，三相电流为0.8整定值，角度在不动作区；施加状态3：施加三相电压均为0，施加三相电流为1.2倍整定值，检查此时保护是否误动； 7.2.4.2.2 复压元件各侧电压逻辑 Q/GDW 11498.22016 11 检验方法要求如下： a) 投入高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支后备保护硬压板和软压板，投入相应侧的复压过流保护、复压闭锁控制字，经其他侧复压闭锁控制字整定为“0”，整定低压闭锁值为50V，电流定值1In，整定为最小延时。

44、对常规站装置，投入高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支电压硬压板；对智能站装置，投入高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支电压软压板； b) 施加本侧电压为三相平衡额定值，其他侧电压为0V，施加电流为1.2倍整定值，检查保护是否动作； c) 施加本侧电压为0V，其他侧电压为0V，施加电流为1.2倍整定值，检查保护是否动作；其他整定值不变，将经其他侧复压闭锁控制字均整定为“1”； d) 施加各侧电压均为三相平衡额定值，施加电流为1.2倍整定值，检查保护是否动作； e) 选取其他侧中的其中一侧电压，施加电压为0V，另外两侧电压为三相平衡电压额定值，施加电流为1.2倍整定值，检查保护是否动作。 7

45、.2.4.2.3 PT断线告警及断线时的保护逻辑 检验方法要求如下： a) 分别模拟各侧PT断线，检查装置是否发相应侧PT断线告警信号；使各侧电压退出，检查发相应侧PT断线告警信号； b) 投入高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支后备保护硬压板和软压板，投入高、中、低压1侧或低压2侧复压过流保护、复压闭锁控制字，本侧中方向元件、经其他侧复压闭锁控制字均整定为“1”，整定低压闭锁值为50V，电流定值1In，整定为最小延时。对常规站装置，投入高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支电压硬压板；对智能站装置，投入高压侧、中压侧、低压1分支、低压2分支电压软压板： 1） 分别模拟本侧PT断线或使本侧电压退出，施加本侧故障电流，检查此时复压过流保护是否退出方向元件；其他侧中经其他侧复压闭锁控制字整定为“1”，施加本侧三相电压为0V，其他侧电压均施加三相平衡电压额定值和其他侧故障电流，检查保护是否动作； 2） 本侧中经其他侧复压闭锁控制字整定为“0”，其他控制字不变。分别模拟本侧PT断线或使本侧电压退出，检查此时复压过流是否经复压闭锁或方向闭锁，是否变为纯过流保护； 3） 分别模拟各侧电