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Q／GDW 12039.5-2020 就地化继电保护装置检测规范 第5部分：线路保护装置专用功能测试.pdf

6. 2. 2.1测试内容

检查设备识别代码描述规范性。

6.2.2.2测试方法

设备识别代码检查测试方法如下： a）装置上电GA/T 2000.204-2018 公安信息代码 第204部分：派出所类型代码，通过管理单元查看装置中的设备识别代码信息； b）通过管理单元查看设备识别代码存放的路径

6. 2. 2. 3技术要求

设备识别代码检查技术要求如下： 保护设备识别代码应由制造厂家代码和装置序列号两项信息按顺序拼接组成。制造厂家代码固 定占4位，格式为大写字母；保护设备序列号不超过40位，格式为十六进制码； 制造厂家应在保护设备内部按照如下方式建模，在公共逻辑设备LDO的LPHD逻辑节点的扩展 DO，名称为PhyNam，其中定义序列号serNum，在serNum中填写保护设备识别代码，字母和数 字均采用8位ASCII字符存储。

6.2.3.1测试内容

定值区检查测试内容如下： a）检查装置保护定值区数量； b）检查装置切换定值区时是否实时上送定值区号。

6.2.3.2测试方法

定值区检查测试方法如下： 将不同定值区内某一个固定保护定值设置为不同的定值，核对可整定的定值区的数量，同时切 换定值区，检查在每个定值区内该保护定值的实际动作值是否与该定值区中整定定值一致； 模拟切换定值区，检查是否实时上送切换后的定值区号并检查定值是否为切换后的定值。

6. 2. 3. 3技术要求

定值区检查技术要求如下： a）保护应至少提供16个定值区： b）切换定值时装置应实时上送切换后定值区号。

6.2.4.1测试内容

6. 2. 4. 2测试方法

定值检查测试方法如下： a）对装置定值清单进行核对：给装置施加0.05I～（20～40）I的电流，检查装置的测量误

给装置施加0.01Un～1.5Un的电压，检查装置的测量误差； b）查看定值是否允许整定至0.05I以下，同时模拟故障，查看保护动作行为； c）将电流定值整定为最大值，给被测装置施加超规定 定测量范围的电流量，查看保护动作行为。

6. 2. 4. 3技术要求

定值检查技术要求如下： a）装置总体功能投/退，可远方操作投/退软压板实现，保护装置软压板与保护定值相对独立，软 压板的投退不应影响定值； b）在0.05I以下范围，用户应能整定并使用； c）故障电流超过（20～40）I时，装置不应误动和不拒动； d）装置定值应符合Q/GDW12041.5一2020附录A的要求，

6.2.5动作报告检查

6.2.5.1测试内容

装置动作信息报告及动作行为报告的规范性。

6. 2. 5. 2 测试方法

动作报告检查测试方法如下： a）模拟8次以上故障，查看装置记录的保护动作信息报告和动作行为报告； b）模拟故障，查看装置记录的动作报告中故障数据。

6. 2. 5. 3技术要求

动作报告检查技术要求如下： a）装置应能记录相关保护动作信息，保留8次以上最新动作报告。每个动作报告应至少包含故障 前2个周波、故障后6个周波的数据： b）装置记录的所有数据应能转换为GB/T22386规定的电力系统暂态数据交换通用格式； C 装置记录的动作报告应符合Q/GDW10766一2015中第5.1.13～5.1.15条、第14.2条和附录E.1 要求。

6. 2. 6. 1测试内容

检查装置压板设置及定义规范性。

6. 2. 6. 2测试方法

压板检查测试方法如下： a）管理单元与装置连接，检查装置所有软压板； b）投入保护检修压板，查看装置上送保护专网的报文是否带检修品质； c）投退装置软压板，检查保护定值的整定值是否发生变化； d）在保护检修压板投入和退出情况下，进行参数、配置文件下装； 检查“远方操作”、“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”的功能与逻 辑。

6.2.6.3技术要求

压板检查技术要求如下： a）装置所有功能压板均采用软压板，装置应保存软压板投退状态，并掉电不丢失，可查看或通过 通信上送； b）检修压板投入后，装置发送至保护专网的SV、GOOSE、MMS报文带检修品质； c）装置软压板投退不影响保护定值； d）参数、配置文件仅在检修压板投入时才可下装； e）“远方操作”、“远方投退压板”、“远方切换定值区”和“远方修改定值”只设软压板，后 三者功能相互独立，分别与“远方操作”软压板采用“与门”逻辑

6. 2. 7.1测试内容

险查装置指示灯配置、不同运行工况下指示灯状态和指示灯显示性能。

6. 2. 7. 2测试方法

指示灯测试方法如下： a）记录指示灯名称、排列顺序； ）在装置上电过程中观察所有指示灯显示情况和异常灯、动作灯的闪烁频率； ）装置上电运行后观察运行灯指示、模拟PT或CT断线等异常情况，观察异常灯应点亮，施加正 常运行工况观察异常灯应熄灭、模拟故障，观察动作灯应点亮，断开装置工作电源并重新上电 后动作灯应保持； 采用LED测试仪检查装置所有指示灯的发光强度、色调和饱和度、可视角及串光情况

6.2.7.3技术要求

指示灯技术要求如下： a）装置应具有“运行”、“异常”、“动作”3个指示灯，“运行”、“异常”灯应为非自保持 “动作”灯应为自保持； b）“运行”指示灯应为标准绿色，“异常”、“动作”指示灯应为标准红色；初始上电5s内 “异常”、“动作”指示灯开始同步闪烁至正常运行； c）指示灯应满足亮度高、不串光、可视角度大的要求； d）除装置失电或指示灯驱动回路出错外，不应出现指示灯全灭的情况

6. 2. 8. 1测试内容

检查强电开入回路的启动电压、启动功率，检查装置开入量的状态：检查所有开出接点的动作

6.2.8.2测试方法

开关量测试方法如下： a）分别接通、断开开入回路，检查保护装置开关量输入定义是否采用正逻辑 b）检查开入量名称是否与标准要求描述一致； c）调整直流电源电压，测试强电开入回路的启动电压值，测试启动功率； d）模拟故障、异常等工况检查所有开出接点的动作情况

6.2.8.3技术要求

开关量技术要求如下： a）保护装置开关量输入定义采用正逻辑，接点闭合为“1”，接点断开为“0”，开入量名称与标 准要求描述一致； b）装置中所有开入回路的直流电源应与装置内部电源隔离； C）装置的开出接点应能可靠保持、返回，接触良好不抖动，且装置的动作延时应能满足标准要求。

3.1纵联电流差动保护

6.3.1.1测试内容

检查纵联差动功能、零序差动电流定值动作准确度、相差动定值动作准确度、零序差动时间、 时间、零序比率差动特性曲线、相电流比率差动特性曲线

6. 3. 1. 2测试方法

纵联电流差动保护测试方法如下： a）零序差动定值：模拟故障零序电流从0.9倍理论动作值往上升至保护动作； b）相差动定值：模拟三相电流从0.9倍理论动作值往上升至保护动作； c）零序差动时间：故障零序电流设为2.0倍整定值，测试零序差动时间： d）相差动时间：相短路电流设为2.0倍动作门槛值，测试相差动时间： e）零序比率差动特性曲线：根据保护提供的曲线，每段折线至少选取三点。每一点测试使故障零 序电流从0.9倍理论值往上升至保护动作； f）相电流比率差动特性曲线：根据保护提供的曲线，每段折线至少选取三点。每一点测试使本侧 相短路电流从0.9倍理论值往上升至保护动作。

6. 3. 1.3技术要求

电流差动保护技术要求如下： 差动电流定值、相电流差动定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； 零序差动、相电流差动动作时间误差不应大于40mS； 零序比率差动特性曲线、相电流比率差动特性曲线每一点的差动电流定值动作准确度误差不应 大于5.0%或0.02IN。

纵联电流差动保护技术要求如下： a）差动电流定值、相电流差动定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； b）零序差动、相电流差动动作时间误差不应大于40mS； c）零序比率差动特性曲线、相电流比率差动特性曲线每一点的差动电流定值动作准确度误差不应 大于5. 0%或 0.02 IN。

6.3.2接地距离保护

6. 3. 2. 1测试内容

检查接地距离功能、接地距离I（II、III）段定值动作准确度、接地距离I（II、II）段动作 地距离I（II、IⅢI）段阻抗特性曲线

6.3.2.2测试方法

接地距离保护测试方法如下： a）线路正序灵敏角、零序补偿系数及阻抗角整定为常用值： 接地距离I（II、I）段定值：将阻抗Z设为变化量。阻抗整定为小值时增大恒定电流、阻抗 整定为大值时减小恒定电流，阻抗从1.1倍整定值往小降至保护动作

Q/GDW12039.52020

c）接地距离I（II、IⅢI）段时间：接地故障阻抗设为0.7倍整定值； d）接地距离I（II、IⅢI）段阻抗特性曲线：根据保护提供的阻抗特性曲线按接地故障进行搜索动 作边界，曲线上每段折线至少测试三点（对于圆特性曲线，以圆心为原点每个象限至少测试三 点。

6.3.2.3技术要求

接地距离保护技术要求如下： a）接地距离定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.05Q； b）接地距离I段动作时间误差不应大于30mS，接地距离II、IⅢI段延时误差不应大于1%或40mS; c）接地距离阻抗特性曲线上每一点的动作定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.05Q。

6.3.3相间距离保护

6. 3. 3. 1测试内容

检查相间距离功能、相间距离1（Ⅱ、Ⅲ）段定值动作准确度、相间距离1（I、Ⅲ）段动作 间距离I（II、IⅢI）段阻抗特性曲线

6. 3. 3. 2测试方法

相间距离保护测试方法如下： a）线路正序灵敏角整定为常用值； b）相间距离I（I、Ⅲ）段定值：将相间阻抗设为变化量，阻抗整定为小值时增大恒定电流，阻 抗整定为大值时减小恒定电流。阻抗从1.1倍整定值往小降至保护动作； c）相间距离I（II、IⅢI）段时间：相间故障阻抗设为0.7倍整定值： d）相间I（I、IⅢI）段阻抗特性曲线：根据保护提供的阻抗特性曲线按相间故障进行搜索动作边 界，曲线上每段折线至少测试三点（对于圆特性曲线，以圆心为原点每个象限至少测试三点）

6. 3. 3.3技术要求

相间距离保护技术要求如下： a）相间距离定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.05Q； b）相间距离I段动作时间不应大于30mS，相间距离II、IⅢI段延时误差不应大于1%或40ms c）相间距离阻抗特性曲线上每一点的动作定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.052。

相间距离保护技术要求如下： a）相间距离定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.05Q； b）相间距离I段动作时间不应大于30mS，相间距离II、IⅢI段延时误差不应大于1%或40ms c）相间距离阻抗特性曲线上每一点的动作定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.052。

6.3.4零序过流保护

6.3.4.1测试内容

检查零序过流I（I、IⅢI、IV）段定值动作准确度，零序过流I（II、I、IV）段时间，零序过流 （II、IⅢI）段正（反）方向及死区电压。

6. 3. 4. 2测试方法

零序过流保护测试方法如下： a）零序过流I（II、IⅡII、IV）段定值：将零序电流设为变化量，电流从0.9倍整定值往上升至保 护动作； b）零序过流I（I、IⅢI、IV）段时间：故障零序电流设为1.2倍整定值； C）零序过流正（反）方向：固定零序电压角度，零序电流设为1.2倍整定值，将零序电流相角设

为变化量，分别将零序电流相角从理论不动作区向动作区的两个边界变化； d）零序死区电压：零序电流设为1.2倍 字方向设为灵敏角，将零序电压设为变化量。

6. 3. 4. 3技术要求

零序过流保护技术要求如下： a）零序过流I（II、IⅢI、IV）段定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； b）零序过流I段动作时间不应大于30mS：零序过流I（I、ⅢI、IV）段延时时间不应大于 40mS；零序过流I（II、IⅢI）方向动作边界误差不应大于3°； c）零序死区电压固有定值不应大于1.0V，动作准确度误差不应大于5.0%或0.002UN

零序过流保护技术要求如下： a）零序过流I（II、III、IV）段定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； b）零序过流I段动作时间不应大于30mS：零序过流I（I、Ⅲ、IV）段延时时间不应大于1%或 40mS；零序过流I（II、IⅢI）方向动作边界误差不应大于3°； c）零序死区电压固有定值不应大于1.0V，动作准确度误差不应大于5.0%或0.002UN。

6.3.5零序过流加速保护

6. 3. 5. 1测试内容

查零序过流加速段定值动作准确度，零序过流加

6.3.5.2测试方法

零序过流加速保护测试方法如下： a）零序过流加速段定值：模拟系统单相接地一故障切除一重合于故障的过程，通过改变重合于故 障的零序电流确定零序过流加速段动作值； 零序过流加速时间：模拟系统单相接地一故障切除一重合于故障，重合于故障的零序电流设为 1.2倍零序过流加速段定值。

6. 3. 5. 3技术要求

零序过流加速断保护技术要求如下： a）零序过流加速段定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； b)零序过流加速经固定时间，

零净过流加速断保护技不要求如下： a）零序过流加速段定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； b）零序过流加速经固定时间，误差不应大于40ms。

6. 3. 6 过流保护

6.3.6.1测试内容

检查过流I（II、II）段定值动作准确度，过流I（II、IⅢI）段时间，过流I（II、IⅢI）段正（反 方向及低电压闭锁定值

6.3.6.2测试方法

过流保护测试方法如下： a）过流I（II、IⅢI）段定值：将相电流设为变化量，电流从0.9倍整定值往上升至保护动作： ）过流1（II、Ⅲ）段时间：故障相电流设为1.2倍整定值： ）过流正（反）方向：固定相电压角度，相电流设为1.2倍整定值，将相电流相角设为变化量， 分别将相电流相角从理论不动作区向动作区的两个边界变化； d）低电压闭锁定值：故障相电流设为1.2倍整定值，将相电压设为变化量，相电压从1.1倍整定 值往下降至保护动作，

6.3.6.3技术要求

过流保护技术要求如下：

过流保护技术要求如下：

Q/GDW12039.52020

a）过流I（II、I）段定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； b）过流I段动作时间不应大于30mS；过流I（II、IⅡI）段延时时间不应大于1%或40mS； c）过流I（II、II）方向动作边界误差不应大于3°； d）低电压闭锁定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.002UN。

a）过流I（II、I）段定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； b）过流I段动作时间不应大于30mS；过流I（II、IⅡI）段延时时间不应大于1%或40mS； c）过流I（II、II）方向动作边界误差不应大于3°； d）低电压闭锁定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.002UN。

6.3.7过流加速保护

6. 3. 7. 1测试内容

检查过流加速段定值动作准确度，过流加速时间。

6.3.7.2测试方法

过流加速保护测试方法如下： a）过流加速段定值：模拟系统单相接地一故障切除一重合于故障，通过改变重合于故障的相电流 确定过流加速段动作值； b）过流加速时间：模拟系统单相接地一故障切除一重合于故障，重合于故障的相电流设为1.2倍 过流加速段定值

加速保护测试方法如下： 过流加速段定值：模拟系统单相接地一故障切除一重合于故障，通过改变重合于故障的相电流 确定过流加速段动作值； 过流加速时间：模拟系统单相接地一故障切除一重合于故障，重合于故障的相电流设为1.2倍 过流加速段定值

6. 3. 7. 3技术要求

过流加速保护技术要求如下： a）过流加速段定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； b）过流加速经固定时间，误差不应大于40 mS。

6.3.8PT断线过流保护

6.3.8.1测试内容

检查PT断线过流定值动作准确度，延时时间，

6. 3. 8. 2 测试方法

PT断线过流保护测试方法如下： a）PT断线过流定值：模拟PT断线告警后，将电流设为变化量，电流从0.9倍整定值往上升至保 护动作； b）PT断线过流延时时间：模拟PT断线告警后，故障相电流设为1.2倍整定值

6.3.8.3技术要求

PT断线过流技术要求如下： a）PT断线过流定值动作准确度误差不应大于5.0%或0.02IN； b）PT 断线过流延时时间，误差不应大于 1%或 40ms 。

6.3.9.1测试内容

检查重合闻功能及合闻时间、重合闻检无压定值及同期合闸角

6.3.9.2测试方法

重合闻测试方法如下！

Q/GDW12039.52020

66）kV线路保护重合闸

6.3. 9.3技术要求

重合闸技术要求如下： a）“停用重合闸”采用控制字和软压板二者为“或门”逻辑； b）重合闸应具有检线路无压母线有压、检线路有压母线无压、检线路无压母线无压和检同期方式， 重合闸四种方式可组合使用，检无压方式不含检同期功能；重合闸方式可通过控制字实现； 1 当不使用用于重合闻检线路侧电压和检同期的电压元件时，线路PT断线不应报警； d PT断线是否闭锁重合闸受重合闻方式控制，如重合闻闸与此电压有关则闭锁，否则开放： e 检同期重合闸所采用的线路电压应该是自适应的，用户可自行选择任意相间或相电压； f 具有保护启动重合闸功能，可通过控制字选择TWJ是否启动重合闸； 多 应具有外部开入闭锁重合闸功能，任何时候收到该信号，重合闸立即放电； 重合闸启动前，收到低气压（弹簧未储能）闭重信号，经延时放电。重合闻启动后，收到该闭 锁信号，不放电； 1 重合闸启动后，最长等待时间为10分钟； 重合闸时间误差不大于±1%或土30mS； 同期合闸角误差不大于土3°； 有压、无压定值为固定值，误差不大于±5%或±0.002Un。

6.3.10过负荷告警

6.3.10.1测试内容

检查过负荷告警电流定值动作准确度，过负荷告警时间。

险查过负荷告警电流定值动作准确度，过负荷告警时间。

6.3.10.2测试方法

过负荷告警测试方法如下： a）过负荷告警电流定值：电流从0.9倍整定值往上升至保护动作； b）过负荷告警时间：故障电流设为1.2倍整定值

6.3.10.3技术要求

过负荷告警技术要求如下： a）过负荷告警电流定值动作准确度应误差不应大于5.0%或0.02IN b）过负荷告警时间误差不应大于1%或40ms

6.3.11不对称相继速动保护

6.3.11.1测试内容

6. 3. 11. 2测试方法

不对称相继速动保护测试方法如下：不对称相继速动时间：相间故障阻抗设为0.7倍整定值。

6.3.11.3技术要求

不对称相继相继速动延时误差不应大于1%或40mS。

6.3.12测距精度检验

6.3. 12. 1测试内容

6.3.12.2测试方法

6. 3. 12. 3技术要求

6.3. 13CT 断线测试

6.3.13.1CT断线闭锁差动

6. 3.13. 1. 1测试内容

正CT断线对差动保护的影

6.3.13.1.2测试方法

投入纵联差动保护软压板，投入纵联差动保护、CT断线闭锁差动控制字，差动动作电流定值大于C 断线定值。模拟单相CT断线使装置发出CT断线告警，分别模拟断线相和非断线相区内故障，检查零差、 分相差是否动作；将CT断线闭锁差动控制字整为O，模拟单相CT断线至装置告警，再模拟断线相故障， 检查分相差动保护动作电流和动作时间，并检查零差是否动作

6.3.13.1.3技术要求

CT断线闭锁差动（纵联差动保护）技术要求： a）CT断线闭锁差动控制字投入时，CT断线闭锁分相差、零差： b）CT断线闭锁差动控制字退出时，CT断线闭锁零差，分相差抬高断线相定值且动作。

6.3.13.2CT断线后的后备保护处理方式

6.3.13.2.1测试内容

验证CT断线对后备保护的影响。

验证CT断线对后备保护的影响。

6.3.13.2.2测试方法

CT断线闭锁后的后备保护处理方式测试方法如下： a）零序过流保护软压板和控制字均整为1，零序I段、零序II段、零序III段、零序IV段动作值 整定大于CT断线定值。模拟单相CT断线使装置发出CT断线告警GB 10262-1988 小面积镀(涂)层β反散射厚度计，改变非断线相电流到满足 后备零序保护动作条件，查看后备零序是否动作； b）距离保护软压板和控制字均整为1，距离I段、距离II段、距离III段动作值整定为合适定值。

Q/GDW12039.52020

莫拟单相CT断线使装置发出CT断线告警，改变非断线相电流到满足后备距离保护动作条件， 查看后备距离保护是否动作

6. 3. 13. 2. 3技术要求

CT断线闭锁后的后备保护处理方式技术要求： a）CT断线后后备零序保护III段、零序保护IV段应退出运行，零序保护I段、零序保护I段不应受 影响； b）CT断线后后备距离保护不应受影响

6. 4. 1一般要求

模型应考虑满足装置带通道的检测要求，装置通道实现方式可包括光纤专用通道、光纤迁回通道或 电力线载波通道。本部分的检测项目中QB/T 4292-2012 多用组合文具，通道传输延时不大于GB/T14285一2006中的规定值时，保护装 置应正常工作

6. 4. 2. 1测试内容

测试发生区内外金属性故障时保护装置动作性能。