地区电网调度自动化系统

地区电网调度自动化系统

国家标准 GB/T13730一2002 代替GBT3730-1992 地区电网调度自动化系统 Dispatchingautomationsystemsfor districpowernetworks 2002-11-29发布 2003-06-01实施 中华 民共 和国 发布 国家质量监瞥检验检疫总篇国家标准
GB/T13730一2002 目 次 前言 范围 规范性引用文件 -般要求 数据采集和监视控制(sCADA)功能 实时网络分析功能 调度员培训仿真器(DTS)功能 8 测试方法 检验规则 8 标志,包装,运输、存贮 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 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 15 附录D(规范性附录》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
GB/T13730一2002 前 言 本标准是对GB/T13730一1992《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,GB/T137301992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;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GB/T137301992 本标准与GB/T13730一1992相比主要修订内容为: 修改了标准的名称 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; 增加了网络分析和调度员培训仿真器内容; 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,国家电力调度中心、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;金振东,叶周姜彩玉、张慎明、石俊杰、沐连顺、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
GB/T13730一2002 地区电网调度自动化系统 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化系统 企业供电网及其他供电网的调度自动化系统、变电 站集中控制系统亦可参照使用 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而构成为本标准的条款 凡是注日期的引用文件,其随后所 有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准.然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研 究是否可使用这些文件的最新版本 凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准 GB/T3873通信设备产品包装通用技术条件 GB/T9813微型计算机通用规范 GB/T13729远动终端设备 GB50174电子计算机机房设计规范 DL/T630交流采样远动终端技术条件 EC60870-5(所有部分远动设备及系统第5部分传输规约 IEC60870-6(所有部分TASE2与1SO标准和ITU-T建议兼容的远动协议 1EC61850所有部分变电站通信网络和系统 -般要求 3.1工作条件及环境条件 主站工作条件 系统主站(调度端)计算机正常工作条件一般为 a) 环境温度18C28C; bb 相对湿度 30%75%; c 大气压力86kPa106kPa70kPa106kPa 3.1.2主站环境要求 无爆炸危险,无腐蚀性气体及导电尘埃、无严重霉菌、无剧烈振动冲击源; a bb 计算机机房的接地和静电防护应符合GB50174有关规定; 计算机机房的平均照度应不小于500lx e 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交流电源 额定电压220V,允许偏差一15%十10% a
GB/T13730一2002 谐波 5% bb 频率 50Hz,允许偏差士5% c 3.2.2主站不间断电源 主站应配置不间断电源(UPS) 交流电源失电时,UPS维持系统正常工作时间应为1h一2h. 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 传输速率 300bit/s,600bit/s、1200bit/s,2400bit/s,4800it/s,9600bit/s; a 工作方式 双工,有主备用通道时,可由主站控制自动或手动切换 bb 比特差错率应优于1×10; c -40dB0dB; d)接收电平 0dB一20dB 发送电平 e 3.3.2数字通道 传输速率 64kbit/s,384kbit/s、2Mbit/s,32Mbit/s、155Mbit/s等; a 通道接口 符合IU-T及1s有关接口标准 bb) 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;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 数字微波应不大于10",光纤通道应不大于10"; 通道传输时延 250ms e 系统设计要求 系统构成 地区电网调度自动化系统通常由主站(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 运行 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 数据通信方式 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 aa 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 与其他相关系统的通信采用专线或网络方式 c d 与电能累计量数据终端的通信采用专线、拨号或与厂站远方终端装置共线方式 通过网络进行通信时应采用安全隔离措施 e
GB/T13730一2002 3.4.5数据通信协议 不同主站间的数据通信协议推荐采用IEC60870-6系列标准; a bb 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 A .6 模拟屏接口方式 3. 机电型(镶嵌式)模拟屏控制器接口:串行口方式或网络方式 aa bb 电子型模拟屏接口:局域网连接方式.应支持xXwindow,xX11R5、X11R6或windowsGUI 协议 数据采集和监视控制(sCcADA)功能！" 4.1数据采集 应能采集和接收以下种类的数据 模拟量; a b)数字量 c 状态量; 带时间标志的事件顺序记录量 d 完整的电能量数据; e 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) 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、3.4.5 4.3数据处理,运算和存储 应能实现以下数据处理、运算和存储的功能: 数据合理性检查及处理; a b)异常数据处理; 事件分类处理 c 多源数据处理(选配A): d 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 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; 历史数据处理 1)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 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; g 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); 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) 告警与告警抑制 1 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
GB/T13730一2002 遥测量异常告警; a b 遥信变位提示及告警; 计算机系统异常告警; c 数据通信异常告警; d 告警应有推画面、发音响语音、笛音)及提示窗等方式; e 应能按电压等级、厂站、事件等作分类告警检索; 应能方便地确认告警; g 可以有选择地实现告警抑制 4.5图形功能 应采用全图形、多窗口技术,具有世界图、层次显示,画面缩放、漫游、平面叠加等功能 a b)应能支持各种图形、表格、曲线、棒图、饼图等表达形式 c 应支持告警推画面功能; d 应支持画面拷贝; 屏幕显示应支持多种字体汉字 4.6制表与打印 应具有电子报表的基本功能 a b)应具有各种报表、各种异常记录、操作记录的打印能力; 应能支持多种打印机; C d 应能即时、定时,召唤打印 制表打印应支持汉字化 模拟屏接入控制及告警 机电型(镶嵌式)模拟屏 应实现下列模拟屏功能 支持十进制数字表示的测量量在模拟屏上显示; a bb 支持状态量在模拟屏上显示; 支持不下位模拟屏操作; c d)可用模拟屏灯光及音响作告警 电子型模拟屏(选配A) 4.7 应具有符合4.5要求的单屏或多屏显示的全部图形功能 网络拓扑动态着色 基于网络拓扑分析,能用特定的颜色和图形动态地显示设备的特定运行状态(如停电、解列接地 4.9运行参数及状态人工设置 可人工设置遥测值,遥信状态,计算量,设备参数,及挂/撤各种标志牌 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 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) a 带电挂地线牌 bb 带地线合闸包括人工设置断路器、隔离开关状态和遥控) c 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、不同厂站并发执行遥控命令功能
GB/T13730一2002 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; 基于升降命令的遥调功能 bb 4.13系统对时 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， a 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,向不具备当地G;PS的子站发送对时信号 4.14趋势曲线显示 应具有用户自定义趋势曲线的功能; a b)应能显示基于实时数据的趋势曲线和基于历史数据的趋势曲线 4.15事故追忆(选配A 能自动或人工启动事故追忆功能 a b 可设定事故前后记录的时间长度及密度; 可设置事故追忆启动点; c d 可选择事故追忆记录点或保存全部记录; 可用灵活直观的手段正确反演事故的过程; f 可长期保存并随时调用已记录的事故数据及有关画面 4.16通道质量监视 用单位时间内主站与子站通信不成功的次数评估通道质量,并发出提示信息 a b)通信中断时发出告警信息 远程维护及故障诊断 具有对调度自动化主站系统进行远程维护及故障诊断的功能 4.18系统响应时间 状态量变位传输到主站时间 a 3s; b)遥测量超越定值变化(越闵值)传输到主站时间,或在循环传送方式下,重要遥测量更新时间: 3s; 遥控命令选择、执行或撤消传输时间 c 3s; 遥调命令传输时间 d 3s; 实时数据画面在人机界面屏幕整幅调出响应时间 画面的85% s 其余画面 5s; 实时数据画面在电子型模拟屏整幅调出响应时间: 画面的85% 5s., 其余画面 10s; 画面数据刷新周期 5s~10s(可调) g 主备用机自动切换时间 hb 30s 19主要性能指标 4 模拟量遥测综合误差: <1.5%包括变送器误差1.0%) a b 20 厂站间事件顺序记录的时间分辨率 ms c 电网正常情况下sSCADA主要节点CPU负载: <30%(1min平均值 d 电网事故情况下SCADA主要节点CPU负载 <70%(10s平均值
GB/T13730一2002 20% 电网正常情况下局域网负载 远方终端装置主要性能指标: 符合GB/T13729,DL/T630规定 实时网络分析功能 5.1网络建模(选配A 网络建模指建立网络分析所需的地区电网的网络模型,是实时网络分析功能的基础 5.2网络拓扑 处理地区电网所有接线方式及各种运行方式,根据实际连接关系生成电网分析软件用的实时网络 模型 5.3状态估计选配A 根据实时数据采集与监控系统信息及实时网络模型计算出各母线电压、各线路变压器潮流、各 a 母线负荷和各发电机输出功率; b)对不良数据进行检测与辨识 具有变压器分接头位置估计功能; c d)具有遥信遥测数据屏蔽功能; 实现母线负荷预报模型的维护、量测误差分析和统计 调度员潮流(选配A 能在地区电网各种给定(历史、当前或预想)运行方式下进行设定操作,计算出正确的潮流 分布; 设定操作是在调度员潮流环境下模拟设备投切及解环合环操作、变压器分接头位置调整、无 功功率补偿装置的投切等操作 能保存当前设定运行方式及调用以前保存运行方式 短期负荷预测《选配A 能根据历史负荷与气象信息进行一天至一周的每天24点、48点、96点或更密点数的负荷 a 预测; b)提供人工干预负荷预测的手段; 具备负荷预测曲线与实际负载曲线及误差曲线在画面上显示的功能 实时电压自动控制(选配B) 能根据厂站电压、无功功率曲线及实测数据给出相关厂站变压器分接头位置调整及电容器投 切措施以提高电压质量和功率因数 b)可实行闭环控制或开环运行 无功电压优化(选配B) 5. 能以网损最小为目标给出合理的变压器分接头位置调整及电容器投切措庖 aa bb 能以调整量最小为目标进行电压校正计算; c 应考虑控制变量的约束 .8短路电流计算(选配B) 能算出地区电网内各线路,母线及变压器(不包括内部)发生不同故障时的故障电流;故障种类 a 为单相接地、两相短路、两相短路并接地、三相短路、单相断线、两相断线; 能校核断路器最大遮断容量 5 消弧线圈补偿度计算(选配B 9 能根据给定运行方式计算消弧线圈的合理分接头位置; a 应考虑运行方式变换后不谐振 5. 10静态安全分析选配B
GB/T13730一2002 能进行线路及主变压器n-1计算,并考虑备用电源自投装置的动作(n-1+1),按越限严重程 a 度发出告警; b)可进行人工设置开关开合、线路变压器故障、母线故障及复合故障 5.11外部网络静态等值选配B) 能进行外部网络等值计算,并将其等值结果归人网络模型参加计算 a b)如能采集到与地区网络相连的外部网络运行方式的信息,用实际外部网络运行方式计算; 如不能采集到与地区网络相连的外部网络运行方式的信息,用现场提供的典型外部网络运行 c 方式计算 5.12网损计算选配B 能分区分电压等级统计网损 5.13实时网络分析主要性能指标 a 状态估计: 单次计算时间<5s, 有功功率计算误差<2% 无功功率计算误差<3%; b 调度员潮流: 单次潮流计算时间<5s， 计算结果误差<2.5% 月负荷预测准确率>94% 短期系统负荷预测: 月最高最低负荷预测准确率>94%; d 网络拓扑 单次计算时间<1s 静态安全分析计算时间: 初始潮流断面计算时间<5 每个点的n-1+1计算时间<0.5s 总计算时间不大于总点数计算时间与初始潮流计算时间之和每个 点的计算与同样条件下调度员潮流设置同样故障的计算结果相 比,计算结果误差<1%; f 短路电流计算误差 与同等方式下现场提供的基于BPA程序或综合稳定程序计算的 结果相比,短路电流幅值误差标么值<0.01 注:以上a)、,b)d)、e)四项为在实际电网计算规模等于或不大于300个计算节点条件下的性能指标 调度员培训仿真器(DIS)功能 6 概述 调度员培训仿真器(选配B)包括由硬软件构成的各种控制中心仿真子系统、电网仿真子系统和教 员控制子系统,应做到学员监视和操作环境逼真,仿真计算结果与电网实情相符 控制中心仿真子系统 6. 2 控制中心仿真子系统的功能及学员操作界面应尽量与实际主站系统相同 6.3电网仿真子系统 应具有动态潮流计算、频率计算、继电保护和安全自动装置动作仿真等功能 a b)应能取在线调度自动化系统的实时数据以及历史数据作为子系统动作的初始条件; 应能进行多岛同时计算 教员控制子系统 应具有初始条件设置、事件设置、电网操作和培训过程控制及培训评估等功能 5 6. 性能指标要求 a 迭代精度0.01~0.001; b)画面系统与在线的数据采集和监控系统的风格基本一致;
GB/T13730一2002 误差 取实时数据后仿真计算潮流与所取数据比较,电压幅值差<0.015p.u. 相角差<2"; d 响应时间操作响应时间<5s,故障响应时间<5s; 故障动作故障时继电保护和安全自动装置的动作信息正确 e 测试方法 功能及性能测试 按本标准中第4、5,6章规定的功能及性能要求逐项进行测试,不包括仅在现场才可以测试的项目， 如电子型模拟盘等 数据采集和监视控制功能及指标按附录A测试 a b)实时网络分析功能及指标按附录B附录C,附录D计算并检查计算结果; c 调度员培训仿真器功能及指标按附录F计算并检查计算结果 7.2连续运行试验 系统基本设备同时投人运行,连续运行试验72h 试验过程中可抽测系统是否符合功能及性能要 求 试验结束后应逐项测试系统是否符合功能及性能要求 如试验中出现关连性故障则终止连续运行 试验,故障排除后重新开始计时试验 如试验中出现非关连性故障,故障排除后继续试验 排除故障过 程不计时 关连性故障及非关连性故障的定义见GB/T9813 检验规则 出厂检验 系统出厂前应通过出厂检验 拨第7察对在厂内测试的功能进行测试,检验系统是杏具备第A.5,.6章规定的功能及性能要求 符合工厂条件下各项要求者为合格并附合格证书 8.2现场检验 系统投运前应通过现场检验 系统所有设备在现场安装,调试完毕后,按第4章,第5章及第6章规定的功能及性能要求进行在 线检验 检验不合格者,供货单位应进行处理直至符合要求 标志,包装,运输、存贮 标志、包装,运输、存贮按GB/T3873规定执行
GB/T13730一2002 附 录 A 规范性附录) 数据采集和监视功能测试 测试设备 进行系统出厂测试应具备下列设备 现场测试按实际配置的系统进行 被测主站计算机系统1套; a b)远方终端装置(符合IEC60870-5系列传输协议)不少于2台; 具备以下功能的计算机模拟器1台 )能模拟IEC608705系列传输协议和现场主要远方终端装置传输协议 22 能设置遥测量和状态量; 能设置电能量及相应产生时刻 33 能模拟状态量的变化; 能模拟遥控,遥调、变压器分接头位置的选择、执行结果; 5 能设置通道延时时间; 6 能模拟继电保护事件和自诊断信息,设置继电保护整定值和电流电压等继电保护测量值 77 能支持串行及网络通信 8 状态量发生器1台; 采用电能累计量数据终端装置采集电能量时,应有现场实际应用的电能累计量数据终端装置 不少于两台; 计时器1台 f 将上述设备按实际要求点对点、共线、网络方式等,电能量累计数据终端装置还可用拨号方式)连 接,组成测试系统 基本数据 由用户提供至少半个月的历史数据输人历史数据库,作为测试各种数据处理及制表打印功能的数 据源 A3遥测量采集及显示测试 在模拟器上设置遥测量值,应在4.18b)规定的时间加上图形终端设定的画面刷新时间可设定为 Is)内,在图形终端及逼测量显示器上显示出相应数据,该数据与模拟器上的设置值的综合误差应符合 4.19a)规定 A.4状态量采集及显示告警试验 将状态量发生器输出端连接至远方终端装置状态量输人端,在状态量发生器上设置断路器的跳闸、 合闸操作.在4.18a)规定的时间加上图形终端设定的画面刷新时间(可设定为1s)内.在图形终端及状 态量显示器上应有相应的显示和告警 站间事件顺序记录分辨率测试 A 将状态量发生器的输出端连接至两台远方终端装置的任一路或多路状态量的输人端,在状态量发 生器上设置断路器的跳闸、合闸操作,图形终端上应显示符合4.19b)要求的多个事件的顺序记录
GB/T13730一2002 A.6遥控、遥调功能测试 进行遥控,遥调操作,在4.18e),d)规定的时间内远方终端装置应正确显示这些操作命令的执行 各项sCADA功能的测试 对本标准第4章规定的sCADA功能中有条件测试的项目逐项测试 A.8画面响应时间测试 从输人命令开始直到画面全部显示完毕的时间应符合4.18e)或4.18)规定 主备用机切换测试 从主用机切换操作开始到备用机正常工作的时间应符合4.l8h)规定 A.10电能累计量采集及显示功能试验 在电能累计量数据终端装置上设置电能量值及其产生时刻,主站计算机系统发令采集后应正确显 示设置的电能量值及产生时刻 A.11继电保护信息的采集及显示功能试验 在模拟器上设置继电保护事件和自诊断信息发送给主站,主站计算机系统应正确显示这些信息 在模拟器上设置继电保护定值和电流电压等测量值,主站计算机系统发令采集后应正确显示这此 设置值 A.12电网事故情况下scADA主要节点CPU测试条件 地区电网事故情况下SCADA主要节点CPU的测试条件为采集及处理事故厂站的雪崩数据、非事 站的正常数据,以及各种sCADA正常操作 故 根据IEC60870-6-1中1.3电力控制系统的通信性能要求,参考其附录A雪崩数据(RDA)场景举 例,并考虑国内地区电网的实际情况,事故厂站产生的雪崩数据可按在本地区电网发生可能的最严重事 故时,各事故厂站同时产生的多个状态变位以及全部遥测数据均持续越出闯值计算,以10s为单位进 行测试 非事故厂站的正常数据采集可不包含状态变位 举例;本地区电网内110kV出线最多的一座高电压等级(330/220kV)变电站母线短路,保护失 灵,所有已经以及将来可能连接的n座110kV变电站失电,导致110kV进线断路器失压保护及断路 器动作,备用电源自动投人装置及备用电源断路器动作等一系列动作,n座变电站产生2秒级状态变位 信号至少各4个,生秒级事件顺序记录信号至少各4个,全部遥测数据均越出闽值 1o
GB/T13730一2002 附 录B 规范性附录) 实时网络分析功能测试 B.1导言 本附录列出了实时网络分析的出厂测试环境和选配功能A的出厂和现场测试方法,以及实时网络 分析选配功能B中的静态安全分析功能和短路电流计算功能的出厂和现场测试方法 B.2 出厂测试 B.2.1测试环境 在实时网络分析出厂验收时,应提供两种方式测试第5章规定的功能 这两种方式是 a)按附录C规定的标准测试网络结构及参数进行网络分析功能测试 b)按用户提供的实际电网结构及参数进行实际网络建模正确性及网络分析功能测试 应为这两种方式建立电网模型,在调度员潮流中设置运行方式(包括断路器及隔离开关状态,发电 机有功和无功功率、负荷数据和变压器分接头位置),计算潮流值作为测试环境 为测试短期负荷预报功能,应在系统中输人该电网半个月或一个月的负荷数据(每天24点、48点 或96点) 状态估计 B.2.2.1状态估计数据源的建立 将调度员潮流计算结果、线路变压器潮流、发电机有功功率和无功功率及母线电压等加以不超过 5%的随机扰动,连同断路器和隔离开关状态及变压器分接头位置作为测试数据,返送到系统的实时数 据库中,作为状态估计的数据源 B2.2.2遥测数据估计误差 按B.2.1规定的两种测试方式进行测试 遥测数据估计的误差值应不超过2.5% 估计值一量测值 I×100% 遥测数据估计误差值- 计算公式: 最类型基准值 量测类型基准值一般指该量测量的满刻度值 为便于计算规定取值如表B.1所示: 表B.1实时网络分析用量测类型基准值 f 66kV 220kv 110kV 35kV 500kV 330" 082MvA 686MvA 305MvA 114MvA 68.6MVA 36.4MA 线路有功和无功功率 600kV 396kV 264kV 132kV 79.2kV 42kV 母线电压 额定视在功率 发电机功率 变压器功率 额定功率 B .2.2.3单次状态估计计算时间 单次状态估计计算时间指从一次状态估计启动开始至结果在画面上显示止的时间 该时间应满足 5.14a)规定,即,在实际电网规模不大于300个计算节点条件下,单次状态估计计算时间不大于5s B.2.3调度员潮流 B.2.3.1数据源 取网络数据库的一个断面作为调度员潮流计算数据源 B2.3.2调度员潮流计算误差 11
GB/T13730一2002 出厂测试时仅对第一种测试方式作调度员潮流误差计算 Axio 计算公式 调度员潮流计算误差 式中 潮流计算结果的有功功率,无功功率、电压遥测总点数; 进道让算值直边功边堂委功边率电E二阻圣C的祖应值 -×100% E 测类型基淮面 计算结果误差应符合5.14b)规定,即第一种方式测试的计算结果误差不大于1.5% B.2.3.3单次调度员潮流计算时间 单次调度员潮流计算时间指从一次潮流计算启动开始至结果在画面上显示止的时间 该时间应满 足5.14b)规定,即在实际电网规模不大于300个计算节点条件下,单次潮流计算时间不大于5s B.2.4短期负荷预测 出厂时仅进行短期负荷预测功能的测试 预测准确率在系统实际投运后统计(见B.2.3). B.2.5静态安全分析 B2.5.1数据源及条件 取调度员潮流计算结果作初始断面进行静态安全分析 我国地区电网是放射形结构,线路及变压 器断开后备用电源自动投人装置将相继动作,因而静态安全分析计算的系统结构是n-1断开和相应备 用电源投人后的结构(n-1+1) 静态安全分析应采用快速计算方法 B.2.5.2静态安全分析计算误差 静态安全分析计算结果误差应符合5.13e)规定 计算公式: 静态安全分析计算误差 = 习那义w 式中 有潮流计算结果的有功功率,无功功率、电压总点数; I静态安全分析让算结果C有功功率 -调度员潮迹让算结果！ 、无功功率、电压 E ×100% 量测值的基准值 B.2.5.3静态安全分析计算时间 静态安全分析计算时间应符合5.13e)规定 B.2.6短路电流计算 B.2.6.1计算依据 采用现场提供的完整的运行方式,包括断路器和隔离刀闸的分合状态,特别是与运行方式有关 a 的母线刀闸,旁路刀闸和变压器中性点地刀 b)采用现场提供的完整仿真电网中电气元件参数,包括正序负序和零序阻抗参数,变压器绕组 类型在内; 采用现场提供的外部电网等值方式和参数 c B.2.6.2计算内容 用现场提供的运行方式任意选取若干元件设置几种代表性故障进行短路计算 B2.6.3计算误差 短路电流计算误差应符合5.l3)要求 B.3现场测试 测试条件 实时网络分析功能现场测试的前提是系统的基本功能已运行正常和现场测点满足附录D.1和 12
GB/T13730一2002 D.2的要求 在这一前提满足后进行本节测试 按照测试时现场实际的电网结构和参数进行网络建模,建立网络数据库 用现场实时数据为现场 网络分析测试的数据源 B3.2状态估计 B.3.2.1状态估计覆盖率 基本要求;>90% 计算公式: 地盟算然尊盟内可位其单厂监数x10% 状态估计覆盖率一 地管霜范前丙实际踏数 B.3.2.2状态估计月可用率 状态估计月可用率的计算在月状态估计数不小于4000的情况下进行 基本要求:>90% 计算公式 状态估计全月收敛次数 状态估计月可用率 ×100% 获态店开全开算点灰数 B.3.2.3遥测估计合格率 遥测估计合格率的计算在月状态估计数不小于4000的情况下进行 基本要求;90% 遥测让食焰点数 ×100% 计算公式: 遥测估计合格率= 遥测意点数不包环数 式中,遥测估计合格点数是指遥测数据估计值误差合格的点数 按照5.14a)有功功率和电压的遥 测数据估计值误差应不大于2.0%无功功率遥测数据估计值误差应不大于3.0% 其中 值过值一壁置值 遥测数据估计值误差= L×100% 量测类型基准值 量测类型基准值见表B.1 B.3.2.4单次状态估计计算时间 基本要求:<5s 单次状态估计计算时间指从一次状态估计启动开始至结果显示到画面上为止的时间画面刷新周 期设定为1s) B3.3调度员潮流现场测试 B3.3.1调度员潮流月合格率 基本要求:>90% 计算公式 月潮流计算收敛次数 调度员潮流月合格率= ×100% 月潮流计算总次数 B.3.3.2调度员潮流计算误差 计算误差应符合5.13b)规定,即不大于2.5% 计算公式 A习园'xIms 调度员潮流计算误差 式中: 潮流计算的有功功率、无功功率、电压遥测总点数 潮迹让算值有功功率.无功功率电压)二操作后实测值或状态值让值2 E ×100% 量测类型基准值 13
GB/T13730一2002 B3.3.3单次潮流计算时间 基本要求:<5s 单次潮流计算时间指从一次潮流计算启动至结果显示到画面上为止的时间画面刷新周期设定为 1s),应符合5.13b)规定,即不大于5s B.3.4短期负荷预测现场测试 B.3.4.1 负荷预测月运行率 基本要求:>96% 计算公式 奥曹兽天整x100% 负荷预测月运行率一 B.3.4.2月负荷预测准确率 基本要求;用电负荷不小于1000Mw的电网;>94% 用电负荷小于1000Mw的电网:>93% 计算公式 月负荷预测准确率= 习AX1o0% 式中 N全月日历天数; -日负荷预测准确率,计算公式为 A A-(-!习)xInuw 式中 日负荷预测总点数， E 点的相对误差,计算公式为: 山点负荷预训值一点负位实际值 ×100% E= 一点员而实际 B.3.4.3月最高,最低负荷预测准确率 基本要求;用电负荷不小于1000Mw的电网;>94%; 用电负荷小于1000Mw的电网:>93% 计算公式 月最高最低负荷预测准确率一六习B;十B.,)x100% 式中 -全月日历天数 B,B;分别为当月i日最高,最低负荷预测准确率,计算公式为 B，=(-旦实匠显高负尊一型旦显通鱼荷 ×100% 实际最高负荷 A -(1-且塞显低一兴且最低负 ×100% 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/T13730一2002 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 概述 本网络模型参照了美国IEEE14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 系统参数(静态参数 C.2.1功率基准值 标么值基准容量S;=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/kV 220 230 35 36.5 C.2.3元件参数 断路器 C.2.3.1 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为闭合 C.2.3.3并联电容器或并联电抗器 并联电容器(或并联电抗器)参数见表C.2 表C.2并联电容器(或并联电抗器)参数 电容器名称 额定无功功率/Mwar 额定电压/kV 电纳标么值 C91 19 36.5 0.19 C.2.3.4负荷 负荷参数见表C.3 C.2.3.5线路参数 线路参数见表C.4 C.2.3.6变压器参数 变压器参数见表C.5 C.2.3.7发电机参数 发电机参数包括内部电网发电机、外部电网等值机以及调相机的参数 见表C.6. 15
GB/T13730一2002 2号发电厂 G3 3号发电厂 220kV 220kV B2 CB32 LD31 SW21 SW31 Isw2A SW32 SW32_2 Sw25 sw22" Sw23 kCB31SW331SW332 CB23 CB22 ce-[ew94 C3 LN34 sw31_2 Isw242 Sw25w21 Sw232 w222 Dp2VN" LN25LN2-4 LN23 CB43LN3 4号变电站 sW3 T49 iLN24CB4 SW42 N9 sw45 lcB42 SW艺 SW922 Sw41_2Sw4 疗w4 Sw91 sw4 -2 47" w2 B72CB91 220kV wast花 下w72 Sow91lB9W92 35kV 35kV W9 B4sw46TSw462 w93 ISW941lC9 Sw71_I LN45 CB94 B95CB93 CB71 w95sw932 ,SW94_2 :SW71_ LN1 LN_5 N2_5LN45 LN15 LN9_14 VLD91N9_10 LN7.8 SW112 ISW122 sW522卜W53W542 LN7-8 CB11 CB12 B52 220kV SW812 B5cB5 Isw12_ SW111 Sw52_1W53SW54_ CB81 B5 B1 20kv sw51L1 sw81_1 LD51 CB55 B8 35kV sww5 CBs G8 1号发电厂 sw512 6号发电厂 T5-6 INo N6_1LN6_12 LN6_l1 LN6_lu Sw101_2 Sw12I2 1号变电站 SW111_2Sw61_2W64w622 12号变电站 CB61门cB84门cB62 CB121 CB101 CB11l 10号变电站 SW121 SW101 Isw111_1SW61_w64 35kvB1m Ssw62B6 B12 35kV B10 35kV SW122 SWI02 sw123" SwI13_1 1sw65sw63 Isw1031 35kV Sw112_1 CB122 CB123 cB108 CB63 G6 CB102 CB13 BI12CB65 SW123_2 Isw103._2 Sw1132 SW122 SW1022 swl122 W63.2 sW652 VLD101 N12 ID121 LN10l1 10un1.N8.13 LD111V LN613 LN1213 LN914 Sw141_2 sw131_2 sw1322 CB14 CB131 CB132 13号变电站 Sw14 35kV w13_ssw132 5V BT2 sw133 SW421 sW1431 CB134 LD131 CB133 CB142 B143 Jsw134_1Sw134_2 SW1332 sw142.2 Isw143 LN13_14 LN314 VLD14l 14号变电站 图c.1实时网络分析功能测试的标准网络模型 16
GB/T13730一2002 表c.3负荷参数 负荷 正常有功 正常无功 最大有功 最小有功 最大无功 最小无功 功率/Mvar" 名称 功率/Mw 功率/Mw 功率/Mw 功率/Mvar 功率/Mvar LD21 21.70 12.70 43 26 -26 LD31 94.20 19.00 188 38 -38 LD4 47.80 -3.90 95 LD51 7.60 1.60 15 LD61 1.2o 7.5o 22 15 15 LD91 29.50 16.60 60 34 -34 LD101 9.00 5.8o 18 12 12 L11 3.50 1.80 LD121 6.10 1.6o 12 LD131 13.50 5.8o 27 12 12 10 lD141 14.90 5.00 30 10 表c.4线路参数 功率上限" 充电电纳 额定电流 线路名称 电阻标么值 电抗标么值 MVAN 标么值之半 标么值 2 LN 300 0.01938 0.05917 0.0264 3.42 LN2 150 0.04699 0.19797 0.0219 1.71 LN2 150 0.17632 0.0187 1.71 0.05811 LN1 150 0.05403 0.22304 0.0246 1.71 LN2 150 0.05695 0.17388 0.017 1.71 0.0173 1.71 IN3 0.06701 0.17103 150 LN4 150 0.01335 0.04211 0,0064 1.71 50 LN7 8 0.17615 0.50 50 LN7 0.l1001 0.65 50 0.50 IN9 10 0.03181 0.0845 lN6 50 0.09498 0.1989 0.50 1l LN6 12 50 0.12291 0.15581 0.50 N6 2?7 50 0.06615 0.130 0.50 LN914 50 0.12711 0.27038 0.50 LN10 1 50 0.08205 0.19207 0.5o LN12_13 50 0.22092 0.19988 0.50 LN1314 50 0.17093 0.34802 0.5o 17
GB/T13730一2002 表C.5变压器参数 额定容量 电阻 电抗 分接头 分接头 绕组名称 变压器铭牌 MVA 标么值 标么值 正常位置 所在端 230士8'1.1%/36.5kV 首端 T4 00 0.20912 T5 230士8'l1.1%/36.5kV 100 0.25202 首端 3 T49 230士8'1.1%/36.5kV 100 0.55618 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 MvA 功率/Mw 名称 功率/Mw 功率/Mvar 功率/Mvar -40.0 火电机组 G1 400 400 50.o G:2 火电机组 80 50 -50 50.0 -40.0 G3 40 40.0o 0.0 调相机 0 G6 -6.0 25 24.0 调相机 G8 25 24.0 -6.0 相机 注:发电机参数忽略了厂用电 C.2.3.8母线电压参数 220kV电压等级的母线电压上限为253kV,下限为223kV,正常为230kV;35kV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.3SCADA断面数据实时数据 断路器/隔离刀闸数据(遥信 所有断路器都有遥信状态为闭合 隔离刀闸中Sw25_1.Ssw25_2.Ssw32_l.sw32_2.Sw65_1、 2有遥信,状态为闭合;其他隔离刀闸没有遥信,取人工默认状态(闭合》. SW65 C.3.2负荷数据(遥测) 负荷数据见表C.7 负荷数据 表C.7 负荷名称 所在母线名称 所在厂站 有功功率/Mw 无功功率/Mvar 2号发电厂 lD21 2 21.72 12.79 LD31 : 3号发电 94.47 19.18 lD61 B6 6号发电厂 1l.16 7.48 C3.3线路数据(遥测 线路遥测数据见表C.8 18
GB/T13730一2002 表C.8线路遥测数据 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 2号发电" LN -152.59 27.70 NT 1号发电厂 一20.4l 156.89 LN 72.74 2.78 6号发电厂 LN 1号发电 75,49 3,28 LN2 3号发电厂 -70.92 1.60 LN2 2号发电厂 73.24 3,56 4号变电站 -54.59 LN2 3.52 2号发电" 56.27 -2.38 6号发电厂 -40.48 一l.40 2 41.38 0.50 2号发电厂 LN3 4号变电站 23.64 -5.33 LN3 3号发电厂 -23.27 2.72 LN4 6号发电厂 61.93 -14.78 LN4 4号变电站 -62.40 15.13 11号变电站 1 LN6 -6.32 -3.61 LN61 6号发电厂 6.36 3.70 LN6 12 -8.79 -1.90 12号变电站 LN6 12 6号发电厂 8.88 2.01 LN613 13号变电站 16.05 -7.30 LN613 6号发电厂 16.24 7.67 LN7 8号发电 0.0 17.01 4号变电站 -16.58 LN7 0.0 4号变电站 29.31 5. .60 -29.31 -4.73 4号变电站 LNg10 -6.19 -4.01 10号变电站 LN910 4号变电站 6.20 4.05 LN9 14 14号变电站 -9.72 -3.30 LN9 14 4 号变电站 9.84 3.57 LN10 1 11号变电站 2.82 1.81 号变电站 INl0 0 -l.79 一2.81 LN1213 2.68 -0.29 13号变电站 LN1213 2.69 0.30 12号变电站 LN1314 14号变电站 5.18 -1.70 14 LN13 13号变电站 5.23 1.79 注:本表及表C.10中的符号“一”表示该项没有遥测数据 19
GB/T13730一2002 C.3.4变压器绕组数据(遥测 变压器绕组数据见表C.9 表C.9变压器绕组数据 无功功率/Mva 绕组名称 所在厂站 有功功率/Mw 分接头档位 分接点所在端 T5 6号发电厂 44.69 l1.79 首端 4号变电站 首端 T4 29.31 -9.09 号变电站 首端 T4 16.24 -0.32 C.3.5母线数据遥测 母线遥测数据见表c.10 母线遥测数据 表C10 母线名称 所在厂站 母线电压/kV 相角/度 B 243.8o 1号发电厂 B2 2号发电 240.35 B3 3号发电" 232.30 B 4号变电站 234.33 6 B5 234.67 号发电" B6 6号发电 39.06 4号变电站 B 38.76 8 39.79 B8 号发电厂 B9 4号变电站 38.55 B10 10号变电站 38.37 B1 11号变电站 38.58 B12 38.51 2号变电站 B13 13号变电站 38.34 14号变电站 B14 37.81 C.3.6发电机数据(遥测) 发电机数据见表C.11 表c.11发电机数据 发电机名称 所在母线名称 所在厂站 有功功率/Mw 无功功率/Mn G 1 -16.89 1号发电 231.38 B2 42.40 G2 2号发电厂 40.00 G3 B3 3号发电" 23.39 G6 6 6号发电厂 12.24 8 G8 8号发电厂 17.36 20
GB/T13730一2002 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 母线名称 所在厂站 母线类型 母线电压标么值 电压相角角度 B1 1号发电厂 1.0600 0.0000 发电机母线 B2 2号发电 发电机负荷母线 l.0450 -4.9808 B3 1.0100 -12.7176 3号发电厂 发电机负荷母线 B4 4号变电站 负荷母线 1.0186 -10.3241 B7 1.0203 -8,7825 4号变电站 联络母线 B9 4号变电站 负荷母线 1.0700 -14.2223 6号发电厂 负荷母线 13.3680 B5 1.0620 B6 6号发电厂 发电机负荷母线 1.0900 -13.3680 B8 8号发电 发电机母线 l.0563 -14.9462 B1o 1.051 3 10号变电站 负荷母线 -l5.1039 11号变电站 负荷母线 1.0571 -14.7949 BI1 B12 1.0552 一15.0771 12号变电站 负荷母线 B13 13号变电站 负荷母线 1.0504 -15.1586 14号变电站 负荷母线 B4 l.0358 -16.0386 注;负荷母线表示该母线上连有负荷;发电机母线表示该母线上连有发电机;发电机负荷母线表示该母线上同时 连有发电机和负荷 21
GB/T13730一2002 附 录 规范性附录 实时网络分析所需数据采集的范围和方向 D.1 遥信采集范围 a 主断路器; b)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消弧线圈隔离刀闸); 设备投切状态:如电容器,电抗器、消弧线圈的状态 c d)自动装置投切状态;如备用电源自投装置、低周减载装置的状态; 变压器分接头位置 e D.2遥测采集范围 变压器的P,Q、I; a b)35kV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.I 各母线电压; c d)电容器、电抗器的无功功率; 旁路断路器及母联断路器的PQ; e 在估计范围内配置的遥测点数与需估计的遥测点数之比应不小于1.5 D.3功率遥测数据的方向符号 流人线路、变压器、串联电抗等串联元件的功率符号为正,流出为负; a b)发电机,调相机发出功率的符号为正,吸收功率的符号为负; 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 C 率的符号为正;并联电抗器吸收无功功率的符号为负 22
GB/T13730一2002 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:按设定逻辑关系动作 的方式和按短路电流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 bb 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; bb 用状态估计程序估计的实时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.2.13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2 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 a 以E.2.l.Ib)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; 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 C 率、母线电压和电网频率越限的运行方式 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.23.1测试环境 以E.2.1.lb)的实际网络模型和实时数据进行测试; a 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、投人的补偿装置容量,继 电保护安全自动装置的投退状态; 23
GB/T13730一2002 电网仿真子系统中的电气元件、继电保护和安全自动装置参数应完整准确 c 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 d E.2.3.2测试内容 线路故障测试 a 设置单相接地、两相短路,两相短路并接地、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) 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 设置变压器出口处的单相接地、两相短路、两相短路并接地、三相短路等故障,包括不同中性 点运行方式,验证变压器保护动作的正确性以及其对备用电源自投装置的闭锁功能,任选有 代表性的23台变压器测试 母线故障测试 设置单相接地、两相短路、两相短路并接地、三相短路、母线差动保护死区短路或接地、旁路母 线断路器代替线路断路器时旁路母线短路或接地等故障,验证母线差动保护动作的正确性以 及其对备用电源自投装置的闭锁功能 断路器拒动误动测试: 在以上a),b),c)项测试中,设置断路器的拒动和误动,验证有关继电保护包括断路器失灵保 护,旁路母线断路器失灵保护和母联差动保护等动作的正确性 断路器拒动可超越设置3级 继电保护和安全自动装置拒动误动测试 B).b).e)项测试中,设置某些继电保护和安全自动装置拒动/误动的条件,验证这些继 在以上; 电保护和安全自动装置是否确实拒动/误动 多重故障测试 设置不多于三重的多重故障,验证有关继电保护和安全自动装置动作的正确性 电压互感器回路断线故障测试 在以上a)、b),e)项测试中,设置电压互感器回路断线故障,验证有关继电保护和安全自动装 置动作的正确性 E.2.3.3测试结果要求 断路器、继电保护和安全自动装置动作应正确 E.3现场测试 现场测试以实际电网实时数据断面进行,无实测信号的隔离刀闸的投切状态用人工设置,测试内容 和出厂测试一致 24