0 引言

随着电力系统的不断发展，电网的规模和复杂程度日益增加，对继电保护系统提出了更高的要求。在现场调试过程中，通常利用继电保护测试仪对继电保护单体装置进行定值和逻辑校验，无法客观反映出发生故障时整个系统的潮流分布以及保护装置的动作情况。随着计算机实时仿真技术的快速发展，基于仿真平台的系统级动模试验的优势凸显^[1-2]。动模试验即动态模拟试验，通过在实时数字仿真装置或等值系统上模拟真实电力系统的各种运行工况及故障状态，对电力系统中运行的保护和控制装置的功能和性能进行考核，以保证电力系统的安全可靠运行。与传统的试验方法不同，动模试验主要考察变电站整套保护和控制装置在现场运行时，对可能遇到的各种运行工况及故障状态能否做出准确的反应^[3-6]。

本文依据某110 kV GIS变电站的设备参数和系统参数，在仿真系统中建立变电站一次系统模型，进行系统级动模试验，模拟110 kV GIS变电站内以及连接对侧220 kV变电站双回输电线路的各类故障，全面验证保护配置的可靠性。

1 动模试验系统 1.1 仿真系统

采用数字物理混合仿真测试系统作为试验平台，进行电力系统仿真及动模测试。仿真系统结构示意图如图 1所示，其中，在人机交互系统中建立变电站一次设备仿真系统，仿真系统模拟产生的故障量通过信号转换箱转换成模拟信号，经功率放大器送入实际的变电站二次设备。同时，信号转换箱将实际变电站设备输出的开关操作、保护跳闸、重合闸等控制信号转换为光纤信号反馈至高速光纤通信系统。数字仿真系统根据反馈信号实时改变一次系统模型的拓扑结构和运行参数，从而形成完整的实时闭环仿真系统。

1.2 试验模型

根据某110 kV GIS变电站一次系统以及双回线路的结构和参数，在数字物理混合仿真测试系统中建立动模试验模型，示意图如图 2所示。

110 kV GIS变电站的2条110 kV母线通过双回线路与对侧220 kV变电站相连，双回线路的参数相同，如表 1所示。2台主变压器高压侧分别连接2条110 kV母线，低压侧分别连接2条10 kV母线，2台主变压器参数相同，如表 2所示。负荷连接在10 kV母线上。对侧变电站220 kV侧采用双母双分段接线方式，分别连接4台主变压器，110 kV侧通过双回线路与本侧GIS变电站相连。

1.3 保护配置情况

根据变电站现场保护定值，线路及主变压器的保护配置情况如下。

（1）110 kV双回线路的主保护投入纵联差动保护，本侧保护装置退出后备保护，对侧保护装置后备保护投入Ⅰ段接地距离保护，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段相间距离保护，Ⅱ、Ⅲ段零序方向保护。两侧均投入三相重合闸保护。

（2）1号、2号主变压器的主保护投入差动保护，高压侧后备保护投入复压过流Ⅰ段一时限保护、间隙零流一时限保护、间隙零压一时限保护，低压侧后备保护投入复压过流Ⅰ段一时限保护、复压过流Ⅰ段二时限保护。

2 试验项目

根据《电力系统继电保护产品动模试验》要求和变电站的实际调试情况，在现场开展以下动模试验项目。

2.1 区内金属性瞬时故障

在线路及主变压器保护区内模拟各类金属性瞬时故障，线路及主变压器保护装置均能正确动作，及时切除故障相。线路保护装置经过延时后发出重合闸命令，线路两侧断路器重合成功。

2.2 区外金属性瞬时故障

在线路和主变压器保护区外模拟金属性瞬时故障，保护装置均能保证可靠不误动。

2.3 区内金属性永久故障

在线路及主变压器保护区内模拟各类金属性永久故障，保护装置均能正确动作，及时切除故障部分。线路保护装置经过延时发出重合闸命令后，线路两侧断路器重合于故障，保护装置距离加速动作，跳开线路两侧断路器。

2.4 经过渡电阻接地故障

在线路上模拟经过渡电阻接地故障，接地电阻值在150 Ω以下时，线路保护装置可准确动作；接地电阻值在150 Ω及以上时，由于故障电流太小，无法到达保护定值，因此线路保护未动作。

2.5 隔离开关闪络故障

针对GIS变电站的特点，站内大部分电气设备直接或间接密封在金属管道内，容易发生隔离开关闪络故障，且常规试验方法无法模拟其内部故障，因此增加隔离开关闪络故障试验项目。试验结果表明，发生隔离开关闪络故障时，保护装置可以正确动作，能及时切除故障区域。

3 典型试验项目分析

在变电站现场动模试验过程中，共模拟不同位置、不同类型的故障50余项，基本涵盖了线路及GIS金属套管内部可能发生的各种故障^[7]，保护装置均能够正确、及时动作，且发生区外故障时保证可靠不误动。试验结果全面验证了保护逻辑的正确性以及保护配合的合理性，排查了可能出现的保护死区问题。本文选取3个典型试验项目进行分析。

3.1 母联断路器112 Ⅱ母侧L1相接地故障（故障点K1）

在112闭合的前提下，模拟112的Ⅱ母侧L1相接地故障，故障持续时间设为1.6 s，假设152与952开关失灵。试验相关电压电流波形如图 3、图 4所示。由于故障点位于1号主变压器和1号线路的差动保护区外，且152与952开关失灵，因此分析在该极端条件下1号主变压器和1号线路的后备保护能否正确动作。实际保护动作情况：1号线路对侧保护装置零序过流Ⅱ段保护动作（定值7.5 A，时限0.3 s），延时后重合，距离加速动作再次跳开断路器；1号主变压器高压侧复压过流Ⅰ段一时限动作（定值0.39 A，时限1.5 s），跳开主变压器三侧（高压侧、低压侧、内桥侧）开关。

3.2 1号主变压器高压侧隔离开关闪络L1相接地故障（故障点K2）

在1号主变压器高压侧隔离开关处模拟L1相闪络接地故障，故障电阻100 Ω，故障持续时间0.1 s。相关电流、电压波形如图 5所示。从图 5可以看出，故障在2 s时刻触发，经过70 ms 1号主变压器差动保护动作，1号主变压器高、低压侧开关三相跳闸。故障点位于线路保护区外，线路保护装置可靠未误动。

3.3 10 kVⅠ母L2L3相间短路故障（故障点K3）

在10 kVⅠ母模拟L2L3相间短路故障，故障持续时间1.2 s。相关电压、电流波形如图 6所示，由图 6可知，故障在2 s时刻触发，由于故障点位于1号线路和1号主变压器的差动保护区外，线路和主变压器的主保护均没有误动。经过1150 ms后，1号主变压器低压侧后备保护复压过流Ⅰ段二时限保护动作（定值0.98 A，时限1.1 s），跳开1号主变压器低压侧三相断路器。

4 结语

本文开展了基于数字物理混合仿真测试系统的110 kV GIS变电站现场系统级动模试验，模拟了线路及GIS套管内部的各类复杂故障，并完成现场传动试验，验证了现场继电保护配置的可靠性，以确保变电站安全稳定投入运行。同时，突破了传统的继电保护装置校验方法，对系统级动模试验进行了探索。