《就地化保护装置检测规范 第3部分：变压器保护》

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DL

中华人民共和国电力行业标准

DL/TXXXXX—XXXX

就地化保护装置检测规范

第3部分：变压器保护

Testspecificationofon-siteprotectionequipment

Part3:Transformerprotection

(征求意见稿）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

国家能源局发布

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前言

本文件依据GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分:标准化文件的结构和起草规则》的规定起

草。

DL/TXXXXX《就地化保护装置检测规范》标准分为以下四个部分：

——DL/TXXXXX《就地化保护装置检测规范第1部分：智能管理单元》

——DL/TXXXXX《就地化保护装置检测规范第2部分:线路保护》

——DL/TXXXXX《就地化保护装置检测规范第3部分：变压器保护》

——DL/TXXXXX《就地化保护装置检测规范第4部分：母线保护》

本文件为DL/TXXXXX的第3部分。

本文件的某些内容可能涉及专利，本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。

本文件由中国电力企业联合会标准化管理中心提出。

本文件由电力行业继电保护标准化委员会归口并负责解释。

本文件起草单位：XXX。

本文件主要起草人：XXX。

本文件首次发布。

本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条

一号，100761）。

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就地化保护装置检测规范第3部分：变压器保护

1范围

本文件规定了通过常规互感器采样的就地化变压器保护装置的检测项目、检测内容、检测方法及检

测结果的判定要求。

本文件适用于就地化变压器保护装置型式试验。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文

件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T7261继电保护和安全自动装置基本检验方法

GB/T32890继电保护IEC61850工程应用模型

GB/T34871智能变电站继电保护检验测试规范

GB/TXXX—202X就地化继电保护装置检测规范第1部分：通用部分

GB/TXXX—202X就地化继电保护装置技术规范第7部分：变压器保护

DL/T478—2013继电保护及安全自动装置通用技术条件

DL/T860变电站通信网络与系统系列标准

DL/T1782变电站继电保护信息规范

DL/TXXXXX《就地化保护装置检测规范第2部分:线路保护》

3术语和定义

GB/TXXX—202X就地化继电保护装置技术规范第7部分：变压器保护、GB/T7261、DL/T478

界定的术语和定义适用于本文件。

4测试条件

4.1正常试验大气条件

除另有规定外，对装置进行功能性试验的环境大气条件如下：

a)环境温度：＋15℃～＋35℃；

b)相对湿度：45%～75%；

c)大气压力：86kPa～106kPa。

4.2基准试验的大气条件

检验装置有关测量值和定值整定准确度试验的环境大气条件如下：

a)环境温度：＋20℃±5℃；

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b)相对湿度：45%～75%；

c)大气压力：86kPa～106kPa。

5检测用仪器

装置检验所使用的仪器、仪表应经过检验合格，符合有关计量管理的要求，并应满足GB/T7261及

智能变电站试验使用设备的指标要求。

6检验与测试

6.1通用（硬件）功能检查

依据GBXXX—202X就地化继电保护装置检测规范第1部分：通用部分规定的试验项目、试验条

件和方法进行通用（硬件）部分的试验。

6.2ICD模型测试

6.2.1ICD模型静态测试

6.2.1.1测试内容

检查ICD模型静态特性规范性。

6.2.1.2测试方法

ICD模型静态测试方法如下：

a)ICD文件的语法；

b)ICD提供的IED名称；

c)物理设备模型、服务器模型、逻辑设备模型；

d)每个LD下包含的逻辑接点类型和数量；

e)ICD文件中逻辑节点类型（LNodeType）、数据对象类型（DOType）、数据属性类型（DAType）、

枚举类型（EnumType）、公用数据类（CDC）；

f)数据集名称；

g)报告控制块名称；

h)ICD文件中LN、DOI、SDI、DAI等实例；

i)GOOSE配置；

j)SV配置；

k)IED物理端口描述。

6.2.1.3技术要求

ICD模型静态测试技术要求如下：

a)ICD文件格式应符合DL/T860.6规定的语法；

b)ICD提供出的IED名称都应为"TEMPLATE"；

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c)物理设备建模原则、服务器建模原则、逻辑设备建模原则应符合DL/T860变电站通信网络和

系统要求；

d)每个LD最少包含LLN0、LPHD两个逻辑节点和1个其他应用逻辑接点；

e)逻辑节点类型（LNodeType）、数据对象类型（DOType）、数据属性类型（DAType）、枚举

类型（EnumType）、公用数据类（CDC）应符合DL/T860.73要求；

f)检测FCDA是否跨LD：除菜单逻辑设备MGR下数据集可以跨LD引用数据对象，其它功能

LD下数据集不能跨LD引用数据对象；

g)报告控制块名称应符合DL/T860变电站通信网络和系统要求；

h)逻辑节点实例化建模、保护定值建模、故障录波与故障报告模型应符合DL/T860变电站通信

网络和系统要求；LN、DOI、SDI、DAI等模型实例应与模版一致，不应存在lnType关键字与

inst序号冲突的实例；

i)GOOSE配置应符合DL/T860变电站通信网络和系统要求；

j)SV配置应符合DL/T860变电站通信网络和系统要求；

k)IED物理端口描述规范应符合DL/T860变电站通信网络和系统要求。

6.2.2ICD模型动态测试

6.2.2.1测试内容

检查ICD模型动态特性规范性。

6.2.2.2测试方法

用客户端软件在线读取被测保护装置的模型，并与ICD中描述的模型比较一致性。

6.2.2.3技术要求

在线读取的模型应与ICD描述的静态模型一致，包括模型结构、数据类型、模型值。

6.3静态模拟试验

6.3.1差动速断保护

6.3.1.1测试内容

检查差动速断保护功能、差动速断保护动作值及动作时间的准确度。

6.3.1.2测试方法

差动速断保护测试方法如下：

a)差动速断电流定值：模拟故障，使纵差差动电流或分相差动电流从定值以下增大至保护动作；

b)差动速断保护动作时间：模拟故障，使得纵差差动电流或分相差动电流达到1.5倍的理论动作

值。

6.3.1.3技术要求

差动速断电流定值误差不应大于5%或0.02IN；差动速断动作时间（2倍整定值）220kV及以上不应

大于20ms，110（66）kV不应大于30ms。

6.3.2纵差差动保护

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6.3.2.1测试内容

检查纵差差动保护功能、纵差差动启动电流动作值及动作时间的准确度、纵差差动比率特性曲线。

6.3.2.2测试方法

纵差差动保护测试方法如下：

a)差动保护启动电流定值：模拟故障，使纵差差动电流从定值以下增大至保护动作；

b)纵差差动比率特性曲线：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，

模拟故障，测试该点差动动作值；

c)纵差差动动作时间：模拟故障，使得纵差差动电流达到2.0倍的理论动作值。

6.3.2.3技术要求

差动保护启动电流定值误差不应大于5%或0.02IN；差动动作时间（2倍整定值）220kV及以上不应

大于30ms，110（66）kV不应大于40ms。

6.3.3分相差动保护

6.3.3.1测试内容

检查分相差动保护功能、分相差动保护动作值及动作时间的准确度、分相差动比率特性曲线。

6.3.3.2测试方法

分相差动保护测试方法如下：

a)差动保护启动电流定值：模拟故障，使分相差动电流从定值以下增大至保护动作；

b)分相差动比率特性曲线：在分相差动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，模拟故障，测试该点差动动作值；

c)分相差动动作时间：模拟故障，使得分相差动电流达到2.0倍的理论动作值。

6.3.3.3技术要求

差动保护启动电流定值误差不应大于5%或0.02IN；差动动作时间（2倍整定值）误差不应大于30ms。

6.3.4低压侧小区差动保护

6.3.4.1测试内容

检查低压侧小区差动保护功能、低压侧小区差动保护动作值及动作时间的准确度、低压侧小区差动

比率特性曲线。

6.3.4.2测试方法

低压侧小区差动保护测试方法如下：

a)低压侧小区差动保护启动电流值：模拟故障，使低压侧小区差动电流从定值以下增大至保护动

作；

b)低压侧小区差动比率特性曲线：在低压侧小区差动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，模拟故障，测试该点差动动作值；

c)低压侧小区差动动作时间：模拟故障，使得低压侧小区差动电流达到2.0倍的理论动作值。

6.3.4.3技术要求

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低压侧小区差动保护启动电流定值误差不应大于5%或0.02IN；差动动作时间（2倍整定值）误差不

应大于30ms。

6.3.5分侧差动保护

6.3.5.1测试内容

检查分侧差动保护功能、分侧差动保护动作值及动作时间的准确度、分侧差动比率特性曲线。

6.3.5.2测试方法

分侧差动保护测试方法如下：

a)分侧差动保护启动电流定值：模拟故障，使分侧差动电流从定值以下增大至保护动作；

b)分侧差动比率特性曲线：在分侧差动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，模拟故障，测试该点差动动作值；

c)分侧差动动作时间：模拟故障，使得分侧差动差动电流达到2.0倍的理论动作值。

6.3.5.3技术要求

分侧差动启动电流定值误差不应大于5%或0.02IN；差动动作时间（2倍整定值）误差不应大于30ms。

6.3.6二次谐波制动

6.3.6.1测试内容

检查二次谐波制动功能及制动系数的准确度。

6.3.6.2测试方法

模拟故障，使纵差差动电流或分相差动电流基波分量为1.2倍理论动作值，二次谐波分量从1.1倍整

定值往下降。步长不大于理论值的1‰（最小为1mA），单步变化时间为200ms。

6.3.6.3技术要求

二次谐波应能闭锁纵差保护和分相差动保护。

6.3.7五次谐波制动

6.3.7.1测试内容

检查五次谐波制动功能及制动系数的准确度。

6.3.7.2测试方法

模拟故障，使纵差差动电流（或分相差动电流）基波分量为1.2倍理论动作值，五次谐波分量从1.1

倍整定值往下降至保护动作。

6.3.7.3技术要求

五次谐波制动系数为固定值，五次谐波应能闭锁330kV及以上电压等级的纵差保护和分相差动保

护。

6.3.8CT断线闭锁差动保护

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6.3.8.1测试内容

检查CT断线闭锁差动保护功能。

6.3.8.2测试方法

投入主保护软压板，纵差保护或分相差动保护、低压侧小区差动保护控制字整定为“1”。模拟CT

断线，且使断线后差动电流不应大于1.2Ie，检查CT断线是否能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。

6.3.8.3技术要求

装置应具有CT断线告警功能，可通过控制字选择是否闭锁差动保护。当CT断线闭锁差动保护控制

字置“1”，差动电流大于1.2Ie时，差动保护应能正确动作。

6.3.9相间阻抗保护

6.3.9.1测试内容

检查相间阻抗保护功能、相间阻抗保护动作值及动作时间的准确度、相间阻抗特性曲线。

6.3.9.2测试方法

相间阻抗保护测试方法如下：

a)相间阻抗动作值：模拟相间短路故障，CT极性指向主变（或母线），阻抗灵敏角为80°，使

相间阻抗从定值以上往小降至保护动作；

b)相间阻抗动作时间：模拟相间短路，相间阻抗为0.8倍整定值，CT极性指向主变或母线，灵敏

角为80°；

c)相间阻抗特性曲线：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，对于圆特性

曲线，以圆心为原点每个象限至少测试三点。

6.3.9.3技术要求

相间阻抗定值误差不应大于5%或0.1Ω；延时误差（0.8倍整定值）不应大于1%或40ms。

6.3.10接地阻抗保护

6.3.10.1测试内容

检查接地阻抗保护功能、接地阻抗保护动作值及动作时间的准确度、接地阻抗特性曲线。

6.3.10.2测试方法

接地阻抗保护测试方法如下：

a)接地阻抗动作值：模拟单相接地故障，CT极性指向主变或母线，阻抗灵敏角为80°，使接地

阻抗从定值以上往小降至保护动作；

b)接地阻抗动作时间：模拟单相接地故障，接地阻抗为0.8倍整定值，CT极性指向主变或母线，

灵敏角为80°；

c)接地阻抗特性曲线：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，对于圆特性

曲线，以圆心为原点每个象限至少测试三点。

6.3.10.3技术要求

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接地阻抗定值误差不应大于5%或0.1Ω；延时误差（0.8倍整定值）不应大于1%或40ms。

6.3.11复合电压闭锁（方向）过流保护

6.3.11.1测试内容

检查复压过流保护功能、复压过流保护动作值、电压闭锁值、方向元件动作区及动作时间的准确度。

6.3.11.2测试方法

复压过流保护测试方法如下：

a)复压过流定值：模拟故障，使故障电压为0.8倍低电压闭锁整定值，故障电流从定值以下往上

升至保护动作；

b)复压过流时间：模拟故障，使故障电压为0.8倍低电压闭锁整定值，故障电流为1.2倍复压过

流整定值；

c)低电压、负序电压闭锁定值：模拟故障，使故障电流为1.2倍整定值，三相电压从定值以上往

下降（负序电压从定值以下或固有值往上升）至保护动作；

d)方向元件动作区：模拟故障，使三相电压角度固定，相电流为1.2整定值，相电流相位从理论

不动作区的两个边界转向动作区。

6.3.11.3技术要求

电流定值误差不应大于5%或0.02IN；电压定值误差不应大于5%或0.01UN；方向元件动作边界允许

误差为3°；延时误差不应大于1%或40ms。

6.3.12零序（方向）过流保护

6.3.12.1测试内容

检查零序过流保护功能、零序过流保护动作值、方向元件动作区及动作时间的准确度。

6.3.12.2测试方法

零序过流保护测试方法如下：

a)零序过流定值：模拟故障，使零序电流从定值以下往上升至保护动作；

b)零序过流动作时间：模拟故障，使零序电流为1.2倍零序过流整定值；

c)方向元件动作区：模拟故障，使零序电压角度固定，零序电流为1.2整定值，零序电流相位从

理论不动作区的两个边界转向动作区。

6.3.12.3技术要求

零序过流保护定值误差不应大于5%或0.02IN；方向元件动作边界允许误差为±3°；延时误差不应大

于1%或40ms。

6.3.13过激磁保护

6.3.13.1测试内容

检查过激磁保护功能，过激磁保护动作值、返回值及动作时间的准确度。

6.3.13.2测试方法

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过激磁保护测试方法如下：

a)过激磁倍数：模拟变压器过激磁，使三相电压从0.9倍基准值往上升或频率从50Hz往下降至

保护动作；

b)过激磁返回系数：模拟变压器过激磁，使三相电压从0.9倍基准值往上升或频率从50Hz往下

降至保护动作；然后使三相电压下降或频率上升至保护返回；

c)反时限过激磁动作时间：模拟变压器过激磁，过励磁倍数分别为整定值。

6.3.13.3技术要求

过激磁基准电压采用高压侧额定相电压，过激磁倍数误差不应大于2.5%，返回系数不小于0.97；反

时限过激磁时间能设7段，整定过激磁1段，其余各段倍数按级差0.05递增，每段整定范围为0.1s～1000

s。

6.3.14间隙保护

6.3.14.1测试内容

检查零序过流和零序过压保护功能、零序过流保护动作值、零序过压保护动作值及动作时间的准确

度。

6.3.14.2测试方法

间隙保护测试方法如下：

a)间隙过流定值：模拟故障，使间隙电流从定值以下往上升至保护动作；

b)零序过压定值：模拟故障，使零序电压从定值以下往上升至保护动作；

c)间隙过流时间：模拟故障，使间隙电流为1.2倍零序过流整定值；

d)零序过压时间：模拟故障，使零序电压为1.2倍零序过压整定值。

6.3.14.3技术要求

间隙过流保护定值误差不应大于5%或0.02IN；零序电压保护定值误差不应大于5%或0.01UN；延时

误差不应大于1%或40ms。

6.3.15断路器失灵起动

6.3.15.1测试内容

检查断路器失灵起动功能、失灵起动动作值及动作时间的准确度、失灵开出节点返回时间。

6.3.15.2测试方法

失灵联跳测试方法如下：

a)失灵起动电流动作值：模拟断路器失灵，使失灵开入接点闭合，电流从定值以下往上升至保护

动作；

b)失灵起动动作时间：模拟断路器失灵，先通入故障电流（1.2倍固定值），然后使失灵开入接

点闭合；

c)失灵开出节点返回时间：状态1：模拟主变一侧瞬时故障，使保护动作，失灵开出节点动作；

状态2：故障切除，主变正常运行状态，保护返回，失灵开出节点返回。

6.3.15.3技术要求

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失灵起动电流定值为固定值，误差不应大于5%或0.02IN；延时误差不应大于40ms；故障切除，断

路器失灵电流判据返回时间不应大于20ms。

6.3.16过负荷保护

6.3.16.1测试内容

检查过负荷保护功能、过负荷保护动作值及动作时间的准确度。

6.3.16.2测试方法

过负荷保护测试方法如下：

a)电流动作值：模拟过负荷，使电流从1.0倍本侧额定电流往上升至保护动作；

b)动作时间：模拟过负荷，使电流为1.2*1.1倍本侧额定电流值。

6.3.16.3技术要求

过负荷保护定值固定为本侧额定电流1.1倍，时间固定为10s；动作值误差不应大于5%或0.02IN，延

时误差不应大于1%。

6.3.17过流保护

6.3.17.1测试内容

检查过流保护功能、过流保护动作值及动作时间的准确度。

6.3.17.2测试方法

过流保护测试方法如下：

a)电流动作值：模拟故障，使电流从定值以下往上升至保护动作。

b)动作时间：模拟故障，使电流为1.2倍整定值。

6.3.17.3技术要求

动作值误差不应大于5%或0.02IN，延时误差不应大于1%或40ms。

6.3.18零序过压保护

6.3.18.1测试内容

检查零序过压保护功能、零序过压动作值及动作时间的准确度。

6.3.18.2测试方法

零序过压保护测试方法如下：

a)零序过压动作值：模拟零序过压，使零序电压从定值以下往上升至保护动作；

b)零序过压保护动作时间：模拟零序过压，使零序电压为1.2倍固有值，测试零序过压保护动作

时间。

6.3.18.3技术要求

过电压告警动作值误差不应大于5%或0.01UN，延时误差不应大于1%或40ms。

6.3.19冷却器起动

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6.3.19.1测试内容

检查冷却器起动功能、起动过流动作值及动作时间的准确度。

6.3.19.2测试方法

冷却器起动测试方法如下：

a)冷却器起动电流定值及返回系数：模拟故障，使电流从定值以下往上升至保护动作；然后下降

至保护返回。

b)冷却器起动时间：模拟故障，使电流为1.2倍过流整定值。

6.3.19.3技术要求

冷却器起动电流定值误差不应大于5%或0.02IN；返回系数为0.7〜0.9。延时误差不应大于1%或40

ms。

6.3.20过负荷闭锁调压

6.3.20.1测试内容

检查过负荷闭锁调压功能、闭锁调压过流动作值及动作时间的准确度。

6.3.20.2测试方法

闭锁调压测试方法如下：

a)闭锁调压电流定值：模拟故障，使电流从定值以下往上升至保护动作；

b)闭锁调压时间：模拟故障，使电流为1.2倍过流整定值。

6.3.20.3技术要求

闭锁调压电流定值误差不应大于5%或0.02IN；延时误差不应大于1%或40ms。

6.3.21告警及其他功能检查

6.3.21.1.1测试内容

检查装置的告警功能及其他功能。

6.3.21.1.2测试方法

告警及其他功能测试方法如下：

a)分别模拟装置电源中断、CT断线、GOOSE链路异常，检查装置能否正确告警；

b)装置动作后断开直流电源，直流电源重新恢复正常后，检查装置的保护定值、动作/告警报告、

实时时钟信号、动作信号，是否能重新正确显示。

6.3.21.1.3技术要求

告警及其他功能技术要求如下：

a)电源中断、CT断线、链路异常装置应具有完善的告警功能；

b)装置的保护定值、动作/告警报告、实时时钟信号、装置动作信号，在失去直流电源的情况下

不能丢失，在直流电源恢复正常后，应能重新正确显示。

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6.3.22子机功能测试（仅适用于分布式变压器保护装置）

6.3.22.1测试内容

检查各子机定值、参数、接口及功能是否符合规范要求。

6.3.22.2测试方法

子机功能测试方法如下：

a)检查各子机构成及通道定义是否符合要求。硬件配置是否相同和可互换；

b)检查各子机硬件配置是否相同和可互换；

c)检查各子机SV、GOOSE和MMS是否共口输出到保护专网，并检查各子机发送SV报文，收

发GOOSE报文和MMS报文的正确性；

d)通过管理单元分别投入与退出各子机接收软压板，检查环网数据接收情况；模拟故障，检查各

子机出口情况。

a)通过管理单元给不同的子机下发不同的定值及压板值，然后模拟故障，检测装置是否能闭锁，

检查上送的闭锁信息及上送时间。

b)通过管理单元分别对各子机进行各种操作，检查各子机接口的独立性；模拟故障，检查各子机

上送管理单元信息是否独立，且数据清晰一致。

c)功能测试前，检查各子机功能配置及通讯配置是否免配置。

6.3.22.3技术要求

子机功能技术要求如下：

a)分布式变压器保护由多台子机构成一套保护装置，各型分布式变压器保护的子机构成及通道定

义符合GB/TXXX—202X就地化继电保护装置技术规范第7部分：变压器保护要求。

b)同一套分布式变压器保护装置的各个子机硬件应相同，可互换。

c)分布式变压器保护所有子机接入保护专网，发布SV报文，收发GOOSE、MMS报文。SV报

文包含本子机或装置所采集间隔的模拟量信息。GOOSE发送报文包含整套变压器保护的动作

信息，以及本子机所采集间隔的开关量信息。GOOSE接收报文为所在间隔的失灵联跳信号，

其他相关保护、安自装置等跳合闸命令。

d)分布式就地化变压器子机压板退出后，本子机保护功能应不受影响，本子机输出电流应不计入

其他子机的保护计算；

e)子机在定值、压板不一致时上送闭锁报文，时间宜不大于5s。

f)分布式主变保护各子机人机接口独立，直接受管理单元控制，站控层数据直接上送管理单元。

g)分布式主变保护应便于工程应用，环网内子机之间的通信应做到免配置。

6.3.23检修机制检查

6.3.23.1测试内容

检查各子机检修机制。

6.3.23.2测试方法

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检修机制测试方法如下：

a)检查各子机是否设有独立检修压板；

b)保护需检修时，模拟各子机均投入检修压板、个别子机投入检修压板工况下保护动作行为；

c)各子机检修压板投入时，检查检修压板和其他信息的检修品质位值；

d)各子机检修压板投入时，检查该子机发送的SV、GOOSE、MMS报文检修品质位值和管理单

元接收检修报文后提示信息；

e)在各子机检修压板投入和退出时，分别通过智能管理单元或监控系统对各子机下载配置文件是

否成功；

f)分别模拟装置置检修、接收的数据不带检修和装置不置检修、接收数据带检修，检查装置是否

点告警灯和上送“GOOSE检修不一致”变位信息。

6.3.23.3技术要求

检修机制技术要求如下：

a)各子机均设有独立的检修软压板；

b)母线保护检修时，所有子机均应投入检修软压板；；

c)除检修软压板自身检修品质位固定为0外，其他信息检修品质位与装置检修状态一致；

c)子机检修软压板投入后，本子机发送的SV、GOOSE、MMS报文带检修品质,智能管理单元应

对检修软压板状态有明确的提示信息；

d)智能管理单元或监控系统仅在检修软压板投入时才可对装置下装配置文件；

e)装置自身投检修软压板，接收的数据不带检修位时，装置不应点告警灯，不应上送“GOOSE

检修不一致”变位信息。装置自身未投检修软压板，接收的数据带检修位时，在对应的接收软

压板投入时装置应上送“GOOSE检修不一致”变位信息。

6.4动态模拟试验

6.4.1一般要求

变压器保护产品的动模试验应考虑电流互感器变比不同的情况。

6.4.2保护区内外金属性故障

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。

6.4.2.2测试方法

保护区内外金属性故障测试方法如下：

a)在变压器满载及空载情况下，分别模拟以下各种故障：高压侧和中压侧区内金属性单相接地、

两相短路接地、两相短路、三相短路、三相短路接地故障，低压侧区内两相短路和三相短路故

障等；

b)在变压器满载及空载情况下，分别模拟高压侧和中压侧区外金属性故障：单相接地、两相短路

接地、两相短路、三相短路、三相短路接地，低压侧区外两相短路和三相短路故障；

c)在变压器满载及空载情况下，分别模拟高压侧线路发生单相或两相断线故障，模拟线路发生永

久性故障。

6.4.2.3技术要求

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DL/TXXXXX—XXXX

保护区内外金属性故障技术要求如下：

a)区内金属性故障，装置应正确动作，差速断动作时间（大于2倍整定值）220kV及以上不应大

于20ms，110（66）kV不应大于30ms。差动动作时间（大于2倍整定值）220kV及以上不应

大于30ms，110（66）kV不应大于40ms；

b)区外金属性故障，装置不应误动作；

c)高压侧线路发生单相或两相断线时，装置不应误动作。

6.4.3保护区内匝间短路

6.4.3.1测试内容

测试发生匝间短路故障时保护装置动作性能。

6.4.3.2测试方法

在变压器满载及空载情况下，模拟高压侧绕组匝间短路。

6.4.3.3技术要求

匝间短路范围超过3%，装置应正确动作。

6.4.4经过渡电阻短路

6.4.4.1测试内容

测试发生经过渡电阻短路故障时保护装置动作性能。

6.4.4.2测试方法

在变压器满载及空载的情况下，分别模拟高压侧及中压侧区内经过渡电阻的短路故障。单相接地时，

220kV、110kV侧过渡电阻为100Ω，330kV侧过渡电阻为150Ω，500kV侧过渡电阻为300Ω，750kV侧

过渡电阻为400Ω。相间短路经25Ω过渡电阻。

6.4.4.3技术要求

发生区内经过渡电阻短路故障，装置应正确动作。

6.4.5发展及转换性故障

6.4.5.1测试内容

测试发展及转换性故障时保护装置动作性能。

6.4.5.2测试方法

发展及转换性故障测试方法如下：

a)在变压器满载情况下，分别模拟高压侧及中压侧区外同一点发生不同故障类型的转换；如单相

接地故障转换成异名相接地故障，故障转换时间为0ms~200ms；

b)在变压器满载及空载的情况下，分别模拟高压侧、中压侧及低压侧区外单相接地故障发展为区

内单相接地故障，故障转换时间为0ms~200ms，应考虑区内外故障重叠的情况；

c)在变压器满载及空载的情况下，模拟高压侧区外故障发展为变压器3%匝间短路，故障转换时

间为0ms~200ms；

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DL/TXXXXX—XXXX

d)满载时变压器高压侧内部匝间短路由1%发展成3%，故障转换时间0ms~200ms。

6.4.5.3技术要求

发展及转换性故障技术要求如下：

a)区外发生转换故障，装置不应误动作；

b)区外故障发展为区内故障，装置应在区内发生故障后正确动作；

c)区外故障发展为变压器内部3%匝间短路，装置应在区内匝间故障发生后可靠动作；

d)变压器匝间短路由1%发展成3%，装置应在3%匝间故障后可靠动作。

6.4.6系统振荡及振荡中再故障

6.4.6.1测试内容

测试系统振荡及振荡中再故障时保护装置动作性能。

6.4.6.2测试方法

系统振荡及振荡中再故障测试方法如下：

a)模拟系统发生静稳破坏及动稳破坏后的系统振荡（振荡周期为200ms~1.2s。振荡中心位于阻

抗保护区内）；

b)模拟系统静稳破坏后出现系统振荡（振荡周期为200ms~1.2s。振荡中心位于阻抗保护区内），

在振荡过程中，保护区内外发生各种故障。

6.4.6.3技术要求

系统振荡及振荡中再故障技术要求如下：

a)系统发生振荡，装置不应误动作；

b)系统振荡过程中发生区内故障，装置应可靠动作；

c)系统振荡过程中发生区外故障，装置不应误动作。

6.4.7投切低压侧电容器和电抗器

6.4.7.1测试内容

测试投切低压侧电容器和电抗器时保护装置动作性能。

6.4.7.2测试方法

在变压器空载情况下，模拟投切低压侧母线上的电容器（电容器容量为变压器额定容量1/6的电容）

和电抗器。

6.4.7.3技术要求

投切低压侧电容器和电抗器，装置不应误动作。

6.4.8调整变压器分接头

6.4.8.1测试内容

测试调整变压器分接头后保护装置动作性能。

6.4.8.2测试方法

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DL/TXXXXX—XXXX

调整变压器分接头测试方法如下：

a)模拟由于改变变压器分接头而造成差动回路电流不平衡。变压器分接头调节范围为±12.5%；

b)模拟由于改变变压器分接头而造成差动回路电流不平衡而又发生区外故障。变压器分接头调节

范围为±12.5%。

6.4.8.3技术要求

调整变压器分接头及调整分接头后又发生区外故障，装置不应误动作。

6.4.9励磁涌流

6.4.9.1测试内容

测试励磁涌流对保护装置动作性能的影响。

6.4.9.2测试方法

励磁涌流测试方法如下：

a)从高压侧及中压侧空投变压器，要求主变空投励磁涌流应不小于2倍额定电流，重复五次，考

虑变压器各侧电流互感器特性不一致的情况；

b)模拟区外故障切除，变压器电压恢复时产生的涌流，考虑各侧电流互感器特性不一致的情况。

6.4.9.3技术要求

励磁涌流时，装置不应误动作。

6.4.10空充故障变压器

6.4.10.1测试内容

测试空充故障变压器时保护装置动作性能。

6.4.10.2测试方法

模拟由高压侧及中压侧手合故障变压器，变压器的故障形式分别为单相接地、两相短路、两相短路

接地、三相短路及匝间短路。

6.4.10.3技术要求

差动保护不因励磁涌流拒动。

6.4.11和应涌流

6.4.11.1测试内容

测试和应涌流对保护装置动作性能的影响。

6.4.11.2测试方法

模拟系统及变压器在正常运行状态，空投另一台并联运行的变压器。要求另一台主变空投励磁涌流

应不小于2倍额定电流，重复五次，考虑变压器各侧电流互感器特性不一致的情况。

6.4.11.3技术要求

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差动保护不应误动作。

6.4.12电流互感器（CT）断线

6.4.12.1测试内容

测试CT断线时保护装置动作性能。

6.4.12.2测试方法

在变压器带不同负载情况下，分别模拟变压器高压侧、中压侧、低压侧电流互感器二次回路单相断

线，断线后发生区内、外故障。

6.4.12.3技术要求

CT断线技术要求如下：

a)保护装置应具有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时开放差动保护；

b)3/2接线方式下，变压器一侧两分支分流不均不应影响CT断线的判别。

6.4.13电压互感器（PT）断线

6.4.13.1测试内容

测试PT断线时保护装置动作性能。

6.4.13.2测试方法

分别模拟变压器高、中、低压侧的PT二次断线及断线后区内外故障。

6.4.13.3技术要求

PT二次单相断线后，装置应告警并闭锁相关后备保护，断线侧零序方向过流保护退出方向元件；

模拟区外故障装置不应误动作。

6.4.14电流互感器（CT）饱和

6.4.14.1测试内容

测试CT饱和时保护装置动作性能。

6.4.14.2测试方法

电流互感器饱和测试方法如下：

a)模拟变压器区外故障使一侧CT出现暂态饱和的情况；

b)模拟区外故障使变压器一侧CT出现暂态饱和后发生区内故障。

6.4.14.3技术要求

当传变正常电流波形时间大于5ms时，装置动作行为不受影响，区外故障保护不误动，区内故障保

护动作正确。

6.4.15后备保护测试

6.4.15.1测试内容

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DL/TXXXXX—XXXX

测试变压器后备保护的动作性能。

6.4.15.2测试方法

后备保护测试方法如下：

a)将系统故障时间延长到超过后备保护整定时间；

b)在高压侧和中压侧模拟金属性单相接地，使故障点分别在零序保护的正方向及反方向；

c)在高压侧和中压侧分别模拟金属性两相短路接地、两相短路、三相短路、三相短路接地故障及

低压侧线路上两相短路、三相短路故障；

d)对有相间或接地阻抗保护的装置，应分别模拟测量阻抗在圆内、外的相间故障和接地故障。

6.4.15.3技术要求

后备保护测试技术要求如下：

a)高压侧阻抗保护指向变压器的阻抗不伸出中压侧母线，作为变压器部分绕组故障的后备保护；

中压侧阻抗保护指向变压器的阻抗不伸出高压侧母线，作为变压器部分绕组故障的后备保护；

b)指向母线的阻抗作为本侧母线故障的后备保护；

c)本侧后备保护动作，跳本侧开关的同时闭锁本侧备自投。

6.4.16间歇性故障

6.4.16.1测试内容

测试发生间歇性故障时保护装置动作性能。

6.4.16.2测试方法

间歇性故障测试方法如下：

a)模拟故障满足被试装置动作条件，第一次故障时间小于被试后备保护整定时间；故障间断，间

断时间为30ms~100ms，然后出现第二次故障，故障持续时间大于被试后备保护的整定时间；

b)模拟故障满足被试装置动作条件，第一次故障时间小于被试后备保护整定时间，故障间断，间

断时间为30ms~100ms；然后出现第二次故障，故障持续时间同第一次。两次故障时间之和应

大于被试后备保护整定时间。

6.4.16.3技术要求

间歇性故障技术要求如下：

a)第二次故障时间大于后备保护整定时间时，后备保护应正确动作；

b)第二次故障时间小于后备保护整定时间时，后备保护不应动作。

6.4.17系统频率偏移

6.4.17.1测试内容

测试系统频率偏移时保护装置动作性能。

6.4.17.2测试方法

使模拟系统分别运行在48Hz和52Hz，模拟保护区内外金属性单相接地、两相短路接地、两相短路、

三相短路和三相短路接地故障。

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DL/TXXXXX—XXXX

6.4.17.3技术要求

系统频率偏移技术要求如下：

a)区内故障装置应正确动作；

b)区外故障装置不应误动作。

6.4.18子机配置不一致试验（仅适用于分布式变压器保护装置）

6.4.18.1测试内容

测试子机配置不一致时保护装置动作性能。

6.4.18.2测试方法

在子机定值或压板不一致的条件下，模拟变压器各侧区内外金属性单相接地、两相短路接地、两相

短路、三相短路和三相短路接地故障。

6.4.18.3技术要求

子机配置不一致试验技术要求如下：

a)保护子机间定值、压板不一致后应告警；

b)模拟变压器各侧区内发生各种瞬时金属性故障，保护应能可靠闭锁；

c)模拟变压器各侧区外发生各种瞬时金属性故障，保护不应误动作。

6.4.19GOOSE断链及检修

6.4.19.1测试内容

测试GOOSE断链及检修不一致时保护装置动作性能。

6.4.19.2测试方法

分别在GOOSE断链、检修不一致的条件下，模拟发生区外故障变压器高压侧断路器失灵。

6.4.19.3技术要求

GOOSE断链、检修不一致时保护应能正确告警，并闭锁变压器失灵联跳保护。

6.4.20单台子机故障检验（仅适用于分布式变压器保护装置）

6.4.20.1测试内容

测试单台子机故障后保护装置动作性能。

6.4.20.2测试方法

在某一台子机故障的条件下，模拟变压器各侧区内外各种瞬时金属性单相接地、两相短路接地、两

相短路、三相短路以及三相短路接地故障。

6.4.20.3技术要求

单台子机故障检验技术要求如下：

a)一台子机故障后，其他子机应正确告警；

b)区内发生各种瞬时金属性故障时，保护应能可靠闭锁；

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c)区外发生各种瞬时金属性故障时，保护不应误动作。

6.4.21单台子机退出检验（仅适用于分布式变压器保护装置）

6.4.21.1测试内容

在低压某分支或高压某分支退出运行，即该分支子机退出运行的情况下，模拟变压器各侧发生区内

外各种金属性短路故障、转换及发展性故障以及区内经过渡电阻故障。

6.4.21.2技术要求

单台子机退出检验的技术要求如下：

a)运行子机应不受退出子机影响，模拟运行子机侧区内故障时，保护应正确动作；

b)区外发生各种瞬时金属性故障，保护不应误动作。

6.4.22环网异常检验（仅适用于分布式变压器保护装置）

6.4.22.1测试内容

测试环网通道异常时保护装置动作性能。

6.4.22.2测试方法

模拟环网发生丢帧、链路中断、光纤交叉等不同类型异常情况。

6.4.22.3技术要求

环网异常检验要求如下：

a)环网单口丢帧时保护功能应不受影响；

b)环网中任一链路中断不应使通信中断；

c)环网通信中断时，闭锁主保护和与中断数据相关的后备保护，与中断数据无关的后备保护应能

正确动作；不允许装置启动环与保护环交叉接，此种工况下等同于通讯中断。

d)环网报文传输延时修正域(FTCF)延时大于1ms时闭锁相关保护，小于1ms时不闭锁保护，误

差应不大于±0.05ms；

e)环网接口1、2定义为保护环，环网接口3、4定义为启动环；环网接口1、3发送方向LanID

为0，环网接口2、4发送方向LanID为1；

f)装置启动环与保护环光纤交叉连接时应判定为通信中断。

6.4.23SV、GOOSE输出检验

6.4.23.1测试内容

检查故障情况下保护装置SV、GOOSE输出数据的规范性。

6.4.23.2测试方法

在模拟变压器区内外各种金属性故障、经过渡电阻故障、发展及转换性故障、断路器失灵、系统振

荡中再故障以及频率偏移等试验时，检查保护主子机输出的SV数据及GOOSE数据。

6.4.23.3技术要求

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SV、GOOSE输出检验技术要求如下：

a)保护装置在无故障工况下，SV应正确输出数据，GOOSE不应错误输出数据；

b)保护装置在故障工况下，SV和GOOSE均应正确输出数据。

6.4.24直流电源断续试验

6.4.24.1测试内容

测试直流断续时保护装置动作性能。

6.4.24.2测试方法

模拟直流电源的时断时续，查看对保护装置的动作是否会有影响。

6.4.24.3技术要求

模拟直流电源的时断时续，保护装置不应误动。

6.4.25特殊项目的试验

特殊项目的试验如下：

a)根据工程需要的特殊要求确定的相应试验项目；

b)根据被试保护产品的有关技术说明确定的相应试验项目。

6.5与智能管理单元配合测试

6.5.1通信测试

6.5.1.1测试内容

检查装置通信功能的正确性。

6.5.1.2测试方法

智能管理单元与就地化保护连接，通信状态应正常,通过智能管理单元对就地化保护进行配置下装、

状态量显示、定值管理、报告查询、录波调阅、打印等操作时，功能应正常；

6.5.1.3技术要求

通信测试技术要求如下：

a)装置与智能管理单元通信应正常；

b)装置具备与智能管理单元等连接的通讯接口，通讯协议符合DL/T860，装置应支持智能管理单

元一键式备份及下装、状态量上送、定值管理、报告及日志查询、录波调阅等远程管理。

6.5.2配合智能管理单元功能测试

6.5.2.1测试内容

检查装置与智能管理单元功能配合的正确性。

6.5.2.2测试方法

配合智能管理单元功能测试方法如下：

a)装置配合智能管理单元进行一键式备份及下装、状态栏显示、定值管理、报告查询、录波调阅、

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DL/TXXXXX—XXXX

打印等功能检查。

b)装置配合智能管理单元进行修改定值、切换定值区、投退软压板操作过程中模拟保护区外故障，

检查保护装置是否误动。

6.5.2.3技术要求

配合智能管理单元功能测试技术要求如下：

a)装置应支持智能管理单元一键式备份及下装、状态量上送、定值管理、报告及日志查询、录波

调阅等远程管理。

b)装置应能通过智能管理单元一键式备份及下装；应能正确上送状态量；管理单元应能正常召唤

装置定值，并对定值进行远方操作；智能管理单元应能保存且调阅装置报告；智能管理单元应

能保存且调阅装置录波文件；智能管理单元应能正常打印装置定值与报告等。

c)在修改定值、切换定值区、投退软压板过程中模拟保护区外故障，保护不应误动。

6.5.3智能管理单元异常测试

6.5.3.1测试内容

检查智能管理单元异常时对保护装置的影响。

6.5.3.2测试方法

模拟智能管理单元异常、与装置通讯中断等工况，模拟故障，检查保护装置动作情况。

6.5.3.3技术要求

智能管理单元异常时，装置保护功能的实现不应受影响。

6.6装置采样值输出测试

依据GBXXX—202X就地化继电保护装置检测规范第2部分：线路保护部分规定的试验项目、试验条

件和方法进行装置采样值输出的测试，应符合GB/TXXX—202X就地化继电保护装置技术规范第7部

分：变压器保护的要求。

6.7装置接收和送出GOOSE测试

依据GBXXX—202X就地化继电保护装置检测规范第2部分：线路保护部分规定的试验项目、试验条

件和方法进行装置接收和送出GOOSE的测试，应符合GB/TXXX—202X就地化继电保护装置技术规范

第7部分：变压器保护的要求。

6.8装置专网测试

6.8.1三网合一功能测试

6.8.1.1测试内容

检查就地化保护装置专网接口三网合一输出功能。

6.8.1.2测试方法

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利用网络报文记录分析装置分析三种报文的正确性；模拟SV数据变化，开关量状态变化，检查装

置输出是否正常。

6.8.1.3技术要求

装置应具备SV、GOOSE、MMS三网合一共口输出功能，该光口采用百兆光纤接口。

6.8.2专网网络压力测试

6.8.2.1非订阅报文网络压力测试

6.8.2.1.1测试内容

测试非订阅报文网络压力下保护装置动作性能。

6.8.2.2测试方法

搭建装置专网网络压力测试系统如图1所示，在原有网络数据流量的基础上使用网络测试仪对装置

施加非订阅GOOSE、SV、ARP等类型的报文，注入流量（100M-实测基础流量），网络压力持续时间

不小于2min。网络压力持续过程中，模拟区内外故障及与各订阅GOOSE控制块报文相关的故障，查

看装置动作情况。加入的非订阅报文类型参考下表3。

图1装置专网网络压力测试系统图

表3报文类型

MACAPPID测试流量指标

非订阅报文1订阅非订阅99M

非订阅报文2非订阅订阅99M

ARP广播报文99M

6.8.2.2.1技术要求

非订阅报文网络压力测试技术要求如下：

a)装置应至