1 RTDS动模试验系统
1.1 RTDS试验模型[2]
RTDS是由加拿大Maniloba直流研究中心（HVDC）开发的专门用于实时研究电力系统的数字动模系统，该系统中的电力系统元件模型和仿真算法建立在已获得行业认可，且已广泛应用的EMTP和EMTDC基础上的，其仿真结果与现场实际系统的真实情况是一致的。该系统已在全球多个国家和地区推广使用，我国目前也有多个单位引进了规模不等的RTDS系统。
RTDS的基本组成部分为组（RACK），多个RACK之间通过总线相联，RACK的数量决定了可仿真系统的规模。将RTDS实时模拟电量和开关量输入被测试保护装置，再将装置的输出信号引入仿真系统的开关量板，即可实现保护装置的闭环实时仿真试验。
使用RTDS进行继电保护产品试验的关键在于试验模型系统的建立。参照电力科学院的试验模型系统，结合本装置的开发定位：应用于220KV及以上电压等级的单回线路，构建了以下几种线路模型。为更加接近现场实际，使测试结果具有说服力，所有线路模型均采用分布参数模型，电压等级为500kv。
（1） 单电源空载长线模型（I）
无穷大电源带400km单回架空线路，无穷大电源短路容量为3000MVA。主要用于测试距离保护的暂态超越性能。
（2） 双电源双回线长线模型（II）
仿真系统模型入图1所示。被测保护装置P1和P2分别安装在NL1线路的N侧和L侧，保护所需的线路电压信号由500kV/0.1kV的电容式电压互感器提供，保护所需的线路电流信号由1250A/1A的电流互感器提供。 N系统为一地区等值系统，短路容量分别为3000MVA，L厂装有等值容量为2100MW的发电机M1一台，变压器B1容量为2500MVA，所带负荷最大容量为1000MW，其中电动机负荷占65％，电阻负荷占35％。每条输电线路的两端都装有容量为150Mvar的并联电抗器。正常情况下潮流P=1000MW,Q=480Mvar。输电线路主要参数:z1=z2=0.0193+j0.2793Ω/km,z0=0.1788+j0.8412Ω/km,c1=0.013μF/km, c0=0.0092μF/km. 
（3） 短线环网模型（III）
短线环网系统模型如图2所示。线路主要参数与模型II中的线路参数相同。被测试保护装置分别安装在NL线路的L侧和N侧。 M厂、N厂及L系统经500kV短距离输电线路相互连接。M厂装有等值容量为1050MW的发电机M1一台，N厂装有等值容量为1050MW的发电机M2一台。N厂还接有负荷变压器FB，负荷变压器的容量为1200MVA，所带负荷最大容量为1000MW，其中电动机负荷占65％左右，电阻性负荷占35％左右。L系统为一地区等值系统，有大、小两种运行方式，其对应的短路容量为3000MVA及20000MVA。 
超高压电网线路本身特点所决定的某些元件模型的构建应特别注意，尽量作到设计的与实际相符，其真实性将直接影响保护装置的性能指标。其中电容式电压互感器（CVT）的采用，导致了故障后获取的二次信号具有明显的暂态特性，其对于距离保护在暂态超越试验以及出口故障试验中有重要的考验；另外由于超高压电网的衰减时间常数较大，某些故障情况下非周期分量衰减缓慢，从而导致电流互感器（CT）出现饱和，此点对保护装置也是一个非常重要的考核内容，由此可知高压电网的特点对保护装置提出了更高的要求。对于不同的通道连接方式，我们利用SEL保护装置的“可编程逻辑功能”来模拟，得到了较好的试验效果。
1.2 测试内容及结果
为使研制开发的保护装置有一个较高的起点，以优良的性能满足于高压/超高压线路保护的各项要求，以SD286-88《线路继电保护产品动模试验技术条件》的内容为基本要求，另外考虑到此标准制订于10几年前，部分内容已不适应当前形式的需要，所以结合目前系统的实际需要，借鉴国内其他保护厂家的企标，制定了我们的测试内容和性能要求。
我们开发的线路保护装置DF3621定位于高压/超高压电力系统，基本配置：以纵联距离保护为主，三段式距离保护、阶段式零序保护和反时限零序保护为后备保护，以及完善的辅助功能的成套保护装置。装置采用先进、可靠的软件平台，硬件平台采用32位CPU+DSP模式，为保护整体性能提供了可靠基础；保护原理完备、先进，在吸收目前国内同类保护产品优点的基础上，增加了自适应、模式识别等一些成熟的研究成果，从而使此装置在满足目前保护装置基本要求的前提下，对特殊工况时的故障也具有另人满意的结果。
此次RTDS试验属于研制阶段的手段，所以试验项目在完全包括电力科学院所有检测项目，以及部分网局相关标准的前提下，我们又增加了一些试验内容：复故障、特高阻（大于300）接地故障、振荡中经过渡电阻接地故障、CT严重饱和工况等。DF3621的基本测试结果如表1所示。
其他项目如：PT断线、CT断线及饱和、手合空载线及故障线路等也作了充分的测试。经过上千次的试验表明：DF3621高压线路保护装置各项指标均能满足要求，性能稳定可靠，对于特殊工况下的故障反应也得到了比较满意的结果。
2 高压线路保护装置的几个难点[3-6]
我国的微机保护产品从投入现场实际到现在已有十几年的历史了，在完成其之前集成保护所有功能的基础上，就保护功能而言真正性能提高的幅度不大，也可以说就保护原理而言未能充分发挥微机的优势。尤其是目前随着软、硬技术的飞速发展，一些研究成熟的高级算法、智能化分析方法等完全可以引入的保护中。当然保护装置的开发以可靠为首，我们也正是本着这一原则，就目前保护装置解决不太理想的地方进行了试验性尝试。也希望同时引起同行对此类问题的关注。
2.1 状态识别及自适应
严格的讲状态识别及自适应涉及很多方面，限于篇幅及本文的侧重点，就几个主要方面提出予以探讨。目前国内的保护装置，启动元件动作后，后续的故障处理过程是按照启动时刻为基准展开的，如突变量启动后相继执行快速段、稳态阶段、振荡闭锁阶段、跳闸后阶段以及非全相阶段，其他的内容如PTDX、加速则包含于其中。应该说此种方案是不合理的，我们所制定的保护处理方案是针对于保护装置之外的一次、二次的状态而言的，除了简单的单一性故障，程序处理和系统状态相符合，大多数会导致不一致从而影响保护整体性能。列举几例如下：
（1） 启动元件为保证各种可能故障下都能动作，整定的灵敏度非常高，所以启动元件动作往往并非是故障的真实发生时刻；距离保护为兼顾近端故障快速切除和末端暂态超越不超标一般采用快速段保护以启动时刻为基准阶段放开保护范围的方法，此策略势必导致的结果是暂态超越试验动作时间不会太快，另外对于小扰动导致启动后一段时间发生的故障势必可能出现暂态超越超标。
（2） 目前微机距离保护一般采用短时开放，150ms后（以启动时刻为基准）后进入振荡闭锁处理模块，通过增加条件来开放保护。应当说此方案侧重于可靠性考虑，对于我国的电网稳定等方面具有积极的实用意义。但仅通过突变量启动元件动作后150ms来运行振荡闭锁程序，应当说此元件过于灵敏，从而导致系统稳定情况下，小扰动导致启动后，再发生故障导致保护延时动作。
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