RCS-985 - 发电机变压器成套保护装置 - 300MW机组保

300MW机组发电机变压器保护定值计算

1 原始资料 ............................................................... 1

1．1 发电机变压器参数 ................................................ 1 1．2 整定计算相关资料 ................................................ 1 2 短路电流计算 ........................................................... 2 3 发电机变压器组保护配置方案 ............................................. 5

3.1 发电机变压器主接线方式 ........................................... 5 3.2 发电机变压器保护配置 ............................................. 6 4 整定计算 ............................................................... 7

4.1 发电机差动保护 ................................................... 7 4.2 主变压器差动保护 ................................................. 8 4.3 发电机纵向零序电压匝间保护 ...................................... 11 4.4 定子绕组接地保护 ................................................ 11 4.5 转子接地保护 .................................................... 13 4.6 定子绕组对称过负荷保护(反时限) .................................. 13 4.7 励磁绕组过负荷保护 .............................................. 14 4.8 转子表层负序过负荷保护(发电机负序过负荷保护) .................... 15 4.9 发电机失磁保护 .................................................. 16 4.10 发电机失步保护 ................................................. 19 4.11 发电机过励磁保护 ............................................... 20 4.12 发电机频率异常运行保护 ......................................... 21 4.13 发电机逆功率保护 ............................................... 22 4.14 发电机定子过电压保护 ........................................... 22 4.15 启停机保护 ..................................................... 22 4.16 厂变压器差动保护 ............................................... 23 4.17 发变组差动保护 ................................................. 25 4.18 主变压器零序过流过压保护 ....................................... 26 4.19 主变压器过负荷保护 ............................................. 26 4.20 高压厂用变压器高压侧复合电压过流保护 ........................... 27 4.21 高压厂用变压器A分支零序过流保护 ............................... 27 4.22 高压厂用变压器B分支零序过流保护 ............................... 28 4.23 通风启动 ....................................................... 29 4.24 非电量保护 ..................................................... 29 4.24 跳闸方式 ....................................................... 30 5 RCS-985A装置定值单 .................................................. 31

5.1 装置参数 ........................................................ 31 5.2 系统定值 ........................................................ 31 5.3 保护定值 ........................................................ 34 5.3 计算定值 ........................................................ 47

1 原始资料

1．1 发电机变压器参数

（1）发电机QFSN-300-20B(水.氢.氢)

Pn=300MW；COSФ=0.85；Un=20KV；In=10189A； Xd〞=14.58%(饱和值)；Xd〞=16.94%(非饱和值)； Xd′=21.25%(饱和值)；Xd′=24.15%(非饱和值)； Xd=184.4%(饱和值)；Xd=184.4%(非饱和值)。 （2）主变压器SFP10-370000/242

Sn=370000KVA；

242±2×2.5%/20KV，Yn,d11； Ud=14%。

（3）厂用变压器SFF-50000/20

Sn=50000/31500-31500KVA；20±2×2.5%/6.3-6.3； Ud1-2′=Ud1-2〞=21%； D,yn1-yn1 （4）励磁变压器

Sn=3235KVA；20/0.94KV； d,y11。

1．2 整定计算相关资料

《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》 《电力工程电气设计手册》

《RCS-985A型发电机变压器成套装置技术使用说明书》 《RCS-974A（AG）变压器非电量及辅助保护技术使用说明书》技术数据取自发电机.变压器产品说明书。

1

2 短路电流计算

短路计算如图1，电网对本电厂系统电抗,为一点等值,如下： a. 等值方式：不含本电厂220KV＃1机变组， b. 正常方式：X1?0.14280.2854 c. 检修方式：X1?0.39991.0383 d. 以1000MVA、230KV为基准值的标幺值 e. 数据格式：正序/零序。 S1 1 0.3999 230KVd1 2 5.4?10?4 3 0.378 d2 420KV ?0.62 567 4.64 6.3KV4.640.442 d3d41G

图1、短路计算系统等值图

2

注：变压器参数：

X1-2为高压绕组与总的低压绕组间的穿越电抗为8.5%；

X'\1?X2为分裂绕组间的分裂电抗为46.4%； 注：基准容量1000MVA。

主变高压侧至出线断路器之间有134米的1000mm2的单芯铜电缆；其参数为： 正序阻抗(Ω/km)：0.0231+j0.2139；零序阻抗(Ω/km)：0.0577+j0.2139； (太小忽略不计) X 2?0.2139?0.134?10002302?5.4?10?4 X143? 100?1000370?0.378 X8.5146.410004?( 100?4?100)?50??0.62 X?X146.4100056? 2?100?50?4.64 X15.610007?

100?300?0.4420.85(1) 最小运行方式下,d1发生三相金属性短路短路电流： a、发电机1G供给短路电流：

X*=0.442+0.378=0.82；

300 Xjs?0.82?0.851000?0.289由Xjs=0.289在运算曲线查得I*=3.75； 发电机额定电流(基准电压为230KV)： P nCOS?300

If!n?0.853U??886Af!n3?230 I(3)d1?3.75?886?3322Ab、220KV系统S1供给的短路电流：

I X*?10.3999?2.5 I(3)1000d1?2.5?3?230?6.28KA

(2)最小运行方式下,d2发生三相金属性短路短路电流： a、发电机1G供给短路电流： 300

XJs?0.442?0.851000?0.156 3

由Xjs=0.156在运算曲线查得I*=6.953； 发电机额定电流：

Pn ICOS?300f!n??0.85?10189A 3Uf!n3?20 I(3)d2?6.953?10189?70850Ab、220KV系统S1供给的短路电流：

XΣ*?0.3999?0.378?0.78

I(3)d2?10.78?10003?20?37KA(3) 最小运行方式下,d3发生三相金属性短路短路电流：X*=[(0.3999+0.378)//0.442]+(-0.62)+4.64=4.3

I(3)d3?14.3?10003?6.3?21.3KA 4

变斜率比率差动最大斜率：

取推荐定值0.7。 对于两绕组变压器有：

Kb/2?Iunb.max*?Icdqd*?3Kb/1Ik.max*?35.8971.07??3?0.13.563.56??0.3521.445?33.56

Iunb.max?(KapKccKer??U??m)Ikmax64.336?103?(1.75?1?0.1?0.05?0.05)??5.897.150005式中 Ker ,△U △m的含义同上;Kcc为电流互感器的同型系数(取1.0) Ikmax为外部短路时最大穿越短路电流周期分量(二次值);Iap为非周期分量系数取1.75。 (7)比率差动保护灵敏系数的计算

灵敏系数应按最小运行方式下差动保护区内变压器引出线上(d1点)两相金属性短路计算,根据计算最小短路电流Ik.min和相应的制动电流Ir,在动作特性曲线上查得对应的动作电流Id,则灵敏系数为：

(2)Ksen?I(2)k.minId3235242?3322???221500020??4.8?24.83(3)式中： I k ? ? I ? ? 3322 A; .mink. min

由上式可知Ir

其中： K?br

323242?3322??21220(Ir?nIe)???6?3.56??9.761500025Id?Kbl?Ir?Icdqd3242?3322??2120?0.26?2??0.5?3.56?4.831500025?(0.7?0.1)?0.052?6(Kb2?Kb1)2?n 10

Kbl?Kb1?Kbr?IrIe324251?3322??2??20150002?0.26?0.1?0.05?23700005?3?2015000式中Id为差动动作电流；Ir为制动电流；Kbl为比率差动制动系数；Ie为变压器额定电流；n为最大斜率时的制动电流倍数，装置固定取6。 (8)谐波制动比的整定

依技术使用说明书一般二次谐波制动比可整定为15%~20%; 取推荐定值15%。 2差动速断保护

应按躲过变压器初始励磁涌流,区外故障或非同期合闸引起的最大不平衡电流整定,一般可取4~6倍额定电流,即取6倍额定电流； 故 Icdsd=6Ib2n=6×3.56=21.36A。 3、保护出口：全停。 4.3 发电机纵向零序电压匝间保护

纵向零序电压取自专用电压互感器(发电机机端电压互感器一次中性点与发电机中性点相连)的开口三角绕组，机端开口三角零序电压TV变比。

2030.10.10.1KV333(1)纵向零序电压匝间保护高定值段

动作电压按躲过外部短路最大不平衡电压整定,一般可取 Uop=8~12V 故取10V。 (2)纵向零序电压匝间保护灵敏段

动作电压按躲过发电机正常运行方式下最大不平衡电压整定,一般可取 Uop=1~3(V) 故取Uop=3V。

(3)电流比率制动系数取推荐值1.0；

(4)按规程经较短延时(0.10S~0.20S)动作于出口

故取 t=0.2S。保护出口：全停。 4.4 定子绕组接地保护 主变高压侧开口角电压变比

22030.10.10.1KV333333.10 .1机端开口三角零序电压TV变比 20 0 0 .1 KV 。

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发电机中性点零序电压TV变比 200.22KV（中性点变压器）。 (1)基波零序过电压保护

基波零序过电压保护灵敏段取中性点零序电压,Uop应按躲过正常运行方式下中性点单相电压互感器的最大不平衡电压Uunb。max整定灵敏段： Uop=KrelUunb。max

式中Krel可靠系数取1.3；Uunb。max为中性点实测不平衡基波零序电压。 按规程10 %~15%额定电压整定，取Uop=12.7V。 保护时限：t=1S动作于停机。

动作判据为Un0?U0zd（动作于跳闸）。

式中，Un0为发电机中性点零序电压，U0zd为零序电压定值。 按《导则》要求，应检查下列情况：

（1）发电机正常运行时，中性点位移电压3U0应小于5V（二次值）；

（2）6kV厂用系统单相接地故障，发电机机端或中性点3U0应小于5V，否则提高定值；

（3）220kV侧接地短路，设有高压侧基波零序电压UH0?0.33?220/3?41.916kV（选择依据参见附件1），此电压通过主变高低压绕组间耦合电容CM?9.73nF传递到发电机机端有U0为：

106109j3?9622.5////j??0.2242j??4.865U0?41.916kV? 699101010j3?9622.5////?j??0.2242j??4.865j??4.865j28867.5//-j14197.6//-j654285?41.916kV?

j28867.5//-j14197.6//-j654285?j654285-j26794.1?41.916kV??41916V?0.03934?1648.98V，

-j681079.1100/33U0(二次)?3?1648.98??14.28V。

20000/3U04.865nFj3?9622.5?0.2242μF4.865nF63.5kV图4 传递电压计算用近似简化电路

（4）需经发电机机端开口三角零序电压辅助判据闭锁。其动作方程为： Uf0?U0zd?ntvn/ntv1?3U0zd

式中，Uf0为发电机机端开口三角零序电压；ntv1为发电机机端开口三角零序电压互感器变比，即

20000/3。

10020000/3；ntvn为发电机中性点零序电压互感器变比，即

100/3 12

（5）如无主变高压侧零序电压，动作延时应大于外部接地故障时最大切除时间（取为4.0s），考虑主变高压侧零序电压闭锁功能，可以整定较短延时。

高定值段:只取中性点零序电压,一般可整定为20~25V； 故取 Uop=20V。

保护时限：t=1S。保护出口：全停。 (2)三次谐波电压比率接地保护

预整定: 3?20 a?k3?nTVNREL?1.5?0.22nTVO20?103?1.2 3 100

3实测发电机并网前最大三次谐波电压比值为a1, 并网前比率定值：(1.3~1.5)×a1

实测发电机并网后运行时最大三次谐波电压比值为a2 并网后比率定值:(1.3~1.5)×a2

式中 Krel可靠系数取1.5;nTVO为机端开口三角零序电压TV变比。 200.10.1 333KV

nTVN为机端中性点零序电压TV变比200.22KV（中性点变压器）。 (3)三次谐波电压差动接地保护

按推荐定值取0.5。

保护时限：t=5S动作于信号。 4.5 转子接地保护

（1）转子一点接地保护灵敏段一般整定:20~80千欧,动作于信号

故取 20千欧。经t=5S动作于信号。 （2）转子一点接地保护定值段一般整定5千欧 故取：2.5千欧；经t=5S。保护出口：程序跳闸。 （3）转子两点接地不投。

4.6 定子绕组对称过负荷保护(反时限)

电流互感器TA取自发电机机端变比为15000/5。 (1)定时限过负荷保护

动作电流按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定

IIGNOP?KRELK?1.05?3.3960.9?3.962AR 13

式中 Krel可靠系数取1.05;Kr为返回系数取0.9;Ign为发电机额定电流(二次值)。 保护时限：t=9S动作于信号。

(2)反时限过电流保护的动作特性,即过电流倍数与允许持续时间的关系,由制造厂家提供的定子绕组允许的过负荷能力确定

反时限过电流保护定值与定时限过负荷保护定值相同为:Iop=3.962A 时限按 ： k tc 1.05

(3)过负荷保护时限整定

反时限保护上限延时整定:按发电机机端三相金属性短路时整定

t?I*?kSR22式中 Ktc为定子绕组热容量系数;I*为定子额定电流为基准的标幺值;Ksr为散热系数,取

Iop.max?Ign\KsatXdna?10189?25.06A16.94150000.8??1005反时限保护上限延时整定：按发电机机端三相金属性短路时整定

t?ktcI*?kSR22?37.5?0.7S25.062()?13.396故取0.5S。动作于解列或程序跳闸 反时限保护下限延时整定：

t?ktcI*?12?37.5?104S3.9622()?13.396故取100S。保护出口：程序跳闸。 4.7 励磁绕组过负荷保护

励磁变压器低压侧TA变比为40005A。 1、定时限过负荷保护

(1)动作电流按正常运行的额定励磁电流下能可靠返回件的条件整定，其动作电流整定为： 额定励磁电流变换到交流侧的有效值： I~=0.816Ifd=0.816×2047=1670A

(二次值)：

Iop?KrelIgrnKr?1.05?1670?1948.3A0.9IOP?1948.3?2.4A40005式中 Krel可靠系数取1.05 ;Kr为返回系数取0.9; Igrn为发电机额定励磁电流(二次值); Ifd为额定励磁电流; 励磁变压器低压侧TA变比为40005A。

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(2)保护时限

保护延时按躲过后备保护的最大延时以及强励时间整定;动作于信号或自动减负荷： t=10S

2、反时限过负荷保护

(1)反时限过电流保护的动作特性,即过电流倍数与允许持续时间的关系,由制造厂家提供的转子绕组允许的过负荷能力确定；

时限过负反时限过电流保护定值与定荷保护相同即Iop=2.436A.

t?(IfdCIjz)2?1式中 C为转子绕组过热常数取33.9,Ifd为转子回路电流;Ijz为转子回路基准电流值(一般为1.00~1.05倍正常负荷时电流值)，取1.05倍。 (2) 保护时限

保护上限设最小延时定值,便于与快速保护配合: t=1S，保护出口：程序跳闸。

4.8 转子表层负序过负荷保护(发电机负序过负荷保护) 电流互感器TA取自发电机机端和中性点变比为15000/5。 1、定时限负序过负荷保护

(1)动作电流按发电机长期允许的负序电流I2∞下能可靠返回的条件整定

Iop?KrelI2?IgnKr300?350(0.08?0.85)?3.39630000?1.2??0.36A0.9式中Krel可靠系数取1.2,Kr返回系数取0.9,I2∞为发电机长期允许的负序电流标幺值,Ign为发电机额定电流(二次值)。 保护时限：t=9S动作于信号。 2、反时限负序过电流保护

(1)反时限负序过电流保护的动作特性，有制造厂家提供的转子表层允许的负序过负荷能力确定，即

t?A22I2*?I2?式中A为转子表层承受负序电流的常数取10，I2*为发电机负序电流标幺值，I2∞为发电机长期允许的负序电流标幺值。 (2)反时限上限延时定值整定

主变高压侧两相短路负序电流作为反时限上限电流：

Iop.max??Ign(KsatXd?X2?2Xt)na

101893.396??5.6616.9418.6714150000.6(0.8???2?)?100100100515

式中Xd，X2为发电机的次暂态电抗(不饱和值)及负序电抗(不饱和值)标幺值；Ksat为饱和系数取0.8；Xt为主变短路电抗； 反时限上限延时定值整定

\A t??22I?I2*2?

故取3.5S。

10300?3505.6620.85()?(0.08?)23.39630000?10?3.6S2.78?0.0063(3)反时限下限延时定值整定

t?A?22I2*?I2?10300?3500.420.85()?(0.08?)23.39630000?10?720S0.0139?0.0063(4)长期运行允许值

依发电机产品说明书：I2/In=10% 即：I2=10%×3.396=0.34A （5）保护出口：程序跳闸。

另附表 I2/IN tS 1.0 10 1.5 5 2.0 2.5 2.5 1.7 3.0 1.0 3.5 0.8 4.0 0.5 ∞ 0.3 4.9 发电机失磁保护

TA取自发电机机端和中性点变比为15000/5 TV分别取自发电机机端变比为

取自主变高压侧变比为 取自发电机转子电压 1、发电机失磁保护的判据 (1)定子判据 异步边界圆:

2X'dUgn?naXb??(Xd?)?2Sgn?nv2X'dUgn?na0.2415202?150005Xa????????2.05?2Sgn?nv2352.94?200.12203200.10.10.1KV33330.10.10.1KV33

202?1500050.2415??(1.844?)???33.4?2352.94?200.116

'式中 X d 、Xd 为发电机暂态电抗和同步电抗标幺值,,取不饱和值;Ugn .Sgn为发电机额定

电压和额定视在功率;na .nv为电流互感器TA变比150005A(发电机机端)和电压互感器TV变比 20 0 . 1 0 . 1 0 . 1 (发电机机端)。

3333KV静稳边界圆: X?X?csSgn?nv

注：主变高压侧与高压断路器之间有134米的1000mm2电缆,电抗为0.0231+j0.2139(?2Ugn?na300300202?1500050.850.85 ?(0.14??0.1428?)??3.13?3701000352.94?200.12'Ugn?naXdXb??(Xd?)?2Sgn?nv0.2415202?150005)???33.4? ??(1.844?2352.94?200.1km),计算系统联系电抗时因电抗太小忽略不计。

式中 Xs为发电机与系统的联系电抗(包括升压变压器阻抗)标幺值(基准容量为发电机视在功率)。

由于与系统联系紧密，定子阻抗圆采用异步圆。 无功反向判据:按发电机允许的进相运行无功整定：

Qzd?Krel?QjxPgn?1.3?110?47.700式中 Krel可靠系数取1.3;Qjx为发电机允许的最大进相无功功率(依发电机产品说明书300MW汽轮发电机容量曲线查得为110MVAR);Pgn为发电机额定有功容量。 (2)减出力判据:按机组额定容量的(40~50)%整定：

故取 50%Pgn。 （3）低电压判据：

本判据取于发电机机端电压,一般按(0.85~0.9)Ugn整定。 即选

0.85UGN0.85?20?103??85V200.1 17

200.10.10.1KV发电机机端电压互感器TV变比为 3 。 3 3 3(4)转子电压判据： I）励磁低电压判据：

Ufd.op?Krel?Ufdo?0.5?830?0.141148?58.58VKrel可靠系数取0.5;Ufdo为发电机空载额定励磁电压(空载额定励磁电流830A,转子绕组直流电阻0.141148)。 II)变励磁电压判据：

Kxs?Krel?(Xd?Xs)300300

?0.8?(0.14?0.85?1.844?0.0717?0.85?1.6 3701000

式中 Kxs为转子电压判据系数定值, Krel可靠系数取0.8;Xd ,Xs分别为发电机同步电抗和系统的联络阻抗标幺值(按发电机额定值为基准)。 2、失磁保护的判据组合： (1)失磁保护I段：

推荐:定子判据+转子电压判据+减出力判据,延时t=0.5(我厂没有减出力故不使用)。 （2）失磁保护Ⅱ段：

低电压判据＋定子判据＋转子电压判据，延时0.5S，动作于停机。

（不推荐只投母线电压判据+转子电压判据的方式。） （3）失磁保护Ⅲ段：

定子判据＋转子电压判据，延时1.0S，动作于停机。

（必须有一段失磁保护，不经母线电压判据闭锁，动作于停机。） (4)失磁保护Ⅳ段：(取消)

推荐:只投入定子判据,长延时动作于跳闸, 延时t=0.05M, （5）保护出口：程序跳闸。

参考：技术数据取自发电机产品说明书

(1) P(%) 100 60 40 0 1.0 1.5 15 t(min)

图3、失磁运行曲线

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(2)依设计手册：防止失磁保护在系统振荡时的误动作,按静态边界整定时,可延时为1~1.5S; 按异步边界整定时,可延时为0.5~1S。 (3)阻抗元件和母线低电压元件均动作,经t1=0.5S动作于解列灭磁，励磁低电压及阻抗元件动作,发失磁信号,经t2动作于励磁切换或减出力,t2按躲过系统振荡的要求整定,经t3动作于解列灭磁,t3按发电机允许的异步运行时间整定, 参考失磁运行曲线。 4.10 发电机失步保护

电流取自：主变高压侧TA变比为：1200/5， 发电机中性点TA变比为：15000/5， 电压取自：发电机机端TV变比为：

(1)遮挡器特性整定：

Φ=80~85(最大灵敏角)

式中 X’d ‘Xc’Xs分别为发电机暂态电抗.主变电抗.系统联系电抗标幺值(基准容量为发电机视在功率),?为系统阻抗角,Ugn .Sgn 为发电机额定电压和额定视在功率;na .nv为电流(发电机机端) 20 0 . 1 0 .1 。 0 .1

(2)a角的整定

。

。

2030.10.10.1KV33330015000202?Ugn?na5?2.04?Zc?0.9?Xc??0.9?0.14?0.85?30020Sgn?nv370?0.850.12Zb??Xd?'U?naSgn?nv2gn0.2125?202???150005??3.6125?30020?0.850.1

Za?Xs?Ugn?naSgn?nv20.14??(300300150000.3999?202?0.85?0.85)?5?4.67?300203701000?0.850.1互感器TA变比150005A(中性点侧或发电机机端)和电压互感器TV变比

332ZrZa?Zb33KVa?180o?2arctg21UF2???cos? P1.3ncos?

?180o?2arctgZa?Zb

2021.54??0.853000.85?180o?2?arctg19

式中：Id为差动动作电流；Ir为制动电流；Kbl为比率差动制动系数；Ie为变压器额定电流；n为最大斜率时的制动电流倍数，装置固定取6。 (8)谐波制动比的整定

依技术使用说明书一般二次谐波制动比可整定为15%~20%; 按推荐定值取15%。 2、差动速断保护

应按躲过变压器初始励磁涌流,区外故障或非同期合闸引起的最大不平衡电流整定,一般可取4~6倍额定电流,依厂家建议,我厂主厂变高压侧CT为小变比2000/5,取8倍额定电流

故 Icdsd=8Ib2n=8×3.6=28.8A。 3、保护出口：全停 4.17 发变组差动保护

发电机中性点侧TA变比15000/5,主变高压侧TA变比1200/5；主厂变低压侧TA变比4000/5。

1、发变组稳态比率差动

(1) 差动各侧电流相位差与平衡补偿

变压器各侧电流互感器二次均采用星形接线。 (2) 差动电流起动定值ICdqd的整定：

Icdqd为差动保护最小动作电流值；应按躲过额定负载时的最大不平衡电流整定： 依整定计算导则：在工程实用计算中可取0.2~0.5Ie; 取0.5Ie； 故取Icdqd=0.5Ie=0.5×3.56=1.78A。 (3) 比率制动系数的整定 变斜率比率差动起始斜率: Kb/1=Ker=0.1

式中Ker为电流互感器比误差系数最大取0.1(依技术使用说明书) 变斜率比率差动最大斜率： 取推荐定值 K b / 2 ? 0 .7 。 (4)比率差动保护灵敏系数的计算

灵敏系数应按最小运行方式下差动保护区内变压器引出线上(d1点)两相金属性短路计算,根据计算最小短路电流Ik.min和相应的制动电流Ir,在动作特性曲线上查得对应的动作电流Id,则灵敏系数为：

Ksen?I(2)k.minId35242?3322???21500020?2?4.8?24.83(2)Ik式中： .min3(3)3?Ik.min??3322A22 25

3242?3322??21220(Ir?nIe)???6?3.56??9.761500025由上式可知Ir

Id?Kbl?Ir?Icdqd3242?3322??2120?0.26?2??0.5?3.56?4.831500025(0.7?0.1)?0.052?n2?6 324251?3322??2?? I20150002?0.26Kbl?Kb1?Kbr?r?0.1?0.05?23700005Ie ?3?2015000

其中： Kbr?(Kb2?Kb1)?式中Id为差动动作电流；Ir为制动电流；Kbl为比率差动制动系数；Ie为变压器额定电流；n为最大斜率时的制动电流倍数，装置固定取6。 (5)谐波制动比的整定

技术使用说明书一般二次谐波制动比可整定为15%~20%；故取15%。 2差动速断保护

应按躲过变压器初始励磁涌流,区外故障或非同期合闸引起的最大不平衡电流整定,一般可取4~6倍额定电流,即取6倍额定电流； 故 Icdsd=6×Ib2n=6×3.56=21.36A。 注：其余与主变整定相同。 3、保护出口：全停。

4.18 主变压器零序过流过压保护

电流互感器TA取自变压器中性点变比为600/5。 此定值由中调提供。I段：20A，t=5S全停。 4.19 主变压器过负荷保护

电流互感器TA取自主变压器高压侧变比为1200/5。 1、对称过负荷保护的动作电流，按避越额定电流整定

Kk1.05I?I??3.68?4.55Adze Kf0.85式中Kk为可靠系数取1.05,Kf为返回系数取回.85,Ie为保护安装处的额定电流。 2.过负荷保护延时整定

26

t=10S发信号。

4.20 高压厂用变压器高压侧复合电压过流保护

电流互感器TA取自厂变压器高压侧变比为2000/5，取自高压厂用变压器低压侧(分支)电压互感器TV变比为 6。.3

1、电流继电器的整定

电流继电器的动作电流应按躲过变压器额定电流整定,即

30.10.1KV3350000 I?KrelI?1.2?3?20?4.8AopeKr0.92000

5

式中Kk为可靠系数取1.2，Kf为返回系数取0.9，Ie为额定电流二次值。 2、电流继电器的灵敏系数校验

36.3?21600?I220?3.06?1.3(近后备) K??sen50000INa op 1 .2 ?

3?20?20005

0.9?20005

(2)k.min

式中 I k ? min 为为后备保护区末端(d3点)两相金属性短路时流过保护的最小短路电流(二次值)。

3、低电压继电器的整定

躲过电动机自起动时的电压整定：

低电压继电器由变压器低压侧(分支)电压互感器供电。 依整定计算导则：Uop=(0.5~0.6)Un。 取Uop=0.6Un=0.6×100=60V。 4、负序电压继电器的整定

负序电压继电器应按躲过正常运行时出现的不平衡电压整定，不平衡电压通过实测确定，当无实测值时，根据现行规程的规定取 Uop.2=(0.06~0.08)Un： 取Uop.2=0.07Un=0.07×57.7=4.04V 5、动作时限整定

与主保护配合：取t=3.5S。 6、保护出口：全停。

4.21 高压厂用变压器A分支零序过流保护

厂变压器低压中性线上TA变比为300/5A。

1、根据最小运行方式下6KV低压厂用变压器高压侧出口发生单相接地(相当于d3点)时的

(2) 27

最小短路电流计算,即：

高压厂用变压器中性点为经阻值为12.12Ω的电阻接地,基准容量为1000MVA,基准电压为6.3KV,其电阻标幺值为：

Z*?R?

SJ1000?12.12??30522UJ6.3依高厂变产品说明书：H.V.开路、L.V.1加电、L.V.2开路、Zo=0.12Ω 其零序阻抗的标幺值为：

ZO*?Zo?SJ1000?0.12??3.0222UJ6.3当d3点发生单相接地时，复合序网中零序阻抗的标幺值为： Zo*=3.02+3×305=918.02

△△当d3点发生单相接地时，复合序网中正序(负序)阻抗的标幺值为： Z1*=Z2*=0.0717+0.378-0.62+4.64=4.47 高厂变低压侧中性点零序电流有名值为：

I1(1)?31000??296.6A918.02?4.47?23?6.3296.6?2.5A2?3005所以定值整定如下：

Idz?式中：2为所取的可靠系数。 2．时限整定

t=1S 作用于分支跳闸。 t=1.5S 作用于全停。

4.22 高压厂用变压器B分支零序过流保护

厂变压器低压中性线上TA变比为300/5A。

1、根据最小运行方式下6KV低压厂用变压器高压侧出口发生单相接地(相当于d4点)时的最小短路电流计算,即：

高压厂用变压器中性点为经阻值为12.12Ω的电阻接地,基准容量为1000MVA,基准电压为6.3KV,其电阻标幺值为：

Z*?R?SJ1000?12.12??30522UJ6.3依高厂变产品说明书：H.V.开路、L.V.1加电、L.V.2开路、Zo=0.12Ω 其零序阻抗的标幺值为：

ZO*?Zo?SJ1000?0.12??3.0222UJ6.3当d4点发生单相接地时，复合序网中零序阻抗的标幺值为：

28

Zo*=3.02+3×305=918.02

△△当d4点发生单相接地时，复合序网中正序(负序)阻抗的标幺值为： Z1*=Z2*=0.0717+0.378-0.62+4.64=4.47 高厂变低压侧中性点零序电流有名值为： (1)3 I1?918.02?4.47?2?10003?6.3?296.6A所以定值整定如下：

I.6dz?2962?3005?2.5A式中：2为所取的可靠系数。 2．时限整定

t=1S 作用于分支跳闸。 t=1.5S 作用于全停。 4.23 通风启动 1、主变通风：

（1）动作电流：取主变高压侧额定电流的70%即：3.68×70%=2.58A （2）返回电流：2.58×90%=2.32A （3）延时时间：t=10S 2、高厂变通风启动

（1）动作电流：取高厂变高压侧额定电流的70%即：3.6×70%=2.52A （2）返回电流：2.52×90%=2.27A （3）延时时间：t=10S 4.24 非电量保护 （1）发电机断水保护

延时时间：30S；保护出口：程序跳闸。 （2）发电机热工保护

延时时间： 0S；保护出口：全停。 （3）发电机励磁系统事故

延时时间： 0S；保护出口：全停。 （4）系统保护动作联跳

延时时间： 0S；保护出口：全停。 （5）紧急停机

延时时间： 0S；保护出口：全停。 （6）主变重瓦斯：全停。

29

（7）高厂变重瓦斯：全停。 （8）主变冷却器故障：全停。 （9） 主变压力释放：发信号。 （10） 高厂变压力释放：发信号。 （11） 主变轻瓦斯：发信号。 （12） 高厂变轻瓦斯：发信号。 （13） 主变绕组温度高：发信号。 （14） 高厂变绕组温度高：发信号。 （15） 高厂变油位异常：发信号。 （16） 主变油位异常：发信号。 （17） 高厂变油温高：发信号。 （18） 主变油温高：发信号。 4.24 跳闸方式

全停：断开高压侧断路器跳闸线圈Ⅰ(Ⅱ)、灭磁开关、关闭主汽门、跳厂变A B分支、起动快切、启动失灵。

解列灭磁：断开高压侧断路器跳闸线圈Ⅰ(Ⅱ)、灭磁开关、跳厂变A B分支、起动快切、启

动失灵。

程序跳闸：关闭主汽门,由程序逆功率解列灭磁。

30

5 RCS-985A装置定值单

由于RCS-985装置配有多个程序版本，本定值单尽供参考，具体工程根据型号对照说明书。

5.1 装置参数

RCS-985A 装置定值清单 [装置参数] 定值区号: 装置编号: 本机通讯地址: 波特率1: 波特率2: 通讯规约: 自动打印: 网络打印机: 远方定值修改: 对时选择: 定值区号: 装置编号: 本机通讯地址: 0.00 FDJ001 1 19200 19200 0:103 退出 本地打印机 本地修改 秒对时 0.00 FDJ001 1 5.2 系统定值

[保护投入总控制字] 发变组差动保护投入: 主变差动保护投入: 主变相间后备保护投入: 主变接地后备保护投入: 主变过励磁保护投入: 发电机差动保护投入: 发电机裂相横差保护投入: 发电机匝间保护投入: 发电机相间后备保护投入: 发电机定子接地保护投入: 发电机转子接地保护投入: 发电机定子过负荷保护投入: 发电机负序过负荷保护投入: 发电机失磁保护投入: 发电机失步保护投入: 投入 投入 投入 投入 退出 投入 退出 投入 投入 投入 投入 投入 投入 投入 投入 31

发电机电压保护投入: 发电机过励磁保护投入: 发电机功率保护投入: 发电机频率保护投入: 启停机保护投入: 误上电保护投入: 发电机轴电流保护投入: 励磁差动保护投入: 励磁变后备保护投入: 励磁过负荷保护投入: 高厂变差动保护投入: 高厂变高压侧后备保护投入: 高厂变A分支后备保护投入: 高厂变B分支后备保护投入: 非电量保护投入: 备用:

主变系统定值 主变容量MVA: 高压侧一次额定电压KV: 低压侧一次额定电压KV: 高压侧TV原边KV: 高压侧TV副边V: 高压侧TV零序副边V: 高压侧一支路TA原边A: 高压侧一支路TA副边A: 高压侧二支路TA原边A: 高压侧二支路TA副边A: 高压侧TA原边A: 高压侧TA副边A: 低压侧TA原边A: 低压侧TA副边A: 零序TA原边A: 零序TA副边A: 间隙零序TA原边A: 间隙零序TA副边A: 主变联结方式Yd-11: 主变联结方式YYd-11: 发电机系统定值 额定频率Hz: 发电机容量MW: 发电机功率因数: 投入 投入 投入 投入 投入 退出 退出 退出 退出 投入 投入 投入 投入 投入 投入 退出 370.00 242.00 20.00 127.02 57.74 100 1200.00 5 0.00 5 1200.00 5 15000.00 5 600.00 5 0.00 5 投入 退出 50 300.00 0.85 32

一次额定电压KV: 机端TV原边KV: 机端TV副边V: 机端TV零序副边V: 中性点TV原边KV: 中性点TV副边V: 发电机TA原边A: 发电机TA副边A: 中性点一组分支系数%: 中性点二组分支系数%: 中性点一组TA原边A: 中性点一组TA副边A: 中性点二组TA原边A: 中性点二组TA副边A: 横差TA一次原边A: 横差TA一次副边A: 转子电流一次额定值A: 转子分流器二次额定值mv: 励磁额定电压V: 轴电流TA原边A: 轴电流TA副边mA:

高厂变系统定值 高厂变容量MVA: 高压侧一次额定电压KV: A分支一次额定电压KV: B分支一次额定电压KV: A分支TV原边v: A分支TV副边v: A分支TV零序副边v: B分支TV原边KV: B分支TV副边V: B分支TV零序副边v: 高压侧大变比TA原边A: 高压侧大变比TA副边A: 高压侧TA原边A: 高压侧TA副边A: A分支TA原边A: A分支TA副边A: B分支TA原边A: B分支TA副边A: A分支零序TA原边A: A分支零序TA副边A: 20.00 11.55 57.74 33.3 20.00 220.00 15000.00 5 100.00 0.00 15000.00 5 0.00 5 0.00 5 2047.00 74.00 389.00 0.00 20.00 50.00 20.00 6.30 6.30 3.46 57.74 33.3 3.46 57.74 33.3 2000.00 5 2000.00 5 4000.00 5 4000.00 5 300.00 5 33

B分支零序TA原边A: B分支零序TA副边A: 高厂变联结方式Y/y/y-12: 高厂变联结方式D/d/d-12: 高厂变联结方式D/y/y-11: 高厂变联结方式Y/d/d-11: 高厂变联结方式D/y/y-1: 励磁系统定值 励磁机频率Hz: 励磁变容量MVA: 一侧一次额定电压KV: 二侧一次额定电压KV: TV原边KV: TV副边V: TV零序副边V: 一侧TA原边A: 一侧TA副边A: 二侧TA原边A: 二侧TA副边A: 励磁机方式: 励磁变联结方式Y/y-12: 励磁变联结方式D/d-12: 励磁变联结方式D/y-11: 励磁变联结方式Y/d-11: 励磁变联结方式D/y-1:

300.00 5 退出 退出 退出 退出 投入 50 3.235 20.00 0.941 0.00 57.74 33.33 00.00 5 4000.00 5 退出 退出 退出 投入 退出 退出 5.3 保护定值

保护定值单与系统定值的保护投入总控制字对应，如保护投入总控制字的功能退出，

以下定值单中相应功能块自动退出，装置上不再显示和打印，也不需整定。

RCS-985A 1.05 装置主变保护定值清单 发变组差动保护 比率差动起动电流定值Ie: 差动速断电流定值Ie: 比率差动起始斜率: 比率差动最大斜率: 谐波制动系数: 差动保护跳闸控制字: 差动速断投入: 0.50 6.00 0.10 0.70 0.15 783B 投入 34

比率差动投入: 涌流闭锁功能选择: TA断线闭锁比率差动: 主变差动保护 比率差动起动电流定值Ie: 差动速断电流定值Ie: 比率差动起始斜率: 比率差动最大斜率: 谐波制动系数: 差动保护跳闸控制字: 差动速断投入: 比率差动投入: 工频变化量比率差动投入: 涌流闭锁功能选择: TA断线闭锁比率差动: 主变相间后备保护 负序电压定值V: 低电压定值V: 过流I段定值A: 过流I段第一时限S: 过流I段第一时限跳闸控制字: 过流I段第二时限S: 过流I段第二时限跳闸控制字: 过流II段定值A: 过流II段第一时限S: 过流II段第一时限跳闸控制字: 过流II段第二时限S: 过流II段第二时限跳闸控制字: 阻抗I段正向定值Ω: 阻抗I段反向定值Ω: 阻抗I段第一时限S: 阻抗I段第一时限跳闸控制字: 阻抗I段第二时限S: 阻抗I段第二时限跳闸控制字: 阻抗II段正向定值Ω: 阻抗II段反向定值Ω: 阻抗II段第一时限S: 阻抗II段第一时限跳闸控制字: 阻抗II段第二时限S: 阻抗II段第二时限跳闸控制字: 投入 0：二次谐波闭锁 退出（不闭锁） 0.50 6.00 0.10 0.70 0.15 783B 投入 投入 退出 0：二次谐波闭锁 退出（不闭锁） 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 00.00 0.00 0000 0.00 0000 35

过负荷电流定值A: 过负荷延时S: 起动风冷电流定值A: 起动风冷延时S: 过流I段经复压闭锁投入: 过流II段经复压闭锁投入: 经低压侧复压闭锁投入: 电流记忆功能投入: TV断线保护投退原则: 过负荷保护投入: 启动风冷投入: 主变接地后备保护 (此定值由中调提供) 零序电压闭锁定值V: 零序过流I段定值A: 零序过流I段第一时限S: 零序I段第一时限跳闸控制字: 零序过流I段第二时限S: 零序I段第二时限跳闸控制字: 零序过流II段定值A: 零序过流II段第一时限S: 零序II段第一时限跳闸控制字: 零序过流II段第二时限S: 零序II段第二时限跳闸控制字: 零序过流III段定值A: 零序过流III段第一时限S: 零序III段第一时限跳闸控制字: 零序过流III段第二时限S: 零序III段第二时限跳闸控制字: 间隙零序过压定值V: 间隙零序过压第一时限S: 间隙零序过压第一时限跳闸控制字: 间隙零序过压第二时限S: 间隙零序过压第二时限跳闸控制字: 间隙零序过流定值A: 间隙零序过流第一时限S: 间隙零序过流第一时限跳闸控制字: 间隙零序过流第二时限S: 间隙零序过流第二时限跳闸控制字: 低压侧零序电压报警定值V: 低压侧零序电压时限S: 零序过流I段经零序过压开放: 4.55 10.00 2.58 10.00 退出 退出 退出 退出 退出 投入 投入 0.00 20.00 04.00 783B 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 退出 36

零序I段经谐波制动: 零序过流II段经零序过压开放: 零序II段经谐波制动: TV断线保护投退原则: 低压侧零序电压报警投入:

退出 退出 退出 退出 退出 RCS-985A 1.05 装置主变保护定值清单

发电机差动保护整定值 差动起动电流定值Ie: 差动速断电流定值Ie: 比率差动起始制动系数: 比率差动最大制动系数: 差动保护跳闸控制字: 发电机差动速断投入: 发电机比率差动投入: 发电机工频变化量差动投入: TA断线闭锁比率差动: 发电机匝间保护 横差起动电流定值A: 横差起动电流高定值A: 横差相电流制动系数: 横差延时S： 零序电压起动定值V： 零序电压高定值V： 电流制动系数: 零序电压保护延时S： 跳闸控制字: 横差保护投入: 横差保护高定值投入: 零序电压保护投入: 零序电压经相电流制动: 经工频变化量方向闭锁: 零序电压高定值段投入: 工频变化量方向匝间保护投入: 发电机相间后备保护 负序电压定值V: 低电压定值V: 过流I段定值A: 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0．00 3.00 10.00 1.00 0.20 783B 退出 退出 投入 投入 退出 投入 退出 0.30 4.00 0.07 0.50 783B 投入 投入 退出 退出(不闭锁) 37

过流I段时限S: 过流I段跳闸控制字: 过流II段定值A: 过流II段时限S: 过流II段跳闸控制字: 阻抗I段正向定值Ω: 阻抗I段反向定值Ω: 阻抗I段时限S: 阻抗I段跳闸控制字: 阻抗II段正向定值Ω: 阻抗II段反向定值Ω: 阻抗II段时限S: 阻抗II段跳闸控制字: 阻抗II段第二时限S: 阻抗II段第二时限跳闸控制字: 过流I段经复合电压闭锁: 过流II段经复合电压闭锁: 经高压侧复合电压闭锁: TV断线保护投退原则: 自并励发电机: 发电机定子接地保护 零序电压定值V: 零序电压高定值V: 零序电压延时定值S: 并网前三次谐波比率定值: 并网后三次谐波比率定值: 三次谐波差动比率定值: 三次谐波保护延时定值S: 跳闸控制字: 零序电压保护报警投入: 零序电压保护跳闸投入: 三次谐波电压比率判据: 三次谐波电压差动判据: 三次谐波电压保护报警: 三次谐波电压保护跳闸: 发电机转子接地保护 一点接地灵敏段电阻定值KΩ: 一点接地电阻定值KΩ: 一点接地跳闸延时定值S: 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 退出 退出 退出 退出 退出 12.7 24.0 1 1.20 1.20 0.30 5 783B 投入 投入 投入 投入 投入 退出 20.0 2.50 4.00 38

两点接地二次谐波电压V: 两点接地延时S: 跳闸控制字: 一点接地灵敏信号投入: 一点接地信号投入: 一点接地跳闸投入: 两点接地保护投入: 两点接地二次谐波电压保护:

定子过负荷保护 定时限电流定值A: 定时限延时定值S: 定时限跳闸控制字: 定时限报警电流定值A: 定时限报警延时S: 反时限启动电流定值A: 反时限上限动作时间S: 定子绕组热容量: 散热效应系数: 反时限控制字:

定子负序过负荷保护 定时限电流定值A: 定时限延时定值S: 定时限跳闸控制字: 定时限报警电流定值A: 定时限报警延时S: 反时限启动负序电流定值A: 长期允许负序电流A: 反时限上限动作时间S: 负序转子发热常数: 反时限跳闸控制字 发电机失磁保护 阻抗定值1Ω: 阻抗定值2Ω: 无功反向定值%: 转子低电压定值V: 转子空载电压定值V: 转子低电压判据系数定值: 发电机凸极功率%: 高压侧低电压定值V: 0.00 0.00 0009 投入 投入 投入 退出 退出 4.00 9.00 0000 4.00 9.00 4.00 0.50 37.5 1.05 0009 0.40 9.00 0000 0.40 9.00 0.40 0.34 3.5 10.0 0009 -2.05 -33.4 10% 58.6 117.2 1.6 0.00 84.0 39

减出力功率定值%: I段时限S: II段时限S: III段时限S: IV段时限M: I段跳闸控制字: II段跳闸控制字: III段跳闸控制字: IV段跳闸控制字: I段阻判据投入: I段转子电压判据投入: I段减出力判据投入: II段母线电压低判据投入: II段阻抗判据投入: II段转子电压判据投入: III段阻抗判据投入: III段转子电压判据投入: IV段阻抗判据投入: IV段转子电压判据投入: III段信号投入: 阻抗圆选择: 无功反向判据投入: 低电压判据选择: 发电机失步保护 失步保护阻抗定值ZAΩ: 失步保护阻抗定值ZBΩ: 主变阻抗定值ZCΩ: 灵敏角定值: 报警透镜内角: 透镜内角: 区外滑极数定值: 区内滑极数定值: 跳闸允许过流定值A: 失步保护跳闸控制字: 区外失步动作于信号: 区外失步动作于跳闸: 区内失步动作于信号: 区内失步动作于跳闸: 失步报警功能投入:

OOO50.0 0.50 0.50 1.00 0.05 0000 0009 0009 0000 退出 退出 退出 投入 投入 投入 投入 投入 退出 退出 投入 异步圆 退出 发电机机端电压 4.67 -3.61 2.04 84.00 0.00 120.00 14.00 1.00 50.00 0009 投入 退出 退出 投入 退出 40

发电机电压保护 过电压I段定值v: 过电压I段延时s: 过电压I段跳闸控制字: 过电压II段定值: 过电压II段延时: 过电压II段跳闸控制字: 低电压I段定值: 低电压I段延时: 低电压I段跳闸控制字: 发变组过励磁保护 过励磁定时限I段定值: 过励磁定时限I段延时S: 过励磁定时限I段跳闸控制字: 过励磁定时限II段定值: 过励磁定时限II段延时S: 过励磁定时限II段跳闸控制字: 过励磁报警定值: 过励磁报警信号延时S: 过励磁反时限上限定值: 过励磁反时限上限延时S: 过励磁反时限定值I: 过励磁反时限I延时S: 过励磁反时限定值II: 过励磁反时限II延时S: 过励磁反时限定值III: 过励磁反时限III延时S: 过励磁反时限定值IV: 过励磁反时限IV延时S: 过励磁反时限定值V: 过励磁反时限V延时S: 过励磁反时限定值VI: 过励磁反时限VI延时S: 过励磁反时限下限定值: 过励磁反时限下限延时S: 过励磁反时限跳闸控制字: 发电机功率保护 逆功率定值%: 逆功率信号延时S: 逆功率跳闸延时S: 逆功率保护跳闸控制字: 130.0 0.50 7833 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0000 1.10 4.00 0000 1.10 4.00 0000 1.10 4.00 1.3 1.00 1.3 1.00 1.25 4.00 1.20 7.00 1.15 10.00 1.15 10.00 1.10 20.00 1.10 20.00 7833 1.00 9 60.00 783B （过励磁反时限保护动作时间偏短，校合机组过励磁能力） 41

功率保护定值%: 功率保护跳闸延时S: 功率跳闸控制字: 程序逆功率定值: 程序逆功率跳闸延时S: 程序逆功率跳闸控制字: 发电机频率保护 低频I段频率定值: 低频I段累计延时M: 低频II段频率定值: 低频II段累计延时M: 低频III段频率定值: 低频III段延时S: 低频IV段频率定值: 低频IV段延时S: 低频保护跳闸控制字: 过频I段频率定值: 过频I段延时: 过频II段频率定值: 过频II段延时: 过频保护跳闸控制字: 低频I段投信号: 低频I段投跳闸: 低频II段投信号: 低频II段投跳闸: 低频III段投信号: 低频III段投跳闸: 低频IV段投信号: 低频IV段投跳闸: 频率I段投信号: 频率I段投跳闸: 频率II段投信号: 频率II段投跳闸:

启停机保护 频率闭锁定值HZ: 主变差流定值: 高厂变差流定值: 发电机差流定值: 裂相差流定值: 励磁变差流定值: 0.00 0.00 0000 0.80 1.00 7833 48.50 20.00 48.00 4.00 47.50 20.00 47.00 4.00 7833 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 投入 退出 投入 退出 投入 投入 投入 投入 退出 退出 退出 退出 44.00 0.50 0.00 0.30 0.00 0.00 42

跳闸控制字: 零序电压定值V: 零序电压延时S: 跳闸控制字: 主变差流判据投入: 厂变差流判据投入: 发电机差流判据投入: 裂相差流判据投入: 励磁变差流判据投入: 零序电压判据投入: 低频闭锁投入: 发电机误上电保护 误合闸频率闭锁定值: 误合闸电流定值: 断路器跳闸允许电流定值: 误合闸延时定值: 误合闸跳闸控制字: 断路器闪络负序电流定值: 断路器闪络延时: 断路器闪络跳闸控制字: 低频闭锁投入: 断路器位置接点闭锁投入: 断路器跳闸闭锁功能投入:

7833 12.7 2.00 7833 投入 退出 投入 退出 退出 投入 投入 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0000 退出 退出 退出

RCS-985A 1.05 装置励磁保护定值清单 励磁差动保护 差动起动电流定值: 差动速断电流: 比率差动起始斜率: 比率差动最大斜率: 谐波制动系数: 差动保护跳闸控制字: 差动速断投入: 比率差动投入: 涌流闭锁原理: TA断线闭锁比率差动: 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 退出 退出 波形识别 退出 43

励磁后备保护 负序相电压定值: 相间低电压定值: 过流I段定值: 过流I段时限: 过流I段跳闸控制字: 过流II段定值: 过流II段时限: 过流II段跳闸控制字: 过流I段经复压闭锁投入: 过流II段经复压闭锁投入: 电流记忆功能投入: TV断线保护投退原则: 励磁过负荷保护 定时限电流定值A: 定时限延时定值S: 定时限跳闸控制字: 定时限报警电流定值: 定时限报警信号延时S: 反时限起动电流定值: 反时限上限时间定值S: 励磁绕组热容量: 反时限基准电流A: 反时限跳闸控制字: 交流输入: 直流输入: 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0000 退出 退出 退出 退出 2.4 10.0 0000 2.4 10.0 2.4 1.00 33.90 2.4 0009 投入 退出

RCS-985A 1.05 装置高厂变保护定值清单 高厂变保护整定值 高厂变差动起动电流Ie: 高厂变差动速断电流Ie: 高厂变电流速断定值: 比率差动起始斜率: 比率差动最大斜率: 谐波制动系数: 差动保护跳闸控制字: 差动速断投入: 比率差动投入: 0.50 8.00 0.00 0.10 0.70 0.15 783B 投入 投入 44

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