985发变组调试说明书(精华版)

RCS-985型发变组保护 南京南瑞继保电气有限公司

RCS-985发变组保护装置调试

RCS-985发变组保护装置的调试可结合我公司研发的Dbg2000专用调试软件，这将大大方便调试，达到事半功倍的效果。作为调试人员对于调试中需用到数据的计算，只需知道如何计算即可（下面将会一一讲解），并不需要逐一进行人工计算，当一次参数作为定值正确输入后，各套差动保护计算所用的二次额定电流、一些保护不同工况下的动作门槛均能在Dbg2000中显示出来。

下面以RCS-985A V3.11版本程序为例

一、差动保护试验 ......................................................................... 2

1、差动保护各侧二次额定电流Ie的计算 ................................................. 2

1.1 主变差动或发变组差动各侧二次额定电流 ........................................ 2 1.2 高厂变差动各侧二次额定电流 .................................................. 2 1.3 发电机机端二次额定电流 ...................................................... 2 2、某厂300MW火电机组计算实例 ........................................................ 3

2.1主变系统参数 ................................................................ 3 2.2 发电机系统参数 .............................................................. 3 2.3高厂变系统参数 .............................................................. 4 2.4 Dbg2000自动计算出的各套差动保护用的二次额定电流 ............................. 5 3、差动保护的调试方法 ............................................................... 6

3.1 差动保护的介绍 .............................................................. 6 3.2 发变组差动调试 .............................................................. 6

二、主变差动保护 ........................................................................ 12 三、主变相间后备保护 .................................................................... 13 四、主变接地后备保护 .................................................................... 15 五、主变过励磁保护 ...................................................................... 16 六、发电机差动、发电机裂相横差保护 ...................................................... 16 七、发电机匝间保护 ...................................................................... 18

7.1横差保护 ........................................................................ 18 7.2纵向零序电压保护调试 ............................................................ 19 7.3工频变化量匝间保护 .............................................................. 21 八、发电机相间后备保护试验 .............................................................. 22 九、发电机定子接地保护试验 .............................................................. 23 十、转子接地保护试验 .................................................................... 28 十一、定子过负荷保护试验 ................................................................ 29 十二、负序过负荷保护试验 ................................................................ 31 十三、失磁保护试验 ...................................................................... 33 十四、失步保护试验 ...................................................................... 40 十五、发电机电压保护试验 ................................................................ 43 十六、发电机过励磁保护 .................................................................. 43 十七、发电机功率保护 .................................................................... 44 十八、发电机频率保护 .................................................................... 46 十九、发电机启停机保护 .................................................................. 47 二十、发电机误上电保护 .................................................................. 48 装置液晶显示说明 ........................................................................ 49

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一、差动保护试验

1、差动保护各侧二次额定电流Ie的计算

1.1 主变差动或发变组差动各侧二次额定电流：

Ie?Sn3Ub1nnbLH Sn为主变压器额定容量（以设备铭牌为准）；

Ub1n为变压器或发变组计算侧额定电压（以实际运行时的一次电压为准）； nbLH为变压器或发变组计算侧TA变比。

1.2 高厂变差动各侧二次额定电流：

Ie?Sn为高厂变额定容量；

Ua1n为高厂变计算侧额定电压； nbLH为高厂变计算侧TA变比。

1.3 发电机机端二次额定电流：

Sn3Ua1nnaLH

Ief?Pn为发电机额定有功功率； cos?为发电机功率因数； U1n为发电机额定电压； nfLH为发电机机端TA变比；

发电机中性点各分支二次额定电流：

Pn/cos?3U1nnfLH

Ien?KfzPn/cos?3U1nnnLH

与机端不同的是，Kfz为中性点对应各个分支的分支系数，若无分支则为100%，与定值相对应；nnLH为发电机中性点TA变比。（中性点多分支多见于水轮机组）

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2、某厂300MW火电机组计算实例

2.1主变系统参数

例：发变组差动用主变高压侧额定电流Ie? 2.2 发电机系统参数

370MVASn=≈3.67A

3Ub1nnbLH3*242kV*1200/5

例：发电机差动用发电机中性点额定电流

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Ien?

KfzPn/cos?100%*300MW/0.85=≈3.39A

3*20kV*15000/53U1nnnLH2.3高厂变系统参数

例：高厂变差动用高厂变低压侧A分支二次额定电流

Ie?50MVASn=≈5.72A

3Ua1nnaLH3*6.3kV*4000/5 发变组差动用高厂变侧二次额定电流

Ie?370MVASn=≈42.38A

3Ub1nnbLH3*6.3kV*4000/5发变组差动用低压侧（即发电机中性点侧）二次额定电流

Ie?370MVASn=≈3.56A

3Ub1nnbLH3*20kV*15000/5主变差动用高厂变侧二次额定电流

Ie?370MVASn=≈26.7A

3Ub1nnbLH3*20kV*2000/5

（注：该厂发变组差动TA选择,在高厂变侧选取的是低压侧TA，而主变差动TA选择,在高厂变侧选取的高厂变高压侧小变比TA，该厂厂变高压侧没有大变比TA2可供使用）

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985A标准程序的TA选择说明： （1）“主变一、二分支TA”是对于主变出口有两个支路开关来说的，如3/2断路器接线方式，对于只有一个支路的，则只选取“主变一分支TA”； （2）“主变低压侧TA”指的是在主变低压侧安装的TA，只用于主变差动； （3）“高厂变高压侧TA”指的是高厂变的小变比TA，供高厂变差动选择的； （4）“高厂变高压侧TA2”指的是高厂变的大变比TA，用于主变差动或发变组差动选择的，若是没有大变比TA，各差动厂变高压侧共用一组小变比TA时，在“高厂变系统定值”里“高厂变大变比TA”与“高压侧TA”变比应整定相同。如果只有一组TA，只能接到高厂变小变比的电流通道里，因为厂变差动是固定取厂变小变比TA。 （5）“主变套管TA”仅供发变组差动选择使用，不用于主变差动。

2.4 Dbg2000自动计算出的各套差动保护用的二次额定电流

注：本说明书采用的二次额定电流均采用该表数值

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3、差动保护的调试方法

3.1 差动保护的介绍

RCS-985发变组保护配置的发电机差动(小差)、发变组差动(大差)、主变差动、高厂变差动和励磁变差动保护均是以差动各侧的电流标幺值（有名值/Ie）计入计算的。(各侧的电流标幺值=各侧的电流÷各侧的额定电流)

o

发变组差动、主变差动、高厂变差动和励磁变差动是反极性(180)接入,差动电流Id和制动电流Ir计算公式如下：

而发电机差动保护、励磁机差动保护的机端和中性点电流，发电机裂相横差保护的中

o

性点侧两分支组电流均为同极性(0)接入装置，则

3.2 发变组差动调试

3.2.1 试验前的准备

（1）整定保护总控制字“发变组差动保护投入”置1； （2）投入屏上“投发变组差动保护”硬压板；

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（3）比率差动启动定值Icdqd： 0.5 Ie ，起始斜率： 0.1 ，最大斜率： 0.7 。

二次谐波制动系数： 0.15 ；

速断定值Icdsd： 6 Ie ；（注：下划线上所给定值为本调试说明定值） （4）整定发变组差动跳闸矩阵定值，如下图，矩阵的最后一位“本保护跳闸投入”若未被选中，则该保护跳闸功能退出，TJ1至TJ14选中后，对应不同的出口，因各工程而异。

（5）按照试验要求整定“发变组差动速断投入”、“发变组比率差动投入”、“涌流闭锁功能选择”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

3.2.2比率差动试验

3.2.2.1 调试说明

RCS－985装置要求变压器各侧电流互感器二次均采用星形接线，其二次电流直接接入本装置。变压器各侧TA二次电流相位由软件自调整。

以Y/D－11的主变接线方式为例，装置采用Y→Δ变化调整差流平衡，其校正方法如下： 对于Y侧电流：

?I'A????????????''??IA?IB?/3；IB??IB?IC?/3；IC??IC?IA?/3 ??????????

?式中：IA、IB、IC为Y侧TA二次电流，I????'?A、I'?B、I'C为Y侧校正后的各相电流，

Ia、Ib、Ic为Δ侧TA二次电流。

由上述校正法不难看出，在变压器Y型侧（即高压侧）通入单相电流IA时，则有计入

??差流计算的调整后电流I'A?IA/3、I??'?B?0、I?'C??IA/3；

?'A?同样可以得到，在变压器Y型侧通入单相电流IB时，有I??IB/3、I??'B?IB/3、

?I'C?0；

?7

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在变压器Y型侧通入单相电流IC时，有I??'?A?0、I'B??IC/3、I??'C?IC/3。

?在Δ侧：电流没有进行任何处理。（在978主变保护中，三角形侧是做了处理的，这一点是不一样）

在做差动的时候也要注意Δ侧的零序电流，如果用户不是按照我们公司推荐的实验方法，他们不喜欢撤后面中性点的短连片，他们愿意在Δ侧对A，C相都通入电流，但是变化的时候，他们只变化A相，没有让C相跟着A想等幅度地变化，这样就会产生零序电流，这样Δ侧的校正后电流就不是我们所加的电流，当然保护也就不准了。

所以得出在做Y/D－11型主变的比率差动试验时，继保调试仪在主变高压侧与主变低压侧（即指发电机中性点或高厂变高压侧或高厂变低压侧）应加两相独立电流的关系为

ooo

A相差动：AN∠0－an∠180、cn∠0 (补偿电流)；

ooo

B相差动：BN∠0－bn∠180、an∠0 (补偿电流)；

ooo

C相差动：CN∠0－cn∠180、bn∠0 (补偿电流)。

AN、BN、CN为主变高压侧电流通道（Y侧），an、bn、cn为低压侧电流通道（Δ侧），低压侧的两相电流之间相角差为180°。 3.2.2.2 比率差动试验

以主变高压侧和发电机中性点侧两侧比率差动试验为例

此时，所加Ia、Ib相角差为180°，Ib、Ic相角差为180°，固定Ia，递增Ib至保护动作。

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上图为“变斜率差动计算软件”的主界面，“一侧额定电流”和“二侧额定电流”输入框内输入参与所调试的差动保护的两侧对应额定电流。其中， 3.67 A为发变组差动用的“发变组高压侧额定电流”

， 3.56 A为发变组差动用的“发变组低压

侧额定电流（即发电机中性点侧额定电流）”；在“差动启动定值”、“起始斜率”、“最大斜率”中输入所调试差动保护的保护定值；而后在“差动类型”中选择“变压器差动”或“发电机差动”，前者指的是差动范围包含变压器（主变、厂变或励磁变）；对于“变压器差动”还需在“变压器的接线方式”中选择Y/D、D/Y、Y/Y或D/D（指的是“一侧接线方式/二侧接线方式”）；再后，“输入一侧电流”里输入实际在一侧加的电流；最后“回车”或点击“计算”即显示出计算出的“二侧电流值”和对应的“制动电流”、“动作电流”。该软件计算出的即是变斜率差动曲线上的点。

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在“输入一侧电流”中顺次输入0、2、4、6、8，计算出相应参数填入下表 序 主变高压侧电流 号 A相 Ie 1 2 3 4 5

注：差动范围含有变压器的差动试验时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732，“变斜率差动调试软件”选择正确的变压器接线方式，能自动适应。补偿电流应该加多少呢？由于在主变高压侧分别加0、2、4、6、8A电流时，产生的差流的标幺值分别是0、0.314、0.629、0.943、1.258，则在中性点C相要加的补偿电流为 序 号 1 2 3 4 5 主变高压侧电流 A相 0 2 4 6 8 Ie 0 0.314 0.629 0.943 1.258 高厂变低压侧

中性点电流C相 补偿计算公式 0×3.56 0.314×3.56 0.629×3.56 0.943×3.56 1.258×3.56 C相 0 1.117 2.235 3.357 4.478 0 2 4 6 8 0 0.314 0.629 0.943 1.258 中性点电流计算值 A相 1.890 3.181 4.518 5.905 7.342 Ie 0.531 0.893 1.269 1.658 2.062 制动电流 动作电流 中性点电流Ie Ie 实测值 A 0.531 0.604 0.949 1.301 1.660 0.265 0.579 0.639 0.714 0.803 发变组差动：发电机中性点侧

上图， “一侧额定电流”为发变组差动用“高厂变侧额定电流”（所给定值整定此侧为

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高厂变低压侧TA），其值为 42.38 A，；“二侧额定电流”为发

变组差动用的“发变组低压侧额定电流”，其值为3.56 A，；在“差动类型”中选择“变压器差动”，在“变压器的接线方式”中选择D/D。

在“输入一侧电流”中顺次输入2、4、6、8、10，计算出相应参数填入下表。 序 高厂变低压侧分支电流 发电机中性点电流 制动电流 动作电流 中性点电流 实测值 A 号 Ie Ie Ie A Ie A 1 2 3 4 5 2 4 6 8 10 0.047 0.094 0.141 0.188 0.235 2.079 2.272 2.465 2.658 2.854 0.584 0.638 0.692 0.746 0.801 0.315 0.366 0.417 0.467 0.518 0.573 0.544 0.551 0.558 0.566 注：高厂变低压侧A、B分支可分别照上表试验。调试仪所加两侧电流的相角差为180°。由于两侧绕组的接线组别为D/D，所以不用加补偿

特别注意：

如果实验仪器是能加6路电流的时候：

做主变差动时（主变接线为Y/▲-11），高压侧加的电流要乘以1.732，再拿到软件里面计算，因为我们的软件时作时的用于单相差动的。而且同时角度应该是主变高压侧超前低压侧150度；如果是做发变组差动，从主变高压侧差至厂变（厂变接线是▲/Y-1）低压侧，厂变低压侧的角度应该超前主变高压侧150度。同样做厂变差动时，如果固定厂变高压侧，变化低压侧时，低压侧真实的理论动作值应该是等于用软件计算出的低压侧的计算值/1.732。

做发变组差动时，如果是主变高压侧差至厂变低压侧（前提是主变接线方式是Y/▲-11，厂变接线是▲/Y-1），主变和厂变低压侧角度相差180度。

如果厂变高压侧只有一个CT时，做主变差动，从主变高压侧差到厂变高压侧，厂变高压侧应该超前主变高压侧30度。具体解释：本来主变高压侧超前厂变侧330度（反过来的话，厂变侧超前主变高压侧30度），当把星形侧通过软件进行校正后，星形侧和三角形侧电流极性同相；当把主变高压侧CT极性考虑进去时，星形侧和三角形侧相差180度，再考虑厂变高压侧CT极性，星形侧和三角形侧相差0度，最后考虑程序内部对星形侧相角的调整，那最后星形侧和三角形侧相差180度。 3.2.3 差动速断试验

为使此试验更为直观，建议仅投入“发变组差动速断投入”控制字，退出“发变组比率差动投入”等其它控制字。

以主变高压侧为试验侧，通入三相电流，

依定值Icdsd = 6 Ie，则其计算值为6×3.67=22.02A 0.95倍不动，1.05倍可靠动作 则加入三相电流0.95×22.02=20.919保护不动作，1.05×22.02=23.121保护动作 3.2.3 涌流闭锁功能试验

以“涌流闭锁功能选择”整定为“二次谐波”为例，投入“发变组比率差动投入”控制

字，退出“发变组差动速断投入”控制字等其它控制字。

以调试仪的A、B相电流并接叠加通入参与该差动保护的任意侧的任意一相电流输入端子，以发电机中性点为例。如下图示Ia为50Hz基波电流10A，确保差动保护在无二次谐波情况下比率差动能动作；Ib为100 Hz二次谐波电流，初始时通入＞0.15×10A(0.15为谐波制动系数定值)，此时可靠制动比率差动，而后递减Ib直至保护动作。

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实测谐波制动系数： 。（即Ib/Ia） 注：

1、涌流闭锁功能选择“波形识别”采用上述方法仍以二次谐波作为闭锁，实测值为20%； 2、涌流闭锁只闭锁比率差动，而不闭锁差动速断。 3.2.4 TA断线闭锁功能试验

投入“发变组比率差动投入”和“TA断线闭锁比率差动”控制字，退出“发变组差动速断投入”控制字等其它控制字。

检查“主变高压侧断路器位置”状态，应该在合闸状态，即拆除位置接点上的电缆。 在参与该差动的某两侧三相均加上额定电流，以“主变高压侧”和“发电机中性点侧”两侧为例，断开任意一相电流，装置发“发变组差动TA 断线”信号并闭锁变压器比率差动，但不闭锁差动速断。 3.2.5 B、C相差动试验

B相差动：补偿电流加在发电机中性点侧的a相，其余与做A相差动一样 C相差动：补偿电流加在发电机中性点侧的a相，其余与做A相差动一样

二、主变差动保护

2.1调试说明

主变差动的调试方法与发变组差动保护的调试方法一样，只是接线有所变动，因为主变差动的范围是主变高压侧、发电机机端侧、高厂变高压侧

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主变差动高压侧用额定电流是，发电机机端侧额定电流为

，高厂变侧额定电流为。

2.2主变高压侧发电机机端侧

这两侧的差动试验跟发变组差动完全一致，数据也一样。 2.3发电机机端侧高厂变高压侧

这两侧差动试验也跟发变组差动的一致，只是发变组差动差到高厂变低压侧，主变差动差到高厂变高压侧，两侧额定电流不一样，用软件计算数据时输入不同的额定电流，其余的一样。

三、主变相间后备保护

3.1试验前的准备

（1）整定保护总控制字“主变相间后备保护投入”置1； （2）投入屏上“投主变相间后备保护”硬压板；

（3）主变负序电压定值 6 V，相间低电压定值 60 V，过流I段定值 4 A，过流I段延时 2 S，过流II段定值 5 A，过流II段延时 2.5 s；

（4）整定过流保护的跳闸控制字； （5）按照定值单要求投入各控制字； （6）按照下图将接线接好。

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3.2 主变复压过流保护试验 3.2.1 过流定值试验

将保护动作时间定值改为0 s,不加电压，同时加入三相电流，逐渐增大达到4A时保护动作

3.2.2 相间低电压定值试验（相间电压定值为线电压值）

电流三相加入5A>4A，使得过流条件始终满足，加入三相电压使得线电压值>60V，然后三相电压逐渐同时减小至保护动作，记下动作值

3.2.3 负序电压定值试验（负序电压定值为相电压值）

将相间低电压定值改为最小值（3V），目的是取消低电压条件，电流三相加入5A>4A，使得过流条件始终满足，将测试仪上A、B两相电压线对掉（负序接入），然后逐渐增大三相电压至保护动作，记下负序电压动作值

3.2.4 做过流II段时将过流I段的跳闸控制字整定为“0000”，方法与做过流I段一样 3.3 TV断线闭锁功能试验

将保护定值恢复为原定值，接线恢复为上图接线，先不加电流，三相电压加入额定电压；去掉其中一相电压，10s后装置TV断线灯亮，此时逐渐增加电流至大于保护定值，保护不会动作

3.4 主变阻抗保护试验

3.4.1 整定定值并投入压板

一般投了阻抗保护后就不再投复压过流保护，或者投了复压过流后就不投阻抗保护，两者用其一，首先整定保护定值，阻抗I段正向定值 12 Ω，阻抗I段反向定值 1.2 Ω，阻抗I段第一时限定值 1 s，以及跳闸控制字。 3.4.2阻抗圆试验

做阻抗圆的试验，用自动试验是很方便的，先按定值添加一个圆，接线跟上面是完全一样的，但是要将跳闸接点接入测试仪，判断到保护动作才可以找出动作边界，注意用自动实验方法画圆时，保护动作时间定值要改为0s。

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下图添加序列项时，半径是(12+1.2)/2=6.6，原点是6.6-1.2=5.4，阻抗角为78

o

最后点开始，测试仪自动画圆，每30画一个点，非常直观。

如果用手动实验做这个阻抗保护时，电压电流要突变，步长太小保护不动作。

o

四、主变接地后备保护

4.1主变接地零序

（1） 此保护比较简单，用测试仪的A相电流作为主变零序电流输入，投入屏上“投

主变接地零序保护”硬压板，增加电流达到保护定值时保护动作，部分电厂的

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“零序过流I段经零序电压闭锁”控制字是投入的，那么还要在主变间隙零序电压通道（母线PT开口三角）通入大于“零序电压闭锁定值”的电压，此判据与过流是与的关系（这里的零序电流是固定取外加的，电压是固定取开口三角上的），方向元件的电流和电压是固定取自产的。方向元件动作范围为电流超前电压12~192度。

4.2主变间隙零序过流

用测试仪的A相电流作为主变间隙零序电流输入，投入屏上“投主变不接地零序保护”硬压板，增加电流达到保护定值时保护动作，部分电厂的“间隙零序经外部投入”控制字是投入的，那么还得将相应接点接入（开入备用那一对接点）（接地刀闸接点） 4.3主变间隙零序过压

由于此电压定值一般为180V，所以要用两相电压来输入（母线PT开口三角），用测试

oo

仪的A、B相电压作为主变间隙零序电压输入，A相电压角度输入0，B相电压输入角度180，投入屏上“投主变不接地零序保护”硬压板，增加电压达到保护定值时保护动作

五、主变过励磁保护

主变过励磁保护是采集主变高压侧电压（母线PT）与频率的比值，然后再除以2（额定电压/额定频率，即100/50=2），一般改变电压的大小，而不改变频率大小来改变过励磁的倍数。具体试验参考发电机过励磁保护，因为发电机过励磁和主变过励磁只投其中一个，而大多数电厂都是投发电机过励磁保护。

注意：985C307版本的程序，主变过励磁保护的硬压板是与发电机过电压保护的硬压板是同一个压板（名称就叫作“发电机过电压保护”），而且此时取的电压已经不再是主变高压侧的电压，而是取的发电机出口电压。这与985A，985B的程序有不一样。 注意：985C307版本的程序中如果机端有两个TA（TA1、TA2），此时TA2用于相角显示计算、工频变化量匝间方向计算、发电机差动保护；而TA1用于主变差动，逆功率保护、其他电流判据、大电流闭锁判据的计算。

985A V3.11版本的程序，电流闭锁是取的主变高压侧的。

六、发电机差动、发电机裂相横差保护

6.1调试前的准备

（1）投入屏上的“投发电机差动保护”的硬压板；

（2）整定发电机差动保护定值，Icdqd： 0.2 Ie ，起始斜率： 0.05 ，最大斜率： 0.5 ,速断定值Icdsd： 4 Ie ，将“工频变化量差动”、“TA断线闭锁差动”控制字退出； （3）发电机差动接线很简单，以A相差动为例，按下图接线

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6.2保护调试图解

发电机差动保护用我公司提供的软件计算数据时，额定电流是以发电机的功率以及功率因数来计算的，所以额定电流的数值与主变差动时的发电机机端侧不一样，要小一点，可从装置定值上直接读取

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在“输入一侧电流”中顺次输入2、4、6、8、10，计算出相应参数填入下表。 序 发电机中性点电流 号 A相 Ie 1 2 3 4 5 0 2 4 6 8 0 0.589 1.179 1.769 2.359 发电机机端电流 A相 0.698 2.901 5.267 7.817 10.576 Ie 0.206 0.855 1.553 2.305 3.119 制动电流 动作电流 机端电流 实测值 A Ie Ie 0.103 0.722 1.366 2.037 2.739 0.206 0.266 0.373 0.535 0.759 6.3差动速断以及TA断线功能的测试请参考发变组差动保护 七、发电机匝间保护

7.1横差保护 7.1.1 试验前的准备

（1）整定保护总控制字“发电机匝间保护投入”置1； （2）投入屏上“投发电机匝间保护”硬压板； （3）灵敏段定值Ihczd 1.5 A，高定值段 9 A 横差相电流制动系数K为 1 ，横差延时（转子一点接地时） 0.5 S 匝间保护方程：

Id > Ihczd Imax≤Ief Id > Ihczd×[1+ K×(Imax –Ief ) / Ief] Imax＞Ief （4）整定跳闸矩阵定值；

（5）按照试验要求整定“横差保护投入”、“横差保护灵敏段保护投入”。 7.1.2 横差保护试验

相电流制动取自发电机机端最大相电流Imax

继保调试仪的一相电流（如A相）接入横差电流输入端子，输入横差电流Ihc，另一相电流（如B相）接入发电机机端某相电流端子，输入机端最大相电流Imax。

调试定值中Ief = 3.39A，则当Imax ≤3.39A时，横差动作值Ihc=1.5A； 当Imax > 3.39A，Id > Ihczd×[1+ K×(Imax –Ief ) / Ief ]

=1.5×[1+1×(Imax –3.39) / 3.39]= 1.5Imax/ 3.39

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表1 横差保护试验表格 序号 1 2 3 4 5 6 机端最大相电流Imax A Imax/ Ief 横差动作电流计算值 A 1.5 1.5 2.25 3 3.75 4.5 横差动作电流实测值 A 0 3.39 5.085 6.78 8.475 10.17 0 1 1.5 2 2.5 3 若机组有两横差TA，其对应的横差1、横差2保护的调试与上述方法基本相同，只是横差电流输入作相应的变化，投入相应的压板和控制字。

为防止转子接地瞬间磁通分布不均而产生不平衡电流造成横差保护误动，配置转子一点接地时横差延时整定，推荐定值0.5s，转子一点接地（调试方法见6.1）后，加横差动作电流，测得横差动作延时为_____s。

7.2纵向零序电压保护调试 7.2.1 调试前的准备

（1）保护总控制字“发电机匝间保护投入”置1； （2）投入屏上“投发电机匝间保护”硬压板；

（3）灵敏段定值 3 V，高定值段 10 V，延时 0.2 S， 匝间保护方程：Uz > Uzd×[1+2× Im / Ief ] 区外故障时 Uz > Uzd 区内故障时

Im=3I2

Imax < Ief时 Imax ≥Ief时

Im=(Imax- Ief)+3I2

注意：Ief 发电机额定电流；P2=U2*I2*cos(a-78)>0时，属于区内故障；P2=U2*I2*cos(a-78)<0

时,属于区外故障。

（4）整定跳闸矩阵定值；

（5）按照试验要求整定“零序电压投入”、“零序电压高定值段投入”控制字。 7.2.2 纵向零序电压保护试验

当发电机匝间专用TV2一次断线时，闭锁定子匝间纵向零序电压保护（其闭锁判据详见技术说明书）。请注意：TV回路恢复正常，必须按屏上按“复归”按钮才能清除闭锁信号并解除匝间保护的闭锁，否则闭锁一直有效。

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调试电压、电流线按上图接入保护屏相应的端子

加入UA=20V（满足发电机机端TV1、TV2有大于U2set的负序电压，防止装置发TV2断线闭锁匝间保护）

相电流制动取自发电机机端最大相电流Imax

发电机机端任意相(1)加IA< 3.39A时，则Im=IA

说明(1)：本说明书若加任意相电流或电压，未特殊说明均以A相为例

有Uz > Uzd×[1+2×IA) / Ief ]=3×(1+2IA/ Ief) =3+6 IA/ Ief

当IA≥ 3.39A时，则Im=(Imax- Ief)+3I2=( IA - Ief)+ IA=2IA- Ief

有Uz > Uzd×[1+2×Im) / Ief ]=3×(1+2 (2IA- Ief) /Ief)

=12IA /Ief-3

表2 纵向零序电压保护试验表格 序号 1 2 3 机端最大相电流Imax Imax 0 1.695 3.39 IA/ Ief 纵向零序电压计算值 V 3 6 9 纵向零序电压实测值 V 0 0.5 1 4 3.729 1.1 10(取高值段) 延时定值试验，加入1.2倍的动作量，灵敏段或高值段保护延时出口，测得延时____s。

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注意：高定值段时，一定得满足是在区内故障，即负序功率标志为1。 对于985C V3。07的程序版本，匝间保护的电流是取的发电机机端的TA1

7.3工频变化量匝间保护 7.3.1 试验前的准备

（1）整定保护总控制字“发电机匝间保护投入”置1； （2）投入屏上“投发电机匝间保护”硬压板； （3）整定跳闸矩阵定值；

（4）按需要整定工频变化量匝间方向保护控制字“工频变化量方向报警投入”、“工频变化量方向保护投入”。零序电压延时定值 0.5 s（该延时共用于报警）。 7.3.2 工频变化量匝间保护试验

对于机端没有匝间保护专用电压互感器TV2，无法实现纵向零序电压保护功能的，本发变组保护配置了工频变化量匝间方向保护，直接取机端电压，机端电流，动作定值无需整定。

负序工频变化量功率、负序工频变化量电压、负序工频变化量电流三个判据同时满足，保护置方向标志，方向灵敏角为78o，负序电压U2 > 0.5V，负序电流I2>0.1A同时满足，延时动作于出口或报警，延时定值为零序电压延时定值。

工频变化量匝间方向保护建议只投信号，延时定值建议不小于0.2s，一般整定0.5s。 在机端TV1上加单相电压，在机端TA输入端子上输入单相电流。

表2 工频变化量匝间保护试验表格 机端TV1单相电压值 1 UA (V) U2 (V) 相角 电流动作值 IA (A) I2 (A) 相角 实测电流值 IA (A) I2 (A) 21

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30 2 IA (A) 10 I2 (A) 78o 相角 0.3 UA (V) 0.1 电压动作值 U2 (V) 0o 相角 UA (A) U2 (A) 机端单相电流值 1.5 3 UA (V) 实测电压值 78o 相角 0.5 U2 (V) 0o 相角 1.5 IA (A) 0.5 电流动作值 I2 (A) 机端TV1单相电压值 30 4 UA (V) 是否可靠动作 0o 相角 10 U2 (V) 78o 相角 1.5 IA (A) 0.5 电流动作值 I2 (A) 是否可靠不动作 机端TV1单相电压值 30 10 258o 1.5 （现场调试只需做第3、4项调试即可。） 0.5 0o

7.4附加说明

“工频变化量方向”与“纵向零序电压匝间保护”配合，即“零序电压经工频变化量方向闭锁”控制字投入时，内部故障时，工频变化量匝间保护动作即延时发信号，同时零序电压匝间保护不经电流闭锁，可提高灵敏度；外部故障时，工频变化量方向不动作，零序电压匝间保护则经电流闭锁。 整定定值应注意：“零序电压经工频变化量方向闭锁”控制字投入时，必须投“零序电压经相电流制动”控制字。

仅投入“零序电压经工频变化量方向闭锁”控制字，其它控制字均不投入，工频变化量匝间保护动作于信号。

现在RCS985A V3.11版本只有“ 工频变化量方向保护投入”一个软控制字，因此得注意在投内部控制字时，建议不要投。只有在没有专用匝间TV2时再投。

八、发电机相间后备保护试验

8.1 试验前的准备

（1）整定保护总控制字“发电机相间后备保护”置1； （2）投入屏上“投发电机相间后备保护”硬压板；

（3）发电机负序电压定值 6 V，相间低电压定值 60 V，过流I段定值 4 A，过流I段延时 2 S，过流II段定值 5 A，过流II段延时 2.5 s； （4）整定过流保护的跳闸控制字； （5）按照定值单要求投入各控制字； （6）按照下图将接线接好。

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8.2 发电机复压过流保护试验 3.2.1 过流定值试验

将保护动作时间定值改为0 s,不加电压，同时加入三相电流，逐渐增大达到4A时保护动作

3.2.2 相间低电压定值试验（相间电压定值为线电压值）

电流三相加入5A>4A，使得过流条件始终满足，加入三相电压使得线电压值>60V，然后三相电压逐渐同时（不能只减小其中一相电压，因为低电压的实际情况不是这样，）减小至保护动作，记下动作值

3.2.3 负序电压定值试验（负序电压定值为相电压值）

将相间低电压定值改为最小值（3V），目的是取消低电压条件，电流三相加入5A>4A，使得过流条件始终满足，将测试仪上A、B两相电压线对掉（负序接入），然后逐渐增大三相电压至保护动作，记下负序电压动作值

3.2.4 做过流II段时将过流I段的跳闸控制字整定为“0000”，方法与做过流I段一样 8.3 TV断线闭锁功能试验

将保护定值恢复为原定值，接线恢复为上图接线，先不加电流，三相电压加入额定电压；去掉其中一相电压，10s后装置TV断线灯亮，此时逐渐增加电流至大于保护定值，保护不会动作

注意：发电机复压过流的电流是取机端和中性点的最大电流。而阻抗保护是取的中性点电流。

8.4 发电机阻抗保护试验

发电机阻抗保护很少投入，试验方法请参考主变阻抗保护，电压取机端TV1电压，电流取发电机中性点电流。

九、发电机定子接地保护试验

9.1 基波零序电压保护（即95%定子接地保护） 9.1.1 试验前的准备

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（1）整定保护总控制字“定子接地保护投入”置1； （2）投入屏上“投定子接地零序电压保护”硬压板；

（3）基波零序电压U0zd定值 10 V，零序电压高定值U0zd_h 22 V，零序电压保护延时 1.5 s； （4）整定跳闸矩阵定值；

（5）按照试验要求整定“零序电压保护报警投入”、“零序电压保护跳闸投入”、“零序电压高定值跳闸投入”控制字。 9.1.2 基波零序电压保护试验

9.1.2.1 基波零序电压报警试验

报警段动作判据：中性点零序电压Un0＞U0zd

基波零序电压定子接地保护，动作于报警时，报警定值为“基波零序电压”定值，延时为“零序电压保护延时”，不需通过压板控制，也不需经机端零序电压和主变高压侧零序电压闭锁。

在发电机中性点零序电压输入端子上，加入单相电压，实测报警动作值 V，报警延时 s。

9.1.2.2基波零序电压保护试验

◆基波零序电压灵敏跳闸段动作判据： 1中性点零序电压Un0＞U0zd ○

2主变高压侧零序Uh0＜40V，防止区外故障时定子接地基波零序电压灵敏段误动； ○

3机端零序电压Ut0＞U’0zd，闭锁定值U’0zd不需整定，保护装置根据系统参数中机端、中○

性点TV 的变比自动计算出“中性点机端零序电压相关系数”，自动转换出实时工况下的闭锁定值U’0zd。如下图，装置自动计算出来的相关系数K为0.577，则机端零序电压对于U0zd=10V时的U’0zd=U0zd/K=17.33V。（校保护时的主判据是中性点的零序电压）

图1 Dbg2000定子接地保护采样显示界面

调试仪的电压线按下图接入电压端子，UA接发电机机端零序电压输入端子，UB接主变高压侧零序电压输入端子，UC接中性点零序电压输入端子。

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◆零序电压高定值段动作判据：发电机中性点零序电压Un0 > 零序电压高定值U0zd_h，不经机端零序电压和主变高压侧零序电压闭锁。因此，只需加单相电压接入发电机中性点零序电压输入端子即可。

表3 定子接地基波零序电压保护试验表格 基波零序电压灵敏段 发电机机端 主变高压侧 零序电压UB (V) 中性点零序电压 基波零序电压动作定值UC (V) 实测值 (V) 1 零序电压UA (V) 18 发电机机端 零序电压UA (V) 0 发电机中性点 零序电压UC (V) 10 主变高压侧零序电压 闭锁值UB (V) 闭锁实测值 (V) 2 21 主变高压侧 零序电压UB (V) 12 发电机中性点 零序电压UC (V) 40 发电机机端零序电压 闭锁值UA (V) 闭锁实测值 (V) 3 0 0 0 零序电压高定值 (V) 22 10 15 20 基波零序电压高定值段 17. 33 26.00 34.66 实测值

9.2三次谐波电压保护（即100%定子接地保护）

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9.2.1 试验前的准备

（1）整定保护总控制字“定子接地保护投入”置1； （2）投入屏上“投定子接地三次谐波电压”硬压板；

（3）发电机并网前三次谐波电压比率K3w pzd定值 2.5 ，发电机并网后三次谐波电压比率K3w 1zd定值 2.0 ，三次谐波电压差动KreZD定值 0.3 ，三次谐波电压保护延时 1.5 s； （4）整定跳闸矩阵定值；

（5）按照试验要求整定“三次谐波比率判据投入”、“三次谐波差动判据投入”、“三次谐波保护报警投入”、“三次谐波保护跳闸投入”控制字。 9.2.2 三次谐波电压比率试验 9.2.2.1 保护说明

辅助判据：机端正序电压大于0.5Un，机端三次谐波电压值大于0.3V。 动作判据：并网前 三次谐波电压比率K3w > K3w pzd

并网后 三次谐波电压比率K3w > K3w 1zd；

（K3w= Ut03/Un03，即机端零序三次谐波与中性点零序三次谐波之比）

该保护可依“三次谐波保护跳闸投入”控制字投退，动作于跳闸或报警，建议投报警。 9.2.2.2 试验方法

调试接线示意图如下，调试仪输出三相正序电压至机端TV1端子，每相电压U>30V，在UA上叠加三次谐波电压，并于机端零序电压端子，UZ输出三次谐波电压至发电机中性点零序电压端子，固定三相电压的基波，设定UA的不同的三次谐波电压值，减小UZ三次谐波电压至保护动作，测得相应的动作值。 注意：中性点附近故障时，中性点的三次谐波幅值会减小的很大，因此为了模拟真实的故障情况，减小中性点侧的三次谐波直到其动作。

并网前 （短接出口断路器跳闸位置输入） 机端三次谐波 UA3（V） 2.5 5 机端三次谐波 UA3（V） 2 5 中性点三次谐波 计算值 UZ3（V） 1 2 中性点三次谐波 计算值 UZ3（V） 1 2.5 动作值UZ3（V） 动作值UZ3（V） 比率定值 实测比率K3w pzd K3w 2.5 2.5 并网后 （拆除出口断路器跳闸位置输入） 比率定值 实测比率K3w lzd K3w 2.0 2.0

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注意：机端TV1正序电压若不大于0.5Un或机端三次谐波电压值小于0.3V，则在图1中

，而正常试验状态或正常运行时均为“1”，表示三次谐波电压比率保护正

常投入。

9.2.3 三次谐波电压差动保护试验（本保护投入于并网后） 9.2.3.1 保护说明

该保护固定动作于报警，“三次谐波差动判据投入”与 “三次谐波保护报警投入”控制字同时投入有效，不受“三次谐波保护跳闸投入”控制字影响。 保护动作条件：

◆ 出口断路器为合位，即解除输入跳位接点的1RD25、1RD26端子的电缆线； ◆ 机端正序电压大于0.85Un，即加入大于50V的正序电压； ◆ 机端三次谐波电压值大于0.3V；

◆ 发电机机端最大相电流应大于0.2Ie，小于1.2Ie，按定值应有0.7A＞IФmax＞4.1A； 保护判据：

U3N?kt?U3T?KreZD?U3N

U3N为机端、kt为自动跟踪调整系数向量，式中U3T、中性点三次谐波电压向量，KreZD为三次谐波差动比率定值。

本判据上述各条件均满足后延时10s投入，否则图1中显示。

9.2.3.2 试验方法

为避免“定子接地基波零序电压保护”和“三次谐波电压比率保护”动作后，装置自动退出“三次谐波电压差动保护”，建议在调试“三次谐波电压差动”前退出其它两个保

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护的相关控制字。

调试接线示意图见上图，电压调试线接入方法与“三次谐波电压比率”保护调试一致，不同在于机端TV1每相电压UΦ>50V，IA在机端电流输入端子A相通入1A电流，固定三相电压的基波，机端、中性点零序电压三次谐波电压UA3与UZ3分别通入夹角为180°（注：任意夹角均进行调整），幅值均为10V，此时可看见图1中的“平衡系数实部”与“平衡系数虚部”在不断变化，最终调整“三次谐波差电压”为0，延时10s“三次谐波开放”置“1”，表明“三次谐波电压差动判据”已投入，仅突变减小UZ3（中性点三次谐波电压）大于3V，三次谐波电压差动经延时报警。

注：1、中性点三次谐波电压UZ3增加，将自动退出“三次谐波电压差动保护”；为了模拟真实故障情况，须减小中性点三次谐波的幅值。

2、三次谐波差动信号解除需用压板投退来复归，此告警也经保护压板投入控制，即压板不投入时，三次谐波差动报警功能退出。

十、转子接地保护试验

10.1 转子一点接地定值整定

（1）整定保护总控制字“转子接地保护投入”置1；

（2）如转子一点接地保护动作于跳闸，需整定“一点接地投跳闸”控制字投入，并投入屏上“投转子一点接地”硬压板，接地报警不经硬压板； （3）一点接地灵敏段电阻定值 40 kΩ，一点接地电阻定值 20 kΩ，一点接地延时 0.5 s； （4）整定转子接地保护跳闸矩阵定值；

（5）“一点接地灵敏段信号投入”置1，动作于报警； （6）“一点接地信号投入”置1，动作于报警；

（7）“一点接地投跳闸” 置1，按跳闸矩阵动作于出口。 注：建议转子一点接地只投信号，不投跳闸。 10.2 转子两点接地定值整定

（1）整定保护总控制字“转子接地保护投入”置1；（此总控制字与“一点接地保护”共用）

（2）投入屏上“投转子两点接地”硬压板；

（3）两点接地二次谐波电压定值U2W2 2 V，两点接地保护延时 0.5 s；

（4）整定转子接地保护跳闸矩阵定值；（此跳闸矩阵与“一点接地保护”共用） （5）“转子两点接地投入”置1，按跳闸矩阵动作于出口。

（6）“两点接地二次谐波电压投入”置1，两点接地保护出口经定子侧机端TV1负序二次谐波电压闭锁。

注：试验时，“转子两点接地”需在“转子一点接地”发生之后才能投入，不能退出“一点接地”进行“转子两点接地”试验。正常运行的保护，按照规程要求，从防错的角度要求，在一点接地信号发生后，由运行人员手动地将“转子两点接地”投入；另外，如果A柜和B柜都是采用相同原理（乒乓式原理），要求：只能合其中一个的转子电压的空开，要不然会形成两点接地，保护将误动。 10.3 转子一点接地试验

合上屏后顶部左端的转子电压输入小空气开关，从相应屏端子外加直流电压220V（请确认输入端子，严防直流高电压误加入交流电压回路），将试验端子（内含20kΩ标准电阻）与电压正端短接，测得试验值____kΩ，将试验端子与电压负端短接，试验值____kΩ。

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整定“一点接地灵敏段电阻定值”或“一点接地电阻定值”为20kΩ以上（如20.5kΩ），如上正常加入直流电压，将试验端子与电压正端（或负端）短接即可，相应的“一点接地灵敏段报警”或“一点接地报警”信号发出，无需外加电阻进行试验。

10.4 转子两点接地试验

按照3.3所述试验方法在“一点接地报警”发出信号延时15s，装置发出“转子两点接地保护投入”信号，在Dbg2000采样里（见上图）可看到“转子两点接地投入状态”由“0”→“1”，将大轴输入端与电压负端（或正端）短接（注：与“一点接地”试验时短接端相对），

若“两点接地二次谐波电压投入”控制字置0，则“两点接地”保护跳闸出口；若“两点接地二次谐波电压投入”控制字置1，则“两点接地”不出口跳闸，在机端TV1加单相3倍定值U2.2w的二次谐波电压3×2=6V，实测值为____V，此时“两点接地”保护跳闸出口。 转子接地保护运行说明：

1、转子两点接地保护不采用自动投入方式，建议在一点接地稳定后手动经压板投入；转子接地保护运行只能投入一套，一套备用，备用屏的转子电压小空气开关必须断开。 2、在装置上电重启时，转子电压输入闸刀需处于断开状态，装置“运行”灯亮后再合上一套装置的转子电压小空气开关，因为装置上电初始需要检测转子电压采样零漂，自动跟踪零点，否则易造成测量误差。

十一、定子过负荷保护试验

11.1 试验总条件

（1）整定保护总控制字“发电机定子过负荷保护投入”置1； （2）投入屏上“投定子过负荷”硬压板； 11.2 定时限过负荷定值

（1）定时限定子过负荷电流定值 4.5 A，定时限定子过负荷延时 4.5 s，整定定时限定子过负荷跳闸控制字；

（2）定子过负荷报警电流定值 4.2 A，定子过负荷报警延时 3 s。

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11.3 定时限过负荷试验

保护取发电机机端、中性点最大相电流，故只需在机端或中性点加单相电流即可。 定子过负荷试验值 A ，跳闸延时试验值 s ， 过负荷报警试验值 A ，报警延时试验值 s 。 11.4 反时限过负荷定值

（1）反时限启动电流定值Iszd= 4.4 A，反时限上限时间定值t= 0.6 s； （2）定子绕组热容量KSzd= 37.5 ；

（3）散热效应系数Ksrzd= 1.05 （一般大于1.02）； （4）整定反时限过负荷跳闸控制字。 11.5 反时限过负荷试验

保护取发电机机端、中性点最大相电流，故只需在机端或中性点加单相电流即可。

如上图所示，为实时的“定子过负荷热积累”，当机端、中性点最大相电流大于反时限启动电流定值Iszd=4.4A时，可以看到定子过负荷热积累开始缓慢增加，电流越大热积累的越快，当百分数增至100%时，反时限保护动作。

试验数据记录（Ief =3.39A，公式t?Kszd/[(IIef）??ksrzd2?2]

12.942 4.748 1.074 0.596 序号 1 2 3 4 输入电流（A） 实测动作时间（s） 计算时间（s） 6.78 10.17 20.34 27.12 0.6

计算实例：

在机端电流输入端子通入电流，A相，10.17A。

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则计算出的动作时间t=Kszd/[(IIef）??ksrzd2?2]=

37.5??10.17?2?2??1.05?????3.39????≈4.748s

当计算出的动作时间t＜反时限上限时间定值0.6s时，实际动作时间为0.6s。 说明：

1、每项反时限试验做完后，需等热积累归零后，再做下一项，否则动作时间测量偏差会

很大；快速将热积累清零只需短时退出屏上“投定子过负荷”硬压板即可；

2、建议散热效应系数Ksrzd＞1，使得定子过负荷热累计后，能依此系数模拟定子的散热过程，若整定为1，则无法散热，推荐定值1.02—1.05。

十二、负序过负荷保护试验

12.1 试验总条件

（1）整定保护总控制字“发电机负序过负荷保护投入”置1； （2）投入屏上“投负序过负荷”硬压板； 12.2 定时限负序过负荷定值

（1）定时限负序过负荷电流定值 0.37 A，定时限负序过负荷延时 3 s，整定定时限负序过负荷跳闸控制字；

（2）负序过负荷报警电流定值 0.37 A，负序过负荷报警延时 3 s。 12.3 定时限过负荷试验

保护取发电机机端、中性点负序电流的小值，以防止其中一侧TA 断线时，负序过负荷保护误动，故试验时需在机端和中性点均加单相电流，可以如下图接线试验。

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负序过负荷试验值 A ，跳闸延时试验值 s ， 负序过负荷报警试验值 A ，报警延时试验值 s 。 12.4 反时限过负荷定值

（1）反时限起动负序电流定值Iszd2= 0.48 A，反时限上限时间定值t= 3 s； （2）长期允许负序电流I2l= 0.34 A （3）转子发热常数A= 10 ；

（4）整定反时限过负荷跳闸控制字。 12.5 反时限过负荷试验

保护取发电机机端、中性点负序电流小值，以防止一侧TA 断线负序过负荷保护不会误动，故试验时需在机端和中性点均加单相电流，仍可按上图接线试验

如上图所示，为实时的“负序过负荷热积累”，当机端、中性点负序电流最小值大于反时限起动负序电流定值Iszd2=0.48A时，可以看到负序过负荷热积累开始缓慢增加，电流越大热积累的越快，当百分数增至100%时，反时限保护动作。 试验数据记录（Ief =3.39A，公式t?A/[(I2Ief）??I2l?]

22序号 1 2 3 4 输入电流（A） 10.17 15.255 18 21 负序电流值 3.39 5.085 6 7 计算时间（s） 11.307 4.685 3.315 2.411 实测动作时间（s） 3 计算实例：

在机端、中性点A相电流输入端子串联通入单相电流10.17A，则负序电流I2=3.39A

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则计算出的动作时间t=A/[(I2Ief）??I2l?]=

2210??3.39?2?2??0.34?????3.39????≈11.307s

当计算出的动作时间t＜反时限上限时间定值3s时，实际动作时间为3s。 说明：

每项反时限试验做完后，需等热积累归零后，再做下一项，否则动作时间测量偏差会很

大，快速将热积累清零只需短时退出屏上“投负序过负荷”硬压板即可。

十三、失磁保护试验

13.1 失磁保护定值整定

（1）整定保护总控制字“发电机失磁保护投入”置1； （2）投入屏上“投失磁保护”硬压板；

（3）定子阻抗判据：失磁保护阻抗1（上端）定值Z1 2.18 Ω，失磁保护阻抗2（下端）定值Z2 31.40 Ω，无功功率反向定值Qzd 10 % ，整定“阻抗圆选择”控制字选择静稳阻抗圆或异步阻抗圆，整定“无功反向判据投入”控制字；

（4）转子电压判据：转子低电压定值Ur1zd 33.9 V，转子空载电压定值Uf0 113 V，转子低电压判据系数定值Kxs 0.46 ；

（5）母线电压判据：可以选择高压侧母线电压或者机端电压，低电压定值U3ФФ 85 V； （6）减出力判据：减出力功率定值Pzd 50% ； （7）失磁保护Ⅰ段延时 0.5 s，动作于减出力，整定控制字“Ⅰ段阻抗判据投入”、“Ⅰ段转子电压判据投入”、“Ⅰ段减出力判据投入”；整定失磁保护Ⅰ段跳闸控制字；

（8）失磁保护Ⅱ段延时 0.5 s，判母线电压动作于出口，整定控制字“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”。整定失磁保护Ⅱ段跳闸控制字。

（9）失磁保护III段延时 1 s，动作于出口或信号，整定控制字“III段阻抗判据投入”、“III段转子电压判据投入”。整定失磁保护Ⅲ段跳闸控制字。 13.2 失磁保护阻抗判据试验

失磁保护阻抗采用发电机机端TV1 正序电压、发电机机端正序电流来计算。 辅助判据：机端正序电压U1>6V，负序电压U2<6V，机端电流大于0.1Ie。

失磁保护共配置三段，阻抗特性相同，以“失磁保护Ⅰ段”为例试验，仅将“Ⅰ段阻抗

jx-QzdZ1RZ2以“异步圆”为例33

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判据投入”控制字投入，整定I段跳闸控制字，Ⅰ段延时整定为0s，其它保护控制字均退出。

13.2.1 手动试验方法：

通入机端TV1三相电压和机端三相电流

13.2.1.1 校验异步阻抗圆上端的Z1点

此时阻抗轨迹位于纵轴负端，大小为Z=

U120.7??2.07?，三相电压联动增加，使I110阻抗轨迹自异步阻抗圆上端往下落入动作圆内，实测动作值Z1=_____?；

13.2.1.2校验异步阻抗圆下端的Z2点

此时阻抗轨迹位于纵轴负端，大小为Z=

U133??33?，三相电压联动减少，使阻抗I1134

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轨迹自异步阻抗圆下端往上落入动作圆内，实测动作值Z2=_____?； 13.2.2 自动试验方法：

通入机端TV1三相电压和机端三相电流，取相应的跳闸出口接点引入继保调试仪，并投入相应的出口硬压板。

以北京博电P40A调试仪为例加以说明，阻抗异步圆与常规阻抗圆在试验方法上大同小异，首先要绘制出阻抗圆特性，然后再搜索边界。

13.2.2.1 从调试软件主菜单中进入“距离保护（扩展）”，绘制需要校验的阻抗圆特性

13.2.2.2 计算异步阻抗圆半径R=(Z2-Z1)/2=(31.4-2.18)/2=14.61 则异步阻抗圆圆心坐标为（0，-(Z1+R)）,即（0，-16.79）

再“添加序列项”，输入“原点”和“搜索线长度”（注：搜索线长度应大于半径）

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点击“确认”后，即完成测试项的添加，开始试验（注意： “故障类型”应选择“三相短路”，“测试模型”建议选择“电压不变”）

各个阻抗圆边界点的参数在随后的报告中显示。 13.3 失磁保护转子电压判据试验

以“失磁保护Ⅰ段”为例试验，将“Ⅰ段阻抗判据投入”和“Ⅰ段转子电压判据投入”控制字投入，整定I段跳闸控制字，其它保护控制字均退出。

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保证阻抗轨迹落入动作圆内，在“失磁保护用转子电压”输入端子加直流电压， 13.3.1 励磁低电压判据

Ur＜Ur1zd，如下图输入，降低直流电压至失磁保护动作，实测值Ur1zd= V；

13.3.2变励磁电压判据：

与系统并网运行的发电机，对应某一有功功率P，将有一为维持静态稳定极限所必需的励磁电压Ur。

Ur＜KrelKxs×(P–Pt)×Uf0 式中：Krel为可靠系数，取0.85

Kxs为转子低电压判据系数

P为发电机输出功率标幺值（以机组额定有功为基准） Pt为发电机凸极功率幅值标幺值（以机组额定有功为基准） 对于汽轮发电机Pt=0

对于水轮发电机Pt= 0.5×(1/Xqz-1/Xdz) Uf0为发电机励磁空载额定电压有名值

以所给定值可得，Ur＜0.85Kxs×(P–Pt)×Uf0=0.85×0.46×P×113≈44.18×P

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注：“励磁低电压判据”与“变励磁电压判据”是“或”的关系

在Dbg2000中（见上图）一定量的有功功率P对应一个“当前功率对应励磁电压”Ur，其值可实时显示出来，不必手工计算，方便调试。

为使“励磁低电压判据”不满足，将“转子低电压”Ur1zd改为2V，专门试验“变励磁电压判据”动作特性。

调整阻抗角自-90°至0°方向变化，阻抗轨迹由阻抗平面的“纵轴负半轴”往“阻抗平面第一象限”偏移，即有功功率P由“0%”往“100%”增加。

不同的P对应的Ur可在Dbg2000中读出，降低直流电压至失磁保护动作。 序号 1 2 有功功率标幺值 对应的励磁电压 V（计算值） 对应的励磁电压 V（实测值） 30% 80% 13.254 35.344 注意：在调整阻抗角后，应同时调整阻抗值能确保阻抗轨迹始终位于动作圆内；阻抗角一定，

若增大正序负荷电流，则P增加，Z减小，若增大正序电压，则P增加，Z也增加，调试时应灵活选择。

13.4 失磁保护减出力判据试验

减出力采用有功功率判据：P＞Pzd

整定“Ⅰ段阻抗判据投入”和“Ⅰ段减出力判据投入”控制字投入，该段保护其它判据退出，延时整定为0s。

如下图，调整阻抗角与正序电压、正序电流于合适位置，使得阻抗轨迹在动作圆内，有功功率标幺值P＜Pzd =50%，然后三相电流联动增加，P↑，达Pzd =50%以上则保护动作。 实测动作值P= %。

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13.5 失磁保护母线低电压判据试验

失磁保护“母线低电压判据”可选择“机端电压”或“母线电压”，调试仪的三相电压相应的加在“机端TV1电压”或“主变高压侧电压”输入端子。

以“失磁保护Ⅱ段”为例试验，将 “Ⅱ段母线电压低判据投入”控制字投入，“低电压判据选择”选择“机端电压”，整定Ⅱ段跳闸控制字，其它的跳闸控制字均退出。

三相电压联动降低，直至保护动作，记录此时的相间低电压实测值U3ФФ= V。 13.6 失磁保护无功反向判据试验

以“失磁保护Ⅱ段”为例试验，将 “Ⅱ段阻抗判据投入”控制字投入，“无功反向判据投入”选上,整定Ⅱ段跳闸控制字，其它跳闸控制字均退出。

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如上图输入交流量，在Dbg2000的采样中能看到实时“无功功率”标幺值Q显示，阻抗轨迹也在动作圆内，此时Q＜Qzd=-10%（应该是绝对值小于10%）,保护不动作，三相电流联动增加，直至保护动作。

实测动作值Q为 %。

保护说明：

1、装置设有三段失磁保护功能，失磁保护Ⅰ段可动作于信号，也可动作于减出力，Ⅱ段经母线电压低动作于跳闸，Ⅲ段经较长延时动作于跳闸；

2、各段保护相同判据的调试方法相同；

3、失磁保护采用的正序电流从3.04版本开始采用机端电流，而3.04版本以前采用的是中性点电流，因此，3.04版本以前的程序在做试验时建议将机端、中性点电流串联通入。

十四、失步保护试验

14.1 失步保护定值整定

（1）整定保护总控制字“发电机失步保护投入”置1； （2）投入屏上“投失步保护”硬压板；

（3）定子阻抗判据：失步保护阻抗定值ZA 2.9 Ω，失步保护阻抗定值ZB 3.43 Ω，主变阻抗定值 2.04 Ω，灵敏角定值 80o ，透镜内角定值 120o； （4）振荡中心在发变组区外时滑极次数 8 次，振荡中心在发变组区内时滑极次数 2 次，跳闸允许电流定值 24 A；

（5）整定失步保护跳闸矩阵定值。

（6）按试验要求整定“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”控制字。 14.2 失步保护试验

动作于信号时，不需投入屏上硬压板。失步保护阻抗采用发电机机端TV1 正序电压、发电机机端正序电流来计算，交流量的通入方法与失磁保护调试相同。发电机变压器组断路

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