检修作业文件包模版发变组保护装置(第一版)-新

1、发变组保护装置检修作业文件包 GDDK-103-B101A-2015（初版）版本/修改：A/0发变组保护装置作业文件包编号：GDDK-103-B101A-2015设备名称：#1机组发变组保护装置设备编码：10CHA01F012015年03月25日目 录1、 前言2、 概述3、 检修作业文件包附件目录4、 修前设备状态检查与诊断5、 资源准备5.1、 工作所需工作人员计划5.2、 工作所需备品配件准备5.3、 工作所需消耗性材料准备5.4、 检修所需工器具准备5.5、 检修所需测量用具准备5.6、 检修所需试验器具及电动工器具准备5.7、 检修所需参考图纸资料6、 反事故技术措施计划7、 质量检

2、验验收及技术监督计划8、 安全风险分析以及预防措施9、 检修程序10、 检修报告10.1、 检修情况说明10.2、 更换备品配件统计10.3、 消耗材料统计10.4、 检修实际所用工时10.5、 检修记录清单10.6、 检修记录11、 检修文件包附件前 言 为认真贯彻执行发电企业设备检修导则、国电电力发展股份有限公司设备检修管理办法，落实“预防为主，计划检修”的方针，强化检修过程控制，实现检修作业标准化、规范化、程序化和高效化的要求，以全面提升检修管理水平，特制定本检修作业作业包。1 编制说明1.1 本检修作业作业包包括了“前言、概述、检修资源准备、质量检验验收及技术监督计划、安全风险分析与预

3、防措施、检修工序及质量要求、设备再鉴定、检修报告、设备质量缺陷报告、不符合项报告”等内容，为检修实现全过程规范化管理提供支持材料。1.2 本检修作业作业包适用于发变组保护装置的标准A级检修及类似于A级检修性质的检修。1.3 本检修作业作业包的消耗材料计划根据发电设备标准大修材料消耗并结合设备修前状态诊断编制。1.4 本检修作业作业包的危险点分析以及防范措施根据电业安全工作规程、现场安全规程、火力发电厂危险点分析及预控措施，并结合现场实际情况编制而成。1.5 本检修作业作业包的设备检修工序及质检点、技术监督设置参考发电机组大修标准项目和验收质量标准350MW机组电气专业，并结合国电电力大连开发区

4、热电厂部分企业相关资料编制而成。1.6 本检修作业作业包需经生产技术部审核，总工程师（生产副厂长）批准后方可使用。2 编制目的2.1 有利于检修项目管理，规范检修作业行为，便于检修管理全过程控制，确保发变组保护装置修后符合质量要求。2.2 有利于检修方执行，提供完善、标准、规范的检修作业程序。2.3 有利于检修资料归档。3 确保目标3.1 确保发变组保护装置检修全过程无不安全因素发生。3.2 确保发变组保护装置检修项目的验收率、合格率为100%，质量评价为“优秀”。3.3 实现发变组保护装置修后一次性启动成功，达到修后运行100天无故障。3.4 确保发变组保护装置修后技术参数达到目标值。4 发

5、变组保护装置结构概述 RCS985 提供一个发电机变压器单元所需要的全部电量保护，保护范围：主变压器、发电机、高厂变、励磁变（励磁机）。根据实际工程需要，配置相应的保护功能。 对于一个大型发变组单元或一台大型发电机，配置两套RCS-985 保护装置，可以实现主保护、异常运行保护、后备保护的全套双重化，操作回路和非电量保护装置独立组屏。- II -国电电力大连开发区热电厂发变组保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用有效概 述检修文件包编号GDDK-103-B101A-2015检修作业文件包模版编号GDDK-103-B101A-2015检修计划名称#1机组电气专业A级

6、检修检修等级A级检修检修项目类型标准项目质检点见证人及电话工作负责人 电话 W点见证人 电话 H点见证人 电话 技术监督 电话 质检点设置W点计划3个，实际( )个，H点计划3个，实际( )个设备异动项目有 个，实际( )个异动申请单编号反措项目有 个，实际( )个异动竣工报告单编号技术监督电气监督7个，实际( )个项目变更情况有 个，实际( )个不符合项统计有( )个工作票号检修工作描述#1机组发变组保护装置A级检修检修工作内容设备型号RCS-985、RCS-974设备编码10CHA*检修地理位置电气电子间计划开工时间计划完成时间实际开工时间实际完成时间工作接受单位工作负责人 及电话作业包附

7、件目录国电电力大连开发区热电厂发变组保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用有效作业包附件目录序号项目内容（工序描述）附件目录1检修项目调整申请单附件12反事故技术措施/技术监督反馈单附件23设备试运转申请单附件34设备试运转异常登记单附件45设备检修不符合项报告附件5678910111213141516171819202122232425修前设备状态检查与诊断国电电力大连开发区热电厂发变组保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用有效修前设备状态检查与诊断设备状态：检修建议： 检查人： 日期： 资 源 准 备工作所需工作人员计划国电电力大

8、连开发区热电厂发变组保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用有效资 源 准 备工作所需工作人员计划检修人员和配合人员需用人数需用工时统计工时专责工作业工临时工电焊工架子工试验工备 注统计工时=需用人数×工时工作所需备品配件准备序号名 称规格型号单位数量单价编 码123456789工作所需消耗性材料准备序号名 称规格型号单位数量单价编 码1打印纸包12毛刷把23绝缘胶布卷14试验线包套1567891011工作负责人确认以上准备完成后签字：日期：检修所需工器具准备国电电力大连开发区热电厂发变组保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用

9、有效资 源 准 备检修所需工器具准备序号工具名称型 号数量序号工具名称型 号数量1手套3副112常用工具包1套123电源插座1个134抹布2包145吹风机1台156167178189191020检修所需测量用具准备序号工具名称型 号数量序号工具名称型 号数量1数字式万用表1个1121000V摇表1个123134145156167178189191020检修所需试验器具及电动工器具准备序号试验器具名称型 号数量序号电动工器具名称型 号数量1继电保护试验仪1122334455667788991010工作负责人确认以上工器具准备齐全、可用后签字： 日期：检修所需参考图纸资料国电电力大连开发区热电厂发

10、变组保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用有效资 源 准 备检修所需参考图纸资料序号资 料 名 称资 料 图 号1发变组保护装置接线图2发变组保护装置原理图3发变组保护装置技术说明书4发变组保护装置检修作业文件包5发变组保护装置调试大纲678910111213141516171819202122232425反事故技术措施计划国电电力大连开发区热电厂发变组保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用有效反事故技术措施计划序号反事故技术措施计划名称标准要求执行结果执行负责人1误接线工作需要拆开的线头，需在监护人的监护下应核对无误后逐个拆除，用绝

11、缘胶布包好，并做好记录；恢复时履 行同样的任务2电流互感器二次开路必须短路电流互感器二次绕组，使用短路片或短路线短路 应妥善可靠，严禁用导线缠 绕；工作时必须有专人监护，使用绝缘工具并站在绝缘垫上;严禁在电流互感器与短路 端子之间的回路和导线上进行任何工作；更换表计后，仔细检查并紧固试验端子3人身触电加强防范意识，检修认真，仔细，工作前验电456技术监督计划序号技术监督名称标准要求执行结果执行负责人1继电保护技术监督2电气绝缘技术监督345678910质量检验验收与技术监督计划国电电力大连开发区热电厂发变组保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用有效质量检验验收清单

12、序号工 序 名 称工时质检点技术监督项目标准要求结果1办理工作票2作业区安全措施布置W13装置外观检查4发变组保护装置清扫5发变组保护装置绝缘及接线检查W2电气绝缘监督6交直流电源回路检查继电保护监督7发变组CT、PT回路检查继电保护监督8开关量开入、开出回路检查继电保护监督9发变组保护装置元件及功能校验H1继电保护监督10非电量保护装置元件及功能校验H2继电保护监督11整组实验H3继电保护监督12检查恢复W313端子排紧固14检查各元件标识及电缆洞封堵情况15工作场地的清扫与清理16结束工作票，工作结束171819202122232425安全风险分析以及预防措施国电电力大连开发区热电厂发变组

13、保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用有效安全风险分析以及预防措施工作名称#1机组 发变组保护装置A级检修序号工作内容危险点分析应采取的预防措施执行情况执行人1隔离措施防止误入运行间隔及误操作设备运行区域和检修区域使用规定的设施隔离，标志明显。检修区域封闭施工，隔离栏杆不准随意移动，无破损、倾斜、歪倒。机组运转平台应设置、使用专门栏杆封闭隔离，确保整洁、美观、可靠。留出足够的检修作业和工艺要求的区域及空间。防止人身伤害工作负责人与工作许可人共同确认所有的隔离措施已做好。检修区域设置专用安全通道及出入口。在指定位置通行，通道畅通，无杂物阻塞。机组运转平台检修区域内安

14、全通道应敷设与作业区域不同颜色的胶垫。防止人身触电设备的电源开关已停电，并挂警告牌。2区域及设备防护防止设备损坏防止交直流混串。防止试验电源短路。不得带电插拔插件。进行户外设备处工作时，严防损伤瓷裙。防止设备内遗留物件检修用工器具应分类统一放置在现场专门的料架上，标识清晰，并设专人管理。3着装装备防止人身伤害工作人员戴帽、着装不当，易造成自身保护、防护能力不够。工作人员必须按规定戴好安全帽。工作人员必须穿合格的工作服和绝缘鞋。防止人身触电使用电动工具时，要戴绝缘手套，并穿绝缘鞋。4作业环境防止人身伤害工作现场照明应充足。材料、工器具、零部件定置管理，防止高空落物。5临时电源防止人身触电现场使用

15、的临时性电源盘要有合格证，并在电源开关处悬挂标示牌。电源插座完整，固定牢固，电源插头应完整。电源由专职人员接、拆线。临时增设的电源箱应放置在指定位置，固定牢固，不得倾斜、歪倒。检修施工电缆敷设规范。6防止火灾防止火灾按规定地点接驳电源。检修施工气管敷设规范。穿越通道、马路应设支架或专用挂钩架空，不得已在地面敷设时，应采取防止碾压措施。气管与电缆不得混敷，不用时应及时收拢，规范、整齐放置。穿越机组运转平台通道电缆、气管采用专门的带黄黑色标的橡胶线缆护套。7高空作业防止高空坠落 高空作业时工器具及零部件要放可靠，防止掉落，上下传送物件时要及绳子绑牢。8设备起吊防止人身伤害严禁在吊物下行走或停留。9

16、数据测量误接线打线时做好记录，恢复时对照记录本认真检查误接线打线时做好记录，恢复时对照记录本认真检查误碰工作时不要碰触其它不在检修范围内的设备10文明检修防止检修现场污染工作完毕后,工作负责人终结工作票，检修现场做到工完、料净、场地清。落实专人清理、保洁，做到“三无”、“三齐”、“三不乱”。每次收工前对场地、物料、工器具进行整理、清洁。大型施工场地设专人随时整理、清扫，保持整洁。检修区域内设置专门的废弃物地点，分类存放、收集并按规定程序处置。检修区域不遗留多余的物料，定期清理。按工艺要求及时清洁解体零部件、设备，并采取罩设防尘布等必要的防尘措施。防止零部件丢失材料、零部件、备品备件按照工艺、定

17、置图对应摆放、不直接落地。数量较多时，小型部件、备品应统一放置在专门料架上。考虑物体重量和楼板、搁置层体的承重负载能力及其他工艺需要。物品摆放不得妨碍消防及其他应急设施。学习人员签字： 主持人： 时间：检 修 程 序国电电力大连开发区热电厂发变组保护装置A级检修作业文件包版次：A/02015年#1机组A级检修使用有效检 修 程 序1 概述本程序是根据厂家资料、#1机组发变组保护装置安装资料，并参照各种规程、标准编写；适用于国电电力大连开发区热电厂发变组保护装置的标准A级检修；本程序需经生产技术部审核、总工程师（生产副厂长）批准后方可使用；检修工作应严格按照本程序执行，确保修后各项指标符合程序的

18、检修质量标准要求和检修工作保质、保量、按期完成。2 开工前的准备工作确认2.1 安全预防措施 办理工作票，工作票内所列安全、隔离措施应全面、准确、完善。( ) 确认工作票所列安全措施及系统隔离措施得到可靠落实后，方可开工。( )2.2 作业区 工作现场照明充足，通风良好。( ) 作业区域围栏已围设整齐、布置完备；出、入口设置合理，警示明显。( ) 作业区信息牌悬挂规范。( ) 检修区域胶皮铺设整齐、卫生清洁。( )W1点验收质检点名称作业区安全措施布置质量标准现场安全布置满足作业要求检修描述( )修理 ( )更换 ( )调整 ( )保持原状态验收结论工作负责人日期检修班组日期检修部专责日期生产

19、部专责日期2.3 工器具 工器具已按计划准备齐全，满足使用。( )2.4 材料和备品备件准备 材料和备品备件已按计划准备齐全，满足使用。( )3 检修工序与质量标准3.1 外观及接线检查 3.1.1 装置的硬件配置、标注及接线等应符合设计要求。( ) 3.1.2 核对出厂装置接线图与施工图，根据装置接线图检查屏内部接线，按施工图检查装置与相关设备接线，并紧线。( ) 3.1.3 装置各插件上的元器件的外观质量，焊接质量应良好；各芯片应插紧到位，方向正确，无管脚翘起或折断。( ) 3.1.4 检查装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象；存放程序的EPROM芯片的窗口是否用防紫外线的不干胶贴

20、片封死。( ) 3.1.5 装置的各部件固定良好，插件锁定无松动现象，装置外形应端正，无明显损坏及变形现象；装置接地应可靠。( ) 3.1.6 各插件应插、拔灵活，各插件和插座之间定位良好，插入深度合适,扁平电缆连接可靠。( ) 3.1.7 自动装置端子排连接应可靠，且标号应清晰正确。( ) 3.1.8 各部件应清洁良好。( )3.2 绝缘电阻检测 在保护柜端子排处将所有外部引入回路及电缆断开，分别将电流、电压、直流、控 制信号回路的所有端子各自连结在一起，用1000V摇表测量各回路对地、各回路间 绝缘电阻，其值均应大于10兆欧。 在保护柜端子排处将所有电流、电压、直流端子排连结在一起，电流回

21、路的接地点 断开，用1000V摇表测量各回路对地、各回路间绝缘电阻，其值均应大于1.0兆欧。W2点验收质检点名称发变组保护装置绝缘及电阻测量质量标准绝缘测量应使用1000V摇表测量，并以每秒钟2转的速度旋转摇表，测量前后要放电。检修描述( )修理 ( )更换 ( )调整 ( )保持原状态验收结论工作负责人日期检修班组日期检修部专责日期生产部专责日期3.3 开关量输入回路检验 3.3.1依次短接相应开入接点, 查看液晶显示和面板显示是否正确。( )3.4 开关量输出回路检验 3.4.1 开关量输出回路检验( )4 保护定值及功能检验：4.1 定值核对： 核对装置参数、系统参数、保护定值。检查结果

22、： .4.2 直流电源检查：（1）对照装置或屏柜直流电压极性、等级，装置或屏柜的接地端子可靠接地；（2）加上直流电压，合装置电源开关和非电量电源开关；（3）延时几秒钟，装置“运行”绿灯亮，“报警”黄灯灭，“跳闸”红灯灭(如亮可复归)，液晶显示屏幕显示主接线状态。（4）装置分别加入80%、110%额定电压，在各种情况下装置应能正确动作（可配合整组检验进行）。试验电压88V110V126.5V实验结果检查结果： .4.3开关量输入回路检验： 依次投入和退出屏上相应压板以及相应开入接点, 查看液晶显示“保护状态”子菜单中“开入量状态”是否正确。检查结果： .4.4 保护定值及功能检验：4.4.1 主

23、变差动保护4.4.1.1定值整定（1）保护总控制字“主变差动保护投入”置1；（2）投入主变差动保护压板；（3）比率差动启动定值： 0.4Ie ，起始斜率： 0.1 ，最大斜率： 0.7 ，二次谐波制动系数： 0.16 ；速断定值： 5Ie ；（4）整定主变差动跳闸矩阵定值： 183B ；（5）按照试验要求整定“主变差动速断投入”、“主变比率差动投入”、“主变工频变化量比率差动” 、“涌流闭锁功能选择”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。检查结果： .4.4.1.2 差动回路平衡性试验 对于YD11的主变接线方式，当电流互感器采用全Y接线时，RCS985装置采用主变高压侧电流A-B、B-C、C-A

24、的方法进行相位校正至发电机机端侧，并进行系数补偿。试验时分别从高压侧、发电机机端侧加入电流。高压侧、机端侧加入电流对应关系：Aac、Bab、Cbc。“主变比率差动投入”置1，分别从两侧加入各相反相电流试验。差流应不大于0.1A。试验时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。检查结果： .4.4.1.3 比率差动试验 试验时，分别从主变高压侧、发电机机端侧加入电流。高压侧、机端侧加入电流对应关系：Aac、Bab、Cbc。“主变比率差动投入”置1，分别从两侧加入各相反相电流试验。试验时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。高压侧Ie = 0.4Ie A，发电机侧 Ie = 4.04Ie A。主变

25、比率差动试验序号一侧电流二侧电流制动电流(I1+I2)/2差电流Ie动作情况AIeAIe1122334.4.1.4 二次谐波制动系数试验从一侧电流回路同时加入基波电流分量（能使差动保护可靠动作）和二次谐波电流分量，减小二次谐波电流分量的百分比，使差动保护动作。定值： 0.16 ；试验值： 。检查结果： .4.4.1.5 主变差动速断试验主变差动速断定值一般不小于5Ie。定值： 5Ie ；试验值： 。检查结果： .4.4.1.6 TA断线闭锁试验 “主变比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”均置1。两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，装置发“主变差动TA断线”信号并闭锁主变比率差动，但不

26、闭锁差动速断。“主变比率差动投入” 置1、“TA断线闭锁比率差动”置0。两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，主变比率差动动作并发“主变差动TA断线”信号。退掉电流，复归装置才能清除“主变差动TA断线”信号。检查结果： .4.4.2 主变相间后备保护4.4.2.1复合电压方向过流保护定值整定（1）保护总控制字“主变相间后备保护投入”置1；（2）投入主变相间后备保护投入压板；（3）负序电压定值： 4.6 V，相间低电压定值： 65 V，过流I段定值： 0.6 A，过流段定值： 15 A；（4）整定过流I段跳闸控制字： 183B ，过流段控制字： 0000 ；（5）根据需要整定“过流I段经复合

27、电压闭锁”、“过流段经复合电压闭锁”、“经低压侧复合电压闭锁”控制字，注：“经低压侧复合电压闭锁”不能单独投入；（6）“电流记忆功能”控制字置1时，复合电压闭锁判据必须投入，复合电压过流保护动作后，电流元件记忆保持10s。只有在复合电压判据不满足或电流小于0.1倍额定电流时，记忆元件返回；（7）“过流经方向闭锁”控制字整定为0；（8）“TV断线保护投退原则”控制字置0时，TV断线时不闭锁复合电压过流保护。置1时，TV断线时闭锁复合电压过流保护。如复合电压取自多侧TV时，控制字置0，某侧TV断线时，复合电压判据自动满足，控制字置1，某侧TV断线时，该侧TV的复合电压判据退出；（9）整定控制字“过

28、负荷投入”、“启动风冷投入”，相应的过负荷和启动风冷判据投入。检查结果： .4.4.2.2 复合电压方向过流保护试验内容高压侧为双母线接线方式，电流取主变高压侧电流；过流I段试验值： A，过流I段延时： s，过流段试验值： A，过流段延时： s，负序电压定值： V，低电压定值： V，电流记忆功能：退出，TV断线保护投退原则：退出。检查结果： .4.4.2.3 阻抗保护定值整定（1）保护总控制字“主变相间后备保护投入”置1。（2）投入主变相间后备保护投入压板。（3）阻抗I段正向定值： 1 ，阻抗I段反向定值： 1 ，阻抗I段延时： 10s，阻抗段正向定值： 1 ，阻抗段反向定值： 1 ，阻抗段延

29、时： 10 s。（4）整定阻抗I段跳闸控制字： 0000 ，阻抗段控制字： 0000 检查结果： .4.4.2.4 阻抗保护试验内容主变相间阻抗保护取主变高压侧相间电压、相间电流，阻抗方向指向主变，电流方向流入主变为正方向；阻抗方向指向系统，电流方向流出主变为正方向，灵敏角固定为78°。阻抗元件经突变量和负序电流启动。阻抗段正向试验值： ，阻抗段反向试验值： ，阻抗段正向试验值： ，阻抗段反向试验值： ，主变高压侧TV断线时闭锁阻抗保护。检查结果： .4.4.2.5过负荷、启动风冷试验过负荷定值：0.49A，延时： 5 s，启动风冷定值： 0.31 A，延时： 3 s，启动风冷2定值

30、： 15 A，延时： 10 s。检查结果： .4.4.3 主变接地后备保护试验4.4.3.1 零序方向过流保护定值整定（1）保护总控制字“主变接地后备保护投入”置1；（2）投入主变接地后备保护投入压板；（3）零序电压闭锁定值:10 V；零序过流段定值:15 A，零序过流段延时:10 s；零序过流段定值:2.5 A，零序过流段延时:6.8 s，零序过流段定值:15 A，零序过流段延时:10 s。（4）整定零序过流I段第一时限跳闸控制字、第二时限跳闸控制字；零序过流段第一时限跳闸控制字：0000、第二时限跳闸控制字：0000；零序过流段第一时限跳闸控制字：0000、第二时限跳闸控制字：0000；（

31、5）间隙零序电压定值：180 V，间隙零序电压延时：0.5 s；间隙零序过流定值：1 A，间隙零序过流延时：0.5 s。（6）主变低压侧零序电压定值：10 V，零序电压报警延时：6 s。（7）根据需要整定“零序过流I段经零序电压闭锁”、“零序过流I段经谐波闭锁”、“零序过流段经零序电压闭锁”、“零序过流段经谐波闭锁”、“主变低压侧零序电压报警投入”、“间隙零序经无流闭锁”控制字、“间隙零序经外部投入”。注：“TV断线投退原则”未定义。检查结果： .4.4.3.2 零序过流保护试验内容保护取主变中性点零序TA电流、零序电压取主变高压侧开口三角零序电压。零序电压闭锁定值： V。零序过流I段试验值：

32、 A，延时1： s，延时2： s；零序过流段试验值： A，延时1： s，延时2： s；零序过流段试验值： A，延时1： s，延时2： s；零序过流段则固定不经零序电压闭锁。检查结果： .4.4.3.3间隙零序保护试验内容保护取主变零序电压、间隙零序TA电流。“间隙零序经无流闭锁”投入时，零序电压保护需经零序无流闭锁；“间隙零序经外部投入”投入时，只有外部零序保护投入接点开入，间隙零序保护才开放。间隙零序过电压试验值： V，延时1： s，延时2： s；间隙零序过流试验值： A，延时1： s，延时2： s。检查结果： .4.4. 4 发电机纵差保护试验4.4.4.1 定值整定（1）保护总控制字“发

33、电机差动保护投入”置1；（2）投入发电机差动保护压板；（3）比率差动启动定值： 0.3Ie，起始斜率： 0.05 ，最大斜率： 0.5 ，速断定值： 4Ie；（4）整定跳闸矩阵定值： 183B ；（5）按照试验要求整定“发电机差动速断投入”、“发电机比率差动投入”、“发电机工频变化量比率差动”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。检查结果： .4.4.4.2 差动回路平衡性试验“发电机比率差动投入”置1，分别从两侧加入各相同相额定电流试验。差流应不大于0.1A。检查结果： .4.4.4.3 比率差动试验“发电机比率差动投入”置1，分别从两侧加入各相电流试验（额定电流Ie =3.96A）。发电机比率

34、差动试验序号机端电流中性点电流制动电流(I1+I2)/2差电流Ie动作情况AIeAIe1123354.4.4.4 发电机速断试验发电机差动速断定值一般不小于4Ie。定值： 4 Ie；试验值： Ie。检查结果： .4.4.4.5 TA断线闭锁试验“发电机比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”均置1。两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，装置发“发电机差动TA断线”信号并闭锁发电机比率差动，但不闭锁差动速断。“发电机比率差动投入” 置1、“TA断线闭锁比率差动”置0。两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，发电机比率差动动作并发“发电机差动TA断线”信号。退掉电流，复归装置才能清除“发电机

35、差动TA断线”信号。检查结果： .4.4.5 匝间保护定值整定(纵向零序电压)4.4.5.1 定值整定（1）保护总控制字“发电机匝间保护投入”置1；（2）投入发电机匝间保护压板；（3）灵敏段定值： 3 V，高定值段： 10 V，延时： 0.15 s，匝间保护方程：Uz > Uzd*1+k× Im / Ie Im=3×I2Imax < IeIm=(Imax-Ie)+3×I2Imax Ie（4）整定跳闸矩阵定值： 183B ；（5）按照试验要求整定“零序电压投入”、“零序电压经相电流制动投入”、“零序电压高定值段投入”、“零序电压经工频变化量方向闭锁”。装

36、置控制字“零序电压经工频变化量闭锁”投入时，必须同时投入“零序电压经相电流闭锁”。发生内部故障，工频变化量负序方向动作，此时，纵向零序电压不经相电流制动，只需大于定值，延时动作于出口；发生区外故障，工频变化量负序方向不动作，此时，纵向零序电压保护判据仍经相电流制动，保护被制动。而高定值段不受“零序电压经工频变化量闭锁”控制。检查结果： .4.4.5.2匝间保护试验内容电流制动取发电机机端。匝间保护试验值序号发电机电压V最大相电压V零序电压V延时S动作情况15530.15延时定值试验，加入1.2倍的动作量，保护延时出口，测得延时：0.15s。检查结果： .4.4.6 发电机后备保护试验4.4.6

37、.1 复合电压过流保护定值整定（1）保护总控制字“发电机后备保护投入”置1；（2）投入发电机相间后备保护投入压板；（3）负序电压定值： 4.6 V，相间低电压定值： 60 V，过流I段定值：5.42A，过流段定值： 80 A；（4）整定过流I段跳闸控制字： 183B ，过流段控制字： 0000 ；（5）根据需要整定“过流I段经复合电压闭锁”、“过流段经复合电压闭锁”、“经高压侧复合电压闭锁”控制字；（6） “TV断线保护投退原则”置0时。如TV断线时，复合电压判据自动满足，控制字置1，TV断线时，该侧TV的复合电压判据退出；（7）“自并励发电机”控制字置1时，复合电压过流保护启动后，电流带记忆

38、功能，对于自并励发电机，过流保护必须经复合电压闭锁；（8）“过流段闭锁输出控制字”置1时，机端电流大于段定值时瞬时动作于备用2输出接点。检查结果： .4.4.6.2 复合电压过流保护试验内容保护取发电机机端、中性点最大相电流。过流I段试验值： A，过流I段延时： s，过流段试验值： A，过流段延时： s，负序电压试验值： V，低电压试验值： V。检查结果： .4.4.6.3 阻抗保护定值整定（1）保护总控制字“发电机相间后备保护投入”置1；（2）投入发电机相间后备保护投入压板；（3）阻抗I 段正向定值： 1 ，阻抗I 段反向定值： 1 ，阻抗I 段时限： 10 S，阻抗段正向定值： 1 ，阻抗

39、段反向定值： 1 。（4）整定阻抗I 段跳闸控制字： 0000 ，阻抗段控制字： 0000 ；检查结果： .4.4.6.4 阻抗保护试验内容发电机相间阻抗保护取发电机机端电压 TV1、中性点电流，灵敏角固定为 78°，阻抗元件方向指向系统。阻抗元件经突变量和负序电流启动。阻抗段试验值： ；阻抗段试验值： ；TV1 断线闭锁阻抗保护。检查结果： .4.4.7 发电机定子接地保护试验4.4.7.1 95%定子接地保护定值整定（1）保护总控制字“定子接地保护投入”置1；（2）投入发电机95%定子接地保护投跳压板；（3）基波零序电压定值： 10 V，零序电压高定值： 20 V，零序电压保护延

40、时： 3 s；（4）整定跳闸矩阵定值 183B ；（5）“零序电压报警段投入”置1，报警段动作判据：中性点零序电压Un0 U0zd （6）“零序电压保护跳闸投入”置1，灵敏跳闸段动作判据：中性点零序电压Un0 U0zd 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；机端零序电压Ut0 U0zd，闭锁定值U0zd不需整定，保护装置根据系统参数中机端、中性点TV的变比自动转换。（7）高定值段动作判据：Un0 > U0zd_h。检查结果： .4.4.7.2 95%定子接地保护试验内容基波零序电压定子接地保护，动作于报警时，不需通过压板控制，也不需经主变高压

41、侧零序电压闭锁。基波零序电压定子接地保护，而动作于跳闸，需经压板控制。灵敏段出口需经主变高压侧、机端零序电压闭锁；高定值段不需经主变高压侧零序电压闭锁。检查结果： .4.4.7.3 100%定子接地保护定值整定（1）保护总控制字“定子接地保护投入”置1；（2）投入发电机100%定子接地保护投跳压板；（3）发电机并网前三次谐波电压比率定值： 1.1 ，发电机并网后三次谐波电压比率定值：1.2 ，三次谐波电压差动定值： 0.3 ，三次谐波电压保护延时： 6 s；（4）整定跳闸矩阵定值： 183B ；（5）“三次谐波比率判据投入”置1，动作判据：并网前：K3w > K3W pzd并网后：K3w

42、 > K3W 1zd；（6）“三次谐波电压差动判据投入”置1，动作判据： |UT3 k3wt*UN3| > K3W2zd *UN3本判据在发变组并网后且发电机电流大于0.2Ie时延时投入；（7）“三次谐波保护报警投入”置1，100%定子接地保护动作于报警；（8）“三次谐波保护跳闸投入”置1，三次谐波电压比率保护动作于跳闸, 三次谐波电压差动判据不受此控制字影响，固定动作于报警。检查结果： .4.4.7.4 定子三次谐波零序电压保护试验内容（1）定子三次谐波电压比率判据辅助判据：机端正序电压大于0.5Un，机端三次谐波电压值大于0.3V。模拟发变组并网前断路器位置接点输入，机端加入正

43、序电压大于0.5Un，机端、中性点零序电压回路分别加入三次谐波电压，使三次谐波电压比率判据动作。模拟发变组并网后断路器位置接点输入，机端加入正序电压大于0.5Un，机端、中性点零序电压回路分别加入三次谐波电压，使三次谐波电压比率判据动作。（2）定子三次谐波电压差动判据辅助判据：机端正序电压大于0.85Un，机端三次谐波电压值大于0.3V，发变组并网且发电机负荷电流大于0.2Ie，小于1.2Ie。三次谐波零序电压定子接地保护，动作于报警时，不需通过压板控制。模拟发变组并网后断路器位置接点输入，机端加入正序电压大于0.85Un，发电机电流回路加入大于0.2Ie的额定电流，机端、中性点零序电压回路分

44、别加入反向三次谐波电压，使三次谐波差电压为0，延时10s，三次谐波电压差动判据投入，减小中性点三次谐波电压，使三次谐波电压判据动作。检查结果： .4.4.8 发电机转子接地保护试验4.4.8.1 转子一点接地定值整定（1）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，投入发电机转子一点接地保护投跳压板；（3）一点接地信号段定值： 20 k，一点接地定值： 5 k，延时： 5 s；（4）整定转子接地保护跳闸矩阵定值： 0000 ；（5）“转子一点接地灵敏段投入”置1，动作于报警；（6）“转子一点接地信号投入”置1，动作于报警；（7）“转子一点接地跳闸投入” 置1，按跳

45、闸矩阵动作于出口。检查结果： .4.4.8.2 转子两点接地定值整定（1）保护总控制字“转子接地保护投入”置1；（2）投入发电机转子两点接地保护压板；（3）两点接地二次谐波电压定值： 0.3 V，两点接地保护延时： 1 s；（4）整定转子接地保护跳闸矩阵定值： 183B ；（5）“转子两点接地保护投入”置1，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二次谐波电压闭锁。检查结果： .4.4.8.3 转子一点接地试验内容合上转子电压输入开关，从相应屏端子外加直流电压，将试验端子（20k）与电压正端短接，测得试验值： 20 k，将试验端子与电压负端短接，试验值： 20 k。转子一点接地保护跳闸功能退出。检查结果： .4.4.8.4 转子两点接地试验内容转子一点接地保护，动作于报警时，不需通过压板控制。而动作于跳闸，需经压板控制。从屏端子外加直流电压220V，将试验端子与电压正端短接，测