1发变组保护rcs985作业指导书

1、目次简要作业流程图11范围22本指导书涉及的技术资料和图纸23安全措施23.13.23.33.43.53.6准备工作中需要注意的事项2施工过程中需要注意的事项2验收过程中需要注意的事项2试运过程中需要注意的事项3修后交接需要注意的事项3文明生产需要注意的事项34备品备件准备34.14.2现有备件准备情况3采购备件准备情况35现场准备及工具35.15.25.3现场准备3工作准备3办理相关工作票46检修工序及质量标准46.16.26.36.46.56.66.76.86.96.106.116.126.136.146.15检修项目4执行安全措施7外观及接线检查7装置绝缘检查8直流逆变电源检查8通电初步

2、检验9开入量检查9模拟量采样测试10装置保护功能试验11二次回路检查51整组传动试验53定值、时钟及开关量状态投用前检查54完工检查54现场. 54工作票终结547检修. 548不符合项通知单559完工报告单5610质量单58附录 A 安全措施票59简要作业流程图作业流程开始否否是是否是现场工作结束系统验收整组传动系统连接分步试验装置验收回路验收模拟试验回路连接正确接地检查电缆绝缘检查软件检查回路设备检查清扫检查二次回路检修保护装置检修执行安全措施安全、技术交底检修现场准备工作检修前准备1范围本指导书适用于 RCS-985 G 数字式发变组保护装置的 A/B/C 级检修工作。主要工作为设备二次

3、回路清扫、检查、装置校验传动工作，对元件及回路进行检查、检修，并对已发现的问题进行处理。2本指导书涉及的技术资料和图纸下列文件中的条款通过 的修改单或修订版均不适用于件的最新版本。凡是不注日期的的而成规范的条款。凡是注日期的文件，其随后所有，然而，鼓励根据达成协议的各方研究是否可使用这些文文件，其最新版本适用于。GB/T 7261-2008继电保护和安全自动装置基本试验方法GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程DL 408-1991电业规程（发电厂和变电所电气部分）DL/T 478-2013DL/T 527-2013DL/T 587-2007DL/T 624-2010DL

4、/T 684-2012DL/T 769-2001DL/T 838-2003DL/T 995-2006继电保护和安全自动装置通用技术条件继电保护及装置电源模块（模件）技术条件微机继电保护装置运行管理规程继电保护微机型试验装置技术条件大型发电压器继电保护整定计算导则电力系统微机继电保护技术导则发电企业设备检修导则继电保护和电网安全自动装置检验规程能源局防止电力生产事故的二十五项重点要求电网公司十八项电网反事故措施中国公司反事故措施公司防止电力生产唐事故二十五项反措RCS-985 系列发电RCS-985 系列发电最新定值通知单 最近一次检修报告相关图纸压器成套保护装置说明书压器成套保护装置调试大纲3

5、安全措施3.1准备工作中需要注意的事项3.1.13.1.23.1.3参加检修的接受安全教育和技术培训，达到上岗条件。作业着装符合规定、精神状态良好。办理电气检修工作票及点分析票，确认工作票所载安全措施是否正确、完备的执行，查对检修设备与运行设备是否明确3.2 施工过程中需要注意的事项。3.2.13.2.2每天检查作业着装是否符合规定、精神状态是否良好。每天工作前向作业交代现场安全措施、带电部位及其它注意事项。作业要熟悉作业环境，避免碰伤和滑倒。接、拆试验电源必须在电源开关拉开的情况下进行。试验仪器必须可靠接地。严格按图纸施工，严禁凭记忆工作。3.2.33.2.43.2.53.3 验收过程中需要

6、注意的事项3.3.1 试验应完整、清楚。3.3.2 整定值应与定值通知单相符。3.3.3 各测量结果是否正确并与上次测量结果无较大出入。3.4 试运过程中需要注意的事项3.4.13.4.23.4.3确认安全措施完好，与运行设备明确。观察保护装置及继电器无异常信号及状态。观察保护及开关动作情况是否正确。3.5 修后交接需要注意的事项3.5.13.5.23.5.3检查所做措施全部恢复。检修现场卫生必须干净。修后设备和运行交待工作完毕，填写相应本。3.6 文明生产需要注意的事项3.6.1 检查设备标示、标牌完好齐全。3.6.2 检查现场无检修遗留物。4备品备件准备4.1现有备件准备情况4.2采购备件

7、准备情况5现场准备及工具5.1现场准备5.2工作准备一、材料类（具体数量视情况而定）序号名称型号规格数量备注1绝缘胶带黄、绿、红卷2打印纸张3二、工具类（具体数量视情况而定）1常用工具套2测试导线套3兆欧表块4万用表块5计算器只6带漏电保护电源个7三相继电保护测试仪台8笔记本电脑台9序号名称型号规格（图号）数量预计入库时间备注123序号名称型号规格（图号）数量备注1电源插件块每 5 年更换23检查试验仪器、仪表证在有效周期内，检查工器具。工器具已准备完毕，材料、备品备件已落实、最新定值单、相关图纸、上一次试验报告已齐全。检修地面已经铺设防护胶片，场地已经完善。作业文件已组织学习，工作组成员熟悉

8、本作业指导书内容、进度要求、作业标准、现场安全事项。W15.3办理相关工作票开工前工作票预想。要组织进行工作内容交底、安全交底、技术交底，做好点分析及措施已办理工作票及开工手续。确认安全措施已正确执行完毕，检查验证工作票。H16检修工序及质量标准6.1检修项目检 验 项 目首检全部检验部分检验 1部分检验 21 外观及接线检查2 装置绝缘检查3 直流逆变电源的检查3.1 检验电源的自启动性能3.2 输出稳定性检测3.3 直流拉合试验4 通电初步检验4.1 保护装置的通电自检4.2 键盘检验4.3 保护管理机、打印机与保护装置的联机试验4.4 软件版本和程序的核查4.5 GPS 对时检查4.6

9、装置参数设置及检查a）定值整定b）整定值的失电保护功能检验5 开入量检查5.1 保护投退压板检查5.2 外部开入量检查6 模拟量采样测试6.1 电流采样测试6.2 电压采样测试7 装置保护功能试验7.1 发电机纵差保护检验a）纵差保护定值整定做安全技术措施前应认真检查二次工作安全措施票和实际接线及图纸是否一致，若有临时安全措施也要在继电保护安全措施票上登记。b）比率差动启动定值测试c）比率差动试验d）发电机差动速断试验e）TA 断线闭锁试验7.2 发电机匝间保护检验a）匝间保护定值整定b）匝间保护试验c）TV 断线试验7.3 发电机相间后备保护检验a）复合电压过流保护定值整定b）复合电压过流保

10、护试验c）阻抗保护定值整定d）阻抗保护试验7.4 发电机定子接地保护检验a）定子接地定值整定b）定子三次谐波零序电流保护试验7.5 转子接地保护检验a）转子一点接地定值整定b）转子两点接地定值整定c）转子一点接地试验d）转子两点接地试验7.6 定子过负荷保护检验a）定时限过负荷定值整定b）定时限过负荷试验c）反时限过负荷定值整定d）反时限过负荷试验7.7 定子负序过负荷保护检验a）定时限负序过负荷定值整定b）定时限负序过负荷试验c）反时限负序过负荷定值整定d）反时限负序过负荷试验7.8 发电机失磁保护检验a）失磁保护定值整定b）失磁保护阻抗判据试验c）失磁保护转子判据试验d）失磁保护段减出力试

11、验e）失磁保护段经母线电压低动作于跳闸f）失磁保护段动作于信号或跳闸7.9 发电机失步保护检验a）失步保护定值整定b）失步保护判据试验7.10 发电机电压保护试验a）发电机电压保护定值整定b）电压保护试验7.11 发电机过励磁保护检验a）定时限过励磁定值整定b）反时限过励磁定值整定c）过励磁试验7.12 发电机逆功率保护检验a）发电机逆功率保护定值整定b）逆功率保护试验7.13 发电机频率保护检验a）发电机频率保护定值整定b）频率保护试验7.14 发电机起停机保护检验a）发电机起停机保护定值整定b）起停机保护试验7.15 发电机误上电保护检验a）发电机误上电保护定值整定b）误上电保护试验7.1

12、6 励磁差动保护检验a）差动保护定值整定b）比率差动试验c）二次谐波制动系数试验d）励磁差动速断试验e）TA 断线闭锁试验7.17 励磁后备保护a）励磁过流保护定值整定b）励磁过流保护试验7.18 励磁过负荷保护检验a）定时限过负荷保护定值整定b）定时限过负荷保护试验c）反时限过负荷保护试验7.19 非电量保护检验a）非电量保护定值整定b）非电量保护试验7.20 TA 断线检验a）各侧电流回路 TA 断线b）差动保护差流c）差动保护 TA 断线或闭锁7.21 TV 断线检验a）各侧电压回路TV 断线b）发电机机端电压切换c） 发电机定子接地相关TV 断线判别8 二次回路检查8.1 二次回路图纸

13、检查8.2 二次回路外观检查8.3 TV 二次回路绝缘检查6.2 执行安全措施6.2.1 检修前的工作 对施工进行技术交底，并明确分工。 确认工作票所载安全措施已正确、完备的执行，查对检修设备与运行设备已明确6.2.2 执行安全措施票。一人监护，另一人操作。逐条执行安全措施。安全措施票格式见“附录A”。6.3外观及接线检查6.3.1 屏内清扫柜的清扫要用吸风机把灰尘吸干净。 小母线、端子排的清扫需用毛刷轻掸干净。继电器的清扫需用小笼布擦洗干净。6.3.2 屏内二次接线检查 检查屏内二次接线，压接无松动、无断线、无接触不良。6.3.3接地检查保护引入、引出电缆必须用电缆。电缆的地），电缆层必须两

14、端接地（如对端系统对电缆层及装置接地接至接地铜排良好。层接地有特殊要求的，按对端系统要求接检查屏内接地铜排可靠用大于50mm2截面铜缆连接至保护地网。6.3.4 装置外观检查 检查装置内、外部清洁无积尘；清扫屏柜内端子排上的灰尘。1. 使用绝缘完好的工具，防止误碰。2. 工作时，必须有专人监护。1. 工作要向工作组成员清楚交待作业内容及注意事项。2. 查对检修设备与运行设备明确。3安全措施不得丢项、甩项。 4已执行的安全措施要做好标记。8.4 TA 二次回路绝缘检查8.5 直流回路绝缘检查8.6 TV 二次回路直阻检查8.7 TA 二次回路直阻检查8.8 屏内端子紧固9 整组传动试验9.1 保

15、护屏信号检查9.2 保护出口回路检查10 定值、时钟及开关量状态投用前检查11 带负荷试验12 试验结论注：1.全部检验周期：新安装保护装置 1 年后进行 1 次全部检验，以后一般每隔 46 年进行 1 次（建议随机组 A 级检修进行）。2. 部分检验 1 周期：一般每隔 23 年进行 1 次（建议随机组B 级检修进行）。3. 部分检验 2 周期：一般每隔 1 年进行 1 次（建议随机组C 级检修进行）。4. 表中有“”符号的项目表示要求进行检验。5. 定期校验中若发现装置特性不符合标准时，检验项目应与新安装项目相同。 检查装置的小开关及按钮良好；显示屏清晰，文字清楚。 检查装置端子排螺丝拧紧

16、，后板配线连接良好。6.3.5 出口压板检查跳闸连接片的开口端应装在上方。跳闸连接片在落下过程中必须和相邻跳闸连接片有足够的距离，以保证在操作跳闸连接片时到相邻的跳闸连接片。碰检查并确证跳闸连接片在拧紧螺栓后能可靠地接通回路，且接地。穿过保护屏的跳闸连接片导电杆必须有绝缘套，并距屏孔有明显距离。W26.4装置绝缘检查装置断电情况下，用500V兆欧表摇测电源空开下口对地绝缘应不小于20M。表1 装置试验W36.5直流逆变电源检查6.5.1 保护逆变电源自启动电压测试 试验直流电源由零缓慢升至80%额定电压值，此时装置面板上“运行”绿灯应发平光，直流消失装置闭锁接点打开。6.5.2 逆变电源输出电

17、压测试 试验直流电源电压工作于80%110%Un 之间时，保护装置均能正常工作。在直流电压为额定值时检验各级输出电压。打开装置背板，表面标有 Vcc、5V、15、15、24V和GND即为装置的逆变电源输出测点，要求在不同工作电压下测量逆变电源的输出值，误差在5 以内。表2 电压测试6.5.3 逆变电源的直流拉合试验 直流电源在额定工作电压下运行。保护装置通入正常的负荷电流和额定电压。监视保护跳闸出口接点。保护装置突断电、突然上电，“运行”绿灯应能相应地熄灭、点亮。电源缓慢上升或下降，装置均不误动作和误发信。表3 拉合测试W4试验仪器项目电压缓慢上升/下降可靠运行电压范围装置突然上电装置突然失电

18、装置工作情况标准电压（V）+5+15-15范围（V）+5V5%15V5%15V5%实测值（V）100%Ue实测值（V）80%Ue实测值（V）110%Ue试验设备电源绝缘电阻（M）装置电源6.6 通电初步检验6.6.1 保护装置的通电自检 合上装置电源开关后，延时几秒钟，装置“运行”绿灯亮，“”黄灯灭，“跳闸”红灯灭，液晶显示屏幕显示主接线状态。6.6.2 检验键盘 在保护装置正常运行状态下，检验键盘。在自动切换至告（保护动作报告显示、保护异常报告显示、保护开关量变位报告显示）的状态下，按“ESC”键可进入主接线图，在主接线图状态下再按“ESC” 键可进入主菜单，按“”、“”键，实现上下滚动，光

19、标落在哪一项，按“ENT”键可选中该项，操作完毕后，按“ESC”键至主接线图。分别操作 “”、“”、“ ”、“-”、“”、“”、“ENT”等键，以检验这些按键的功能正确性。6.6.3 保护管理机、打印机与保护装置的联机试验 检查保护管理机与保护装置之间通讯正常，及上传数据正确；打印机与保护装置的联机试验：将通口与打印机系统接口连接起来，拧紧接口处的螺丝，打印机电源线的接地线应可靠接地。通过界面触摸屏幕操作，启动打印机系统，分别打印出定值字体清晰、无卡纸或串行现象。及其他报告。要求打印正确、6.6.4 软件版本和的核查 在人机界面检查本保护装置的程序版本号，是否与下表版本一致。表4 程序版本检查

20、6.6.5 GPS 对时检查 检查保护装置是否与GPS对时。6.6.6 装置参数设置及检查将笔记本电脑与保护装置正确连接。定值整定：根据定值单整定保护各定值，打印一份定值并与定值单逐项核对。注：“”，修改装置参数定值，会影响装置读系统参数和保护定值，装置会报“读区定值无效”，“运行”灯灭，因此必须对系统参数定值和保护定值进行确认后，“运行”灯才重新点亮。整定值的失电保护功能检验：整定值的失电保护功能可通过断开、合上逆变电源开关的方法检验，保护装置的整定值在直流电源失电后丢失或改变。W56.7开入量检查对所有保护压板依次投入和以及对所有引入端子排的开关输入量以此加入激励量，分别监视装置菜单“保护

21、状态”中“保护板状态”和“管理板状态”的“开关量状态”显示是否正常。6.7.1 保护投退压板检查表 5 压板检查压板压板名称检查结果（正确打）1LP11LP2程序版本保护板管理板面板管理序号工程号6.7.2 外部开入量检查表 6 开入量测试W66.8 模拟量采样测试6.8.1 电流采样测试 在保护屏的端子排加模拟量输入，检查保护装置各通道应数值显示正确，相位正确，改变输入值的大小，校准精度。（注:各模拟量均以正相序输入，装置显示均为二次值）表7 零漂测试注：可根据实际情况增减行数。表8 精度测试测试结果通入要求值管理板保护板精度侧Ia0.2InIn1.2In侧Ib0.2InIn1.2In侧Ic

22、0.2InIn1.2InII 侧Ia0.2In测试结果管理板保护板零漂侧Ia侧Ib侧IcII 侧IaII 侧IbII 侧Ic序号通道名称检查结果（正确打）1231LP31LP51LP61LP71LP81LP91LP101LP111LP12注：可根据实际情况增减行数。6.8.2 电压采样测试 在保护屏的端子排加模拟量输入，检查保护装置各通道应数值显示正确，相位正确，改变输入值的大小，校准精度。（注:各模拟量均以正相序输入，装置显示均为二次值）表9 零漂测试注：可根据实际情况增减行数。表10 精度测试注：可根据实际情况增减行数。H26.9 装置保护功能试验6.9.16.9.26.9.36.9.4试

23、验准备装置内部所有螺丝紧固装置上电正常装置调试试验准备6.9.4.1 装置参数整定定值区号一般整定为0，如需两套定值切换，可以分别在0，1区号下整定，根据运行方式人工切换。装置编号可以按发变组编号整定。本机通讯地址根据系统要求统一编号整定，如不接入系统，不需整定。波特率1和波特率2分别为装置与通讯机接口1与2的通讯速率，可供选择范围为：1200，2400，4800，9600，14400，19200，38400共七种，根据需要整定。对于通讯规约整定，通讯规约定值A口和B口可以有三种规约可选：103，LFP，MODBUS。自动打印、网络打印一般整定为0。测试结果通入要求值管理板保护板精度侧 Ua5

24、0V侧 Ub57.7V侧 Uc60V侧 UL（零序）3V侧 UX（间隙）3V测试结果管理板保护板零漂侧 Ua侧 Ub侧 Uc侧 UL（零序）侧 UX（间隙）In1.2InII 侧Ib0.2InIn1.2InII 侧Ic0.2InIn1.2In 定值修改一般整定地修改”。 对时选择根据外部对时信号，选择分对时或秒对时（RCS-985装置GPS对时方式有接点对时、485差分对时）。6.9.4.2 系统参数整定发电机（有功、功率因数）、励磁变容量按相应的铭牌参数整定。电压等级按实际工作电压整定。20kV100V100V333对于发电机机端TV变比如：，可以整定：机端TV原边为11.55kV，机端TV

25、副边为57.74V，机端TV零序副边为33.33V；也可整定：机端TV原边为20kV，机端TV副边为100V，机端TV零序副边为57.74V。发电机中性点TV按实际原、副边值整定。对于TA变比，一般装置内部配置的小电流互感器与TA二次额定值相同，均为1A或5A。对于发电机转子电流额定值和分流器二次值，可以直接输入分流器一次、二次额定参数。保护计算定值不需人工计算整定，只需将系统参数全部输入装置，保护装置自动计算出各侧二次额定电压、二次额定电流，自动形成差动各侧平衡系数。对于装置内部配置定值的整定，一般出厂时按工程需要设置，也可由现场服务需要设置。调试时根据工程6.9.4.3 保护定值整定 按要

26、求整定相应保护的定值单。6.9.4.4 跳闸矩阵整定6.9.4.5 试验时压板投入6.9.5 发电机纵差保护检验6.9.5.1 保护原理6.9.5.1.1比率差动原理比率差动动作特性如图 1。图 1比率差动保护的动作方程如下：比率差动保护的动作特性（公式 1） 式中 Id 为差动电流，Ir 为制动电流，Icdqd 为差动电流起动定值，Ie 为发电机额定电流。两侧电流定义：对于发电机差动、励磁机差动，其中 I1、I2 分别为机端、中性点侧电流； 对于裂相横差，其中 I1、I2 分别为中性点侧两分支组电流；比率制动系数定义：Kbl 为比率差动制动系数，Kb1r 为比率差动制动系数增量；Kb11 为

27、起始比率差动斜率，定值范围为 0.050.15，一般取 0.05； Kb12 为最大比率差动斜率，定值范围为 0.300.70，一般取 0.5； n 为最大比率制动系数时的制动电流倍数，装置内部固定取 4。6.9.5.1.2高性能 TA 饱和闭锁原理为防止在区外故障时 TA 的暂态与稳态饱和时可能引起的稳态比率差动保护误动作，装置采用差电流的波形判别作为 TA 饱和的判据。故障发生时，保护装置先判出是区内故障还是区外故障，如区外故障，投入 TA 饱和闭锁判据， 当某相差动电流有关的任意一个电流满足相应条件即认为此相差流为 TA 饱和引起，闭锁比率差动保护。6.9.5.1.3高值比率差动原理为避

28、免区内严重故障时 TA 饱和等因素引起的比率差动延时动作，装置设有一高比例和高起动值的比率差动保护，利用其比率制动特性抗区外故障时 TA 的暂态和稳态饱和，而在区内故障 TA 饱和时能可靠正确动作。稳态高值比率差动的动作方程如下：（公式 2）其中：差动电流和制动电流的选取同上。程序中依次按每相判别，当满足以上条件时，比率差动动作。注：高值比率差动的各相关参数由装置内部设定（勿需用户整定）。6.9.5.1.4差动速断保护当任一相差动电流大于差动速断整定值时瞬时动作于出口继电器。6.9.5.1.5差流异常与 TA 断线闭锁装置设有带比率制动的差流功能，开放式瞬时 TA 断线、短路闭锁功能。通过TA

29、 断线闭锁差动整定选择，瞬时 TA 断线和短路判别动作后可只发信号或闭锁全部差动保护。当TA 断线闭锁比率差动字整定为1时，闭锁比率差动保护。6.9.5.1.6比率差动的逻辑框图图 2 比率差动的逻辑框图6.9.5.2 定值整定保护总字“发电机差动保护投入”置1；投入发电机差动保护压板；比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，速断定值： ；整定跳闸矩阵定值；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”6.9.5.3 比率差动试验字。 发电机比率差动试验：（额定电流Ie = A）表11 发电机比率差动试验序号机端电流

30、A中性点电流 A制动电流 Ie差电流 Ie计算值 IeA相12345B相12346.9.5.4 发电机工频变化量差动试验 启动电流定值：Icdqd；试验值：。6.9.5.5 发电机差动速断试验 发电机差动速断定值一般不小于4Ie。表12 发电机差动速断试验6.9.5.6 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。正确错误“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

31、差动TA断线” 信号。正确错误退掉电流，复归装置才能清除“发电机差动TA断线”信号。正确错误6.9.6 发电机匝间保护检验6.9.6.1 保护原理6.9.6.1.1发电机高灵敏横差保护装设在发电机两个中性点连线上的横差保护， 用作发电机定子绕组的匝间短路、分支开焊故障以及相间短路的主保护。由于保护采用了频率跟踪、数字滤波及全周傅氏算法， 使得横差保护对三次谐波的滤除比在频率跟踪范围内达 100 以上， 保护只反应基波分量。（1） 高定值段横差保护，相当于传统单元件横差保护。（2） 灵敏段横差保护。装置采用相电流比率制动的横差保护原理， 其动作方程为：（公式 3） 式中Ihczd 为横差电流定值

32、，IMAX 为机端三相电流中最大相电流，Iezd 为发电机额定电流Khczd为制动系数。相电流比率制动横差保护能保证外部故障时不误动， 内部故障时灵敏动作， 由于采用了相电流比率制动，横差保护电流定值只需按躲过正常运行时不平衡电流整定，比传统单元件横差保护定值大试验侧发电机机端侧发电机中性点侧整定值相别测量值（A）5C相12345为减小，因而提高了发电机内部匝间短路时的灵敏度。对于其他正常运行情况下横差不平衡电流的增大，横差电流保护动作值具有浮动门槛的功能。6.9.6.1.2横差保护出口逻辑高灵敏横差保护动作于跳闸出口。发电机转子一点接地后， 保护切换于一个可整定的延时。出口逻辑框图如图 9。

33、图 3 发电机横差保护逻辑框图6.9.6.1.3纵向零序电压保护装设在发电机出口TV 开口三角上的纵向零序电压，用作发电机定子绕组的匝间短路的保护。由于保护采用了频率跟踪、数字滤波及全周傅氏算法，使得零序电压对三次谐波的滤除比达 100以上，保护只反应基波分量。（1） 高定值段匝间保护，按躲过区外故障最大不平衡电压整定，经工频变化量负序功率方向闭锁；（2） 灵敏段匝间保护：装置采用电流比率制动的纵向零序电压保护原理， 其动作方程为：UzozoIm/IeUzozdIm = 3I2Im = (Imax-Ie) 3I2Imax IeImax Ie式中 Uzozd 为零序电压定值， Imax 为发电机

34、机端最大相电流， I2 为发电机机端负序电流，Ie 为发电机额定电流， Kzo 为制动系数，制动系数受工频变化量负序功率方向影响。电流比率制动原理匝间保护能保证外部故障时不误动， 内部故障时灵敏动作， 由于采用了电流比率制动的判据，零序电压定值只需按躲过正常运行时最大不平衡电压整定，因此提高了发电机内部匝间短路时保护的灵敏度。对于其他正常运行情况下纵向零序电压不平衡值的增大，纵向零序电压保护动作值具有浮动门槛的功能。匝间保护一般经短延时（0.10S0.20S）出口。6.9.6.1.4纵向零序电压保护出口逻辑图 4 发电机匝间保护逻辑框图6.9.6.1.5TV 一次断线闭锁判据当发电机电压互感器

35、 TV2 一次断线时，需闭锁定子匝间纵向零序电压保护。判据 1：TV1 负序电压 3U2 U2_set1 或 TV2 负序电压 3U2 Uzozd（动作定值）判据 2： UAB-Uab 5V 或 UBC-Ubc 5V 或 UCA-Uca 5V，且 TV2 开口三角零序电压 3U0 Uzozd（动作定值）UAB、UBC、UCA 为 TV1 相间电压，Uab、Ubc、Uca 为 TV2 相间电压。满足判据 1 或判据 2 延时 40ms 发 TV2 一次断线回路恢复正常，按复归清除闭锁信号。信号，并闭锁纵向零序电压匝间保护。TV6.9.6.1.6工频变化量匝间保护判据形成：（公式 4）上述三个判据

36、同时满足，保护置方向标志；经负序电压、负序电流展宽后延时 0.2-0.5s 动作。工频变化量匝间方向保护直接取机端电压电流计算，不需TV，机端 TV1 断线时闭锁工频变化量匝间方向保护，电流量取发电机机端电流。保护定值装置内部已设定，不需整定，灵敏度约为纵向零序电压 3 V 的定值。工频变化量匝间方向保护在发电机并网前，不能反映匝间保护。6.9.6.2 匝间保护定值整定（纵向零序电压）保护总字“发电机匝间保护投入”置1；投入发电机匝间保护压板；纵向零序电压定值V，纵向零序电压高定值V， 零序电压保护延时S，匝间保护方程：Uz0 Uz0Zd*1+kZ0 Im / Ie （公式5）Im=3I2Im

37、ax IeIm=（Imax-Ie）+3I2 整定跳闸矩阵定值；Imax Ie 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”。 装置字“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”6.9.6.3 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Imax

38、 Ie， Imax = 表13 匝间保护试验区内故障：发电机电流反向，电流滞后电压，发电机故障。区外故障：发电机电流正向，电流超前电压，发电机以上部分故障。Imax=0.5 Ie Uz Imax Ie，Imax Ie（公式 6）， Im=（Imax-Ie）+3I2Imax= IeUz = Uz0Zd*1+kZ0 Im / Ie 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S。 纵向零序电压高定值保护测试纵向零序电压高定值保护，必须加电流，电压超前电流70度，判别区内故障。6.9.6.4 TV 断线对甲PT序电压A相加V电压，对丙PTA相加V电压，对机端加A电流以及丙PT零V，保护

39、动作。在此基础上，断开甲PT二次空开，保护制动，报TV断线。错误正确对甲PTA相加V电压，对丙PTA相加V电压，报TV断线，突加丙PT零序电压 V，报匝间动作。正确对甲PT正确错误A相加V电压，对丙PTA相加V电压，丙PT零序电压V，报TV1断线。错误对甲PT和丙PT均加三相额定电压，突减其中一相电压为零，发TV2断线信号。正确错误对甲PT和丙PT均加三相额定电压，丙PT零序电压加 V（高于定值），突减丙PTA相电压，故障区甲 PT 电压丙 PT 电压机端电流丙 PT 零序电压区内故障测试故障区甲 PT 电压丙 PT 电压机端电流丙 PT 零序电压区外故障测试故障区甲 PT 电压丙 PT 电压

40、机端电流丙 PT 零序电压区内故障测试区外故障测试发TV2断线闭锁匝间，匝间保护不动作。正确错误6.9.7 发电机相间后备保护检验6.9.7.1 保护原理6.9.7.1.1发电机复合电压过流保护复合电压过流保护作为发电压器、高压母线和相邻线路故障的后备。复合电压过流设两段定值各一段延时，第段动作于跳母联开关或其他开关。复合电压过流段，动作于停机。（1）复合电压元件：复合电压元件由相间低电压和负序电压或门，有两个字（即过流段经复压闭锁，过流段经复压闭锁）来过流段和过流段经复合电压闭锁。当过流经复压闭锁字为1时，表示本段过流保护经过复合电压闭锁。（2）电流记忆功能: 对于自并励发电机， 在短路故障

41、后电流衰减变小，故障电流在过流保护动作出口前可能已小于过流定值，因此，复合电压过流保护起动后，过流元件需带记忆功能，使保护能可靠动作出口。字“自并励发电机”在保护装置用于自并励发电机时置“1”。对于自并励发电机，过流保护必须经复合电压闭锁。对于 RCS-985A、RCS-985C 装置，取发电机机端、中性点侧电流的最大值；对于 RCS-985B、RCS-985G 装置，取发电机后备电流通道三相电流。（3）经高压侧复合电压闭锁:高压侧复合电压闭锁”置“1”，过流保护不但经发电机机端 TV1 复合电压闭锁，而且还经主变高压侧复合电压闭锁，只要有一侧复压条件成立就满足复压判据。（4）TV 断线对复合

42、电压闭锁过流的影响：装置设有整定字（即 TV 断线保护投退原则）来TV 断线时复合电压元件的动作行为。当装置出本侧 TV 断线时，若TV 断线保护投退原则字为1时，表示复合电压元件不满足条件；若TV 断线保护投退原则字为0时，表示复合电压元件满足条件，这样复合电压闭锁过流保护就变为纯过流保护。6.9.7.1.2出口逻辑图 5 发电机复合电压过流保护出口逻辑框图6.9.7.2 复合电压过流保护定值整定 保护总字“发电机相间后备保护投入”置1投入发电机相间后备保护投入压板负序电压定值V，相间低电压定值V，过流段定值A，过流 段定值A。整定过流段跳闸字，过流段字根据需要整定“段经复合电压闭锁”、“段

43、经复合电压闭锁”由于发电机侧两组TV自动切换,不考虑两组TV同时断线。字。“TV断线保护投退原则”置0时。如机端TV断线时，复合电压判据自动满足，字置1，机端TV断线时，该侧TV的复合电压判据。“自并励发电机”字置1时，过流保护启动后，电流带记忆功能。建议投入电流记忆功能的同时投入经复压闭锁，不推荐不经复压闭锁而单独投入电流记忆功能。“电流判别输出”置1时，机端最大电流大于电流判别定值时动作于机端过流输出接点，一常开一常闭两对接点。6.9.7.3 复合电压过流保护试验内容保护取发电机后备电流，后备电流通道在内部配置定值中可以灵活整定。过流段试验值A，过流段延时S，过流段试验值A，过流段延时S，

44、 负序电压定值V，低电压定值V，电流记忆功能：过流试验值A，过流延时S，TV断线投退原则：，电流判别输出：电流定值接点输出：。6.9.7.4 阻抗保护定值整定保护总字“发电机相间后备保护投入”置1；投入发电机相间后备保护投入压板；阻抗 段正向定值，阻抗 段反向定值，阻抗段延时S， 阻抗段正向定值，阻抗段反向定值，阻抗段延时S；整定阻抗段跳闸字，阻抗段字。6.9.7.5 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、发电机后备电流，灵敏角固定为78， 阻抗元件方向指向系统。阻抗元件经相电流突变量和负序电流启动。阻抗段试验值：； 阻抗段试验值：；TV1断线延时0.2S切换至TV2，阻抗保护不受影响。电压平衡功能：机端TV1消失，自动切换到机端TV2。6.9.8 发电机定子接地保护检验6.9.8.1 保护原理6.9.8.1.1零序电压定子接地保护基波零序电压保护发电机 8595的定子绕组单相接地。基波零序电压保护反应发电机零序电压大小。由于保护采用了频率跟踪、数字滤波及全周傅氏算法， 使得零序电压对三次谐波的滤除比达 100 以上， 保护只反应基波分量。基波零序电压保护设两段定值，一段为灵敏段，另一段为高定值段。（1）灵敏段