1、火力发电公司发变组保护装置定期计划检验施工作业指导书编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: ESZAQDGF001 编 制： 审 核: 批 准： 发 布： 二XX年X月#3发变组保护定期计划检验作业指导书1 目的1.1 对#3发变组保护装置的现场工作予以规范，确保#3发变组保护及二次回路检验后达到原设计要求。1.2 本检验程序为所有从事继电保护现场工作人员所共同遵循的质量保证程序。2 范围本检验规程适用于xx火力发电有限公司#3发变组保护定期全部检验。3 职责3.1 工作负责人职责：组织得当、分工明确，对安全和质量负责。3.2 监护人职责：按安规要求对检修工的安全进行监护。3.3 其他工作2、人员职责：听从工作负责人的安排进行工作,工作中遇到的问题汇报工作负责人。3.4 质检员职责：负责项目质量验收、签证。4 人员资质及配备4.1 专责检修工1名：应具备工作负责人的安全资格,具备相应的技术素质,熟悉现场一次、二次设备,掌握相关二次设备的技术细节。4.2 检修工2名：专业从事电气继电保护人员，并且通过安规考试及技术资格审查，身体健康。5 检修内容2发变组保护检验包括保护外观及机械检查、回路绝缘检查、逆变电源检查、通道相位校正及线性度测量、A、B柜保护校验、C柜保护检查、保护TA特性测试、开关整组传动试验、带负荷检查。6 质量标准继电保护及电网安全自动装置检验条例、GDGT801数字式3、发电机变压器柜A柜调试大纲GDGT801数字式发电机变压器B柜调试大纲、GDGT801数字式发电机变压器C柜调试大纲 7 引用文件本检验程序引用电业安全工作规程、继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定以及#3发变组保护调试大纲。RCS-985发变组微机保护作业指导书一、概述 RCS一985微机发电机变压器组成套保护装置是根据国家电力公司科学技术项目合同SPKJOiO-02，于1999年1月开始研制。RCS一985采用了高性能数字信号处理器DSP芯片为基础的硬件系统，并配以32位CPU用作辅助功能处理。是真正的数字式发电机变压器保护装置。RCS一985为数字式发电机变压器保护装置，适用于大型4、汽轮发电机、水轮发电机、燃汽轮发电机等类型的发电机变压器组单元接线及其他机组接线方式，并能满足电厂自动化系统的要求。RCS一985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)。对于一个大型发变组单元，配置两套RCS985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。两套RCS985 取不同组TA，主保护、后备保护共用一组TA，出口对应不同的跳闸线圈，因此，具有以下优点： (1)设计简洁，二次回路清晰； (2)运行方便，安全可靠，符合反措要求：(3)整定、调试和维护方便。 1.RCS-985A5、程序版本适应的主接线方式2发变组单元，发变组按三块屏配置，A、B屏配置两套RCS-985A，分别取自不同的TA，整套保护装置共有三个屏柜，A、B柜配置两套RCS-985A保护，为全部电量保护；C柜配置非电量保护装置RCS-974A。本配置方案也适用于100MW及以上相同主接线的发变组单元。图中为励磁变的主接线方式，配置方案也适用于励磁机的主接线方式。（插图：保护说明书第7页）2.配置说明2.1差动保护配置说明(1)配置方案1：对于300MW及以上机组，A、B屏均配置发变组差动、主变差动、发电机差动、高厂变差动。 (2)差动保护原理方案：对于发变组差动、变压器差动、高厂变差动，需提供两种涌流判别6、原理，如二次谐波原理、波形判别原理等，一般一套装置中差动保护投二次谐波原理，另一套装置投波形判别原理。发电机差动也具有两种不同原理的比率差动：比率差动、工频变化量差动。2.2后备保护和异常运行保护配置说明A、B屏均配置发变组单元全部后备保护，各自使用不同的TA。(1)对于零序电流保护，如没有两组零序TA，则A屏接入零序TA，B屏采用套管自产零序电流。此方式两套零序电流保护范围有所区别，定值整定时需分别计算。(2)转子接地保护因两套保护之间相互影响，正常运行时只投入一套，需退出本屏装置运行时，切换至另一套转子接地保护。2.3电流互感器配置说明 (1)A、B屏采用不同的电流互感器。(2)主后备共用7、一组TA。(3)主变差动、发电机差动均用到机端电流，一般引入一组TA给两套保护用，对保护性能没有影响。RCS-985保留了两组TA输入，适用于需要两组的特殊场合。(4)主变差动、高厂变差动均用到厂变高压侧电流，由于主变容量与厂变容量差别非常大，为提高两套差动保护性能，一般保留两组TA分别给两套保护用，RCS-985通过软件选择，可以适用于只有一组TA的情况。(5)220KV侧应有一组失灵启动、非全相保护专用TA。2.4电压互感器配置说明(1)A、B屏尽量采用不同的电压互感器或互相独立的绕组。(2)对于发电机保护，配置匝间保护方案时，为防止匝间保护专用TV高压侧断线导致保护误动，一套保护需引入两8、组TV。如考虑采用独立的TV绕组，机端配置的TV数量太多。一般不能满足要求。发电机机端建议配置三个TV绕组：TVl、TV2、TV3，A屏接入TVl、TV3电压，B屏接入TV2、TV3电压。正常运行时，A屏取TVl电压，TV3作备用，B屏取TV2电压，TV3作备用，任一组TV断线，软件自动切换至TV3。对于零序电压，一般没有两个绕组，同时接入两套保护装置。2.5非全相保护和失灵启动反措实施细则对非全相保护和失灵启动提出了详细的规定，非全相保护和失灵启动均含有发变组保护动作接点，由于断路器失灵保护的重要性，具体实施方案如下：(1)非全相和失灵启动不应与电量保护在同一个装置内，以增加可靠性；(2)非9、全相和失灵启动只配置一套，另外设一套断路器本体非全相保护功能。二、装置使用说明1.装置液晶显示说明1.1保护运行时液晶显示说明装置上电后，装置正常运行，根据主接线整定，显示不同主接线。当主接线整定为220KV出线两圈主变的发变组单元时，液晶屏幕将显示如下信息1.2保护动作时液晶显示说明当保护动作时，液晶屏幕自动显示最新一次保护动作报告，格式如下：1.3保护异常时液晶显示说明保护装置运行中，液晶屏幕在硬件自检出错或系统运行异常时将自动显示最新一次异常报告，格式如下：1.4保护开关量变位时液晶显示说明保护装置运行中，液晶屏幕在任一开关量发生变位时将自动显示最新一次开关量变位报告，格式如下：注：从显10、示任何报告切换转为显示变压器主接线图按ESC键。2. 命令菜单使用说明2.1 命令菜单采用如下的树形目录结构（RCS-985A）2.2命令菜单详解在主接线图状态下，按ESC键可进入主菜单；在自动切换至新报告的状态下，按ESC键可进入主接线图，再按ESC键可进入主菜单。注：按键和用来上下滚动，按键ESC退出至主接线图。光标落在哪一项，按ENT键，即选中该项功能。2.3保护状态本菜单的设置主要用来显示保护装置电流电压实时采样值和开入量状态，它全面地反映了该保护运行的环境，只要这些量的显示值与实际运行情况一致，则基本上保护能正常运行了。本菜单的设置为现场人员的调试与维护提供了极大的方便。保护状态分为11、保护板状态和管理板状态两个子菜单：（1）保护板状态显示保护板采样到的实时交流量、实时差动调整后各侧电流、实时压板位置、其他开入量状态和实时差流大小。对于开入量状态，1表示投入或收到接点动作信号，0表示未投入或没收到接点动作信号。（2）管理板状态显示管理板采样到的实时交流量、实时差动和零差调整后各侧电流、实时压板位置、其他开入量状态、实时差流大小和电压电流之间的相角。对于开入量状态，1表示投入或收到接点动作信号，0表示未投入或没收到接点动作信号。3.显示报告本菜单显示保护动作报告，异常事件报告，及开入变位报告。由于本保护自带掉电保持，不管断电与否，它能记忆保护动作报告，异常记录报告及开入变位报告12、各32次。主接线显示方式下：（1）保护跳闸后,屏幕显示跳闸时间、保护动作元件。（2）装置发报警信号时，屏幕显示报警发出时间、报警内容，报警返回，显示自动回到主接线方式。（3）发报警信号后、装置再跳闸，保护优先显示跳闸报文。此时如报警未消失，可以按屏上复归按钮循环显示跳闸报文、异常报文、主接线方式。按键和用来上下滚动，选择要显示的报告，按键ENT显示选择的报告。首先显示最新的一条报告；按键-，显示前一个报告；按键+，显示后一个报告。若一条报告一屏显示不下，则通过键和上下滚动。 按键ESC退出至上一级菜单。4.打印报告本菜单选择打印定值，正常波形，故障波形，保护动作报告，异常事件报告及开入变位报告13、。正常波形记录保护当前8个周波的各侧电流、电压波形、差流及差动调整前后波形。用于校核装置接入的电流电压极性和相位。装置能记忆8次波形报告，其中差流波形报告中包括三相差流、差动调整后各侧电流以及各开关跳闸时序图，各侧电流电压打印功能中可以选择打印各侧故障前后的电流电压波形。可用于故障后的事故分析。波形组定义如下：序号打印内容RCS-985A1发变组差流波形2主变压器差流波形3各侧电流波形4主变电流电压波形5主变中压侧电流电压波形6高厂变差流波形7高厂变分支波形8发电机差流波形9发电机横差电流波形10发电机电压波形11发电机综合量波形12励磁交流电流波形打印定值包括一套当前整定定值，差动计算定值以14、及各侧后备保护跳闸矩阵。以方便校核存档。按键和用来上下滚动，选择要打印的报告，按键ENT确认打印选择的报告。5.整定定值此菜单分为4个子菜单：装置参数定值，系统参数定值，发变组保护定值，计算定值。而系统参数定值单包括5个子菜单：保护投入总控制字、主变压器系统参数定值、发电机系统参数定值、厂用变系统参数定值、励磁变或励磁机系统参数定值，发变组保护定值菜单包括29个子菜单。进入某一个子菜单可整定相应的定值。按键，用来滚动选择要修改的定值，按键 ，用来将光标移到要修改的那一位，键+和-用来修改数据， 按键ESC为不修改返回，键ENT为修改整定后返回。注：若整定定值出错，液晶会显示错误信息，按任意键后15、重新整定。6.修改时钟液晶显示当前的日期和时间。按键，用来选择要修改的那一位，键+和-用来修改。按键ESC为不修改返回，键ENT为修改后返回。注：若日期和时间修改出错，会显示“日期时间值越界”，并要求重新修改。7.程序版本液晶显示保护板、管理板和液晶板的程序版本以及程序生成时间。8.显示控制显示控制菜单包括液晶对比度菜单。液晶对比度菜单用来修改液晶显示对比度，按键+调整对比度，键ESC退出。9.退出主菜单的此项命令将退出菜单，显示发变组主接线图或新报告。注：附录A关于发电机变压器组保护的整定计算仅供为参考，具体整定计算请参见相关规程和大型发电机变压器继电保护整定计算导则。三、调试前准备工作1.16、 一种工作票、保护安全措施票的开具内容备注#3机发变组保护装置全部检验工作票是否开具合格工作票是 否#3机发变组保护装置全部检验保护措施票是否开具合格保护措施票是 否标准保护安全措施票：xx发电总厂继电保护安全措施票第 号被试设备及保护名称#2发-变组保护A屏工作负责人工作时间年 月 日签发人工作内容：#2发-变组保护装置及相关回路大修工作条件：1.一次设备运行情况：一次设备停运2.被试保护作用的断路器：2202、MK、Q02、2A1、2B1、QF3.被试保护屏上的运行设备：2202开关继电器屏上有#2机部分继电器4.被试保护屏，端子箱与其它保护联接线：跳2012开关、启动失灵、跳2015开关17、跳2026开关、I2失灵，注意:三块屏要同时做安措,防止并联出口时导致误跳闸.安全措施：包括应打开及恢复压板、直流线、交流线、信号线，联锁线和联锁开关等，按工作顺序填写安全措施。已执行，在执行栏打“”，已恢复，在恢复栏打“”。序号执行安 全 措 施 内 容恢复1记录A屏保护出口压板位置并全部断开，用绝缘胶带粘上1TLP3（2015-1）、1TLP4（2015-2）、1TLP23（2026-1）、1TLP24（2026-2）、1TLP9（2012-1）1TLP10（2012-2）1TLP11（解除DL失灵电压闭锁）、1TLP12（启动失灵）2断开A屏电流回路端子：1ID：11ID：5(414118、)，1ID：81ID：12(4081)，1ID：151ID：19(4011)，1ID：291ID：33(4211)，1ID：361ID：40(4271)，1ID：431ID：47(4311)，1ID：571ID：63(4411)，1ID：671ID：69(4121)，1ID:711ID:73(4131)并在外侧用绝缘胶带粘上3断开A屏电压回路端子：1UD：11UD：23，1UD：271UD：29，断开1ZKK1-1ZKK5交流开关，并在端子排外侧用绝缘胶带粘上4断开A屏转子电压回路端子：1VD：11VD：2，1VD：41VD：5，1VD：71VD：8，断开直流开关1K3，1K4，并在端子排外侧19、用绝缘胶带粘上解开1PD:5,1ND:5（跳分段开关2015-1）,解开1PD:7,1ND:7（跳分段开关2015-2）,解开1PD:51,1ND:51（跳分段开关2026-1）, 解开1PD:53,1ND:53（跳分段开关2026-2），并在端子排外侧用绝缘胶带粘上解开1PD:17,1ND:17（跳母联开关2012-1）, 解开1PD:19,1ND:19（跳母联开关2012-2），并在端子排外侧用绝缘胶带粘上解开1PD:21,1ND:21（SL1解除断路器失灵电压闭锁）解开1PD:23,1ND:23(SL2启动失灵)，并在端子排外侧用绝缘胶带粘上5断开A屏保护出口回路端子： 1PD:1,1N20、D：1,(跳2201-1), 1PD:3,1ND：3(跳2201-2), 1PD:9,1ND：9(跳MK), 1PD:11,1ND：11(跳QF), 1PD:55,1ND：55(跳Q02),1PD:13,1ND：13(关主气门), 1PD:25,1ND：25(减出力), 1PD:27,1ND：27(减励磁), 1PD:33,1ND：33(跳A分支), 1PD:35,1ND：35(跳B分支), 1PD:37,1ND：37(启动A分支切换), 1PD:39,1ND：39(闭锁A分支切换), 1PD: 41,1ND：41(启动B分支切换), 1PD: 43,1ND：43(闭锁B分支切换), 1PD:21、 45,1ND：45(主变启动风冷), 1PD: 47,1ND：47(闭锁有载调压), 1PD: 49,1ND：49(高厂变启动风冷), 1PD: 61,1ND：61(逆功率保护动作)7解开1SD：11SD：4(故障录波器公共端)，1XD：11XD：2，1XD：31XD：4，(DAS柜公共端)1YD：11YD：4(闪光报警柜公共端)填表人操作人监护人审批人xx发电总厂继电保护安全措施票第 号被试设备及保护名称#2发-变组保护B屏工作负责人工作时间年 月 日签发人工作内容：#2发-变组保护装置及相关回路大修工作条件：1.一次设备运行情况：一次设备停运2.被试保护作用的断路器：2201、MK、Q022、2、1A1、1B1、QF3.被试保护屏上的运行设备：2201开关继电器屏上有#2机部分继电器4.被试保护屏，端子箱与其它保护联接线：跳2012开关、跳2015开关、跳2026开关、启动失灵、I2失灵注意:三块屏要同时做安措,防止并联出口时导致误跳闸.安全措施：包括应打开及恢复压板、直流线、交流线、信号线，联锁线和联锁开关等，按工作顺序填写安全措施。已执行，在执行栏打“”，已恢复，在恢复栏打“”。序号执行安 全 措 施 内 容恢复1记录B、屏保护出口压板位置并全部断开：用绝缘胶带粘上2TLP3（2015-1）、2TLP4（2015-2）、2TLP23（2026-1）、2TLP24（2026-2）23、2TLP9（2012-1）2TLP10（2012-2）2TLP11（解除DL失灵电压闭锁）、2TLP12（启动失灵）2断开B屏电流回路端子：2ID：12ID：4(4161)，2ID：82ID：11(4071)，2ID：152ID：18(4021)，2ID：292ID：32(4231)，2ID：362ID：39(4261)，2ID：432ID：46(4301)，2ID：572ID：60(4412)，2ID：672ID：69(4123)，2ID:712ID:73(4133)并在外侧用绝缘胶带粘上3断开B屏电压回路端子：2UD：12UD：23，2UD：272UD：29断开2ZKK1-2ZKK5交流24、开关，并在端子排外侧用绝缘胶带粘上4断开B屏转子电压回路端子：2VD：12VD：2，2VD：42VD：5，2VD：72VD：8，断开直流开关1K3，1K4，并在端子排外侧用绝缘胶带粘上解开2PD:5,2ND:5（跳分段开关2015-1）,解开2PD:7,2ND:7（跳分段开关2015-2）,解开2PD:51,2ND:51（跳分段开关2026-1）, 解开2PD:53,2ND:53（跳分段开关2026-2），并在端子排外侧用绝缘胶带粘上解开2PD:17,2ND:17（跳母联开关2012-1）, 解开2PD:19,2ND:19（跳母联开关2012-2），并在端子排外侧用绝缘胶带粘上解开2PD:2125、,2ND:21（SL1解除断路器失灵电压闭锁）解开2PD:23,2ND:23(SL2启动失灵)，并在端子排外侧用绝缘胶带粘上5断开B屏保护出口回路端子： 2PD:1,2ND：1,(跳2201-1), 2PD:3,2ND：3(跳2201-2),2PD:9,2ND：9(跳MK),2PD:11,2ND：11(跳QF),2PD:55,2ND：55(跳Q02),2PD:13,2ND：13(关主气门), 2PD:25,2ND：25(减出力), 2PD:27,2ND：27(减励磁), 2PD:33,2ND：33(跳A分支), 2PD:35,2ND：35(跳B分支), 2PD:37,2ND：37(启动A分支切26、换), 2PD:39,2ND：39(闭锁A分支切换),2PD: 41,2ND：41(启动B分支切换), 2PD: 43,2ND：43(闭锁B分支切换), 2PD: 45,2ND：45(主变启动风冷),2PD: 47,2ND：47(闭锁有载调压),2PD: 49,2ND：49(高厂变启动风冷), 2PD: 61,2ND：61(逆功率保护动作)7解开2SD：12SD：4(故障录波器公共端)，2XD：11XD：2，2XD：32XD：4(DAS柜公共端)，2YD：12YD：4(闪光报警柜公共端)填表人操作人监护人审批人xx发电总厂继电保护安全措施票第 号被试设备及保护名称#2发-变组保护C屏工作负责人27、工作时间年 月 日签发人工作内容：#2发-变组保护装置及相关回路大修工作条件：1.一次设备运行情况：一次设备停运2.被试保护作用的断路器：2201、MK、Q02、1A1、1B1、QF3.被试保护屏上的运行设备：2201开关继电器屏上有#2机部分继电器4.被试保护屏，端子箱与其它保护联接线：启动失灵、I2失灵注意:三块屏要同时做安措,防止并联出口时导致误跳闸.安全措施：包括应打开及恢复压板、直流线、交流线、信号线，联锁线和联锁开关等，按工作顺序填写安全措施。已执行，在执行栏打“”，已恢复，在恢复栏打“”。序号执行安 全 措 施 内 容恢复1 记录C屏保护出口压板位置并全部断开：用绝缘胶带粘上8F28、LP3（非全相保护2段起动失灵保护）、8FLP4（失灵起动动作起动断路器失灵保护）2断开C屏电流回路端子：8ID：18ID：7（4111），并在外侧用绝缘胶带粘上3断开C屏保护出口回路端子：8PD:1,8ND：1,(跳2201-1), 8PD:3,8ND：3(跳2201-2), 8PD:3,8ND：3(跳2201-2), 8PD:5,8ND：5(跳Q02), 8PD:9,8ND：9(关主气门), 8PD:13,8ND：13(跳MK), 8PD:15,8ND：15(跳QF), 8PD:17,8ND：17(跳A分支), 8PD:19, 8ND：19(跳B分支), 8PD:21,8ND：21(启动A29、分支切换), 8PD:23,8ND：23(启动B分支切换), 8FD：1、12(跳2201-1), 8FD：2、13(跳2201-2), 并在端子排外侧用绝缘胶带粘上5断开C屏保护失灵出口端子：8FD：3、14（非全相保护2段启动负序失灵保护），8FD：4、15（失灵起动动作解除断路器失灵电压闭锁），8FD：5、16（非全相保护2段解除断路器失灵电压闭锁），8FD：6、17（失灵起动动作解除断路器失灵电压闭锁），8FD：7、18（SL2非全相保护2段起动失灵保护），8FD：8、19（失灵起动动作起动断路器失灵保护），8FD：9、20（失灵起动动作至DAS）并用绝缘胶带粘好6解开8SD：18SD30、：2(故障录波器公共端)，8XD：18XD：2，(DAS柜公共端)8YD：18YD：2(闪光报警柜公共端)7解开转接端子排II： 21，24（第十组TA，4101负序启动失灵用）填表人操作人监护人审批人2. 工作票的开工内容备注工作票、保护安全措施票交当值运行人员进行开工手续工作票是否已开工是 否询问运行人员其它注意事项是否询问运行人员注意事项是 否3.校验用标准装置及个人工器具序号名称数量是否齐备备注11台是 否2电力专业测试导线2包 是 否3电力专业测试导线鳄鱼夹8个是 否4电力专业测试导线接线针8个是 否5便携式移动电源盘（带漏电保安装置）1个是 否6多用插线板（带漏电保安装置）1个是 31、否7多功能数字式万用表（0.5级）1块是 否8多功能数字钳形相位表1套是 否91000V摇表1块是 否10个人工器具1套是 否4.压板退出情况检查序号压板名称是否退出备注11LP1 投主变差动保护（A屏）是 否功能压板21LP2 投主变相间后备（A屏）是 否功能压板31LP3 投主变接地保护（A屏）是 否功能压板41LP5 投高厂变差动保护（A屏）是 否功能压板51LP6 投高厂变高压侧后备（A屏）是 否功能压板61LP7投高厂变A分支后备（A屏）是 否功能压板71LP8投高厂变B分支后备（A屏）是 否功能压板81LP9投发变组差动保护（A屏）是 否功能压板91LP10投发电机差动保护（A屏）32、是 否功能压板101LP11投发电机匝间保护（A屏）是 否功能压板111LP12 投定子接地零序电压（A屏）是 否功能压板121LP13投定子接地三次谐波电压（A屏）是 否功能压板131LP14 投转子一点接地跳闸（A屏）是 否功能压板141LP16 投定子过负荷（A屏）是 否功能压板151LP17 投负序过负荷（A屏）是 否功能压板161LP18 投失磁（A屏）是 否功能压板171LP19 投失步（A屏）是 否功能压板181LP20 投过电压（A屏）是 否功能压板191LP21 投过励磁（A屏）是 否功能压板201LP22 投逆功率（A屏）是 否功能压板211LP23 投频率保护（A屏）是 33、否功能压板221LP24 投误上电（A屏）是 否功能压板231LP25 投启停机（A屏）是 否功能压板241LP27 投励磁过负荷（A屏）是 否功能压板251LP28 励磁系统故障投跳（A屏）是 否功能压板261LP29 非电量备用投跳（A屏）是 否功能压板271LP30 断水保护投跳（A屏）是 否功能压板281LP31 热工保护投跳（A屏）是 否功能压板291LP32 投发电机后备保护（A屏）是 否功能压板301LP33 投脱硫变差动（A屏）是 否功能压板311LP34 投脱硫变高压侧后备（A屏）是 否功能压板321LP35 投脱硫变低压侧后备是 否功能压板331LP36 退闭锁热工保护是 34、否功能压板3411LP1 跳高压侧出口 I是 否跳闸压板3511LP2 跳高压侧出口 II是 否跳闸压板3611LP3 跳B分支出口是 否跳闸压板3711LP4 启动B分支出口是 否跳闸压板3811LP5 停机（关主汽门）是 否跳闸压板3911LP6 停机备用是 否跳闸压板4011LP7 跳灭磁开关出口是 否跳闸压板 4111LP8 跳灭磁开关是 否跳闸压板 4211LP9 启动失灵备用是 否跳闸压板 4311LP10 启动失灵去C柜974A是 否跳闸压板4411LP12 减出力是 否跳闸压板45 11LP13 减励磁是 否跳闸压板 4611LP14 汽机甩负荷是 否跳闸压板4711LP15 35、跳脱硫变低压侧是 否跳闸压板4811LP16 跳A分支是 否跳闸压板4911LP17 启动A分支切换是 否跳闸压板 5011LP18 跳A分支是 否跳闸压板 5111LP19 跳B分支是 否跳闸压板5.保护装置交、直流电源投入序号内 容检查结果备注1投入 未投入2投入 未投入3投入 未投入4投入 未投入5投入 未投入6.保护装置外观检查序号内 容检查结果备注1指示灯正常 不正常2按键正常 不正常3后端子排紧固 不紧固4液晶显示屏正常 不正常注：试验前应检查屏内二次接线是否有明显的损伤或螺丝松动情况7.保护装置软件版本号检查序号内 容检查结果备注1RCS985B程序版本：V3.11 T-060836、38是 否2RCS974AG2程序版本：V1.11是 否软件版本号检查进入路径：在主接线图状态下，按“ESC”键可进入主菜单主菜单程序版本8.保护装置定值打印序号内 容是否打印备注1A屏全部定值打印是 否2B屏全部定值打印是 否3C屏全部定值打印是 否由于在装置调试过程中，可能要更改一些定值，所以必须在调试前先打印好原始定值，并保存好，在调试完毕后，再进行仔细核对，确保定值的正确性。定值打印进入路径：主菜单打印报告定值9. 需打开的直流线、交流线、信号线，联锁线和联锁开关序号内 容是否打开备注A屏1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否8.是 否9.是 否10.是37、 否11.是 否12.是 否13.是 否大变比14.是 否大变比15.是 否大变比16.是 否大变比17.是 否大变比18.是 否大变比19.是 否大变比20.是 否21.是 否22.是 否23.是 否24.是 否25.是 否26.是 否27.是 否28.是 否29.是 否30.是 否31.是 否32.是 否33.是 否34.是 否35.是 否36.是 否37.是 否38.是 否39.是 否40.是 否41.是 否42.是 否43.是 否44.是 否45.是 否46.是 否是 否1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否匝间8.是 否匝间9.是 否匝间10.是 否匝38、间11.是 否匝间12.是 否13.是 否14.是 否15.是 否16.是 否17.是 否18.是 否19.是 否20.是 否21.是 否22.是 否23.是 否24.是 否25.是 否26.是 否27.是 否28.是 否29.是 否30.是 否是 否1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否8.是 否9.是 否10.是 否11.是 否12.是 否13.是 否14.是 否15.是 否16.是 否是 否1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否8.是 否9.是 否10.是 否11.是 否12.是 否13.是 否14.是 否15.是 否16.39、是 否17.是 否18.是 否19.是 否20.是 否21.是 否22.是 否23.是 否24.是 否25.是 否26.是 否27.是 否28.是 否29.是 否30.是 否31.是 否32.是 否33.是 否34.是 否35.是 否共3根线36.是 否37.是 否共2根线38.是 否1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否8.是 否9.是 否10.是 否11.是 否12.是 否13.是 否大变比14.是 否大变比15.是 否大变比16.是 否大变比17.是 否18.是 否19.是 否20.是 否21.是 否22.是 否23.是 否24.是 否25.是 否26.是40、 否27.是 否28.是 否29.是 否30.是 否31.是 否32.是 否33.是 否34.是 否35.是 否36.是 否37.是 否38.是 否39.是 否40.是 否41.是 否42.是 否43.是 否是 否1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否匝间8.是 否匝间9.是 否匝间10.是 否匝间11.是 否匝间12.是 否13.是 否14.是 否15.是 否16.是 否17.是 否18.是 否19.是 否20.是 否21.是 否22.是 否23.是 否24.是 否25.是 否26.是 否27.是 否28.是 否29.是 否30.是 否是 否1.是 否2.是 41、否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否8.是 否9.是 否10.是 否11.是 否12.是 否13.是 否14.是 否15.是 否16.是 否是 否1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否8.是 否9.是 否10.是 否11.是 否12.是 否13.是 否14.是 否15.是 否16.是 否17.是 否18.是 否19.是 否20.是 否21.是 否22.是 否23.是 否24.是 否25.是 否26.是 否27.是 否28.是 否29.是 否30.是 否31.是 否32.是 否33.是 否34.是 否35.是 否36.是 否37.是 否共2根线3842、.是 否39.是 否是 否1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否是 否1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否6.是 否7.是 否8.是 否9.是 否10.是 否11.是 否12.是 否13.是 否14.是 否15.是 否16.是 否17.是 否18.是 否19.是 否20.是 否21.是 否22.是 否23.是 否24.是 否25.是 否26.是 否27.是 否28.是 否29.是 否30.是 否31.是 否32.是 否33.是 否34.是 否35.是 否36.是 否37.是 否38.是 否39.是 否40.是 否41.是 否42.是 否43.是 否43、44.是 否45.是 否46.是 否47.是 否48.是 否49.是 否50.是 否是 否1.是 否2.是 否3.是 否4.是 否5.是 否以上所有解开的线是 否四、调试1、 #3发变组保护逆变电源检查1.1 逆变电源测量检查,合上装置电源，用万用表测量下表电源电压 1.2 逆变电源缓升缓降试验及直流电源间断试验 断任一路电源，保护正常工作。80电源自启动正常，电源缓升缓降，保护装置正常工作。拉合两路直流电源,保护装置应不误动作.保护装置A柜校验:1、采样精度测试：退掉屏上所有出口压板，从屏端子上每个电压、电流回路依次通入电流、电压，测试模拟量采样精度，记录如下：电压回路采样试验电压通道线性度44、测量,要求误差小于2%电流回路采样试验要求额定电流1A时,误差小于0.1A,额定电流5A时,误差小于0.3A 2.发变组差动保护试验 2.1 定值整定 （1）保护总控制字“发变组差动保护投入”置1 （2）投入发变组差动保护压板 （3）比率差动启动定值： ，起始斜率： ， 最大斜率: ，二次谐波制动系数： ， 速断定值： （4）整定发变组差动跳闸矩阵定值 。（5）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。（6）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45、功能选择”、“TA 断线闭锁比率差动”控制字 2.3比率差动试验对于YD11 的主变接线方式，RCS985 装置采用主变高压侧电流A-B、B-C、C-A 的方法进行相位校正至发电机中性点侧，并进行系数补偿,由于发变组差动差至高厂变低压侧，高厂变低压侧电流根据高厂变接线方式相位校正至高厂变高压侧（即发电机中性点侧）， 同时进行系数补偿。差动保护试验时分别从高压侧、发电机中性点侧加入电流。高压侧、中性点侧加入电流对应关系：Aac、Bba 、Ccb 。a、额定电流Ie= A，b、在主变高压侧电流端子上通入A相额定电流，低压侧a、c相相位相差180。观察A相电流平衡，差电流为0。C、按下面表格通入高、46、低压侧电流，改变低压侧电流（下表按主变高压侧与中性点，主变高压侧与高厂变高压侧两点差动来做，主变高压侧不变，增加低压侧电流），保护装置正确动作A相序号一侧电流（A）二侧电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子11ID： 1ID：1ID： 1ID：1ID： 1ID：23456B相序号一侧电流（A）二侧电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子11ID： 1ID：1ID： 1ID：1ID： 1ID：23456C相序号一侧电流（A）二侧电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子11ID： 1ID：1ID： 1ID：1ID： 1ID：23456说明：注：差动范围含有变压器的差47、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。 2.4 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： %； 试验值： 实验说明：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048、.1510A(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。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17%左右； 2、涌流闭锁只闭锁比率差动，而不闭锁差动速断2.5 发变组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，通入单相电流， 依定值Icdsd= Ie，则其计算值为1.732 Ie = A，实测动作值为 A。 2.6 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49、字等其它控制字。 在参与该差动的某两侧三相均加上额定电流，给出正常负荷相位，以“主变高压侧”和“发电机中性点侧”两侧为例，主变高压侧超前发电机中性点150，断开任意一相电流，装置发“发变组差动TA 断线”信号并闭锁发变组比率差动，但不闭锁差动速断。注：1、发变组差动、主变差动、发电机差动、裂相横差TA断线均经“出口断路器位置”闭锁，即分位时不判“TA断线”，“出口断路器”就不同型号的985保护装置和不同的主接线包含“主变高压侧开关”、“主变中压侧开关”、“发电机出口开关”。总之，装置分辨机组与系统形成一次电气连接才判“TA断线”。 2、“TA断线”与“TA异常”均告警，不同的是“TA断线”须经50、手动按屏上“复归”按钮复归，提醒运行人员注意，若不复归该信号，闭锁始终有效。“TA异常”信号在异常消失后会延时10S自动返回。3、 发电机差动保护试验（1）定值整定a、 保护总控制字“发电机差动保护投入”置1b、 投入发电机差动保护压板c、 比率差动启动定值： Ie，起始斜率： ，最大斜率： 速断定值： Ied、 整定跳闸矩阵定值为： e、 按照试验要求整定控制字：“发电机差动速断投入”置1，“发电机比率差动投入”置1，“发电机工频变化量比率差动”置1，“TA断线闭锁比率差动”置0。（2）比率差动试验：a、 额定电流Ie= A，b、 在机端与中性点电流端子上通入A相额定电流，并且相位一致。观察51、A相电流平衡，差电流为0c、 按下面表格通入机端与中性点电流，任意增加一侧电流（下表按机端不变，增加中性点侧）至动作值，保护装置正确动作A相序号机端电流（A）中性点电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子11ID:1ID: 1ID:1ID:23456B相序号机端电流（A）中性点电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子11ID:1ID: 1ID:1ID:23456C相序号机端电流（A）中性点电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子11ID:1ID: 1ID:1ID:23456（3）发电机差动速断试验：为使此试验更为直观，建议仅投入“发电机差动速断投入”控制字，退出“52、发电机比率差动投入”等其它控制字。 以主变高压侧为试验侧，通入单相电流， 依定值Icdsd= Ie，则其计算值为 Ie = A，实测动作值为 A。（4）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I= A，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I= A，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，复位装置才能清除“发电机差动TA断线”信号。4、 主变差动保护试验4 .1 定值整定（53、1）保护总控制字“变压器差动保护投入”置1（2）投入变压器差动保护压板（3）比率差动定值： ，起始斜率： ，最大斜率： 。二次谐波制动系数： 。速断定值： 。（4）整定变压器差动跳闸矩阵定值（6）按照试验要求整定“变压器差动速断投入”、“变压器比率差动投入”、“发电机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4.2 比率差动试验 对于高压侧接地系统，RCS-985装置采用高压侧零序电流补偿，低压侧电流相位校正的方法实现差动保护，变压器差动保护试验时A、B相反接输入电流，此时零序电流为0。“变压器比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。表4.2 变压器比率差动试54、验：（高压侧Ie = A，A分支Ie = A，B分支Ie = A）序号 一侧电流二侧电流制动电流(I1+I2)/2 差电流 Ie计算值 Ie A Ie A Ie 1 2 3 4 5 6 74.3 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： %；试验值： %。4.4 变压器差动速断试验定值： Ie；试验值： 。4.5 TA断线闭锁试验“变压器比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”均置1。两侧三相均加上额定电流电流，断开任意一相电流，装置发“变压器差动TA断线”信号并闭锁变压器比率差动，但55、不闭锁差动速断。“变压器比率差动投入” 置1、“TA断线闭锁比率差动”置0。两侧三相均加上额定电流电流，断开任意一相电流，变压器比率差动动作并发“变压器差动TA断线”信号。退掉电流，复位装置才能清除“变压器差动TA断线”信号。5、 高厂变差动试验5.1定值整定a) 保护总控制字“高厂变差动保护投入”置1b) 投入高厂变差动保护压板c) 比率差动启动定值： A，起始斜率 ，最大斜率： ，二次谐波制动系数： %，速断定值： A。d) 整定高厂变差动跳闸矩阵定值按照试验要求整定“高厂变差动速断投入”、“高厂变比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”、“高压侧TA2电流速断投入”控制字。5.2比率差动56、试验a、额定电流Ie= A，b、在高厂变高压侧电流端子上通入A相额定电流I= A，低压侧A、B分支上电流端子A相电流均为I= A，且相位一致并与高压侧相位相差180。观察A相电流平衡，差电流为0。C、按下面表格通入高、低压侧电流，改变低压侧电流（下表按高厂变高压侧不变，增加低压侧电流），保护装置正确动作a、 对于B、C相因同为微机程序，故只需观察高厂变高压侧与低压侧的电流平衡即可。序号高压侧电流（A）A分支电流（A）B分支电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子11ID： 1ID：1ID： 1ID：1ID： 1ID：23455.3二次谐波制动系数试验从高厂变高压侧电流回路加入基波电流57、分量（能使差动保护可靠动作），从低压侧电流回路加入二次谐波电流分量，减小二次谐波电流分量的百分比，使差动保护动作。定值： %；基波（A）二次谐波（A）100Hz保护定值（A）通电端子1ID： 1ID：1ID： 1ID：因B，C相同为微机程序，故只做A相即可5.4 TA断线闭锁试验“高厂变比率差动投入”、“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“高厂变差动TA断线”信号并闭锁高厂变比率差动，但不闭锁差动速断。退掉电流，复位装置才能清除“高厂变差动TA断线”信号。6、 发变组复合电压过流保护试验6.1复合电压过流保护定值整定a) 保护总控制字“发电机相间后备58、保护投入”置1b) 投入发电机相间后备保护投入压板c) 负序电压定值： V，相间低电压定值： V，过流I段定值： A，d) 过流II段定值： A。e) 整定过流I段跳闸控制字，过流II段控制字f) 根据需要整定“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”控制字g) “TV断线保护投退原则”置0时。如变压器高压侧TV断线时，复合电压判据自动满足，控制字置1，变压器高压侧TV断线时，该侧TV的复合电压判据退出6.2 复合电压过流保护试验接线通电端子电压端子电流端子反馈接点1UD： 1UD：1UD：1UD：A相：1ID：8（A4071）1ID：11（N4071）59、B相：1ID：9（B4071）1ID：12（N4071）C相：1ID：10（C4071）1ID：13（N4071）1YD2:BD01YD27:BD206.3 复压过流试验内容a、 加入电流任一相大于整定值，降电压至 V（单相），保护装置正确动作b、 加入正序电流任一相大于整定值，负序电压升至 V，保护装置正确动作序号保护名称校验值整定值时间1过流I段 A A S2过流II段 A A S3负序电压 V V4低电压 V V6.4 TV断线闭锁试验加入三相电压至额定Ua=Ub=Uc=57.7V，电流不大于整定值，拔出一相电压，发“PT断线报警”，加电流至动作值，装置保护不动作。说明：“TV断线保护投60、退原则”置0时，若TV断线时，复合电压判据自动满足，该保护变成纯过流；控制字置1，TV断线时，该侧TV的复合电压判据不满足，闭锁经复合电压闭锁的保护段；此控制字仅于复合电压过流保护有关，与阻抗保护无关。 RCS985A保护取发电机机端侧与中性点侧的最大相电流；注意： 1、所谓的“复合电压闭锁”指的是负序相电压和相间低电压的“或”闭锁，U2U2ZD 或UUZD复合电压均开放，校验负序相电压定值时应防止相间低电压先于其开放。 2、在试验中应注意其它侧复合电压开放导致试验结果错误，RCS985A、B可“经高压侧复合电压闭锁”。 7、 定子过负荷保护试验7.1 定时限过负荷定值a) 保护总控制字“定子61、过负荷保护投入”置1b) 投入定子过负荷保护压板c) 定时限定子过负荷报警电流定值：I= A，定时限定子过负荷延时： S.7.2 定时限过负荷试验a、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。b、做此保护时应投入跳闸控制字，以便观察动作时间校验值整定值动作时间通电端子反馈接点A相：1ID：8（A4071）1ID：11（N4071）B相：1ID：9（B4071）1ID：12（N4071）C相：1ID：10（C4071）1ID：13（N4071）1YD2:BD01YD41:BD307.3 反时限过负荷定值 7.4如上图所示，为实时的“定子过负荷热积累”，当机端、中性点62、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。7.1反时限过负荷定值 （1）保护总控制字“定子过负荷保护投入”置1 （2）投入定子过负荷保护压板 （3）反时限启动电流定值 A，反时限上限时间定值 S， （4）定子绕组热容量 （5）长期允许负序电流 A （5）散热效应系数 : （6）整定反时限过负荷跳闸控制字 7.2反时限过负荷试验内容 保护取发电机机端、中性点最大相电流 表7.6 试验数据记录（Ie = A ）输入电流动作时间计算时间备注1 2 3 8 发电机负序过负荷保护试验8.1 定63、时限负序过负荷定值a、保护总控制字“定子负序过负荷保护投入”置1b、投入定子负序过负荷保护压板c、定时限负序过负荷报警电流定值：I= A（三相电流），定时限负序过负荷延时： S8.2 定时限负序过负荷试验接线8.3 定时限过负荷试验 a、 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，可以如下图接线试验。b、校验值整定值动作时间通电端子反馈接点A相：1ID：8（A4071）1ID：18（N4021）B相：1ID：9（B4071）1ID：18（N4021）C相：1ID：10（C4071）1ID：18（N4021）1YD2:64、BD01YD42:BD318.4 反时限负序过负荷定值动作电流（A）实测时间（S）计算时间（S）通电端子反馈接点A相：1ID：8（A4071）1ID：18（N4021）B相：1ID：9（B4071）1ID：18（N4021）C相：1ID：10（C4071）1ID：18（N4021）1YD2:BD01YD23:BD16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。9、发电机电压保护调试校验值整定值动作时间通电端子反馈接点165、UD：1（A622）；1UD：4（B600）1UD：3（C622）；1UD：2（N621）1YD2:BD01YD10:BD510 、发电机过励磁保护试验10.1 保护说明1.发电机过励磁保护取发电机机端电压及其频率计算； 2、TV断线自动闭锁过励磁保护；3、为防止主变高压侧TV在暂态过程中的电压量影响，主变过励磁经主变高压侧或低压侧（中性点）无流闭锁，发电机过励磁不经机端无流闭锁；10.2 定时限过励磁试验前准备在调试定时限过励磁保护时，为防止反时限过励磁动作影响试验结果，建议调试人员整定反时限过励磁跳闸控制字为0000，退出其跳闸功能。调试仪三相正序电压、单相电流线接入保护屏相应的端子，电压66、频率设定为额定50Hz，只递增三相正序电压即可。在调试“发电机过励磁保护”时，在Dbg2000的“发电机、励磁采样”里的“发电机综合量”中可看，“发电机过励磁U/F采样”和“过励磁反时限”累计百分比的实测值。10.3 定时限过励磁定值a、保护总控制字“发电机过励磁保护投入”置1b、投入发电机过励磁保护压板c、过励磁I段定值：N= ，过励磁I段延时： S，过励磁I段跳闸控制字 。d、过励磁信号段定值：N= ，过励磁信号段延时： S。10.4 定时限过励磁试验校验值整定值动作时间动作情况通电端子反馈接点跳闸1UD：1（A622）；1UD：4（B600）1UD：3（C622）；1UD：2（N621）67、1YD2:BD01YD26:BD18信号10.5 反时限过励磁试验前准备 在调试反时限过励磁保护时，为防止定时限过励磁动作影响试验结果，建议调试人员整定定时限过励磁跳闸控制字为0000，退出其跳闸功能。 （1）整定保护总控制字“过励磁保护投入”置1； （2）投入屏上“投过励磁保护”压板； （3）整定反时限过励磁保护定值（见下表）；（4）整定反时限过励磁跳闸控制字 。10.6 反时限过励磁试验内容 （1）过励磁倍数精度试验10.7 过励磁反时限试验 调试仪须加动作接点跳闸返回，实测定值中每一个过励磁倍数点的动作时间，当过励磁倍数越高，Dbg2000显示中的“过励磁反时限”百分比累计速度越快，达到68、100%则跳闸。 注意： 1、过励磁反时限保护每次试验下一点前，请短时退出屏上“投过励磁”硬压板，使“过励磁反时限”百分比累计清零； 2、过励磁反时限曲线上各点整定若相距太近，整定延时又相距较大（如：过励磁1.28倍时9S动作、1.26倍时18S动作），由于调试仪和保护装置的固有误差，会导致时间测量偏差很3、若实际发电机或变压器厂家提供的过励磁反时限曲线，没有达到8个点（包括上限、下限），整定时可以将“反时限定值”至“反时限定值”这四个点中的两个或几个定值整定为一致。2、除RCS985C,其它型号装置的逆功率保护若采用测量级TA，只需在“内部配置”定值中整定功率TA为测量级TA即可；3、程序逆69、功率与逆功率保护常配置于火电机组，不同之处在于：程序逆功率需经发电机主汽门开关位置接点、发变组高压侧断路器位置接点（合位）闭锁。11.5 发电机逆功率保护试验内容调试仪电压、电流线按下图接入保护屏相应的端子。调试仪三相正序电压、三相正序电流按如下输入设置递增相角，逆功率不断加深，在如下的Dbg2000采样中可看到“有功功率P”值的变化注意：在整定发电机系统参数定值时，“机端TV原边”与“机端TV副边”应同为线电压或者同为相电压，否则将造成保护装置功率显示与实际功率相差1.732倍。整定逆功率时请输入正值，如要整定“-1%”的逆功率，只需输入定值“1%”即可。通电端子电压端子电流端子1UD：1（70、A622）；1UD：4（B600）1UD：3（C622）；1UD：2（N621）A相：1ID：8（A4071）1ID：11（N4071）B相：1ID：9（B4071）1ID：11（N4071）C相：1ID：10（C4071）1ID：11（N4071）序号名称频率定值（Hz）频率试验值（Hz）延时延时试验值反馈接点1低频I段1YD1:BD0-1YD48:BD372低频II段3低频III段4低频IV段5过频I段6过频II段“频率实时值”和“低频、段实时累计状态”可从上图所示的Dbg2000中看到。 注意： 1、为防止各段保护动作行为正确，在做本段保护试验时请调试人员退出其它各段保护跳闸功能。 2、71、频率累计清零的方法：3.10版本以前（不含3.10版本）程序为切除电源重新上电即清零，3.10版本以后（含3.10版本）程序为掉电仍保持，须用“+ - + - 确认 确认”组合按钮清除累计。 对于RCS985A保护，电超速保护定值固定为0.25Ie。（Ie为发电机二次额定电流，） 电超速为低于定值动作，开出此接点供汽机控制使用。 （3）整定频率闭锁定值 Hz； （4）变压器差流定值 Ie，高厂变差流定值 Ie，发电机差流定值 Ie，裂相差流定值 Ie，励磁变差流定值 Ie，跳闸控制字 ； （5）定子接地零序电压定值 V，延时定值 S，跳闸控制字 ； （6）按需要选择某一功能投入；（7）“低频闭72、锁投入”固定置1，当频率低于定值时，起停机保护自动投入。 13.3 启停机保护试验内容 辅助判据：机组处于并网前状态，即主变高压侧出口断路器为跳位。短接1ZD4:BA0-1ZD13:BA1（RCS985A/B/C/AW）外接电缆的开入（高压侧断路器跳闸位置接点）。在发电机机端电压回路加入频率低于定值的电压或不加任何量，试验不同功能定值。 如下图在Dbg2000采样中能显示“启停机保护状态”实时状态，当机组处于并网前状态，且所加电压频率递减至45Hz以下，该值将由“0”变为“1”，启停机保护投入。14、误上电保护（含断路器闪络保护）调试 断路器位置接点闭锁投入机端电压是否并网误上电保护工作状态正73、序电压是否12V频率是否45Hz(低频定值)1无关否是无关110否否无关01无关是无关无关101无关无关是001无关无关否1只要在满足上表中突出显示的三种组合，初始状态“误上电保护状态”为“1”，那么再在第二状态中按下图IA、IB、IC突加通入主变高压侧电流1ID1(A4141)、发电机机端电流1ID8(A4071)和中性点电流1ID15(A4021)。发电机端加入三相电压。主变高压侧所加电流只需满足大于0.03In有流判据即可，而发电机机端电流和中性点电流均需达到误合闸电流定值误上电段方能动作。断路器闪络试验15、励磁变过负荷试验定时限过负荷定值a、保护总控制字“励磁过负荷保护投入”置1b、74、励磁过负荷报警电流定值：I= A，励磁过负荷信号延时： S15.1 励磁变过负荷试验动作值整定值时间通电端子反馈接点1ID：57（A4412）-1ID：61（N4411）1ID：58（B4412）-1ID：62（N4411）1ID：59（C4412）-1ID：63（N4411）1YD2:BD0-1YD43:BD32反时限过负荷定值 （1）保护总控制字“励磁过负荷保护投入”置1 （2）投入励磁过负荷保护压板 （3）反时限启动电流定值 A，反时限上限时间定值 S， （4）定子绕组热容量 （5）散热效应系数 A （6）整定反时限过负荷跳闸控制字 反时限过负荷试验内容保护取励磁变低压侧最大相电流。试验75、数据记录（Ie = A）输入电流动作时间计算时间备注反馈接点1 1YD2:BD0-1YD43:BD322 16、失磁保护调试16.3 手动试验方法：通入机端TV1三相电压1UD1：(A622)、1UD2：(N621)、1UD3：(C621)、1UD4：(B600)和机端三相电流1ID8(A4071)、 1ID9(B4071)、 1ID10(C4071) 、1ID11(N4071)。16.4 校验异步阻抗圆上端的Z1点此时阻抗轨迹位于纵轴负端，大小为三相电压联动增加，使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=_；16.5 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76、为三相电压联动增加，使阻抗轨迹自异步阻抗圆下端往上落入动作圆内，实测动作值Z2=_；16.8 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）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”）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77、时应灵活选择。 16.12 失磁保护减出力判据试验三相电压联动降低，直至保护动作，记录此时的相间低电压实测值U3= V。 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QQzd=-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、装置设有四段失磁保护功能，失磁保护段动作于减出力，段经母线电压低动作于跳闸。失磁保护反馈接点失磁保护段1PD25:JCL-11ND25:JCL-2失磁保护段1YD1:BD01YD8:BD4 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78、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。17、失步保护调试17.1 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 ，失步保护阻抗定值ZB ，主变阻抗定值 ，灵敏角定值 ，透镜内角定值 ； （4）振荡中心在发变组区外时滑极次数 次，振荡中心在发变组区内时滑极次数 次，跳闸允许过流定值 A； （5）整定失步保护跳闸矩阵定值。说明：该图为“三元件失步保护继电器特性”，把阻抗平面分成四个区OL、IL、IR、OR，阻抗79、轨迹顺序穿过四个区（OLILIROR或ORIRILOL），则保护判为发电机失步振荡。ZC电抗线用于区分振荡中心是否位于发变组内，阻抗轨迹顺序穿过四个区时位于电抗线以下，则认为振荡中心位于发变组内，位于电抗线以上，则认为振荡中心位于发变组外。每顺序穿过一次，保护在区内或区外的滑极计数加1，达到整定次数，保护则动作。 17.3 失步保护上端阻抗ZA的校验 ZA为阻抗透镜的上端阻抗，是区外失步的上端边界，校验时阻抗值按照95%ZA设定，如下图，Z=U/I=13.8/5=2.76,保持阻抗值不变，调整阻抗角，变化三相电压的相位，使阻抗角从0平缓增加，轨迹按轨迹穿越阻抗透镜。 在Dbg2000里，每看到80、“区外振荡滑次数”增加一次计数，随即反方向变化阻抗角，即先前是递增的话，而后就递减；先前是递减的话，而后就递增，使得阻抗轨迹沿轨迹往复穿越阻抗透镜，直到保护动作。（为调试结果直观起见，建议调试时保护投跳闸） 区外振荡滑极次数实测值 次。三相电压增至正序15.2V，使得Z达到1.05ZA，阻抗角在0至180范围变化时，“区外振荡滑极次数”无累积，从而验证ZA。 17.4 失步保护上端阻抗ZB的校验 ZB为阻抗透镜下端阻抗定值，是区内失步的下端阻抗，校验时阻抗值按照95%ZB设定，如下图，Z=U/I=16.3/5=3.26,保持阻抗值不变，调整阻抗角，变化三相电压的相位，使阻抗角从-180平缓递增81、，轨迹按轨迹穿越阻抗透镜。在Dbg2000里，每看到“区内振荡滑次数”增加一次计数，随即反方向变化阻抗角，直至保护动作。 区内振荡滑极次数实测值 次。 三相电压增至正序18V，使得Z达到1.05ZB，阻抗角在-180至0范围变化时，“区内振荡滑极次数”无累积，从而验证ZB。 17.5 失步保护上端阻抗ZC的校验 ZC为阻抗透镜的电抗线阻抗，是区内失步和区外失步的边界，校验时阻抗值按照95%ZC设定，如下图，Z=U/I=9.7/5=1.94,保持阻抗值不变，只调整阻抗角，变化三相电压的相位，使阻抗角从0平缓递增，轨迹按轨迹穿越阻抗透镜。18、发电机转子接地保护调试 18.1 转子一点接地定值整定82、 （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 k，一点接地电阻定值 k，一点接地延时 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。 18.2 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83、”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 V，两点接地保护延时 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。 18.3 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1K3,从相应屏端子1VD:UR1+1VD:UR1-外加直流电压220V84、（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20k标准电阻）与电压正端短接，测得试验值_k，将试验端子与电压负端短接，试验值_k。 整定“一点接地灵敏段电阻定值”或“一点接地电阻定值”为20k以上（如20.5k），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。18.4 转子两点接地试验 按照所述试验方法在“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1VD7:85、R-GND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1UD1(A622)、1UD4(B600)加单相3倍定值U2W2的二次谐波电压32=6V，实测值为_V，此时“两点接地”保护跳闸出口。 转子接地保护说明： 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须断开。 2、在装置上电重启或运行传送定值时，转子电压输入空开需处于断开状态，装置86、“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，否则易造成电阻测量误差。3、“一点接地灵敏段报警”与“一点接地报警”的主要区别在于“一点接地报警”发信后15s，装置转子两点接地保护自动转为投入状态，而前者与此无关、仅作为发信报警用。19、发电机定子接地保护调试 19.1 基波零序电压保护（即95%定子接地保护） 19.2 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“投定子接地零序电压保护”硬压板； （3）基波零序电压U0zd定值 V，零序电压高定值U0zd_h V，零序电压保护延时 s； （4）整定跳87、闸矩阵定值； （5）按照试验要求整定“零序电压报警段投入”、“零序电压保护跳闸投入”、“零序电压高定值跳闸投入”控制字。 19.3 基波零序电压保护试验 19.4 基波零序电压报警试验 报警段动作判据：中性点零序电压Un0U0zd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1UD13(E602)1UD14(V602)，加入单相电压，实测报警动作值 V，报警延时 s。 19.5 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： 中性点零序88、电压Un0U0zd主变高压侧零序Uh040V，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Ut0U0zd，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U0zd。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U0zd=U0zd/K=17.33V。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1UD5(E612)1UD6(Z612)，UB接主变高压侧零序电压输入端子1UD18(E720)1UD20(Z720)，UC接中性点89、零序电压输入端子1UD13(E602)1UD14(V602)。零序电压高高定值段动作判据：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1UD13(E602)1UD14(V602)。即可。定子接地基波零序电压保护试验表格如图自动计算出：如图自动计算出：如图自动计算出：如图自动计算出：如图自动计算出：20、 三次谐波电压保护（即100%定子接地保护） 20.1 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）发电机并网前三90、次谐波电压比率K3w pzd定值 ，发电机并网后三次谐波电压比率K3w 1zd定值 ，三次谐波电压差动KreZD定值 ，三次谐波电压保护延时 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。 20.2 三次谐波电压比率试验 20.3 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91、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，跳闸须经屏上硬压板投入，报警不经压板，建议投报警。 20.4 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端子1UD1(A622)、1UD2(N621)、1UD3(C622)、1UD4(B600)每相电压U30V，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：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92、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。 20.5 三次谐波电压差动保护试验 20.6 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，该保护发信须经屏上“投定子接地三次谐波电压”硬压板投入。 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 V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0.7AImax4.1A； 保护判93、据： U3T 24、主变接地保护定值整定24.1零序过流保护定值整定a、 保护总控制字“主变接地后备保护投入”置1b、 投入主变接地后备保护投入压板c、 零序过流I段定值：I= A，零序过流I段延时： Sd、 整定零序过流I段第一时限跳闸控制字e、 间隙零序电压定值：U= V，间隙零序电压延时： S间隙零序电流定值：I= A，间隙零序过流延时： S（1）零序过流保护试验接线通电端子电压端子电流端子1UD：19（E720）；1UD：20（Z720）1ID：67（N4121）；1ID：69（N4122）1ID：71(N4131)； 1ID73:：（N4132）24.2 零序过流保护试验内容a、按上94、表在主变中性点TA通入电流保护名称校验值整定值时间零序过流（3）间隙零序保护试验内容a、 按上表加入主变零序电压，间隙零序TA电流保护名称校验值整定值时间间隙零序过电压间隙零序过流25、主变过负荷试验25.1 主变过负荷定值整定a、保护总控制字“主变相间后备保护投入”置1b、整定控制字“过负荷投入”c、过负荷定值：I= A，延时报警： S25.2 主变过负荷试验动作值整定值时间通电端子1ID：1（A4141）；1ID：2（B4141）1ID：3（C4141）；1ID：4（N4141）26、高厂变高压侧后备保护26.1 复合电压过流保护定值整定a、 保护总控制字“高厂变高压侧后备保护投入”置1b95、 投入高厂变高压侧后备保护投入压板c、 负序电压定值： V，相间低电压定值： Vd、 过流I段定值：I= A，过流I段延时定值： 0S，过流I段跳闸控制字26.2 复合电压过流试验接线a、试验时要将至A，B分支的电压端子并接通电端子电压端子电流端子1UD：21（A630）；1UD：22（B600）1UD：23（C630）；1UD：24（N630）1UD：27（A640）；1UD：28（B600）1UD：29（C640）；1UD：30（N640）1ID：29（A4212）；1ID：33（A4213）1ID：30（B4212）；1ID：34（B4213）1ID：31（C4212）；1ID：35（96、C4213 ）26.3 复压过流试验内容a、加入电流任一相大于整定值，降电压至 V（单相），保护装置正确动作b、加入正序电流任一相大于整定值，负序电压升至 V，保护装置正确动作序号保护名称校验值整定值时间1过流I段 2负序电压3低电压26.4 TV断线闭锁试验加入三相电压至额定Ua=Ub=Uc=57.7V，电流不大于整定值，拔出一相电压，发“PT断线报警”，加电流至动作值，装置保护不动作。27、高厂变A分支后备保护试验27.1 高厂变A分支后备保护定值整定a、 保护总控制字“高厂变A分支后备保护投入”置1b、 投入A 分支后备保护压板c、 低电压定值： Vd、 过流I段定值：I= A，过流I段97、延时定值： S，过流I段跳闸控制字e、 “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27.2 高厂变A分支后备保护试验接线通电端子电压端子电流端子1UD：21（A630）；1UD：22（B600）1UD：23（C630）；1UD：24（N630）1ID：36（A4261）； 1ID：37（B4261）； 1ID：38（C4261）； 1ID：40（N4261）27.3 复压过流试验内容a、加入电流任一相大于整定值，降电压至 V（单相），保护装置正确动作序号保护名称校验值整定值时间1A分支过流2低电压27.4 TV断线闭锁试验加入三相电压至额定Ua=Ub=Uc=57.798、V，电流不大于整定值，拔出一相电压，发“PT断线报警”，加电流至动作值，装置保护不动作。28、高厂变B分支后备保护试验28.1 高厂变B分支后备保护定值整定a、保护总控制字“高厂变B分支后备保护投入”置1b、投入A 分支后备保护压板c、低电压定值： Vd、过流I段定值：I= A，过流I段延时定值： S，过流I段跳闸控制字e、“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28.2 高厂变B分支后备保护试验接线通电端子电压端子电流端子1UD：27（A640）；1UD：28（B600）1UD：29（C640）；1UD：30（N640）1ID：43（A4301）； 1ID：4499、（B4301）； 1ID：45（C4301）；1ID：49（N4301）28.3 复压过流试验内容a、加入电流任一相大于整定值，降电压至 V（单相），保护装置正确动作序号保护名称校验值整定值时间1B分支过流2低电压28.4 TV断线闭锁试验加入三相电压至额定Ua=Ub=Uc=57.7V，电流不大于整定值，拔出一相电压，发“PT断线报警”，加电流至动作值，装置保护不动作。保护装置B柜校验:1、采样精度测试：退掉屏上所有出口压板，从屏端子上每个电压、电流回路依次通入电流、电压，测试模拟量采样精度，记录如下：电压回路采样试验（B屏）电流回路采样试验（B屏） 2.发变组差动保护试验 2.1 定值整定 100、（1）保护总控制字“发变组差动保护投入”置1 （2）投入发变组差动保护压板 （3）比率差动启动定值： ，起始斜率： ， 最大斜率: ，二次谐波制动系数： ， 速断定值： （4）整定发变组差动跳闸矩阵定值 。（5）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。（6）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 2.3比率差动试验对于YD11 的主变接线方式，RCS985 装置采用主变高压侧电流A-B、B-C、C-A101、 的方法进行相位校正至发电机中性点侧，并进行系数补偿,由于发变组差动差至高厂变低压侧，高厂变低压侧电流根据高厂变接线方式相位校正至高厂变高压侧（即发电机中性点侧）， 同时进行系数补偿。差动保护试验时分别从高压侧、发电机中性点侧加入电流。高压侧、中性点侧加入电流对应关系：Aac、Bba 、Ccb 。a、额定电流Ie= A，b、在主变高压侧电流端子上通入A相额定电流，低压侧a、c相相位相差180。观察A相电流平衡，差电流为0。C、按下面表格通入高、低压侧电流，改变低压侧电流（下表按主变高压侧与中性点，主变高压侧与高厂变高压侧两点差动来做，主变高压侧不变，增加低压侧电流），保护装置正确动作A相序号一102、侧电流（A）二侧电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子12ID：1（A4161）2ID：4（N4161）1ID：22（A4231）1ID：26（A4232）1ID：24（C4231）1ID：28（C4232）23456B相序号一侧电流（A）二侧电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子12ID：2（B4161）2ID：4（N4161）2ID：23（B4232）2ID：27（N4231）2ID：22（A4232）2ID：26（N4231）23456C相序号一侧电流（A）二侧电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子12ID：3（C4161）2ID：4（N4161）2I103、D：24（C4232）2ID：28（N4231）2ID：23（B4232）2ID：27（N4231）23456说明：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。说明：RCS985C装置对于机端有两组TA的，“机端电流TA1”固定用于主变差动，“机端电流TA2”固定用于发电机差动。 2.4 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： %； 试验值： 实验说明：投入“发变组比率差动投入”控制字，退出“发104、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0.1510A(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。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17%左右； 2、涌流闭锁只闭锁比率差动，而不闭锁差动速断2.5 发变组差动速断试验 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105、投入”等其它控制字。 以主变高压侧为试验侧，通入单相电流， 依定值Icdsd= Ie，则其计算值为1.732 Ie = A，实测动作值为 A。 2.6 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。 在参与该差动的某两侧三相均加上额定电流，给出正常负荷相位，以“主变高压侧”和“发电机中性点侧”两侧为例，主变高压侧超前发电机中性点150，断开任意一相电流，装置发“发变组差动TA 断线”信号并闭锁发变组比率差动，但不闭锁差动速断。注：1、发变组差动、主变差动、发电机差动、裂相横差TA断线均经“出口断路器位置”闭锁，即106、分位时不判“TA断线”，“出口断路器”就不同型号的985保护装置和不同的主接线包含“主变高压侧开关”、“主变中压侧开关”、“发电机出口开关”。总之，装置分辨机组与系统形成一次电气连接才判“TA断线”。 2、“TA断线”与“TA异常”均告警，不同的是“TA断线”须经手动按屏上“复归”按钮复归，提醒运行人员注意，若不复归该信号，闭锁始终有效。“TA异常”信号在异常消失后会延时10S自动返回。3、 发电机差动保护试验3.1 定值整定a、保护总控制字“发电机差动保护投入”置1b、投入发电机差动保护压板c、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：4.0Ied、整定跳107、闸矩阵定值为： e、按照试验要求整定控制字：“发电机差动速断投入”置1，“发电机比率差动投入”置1，“发电机工频变化量比率差动”置1，“TA断线闭锁比率差动”置0。3.2 比率差动试验：a、额定电流Ie= A，b、在机端与中性点电流端子上通入A相额定电流，并且相位一致。观察A相电流平衡，差电流为0c、 按下面表格通入机端与中性点电流，任意增加一侧电流（下表按机端不变，增加中性点侧）至动作值，保护装置正确动作A相序号机端电流（A）中性点电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子12ID:8(A4081)2ID:11( N4081) 2ID:15 (A4011)2ID:18 (N4011)108、23456B相序号机端电流（A）中性点电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子12ID:9(B4081)2ID:11( N4081) 2ID:16 (B4011)2ID:18 (N4011)23456C相序号机端电流（A）中性点电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子12ID:10(C4081)2ID:11( N4081) 2ID:17 (C4011)2ID:18 (N4011)234563.3 发电机差动速断试验：为使此试验更为直观，建议仅投入“发电机差动速断投入”控制字，退出“发电机比率差动投入”等其它控制字。 以主变高压侧为试验侧，通入单相电流， 依定值Icdsd= 109、Ie，则其计算值为 Ie = A，实测动作值为 A。3.4 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I= A，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I= A，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，复位装置才能清除“发电机差动TA断线”信号。4、 主变差动保护试验4 .1 定值整定（1）保护总控制字“变压器差动保护投入”置1（2）投入变压器差动保护压板（3）比率差动定值： 110、，起始斜率： ，最大斜率： 。二次谐波制动系数： 。速断定值： 。（4）整定变压器差动跳闸矩阵定值（5）按照试验要求整定“变压器差动速断投入”、“变压器比率差动投入”、“发电机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4.2 比率差动试验 对于高压侧接地系统，RCS-985装置采用高压侧零序电流补偿，低压侧电流相位校正的方法实现差动保护，变压器差动保护试验时A、B相反接输入电流，此时零序电流为0。“变压器比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。变压器比率差动试验：（高压侧Ie = A，A分支Ie = A，B分支Ie = A）序号 一侧电流二侧电流制动电流(I1111、+I2)/2 差电流 Ie计算值 Ie A Ie A Ie 1 2 3 4 5 6 74.3 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： %；试验值： %。4.4 变压器差动速断试验定值： Ie；试验值： 。4.5 TA断线闭锁试验“变压器比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”均置1。两侧三相均加上额定电流电流，断开任意一相电流，装置发“变压器差动TA断线”信号并闭锁变压器比率差动，但不闭锁差动速断。“变压器比率差动投入” 置1、“TA断线闭锁比率差动”置0。两侧三相均加上额定电流电流112、，断开任意一相电流，变压器比率差动动作并发“变压器差动TA断线”信号。退掉电流，复位装置才能清除“变压器差动TA断线”信号。5、 高厂变差动试验5.1 定值整定a) 保护总控制字“高厂变差动保护投入”置1b) 投入高厂变差动保护压板c) 比率差动启动定值： A，起始斜率 ，最大斜率： ，二次谐波制动系数： %，速断定值： A。d) 整定高厂变差动跳闸矩阵定值按照试验要求整定“高厂变差动速断投入”、“高厂变比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”、“高压侧TA2电流速断投入”控制字。5.2 比率差动试验a、额定电流Ie= A，b、在高厂变高压侧电流端子上通入A相额定电流I= A，低压侧A、B分支113、上电流端子A相电流均为I= A，且相位一致并与高压侧相位相差180。观察A相电流平衡，差电流为0。C、按下面表格通入高、低压侧电流，改变低压侧电流（下表按高厂变高压侧不变，增加低压侧电流），保护装置正确动作b、 对于B、C相因同为微机程序，故只需观察高厂变高压侧与低压侧的电流平衡即可。序号高压侧电流（A）A分支电流（A）B分支电流（A）计算动作值（A）实际动作值（A）通电端子12ID：29（A4211）2ID：32（N4211）2ID：36（A4271）2ID：39（N4271）2ID：43（A4311）2ID：46（N4311）23455.3 二次谐波制动系数试验从高厂变高压侧电流回路加入基114、波电流分量（能使差动保护可靠动作），从低压侧电流回路加入二次谐波电流分量，减小二次谐波电流分量的百分比，使差动保护动作。定值：15%；基波（A）二次谐波（A）100Hz保护定值（A）通电端子2ID：29（A4211）2ID：32（N4211）2ID：36（A4271）2ID：39（N4271）因B，C相同为微机程序，故只做A相即可5.4 TA断线闭锁试验“高厂变比率差动投入”、“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“高厂变差动TA断线”信号并闭锁高厂变比率差动，但不闭锁差动速断。退掉电流，复位装置才能清除“高厂变差动TA断线”信号。6、 发变组复合电压115、过流保护试验6.1 复合电压过流保护定值整定a) 保护总控制字“发电机相间后备保护投入”置1b) 投入发电机相间后备保护投入压板c) 负序电压定值： V，相间低电压定值： V，过流I段定值： A，d) 过流II段定值： A。e) 整定过流I段跳闸控制字，过流II段控制字f) 根据需要整定“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”控制字g) “TV断线保护投退原则”置0时。如变压器高压侧TV断线时，复合电压判据自动满足，控制字置1，变压器高压侧TV断线时，该侧TV的复合电压判据退出6.2 复合电压过流保护试验接线通电端子电压端子电流端子反馈接点2UD：1（116、A622）；2UD：4（B600）2UD：3（C622）；2UD：2（N621）A相：2ID：8（A4081）2ID：11（N4081）B相：2ID：9（B4081）2ID：12（N4081）C相：2ID：10（C4081）2ID：13（N4081）2YD2:BD02YD27:BD206.3 复压过流试验内容a、加入电流任一相大于整定值，降电压至 V（单相），保护装置正确动作b、加入正序电流任一相大于整定值，负序电压升至 V，保护装置正确动作序号保护名称校验值整定值时间1过流I段 A A S2过流II段 A A S3负序电压 V V4低电压 V V6.4 TV断线闭锁试验加入三相电压至额定Ua117、=Ub=Uc=57.7V，电流不大于整定值，拔出一相电压，发“PT断线报警”，加电流至动作值，装置保护不动作。说明：“TV断线保护投退原则”置0时，若TV断线时，复合电压判据自动满足，该保护变成纯过流；控制字置1，TV断线时，该侧TV的复合电压判据不满足，闭锁经复合电压闭锁的保护段；此控制字仅于复合电压过流保护有关，与阻抗保护无关。 RCS985A保护取发电机机端侧与中性点侧的最大相电流；注意： 1、所谓的“复合电压闭锁”指的是负序相电压和相间低电压的“或”闭锁，U2U2ZD 或UUZD复合电压均开放，校验负序相电压定值时应防止相间低电压先于其开放。 2、在试验中应注意其它侧复合电压开放导致试118、验结果错误，RCS985A、B可“经高压侧复合电压闭锁”、RCS985C可“经高压侧、中压侧复合电压闭锁”。7、 定子过负荷保护试验7.1 定时限过负荷定值a) 保护总控制字“定子过负荷保护投入”置1b) 投入定子过负荷保护压板c) 定时限定子过负荷报警电流定值：I= A，定时限定子过负荷延时： S.7.2 定时限过负荷试验a、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。b、做此保护时应投入跳闸控制字，以便观察动作时间校验值整定值动作时间通电端子反馈接点A相：2ID：8（A4081）2ID：11（N4081）B相：2ID：9（B4081）2ID：12（N4081）C119、相：2ID：10（C4081）2ID：13（N4081）2YD2:BD02YD41:BD307.3 反时限过负荷定值 7.5 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。反时限过负荷定值 （1）保护总控制字“定子过负荷保护投入”置1 （2）投入定子过负荷保护压板 （3）反时限启动电流定值 A，反时限上限时间定值 S， （4）定子绕组热容量 （5）长期允许负序电流 A （5）散热效应系数 : （6）整定反时限过负荷跳闸控制字 反时限120、过负荷试验内容 保护取发电机机端、中性点最大相电流 试验数据记录（Ie = A ）输入电流动作时间计算时间备注1 2 3 8、发电机负序过负荷保护试验8.1 定时限负序过负荷定值a、保护总控制字“定子负序过负荷保护投入”置1b、投入定子负序过负荷保护压板c、定时限负序过负荷报警电流定值：I= A（三相电流），定时限负序过负荷延时： S8.2 定时限负序过负荷试验接线8.3 定时限过负荷试验 a、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，可以如下图接线试验。校验值整定值动作时间通电端子反馈接点A相：2ID：8（A408121、1）2ID：18（N4081）B相：2ID：9（B4081）2ID：18（N4081）C相：2ID：10（C4081）2ID：18（N4081）2YD2:BD02YD42:BD31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 。（3）反时限负序过负荷定值（1）反时限起动负序电流定值Iszd2= A，反时限上限时间定值t= s； （2）长期允许负序电流I2l= A （3）转子发热常数A= ； （4）整定反时限过负荷跳闸控制字。 动作电流（A）实测时间（S）计算时间（S）通电端子反馈接点A相：2ID：8（A4081）2ID：18（N4081）B相：122、2ID：9（B4081）2ID：18（N4081）C相：2ID：10（C4081）2ID：18（N4081）2YD2:BD02YD23:BD16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。10、发电机电压保护调试校验值整定值动作时间通电端子反馈接点2UD：1（A622）；2UD：4（B600）2UD：3（C622）；2UD：2（N621）2YD2:BD02YD10:BD511、 发电机过励磁保护试验11.1 保护说明1123、.发电机过励磁保护取发电机机端电压及其频率计算； 2、TV断线自动闭锁过励磁保护；3、为防止主变高压侧TV在暂态过程中的电压量影响，主变过励磁经主变高压侧或低压侧（中性点）无流闭锁，发电机过励磁不经机端无流闭锁；11.2 定时限过励磁试验前准备在调试定时限过励磁保护时，为防止反时限过励磁动作影响试验结果，建议调试人员整定反时限过励磁跳闸控制字为0000，退出其跳闸功能。调试仪三相正序电压、单相电流线接入保护屏相应的端子，电压频率设定为额定50Hz，只递增三相正序电压即可。在调试“发电机过励磁保护”时，在Dbg2000的“发电机、励磁采样”里的“发电机综合量”中可看，“发电机过励磁U/F采样”和124、“过励磁反时限”累计百分比的实测值。11.3定时限过励磁定值a) 保护总控制字“发电机过励磁保护投入”置1b) 投入发电机过励磁保护压板c) 过励磁I段定值：N=1.3，过励磁I段延时：4S，过励磁I段跳闸控制字。d) 过励磁信号段定值：N=1.05，过励磁信号段延时：0.5S。11.4 定时限过励磁试验校验值整定值动作时间动作情况通电端子反馈接点跳闸2UD：1（A622）；2UD：4（B600）2UD：3（C622）；2UD：2（N621）2YD2:BD02YD26:BD18信号（4）整定反时限过励磁跳闸控制字 。2、除RCS985C,其它型号装置的逆功率保护若采用测量级TA，只需在“内部配125、置”定值中整定功率TA为测量级TA即可；3、程序逆功率与逆功率保护常配置于火电机组，不同之处在于：程序逆功率需经发电机主汽门开关位置接点、发变组高压侧断路器位置接点（合位）闭锁。如果机端有断路器，还需经机端断路器位置接点（合位）闭锁。12.5 发电机逆功率保护试验内容调试仪电压、电流线按下图接入保护屏相应的端子。调试仪三相正序电压、三相正序电流按如下输入设置递增相角，逆功率不断加深，在如下的Dbg2000采样中可看到“有功功率P”值的变化注意：在整定发电机系统参数定值时，“机端TV原边”与“机端TV副边”应同为线电压或者同为相电压，否则将造成保护装置功率显示与实际功率相差1.732倍。整定逆功126、率时请输入正值，如要整定“-1%”的逆功率，只需输入定值“1%”即可。通电端子电压端子电流端子2UD：1（A622）；2UD：4（B600）2UD：3（C622）；2UD：2（N621）A相：2ID：8（A4081）2ID：11（N4081）B相：2ID：9（B4081）2ID：11（N4081）C相：2ID：10（C4081）2ID：11（N4081）序号名称频率定值（Hz）频率试验值（Hz）延时延时试验值反馈接点1低频I段2YD1:BD0-2YD48:BD372低频II段3低频III段4低频IV段5过频I段6过频II段“频率实时值”和“低频、段实时累计状态”可从上图所示的Dbg2000中看127、到。 注意： 1、为防止各段保护动作行为正确，在做本段保护试验时请调试人员退出其它各段保护跳闸功能。 2、频率累计清零的方法：3.10版本以前（不含3.10版本）程序为切除电源重新上电即清零，3.10版本以后（含3.10版本）程序为掉电仍保持，须用“+ - + - 确认 确认”组合按钮清除累计。 对于RCS985A保护，电超速保护定值固定为0.25Ie。（Ie为发电机二次额定电流，） 电超速为低于定值动作，开出此接点供汽机控制使用。 （3）整定频率闭锁定值 Hz； （4）变压器差流定值 Ie，高厂变差流定值 Ie，发电机差流定值 Ie，裂相差流定值 Ie，励磁变差流定值 Ie，跳闸控制字 ； 128、（5）定子接地零序电压定值 V，延时定值 S，跳闸控制字 ； （6）按需要选择某一功能投入；（7）“低频闭锁投入”固定置1，当频率低于定值时，起停机保护自动投入。 14.3 启停机保护试验内容 辅助判据：机组处于并网前状态，即主变高压侧出口断路器为跳位。短接2ZD4:BA0-2ZD13:BA1（RCS985A/B/C/AW）外接电缆的开入（高压侧断路器跳闸位置接点）。在发电机机端电压回路加入频率低于定值的电压或不加任何量，试验不同功能定值。 如下图在Dbg2000采样中能显示“启停机保护状态”实时状态，当机组处于并网前状态，且所加电压频率递减至45Hz以下，该值将由“0”变为“1”，启停机保护129、投入。15、误上电保护（含断路器闪络保护）调试 断路器位置接点闭锁投入机端电压是否并网误上电保护工作状态正序电压是否12V频率是否45Hz(低频定值)1无关否是无关110否否无关01无关是无关无关101无关无关是001无关无关否1只要在满足上表中突出显示的三种组合，初始状态“误上电保护状态”为“1”，那么再在第二状态中按下图IA、IB、IC突加通入主变高压侧电流2ID1(A4161)、发电机机端电流2ID8(A4081)和中性点电流2ID15(A4011)。发电机端加入三相电压。主变高压侧所加电流只需满足大于0.03In有流判据即可，而发电机机端电流和中性点电流均需达到误合闸电流定值误上电段方130、能动作。断路器闪络试验16、励磁变过负荷试验16.1定时限过负荷定值a、保护总控制字“励磁过负荷保护投入”置1b、励磁过负荷报警电流定值：I= A，励磁过负荷信号延时： S（2）励磁变过负荷试验动作值整定值时间通电端子反馈接点2ID：57（A4411）-2ID：61（A4412）2ID：58（B4411）-2ID：62（B4412）2ID：59（C4411）-1ID：63（C4412）2YD2:BD0-2YD43:BD3216.2 反时限过负荷定值 （1）保护总控制字“励磁过负荷保护投入”置1 （2）投入励磁过负荷保护压板 （3）反时限启动电流定值 A，反时限上限时间定值 S， （4）定子绕组131、热容量 （5）散热效应系数 A （6）整定反时限过负荷跳闸控制字16.3 反时限过负荷试验内容保护取励磁变低压侧最大相电流。试验数据记录（Ie = A）输入电流动作时间计算时间备注反馈接点1 2YD2:BD0-2YD43:BD322 17、失磁保护调试17.3 手动试验方法：通入机端TV1三相电压2UD1：(A622)、2UD2：(N621)、2UD3：(C621)、2UD4：(B600)和机端三相电流2ID8(A4081)、 2ID9(B4081)、 2ID10(C4081) 、2ID11(N4081)。17.4 校验异步阻抗圆上端的Z1点此时阻抗轨迹位于纵轴负端，大小为三相电压联动增加，使132、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=_；17.5校验异步阻抗圆下端的Z2点此时阻抗轨迹位于纵轴负端，大小为三相电压联动增加，使阻抗轨迹自异步阻抗圆下端往上落入动作圆内，实测动作值Z2=_；17.8 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）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”）注意：在调整阻抗角后，应同时调整阻133、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。 17.12 失磁保护减出力判据试验三相电压联动降低，直至保护动作，记录此时的相间低电压实测值U3= V。 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QQzd=-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、装置设有四段失磁保护功能，失磁保护段动作于减出力，段经母线电压低动作于跳闸。失磁保护反馈接点失磁保护段2PD25:JCL-12ND25:JCL-134、2失磁保护段2YD1:BD02YD8:BD4 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。18、失步保护调试18.1 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 ，失步保护阻抗定值ZB ，主变阻抗定值 ，灵敏角定值 ，透镜内角定值 ； （4）振荡中心在发变组区外时滑极次数 次，振荡中心在发变组区内时滑极次数 次，跳闸允许过流定值 A135、； （5）整定失步保护跳闸矩阵定值。说明：该图为“三元件失步保护继电器特性”，把阻抗平面分成四个区OL、IL、IR、OR，阻抗轨迹顺序穿过四个区（OLILIROR或ORIRILOL），则保护判为发电机失步振荡。ZC电抗线用于区分振荡中心是否位于发变组内，阻抗轨迹顺序穿过四个区时位于电抗线以下，则认为振荡中心位于发变组内，位于电抗线以上，则认为振荡中心位于发变组外。每顺序穿过一次，保护在区内或区外的滑极计数加1，达到整定次数，保护则动作。 失步保护上端阻抗ZA的校验 ZA为阻抗透镜的上端阻抗，是区外失步的上端边界，校验时阻抗值按照95%ZA设定，如下图，Z=U/I=13.8/5=2.76,保持阻136、抗值不变，调整阻抗角，变化三相电压的相位，使阻抗角从0平缓增加，轨迹按轨迹穿越阻抗透镜。 在Dbg2000里，每看到“区外振荡滑次数”增加一次计数，随即反方向变化阻抗角，即先前是递增的话，而后就递减；先前是递减的话，而后就递增，使得阻抗轨迹沿轨迹往复穿越阻抗透镜，直到保护动作。（为调试结果直观起见，建议调试时保护投跳闸） 区外振荡滑极次数实测值 次。三相电压增至正序15.2V，使得Z达到1.05ZA，阻抗角在0至180范围变化时，“区外振荡滑极次数”无累积，从而验证ZA。 18.3 失步保护上端阻抗ZB的校验 ZB为阻抗透镜下端阻抗定值，是区内失步的下端阻抗，校验时阻抗值按照95%ZB设定，如137、下图，Z=U/I=16.3/5=3.26,保持阻抗值不变，调整阻抗角，变化三相电压的相位，使阻抗角从-180平缓递增，轨迹按轨迹穿越阻抗透镜。在Dbg2000里，每看到“区内振荡滑次数”增加一次计数，随即反方向变化阻抗角，直至保护动作。 区内振荡滑极次数实测值 次。 三相电压增至正序18V，使得Z达到1.05ZB，阻抗角在-180至0范围变化时，“区内振荡滑极次数”无累积，从而验证ZB。 18.4 失步保护上端阻抗ZC的校验 ZC为阻抗透镜的电抗线阻抗，是区内失步和区外失步的边界，校验时阻抗值按照95%ZC设定，如下图，Z=U/I=9.7/5=1.94,保持阻抗值不变，只调整阻抗角，变化三相电138、压的相位，使阻抗角从0平缓递增，轨迹按轨迹穿越阻抗透镜。19、发电机转子接地保护调试 19.1 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 k，一点接地电阻定值 k，一点接地延时 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139、跳闸。 19.2 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 V，两点接地保护延时 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。 19.3 转子一点接地试140、验 合上屏后顶部左端的转子电压输入小空气开关1K3,从相应屏端子2VD:UR1+2VD:UR1-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20k标准电阻）与电压正端短接，测得试验值_k，将试验端子与电压负端短接，试验值_k。 整定“一点接地灵敏段电阻定值”或“一点接地电阻定值”为20k以上（如20.5k），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。19.4 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“转子两141、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2VD7:R-GND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2UD1(A622)、2UD4(B600)加单相3倍定值U2W2的二次谐波电压32=6V，实测值为_V，此时“两点接地”保护跳闸出口。 转子接地保护说明： 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一142、套，一套备用，备用屏的转子电压小空气开关须断开。 2、在装置上电重启或运行传送定值时，转子电压输入空开需处于断开状态，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，否则易造成电阻测量误差。3、“一点接地灵敏段报警”与“一点接地报警”的主要区别在于“一点接地报警”发信后15s，装置转子两点接地保护自动转为投入状态，而前者与此无关、仅作为发信报警用。20、发电机定子接地保护调试 20.1 基波零序电压保护（即95%定子接地保护） 20.1 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“投定子接地零序电143、压保护”硬压板； （3）基波零序电压U0zd定值 V，零序电压高定值U0zd_h V，零序电压保护延时 s； （4）整定跳闸矩阵定值； （5）按照试验要求整定“零序电压报警段投入”、“零序电压保护跳闸投入”、“零序电压高定值跳闸投入”控制字。 20.2 基波零序电压保护试验 20.3 基波零序电压报警试验 报警段动作判据：中性点零序电压Un0U0zd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2UD13(E602)2UD14(V602)，加入144、单相电压，实测报警动作值 V，报警延时 s。 20.4 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： 中性点零序电压Un0U0zd主变高压侧零序Uh040V，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Ut0U0zd，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U0zd。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U0zd=U0zd/K=17.33V。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2UD5(145、E612)2UD6(Z612)，UB接主变高压侧零序电压输入端子2UD18(E720)2UD20(Z720)，UC接中性点零序电压输入端子2UD13(E602)2UD14(V602)。零序电压高高定值段动作判据：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2UD13(E602)2UD14(V602)。即可。定子接地基波零序电压保护试验表格如图自动计算出：如图自动计算出：如图自动计算出：如图自动计算出：如图自动计算出：20.5 三次谐波电压保护（即100%定子接地保护） 20.6 试验前的准146、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 ，发电机并网后三次谐波电压比率K3w 1zd定值 ，三次谐波电压差动KreZD定值 ，三次谐波电压保护延时 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。 20.7 三次谐波电压比率试验 20.8 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 K147、3w 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，跳闸须经屏上硬压板投入，报警不经压板，建议投报警。 20.9 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端子2UD1(A622)、2UD2(N621)、2UD3(C622)、2UD4(B600)每相电压U30V，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148、至保护动作，测得相应的动作值。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。 20.10 三次谐波电压差动保护试验 20.11 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，该保护发信须经屏上“投定子接地三次谐波电压”硬压板投入。 保护动作条件： 出口断路器为合位，即解除输入跳位接点的2RD25、2RD26端子的电缆线； 机端正序电压大于0.85Un，即加入大于 V的正序电压； 机端149、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0.7AImax4.1A； 保护判据： U3T 23、主变接地保护定值整定23.1零序过流保护定值整定a、 保护总控制字“主变接地后备保护投入”置1b、 投入主变接地后备保护投入压板c、 零序过流I段定值：I= A，零序过流I段延时： Sd、 整定零序过流I段第一时限跳闸控制字e、 间隙零序电压定值：U= V，间隙零序电压延时： S间隙零序电流定值：I= A，间隙零序过流延时： S23.2 零序过流保护试验接线通电端子电压端子电流端子2UD：19（E720）；2UD：20（Z720）2ID：67（N4150、123）；2ID：69（N4122）2ID：71(N4133)； 2ID73:：（N4132）23.3零序过流保护试验内容a、按上表在主变中性点TA通入电流保护名称校验值整定值时间零序过流23.4间隙零序保护试验内容b、 按上表加入主变零序电压，间隙零序TA电流保护名称校验值整定值时间间隙零序过电压间隙零序过流24、主变过负荷试验24.1主变过负荷定值整定a、保护总控制字“主变相间后备保护投入”置1b、整定控制字“过负荷投入”c、过负荷定值：I= A，延时报警： S24.2主变过负荷试验动作值整定值时间通电端子2ID：1（A4161）；2ID：2（B4161）2ID：3（C4161）；2ID：151、4（N4161）25、高厂变高压侧后备保护25.1复合电压过流保护定值整定a、 保护总控制字“高厂变高压侧后备保护投入”置1b、投入高厂变高压侧后备保护投入压板c、负序电压定值： V，相间低电压定值： Vd、过流I段定值：I= A，过流I段延时定值： 0S，过流I段跳闸控制字25.2复合电压过流试验接线a、试验时要将至A，B分支的电压端子并接通电端子电压端子电流端子2UD：21（A630）；2UD：22（B600）2UD：23（C630）；2UD：24（N630）2UD：27（A640）；2UD：28（B600）2UD：29（C640）；2UD：30（N640）2ID：29（A4211）；2I152、D：33（A4212）2ID：30（B4211）；2ID：34（B4212）2ID：31（C4211）；2ID：35（C4212 ）25.3复压过流试验内容a、加入电流任一相大于整定值，降电压至 V（单相），保护装置正确动作b、加入正序电流任一相大于整定值，负序电压升至 V，保护装置正确动作序号保护名称校验值整定值时间1过流I段 2负序电压3低电压25.4 TV断线闭锁试验加入三相电压至额定Ua=Ub=Uc=57.7V，电流不大于整定值，拔出一相电压，发“PT断线报警”，加电流至动作值，装置保护不动作。26、高厂变A分支后备保护试验26.1 高厂变A分支后备保护定值整定a、保护总控制字“高厂变153、A分支后备保护投入”置1b、投入A 分支后备保护压板c、低电压定值： Vd、过流I段定值：I= A，过流I段延时定值： S，过流I段跳闸控制字e、“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26.2 高厂变A分支后备保护试验接线通电端子电压端子电流端子2UD：21（A630）；2UD：22（B600）2UD：23（C630）；2UD：24（N630）2ID：36（A4271）； 2ID：37（B4271）； 2ID：38（C4271）； 2ID：40（N4271）26.3 复压过流试验内容a、加入电流任一相大于整定值，降电压至 V（单相），保护装置正确动作序号保护名称154、校验值整定值时间1A分支过流2低电压26.4 TV断线闭锁试验加入三相电压至额定Ua=Ub=Uc=57.7V，电流不大于整定值，拔出一相电压，发“PT断线报警”，加电流至动作值，装置保护不动作。27、高厂变B分支后备保护试验27.1 高厂变B分支后备保护定值整定a、保护总控制字“高厂变B分支后备保护投入”置1b、投入A 分支后备保护压板c、低电压定值： Vd、过流I段定值：I= A，过流I段延时定值： S，过流I段跳闸控制字e、“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27.2 高厂变B分支后备保护试验接线通电端子电压端子电流端子2UD：27（A640）；2UD：2155、8（B600）2UD：29（C640）；2UD：30（N640）2ID：43（A4311）； 2ID：44（B4311）； 2ID：45（C4311）；2ID：49（N4311）27.3 复压过流试验内容a、加入电流任一相大于整定值，降电压至 V（单相），保护装置正确动作序号保护名称校验值整定值时间1B分支过流2低电压27.4 TV断线闭锁试验加入三相电压至额定Ua=Ub=Uc=57.7V，电流不大于整定值，拔出一相电压，发“PT断线报警”，加电流至动作值，装置保护不动作。保护装置C柜校验（变压器非电量及辅助保护）C柜保护校验1、主变重瓦斯1.1 投入主变重瓦斯保护功能压板8LP7及所有出口跳156、闸硬压板8TLP18TLP12；1.2 就地短接主变压器重瓦斯保护接点 1.3 测量以下接点并观察面板的出口信号灯及出口跳闸指示灯；接点8PD:18ND:18PD:38ND:38PD:58ND:58PD:98ND:98PD:138ND:138PD:158ND:158PD:178ND:178PD:198ND:19状态划“”为通，“”为不通接点8PD:218ND:218PD:238ND:238PD:258ND:258PD:278ND:278PD:298ND:298PD:318ND:318PD:378ND:378PD:398ND:39状态划“”为通，“”为不通松开短接线，以上所有接点均应返回。主变轻157、瓦斯就地短接主变轻瓦斯保护接点，观察C屏上是否有正确的信号发出。（有 无）2、高厂变重瓦斯2.1 投入高厂变重瓦斯保护功能压板8LP8及所有出口跳闸硬压板8TLP18TLP122.2 就地短接高压厂用变压器重瓦斯保护接点；2.3 测量以下接点并观察面板的出口信号灯及出口跳闸指示灯接点8PD:18ND:18PD:38ND:38PD:58ND:58PD:98ND:98PD:138ND:138PD:158ND:158PD:178ND:178PD:198ND:19状态划“”为通，“”为不通接点8PD:218ND:218PD:238ND:238PD:258ND:258PD:278ND:278PD:298158、ND:298PD:318ND:318PD:378ND:378PD:398ND:39状态划“”为通，“”为不通松开短接线，以上所有接点均应返回。高厂变轻瓦斯就地短接高厂变轻瓦斯保护接点，观察C屏上是否有正确的信号发出。（有 无）3、热工保护3.1 短接保护C柜8ZD:1(BC0)和8ZD:7(BC22) 3.2 投入热工保护软压板8LP5及所有出口跳闸硬压板8TLP18TLP12；3.3 测量以下接点并观察面板的出口信号灯及出口跳闸指示灯接点8PD:18ND:18PD:38ND:38PD:58ND:58PD:98ND:98PD:138ND:138PD:158ND:158PD:178ND:178P159、D:198ND:19状态划“”为通，“”为不通接点8PD:218ND:218PD:238ND:238PD:258ND:258PD:278ND:278PD:298ND:298PD:318ND:318PD:378ND:378PD:398ND:39状态划“”为通，“”为不通松开短接线，以上所有接点均应返回。4、冷却器故障4.1 短接保护C柜8ZD:1(BC0)和8ZD:6(BC1) 4.2 投入冷却器故障软压板8LP4及所有出口跳闸硬压板8TLP18TLP12；4.3 测量以下接点并观察面板的出口信号灯及出口跳闸指示灯接点8PD:18ND:18PD:38ND:38PD:58ND:58PD:98ND:160、98PD:138ND:138PD:158ND:158PD:178ND:178PD:198ND:19状态划“”为通，“”为不通接点8PD:218ND:218PD:238ND:238PD:258ND:258PD:278ND:278PD:298ND:298PD:318ND:318PD:378ND:378PD:398ND:39状态划“”为通，“”为不通松开短接线，以上所有接点均应返回。5、断水保护5.1 短接保护C柜8ZD:1(BC0)和8ZD:8(BC3) 5.2 投入断水保护软压板8LP6及所有出口跳闸硬压板8TLP18TLP12；5.3 测量以下接点并观察面板的出口信号灯及出口跳闸指示灯接点8P161、D:18ND:18PD:38ND:38PD:58ND:58PD:98ND:98PD:138ND:138PD:158ND:158PD:178ND:178PD:198ND:19状态划“”为通，“”为不通接点8PD:218ND:218PD:238ND:238PD:258ND:258PD:278ND:278PD:298ND:298PD:318ND:318PD:378ND:378PD:398ND:39状态划“”为通，“”为不通松开短接线，以上所有接点均应返回。6、灭磁开关联跳6.1 短接保护C柜8ZD:1(BC0)和8ZD:12(BC7) 6.2 投入灭磁开关联跳软压板8LP9及所有出口跳闸硬压板8TL162、P18TLP12；6.3 测量以下接点并观察面板的出口信号灯及出口跳闸指示灯接点8PD:18ND:18PD:38ND:38PD:58ND:58PD:98ND:98PD:138ND:138PD:158ND:158PD:178ND:178PD:198ND:19状态划“”为通，“”为不通接点8PD:218ND:218PD:238ND:238PD:258ND:258PD:278ND:278PD:298ND:298PD:318ND:318PD:378ND:378PD:398ND:39状态划“”为通，“”为不通松开短接线，以上所有接点均应返回。7、主变压力释放7.1 短接保护C柜8ZD:1(BC0)和8Z163、D:13(BC8) 7.2 投入主变压力释放软压板8LP10及所有出口跳闸硬压板8TLP18TLP12；7.3 测量以下接点并观察面板的出口信号灯及出口跳闸指示灯接点8PD:18ND:18PD:38ND:38PD:58ND:58PD:98ND:98PD:138ND:138PD:158ND:158PD:178ND:178PD:198ND:19状态划“”为通，“”为不通接点8PD:218ND:218PD:238ND:238PD:258ND:258PD:278ND:278PD:298ND:298PD:318ND:318PD:378ND:378PD:398ND:39状态划“”为通，“”为不通松开短接线164、，以上所有接点均应返回。8、厂变压力释放8.1 短接保护C柜8ZD:1(BC0)和8ZD:14(BC9) 8.2 投入厂变压力释放软压板8LP11及所有出口跳闸硬压板8TLP18TLP12；8.3 测量以下接点并观察面板的出口信号灯及出口跳闸指示灯接点8PD:18ND:18PD:38ND:38PD:58ND:58PD:98ND:98PD:138ND:138PD:158ND:158PD:178ND:178PD:198ND:19状态划“”为通，“”为不通接点8PD:218ND:218PD:238ND:238PD:258ND:258PD:278ND:278PD:298ND:298PD:318ND:3165、18PD:378ND:378PD:398ND:39状态划“”为通，“”为不通松开短接线，以上所有接点均应返回。9、 主变油温9.1 短接保护C柜8ZD：1(BC0)和8ZD：19(BC14)9.2 观察面板的出口信号灯。10、主变绕组温高10.1短接保护C柜8ZD：1（BC0）和8ZD：22(BC17)，10.2观察面板的出口信号灯。11、高厂变油温11.1 短接保护C柜8ZD：1(BC0)和8ZD：20(BC15)11.2观察面板的出口信号灯。保护TA特性测试1、伏安特性1.1 发电机中性点TA伏安特性：每相TA回路二次线拆开，伏安特性做完后，立即恢复；拆开接地点，用1000V摇表测TA回路166、绝缘，测完后接好线。1.2 发电机机端TA伏安特性：每相TA回路二次线拆开，伏安特性做完后，立即恢复；拆开接地点，用1000V摇表测TA回路绝缘，测完后接好线。1.3 主变高压侧TA伏安特性： 每相TA回路拆开一个头，伏安特性做完后，立即恢复，拆开接地点，用1000V摇表测TA回路绝缘，测完后接好线。1.4 6KV厂用A、B分支TA伏安特性：每相TA回路二次线拆开，伏安特性做完后，立即恢复；拆开接地点，用1000V摇表测TA回路绝缘，测完后接好线。1.5厂变高压侧TA伏安特性, ：每相TA回路二次线拆开，伏安特性做完后，立即恢复；拆开接地点，用1000V摇表测TA回路绝缘，测完后接好线。1.6167、主变中性点及中性点间隙TA伏安特性：每相TA回路二次线拆开，伏安特性做完后，立即恢复；拆开接地点，用1000V摇表测TA回路绝缘，测完后接好线。1.7 主励磁机励磁回路TA伏安特性：每相TA回路二次线拆开，伏安特性做完后，立即恢复；拆开接地点，用1000V摇表测TA回路绝缘，测完后接好线。1.8 TA伏安特性试验记录A4141N4141I（A）U（V）B4141N4141I（A）U（V）C4141N4141I（A）U（V）A4071N4071I（A）U（V）B4071N4071I（A）U（V）C4071N4071I（A）U（V）A4021N4021I（A）U（V）B4021N4021I（A）U168、（V）C4021N4021I（A）U（V）A4261N4261I（A）U（V）B4261N4261I（A）U（V）C4261N4261I（A）U（V）A4301N4301I（A）U（V）B4301N4301I（A）U（V）C4301N4301I（A）U（V）A4231N4231I（A）U（V）B4231N4231I（A）U（V）C4231N4231I（A）U（V）A4211N4211I（A）U（V）B4211N4211I（A）U（V）C4211N4211I（A）U（V）A4411N4411I（A）U（V）B4411N4411I（A）U（V）C4411N4411I（A）U（V）N4121N412169、2I（A）U（V）N4131N4132I（A）U（V）TA二次负载1.测TA每相二次负载前，在TA本体处，拆除电流二次线，向负载端加入电压。记下电压、电流值，并计算出二次负载。1.1主变高压侧TA二次负载。测TA每相二次负载前，在TA本体处，拆除电流二次线，向负载端加入电压。记下电压、电流值，并计算出二次负载。1.2 6KV厂用A、B分支TA二次负载(6KV A过流)。 测TA每相二次负载前，在TA本体处，拆除电流二次线，向负载端加入电压。记下电压、电流值，并计算出二次负载。1.3 厂变高压侧 TA二次负载。测TA每相二次负载前，在TA本体处，拆除电流二次线，向负载端加入电压。记下电压、电流值170、，并计算出二次负载。1.4 主变中性点及中性点间隙TA二次负载。(6KVA过流)。测TA每相二次负载前，在TA本体处，拆除电流二次线，向负载端加入电压。记下电压、电流值，并计算出二次负载。1.5 主励磁机励磁回路TA二次负载。测TA每相二次负载前，在TA本体处，拆除电流二次线，向负载端加入电压。记下电压、电流值，并计算出二次负载。1.6 TA二次负载试验记录 TA序号加入电流（A）测得电压（V）二次负荷（W）TA序号加入电流（A）测得电压（V）二次负荷（W）TA序号加入电流（A）测得电压（V）二次负荷（W）TA序号加入电流（A）测得电压（V）二次负荷（W）TA变比试验1 TA变比：每相TA回路171、二次短接，变比试验作完做完后，立即恢复。1.1主变高压侧TA变比：每相TA回路二次短接，变比试验作完做完后，立即恢复。1.2 6KV厂用A、B分支TA变比：每相TA回路二次短接，变比试验作完做完后，立即恢复。1.3 厂变高压侧TA，主变中性点及中性点间隙TA，主励磁机励磁回路TA变比 ：每相TA回路二次短接，变比试验作完做完后，立即恢复。1.4 TA变比试验记录 TA序号一次电流（A）二次电流（A）实际变比TA序号一次电流（A）二次电流（A）实际变比TA序号一次电流（A）二次电流（A）实际变比TA序号一次电流（A）二次电流（A）实际变比TA序号一次电流（A）二次电流（A）实际变比TA序号(01172、段)一次电流（A）二次电流（A）实际变比TA序号(01段)一次电流（A）二次电流（A）实际变比TA序号(02段)一次电流（A）二次电流（A）实际变比TA序号(02段)一次电流（A）二次电流（A）实际变比绝缘记录 内 容交流电压回路-地交流电流回路-地交流电压-交流电流直流电源-地交流回路-直流电源操作电源-地跳闸接点之间位 置A622-地A4141-地1ZD1-地1ND:1-1PD:1绝缘电阻位 置B600-地B4141-地1ZD23-地1ND:3-1PD:3绝缘电阻位 置C622-地C4141-地1ZD4-地1ND:5-1PD:5绝缘电阻位 置A632-地A4071-地1ZD26-地1ND:173、7-1PD:7绝缘电阻位 置B632-地B4071-地1ZD1-1ZD231ND:9-1PD:9绝缘电阻位 置C632-地C4071-地1ZD4-1ZD261ND:11-1PD:11绝缘电阻位 置A720-地A4021-地1ND:13-1PD:13绝缘电阻位 置B720-地B4021-地1ND:17-1PD:17绝缘电阻位 置C720-地C4021-地1ND:19-1PD:19绝缘电阻位 置A630-地A4261-地1ND:21-1PD:21绝缘电阻位 置B630-地B4261-地1ND:23-1PD:23绝缘电阻位 置C630-地C4261-地1ND:25-1PD:25绝缘电阻位 置A640174、-地A4301-地1ND:33-1PD:33绝缘电阻位 置B640-地B4301-地1ND:35-1PD:35绝缘电阻位 置C640-地C4301-地1ND:37-1PD:37绝缘电阻位 置A4231-地1ND:39-1PD:39绝缘电阻位 置B4231-地1ND:41-1PD:41绝缘电阻位 置C4231-地1ND:43-1PD:43绝缘电阻位 置A4211-地1ND:45-1PD:45绝缘电阻位 置B4211-地1ND:49-1PD:49绝缘电阻位 置C4211-地1ND:51-1PD:51绝缘电阻位 置A4411-地1ND:53-1PD:53绝缘电阻位 置B4411-地1ND:55-1P175、D:55绝缘电阻位 置C4411-地1ND:59-1PD:59绝缘电阻保护回路整组传动试验（80装置电源）运行DBG2000程序，“执行定值整定读取装置定值系统参数保护投入总控制字保护传动试验状态投入” ，即可进入保护传动状态。“执行出口传动”依次进行每一保护的出口传动。1、保护A柜：序号保护名称出口接点信号接点装置报警中央信号1发电机差动速断2发电机比例差动3发变组差动速断4发变组比例差动5厂总变差动速断6厂总变比例差动7厂总变电流速断8厂总变过负荷9发电机低压过流保护10主变间隙零序过流11主变零序过电压12主变零序过流13发电机转子一点接地14发电机转子二点接地15发电机失磁保护216发176、电机失磁保护317定时限定子过负荷18定时限负序过负荷19反时限负序过负荷20发电机过电压21发电机低电压（强励）22发电机过励磁信号23发电机过励磁跳闸24发电机定子接地25发电机电气逆功率26发电机程序逆功率27励磁变过流保护28发电机断水29励磁系统故障2、保护B柜序号保护名称出口接点信号接点装置报警中央信号1发电机差动速断2发电机比例差动3发变组差动速断4发变组比例差动5厂总变差动速断6厂总变比例差动7厂总变电流速断8厂总变过负荷9发电机低压过流保护10主变间隙零序过流11主变零序过电压12主变零序过流13发电机转子一点接地14发电机转子二点接地15发电机失磁保护216发电机失磁保护3177、17定时限定子过负荷18定时限负序过负荷19反时限负序过负荷20发电机过电压21发电机低电压（强励）22发电机过励磁信号23发电机过励磁跳闸24发电机定子接地25发电机电气逆功率26发电机程序逆功率27励磁变过流保护28发电机断水29励磁系统故障3、保护C柜保护出口传动试验：用按瓦斯继电器、短接温度继电器接点等从起点动作的方法，以此验明回路的正确型序号保护名称出口接点信号接点装置报警中央信号1主变重瓦斯2主变轻瓦斯3主变压力释放4主变温度5厂总变重瓦斯6厂总变轻瓦斯7厂总变温度8励磁变重瓦斯9励磁变轻瓦斯10励磁变温度11电气紧急停机12汽机紧急停机13母差保护动作14备用励磁机保护动作双跳闸178、线圈操作试验远方控制开关拉合2202、2015、2026开关正常，取下操作组电源时组跳拉闸正确，；取下操作组电源时组跳拉闸正确；保护柜开出量输出正确。试验操作项目试验开关开关是否正确动作取下操作组电源时2202是 否2015是 否2026是 否取下操作组电源时2202是 否2015是 否2026是 否带开关整组加量操作试验（80装置电源）A屏远方合上2202、2015、2026、2012、2A1、2B1、MK开关试验保护名称试验开关是否正确跳闸备注加量模拟发变组差动2202是 否2015是 否2026是 否2012是 否2A1是 否2B1是 否MK是 否B屏远方合上2202、2015、2026179、2012、2A1、2B1、MK开关试验保护名称试验开关是否正确跳闸备注加量模拟主变差动2202是 否2015是 否2026是 否2012是 否2A1是 否2B1是 否MK是 否C屏远方合上2202、2015、2026、2012、2A1、2B1、MK开关试验保护名称试验开关是否正确跳闸备注模拟非全相保护主变（厂变）重瓦斯2202是 否2015是 否2026是 否2012是 否2A1是 否2B1是 否MK是 否定值核对工作重新打印一份新定值，并与原定值核对，在试验中有改动的定值必须全部恢复为原有定值，恢复完毕后，再打印二份，一份交运行值长，一份自己保留存档。接线螺丝紧固及灰尘清扫工作所有接线螺丝180、紧固及灰尘清扫工作是 否安全措施的恢复工作需恢复安措内容是否恢复备注所有A、B、C屏内试验端子全部连接好是 否所有A、B、C屏内解开的接线全部接好是 否所有A、B、C屏保护压板全部打开是 否所有A、B、C屏屏顶位置空气开关全部拉开是 否终结工作票终结工作票之前，仔细巡视检查，检查所有安全措施线、临时拆除线是否全部恢复，然后按回路图纸逐一核对；检查设备无其它异常，此后设备即处于准备投运状态；清理现场卫生，试验仪表、仪器、整理运回，检查所携带工作是否全部齐全，终结工作票。带负荷检查1.记录潮流： 2.发电机有功功率： 3.发电机无功功率： 4.接入系统工作电压、电流的检验4.1检查发电机机端A、B181、C三相电流及高厂变高压侧A、B、C三相电流情况。检查项目检查数据发电机机端A发电机机端B发电机机端C高厂变高压侧A高厂变高压侧B高厂变高压侧C高厂变高压侧（大变比）A高厂变高压侧（大变比）B高厂变高压侧（大变比）C4.2分别在A、B柜按下表检查带负荷运行情况发电机差动保护检查情况检查项目检查数据A相差流B相差流C相差流发变组差动保护检查情况检查项目检查数据A相差流B相差流C相差流A相谐波B相谐波C相谐波厂变差动检查项目检查数据A相差流B相差流C相差流主变零序检查项目检查数据3Io主变差动检查项目检查数据A相差流B相差流C相差流4.3交流电压、电流相序检查及电压测量交流电流相序交流电压相序UA182、UBUC正确 不正确正确 不正确 V V V4.4潮流及其他记录负荷实况P(MW)Q(MVAR)arctg Q/PCT变比一次电流盘表指示 A4.5带负荷数据（相位数据以UA为基准）保护类型幅值相位角ABCNABC差动出口侧差动中性点侧过流、失磁试验结论与说明本保护装置试验是否合格是 否附录1: #2发变组保护定期检验记录检修项目项目实施人签字发现问题及处理记录1、试验端子的打开及恢复工作2、试验接线解除及恢复工作3、保护压板的退出投入工作4、保护定值的打印核对工作5、保护校验工作6、二次回路绝缘检查工作7、螺丝紧固及清灰工作8、TA特性检查工作9、整组试验工作10、信号回路核对工作11、安措恢复工作备注附录2:检修记录：1、备品备件及材料使用消耗记录序号材料或备件名称规格或型号单位数量制造厂家备注