ZL_TSDG2003.0611 RCS-985系列大型水轮发电机变压器成套保护装置调试大纲

2021-05-31 来源：欧得旅游网

ZL_TSDG2003.0611

RCS-985系列

大型水轮发电机变压器成套保护装置

调试大纲

本公司保留对此调试大纲修改的权利，届时恕不另行通知。产品与调试大纲不符之处，以实际产品为准。

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A. RCS-985AW水轮机组发变组保护装置调试大纲.........................................................................1 A1. 试验仪器................................................................................................................................1 A2. 试验注意事项........................................................................................................................1 A3. 保护装置的准备.....................................................................................................................1 A4. RCS-985AW开入接点检查......................................................................................................1 A5. RCS-985AW交流回路检查......................................................................................................3 A6. RCS-985AW开出接点检查......................................................................................................4 A7. RCS-985AW水轮机组发变组保护功能试验...........................................................................7 A8. RCS-985AW投运注意事项....................................................................................................35 A9. RCS-985AW保护装置正常年检时的试验内容(建议)..........................................................37 B. RCS-985TW水轮机组变压器保护装置调试大纲.......................................................................38 B1. 试验仪器..............................................................................................................................38 B2. 试验注意事项......................................................................................................................38 B3. 保护装置的准备...................................................................................................................38 B4. RCS-985TW开入接点检查....................................................................................................38 B5. RCS-985TW交流回路检查....................................................................................................39 B6. RCS-985TW开出接点检查....................................................................................................40 B7. RCS-985TW水轮机组变压器保护功能试验.........................................................................42 B8. RCS-985TW投运注意事项....................................................................................................55 B9. RCS-985TW保护装置正常年检时的试验内容(建议)..........................................................57 C. RCS-985GW水轮机组发电机保护装置调试大纲.......................................................................58 C1. 试验仪器..............................................................................................................................58 C2. 试验注意事项......................................................................................................................58 C3. 保护装置的准备...................................................................................................................58 C4. RCS-985GW开入接点检查....................................................................................................58 C5. RCS-985GW交流回路检查....................................................................................................59 C6. RCS-985GW开出接点检查....................................................................................................60 C7. RCS-985GW水轮机组发电机保护功能试验.........................................................................63 C8. RCS-985GW投运注意事项....................................................................................................84 C9. RCS-985GW保护装置正常年检时的试验内容(建议)..........................................................86 附录A. 外加低频电源式定子接地保护的现场调试.....................................................................87 1 试验仪器及设备......................................................................................................................87 2 试验注意事项..........................................................................................................................87 3 现场试验前的准备...................................................................................................................87 4 试验项目及工况......................................................................................................................87 5 发电机静止状态下的保护试验...............................................................................................88 6 发电机升压状态下的保护试验...............................................................................................88 7 发电机并网状态下的保护试验...............................................................................................89 8 保护定值的整定......................................................................................................................89

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A. RCS-985AW水轮机组发变组保护装置调试大纲

A1. 试验仪器

A1.1 南瑞继保电气有限公司专用微机保护试验仪HELP-90A，HELP-2000； A1.2 其他微机继电保护试验仪。

A2. 试验注意事项

A2.1 试验前应检查屏柜及装置在运输过程中是否有明显的损伤或螺丝松动；

A2.2 试验中，一般不要插拨装置插件, 不触摸插件电路, 需插拨时, 必须关闭电源； A2.3 使用的试验仪器必须与屏柜可靠接地；

A2.4 本调试大纲试验内容如与说明书内容不符，则以技术说明书为准。

A3. 保护装置的准备

A3.1 试验前详细阅读《RCS-985大型水轮发电机变压器成套保护装置技术使用说明书》及本调试大纲。

A3.2 直流电源上电试验

1）确认装置或屏柜直流电压极性、电压等级，装置或屏柜的接地端子应可靠接地； 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。

A3.3 按使用说明书所述方法进入保护菜单，熟悉装置的采样值显示、报告显示、报告打印、定值整定、时钟整定等方法。

A4. RCS-985AW开入接点检查

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。对于单装置调试，连接光耦电源线：5B29-6B17，5B30-6B16。

表A4.1 主变、厂变保护部分压板

装置型号 1

2 3 4 5 6 7 8 9

开入量名称

装置端子号 6B17-6B1 6B17-6B2 6B17-6B3 6B17-6B4 6B17-6B5 6B17-6B6 6B17-6B7 6B17-6B8 6B17-6B10

屏柜压板端子号

保护板状态管理板状态

主变差动保护投入主变相间后备保护投入主变接地后备保护投入主变不接地后备保护投入发变组差动保护投入非全相保护投入厂变差动保护投入厂变后备保护投入主变零序差动保护投入

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表A4.2 发电机、励磁变保护部分压板

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

开入量名称

发电机差动保护投入发电机匝间保护投入 95%定子接地保护投入 100%定子接地保护投入转子一点接地保护投入转子两点接地保护投入定子过负荷保护投入负序过负荷保护投入失磁保护投入失步保护投入过电压保护投入过励磁保护投入逆功率保护投入频率保护投入误上电保护投入启停机保护投入励磁差动保护投入励磁后备保护投入外部重动3投跳外部重动4投跳外部重动2投跳外部重动1投跳发电机相间后备投入裂相横差保护投入轴电流保护投入发电机差动2保护投入

装置端子号 5B29-5B3 5B29-5B4 5B29-5B5 5B29-5B6 5B29-5B7 5B29-5B8 5B29-5B9 5B29-5B10 5B29-5B11 5B29-5B12 5B29-5B13 5B29-5B14 5B29-5B15 5B29-5B16 5B29-5B17 5B29-5B18 5B29-5B19 5B29-5B20 5B29-5B21 5B29-5B22 5B29-5B23 5B29-5B24 5B29-5B25 5B29-5B26 6B17-6B9 6B17-6B11

屏柜压板端子号

保护板状态管理板状态

发电机开关失灵保护投入 6B17-6B12

表A4.3 外部强电开入量

序号 1 2 3 4 5 6 7

开入量名称断路器A位置接点断路器B位置接点导水叶位置接点

发电机断路器位置接点三相不一致位置接点外部重动1 外部重动2

装置端子号 5A27-5A23 5A27-5A24 5A27-5A26 5A27-5A22 5A27-5A25 5A27-5A20 5A27-5A19

屏柜压板

保护板状态管理板状态

端子号

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8 9 10 11 12 13 14 15 16

外部重动4 外部重动3 非电量电源监视光耦电源监视

5A27-5A18 5A27-5A17 5A27直流电源正

5A29直流电源负 5B29-6B17

5B30-6B16 6B25-6B19

保护动作开入调相运行开入

(或非全相保护动作接点6B25-6B20 开入)

电制动开入 6B25-6B21 开入备用

6B25-6B22

（外部零序保护投入）开入监视 6B25-6B23

A5. RCS-985AW交流回路检查

退掉屏上的所有出口压板, 对照屏柜交流电压电流接线图，整定所需的电流通道，

将不需要的电流通道整定为“未定义”（具体请参见表A7.3 RCS-985AW 电流通道定义选择）。从屏端子上每个电压电流回路依次加入电压电流。按使用说明书方法进入装置菜单中的“保护状态”, 对照液晶显示值与加入值, 其值应该相等, 误差符合技术参数要求。

表A5.1 电压回路采样试验

名称

1．主变高压侧电压 2．发电机机端TV1电压 3．发电机机端TV2电压 4．主变低压侧电压 5．主变低压侧零序电压7．机端TV1零序电压 8．机端TV2零序电压 9．中性点零序电压 10．转子电压 11．转子电流

（2）

（1）

输入值 57.7V AC 57.7V AC 57.7V AC 57.7V AC 100V AC 100V AC 100V AC 100V AC 100V AC 220V DC

装置显示值

A相 B相

C相

相位 - - - - - - -

6．主变高压侧零序电压

0.075V DC

注：（1）主变低压侧零序电压输入为装置10B19,10B20端子。

（2）转子电流为直流电压输入。根据发电机系统定值，分流器二次额定值为

75mV，其一次额定值如为1000A，则75mV对应1000A转子电流。

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表A5.2 电流回路采样试验

名称

1．主变高压一侧电流 2．主变高压二侧电流 3．主变高压侧后备电流 4．发电机机端TA电流 5．发电机功率电流 6．发电机中性点一电流 7．发电机中性点二电流 8．厂变高压侧TA电流 9．厂变高压侧TA2电流 10．厂变低压侧电流 11．励磁变高压侧电流 12．励磁变低压侧电流 13．主变零序电流 14．主变间隙零序电流 15．发电机横差电流 16．发电机横差2电流 17．厂变零序电流 18．轴电流

输入值 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 20mA

A相

装置显示值 B相 C相

相位

- - - - - -

A6. RCS-985AW开出接点检查

A6.1 报警信号接点检查

当装置自检发现硬件错误时，闭锁装置出口，并灭掉“运行”灯；

所有动作于信号的保护动作后，点亮“报警”灯, 并启动信号继电器BJJ及相应的报警继电器，报警信号接点均为瞬动接点。

表A6.1 报警信号接点

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

信号名称

装置闭锁装置报警信号 TA断线信号 TV断线信号过负荷保护信号

负序过负荷保护信号励磁过负荷保护信号定子接地保护信号转子接地保护信号失磁保护信号失步保护信号频率保护信号逆功率保护信号过励磁保护信号

中央信号接点 4A1-4A3 4A1-4A5 4A1-4A7 4A1-4A9 4A1-4A11 4A1-4A13 4A1-4A15 4A1-4A17 4A1-4A19 4A1-4A21 4A1-4A23 4A1-4A25 4A1-4A27 4A1-4A29

远方信号接点事件记录接点 4A2-4A4 4B4-4B26 4A2-4A6 4B4-4B28 4A2-4A8 4B4-4B6 4A2-4A10 4B4-4B8 4A2-4A12 4B4-4B10 4A2-4A14 4B4-4B12 4A2-4A16 4B4-4B14 4A2-4A18 4B4-4B16 4A2-4A20 4B4-4B18 4A2-4A22 4B4-4B20 4A2-4A24 4B4-4B22 4A2-4A26 4B4-4B24 4A2-4A28 4B4-4B29 4A2-4A30 4B4-4B30

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A6.2 跳闸信号接点检查

所有动作于跳闸的保护动作后，点亮面板上“跳闸”灯，并启动相应的跳闸信号继电器。“跳闸”灯、中央信号接点为磁保持。

表A6.2 跳闸信号接点

序号 1

2 3 4 5 6 7 8 9 1 2 3 4 5 6 7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 2 3 4 5 6 7

中央信号接点

第一组

发电机差动保护跳闸 2A1-2A7 定子接地保护跳闸 2A1-2A13 过负荷保护跳闸 2A1-2A19 失磁保护跳闸 2A1-2A25 发电机差动2跳闸 2A1-2B1 过电压荷保护跳闸 2A1-2B7 逆功率保护跳闸 2A1-2B13 起停机保护跳闸 2A1-2B19 误上电保护跳闸 2A1-2B25

第二组

发变组差动保护跳闸 2A2-2A8 主变差动保护跳闸 2A2-2A14 主变相间保护跳闸 2A2-2A20 主变接地保护跳闸 2A2-2A26 主变不接地保护跳闸 2A2-2B2 非电量保护跳闸 2A2-2B8 励磁差动保护跳闸 2A2-2B14

第三组

发电机匝间保护跳闸 3A1-3A7 转子接地保护跳闸 3A1-3A13 负序过负荷保护跳闸 3A1-3A19 失步保护跳闸 3A1-3A25 发电机开关失灵 3A1-3B1 过励磁保护跳闸 3A1-3B7 程序逆功率保护跳闸 3A1-3B13 发电机相间保护跳闸 3A1-3B19 频率保护跳闸 3A1-3B25

第四组

厂变差动保护跳闸 3A2-3A8 厂变后备保护跳闸 3A2-3A14 厂变低压后备保护跳闸 3A2-3A20 主变零序差动保护跳闸 3A2-3A26 跳闸备用信号 3A2-3B2 轴电流保护信号 3A2-3B8 励磁过负荷保护跳闸 3A2-3B14

信号名称

远方信号接点 2A3-2A9

2A3-2A15 2A3-2A21 2A3-2A27 2A3-2B3 2A3-2B9 2A3-2B15 2A3-2B21 2A3-2B27 2A4-2A10 2A4-2A16 2A4-2A22 2A4-2A28 2A4-2B4 2A4-2B10 2A4-2B16 3A3-3A9 3A3-3A15 3A3-3A21 3A3-3A27 3A3-3B3 3A3-3B9 3A3-3B15 3A3-3B21 3A3-3B27 3A4-3A10 3A4-3A16 3A4-3A22 3A4-3A28 3A4-3B4 3A4-3B10 3A4-3B16

事件记录接点 2A5-2A11 2A5-2A17 2A5-2A23 2A5-2A29 2A5-2B5 2A5-2B11 2A5-2B17 2A5-2B23 2A5-2B29 2A6-2A12 2A6-2A18 2A6-2A24 2A6-2A30 2A6-2B6 2A6-2B12 2A6-2B18 3A5-3A11 3A5-3A17 3A5-3A23 3A5-3A29 3A5-3B5 3A5-3B11 3A5-3B17 3A5-3B23 3A5-3B29 3A6-3A12 3A6-3A18 3A6-3A24 3A6-3A30 3A6-3B6 3A6-3B12 3A6-3B18

A6.3 跳闸输出接点检查

（1）跳闸矩阵整定

保护装置给出14组跳闸出口继电器,共33付出口接点，跳闸继电器均由跳闸控制字整定。通过保护各元件跳闸控制字的整定，每种保护可实现灵活的、用户所需要的跳闸方式。每付跳闸接点允许通入最大电流为5A。跳闸出口继电器提供跳闸接点如表A6.3。

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表A6.3 RCS-985AW跳闸出口继电器接点数目表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

注：跳闸出口通道1、2、5、6为瞬时返回出口接点，可以用作跳断路器和启动失

跳闸控制字对应位

Bit.0 Bit.1 Bit.2 Bit.3 Bit.4 Bit.5 Bit.6 Bit.7 Bit.8 Bit.9 Bit.10 Bit.11 Bit.12 Bit.13 Bit.14

出口继电器名称

本功能投入 TJ1:跳闸出口1通道 TJ2:跳闸出口2通道 TJ3:跳闸出口3通道 TJ4:跳闸出口4通道 TJ5:跳闸出口5通道 TJ6:跳闸出口6通道 TJ7:跳闸出口7通道 TJ8:跳闸出口8通道 TJ9:跳闸出口9通道 TJ10:跳闸出口10通道 TJ11:跳闸出口11通道 TJ12:跳闸出口12通道 TJ13:跳闸出口13通道 TJ14:跳闸出口14通道

输出接点数

4付 4付 4付 2付 4付 3付 1付 1付 1付 1付 2付 2付 2付 2付

灵，其他出口动作后展宽140ms，可以用作跳断路器、跳灭磁开关、关导水叶等。

整定方法：在保护元件投入位和其所跳开关位填‘1’，其它位填‘0’，则可得到该元件的跳闸方式。表A6.4为保护跳闸控制字的整定示例，实际工程每组继电器定义可能不同，因此跳闸控制字也有所不同，示例方法供参考，实际整定时可以通过专用软件设定，无需计算十六进制数。

表A6.4 整定示例

序号 1

保护功能发电机差动

跳闸方式

15-12

全停

0111

相应位整定 11-8 1000

7-4 0011

3-0 1111

783F 结果

跳闸控制字的整定将影响跳闸输出接点的动作行为。只有某元件的跳闸控制字整定为跳某开关，这个元件的动作才会使对应的跳闸接点动作。检查跳闸接点时要特别注意。

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（2）跳闸接点输出

表A6.5 RCS-985AW 跳闸输出接点

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

跳闸输出量名称跳闸出口1通道跳闸出口2通道跳闸出口3通道跳闸出口4通道跳闸出口5通道跳闸出口6通道跳闸出口7通道跳闸出口8通道跳闸出口9通道跳闸出口10通道跳闸出口11通道跳闸出口12通道跳闸出口13通道跳闸出口14通道

装置端子号

1A3-1A5、1A7-1A9 1A11-1A13、1A15-1A17 1A19-1A21、1A23-1A25 1A27-1A29、1B1-1B3 1A2-1A4、1A6-1A8 1A10-1A12、1A14-1A16 1A18-1A20、1A22-1A24 1A26-1A28、1B2-1B4 1B6-1B8、1B10-1B12 1B5-1B7、1B9-1B11 1B13-1B15 1B17-1B19 1B21-1B23 1B25-1B27 1B29-1B30

1B14-1B16、1B18-1B20 1B22-1B24、1B26-1B28 2B24-2B26、2B28-2B30 3B24-3B26、3B28-3B30

屏柜端子号

备注

A6.4 其他输出接点检查

表A6.6 其他输出接点

序号 1 2 3 4 5 6

跳闸输出量名称主变起动风冷主变过流输出厂变过流输出备用输出接点1 机端过流输出备用输出接点

装置端子号

4B9-4B11、4B13-4B15 4B1-4B3、4B5-4B7 4B17-4B19、4B21-4B23 4B25-4B27 2B20-2B22 3B20-3B22

屏柜端子号

备注

A7. RCS-985AW水轮机组发变组保护功能试验

A7.1 试验准备

（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。

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装置编号可以按发变组编号整定。

本机通讯地址根据监控系统要求统一编号整定，如不接入监控系统，不需整定。波特率1和波特率2分别为装置与后台通讯机接口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RS485 A口有三种规约可选：103，LFP，MODBUS；RS485 B口可以有两种规约可选：LFP，MODBUS。

自动打印、网络打印一般整定为0。定值修改一般整定为“本地修改”。

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）。

（2）系统参数整定

发电机（有功、功率因数）、主变、厂变、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，如主变高压侧按实际工作时抽头位置整定。

20kV100V100V

，可以整定：机端TV原边为 ① 对于发电机机端TV变比如：

333

11.55kV，机端TV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，对于主变TV变比整定方法相同。

② 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。如对于主变高压侧TA变比为1200/1，则系统定值TA原边整定1200A，副边整定1A。

③ 针对部分工程，厂变高压侧只有大变比TA，如12000/5，主变差动和厂变差动合用一组TA，正常运行时二次额定电流很小，为了提高精度，改善厂变差动性能，保护装置内部配置1A的小电流互感器，TA变比按2400/1整定。

④ 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。

⑤ 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。

⑥ 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，也可由现场服务人员调试时根据工程需要设置。如下所示：

a. TA极性选择

表A7.1 TA极性选择

三相电流15 通道

三相电流14 通道

三相电流13通道

三相电流 12 通道

三相电流 11 通道

三相电流 10 通道

三相电流 9 通道

三相电流 8 通道

三相电流 7 通道

三相电流 6 通道

三相电流 5 通道

三相电流 4 通道

三相电流 3 通道

三相电流 2 通道

三相电流 1 通道

根据需要配置相应的TA极性。选择“1”，表示按说明书所示定义极性输入，选择“0”表示与说明书定义极性相反输入。

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b. 电制动闭锁功能选择

表A7.2 电制动闭锁选择

其起误失频过逆失定负反发横发主发他

停上步率励功磁子序时电差电变变机电保保磁率保接过限机保机差组保保护

护

保保护

地

负过后护

差动

差护

护

荷

负备动

动

荷保护

当水轮机组采用电制动方式时，需要闭锁的保护置“1”，否则，置“0”。

c. 各侧电流通道选择

表A7.3 RCS-985AW 电流通道定义选择

序号电流量名称电流通道定值范围备注

1 主变高压一侧TA 0-13三相电流通道 0:未定义 2 主变高压二侧TA 0-13三相电流通道 0:未定义

3 主变高压侧后备TA 0-13三相电流通道 0:一侧、二侧电流和 4 主变低压侧TA 0-13三相电流通道 0:未定义 5 主变备用侧TA 0-13三相电流通道 0:未定义 6 发电机机端TA 0-13三相电流通道 0:未定义 7 发电机中性点TA 0-13三相电流通道 0:未定义 8 发电机中性点TA2 0-13三相电流通道 0:未定义

9 发电机逆功率TA 9-12三相电流通道定值范围外:未定义 10 励磁一侧TA 0-13三相电流通道 0:未定义 11 励磁二侧TA 0-13三相电流通道 0:未定义 12 厂变高压侧TA 0-13三相电流通道 0:未定义 13 厂变高压侧TA2 0-13三相电流通道 0:未定义 14 厂变低压侧TA 0-13三相电流通道 0:未定义 15 横差零序电流TA 0-7零序电流通道 0:未定义 16 横差2零序电流TA 0-7零序电流通道 0:未定义 17 主变零序电流TA

0-7零序电流通道 0:未定义 18 主变不接地零序电流TA 0-7零序电流通道 0:未定义 19 厂变零序电流TA 0-7零序电流通道 0:未定义 20 发电机零序电流TA 0-7零序电流通道 0:未定义 21

轴电流TA

0-7零序电流通道

0:未定义

d．主接线整定

主接线方式1：发电机。

主接线方式2：发变组、厂变。主接线方式3：发变组、无厂变。主接线方式4：发电机、主变、厂变。主接线方式5：3/2母线、发变组、厂变。主接线方式6：3/2母线、发变组、无厂变。

主接线方式7：3/2母线、发电机、主变、厂变。

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（3）保护定值整定

按要求整定相应保护的定值单。（4）跳闸矩阵整定

（5）试验时压板投入参见表A4.1，A4.2开入压板

（6）试验中报警信号接点检查参见表A6.1，跳闸信号接点检查参见表A6.2，跳闸出口接点参见表A6.5，其他输出接点参见表A6.6。

A7.2 发变组差动保护试验 A7.2.1 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）参考表A6.3整定发变组差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（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。

A7.2.2 比率差动试验

对于Yd－11的接线方式，RCS－985装置采用发变组高压侧电流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。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：A－ac、B－ba、C－cb。即如果高压侧加入A相电流，则中性点侧加入a、c相电流，通过改变中性点侧电流相位使差流为零。注意此时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

对于能输出六相电流的测试仪，只需从高压侧、发电机中性点侧分别加入三相对称的额定电流，改变电流相位使高低压侧电流相位差为180°。

“发变组比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

表A7.4 发变组比率差动试验

（高压1侧Ie = A，高压2侧Ie = A，中性点侧Ie = A）序号 1 2 3 4 5

一侧电流 A

二侧电流 A

制动电流 (I1+I2)/2

差电流 Ie

计算值 Ie

A7.2.3 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：。

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A7.2.4 发变组差动速断试验

发变组差动速断定值一般不小于6Ie。

定值： Ie；试验值： Ie。

A7.2.5 TA断线闭锁试验

“发变组比率差动投入”、“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。

“发变组比率差动投入”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，发变组比率差动动作并发“发变组差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“发变组差动TA断线”信号。

A7.3 主变差动保护试验 A7.3.1 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：，起始斜率：，最大斜率：，

二次谐波制动系数：；速断定值：；

（4）参考表A6.3整定主变差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（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。

A7.3.2 比率差动试验

对于Yd－11的主变接线方式，RCS－985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机端侧，并进行系数补偿。差动保护试验时分别从高压侧、低压侧加入电流。高压侧、低压侧加入电流对应关系：A－ac、B－ba、C－cb。即如果高压侧加入A相电流，则低压侧加入a、c相电流，通过改变低压侧电流相位使差流为零。注意此时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

对于能输出六相电流的测试仪，只需从高压侧、低压侧分别加入三相对称的额定电流，改变电流相位使高低压侧电流相位差为180°。

“主变比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

表A7.5 主变比率差动试验

（高压侧Ie = A，低压侧Ie = A，厂变侧Ie = A）序号 1 2 3 4 5

一侧电流 A

二侧电流 A

制动电流 (I1+I2)/2

差电流 Ie

计算值 Ie

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A7.3.3 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：。

A7.3.4 主变工频变化量比率差动试验：

比率差动启动电流定值：Icdqd；试验值： Ie。

A7.3.5 主变差动速断试验

主变差动速断定值一般不小于6Ie。

定值： Ie；试验值： Ie。

A7.3.6 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。

A7.4 主变零序差动保护试验 A7.4.1 定值整定

（1）保护总控制字“主变零序差动保护投入”置1；（2）投入主变零序差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，斜率：，速断定值：；（4）参考表A6.3整定主变零序差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（5）按照试验要求整定“主变零序差动速断投入”、“主变零序比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

A7.4.2 比率差动试验

主变零序差动由主变高压1侧自产零序电流、主变高压2侧自产零序电流和主变中性点外接零序电流构成。高压1侧、2侧TA极性端在母线侧，中性点侧TA极性端在变压器侧。

“比率差动投入”置1，从主变高压1侧（或2侧）和主变中性点侧分别加入零序电流进行试验。辅助判据：中性点零序电流大于0.2In。

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表A7.6 主变零序比率差动试验

，中性点In= A）（高压1侧In = A，高压2侧In = A，

一侧电流

序号

1 2 3 4 5

二侧电流

制动电流 max

（I10,I20）

差电流 In

计算值 In

A7.4.3 主变零序差动速断试验

主变零序差动速断定值一般不小于6In。

定值： In；试验值： In。

A7.4.4 TA断线闭锁试验

“主变零序比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”均置1。（TA断线只判主变高压1侧、2侧共六个相电流。）

两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，装置发“主变零序差动TA断线”信号并闭锁主变零序比率差动，但不闭锁差动速断。

“主变零序比率差动投入”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，主变零序比率差动动作并发“主变零序差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“主变零序差动TA断线”信号。

A7.5 主变相间后备保护试验

A7.5.1 复合电压过流保护定值整定

（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；

相间低电压定值 V，过流I段定值 A，（3）负序电压定值 V，

过流Ⅱ段定值 A；

（4）参考表A6.3整定过流I段跳闸控制字，过流Ⅱ段控制字；（5）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）“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。

（7）整定控制字“过负荷投入”、“起动风冷投入”，相应的过负荷和起动风冷判据投入。

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A7.5.2 复合电压过流保护试验内容

电流取主变高压侧后备电流。

过流I段试验值 A，过流I段延时 s，过流Ⅱ段试验值 A，过流Ⅱ段延时 s，负序电压定值 V，低电压定值 V。 TV断线保护投退原则

A7.5.3 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

阻抗反向定值 Ω，阻抗I时限 s，（3）阻抗正向定值 Ω，

阻抗Ⅱ时限 s。

（4）参考表A6.3整定阻抗I时限跳闸控制字，阻抗Ⅱ时限跳闸控制字。

A7.5.4 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，电流方向流入主变为正方向，阻抗方向指向主变，灵敏角固定为78°。阻抗元件经突变量和负序电流启动。

阻抗Ⅰ时限试验值： Ω 阻抗Ⅱ时限试验值： Ω

主变高压侧TV断线时闭锁阻抗保护。

A7.5.5 过负荷、起动风冷试验

过负荷定值： A，延时 s 起动风冷定值： A，延时 s

A7.6 主变接地后备保护试验 A7.6.1 零序过流保护定值整定

（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 V；

零序过流Ⅰ段定值 A，Ⅰ时限 s，Ⅱ时限 s；零序过流Ⅱ段定值 A，Ⅰ时限 s，Ⅱ时限 s。

（4）参考表A6.3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；

整定零序过流Ⅱ段第一时限跳闸控制字、第二时限跳闸控制字；（5）根据需要整定“零序过流I段经零序电压闭锁”、“零序过流Ⅱ段经零序电压

闭锁”控制字。

A7.6.2 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 A，延时1: s，延时2: s；零序过流Ⅱ段试验值 A，延时1: s，延时2: s。

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A7.7 主变不接地后备保护试验 A7.7.1 零序过流保护定值整定

（1）保护总控制字“主变不接地后备保护投入”置1；（2）投入主变不接地后备保护投入压板；

（3）零序过电压定值 V，零序过电压延时 s；

不接地零序过流定值 A，不接地零序过流延时 s。

（4）主变低压侧零序电压报警定值 V，零序电压报警延时 s。（5）参考表A6.3整定零序过电压跳闸矩阵、不接地零序过流跳闸矩阵。并根据需要整定“零序电压经无流闭锁”、“不接地零序经外部投入”、“低压侧零序电压报警投入”控制字。

A7.7.2 不接地后备保护试验内容

保护取主变零序电压、间隙零序TA电流。“零序电压经无流闭锁”投入时，零序电压保护需经零序无流闭锁【零序无流闭锁的电流定值取不接地零序电流定值，电流量取主变中性点外接零序电流】。“不接地零序经外部投入”投入时，只有外部零序保护投入接点开入，不接地零序保护才开放。

零序过电压试验值 A，延时 s；零序过流试验值 A，延时 s；

低压侧零序电压报警试验值 A，延时 s。

A7.8 主变过励磁保护试验 A7.8.1 定时限过励磁定值

（1）保护总控制字“过励磁保护投入”置1；（2）投入过励磁保护压板；

（3）过励磁I段定值，过励磁I段延时 s，过励磁I段跳闸控制字；

（4）过励磁Ⅱ段定值，过励磁Ⅱ段延时 s，过励磁Ⅱ段跳闸控制字；

（5）过励磁信号段定值，过励磁信号段延时 s。

A7.8.2 定时限过励磁试验内容

主变过励磁保护取主变高压侧电压及其频率计算。高压侧TV断线自动闭锁过励磁保护。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。(U/f采用标么值计算)

过励磁I段试验值，过励磁I段延时值 s；过励磁Ⅱ段试验值，过励磁II段延时值 s；过励磁信号段试验值，过励磁信号延时值 s。

A7.9 主变非全相保护试验 A7.9.1 非全相保护定值整定

（1）保护总控制字“非全相保护投入”置1；（2）投入非全相保护压板；

（3）非全相负序电流定值 A，非全相零序电流定值 A，非全相电流定值 A；

（4）非全相一时限 s，非全相一时限跳闸控制字；

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（5）非全相二时限 s，非全相二时限跳闸控制字；（6）主变过流输出定值 A，延时 s。

A7.9.2 非全相保护试验内容

保护取主变高压侧电流，不一致接点从5A25开入，保护动作接点从6B20开入。根据需要整定“非全相经负序电流闭锁”、“非全相经零序电流闭锁”、“非全相二时限经保护接点闭锁”、“非全相二时限经相电流闭锁”控制字。

非全相负序电流试验值 A，非全相零序电流试验值 A，非全相相电流试验值 A。

非全相一时限延时 s，非全相二时限延时 s。

A7.9.3 主变过流输出保护试验内容

投入“过流输出投入”控制字；

主变过流输出试验值 A，延时 s。

A7.10 发电机纵差保护试验 A7.10.1 定值整定

（1）保护总控制字“发电机差动保护投入”置1；（2）投入发电机差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，

速断定值：。

（4）参考表A6.3整定跳闸矩阵定值；

（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”、“差动保护方式”控制字。 A7.10.2 比率差动试验

“发电机比率差动投入”置1，从机端和中性点侧分别加入电流进行试验。

表A7.7 发电机比率差动试验（额定电流Ie = A）

序号 1 2 3 4 5

机端电流 A Ie

中性点电流

A Ie

制动电流

差电流 Ie

计算值 Ie

A7.10.3 发电机工频变化量比率差动试验：

比率差动启动电流定值：Icdqd；试验值： Ie。

A7.10.4 发电机速断试验

发电机差动速断定值一般不小于4Ie。

定值： Ie；试验值： Ie。

A7.10.5 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。

NARI-RELAYS RCS-985系列水轮发电机变压器成套保护装置调试大纲

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“发电机差动TA断线”信号。

A7.11 发电机差动2保护试验 A7.11.1 定值整定

（1）保护总控制字“发电机差动2保护投入”置1；（2）投入发电机差动2保护压板；

（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，

速断定值：。

（4）参考表A6.3整定跳闸矩阵定值；

（5）按照试验要求整定“发电机差动速断2投入”、“发电机比率差动2投入”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

A7.11.2 比率差动试验

“发电机比率差动2投入”置1，从机端和中性点二分支组侧分别加入电流进行试验。

表A7.8 发电机比率差动2试验（额定电流Ie = A）

序号 1 2 3 4 5

机端电流 A Ie

中性点2电流

A Ie

制动电流

差电流 Ie

计算值 Ie

A7.11.3 发电机速断2试验

发电机差动速断2定值一般不小于4Ie。

定值： Ie；试验值：。

A7.11.4 TA断线闭锁试验

“发电机比率差动2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2TA断线”信号并闭锁发电机比率差动2，但不闭锁差动速断2。

“发电机比率差动2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2动作并发“发电机差动2TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“发电机差动2TA断线”信号。

A7.12 发电机裂相差动保护试验 A7.12.1 定值整定

NARI-RELAYS RCS-985系列水轮发电机变压器成套保护装置调试大纲

（1）保护总控制字“发电机裂相差动保护投入”置1，设定发电机系统参数中发电机一分支组，二分支组分支系数和相应的TA变比；

（2）投入发电机裂相差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，

速断定值：；

（4）参考表A6.3整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定“发电机裂相差动速断投入”、“发电机裂相比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”控制字；

（6）按照试验要求整定“裂相横差速断投入”、“裂相横差比率差动投入”、“TA断线闭锁裂相横差比率差动”控制字。

A7.12.2 裂相横差比率差动试验

“裂相横差比率差动投入”置1，从中性点一分支组、二分支组分别加入电流试验。

表A7.9 比率差动试验

(一分支组额定电流Ie A，二分支组额定电流Ie A) 序号 1 2 3 4 5

一分支组电流 A

二分支组电流 A

制动电流 Ie

差电流 Ie

计算值 Ie

A7.12.3 裂相横差速断试验

定值： Ie；试验值：。

A7.12.4 TA断线闭锁试验

“裂相横差比率差动投入”、“TA断线闭锁裂相横差比率差动”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“裂相横差差动TA断线”信号并闭锁发电机裂相横差比率差动，但不闭锁差动速断。

“裂相横差比率差动投入” 置1、“TA断线闭锁裂相横差比率差动”置0。

两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，裂相横差比率差动动作并发“裂相横差差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“裂相横差差动TA断线”信号。

A7.13 发电机匝间保护试验 A7.13.1 横差定值整定

（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）横差电流定值 A，横差电流高定值 A；

横差电流2定值 A，横差电流2高定值 A；转子一点接地后横差延时 s；

匝间保护方程：Id > Ihczd×[1+K×(Imax-Ie)/Ie]；K固定为1.0。

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（4）参考表A6.3整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定“横差保护投入”、“横差保护高定值投入”、“横差保护2投入”、“横差保护2高定值投入”。

A7.13.2 横差试验内容

电流制动取发电机机端最大相电流。从横差电流、横差电流2回路加入动作电流试验。

表A7.10 横差保护试验值

序号发电机电流 A 1 2 3 4 5

最大相电流A

动作横差电流A 动作电流计算值A

表A7.11 横差保护2试验值

序号发电机电流 A 1 2 3 4 5

最大相电流A 动作横差2电流A 动作电流计算值A

横差保护高定值段 A，横差保护2高定值段 A。延时定值试验，转子一点接地发报警信号后，加入1.2倍的动作量，保护延时出口，测得延时 s。

转子一点接地不发信，加入1.2倍的动作量，保护不经延时出口，测得延时 s。

A7.14 发电机后备保护试验

A7.14.1 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 V，相间低电压定值 V，过流I段定值 A，过流Ⅱ段定值 A；

（4）参考表A6.3整定过流I段跳闸控制字，过流Ⅱ段跳闸控制字；（5）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”控制字；

（6）“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；“TV断线保护投退原则”置1，机端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，电流带记忆功能，对于自并励发电机，过流保护必须经复合电压闭锁；

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A7.14.2 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Ⅱ段试验值 A，过流Ⅱ段延时 s，负序电压定值 V，低电压定值 V。

A7.14.3 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；

阻抗反向定值 Ω，阻抗I时限 s，（3）阻抗正向定值 Ω，

阻抗Ⅱ时限 s；

（4）参考表A6.3整定阻抗I时限跳闸控制字，阻抗Ⅱ时限跳闸控制字；

A7.14.4 阻抗保护试验内容

发电机相间阻抗保护取发电机机端TV1电压、机端电流，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Ⅰ时限试验值： Ω；阻抗Ⅱ时限试验值： Ω； TV1断线闭锁阻抗保护。

A7.15 发电机定子接地保护试验 A7.15.1 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 V，零序电压高定值 V，

零序电压保护延时 s；（4）参考表A6.3整定跳闸矩阵定值；（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 > 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的变比自动转换。（7）高定值段动作判据：Un0 > U0zd_h。

A7.15.2 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，也不需经主变高压侧零序电压闭锁。

基波零序电压定子接地保护，动作于跳闸时，需经压板控制。基波零序电压灵敏段出口还需经主变高压侧、机端零序电压闭锁；基波零序电压高定值段不需经主变高压侧、机端零序电压闭锁。

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A7.15.3 100%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，发电机并网后三次谐波电压比率定值，三次谐波电压差动定值，三次谐波电压保护延时；

（4）参考表A6.3整定跳闸矩阵定值；（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 > K3W 1zd；（6）“三次谐波电压差动判据投入”置1，动作判据：

&⋅U&−k&>KU⋅U

3wt

3w2zd

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。

A7.15.4 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。

A7.16 外加电源定子接地保护试验

A7.16.1 外加电源定子接地保护定值整定

（1）保护总控制字“外加电源定子接地保护投入”置1 （2）投入外加电源定子接地保护投跳压板。

（3）测量电阻报警定值 kΩ，测量电阻跳闸定值 kΩ；

报警延时 s，跳闸延时 s；零序电流跳闸定值： A

电压回路监视定值 V；电流回路监视定值： mA

相角补偿值固定0度。电阻补偿值固定为0Ω，电抗补偿值固定为0Ω，并联

电阻补偿值固定为3000Ω，电阻折算系数固定为15。

（4）整定跳闸矩阵定值，根据需要整定控制字“测量电阻报警投入”、“测量电阻

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跳闸投入”、“零序电流跳闸投入”、“频率闭锁投入”。

（5）测量电阻报警和跳闸均受频率闭锁，为此必须加机端TV1三相工频电压。（6）接地零序电流不受频率闭锁，直接反应定子接地电流。

A7.16.2 外加电源定子接地保护试验内容

加入外加低频零序电压和低频零序电流分别低于电压回路、电流回路监视定值，装置报注入低频电源异常；

改变低频零序电压电流幅值和相位，使得测量电阻低于报警定值，装置经整定延时报警；

改变低频零序电压电流幅值和相位，使得测量电阻低于跳闸定值，装置经整定延时跳闸。

测量电阻报警试验值 kΩ，测量电阻跳闸试验值 kΩ；报警延时 s，跳闸延时 s 零序电流试验值： A

电压回路监视试验值 V；电流回路监视试验值： mA 注：以上为外加电源定子接地保护的静态逻辑试验，无需20Hz低频电源。在现场应用该原理的保护时必须进行通过现场实测来进行相应的修正，具体试验步骤请参考<附录A外加低频电源式定子接地保护的现场调试>.

A7.17 转子接地保护试验

A7.17.1 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）一点接地灵敏段定值 kΩ，一点接地定值 kΩ，

延时 s；

（4）参考表A6.3整定转子接地保护跳闸矩阵定值；（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，按跳闸矩阵动作于出口。

A7.17.2 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 V，两点接地保护延时 s；（4）参考表A6.3整定转子接地保护跳闸矩阵；（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。

A7.17.3 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（20kΩ）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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A7.17.4 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。

从屏柜端子外加直流电压220V，将试验端子与电压正端短接，测得试验值 kΩ，转子一点接地保护发出报警信号，延时15s左右后，装置发出“转子两点接地保护投入”信号，在发电机TV1加二次谐波负序电压 V，将大轴输入端与电压负端短接，保护延时动作于出口。

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，转子电压不能同时进入两套保护。

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”灯亮后合上一套装置的转子电压输入闸刀。

A7.18 定子过负荷保护试验 A7.18.1 定时限过负荷定值

（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）定时限定子过负荷电流定值 A，定时限定子过负荷延时 s，

参考表A6.3整定定时限定子过负荷跳闸控制字；

（4）定子过负荷报警电流定值 A，定子过负荷报警延时 s。

A7.18.2 定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。

过负荷试验值，延时试验值。

A7.18.3 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）散热效应系数（一般大于1.02）

（6）整定反时限过负荷跳闸控制字。

A7.18.4 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A7.12 试验数据记录（Ie = A）

1 2 3 4 5

输入电流

实测动作时间

理论计算时间

备注

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A7.19 负序过负荷保护试验 A7.19.1 定时限负序过负荷定值

（1）保护总控制字“负序过负荷保护投入”置1；（2）投入负序过负荷保护压板；

（3）负序过流1段定值 A，负序过流1段延时 s，参考表A6.3整定负序过流1段跳闸控制字；

负序过流2段定值 A，负序过流2段延时 s，参考表A6.3整定负序过流2段跳闸控制字；

（4）负序过负荷报警电流定值 A，负序过负荷信号延时 s。

A7.19.2负序过流试验内容

保护取发电机机端、中性点负序电流小值，一侧TA断线负序过负荷保护不会误动。负序过流I段试验值，负序过流I段延时。负序过流II段试验值，负序过流II段延时。

A7.19.3 反时限负序过负荷定值

（1）保护总控制字“负序过负荷保护投入”置1；（2）投入负序过负荷保护压板；

（3）反时限启动负序电流定值 A，反时限上限时间定值 s；（4）转子发热常数；

（5）长期允许负序电流Ａ；

（6）整定反时限负序过负荷跳闸控制字。

A7.19.4 反时限负序过负荷试验内容

保护取发电机机端、中性点负序电流小值，一侧TA断线负序过负荷保护不会误动。

表A7.13 试验数据记录（Ie = A）

1 2 3 4 5

输入电流

实测动作时间

理论计算时间

备注

A7.20 发电机失磁保护试验 A7.20.1 失磁保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机失磁保护投入”置1；（2）投入发电机失磁保护压板；

（3）定子阻抗判据：失磁保护阻抗1（阻抗圆上端）定值 Ω，失磁保护阻抗2（阻抗圆下端）定值 Ω，无功功率反向定值 % ，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 V，转子空载电压定值 V，转子低电压判据系数定值；

（5）发电机凸极功率定值；

（6）母线电压判据：高压侧母线低电压定值 V；

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（7）不允许只投“转子电压判据”。

（8）失磁保护Ⅰ段延时 s，整定控制字“I段阻抗判据投入”、“I段转子电压判据投入”、“I段报警投入”；

整定失磁保护Ⅰ段跳闸控制字；

（9）失磁保护Ⅱ段延时 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；

（10）失磁保护Ⅲ段延时 s，可经长延时动作于出口，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；

A7.20.2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、机端正序电流来计算。辅助判据：正序电压U1 > 6V，负序电压U2 < 4V，电流大于0.1Ie。无功反向判据：采用发电机机端电压，机端电流计算。

A7.20.3失磁保护转子判据试验

辅助判据1：正序电压U1 > 6V，负序电压U2 < 4V，发电机在正常运行状态；辅助判据2：高压侧断路器在合闸位置，发电机负荷电流大于0.1Ie延时1s。

A7.20.4失磁保护Ⅰ段试验

功率采用发电机机端电压、表A7.3定义的计算功率采用的电流来计算。

A7.20.5失磁保护Ⅱ段经母线电压低动作于跳闸。

A7.20.6失磁保护Ⅲ段长延时动作于跳闸。

A7.21 发电机失步保护试验 A7.21.1 失步保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机失步保护投入”置1；（2）投入发电机失步保护压板；

失步保护阻抗定值Zb Ω，（3）定子阻抗判据：失步保护阻抗定值Za Ω，

主变阻抗定值Zc Ω，灵敏角定值 º，透镜内角定值 º；

（4）振荡中心在发变组区外时滑极次数定值，振荡中心在发变组区内时滑极次数定值，跳闸允许电流定值 A；

（5）失步保护跳闸矩阵定值；

（6）失步保护控制字“区外失步动作于信号”、“区外失步动作于跳闸”、“区内失步动作于信号”、“区内失步动作于跳闸”；

A7.21.2失步保护判据试验

动作于信号时,不需投入压板。失步保护阻抗采用发电机机端正序电压、机端正序电流来计算。发电机变压器组断路器跳闸允许电流取主变高压侧电流。

采用试验仪模拟振荡试验，振荡周期为0.2-10s，分别设置振荡中心在发变组内部、外部，观测保护动作情况。

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A7.22 发电机电压保护试验

A7.22.1 发电机电压保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机电压保护投入”置1；（2）投入发电机电压保护投入压板；

（3）过电压定值 V，过电压延时 s，过电压跳闸控制字；低电压定值 V，低电压延时 s，低电压跳闸控制字。

A7.22.2 电压保护试验内容

电压保护取发电机机端相间电压，过电压保护取三个相间电压。

低电压保护为三个相间电压均低时才动作，辅助判据：发电机相电流大于0.2A，调相运行辅助接点输入端子6B20。

过电压试验值 V，过电压延时 s；低电压定值 V，低电压延时 s。

A7.23 发电机过励磁保护试验 A7.23.1 定时限过励磁定值

（1）保护总控制字“发电机过励磁保护投入”置1；（2）投入发电机过励磁保护压板；

（3）过励磁定值，过励磁延时 s，过励磁跳闸控制字；（4）过励磁信号段定值，过励磁信号段延时 s。

A7.23.2 定时限过励磁试验内容

对于发电机过励磁保护取发电机机端电压及其频率计算。(U/F采用标么值计算) 过励磁试验值，过励磁延时值。

过励磁信号段试验值，过励磁报警延时值。

A7.23.3 反时限过励磁定值

（1）保护总控制字“发电机过励磁保护投入”置1；（2）投入过励磁保护压板；

（3）按以下表格整定反时限过励磁保护定值；

序号 1 2 3 4 5 6

名称反时限上限反时限定值1 反时限定值2 反时限定值3 反时限定值4 反时限下限

U/F定值

延时（s）

（4）整定反时限过励磁跳闸控制字。

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A7.23.4 反时限过励磁试验内容

（1）精度试验

序号 1 2 3 4 5

输入电压

频率

U/F显示

误差

（2）延时试验

序号 1 2 3 4 5

输入电压

频率

U/F显示

动作时间

动作时间计算值

A7.24 发电机逆功率保护试验

A7.24.1 发电机逆功率保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机逆功率保护投入”置1；（2）投入发电机逆功率保护压板；

（3）逆功率定值 %，逆功率信号延时 s，逆功率跳闸延时 s，逆功率跳闸控制字；

A7.24.2 逆功率保护试验内容

功率采用发电机机端电压（大于6V）、表A7.3定义的计算功率采用的电流来计算。逆功率试验值 %，逆功率信号延时 s，逆功率跳闸延时 s；程序逆功率需经发电机导水叶开关位置接点、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。

程序逆功率试验值 %，程序逆功率跳闸延时 s。

A7.25 发电机频率保护试验 A7.25.1 发电机频率保护定值

（1）保护总控制字“发电机频率保护投入”置1；（2）投入发电机频率保护压板；（3）按表整定频率保护定值；

序号 1 2 3

名称低频Ⅰ段低频Ⅱ段频率保护

频率定值

频率试验值

延时

延时试验值

（4）整定低频保护跳闸控制字、过频保护跳闸控制字；

（5）按需要选择每一段动作于跳闸或动作于报警，整定相应控制字。

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A7.25.2 频率保护试验

低频保护辅助条件：发变组断路器位置接点，发电机机端相电流大于0.06Ie，低频Ⅰ、Ⅱ带累计功能。

过频保护不需位置接点、负荷电流闭锁，计时均不带累计。

A7.26 发电机启停机保护试验 A7.26.1 发电机启停机保护定值

（1）保护总控制字“发电机启停机保护投入”置1；（2）投入发电机启停机保护压板；（3）整定频率闭锁定值；

低频过流延时 s，发电机差流定值 Ie，（4）低频过流定值 A，

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）当频率低于频率闭锁定值且断路器位置接点为开位，启停机保护自动投入，否则经小延时自动退出。

A7.26.2 启停机保护试验

断路器位置接点开入为“1”。在发电机机端电压回路加入频率低于频率闭锁定值的电压或不加电压量，分别投入“低频过流判据投入”控制字、“发电机差流判据投入”控制字、“零序电压判据投入”控制字，试验不同功能定值。

A7.27 发电机误上电保护试验 A7.27.1 发电机误合闸保护定值

（1）保护总控制字“发电机误上电保护投入”置1；（2）投入发电机误合闸保护压板；

（3）整定误合闸发电机机端电流定值，误合闸频率闭锁定值，误合闸延时定值，跳闸控制字；

（4）“低频闭锁投入”置1，当频率低于定值时，保护自动投入；（5）“断路器位置接点闭锁投入”置1，在发变组并网前、解列后保护自动投入。

A7.27.2 误合闸保护试验

“低频闭锁功能投入”置1，模拟发变组并网前、解列后运行状态，首先在发电机机端电压回路加入频率低于定值的电压或小于12V的正序电压，然后从变压器高压侧电流回路、机端电流回路、中性点电流回路突加入电流，测得保护动作值。

“断路器位置接点闭锁投入”置1，模拟发变组并网前、解列后运行状态，变压器高压侧电流回路、机端电流回路、中性点电流回路突加入电流，测得保护动作值。

A7.27.3 断路器闪络保护定值

（1）保护总控制字“发电机误上电保护投入”置1；（2）投入发电机误上电保护压板；（3）整定闪络保护主变高压侧开关电流定值 A，闪络保护延时定值1 s，闪络保护延时定值2 s，整定跳闸控制字。

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A7.27.4 断路器闪络保护试验

（1）发电机机端TV加入大于0.1倍额定的正序电压，发电机机端加入大于0.03倍额定的电流；

（2）对于主变高压侧只有一侧的主接线方式，模拟断路器A断开位置，从变压器高压一侧电流回路加入单相电流，测得保护负序电流动作值。

（3）对于主变高压侧为两侧（3/2接线），分别模拟A、B断路器跳闸位置，分别从变压器高压一侧、二侧加入单相电流，测得保护负序电流动作值____________。

A7.28 发电机开关失灵保护试验

A7.28.1 发电机开关失灵保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机开关失灵保护投入”置1；（2）投入发电机开关失灵保护压板；

（3）发电机负序电压定值： V，发电机相间低电压定值 V，失灵电流定值： A，失灵负序电流定值： A，失灵1时限： s，失灵2时限： s，过流输出定值 A，过流输出延时 s；

（4）整定开关失灵1时限，开关失灵2时限跳闸矩阵定值；

A7.28.2 发电机开关失灵保护试验

模拟保护动作开入，分别投入“失灵经负序电流闭锁”、“失灵经机端复压闭锁”控制字，试验保护功能。

失灵负序电流试验值： A，失灵1时限： s，失灵电流试验值： A，

失灵2时限： s。

A7.28.3 发电机过流输出保护试验

投入“机端过流输出投入”控制字，试验过流输出保护功能。过流输出试验值 A，过流输出延时 s。

A7.29 轴电流保护试验

A7.29.1 轴电流保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机轴电流保护投入”置1；（2）投入轴电流保护压板；

（3）轴电流报警二次定值： mA，报警延时： s；轴电流跳闸二次定值： mA，跳闸延时： s；

（4）整定轴电流跳闸矩阵定值；

（5）按照试验要求整定“基波分量投入”、“三次谐波分量投入”控制字。

A7.29.2 轴电流保护试验

调整轴电流大小，试验保护功能，轴电流保护动作于信号或跳闸。轴电流报警二次定值： mA，报警延时： s。轴电流跳闸二次定值： mA，跳闸延时： s。

A7.30 励磁差动保护试验 A7.30.1 定值整定

（1）保护总控制字“励磁差动保护投入”置1；（2）投入励磁差动保护压板；

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（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：。

速断定值：；

（4）参考表A6.3整定励磁差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（5）按照试验要求整定“励磁差动速断投入”、“励磁比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”、“涌流闭锁原理”控制字。

（6）用作励磁机差动时，励磁机频率可以为50Hz、100Hz。

A7.30.2 比率差动试验

对于Yd－11接线方式的励磁变，RCS－985装置采用将星形侧电流按A-B、B-C、C-A的方法进行相位校正至角形接线侧，并进行系数补偿。

差动保护试验时分别从励磁一侧、励磁二侧加入电流。一侧、二两侧电流加入按照励磁变压器接线方式对应加入。励磁交流I侧定义：励磁变高压侧电流或励磁机中性点电流；励磁交流II侧定义：励磁变低压侧电流或励磁机机端电流。

如果试验时Y侧加入单相电流，则Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

对于能输出六相电流的测试仪，只需从一侧、二侧分别加入三相对称的额定电流，改变电流相位使差流为零。

“励磁比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

表A7.14 励磁比率差动试验

（一侧Ie = A，二侧Ie = A）

序号 1 2 3 4 5 6 7

一侧电流 A Ie

二侧电流

A Ie

制动电流

差电流 Ie

计算值 Ie

A7.30.3 二次谐波制动系数试验

从任意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：。

A7.30.4 励磁差动速断试验

定值： Ie；试验值： Ie。

A7.30.5 TA断线闭锁试验

“励磁比率差动投入”、“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“励磁差动TA断线”信号并闭锁励磁比率差动，但不闭锁差动速断。

“励磁比率差动投入” 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，励磁比率差动动作并发“励磁差动

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TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“励磁差动TA断线”信号。

A7.31 励磁后备保护试验

A7.31.1 励磁过流保护定值整定

（1）保护总控制字“励磁后备保护投入”置1；（2）投入励磁后备保护压板；

过流Ⅱ段定值 A，过流I段延时 s，（3）过流I段定值 A，

过流Ⅱ段延时 s；

（4）整定过流I段跳闸控制字，过流Ⅱ段控制字

A7.31.2 励磁过流保护试验内容

从励磁交流一侧电流回路加入电流进行试验。

过流I段试验值 A，过流I段延时 s，过流Ⅱ段试验值 A，过流Ⅱ段延时 s。

A7.31.3 定时限过负荷定值

【保护取转子直流电流时定义为kA，（1）励磁过负荷报警电流定值 A（kA）

以下同】励磁过负荷信号延时 s；

（2）如果用于励磁机方式，需在励磁系统定值中整定励磁机频率，励磁机频率可以为50Hz、100Hz、150Hz。

（3）根据现场接线整定过流是“交流输入”或“直流输入”，固定从Ⅱ侧交流输入。（4）转子过负荷如采用75mV直流分流器的输出，建议只投信号，不投跳闸。

A7.31.4 定时限过负荷试验内容

保护取励磁变低压侧（或励磁机机端）最大相电流或转子电流。

，延时 s。励磁过负荷信号试验值 A（kA）

A7.31.5 反时限过负荷定值

，反时限上限时间定值 s；（1）反时限启动电流定值 A（kA）

（2）励磁绕组热容量；

（3）励磁过负荷基准电流 A（kA）；（4）整定反时限过负荷跳闸控制字。

A7.31.6 反时限过负荷试验内容

保护取励磁变低压侧（或励磁机机端）最大相电流或转子电流。

表A7.15 试验数据记录（Ie = ）

1 2 3 4 5

输入电流

动作时间

计算时间

备注

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A7.32 厂变差动保护试验 A7.32.1 定值整定

（1）保护总控制字“厂变差动保护投入”置1；（2）投入厂变差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，

速断定值：；

（4）参考表A6.3整定厂变差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（5）按照试验要求整定“厂变差动速断投入”、“厂变比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”、“涌流闭锁原理”控制字；

A7.32.2 比率差动试验

对于Yd－11的接线方式，RCS－985装置采用将星形侧电流按A-B、B-C、C-A的方法进行相位校正至角形接线侧，并进行系数补偿。

差动保护试验时分别从两侧加入电流。两侧电流加入方法按照厂用变压器接线方式对应加入。

如果试验时Y侧加入单相电流，则Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

对于能输出六相电流的测试仪，只需从高压侧、低压侧分别加入三相对称的额定电流，改变电流相位使差流为零。

“厂变比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

表A7.16 厂变比率差动试验

（高压侧Ie = A，低压侧Ie = A）

序号 1 2 3 4 5

一侧电流 A

二侧电流 A

制动电流 Ie

差电流 Ie

计算值 Ie

A7.32.3 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：。

A7.32.4 厂变差动速断试验

厂变差动速断定值一般不小于6Ie。

定值： Ie；试验值： Ie。

A7.32.5 TA断线闭锁试验

“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“厂变差动TA断线”信号

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并闭锁厂变比率差动，但不闭锁差动速断。

“厂变比率差动投入” 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，厂变比率差动动作并发“厂变差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“厂变差动TA断线”信号。

A7.33 厂变后备保护试验

A7.33.1厂变后备保护定值整定

（1）保护总控制字“厂变后备保护投入”置1；（2）投入厂变后备保护投入压板；

（3）电流速断定值 A，电流速断延时 s；

（4）过流I段定值 A，过流I段延时定值 s，过流I段跳闸控制字；

（5）过流Ⅱ段定值 A，过流Ⅱ段延时定值 s，过流Ⅱ段跳闸控制字；

（6）零序过流I段定值 A，零序过流I段延时定值 s，零序过流I段跳闸控制字；

（7）零序过流Ⅱ段定值 A，零序过流Ⅱ段延时定值 s，零序过流Ⅱ段跳闸控制字；

（8）过负荷定值 A，过负荷延时 s，过流输出定值 A，过流输出延时 s；

（9）根据需要整定“过负荷投入”、“厂变过流输出投入”控制字。

A7.33.2 厂变后备保护试验内容

过流保护、过负荷保护保护取厂变TA1最大相电流，电流速断和过流输出取厂变TA2最大相电流，零序过流保护取厂变零序电流。

电流速断试验值 A，电流速断延时 s。过流I段试验值 A，过流I段延时 s。过流Ⅱ段试验值 A，过流Ⅱ段延时 s。

零序过流I段试验值 A，零序过流I段延时 s；零序过流Ⅱ段试验值 A，零序过流Ⅱ段延时 s；过负荷试验值 A，过负荷延时 s；过流输出试验值 A，过流输出延时 s。

A7.34 非电量保护试验

A7.34.1 非电量保护定值整定

（1）保护总控制字“非电量保护投入”置1

（2）投入相应非电量保护跳闸压板（外部重动1、外部重动2、外部重动3、外部重动4）

（3）整定非电量跳闸延时，延时范围为0－3000.0s，整定跳闸控制字

A7.34.2 非电量保护试验内容

外部重动1试验延时 s，动作情况；外部重动2试验延时 s，动作情况；外部重动3试验延时 s，动作情况；

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外部重动4试验延时 s，动作情况。

注：外部重动在保护动作时启动，因此，装置显示的动作时间为启动到出口的小延时，实际动作时间应为通过试验仪记录的外部重动开入到出口的时间。

A7.35 TA断线报警试验 A7.35.1 差动保护差流报警

投入相应差动保护控制字，差流报警功能自动投入，满足判据延时10s报相应差动保护差流报警(不闭锁差动保护)，差流消失，延时10s返回：

动作判据：dI > izd_bj 及 dI > kbj×Ires

式中 dI为差电流，izd_bj为差流报警门槛，kbj为差流报警系数，Ires为制动电流。

相关值列表如下：

名称发电机差动发电机差动2 发电机裂相横差发变组差动主变压器差动主变零序差动厂变差动励磁差动

差流报警门槛 0.10 Ie 0.10 Ie 0.15 Ie 0.10 Ie 0.10 Ie 0.10 In 0.10 Ie 0.10 Ie

差流报警系数

0.10 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20

A7.35.2 差动保护TA断线报警或闭锁

投入相应差动保护控制字及压板，在两侧同时加入三相电流，在额定电流附近调整幅值、相角使差电流为0。断开一相电流，装置发相应差动保护TA断线信号，如此时“TA断线闭锁比率差动投入”置1，则闭锁差动保护，如控制字置0，差动保护动作于出口。

在发出差动保护TA断线信号后，消除TA断线情况，复归装置才能消除信号。在发电机变压器系统未并网前，TA断线报警或闭锁功能自动退出。

A7.36 TV断线报警试验

A7.36.1 各侧电压回路TV断线报警

主变高压侧TV 发电机机端TV1

判据1 负序电压3U2(8V)

判据2

正序电压(18V)

电流(0.04In)

满足以上任一条件延时10s 发相应TV断线报警信号。异常消失，延时10s后信号自动返回。

A7.36.2 发电机机端电压切换

保护总控制字“电压平衡功能投入”置1；从机端两组TV加入对称相等电压，断开任一组TV的一相、两相或三相，均延时0.2s发相应TV断线信号并启动切换。

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A7.36.3 发电机定子接地相关TV断线判别 a. 发电机中性点、机端开口三角TV断线报警

投入定子接地保护，从机端TV1电压回路加入正序电压，当正序电压大于0.9Un时，TV1开口三角零序电压或中性点零序电压的三次谐波分量小于0.10V，延时10s发TV1开口三角零序TV或中性点零序TV断线报警信号。 b. TV1一次断线闭锁判据

TV2负序电压 3U2’< 3V TV1负序电压 3U2 > 8V TV1自产零序电压 3U0 > 8V TV1开口三角零序电压U0> 8V

投入定子接地保护，延时170ms发TV1一次断线报警信号，并闭锁三次谐波电压差动定子接地保护。断线消失，延时10s返回。

A7.37 其他功能试验

按屏上复归按钮，能复归“跳闸”灯，液晶显示屏循环显示各种内容, 联接好打印机，按屏上打印按钮, 打印机打印当前装置定值、事故报告、异常报告。

A8. RCS-985AW投运注意事项

A8.1 开关传动试验

在保护调试试验完成后，具备了传动试验条件时，开始传动试验。应用便携式电脑，在后台DBG2000系统上，整定RCS-985装置系统定值总控制字“保护传动试验状态”投入，此时，保护装置显示“传动试验状态”。

启动DBG2000传动试验状态，按照显示的保护功能，顺序进行传动试验。同时在DBG2000系统上观测返回的报文与整定是否一致。

注：如某保护功能没有投入，此保护信号出口或跳闸出口不会开放。传动试验结束后，定值“传动试验状态”改为退出。

A8.2 投运前检查

试验完成后, 要严格对照定值单是否准确, 相应的状态控制字是否设置正确, 试验中的连线是否解除, 解开的连线是否恢复。检查保护装置是否处于正常运行状态, 压板投入是否正确。

A8.3 短路试验

A8.3.1电流回路检查，电流显示与机组试验电流是否一致。

A8.3.2 确定发电机差动、发电机差动2、发变组差动、主变差动、主变零序差动、厂变差动、励磁差动保护电流极性是否正确；

注：主变零序差动由主变高压侧自产零序电流和中性点外接零序电流构成，高压侧极性端在母线侧，中性点侧极性端在变压器侧，进行空投变压器或区外接地故障试验，通过故障录波图可以分析确定现场接线是否正确。如极性正确，上述两种情况下的零序差流应该很小，保护不动作。

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正确的相角显示：

每个电流输入回路发电机差动发电机差动2 发电机裂相横差主变差动

AB、BC、CA均为120°

机端、中性点1电流间相角显示：0° 机端、中性点2电流间相角显示：0° 中性点一、二分支电流间相角显示：0° 高压一侧、低压侧电流间相角显示：180° 高压二侧、低压侧电流间相角显示：180° 备用侧、低压侧相角显示：0～90°

发变组差动，厂变差动，励磁差动

高压一侧、中性点电流间相角显示：180° 高压二侧、中性点电流间相角显示：180° 高压侧、低压侧电流间相角显示：180° 一侧、二侧间相角显示：180°

A8.3.3 差流检查

试验电流在50％额定时，发电机差动差流小于0.02Ie，其他各套差动保护差流小于0.05Ie。

A8.4 启动过程电压量检查

A8.4.1 发电机启动过程中加上励磁后，检查电压回路是否正常。

A8.4.2 检查电压回路相角，正确的相角显示：每个电压回路：AB、BC、CA均为120° A8.4.3 检查两组机端电压、开口三角电压、中性点零序电压是否正常。

A8.5 定子接地保护定值校正

A8.5.1 记录发电机启动过程中机端、中性点零序电压三次谐波比率关系、相位关系； A8.5.2 记录并网后机端、中性点零序电压三次谐波比率关系、相位关系； A8.5.3 同时记录发电机在各种情况下机端、中性点基波零序电压值；

A8.5.4 根据以上记录，校正定子接地保护定值。在发电机启停过程中、正常运行时定子接地保护不误发信号。

A8.6 机组并网运行

A8.6.1 机组并网后、检查并网时装置有无异常； A8.6.2 机组带上负荷时，检查以下显示值：

a. 发变组差流、主变差流、发电机差流、裂相横差差流、厂变差流、励磁差流、发电机差动2差流、主变零序差流；

b. 各侧电流、电压、零序电流、零序电压； c. 有功功率、无功功率、频率、U/F值； d. 转子电压、转子电流

A8.6.3 检查各侧电流、电压相角显示 A8.6.4 打印正常运行波形

A8.7 运行记录

A8.7.1 正常运行时，可以从主菜单监视差流、电流、电压；如需详细的采样数据，进入保护状态检查各采样值，也可打印正常波形。

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A8.7.2 当保护装置动作跳闸后,“跳闸”灯亮并磁保持此时应及时按屏上“打印”按钮打印报告, 进入装置菜单打印相关波形报告，并准确记录装置动作信号灯后方可按屏上“复归”按钮进行信号复归。

A8.7.3 当保护装置“报警”灯亮或“TV断线”灯亮或“TA断线”灯亮，“运行”灯亮，保护装置液晶屏上有异常报文，发出报警信号，根据信号类型，检查电流电压量，并打印事件报文；若是保护发出的信号，检查装置的交流输入量及开入量，分析原因，解决问题。

A8.7.4 当保护装置“报警”灯亮, “运行”灯灭时, 表示装置自检出现问题(EPROM、RAM、EEPROM等), 此时解开保护屏上出口跳闸压板, 更换相应器件(插件), 在排除故障后, 重新启动保护装置，待确信装置恢复正常后，再投上保护屏上出口跳闸压板。

A8.8 动作分析

正常运行时，当机组有异常，相应保护发出报警信号，可以打印当前波形，如异常消失，保护延时返回，保护装置记录保护报警时间、返回时间。

机组发生故障，保护动作于跳闸，装置录下故障时发变组单元波形，通过打印波形，分析保护装置动作情况。也可用笔记本电脑取出波形数据，进行详细分析。

重要事项：对于双主双后配置的机组保护，由于TA,TV特性的差异（或者动作于临界情况），对于相同故障，两套装置可能会出现动作情况不一致。

对于内部故障，一般差动保护动作相同；后备保护和异常运行保护易出现动作不一致情况，这是因为一套装置动作后，另一套装置未来得及动作所致，属于正常。

若两套保护装置为不同厂家产品，更易出现动作不一致情况。

A9. RCS-985AW保护装置正常年检时的试验内容(建议)

A9.1 保护装置各种开关量输入传动试验。

A9.2 保护装置各种出口跳闸接点、信号接点和其他异常输出接点传动试验。 A9.3 保护装置各种模拟量的采样值校验。 A9.4 根据需要，校核定值是否正确。

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B. RCS-985TW水轮机组变压器保护装置调试大纲

B1. 试验仪器

B1.1 南瑞继保电气有限公司专用微机保护试验仪HELP-90A，HELP-2000； B1.2 其他微机继电保护试验仪。

B2. 试验注意事项

B2.1 试验前应检查屏柜及装置在运输过程中是否有明显的损伤或螺丝松动；

B2.2 试验中，一般不要插拨装置插件, 不触摸插件电路, 需插拨时, 必须关闭电源； B2.3 使用的试验仪器必须与屏柜可靠接地；

B2.4 本调试大纲试验内容如与说明书内容不符，则以技术说明书为准。

B3. 保护装置的准备

B3.1 试验前详细阅读《RCS-985大型水轮发电机变压器成套保护装置技术使用说明书》及本调试大纲。

B3.2 直流电源上电试验

B3.3 按使用说明书所述方法进入保护菜单，熟悉装置的采样值显示、报告显示、报告打印、定值整定、时钟整定等方法。

B4. RCS-985TW开入接点检查

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。对于单装置调试，连接光耦电源线：2B29-4B17，2B30-4B16。

表B4.1 主变、厂变保护压板

装置型号 1

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

开入量名称装置端子号 2B29-2B7 2B29-2B8 2B29-2B9 2B29-2B10 2B29-2B11 2B29-2B12 2B29-2B13 2B29-2B14 2B29-2B15 2B29-2B16 2B29-2B17 2B29-2B19

主变(发变组)差动保护投入主变零序差动保护投入主变过励磁保护投入非全相保护投入主变相间后备保护投入厂变差动保护投入主变接地后备保护投入厂变后备保护投入主变不接地后备保护投入主变分侧差动保护投入主变负序过流保护投入断路器闪络保护投入

屏柜压板

保护板状态管理板状态端子号

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表B4.2 外部辅助接点开入量

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 开入量名称断路器A位置接点断路器B位置接点三相不一致位置接点保护动作开入开入监视非电量电源监视光耦电源监视外部零序开入电制动开入

装置端子号 4B25-4B19 4B25-4B20 4B25-4B21 4B25-4B22 4B25-4B23 4B25 直流电源正 4B27 直流电源负 2B29-4B17 2B30-4B16 4B17-4B3 4B17-4B4

屏柜压板端子号保护板状态管理板状态

B5. RCS-985TW交流回路检查

退掉屏上的所有出口压板, 对照屏柜交流电压电流接线图，整定所需的电流通道，将不需要的电流通道整定为“未定义”（具体请参见表B7.3 RCS-985TW 电流通道定义选择）。从屏端子上每个电压电流回路依次加入电压电流。按使用说明书方法进入装置菜单中的“保护状态”, 对照液晶显示值与加入值, 其值应该相等, 误差符合技术参数要求。

表B5.1 电压、电流回路采样试验

名称

1．主变高压侧电压 2．主变低压侧电压 3．主变高压侧零序电压 4．主变低压侧零序电压 5．厂变低压侧零序电压 6．主变高压一侧电流 7．主变高压二侧电流 8．主变高压侧后备电流 9．主变低压侧电流 10．厂变高压侧TA电流 12．厂变低压侧电流 13．主变零序电流 14．主变间隙零序电流 15．厂变零序电流

输入值

57.7V 57.7V 100V 100V 100V 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A

装置显示值

A相

B相

C相

相位 - - - - - -

11．厂变高压侧TA2电流 5A/1A

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B6. RCS-985TW开出接点检查

B6.1 报警信号接点检查

当装置自检发现硬件错误时，闭锁装置出口，并灭掉“运行”灯；

所有动作于信号的保护动作后，点亮“报警”灯, 并启动信号继电器BJJ及相应的报警继电器，报警信号接点均为瞬动接点。

表B6.1 报警信号接点

序号 1 2 3 4 5 6 7 8

信号名称

装置闭锁装置报警信号 TA断线信号 TV断线信号主变过负荷保护信号主变过励磁保护信号主变零序电压报警信号厂变过负荷保护信号

中央信号接点远方信号接点事件记录接点 3A1-3A3 3A1-3A5 3A1-3A7 3A1-3A9 3A1-3A11 3A1-3A13 3A1-3A15 3A1-3A17 3A1-3A19

3A2-3A4 3A2-3A6 3A2-3A8 3A2-3A10 3A2-3A12 3A2-3A14 3A2-3A16 3A2-3A18 3A2-3A20

3B4-3B26 3B4-3B28 3B4-3B6 3B4-3B8 3B4-3B10 3B4-3B12 3B4-3B14 3B4-3B16 3B4-3B18

9 厂变零序电压报警信号

B6.2 跳闸信号接点检查

所有动作于跳闸的保护动作后，点亮面板上“跳闸”灯，并启动相应的跳闸信号继电器。“跳闸”灯、中央信号接点为磁保持。

表B6.2 跳闸信号接点

序号第一组 1 2 3 4 5 6 第二组 1 2 3 4

厂变差动保护跳闸厂变后备保护跳闸非全相保护跳闸断路器闪络保护跳闸

2A15-2A17 2A15-2A19 2A15-2A21 2A15-2A23

2A30-2A25 2A30-2A27 2A30-2A29 2A30-2B1

2B3-2B5 2B3-2B2 2B3-2B4 2B3-2B6

主变差动保护跳闸主变相间保护跳闸主变接地保护跳闸主变不接地保护跳闸主变过励磁保护跳闸主变零差保护跳闸

2A1-2A3 2A1-2A5 2A1-2A7 2A1-2A9 2A1-2A11 2A1-2A13

2A2-2A6 2A2-2A10 2A2-2A14 2A2-2A18 2A2-2A22 2A2-2A26

2A4-2A8 2A4-2A12 2A4-2A16 2A4-2A20 2A4-2A24 2A4-2A28

信号名称

中央信号接点

远方信号接点

事件记录接点

B6.3 跳闸输出接点检查

（1）跳闸矩阵整定

保护装置给出12组跳闸出口继电器,共29付出口接点，跳闸继电器均由跳闸控制字整定。通过保护各元件跳闸控制字的整定，每种保护可实现灵活的、用户所需要的跳闸方式。每付跳闸接点允许通入最大电流为5A。跳闸出口继电器提供跳闸接点如表B6.3。

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表B6.3 RCS-985TW跳闸出口继电器接点数目表

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

注：出口通道均为瞬时返回出口接点。

跳闸控制字对应位

Bit.0 Bit.1 Bit.2 Bit.3 Bit.4 Bit.5 Bit.6 Bit.7 Bit.8 Bit.9 Bit.10 Bit.11 Bit.12

出口继电器名称

本功能投入 TJ1:跳闸出口1通道 TJ2:跳闸出口2通道 TJ3:跳闸出口3通道 TJ4:跳闸出口4通道 TJ5:跳闸出口5通道 TJ6:跳闸出口6通道 TJ7:跳闸出口7通道 TJ8:跳闸出口8通道 TJ9:跳闸出口9通道 TJ10:跳闸出口10通道 TJ11:跳闸出口11通道 TJ12:跳闸出口12通道

输出接点数

4付 4付 4付 2付 4付 3付 1付 1付 1付 1付 2付 2付

整定方法：在保护元件投入位和其所跳开关位填‘1’，其它位填‘0’，则可得到该元件的跳闸方式。表B6.4为保护跳闸控制字的整定示例，实际工程每组继电器定义可能不同，因此跳闸控制字也有所不同，示例方法谨供参考，实际整定时可以通过专用软件设定，无需计算十六进制数。

表B6.4 整定示例

序号 1

保护功能主变差动

跳闸方式

全停

相应位整定 11-8 1000

7-4 0011

3-0 1111

183F 结果

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（2）跳闸接点输出

表B6.5 RCS-985TW 跳闸输出接点

序号跳闸输出量名称 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

跳闸出口1通道跳闸出口2通道跳闸出口3通道跳闸出口4通道跳闸出口5通道跳闸出口6通道跳闸出口7通道跳闸出口8通道跳闸出口9通道跳闸出口10通道跳闸出口11通道跳闸出口12通道

装置端子号 1A3-1A5、1A7-1A9 1A11-1A13、1A15-1A17 1A19-1A21、1A23-1A25 1A27-1A29、1B1-1B3 1A2-1A4、1A6-1A8 1A10-1A12、1A14-1A16 1A18-1A20、1A22-1A24 1A26-1A28、1B2-1B4 1B6-1B8、1B10-1B12 1B5-1B7、1B9-1B11、1B13-1B15

1B17-1B19 1B21-1B23 1B25-1B27 1B29-1B30 1B14-1B16、1B18-1B20 1B22-1B24、1B26-1B28

屏柜端子号备注

B6.4 其他输出接点检查

表B6.6 其他输出接点

序号 1 2 3 4 5

跳闸输出量名称主变起动风冷主变过流输出厂变过流输出备用输出接点1 备用输出接点2

装置端子号 3A27-3A29、3A28-3A30 3B1-3B3、3B5-3B7 3B9-3B11、3B13-3B15 3B17-3B19、3B21-3B23 3B25-3B27、3B29-3B30

屏柜端子号

备注

B7. RCS-985TW水轮机组变压器保护功能试验

B7.1 试验准备

（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。

装置编号可以按主变编号整定。

对于通讯规约整定，通讯规约定值RS485 A口有三种规约可选：103，LFP，MODBUS；RS485 B口也有三种规约可选：103，LFP，MODBUS。

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自动打印、网络打印一般整定为0。定值修改一般整定为“本地修改”。

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）。

（2）系统参数整定

主变、厂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，如主变高压侧按实际工作时抽头位置整定。

500kV100V100V

，可以整定：主变高压侧TV① 对于主变高压侧TV变比如：

333原边为288.7kV，主变高压侧TV副边为57.74V，主变高压侧TV零序副边为33.33V；也可整定：主变高压侧TV原边为500kV，主变高压侧TV副边为100V，主变高压侧TV零序副边为57.74V。

④ 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。

⑤ 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，也可由现场服务人员调试时根据工程需要设置。如下所示：

a. TA极性选择

表B7.1 TA极性选择

三三三三三三三三

相相相相相相相相

电电电电电电电电

流流流流流流流流 8 7 6 5 4 3 2 1 通通通通通通通通道道道道道道道道

根据需要配置相应的TA极性。选择“1”，表示按说明书所示定义极性输入，选择

“0”表示与说明书定义极性相反输入。

b. 电制动闭锁功能选择

表B7.2 电制动闭锁选择

备备备备备备备备备备备备主用用用用用用用用用用用用变

分侧差动

主变过励磁

主变零序差动

主变 /发变组差动

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当水轮机组采用电制动方式时，需要闭锁的保护置“1”，否则，置“0”。

c. 各侧电流通道选择

表B7.3 RCS-985TW 电流通道定义选择

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9

电流量名称主变高压一侧TA 主变高压二侧TA 主变高压侧后备TA 主变低压侧TA 主变备用侧TA 主变绕组侧TA 厂变高压侧TA2 厂变高压侧TA 厂变低压侧TA

定值范围 0-8三相电流通道 0-8三相电流通道 0-8三相电流通道 0-8三相电流通道 0-8三相电流通道 0-8三相电流通道 0-8三相电流通道 0-8三相电流通道 0-8三相电流通道

备注 0:未定义 0:未定义 0:一侧、二侧电流和

0:未定义 0:未定义 0:未定义 0:未定义 0:未定义 0:未定义

d．主接线整定

主接线方式1：3/2母线、主变、厂变。主接线方式2：3/2母线、主变。

主接线方式3：双母线、主变、厂变。主接线方式4：双母线、主变。（3）保护定值整定

按要求整定相应保护的定值单。（4）跳闸矩阵整定

（5）试验时压板投入参见表B4.1，B4.2开入压板

（6）试验中报警信号接点检查参见表B6.1，跳闸信号接点检查参见表B6.2，跳闸出口接点参见表B6.5，其他输出接点参见表B6.6。

B7.2 主变（发变组）差动保护试验 B7.2.1 定值整定

（1）保护总控制字“主变（发变组）差动保护投入”置1；（2）投入主变（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）参考表B6.3整定主变（发变组）差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（5）按照试验要求整定“差动速断投入”、“比率差动投入”、“工频变化量比率差动投入”“涌流闭锁功能选择”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

（6）差动选择为“发变组差动”，投入发变组差动保护；选择“主变差动”，投入主变差动保护。

B7.2.2 发变组比率差动试验

对于Yd－11的接线方式，RCS－985装置采用主变高压侧电流A-B、B-C、C-A的方

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法进行相位校正至发电机中性点侧，并进行系数补偿。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：A－ac、B－ba、C－cb。即如果高压侧加入A相电流，则中性点侧加入a、c相电流，通过改变中性点侧电流相位使差流为零。注意此时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

对于能输出六相电流的测试仪，只需从高压侧、发电机中性点侧分别加入三相对称的额定电流，改变电流相位使高低压侧电流相位差为180°。

差动选择为“发变组差动”，“比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

表B7.4 发变组比率差动试验

（高压1侧Ie = A，高压2侧Ie = A，中性点侧Ie = A）序号 1

2 3 4 5

一侧电流 A

二侧电流 A

制动电流差电流 (I1+I2)/2 Ie

计算值 Ie

B7.2.3 主变比率差动试验

对于Yd－11的接线方式，RCS－985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主变低压侧，并进行系数补偿。差动保护试验时分别从主变高压侧、主变低压侧加入电流。高压侧、低压侧加入电流对应关系：A－ac、B－ba、C－cb。即如果高压侧加入A相电流，则低压侧加入a、c相电流，通过改变低压侧电流相位使差流为零。注意此时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

对于能输出六相电流的测试仪，只需从高压侧、低压侧分别加入三相对称的额定电流，改变电流相位使高低压侧电流相位差为180°。

差动选择为“主变差动”，“比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

表B7.5 主变比率差动试验

（高压1侧Ie = A，高压2侧Ie = A，低压侧Ie = A）

序号 1 2 3 4 5

一侧电流 A

二侧电流 A

制动电流差电流

(I1+I2)/2 Ie

计算值

B7.2.4 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：。

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B7.2.5 发变组差动速断试验

发变组差动速断定值一般不小于6Ie。差动选择为“发变组差动”。定值： Ie；试验值： Ie。

B7.2.6 主变差动速断试验

主变差动速断定值一般不小于6Ie。差动选择为“主变差动”。定值： Ie；试验值： Ie。

B7.2.7 发变组差动TA断线闭锁试验

差动选择为“发变组差动”，“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。

差动选择为“发变组差动”，“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，发变组比率差动动作并发“发变组差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“发变组差动TA断线”信号。

B7.2.8 主变差动TA断线闭锁试验

差动选择为“主变差动”，“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，但不闭锁差动速断。

差动选择为“主变差动”，“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。

B7.3 主变零序差动保护试验 B7.3.1 定值整定

（1）保护总控制字“主变零序差动保护投入”置1；（2）投入主变零序差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，斜率：，速断定值：；（4）参考表B6.3整定主变零序差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（5）按照试验要求整定“主变零序差动速断投入”、“主变零序比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

B7.3.2 比率差动试验

“主变比率差动投入”置1，从主变高压1侧（或2侧）和主变中性点侧分别加入零序电流进行试验。辅助判据：中性点零序电流大于0.2In。

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表B7.6 主变零序比率差动试验

，中性点In= A）（高压1侧In = A，高压2侧In = A，

一侧电流

序号

1 2 3 4 5

二侧电流

制动电流 max

（I10,I20）

差电流 In

计算值 In

B7.3.3 主变零序差动速断试验

主变零序差动速断定值一般不小于6In。

定值： In；试验值： In。

B7.3.4 TA断线闭锁试验

“主变零序比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”均置1。（TA断线只判主变高压1侧、2侧共六个相电流。）

两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，装置发“主变零序差动TA断线”信号并闭锁主变零序比率差动，但不闭锁差动速断。

“主变零序比率差动投入” 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“主变零序差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“主变零序差动TA断线”信号。

B7.4 主变分侧差动保护试验 B7.4.1 定值整定

（1）保护总控制字“主变分侧差动保护投入”置1；（2）投入主变分侧差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，斜率：，速断定值：；（4）参考表B6.3整定主变分侧差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（5）按照试验要求整定“主变分侧差动速断投入”、“主变分侧比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

B7.4.2 比率差动试验

主变分侧差动由主变高压侧后备电流、主变高压绕组侧TA电流构成。高压侧后备电流TA极性端在母线侧，高压绕组侧TA极性端在中性点侧。

“比率差动投入”置1，从主变高压侧后备电流通道和主变高压绕组侧电流通道分别加入电流进行试验。

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表B7.7 主变分侧比率差动试验

（高压后备侧In = A，高压绕组侧In = A）

一侧电流

序号

1 2 3 4 5

二侧电流

制动电流 max

（I1,I2）

差电流 In

计算值 In

B7.4.3 主变分侧差动速断试验

主变分侧差动速断定值一般不小于6In。

定值： In；试验值： In。

B7.4.4 TA断线闭锁试验

“主变分侧比率差动投入”、“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“主变分侧差动TA断线”信号并闭锁主变分侧比率差动，但不闭锁差动速断。

“主变分侧比率差动投入” 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，主变分侧比率差动动作并发“主变分侧差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“主变分侧差动TA断线”信号。

B7.5 主变负序过流保护试验 B7.5.1 负序过流保护定值整定

（1）保护总控制字“主变负序过流保护投入”置1；（2）投入主变负序过流保护投入压板；

（3）负序过流Ⅰ段定值 A，Ⅰ时限 s，Ⅱ时限 s；

负序过流Ⅱ段定值 A，时限 s；

（4）参考表B6.3整定负序过流I段第一时限跳闸控制字、第二时限跳闸控制字；

整定负序过流Ⅱ段跳闸控制字。

B7.5.2 负序过流保护试验内容

保护取主变高压侧后备（套管TA）电流。

负序过流I段试验值 A，延时1 s，延时2 s；负序过流Ⅱ段试验值 A，延时 s。

B7.6 主变相间后备保护试验

B7.6.1 复合电压过流保护定值整定

（1）保护总控制字“主变复压过流保护投入”置1；（2）投入主变相间后备保护投入压板；（3）负序电压定值 V，相间低电压定值 V，过流I段定值 A，

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过流Ⅱ段定值 A，过流Ⅲ段定值 A；

（4）参考表B6.3整定过流I段各时限跳闸控制字，过流Ⅱ段各时限跳闸控制字，过流Ⅲ段各时限跳闸控制字；

（5）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”、“过流Ⅲ段经复合电压闭锁”、“经低压侧复合电压闭锁”、“过流I段经方向闭锁”、“过流II段经方向闭锁”控制字，注：“经低压侧复合电压闭锁”不能单独投入；过流I段、Ⅱ段经方向闭锁投入，方向固定指向主变；否则，过流I段、Ⅱ段经方向闭锁投入控制字置0。

（6）“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，不闭锁过流方向。置1时，TV断线时闭锁复合电压过流保护，闭锁过流方向。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。

（7）整定控制字“过负荷投入”、“起动风冷投入”，相应的过负荷和起动风冷判据投入。

B7.6.2 复合电压过流保护试验内容

电流取主变高压侧后备电流。

过流I段定值： A；试验值：；过流II段定值： A；试验值：；过流III段定值： A；试验值：；过流I段第一时限： s；试验值：；过流I段第二时限： s；试验值：；过流II段延时： s；试验值：；过流III段延时： s；试验值：；负序相电压定值： V；试验值：；相间低电压定值： V；试验值：；方向灵敏角：45度；试验值：； “TV断线保护投退原则”逻辑功能：； “复压闭锁逻辑功能”：； “方向闭锁逻辑功能”：；

B7.6.3 阻抗保护定值整定

（1）保护总控制字“主变阻抗保护投入”置1 （2）投入主变相间后备保护投入压板

阻抗反向定值 Ω，阻抗I时限 s，（3）阻抗正向定值 Ω，

阻抗Ⅱ时限 s。

（4）参考表B6.3整定阻抗I时限跳闸控制字，阻抗Ⅱ时限跳闸控制字。

B7.6.4 阻抗保护试验内容

阻抗Ⅰ时限试验值： Ω 阻抗Ⅱ时限试验值： Ω

主变高压侧TV断线时闭锁阻抗保护。

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B7.6.5 过负荷、起动风冷试验

过负荷定值： A，延时 s 起动风冷定值： A，延时 s

B7.7 主变接地后备保护试验 B7.7.1 零序过流保护定值整定

（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 V；

零序过流Ⅰ段定值 A，Ⅰ时限 s，Ⅱ时限 s；零序过流Ⅱ段定值 A，Ⅰ时限 s，Ⅱ时限 s。

（4）参考表B6.3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；

整定零序过流Ⅱ段第一时限跳闸控制字、第二时限跳闸控制字；（5）根据需要整定“零序过流I段经零序电压闭锁”、“零序过流Ⅱ段经零序电压闭锁”、“零序过流I段电流自产”、“零序过流II段电流自产”、“零序过流I段经方向闭锁”控制字。

（6）“TV断线保护投退原则”控制字置0时，TV断线时零序方向元件和零序电压闭锁元件都满足条件，保护变成纯零序过流保护。置1时，TV断线时零序方向元件和零序电压闭锁元件都不满足条件，闭锁零序过流保护。

B7.7.2 零序过流保护试验内容

保护取主变中性点零序TA电流，也可选择主变高压侧后备TA自产零序电流、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 A，延时1 s，延时2 s；零序过流Ⅱ段试验值 A，延时1 s，延时2 s。方向灵敏角：75 度；试验值：； “TV断线保护投退原则”逻辑功能：； “零序电压闭锁”逻辑功能：； “方向闭锁”逻辑功能：；

B7.8 主变不接地后备保护试验 B7.8.1 零序过流保护定值整定

（1）保护总控制字“主变不接地后备保护投入”置1；（2）投入主变不接地后备保护投入压板；

（3）零序过电压定值 V，零序过电压延时 s；

不接地零序过流定值 A，不接地零序过流延时 s。

（4）主变低压侧零序电压报警定值 V，零序电压报警延时 s。（5）参考表B6.3整定零序过电压跳闸矩阵、不接地零序过流跳闸矩阵。并根据需要整定“零序电压经无流闭锁”、“不接地零序经外部投入”、“低压侧零序电压报警投入”控制字。

B7.8.2 不接地后备保护试验内容

保护取主变零序电压、间隙零序TA电流。“零序电压经无流闭锁”投入时，零序电压保护需经零序无流闭锁【零序无流闭锁的电流定值取不接地零序电流定值，电流量取

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主变中性点外接零序电流】。“不接地零序经外部投入”投入时，只有外部零序保护投入接点开入，不接地零序保护才开放。

零序过电压试验值 A，延时 s；零序过流试验值 A，延时 s；

低压侧零序电压报警试验值 A，延时 s。

B7.9 主变过励磁保护试验 B7.9.1 定时限过励磁定值

（1）保护总控制字“主变过励磁保护投入”置1；（2）投入过励磁保护压板；

（3）过励磁定时限定值，过励磁定时限延时 s，过励磁定时限跳闸控制字；

（4）过励磁信号段定值，过励磁信号段延时 s；

B7.9.2 定时限过励磁试验内容

主变过励磁保护取主变高压侧电压及其频率计算。高压侧TV断线自动闭锁过励磁保护。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无流闭锁。(U/f采用标么值计算)

过励磁定时限试验值，过励磁定时限延时值 s；过励磁信号段试验值，过励磁信号延时值 s。

A7.9.3 反时限过励磁定值

（1）保护总控制字“主变过励磁保护投入”置1；（2）投入过励磁保护压板；

（3）按以下表格整定反时限过励磁保护定值；

序号 1 2 3 4 5 6

名称反时限上限反时限定值1 反时限定值2 反时限定值3 反时限定值4 反时限下限

U/F定值

延时（s）

（4）整定反时限过励磁跳闸控制字。

A7.9.4 反时限过励磁试验内容

（1）精度试验

序号 1 2 3 4 5

输入电压

频率

U/F显示

误差

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（2）延时试验

序号 1 2 3 4 5

输入电压

频率

U/F显示

动作时间

动作时间计算值

B7.10 主变非全相保护试验 B7.10.1 非全相保护定值整定

（1）保护总控制字“主变非全相保护投入”置1；（2）投入非全相保护压板；

（3）非全相负序电流定值 A，非全相零序电流定值 A，非全相电流定值 A；

（4）非全相一时限 s，非全相一时限跳闸控制字；（5）非全相二时限 s，非全相二时限跳闸控制字；（6）主变过流输出定值 A，延时 s。

B7.10.2 非全相保护保护试验内容

保护取主变高压侧电流，不一致接点从4B21开入，保护动作接点从4B22开入。根据需要整定“非全相经负序电流闭锁”、“非全相经零序电流闭锁”、“非全相二时限经保护接点闭锁”、“非全相二时限经相电流闭锁”控制字。

非全相负序电流试验值 A，非全相零序电流试验值 A，非全相相电流试验值 A。

非全相一时限延时 s，非全相二时限延时 s。

B7.10.3 主变过流输出保护试验内容

投入“过流输出投入”控制字；

主变过流输出试验值 A，延时 s。

B7.11 断路器闪络保护试验 B7.11.1 断路器闪络保护定值

（1）保护总控制字“断路器闪络保护投入”置1；（2）投入断路器闪络保护压板；

闪络保护延时定值1 s，（3）整定闪络保护主变高压侧开关电流定值 A，

闪络保护延时定值2 s，整定各时限跳闸控制字。 B7.11.2 断路器闪络保护试验

（1）主变低压侧加入大于0.03倍额定的电流；

（2）对于主变高压侧只有一侧的主接线方式，模拟断路器A断开位置，从变压器高压一侧电流回路加入单相电流，测得保护负序电流动作值。

（3）对于主变高压侧为两侧（3/2接线），分别模拟A、B断路器跳闸位置，分别从变压器高压一侧、二侧加入单相电流，测得断路器A闪络保护负序电流动作值____________，断路器B闪络保护负序电流动作值____________。

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B7.12 厂变差动保护试验 B7.12.1 定值整定

（1）保护总控制字“厂变差动保护投入”置1；（2）投入厂变差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，

速断定值：；

（4）参考表B6.3整定厂变差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（5）按照试验要求整定“厂变差动速断投入”、“厂变比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”、“涌流闭锁原理”控制字；

B7.12.2 比率差动试验

对于Yd－11的接线方式，RCS－985装置采用将星形侧电流按A-B、B-C、C-A的方法进行相位校正至角形接线侧，并进行系数补偿。

差动保护试验时分别从两侧加入电流。两侧电流加入方法按照厂用变压器接线方式对应加入。

如果试验时Y侧加入单相电流，则Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

对于能输出六相电流的测试仪，只需从高压侧、低压侧分别加入三相对称的额定电流，改变电流相位使差流为零。

“厂变比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

表B7.8 厂变比率差动试验

（高压侧Ie = A，低压侧Ie = A）

序号 1 2 3 4 5

一侧电流 A

二侧电流 A

制动电流 Ie

差电流 Ie

计算值 Ie

B7.12.3 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：。

B7.12.4 厂变差动速断试验

厂变差动速断定值一般不小于6Ie。

定值： Ie；试验值： Ie。

B7.12.5 TA断线闭锁试验

“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“厂变差动TA断线”信号

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并闭锁厂变比率差动，但不闭锁差动速断。

“厂变比率差动投入” 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，厂变比率差动动作并发“厂变差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“厂变差动TA断线”信号。

B7.13 厂变后备保护试验

B7.13.1厂变后备保护定值整定

（1）保护总控制字“厂变后备保护投入”置1；（2）投入厂变后备保护投入压板；

（3）电流速断定值 A，电流速断延时 s；

（4）过流I段定值 A，I段1时限延时定值 s，I段1时限跳闸控制字，I段2时限延时定值 s，I段2时限跳闸控制字；

（5）过流Ⅱ段定值 A，过流Ⅱ段延时定值 s，过流Ⅱ段跳闸控制字；

（6）零序过流I段定值 A，零序过流I段延时定值 s，零序过流I段跳闸控制字；

（7）零序过流Ⅱ段定值 A，零序过流Ⅱ段延时定值 s，零序过流Ⅱ段跳闸控制字；

（8）过负荷定值 A，过负荷延时 s，过流输出定值 A，过流输出延时 s；

（9）根据需要整定“过负荷投入”、“厂变过流输出投入”、“低压侧零序电压报警投入”控制字。

B7.13.2 厂变后备保护试验内容

过流保护、过负荷保护保护取厂变TA1最大相电流，电流速断和过流输出取厂变TA2最大相电流，零序过流保护取厂变零序电流，零序电压保护取厂变低压侧零序电压。

电流速断试验值 A，电流速断延时 s。过流I段试验值 A，I段1时限延时 s，I段2时限延时 s。过流Ⅱ段试验值 A，过流Ⅱ段延时 s。

低压侧零序电压报警试验值 A，低压侧零序电压报警延时 s。

B7.14 TA断线报警试验 B7.14.1 差动保护差流报警

投入相应差动保护控制字，差流报警功能自动投入，满足判据延时10s报相应差动保护差流报警(不闭锁差动保护)，差流消失，延时10s返回：

动作判据：dI > izd_bj 及 dI > kbj×Ires

式中 dI为差电流，izd_bj为差流报警门槛，kbj为差流报警系数，Ires为制动电流。

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相关值列表如下：

名称

主变（发变组）差动主变零序差动主变分侧差动厂变差动

差流报警门槛可设定可设定可设定可设定

差流报警系数

0.20 0.20 0.20 0.20

B7.14.2 差动保护TA断线报警或闭锁

在发出差动保护TA断线信号后，消除TA断线情况，复归装置才能消除信号。在发电机变压器系统未并网前，TA断线报警或闭锁功能自动退出。

B7.15 TV断线报警试验

B7.15.1 各侧电压回路TV断线报警

主变高压侧TV 主变低压侧TV

判据1 负序电压3U2(8V)

判据2

正序电压(18V)

电流(0.04In)

满足以上任一条件延时10s 发相应TV断线报警信号，异常消失。延时10s后信号自动返回。

注：只有在主变复压过流“经低压侧复压闭锁”控制字投入，才开放主变低压侧TV断线报警功能。

B7.16 其他功能试验

B8. RCS-985TW投运注意事项

B8.1 开关传动试验

启动DBG2000传动试验状态，按照显示的保护功能，顺序进行传动试验。同时在DBG2000系统上观测返回的报文与整定是否一致。

注：如某保护功能没有投入，此保护信号出口或跳闸出口不会开放。传动试验结束后，定值“传动试验状态”改为退出。 B8.2 投运前检查

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B8.3 短路试验

B8.3.1 电流回路检查，电流显示与机组试验电流是否一致。

B8.3.2 确定主变（发变组）差动、主变零序差动、主变分侧差动、厂变差动电流极性是否正确；

正确的相角显示：

每个电流输入回路主变差动

AB、BC、CA均为120°

高压一侧、低压侧电流间相角显示：180° 高压二侧、低压侧电流间相角显示：180° 备用侧、低压侧相角显示：0～90° 高压一侧、低压侧电流间相角显示：180°

发变组差动，主变分侧差动厂变差动，

高压二侧、低压侧电流间相角显示：180° 备用侧、低压侧相角显示：0～90° 高压侧、绕组侧电流间相角显示：180° 高压侧、低压侧电流间相角显示：180°

B8.3.3 差流检查

试验电流在50％额定时，主变、厂变差动保护差流小于0.05Ie，主变零序差动、分侧差动保护差流小于0.05In。

B8.4 启动过程电压量检查

B8.4.1 发电机启动过程中加上励磁后，检查电压回路是否正常。

B8.4.2 检查主变高压侧、主变低压侧电压回路相角，正确的相角显示：

每个电压回路：AB、BC、CA均为120°

B8.4.3 检查主变高压侧、低压侧三相电压及开口三角电压是否正常。

B8.5 机组并网运行

B8.5.1 机组并网后、检查并网时装置有无异常；

B8.5.2 机组带上负荷时，检查以下显示值：

a. 主变（发变组）差流、主变零序差流、主变分侧差流、厂变差流； b. 各侧电流、电压、零序电流、零序电压； c. 频率、U/F值；

B8.5.3 检查各侧电流、电压相角显示； B8.5.4 打印正常运行波形。

B8.6 运行记录

B8.6.1 正常运行时，可以从主菜单监视差流、电流、电压；如需详细的采样数据，进入保护状态检查各采样值，也可打印正常波形。

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B8.6.2 当保护装置动作跳闸后,“跳闸”灯亮并磁保持此时应及时按屏上“打印”按钮打印报告, 进入装置菜单打印相关波形报告，并准确记录装置动作信号灯后方可按屏上“复归”按钮进行信号复归。

B8.6.3 当保护装置“报警”灯亮或“TV断线”灯亮或“TA断线”灯亮，“运行”灯亮，保护装置液晶屏上有异常报文，发出报警信号，根据信号类型，检查电流电压量，并打印事件报文；若是保护发出的信号，检查装置的交流输入量及开入量，分析原因，解决问题。

B8.6.4 当保护装置“报警”灯亮, “运行”灯灭时, 表示装置自检出现问题(EPROM、RAM、EEPROM等), 此时解开保护屏上出口跳闸压板, 更换相应器件(插件), 在排除故障后, 重新启动保护装置，待确信装置恢复正常后，再投上保护屏上出口跳闸压板。

B8.7 动作分析

正常运行时，当机组有异常，相应保护发出报警信号，可以打印当前波形，如异常消失，保护延时返回，保护装置记录保护报警时间、返回时间。

重要事项：对于双主双后配置的机组保护，由于TA,TV特性的差异（或者动作于临界情况），对于相同故障，两套装置可能会出现动作情况不一致。

若两套保护装置为不同厂家产品，更易出现动作不一致情况。

B9. RCS-985TW保护装置正常年检时的试验内容(建议)

B9.1 保护装置各种开关量输入传动试验。

B9.2 保护装置各种出口跳闸接点、信号接点和其他异常输出接点传动试验。 B9.3 保护装置各种模拟量的采样值校验。 B9.4 根据需要，校核定值是否正确。

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C. RCS-985GW水轮机组发电机保护装置调试大纲

C1. 试验仪器

C1.1 南瑞继保电气有限公司专用微机保护试验仪HELP-90A，HELP-2000； C1.2 其他微机继电保护试验仪。

C2. 试验注意事项

C2.1 试验前应检查屏柜及装置在运输过程中是否有明显的损伤或螺丝松动；

C2.2 试验中，一般不要插拨装置插件, 不触摸插件电路, 需插拨时, 必须关闭电源； C2.3 使用的试验仪器必须与屏柜可靠接地；

C2.4 本调试大纲试验内容如与说明书内容不符，则以技术说明书为准。

C3. 保护装置的准备

C3.1 试验前详细阅读《RCS-985大型水轮发电机变压器成套保护装置技术使用说明书》及本调试大纲。

C3.2 直流电源上电试验

C3.3 按使用说明书所述方法进入保护菜单，熟悉装置的采样值显示、报告显示、报告打印、定值整定、时钟整定等方法。

C4. RCS-985GW开入接点检查

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。对于单装置调试，连接光耦电源线：4B29-5B17，4B30-5B16

表C4.1发电机、励磁变保护压板

序号 1

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

开入量名称

发电机差动保护投入发电机匝间保护投入 95%定子接地保护投入 100%定子接地保护投入转子一点接地保护投入转子两点接地保护投入定子过负荷保护投入负序过负荷保护投入失磁保护投入失步保护投入过电压保护投入过励磁保护投入

装置端子号 4B29-4B3 4B29-4B4 4B29-4B5 4B29-4B6 4B29-4B7 4B29-4B8 4B29-4B9 4B29-4B10 4B29-4B11 4B29-4B12 4B29-4B13 4B29-4B14

屏柜压板

保护板状态管理板状态端子号

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13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

逆功率保护投入 4B29-4B15 频率保护投入 4B29-4B16 误上电保护投入 4B29-4B17 启停机保护投入 4B29-4B18 励磁差动保护投入 4B29-4B19 励磁后备保护投入 4B29-4B20 外部重动3投跳 4B29-4B21 外部重动4投跳 4B29-4B22 外部重动2投跳 4B29-4B23 外部重动1投跳 4B29-4B24 发电机相间后备投入 4B29-4B25 裂相横差保护投入 4B29-4B26 励磁过负荷保护投入 5B17-5B1 轴电流保护投入 5B17-5B2 不完全差动1保护投入 5B17-5B3 不完全差动2保护投入 5B17-5B4 发电机开关失灵保护投入 5B17-5B5

表C4.2 外部强电开入量

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

开入量名称发电机开关位置接点导水叶位置接点外部重动1 外部重动2 外部重动4 外部重动3 非电量电源监视光耦电源监视转子一点接地开入调相运行开入电制动开入保护动作开入开入监视

装置端子号 4A27-4A22 4A27-4A26 4A27-4A20 4A27-4A19 4A27-4A18 4A27-4A17 4A27直流电源正 4A29直流电源负 4B29-5B17 4B30-5B16 5B25-5B19 5B25-5B20 5B25-5B21 5B25-5B22 5B25-5B23

屏柜压板

保护板状态管理板状态端子号

C5. RCS-985GW交流回路检查

退掉屏上的所有出口压板, 对照屏柜交流电压电流接线图，从屏端子上每个电压电流回路依次加入电压电流。按使用说明书方法进入装置菜单中的“保护状态”, 对照液晶显示值与加入值, 其值应该相等, 误差符合技术参数要求。

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表C5.1 电压回路采样试验

名称

1．发电机机端电压 2．主变高压侧电压 3．主变高压侧零序电压 4．机端零序电压 5．中性点零序电压 6．转子电压 7．转子电流 8．低频零序电压

装置显示值

A相 B相 C相

57.7V AC

AB BC CA

57.7V AC

100V AC 100V AC 50V AC 220V DC 0.075V DC 1V AC 输入值

相位

- - - - - -

注：

（1）转子电流为直流电压输入，根据发电机系统定值，75mV对应1000A转子电流。（2）低频零序电压频率为20Hz，和中性点零序电压共一个输入通道。

表C5.2 电流回路采样试验

名称

1．发电机机端TA电流 2．发电机中性点一电流 3．发电机中性点二电流 4．励磁交流一侧电流 5．励磁交流二侧电流 6．发电机横差电流 7．发电机横差2电流 8．轴电流

9．低频零序电流

输入值 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5A/1A 5mA 10mA

A相

装置显示值 B相 C相

相位

C6. RCS-985GW开出接点检查

C6.1 报警信号接点检查

当装置自检发现硬件错误时，闭锁装置出口，并灭掉“运行”灯；

所有动作于信号的保护动作后，点亮“报警”灯, 并启动信号继电器BJJ及相应的报警继电器，报警信号接点均为瞬动接点。

表C6.1 报警信号接点

序号 1 2 3 4 5 6 7 8

信号名称

装置闭锁装置报警信号 TA断线信号 TV断线信号过负荷保护信号

负序过负荷保护信号励磁过负荷保护信号定子接地保护信号中央信号接点 3A1-3A3 3A1-3A5 3A1-3A7 3A1-3A9 3A1-3A11 3A1-3A13 3A1-3A15 3A1-3A17 远方信号接点事件记录接点 3A2-3A4 3B4-3B26 3A2-3A6 3B4-3B28 3A2-3A8 3B4-3B6 3A2-3A10 3B4-3B8 3A2-3A12 3B4-3B10 3A2-3A14 3B4-3B12 3A2-3A16 3B4-3B14 3A2-3A18 3B4-3B16

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9 10 11 12 13 14

转子接地保护信号失磁保护信号失步保护信号频率保护信号逆功率保护信号过励磁保护信号

3A1-3A19 3A1-3A21 3A1-3A23 3A1-3A25 3A1-3A27 3A1-3A29

3A2-3A20 3A2-3A22 3A2-3A24 3A2-3A26 3A2-3A28 3A2-3A30

3B4-3B18 3B4-3B20 3B4-3B22 3B4-3B24 3B4-3B29 3B4-3B30

C6.2 跳闸信号接点检查

所有动作于跳闸的保护动作后，点亮面板上“跳闸”灯，并启动相应的跳闸信号继电器。“跳闸”灯、中央信号接点为磁保持。

表C6.2 跳闸信号接点

序号信号名称中央信号接点

远方信号接点事件记录接点第一组 1 TRIP_SIG1

发电机差动保护跳闸 2A1-2A7 2A3-2A9 2A5-2A11 2 TRIP_SIG3

定子接地保护跳闸 2A1-2A13 2A3-2A15 2A5-2A17 3 TRIP_SIG5 过负荷保护跳闸 2A1-2A19 2A3-2A21 2A5-2A23 4 TRIP_SIG7 失磁保护跳闸 2A1-2A25 2A3-2A27 2A5-2A29 5 TRIP_SIG9

过电压保护跳闸 2A1-2B1 2A3-2B3 2A5-2B5 6 TRIP_SIG11 启停机保护跳闸 2A1-2B7 2A3-2B9 2A5-2B11 7 TRIP_SIG13

不完全差动保护跳闸 2A1-2B13 2A3-2B15 2A5-2B17 8 TRIP_SIG15 误上电保护跳闸 2A1-2B19 2A3-2B21 2A5-2B23 9

TRIP_SIG17 励磁差动跳闸 2A1-2B25 2A3-2B27

2A5-2B29

第二组

1 TRIP_SIG2

发电机匝间保护跳闸 2A2-2A8 2A4-2A10 2A6-2A12 2 TRIP_SIG4

转子接地保护跳闸 2A2-2A14 2A4-2A16 2A6-2A18 3 TRIP_SIG6

负序过负荷保护跳闸 2A2-2A20 2A4-2A22 2A6-2A24 4 TRIP_SIG8 失步保护跳闸 2A2-2A26 2A4-2A28 2A6-2A30 5 TRIP_SIG10 过励磁保护跳闸 2A2-2B2 2A4-2B4 2A6-2B6 6 TRIP_SIG12

发电机开关失灵跳闸 2A2-2B8 2A4-2B10 2A6-2B12 7 TRIP_SIG14

发电机相间后备跳闸 2A2-2B14 2A4-2B16 2A6-2B18 8 TRIP_SIG16 外部重动跳闸 2A2-2B20 2A4-2B22 2A6-2B24 9

TRIP_SIG18 励磁后备跳闸

2A2-2B26

2A4-2B28

2A6-2B30

注：表中为TRIP_SIG1到TRIP_SIG18信号输出所对应的端子定义。

同时列出了跳闸信号的典型定义，根据具体工程，跳闸信号定义可能不同。

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C6.3 跳闸输出接点检查

（1）跳闸矩阵整定

保护装置给出12组跳闸出口继电器,共29付出口接点，跳闸继电器均由跳闸控制字整定。通过保护各元件跳闸控制字的整定，每种保护可实现灵活的、用户所需要的跳闸方式。每付跳闸接点允许通入最大电流为5A。跳闸出口继电器提供跳闸接点如表C6.3。

表C6.3 RCS-985GW跳闸出口继电器接点数目表

序号 1

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

跳闸控制字对应位 Bit.0 Bit.1 Bit.2 Bit.3 Bit.4 Bit.5 Bit.6 Bit.7 Bit.8 Bit.9 Bit.10 Bit.11 Bit.12

出口继电器名称本功能投入 TJ1:跳闸出口1通道 TJ2:跳闸出口2通道 TJ3:跳闸出口3通道 TJ4:跳闸出口4通道 TJ5:跳闸出口5通道 TJ6:跳闸出口6通道 TJ7:跳闸出口7通道 TJ8:跳闸出口8通道 TJ9:跳闸出口9通道 TJ10:跳闸出口10通道 TJ11:跳闸出口11通道 TJ12:跳闸出口12通道

输出接点数

4付 4付 4付 2付 4付 3付 1付 1付 1付 1付 2付 2付

注：出口通道1、2、5、6为瞬时返回出口接点，可以用作跳断路器和启动失灵，

其他出口动作后展宽140ms，可以用作跳断路器、跳灭磁开关、关导水叶等。

整定方法：在保护元件投入位和其所跳开关位填‘1’，其它位填‘0’，则可得到该元件的跳闸方式。表C6.4为保护跳闸控制字的整定示例，实际工程每组继电器定义可能不同，因此跳闸控制字也有所不同，示例方法谨供参考，实际整定时可以通过专用软件设定，无需计算十六进制数。

表C6.4 整定示例

序号 1

保护功能发电机差动

跳闸方式全停

相应位整定

15-12 0111

11-8 1000

7-4 0011

3-0 1111

结果 783F

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（2）跳闸接点输出

表C6.5 RCS-985GW 跳闸输出接点

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

跳闸输出量名称跳闸出口1通道跳闸出口2通道跳闸出口3通道跳闸出口4通道跳闸出口5通道跳闸出口6通道跳闸出口7通道跳闸出口8通道跳闸出口9通道跳闸出口10通道跳闸出口11通道跳闸出口12通道

1B13-1B15 1B17-1B19 1B21-1B23 1B25-1B27 1B29-1B30 1B14-1B16、1B18-1B20 1B22-1B24、1B26-1B28

屏柜端子号

备注

C6.4 其他输出接点检查

表C6.6 其他输出接点

序号 1 2 3

跳闸输出量名称机端过流输出备用输出接点1 备用输出接点2

装置端子号 3B1-3B3、3B5-3B7 3B9-3B11、3B13-3B15 3B17-3B19、3B21-3B23

屏柜端子号

备注

C7. RCS-985GW水轮机组发电机保护功能试验

C7.1 试验准备

（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。

装置编号可以按发电机编号整定。

对于通讯规约整定，通讯规约定值RS485 A口有三种规约可选：103，LFP，MODBUS；RS485 B口也有三种规约可选：103，LFP，MODBUS。

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自动打印、网络打印一般整定为0。定值修改一般整定为“本地修改”。

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）。

（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。

20kV100V100V

，可以整定：机端TV原边为① 对于发电机机端TV变比如：

33311.55kV，机端TV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。

② 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。如对于发电机机端TA变比为12000/1，则系统定值TA原边整定12000A，副边整定1A。

③ 针对部分工程，发电机为多分支绕组，引入装置的为中性点1分支组和2分支组电流，需按实际情况对其分支系数进行整定。如一台5分支的发电机，1、3分支并联接入1分支组，2、4分支并联接入2分支组，则1分支组和2分支组的分支系数分别为40％，40％。

④ 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。

⑥ 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，也可由现场服务人员调试时根据工程需要设置。如下所示：

a. TA极性选择

表C7.1 TA极性选择

三相电流 6 通道

三相电流 5 通道

三相电流 4 通道

三相电流 3 通道

三相电流 2 通道

三相电流 1 通道

根据需要配置相应的TA极性。选择“1”，表示按说明书所示定义极性输入，选择“0”表示与说明书定义极性相反输入。

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b. 电制动闭锁功能选择

表C7.2 电制动闭锁选择

其他

起停机保护

误上电保护

失步保护

频率保护

过励磁保护

逆功率保护

失磁保护

定子接地

负序过负荷

反时限过负荷

发电机后备保护

匝间保护

发电机差动

未定义

当水轮机组采用电制动方式时，需要闭锁的保护置“1”，否则，置“0”。

c. 跳闸信号定义

表C7.3 RCS-985GW 跳闸信号定义选择

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

跳闸信号名称发电机差动跳闸信号不完全差动1跳闸信号不完全差动2跳闸信号裂相横差跳闸信号匝间保护跳闸信号复压过流跳闸信号发电机阻抗跳闸信号定子接地跳闸信号转子接地跳闸信号定子过负荷跳闸信号负序过负荷跳闸信号失磁保护跳闸信号失步保护跳闸信号发电机电压跳闸信号过励磁保护跳闸信号功率保护跳闸信号频率保护跳闸信号启停机保护跳闸信号误上电保护跳闸信号发电机开关失灵跳闸信号轴电流保护跳闸信号励磁差动跳闸信号励磁后备跳闸信号励磁过负荷跳闸信号非电量保护跳闸信号

定值范围 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18 0-18

备注

0：未定义 1：SIG1 2：SIG2 3：SIG3 4：SIG4 5：SIG5 6：SIG6 7：SIG7 8：SIG8 9：SIG9 10：SIG10 11：SIG11 12：SIG12 13：SIG13 14：SIG14 15：SIG15 16：SIG16 17：SIG17 18：SIG18

注：典型定值默认的跳闸信号定义即为技术说明书端子图上所示的跳闸信号定义，若与具体工程不符，可通过跳闸信号定义进行调整。

d．主接线整定

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主接线方式1：发电机。

主接线方式2：发电机、励磁变。主接线方式3：发电机、励磁机。

（3）保护定值整定

按要求整定相应保护的定值单。（4）跳闸矩阵整定

（5）试验时压板投入参见表C4.1，C4.2开入压板

（6）试验中报警信号接点检查参见表C6.1，跳闸信号接点检查参见表C6.2，跳闸出口接点参见表C6.5，其他输出接点参见表C6.6。

C7.2 发电机纵差保护试验 C7.2.1 定值整定

（1）保护总控制字“发电机差动保护投入”置1；（2）投入发电机差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，

速断定值：。

（4）参考表C6.3整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定“差动速断投入”、“比率差动投入”、“工频变化量差动”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

C7.2.2 比率差动试验

“比率差动投入”置1，从机端和中性点侧分别加入电流进行试验。

表C7.4 发电机比率差动试验（额定电流Ie = A）

序号 1 2 3 4 5

机端电流 A

中性点电流 A

制动电流 Ie

差电流 Ie

计算值 Ie

C7.2.3 发电机工频变化量比率差动试验：

比率差动启动电流定值：Icdqd；试验值： Ie。

C7.2.4 发电机速断试验

发电机差动速断定值一般不小于4Ie。

定值： Ie；试验值： Ie。

C7.2.5 TA断线闭锁试验

“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

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号并闭锁发电机比率差动，但不闭锁差动速断。

“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“发电机差动TA断线”信号。

C7.3 发电机不完全差动1保护试验 C7.3.1 定值整定

（1）保护总控制字“不完全差动1保护投入”置1；（2）投入不完全差动1保护压板；

（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，

速断定值：。

（4）参考表C6.3整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定“差动速断投入”、“比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

C7.3.2 比率差动试验

“不完全差动1投入”置1，从机端和中性点一分支组侧分别加入电流进行试验。

表C7.5 发电机不完全差动1试验

（额定电流Ie = A）

序号 1 2 3 4 5

机端电流 A Ie

中性点1电流

A Ie

制动电流

差电流 Ie

计算值 Ie

C7.3.3发电机不完全差动1速断试验

不完全差动速断1定值一般不小于4Ie。

定值： Ie；试验值： Ie。

C7.3.4 TA断线闭锁试验

“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“不完全差动1TA断线”信号并闭锁发电机不完全差动1，但不闭锁不完全差动1速断。

“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，发电机不完全差动1动作并发“不完全差动1 TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“不完全差动1 TA断线”信号。

C7.4 发电机不完全差动2保护试验 C7.4.1 定值整定

（1）保护总控制字“不完全差动2保护投入”置1；（2）投入不完全差动2保护压板；

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（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，

速断定值：。

（4）参考表C6.3整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定“差动速断投入”、“比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

C7.4.2 比率差动试验

“不完全差动2投入”置1，从机端和中性点二分支组侧分别加入电流进行试验。

表C7.6 发电机不完全差动2试验（额定电流Ie = A）

序号 1 2 3 4 5

机端电流 A Ie

中性点2电流

A Ie

制动电流

差电流 Ie

计算值 Ie

C7.4.3发电机不完全差动2速断试验

不完全差动速断2定值一般不小于4Ie。

定值： Ie；试验值：。

C7.4.4 TA断线闭锁试验

“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“不完全差动2 TA断线”信号并闭锁发电机不完全差动2，但不闭锁不完全差动2速断。

“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，发电机不完全差动2动作并发“不完全差动2 TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“不完全差动2 TA断线”信号。

C7.5 发电机裂相差动保护试验 C7.5.1 定值整定

（1）保护总控制字“发电机裂相差动保护投入”置1，设定发电机系统参数中发电机一分支组，二分支组分支系数和相应的TA变比；

（2）投入发电机裂相差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：，

速断定值：。

（4）参考表C6.3整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定“差动速断投入”、“比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”控制字；

C7.5.2 裂相横差比率差动试验

“裂相横差比率差动投入”置1，从中性点一分支组、二分支组分别加入电流试验。

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表C7.7 裂相横差比率差动试验

(一分支组额定电流Ie A，二分支组额定电流Ie A) 序号 1 2 3 4 5

一分支组电流 A

二分支组电流 A

制动电流 Ie

差电流 Ie

计算值 Ie

C7.5.3 裂相横差速断试验

定值： Ie；试验值： Ie。

C7.5.4 TA断线闭锁试验

“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“裂相横差差动TA断线”信号并闭锁发电机裂相横差比率差动，但不闭锁差动速断。

“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，裂相横差比率差动动作并发“裂相横差差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“裂相横差差动TA断线”信号。

C7.6 发电机匝间保护试验 C7.6.1 横差定值整定

（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）横差电流定值 A，横差电流高定值 A；

横差电流2定值 A，横差电流2高定值 A；

匝间保护方程：Id > Ihczd×[1+K×(Imax–Ie)/Ie]；K固定为1.0。（4）参考表C6.3整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定“横差保护投入”、“横差保护高定值投入”、“横差保护2投入”、“横差保护2高定值投入”。

C7.6.2 横差试验内容

电流制动取发电机机端最大相电流。从横差电流、横差电流2回路加入动作电流试验。

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表C7.8 横差保护试验值

序号 1 2 3 4 5

发电机电流 A

最大相电流 A

动作电流计算值动作横差电流 A

表C7.9 横差保护2试验值

序号 1 2 3 4 5

发电机电流 A

最大相电流 A

动作横差电流2 动作电流计算值

横差保护高定值段 A，横差保护2高定值段 A。延时定值试验，转子一点接地发报警信号后，加入1.2倍的动作量，保护经固定0.5s延时出口，测得延时 s。

转子一点接地不发信，加入1.2倍的动作量，保护不经延时出口，测得延时 s。

C7.7 发电机后备保护试验

C7.7.1 复合电压过流保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机复压过流保护投入”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 V，相间低电压定值 V，过流I段定值 A，过流Ⅱ段定值 A，过流I段延时 s，过流Ⅱ段1时限 s，过流Ⅱ段2时限 s；

（4）参考表C6.3整定过流I段跳闸控制字，过流Ⅱ段跳闸控制字；（5）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”控制字；

（7）“自并励发电机”控制字置1时，复合电压过流保护启动后，电流带记忆功能，对于自并励发电机，过流保护必须经复合电压闭锁；

C7.7.2 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Ⅱ段试验值 A，过流Ⅱ段1时限 s，过流Ⅱ段2时限 s 负序电压定值 V，低电压定值 V。

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C7.7.3 阻抗保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机阻抗保护投入”置1；（2）投入发电机相间后备保护投入压板；

阻抗反向定值 Ω，阻抗1时限 s，（3）阻抗正向定值 Ω，

阻抗2时限 s；

（4）参考表C6.3整定阻抗1时限跳闸控制字，阻抗2时限跳闸控制字；

C7.7.4 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、机端电流，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。

阻抗正向试验值： Ω；阻抗反向试验值： Ω；阻抗1时限： s；阻抗2时限： s； TV断线闭锁阻抗保护。

C7.8 发电机定子接地保护试验 C7.8.1 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 V，零序电压高定值 V，

零序电压保护延时 s；（4）参考表C6.3整定跳闸矩阵定值；（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）“零序电压高定值跳闸投入”置1，高定值段动作判据：Un0 > U0zd_h。

C7.8.2 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，也不需经主变高压侧零序电压闭锁。

基波零序电压定子接地保护，动作于跳闸时，需经压板控制。基波零序电压灵敏段出口还需经主变高压侧、机端零序电压闭锁；

基波零序电压高定值段不需经主变高压侧零序电压和机端零序电压闭锁。

C7.8.3 100%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，发电机并网后三次谐波电压比率定值，三次谐波电压差动定值，三次谐波电压保护延时；

（4）参考表C6.3整定跳闸矩阵定值；（5）“三次谐波比率跳闸投入”置1，动作判据：

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并网前：K3w > K3W pzd 并网后：K3w > K3W 1zd；（6）“三次谐波电压差动报警投入”置1，动作判据：

&⋅U&−k&>KU⋅U

3wt

3w2zd

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；三次谐波电压差动固

定动作于报警

（7）“三次谐波比率报警投入”置1，100%定子接地保护动作于报警；（8）“三次谐波比率跳闸投入”置1，三次谐波电压比率保护动作于跳闸。

C7.8.4 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。

（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。

C7.9 外加电源定子接地保护试验

C7.9.1 外加电源定子接地保护定值整定

（1）保护总控制字“外加电源定子接地保护投入”置1 （2）投入外加电源定子接地保护投跳压板。

（3）测量电阻报警定值 kΩ，测量电阻跳闸定值 kΩ；

报警延时 s，跳闸延时 s；零序电流跳闸定值： A

电压回路监视定值 V；电流回路监视定值： mA

相角补偿值固定为0度。电阻补偿值固定为0Ω，电抗补偿值固定为0Ω，并联电阻补偿值固定为3000Ω，电阻折算系数固定为15。

（4）整定跳闸矩阵定值，根据需要整定控制字“测量电阻报警投入”、“测量电阻跳闸投入”、“零序电流跳闸投入”、“频率闭锁投入”。

（5）测量电阻报警和跳闸均受频率闭锁，为此必须加机端三相工频电压。（6）接地零序电流不受频率闭锁，直接反应定子接地电流。

C7.9.2 外加电源定子接地保护试验内容

加入外加低频零序电压和低频零序电流分别低于电压回路、电流回路监视定值，装置报注入低频电源异常；

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改变低频零序电压电流幅值和相位，使得测量电阻低于报警定值，装置经整定延时报警；

改变低频零序电压电流幅值和相位，使得测量电阻低于跳闸定值，装置经整定延时跳闸。

测量电阻报警试验值 kΩ，测量电阻跳闸试验值 kΩ；报警延时 s，跳闸延时 s 零序电流试验值： A

电压回路监视试验值 V；电流回路监视试验值： mA 注：以上为外加电源定子接地保护的静态逻辑试验，无需20Hz低频电源。在现场应用该原理的保护时必须进行通过现场实测来进行相应的修正，具体试验步骤请参考<附录A外加低频电源式定子接地保护的现场调试>。

C7.10 转子接地保护试验

C7.10.1 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；根据保护装置硬件配置选择相应的转子接地保护原理：0－双端注入式，1－单端注入式，2－乒乓式。

（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；

一点接地定值 kΩ，延时 s；（3）一点接地灵敏段定值 kΩ，

（4）参考表C6.3整定转子接地保护跳闸矩阵定值；（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，按跳闸矩阵动作于出口。

C7.10.2 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 V，两点接地保护延时 s；（4）参考表C6.3整定转子接地保护跳闸矩阵；（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。

C7.10.3 转子一点接地试验内容

对于乒乓式转子一点接地保护，先合上转子电压输入开关，从相应屏端子外加直流电压，再将试验端子（20kΩ）与电压正端短接，测得试验值 kΩ，最后将试验端子与电压负端短接，试验值 kΩ。

对于外加电源原理（双端注入式）转子一点接地保护，先合上转子电压输入开关，从相应屏端子外加直流电压，再将试验端子（20kΩ）与电压正端短接，测得试验值 kΩ，最后将试验端子与电压负端短接，试验值 kΩ。

在静止状态下，将电压正端和电压负端通过一个小阻值的滑线变阻器连接，将试验端子（20kΩ）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，将试验端子（20kΩ）与滑线变阻器任一点短接，测得试验值 kΩ。

对于外加电源原理（单端注入式）在静止状态下，将试验端子与电压负端短接，试验值 kΩ。

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C7.10.4 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。（注：外加电源原理－单端注入式和双端注入式无两点接地保护）

从屏柜端子外加直流电压220V，将试验端子与电压正端短接，测得试验值 kΩ，转子一点接地保护发出报警信号，延时15s左右后，装置发出“转子两点接地保护投入”信号，在发电机TV加二次谐波负序电压 V，将大轴输入端与电压负端短接，保护延时动作于出口。

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，转子电压不能同时进入两套保护。

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”灯亮后合上一套装置的转子电压输入闸刀。

C7.11 定子过负荷保护试验 C7.11.1 定时限过负荷定值

（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）定时限定子过负荷电流定值 A，定时限定子过负荷延时 s，

参考表C6.3整定定时限定子过负荷跳闸控制字；

（4）定子过负荷报警电流定值 A，定子过负荷报警延时 s。

C7.11.2 定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。

过负荷试验值，延时试验值。

C7.11.3 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）散热效应系数（一般大于1.02）；（6）整定反时限过负荷跳闸控制字。

C7.11.4 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C7.10 试验数据记录（Ie = ）

1 2 3 4 5

输入电流

动作时间

计算时间

备注

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C7.12 负序过负荷保护试验 C7.12.1 定时限负序过负荷定值

（1）保护总控制字“负序过负荷保护投入”置1；（2）投入负序过负荷保护压板；

（3）负序过流I段定值 A，负序过流I段延时 s，参考表C6.3整定负序过流1段跳闸控制字；

负序过流II段定值 A，负序过流II段延时 s，参考表C6.3

整定负序过流2段跳闸控制字；

（4）负序过负荷报警电流定值 A，负序过负荷信号延时 s。

C7.12.2负序过流试验内容

C7.12.3 反时限负序过负荷定值

（1）保护总控制字“负序过负荷保护投入”置1；（2）投入负序过负荷保护压板；

（3）反时限启动负序电流定值 A，反时限上限时间定值 s；（4）转子发热常数；

（5）长期允许负序电流Ａ；

（6）整定反时限负序过负荷跳闸控制字。

C7.12.4 反时限负序过负荷试验内容

保护取发电机机端、中性点负序电流小值，一侧TA断线负序过负荷保护不会误动。

表C7.11 试验数据记录（Ie = ）

1 2 3 4 5

输入电流

动作时间

计算时间

备注

C7.13 发电机失磁保护试验 C7.13.1 失磁保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机失磁保护投入”置1；（2）投入发电机失磁保护压板；

（3）定子阻抗判据：发电机电抗Xd定值，发电机电抗Xq定值，系统联系电抗Xs定值，发电机暂态电抗Xd'定值，无功功率反向定值为 %，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 V，转子空载电压定值 V，转子低电压判据系数定值；

（5）发电机凸极功率定值；

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（6）低电压判据：高压侧母线或机端低电压定值 V，整定“低电压选择”控制字；

（7）不允许只投“转子电压判据”。

、“I段转（8）失磁保护Ⅰ段延时 s，整定控制字“I段阻抗判据投入”

子电压判据投入”、“I段报警投入”；

整定失磁保护Ⅰ段跳闸控制字；

（9）失磁保护Ⅱ段延时 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；

（10）失磁保护Ⅲ段延时 s，可经长延时动作于出口，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；

C7.13.2失磁保护阻抗判据试验

失磁保护阻抗采用发电机机端正序电压、机端正序电流来计算。

辅助判据：正序电压U1 > 6V，负序电压U2 < 4V，电流大于0.1Ie。无功反向判据：采用发电机机端电压，机端电流计算。

C7.13.3失磁保护转子判据试验

辅助判据1：正序电压U1 > 6V，负序电压U2 < 4V，发电机在正常运行状态；辅助判据2：机端断路器在合闸位置，发电机负荷电流大于0.1Ie延时1s。

C7.13.4失磁保护Ⅰ段试验

功率采用发电机机端电压、机端电流来计算。

C7.13.5失磁保护Ⅱ段经母线低电压或机端低电压闭锁，动作于跳闸 C7.13.6失磁保护Ⅲ段长延时动作于跳闸

C7.14 发电机失步保护试验 C7.14.1 失步保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机失步保护投入”置1；（2）投入发电机失步保护压板；

失步保护阻抗定值Zb Ω，（3）定子阻抗判据：失步保护阻抗定值Za Ω，

主变阻抗定值Zc Ω，灵敏角定值 º，透镜内角定值 º；

（4）振荡中心在发变组区外时滑极定值，振荡中心在发变组区内时滑极定值，跳闸允许电流定值 A；

（5）失步保护跳闸矩阵定值；

（6）失步保护控制字“区外失步动作于信号”、“区外失步动作于跳闸”、“区内失步动作于信号”、“区内失步动作于跳闸”；

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C7.14.2失步保护判据试验

动作于信号时,不需投入压板。失步保护阻抗采用发电机机端正序电压、机端正序电流来计算。断路器跳闸允许电流取机端电流。

采用试验仪模拟振荡试验，振荡周期为0.2-10s，分别设置振荡中心在发变组内部、外部，观测保护动作情况。

C7.15 发电机电压保护试验

C7.15.1 发电机电压保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机电压保护投入”置1；（2）投入发电机电压保护投入压板；

（3）过电压定值 V，过电压延时 s，过电压跳闸控制字；低电压定值 V，低电压延时 s，低电压跳闸控制字。

C7.15.2 电压保护试验内容

电压保护取发电机机端相间电压，过电压保护取三个相间电压。

低电压保护为三个相间电压均低时才动作，辅助判据：发电机相电流大于0.2A，调相运行辅助接点输入端子5B20。

过电压试验值 V，过电压延时 s；低电压定值 V，低电压延时 s。

C7.16 发电机过励磁保护试验 C7.16.1 定时限过励磁定值

（1）保护总控制字“发电机过励磁保护投入”置1；（2）投入发电机过励磁保护压板；

（3）过励磁定值，过励磁延时 s，过励磁跳闸控制字；（4）过励磁信号段定值，过励磁信号段延时 s。

C7.16.2 定时限过励磁试验内容

对于发电机过励磁保护取发电机机端电压及其频率计算。(U/f采用标么值计算) 过励磁试验值，过励磁延时值。

过励磁信号段试验值，过励磁信号段延时值。

C7.16.3 反时限过励磁定值

（1）保护总控制字“发电机过励磁保护投入”置1；（2）投入过励磁保护压板；

（3）按以下表格整定反时限过励磁保护定值；

序号 1 2 3 4 5 6

名称反时限上限反时限定值1 反时限定值2 反时限定值3 反时限定值4 反时限下限

U/F定值

延时（s）

（4）整定反时限过励磁跳闸控制字。

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C7.16.4 反时限过励磁试验内容

（1）精度试验

序号 1 2 3 4 5

输入电压

频率

U/F显示

误差

（2）延时试验

序号 1 2 3 4 5

输入电压

频率

U/F显示

动作时间

动作时间计算值

C7.17 发电机逆功率保护试验

C7.17.1 发电机逆功率保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机逆功率保护投入”置1；（2）投入发电机逆功率保护压板；

（3）逆功率定值 %，逆功率信号延时 s，逆功率跳闸延时 s，逆功率跳闸控制字。

C7.17.2 逆功率保护试验内容

功率采用发电机机端电压（大于6V）、机端电流来计算。

逆功率试验值 V，逆功率信号延时 s，逆功率跳闸延时 s；

逆功率保护需经机端断路器位置接点（合位）闭锁，同时还可经控制字投退，经导水叶开关位置接点闭锁。

C7.18 发电机频率保护试验 C7.18.1 发电机频率保护定值

（1）保护总控制字“发电机频率保护投入”置1；（2）投入发电机频率保护压板；（3）按表整定频率保护定值；

序号 1 2 3

名称低频Ⅰ段低频Ⅱ段频率保护

频率定值

频率试验值

延时

延时试验值

（4）整定低频保护跳闸控制字、过频保护跳闸控制字；

（5）按需要选择每一段动作于跳闸或动作于报警，整定相应控制字。

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C7.18.2 频率保护试验

低频保护辅助条件：机端断路器位置接点，发电机机端相电流大于0.06Ie，低频Ⅰ、Ⅱ带累计功能。

过频保护不需位置接点、负荷电流闭锁，计时均不带累计。

C7.19 发电机启停机保护试验 C7.19.1 发电机启停机保护定值

（1）保护总控制字“发电机启停机保护投入”置1；（2）投入发电机启停机保护压板；（3）整定频率闭锁定值；（4）低频过流定值 A，低频过流延时 s，发电机差流定值 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）当频率低于频率闭锁定值且断路器位置接点为开位，启停机保护自动投入，否则经小延时自动退出。

C7.19.2 启停机保护试验

C7.20 发电机误上电保护试验 C7.20.1 发电机误合闸保护定值

（1）保护总控制字“发电机误上电保护投入”置1；（2）投入发电机误合闸保护压板；

（3）整定误合闸发电机机端电流定值，误合闸频率闭锁定值，误合闸延时定值，跳闸控制字；

（4）“低频闭锁投入”置1，当频率低于定值时，保护自动投入；（5）“断路器位置接点闭锁投入”置1，在发变组并网前、解列后保护自动投入。

C7.20.2 误合闸保护试验

“低频闭锁功能投入”置1，模拟发变组并网前、解列后运行状态，首先在发电机机端电压回路加入频率低于定值的电压或小于12V的正序电压，然后从机端电流回路、中性点电流回路分别突加入电流，测得保护动作值。

“断路器位置接点闭锁投入”置1，模拟发变组并网前、解列后运行状态，机端电流回路、中性点电流回路分别突加入电流，测得保护动作值。

C7.20.3 断路器闪络保护定值

（1）保护总控制字“发电机误上电保护投入”置1；（2）投入发电机误上电保护压板；（3）整定闪络保护发电机机端开关电流定值 A，闪络保护延时定值1 s，闪络保护延时定值2 s，整定跳闸控制字。

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C7.20.4 断路器闪络保护试验

（1）发电机机端TV加入大于0.1倍额定的正序电压，发电机机端加入大于0.03倍额定的电流；

（2）模拟机端断路器断开位置，从发电机机端电流回路加入单相电流，测得保护负序电流动作值。

C7.21 发电机开关失灵保护试验

C7.21.1 发电机开关失灵保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机开关失灵保护投入”置1；（2）投入发电机开关失灵保护压板；

（3）发电机负序电压定值： V，发电机相间低电压定值 V，失灵电流

定值： A，失灵负序电流定值： A，失灵1时限： s，失灵2时限： s，过流输出定值 A，过流输出延时 s；

（4）整定开关失灵1时限，开关失灵2时限跳闸矩阵定值；

C7.21.2 发电机开关失灵保护试验

模拟保护动作开入，分别投入“失灵经负序电流闭锁”、“失灵经机端复压闭锁”控制字，试验保护功能。

失灵负序电流试验值： A，失灵1时限： s，失灵电流试验值： A，

失灵2时限： s。

C7.21.3 发电机过流输出保护试验

投入“机端过流输出投入”控制字，试验过流输出保护功能。过流输出试验值 A，过流输出延时 s。

C7.22 轴电流保护试验

C7.22.1 轴电流保护定值整定

（1）保护总控制字“发电机轴电流保护投入”置1；（2）投入轴电流保护压板；

（3）轴电流报警二次定值： mA，报警延时： s；轴电流跳闸二次定值： mA，跳闸延时： s

（4）整定轴电流跳闸矩阵定值；

（5）按照试验要求整定“基波分量投入”、“三次谐波分量投入”控制字。

C7.22.2 轴电流保护试验

调整轴电流大小，试验保护功能，轴电流保护动作于信号或跳闸。轴电流报警二次定值： mA，报警延时： s。轴电流跳闸二次定值： mA，跳闸延时： s。

C7.23 励磁差动保护试验 C7.23.1 定值整定

（1）保护总控制字“励磁差动保护投入”置1；（2）投入励磁差动保护压板；

（3）比率差动启动定值：，起始斜率：，最大斜率：。

速断定值：。

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（4）参考表C6.3整定励磁差动跳闸矩阵定值，将Bit.0（本保护跳闸投入）置1，并将需要出口的继电器在跳闸矩阵中的对应位置1；

（5）按照试验要求整定“励磁差动速断投入”、“励磁比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”、“涌流闭锁原理”控制字。

（6）用作励磁机差动时，励磁机频率可以为50Hz、100Hz。

C7.23.2 比率差动试验

对于Yd－11接线方式的励磁变，RCs－985装置采用将星形侧电流按A-B、B-C、C-A的方法进行相位校正至角形接线侧，并进行系数补偿。

如果试验时Y侧加入单相电流，则Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

对于能输出六相电流的测试仪，只需从一侧、二侧分别加入三相对称的额定电流，改变电流相位使差流为零。

“励磁比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

表C7.12 励磁比率差动试验（一侧Ie = A，二侧Ie = A）

序号 1 2 3 4 5 6 7

一侧电流 A

二侧电流 A

制动电流 Ie

差电流 Ie

计算值 Ie

C7.23.3 二次谐波制动系数试验

从任意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：。

C7.23.4 励磁差动速断试验

定值： Ie；试验值： Ie。

C7.23.5 TA断线闭锁试验

“励磁比率差动投入”、“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“励磁差动TA断线”信号并闭锁励磁比率差动，但不闭锁差动速断。

“励磁比率差动投入” 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，励磁比率差动动作并发“励磁差动TA断线”信号。

退掉电流，复归装置才能清除“励磁差动TA断线”信号。

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C7.24 励磁后备保护试验

C7.24.1 励磁过流保护定值整定

（1）保护总控制字“励磁后备保护投入”置1；（2）投入励磁后备保护压板；

过流Ⅱ段定值 A，过流I段延时 s，（3）过流I段定值 A，

过流Ⅱ段延时 s；

（4）整定过流I段跳闸控制字，过流Ⅱ段控制字

C7.24.2 励磁过流保护试验内容

从励磁交流一侧电流回路加入电流进行试验。

过流I段试验值 A，过流I段延时 s，过流Ⅱ段试验值 A，过流Ⅱ段延时 s。

C7.25 励磁过负荷保护试验 C7.25.1 定时限过负荷定值

（1）励磁过负荷报警电流定值 A（kA）【保护取转子直流电流时定义为kA，

，以下同】励磁过负荷信号延时 s；励磁过负荷定时限跳闸定值 A（kA）

励磁过负荷定时限延时 s；

（2）如果用于励磁机方式，需在励磁系统定值中整定励磁机频率，励磁机频率可以为50Hz、100Hz、150Hz。

（3）根据现场接线整定过流是“交流输入”或“直流输入”；用于交流输入时一般从Ⅱ侧交流输入，也可选择从I侧交流输入。

（4）转子过负荷如采用75mV直流分流器的输出，建议只投信号，不投跳闸。

C7.25.2 定时限过负荷试验内容

通过整定“交直流输入”控制字和“电流选择”控制字，保护取励磁变低压侧（或励磁机机端）最大相电流或励磁变高压侧（或励磁机中性点侧）最大相电流，也可取转子电流。

，报警延时 s。励磁过负荷信号试验值 A（kA）

励磁过负荷定时限跳闸试验值 A（kA），跳闸延时 s。

C7.25.3 反时限过负荷定值

，反时限上限时间定值 s；（1）反时限启动电流定值 A（kA）

（2）励磁绕组热容量；

（3）励磁过负荷反时限基准电流 A（kA）；（4）整定反时限过负荷跳闸控制字。

C7.25.4 反时限过负荷试验内容

保护取励磁变低压侧（或励磁机机端）最大相电流或励磁变高压侧（或励磁机中性点侧）最大相电流，也可取转子电流。

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表C7.13 试验数据记录（Ie = ）

1 2 3 4 5

输入电流

动作时间

计算时间

备注

C7.26 非电量保护试验

C7.26.1 非电量保护定值整定

（1）保护总控制字“非电量保护投入”置1

（2）投入相应非电量保护跳闸压板（外部重动1、外部重动2、外部重动3、外部重动4）

（3）整定非电量跳闸延时，延时范围为0－3000.0s，整定跳闸控制字

C7.26.2 非电量保护试验内容

外部重动1试验延时 s，动作情况；外部重动2试验延时 s，动作情况；外部重动3试验延时 s，动作情况；外部重动4试验延时 s，动作情况。

C7.27 TA断线报警试验 C7.27.1 差动保护差流报警

投入相应差动保护控制字，差流报警功能自动投入，满足判据延时10s报相应差动保护差流报警(不闭锁差动保护)，差流消失，延时10s返回：

动作判据：dI > izd_bj 及 dI > kbj×Ires

式中 dI为差电流，izd_bj为差流报警定值，kbj为差流报警系数，Ires为制动电流。

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