1.发变组保护rcs-985b作业指导书待审稿

Q/CDT

企业标准

大唐国际发电

Q/CDT{企业代码}106

E2—

—

X

X号机组

A级检修作业指导书

作业项目：

RCS-985B发变组保护装置

作业日期：

批

准：

审

核：

编

制：

-XX发布

-XX实施

大唐国际发电

发布

目

次

简要作业流程图 1

1

范围 2

2

本指导书涉及的技术资料和图纸 2

3

安全措施 2

3.1

3.2

3.3

3.4

3.5

3.6

准备工作中需要注意的事项 2

作业过程中需要注意的事项 2

验收过程中需要注意的事项 2

整组传动过程中需要注意的事项 3

现场作业结束及交接需要注意的事项 3

文明生产需要注意的事项 3

4

备品备件准备 3

4.1

4.2

现有备件准备情况 3

采购备件准备情况 3

5

现场准备及工具 3

5.1

5.2

5.3

现场准备 3

工作准备 4

办理相关工作票 4

6

检修工序及质量标准 4

6.1

6.2

6.3

6.4

6.5

6.6

6.7

6.8

6.9

6.10

6.11

6.12

6.13

6.14

6.15

检修项目 4

执行安全措施 6

外观及接线检查 6

装置绝缘检查 6

逆变电源检查 7

通电初步检验 7

开入量检查 8

模拟量采样测试 9

装置保护功能试验 10

二次回路检查 85

整组传动试验 87

定值、时钟及开关量状态投用前检查 88

完工检查 88

现场

................................................................................................................................................88

工作票终结 88

7

检修

.....................................................................................................................................................89

8

不符合项通知单 90

9

完工 单 91

10

质量

单 93

附录A 95

简要作业流程图

作业流程开始

否

否

合格

合格

是

是

否

合格

是

工作结束

1

现场

系统验收

整组传动

系统连接分步试验

装置验收

回路验收

模拟试验

回路连接正确

接地检查

电缆绝缘检查

检查

回路设备检查

清扫检查

二次回路检修

装置检修

执行安全措施

安全、技术交底

检修现场准备

工作

检修前准备

1

范围

本指导书适用于RCS-985B数字式发变组保护装置的A/B/C级检修工作。主要工作为设备二次回

路清扫、检查、装置校验传动工作，对元件及回路进行检查、检修，并对已发现

进行处理。

2

本指导书涉及的技术资料和图纸

下列文件中的条款通过

的修改单或修订版均不适用于

的

而成为

的条款。凡是注日期的

文件，其随后所有

，然而，鼓励根据

达成协议的各方研究是否可使用这些文

件的

版本。凡是不注日期的

文件，其

版本适用于

。

GB/T7261-2008 继电保护和安全自动装置基本试验方法

GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程

DL408-1991 电业

规程（发电厂和变电所电气部分）

DL/T478-2013

DL/T527-2013

DL/T587-2007

DL/T600-2001

DL/T624-2010

DL/T684-2012

DL/T769-2001

DL/T838-2003

DL/T995-2006

继电保护和安全自动装置通用技术条件

继电保护及控制装置电源模块（模件）技术条件微机继电保护装置运行管理规程

电力行业标准编写基本规定

继电保护微机型试验装置技术条件

大型发电

压器继电保护整定计算导则

电力系统微机继电保护技术导则发电企业设备检修导则

继电保护和电网安全自动装置检验规程

国家能源局防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全[2014]161号）

国家电网公司十八项电网

反事故措施

中国

公司反事故措施

公司防止电力生产

唐

唐

事故二十五项反措

公司作业指导书编制规范

RCS-985系列发电

RCS-985系列发电定值通知单

最近一次检修

相关图纸

压器成套保护装置说明书

压器成套保护装置调试大纲

3

安全措施

3.1

准备工作中需要注意的事项

3.1.1作业

接受安全教育和技术培训，达到上岗条件。

3.1.2办理电气检修工作票，确认工作票所载安全措施正确、完备的执行，检修设备与运行设备有效

。

3.2

3.2.1

3.2.2

作业过程中需要注意的事项

工作

工作

检查作业 着装符合规定、精神状态良好。

向作业

交代现场安全措施、带电部位及其它注意事项。作业

要熟悉作业环

境，防止误碰运行设备和人身

。

3.2.3

3.2.4

3.2.5

3.3

接、拆试验电源必须在电源开关拉开的情况下进行。

试验仪器和保护屏同一点可靠接地。

严格按图纸作业，严禁凭

验收过程中需要注意的事项

工作。

3.3.1试验

应完整、清楚。

2

3.3.2

3.3.3

3.4

3.4.1

3.4.2

3.4.3

3.5

3.5.1

3.5.2

3.5.3

3.6

3.6.1

3.6.2

整定值应与

定值通知单相符。

各测量结果正确并符合标准要求。

整组传动过程中需要注意的事项

确认安全措施完好，与运行设备有效确认装置、继电器信号及状态正常。确认装置、开关动作情况正确。

现场作业结束及交接需要注意的事项

。

工作结束后，全部设备及回路应恢复到工作开始前状态。

作业现场卫生必须 干净。

工作

应向运行 详细进行现场交代，并将其记入继电保护工作

簿。

文明生产需要注意的事项

检查设备标示、标牌完好齐全。

检查现场无检修遗留物。

4

备品备件准备

4.1

现有备件准备情况

4.2

采购备件准备情况

5

现场准备及工具

5.1

现场准备

3

一、材料类（具体数量视情况而定）

序号

名称

型号规格

数量

备注

1

2

3

二、工具类（具体数量视情况而定）

1

常用工具

套

2

测试导线

套

3

兆欧表

块

4

万用表

块

5

计算器

只

6

带漏电保护电源

个

7

继电保护测试仪

台

8

笔记本电脑

台

9

序号

名称

型号规格（图号）

数量

预计入库时间

备注

1

2

3

序号

名称

型号规格（图号）

数量

备注

1

2

3

5.2

□

□

□

□

工作准备

检查试验仪器、仪表合格证在有效周期内，检查工器具合格。

材料、备品备件已

、

定值单、相关图纸、上一次试验

已齐全。

作业地面铺设防护胶片，场地完善

。

作业文件已组织学习，工作组成员熟悉本作业指导书内容、进度要求、作业标准、现场安全事项。

W1

5.3

□

办理相关工作票

开工前工作票

要组织进行工作内容交底、安全交底、技术交底，做好

点分析及控制措施

预想，并明确分工。

已办理工作票及开工手续。

确认安全措施已正确执行完毕，检查验证工作票。

□

□

H1

6

检修工序及质量标准

6.1

检修项目

4

检验项目

首检

全部检验

部分检验1

部分检验2

1外观及接线检查

√

√

√

2装置绝缘检查

√

√

3逆变电源检查

3.1逆变电源自启动电压测试

√

√

3.2逆变电源输出电压测试

√

√

3.3逆变电源拉合测试

√

√

4通电初步检验

4.1装置通电自检

√

√

√

4.2检验键盘

√

√

√

4.3保护管理机、 与装置的联机试验

√

√

√

4.4 版本和程序 的核查

√

√

√

4.5GPS对时检查

√

√

√

4.6装置参数设置及检查

a）定值整定

√

√

√

b）整定值的失电保护功能检验

√

√

√

5开入量检查

5.1保护投退压板检查

√

√

√

5.2外部开入量检查

√

√

6模拟量采样测试

6.1电流采样测试

√

√

√

6.2电压采样测试

√

√

√

7装置保护功能检验

7.1发变组差动保护检验

做安全措施前应认真检查继电保护安全措施票和实际接线及图纸是否一致，若有临时安全措施也要在《继

电保护安全措施票》上登记。

5

7.2主变差动保护检验

√

√

7.3变压器相间后备保护检验

√

√

7.4变压器接地后备保护检验

√

√

7.5主变过励磁保护检验

√

√

7.6发电机纵差保护检验

√

√

7.7发电机匝间保护检验

√

√

7.8发电机后备保护检验

√

√

7.9发电机定子接地保护检验

√

√

7.10转子接地保护检验

√

√

7.11定子过负荷保护检验

√

√

7.12发电机负序过负荷保护检验

√

√

7.13发电机失磁保护检验

√

√

7.14发电机失步保护检验

√

√

7.15发电机电压保护试验

√

√

7.16发电机过励磁保护检验

√

√

7.17发电机逆功率保护检验

√

√

7.18发电机频率保护检验

√

√

7.19发电机起停机保护检验

√

√

7.20发电机误上电保护检验

√

√

7.21励磁变差动保护检验

√

√

7.22励磁后备保护

√

√

7.23厂变差动保护检验

√

√

7.24A（B）厂变高压侧后备保护检验

√

√

7.25高厂变A（B）分支后备保护检验

√

√

7.26非电量保护检验

√

√

7.27TA断线 检验

√

√

7.28TV断线 检验

√

√

8二次回路检查

8.1二次回路图纸检查

√

√

√

8.2二次回路外观检查

√

√

√

8.3TV二次回路绝缘检查

√

√

√

8.4TA二次回路绝缘检查

√

√

√

8.5直流控制回路绝缘检查

√

√

√

8.6TV二次回路直阻检查

√

√

√

8.7TA二次回路直阻检查

√

√

√

8.8屏内端子紧固

√

√

√

9整组传动试验

9.1保护屏信号检查

√

√

9.2保护出口回路检查

√

√

√

10定值、时钟及开关量状态投用前检查

√

√

√

11带负荷试验

√

√

12试验结论

√

√

√

注1：全部检验周期：新安装保护装置投运1年内进行1次全部检验，以后一般每隔4~6年进行1次（建议随机组

A级检修进行）。

6.2

□

□

执行安全措施

逐条执行安全措施，工作

安全措施票格式见“附录A”。

监护。

6.3

6.3.1

外观及接线检查

屏内清扫

□

□

□

控制柜的清扫要用吸风机把灰尘吸干净。小母线、端子排的清扫需用毛刷轻掸干净。

继电器的清扫需用小笼布擦洗干净。

6.3.2

屏内二次接线检查

□检查屏内二次接线，压接无松动、无断线、无接触不良。

6.3.3

接地检查

□

□

保护引入、引出电缆必须用

电缆。

电缆的

地），电缆

层必须两端接地（如对端系统对电缆

层及装置接地接至接地铜排良好。

层接地有特殊要求的，按对端系统要求接

□

检查屏内接地铜排可靠用大于50mm2截面铜缆连接至保护

注：上述要求参见GB/T14285-2006，6.5.3中的规定。

地网。

6.3.4

装置外观检查

□

□

□

检查装置内、外部清洁无积尘；清扫屏柜内端子排上的灰尘。检查装置的开关及按钮良好；显示屏清晰，文字清楚。

检查装置端子排螺丝拧紧，后板配线连接良好。

6.3.5

出口压板检查

□

□

跳闸连接片的开口端应装在上方。

跳闸连接片在落下过程中必须和相邻跳闸连接片有足够的距离，以保证在操作跳闸连接片时不会碰到相邻的跳闸连接片。

检查并确证跳闸连接片在拧紧螺栓后能可靠地接通回路，且不会接地。

穿过保护屏的跳闸连接片导电杆必须有绝缘套，并距屏孔有明显距离。

□

□

W2

6.4

□

装置绝缘检查

装置断电情况下，用500V兆欧表摇测电源空开下口对地绝缘应不小于20MΩ。

6

使用绝缘完好的工具，防止误碰。

工作时，必须有专人监护。

工作 要向工作组成员清楚交待作业内容及注意事项。

查对检修设备与运行设备明确分开。

安全措施不得丢项、甩项。

已执行的安全措施要做好 。

注2：部分检验1周期：一般每隔2~3年进行1次（建议随机组B级检修进行）。注3：部分检验2周期：一般每隔1年进行1次（建议随机组C级检修进行）。注4：表中有“√”符号的项目表示应进行检验。

注5：定期校验中若发现装置特性不符合标准时，检验项目应与首检项目相同。

注6：本装置各项试验应符合DL/T478-2013，4.3中的规定：“装置试验值和定值误差范围：交流电流在0.05IN～20IN范围内，相对误差不大于2.5%或绝对误差不大于0.01IN；或者在0.1IN～40IN范围内，相对误差不大于2.5%或绝对误差不大于0.02IN。交流电压在0.01UN～1.5UN范围内，相对误差不大于2.5%或绝对误差不大于0.002UN。时间整定值的准确度不大于1%或40ms。”

注：上述要求参见DL/T995-2006，6.3.3中的规定。

表1装置绝缘检查

注：可根据实际情况调整表格。

W3

6.5

6.5.1

逆变电源检查

逆变电源自启动电压测试

□试验直流电源由零缓慢升至80%额定电压值，此时装置面板上“运行”绿灯应发平光，直流

闭锁接点打开。

装置

6.5.2

逆变电源输出电压测试

□试验直流电源电压工作于70%～120%Un之间时，保护装置均能正常工作。在直流电压为额定值时检验各级输出电压。打开装置背板，表面标有Vcc、5V、＋15、－15、24V和GND即为装置的逆变电源输出测点，要求在不同工作电压下测量逆变电源的输出值，误差在±5％以内。

注：上述要求参见DL/T527-2002，5.3中的规定。

表2逆变电源电压测试

6.5.3

逆变电源拉合测试

□直流电源在额定工作电压下运行。保护装置通入正常的负荷电流和额定电压。监视保护跳闸出口接点。保护装置突断电、突然上电，“运行”绿灯应能相应地熄灭、点亮。电源缓慢上升或下降，装置均不误动作和误发信。

表3逆变电源拉合测试

W4

6.6

6.6.1

通电初步检验

装置的通电自检

□合上装置电源开关后，延时几秒钟，装置“运行”绿灯亮，“

屏幕显示主接线状态。

”黄灯灭，“跳闸”红灯灭，液晶显示

6.6.2

检验键盘

7

试验仪器

项目

电压缓慢上升/下降

可靠运行电压范围

装置突然上电

装置突然失电

装置工作情况

标准电压（V）

+5

+15

-15

24V

允许范围（V）

+5V±5%

15V±5%

15V±5%

24V±5%

实测值（V）

100%Ue

实测值（V）

70%Ue

实测值（V）

120%Ue

试验设备

电源

绝缘电阻（MΩ）

装置电源

摇绝缘前，确认装置已断电。

测试后，应将各回路对地放电。

□在保护装置正常运行状态下，检验键盘功能正常。

6.6.3

保护管理机、

与保护装置的联机试验

□检查保护管理机与保护装置之间通讯正常，

及上传数据正确；

与保护装置的联机试验：

将通

口与

系统接口连接起来，拧紧接口处的螺丝，

电源线的接地

线应可靠接

地。通过界面触摸屏幕操作，启动

字体清晰、无卡纸或串行现象。

系统，分别打印出定值

及其他 。要求打印正确、

6.6.4

□在人机

版本和

的核查

界面检查本保护装置的程序版本号，是否与下表版本一致。

表4程序版本检查

6.6.5

GPS对时检查

□检查装置是否与GPS对时。

6.6.6

装置参数设置及检查

□

□

□

□

将笔记本电脑与装置正确连接。

定值整定：根据定值单整定保护各定值，打印一份定值并与定值单逐项核对。

定值备份：保存定值

文件。

整定值的失电保护功能检验：整定值的失电保护功能可通过断开、合上逆变电源开关的方法检验，

装置的整定值在直流电源失电后不会丢失或改变。

W5

6.7

□

开入量检查

对所有保护压板依次投入和退出以及对所有引入端子排的开关输入量以此加入激励量，分别监视装置菜单“保护状态”中“保护板状态”和“管理板状态”的“开关量状态”显示是否正常。

6.7.1

保护投退压板检查

表5保护投退压板检查

6.7.2

外部开入量检查

表6外部开入量检查

8

序号

端子号

通道名称

检查结果

1

□正确□错误

2

□正确□错误

压板

压板名称

检查结果

管理板

保护板

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

□正确□错误

程序版本

程序形成时间

保护板

管理板

面板

管理序号

工程号

W6

6.8

6.8.1

模拟量采样测试

电流采样测试

□在保护屏的端子排加模拟量输入，检查保护装置各通道应数值显示正确，相位正确，改变输入值的大小，校准精度。

注：各模拟量均以正相序输入，装置显示均为二次值。

表

7

电流零漂测试

注：可根据实际情况调整表格。

表

8

电流精度测试

注：可根据实际情况调整表格。

6.8.2

电压采样测试

□在保护屏的端子排加模拟量输入，检查保护装置各通道应数值显示正确，相位正确，改变输入值的

大小，校准精度。

9

测试内容

端子号

通入要求值

管理板

保护板

精度

Ⅰ侧Ia

0.2In

In

1.2In

Ⅰ侧Ib

0.2In

In

1.2In

Ⅰ侧Ic

0.2In

In

1.2In

Ⅱ侧Ia

0.2In

In

1.2In

Ⅱ侧Ib

0.2In

In

1.2In

Ⅱ侧Ic

0.2In

In

1.2In

管理板

保护板

零漂

Ⅰ侧Ia

Ⅰ侧Ib

Ⅰ侧Ic

Ⅱ侧Ia

Ⅱ侧Ib

Ⅱ侧Ic

序号

端子号

通道名称

检查结果

3

□正确□错误

注：各模拟量均以正相序输入，装置显示均为二次值。

表9电压零漂测试

注：可根据实际情况调整表格。

表

10

电压精度测试

注：可根据实际情况调整表格。

H2

6.9

装置保护功能试验

6.9.1 发变组差动保护检验

6.9.1.1

6.9.1.1.1

发变组差动保护原理

比率差动原理

比率差动动作特性如图1。

图1比率差动动作特性曲线

比率差动保护的动作方程如下：

10

测试内容

端子号

通入要求值

管理板

保护板

精度

Ⅰ侧Ua

50V

Ⅰ侧Ub

57.7V

Ⅰ侧Uc

60V

Ⅰ侧UL（零序）

3V

Ⅰ侧UX（间隙）

3V

管理板

保护板

零漂

Ⅰ侧Ua

Ⅰ侧Ub

Ⅰ侧Uc

Ⅰ侧UL（零序）

Ⅰ侧UX（间隙）

11

Id——差电流的全周积分值；α——某一比例常数。

而励磁涌流时，以上波形判别关系式肯定不成立，比率差动保护元件不会误动作。

6.9.1.1.3

TA饱和时的闭锁原理

为防止在区外故障时TA的暂态与稳态饱和时可能引起的稳态比率差动保护误动作，装置采用各相

差电流的综合谐波作为TA饱和的判据，其表达式如下：

12

13

□“发变组比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

发变组比率差动试验：试验时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

表

11

发变组比率差动试验

表

12

高厂变A分支电流试验

14

序号

一侧电流（高厂变A分支）A

二侧电流（发电机中性点侧）A

制动电流Ie

差电流Ie

计算值Ie

A

相

1

2

3

4

5

6

B

相

1

2

3

4

5

6

C

相

1

2

3

4

序号

一侧电流（主变高压套管侧）A

二侧电流（发电机中性点侧）A

制动电流Ie

差电流Ie

计算值Ie

A

相

1

2

3

4

5

6

B

相

1

2

3

4

5

6

C

相

1

2

3

4

5

6

表

13

高厂变B分支电流试验

6.9.1.4二次谐波制动系数试验

6.9.1.5

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。

在发电机中性点侧加 A，主变高压套管侧加 A基波， A二次谐波，保护不动作，将二次谐波降至 A，保护动作。

□

定值： %；试验值：

%。

在主变高压套管侧加 A，发电机中性点侧加 A基波， A二次谐波，保护不动

作，将二次谐波降至 A，保护动作。

□

定值： %；试验值：

%。

在高厂变A分支侧加 A，发电机中性点侧加 A基波， A二次谐波，保护不动

作，将二次谐波降至 A，保护动作。

□

定值： %；试验值：

%。

□

在发电机中性点侧加 A，高厂变A分支侧加 A基波， A二次谐波，保护不动

作，将二次谐波降至 A，保护动作。

定值： %；试验值：

%。

□

在高厂变B分支侧加 A，发电机中性点侧加 A基波， A二次谐波，保护不动

作，将二次谐波降至 A，保护动作。

定值： %；试验值：

%。

□

在发电机中性点侧加 A，高厂变B分支侧加 A基波， A二次谐波，保护不动作，将二次谐波降至 A，保护动作。

15

序号

一侧电流（高厂变B分支）A

二侧电流（发电机中性点侧）A

制动电流Ie

差电流Ie

计算值Ie

A

相

1

2

3

4

5

6

B

相

1

2

3

4

5

6

C

相

1

2

3

4

5

6

5

6

定值： %；试验值： %。

6.9.1.6

发变组差动速断试验

发变组差动速断定值一般不小于5Ie。定值为 Ie，电流过大，试验定值改为3Ie。

表14发变组差动速断试验

□

6.9.1.7

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”信号并闭锁变压器比率差动，但不闭锁差动速断。

囗正确囗错误

“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。

囗正确囗错误

退掉电流，复归装置才能清除“发变组差动TA断线”信号。囗正确囗错误

□

□

□

□

□

6.9.1.8

试验结论

□发变组差动保护检验合格。囗正确囗错误

6.9.2 主变差动保护检验

6.9.2.1

6.9.2.1.1

主变差动保护原理

比率差动原理

比率差动动作特性如图4。

图4比率差动动作特性曲线

比率差动保护的动作方程如下：

16

试验侧

主变高压套管侧

发电机中性点侧

整定值

3Ie＝

3Ie＝

相别

A

B

C

A

B

C

测量值

17

S+——（差动电流的瞬时值+差动电流半周前的瞬时值）的全周积分值；Kb——某一固定常数；

St——门槛定值。

St表达式如下：

18

6.9.2.1.6

差流异常

与TA断线闭锁

装置设有带比率制动的差流

功能，开放式瞬时TA断线、短路闭锁功能。

通过“TA断线闭锁差动”整定选择，瞬时TA断线和短路判别动作后可只发 信号或闭锁全部差

动保护。当“TA断线闭锁比率差动控制字”整定为“1”时，闭锁比率差动保护。

6.9.2.1.7

差动保护在过激磁状态下的闭锁判据

由于在变压器过激磁时，变压器励磁电流将激增，可能引起发变组差动、变压器差动保护误动作。

因此在装置中采取差电流的五次谐波与基波的比值作为过激磁闭锁判据来闭锁差动保护。其判据如下：

19

流闭锁功能选择”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。

比率差动试验

试验端子号： 。

□

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、发电机机端侧加入电流。高压侧、机端侧加入电流对应关系：A－ac、B－ab、C－bc。

“主变比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。

主变比率差动试验：试验时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。

（高压侧Ie= A，A分支Ie= A，B分支Ie= A）

□

□

表

15

断路器电流测试

表16中断路器电流测试

20

序号

一侧电流（中断路器）

A

二侧电流（主变低压侧）

A

制动电流Ie

差电流Ie

计算值Ie

A

相

1

2

3

4

5

B

相

1

2

3

4

5

C

相

1

2

序号

一侧电流（断路器）A

二侧电流（主变低压侧）A

制动电流Ie

差电流Ie

计算值Ie

A

相

1

2

3

4

5

B

相

1

2

3

4

5

C

相

1

2

3

4

5

6.9.2.5

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。

在边断路器侧加 A，主变低压侧加 A基波， A二次谐波，保护不动作，将二次谐波降至 A，保护动作。

定值： %；试验值： %。

在主变低压侧加 A，边断路器侧加 A基波， A二次谐波，保护不动作，将二次谐波降至 A，保护动作。

定值： %；试验值： %。

在中断路器侧加 A，主变低压侧加 A基波， A二次谐波，保护不动作，将二次谐波降至 A，保护动作。

定值： %；试验值： %。

□

□

□

6.9.2.6

主变差动速断试验

□主变差动速断定值一般不小于5Ie。

表17主变差动速断试验

6.9.2.7 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。

□正确□错误

“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。

□正确□错误

退掉电流，复归装置才能清除“主变差动TA断线”信号。

□正确□错误

□

□

□

6.9.2.8

试验结论

□主变差动保护检验合格。囗正确囗错误

6.9.3 变压器相间后备保护检验

6.9.3.1

6.9.3.1.1

变压器后备保护原理

相间阻抗保护

阻抗保护作为发变组相间后备保护。阻抗元件取阻抗安装处相间电压、相间电流。

主变阻抗保护可通过整定值选择采用方向阻抗圆、偏移阻抗圆或全阻抗圆。当某段阻抗反向定值整定为零时，选择方向阻抗圆；当某段阻抗正向定值大于反向定值时，选择偏移阻抗圆；当某段阻抗正向

定值与反向定值整定为相等时，选择全阻抗圆。阻抗元件灵敏角

21

试验侧

边断路器侧

中断路器侧

主变低压侧

整定值

相别

测量值

3

4

5

阻抗元件的动作特性如图7所示。

图

7

阻抗元件动作特性

图中：

I——相间电流；U——相间电压；

Zn——阻抗反向整定值；

Zp——阻抗正向整定值。阻抗元件的比相方程为：

22

6.9.3.1.2

复合电压闭锁过流

复合电压闭锁过电流保护，作为主变压器相间后备保护。复合电压过流保护、复合电压方向过流保护中电流元件取保护安装处三相电流。

通过整定控制字可选择是否段经复合电压闭锁。配置两段各两时限复合电压过流保护。

（1）复合电压元件：复合电压元件由相间低电压和负序电压或门

，有两个控制字（即过流I

段经复压闭锁，过流II段经复压闭锁）来控制过流I段和过流II段经复合电压闭锁。当过流经复压闭锁控

制字为“1”时，表示本段过流保护经过复合电压闭锁。

低压侧复合电压闭锁”置“1”，过流保护不但经主变高压侧

经低压侧复合电压闭锁：控制

复合电压闭锁，而且还经低压侧发电机机端TV2复合电压闭锁，只要有一侧复压条件满足就可以出口。

TV异常对复合电压元件的影响：

装置设有整定控制字“TV断线保护投退原则”来控制TV断线时和复合电压元件的动作行为。若“TV断线保护投退原则”控制字为“1”，当判断出本侧TV异常时，本侧复合电压元件不满足条件，但本侧过流保护可经其它侧复合电压闭锁（过流保护经过其他侧复合电压闭锁投入情况）；若“TV断线保护投退原则”控制字为“0”，当判断出本侧TV异常时，复合电压元件满足条件，这样复合电压闭锁

方向过流保护就变为纯过流保护。

（2）电流

功能：对于自并励发电机，在短路故障后电流衰减变小，故障电流在过保护动作出

口前可能已小于过流定值，因此，复合电压过流保护起动后，过流元件需带记功能，使保护能可靠动作

出口。控制字“电流 功能”在保护装置用于自并励发电机时“1”。电流必须经复合电压闭锁。

复合电压闭锁过流逻辑框图如图9

功能投入，过流保护

图9变压器复合电压过流保护出口逻辑框图

复合电压闭锁方向过流

6.9.3.1.3

复合电压方向过流保护主要作为主变压器相间故障的后备保护。通过整定控制字可选择各段过流是

否经过复合电压闭锁，是否经过方向闭锁，是否投入。

方向元件：采用正序电压，并带有

，近处三相短路时方向元件无死区。接线方式为零度接线方

式。接入装置的TA极性如前面保护配置图所示，正极性端应在母线侧。装置后备保护分别设有控制字“过流方向指向”来控制过流保护各段的方向指向。当“过流方向指向”控制字为“0”时，表示方向指向变压器，灵敏角为45°；当“过流方向指向”控制字为“1”时，方向指向系统，灵敏角为225°。

方向元件的动作特性如图10所示，阴影区为动作区。同时装置分别设有控制字“过流经方向闭锁”来控

23

制过流保护各段是否经方向闭锁。当“过流经方向闭锁”控制字为“1”时，表示本段过流保护经过方

向闭锁。

图10相间方向元件动作特性

注意：

以上所指的方向均是TA的正极性端在母线侧情况下，具体参见前面保护配置图，否则以上说明将与实际情况不符。

复合电压元件：

复合电压指相间电压低或负序电压高。对于变压器某侧复合电压元件可通过整定控制字选择是否引入其它侧的电压作为闭锁电压，例如对于高压侧后备保护，装置分别设有控制字，如“过流保护经中压侧复压闭锁”、“过流保护经低压侧复压闭锁”等，来控制过流保护是否经其他侧复合电压闭锁；当“过流保护经中压侧复压闭锁”控制字整定为“1”时，表示高压侧复压闭锁过流可经过中压侧复合电压起动；当“过流保护经中压侧复压闭锁”控制字整定为“0”时，表示高压侧复压闭锁过流不经过中压侧复合电压起动。各段过流保护均有“过流经复压闭锁”控制字，当“过流经复压闭锁”控制字为“1”时，表示本段过流保护经复合电压闭锁。

TV异常对复合电压元件、方向元件的影响：

装置设有整定控制字“TV断线保护投退原则”来控制TV断线时方向元件和复合电压元件的动作行为。若“TV断线保护投退原则”控制字为“1”，当判断出本侧TV异常时，方向元件和本侧复合电压元件不满足条件，但本侧过流保护可经其它侧复合电压闭锁（过流保护经过其他侧复合电压闭锁投入情况）；若“TV断线保护投退原则”控制字为“0”，当判断出本侧TV异常时，方向元件和复合电压元件都满足条件，这样复合电压闭锁方向过流保护就变为纯过流保护；不论“TV断线保护投退原则”控制字为“0”或“1”，都不会使本侧复合电压元件起动其它侧复压过流。

本侧电压退出对复合电压元件、方向元件的影响：

当本侧TV检修时，为保证本侧复合电压闭锁方向过流的正确动作，需投入“本侧电压退出”压板或整定控制字，此时它对复合电压元件、方向元件有如下影响：

本侧复合电压元件不启动，但可由其它侧复合电压元件起动（过流保护经过其它侧复合电压闭锁投入情况）；

本侧方向元件输出为正方向；

不会使本侧复合电压元件起动其它侧过流元件（其它侧过流保护经过本侧复合电压闭锁投入情况）。

复合电压闭锁方向过流逻辑框图

24

图11复合电压闭锁方向过流逻辑框图

三圈主变零序方向过流保护

6.9.3.1.4

零序过流保护，主要作为变压器中性点接地运行时接地故障后备保护。方向元件所采用的零序电流：

装置设有“零序方向判别用自产零序电流”控制字来选择方向元件所采用的零序电流。若“零序方向判别用自产零序电流”控制字为“1”，方向元件所采用的零序电流是自产零序电流；若“零序方向判别用自产零序电流”控制字为“0”，方向元件所采用的零序电流为外接零序电流。

方向元件：

装置设有“零序方向指向”控制字来控制零序过流各段的方向指向。当“零序方向指向”控制字为“1”时，方向指向主变压器，方向灵敏角为255°；当“零序方向指向”控制字为“0”时，表示方向指向系统，方向灵敏角为75°。方向元件的动作特性如图6.4.6所示。同时装置分别设有“零序过流经方向闭锁”控制字来控制零序过流各段是否经方向闭锁。当“零序过流经方向闭锁”控制字为“1”时，本段零序过流保护经过方向闭锁。

图12零序方向元件动作特性

注意：

25

方向元件所用零序电压固定为自产零序电压。以上所指的方向均是指零序电流外接套管TA或自产零序电流TA的正极性端在母线侧（主变压器中性点的零序电流TA的正极性端在主变压器侧），具体参见前面保护配置图，否则以上说明将与实际情况不符。

零序过流所采用的零序电流：

985C装置设有“零序过流用自产零序电流”控制字来选择零序过流各段所采用的零序电流。若“零序过流用自产零序电流”控制字为“1”时，本段零序过流所采用的零序电流为自产零序电流；若“零序过流用自产零序电流”控制字为“0”时，本段零序过流所采用的零序电流是外接零序电流。

零序电压闭锁元件：

装置设有“零序过流经零序电压闭锁”控制字来控制零序过流各段是否经零序电压闭锁。

当“零序过流经零序电压闭锁”控制字为“1”时，表示本段零序过流保护经过零序电压闭锁。注意：

零序电压闭锁所用零序电压固定为TV开口三角电压。

TV异常对零序电压闭锁元件、零序方向元件的影响：

装置设有“TV断线保护投退原则”控制字来控制TV断线时零序方向元件和零序电压闭锁元件的动作行为。若“TV断线保护投退原则”控制字为“1”，当装置判断出本侧TV异常时，方向元件和零序电压闭锁元件不满足条件；若“TV断线保护投退原则”控制字为“0”，当装置判断出本侧TV异常时，方向元件和零序电压闭锁元件都满足条件，零序电压闭锁零序方向过流保护就变为纯零序过流保护。

本侧电压退出对零序电压闭锁零序方向过流的影响：

当本侧TV检修或旁路代路未切换TV时，为保证本侧零序电压闭锁零序方向过流的正确动作，需投入“本侧电压退出”压板和整定控制字，此时它对零序电压闭锁零序方向过流有如下影响：

i）零序电压闭锁元件开放；ii）方向元件输出为正方向。

零序过流保护逻辑框图

图13

三圈变零序方向过流保护逻辑框图

6.9.3.1.5

两圈主变零序方向过流保护

零序过流保护可选择是否经零序电压闭锁、是否经方向闭锁。其中方向元件所采用的零序电流是自

26

产零序电流，固定指向系统母线方向，灵敏角为75°。如果高压侧TV断线，则方向条件不满足。

零序过流保护逻辑框图如图14。

图14两圈变零序方向过流保护逻辑框图

间隙零序过流保护、零序过电压保护

6.9.3.1.6

间隙零序过电流保护作为主变中性点经间隙接地或经小电抗接地运行时的变压器后备保护。零序过电压保护作为主变压器中性点不接地、中性点经间隙接地或经小电抗接地运行时的后备保护。考虑到在间隙击穿过程中，间隙零序过流和零序过压的交替出现，一旦零序过压或零序过流元件动作后装置就相

互展宽，使保护可靠动作。

6.9.3.1.7

主变低压侧零序电压

针对发电机出口设有断路器的情况，可在主变低压侧配置一套零序过电压保护，作为接地监视，定

值一般整定为10V～15V，经控制字选择投入，动作于

。

6.9.3.2

复合电压过流保护定值整定

保护总控制字“变压器相间后备保护投入”置1；投入变压器相间后备保护投入压板；

负序电压定值 V，相间低电压定值 V，过流Ⅰ 值 A，过流Ⅱ

值 A；

整定过流Ⅰ段跳闸控制字，过流Ⅱ段控制字；

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。

□

□

□

□

□

“电流

功能”控制字置1时，复合电压闭锁判据必须投入，复合电压过流保护动作后，电流元件

□

保持10S。只有在复合电压判据不满足或电流小于0.1倍额定电流时，

元件返回。

“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。

整定控制字“过负荷投入”、“启动风冷投入”，相应的过负荷和启动风冷判据投入。

□

□

6.9.3.3

复合电压过流保护试验

□试验端子号：

。

□保护所用电流根据“主变高压侧后备TA选择”控制字选择；

表18复合电压过流保护试验

27

项目

整定值

测试值

过流Ⅰ段动作值（A）

A

B

C

过流Ⅰ段动作时间（s）

□电流 功能 ，TV断线保护投退原则 。

6.9.3.4

阻抗保护定值整定

保护总控制字“变压器机相间后备保护投入”置1；

投入变压器相间后备保护投入压板；

阻抗Ⅰ段正向定值 Ω，阻抗Ⅰ段反向定值 Ω，阻抗Ⅰ段延时 s，阻抗

Ⅱ段正向定值 Ω，阻抗Ⅱ段反向定值 Ω，阻抗Ⅱ段延时 s；

整定阻抗Ⅰ段跳闸控制字，阻抗Ⅱ段控制字。

6.9.3.5

阻抗保护试验

变压器相间阻抗保护取变压器高压侧相间电压、相间电流，电流方向流入变压器为正方向，阻抗方向指向变压器，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段试验值： Ω；

阻抗Ⅱ段试验值： Ω；

变压器高压侧TV断线时闭锁阻抗保护；

6.9.3.6

过负荷、启动风冷试验

投入“过负荷投入”、“启动风冷投入”、“备用过流输出”控制字。

过负荷定值： A，延时 s；

启动风冷定值： A，延时 s；

备用过流定值： A，延时： s。

6.9.3.7

试验结论

□变压器相间后备保护检验合格。囗正确囗错误

6.9.4 变压器接地后备保护检验

6.9.4.1

6.9.4.1.1

变压器接地后备保护原理

相间阻抗保护

阻抗保护作为发变组相间后备保护。阻抗元件取阻抗安装处相间电压、相间电流。

主变阻抗保护可通过整定值选择采用方向阻抗圆、偏移阻抗圆或全阻抗圆。当某段阻抗反向定值整定为零时，选择方向阻抗圆；当某段阻抗正向定值大于反向定值时，选择偏移阻抗圆；当某段阻抗正向

定值与反向定值整定为相等时，选择全阻抗圆。阻抗元件灵敏角

28

过流Ⅱ段动作值（A）

A

B

C

过流Ⅱ段动作时间（s）

低电压动作值（V）

负序电压动作值（V）

图

15

阻抗元件动作特性

图中：

I——相间电流；U——相间电压；

Zn——阻抗反向整定值；

Zp——阻抗正向整定值。阻抗元件的比相方程为：

29

通过整定控制字可选择是否段经复合电压闭锁。配置两段各两时限复合电压过流保护。

（1）复合电压元件：复合电压元件由相间低电压和负序电压或门

，有两个控制字（即过流I

段经复压闭锁，过流II段经复压闭锁）来控制过流I段和过流II段经复合电压闭锁。当过流经复压闭锁控

制字为“1”时，表示本段过流保护经过复合电压闭锁。

经低压侧复合电压闭锁：控制

低压侧复合电压闭锁”置“1”，过流保护不但经主变高压侧

复合电压闭锁，而且还经低压侧发电机机端TV2复合电压闭锁，只要有一侧复压条件满足就可以出口。

TV异常对复合电压元件的影响：

装置设有整定控制字“TV断线保护投退原则”来控制TV断线时和复合电压元件的动作行为。若“TV断线保护投退原则”控制字为“1”，当判断出本侧TV异常时，本侧复合电压元件不满足条件，但本侧过流保护可经其它侧复合电压闭锁（过流保护经过其他侧复合电压闭锁投入情况）；若“TV断线保护投退原则”控制字为“0”，当判断出本侧TV异常时，复合电压元件满足条件，这样复合电压闭锁

方向过流保护就变为纯过流保护。

（2）电流

功能：对于自并励发电机，在短路故障后电流衰减变小，故障电流在过保护动作出

口前可能已小于过流定值，因此，复合电压过流保护起动后，过流元件需带记功能，使保护能可靠动作

出口。控制字“电流 功能”在保护装置用于自并励发电机时“1”。电流必须经复合电压闭锁。

复合电压闭锁过流逻辑框图如图17

功能投入，过流保护

图17变压器复合电压过流保护出口逻辑框图

复合电压闭锁方向过流

6.9.4.1.3

复合电压方向过流保护主要作为主变压器相间故障的后备保护。通过整定控制字可选择各段过流是

否经过复合电压闭锁，是否经过方向闭锁，是否投入。

方向元件：采用正序电压，并带有

，近处三相短路时方向元件无死区。接线方式为零度接线方

式。接入装置的TA极性如前面保护配置图所示，正极性端应在母线侧。装置后备保护分别设有控制字“过流方向指向”来控制过流保护各段的方向指向。当“过流方向指向”控制字为“0”时，表示方向指向变压器，灵敏角为45°；当“过流方向指向”控制字为“1”时，方向指向系统，灵敏角为225°。方向元件的动作特性如图18所示，阴影区为动作区。同时装置分别设有控制字“过流经方向闭锁”来控制过流保护各段是否经方向闭锁。当“过流经方向闭锁”控制字为“1”时，表示本段过流保护经过方

向闭锁。

30

图18相间方向元件动作特性

注意：

以上所指的方向均是TA的正极性端在母线侧情况下，具体参见前面保护配置图，否则以上说明将与实际情况不符。

复合电压元件：

复合电压指相间电压低或负序电压高。对于变压器某侧复合电压元件可通过整定控制字选择是否引入其它侧的电压作为闭锁电压，例如对于高压侧后备保护，装置分别设有控制字，如“过流保护经中压侧复压闭锁”、“过流保护经低压侧复压闭锁”等，来控制过流保护是否经其他侧复合电压闭锁；当“过流保护经中压侧复压闭锁”控制字整定为“1”时，表示高压侧复压闭锁过流可经过中压侧复合电压起动；当“过流保护经中压侧复压闭锁”控制字整定为“0”时，表示高压侧复压闭锁过流不经过中压侧复合电压起动。各段过流保护均有“过流经复压闭锁”控制字，当“过流经复压闭锁”控制字为“1”时，表示本段过流保护经复合电压闭锁。

TV异常对复合电压元件、方向元件的影响：

装置设有整定控制字“TV断线保护投退原则”来控制TV断线时方向元件和复合电压元件的动作行为。若“TV断线保护投退原则”控制字为“1”，当判断出本侧TV异常时，方向元件和本侧复合电压元件不满足条件，但本侧过流保护可经其它侧复合电压闭锁（过流保护经过其他侧复合电压闭锁投入情况）；若“TV断线保护投退原则”控制字为“0”，当判断出本侧TV异常时，方向元件和复合电压元件都满足条件，这样复合电压闭锁方向过流保护就变为纯过流保护；不论“TV断线保护投退原则”控制字为“0”或“1”，都不会使本侧复合电压元件起动其它侧复压过流。

本侧电压退出对复合电压元件、方向元件的影响：

当本侧TV检修时，为保证本侧复合电压闭锁方向过流的正确动作，需投入“本侧电压退出”压板或整定控制字，此时它对复合电压元件、方向元件有如下影响：

本侧复合电压元件不启动，但可由其它侧复合电压元件起动（过流保护经过其它侧复合电压闭锁投入情况）；

本侧方向元件输出为正方向；

不会使本侧复合电压元件起动其它侧过流元件（其它侧过流保护经过本侧复合电压闭锁投入情况）。

复合电压闭锁方向过流逻辑框图

31

图19复合电压闭锁方向过流逻辑框图

三圈主变零序方向过流保护

6.9.4.1.4

零序过流保护，主要作为变压器中性点接地运行时接地故障后备保护。方向元件所采用的零序电流：

装置设有“零序方向判别用自产零序电流”控制字来选择方向元件所采用的零序电流。若“零序方向判别用自产零序电流”控制字为“1”，方向元件所采用的零序电流是自产零序电流；若“零序方向判别用自产零序电流”控制字为“0”，方向元件所采用的零序电流为外接零序电流。

方向元件：

装置设有“零序方向指向”控制字来控制零序过流各段的方向指向。当“零序方向指向”控制字为“1”时，方向指向主变压器，方向灵敏角为255°；当“零序方向指向”控制字为“0”时，表示方向指向系统，方向灵敏角为75°。方向元件的动作特性如图6.4.6所示。同时装置分别设有“零序过流经方向闭锁”控制字来控制零序过流各段是否经方向闭锁。当“零序过流经方向闭锁”控制字为“1”时，本段零序过流保护经过方向闭锁。

图20零序方向元件动作特性

注意：

方向元件所用零序电压固定为自产零序电压。以上所指的方向均是指零序电流外接套管TA或自产

32

零序电流TA的正极性端在母线侧（主变压器中性点的零序电流TA的正极性端在主变压器侧），具体参见前面保护配置图，否则以上说明将与实际情况不符。

零序过流所采用的零序电流：

装置设有“零序过流用自产零序电流”控制字来选择零序过流各段所采用的零序电流。若“零序过流用自产零序电流”控制字为“1”时，本段零序过流所采用的零序电流为自产零序电流；若“零序过流用自产零序电流”控制字为“0”时，本段零序过流所采用的零序电流是外接零序电流。

零序电压闭锁元件：

装置设有“零序过流经零序电压闭锁”控制字来控制零序过流各段是否经零序电压闭锁。

当“零序过流经零序电压闭锁”控制字为“1”时，表示本段零序过流保护经过零序电压闭锁。注意：

零序电压闭锁所用零序电压固定为TV开口三角电压。

TV异常对零序电压闭锁元件、零序方向元件的影响：

装置设有“TV断线保护投退原则”控制字来控制TV断线时零序方向元件和零序电压闭锁元件的动作行为。若“TV断线保护投退原则”控制字为“1”，当装置判断出本侧TV异常时，方向元件和零序电压闭锁元件不满足条件；若“TV断线保护投退原则”控制字为“0”，当装置判断出本侧TV异常时，方向元件和零序电压闭锁元件都满足条件，零序电压闭锁零序方向过流保护就变为纯零序过流保护。

本侧电压退出对零序电压闭锁零序方向过流的影响：

当本侧TV检修或旁路代路未切换TV时，为保证本侧零序电压闭锁零序方向过流的正确动作，需投入“本侧电压退出”压板和整定控制字，此时它对零序电压闭锁零序方向过流有如下影响：

i）零序电压闭锁元件开放；ii）方向元件输出为正方向。

零序过流保护逻辑框图

图21

三圈变零序方向过流保护逻辑框图

6.9.4.1.5

两圈主变零序方向过流保护

零序过流保护可选择是否经零序电压闭锁、是否经方向闭锁。其中方向元件所采用的零序电流是自

产零序电流，固定指向系统母线方向，灵敏角为75°。如果高压侧TV断线，则方向条件不满足。

33

零序过流保护逻辑框图如图22。

图22两圈变零序方向过流保护逻辑框图

间隙零序过流保护、零序过电压保护

6.9.4.1.6

间隙零序过电流保护作为主变中性点经间隙接地或经小电抗接地运行时的变压器后备保护。零序过电压保护作为主变压器中性点不接地、中性点经间隙接地或经小电抗接地运行时的后备保护。考虑到在间隙击穿过程中，间隙零序过流和零序过压的交替出现，一旦零序过压或零序过流元件动作后装置就相

互展宽，使保护可靠动作。

6.9.4.1.7

主变低压侧零序电压

针对发电机出口设有断路器的情况，可在主变低压侧配置一套零序过电压保护，作为接地监视，定值

一般整定为10V~15V，经控制字选择投入，动作于 。

6.9.4.2

零序过流保护定值整定

□

□

□

保护总控制字“变压器接地后备保护投入”置1；投入变压器接地后备保护投入压板；

零序电压闭锁定值 V；零序过流Ⅰ

值 A，零序过流Ⅰ段延时 s，

零序过流Ⅱ

值 A，零序过流Ⅱ段延时 s；

整定零序过流I段第一时限跳闸控制零序过流Ⅱ段第一时限跳闸控制

□

□

□

□

□

□

□

二时限跳闸控制字，

二时限跳闸控制字；

间隙零序电压定值 V，间隙零序电压延时 s，

间隙零序过流定值 A，间隙零序过流延时 s；

主变低压侧零序电压定值 V，零序电压

延时定值 s；

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”、

“低压侧零序电压 投入”、“间隙零序经外部投入”、“Ⅰ段经方向闭锁”、“Ⅱ段经方向闭锁”控制

字。

6.9.4.3

零序过流保护试验

零序过流Ⅰ段：加三相电压均为 V，A相电流为 A，升高电流至 A保

护动作。

零序过流Ⅱ段：加三相电压均为 V，A相电流为 A，升高电流至 A保护动作。

□输入1.5倍Ⅰ

值零序电流，保护出口，

动作时间。

表19Ⅰ段动作时间

34

保护整定值（s）

tⅠ1= （s） tⅠ2= （s）

动作时间tⅠ1（s）

动作时间tⅠ2（s）

□

输入1.5倍Ⅱ

值零序电流，保护出口，

动作时间。

表20Ⅱ段动作时间

□

□

方向灵敏角： °；试验值： ；

“方向闭锁”逻辑功能： 。

6.9.4.4

间隙零序保护试验

保护取主变零序电压、间隙零序TA电流。“间隙零序经外部投入”投入时，只有外部零序保护投入接点开入，间隙零序保护才开放。

间隙零序过电压试验值 V，延时 s；

间隙零序过流试验值 A，延时 s。

□

□

□

6.9.4.5

试验结论

□变压器接地后备保护检验合格。囗正确囗错误

6.9.5 主变过励磁保护检验

6.9.5.1

定时限过励磁定值

□

□

□

□

□

保护总控制字“过励磁保护投入”置1；投入过励磁保护压板；

过励磁Ⅰ值 ，过励磁Ⅰ段延时 s，过励磁Ⅰ段跳闸控制字；过励磁Ⅱ值 ，过励磁Ⅱ段延时 s，过励磁Ⅱ段跳闸控制字；过励磁信号值 ，过励磁信号段延时 s。

6.9.5.2

定时限过励磁试验

□

□

试验端子号：

。

主变过励磁保护取主变高压侧电压及其频率计算。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 ；过励磁Ⅱ段试验值 ，过励磁Ⅱ段延时值 ；

过励磁信号段试验值 ，过励磁信号延时值 。

□

□

□

6.9.5.3

反时限过励磁定值

保护总控制字“过励磁保护投入”置1；投入过励磁保护压板；

按以下表格整定反时限过励磁保护定值；整定反时限过励磁跳闸控制字 。

表21反时限测试

□

□

□

□

35

序号

名称

U/F定值

延时（s）

1

反时限上限

2

反时限定值1

3

反时限定值2

4

反时限定值3

5

反时限定值4

6

反时限定值5

保护整定值（s）

tⅡ1= （s） tⅡ2= （s）

动作时间tⅡ1（s）

动作时间tⅡ2（s）

6.9.5.4

反时限过励磁试验

表

22

精度试验

□延时试验

6.9.5.5

试验结论

□主变过励磁保护检验合格。囗正确囗错误

6.9.6 发电机纵差保护检验

6.9.6.1

6.9.6.1.1

发电机纵差保护原理

比率差动原理

比率差动动作特性如图23。

图

比率差动保护的动作方程如下：

23

比率差动保护的动作特性

36

序号

输入电压

频率

U/F显示

误差

1

2

3

4

5

7

反时限下限

Ir——制动电流；

Icdqd——差动电流起动定值；Ie——额定电流

两侧电流定义：

对于发电机差动、励磁机差动，其中I1、I2分别为机端、中性点侧电流；对于裂相横差，其中I1、I2分别为中性点侧两分支组电流；

比率制动系数定义：

Kbl——比率差动制动系数；Kb1r——比率差动制动系数增量；

Kb11——起始比率差动斜率，定值范围为0.05～0.15，一般取0.05；

Kb12——最大比率差动斜率，定值范围为0.30～0.70，一般取0.5；

n——最大比率制动系数时的制动电流倍数，装置

固定取4。

6.9.6.1.2

高性能TA饱和闭锁原理

为防止在区外故障时TA的暂态与稳态饱和时可能引起的稳态比率差动保护误动作，装置采用差电流的波形判别作为TA饱和的判据。

故障发生时，保护装置先判出是区内故障还是区外故障，如区外故障，投入TA饱和闭锁判据，当某相差动电流有关的任意一个电流满足相应条件即认为此相差流为TA饱和引起，闭锁比率差动保

护。

6.9.6.1.3

高值比率差动原理

为避免区内严重故障时TA饱和等

引起的比率差动延时动作，装置设有一高比例和高起动值

的比率差动保护，利用其比率制动特性抗区外故障时TA的暂态和稳态饱和，而在区内故障TA饱和

时能可靠正确动作。稳态高值比率差动的动作方程如下：

37

6.9.6.1.6

比率差动的逻辑框图

图24比率差动的逻辑框图

6.9.6.2

发电机纵差保护定值整定

□

□

□

保护总控制字“发电机差动保护投入”置1；投入发电机差动保护压板；

比率差动启动定值： ，起始斜率： ，最大斜率： ，速断定值：

；

整定跳闸矩阵定值 ；

按照试验要求整定“发电机差动速断投入”、“发电机比率差动投入”、“发电机工频变化量比率差动”、

“TA断线闭锁比率差动”控制字。

□

□

6.9.6.3

比率差动试验

□试验端子号：

。

□发电机比率差动试验：（额定电流Ie= A）

表23发电机比率差动试验

38

序号

机端电流A

中性点电流A

制动电流Ie

差电流Ie

计算值Ie

A

相

1

2

3

4

5

B

相

1

2

3

6.9.6.4

发电机工频变化量差动试验

□启动电流定值：Icdqd；试验值： 。

6.9.6.5

发电机差动速断试验

□发电机差动速断定值一般不小于4Ie。

表24发电机差动速断试验

6.9.6.6 TA断线闭锁试验

□

□

“发电机比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”均置1。

两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，装置发“发电机差动TA断线”信号并闭锁发电机比率差动，但不闭锁差动速断。

□正确□错误

“发电机比率差动投入”置1、“TA断线闭锁比率差动”置0。

两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，发电机比率差动动作并发“发电机差动TA断线”信号。

□正确□错误

退掉电流，复归装置才能清除“发电机差动TA断线”信号。

□正确□错误

□

□

□

6.9.6.7

试验结论

□发电机纵差保护检验合格。囗正确囗错误

6.9.7 发电机匝间保护检验

6.9.7.1

6.9.7.1.1

发电机匝间保护原理

发电机高灵敏横差保护

装设在发电机两个中性点连线上的横差保护，用作发电机定子绕组的匝间短路、分支开焊故障以

及相间短路的主保护。

由于保护采用了频率

、数字滤波及全周傅氏算法，使得横差保护对三次谐波的滤除比在频率

范围内达100以上，保护只反应基波分量。

高定值段横差保护，相当于传统单元件横差保护。

灵敏段横差保护。

装置采用相电流比率制动的横差保护原理，其动作方程为：

39

试验侧

发电机机端侧

发电机中性点侧

整定值

相别

测量值（A）

4

5

C

相

1

2

3

4

5

式中：

Ihczd——横差电流定值；

IMAX——机端三相电流中最大相电流；Iezd——发电机额定电流；

Khczd——制动系数。

相电流比率制动横差保护能保证外部故障时不误动，

故障时灵敏动作，由于采用了相电流比

率制动，横差保护电流定值只需按躲过正常运行时不平衡电流整定，比传统单元件横差保护定值大为

减小，因而提高了发电机

匝间短路时的灵敏度。

对于其他正常运行情况下横差不平衡电流的增大，横差电流保护动作值具有浮动门槛的功能。

6.9.7.1.2

横差保护出口逻辑

高灵敏横差保护动作于跳闸出口。发电机转子一点接地后，保护切换于一个可整定的延时。出口

逻辑框图如图25。

图25发电机横差保护逻辑框图

6.9.7.1.3

纵向零序电压保护

TV开口三角上的纵向零序电压，用作发电机定子绕组的匝间短路的保护。

、数字滤波及全周傅氏算法，使得零序电压对三次谐波的滤除比达100

装设在发电机出口

由于保护采用了频率

以上，保护只反应基波分量。

高定值段匝间保护，按躲过区外故障最大不平衡电压整定，经工频变化量负序功率方向闭锁；

灵敏段匝间保护：

装置采用电流比率制动的纵向零序电压保护原理，其动作方程为：

40

6.9.7.1.4

纵向零序电压保护出口逻辑

图26发电机匝间保护逻辑框图

TV一次断线闭锁判据

6.9.7.1.5

当发电机

电压互感器TV2一次断线时，需闭锁定子匝间纵向零序电压保护。

判据1：TV1负序电压3U2<U2_set1或TV2负序电压3U2”<U2_set2且TV2开口三角零序电压

3U0”>Uzozd（动作定值）

判据2：UAB-Uab>5V或UBC-Ubc>5V或UCA-Uca>5V，且TV2开口三角零序电压3U0”>Uzozd（动作定值）

UAB、UBC、UCA为TV1相间电压，Uab、Ubc、Uca为TV2相间电压。

满足判据1或判据2延时40ms发TV2一次断线

回路恢复正常，按复归清除闭锁信号。

信号，并闭锁纵向零序电压匝间保护。TV

6.9.7.1.6

工频变化量匝间保护

判据形成：

41

42

□正确□错误

对TV1和TV2均加三相额定电压，突减其中一相电压为零，发TV2断线信号。

□正确□错误

对TV1和TV2均加三相额定电压，TV2零序电压加 V（高于定值），突减TV2A相电压，发TV2断线闭锁匝间，匝间保护不动作。

□正确□错误

6.9.7.5

试验结论

□发电机匝间保护检验合格。囗正确囗错误

6.9.8 发电机后备保护检验

6.9.8.1

6.9.8.1.1

发电机后备保护原理

发电机复合电压过流保护

复合电压过流保护作为发电

压器、高压母线和相邻线路故障的后备。

复合电压过流设两

动作于停机。

值各一段延时，第Ⅰ段动作于跳母联开关或其他开关。复合电压过流Ⅱ段，

（1）复合电压元件：复合电压元件由相间低电压和负序电压或门

，有两个控制字（即过流Ⅰ

段经复压闭锁，过流Ⅱ段经复压闭锁）来控制过流Ⅰ段和过流Ⅱ段经复合电压闭锁。当过流经复压闭

锁控制字为“1”时，表示本段过流保护经过复合电压闭锁。

（2）电流

功能：对于自并励发电机，在短路故障后电流衰减变小，故障电流在过流保护动作

出口前可能已小于过流定值，因此，复合电压过流保护起动后，过流元件需带

功能，使保护能可

靠动作出口。控制字“自并励发电机”在保护装置用于自并励发电机时置“1”。对于自并励发电机，

过流保护必须经复合电压闭锁。

（3）经高压侧复合电压闭锁：控制

高压侧复合电压闭锁”置“1”，过流保护不但经发电机

机端TV1复合电压闭锁，而且还经主变高压侧复合电压闭锁，只要有一侧复压条件成立就满足复压判据。

（4）TV断线对复合电压闭锁过流的影响：装置设有整定控制字（即TV断线保护投退原则）来控制TV断线时复合电压元件的动作行为。当装置判断出本侧TV断线时，若“TV断线保护投退原则”控制字为“1”时，表示复合电压元件不满足条件；若“TV断线保护投退原则”控制字为“0”时，

表示复合电压元件满足条件，这样复合电压闭锁过流保护就变为纯过流保护。

43

6.9.8.1.2

出口逻辑

图27发电机复合电压过流保护出口逻辑框图

复合电压过流保护定值整定

6.9.8.2

保护总控制字“发电机后备保护投入”置1；投入发电机相间后备保护投入压板；

负序电压定值 V，相间低电压定值 V，过流Ⅰ 值 A，过流Ⅱ

A；机端过流定值 A；

整定过流Ⅰ段跳闸控制字 ，过流Ⅱ段控制字；

□

□

□

值

□

□

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；

“TV断线保护投退原则”置0时。如TV断线时，复合电压判据自动满足，控制字置1，TV断线时，该侧TV的复合电压判据退出；

□

□

“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

过流保护必须经复合电压闭锁；

功能，对于自并励发电机，

□

“机端过流输出控制字”置1时，机端电流大于定值时动作于备用2输出接点。

6.9.8.3

复合电压过流保护试验

□

□

□

□

□

□

试验端子号：

。

保护取发电机后备TA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，

机端过流输出试验值 A，机端过流输出延时 s，

负序电压定值 V，低电压定值 V。

6.9.8.4

阻抗保护定值整定

保护总控制字“发电机相间后备保护投入”置1；

投入发电机相间后备保护投入压板；

阻抗Ⅰ段正向定值 Ω，阻抗Ⅰ段反向定值 Ω，阻抗Ⅰ段延时 s，阻抗

Ⅱ段正向定值 Ω，阻抗Ⅱ段反向定值 Ω，阻抗Ⅱ段延时 s；

整定阻抗I段跳闸控制字，阻抗Ⅱ段控制字。

44

6.9.8.5

阻抗保护试验

发电机相间阻抗保护取发电机机端电压TV1、发电机后备ＴＡ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段试验值： Ω；

阻抗Ⅱ段试验值： Ω；

TV1断线闭锁阻抗保护： 。

6.9.8.6

试验结论

□发电机后备保护检验合格。囗正确囗错误

6.9.9 发电机定子接地保护检验

6.9.9.1

6.9.9.1.1

发电机定子接地保护原理

零序电压定子接地保护

基波零序电压保护发电机85～95％的定子绕组单相接地。

基波零序电压保护反应发电机零序电压大小。由于保护采用了频率

、数字滤波及全周傅氏算

法，使得零序电压对三次谐波的滤除比达100以上，保护只反应基波分量。

基波零序电压保护设两

值，一段为灵敏段，另一段为高定值段。

（1）灵敏段基波零序电压保护，动作于信号时，其动作方程为：

Un0＞U0zd

式中Un0为发电机中性点零序电压，U0zd为零序电压定值。

（公式29）

灵敏段动作于跳闸时，还需主变高、中压侧零序电压闭锁，以防止区外故障时定子接地基波零序电压灵敏段误动。

装置灵敏段动作于跳闸时，需经机端开口三角零序电压闭锁，闭锁定值不需整定，保护装置根据系统参数中机端、中性点TV的变比自动转换。

（2）高定值段基波零序电压保护，取中性点零序电压为动作量，动作方程为：

Un0＞U0hzd

（公式30）

高定值段可单独整定动作于跳闸。

6.9.9.1.2

三次谐波电压比率定子接地保护

三次谐波电压比率判据只保护发电机中性点25％左右的定子接地，机端三次谐波电压取自机端开口三角零序电压，中性点侧三次谐波电压取自发电机中性点TV。

三次谐波保护动作方程：

45

——机端、中性点三次谐波电压向量；

Kt——自动

调整系数向量；

Kre——三次谐波差动比率定值。本判据在机组并网后且负荷电流大于时自动投入。

三次谐波电压差动判据动作于信号。

0.2Ie（发电机额定电流）

6.9.9.1.4

TV断线闭锁原理

（1）发电机中性点、机端开口三角TV断线

由于基波零序电压定子接地保护取自发电机中性点电压、机端开口三角零序电压，TV断线时会

导致保护拒动。因此在发电机中性点、机端开口三角TV断线时需发

信号。TV断线判据：

机端二次线圈正序电压大于0.9Un，零序电压三次谐波分量小于0.1V，延时10S发TV断线

信号，异常

，延时10s后信号自动返回。

（2）机端TV1一次断线

机端TV1二次断线不影响定子接地保护，机端TV1一次断线时机端零序电压基波分量增加，三次谐波分量减小，不会导致基波零序电压保护、三次谐波比率判据误动，但会导致三次谐波电压差动误动，因此，在机端TV1一次断线时闭锁三次谐波电压差动保护。动作判据：

TV2负序电压3U2’<3V

TV1负序电压3U2>8VTV1自产零序电压3U0>8V

TV1开口三角零序电压3U0>8V

满足以上条件经小延时发TV1一次断线

信号，并闭锁三次谐波电压差动定子接地保护。

6.9.9.1.5

定子接地保护出口逻辑

图28基波零序电压定子接地保护逻辑框图

图29三次谐波电压定子接地保护逻辑框图

100%定子接地保护定值整定

6.9.9.2

46

保护总控制字“定子接地保护投入”置1；投入发电机100%定子接地保护投跳压板；

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 ；

整定跳闸矩阵定值 ；

“三次谐波比率判据投入”置1，动作判据：并网前：K3w>K3Wpzd

并网后：K3w>K3W1zd；

“三次谐波电压差动判据投入”置1，动作判据：

□

□

□

□

□

□

□

□

|UT3–k3wt*UN3|>K3W2zd*UN3

本判据在发变组并网后且发电机电流大于0.2Ie时延时投入；

（公式33）

□

□

□

“三次谐波保护

投入”置1，100%定子接地保护动作于

；

“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

。

6.9.9.3

定子三次谐波零序电压保护试验

□

□

□

□

试验端子号：

。

定子三次谐波电压比率判据

辅助判据：机端