RCS-985型发变组保护 南京南瑞继保电气有限公司
注意：高定值段时，一定得满足是在区内故障，即负序功率标志为1。 对于985C V3。07的程序版本，匝间保护的电流是取的发电机机端的TA1
7.3工频变化量匝间保护 7.3.1 试验前的准备
（1）整定保护总控制字“发电机匝间保护投入”置1； （2）投入屏上“投发电机匝间保护”硬压板； （3）整定跳闸矩阵定值；
（4）按需要整定工频变化量匝间方向保护控制字“工频变化量方向报警投入”、“工频变化量方向保护投入”。零序电压延时定值 0.5 s（该延时共用于报警）。 7.3.2 工频变化量匝间保护试验
对于机端没有匝间保护专用电压互感器TV2，无法实现纵向零序电压保护功能的，本发变组保护配置了工频变化量匝间方向保护，直接取机端电压，机端电流，动作定值无需整定。
负序工频变化量功率、负序工频变化量电压、负序工频变化量电流三个判据同时满足，保护置方向标志，方向灵敏角为78o，负序电压U2 > 0.5V，负序电流I2>0.1A同时满足，延时动作于出口或报警，延时定值为零序电压延时定值。
工频变化量匝间方向保护建议只投信号，延时定值建议不小于0.2s，一般整定0.5s。 在机端TV1上加单相电压，在机端TA输入端子上输入单相电流。
表2 工频变化量匝间保护试验表格 机端TV1单相电压值 1 UA (V) U2 (V) 相角 电流动作值 IA (A) I2 (A) 相角 实测电流值 IA (A) I2 (A) 21
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30 2 IA (A) 10 I2 (A) 78o 相角 0.3 UA (V) 0.1 电压动作值 U2 (V) 0o 相角 UA (A) U2 (A) 机端单相电流值 1.5 3 UA (V) 实测电压值 78o 相角 0.5 U2 (V) 0o 相角 1.5 IA (A) 0.5 电流动作值 I2 (A) 机端TV1单相电压值 30 4 UA (V) 是否可靠动作 0o 相角 10 U2 (V) 78o 相角 1.5 IA (A) 0.5 电流动作值 I2 (A) 是否可靠不动作 机端TV1单相电压值 30 10 258o 1.5 （现场调试只需做第3、4项调试即可。） 0.5 0o
7.4附加说明
“工频变化量方向”与“纵向零序电压匝间保护”配合，即“零序电压经工频变化量方向闭锁”控制字投入时，内部故障时，工频变化量匝间保护动作即延时发信号，同时零序电压匝间保护不经电流闭锁，可提高灵敏度；外部故障时，工频变化量方向不动作，零序电压匝间保护则经电流闭锁。 整定定值应注意：“零序电压经工频变化量方向闭锁”控制字投入时，必须投“零序电压经相电流制动”控制字。
仅投入“零序电压经工频变化量方向闭锁”控制字，其它控制字均不投入，工频变化量匝间保护动作于信号。
现在RCS985A V3.11版本只有“ 工频变化量方向保护投入”一个软控制字，因此得注意在投内部控制字时，建议不要投。只有在没有专用匝间TV2时再投。
八、发电机相间后备保护试验
8.1 试验前的准备
（1）整定保护总控制字“发电机相间后备保护”置1； （2）投入屏上“投发电机相间后备保护”硬压板；
（3）发电机负序电压定值 6 V，相间低电压定值 60 V，过流I段定值 4 A，过流I段延时 2 S，过流II段定值 5 A，过流II段延时 2.5 s； （4）整定过流保护的跳闸控制字； （5）按照定值单要求投入各控制字； （6）按照下图将接线接好。
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8.2 发电机复压过流保护试验 3.2.1 过流定值试验
将保护动作时间定值改为0 s,不加电压，同时加入三相电流，逐渐增大达到4A时保护动作
3.2.2 相间低电压定值试验（相间电压定值为线电压值）
电流三相加入5A>4A，使得过流条件始终满足，加入三相电压使得线电压值>60V，然后三相电压逐渐同时（不能只减小其中一相电压，因为低电压的实际情况不是这样，）减小至保护动作，记下动作值
3.2.3 负序电压定值试验（负序电压定值为相电压值）
将相间低电压定值改为最小值（3V），目的是取消低电压条件，电流三相加入5A>4A，使得过流条件始终满足，将测试仪上A、B两相电压线对掉（负序接入），然后逐渐增大三相电压至保护动作，记下负序电压动作值
3.2.4 做过流II段时将过流I段的跳闸控制字整定为“0000”，方法与做过流I段一样 8.3 TV断线闭锁功能试验
将保护定值恢复为原定值，接线恢复为上图接线，先不加电流，三相电压加入额定电压；去掉其中一相电压，10s后装置TV断线灯亮，此时逐渐增加电流至大于保护定值，保护不会动作
注意：发电机复压过流的电流是取机端和中性点的最大电流。而阻抗保护是取的中性点电流。
8.4 发电机阻抗保护试验
发电机阻抗保护很少投入，试验方法请参考主变阻抗保护，电压取机端TV1电压，电流取发电机中性点电流。
九、发电机定子接地保护试验
9.1 基波零序电压保护（即95%定子接地保护） 9.1.1 试验前的准备
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（1）整定保护总控制字“定子接地保护投入”置1； （2）投入屏上“投定子接地零序电压保护”硬压板；
（3）基波零序电压U0zd定值 10 V，零序电压高定值U0zd_h 22 V，零序电压保护延时 1.5 s； （4）整定跳闸矩阵定值；
（5）按照试验要求整定“零序电压保护报警投入”、“零序电压保护跳闸投入”、“零序电压高定值跳闸投入”控制字。 9.1.2 基波零序电压保护试验
9.1.2.1 基波零序电压报警试验
报警段动作判据：中性点零序电压Un0＞U0zd
基波零序电压定子接地保护，动作于报警时，报警定值为“基波零序电压”定值，延时为“零序电压保护延时”，不需通过压板控制，也不需经机端零序电压和主变高压侧零序电压闭锁。
在发电机中性点零序电压输入端子上，加入单相电压，实测报警动作值 V，报警延时 s。
9.1.2.2基波零序电压保护试验
◆基波零序电压灵敏跳闸段动作判据： 1中性点零序电压Un0＞U0zd ○
2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； ○
3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 的变比自动计算出“中性点机端零序电压相关系数”，自动转换出实时工况下的闭锁定值U’0zd。如下图，装置自动计算出来的相关系数K为0.577，则机端零序电压对于U0zd=10V时的U’0zd=U0zd/K=17.33V。（校保护时的主判据是中性点的零序电压）
图1 Dbg2000定子接地保护采样显示界面
调试仪的电压线按下图接入电压端子，UA接发电机机端零序电压输入端子，UB接主变高压侧零序电压输入端子，UC接中性点零序电压输入端子。
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◆零序电压高定值段动作判据：发电机中性点零序电压Un0 > 零序电压高定值U0zd_h，不经机端零序电压和主变高压侧零序电压闭锁。因此，只需加单相电压接入发电机中性点零序电压输入端子即可。
表3 定子接地基波零序电压保护试验表格 基波零序电压灵敏段 发电机机端 主变高压侧 零序电压UB (V) 中性点零序电压 基波零序电压动作定值UC (V) 实测值 (V) 1 零序电压UA (V) 18 发电机机端 零序电压UA (V) 0 发电机中性点 零序电压UC (V) 10 主变高压侧零序电压 闭锁值UB (V) 闭锁实测值 (V) 2 21 主变高压侧 零序电压UB (V) 12 发电机中性点 零序电压UC (V) 40 发电机机端零序电压 闭锁值UA (V) 闭锁实测值 (V) 3 0 0 0 零序电压高定值 (V) 22 10 15 20 基波零序电压高定值段 17. 33 26.00 34.66 实测值
9.2三次谐波电压保护（即100%定子接地保护）
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