985RS系列发电机保护装置调试指导书.docx

1、985RS系列发电机保护装置调试指导书RCS985RS系列发电机保护装置调试指导书国 家 电 力 公 司 电 力 自 动 化 研 究 院 南京南瑞继保电气有限公司2007年1月RCS-985RS发电机保护装置的调试配合“Dbg2000专用调试软件”、“变斜率比率差动计算软件”，将大大方便调试，达到事半功倍的效果。该调试指导书仅供试验参考，如有问题请与发变组联系。以2005年10月27日归档的RCS-985RSV1.10程序为例RCS-985R一、差动保护试验差动保护各侧二次额定电流Ie的计算发电机机端二次额定电流：Pn为发电机额定有功功率；为发电机功率因数；U1n为发电机额定电压；nfLH为发

2、电机机端TA变比；发电机中性点二次额定电流：2、某厂135MW机组计算实例 2.1 发电机系统参数例：发电机差动用发电机中性点额定电流=4.14A985R的 TA极性选择说明： 要求机端和中性点的CT极性为同极性。若发现差流为机端的两倍，表示有一侧CT极性接反，可将其中一侧CT极性取反。2.4 Dbg2000自动计算出的差动保护用的二次额定电流Dbg2000中会根据发电机参数自动算出发电机机端和中性点的二次额定电流，如下图所示：3、差动保护的调试方法 3.1 差动保护的介绍RCS-985R发电机保护配置的发电机差动是以差动各侧的电流有名值（单位为Ie）计入计算的。3.2 发电机差动调试3.2.

3、1 试验前的准备（1）整定保护总控制字“发电机差动保护投入”置1；（2）投入屏上“投发电机差动保护”硬压板；（3）比率差动启动定值Icdqd： 0.2 Ie ，起始斜率： 0.1 ，最大斜率： 0.5 。速断定值Icdsd： 4 Ie ；（注：下划线上所给定值为本调试说明定值）（4）整定发电机差动跳闸矩阵定值，如下图，矩阵的最后一位“本保护跳闸投入”若未被选中，则该保护跳闸功能退出。（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”、“TA断线闭锁比率差动”控制字。3.2.2比率差动试验 3.2.2.1 调试说明3.2.2.2 比率差动试验以主变高压侧和发电机中性点侧两侧比率

4、差动试验为例此时，所加Ia、Ib相角差为0，固定Ia，递增Ib至保护动作。上图为“变斜率差动计算软件”的主界面，“一侧额定电流”和“二侧额定电流”输入框内输入参与所调试的差动保护的两侧对应额定电流。其中一侧为机端二次额定电流，二侧为中性点二次额定电流，在“差动启动定值”、“起始斜率”、“最大斜率”中输入所调试差动保护的保护定值；而后在“差动类型”中选择“发电机差动”，再后，“输入一侧电流”里输入实际在一侧加的电流；最后“回车”或点击“计算”即显示出计算出的“二侧电流值”和对应的“制动电流”、“动作电流”。该软件计算出的即是变斜率差动曲线上的点。在“输入一侧电流”中顺次输入0、3、10、20、2

5、8.923、30，计算出相应参数填入下表，其中28.923为制动电流为6Ie的变斜率向定斜率（K=0.7）变化的拐点。序 号机端电流中性点电流计算值制动电流 Ie动作电流 Ie中性点电流实测值 AAIeAIe1000.8770.2120.1060.21224.1415.76213911.1950.39138.28211.2352.7132.3560.7133.2.3 差动速断试验为了更加直观，建议只投入“发电机差动速断投入”控制字，退出“发电机比率差动投入”控制字。从机端或中性点侧通入单相电流，定值Icdsd=4Ie=44.14=16.56A 实测动作值为 A。3.2.4 TA断线闭锁功能试验

6、投入“发电机比率差动投入”和“TA断线闭锁比率差动”控制字，退出“发电机差动速断投入”控制字。在 “机端侧”和“发电机中性点侧”两侧加上额定电流，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。二、转子接点保护试验2.1 转子一点接地定值整定（1）整定保护总控制字“转子接地保护投入”置1；（2）如转子一点接地保护动作于跳闸，需整定“一点接地投跳闸”控制字投入，并投入屏上“投转子一点接地”硬压板，接地报警不经硬压板；（3）一点接地灵敏段电阻定值 40 k，一点接地电阻定值 20 k，一点接地延时 0.5 s；（4）整定转子接地保护跳闸矩阵定值；（5）“

7、一点接地灵敏段信号投入”置1，动作于报警；（6）“一点接地信号投入”置1，动作于报警；（7）“一点接地投跳闸” 置1，按跳闸矩阵动作于出口。注：建议转子一点接地只投信号，不投跳闸。3.2 转子两点接地定值整定（1）整定保护总控制字“转子接地保护投入”置1；（此总控制字与“一点接地保护”共用）（2）投入屏上“投转子两点接地”硬压板；（3）两点接地保护延时 0.5 s；（4）整定转子接地保护跳闸矩阵定值；（此跳闸矩阵与“一点接地保护”共用）（5）“转子两点接地投入”置1，按跳闸矩阵动作于出口。注：试验时，“转子两点接地”需在“转子一点接地”发生之后才能投入，再模拟“转子两点接地”试验。3.3 转子

8、一点接地试验合上屏后顶部左端的转子电压输入小空气开关，从相应屏端子外加直流电压220V（请确认输入端子，严防直流高电压误加入交流电压回路），将试验端子（内含18k电阻）与电压正端短接，测得试验值_k，将试验端子与电压负端短接，试验值_k。整定“一点接地灵敏段电阻定值”或“一点接地电阻定值”整定为20k，加入100V直流电压，将试验端子与电压正端（或负端）短接即可，相应的“一点接地灵敏段报警”或“一点接地报警”信号发出，无需外加电阻进行试验。 3.4 转子两点接地试验按照3.3所述试验方法在“一点接地报警”发出信号延时15s，装置发出“转子两点接地保护投入”信号，在Dbg2000采样里（见上图）

9、可看到“转子两点接地投入状态”由“0”“1”，将大轴输入端与电压负端（或正端）短接（注：与“一点接地”试验时短接端相对），若“两点接地二次谐波电压投入”控制字置0，则“两点接地”保护跳闸出口；若“两点接地二次谐波电压投入”控制字置1，则“两点接地”不出口跳闸，在机端TV1加单相3倍定值U2W2的二次谐波电压32=6V，实测值为_V，此时“两点接地”保护跳闸出口。转子接地保护运行说明：1、转子两点接地保护不采用自动投入方式，建议在一点接地稳定后手动经压板投入；转子接地保护运行只能投入一套，一套备用，备用屏的转子电压小空气开关须断开。2、在装置上电重启时，转子电压输入闸刀需处于断开状态，装置“运行

10、”灯亮后再合上一套装置的转子电压小空气开关，因为装置上电初始需要检测转子电压采样零漂，自动跟踪零点，否则易造成测量误差。三、定子过负荷保护试验3.1 试验条件（1）整定保护总控制字“发电机定子过负荷保护投入”置1；（2）投入屏上“投定子过负荷”硬压板；3.2 定子过负荷定值如下：保护取发电机机端、中性点最大相电流，按过量元件进行校验。3.5 反时限过负荷试验保护取发电机机端、中性点最大相电流。如上图所示，为实时的“定子过负荷热积累”，当机端、中性点最大相电流大于反时限启动电流定值Iszd=4.6A时，可以看到定子过负荷热积累开始缓慢增加，电流越大热积累的越快，当百分数增至100%时，反时限保护

11、动作。试验数据记录（Ief =4.14A，公式序号输入电流（A）实测动作时间（s）计算时间（s）14.626.2134.63338.2812.942计算实例：在机端电流输入端子通入电流，A相，12.42A。则计算出的动作时间t=4.748s当计算出的动作时间t反时限上限时间定值1s时，实际动作时间为1s。说明：1、每项反时限试验做完后，需等热积累归零后，再做下一项，否则动作时间测量偏差会很大；快速将热积累清零只需短时退出屏上“投定子过负荷”硬压板即可；2、建议散热效应系数Ksrzd1，使得定子过负荷热累计后，能依此系数模拟定子的散热过程，若整定为1，则无法散热，推荐定值1.021.05。四、负

12、序过负荷保护试验4.1 试验总条件（1）整定保护总控制字“发电机负序过负荷保护投入”置1；（2）投入屏上“投负序过负荷”硬压板；4.2 负序过负荷定值4.3 定时限过负荷试验保护取发电机机端、中性点负序电流小值，以防止一侧TA 断线负序过负荷保护不会误动，故试验时需在机端和中性点均加单相电流，可以如下图接线试验。4.4 反时限过负荷试验方法同4.3。 如上图所示，为实时的“负序过负荷热积累”，当机端、中性点负序电流最小值大于反时限起动负序电流定值Iszd2=0.5A时，可以看到负序过负荷热积累开始缓慢增加，电流越大热积累的越快，当百分数增至100%时，反时限保护动作。试验数据记录（Ief =4

13、.14A，公式序号输入电流（A）实测动作时间（s）计算时间（s）11.242212.4210.1318.634.323计算实例：在机端、中性点A相电流输入端子串联通入单相电流12.42A，则负序电流I2=4.14A则计算出的动作时间t=10.1s当计算出的动作时间t反时限上限时间定值3s时，实际动作时间为3s。说明：每项反时限试验做完后，需等热积累归零后，再做下一项，否则动作时间测量偏差会很大，快速将热积累清零只需短时退出屏上“投负序过负荷”硬压板即可。五、励磁过流保护 按常规过量保护校验。985R特殊说明： 1、电制动保护投上相应的保护，当电制动开入由0变1时，将闭锁相应的保护。 2、大电流

14、闭锁： RCS-985S一、发电机匝间保护1、横差保护1.1 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）灵敏段定值Ihczd 1.5 A，高定值段 9 A横差相电流制动系数K为 1 ，横差延时（转子一点接地时） 0.5 S匝间保护方程：Id Ihczd ImaxIefId Ihczd1+ K(Imax Ief ) / Ief ImaxIef（4）整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定“横差保护投入”、“横差保护灵敏段保护投入”。1.2 横差保护试验 相电流制动取自发电机机端最大相电流Imax继保调试仪的一相电流（如A相）接入

15、横差电流输入端子，输入横差电流Ihc，另一相电流（如B相）接入发电机机端某相电流端子，输入机端最大相电流Imax。调试定值中Ief=3.39A，则当Imax3.39A时，横差动作值Ihc=1.5A；当Imax3.39A，Id Ihczd1+ K(Imax Ief ) / Ief =1.51+1(Imax 3.39) / 3.39= 1.5Imax/ 3.39表1 横差保护试验表格序号机端最大相电流Imax横差动作电流计算值A横差动作电流实测值AAImax/ Ief1001.523.3911.535.0851.52.2546.782358.4752.53.75610.1734.5若机组有两横差T

16、A，其对应的横差1、横差2保护的调试与上述方法基本相同，只是横差电流输入作相应的变化，投入相应的压板和控制字。 为防止转子接地瞬间磁通分布不均而产生不平衡电流造成横差保护误动，配置转子一点接地时横差延时整定，推荐定值0.5s，转子一点接地（调试方法见6.1）后，加横差动作电流，测得横差动作延时为_s。 2、纵向零序电压保护调试2.1 调试前的准备（1）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）灵敏段定值 3 V，高定值段 10 V，延时 0.2 S，匝间保护方程：Uz Uzd1+K Im / Ief Im=3I2 Imax Ief时 Im=(Ima

17、x- Ief)+3I2 Imax Ief时（4）整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定“零序电压投入”、“零序电压高定值段投入”控制字。2.2 纵向零序电压保护试验当发电机匝间专用TV2一次断线时，闭锁定子匝间纵向零序电压保护（其闭锁判据详见技术说明书）。请注意：TV回路恢复正常，必须按屏上按“复归”按钮才能清除闭锁信号并解除匝间保护的闭锁，否则闭锁一直有效。调试电压、电流线按上图接入保护屏相应的端子加电压UA=50V，UB=57V，UC=57V满足发电机机端负序电压大于U2set的值。相电流制动取自发电机机端最大相电流Imax发电机机端加电流IA Uzd（1+IA / Ief =3(1+

18、IA/ Ief)当IA 4.14A时，则Im=(Imax- Ief)+3I2=( IA - Ief)+ IA=2IA- Ief 有Uz Uzd（1+Im/ Ief =31+ (2IA- Ief) /Ief)表2 纵向零序电压保护试验表格序号机端最大相电流Imax纵向零序电压计算值V纵向零序电压实测值VImaxIA/ Ief100322.070.55.2534.1417.5延时定值试验，加入1.2倍的动作量，灵敏段或高值段保护延时出口，测得延时_s。3、工频变化量匝间保护 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

19、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）。 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78，负序电压U2 0.5V，负序电流I20.1A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

20、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1机端TV1单相电压值电流动作值是否可靠动作UA (V)U2 (V)相角IA (A)I2 (A)相角3010781.50.502机端TV1单相电压值电流动作值是否可靠不动作UA (V)U2 (V)相角IA (A)I2 (A)相角30102581.50.50三、发电机后备保护试验 按常规保护校验四、发电机定子接地保护试验1、 基波零序电压保护（即95%定子接地保护）1.1 试验前的准备（1）整定保护总控制字“定子接地保护投入”置1；（2）投入屏上“投定子接

21、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“零序电压报警段投入”、“零序电压保护跳闸投入”控制字。1.2 基波零序电压保护试验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Un0U0zd基波零序电压定子接地保护，动作于报警时，报警定值为“基波零序电压”定值，延时为“零序电压保护延时”，不需通过压板控制，也不需经机端零序电压和主变高压侧零序电压闭锁。在发电机中性点零序电压输入端子上，加入单相电压，实测报警动作值 V，报警延时 s。1.2.1基波零序电压保护试验基波零序电压灵敏跳闸段

22、动作判据：中性点零序电压Un0U0zd机端零序电压Ut0U0zd，闭锁定值U0zd不需整定，保护装置根据系统参数中机端、中性点TV 的变比自动计算出“中性点机端零序电压相关系数”，自动转换出实时工况下的闭锁定值U0zd。如下图，装置自动计算出来的相关系数K为0.577，则机端零序电压对于U0zd=10V时的U0zd=U0zd/K=17.33V。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， UC接中性点零序电压输入端子。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1发电机机端 零序电压UA (V)主变高压侧 零序电压

23、UB (V)中性点零序电压 动作定值UC (V)基波零序电压实测值 (V)180102发电机机端 零序电压UA (V)发电机中性点 零序电压UC (V)主变高压侧零序电压 闭锁值UB (V)闭锁实测值 (V)2112403主变高压侧 零序电压UB (V)发电机中性点 零序电压UC (V)发电机机端零序电压 闭锁值UA (V)闭锁实测值 (V)01017. 3301526.0002034.66基波零序电压高定值段零序电压高定值 (V)实测值222、 三次谐波电压保护（即100%定子接地保护）2.1 试验前的准备（1）整定保护总控制字“定子接地保护投入”置1；（2）投入屏上“投定子接地三次谐波电压

24、”硬压板；（3）发电机并网前三次谐波电压比率K3w pzd定值 2.5 ，发电机并网后三次谐波电压比率K3w 1zd定值 2.0 ，三次谐波电压保护延时 1.5 s；（4）整定跳闸矩阵定值；（5）按照试验要求整定 “三次谐波保护报警投入”控制字。2.2 三次谐波电压比率试验2.2.1 保护说明辅助判据：机端正序电压大于0.5Un，机端三次谐波电压值大于0.3V。动作判据： 三次谐波电压比率K3w K3w pzd（K3w= Ut03/Un03，即机端零序三次谐波与中性点零序三次谐波之比） 2.2.2 试验方法调试接线示意图如下，调试仪输出三相正序电压至机端TV1端子，每相电压U30V，在UA上叠

25、加三次谐波电压，并于机端零序电压端子，UZ输出三次谐波电压至发电机中性点零序电压端子，固定三相电压的基波，设定UA的不同的三次谐波电压值，减小UZ三次谐波电压至保护动作，测得相应的动作值。项目机端三次谐波UA3（V）中性点三次谐波计算值 UZ3（V）动作值UZ3（V）比率定值K3w pzd实测比率K3w2.512.5522.5八、失磁保护试验8.1 失磁保护定值整定（1）整定保护总控制字“发电机失磁保护投入”置1；（2）投入屏上“投失磁保护”硬压板；（3）定子阻抗判据：失磁保护阻抗1（上端）定值Z1 2.18 ，失磁保护阻抗2（下端）定值Z2 31.40 ，无功功率反向定值Qzd 10 % ，

26、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Ur1zd 33.9 V，转子空载电压定值Uf0 113 V，转子低电压判据系数定值Kxs 0.46 ；（5）母线电压判据：可以选择高压侧母线电压或者机端电压，低电压定值U3 85 V；（6）减出力判据：减出力功率定值Pzd 50% ；（7）失磁保护段延时 0.5 s，动作于减出力，整定控制字“段阻抗判据投入”、“段转子电压判据投入”、“段减出力判据投入”；整定失磁保护段跳闸控制字；（8）失磁保护段延时 0.5 s，判母线电压动作于出口，整定控制字“段母线电压低判据投入”、“段

27、阻抗判据投入”、“段转子电压判据投入”。整定失磁保护段跳闸控制字。（9）失磁保护段延时 1 s，动作于出口或信号，整定控制字“段阻抗判据投入”、“段转子电压判据投入”。整定失磁保护段跳闸控制字。（10）失磁保护段延时 0.5 M，动作于出口或信号，整定控制字“段阻抗判据投入”、“段转子电压判据投入”。整定失磁保护段跳闸控制字。8.2 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、发电机机端正序电流来计算。辅助判据：机端正序电压U16V，负序电压U26V，机端电流大于0.1Ie。失磁保护共配置四段，阻抗特性相同，以“失磁保护段”为例试验，仅将“段阻抗判据投入”控制字投入，整定I

28、段跳闸控制字，段延时整定为0s，其它保护控制字均退出。8.2.1 手动试验方法：通入机端TV1三相电压和机端三相电流8.2.1.1 校验异步阻抗圆上端的Z1点此时阻抗轨迹位于纵轴负端，大小为Z=，三相电压联动增加，使阻抗轨迹自异步阻抗圆上端往下落入动作圆内，实测动作值Z1=_；8.2.1.2校验异步阻抗圆下端的Z2点此时阻抗轨迹位于纵轴负端，大小为Z=，三相电压联动增加，使阻抗轨迹自异步阻抗圆下端往上落入动作圆内，实测动作值Z2=_；8.2.2 自动试验方法：通入机端TV1三相电压和机端三相电流，取相应的跳闸出口接点引入继保调试仪，并投入相应的出口硬压板。以北京博电P40A调试仪为例加以说明，阻抗异步圆与常规阻抗圆在试验方法上大同小异，首先要绘制出阻抗圆特性，然后再搜索边界。8.2.2.1 从调试软件的主菜单中进入“距离保护（扩展）”，绘制需要校验的阻抗圆特性8.2.2.1 计算异步阻抗圆半径R=(Z2-Z1)/2=(31.4-2.18)/2=14.61则异步阻抗圆圆心坐标为（0，-(Z1+R)）,即（0，-16.79） 再“添加序列项”，输入“原点”和“搜索线长度”（注：搜索线长度应大于半径） 点击“确认”后，即完成测试项的添加，开始试验（注意： “故障类型”应选择“三相短路”，“测试模型”建议选择“电压不变”）各个阻抗圆边界点的参数在随后的报告中显示。8.4 失