220kV主变并列运行对其相间后备保护远后备灵敏度的影响

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220kV 主变并列运行对其相间后备保护远后备灵敏度的影响

季 健

（南通供电公司,江苏南通 226006）

摘要：本文针对系统、主变的不同情况，建立了简单的计算模型，对主变分列运行与并列运行时其中压侧复压过流保护的远后备灵敏度（保护范围）进行了计算、分析和归纳，并在此基础上对母联开关电流解列保护的适用性进行了分析。 关键词：主变 远后备 灵敏度

1 问题的提出：

根据现行继电保护技术规程的要求，110kV 及以下系统的后备保护应采用远后备的形式。因此，对220kV 变电所的110kV 出线，应由该所220kV 主变中压侧后备保护担当其远后备保护，即在110kV 出线发生故障而线路保护拒动或开关拒跳时，由主变中压侧后备保护动作跳开主变开关以切除故障。

在某些装设两台或以上主变的变电所，基于某些原因，有时会提出两台主变并列运行的要求。因此，有必要对主变并列运行后其后备保护远后备灵敏度将受到何种影响、影响的程度有多大、相关对策及其适用性进行分析。

2 计算模型及参数选择：

A 、计算用阻抗图：

其中，Zs 为220kV 系统等值正序阻抗；ZT1/ZT2为主变短路阻抗（高－中压侧）；Z l 1为线路正序阻抗。

B 、计算参数的选择： 1) 220kV 系统等值阻抗：

按短路电流分别为50kA （国产开关最大开断电流）、31.5kA 、20kA 、10kA 及5kA 考虑。

短路电流(kA) 50 31.5 20 10 5.0 短路阻抗(标么值)

0.0050

0.0080

0.0125

0.0251

0.0502

2) 主变容量：

分别按120MV A 、180MV A 考虑。 3) 主变类型：

分别按三绕组变压器、自耦变压器考虑。 4) 主变短路阻抗（高压侧－中压侧）：

三绕组变压器按uk1-2%=14.0考虑；自耦变压器按uk1-2%=8.5考虑。 5) 主变运行方式：

分别按分列运行、并列运行考虑。

6) 主变中压侧复压过流保护定值：

①电流元件：按1.5倍主变额定电流考虑。

l 120MV A主变：取I>op=900A。

l 180MV A主变：取I>op=1320A。

②电压元件：

l 低压元件（线电压）按0.7倍额定电压考虑，即U

l 负序电压元件按0.08倍额定电压考虑，即U2>op=0.08Un。

7) 短路类型：

两相短路及三相短路。

8) 远后备灵敏度要求：

按ksen≥1.2考虑。

3 110kV线路末端故障时主变保护远后备灵敏度计算公式及计算结果：

注：

(1) 电流元件保护范围按其末端故障时具有1.2的远后备灵敏度计算求得(根据计算得出的阻抗数

按0.4Ω/km折算为线路长度)。

(2) 负序电压元件灵敏度按电流元件保护范围末端两相短路时母线负序电压进行校核；

(3) 电压元件保护范围按其保护范围末端故障时具有1.2的远后备灵敏度计算求得(根据计算得出

的阻抗数按0.4Ω/km折算为线路长度)。

(4) 公式中，Kf为故障系数，三相短路时取1，两相短路时取0.866；Kt为变压器运行系数，主

变分列运行时取1，并列运行时取2；502为110kV系统的基准电流。

B、计算结果：见附表。

4 远后备灵敏度计算结果分析：

A、一般性结果：

1)其它条件相同时，系统短路容量愈大，电流元件的灵敏度就愈高，但电压元件的灵敏度却愈低。

2)其它条件相同时，主变容量愈大，电流元件及电压元件的灵敏度均愈小。

3)其它条件相同时，主变分列运行时电流元件及电压元件的灵敏度比主变并列运行时要高。

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4)其它条件相同时，自耦变压器电流元件的灵敏度比三绕组变压器高，但其电压元件的灵敏度比三绕组变压器低。

B、类分析：

1)当主变分列运行时：

①电流元件：

2 对自耦变压器而言，其灵敏度总是能够满足规程要求。

2 对三绕组变压器而言，当主变容量为120MV A时，其灵敏度总是能够满足规程要求；当主变容量为180MV A时，视系统短路容量的不同，其电流元件具有不同的保护范围（220kV母线

短路电流为31.5kA及以上时，其灵敏度总是能够满足规程要求；而220kV母线短路电流为

5kA时，其电流元件具有足够灵敏度的保护范围约为35km）。

②电压元件：

2 对三绕组变压器而言，当主变容量为120MV A时，其灵敏度总是能够满足规程要求；当主变容量为180MV A时，视系统短路容量的不同，其电压元件具有不同的保护范围（220kV母线

短路电流为10kA及以下时，其灵敏度总是能够满足规程要求；而220kV母线短路电流为

31.5kA时，其电压元件具有足够灵敏度的保护范围约为40km）。

2 对自耦变压器而言，视主变容量及系统短路容量的不同，其电压元件具有不同的保护范围。

当主变容量为120MV A时，若220kV母线短路电流为31.5kA及以下，则其电压元件具有足

够灵敏度的保护范围不少于35km；当主变容量为180MV A时，若220kV母线短路电流为

31.5kA及以下时，则其电压元件具有足够灵敏度的保护范围不少于25km。

2)当主变并列运行时：

①电流元件：

2 对自耦变压器而言，视主变容量及系统短路容量的不同，其电流元件具有不同的保护范围。

当主变容量为120MV A时，若220kV母线短路电流为20kA及以上，其电流元件具有足够灵

敏度的保护范围不少于50km；当主变容量为180MV A时，若220kV母线短路电流为20kA

及以上时，其电流元件具有足够灵敏度的保护范围不少于30km。

2 对三绕组变压器而言，视主变容量及系统短路容量的不同，其电流元件具有不同的保护范围。

当主变容量为120MV A时，若220kV母线短路电流为20kA及以上，其电流元件具有足够灵

敏度的保护范围不少于40km；当主变容量为180MV A时，若220kV母线短路电流为20kA

及以上时，其电流元件具有足够灵敏度的保护范围不少于25km。

②电压元件：

2 对三绕组变压器而言，视主变容量及系统短路容量的不同，其电压元件具有不同的保护范围。

当主变容量为120MV A时，220kV母线短路电流为31.5kA及以下时，其电压元件具有足够

灵敏度的保护范围不少于30km；当主变容量为180MV A时，220kV母线短路电流为31.5kA

及以下时，其电压元件具有足够灵敏度的保护范围不少于30km。

2 对自耦变压器而言，视主变容量及系统短路容量的不同，其电压元件具有不同的保护范围。

当主变容量为120MV A时，若220kV母线短路电流为31.5kA及以下，则其电压元件具有足

够灵敏度的保护范围不少于20km；当主变容量为180MV A时，若220kV母线短路电流为

31.5kA及以下时，则其电压元件具有足够灵敏度的保护范围不少于10km。

C、综合分析：

1)主变分列运行时：主变后备保护的保护范围主要由其电压元件决定。

①若主变为自耦变压器，按220kV母线短路电流不超过31.5kA考虑，则120MV A主变后备保护

的保护范围不小于35km，而180MV A主变后备保护的保护范围不小于25km。

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②若主变为三绕组变压器，当主变容量为120MV A 时，该主变后备保护的保护范围不小于50km ；当主变容量为180MV A 时，按220kV 母线短路电流不超过31.5kA 考虑，该主变后备保护的保护范围不小于40km 。

2)主变并列运行时：视主变类型、容量及系统短路容量的不同，主变后备保护的保护范围由其电流元件或电压元件决定。

a) 对120MV A 三绕组变压器，当220kV 母线短路电流小于10kA 时，主变后备保护的保护范围

由其电流元件决定；当220kV 母线短路电流大于10kA 时，主变后备保护的保护范围由其电压元件决定；当220kV 母线短路电流等于10kA 时，主变后备保护的保护范围约为40km 。换句话说，对并列运行的120MV A 三绕组变压器，其后备保护的最大保护范围约为40km 。 b) 对180MV A 三绕组变压器，当220kV 母线短路电流小于15kA 时，主变后备保护的保护范围

由其电流元件决定；当220kV 母线短路电流大于15kA 时，主变后备保护的保护范围由其电压元件决定；当220kV 母线短路电流等于15kA 时，主变后备保护的保护范围约为26km 。换句话说，对并列运行的180MV A 三绕组变压器，其后备保护的最大保护范围约为26km 。 c) 对120MV A 自耦变压器，当220kV 母线短路电流小于5kA 时，主变后备保护的保护范围由

其电流元件决定；当220kV 母线短路电流大于5kA 时，主变后备保护的保护范围由其电压元件决定；当220kV 母线短路电流等于5kA 时，主变后备保护的保护范围约为38km 。换句话说，对并列运行的120MV A 自耦变压器，其后备保护的最大保护范围约为38km 。

d) 对180MV A 自耦变压器，当220kV 母线短路电流小于7.5kA 时，主变后备保护的保护范围由

其电流元件决定；当220kV 母线短路电流大于7.5kA 时，主变后备保护的保护范围由其电压元件决定；当220kV 母线短路电流等于7.5kA 时，主变后备保护的保护范围约为26.5km 。换句话说，对并列运行的180MV A 自耦变压器，其后备保护的最大保护范围约为26.5km 。

5 110kV 母联开关电流解列保护的适用性分析：

A 、母联电流解列保护的条件：

采用母联开关电流解列保护是否合理、可行是由以下三个条件决定的：

(1)主变分列运行时后备保护远后备灵敏度比并列运行时高。这点已由前面的计算结果所证实。

(2)仅母联开关解列保护动作不致造成负荷的损失。当母联开关电流解列保护与110kV出线保护不配合时必须满足此点要求。显然，只要我们规定该母联电流解列保护仅在主变并列运行时投入，在单台主变兼供两条母线负荷时退出，就可以满足此点要求。

(3)母联电流解列保护具有比主变复压过流保护更高的灵敏度。否则，该解列保护也就失去装设的意义。

B、联电流解列保护的整定：

(1)躲过正常运行时流过母联开关的最大负荷电流。考虑两条母线负荷分布极不均匀的情况并顾及并列运行的一台主变故障跳开后不致因过电流误跳母联开关（此时，应退出该母联电流解列保护，但在未退出前，应避免其误动），此最大负荷电流可按主变中压侧额定电流考虑。

(2)保证在主变并列运行时对最长的110kV线路末端两相故障具有足够远后备灵敏度。

显然，按以上原则进行整定，母联电流解列保护的定值可取与主变中压侧复压过流保护电流元件相同的定值。

C、联电流解列保护适用性分析：

考虑到，

l 纯电流性质的母联解列电流保护与主变复压过流保护的电流元件具有相同定值；

l 主变并列运行时，若110kV线路发生故障，流过每台主变中压侧的故障电流与流过母联开关的相同。

可见，母联解列保护与主变复压过流保护的电流元件具有相同的远后备灵敏度。

如此一来，装设该解列保护是否有意义将取决于主变后备保护的电流元件保护范围是否比电压元件保护范围大。因此，

1)对120MV A三绕组变压器，当220kV母线短路电流大于10kA（短路容量约4000MV A）时，加装母联电流解列保护就有意义。

2)对180MV A三绕组变压器，当220kV母线短路电流大于15kA（短路容量约6000MV A）时，加装母联电流解列保护就有意义。

3)对120MV A自耦变压器，当220kV母线短路电流大于5kA（短路容量约2000MV A）时，加装母联电流解列保护就有意义。

4)对180MV A自耦变压器，当220kV母线短路电流大于7.5kA（短路容量约3000MV A）时，加装母联电流解列保护就有意义。

5)装设110kV母联电流解列保护后，主变中压侧复压过流保护可以按分列运行校核对110kV线路的远后备灵敏度。这也就意味着主变后备保护依赖于母联开关跳开后的相继动作。由于主变后备保护是110kV 线路的远后备保护，故110kV出线故障且其保护拒动或开关拒跳时才需要主变保护动作切除故障，此时，可以不再考虑母联开关拒跳或该解列保护拒动的情况。

6 结论

a) 主变分列运行时，其后备保护的保护范围主要由电压元件决定，并随着系统容量、主变类型及主

变容量的变化而变化。

b) 主变并列运行时，其后备保护的保护范围将变小。因此，若在110kV线路故障时能将110kV母联

开关解列，则可以提高主变后备保护的远后备灵敏度。

c) 某些情况下，在110kV母联开关处加装电流保护以充当母联解列保护，可以显著改善主变后备保

护远后备灵敏度。

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268附表：主变后备保护的保护范围计算结果表

220kV 主变

主变中压侧复压过流定值 主变复压保护的保护范围 短路电流 主变容量

短路阻抗

两相短路

三相短路

（kA ）

(MV A)

主变

类型

标么值 （高－中）

电流 元件 （A)

负序电压 (U/UN)

低压元件 (U/UN)

主变 运行方式

电流元件保护范围(km)

负序电压 灵敏度

电流元件保护范围(km) 电压元件保护范围(km)

50.00 92.7 1.89 113.3 56.5 31.50 91.8 1.94 112.4 57.8 20.00 90.3 2.01 110.8 60.0 10.00 86.1 2.21 106.7 65.8 5.00 分列

77.8 2.60 98.4 77.4 50.00 45.5 1.97 55.8 29.4 31.50 44.6 2.06 54.9 30.8 20.00 43.1 2.21 53.3 32.9 10.00 38.9 2.60 49.2 38.7 5.00 120 三绕组

0.117 900

0.08

0.70 并列

30.6 3.38 40.9 50.3 50.00 63.3 1.89 77.3 38.4 31.50 62.3 1.96 76.4 39.8 20.00 60.8 2.06 74.8 41.9 10.00 56.7 2.35 70.7 47.7 5.00 分列

48.4 2.92 62.4 59.3 50.00 30.8 2.00 37.8 20.4 31.50 29.8 2.14 36.9 21.7 20.00 28.3 2.35 35.3 23.9 10.00 24.2 2.92 31.2 29.7 5.00 180 三绕组

0.078

1320

0.08

0.70 并列

15.9 4.06 22.9 41.3 50.00 108.0 1.18 128.5 35.2 31.50 107.0 1.23 127.6 36.6 20.00 105.5 1.30 126.1 38.7 10.00 101.3 1.49 121.9 44.5 5.00 分列

93.0 1.88 113.6 56.1 50.00 53.1 1.26 63.4 18.8 31.50 52.2 1.35 62.5 20.1 20.00 50.7 1.49 61.0 22.2 10.00 46.5 1.88 56.8 28.1 5.00 120 自耦

0.071

900

0.08

0.70 并列

38.2 2.66 48.5 39.7 50.00 73.5 1.18 87.6 24.1 31.50 72.6 1.25 86.6 25.4 20.00 71.1 1.36 85.1 27.6 10.00 66.9 1.64 80.9 33.4 5.00 分列

58.6 2.21 72.6 45.0 50.00 35.9 1.30 43.0 13.2 31.50 35.0 1.43 42.0 14.6 20.00 33.5 1.64 40.5 16.7 10.00 29.3 2.21 36.3 22.5 5.00

180 自耦

0.047

1320

0.08

0.70 并列

21.0

3.36

28.0

34.1

主变差动保护试验指导

3.6.2.2主变差动保护 正常情况下流进流出主变的功率一致（励磁损耗忽略）。影响功率相关参数：电压（额定）、电流（变比）。由于主变两侧电压关系已定，主变差动仅引入电流参与计算，此时需要对电流增加约束条件：容量、电压。 参数：以变压器铭牌实际为准！ 各侧容量S，如三圈变一般低侧容量只有高中侧一半。1MV A=1000kV A。 各侧额定电压，某侧有多档位时以中间档位（额定档）为准，如上图高侧额定电压Ueh 35kV，低侧额定电压Uel 10.5kV。 整定： 接线方式：注意因装置不同，有时整定选项无直接对应表述。此时应按照实际接线（各侧电流接入装置的位置）整定。如上图接线为YD11，某装置为三组电流接入，其接线选项有Y-Y-D1,Y-Y-D11等方式，现场接线为一、三侧，综合起来就可以选择Y-Y-D11接线。 各侧容量：如上图为2.5MV A或2500kV A. 各侧额定电压：如上图接线方式为Y-Y-D11接线时，一侧额定电压35kV，二侧空额定电压可整定最小值，三侧额定电压10.5kV。 各侧CT变比：如上图接线方式为Y-Y-D11接线时，一侧CT变比150/5，二侧空CT变比可整定最小值，三侧额CT变比300/5。 计算： 首先计算各侧二次额定电流Ie。 如上图： 高侧二次额定电流Ieh=（S/1.732/Ueh）/(150/5)=1.375A。设变比150/5。 低侧二次额定电流Iel=（S/1.732/Uel）/(300/5)=2.291A。设变比300/5。 三相平衡电流： 在两侧施加平衡电流的意义即流进流出主变功率相同，如高侧施加Ieh三相平衡电流表示流入功率Sh，低侧施加Iel三相平衡电流表示流出功率Sl，此时Sh=Sl，也即高压侧输入Ieh与低压侧输入Iel等效。

发变组保护说明

大唐阳城发电有限责任公司 DA TANG YANGCHENG POWER GENERA TING CQ.,LTD 发电部电气专业资料 编号：FDDQ200905日期：2009年09月20日■技术资料□运行分析□临时措施□补充运行规定 主题：发变组保护说明 一、概述 1、发变组保护压板分为“保护动作出口”压板与“保护动作对象”压板。 2、“保护动作出口”压板实现该项保护的投退，给上“保护动作出口”压板投入该项保护，打开“保护动作出口”压板退出该项保护，每面保护柜下面三列压板为“保护动作出口”压板。 3、“保护动作对象”压板是指保护动作以后作用的对象，每面保护柜上面两列压板为“保护动作对象压板。 4、发变组保护的动作对象反映了发变组保护动作的结果，可以总结为跳机、解列、灭磁、切换厂用电。 ?快关主汽门压板实现跳机功能； ?500KV断路器跳闸压板、厂变进线断路器跳闸压板实现解列功能； ?A VR跳闸压板实现灭磁功能； ?启动厂变厂用段快切压板实现厂用段快切装置的启动最终实现切换厂用电。 5、每项保护的具体动作对象在跳闸矩阵中设置，如果某项保护的动作结果为跳机、解列、灭磁、切换厂用电，这种动作结果可简述为全停。 6、500KV断路器有两个跳闸线圈，任何一个带电即可跳闸，第一套电气量保护通过第一个跳闸线圈跳开500KV断路器，第二套电气量保护通过第二个跳闸线圈跳开500KV断路器，非电气量保护通过两个跳闸线圈跳开500KV断路器。 二、发电机保护原理简介 1、100％定子接地保护

发电机靠近中性点侧发生接地故障时，中性点侧的三次谐波分量将减小而机端侧的三次谐波分量将增大。本保护判据使用发电机三次谐波零序电压，3U0由机端PT的开口三角形绕组测量得到，经过数字滤波后的三次谐波分量形成保护判据。本保护动作于信号。 保护自动投入条件：发电机正序电压U1>80V（二次侧）且有功功率P>40%. 保护动作条件：3U0>2V（二次侧）延时1.0S 2、90％定子接地保护 本保护判据使用发电机基波零序电压，3U0由机端PT的开口三角形绕组测量得到，经过数字滤波后的基波分量形成保护判据。本保护动作于全停。 保护动作条件：3U0>10V（二次侧）延时0.3S 3、正向功率解列保护 本保护用于发电机突然失去外部输电通道情况下，确保机组紧急停机。 保护装置由测量的正序电流和电压来计算有功功率。 保护动作条件：正向功率<8%延时1.0S 闭锁条件：主汽门关闭或低电压或正向功率>40% 4、逆功率保护 是指发电机出口逆功率，保护装置逆功率回路动作，结果为解列。逆功率保护为长延时。 保护动作条件：发电机逆功率3％，延时15S 5、程序逆功率保护 是指发电机出口逆功率，保护装置逆功率回路动作，同时汽机跳闸（主汽门关闭信号），动作结果为全停。程序逆功率保护为短延时。 保护动作条件：发电机逆功率3％且主汽门关闭，延时1.5S 6、误上电保护 是为了防止发电机灭磁状态下，由于500KV开关或厂用段工作进线开关发生误合闸或断口闪络等情况，突然加上电压使发电机异步启动造成损坏而设置的。 保护动作条件：发电机电压小于40％Un且三相任一相电流大于1.5A（二次侧） 7、发电机过激磁保护 过激磁保护是反应发电机因频率降低或者电压过高引起铁芯工作磁密过高的保护。判

主变保护RCS978运行规程

主变保护(RCS-978)运行规程

第一章装置简介 2.1 220kV主变保护RCS-978E主变保护装置功能介绍 2.1.1 装置的生产厂家及型号 南瑞继保公司生产的RCS-978系列微机变压器成套保护装置，该保护从原理及接线上都满足了保护双重化的要求。 2.1.2 装置的功能及组成 装置的功能：装置为微机实现的数字式变压器保护，它包括差动保护、三侧后备保护、非电量保护、公共绕组保护、非全相及失灵保护及三侧操作箱。 装置的组成：RCS-978系列微机变压器成套保护装置采用I、II屏组合方式，其中保护Ⅰ屏包括RCS-978变压器成套保护装置、RCS-974变压器非电量及辅助保护装置、保护Ⅱ屏包括RCS-978变压器成套保护装置、CZX-12R操作继电器箱。 RCS-974变压器非电量及辅助保护装置包括变压器非电量及非全相保护。CZX-12R操作继电器箱是220kV开关的操作回路和220kV交流电压切换回路。220kV开关的操作回路包括一套合闸回路和两套相对独立的跳闸回路。 2.2.3 保护配置 RCS-978装置中可提供一台变压器所需要的全部电量保护，主保护和后备保护共用同一TA。这些保护包括： ●稳态比率差动 ●差动速断 ●工频变化量比率差动 ●零序比率差动/分侧比率差动 ●复合电压闭锁方向过流 ●零序方向过流 ●零序过压 ●间隙零序过流 ●后备保护可以根据需要灵活配置于各侧。 另外还包括以下异常告警功能： ●过负荷报警

●起动冷却器 ●过载闭锁有载调压 ●零序电压报警 ●公共绕组零序电流报警 ●差流异常报警 ●零序差流异常报警 ●差动回路TA断线 ●TA异常报警和TV异常报警 2.3 RCS-978E主变保护装置主要技术指标 2.3.1 动作时间 差动速断：≤ 15 ms (1.5倍整定值) 稳态比率差动：≤ 30 ms (2倍整定值) 工频变化量比率差动：≤ 30 ms (2倍整定值) 零序比率差动（或分侧差动）：≤ 30 ms (2倍整定值) 2.3.2 事件记录 ⑴故障录波内容和故障事件报告容量 保护起动记录起动前2个周波、起动后6个周波的所有电流电压波形。 保护跳闸记录起动前2个周波、起动后6个周波，跳闸前2个周波、跳闸后6个周波，以及中间有扰动的16个周波的所有电流电压波形。 保护装置可循环记录32次故障事件报告、8次波形数据。 ⑵正常波形记录容量 正常时保护可记录5个周波所有电流电压波形，以供记录或校验极性。 ⑶异常记录容量 可循环记录32次异常报警和装置自检报告。 异常事件报告包括各种装置硬件自检出错报警、装置长期起动和不对应起动报警、差动电流异常报警、零差／分差电流异常报警、各侧TA异常报警、各侧TV异常报警、各侧TA断线报警、各侧过负荷、零序过电压报警、起动风冷和过载闭锁调压等。 ⑷开关量变位记录容量 可以循环记录32次开关量变位。开关量变位包括各种开入变位和管理板各起动元件变位等。

最新DGT801型微机发变组保护装置现场检验规程

D G T801型微机发变组保护装置现场检验规 程

DGT801型微机发变组保护装置检验规程 编制: 审核: 批准:

一、总则 1、内容及适用范围 本规程规定了部分微机发变组保护装置的现场检验内容、检验要求和整组传动要求，适用于基建、生产和运行单位继电保护工作人员进行相应系列的微机发变组保护装置现场检验。 2、检验前的准备和要求 在进行检验之前，工作人员应认真学习《继电保护及电网安全自动装置检验条例》、《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》和本规程，理解并熟悉检验内容和要求。应具备由工作负责人填写并经技术负责人审批、符合现场实际的继电保护安全措施票。应具备与实际状况一致的图纸、上次检验记录、最新整定通知单、合格的仪器仪表、备品备件、工具和连接导线等。 3、试验设备及试验接线的基本要求 为保证检验质量，应使用微机型继电保护测试仪，其技术性能符合部颁 DL/T624一1997《继电保护微机型试验装置技术条件》的规定，试验设备应经检验合格，其精度应不低于0?5级。 试验回路的接线原则，应使加人保护装置的电气量与实际情况相符合，模拟故障的试验回路，应具备对保护装置进行整组试验的条件。 4、试验条件和要求 交直流试验电源质量和接线方式等要求参照部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的有关规定执行。 试验时如无特殊说明，所加直流电源均为额定值。加入装置的试验电流和电压，如元特殊说明，均指从保护屏端子上加入。凡涉及装置端子号处，以实际接线为准。为保证检

验质量，对重要的试验项目及离散较大的试验项目，要求记录三次试验数据，其值与整定值的误差应满足规定的要求。 5、试验过程中应注意的事项 (1)断开直流电源后才允许插拔插件，插拔交流插件时应防止交流电流回路开路。 (2)存放程序的EPROM芯片的窗口要用防紫外线的不千胶封死。 (3)打印机及每块插件应保持清洁，注意防尘。 (4)调试过程中发现有问题时，不要轻易更换芯片，应先查明原因。当证实确需更换芯片时，则必须更换经筛选合格的芯片，芯片插入的方向应正确，并保证接触可靠。 (5)试验人员接触、更换芯片时，应采用人体防静电接地措施，以确保不会因人体静电而损坏芯片。 (6)试验过程中，应注意不要将插件插错位置。 (7)因检验需要临时短接或断开的端子，应逐个记录，并在试验结束后及时恢复。 (8)使用交流电源的测试仪器仪表，其测量端子与电源侧绝缘良好，外壳应与保护屏在同一点可靠接地。 (9)在进行全部检验和部分检验时，应特别注意做好安全措施，防止误起动失灵保护，防止误起、误碰运行设备，确保运行设备的安全运行。 6、本规程有关编写说明 本规程是在产品出厂合格的前提下编定的，不包括出厂检验内容。重点突出新安装和投产验收检验，简化部分检验。突出检验项目和要求，具体检验方法参见装置技术说明和调试大纲。 二、规程内容及适用范围

变压器后备保护讲解

高低后备保护定义： 高后备保护和低后备保护是相对变压器而言的，变压器高压侧的后备保护称为高后备，变压器低压侧的后备保护称为低后备。 高后备是指在110kV线路断路器拒动的情况下，由变压器高压侧断路器通过保护装置来断开故障电流，即作为110kV线路的后备保护；低后备是指在10kV线路断路器拒动的情况下，由变压器低压侧断路器通过保护装置来断开故障电流，即作为10kV线路的后备保护。高低后备保护种类： 变压器相间短路的后备保护有：过电流保护、低压启动的过电流保护、复合电压启动的过电流保护及负序过电流保护等。 变压器接地短路的后备保护有：零序电流保护、零序电压保护（零序电压保护只有在中性点失去、系统中没有零序电流的情况下才能够动作，不需要与其他元件的接地保护相配合）。后备保护用于在主保护故障拒动情况下，保护变压器。一般包含： （1）高压侧复合电压启动的过电流保护； （2）低压侧复合电压启动的过电流保护； （3）防御外部接地短路的零序电流、零序电压保护； （4）防止对称过负荷的过负荷保护； （5）和高压侧母线相联的保护：高压侧母线差动保护、断路器失灵保护； （6）和低压侧母线相联的相关保护：低压侧母线差动保护等。 低后备的作用：变压器低压母线、变压器低压线圈的保护以及低压出线的后备（远后备）保护。 高低后备保护范围： 问题一：高后备保护自高压侧CT以下的部分，作为主变差动保护的后备保护，同时也是中压侧及低压侧的总的后备保护；中后备保护作为中压侧出线的后备保护；低后备同中后备。高后备分有带方向和不带方向两种情况。不带方向的保护范围是：各侧母线及出线，包括主变本体，带方向的是指向母线（或指向主变）。 问题二：母线桥穿墙套管故障，应该属于主变差动保护范围，应该差动保护动作，如果差动保护没有跳开开关才轮到高后备保护动作，低后备保护是不会动作的，低后备只能保护低压侧CT以外的，不能保护以里的，不能倒过来保护主变方向。 问题三：高后备保护是一个总称，包括相间故障的复压方向过流保护和接地故障的零序方向过流保护、间隙保护等。 双绕组变压器当高后备投入的话，投低后备意义就不大。因为低后备保护动作后变压器处于空载状态，变压器运行已经失去价值。所以投入高后备不投低后备直接将变压器高压侧开关断开，以防止故障电流对变压器的损害。 相间短路后备保护方向设置： （1）三侧有电源的三绕组升压变压器，相间故障后备保护为了满足选择性要求，在高压侧或中压侧要加功率方向元件，其方向可指向该侧母线。方向元件的设置，有利于加速跳开小电源侧的断路器，避免小系统影响大系统。 （2）高压及中压侧有电源或三侧均有电源的三绕组降压变压器和联络变压器，相间故障后备保护为了满足选择性要求，在高压或中压侧要加功率方向元件，其方向宜指向变压器。（3）反应相间故障的功率方向继电器，通常由两只功率方向继电器构成，接入功率方向继电器的电流和电压应按90接线的要求。为了消除三相短路时功率方向继电器的死区，功率方向继电器的电压回路可由另一侧电压互感器供电。 高低后备保护出口：

发变组保护全部检验(A级)细则

发变组保护全部检验(A级)细则 1 检验周期：全部检验周期：4年进行1次。 2 工期控制：12天 3 检验项目 3.1二次安全措施及外观及、接线检查（0.5天） 3.1.3质检点 3.2绝缘电阻检测（0.5天） ） ）→继电器电气性能检验（W2） 3.4.1危险点及防范措施 3.4.2流程：保护装置的通电检验→检验触摸屏指针定位→打印机与保护装置的联机试验→时钟的整定与校核→保护定值输入整定校对（W）

稳压电源插件调试（W2）→WFB-103内NWY-98稳压电源插件调试（W3）→WFB-104内NWY-98稳压电源插件调试（W4）→WFB-104内NJL-98交流变换插件调试（W5）→WFB-103内NJL-98交流变换插件调试（W6）→WFB-110内NJL-98交流变换插件调试（W7）→NZL-98直流变换插件调试（W8）→NBH-98保护插件调试（W9） 地故障保护（W3）→发电机单元件高灵敏横差保护（W4）→发电机机端TV断线保护（W5）→发电机失磁静稳阻抗保护（W6）→发电机失磁异步阻抗保护（W7）→发电机励磁回路一点接地保护（W8）→发电机过电压保护（W9）→发电机机端接地故

障（W10）→发电机基波零序电压型定子接地保护（W11）→发电机3次谐波电压型定子接地保护（W12）→发电机负序过负荷保护（W13）→发电机负序过电流保护T1（W14）→发电机负序过电流保护T2（W15）→发电机对称过负荷保护（W16）→发电机低压过流保护（W17）→发变组比率制动式纵差保护（W18）→发变组差流速断保护（W19）→高压侧低频保护（W20）→发变组TA断线监视（W21）→高压侧零序电流保护T1（W22）→高压侧零序电流保护T2（W23）→高压侧零序间隙电流电压保护（W24）→变压器启动失灵保护（W25）→变压器重瓦斯保护（W26）→变压器轻瓦斯保护（W27）→开关SF6气压补气（W28）→开关储能故障（W29）→开关量失磁保护（W30） 操作回路检查→隔离开关电动试验（W2） 告打印检查（W3）

南瑞主变差动保护调试篇

经验总结-主变差动保护部分 一、从工程角度出发所理解的主变差动保护 关于接线组别和变比的归算思路 1、影响主变差动保护的几个因素 差动保护因为其具有的选择性好、灵敏度高等一系列优点成为变压器、电动机、母线及短线路等元件的主保护。这几种差动保护原理是基本相同的，但主变差动保护还要考虑到变压器接线组别、各侧电压等级、CT变比等因素的影响。所以同其它差动保护相比，主变差动保护实现起来要更复杂一些。 变压器变比的影响：因为变压器变比不同，造成正常情况下，主变高低压侧一次电流不相同。比如：假设变压器变比为110KV/10KV，不考虑变压器本身励磁损耗的理想情况下，流进高压侧电流为1A，则流出低压侧为11A。这很好理解，三相视在功率S= √3UI。不考虑损耗，高低压侧流过功率不变，各侧电压不同，自然一次电流也不同。 CT变比的影响：还是用上面的举例，如果变压器低压侧保护CT的变比是高压侧CT 变比的11倍，就可以恰好抵消变压器变比的影响，从而做到正常情况下，流入保护装置（CT二次侧）的电流大小相同。但现实情况是，CT变比是根据变压器容量来选择，况且CT变比都是标准的，同样变压器变比也是标准化的，这三者的关系根本无法保证上述的理想比例。假设变压器容量为20MKVA，110KV侧CT变比为200/5，低压侧CT变比如果为2200/5即可保证一致。但实际上低压侧CT变比只能选2000/5或2500/5，这自然造成了主变高低压侧CT二次电流不同。 变压器接线组别的影响：变压器不同的接线组别，除Y/Y或△/△外，都会导致变压器高低压侧电流相位不同。以工程中常见的Y/△-11而言，低压侧电流将超前高压侧电流30度。另外如果Y侧为中性点接地运行方式，当高压侧线路发生单相接地故障时，主变Y 侧绕组将流过零序故障电流，该电流将流过主变高压侧CT,相应地会传变到CT二次，而主变△侧绕组中感应出的零序电流仅能在其绕组内部流过，而无法流经低压侧开关CT。 2、为消除上述因素的影响而采取的基本方法 主变差动保护要考虑的一个基本原则是要保证正常情况和区外故障时，用以比较的主变高低压侧电流幅值是相等，相位相反或相同（由差流计算采取的是矢量加和矢量减决定，不过一般是让其相位相反），从而在理论上保证差流为0。不管是电磁式或集成电路及现在的微机保护，都要考虑上述三个因素的影响。（以下的讨论，都以工程中最常见的Y/△-11而言） 电磁式保护（比如工程中常见的LCD-4差动继电器），对于接线组别带来的影响（即相位误差）通过外部CT接线方式来解决。主变为Y/△接线，高压侧CT二次采用△接

(完整版)主变零序保护的知识

主变零序保护的知识 1 概述 变压器的零序电流保护、变压器间隙电流保护与变压器零序电压保护一起构成了反应零序故障分量的变压器零序保护，是变压器后备保护中的重要组成部分，同时也是整个电网接地保护中不可分割的一部分。本文就变压器的零序电流保护的一些特点进行介绍。 2 零序电流互感器安装位置对保护的影响 零序电流的产生，对保护所体现的故障范围会有很大的影响(对于自耦变压器，零序电流只能由变压器断路器安装处零序电流互感器产生， 本文不做讨论)。下面按故障点的不同展开如下分析(见图1)： 由上面的三种故障情况我们可以看到，变压器断路器处零序电流保护只能对安装处母线两侧的故障进行区分，变压器中性点处的零序电流保护只能对变压器高压侧与低压侧故障进行区分。如果采用断路器处的零序电流保护，则与线路的零序保护概念上基本是相同的，只不过零序方向可以根据电流互感器的极性选择指向主变或指向母线，指向母线则保护的范围只是断路器电流互感器安装处开始，需与线路零序保护配合且范围较小；指向主变，则要同主变另一侧的出线接地保护相配合，比较麻烦。如果采用主变中性点处的零序电流保护，则保护的范围比断路器处零序电流保护宽一些，同样根据主变中性点零序电流互感器的极性接线可以将中性点零序电流保护分为指向本侧母线或对侧母线，一般采用指向本侧母线，整定配合较清晰方便。我局目前运行的都是主变中性点零序电流保护，断路器处零序电流保护只有在旁路断路器带主变运行时才可能碰到，但如上面提到，对于主变其他侧有出线接地保护的因为整定配合的困难，此时旁路的零序电流保护宜退出，如为了对主变引线段进行保护，也可对旁路零序电流保护段进行适当保留。 3 变压器中性点电流互感器极性试验 一般情况下，零序功率方向要求做带负荷测试，但对于接于变压器中性点套管电流互感器的零序保护，其极性显然是无法用电流二次回路短接人为制造零序电流来检验接线极性正确与否的，因而整组极性试验就显得极为重要。可以利用直接励磁冲击，在电流互感器线圈二次侧产生的直流响应，用直流毫安或微安表观察指针的摆动来确定极性关系，具体做法见图2。

发变组保护功能配置讲义

一、发变组保护功能 ?发电机变压器保护：是从发变组单元系统中获取信息，并进行 处理，能满足系统稳定和设备安全的需要，对发变组系统的故 障和异常作出快速、灵敏、可靠、有选择地正确反应的自动化 装置。 ?发电机变压器保护对象：发电机定子、转子、机端母线、主变、 厂变、励磁变、高压短引线、断路器，并作为高压母线及引出 线的后备保护等。 ?发电机变压器保护应能保护的故障和异常类型： 1)定子绕组相间、匝间和接地短路 2)定子绕组过电压 3)定子绕组过负荷 4)定子铁芯过励磁 5)转子表面过负荷 6)励磁绕组过负荷 7)励磁回路接地 8)励磁回路失压（发电机失励磁） 9)发电机逆功率 10)发电机频率异常 11)主变、厂变、励磁变各侧绕组的相间、匝间和接地短路 12)主变、厂变、励磁变过负荷 13)主变铁芯过励磁

14)各引出线的相间和接地短路 15)发变组系统失步 16)断路器闪络、误上电、非全相和失灵 17)发变组起停机短路故障 18)发变组系统低电压 19)其他故障和异常运行 发电机变压器保护可能的配置要求。 1)发电机定子短路主保护 发电机纵差动保护 发变组差动保护 发电机不完全纵差动保护 发电机裂相横差保护 发电机高灵敏横差保护 发电机纵向零序电压式匝间保护 2)发电机定子单相接地保护 发电机3U0定子接地保护 发电机3I0定子接地保护 发电机高灵敏三次谐波电压式定子接地保护 注入电源式定子接地保护 3)发电机励磁回路接地保护 注入直流电源切换式转子一点接地保护 注入交流电源导纳式转子一点接地保护

转子二点接地保护 4)发电机定子短路后备保护 发电机过流保护 发电机电压闭锁过流保护 发电机负序过流保护 发电机阻抗保护 5)发电机异常运行保护 发电机失磁保护 发电机失步保护 发电机逆功率保护 发电机程跳逆功率保护 发电机频率异常保护 发电机过激磁保护（定、反时限） 发电机过电压保护 发电机低电压保护 发电机对称过负荷保护（定、反时限） 发电机不对称过负荷保护（定、反时限） 发电机励磁回路过负荷保护（定、反时限） 发电机误上电保护 发电机启停机保护 发电机次同步过流保护 发电机轴电流保护

变压器差动保护试验方法

我们知道，变压器、发电机的电气主保护为纵向电流差动保护，该保护原理成熟，动作成功率高，从常规的继电器保护到晶体管保护再到现在的微机保护，保护原理都没有多大改变，只是实现此保护的硬件平台随着电子技术的发展在不断升级，使我们的日常操作维护更方便、更容易。传统继电器差动保护是通过差动CT的接线方式与变比大小不同来进行角度校正及电流补偿的，而微机保护一般接入保护装置的CT全为星型接法，然后通过软件移相进行角差校正，通过平衡系数来进行电流大小补偿，从而实现在正常运行时差流为零，而变压器内部故障时，差流很大，保护动作。由于变压器正常运行和故障时至少有6个电流（高、低压侧），而我们所用的微机保护测试仪一般只能产生3个电流，因此要模拟主变实际故障时的电流情况来进行差动试验，就要求我们对微机差动保护原理理解清楚，然后正确接线，方可做出试验结果，从而验证保护动作的正确性。 下面我们以国电南京自动化设备总厂电网公司的ND300系列的发变组差动保护为例来具体说明试验方法，其他厂家的应该大同小异。这里我们选择ND300系列数字式变压器保护装置中的NDT302型号作为试验对象。该型号的差动保护定值（已设定）见表1: 表1NDT302变压器保护装置保护定值单

下面我们先来分析一下微机差动保护的算法原理（三相变压器）。这里以Y/△-11主变接线为例，传统继电器差动保护是通过把主变高压侧的二次CT接成△，把低压侧的二次CT接成Y型，来平衡主变高压侧与低压侧的30度相位差的，然后再通过二次CT变比的不同来平衡电流大小的，接线时要求接入差动继电器的电流要相差180度，即是逆极性接入。具体接线见图1： 图1

(完整word版)主变保护测控屏简介

主变保护测控屏简介 主变保护测控屏就是把主变类保护测控装置集中安装在一个2260*800*600的柜子里面，主要由992或993（主变差动保护装置）、981（主变高后备保护装置）、982（主变中后备保护装置）、983（主变低后备保护装置）、985（主变非电量保护装置）、和一些开关元件组成，其主要用于110KV、66KV、35KV及以下主变压器的保护与控制。 主变保护测控屏简介 主变保护测控屏主要用于110KV及以下电压等的较为重要的工程项目之中，该产品主要有992或993（主变差动保护装置）、981（主变高后备保护装置）、982（主变中后备保护装置）、983（主变低后备保护装置）、985（主变非电量保护装置）、温度表、有载调压控制器、温度表、空气开关、2260*800*600的柜体组成，该产品集通讯、保护、测量、控制于一身、是大容量主变压器最理想的选择！ 保护功能 主变差动保护； 差动速断保护 比例差动保护（带二次谐波制动、CT断线闭锁）；

CT断线告警； Y/Y/△补偿投入； 主变非电量保护 本体轻瓦斯－告警； 本体重瓦斯－跳闸； 有载轻瓦斯－告警； 有载重瓦斯－跳闸； 压力释放（投－跳闸；退－告警）； 温度升高－告警； 温度超高－跳闸； 主变后备保护 过流I段（跳分段）；带低电压闭锁、负序电压闭锁； 过流II段（跳主变所有侧开关）；带低电压闭锁、负序电压闭锁； 过流I段、II段均可选择：相间方向选择； 限时速断（限时速断、限时速断方向、低电压闭锁）； 过负荷告警； CT断线（告警）； 零序过流（零序过流、零序电压闭锁、零序跳闸、零序方向选择）；

间隙零序保护； PT失压（告警）； PT断线（告警）； 母线接地（告警）； 压力异常（SF6低气压告警）； 测控功能 母线电压：Uab、Ubc、Uca；Ua、Ub、Uc；测量电流：Ia、 Ib、 Ic、 功率：P、Q、cosФ； 频率：f； 辅助功能 控制回路断线； 手动分、合闸 遥控分、合闸； 故障录波； 通讯方式 485通讯； 以太网通讯； 光纤通讯；

南方电网大型发电机及发变组继电保护检验规范资料

Q/CSG— 南方电网大型发电机及发变组继电保护 检验规范 中国南方电网电力调度控制中心 2012年12月 1

Q/CSG— 目次 前言 (1) 1范围 (2) 2规范性引用文件 (2) 3总则 (2) 4作业风险控制 (2) 5发电机变压器保护检验 (4) 附录A 发电机变压器保护检验文档 (28)

Q/CSG— 前言 为规范南方电网发电机变压器继电保护保护验收及定期检验，指导现场作业，提高检验质量，特编制本规范。 本规范的附录为规范性附录。 本规范由中国南方电网电力调度控制中心提出并负责解释。 本规范由中国南方电网电力调度控制中心负责起草，龙滩水电开发有限公司、广东电网电力调度控制中心、铜鼓电厂、广蓄AB电厂、大亚湾岭澳核电站、沙角C电厂、南京南瑞继保电气有限公司、国电南京自动化股份有限公司、许继电气股份有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司参与并提出宝贵意见。 主要起草人：陆明、韦江平、蔡振华、刘世丹、黄常抒、孙运兵、钟奇勇、王春平。 。

Q/CSG— 南方电网大型发电机及发变组继电保护检验规范 1范围 本规范适用于中国南方电网内100MW及以上大型水轮发电机及发变组、200MW及以上大型汽轮发电机及发变组继电保护的验收及定期检验。 中小容量发电机及发变组继电保护的验收及定期检验参考执行。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 DL/T 527-2002静态继电保护装置逆变电源技术条件 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 7261-2008 继电保护和安全自动装置基本试验方法 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 478-2010 继电保护和安全自动装置通用技术条件 DL/T 624-2010 继电保护微机型试验装置技术条件 DL/T 671-2010 发电机变压器组保护装置通用技术条件 Q/CSG 110033-2012南方电网大型发电机及发变组保护技术规范技术规范 中国南方电网继电保护反事故措施汇编 3总则 3.1本规范规定了大型发电机及发变组继电保护现场验收及定期检验的基本项目及内容要求。在南方电网公司范围内运行的发电单位的大型发电机及发变组继电保护装置及其二次回路，均应按本标准的要求进行检验，以确定装置的元件是否良好，回路、定值及特性等是否正确。 3.2本规范作为大型发电机及发变组继电保护检验的指导性文件，指导检验作业表单的编制。 3.3运行单位进行大型发电机及发变组继电保护检验时，应按照本规范附录格式，结合现场装置及回路实际制定作业表单，作业表单应落实本规范的项目及要求。 3.4本规范检验项目未特别注明适用范围的，验收检验、定期检验均适用；附录中，检验项目中标注星号的内容为定期检验执行的内容。 4作业风险控制 4.1防止人身触电 序号类别危险点危险源安全预控措施 1 误入带 电间隔 防止走错间隔造成人身或设备伤害 工作前与运行人员共同确定工作地点，核对设备双编号，相邻 的运行设备应有明显的隔离措施，工作负责人应向全体工作班 成员进行工作范围的交底，专人监护。 2 电源的 使用 使用试验电源盘没有漏电开关 1、必须使用装有漏电保护器的电源盘。 2、螺丝刀等工具金属裸露部分除刀口部分应外包绝缘。 接、拆低压电源 3、接拆电源必须在电源开关拉开的情况下进行。 4、临时电源必须使用专用电源，禁止从运行设备上取得电源。 4.2防止高空坠落 序号类别危险点危险源安全预控措施 1 高空 落物 防止落物打击 1、进入工作现场必须正确佩戴安全帽。 2、传递物件严禁上下抛掷。

主变差动保护调试

变压器各侧电流互感器采用星形接线，二次电流直接接入本装置。电流互感器各侧的极 性参见前图，都以母线侧为极性端。 变压器各侧TA 二次电流相位由软件调整，装置采用Δ->Y 变化调整差流平衡，这样可 明确区分涌流和故障的特征，大大加快保护的动作速度。对于Y 0/Δ-11 的接线，其校正方 法如下： Y 0侧： I 'A=I A-I 0 I 'B=I B-I 0 I 'C=I C-I 0 △侧： I 'A=（I A-I C ）/√3 I 'B=（I B-I A ）/√3 I 'C=（I C-I B ）/√3 Y 0侧A 相加1Ie 电流，调整后三相电流为2/3Ie 、-1/3Ie 、-1/3Ie △侧A 相加1Ie 电流，调整后三相电流为√3/3Ie 、-√3/3Ie 、-√3/3Ie Ir=||211 ∑=m i i I Id=|| 1 ∑=m i i I

220kV实训变电站#1主变第一套保护 I、II、III侧Ie分别2.62A、2.62A、2.995A 差动启动电流0.2Ie 比例制动系数0.5 I1、I2（A）I1、I2（Ie）I'1、I'2（Ie）Ir Id 动作情况 3.48A 1.76A 1.328 0.672 0.885333 0.448 0.6660.437动作 3.46A 1.78A 1.321 0.679 0.880667 0.452667 0.6660.428动作 3.4A 1.84A 1.298 0.702 0.865333 0.468 0.6660.397不动作 3.42A 1.82A 1.305 0.695 0.87 0.463333 0.6660.406不动作 3.43A 1.81A 1.309 0.690 0.872667 0.46 0.6660.412不动作 3.45A 1.79A 1.317 0.683 0.878 0.455333 0.6660.422不动作 3.98A 1.519 1.0126670.763 3330.498 667 2.02A 0.771 0.514 0.5*（0.666-0.5）+0.1+0.2=0.383 0.5*（0.763-0.5）+0.1+0.2=0.4315 斜率又不对

1机发变组保护更换安全注意事项

#1机发变组保护更换安全注意事项 1、#1发变组运行转检修操作，坚持使用“两票”，将#1机发变组 处于检修状态，相应110kV#1主变101断路器、10 kV#1发电机061断路器、10 kV#1厂变064断路器、厂用400V1ZKK断路器、110kV#1主变高压侧快速接地开关10167、隔离开关1011、0616操作把手上操作把手上挂“禁止操作、有人工作”警示牌。将 0616、061、064置于试验位置。 2、断开1号主变高、低压侧控制保护信号回路电源空气开关；断 开GIS室1号主变（5间隔）控制柜内环路Ⅰ电源空气开关、环路Ⅱ电源空气开关、电机电源空气开关、控制电源空气开关、信号电源空气开关；断开1号主变高压侧断路器CY油泵电机电源空气开关； 断开061、064断路器合闸电源空气开关；断开１号主变风机电源空气开关。 3、在1号主变高、低压侧控制保护信号回路电源空气开关上，在 GIS室1号主变（5间隔）控制柜内环路Ⅰ电源空气开关、环路Ⅱ电源空气开关、电机电源空气开关、控制电源空气开关、信号电源空气开关、控制柜柜门前后把手上，在1号主变高压侧断路器CY油泵电机电源空气开关上，在061、064断路器合闸电源空气开关，在1号主变风机电源空气开关上分别悬挂一块“禁止合闸，有人工作”标示牌。 4、由于拆除1号主变保护柜和新的1号主变保护柜就位，需将旁 边的公用主屏或2号主变保护柜移动一定位置，为预防2、3号主变、

线路、母线误动，需将2、3号主变、线路、母线保护切除。待新的1号主变保护柜就位后，再恢复2、3号主变、线路、母线保护的投入。 5、110kV#1主变高、低压侧，10 kV#1厂变高压侧分别挂三项短路 接地线，工作区域拉警戒线。 6、施工中注意间隔要核对正确，接线认真一一核对。

主变差动保护调试宝典

主变差动保护调试方法 主变差动保护是我们平时调试频率最高，难度最大，过程最复杂的一种保护类型，在调试过程中经常会遇到各种各样的问题，这里介绍一个主变差动保护的调试方法，以武汉豪迈电力继保之星6000C（传统保护用继保之星1600）为调试工具来做南瑞继保RCS-978和国电南自PST-1200主变差动保护试验，相信大家看了之后会觉得差动保护其实很简单很明了，将那些繁杂的公式转换都抛之脑后。 一、加采样 来到现场第一步别急着开始做试验，首先我们要看保护装置的采样信息。 数字保护我们要先导取模型文件，一般后台厂家会给我们全站SCD文件，在继保之星6000C上按照步骤导入配置文件，配置通道时最好按照高中低通道1、2、3，通道映射为ABC、abc、UVW的顺序，以免弄错弄糊涂了，正确设置三侧变比信息。然后按照通道接好光纤，在接光纤的时候可以先接保护装置侧，然后接继保仪RX光口，如果指示灯点亮表示接的正确，如果没有亮表示接反了换另一根光纤接RX。南瑞继保RCS-978用的是方口（LC口），国电南自PST-1200用的是圆口（ST口）。 准备工作做好之后可以按照图1所示设置参数： 图1 传统继保可以先接线接线时按照黄绿红ABC相的顺序，只有六路电流先接上高中侧（或者高低侧）电流，接好线后开机可以按照图2所示设置参数：

图2 每相设置不同的电压电流量方便检查采样值。在加采样值时以防保护动作产生报文不方便看采样信息最后先将主保护功能退掉。 在加采样值时如果不正确可检查以下情况。 数字继保：确保模型文件导入正确；通道设置与所用的实际光口通道一致；通道映射与交流试验所用的相别对应；CT 、PT 变比设置与保护装置内部变比一致；高中低三侧SMV 接受压板均打开状态；波形监测是否有实时波形输出状态。 传统继保：电流开路指示灯是否处于点亮状态；两根电流测试线是否接反；测试线是否接对位置；CT 二次侧划片是否与保护侧断开以防产生分流。 二、 看差流 采样值信息无误后第二步可以看差流信息，在此以江西鹰潭洪桥220kV 变电站两套保护装置配置信息为例来完成下面的操作。 PST-1200保护定值如下：高中低压侧额定容量为100MV A ，电压等级为220kV/110kV/10kV ，CT 变比分别为300/1、600/1、3000/1，差动电流0.2Ie ，速断电流2Ie ，拐点1制动电流Ie ，拐点2制动电流3Ie ，斜率分别为0.5、0.7，（Ie 为高压侧二次额定电流）制动公式为Ir = ( | Ih | + | Il | ) / 2，主变接线方式为Y/Y0-△11。 以上参数在“差动保护试验模块设备参数设置”项目里输入可自动计算出各侧二次额定电流。计算结果为高压侧Ihn=0.875A ，中压侧Imn=0.875A ，低压侧Iln=1.925A 。其中Ie=0.875A 。也可手动计算，以高压侧为基准，则各侧流入差动保护某相的电流分别为 m l m m l l 333N N N h h h I I I U n U n U n ===

RCS985G系列发变组保护检验规程

福建华电可门发电有限公司 发变组保护RCS-985G检验规程

目次 前言 ........................................................................................................ 错误！未定义书签。 1 范围 (1) 2 规范性引用文档 (1) 3 总则 (1) 4 检验项目 (2) 5 装置型号及参数 (7) 6 电流、电压互感器的检验 (7) 7 二次回路及外观检查 (7) 8 绝缘试验 (8) 9 装置上电检查 (9) 10 装置逆变电源检验 (9) 11 装置开入量检验 (10) 12 装置开出量检验 (10) 13 装置模数变换系统检验........................................................................... 错误！未定义书签。 14 定值检验 (17) 15 带开关整组传动试验 (30) 16 与厂站自动化系统（综自系统）配合检验 (30) 17 与继电保护故障信息系统配合检查..................................................... 错误！未定义书签。 18 带负荷相量测试 (31) 19 结论 (31) 20 附调度定值单附调度定值单及打印定值单 (32) 21 试验仪器仪表清单 (32)

RCS-985G数字式发变组保护检验规程 1 范围 本标准规定了RCS-985G数字式发变组保护装置的检验内容、检验要求和试验接线。 本标准适用于继电保护工作人员进行RCS-985G数字式发变组保护的现场检验。 2 规范性引用文档 下列文档中的条款通过本部分的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文档，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用这些文档的最新版本。凡是不注日期的引用文档，其最新版本适用于本部分。 （87）电生供字第254号继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GB 7261-2000 继电器及继电保护装置基本试验方法 DL/T 624－1997 继电保护微机型试验装置技术条件 DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 国电发（2000）598号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 国电调（2002）138号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细则 南京南瑞继保电气有限公司《RCS-985系列发电机变压器成套保护装置技术使用说明书》 3 总则 3.1 检验要求 在进行检验之前，工作（试验）人员应认真学习原水利电力部颁发的（87）电生供字第254号文、（87）水电生108号文和本规程，贯彻落实国电公司颁布的国电发（2000）598号和国电调（2002）138号文，理解和熟悉检验内容和要求。 3.2 本规程的有关编写说明 （1）本规程中额定交流电流用I N表示，额定交流相电压用Un表示。 （2）本规程是在产品出厂试验合格的前提下编写的，因此本规程不包括出厂检验内容。 （3）按照《福建省电网继电保护及安全自动装置检验周期时间及检验项目规定》（闽电调[2006]1274号）检验周期规定，新投入运行后一年内必须进行首次检验，以后每隔6年进行一次；部分检验每隔3年进行一次；在相应的检验工作一年半后结合一次设备停役利用装置进行一次断路器跳合闸试验。 （4）本规程中新安装检验、首检、全检、部检的检验项目按《福建省电网微机型继电保护及安全自动装置检验项目规范》的要求进行。表格中“（）”处用“√”或“×”填入。 3.3 试验设备及试验接线的基本要求 为了保证检验质量，应使用继电保护微机测试试验装置，其技术性能应符合DL/T624的规定。 试验仪表应经检验合格，其精度应不低于0.5级。 试验回路的接线原则，应使加入保护装置的电气量与实际相符合。模拟故障的试验回路，应具备对保护装置进行整组试验的条件。 3.4 试验条件和要求 交、直流试验电源质量和接线方式等要求参照新颁部的《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995-2006）有关规定执行。 试验时如无特殊说明，所加直流电源均为额定值。 加入装置的试验电流和电压，建议从保护屏端子上加入。 为保证检验质量，对所有特殊试验中的每一点，应重复试验三次，其中每次试验的数值与整定值的误差应满足规定的要求。

主变保护二次调试报告

#Ⅱ主变保护试验1、绝缘检查（备注:使用１000V摇表） 试验仪器:摇表 2.保护装置及端子箱得外部检查 2、1二次回路检验

2、2装置外部检查 2、3 保护装置得上电检验 3、保护装置型号、CRC校验码 3、1保护装置型号、Ｃ RC校验码确认 4、1保护装置零漂检查

4、1、1差动保护: 4、1、2高后备保护 4、1.３低后备保护 4、2采样值精度检查(电压通道加入电压57、7４V,电流通道加入电流5A) 4、２、1差动保护 ４、2、2高后备保护

4、２、３低后备保护 ５、保护定值试验 5、1差动保护校验 (由系统参数计算得高压侧额定电流为: 2、59 Ａ,低压侧额定电流为：2、１6 A) Ａ差动保护动作值效验: (任选一相试验，启动值IqｄH=0、5Ｉe=0、5* 2、59 ＊√3= 2、24 A, IｑdL=0、5Ｉe＝0、5* ２、16 = 1、0８A)? B 差动速断: （任选一相试验，动作值ＩsdH=６Ie=６*2、59 *√3= 26、9１A ，Ｉsdl=6Ｉｅ＝6＊ 2、1６ = 1２、9６ A)

C、差动谐波制动系数得测试（二次谐波原理)： 谐波制动测试包括二次谐波 在单相通入一定比例得基波与二次谐波得叠加电流。 基波５ A 二次谐波 0、82 Ａ二次谐波含量 (１、１倍）不动作。 基波 5 A 二次谐波０、67 Ａ二次谐波含量 (0、9倍) 动作。 5、２高压侧后备保护校验 *A)复压过流校验Izd=1０ＡＴ1= ０、３ｓ，T2＝ 0、5 ｓ, T3= 1、2 s) 备注: a.退出负序电压闭锁,模拟相间故障，加相间电压0、95U1ｚｄ,电流≥1、1Izd(Ⅱ段定值),复合电压闭锁Ⅱ 段可靠动作;加相间电压1、05Ｕ1zｄ,电流≥1、１Izd(Ⅱ段定值)，复合电压闭锁Ⅱ段可靠不动作。 b.退出低电压闭锁，只加两相相间电压2×1、05U２zd，电流≥１、１Izd（Ⅱ段定值）,复合电压闭锁Ⅱ段 可靠动作;只加两相相间电压2×0、9５Ｕ２ｚｄ,电流≥1、1Izｄ(Ⅱ段定值)，复合电压闭锁Ⅱ段可靠不动作。 *B) 过负荷保护效验(定值Izd＝4、6 A 过负荷， T=９ s) E)闭锁有载调压(定值Izd＝4、2 Ａ T= 5 ｓ)