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1、PRS-785整机现场调试大纲Ver 2.00.070701编写： 审核： 批准： 深圳南瑞科技有限公司二七年七月文档升级说明升级序号编辑人戴振儒版本号.定版日期2.00.0707011修订人版本号.定版日期修订说明2修订人版本号.定版日期修订说明3修订人版本号.定版日期修订说明目 录1.交流量调试11.1.交流插件CT额定值配置检查11.2.交流量主要技术指标11.3.输入交流量12.开入量检查113.开出与信号回路检查114.保护试验114.1.发电机比差保护功能试验（完全纵差、不完全纵差、裂相横差）124.2.变压器比率差动保护测试（发变组、主变、高厂变、励磁变）144.3.发电机匝间保
2、护204.4.发电机基波零序电压定子接地保护测试354.5.发电机三次谐波电压定子接地保护测试364.6.发电机转子接地保护测试374.7.发电机低励失磁保护测试384.8.发电机逆功率告警和跳闸保护测试484.9.发电机程跳逆功率保护测试494.10.发电机定子定时限对称过负荷测试504.11.发电机定子反时限对称过负荷测试504.12.发电机定子定时限负序过负荷测试514.13.发电机定子反时限负序过负荷测试524.14.发电机转子定时限过负荷测试524.15.发电机转子反时限过负荷测试534.16.发电机失步保护测试544.17.发电机过电压I段保护测试624.18.发电机频率异常低频I
3、段测试624.19.发电机误上电保护测试654.20.发电机断口闪烁保护测试674.21.发电机起停机保护测试684.22.发电机定时限过激磁告警段测试694.23.发电机低阻抗保护测试704.24.发电机复压过流I段测试714.25.发电机复压过流II段测试754.26.发电机纯过流III段测试784.27.主变复压闭锁过流保护测试784.28.主变定时限零序过流保护测试（外接）814.29.定时限零序过流保护测试（自产）834.30.间隙保护测试864.31.发电机机端大电流闭锁选跳测试86PRS-785整机现场调试大纲本指导手册适用于深圳南瑞PRS-785微机发变组成套保护装置现场的调试
4、和功能检验。调试以PRS-785微机发变组成套保护装置技术说明书Ver1.02（以下简称技术说明书）为参考，关于保护原理、功能配置、技术指标、端子接线、操作及使用等情况可参考技术说明书中的相应章节。1. 交流量调试1.1. 交流插件CT额定值配置检查按具体工程要求，进入【查看】【保护定值】【TA额定值】菜单，进行交流插件CT额定值的配置和确认。有两种选择： 5A、1A。需保证现场CT二次额定值、装置内部CT额定值和装置【TA额定值】菜单内的额定值设置保持一致。1.2. 交流量主要技术指标1) 保护输入电流：5A（I5A） / A（IA）2) 保护输入电压：57.7V（基波或三次谐波）3) 遥测
5、输入电流：5A（I5A） / A（IA）4) 输入频率：50Hz（对于三次谐波电压为150Hz） 频率误差：不大于0.02Hz5) 保护测量值幅值误差：不大于2 角差：不大于21.3. 输入交流量在交流量调试前，按下表整定各装置型号的系统参数（A3可根据A1或A2整定），或根据工程的具体情况整定。部分参数的整定请参照技术说明书的相关章节。PRS-785A1系统参数序号定值名称定值1TA额定值5A2发电机额定有功功率316MVA3发电机功率因数0.854一次额定电压18kV5机端TV 原边10.39kV6机端TV 副边57.74V7机端TV 零序副边33.33V8中性点TV 原边10.39kV9
6、中性点TV 副边100V10机端TA 原边15000A11机端TA 副边5A12中性点一分支组分支系数5013中性点二分支组分支系数5014中性点一分支组TA 原边15000A15中性点一分支组TA 副边5A16中性点二分支组TA 原边15000A17中性点二分支组TA 副边5A18横差TA 原边500A19横差TA 副边1A20转子分流器一次电流额定值3000A21转子分流器二次额定值75mV22励磁额定电压300V23轴电流TA 原边30A24轴电流TA 副边10mA25励磁机频率0：50hz26励磁机方式投退退出PRS-785B1系统参数序号定值名称定值1TA额定值5A2主变容量750M
7、VA3主变高压侧一次额定电压550kV4主变中压侧一次额定电压242kV5主变低压侧一次额定电压20kV6主变高压侧TV原边550kV7主变高压侧TV副边100V8主变高压侧TV零序副边57.7V9主变中压侧TV原边242kV10主变中压侧TV副边100V11主变中压侧TV零序副边57.7V12主变低压侧TV原边20kV13主变低压侧TV副边100V14主变低压侧TV零序副边57.7V15主变高压侧一支路TA原边800A16主变高压侧一支路TA副边5 A17主变高压侧二支路TA原边800A18主变高压侧二支路TA副边5 A19主变高压侧套管TA原边800A20主变高压侧套管TA副边5 A21主
8、变中压侧TA原边1800A22主变中压侧TA副边5 A23主变低压侧TA原边22000A24主变低压侧TA副边5 A25主变高压侧零序TA原边800 A26主变高压侧零序TA副边5 A27主变高压侧间隙零序TA原边5000A28主变高压侧间隙零序TA 副边5 A29主变中压侧零序TA原边1800A30主变中压侧零序TA副边5 A31主变中压侧间隙零序TA原边5000A32主变中压侧间隙零序TA副边5 A33主变压器联结方式：1: Y/Y/-1134发电机机端TA 原边22000 A35发电机机端TA 副边5A36发电机中性点一分支组分支系数100.00 %37发电机中性点一分支组TA 原边22
9、000 A38发电机中性点一分支组TA 副边5A391高厂变高压侧大变比TA原边2500 A401高厂变高压侧大变比TA副边5A412高厂变高压侧TA原边2500 A422高厂变高压侧TA副边5APRS-785C1系统参数序号定值名称定值1TA额定值5A2高厂变容量250MVA3高厂变高压侧一次额定电压220kV4高厂变低压侧A 分支一次额定电压220kV5高厂变低压侧分支一次额定电压220kV6高厂变低压侧A 分支TV原边242kV7高厂变低压侧A 分支TV副边100V8高厂变低压侧A 分支TV零序副边57.7V9高厂变低压侧分支TV原边242kV10高厂变低压侧分支TV副边100V11高厂
10、变低压侧分支TV零序副边57.7V12高厂变高压侧TA原边800A13高厂变高压侧TA副边5 A14高厂变A 分支TA原边1800A15高厂变A 分支TA副边5 A16高厂变分支TA原边1800A17高厂变分支TA副边5 A18高厂变A 分支零序TA原边800 A19高厂变A 分支零序TA副边5 A20高厂变分支零序TA原边1800A21高厂变分支零序TA副边5 A22高厂变压器联结方式：: Y/Y -1123励磁机频率0：50hz24励磁变容量75MVA25励磁变高压侧一次额定电压10kV26励磁变低压侧一次额定电压0.8kV27励磁变高压侧TA原边400A28励磁变高压侧TA副边5 A29
11、励磁变低压侧TA原边800A30励磁变低压侧TA副边5 A31励磁变分支零序TA副边5 A32励磁机方式退出33励磁变压器联结方式：2: Y/-11PRS-785A2系统参数序号定值名称定值1TA额定值5A2发电机额定有功功率316MVA3发电机功率因数0.854一次额定电压18kV5机端TV 原边10.39kV6机端TV 副边57.74V7机端TV 零序副边33.33V8中性点TV 原边10.39kV9中性点TV 副边100V10机端TA 原边15000A11机端TA 副边5A12中性点一分支组分支系数5013中性点二分支组分支系数5014中性点一分支组TA 原边15000A15中性点一分支
12、组TA 副边5A16中性点二分支组TA 原边15000A17中性点二分支组TA 副边5A18横差TA 原边500A19横差TA 副边1A20转子分流器一次电流额定值3000A21转子分流器二次额定值75mV22励磁额定电压300V23轴电流TA 原边30A24轴电流TA 副边10mA25励磁机频率0：50hz26励磁机方式投退退出27励磁机频率0：50hz28励磁变容量75MVA29励磁变高压侧一次额定电压10kV30励磁变低压侧一次额定电压0.8kV31励磁变高压侧TA原边400A32励磁变高压侧TA副边5 A33励磁变低压侧TA原边800A34励磁变低压侧TA副边5 A35励磁变分支零序T
13、A副边5 A36励磁变压器联结方式：2: Y/-11PRS-785B2系统参数序号定值名称定值1TA额定值5A2主变容量750MVA4主变高压侧一次额定电压500kV5主变低压侧一次额定电压20kV6主变高压侧TV原边500kV7主变高压侧TV副边100V8主变高压侧TV零序副边57.7V9主变低压侧TV原边20kV10主变低压侧TV副边100V11主变低压侧TV零序副边57.7V12主变高压侧一支路TA原边800A13主变高压侧一支路TA副边5 A14主变高压侧二支路TA原边800A15主变高压侧二支路TA副边5 A16主变低压侧TA原边22000A17主变低压侧TA副边5 A18主变高压侧
14、零序TA原边800 A19主变高压侧零序TA副边5 A20主变高压侧间隙零序TA原边5000A21主变高压侧间隙零序TA 副边5 A22主变压器联结方式：0: Y/Y/-1123高厂变容量100MVA24高厂变高压侧一次额定电压20kV25高厂变低压侧A 分支一次额定电压6kV6高厂变低压侧分支一次额定电压6kV27高厂变低压侧A 分支TV原边6kV28高厂变低压侧A 分支TV副边100V29高厂变低压侧A 分支TV零序副边57.7V30高厂变低压侧分支TV原边6kV31高厂变低压侧分支TV副边100V32高厂变低压侧分支TV零序副边57.7V33高厂变高压侧大变比TA原边22000 A34高
15、厂变高压侧大变比TA副边5A35高厂变高压侧TA原边800A36高厂变高压侧TA副边5 A37高厂变A 分支TA原边1800A38高厂变A 分支TA副边5 A39高厂变分支TA原边1800A40高厂变分支TA副边5 A41高厂变A 分支零序TA原边800 A42高厂变A 分支零序TA副边5 A43高厂变分支零序TA原边800A44高厂变分支零序TA副边5 A45高厂变压器联结方式：: Y/Y -1146发电机机端TA 原边22000 A47发电机机端TA 副边5A48发电机中性点一分支组分支系数100.00 %49发电机中性点一分支组TA 原边22000 A50发电机中性点一分支组TA 副边5
16、A52励磁机方式投退退出进入【查看】菜单里的【测量值】菜单，可以查看主保护和后备保护的交流量和谐波量。应分相加入相应的电流，交流量幅值和相位均有显示，幅值误差不大于2，相位误差不大于2, 当交流量幅值、相位误差过大时，应检查交流插件上PT、CT、滤波回路各元件（电阻、电容）参数。保护采集交流量显示名称和对应含义参见说明书各装置的交流端子接线图，这里不再一一说明。下表列举出计算交流量和无端子交流量（如频率等）的含义。PRS-785A1部分交流量的含义交流量含义计算方法Igda发电机完全差动电流式中：为机端电流为机端TA平衡系数为中性点1分支电流为中性点1分支TA平衡系数2为中性点2分支电流为中性
17、点2分支TA平衡系数2IgdbIgdcIgra发电机完全制动电流IgrbIgrcIgda1发电机1分支不完全差动电流式中：为机端电流为机端TA平衡系数为中性点1分支电流为中性点1分支TA平衡系数Igdb1Igdc1Igra1发电机1分支不完全制动电流Igrb1Igrc1Igda2发电机2分支不完全差动电流式中：为机端电流为机端TA平衡系数为中性点2分支电流为中性点2分支TA平衡系数Igdb2Igdc2Igra2发电机2分支不完全制动电流Igrb2Igrc2Ihcda发电机裂相横差差动电流式中：为中性点1分支电流为中性点1分支TA平衡系数2为中性点2分支电流为中性点2分支TA平衡系数2Ihcdb
18、IhcdcIhcra发电机裂相横差制动电流IhcrbIhcrcIgt2发电机机端负序电流Ign2发电机中性点负序电流式中为中性点1分支TA平衡系数2为中性点2分支TA平衡系数2Ugtab发电机机端第一组TV三个线电压（略）UgtbcUgtca3Ugtozc发电机机端第一组TV自产零序电压（略）Ugmab发电机机端第二组TV三个线电压（略）UgmbcUgmca3Ugmozc发电机机端第二组TV自产零序电压（略）Uzab发电机机端纵向TV三个线电压（略）UzbcUzca3Uzozc发电机机端纵向TV自产零序电压（略）Uhab主变高压侧三个线电压（略）UhbcUhcaUgt1发电机机端第一组TV正序
19、电压（略）Ugt2发电机机端第一组TV负序电压（略）Ugm2发电机机端第二组TV负序电压（略）Uz2发电机机端纵向TV负序电压（略）Pjt发电机机端有功功率（两表法）Qjt发电机机端无功功率Rf转子接地电阻测量值（显示实际接地电阻值）%转子接地位置（距离转子负电源的百分比）Iqtda启停机过程中发电机的差流式中：为机端电流为机端TA平衡系数为中性点1分支电流为中性点1分支TA平衡系数2为中性点2分支电流为中性点2分支TA平衡系数2IqtdbIqtdcUqtno启停机过程中发电机中性点的零序电压（略）ZZDI发电机转子直流电流（略）ZZDE发电机转子直流电压（略）ZZDU发电机转子接地保护测量电
20、阻电压（略）ZZDE1乒乓切换电路乒接地时转子和测量电阻的电压（略）ZZDU1ZZDE2乒乓切换电路乓接地时转子和测量电阻的电压（略）ZZDU2Frgt发电机机端频率（来自于Ugtab）Ugto3发电机机端第一组TV开口三角的三次谐波电压（略）Ugmo3发电机机端第二组TV开口三角的三次谐波电压（略）Ugzo3发电机机端纵向TV开口三角的三次谐波电压（略）Ugno3发电机中性点的三次谐波电压（略）Ignn13横差TA的三次谐波电流（略）PRS-785B1部分交流量的含义交流量含义计算方法Itgda发变组差动电流式中：为主变高压侧1分支A相电流为主变高压侧1分支B相电流为主变高压侧1分支TA平衡
21、系数为主变高压侧2分支A相电流为主变高压侧2分支B相电流为主变高压侧2分支TA平衡系数为主变中压侧A相电流为主变中压侧B相电流为主变中压侧TA平衡系数为中性点1分支电流为中性点1分支TA平衡系数为高厂变1A相电流为高厂变1TA平衡系数为高厂变2A相电流为高厂变2TA平衡系数B/C相差流计算公式雷同ItgdbItgdcItgra发变组制动电流B/C相制动电流计算公式雷同ItgrbItgrcItrda主变差动电流式中：为主变高压侧1分支A相电流为主变高压侧1分支B相电流为主变高压侧1分支TA平衡系数为主变高压侧2分支A相电流为主变高压侧2分支B相电流为主变高压侧2分支TA平衡系数为主变中压侧A相电
22、流为主变中压侧B相电流为主变中压侧TA平衡系数为发电机机端A相电流为发电机机端TA平衡系数为高厂变1A相电流为高厂变1TA平衡系数为高厂变2A相电流为高厂变2TA平衡系数B/C相差动电流计算公式雷同ItrdbItrdcItrra主变制动电流B/C相制动电流计算公式雷同ItrrbItrrcIshda短引线差动电流式中：为主变高压侧1分支电流为主变高压侧1分支TA平衡系数为主变高压侧2分支电流为主变高压侧2分支TA平衡系数为主变高压侧套管TA电流为主变高压侧套管TA平衡系数IshdbIshdcIshra发电短引线制动电流IshrbIshrcUhab主变高压侧三个线电压（略）UhbcUhca3Uho
23、zc主变高压侧TV自产零序电压（略）Umab主变中压侧TV三个线电压（略）UmbcUmca3Umozc主变中压侧TV自产零序电压（略）Ugtab发电机机端第一组TV三个线电压（略）UgtbcUgtca3Ugtozc发电机机端第一组TV自产零序电压（略）Uth2主变高压侧TV负序电压（略）Utm2主变中压侧TV负序电压（略）Ugt2发电机机端第一组TV负序电压（略）Ith2主变高压侧负序电流（略）Itm2主变中压侧负序电流（略）Igt2发电机机端负序电流Frth主变高压侧频率（来自于Uthab）Frgt发电机机端频率（来自于Ugtab）Itgda2发变组差动电流二次谐波（略）Itgdb2Itgd
24、c2Itrda2主变差动电流二次谐波（略）Itrdb2Itrdc2Isum_a2主变双分支二次谐波之和（略）Isum_b2Isum_c2Itgda5发变组差动电流五次谐波（略）Itgdb5Itgdc5Itrda5主变差动电流五次谐波（略）Itrdb5Itrdc5PRS-785C1部分交流量的含义交流量含义计算方法Itshda高厂变差动电流参考B1机箱主变差流计算公式ItshdbItshdcItshra高厂变制动电流参考B1机箱主变制动电流计算公式ItshrbItshrcItshda2高厂变差流二次谐波（略）Itshdb2Itshdc2Iteda励磁变差动电流参考B1机箱主变差流计算公式Ited
25、bItedcItera励磁制动电流参考B1机箱主变制动电流计算公式IterbItercIteda2励磁变差流二次谐波（略）Itedb2Itedc23Itsho高厂变高压侧自产零序电流3Itsl1o高厂变低压侧1分支自产零序电流3Itsl2o高厂变低压侧2分支自产零序电流3Iteho励磁变高压侧自产零序电流3Itelo励磁变低压侧自产零序电流Itsh2高厂变高压侧负序电流Itsl12高厂变低压侧1分支负序电流Itsl22高厂变低压侧2分支负序电流Iteh2励磁变高压侧负序电流Itel2励磁变低压侧负序电流Ugtab发电机机端第一组TV三个线电压UgtbcUgtcaUgt2发电机机端第一组TV负序
26、电压3Ugto发电机机端第一组TV自产零序电压Utsl1ab高厂变低压侧1分支三个线电压Utsl1bcUtsl1caUtsl12高厂变低压侧1分支负序电压3Utsl1o高厂变低压侧1分支自产零序电压Utsl2ab高厂变低压侧2分支三个线电压Utsl2bcUtsl2caUtsl22高厂变低压侧2分支负序电压3Utsl2o高厂变低压侧2分支自产零序电压Frgt发电机机端频率（来自于Ugtab）根据显示结果填写相应调试记录。以上只列写了A1/B1/C1的部分交流量，其它装置或更多的交流量含义请参见说明书的附录“装置通讯说明”。2. 开入量检查根据工程要求，取相应开入的电压等级（220V/110V），
27、检查各开关量状态是否正确（“0”表示接点打开或无该开入，“1”表示接点闭合或有该开入）。注意：一次只允许加入一个开关量检查，装置显示只有相应的开关量有效，其他均无效。检查整屏复归按钮复归开入的完好性，若无整屏复归按钮，复归开入按空接点方式检查。进入【查看】菜单的【开入量】菜单观察状态变化，主保护和后备保护分别测试。相应的开入位置和含义参见说明书各装置的开入开出端子排接线图。几个特殊的开入测试方法如下：开入调试方法电源检测装置上电，显示“合”；关掉装置电源，拔出WB636板，装置再上电，显示“分”采保运行出口24V电源应一直显示分，不做调试KI+24V电源输入应一直显示合，不做调试发电机转子保护
28、乒状态投入转子接地保护功能，观察两个状态，应分别显示“合”和“分”或“分”和“合”发电机转子保护乓状态根据显示结果填写相应的调试记录。3. 开出与信号回路检查进入【调试】【动作出口】【主保护】，输入用户口令“800”，针对主保护开出回路进行检查，检查出口继电器各接点是否通断良好，并做好记录；后备保护测试方法同上。进入【调试】【信号出口】【主保护】，输入用户口令“800”，针对主保护信号回路进行检查，检查信号继电器各接点是通断合良好，并做好记录；后备保护测试方法同上。BSKF1、BSKF2、BSKF3在保护动作出口情况下进行测试。ZZSD1、ZZSD2在装置失电情况下进行测试。GJ1-13、GJ
29、2-13、GJ3-13在保护退出情况下进行测试。所有的“备用开出”不检查亦可。“F1”为面板复归按钮，在界面弹出保护事件、发出硬接点信号，保护返回后，按“F1”键可将动作事件和硬接点复归。4. 保护试验PRS-785微机发变组成套保护装置的保护配置主要包括差动保护和后备保护两个部分。在装置调试过程中，主要利用ONLLY-6108G Real testing System进行保护逻辑测试。【注意】： 1) 在单项保护测试过程中，应将与本保护无关的功能硬压板、软压板或控制字退出；将与本保护相关联的硬压板、软压板、控制字或方向元件等投入。测试前请仔细阅读装置技术说明书中关于保护原理及整定说明等的相关
30、部分，以保证测试结果正确有效。2) 以下所列保护功能各测试项目在不影响整体测试结果的前提下可做适当简化。3) 某些情况若所使用测试仪无法达到表中所列测试条件（如20In）的要求时该项目可不做，或在仪器允许的情况下相应修改测试条件，同时要在校验结果表中注明情况。4）在做保护试验前，先按照1.3节或者按照现场实际情况整定系统参数，若有特殊需要，可根据实验要求修改系统参数，以验证保护逻辑。4.1. 发电机比差保护功能试验（完全纵差、不完全纵差、裂相横差）4.1.1. 最小动作电流测试(注意逻辑试验时，必须整定该保护段跳闸出口控制字为非空状态，否则逻辑不动作，该保护为退出。具体方法：在整定菜单中整定该
31、保护段的跳闸出口控制字，如，000001)由于发电机差动保护采用“三取二”出口方式（发电机裂相横差采用分相差动逻辑），即三相中有两相满足差动动作条件，保护才出口，因此进行该项测试时需同时加入两相电流，以中性点侧a、b相差动为例，接线见下图：固定（式中为比率差动门槛定值），逐渐增加至保护动作，差动出口跳闸指示灯亮，此时应等于；固定，逐渐增加至保护动作，差动出口跳闸指示灯亮，此时应等于，误差应符合技术条件的要求。该项测试应按中性点侧a、b相，b、c相，c、a相，机端a、b相，b、c相，c、a相分别进行，保护均应可靠动作，误差符合技术条件的要求。4.1.2. 比率制动系数对于发电机差动，比率制动系数
32、为：其中分别为发电机、中性点的二次电流，相位相差。注意还需乘以各自的平衡系数后，再进行比率制动系数的计算。（1）发电机3取2完全比率差动K值验证进行该项测试时，需加入四组电流，如下图：由于一般情况下，所用测试仪不能同时输出四路电路，因此也可以用两组电流，接线如下图：机端施加电流，中性点施加电流，反相位输入，在比率制动区，施加电流均大于，固定（或），增加（或），逐点求得比率制动系数，其误差应符合技术条件的要求。例如1，定值=2A，=5A，若施加的电流=6A，=6A，缓慢增加电流，使保护可靠动作，读取此时=9.3A，根据上述公式可算出。该项测试应按a、b相，b、c相，c、a相分别进行，保护均应可靠
33、动作，误差符合技术条件的要求。例如2：机端施加三项电流（8A/0,8A/240,8A/120），中性点施加电流(8A/180,8A/300,8A/60)，反相位输入，此时电流平衡，差流为0。在比率制动区（Ir），同时改变三项电流角度，直到比率差动动作，求得比率制动系数，其误差应符合技术条件的要求。（注意要适当整定差动启动定值，比例系数及拐点电流定值。如定值=2A，=5A，）此保护逻辑的模拟至少加两项故障电流。（2）发电机分相高值完全比率差动当发电机异相一点区内，一点区外故障时，3取2完全比率差动将拒动，因此设置分相高值完全比率差动。当模拟单项故障时，装置自动自动进行分相高值完全比率差动逻辑判断
34、，而不是依靠3取2完全比率差动。此时差动动作方程中=1.2In, =1.2In,K=1,(程序中固定)。机端施加电流（A相5/0），中性点施加电流 (A相5/180)，固定幅值为变量，不断增大，直至保护动作，根据差动动作方程（此时差动动作方程中=1.2In, =1.2In,K=1），计算出K值为1。注意：发电机分相高值完全比率差动门槛值要高于3取2完全比率差动门槛值，因此在定值中应整定1.2In时，发电机分相高值完全比率差动门槛值取大值，即实际整定的，而非程序中固定的1.2In，会影响K值的验证。4.1.3. 拐点测试根据，可计算出例如，定值=2A，=5A，根据上式可得。固定由6A开始（与相位
35、相差）缓慢降低至4A附近，差动动作，这时，利用以及装置记录动作时刻的值，根据公式即可计算出拐点的制动电流。该项测试参照4.1.2节，按a、b相，b、c相，c、a相分别进行，保护均应可靠动作，误差符合技术条件的要求。4.1.4. TA断线测试TA断线试验接线如下图所示：在两侧均施加三相电流，三相电流均大于，且小于，开关K使得1、2导通时，TA断线不动作；开关K使得1、3导通时，则中性点的A相电流被断开，相当于该相电流断线，TA断线应可靠动作。把开关接于其它相均应满足要求。4.1.5. 动作时间测试在施加两相电流均为最小动作电流的2倍的条件下，测量差动动作时间，其值应不大于25ms。4.2. 变压
36、器比率差动保护测试（发变组、主变、高厂变、励磁变）为调试方便，下述所有测试项目中凡用到平衡系数的，均可经过调整相应系统参数，按进行测试。4.2.1. 最小动作电流测试式中：为施加的故障电流 为施加电流侧的平衡系数 为差动电流门槛值对发变组（主变、高厂变、励磁变）各侧加电流至比率差动动作，门槛电流值的误差应符合技术条件的要求。该项试验应按照被保护元件各侧分别施加电流，保护应可靠动作，误差符合技术条件的要求。4.2.2. 比率制动特性变压器比率差动的动作特性采用三折线或两折线方式实现，对于两折线方式，可以参照发电机的比差特性进行测试（变压器为可做单相故障），注意各侧电流均需要乘以平衡系数即可。对于
37、三折线的方式，下面以发变组为例，给出一个实例，主变、高厂变、励磁变保护的测试方式雷同：l 系统参数设置系统参数序号定值名称定值1TA额定值5A2主变容量180MVA3主变高压侧一次额定电压220kV4主变中压侧一次额定电压110kV5主变低压侧一次额定电压35kV6主变高压侧TV原边220kV7主变高压侧TV副边100V8主变高压侧TV零序副边57.7V9主变中压侧TV原边110kV10主变中压侧TV副边100V11主变中压侧TV零序副边57.7V12主变低压侧TV原边35kV13主变低压侧TV副边100V14主变低压侧TV零序副边57.7V15主变高压侧一支路TA原边1200A16主变高压侧
38、一支路TA副边5 A17主变高压侧二支路TA原边1200A18主变高压侧二支路TA副边5 A19主变高压侧套管TA原边1200A20主变高压侧套管TA副边5 A21主变中压侧TA原边1250A22主变中压侧TA副边5 A23主变低压侧TA原边3000A24主变低压侧TA副边5 A25主变高压侧零序TA原边800 A26主变高压侧零序TA副边5 A27主变高压侧间隙零序TA原边800A28主变高压侧间隙零序TA 副边5 A29主变中压侧零序TA原边800A30主变中压侧零序TA副边5 A31主变中压侧间隙零序TA原边800A32主变中压侧间隙零序TA副边5 A33主变压器联结方式：1: Y/Y/
39、-1134发电机机端TA 原边3000 A35发电机机端TA 副边5A36发电机中性点一分支组分支系数100.00 %37发电机中性点一分支组TA 原边3000 A38发电机中性点一分支组TA 副边5A391高厂变高压侧大变比TA原边3000 A401高厂变高压侧大变比TA副边5A412高厂变高压侧TA原边3000 A422高厂变高压侧TA副边5Al 定值设置发变组差动保护定值序号定值名称整定值1差动速断电流4In2比率差动启动电流0.4In3比率制动系数K10.14比率制动系数K20.55比率制动系数K30.76拐点1制动电流Ir1Ie7拐点2制动电流Ir2Ie8二次谐波制动系数0.159波形不对称系数0.210五次谐波制动系数0.911采样值差动启动电流1In12采样值差动制动系数0.613发变组差动跳闸控制字1以下是运行方式控制字1差动速断保护投退退出2比率差动保护投退投入3采样值差动保护投退退出4涌流闭锁方式控制字0：二次谐波原理5TA断线闭锁发变组差动投退退出*In为保护装置内部TA的额定值，Ie为变压器额定电流值4.2.2.1. 差动速断保护测试l 定值设置：定值序号含 义整定范围及步长1差动速断保护投退投入2比率差动保护投退退出3采样值差动保护投退退出4涌流闭锁方式控制字0：二次谐波原理
