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1、发变组保护装置检验作业指导书1 概述本标指导书依据微机发変组保护装置通用技术要求GB/T 14598.3002008等标准编制。适用于发变组保护装置检验作业。2 仪器设备继电保护综合校验装置、数字式万用表、1000V/500V兆欧表、CT综合测试仪、钳型电流表。3技术资料主要包括与现场实际相符的图纸、出厂说明书及操作手册、最新整定单，运行班组的缺陷记录（运行中所发现的缺陷和异常(事故）、设备技术参数、历史检验数据和上次检验报告等。4危险点提示 1)进入工作现场对检修设备不清，误入、误登带电设备 2)断路器机构检查防机械伤人 3)检修电源使用防低压交流触电 4)调试试验完二次措施未恢复5重要回路
2、检查序内 容1对所有CT二次回路进行检查，各回路只有一点接地，各电流回路无开路现象。2对PT二次回路进行检查，保证各回路只有一点接地，并且电压回路无短路现象。3对开关控制回路、保护回路进行正确性检查，保证回路符合装置动作原理、设计图纸的要求。4对主变高压侧侧断路器在就地和DCS上进行模拟操作试验，厂高变低压侧断路器在就地和DCS上进行模拟操作试验。保证所有的合闸回路及各跳闸回路动作正确，相应的灯光、音响、光字信号正确5主变及厂高变非电量保护装置的信号和跳闸回路检查正确。热工保护动作跳电气回路的信号正确。主汽门关闭后发送给电气的信号正确。发电机断水保护动作后送给的电气信号正确。6检验项目与内容序
3、项 目内 容1保护屏检查及清扫清扫保护屏，紧固端子。接线无损伤，备用电缆头处理完好，无接地。注：检查前应先断开交流电压回路，后关闭直流电源。2户外端子箱检查及清扫1）清扫端子箱，紧固端子；2）瓦斯继电器防雨罩完好，接线端子盒无渗油、渗水现象；3）二次芯线无损伤，穿孔封堵完好。3压板检查1）压板标识正确。2）跳闸压板的上方开口，接至断路器的跳闸线圈回路。3）确认压板紧固后可靠接通回路，且无接地。注：防止直流回路短路、接地。4插件外观检查插件外观完整，插件内无灰尘，无烫伤痕迹，焊点无漏焊、虚焊现象，紧固背板端子。注意：不要频繁插拔插件，拔插件时装置必须停电。5屏蔽接地检查1）保护用电缆必须用屏蔽电
4、缆且屏蔽层必须两端可靠接地；2）保护屏底部应敷设截面不小于100mm2专用的接地铜网，保护屏专用接地端子经截面不小于50mm铜缆可靠接于二次地网上。3）互感器本体至端子箱间电缆，屏蔽层仅在端子箱处一端接地。4）保护屏、就地端子箱的门和箱体应可靠接于一次地网。5）各接地线应用专用线鼻子可靠接地。6）保护装置外壳接地应可靠接至二次等电位地网。6绝缘检查1）瓦斯电缆、保护装置至端子箱间电缆绝缘用1000V摇表测试，结果大于1M。2）室内主变的压力释放器电缆，用1000V摇表测试，结果大于1M注意：1）摇测时通知有关人员暂停回路上所有工作；2）断开二次回路接地点；3）断开直流电源；4）摇测结束后立即放
5、电，恢复接线。7CT回路检查1）差动保护用CT二次绕组必须在保护屏处一点接地，其余CT二次绕组应在开关场就地端子箱一点接地，备用绕组应用专用短接片短接并接地。2）CT保护、测量、计量二次绕组无混接现象，稳控、故障录波和行波测距装置用电流须取自保护绕组。3） CT变比、极性正确，误差满足要求。8断路器本体控制回路检查8.1断路器参数及信号回路检查1）有两组跳闸线圈的断路器，其每一组跳闸回路应分别有专用的直流熔断器或者自动开关供电。2）检查气体压力报警、闭锁功能和储能信号回路3）储能电源与控制电源相互独立4）检查加温除湿设备及相关回路。8.2三相不一致检查（220kV）1）断路器本体三相不一致保护
6、动作时间应按2s整定；2）分别采用“两相开关在合位，一相在分位”和“两相开关在分位，一相开关在合位”的方法，检验三相不一致保护，三相不一致保护跳两组相互独立的跳闸线圈。9直流电源拉合试验直流电源分别调至80%Un和110%Un，连续断开、合上电源开关三次，“运行”绿灯应能相应地熄灭、点亮。10通电检查1）给装置送电，观察电源指示灯、各运行指示灯、液晶屏显示正常，打印机工作正常。2）装置失电后保护定值及各种信号应不丢失。3）软件版本号与定值单一致, 装置键盘操作应灵活，保护密码应有记录。4）将保护定值与最新定值通知单核对，发现问题及时修改。5）核对装置时钟。11保护装置采样精度检查11.1零漂检
7、查装置上电5分钟之后，读取装置零漂数值。11.2交流电压采样1）分相通入电压，装置显示值正确2）施加三相额定电压和本厂保护装置允许的最大值，装置显示测量幅值和相位与输入值幅值误差不大于5%。11.3交流电流采样1）分相通入电流，装置显示值正确2）施加三相额定流和本厂保护装置允许的最大值，装置显示测量幅值和相位与输入值幅值误差不大于5%。12各侧开入和开出量检查显示各开入、开出量状态应和实际位置一一对应。注：防止直流接地、短路13差动保护定值检查13.1差动保护动作值检查以任意一侧跳闸出口接点为监测点，仅在一侧通入试验电流，记录保护动作电流。测试任意侧差动动作电流，在1.05*定值时，可靠动作，
8、并记录动作时间；在0.95*定值时，应可靠不动作。13.2差动速断保护动作值检查以任意一侧跳闸出口接点为监测点，仅在一侧通入试验电流，记录保护动作电流。测试任意侧差动速断动作电流，在1.05倍定值时，可靠动作，并记录动作时间；在0.95倍定值时，应可靠不动作。（加入动作时间的要求）13.3比率制动特性检查（平衡系数）1）对于Y/Y接线方式，若在任意两侧A（B、C）相加入I*电流，且两侧的电流相位为180度；2）（南瑞）对于Y/11接线方式，可分别在Y12侧的A（B、C）相和B（C、A）相通入I*单相电流，在11侧A（B、C）相加入电流I*，且两侧的电流相位为180度。先固定侧电流I2，缓慢地增
9、加Y侧的电流I1，且始终要保持I1大于I2，使电流慢慢增加到差动保护动作，出口动作时分别读取各点的动作电流值，则可计算出差动电流、制动电流和制动系数。3）（许继、四方和南自）对于Y/11接线方式，高压侧加A相I10（使I1Ires.0），低压侧加A、C两相电流分别为I2180、I30，调整I1、I2、I3幅值大小、使其乘以各自平衡系数后A、C两相差流都为0。固定I1和I3，降低I2，使得差动保护动作，记录动作点。每一折线取两个点，计算的K1与K2值误差不应超过5。计算公式：（不同厂家算法不同）13.4二次谐波闭锁检查从电流回路加入基波电流分量，使比率差动保护可靠动作，再叠加二次谐波电流分量，逐
10、渐减小二次谐波至差动保护动作，出口动作时分别读取基波和二次谐波的动作值。定值误差应不大于5%。14发电机后备保护14.1发电机纵向零序匝间保护定值检查投入“发电机匝间保护”控制字和硬压板，分别校验零序电压灵敏段和次灵敏段动作值和动作时间，并校验零序电流制动系数。校验专用TV断线闭锁纵向零序电压保护。14.2发电机复压过流定值检查分别校验相电流起动定值；负序相电压定值；线电压定值；零序电压定值，验证方向动作区。各复压过流段及时限应与整定值相符。电压、电流幅值误差应不大于5%，角度误差不大于3，动作时限应于整定值相符 。14.3发电机定子接地保护定值检查1.投入“定子接地保护”控制字和硬压板，检验
11、基波零序电压动作值和零序电压高定值动作值和动作时间，保护正确发出跳闸令。2. 模拟发变组并网前断路器位置接点输入（主变高压侧断路器跳位），机端加入正序电压，机端、中性点零序电压回路分别加入三次谐波电压，使三次谐波电压比率判据动作；模拟发变组并网后断路器位置接点输入，机端加入正序电压，机端、中性点零序电压回路分别加入三次谐波电压，使三次谐波电压比率判据动作。3. 模拟发变组并网后断路器位置接点输入，机端加入正序电压大于0.85Un，发电机电流回路加入大于0.2Ie的额定电流，机端、中性点零序电压回路分别加入反向三次谐波电压，使三次谐波差电压为0，延时10S，三次谐波电压差动判据投入，减小中性点三
12、次谐波电压，使三次谐波电压判据动作。14.4发电机转子接地保护定值检查1. 转子一点接地：合上转子电压输入开关，从相应屏端子外加直流电压，将试验端子与电压正端短接，测得试验值与整定值一致，将试验端子与电压负端短接，测得试验值与整定值一致。2.转子两点接地：从屏端子外加直流电压220V，将大轴接线端子接入一滑动电阻并与正端短接，测得一点接地定值，转子一点接地保护发出报警信号，延时15S左右后，装置发出转子两点接地保护投入信号，在发电机TV1加二次谐波负序电压，将大轴输入端与电压负端短接，保护经延时动作于出口。14.5发电机定子过负荷定值检查1.定时限过负荷：投“定子过负荷保护”控制字和硬压板，测
13、试定子过负荷动作时间和动作值。2.反时限过负荷：投“定子过负荷保护”控制字和硬压板，测试定子过负荷动作时间和动作值。每项反时限试验之后需等热积累归零后，再做下一项，否则动作时间测量存在偏差。14.6发电机负序过负荷定值检查1.定时限过负荷：投“负序过负荷保护”控制字和硬压板，测试定子过负荷动作时间和动作值。2.反时限过负荷：投“负序过负荷保护”控制字和硬压板，测试定子过负荷动作时间和动作值。每项反时限试验之后需等热积累归零后，再做下一项，否则动作时间测量存在偏差。14.7发电机失磁保护定值检查1.投入“发电机失磁保护”控制字和硬压板，失磁保护共配置四段，阻抗特性相同，整定其中一段，其他段退出，
14、通入机端三相电压和机端三相电流，校验阻抗圆特性。2.保证阻抗轨迹落入动作圆内，在“失磁保护用转子电压”输入端子加直流电压，测试“励磁低电压判据”和“变励磁电压判据”。3.整定阻抗判据投入和减出力判据投入，保证阻抗轨迹落入动作圆内，当有功大于定值时，保护动作于减出力。4.整定相应阻抗判据投入和“母线低电压判据”投入，加入三相电压，然后传送整定值，降低三相电压至保护动作，测试动作值和动作时间。5. 整定相应阻抗判据投入和“无功反向判据”选择机端电压，其他段退出，保证阻抗轨迹在动作圆内，加入反向无功功率小于定值，保护不动作，增加三相电流，直至保护动作，测试动作值和动作时间。14.8发电机失步保护定值
15、检查整定“发电机失步保护”控制字和硬压板，试验方法与失磁保护方法相同。滑极次数超过定值，保护正确动作，记录动作值和动作时间。14.9发电机电压保护定值检查整定“发电机电压保护”控制字和硬压板，分别检查发电机过电压保护和低电压保护动作值和动作时间。14.10发电机过励磁保护定值检查1.定时限过励磁保护：整定发电机“过励磁保护”控制字和硬压板，推出反时限过励磁跳闸功能，通入三相电压和单相电流，增加三相电压至保护动作，记录动作值和动作时间。2.反时限过励磁保护：调试仪须加动作接点跳闸返回，每次试验下一点钱，短时推出“投过励磁”硬压板，使过励磁反时限百分比累计清零，测试动作值和动作时间。14.11发电
16、机功率定值检查1.整定“发电机逆功率保护”控制字和硬压板，通入三相电压和三相电流，改变相角，使逆功率保护动作，记录动作值和动作时间。2.短接“主汽门开关位置接点”，解开高压侧断路器跳闸位置接点，通入三相电压和三相电流，改变相角，使程序逆功率保护动作，记录动作值和动作时间。14.12发电机频率保护定值检查整定“发电机频率保护”控制字和硬压板，分别校验发电机低频保护和过频保护动作值和动作时间。14.13发电机启停机保护定值检查整定“发电机启停机保护”控制字和硬压板，机组处于并网前状态，短接高压侧断路器跳闸位置接点，加入发电机端电压，保证频率低于45Hz，加入所需差流或定子接地零序电压，启停机保护动
17、作，记录动作值和动作时间。14.14发电机误上电保护定值检查整定“发电机误上电保护”控制字和硬压板，分别检验“低频闭锁功能”、“断路器位置接点闭锁功能”、“断路器跳闸闭锁功能”，测试误上电保护动作值和动作时间。14.15发电机断路器闪络保护定值检查整定“发电机误上电保护”控制字和硬压板，通入三相机端电压大于0.1Un，机端电流大于0.03In，模拟断路器断开位置，通入主变高压侧单相电流，测试动作值和动作时间。15主变后备保护定值检查15.1复合电压过流定值检查将保护总控制字“主变相间后备保护投入”置1；投入主变相间后备保护投入压板；分别校验负序电压定值，相间低电压定值，过流I段定值，过流I段延
18、时。根据需要整定“过流I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；“电流记忆功能”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，电流元件记忆保持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，记忆元件返回。“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。15.2零序过流定值检查投入保护总控制字“主变接地后备保护投入”置
19、1；投入主变接地后备保护投入压板；分别校验零序电压闭锁定值，零序过流段定值，零序过流段延时；整定零序过流I段第一时限跳闸控制字。动作时限应与整定值相符。15.3间隙保护定值检查1）保护取主变零序电压、间隙零序TA电流。“间隙零序经无流闭锁”投入时，零序电压保护需经零序无流闭锁；“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。 2）分别校验间隙零序过电压试验值，延时2时限，间隙零序过流试验值，延时2时限。15.4主变过负荷定值检查1）整定控制字“过负荷投入”，相应的过负荷冷判据投入。2）校验过负荷试验值。15.6启动风冷定值检查1）整定控制字“启动风冷投入”，相应
20、的启动风冷判据投入。2）校验启动风冷试验值。16高厂变后备保护16.1复压过流定值检查（高厂变高压侧）1）将保护总控制字“高厂变高压侧后备保护投入”置1；投入高厂变高压侧后备保护投入压板；根据需要整定 “过流段经复合电压闭锁”控制字投入；保护取高厂变TA1最大相电流，电压取分支电压。电流记忆功能投入；TV断线保护投退原则投入。2）分别校验负序电压定值，相间低电压定值；过流段定值，过流段延时定值 。16.2分支零序过流定值检查1) 保护总控制字“高厂变分支后备保护投入”置1；投入高厂变分支后备保护投入压板；保护取高厂变分支电流、零序电流。2）整定值检查 ：低电压定值，负序电压定值；过流段定值，过
21、流段延时定值，投入过流段跳闸控制字；零序过流I段定值，I段延时定值，投入零序过流I段跳闸控制字；零序过流段定值，段延时定值，投入零序过流段跳闸控制字。过负荷定值，过负荷延时定值，投入“过负荷报警投入”控制字。零序电压定值，延时定值，投入“零序过电压信号投入”控制字。16.3高厂变过负荷定值检查1）投入控制字“过负荷投入”。2）校验过负荷电流试验值，延时定值。16.4启动风冷定值检查1）投入控制字 “启动风冷投入”、“过载闭锁调压投入” 。2）校验启动风冷试验值，延时定值。17励磁变保护17.1复压过流定值检查1）将保护总控制字“励磁后备保护投入”置1；投入励磁交流保护压板；整定过流I段跳闸控制
22、字，过流段控制字：根据需要整定“过流I段经复合电压闭锁”、“过流段经复合电压闭锁”；根据“I侧交流输入”或“侧交流输入”控制字，从励磁一侧电流回路或励磁二侧电流回路加入电流进行试验。2）分别校验负序电压定值，低电压定值，过流I段定值，过流I段延时定值,过流段定值, 过流II段延时定值。17.2励磁定时限过负荷定值检查1）将保护总控制字“励磁过负荷保护投入”置1；投入励磁过负荷保护压板；整定定时限励磁过负荷跳闸控制字；根据现场接线整定过流是“交流输入”或“直流输入”，如果选择交流输入，还要选择“I侧交流输入”或“侧交流输入”控制字。保护取励磁变低压侧最大相电流。2）分别校验定时限励磁过负荷电流定
23、值，定时限励磁过负荷延时定值； 励磁过负荷报警电流定值，励磁过负荷信号延时定值；17.3励磁反时限过负荷定值检查1）将保护总控制字“励磁过负荷保护投入”置1；投入励磁过负荷保护跳闸压板；整定反时限过负荷跳闸控制字；2）分别检定反时限启动电流定值，反时限上限时间定值；输入励磁绕组热容量，励磁过负荷基准电流。18异常报警信号检查18.1PT异常报警电压满足：1）线电压低于定值；2）负序电压高于定值；3）正序电压低于定值。其中任一条件时，其他判据同时满足，经整定延时，发PT异常报警。18.2CT异常报警当电流条件满足判据，经整定延发CT异常报警。18.3差流越线报警当任一相差流电流大于整定值时，经整
24、定延时，报差流越限信号。19电气量保护整组传动试验1）模拟故障，检查所有保护装置的动作情况。注意：断开联跳回路，防止电压互感器反充电。2）保护屏与高压侧断路器失灵相互联动逻辑试验。注意：断开断路器失灵保护启动母差回路。3）模拟故障，对断路器进行传动试验，检查断路器动作是否正确。4）保护装置动作后，检查保护装置、后台机及远方监控系统的动作情况，动作信息是否完全正确。注意：传动断路器时，必需先通知检修班，在得到一次工作负责人同意，方可传动断路器，并做到尽量少传动断路器。20非电量保护整组传动试验在主变本体模拟各非电量（温度、瓦斯、压力释放、油流速动、风冷全停）信号，要求信号正确且开关动作行为正确。
25、注意：工作中应防止高空坠落，直流回路接地。21CT回路通流及二次负载测试1）应通知值班员和有关人员，并有工作负责人或指派专人监护方可进行。逐相检查CT回路完整性。2）严禁将电流通入母差保护、故障录波器和稳控等运行设备。3）如二次电流回路有变动须测试CT二次负载。4）保护绕组伏安特性及误差曲线满足要求。5）通流结束，检查恢复所有连片和接地线，并紧固端子。22核对保护定值和压板投退位置1）打印出即将投运的变压器保护装置保护定值，与最新定值通知单,应完全一致，检查出口矩阵应正确。2）按要求将保护压板恢复至初始状态。7工作结束内容与要求1）工作负责人应会同工作人员检查试验记录,严禁有漏试项目。2）全部
26、工作完毕，拆除所有试验接线（应先拆开电源侧）。3）工作负责人监督工作班成员按安全措施票恢复安全措施，全部设备及回路应恢复到工作开始前状态。4）清扫、整理作业现场，清点工具及回收材料。5）装设防雨、防泄漏、防尘等设施，并有消防等应急安全防范设施，且有醒目的标识。6）工作负责人在检修试验记录上详细记录本次工作所校验项目、发现的问题、试验结果和存在的问题等。7）经值班员验收合格，并在检验记录单上各方签字后，办理工作票终结手续。8 带负荷测试1）在负荷电流不小于10%In(额定电流） 时进行。2）记录有功P和无功Q的数值，用公式tg1（|Q|/|P|）计算功率因数。3）测量二次电压、电流的幅值和相位，
27、以实际负荷为基准，检验电压、电流互感器变比是否正确，核对交流电压和交流电流之间的相位关系，应符合一次潮流走向。4）除测试各相负荷电流、差流外，还须测试中性线不平衡电流。备注：如回路发生变化需进行此项目检验。发变组继电保护装置外部检验单设备名称厂家型号出厂日期保护板版本号/检验码管理板版本号/检验码CPU板 版本号/检验码1、 保护屏及户外端子箱检查清扫1)清扫屏柜 ( ) 2)紧固端子 ( ) 3)接线无损伤 ( ) 4)备用芯完好无接地 ( ) 5)插件外观完整、无烫痕，焊点无漏焊、虚焊现象，插件内无灰尘，并紧固背板端子 ( ) 6)瓦斯继电器防雨罩完好，接线端子盒无渗油、渗水现象，穿孔封堵
28、完好( )2 、压板检查1)压板标识正确 ( ) 2)跳闸压板上开口，接至断路器的跳闸线圈( )3、 屏蔽接地检查1)电缆为屏蔽电缆( ) 2)电缆屏蔽层两端经不小于4 mm2多股软铜线可靠接地( ) 3)保护屏底部应敷设100mm2接地铜排，保护屏专用接地端子经不小于50mm截面铜缆接至接地网上 ( ) 4)各接地端子用专用线鼻子接地( ) 5)互感器本体至端子箱间电缆，屏蔽层仅在端子箱处一端接地( ) 6)保护屏、就地端子箱的门和箱体接于一次地网( )4、 绝缘检查1)瓦斯电缆绝缘电阻大于1M( )2)室内主变的压力释放阀电缆绝缘电阻大于1M( )5、 CT回路检查1)差动保护用CT二次绕
29、组在保护屏处一点接地，其余CT二次绕组在就地开关场端子箱一点接地( ) 2) 稳控、故障录波和行波测距装置所用电流须取自保护绕组( )3）保护、测量、计量用CT二次绕组无混接现象( ) 4) 备用绕组应用专用短接片短接并接地( ) 5)CT变比、极性正确( ) 6)误差曲线满足要求( )6、 断路器本体控制回路检查1)有两组跳闸线圈的断路器，每一跳闸回路应由专用的直流熔断器或自动开关供电( )2)气体压力低、弹簧等闭锁功能正常( )3) 加温除湿装置工作正常( ) 5)断路器三相不一致保护动作时间为2S( ) 6)两套三相不一致保护用不同的跳闸线圈 ( )7)分别在单相开关分闸,另两相开关合闸
30、和单相开关合闸,另两相开关分闸时检验三相不一致保护,开关正确动作( ) 8) 断路器操作无异常现象( )7、 直流电源检查1)两套装置用直流电源取自不同直流母线，正常运行时，联络开关断开。( )2)直流电源拉合闸试验正常 ( ) 8、 重要回路检查1)主变后备保护联跳母联回路接线正确且压板已打开( ) 2)母差、稳控跳主变高压侧断路器的二次线接入正确( ) 3)母差解除复压闭锁的回路接入正确( ) 4)主变高压侧失灵联跳有源侧回路接线正确(220kV主变如有此功能须检查)( )5)主变断路器失灵启动母差回路正确( )6)启失灵接点取主变电量保护动作跳高压侧开关的保护动作接点，且过压板( ) 7
31、）发电机大轴电压回路接线正确，电位测量正确( )二、定值检查1、通电检查1)装置送电，指示灯显示正常，装置失电后保护定值及各种信号不丢失。( )2)装置键盘操作灵活,保护密码有记录( ) 3)装置时钟与GPS对时,结果正确( )2、交流量采样精度序项目零漂施加值显示值施加值显示值1发电机中性点电流（A）A2B3C4N5发电机机端电流（A）A6B7C8N9主变高压侧电流（A）A10B11C12N13高厂变高压侧电流（主变差动用）（A）A14B15C16N17高厂变高压侧电流高厂变差动用（A）A18B19C20N21高厂变A分支电流（A）A22B23C24N25高厂变B分支电流（A）A26B27C
32、28N29励磁变高压侧电流（A）A30B31C32N33励磁变低压侧电流（A）A34B35C36N序项目零漂施加值显示值施加值显示值37主变零序电流（A）38主变间隙零序电流（A）39高厂变A分支零序电流（A）40高厂变B分支零序电流（A）41发电机机端电压（V）A42B43C44N45发电机机端匝间专用电压（V）A46B47C48N49系统电压（V）A50B51C52N53高厂变A分支电压（V）A54B55C56N57高厂变B分支电压（V）A58B59C60N61机端零序电压（V）62中性点零序电压（V）63系统零序电压（V）3、微机装置开入量检查显示各开入、开出量状态应和实际位置一一对应(
33、 )4、差动保护定值1) 差动保护动作值发电机差动机端电流(A)中性点电流(A)A相B相C相A相B相C相定值动作值主变差动高压侧电流(A)机端电流(A)高厂变电流(A)A相B相C相A相B相C相A相B相C相定值动作值高厂变差动高压侧电流(A)A分支电流(A)B分支电流(A)A相B相C相A相B相C相A相B相C相定值动作值2)差动速断保护动作值项 目发电机端电流(A)主变电流(A)高厂变电流(A)A相B相C相A相B相C相A相B相C相定值动作值3)比率制动特性发电机比率制动第一点第二点第三点A相B相C相A相B相C相A相B相C相机端/中性点CT变比平衡系数主变比率制动第一点第二点第三点A相B相C相A相B
34、相C相A相B相C相高压侧/机端高压侧/厂变CT变比平衡系数高厂变比率制动第一点第二点第三点A相B相C相A相B相C相A相B相C相高压侧/A分支高压侧/B分支CT变比平衡系数4)二次谐波闭锁发电机二次谐波A相动作值(A)B相动作值(A)C相动作值(A)基波电流(A)二次谐波电流(A)注：谐波制动系数：主变二次谐波A相动作值(A)B相动作值(A)C相动作值(A)基波电流(A)二次谐波电流(A)注：谐波制动系数：高厂变二次谐波A相动作值(A)B相动作值(A)C相动作值(A)基波电流(A)二次谐波电流(A)注：谐波制动系数：4、发电机后备保护定值1）发电机纵向零序匝间保护定值机端最大相电流负序电压超前负
35、序电流相位纵向零序电压计算值（V）纵向零序电压动作值（V）ImaxIA/Ief2）发电机复压过流定值项目定值时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)段段低电压/负序电压/零序电压/3）发电机定子接地保护定值基波零序电压（灵敏段）主变高压侧零序电压（V）发电机端零序电压（V）中性点零序电压动作定值（V）基波零序电压实测值（V）发电机端零序电压（V）发电机中性点零序电压定值（V）主变高压侧零序电压闭锁值（V）闭锁实测值（V）主变高压侧零序电压（V）发电机中性点零序电压定值（V）发电机端零序电压闭锁值（V）闭锁实测值（V）基波零序电压(高定值)电压定值时间定值动作值时间测试三次谐波电压机端三次谐波中
36、性点三次谐波比率定值动作值实测比率并网前并网后4）发电机转子接地保护定值检查电阻定值()时间定值(S)动作值()时间测试(S)R1R25）发电机定子过负荷定值检查项目电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)定时限反时限6）发电机负序过负荷定值检查项目电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)定时限反时限7）发电机失磁保护定值检查序试验项目电压电流1阻抗圆最大值2阻抗圆最小值3系统低电压闭锁值4机端低电压闭锁值 阻抗圆定值：圆心 ， 半径： 8）发电机失步保护定值检查项目上端阻抗ZA下端阻抗ZB电抗定值ZC区外滑极次数区内滑极次数定值动作值改变电压电流相位差模拟加速失步
37、，加速失步保护动作是否正确（ ）改变电压电流相位差模拟减速失步，减速失步保护动作是否正确（ ）备注：应根据本厂失步保护原理，修改记录表格。5、主变后备保护定值1)主变三侧复压方向过流定值高压侧电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)段段段注：方向动作区： 方向灵敏角：中压侧电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)段段段注：方向动作区： 方向灵敏角：低压侧电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)段段段注：方向动作区： 方向灵敏角：2)主变零序方向过流定值高压侧电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)段/时限段/时限注：方向动作区： 方向灵敏
38、角：中压侧电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)段/时限段/时限注：方向动作区： 方向灵敏角：3)主变间隙保护定值间隙过压电压定值(V)时间定值(S)动作值(V)时间测试(S)高压侧中压侧间隙过流电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)高压侧中压侧4)主变零序过流定值项 目电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)高压侧中压侧5)主变过负荷定值项 目电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)高压侧中压侧低压侧注：主变过负荷闭锁有载调压接点正确( )6)主变启动风冷定值电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)7)主变闭锁有载调压定值电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)6、高厂变后备保护定值1)高厂变高压侧复压过流定值复压过流电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)段段段2)分支零序过流定值项 目电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)A分支B分支3)高厂变过负荷定值项 目电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)高压侧A分支B分支4)高厂变启动风冷定值电流定值(A)时间定值(S)动作值(A)时间测试(S)7、励磁变后备保护定值励磁变复压过流定值电流定值(A)时间定值(S)动作值
