1. 试验仪器
1.1 微机继电保护试验仪或其他继电保护试验仪器均可,但试验仪器应满足如下要求：
（1）能真实的模拟系统故障前与故障后的电流和电压的大小和相位。
（2）真实的模拟系统故障前与故障后的电流和电压的大小和相位的变化速度。
（3）试验装置应具有断路器跳闸后故障消失的功能，以保证后备保护不越级动作。
（4）为便于差动元件试验，最好有六路电流量，不足者最少要有相位可任意调整的三路电流。
（5） 在其它保护的试验中，若装置的电流量或电压量不足时，在不影响模拟失真的情况下，允许电压回路并联、电流回路串联使用。
（6） 能真实的模拟转子电流、电压的正常输入量。
（7） 保护品种繁多,跳闸方式各异,跳闸控制字由试验人员整定,功能试验时一定要观测到端子排,该动则动、不该动则不动,建议外接跳闸指示器观察。该跳闸指示器在每次试验完成后能自保持指示信号，并能手动复归。该项目在以后的各项试验中将不再说明。
(8) 除跳闸外，有些参数计算值和元件动作观测点可使用本装置显示屏。调试前就熟悉使用说明及各菜单屏幕显示。
1.2 南瑞继保电气公司专用微机保护试验仪HELP-90A。
2. 试验注意事项
2.1 试验前应检查屏柜及装置在运输过程中是否有明显的损伤或螺丝松动；
2.2试验前还应检查屏柜及屏上各装置的接地点在运输过程中是否有螺丝松动；
2.3 试验中，一般不要插拨装置插件, 不触摸插件电路, 需插拨时, 必须关闭电源；
2.4 使用的试验仪器必须与屏柜可靠接地；
2.5 每次试验完成后,切记复归信号,以防误判。
2.6本调试试验内容如与说明书内容不符，则以技术说明书为准。
3. 保护装置的准备
3.1 试验前详细阅读《RCS-985发电机变压器保护装置说明书》及调试大纲。
3.2 对新投运的设备，应检查二次回路接线的正确性,处理好二次回路与端子排在试验中的关系。对定检设备要按运行规程做好安全措施，充分估计到可能会出现的潜在风险，确保电网、人身和设备均万无一失。
3.3 直流电源上电试验
1）对照装置或屏柜直流电压极性、等级，装置或屏柜的接地端子可靠接地；
2）送上直流电压，合装置电源开关和非电量电源开关；
3）延时几秒钟，装置“运行”绿灯亮，“报警”黄灯灭，“跳闸”红灯灭(如亮可复归)，液晶显示屏幕显示主接线状态。
3.4 按使用说明书所述方法进入保护菜单，熟悉装置的采样值显示、报告显示、报告打印、整定值输入、时钟整定等方法。
3.5 按定值通知单一次完成定值整定，在以后的工作中不可改动（因控制字太多，以防改动后忘记恢复）。若必需改动定值才可完成的试验项目，在试验时必需做好记录，试验结束后立即恢复。各保护定值单可参见技术说明书。在以后各项目中，不再说明。
4. RCS-985开入接点检查
依二次设计图、依次投入和退出屏上相应压板以及闭合和打开相应开入接点, 查看液晶显示“保护状态”子菜单中“开入量状态”是否正确。（对于单装置调试，需连接光耦电源线：5B29-6B17，5B30-6B16）
单装置调试时，各装置的开入量输入端子可参考相应的调试大纲。
5. RCS-985交流回路硬件精度校验
对定检设备退掉屏上的所有出口压板, 从屏端子依次加入电压电流。按使用说明书指示方法，进入装置菜单中的“保护状态”, 对照液晶显示值与外加输入回路表计指示值, 其值应该基本相等, 误差应符合检验条例10.4规定,幅值误差不得超出±5%、总的相角误差不得超出±5º要求，否则应更换插件。
各型号输入端子参见调试大纲。
6. RCS-985开出接点检查
6.1 报警信号接点检查
当装置自检发现硬件错误时，闭锁装置出口，并灭掉“运行”；
所有动作于信号的保护动作后，点亮“报警”灯, 并启动信号继电器BJJ及相应的报警继电器，报警信号接点均为瞬动接点。报警信号接点端子参见调试大纲表6。1。
6.2 跳闸信号接点检查
所有动作于跳闸的保护动作后,点亮CPU板上“跳闸”灯，并启动相应的跳闸信号继电器。“跳闸”灯、信号接点为磁保持。跳闸信号接点可参见调试大纲表6。2。
6.3 跳闸输出接点检查
（1）跳闸矩阵整定校核
保护装置给出14组跳闸出口继电器,共33付出口接点，跳闸继电器均由跳闸控制字整定。通过保护各元件跳闸控制字的整定，每种保护可实现灵活的、用户所需要的跳闸方式。每付跳闸接点允许通入最大电流为5A。各跳闸出口继电器与跳闸控制字对应位的关系及提供跳闸接点数量，依RCS-985A为例，如表6.3。
表6.3 RCS-985A跳闸出口继电器接点数目表
| 序号 | 跳闸控制字 对应位 | 出口继电器名称 | 输出接点数 | 备注 |
| 1 | Bit.0 | 是否投跳闸 | ||
| 2 | Bit.1 | TH1:跳高压侧I出口 | 4付 | |
| 3 | Bit.2 | TH2:跳高压侧II出口 | 4付 | |
| 4 | Bit.3 | TJ: 停原动机 | 4付 | |
| 5 | Bit.4 | TMK:跳灭磁开关 | 2付 | |
| 6 | Bit.5 | QSL:起动失灵 | 4付 | |
| 7 | Bit.6 | TBY:跳闸备用1 | 3付 | |
| 8 | Bit.7 | JCL:减出力 | 1付 | |
| 9 | Bit.8 | JLC:跳闸备用2 | 1付 | |
| 10 | Bit.9 | TML:跳闸备用3 | 1付 | |
| 11 | Bit.10 | QBL:跳闸备用4 | 1付 | |
| 12 | Bit.11 | QHA:起动A分支切换 | 2付 | |
| 13 | Bit.12 | QHB:起动B分支切换 | 2付 | |
| 14 | Bit.13 | TCA:跳高厂变A分支 | 2付 | |
| 15 | Bit.14 | TCB:跳高厂变B分支 | 2付 | |
| 16 | Bit.15 | 未定义 | 0 |
表6.4 整定示例
| 序号 | 保护功能 | 跳闸方式 | 相应位整定 | 结果 | |||
| 15-12 | 11-8 | 7-4 | 3-0 | ||||
| 1 | 发电机差动 | 全停 | 0111 | 1000 | 0011 | 1111 | 783F |
（2）跳闸及其它接点输出见调试大纲表6.5和6.6。
7. RCS-985发电机变压器保护功能试验
7.1 试验准备
（1）装置参数整定
区号：0或1代表两套保护定值，装置编号：六位符号，如“FDJ001”，本机通信地址：0-255, 波特率1、波特率2一般整定9600，自动打印按需要整定，一般选择本地打印机。
根据需要选择整定通讯规约，远方定值修改是否允许，对时选择是采用分对时还是秒对时。
（2）系统参数整定
根据定值单输入主变、发电机、高厂变、励磁变（或励磁机）的容量、电压等级、TV变比、TA变比、主接线方式等参数，按确认后，查看装置计算定值中一次额定电流、二次额定电流、差动各侧电流调整值是否正确。
系统参数包括几个隐含定值：TA配置及主接线方式。
a．发变组差动TA选择：
表7.1 发变组差动TA选择
| 各侧名称 | 高厂变低压侧TA | 高厂变高压侧TA2 | 高厂变高压侧TA | 发电机中性点TA | 主变套管TA | 主变开关TA |
| 发变组差动定义 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 0 |
各侧TA选择原则如下。
主变侧TA：可以选择主变开关TA或主变套管TA。
发电机侧TA：选择发电机中性点TA。
高厂变侧TA：可以选择厂变低压侧TA或厂变高压侧TA。如果厂变高压侧有一组大变比TA、一组小变比TA，选择高厂变高压侧TA2，即大变比TA；如果厂变高压侧只有一组TA，选择高厂变高压侧TA，此时在定值整定时要将厂变高压侧大变比的TA变比和厂变高压侧变比的TA变比整定成相同。
b．主变差动TA选择：
表7.2 主变差动TA选择
| 各侧名称 | 高厂变高压侧TA2 | 高厂变高压侧TA | 发电机机端TA | 主变低压侧TA | 主变二分支TA | 主变一分支TA |
| 主变差动定义 | 0 | 1 | 1 | 0 | 1 | 1 |
各侧TA选择原则如下。
主变高压侧TA：如果是3/2接线，主变一分支TA、主变二分支TA全选；其他只选主变一分支。
发电机侧TA：可以选择发电机机端TA或主变低压侧TA。
高厂变高压侧TA：如果厂变高压侧有一组大变比TA、一组小变比TA，选择高厂变高压侧TA2，即大变比TA；如果厂变高压侧只有一组TA，选择高厂变高压侧TA，此时在定值整定时要将厂变高压侧大变比的TA变比和厂变高压侧变比的TA变比整定成相同。
c. 励磁差动（电缆差动）TA选择
表7.3 励磁变差动TA选择
| 各侧名称 | 励磁二侧、B分支TA | 励磁一侧、A分支TA | 励磁一侧、二侧TA |
| 励磁变差动定义 | 0 | 0 | 1 |
d. TA极性选择
表7.4 TA极性选择
| 备用TA | 励磁TA2 | 励磁TA1 | B分支TA | A分支TA | 厂变TA | 机组备用TA | 中性点TA | 机端TA | 厂变TA2 | 主变TA2 | 主变TA1 |
其中：机组备用TA可以用作主变低压侧TA，也可以定义为中性点二分支组输入。
备用TA可以用作主变高压侧套管TA，也可以定义为其他输入。
e. 电制动闭锁功能选择
表7.5 电制动闭锁选择
| 其他 | 起停机保护 | 误上电保护 | 失步保护 | 频率保护 | 过励磁保护 | 逆功率保护 | 失磁保护 | 定子接地 | 负序过负荷 | 反时限过负荷 | 发电机后备保护 | 匝间保护 | 发电机差动 | 主变差动 | 发变组差动 |
f．主接线整定
主接线方式1：500kV-600MW，三圈厂变：两圈主变、三圈厂变、发电机机端有开关的
3/2机组接线。
主接线方式2：220kV-300MW，两台厂变：两圈主变、两台厂变、单元机组接线。
主接线方式3：220kV-300MW，两圈厂变：两圈主变、两圈厂变、单元机组接线。
主接线方式4：220kV-300MW，三圈厂变：两圈主变、三圈厂变、单元机组接线。
主接线方式5：500kV-300MW，三圈厂变：两圈主变、三圈厂变、3/2机组接线。
（3）保护定值整定
按要求整定相应保护的定值单
（4）跳闸矩阵整定
（5）试验时压板投入参见调试大纲表4.1，4.2开入压板
（6）试验中报警信号接点检查参见调试大纲表6.1，跳闸信号接点检查参见调试大纲表6.2，跳闸出口接点参见调试大纲表6.5，其他输出接点参见调试大纲表6.6。
7.2 发变组差动保护试验
7.2.1 定值整定
复核定值单该保护定值。
7.2.2 比率差动试验
对于YD－11的主变接线方式，RCS－985装置采用主变高压侧电流A-B、B-C、C-A的方法进行相位校正至发电机中性点侧，并进行系数补偿,由于发变组差动差至高厂变低压侧，高厂变低压侧电流根据高厂变接线方式相位校正至高厂变高压侧（即发电机中性点侧），同时进行系数补偿。差动保护试验时分别从高压侧、发电机中性点侧加入电流。高压侧、中性点侧加入电流对应关系：A－ac、B－ba、C－cb。
“发变组比率差动投入”置1，从两侧加入电流试验。
表7.2 发变组比率差动试验：试验时Y侧电流归算至额定电流时需除1.732。
两侧电流标么值相等方向相反校平衡，改变任一侧量值校曲线。
（高压侧Ie = A，A分支Ie = A，B分支Ie = A）
| 序号 | 一侧电流 | 二侧电流 | 制动电流 (I1+I2)/2 | 差电流 Ie | 计算值 Ie | ||
| A | Ie | A | Ie | ||||
| 1 | |||||||
| 2 | |||||||
| 3 | |||||||
| 4 | |||||||
| 5 | |||||||
| 6 | |||||||
| 7 | |||||||
说明： 变压器接线组别的影响及其补偿措施
(1)变压器接线组别对差动保护的影响
对于Y，y0接线的变压器，由于一、二次绕组对应相的电压同相位，故一、二次两侧对应相电流的相位几乎完全相同。而常用的Y，d11接线的变压器，由于三角形侧的线电压与星形侧相应相的线电压在相位上相差30°，故其相应相的电流相位关系也相差30°，即三角形侧的电流比星形侧的同一相电流，在相位上超前30°，因此即使变压器两侧电流互感器二次电流的数值相等，在差动保护回路中也会出现不平衡电流，如图4所示。
(2)变压器接线组别影响的常规补偿措施
为了消除由于变压器Y，d11接线引起的不平衡电流的影响，可采用相位补偿法，即将变压器星形侧的电流互感器二次侧接成三角形，而将变压器三角形侧的电流互感器二次侧接成星形，从而把电流互感器二次电流的相位校正过来，这就是所谓的相位补偿，如图5(a)所示。
图4 Y，d1变压器两侧电流 互感器的二次电流
（a）变压器接线示意图；
（b）电流相量图
(a)相位补偿的接线图
(b)相位补偿的相量图
图5 Y，d11变压器差动保护接线图和相量图
图中、、分别表示变压器星形侧三相电流，对应的电流互感器二次电流为、、。由于电流互感器二次绕组为三角形接线，故流入差动臂(两侧电流互感器同名相的连线)的三相电流为=-、=-、=-分别超前同名相一次侧电流为、、30°。图中、、分别为变压器二次绕组中的三相电流，而变压器三角形侧输出的三相电流分别为=、=、=分别超前于、、为30°，由于变压器三角形侧电流互感器二次侧为星形连接，故流入差动臂的电流分别、、与、、同相，所以变压器两侧互感器二次电流流入差动臂中的电流分别和、、与、、同相，这样便可补偿Y，d11型变压器两侧电流30°的相位差，使变压器在正常运行情况和外部短路时，同名相两侧流入差动臂中的二次电流保持同相位，从而减小了由于变压器接线组别相位差形成的不平衡电流。
相位补偿后，为了使每相两差动臂的电流数值近似相等，在选择电流互感器的变比nTA时，应考虑电流互感器的接线系数Kc，即差动臂的电流为。其中，I1为一次电流，电流互感器按三角形接线时Kc=，按星形接线时则Kc=1。如电流互感器的二次电流为5A时，则两侧电流互感器的变比按以下两式选择。
变压器星形侧的电流互感器变比为
nＴＡ（Ｙ）= （8-1）
变压器三角形侧的电流互感器变比为
nTA(△)= （8-2）
式中In(Y)——变压器绕组接成星形侧的额定电流；
In(△)——变压器绕组接成三角形侧的额定电流。
实际上选择电流互感器时，是根据电流互感器定型产品变比确定一个接近并稍大于计算值的标准变比。
(3)变压器接线组别影响在RCS-985变压器差动保护中的补偿措施
在本装置内，变压器各侧电流存在的相位差由软件自动进行校正。变压器各侧的电流互感器均采用星形接线，各侧电流方向均指向变压器。因为变压器Y侧的TA也选用星形接法。无接线系数可言。因此TA变比的选择可以比常规三角形接法的TA变比的选择减小倍，但要特别注意，必须按电流互感器的10%误差曲线校核二次负担是否超过允许值。
另外，在用软件进行变压器Y侧二次电流相位的校正时，软件的实现方法，仍然是以星形变三角形最为方便，对于Y，d11变压器这个变换不仅使变压器星侧的二次电流，在软件变换后，向前相移了30°，而且使幅值也放大了1.73倍。这将会引起幅值的不平衡，这个不平衡和CT变比的选择误差均可用平衡调整电路来调整。
（4）差动保护试验时分别从高压侧、发电机中性点侧加入电流。高压侧、中性点侧加入电流对应关系：A－ac、B－ba、C－cb。
由于RCS-985的变压器组别相位补偿措施是用软件来完成的，因而只在高压侧加入一相电流时，会有两相差动元件动作，加IA电流，A、C相动作，C相差流为-IA；加IB电流，B、A相动作，A相差流为-IB；加IC电流，C、B相动作，B相差流为-IC；为解决非试验相误动问题，需要按如上关系加入电流。
（5）RCS-985差动保护的特性曲线，是以标么值来绘制的，因此在试验时必需计算出各侧电流值的标么值，在Y侧的有名值电流化为标么值时，除一定要除以额定电流值（基准值）以外，还必需再除以1.73。这是因为Y侧在Y—∆相位补偿时，各相差动继电器所用的是相电流差，为使两侧电流平衡，在内部已考虑了1.73的接线系数。现在试验中加入的是单相电流,但内部的接线系数还在起作用, 参加差动继电器工作的电流仍要除以1.73，为了正确反应差动继电器的数据平稳衡必需这样做。
（6）发变组中变压器各侧电流计算用标么基值计算举例
主变容量: 150.00 MVA
高压侧一次额定电压: 242.00 KV
中压侧一次额定电压: 121.00 KV
低压侧一次额定电压: 10.50 KV
主变联结方式Y/Y/d-11:
选用CT二次额定电流In=5A
变压器各侧二次电流计算用标么基值计算
| 名称 | 各侧数值 | ||
| 额定电压(KV) | 242 | 121 | 10.5 |
| 计算各侧额定电流(A) | 150000/（×242）=357 | 150000/（×121）=716 | 150000/10.5=8257 |
| 电流互感器接线方式 | Y | Y | Y |
| 电流互感器计算变比 | 357／5 | 716／5 | 8257/5 |
| 选用电流互感器变比 | 600/5=120 | 1200/5=240 | 8000/5=1600 |
| 计算用标么基值电流Ie(A) | Ieh=√3×357/120=5.15 | Iem=√3×716/2400=5.16 | Iel=8257/1600=5.16 |
*在以上的计算中，计算各侧额定电流(A)时，各侧均采用变压器的最大容量进计算。在以后的各种差动保护中，二次电流的标么基值计算所选取的容量均为该保护所保护元件的容量。
----------------------------------------
7.2.3 二次谐波制动系数试验
从一侧电流回路同时加入基波电流分量（能使差动保护可靠动作）和二次谐波电流分量，减小二次谐波电流分量的百分比，使差动保护动作。
定值： %；试验值： %。
7.2.4 发变组差动速断试验
从一侧电流回路加入电流进行试验。
定值： Ie；试验值： Ie。
7.2.5 TA断线闭锁试验
“发变组比率差动投入”、“TA断线闭锁比率差动”均置1。
两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，装置发“发变组差动TA断线”信号并闭锁变压器比率差动，但不闭锁差动速断。
“发变组比率差动投入” 置1、“TA断线闭锁比率差动”置0。
两侧三相均加上额定电流，断开任意一相电流，发变组比率差动动作并发“发变组差动TA断线”信号。
退掉电流，复位装置才能清除“发变组差动TA断线”信号。
7.2.6 恢复定值整定。
7.3 主变差动保护试验
主变差动保护试验分别在两两侧进行，Y—Δ侧的试验同发变组保护，Y—Y侧试验不必考虑相位补偿问题，但因特性非线性，在做特性时，标么值的计算同前。
7.4 主变相间后备保护试验
7.4.1 复核复合电压过流保护定值
可参见定值通知单及调试大纲7.4.1。
7.4.2 复合电压过流保护试验内容
保护取主变高压侧最大相电流
过流I段试验值 A，过流I段延时 S，
过流Ⅱ段试验值 A，过流Ⅱ段延时 S，
负序电压定值 V，低电压定值 V。
电流记忆功能 。
TV断线保护投退原则 。
7.4.3 RCS-985C装置,对复合电压过流保护的方向控制字进行检验_______。
注意：该保护方向元件用极化电压为正序电压，切记故障前应有三相电压，故障后相角是故障相电压与故障相电流的相角。
7.4.4 复核阻抗保护定值
可参见定值知单及调试大纲7.4.4。
7.4.5 阻抗保护试验内容
主变相间阻抗保护取主变高压侧相间电压、相间电流，电流方向流入主变为正方向，阻抗方向指向主变，灵敏角固定为78°。阻抗元件经突变量和负序电流启动。
阻抗Ⅰ段试验值： Ω
阻抗Ⅱ段试验值： Ω
主变高压侧TV断线时闭锁阻抗保护。
7.4.6 过负荷、启动风冷试验
过负荷定值： A，延时 S
启动风冷定值： A，延时 S
7.5 主变接地后备保护试验
7.5.1 复核零序过流保护定值
可参见定值通知单及调试大纲7.5.1。
7.5.2 零序过流保护试验内容
保护取主变中性点零序TA电流、零序电压取主变高压侧开口三角零序电压。
零序电压闭锁定值 V。
零序过流I段试验值 A，延时1 S，延时2 S，
零序过流Ⅱ段试验值 A，延时1 S，延时2 S，
零序过流Ⅲ段试验值 A，延时1 S，延时2 S，
零序过流Ⅲ段则固定不经零序电压闭锁。
7.5.3 零序方向控制字试验_________。
7.5.4 间隙零序保护试验内容
保护取主变零序电压、间隙零序TA电流。“经零序无流闭锁”投入时，零序电压保护需经零序无流闭锁，定值：间隙零序过电压 间隙零序过流
间隙零序过电压试验值 A，延时1 S，延时2 S，
间隙零序过流试验值 A，延时1 S，延时2 S，
7.6 主变过励磁保护试验
7.6.1 复核定时限过励磁定值
可参见定值通知单及调试大纲7.6.1
7.6.2 定时限过励磁试验内容
主变过励磁保护取主变高压侧电压及其频率计算。TV断线自动闭锁过励磁保护。为防止主变高压侧TV在暂态过程中的电压量影响，主变过励磁经主变高压侧或低压侧（中性点）无流闭锁。(U/f采用标么值计算)
过励磁I段试验值 ，
过励磁Ⅱ段试验值 ，
过励磁信号段试验值 ，
7.6.3 复核反时限过励磁定值
可参见定值通知单及调试大纲7.6.3
7.6.4 反时限过励磁试验内容
（1）精度试验
| 输入电压 | 频率 | U/F显示 | 误差 | |
| 1 | ||||
| 2 | ||||
| 3 | ||||
| 4 | ||||
| 5 |
7.7 发电机纵差保护试验
7.7.1 复核定值整。
见定值通知单及调试大纲7.7.1
7.7.2 发电机纵差保护试验
方法同变压器纵差保护，所不同的是机端TA和中性点TA的极性相同，同时由于不牵涉到变压器，试验时分别从发电机出囗TA和中性点TA的端子加入分相电流，A-a，B-b，C-c。
7.8 发电机裂相差动保护试验
7.8.1 复核定值整。
见定值通知单及调试大纲7.8.1。
7.8.2 裂相横差比率差动试验
方法同变压器纵差保护，所不同的是从中性点各相一分支组、二分支组分别加入电流试验，A1-a1，B1-b1，C1-c1。
7.9 发电机匝间保护试验
7.9.1复核横差定值整定
见定值通知单及调试大纲7.9.1。
7.9.2高灵敏横差（机端最大相电流制动特性）试验内容
电流制动取发电机机端最大相电流。从横差电流回路加入动作电流试验。
表7.3 横差保护最大相电流制动特性试验值
| 序号 | 发电机电流A(三个不对称值) | 最大相电流 A | 动作横差电流 A | 动作电流计算值 A | ||
| 1 | ||||||
| 2 | ||||||
| 3 | ||||||
| 4 | ||||||
| 5 | ||||||
| 6 | ||||||
7.9.4延时定值试验，转子一点接地发报警信号后，加入1.2倍的动作量，保护延时出口，测得延时 S。
7.9.5 复核纵向零序电压匝间保护定值整定
参见定值通知单及调试大纲7.9.3。
7.9.6 纵向零序电压匝间保护比率制动特性试验内容
制动电流取发电机机端。
表7.3比率制动特性试验值
| 序号 | 发电机电流A(三个相值) | 最大相电流 A | 负序电流3I2 A(显示值) | 动作电压 V | 电压计算值 V | ||
| 1 | |||||||
| 2 | |||||||
| 3 | |||||||
| 4 | |||||||
| 5 | |||||||
| 6 | |||||||
7.10 发电机相间后备保护试验
7.10.1 复合电压过流保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.10.1。
7.10.2 复合电压过流保护试验内容
保护电压取机端电压;电流取发电机机端、中性点六个中最大相电流
过流I段试验值 A，过流I段延时 S，
过流Ⅱ段试验值 A，过流Ⅱ段延时 S，
负序电压定值 V，低电压定值 V。
7.10.3 阻抗保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.10.3。
7.10.4 阻抗保护试验内容
发电机相间阻抗保护取发电机机端电压TV1、中性点电流，灵敏角固定为78°，阻抗元件方向指向系统。阻抗元件经突变量和负序电流启动。
阻抗Ⅰ段试验值： Ω；动作时间 。
阻抗Ⅱ段试验值： Ω；动作时间 。
TV1断线延时0.2S切换至TV2，阻抗保护不受影响。
机端大电流闭锁功能输出接点。
电压平衡功能：机端TV1消失，自动切换到机端TV2.
7.11 发电机定子接地保护试验
7.11.1 95%定子接地保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.11.1。
7.11.2 95%定子接地保护试验内容
定值校验:基波零序电压定值 。基波零序电压高定值 。
基波零序电压保护延时 。
逻辑关系校验
基波零序电压定子接地保护，动作于报警时，不需通过压板控制，也不需经主变高压侧零序电压闭锁。
基波零序电压定子接地保护，而动作于跳闸，需经压板控制。
灵敏段出口需经主变高压侧、机端零序电压闭锁（主变高压侧、机端零序电压小于40V开放。
高定值段不需经主变高压侧零序电压闭锁。
7.11.3 100%定子接地保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.11.3。
7.11.4 定子三次谐波零序电压保护试验内容
（1）定子三次谐波电压比率判据
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。
模拟发变组并网前断路器位置接点输入，机端加入正序电压大于0.5Un，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，机端加入正序电压大于0.5Un，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。
（2）定子三次谐波电压差动判据
辅助判据：机端正序电压大于0.85Un，机端三次谐波电压值大于0.3V，发变组并网且发电机负荷电流大于0.2Ie，小于1.2Ie。
三次谐波零序电压定子接地保护，动作于报警时，不需通过压板控制。而动作于跳闸，需经压板控制。
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，减小中性点三次谐波电压，使三次谐波电压判据动作。
7.12 转子接地保护试验
7.12.1转子接地保护定值整定见定值通知单及调试大纲7.12.1、7.12.2。
7.12.2 转子一点接地试验内容
从屏上转子电压输入端子处，外加直流电压220V，合上转子电压输入开关，将试验端子(与大轴端子间有20KΩ电阻)与电压正端短接，测得试验值应为20±1kΩ，将试验端子与电压负端短接，试验值20±1kΩ,误差与外加电压精度有关。
转子一点接地保护，动作于报警时，不需通过压板控制。而动作于跳闸，需经压板控制。
7.12.3 转子两点接地试验内容
从屏上转子电压输入端子处，外加直流电压220V，合上转子电压输入开关，将试验端子(与大轴端子间有20KΩ电阻)与电压正端短接，测得试验值应为20±1kΩ，
转子一点接地保护发出报警信号，延时30S后，装置发出转子两点接地保护投入信号，将大轴输入端与电压负端短接，保护延时动作于出口。
7.13 定子过负荷保护试验
7.13.1 定时限过负荷定值
见定值通知单及调试大纲7.13.1。
7.13.2 定时限过负荷试验内容
保护取发电机机端和中性点最大相电流
过负荷I段试验值 ；延时 。
过负荷Ⅱ段试验值 ；延时 。
7.13.3 反时限过负荷定值
见定值通知单及调试大纲7.13.3。
7.13.4 反时限过负荷试验内容
保护取发电机机端、中性点最大相电流
表7.6 试验数据记录（Ie = ）
| 输入电流 | 动作时间 | 计算时间 | 备注 | |
| 1 | ||||
| 2 | ||||
| 3 | ||||
| 4 | ||||
| 5 |
试验方法同过负荷保护，所不同的是保护取发电机机端、中性点负序电流小值，一侧TA断线负序过负荷保护不会误动。
7.15 发电机失磁保护试验
7.15.1 失磁保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.15.1。
7.15.2失磁保护试验的思路
失磁保护判据多，它们动作的观测点均需要跳闸接点，为试验条理清楚，应使用改变控制字不同组合的方法，分别试验。控制字不同组合的依据为说明书各段逻辑框图。试验结束后，恢复原定值控制字。然后进行整组传动。在整组传动中，若因试验设备原因（不同TA、TV源的量太多）允许用改动控制字的方法传动，但切记恢复。
7.15.3 失磁保护各判据的定值模拟试验校核
(1)低电压判据: 三相电压同时降低,可用母线电压或发电机出口电压,参考逻辑框图为失磁保护Ⅱ段逻辑框图.
(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、中性点正序电流来计算。
辅助判据：正序电压U1 > 6V，负序电压U2 < 4V，电流大于0.1Iezd。
无功反向判据：采用发电机机端电压，机端电流计算。
参考逻辑框图为失磁保护Ⅰ段或Ⅱ、Ⅲ段逻辑框图。
(3)失磁保护转子判据试验
转子判据从转子输入电压端子排加入直流电压。
辅助判据1：正序电压U1 > 6V，负序电压U2 < 4V，发电机在正常运行状态
辅助判据2：高压侧断路器在合闸位置，发电机负荷电流大于0.1Ie延时1S。
参考逻辑框图为失磁保护Ⅰ段或Ⅱ、Ⅲ段逻辑框图。
(4)失磁保护Ⅰ段减出力判据试验
功率采用发电机机端电压、机端电流来计算，参考逻辑框图为失磁保护Ⅰ段逻辑框图.
7.15.4失磁保护Ⅰ段动作于跳闸,测量动作时间。
7.15.5失磁保护Ⅱ段经动作于跳闸，测量动作时间。
7.15.6失磁保护Ⅲ段动作于信号或跳闸，测量动作时间。
7.15.7失磁保护Ⅳ段延时动作于跳闸，测量动作时间。
7.16 发电机失步保护试验
7.16.1 失步保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.16.1。
7.16.2 失步保护试验说明
失步保护判据多，它们动作的观测点需要跳闸接点；它们的动作还需要几个动态的振荡周期才可出口，各整定判据的测定比较困难，根据简化微机保护试验的精神，在加强整定值校对的前提下，暂推荐仅做功能传动。
7.16.3发电机失步保护整组试验
失步保护阻抗采用发电机机端正序电压、中性点正序电流来计算。发电机变压器组断路器跳闸允许电流取主变高压侧电流。根据整定值模拟发电机失步工况（试验设备能模拟之），观察动作情况，当用于动作于信号时,不需投入压板。
7.17 发电机电压保护试验
7.17.1 发电机电压保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.17.1
7.17.2 电压保护试验内容
电压保护取发电机机端相间电压，过电压保护取三个相间电压最大值；
低电压保护为三个相间电压均低时才动作，辅助判据：发电机相电流大于0.2A，调相运行辅助接点输入KBY2。
过电压I段试验值 V，过电压I段延时 S，
过电压Ⅱ段试验值 V，过电压Ⅱ段延时 S，
低电压定值 V，低电压延时 S。
7.18发电机过励磁保护试验
7.18.1 定时限过励磁定值
见定值通知单及调试大纲7.18.1
7.18.2 定时限过励磁试验内容
对于发电机过励磁保护取发电机机端电压及其频率计算 。(U/f采用标么值计算)
过励磁I段动作值 ，动作时间 。
过励磁Ⅱ段动作值 ，动作时间 。
过励磁信号段动作值 ，动作时间 。
7.18.3 反时限过励磁定值
见定值通知单及调试大纲7.18.3
7.18.4 反时限过励磁试验内容
（1）精度试验
| 输入电压 | 频率 | U/F显示 | 误差 | |
| 1 | ||||
| 2 | ||||
| 3 | ||||
| 4 | ||||
| 5 |
7.19 发电机逆功率保护试验
7.19.1 发电机逆功率保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.19.1
7.19.2 逆功率保护试验内容
保护取发电机机端电压、机端电流
逆功率动作值 ，逆功率延时 S，
过功率动作值 ，过功率延时 S，
程序逆功率需经发电机主汽门开关位置接点、发变组高压侧断路器位置接点闭锁。
程序逆功率试验值 ，程序逆功率延时 S。
7.20 发电机频率保护试验
7.20.1 发电机频率保护定值
见定值通知单及调试大纲7.20.1
7.20.2 频率保护试验
低频保护辅助条件：发变组断路器位置接点，发电机机端相电流大于0.03Ie，低频Ⅰ、Ⅱ带累计功能。
| 序号 | 名称 | 频率定值 | 频率试验值 | 延时 | 延时试验值 |
| 1 | 低频Ⅰ段 | ||||
| 2 | 低频Ⅱ段 | ||||
| 3 | 低频Ⅲ段 | ||||
| 4 | 低频Ⅳ段 | ||||
| 5 | 过频Ⅰ段 | ||||
| 6 | 过频Ⅱ段 |
7.21.1 发电机起停机保护定值
见定值通知单及调试大纲7.21.1
7.21.2 起停机保护试验
“低频闭锁功能投入”置1，启停机保护还需经断路器位置接点闭锁。在发电机机端电压回路加入频率低于定值的电压或不加任何量，试验不同功能定值。
（1）频率闭锁动作值 ；
（2）变压器差流动作值 ，高厂变差流动作值 ，发电机差流动作值 ，裂相差流动作值 ，励磁变差流动作值 ，跳闸控制字。
（3）定子接地零序电压动作值 ，延时动作值 ，跳闸控制字
7.21.3 轴电流保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.21.1
7.21.4 轴电流保护试验
调整轴电流大小，试验保护功能，轴电流保护动作于信号。
轴电流二次定值： mA， 延时： S。
7.22 发电机误上电保护试验
7.22.1 发电机误上电保护定值
见定值通知单及调试大纲7.22.1
7.22.2 误上电保护试验
“低频闭锁功能投入”置1（投入保护），模拟发变组并网前、解列后运行状态，首先在发电机机端电压回路加入频率低于定值的电压（允许动作），然后从变压器高压侧电流回路、机端电流回路、中性点电流回路加入电流（三电流可串联，前者允许条件、后两个定值同、与出口），测得保护动作值 。
“断路器位置接点闭锁投入”置1（投入保护），模拟发变组并网前、解列后运行状态，变压器高压侧电流回路、机端电流回路、中性点电流回路加入电流，测得保护动作值 。
“断路器跳闸闭锁功能投入”置1，模拟发变组并网前、解列后运行状态，变压器高压侧电流回路、机端电流回路、中性点电流回路加入电流，误上电保护动作时高压侧断路器电流大于闭锁定值时，保护不跳出口断路器，动作于跳闸控制字整定的其他的开关；当电流小于闭锁定值时，保护动作于整定的所有的开关。
注： 当“低频闭锁功能投入”置1，“断路器位置接点闭锁投入”置1，“断路器跳闸闭锁功能投入”置1时，如果电压频率小于定值，即使保护动作时高压侧断路器电流大于闭锁定值，,因误合闸对发电机冲击大，需要断路器快速跳闸。
误上电II段动作：代表未闭锁出口断路器；误上电I段动作：代表闭锁出口断路器。
7.22.3 断路器闪络保护试验
从发电机机端TV加入额定电压，模拟断路器断开位置，从变压器高压侧电流回路加入单相电流。测得保护负序电流动作值 。
7.23 励磁变（励磁机）差动保护试验
同变压器差动保护试验。
7.24 励磁变（励磁机）后备保护试验
同主变（机）后备保护试验
7.25 励磁变（机）过负荷保护试验
同主变（机）过负荷保护试验
7.26—7.29 高厂变保护试验
同变压器差动保护试验。
7.30 非电量保护试验
7.30.1 非电量保护定值整定
见定值通知单及调试大纲7.30.1
7.31 TA断线报警试验
7.31.1 各侧电流回路TA断线报警
动作判据：3I2 > 0.04In + 0.25×Imax
式中，In：TA二次额定电流，1A或5A，3I2：负序电流，Imax：最大相电流
满足条件，延时10s后发相应TA异常报警信号，异常消失，延时10S自动返回。
7.31.2 差动保护差流报警
投入相应差动保护控制字，差流报警功能自动投入，满足判据延时10S报相应差动保护差流报警(不闭锁差动保护)，差流消失，延时10S返回：
动作判据：dI > izd_bj 及 dI > kbj ×Ires
式中 dI为差电流，izd_bj为差流报警门槛，kbj为差流报警系数，Ires为制动电流
相关值列表如下：
| 名称 | 差流报警门槛 | 差流报警系数 | |
| 发电机差动 | 0.05Ie | 0.10 | |
| 发电机裂相横差 | 0.10Ie | 0.20 | |
| 发变组差动 | 0.10Ie | 0.20 | |
| 主变压器差动 | 0.10Ie | 0.20 | |
| 高厂变差动 | 0.10Ie | 0.20 | |
| 励磁变差动 | 0.10Ie | 0.20 |
投入相应差动保护控制字及压板，在两侧同时加入三相电流，在额定电流附近调整幅值、相角使差电流为0。断开一相电流，装置发相应差动保护TA断线信号，如此时“TA断线闭锁比率差动投入”置1，则闭锁差动保护，如控制字置0，差动保护动作于出口。
在发出差动保护TA断线信号后，消除TA断线情况，复位装置才能消除信号。
在发电机变压器系统未并网前，TA断线报警或闭锁功能自动退出。
7.32 TV断线报警试验
7.32.1 各侧电压回路TV断线报警
RCS-985装置每组TV均设有单相、两相、三相断线闭锁功能。
试验时加入三相对称额定电压，分别模拟单相、两相断线，模拟三相断线时相对应的电流回路加入大于0.1额定的电流。
TV断线后，延时10S（如投入阻抗保护，则相应的TV断线延时为1.25s） 发相应TV断线报警信号，异常消失。
延时10s后信号自动返回。
7.32.2 发电机机端电压切换
从机端两组TV加入对称相等电压，断开任一组TV的一相、两相或三相，均延时0.5S发相应TV断线信号并启动切换
7.32.3 发电机匝间保护专用TV断线判别
b.一次断线闭锁判据：
TV1负序电压 3U2 < 0.45×U0zd
TV2负序电压 3U2’ > 0.9 ×U0zd
TV2开口三角零序电压U0>U0zd
TV1、TV2 加入三相对称电压，模拟TV2断线
投入零序电压匝间保护，TV1、TV2加入三相对称电压。
试验时，TV2某一相电压减为0，同时TV2开口三角电压加入34.6V电压，保护装置延时60ms发TV2一次断线报警信号，并闭锁纵向零序电压匝间保护
7.33 其他功能试验
按屏上复归按钮，能复位“跳闸”灯，液晶显示屏循环显示各种内容, 联接好打印机，按屏上打印按钮, 打印机打印当前装置定值、事故报告、异常报告。
8. RCS-985投运注意事项
8.1 开关传动试验
在保护调试试验完成后，具备了传动试验条件时，开始传动试验。
应用便携式电脑，在后台DBG2000系统上，整定RCS-985装置系统定值总控制字“保护传动试验状态”投入，此时，保护装置显示“传动试验状态”。
启动DBG2000传动试验状态，按照显示的保护功能，顺序进行传动试验。同时在DBG2000系统上观测返回的报文与整定是否一致。
注：如某保护功能没有投入，此保护信号出口或跳闸出口不会开放。
传动试验结束后，定值“传动试验状态”改为退出。
8.2 投运前检查
试验完成后, 要严格对照定值单是否准确, 相应的状态控制字是否设置正确, 试验中的连线是否解除, 解开的连线是否恢复。检查保护装置是否处于正常运行状态, 压板投入是否正确。
8.3 短路试验
8.3.1电流回路检查，电流显示与机组试验电流是否一致。
8.3.2 确定发电机差动、发变组差动、主变差动、高厂变差动、励磁变差动或励磁机差动保护电流极性；
正确的相角显示：
| 每个电流输入回路 | AB、BC、CA均为120° |
| 发电机差动 | 机端、中性点电流间相角显示：0° |
| 发电机裂相横差 | 中性点一、二分支电流间相角显示：0° |
| 主变差动 | 高压侧、机端电流间相角显示：180° 高压侧、高厂变侧相角显示：0～90° |
| 发变组差动， | 高压侧、中性点电流间相角显示：180° 高压侧、高厂变侧相角显示：0～90° |
| A厂变差动， | 高压侧、A分支电流间相角显示：180° 高压侧、B分支电流间相角显示：180° |
| B厂变差动 | 一侧、二侧间相角显示：180° |
| 励磁机或励磁变差动 | 一侧、二侧间相角显示：180° |
试验电流在50％额定时，发电机差动差流小于0.02Ie，其他各套差动保护差流小于0.05Ie。
8.4 启动过程电压量检查
8.4.1 发电机启动过程中加上励磁后，检查电压回路是否正常。
8.4.2 检查电压回路相角，正确的相角显示：
每个电压回路：AB、BC、CA均为120°
8.4.3 检查两组机端电压、开口三角电压、中性点零序电压是否正常。
8.5 定子接地保护定值校正
8.5.1 记录发电机启动过程中机端、中性点零序电压三次谐波比率关系、相位关系；
8.5.2 记录并网后机端、中性点零序电压三次谐波比率关系、相位关系；
8.5.3 同时记录发电机在各种情况下机端、中性点基波零序电压值；
8.5.4 根据以上记录，校正定子接地保护定值。在发电机启停过程中、正常运行时定子接地保护不误发信号。
8.6 机组并网运行
8.6.1 机组并网后、检查并网时装置有无异常；
8.6.2 机组带上负荷时，检查以下显示值：
a.发变组差流、主变差流、发电机差流、裂相横差差流、A厂变差流、B厂变差流；
b.各侧电流、电压、零序电流、零序电压；
c.有功功率、无功功率、频率、U/F值；
d.转子电压、转子电流
8.6.3 检查各侧电流、电压相角显示
8.6.4 打印正常运行波形
8.7 运行记录
8.7.1 正常运行时，可以从主菜单监视差流、电流、电压；如需详细的采样数据，进入保护状态检查各采样值，也可打印正常波形。
8.7.2 当保护装置动作跳闸后,“跳闸”灯亮并磁保持 此时应及时按屏上“打印”按钮打印报告, 进入装置菜单打印相关波形报告，并准确记录装置动作信号灯后方可按屏上“复归”按钮进行信号复归。
8.7.3 当保护装置“报警”灯亮或“TV断线”灯亮或“TA断线”灯亮, “运行”灯亮, 保护装置液晶屏上有异常,发出报警信号, 根据信号类型，检查电流电压量，并打印事件报文；若是保护发出的信号，检查装置的交流输入量及开入量，分析原因，解决问题。
8.7.4 当保护装置“报警”灯亮, “运行”灯灭时, 表示装置自检出现问题(EPROM、RAM、VFC、EEPROM等), 此时解开保护屏上出口跳闸压板, 更换相应器件(插件), 在排除故障后, 重新启
动保护装置, 按管理板上“复位”按钮, 待确信装置恢复正常后,再投上保护屏上出口跳闸压板。
8.8动作分析
正常运行时，当机组有异常，相应保护发出报警信号，可以打印当前波形，如异常消失，保护延时返回，保护装置记录保护报警时间、返回时间。
机组保护发生故障，保护动作于跳闸，装置录下故障时发变组单元波形，通过打印波形，分析保护装置动作情况。也可用笔记本电脑取出波形数据，进行详细分析。
特别申明：对于双主双后配置的机组保护，由于TA,TV特性的差异（或者动作于临界情况），对于相同故障，两套装置可能会出现动作情况不一致。
对于内部故障，一般差动保护动作相同；后备保护和异常运行保护易出现动作不一致情况，这是因为一套装置动作后，另一套装置未来得及动作所致，属于正常。
若两套保护装置为不同厂家产品，更易出现动作不一致情况。
9. RCS-985A保护装置正常年检时的试验内容(建议)
9.1 保护装置各种开关量输入传动试验。
9.2 保护装置各种出口跳闸接点、信号接点和其他异常输出接点传动试验。
9.3 保护装置各种模拟量的采样值校验。
9.4 根据需要，校核定值是否正确。
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