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漫湾发电厂技术标准QJ/MD 01.01—2001发电机运行规程（修编）2001—01—01发布 2001—01—01执行云南省漫湾发电厂本规程原编写：杨天荣郑庆荣本规程修编：陈琨马赛永本规程组织编写及审核：李洪本规程审定：蔡武卫杨春明杨家兴本规程批准：李正凡目录1、技术参数………………………………………………………（）2、发电机运行维护………………………………………………（）3、发电机电制动的投入条件及程序…...……………………….（）4、发电机异常运行和事故处理………………………………….（）1、技术参数1111．4 发电机出口隔离开关技术参数111112、发电机运行维护2．1 发电机正常运行规定2．1．1 机组开、停及备用、检修等运行方式均由中调管辖。
2．1．2 发电机正常情况下必须在设备技术参数范围内运行。
2．2 发电机简介2．2．1 发电机结构形式为半伞式。
2．2．2 发电机励磁方式为可控硅自并励。
2．2．3 定子绕组为双层条式波绕组4路星形连接，至引出线和中性点均为线电压级全绝缘并引出至机坑外。
2．2．4 发电机出口母线电压为15.75kV，采用离相全封闭式结构与主变对应连接。
2．2．5 发电机出口断路器GCB2．2．5．1 发电机出口断路器用于进行正常的开停机操作、事故解列、切断短路电流。
2．2．5．2 发电机出口断路器采用自动准同期方式，无手动准同期。
2．2．5．3 GCB与TCB的合闸条件（TCB为主变高压侧断路器）只有在与GCB相邻的500kVTCB之一合闸后，才允许GCB作为发电机同期并网点同期合闸；只有在与GCB相邻的500kVTCB均断开的条件下，机组LCU才能发直接合GCB 的指令；只有在GCB合闸后，才允许机组LCU选择GCB的相邻500kVTCB之一作为发电机同期并网点同期合闸。
2．2．5．4 发电机出口隔离开关及GCB的控制开关设在中控室返回屏上，编号分别为1QK、2QK。
1概述1.1微机电液调速器的主要作用漫湾电厂1号水轮发电机组是电厂的二期工程，于2007年5月18日投产发电，该机组为立轴金属蜗壳混流式，最大水头为99.2m ，额定水头89m ，最小水头73.8m ，额定转速为115.4r/min 。
水轮机型号为：HLD399-LJ-630，发电机型号为：SF300-52/13200，主变压器由沈阳变压器厂生产，型号为：DSP -120000/500，额定容量为：120000kVA ，冷却方式为强迫油循环水冷却。
漫湾电厂二期的调速器为微机电液调速器。
其控制模块是以AC800M 为基础的控制模块。
微机电液调速器使用于巨型混流式水轮发电机组的自动调节和自动控制，主要作用是：①实现水轮机转速的单机调节和控制；②实现机组按规定操作进行正常的自动启动和自动停机、空载、单机和并网带负荷稳定运行。
在机组运行中出现故障时，进行手动和自动事故停机及必要的机组保护操作，以保护机组的安全运行。
1.2系统结构调速器机械液压系统设计上采用液压集成技术和流量控制、流量反馈技术，使运动部件实现无间隙传递运动，极大地降低了死区并提高了控制精度。
集成阀、液压元件和功能部件之间的油路接连均采用O 型密封圈静止密封方式，无泄漏，大量使用标准液压元件。
系统主要由主配压阀、集成阀块、滤油器组成。
主配压阀是实现操作接力器的功能元件，集成阀块是实现液压逻辑各元件总成后的功能部件，滤油器是提供洁净压力油的功能部件，系统各功能部件之间的油路连接和控制压力油、控制回油的对外连接均通过底板实现。
并实现各功能部件的单层布置。
1.3水轮机调速器的工作原理水轮机调速器的作用是通过控制导水叶接力器（桨叶接力器）接力器的操作油量来控制导水叶（桨叶）的开度大小进而控制水轮机过水流量的大小来调整水轮机的转速，也就是调整水轮机的转速的作用。
水轮机调速器的工作原理基本上就是将转速信号（机组频率）与电网频率（给定频率）进行对比，根据其差值给予电液转换器一个操作接力器开或关的信号（命令）来控制水轮机过水流量从而调节水轮机转速的作用。
漫湾水电站励磁系统可控硅整流柜的改造冯剑涛9石体强9朱晓韬(云南华能漫湾发电厂9云南省云县675805D摘要:通过对漫湾水电站原有励磁系统可控硅整流柜的缺陷分析9提出对原装置进行改造的必要性O 阐述了替代产品的选型过程9并介绍了新可控硅整流柜的性能O 关键词:水电站9励磁系统9可控硅整流柜9散热中图分类号:TV 734.4收稿日期:2002-08-299修回日期:2002-11-21O引言漫湾水电站装机5>250MW 9励磁系统采用机端自并励形式O 原励磁系统的主要技术参数如下:额定空载励磁电压100V 9额定负载励磁电压410V 9额定空载励磁电流900A 9额定负载励磁电流1.62kA 9阳极电压910V 9可控硅整流柜单柜额定输出500A 9可控硅整流柜6个9可控硅整流柜可承受的反向峰值电压2>2.5kV (2只可控硅串联D O 自1993年6月5号机励磁系统投运以来9漫湾水电站的可控硅整流柜逐步暴露出一些缺陷O 特别是近1年来92号~4号机均出现了由可控硅整流柜故障引起的事故停机9可控硅整流柜的运行状况已引起了大家的关注O 其主要问题集中体现在以下几个方面:a .风机的风扇同心度变差9运行中噪声~震动较大9由震动引起的接触不良~回路连线绝缘破损时有发生Ob .可控硅整流柜及功率元件数量较多9运行中出故障的概率较大9检修维护的工作量大Oc .阳极开关额定标称电压为380V 9而漫湾水电站的阳极电压为910V 9越级使用9故障情况下跳阳极开关存在着绝缘击穿而短路的隐患Od .阳极开关由于震动9使主触头接触不良9造成交流三相电流不平衡及整流柜间均流变差Oe .可控硅元件及阻容吸收回路器件布置紧密9绝缘间距受到影响9造成一次回路走线与二次回路走线无法分开Of .由于功率元件串联层叠布置9在可控硅整流柜停风状态下9下层布置的可控硅自冷效果差9温度上升较快Og .可控硅整流柜在风机停风情况下9允许无风运行的时间太短9延时5min 后跳阳极开关9不利于运行人员处理异常情况Oh .阳极开关操作机构故障较多且不易调整处理9辅助接点动作特性不良Oi .脉冲隔离变压器初~次级分层绕制9层间绝缘薄弱9不适应阳极电压高达910V 的实际情况9曾发生过层间绝缘击穿Oj .阻容吸收分散布置9每个可控硅都配有各自的阻容吸收回路及元件9由于体积限制9元件不可能有足够裕量9其参数难以满足可控硅的工作需要9如电阻发热严重Ok .可控硅整流柜底部前后进风口的滤网由编织棉构成9检修时难清洗~容易变形9造成风道不畅O l .由于上述各部位绝缘都有不同程度的下降或破坏9阳极电压通过脉冲信号线串到调节器9导致调节器板件烧坏造成事故而停机O为了完成原励磁系统可控硅整流柜的改造任务9漫湾水电站有关人员向国内重点生产可控硅整流柜的厂商进行了咨询9通过对多个方案的性能价格比的对比9并考虑到改造工作中与调节器配合等问题9最后选择了南瑞集团公司电气控制分公司的FLZ 2000型可控硅整流柜O1替代产品的选型论证1.1功率柜数量的选择按N +1的冗余配置确定功率柜数量9即在退出1个功率柜运行的条件下应满足发电机任何工况对励磁电流的需要(包括强励D 9当退出2个功率柜运行时要能保证功率柜长期在额定励磁电流的1.1倍下工作9所以最终确定功率柜数量为3个9单柜额定电流输出为2kA O 1.2硅元件的散热可控硅元件的一个主要参数平均通态电流1T 9是指理想散热条件下可控硅元件长期允许通过的电62第27卷第2期2003年4月20日VOl.27NO.2A .2092003流值 可控硅整流柜能承受多大的电流值 散热器的散热效率起了决定作用 散热器及冷却方式的选择最终是为了减小散热器的热阻 从而防止硅元件的结温超过其最大允许值 铝散热器技术历史悠久 但由于铝散热器的导热系数较大 最小热阻只能达到 . 3 / 故单柜出力基本不会超过2kA 由于铝散热器通常采用整体浇铸式 其热容量较大 因此铝散热器可控硅整流柜停风后仍能维持较大出力 在强迫风冷的散热条件下 风速对散热效率影响很大 提高风速能有效降低散热器的热阻 但当风速大于6m /S 后 风速的提高对热阻的影响逐渐减小 在强迫风冷方式工作时 有效地提高风速的方法之一就是合理地设计风道新选可控硅整流柜风机采用卧式离心式风机 降低了可控硅整流柜的噪声 减小了震动 为了提高风机强迫风冷的可靠性 采用双风机结构 同时为了柜内两侧的硅元件获得均等风速的冷却效果 2台风机同时投入运行 并设有运行中任意一台风机停运报警发信的功能 如2台风机同时停运 则通过风压继电器发信 1.3晶闸管元件主要参数的计算a .额定重复反向峰值电压,U RRM =K u KK b U ARM 式中,K u 为电压裕度系数 取2;K 为过电压冲击系数 取1.6;K b 为电源电压升高系数 通常取1. ~1.1 考虑特殊情况如发电机甩负荷的电压升高 可取1.4 ;U ARM 为桥臂反向工作电压的最大瞬时值 所以 U RRM =4. 768kV 2>1.6>1.4 >91 b .确定实际流过晶闸管元件的通态平均电流1T 理想情况下 流过可控硅元件的1T 与直流电流1D 的关系为,1T =1D /3 考虑到换相的影响 取1T = .3671D 则当整流柜的输出电流为2kA 时 1T = .3671D =734A 考虑到强励2倍励磁电流工况的需要 所选可控硅的1T 应不小于1.468kA考虑到实际散热条件并有足够裕度 最终选用ABB 公司的 STP 2 L 4.6kV /2.76kA 单向可控硅1.4抑制过电压的反向阻断式阻容吸收网络交流侧过电压一般有雷电 励磁变高压侧合闸和励磁变空载时高压侧分闸引起的操作过电压 以及可控硅换相引起的换相过电压 其中大气过电压由装设避雷器吸收 励磁变高压侧合闸引起的操作过电压靠励磁变高低压绕组间的接地屏蔽层抑制 励磁变空载时高压侧分闸引起的操作过电压由反向阻断式阻容吸收网络 见图1 中的R 3与 3吸收可控硅正向导通时产生的积蓄载流子在反向电图1可控硅整流装置阻容吸收原理压下形成反向恢复电流并被迅速截断时 流经线路电感性回路时感应出高电压 一般可控硅两端不并阻容保护时过电压接近正常值的2倍 反向阻断式阻容吸收网络中R 1 1和R 2 2主要起抑制换向过电压的作用 1.5各可控硅整流柜间的均流问题并联运行的整流桥 其元件参数的差异 主回路接触电阻的不同是产生电流不平衡的主要原因 为了保证均流系数不小于 .9 通常采用的均流措施如下, 晶闸管元件参数严格选配 如通态平均压降 斜率电阻 门极触发电流 特别是通态平均压降 以保证参数的最佳匹配 交流侧电缆长度严格等长 消除进线电阻的不一致 并产生电抗作用 在主回路串联接入均流电抗器 不但起均流作用 同时还限制可控硅元件的电流变化率 保护晶闸管 但在大电流可控硅整流柜中 由于电抗器发热严重等问题而少有采用 采用强触发方式 充分保证元件开通的速度 减小元件开通时间的离散性 需要说明的是 由于可控硅整流柜的容量越来越大 大型机组所用的可控硅整流柜的数量越来越少 因而均流问题不再是励磁系统选择可控硅整流柜的主要问题 过份地强调均流 并采取如数字均流的方式 只会增加系统的复杂性 降低系统的可靠性指标 国外的一些大公司 如美国 公司等 设计的原则是以简单可靠为第一宗旨 在漫湾水电站安装改造的可控硅整流柜采用的均流措施主要有上述 其中晶闸管元件参数严格选配对各可控硅整流柜的72 调速励磁与辅机控制冯剑涛等漫湾水电站励磁系统可控硅整流柜的改造均流起到了关键作用1.柜顶双离心卧式风机根据漫湾水电站可控硅整流柜运行经验每个可控硅整流柜设置了2台离心式卧式风机该风机具有功耗小(570)风量大效率高噪声震动小等优点1台风机已满足可控硅整流柜散热需要设置2台主要是为了提高可控硅整流柜运行的可靠性1.风压监视直接监视风机产生的风压改变了间接靠风机启动接触器辅助节点监测风机运行正常与否的诸多弊病1.8脉冲投切开关设置脉冲投切开关可方便可控硅整流柜退出运行而避免直接拉开交流侧刀闸时拉弧产生过电压1.9脉冲隔离变压器脉冲隔离变压器是主回路与控制回路的隔离器件是励磁系统的关键器件该脉冲变压器采用干式环氧浇注而且原副边在圆环形铁心上分别绕制耐压达15kV主要技术参数要求如下:等效功耗小于6极限温度为90C电压比为10= 5 工作频率大于400~Z脉冲前沿小于260pS原边电感38m~副边电感14m~1.10交流侧三相电流监视根据漫湾水电站功率柜运行经验要求在可控硅整流柜交流三相进线侧安装电流互感器(2kA/ 5A)及电流表这样有助于可控硅整流柜运行中的故障判断如某相断臂脉冲丢失励磁变低压侧三相不平衡2对FLZ2000型可控硅整流柜的性能评价2.1硅元件的出厂参数测定硅元件的出厂参数测定以其中元件编号为5192 12的可控硅为例ABB的每一只5STP25L 4.6kV/2.76kA可控硅都做了静态和动态测试静态参数:门极触发特性VGT/1GT 为0.89V/68mA伏安特性(室温21C)V DRM=3.1kV V RRM/1RR=3kV/1.0mA动态参数:全动态导通800A/3kV(室温21C风速6m/S风温40C) 1T=800A V T=0.67V V RRM=3kV其中:V GT为门极触发电压;1GT 为门极触发电流;VDSM为断态不重复峰值电压;1T 为通态平均电流;VT为通态平均电流下的通态电压;VDRM为断态重复峰值电压; V RRM为反向重复峰值电压2.2FLZ2000型可控硅整流柜的出厂试验FLZ2000型可控硅整流柜的出厂试验以装置编号为01061 1的可控硅整流柜为例a.小电流试验:输入电压100V触发角度60 输出电压65.6V输出波形正常;输入电压100V触发角度10 输出电压127.9V输出波形正常b.高压小电流试验(U1=1.3U N U2=2U LN时间20min):输入电压1.183kV输出电压812V阻容吸收电容3两端电压1.907kV输出波形正常c.耐压测试:操作回路耐压值A 2kV绝缘电阻无穷大;主回路耐压值4.06kV绝缘电阻无穷大d.风机风速测量:风机入口3.3m/S风机出口2.3m/Se.大电流无风试验(室温21C铂电阻测温):输入电流11为A相700A B相710A相700A;输出电流12为800A K=0.81612/11=0.9 2h后温度上升趋于稳定可控硅外壳最高温度为71C (+A相)最低温度62C(-相)可控硅散热器最高温度57C(-A相)最低温度54C(+相)交流侧刀闸口最高温度36C直流侧刀闸口最高温度24Cf.大电流有风试验(室温21C铂电阻测温启动1台风机):输入电流11为A相1.64kA B相1.7kA相1.68kA;输出电流12为2kA K= 0.81612/11=1.0 2h后温度上升趋于稳定可控硅外壳最高温度64C(+A相)最低温度53C(-相)可控硅散热器最高温度38C(-相)最低温度35C(+相)交流侧刀闸口最高温度54C直流侧刀闸口最高温度29C3对FLZ2000型可控硅整流柜的改进设想a.运行中可控硅整流柜的晶闸管温度是反映可控硅整流柜运行状况的重要参数建议每只硅管的散热器装设埋入式温度传感器用温度巡检仪检测各臂硅管的温度并设温度过高报警b.前面谈过风速对散热效果的影响是否可以将风压发信器改为风速传感器这样更有利于判断风机的工作状况及可控硅整流柜冷却系统风道是否畅通无阻且使报警整定动作值更易调整和准确c.上述温度及风速非电量可变为标准的模拟量信号进行现地显示或远传4结语在第1台机(4号机)改造成功后2002年4月漫湾水电站已将其余4台机用同型号的可控硅整流(下转第30页)c .增加1根带屏蔽的铜芯控制电缆(如KVVP 2-4>1.5D 将信号引至LCU O 按照温控器和RTD 4测温模件的要求 铂电阻引线线阻只要不超过100且均匀的情况下 其测量值不会超出测量误差范围O 建议不要利用已有电缆的闲置线芯 经本厂试验 即使是与弱电信号回路共用电缆也可能因干扰造成温度测值波动O 电缆也应尽可能避免经过母线洞等存在强干扰的地方Od .改造后的直流回路见图3O 当5XJ 8闭合时 1ZJ 的输出接点启动风机 并通过2ZJ 常闭接点实现自保持96XJ 1接点闭合时 2ZJ 动作 输出接点断开自保持回路停止风机O 交流回路实际上没有变化 与图1相同O图3改造后的直流控制回路e .升压站LCU 增加风机控制流程 见图4Of .温度量经LCU 上传至上位机 用于实时显示和越限报警O图4风机控制流程4结语主变风机系统经改造后 运行情况良好O 利用监控系统对升压站主变风机系统进行实时监测和控制 不但排除了控制源受环境的影响 而且实现了上位机对温度的实时监视O 同时 在程序上增加了异常情况报警功能 使主变风机的运行更加安全~可靠O林标伦(1970 D 男 从事计算机监控维护工作O E -mail ,wly 5098 sina .comREAL -TIME MONITORING AND CONTROL OF FAN SYSTEM OF TRANSFORMERLzn Bzaol n (Changtan Hydropower Plant .Jiaoling 514100.China )Key words :trans f ormer :f an system : comp u ter control systems(上接第28页D柜改造完毕O 单柜功率的提高~N -1的冗余配置和可控硅整流柜数量的减少(由原来6个柜减少为3个柜D 大大提高了可控硅整流柜运行的可靠性 减少了维护工作量 为2002年汛期大方式下机组的可靠稳定运行打下了坚实基础O冯剑涛(1969 D 男 工程师 长期从事水电厂励磁装置~调速器等自动化方面的工作O E -mail ,asir 5546 sina .comREFORMATION OF SILICON CONTROLLED RECTIFIER CA B INET OF E X CITATION SYSTEM IN MAN W AN H YDRO P O W ER P LANTFe n g J zan t ao ,Sh z T z g zan g , h X zao t ao(Yu nnan H u aneng M anwan Power Plant .Yu n 675805.China )A b s t r a c t :Af ter analysis o f the de f ects o f the original S CR ca b inet o f the e x citation system .the necessity o f re f ormation is proposed .The model -selecting proced u re o f the s ub stit u te prod u ct is descri b ed .and the per f ormance o f the new S CR ca b inet is introd u ced .Key words :hydropower plant :e x citation system :silicon controlled recti f ier (S CR )ca b inet :heat dissipation。
电厂6号机发变组保护改造“三措两案”设备管理部2021年01月04日审批表（内部项目）：一、项目概况 (1)二、组织措施 (1)三、技术措施 (2)四、安全措施 (3)五、施工方案 (4)六、应急预案 (8)一、项目概况：电厂6号机发变组保护于2005年投运，保护按照双重化配置原则，A、B套均为许继WFB-801、WFB-802、WFB-803发变组电气量保护。
C套为非电气量保护型号为许继WFB-804。
随着运行年限的不断增加，设备的老化现象愈发明显，为保证6号发电机组安全稳定运行，本次改造在保证主体框架、端子排外部电缆位置不变的前提下，将发变组A、B套电气量保护装置升级为最新的许继WFB-805A发变组保护装置并增加许继WFB-806A零功率切机保护装置、C套非电气量保护装置升级为许继最新的许继WFB-804A非电气量保护装置。
为确保项目的安全有序实施，项目质量可控在控，特制定本“三措两案”。
二、组织措施为了本项目保质保量安全完工，特成立以下组织机构：1 组织机构项目经理：技术质量负责人：兼职安全员：施工人员（或班组）：2 各岗位主要职责项目经理：负责整个施工的具体组织管理工作。
负责审查本施工“三措”，检查安全生产保证体系，监督、检查规章制度执行情况，对现场安全和质量进行抽查和指导。
技术质量负责人：负责整个施工的安全技术管理工作。
负责审查本施工“三措”，监督、检查规章制度执行情况，检查规章制度执行情况，重点对施工现场的安全和质量进行检查和指导。
安全员：负责建立健全施工安全网组织，负责审查本施工“三措”。
督促落实现场安全工器具配备使用符合要求，督促检查班组召开安全技术交底会和班前班后会，深入施工现场检查安全生产和遵章守纪情况，发现问题及时处理。
班组长：负责具体组织工作，召开班组安全技术交底会和班前班后会，监督班组成员正确、安全的进行工作，对违章或违反工序人员加以制止和责令改正。
施工( 班组)人员：继电班人员提前准备好设备的到货安装、试运策划，负责设备到厂验收，准备好相关配套的备品备件设备及现场改造所需要的工具和试验仪器，负责老设备外部电缆的拆除及新设备对应位置电缆回接；热控人员负责新设备安装调试所涉及的光字牌、通道核对等工作。
漫湾电厂纯机械过速保护装置改造作者：许映霞张宏来源：《硅谷》2014年第16期摘要漫湾电厂一期共五台水轮发电机组，配置电气过速保护功能。
当调速器系统及计算机监控系统操作电源消失时，存在机组过速、飞逸的风险，为了确保机组运行安全，电厂对机组加装纯机械过速保护装置，通过试验，纯机械过速保护装置能在操作系统电源消失等极端情况下，准确动作，限制机组转速，为电厂安全生产提供坚强保障。
关键词漫湾电厂；纯机械过速保护装置；改造中图分类号：TV734 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）16-0184-021 改造前基本情况漫湾电厂大坝为混凝土重力坝，布置坝后式厂房，机组主要过水部件有压力钢管、蜗壳、尾水管，各机组独立配置进水口快速闸门。
水轮发电机组配置SAFR-2000型水轮机调速器电气调节装置。
机组的主阀为筒阀，安装于固定导叶与活动导叶之间，由6只直缸接力器操作，用链条、链轮机构实现同步。
水轮发电机组是水力发电站的主要设备，长期以来人们采取了许多措施来保证其安全、稳定运行。
目前，国内普遍采用电气过速保护装置来实现机组过速保护，避免因机组过速而引发重大事故，造成损失。
纯机械过速保护装置改造前，漫湾电厂一期机组的过速保护系统由转速测速装置、测量回路、判断逻辑及开出原件组成，测速装置有电气测速和齿盘测速方式，整定电气过速为145%额定转速。
机组电气事故停机流程为：监控系统判断机组过速，开出紧急停机命令至调速器关闭活动导叶，跳开机组出口断路器（出口断路器未能正常跳开后跳机组高压侧断路器），关闭筒阀，启动正常停机流程。
但电气过速保护存在着如下的不足：当保护装置因测量装置故障，机组过速时其不能开出正确信号或装置故障误发过速信号，将引起过速保护装置拒动或勿动；其二，在计算机监控系统瘫痪、调速器失控或厂用电消失情况下，电气过速保护系统无法正常工作，失去作用，机组的安全得不到保障，机组可能会因过速引发飞逸事件，后果不堪设想。
漫湾电厂安全稳定装置改造与联调摘要：漫湾电厂500kV安稳装置按双套配置，每套均由一台RCS-992A主机、两台RCS-990A从机及其他辅助设备组成，两套装置硬件配置、软件功能完全相同，采用主辅运行方式，满足电网运行要求。
由于装置运行时间较长，已出现不同程度的老化，通信装置出现老化情况，存在很大的风险，不满足电网安全运行的要求。
结合电网安全稳定控制系统升级工作对漫湾电厂的安稳装置、失步解列装置、通信接口装置、通道录波装置、对时装置、ODF架进行更新升级改造，单站调试工作完成后进行联调工作。
关键词：安稳控制系统，升级改造，PCS-992，联调试验0. 引言漫湾电厂位于云南省临沧市云县与普洱市景东县交界的澜沧江中游，全厂共有七台机组，总装机容量1670MW（1×300 MW +5×250 MW +1×120MW），是云南省第一个百万千瓦级水电站，在系统中承担基荷和重要的调峰调频作用。
500kV系统为3/2接线，共两回出线，送电至昆明草铺变电站；220kV系统为双母线接线，共三回出线，漫下Ⅰ回线送电至大理下关变电站，漫丁Ⅰ回线送电至大理弥渡丁家庄变电站，漫新Ⅰ回线送电至云县新云变电站。
漫湾电厂安稳装置接入宝峰区域子站，执行宝峰子站发送的切机命令，以及系统振荡时将两回500kV线路从系统解列。
1. 施工改造方案在保持外部电缆接线和整体盘柜不变的情况下，通过更换柜内装置及内部接线完成安稳装置、失步解列装置的升级工作；对安全稳定控制系统中通信接口装置、通道录波装置、对时装置、ODF架进行更新升级改造，更换老化、易损附件；优化安稳A、B柜、失步解列柜电源；配合电网调度开展宝峰区域安全稳定控制系统的联调工作。
这种施工改造方案拥有以下特点：1.1 通过只更换柜内装置及内部接线完成安稳装置的升级工作，免去购置屏柜和更换外部电缆的费用，节省项目升级改造的成本，便于新设备发送运输的成本和损伤风险。
浅析几种发变组重要保护的校验内容摘要：发变组保护装置是火力发电厂中的重要设备，一旦一次设备出现故障或异常状态种时，保护装置将迅速动作跳开开关隔离故障，以维护电厂稳定运行。
其中，发电厂内部的发电机及变压器配置的保护很多，保护原理也更加复杂。
电源端的发电机—变压器组，在实际运行中会发生各种异常状况，比如出现过负荷、短路故障等。
本文对几种发电厂内部发变组重要保护的校验过程进行了阐述，从细节上提出了校验过程中应当注意的问题，以便给继电保护工作人员在日常维护中作为参考。
关键词：发变组；差动保护；过激磁保护；定子接地保护发电机—变压器组在发电过程中，保护装置对系统出现的各种故障做出迅速的判断，及时发出告警信号，或者保护动作跳开断路器将故障隔离，这对保障电厂设备及电网的安全稳定运行具有重要作用。
在对这些继电保护装置开展校验时，工作人员必须对发电机-变压器组的各种保护原理及其校验方法理解透彻。
下面对发变组保护中的几个重要保护原理及其在校验过程中，应当重视的几点问题进行了阐述和分析。
1、发电机比率差动保护校验发电机差动保护属于发电机的主保护，其保护原理是通过将机端CT以及发电机中性点CT二次电流的大小、相位进行比较，计算出差流来实现。
（1）差流越限告警的校验。
如果测得的差动电流值大于启动电流的1/3时，代表发电机的差动回路出现了异常状态，应立即发出告警信号，通知电厂运行人员对电流进行监测。
具体的校验方法是，在发电机中性点以及发电机机端侧当中一侧，用继保仪通入电流，当通入电流的大小大于继保装置整定的启动电流的1/3之后，发出差流越限告警信号。
（2）比率制动特性的校验。
使用继保仪在发电机机端侧的任意两相施加电压（如AB相），电压的大小是使得其负序电压大于保护装置定值，然后在发电机机端侧任意一相施加电流，电流的角度为0度，在发电机中性点侧同一相施加对应的反向电流，电流的角度为180度。
则该状态的差流大小为两侧电流数值绝对值的差，制动电流的大小为两侧电流数值绝对值的和再除以二。
漫湾电厂调速器电气系统的问题及
改造措施
漫湾电厂调速器电气系统是电厂内部用于控制发电机的设备，它的作用是调节发电机的频率和电压，以保证发电机的正常运行。
但是，在漫湾电厂，由于电气系统的老旧结构和使用不当，使得调速器电气系统出现一些问题。
首先，调速器电气系统的电力负荷不能很好地调节，导致发电机的电压和频率不稳定。
另外，由于电气系统的结构过于简单，使得系统的控制能力弱，无法有效地满足电力负荷的变化。
此外，由于调速器电气系统的老化，使得电气系统存在一些安全隐患，有可能会危及漫湾电厂的安全运行。
为了解决上述问题，需要对漫湾电厂的调速器电气系统进行改造。
首先，利用目前最新的技术，对电气系统进行更新改造，使得系统能够有效调节电力负荷，并具有更强大的控制能力。
其次，增加现代化的保护装置，提高系统的安全性。
最后，添加自动化控制系统，使得电气系统能够根据发电机的工况自动调节发电机的频率和电压，提高发电机的工作效率。
总之，为了改善漫湾电厂调速器电气系统的运行状况，应当采取上述改造措施，在确保系统的安全性的同
时，大大提高系统的控制能力，进而提高发电机的工作效率。
提高漫湾电厂2号机组励磁功率柜均流系数结合漫湾电厂2号机组励磁功率柜存在不均流，均流系数不合格的现象，简要分析了导致均流系数不合格的原因及相关的处理方法。
对提高励磁功率柜均流系数提出了具体解决方法，最终使得2号机组励磁功率柜均流系数达到了国家标准。
标签：漫湾电厂；功率柜；均流系数引言为了提高励磁系统的可靠性和增加励磁电源的容量，一般均采用多柜并联运行，多个功率单元并列运行时，由于各種因素导致各个功率单元出力不一致，从而影响功率单元寿命，影响强励效果，给系统的长期稳定运行带来隐患。
电力行业标准DL/T583、DL/T650、DL/T843均规定要求，在发电机额定励磁电流情况下，均流系数不应低于0.85。
1 问题的提出漫湾电厂2号机组装机容量为250MW，发电机励磁系统采用南瑞电气控制公司生产的NES-5100微机励磁系统，系统由NES-5100发电机励磁调节器、FLZ 可控硅整流装置、交流进线柜、灭磁开关柜以及非线性电阻柜等机柜组成。
励磁方式为自并励，额定负载励磁电流为1620A，额定负载励磁电压为406V，励磁系统配置3台可控硅整流柜，这3台功率柜于2012年11月正式投运，在机组均流试验过程中，实测各负荷段下各功率柜的输出励磁电流，根据均流系数KI：计算出各工况下均流系数如下：从表1数据中看出，各负荷段均流系数均小于0.85，漫湾电厂2号机组励磁功率柜存在电流不平衡的现象，均流系数不合格。
2 问题分析对于自并激励磁系统来说，发电机、励磁变压器和每个并列运行的整流装置就分别组成了几个并联的电压源，可控硅功率柜的输出与发电机转子就组成了它们的负载，且可控硅功率柜的输出电流大小与各并联支路的阻抗成反比。
对于自并励励磁系统，其回路可用图1所示电路图等效。
在图1中：电压源US1i表示第i个可控硅整流柜输出电压的大小；US2i表示第i个可控硅整流柜可控硅的平均通态压降；Ri表示励磁系统中第i个可控硅整流柜的交直流回路的等效电阻；Li表示励磁系统中第i个可控硅整流柜的交直流回路的等效电感（包括自感和互感）；R表示发电机转子回路电阻；L表示发电机转子回路电感。
漫湾电厂220kV I号母线跳闸故障分析摘要本篇主要介绍漫湾电厂220kV I号母线跳闸故障情况，对母差保护、线路保护的动作逻辑和正确性进行分析，经过分析判别为一次设备故障，通过外观检查、绝缘测试及零起升压方式检查故障类型，通过检查并更换已损坏及检验不合格设备后开关站恢复正常运行。
标签：母线；保护；跳闸；分析概述漫湾电厂位于云南省云县与景东县交界澜沧江中游河段上，是云南省境内澜沧江中下游河段规划八个梯级电站中的第三级，全厂装设7台机组，总装机容量167万千瓦，多年平均发电量77.84亿kWh。
全厂共2回500kV出线和4回220kV 出线（其中1回备用），500kV开关站采用3/2接线方式，220kV开关站采用双母线接线方式。
母线跳闸事故情况事故前运行方式事故前220kVⅠ、Ⅱ母分列运行，202、231、232断路器上Ⅰ母，207、233断路器上Ⅱ母，212断路器热备用；220kV漫新Ⅰ回线运行，漫下Ⅰ回线运行，漫丁Ⅰ回线运行。
事故后运行方式事故后202、231、232断路器跳闸，220kVⅠ母失压，漫下Ⅰ回、漫丁Ⅰ回跳闸，207、233断路器上Ⅱ母，212断路器热备用；220kV漫新Ⅰ回线运行。
继电保护动作情况漫湾侧继电保护动作情况220kV母差保护A、B套差动保护动作，故障相别为A相；漫下Ⅰ回线主二保护纵联距离动作。
线路对侧继电保护动作情况漫下Ⅰ回线主一保护远方启动跳闸，故障相别为A相，漫下Ⅰ回线主二保护纵联距离动作，故障相别为A相；漫丁Ⅰ回线主一保护远方启动跳闸，故障相别为A相，漫丁Ⅰ回线主二保护纵联距离动作，故障相别为A相。
各继电保护动作分析漫湾电厂220kV母差保护从母差保护装置定值单可知，母差保护装置启动电流为0.3A，保护装置录波记录显示：故障相别为A相，保护启动至出口时间为7.5ms，装置动作报告显示A相明显有差流。
从继电保护故障信息系统可知，A相差流0.375A，保护装置启动开始至保护出口时间约为0.6ms，差流值满足差动保护出口动作条件，与保护装置动作报告、定值相符。
浅谈漫湾电厂500kV线路保护改造摘要：漫湾电厂500kV漫昆Ⅰ回线、Ⅱ回线线路保护分别配置有A、B两套保护装置，A套配有一套南瑞继保的RCS901D线路保护装置和一套南瑞继保的RCS925A辅助保护装置，B套配有一套南瑞继保的RCS902D线路保护装置和一套南瑞继保的RCS925A辅助保护装置。
由于这两套保护装置于2005年开始投入使用，保护装置已出现不同程度的老化，为提高500kV漫昆Ⅰ回线、Ⅱ回线线路保护装置的可靠性，在线路故障时能迅速准确的切除故障，漫湾电厂于2015年对设备性能落后的继电保护装置进行更换改造，将其升级为两套南瑞继保的PCS-931N5Y型集成过电压及光纤差动线路保护装置。
此次保护改造不仅对保护装置进行更新，线路的主保护也发生了变化，新更换的PCS-931N5Y型保护装置是以分相电流差动和零序电流差动为快速主保护，而此前的RCS901D以纵联变化量方向和零序方向元件为快速主保护，RCS902D以纵联距离和零序方向元件为主体的快速主保护，下面针对此次线路保护改造，线路保护主保护改变，谈谈我的看法。
关键词：线路保护光纤差动保护保护改造引言：此前漫湾电厂500kV线路A套保护为RCS901D，该保护主保护为纵联变化量方向和零序方向保护；B套保护为RCS902D，该保护主保护为纵联距离和零序方向保护，改造后漫湾500kV漫昆Ⅰ回线、Ⅱ回线分别配置两套PCS-931N5Y型保护装置，该保护主保护为光纤差动保护。
光纤电流差动保护是在电流差动保护的基础上演化而来的，基本保护原理也是基于基尔霍夫基本电流定律，它原理简单，不受运行方式变化的影响，利用光纤作为传输介质，两侧的保护装置没有电联系，且信号传输可靠、迅速，有效地提高了线路运行的可靠件。
下面主要是对光纤差动保护进行了分析、探讨，并对载波通道及光纤通道进行了对比分析。
PCS-931N5Y光纤差动保护原理简介及探讨500kV漫昆线具有以下几个特点：①由于输电线路参数的分布性电感和电阻的比值大及并联电抗器的影响，在短路故障的暂态过程中将出现多种频率的自由分量；②在单相接地故障时可能有较大的接地过渡电阻；③单相自动重合闸在单相跳闸后可能出现非全相运行状态或重复故障状态；④分布电容所产生的电容电流不可忽略；⑤测量元件过渡过程。
漫湾水电站简介漫湾水电站位于中国云南省西部云县和景东县交界处的漫湾河口下游1km的澜沧江中游河段上，距临沧140公里，至大理市200公里，该水电站以发电为单一开发目标。
混凝土重力坝，坝高132米，总库容9.2亿立方米，第一期工程装机125万千瓦，保证出力38.42万千瓦，年发电量63亿千瓦·时；上游建小湾水电站后，本电站第二期工程装机25万千瓦，装机总容量达150万千瓦，保证出力79.6万千瓦，年发电量可达78.8亿千瓦·时。
漫湾电站1986年5月1日正式开工，1987年12月大江截流，1993年6月第一台机组并网发电，1995年6月5台机组全部投产运行，一期工程基本建成。
坝址位于反"S"形急拐弯的下段，河谷狭窄，底部宽仅60余米，在高程1000米处，宽约420米。
左岸山体单薄，三面临江，为40°左右的均匀山坡。
右岸山体雄厚，地形坡度为20°～35°。
坝址外围地质构造比较复杂，但坝址处于以临沧-云县花岗岩基为主体的岩浆边缘的相对稳定区，地震基本烈度为7度。
电站工程地质区主要岩层为中三迭纪流纹岩，岩性较均一。
河床冲积层浅(4～7米)，下伏弱风化层薄，透水性弱，岩层中脉状承压水埋藏较深。
坝址控制流域面积11.45万平方公里，多年平均流量1230立方米/秒，正常蓄水位为994米，死水位为982米，非常洪水位997.5米，总库容9.2亿立方米，调节库容2.58亿立方米，为季调节水库。
水库面积23.9平方公里千年一遇设计洪峰流量为18500立方米/秒，5000年一遇校核洪峰流量为22300立方米/秒，可能最大洪水流量25100立方米/秒。
多年平均输沙量4000万吨，实测最大含沙量14.3千克/立方米，平均含沙量1千克/立方米。
枢纽设置漫湾水电站主要由拦河大坝、电站厂房、泄水建筑物等组成。
拦河大坝为混凝土重力坝，最大坝高132.0米，坝顶高程1002.00米，坝顶长418.0米，共分19个坝段，其中，1～7号坝段为非溢流坝段；8、14号坝段各布置1个内径为6米的冲砂底孔；9～13号坝段为溢流坝段，在945.00米高程各布置1条内径为7.5米的发电引水钢管，在974.00米高程布置5个13米×20米(宽×高)的溢流表孔；15号坝段在925米高程处布置2个断面尺寸为5米×8米(宽×高)的泄流底孔；16～19号坝段为非溢流坝段。
浅谈漫湾电厂6号机组活动导叶上浮处理摘要：水轮机活动导叶上浮，直接威胁到顶盖抗磨环的寿命，直接关系着活动导叶的操作是否灵活，本文从导叶上浮产生的原因着手，对活动导叶的上浮进行处理。
关键词：漫湾电厂；活动导叶；上浮；处理1前言漫湾水电厂位于云南省云县和景东县交界的澜沧江中游河段上，距昆明公路里程461km，是澜沧江中下游河段梯级规划推荐的两库八级开发方案中的第三个梯级电站，是澜沧江干流上开发的第一个大型工程。
一期工程装有5台250MW混流式水轮发电机组，水轮机型号HL231-LJ-550,水轮机安装高程为890m。
活动导叶采用24只非对称标准翼形的铸焊结构，本体和轴颈分别采用20SiMn的铸件和锻件组焊在一起，上中下三个轴颈全部外包不锈钢套。
轴套为铜基材质，分别置于底环和顶盖上，在本体易气蚀和磨损的部位焊接不锈钢板和堆焊不锈钢层，导叶端面间隙单边为0.3-0.65mm，立面间隙为0mm，局部不大于0.13mm，其长度不能超过导叶高度的1/4。
2设备运行状况2015年6号机C级检修期间，修前数据测量时发现7#、12#、19#、21#、24#活动导叶与顶盖间的端面间隙不合格，活动导叶上端面与顶盖抗磨环之间磨损严重，顶盖抗磨环下端面出现大面积沟槽、划痕，导叶上端面金属棱角严重损坏，顶盖抗磨环与导叶上端面相互磨损，严重影响活动导叶动作的灵活性，给机组安全运行带来较大的风险。
其活动导叶的端面间隙测量数据如下表所示：单位：mm.从上表可以看出厂6号机组第7#、11#、12#、19#、21#、24#活动导叶的上端面间隙明显偏小，部分位置已无间隙，而下端面间隙明显偏大，顶盖抗磨环与活动导叶上端面接触位置有许多较深的划痕，顶盖抗磨环与活动导叶上端面母材已出现咬死、粘连现象。
以上活动导叶止推块顶部间隙为零，由此可见6号机组活动导叶普遍存在较为严重的上浮现象,且出现继续恶化的趋势。
3活动导叶上浮带来的危害活动导叶上浮直接威胁顶盖抗磨环及活动导叶的安全运行，还会产生诸多的危害。
漫湾电厂2-6号机组发变组保护改造发表时间：2017-12-30T20:06:20.953Z 来源：《电力设备》2017年第25期作者：张志高[导读] 摘要：本文针对漫湾电厂2-6号机组发变组保护运行现状、调管电网的最新技术规范以及继电保护技术发展情况，提出相应的配置改造方案。
（华能澜沧江水电股份有限公司漫湾水电厂云南临沧 675805）摘要：本文针对漫湾电厂2-6号机组发变组保护运行现状、调管电网的最新技术规范以及继电保护技术发展情况，提出相应的配置改造方案。
在改造实施过程中，针对新的发变组保护装置对回路的接线要求、继电保护反措在施工中的落实、改造重难点的分析和解决，为行业内实施类似的工程改造积累了宝贵的可借鉴的经验。
关键词：2-6号机组；发变组保护；改造；设计1 前言漫湾电厂位于云南省临沧市云县与普洱市景东县交界的澜沧江中游，全厂共有七台机组，总装机容量1670MW （1×300MW+5×250MW+1×120MW），是云南省第一个百万千瓦级水电站，在系统中承担基荷和重要的调峰调频作用。
500kV系统为3/2接线，共两回出线，送电至昆明草铺变电站；220kV系统为双母线接线，共三回出线，漫下Ⅰ回线送电至大理下关变电站，漫丁Ⅰ回线送电至大理弥渡丁家庄变电站，漫新Ⅰ回线送电至云县新云变电站。
2 漫湾电厂2-6号机组发变组保护现状漫湾电厂一期工程为2-6号机组，单机容量为250MW，机组均为发变组单元主接线方式，机组出口设置发电机断路器。
发变组保护装置为南京南瑞继保电气有限公司生产的RCS-985AW发变组保护装置，保护屏按两块屏配置，A、B屏分别配置一套完全相同的RCS-985AW 发电机变压器电气量保护装置，实现双冗余保护配置，同时，在B屏还配置一套RCS-974AG变压器非电量保护装置。
高厂变及励磁变保护单独组屏，分别配置两套由南京南瑞继保电气有限公司生产的RCS-9621A型厂用变压器保护装置。
漫湾电厂2-6号机组发变组保护装置（RCS-985AW）及变压器非电量保护装置（RCS-974AG）2005年投运，运行已达十一年，装置老化，跳闸回路设计、接线不规范，部分继电保护反措由于提出较晚，无法整改。
为避免由于设备的老化而导致保护装置拒动或误动，对电网的安全稳定和电厂发电运行带来极大威胁，漫湾电厂制定相应改造方案，对2-6号机组发变组保护装置进行更新改造，优化保护配置，完善相应的跳闸出口回路，落实有关反措，确保机组安全稳定运行。
3 漫湾电厂2-6号机组发变组保护改造必要性2-6号机发变组、高厂变及励磁变保护装置于2005年投运，发电机、变压器共用保护装置，高厂变、励磁变独立配置保护装置，投运时间已满11年，出现了不同程度的老化，曾出现过装置电源插件老化导致装置死机、控制面板损坏等情况，最终保护装置被迫退出运行。
随着继电保护技术的发展，近年行业和南方电网相继出台了新的继电保护装置技术规范和标准，要求发电机、变压器的保护装置独立设置，现有2-6号机发变组保护装置部分功能不满足行业、南方电网要求，且运行时间已到更换年限，改造势在必行。
4 漫湾电厂2-6号机组发变组保护配置方式4.1 配置方案及组屏方式依据南方电网发布的Q/CSG 110033-2012《南方电网大型发电机及发变组保护技术规范》要求，结合电厂目前的配置情况，按照双重化配置的原则，保护屏组屏方式由两块屏配置更改为三块屏，采用公开招标方式，确定了A、B屏分别配置一套完全相同的南瑞继保生产的PCS-985GW发电机保护装置和PCS-985TW变压器保护装置，C屏配置一套PCS-974FG变压器非电量保护装置。
根据一次设备连接方式，将高厂变保护设置在变压器保护装置中，励磁变保护设置在发电机保护装置中，不再单独设立屏柜，减少了屏间联络线和系统配置的统一性。
4.2 PT、CT配置方式发电机保护和变压器保护PT、CT分别配置，发电机差动保护采用中性点CT和主变低压侧CT，变压器差动保护采用主变高压侧CT和机端出口CT，完全满足交叉配置的原则，取消了原来的发变组差动，而且所有CT的极性全部按照南瑞继保设计原理要求的极性进行配置。
（图5-1：南瑞继保标准配置图，图5-2：漫湾电厂2-6号机组发变组保护PT、CT配置图（以5号机组为例））5 改造后解决的问题5.1 PCS-985系列发变组保护装置的特点5.1.1 采用32位微处理器＋双DSP的硬件结构，多个处理器并行工作，32位微处理器负责人机接口、后台通信、打印等功能，两个DSP负责保护运算与出口逻辑。
5.1.2 比率差动的动作特性采用变斜率比率制动曲线。
合理整定起始斜率和最大斜率的定值，在区内故障时保证最大的灵敏度，在区外故障时可以躲过暂态不平衡电流。
5.1.3 工频变化量比率差动保护性能工频变化量比率差动保护完全反映差动电流及制动电流的变化量，不受正常运行时负荷电流的影响，可以灵敏地检测变压器、发电机内部轻微故障。
5.1.4 高灵敏横差保护性能采用了频率跟踪、数字滤波、全周傅氏算法，三次谐波滤过比大于100。
5.1.5 失磁保护采用开放式保护方案，定子阻抗判据、无功判据、转子电压判据、母线电压判据、定子减出力有功判据，可以灵活组合，满足不同机组运行的需要。
水轮发电机组作为凸极机，其Xd≠Xq，在低励失磁故障时，其静稳极限的机端测量阻抗轨迹为滴状曲线。
5.1.6 PT断线判据性能对于发电机相间后备，与电压有关的保护由控制字―PT断线投退原则ǁ选择，PT 断线时是否闭锁相应的保护。
另外具有基于比率制动特性的PT回路中线断线判别功能。
5.1.7 采用可靠的CT断线闭锁功能，保证装置在CT断线及交流采样回路故障时不误动。
5.1.8 强大的通讯功能具有灵活的通讯方式，配有2个独立的以太网接口和2个独立的RS-485通信接口。
支持电力行业通讯标准DL/T667-1999（IEC60870-5-103）、MODBUS规约和新一代变电站通讯标准IEC61850。
5.2 PT、CT配置及CT极性的优化由于电站投产较早，一次设备配置的PT、CT绕组不够，电压、电流采样回路没有完全独立配置。
为满足双重化配置的要求，2014年-2015年，电厂对电压互感器、电流互感器进行了改造或更换，增加了更多的二次绕组，新的发电机、变压器保护A/B屏电压、电流信号全部采用不同的绕组，完全满足独立配置的要求。
改造前，2-6号机组CT的极性各不一致，当时基建安装不规范，导致二次接线各不统一，有在端子箱调整极性的，有修改保护装置内部极性控制字的，导致接线、定值管理混乱。
2-6号机组在改造过程中，对所有差动保护和方向保护使用的电流互感器、电压互感器进行了极性排查，发现A套的接线方式是：机端和中性点CT在端子箱处采用反极性接线，主变高压侧正极性接线，B套的接线方式是：机端、主变高压侧均采用正极性接线，中性点在端子箱处采用反极性接线，但是机端电流的极性控制字在装置程序中又进行了取反，虽然这种处理方式能够保证差动保护不会误动，但是定值及接线方式不统一，对于定值、图纸的管理及回路故障查找分析都会造成很大的麻烦，甚至使阻抗后备保护定值计算复杂化。
新的发变组保护完全按照厂家标准极性配置，重新调整了CT的极性，即保证了保护不会误动，又达到了规范统一的目的，便于今后的定值、图纸台账管理和维护。
5.3 保护跳闸出口回路优化根据《南方电网电力系统继电保护反事故措施》（2014版）中第3.3及6.8条要求，发电机、变压器组非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路），出口跳闸回路应完全独立，在保护柜上的安装位置也应相对独立；每套完整的电气量保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈，非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。
原发变组保护A、B套出口均作用于两个跳闸线圈，不满足反措要求。
改造后优化发电机、变压器保护装置跳闸回路，将原有的发电机变压器保护跳闸出口独立，A屏跳相应开关的第一组跳闸线圈，B屏跳相应开关的第二组跳闸线圈。
5.4 保护硬件及功能配置优化将原有的RCS-985AW发变组保护装置更换为新一代PCS-985GW发电机保护装置和PCS-985TW变压器保护装置，将发电机、变压器保护独立分开，同时将RCS-974AG变压器非电量保护装置更换为性能更加完善的PCS-974AG变压器非电量保护装置。
另外根据南网设计规范，对于200MW及以上大型机组，当发电机与变压器之间装设断路器时，出口断路器宜增设失灵保护，高压侧开口失灵启动非电量保护。
新的发变组保护增加了出口断路器的失灵保护，以便当出口断路器失灵时，更加快速有效的切除发电机内部故障，降低一次设备的损害。
发电机失磁保护虽然都采用的静稳边界圆判据，但是老的保护装置采用的动作区是一个标准的圆，而新的保护装置采用的滴状圆，保护定值的计算公式不一样，而且采用滴状圆更加接近实际运行情况，提高了保护功能的可靠性。
变压器保护增加了倒送电保护，防止机组在停机状态下，主变带厂用电运行时，发生短路故障，能够快速的切除故障。
可通过“电流通道选择”控制字选择取主变高压侧、中压侧或低压侧电流。
倒送电过流保护设两段定值，各一段延时。
当正常运行时，机端断路器处于合位，倒送电保护退出；当倒送电运行时，机端断路器均处于分位，倒送电保护投入。
将励磁变保护融入到发电机保护中，高厂变保护融入到变压器保护中，拆除了原来的励磁变、高厂变保护屏及相关的二次回路，简化了保护设备的配置，更加便于设备的管理。
老的保护装置的非电量保护采用三相并联开入的方式，不便于报警故障的快速查找和运行监盘。
新的保护装置采用分相开入，相与相之间互不相干，提高了故障判断的快速性和准确性。
结论：对现有2-6号机发变组、高厂变及励磁变保护装置进行更新改造，将有效提高2-6号机发电机、变压器、高厂变及励磁变保护的可靠性，大大降低保护不正确动作的可能性。
通过对漫湾电厂2-6号机组发变组保护进行改造，不但提高保护装置的运行可靠性，同时也改善柜内布线、接线标识的规范性。
通过改造，规范了各台机组PT、CT极性和接线，规范了出口回路，满足了南网最新反措。
新的保护装置保护原理更加完善。
减少了独立设置的高厂变励磁变保护，降低了维护定检工作量。
新的保护装置通过简单的插件更换即可满足今后数字化电站的改造需求。
参考文献：[1]PCS-985GW大型水轮发电机保护装置说明书，南京南瑞继保电气有限公司.[2]PCS-985TW电厂变压器保护装置说明书，南京南瑞继保电气有限公司.[3]PCS-974FG非电量及辅助保护装置说明书，南京南瑞继保电气有限公司.[4]GB_T 50062-2008《电力装置的自电保护和自动装置设计规范》.[5]DL317-2010《继电保护设备标准化设计规范》等规范.[6]Q/CSG 110033-2012《南方电网大型发电机及发变组保护技术规范》.[7]调继〔2015〕5号《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》.[8]Q/CSG 110039《南方电网继电保护配置技术规范》.作者简介：张志高，男，河南长葛人，2006年7月毕业于武汉大学，工程师职称，长期从事继电保护设备运行、维护、检修及技术管理工作，具有丰富的现场设备检修、维护、改造和设备管理经验。
