大型发电机及发变组保护配置

1、大型发电机及发变组保护技术规范（讨论稿）广西电力工业勘察设计研究院二一年五月目 录1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义34 总则45 保护配置4技术要求157 二次回路26配合要求289 组屏（柜）设计3010 动模试验49附录A 保护屏面布置示意图541 范围本规范规定了中国南方电网大型发电机及发变组保护的配置、功能、技术要求、组屏、回路设计的原则。 本规范适用于中国南方电网内新建、扩建的100MW及以上大型水轮发电机及发变组、300MW及以上大型汽轮发电机及发变组继电保护装置。技改项目可参照执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用

2、文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本规范。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14598.3-2006电气继电器 第5部分：量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和试验GB/T 14598.4-1993 电气继电器 第十四部分: 电气继电器触点的寿命试验 触点负载的优先值GB/T 14598.5-1993 电气继电器 第十五部分: 电气继电器触点的寿命试验 试验设备的特性规范GB/T 14598.6-1993 电气继电器 第十八部分: 有或无通用继电器的尺寸GB/T 14598.8-2008 电气继电器 第2

3、0部分: 保护系统GB/T 14598.9-2002电气继电器第22-3部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 辐射电磁场骚扰试验GB/T 14598.10-2007电气继电器第22-4部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 电快速瞬变/脉冲群抗扰度试验GB/T 14598.13-2008电气继电器第22-1部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验 1MHz脉冲群抗扰度试验GB/T 14598.14-1998量度继电器和保护装置的电气干扰试验第2部分：静电放电试验GB/T 14598.16-2002 电气继电器 第25部分: 量度继电器和保护装置的电磁发射试验GB/T 14598.17-2

4、005 电气继电器 第22-6部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验一射频场感应的传导骚扰的抗扰度GB/T 14598.18-2007 电气继电器 第22-5部分：量度继电器和保护装置的电气骚扰试验-浪涌抗扰度试验GB 14598.27-2008量度继电器和保护装置 第27部分：产品安全要求GB/T 14598.300-2008微机变压器保护装置通用技术条件GB/T 11287-2000电气继电器第21部分：量度继电器和保护装置的振动、冲击、碰撞和地震试验第1篇振动试验（正弦）GB/T 7261-2008继电保护和安全自动装置基本试验方法GB/T 14537-1993量度继电器和保护装置的冲

5、击与碰撞试验GB 18657-2002远动设备及系统 第5部分:传输规约GB/T 17626.3-2006电磁兼容试验和测量技术 射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.4-2008电磁兼容试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T 17626.5-2008电磁兼容试验和测量技术 浪涌(冲击)抗扰度试验GB/T 17626.6-2008电磁兼容试验和测量技术 射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T 17626.8-2006电磁兼容试验和测量技术 工频磁场的抗扰度试验GB/T 191-2008包装储运图示标志DL/T 478-2001静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 66

6、7远动设备及系统 第5部分：传输规约 第103篇：继电保护设备信息接口配套标准（idt IEC 60870-5-103）DL/T 671-1999微机发电机变压器组保护装置通用技术条件DL/T 684-1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则DL/T 720-2000电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T 769-2001电力系统微机继电保护技术导则DL/T 770-2001微机变压器保护装置通用技术条件DL/T 860变电站通信网络和系统DL/T 871-2004电力系统继电保护产品动模试验DL/T 5132-2001水力发电厂二次接线设计规范DL/T 5136-2001火力发电厂、

7、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5177-2003水力发电厂继电保护设计导则DL/T 5218-2005220kV500kV变电所设计技术规程中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编3 术语和定义3.1 主保护3.1.1 主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。3.2 后备保护3.2.1 后备保护是主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。后备保护可分为远后备和近后备两种方式。3.2.2 远后备是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护实现后备。3.2.3 近后备是当主保护拒动时，由该电力设备或线路的另一套保护实现后备的保护；当断路器

8、拒动时，由断路器失灵保护来实现的后备保护。3.3 辅助保护3.3.1 辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。3.4 异常运行保护 3.4.1 异常运行保护是反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。4 总则4.1本标准旨在规范大型发电机及发变组保护的配置原则、技术要求、组屏（柜）方案、端子排设计、压板设置、二次回路设计要求，提高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、管理和运行维护工作创造有利条件，提升继电保护运行管理水平。4.2 优先通过继电保护装置自身实现相关保护功能，尽可能减少外部输入量，以降低对相关回路和设备的依赖。4.3 优化

9、回路设计，在确保可靠实现继电保护功能的前提下，尽可能减少屏（柜）内装置间以及屏（柜）间的连线。4.4 继电保护双重化包括保护装置的双重化以及与保护配合回路的双重化，双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立，不应有直接的电气联系。4.5 本规范强调了大型发电机及发变组保护标准化设计的原则和重点要求，但并未涵盖大型发电机及发变组保护的全部技术要求，有些内容在已颁发的技术标准和规程、规定中已有明确规定，在贯彻落实的过程中仍应严格执行相关的技术标准和规程、规定。5保护配置5.1 基本原则大型发电机变压器组保护应采用微机型保护（包括非电气量保护），按双重化配置（非电气量保护除外）。600MW及以上发电

10、机对非电气量保护根据主设备配套情况，有条件的也可进行双重化配置。5.1.2 每套发电机变压器组保护装置均应含完整的主保护及后备保护，应使用主、后一体化的保护装置。当发电机与变压器之间有断路器时，发电机与变压器保护装置宜分别独立设置。5.1.3 双重化配置的两套电气量保护的直流电源、电流回路、电压回路、开入量、跳闸回路等应相互独立，彼此没有电气联系，并且安装在各自柜内。当运行中的一套保护因异常需退出或检修时，应不影响另一套保护的正常运行。5.1.4 非电量保护应设置独立的装置、独立的电源回路和出口跳闸回路，与电气量保护必须完全分开。非电量保护应独立组屏。5.1.5 双重化配置的两套电气量保护应分

11、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。5.2 发电机保护配置 一般原则.1 对于大型发电机的下列故障及异常运行状态，应按本条的规定，装设相应的保护。a) 定子绕组相间短路；b) 定子绕组接地；c) 定子绕组匝间短路；d) 发电机外部相间短路；e) 定子绕组过电压；f) 定子绕组过负荷；g) 转子表层（负序）过负荷：h) 励磁绕组过负荷；i) 励磁回路接地；j) 励磁电流异常下降或消失；k) 定子铁芯过励磁；l) 发电机逆功率；m) 频率异常；n) 失步；o) 调相运行与系统解列；p) 轴绝缘破坏；q) 发电机突然加电压；r) 发电机启、停故障；s)

12、 其他故障和异常运行。.2 发电机出口装设断路器时，上述各项保护，宜根据故障和异常运行状态的性质及动力系统具体条件，分别动作于：a) 停机：断开发电机出口断路器、灭磁。对汽轮发电机，还要关闭主汽门；对水轮发电机还要关闭导水叶。b) 解列灭磁：断开发电机出口断路器、灭磁。汽轮机甩负荷，水轮机关导水叶至空载。c) 解列：断开发电机出口断路器。汽轮机甩负荷，水轮机关导水叶至空载。d) 减出力：将原动机出力减到给定值。e) 缩小故障影响范围：断开预定的其他断路器。f) 程序跳闸：对汽轮发电机首先关闭主汽门，待逆功率继电器动作后，再跳发电机出口断路器并灭磁；对水轮发电机，首先将导水叶关到空载位置，再跳开

13、发电机出口断路器并灭磁。g) 减励磁：将发电机励磁电流减至给定值。h) 信号：发出声光信号。.3 发电机出口不装设断路器时，上述各项保护，宜根据故障和异常运行状态的性质及动力系统具体条件，分别动作于：a）停机：断开主变压器高、中压侧断路器、灭磁。对汽轮发电机，还要关闭主汽门，断开高压厂用工作变压器低压侧分支断路器，启动厂用电源切换等；对水轮发电机还要关闭导水叶。b）解列灭磁：断开主变压器高、中压侧断路器，灭磁。汽轮机甩负荷，断开高压厂用工作变压器低压侧分支断路器，启动厂用电源切换等；水轮机关导水叶至空载。c）解列：断开主变压器高、中压侧断路器。汽轮机甩负荷，断开高压厂用工作变压器低压侧分支断路

14、器，启动厂用电源切换等；水轮机关导水叶至空载。d）减出力：将原动机出力减到给定值。e）缩小故障影响范围：断开预定的其他断路器。f）程序跳闸：对汽轮发电机首先关闭主汽门，待逆功率继电器动作后，再跳主变压器高、中压侧断路器并灭磁，断开高压厂用工作变压器低压侧分支断路器，启动厂用电源切换等；对水轮发电机，首先将导水叶关到空载位置，再跳开主变压器高、中压侧断路器并灭磁。g）减励磁：将发电机励磁电流减至给定值。h）厂用电源切换：由厂用工作电源供电切换到备用电源供电。i）高压厂用工作变压器分支跳闸：断开高压厂用工作变压器本侧分支断路器，闭锁厂用电源切换。j）信号：发出声光信号。 发电机定子绕组及其引出线相

15、间短路主保护.1 应装设纵联差动保护作为发电机定子绕组及其出线的相间短路故障的主保护,保护应瞬时动作于停机。.2 当发电机定子绕组采用多分支结构时，经过计算分析，也可采用不完全纵差保护，作为发电机定子绕组及其引出线相间短路故障的主保护,保护应瞬时动作于停机。 发电机定子绕组匝间短路保护.1对定子绕组为星形接线、每相有并联分支且中性点侧有分支引出端的发电机，应装设零序电流型横差保护或裂相横差保护、不完全纵差保护作为定子绕组匝间短路故障主保护，保护应瞬时动作于停机。.2 当定子绕组为星形接线、中性点只有三个引出端子时，应装设专用的定子匝间保护作为发电机定子绕组匝间短路故障的主保护，保护应瞬时动作于

16、停机。 发电机定子绕组单相接地保护.1 应装设保护区为100%的定子接地保护作为发电机定子绕组单相接地故障保护。当发电机中性点经消弧线圈接地时，发电机定子接地保护可延时动作于信号，必要时也可动作于停机；当发电机中性点经配电变压器接地时，发电机定子接地保护应动作于停机。200MW及以上容量的发电机定子接地保护应动作于停机。 发电机相间短路后备保护.1装设负序过电流保护和单元件低压起动过电流保护作为发电机外部相间短路故障保护和发电机主保护的后备。.2自并励（无串联变压器）发电机宜采用带电流记忆的低压过电流保护，也可采用精确工作电流足够小的低阻抗保护。.3本条中规定装设的以上各项保护装置，其电流元件

17、应装设在发电机中性点侧，保护宜带有二段时限，以较短的时限动作于缩小故障影响的范围或动作于解列；以较长的时限动作于停机。 发电机定子绕组过电压保护.1 应装设过电压保护，作为发电机定子绕组异常过电压故障的保护。水轮发电机过电压保护应动作于解列灭磁，汽轮发电机过电压保护应动作于解列灭磁或程序跳闸。.2 汽轮发电机装设了过励磁保护可不再装设过电压保护。 发电机定子绕组过负荷保护.1定子绕组非直接冷却的发电机，应装设定时限过负荷保护作为过负荷引起的发电机定子绕组过电流故障的保护，保护接一相电流，带时限动作于信号。.2定子绕组为直接冷却且过负荷能力较低（例如低于1.5倍、60s），过负荷保护由定时限和反

18、时限两部分组成的定子绕组过负荷保护作为过负荷引起的发电机定子绕组过电流故障的保护。a) 定时限部分：动作电流按在发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定，带时限动作于信号，在有条件时，可动作于自动减负荷。b) 反时限部分：动作特性按发电机定子绕组的过负荷能力确定，动作于停机或程序跳闸。保护应反应电流变化时定子绕组的热积累过程。不考虑在灵敏系数和时限方面与其他相间短路保护相配合。 发电机转子表层（负序）过负荷保护.1 对不对称负荷、非全相运行及外部不对称短路引起的负序电流，应装设发电机转子表层（负序）过负荷保护。5.2.8.2 A值（转子表层承受负序电流能力的常数）大于10的发电机，应装设

19、定时限负序过负荷保护。保护装置的动作电流按躲过发电机长期允许的负序电流值和躲过最大负荷下负序电流滤过器的不平衡电流值整定，带时限动作于信号。5.2.8.3 A值（转子表层承受负序电流能力的常数）小于10的发电机，应装设由定时限和反时限两部分组成的转子表层过负荷保护。a) 定时限部分：动作电流按发电机长期允许的负序电流值和躲过最大负荷下负序电流滤过器的不平衡电流值整定，带时限动作于信号。b) 反时限部分：动作特性按发电机承受短时负序电流的能力确定，动作于停机。保护应能反应电流变化时发电机转子的热积累过程。不考虑在灵敏系数和时限方面与其他相间短路保护相配合。 发电机励磁绕组过负荷保护.1 采用半导

20、体整流励磁系统的发电机应装设励磁绕组过负荷保护，作为发电机励磁系统故障或强励时间过长引起的励磁绕组过负荷的保护。.2 300MW以下的发电机，可装设定时限励磁绕组过负荷保护。保护带时限动作于信号，必要时动作于解列灭磁。.3 300MW及以上的发电机，保护可由定时限和反时限两部分组成。a) 定时限部分:保护带时限动作于信号和降低励磁电流。b) 反时限部分:保护动作于解列灭磁和程序跳闸，动作特性按发电机励磁绕组的过负荷能力确定。保护应能反映电流变化时励磁绕组的热积累过程。发电机转子一点接地保护.1 应装设转子一点接地保护作为发电机转子一点接地故障的保护，延时动作于信号，宜减负荷平稳停机，有条件时可

21、动作于程序跳闸。.2 双重化配置的两套发电机转子一点接地保护，在正常运行时，应只投入其中一套保护。发电机失磁保护.1 对发电机励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障应装设专用的失磁保护。.2 对汽轮发电机，失磁保护宜瞬时或短延时动作于信号，有条件的机组可进行励磁切换。失磁后母线电压低于系统允许值时，带时限动作于解列。当发电机母线电压低于保证厂用电稳定运行要求的电压时，带时限动作于解列，并切换厂用电源。有条件的机组失磁保护也可动作于自动减出力。当减出力至发电机失磁允许负荷以下，其运行时间接近于失磁允许运行限时时，可动作于程序跳闸。.3 对水轮发电机，失磁保护应带时限动作于解列。 发电机过励磁保护.

22、1 300MW及以上的发电机应装设过励磁保护，作为电压升高和频率降低时工作磁通密度过高引起绝缘过热老化的保护。可装设定时限过励磁保护或反时限过励磁保护，有条件时应优先装设反时限过励磁保护。a) 定时限过励磁保护:由低定值和高定值两部分组成，低定值部分带时限动作于信号和降低励磁电流，高定值部分动作于解列灭磁或程序跳闸。b) 反时限过励磁保护:反时限特性曲线由上限定时限、反时限、下限定时限三部分组成。上限定时限、反时限动作于解列灭磁，下限定时限动作于信号。.2 发电机变压器组，其间无断路器时可共用一套过励磁保护，其保护装于发电机电压侧，定值可按发电机或变压器的过励磁能力较低的要求整定。发电机逆功率

23、保护.1 对发电机变为电动机运行的异常运行方式，应装设逆功率保护。保护带时限动作于信号，经机组允许的逆功率时间延时动作于解列。.2 对水轮发电机，当发电机调相运行时，应闭锁逆功率保护。发电机频率异常保护.1对低于额定频率带负载运行的汽轮发电机，应装设低频率保护作为发电机在频率偏低使汽轮机的叶片及其拉筋发生断裂故障的保护，动作于信号，并有累计时间显示。.2对高于额定频率带负载运行的汽轮发电机或水轮发电机，应装设高频率保护，保护动作于解列灭磁或程序跳闸。发电机失步保护.1 200MW及以上发电机应装设失步保护，当系统发生非稳定振荡时保护系统或发电机安全。.2 通常发电机失步保护动作于信号。当振荡中

24、心在发电机变压器组内部，失步运行时间超过整定值或电流振荡次数超过规定值时，保护还动作于解列，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断电流。 发电机轴电流保护.1 水轮发电机推力轴承或导轴承绝缘损坏时，在感应电压作用下产生轴电流，为防止轴瓦过热烧损，水轮发电机宜装设轴电流保护。保护瞬时动作于信号，亦可经时限动作于解列灭磁。.2 轴电流保护宜采用套于大轴上的特殊专用电流互感器作为测量元件，也可采用其他电压型或泄漏电流型装置作为测量元件。 发电机其他故障和异常运行保护.1 300 MW及以上容量发电机宜装设误上电保护。用于当发电机在盘车或停机的情况下，发电机的断路器意外合闸，突然加上电压的保护。

25、.2 200 MW及以上容量发电机应装设启停机保护。用于发电机在启、停机过程中发生相间和接地故障时，防止某些保护装置受频率变化影响而拒动的保护。.3 300MW及以上容量发电机出口断路器可设断路器失灵保护，保护由发电机保护跳闸输出接点和发电机出口三相电流共同启动并经机端复合电压闭锁，保护动作延时跳开发变组高压侧断路器和厂变分支断路器。.4 对有调相运行工况的水轮发电机组，在调相运行期间有可能失去电源时，应装设解列保护，保护装置可用低频保护，带时限动作于停机。.5 对发电机在同步过程中，由于断路器断口两侧电压周期性升高，使断口一相或两相击穿造成闪络故障，可设置断路器断口闪络保护。.6 对发电机断

26、水（采用水冷却系统的发电机）、热工保护、水力机械保护、发电机火灾和励磁系统故障等，应装设动作于信号、程序跳闸或全停的非电气量保护。 励磁变压器和主励磁机保护.1 自并励发电机的励磁变压器宜装设电流速断保护作为主保护，过电流保护作为后备保护。.2 对交流励磁发电机的主励磁机的短路故障宜在中性点侧的TA回路装设电流速断保护作为主保护，过电流保护作为后备保护。.3 本条规定的电流速断保护应瞬时动作于停机，过电流保护带时限动作于停机。.4 励磁变压器应装设温度保护，保护设两段定值，低定值动作于信号，高定值动作于停机。抽水蓄能发电机组应根据其机组容量和接线方式装设与水轮发电机相当的保护，且应能满足发电机

27、、调相机或电动机运行不同运行方式的要求，并宜装设变频起动和发电机电制动停机需要的保护。.1差动保护应采用同一套差动保护装置能满足发电机和电动机两种不同运行方式的保护方案。换相开关宜划入发电电动机或主变压器的纵联差动保护区内。.2 应装设能满足发电机或电动机两种不同运行方式的定时限或反时限过电流保护。.3 应装设逆功率保护，并应在切换到电动机运行方式时自动退出逆功率保护。.4 应装设能满足发电机运行或电动机运行的失磁、失步保护。并由运行方式切换发电机运行或电动机运行下其保护的投退。.5 变频起动时宜闭锁可能由谐波引起误动的各种保护，起动结束后应自动解除其闭锁。.6 对发电机电制动停机，宜装设防止

28、定子饶组端头短接接触不良的保护，保护可短延时动作于切断电制动励磁电流。电制动停机过程宜闭锁会发生误动的保护。.7 为防止电动机工况下，输入功率过低和失去电源，发电电动机应装设低功率保护，保护动作于停机。.8 为防止发电电动机调相运行工况失去电源，并作为电动工况低功率保护的后备，发电电动机应装设低频保护。保护在发电、电动工况下投入，在同步起动过程中退出。保护在发电运行方式时可动作于调相转发电操作，在电动机运行方式时宜动作于解列灭磁。.9 对同步起动过程中定子绕组及其连接母线设备的短路故障，应装设次同步保护，在起动过程中背靠背起动5s后投入，并网后退出。保护可设速动和延时两段，动作于停机。.10

29、为了防止发电电动机失步运行，应装设失步保护。电动机运行方式时保护应动作于停机。.11 为了防止换相开关因故障或误操作，造成发电电动机组电压相序与旋转方向不一致，可装设电压相序保护，保护在起动时检测起动过程中的相序。保护动作于闭锁自动操作回路和解列灭磁。5.3 发变组升压变压器保护配置5.3.1 一般原则.1 对于大型发变组升压变压器的下列故障及异常运行方式，应按本章的规定装设相应的保护装置：a) 绕组及其引出线的相间短路和在中性点直接接地侧的单相接地短路；b) 绕组的匝间短路；c) 外部相间短路引起的过电流；d) 中性点直接接地或经小电阻接地电力网中，外部接地短路引起的过电流及中性点过电压；e

30、) 中性点非有效接地侧的单相接地故障。f) 过负荷；g) 过励磁；h) 油面降低；i) 变压器油面温度、绕组温度过高及油箱压力升高和冷却系统故障。.2 当发电机与变压器之间没有断路器时，上述各项故障的保护动作于跳变压器各侧断路器时，应同时动作于停机；当发电机与变压器之间有断路器时，上述各项故障的保护动作于跳变压器各侧断路器时，宜同时动作于解列灭磁。主变压器内部、套管和引出线故障的主保护.1 应采用不同涌流闭锁原理的纵联差动保护做为变压器主保护，瞬时跳开变压器各侧断路器。其中一套主保护应采用二次谐波制动原理的比率差动保护，第二套主保护应采用波形判别等原理成熟的差动保护。.2每套主保护中应配置不经

31、TA断线闭锁的差动速断保护，瞬时跳开变压器各侧断路器。 主变压器相间短路后备保护.1 双绕组变压器高压侧和三绕组变压器高、中压侧应装设复合电压闭锁的（方向）过电流保护，作为主变压器相间短路故障的后备保护。保护为两段式，两段均可选择带方向或不带方向。每段保护可带两段或三段时限，并以较短时限动作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器。.2 双绕组变压器高压侧和三绕组变压器高、中压侧应装设复合电压闭锁的过电流保护。保护为一段一时限，延时跳开变压器各侧断路器。.3 对有倒送电运行要求的变压器，低压侧应装设复合电压闭锁的过电流保护，保护带一段时限，跳开变压器各侧断路

32、器。正常运行时可用发电机断路器辅助触点进行联锁退出该保护。.4对没有倒送电运行要求的变压器低压侧不另设相间短路后备保护，应利用装于发电机中性点侧的相间短路后备保护，作为高、中压侧外部、变压器和分支线相间短路后备保护。.5在满足灵敏性和选择性要求的情况下，应优先选用简单可靠的电流、电压保护作为后备保护。对电流、电压保护不能满足灵敏性和选择性要求的应采用阻抗保护。 主变压器单相接地短路后备保护.1 当主变压器中性点直接接地运行，应按以下规定装设接地短路后备保护：a) 双绕组变压器高压侧和三绕组变压器高、中压侧应装设中性点零序过电流保护。对双绕组变压器，保护为两段式，每段保护可带两段时限，并以较短时

33、限动作于缩小故障影响范围，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器；对三绕组变压器，保护带一时限动作于断开变压器各侧断路器。b) 三绕组变压器高、中压侧应装设零序方向过电流保护，由两段组成，两段均可选择带方向或不带方向。每段保护可设两段或三段时限，并以较短时限动作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器。零序方向过电流保护采用高、中压侧TA。c) 对500kV主变压器，为降低零序过电流保护的动作时间和简化保护，高压侧零序一段只带一个时限，动作于断开主变压器高压侧断路器；零序二段也只带一个时限，动作于断开变压器各侧断路器。.2 当主变压器中性点可能接地运行或不接地

34、运行时，对于主变压器中性点装设放电间隙的分级绝缘变压器，除按5.3.4.1规定装设保护外，还应装设反应间隙放电的零序过电流保护和零序过电压保护。用于中性点直接接地运行的零序过电流保护动作情况同上条。当经间隙接地的主变压器所接的电力网失去中性点，又发生单相接地故障时，反应间隙放电的零序电流保护和零序过电压保护动作，经0.30.5s时限动作于断开变压器各侧断路器。 主变压器过负荷保护.1 双绕组变压器高压侧和三绕组变压器高、中压侧应装设过负荷保护，延时动作于信号。5.3.5.2 对有倒送电运行要求的变压器，低压侧应装设过负荷保护，延时动作于信号。.3对没有倒送电运行要求的变压器低压侧不另设过负荷保

35、护，而利用装于发电机中性点侧的定子绕组过负荷保护，作为变压器低压侧过负荷后备保护。主变压器过励磁保护 .1对于高压侧为500 kV及以上的主变压器，为防止由于频率降低和/或电压升高引起变压器磁密过高而损坏变压器，应装设过励磁保护。保护应具有定时限或反时限特性并与被保护变压器的过励磁特性相配合。定时限保护由两段组成，低定值动作于信号，高定值动作于跳开变压器各侧断路器。.2发电机与变压器之间无断路器时可共用一套过励磁保护，其保护装于发电机电压侧，定值可按发电机或变压器的过励磁能力较低的要求整定。主变压器非电气量保护 .1 主变压器应装设瓦斯保护。重瓦斯保护动作瞬时跳开变压器各侧断路器，轻瓦斯保护瞬

36、时动作于信号。带负荷调压变压器充油调压开关，亦应装设瓦斯保护。.2 主变压器应装设压力释放保护和速动油压保护。保护动作瞬时跳变压器各侧断路器，也应能切换动作于信号。.3 主变压器应装设冷却系统全停保护。冷却系统全停时瞬时发报警信号；冷却系统全停经延时后，且主变顶层油温上升至整定要求时则跳闸。.4 主变压器应装设油温及绕组温度保护，保护高定值动作延时跳变压器各侧断路器，也能切换动作于信号；保护低定值动作于信号。.5 主变压器应装设油位异常保护，保护动作于信号。 主变压器断路器失灵保护与三相不一致保护.1 变压器电量保护动作应启动500kV侧、220kV侧断路器失灵保护，变压器非电量保护跳闸不启动

37、断路器失灵保护。断路器失灵判别的电流元件和时间元件宜与变压器保护完全独立。.2 220kV断路器失灵保护启动逻辑应为第一时限解除失灵保护复合电压闭锁回路，第二时限与保护动作接点串联后启动失灵保护并发信号。.3 非机械联动的分相断路器可配置采用零序或负序电流与断路器三相位置不对应辅助触点判别的三相不一致保护。第一时限跳开本侧断路器，第二时限跳开变压器各侧断路器。.4 发电机变压器组断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，由独立的时间元件以第一时限启动独立的跳闸回路重跳本断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”的动

38、作信号。若此时断路器故障仍然存在，可采用以下措施：a) 以“零序或负序电流”元件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”构成的“与”逻辑，通过独立的时间元件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并发出告警信号。b) 同时经“零序或负序电流”元件以及任一相电流元件动作的“或”逻辑，与“断路器三相位置不一致”，“保护动作”构成的“与”逻辑，经由独立的时间元件以第三时限去启动断路器失灵保护，并发“断路器失灵保护启动”的信号。c) 技术要求6.1 基本要求6.1.1保护装置中的零序电流方向元件应采用自产零序电压，不应接入电压互感器的开口三角电压。6.1.2保护装置在电压互感器二次回路一相、

39、两相或三相同时断线、失压时，应发出告警信号，并闭锁可能误动作的保护。6.1.3在电流互感器暂态过程中以及饱和情况下, 保护应能正确动作。差动保护应允许两侧变比不同。6.1.4当电流互感器二次回路不正常或断线时, 保护应能发出告警信号，并通过控制字选择是否闭锁保护。电气量保护与非电气量保护出口继电器应分开，不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量。6.1.6保护装置的保护模块配置应合理。当保护装置出现单一硬件故障退出运行时，被保护的发电机及发变组设备应能允许继续运行。6.1.7非电量保护可经装置触点转换出口或经装置延时后出口，保护装置应反映其信号。保护装置中不同种类

40、保护应具有方便的投退功能。6.1.9保护装置应具有必要的参数监视功能。6.1.10保护装置应具有必要的在线自动检测功能。当保护装置自检出元器件损坏时,应能发出保护装置异常信号，而保护装置不应误动。6.1.11保护装置应具有自复位功能，当软件工作不正常时应能通过自复位电路自动恢复正常工作。6.1.12保护装置各保护软件在任何情况下都不得相互影响。6.1.13保护装置每一个独立逆变稳压电源的输入应具有独立的保险功能，并设有失电报警。6.1.14保护装置应记录必要的信息(如故障波形数据、事件顺序记录和事故追忆功能等),并通过接口送出；信息且不应丢失，并可重复输出，信息内容及输出方式由企业标准规定。

41、装置的所有引出端子不允许与装置的CPU及A/D的工作电源系统有直接电气联系。针对不同回路，应分别采用光电耦合、继电器转接、带屏蔽层的变压器磁耦合等隔离措施。6.1.16保护装置应有独立的内部时钟，其误差每24h不应超过±5s，并应提供外部时钟同步接口，对时误差小于1ms。保护装置失去直流电源时，时钟应能正常工作。6.1.17保护装置应尽可能根据输入的电流、电压量，自行判别系统运行状态的变化，减少外接相关的输入信号来执行其应完成的功能。6.1.18保护装置应配置能与自动化系统相连的至少三个RJ45通信接口或两个RJ45和一个RS485通信接口。6.1.19保护装置应具有独立的DC/DC

42、变换器供内部回路使用的电源。拉、合装置直流电源或直流电压缓慢下降及上升时，装置不应误动作。直流消失时，应有输出触点以起动告警信号。直流电源恢复（包括缓慢恢复）时，变换器应能自起动。6.1.20保护装置不应要求其交、直流输人回路外接抗干扰元件来满足有关电磁兼容标准的要求。6.1.21保护装置的软件应设有安全防护措施，防止程序出现不符合要求的更改。6.2 发电机保护技术要求6.2.1 发电机纵联差动保护、裂相横差保护技术要求a) 应具有防止区外故障误动的制动特性；b) 应具有差动电流速断功能；c) 具有TA断线告警功能，应能通过控制字选择是否闭锁差动保护。该控制字选择不闭锁时，开放差动保护；该控制

43、字选择闭锁时，差电流大于等于1.2倍额定电流开放差动保护，小于1.2倍闭锁差动保护；d) 电流采用“Y形接线”接入保护装置，其相位和电流补偿应由保护装置软件实现；e) 具有差流越限告警功能；f) TA饱和检测时间应不大于5ms；g) 具有自动校正各侧TA变比不同带来的幅值不平衡；h) 动作时间(2 倍整定电流时)不大于30ms；i) 整定值允差±5%。6.2.2 发电机定子单元件横差保护技术要求a) 单元件横差保护用电流互感器可用专用的母线型电流互感器；b) 区外发生故障时不应误动作；c) 三次谐波滤过比不低于100；d) 电流整定值允差±2.5%；e) 返回系数不小于0.

44、9；f) 固有延时(1.2 倍整定值时)不大于40ms。6.2.3 发电机纵向零序电压匝间保护技术要求a) 保护装置装于按照特殊接线的发电机电压互感器的开口三角侧；。该电压互感器的一次侧中性点与发电机中性点连接在一起，不能直接接地，其一次绕组必须是全绝缘。b) 保护装置必须对区外两相短路故障和电压互感器一次绕组断线进行有效的闭锁，应设有负序方向闭锁元件；c) 保护装置应设有三次谐波滤过器，以降低保护对三次谐波和高次谐波信号的灵敏度；d) 三次谐波滤过比宜大于100。应考虑发电机起动过程频率变化对三次谐波滤过器的影响，采取必要的安全措施，防止保护装置误动作；e) 动作时间(1.2 倍定值时)不大

45、于100ms；f) 整定值允许误差±5%。6.2.4 发电机定子单相接地保护技术要求6.2.4.1 100定子接地保护可采用双频分离式或低频信号注入式原理。6.2.4.2 双频分离式100定子接地保护由反应近机端侧单相接地的基波零序过电压保护和反应近中性点侧单相接地的三次谐波零序过电压保护两部分组成。保护装置装于机端电压互感器和中性点接地配电变压器（消弧线圈）二次侧。6.2.4.3 当采用双频分离式100定子接地保护时，必须将基波零序过电压保护与发电机中性点侧三次谐波零序过电压保护的出口分开，基波零序过电压保护应动作于停机，发电机中性点侧三次谐波零序过电压电压保护宜动作于信号。6.2

46、.4.4 基波零序电压保护a) 应具有三次谐波电压滤除功能；b) 作用于跳闸的零序电压一般应取自发电机中性点，如取自发电机机端，应具有TV 断线闭锁功能；c) 保护范围宜选择定子绕组的95%；d) 零序电压整定值允差±2.5%；e) 返回系数不小于0.9；f) 固有延时(1.2 倍整定值时)不大于40ms。6.2.4.5 三次谐波零序电压保护a) 应能通过参数监视功能提供整定依据；b) 应能可靠测量的发电机中性点接地电阻值，汽轮发电机不低于10k，水轮发电机不低于1k；c) 固有延时(发电机中性点金属性接地时)不大于40ms。6.2.4.6 低频信号注入式保护a) 使用注入式原理的保

47、护应在发电机中性点配电变压器接地电阻处注入电压。b) 注入式原理的保护应能连续测量定子绕组绝缘水平，在未加励磁时也能起保护作用。6.2.5 发电机相间短路后备保护技术要求6.2.5.1 发电机带电流记忆的低压过流保护a) 保护应能防止电压互感器(TV)断线和电压切换时的误动。b) 电流、电压整定值允许误差±2.5%；c) 电流元件返回系数不小于0.9；d) 低电压元件返回系数不大于1.1；e) 电流为1.2倍整定值或低电压为0.8倍整定值时，固有延时不大于40ms。6.2.5.2 发电机负序过电流保护a) 负序电流整定值允差±5%；b) 返回系数不小于0.9；c) 固有延时

48、(1.2 倍整定值时)不大于40ms。6.2.6 发电机过电压保护技术要求a) 定子过电压保护采用单个电压元件，接在发电机机端的电压互感器线电压上。b) 电压整定值允差±2.5%；c) 返回系数不小于0.9；d) 固有延时不大于40ms。6.2.7 发电机转子表层(负序)过负荷保护技术要求6.2.7.1 定时限负序过负荷保护a) 定时限至少分两段，以便和转子表层过热特性近似匹配；b) 负序电流整定值允差±5%；c) 返回系数不小于0.9；d) 固有延时(1.2 倍整定值时)不大于40ms。6.2.7.2 反时限负序过负荷保护a) 反时限特性应能整定，以便和发电机转子表层过热

49、特性近似匹配；b) 长延时应可整定到1000s；c) 整个特性应由信号段、反时限段、速断段三部分组成；d) 负序电流整定值允差±5%；e) 返回系数不小于0.95；f) 信号段、速断段固有延时不大于40ms；6.2.8 发电机励磁绕组过负荷保护技术要求6.2.8.1 定时限过负荷保护a) 定时限至少分两段，以便和励磁绕组的过热特性近似匹配；b) 具有可选的直流或交流测量功能；c) 电流整定值允差±2.5%；d) 返回系数不小于0.9；e) 固有延时(1.2 倍整定值时)不大于40ms。6.2.8.2反时限过负荷保护a) 反时限特性应能整定，以便和发电机励磁绕组过热特性近似匹

50、配；b) 具有可选的直流或交流测量功能；c) 长延时应可整定到1000s；d) 整个特性应由信号段、反时限段、速断段三部分组成；e) 电流整定值允差±2.5%；f) 返回系数不小于0.95；g) 信号段、速断段固有延时不大于40ms；6.2.9 发电机转子一点接地保护技术要求a) 应能有效地消除励磁回路中交、直流分量的影响；b) 在同期并列、增减负荷、系统振荡等暂态过程中，保护装置不应误动作，保护装置的灵敏度不宜低于lOk-20k；c) 应能适用于转子回路对地分布电容不大于8F 的各种非旋转励磁方式的发电机励磁回路；d) 宜满足无励磁状态下测量要求；e) 在同一整定值下，转子绕组不同

51、地点发生一点接地时，其动作值误差为：当整定值为1k5k时允差±0.5k，当整定值大于5k时允差±10%；f) 最小整定范围：汽轮发电机为1k20k，水轮发电机为1k10k；g) 接地电阻整定值允差±10%；h) 返回系数不大于1.3。0 发电机失磁保护技术要求a) 应使用能正确区分短路故障和失磁故障的、具备复合判据的二段式方案,优先采用定子阻抗判据与机端低电压的复合判据。b) 应能检测或预测机组的静稳边界，或检测机组的稳态异步边界；c) 应能检测系统的崩溃电压；d) 应能检测不同负荷下各种全失磁和部分失磁；e) 应防止机组正常进相运行时误动；f) 应防止系统振荡时

52、误动；g) 应防止系统故障、故障切除过程中的误动；h) 应防止TV 断线和电压切换时的误动；i) 阻抗整定值允差±5%，其他整定值允差±2.5%；j) 固有延时不大于40ms。1 发电机过励磁保护技术要求1.1 定时限过励磁保护a) 定时限至少分两段，以便和过励磁特性近似匹配；b) 过励磁倍数整定值允差±2.5%；c) 返回系数不小于0.9；d) 固有延时(1.2 倍整定值时)不大于40ms；e) 装置适用频率范围25Hz65Hz。1.2反时限过励磁保护a) 反时限特性应能整定，以便和发电机过励磁特性相匹配；b) 长延时应可整定到1000s；c) 整个特性应由信号

53、段、反时限段、速断段等三部分组成；d) 过励磁倍数整定值允差±2.5%；e) 返回系数不小于0.95；f) 信号段、速断段固有延时不大于40ms；g) 反时限段延时允差由企业标准规定；h) 装置适用频率范围25Hz65Hz。2 发电机频率异常保护技术要求a) 应具有按频率分段时间积累功能，时间积累在装置掉电时也能保持；b) 在发电机停机过程和停机期间应自动闭锁低频保护；c) 宜有定时限段；d) 频率测量范围40Hz65Hz；e) 频率测量允差±0.1Hz；f) 时间积累允差±2.5%。3 发电机失步保护技术要求a) 失步保护可由测量发电机与系统之间的功角，双阻抗元

54、件或测量振荡中心电压等原理构成。b) 在短路故障、系统稳定振荡，电压回路断线、机组进相运行等情况下，保护不应动作。c) 应能检测加速和减速失步；d) 应能记录滑极次数；e) 应能区分短路和失步；f) 应能区分振荡中心在发电机变压器组内部或外部；g) 当电流过大影响断路器跳闸安全时应闭锁出口；h) 应能区分机组稳定振荡和失步；i) 应能选择失磁保护闭锁或解除闭锁失步保护；j) 阻抗整定值允差±5%，其他整定值允差±2.5%；4 发电机逆功率保护技术要求a) 逆功率保护由灵敏的功率方向继电器组成，方向指向发电机；b) 有功测量原理应和无功大小无关；c) 应具有程序跳闸功能；d)

55、 具有TV 断线闭锁功能；e) 有功整定值允差±10%；f) 有功最小整定值应不大于10W(二次的三相功率，额定电流为5A)；g) 返回系数不小于0.9；h) 固有延时(1.2 倍整定值时)不大于40ms。5发电机突然加电压保护技术要求a) 具有鉴别同期并网和误合闸的功能；b) 具有正常并网(解列)后自动退出(投入)运行的功能；c) 整定值允差±5%；d) 固有延时不大于40ms。6 发电机启停机保护技术要求a) 发电机正常运行时应退出；b) 具有发电机无励磁状态下定子绝缘降低检测功能；c) 装置测量原理应与频率无关；d) 整定值允差±5%；e) 固有延时不大于4

56、0ms。6.3 发变组升压变压器保护6.3.1差动保护技术要求a) 两套差动保护应采用不同原理；b) 具有防止励磁涌流引起保护误动的功能，应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流，在变压器过励磁时不应误动；c) 具有防止区外故障保护误动的制动特性；d) 具有差动速断功能，且不经TA断线闭锁；e) 500kV电压等级变压器保护，应具有防止过激磁引起误动的功能；f) 电流采用“Y形接线”接入保护装置，其相位和电流补偿应由保护装置软件实现；g) 各组交流电流回路的输入应相互独立并与TA一一对应；h) 具有TA断线告警功能，应能通过控制字选择是否闭锁差动保护。该控制字选择不闭锁时，开放差动保护；该控

57、制字选择闭锁时，差电流大于等于1.2倍额定电流开放差动保护，小于1.2倍闭锁差动保护；i) 具有差流越限告警功能；j) TA饱和检测时间应不大于5ms；k) 具有自动校正各侧电压等级不同和TA变比不同带来的幅值不平衡；l) 纵差保护宜取各侧外附TA电流；m) 用于变压器差动保护的各侧电流互感器铁芯，宜具有相同的铁芯型式；n) 过励磁、励磁涌流未达到制定值时，差动保护动作时间（2倍整定值）不大于30ms；o) 差动速断保护动作时间（1.5倍整定值）不大于20ms；p) 整定值允许误差±5。6.3.2复压闭锁（方向）过电流保护技术要求a) 复压元件（负序相电压和相间电压）由各侧电压经“或门”构成；低压侧