DL400-91继电保护和安全自动装置技术规程.pdf

中华人民共和国行业标准 中华人民共和国行业标准 DL 40091 继电保护和安全自动装置继电保护和安全自动装置 技术规程 技术规程 1 总则 1.1 本规程为电力系统继电保护和安全自动装置的科研、设计、制造、施工和运 行等有关部门共同遵守的基本原则。 1.2 本规程适用于 3kV 及以上电力系统中电力设备和线路的继电保护和安全自 动装置。 1.3 继电保护和安全自动装置应符合可靠性信赖性和安全性、选择性、灵敏性 和速动性的要求。当确定其配置和构成方案时，应综合考虑以下几个方面 a.电力设备和电力网的结构特点和运行特点； b.故障出现的概率和可能造成的后果； c.电力系统的近期发展情况； d.经济上的合理性； e.国内和国外的经验。 1.4 继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分。 确定电力网结构、 厂 站主接线和运行方式时，必须与继电保护和安全自动装置的配置统筹考虑，合 理安排。 继电保护和安全自动装置的配置方式要满足电力网结构和厂站主接线的要 求，并考虑电力网和厂站运行方式的灵活性。 对导致继电保护和安全自动装置不能保证电力系统安全运行的电力网结构 形式、厂站主接线形式、变压器接线方式和运行方式，应限制使用。 1.5 应根据审定的电力系统设计或审定的系统接线图及要求， 进行继电保护和安 全自动装置的系统设计。在系统设计中，除新建部分外，还应包括对原有系统 继电保护和安全自动装置不符合要求部分的改造设计。 为便于运行管理和有利于性能配合，同一电力网或同一厂站内的继电保护 和安全自动装置的型式，不宜品种过多。 1.6 电力系统中， 各电力设备和线路的原有继电保护和安全自动装置， 凡能满足 可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求的，均应予以保留。凡是不能满足要求 的，应逐步进行改造。 1.7 继电保护和安全自动装置的新产品，应按国家规定的要求和程序进行鉴定， 合格后，方可推广使用。设计、运行单位应积极创造条件支持新产品的试用。 2 继电保护 2.1 一般规定 2.1.1 电力系统中的电力设备和线路，应装设短路故障和异常运行保护装置。电 力设备和线路短路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保 护。 2.1.1.1 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。 2.1.1.2 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。 a.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来实现 的后备。 b.近后备是当主保护拒动时，由本电力设备或线路的另一套保护实现后备 的保护；是当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现的后备保护。 2.1.1.3 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。 2.1.1.4 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。 2.1.2 继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 2.1.2.1 可靠性是指保护该动作时应动作，不该动作时不动作。 为保证可靠性，宜选用可能的最简单的保护方式，应采用由可靠的元件和 尽可能简单的回路构成的性能良好的装置，并应具有必要的检测、闭锁和双重 化等措施。保护装置应便于整定、调试和运行维护。 2.1.2.2 选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或 线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失 灵保护切除故障。 为保证选择性，对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合 要求的两元件如起动与跳闸元件或闭锁与动作元件，其灵敏系数及动作时间， 在一般情况下应相互配合。 当重合于本线路故障，或在非全相运行期间健全相又发生故障时，相邻元 件的保护应保证选择性。在重合闸后加速的时间内以及单相重合闸过程中，发 生区外故障时，允许被加速的线路保护无选择性。 在某些条件下必须加速切除短路时，可使保护无选择性动作，但必须采取 补救措施。例如采用自动重合闸或备用电源自动投入来补救。 2.1.2.3 灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时，保护装置 应具有必要的灵敏系数。 灵敏系数应根据不利正常含正常检修运行方式和不利 的故障类型计算。 各类短路保护的灵敏系数不宜低于表 1 所列数值。 2.1.2.4 速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障，其目的是提高系统稳定 性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和 备用电源或备用设备自动投入的效果等。 2.1.3 制定保护配置方案时，对稀有故障，根据对电网影响程度和后果，应采取 相应措施，使保护能按要求切除故障。对两种故障同时出现的稀有情况，仅保 证切除故障。 表 1 保护 分类 保 护 类 型 组 成 元 件 灵敏系 数 备 注 电流元件和电压元 件 1.3～1.5 200km 以上线路，不小于 1.3； 50～200km 线路， 不小于 1.4；50km 以下线路，不小于 1.5 带方向和不带 方向的电流保护 或电压保护 零序或负序方向元 件 2.0 负序和零序 增量或负序分 量元件 4 距离保护第三段动作区末 端故障，大于 2 起 动 元 件 电流和阻抗 元件 1.5 距离保护 距离元件 1.3～1.5 线路末端短路电流应为阻 抗元件精确工作电流 2 倍以 上。200km 以上线路，不小于 1.3；50～200km 线路，不小 1.4；50km 以下线路，不小于 1.5 2.0 线路两侧均未断开前，其中 一侧保护按线路中点短路计 算 电流和电压起动元 件 1.5 线路一侧断开后，另一侧保 护按对侧短路计算 4.0 线路两侧均未断开前，其中 一侧保护按线路中点短路计 算 平行线路的横 联差动方向保护 和电流平衡保护 零序方向元件 2.5 线路一侧断开后，另一侧保 护按对侧短路计算 跳闸回路中的方向 元件 3.0 跳闸回路中的电流 和电压元件 2.0 方向比较式纵 联保护 跳闸回路中的阻抗 元件 1.5 个别情况下，为 1.3 主 保 护 相位比较式纵 联保护 跳闸回路中的电流 和电压元件 2.0 跳闸回路中的阻抗 元件 1.5 发电机、变压 器、线路和电动 机纵差保护 差电流元件 2.0 母线的完全电 流差动保护 差电流元件 2.0 母线的不完全 电流差动保护 差电流元件 1.5 发电机、变压 器、线路和电动 机的电流速断保 护 电流元件 2.0 按保护安装处短路计算 电流、电压和阻抗 元件 1.2 远后备保护 零序或负序方向元 件 1.5 按相邻电力设备和线路末 端短路计算短路电流应为阻 抗元件精确工作电流 2 倍以 上，可考虑相继动作 1.3 后备 保护 近后备保护 电流、电压和阻抗 元件，负序或零序方 向元件 2.0 按线路末端短路计算 辅助 保护 电流速断保护 1.2 按正常运行方式保护安装 处短路计算 注 ① 主保护的灵敏系数除表中注出者外，均按保护区末端短路计算。 ② 保护装置如反应故障时增长的量，其灵敏系数为金属性短路计算值 与保护整定值之比；如反应故障时减少的量，则为保护整定值与金属性短路计 算值之比。 ③ 各种类型的保护中，接于全电流和全电压的方向元件的灵敏系数不 作规定。 ④ 本表内未包括的其他类型的保护，其灵敏系数另作规定。 2.1.4 在各类保护装置接于电流互感器二次绕组时，应考虑到既要消除保护死 区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。 2.1.5 当采用远后备方式，变压器或电抗器后面发生短路时，由于短路电流水平 低，而且对电网不致造成影响以及在电流助增作用很大的相邻线路上发生短路 等情况下，如果为了满足相邻保护区末端短路时的灵敏性要求，将使保护过分 复杂或在技术上难以实现时，可以缩小后备保护作用的范围。 2.1.6 如由于短路电流衰减、系统振荡和电弧电阻的影响，可能使带时限的保护 拒绝动作时，应根据具体情况，设置按短路电流或阻抗初始值动作的瞬时测定 回路或采取其他措施。但无论采用哪种措施，都不应引起保护误动作。 2.1.7 电力设备或电力网的保护装置，除预先规定的以外，都不允许因系统振荡 引起误动作。 2.1.8 保护用电流互感器包括中间电流互感器的稳态比误差不应大于 10，必 要时还应考虑暂态误差。对 35kV 及以下电力网，当技术上难以满足要求，且不 致使保护不正确动作时，才允许较大的误差。 原则上，保护装置与测量仪表不共用电流互感器的二次绕组。当必须共用 一组二次绕组时，仪表回路应通过中间电流互感器或试验部件连接。当采用中 间电流互感器时，其二次开路情况下，保护用电流互感器的稳态比误差仍应不 大于 10。 2.1.9 在电力系统正常运行情况下， 当电压互感器二次回路断线或其他故障能使 保护误动作时，应装设断线闭锁或采取其他措施，将保护装置解除工作并发出 信号。当保护不致误动作时，应设有电压回路断线信号。 2.1.10 为了分析和统计继电保护的工作情况，保护装置设置指示信号，并应符 合下列要求 2.1.10.1 在直流电压消失时不自动复归， 或在直流电源恢复时， 仍能重现原来的 动作状态。 2.1.10.2 能分别显示各保护装置的动作情况。 2.1.10.3 在由若干部分组成的保护装置中，能分别显示各部分及各段的动作情 况。 2.1.10.4 对复杂的保护装置，宜设置反应装置内部异常的信号。 2.1.10.5 用于起动顺序记录或微机监控的信号触点应为瞬时重复动作触点。 2.1.10.6 宜在保护出口至断路器跳闸的回路内，装设信号指示装置。 2.1.11 为了便于分别校验保护装置和提高其可靠性，主保护和后备保护宜做到 回路彼此独立。 2.1.12 采用静态保护装置时，对工作环境、电缆、直流电源和二次回路，应采 取相应的措施，以满足静态保护装置的特殊技术要求。 2.1.13 当采用蓄电池组作直流电源时，由浮充电设备引起的波纹系数应不大于 5，电压波动范围应不大于额定电压的5。放电末期直流母线电压下限不低 于额定电压的 85，充电后期直流母线电压上限不高于额定电压的 115。 当采用交流整流电源作为保护用直流电源时，应符合下列要求 2.1.13.1 在最大负荷情况下保护动作时，直流母线电压不应低于额定电压的 80，最高不应超过额定电压的 115。应采取限幅稳定电压波动不大于5 和滤波波纹系数不大于 5措施。 2.1.13.2 如采用复式整流， 则应保证各种运行方式下， 在不同故障点和不同相别 短路时，保护与断路器均能可靠动作于跳闸；电流互感器的最大输出功率应满 足直流回路最大负荷的需要。 2.1.13.3 对采用电容储能电源的变电所和水电厂， 其电力设备和线路除应具有可 靠的远后备保护外，还应在失去交流电源的情况下，有几套保护同时动作时， 保证保护与有关断路器均能可靠动作于跳闸。同一厂所的电源储能电容的组数 应与保护的级数相适应。 2.1.13.4 当自动重合闸装置动作时，如重合于永久性故障，应能可靠跳闸。 2.1.14 采用交流操作的保护装置时，短路保护可由被保护电力设备或线路的电 流互感器取得操作电源，变压器的瓦斯保护、中性点非直接接地电力网的接地 保护和自动低频减载等， 可由电压互感器或变电所或水电厂所用变压器取得操 作电源。必要时，可增加电容储能电源作为跳闸的后备电源。 2.2 发电机保护 2.2.1 电压在 3kV 及以上，容量在 600MW 及以下发电机，应按本节的规定，对 下列故障及异常运行方式，装设相应的保护装置。 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.励磁回路一点及二点接地； 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.低频； n.失步； o.其它故障和异常运行。 2.2.2 各项保护装置，根据故障和异常运行方式的性质，按本节各条的规定分别 动作于 a.停机断开发电机断路器、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翼。 b.解列灭磁断开发电机断路器，灭磁，汽轮机甩负荷。 c.解列断开发电机断路器，汽轮机甩负荷。 d.减出力将原动机出力减到给定值。 e.缩小故障影响范围例如双母线系统断开母线联络断路器等。 f.程序跳闸对于汽轮发电机首先关闭主汽门，待逆功率继电器动作后，再跳 开发电机断路器并灭磁；对于水轮发电机，首先将导水翼关到空载位置，再跳 开发电机断路器并灭磁。 g.信号 发出声光信号。 2.2.3 对发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障， 应按下列规定配置相应的 保护作为发电机的主保护。 2.2.3.1 1MW 及以下单独运行的发电机，如中性点有引出线，则在中性点侧装 设过电流保护；如中性点无引出线，则在发电机端装设低电压保护。 2.2.3.2 1MW 及以下与其它发电机或与电力系统并列运行的发电机，应在发电 机机端装设电流速断保护。如电流速断保护灵敏系数不符合要求，可装设纵联 差动保护；对中性点没有引出线的发电机，可装设低压过流保护。 2.2.3.3 对 1MW 以上的发电机，应装设纵联差动保护。 2.2.3.4 对发电机变压器组，当发电机与变压器之间有断路器时，发电机装设单 独的纵联差动保护；当发电机与变压器之间没有断路器时，100MW 及以下发电 机，可只装设发电机变压器组共用纵联差动保护，100MW 以上发电机，除发电 机变压器组共用纵联差动保护外，发电机还应装设单独的纵联差动保护，对 200～300MW 的发电机变压器组亦可在变压器上增设单独的纵联差动保护，即 采用双重快速保护。 2.2.3.5 对 300MW 及以上汽轮发电机变压器组，应装设双重快速保护，即装设 发电机纵联差动保护、变压器纵联差动保护和发电机变压器组共用纵联差动保 护；当发电机与变压器之间有断路器时，装设双重发电机纵联差动保护。 2.2.3.6 应对纵联差动保护采取措施，例如用带速饱和电流互感器或具有制动特 性的继电器，在穿越性短路及自同步或非同步合闸过程中，减轻不平衡电流所 产生的影响，以尽量降低动作电流的整定值。 2.2.3.7 如纵联差动保护的动作电流整定值大于发电机的额定电流，应装设电流 回路断线监视装置，断线后动作于信号。 2.2.3.8 本条中规定装设的过电流保护、电流速断保护、低电压保护、低压过流 和纵联差动保护，均应动作于停机。 2.2.4 对发电机定子绕组的单相接地故障，接地保护应符合以下要求 2.2.4.1 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值取制造厂的规定值， 无规定时， 可参照表 2 中所列数据。 表 2 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值 发电机额定电压 kV 发电机额定容量 MW 故障电流允许值 A 6.3 ≤50 4 汽轮发电机 50～100 10.5 水轮发电机 10～100 3 汽轮发电机 125～200 13.8～15.75 水轮发电机 40～225 2 18～20 300～600 1 注对于氢冷发电机为 2.5A。 2.2.4.2 与母线直接连接的发电机 当单相接地故障电流不考虑消弧线圈的补偿 作用大于允许值参照表 2时，应装设有选择性的接地保护装置。 保护装置由装于机端的零序电流互感器和电流继电器构成。其动作电流按 躲过不平衡电流和外部单相接地时发电机稳态电容电流整定。接地保护带时限 动作于信号。但当消弧线圈退出运行或由于其它原因使残余电流大于接地电流 允许值时，应切换为动作于停机。 当未装接地保护或装有接地保护，但由于运行方式改变及灵敏系数不符合 要求等原因不能动作时，可由单相接地监视装置动作于信号。 为了在发电机与系统并列前检查有无接地故障，应在发电机机端装设测量 零序电压的电压表。 2.2.4.3 发电机变压器组对 100MW 以下发电机，应装设保护区不小于 90的 定子接地保护；对 100MW 及以上的发电机，应装设保护区为 100的定子接地 保护。保护装置带时限动作于信号，必要时也可动作于停机。 为检查发电机定子绕组和发电机电压回路的绝缘状况，应在发电机机端装 设测量零序电压的电压表。 2.2.5 对发电机的定子匝间短路，应按下列规定装设定子匝间短路保护 2.2.5.1 对于定子绕组为星形接线，每相有并联分支且中性点有分支引出端子的 发电机，应装设单继电器式横差保护。 横差保护应瞬时动作于停机，但汽轮发电机励磁回路一点接地后，为防止横 差保护在励磁回路发生瞬时第二点接地时误动作，可将其切换为带短时限动作 于停机。 2.2.5.2 50MW 及以上发电机，当定子绕组为星形接线，中性点只有三个引出端 子时，根据用户和制造厂的要求，也可装设专用的匝间短路保护。 2.2.6 对发电机外部相间短路故障和作为发电机主保护的后备， 应按下列规定配 置相应的保护 2.2.6.1 对于 1MW 及以下与其它发电机或电力系统并列运行的发电机，应装设 过电流保护。保护装置宜配置在发电机的中性点侧，其动作电流按躲过最大负 荷电流整定。 2.2.6.2 1MW 以上的发电机，宜装设复合电压包括负序电压及线电压起动的过 电流保护。电流元件的动作电流可取为 1.3～1.4 倍额定值；低电压元件接线电 压，其动作电压，对汽轮发电机可取为 0.6 倍额定值，对水轮发电机可取为 0.7 倍额定值。负序电压元件的动作电压可取 0.06～0.12 倍额定值。 2.2.6.3 50MW 及以上的发电机，可装设负序过电流保护和单元件低压起动过电 流保护。负序电流元件的动作电流可取为 0.5～0.6 倍额定值；电流元件的动作 电流和低电压元件的动作电压按 2.2.6.2 条确定取值。当上述保护不能满足要求 时，可采用低阻抗保护。 2.2.6.4 自并励无串联变压器发电机，宜采用低电压保持的过电流保护，或采 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。 2.2.6.5 并列运行的发电机和发电机变压器组的后备保护，对所连接母线的相间 短路故障，应具有必要的灵敏系数，并不宜低于表 2.1.2.3 所列数值。 2.2.6.6 对于 600MW 发电机，装设了定子绕组反时限过负荷及反时限负序过负 荷保护，且保护综合特性对发电机变压器组所连接高压母线的相间短路故障具 有必要的灵敏系数，并满足时间配合的要求，可不再装设第 2.2.6.3 条规定的后 备保护。 2.2.6.7 本条中规定装设的各项保护装置，宜带有二段时限，以较短的时限动作 于缩小故障影响范围或动作于解列，以较长的时限动作于停机。 2.2.7 对发电机定子绕组的异常过电压，应按下列规定装设过电压保护。 2.2.7.1 对于水轮发电机，应装设过电压保护，其整定值根据定子绕组绝缘状况 决定。在一般情况下，动作电压可取为 1.5 倍额定电压，动作时限可取为 0.5s。 对可控硅整流励磁的水轮发电机， 动作电压可取 1.3 倍额定电压， 动作时限可取 为 0.3s。 2.2.7.2 对于 200MW 及以上的汽轮发电机，宜装设过电压保护，其整定值根据 定子绕组的绝缘状况决定。在一般情况下，动作电压可取为 1.3 倍额定电压，动 作时限可取为 0.5s。 2.2.7.3 过电压保护宜动作于解列灭磁。 2.2.8 对过负荷引起的发电机定子绕组过电流， 应按下列规定装设定子绕组过负 荷保护。 2.2.8.1 定子绕组非直接冷却的发电机，应装设定时限过负荷保护，保护装置接 一相电流，带时限动作于信号。 2.2.8.2 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的发电机， 过负荷保护由定时限和反时限两部分组成。 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。 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，动作于解列 或程序跳闸。保护应能反应电流变化时发电机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它相间短路保护相配合。 2.2.9 发电机转子承受负序电流的能力，以I22t≤A为判据。其中I2为以额定电 流为基准的负序电流标么值；t为时间s；A为常数。 对不对称负荷、非全相运行以及外部不对称短路引起的负序电流，应按下 列规定装设发电机转子表层过负荷保护。 2.2.9.1 50MW 及以上，A≥10 的发电机，应装设定时限负序过负荷保护。保护 装置与 2.2.6.3 条所述的负序过电流保护组合在一起。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。 2.2.9.2 100MW 及以上 A＜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。 定时限部分动作电流按躲过发电机长期允许的负序电流值，和按躲过最 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。 反时限部分动作特性按发电机承受负序电流的能力确定，动作于解列或 程序跳闸。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它相间短路保护相配合。 2.2.10 对励磁系统故障或强励时间过长引起的励磁绕组过负荷，在 100MW 及 以上，采用半导体励磁系统的发电机上，应装设励磁绕组过负荷保护。 对于 300MW 以下，采用半导体励磁系统的发电机，可装设定时限励磁绕 组过负荷保护，保护装置带时限动作于信号和动作于降低励磁电流。 对 300MW 及以上发电机，保护可由定时限和反时限两部分组成。 定时限部分 动作电流按正常运行最大励磁电流下能可靠返回的条件整定， 带时限动作于信号，并动作于降低励磁电流。 反时限部分动作特性按发电机励磁绕组的过负荷能力确定，并动作于解 列灭磁。保护应能反应电流变化时励磁绕组的热积累过程。 2.2.11 对发电机励磁回路的接地故障，应按下列规定装设励磁回路接地保护或 接地检测装置。 2.2.11.1 1MW 及以下水轮发电机， 对一点接地故障， 宜装设定期检测装置。 1MW 以上水轮发电机，应装设一点接地保护装置。 2.2.11.2 100MW 以下汽轮发电机，对一点接地故障，可采用定期检测装置。对 两点接地故障，应装设两点接地保护装置。 2.2.11.3 转子水内冷汽轮发电机和 100MW 及以上的汽轮发电机， 应装设励磁回 路一点接地保护装置，并可装设两点接地保护装置。对旋转整流励磁的发电机， 宜装设一点接地故障定期检测装置。 2.2.11.4 一个控制室内集中控制的全部发电机，公用一套一点接地定期检测装 置。 每台发电机装设一套一点接地保护装置。 能够正常投入运行的两点接地保护装置，每台发电机装设一套。 正常不投入运行，一点接地后再投入运行的两点接地保护装置，在一个控 制室内集中控制的全部发电机可共用一套。 2.2.11.5 一点接地保护带时限动作于信号；两点接地保护应带时限动作于停机。 2.2.12 对励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障，应按下列规定装设失磁保 护装置。 2.2.12.1 100MW 以下，不允许失磁运行的发电机，当采用半导体励磁系统时， 宜装设专用的失磁保护。100MW 以下，但失磁对电力系统有重大影响的发电机 及 100MW 及以上发电机，应装设专用的失磁保护。对 600MW 的发电机可装设 双重化的失磁保护。 2.2.12.2 失磁保护由阻抗元件、母线低电压元件和闭锁起动元件组成。 阻抗元件用于检出失磁故障；母线低电压元件用于监视母线电压保障系统 安全；闭锁起动元件用于防止保护装置在其它异常运行方式下误动作。 阻抗元件可按静稳边界或异步边界整定。 母线低电压元件的动作电压，按由稳定运行条件决定的临界电压整定。 闭锁元件应保证在外部短路、系统振荡以及电压回路断线等情况下防止保 护装置误动作。当采用自同步并列时，还应采取防止保护装置误动作的措施。 发电机正常进相运行时，保护装置不应误动作。 2.2.12.3 对汽轮发电机， 失磁后母线电压低于允许值时， 带时限动作于解列或程 序跳闸。失磁后当母线电压末低于允许值时，动作于信号、切换厂用电源，在 有条件时也可动作于自动减出力。 对于水轮发电机，失磁保护宜带时限动作于解列。 2.2.13 300MW 及以上发电机，应装设过励磁保护。保护装置可由低定值和高定 值二部分组成。 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。 汽轮发电机装设了过励磁保护可不再装设过电压保护。 2.2.14 对发电机变电动机运行的异常运行方式，200MW 及以上汽轮发电机，宜 装设逆功率保护。对燃汽轮发电机，应装设逆功率保护。保护装置由灵敏的功 率继电器构成，带时限动作于信号，经长时限动作于解列。 2.2.15 对低于额定频率带负载运行的异常运行状态下 300MW 及以上汽轮发电 机，应装设低频保护。保护装置由灵敏的频率继电器和计时器组成。保护动作 于信号，并有累计时间显示。 2.2.16 对失步运行，300MW 及以上发电机宜装设失步保护。保护可由双阻抗元 件或测量振荡中心电压及变化率等原理构成，在短路故障、系统稳定振荡、电 压回路断线等情况下，保护不应误动作。 通常保护动作于信号。当振荡中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，保护还应动作于解列。必要时并应 装设电流闭锁装置，以保证断路器断开时的电流不超过断路器额定失步开断电 流。 2.2.17 对 300MW 及以上汽轮发电机，发电机定子绕组过负荷、负序电流过负 荷、定子铁芯过励磁，励磁电流异常下降或消失等异常运行方式，保护动作于 停机，宜采用程序跳闸方式。 采用程序跳闸方式，由逆功率继电器作为闭锁元件，其整定值为1～3发 电机额定功率。 2.2.18 对调相运行的水轮发电机，在调相运行期间有可能失去电源时，应装设 解列保护，保护装置带时限动作于停机。 2.2.19 对 200MW 及以上发电机，其机端和中性点侧的电流互感器，应装设断 线保护，以防止电流回路开路时产生的高电压危及人身安全或造成设备损坏。 断线保护应将电流互感器二次侧电压限制在安全电压以下，并动作于信号。 2.2.20 对于发电机起动过程中发生的故障、突然加电压、断路器断口闪络及发 电机轴电流过大等故障和异常运行方式，可根据机组特点和电力系统运行的要 求，采取措施或增设相应保护。 2.3 电力变压器保护 2.3.1 对电力变压器的下列故障及异常运行方式， 应按本节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.中性点直接接地电力网中，外部接地短路引起的过电流及中性点过电压； e.过负荷； f.过励磁； g.油面降低； h.变压器温度及油箱压力升高和冷却系统故障。 2.3.2 0.8MVA 及以上油浸式变压器和 0.4MVA 及以上车间内油浸式变压器，均 应装设瓦斯保护当壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号； 当产生大量瓦斯时，应动作于断开变压器各侧断路器。 带负荷调压的油浸式变压器的调压装置，亦应装设瓦斯保护。 2.3.3 对变压器引出线、套管及内部的短路故障，应按下列规定，装设相应的保 护作为主保护。保护瞬时动作于断开变压器的各侧断路器。 2.3.3.1 对 6.3MVA 以下厂用工作变压器和并列运行的变压器，以及 10MVA 以 下厂用备用变压器和单独运行的变压器，当后备保护时限大于 0.5s 时，应装设 电流速断保护。 2.3.3.2 对 6.3MVA 及以上厂用工作变压器和并列运行的变压器。 10MVA 及以上 厂用备用变压器和单独运行的变压器，以及 2MVA 及以上用电流速断保护灵敏 性不符合要求的变压器，应装设纵联差动保护。 2.3.3.3 对高压侧电压为 330kV 及以上变压器，可装设双重差动保护。 2.3.3.4 对于发电机变压器组， 当发电机与变压器之间没有断路器时， 按第 2.2.3.4 条规定执行。 2.3.4 纵联差动保护应符合下列要求 a.应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流。 b.应在变压器过励磁时不误动。 c.差动保护范围应包括变压器套管及其引出线。 如不能包括引出线时， 应采 取快速切除故障的辅助措施。但在某些情况下，例如 60kV 或 110kV 电压等级 的终端变电所和分支变电所，以及具有旁路母线的电气主接线，在变压器断路 器退出工作由旁路断路器代替时，纵联差动保护亦可以利用变压器套管内的电 流互感器，而对引出线可不再采取快速切除故障的辅助措施。 2.3.5 对由外部相间短路引起的变压器过电流， 应按下列规定装设相应的保护作 为后备保护。保护动作后，应带时限动作于跳闸。 2.3.5.1 过电流保护宜用于降压变压器，保护的整定值应考虑事故时可能出现的 过负荷。 2.3.5.2 复合电压包括负序电压及线电压起动的过电流保护，宜用于升压变压 器、系统联络变压器和过电流保护不符合灵敏性要求的降压变压器。 2.3.5.3 负序电流和单相式低电压起动的过电流保护，可用于 63MVA 及以上升 压变压器。 2.3.5.4 当按第 2.3.5.2 和第 2.3.5.3 条装设保护不能满足灵敏性和选择性要求时， 可采用阻抗保护。 2.3.6 外部相间短路保护应装于变压器下列各侧，各项保护的接线，宜考虑能反 应电流互感器与断路器之间的故障。 2.3.6.1 双绕组变压器，应装于主电源侧，根据主接线情况，保护可带一段或两 段时限，较短的时限用于缩小故障影响范围；较长的时限用于断开变压器各侧 断路器。 2.3.6.2 三绕组变压器和自耦变压器，宜装于主电源侧及主负荷侧。主电源侧的 保护应带两段时限，以较短的时限断开未装保护侧的断路器。当上述方式不符 合灵敏性要求时，可在所有各侧均装设保护，各侧保护应根据选择性的要求装 设方向元件。 2.3.6.3 低压侧有分支，并接至分开运行母线段的降压变压器。除在电源侧装设 保护外，还应在每个支路装设保护。 2.3.6.4 对发电机变压器组，在变压器低压侧，不应另设保护，而利用发电机反 应外部短路的后备保护。在厂用分支线上，应装设单独的保护，并使发电机的 后备保护带两段时限，以便在外部短路时，仍能保证厂用负荷的供电。 2.3.6.5 500kV 系统联络变压器高、中压侧均应装设阻抗保护。保护可带两段时 限，以较短的时限用于缩小故障影响范围；较长的时限用于断开变压器各侧断 路器。 2.3.7 多绕组变压器的外部相间短路保护，根据其型式及接线的不同，可按下述 原则进行简化。 2.3.7.1 220kV 及以下三相多绕组变压器，除主电源侧外，其他各侧保护可仅作 本侧相邻电力设备和线路的后备保护。 2.3.7.2 保护对母线的各类故障应符合灵敏性要求。保护作为相邻线路的远后备 时，可适当降低对保护灵敏系数的要求。 2.3.8 110kV 及以上中性点直接接地的电力网中，如变压器的中性点直接接地运 行，对外部单相接地引起的过电流，应装设零序电流保护。零序电流保护可由 两段组成。 2.3.8.1 110kV、220kV 中性点直接接地的变压器，每段可各带两个时限，并均 以较短的时限动作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器；以较长的时限 动作于断开变压器各侧断路器。 2.3.8.2 330kV、500kV 变压器，高压侧零序一段带时限动作于变压器本侧断路 器，二段设一个时限。动作于断开变压器各侧断路器。 2.3.8.3 对自耦变压器和高、中压侧中性点都直接接地的三绕组变压器，当有选 择性要求时，应增设方向元件。 2.3.8.4 双绕组及三绕组变压器的零序电流保护，应接到中性点引出线上的电流 互感器上，零序电流方向保护也可接入高、中压侧电流互感器的零序回路。自 耦变压器的零序电流保护，应接入高、中压侧电流互感器的零序回路。当自耦 变压器断开一侧以后，内部又发生单相接地时，若零序电流保护的灵敏性不符 合要求，则可在中性点侧增设零序电流保护。 2.3.9 110kV、220kV 中性点直接接地的电力网中，如低压侧有电源的变压器中 性点可能接地运行或不接地运行时，则对外部单相接地引起的过电流，以及对 因失去接地中性点引起的电压升高，应按下列规定装设保护。 2.3.9.1 全绝缘变压器 应按第 2.3.8 条中的规定装设零序电流保护，并增设零序过电压保护。当电 力网单相接地且失去接地中性点时，零序过电压保护经 0.3～0.5s 时限动作于断 开变压器各侧断路器。 2.3.9.2 分级绝缘变压器 a.中性点装设放电间隙时，应按 2.3.8 条的规定装设零序电流保护，并增设 反应零序电压和间隙放电电流的零序电流电压保护。当电力网单相接地且失去 接地中性点时，零序电流电压保护约经 0.3～0.5s 时限动作于断开变压器各侧断 路器。 b.中性点不装设放电间隙时，应装设两段零序电流保护和一套零序电流电 压保护。零序电流保护第一段设置一个时限，第二段设置两个时限，当每组母 线上至少有一台中性点接地变压器时，第一段和第二段的较小时限动作于缩小 故障影响范围。 零序电流电压保护用于变压器中性点不接地运行时保护变压器， 其动作时限与零序电流保护第二段时限相配合，用以先切除中性点不接地变压 器，后切除中性点接地变压器。当某一组母线上的变压器中性点都不接地