QCSG 110033-2012 南方电网大型发电机及发变组保护技术规范.pdf

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1、 中国南方电网有限责任公司企业标准 Q/CSG 110033-2012 南方电网大型发电机及发变组保护 技术规范 Technical specification for large generator and transformer protection of CSG 2012-04-26 发布 2012-04-26 实施 中国南方电网有限责任公司 发 布 Q/CSGICS 备案号： Q/CSG 110033-2012 I 目 次 前 言 II 1 范围. 1 2 规范性引用文件. 1 3 术语和定义. 1 4 总则. 1 5 保护配置. 1 6 技术要求. 8 7 二次回路 14 8 配合要

2、求 14 9 组屏（柜）设计 15 Q/CSG 110033-2012 II 前 言 为了降低继电保护现场作业风险，提高现场作业标准化水平，减少继电保护“三误”事故，统一各 厂家大型发电机及发变组保护装置的技术要求、保护配置原则及相关的二次回路等，中国南方电网有限 责任公司系统运行部组织编制了本规范。 本规范的内容包含大型发电机及发变组保护的配置原则、功能及技术要求、组屏（柜）方案和二次 回路设计等。 凡南方电网内从事继电保护的运行维护、科研、设计、施工、制造等单位均应遵守本规范。新建电 厂的大型发电机及发变组保护均应执行本规范。 本规范的附录 A 为资料性附录。 本规范由中国南方电网有限责任

3、公司系统运行部提出。 本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口并解释。 本规范在起草的过程中得到了广西电力工业勘察设计研究院、广东电网公司、广西电网公司、云南 电网公司、贵州电网公司、海南电网公司和许继电气股份有限公司、南京南瑞继保电气有限公司、北京 四方继保自动化股份有限公司、国电南京自动化股份有限公司等单位的大力支持。 本规范主要起草人：郑茂然、刘千宽、林杰梅、甘焱、黄玲光、周红阳、魏玉生、赵志强、全智娟、 陈娟、刘可兴、蒙宁海、曹珍崇、蒙平、庞滔Q/CSG 110033-2012 1 南方电网大型发电机及发变组保护技术规范 1 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

4、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。 本规范与 南方电网继电保护通用技术规范 一起， 构成大型发电机及发变组保护的全部技术要求。 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 14598.300-2008 微机变

5、压器保护装置通用技术要求 DL/T 478-2010 继电保护和安全自动装置通用技术条件 DL/T 671-2010 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 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 5132-2001 水力发电厂二次接线设计规范 DL/T 5136-2001 火力发电厂、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 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 GB/T 2900.

6、1、 GB/T 2900.17、GB/T 2900.49、DL/T 478-2010确立的术语和定义适用于本标准。 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。 5 保护

7、配置 5.1 基本原则 5.1.1 大型发电机及发变组保护应采用微机型保护，按双重化配置（非电气量保护除外） ，保护配置 原则应是强化主保护、简化后备保护。 5.1.2 每套发变组保护装置均应含完整的主保护及后备保护，宜使用主、后一体化的保护装置。 当发电机与变压器之间装设断路器时，发电机与变压器保护装置应分别独立设置。发电机出口 不装设断路器时，发电机与变压器保护装置可合并设置，每一套保护宜具有发电机纵联差动保 护和变压器纵联差动保护功能。 Q/CSG 110033-2012 2 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

8、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。非电量保护宜独立组屏。 5.1.5 双重化配置的两套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组跳闸线圈。 5.2 发电机保护配置 5.2.1 一般原则 5.2.1.1 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

9、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) 发电机突然加电压； p) 发电机启、停故障； q) 断路器失灵； r) 发电机功率突降； s) 其他故障和异常运行。 5.2.1.2 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 闭导叶。 b) 解列灭磁：断开发电机出

10、口断路器、灭磁。汽轮机甩负荷，水轮机关导叶至空载。 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，首先将导叶关到空载位置，再跳开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。 5.2.1.3 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

11、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 断路器，启动厂用电源切换等；水轮机关导叶至空载。 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。 Q/CSG 110033-2012 3 f）程序跳闸：对汽轮发电机首先关闭主汽门，待逆功率继电

12、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。 j）信号：发出声光信号。 5.2.2 发电机定子绕组及其引出线相间短路主保护 5.2.2.1 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。 5.2.2.2 当发电机定子绕组采用多分支结构时，经

13、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。 5.2.3 发电机定子绕组匝间短路保护 5.2.3.1 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。 5.2.3.2 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 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，保护应瞬时动作于停机。 5.2.4 发电机定子绕组单相接地保护 5.2.4.1 应装设保护区为 10

14、0%的定子接地保护作为发电机定子绕组单相接地故障保护。 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。 5.2.4.2 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过电压保护两部分组成。 保护用的电压取自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。 5.2.4.3 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过电压保护 宜动作于信号。 5.2.5 发电机相间短路后备保护 5.2.5.

15、1 装设负序过电流保护和复合电压启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，其电流元件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。 5.2.5.2 自并励（无串联变压器）发电机宜采用带电流记忆的复合电压启动过电流保护，保护宜带有 二段时限，以较短的时限动作于解列；以较长的时限动作于停机。 5.2.5.3 对于按 5.2.7.2 和 5.2.8.3 规定装设了定子绕组对称反时限过负荷和不对称（负序）反时限 过负荷保护，且保护综合特性对发变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

16、间配合要求，可不再装设 5.2.5.1规定的后备保护。 5.2.6 发电机定子绕组过电压保护 5.2.6.1 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 动作于解列灭磁或停机，汽轮发电机过电压保护应动作于解列灭磁。保护可采用两段式。 5.2.7 发电机定子绕组过负荷保护 5.2.7.1 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，带时限动作于信号。 5.2.7.2 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 时限两部分组成。 a) 定时限部分：动作电流

17、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。 5.2.8 发电机转子表层（负序）过负荷保护 Q/CSG 110033-2012 4 5.2.8.1 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，应装设定时限负序过负荷保护。

18、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他相间短路 保护相配合。 5.2.9 发电机励磁绕

19、组过负荷保护 5.2.9.1 采用半导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。 5.2.9.2 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。 5.2.9.3 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或停机，保护应能反映电流变化时励磁绕组的热积累过程。 5.2.10 发电机转子一点接地保护 5.2.10.1 应装设转子一点接地保护作为发电机转子一点接

20、地故障的保护，延时动作于信号，宜减负荷 平稳停机，有条件时可动作于程序跳闸。 5.2.10.2 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。 5.2.11 发电机失磁保护 5.2.11.1 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失磁保护。保护应由发变组保护装 置实现。 5.2.11.2 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

21、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。 5.2.11.3 对水轮发电机，失磁保护应带时限动作于解列。 5.2.12 发电机过励磁保护 5.2.12.1 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

22、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。 5.2.12.2 发电机变压器组之间不装设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。 5.2.12.3 过激磁保护应有防止发电机单相接地误动作措施，电压元件应接入发电机机端的电压互感器 线电压。 5.2.13 发电机逆功率保护 5.2.13.1 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。 5.2.13.2 对水轮发电机，当发电机调相运行时，应闭锁逆功率保护。 5.2.13.3 对汽轮发电机，应

23、装设程跳逆功率保护，与主汽门关闭接点串联后经延时作用于停机。 5.2.14 发电机频率异常保护 Q/CSG 110033-2012 5 5.2.14.1 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，并有低频累加功能，动作于信号、程序跳闸或停 机。 5.2.14.2 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。 5.2.15 发电机失步保护 5.2.15.1 300MW 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。 5.2.15

24、.2 通常发电机失步保护动作于信号。当振荡中心在发变组内部，失步运行时间超过整定值或失 步运行滑极次数超过规定值时，保护动作于解列，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断电 流。 5.2.16 发电机轴电流保护 5.2.16.1 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。 5.2.16.2 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。 5.2.17 发电机其他故障和异常运行保护 5.2.17.1 300M

25、W 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。 5.2.17.2 300MW 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。 5.2.17.3 300MW 及以上容量发电机出口断路器宜设断路器失灵保护，保护由保护跳闸输出接点启动，经 三相电流或负序电流判别，保护动作后跟跳本断路器，再延时跳开相邻断路器。 5.2.17.4 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。

26、 5.2.17.5 发电机出口不装设断路器时，对发电机在同步过程中，由于主变高压侧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， 保护动作于解列灭磁。 5.2.17.6 对发电机断水（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、解列灭磁或全停的非电气量保护。 5.2.17.7 600MW 及以上容量发电机宜装设低功率保护，用于发电机功率突降保护。 5.2.18 励磁变压器和主励磁机保护 5.2.18.1 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

27、，动 作于停机。 5.2.18.2 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，动作于停机。 5.2.18.3 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，高定值动作于信号或停 机。 5.2.19 抽水蓄能发电机组保护 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、调相机或电动机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。 5.2.19.1 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

28、机或主变压器的纵联差动保护区内。 5.2.19.2 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。 5.2.19.3 应装设逆功率保护，并应在调相运行和切换到电动机运行方式时自动退出逆功率保护。 5.2.19.4 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。 5.2.19.5 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。 5.2.19.6 对发电机电制动停机，宜装设防止定子绕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。

29、 5.2.19.7 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。 Q/CSG 110033-2012 6 5.2.19.8 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。 5.2.19.9 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。 5.2.19.

30、10 为了防止发电、电动机失步运行，应参照 5.2.15.2 装设失步保护。电动机运行方式时保 护应动作于停机。 5.2.19.11 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。 5.2.19.12 在机组由水泵调相工况向水泵工况转换过程中，为防止机组在抽空状态下运行，损坏机组 密封及导水机构， 宜装设溅水功率保护。 溅水功率保护在发电及发电调相工况下闭锁。 保护可设延时段， 动作于停机。 5.3 发变组升压变压器保护配置 5.3.1 一般原则 5.3.1.1 对于大型

31、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) 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。 5.3.1.2 当发电机与变压器之间不装设断路器时，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装设断路器时

32、，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。 5.3.2 主变压器内部、套管和引出线故障的主保护 5.3.2.1 宜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。 5.3.2.2 每套主保护中应配置不经 TA 断线闭锁的差动速断保护，瞬时跳开变压器各侧断路器。 5.3.3 主变压器相间短路后备保护 5.3.3.1 双绕组变压器高压侧应装设复合电压启动的过电流保护。保护为两段式，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

33、变 压器各侧断路器。 5.3.3.2 三绕组变压器高、中压侧应装设复合电压启动的过电流保护和复合电压启动的方向过电流保 护。保护为两段式，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。 5.3.3.3 对有倒送电运行要求的变压器，应装设专门的倒送电过电流保护，保护带一段时限，跳开变 压器各侧断路器。正常运行时可用发电机出口断路器辅助触点等条件进行联锁退出该保护。 5.3.3.4 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.

34、3.3.5 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， 复合电压启动由变压器各侧电压构成“或”门逻辑。对电流、电压保护不能满足灵敏性和选择性要求的 可采用阻抗保护。 5.3.4 主变压器单相接地短路后备保护 5.3.4.1 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) 220kV 双绕组变压器高压侧应装设中性点零序过电流保护，保护设两段式，保护均不带方向； b) 500kV 双绕组变压器高压侧应装设零序过流保护，保护设一段定时限和一段反时限，保护均不 带方向； Q/CSG 110033-2012 7 c) 220kV 三绕组变压

35、器高压侧、中压侧应装设零序过电流保护，保护设两段式，两段均可选择带 方向或不带方向； d) 500kV 三绕组变压器高压侧应装设零序过流保护，保护设一段定时限和一段反时限，定时限带 方向，方向可以选择，反时限不带方向； e) 500kV 三绕组变压器中压侧应装设零序过流保护，保护设一段定时限，方向可以选择； 5.3.4.2 主变压器高压侧中性点可能接地运行也可能不接地运行的情况，除按 5.3.4.1 规定装设零序 过流(带或不带方向)保护外，还应装设高压侧零序过压保护。 5.3.4.3 主变压器为分级绝缘,其高压侧中性点装设对地放电间隙的情况，除按 5.3.4.1 规定装设零序 过流(带或不带

36、方向)保护以及按 5.3.4.2 规定装设零序过压保护外，还应装设放电间隙的零序过流保 护。零序过压单独经短延时出口，间隙零序过流和零序过压元件组成“或”门逻辑经较长延时出口，动 作于跳开变压器各侧断路器。 5.3.4.4 发电机端装设断路器的主变低压侧宜装设反映低压侧接地故障的零序过电压保护，保护动作 于信号。 5.3.5 主变压器过负荷保护 5.3.5.1 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 主变压器低压侧不另设过负荷保护，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。 5.3.6 主变压器过励磁保

37、护 5.3.6.1 对于高压侧为 500kV 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。 5.3.6.2 发电机与变压器之间不装设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。 5.3.7 主变压器非电气量保护 5.3.7.1 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，轻瓦斯保护瞬时动 作于信号。带负荷调压变压器充油

38、调压开关，亦应装设瓦斯保护。 5.3.7.2 主变压器应装设压力释放保护，宜动作于信号。 5.3.7.3 主变压器为强迫油循环的，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。 5.3.7.4 主变压器应装设油温及绕组温度保护。 5.3.7.5 主变压器应装设油位异常保护，动作于信号。 5.3.8 断路器失灵启动与三相不一致保护 5.3.8.1 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。 5.3.

39、8.2 220kV 断路器失灵保护提供两副接点，第一副接点解除失灵保护复合电压闭锁回路，第二副接 点启动失灵保护并发信号。 5.3.8.3 发变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

40、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。 Q/CSG 110033-2012 8 6 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、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

41、各侧变比不同。 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。 6.1.5 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 保护装置应按 GB/T 14285-2006中 6.5.3 的要求设置对电磁干扰的减缓措施。 6.1.7 保护装置应具有自复位能力。 6.1.8 保护装置的实时时钟信号、装置动作信号，在失去直流电源的情况下不能丢失，在直流电源恢 复正常后，应能重新显示。 6.1.9 保护装置的强电开入回路应与装置保护电源隔离；开入回路的启动电压值不大

42、于 0.7 倍额定电 压值，且不小于 0.55 倍额定电压值。 6.1.10 保护装置中所有涉及直接跳闸的重要回路应采用启动电压值不大于 0.7 倍额定电压值，且不小 于 0.55 倍额定电压值的中间继电器，并要求其启动功率不低于 5W。 6.1.11 保护装置的记录功能还应满足以下要求： a) 应能记录保护动作全过程的所有信息并具有存储 8 次以上功能。 b) 记录的所有数据应能转换为 GB/T 22386 格式输出。 c) 具有显示和打印记录信息的功能，提供了解情况和事故处理的保护动作信息；提供分析事故和 保护动作行为的记录。 6.1.12 保护装置应提供中文显示界面和中文菜单。 6.1.

43、13 保护装置应提供必要的辅助功能软件，如通信及维护软件、定值整定辅助软件、故障记录分析 软件、调试辅助软件。 6.1.14 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。 6.1.15 保护装置应配置能与自动化系统及保信子站相连的至少三个以太网通信接口或两个以太网和一 个 RS485 通信接口。 6.1.16 保护装置应具有独立的 DC/DC 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。

44、 6.1.17 保护装置不应要求其交、直流输入回路外接抗干扰元件来满足有关电磁兼容标准的要求。 6.1.18 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。 6.1.19 保护装置信号经网络及硬接点输出，网络输出所有信号单列；硬接点输出保留两组（分别至 DCS 及网络监控） ，保护信号按动作及告警分类，内容相似部分可作适当合并，端子排列应方便形成公共端 外引。 6.2 发电机保护技术要求 6.2.1 发电机差动保护（裂相横差保护、不完全纵差动保护） a) 差动保护应具有防止区外故障误动的制动特性； b) 具有防止电流互感器（TA）暂态饱和过程中误动的措施； c) 可以具有电流

45、互感器 TA）断线判别功能，并能选择闭锁差动或报警，当电流大于额定电流的 1.21.5 倍时可自动解除闭锁； d) 具有差动告警功能，发信； e) 整定值的准确度：5%或0.02In； f) 动作时间（2倍整定电流时）不大于 30ms。 6.2.2发电机单元件横差保护 a) 区外发生故障时不应误动作； Q/CSG 110033-2012 9 b) 三次谐波滤过比不低于 100； c) 返回系数不小于 0.9； d) 电流整定值的准确度 2.5%或 0.02In； e) 时间整定值的准确度（1.5 倍整定值时） ：1%或70ms。 6.2.3发电机定子匝间保护 a) 区外故障时不应误动； b)

46、电压互感器（TV）断线时不应误动； c) 整定值的准确度：5%或0.1V； d) 时间整定值的准确度（1.5 倍整定值时） ：1%或 70ms； 。 6.2.4发电机零序电压式定子接地保护 a) 应具有三次谐波电压滤除功能，三次谐波滤过比应大于 100； 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) 主变高压侧单相接地时保护应不误动； d) 多机一变的发电机，可配置选择性功能，应能区分发电机定子内部接地故障和外部接地故障； e) 返回系数不小于 0.9； f) 整定值的准确度：2.5%或 0.1V； g) 时间整定值的准确度（1.5

47、 倍整定值时） ：1%或70ms。 6.2.5发电机三次谐波电压式定子接地保护 a) 应能通过参数监视功能提供整定依据； b) 可靠反映发电机中性点附近接地故障，与发电机零序电压式定子接地保护构成 100定子接地 保护； c) 时间整定值的准确度（1.5 倍整定值时） ：1%或70ms。 6.2.6发电机注入式定子接地保护 a) 通常适用于经配电变压器接地的发电机定子接地保护； b) 能独立实现 100定子接地保护； c) 注入源有电压消失和故障或过载保护报警功能； d) 注入源功率不应过大，注入电压不超过 2Ue（发电机一次侧额定电压） ； e) 可靠反映的发电机中性点接地电阻值：汽轮发电机

48、不低于 10k，水轮发电机不低于 1k； f) 时间整定值的准确度（1.5 倍整定值时） ：1%或 120ms。 6.2.7发电机转子一点接地保护 a) 应能适用于各种非旋转励磁方式的发电机励磁回路，不受转子回路对地分布电容及其它附加电 容的影响； b) 宜满足无励磁状态下的测量要求； c) 在同一整定值下，转子绕组不同地点发生一点接地时，其动作值误差为： 当整定值为 1k 5k时允差0.5k，当整定值大于 5k时允差10%； d) 最小整定范围：汽轮发电机为 1k20k，水轮发电机为 1k10k； e) 返回系数不大于 1.3。 6.2.8发电机定时限过激磁保护 a) 定时限至少为两段，以便

49、和过激磁特性近似匹配； b) 装置适用频率范围 25Hz65Hz； c) 返回系数不小于 0.96； d) 整定值的准确度：2.5%； Q/CSG 110033-2012 10 e) 时间整定值的准确度（1.5 倍整定值时） ：1%或70ms。 6.2.9发电机反时限过激磁保护 a) 反时限特性应能整定，以便和发电机过激磁特性相匹配； b) 长延时应可整定到 1000s； c) 整个特性应由长延时段、反时限段、速断段等三部分组成； d) 装置适用频率范围 25Hz65Hz； e) 整定值的准确度：2.5%； f) 长延时段和速断段时间整定值的准确度（1.5 倍整定值时） ：1%或70ms； 6.2.10 发电机过电压保护 a) 返回系数不小于 0.95； b) 整定值的准确度：2.5%或 0.01Un； c) 时间整定值的准确度（1.5 倍整定值时） ：1%或40ms。 6.2.11 发电机失磁保护 a) 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； b) 应能检测系统侧电压； c) 应能检测不同负荷下各种全失磁和部分失磁； d) 应防止机组正常进相运行时误动； e) 应防止系统振荡时误动； f) 应防止系统故障、故障切除过程中的误动； g) 应防止电压互感器(TV)断线和电压切换时的误动； h) 阻抗和功率整定值的准