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图 4 发电机裂相横差保护的互感器配置
图4中每相的互感器TA1与TA2构成发电机裂相横差保护。
1） 起动电流
按躲过发电机额定负载时的最大不平衡电流整定：
Iop.0＝Krel (Iunb.1+Iunb.2)
式中：Krel——可靠系数，取1.3～1.5；
Iunb.1——在负荷状态下，两组电流互感器的比误差所造成的不平衡电流； Iunb.2——由于同一相各分支绕组位于电机的不同空间位置，发电机的气
隙不均，使各分支定子绕组电流也不相同，因而产生的不平衡电流。
由于纵差保护只需躲Iunb.1，而裂相横差保护需躲Iunb.1、Iunb.2，因此，裂相横差
保护的Iop.0比纵差保护的大。
一般取Iop.0＝(0.2～0.3)Ign／na 。
式中：Ign——发电机额定电流（因装置可通过接入TA1和TA2(见图4)的分支
数占总分支数的比例系数，自动将流入TA1和TA2的电流折算至发电机额定电流）。
2） 制动特性的拐点电流
一般取 Ires.0≤(0.8～1.0)Ign／na。 3） 比率制动系数
一般取 Kres.max＝0.5～0.6
4.2 发电机相间短路后备保护 4.2.1 定时限复合电压闭锁过电流保护
1） 过电流定值整定 a） 动作电流
按躲发电机额定电流整定
Iop?KrelIgnKrna
式中：Krel——可靠系数，取1.3～1.5；
Kr——返回系数，取0.9～0.95。
对于自并励发电机，在短路故障后电流衰减变小，故障电流在过流保护动作
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出口前可能已小于过电流定值，因此，过电流元件必须带记忆功能，记忆元件延时按大于本保护动作时间整定。如记忆功能投入，过电流保护必须经复合电压闭锁。
b） 灵敏系数校验
按主变压器高压侧母线两相短路进行校验
——主变压器高压侧母线金属性两相短路时，流过保护的最小
式中：
短路电流。
要求灵敏系数Ksen≥1.2。
2） 相间低电压元件整定 a） 动作电压
低电压元件取机端TV二次线电压，动作电压Uop可按下式整定。
对于汽轮发电机
式中：Ugn——发电机额定电压；
nv——电压互感器变比。
对于水轮发电机
b） 灵敏系数校验
按主变压器高压侧母线三相短路进行校验
Ksen＝Uop／(Uk.max／nv)
式中：Uk.max——主变高压侧母线金属性三相短路时发电机机端最大相间电
压。
要求灵敏系数Ksen≥1.2。
低电压元件的灵敏系数不满足要求时，若发电机、变压器共用一套复合电压闭锁过电流保护时，应引入主变压器高压侧电压元件，并选择经其他侧复压闭锁。
3） 负序电压元件整定
负序电压元件取机端TV，根据保护装置确定负序电压元件是线电压还是相电压。
a） 动作电压
按躲过正常运行时的不平衡电压整定，一般取
式中：Ugn——发电机额定电压；
b） 灵敏系数校验
按主变压器高压侧母线两相短路进行校验
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式中：U2.min——主变高压侧母线二相短路时发电机机端最小负序电压。
要求灵敏系数Ksen≥1.5。
负序电压元件的灵敏系数不满足要求时，若发电机、变压器共一套复合电压闭锁过电流保护时，应引入主变压器高压侧电压元件，并选择经其他侧复压闭锁。
4） 动作时间
为保证在振荡过程中不误动，动作时间不小于1.5秒。 a) 当变压器有单独的复合电压闭锁过电流保护时
按与升压变相间阻抗、复压过流、零序过流保护及高厂变过电流保护最长动
作时间配合整定
t＝tmax +Δt
式中：t max——升压变相间阻抗、复压过流、零序过流保护及高厂变过电流
保护最长动作时间。
b) 当发电机、变压器共用一套复合电压闭锁过电流保护时
按与相邻出线相间、接地保护及高厂变过电流保护最长动作时间配合整定
t＝tmax +Δt 式中：t max——相邻出线相间、接地保护及高厂变过电流保护最长动作时间。
4.2.2 低阻抗保护 见5.5.1。
4.3 定子绕组单相接地保护
一般采用基波零序过电压保护与三次谐波电压保护共同组成100%定子绕组单相接地保护。
4.3.1 基波零序过电压保护
1） 动作电压
a） 电压量取自机端TV开口三角绕组
按躲过正常运行时机端三相电压互感器开口三角绕组的最大不平衡电压整定 Uop＝KrelUunb.max
式中：Krel——可靠系数，取1.2～1.3；
Uunb.max——为实测开口三角绕组最大不平衡基波零序电压。
一般取
Uop＝（0.05～0.1）Ugnn
式中：Ugnn——发电机额定二次电压，ＴＶ变比为
Ugn100100时， //333Ugnn =100V，则：Uop＝5～ 10 V，此时保护死区为5％－10％。
其中：Ugn——发电机一次额定线电压。
b） 电压量取自中性点单相ＴＶ或中性点接地变压器二次电压
按躲过正常运行时发电机中性点的最大不平衡电压整定 Uop＝KrelUunb.max
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式中：Uunb.max——为实测发电机中性点侧最大不平衡基波零序电压。 一般取Uop＝（0.05～0.1）Ugnn
式中：Ugnn——发电机额定二次相电压。
① 单相ＴＶ变比为
Ugn3/100时，Ugnn=100V，则：Uop＝5～ 10 V。
Ugn100100② 单相ＴＶ变比为时，Ugnn= V，则：Uop＝３～ ６V。 /333③ 配电变压器变比为Ugn/Ut.n时，Ugnn=
Ut.nV，则： 3Uop＝（0.05～0.1）
Ut.n。 3式中：Ut.n——配电变压器实际抽取的二次电压。
c） 当装置未引入主变高压侧零序电压闭锁时，为防止区外故障本保护误动，需
校核动作电压躲过系统高压侧接地短路时传递到发电机侧的零序电压Ug0，即要求Uop ＞
Ug0。
计算系统高压侧接地短路时，通过升压变压器高低压绕组间的每相耦合电容
CM传递到发电机侧的零序电压Ug0大小，传递电压计算用近似简化电路，见图5。
图 5 传递电压计算用近似简化电路
图5中，E0为系统侧接地短路时产生的基波零序电动势，由系统实际情况确定，一般可取
，UHn为系统额定线电压。CgΣ为发电机及机端外接元件每相对地
总电容。CM为主变压器高低压绕组间的每相耦合电容，见“DL/T 684－1999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则”的附录J。Zn为3倍发电机中性点对地基波阻抗。
2） 出口方式
a） 发电机中性点不接地或经消弧线圈（欠补偿）接地时，基波零序过电压保护
动作于信号或停机。
b） 发电机中性点经配电变压器高阻接地时，基波零序过电压保护带时限动作于
停机。
3） 动作时间
为保证机组安全一般取T＝0.5 s 。
4.3.2 三次谐波电压单相接地保护
1） 各整定项目
根据保护装置说明书通过实测整定。
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2） 出口方式
三次谐波电压单相接地保护只动作于信号。 3） 动作时间
与升压变接地后备保护最长动作时间配合整定。动作于信号的所有保护可以统
一取一个时间。
4.4 励磁回路接地保护
为了大型发电机组的安全运行，无论水轮发电机或汽轮发电机，在励磁回路一点接地保护动作发出信号后，应立即转移负荷，实现平稳停机检修。水轮发电机不装设两点接地保护。对装有两点接地保护的汽轮发电机组，在一点接地故障后，应投入两点接地保护，两点接地保护带时限动作于停机。
因一点接地保护投入运行时，会影响励磁回路的绝缘测量系统，故双重化的励磁回路一点接地保护，只能投入一套，另一套作为冷备用。 4.4.1 励磁回路一点接地保护
4.4.1.1 叠加直流式一点接地保护
1） 动作电阻高定值
Rop.G＝10 kΩ
2） 电阻高定值动作时间
躲励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动，一般取 TG＝2～6 s
动作出口：动作于信号、对单元件横差加延时、投入转子两点接地保护。 3） 动作电阻低定值
Rop.D＝0.5～1 kΩ 4） 电阻低定值动作时间
躲励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动，一般取 TD＝2～6 s
动作出口：动作于信号或跳闸。
4.4.1.2 切换采样式(乒乓式)一点接地保护
1） 动作电阻高定值
一般取Rop.G＝10～30 kΩ（转子水冷机组可取5 kΩ） 2） 电阻高定值动作时间
按躲过励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动整定，一般取 TG＝2～6 s
出口方式：动作于信号。 3） 动作电阻低定值
一般取Rop.D＝0.5～2.5 kΩ(转子水冷机组可取0.2～2.5 kΩ)； 4） 电阻低定值动作时间
躲励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动，一般取 TD＝2～6 s
出口方式：动作于信号或跳闸、为单元件横差加延时、投入转子两点接地保护。
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Q/CSG
Q/CSG XXXXX-2010 中国南方电网有限责任公司企业标准
南方电网大型发电机变压器继电保护整定
计算规程
Guide of calculating Settings of relay protection for large generator
and transformer of CSG
2010-XX-XX发布 2010-XX-XX实施 中国南方电网有限责任公司 发 布
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目 次
1 范围 ............................................................................... 1 2 引用标准 ........................................................................... 1 3 总则 ............................................................................... 1 4 发电机保护的整定计算 ............................................................... 2 4.1 定子绕组内部故障主保护 ............................................................ 2 4.2 发电机相间短路后备保护 ............................................................ 8 4.3 定子绕组单相接地保护 ............................................................. 10 4.4 励磁回路接地保护 ................................................................. 12 4.5 发电机过负荷保护 ................................................................. 13 4.5.1 定子绕组对称过负荷保护 ......................................................... 13 4.5.2 转子绕组（励磁绕组）过负荷保护 ................................................. 14 4.5.3 转子表层负序过负荷保护 ......................................................... 15 4.6 发电机低励失磁保护 ............................................................... 17 4.7 发电机失步保护 ................................................................... 19 4.8 发电机异常运行保护 ............................................................... 23 4.8.1 定子铁心过励磁保护 .............................................................. 23 4.8.2 发电机频率异常保护 ............................................................. 24 4.8.3 发电机逆功率保护 ............................................................... 24 4.8.4 发电机定子过电压保护 ........................................................... 25 4.8.5 启停机保护 ..................................................................... 26 4.8.6 误上电保护（含断路器闪络保护） ................................................. 27 5 变压器保护的整定计算 .............................................................. 28 5.1 变压器纵差保护 ................................................................... 28 5.2 变压器分侧差动保护 ............................................................... 32 5.3 变压器零序差动保护 ............................................................... 33 5.4 变压器相间过流保护 ............................................................... 35 5.5 变压器低阻抗保护（相间、接地） ................................................... 44 5.6 变压器零序过流保护 ............................................................... 50 5.7 220kV变压器间隙零序电流、零序电压保护 ........................................... 58 5.8 变压器过负荷保护 ................................................................. 59 5.9 变压器闭锁有载调压保护 ........................................................... 60 5.10 变压器过励磁保护 ................................................................ 60 6 发电机变压器组保护的整定计算 ...................................................... 61
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Q/CSG XXXXX-2010
前 言
为贯彻落实公司体系化、规范化、指标化目标，完善继电保护专业标准体系，规范和指导南方电网大型发电机、变压器的继电保护整定计算工作，制定本标准。
本标准由南方电网公司电力调度通信中心提出并归口。 本标准由南方电网公司电力调度通信中心负责解释。 本标准由南方电网公司电力调度通信中心负责起草。
本标准主要起草人员：何洪、孟菊芳、刘东平、蒙亮、郑发林、周红阳、赵曼勇、余江、陈朝晖、曾耿晖、赵明、王宇恩、黄仁谋、王莉、韦江平、薛庆彬
本标准首次发布时间：2015年11月
II
Q/CSG XXXXX-2010
中国南方电网大型发电机变压器继电保护
整定计算规程
1 范围
本标准规定了200MW及以上发电机与220kV~500kV变压器的继电保护的整定计算原则和方法。适用于南方电网企业、并网运行发电企业及用户负责继电保护整定管理的单位。有关规划设计、研究制造、安装调试单位及部门亦应遵守本标准。
2 引用标准
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
DL/T 684－1999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 GB/T-14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
DL/T 559－2007 220～750kV电网继电保护装置运行整定规程 3 总则
3.1 本标准是发电机变压器继电保护整定计算的基本依据，设计、科研、运行、调试和制造部门应共同遵守。
3.2 发电机变压器继电保护整定计算的主要任务是：在工程设计阶段保护装置选型时，通过整定计算，确定保护装置的技术规范；对现场实际应用的保护装置，通过整定计算，确定其运行参数(给出定值)。从而使继电保护装置正确地发挥作用，保障电气设备的安全，维持电力系统的稳定运行。
3.3 发电机变压器继电保护装置的技术性能，必须与本标准中提出的具体规定和要求相符合。
3.4 发电机变压器继电保护装置必须满足可靠性、选择性、速动性及灵敏性的基本要求，正确而合理的整定计算是实现上述要求的关键。
3.5 本标准不涉及发电机变压器继电保护的配置；不列举保护装置的具体型式；按不同原理的保护分类编制；整定计算方法适用于国内通用的主要保护原理，本标准所列原理之外的保护其整定计算方法可参考制造厂家技术说明书。 3.6 部分保护装置的动作时限是根据GB14285给出的；对于未给出动作时限的保护装置，其动作时限应根据设备条件及电力系统的具体情况决定。 3.7 为简化计算工作，可按下列假设条件计算短路电流：
3.7.1 可不计发电机、调相机、变压器、架空线路、电缆线路等阻抗参数中的电阻分量；在很多情况下，可假设旋转电机的负序阻抗与正序阻抗相等。
3.7.2 发电机及调相机的正序阻抗，可采用次暂态电抗X″d的饱和值。
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3.7.3 各发电机的等值电动势(标么值)可假设为1且相位一致。仅在对失磁、失步、非全相等保护装置进行计算分析时，才考虑电动势之间的相角差问题。
3.7.4 只计算短路暂态电流中的周期分量，但在纵联差动保护装置(以下简称纵差保护)的整定计算中以非周期分量系数Kap考虑非周期分量的影响。
3.7.5 发电机电压应采用额定电压值，系统侧电压可采用额定电压值或平均额定电压值，不考虑变压器电压分接头实际位置的变动。 3.7.6 不计故障点的相间和对地过渡电阻。
3.8 与电力系统运行方式有关的继电保护的整定计算，应以常见运行方式为计算用运行方式。所谓常见运行方式，是指正常运行方式和被保护设备相邻一回线或一个元件停运的正常检修方式。对于运行方式变化较大的系统，应由调度运行部门根据具体情况确定整定计算所依据的运行方式。
3.9 根据GB14285的规定，按照故障和异常运行方式性质的不同，机组热力系统和调节系统的条件，本标准所列各项保护装置分别动作于：
a)停机：断开发电机或发电机变压器组(简称发—变组)断路器、灭磁，关闭原动机主汽门或导水叶，断开厂用分支断路器。
b)解列灭磁：断开发电机或发—变组断路器和厂用分支断路器、灭磁，原动机甩负荷。
c)解列：断开发电机或发—变组断路器，原动机甩负荷。 d)降低励磁。
e)减出力：将原动机出力减至给定值。
f)缩小故障范围(例如断开母联或分段断路器)。
g)程序跳闸：对于汽轮发电机，先关主汽门，待逆功率继电器动作后再断开发电机或发—变组断路器并灭磁；对于水轮发电机，先将导水叶关到空载位置，待逆功率继电器动作后再断开发电机或发—变组断路器并灭磁。 h)信号：发出声光信号。
3.10 除特殊说明外，本标准列出的计算公式，无论用有名值或标么值进行计算，其计算结果(电流、电压、阻抗等)应以二次侧有名值的形式给出。
4 发电机保护的整定计算
4.1 定子绕组内部故障主保护
定子绕组内部故障包括相间短路、同相不同分支匝间短路、同相同分支匝间短路和定子绕组的分支开焊故障。 4.1.1 纵差保护（完全差动）
纵差保护仅反应相间短路故障，取发电机机端TA和发电机中性点TA。
4.1.1.1 固定斜率的比率制动式纵差保护
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Iop Iop.max 动作区 Iop.0 0 Ires.0
制动区 Ires
图 1 固定斜率的比率制动式纵差保护动作特性曲线图
1） 比率差动起动电流Iop.0
按躲过发电机额定负荷状态下的最大不平衡电流整定
Iop.0= Krel Ker Ign／na 或 Iop.0= Krel Iunb.0 式中：Krel——可靠系数，取1.5；
Ker——互感器比误差系数，10P型取2×0.03，5P和TP型取2×0.01； Ign——发电机额定电流；
na——电流互感器变比。
Iunb.0——发电机额定负荷状态下，实测差动保护中的不平衡电流。
一般取Iop.0＝(0.1～0.3) Ign／na。
如果实测Iunb.0较大，则应尽快查清Iunb.0增大的原因，并予消除，避免因Iop.0
整定过大而掩盖一、二次设备的缺陷或隐患。若非设备缺陷原因，则可适当提高Iop.0定值。
2） 制动特性的拐点电流Ires.0
当定子电流等于或小于额定电流时，差动保护不必具有制动特性。故拐点电流
宜取Ires.0＝(0.8～1.0)Ign／na ，一般取Ires.0＝0.8Ign／na 。
3） 比率制动特性的斜率S
据图1，S?Ires.max
Iop.max?Iop.0Ires.max?Ires.0
① 计算最大不平衡电流Iunb.max
Iunb.max＝KapKccKer Ik.max／na
式中：Kap——非周期分量系数，取1.5～2.0；
Kcc——互感器同型系数，取0.5； Ker——互感器比误差系数，取0.1；
Ik.max——最大外部三相短路电流周期分量。
② 差动保护的最大动作电流Iop.max
按躲最大外部短路时产生的最大暂态不平衡电流计算
Iop.max＝KrelIunb.max
式中：Krel——可靠系数，取1.3～1.5。 ③ 比率制动特性的斜率S
一般Ires.max＝Ik.max／na ，则
S?
Iop.max?Iop.0Ires.max?Ires.03
?KrelIunb.max?Iop.0Ik.max/na?Ires.0
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S的整定值应参照保护装置的推荐值，并保证大于或等于计算值。
按上述原则整定的比率制动特性，当发电机机端两相金属性短路时，差动保护的灵敏系数一定满足Ksen≥2.0的要求，不必进行灵敏度校验。 4.1.1.2 变斜率的比率制动式纵差保护
Iop s2 动作区 Iop.0 0
s1 制动区 Ires
图 2 变斜率的比率制动式纵差保护动作特性曲线图
1） 比率差动起动电流Iop.0
同4.1.1.1“比率差动起动电流”的整定。 2） 最大斜率时的拐点电流Ires.1
在可靠躲过发电机区外故障的最大不平衡电流整定的前提下，对于发电机保护，
一般可取Ires.1＝4Ign／na 。对于发电机变压器组保护，一般可取Ires.1＝6Ign／na 。
3） 比率制动特性的起始斜率S1 S1＝Krel KccKer
式中：Krel——可靠系数，取1.5；
Kcc——互感器的同型系数，取0.5； Ker——互感器比误差系数，取0.1；
一般取S1＝0.1
4） 比率制动特性的最大斜率S2
Ires.1
S2?Iunb.max?Iop.0?2S1Ign/naIk.max/na?2Ign/na
① 计算最大不平衡电流Iunb.max
Iunb.max＝KapKccKer Ik.max／na
式中：Kap——非周期分量系数，取1.5～2.0；
Kcc——互感器同型系数，取0.5； Ker——互感器比误差系数，取0.1；
Ik.max——最大外部三相短路电流周期分量，若Ik.max小于Ires.1（最大斜
率时的拐点电流）时，取Ik.max =Ires.1 。
② 比率制动特性的斜率S2 对于Ires.1＝4Ign／na时，S2?Iunb.max?Iop.0?2S1Ign/naIk.max/na?2Ign/naIunb.max?Iop.0?3S1Ign/naIk.max/na?3Ign/na
对于Ires.1＝6Ign／na时，S2?4
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S2的整定值应参照保护装置的推荐值，并保证大于或等于计算值。
按上述原则整定的比率制动特性，当发电机机端两相金属性短路时，差动保护的灵敏系数一定满足Ksen≥2.0的要求，不必进行灵敏度校验。
4.1.2 比率制动式不完全纵差保护
图3(a)中互感器TA1与TA2构成发电机不完全纵差保护。TA5与TA6构成发—变组不完全纵差保护，而TA3与TA4构成变压器的完全纵差保护。
图3(b)表示发电机中性点侧引出4个端子的情况，TA1和TA5装设在每相的同一分支中。
图3(c)表示每相8个并联分支的大型水轮发电机，发电机不完全纵差保护每相接入
的中性点侧电流(TA1)分支数为2、5、8，发—变组不完全纵差保护(TA5)则为1、4、7。
图 3 发电机和发—变组纵联差动保护的互感器配置
用于定子绕组每相有两个及以上并联分支的水轮发电机。本保护既反应相间和匝间短路，又兼顾分支开焊故障。
整定计算同4.1.1 “纵差保护（完全差动）”。
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注意：1）因不完全纵差保护两侧变比一般不同，故互感器型号不同，则互感器同型系数Kcc =1.0。
2）因装置可通过接入TA1和TA5(见图3)的分支数占总分支数的比例系数，自
动将流入TA1和TA5的电流折算至发电机额定电流，故计算中的Ign仍指的是发电机额定电流。
4.1.3 匝间保护
4.1.3.1 单元件横差保护
用于定子绕组每相为多分支，且有两个或两个以上中性点引出连线的发电机。本保
护反应匝间短路和分支开焊以及机内绕组相间短路。
图3(a)、(b)、(c)中，接于发电机中性点连线的互感器TA0、TA01、TA02用于单
元件横差保护。
4.1.3.1.1 传统单元件横差保护
1） 动作电流
按躲区外短路时最大不平衡电流整定，当横差保护的三次谐波滤过比大于或等于
15时，其动作电流为
Iop＝(0.2～0.3)Ign／na
2） 动作时间
正常运行时单元件横差保护不经本时限出口，而是瞬时动作停机，只有当励磁回路一点接地保护动作后单元件横差保护才经本时限出口动作于停机。
按防止励磁回路发生瞬时性第二点接地故障时横差保护误动整定 Top＝0.5 s
4.1.3.1.2 高灵敏单元件横差保护
1） 动作电流
横差保护的三次谐波滤过比大于80。
a） 保护装置中有防外部短路误动的技术措施时
按躲发电机额定负荷时的最大不平衡电流整定，动作电流根据经验可初选为
Iop＝0.05Ign／na
实测发电机正常满负荷运行时的中性点连线最大不平衡电流后，可按下式修正动作电流：
Iop＝Krel Iunb.n
式中：Krel——可靠系数，取1.5～2；
Iunb.n——实测发电机额定负荷时的不平衡电流。
b）保护装置中无防外部短路误动的技术措施时
按躲区外短路时最大不平衡电流整定，动作电流根据经验可初选为
Iop＝0.05Ign／na
在发电机作常规短路试验时，实测出发电机出口三相短路电流为额定电流时不
平衡电流的基波有效值后，可按下式计算动作电流：
Iop＝Krel K Iunb.1.n
式中：Krel——可靠系数，取1.5～2；
K——区外（发电机出口）故障最大短路电流与发电机额定电流的倍数； Iunb.1.n——实测发电机出口三相短路电流为额定电流时不平衡电流的基
波有效值。
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2） 动作时间
同4.1.3.1.1 “传统单元件横差保护”动作时间整定。
4.1.3.2 纵向零序过电压保护
本保护反应定子绕组同分支匝间、同相不同分支匝间或相间短路故障，其纵向零序电压由机端专用电压互感器(互感器一次中性点与发电机中性点相连，不接地) 的开口三角绕组取得。要求三次谐波电压滤过比大于80。
1） 灵敏段定值整定
a） 三次谐波电压比率制动型保护
① 动作电压（纵向基波零序电压）
按躲正常运行时最大纵向基波零序不平衡电压整定，其动作电压根据经验可初选为U0l.op＝ 2～3 V 。
通过实测满负荷时的最大基波零序不平衡电压，按下式修正动作电压
U0l.op＝KrelUunb.1
式中：Krel——可靠系数，取1.5～2；
Uunb.1——正常满负荷运行时最大纵向基波零序不平衡电压的实测值。
② 三次谐波电压制动系数 Kres.3ω＝0.5
③ 制动电压（三次谐波电压）
一般取U3ω.op＝2～5 V 。
机组投入运行后，U3ω.op按正常满负荷时实测的机端三次谐波分量有效
值进行修正。
b） 电流比率制动型保护
① 动作电压（纵向基波零序电压）
同“三次谐波电压比率制动型保护”动作电压的整定。 ② 电流制动系数 Kres＝1.0
2） 高定值段动作电压（纵向基波零序电压）
按躲区外短路时最大纵向基波零序不平衡电压整定 一般取U0h.op＝8～12 V 。
3） 负序功率方向元件或故障分量负序功率方向元件
为防止外部短路时误动，采用负序功率方向元件或故障分量负序功率方向元件
闭锁纵向零序过电压保护，故控制字按投入整定。
4） 动作时间
为确保在专用TV一次断线时不误动，根据运行实践一般取
Top＝0.15～0.2 s 。
4.1.4 裂相横差保护
用于定子绕组每相为多分支的发电机，本保护反应定子绕组相间、匝间短路和分支开焊故障。
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4.5 发电机过负荷保护 4.5.1 定子绕组对称过负荷保护
对于发电机因过负荷或外部故障引起的定子绕组过电流，应装设定子绕组对称过负荷保护，通常由定时限过负荷及反时限过电流二部分组成。
4.5.1.1 定时限过负荷保护。
1） 动作电流
按躲过发电机的额定电流整定
Iop?KrelIgnKrna
式中：Krel——可靠系数，取1.05；
Kr——返回系数，取0.9～0.95。
2） 动作时间
按躲过后备保护的最大延时整定。 3） 出口方式
动作于信号或自动减负荷。
4.5.1.2 反时限过电流保护
1） 发热常数
即定子绕组热容量常数Ktc，由制造厂家提供。一般机组容量Sn≤1200MVA时，
Ktc＝37.5；
2） 散热系数
一般取Ksr =1.02～1.05 。 3） 反时限下限动作电流
与定时限过负荷保护动作电流配合整定 Is.op＝KcoIOP
式中：Kco——配合系数，取1.05；
Iop——定时限过负荷保护动作电流。
4） 反时限下限动作时间 Ts
按保护装置的定子绕组反时限过流保护动作特性曲线上Is.op（下限动作电流）
所对应的动作时间整定。
保护装置的定子绕组反时限过流保护动作特性曲线公式为
t?KtcI*?Ksr2
式中：Ktc——定子绕组热容量常数，由制造厂家提供。一般机组容量Sn≤1200MVA时，Ktc＝37.5；
Ksr——散热系数，一般取Ksr =1.02～1.05； I*——以发电机定子额定电流为基准的标么值； t——保护装置动作时间，s。
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Ts?(Is.opKtc
Ign2/)?Ksrna5） 反时限上限动作时间 Tu
按与线路纵联保护配合整定，取Tu＝0.5 s 。 6） 反时限上限动作电流
按保护装置的定子绕组反时限过流保护动作特性曲线上Tu=0.5（反时限上限动
作时间）所对应的动作电流整定。
Iu.op?IKtc?Ksr?gn Tuna7） 出口方式
保护动作于解列或程序跳闸。
4.5.2 转子绕组（励磁绕组）过负荷保护
转子绕组过负荷保护由定时限和反时限二部分组成。
保护配置在励磁变低压侧或励磁机交流侧，因保护动作量为交流量，故需将转子回
路的直流电流通过整流系数折算成交流电流。 4.5.2.1 定时限过负荷保护
1） 动作电流
按躲正常运行发电机的额定励磁电流整定。
Iop?KrelIfdn.交Kr
式中：Krel——可靠系数，取1.05；
Kr——返回系数，取0.9～0.95；
Ifdn.交——发电机额定励磁电流转换为交流电流的二次值，即
Ifdn.交?IfdnK3?na 。
其中：K3?——三相桥式整流系数的倒数，用于将转子回路直流电流折算
成交流励磁机或励磁变的交流电流，理论值K3?=0.816；
Ifdn——发电机额定励磁电流（额定转子电流）。
2） 动作时间
a) 当保护动作于信号时
按小于强行励磁允许时间整定
T op＝0.8Tg.f.f
式中：Tg.f.f ——发电机强行励磁允许时间，由制造厂家提供。 b) 当保护动作于减励磁或切换励磁时
按略大于强行励磁允许时间整定
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T op＝1.05Tg.f.f
4.5.2.2 反时限过负荷保护
1） 发热常数
即转子绕组过热常数C，由制造厂家提供。 2） 散热系数
一般取Ksr =1 。 3） 反时限下限动作电流
与定时限过负荷保护动作电流整定原则相同，即
Is.op＝Iop?KrelIfdn.交Kr
式中：Iop——定时限过负荷保护动作电流。 4） 反时限下限动作时间Ts
按保护装置的转子绕组反时限过流保护动作特性曲线上Is.op（下限动作电流）
所对应的动作时间整定。
保护装置的转子绕组反时限过流保护动作特性曲线公式为
t?CC ?22Ifd*?KsrIfd*?1式中：C——转子绕组过热常数，由制造厂家提供；
Ifd*——强行励磁倍数，以发电机额定励磁电流为基准的标么值；
Ksr——散热系数，取Ksr=1，即保护动作特性与转子绕组允许的过热特
性相同；
t——保护装置动作时间，s。
Ts?Cs.op(Ifdn)2?1.交I?C Krel2(Kr)?15） 反时限上限动作时间Tu
因反时限过流保护按上限动作时间动作时转子回路已为严重短路故障，应尽快
切除，一般取Tu＝0.5 s 。
6） 反时限上限动作电流
按保护装置的转子绕组反时限过流保护动作特性曲线上Tu=0.5（反时限上限动
作时间）所对应的动作电流整定。
Iu.op?C?Ksr?Ifdn.交 Tu7） 出口方式
保护动作于解列灭磁。
4.5.3 转子表层负序过负荷保护
针对发电机的不对称过负荷、非全相运行以及外部不对称故障引起的负序过电流，
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其保护通常由定时限过负荷和反时限过电流二部分组成。 4.5.3.1 定时限负序过负荷保护。
1） 动作电流
按躲过发电机长期允许的负序电流整定
I2.op?KrelI2?*IgnKrna
式中：Krel——可靠系数，取1.2；
Kr——返回系数，取0.9～0.95；
I2∞*——发电机长期允许负序电流的标么值，以发电机额定电流为基准，
由制造厂家提供，一般I2∞*≤10%；
Ign——发电机额定电流； na——电流互感器变比。
2） 动作时间
按与线路相间及接地保护最长动作时间配合整定
t＝t线路.max+Δt
式中：t线路.max——线路相间及接地保护最长动作时间。 3） 出口方式
动作于信号。
4.5.3.2 反时限负序过电流保护
1） 发热常数
即转子表层承受负序电流能力的常数A，由制造厂家提供，一般直接冷却方式
的大型汽轮机A≤10，水轮机A=40。
2） 散热系数
散热系数取发电机长期允许负序电流标么值的平方，即Ksr = I22∞* 。 3） 反时限下限动作电流
与定时限过负荷保护动作电流配合整定 I2s.op＝KcoI2.OP
式中：Kco——配合系数，取1.05；
I2.op——定时限过负荷保护动作电流。
4） 反时限下限动作时间T2s
按保护装置的转子表层反时限负序过流保护动作特性曲线上I2s.op（下限动作电
流）所对应的动作时间整定。
转子表层反时限负序过流保护动作特性曲线公式为
t?AA? 22I2*?KsrI2*?I22?*式中：A——转子表层承受负序电流能力的常数，由制造厂家提供；
I2∞*——发电机长期允许负序电流标么值，由制造厂家提供； Ksr——散热系数，取Ksr = I2∞*2；
I2*——发电机负序电流标么值，以发电机定子额定电流为基准； t——保护装置动作时间，s。
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T2s?I2*2A?2?I2?*A(I2s.op/Ignna)2?I22?*
当计算结果大于1000s时，取T2S=1000 s 。 5） 反时限上限动作时间T2u
按与线路纵联保护配合整定，取T2u＝0.5 s 。 6） 反时限上限动作电流
按保护装置的转子表层反时限负序过流动作特性曲线上Tu=0.5（反时限上限动
作时间）所对应的动作电流整定。
Iu.op?IA?I22?* ?gn Tuna7） 出口方式
保护动作于解列或程序跳闸。 4.6
发电机低励失磁保护
4.6.1 低电压判据
一般采用系统低电压判据，当多台发电机并联运行时，一台发电机失磁，系统（高
压母线）电压降不下来时，则采用机端低电压判据。
1） 系统低电压判据
取系统侧高压母线电压。
按躲过高压系统母线允许最低正常运行电压整定
Uop.3ph＝(0.85～0.90)Uh.min／nv
式中：Uop.3ph——三相同时低电压继电器动作电压；
Uh.min——高压系统母线允许最低正常运行电压，由调度部门提供。
2） 机端低电压判据
取发电机机端电压。
按躲过强行励磁启动电压及不破坏厂用电的安全整定
Uop.3ph＝(0.8～0.85)Ugn／nv
式中：Ugn——发电机额定电压。
4.6.2 定子阻抗判据
1） 异步边界阻抗继电器
异步边界阻抗圆动作判据主要用于与系统联系紧密的发电机失磁故障检测，它
能反应失磁发电机机端的最终阻抗，但动作可能较晚。
图6的圆1称为异步边界阻抗圆，其整定为
2'UgnnaXdXa???
2Sgnnv2UgnnaXb??Xd?
Sgnnv式中： X′d 、Xd——发电机暂态电抗和同步电抗标么值 (取不饱和值)；
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Ugn、Sgn——发电机额定电压（kV)和额定视在功率(MVA)； na、nv——电流互感器和电压互感器变比。
2） 静稳极限阻抗继电器
图6的圆2称为静稳极限阻抗圆，其整定值为
2Ugnnan 或 Xc?Xcona Xc?Xcon*?nvSgnnv2UgnnaXb??Xd?
Sgnnv式中：Xcon*——发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)标么值(以发电
机额定值基值)，即最小运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗标么值。
Xcon——发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)有名值(归算
至发电机侧)，即最小运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗有名值；
jX Xc R12Xa Xb 图6 阻抗动作特性
3） 无功反向定值（与静稳极限阻抗配合）
按躲过发电机允许的进相运行无功整定。
Q?Krel?Qjx
式中：Krel——可靠系数，取1.1～1.3；
Qjx——发电机允许的最大进相无功功率。
若作为防止故障、振荡误动，一般按Q?5%.QGe整定。 式中：QGe——发电机二次额定无功功率。
4.6.3
转子电压判据
对于水轮发电机和中小型汽轮发电机可只采用1）判据，对于大型汽轮发电机易同
时采用以下两种判据。
1） 励磁低电压
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Ufd.op＝Krel Ufdo
式中：Krel——可靠系数，取0.6～0.8；
Ufdo——发电机空载励磁电压。
2） 变励磁电压判据
变励磁电压判据系数根据保护装置厂家说明书整定。
4.6.4 失磁判据组合及动作时间
1） 由低电压判据+定子阻抗判据+转子电压判据组成与逻辑时
按躲过振荡过程中短时的电压降低整定，且为防止系统电压崩溃，一般取 当采用异步边界阻抗圆时：top＝0.5 s 当采用静稳极限阻抗圆时： top＝1.0 s 2） 由定子阻抗判据+转子电压判据组成与逻辑时
按躲系统振荡整定，一般取top＝1.0 s 。 3） 单独取定子阻抗判据时
按躲系统振荡整定，因动作逻辑简单，故以较长动作时间出口，一般取top＝1.5 s 。
4.7 发电机失步保护
4.7.1 三元件失步保护
失步保护装在机端，其特性由三部分组成，见图7。
图7 三元件式失步保护特性
第一部分是透镜特性，图中①，它把阻抗平面分成透镜内的部分I和透镜外的部分A。
第二部分是遮挡器特性，图中②，它平分透镜并把阻抗平面分为左半部分L和右半部分R。
第三部分特性是电抗线，图中③，它把动作区一分为二，电抗线以上为Ⅰ段(O) ，电抗线以下为Ⅱ段(U)。
1） 遮挡器特性Za、Zb、φ整定
决定遮挡器特性的参数是Za、Zb、φ，见图8
Za?Xcon*?'d2Ugnnan 或 Za?Xcona
nvSgnnv
Zb?X?2UgnnaSgnnvφ＝80°～85°
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式中：Xcon*——发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)标么值(以发电
机额定值基值)，即最大运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗标么值；
Xcon——发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)有名值(归算
至发电机侧)，即最大运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗有名值； X′d——发电机暂态电抗(取饱和值)；
Ugn、Sgn——发电机额定电压(kV)和额定视在功率(MVA)； na、nv——电流互感器和电压互感器变比； φ——系统阻抗角。
图8 三元件失步保护特性的整定
2） 透镜特性α角的整定
见图8，α角决定了透镜的大小，Zr为透镜的宽度。为保证发电机组正常运行时
的最小负荷阻抗位于透镜外，故Zr按躲发电机的最小负荷阻抗整定，即
Zr?1RL.min 1.3Za?Zb?tg(90??) 22式中：RL.min——发电机最小负荷阻抗值（欧姆）； 据图8，Zr?因此
??180??2arctg1.54RL.min2Zr ?180??2arctgZa?ZbZa?Zb 若α角小于保护装置的建议值，为保证保护装置的设计特性，则取保护装置的
建议值（通常为120°）。
若α角大于保护装置的建议值，为保证发电机组正常运行时的最小负荷阻抗位
于透镜外，则取计算结果。
3） 电抗线Zc
Zc?0.9XTna nv2Ugnna或 Zc?0.9XtSgnnv?0.9?UdSgnSTn?2UgnnaSgnnv?0.9?Ud?2UgnnaSTnnv
式中：XT——变压器电抗有名值(归算至发电机侧)；
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Xt——变压器电抗值标么值（以发电机额定值为基值），
SU2gnU2gnXt?Ud/?Udgn 。
STnSgnSTn其中：Ud——变压器的短路阻抗；
Sgn——发电机额定视在功率，MVA；
STn——变压器额定容量，MVA。
4） Ⅰ段区外滑极次数NⅠ
测量阻抗在Ⅰ段范围内，则认为振荡中心位于发电机变压器组外，动作于信号，通常NⅠ＝2～15，一般取NⅠ＝4。 5） Ⅱ段区内滑极次数NⅡ
测量阻抗在Ⅱ段范围内，则认为振荡中心位于发电机变压器组内，动作于跳闸，通常NⅡ＝1～2，一般取NⅡ＝2。
4.7.2 遮挡器原理失步保护
失步保护装在机端，其特性见图9。
jX
Xa Xc R δ4 δ3 δ2 δ1 4区 3区 Xb 1区 2区 R4
R3 R2 R1
图9 遮挡器原理失步保护特性
1） 电抗定值Xc
Xc?KrelXTna nv2Ugnna或 Xc?KrelXtSgnnv?Krel?Ud21
SgnSTn?2UgnnaSgnnv?Krel?Ud?2UgnnaSTnnv
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式中：Krel——可靠系数，当滑极次数为1时，取Krel=0.9；当滑极次数≥2时，
取Krel=1；
XT——变压器电抗有名值(归算至发电机侧)
Xt——变压器电抗值标么值（以发电机额定值为基值），
SgnU2gnU2gn 。 Xt?Ud/?UdSTnSgnSTn其中：Ud——变压器的短路阻抗；
Sgn——发电机额定视在功率，MVA；
STn——变压器额定容量，MVA；
2） 阻抗边界R1
① 计算图9中的Xa和Xb
Xa?Xcon*?'Xb?Xd?2Ugn?naSgn?nv
或 Xa?Xconna nv2Ugn?naSgn?nv式中：Xcon*——发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)标么值(以发电
机额定值为基值)，即最大运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗标么值；
Xcon——发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)有名值(归算
至发电机侧)，即最大运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗有名值； X′d——发电机暂态电抗(取不饱和值)；
② 据图9
R1?Xa?Xb?1Xa?Xbctg?ctg60? 222式中：δ1——遮挡器原理失步保护动作区的第1内角，保护装置通常设置
δ1=120°；
③ 为保证发电机组正常运行时的负荷阻抗位于动作区外，故要求校核
R1?0.8RL
式中：RL——发电机正常运行负荷电阻值(欧姆)，
2Ugn?na； RL?cos?nZL?cos?n?Sgn?nv其中：cos?n——发电机额定功率因数；
ZL——发电机正常运行负荷阻抗值(欧姆)。
3） 阻抗边界R2
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R2?1R1 24） 阻抗边界R3 Ｒ3=－Ｒ2 5） 阻抗边界R4 Ｒ4=－Ｒ1 6） 1区停留时间t1
按系统最小振荡周期进行整定
t1?1?2??1 TminKrel360Xa?Xb
2R2据图9，?2?2arctg式中：Ｔmin——系统最小振荡周期，一般为Ｔmin =0.5～1.5 s；
Krel——可靠系数，Krel =1.3～2.5。
7） 2区停留时间t2
t2?1180??2 2TminKrel3608） 3区停留时间t3
ｔ3=ｔ1 9） 4区停留时间t4
t4?1Tmin?t1?t2?t3 Krel10） 滑极次数N
通常N＝1～2，一般取N＝2。为防止全部机组同时跳闸，建议多台机的滑极次数整定为不同。
4.8 发电机异常运行保护 4.8.1
定子铁心过励磁保护
对于300MW及以上发电机，当发电机与主变压器之间无断路器而共用过励磁保护时，其整定值按发电机或变压器过励磁能力较低的要求整定（通常发电机过励磁能力较低）。当发电机与主变压器之间有断路器时，需同时配置发电机过励磁保护和变压器过励磁保护，其定值按各自允许的不同过励磁倍数分别整定。 4.8.1.1 定时限过励磁保护发信段
1）励磁倍数N1
按与励磁调节器的励磁限制倍数（励磁系统厂家提供）配合，并略大于制造
厂提供的允许过励磁特性曲线(参数)中的长期允许值。
2）动作时间
一般取t1=5 s
4.8.1.2 定时限过励磁保护跳闸段
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1）励磁倍数N2
按制造厂提供的允许过励磁特性曲线(参数)中的较大过励磁倍数整定，一般
取
N2=1.25～1.35
2）动作时间
t2取反时限过励磁保护动作特性曲线上对应于N2点的动作时间。
4.8.1.3 反时限过励磁保护
按制造厂提供的允许过励磁特性曲线(参数)通过作图法确定反时限过励磁保护
动作特性曲线。反时限过励磁保护下限定值应大于过励磁保护发信段定值。
4.8.2 发电机频率异常保护
300MW及以上的汽轮机，运行中允许其频率变化的范围为48.5～50.5Hz。 低于48.5Hz或高于50.5Hz时，累计允许运行时间和每次允许的持续运行时间国内尚无正式的统一规定，应综合考虑发电机组和电力系统的要求，并根据制造厂家提供的技术参数确定。大型汽轮发电机组频率异常保护的整定建议值见表1。
表 1 大型汽轮发电机组频率异常保护的整定建议值 允许运行时间 允许运行时间 频率Hz 频率Hz 累计min 每次s 累计min 每次s 51.5～51.0 51.0～50.5 30 180 30 180 48.5～48.0 48.0～47.5 300 60 10 300 60 10 48.5～50.5 连 续 运 行 47.5～47.0 当频率异常保护动作于发电机解列是，其定值应与低频率自动减负荷、高频率切
机装置的定值配合。
低频率保护动作于信号或程序跳闸或停机。高频率保护动作于解列灭磁或程序跳
闸。
4.8.3 发电机逆功率保护
用于200MW及以上的发电机。
4.8.3.1 逆功率保护
不经主汽门辅助接点闭锁。 1） 动作功率Pop
Pop＝Krel（P1+P2）
式中：Krel——可靠系数，取0.5～0.8，因未经主汽门辅助接点闭锁，建议Krel
取较大值；
P1——汽轮机在逆功率运行时的最小损耗，一般取额定功率的2%～4%，
因未经主汽门辅助接点闭锁，建议P1取较大值；
P2——发电机在逆功率运行时的最小损耗，一般取P2≈(1－η)Pgn。 其中：η——发电机效率，由制造厂家提供，一般取98.6%～98.7%(分别
对应300MW及600MW发电机)；
Pgn——发电机额定功率。
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2） 发信动作时间
因未经主汽门辅助接点闭锁，取：t1=15s 3） 跳闸动作时间
根据汽轮机允许逆功率时间整定，一般200MW及以上发电机允许无蒸汽运行时
间为1～3min，故一般取
t2=50s
4.8.3.2 程序逆功率保护
经主汽门辅助接点闭锁。在过负荷、过励磁、失磁等异常运行方式下，用于程序跳
闸的逆功率继电器作为闭锁元件。
1） 动作功率Pop
Pop＝Krel（P1+P2）
式中：Krel——可靠系数，取0.5～0.8，因经主汽门辅助接点闭锁，建议Krel取较
小值；
P1——汽轮机在逆功率运行时的最小损耗，一般取额定功率的2%～4%，
因经主汽门辅助接点闭锁，建议P1取较小值。
2） 跳闸动作时间
因经主汽门辅助接点闭锁，故一般取
t1=1.0～1.5s
4.8.4 发电机定子过电压保护
定子过电压保护的整定值，应根据电机制造厂提供的允许过电压能力或定子绕组的绝缘状况决定。
a) 对于200MW及以上汽轮发电机
1） 动作电压
式中：Ugn——发电机额定电压；
nv——电压互感器变比。
2） 动作时间
t=0.5s，动作于解列灭磁或停机。
b) 对于水轮发电机
1） 动作电压
2） 动作时间
t=0.5s，动作于解列灭磁或停机。
c) 对于采用可控硅励磁的水轮发电机
1） 动作电压
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2） 动作时间
t=0.3s，动作于解列灭磁或停机。
4.8.5 启停机保护
启停机保护用于发电机启动或停机过程中，反应发电机低转速运行时的定子接地及相间短路故障，保护动作于停机。工频条件下正常运行时，由断路器的动断触点或低频继电器的输出触点连锁退出启停机保护。
a) 反应接地故障的保护装置
由装于机端或其中性点零序过电压继电器构成。 1） 动作电压
按4.3.1基波零序过电压保护的动作电压整定。 2） 动作时间
按4.3.1基波零序过电压保护的动作时间整定。
b) 反应相间故障的保护装置
由接于差动回路的电流继电器实现，不带比率制动和谐波制动特性。 1） 发电机差动动作电流
按躲额定频率下满负荷运行时差动回路中的不平衡电流整定，即
Iop＝KrelIunb 式中：Krel——可靠系数，取1.3～1.5。
Iunb——额定频率下，满负荷运行时差动回路中电流；
因不带比率制动和谐波制动特性，一般按较比率制动式纵差保护的比率差动起
动电流略大整定
一般取Iop＝1.3 Iop.0
式中：Iop.0——比率制动式纵差保护的比率差动起动电流。 2） 变压器差动动作电流
按躲过轻微过励磁、励磁快速上升等过程可能出现的励磁电流整定，即
Iop＝（0.5～1.5）In.ph 一般取Iop＝1.0In.ph。
式中：In.ph——经平衡系数调平衡后的变压器二次额定电流，In. ph= KphIN/na； 其中：Kph——变压器计算侧的平衡系数;
IN——变压器计算侧的额定电流；
na——变压器计算侧电流互感器的变比；
3） 低频过流动作电流
Iop＝0.3Ign/na
式中：Ign——发电机额定电流；
na——电流互感器的变比。
c) 低频闭锁定值
按发电机额定频率的（80～90）％整定，一般取
fop =90％×50 Hz =45Hz
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4.8.6 误上电保护（含断路器闪络保护）
发电机可能出现的三种误上电情况：
① 发电机在盘车或升速过程中，在未加励磁时突然并入电网的误上电。
② 发电机在并网前或解列后，此时断路器在分闸状态，励磁开关在合闸状态，
当系统电压和主变高压侧电压相位相差180°时，可能在断路器端口出现单相或两相闪络，这也是一种误上电。
③ 发电机在并网前或解列后，由于某种原因非同期合闸的误上电。 误上电保护在发电机并网前或解列后自动投入运行，并网后自动退出运行。
电流取发电机机端或中性点电流互感器。
1） 误合闸电流
作为第①种误上电情况的保护，称误上电保护。 一般取
Iop＝（0.2～0.5）Ign／na 式中：Ign——发电机额定电流；
na——电流互感器变比。
2） 负序电流
作为第②种误上电情况的保护，称闪络保护。 按躲过发电机正常运行允许的负序电流整定
I2.op?KrelI2?*IgnKrna
式中：Krel——可靠系数，取1.5；
Kr——返回系数，取0.9～0.95；
I2∞*——发电机长期允许负序电流的标么值，以发电机额定电流为基准，
由制造厂家提供，一般I2∞*≤10%；
Ign——发电机额定电流； na——电流互感器变比。
若电流取主变高压侧电流互感器时，需将计算值折算至变压器高压侧。
3） 阻抗元件
作为第③种误上电情况的保护，称非同期合闸保护，其阻抗动作特性见图10，
正方向指向发电机。
a) 取自变压器高压侧TV、TA ① 正向阻抗ZF.op
ZF.op＝Krel（XT+Xd’）
式中：Krel——可靠系数，1.2～1.3；
XT——变压器阻抗(归算至变压器高压侧)二次有名值Ω；
Xd’——发电机暂态电抗(归算至变压器高压侧)二次有名值Ω； ② 反向阻抗ZB.op
ZB.op＝(0.1～0.15)ZF.op
b) 取自发电机机端TV、TA ① 正向阻抗ZF.op
ZF.op＝KrelXd’
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R jx ZF.op ZB.op 图10 阻抗元件动作特
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B、过电流保护
保护可选择是否经电压闭锁，若经电压闭锁，电压元件的整定原则同5.4.1.1的B。 1） 不经电压闭锁的动作电流
① 按躲过可能流过变压器的最大负荷电流整定，同5.4.1.1的A。
② 按低压母线故障有灵敏度整定
Iop? Imin Ksenna式中：Imin——小方式下低压母线故障流过保护安装处的最小短路电流；
Ksen——灵敏系数，Ksen＝1.5。
2） 经电压闭锁的动作电流
① 按躲过变压器的额定电流整定，同5.4.1.1的B。
② 按低压母线故障有灵敏度整定，同不经电压闭锁的动作电流。 3） 动作时间
当设二个时限时，第一时限闭锁备自投、断开分支断路器（或本侧断路器）；第
二时限断开变压器各侧断路器。
当设三个时限时，第一时限闭锁备自投、断开母联断路器；第二时限断开分支断
路器（或本侧断路器）；第三时限断开变压器各侧断路器。
a) 2套过电流保护均取开关TA时
① 第一时限
与低压侧母线的母联过流或出线过流保护最末段最长动作时间配合
t1＝t Ⅱ。max+Δt 式中：tⅡ。max——低压侧母线的母联过流或出线过流保护最末段最长动作时
间。
② 第二时限
t2＝t1+Δt
③ 第三时限
t3＝t2+Δt
b) 第一套过电流保护取开关TA，第二套过电流保护取电抗器前TA（套管TA）
时
① 第一套过电流保护第一时限t1.1
与低压侧母线的母联过流或出线过流保护最末段最长动作时间配合
t1.1＝t Ⅱ。max+Δt 式中：tⅡ。max——低压侧母线的母联过流或出线过流保护最末段最长动作时
间。
② 第二套过电流保护第一时限t2.1 与第一套过电流保护第一时限配合
t2.1＝t 1.1+Δt
③ 第一套、二套过电流保护第二时限t 1.2 、t 2.2 与第二套过电流保护第一时限配合
t 1.2＝t 2.2＝t 2.1+Δt
④ 第一套、二套过电流保护第三时限t 1.3、t 2.3 与第一套、二套过电流保护第二时限配合
t 1.3＝t 2.3＝t 1.2（或t 2.2）+Δt
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5.5 变压器低阻抗保护（相间、接地）
5.5.1 双绕组发电厂升压变压器
因为大型发电机设置了反时限特性的定子绕组对称过负荷保护、转子表层负序过负
荷保护已能很好地反映发电机的相间故障，故升压变压器的阻抗保护只考虑作为变压器及其引线的后备。
5.5.1.1 低压侧全阻抗继电器
阻抗保护装设在变压器低压侧（发电机出口）。 1） 阻抗定值Zop
① 按高压母线短路有灵敏度整定
Zop≥KsenZt 式中：Ksen——阻抗保护的灵敏系数，取1.3；
Zt——变压器阻抗。
② 与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）、纵联保护配合
Zop≤0.7Zt+0.8KinfZdz II 式中：Kinf——助增系数，取各种运行方式下的最小值；
Zdz. II——高压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）动作阻抗、线路阻抗（与
纵联保护配合时）。
2） 动作时间
a) 与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段、纵联保护配合时
ⅰ）对于500kV双绕组发电厂升压变压器
与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段、纵联保护及失灵保护动作时间配合
t＝0.5s。
ⅱ）对于220kV双绕组发电厂升压变压器
与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段、纵联保护及失灵保护跳母联动作时间配合
t＝0.6s。
b) 与高压侧出线阻抗保护Ⅱ段保护配合时
t＝tmax +Δt
式中：t max——高压侧出线阻抗保护Ⅱ段最长动作时间。
当保护装置无振荡闭锁功能时，动作时间应保证在振荡过程中不误动作，最小选用1.5s延时。
5.5.1.2 高压侧偏移阻抗继电器
阻抗保护装设在变压器高压侧，正方向指向变压器。
1） 正向阻抗ZFop
按低压母线（发电机出口）短路有灵敏度整定
ZFop≥KsenZt 式中：Ksen——灵敏系数，取1.3；
Zt——变压器阻抗。
2） 反向阻抗ZBop
① 按正向阻抗的3%～5%整定
ZBop＝(3%～5%)ZFop
② 与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）、纵联保护配合
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ZFop≤0.8KinfZdz II 式中：Kinf——助增系数，取各种运行方式下的最小值；
Zdz. II——高压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）动作阻抗、线路阻抗（与
纵联保护配合时）。
3） 动作时间
同5.5.1.1
5.5.2 500kV联络变压器偏移阻抗继电器 5.5.2.1 高压侧阻抗保护
阻抗保护接高压侧开关TA，设二段阻抗保护，正方向均指向变压器，要求至少
有一段阻抗保护（或某时限段）不经振荡闭锁控制。
a) 阻抗Ⅰ段
1） 正向阻抗ZFop. I
按躲过本变压器中压侧母线故障整定
ZFop. I ≤ Krel Zt 式中：Krel——可靠系数，取0.7；
Zt——变压器高、中压侧阻抗和。
2） 反向阻抗ZBop. I
① 按正向阻抗的3%～5%整定
ZBop. I＝(3%～5%)ZFop. I
② 按与高压侧出线Ⅰ段（或Ⅱ段）、纵联保护配合整定
ZBop. I≤0.8KinfZL 式中：Kinf——助增系数，取各种运行方式下的最小值；
ZL——高压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）动作阻抗、线路阻抗（与
纵联保护配合时）。
3） 动作时间
设一个时限，断开变压器各侧断路器。
按与变压器差动及高压侧出线纵联保护配合整定
t1=0.5s
因t1小于1.5s，故本保护段必须经振荡闭锁。当保护装置无振荡闭锁功能时，本段保护退出。
b) 阻抗Ⅱ段
1） 正向阻抗ZFop. II
① 按中压侧母线故障有灵敏度整定
ZFop. II ≥ Ksen Zt 式中：Ksen——灵敏系数，Ksen≥1.3；
Zt——变压器高、中压侧阻抗和。
② 按与中压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）、纵联保护配合整定
ZFop. II≤0.7Zt+0.8KinfZ dz 式中：Zt——变压器高、中压侧阻抗和；
Kinf——助增系数，取各种运行方式下的最小值；
Z dz——中压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）动作阻抗、线路阻抗（与
纵联保护配合时）。
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2） 反向阻抗ZBop. II
① 按正向阻抗的3%～5%整定
ZBop. II＝(3%～5%)ZFop. II
② 按与高压侧出线Ⅰ段（或Ⅱ段）、纵联保护配合整定
ZBop. II≤0.8KinfZL 式中：Kinf——助增系数，取各种运行方式下的最小值；
ZL——高压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）动作阻抗、线路阻抗（与
纵联保护配合时）。
3） 动作时间
设两个时限，第一时限断开中压侧母联（或分段）断路器；第二时限断开变压器
各侧断路器。当时限小于1.5s时，此时限段必须经振荡闭锁。当保护装置无振荡闭锁功能时，动作时间应保证在振荡过程中不误动作，延时不低于1.5s 。
① 第一时限
与高、中压侧出线保护配合段最长动作时间配合
t1＝tmax +Δt
式中：t max——高、中压侧出线保护配合段最长动作时间。 ② 第二时限
t2＝t1 +Δt
变压器保护正常整定应和上级电网保护配合，在主变及220kV出线故障时，
应确保在1.7秒内切除故障，故t2≤1.7s ，一般取t2=1.7s。
5.5.2.2 中压侧阻抗保护（正方向指向变压器）
阻抗保护接中压侧开关TA，设二段阻抗保护，正方向均指向变压器，要求至少
有一段阻抗保护（或某时限段）不经振荡闭锁控制。
a) 阻抗Ⅰ段
1） 正向阻抗ZFop. I
按躲过本变压器高压侧母线故障整定
ZFop. I ≤ Krel Zt 式中：Krel——可靠系数，取0.7；
Zt——变压器高、中压侧阻抗和。
2） 反向阻抗ZBop. I
① 按正向阻抗的3%～5%整定
ZBop. I＝(3%～5%)ZFop. I
② 按与中压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）、纵联保护配合整定 ZBop. I≤0.8KinfZ dz 式中：Kinf——助增系数，取各种运行方式下的最小值；
Z dz——中压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）动作阻抗、线路阻抗（与
纵联保护配合时）。
3） 动作时间
设二个时限，第一时限断开中压侧母联（或分段）断路器；第二时限断开变压器
各侧断路器。当时限小于1.5s时，此时限段必须经振荡闭锁。当保护装置无振荡闭锁功能时，本段保护退出。
① 第一时限
按与变压器差动及中压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）、纵联保护最长动作
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时间及失灵跳母联动作时间配合整定
ⅰ）当与中压侧出线阻抗保护Ⅰ段、纵联保护及失灵跳母联动作时间配合时 t1=0.6s
ⅱ）当与中压侧出线阻抗保护Ⅱ段配合时
t1＝tmax +Δt
式中：t max——中压侧出线阻抗保护Ⅱ段最长动作时间。
② 第二时限
t2＝t1 +Δt
b) 阻抗Ⅱ段
1） 正向阻抗ZFop. II
① 按高压侧母线故障有灵敏度整定
ZFop. II ≥ Ksen Zt 式中：Ksen——灵敏系数，Ksen≥1.3；
Zt——变压器高、中压侧阻抗和。
② 按与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）、纵联保护配合整定：
ZFop. II≤0.7Zt+0.8KinfZ dz 式中：Zt——变压器高、中压侧阻抗和；
Kinf——助增系数，取各种运行方式下的最小值；
Z dz——高压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）、线路阻抗（与纵联保
护配合时）动作阻抗。
2） 反向阻抗ZBop. II
① 按正向阻抗的3%～5%整定
ZBop. II＝(3%～5%)ZFop. II
② 按与中压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）、纵联保护配合整定 ZBop. II≤0.8KinfZdz 式中：Kinf——助增系数，取各种运行方式下的最小值；
Zdz——中压侧出线阻抗保护Ⅰ段（或Ⅱ段）动作阻抗、线路阻抗（与
纵联保护配合时）。
3） 动作时间
设二个时限，第一时限断开变压器高压侧断路器；第二时限断开变压器各侧断路
器，如只有一时限，则跳变压器各侧断路器。
当时限小于1.5s时，此时限段必须经振荡闭锁，当保护装置无振荡闭锁功能时，
动作时间应保证在振荡过程中不误动作，最小选用1.5s延时。
① 第一时限
与高、中压侧出线阻抗保护配合段最长动作时间配合
t1＝tmax +Δt
式中：t max——高、中压侧出线阻抗保护配合段最长动作时间。
变压器保护正常整定应和上级电网保护配合，在主变及220kV出线故障时，
应确保在1.7秒内切除故障，故t1≤1.7s ，一般取t1=1.7s。
② 第二时限
t2＝t1 +Δt
5.5.2.3 中压侧阻抗保护（正方向指向母线）
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