发变组保护及500kV 高抗保护技术协议20110301.doc

威信煤电一体化项目
一期2×600MW新建工程

微机型发电机变压器组、起动/备用变压器、
降压变压器保护技术协议技术协议书

买 方：威信云投粤电扎西能源有限公司
设计单位：西南电力设计院
卖 方：北京四方继保自动化股份有限公司

二0一一年二月 成都

目 录
附件1 技术规范 1
附件2 供货范围 24
附件3 技术资料和交付进度 26
附件4 交货进度 28
附件5 监造、检验/试验和性能验收试验 29
附件6 技术服务和联络 32
附件7 分包与外购 34
附件8 技术参数及差异表 35
附图1 #1机发变组保护配置图
附图2 #2机发变组保护配置图
附图3 降压变保护配置图
附图4 起动/备用变压器保护配置图
附图5 电气主接线图
附件9 500kV并联电抗器保护技术规范书协议书

附件1 技术规范
1 总则
1.1 本设备技术规范书协议适用于威信煤电一体化项目一期（2×600MW）机组新建工程发电机变压器、高压厂变、起动/备用变压器以及降压变压器微机型继电保护装置，它提出了装置的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2 本设备技术规范书协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标方卖方应提供符合本规范书协议和工业标准的优质产品。
1.3 投标方应具有成套300MW以上发变组保护的能力及投运业绩。投标方本次投标所提供的微机型发变组保护装置应具有在2个及以上容量不小于600MW的电厂工程中成功运行2年及以上，并在安装调试及运行中未发生重大的设备质量问题的业绩卖方应具有成套300MW以上发变组保护的能力及投运业绩。卖方本次所提供的微机型发变组保护装置应具有在2个及以上容量不小于600MW的电厂工程中成功运行2年及以上，并在安装调试及运行中未发生重大的设备质量问题的业绩。所提供产品通过国家认证部门的动模试验将作为设备合同生效的条件之一。。投标方产品如中标后，所提供产品通过国家认证部门的动模试验将作为设备合同生效的条件之一。
1.4 投标方应随投标书提供详细的业绩表，包括：电厂名称、装机容量、是否配置发电机出口断路器、所供微机保护装置的型号、版本号及数量、投运日期等。如投标方本次所投标的微机保护装置的版本号与业绩表中不一致，请详细说明各版本的不同之处无。
1.5 投标方如对本招标文件有异议(无论多少或多么微小)，都必须清楚地表示在本招标文件附件8的“差异表”中，否则招标方将认为投标方完全接受和同意本招标文件的要求无。
1.6 本设备技术规范书协议所使用的标准如遇与投标方卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。
1.7 本设备技术规范书协议经招买、卖投标双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等法律效力。
1.8 本工程全面采用KKS编码标识系统。投标方卖方所提供的设备和技术文件（包括图纸）采用KKS标识系统。投标方卖方采用招标买方提供的企业标准；标识原则、方法和内容在第一次设计联络会上讨论确定。
1.9 本设备规范书协议未尽事宜，由招买、卖投标双方协商确定。
2 工程概况
2.1 厂址条件：
云南威信电厂打铁坝厂址位于云南省昭通市威信县西面的麟凤乡金竹村，到威信县城的公路距离约34km。西距县级大雪山自然保护区约10km。厂址大部分场地位于黄水河水库下游的黄水河河谷中，黄水河自北向南流过厂址，黄水河为电厂排水受纳水体。柿子沟灰场在厂址西南1.6km，观音山煤矿区位于厂址的南面。
电厂为新建工程，建设规模为规划4×600MW，一期工程建设2×600MW机组，计划在“十一五”期间投产。
2.2 厂址水文气象条件
多年平均大气压力： 883.2 hPa
多年极端最高气温： 37.2 oC
多年极端最低气温： -9.8 oC
多年平均气温： 13.3 oC
多年平均相对湿度： 85%
最小相对湿度： 0%
多年平均风速： 0.9m/s
50年一遇离地10m高
10min平均最大风速： 23.7m/s
主导风向： NE
多年平均降水量： 1061.7mm
一日最大降水量 ： 122.2mm
年平均雷暴日数 ： 47.4天
基本风压： 0.35kN/m2
2.3 工程其它环境条件：
海拔高度： 主厂房0米海拔标高：～1128m。
地震烈度： 厂址地震基本烈度为Ⅵ度，地震动峰值加速度为0.05g
污秽等级： III级
爬电比距： 25mm/kV (按最高电压计算)
出线等级： 500,110kV

3 设计和运行条件
3.1 工程概况
1) 电气主接线：详见附图5
2) 发电机额定功率： 600MW
3) 主变压器接线组别： Ynd11
4) 主变压器容量： 3X240MVA
5) 主变压器高压侧额定电压： 500kV
6) 发电机励磁方式：自并励
7) 高压厂用变电压：高压侧22kV，低压侧6.3kV
8) 高压厂用变容量：63/35－35MVA
9) 脱硫变电压：高压侧22kV，低压侧6.3kV
10) 脱硫变电压容量： 6600kVA
11) 起/备变电压：高压侧110kV，低压侧6.3Kv
12) 起/备变容量：63/35－35MVA
13) 降压变电压：高压侧500kV，低压侧110kV
14) 降压变容量：100MVA
4. 技术参数和性能要求
4.1 应遵循的主要现行标准
所提供的装置必须符合IEC或ANSI以及中国标准，除这些标准外，还应满足装置制造国的标准。
下列标准所包含的条文，通过本标准中引用而构成本标准的条文，在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB2423-95 电工电子产品基本环境试验规程
GB/T13926 工业过程测量和控制装置的电磁兼容性
GB6162-85 静态继电器和保护装置的电气干扰试验
GB7261-87 继电器及继电保护装置基本试验方法
GB-2887-89 计算机场地技术条件
GB50171-92 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范
GB/14537-93 量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验
GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
GB50065-1994 交流电气装置的接地设计规范
GB/T14598.9-1995 辐射静电试验
GB/T14598.10-1996 快速瞬变干扰试验
GB/T14598.13-1998 1兆赫脉冲群干扰试验
GB/T14598.14-1998 静电放电试验
DL/T671-1999 微机发电机变压器组保护装置通用技术条件
DL/T667-1999 继电保护设备信息接口配套标准
DL478-92 静态继电器和保护装置的电气干扰试验
DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
4.2 基本技术条件
4.2.1 型式:微机型保护成套装置，组屏安装
4.3 控制电源
交流电源
1) 额定电压：220V ＋10％～－15％
2) 波形：正弦，波形畸变不大于5％：
3) 频率：50Hz±1％。
直流电源
1) 额定电压：110 V ＋15％～－20％
2) 波纹系数：不大于5％。
4.4 主要设备技术参数
4.4.1 额定数据
1) CT变比：
500kV侧： 4000/2000//1A
发电机侧： 25000/5A
高压厂变高压侧： 25000/5A、2500/5A
高压厂变低压侧： 4000/5A
脱硫变高压侧： 25000/5A、1000/5A
起/备变高压侧： 5300~600/5A
起/备变低压侧： 4000/5A
2) PT二次电压： 100/ V或100V
3) 频率：50 Hz
4.4.2 500KV500kV断路器参数：控制电压： 110V
合闸电流： 3.06 A
跳闸电流： 3.06A
分相操作机构
4.4.3 110kKV断路器参数：控制电压：110V
合闸电流： 2 A
跳闸电流： 2 A
三相操作机构
4.4.4 6kV断路器参数：控制电压：110V
合闸电流： A
跳闸电流： A
4.5 整套装置的主要功能
4.5.1 微机保护的额定输入
额定交流电流：1A或5A
额定交流电压：100V或：100/ V，100V（零序电压）
额定交流频率：50Hz
直流电源电压：93.5-121V,电源波纹系数不大于5%
4.5.2 微机保护的过载能力:
交流电流回路： 4倍额定电流,连续工作
10倍额定电流,工作≥10s
100倍额定电流,工作≥1s
250倍额定电流,工作≥10ms
额定频率下的测量精度≤1%In
交流电压回路： 2.6倍额定电压连续工作
额定频率下的测量精度≤1%Un
4.5.3 装置应具有独立性、完整性和成套性。被保护设备包括发电机主变压器组、高压厂变、起动/备用变压器及降压变压器等。在成套装置内应具有被保护设备所必需的保护功能。
4.5.4 各种保护装置的动作特性应不受交流输入量的频率变化影响，特别在机组起动时的低频状态下。
4.5.5 各种保护装置测量元件设定值与实际动作值的误差应小于±3%，时间元件的误差应小于±3%。
4.5.6 各种保护装置应具备宽广的整定范围，当直流电源消失时整定值不能丢失。
4.5.7 各种保护装置的CPU负荷率应小于30%。
4.5.8 保护装置应具备事件记录及故障录波等功能，当直流电源消失时，所记录的信息量不应丢失。
4.5.9 事件记录的分辨率应不大于1ms。
4.5.10 故障录波每个录波的最大持续时间不小于10周波。
4.5.11 保护管理机应提供外部时钟同步硬对时接口，各保护装置与保护管理机对时，对时误差不应大于±1ms。
4.5.12 保护装置中的各类保护，应设有方便的投退功能，并能在装置面板上显示。
4.5.13 保护装置应具备在线连续监视和自检功能，装置故障时，应发出相应的信号，且不能造成保护误动作。
4.5.14 保护装置各保护软件在任何情况下都不得相互影响。
4.5.15 保护管理机配置
每套发变组保护柜设置1台保护管理机，采用工业级计算机，应能实现以下功能：
1) 定值管理(通过口令可查询或整定保护定值)
2) 各种信息自动汉化，并能随时显示并打印系统CPU信息
3) 查询最近3个事故的事故报告
4) 查询最近100个事故的保护动作报告
5) 自动实现顺序记录，并能及时处理和存储各保护的报警信息和动作信息，在主机失电时不丢失所存储的信息。
6) 通过键盘操作召换各CPU信息，操作时要通过密码。
7) 运行数据监视(管理系统可在线以菜单的形式显示各保护的输入量及计算量)
8) 系统调试(通过口令由管理系统对各保护模块进行调试)
9) 巡回检查功能(保护模块在线自检，管理系统及时查询保护模块的自检信息，如发现自检出错立即报警)
10) 留有与招标卖方方DCS系统或ECS系统等其它微机系统的通讯接口(RS232或RS485标准接口)，留有与招标方买方保护信息管理系统通讯口（以太网，TCP/IP），数量设计联络会时确定#1发变组2个RS485通讯口（103规约）与DCS系统通讯，#2发变组2个RS485通讯口（103规约）与DCS系统通讯，起动/备用变压器2个RS485通讯口（103规约）与NCS系统通讯，降压变压器2个RS485通讯口（103规约）与NCS系统通讯，。
另外，起动/备用变压器保护不另设管理机，应能与＃1发变组保护共用保护管理机。
4.5.16 每套发变组保护装置配置1台喷墨打印机。打印机电源：AC220V，电源开关应采用进口小型空气断路器。
4.5.17 保护装置具有GPS对时功能，既能用RS串行口485口接收GPS发出的时钟，又能接收GPS定时发出的硬同步对时脉冲，B码对时。
4.5.18 投标方卖方应在非电量保护屏中提供起动/备用变压器、降压变压器110kV断路器的操作箱及2组110kV电压切换箱；对110kV断路器的分、合闸进行控制，并具有防跳跃功能，同时对发变组550kV断路器的控制电源，跳闸回路和线圈设置监视继电器，以监视电源、断路器跳闸回路和线圈状态的完整性，并提供相关报警信号。监视继电器的参数选择应与发电机出口断路器的参数配合。操作回路直流电源与保护直流电源分开，设置独立的空气断路器。
4.5.19 所有保护装置在谐波、直流分量、励磁涌流及穿越性短路电流稳态和瞬态影响下，不应误动作。
4.5.20 在雷电过电压、一次回路操作、配电装置故障及其它强干扰作用下，或在二次回路操作干扰下，在拉合直流电源、插件熔丝发生重复击穿火花时，所有保护装置（包括测量元件）均不应发生误动或拒动。
4.5.21 各保护装置的逻辑回路应由独立的逆变器供电。在直流电源恢复(包括缓慢恢复)至额定电压的80%时直流逆变电源应能自动恢复。直流电源回路应有监视。当直流电源失去时，应发出相应信号，且不能造成保护装置误动作。
4.5.22 当电压互感器因断线失电时，接于该组电压互感器的保护装置应闭锁该装置中的各套保护，并发出“电压互感器断线信号”。
4.5.23 各种保护装置的出口继电器应采用快速型输出闭锁（LOCKOUT）的继电器，保护动作后在继电器上有明显的信号指示并可由运行人员手动复归。出口继电器的输出接点数量应满足所有断路器跳闸线圈的需要，其中500kV断路器按双跳闸线圈考虑。出口继电器的输出接点容量：在110V直流电压下的长期允许通过电流不小于10A，0.2秒30A。在直流电压110V电感回路中（T<40ms）中的断开容量不小于50W。继电器的动作时间不大于10ms。出口继电器的动作电压不低于50%，不大于70%。
4.5.24 发电机变压器组保护的开入直跳回路，应采用双开入方式，并采用强电大功率中间继电器（110V直流起动，起动功率大于5W、动作速度不宜小于10ms。）
4.5.25 起动断路器失灵保护的无源接点应为非闭锁型的快速返回接点。
4.5.26 保护装置的信号接点在110V直流电压下的长期允许通过电流不小于5A。每套保护装置的报警接点，包括保护动作报警、装置故障报警、电源消失报警及变压器本体报警接点等，需以硬接点方式引出输出，且至少四付接点，其中一付起动故障录波器，一付送至DCS(不带公共端)；一付发至远动AGC测控屏，另一付送保护屏，每个信号均不带公共端。
4.5.27 招标方买方不对保护装置设置专用的接地网，其接地接于主接地网，主接地网的接地电阻不大于0.5欧。
4.5.28 组屏原则
1) 所有保护装置应组柜成套供货
2) 每台机发电机变压器组保护装置总屏数不超过5面柜，发变组保护柜A、B、C分别为1面，短引线差动保护柜A、B分别为1面，所有保护应合理分配于5面柜内（包括2套发变组短引线光纤差动保护）
3) 起动/备用变压器保护共设2面柜（包括1套起备变短引线光纤差动保护）
4) 降压变压器保护共设3面柜
5) 双重化保护应独立安装在不同的保护屏内
4.5.29 保护装置应能提供可编程的保护跳闸出口矩阵。确定的保护出口可通过软件控制和压板进行投退，并提供独立自保持信号输出。至每个断路器的跳闸线圈的跳闸回路须有供回路投退的连接片。
4.5.26每套保护装置的面板上至少应有下列LED指示灯:装置带电、各种保护动作。
4.5.27 各种保护动作的LED指示灯可以用保护装置面板上的复归按钮复归,或由输入复归命令复归。
4.5.28 投标方卖方应提供微机型保护装置调试、整定和维护等可安装的全套软件。
4.5.29 保护装置的温度特性：室内温度+5℃~+40℃；最大变化率10℃/h；相对湿度5%～95%；最大绝对湿度28g/m3。保护装置应能满足规范书协议所规定的精度，室内温度在-10℃～+50℃时，装置应能正常工作。
4.6 各种保护功能的主要技术要求
4.6.1 发电机变压器组、高压厂变、脱硫变、降压变、启备变
每套微机型保护装置按双重化配置（非电气量除外）要做到：
1) 两套微机型保护装置（包括出口跳闸回路）应完整、独立安装在各自的屏内，之间没有任何电气联系。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。
2) 双重化配置的每套保护装置均应配置完整的主保护及后备保护。
3) 双重化配置的每套装置的交流电压和交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组，其保护范围应交叉重迭，避免死区。
4.6.1.1 微机型发电机保护装置配置要求（投标方应在投标书中详细说明所提供保护装置中各保护功能的保护原理）
l 发电机差动保护(－87G)：
保护发电机定子绕组及其引出线的相间短路故障。均应具有以下主要功能及技术要求：
1) 具有防止区外故障误动的制动特性，防止发电机过激磁时误动。
2) 具有CT断线判别功能，能选择闭锁差动保护，大电流时可自动解除闭锁，CT断线时能发信号。
3) 在同一相上出现两点接地故障(一点区内、一点区外)时，保护应正确动作。
4) 差动(2倍整定电流)动作时间不大于25ms。
5) 拐点电流：0.8~1.2In
6) 比例制动系数：0.1~0.9可调。
7) 起动电流：0.1~1In可调。
8) 差动速断整定范围：3~12In可调

l 发电机不对称过负荷保护（－46G）
负序电流保护由定时限和反时限两部分特性构成。
定时限部分
1) 定时限分两段。
2) 负序电流整定范围：0.05~4In
3) 长延时应整定范围：0.1~1000s
反时限部分
1) 反时限特性可整定，以便与发电机转子表层过热特性相匹配。
2) 能防止因CT二次侧断线产生虚假负序电流而误动。
3) 过热系数：1~100
4) 散热系数：0~2

l 发电机失磁保护（－40G）
保护发电机在发生失磁或部分失磁时，防止危及发电机安全及电力系统稳定运行的保护装置。其主要功能和技术要求如下：
1) 具有检测机组静稳边界的功能或机组稳态异步边界的功能。
2) 具有检测系统电压崩溃的功能及机端电压能否维持带厂用电的功能。
3) 具有检测不同负荷下各种全失磁和部分失磁的功能。
4) 机组正常进相运行时不误动。
5) 根据不同的失磁情况发出信号、切换厂用电、解列或全停。
6) 系统振荡、故障及故障切除过程中不误动。
7) 电压回路断线不误动。
8) 整定范围：系统及机端低电压：20~50V

l 发电机逆功率保护（－K32）
保护发电机在运行时因失去蒸汽而造成电动机运行方式，从而使汽轮机尾部叶片受损的保护装置。逆功率分为两个部分：一是作为保护装置程序跳闸的起动元件；另一个是作为逆功率保护元件。其主要功能和技术要求如下：
1) 作为程序跳闸起动元件，在汽机主汽门关闭并且逆功率继电器动作的情况下，经较短延时起动跳闸；作为电动机运行方式保护元件，当发电机-变压器组在线运行时，逆功率继电器动作但未得到主汽门关闭信号时经较长的时限起动跳闸。
2) 有功测量原理应与无功大小无关。
3) 当电压互感器回路断线时应闭锁装置并发出报警信号。
4) 整定范围：1%~10%Pn
5) 返回系数不小于0.9。
6) 延时范围：I段：0.1~100s；II段：0.1~3600s

l 发电机对称过负荷保护（－49G）
过负荷保护由定时限和反时限两部分构成
定时限部分
1) 定时限分两段。
2) 过电流整定范围：1~6In
3) 长延时应整定范围：0.1~1000s
反时限部分
1) 反时限特性可整定，以便与发电机定子表层过热特性相匹配。
2) 过热系数：1~100
3) 散热系数：0~2

l 复压闭锁过电流保护（－51G）
复压闭锁过电流保护是用于发电机、主变压器及相邻设备相间短路的后备保护
1) 过电流固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms
2) 过电流整定范围：1～50A
3) 低电压固有动作时间(0.8倍整定值时)：不大于40ms
4) 低电压整定范围：1～100V
5) 负序过电压固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms
6) 负序过电压整定范围：1～60V

l 发电机定子接地保护（－64G）
保护发电机定子及其引线的单相接地。保护装置由反映基波保护范围在发电机机端95%左右的零序过电压保护和通过比较发电机中性点的三次谐波电压和发电机机端产生的三次谐波电压来保护定子绕组余下的15%,从而构成对定子绕组的100%保护。也可由其它保护方式实现100%定子接地保护。
上述保护装置应具有以下主要功能和技术要求：
零序电压原理
1) 三次谐波滤过比大于100。
2) 电压回路断线不误动。
3) 动作时间(1.2倍整定电流)不大于40ms。
4) 整定范围：1~10V
三次谐波原理
1) 可通过自动检测功能而自动整定保护动作量。
2) 灵敏度(中性点经电阻接地)不小于3～20k。
3) 动作时间(中性点金属性接地)不大于40ms。

l 低频保护（－81G）
保护汽轮机，为防止发电机在频率偏低或偏高时，使汽轮机的叶片及其拉筋发生断裂故障的保护装置。其主要功能和技术要求如下：
· 低频保护应在发电机断路器合闸后投人运行。
· 当电压互感器回路断线时应闭锁装置并发出报警信号。
· 具有按频率分段时间积累功能，并能显示时间，时间积累在装置断电时不会丢失。
· 发电机停机过程中自动闭锁低频保护。
· 频率测量范围：40Hz~65Hz
· 时间积累最大误差不大于1%。
· 频率测量最大误差不大于0.1Hz。
· 保护设置4段，1~3段延时动作于信号，4段瞬时动作于信号。
保护整定值按汽机厂提供的频率特性，见下表：
附表：发电机频率特性（最终的频率特性以汽机厂提供的频率特性为准）
频率(HZ)
允许运行时间
累计min
每次sec
51.0~51.5
>30
>30
50.5~51.0
>180
>180
48.5~50.5
连续运行
48.0~48.5
>300
>300
47.5~48.0
>60
>60
47.0~47.5
>10
>20
46.5~47.0
>2
>5
l 发电机过激磁保护(-24G)
过激磁保护保护发电机过激磁，即当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装置。保护装置定时限和反时限两种，定时限设低定值和高定值两段，低定值定时限动作于信号，反时限及高定值定时限动作于跳闸。
其主要功能和技术要求如下：
定时限部分
1) 定时限部分采用两定值。
2) 动作(1.2倍整定值时)时间不大于50ms。
3) 频率使用范围：25Hz~65Hz
4) 过励磁整定范围：
5) 长延时范围：0~1000s
反时限部分
1) 反时限特性应可整定，以便与发电机的过励磁能力匹配。
2) 频率使用范围：25Hz~65Hz
3) 反时限起动值整定范围：

l 发电机失步保护（－78G）
保护发电机在发生失步时，造成机组受力和热的损伤及厂用电压急剧下降，使厂用机械受到严重威胁，导致停机、停炉严重事故的保护装置。其主要功能和技术要求如下：
1) 保护反映机端测量阻抗的变化。
2) 具有检测并区分增速或减速失步的功能。
3) 具有记录滑极次数的功能。
4) 保护应能正确区分系统短路与振荡，正确判定失步振荡与稳定振荡。失步保护应只在失步振荡情况下动作，动作后发信。当振荡持续时间过长时动作于解列。
5) 整定范围 :

l 发电机定子匝间保护（－58G）
保护装置应具有以下主要功能及技术要求：
1) 具有数字滤波功能，三次谐波滤过比应大于100。
2) 电压互感器断线不误动。
3) 应设置负序功率方向元件或其它判据元件以区分区内区外故障。区外故障不应误动。
4) 整定范围：0.1~5V
5) 动作时间(1.2倍整定电流)不大于40ms。

l 误上电保护（－50/27G）
误上电保护用于当汽轮发电机在盘车的情况下，发电机的断路器意外合闸，突然加上电压，发电机投入运行后应能可靠退出。

l 发电机起停机保护（－59G）
保护由反映相间短路的过电流保护和反映接地的零序电压保护构成
1) 用于反应发电机低转速运行时的定子接地及相间短路故障。
2) 具有发电机无励磁状态下定子绝缘降低检测功能。
3) 测量与频率无关，即保护对频率变化不敏感。
4) 正常运行时，应联锁退出。

l 断路器闪络保护
在发变组与系统并列操作或刚跳闸后一段时间内，断路器断口间可能因承受高电压而造成断口闪络，此时保护首先动作于灭磁，如持续闪络则起动失灵保护。

l 转子接地保护
1) 转子分布电容对保护测量元件应无影响。
2) 发电机起动过程中转子过电压时保护不失去作用。
3) 整定范围：1Ω~100 kΩ

l 发电机断水保护
由热工DCS装置逻辑判断后以空接点引入保护装置，延时t1动作于信号，延时t2动作于程序跳闸。延时功能由保护装置完成。

l 断路器失灵保护起动回路
断路器失灵起动元件包括三相电流继电器及延时输出接点。除本体保护外的所有其它保护均应起动失灵

l 热工保护
由热工保护接点引入保护装置，动作于程序跳闸。

4.6.1.2 励磁系统保护由励磁系统制造商提供。
由励磁系统故障信号由励磁系统以空接点引入保护装置，动作于停机。

4.6.1.3 微机型主变压器保护装置
l 主变压器差动保护(－87M)：
1) 保护采用比率制动或其它制动原理，具有防止区外故障误动的制动特性和防止涌流期间误动的措施。
2) 具有CT断线判别功能，能选择闭锁差动保护，大电流时可自动解除闭锁，CT断线时能发信号。
3) 保护对CT变比无要求。
4) 差动(2倍整定电流)动作时间不大于30ms。
5) 瞬动元件(2倍整定电流)动作时间不大于20ms。
6) 拐点电流：0.8~1.2In
7) 比例制动系数：0.3~0.7可调。
8) 保护应有三相二次谐波制动，制动比10%~60%可调。
9) 起动电流：0.1~1In可调。
10) 差动速断整定范围：3~12In可调。

l 主变零序过流保护（－51MN）
主变压器高压绕组单相接地故障保护，作为变压器绕组、引线、相邻元件接地故障的后备，
1) 固有动作时间(2倍整定值时)不大于40ms
2) 整定范围：0～60A；
3) 定值误差不大于2.5%。

l 主变复压闭锁过电流保护（－51M）
主变复压闭锁过电流保护是用于主变压器及相邻设备相间短路的后备保护
1) 过电流固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms
2) 过电流整定范围：1～50A
3) 低电压固有动作时间(0.8倍整定值时)：不大于40ms
4) 低电压整定范围：1～100V
5) 负序过电压固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms
6) 负序过电压整定范围：1～60V

l 变压器过激磁保护(-24M)
过激磁保护变压器过激磁，即当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装置。
其主要功能和技术要求如下：
定时限部分
1) 定时限部分采用两定值。
2) 动作(1.2倍整定值时)时间不大于50ms。
3) 频率使用范围：25Hz~65Hz
4) 过励磁整定范围：
5) 长延时范围：0~1000s
反时限部分
1) 反时限特性应可整定，以便与变压器的过励磁能力匹配。
2) 频率使用范围：25Hz~65Hz
3) 反时限起动值整定范围：

l 主变起动通风
1) 固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms。
2) 整定范围：0～10A

l 主变压器本体保护（非电量保护）
保护装置应提供主变本体保护的接口，包括重瓦斯（可以切换到信号）、轻瓦斯、压力释放、绕组温度、油温、冷却器全停、油位等。其中重瓦斯及压力释放瞬时动作于跳闸，绕组温度延时动作于跳闸，冷却器全停动作于跳闸（温度闭锁回路在主变冷却器控制柜内完成），其余本体保护动作于信号。
上述信号仅为1台单相变压器所有，本工程主变由3台单相变压器组成。
本体保护动作后应闭锁500kV断路器重合闸，并不应起动断路器失灵保护。

4.6.1.4 微机型高压厂变保护装置
l 高压厂变差动保护(－87AT)
保护高压厂变绕组及其引出线的相间短路故障。
1) 保护采用3侧比率制动或其它制动原理，具有防止区外故障误动的制动特性和防止涌流期间误动的措施。
2) 具有CT断线判别功能，能选择闭锁差动保护，大电流时可自动解除闭锁，CT断线时能发信号。
3) 保护对CT变比无要求。
4) 差动(2倍整定电流)动作时间不大于30ms。
5) 瞬动元件(2倍整定电流)动作时间不大于20ms。
6) 拐点电流：0.8~1.2In
7) 比例制动系数：0.3~0.7可调。
8) 三相二次谐波制动比：10%~60%可调。
9) 起动电流：0.1~1In可调。
10) 差动速断整定范围：3~12In可调。

l 高压厂变复压闭锁过流保护（－51/27AT）
1) 过电流固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms
2) 过电流整定范围：1～50A
3) 低电压固有动作时间(0.8倍整定值时)：不大于40ms
4) 低电压整定范围：1～100V
5) 负序过电压固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms
6) 负序过电压整定范围：1～60V

l 高压厂变中性点零序过流保护(-51N)
1) 固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms
2) 整定范围：0.1～40A
3) 延时范围：0.1~100s
高压厂变中性点的接地故障电流为600A（一次侧）

l 高厂变A、B分支过流保护
1) 过电流固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms
2) 过电流整定范围：1～50A
3) 延时范围：0.1~100s

l 高厂变起动通风
1) 固有动作时间(1.2倍整定值时)：不大于40ms。
2) 整定范围：0～10A

l 高压厂变本体保护（由招标方买方提供接点）
保护装置应提供高厂变本体保护的接口，包括重瓦斯(可以切换到信号)、轻瓦斯、压力释放、绕组温度、油温、冷却器全停、油位。其中重瓦斯及压力释放瞬时动作于跳闸，绕组温度延时动作于跳闸；冷却器全停动作于跳闸（温度闭锁回路在冷却器控制柜内完成），其余本体保护动作于信号。
本体保护动作后应闭锁500kV断路器重合闸，并不应起动断路器失灵保护。
4.6.1.5 微机型脱硫变保护装置（同微机型高压厂变保护装置）

4.6.1.6 励磁变保护装置
励磁变速断过流保护
1) 固有动作时间(1.2倍整定值时)不大于40ms。
2) 整定范围：1～50A
3) 延时范围：0.1~100s
励磁变温度保护
保护装置应提供励磁变温度保护接口，经延时动作于跳闸。

4.6.1.7 500kV光纤分相电流差动线路保护
1) 500kV光纤分相电流差动保护是500kV断路器串至主变高压侧套管这段短线路的独立全线速动主保护，每套光纤保护还应能传送至少4个直跳命令(该命令还可以是由其它发变组保护以及发变组本体不启动失灵的保护发出的直跳命令)。每套光纤分相电流差动保护应分别在网络继电器室和集控楼电气继电器室组屏安装，柜上还应有故障起动及过电压保护装置以及打印机。
2) 被保护线路在各种运行条件下（线路空载、轻载、满载等）进行各种正常的倒闸操作时,保护装置不得误发跳闸命,在保护范围内 发生金属和非金属的各种故障（包括单接地、两相接地、两相不接地 短路、三相短路及复合故障、转换性故障）时,保护应能正确动作。
3) 保护范围外部发生金属性或非金属性故障时, 装置不应误动作。
4) 被保护线路非全相运行时, 应能正确的瞬时动作跳三相。
5) 手动合闸于故障线路上时,应可靠瞬时三相跳闸; 手动合闸于无故障线路上时,应可靠不动作。
6) 当电力系统发生静态稳定或动态稳定破坏引起本线全相或非全相振荡, 在振荡过程中:
A、无故障应可靠闭锁保护装置。
B、如发生区外故障或系统操作, 装置应可靠不误动。
C、如在本线路发生故障, 允许以短延时切除故障。
D、保护装置中应设置不经振荡闭锁的保护段。
7) 装置应具有三相跳闸逻辑回路。
8) 保护装置在电压互感器次级断线或短路时不应误动作, 此时, 应闭锁保护装置并发出告警信号。保护装置在电流互感器次级开路时不应误动作。
9) 保护装置返回时间（从故障切除到装置跳闸出口接点返回）应不大于30ms。
10) 在雷击过电压,一次回路操作,开关场故障及其它强干扰作用下,在二次回路操作干扰作用下,装置不应误动和拒动,装置的高频干扰试验和快速瞬变干扰试验以及冲击电压试验应符合部颁标准。
11) 在由分布电容,变压器(激磁涌流)和CT,CVT 等在暂态和稳态产生的谐波分量和直流分量影响下,装置不应拒动和误动。
12) 装置的交流耐压试验应符合部颁标准。
13) 每套保护装置之间,保护柜之间,保护柜与远传通道之间应采用继电器接点连接,不应有电的直接联系。
14) 装置中任一元件损坏时,不应误动作。装置中的主要电路应有经常监视,回路不正常时,应能发出告警信号。
15) 跳闸及合闸出口接点:
跳闸回路采用有接点继电器。各保护装置跳闸及合闸出口回路应保证断路器可靠跳闸及合闸,即使断路器主接点断开早于辅助接点,亦不应损坏跳闸及合闸出口接点。每套装置应有足够的跳闸出口接点,满足两台断路器分相跳闸及分相起动失灵保护的要