福建电力系统继电保护反事故措施版.docx
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福建电力系统继电保护反事故措施版
福建省电力系统继电保护反事故措施（2008版）
继电保护反事故措施是对生产、运行等实践中运行经验的积累和各种事故教训的总结，对于防止保护不正确动作而引起系统事故有着极其重要的作用。
福建电力系统发、供电单位，从事电力系统科研、设计、施工、制造和质检等单位等均必须贯彻、落实各项继电保护反事故措施。
《福建省电力系统继电保护反事故措施2008版》由福建电力调度中心组织编写和审定。
本反措主要起草和审定工作由福建省电力系统继电保护反事故措施修编评审组完成。
福建省电力系统继电保护反事故措施修编评审组成员如下：
组长：
副组长：
成员：
1总则
2整定计算
3保护装置类
3.1线路保护
3.2母线保护及断路器失灵保护
3.3变压器、发变组保护
3.4故障录波、故障信息系统和综自系统报文
4直流系统、二次回路及抗干扰
4.1直流系统
4.2二次回路
4.3抗干扰
5运行与检修
6防止交流串直流反措。
7高阻接地故障反措。
1总则
1.1《福建省电力系统继电保护反事故措施2008版》（以下简称《反措2008版》）是依据《防止电力生产重大事故及二十五项重点要求福建省电力系统继电保护实施细则》、《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》等规程、规定和相关技术标准，汇总近年来国家电网和福建电力系统继电保护装置安全运行方面的有关反事故措施，结合福建电网的实际情况和实施经验而制定的。
制造、设计、安装、调度、运行等各个部门应根据《反措2008版》，结合本部门的实际情况，制定具体的反事故技术措施实施计划。
并认真对本部门的各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结。
1.2《反措2008版》与相关技术标准的修编相结合，重点针对相关的设计、运行等技术标准中没有提及或没有明确而对继电保护安全运行产生影响的问题。
对于部分已在相关技术标准中明确要求的早期反事故措施，本次原则上不再重复。
因此，在贯彻落实《反措2008版》的过程中仍应严格执行相关规程、规定和标准。
1.3新建、扩建和大修技改等工程均应执行《反措2008版》，现有发电厂、变电站已投入运行的继电保护装置，凡严重威胁安全运行的必须立即改进，其它可分轻重缓急有计划地予以更新或改造。
不能满足要求的应结合设备大修加速更换，而对不满足上述要求又不能更改的，由设计、制造和运行等单位共同研究、解决。
过去颁发的反措及相关标准、规定，凡与本《反措2008版》有抵触的，应按《反措2008版》执行。
2整定计算2.1加强继保整定计算用参数的规范化管理，推行微机化整定计算程序；继电保护的配置与整定都应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响，当遇到电网结构变化复杂、整定计算不能满足系统要求而保护装置又不能充分发挥其效能的情况下，应按整定规程进行取舍，侧重防止保护拒动，备案注明并报主管领导批准。
【释义】对于在整定方案中出现的失配、灵敏度不足等情况均应备案注明并报主管领导批准。
2.2调度部门应根据电网实际情况和特点，每年编写满足电网安全、稳定要求的继电保护运行整定方案和调度运行说明，经主管领导批准后执行。
2.3在整定方案的制定上应严格遵循局部服从整体，下一级服从上一级的原则，地区电网要严格按照中调下达的限额进行定值整定。
低电压等级的故障必须严格限制在本电压等级切除，不得造成高电压等级保护越级跳闸。
2.4为防止机网协调事故，并网电厂涉网继电保护装置的技术指标和性能应满足所接入电网的要求，并满足安全性评价和技术监督的要求。
并网机组的发变组的失磁、失步、阻抗、零序电流和电压、复合电压闭锁过流、以及发电机的过电压和低电压、低频率和高频率等保护的原理和配置方案在初设阶段应报所辖调度部门审核同意，选型方案应满足接入电网的通用配置规范，有关涉网保护定值应在启动前报相应调度机构备案。
2.5并网电厂应重视和加强厂用电系统继电保护装置定值的整定计算与管理工作，防止系统故障时，因辅机保护等厂用电系统的不正确动作而使事故范围扩大。
2.6各电厂在对发电机变压器组保护进行整定计算时应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684－1999），电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部门的要求，定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。
当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。
并注意以下原则：
1）在整定计算大型机组高频、低频、过压和欠压保护时应分别根据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的特性曲线进行。
同时还需注意与汽轮机超速保护，励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系。
2）在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑发电机、主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按电压调节器过励限制首先动作，其次是发电机变压器组过励磁保护动作，然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。
（注：
失磁保护动作前，励磁调节器应先动作，否则双方失配）
3）在整定计算发电机定子接地保护时必须根据发电机在带不同负荷的运行工况下实测基波零序电压和发电机中性点侧三次谐波电压的有效值数据进行。
2.7加强变压器差动保护整定计算管理。
对于厂家资料或说明书容易产生混淆的地方尤其是“变压器各侧额定电流与CT二次额定电流以及平衡系数计算”等问题必须十分注意。
在现场实验时应结合平衡系数用实验仪模拟正常运行，以校验平衡系数是否正确。
3保护装置类3.1线路保护3.1.1纵联保护应优先采用光纤通道。
传输保护信息的通道设备应满足传输时间、安全性和可依赖性的要求。
3.1.2220kV及以上电压等级的微机型线路保护应遵循相互独立的原则按双重化配置，双重化配置除应符合5.19条款中的技术要求，同时还应满足以下要求：
（注：
最终达到双操作箱）
1）两套保护装置应完整、独立，安装在各自的柜内，每套保护装置均应配置完整的主、后备保护。
2）线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）应遵循相互独立的原则按双重化配置。
3.1.3为提高远方跳闸的安全性，防止误动作，对采用非数字通道的，执行端应设置故障判别元件。
对采用数字通道的，执行端可不设置故障判别元件。
3.1.4不允许在线路两侧同时投入保护的“弱电源回答”。
3.1.5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，应发告警信号，并闭锁可能误动作的保护。
3.1.6保护装置在电流互感器二次回路不正常或断线时，应发告警信号，母线保护应闭锁，主变保护应采用电流低值闭锁，电流高值开放允许跳闸。
对于各型电流差动保护（主变、母线、线路、电抗器等），当出现电流互感器断线信号时，不论信号是否自动复归，均要求停役保护，进行检查。
3.1.7采用三相电压自产零序电压的保护应注意当电压回路故障期间同时失去相间及接地保护的问题。
【释义】为防止出现以上问题，可以采取利用变电站扩建或改造的机会配置一套光纤线路保护方案解决。
3.1.8光纤电流差动保护不得采用光纤通道自愈环，通道采用点对点方式。
非光纤电流差动主保护和辅助保护可采用光纤通道自愈环。
光纤电流差动保护中每对通道的收、发通道应保持路由一致，以保证保护装置测得的收、发时延一致。
复用光纤通道的电流差动保护，应保证通道延时≤16毫秒。
3.1.9为防止使用光纤通道的线路保护因传输通道接错而造成保护不正确动作，要求在复用的光纤差动保护或光纤接口装置中设置地址码。
3.2母线保护及断路器失灵保护
3.2.1为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护、防止母线差动保护拒动而危及系统稳定和事故扩大，在220kV及以上母线应采用双重化保护配置。
双重化配置除应符合5.19条款中的技术要求，同时还应满足以下要求：
1）用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路以及与其他保护配合的相关回路应遵循相互独立的原则按双重化配置。
2）新建、技改的配置双母差双失灵保护变电站失灵启动可采用间隔保护单对单启动对应失灵保护方式；双母差双失灵配置的场站，正常运行时保护均投入跳闸。
3.2.2微机型母差保护、失灵保护的判别母线运行方式的开关量输入接点采用开关场地母线刀闸和开关的辅助接点，不采用经过重动的电压切换接点和跳闸位置TWJ接点，开关量电源采用直流220V或110V。
3.2.3220kV母线差动保护应采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能；220kV及以上变压器、发变组的断路器失灵保护的电流判别元件应采用相电流、零序电流和负序电流按“或逻辑”构成；线路支路应设置分相和三相跳闸启动失灵开入回路，元件支路应设置三相跳闸启动失灵开入回路。
为解决变压器低压侧故障时失灵保护电压闭锁元件灵敏度不足的问题，元件支路应设置独立于失灵启动的解除电压闭锁的开入回路，并采用主变保护跳220KV侧接点动作时解除该侧复合电压闭锁。
3.2.4220KV及以上电压等级变压器的断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相连母线的全部断路器外，还应跳开本变压器连接的其他侧电源的断路器。
模式：
220KV变压器采用220KV母差保护动作跳变压器时，一对节点接入变压器断路器的跳闸回路，另一对节点作为变压器保护的开入，变压器保护经电流判别后确认变压器断路器失灵后延时跳各侧断路器。
500KV变压器220KV侧开关失灵采取通过220KV母差保护直接跳500KV侧开关的方式。
3.2.5各型母差保护屏上的压板命名，投退规定、各类异常信号、节点报文信息确保正确无误，母差失灵保护装置的TA断线、TV断线、差动异常、闭锁异常、直流消失、自检错误、识别错误、电压闭锁开放等装置软硬件故障及重要闭锁元件开放节点信号必须与刀闸变位、母线互连、母线分裂、开入变位等正常运行节点信号严格分开，严禁将以上两种信号并在一起发中央（监控）信号。
在监控系统上重要保护设备异常信号与一般的信号明显区分，在母线倒闸操作、母线互联、旁路操作后运行人员要立即核对母差失灵保护屏上的各刀闸位置指示正确，互联继电器动作正确，并建立定时巡视核对制度；在系统正常运行状态出现刀闸位置接触不良、母差CT断线信号、母差失灵保护电压闭锁元件动作等问题的厂站，各单位要引起充分重视，立即采取措施停役相关设备进行检查。
3.2.6中阻抗母差保护（特指RADSS、REB103型母差保护），其母联开关合闸回路必须通过母差保护；对于装设中阻抗母差保护而使用母联开关备自投的110KV母线，要求母联开关备自投的合闸回路必须通过母差保护出口，并制定严格规程，确保就地不得合闸母联（母联兼旁路）开关。
由于母联开关辅助接点短接CT实现母联开关死区失灵保护，要求确保母联开关位置接入母差保护的正确可靠并在操作母联开关后加强对该位置继电器的监视；对于母联开关辅助接点位置质量不好的厂站，要求立即更换相关设备；接入RCS916失灵保护装置的刀闸接点必须采用双位置或磁保持接点。
3.2.7加强母差保护装置的定期校验管理，非微机型母差保护内长期励磁的继电器要加强检查，对于按双母线分段规划，但目前由于分段开关没有全部投产的非微机型220KV母差保护，其互联继电器长期励磁，要求加强对该继电器的监视，按规定做好定期装置校验工作，保证装置完好运行。
中阻抗型母差保护均通过电流回路切换实现母线倒闸互联，其切换继电器正常运行时频繁切换大负荷电流，要求在母差年检时加强对该切换继电器的电流切换节点、跳闸失灵互联节点的检查。
3.2.8加强设计基建管理和新投产设备的标准化验收管理，加强一次运行方式和母差保护的运行方式校验核对工作。
特别对母线兼旁路、母联兼旁路、旁路兼母联的厂站，其母联兼旁路开关的刀闸位置接入方式及刀闸位置的可靠与否直接影响母差保护的方式判断和动作正确，确保主变旁代时母差保护的可靠投退。
3.2.9微机母差保护确保有大差元件，其母差失灵单元与电压闭锁单元的A/D（VFC）、CPU等硬件必须完全独立；母差保护电源和刀闸开入电源要分开，在刀闸电源丢失后母差保护能够记忆原运行状态确保可靠跳闸。
3.2.10双母线接线方式的母线发生故障，母差保护动作后，该母线上的线路应利用线路纵联保护促使对侧跳闸（闭锁式采用母差保护动作停信；允许式采用母差保护动作发信；纵差采用母差保护动作直跳对侧）。
3.2.11中阻抗母线差动保护，各间隔电流经小变流器接入母差保护，小变流器一次侧不用的电流抽头不得采用短接，而应悬空放置，防止短接后短路电流流入造成小变流器的饱和，从而引起母差保护在区外故障的误动或区内故障的拒动。
3.3变压器、发变组保护
3.3.1220KV（500KV）主变压器保护应按双重化配置（非电气量保护可配置一套）。
原双主单后配置的220KV主变保护应改造为双主双后保护配置，且双主双后主变保护均投入跳闸运行。
500KV变压器不再配置高阻差动保护。
双重化配置除应符合5.20条款中的技术要求，同时还应满足以下要求：
1）主变压器应采用两套完整、独立并且是安装在各自柜内的主、后备保护一体化的微机型继电保护装置。
每套保护均应配置完整的主、后备保护。
2）主变压器非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开，在保护柜上的安装位置也应相对独立。
3）每套完整的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个跳闸线圈。
4）为与保护双重化配置相适应，500kV变压器各侧和220kV变压器高压侧必须选用具备双跳闸线圈机构的断路器。
断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。
3.3.2要完善防止变压器阻抗保护在电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况下误动的有效措施。
所有发电机、变压器的阻抗保护，都必须经电流起动，并应有电压回路断线闭锁。
3.3.3变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定并要求其返回系数不低于0.96。
3.3.4变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。
气体继电器由中间端子箱的引出电缆应直接接入保护柜。
非电量保护的重动继电器宜采用启动功率不小于5W、动作电压介于55--70%Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。
3.3.5每台新建变压器设备在投产时均需要提供正序和零序阻抗，各侧故障的动、热稳定时限曲线；500KV和300MVA以上容量的变压器还需要提供过励磁曲线；
3.3.6变压器零差保护均要求投信号。
3.3.7加快变压器低压故障切除时间，低压出线保护采用有条件闭锁重合闸功能
1）、220KV和110KV变压器低压侧必须有一段不大于2s的电流保护，跳变压器低压侧开关。
与下一级保护配合有困难时，可采取低压母线分裂运行或牺牲下级保护选择性等办法。
对新建变电站，设计部门应考虑采取适当的技术措施，确保变压器低压侧保护动作时间不大于2s。
2）、对于主变低压10（35）KV侧的CT在开关内侧的主变保护，复合电压过流保护要求有跳主变三侧开关的时间段，其动作时间不大于2s。
本段保护与主变110KV和220KV侧复合电压过流保护、主变低压10（35）KV侧的出线保护可能失配。
以上条款同样适用于电厂的主变压器在系统单供厂用电运行方式下的保主设备措施。
3）、变压器低压侧出线近端发生故障时短路电流很大，对于变压器线圈的动热稳定威胁很大，为避免变压器低压出线近端发生故障而线路开关跳开后重合在永久故障上对变压器绕组产生多次冲击，在新建的220KV和110KV变压器要求其低压出线线路保护具有在设定电流下闭锁重合闸功能。
对于已运行的220KV和110KV变电站根据轻重缓急通过更换保护程序实现本功能。
3.3.8主变保护TV和CT断线整定原则及要求
220kV主变中低压侧TV断线时，TV断线侧的复压过流不采用其他侧复压闭锁，改用纯过流保护；110kV及以下主变复压过流保护在本侧TV断线时不得退出本侧所有保护，应保证TV断线时纯过流保护投入。
3.3.9220KV站的主变保护双主双后配置主变中低压侧开关和出线开关均为单跳闸线圈，中低压侧主变开关控制回路和出线开关控制回路直流电源宜取至不同的蓄电池组。
双主单后配置的220KV主变，主后分开配置的变压器高压侧后备保护电源与中低压侧保护直流电源应取至不同的蓄电池组。
主后一体变压器保护直流电源与本变中低压侧开关控制电源应取至同一蓄电池组。
且与中低压出线线路保护电源和开关控制电源宜接在不同的蓄电池组。
变电站的中低压为单套保护配置的线路及元件、单跳闸线圈配置的断路器，保护装置和控制回路电源应取自同一蓄电池组。
3.3.10鉴于110KV系统线路保护为单套配置，为避免110KV线路故障线路保护或开关拒动造成220KV系统越级跳闸，要求220KV主变110KV侧零序保护最末段与220KV对侧线路保护最末段零序电流保护配合。
3.3.11对于一段折线式的变压器比率制动式差动保护（如LFP971/972系列变压器保护；MFBZ-01、MBZ500、PST1200系列变压器保护、WFB-100型发变组保护等）保护的最小动作电流Iopmin取0.5In/ns。
对RCS978型变压器保护无该要求。
对于变压器比率制动的拐点建议取较小值。
3.3.12、新建110kV主变配置主保护、各侧后备保护及非电量保护，各套保护要求装置硬件独立（或采用一套主后一体保护装置外加一套高压或低压后备复压过流保护装置）。
主变保护电源配置：
主变保护电源配置遵照“N+2”原则：
N为主变后备保护配置套数，主保护、各侧后备保护及非电量保护电源独立，配置独立直流空开。
110KV终端变或经系统保护计算对侧相间距离保护后备段可伸入主变低压母线,并有1.2倍灵敏度、跳闸时间小于2.3秒的变电站，后备复压过流保护可仅配置在高压侧，其复合电压要求将主变各侧复压接点并联。
高压侧复压过流和零序过流保护宜接于主变套管CT。
各保护出口继电器独立，两套保护不得采用同一装置出口方式。
3.3.13对于已运行的110KV变压器，若配置一套主后一体的主变保护装置或仅配置一套独立主变高压侧后备保护，无单独低压后备保护装置，若系统对侧距离保护后备段已伸入主变低压侧并有1.2倍灵敏度、时间满足小于2.3秒，可继续维持原保护配置模式运行。
若对侧系统距离后备段保护无法满足上述要求，要求主变高压侧增配一套复压过流保护，CT可与原高压侧后备保护或差动保护共用，直流电源与高压侧后备保护使用不同的直流空开。
3.3.14变压器低压母线无母线差动保护，若变压器高压侧过电流保护对低压母线的灵敏系数不满足规程规定时，则在变压器的低压侧断路器上应配置两套完全独立的过电流保护，作为该母线的主保护和后备保护，要求这两套过流保护接于电流互感器的不同绕组，经不同直流熔断器供电并以不同时限动作于变压器两侧断路器。
3.3.15、110KV主变高压侧复压过流保护和零序过流保护最末段要求取消方向；主变零序电流保护应不经零序电压闭锁。
单主变运行的变电站主变高压侧复压过流保护宜取消电压闭锁采用纯过流保护。
3.3.16变压器110千伏侧中性点放电间隙零序电流保护的一次电流整定值一般整定为40-100安，保护动作后可带0.3-0.5秒延时跳变压器各侧断路器，为防止中性点放电间隙在瞬时暂态过电压误击穿，导致保护误动作，根据实际情况，动作时间可适当延长，按与线路保护保全线有灵敏段动作时间配合整定。
3.3.17、110KV终端变，要求系统对侧相间距离保护后备段伸入主变低压母线,并有1.2倍灵敏度，跳闸时间要求小于2.3秒。
对于普通110KV变压器，在保护整定计算时应尽可能实现系统对侧相间距离保护后备段对主变低压母线故障的远后备功能。
3.3.18为防止冷却器油泵启动时（引起油压突然变化）导致重瓦斯保护误动作。
应进行单台及多台油泵启停实验，检查重瓦斯保护动作情况，若出现误动，应采取针对性措施。
3.3.19100兆瓦及以上容量的发电机变压器组微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）保护。
大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用保护双重化配置。
3.3.20为防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器的不正确动作行为，失步阻抗测量元件应采用线电压、相电流接线方式计算阻抗，并利用三取二失步保护才出口的逻辑或利用主变高压侧接地故障时的零序电流量来闭锁失步保护。
大型机组均应采用三元件的失步保护原理。
发电机失步保护在发电机变压器组以外发生故障时不应误动作，只有测量到失步振荡中心位于发电机变压器组内部并对其安全构成威胁时，才作用于跳闸，并尽量避免断路器两侧电势角在180度时开断。
省网内失步保护穿越跳闸（滑极）次数的整定依据如下原则：
（1）振荡中心在发变组区内时，滑极次数一般整定为2次。
（2）振荡中心位于发变组区外时，失步保护动作于信号时，滑极次数可整定为2～15次；动作于跳闸时，滑极次数整定值不小于6次。
3.3.21发电机失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，同时还应配置振荡闭锁元件，防止系统振荡时发电机失磁保护不正确动作。
水轮机组定子判据采用静稳判据，汽轮机组定子判据采用异步判据，省网采用如下两段式失磁保护方案：
失磁保护I段：
低电压判据＋定子阻抗判据+短时延；其中低电压判据一般选择发电机机端电压，保护经短延时动作于跳闸。
失磁保护II段：
定子阻抗判据＋转子低电压判据+长时延
若转子电压不能引入保护，可采用将无功反向判据取代转子低电压判据的保护方案。
3.3.22防止发电机非全相运行。
发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。
1）、发变组、变压器的高压侧断路器和母联、分段断路器应首选三相机械联动操作的断路器。
2）、在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由开关本体非全相保护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，即若主断路器单相拒动（仅考虑单相拒动），则应通过主变零序电流保护和发电机负序电流保护启动失灵保护，同时将失灵保护的电压闭锁解除。
主断路器单相拒动判据可使用负序电流或零序电流。
在进行保护整定和校验时，应注意发电机变压器组的负序电流保护和断路器失灵判别电流的整定配合关系。
3.3.23在发电机定子绕阻中性点有引出六个端子的情况下，优先装设发电机横差保护作为发电机定子匝间短路、定子分支开焊和相间故障的主保护，该保护中的三次谐波滤过比应大于30。
并采用发电机短路实验时的实测发电机中性线电流进行外推法整定，以提高保护灵敏度。
采用纵向零序电压的发电机匝间保护要具备以下措施：
采用全绝缘的机端电压互感器（中性线不接地）并且机端到发电机中性点端采用屏蔽电缆；利用三次谐波高滤过比的滤过器以提高动作灵敏度；为防止区外故障误动而采用的负序方向闭锁应采用常开接点（方向指向发电机）；保护可带短延时，用于躲开高压侧系统接地故障。
3.3.24当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如下表规定。
发电机定子接地保护的动作整定值按下表的要求确定。
当定子接地保护报警时，应立即停机。
200MW及以上容量的发电机的接地保护装置宜作用于跳闸。
发电机额定电压
（KV）
发电机额定容量
（兆瓦）
接地电流允许值
（安）
10.5
100
3
13.8-15.75
125-200
2（对于氢冷发电机为2.5安）
18-20
300-600
1
1）、发电机定子接地保护的整定值应根据机
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