20kv中压环网开关设备技术规范办法（优选3篇）

20kv中压环网开关设备技术规范办法

目次

前言 ii

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 使用环境条件 1

4 技术参数及要求 2

5 试验标准及要求 5

前言

本标准是根据江苏省电力公司推广应用20kv电压等级中压配电网的需要而编制。由于现行国标、行标和企业标准等一般未涉及20kv电压等级设备的内容，为保证20kv电压等级的电气设备满足要求，特此编制《20kv配电设备技术规范》。本标准是同时编制的16个20kv配电设备技术规范之一，这16个技术规范分别是:

20kv电力电缆技术规范

20kv架空绝缘电缆技术规范

20kv中压环网开关设备技术规范

20kv油浸配电变压器技术规范

20/10kv油浸配电变压器技术规范

20kv干式变压器技术规范

20kv电压互感器技术规范

20kv电流互感器技术规范

20kv复合外套交流无间隙金属氧化物避雷器技术规范

20kv户外柱上六氟化硫负荷开关技术规范

20kv户外柱上真空断路器技术规范

20kv户外柱上隔离开关技术规范

20kv柱上隔离负荷开关技术规范

20kv户外跌落式熔断器技术规范

20kv柱式绝缘子技术规范

20kv电力电缆附件技术规范

本标准的编写格式和规则符合gb/t 1.1《标准化工作导则 第1部分:标准的结构和编写规则》及dl/t 600-____《电力行业标准编写基本规定》的要求。

本标准由江苏省电力公司生产技术部提出并解释。

本标准由江苏省电力公司生产技术部归口。

本标准起草单位:江苏省电力公司生产技术部、苏州供电公司、江苏省电力试验研究院有限公司。

本标准主要起草人:陈辉、高山、陈少波。

1 范围

本技术规范规定了20kv中压环网开关设备的使用条件、主要技术参数、功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

本技术规范适用于江苏省电力公司20kv系统所需的环网开关设备。

本技术规范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，设备生产厂家应提供符合本技术规范、国家标准、电力行业标准以及国际标准的优质产品。

本技术规范所使用的标准如遇与设备生产厂家所执行的标准不一致时，按较高标准执行。

20kv系统中性点接地方式分为二类，ⅰ类:中性点经低电阻接地系统;ⅱ类:中性点经消弧线圈接地或不接地系统。

2 规范性引用文件

本标准引用了下列标准的有关条文，当这些标准修订后，使用本标准者应引用下列标准最新版本的有关条文。

gb 311.1高压输变电设备的绝缘配合

gb 1984 高压交流断路器

gb 1408.1 固体绝缘材料工频电气强度的试验方法

gb 3804 3.6kv~40.5kv高压交流负荷开关

gb 3906 3.6kv~40.5kv交流金属封闭开关设备和控制设备

gb 4208 外壳防护等级

gb 16926交流高压负荷开关-熔断器组合电器

gb/t 11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

dl/t 402交流高压断路器订货技术条件

dl/t 555气体绝缘金属封闭开关设备现场耐压及绝缘试验导则

dl/t 593高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求

dl/t 615交流高压断路器参数选用导则

dl/t 728气体绝缘金属封闭开关设备订货技术导则

江苏省电力公司苏电生[____]320号《电力设备交接和预防性试验规程》

3 使用环境条件

3.1 海拔高度1000 m

3.2 最高环境温度 40 ℃

3.3 最低环境温度-25 ℃

3.4 日照强度0.1w/cm² (风速:0.5m/s)

3.5 最大日温差25k

3.6 户内相对湿度日平均值≤95%，月平均值≤90%

3.7 耐地震能力

地面水平加速度0.2g;垂直加速度0.1g同时作用。采用共振、正弦、拍波试验方法;激振5次，每次5波，每次间隔2s。安全系数不小于1.67。

3.8 系统额定频率50hz

3.9 安装位置户外

4 技术参数及要求

4.1主要电气参数

4.1.1 型式: 20kvsf6环网开关设备

4.1.2 额定电压:24kv

4.1.3 额定频率:50hz

4.1.4 额定电流:630a(仅限断路器单元)

或≤200a(仅限负荷开关-熔断器组合柜)

4.1.5 额定短路开断电流(有效值):20ka(仅限断路器单元)

4.1.6额定关合电流(峰值):50ka

4.1.7 额定热稳定电流(4s，有效值): 20ka

4.1.8 额定动稳定电流(峰值):50ka

4.1.9 绝缘水平:

a) 工频耐压(1分钟，有效值)对地 50(65)kv

断口间 64(79)kv

b)雷电冲击耐压(1.2/50μs，峰值) 对地 95(125)kv

断口间 110(145)kv

c) 外绝缘爬电比距≥20 mm/ kv

d)空气净距相对地≥ 180mm(不满足时采用复合绝缘)

相间≥ 180mm(不满足时采用复合绝缘)

注:括号外数据为中性点经低电阻接地系统、括号内数据为中性点经消弧线圈接地或不接地系统。

4.1.10 额定有功负载开断电流:630a

4.1.11 额定电缆充电开断电流:25a

4.1.12 投切空载变压器电感电流:0~15a

4.1.13 组合电器转移电流: 1400a

4.1.14 熔断器额定开断电流:20ka

4.1.15 额定负荷电流开断次数: ≥200次(仅限负荷开关单元)

4.1.16 额定短路电流开断次数:≥20次(仅限断路器单元)

4.1.17 机械稳定性次数: 断路器 :>;;5000次

负荷开关和接地刀闸:>;;2000次

4.1.18 分、合闸不同期 :<5ms

4.1.19 主回路电阻: <140μω

4.2 控制要求

4.2.1 合闸和分闸机构及辅助回路的额定电源电压注1:

a)直流电压:110v/220v

b)交流电压(额定频率:50hz):三相、三线或四线制系统为220/380v，单线、二线制系统为220v

注1:保护与测量用互感器次级电压不受本标准约束。

4.3密封sf6压力系统要求

4.3.1 开关的每个sf6封闭气室应有标志，其中包括制造厂厂名及商标、产品型号、制造日期、出厂编号。

4.3.2 负荷开关灭弧介质应为sf6，负荷开关连接件等均应全充气装于sf6气体中。

4.3.3 每个独立的sf6气室应装设能显示内部气压的装置，该装置应能够明确显示设备安全运行的气压范围。

4.3.4 sf6年漏气率:≤1%

4.3.5 密封压力系统的预期工作寿命不低于20年。

4.4壳体要求

4.4.1 开关外壳的防护等级不得低于gb4208规定的ip4*。

4.4.2 供起吊用的吊环位置，应使悬吊中的开关设备保持水平，吊链与任何部件之间不得有摩擦接触，避免在吊装过程中划伤箱体表面喷涂层。

4.4.3 壳体接地点的接触面积应满足要求，接地螺钉的直径不得小于12mm，接地点应标有“接地”字样或其他接地符号。

4.4.4 沿所有充气式环网柜的整个长度延伸方向，应设有专用的接地汇流母线，如果是铜质的，其电流密度在规定的接地故障时，不应超过200a/mm2，但最小截面不得小于30mm2，该接地导体应设有与接地网相连的固定连接端子，并且有明显的接地标志。如果接地导体不是铜质的，也应满足铭牌规定的峰值耐受电流和短时耐受电流的要求。

4.4.5 主回路中凡能与其他部分隔离的每一个部件应能按需要接地。

4.4.6 对于内部故障，各功能单元应做燃弧试验并满足下列要求:

a)环网柜应能防止因本身缺陷、异常或误操作导致的内电弧伤及工作人员，并能限制电弧的燃烧时间和延烧范围，保证不将故障扩展到相邻柜体。

b)应采取防止人为造成内部故障的措施，还应考虑到由于内部组件的故障引起隔室内过压及压力释放装置喷出气体的影响，柜体的设计应确保压力释放喷出的气体不危及工作人员的安全。

c)如果怀疑所采取的措施不能有效防止内电弧，制造厂应提供补充说明和进行必要的试验，以验证防护措施符合已商定的要求。

4.5机构及连锁装置要求

4.5.1 操作机构的电源可采用直流电源、变压器、蓄电池或电容器。在变压器的高压侧可设置相应的保护熔断器。

4.5.2 机构应能够进行电动、手动储能合闸、分闸操作。

4.5.3 操动机构用操作工具运动方向应有明显标志。

4.5.4 机构应装置在防潮、防尘、防锈的密封壳体中，使用长效润滑材料，达到维护周期内免维护。如采用非密封机构，则机件应妥善解决防锈和润滑问题。

4.5.5 联锁装置应具有防止误分、误合断路器;防止带负荷分、合隔离开关;防止带电合接地开关;防止带接地线(接地开关)合断路器(隔离开关);以及防止误入带电间隔等。

4.5.6 负荷开关-熔断器组合电器的充气式环网柜中，熔断器撞击器与负荷开关脱扣器之间的联动装置应在三相和单相两种条件下，在给定的撞击器型号(中型或重型)的最大和最小能量下及相应撞击器的动作方式(弹簧式或爆炸式的)下，应使负荷开关良好地操作。

4.5.7 负荷开关-熔断器组合电器的充气式环网柜，其熔断器的安装位置设计应使其在因故障熔断、在负荷开关分断后便于更换熔断件。

4.5.8负荷开关 熔断器组合电器回路，负荷开关可加装分励脱扣装置(用于变压器过温跳闸)。

4.5.9 装有位置指示装置时，指示装置应能正确地指出负荷开关的分闸或合闸位置。在就地操作时，应该能容易地校核位置指示器的状态。

4.6配套装置及辅助设备要求

4.6.1 控制装置应具有防锈、防尘、防霉和抗老化性能，在使用期内保证性能的稳定、可靠。

4.6.2 开关设备及其控制装置配装后应能有效地抗电磁干扰。

4.6.3 连接件应能承受短路器施加的应力，尤其是那些由于操作时的机械力而产生的应力。

4.6.4 互感器的准确度级及额定负载，应能满足继电保护及仪表测量装置的要求。电压互感器和电流互感器应分别采用gb1207和gb1208标准。

4.6.5 采用的控制设备的专用元件，诸如压力指示器、加热器和闭锁的触点，应能在辅助和控制回路电源电压的规定范围内及/或在灭弧和操作介质的使用范围内操作。

4.6.6 操动机构的控制、联动及信号电路各元件的绝缘应符合有关标准和技术条件的规定。如未加注明，应能承受2kv，1min的工频耐压。

4.6.7 可按回路配置故障指示器，故障指示器须具有远方传输接点和远方复位控制接点，在未接到复位指令时故障指示器闪光指示须大于24小时。

4.6.8 开关及操作机构的安装尺寸应统一，相同部件、易损件和备品、备件应具互换性。

4.6.9 环网柜全部连接线、套管、端子牌、隔板、活门、绝缘件等所有附件应为耐火阻燃。

4.6.10 半充气式环网柜前部应设有观察窗，观察窗应采用机械强度与外壳相近的耐火透明材料制成，并应与高压导电体保持有足够绝缘强度的净空距离。

4.6.11 铭牌能保证使用过程中清晰可见，铭牌内容符合gb相关标准要求。

5 试验标准及要求

根据最新版的iec标准和国家标准(gb)进行试验。试验中，要遵循并执行下列附加要求和iec的补充说明。

5.1型式试验

5.1.1 绝缘试验:按gb标准，在sf6气体允许的最低密度下进行。

a)雷电冲击耐压试验

b) 工频耐压试验

5.1.2 温升试验

温升试验须按gb/t 11022标准进行。

5.1.3 主回路电阻测量

5.1.4主回路和接地回路的动、热稳定试验

5.1.5开关的开断和关合能力试验

5.1.6机械操作试验

5.1.7断路器型式试验(与柜体一起做)

5.1.8 防护等级检查

5.1.9 sf6气室压力试验

5.1.10 sf6气室密封试验

5.1.11 内部燃弧试验。

5.1.12 地震试验

5.2 出厂试验

5.2.1 断路器应根据gb3804、gb16926规定项目进行试验，提供工厂出厂标准。

5.2.2 每一台开关都应在制造厂内进行出厂试验，试验项目:

a)结构检查

b)机械操作和机械特性

c)主回路的工频耐压试验

d)控制回路和辅助回路的耐压试验

e)主回路电阻测量

5.3 现场试验

按照江苏省电力公司“电力设备交接和预防性试验规程”相关项目和标准执行。

20kv中压环网开关设备技术规范办法：220kv线路保护技术规范

目次

前言 i

1 范围 1

2 基本要求 1

3 纵联保护 2

4 纵联差动保护的通道 2

5 距离、零序保护 3

6 选相与跳闸 3

7 重合闸 3

8 检测与记录 4

9 与监控系统、信息子站的配合 4

10 保护配置 5

11 组屏 6

前言

为统一全网对220kv线路保护的技术要求和使用原则，适应河北南网工程建设和保护改造的要求， 确保线路保护的安全可靠运行，结合河北南网运行管理实际，制定本标准。

本标准规定了河北南网220kv线路保护在功能设置和配置使用方面的原则。

本标准主要内容包括:

――线路保护的基本要求:包括电流、电压回路及装置基本功能等的要求。

――线路保护的功能要求:包括纵联、距离、零序保护及重合闸等的技术要求。

――线路保护的辅助要求:包括通信接口、信号记录、与监控系统及信息子站的配合等技术要求。

――线路保护的配置要求:包括不同线路保护配置、纵联通道组织等的要求。

――线路保护的组屏要求:包括保护屏、通信接口屏的组屏原则。

本标准由河北电力调度中心提出。

本标准由河北电力调度中心解释。

本标准主要起草单位:河北电力调度中心继电保护处。

本标准主要起草人:常风然、周纪录、张洪、曹树江、赵春雷、萧彦、孙利强、齐少娟。

感谢在本标准起草过程中提出宝贵意见的各位同行!

在执行本标准中如有问题或意见，请及时告知河北电力调度中心。

河北南网220kv线路保护技术规范

1 范围

本标准规定了河北南网220kv线路所配置的微机型保护装置(以下简称“装置”)在功能设置、性能指标、配置使用、组屏设计等方面的原则要求。

装置制造、设计、使用中除满足国家、行业规定的各种相关技术条件、规程、反措等的要求外，还需符合以下技术要求。

2 基本要求

2.1 线路在空载、轻载、满载等各种条件下，在保护范围内发生金属性和非金属性的各种简单故障(包括单相接地短路、两相接地短路、两相不接地短路、三相短路等)时，保护应快速正确选相动作。发生各种复合故障、发展性故障时，装置应能可靠动作。

【释义】本条是对保护可依赖性的基本要求，对双端和单端电源线路，均应做到。

2.2 保护范围外部正方向或反方向发生金属性或非金属性故障时，装置不应误动。外部故障切除、外部故障转换、故障功率突然倒向、系统操作等情况下，装置不应误动作。

【释义】本条是对保护安全性的基本要求，保证在外部系统干扰或正常操作时保护不会误动。

2.3 本线非全相运行时，若健全相又发生区内任一种类型故障，纵联保护应能正确地瞬时动作跳三相;发生本线区外故障，纵联保护不应误动，延时段保护不应误加速。

【释义】本条要求的难点可能在发生区外故障时保护不应误加速上，部分保护逻辑上存在的元件加速问题，需要妥善解决，应利用纵联保护来实现健全相的保护。

2.4 手动合闸或自动重合闸于故障线路上时，应可靠瞬时三相跳闸，不重合;手动合闸或自动重合闸于无故障线路上时，应可靠不动作。合闸于故障的保护开放时间不宜长于500毫秒。同时保护中还要考虑到重合后再故障，再故障的时间不确定。

【释义】合闸于故障保护的开放时间，有些装置可能较长，有的甚至开放至整组复归时刻。考虑保护的安全性，该时间应尽量缩短。但装置要考虑缩短后，保护功能上要考虑到重合后再故障时，纵联保护应能正确动作。

2.5 纵联距离和距离保护应具备完善的振荡闭锁功能，要能正确区分故障和振荡，并能在振荡中区内故障时可靠开放保护。当本线全相或非全相振荡时:

无故障应可靠闭锁保护装置;

发生区外故障或系统操作，装置应可靠不误动;

全相振荡时，本线发生对称故障，允许经短延时开放保护;

全相或非全相振荡，本线发生不对称故障，应快速开放保护。

【释义】简单地描述对振荡闭锁功能的要求，就是要求能准确地开放保护。

2.6 线路过负荷时，保护不应误动;过负荷状态线路再故障，保护仍应正确动作。

2.7 采用装置内部软件自产零序电压，不外接零序电压。

【释义】为简化保护接线，简化向量检查，零序电压采用自产。现部分装置仍采用外接零序电流，故未对零序电流做必须的规定。

2.8 装置应尽可能利用交流量判断保护的状态，尽量减少输入开关量的数量。

【释义】为简化接线，提出尽量减少开入量，但不应当因此而损害保护的可靠性。

2.9 双断路器接线的两组ta的二次线圈宜分别接入保护装置。

【释义】为躲双断路器接线的区外故障的不平衡电流，采用双ta接入保护装置，类似于变压器差动的接线。

2.10 装置电流采样精确工作范围至少应在(0.1~30)in间，in为装置额定电流。

2.11 保护装置应能可靠分相起动失灵保护，故障切除后，起动失灵保护的接点应瞬时返回，返回时间不大于30毫秒。

【释义】要求装置提供分相起动失灵保护的接点，未对三相起动失灵做要求。对纵差保护而言，故障切除应当以本侧断路器的故障电流为判断标准，而不应以差流为准。

2.12 装置在运行状态下进行正常操作(如打印、查询、信息外传、复归信号等)，不应影响保护的正常运行，也不能因此丢失保护的数据报告。特定操作影响保护运行的，必须特别标明。

【释义】运行发现某些装置在打印、信息外传等操作时，保护装置出现异常，特做此规定。某些装置规定复归信号的操作顺序，也是不当的。

3 纵联保护

3.1 纵联方向、纵联距离保护应能靠软件自动判定弱馈状态或允许任何方式下保护单端置弱馈，并正确选相动作。

【释义】纵联保护允许任何方式下保护单端置弱馈，即使在两侧强电源运行的情况下，保护应正确动作。

3.2 纵联方向、纵联距离保护装置应能完全控制专用收发信机的发停信，并采用单接点方式配合。

3.3 纵联保护在母差保护动作(仅指双母线)或失灵保护动作时，要采取使线路对侧相应纵联保护快速可靠跳闸的措施，线路对侧相应纵联保护应快速跳闸。3/2接线的失灵保护动作于加速线路对侧纵联保护跳闸的回路，应采用失灵保护出口接点并联的方式。

a. 对闭锁(允许)式纵联方向、纵联距离(零序)保护，装置要具备“其它保护停(发)信”回路，并应使用短延时(5~10毫秒)确认，外部回路应正确接入;

b. 对纵联差动保护，装置要具备远跳接入回路，并应使用短延时(5~10毫秒)确认。远跳命令跳闸时应经起动元件闭锁，装置宜提供控制字选择是否选相跳闸。对远跳命令发送端为双母线的，远跳跳闸时宜经选相，不闭锁重合闸;对远跳命令发送端为3/2接线的，远跳跳闸时永跳。

【释义】传统的加速回路，提出了对发停信控制回路延时确认的要求，用以防止干扰造成的误动。对远跳命令发送端为双母线的，远跳跳闸时宜经选相，不闭锁重合闸，意在提高事故处理效率。

3.4 纵联差动保护应充分考虑两侧ta变比不一致、暂态特性不一致的影响。

【释义】纵联差动保护要适应两侧ta变比不一致的情况，在运行中有因为两侧ta暂态特性不一致造成区外故障误动的事例，需要在保护原理、逻辑上予以考虑。

4 纵联差动保护的通道

4.1 保护装置与光纤通信网的数字通信接口应符合itu-t g.703标准。

【释义】光纤通信电路传输线路保护装置和保护通信接口装置的模拟量数据、状态量数据和命令信号时，保护设备与通信终端设备应采用64kbit/s同向接口或2048kbit/s数字接口。64kbit/s同向接口板和2048kbit/s数字接口板属于光纤通信网的终端设备。

64kbit/s同向接口的技术条件应符合中华人民共和国现行国家标准《数字网系列比特率电接口特性》(gb/t 7611-____)。2048kbit/s数字接口的技术条件应符合中华人民共和国现行国家标准《同步数字体系(sdh)复用设备技术要求》(gb/t 16712-1996)。

4.2 保护装置通信接收时钟从接收码流中提取，时钟工作不正常时，应输出告警信息。

【释义】保护装置通信接收时钟从接收码流中提取，时钟来自发送侧保护装置或通信设备。保护装置应针对通信网络不同的同步方式，给出如何设置相应通信发送时钟的具体说明。

4.3 保护装置及光电转换接口装置的光收发连接器端口宜下倾出线，不宜垂直出线。保护屏、光电转换接口屏内宜设置专用的尾纤、跳线走线槽，连接器、适配器接口应牢固。尾纤、跳线应走向规范，无明显受力，曲率半径不小于10厘米。

【释义】光收发连接器下倾出线，设置走线槽，都是为防止尾纤、跳线在运行中受力折断。

4.4 保护装置应对通道断线、通道环回、通道交叉等异常情况予以判别。通道故障时，保护应可瞬时退出，并能延时报警。保护启动后，装置应能记录通道异常及恢复时刻。

【释义】保护装置应采取措施正确识别对侧装置，及时发现通道环回或交叉，防止通道错接线。

4.5 保护装置应能实时输出通道时延、通道误码等通道状态参数，并在时延有较大变化、误码突增等异常状态时给出告警信息。对运行中出现的频繁失步、滑码等，也应及时给出提示信息。

【释义】保护可方便地对这些数据进行实时测试，体现保护实际运行状态。

5 距离、零序保护

5.1 配置三段相间距离、三段接地距离、四段零序方向过流保护。

5.2 距离保护、零序方向元件要充分考虑cvt暂态过程的影响。

【释义】cvt暂态过程对快速动作的距离、零序保护有影响，在目前的系统运行要求下，不必为追求速动性而牺牲选择性。

5.3 距离、零序保护的各段之间应相互独立，不应有逻辑闭锁关系。

【释义】为方便使用，要求各段之间相互独立。

5.4 tv断线时，除增加的tv断线零序和过流段外，现有各段零序方向过流保护可选择为退出或变为零序过流保护(零序方向元件退出)。

【释义】tv断线时阻抗元件退出，距离保护被闭锁，零序方向过流保护可选择变为零序过流保护，也可选择该保护被闭锁，装置出厂可固定，不需要提供选择用的控制字。

6 选相与跳闸

6.1 保护应具备独立的选相功能，选相元件应保证在各种条件下正确选择故障相，非故障相选相元件不应误动。

【释义】装置应努力提高选相元件的准确性、可靠性，要避免故障发展、故障转换、故障切除等情况下选相元件的误动，同时还要注意负荷电流对选相元件的影响。

6.2 对同杆并架线路的跨线故障，保护应能选相跳闸。

【释义】对纵联差动保护，本要求易实现;对纵联距离、纵联方向保护，需要提供分相通道，保护装置也需要支持;对后备距离、零序保护，需要保护选相、跳闸逻辑做判断。

6.3 装置应具有单相和三相跳闸逻辑回路，并通过外部压板(或把手)控制是否选相跳闸。

【释义】装置的跳闸方式需要与重合方式自动适应，但在某些接线和运行方式下，需要保护直接三跳时，保护应能适应。注意，保护可能未配置重合功能。

7 重合闸

7.1 重合方式应控制跳闸方式。

【释义】重合方式确定后，跳闸方式应与之自动适应。

7.2 三重方式且要求相间故障不重合时，在保护范围内发生发展性故障，保护应三跳不重合。

【释义】区内发展性故障，指断路器尚未跳开时发展的故障。断路器三相跳开后再发展的故障，不做要求。

7.3 无论何原因、何保护造成的断路器重合于本线故障，本保护应能瞬时跳闸，且不再重合。

【释义】对一次重合及合闸加速跳闸的要求。

8 检测与记录

8.1 保护装置应对输入的电压、电流量进行全面检测，包括三相对称性、三相平衡度、相序、各相相角等，并能查询、打印。

8.2 保护装置在电压互感器次级断线或短路时，不应误动作，并发出告警信号。装置应设置tv断线辅助保护功能。

【释义】tv回路异常检测应能适应一相、二相或三相的断线或短路。保护装置应能可靠处理此类异常，应有可投入的断线辅助保护，一般可采用相过流、零序过流等。

8.3 保护装置在电流互感器次级断线或短路时，不应误动作，并发出告警信号。

【释义】ta回路异常检测应能适应一相、二相的断线和短路。纵联差动保护还应能检测三相断线和短路。保护装置应能可靠处理此类异常。

8.4 保护装置在采样数据异常时，不应误动作，并在异常数据达到一定数量时给出告警信号。

【释义】采样数据异常时，保护应能检测并记录，在一定时段内频繁出现断续的异常数据时，也应当告警。

8.5 装置应对输入的开关量信号进行智能检测，变位(如投退保护功能)时，要有相应报文和事件记录，必要时给出告警信号。

8.6 所有装置异常、装置故障告警信号应能起动中央信号，并可通过信息接口外送报文。

【释义】目前有些异常信号仅给出报文，不利于现场人员及时发现、处理。

8.7 装置应记录保护起动前(至少20毫秒)及起动后交流采样数据、开关量(输入和输出)状态及事件、定值、内部元件动作过程等，并可通过后台软件下载所有相关数据进行离线分析、重演。装置至少应能保存10次动作和10次仅起动未出口的全部数据。

【释义】对装置内部动作行为的录波要求。要求至少10次动作录波，是为防止频繁起动对数据的清空，另要求10次起动数据一般可满足对故障分析的要求。

8.8 采用故障起动后发送信号的纵联保护应具备手动和定时自动检测通道功能，并在通道异常时给出告警信息。

8.9 纵联差动保护装置应记录通道延时、通信异常时间、误帧数、丢帧数等通道信息，供日常巡视检测。

9 与监控系统、信息子站的配合

9.1 装置除打印、调试接口外，至少还应设立两个通信接口，用于监控系统和保护信息管理系统的组网，用户可选择使用rs-485或以太网络接口。

【释义】两个通信接口应是可独立配置的，也即可选择一个rs-485口加一个以太网络接口。

9.2 装置应支持“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能、远方复归功能以及远方查看定值、交流采样、开入量状态、动作报告、保护状态功能。

“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能应能在保护装置上分别设置为是否可用。

监控系统可使用“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能、远方复归功能、远方通道测试功能及远方查询定值、交流采样数据、开入量状态、动作报告、保护状态等功能。

保护信息子站仅允许远方查询，如查看定值、采样数据、开入量状态、动作报告、保护状态等。

【释义】按照变电站自动化系统和保护信息子站的要求，远方功能必须配置。但“软”压板功能、远方切换定值区功能、远方修改定值功能属于能改变保护运行状态的操作信息，必须强调其可靠性，此外远方复归功能、远方通道测试功能也都属于下行的操作信息，应由监控系统实现。其它属于上行信息，两系统可均接入。

9.3 装置无论是否与监控系统、信息子站进行连接或信息交换，均不得影响保护的安全性和可依赖性。用户必须对监控系统、信息子站提出相关要求。

【释义】信息接口是否连接，是否进行信息传输，包括对信息进行处理的过程中，均不能牺牲保护的可靠性。

9.4 高频通道测试功能应通过保护装置进行。无人值班变电站，应具备就地和远方测试手段，远方测试由监控系统输出接点实现，不要求由串口实现。收发信机的所有告警信息应接入监控系统。

9.5 保护应能设置为“检修状态”。“检修状态”时，装置不通过信息接口向监控系统发送相关信息，但装置本地功能，包括出口、显示、打印等不受影响。

10 保护配置

10.1 双电源线路应配置双重化的主后一体的微机型线路保护。

10.2 同杆并架线路，应配置双重化的纵差保护。

10.3 对单电源辐射线路，按下述原则配置:

10.3.1 单电源单回辐射线，如暂无成环可能，系统稳定无特别要求，不考虑采用单相重合闸时，可暂不上纵联保护，但应在电源侧配置两套完整、独立的阶段式保护，并预留完善为双套纵联保护的安装位置;非电源侧可不配置线路保护。

10.3.2 发电厂出线的单电源单回辐射线路以及其它非2.3.1所述情况的单电源单回辐射线，按双电源线路配置保护。

10.3.3 单电源双回辐射线、单电源环网线路，按双电源线路配置保护。

【释义】对于单电源单回辐射线路，肯定较长时期内辐射运行的(实际并不多)，可考虑仅在电源侧配置阶段式保护，在整定上对快速性予以考虑。由于电厂出线一般不允许三重(大机组的要求)，考虑供电可靠性，需要投单重，两端保护必须能选相跳闸，综合考虑按双电源线路配置保护。

10.4 旁路开关可仅配置一套主后一体的微机型线路保护，其主保护一般采用切换通道的工作方式，并尽可能与大多数线路的保护型号保持一致。

【释义】原有旁路保护多配置一套主后一体的微机型线路保护，实际在转带时存在保护不健全的问题，考虑到新工程一般不再上旁路母线，对旁路保护的配置放松要求。

10.5 双重化的主保护一般应采用不同的工作原理，但可均采用纵差保护。两套保护宜采用不同厂家的产品。对具备光纤通信通道的线路，主保护应优先采用光纤分相纵差保护。

【释义】无法配置双重化的纵差保护时，两套纵联保护的原理应不同，但不强求配置纵联距离保护。如果通道情况允许，优先使用纵差保护，这主要是考虑纵差保护涉及环节少，受外界因素干扰少，可靠性较高。

10.6 纵联保护通道的组织

10.6.1 双重化配置的两套主保护应采用相互独立的高可靠性通道，至少其一应采用光纤通道，优先采用专用光芯传输保护信号。

10.6.2 对只有一个光纤通道的线路，另一套主保护应优先采用电力线专用载波通道传输保护信号。当没有载波通道时，另一套主保护可采用微波通道传输保护信号。载波、微波通道设备及电源应与光纤通道相互独立。

10.6.3 当采用复用数字通道传输保护信号时，采用2mbit/s数字接口，1 0通道方式。

10.6.4 远方跳闸保护的信号传输通道，应采用两个相互独立的高可靠性通道，可与双重化配置的纵联保护共用。

【释义】保护的独立性要求通道的独立性，传输两套保护信号的通信设备及电源应相互独立，同时要注意通信电源负载的分配。无论专用光芯或数字复用，同一路径的光缆只能视为一条通道。

11 组屏

11.1 线路保护按两面或三面屏方式合理布置，两套主保护及相应的电压切换箱各上一面屏。采用三面屏方式布置，将操作箱与测控装置组成控制屏;采用两面屏方式布置，测控装置另外独立组屏。直流电源的设计和取用要符合保护双重化配置及反措的要求。

11.2 保护与通信设备不在同一小室时，复用数字通道的通信接口装置应单独组屏，与通信传输设备邻近安装，同一线路的两套通信接口装置不宜安装在同一接口屏上。保护与通信设备布置在同一小室，且电缆长度小于50m、电磁干扰水平较弱时，通信接口装置可安装在对应的保护屏上。

20kv中压环网开关设备技术规范办法：220kv变电站继电保护二次回路技术规范

目次

前言 i

1 总则 1

2 引用标准 1

3 继电保护直流电源回路 1

4 继电保护用电压互感器二次回路 3

5 继电保护用电流互感器二次回路 4

6 继电保护至断路器的控制回路 5

7 继电保护回路 6

8 纵联保护通道 8

9 二次回路电缆 9

10 故障录波器 9

11 继电保护及故障信息系统通道 9

12 非电量保护回路 9

前言

继电保护是电力系统的重要组成部分，是电力系统安全稳定运行的第一道防线。为进一步规范继电保护二次回路的设计、施工和运行管理等工作，促进河北南网继电保护的标准化建设，特制定本标准。

本标准制定中总结了河北南网多年来继电保护设计、运行和管理工作的经验;结合近年来综合自动化变电站二次回路的技术特点，针对继电保护新产品和新技术的应用，广泛采用了继电保护二次回路新技术方案;认真听取了运行、设计及制造单位的意见;重视与相关现行行业标准的协调一致，强调了有关继电保护反事故措施，同时兼顾继电保护技术发展的先进性和工程实践的可行性。

本标准主要包括以下内容:

继电保护和控制直流电源回路;电压互感器、电流互感器二次回路;继电保护至断路器的控制回路;继电保护分类二次回路;线路纵联保护通道;二次回路电缆;故障录波器、保护及故障信息系统通道;非电气量保护回路。本标准规定了河北南网220kv变电站继电保护二次回路的有关技术要求，但并非其全部，未涵概部分仍需满足国家、行业规定的各种相关技术条件、规程和反措的要求。

本标准由河北电力调度中心提出。

本标准由河北电力调度中心解释。

本标准主要起草单位:河北电力调度中心继电保护处。

本标准主要起草人:曹树江、周纪录、张洪、常风然、赵春雷、孙利强、萧彦、齐少娟。

感谢在本标准起草过程中提出宝贵意见的各位同行!

在执行本标准中如有问题或意见，请及时告知河北电力调度中心。

河北南网220kv变电站继电保护二次回路技术规范

1 总则

本标准规定了河北南网220kv变电站继电保护二次回路的有关技术原则。

继电保护二次回路除满足国家、行业规定的各种相关技术条件、规程、反措的要求外，还需满足以下技术要求。

2 引用标准

dl/t5136-____ 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

dl/t5044-____ 电力工程直流系统设计技术规程

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(试行)继电保护专业重点实施要求

3 继电保护直流电源回路

3.1 直流小母线及直流分电屏

3.1.1 直流小母线按一次设备的电压等级分别设置。主变压器各侧保护和控制电源原则上按高压侧归类。

3.1.2 直流小母线采用直流分电屏的方式。

【释义】设立直流分电屏，主要是简化直流网络接线和节约电缆。

3.1.3 直流分电屏的设置地点随相应的继电保护屏，尽量靠近其负荷中心:二次设备集中布置时直流分电屏设在继电保护室;二次设备分散布置时直流分电屏设在相应的继电保护小间。

3.1.4 220kv系统按小室分别设两面直流分电屏。分电屏ⅰ内设1组控制小母线(kmⅰ)、1组保护小母线(bmⅰ);分电屏ⅱ内设1组控制小母线(kmⅱ)、1组保护小母线(bmⅱ)。

【释义】直流小母线进行双重化设置，与两组直流电源、220kv系统继电保护的双重化及断路器两组跳闸回路一一对应，有利于提高继电保护和断路器控制功能的冗余度。

3.1.5 110kv系统设1面直流分电屏，屏内设1组控制小母线(km)、1组保护小母线(bm)。

3.1.6 10kv/35kv系统的继电保护屏集中安装在控制室或保护小间的情况下，在控制室或保护小间设1面直流分电屏。新建工程屏内设1组控制小母线(km)、1组保护小母线(bm)。

3.1.7 10kv/35kv系统配电室不设置直流分电屏。

3.1.8 10kv/35kv系统直流分电屏直流小母线和开关柜内直流小母线按控制、保护小母线分开设置。

3.2 直流馈线屏至分电屏或直流小母线的馈线

3.2.1 直流馈线屏至分电屏或直流小母线(包括中央信号系统电源)的馈线，两路成环设置、开环运行。

3.2.2 每段直流小母线分别由两段直流母线经馈线接入。

3.2.3 馈线电缆在直流馈线屏侧经开关或熔断器接至直流母线;在直流分电屏或直流小母线侧，该馈线电缆不伸出控制室时直接接入、伸出控制室时经隔离设备接入直流小母线。

【释义】考虑到供电电缆延伸出控制室时电气距离较长，在直流分电屏侧采用分段刀闸或开关，供电缆维护、试验、故障隔离时使用。

3.2.4 正常方式下，每一组直流小母线所对应的两组直流馈线开关或熔断器一组闭合、另一组断开。

【释义】正常情况下，两组直流电源分列运行，辐射型供电。

3.2.5 220kv系统分电屏的控制小母线ⅰ(kmⅰ)、保护小母线ⅰ(bmⅰ)正常方式下由ⅰ段直流母线由供电;控制小母线ⅱ(kmⅱ)、保护小母线ⅱ(bmⅱ)正常方式下由ⅱ段直流母线供电。

3.2.6 110kv及以下系统的控制、保护小母线正常方式下由同一段直流母线供电，即同时取自ⅰ段或者ⅱ段直流母线。

3.2.7 直流分电屏控制、保护分路馈线分布。

3.2.8 保护、控制用直流电源按一次设备的电压等级分类对应的直流小母线。

3.2.9 主变压器各侧保护和控制电源按高压侧归类。

【释义】以变压器为单元，将变压器各侧保护、控制电源回路视为一个整体，便于运行和维护;同时，归类至高压侧时主变压器间隔的中、低侧保护和控制电源分电屏独立于其它中、低压间隔，有利于提高主变后备保护对中、低压侧其余间隔故障的远后备保护作用。

3.2.10 供保护设备用的直流电源接于保护小母线，供控制用的直流电源接于控制小母线。

220kv系统双重化的保护，保护ⅰ接于保护小母线ⅰ(bmⅰ)，保护ⅱ接于保护小母线ⅱ(bmⅱ)。独立组屏的断路器保护直流电源接入两组保护小母线之一。非电量保护、失灵保护、3/2接线断路器保护和短引线保护用直流电源，按均匀分布的原则，接入两组保护小母线之一。

3.2.11 两组跳闸线圈的断路器控制回路，控制电源ⅰ接于控制小母线ⅰ(kmⅰ)，控制电源ⅱ接于控制小母线ⅱ(kmⅱ)。

3.2.12 220kv系统双重化的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，其保护直流和控制直流必须取自同一组直流电源。

3.2.13 对于220kv断路器只有一组跳闸线圈的情况，失灵保护工作电源应与相应的断路器控制电源取自不同的直流电源系统。

3.2.14 故障录波器、保护和故障信息系统设备采集柜的直流电源按电压等级(主变录波器按高压系统归类)分类接于相应的直流分电屏保护小母线。

3.2.15 测控装置电源按电压等级分类(主变各侧测控装置按高压侧归类)接于相应的直流分电屏控制小母线。

3.2.16 保护和测控一体化装置电源按保护设备的接入原则进行。

3.2.17 独立设置的电压切换装置电源与对应的保护装置电源相一致。

3.3 直流动力负荷的供电

3.3.1 事故照明、380v控制电源、主变风冷控制直流电源由合闸直流馈线屏或馈线屏单路馈出。

3.3.2 断路器电磁操动的合闸机构用合闸小母线由合闸直流馈线屏或馈线屏双路馈出。

3.4 综自站主控室直流系统

公用测控、网络柜、远动柜、保护故障信息管理柜、调度数据网和ups的直流电源从直流馈线屏直接馈出。

【释义】上述设备与直流电源屏同处在主控制室内，设备数量较少、与直流电源屏电气距离很近，其直流电源回路直接从直流馈线屏接引是合适的。

3.5 直流小开关(熔断器)

3.5.1 保护、控制、信号回路应分别配置专用的小开关或熔断器，不应混用。

3.5.2 由不同熔断器或不同专用端子对供电的保护，直流回路间不允许有任何电的联系，如需要，应经过空接点输出。

4 继电保护用电压互感器二次回路

4.1 电压互感器的设置

4.1.1 单、双母线式主接线在每段母线(包括分支母线)上装设共用的三相电压互感器;为了检查同期和检无压，每回出线装设单相电压互感器。条件允许时，单、双母线主接线电压互感器按回路(间隔)分散配置。

4.1.2 桥式主接线在桥断路器两侧配三相母线电压互感器。

4.1.3 3/2断路器在每个线路、变压器间隔配三相电压互感器;为了检查同期和检电压，在母线上配单相电压互感器;变压器间隔上母线的情况下，母线上配备三相电压互感器。

4.1.4 并联补偿电容器组的电压互感器(包括放电线圈兼电压互感器)的设置应满足电容器组内、外部故障继电保护原理的需求。

【释义】失压保护和过电压保护使用母线电压互感器;开口三角电压保护和电压差动保护使用电容器组电压互感器。

4.2 电压互感器二次绕组

4.2.1 110kv~220kv电压等级电压互感器应有三组保护专用的二次绕组。其中两组星型接线的二次绕组分别供两套主保护用，开口三角形接线的二次绕组接零序电压回路。

【释义】按照“《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求”，双重化的主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组。

4.2.2 来自开关场电压互感器的二次的四根引入线和开口三角绕组的两根引入线应使用各自独立的电缆。

4.2.3 电压互感器的二次主绕组中性线和开口三角绕组如果已在某一保护小间连在一起、共用小母线，再由此转接至其它保护小间时，仍需按4.2.2的原则独立转接，并且不得在其它小间将二次主绕组中性线和开口三角绕组连结在一起。

4.2.4 在电压互感器二次回路中，除接成开口三角形的二次绕组和另有规定者(例如自动调节励磁装置)外，应装设熔断器或自动开关。

4.2.5 选择电压互感器二次输出容量与实际负荷相比不能相差太大，宜满足其实际二次负荷在其二次额定输出容量的25%~100%之间。

4.2.6 继电保护、录波器、安全自动装置及检同期装置等所有二次设备的各电压等级的交流电压二次主绕组中性线应分开设置，开口三角绕组中性线、二次主绕组中性线、线路抽取电压中性线也应分开。

4.3 接地点

4.3.1 电压互感器二次回路应有、且只能有一点接地，接地地点(一般设在各级电压等级转接屏或电压互感器设备柜)应挂牌明确标识。

4.3.2 公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地。为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。经控制室零相小母线(n600)联通的几组电压互感器二次回路，应在控制室经n600一点接地。

【释义】有观点认为:在开关场经氧化锌避雷器接地，主要是针对较远处接地时不能对二次绕组实现可靠的雷击过电压保护。考虑到氧化锌避雷器因故击穿时造成电压互感器二次回路多点接地的严重后果，现场又缺乏必要的监控手段，一般不再采取经氧化锌避雷器接地的方式。

4.3.3 独立的、与其它电压互感器二次回路没有电的联系的二次回路中性线，应在开关场实现一点接地，包括重合闸和检同期装置用电压互感器二次回路。

4.4 电压互感器小母线

4.4.1 各电压等级电压互感器小母线的中性线分开设置;同一电压等级电压互感器小母线的中性线可以共用。

4.4.2 交流电压小母线采用转接屏的方式，转接屏上不设小开关或熔断器。

4.5 二次回路保护

4.5.1 电压互感器二次回路保护设备安装在电压互感器端子箱(端子箱尽可能地靠近电压互感器布置)内，一般采用快速小开关。开口三角绕组不设保护设备。

4.5.2 电压互感器端子箱内和保护屏内二次回路小开关或熔断器分相设置，保护屏内的小开关设置在切换回路之前。

4.6 切换回路

4.6.1 双重化配置的两套保护应配置相互独立的电压切换装置。

4.6.2 双母线接线电压切换装置，由隔离开关的辅助接点控制。

4.6.3 电压互感器中性线回路不经过切换。

【释义】主要是防止在切换接点接触不良时电压互感器二次失去接地点。另外，如果中性线断线后a、b、c相仍然平衡，继电保护的电压回路断线检测判据难以查出，系统一旦发生短路故障，保护将不能正确动作。

4.6.4 切换后的回路应经保护屏试验端子进入保护装置。

5 继电保护用电流互感器二次回路

5.1 电流互感器的设置

5.1.1 保护用电流互感器的配置，应使变电站内各主保护的保护区之间互相覆盖或衔接，消除保护死区。

5.1.2 在采用罐式断路器的情况下，电流互感器布置在断路器的断口两侧。

5.1.3 采用普通敞开式断路器时，电流互感器的一次绕组引出线的绝缘端应朝着对应断路器布置。

【释义】电流互感器一次装小瓷套的l1端朝着断路器布置，主要是考虑发生电流互感器大瓷套对地闪络放电时，减少断路器和电流互感器之间死区故障的概率。

5.1.4 双母线主接线以及3/2断路器接线的母线侧断路器，电流互感器布置在断路器的外侧(非母线侧)。

【释义】发生断路器和电流互感器之间死区故障、断路器内部故障时，由母差保护动作快速切除故障，避免了因依赖断路器失灵保护而延长故障切除时间。

5.1.5 失灵保护电流判别元件应接在电流互感器铁芯不带气隙的二次绕组;3/2断路器接线的失灵保护的电流回路还应单独接电流互感器二次绕组，以避免“电流和回路”产生的汲出电流影响。

5.1.6 主变低压侧电流互感器应布置应使低压侧断路器纳入主变差动保护范围之内。

【释义】考虑到实际运行中10kv~35kv断路器可靠性不高，断路器在切除短路故障中发生爆炸的事件时有发生，按照冀电调[2000]15号《关于印发河北南网供电变压器保护改进方案的通知》，重申“将主变压器低压侧开关纳入主变差动保护范围之内”。

5.1.7 并联补偿电容器组的电流互感器的设置应满足电容器组反应内、外部故障的继电保护原理的需求。

5.2 电流互感器二次接地点

5.2.1 电流互感器二次回路应有、且只能有一点接地，接地地点应明确标识。

5.2.2 公用电流互感器二次绕组的二次回路只允许、且必须在相关保护屏内一点接地。接地点设在直接连接的保护屏端子排外侧端子。

【释义】公用电流互感器二次绕组的情况包括:差动保护、各种双断路器主接线的保护直接进行物理并接的电流和回路。

5.2.3 独立的、与其它电流互感器二次回路没有电的联系的二次回路应在开关场一点接地。

【释义】上述两条款是“《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》继电保护专业重点实施要求”的规定。电流互感器二次绕组在开关场接地更适宜，当一次绕组击穿时，接地线最短，限制高电压传入二次回路最有效。

5.3 电流互感器二次绕组

5.3.1 220kv电流互感器继电保护专用二次绕组不少于6组。

【释义】双母线接线双重化的母线保护占2组二次线圈，双重化的线路或变压器保护占2组二次线圈，故障录波占1组二次线圈，备用1组(需要时供断路器保护等使用)。

3/2接线双重化的母线保护占2组二次线圈，双重化的线路或变压器保护占2组二次线圈，断路器保护占1组，故障录波占1组二次线圈。

5.3.2 母线、发电机、变压器和线路电流差动保护各侧用电流互感器的暂态特性应一致。

5.4 变比和额定电流

5.4.1 一个变电站内同一电压等级的电流互感器二次额定电流应一致，变比尽量一致。

5.4.2 220kv变电站的电流互感器的额定二次电流一般选用1a。

6 继电保护至断路器的控制回路

6.1 双重化配置的两套保护的跳闸回路与断路器的两组跳闸线圈分别一一对应。单套配置的保护和220kv母差保护同时作用于断路器的两组跳闸线圈。

6.2 线路间隔断路器的操动机构“压力低闭锁重合闸”回路

6.2.1 线路间隔的断路器，应提供操动机构“压力低闭锁重合闸”的接点。

6.2.2 断路器操动机构“压力低闭锁重合闸”的接点应经操作箱转换后接至对应断路器重合闸装置的“机构压力低”端子。

【释义】为了保证重合闸装置对断路器操动机构压力低判别的可靠性，并在断路器偷跳时twj动作启动重合闸与“压力低闭锁重合”接点能够取得时序上的配合，实现可靠重合，机构箱的“压力低闭锁重合闸”接点经操作箱内转换的继电器应具有延时返回特性(采用常闭接点时)，即在断路器偷跳时，应保证twj启动重合闸先于机构箱动作。当重合闸装置本身具备对上述对“机构压力低”延时确认的功能时，对操作箱转换继电器的延时可以不作要求。

6.2.3 双母线接线断路器随线路保护而双重化配置的重合闸，“压力低闭锁重合闸”回路应分别接入。

6.2.4 操作箱内压力接点转换继电器应具有延时特性，或者重合闸装置本身应具备对“机构压力低”延时确认的功能，以保证断路器偷跳时能够可靠重合。

6.2.5 操作箱内的断路器操动机构“压力低闭锁重合接点”的转换继电器应以常闭型接点的方式接入重合闸装置的对应回路。采用常开型接点时，应采取避免误重合的措施。

【释义】操作箱内的继电器，在控制电源消失时其常闭接点闭合。采用非励磁状态下的常闭型接点接入重合闸装置的“压力低”回路，可以保证在断路器检修、其控制电源断开等情况下对应的重合闸装置可靠不充电，从而得以避免出现停送断路器控制电源时，重合闸装置误合断路器的问题。有的保护采用了“断路器控制回路断线闭锁重合闸”的方式来解决上述问题。

6.2.6 对于分相操作断路器，分相操动机构压力低闭锁重合闸采用“或门”逻辑，即任一相操动机构压力低均闭锁重合闸。

6.2.7 对于已运行的线路间隔断路器，采用液压、气动操动机构的，其“压力低闭锁重合闸”接点应闭锁相应的重合闸装置。无此接点的可以采用“压力低闭锁合闸”接点代替;弹簧操动机构的可采用“弹簧未储能”接点代替。

6.3 线路间隔分相操作断路器的重合闸装置，如不能可靠区分断路器单、三相跳闸，为防止“单重”方式下断路器三相跳闸后误重合，应将“单重”方式把手接点与三相跳闸位置接点串联后接至闭锁重合闸的回路。

6.4 sf6断路器的sf6气体压力低应接入闭锁合、分闸的回路，但不接入闭锁重合闸的回路。

【释义】为保护断路器sf6断路器的sf6气体压力低应接入闭锁合、分闸的回路。

若设置了sf6气体压力低闭锁重合闸，则在线路发生健全断路器相别的故障时，线路保护由于重合闸被闭锁而三相跳闸，单相故障增加误启动失灵保护2/3的概率。

考虑到sf6气体压力低该种缺陷的不可自愈性，基于简化二次回路的原则，并计及分相闭锁合、分闸回路时sf6气体压力低闭锁重合闸带来的上述负面影响，sf6气体压力低不接入闭锁重合闸的回路。

6.5 断路器操动机构压力低闭锁的合、分闸回路，以及sf6断路器的sf6气体压力低闭锁合、分闸回路的功能，优先采用断路器机构箱内就地闭锁的方式来实现;新建工程中应该采用断路器机构箱内的闭锁方式。

6.6 断路器防跳功能宜采用断路器机构箱内的实现方式。

7 继电保护回路

7.1 失灵保护回路

7.1.1 220kv母线保护、线路、变压器、发变组的电气量保护、母联和分段断路器的充电和过流保护应启动断路器的失灵保护。

7.1.2 主变或发变组动作于母联或分段断路器的后备段保护不启动母联或分段断路器的失灵保护。

7.1.3 非电量保护不允许启动失灵保护

7.1.4 断路器三相不一致保护不启动失灵保护，单断路器接线及单断路器运行的发变组保护中的非全相保护应该投跳闸并启动失灵保护。

【释义】线路、变压器等静止元件非全相不会对设备安全产生影响，即使发生非全相的断路器失灵，负荷较大时可由线路对侧零序保护或主变零序保护动作，跳开线路对侧或变压器其它侧断路器，即可消除异常情况。断路器三相不一致保护若启动失灵保护，则直接造成停电范围的扩大。

单断路器接线发变组保护非全相运行，负序电流将造成发电机定子过热和振动，危害发电机的安全运行，因此其三相不一致保护应启动失灵保护。

7.1.5 3/2接线母线侧断路器失灵出口跳所在母线其它断路器，可以采用经母线保护出口的方式。

7.1.6 通过开关量输入回路实现失灵经母差直跳功能时，经过强电中间继电器转换，应设置双开入、与逻辑。

【释义】提高失灵经母差直跳功能的安全性。

7.1.7 启动失灵回路不出保护小室时，启动失灵的接点应直接引自保护装置，并且与跳断路器的出口接点相对应。

【释义】启动失灵保护的接点直接引自保护装置，有利于避免非电量保护、非全相保护通过操作箱的继电器而间接误启动失灵保护，也不受断路器控制电源的影响。

7.1.8 失灵启动回路(含发变组保护解除失灵电压闭锁)的二次电缆跨保护小室连接时(分小室布置变电站的保护小室之间，发电厂升压站网控室和机组主控室之间)，该回路应在失灵保护侧应经强电中间继电器转接。该继电器的动作电压在额定直流电源电压的55%~70%之间，动作功率不低于5w。

【释义】当启动失灵回路的跨小室连接、电气距离较远时，由于电缆的分布电容的影响，为了防止在直流接地情况下误启动失灵保护，在失灵保护侧需要采用强电中间继电器转接。

3/2接线按串设置小室的变电站和3/2接线电厂升压站，可以采用三跳/永跳继电器接点启动同小室布置的失灵保护，来代替上述转接。其中主变、发变组和启备变操作箱的非电气量保护出口继电器必须与上述三跳/永跳继电器分开。

7.1.9 双重化的保护启动失灵保护的回路应分别设置;在失灵保护双重化的情况下，保护装置出口至失灵保护的启动回路一一对应。

7.1.10 单断路器主接线的变压器和发变组保护启动失灵保护时，应提供解除失灵电压闭锁的逻辑回路。

【释义】设置电压闭锁，发变组保护动作后解除闭锁，兼顾了正常运行情况下的安全性和变压器、发变组内部故障等情况下的电压闭锁元件灵敏度不足的问题。

7.1.11 发-变-线组接线的电厂侧断路器失灵保护不设电压闭锁。

【释义】其失灵保护误动作带来的不良影响较小，不设电压闭锁则简化二次回路和失灵保护逻辑了。

7.1.12 主变断路器失灵出口除动作于失灵断路器的邻近的断路器外，还应动作于跳主变各侧断路器。

7.1.13 对于主变压器经断路器上3/2接线母线的厂站，应为主变压器的断路器单独配置一套失灵保护装置。

7.2 母差保护回路

7.2.1 双母线接线母线保护屏的刀闸信息宜直接取自刀闸的辅助接点。

【释义】一方面保证了两套保护回路的独立性，另一方面避免了取自各间隔电压切换继电器接点时受该间隔保护检修等的影响。

7.2.2 每套母差保护应接入独立的电流互感器二次线圈。

7.3 主变压器保护回路

7.3.1 双断路器接线的两组电流互感器二次回路应分别接入保护装置。

【释义】消除双断路器主接线下穿越电流对保护的影响。

7.3.2 旁路断路器转代主变压器断路器时，应至少有一套主变压器差动保护的电流回路切换至旁路电流互感器，主变保护跳闸回路和启动失灵回路对应切换至旁路间隔。

7.4 旁路保护、母联、分段断路器、短引线和三相不一致保护

7.4.1 旁路纵联保护采用切换通道的方式。

7.4.2 母联、分段断路器保护，3/2接线断路器保护应独立组屏。3/2断路器主接线短引线保护宜与相应的母线侧断路器保护共同组屏。

7.4.3 断路器保护应包括充电保护、过流保护，需要时具备失灵电流判别功能。3/2接线断路器保护还应包括失灵保护和重合闸。

7.4.4 断路器三相不一致保护应采用断路器本体三相位置不一致保护，经延时动作于跳闸。三相不一致保护应装设投退压板。

7.5 线路纵联保护回路

7.5.1 3/2接线的断路器失灵保护通过失灵保护出口继电器、双母线接线母差及失灵保护出口一般通过tjr继电器动作于线路纵联保护“停闭锁信号”、“发允许信号”和“远跳”。

7.5.2 发变线组接线的，发变组保护动作时不作用于“停闭锁信号”、“发允许信号”和“远跳”。

7.5.3 线路纵联保护“其它保护停信”、“位置停信”、“通道试验”回路接至保护装置，由保护装置来实现。

7.5.4 为了“收远跳”命令录波的方便，启动“远跳”的同时还应启动线路纵联保护“远传”。

7.6 3/2主接线同一串的断路器保护屏、间隔保护屏位布置应与一次设备布置顺序相一致。

7.7 继电保护跳闸出口、合闸出口、启动失灵回路应串接压板，压板接至空接点之后，设在对应接点所在的保护屏上。

【释义】必要时在本屏明确、有效地断开保护出口回路，是对保护出口回路的一项基本要求。

7.8 来自本保护室外的开关量信息接入保护装置时，应采用直流220v/110v接入或转接。

【释义】有利于减少二次回路的电磁干扰窜入继电保护装置内部弱电回路。

7.9 双重化线路保护中的重合闸不接相互启动和相互闭锁回路。

【释义】有的线路保护本身具备了“断路器重合后有流不再发重合令”的功能，有的保护重合到故障后驱动永跳继电器;分析表明，两套重合闸计时上的误差等效于合闸脉冲的展宽;单重方式下重合到故障时保护三跳。都可以有效防止两套重合闸先后重合到故障上。

8 纵联保护通道

8.1 电力线载波通道

8.1.1 电力线载波通道的高频同轴电缆选用标称特征阻抗为75ω。

8.1.2 电力线载波通道同轴电缆在继电保护屏处直接接至收发信机。

8.1.3 电力线载波通道同轴电缆不允许有中间接头。

8.1.4 载波通道高频电缆两端接地。

8.1.5 结合滤波器未在高频电缆芯线回路中设置电容器的，应在该回路中串接电容器(0.05μf左右，交流耐压2000v，1分钟)。

8.1.6 在主电缆沟内贴近高频电缆，敷设100mm2铜导线;该铜导线在控制室与电缆夹层处与地网可相连，在距耦合电容器接地点3~5m处与地网接连通。

8.1.7 高频电缆屏蔽层在控制室内用4 mm2的多股铜线直接接于保护屏接地铜排，在结合滤波器的二次端子上用大于10 mm2的绝缘导线连通引下，焊接在分支铜导线，实现接地。

8.1.8 线路阻波器的额定连续电流应满足线路的最大潮流，动稳定电流按可能的最大短路电流进行校验。

8.1.9 结合滤波器选用单频型式。

8.2 继电保护复用通道

8.2.1 当采用复用数字通道传输保护信号时，采用2mbit/s数字接口。

【释义】较之64kbit/s数字接口省去了pcm设备，同时有助于改善保护动作速度和安全性指标。

8.2.2 同一条线路的两套纵联保护应配置两套独立的通信设备，并分别由两套独立的通信电源供电。

8.2.3 安装在通信机房的继电保护通道接口设备直流电源取自通信直流电源，并与所接入通信设备的直流电源相一致，采用-48v电源，该电源的正端应连接至通信机房的接地铜排。

【释义】通信设备48v电源正极接地属于工作接地，接口设备电源在接口屏处再接地有利于提高信号传输的可靠性。

8.2.4 线路纵联电流差动保护应采用同一路由、收发时延一致的通道。通道采用“1 0”工作方式。

【释义】通道收、发时延不一致将直接影响纵联差动保护采样的同步性，可能导致保护的不正确动作。

8.2.5 继电保护与通信终端设备采用数字接口，距离大于50m，或通过强电磁干扰区时应采用光缆连接。

8.2.6 2mbit/s数字接口装置与通信设备采用75ω同轴电缆不平衡方式连接。

8.2.7 数字接口设备至通信设备的双绞线或同轴电缆的屏蔽层应该两端接地。

8.2.8 通信机房内接口设备的“报警”接点应接至控制室中央信号系统或微机监控系统。

9 二次回路电缆

9.1 电压互感器或电流互感器的每组二次绕组各由一根独立的电缆由开关场端子箱引至保护室，其相线和中性线应置于同一电缆内。

9.2 双重化保护的交流电流回路、交流电压回路、直流电源回路，双套跳闸绕组的控制回路等，两套系统不应合用一根多芯电缆。

9.3 交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路不得合用电缆。

10 故障录波器

10.1 故障录波器的电流输入回路应接入电流互感器的保护级线圈，宜与保护设备所占二次线圈独立;与继电保护共用一个二次线圈绕组时，应接在继电保护的后面。

10.2 故障录波器经继电保护信息子站和直接接入数据网络两种传输方式。

11 继电保护及故障信息系统通道

11.1 继电保护及故障信息系统子站经调度数据专用网传输至主站和分站。

11.2 继电保护信息子站在每一保护小间设置一面采集屏，跨小间传输时管理屏和采集屏采用光纤以太网通信。

11.3 继电保护信息子站组成一个独立的以太网。继电保护装置和故障录波器优先采用以太网口的型式直接接入子站，也可以通过rs-485串行接口采用屏蔽双绞线接入子站。

12 非电量保护回路

12.1 当本体保护经过继电保护跳闸时，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，在保护屏上的安装位置也应相对独立。

12.2 主设备非电量保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节。

12.3 反应瓦斯、温度、压力等的非电气量保护不允许直接或间接启动断路器失灵保护。

12.4 变压器本体、有载分接开关和高压电抗器的重瓦斯保护动作于跳闸，轻瓦斯保护、压力释放保护和温度保护动作于信号。