繼電保護及自動裝置的設計原則

1. 什麼是繼電保護的四項基本原則,談談它們之間的相互關系.

對動作於跳閘的繼電保護,在技術上一般應滿足四個基本要求：選擇性、速動性、靈敏性、可靠性.即保護四性.
（一）選擇性：
選擇性是指電力系統發生故障時,保護裝置僅將故障元件切除,而使非故障元件仍能正常運行,以盡量縮小停電范圍.
例：
當d1短路時,保護1、2動→跳1DL、2DL,有選擇性
當d2短路時,保護5、6動→跳5DL、6DL,有選擇性
當d3短路時,保護7、8動→跳7DL、8DL,有選擇性
若保護7拒動或7DL拒動,保護5動→跳5DL（有選擇性）
若保護7和7DL正確動作於跳閘,保護5動→跳5DL,則越級跳閘（非選擇性）
小結：選擇性就是故障點在區內就動作,區外不動作.當主保護未動作時,由近後備或遠後備切除故障,使停電面積最小.因遠後備保護比較完善（對保護裝置DL、二次迴路和直流電源等故障所引起的拒絕動作均起後備作用）且實現簡單、經濟,應優先採用.
（二）速動性：
快速切除故障.○1提高系統穩定性；○2減少用戶在低電壓下的動作時間；○3減少故障元件的損壞程度,避免故障進一步擴大.
一般的快速保護動作時間為0.06～0.12s,最快的可達0.01～0.04s.
一般的斷路器的動作時間為0.06～0.15s,最快的可達0.02～0.06s.
（三）靈敏性：
指在規定的保護范圍內,對故障情況的反應能力.滿足靈敏性要求的保護裝置應在區內故障時,不論短路點的位置與短路的類型如何,都能靈敏地正確地反應出來.
通常,靈敏性用靈敏系數來衡量,並表示為Klm.
其中故障參數的最小、最大計算值是根據實際可能的最不利運行方式、故障類型和短路點來計算的.
在《繼電保護和安全自動裝置技術規程（DL400－91）》中,對各類保護的靈敏系數Klm的要求都作了具體規定.
（四）可靠性：
指發生了屬於它改動作的故障,它能可靠動作,即不發生拒絕動作（拒動）；而在不改動作時,他能可靠不動,即不發生錯誤動作（簡稱誤動）.
影響可靠性有內在的和外在的因素：
內在的：裝置本身的質量,包括元件好壞、結構設計的合理性、製造工藝水平、內外接線簡明,觸點多少等；
外在的：運行維護水平、調試是否正確、正確安裝
上述四個基本要求是分析研究繼電保護性能的基礎,也是貫穿全課程的一個基本線索.在它們之間既有矛盾的一面,又有在一定條件下統一的一面.

2. 倒閘操作時繼電保護及自動裝置的使用原則是什麼

答
倒閘操作時繼電保護及自動裝置的使用原則是：
(1)設備不允許無保護運行。一切新設備均應按照DL400-91《繼電保護和安全自動裝置技術規程》的規定，配置足夠的保護及自動裝置。設備送電前，保護及自動裝置應齊全，圖紙、整定值應正確，傳動良好，壓板在規定位置。
(2)倒閘操作中或設備停電後，如無特殊要求，一般不必操作保護或斷開壓板。但在下列情況要特別注意，必須採取措施：
1)倒閘操作將影響某些保護的工作條件，可能引起誤動作，則應提前停用。例如電壓互感器停電前，低電壓保護應先停用。
2)運行方式的變化將破壞某些保護的工作原理，有可能發生誤動時，倒閘操作前也必須將這些保護停用。例如當雙回線接在不同母線上，且母聯斷路器斷開運行，線路橫聯差動保護應停用。
3)操作過程中可能誘發某些聯動跳閘裝置動作時，應預先停用。例如，發電機無勵磁倒備用勵磁機，應預先把滅磁開關聯鎖壓板斷開，以免恢復勵磁合滅磁開關時，引起發電機主斷路器及廠用變壓器跳閘。
(3)設備雖已停電，如該設備的保護動作(包括校驗、傳動)後，仍會引起運行設備斷路器跳閘時，也應將有關保護停用，壓板斷開。例如，一台斷路器控制兩台變壓器，應將停電變壓器的重瓦斯保護壓板斷開；發電機停機，應將過電流保護跳其它設備(主變壓器、母聯及分段斷路器)的跳閘壓板斷開。

3. 繼電保護和自動裝置有什麼區別

繼電保護：目的是保護，通過各種各樣的繼電器，如：過流，過壓，過熱，欠流，差動，等等發出信號，或切斷負載。
自動裝置：使整個系統，按數理關系，或邏輯關系，按工藝流程自動運行的裝置

4. 繼電保護裝置的主要作用有哪些

繼電保護裝置能反應電氣設備的故障和不正常工作狀態並自動迅速地、有選擇回地動作於斷路答器將故障設備從系統中切除，保證不故障設備繼續正常運行，將事故限制在最小范圍，提高系統運行的可靠性，最大限度地保證向用戶安全、連續供電。

5. 500kV輸電線路繼電保護和自動裝置的配置、基本工作原理及保護范圍

這個問題太大了，能不能具體點，縮小一點

6. 微機繼電保護裝置參數

合肥富通機電自動化有限公司附屬於香港富通工業集團。富通工業集版團是一家綜合性跨國工權業公司 ，主要從事電氣自動化、真空技術、環保產品的研究開發、生產製造及全球貿易，是一家高科技產業型的經濟實體。公司已通過了ISO9001質量體系認證和CE認證、高新企業證書以及MA認證等。

7. 繼電保護專業行規標准

GB/T 14285－2006 繼電保護及安全自動裝置技術規程
GB/T 15145－2001 微機線路保護裝置通用技術條件
GB/T 15147－2001 電力系統安全自動裝置設計技術規定
GB/T 14598－1998 電氣繼電器
GB/T 7261－2000 繼電器及繼電保護裝置基本試驗方法
GB 50150－1991 電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標准
DL 408－91 電業安全工作規程（發電廠和變電所電氣部分）
DL/T 748－2001 靜態繼電保護及安全自動裝置通用技術准則
DL/T 587－1996 微機繼電保護裝置運行管理規程
DL/T 624－1997 繼電保護微機型試驗裝置技術條件
DL/T 769－2001 電力系統微機繼電保護技術導則
DL/T 671－1999 微機發電機變壓器組保護裝置通用技術條件
DL/T 670－1999 微機母線保護裝置通用技術條件
DL/T 770－2001 微機變壓器保護裝置通用技術條件
DL/T 5136－2001 火力發電廠、變電所二次接線設計技術規程
DL/T 527－2002 靜態繼電保護逆變電源技術條件
DL/T 955－2006 繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程

不能確保是最新的規程。大致上都是行業標准。

8. 繼電保護定值計算

繼電保護定值計算技巧

繼電保護及自動裝置是電力系統的重要組成部分，對保證電力系統的安全經濟運行，防止事故發生和擴大起到關鍵性的作用。

隨著電力工業迅速發展，繼電保護及自動裝置也加快了更新換代的步伐，大量的電磁式繼電保護裝置被微機保護所取代。針對多種形式、不同廠家各異的繼電保護及自動裝置能否正確動作，直接關繫到電力系統的安全穩定運行。有數據表明：電力系統因繼電保護引起的電力事故占較大比重，由於定值計算與管理失誤造成繼電保護「三誤」事故也時有發生。因此，探索新模式下的繼電保護定值計算與管理工作顯得十分重要。

1定值計算的前期工作

1.1定值計算需要大量前期資料

定值計算應具備准確無誤的計算資料，這是進行定值計算的前提。它包括：一、二次圖紙；所帶變壓器、電容器、消弧線圈、電抗器等銘牌數據和廠家說明書；電壓互感器、電流互感器變比和試驗報告；實測線路參數或理論計算參數；保護裝置技術說明書、現場保護裝置列印清單等等。

1.2在實際計算中遇到的問題

圖紙或資料與現場實際不符；比如TA變比與實際不符、線路長度與實際不符、變壓器短路阻抗與實際不符、應該實測的參數沒有實測值、圖紙錯誤等等。

定值計算所需資料不全：未提供電容器內部接線形式；沒有現場保護裝置列印清單等。

提供資料標注不清：架空線沒有分段標注長度和型號；電纜線路在方案中沒有寫清所帶用戶或標注雙電纜。

1.3TA變比與實際不符使定值計算錯誤

例：某變電站10kV出線，帶兩台容量SN為1000kVA變壓器，短路阻抗UK為6％，資料提供TA變比N為600/5，實際變比N為1000/1。

保護定值計算：

TA變比N取600/5，過流保護按躲過最大負荷電流整定：

I≥1.5×2SN×31/2UeN=1.37A
則一般定值最小可選：600/5，2A。
而實際情況：
TA變比N取1000/1，代入
I≥0.16A
可選擇：1000/11A。
速斷按躲過變壓器低壓側短路整定：
短路阻抗標么值：（取基準容量SB=100MVA，基準電壓UB=10.5kV，基準電流IB=5500A）當UB=UN時
X*=UK×SB/(100×SN)=6
I≥1.3×5500/(X*×N)=9.93A（N取600/5）
一般最小可取：600/5，10A。
而實際情況：N=1000/1，
1.3×5500/(X*×N)=1.19A
可選取：1000/1，2A。

結論：可見實際為1000/1的TA，按照600/5計算，所選定值將相差懸殊。

1.4解決措施

由設備運行維護單位建立由專人負責的設備運行管理資料庫，資料庫要做的時時更新、准確無誤、資源共享。

作為提供資料單位，應對定值所需資料的正確性引起足夠的重視，這是進行定值計算的基礎工作，錯誤或不準確的資料會直接導致繼電保護裝置不能正確動作，造成嚴重後果。

復雜的定值計算單位，應針對不同的工程內容、不同的定值計算工作，提供計算所需資料清單列表，以便工程組織單位盡快提供全部資料。

2定值計算工作

定值計算是決定保護裝置正確動作的關鍵環節。定值計算人員應具備高度的工作責任心，樹立全局觀念和整體觀念。整定計算工作應嚴格遵守整定計算基本原則：局部服從整體；下級服從上級；局部問題自行消化；盡可能的照顧地區電網和下一級電網的需求；保證重要政治用戶供電。滿足繼電保護和安全自動裝置可靠性、選擇性、靈敏性、速動性的要求，在不滿足時應合理取捨。

保護裝置為適合現場需要不斷更新換代，特別是微機保護裝置版本不斷升級。整定計算人員不得不花費大量時間和精力，逐字逐句的學習研究新內容，與保護裝置廠家技術人員反復溝通，掌握原理和動作邏輯，在採用新的微機保護裝置時很容易出錯。

由於保護裝置來自不同的廠家，有時會有同一種保護定義不同、名稱各異，容易引起混淆。有些保護廠家說明書寫的不夠詳細，比如缺少邏輯迴路圖，使整定計算人員很難判斷保護是否動作。還有的廠家定值菜單內容過於繁瑣，比如設很多控制字和投退壓板。

二次接線修改的圖紙變更工作不及時。

整定計算人員對於新裝置的內容、含義和二次迴路不清楚，沒有很好的掌握，以致定值內容出錯。

保護裝置先天不足，比如有些老型號的裝置，定值單位步進較大，小數點之後整不出來，影響了定值單的准確性，甚至影響了上下級的配合關系。

整定人員沒有參加有關繼電保護配置、設計審查和設備選型等工作，到了計算定值的時候才發現問題，特別是裝置本身存在設計缺陷時很難得到修改，使保護配置先天不足。

下級定值沒有與上級定值介面，上級改線路定值、下級更換變壓器，沒有及時通知上下級單位配合，使保護定值失去配合關系。

線路切改或更換變壓器後沒有及時修改系統阻抗，使定值計算出現偏差。

定值計算錯誤舉例：

例1：某35kV/10kV變電站，變壓器後備過流保護1s斷開10kV母聯斷路器，1.5s斷開10kV主斷路器，計算10kV出線保護定值時，定值計算人員按常規將10kV出線定值整定成速斷0.5s，過流1s，造成該10kV出線短路越級斷開10kV母聯斷路器的事故。

例2：某變電站變壓器接線方式為Yyd11線，由於保護整定人員，沒有深入理解某裝置變壓器接線控制字的意義，錯將0002H整成0001H，在35kV線路短路時造成變壓器差動保護掉閘。

解決措施一般應規范繼電保護裝置軟體版本，規范廠家對同一種保護、同一種功能的壓板名稱，規范廠家技術說明書及其必要的內容。總之，做好規范化工作對繼電保護整定計算和運行維護工作意義重大。

整定計算人員應提高業務素質，加強對新裝置的學習，積極參與保護裝置的配置、選型和改進工作。

加強各級各地區整定計算人員之間、與廠家技術人員之間、與現場運行繼電保護調試人員的溝通和學習。取長補短，相互把關。

新型微機保護裝置的動態培訓工作成為新裝置上馬後的重中之重。作為微機保護裝置使用單位，整定計算人員最先接觸新裝置，會出現意想不到的問題。並且在新裝置的使用初級階段，難免會存在一些問題，因此，讓定值計算人員和現場調試維護人員，盡快掌握微機保護裝置性能，培訓工作十分重要。應加大動態培訓的力度，盡快提高繼電保護人員整體的業務技術水平。

3定值單的執行工作

一張定值單的產生和執行，要經過組織單位提供資料、確定運行方式、定值計算、定值審核、確定停電時間、保護調試、調度人員核對等諸多環節，其中每一個環節都可能造成定值單在執行中出現問題。

凡運行的繼電保護必須有正式的定值單為憑證，保護投入前必須由當值調度員與現場人員進行核對，確認無誤後，調度部門填寫執行日期並蓋章，在一周內返還定值計算部門存檔。

實際遇到的問題中，執行後的定值單不能及時的返還到定值計算部門，使保存的定值單與現場定值出現偏差。

定值單在流轉執行過程中或執行完畢丟失，使定值單出錯。

解決措施：應建立繼電保護定值單的閉環管理措施，建立定值單執行簽轉制度。參與定值單執行的各部門人員應嚴肅定值單執行工作，不能認為定值單的執行和保護僅僅是繼電保護人員的責任。

4定值的管理工作

定值單管理工作應細致認真，管理好定值單、定值底稿、資料方案對繼電保護定值計算和運行維護工作十分重要，保存的定值及其資料必須與現場實際相符，才能保證定值計算正確和執行無誤。

實際遇到的問題，如工作中定值計算底稿和資料沒有及時歸檔，再次計算時資料不全，出現計算錯誤。每年的定值單現場核對工作流於形式，沒有制定具體的管理措施。

停運的線路和改路名的線路沒有通知整定計算人員。

一般採用解決的措施是由保護運行維護單位，建立繼電保護裝置運行管理庫，繼電保護及二次設備的建檔工作應准確及時。保護裝置建檔是一項基礎工作，每套裝置均應建立檔案，包括廠家、設備規范、軟體版本、運行性能、校驗日期、缺陷問題、停運和投運日期、更換日期等，管理庫時時更新，資源共享。

認真做好每年的定值單核對工作，建立定值單核對、存放管理制度。建立電子版的定值單存放庫，定期核對檢查。

定值單的管理是繼電保護專業的基礎工作，只有從基礎工作抓起，才能使繼電保護工作有序進行。

9. 防止電力生產重大事故的二十五項重點要求繼電保護實施細則

「防止電力生產重大事故的二十五項重點要求」繼電保護實施細則

（原國家電力公司 國電調[2002]138號）

【標題】 「防止電力生產重大事故的二十五項重點要求」繼電保護實施細則

【時效性】有效

【頒布單位】國家電力公司

【頒布日期】2002/03/07

【實施日期】2002/03/07

【失效日期】

【內容分類】安全保護管理

【文號】國電調[2002]138號

【題注】

【正文】

1. 總則

1.1. 為貫徹落實國電公司《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》（國電發 [2000] 589號文），做好防止電力生產重大事故的措施，保障電網運行安全，特製定《「防止電力生產重大事故的二十五項重點要求」繼電保護實施細則》繼電保護實施細則（以下簡稱《實施細則》）。

1.2. 《實施細則》是在原有規程、規定和相關技術標準的基礎上，依據《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》、《繼電保護及安全自動裝置反事故技術措施要點》等規程、規定和技術標准，匯總近年來繼電保護裝置安全運行方面的經驗制定的。製造、設計、安裝、調試、運行等各個部門應根據《實施細則》，緊密結合本部門的實際情況，制定具體的反事故技術措施。

1.3. 《實施細則》強調了防止重大事故的重點要求，但並未涵蓋全部繼電保護反事故技術措施，也不是繼電保護反事故技術措施應有的全部內容。有些措施在已頒發的規程、規定和技術標准中已有明確規定，但為了強調有關措施，本次重復列出。因此，在貫徹落實《實施細則》的過程中仍應嚴格執行相關規程、規定和標准。

1.4. 新建、擴建和技改等工程均應執行《實施細則》，現有發電廠、變電站已投入運行的繼電保護裝置，凡嚴重威脅安全運行的必須立即改進，其它可分輕重緩急有計劃地予以更新或改造。不能滿足要求的應結合設備大修加速更換，而對不滿足上述要求又不能更改的，由設計、製造和運行等單位共同研究、解決。過去頒發的反措及相關標准、規定，凡與本《實施細則》有抵觸的，應按《實施細則》執行。

2. 繼電保護專業管理

2.1. 充分發揮繼電保護專業管理的職能作用，明確責任、許可權和防止重大事故發生的關鍵環節，提高電網安全穩定運行水平，防止由於保護不正確動作而引起系統穩定破壞和電網瓦解、大面積停電等事故的發生。

2.2. 各級領導應重視繼電保護隊伍建設，加強繼電保護人員專業技能和職業素質培訓，建立培訓制度，保持繼電保護隊伍相對穩定，並不斷培養新生力量。

2.3. 繼電保護技術監督應貫穿電力工業的全過程。在發、輸、配電工程初設審查、設備選型、設計、安裝、調試、運行維護等階段，都必須實施繼電保護技術監督。貫徹「安全第一、預防為主」的方針，按照依法監督、分級管理、專業歸口的原則實行技術監督、報告責任制和目標考核制度。

2.4. 各網、省調度部門應進一步加強技術監督工作，組織、指導發、供電企業和用戶做好繼電保護技術監督工作和運行管理工作。各發供電企業（特別是獨立發電企業）、電力建設企業都必須接受調度部門的技術監督和專業管理，應將繼電保護技術監督和專業管理以及相應的考核、獎懲條款列入並網調度協議中，確保電網的安全穩定運行。

2.5. 繼電保護新產品進入電網試運行，應經所在單位有關領導同意後，報上級調度部門批准、安監部門備案，並做好事故預想。

2.6. 不符合國家和電力行業相關標準的以及未經技術鑒定和未取得成功運行經驗的繼電保護產品不允許入網運行。所有入網運行繼電保護裝置的選型和配置，從初步設計階段至投產運行前都必須經過相應各級調度部門的審核。

2.7. 繼電保護新產品進入電網試運行，應經所在單位有關領導同意後，報上級調度部門批准、安監部門備案，並做好事故預想。

2.8. 調度部門應根據電網實際情況和特點，編寫滿足電網安全、穩定要求的繼電保護運行整定方案和調度運行說明，經主管領導批准後執行。

2.9. 進一步改進和完善繼電保護用高頻收發信機的性能，對其動作行為進行錄波和分析。充分利用故障錄波手段，加強繼電保護裝置的運行分析，從中找出薄弱環節、事故隱患，及時採取有效對策。

2.10. 繼電保護的配置與整定都應充分考慮系統可能出現的不利情況，盡量避免在復雜、多重故障的情況下繼電保護不正確動作，同時還應考慮系統運行方式變化對繼電保護帶來的不利影響，當遇到電網結構變化復雜、整定計算不能滿足系統要求而保護裝置又不能充分發揮其效能的情況下，線路應遵循以下原則：

1）線路縱聯保護必須投入。

2）沒有振盪問題的線路，要求距離保護的一、二段不經振盪閉鎖控制。

3）提高保護用通道（含通道加工設備及介面設備等）的可靠性。

4）宜設置不經任何閉鎖的、長延時的線路後備保護。

5）在受端系統的關鍵樞紐變電所，當繼電保護整定困難時，在盡量避免損失負荷的前提下，設置必要的解列點。當靈敏性與選擇性難兼顧時，應首先考慮以保靈敏度為主，側重防止保護拒動，並備案報上一級主管領導批准。

2.11. 應重視發電廠的繼電保護配置和整定計算，特別是與系統運行關系密切的保護，應認真校核這些保護與系統保護的配合關系。各發電公司（廠）應根據《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》（DL/T684-1999）的規定，定期對所轄設備的整定值進行全面復算和校核。

2.12. 繼電保護雙重化配置是防止因保護裝置拒動而導致系統事故的有效措施，同時又可大大減少由於保護裝置異常、檢修等原因造成的一次設備停運現象，但繼電保護的雙重化配置也增加了保護誤動的機率。因此，在考慮保護雙重化配置時，應選用安全性高的繼電保護裝置，並遵循相互獨立的原則，注意做到：

1）雙重化配置的保護裝置之間不應有任何電氣聯系。

2）每套保護裝置的交流電壓、交流電流應分別取自電壓互感器和電流互感器互相獨立的繞組，其保護范圍應交叉重迭，避免死區。

3）保護裝置雙重化配置還應充分考慮到運行和檢修時的安全性，當運行中的一套保護因異常需要退出或需要檢修時，應不影響另一套保護正常運行。

4）為與保護裝置雙重化配置相適應，應優先選用具備雙跳閘線圈機構的斷路器，斷路器與保護配合的相關迴路（如斷路器、隔離刀閘的輔助接點等），均應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。

3. 線路保護

3.1. 220千伏及以上電壓等級的變電所、發電廠的聯絡線，不允許無快速保護運行，一旦出現上述情況，應立即向調度部門匯報，並採取必要的應急措施。

3.2. 應積極推廣使用光纖通道做為縱聯保護的通道方式。

3.3. 220千伏及以上電壓等級的微機型線路保護應遵循相互獨立的原則按雙重化配置，除應符合2.11條款中的技術要求外，並注意：

1）兩套保護裝置應完整、獨立，安裝在各自的櫃內，每套保護裝置均應配置完整的主、後備保護。

2）線路縱聯保護的通道（含光纖、微波、載波等通道及加工設備和供電電源等）、遠方跳閘和就地判別裝置亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。

4. 母線保護和斷路器失靈保護

4.1. 母線差動保護對系統安全、穩定運行至關重要。母線差動保護一旦投入運行後，就很難有全面停電的機會進行檢驗。因此，對母線差動保護在設計、安裝、調試和運行的各個階段都應加強質量管理和技術監督，不論在新建工程，還是擴建和技改工程中都必須保證母線差動保護不留隱患地投入運行。

4.2. 為確保母線差動保護檢修時母線不至失去保護、防止母線差動保護拒動而危及系統穩定和事故擴大，必要時在500千伏母線以及重要變電站、發電廠的220千伏母線採用雙重化保護配置。雙重化配置應符合2.11條款中的技術要求，同時還應注意做到：

1）每條母線採用兩套完整、獨立的母線差動保護，並安裝在各自的櫃內。兩套母線差動保護的跳閘迴路應同時作用於斷路器的兩個跳閘線圈。

2）對於3/2接線形式的變電站，如有必要按雙重化配置母差保護，每條母線均應配置兩套完整、獨立的母差保護。進行母差保護校驗工作時，應保證每條母線至少保留一套母差保護運行。

3）用於母線差動保護的斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換迴路、輔助變流器以及與其他保護配合的相關迴路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。

4）應充分考慮母線差動保護所接電流互感器二次繞組合理分配，對確無辦法解決的保護動作死區，在滿足系統穩定要求的前提下，可採取起動失靈和遠方跳閘等後備措施加以解決。

4.3. 採用相位比較原理的母線差動保護在用於雙母線時，必須增設兩母線相繼發生故障時能可靠切除後一組故障母線的保護迴路。

4.4. 對空母線充電時，固定連接式和母聯電流相位比較式母線差動保護應退出運行。

4.5. 母聯、母聯分段斷路器宜配置獨立的母聯、母聯分段斷路器充電保護。該保護應具備可瞬時跳閘和延時跳閘的迴路。

4.6. 斷路器失靈保護按一套配置。斷路器失靈保護二次迴路牽涉面廣、依賴性高，投運後很難有機會利用整組試驗的方法進行全面檢驗。因此，對斷路器失靈保護在設計、安裝、調試和運行各個階段都應加強質量管理和技術監督，保證斷路器失靈保護不留隱患地投入運行。

4.7. 做好電氣量保護與非電氣量保護出口繼電器分開的反措，不得使用不能快速返回的電氣量保護和非電量保護作為斷路器失靈保護的起動量，並要求斷路器失靈保護的相電流判別元件動作時間和返回時間均不應大於20毫秒。

4.8. 用於雙母線接線形式的變電站，其母差保護、斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖接點應分別串接在各斷路器的跳閘迴路中，不得共用。

5. 變壓器保護

5.1. 220千伏及以上電壓等級的主變壓器微機保護應按雙重化配置（非電氣量保護除外）。雙重化配置應符合2.11條款中的技術要求，同時還應注意做到：

1）主變壓器應採用兩套完整、獨立並且是安裝在各自櫃內的保護裝置。每套保護均應配置完整的主、後備保護。

2）主變壓器非電量保護應設置獨立的電源迴路（包括直流空氣小開關及其直流電源監視迴路）和出口跳閘迴路，且必須與電氣量保護完全分開，在保護櫃上的安裝位置也應相對獨立。

3）兩套完整的電氣量保護和非電量保護的跳閘迴路應同時作用於斷路器的兩個跳閘線圈。

4）為與保護雙重化配置相適應， 500千伏變壓器高、中壓側和220千伏變壓器高壓側必須選用具備雙跳閘線圈機構的的斷路器。斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換迴路，輔助變流器以及與其他保護配合的相關迴路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。

5.2. 要完善防止變壓器低阻抗保護在電壓二次迴路失壓、斷線閉鎖以及切換過程交流和直流失壓等異常情況下誤動的有效措施。

5.3. 變壓器過勵磁保護的啟動元件、反時限和定時限應能分別整定並要求其返回系數不低於0.96，同時應根據變壓器的過勵磁特性曲線進行整定計算，。

5.4. 為解決變壓器斷路器失靈保護因保護靈敏度不足而不能投運的問題，對變壓器和發電機變壓器組的斷路器失靈保護可採取以下措施：

1）採用「零序或負序電流」動作，配合「保護動作」和「斷路器合閘位置」三個條件組成的與邏輯，經第一時限去解除斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖迴路，。

2）同時再採用「相電流」、「零序或負序電流」動作，配合 「斷路器合閘位置」兩個條件組成的與邏輯經第二時限去啟動斷路器失靈保護並發出「啟動斷路器失靈保護」中央信號。

3）採用主變保護中由主變各側「復合電壓閉鎖元件」（或邏輯）動作解除斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖元件，當採用微機變壓器保護時，應具備主變「各側復合電壓閉鎖動作」 信號輸出的空接點。

5.5. 變壓器的瓦斯保護應防水、防油滲漏、密封性好。氣體繼電器由中間端子箱的引出電纜應直接不允許經過渡端子接入保護櫃。

6. 發電機變壓器組保護

6.1. 大型機組、重要電廠的發電機變壓器保護對系統和機組的安全、穩定運行至關重要。發電機變壓器保護的原理構成復雜，牽涉面廣，且與機、爐和熱控等專業聯系密切，在運行中發生問題也難以處理。因此，有關設計、製造單位和發電廠及其調度部門應針對發電機變壓器組一次結構和繼電保護的配置與二次接線方案，對發電機變壓器保護在設計、安裝、調試和運行的各個階段都應加強質量管理和技術監督，消除隱患。

6.2. 各發電公司（廠）在對發電機變壓器組保護進行整定計算時應遵循《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》（DL/T684－1999），並注意以下原則：

1）在整定計算大型機組高頻、低頻、過壓和欠壓保護時應分別根據發電機組在並網前、後的不同運行工況和製造廠提供的發電機組的性能、特性曲線進行。同時還需注意與汽輪機超速保護，和勵磁系統過壓、欠壓以及過勵、低勵保護的整定配合關系。

2）在整定計算發電機變壓器組的過勵磁保護時應全面考慮主變壓器及高壓廠用變壓器的過勵磁能力，並按電壓調節器過勵限制首先動作，其次是發電機變壓器組過勵磁保護動作，然後再是發電機轉子過負荷動作的階梯關系進行。

3）在整定計算發電機定子接地保護時必須根據發電機在帶不同負荷的運行工況下實測基波零序基波電壓和發電機中性點側零序三次諧波電壓的有效值數據進行。

4）在整定計算發電機變壓器組負序電流保護應根據製造廠提供的對稱過負荷和負序電流的A值進行。

5）在整定計算發電機、變壓器的差動保護時，在保護正確、可靠動作的前提下，不宜整定得過於靈敏，以避免不正確動作。

6.3. 100兆瓦及以上容量的發電機變壓器組微機保護應按雙重化配置（非電氣量保護除外）保護。大型發電機組和重要發電廠的啟動變保護宜採用保護雙重化配置。在雙重化配置中除了遵循2.11的要求外，還應注意做到：

1）每套保護均應含完整的差動及後備保護，能反應被保護設備的各種故障及異常狀態，並能動作於跳閘或給出信號。

2）發電機變壓器組非電量保護應設置獨立的電源迴路（包括直流空氣小開關及其直流電源監視迴路），出口跳閘迴路應完全獨立，在保護櫃上的安裝位置也應相對獨立。

3）兩套完整的電氣量保護和非電量保護的跳閘迴路應同時作用於斷路器的兩個跳閘線圈。

4）為與保護雙重化配置相適應， 500千伏發電機變壓器高、中壓側和220千伏變壓器高壓側必須選用雙跳圈機構的斷路器，斷路器和隔離刀閘的輔助接點、切換迴路，輔助變流器以及與其他保護配合的相關迴路亦應遵循相互獨立的原則按雙重化配置。

6.4. 發電機變壓器組過勵磁保護的啟動元件、反時限和定時限應能分別整定，並要求其返回系數不低於0.96。整定計算時應全面考慮主變壓器及高壓廠用變壓器的過勵磁能力。

6.5. 認真分析和研究發電機失步、失磁保護的動作行為，共同做好發電機失步、失磁保護的選型工作。要採取相應措施來防止系統單相故障發展為兩相故障時，失步繼電器的不正確動作行為。設計、製造單位應將有關這些問題的計算、研究資料提供給發電廠有關部門和調度單位備案。發電機在進相運行前，應仔細檢查和校核發電機失步、失磁保護的測量原理、整定范圍和動作特性。在發電機進相運行的上限工況時，防止發電機的失步、失磁保護裝置不正確跳閘。

6.6. 發電機失步保護在發電機變壓器組以外發生故障時不應誤動作，只有測量到失步振盪中心位於發電機變壓器組內部並對其安全構成威脅時，才作用於跳閘。跳閘時應盡量避免斷路器在兩側電勢角在180度時開斷。

6.7. 發電機失磁保護應能正確區分短路故障和失磁故障，同時還應配置振盪閉鎖元件，防止系統振盪時發電機失磁保護不正確動作。

6.8. 200兆瓦及以上容量的發電機定子接地保護應投入跳閘，但必須將基波零序基波段保護與發電機中性點側三次諧波電壓零序三次諧波段保護的出口分開，基波零序基波段保護投跳閘，發電機中性點側三次諧波電壓零序三次諧波段保護宜投信號。

6.9. 在發電機變壓器組的斷路器出現非全相運行時，首先應採取發電機降出力措施，然後由經快速返回的「負序或零序電流元件」閉鎖的「斷路器非全相判別元件」，以獨立的時間元件以第一時限，啟動獨立的跳閘迴路重跳本斷路器一次，並發出「斷路器三相位置不一致」的動作信號。若此時斷路器故障仍然存在，可採用以下措施：

1）以「零序或負序電流」任何一個元件動作、「斷路器三相位置不一致」和「保護動作」三個條件組成的「與邏輯」，通過獨立的時間元件以第二時限去解除斷路器失靈保護的復合電壓閉鎖，並發出告警信號，

2）同時經「零序或負序電流」元件任何一個元件動作以及三個相電流元件任何一個元件動作的「或邏輯」，與「斷路器三相位置不一致」，「保護動作」三個條件組成的「與邏輯」動作後，經由獨立的時間元件以第三時限去啟動斷路器失靈保護並發出「斷路器失靈保護啟動的信號」。

6.10. 發電機變壓器組的氣體保護、低阻抗保護應參照變壓器氣體保護和低阻抗保護的技術要求。

6.11. 在新建、擴建和改建工程中，應要求發電機製造廠提供裝設發電機橫差保護的條件，優先考慮配置橫差保護並要求該保護中的三次諧波濾過比應大於30。

6.12. 200兆瓦及以上容量的發電機變壓器組應配置專用故障錄波器。

6.13.重視與加強發電廠廠用系統的繼電保護整定計算與管理工作，杜絕因廠用系統保護不正確動作，擴大事故范圍。

7. 二次迴路與抗干擾

7.1. 嚴格執行《繼電保護及安全自動裝置反事故技術措施要點》中有關保護及二次迴路抗干擾的規定，提高保護抗干擾能力。

7.2. 應認真對各項反事故措施落實情況進行全面檢查、總結，尚未執行的要制定出計劃時間表。

7.3. 應按《高壓線路繼電保護裝置的「四統一」設計的技術原則》和《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》中關於二次迴路、保護電壓二次迴路切換的有關要求，在設計、安裝、調試和運行的各個階段加強質量管理和技術監督，認真檢查二次迴路，做好整組試驗。不論在新建工程，還是擴建和技改工程中都必須防止二次寄生迴路的形成。

7.4. 應選用具有良好抗干擾性能的、並符合電力行業電磁兼容及相關的抗干擾技術標準的繼電保護裝置。

7.5. 應重視接地網可靠性對繼電保護裝置與接地網的可靠連接安全運行關系的研究。繼續做好開關站至繼電保護室敷設100平方毫米銅導線、以及在繼電保護室內敷設接地銅排網的反事故措施，接地銅排網應一點與主接地網可靠連接。保護裝置不能採用通過槽鋼接地的接地方式。發電廠的元件繼電保護室亦應盡快完成銅排接地網反事故措施。

7.6. 靜態型、微機型繼電保護裝置，以及收發信機的廠、站接地電阻應符合GB/T 2887-1989和GB 9361-1988計算站場地安全技術條件所規定不大於 0.5歐姆的要求，上述設備的機箱應構成良好電磁屏蔽體並有可靠的接地措施。

7.7. 在實施抗干擾措施時應符合相關技術標准和規程的規定。既要保證抗干擾措施的效果，同時也要防止損壞設備。

7.8. 對經長電纜跳閘的迴路，要採取防止長電纜分布電容影響和防止出口繼電器誤動的措施，如不同用途的電纜分開布置、增加出口繼電器動作功率，或通過光纖跳閘通道傳送跳閘信號等措施。

7.9. 應注意校核繼電保護通信設備（光纖、微波、載波）傳輸信號的可靠性和冗餘度，防止因通信設備的問題而引起保護不正確動作。

7.10. 應加強對保護信息遠傳的管理，未經許可，不得擅自遠程修改微機保護的軟體、整定值和配置文件。同時還應注意防止干擾經由微機保護的通訊介面侵入，導致繼電保護裝置的不正確動作。

7.11. 在發電機廠房內的保護、控制二次迴路均應使用屏蔽電纜，電纜屏蔽層的兩側應可靠接地。用於定子接地保護的發電機中性點電壓互感器二次側接地點應在定子接地保護櫃內一點接地。

7.12. 新建和擴建工程宜選用具有多次級的電流互感器，優先選用貫穿（倒置）式電流互感器。

7.13. 為防止因直流熔斷器不正常熔斷而擴大事故，應注意做到：

1）直流總輸出迴路、直流分路均裝設熔斷器時，直流熔斷器應分級配置，逐級配合。

2）直流總輸出迴路裝設熔斷器，直流分路裝設小空氣開關時，必須確保熔斷器與小空氣開關有選擇性地配合。

3）直流總輸出迴路、直流分路均裝設小空氣開關時，必須確保上、下級小空氣開關有選擇性地配合。

4）為防止因直流熔斷器不正常熔斷或小空氣開關失靈而擴大事故，對運行中的熔斷器和小空氣開關應定期檢查，嚴禁質量不合格的熔斷器和小空氣開關投入運行。

7.14. 宜使用具有切斷直流負載能力的、不帶熱保護的小空氣開關取代原有的直流熔斷器，小空氣開關的額定工作電流應按最大動態負荷電流（即保護三相同時動作、跳閘和收發信機在滿功率發信的狀態下）的1.5～2.0倍選用。

8. 運行與檢修

8.1. 進一步規范繼電保護專業人員在各個工作環節上的行為，及時編制、修訂繼電保護運行規程和典型操作票，在檢修工作中必須嚴格執行各項規章制度及反事故措施和安全技術措施。通過有秩序的工作和嚴格的技術監督，杜絕繼電保護人員因人為責任造成的「誤碰、誤整定、誤接線」事故。

8.2. 各發、供電企業、電力建設企業都應根據本單位的實際情況，編制繼電保護安裝、調試與定期檢驗的工藝流程和二次迴路驗收條例（大綱），保證繼電保護安裝、調試與檢驗的質量符合相關規程和技術標準的要求。

8.3. 應加強線路快速保護、母線差動保護、斷路器失靈保護等重要保護的運行維護，各廠、局必須十分重視快速主保護的備品備件管理和消缺工作。應將備品備件的配備，以及母差等快速主保護因缺陷超時停役納入技術監督的工作考核之中。線路快速保護、母線差動保護、斷路器失靈保護等重要保護的運行時間應不低於規定時間。

8.4. 認真做好微機保護及保護信息管理機等設備軟體版本的管理工作，特別注重計算機安全問題，防止因各類計算機病毒危及設備而造成微機保護不正確動作和誤整定、誤試驗等。

8.5. 應加強繼電保護微機型試驗裝置的檢驗、管理與防病毒工作，防止因試驗設備性能、特性不良而引起對保護裝置的誤整定、誤試驗。

8.6. 為防止線路架空地線間隙放電干擾高頻通道運行，要求有高頻保護線路的原有絕緣地線均應改為直接接地運行，同時也要重視接地點的維護檢查，防止產生放電干擾。

8.7. 繼電保護專業要與通信專業密切配合，防止因通信設備的問題而引起保護不正確動作。

8.8. 要建立與完善阻波器、結合濾波器等高頻通道加工設備的定期檢修制度，落實責任制，消除檢修管理的死區。

8.9. 結合技術監督檢查、檢修和運行維護工作，檢查本單位繼電保護接地系統和抗干擾措施是否處於良好狀態。

8.10. 在電壓切換和電壓閉鎖迴路、斷路器失靈保護、母線差動保護、遠跳、遠切、聯切迴路以及「和電流」等接線方式有關的二次迴路上工作時，以及一個半斷路器接線等主設備檢修而相鄰斷路器仍需運行時，應特別認真做好安全隔離措施。

8.11. 結合變壓器檢修工作，應認真校驗氣體繼電器的整定動作情況。對大型變壓器應配備經校驗性能良好、整定正確的氣體繼電器作為備品，並做好相應的管理工作。

8.12. 所有的差動保護（母線、變壓器、發電機的縱、橫差等）在投入運行前，除測定相迴路和差迴路外，還必須測量各中性線的不平衡電流、電壓，以保證保護裝置和二次迴路接線的正確性。

8.13. 母線差動保護停用時，應避免母線倒閘操作。母線差動保護檢修時，應充分考慮異常氣象條件的影響，在保證質量的前提下，合理安排檢修作業程序，盡可能縮短母線差動保護的檢修時間。

8.14. 雙母線中阻抗比率制動式母線差動保護在帶負荷試驗時，不宜採用一次系統來驗證輔助變流器二次切換迴路正確性。輔助變流器二次迴路正確性檢驗宜在母線差動保護整組試驗階段完成。

8.15. 新投產的線路、母線和變壓器和發電機變壓器組等保護應認真編寫啟動方案呈報有關主管部門審批，做好事故預想，並採取防止保護不正確動作的有效措施。設備啟動正常後應及時恢復為正常運行方式，確保電網故障能可靠切除。

8.16. 檢修設備在投運前，應認真檢查各項安全措施，特別是有無電壓二次迴路短路、電流二次迴路開路和不符合運行要求的接地點的現象。

8.17. 在一次設備進行操作或檢修時，應採取防止距離保護失壓，以及變壓器差動保護和低阻抗保護誤動的有效措施。

8.18. 在運行線路、母線、變壓器和發電機變壓器組的保護上進行定值修改前，應認真考慮防止保護不正確動作的有效措施，並做好事故預想和防範措施。在實施過程中要特別注意現場設備的安全性。

10. 怎樣能把繼電保護學好

第一章 繼電保護工作基本知識
第一節 電流互感器

電流互感器（CT）是電力系統中很重要的電力元件，作用是將一次高壓側的大電流通過交變磁通轉變為二次電流供給保護、測量、錄波、計度等使用，本局所用電流互感器二次額定電流均為5A，也就是銘牌上標注為100/5，200/5等，表示一次側如果有100A或者200A電流，轉換到二次側電流就是5A。
電流互感器在二次側必須有一點接地，目的是防止兩側繞組的絕緣擊穿後一次高電壓引入二次迴路造成設備與人身傷害。同時，電流互感器也只能有一點接地，如果有兩點接地，電網之間可能存在的潛電流會引起保護等設備的不正確動作。如圖1.1，由於潛電流IX的存在，所以流入保護裝置的電流IY≠I，當取消多點接地後IX＝0，則IY＝I。

在一般的電流迴路中都是選擇在該電流迴路所在的端子箱接地。但是，如果差動迴路的各個比較電流都在各自的端子箱接地，有可能由於地網的分流從而影響保護的工作。所以對於差動保護，規定所有電流迴路都在差動保護屏一點接地。

電流互感器實驗
1、極性實驗
功率方向保護及距離保護，高頻方向保護等裝置對電流方向有嚴格要求，所以CT必
2、變比實驗
須做極性試驗，以保證二次迴路能以CT的減極性方式接線，從而一次電流與二次電流的方向能夠一致，規定電流的方向以母線流向線路為正方向，在CT本體上標注有L1、L2，接線盒樁頭標注有K1、K2，試驗時通過反復開斷的直流電流從L1到L2，用直流毫安表檢查二次電流是否從K1流向K2。線路CT本體的L1端一般安裝在母線側，母聯和分段間隔的CT本體的L1端一般都安裝在I母或者分段的I段側。接線時要檢查L1安裝的方向，如果不是按照上面一般情況下安裝，二次迴路就要按交換頭尾的方式接線。
CT需要將一次側電流按線性比例轉變到二次側，所以必須做變比試驗，試驗時的標准CT是一穿心CT，其變比為（600/N）/5，N為升流器穿心次數，如果穿一次，為600/5。對於二次是多繞組的CT，有時測得的二次電流誤差較大，是因為其他二次迴路開路，是CT磁通飽和，大部分一次電流轉化為勵磁涌流，此時應當把其他未測的二次繞組短接即可。同理在安裝時候，未使用的繞組也應該全部短接，但是要注意，有些繞組屬於同一繞組上有幾個變比不同的抽頭，只要使用了一個抽頭，其他抽頭就不應該短接，如果該繞組未使用，只短接最大線圈抽頭就可以。變比試驗測試點為標准CT二次電流分別為0.5A，1A，3A，5A，10A，15A時CT的二次電流。
3、繞組的伏安特性
理想狀態下的CT就是內阻無窮大的電流源，不因為外界負荷大小改變電流大小，實際中的CT只能在一定的負載范圍內保持固定的電流值，伏安特性就是測量CT在不同的電流值時允許承受的最大負載，即10%誤差曲線的繪制。伏安特性試驗時特別注意電壓應由零逐漸上升，不可中途降低電壓再升高，以免因磁滯回線關系使伏安特性曲線不平滑，對於二次側是多繞組的CT，在做伏安特性試驗時也應將其他二次繞組短接。
10%誤差曲線通常以曲線形式由廠家提供，如圖1.2，橫坐標表示二次負荷，縱坐
標為CT一次電流對其額定一次電流的倍數。
根據所測得U，I2值得到RX1，Rx1＝U/ I2，找出與二次迴路負載Rx最接近的值，在圖上找到該負荷對應的m0，該條線路有可能承受的最大負載的標准倍數m，比較m 和m0的大小，如果m＞m0，則該CT不滿足迴路需求，如果m≤m0，該CT可以使用。伏安特性測試點為I2在0.5A，1A，3A，5A，10A，15A時的二次繞組電壓值。

第二節 電壓互感器

電壓互感器（PT）的作用是將高電壓成比例的變換為較低（一般為57V或者100V）的低電壓，母線PT的電壓採用星形接法，一般採用57V繞組，母線PT零序電壓一般採用100V繞組三相串接成開口三角形。線路PT一般裝設在線路A相，採用100V繞組。若有些線路PT只有57V繞組也可以，只是需要在DISA系統中將手動同期合閘參數中的100V改為57V。
PT變比測試由高壓專業試驗。
PT的一、二次也必須有一個接地點，以保護二次迴路不受高電壓的侵害，二次接地點選在主控室母線電壓電纜引入點，由YMN小母線專門引一條半徑至少2.5mm永久接地線至接地銅排。PT二次只能有這一個接地點（嚴禁在PT端子箱接地），如果有多個接地點，由於地網中電壓壓差的存在將使PT二次電壓發生變化，這在《電力系統繼電保護實用技術問答》（以下簡稱《技術問答》）上有詳細分析。
電流互感器二次繞組不允許開路。
電壓互感器二次繞組不允許短路。
CT與PT工作時產生的磁通機理是不同的。CT磁通是由與之串聯的高壓迴路電流通過其一次繞組產生的。此時二次迴路開路時，其一次電流均成為勵磁電流，使鐵芯的磁通密度急劇上升， 從爾在二次繞組感應出高達數千伏的感應電勢。PT磁通是由與PT並聯的交流電壓產生的電流建立的，PT二次迴路開路，只有一次電壓極小的電流產生的磁通產生的二次電壓，若PT二次迴路短路則相當於一次電壓全部轉化為極大的電流而產生極大磁通，PT二次迴路會因電流極大而燒毀。

第三節 瓦斯繼電器

瓦斯繼電器是變壓器重要的主保護，安裝在變壓器油枕下的油管中。
輕瓦斯主要反映在運行或者輕微故障時由油分解的氣體上升入瓦斯繼電器，氣壓使油麵下降，繼電器的開口杯隨油麵落下，輕瓦斯干簧觸點接通發出信號，當輕瓦斯內氣體過多時，可以由瓦斯繼電器的氣嘴將氣體放出。
重瓦斯主要反映在變壓器嚴重內部故障（特別是匝間短路等其他變壓器保護不能快速動作的故障）產生的強烈氣體推動油流沖擊擋板，擋板上的磁鐵吸引重瓦斯干簧觸點，使觸點接通而跳閘。我局用瓦斯繼電器分有載瓦斯繼電器，油管半徑一般為50mm或者80mm,本體瓦斯繼電器，油管半徑一般80mm。

瓦斯試驗
1、 輕瓦斯試驗
將瓦斯繼電器放在實驗台上固定，（繼電器上標注箭頭指向油枕），打開實驗台上部閥門，從實驗台下面氣孔打氣至繼電器內部完全充滿油後關閉閥門，放平實驗台，打開閥門，觀察油麵降低到何處刻度線時輕瓦斯觸點導通，我局輕瓦斯定值一般為250mm —350mm ，若輕瓦斯不滿足要求，可以調節開口杯背後的重錘改變開口杯的平衡來滿足需求。
2、 重瓦斯試驗（流速實驗）
從實驗台氣孔打入氣體至繼電器內部完全充滿油後關上閥門，放平實驗台，打開實驗台表計電源，選擇表計上的瓦斯孔徑檔位，測量方式選在「流速」，再繼續打入氣體，觀察表計顯示的流速值為整定值止，快速打開閥門，此時油流應能推動檔板將重瓦斯觸點導通。重瓦斯定值一般為1.0—1.2m/s，若重瓦斯不滿足要求，可以通過調節指針彈簧改變檔板的強度來滿足需求。
3、 密閉試驗
同上面的方法將起內部充滿油後關上閥門，放平實驗台，將表計測量方式選在「壓力」，打入氣體，觀察表計顯示的壓力值數值為0.25MPa，保持該壓力40分鍾，檢查繼電器表面的樁頭跟部是否有油滲漏。

第四節 二次迴路的標號

為了便於二次迴路的施工與日常維護，根據「四統一」的原則，必須對電纜和電纜所用芯進行編號，編號應該做到使用者能根據編號了解迴路用途，能正確接線。
二次編號應根據等電位的原則進行，就是電氣迴路中遇於一點的導線都用同一個數碼表示，當迴路經過接點或者開關等隔離後，因為隔離點兩端已不是等電位，所以應給予不同的編號，下面將具體的解釋些常用編號
一、 電纜的編號

本間隔電纜的編號：通常從101開始編號，以先間隔各個電氣設備至端子箱電纜，再端子箱至主控室電纜，先電流迴路，後控制迴路，再信號迴路，最後其他迴路（如電氣聯鎖迴路，電源迴路）的順序，逐條編號，同一間隔電纜編號不允許重復。
該電纜所在一次間隔的種類：採用英文大寫字母表示，220KV出線間隔E，母聯EM，旁路EP，110KV出線間隔Y，母聯YM，旁路YP，分段YF，35KV出線間隔U，分段UF，10KV出線間隔S，分段SF，電容器C，主變及主變各側開關B，220KVPT：EYH，110KVPT：YYH，35KVPT：UYH，10KVPT：SYH。
該電纜所在一次間隔的調度編號尾數：如白沙變電站的豆沙線調度編號261，這里就編1，1#主變編1，1母PT編1，依此類推，如果該變電站只有一路旁路，或者一個母聯或者分段開關，不需要編號。
各個安控裝置如備自投，故障解列，低周減載等的電纜不單獨編號，統一將電纜歸於裝置所控制的間隔依照上面的原則編號。
電源電纜編號

電纜號數：電源電纜聯系全站同一一次電壓等級的所有間隔，所以應該單獨統一編號，一般從01開始依順序編號
電源種類：交流電源編JL，直流電源編ZL。
由上面可知，所有相同間隔的相同功能電纜除了首位數有區別，其他數字應該是一樣的。
二、 號頭的編號
電流迴路

電流流入裝置的順序：流入第一個裝置為1，流出後進入下一個裝置為2，依次類推。
編號：一般的CT有四組繞組，保護用的編號41，遙測、錄波用42，計度用44，留一組備用。
相別：A、B、C、N，N為接地端。
比較特殊的電流迴路：
220KV母差：A320、B320、C320、N320；
110KV母差：A310、B310、C310、N310；
主變中性點零序電流：L401，N401；
主變中性點間歇零序電流：L402，N402。

電壓迴路

電壓等級：本變電站一次電壓等級，由羅馬數值表示，高壓側Ⅰ，中壓側Ⅱ，低壓側Ⅲ，零序電壓不標。
PT所在位置：PT在I母或者母線I段上，保護遙測等標630，計度用標630』，PT在II母或者母線II段上，則分別標640與640』。
相別：A、B、C為三相電壓，L為零序電壓。
線路電壓編號A609。
電壓迴路接地端都統一編號N600，但是開口三角形接地端編N600』或者N600△以示區別。
傳統的同期迴路需要引入母線開口三角形電壓迴路的100V抽頭用來與線路電壓做同期比較，該抽頭編號Sa630或者a630。

控制迴路
普通開關 主變高壓側開關 主變中壓側開關 主變低壓側開關
控制正電源 1 101 201 301
控制負電源 2 102 202 302
合閘 3或7 103或107 203或207 303或307
跳閘 33或37 133或137 233或237 333或337

對於分相操作的220KV線路開關，在上面的編號前還要加A、B、C相名加以區分。
白沙等非綜合自動化站手動跳閘： 或者
綜合自動化手動遙控正電源L1，合閘L3，跳閘L33。
母差跳閘R33。
對於雙跳圈的220KV以上開關，母差跳閘編R033與R133，跳閘迴路編37與37』以示區別，這些方法也同樣適用與其他雙跳圈迴路。
主變非電量保護：正電源01，本體重瓦斯03，有載重瓦斯05，壓力釋放07等（輕瓦斯屬於信號迴路）。
信號迴路：701—999范圍的奇數編號，一般信號正電源701，信號負電源702，801—899之間為遙測信號，901—999之間為光字牌信號。但在本局綜合自動化站也有用801表示正電源，803—899為遙測信號的。
電壓切換迴路：731、733、735、737，白沙站也有用61、63代替731和733。
電壓並列迴路：890、892、894、896。
母差刀閘信號：01、71、73。
電源迴路：直流儲能電源+HM，－HM，交流電源~A，~B、~C、~N。
以上編號是工作中常用的編號，在下一章介紹二次迴路時會做進一步的標注。

第二章 基本二次迴路

第一節 電流與電壓迴路

一 電流迴路

以一組保護用電流迴路（圖2.1）為例，結合上一章的編號，A相第一個繞組頭端與尾端編號1A1，1A2，如果是第二個繞組則用2A1，2A2，其他同理。

二、電壓迴路
母線電壓迴路的星形接線採用單相二次額定電壓57V的繞組，星形接線也叫做中性點接地電壓接線。以變變電站高壓側母線電壓接線為例，如圖2.2

（1）為了保證PT二次迴路在莫端發生短路時也能迅速將故障切除，採用了快速動作自動開關ZK替代保險。
（2）採用了PT刀閘輔助接點G來切換電壓。當PT停用時G打開，自動斷開電壓迴路，防止PT停用時由二次側向一次側反饋電壓造成人身和設備事故，N600不經過ZK和G切換，是為了N600有永久接地點，防止PT運行時因為ZK或者G接觸不良， PT二次側失去接地點。
（3）1JB是擊穿保險，擊穿保險實際上是一個放電間隙，正常時不放電，當加在其上的電壓超過一定數值後，放電間隙被擊穿而接地，起到保護接地的作用，這樣萬一中性點接地不良，高電壓侵入二次迴路也有保護接地點。
（4）傳統迴路中，為了防止在三相斷線時斷線閉鎖裝置因為無電源拒絕動作，必須在其中一相上並聯一個電容器C，在三相斷線時候電容器放電，供給斷線裝置一個不對稱的電源。
（5）因母線PT是接在同一母線上所有元件公用的，為了減少電纜聯系，設計了電壓小母線1YMa,1YMb,1YMc,YMN（前面數值「1」代表I母PT。）PT的中性點接地JD選在主控制室小母線引入處。
（6）在220KV變電站，PT二次電壓迴路並不是直接由刀閘輔助接點G來切換，而是由G去啟動一個中間繼電器，通過這個中間繼電器的常開接點來同時切換三相電壓，該中間繼電器起重動作用，裝設在主控制室的輔助繼電器屏上。
對於雙57V繞組的PT，另一組用於表計計度，接線方式與上面完全一致，公用一個擊穿保險1JB，只是編號略有不同，可以參見上一章的講解。
母線零序電壓按照開口三角形方式接線，採用單相額定二次電壓100V繞組。如圖2.3。

（1）開口三角形是按照繞組相反的極性端由C相到A相依次頭尾相連。
（2）零序電壓L630不經過快速動作開關ZK，因為正常運行時U0無電壓，此時若ZK斷開不能及時發覺，一旦電網發生事故時保護就無法正確動作。
（3）零序電壓尾端N600△按照《反措》要求應與星形的N600分開，各自引入主控制室的同一小母線YMn，同樣，放電間隙也應該分開，用2JB。
（4）同期抽頭Sa630的電壓為－Ua，即－100V，經過ZK和G切換後引入小母線SaYm。

補充知識：開口三角形為什麼要接成相反的極性？
在圖2.4中，電網D點發生不對稱故障，故障點D出現零序電動勢E0，零序電流I0從線路流向母線，母線零序電壓U0卻是規定由母線指向系統，所以必須將零序電壓按照相反方向接線才能使零序功率方向是由母線指向系統。這是傳統接線方式，在保護實現微機化後，零序電壓由保護計算三相電壓矢量和來自產，不再採用母線零序繞組，這樣接線是為了備用。

線路電壓的接法
線路PT一般安裝在線路的A相， 採用100V繞組。
（1）線路電壓的ZK裝在各自的端子箱。
（2）線路電壓採用反極性接法，U x=－100V，與零序電壓的抽頭Usa比較進行同期合閘。

（3）線路電壓的尾端N600在保護屏的端子上通過短接線與小母線的下引線YMn端子相連。

第二節 電壓操作系統

一、 輔助繼電器屏
前面介紹了在220KV變電站中，母線電壓引入時，並不是直接由PT刀閘輔助接點來切換，而是通過輔助接點啟動輔助繼電器屏上的中間繼電器，用中間繼電器的常開接點進行切換，該迴路如圖2.6

（1）PT刀閘輔助接點IG和IIG去啟動中間繼電器1GWJ，2GWJ，3GWJ，4GWJ，利用1GWJ與3GWJ的常開接點去代替圖2.2與圖2.3的G，為了防止輔助接點接觸不良，需要兩對接點並接。
（2）1GQM和2GQM是電壓切換小母線，電壓切換用於雙母線接線方式，1GQM和2GQM分別是間隔運行於I母和II母的切換電源，由圖2.6可知，在該母線PT運行時（IG或IIG合上），電壓切換小母線才能帶電（2GWJ與4GWJ合上），要麼是在電壓並列時，1QJ合上勾通1GQM和2GQM。5ZK開關在端子箱，可以根據需要人工切斷該小母線電源。
（3）BK是電壓並列把手開關，電壓並列是指雙母線其中一條母線的PT退出運行，但是該母線仍然在運行中，將另外一條母線上的PT二次電壓自動切換到停運PT的電壓小母線上。二次電壓要並列，必須要求兩條母線的一次電壓是同期電壓，因此引入母聯的刀閘和開關的輔助接點。同時，即便兩條母線同期但分列運行，如果II母採用了I母的電壓，當連接在II母上的線路有故障時，I母電壓卻無變化，這樣II母線路的保護就可能拒動。所以只有母聯開關在運行時候才允許二次電壓並列。電壓並列迴路由圖2.7表示。圖中只畫出A相電壓的並列，需要並列的有YMa,YMb,YMc,YML,SaYM。單母線分段接線的電壓並列同理。

（4）信號

隨著繼電保護技術的發展，現在有些220KV間隔迴路沒有採用1GQM和2GQM小母線的731和733電源，而是直接採用該間隔保護的第三組操作電源（下一節將講述）來當該間隔的731和733。白沙變電站290開關既是。因此在白沙站工作要注意這兩種不同的方式。

二、電壓切換迴路（以CZX-12型為代表）

（1）圖2.9是線路或主變間隔的切換圖，旁路開關間隔沒有4G迴路（結合一次系統圖2.11）。線路運行在某一母線，該母線刀閘合上，導通電源，4D169或4D170和1ZZJ或2ZZJ動作。1ZZJ與2ZZJ是普通電磁型繼電器，裝設在計度屏上，一般用型號DZY-207，用於計度電壓的切換（圖2.13），計度只切換A、B、C三相電壓，圖中只畫出A相。
（2）當旁路帶路時，本線的4G合上，而旁路開關同樣要選擇是運行在I母還是II母，旁路的1YQJ1與2YQJ1同樣需要動作，所以，本線的1ZZJ和2ZZJ也可以動作，該線路表計仍可以繼續計度。
（3）圖2.10是CZX-12型操作箱內部迴路，1YQJ1與2YQJ1是自保持型繼電器， 是動作線圈， 是返回線圈，運行於I母時，1YQJ1動作，2YQJ1返回，運行於II母時，2YQJ1動作，1YQJ1返回，這樣母線電壓如圖2.12就切換進保護裝置。自保持繼電器動作後必須要返回線圈通電才能返回，可以防止運行中刀閘輔助接點斷開導致電壓消失，保護誤動。1YQJ2與2YQJ2是普通繼電器用於信號迴路，如圖2.14。

這里要注意，交流失壓不但用了1YQJ2和2YQJ2的閉接點，還串聯了開關的常開接點，也就是說只有開關在運行時候才有必要發交流失壓信號。
（4）圖2.12隻畫出A相電壓的切換，現在保護一般需要A、B、C三相與Sa電壓的切換。切記注意N600不經過該切換，是因為萬一該切換接點接觸不良，將使保護內部電壓迴路失去接地點，而保護內部相電壓也會不正確。同時，所有PT的N600是同一母線YMn,也不需要切換。
但是圖2.12也有缺陷，例如該裝置原運行在I母後轉為檢修狀態，因其II母刀閘此時未合上，1YQJ1不能返回，保護內仍有I母電壓，所以該保護不能算是徹底轉為檢修狀態。
因此，現在的操作箱又做出了一點改動，示意圖2.15（未畫出旁路4G迴路）。

該迴路不再由另一把母線刀閘動作來返回本母線刀閘動作的繼電器，而是選用本刀閘的輔助常閉接點來返回繼電器，這樣就能解決上面的缺陷。
在上了母差保護之後，圖2.9的電纜設計同樣遇到缺陷，比如在旁路帶路時候，旁路運行在I母，那麼4G，1YQJ接通操作箱，本線的1YQJ1動作，那麼在旁路倒母線刀閘時候，旁路兩把刀閘都合上，即4G，1YQJ，2YQJ都接通，這樣本線的1YQJ1，2YQJ1全部動作，這與本線實際情況不一致，母差保護報警「刀閘異常」。因此在龍頭1#主變已經取消了旁路刀閘和4G迴路，在旁路帶路時候改由把手開關直接選擇那段母線電壓直接引進保護。（母差刀閘位置接線參見圖2.21）

第三節 保護操作迴路

繼電保護操作迴路是二次迴路的基本迴路，110KV操作迴路構成該迴路的基本結構，220KV操作迴路也是在該迴路上發展而來，同時保護的微機化也是將傳統保護的電氣量、開關量進行邏輯計算後交由操作迴路，因此微機保護僅僅是將傳統的操作迴路小型化，板塊化。下面就講解110KV的操作迴路。圖2.16。
LD 綠燈，表示分閘狀態 HD 紅燈，表示合閘狀態
TWJ 跳閘位置繼電器 HWJ 合閘位置繼電器
HBJI 合閘保持繼電器，電流線圈啟動
TBJI 跳閘保持繼電器，電流線圈啟動 TBJV 跳閘保持繼電器，電壓線圈保持
KK 手動跳合閘把手開關 DL1 斷路器輔助常開接點
DL2 斷路器輔助常閉接點