继电保护及自动装置的设计原则

1. 什么是继电保护的四项基本原则,谈谈它们之间的相互关系.

对动作于跳闸的继电保护,在技术上一般应满足四个基本要求：选择性、速动性、灵敏性、可靠性.即保护四性.
（一）选择性：
选择性是指电力系统发生故障时,保护装置仅将故障元件切除,而使非故障元件仍能正常运行,以尽量缩小停电范围.
例：
当d1短路时,保护1、2动→跳1DL、2DL,有选择性
当d2短路时,保护5、6动→跳5DL、6DL,有选择性
当d3短路时,保护7、8动→跳7DL、8DL,有选择性
若保护7拒动或7DL拒动,保护5动→跳5DL（有选择性）
若保护7和7DL正确动作于跳闸,保护5动→跳5DL,则越级跳闸（非选择性）
小结：选择性就是故障点在区内就动作,区外不动作.当主保护未动作时,由近后备或远后备切除故障,使停电面积最小.因远后备保护比较完善（对保护装置DL、二次回路和直流电源等故障所引起的拒绝动作均起后备作用）且实现简单、经济,应优先采用.
（二）速动性：
快速切除故障.○1提高系统稳定性；○2减少用户在低电压下的动作时间；○3减少故障元件的损坏程度,避免故障进一步扩大.
一般的快速保护动作时间为0.06～0.12s,最快的可达0.01～0.04s.
一般的断路器的动作时间为0.06～0.15s,最快的可达0.02～0.06s.
（三）灵敏性：
指在规定的保护范围内,对故障情况的反应能力.满足灵敏性要求的保护装置应在区内故障时,不论短路点的位置与短路的类型如何,都能灵敏地正确地反应出来.
通常,灵敏性用灵敏系数来衡量,并表示为Klm.
其中故障参数的最小、最大计算值是根据实际可能的最不利运行方式、故障类型和短路点来计算的.
在《继电保护和安全自动装置技术规程（DL400－91）》中,对各类保护的灵敏系数Klm的要求都作了具体规定.
（四）可靠性：
指发生了属于它改动作的故障,它能可靠动作,即不发生拒绝动作（拒动）；而在不改动作时,他能可靠不动,即不发生错误动作（简称误动）.
影响可靠性有内在的和外在的因素：
内在的：装置本身的质量,包括元件好坏、结构设计的合理性、制造工艺水平、内外接线简明,触点多少等；
外在的：运行维护水平、调试是否正确、正确安装
上述四个基本要求是分析研究继电保护性能的基础,也是贯穿全课程的一个基本线索.在它们之间既有矛盾的一面,又有在一定条件下统一的一面.

2. 倒闸操作时继电保护及自动装置的使用原则是什么

答
倒闸操作时继电保护及自动装置的使用原则是：
(1)设备不允许无保护运行。一切新设备均应按照DL400-91《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定，配置足够的保护及自动装置。设备送电前，保护及自动装置应齐全，图纸、整定值应正确，传动良好，压板在规定位置。
(2)倒闸操作中或设备停电后，如无特殊要求，一般不必操作保护或断开压板。但在下列情况要特别注意，必须采取措施：
1)倒闸操作将影响某些保护的工作条件，可能引起误动作，则应提前停用。例如电压互感器停电前，低电压保护应先停用。
2)运行方式的变化将破坏某些保护的工作原理，有可能发生误动时，倒闸操作前也必须将这些保护停用。例如当双回线接在不同母线上，且母联断路器断开运行，线路横联差动保护应停用。
3)操作过程中可能诱发某些联动跳闸装置动作时，应预先停用。例如，发电机无励磁倒备用励磁机，应预先把灭磁开关联锁压板断开，以免恢复励磁合灭磁开关时，引起发电机主断路器及厂用变压器跳闸。
(3)设备虽已停电，如该设备的保护动作(包括校验、传动)后，仍会引起运行设备断路器跳闸时，也应将有关保护停用，压板断开。例如，一台断路器控制两台变压器，应将停电变压器的重瓦斯保护压板断开；发电机停机，应将过电流保护跳其它设备(主变压器、母联及分段断路器)的跳闸压板断开。

3. 继电保护和自动装置有什么区别

继电保护：目的是保护，通过各种各样的继电器，如：过流，过压，过热，欠流，差动，等等发出信号，或切断负载。
自动装置：使整个系统，按数理关系，或逻辑关系，按工艺流程自动运行的装置

4. 继电保护装置的主要作用有哪些

继电保护装置能反应电气设备的故障和不正常工作状态并自动迅速地、有选择回地动作于断路答器将故障设备从系统中切除，保证不故障设备继续正常运行，将事故限制在最小范围，提高系统运行的可靠性，最大限度地保证向用户安全、连续供电。

5. 500kV输电线路继电保护和自动装置的配置、基本工作原理及保护范围

这个问题太大了，能不能具体点，缩小一点

6. 微机继电保护装置参数

合肥富通机电自动化有限公司附属于香港富通工业集团。富通工业集版团是一家综合性跨国工权业公司 ，主要从事电气自动化、真空技术、环保产品的研究开发、生产制造及全球贸易，是一家高科技产业型的经济实体。公司已通过了ISO9001质量体系认证和CE认证、高新企业证书以及MA认证等。

7. 继电保护专业行规标准

GB/T 14285－2006 继电保护及安全自动装置技术规程
GB/T 15145－2001 微机线路保护装置通用技术条件
GB/T 15147－2001 电力系统安全自动装置设计技术规定
GB/T 14598－1998 电气继电器
GB/T 7261－2000 继电器及继电保护装置基本试验方法
GB 50150－1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
DL 408－91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）
DL/T 748－2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术准则
DL/T 587－1996 微机继电保护装置运行管理规程
DL/T 624－1997 继电保护微机型试验装置技术条件
DL/T 769－2001 电力系统微机继电保护技术导则
DL/T 671－1999 微机发电机变压器组保护装置通用技术条件
DL/T 670－1999 微机母线保护装置通用技术条件
DL/T 770－2001 微机变压器保护装置通用技术条件
DL/T 5136－2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
DL/T 527－2002 静态继电保护逆变电源技术条件
DL/T 955－2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程

不能确保是最新的规程。大致上都是行业标准。

8. 继电保护定值计算

继电保护定值计算技巧

继电保护及自动装置是电力系统的重要组成部分，对保证电力系统的安全经济运行，防止事故发生和扩大起到关键性的作用。

随着电力工业迅速发展，继电保护及自动装置也加快了更新换代的步伐，大量的电磁式继电保护装置被微机保护所取代。针对多种形式、不同厂家各异的继电保护及自动装置能否正确动作，直接关系到电力系统的安全稳定运行。有数据表明：电力系统因继电保护引起的电力事故占较大比重，由于定值计算与管理失误造成继电保护“三误”事故也时有发生。因此，探索新模式下的继电保护定值计算与管理工作显得十分重要。

1定值计算的前期工作

1.1定值计算需要大量前期资料

定值计算应具备准确无误的计算资料，这是进行定值计算的前提。它包括：一、二次图纸；所带变压器、电容器、消弧线圈、电抗器等铭牌数据和厂家说明书；电压互感器、电流互感器变比和试验报告；实测线路参数或理论计算参数；保护装置技术说明书、现场保护装置打印清单等等。

1.2在实际计算中遇到的问题

图纸或资料与现场实际不符；比如TA变比与实际不符、线路长度与实际不符、变压器短路阻抗与实际不符、应该实测的参数没有实测值、图纸错误等等。

定值计算所需资料不全：未提供电容器内部接线形式；没有现场保护装置打印清单等。

提供资料标注不清：架空线没有分段标注长度和型号；电缆线路在方案中没有写清所带用户或标注双电缆。

1.3TA变比与实际不符使定值计算错误

例：某变电站10kV出线，带两台容量SN为1000kVA变压器，短路阻抗UK为6％，资料提供TA变比N为600/5，实际变比N为1000/1。

保护定值计算：

TA变比N取600/5，过流保护按躲过最大负荷电流整定：

I≥1.5×2SN×31/2UeN=1.37A
则一般定值最小可选：600/5，2A。
而实际情况：
TA变比N取1000/1，代入
I≥0.16A
可选择：1000/11A。
速断按躲过变压器低压侧短路整定：
短路阻抗标么值：（取基准容量SB=100MVA，基准电压UB=10.5kV，基准电流IB=5500A）当UB=UN时
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。
而实际情况：N=1000/1，
1.3×5500/(X*×N)=1.19A
可选取：1000/1，2A。

结论：可见实际为1000/1的TA，按照600/5计算，所选定值将相差悬殊。

1.4解决措施

由设备运行维护单位建立由专人负责的设备运行管理数据库，数据库要做的时时更新、准确无误、资源共享。

作为提供资料单位，应对定值所需资料的正确性引起足够的重视，这是进行定值计算的基础工作，错误或不准确的资料会直接导致继电保护装置不能正确动作，造成严重后果。

复杂的定值计算单位，应针对不同的工程内容、不同的定值计算工作，提供计算所需资料清单列表，以便工程组织单位尽快提供全部资料。

2定值计算工作

定值计算是决定保护装置正确动作的关键环节。定值计算人员应具备高度的工作责任心，树立全局观念和整体观念。整定计算工作应严格遵守整定计算基本原则：局部服从整体；下级服从上级；局部问题自行消化；尽可能的照顾地区电网和下一级电网的需求；保证重要政治用户供电。满足继电保护和安全自动装置可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求，在不满足时应合理取舍。

保护装置为适合现场需要不断更新换代，特别是微机保护装置版本不断升级。整定计算人员不得不花费大量时间和精力，逐字逐句的学习研究新内容，与保护装置厂家技术人员反复沟通，掌握原理和动作逻辑，在采用新的微机保护装置时很容易出错。

由于保护装置来自不同的厂家，有时会有同一种保护定义不同、名称各异，容易引起混淆。有些保护厂家说明书写的不够详细，比如缺少逻辑回路图，使整定计算人员很难判断保护是否动作。还有的厂家定值菜单内容过于繁琐，比如设很多控制字和投退压板。

二次接线修改的图纸变更工作不及时。

整定计算人员对于新装置的内容、含义和二次回路不清楚，没有很好的掌握，以致定值内容出错。

保护装置先天不足，比如有些老型号的装置，定值单位步进较大，小数点之后整不出来，影响了定值单的准确性，甚至影响了上下级的配合关系。

整定人员没有参加有关继电保护配置、设计审查和设备选型等工作，到了计算定值的时候才发现问题，特别是装置本身存在设计缺陷时很难得到修改，使保护配置先天不足。

下级定值没有与上级定值接口，上级改线路定值、下级更换变压器，没有及时通知上下级单位配合，使保护定值失去配合关系。

线路切改或更换变压器后没有及时修改系统阻抗，使定值计算出现偏差。

定值计算错误举例：

例1：某35kV/10kV变电站，变压器后备过流保护1s断开10kV母联断路器，1.5s断开10kV主断路器，计算10kV出线保护定值时，定值计算人员按常规将10kV出线定值整定成速断0.5s，过流1s，造成该10kV出线短路越级断开10kV母联断路器的事故。

例2：某变电站变压器接线方式为Yyd11线，由于保护整定人员，没有深入理解某装置变压器接线控制字的意义，错将0002H整成0001H，在35kV线路短路时造成变压器差动保护掉闸。

解决措施一般应规范继电保护装置软件版本，规范厂家对同一种保护、同一种功能的压板名称，规范厂家技术说明书及其必要的内容。总之，做好规范化工作对继电保护整定计算和运行维护工作意义重大。

整定计算人员应提高业务素质，加强对新装置的学习，积极参与保护装置的配置、选型和改进工作。

加强各级各地区整定计算人员之间、与厂家技术人员之间、与现场运行继电保护调试人员的沟通和学习。取长补短，相互把关。

新型微机保护装置的动态培训工作成为新装置上马后的重中之重。作为微机保护装置使用单位，整定计算人员最先接触新装置，会出现意想不到的问题。并且在新装置的使用初级阶段，难免会存在一些问题，因此，让定值计算人员和现场调试维护人员，尽快掌握微机保护装置性能，培训工作十分重要。应加大动态培训的力度，尽快提高继电保护人员整体的业务技术水平。

3定值单的执行工作

一张定值单的产生和执行，要经过组织单位提供资料、确定运行方式、定值计算、定值审核、确定停电时间、保护调试、调度人员核对等诸多环节，其中每一个环节都可能造成定值单在执行中出现问题。

凡运行的继电保护必须有正式的定值单为凭证，保护投入前必须由当值调度员与现场人员进行核对，确认无误后，调度部门填写执行日期并盖章，在一周内返还定值计算部门存档。

实际遇到的问题中，执行后的定值单不能及时的返还到定值计算部门，使保存的定值单与现场定值出现偏差。

定值单在流转执行过程中或执行完毕丢失，使定值单出错。

解决措施：应建立继电保护定值单的闭环管理措施，建立定值单执行签转制度。参与定值单执行的各部门人员应严肃定值单执行工作，不能认为定值单的执行和保护仅仅是继电保护人员的责任。

4定值的管理工作

定值单管理工作应细致认真，管理好定值单、定值底稿、资料方案对继电保护定值计算和运行维护工作十分重要，保存的定值及其资料必须与现场实际相符，才能保证定值计算正确和执行无误。

实际遇到的问题，如工作中定值计算底稿和资料没有及时归档，再次计算时资料不全，出现计算错误。每年的定值单现场核对工作流于形式，没有制定具体的管理措施。

停运的线路和改路名的线路没有通知整定计算人员。

一般采用解决的措施是由保护运行维护单位，建立继电保护装置运行管理库，继电保护及二次设备的建档工作应准确及时。保护装置建档是一项基础工作，每套装置均应建立档案，包括厂家、设备规范、软件版本、运行性能、校验日期、缺陷问题、停运和投运日期、更换日期等，管理库时时更新，资源共享。

认真做好每年的定值单核对工作，建立定值单核对、存放管理制度。建立电子版的定值单存放库，定期核对检查。

定值单的管理是继电保护专业的基础工作，只有从基础工作抓起，才能使继电保护工作有序进行。

9. 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护实施细则

“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则

（原国家电力公司 国电调[2002]138号）

【标题】 “防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则

【时效性】有效

【颁布单位】国家电力公司

【颁布日期】2002/03/07

【实施日期】2002/03/07

【失效日期】

【内容分类】安全保护管理

【文号】国电调[2002]138号

【题注】

【正文】

1. 总则

1.1. 为贯彻落实国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发 [2000] 589号文），做好防止电力生产重大事故的措施，保障电网运行安全，特制定《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》继电保护实施细则（以下简称《实施细则》）。

1.2. 《实施细则》是在原有规程、规定和相关技术标准的基础上，依据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》等规程、规定和技术标准，汇总近年来继电保护装置安全运行方面的经验制定的。制造、设计、安装、调试、运行等各个部门应根据《实施细则》，紧密结合本部门的实际情况，制定具体的反事故技术措施。

1.3. 《实施细则》强调了防止重大事故的重点要求，但并未涵盖全部继电保护反事故技术措施，也不是继电保护反事故技术措施应有的全部内容。有些措施在已颁发的规程、规定和技术标准中已有明确规定，但为了强调有关措施，本次重复列出。因此，在贯彻落实《实施细则》的过程中仍应严格执行相关规程、规定和标准。

1.4. 新建、扩建和技改等工程均应执行《实施细则》，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《实施细则》有抵触的，应按《实施细则》执行。

2. 继电保护专业管理

2.1. 充分发挥继电保护专业管理的职能作用，明确责任、权限和防止重大事故发生的关键环节，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护不正确动作而引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电等事故的发生。

2.2. 各级领导应重视继电保护队伍建设，加强继电保护人员专业技能和职业素质培训，建立培训制度，保持继电保护队伍相对稳定，并不断培养新生力量。

2.3. 继电保护技术监督应贯穿电力工业的全过程。在发、输、配电工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，都必须实施继电保护技术监督。贯彻“安全第一、预防为主”的方针，按照依法监督、分级管理、专业归口的原则实行技术监督、报告责任制和目标考核制度。

2.4. 各网、省调度部门应进一步加强技术监督工作，组织、指导发、供电企业和用户做好继电保护技术监督工作和运行管理工作。各发供电企业（特别是独立发电企业）、电力建设企业都必须接受调度部门的技术监督和专业管理，应将继电保护技术监督和专业管理以及相应的考核、奖惩条款列入并网调度协议中，确保电网的安全稳定运行。

2.5. 继电保护新产品进入电网试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。

2.6. 不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未取得成功运行经验的继电保护产品不允许入网运行。所有入网运行继电保护装置的选型和配置，从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。

2.7. 继电保护新产品进入电网试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。

2.8. 调度部门应根据电网实际情况和特点，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。

2.9. 进一步改进和完善继电保护用高频收发信机的性能，对其动作行为进行录波和分析。充分利用故障录波手段，加强继电保护装置的运行分析，从中找出薄弱环节、事故隐患，及时采取有效对策。

2.10. 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，线路应遵循以下原则：

1）线路纵联保护必须投入。

2）没有振荡问题的线路，要求距离保护的一、二段不经振荡闭锁控制。

3）提高保护用通道（含通道加工设备及接口设备等）的可靠性。

4）宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。

5）在受端系统的关键枢纽变电所，当继电保护整定困难时，在尽量避免损失负荷的前提下，设置必要的解列点。当灵敏性与选择性难兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，侧重防止保护拒动，并备案报上一级主管领导批准。

2.11. 应重视发电厂的继电保护配置和整定计算，特别是与系统运行关系密切的保护，应认真校核这些保护与系统保护的配合关系。各发电公司（厂）应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684-1999）的规定，定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。

2.12. 继电保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统事故的有效措施，同时又可大大减少由于保护装置异常、检修等原因造成的一次设备停运现象，但继电保护的双重化配置也增加了保护误动的机率。因此，在考虑保护双重化配置时，应选用安全性高的继电保护装置，并遵循相互独立的原则，注意做到：

1）双重化配置的保护装置之间不应有任何电气联系。

2）每套保护装置的交流电压、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。

3）保护装置双重化配置还应充分考虑到运行和检修时的安全性，当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时，应不影响另一套保护正常运行。

4）为与保护装置双重化配置相适应，应优先选用具备双跳闸线圈机构的断路器，断路器与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等），均应遵循相互独立的原则按双重化配置。

3. 线路保护

3.1. 220千伏及以上电压等级的变电所、发电厂的联络线，不允许无快速保护运行，一旦出现上述情况，应立即向调度部门汇报，并采取必要的应急措施。

3.2. 应积极推广使用光纤通道做为纵联保护的通道方式。

3.3. 220千伏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，除应符合2.11条款中的技术要求外，并注意：

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）、远方跳闸和就地判别装置亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。

4. 母线保护和断路器失灵保护

4.1. 母线差动保护对系统安全、稳定运行至关重要。母线差动保护一旦投入运行后，就很难有全面停电的机会进行检验。因此，对母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，不论在新建工程，还是扩建和技改工程中都必须保证母线差动保护不留隐患地投入运行。

4.2. 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，必要时在500千伏母线以及重要变电站、发电厂的220千伏母线采用双重化保护配置。双重化配置应符合2.11条款中的技术要求，同时还应注意做到：

1）每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的柜内。两套母线差动保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

2）对于3/2接线形式的变电站，如有必要按双重化配置母差保护，每条母线均应配置两套完整、独立的母差保护。进行母差保护校验工作时，应保证每条母线至少保留一套母差保护运行。

3）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、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。

4）应充分考虑母线差动保护所接电流互感器二次绕组合理分配，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。

4.3. 采用相位比较原理的母线差动保护在用于双母线时，必须增设两母线相继发生故障时能可靠切除后一组故障母线的保护回路。

4.4. 对空母线充电时，固定连接式和母联电流相位比较式母线差动保护应退出运行。

4.5. 母联、母联分段断路器宜配置独立的母联、母联分段断路器充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路。

4.6. 断路器失灵保护按一套配置。断路器失灵保护二次回路牵涉面广、依赖性高，投运后很难有机会利用整组试验的方法进行全面检验。因此，对断路器失灵保护在设计、安装、调试和运行各个阶段都应加强质量管理和技术监督，保证断路器失灵保护不留隐患地投入运行。

4.7. 做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措，不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，并要求断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20毫秒。

4.8. 用于双母线接线形式的变电站，其母差保护、断路器失灵保护的复合电压闭锁接点应分别串接在各断路器的跳闸回路中，不得共用。

5. 变压器保护

5.1. 220千伏及以上电压等级的主变压器微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）。双重化配置应符合2.11条款中的技术要求，同时还应注意做到：

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）两套完整的电气量保护和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， 500千伏变压器高、中压侧和220千伏变压器高压侧必须选用具备双跳闸线圈机构的的断路器。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。

5.2. 要完善防止变压器低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。

5.3. 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，同时应根据变压器的过励磁特性曲线进行整定计算，。

5.4. 为解决变压器断路器失灵保护因保护灵敏度不足而不能投运的问题，对变压器和发电机变压器组的断路器失灵保护可采取以下措施：

1）采用“零序或负序电流”动作，配合“保护动作”和“断路器合闸位置”三个条件组成的与逻辑，经第一时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路，。

2）同时再采用“相电流”、“零序或负序电流”动作，配合 “断路器合闸位置”两个条件组成的与逻辑经第二时限去启动断路器失灵保护并发出“启动断路器失灵保护”中央信号。

3）采用主变保护中由主变各侧“复合电压闭锁元件”（或逻辑）动作解除断路器失灵保护的复合电压闭锁元件，当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭锁动作” 信号输出的空接点。

5.5. 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不允许经过渡端子接入保护柜。

6. 发电机变压器组保护

6.1. 大型机组、重要电厂的发电机变压器保护对系统和机组的安全、稳定运行至关重要。发电机变压器保护的原理构成复杂，牵涉面广，且与机、炉和热控等专业联系密切，在运行中发生问题也难以处理。因此，有关设计、制造单位和发电厂及其调度部门应针对发电机变压器组一次结构和继电保护的配置与二次接线方案，对发电机变压器保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，消除隐患。

6.2. 各发电公司（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），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性能、特性曲线进行。同时还需注意与汽轮机超速保护，和励磁系统过压、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。

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基波电压和发电机中性点侧零序三次谐波电压的有效值数据进行。

4）在整定计算发电机变压器组负序电流保护应根据制造厂提供的对称过负荷和负序电流的A值进行。

5）在整定计算发电机、变压器的差动保护时，在保护正确、可靠动作的前提下，不宜整定得过于灵敏，以避免不正确动作。

6.3. 100兆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。在双重化配置中除了遵循2.11的要求外，还应注意做到：

1）每套保护均应含完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能动作于跳闸或给出信号。

2）发电机变压器组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），出口跳闸回路应完全独立，在保护柜上的安装位置也应相对独立。

3）两套完整的电气量保护和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， 500千伏发电机变压器高、中压侧和220千伏变压器高压侧必须选用双跳圈机构的断路器，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。

6.4. 发电机变压器组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。整定计算时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力。

6.5. 认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，共同做好发电机失步、失磁保护的选型工作。要采取相应措施来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。设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门和调度单位备案。发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性。在发电机进相运行的上限工况时，防止发电机的失步、失磁保护装置不正确跳闸。

6.6. 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。跳闸时应尽量避免断路器在两侧电势角在180度时开断。

6.7. 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。

6.8. 200兆瓦及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但必须将基波零序基波段保护与发电机中性点侧三次谐波电压零序三次谐波段保护的出口分开，基波零序基波段保护投跳闸，发电机中性点侧三次谐波电压零序三次谐波段保护宜投信号。

6.9. 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，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，以独立的时间元件以第一时限，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，可采用以下措施：

1）以“零序或负序电流”任何一个元件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”，通过独立的时间元件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并发出告警信号，

2）同时经“零序或负序电流”元件任何一个元件动作以及三个相电流元件任何一个元件动作的“或逻辑”，与“断路器三相位置不一致”，“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”动作后，经由独立的时间元件以第三时限去启动断路器失灵保护并发出“断路器失灵保护启动的信号”。

6.10. 发电机变压器组的气体保护、低阻抗保护应参照变压器气体保护和低阻抗保护的技术要求。

6.11. 在新建、扩建和改建工程中，应要求发电机制造厂提供装设发电机横差保护的条件，优先考虑配置横差保护并要求该保护中的三次谐波滤过比应大于30。

6.12. 200兆瓦及以上容量的发电机变压器组应配置专用故障录波器。

6.13.重视与加强发电厂厂用系统的继电保护整定计算与管理工作，杜绝因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。

7. 二次回路与抗干扰

7.1. 严格执行《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》中有关保护及二次回路抗干扰的规定，提高保护抗干扰能力。

7.2. 应认真对各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结，尚未执行的要制定出计划时间表。

7.3. 应按《高压线路继电保护装置的“四统一”设计的技术原则》和《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中关于二次回路、保护电压二次回路切换的有关要求，在设计、安装、调试和运行的各个阶段加强质量管理和技术监督，认真检查二次回路，做好整组试验。不论在新建工程，还是扩建和技改工程中都必须防止二次寄生回路的形成。

7.4. 应选用具有良好抗干扰性能的、并符合电力行业电磁兼容及相关的抗干扰技术标准的继电保护装置。

7.5. 应重视接地网可靠性对继电保护装置与接地网的可靠连接安全运行关系的研究。继续做好开关站至继电保护室敷设100平方毫米铜导线、以及在继电保护室内敷设接地铜排网的反事故措施，接地铜排网应一点与主接地网可靠连接。保护装置不能采用通过槽钢接地的接地方式。发电厂的元件继电保护室亦应尽快完成铜排接地网反事故措施。

7.6. 静态型、微机型继电保护装置，以及收发信机的厂、站接地电阻应符合GB/T 2887-1989和GB 9361-1988计算站场地安全技术条件所规定不大于 0.5欧姆的要求，上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。

7.7. 在实施抗干扰措施时应符合相关技术标准和规程的规定。既要保证抗干扰措施的效果，同时也要防止损坏设备。

7.8. 对经长电缆跳闸的回路，要采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施，如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器动作功率，或通过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。

7.9. 应注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

7.10. 应加强对保护信息远传的管理，未经许可，不得擅自远程修改微机保护的软件、整定值和配置文件。同时还应注意防止干扰经由微机保护的通讯接口侵入，导致继电保护装置的不正确动作。

7.11. 在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆，电缆屏蔽层的两侧应可靠接地。用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。

7.12. 新建和扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器，优先选用贯穿（倒置）式电流互感器。

7.13. 为防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故，应注意做到：

1）直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。

2）直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空气开关有选择性地配合。

3）直流总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有选择性地配合。

4）为防止因直流熔断器不正常熔断或小空气开关失灵而扩大事故，对运行中的熔断器和小空气开关应定期检查，严禁质量不合格的熔断器和小空气开关投入运行。

7.14. 宜使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的1.5～2.0倍选用。

8. 运行与检修

8.1. 进一步规范继电保护专业人员在各个工作环节上的行为，及时编制、修订继电保护运行规程和典型操作票，在检修工作中必须严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督，杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”事故。

8.2. 各发、供电企业、电力建设企业都应根据本单位的实际情况，编制继电保护安装、调试与定期检验的工艺流程和二次回路验收条例（大纲），保证继电保护安装、调试与检验的质量符合相关规程和技术标准的要求。

8.3. 应加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护，各厂、局必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。应将备品备件的配备，以及母差等快速主保护因缺陷超时停役纳入技术监督的工作考核之中。线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行时间应不低于规定时间。

8.4. 认真做好微机保护及保护信息管理机等设备软件版本的管理工作，特别注重计算机安全问题，防止因各类计算机病毒危及设备而造成微机保护不正确动作和误整定、误试验等。

8.5. 应加强继电保护微机型试验装置的检验、管理与防病毒工作，防止因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验。

8.6. 为防止线路架空地线间隙放电干扰高频通道运行，要求有高频保护线路的原有绝缘地线均应改为直接接地运行，同时也要重视接地点的维护检查，防止产生放电干扰。

8.7. 继电保护专业要与通信专业密切配合，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

8.8. 要建立与完善阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度，落实责任制，消除检修管理的死区。

8.9. 结合技术监督检查、检修和运行维护工作，检查本单位继电保护接地系统和抗干扰措施是否处于良好状态。

8.10. 在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路以及“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时，以及一个半断路器接线等主设备检修而相邻断路器仍需运行时，应特别认真做好安全隔离措施。

8.11. 结合变压器检修工作，应认真校验气体继电器的整定动作情况。对大型变压器应配备经校验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品，并做好相应的管理工作。

8.12. 所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，除测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装置和二次回路接线的正确性。

8.13. 母线差动保护停用时，应避免母线倒闸操作。母线差动保护检修时，应充分考虑异常气象条件的影响，在保证质量的前提下，合理安排检修作业程序，尽可能缩短母线差动保护的检修时间。

8.14. 双母线中阻抗比率制动式母线差动保护在带负荷试验时，不宜采用一次系统来验证辅助变流器二次切换回路正确性。辅助变流器二次回路正确性检验宜在母线差动保护整组试验阶段完成。

8.15. 新投产的线路、母线和变压器和发电机变压器组等保护应认真编写启动方案呈报有关主管部门审批，做好事故预想，并采取防止保护不正确动作的有效措施。设备启动正常后应及时恢复为正常运行方式，确保电网故障能可靠切除。

8.16. 检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是有无电压二次回路短路、电流二次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。

8.17. 在一次设备进行操作或检修时，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻抗保护误动的有效措施。

8.18. 在运行线路、母线、变压器和发电机变压器组的保护上进行定值修改前，应认真考虑防止保护不正确动作的有效措施，并做好事故预想和防范措施。在实施过程中要特别注意现场设备的安全性。

10. 怎样能把继电保护学好

第一章 继电保护工作基本知识
第一节 电流互感器

电流互感器（CT）是电力系统中很重要的电力元件，作用是将一次高压侧的大电流通过交变磁通转变为二次电流供给保护、测量、录波、计度等使用，本局所用电流互感器二次额定电流均为5A，也就是铭牌上标注为100/5，200/5等，表示一次侧如果有100A或者200A电流，转换到二次侧电流就是5A。
电流互感器在二次侧必须有一点接地，目的是防止两侧绕组的绝缘击穿后一次高电压引入二次回路造成设备与人身伤害。同时，电流互感器也只能有一点接地，如果有两点接地，电网之间可能存在的潜电流会引起保护等设备的不正确动作。如图1.1，由于潜电流IX的存在，所以流入保护装置的电流IY≠I，当取消多点接地后IX＝0，则IY＝I。

在一般的电流回路中都是选择在该电流回路所在的端子箱接地。但是，如果差动回路的各个比较电流都在各自的端子箱接地，有可能由于地网的分流从而影响保护的工作。所以对于差动保护，规定所有电流回路都在差动保护屏一点接地。

电流互感器实验
1、极性实验
功率方向保护及距离保护，高频方向保护等装置对电流方向有严格要求，所以CT必
2、变比实验
须做极性试验，以保证二次回路能以CT的减极性方式接线，从而一次电流与二次电流的方向能够一致，规定电流的方向以母线流向线路为正方向，在CT本体上标注有L1、L2，接线盒桩头标注有K1、K2，试验时通过反复开断的直流电流从L1到L2，用直流毫安表检查二次电流是否从K1流向K2。线路CT本体的L1端一般安装在母线侧，母联和分段间隔的CT本体的L1端一般都安装在I母或者分段的I段侧。接线时要检查L1安装的方向，如果不是按照上面一般情况下安装，二次回路就要按交换头尾的方式接线。
CT需要将一次侧电流按线性比例转变到二次侧，所以必须做变比试验，试验时的标准CT是一穿心CT，其变比为（600/N）/5，N为升流器穿心次数，如果穿一次，为600/5。对于二次是多绕组的CT，有时测得的二次电流误差较大，是因为其他二次回路开路，是CT磁通饱和，大部分一次电流转化为励磁涌流，此时应当把其他未测的二次绕组短接即可。同理在安装时候，未使用的绕组也应该全部短接，但是要注意，有些绕组属于同一绕组上有几个变比不同的抽头，只要使用了一个抽头，其他抽头就不应该短接，如果该绕组未使用，只短接最大线圈抽头就可以。变比试验测试点为标准CT二次电流分别为0.5A，1A，3A，5A，10A，15A时CT的二次电流。
3、绕组的伏安特性
理想状态下的CT就是内阻无穷大的电流源，不因为外界负荷大小改变电流大小，实际中的CT只能在一定的负载范围内保持固定的电流值，伏安特性就是测量CT在不同的电流值时允许承受的最大负载，即10%误差曲线的绘制。伏安特性试验时特别注意电压应由零逐渐上升，不可中途降低电压再升高，以免因磁滞回线关系使伏安特性曲线不平滑，对于二次侧是多绕组的CT，在做伏安特性试验时也应将其他二次绕组短接。
10%误差曲线通常以曲线形式由厂家提供，如图1.2，横坐标表示二次负荷，纵坐
标为CT一次电流对其额定一次电流的倍数。
根据所测得U，I2值得到RX1，Rx1＝U/ I2，找出与二次回路负载Rx最接近的值，在图上找到该负荷对应的m0，该条线路有可能承受的最大负载的标准倍数m，比较m 和m0的大小，如果m＞m0，则该CT不满足回路需求，如果m≤m0，该CT可以使用。伏安特性测试点为I2在0.5A，1A，3A，5A，10A，15A时的二次绕组电压值。

第二节 电压互感器

电压互感器（PT）的作用是将高电压成比例的变换为较低（一般为57V或者100V）的低电压，母线PT的电压采用星形接法，一般采用57V绕组，母线PT零序电压一般采用100V绕组三相串接成开口三角形。线路PT一般装设在线路A相，采用100V绕组。若有些线路PT只有57V绕组也可以，只是需要在DISA系统中将手动同期合闸参数中的100V改为57V。
PT变比测试由高压专业试验。
PT的一、二次也必须有一个接地点，以保护二次回路不受高电压的侵害，二次接地点选在主控室母线电压电缆引入点，由YMN小母线专门引一条半径至少2.5mm永久接地线至接地铜排。PT二次只能有这一个接地点（严禁在PT端子箱接地），如果有多个接地点，由于地网中电压压差的存在将使PT二次电压发生变化，这在《电力系统继电保护实用技术问答》（以下简称《技术问答》）上有详细分析。
电流互感器二次绕组不允许开路。
电压互感器二次绕组不允许短路。
CT与PT工作时产生的磁通机理是不同的。CT磁通是由与之串联的高压回路电流通过其一次绕组产生的。此时二次回路开路时，其一次电流均成为励磁电流，使铁芯的磁通密度急剧上升， 从尔在二次绕组感应出高达数千伏的感应电势。PT磁通是由与PT并联的交流电压产生的电流建立的，PT二次回路开路，只有一次电压极小的电流产生的磁通产生的二次电压，若PT二次回路短路则相当于一次电压全部转化为极大的电流而产生极大磁通，PT二次回路会因电流极大而烧毁。

第三节 瓦斯继电器

瓦斯继电器是变压器重要的主保护，安装在变压器油枕下的油管中。
轻瓦斯主要反映在运行或者轻微故障时由油分解的气体上升入瓦斯继电器，气压使油面下降，继电器的开口杯随油面落下，轻瓦斯干簧触点接通发出信号，当轻瓦斯内气体过多时，可以由瓦斯继电器的气嘴将气体放出。
重瓦斯主要反映在变压器严重内部故障（特别是匝间短路等其他变压器保护不能快速动作的故障）产生的强烈气体推动油流冲击挡板，挡板上的磁铁吸引重瓦斯干簧触点，使触点接通而跳闸。我局用瓦斯继电器分有载瓦斯继电器，油管半径一般为50mm或者80mm,本体瓦斯继电器，油管半径一般80mm。

瓦斯试验
1、 轻瓦斯试验
将瓦斯继电器放在实验台上固定，（继电器上标注箭头指向油枕），打开实验台上部阀门，从实验台下面气孔打气至继电器内部完全充满油后关闭阀门，放平实验台，打开阀门，观察油面降低到何处刻度线时轻瓦斯触点导通，我局轻瓦斯定值一般为250mm —350mm ，若轻瓦斯不满足要求，可以调节开口杯背后的重锤改变开口杯的平衡来满足需求。
2、 重瓦斯试验（流速实验）
从实验台气孔打入气体至继电器内部完全充满油后关上阀门，放平实验台，打开实验台表计电源，选择表计上的瓦斯孔径档位，测量方式选在“流速”，再继续打入气体，观察表计显示的流速值为整定值止，快速打开阀门，此时油流应能推动档板将重瓦斯触点导通。重瓦斯定值一般为1.0—1.2m/s，若重瓦斯不满足要求，可以通过调节指针弹簧改变档板的强度来满足需求。
3、 密闭试验
同上面的方法将起内部充满油后关上阀门，放平实验台，将表计测量方式选在“压力”，打入气体，观察表计显示的压力值数值为0.25MPa，保持该压力40分钟，检查继电器表面的桩头跟部是否有油渗漏。

第四节 二次回路的标号

为了便于二次回路的施工与日常维护，根据“四统一”的原则，必须对电缆和电缆所用芯进行编号，编号应该做到使用者能根据编号了解回路用途，能正确接线。
二次编号应根据等电位的原则进行，就是电气回路中遇于一点的导线都用同一个数码表示，当回路经过接点或者开关等隔离后，因为隔离点两端已不是等电位，所以应给予不同的编号，下面将具体的解释些常用编号
一、 电缆的编号

本间隔电缆的编号：通常从101开始编号，以先间隔各个电气设备至端子箱电缆，再端子箱至主控室电缆，先电流回路，后控制回路，再信号回路，最后其他回路（如电气联锁回路，电源回路）的顺序，逐条编号，同一间隔电缆编号不允许重复。
该电缆所在一次间隔的种类：采用英文大写字母表示，220KV出线间隔E，母联EM，旁路EP，110KV出线间隔Y，母联YM，旁路YP，分段YF，35KV出线间隔U，分段UF，10KV出线间隔S，分段SF，电容器C，主变及主变各侧开关B，220KVPT：EYH，110KVPT：YYH，35KVPT：UYH，10KVPT：SYH。
该电缆所在一次间隔的调度编号尾数：如白沙变电站的豆沙线调度编号261，这里就编1，1#主变编1，1母PT编1，依此类推，如果该变电站只有一路旁路，或者一个母联或者分段开关，不需要编号。
各个安控装置如备自投，故障解列，低周减载等的电缆不单独编号，统一将电缆归于装置所控制的间隔依照上面的原则编号。
电源电缆编号

电缆号数：电源电缆联系全站同一一次电压等级的所有间隔，所以应该单独统一编号，一般从01开始依顺序编号
电源种类：交流电源编JL，直流电源编ZL。
由上面可知，所有相同间隔的相同功能电缆除了首位数有区别，其他数字应该是一样的。
二、 号头的编号
电流回路

电流流入装置的顺序：流入第一个装置为1，流出后进入下一个装置为2，依次类推。
编号：一般的CT有四组绕组，保护用的编号41，遥测、录波用42，计度用44，留一组备用。
相别：A、B、C、N，N为接地端。
比较特殊的电流回路：
220KV母差：A320、B320、C320、N320；
110KV母差：A310、B310、C310、N310；
主变中性点零序电流：L401，N401；
主变中性点间歇零序电流：L402，N402。

电压回路

电压等级：本变电站一次电压等级，由罗马数值表示，高压侧Ⅰ，中压侧Ⅱ，低压侧Ⅲ，零序电压不标。
PT所在位置：PT在I母或者母线I段上，保护遥测等标630，计度用标630’，PT在II母或者母线II段上，则分别标640与640’。
相别：A、B、C为三相电压，L为零序电压。
线路电压编号A609。
电压回路接地端都统一编号N600，但是开口三角形接地端编N600’或者N600△以示区别。
传统的同期回路需要引入母线开口三角形电压回路的100V抽头用来与线路电压做同期比较，该抽头编号Sa630或者a630。

控制回路
普通开关 主变高压侧开关 主变中压侧开关 主变低压侧开关
控制正电源 1 101 201 301
控制负电源 2 102 202 302
合闸 3或7 103或107 203或207 303或307
跳闸 33或37 133或137 233或237 333或337

对于分相操作的220KV线路开关，在上面的编号前还要加A、B、C相名加以区分。
白沙等非综合自动化站手动跳闸： 或者
综合自动化手动遥控正电源L1，合闸L3，跳闸L33。
母差跳闸R33。
对于双跳圈的220KV以上开关，母差跳闸编R033与R133，跳闸回路编37与37’以示区别，这些方法也同样适用与其他双跳圈回路。
主变非电量保护：正电源01，本体重瓦斯03，有载重瓦斯05，压力释放07等（轻瓦斯属于信号回路）。
信号回路：701—999范围的奇数编号，一般信号正电源701，信号负电源702，801—899之间为遥测信号，901—999之间为光字牌信号。但在本局综合自动化站也有用801表示正电源，803—899为遥测信号的。
电压切换回路：731、733、735、737，白沙站也有用61、63代替731和733。
电压并列回路：890、892、894、896。
母差刀闸信号：01、71、73。
电源回路：直流储能电源+HM，－HM，交流电源~A，~B、~C、~N。
以上编号是工作中常用的编号，在下一章介绍二次回路时会做进一步的标注。

第二章 基本二次回路

第一节 电流与电压回路

一 电流回路

以一组保护用电流回路（图2.1）为例，结合上一章的编号，A相第一个绕组头端与尾端编号1A1，1A2，如果是第二个绕组则用2A1，2A2，其他同理。

二、电压回路
母线电压回路的星形接线采用单相二次额定电压57V的绕组，星形接线也叫做中性点接地电压接线。以变变电站高压侧母线电压接线为例，如图2.2

（1）为了保证PT二次回路在莫端发生短路时也能迅速将故障切除，采用了快速动作自动开关ZK替代保险。
（2）采用了PT刀闸辅助接点G来切换电压。当PT停用时G打开，自动断开电压回路，防止PT停用时由二次侧向一次侧反馈电压造成人身和设备事故，N600不经过ZK和G切换，是为了N600有永久接地点，防止PT运行时因为ZK或者G接触不良， PT二次侧失去接地点。
（3）1JB是击穿保险，击穿保险实际上是一个放电间隙，正常时不放电，当加在其上的电压超过一定数值后，放电间隙被击穿而接地，起到保护接地的作用，这样万一中性点接地不良，高电压侵入二次回路也有保护接地点。
（4）传统回路中，为了防止在三相断线时断线闭锁装置因为无电源拒绝动作，必须在其中一相上并联一个电容器C，在三相断线时候电容器放电，供给断线装置一个不对称的电源。
（5）因母线PT是接在同一母线上所有元件公用的，为了减少电缆联系，设计了电压小母线1YMa,1YMb,1YMc,YMN（前面数值“1”代表I母PT。）PT的中性点接地JD选在主控制室小母线引入处。
（6）在220KV变电站，PT二次电压回路并不是直接由刀闸辅助接点G来切换，而是由G去启动一个中间继电器，通过这个中间继电器的常开接点来同时切换三相电压，该中间继电器起重动作用，装设在主控制室的辅助继电器屏上。
对于双57V绕组的PT，另一组用于表计计度，接线方式与上面完全一致，公用一个击穿保险1JB，只是编号略有不同，可以参见上一章的讲解。
母线零序电压按照开口三角形方式接线，采用单相额定二次电压100V绕组。如图2.3。

（1）开口三角形是按照绕组相反的极性端由C相到A相依次头尾相连。
（2）零序电压L630不经过快速动作开关ZK，因为正常运行时U0无电压，此时若ZK断开不能及时发觉，一旦电网发生事故时保护就无法正确动作。
（3）零序电压尾端N600△按照《反措》要求应与星形的N600分开，各自引入主控制室的同一小母线YMn，同样，放电间隙也应该分开，用2JB。
（4）同期抽头Sa630的电压为－Ua，即－100V，经过ZK和G切换后引入小母线SaYm。

补充知识：开口三角形为什么要接成相反的极性？
在图2.4中，电网D点发生不对称故障，故障点D出现零序电动势E0，零序电流I0从线路流向母线，母线零序电压U0却是规定由母线指向系统，所以必须将零序电压按照相反方向接线才能使零序功率方向是由母线指向系统。这是传统接线方式，在保护实现微机化后，零序电压由保护计算三相电压矢量和来自产，不再采用母线零序绕组，这样接线是为了备用。

线路电压的接法
线路PT一般安装在线路的A相， 采用100V绕组。
（1）线路电压的ZK装在各自的端子箱。
（2）线路电压采用反极性接法，U x=－100V，与零序电压的抽头Usa比较进行同期合闸。

（3）线路电压的尾端N600在保护屏的端子上通过短接线与小母线的下引线YMn端子相连。

第二节 电压操作系统

一、 辅助继电器屏
前面介绍了在220KV变电站中，母线电压引入时，并不是直接由PT刀闸辅助接点来切换，而是通过辅助接点启动辅助继电器屏上的中间继电器，用中间继电器的常开接点进行切换，该回路如图2.6

（1）PT刀闸辅助接点IG和IIG去启动中间继电器1GWJ，2GWJ，3GWJ，4GWJ，利用1GWJ与3GWJ的常开接点去代替图2.2与图2.3的G，为了防止辅助接点接触不良，需要两对接点并接。
（2）1GQM和2GQM是电压切换小母线，电压切换用于双母线接线方式，1GQM和2GQM分别是间隔运行于I母和II母的切换电源，由图2.6可知，在该母线PT运行时（IG或IIG合上），电压切换小母线才能带电（2GWJ与4GWJ合上），要么是在电压并列时，1QJ合上勾通1GQM和2GQM。5ZK开关在端子箱，可以根据需要人工切断该小母线电源。
（3）BK是电压并列把手开关，电压并列是指双母线其中一条母线的PT退出运行，但是该母线仍然在运行中，将另外一条母线上的PT二次电压自动切换到停运PT的电压小母线上。二次电压要并列，必须要求两条母线的一次电压是同期电压，因此引入母联的刀闸和开关的辅助接点。同时，即便两条母线同期但分列运行，如果II母采用了I母的电压，当连接在II母上的线路有故障时，I母电压却无变化，这样II母线路的保护就可能拒动。所以只有母联开关在运行时候才允许二次电压并列。电压并列回路由图2.7表示。图中只画出A相电压的并列，需要并列的有YMa,YMb,YMc,YML,SaYM。单母线分段接线的电压并列同理。

（4）信号

随着继电保护技术的发展，现在有些220KV间隔回路没有采用1GQM和2GQM小母线的731和733电源，而是直接采用该间隔保护的第三组操作电源（下一节将讲述）来当该间隔的731和733。白沙变电站290开关既是。因此在白沙站工作要注意这两种不同的方式。

二、电压切换回路（以CZX-12型为代表）

（1）图2.9是线路或主变间隔的切换图，旁路开关间隔没有4G回路（结合一次系统图2.11）。线路运行在某一母线，该母线刀闸合上，导通电源，4D169或4D170和1ZZJ或2ZZJ动作。1ZZJ与2ZZJ是普通电磁型继电器，装设在计度屏上，一般用型号DZY-207，用于计度电压的切换（图2.13），计度只切换A、B、C三相电压，图中只画出A相。
（2）当旁路带路时，本线的4G合上，而旁路开关同样要选择是运行在I母还是II母，旁路的1YQJ1与2YQJ1同样需要动作，所以，本线的1ZZJ和2ZZJ也可以动作，该线路表计仍可以继续计度。
（3）图2.10是CZX-12型操作箱内部回路，1YQJ1与2YQJ1是自保持型继电器， 是动作线圈， 是返回线圈，运行于I母时，1YQJ1动作，2YQJ1返回，运行于II母时，2YQJ1动作，1YQJ1返回，这样母线电压如图2.12就切换进保护装置。自保持继电器动作后必须要返回线圈通电才能返回，可以防止运行中刀闸辅助接点断开导致电压消失，保护误动。1YQJ2与2YQJ2是普通继电器用于信号回路，如图2.14。

这里要注意，交流失压不但用了1YQJ2和2YQJ2的闭接点，还串联了开关的常开接点，也就是说只有开关在运行时候才有必要发交流失压信号。
（4）图2.12只画出A相电压的切换，现在保护一般需要A、B、C三相与Sa电压的切换。切记注意N600不经过该切换，是因为万一该切换接点接触不良，将使保护内部电压回路失去接地点，而保护内部相电压也会不正确。同时，所有PT的N600是同一母线YMn,也不需要切换。
但是图2.12也有缺陷，例如该装置原运行在I母后转为检修状态，因其II母刀闸此时未合上，1YQJ1不能返回，保护内仍有I母电压，所以该保护不能算是彻底转为检修状态。
因此，现在的操作箱又做出了一点改动，示意图2.15（未画出旁路4G回路）。

该回路不再由另一把母线刀闸动作来返回本母线刀闸动作的继电器，而是选用本刀闸的辅助常闭接点来返回继电器，这样就能解决上面的缺陷。
在上了母差保护之后，图2.9的电缆设计同样遇到缺陷，比如在旁路带路时候，旁路运行在I母，那么4G，1YQJ接通操作箱，本线的1YQJ1动作，那么在旁路倒母线刀闸时候，旁路两把刀闸都合上，即4G，1YQJ，2YQJ都接通，这样本线的1YQJ1，2YQJ1全部动作，这与本线实际情况不一致，母差保护报警“刀闸异常”。因此在龙头1#主变已经取消了旁路刀闸和4G回路，在旁路带路时候改由把手开关直接选择那段母线电压直接引进保护。（母差刀闸位置接线参见图2.21）

第三节 保护操作回路

继电保护操作回路是二次回路的基本回路，110KV操作回路构成该回路的基本结构，220KV操作回路也是在该回路上发展而来，同时保护的微机化也是将传统保护的电气量、开关量进行逻辑计算后交由操作回路，因此微机保护仅仅是将传统的操作回路小型化，板块化。下面就讲解110KV的操作回路。图2.16。
LD 绿灯，表示分闸状态 HD 红灯，表示合闸状态
TWJ 跳闸位置继电器 HWJ 合闸位置继电器
HBJI 合闸保持继电器，电流线圈启动
TBJI 跳闸保持继电器，电流线圈启动 TBJV 跳闸保持继电器，电压线圈保持
KK 手动跳合闸把手开关 DL1 断路器辅助常开接点
DL2 断路器辅助常闭接点