10KV-220kV变电站继电保护技术要求

10KV-220kV变电站继电保护技术要求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/T5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
DL/T5044-2004 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（BM Ⅱ）。

【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。

4.3.1 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
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。