相关回路和设备的要求

6.1　二次回路

6.1.1　本条适用于与继电保护和安全自动装置有关的二次回路。

6.1.2　二次回路的工作电压不宜超过250V，最高不应超过500V。

6.1.3　互感器二次回路连接的负荷，不应超过继电保护和安全自动装置工作准确等级所规定的负荷范围。

6.1.4　发电厂和变电所，应采用铜芯的控制电缆和绝缘导线。在绝缘可能受到油浸蚀的地方，应采用耐油绝缘导线。

6.1.5　按机械强度要求，控制电缆或绝缘导线的芯线最小截面，强电控制回路，不应小于1.5mm2，屏、柜内导线的芯线截面应不小于1.0mm2；弱电控制回路，不应小于0.5mm2。

电缆芯线截面的选择还应符合下列要求：

a）电流回路：应使电流互感器的工作准确等级符合继电保护和安全自动装置的要求。无可靠依据时，可按断路器的断流容量确定最大短路电流；

b）电压回路：当全部继电保护和安全自动装置动作时（考虑到电网发展，电压互感器的负荷最大时），电压互感器到继电保护和安全自动装置屏的电缆压降不应超过额定电压的3%；

c）操作回路：在最大负荷下，电源引出端到断路器分、合闸线圈的电压降，不应超过额定电压的10%。

6.1.6　安装在干燥房间里的保护屏、柜、开关柜的二次回路，可采用无护层的绝缘导线，在表面经防腐处理的金属屏上直敷布线。

6.1.7　当控制电缆的敷设长度超过制造长度，或由于屏、柜的搬迁而使原有电缆长度不够时，或更换电缆的故障段时，可用焊接法连接电缆（通过大电流的应紧固连接，在连接处应设连接盒），也可经屏上的端子排连接。

6.1.8　控制电缆宜采用多芯电缆，应尽可能减少电缆根数。

在同一根电缆中不宜有不同安装单位的电缆芯。

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

6.1.9　保护和控制设备的直流电源、交流电流、电压及信号引入回路应采用屏蔽电缆。

6.1.10　在安装各种设备、断路器和隔离开关的连锁接点、端子排和接地线时，应能在不断开3kV及以上一次线的情况下，保证在二次回路端子排上安全地工作。

6.1.11　发电厂和变电所中重要设备和线路的继电保护和自动装置，应有经常监视操作电源的装置。各断路器的跳闸回路，重要设备和线路的断路器合闸回路，以及装有自动重合装置的断路器合闸回路，应装设回路完整性的监视装置。

监视装置可发出光信号或声光信号，或通过自动化系统向远方传送信号。

6.1.12　在可能出现操作过电压的二次回路中，应采取降低操作过电压的措施，例如对电感大的线圈并联消弧回路。

6.1.13　在有振动的地方，应采取防止导线接头松脱和继电器、装置误动作的措施。

6.1.14　屏、柜和屏、柜上设备的前面和后面，应有必要的标志，标明其所属安装单位及用途。屏、柜上的设备，在布置上应使各安装单位分开，不应互相交叉。

6.1.15　试验部件、连接片、切换片，安装中心线离地面不宜低于300mm。

6.1.16　电流互感器的二次回路不宜进行切换。当需要切换时，应采取防止开路的措施。

6.1.17　保护和自动装置均宜采用柜式结构。

6.2　电流互感器及电压互感器

6.2.1　保护用电流互感器的要求

6.2.1.1　保护用电流互感器的准确性能应符合DL/T 866的有关规定。

6.2.1.2　电流互感器带实际二次负荷在稳态短路电流下的准确限值系数或励磁特性（含饱和拐点）应能满足所接保护装置动作可靠性的要求。

6.2.1.3　电流互感器在短路电流含有非周期分量的暂态过程中和存在剩磁的条件下，可能使其严重饱和而导致很大的暂态误差。在选择保护用电流互感器时，应根据所用保护装置的特性和暂态饱和可能引起的后果等因素，慎重确定互感器暂态影响的对策。必要时应选择能适应暂态要求的TP类电流互感器，其特性应符合GB 16847的要求。如保护装置具有减轻互感器暂态饱和影响的功能，可按保护装置的要求选用适当的电流互感器。

a）330kV及以上系统保护、高压侧为330kV及以上的变压器和300MW及以上的发电机变压器组差动保护用电流互感器宜采用TPY电流互感器。互感器在短路暂态过程中误差应不超过规定值。

b）220kV系统保护、高压侧为220kV的变压器和100MW级～200MW级的发电机变压器组差动保护用电流互感器可采用P类、PR类或PX类电流互感器。互感器可按稳态短路条件进行计算选择，为减轻可能发生的暂态饱和影响宜具有适当暂态系数。220kV系统的暂态系数不宜低于2，100MW级～200MW级机组外部故障的暂态系数不宜低于10。

c）110kV及以下系统保护用电流互感器可采用P类电流互感器。

d）母线保护用电流互感器可按保护装置的要求或按稳态短路条件选用。

6.2.1.4　保护用电流互感器的配置及二次绕组的分配应尽量避免主保护出现死区。按近后备原则配置的两套主保护应分别接入互感器的不同二次绕组。

6.2.2　保护用电压互感器的要求

6.2.2.1　保护用电压互感器应能在电力系统故障时将一次电压准确传变至二次侧，传变误差及暂态响应应符合DL/T 866的有关规定。电磁式电压互感器应避免出现铁磁谐振。

6.2.2.2　电压互感器的二次输出额定容量及实际负荷应在保证互感器准确等级的范围内。

6.2.2.3　双断路器接线按近后备原则配备的两套主保护，应分别接入电压互感器的不同二次绕组；对双母线接线按近后备原则配置的两套主保护，可以合用电压互感器的同一二次绕组。

6.2.2.4　电压互感器的一次侧隔离开关断开后，其二次回路应有防止电压反馈的措施。对电压及功率调节装置的交流电压回路，应采取措施，防止电压互感器一次或二次侧断线时，发生误强励或误调节。

6.2.2.5　在电压互感器二次回路中，除开口三角线圈和另有规定者（例如自动调整励磁装置）外，应装设自动开关或熔断器。接有距离保护时，宜装设自动开关。

6.2.3　互感器的安全接地

6.2.3.1　电流互感器的二次回路必须有且只能有一点接地，一般在端子箱经端子排接地。但对于有几组电流互感器连接在一起的保护装置，如母差保护、各种双断路器主接线的保护等，则应在保护屏上经端子排接地。

6.2.3.2　电压互感器的二次回路只允许有一点接地，接地点宜设在控制室内。独立的、与其他互感器无电联系的电压互感器也可在开关场实现一点接地。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。

6.2.3.3　已在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，必要时，可在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，应经常维护检查防止出现两点接地的情况。

6.2.3.4　来自电压互感器二次的四根开关场引出线中的零线和电压互感器三次的两根开关场引出线中的N线必须分开，不得共用。

6.2.4　电子式互感器

6.2.4.1　数字式保护可采用低电平输出的电子式互感器，如采用磁一光效应、空心线圈或带铁心线圈等低电平输出的电子式电流互感器，采用电一光效应或分压原理等低电平输出的电子式电压互感器。电子式互感器的额定参数、准确等级和有关性能应符合IEC 60044-7和IEC 60044-8的要求。

6.2.4.2　电子式互感器一般采用数字量输出。数字量输出的格式及通信协议应符合有关国际标准。

6.3　直流电源

6.3.1　继电保护和安全自动装置的直流电源，电压纹波系数应不大于2%，最低电压不低于额定电压的85%，最高电压不高于额定电压的110%。

6.3.2　对装置的直流熔断器或自动开关及相关回路配置的基本要求应不出现寄生回路，并增强保护功能的冗余度。

6.3.2.1　装置电源的直流熔断器或自动开关的配置应满足如下要求：

a）采用近后备原则，装置双重化配置时，两套装置应有不同的电源供电，并分别设有专用的直流熔断器或自动开关。

b）由一套装置控制多组断路器（例如母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护、各种双断路器接线方式的线路保护等）时，保护装置与每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。

c）有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。

d）单断路器接线的线路保护装置可与断路器操作回路合用直流熔断器或自动开关，也可分别使用独立的直流熔断器或自动开关。

e）采用远后备原则配置保护时，其所有保护装置，以及断路器操作回路等，可仅由一组直流熔断器或自动开关供电。

6.3.2.2　信号回路应由专用的直流熔断器或自动开关供电，不得与其他回路混用。

6.3.3　由不同熔断器或自动开关供电的两套保护装置的直流逻辑回路间不允许有任何电的联系。

6.3.4　每一套独立的保护装置应设有直流电源消失的报警回路。

6.3.5　上、下级直流熔断器或自动开关之间应有选择性。

6.4　保护与厂站自动化系统的配合及接口

6.4.1　应用于厂站自动化系统中的数字式保护装置功能应相对独立，并应具有数字通信接口能与厂站自动化系统通信，具体要求如下：

a）数字式保护装置及其出口回路应不依赖于厂、站自动化系统能独立运行；

b）数字式保护装置逻辑判断回路所需的各种输入量应直接接入保护装置，不宜经厂、站自动化系统及其通信网转接。

6.4.2　与厂、站自动化系统通信的数字式保护装置应能送出或接收以下类型的信息：

a）装置的识别信息、安装位置信息；

b）开关量输入（例如断路器位置、保护投入压板等）；

c）异常信号（包括装置本身的异常和外部回路的异常）；

d）故障信息（故障记录、内部逻辑量的事件顺序记录）；

e）模拟量测量值；

f）装置的定值及定值区号；

g）自动化系统的有关控制信息和断路器跳合闸命令、时钟对时命令等。

6.4.3　数字式保护装置与厂、站自动化系统的通信协议应符合DL/T 667的规定。

厂站内的继电保护信息应能传送至调度端。可在厂、站自动化系统站控层设置继电保护工作站，实现对保护装置信息管理的功能。

6.5　电磁兼容

6.5.1　发电厂和变电所的电磁环境

继电保护和安全自动装置应满足有关电磁兼容标准，使其能承受所在发电厂和变电所内下列电磁干扰引起的后果：

a）高压电路开、合操作或绝缘山穿、闪络引起的高频暂态电流和电压；

b）故障电流引起的地电位升高和高频暂态；

c）雷击脉冲引起的地电位升高和高频暂态；

d）工频磁场对电子设备的干扰；

e）低压电路开、合操作引起的电快速瞬变；

f）静电放电；

g）无线电发射装置产生的电磁场。

上述各项干扰电平与变电所电压等级、发射源与感受设备的相对位置、接地网特性、外壳和电缆屏蔽特性及接地方式等因素有关，应根据干扰的具体特点和数值适当确定设备的抗扰度要求和采取必要的减缓措施。(www.xing528.com)

6.5.2　装置的抗扰度要求

保护和安全自动装置与外部电磁环境的特定界面接口称为端口，见图1，含电源端口、输入端口、输出端口、通信端口、外壳端口和功能接地端口。

图1　设备端口示意图

装置各端口对有关的电磁干扰如射频电磁场及其引起的传导干扰、快速瞬变、1MHz脉冲群、浪涌、静电放电、直流中断和工频干扰等的抗扰度要求，应符合IEC 60255-26标准及有关国家标准的要求，装置对各类电磁干扰的抗扰度试验标准参见附录B表B.1～表B.5。

6.5.3　电磁干扰的减缓措施

6.5.3.1　应根据电磁环境的具体情况，采用接地、屏蔽、限幅、隔离及适当布线等措施，以减缓电磁干扰，满足保护设备的抗扰度要求。

6.5.3.2　为人身和设备安全及电磁兼容要求，在发电厂和变电所的开关场内及建筑物外，应设置符合有关标准要求的直接接地网。对继电保护及有关设备，为减缓高频电磁干扰的耦合，应在有关场所设置符合下列要求的等电位接地网。

a）装设静态保护和控制装置的屏柜地面下宜用截面不小于100mm2的接地铜排直接连接构成等电位接地母线。接地母线应首末可靠连接成环网，并用截面不小于50mm2、不少于4根铜排与厂、站的接地网直接连接。

b）静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜排应用截面不小于50mm2的铜排与地面下的等电位接地母线相连。

6.5.3.3　控制电缆应具有必要的屏蔽措施并妥善接地。

a）在电缆敷设时，应充分利用自然屏蔽物的屏蔽作用。必要时，可与保护用电缆平行设置专用屏蔽线。

b）屏蔽电缆的屏蔽层应在开关场和控制室内两端接地。在控制室内屏蔽层宜在保护屏上接于屏柜内的接地铜排；在开关场屏蔽层应在与高压设备有一定距离的端子箱接地。互感器每相二次回路经两芯屏蔽电缆从高压箱体引至端子箱，该电缆屏蔽层在高压箱体和端子箱两端接地。

c）电力线载波用同轴电缆屏蔽层应在两端分别接地，并紧靠同轴电缆敷设截面不小于100mm2两端接地的铜导线。

d）传送音频信号应采用屏蔽双绞线，其屏蔽层应在两端接地。

e）传送数字信号的保护与通信设备间的距离大于50m时，应采用光缆。

f）对于低频、低电平模拟信号的电缆，如热电偶用电缆，屏蔽层必须在最不平衡端或电路本身接地处一点接地。

g）对于双层屏蔽电缆，内屏蔽应一端接地，外屏蔽应两端接地。

6.5.3.4　电缆及导线的布线应符合下列要求：

a）交流和直流回路不应合用同一根电缆。

b）强电和弱电回路不应合用一根电缆。

c）保护用电缆与电力电缆不应同层敷设。

d）交流电流和交流电压不应合用同一根电缆。双重化配置的保护设备不应合用同一根电缆。

e）保护用电缆敷设路径，尽可能避开高压母线及高频暂态电流的入地点，如避雷器和避雷针的接地点、并联电容器、电容式电压互感器、结合电容及电容式套管等设备。

f）与保护连接的同一回路应在同一根电缆中走线。

6.5.3.5　保护输入回路和电源回路应根据具体情况采用必要的减缓电磁干扰措施。

a）保护的输入、输出回路应使用空触点、光耦或隔离变压器隔离。

b）直流电压在110V及以上的中间继电器应在线圈端子上并联电容或反向二极管作为消弧回路，在电容及二极管上都必须串入数百欧的低值电阻，以防止电容或二极管短路时将中间继电器线圈短接。二极管反向击穿电压不宜低于1000V。

6.6　断路器及隔离开关

6.6.1　220kV及以上电压的断路器应具有双跳闸线圈。

6.6.2　220kV及以上电压分相操作的断路器应附有三相不一致（非全相）保护回路。三相不一致保护动作时间应为0.5s～4.0s可调，以躲开单相重合闸动作周期。

6.6.3　各级电压的断路器应尽量附有防止跳跃的回路。采用串联自保持时，接入跳合闸回路的自保持线圈，其动作电流不应大于额定跳合闸电流的50%，线圈压降小于额定值的5%。

6.6.4　各类气压或油（液）压断路器应具有下列输出触点供保护装置及信号回路用：

a）合闸压力常开、常闭触点（最好还有重合闸压力常开、常闭触点）；

b）跳闸压力常开、常闭触点；

c）压力异常常开、常闭触点。

6.6.5　断路器应有足够数量的、动作逻辑正确、接触可靠的辅助触点供保护装置使用。辅助触点与主触头的动作时间差不大于10ms。

6.6.6　隔离开关应有足够数量的、动作逻辑正确、接触可靠的辅助触点供保护装置使用。

6.7　继电保护和安全自动装置通道

6.7.1　继电保护和安全自动装置的通道应根据电力系统通信网条件，与通信专业协商，合理安排。

6.7.2　装置的通道一般采用下列传输媒介：

a）光纤（不宜采用自承式光缆及缠绕式光缆）；

b）微波；

c）电力线载波；

d）导引线电缆。

具有光纤通道的线路，应优先采用光纤作为传送信息的通道。

6.7.3　按双重化原则配置的保护和安全自动装置，传送信息的通道按以下原则考虑：

6.7.3.1　两套装置的通道应互相独立，且通道及加工设备的电源也应互相独立。

6.7.3.2　具有光纤通道的线路，两套装置宜均采用光纤通道传送信息，对短线路宜分别使用专用光纤芯；对中长线路，宜分别独立使用2Mb/s口，还宜分别使用独立的光端机。具有光纤迂回通道时，两套装置宜使用不同的光纤通道。

对双回线路，但仅其中一回线路有光纤通道且按上述原则采用光纤通道传送信息外，另一回线路传送信息的通道宜采用下列方式：

a）如同杆并架双回线，两套装置均采用光纤通道传送信息，并分别使用不同的光纤芯或PCM终端；

b）如非同杆并架双回线，其一套装置采用另一回线路的光纤通道，另一套装置采用其他通道，如电力线载波、微波或光纤的其他迂回通道等。

6.7.3.3　当两套装置均采用微波通道时，宜使用两条不同路由的微波通道，在不具备两条路由条件而仅有一条微波通道时，应使用不同的PCM终端，或其中一套装置采用电力线载波传送信息。

6.7.3.4　当两套装置均采用电力线载波通道传送信息时，应由不同的载波机、远方信号传输装置或远方跳闸装置传送信息。

6.7.4　当采用电力线载波通道传送允许式命令信号时应采用相—相耦合方式；传送闭锁信号时，可采用相—地耦合方式。

6.7.5　有条件时，传输系统安全稳定控制信息的通道可与传输保护信息的通道合用。

6.7.6　传输信息的通道设备应满足传输时间、可靠性的要求。其传输时间应符合下列要求：

a）传输线路纵联保护信息的数字式通道传输时间应不大于12ms；点对点的数字式通道传输时间应不大于5ms；

b）传输线路纵联保护信息的模拟式通道传输时间，对允许式应不大于15ms；对采用专用信号传输设备的闭锁式应不大于5ms；

c）系统安全稳定控制信息的通道传输时间应根据实际控制要求确定。原则上应尽可能的快。点对点传输时，传输时间要求应与线路纵联保护相同。

6.7.7　信息传输接收装置在对侧发信信号消失后收信输出的返回时间应不大于通道传输时间。

附录A

（规范性附录）

短路保护的最小灵敏系数

表A.1　短路保护的最小灵敏系数

附录B

（规范性附录）

保护装置抗扰度试验要求

保护装置应能承受表B.1～B.5的抗扰度试验，试验后仍应能满足相关设备的性能规范要求。

B.1　外壳端口抗扰度试验（如表B.1）

B.2　电源端口抗扰度试验（如表B.2）

B.3　通信端口抗扰度试验（如表B.3）

B.4　输入和输出端口抗扰度试验（如表B.4）

B.5　功能接地端口抗扰度试验（如表B.5）

表B.1　外壳端口抗扰度试验

表B.2　电源端口抗扰度试验

表B.3　通信端口抗扰度试验

表B.4　输入和输出端口抗扰度试验

续表

表B.5　功能接地端口抗扰度试验