云南电网二次设计技术原则(试行)

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云南电网二次设计技术原则

（试行）

二○○七年八月

目次

前言

1 总则

2 引用标准

3 一般规定

4 变压器保护设计原则

5 母线保护设计原则

6 断路器失灵保护和断路器三相不一致保护设计原则

7 线路保护设计原则

8 旁路保护设计原则

9 故障录波器设计原则

10 变电站计算机监控系统设计原则

11 变电站时间同步系统设计原则

12 变电站图像监控系统设计原则

13 变电站微机防误闭锁装置设计原则

14 变电站直流系统设计原则

15 其他二次设备设计原则

16 保护专用接地网与保护屏柜的接地要求

17 与继电保护、调度自动化系统相关的通信设备设计原则

18 变电站防火设计要求

前言

为使云南电网二次设计规范化，保障电网安全、稳定、可靠运行，特制定本技术原则。

本技术原则以新颁国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）、中国南方电网有限责任公司标准《220-500kV变电站电气技术导则》（Q/CSG 1 0011-2005）、《中国南方电网有限责任公司十项重点反事故措施》为指导，按照现行国家标准、电力行业标准及相关技术规范、规定，并考虑云南电网实际运行经验和管理要求而提出。

本技术原则由云南电网公司生产技术部提出、起草、归口并解释。

本技术原则主要起草人：龚闯、王燕祥、薛武、周海、翟海燕、程颖、叶煜明、赵卫霞、李胜男、周翔、黑毅、袁剑生、杨坤丽、晋伟平

本技术原则自颁布之日起试行。

1 总则

1.1 本技术原则依据国家、行业、南方电网公司、云南电网公司相关规程、规定及反事故措施并结合云南电网运行实际制定，目的是规范基建工程、改扩建工程和技术改造工程涉及的主要二次设备及其回路的设计。

1.2 本技术原则适用于云南电网110kV及以上电压等级变电站主要二次设备及其回路设计，35kV及以下电压等级可参照执行。

1.3 本技术原则强调了云南电网二次设计的重点要求，但并未涵盖二次设计的全部内容。因此，在贯彻落实本技术原则的过程中应认真、全面地执行国家、行业、南方电网公司及云南电网公司相关规程、规定及反事故措施。

2 引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本设计原则中引用而构成本设计原则的条文。下列标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本设计原则的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

GB/T 14285-2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》

DL/T 5136－2001 《火力发电厂、变电所二次接线设计技术工程》

DL/T 5149-2001 《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》

DL/T 769-2001 《电力系统微机继电保护技术导则》

DL/T 553-1994 《220kV～500kV电力系统故障动态记录技术准则》

DL/T 5044-2004 《电力工程直流系统设计技术规程》

DL/T 724-2000 《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》

DL/T 667-1999 《远动设备及系统第5部分:传输规约第103篇：继电保护设备信息接口配套标准》

DL/T 713-2000 《500kV变电所和控制设备的抗扰度要求》

电安生[1994]191号《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》

国电发〔2000〕589号《国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

南方电网安生〔2005〕4号《中国南方电网有限责任公司十项重点反事故措施》

云电生〔2005〕92号《云南电网电气设备装备技术原则（试行）》

云电生〔2006〕73号《云南电网变电站GPS时间同步系统技术规范（试行）》和《云南电网变电站时间同步系统管理规定（试行）》

云电生〔2006〕99号《云南电网电力远程图像监控系统配置技术原则（试行）》

云电调〔2007〕7号《云南电网继电保护及安全自动装置屏标识管理规定（试行）》

南方电网调〔2007〕3号《继电保护用电流互感器二次绕组的配置和反措要求》

3 一般规定

3.1 对电流互感器的接地要求

电流互感器的二次绕组中性点必须且只能有一个接地点，独立电流互感器二次绕组中性点应引至开关场端子箱端子排，并在端子箱内的保护专用接地铜排上可靠接地。对于有几组电流互感器二次绕组连接在一起的保护装置（含母线保护、主变压器保护、高压电抗器保护、取用和电流的保护），每组电流互感器二次绕组均各经一根多芯数电缆引至控制室或继电保护小室相关保护柜内端子排，在控制室或继电保护小室将其中性线在保护柜内保护专用接地铜排上可靠接地。各组电流互感器二次绕组中性线不得在端子排上串联后再接地, 应将各组电流互感器二次回路中性线从端子排分别引至保护柜内专用接地铜排上接地。

3.2 对电压互感器的接地要求

3.2.1 电压互感器的二次回路只允许有一点接地。几组电压互感器的接地点应统一集中在控制室或继电保护小室内一点接地。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。

3.2.2 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引出线中的N线必须分开，不得共用。新建工程电压互感器每组星形二次绕组引出线应单独在一根多芯数电缆中引至控制室或继电保护小室，每组开口三角二次绕组引出线应单独在一根多芯数电缆中引至控制室或继电保护小室。

3.2.3 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。要求经常维护检查，防止出现两点接地情况。

3.2.4 各电压等级电压互感器开口三角绕组二次接地方式统一采用A尾非极性端接地。3.3 对控制电缆及高频通道的要求

3.3.1 控制电缆应采用屏蔽电缆，屏蔽层应在控制室保护间、继电保护小室内和开关场两端经保护专用接地铜排可靠接地。

3.3.2 强电和弱电回路不得合用同一根电缆。

3.3.3 交流和直流回路不得合用同一根电缆。

3.3.4 交流电流、电压回路不得合用同一根电缆。

3.3.5 控制电缆宜采用多芯数电缆，应尽可能减少电缆根数。当芯线截面为1.5mm2时，电缆芯数不宜超过37芯。当芯线截面为2.5mm2时，电缆芯数不宜超过24芯。当芯线截面为4mm2及以上时，电缆芯数不宜超过12芯。4芯及以下的控制电缆，在设计时可不考虑预留备用芯。

3.3.6 新建工程保护用电缆与动力电缆不应同层敷设。

3.3.7 电缆芯线截面的选择应符合下列要求：

3.3.7.1 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；通常线路保护交流电流回路电缆芯截面宜≥2.5mm2，母线保护、变压器保护交流电流回路电缆芯截面应采用4mm2。计量装置用交流电流回路电缆芯截面应采用4mm2。

3.3.7.2 电压回路：应保证最大负荷时电缆的电压降不应超过额定二次电压的3％，通常电缆芯截面宜≥1.5mm2。

3.3.7.3 计量装置用交流电流电压回路电缆芯截面均应采用4mm2。

3.3.7.4 控制回路：应采用铜芯控制电缆和绝缘导线。按机械强度要求，强电控制回路导线截面应不小于1.5mm2，弱电控制回路导线截面应不小于0.5mm2。

3.3.7.5 所有二次回路用电缆芯截面均不宜超过6mm2。

3.3.8 在同一根电缆中不应有不同安装单位的电缆芯。

3.3.9 对双重化配置的保护设备的交流电流回路、交流电压回路、直流电源回路、双跳闸线圈的控制回路等，两套系统不得合用一根多芯数电缆。

3.3.10 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），也可经屏柜上的端子排连接。严禁控制电缆中间进行对接。

3.3.11 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，如避雷器或避雷针的接地点、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。

3.3.12 线路纵联保护用高频通道应按照下列要求实施反事故措施：

3.3.12.1 在主电缆沟敷设一根截面不小于100mm2专用裸铜导线。

3.3.12.2 铜导线放置在电缆沟的电缆顶部，与高频同轴电缆并行。

3.3.12.3 电缆半层间或活动静电地板下，铜导线应与等电位接地网可靠连接。

3.3.12.4 在开关场侧使用截面不小于50mm2分支铜导线，50mm2分支铜导线分别延伸至各条

线路保护用结合滤波器的高频电缆引出端口，距耦合电容器接地点约3-5m处焊接于主接地网上。

3.3.12.5 分支铜导线应与主铜导线可靠连接。

3.3.12.6 结合滤波器的一、二次线圈之间接地连线应断开，一、二次分开接地，在结合滤波器二次端子上，用截面大于10mm2铜导线连通引下，焊接在上述分支铜导线末端上。高频同轴电缆屏蔽层与之相连，以实现开关场外屏蔽层接地。

3.3.12.7 线路保护柜内收发讯机接地端子用2.5mm2多股铜导线与保护专用接地铜排可靠连接。

3.3.12.8 电力线载波用高频同轴电缆屏蔽层应在两端分别可靠接地。当使用保护专用收发讯机时，可接至收发讯机接地端子或直接与保护柜内保护专用接地铜排相连。

3.4 新建、改扩建和技术改造工程施工设计时应充分考虑电流互感器二次绕组的合理分配，杜绝因保护范围不交叉造成保护死区。对确无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。

3.5 新建、改扩建工程设计应配置足够的满足线路保护、主变压器保护和母线保护等使用要求的保护级二次绕组，110kV及以上电压等级电流互感器保护用二次绕组组数应≥4组。35kV、10kV侧主变进线间隔电流互感器保护用二次绕组组数应≥3组、35kV、10kV其他间隔电流互感器保护用二次绕组组数应≥2组，以满足主变保护、母线保护和保护测控一体化装置使用要求。

3.6 用于母线保护、变压器差动保护的电流互感器应优先选用误差限制系数和饱和电压较高的电流互感器。

3.7 按照云南电网运行规定，正常运行情况下不使用断路器本体防跳回路，使用操作箱中的防跳回路。断路器本体防跳回路应在投运前彻底解除。

3.8 采用双重化配置的两套保护装置应安装在各自保护柜内，并应充分考虑运行和检修时的安全性。

3.9保护动作、直流电源消失及装置报警等重要信号应采用硬接点方式接入相关测控单元。

3.10对于部分进口SF6高压断路器，其就地控制回路中设有SF6低强跳断路器的回路。按照云南电网运行规定，该回路应彻底解除（只保留发信及闭锁回路接线）。

3.11 一个半断路器接线、桥形接线、角形接线的和电流回路，不允许在一个电流端子上完成和电流功能，必须遵循电流回路接线中一个端子只能接一根电缆芯的原则。

3.12保护屏柜面板相关元器件（如连接片、切换片、按钮、小开关等）的标识应参照《云

南电网继电保护及安全自动装置屏标识管理规定（试行）》执行。

3.13各电压等级变电站35kV/10kV母线上应装设单相接地监视装置，监视装置反应零序电压，动作于信号。

3.14数字式保护装置应满足下列要求：

3.1

4.1当保护设备双重化配置时，宜将被保护设备的主保护及后备保护综合在一整套装置内，共用直流电源输入回路及交流电压互感器和电流互感器的二次回路。

3.1

4.2对仅配置一套主保护的设备，应采用主保护与后备保护相互独立的装置。

3.15 应遵守保护装置24V开入电源不出保护室的原则，以免引进干扰。

3.16 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和综合自动化系统使用。辅助触点与主触头的动作时间差不大于10ms。

3.17 隔离开关、接地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和综合自动化系统使用。

4 变压器保护设计原则

4.1 220kV-500kV变压器（高压电抗器）保护设计原则

4.1.1 对500kV变压器（高压电抗器），其双重化配置的两套保护的交流电流、电压应分别取自电流互感器和电压互感器不同的保护用二次绕组。当中压侧主接线为双母线接线时，应配置一套电压切换装置以实现交流电压切换，两套保护合用经切换后的交流电压。

4.1.2 对220kV变压器，其双重化配置的两套保护的交流电流应分别取自电流互感器不同的保护用二次绕组。当高、中压侧主接线为双母线接线时，各侧应配置一套电压切换装置以实现交流电压切换，两套保护合用经切换后的交流电压。

4.1.3 用于变压器差动保护的各侧电流互感器铁芯，宜具有相同的铁芯型式。

4.1.4 双重化配置的220kV及以上电压等级变压器（高压电抗器），其主保护和后备保护可共用一组电流互感器保护用二次绕组。

4.1.5 双重化配置的两套变压器保护应使用断路器外附电流互感器，但在设有旁路断路器的接线侧则第二套保护应使用变压器套管电流互感器，不采用旁路代供时切换电流互感器二次回路方式。

4.1.6 按照电网运行规定，一般主保护采用二次谐波制动比率差动保护原理的主变压器保护作为第一套保护，应取用第一套直流电源，出口跳第一组跳闸线圈；主保护采用其它原理的主变压器保护作为第二套保护，应取用第二套直流电源，出口跳第二组跳闸线圈。

4.1.7 主变压器(高压电抗器)宜配置单套非电量保护。未采用就地跳闸方式的变压器(高压

电抗器)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。非电量保护跳闸不起动500kV及220kV 失灵保护。对于具有两组跳闸线圈的断路器，非电量保护应同时启动两组跳闸线圈。

4.1.8 主设备非电量保护应防水、防油渗漏、密封性好。变压器（高压电抗器）本体及有载调压开关的气体继电器、压力释放保护、温度保护与中间端子盒之间的联线应采用防油导线。中间端子盒应具有防雨措施，盒内端子排应横向排列安装，气体继电器接入中间端子盒的连线应从中间端子盒端子排的下侧进线接入端子，跳闸回路的端子与其它端子之间应留出间隔端子。中间端子盒的引出应从端子盒端子排上侧连接。非电量保护由开关场端子箱引至保护室的二次回路不宜有过渡或转接环节。

4.1.9 非电量保护中开关场部分的中间继电器，必须由强电直流起动且应采用起动功率不小于5W的中间继电器，其动作速度不宜小于10ms，但也不应超过30ms。

4.1.10 主变压器中压侧或低压侧有并网小电源的终端变电站，其中一台主变压器中性点宜直接接地运行。若运行方式安排和保护整定配合有困难不能直接接地运行的，中性点可采用棒间隙并联避雷器保护，主变压器零序过电压保护和间隙零序电流保护应设两级时限，零序过电压保护和间隙零序电流保护以第一时限解列小电源接入断路器，第二时限跳变压器各侧断路器。若需要解列的小电源接入点大于3个，则应考虑在运行方式上采取其它措施。

4.1.11 主变压器有载分接开关的气体继电器应具备轻瓦斯发信、重瓦斯跳闸功能。

4.1.12 主变压器(高压电抗器)非电量保护应具备选择投跳闸或投信号功能。各种非电量保护应引出硬接点，经过变压器(高压电抗器)保护柜的重动箱重动后跳闸或发信，跳闸出口压板装设在变压器(高压电抗器)保护柜上，并可提供多副信号接点供计算机监控系统、故障录波器等使用。冷却器保护的时间继电器宜采用非电量保护重动箱内的精度高、动作可靠的时间元件。

4.2 110kV变压器保护设计原则

4.2.1 对仅配置一套主保护的110kV变压器，应采用主保护与后备保护相互独立的保护装置。主保护、后备保护分箱配置的110kV变压器主保护和后备保护用交流电流回路应分别使用不同的电流互感器保护级二次绕组。

4.2.2 主变压器非电气量保护的电源回路和出口跳闸回路应独立设置，应与电气量保护完全分开。

4.2.3 主变压器非电气量保护应具备选择投跳闸或投信号功能。各种非电量保护应引出硬接点，经过变压器保护柜的重动箱重动后跳闸或发信，跳闸出口压板装设在变压器保护柜上，

并可提供多副信号接点供变电站计算机监控系统、故障录波器等使用。

4.2.4 主变压器有载分接开关的气体继电器应具备轻瓦斯发信、重瓦斯跳闸功能。

4.2.5 主变压器非电量保护应满足4.1.8和4.1.9条要求。

4.2.6 主变压器中压侧或低压侧有小电源上网的变电站，其中一台主变压器中性点宜直接接地运行。若运行方式安排和保护整定配合有困难的，变压器中性点可采用棒间隙并联避雷器保护，主变压器零序过电压保护和间隙零序电流保护应设两级时限，零序过电压保护和间隙零序电流保护以第一时限跳并网小电源相关断路器，第二时限跳变压器各侧断路器。若需要解列的小电源接入点大于3个，则应考虑在运行方式上采取其它措施。

4.2.7应在主变压器各侧装设独立的后备保护装置，以满足继电保护的整定配合与运行需要。对于低压侧采用双分支接线的情况，低压侧后备保护用电流互感器保护级二次绕组的配置应确保选择性的要求。

4.2.8 为了能够实现110kV变电站中、低压侧发生出线断路器或保护在电网近区故障时拒动及中、低压母线发生相间故障等故障情况下快速切除故障，尽力降低主变压器损坏的可能性，对110kV变电站主变压器保护提出下列要求：

4.2.8.1110kV变电站主变压器各侧均应配置独立的后备保护，其中各侧相间后备保护至少应有两段，每段的电流元件可单独整定，每段时间元件应不少于两个时限。

4.2.8.2如变压器高压侧的相间后备保护对中、低压侧母线故障有规程规定的灵敏系数时，则在变压器中、低压侧断路器与高压侧断路器上配置的相间后备保护将成为中、低压侧母线的主保护和后备保护。如变压器高压侧的过电流保护对中、低压侧母线无规程规定的灵敏系数时，为提高切除中、低压侧母线故障的可靠性，可在变压器中、低压侧配置两套相间短路后备保护。该两套保护应接至不同的电流互感器二次绕组。

4.2.8.3110kV变电站主变压器中、低压侧相间后备保护的第一段用做中、低压侧母线故障快速保护，其电流定值应与出线的相间电流速断配合，并按正常运行方式下母线故障有足够灵敏度整定，其第一时限不宜大于0.3s，故障时跳主变压器对应侧断路器。当出线太短、需要与出线的限时电流速断配合时，其第一时限不宜大于0.6s，故障时跳主变压器对应侧断路器。当检修方式下需要中、低压侧母线合环运行时，可另设置主变压器后备保护定值区，增加先跳分段断路器的时间段。

4.2.8.4110kV 变压器高压侧相间后备保护带方向元件，方向元件可通过控制字进行投退。为了确保中、低压侧相间后备保护在中、低压母线故障时可靠动作，其方向应指向各侧

母线。

4.2.8.5 为了使断路器遮断容量适应于电网短路电流水平、有效缩短中、低压母线故障切除时间，110kV变电站中、低压母线正常运行方式下应分段运行。

4.2.8.6 同一套保护装置中闭锁、启动和方向判别等辅助元件的灵敏系数应不小于所控的保护测量元件的灵敏系数。为确保变压器相间后备保护中复合电压闭锁元件动作灵敏度，各侧复合电压闭锁元件动作条件应构成或门引入各侧变压器相间后备保护，作为动作开放条件。

5 母线保护设计原则

5.1 双重化配置的两套母线保护的交流电流应分别取自电流互感器不同的保护级二次绕组。

5.2 母线保护用的每组电流互感器二次绕组应均各经一根多芯数电缆引至控制室或继电保护小室保护柜内端子排上，在端子排上将其中性点线一一接至保护专用接地铜排，通过该接地铜排实现可靠一点接地。

5.3 母线保护用交流电流回路应专用，不得串接其它回路。

5.4 用于同一母线保护的电流互感器铁芯，宜具有相同的铁芯型式。

5.5 各个电气间隔母线保护用交流电流回路可采用不同TA变比，TA变比宜为整数倍。

5.6 一个半断路器接线母线保护不采用复合电压闭锁，且TA断线不闭锁母线保护。

5.7 双重化配置的两套母线保护的直流电源应分别取自变电站双重化配置的直流系统。5.8 对双母线接线方式，主接线方式的识别不得采用电压切换重动继电器接点，必须采用隔离开关辅助触点。隔离开关辅助触点应采用真空型辅助触点。

5.9 为了简化二次回路接线，110kV母线保护出口跳闸回路应接至各间隔断路器操作箱的手动跳闸继电器或永跳继电器启动回路，通过上述继电器接点实现对重合闸装置的闭锁。对于220kV及以上电压等级线路，母线保护跳闸回路应接入永跳继电器启动回路，以实现对重合闸装置的闭锁及母线保护动作停信。

5.10 对具有双跳闸线圈的断路器，当母线保护只配置一套时，应同时动作于两组跳闸线圈；当母差保护双重化配置时，每套母差保护分别动作于一组跳闸线圈。

5.11 新建、改扩建工程220kV及以上电压等级变电站220kV、110kV母线应配置母线保护，其中：

5.11.1 对一个半断路器接线，每组母线应装设两套母线保护。

5.11.2 对220kV电压等级双母线、双母线分段等接线，为防止母线保护因检修退出失去保护，母线发生故障会危及系统稳定和使事故扩大时，宜装设两套母线保护。

5.12 220kV及以上电压等级变电站的35kV/10kV母线原则上宜配置母线保护，允许采用只接入A、C两相电流的简化母线保护。

5.13 110kV电压等级变电站110kV双母线、单母线分段等接线，需要快速切除母线上的故障时，应装设专用母线保护。

5.14 母线保护光耦开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%-70%范围以内。

6 断路器失灵保护、断路器三相不一致保护及远方跳闸保护设计原则

6.1 220kV及以上电压等级电力网中，应配置一套断路器失灵保护。

6.2 双母线接线时允许断路器失灵保护与母线保护共用跳闸出口。

6.3 在主接线为双母线接线方式且母线保护双重化配置的应用场合，断路器失灵保护宜单独组屏，并同时作用于断路器的两组跳闸线圈。

6.4 双母线接线时各间隔断路器失灵启动回路应由保护动作接点和检测断路器失灵过流继电器接点串接构成，接入失灵保护出口回路。变压器断路器的失灵保护还应动作于断开本变压器连接其他电源侧的断路器。

6.5 断路器失灵保护动作应闭锁重合闸。

6.6 对远方跳对侧断路器的，宜利用两个传输通道传送跳闸命令。

6.7 为确保在检修试验时有明显的断开点，220kV及以上电压等级断路器保护柜和母线保护柜上应分别设置失灵保护启动压板。

6.8 对分相操作的断路器，其断路器本体应配置并应尽量采用本体三相不一致保护，该保护所用时间继电器应满足精度要求且保证在强电磁环境运行不易损坏，不发生误动、拒动；时间继电器整定范围应大于5s。本体三相不一致保护宜提供动作信号。线路保护、变压器保护（一个半断路器接线）中宜设置三相不一致保护。保护装置中的三相不一致保护和断路器本体的三相不一致保护如何使用以调各级调度机构下达的保护通知单要求为准。

6.9 220kV 电压等级的母联、母线分段、内桥断路器应按断路器配置断路器辅助保护装置，该装置至少应具有两段过电流保护或零序电流保护，以作为母线充电保护，并兼作新线路投运时（母联或分段断路器与线路断路器串接）的辅助保护。另外还应具有三相不一致保护、死区保护、失灵启动（失灵保护）功能。

6.10 一个半断路器接线的断路器失灵保护动作、高压并联电抗器保护动作及线路过电压保护动作应传送远方跳闸命令，使相关线路对侧断路器跳闸切除故障。

6.11 对采用数字通道的远方跳闸保护，执行端可不设置故障判别元件。

6.12 远方跳闸保护的出口跳闸回路应独立于线路保护跳闸回路，并闭锁重合闸。

7 线路保护设计原则

7.1 双重化配置的两套线路保护的交流电流应分别取自电流互感器不同的保护级二次绕组，500kV线路保护交流电压应分别取自电压互感器不同的保护级二次绕组，220kV线路保护交流电压宜分别取自电压互感器不同的保护级二次绕组。当一次主接线为双母线接线时，应配置一套电压切换箱实现电压切换。

7.2 按照云南电网运行规定，对500kV系统而言，主一保护（采用光纤通道或载波通道）应取用第一套直流电源，出口跳相应断路器第一组跳闸线圈；主二保护（采用光纤通道或载波通道），应取用第二套直流电源，出口跳第二组跳闸线圈。

7.3 按照云南电网运行规定，对500kV系统而言，同一条线路的两套过压远跳辅助保护中，与主一保护同屏的为辅A保护，出口跳相应断路器第一组跳闸线圈并远跳对侧断路器；与主二保护同屏的为辅B保护，出口跳相应断路器第二组跳闸线圈并远跳对侧断路器。

7.4 按照云南电网运行规定，对220kV系统而言，主一保护（采用光纤通道或载波A相通道）应取用第一套直流电源，出口跳第一组跳闸线圈；主二保护（采用光纤通道或载波B 相通道）应取用第二套直流电源，出口跳第二组跳闸线圈。

7.5 使用光纤通道或B相载波通道的线路主二保护设计应能保证相关回路可靠切换至旁路保护，构成旁路代供时的线路纵联保护。

7.6 当传输距离≤70kM时，光纤分相电流差动保护宜采用专用光纤芯；当传输距离＞70kM 时，光纤分相电流差动保护应经光电转换后复接光端设备2M口。

7.7 若线路具备光纤通道，纵联方向保护和纵联距离零序保护也可采用光纤通道传输保护信号。当传输距离≤70kM时，纵联保护宜采用专用光纤芯；当传输距离＞70kM时，纵联保护应经光电转换后复接光端设备2Mb/s口。

7.8 当两套线路主保护均采用光纤通道时，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，两套保护装置宜使用不同的光纤通道。

7.8 当220kV线路采用光纤分相电流差动保护的远跳功能传输远方跳闸命令时，其光耦开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%-70%范围以内。

7.9 线路保护使用光纤通道时，通信机房侧的多套光电转换装置应在通信机房组屏，并尽可能靠近光端设备。

7.10 要求纵联保护用光电转换装置具有报警功能。对具有报警功能的光电转换装置，应将

其空接点引接至计算机监控系统。

7.11 线路纵联保护采用复用载波通道方式时，当通信机房到继电保护间的距离小于500m 时，载波机与继电保护柜间应用屏蔽电缆直联。距离大于500m时，应采用光缆经光电转换装置连接。载波机的开入电压必须采用强电（220V）。

7.12 继电保护装置动作命令（空接点）需要经通信设备进行传输时，要求继保小室或控制室与通信设备室间所用的信号传输电缆采用屏蔽电缆，并在两端可靠接地。

7.13 500kV线路纵联保护应按照双通道原则设计，即采用“光纤+载波”或“光纤+光纤”的双通道接入方式。

7.14 高频通道结合设备回路中不得串接容性设备在线监测装置。

8 旁路保护设计原则

8.1 220kV旁路保护采用代供时将第二套线路保护用光纤通道或B相载波通道收发信机切换至旁路保护构成全线速动纵联保护，要求旁路保护设计充分考虑切换回路接线的合理性。

8.2 对线路为同杆并架双回线的应用场合，旁路保护宜考虑可切换至复用载波机构成全线速动保护。

8.3 旁路保护设计不考虑代供主变时作为主变后备保护使用。

8.4 旁路保护设计不采用旁路保护配置可变频率收发讯机方式。

9 故障录波器设计原则

9.1 500kV故障录波器应接入各间隔三相交流电流、一个半断路器接线出线侧和变压器侧三相交流电压、主变压器各侧三相交流电流、主变压器中性点零序电流、断路器分合闸位置、各套继电保护及安全自动装置反映动作及异常的空接点信号、高频保护及安全自动装置专用或复用载波机收信输出空接点等信号。断路器位置信号可采用断路器操作箱重动继电器接点。

9.2 220kV故障录波器应接入各段母线三相交流电压、各间隔三相交流电流、一次主接线为一个半断路器接线的出线侧及变压器侧三相交流电压、主变压器各侧三相交流电流、主变压器中性点零序电流、断路器分合闸位置、各套继电保护及安全自动装置反映动作及异常的空接点信号、各套线路保护用收发信机高频通道录波信号、高频保护及安全自动装置专用或复用载波机收信输出空接点信号、收发信机和载波机动作及异常空接点信号。

9.3 当主变压器台数≥2台时，可考虑配置220kV主变压器专用故障录波器，接入主变压器各侧三相交流电流、各侧经切换后的母线电压、主变压器中性点零序电流、各侧断路器位置、各套变压器保护装置反映动作及异常的空接点信号等。

9.4 110kV故障录波器应接入各段母线三相交流电压、桥形接线出线侧三相交流电压、各间隔三相交流电流、主变压器110kV侧三相交流电流、其它各侧两相交流电流、主变压器中性点零序电流、断路器分合闸位置、各套继电保护及安全自动装置反映动作及异常的空接点信号。

9.5 110kV及以上电压等级故障录波器模拟量路数不宜超过64路。

9.6 故障录波器的交流电流输入应接入电流互感器保护级二次绕组，当保护级二次绕组组数不够时，在二次回路接入负载不超过电流互感器额定二次负载情况下，允许将故障录波器串接在除母线保护以外的其他保护装置后。

9.7 故障录波器应单独组网，为了实现故障录波信息远传，要求故障录波器至少配置2个以太网口，经网络交换机组网后直接接光端设备的以太网接口实现远传。在变电站设置了继电保护信息管理系统的场合，故障录波器单独组网后接至继电保护信息管理系统。不要求故障录波器与计算机监控系统接口。

10 变电站计算机监控系统设计原则

10.1 变电站计算机监控系统设计应满足《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》（DL/T 5149-2001 ）和《云南电网电气设备装备技术原则（试行）》相关条款要求。

10.2 变电站计算机监控系统应采用分层分布开放式网络结构，设站控层和间隔层。站控层设备应按变电站终期建设规模集中设置并一次建成。

10.3 站控层与间隔层宜直接连接，也可通过前置层设备连接。

10.4 站控层可用总线型网络或环形网络，网络传输速率为≥100Mb/s，通讯介质220kV及以上电压等级变电站应采用光纤，110kV变电站宜为光纤。500kV变电站和220kV联络变电站站控层网络按双重化配置，宜采用负荷平衡互为热备用方式。220kV终端变电站和110kV 变电站站控层网络可为单网。间隔层可采用现场总线，也可与站控层采用统一的网络。采用统一的网络时，若节点数过多可设子网。间隔层网络传输速率为≥10Mb/s，通讯介质可为屏蔽双绞线或光纤。对220kV及以上电压等级变电站，站控层和间隔层网络结构宜采用双以太网。

10.5 500kV变电站和220kV 联络变电站计算机监控系统主机或/及操作员工作站、远动通信设备应冗余配置，工程师工作站按一套配置。220kV终端变电站和110kV变电站计算机监控系统操作员工作站按一套配置，不配置工程师工作站，远动通信设备应冗余配置。各种电压等级变电站计算机监控系统当采用前置层设备连接方式时，前置机应冗余设置。

10.6 变电站计算机监控系统采集的四遥信息量应满足《220kV～500kV变电所计算机监控

系统设计技术规程》相关条款规定，断路器、隔离开关、接地开关位置遥信量必须采集实遥信。

10.7 各种测控装置、远动通信设备等的抗干扰措施应按照继电保护装置执行。

10.8 对采用综合自动化系统的变电站，各种智能设备动作和异常信息报文应通过通信接口送至计算机监控系统。其中数字式保护装置应能送出或接收以下类型的信息：

10.8.1 装置的识别信息、安装位置信息；

10.8.2 开关量输入（例如断路器位置、保护投入压板等）；

10.8.3 异常信号（包括装置本身的异常和外部回路的异常）；

10.8.4 故障信息（故障记录、内部逻辑量的事件顺序记录）；

10.8.5 模拟量测量值；

10.8.6 装置的定值及定值区号；

10.8.7 变电站综合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。

10.9 数字式保护装置与变电站综合自动化系统的通信协议应符合DL/T 667的规定。10.10 若通过通信接口上送信息不完整或不可靠，则各种保护动作和异常硬接点信号应引接入计算机监控系统综合测控装置遥信回路。保护用载波机报警信号应通过硬接点引接入计算机监控系统综合测控装置遥信回路及故障录波器开关量输入回路。

10.11 对于继电保护装置电源消失、断路器控制回路断线、SF6压力降低等报警信号，应一一对应采用空接点的形式接入计算机监控系统测控装置遥信回路。对于分散布置在高压开关柜上的保护测控一体化装置，应确保相关报警信号一一对应上传至计算机监控系统。10.12计算机监控后台应具有将继电保护动作信号和预告信号分开显示功能，以便运行人员快速判断保护动作情况。

10.13 间隔层设备的组屏要求

10.13.1对110kV及以上电压等级断路器单元，应按间隔单独设置测控装置并集中组柜，每面柜上最多只能组4套测控装置。

10.13.2220kV及以上电压等级主变压器各侧测控装置宜组在同一面柜上。

10.13.3对35kV及以下电压等级的设备，宜采用保护测控一体化装置，可分散安装在高压开关柜上或集中组屏。集中组屏时每面柜上最多只能组6套保护测控装置, 同柜配置一台打印机。

10.13.4应按变电站终期规模配置综合测控装置，完成对各电压等级母线电压的测量，提供对其它智能设备的开关量采集、脉冲量采集及控制量输出功能。

11 变电站时间同步系统设计原则

变电站时间同步系统基本功能应满足《云南电网变电站GPS时间同步系统技术规范（试行）》和《云南电网变电站时间同步系统管理规定（试行）》的要求。各电压等级变电站时间同步系统设计应遵循下列原则：

11.1 220kV及以上电压等级变电站应采用两套时间同步接收装置本体，在主控室集中独立组柜，天线安装在主控室屋顶。两套时间同步装置本体在故障时可自动切换。

11.2 500kV变电站主控室采用一套时间信号输出扩展装置与两套时间同步接收装置本体共同组一面柜的组柜方案，以满足安装在500kV变电站主控室的部分二次设备对时需要。

11.3 500kV变电站保护小室应分别配置独立组柜的时间信号输出扩展装置，与时间同步接收装置本体经光电转换器用光缆连接，其输出方式和接口数量应满足变电站所有二次设备对时需求，并具备输出扩充功能。

11.4 220kV变电站时间信号输出扩展装置可与两套时间同步接收装置本体在主控室共同组一面柜，其输出应满足变电站所有二次设备对时需求，并具备输出扩充功能。

11.5 110kV变电站应配置一套时间同步系统，时间同步接收装置本体单套配置，与时间信号输出扩展装置在主控室共同组一面柜，其输出应满足变电站所有二次设备对时需求，并具备输出扩充功能。

11.6 时间信号输出扩展装置输出接口不少于64路，可根据工程要求，采用装置插件内部设置或更换插件灵活组合输出各类同步信号。

11.7各类接入GPS标准时间同步装置（本体及扩展装置）的二次设备应采用下述一种或几种时间同步信号：

1PPS秒脉冲（空接点输入）

1PPM分脉冲（空接点输入）

1PPH时脉冲（空接点输入）

IRIG-B（DC）时码（RS-422、RS485）

IRIG-B（DC）时码（TTL 5V或24V）

IRIG-B（AC）时码

时间日期报文串口（RS-232、RS-422、RS-485）

推荐采用1PPS秒脉冲（空接点输入）、1PPM分脉冲（空接点输入）结合时间报文或IRIG-B（DC）时码同步信号，新建变电站宜采用IRIG-B（DC）时码同步信号。

11.8 时间信号传输通道应保证GPS时间同步装置（本体及扩展装置）发出的时间信号传

输到二次设备时能满足二次设备对时间信号质量的要求，一般可在下列几种通道中选用：光纤（户外）、同轴电缆（户内）、屏蔽双绞线（户内）、音频通信电缆（户外）。

12 变电站图像监控系统设计原则

12.1 电力远程图像监控系统功能、图像采集方式、图像语音编解方式、系统网络结构设计、系统网络通讯媒介及带宽需要、系统性能、设备构成与基本配置应满足《云南电网电力远程图像监控系统配置技术原则（试行）》的要求。

12.2 220kV及以上电压等级变电站应配置图像监控系统；110kV无人值班变电站宜配置图像监控系统。变电站端图像监控系统应具备与远程图像监控系统通信、可靠传输遥视信息功能。

12.3 变电站站端图像监控系统设备配置应满足生产运行和安全保卫要求，各种生产区域设备配置及主机配置方案如下表所示：

12.4 变电站开关场、开关室等设备与站端设备之间通信介质要求：500kV变电站开关场与主控制楼之间距离大于300m时可采用光缆连接；其他场合可采用铠装电缆、屏蔽双绞线等连接。除铠装电缆外要求其他通信介质穿管敷设，在电缆沟内的可用PVC管，在地面的（包括直埋和上杆）采用钢管。

13 变电站微机防误闭锁装置设计原则

13.1 110kV及以上电压等级变电站应配置微机防误闭锁装置，微机防误闭锁装置主机宜与计算机监控系统主机分开设置，但两者之间应能可靠通信。

13.2 采用综合自动化系统的各电压等级变电站设计应将断路器、隔离开关、接地开关等的位置遥信量接入计算机监控系统，五防主机与计算机监控后台可靠通信，信息共享，实现上述遥信量的实时对位，并通过修改五防逻辑实现接地开关与所有相关联隔离开关的强制性闭锁，有效防止带电误合接地开关、带接地开关误合隔离开关、带负荷误拉隔离开关。

13.3断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点。为保证遥信的可靠性，要求隔离开关、接地开关辅助触点采用真空型辅助触点。

13.4应对母线接地开关加装在线验电闭锁器，实现防止带电误合母线接地开关的强制性闭锁。

13.5要求实现各电压等级母线接地开关与该母线连接的所有隔离开关之间实现可靠联锁，把母线接地开关位置遥信引入微机防误闭锁装置，通过五防逻辑实现防止母线接地开关在合闸位置时误合各相关间隔隔离开关的强制性闭锁。

13.6对双母线接线方式，两组母线侧隔离开关只带一组接地开关的闭锁措施：

13.6.1对220kV及以上电压等级电动操作的隔离开关和相关联接地开关的闭锁措施：13.6.1.1 同组隔离开关主刀闸与接地开关之间必须实现机械联锁，并应具备实现电气联锁的条件。

13.6.1.2通过把接地开关位置接点按照第13.2条要求引入微机防误闭锁装置，由微机防误闭锁装置厂家完善五防逻辑来实现同一间隔两组母线侧隔离开关与接地开关之间的强制性闭锁。

13.6.2对110kV 电压等级手动操作的隔离开关和相关联接地开关的闭锁措施：

13.6.2.1 同组隔离开关主刀闸与接地开关之间必须实现机械联锁。

13.6.2.2 通过把接地开关位置接点按照第13.2条要求引入微机防误闭锁装置，由微机防误闭锁装置厂家完善五防逻辑来实现同一间隔两组母线侧隔离开关与接地开关之间的强制性闭锁。

13.7 微机防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立，若变电站计算机监控系统用UPS装置容量不足，宜单独配置UPS电源。

13.8 成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。开关柜出线侧宜装设带电显示装置，带电显示装置应具有自检功能，并与线路侧接地刀闸实现联锁；配电装置有倒送电源时，间隔网门应装设带电显示装置，并能实现强制闭锁。

13.9 微机防误闭锁装置应具备电子开票功能。

13.10 微机防误闭锁装置应同步配置智能型解锁钥匙管理箱。

14 变电站直流系统设计原则

14.1 变电站直流电源应选用高频开关电源型充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于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%的技术要求。蓄电池应选用阀控式密封铅酸蓄电池，单只蓄电池电压宜选用2V。

14.2 直流系统配置原则

14.2.1 220kV及以上电压等级变电站直流系统应采用两套充电装置，两组蓄电池组的供电方式。

14.2.2 110kV变电站直流系统应采用一套充电装置装置，一组蓄电池组的供电方式。14.2.3 对变电站110kV及以上电压等级二次设备而言，直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。35kV及以下电压等级二次设备可采用按母线段供电方式。

14.2.4 各级熔断器、直流空气小开关的选择，应保证级差的合理配合。上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证2—4级级差，电源端选上限，网络末端选下限。14.2.5 为防止事故情况下蓄电池组总熔断器无选择性熔断，该熔断器与下一级分熔断器或自动开关之间，应保证3—4级级差。