南方电网500kV变电站二次接线标准
二次接地的要求以及我厂500kV升压站
二次接地的要求以及我厂500kV升压站二次接地情况分析高飞今年9月份，广东中调继保部来红海湾电厂进行检查，对我厂全厂二次接地提出了很多意见，针对此情况，笔者针对继电保护二次接地要求进行了学习，对比我厂现场接地情况，完成此篇分析。
一、二次地网的意义；二次接地网是提高二次设备抗干扰能力的重要组成部分，其目的是为了确保防止电位差干扰对二次设备的影响，将各点可能产生的电位差降到最低。
当一次系统发生接地短路或避雷器动作时，都会有大电流流入变电所的接地网，再通过接地网分散进入大地，使得接地网中电流流入点和其它地方的电位不同，这一电位差将会对二次回路产生干扰。
目前，二次设备已经普遍实现微机化，电子元器件要求有比较好的运行环境，变电站内的二次设备需承受电磁干扰、过电压冲击、地电网电压升高等恶劣环境的影响，如果二次系统直接接入一次系统接地网，会对二次设备产生较大伤害，严重时会影响二次设备的正常运行。
二、二次地网的要求；二次地网要求沿二次电缆沟道敷设专用铜排，贯穿主控室、保护室至开关场的就地端子箱、机构箱及保护用结合滤波器等处的所有二次电缆沟，形成室外接地网。
接地网在进入室内时，通过截面不小于100 mm2的铜缆与室内二次接地网可靠连接；同时在室外场地二次电缆沟内，该接地网各末梢处分别用截面不小于50 mm2的铜缆与主接地网可靠连接接地。
保护室内的接地网经截面不小于100 mm2的铜缆在控制室电缆夹层处一点与主地网引下线可靠连接。
保护屏柜下部应设有截面不小于100mm2接地铜排，屏上设有接地端子，并用截面不小于4mm2的多股铜线连接到该接地铜排上, 接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的接地网相连。
保护室内的接地网经截面不小于100 mm2的铜缆在控制室电缆夹层处一点与主地网引下线可靠连接。
具体要求见下图：变电站保护室二次接地网敷设图三、我厂500kV升压站二次接地存在问题；现场检查我厂500kV升压站二次接地情况，发现问题如下：1、二次屏柜柜体接地应通过金属架构等单独接地，不应通过二次接地铜排接地。
二次接线工作规范
二次接线工作规范
二次接线工作规范
1、控制回路导线截面积用1.5mm2，电流回路用2.5 mm2，颜色黑色。
2、每根导线两端都应有标记头，标记头上写有线号，字迹清晰牢固。
标记横放时自左至右，竖放时之下至上。
3、线束要用尼龙拉扣捆扎成圆形，线束水平时每300mm、垂直时每400mm用吸盘与箱体固定。
4、单股或多股导线应在端头处冷压铜制接线端头，压接后端头不得松动。
5、每个元件的接点最多允许接2根线，两个接头间要加垫一
个与螺钉直径相称的垫圈。
6、绝缘导线穿越金属构件时，应采取在金属板孔上戴橡胶圈、加绝缘护套等措施使绝缘层不被划伤。
7、二次连接导线不允许承受拉力，不许用焊接或铰接的方式加长导线。
8、二次线过门时应留有旋转的余地，保证门开关时导线不受损伤，过门线用黄绿双色软线连接。
9、严格按图纸二次设计要求接线，线束排列均匀合理、整齐美观，相同产品的走线方式应相同。
南宁思屋电气成套车间
2008年7月。
500千伏变电站扩建改造工程中二次保护接线的要点探究
500千伏变电站扩建改造工程中二次保护接线的要点探究500千伏变电站在扩建改造工作中的二次保护接线的工作是非常重要的。
文章作者主要就500千伏变电站在扩建改造工作中的二次保护接线的问题展开讨论，提出了一些注意要点，希望能给同行的朋友带来一些帮助。
标签：500千伏变电站；二次保护接线；危险点；改造引言所谓500千伏变电站的扩建改造工程就是指在原有送电投运设备基础上进行改造。
但是一般在改建过程中，改扩建设备与已投运设备两者经常出现矛盾，改扩建设备也不能很好地融入到原有的系统之中。
为了尽可能地减少对已运行设备和电网安全的影响，500千伏变电站在扩建改造工作中的二次保护接线就变得重要起来，它是整个变电站扩建的关键。
1 变电站在扩建改造工作中的二次保护接线的保护改造危险点及注意事项1.1 主变保护当主变保护在变电站扩建工程中作为重点的时候，一般都是重新再增加一台容量相当的主变，并且还要对原主变保护进行更换。
在整个工程中，尽量让主变保护保持一个类型或者型号。
1.1.1 主变与开关接线。
如果主变出现了一定的故障，并且由于主变的保护动作而导致出口的输出至三侧开关，那么就不用再考虑主变开关失灵之后联跳主变三侧开关的情况了。
1.1.2 主变保护改造的难点分析及危险点的分析。
（1）对于由主变产生的故障，主变的开关因为失灵联跳主变三侧开关的问题应该仔细思考，不能随意对待或者是忽略。
（2）在进行主变高压侧电流接入回路的时候一定要注意到主变保护是否合理安全，是否采取了外部取和电流的方式。
（3）因为主变保护二次接线和母线失灵保护有密不可分的关系，主变小室距离公用失灵则会起到保护所在小室有一定距离的作用，对电磁屏蔽的要求也很高，在工作过程中，应该注意电缆屏蔽层铠甲与接地焊接点有没有连接好，目的是防止交流通过电缆间的电容感应到直流控制回路。
（4）在进行改造前应做好施工方案及二次安措，与运行设备有关的断路器CT回路、出口跳闸回路、启动失灵回路等均应做好隔离措施，并做好记录。
南网标设V2.1设计原则-电气二次
1 设计原则2.1电气二次2.2.1计算机监控系统（1）系统结构计算机监控系统应适应无人值班方式要求，采用三层（站控层、间隔层及过程层）两网（站控层及过程层网络）结构，站控层网络采用双星型冗余网络结构，过程层网络为每套保护、测控冗余配置双网。
全站二次设备采样跳闸方式采用常规模拟量采样、GOOSE网络跳闸。
（2）站控层设备站控层设备由主机兼操作员工作站、五防主机、智能远动装置、视频及环境监控系统工作站等构成。
监控系统主机兼操作员工作站采用双机冗余配置。
各电压等级新建变电站的五防系统应在监控系统一体化平台统一配置，220kV及以下电压等级变电站的五防工作站应与监控主机合并，500kV电压等级变电站的五防工作站可独立配置。
监控系统应配置顺序控制、数据质量识别、数据源端维护等高级应用软件模块。
智能远动装置宜按安全分区独立配置。
220kV及以上电压等级变电站分别配置2台I区智能远动机与2台II区智能远动机（综合处理单元），110kV及以下电压等级变电站配置2台I区智能远动机，并可根据工程业务需求选配1台II区智能远动机（综合处理单元）。
智能远动机集成远动、在线监测、保信子站、电能采集、相量测量数据处理等业务功能，按I、II分区上传远动、保护及相量测量信息。
（3）间隔层设备间隔层主要设备包括各种保护装置、测控装置、智能录波器、安全自动装置、电能表等，采用常规模拟量采、GOOSE网络跳闸。
测控装置按间隔单套配置，可配置集成PMU、计量等功能的一体化测控装置；110kV及以上电压等级测控装置及主变各侧及本体测控装置宜独立配置；公用测控装置应合理配置，满足接入容量要求下尽量接入更多装置。
（4）过程层设备过程层设备主要包含智能终端，配置原则如下：1)220kV及以上电压等级的断路器智能终端应按双套配置；2)各电压等级的主变各侧智能终端应按双套配置；各电压等级主变本体智能终端宜按双套配置；3)110kV及以下电压等级的母联、分段、桥断路器的智能终端宜按双套配置；110kV及以下电压等级的线路智能终端可按单套配置；4)每段母线智能终端宜单套配置。
500KV主变保护二次回路介绍(精)
一、TA二次电流回路
如图(一所示,主变保护接入的电流包括开关TA电流(用于差动保护与主变套管TA电流(用于后备保护, 500KV侧电流与500KV线路保护基本一致,区别在于其开关TA电流的“和”由保护装置的软件来实现,而非500KV线路那样“强电和”。500KV侧套管TA电流从主变后备保护到了稳控A屏,最后在1#主变录波屏短接收尾。220KV侧存在旁路606带610运行的情况,故接入主变保护的电流回路存在610开关TA电流与606开关TA电流(或主变220KV侧套管TA电流,如图(二所示之间的切换,正常运行时投入主变保护屏上的1SDA、1SDB、1SDC、1SDN压板,把2SDA、2SDB、2SDC、2SDN压板短接,旁路代时则投入2SDA、2SDB、2SDC、2SDN压板,把1SDA、1SDB、1SDC、1SDN压板短接。主变中压侧套管TA电流从中侧后备保护出来后提供给610开关失灵判别装置,最后到了故障录波。对主变B屏,因606开关TA二次绕组不够,故在旁路代610时,采用中侧套管TA二次绕组电流,该电流回路的连接情况为中侧套管TA接线盒——主变端子箱——主变后备保护——中侧610开关失灵电流判别——主变差动保护。在主变35KV侧, 410开关TA二次电流提供给主变差动保护,套管TA二次电流提供给后备保护,在B屏, 35KV侧套管TA二次电流最后到了故障录波屏。
南方电网kV变电站二次接线标准
南方电网kV变电站二次接线标准————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：南方电网系统〔2012〕60号附件ICS备案号：Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准Q/CSG11102001-2012 南方电网220kV变电站二次接线标准Technical specification for 220kV substation'ssecondary connection of CSG2012-12-25 发布2013-01-01 实施中国南方电网有限责任公司发布目次前言 (II)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 总体原则及要求 (1)5 二次回路设计原则 (2)5.1 电流二次回路 (2)5.2 电压二次回路 (3)5.3 断路器控制回路 (3)5.4 失灵回路 (3)5.5 远跳回路 (4)5.6 保护复接接口装置 (4)5.7 信号回路 (4)5.8 直流电源 (4)6 二次回路标号原则 (4)6.1 总体原则 (4)6.2 直流回路 (4)6.3 信号及其它回路 (5)6.4 交流电流回路 (6)6.5 交流电压回路 (6)7 保护厂家图纸设计原则 (7)7.1 厂家图纸制图要求 (7)7.2 厂家图纸目录要求 (7)附录A（资料性附录）二次原理接线图集 (8)A.1 220kV线路二次回路原理图集； (8)A.2 220kV主变压器二次回路原理图集； (8)A.3 220kV母线保护二次回路原理图集； (8)A.4 220kV母联及分段二次回路原理图集； (8)A.5 110kV线路二次回路原理图集； (8)A.6 110kV母线保护二次回路图集； (8)A.7 110kV母联及分段二次回路原理图集； (8)A.8 公用设备二次回路原理图集。
(8)前言为了降低继电保护现场作业风险，提高现场作业标准化水平，减少继电保护“三误”事故，统一各设计单位的二次回路设计原则等，中国南方电网有限责任公司系统运行部组织编制了本标准。
关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析(正式)
编订：__________________单位：__________________时间：__________________关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析(正式)Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.Word格式 / 完整 / 可编辑文件编号：KG-AO-5760-17 关于500KV变电所3／2接线及倒闸操作顺序的深入分析(正式)使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。
下载后就可自由编辑。
日前，随着我国经济的高速发展，电力工业正前瞻性的朝着大电网、大容量和高电压的方向发展。
全国联网工程不断健康向前推进，现已形成华东、华北、东北、华中、南方互联电力系统等跨省市区的大电力系统。
各大电力系统之间互有联系，输送的功率越来越大。
据有关资料统计，现全国联网装机容量超过1.4亿千瓦，如此大的装机容量，在客观上要求它需要一个稳定的运行环境。
若电网瓦解和大面积停电事故，不仅会造成重大经济损失，影响人民生活和社会稳定。
同时，我们更要上升到政治角度来考虑因电网瓦解或大面积停电停电从而可能会影响到国家的安全问题。
美、加大停电就很好的给我们敲响了警钟，是活教材。
从以往的运行经验看，在电力系统倒闸操作中，带负荷拉合闸事故是危及电网安全运行的恶性误操作事故之一，如何避免倒闸的误操作事故对电网运行质量的影响，现对500KV变电所3／2断路器接线的特点及其操作顺序探讨如下：一、3／2接线特点500KV变电所在高压系统中一般担负汇集电能、重新分配负荷、输送功率等多重任务。
500kV变电站一次二次设备介绍(电力系统新手必学)解析
8、任一母线或开关故障、异常均不影响出线运行。 9、线路保护基本采用允许式，各类保护对CT有要 求，为减少暂态过程的影响，提高测量精度，线 路保护采用TPY级次级（带小气隙剩磁较小）。 母线保护要求外部故障不受CT饱和的影响，内部 故障动作快，可接用P级次级。断路器失灵保护对 其动作安全性要求较高，故障切除后要求电流元 件快速返回，因此接用P级次级。 10、线路保护与母线保护没有直接的配合关系，它 们均与重合闸及开关失灵有相互配合关系。
思考题： 1、结合本站的具体接线谈谈500kV主接线的特点。 2、220kV主接线（双母线）在进行哪些操作时可 进行热倒操作，哪些必须进行冷倒操作？ 3、35kV的单母线接线各有什么特点？ 4、结合本站具体情况画出线路保护或主变保护电 压、电流回路图。 5、500kV线路停役时，为什么要先停中间开关， 再停母线侧开关？
2、各站500kV电流互感器的配置情况 南桥站：由于是支柱式开关，故配有四组独立CT， 存在二处保护“死区”； 南桥站：落地箱式开关，套管流变，一个完整串， 六组CT，不存在保护“死区”； 天一站：尽管仍然是支柱式开关，却仅配三组独 立CT，存在三处保护“死区”。（本站也相同） 3、近期的一般500kV变电站线路保护的电压、电 流回路：500kV一个半开关的主接线，线路所有 的电流量保护均为和电流接线。 4、近期的一般500kV变电站主变保护的电压、电 流回路：（强调和电流接线的特点）。
2、采用母线三相PT（CVT），线路采用单相 （CVT）。 3、线路开关由热备用转冷备用时，强调“先线刀， 后母刀”的操作顺序。 4、运行方式为：母联开关、分段开关合上，所有设 备运行，旁路开关为充电状态或热备用状态。
三、35kV接线的特点： 1、单母线（无专门的母线保护，主变低压过流作 为其保护，且双重化） 2、低抗开关接于低抗之上，则低抗有热备用状态； 3、低抗开关接于低抗之下，则低抗有充电状态。 4、低抗的投或切的结果，不仅影响500KV母线的 电压而且影响35KV母线的本身电压。 5、低压电容器组的作用不可忽视。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
南方电网500kV变电站二次接线标准Technical specification for 500kV substation'ssecondary connection of CSG中国南方电网有限责任公司发布目次前言 (II)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 总体原则及要求 (1)5 二次回路设计原则 (2)5.1 电流二次回路 (2)5.2 电压二次回路 (3)5.3 断路器控制回路 (3)5.4 失灵回路 (4)5.5 远跳回路 (4)5.6 保护复接接口装置 (4)5.7 信号回路 (4)5.8 直流电源 (4)6 二次回路标号原则 (5)6.1 总体原则 (5)6.2 直流回路 (5)6.3 信号及其它回路 (6)6.4 交流电流回路 (6)6.5 交流电压回路 (7)7 保护厂家图纸设计原则 (7)7.1 厂家图纸制图要求 (7)7.2 厂家图纸目录要求 (7)附录A（资料性附录）二次原理接线图集 (8)A.1 500kV线路及断路器二次回路原理图集； (8)A.2 500kV主变压器二次回路原理图集； (8)A.3 500kV母线保护二次回路原理图集； (8)A.4 500kV并联电抗器二次回路原理图集； (8)A.5 220kV线路二次回路原理图集； (8)A.6 220kV母线保护二次回路图集； (8)A.7 220kV母联及分段二次回路原理图集； (8)A.8 公用设备二次回路原理图集。
(8)前言为了降低继电保护现场作业风险，提高现场作业标准化水平，减少继电保护“三误”事故，统一各设计单位的二次回路设计原则等，中国南方电网有限责任公司系统运行部组织编制了本标准。
本标准的内容包含500kV线路、断路器、母线保护、主变压器、并联电抗器，220kV线路、母线保护、母联和分段等的二次回路设计原则和原理图集等。
凡南方电网内新建500kV变电站的相关二次回路设计均应执行本标准。
运行变电站的扩建、改造工程，在确保施工安全和运行维护方便的基础上，可参照执行，并做好与现场运行规程的衔接，避免出现新的安全隐患。
本标准的附录A为资料性附录。
本标准由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出、归口管理和负责解释。
本标准编写和设计单位：中国能源建设集团广东省电力设计研究院。
本标准主要起草人：刘千宽、伦振坚、周红阳、庞学跃、丁晓兵、余江、赵曼勇、黎妙容、吴丽颖、彭业、田国军、邓小玉、尹树添、陈伟浩、葛大维、刘锦兰、韩冰、黄玲光、张巧玲、梅涛、邱相群、甘丽华。
500kV变电站二次接线标准1 范围本标准规定了南方电网500kV新建变电站220kV及以上电压等级重要电气二次回路的设计原则，暂不包括对时回路、通信网络网络结构图等。
本标准适用于南方电网500kV新建变电站220kV及以上电压等级重要电气二次回路的设计、施工、调试、验收工作。
运行变电站的扩建、改造工程，在确保施工安全和运行维护方便的基础上，可参照执行。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本标准。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本标准。
GB/T 18135-2008 电气工程CAD制图规则GB 50171-1992 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB/T 50217-2007 电力工程电缆设计规范DL 5202-2004 电能量计量系统设计技术规程DL/T 5044-2004 电力工程直流系统设计技术规范DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5218-2005 220kV～500kV变电所设计技术规程DL/T 5225-2005 220kV～500kV变电所通信设计技术规定Q/CSG 110007-2011 南方电网500kV母线保护技术规范Q/CSG 110009-2011 南方电网500kV变压器保护及并联电抗器保护技术规范Q/CSG 110010-2011 南方电网继电保护通用技术规范Q/CSG 110013-2011 南方电网500kV线路保护及辅助保护技术规范Q/CSG 110011-2012 南方电网220kV线路保护技术规范Q/CSG 110022-2012 南方电网220kV母线保护技术规范3 术语和定义3.1断路器失灵联跳接收到断路器失灵出口信号后，通过500kV母线保护或主变非电量保护实现跳母线或主变相联系的所有断路器。
3.2其它术语和定义其它术语和定义与所引用的文件一致。
4 总体原则及要求a)为防止主保护存在动作死区，两个相邻设备保护之间的保护范围应完全交叉；同时应注意避免当一套保护停用时，出现被保护区内故障时的保护动作死区。
b)电流互感器的二次回路有且只能有一个接地点。
独立的、与其他互感器二次回路没有电的联系的电流互感器二次回路，宜在开关场实现一点接地。
由几组电流互感器组合的电流回路，应在第一级和电流处一点接地。
备用电流互感器二次绕组，应在开关场短接并一点接地。
c)电压互感器的二次回路只允许有一点接地。
经继电器室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，应在继电器室将N600一点接地，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。
独立的、与其他互感器二次回路没有直接电气联系的电压互感器二次回路，可以在继电器室也可以在开关场实现一点接地。
d)从开关场地到继电器室的电压互感器每组二次绕组的4根引入线和开口三角接线的剩余绕组的2根引入线均应使用各自独立的电缆，不得共用。
e)双重化配置的保护、安全自动装置所采用的直流电源应取自不同段直流母线，且两组直流之间不允许采用自动切换。
f)双重化配置的两套保护与断路器的两组跳闸线圈一一对应时，其保护电源和控制电源应取自同一段直流母线。
g)各间隔的控制电源与保护电源直流供电回路在直流馈线屏处分别引接。
h)相互独立的保护通道设备应取自相互独立的直流电源。
i)电流互感器、电压互感器每组二次绕组的相线和中性线应在同一根电缆内。
j)交、直流回路不应合用同一根电缆，强电和弱电回路不应合用同一根电缆。
不同安装单位或间隔的回路不宜合用同一根电缆。
k)对双重化配置的保护的电流回路、电压回路、直流电源回路、双跳闸线圈的控制回路等，两套系统不应合用同一根电缆。
l)在任何情况下均不得并接第一组、第二组跳闸回路，避免形成寄生回路。
m)弱电回路的每一对往返导线，应属于同一根控制电缆。
n)电压250V以上回路不宜进入控制和保护屏。
o)继电保护和自动装置用电压互感器二次回路电缆截面的选择，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％。
p)为满足机械强度要求，强电控制回路导体截面应不小于1.5mm2，弱电控制回路导体截面应不小于0.5mm2。
q)对于单屏蔽层的二次电缆，屏蔽层应两端接地，对于双屏蔽层的二次电缆，外屏蔽层两端接地，内屏蔽层宜在户内端一点接地。
电缆屏蔽层的接地应连接在二次接地网上。
5 二次回路设计原则5.1 电流二次回路a)电流互感器二次绕组应合理分配，保证主一保护的保护范围最大化。
b)500kV线路及主变差动保护应选用TPY级电流互感器二次绕组，500kV断路器失灵保护不应选用TPY级电流互感器二次绕组；220kV线路保护应选用5P级电流互感器二次绕组。
c)为防止电流互感器二次绕组内部故障时，本断路器跳闸后故障仍无法切除或断路器失灵保护因无法感受到故障电流而拒动，断路器保护使用的二次绕组应位于两个相邻设备保护装置使用的二次绕组之间。
d)保护、测量、计量等和电流回路，和电流之前的两个分支回路标号按各自断路器相互独立标号，和电流之后还有串接设备的，电流回路按边断路器的回路号继续编写。
e)采用三相四线计量方式时，计量用的电流互感器二次回路应采取六线接法，采用三相三线计量方式时，计量用的电流互感器二次回路应采取四线接法。
每相电流互感器的二次回路应相互独立，各相的中性线在接地点处并接。
f)多个二次设备共用同一交流电流回路时，应按保护、安稳、录波装置的顺序依次串接。
5.2 电压二次回路a)500kV线路电压互感器的二次绕组序号和空气开关编号对应，宜按下列顺序排列：0.2(PT01、1MCBa-c)，0.5(PT02、2MCB)，3P(PT03、3MCB)，3P( PT04、4MCB)。
b)500kV主变高压侧、220kV母线电压互感器的二次绕组序号和空气开关编号对应，宜按下列顺序排列：0.2(PT01、1MCBa-c)，0.5/3P(PT02、2MCB)，3P(PT03、3MCB)，3P( PT04) (剩余电压绕组)。
c)220kV线路电压互感器(单相)的二次绕组序号和空气开关编号对应，宜按下列顺序排列：0.5(PT01、1MCB)，3P( PT02) (剩余电压绕组)。
d)双重化配置的保护，电压应分别取自电压互感器不同的保护级二次绕组。
e)500kV线路、并联电抗器保护：第一套保护取自第三个绕组的电压，第二套保护取自第四个绕组的电压。
f)500kV主变、220kV线路、母线保护：第一套保护取自第三个绕组的电压，第二套保护取自第二个绕组的电压。
g)对电压互感器的每组二次绕组，其电压并列与电压切换用的直流电源应取自同一段直流母线。
h)用于电能计量电压切换的直流电源，宜与主二保护的电压切换电源取自同一段直流母线。
5.3 断路器控制回路a)双重化配置的保护应动作于断路器的不同跳闸线圈：主一保护动作于第一组跳闸线圈，主二保护动作于第二组跳闸线圈。
b)保护装置和断路器上的防跳回路应且只应使用其中一套，优先使用断路器机构防跳。
c)断路器就地合闸操作，宜经断路器两侧刀闸位置闭锁。
在就地手合回路中，宜串接断路器两侧刀闸常闭辅助接点。
d)正负电源端子之间，跳、合闸引出端子与正电源端子之间应至少间隔1个空端子。
e)220kV及以上断路器应具备两组独立的断路器跳闸压力闭锁回路。
f)非机械联动断路器的合闸回路应采用分相合闸方式，断路器的三相联动由继电保护装置实现；断路器合闸回路监视采用TWJ分相监视，且TWJ应能监视包括“远方/就地”切换把手、断路器辅助接点、合闸线圈等的完整合闸回路。
g)对于分相的断路器操作机构，应在每相分、合闸控制回路中分别串接同一个远方/就地切换开关的不同接点。
h)操作箱的“压力低闭锁重合闸”开入回路应使用断路器操作机构压力低时闭合的接点接入。
5.4 失灵回路a)500kV断路器失灵应动作于相邻断路器的两组跳闸回路。
b)500kV边断路器失灵联跳同一母线侧其它断路器回路，应通过母线保护失灵联跳功能实现。
c)500kV断路器保护应给每套500kV母线保护提供两个相互独立的失灵启动接点。