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 接地点
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”产生的汲出电流影响。
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。
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