10 防止無功補償裝置損壞事故
為防止無功補償裝置損壞事故，應認真貫徹執行《國家電網公司電力安全工作規程》（國家電網企管[2013]1650號）、《串聯電容器補償裝置通用技術要求》（Q/GDW10655-2015）、《串聯電容器補償裝置交接試驗規程》（Q/GDW10661-2015）、《串聯電容器補償裝置運行規範》（Q/GDW 10656-2015）、《電力系統無功補償配置技術導則》（Q/GDW1212—2015）、《標稱電壓1000V以上交流電力系統並聯電容器 第1部分：總則》（GB/T 11024.1—2010）、《高壓並聯電容器裝置的通用技術要求》（GB/T 30841—2014）、《並聯電容器裝置設計規範》（GB 50227—2017）、《電力變壓器第6部分：電抗器》（GB/T 1094.6—2011）、《電氣裝置安裝工程高壓電器施工及驗收規範》（GB 50147—2010）、《電能質量 公用電網諧波》（GB/T14549-1993）、《高壓並聯電容器用串聯電抗器》（JB5346—2014）、《靜止無功補償裝置（SVC）功能特性》（ GB/T 20298-2006）、《靜止無功補償裝置（SVC）現場試驗》（GB/T 20297-2006）、《高壓靜止無功補償裝置》系列標準（DL/T1010.1-5-2006）、《靜止無功補償裝置運行規程》（DL/T1298-2013）、《高壓靜止同步補償裝置》（NB/T 42043-2014）等標準及相關規程規定，結合近6年生產運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：
10.1防止串聯電容器補償裝置損壞事故
10.1.1 設計階段
10.1.1.1 應進行串補裝置接入對電力系統的潛供電流、恢復電壓、工頻過電壓、操作過電壓等系統特性的影響分析，確定串補裝置的電氣主接線、絕緣配合與過電壓保護措施、主設備規範與控制策略等。
10.1.1.2 應考慮串補裝置接入後對差動保護、距離保護、重合閘等繼電保護功能的影響。
10.1.1.3 當電源送出系統裝設串補裝置時，應進行串補裝置接入對發電機組次同步振盪的影響分析，當存在次同步振盪風險時，應確定抑制次同步振盪的措施。
10.1.1.4 應對電力系統區內外故障、暫態過載、短時過載和持續運行等順序事件進行校核，以驗證串補裝置的耐受能力。
10.1.1.5 串補電容器應採用雙套管結構。
10.1.1.6 在壓緊繫數為1（即K=1）的條件下，串補電容器絕緣介質的平均電場強度不應高於57kV/mm。
10.1.1.7 單隻串補電容器的耐爆容量應不小於18kJ。電容器組接線宜採用先串後並的接線方式。若採用串並結構，電容器的同一串段並聯數量應考慮電容器的耐爆能力，一個串段不應超過3900kVar。
10.1.1.8 金屬氧化物限壓器（MOV）的能耗計算應考慮系統發生區內和區外故障（包括單相接地故障、兩相短路故障、兩相接地故障和三相接地故障）以及故障後線路搖擺電流流過MOV過程中積累的能量，還應計及線路保護的動作時間與重合閘時間對MOV能量積累的影響。
10.1.1.9 新建串補裝置的MOV熱備用容量應大於10%且不少於3單元/平臺。
10.1.1.10 MOV的電阻片應具備一致性，整組MOV應在相同的工藝和技術條件下生產加工而成，並經過嚴格的配片計算以降低不平衡電流，同一平臺每單元之間的分流係數宜不大於1.03，同一單元每柱之間的分流係數宜不大於1.05，同一平臺每柱之間的分流係數應不大於1.1。
10.1.1.11火花間隙的強迫觸發電壓應不高於1.8 p.u.，無強迫觸發命令時拉合串補相關隔離開關不應出現間隙誤觸發。220～750kV串補裝置火花間隙的自放電電壓不應低於保護水平的1.05倍,1000kV串補裝置火花間隙的自放電電壓不應低於保護水平的1.1倍。
10.1.1.12敞開式火花間隙距離，設計時應考慮海拔高度的影響。
10.1.1.13線路故障時，對串補平臺上控制保護設備的供電應不受影響。
10.1.1.14光纖柱中包含的信號光纖和激光供能光纖不宜採用光纖轉接設備，並應有足夠的備用芯數量，備用芯數量應不少於使用芯數量。
10.1.1.15串補平臺上測量及控制箱的箱體應採用密閉良好的金屬殼體，箱門四邊金屬應與箱體可靠接觸，儘量降低外部電磁輻射對控制箱內元器件的干擾及影響。
10.1.1.16串補平臺上各種電纜應採取有效的一、二次設備間的隔離和防護措施，電磁式電流互感器電纜應外穿與串補平臺及所連接設備外殼可靠連接的金屬屏蔽管；串補平臺上採用的電纜絕緣強度應高於控制室內控制保護設備採用的電纜絕緣強度；對接入串補平臺上的測量及控制箱的電纜，應增加防干擾措施。
10.1.1.17對串補平臺下方地面應硬化處理，防止草木生長。
10.1.1.18串補平臺上的控制保護設備應提供電磁兼容性能檢測報告，其所採用的電磁干擾防護等級應高於控制室內的控制保護設備。
10.1.1.19在線路保護跳閘經長電纜聯跳旁路開關的迴路中，應在串補控制保護開入量前一級採取防止直流接地或交直流混線時引起串補控制保護開入量誤動作的措施。
10.1.1.20串補裝置應配置符合電網組網要求的故障錄波裝置。
10.1.2 基建階段
10.1.2.1 應逐臺進行串聯電容器單元的電容量測試，並通過電容量實測值計算每個H橋的不平衡電流，不平衡電流計算值應不超過告警值的30%。
10.1.2.2 電容器端子間或端子與匯流母線間的連接，應採用帶絕緣護套的軟銅線。
10.1.2.3 金屬氧化物限壓器（MOV）直流參考電壓試驗中，直流參考電流應取1mA/柱。
10.1.2.4 火花間隙交接時應進行觸發迴路功能驗證試驗，火花間隙的距離應符合生產廠家的規定。
10.1.2.5 串補裝置平臺到控制保護小室的光纖損耗不應超過3dB。
10.1.2.6 串補平臺上控制保護設備的電源採取激光電源和平臺取能方式時，應能在激光電源供電、平臺取能設備供電之間平滑切換。
10.1.3 運行階段
10.1.3.1 串補裝置停電檢修時，運行人員應將二次操作電源斷開，將相關聯跳線路保護的壓板斷開。
10.1.3.2 運行中應特別關注電容器組不平衡電流值，當達到告警值時，應儘早安排串補裝置檢修。
10.1.3.3 應按三年的基準週期進行MOV的1mA/柱直流參考電流下直流參考電壓試驗及0.75倍直流參考電壓下的洩漏電流試驗。
10.1.3.4 應結合其他設備檢修計劃，按三年的基準週期進行火花間隙間隙距離檢查、表面清潔及觸發迴路功能試驗。
10.1.3.5 串補裝置某一套控制保護系統（含火花間隙控制系統）出現故障時，應儘早安排檢修。
10.2防止並聯電容器裝置損壞事故
10.2.1 設計階段
10.2.1.1電容器單元選型時應採用內熔絲結構，單臺電容器保護應避免同時採用外熔斷器和內熔絲保護。
10.2.1.2 單臺電容器耐爆容量不低於15kJ。
10.2.1.3 同一型號產品必須提供耐久性試驗報告。對每一批次產品，生產廠家需提供能覆蓋此批次產品的耐久性試驗報告。
10.2.1.4 高壓直流輸電系統用交流並聯電容器及交流濾波電容器在設計環節應有防鳥害措施。
10.2.1.5 電容器端子間或端子與匯流母線間的連接應採用帶絕緣護套的軟銅線。
10.2.1.6 新安裝電容器的匯流母線應採用銅排。
10.2.1.7 放電線圈應採用全密封結構，放電線圈首、末端必須與電容器首、末端相連接。
10.2.1.8 電容器組過電壓保護用金屬氧化物避雷器接線方式應採用星形接線、中性點直接接地方式。
10.2.1.9 電容器組過電壓保護用金屬氧化物避雷器應安裝在緊靠電容器高壓側入口處的位置。
10.2.1.10選用電容器組用金屬氧化物避雷器時，應充分考慮其通流容量。避雷器的2 ms方波通流能力應滿足標準中通流容量的要求。
10.2.1.11電容器成套裝置生產廠家應提供電容器組保護計算方法和保護整定值。
10.2.1.12框架式並聯電容器組戶內安裝時，應按照生產廠家提供的餘熱功率對電容器室（櫃）進行通風設計。
10.1.1.13電容器室進風口和出風口應對側對角佈置。
10.2.2 基建階段
10.2.2.1 並聯電容器裝置正式投運時，應進行衝擊合閘試驗，投切次數為3次，每次合閘時間間隔不少於5min。
10.2.2.2 應逐個對電容器接頭用力矩扳手進行緊固，確保接頭和連接導線有足夠的接觸面積且接觸完好。
10.2.3 運行階段
10.2.3.1 電容器例行停電試驗時應逐臺進行單臺電容器電容量的測量，應使用不拆連接線的測量方法，避免因拆、裝連接線條件下，導致套管受力而發生套管漏油的故障。
10.2.3.2對於內熔絲電容器，當電容量減少超過銘牌標註電容量的 3%時，應退出運行，避免因電容器帶故障運行而發展成擴大性故障。對於無內熔絲的電容器，一旦發現電容量增大超過一個串段擊穿所引起的電容量增大時，應立即退出運行，避免因電容器帶故障運行而發展成擴大性故障。
10.2.3.3 採用AVC等自動投切系統控制的多組電容器投切策略應保持各組投切次數均衡，避免反覆投切同一組，而其他組長時間閒置。電容器組半年內未投切或近1個年度內投切次數達到1000次時，自動投切系統應閉鎖投切。對投切次數達到1000次的電容器組連同其斷路器均應及時進行例行檢查及試驗，確認設備狀態完好後應及時解鎖。
10.2.3.4 對安裝5年以上的外熔斷器應及時更換。
10.2.3.5 對已運行的非全密封放電線圈應加強絕緣監督，發現受潮現象時應及時更換。
10.2.3.6 電容器室運行環境溫度超過並聯電容器裝置所允許的最高環境溫度時，應進行通風量校核，對不滿足消除餘熱要求的，應採取通風降溫措施或實施改造。
10.3防止乾式電抗器損壞事故
10.3.1 設計階段
10.3.1.1 並聯電容器用串聯電抗器用於抑制諧波時，電抗率應根據並聯電容器裝置接入電網處的背景諧波含量的測量值選擇，避免同諧波發生諧振或諧波過度放大。
10.3.1.2 35kV及以下戶內串聯電抗器應選用乾式鐵心或油浸式電抗器。戶外串聯電抗器應優先選用乾式空心電抗器，當戶外現場安裝環境受限而無法採用乾式空心電抗器時，應選用油浸式電抗器。
10.3.1.3 新安裝的乾式空心並聯電抗器、35kV及以上乾式空心串聯電抗器不應採用疊裝結構，10kV乾式空心串聯電抗器應採取有效措施防止電抗器單相事故發展為相間事故。
10.3.1.4 乾式空心串聯電抗器應安裝在電容器組首端，在系統短路電流大的安裝點，設計時應校核其動、熱穩定性。
10.3.1.5 戶外裝設的乾式空心電抗器，包封外表面應有防汙和防紫外線措施。電抗器外露金屬部位應有良好的防腐蝕塗層。
10.3.1.6 新安裝的35kV及以上乾式空心並聯電抗器，產品結構應具有防鳥、防雨功能。
10.3.2 基建階段
10.3.2.1 乾式空心電抗器下方接地線不應構成閉合迴路，圍欄採用金屬材料時，金屬圍欄禁止連接成閉合迴路，應有明顯的隔離斷開段，並不應通過接地線構成閉合迴路。
10.3.2.2 乾式鐵心電抗器戶內安裝時，應做好防振動措施。
10.3.2.3 乾式空心電抗器出廠應進行匝間耐壓試驗，出廠試驗報告應含有匝間耐壓試驗項目。330kV及以上變電站新安裝的乾式空心電抗器交接時，具備試驗條件時應進行匝間耐壓試驗。
10.3.3 運行階段
10.3.3.1 已配置抑制諧波用串聯電抗器的電容器組，禁止減少電容器運行。
10.3.3.2採用AVC等自動投切系統控制的多組乾式並聯電抗器，投切策略應保持各組投切次數均衡，避免反覆投切同一組。
10.4防止動態無功補償裝置損壞事故
10.4.1 設計階段
10.4.1.1 生產廠家在進行SVC晶閘管閥組設計時，應保證晶閘管電壓和電流的裕度大於等於額定運行參數的2.2倍。
10.4.1.2 生產廠家在進行SVC晶閘管閥組設計時，增加晶閘管串聯個數的冗餘度應大於等於10%。
10.4.1.3 生產廠家在進行晶閘管閥組設計時應考慮運行環境的影響，包括海拔修正、汙穢等級等要求。
10.4.1.4 閥體的結構設計、佈局應留有合理的維護檢修通道。
10.4.1.5SVG裝置在功率模塊選型時，IGBT模塊阻斷電壓（VCES）應大於功率模塊關斷過電壓、額定直流電壓及電壓最大波動之和。
10.4.1.6 功率模塊中的板卡應噴塗三防漆，惡劣環境下需要考慮塗膠或者密封處理。
10.4.1.7 功率模塊的直流電容器應採用乾式薄膜電容器。IGBT應選用第四代及以上產品，具備測溫功能。
10.4.1.8 動態無功補償裝置的備用光纖數量應大於使用光纖的20%。
10.4.1.9SVC裝置監控系統應能及時鑑別出任意一個已經發生故障、損壞的元件，晶閘管閥組應便於元件更換。
10.4.1.10動態無功補償裝置水冷系統散熱設計應考慮極端溫度運行環境下滿載輸出的散熱要求。
10.4.1.11在低溫地區，動態無功補償裝置水冷系統應考慮防凍設計。
10.4.1.12 新投運SVG裝置應採用全封閉空調製冷或全封閉水冷散熱方式。
10.4.2 基建階段
10.4.2.1 動態無功補償裝置安裝完成後，應對所有連接銅排進行緊固性檢查，防止出現鬆動引起接觸電阻過大而造成母排燒燬、設備停運。
10.4.2.2 動態無功補償裝置本體電纜夾層或穿管應採取封堵措施。
10.4.2.3 動態無功補償裝置交接驗收應按設計要求進行，控制系統應進行各種工況下的模擬試驗，各類脈衝信號發出及接收必須保持功能正常。
10.4.2.4 交接驗收時，對動態無功補償裝置通信光纖應進行光功率損耗的檢測，光纖損耗不應超過3dB。
10.4.3 運行階段
10.4.3.1 SVG裝置主迴路在工作狀態下禁止斷開風扇和散熱系統電源。
10.4.3.2 動態無功補償裝置投運後，應在運行一至兩年內，進行一次光纖和驅動板卡的光口功率檢查，對比調試、投運驗收時的光功率損耗檢查表，對下降趨勢較明顯的光纖進行更換。
10.4.3.3 對採用外循環直通風方式的裝置，應每半年進行濾網及功率模塊的清掃和散熱軸流風機例行維護檢查，環境惡劣時應縮短週期。功率櫃濾網應採用可不停電更換型，SVG室或箱體風道與牆體/箱體、門窗與牆體/箱體應採取密封措施。
11 防止互感器損壞事故
為防止互感器損壞事故，應認真貫徹執行《互感器 第8部分：電子式電流互感器》（GB/T20840.8-2007）、《互感器第7部分：電子式電壓互感器》（GB/T20840.7-2007）、《標稱電壓高於1000V使用的戶內和戶外聚合物絕緣子一般定義、試驗方法和接受準則》（GB/T 22079-2008）、《互感器 第2部分：電流互感器的補充技術要求》（GB20840.2-2014）、《電氣裝置安裝工程 電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規範》（GB50148-2010）、《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》（GB 50150-2016）、《電子式互感器現場交接驗收規範》（DL/T 1544-2016）、《國家電網公司關於印發防止變電站全停十六項措施(試行)的通知》(國家電網運檢[2015]376號)、《關於印發的通知》（國家電網生〔2011〕961號）、《輸變電設備狀態檢修試驗規程》(Q／GDW1168－2013)、《1003001-0220-01-220kVSF6氣體絕緣電流互感器專用技術規範》、《國家電網公司變電運維通用管理規定 第7分冊 電壓互感器運維細則》（國網（運檢/3）828-2017）等標準及相關規程規定，結合近6年生產運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：
11.1防止油浸式互感器損壞事故
11.1.1 設計製造階段
11.1.1.1 油浸式互感器應選用帶金屬膨脹器微正壓結構。
11.1.1.2 油浸式互感器生產廠家應根據設備運行環境最高和最低溫度核算膨脹器的容量，並應留有一定裕度。
11.1.1.3 油浸式互感器的膨脹器外罩應標註清晰耐久的最高（MAX）、最低（MIN）油位線及20℃的標準油位線，油位觀察窗應選用具有耐老化、透明度高的材料進行製造。油位指示器應採用熒光材料。
11.1.1.4 生產廠家應明確倒立式電流互感器的允許最大取油量。
11.1.1.5 所選用電流互感器的動、熱穩定性能應滿足安裝地點系統短路容量的遠期要求，一次繞組串聯時也應滿足安裝地點系統短路容量的要求。
11.1.1.6 220kV及以上電壓等級電流互感器必須滿足臥倒運輸的要求。
11.1.1.7 互感器的二次引線端子和末屏引出線端子應有防轉動措施。
11.1.1.8 電容式電壓互感器中間變壓器高壓側對地不應裝設氧化鋅避雷器。
11.1.1.9 電容式電壓互感器應選用速飽和電抗器型阻尼器，並應在出廠時進行鐵磁諧振試驗。
11.1.1.10 110（66）～750kV 油浸式電流互感器在出廠試驗時，局部放電試驗的測量時間延長到5min。
11.1.1.11 電容式電壓互感器電磁單元油箱排氣孔應高出油箱上平面10mm以上，且密封可靠。
11.1.1.12 電流互感器末屏接地引出線應在二次接線盒內就地接地或引至在線監測裝置箱內接地。末屏接地線不應採用編織軟銅線，末屏接地線的截面積、強度均應符合相關標準。
11.1.2 基建階段
11.1.2.1 電磁式電壓互感器在交接試驗時，應進行空載電流測量。勵磁特性的拐點電壓應大於1.5Um/（中性點有效接地系統）或1.9Um/（中性點非有效接地系統）。
11.1.2.2 電流互感器一次端子承受的機械力不應超過生產廠家規定的允許值，端子的等電位連接應牢固可靠且端子之間應保持足夠電氣距離，並應有足夠的接觸面積。
11.1.2.3 110（66）kV及以上電壓等級的油浸式電流互感器，應逐臺進行交流耐壓試驗。試驗前應保證充足的靜置時間，其中110（66）kV互感器不少於24h，220～330kV互感器不少於48h、500kV互感器不少於72h。試驗前後應進行油中溶解氣體對比分析。
11.1.2.4 220kV及以上電壓等級的電容式電壓互感器，其各節電容器安裝時應按出廠編號及上下順序進行安裝，禁止互換。
11.1.2.5 互感器安裝時，應將運輸中膨脹器限位支架等臨時保護措施拆除，並檢查頂部排氣塞密封情況。
11.1.2.6 220kV及以上電壓等級電流互感器運輸時應在每輛運輸車上安裝衝擊記錄儀，設備運抵現場後應檢查確認，記錄數值超過10g，應返廠檢查。110kV及以下電壓等級電流互感器應直立安放運輸。
11.1.3 運行階段
11.1.3.1 事故搶修的油浸式互感器，應保證絕緣試驗前靜置時間，其中500（330）kV設備靜置時間應大於36h，110（66）～220kV設備靜置時間應大於24h。
11.1.3.2 新投運的110（66）kV及以上電壓等級電流互感器，1～2年內應取油樣進行油中溶解氣體組分、微水分析，取樣後檢查油位應符合設備技術文件的要求。對於明確要求不取油樣的產品，確需取樣或補油時應由生產廠家配合進行。
11.1.3.3 運行中油浸式互感器的膨脹器異常伸長頂起上蓋時，應退出運行。
11.1.3.4 倒立式電流互感器、電容式電壓互感器出現電容單元滲漏油情況時，應退出運行。
11.1.3.5 電流互感器內部出現異常響聲時，應退出運行。
11.1.3.6 應定期校核電流互感器動、熱穩定電流是否滿足要求。若互感器所在變電站短路電流超過互感器銘牌規定的動、熱穩定電流值，應及時改變變比或安排更換。
11.1.3.7 加強電流互感器末屏接地引線檢查、檢修及運行維護。
11.2防止氣體絕緣互感器損壞事故
11.2.1 設計製造階段
11.2.1.1 電容屏結構的氣體絕緣電流互感器，電容屏連接筒應具備足夠的機械強度，以免因材質偏軟導致電容屏連接筒變形、移位。
11.2.1.2 最低溫度為-25℃及以下的地區，戶外不宜選用SF6氣體絕緣互感器。
11.2.1.3 氣體絕緣互感器的防爆裝置應採用防止積水、凍脹的結構，防爆膜應採用抗老化、耐鏽蝕的材料。
11.2.1.4 SF6密度繼電器與互感器設備本體之間的連接方式應滿足不拆卸校驗密度繼電器的要求，戶外安裝應加裝防雨罩。
11.2.1.5 氣體絕緣互感器應設置安裝時的專用吊點並有明顯標識。
11.2.2 基建階段
11.2.2.1 110kV及以下電壓等級互感器應直立安放運輸，220kV及以上電壓等級互感器應滿足臥倒運輸的要求。運輸時110（66）kV產品每批次超過10臺時，每車裝10g振動子2個，低於10臺時每車裝10g振動子1個；220kV產品每臺安裝10g振動子1個；330kV及以上電壓等級每臺安裝帶時標的三維衝擊記錄儀。到達目的地後檢查振動記錄裝置的記錄，若記錄數值超過10g一次或10g振動子落下，則產品應返廠解體檢查。
11.2.2.2 氣體絕緣電流互感器運輸時所充氣壓應嚴格控制在微正壓狀態。
11.2.2.3 氣體絕緣電流互感器安裝後應進行現場老練試驗，老練試驗後進行耐壓試驗，試驗電壓為出廠試驗值的80％。
11.2.3 運行階段
11.2.3.1 氣體絕緣互感器嚴重漏氣導致壓力低於報警值時應立即退出運行。運行中的電流互感器氣體壓力下降到0.2MPa（相對壓力）以下，檢修後應進行老練和交流耐壓試驗。
11.2.3.2 長期微滲的氣體絕緣互感器應開展SF6氣體微水檢測和帶電檢漏，必要時可縮短檢測週期。年漏氣率大於1%時，應及時處理。
11.2.3.3 應定期校核電流互感器動、熱穩定電流是否滿足要求。若互感器所在變電站短路電流超過互感器銘牌規定的動、熱穩定電流值時，應及時改變變比或安排更換。
11.2.3.4 運行中的互感器在巡視檢查時如發現外絕緣有裂紋、局部變色、變形，應儘快更換。
11.3防止電子式互感器損壞事故
11.3.1 設計製造階段
11.3.1.1 電子式電流互感器測量傳輸模塊應有兩路獨立電源，每路電源均有監視功能。
11.3.1.2 電子式電流互感器傳輸迴路應選用可靠的光纖耦合器，戶外採集卡接線盒應滿足IP67防塵防水等級，採集卡應滿足安裝地點最高、最低運行溫度要求。
11.3.1.3 電子式互感器的採集器應具備良好的環境適應性和抗電磁干擾能力。
11.3.1.4 電子式電壓互感器二次輸出電壓，在短路消除後恢復（達到準確級限值內）時間應滿足繼電保護裝置的技術要求。
11.3.1.5 集成光纖後的光纖絕緣子，應提供水擴散設計試驗報告。
11.3.2 基建階段
11.3.2.1 電子式互感器傳輸環節各設備應進行斷電試驗、光纖進行抽樣拔插試驗，檢驗當單套設備故障、失電時，是否導致保護裝置誤出口。
11.3.2.2 電子式互感器交接時應在合併單元輸出端子處進行誤差校準試驗。
11.3.2.3 電子式互感器現場在投運前應開展隔離開關分/合容性小電流乾擾試驗。
11.3.3 運行階段
11.3.3.1 電子式互感器更換器件後，應在合併單元輸出端子處進行誤差校準試驗。
11.3.3.2 電子式互感器應加強在線監測裝置光功率顯示值及告警信息的監視。
11.4防止乾式互感器損壞事故
11.4.1 設計階段
11.4.1.1 變電站戶外不宜選用環氧樹脂澆注乾式電流互感器。
11.4.2 基建階段
11.4.2.1 10（6）kV及以上乾式互感器出廠時應逐臺進行局部放電試驗，交接時應抽樣進行局部放電試驗。
11.4.2.2 電磁式乾式電壓互感器在交接試驗時，應進行空載電流測量。勵磁特性的拐點電壓應大於1.5Um/（中性點有效接地系統）或1.9Um/（中性點非有效接地系統）。
11.4.3 運行階段
11.4.3.1 運行中的環氧澆注乾式互感器外絕緣如有裂紋、沿面放電、局部變色、變形，應立即更換。
11.4.3.2 運行中的35kV及以下電壓等級電磁式電壓互感器，如發生高壓熔斷器兩相及以上同時熔斷或單相多次熔斷，應進行檢查及試驗。
12 防止GIS、開關設備事故
為防止GIS、開關設備事故，應認真貫徹《國家電網公司交流高壓開關設備技術監督導則》（Q/GDW 11074-2013）、《國家電網公司關於印發電網設備技術標準差異條款統一意見的通知》（國家電網科〔2017〕549號）、《國家電網公司關於全面落實反事故措施的通知》（國家電網運檢〔2017〕378號）、《關於印發等6項通用制度的通知》(國家電網企管〔2017〕206號)、國家電網公司《關於高壓隔離開關訂貨的有關規定（試行）》（國家電網公司生產輸變〔2004〕4號）、《國家電網公司關於印發戶外GIS設備伸縮節反事故措施和故障分析報告的通知》（國家電網運檢〔2015〕902號）等標準及相關規程規定，結合近6年生產運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：
12.1 防止斷路器事故
12.1.1 設計製造階段
12.1.1.1 斷路器本體內部的絕緣件必須經過局部放電試驗方可裝配，要求在試驗電壓下單個絕緣件的局部放電量不大於3pC。
12.1.1.2 斷路器出廠試驗前應進行不少於200次的機械操作試驗（其中每100次操作試驗的最後20次應為重合閘操作試驗）。投切並聯電容器、交流濾波器用斷路器型式試驗項目必須包含投切電容器組試驗，斷路器必須選用C2級斷路器。真空斷路器滅弧室出廠前應逐臺進行老煉試驗，並提供老煉試驗報告；用於投切並聯電容器的真空斷路器出廠前應整臺進行老煉試驗，並提供老煉試驗報告。斷路器動作次數計數器不得帶有復歸機構。
12.1.1.3 開關設備用氣體密度繼電器應滿足以下要求：
12.1.1.3.1 密度繼電器與開關設備本體之間的連接方式應滿足不拆卸校驗密度繼電器的要求。
12.1.1.3.2密度繼電器應裝設在與被監測氣室處於同一運行環境溫度的位置。對於嚴寒地區的設備，其密度繼電器應滿足環境溫度在-40℃～-25℃時準確度不低於2.5級的要求。
12.1.1.3.3新安裝252kV及以上斷路器每相應安裝獨立的密度繼電器。
12.1.1.3.4戶外斷路器應採取防止密度繼電器二次接頭受潮的防雨措施。
12.1.1.4 斷路器分閘迴路不應採用RC加速設計。已投運斷路器分閘迴路採用RC加速設計的，應隨設備換型進行改造。
12.1.1.5 戶外匯控箱或機構箱的防護等級應不低於IP45W，箱體應設置可使箱內空氣流通的迷宮式通風口，並具有防腐、防雨、防風、防潮、防塵和防小動物進入的性能。帶有智能終端、合併單元的智能控制櫃防護等級應不低於IP55。非一體化的匯控箱與機構箱應分別設置溫度、溼度控制裝置。
12.1.1.6 開關設備二次迴路及元器件應滿足以下要求：
12.1.1.6.1 溫控器（加熱器）、繼電器等二次元件應取得“3C”認證或通過與“3C”認證同等的性能試驗，外殼絕緣材料阻燃等級應滿足V-0級，並提供第三方檢測報告。時間繼電器不應選用氣囊式時間繼電器。
12.1.1.6.2 斷路器出廠試驗、交接試驗及例行試驗中，應進行中間繼電器、時間繼電器、電壓繼電器動作特性校驗。
12.1.1.6.3 斷路器分、合閘控制迴路的端子間應有端子隔開，或採取其他有效防誤動措施。
12.1.1.6.4 新投的分相彈簧機構斷路器的防跳繼電器、非全相繼電器不應安裝在機構箱內，應裝在獨立的匯控箱內。
12.1.1.7 新投的252kV母聯（分段）、主變壓器、高壓電抗器斷路器應選用三相機械聯動設備。
12.1.1.8 採用雙跳閘線圈機構的斷路器，兩隻跳閘線圈不應共用銜鐵，且線圈不應疊裝佈置。
12.1.1.9 斷路器機構分合閘控制迴路不應串接整流模塊、熔斷器或電阻器。
12.1.1.10 斷路器液壓機構應具有防止失壓後慢分慢合的機械裝置。液壓機構驗收、檢修時應對機構防慢分慢合裝置的可靠性進行試驗。
12.1.1.11 斷路器出廠試驗及例行檢修中，應檢查絕緣子金屬法蘭與瓷件膠裝部位防水密封膠的完好性，必要時復塗防水密封膠。
12.1.1.12 隔離斷路器的斷路器與接地開關間應具備足夠強度的機械聯鎖和可靠的電氣聯鎖。
12.1.2 基建階段
12.1.2.1 斷路器交接試驗及例行試驗中，應對機構二次迴路中的防跳繼電器、非全相繼電器進行傳動。防跳繼電器動作時間應小於輔助開關切換時間，並保證在模擬手合於故障時不發生跳躍現象。
12.1.2.2 斷路器產品出廠試驗、交接試驗及例行試驗中，應對斷路器主觸頭與合閘電阻觸頭的時間配合關係進行測試，並測量合閘電阻的阻值。
12.1.2.3 斷路器產品出廠試驗、交接試驗及例行試驗中，應測試斷路器合-分時間。對 252kV及以上斷路器，合-分時間應滿足電力系統安全穩定要求。
12.1.2.4 充氣設備現場安裝應先進行抽真空處理，再注入絕緣氣體。SF6氣體注入設備後應對設備內氣體進行SF6純度檢測。對於使用SF6混合氣體的設備，應測量混合氣體的比例。
12.1.2.5 SF6斷路器充氣至額定壓力前，禁止進行儲能狀態下的分/合閘操作。
12.1.2.6 斷路器交接試驗及例行試驗中，應進行行程曲線測試，並同時測量分/合閘線圈電流波形。
12.1.3 運行階段
12.1.3.1 當斷路器液壓機構突然失壓時應申請停電隔離處理。在設備停電前，禁止人為啟動油泵，防止斷路器慢分。
12.1.3.2 氣動機構應加裝氣水分離裝置，並具備自動排汙功能。
12.1.3.3 3年內未動作過的72.5kV及以上斷路器，應進行分/合閘操作。
12.1.3.4 對投切無功負荷的開關設備應實行差異化運維，縮短巡檢和維護週期，每年統計投切次數並評估電氣壽命。
12.2 防止GIS事故
12.2.1 設計製造階段
12.2.1.1 用於低溫（年最低溫度為-30℃及以下）、日溫差超過25K、重汙穢e級或沿海d級地區、城市中心區、周邊有重汙染源（如鋼廠、化工廠、水泥廠等）的363kV及以下GIS，應採用戶內安裝方式，550kV及以上GIS經充分論證後確定佈置方式。
12.2.1.2 GIS氣室應劃分合理，並滿足以下要求：
12.2.1.2.1 GIS最大氣室的氣體處理時間不超過8h。252kV及以下設備單個氣室長度不超過15m，且單個主母線氣室對應間隔不超過3個。
12.2.1.2.2 雙母線結構的GIS，同一間隔的不同母線隔離開關應各自設置獨立隔室。252kV及以上GIS母線隔離開關禁止採用與母線共隔室的設計結構。
12.2.1.2.3 三相分箱的GIS母線及斷路器氣室，禁止採用管路連接。獨立氣室應安裝單獨的密度繼電器，密度繼電器表計應朝向巡視通道。
12.2.1.3 生產廠家應在設備投標、資料確認等階段提供工程伸縮節配置方案，並經業主單位組織審核。方案內容包括伸縮節類型、數量、位置、及“伸縮節（狀態）伸縮量-環境溫度”對應明細表等調整參數。伸縮節配置應滿足跨不均勻沉降部位（室外不同基礎、室內伸縮縫等）的要求。用於軸向補償的伸縮節應配備伸縮量計量尺。
12.2.1.4 雙母線、單母線或橋形接線中，GIS母線避雷器和電壓互感器應設置獨立的隔離開關。3/2斷路器接線中，GIS母線避雷器和電壓互感器不應裝設隔離開關，宜設置可拆卸導體作為隔離裝置。可拆卸導體應設置於獨立的氣室內。架空進線的GIS線路間隔的避雷器和線路電壓互感器宜採用外置結構。
12.2.1.5 新投運GIS採用帶金屬法蘭的盆式絕緣子時，應預留窗口用於特高頻局部放電檢測。採用此結構的盆式絕緣子可取消罐體對接處的跨接片，但生產廠家應提供型式試驗依據。如需採用跨接片，戶外GIS罐體上應有專用跨接部位，禁止通過法蘭螺栓直連。
12.2.1.6 戶外GIS法蘭對接面宜採用雙密封，並在法蘭接縫、安裝螺孔、跨接片接觸面周邊、法蘭對接面注膠孔、盆式絕緣子澆注孔等部位塗防水膠。
12.2.1.7 同一分段的同側GIS母線原則上一次建成。如計劃擴建母線，宜在擴建接口處預裝可拆卸導體的獨立隔室；如計劃擴建出線間隔，應將母線隔離開關、接地開關與就地工作電源一次上全。預留間隔氣室應加裝密度繼電器並接入監控系統。
12.2.1.8 吸附劑罩的材質應選用不鏽鋼或其他高強度材料，結構應設計合理。吸附劑應選用不易粉化的材料並裝於專用袋中，綁紮牢固。
12.2.1.9盆式絕緣子應儘量避免水平佈置。
12.2.1.10 對相間連桿採用轉動、鏈條傳動方式設計的三相機械聯動隔離開關，應在從動相同時安裝分/合閘指示器。
12.2.1.11 GIS用斷路器、隔離開關和接地開關以及罐式SF6斷路器，出廠試驗時應進行不少於200次的機械操作試驗（其中斷路器每100次操作試驗的最後20次應為重合閘操作試驗），以保證觸頭充分磨合。200次操作完成後應徹底清潔殼體內部，再進行其他出廠試驗。
12.2.1.12 GIS內絕緣件應逐只進行X射線探傷試驗、工頻耐壓試驗和局部放電試驗，局部放電量不大於3pC。
12.2.1.13 生產廠家應對金屬材料和部件材質進行質量檢測，對罐體、傳動杆、拐臂、軸承（銷）等關鍵金屬部件應按工程抽樣開展金屬材質成分檢測，按批次開展金相試驗抽檢，並提供相應報告。
12.2.1.14 GIS出廠絕緣試驗宜在裝配完整的間隔上進行，252kV及以上設備還應進行正負極性各3次雷電衝擊耐壓試驗。
12.2.1.15 生產廠家應對GIS及罐式斷路器罐體焊縫進行無損探傷檢測，保證罐體焊縫100%合格。
12.2.1.16 裝配前應檢查並確認防爆膜是否受外力損傷，裝配時應保證防爆膜洩壓方向正確、定位準確，防爆膜洩壓擋板的結構和方向應避免在運行中積水、結冰、誤碰。防爆膜噴口不應朝向巡視通道。
12.2.1.17 GIS充氣口保護封蓋的材質應與充氣口材質相同，防止電化學腐蝕。
12.2.2 基建階段
12.2.2.1 GIS出廠運輸時，應在斷路器、隔離開關、電壓互感器、避雷器和363kV及以上套管運輸單元上加裝三維衝擊記錄儀，其他運輸單元加裝震動指示器。運輸中如出現衝擊加速度大於3g或不滿足產品技術文件要求的情況，產品運至現場後應打開相應隔室檢查各部件是否完好，必要時可增加試驗項目或返廠處理。
12.2.2.2 SF6開關設備進行抽真空處理時，應採用出口帶有電磁閥的真空處理設備，在使用前應檢查電磁閥，確保動作可靠，在真空處理結束後應檢查抽真空管的濾芯是否存在油漬。禁止使用麥氏真空計。
12.2.2.3 GIS、罐式斷路器現場安裝時應採取防塵棚等有效措施，確保安裝環境的潔淨度。800kV及以上GIS現場安裝時採用專用移動廠房，GIS間隔擴建可根據現場實際情況採取同等有效的防塵措施。
12.2.2.4 GIS安裝過程中應對導體插接情況進行檢查，按插接深度標線插接到位，且迴路電阻測試合格。
12.2.2.5 垂直安裝的二次電纜槽盒應從底部單獨支撐固定，且通風良好，水平安裝的二次電纜槽盒應有低位排水措施。
12.2.2.6 GIS穿牆殼體與牆體間應採取防護措施，穿牆部位採用非腐蝕性、非導磁性材料進行封堵，牆外側做好防水措施。
12.2.2.7 伸縮節安裝完成後，應根據生產廠家提供的“伸縮節（狀態）伸縮量-環境溫度”對應參數明細表等技術資料進行調整和驗收。
12.2.3 運行階段
12.2.3.1 倒閘操作前後，發現GIS三相電流不平衡時應及時查找原因並處理。
12.2.3.2 巡視時，如發現斷路器、快速接地開關緩衝器存在漏油現象，應立即安排處理。
12.2.3.3 戶外GIS應按照“伸縮節（狀態）伸縮量-環境溫度”曲線定期核查伸縮節伸縮量，每季度至少開展一次，且在溫度最高和最低的季節每月核查一次。
12.3 防止敞開式隔離開關、接地開關事故
12.3.1 設計製造階段
12.3.1.1 風沙活動嚴重、嚴寒、重汙穢、多風地區以及採用懸吊式管形母線的變電站，不宜選用配鉗夾式觸頭的單臂伸縮式隔離開關。
12.3.1.2 隔離開關主觸頭鍍銀層厚度應不小於20μm，硬度不小於120HV，並開展鍍層結合力抽檢。出廠試驗應進行金屬鍍層檢測。導電迴路不同金屬接觸應採取鍍銀、搪錫等有效過渡措施。
12.3.1.3 隔離開關宜採用外壓式或自力式觸頭，觸頭彈簧應進行防腐、防鏽處理。內拉式觸頭應採用可靠絕緣措施以防止彈簧分流。
12.3.1.4上下導電臂之間的中間接頭、導電臂與導電底座之間應採用疊片式軟導電帶連接，疊片式鋁製軟導電帶應有不鏽鋼片保護。
12.3.1.5 隔離開關和接地開關的不鏽鋼部件禁止採用鑄造件，鑄鋁合金傳動部件禁止採用砂型鑄造。隔離開關和接地開關用於傳動的空心管材應有疏水通道。
12.3.1.6配鉗夾式觸頭的單臂伸縮式隔離開關導電臂應採用全密封結構。傳動配合部件應具有可靠的自潤滑措施，禁止不同金屬材料直接接觸。軸承座應採用全密封結構。
12.3.1.7 隔離開關應具備防止自動分閘的結構設計。
12.3.1.8 隔離開關和接地開關應在生產廠家內進行整臺組裝和出廠試驗。需拆裝發運的設備應按相、按柱作好標記，其連接部位應作好特殊標記。
12.3.1.9 隔離開關、接地開關導電臂及底座等位置應採取能防止鳥類築巢的結構。
12.3.1.10 瓷絕緣子應採用高強瓷。瓷絕緣子金屬附件應採用上砂水泥膠裝。瓷絕緣子出廠前，應在絕緣子金屬法蘭與瓷件的膠裝部位塗以性能良好的防水密封膠。瓷絕緣子出廠前應進行逐只無損探傷。
12.3.1.11 隔離開關與其所配裝的接地開關之間應有可靠的機械聯鎖，機械聯鎖應有足夠的強度。發生電動或手動誤操作時，設備應可靠聯鎖。
12.3.1.12 操動機構內應裝設一套能可靠切斷電動機電源的過載保護裝置。電機電源消失時，控制迴路應解除自保持。
12.3.2 基建階段
12.3.2.1 新安裝的隔離開關必須進行導電迴路電阻測試。交接試驗值應不大於出廠試驗值的1.2倍。除對隔離開關自身導電迴路進行電阻測試外，還應對包含電氣連接端子的導電迴路電阻進行測試。
12.3.2.2 252kV及以上隔離開關安裝後應對絕緣子逐只探傷。
12.3.3 運行階段
12.3.3.1 對不符合國家電網公司《關於高壓隔離開關訂貨的有關規定（試行）》（國家電網公司生產輸變〔2004〕4號）完善化技術要求的隔離開關、接地開關應進行完善化改造或更換。
12.3.3.2 合閘操作時，應確保合閘到位，伸縮式隔離開關應檢查驅動拐臂過“死點”。
12.3.3.3 在隔離開關倒閘操作過程中，應嚴格監視動作情況，發現卡滯應停止操作並進行處理，嚴禁強行操作。
12.3.3.4 例行試驗中，應檢查瓷絕緣子膠裝部位防水密封膠完好性，必要時重新復塗防水密封膠。
12.4 防止開關櫃事故
12.4.1 設計製造階段
12.4.1.1 開關櫃應選用LSC2類（具備運行連續性功能）、“五防”功能完備的產品。新投開關櫃應裝設具有自檢功能的帶電顯示裝置，並與接地開關（櫃門）實現強制閉鎖，帶電顯示裝置應裝設在儀表室。
12.4.1.2 空氣絕緣開關櫃的外絕緣應滿足以下條件：
12.4.1.2.1 空氣絕緣淨距離應滿足表1的要求：
表1 開關櫃空氣絕緣淨距離要求
空氣絕緣淨距離（mm）
額定電壓（kV）
7.2
12
24
40.5
相間和相對地
≥100
≥125
≥180
≥300
帶電體至門
≥130
≥155
≥210
≥330
12.4.1.2.2 最小標稱統一爬電比距：≥×18mm/kV(對瓷質絕緣)，≥×20mm/kV(對有機絕緣)。
12.4.1.2.3 新安裝開關櫃禁止使用絕緣隔板。即使母線加裝絕緣護套和熱縮絕緣材料，也應滿足空氣絕緣淨距離要求。
12.4.1.3 開關櫃及裝用的各種元件均應進行凝露試驗，開關櫃整機應進行汙穢試驗，生產廠家應提供型式試驗報告。
12.4.1.4 開關櫃應選用 IAC 級（內部故障級別）產品，生產廠家應提供相應型式試驗報告(附試驗試品照片)。選用開關櫃時應確認其母線室、斷路器室、電纜室相互獨立，且均通過相應內部燃弧試驗；燃弧時間應不小於0.5s，試驗電流為額定短時耐受電流。
12.4.1.5 開關櫃各高壓隔室均應設有洩壓通道或壓力釋放裝置。當開關櫃內產生內部故障電弧時，壓力釋放裝置應能可靠打開，壓力釋放方向應避開巡視通道和其他設備。
12.4.1.6 開關櫃內避雷器、電壓互感器等設備應經隔離開關（或隔離手車）與母線相連，嚴禁與母線直接連接。開關櫃門模擬顯示圖必須與其內部接線一致，開關櫃可觸及隔室、不可觸及隔室、活門和機構等關鍵部位在出廠時應設置明顯的安全警示標識，並加以文字說明。櫃內隔離活門、靜觸頭盒固定板應採用金屬材質並可靠接地，與帶電部位滿足空氣絕緣淨距離要求。
12.4.1.7 開關櫃中的絕緣件應採用阻燃性絕緣材料，阻燃等級需達到V-0級。
12.4.1.8 開關櫃間連通部位應採取有效的封堵隔離措施，防止開關櫃火災蔓延。
12.4.1.9 開關櫃內所有絕緣件裝配前均應進行局部放電試驗，單個絕緣件局部放電量不大於3pC。
12.4.1.10 24kV及以上開關櫃內的穿櫃套管、觸頭盒應採用雙屏蔽結構，其等電位連線（均壓環）應長度適中,並與母線及部件內壁可靠連接。
12.4.1.11 電纜連接端子距離開關櫃底部應不小於700mm。
12.4.1.12 開關櫃內母線搭接面、隔離開關觸頭、手車觸頭表面應鍍銀，且鍍銀層厚度不小於8μm。
12.4.1.13 額定電流1600A及以上的開關櫃應在主導電迴路周邊採取有效隔磁措施。
12.4.1.14 開關櫃的觀察窗應使用機械強度與外殼相當、內有接地屏蔽網的鋼化玻璃遮板，並通過開關櫃內部燃弧試驗。玻璃遮板應安裝牢固，且滿足運行時觀察分/合閘位置、儲能指示等需要。
12.4.1.15 未經型式試驗考核前，不得進行櫃體開孔等降低開關櫃內部故障防護性能的改造。
12.4.1.16 配電室內環境溫度超過5℃～30℃範圍，應配置空調等有效的調溫設施；室內日最大相對溼度超過95%或月最大相對溼度超過75％時，應配置除溼機或空調。配電室排風機控制開關應在室外。
12.4.1.17 新建變電站的站用變壓器、接地變壓器不應佈置在開關櫃內或緊靠開關櫃佈置，避免其故障時影響開關櫃運行。
12.4.1.18 空氣絕緣開關櫃應選用硅橡膠外套氧化鋅避雷器。主變壓器中、低壓側進線避雷器不宜佈置在進線開關櫃內。
12.4.2 基建階段
12.4.2.1 開關櫃櫃門模擬顯示圖、設計圖紙應與實際接線一致。
12.4.2.2 開關櫃應檢查洩壓通道或壓力釋放裝置，確保與設計圖紙保持一致。對洩壓通道的安裝方式進行檢查，應滿足安全運行要求。
12.4.2.3 櫃內母線、電纜端子等不應使用單螺栓連接。導體安裝時螺栓可靠緊固，力矩符合要求。
12.4.3 運行階段
12.4.3.1 加強帶電顯示閉鎖裝置的運行維護，保證其與接地開關（櫃門）間強制閉鎖的運行可靠性。防誤操作閉鎖裝置或帶電顯示裝置失靈時應儘快處理。
12.4.3.2 開關櫃操作應平穩無卡澀，禁止強行操作。
13 防止電力電纜損壞事故
為防止電力電纜損壞事故，應全面貫徹落實《電力工程電纜設計規範》（GB50217-2018）、《電力裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規範》（GB50168-2006）、《火力發電廠與變電所設計防火規範》（GB 50229-2006）、《城市電力電纜線路設計技術規定》（DL/T5221-2015）、《10（6）kV-500kV電纜技術標準》（Q/GDW 371-2009）、《輸變電設備狀態檢修試驗規程》（Q/GDW 1168-2013）、《電力電纜及通道運維規程》（Q/GDW1512-2014）、《電力電纜及通道檢修規程》（Q/GDW 11262-2014）、《10-500kV輸變電設備交接試驗規程》（Q/GDW 11447-2015）、《電力電纜線路試驗規程》（Q/GDW 11316-2014）、《國家電網公司關於印發高壓電纜專業管理規定的通知》（國家電網運檢〔2016〕1152號）等有關制度標準，並提出以下重點要求：
13.1 防止絕緣擊穿
13.1.1 設計階段
13.1.1.1 應按照全壽命週期管理的要求，根據線路輸送容量、系統運行條件、電纜路徑、敷設方式和環境等合理選擇電纜和附件結構型式。
13.1.1.2 應加強電力電纜和電纜附件選型、訂貨、驗收及投運的全過程管理。應優先選擇具有良好運行業績和成熟製造經驗的生產廠家。
13.1.1.3 110（66）kV及以上電壓等級同一受電端的雙回或多回電纜線路應選用不同生產廠家的電纜、附件。110（66）kV及以上電壓等級電纜的GIS終端和油浸終端宜選擇插拔式，人員密集區域或有防爆要求場所的應選擇複合套管終端。110kV及以上電壓等級電纜線路不應選擇戶外乾式柔性終端。
13.1.1.4 設計階段應充分考慮耐壓試驗作業空間、安全距離，在GIS電纜終端與線路隔離開關之間宜配置試驗專用隔離開關，並根據需求配置GIS試驗套管。
13.1.1.5 110kV及以上電力電纜站外戶外終端應有檢修平臺，並滿足高度和安全距離要求。
13.1.1.6 10kV及以上電壓等級電力電纜應採用幹法化學交聯的生產工藝，110（66）kV及以上電壓等級電力電纜應採用懸鏈式或立塔式三層共擠工藝。
13.1.1.7 運行在潮溼或浸水環境中的110（66）kV及以上電壓等級的電纜應有縱向阻水功能，電纜附件應密封防潮；35kV及以下電壓等級電纜附件的密封防潮性能應能滿足長期運行需要。
13.1.1.8 電纜主絕緣、單芯電纜的金屬屏蔽層、金屬護層應有可靠的過電壓保護措施。統包型電纜的金屬屏蔽層、金屬護層應兩端直接接地。
13.1.1.9 合理安排電纜段長，儘量減少電纜接頭的數量，嚴禁在變電站電纜夾層、出站溝道、豎井和50米及以下橋架等區域佈置電力電纜接頭。110（66）kV電纜非開挖定向鑽拖拉管兩端工作井不宜佈置電力電纜接頭。
13.1.2 基建階段
13.1.2.1 對220kV及以上電壓等級電纜、110（66）kV及以下電壓等級重要線路的電纜，應進行監造和工廠驗收。
13.1.2.2 應嚴格進行到貨驗收，並開展工廠抽檢、到貨檢測。檢測報告作為新建線路投運資料移交運維單位。
13.1.2.3 在電纜運輸過程中，應防止電纜受到碰撞、擠壓等導致的機械損傷。電纜敷設過程中應嚴格控制牽引力、側壓力和彎曲半徑。
13.1.2.4 電纜通道、夾層及管孔等應滿足電纜彎曲半徑的要求，110（66）kV 及以上電纜的支架應滿足電纜蛇形敷設的要求。電纜應嚴格按照設計要求進行敷設、固定。
13.1.2.5 施工期間應做好電纜和電纜附件的防潮、防塵、防外力損傷措施。在現場安裝110（66）kV 及以上電纜附件之前，其組裝部件應試裝配。安裝現場的溫度、溼度和清潔度應符合安裝工藝要求，嚴禁在雨、霧、風沙等有嚴重汙染的環境中安裝電纜附件。
13.1.2.6 電纜金屬護層接地電阻、接地箱（互聯箱）端子接觸電阻，必須滿足設計要求和相關技術規範要求。
13.1.2.7 金屬護層採取交叉互聯方式時，應逐相進行導通測試，確保連接方式正確。金屬護層對地絕緣電阻應試驗合格，過電壓限制元件在安裝前應檢測合格。
13.1.2.8 110(66)kV及以上電纜主絕緣應開展交流耐壓試驗，並應同時開展局部放電測量。試驗結果作為投運資料移交運維單位。
13.1.2.9 電纜支架、固定金具、排管的機械強度和耐久性應符合設計和長期安全運行的要求，且無尖銳稜角。
13.1.2.10 電纜終端尾管應採用封鉛方式，並加裝銅編織線連接尾管和金屬護套。110(66)kV及上電壓等級電纜接頭兩側端部、終端下部應採用剛性固定。
13.1.3 運行階段
13.1.3.1 運行部門應加強電纜線路負荷和溫度的檢（監）測，防止過負荷運行，多條並聯的電纜應分別進行測量。巡視過程中應檢測電纜附件、接地系統等關鍵接點的溫度。
13.1.3.2 嚴禁金屬護層不接地運行。應嚴格按照試驗規程對電纜金屬護層的接地系統開展運行狀態檢測、試驗。
13.1.3.3 運行部門應開展電纜線路狀態評價，對異常狀態和嚴重狀態的電纜線路應及時檢修。
13.1.3.4 應監視重載和重要電纜線路因運行溫度變化產生的伸縮位移，出現異常應及時處理。
13.1.3.5 電纜線路發生運行故障後，應檢查全線接地系統是否受損，發現問題應及時修復。
13.1.3.6 人員密集區域或有防爆要求場所的瓷套終端應更換為複合套管終端。
13.2 防止電纜火災
13.2.1 設計和基建階段
13.2.1.1 電纜線路的防火設施必須與主體工程同時設計、同時施工、同時驗收，防火設施未驗收合格的電纜線路不得投入運行。
13.2.1.2 變電站內同一電源的 110（66）kV及以上電壓等級電纜線路同通道敷設時應兩側佈置。同一通道內不同電壓等級的電纜，應按照電壓等級的高低從下向上排列，分層敷設在電纜支架上。
13.2.1.3 110（66）kV及以上電壓等級電纜在隧道、電纜溝、變電站內、橋樑內應選用阻燃電纜，其成束阻燃性能應不低於C級。與電力電纜同通道敷設的低壓電纜、通信光纜等應穿入阻燃管，或採取其他防火隔離措施。應開展阻燃電纜阻燃性能到貨抽檢試驗,以及阻燃防火材料（防火槽盒、防火隔板、阻燃管）防火性能到貨抽檢試驗，並向運維單位提供抽檢報告。
13.2.1.4 中性點非有效接地方式且允許帶故障運行的電力電纜線路不應與110kV及以上電壓等級電纜線路共用隧道、電纜溝、綜合管廊電力艙。
13.2.1.5 非直埋電纜接頭的外護層及接地線應包覆阻燃材料，充油電纜接頭及敷設密集的10~35kV電纜的接頭應用耐火防爆槽盒封閉。密集區域（4回及以上）的110（66）kV及以上電壓等級電纜接頭應選用防火槽盒、防火隔板、防火毯、防爆殼等防火防爆隔離措施。
13.2.1.6 在電纜通道內敷設電纜需經運行部門許可。施工過程中產生的電纜孔洞應加裝防火封堵，受損的防火設施應及時恢復，並由運維部門驗收。
13.2.1.7 隧道、豎井、變電站電纜層應採取防火牆、防火隔板及封堵等防火措施。防火牆、阻火隔板和阻火封堵應滿足耐火極限不低於1h的耐火完整性、隔熱性要求。建築內的電纜井在每層樓板處採用不低於樓板耐火極限的不燃材料或防火封堵材料封堵。
13.2.1.8 變電站夾層宜安裝溫度、煙氣監視報警器，重要的電纜隧道應安裝火災探測報警裝置，並應定期檢測。
13.2.2 運行階段
13.2.2.1 電纜密集區域的在役接頭應加裝防火槽盒或採取其他防火隔離措施。輸配電電纜同通道敷設應採取可靠的防火隔離措施。變電站夾層內在役接頭應逐步移出，電力電纜切改或故障搶修時，應將接頭佈置在站外的電纜通道內。
13.2.2.2 運維部門應保持電纜通道、夾層整潔、暢通，消除各類火災隱患，通道沿線及其內部、隧道通風口（亭）外部不得積存易燃、易爆物。
13.2.2.3 電纜通道臨近易燃、易爆或腐蝕性介質的存儲容器、輸送管道時，應加強監視並採取有效措施，防止其滲漏進入電纜通道，進而損害電纜或導致火災。
13.2.2.4 在電纜通道、夾層內使用的臨時電源應滿足絕緣、防火、防潮要求，並配置漏電保護器。工作人員撤離時應立即斷開電源。
13.2.2.5 在電纜通道、夾層內動火作業應辦理動火工作票，並採取可靠的防火措施。
13.2.2.6 嚴格按照運行規程規定對通道進行巡檢，並檢測電纜和接頭運行溫度。
13.2.2.7 與110（66）kV及以上電壓等級電纜線路共用隧道、電纜溝、綜合管廊電力艙的中性點非有效接地方式的電力電纜線路，應開展中性點接地方式改造，或做好防火隔離措施並在發生接地故障時立即拉開故障線路。
13.3 防止外力破壞和設施被盜
13.3.1 設計和基建階段
13.3.1.1 電纜線路路徑、附屬設備及設施（地上接地箱、出入口、通風亭等）的設置應通過規劃部門審批。應避免電纜通道鄰近熱力管線、易燃易爆管線（輸油、燃氣）和腐蝕性介質的管道。
13.3.1.2 綜合管廊中110（66）千伏及以上電纜應採用獨立艙體建設。電力艙不宜與天然氣管道艙、熱力管道艙緊鄰佈置。
13.3.1.3 電纜通道及直埋電纜線路工程應嚴格按照相關標準和設計要求施工，並同步進行竣工測繪，非開挖工藝的電纜通道應進行三維測繪。應在投運前向運維部門提交竣工資料和圖紙。
13.3.1.4 直埋通道兩側應對稱設置標識標牌，每塊標識標牌設置間距一般不大於50m。此外電纜接頭處、轉彎處、進入建築物處應設置明顯方向樁或標樁
13.3.1.5 電纜終端場站、隧道出入口、重要區域的工井井蓋應有安防措施，並宜加裝在線監控裝置。戶外金屬電纜支架、電纜固定金具等應使用防盜螺栓。
13.3.2 運行階段
13.3.2.1 電纜路徑上應設立明顯的警示標誌，對可能發生外力破壞的區段應加強監視，並採取可靠的防護措施。
13.3.2.2 工井正下方的電纜，應採取防止墜落物體打擊的保護措施。
13.3.2.3 應監視電纜通道結構、周圍土層和臨近建築物等的穩定性，發現異常應及時採取防護措施。
13.3.2.4 敷設於公用通道中的電纜應制定專項管理和技術措施，並加強巡視檢測。通道內所有電力電纜及光纜應明確設備歸屬及運維職責。
13.3.2.5 對盜竊易發地區的電纜設施應加強巡視，接地箱（互聯箱）、工井蓋等應採取相應的技防措施。退運報廢電纜應隨同配套工程同步清理。
14 防止接地網和過電壓事故
為防止接地網和過電壓事故，應認真貫徹《交流電氣裝置的接地設計規範》（GB 50065-2011）、《1000kV架空輸電線路設計規範》（GB50665-2011）、《±800kV直流架空輸電線路設計規範》（GB50790-2013）、《110kV～750kV架空輸電線路設計規範》（GB50545-2010）、《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規範》（GB/T50064-2014）、《接地裝置特性參數測量導則》（DL/T475-2017）、《電力設備預防性試驗規程》（DL/T 596-1996）、《輸變電設備狀態檢修試驗規程》（DL/T 393-2010）、《輸變電設備狀態檢修試驗規程》（Q/GDW 1168-2013）、《架空輸電線路雷電防護導則》（Q/GDW11452-2015）等標準及相關規程規定，結合近6年生產運行情況和典型事故案例，提出以下重點要求：
14.1 防止接地網事故
14.1.1 設計和基建階段
14.1.1.1 在新建變電站工程設計中，應掌握工程地點的地形地貌、土壤的種類和分層狀況，並提高土壤電阻率的測試深度，當採用四極法時，測試電極極間距離一般不小於擬建接地裝置的最大對角線，測試條件不滿足時至少應達到最大對角線的2/3。
14.1.1.2 對於110（66）kV及以上電壓等級新建、改建變電站，在中性或酸性土壤地區，接地裝置選用熱鍍鋅鋼為宜，在強鹼性土壤地區或者其站址土壤和地下水條件會引起鋼質材料嚴重腐蝕的中性土壤地區，宜採用銅質、銅覆鋼（銅層厚度不小於0.25mm）或者其他具有防腐性能材質的接地網。對於室內變電站及地下變電站應採用銅質材料的接地網。
14.1.1.3 在新建工程設計中，校驗接地引下線熱穩定所用電流應不小於遠期可能出現的最大值，有條件地區可按照斷路器額定開斷電流校核；接地裝置接地體的截面不小於連接至該接地裝置接地引下線截面的75%，並提供接地裝置的熱穩定容量計算報告。
14.1.1.4 變壓器中性點應有兩根與地網主網格的不同邊連接的接地引下線，並且每根接地引下線均應符合熱穩定校核的要求。主設備及設備架構等應有兩根與主地網不同幹線連接的接地引下線，並且每根接地引下線均應符合熱穩定校核的要求。連接引線應便於定期進行檢查測試。
14.1.1.5 在接地網設計時，應考慮分流係數的影響，計算確定流過設備外殼接地導體（線）和經接地網入地的最大接地故障不對稱電流有效值。
14.1.1.6 6~66kV不接地、諧振接地和高電阻接地的系統，改造為低電阻接地方式時，應重新核算杆塔和接地網接地阻抗值和熱穩定性。
14.1.1.7 變電站內接地裝置宜採用同一種材料。當採用不同材料進行混連時，地下部分應採用同一種材料連接。
14.1.1.8 接地裝置的焊接質量必須符合有關規定要求，各設備與主地網的連接必須可靠，擴建地網與原地網間應為多點連接。接地線與主接地網的連接應用焊接，接地線與電氣設備的連接可用螺栓或者焊接，用螺栓連接時應設防松螺帽或防松墊片。
14.1.1.9 對於高土壤電阻率地區的接地網，在接地阻抗難以滿足要求時，應採取有效的均壓及隔離措施，防止人身及設備事故，方可投入運行。對弱電設備應採取有效的隔離或限壓措施，防止接地故障時地電位的升高造成設備損壞。
14.1.1.10 變電站控制室及保護小室應獨立敷設與主接地網單點連接的二次等電位接地網，二次等電位接地點應有明顯標誌。
14.1.1.11 接地阻抗測試宜在架空地線（普通避雷線、OPGW光纖地線）與變電站出線構架連接之前、雙端接地的電纜外護套與主地網連接之前完成，若在上述連接完成之後且無法全部斷開時測量，應採用分流向量法進行接地阻抗的測試，對不滿足設計要求的接地網應及時進行降阻改造。
14.1.2 運行階段
14.1.2.1 對於已投運的接地裝置，應每年根據變電站短路容量的變化，校核接地裝置（包括設備接地引下線）的熱穩定容量，並結合短路容量變化情況和接地裝置的腐蝕程度有針對性地對接地裝置進行改造。對於變電站中的不接地、經消弧線圈接地、經低阻或高阻接地系統，必須按異點兩相接地故障校核接地裝置的熱穩定容量。
14.1.2.2 投運10年及以上的非地下變電站接地網，應定期開挖（間隔不大於5年），抽檢接地網的腐蝕情況，每站抽檢5～8個點。銅質材料接地體地網整體情況評估合格的不必定期開挖檢查。
14.2 防止雷電過電壓事故
14.2.1 設計階段
14.2.1.1 架空輸電線路的防雷措施應按照輸電線路在電網中的重要程度、線路走廊雷電活動強度、地形地貌及線路結構的不同進行差異化配置，重點加強重要線路以及多雷區、強雷區內杆塔和線路的防雷保護。新建和運行的重要線路，應綜合採取減小地線保護角、改善接地裝置、適當加強絕緣等措施降低線路雷害風險。針對雷害風險較高的杆塔和線段可採用線路避雷器保護或預留加裝避雷器的條件。
14.2.1.2 對符合以下條件之一的敞開式變電站應在110（66）~220kV進出線間隔入口處加裝金屬氧化物避雷器。（1）變電站所在地區年平均雷暴日大於等於50或者近3年雷電監測系統記錄的平均落雷密度大於等於3.5次/（km2•年）。（2）變電站110（66）~220kV進出線路走廊在距變電站15km範圍內穿越雷電活動頻繁平均雷暴日數大於等於40日或近3年雷電監測系統記錄的平均落雷密度大於等於2.8次/（km2•年）的丘陵或山區。（3）變電站已發生過雷電波侵入造成斷路器等設備損壞。（4）經常處於熱備用運行的線路。
14.2.1.3 500kV及以上電壓等級線路，設計階段應計算線路雷擊跳閘率，若大於控制參考值【折算至地閃密度2.78次/（km2•年）】則應對雷害特別高的500kV杆塔以及750kV及以上電壓等級特高壓線路按段進行雷害風險評估，對高雷害風險等級（Ⅲ、Ⅳ級）的杆塔採取防雷優化措施。500kV以下電壓等級線路可參照執行。
14.2.1.4 設計階段500kV交流線路處於C2及以上雷區的線路區段保護角設計值減小5°。其他電壓等級線路地線保護角參考相應設計規範執行。
14.2.1.5 設計階段杆塔接地電阻設計值應參考相關標準執行，對220kV及以下電壓等級線路，若杆塔處土壤電阻率大於1000Ω•m，且地閃密度處於C1及以上，則接地電阻較設計規範宜降低5Ω。
14.2.2 運行階段
14.2.2.1 加強避雷線運行維護工作，定期打開部分線夾檢查，以保證避雷線與杆塔接地點可靠連接。對於具有絕緣架空地線的線路，要加強放電間隙的檢查與維護，確保動作可靠。
14.2.2.2 嚴禁利用避雷針、變電站構架和帶避雷線的杆塔作為低壓線、通信線、廣播線、電視天線的支柱。
14.2.2.3 每年雷雨季節前開展接地電阻測試，對不滿足要求的杆塔及時進行降阻改造。定期對接地裝置開挖檢查。
14.2.2.4 定期檢查線路避雷器，每年雷雨季節前記錄避雷器計數器讀數。
14.3 防止變壓器過電壓事故
14.3.1 切/合110kV及以上有效接地系統中性點不接地的空載變壓器時，應先將該變壓器中性點臨時接地。
14.3.2 為防止在有效接地系統中出現孤立不接地系統併產生較高工頻過電壓的異常運行工況，110～220kV不接地變壓器的中性點過電壓保護應採用水平佈置的棒間隙保護方式。對於110kV變壓器，當中性點絕緣的衝擊耐受電壓≤185kV時，還應在間隙旁並聯金屬氧化物避雷器，避雷器為主保護，間隙為避雷器的後備保護，間隙距離及避雷器參數配合應進行校核。間隙動作後，應檢查間隙的燒損情況並校核間隙距離。
14.3.3 對低壓側有空載運行或者帶短母線運行可能的變壓器，應在變壓器低壓側裝設避雷器進行保護。對中壓側有空載運行可能的變壓器，中性點有引出的可將中性點臨時接地，中性點無引出的應在中壓側裝設避雷器。
14.4 防止諧振過電壓事故
14.4.1 為防止中性點非直接接地系統發生由於電磁式電壓互感器飽和產生的鐵磁諧振過電壓，可採取以下措施：
14.4.1.1 選用勵磁特性飽和點較高的，在1.9Um/電壓下，鐵心磁通不飽和的電壓互感器。
14.4.1.2 在電壓互感器（包括系統中的用戶站）一次繞組中性點對地間串接線性或非線性消諧電阻、加零序電壓互感器或在開口三角繞組加阻尼或其他專門消除此類諧振的裝置。
14.5 防止弧光接地過電壓事故
14.5.1對於中性點不接地或諧振接地的6～66kV系統，應根據電網發展每1～3年進行一次電容電流測試。當單相接地電容電流超過相關規定時，應及時裝設消弧線圈；單相接地電容電流雖未達到規定值，也可根據運行經驗裝設消弧線圈，消弧線圈的容量應能滿足過補償的運行要求。在消弧線圈佈置上，應避免由於運行方式改變而出現部分系統無消弧線圈補償的情況。對於已經安裝消弧線圈，單相接地電容電流依然超標的,應當採取消弧線圈增容或者採取分散補償方式.如果系統電容電流大於150A及以上,也可以根據系統實際情況改變中性點接地方式或者採用分散補償。
14.5.2 對於裝設手動消弧線圈的6～66kV非有效接地系統，應根據電網發展每3～5年進行一次調諧試驗，使手動消弧線圈運行在過補償狀態，合理整定脫諧度，保證電網不對稱度不大於相電壓的1.5%，中性點位移電壓不大於額定相電壓的15%。
14.5.3 對於自動調諧消弧線圈，在招標採購階段應要求生產廠家提供系統電容電流測量及跟蹤功能試驗報告。自動調諧消弧線圈投入運行後，應定期（時間間隔不大於3年）根據實際測量的系統電容電流對其自動調諧功能的準確性進行校核。
14.5.4 在不接地和諧振接地系統中，發生單相接地故障時，應按照就近、快速隔離故障的原則儘快切除故障線路或區段。尤其對於與66kV及以上電壓等級電纜同隧道、同電纜溝、同橋樑敷設的純電纜線路，應全面採取有效防火隔離措施並開展安全性與可靠性評估，當發生單相接地故障時，應儘量縮短切除故障線路時間，降低發生弧光接地過電壓的風險。
14.6 防止無間隙金屬氧化物避雷器事故
14.6.1設計製造階段
14.6.1.1 110（66）kV及以上電壓等級避雷器應安裝與電壓等級相符的交流洩漏電流監測裝置。
14.6.1.2對於強風地區變電站避雷器應採取差異化設計，避雷器均壓環應採取增加固定點、支撐筋數量及支撐筋寬度等加固措施。
14.6.2 基建階段
14.6.2.1 220kV及以上電壓等級瓷外套避雷器安裝前應檢查避雷器上下法蘭是否膠裝正確，下法蘭應設置排水孔。
14.6.3 運行階段
14.6.3.1 對金屬氧化物避雷器，必須堅持在運行中按照規程要求進行帶電試驗。35～500kV電壓等級金屬氧化物避雷器可用帶電測試替代定期停電試驗。
14.6.3.2 對運行15年及以上的避雷器應重點跟蹤洩漏電流的變化，停運後應重點檢查壓力釋放板是否有鏽蝕或破損。
14.7 防止避雷針事故
14.7.1設計階段
14.7.1.1構架避雷針設計時應統籌考慮站址環境條件、配電裝置構架結構形式等，採用格構式避雷針或圓管型避雷針等結構形式。
14.7.1.2 構架避雷針結構形式應與構架主體結構形式協調統一，通過優化結構形式，有效減小風阻。構架主體結構為鋼管人字柱時，宜採用變截面鋼管避雷針；構架主體結構採用格構柱時，宜採用變截面格構式避雷針。構架避雷針如採用管型結構，法蘭連接處應採用有勁肋板法蘭剛性連接。
14.7.1.3 在嚴寒大風地區的變電站，避雷針設計應考慮風振的影響，結構型式宜選用格構式，以降低結構對風荷載的敏感度；當採用圓管型避雷針時，應嚴格控制避雷針針身的長細比，法蘭連接處應採用有勁肋板剛性連接，螺栓應採用8.8級高強度螺栓，雙帽雙墊，螺栓規格不小於M20，結合環境條件，避雷針鋼材應具有衝擊韌性的合格保證。
14.7.2 基建階段
14.7.2.1 鋼管避雷針底部應設置有效排水孔，防止內部積水鏽蝕或冬季結冰。
14.7.2.2 在非高土壤電阻率地區，獨立避雷針的接地電阻不宜超過10Ω。當有困難時，該接地裝置可與主接地網連接，但避雷針與主接地網的地下連接點至35kV及以下電壓等級設備與主接地網的地下連接點之間，沿接地體的長度不得小於15m。
14.7.3 運行階段
14.7.3.1 以6年為基準週期或在接地網結構發生改變後，進行獨立避雷針接地裝置接地阻抗檢測，當測試值大於10Ω時應採取降阻措施，必要時進行開挖檢查。獨立避雷針接地裝置與主接地網之間導通電阻應大於500mΩ。
15 防止繼電保護事故
為了防止繼電保護事故，應貫徹落實《繼電保護和安全自動裝置技術規程》（GB/T 14285-2006）、《繼電保護和安全自動裝置運行管理規程》（DL/T 587-2016）、《繼電保護和電網安全自動裝置檢驗規程》（DL/T 995-2016）、《繼電保護和電網安全自動裝置現場工作保安規定》（Q/GDW 267-2009）、《220kV～750kV電網繼電保護裝置運行整定規程》（DL/T 559-2007）、《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》（電安生 〔1994〕 191號）、《智能變電站繼電保護技術規範》（Q/GDW 441-2010）、《線路保護及輔助裝置標準化設計規範》（Q/GDW 1161-2014）、《變壓器、高壓並聯電抗器和母線保護及輔助裝置標準化設計規範》（Q/GDW1175-2013）、《國家電網繼電保護整定計算技術規範》（Q/GDW 422-2010）、《10kV～110（66）kV線路保護及輔助裝置標準化設計規範》（Q/GDW 10766-2015）、《10kV～110（66）kV元件保護及輔助裝置標準化設計規範》（Q/GDW 10767-2015）、《智能變電站保護設備在線監視與診斷技術規範》（Q/GDW 11361-2014）、《電流互感器和電壓互感器選擇及計算規程》（DL/T866-2015）、《互感器 第2部分:電流互感器的補充技術要求》（GB 20840.2-2014）等有關標準和規程、規定，並提出以下重點要求：
15.1 規劃設計階段應注意的問題
15.1.1 涉及電網安全穩定運行的發、輸、變、配及重要用電設備的繼電保護裝置應納入電網統一規劃、設計、運行和管理。在一次系統規劃建設中，應充分考慮繼電保護的適應性，避免出現特殊接線方式造成繼電保護配置及整定難度的增加，為繼電保護安全可靠運行創造良好條件。
15.1.2 繼電保護裝置的配置和選型，必須滿足有關規程規定的要求，並經相關繼電保護管理部門同意。保護選型應採用技術成熟、性能可靠、質量優良並經國家電網公司組織的專業檢測合格的產品。
15.1.3 繼電保護組屏設計應充分考慮運行和檢修時的安全性，確保能夠採取有效的防繼電保護“三誤”（誤碰、誤整定、誤接線）措施。當雙重化配置的兩套保護裝置不能實施確保運行和檢修安全的技術措施時，應安裝在各自保護櫃內。
15.1.4 220kV及以上電壓等級線路、變壓器、母線、高壓電抗器、串聯電容器補償裝置等輸變電設備的保護應按雙重化配置，相關斷路器的選型應與保護雙重化配置相適應，220kV及以上電壓等級斷路器必須具備雙跳閘線圈機構。1000kV變電站內的110kV母線保護宜按雙套配置，330kV變電站內的110kV母線保護宜按雙套配置。
15.1.5 當保護採用雙重化配置時，其電壓切換箱（迴路）隔離開關輔助觸點應採用單位置輸入方式。單套配置保護的電壓切換箱（迴路）隔離開關輔助觸點應採用雙位置輸入方式。電壓切換直流電源與對應保護裝置直流電源取自同一段直流母線且共用直流空氣開關。
15.1.6 縱聯保護應優先採用光纖通道。分相電流差動保護收發通道應採用同一路由，確保往返延時一致。在迴路設計和調試過程中應採取有效措施防止雙重化配置的線路保護或雙回線的線路保護通道交叉使用。
15.1.7 對閉鎖式縱聯保護，“其他保護停信”迴路應直接接入保護裝置，而不應接入收發信機。
15.1.8 在新建、擴建和技改工程中，應根據《電流互感器和電壓互感器選擇及計算規程》（DL/T 866-2015）、《互感器 第2部分:電流互感器的補充技術要求》（GB 20840.2-2014）和電網發展的情況進行互感器的選型工作，並充分考慮到保護雙重化配置的要求。
15.1.9 應根據系統短路容量合理選擇電流互感器的容量、變比和特性，滿足保護裝置整定配合和可靠性的要求。
15.1.10 線路各側或主設備差動保護各側的電流互感器的相關特性宜一致，避免在遇到較大短路電流時因各側電流互感器的暫態特性不一致導致保護不正確動作。
15.1.11 母線差動保護各支路電流互感器變比差不宜大於4倍。
15.1.12 母線差動、變壓器差動和發變組差動保護各支路的電流互感器應優先選用準確限值係數（ALF）和額定拐點電壓較高的電流互感器。
15.1.13 應充分考慮合理的電流互感器配置和二次繞組分配，消除主保護死區。
15.1.13.1 當採用3/2、4/3、角形接線等多斷路器接線形式時，應在斷路器兩側均配置電流互感器。
15.1.13.2 對經計算影響電網安全穩定運行重要變電站的220kV及以上電壓等級雙母線接線方式的母聯、分段斷路器，應在斷路器兩側配置電流互感器。
15.1.13.3 對確實無法快速切除故障的保護動作死區，在滿足系統穩定要求的前提下，可採取啟動失靈和遠方跳閘等後備措施加以解決；經系統方式計算可能對系統穩定造成較嚴重的威脅時，應進行改造。
15.1.14 除母線保護、變壓器保護外，不同間隔設備的主保護功能不應集成。
15.1.15 主設備非電量保護應防水、防振、防油滲漏、密封性好。氣體繼電器至保護櫃的電纜應儘量減少中間轉接環節。
15.1.16 應充分考慮安裝環境對保護裝置性能及壽命的影響，對於佈置在室外的保護裝置，其附屬設備（如智能控制櫃及溫控設備）的性能指標應滿足保護運行要求且便於維護。
15.1.17 500kV及以上電壓等級變壓器低壓側並聯電抗器和電容器、站用變壓器的保護配置與設計，應與一次系統相適應，防止電抗器和電容器、站用變故障造成主變壓器跳閘。
15.1.18 110（66）kV及以上電壓等級變電站應配置故障錄波器。
15.1.19 變電站內的故障錄波器應能對站用直流系統的各母線段（控制、保護）對地電壓進行錄波。
15.1.20 為保證繼電保護相關輔助設備（如交換機、光電轉換器等）的供電可靠性，宜採用直流電源供電。因硬件條件限制只能交流供電的，電源應取自站用不間斷電源。
15.2 繼電保護配置應注意的問題
15.2.1 繼電保護的設計、選型、配置應以繼電保護“四性”（可靠性、速動性、選擇性、靈敏性）為基本原則，任何技術創新不得以犧牲繼電保護的快速性和可靠性為代價。
15.2.2 電力系統重要設備的繼電保護應採用雙重化配置，兩套保護裝置的跳閘迴路應與斷路器的兩個跳閘線圈分別一一對應。每一套保護均應能獨立反應被保護設備的各種故障及異常狀態，並能作用於跳閘或發出信號，當一套保護退出時不應影響另一套保護的運行。雙重化配置的繼電保護應滿足以下基本要求：
15.2.2.1 兩套保護裝置的交流電流應分別取自電流互感器互相獨立的繞組；交流電壓應分別取自電壓互感器互相獨立的繞組。對原設計中電壓互感器僅有一組二次繞組，且已經投運的變電站，應積極安排電壓互感器的更新改造工作，改造完成前，應在開關場的電壓互感器端子箱處，利用具有短路跳閘功能的兩組分相空氣開關將按雙重化配置的兩套保護裝置交流電壓回路分開。
15.2.2.2 兩套保護裝置的直流電源應取自不同蓄電池組連接的直流母線段。每套保護裝置與其相關設備（電子式互感器、合併單元、智能終端、網絡設備、操作箱、跳閘線圈等）的直流電源均應取自與同一蓄電池組相連的直流母線，避免因一組站用直流電源異常對兩套保護功能同時產生影響而導致的保護拒動。
15.2.2.3 220kV及以上電壓等級斷路器的壓力閉鎖繼電器應雙重化配置，防止其中一組操作電源失去時，另一套保護和操作箱或智能終端無法跳閘出口。對已投入運行，只有單套壓力閉鎖繼電器的斷路器，應結合設備運行評估情況，逐步技術改造。
15.2.2.4 兩套保護裝置與其他保護、設備配合的迴路應遵循相互獨立的原則，應保證每一套保護裝置與其他相關裝置（如通道、失靈保護）聯絡關係的正確性，防止因交叉停用導致保護功能缺失。
15.2.2.5 220kV及以上電壓等級線路按雙重化配置的兩套保護裝置的通道應遵循相互獨立的原則，採用雙通道方式的保護裝置，其兩個通道也應相互獨立。保護裝置及通信設備電源配置時應注意防止單組直流電源系統異常導致雙重化快速保護同時失去作用的問題。
15.2.2.6 為防止裝置家族性缺陷可能導致的雙重化配置的兩套繼電保護裝置同時拒動的問題，雙重化配置的線路、變壓器、母線、高壓電抗器等保護裝置應採用不同生產廠家的產品。
15.2.3 220kV及以上電壓等級的線路保護應滿足以下要求：
15.2.3.1 每套保護均應能對全線路內發生的各種類型故障快速動作切除。對於要求實現單相重合閘的線路，在線路發生單相經高阻接地故障時，應能正確選相跳閘。
15.2.3.2 對於遠距離、重負荷線路及事故過負荷等情況，繼電保護裝置應採取有效措施，防止相間、接地距離保護在系統發生較大的潮流轉移時誤動作。
15.2.3.3 引入兩組及以上電流互感器構成合電流的保護裝置，各組電流互感器應分別引入保護裝置，不應通過裝置外部迴路形成合電流。對已投入運行採用合電流引入保護裝置的，應結合設備運行評估情況，逐步技術改造。
15.2.3.4 應採取措施，防止由於零序功率方向元件的電壓死區導致零序功率方向縱聯保護拒動，但不應採用過分降低零序動作電壓的方法。
15.2.4 斷路器失靈保護中用於判斷斷路器主觸頭狀態的電流判別元件應保證其動作和返回的快速性，動作和返回時間均不宜大於20ms，其返回係數也不宜低於0.9。
15.2.5 當變壓器、電抗器的非電量保護採用就地跳閘方式時，應向監控系統發送動作信號。未採用就地跳閘方式的非電量保護應設置獨立的電源迴路（包括直流空氣開關及其直流電源監視迴路）和出口跳閘迴路，且必須與電氣量保護完全分開。220kV及以上電壓等級變壓器、電抗器的非電量保護應同時作用於斷路器的兩個跳閘線圈。
15.2.6 變壓器的高壓側宜設置長延時的後備保護。在保護不失配的前提下，儘量縮短變壓器後備保護的整定時間。
15.2.7 變壓器過勵磁保護的啟動、反時限和定時限元件應根據變壓器的過勵磁特性曲線分別進行整定，其返回係數不應低於0.96。
15.2.8 為提高切除變壓器低壓側母線故障的可靠性，宜在變壓器的低壓側設置取自不同電流回路的兩套電流保護功能。當短路電流大於變壓器熱穩定電流時，變壓器保護切除故障的時間不宜大於2s。
15.2.9 110（66）kV及以上電壓等級的母聯、分段斷路器應按斷路器配置專用的、具備瞬時和延時跳閘功能的過電流保護裝置。
15.2.10 220kV及以上電壓等級變壓器、發變組的斷路器失靈保護應滿足以下要求：
15.2.10.1 當接線形式為線路-變壓器或線路-發變組時，線路和主設備的電氣量保護均應啟動斷路器失靈保護。當本側斷路器無法切除故障時，應採取啟動遠方跳閘等後備措施加以解決。
15.2.10.2 變壓器的電氣量保護應啟動斷路器失靈保護，斷路器失靈保護動作除應跳開失靈斷路器相鄰的全部斷路器外，還應跳開本變壓器連接其他電源側的斷路器。
15.2.11 防跳繼電器動作時間應與斷路器動作時間配合，斷路器三相位置不一致保護的動作時間應與相關保護、重合閘時間相配合。
15.3 基建調試及驗收應注意的問題
15.3.1 應從保證設計、調試和驗收質量的要求出發，合理確定新建、擴建、技改工程工期。基建調試應嚴格按照規程規定執行，不得為趕工期減少調試項目，降低調試質量。
15.3.2 基建單位應至少提供以下資料：一次設備實測參數；通道設備（包括接口設備、高頻電纜、阻波器、結合濾波器、耦合電容器等）的參數和試驗數據、通道時延等；電流、電壓互感器的試驗數據（如變比、伏安特性、極性、直流電阻及10%誤差計算等）；保護裝置及相關二次交、直流和信號迴路的絕緣電阻的實測數據；氣體繼電器試驗報告；全部保護紙質及電子版竣工圖紙（含設計變更）、保護裝置及自動化監控系統使用及技術說明書、智能站配置文件和資料性文件【包括智能電子設備能力描述（ICD）文件、變電站配置描述（SCD）文件、已配置的智能電子設備描述（CID）文件、迴路實例配置（CCD）文件、虛擬局域網（VLAN）劃分表、虛端子配置表、竣工圖紙和調試報告等】、保護調試報告、二次迴路（含光纖迴路）檢測報告以及調控機構整定計算所必需的其他資料。
15.3.3 基建驗收應滿足以下要求：
15.3.3.1 驗收方應根據有關規程、規定及反事故措施要求制定詳細的驗收標準。
15.3.3.2 應保證合理的設備驗收時間，確保驗收質量。
15.3.3.3 必須進行所有保護整組檢查，模擬故障檢查保護與硬（軟）壓板的唯一對應關係，避免有寄生迴路存在。
15.3.3.4 對於新投設備，做整組試驗時，應按規程要求把被保護設備的各套保護裝置串接在一起進行；應按相關規程要求，檢驗同一間隔內所有保護之間的相互配合關係；線路縱聯保護還應與對側線路保護進行一一對應的聯動試驗。
15.3.3.5 應認真檢查繼電保護和安全自動裝置、站端後臺、調度端的各種保護動作、異常等相關信號是否齊全、準確、一致，是否符合設計和裝置原理。
15.3.3.6 應保證繼電保護裝置、安全自動裝置以及故障錄波器等二次設備與一次設備同期投入。
15.3.4 新設備投產時應認真編寫繼電保護啟動方案，做好事故預想，確保啟動調試設備故障能夠可靠切除。
15.4 運行管理應注意的問題
15.4.1 嚴格執行繼電保護現場標準化作業指導書，規範現場安全措施，防止繼電保護“三誤”事故。
15.4.2 加強繼電保護和安全自動裝置運行維護工作，配置足夠的備品、備件，縮短缺陷處理時間。裝置檢驗應保質保量，嚴禁超期和漏項，應特別加強對新投產設備的首年全面校驗，提高設備健康水平。
15.4.3 所有保護用電流回路在投入運行前，除應在負荷電流滿足電流互感器精度和測量表計精度的條件下測定變比、極性以及電流和電壓回路相位關係正確外，還必須測量各中性線的不平衡電流（或電壓），以保證保護裝置和二次迴路接線的正確性。
15.4.4 原則上220kV及以上電壓等級母線不允許無母線保護運行。110kV母線保護停用期間，應採取相應措施，嚴格限制變電站母線側隔離開關的倒閘操作，以保證系統安全。
15.4.5 建立和完善二次設備在線監視與分析系統，確保繼電保護信息、故障錄波等可靠上送。在線監視與分析系統應嚴格按照國家有關網絡安全規定，做好有關安全防護。在改造、擴建工程中，新保護裝置必須滿足網絡安全規定方可接入二次設備在線監視與分析系統。
15.4.6 加強微機保護裝置、合併單元、智能終端、直流保護裝置、安全自動裝置軟件版本管理，對智能變電站還需加強ICD、SCD、CID、CCD文件的管控，未經主管部門認可的軟件版本和ICD、SCD、CID、CCD文件不得投入運行。保護軟件及現場二次迴路的變更須經相關保護管理部門同意，並及時修訂相關的圖紙資料。
15.4.7 在保證安全的前提下，可開放保護裝置遠方投退壓板、遠方切換定值區功能。遠方投退保護和遠方切換定值區操作應具備保證安全的驗證機制，防止保護誤投和誤整定的發生。
15.4.8 繼電保護專業和通信專業應密切配合。注意校核繼電保護通信設備（光纖、微波、載波）傳輸信號的可靠性和冗餘度及通道傳輸時間，檢查是否設定了不必要的收、發信環節的延時或展寬時間，防止因通信問題引起保護不正確動作。
15.4.9 利用載波作為縱聯保護通道時，應建立阻波器、結合濾波器等高頻通道加工設備的定期檢修制度，定期檢查線路高頻阻波器、結合濾波器等設備運行狀態。對已退役的高頻阻波器、結合濾波器和分頻濾過器等設備，應及時採取安全隔離措施。
15.4.10 加強繼電保護試驗儀器、儀表的管理工作，每1～2年應對微機型繼電保護試驗裝置進行一次全面檢測，確保試驗裝置的準確度及各項功能滿足繼電保護試驗的要求，防止因試驗儀器、儀表存在問題造成繼電保護誤整定、誤試驗。
15.4.11 相關專業人員在繼電保護迴路工作時，必須遵守繼電保護的有關規定。
15.5 定值管理應注意的問題
15.5.1 依據電網結構和繼電保護配置情況，按相關規定進行繼電保護的整定計算。
15.5.2 當靈敏性與選擇性難以兼顧時，應首先考慮以保靈敏度為主，防止保護拒動，並備案報主管領導批准。
15.5.3 宜設置不經任何閉鎖的、長延時的線路後備保護。
15.5.4 中、低壓側為110kV及以下電壓等級且中、低壓側並列運行的變壓器，中、低壓側後備保護應第一時限跳開母聯或分段斷路器，縮小故障範圍。
15.5.5 對發電廠繼電保護整定計算的要求如下：
15.5.5.1 發電廠應按相關規定進行繼電保護整定計算，並認真校核與系統保護的配合關係。
15.5.5.2 發電廠應加強廠用系統的繼電保護整定計算與管理，防止因廠用系統保護不正確動作，擴大事故範圍。
15.5.5.3 發電廠應根據調控機構下發的等值參數、定值限額及配合要求等定期（至少每年）對所轄設備的整定值進行全面復算和校核。
15.6 二次迴路應注意的問題
15.6.1 嚴格執行有關規程、規定及反事故措施，防止二次寄生迴路的形成。
15.6.2 為提高繼電保護裝置的抗干擾能力，應採取以下措施：
15.6.2.1 在保護室屏櫃下層的電纜室（或電纜溝道）內，沿屏櫃佈置的方向逐排敷設截面積不小於100mm2的銅排（纜），將銅排（纜）的首端、末端分別連接，形成保護室內的等電位地網。該等電位地網應與變電站主地網一點相連，連接點設置在保護室的電纜溝道入口處。為保證連接可靠，等電位地網與主地網的連接應使用4根及以上，每根截面積不小於50mm2的銅排（纜）。
15.6.2.2分散佈置保護小室（含集裝箱式保護小室）的變電站，每個小室均應參照15.6.2.1要求設置與主地網一點相連的等電位地網。小室之間若存在相互連接的二次電纜，則小室的等電位地網之間應使用截面積不小於100mm2的銅排（纜）可靠連接，連接點應設在小室等電位地網與變電站主接地網連接處。保護小室等電位地網與控制室、通信室等的地網之間亦應按上述要求進行連接。
15.6.2.3 微機保護和控制裝置的屏櫃下部應設有截面積不小於100mm2的銅排（不要求與保護屏絕緣），屏櫃內所有裝置、電纜屏蔽層、屏櫃門體的接地端應用截面積不小於4mm2的多股銅線與其相連，銅排應用截面不小於50mm2的銅纜接至保護室內的等電位接地網。
15.6.2.4 直流電源系統絕緣監測裝置的平衡橋和檢測橋的接地端以及微機型繼電保護裝置櫃屏內的交流供電電源（照明、打印機和調制解調器）的中性線（零線）不應接入保護專用的等電位接地網。
15.6.2.5 微機型繼電保護裝置之間、保護裝置至開關場就地端子箱之間以及保護屏至監控設備之間所有二次迴路的電纜均應使用屏蔽電纜，電纜的屏蔽層兩端接地，嚴禁使用電纜內的備用芯線替代屏蔽層接地。
15.6.2.6 為防止地網中的大電流流經電纜屏蔽層，應在開關場二次電纜溝道內沿二次電纜敷設截面積不小於100mm2的專用銅排（纜）；專用銅排（纜）的一端在開關場的每個就地端子箱處與主地網相連，另一端在保護室的電纜溝道入口處與主地網相連，銅排不要求與電纜支架絕緣。
15.6.2.7 接有二次電纜的開關場就地端子箱內（匯控櫃、智能控制櫃）應設有銅排（不要求與端子箱外殼絕緣），二次電纜屏蔽層、保護裝置及輔助裝置接地端子、屏櫃本體通過銅排接地。銅排截面積應不小於100mm2，一般設置在端子箱下部，通過截面積不小於100mm2的銅纜與電纜溝內不小於的100mm2的專用銅排（纜）及變電站主地網相連。
15.6.2.8 由一次設備（如變壓器、斷路器、隔離開關和電流、電壓互感器等）直接引出的二次電纜的屏蔽層應使用截面不小於4mm2多股銅質軟導線僅在就地端子箱處一點接地，在一次設備的接線盒（箱）處不接地，二次電纜經金屬管從一次設備的接線盒（箱）引至電纜溝，並將金屬管的上端與一次設備的底座或金屬外殼良好焊接，金屬管另一端應在距一次設備3～5m之外與主接地網焊接。
15.6.2.9 由縱聯保護用高頻結合濾波器至電纜主溝施放一根截面不小於50mm2的分支銅導線，該銅導線在電纜溝的一側焊至沿電纜溝敷設的截面積不小於100mm2專用銅排（纜）上；另一側在距耦合電容器接地點約3～5m處與變電站主地網連通，接地後將延伸至保護用結合濾波器處。
15.6.2.10 結合濾波器中與高頻電纜相連的變送器的一、二次線圈間應無直接連線，一次線圈接地端與結合濾波器外殼及主地網直接相連；二次線圈與高頻電纜屏蔽層在變送器端子處相連後用不小於10mm2的絕緣導線引出結合濾波器，再與上述與主溝截面積不小於100mm2的專用銅排（纜）焊接的50mm2分支銅導線相連；變送器二次線圈、高頻電纜屏蔽層以及50mm2分支銅導線在結合濾波器處不接地。
15.6.2.11 當使用複用載波作為縱聯保護通道時，結合濾波器至通信室的高頻電纜敷設應按15.6.2.9和15.6.2.10的要求執行。
15.6.2.12 保護室與通信室之間信號優先採用光纜傳輸。若使用電纜，應採用雙絞雙屏蔽電纜，其中內屏蔽在信號接收側單端接地，外屏蔽在電纜兩端接地。
15.6.2.13 應沿線路縱聯保護光電轉換設備至光通信設備光電轉換接口裝置之間的2M同軸電纜敷設截面積不小於100mm2銅電纜。該銅電纜兩端分別接至光電轉換接口櫃和光通信設備（數字配線架）的接地銅排。該接地銅排應與2M同軸電纜的屏蔽層可靠相連。為保證光電轉換設備和光通信設備（數字配線架）的接地電位的一致性，光電轉換接口櫃和光通信設備的接地銅排應同點與主地網相連。重點檢查2M同軸電纜接地是否良好，防止電網故障時由於屏蔽層接觸不良影響保護通信信號。
15.6.2.14 在干擾水平較高的場所，或是為取得必要的抗干擾效果，可在敷設等電位接地網的基礎上使用金屬電纜托盤（架），將各段電纜托盤（架）與等電位接地網緊密連接，並將不同用途的電纜分類、分層敷設在金屬電纜托盤（架）中。
15.6.3 二次迴路電纜敷設應符合以下要求：
15.6.3.1 合理規劃二次電纜的路徑，儘可能離開高壓母線、避雷器和避雷針的接地點，並聯電容器、電容式電壓互感器、結合電容及電容式套管等設備；避免或減少迂迴以縮短二次電纜的長度；拆除與運行設備無關的電纜。
15.6.3.2 交流電流和交流電壓回路、不同交流電壓回路、交流和直流回路、強電和弱電迴路、來自電壓互感器二次的四根引入線和電壓互感器開口三角繞組的兩根引入線均應使用各自獨立的電纜。
15.6.3.3 保護裝置的跳閘迴路和啟動失靈迴路均應使用各自獨立的電纜。
15.6.4 重視繼電保護二次迴路的接地問題，並定期檢查這些接地點的可靠性和有效性。繼電保護二次迴路接地應滿足以下要求：
15.6.4.1 電流互感器或電壓互感器的二次迴路，均必須且只能有一個接地點。當兩個及以上電流（電壓）互感器二次迴路間有直接電氣聯繫時，其二次迴路接地點設置應符合以下要求：
（1）便於運行中的檢修維護。
（2）互感器或保護設備的故障、異常、停運、檢修、更換等均不得造成運行中的互感器二次迴路失去接地。
15.6.4.2 未在開關場接地的電壓互感器二次迴路，宜在電壓互感器端子箱處將每組二次迴路中性點分別經放電間隙或氧化鋅閥片接地，其擊穿電壓峰值應大於30·Imax V（Imax為電網接地故障時通過變電站的可能最大接地電流有效值，單位為kA）。應定期檢查放電間隙或氧化鋅閥片，防止造成電壓二次迴路出現多點接地。為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的開關或熔斷器等。
15.6.4.3 獨立的、與其他互感器二次迴路沒有電氣聯繫的電流互感器二次迴路可在開關場一點接地，但應考慮將開關場不同點地電位引至同一保護櫃時對二次迴路絕緣的影響。
15.6.4.4 嚴禁在保護裝置電流回路中並聯接入過電壓保護器，防止過電壓保護器不可靠動作引起差動保護誤動作。
15.6.5 製造部門應提高微機保護抗電磁騷擾水平和防護等級，保護裝置由屏外引入的開入迴路應採用±220V/110V直流電源。光耦開入的動作電壓應控制在額定直流電源電壓的55%～70%範圍以內。
15.6.6 繼電保護及安全自動裝置應選用抗干擾能力符合有關規程規定的產品，針對來自系統操作、故障、直流接地等的異常情況，應採取有效防誤動措施。繼電保護及安全自動裝置應採取有效措施防止單一元件損壞可能引起的不正確動作。斷路器失靈啟動母線保護、變壓器斷路器失靈啟動等重要回路應採用裝設大功率重動繼電器，或者採取軟件防誤等措施。
15.6.7 外部開入直接啟動，不經閉鎖便可直接跳閘（如變壓器和電抗器的非電量保護、不經就地判別的遠方跳閘等），或雖經有限閉鎖條件限制，但一旦跳閘影響較大（如失靈啟動等）的重要回路，應在啟動開入端採用動作電壓在額定直流電源電壓的55%～70%範圍以內的中間繼電器，並要求其動作功率不低於5W。
15.6.8 對經長電纜跳閘的迴路，應採取防止長電纜分佈電容影響和防止出口繼電器誤動的措施。
15.6.9 控制系統與繼電保護的直流電源配置應滿足以下要求：
15.6.9.1 對於按近後備原則雙重化配置的保護裝置，每套保護裝置應由不同的電源供電，並分別設有專用的直流空氣開關。
15.6.9.2 母線保護、變壓器差動保護、發電機差動保護、各種雙斷路器接線方式的線路保護等保護裝置與每一斷路器的控制迴路應分別由專用的直流空氣開關供電。
15.6.9.3 有兩組跳閘線圈的斷路器，其每一跳閘迴路應分別由專用的直流空氣開關供電，且跳閘迴路控制電源應與對應保護裝置電源取自同一直流母線段。
15.6.9.4 單套配置的斷路器失靈保護動作後應同時作用於斷路器的兩個跳閘線圈。
15.6.9.5 直流空氣開關的額定工作電流應按最大動態負荷電流（即保護三相同時動作、跳閘和收發信機在滿功率發信的狀態下）的2.0倍選用。
15.6.10 繼電保護使用直流系統在運行中的最低電壓不低於額定電壓的85%，最高電壓不高於額定電壓的110%。
15.6.11 在運行和檢修中應加強對直流系統的管理，嚴格執行有關規程、規定及反事故措施，防止直流系統故障，特別要防止交流串入直流回路，造成電網事故。
15.6.12 保護屏櫃上交流電壓回路的空氣開關應與電壓回路總路開關在跳閘時限上有明確的配合關係。
15.7 智能站保護應注意的問題
15.7.1 智能變電站規劃設計時，應注意如下事項：
15.7.1.1 智能變電站的保護設計應堅持繼電保護“四性”，遵循“直接採樣、直接跳閘”、“獨立分散”、“就地化佈置”原則，應避免合併單元、智能終端、交換機等任一設備故障時，同時失去多套主保護。
15.7.1.2 有擴建需要的智能變電站，在初期設計、施工、驗收工作中，交換機、網絡報文分析儀、故障錄波器、母線保護、公用測控裝置、電壓合併單元等公用設備需要為擴建設備預留相關接口及通道，避免擴建時公用設備改造增加運行設備風險。
15.7.1.3 330kV及以上和涉及系統穩定的220kV新建、擴建或改造的智能變電站採用常規互感器時，應通過二次電纜直接接入保護裝置。已投運的智能變電站應按上述原則，分輕重緩急實施改造。
15.7.1.4 保護裝置不應依賴外部對時系統實現其保護功能，避免對時系統或網絡故障導致同時失去多套保護。
15.7.1.5 220kV及以上電壓等級的繼電保護及與之相關的設備、網絡等應按照雙重化原則進行配置。任一套保護裝置不應跨接雙重化配置的兩個過程層網絡。如必須跨雙網運行，則應採取有效措施，嚴格防止因網絡風暴原因同時影響雙重化配置的兩個網絡。
15.7.1.6 當雙重化配置的保護裝置組在一面保護屏（櫃）內，保護裝置退出、消缺或試驗時，應做好防護措施。同一屏內的不同保護裝置不應共用光纜、尾纜，其所用光纜不應接入同一組光纖配線架，防止一臺裝置檢修時造成另一臺裝置陪停。為保證設備散熱良好、運維便利，同一屏內的設備縱向佈置要留有充足距離。
15.7.1.7 交換機VLAN劃分應遵循“簡單適用，統一兼顧”的原則，既要滿足新建站設備運行要求，防止由於交換機配置失誤引起保護裝置拒動，又要兼顧遠景擴建需求，防止新設備接入時多臺交換機修改配置所導致的大規模設備陪停。
15.7.2 選型採購時，應注意如下事項：
15.7.2.1 為保證智能變電站二次設備可靠運行、運維高效，合併單元、智能終端、過程層交換機應採用通過國家電網公司組織的專業檢測的產品，合併單元、智能終端宜選用與對應保護裝置同廠家的產品。
15.7.2.2 智能控制櫃應具備溫度溼度調節功能，附裝空調、加熱器或其他控溫設備，櫃內溼度應保持在90％以下，櫃內溫度應保持在+5℃～+55℃之間。
15.7.2.3 就地佈置的智能電子設備應具備完善的高溫、高溼及電磁兼容等防護措施，防止因運行環境惡劣導致電子設備故障。
15.7.2.4 加強合併單元額定延時參數的測試和驗收，防止參數錯誤導致的保護不正確動作。
15.7.2.5 故障錄波器應選用獨立於被監測保護生產廠家設備的產品，以確保保護裝置運行狀態及家族性缺陷分析數據的客觀性。
15.7.3 應強化智能變電站運行管理，具體要求如下：
15.7.3.1 運維單位應完善智能變電站現場運行規程，細化智能設備各類報文、信號、硬壓板、軟壓板的使用說明和異常處置方法，應規範壓板操作順序，現場操作時應嚴格按照順序進行操作，並在操作前後檢查保護的告警信號，防止誤操作事故。
15.7.3.2 應加強SCD文件在設計、基建、改造、驗收、運行、檢修等階段的全過程管控，驗收時要確保SCD文件的正確性及其與設備配置文件的一致性，防止因SCD文件錯誤導致保護失效或誤動。
閱讀更多 電力規劃設計運營 的文章
