国网 十八项电网重大年夜反事件方法 （2018修订版）10-18

为防止无功补偿装置破坏事件，应负责贯彻实行《国家电网公司电力安全事情规程》（国家电网企管[2013]1650号）、《串联电容器补偿装置通用技能哀求》（Q/GDW10655-2015）、《串联电容器补偿装置交卸试验规程》（Q/GDW10661-2015）、《串联电容器补偿装置运行规范》（Q/GDW 10656-2015）、《电力系统无功补偿配置技能导则》（Q/GDW1212—2015）、《标称电压1000V以上互换电力系统并联电容器 第1部分：总则》（GB/T 11024.1—2010）、《高压并联电容器装置的通用技能哀求》（GB/T 30841—2014）、《并联电容器装置设计规范》（GB 50227—2017）、《电力变压器第6部分：电抗器》（GB/T 1094.6—2011）、《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》（GB 50147—2010）、《电能质量 公用电网谐波》（GB/T14549-1993）、《高压并联电容器用串联电抗器》（JB5346—2014）、《静止无功补偿装置（SVC）功能特性》（ GB/T 20298-2006）、《静止无功补偿装置（SVC）现场试验》（GB/T 20297-2006）、《高压静止无功补偿装置》系列标准（DL/T1010.1-5-2006）、《静止无功补偿装置运行规程》（DL/T1298-2013）、《高压静止同步补偿装置》（NB/T 42043-2014）等标准及干系规程规定，结合近6年生产运行情形和范例事件案例，提出以下重点哀求：

10.1防止串联电容器补偿装置破坏事件

10.1.1 设计阶段

10.1.1.1 应进行串补装置接入对电力系统的潜供电流、规复电压、工频过电压、操作过电压等系统特性的影响剖析，确定串补装置的电气主接线、绝缘合营与过电压保护方法、主设备规范与掌握策略等。

10.1.1.2 应考虑串补装置接入后对差动保护、间隔保护、重合闸等继电保护功能的影响。

10.1.1.3 当电源送出系统装设串补装置时，应进行串补装置接入对发电机组次同步振荡的影响剖析，当存在次同步振荡风险时，应确定抑制次同步振荡的方法。

10.1.1.4 应对电力系统区内外故障、暂态过载、短时过载和持续运行等顺序事宜进行校核，以验证串补装置的耐受能力。

10.1.1.5 串补电容器应采取双套管构造。

10.1.1.6 在压紧系数为1（即K=1）的条件下，串补电容器绝缘介质的均匀电场强度不应高于57kV/mm。

10.1.1.7 单只串补电容器的耐爆容量应不小于18kJ。
电容器组接线宜采取先串后并的接线办法。
若采取串并构造，电容器的同一串段并联数量应考虑电容器的耐爆能力，一个串段不应超过3900kVar。

10.1.1.8 金属氧化物限压器（MOV）的能耗打算应考虑系统发生区内和区外故障（包括单相接地故障、两相短路故障、两相接地故障和三相接地故障）以及故障后线路摇摆电流流过MOV过程中积累的能量，还应计及线路保护的动作韶光与重合闸韶光对MOV能量积累的影响。

10.1.1.9 新建串补装置的MOV热备用容量应大于10%且不少于3单元/平台。

10.1.1.10 MOV的电阻片应具备同等性，整组MOV应在相同的工艺和技能条件下生产加工而成，并经由严格的配片打算以降落不平衡电流，同一平台每单元之间的分流系数宜不大于1.03，同一单元每柱之间的分流系数宜不大于1.05，同一平台每柱之间的分流系数应不大于1.1。

10.1.1.11火花间隙的强制触发电压应不高于1.8 p.u.，无强制触发命令时拉合串补干系隔离开关不应涌现间隙误触发。
220～750kV串补装置火花间隙的自放电电压不应低于保护水平的1.05倍,1000kV串补装置火花间隙的自放电电压不应低于保护水平的1.1倍。

10.1.1.12洞开式火花间隙间隔，设计时应考虑海拔高度的影响。

10.1.1.13线路故障时，对串补平台上掌握保护设备的供电应不受影响。

10.1.1.14光纤柱中包含的旗子暗记光纤和激光供能光纤不宜采取光纤转接设备，并应有足够的备用芯数量，备用芯数量应不少于利用芯数量。

10.1.1.15串补平台上丈量及掌握箱的箱体应采取密闭良好的金属壳体，箱门四边金属应与箱体可靠打仗，只管即便降落外部电磁辐射对掌握箱内元器件的滋扰及影响。

10.1.1.16串补平台上各种电缆应采纳有效的一、二次设备间的隔离和防护方法，电磁式电流互感器电缆应外穿与串补平台及所连接设备外壳可靠连接的金属屏蔽管；串补平台上采取的电缆绝缘强度应高于掌握室内掌握保护设备采取的电缆绝缘强度；对接入串补平台上的丈量及掌握箱的电缆，应增加防滋扰方法。

10.1.1.17对串补平台下方地面应硬化处理，防止草木成长。

10.1.1.18串补平台上的掌握保护设备应供应电磁兼容性能检测报告，其所采取的电磁滋扰防护等级应高于掌握室内的掌握保护设备。

10.1.1.19在线路保护跳闸经长电缆联跳旁路开关的回路中，应在串补掌握保护开入量前一级采纳防止直流接地或交直流混线时引起串补掌握保护开入量误动作的方法。

10.1.1.20串补装置应配置符合电网组网哀求的故障录波装置。

10.1.2 基建阶段

10.1.2.1 应逐台进行串联电容器单元的电容量测试，并通过电容量实测值打算每个H桥的不平衡电流，不平衡电流打算值应不超过告警值的30%。

10.1.2.2 电容器端子间或端子与汇流母线间的连接，应采取带绝缘护套的软铜线。

10.1.2.3 金属氧化物限压器（MOV）直流参考电压试验中，直流参考电流应取1mA/柱。

10.1.2.4 火花间隙交卸时应进行触发回路功能验证明验，火花间隙的间隔应符合生产厂家的规定。

10.1.2.5 串补装置平台到掌握保护小室的光纤损耗不应超过3dB。

10.1.2.6 串补平台上掌握保护设备的电源采纳激光电源和平台取能办法时，应能在激光电源供电、平台取能设备供电之间平滑切换。

10.1.3 运行阶段

10.1.3.1 串补装置停电检修时，运行职员应将二次操作电源断开，将干系联跳线路保护的压板断开。

10.1.3.2 运行中应特殊关注电容器组不平衡电流值，当达到告警值时，应尽早安排串补装置检修。

10.1.3.3 应按三年的基准周期进行MOV的1mA/柱直流参考电流下直流参考电压试验及0.75倍直流参考电压下的泄露电流试验。

10.1.3.4 应结合其他设备检修操持，按三年的基准周期进行火花间隙间隙间隔检讨、表面清洁及触发回路功能试验。

10.1.3.5 串补装置某一套掌握保护系统（含火花间隙掌握系统）涌现故障时，应尽早安排检修。

10.2防止并联电容器装置破坏事件

10.2.1 设计阶段

10.2.1.1电容器单元选型时应采取内熔丝构造，单台电容器保护应避免同时采取外熔断器和内熔丝保护。

10.2.1.2 单台电容器耐爆容量不低于15kJ。

10.2.1.3 同一型号产品必须供应耐久性试验报告。
对每一批次产品，生产厂家需供应能覆盖此批次产品的耐久性试验报告。

10.2.1.4 高压直流输电系统用互换并联电容器及互换滤波电容器在设计环节应有防鸟害方法。

10.2.1.5 电容器端子间或端子与汇流母线间的连接应采取带绝缘护套的软铜线。

10.2.1.6 新安装电容器的汇流母线应采取铜排。

10.2.1.7 放电线圈应采取全密封构造，放电线圈首、末端必须与电容器首、末端相连接。

10.2.1.8 电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器接线办法应采取星形接线、中性点直接接地方式。

10.2.1.9 电容器组过电压保护用金属氧化物避雷器应安装在紧靠电容器高压侧入口处的位置。

10.2.1.10选用电容器组用金属氧化物避雷器时，应充分考虑其通流容量。
避雷器的2 ms方波通流能力应知足标准中通流容量的哀求。

10.2.1.11电容器成套装置生产厂家应供应电容器组保护打算方法和保护整定值。

10.2.1.12框架式并联电容器组户内安装时，应按照生产厂家供应的余热功率对电容器室（柜）进行透风设计。

10.1.1.13电容器室进风口和出风口应对侧对角支配。

10.2.2 基建阶段

10.2.2.1 并联电容器装置正式投运时，应进行冲击合闸试验，投切次数为3次，每次合闸韶光间隔不少于5min。

10.2.2.2 应逐个对电容器接头用力矩扳手进行紧固，确保接头和连接导线有足够的打仗面积且打仗无缺。

10.2.3 运行阶段

10.2.3.1 电容器例行停电试验时应逐台进行单台电容器电容量的丈量，应利用不拆连接线的丈量方法，避免因拆、装连接线条件下，导致套管受力而发生套管漏油的故障。

10.2.3.2对付内熔丝电容器，当电容量减少超过铭牌标注电容量的 3%时，应退出运行，避免因电容器带故障运行而发展成扩大性故障。
对付无内熔丝的电容器，一旦创造电容量增大超过一个串段击穿所引起的电容量增大时，应立即退出运行，避免因电容器带故障运行而发展成扩大性故障。

10.2.3.3 采取AVC等自动投切系统掌握的多组电容器投切策略应保持各组投切次数均衡，避免反复投切同一组，而其他组永劫光闲置。
电容器组半年内未投切或近1个年度内投切次数达到1000次时，自动投切系统应闭锁投切。
对投切次数达到1000次的电容器组连同其断路器均应及时进行例行检讨及试验，确认设备状态无缺后应及时解锁。

10.2.3.4 对安装5年以上的外熔断器应及时改换。

10.2.3.5 对已运行的非全密封放电线圈应加强绝缘监督，创造受潮征象时应及时改换。

10.2.3.6 电容器室运行环境温度超过并联电容器装置所许可的最高环境温度时，应进行透风量校核，对不知足肃清余热哀求的，应采纳透风降温方法或履行改造。

10.3防止干式电抗器破坏事件

10.3.1 设计阶段

10.3.1.1 并联电容器用串联电抗器用于抑制谐波时，电抗率应根据并联电容器装置接入电网处的背景谐波含量的丈量值选择，避免同谐波发生谐振或谐波过度放大。

10.3.1.2 35kV及以下户内串联电抗器应选用干式铁心或油浸式电抗器。
户外串联电抗器应优先选用干式空心电抗器，当户外现场安装环境受限而无法采取干式空心电抗器时，应选用油浸式电抗器。

10.3.1.3 新安装的干式空心并联电抗器、35kV及以上干式空心串联电抗器不应采取叠装构造，10kV干式空心串联电抗器应采纳有效方法防止电抗器单相事件发展为相间事件。

10.3.1.4 干式空心串联电抗器应安装在电容器组首端，在系统短路电流大的安装点，设计时应校核其动、热稳定性。

10.3.1.5 户外装设的干式空心电抗器，包封外表面应有防污和防紫外线方法。
电抗器外露金属部位应有良好的防堕落涂层。

10.3.1.6 新安装的35kV及以上干式空心并联电抗器，产品构造应具有防鸟、防雨功能。

10.3.2 基建阶段

10.3.2.1 干式空心电抗器下方接地线不应构成闭合回路，围栏采取金属材料时，金属围栏禁止连接成闭合回路，应有明显的隔离断开段，并不应通过接地线构成闭合回路。

10.3.2.2 干式铁心电抗器户内安装时，应做好防振动方法。

10.3.2.3 干式空心电抗器出厂应进行匝间耐压试验，出厂试验报告应含有匝间耐压试验项目。
330kV及以上变电站新安装的干式空心电抗器交卸时，具备试验条件时应进行匝间耐压试验。

10.3.3 运行阶段

10.3.3.1 已配置抑制谐波用串联电抗器的电容器组，禁止减少电容器运行。

10.3.3.2采取AVC等自动投切系统掌握的多组干式并联电抗器，投切策略应保持各组投切次数均衡，避免反复投切同一组。

10.4防止动态无功补偿装置破坏事件

10.4.1 设计阶段

10.4.1.1 生产厂家在进行SVC晶闸管阀组设计时，应担保晶闸管电压和电流的裕度大于即是额定运行参数的2.2倍。

10.4.1.2 生产厂家在进行SVC晶闸管阀组设计时，增加晶闸管串联个数的冗余度应大于即是10%。

10.4.1.3 生产厂家在进行晶闸管阀组设计时应考虑运行环境的影响，包括海拔改动、腌臜等级等哀求。

10.4.1.4 阀体的构造设计、布局应留有合理的掩护检修通道。

10.4.1.5SVG装置在功率模块选型时，IGBT模块阻断电压（VCES）应大于功率模块关断过电压、额定直流电压及电压最大颠簸之和。

10.4.1.6 功率模块中的板卡应喷涂三防漆，恶劣环境下须要考虑涂胶或者密封处理。

10.4.1.7 功率模块的直流电容器应采取干式薄膜电容器。
IGBT应选用第四代及以上产品，具备测温功能。

10.4.1.8 动态无功补偿装置的备用光纤数量应大于利用光纤的20%。

10.4.1.9SVC装置监控系统应能及时鉴别出任意一个已经发生故障、破坏的元件，晶闸管阀组应便于元件改换。

10.4.1.10动态无功补偿装置水冷系统散热设计应考虑极度温度运行环境下满载输出的散热哀求。

10.4.1.11在低温地区，动态无功补偿装置水冷系统应考虑防冻设计。

10.4.1.12 新投运SVG装置应采取全封闭空调制冷或全封闭水冷散热办法。

10.4.2 基建阶段

10.4.2.1 动态无功补偿装置安装完成后，应对所有连接铜排进行紧固性检讨，防止涌现松动引起打仗电阻过大而造成母排烧毁、设备停运。

10.4.2.2 动态无功补偿装置本体电缆夹层或穿管应采纳封堵方法。

10.4.2.3 动态无功补偿装置交卸验收应按设计哀求进行，掌握系统应进行各种工况下的仿照试验，各种脉冲旗子暗记发出及吸收必须保持功能正常。

10.4.2.4 交卸验收时，对动态无功补偿装置通信光纤应进行光功率损耗的检测，光纤损耗不应超过3dB。

10.4.3 运行阶段

10.4.3.1 SVG装置主回路在事情状态下禁止断开风扇和散热系统电源。

10.4.3.2 动态无功补偿装置投运后，应在运行一至两年内，进行一次光纤和驱动板卡的光口功率检讨，比拟调试、投运验收时的光功率损耗检讨表，对低落趋势较明显的光纤进行改换。

10.4.3.3 对采取外循环直通风办法的装置，应每半年进行滤网及功率模块的清扫和散热轴流风机例行掩护检讨，环境恶劣时应缩短周期。
功率柜滤网应采取可一直电改换型，SVG室或箱体风道与墙体/箱体、门窗与墙体/箱体应采纳密封方法。

11 防止互感器破坏事件

为防止互感器破坏事件，应负责贯彻实行《互感器 第8部分：电子式电流互感器》（GB/T20840.8-2007）、《互感器第7部分：电子式电压互感器》（GB/T20840.7-2007）、《标称电压高于1000V利用的户内和户外聚合物绝缘子一样平常定义、试验方法和接管准则》（GB/T 22079-2008）、《互感器 第2部分：电流互感器的补充技能哀求》（GB20840.2-2014）、《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》（GB50148-2010）、《电气装置安装工程电气设备交卸试验标准》（GB 50150-2016）、《电子式互感器现场交卸验收规范》（DL/T 1544-2016）、《国家电网公司关于印发防止变电站全停十六项方法(试行)的关照》(国家电网运检[2015]376号)、《关于印发<国家电网公司防止直流换流站单、双极强制停运二十一项反事件方法>的关照》（国家电网生〔2011〕961号）、《输变电设备状态检修试验规程》(Q／GDW1168－2013)、《1003001-0220-01-220kVSF6气体绝缘电流互感器专用技能规范》、《国家电网公司变电运维通用管理规定 第7分册 电压互感器运维细则》（国网（运检/3）828-2017）等标准及干系规程规定，结合近6年生产运行情形和范例事件案例，提出以下重点哀求：

11.1防止油浸式互感器破坏事件

11.1.1 设计制造阶段

11.1.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压构造。

11.1.1.2 油浸式互感器生产厂家应根据设备运行环境最高和最低温度核算膨胀器的容量，并应留有一定裕度。

11.1.1.3 油浸式互感器的膨胀器外罩应标注清晰耐久的最高（MAX）、最低（MIN）油位线及20℃的标准油位线，油位不雅观察窗应选用具有耐老化、透明度高的材料进行制造。
油位指示器应采取荧光材料。

11.1.1.4 生产厂家应明确倒立式电流互感器的许可最大取油量。

11.1.1.5 所选用电流互感器的动、热稳定性能应知足安装地点系统短路容量的远期哀求，一次绕组串联时也应知足安装地点系统短路容量的哀求。

11.1.1.6 220kV及以上电压等级电流互感器必须知足卧倒运输的哀求。

11.1.1.7 互感器的二次引线端子和末屏引出线端子应有防迁徙改变方法。

11.1.1.8 电容式电压互感器中间变压器高压侧对地不应装设氧化锌避雷器。

11.1.1.9 电容式电压互感器应选用速饱和电抗器型阻尼器，并应在出厂时进行铁磁谐振试验。

11.1.1.10 110（66）～750kV 油浸式电流互感器在出厂试验时，局部放电试验的丈量韶光延长到5min。

11.1.1.11 电容式电压互感器电磁单元油箱排气孔应赶过油箱上平面10mm以上，且密封可靠。

11.1.1.12 电流互感器末屏接地引出线应在二次接线盒内就地接地或引至在线监测装置箱内接地。
末屏接地线不应采取编织软铜线，末屏接地线的截面积、强度均应符合干系标准。

11.1.2 基建阶段

11.1.2.1 电磁式电压互感器在交卸试验时，应进行空载电流丈量。
励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/（中性点有效接地系统）或1.9Um/（中性点非有效接地系统）。

11.1.2.2 电流互感器一次端子承受的机器力不应超过生产厂家规定的许可值，端子的等电位连接应稳定可靠且端子之间应保持足够电气间隔，并应有足够的打仗面积。

11.1.2.3 110（66）kV及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行互换耐压试验。
试验前应担保充足的静置韶光，个中110（66）kV互感器不少于24h，220～330kV互感器不少于48h、500kV互感器不少于72h。
试验前后应进行油中溶解气体比拟剖析。

11.1.2.4 220kV及以上电压等级的电容式电压互感器，其各节电容器安装时应按出厂编号及高下顺序进行安装，禁止互换。

11.1.2.5 互感器安装时，应将运输中膨胀器限位支架等临时保护方法拆除，并检讨顶部排气塞密封情形。

11.1.2.6 220kV及以上电压等级电流互感器运输时应在每辆运输车上安装冲击记录仪，设备运抵现场后应检讨确认，记录数值超过10g，应返厂检讨。
110kV及以下电压等级电流互感器应直立安顿运输。

11.1.3 运行阶段

11.1.3.1 事件抢修的油浸式互感器，应担保绝缘试验前静置韶光，个中500（330）kV设备静置韶光应大于36h，110（66）～220kV设备静置韶光应大于24h。

11.1.3.2 新投运的110（66）kV及以上电压等级电流互感器，1～2年内应取油样进行油中溶解气体组分、微水剖析，取样后检讨油位应符合设备技能文件的哀求。
对付明确哀求不取油样的产品，确需取样或补油时应由生产厂家合营进行。

11.1.3.3 运行中油浸式互感器的膨胀器非常伸长顶起上盖时，应退出运行。

11.1.3.4 倒立式电流互感器、电容式电压互感器涌现电容单元渗漏油情形时，应退出运行。

11.1.3.5 电流互感器内部涌现非常响声时，应退出运行。

11.1.3.6 应定期校核电流互感器动、热稳定电流是否知足哀求。
若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动、热稳定电流值，应及时改变变比或安排改换。

11.1.3.7 加强电流互感器末屏接地引线检讨、检修及运行掩护。

11.2防止气体绝缘互感器破坏事件

11.2.1 设计制造阶段

11.2.1.1 电容屏构造的气体绝缘电流互感器，电容屏连接筒应具备足够的机器强度，以免因材质偏软导致电容屏连接筒变形、移位。

11.2.1.2 最低温度为-25℃及以下的地区，户外不宜选用SF6气体绝缘互感器。

11.2.1.3 气体绝缘互感器的防爆装置应采取防止积水、冻胀的构造，防爆膜应采取抗老化、耐锈蚀的材料。

11.2.1.4 SF6密度继电器与互感器设备本体之间的连接办法应知足不拆卸校验密度继电器的哀求，户外安装应加装防雨罩。

11.2.1.5 气体绝缘互感器应设置安装时的专用吊点并有明显标识。

11.2.2 基建阶段

11.2.2.1 110kV及以下电压等级互感器应直立安顿运输，220kV及以上电压等级互感器应知足卧倒运输的哀求。
运输时110（66）kV产品每批次超过10台时，每车装10g振动子2个，低于10台时每车装10g振动子1个；220kV产品每台安装10g振动子1个；330kV及以上电压等级每台安装带时标的三维冲击记录仪。
到达目的地后检讨振动记录装置的记录，若记录数值超过10g一次或10g振动子落下，则产品应返厂解体检讨。

11.2.2.2 气体绝缘电流互感器运输时所充气压应严格掌握在微正压状态。

11.2.2.3 气体绝缘电流互感器安装后应进行现场老练试验，老练试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的80％。

11.2.3 运行阶段

11.2.3.1 气体绝缘互感器严重漏气导致压力低于报警值时应立即退出运行。
运行中的电流互感器气体压力低落到0.2MPa（相对压力）以下，检修后应进行老练和互换耐压试验。

11.2.3.2 长期微渗的气体绝缘互感器应开展SF6气体微水检测和带电检漏，必要时可缩短检测周期。
年漏气率大于1%时，应及时处理。

11.2.3.3 应定期校核电流互感器动、热稳定电流是否知足哀求。
若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动、热稳定电流值时，应及时改变变比或安排改换。

11.2.3.4 运行中的互感器在巡视检讨时如创造外绝缘有裂纹、局部变色、变形，应尽快改换。

11.3防止电子式互感器破坏事件

11.3.1 设计制造阶段

11.3.1.1 电子式电流互感器丈量传输模块应有两路独立电源，每路电源均有监视功能。

11.3.1.2 电子式电流互感器传输回路应选用可靠的光纤耦合器，户外采集卡接线盒应知足IP67防尘防水等级，采集卡应知足安装地点最高、最低运行温度哀求。

11.3.1.3 电子式互感器的采集器应具备良好的环境适应性和抗电磁滋扰能力。

11.3.1.4 电子式电压互感器二次输出电压，在短路肃清后规复（达到准确级限值内）韶光应知足继电保护装置的技能哀求。

11.3.1.5 集成光纤后的光纤绝缘子，应供应水扩散设计试验报告。

11.3.2 基建阶段

11.3.2.1 电子式互感器传输环节各设备应进行断电试验、光纤进行抽样拔插试验，考验当单套设备故障、失落电时，是否导致保护装置误出口。

11.3.2.2 电子式互感器交卸时应在合并单元输出端子处进行偏差校准试验。

11.3.2.3 电子式互感器现场在投运前应开展隔离开关分/合容性小电流滋扰试验。

11.3.3 运行阶段

11.3.3.1 电子式互感器改换器件后，应在合并单元输出端子处进行偏差校准试验。

11.3.3.2 电子式互感器应加强在线监测装置光功率显示值及告警信息的监视。

11.4防止干式互感器破坏事件

11.4.1 设计阶段

11.4.1.1 变电站户外不宜选用环氧树脂浇注干式电流互感器。

11.4.2 基建阶段

11.4.2.1 10（6）kV及以上干式互感器出厂时应逐台进行局部放电试验，交卸时应抽样进行局部放电试验。

11.4.2.2 电磁式干式电压互感器在交卸试验时，应进行空载电流丈量。
励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/（中性点有效接地系统）或1.9Um/（中性点非有效接地系统）。

11.4.3 运行阶段

11.4.3.1 运行中的环氧浇注干式互感器外绝缘如有裂纹、沿面放电、局部变色、变形，应立即改换。

11.4.3.2 运行中的35kV及以下电压等级电磁式电压互感器，如发生高压熔断器两相及以上同时熔断或单相多次熔断，应进行检讨及试验。

12 防止GIS、开关设备事件

为防止GIS、开关设备事件，应负责贯彻《国家电网公司互换高压开关设备技能监督导则》（Q/GDW 11074-2013）、《国家电网公司关于印发电网设备技能标准差异条款统一见地的关照》（国家电网科〔2017〕549号）、《国家电网公司关于全面落实反事件方法的关照》（国家电网运检〔2017〕378号）、《关于印发<国家电网公司变电运维检修管理办法>等6项通用制度的关照》(国家电网企管〔2017〕206号)、国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》（国家电网公司生产输变〔2004〕4号）、《国家电网公司关于印发户外GIS设备伸缩节反事件方法和故障剖析报告的关照》（国家电网运检〔2015〕902号）等标准及干系规程规定，结合近6年生产运行情形和范例事件案例，提出以下重点哀求：

12.1 防止断路器事件

12.1.1 设计制造阶段

12.1.1.1 断路器本体内部的绝缘件必须经由局部放电试验方可装置，哀求在试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。

12.1.1.2 断路器出厂试验前应进行不少于200次的机器操作试验（个中每100次操作试验的末了20次应为重合闸操作试验）。
投切并联电容器、互换滤波器用断路器型式试验项目必须包含投切电容器组试验，断路器必须选用C2级断路器。
真空断路器灭弧室出厂前应逐台进行老炼试验，并供应老炼试验报告；用于投切并联电容器的真空断路器出厂前应整台进行老炼试验，并供应老炼试验报告。
断路器动作次数计数器不得带有复归机构。

12.1.1.3 开关设备用气体密度继电器应知足以下哀求：

12.1.1.3.1 密度继电器与开关设备本体之间的连接办法应知足不拆卸校验密度继电器的哀求。

12.1.1.3.2密度继电器应装设在与被监测气室处于同一运行环境温度的位置。
对付寒冷地区的设备，其密度继电器应知足环境温度在-40℃～-25℃时准确度不低于2.5级的哀求。

12.1.1.3.3新安装252kV及以上断路器每相应安装独立的密度继电器。

12.1.1.3.4户外断路器应采纳防止密度继电器二次接头受潮的防雨方法。

12.1.1.4 断路器分闸回路不应采取RC加速设计。
已投运断路器分闸回路采取RC加速设计的，应随设备换型进行改造。

12.1.1.5 户外汇控箱或机构箱的防护等级应不低于IP45W，箱体应设置可使箱内空气流利的迷宫式透风口，并具有防腐、防雨、防风、防潮、防尘和防小动物进入的性能。
带有智能终端、合并单元的智能掌握柜防护等级应不低于IP55。
非一体化的汇控箱与机构箱应分别设置温度、湿度掌握装置。

12.1.1.6 开关设备二次回路及元器件应知足以下哀求：

12.1.1.6.1 温控器（加热器）、继电器等二次元件应取得“3C”认证或通过与“3C”认证同等的性能试验，外壳绝缘材料阻燃等级应知足V-0级，并供应第三方检测报告。
韶光继电器不应选用气囊式韶光继电器。

12.1.1.6.2 断路器出厂试验、交卸试验及例行试验中，应进行中间继电器、韶光继电器、电压继电器动作特性校验。

12.1.1.6.3 断路器分、合闸掌握回路的端子间应有端子隔开，或采纳其他有效防误动方法。

12.1.1.6.4 新投的分相弹簧机构断路器的防跳继电器、非全相继电器不应安装在机构箱内，应装在独立的汇控箱内。

12.1.1.7 新投的252kV母联（分段）、主变压器、高压电抗器断路器应选用三相机器联动设备。

12.1.1.8 采取双跳闸线圈机构的断路器，两只跳闸线圈不应共用衔铁，且线圈不应叠装支配。

12.1.1.9 断路器机构分合闸掌握回路不应串接整流模块、熔断器或电阻器。

12.1.1.10 断路器液压机构应具有防止失落压后慢分慢合的机器装置。
液压机构验收、检修时应对机构防慢分慢合装置的可靠性进行试验。

12.1.1.11 断路器出厂试验及例行检修中，应检讨绝缘子金属法兰与瓷件胶装部位防水密封胶的无缺性，必要时复涂防水密封胶。

12.1.1.12 隔离断路器的断路器与接地开关间应具备足够强度的机器联锁和可靠的电气联锁。

12.1.2 基建阶段

12.1.2.1 断路器交卸试验及例行试验中，应对机构二次回路中的防跳继电器、非全相继电器进行传动。
防跳继电器动作韶光应小于赞助开关怀换韶光，并担保在仿照手合于故障时不发生跳跃征象。

12.1.2.2 断路器产品出厂试验、交卸试验及例行试验中，应对断路器主触头与合闸电阻触头的韶光合营关系进行测试，并丈量合闸电阻的阻值。

12.1.2.3 断路器产品出厂试验、交卸试验及例行试验中，应测试断路器合-分韶光。
对 252kV及以上断路器，合-分韶光应知足电力系统安全稳定哀求。

12.1.2.4 充气设备现场安装应前辈行抽真空处理，再注入绝缘气体。
SF6气体注入设备后应对设备内气体进行SF6纯度检测。
对付利用SF6稠浊气体的设备，应丈量稠浊气体的比例。

12.1.2.5 SF6断路器充气至额定压力前，禁止进行储能状态下的分/合闸操作。

12.1.2.6 断路器交卸试验及例行试验中，应进行行程曲线测试，并同时丈量分/合闸线圈电流波形。

12.1.3 运行阶段

12.1.3.1 当断路器液压机构溘然失落压时应申请停电隔离处理。
在设备停电前，禁止人为启动油泵，防止断路器慢分。

12.1.3.2 气动机构应加装气水分离装置，并具备自动排污功能。

12.1.3.3 3年内未动作过的72.5kV及以上断路器，应进行分/合闸操作。

12.1.3.4 对投切无功负荷的开关设备应实施差异化运维，缩短巡检和掩护周期，每年统计投切次数并评估电气寿命。

12.2 防止GIS事件

12.2.1 设计制造阶段

12.2.1.1 用于低温（年最低温度为-30℃及以下）、日温差超过25K、重腌臜e级或沿海d级地区、城市中央区、周边有重污染源（如钢厂、化工厂、水泥厂等）的363kV及以下GIS，应采取户内安装办法，550kV及以上GIS经充分论证后确定支配办法。

12.2.1.2 GIS气室应划分合理，并知足以下哀求：

12.2.1.2.1 GIS最大气室的气体处理韶光不超过8h。
252kV及以下设备单个气室长度不超过15m，且单个主母线气室对应间隔不超过3个。

12.2.1.2.2 双母线构造的GIS，同一间隔的不同母线隔离开关应各自设置独立隔室。
252kV及以上GIS母线隔离开关禁止采取与母线共隔室的设计构造。

12.2.1.2.3 三相分箱的GIS母线及断路器气室，禁止采取管路连接。
独立气室应安装单独的密度继电器，密度继电器表计应朝向巡视通道。

12.2.1.3 生产厂家应在设备投标、资料确认等阶段供应工程伸缩节配置方案，并经业主单位组织审核。
方案内容包括伸缩节类型、数量、位置、及“伸缩节（状态）伸缩量-环境温度”对应明细表等调度参数。
伸缩节配置应知足跨不屈均沉降部位（室外不同根本、室内伸缩缝等）的哀求。
用于轴向补偿的伸缩节应配备伸缩量计量尺。

12.2.1.4 双母线、单母线或桥形接线中，GIS母线避雷器和电压互感器应设置独立的隔离开关。
3/2断路器接线中，GIS母线避雷器和电压互感器不应装设隔离开关，宜设置可拆卸导体作为隔离装置。
可拆卸导体应设置于独立的气室内。
架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜采取外置构造。

12.2.1.5 新投运GIS采取带金属法兰的盆式绝缘子时，应预留窗口用于特高频局部放电检测。
采取此构造的盆式绝缘子可取消罐体对接处的跨接片，但生产厂家应供应型式试验依据。
如需采取跨接片，户外GIS罐体上应有专用跨接部位，禁止通过法兰螺栓直连。

12.2.1.6 户外GIS法兰对接面宜采取双密封，并在法兰接缝、安装螺孔、跨接片打仗面周边、法兰对接面注胶孔、盆式绝缘子浇注孔等部位涂防水胶。

12.2.1.7 同一分段的同侧GIS母线原则上一次建成。
如操持扩建母线，宜在扩建接口处预装可拆卸导体的独立隔室；如操持扩建出线间隔，应将母线隔离开关、接地开关与就地事情电源一次上全。
预留间隔气室应加装密度继电器并接入监控系统。

12.2.1.8 吸附剂罩的材质应选用不锈钢或其他高强度材料，构造应设计合理。
吸附剂应选用不易粉化的材料并装于专用袋中，绑扎稳定。

12.2.1.9盆式绝缘子应只管即便避免水平支配。

12.2.1.10 对相间连杆采取迁徙改变、链条传动办法设计的三相机器联动隔离开关，应在从动相同时安装分/合闸指示器。

12.2.1.11 GIS用断路器、隔离开关和接地开关以及罐式SF6断路器，出厂试验时应进行不少于200次的机器操作试验（个中止路器每100次操作试验的末了20次应为重合闸操作试验），以担保触头充分磨合。
200次操作完成后应彻底清洁壳体内部，再进行其他出厂试验。

12.2.1.12 GIS内绝缘件应逐只进行X射线探伤试验、工频耐压试验和局部放电试验，局部放电量不大于3pC。

12.2.1.13 生产厂家应对金属材料和部件材质进行质量检测，对罐体、传动杆、拐臂、轴承（销）等关键金属部件应按工程抽样开展金属材质身分检测，按批次开展金相试验抽检，并供应相应报告。

12.2.1.14 GIS出厂绝缘试验宜在装置完全的间隔上进行，252kV及以上设备还应进行正负极性各3次雷电冲击耐压试验。

12.2.1.15 生产厂家应对GIS及罐式断路器罐体焊缝进行无损探伤检测，担保罐体焊缝100%合格。

12.2.1.16 装置前应检讨并确认防爆膜是否受外力损伤，装置时应担保防爆膜泄压方向精确、定位准确，防爆膜泄压挡板的构造和方向应避免在运行中积水、结冰、误碰。
防爆膜喷口不应朝向巡视通道。

12.2.1.17 GIS充气口保护封盖的材质应与充气口材质相同，防止电化学堕落。

12.2.2 基建阶段

12.2.2.1 GIS出厂运输时，应在断路器、隔离开关、电压互感器、避雷器和363kV及以上套管运输单元上加装三维冲击记录仪，其他运输单元加装震撼指示器。
运输中如涌现冲击加速度大于3g或不知足产品技能文件哀求的情形，产品运至现场后应打开相应隔室检讨各部件是否无缺，必要时可增加试验项目或返厂处理。

12.2.2.2 SF6开关设备进行抽真空处理时，应采掏出口带有电磁阀的真空处理设备，在利用前应检讨电磁阀，确保动作可靠，在真空处理结束后应检讨抽真空管的滤芯是否存在油渍。
禁止利用麦氏真空计。

12.2.2.3 GIS、罐式断路器现场安装时应采纳防尘棚等有效方法，确保安装环境的清洁度。
800kV及以上GIS现场安装时采取专用移动厂房，GIS间隔扩建可根据现场实际情形采纳同等有效的防尘方法。

12.2.2.4 GIS安装过程中应对导体插接情形进行检讨，按插接深度标线插接到位，且回路电阻测试合格。

12.2.2.5 垂直安装的二次电缆槽盒应从底部单独支撑固定，且透风良好，水平安装的二次电缆槽盒应有低位排水方法。

12.2.2.6 GIS穿墙壳体与墙体间应采纳防护方法，穿墙部位采取非堕落性、非导磁性材料进行封堵，墙外侧做好防水方法。

12.2.2.7 伸缩节安装完成后，应根据生产厂家供应的“伸缩节（状态）伸缩量-环境温度”对应参数明细表等技能资料进行调度和验收。

12.2.3 运行阶段

12.2.3.1 倒闸操作前后，创造GIS三相电流不平衡时应及时查找缘故原由并处理。

12.2.3.2 巡视时，如创造断路器、快速接地开关缓冲器存在漏油征象，应立即安排处理。

12.2.3.3 户外GIS应按照“伸缩节（状态）伸缩量-环境温度”曲线定期核查伸缩节伸缩量，每季度至少开展一次，且在温度最高和最低的时令每月核查一次。

12.3 防止洞开式隔离开关、接地开关事件

12.3.1 设计制造阶段

12.3.1.1 风沙活动严重、寒冷、重腌臜、多风地区以及采取悬吊式管形母线的变电站，不宜选用配钳夹式触头的单臂伸缩式隔离开关。

12.3.1.2 隔离开关主触头镀银层厚度应不小于20m，硬度不小于120HV，并开展镀层结合力抽检。
出厂试验应进行金属镀层检测。
导电回路不同金属打仗应采纳镀银、搪锡等有效过渡方法。

12.3.1.3 隔离开关宜采取外压式或独立式触头，触头弹簧应进行防腐、防锈处理。
内拉式触头应采取可靠绝缘方法以防止弹簧分流。

12.3.1.4高下导电臂之间的中间接头、导电臂与导电底座之间应采取叠片式软导电带连接，叠片式铝制软导电带应有不锈钢片保护。

12.3.1.5 隔离开关和接地开关的不锈钢部件禁止采取铸造件，铸铝合金传动部件禁止采取砂型铸造。
隔离开关和接地开关用于传动的空心管材应有疏水通道。

12.3.1.6配钳夹式触头的单臂伸缩式隔离开关导电臂应采取全密封构造。
传动合营部件应具有可靠的自润滑方法，禁止不同金属材料直接打仗。
轴承座应采取全密封构造。

12.3.1.7 隔离开关应具备防止自动分闸的构造设计。

12.3.1.8 隔离开关和接地开关应在生产厂家内进行整台组装和出厂试验。
需拆装发运的设备应按相、按柱作好标记，其连接部位应作好分外标记。

12.3.1.9 隔离开关、接地开关导电臂及底座等位置应采纳能防止鸟类筑巢的构造。

12.3.1.10 瓷绝缘子应采取高强瓷。
瓷绝缘子金属附件应采取上砂水泥胶装。
瓷绝缘子出厂前，应在绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶。
瓷绝缘子出厂前应进行逐只无损探伤。

12.3.1.11 隔离开关与其所配装的接地开关之间应有可靠的机器联锁，机器联锁应有足够的强度。
发生电动或手动误操作时，设备应可靠联锁。

12.3.1.12 操动机构内应装设一套能可靠割断电动机电源的过载保护装置。
电机电源消逝时，掌握回路应解除自保持。

12.3.2 基建阶段

12.3.2.1 新安装的隔离开关必须进行导电回路电阻测试。
交卸试验值应不大于出厂试验值的1.2倍。
除对隔离开关自身导电回路进行电阻测试外，还应对包含电气连接端子的导电回路电阻进行测试。

12.3.2.2 252kV及以上隔离开关安装后应对绝缘子逐只探伤。

12.3.3 运行阶段

12.3.3.1 对不符合国家电网公司《关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）》（国家电网公司生产输变〔2004〕4号）完善化技能哀求的隔离开关、接地开关应进行完善化改造或改换。

12.3.3.2 合闸操作时，应确保合闸到位，伸缩式隔离开关应检讨驱动拐臂过“去世点”。

12.3.3.3 在隔离开关倒闸操作过程中，应严格监视动作情形，创造卡滞应停滞操作并进行处理，严禁强行操作。

12.3.3.4 例行试验中，应检讨瓷绝缘子胶装部位防水密封胶无缺性，必要时重新复涂防水密封胶。

12.4 防止开关柜事件

12.4.1 设计制造阶段

12.4.1.1 开关柜应选用LSC2类（具备运行连续性功能）、“五防”功能完备的产品。
新投开关柜应装设具有自检功能的带电显示装置，并与接地开关（柜门）实现逼迫闭锁，带电显示装置应装设在仪表室。

12.4.1.2 空气绝缘开关柜的外绝缘应知足以下条件：

12.4.1.2.1 空气绝缘净间隔应知足表1的哀求：

表1 开关柜空气绝缘净间隔哀求

空气绝缘净间隔（mm）

额定电压（kV）

7.2

12

24

40.5

相间和相对地

≥100

≥125

≥180

≥300

带电体至门

≥130

≥155

≥210

≥330

12.4.1.2.2 最小标称统一爬电比距：≥18mm/kV(对瓷质绝缘)，≥20mm/kV(对有机绝缘)。

12.4.1.2.3 新安装开关柜禁止利用绝缘隔板。
纵然母线加装绝缘护套和热缩绝缘材料，也应知足空气绝缘净间隔哀求。

12.4.1.3 开关柜及装用的各种元件均应进行凝露试验，开关柜整机应进行腌臜试验，生产厂家应供应型式试验报告。

12.4.1.4 开关柜应选用 IAC 级（内部故障级别）产品，生产厂家应供应相应型式试验报告(附试验试品照片)。
选用开关柜时应确认其母线室、断路器室、电缆室相互独立，且均通过相应内部燃弧试验；燃弧韶光应不小于0.5s，试验电流为额定短时耐受电流。

12.4.1.5 开关柜各高压隔室均应设有泄压通道或压力开释装置。
当开关柜内产生内部故障电弧时，压力开释装置应能可靠打开，压力开释方向应避开巡视通道和其他设备。

12.4.1.6 开关柜内避雷器、电压互感器等设备应经隔离开关（或隔离手车）与母线相连，严禁与母线直接连接。
开关柜门仿照显示图必须与其内部接线同等，开关柜可触及隔室、不可触及隔室、生路和机构等关键部位在出厂时应设置明显的安全警示标识，并加以笔墨解释。
柜内隔离生路、静触头盒固定板应采取金属材质并可靠接地，与带电部位知足空气绝缘净间隔哀求。

12.4.1.7 开关柜中的绝缘件应采取阻燃性绝缘材料，阻燃等级需达到V-0级。

12.4.1.8 开关柜间连通部位应采纳有效的封堵隔离方法，防止开关柜失火蔓延。

12.4.1.9 开关柜内所有绝缘件装置前均应进行局部放电试验，单个绝缘件局部放电量不大于3pC。

12.4.1.10 24kV及以上开关柜内的穿柜套管、触头盒应采取双屏蔽构造，其等电位连线（均压环）应长度适中,并与母线及部件内壁可靠连接。

12.4.1.11 电缆连接端子距离开关柜底部应不小于700mm。

12.4.1.12 开关柜内母线搭接面、隔离开关触头、手车触头表面应镀银，且镀银层厚度不小于8m。

12.4.1.13 额定电流1600A及以上的开关柜应在主导电回路周边采纳有效隔磁方法。

12.4.1.14 开关柜的不雅观察窗应利用机器强度与外壳相称、内有接地屏蔽网的钢化玻璃遮板，并通过开关柜内部燃弧试验。
玻璃遮板应安装稳定，且知足运行时不雅观察分/合闸位置、储能指示等须要。

12.4.1.15 未经型式试验考察前，不得进行柜体开孔等降落开关柜内部故障防护性能的改造。

12.4.1.16 配电室底细况温度超过5℃～30℃范围，应配置空调等有效的调温举动步伐；室内日最大相对湿度超过95%或月最大相对湿度超过75％时，应配置除湿机或空调。
配电室排风机掌握开关应在室外。

12.4.1.17 新建变电站的站用变压器、接地变压器不应支配在开关柜内或紧靠开关柜支配，避免其故障时影响开关柜运行。

12.4.1.18 空气绝缘开关柜应选用硅橡胶外套氧化锌避雷器。
主变压器中、低压侧进线避雷器不宜支配在进线开关柜内。

12.4.2 基建阶段

12.4.2.1 开关柜柜门仿照显示图、设计图纸应与实际接线同等。

12.4.2.2 开关柜应检讨泄压通道或压力开释装置，确保与设计图纸保持同等。
对泄压通道的安装办法进行检讨，应知足安全运行哀求。

12.4.2.3 柜内母线、电缆端子等不应利用单螺栓连接。
导体安装时螺栓可靠紧固，力矩符合哀求。

12.4.3 运行阶段

12.4.3.1 加强带电显示闭锁装置的运行掩护，担保其与接地开关（柜门）间逼迫闭锁的运行可靠性。
防误操作闭锁装置或带电显示装置失落灵时应尽快处理。

12.4.3.2 开关柜操作应平稳无卡涩，禁止强行操作。

13 防止电力电缆破坏事件

为防止电力电缆破坏事件，应全面贯彻落实《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2018）、《电力装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168-2006）、《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB 50229-2006）、《城市电力电缆线路设计技能规定》（DL/T5221-2015）、《10（6）kV-500kV电缆技能标准》（Q/GDW 371-2009）、《输变电设备状态检修试验规程》（Q/GDW 1168-2013）、《电力电缆及通道运维规程》（Q/GDW1512-2014）、《电力电缆及通道检修规程》（Q/GDW 11262-2014）、《10-500kV输变电设备交卸试验规程》（Q/GDW 11447-2015）、《电力电缆线路试验规程》（Q/GDW 11316-2014）、《国家电网公司关于印发高压电缆专业管理规定的关照》（国家电网运检〔2016〕1152号）等有关制度标准，并提出以下重点哀求：

13.1 防止绝缘击穿

13.1.1 设计阶段

13.1.1.1 应按照全寿命周期管理的哀求，根据线路运送容量、系统运行条件、电缆路径、敷设办法和环境等合理选择电缆和附件构造型式。

13.1.1.2 应加强电力电缆和电缆附件选型、订货、验收及投运的全过程管理。
应优先选择具有良好运行古迹和成熟制造履历的生产厂家。

13.1.1.3 110（66）kV及以上电压等级同一受电真个双回或多回电缆线路应选用不同生产厂家的电缆、附件。
110（66）kV及以上电压等级电缆的GIS终端和油浸终端宜选择插拔式，职员密集区域或有防爆哀求场所的应选择复合套管终端。
110kV及以上电压等级电缆线路不应选择户外干式柔性终端。

13.1.1.4 设计阶段应充分考虑耐压试验作业空间、安全间隔，在GIS电缆终端与线路隔离开关之间宜配置试验专用隔离开关，并根据需求配置GIS试验套管。

13.1.1.5 110kV及以上电力电缆站外户外终端应有检修平台，并知足高度和安全间隔哀求。

13.1.1.6 10kV及以上电压等级电力电缆应采取干法化学交联的生产工艺，110（66）kV及以上电压等级电力电缆应采取悬链式或立塔式三层共挤工艺。

13.1.1.7 运行在湿润或浸水环境中的110（66）kV及以上电压等级的电缆应有纵向阻水功能，电缆附件应密封防潮；35kV及以下电压等级电缆附件的密封防潮性能应能知足长期运行须要。

13.1.1.8 电缆主绝缘、单芯电缆的金属屏蔽层、金属护层应有可靠的过电压保护方法。
统包型电缆的金属屏蔽层、金属护层应两端直接接地。

13.1.1.9 合理安排电缆段长，只管即便减少电缆接头的数量，严禁在变电站电缆夹层、出站沟道、竖井和50米及以下桥架等区域支配电力电缆接头。
110（66）kV电缆非开挖定向钻拖沓管两端事情井不宜支配电力电缆接头。

13.1.2 基建阶段

13.1.2.1 对220kV及以上电压等级电缆、110（66）kV及以下电压等级主要线路的电缆，应进行监造和工厂验收。

13.1.2.2 应严格进行到货验收，并开展工厂抽检、到货检测。
检测报告作为新建线路投运资料移交运维单位。

13.1.2.3 在电缆运输过程中，应防止电缆受到碰撞、挤压等导致的机器损伤。
电缆敷设过程中应严格掌握牵引力、侧压力和波折半径。

13.1.2.4 电缆通道、夹层及管孔等应知足电缆波折半径的哀求，110（66）kV 及以上电缆的支架应知足电缆蛇形敷设的哀求。
电缆应严格按照设计哀求进行敷设、固定。

13.1.2.5 施工期间应做好电缆和电缆附件的防潮、防尘、防外力损伤方法。
在现场安装110（66）kV 及以上电缆附件之前，其组装部件应试装置。
安装现场的温度、湿度和清洁度应符合安装工艺哀求，严禁在雨、雾、风沙等有严重污染的环境中安装电缆附件。

13.1.2.6 电缆金属护层接地电阻、接地箱（互联箱）端子打仗电阻，必须知足设计哀求和干系技能规范哀求。

13.1.2.7 金属护层采纳交叉互联办法时，应逐相进行导通测试，确保连接办法精确。
金属护层对地绝缘电阻应试验合格，过电压限定元件在安装前应检测合格。

13.1.2.8 110(66)kV及以上电缆主绝缘应开展互换耐压试验，并应同时开展局部放电丈量。
试验结果作为投运资料移交运维单位。

13.1.2.9 电缆支架、固定金具、排管的机器强度和耐久性应符合设计和长期安全运行的哀求，且无尖锐棱角。

13.1.2.10 电缆终端尾管应采取封铅办法，并加装铜编织线连接尾管和金属护套。
110(66)kV及上电压等级电缆接头两侧端部、终端下部应采取刚性固定。

13.1.3 运行阶段

13.1.3.1 运行部门应加强电缆线路负荷和温度的检（监）测，防止过负荷运行，多条并联的电缆应分别进行丈量。
巡视过程中应检测电缆附件、接地系统等关键接点的温度。

13.1.3.2 严禁金属护层不接地运行。
应严格按照试验规程对电缆金属护层的接地系统开展运行状态检测、试验。

13.1.3.3 运行部门应开展电缆线路状态评价，对非常状态和严重状态的电缆线路应及时检修。

13.1.3.4 应监视重载和主要电缆线路因运行温度变革产生的伸缩位移，涌现非常应及时处理。

13.1.3.5 电缆线路发生运行故障后，应检讨全线接地系统是否受损，创造问题应及时修复。

13.1.3.6 职员密集区域或有防爆哀求场所的瓷套终端应改换为复合套管终端。

13.2 防止电缆失火

13.2.1 设计和基建阶段

13.2.1.1 电缆线路的防火举动步伐必须与主体工程同时设计、同时施工、同时验收，防火举动步伐未验收合格的电缆线路不得投入运行。

13.2.1.2 变电站内同一电源的 110（66）kV及以上电压等级电缆线路同通道敷设时应两侧支配。
同一通道内不同电压等级的电缆，应按照电压等级的高低从下向上排列，分层敷设在电缆支架上。

13.2.1.3 110（66）kV及以上电压等级电缆在隧道、电缆沟、变电站内、桥梁内应选用阻燃电缆，其成束阻燃性能应不低于C级。
与电力电缆同通道敷设的低压电缆、通信光缆等应穿入阻燃管，或采纳其他防火隔离方法。
应开展阻燃电缆阻燃性能到货抽检试验,以及阻燃防火材料（防火槽盒、防火隔板、阻燃管）防火性能到货抽检试验，并向运维单位供应抽检报告。

13.2.1.4 中性点非有效接地方式且许可带故障运行的电力电缆线路不应与110kV及以上电压等级电缆线路共用隧道、电缆沟、综合管廊电力舱。

13.2.1.5 非直埋电缆接头的外护层及接地线应包覆阻燃材料，充油电缆接头及敷设密集的10~35kV电缆的接头运用耐火防爆槽盒封闭。
密集区域（4回及以上）的110（66）kV及以上电压等级电缆接头应选用防火槽盒、防火隔板、防火毯、防爆壳等防火防爆隔离方法。

13.2.1.6 在电缆通道内敷设电缆需经运行部门容许。
施工过程中产生的电缆孔洞应加装防火封堵，受损的防火举动步伐应及时规复，并由运维部门验收。

13.2.1.7 隧道、竖井、变电站电缆层应采纳防火墙、防火隔板及封堵等防火方法。
防火墙、阻火隔板和阻火封堵应知足耐火极限不低于1h的耐火完全性、隔热性哀求。
建筑内的电缆井在每层楼板处采取不低于楼板耐火极限的不燃材料或防火封堵材料封堵。

13.2.1.8 变电站夹层宜安装温度、烟气监视报警器，主要的电缆隧道应安装失火探测报警装置，并应定期检测。

13.2.2 运行阶段

13.2.2.1 电缆密集区域的在役接头应加装防火槽盒或采纳其他防火隔离方法。
输配电电缆同通道敷设应采纳可靠的防火隔离方法。
变电站夹层内在役接头应逐步移出，电力电缆切改或故障抢修时，应将接头支配在站外的电缆通道内。

13.2.2.2 运维部门应保持电缆通道、夹层整洁、畅通，肃清各种失火隐患，通道沿线及其内部、隧道透风口（亭）外部不得积存易燃、易爆物。

13.2.2.3 电缆通道附近易燃、易爆或堕落性介质的存储容器、运送管道时，应加强监视并采纳有效方法，防止其渗漏进入电缆通道，进而危害电缆或导致失火。

13.2.2.4 在电缆通道、夹层内利用的临时电源应知足绝缘、防火、防潮哀求，并配置泄电保护器。
事情职员撤离时应立即断开电源。

13.2.2.5 在电缆通道、夹层内动火作业应办理动火事情票，并采纳可靠的防火方法。

13.2.2.6 严格按照运行规程规定对通道进行巡检，并检测电缆和接头运行温度。

13.2.2.7 与110（66）kV及以上电压等级电缆线路共用隧道、电缆沟、综合管廊电力舱的中性点非有效接地方式的电力电缆线路，应开展中性点接地方式改造，或做好防火隔离方法并在发生接地故障时立即拉开故障线路。

13.3 防止外力毁坏和举动步伐被盗

13.3.1 设计和基建阶段

13.3.1.1 电缆线路路径、附属设备及举动步伐（地上接地箱、出入口、透风亭等）的设置应通过方案部门审批。
应避免电缆通道临近热力管线、易燃易爆管线（输油、燃气）和堕落性介质的管道。

13.3.1.2 综合管廊中110（66）千伏及以上电缆应采取独立舱体培植。
电力舱不宜与天然气管道舱、热力管道舱紧邻支配。

13.3.1.3 电缆通道及直埋电缆线路工程应严格按照干系标准和设计哀求施工，并同步进行竣工测绘，非开挖工艺的电缆通道应进行三维测绘。
应在投运前向运维部门提交竣工资料和图纸。

13.3.1.4 直埋通道两侧应对称设置标识标牌，每块标识标牌设置间距一样平常不大于50m。
此外电缆接头处、转弯处、进入建筑物处应设置明显方向桩或标桩

13.3.1.5 电缆终端场站、隧道出入口、主要区域的工井井盖应有安防方法，并宜加装在线监控装置。
户外金属电缆支架、电缆固定金具等应利用防盗螺栓。

13.3.2 运行阶段

13.3.2.1 电缆路径上应设立明显的警示标志，对可能发生外力毁坏的区段应加强监视，并采纳可靠的防护方法。

13.3.2.2 工井正下方的电缆，应采纳防止坠落物体打击的保护方法。

13.3.2.3 应监视电缆通道构造、周围土层和附近建筑物等的稳定性，创造非常应及时采纳防护方法。

13.3.2.4 敷设于公用通道中的电缆应制订专项管理和技能方法，并加强巡视检测。
通道内所有电力电缆及光缆应明确设备归属及运维职责。

13.3.2.5 对盗窃易发地区的电缆举动步伐应加强巡视，接地箱（互联箱）、工井盖等应采纳相应的技防方法。
退运报废电缆应随同配套工程同步清理。

14 防止接地网和过电压事件

为防止接地网和过电压事件，应负责贯彻《互换电气装置的接地设计规范》（GB 50065-2011）、《1000kV架空输电线路设计规范》（GB50665-2011）、《800kV直流架空输电线路设计规范》（GB50790-2013）、《110kV～750kV架空输电线路设计规范》（GB50545-2010）、《互换电气装置的过电压保护和绝缘合营设计规范》（GB/T50064-2014）、《接地装置特性参数丈量导则》（DL/T475-2017）、《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-1996）、《输变电设备状态检修试验规程》（DL/T 393-2010）、《输变电设备状态检修试验规程》（Q/GDW 1168-2013）、《架空输电线路雷电防护导则》（Q/GDW11452-2015）等标准及干系规程规定，结合近6年生产运行情形和范例事件案例，提出以下重点哀求：

14.1 防止接地网事件

14.1.1 设计和基建阶段

14.1.1.1 在新建变电站工程设计中，应节制工程地点的地形地貌、土壤的种类和分层状况，并提高土壤电阻率的测试深度，当采取四极法时，测试电极极间间隔一样平常不小于拟建接地装置的最大对角线，测试条件不知足时至少应达到最大对角线的2/3。

14.1.1.2 对付110（66）kV及以上电压等级新建、改建变电站，在中性或酸性土壤地区，接地装置选用热镀锌钢为宜，在强碱性土壤地区或者其站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重堕落的中性土壤地区，宜采取铜质、铜覆钢（铜层厚度不小于0.25mm）或者其他具有防腐性能材质的接地网。
对付室内变电站及地下变电站应采取铜质材料的接地网。

14.1.1.3 在新建工程设计中，校验接地引下线热稳定所用电流应不小于远期可能涌现的最大值，有条件地区可按照断路器额定开断电流校核；接地装置接地体的截面不小于连接至该接地装置接地引下线截面的75%，并供应接地装置的热稳定容量打算报告。

14.1.1.4 变压器中性点应有两根与地网主网格的不同边连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的哀求。
主设备及设备架构等应有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的哀求。
连接引线应便于定期进行检讨测试。

14.1.1.5 在接地网设计时，应考虑分流系数的影响，打算确定流过设备外壳接地导体（线）和经接地网入地的最大接地故障不对称电流有效值。

14.1.1.6 6~66kV不接地、谐振接地和高电阻接地的系统，改造为低电阻接地方式时，应重新核算杆塔和接地网接地阻抗值和热稳定性。

14.1.1.7 变电站内接地装置宜采取同一种材料。
当采取不同材料进行混连时，地下部分应采取同一种材料连接。

14.1.1.8 接地装置的焊接质量必须符合有关规定哀求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接。
接地线与主接地网的连接运用焊接，接地线与电气设备的连接可用螺栓或者焊接，用螺栓连接时应设防松螺帽或防松垫片。

14.1.1.9 对付高土壤电阻率地区的接地网，在接地阻抗难以知足哀求时，应采纳有效的均压及隔离方法，防止人身及设备事件，方可投入运行。
对弱电设备应采纳有效的隔离或限压方法，防止接地故障时地电位的升高造成设备破坏。

14.1.1.10 变电站掌握室及保护小室应独立敷设与主接地网单点连接的二次等电位接地网，二次等电位接地点应有明显标志。

14.1.1.11 接地阻抗测试宜在架空地线（普通避雷线、OPGW光纤地线）与变电站出线构架连接之前、双端接地的电缆外护套与主地网连接之前完成，若在上述连接完成之后且无法全部断开时丈量，应采取分流向量法进行接地阻抗的测试，对不知足设计哀求的接地网应及时进行降阻改造。

14.1.2 运行阶段

14.1.2.1 对付已投运的接地装置，应每年根据变电站短路容量的变革，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变革情形和接地装置的堕落程度有针对性地对接地装置进行改造。
对付变电站中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地故障校核接地装置的热稳定容量。

14.1.2.2 投运10年及以上的非地下变电站接地网，应定期开挖（间隔不大于5年），抽检接地网的堕落情形，每站抽检5～8个点。
铜质材料接地体地网整体情形评估合格的纷歧按期开挖检讨。

14.2 防止雷电过电压事件

14.2.1 设计阶段

14.2.1.1 架空输电线路的防雷方法应按照输电线路在电网中的主要程度、线路走廊雷电活动强度、地形地貌及线路构造的不同进行差异化配置，重点加强主要线路以及多雷区、强雷区内杆塔和线路的防雷保护。
新建和运行的主要线路，应综合采纳减小地线保护角、改进接地装置、适当加强绝缘等方法降落线路雷害风险。
针对雷害风险较高的杆塔和线段可采取线路避雷器保护或预留加装避雷器的条件。

14.2.1.2 对符合以下条件之一的洞开式变电站应在110（66）~220kV进出线间隔入口处加装金属氧化物避雷器。
（1）变电站所在地区年均匀雷暴日大于即是50或者近3年雷电监测系统记录的均匀落雷密度大于即是3.5次/（km2•年）。
（2）变电站110（66）~220kV进出线路走廊在距变电站15km范围内穿越雷电活动频繁均匀雷暴日数大于即是40日或近3年雷电监测系统记录的均匀落雷密度大于即是2.8次/（km2•年）的丘陵或山区。
（3）变电站已发生过雷电波侵入造成断路器等设备破坏。
（4）常常处于热备用运行的线路。

14.2.1.3 500kV及以上电压等级线路，设计阶段应打算线路雷击跳闸率，若大于掌握参考值【折算至地闪密度2.78次/（km2•年）】则应对雷害特殊高的500kV杆塔以及750kV及以上电压等级特高压线路按段进行雷害风险评估，对高雷害风险等级（Ⅲ、Ⅳ级）的杆塔采纳防雷优化方法。
500kV以下电压等级线路可参照实行。

14.2.1.4 设计阶段500kV互换线路处于C2及以上雷区的线路区段保护角设计值减小5。
其他电压等级线路地线保护角参考相应设计规范实行。

14.2.1.5 设计阶段杆塔接地电阻设计值应参考干系标准实行，对220kV及以下电压等级线路，若杆塔处土壤电阻率大于1000•m，且地闪密度处于C1及以上，则接地电阻较设计规范宜降落5。

14.2.2 运行阶段

14.2.2.1 加强避雷线运行掩护事情，定期打开部分线夹检讨，以担保避雷线与杆塔接地点可靠连接。
对付具有绝缘架空地线的线路，要加强放电间隙的检讨与掩护，确保动作可靠。

14.2.2.2 严禁利用避雷针、变电站构架和带避雷线的杆塔作为低压线、通信线、广播线、电视天线的支柱。

14.2.2.3 每年雷雨时令前开展接地电阻测试，对不知足哀求的杆塔及时进行降阻改造。
定期对接地装置开挖检讨。

14.2.2.4 定期检讨线路避雷器，每年雷雨时令前记录避雷器计数器读数。

14.3 防止变压器过电压事件

14.3.1 切/合110kV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将该变压器中性点临时接地。

14.3.2 为防止在有效接地系统中涌现伶仃不接地系统并产生较高工频过电压的非常运行工况，110～220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采取水平支配的棒间隙保护办法。
对付110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，避雷器为主保护，间隙为避雷器的后备保护，间隙间隔及避雷器参数合营应进行校核。
间隙动作后，应检讨间隙的烧损情形并校核间隙间隔。

14.3.3 对低压侧有空载运行或者带短母线运行可能的变压器，应在变压器低压侧装设避雷器进行保护。
对中压侧有空载运行可能的变压器，中性点有引出的可将中性点临时接地，中性点无引出的应在中压侧装设避雷器。

14.4 防止谐振过电压事件

14.4.1 为防止中性点非直接接地系统发生由于电磁式电压互感器饱和产生的铁磁谐振过电压，可采纳以下方法：

14.4.1.1 选用励磁特性饱和点较高的，在1.9Um/电压下，铁心磁通不饱和的电压互感器。

14.4.1.2 在电压互感器（包括系统中的用户站）一次绕组中性点对地间串接线性或非线性消谐电阻、加零序电压互感器或在开口三角绕组加阻尼或其他专门肃清此类谐振的装置。

14.5 防止弧光接地过电压事件

14.5.1对付中性点不接地或谐振接地的6～66kV系统，应根据电网发展每1～3年进行一次电容电流测试。
当单相接地电容电流超过干系规定时，应及时装设消弧线圈；单相接地电容电流虽未达到规定值，也可根据运行履历装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能知足过补偿的运行哀求。
在消弧线圈支配上，应避免由于运行办法改变而涌现部分系统无消弧线圈补偿的情形。
对付已经安装消弧线圈，单相接地电容电流依然超标的,应该采纳消弧线圈增容或者采纳分散补偿办法.如果系统电容电流大于150A及以上,也可以根据系统实际情形改变中性点接地方式或者采取分散补偿。

14.5.2 对付装设手动消弧线圈的6～66kV非有效接地系统，应根据电网发展每3～5年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运行在过补偿状态，合理整定脱谐度，担保电网不对称度不大于相电压的1.5%，中性点位移电压不大于额定相电压的15%。

14.5.3 对付自动调谐消弧线圈，在招标采购阶段应哀求生产厂家供应系统电容电流丈量及跟踪功能试验报告。
自动调谐消弧线圈投入运行后，应定期（韶光间隔不大于3年）根据实际丈量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核。

14.5.4 在不接地和谐振接地系统中，发生单相接地故障时，应按照就近、快速隔离故障的原则尽快切除故障线路或区段。
尤其对付与66kV及以上电压等级电缆同隧道、同电缆沟、同桥梁敷设的纯电缆线路，应全面采纳有效防火隔离方法并开展安全性与可靠性评估，当发生单相接地故障时，应只管即便缩短切除故障线路韶光，降落发生弧光接地过电压的风险。

14.6 防止无间隙金属氧化物避雷器事件

14.6.1设计制造阶段

14.6.1.1 110（66）kV及以上电压等级避雷器应安装与电压等级符合的互换泄露电流监测装置。

14.6.1.2对付强风地区变电站避雷器应采纳差异化设计，避雷器均压环应采纳增加固定点、支撑筋数量及支撑筋宽度等加固方法。

14.6.2 基建阶段

14.6.2.1 220kV及以上电压等级瓷外套避雷器安装前应检讨避雷器高下法兰是否胶装精确，下法兰应设置排水孔。

14.6.3 运行阶段

14.6.3.1 对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按照规程哀求进行带电试验。
35～500kV电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验。

14.6.3.2 对运行15年及以上的避雷器应重点跟踪泄露电流的变革，停运后应重点检讨压力开释板是否有锈蚀或破损。

14.7 防止避雷针事件

14.7.1设计阶段

14.7.1.1构架避雷针设计时应统筹考虑站址环境条件、配电装置构架构造形式等，采取格构式避雷针或圆管型避雷针等构造形式。

14.7.1.2 构架避雷针构造形式应与构架主体构造形式折衷统一，通过优化构造形式，有效减小风阻。
构架主体构造为钢管人字柱时，宜采取变截面钢管避雷针；构架主体构造采取格构柱时，宜采取变截面格构式避雷针。
构架避雷针如采取管型构造，法兰连接处应采取有劲肋板法兰刚性连接。

14.7.1.3 在寒冷大风地区的变电站，避雷针设计应考虑风振的影响，构造型式宜选用格构式，以降落构造对风荷载的敏感度；当采取圆管型避雷针时，应严格掌握避雷针针身的长细比，法兰连接处应采取有劲肋板刚性连接，螺栓应采取8.8级高强度螺栓，双帽双垫，螺栓规格不小于M20，结合环境条件，避雷针钢材应具有冲击韧性的合格担保。

14.7.2 基建阶段

14.7.2.1 钢管避雷针底部应设置有效排水孔，防止内部积水锈蚀或冬季结冰。

14.7.2.2 在非高土壤电阻率地区，独立避雷针的接地电阻不宜超过10。
当有困难时，该接地装置可与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至35kV及以下电压等级设备与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。

14.7.3 运行阶段

14.7.3.1 以6年为基准周期或在接地网构造发生改变后，进行独立避雷针接地装置接地阻抗检测，当测试值大于10时应采纳降阻方法，必要时进行开挖检讨。
独立避雷针接地装置与主接地网之间导通电阻应大于500m。

15 防止继电保护事件

为了防止继电保护事件，应贯彻落实《继电保护和安全自动装置技能规程》（GB/T 14285-2006）、《继电保护和安全自动装置运行管理规程》（DL/T 587-2016）、《继电保护和电网安全自动装置考验规程》（DL/T 995-2016）、《继电保护和电网安全自动装置现场事情保安规定》（Q/GDW 267-2009）、《220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T 559-2007）、《电力系统继电保护及安全自动装置反事件方法要点》（电安生 〔1994〕 191号）、《智能变电站继电保护技能规范》（Q/GDW 441-2010）、《线路保护及赞助装置标准化设计规范》（Q/GDW 1161-2014）、《变压器、高压并联电抗器和母线保护及赞助装置标准化设计规范》（Q/GDW1175-2013）、《国家电网继电保护整定打算技能规范》（Q/GDW 422-2010）、《10kV～110（66）kV线路保护及赞助装置标准化设计规范》（Q/GDW 10766-2015）、《10kV～110（66）kV元件保护及赞助装置标准化设计规范》（Q/GDW 10767-2015）、《智能变电站保护设备在线监视与诊断技能规范》（Q/GDW 11361-2014）、《电流互感器和电压互感器选择及打算规程》（DL/T866-2015）、《互感器 第2部分:电流互感器的补充技能哀求》（GB 20840.2-2014）等有关标准和规程、规定，并提出以下重点哀求：

15.1 方案设计阶段应把稳的问题

15.1.1 涉及电网安全稳定运行的发、输、变、配及主要用电设备的继电保护装置应纳入电网统一方案、设计、运行和管理。
在一次系统方案培植中，应充分考虑继电保护的适应性，避免涌现分外接线办法造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。

15.1.2 继电保护装置的配置和选型，必须知足有关规程规定的哀求，并经干系继电保护管理部门赞许。
保护选型应采取技能成熟、性能可靠、质量优秀并经国家电网公司组织的专业检测合格的产品。

15.1.3 继电保护组屏设计应充分考虑运行和检修时的安全性，确保能够采纳有效的防继电保护“三误”（误碰、误整定、误接线）方法。
当双重化配置的两套保护装置不能履行确保运行和检修安全的技能方法时，应安装在各自保护柜内。

15.1.4 220kV及以上电压等级线路、变压器、母线、高压电抗器、串联电容器补偿装置等输变电设备的保护应按双重化配置，干系断路器的选型应与保护双重化配置相适应，220kV及以上电压等级断路器必须具备双跳闸线圈机构。
1000kV变电站内的110kV母线保护宜按双套配置，330kV变电站内的110kV母线保护宜按双套配置。

15.1.5 当保护采取双重化配置时，其电压切换箱（回路）隔离开关赞助触点应采取单位置输入办法。
单套配置保护的电压切换箱（回路）隔离开关赞助触点应采取双位置输入办法。
电压切换直流电源与对应保护装置直流电源取自同一段直流母线且共用直流空气开关。

15.1.6 纵联保护应优先采取光纤通道。
分相电流差动保护收发通道应采取同一路由，确保来回延时同等。
在回路设计和调试过程中应采纳有效方法防止双重化配置的线路保护或双回线的线路保护通道交叉利用。

15.1.7 对闭锁式纵联保护，“其他保护停信”回路应直接接入保护装置，而不应接入收发信机。

15.1.8 在新建、扩建和技改工程中，应根据《电流互感器和电压互感器选择及打算规程》（DL/T 866-2015）、《互感器 第2部分:电流互感器的补充技能哀求》（GB 20840.2-2014）和电网发展的情形进行互感器的选型事情，并充分考虑到保护双重化配置的哀求。

15.1.9 应根据系统短路容量合理选择电流互感器的容量、变比和特性，知足保护装置整定合营和可靠性的哀求。

15.1.10 线路各侧或主设备差动保护各侧的电流互感器的干系特性宜同等，避免在碰着较大短路电流时因各侧电流互感器的暂态特性不一致导致保护禁绝确动作。

15.1.11 母线差动保护各岔路支路电流互感器变比差不宜大于4倍。

15.1.12 母线差动、变压器差动和发变组差动保护各岔路支路的电流互感器应优先选用准确限值系数（ALF）和额定拐点电压较高的电流互感器。

15.1.13 应充分考虑合理的电流互感器配置和二次绕组分配，肃清主保护去世区。

15.1.13.1 当采取3/2、4/3、角形接线等多断路器接线形式时，应在断路器两侧均配置电流互感器。

15.1.13.2 对经打算影响电网安全稳定运行主要变电站的220kV及以上电压等级双母线接线办法的母联、分段断路器，应在断路器两侧配置电流互感器。

15.1.13.3 对确实无法快速切除故障的保护动作去世区，在知足系统稳定哀求的条件下，可采纳启动失落灵和远方跳闸等后备方法加以办理；经系统办法打算可能对系统稳定造成较严重的威胁时，应进行改造。

15.1.14 除母线保护、变压器保护外，不同间隔设备的主保护功能不应集成。

15.1.15 主设备非电量保护应防水、防振、防油渗漏、密封性好。
气体继电器至保护柜的电缆应只管即便减少中间转接环节。

15.1.16 应充分考虑安装环境对保护装置性能及寿命的影响，对付支配在室外的保护装置，其附属设备（如智能掌握柜及温控设备）的性能指标应知足保护运行哀求且便于掩护。

15.1.17 500kV及以上电压等级变压器低压侧并联电抗器和电容器、站用变压器的保护配置与设计，应与一次系统相适应，防止电抗器和电容器、站用变故障造成主变压器跳闸。

15.1.18 110（66）kV及以上电压等级变电站应配置故障录波器。

15.1.19 变电站内的故障录波器应能对站用直流系统的各母线段（掌握、保护）对地电压进行录波。

15.1.20 为担保继电保护干系赞助设备（如交流机、光电转换器等）的供电可靠性，宜采取直流电源供电。
因硬件条件限定只能互换供电的，电源应取自站用不间断电源。

15.2 继电保护配置应把稳的问题

15.2.1 继电保护的设计、选型、配置应以继电保护“四性”（可靠性、速动性、选择性、灵敏性）为基本原则，任何技能创新不得以捐躯继电保护的快速性和可靠性为代价。

15.2.2 电力系统主要设备的继电保护应采取双重化配置，两套保护装置的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别逐一对应。
每一套保护均应能独立反应被保护设备的各种故障及非常状态，并能浸染于跳闸或发出旗子暗记，当一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。
双重化配置的继电保护应知足以下基本哀求：

15.2.2.1 两套保护装置的互换电流应分别取自电流互感器相互独立的绕组；互换电压应分别取自电压互感器相互独立的绕组。
对原设计中电压互感器仅有一组二次绕组，且已经投运的变电站，应积极安排电压互感器的更新改造事情，改造完成前，应在开关场的电压互感器端子箱处，利用具有短路跳闸功能的两组分相空气开关将按双重化配置的两套保护装置互换电压回路分开。

15.2.2.2 两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组连接的直流母线段。
每套保护装置与其干系设备（电子式互感器、合并单元、智能终端、网络设备、操作箱、跳闸线圈等）的直流电源均应取自与同一蓄电池组相连的直流母线，避免因一组站用直流电源非常对两套保护功能同时产生影响而导致的保护拒动。

15.2.2.3 220kV及以上电压等级断路器的压力闭锁继电器应双重化配置，防止个中一组操作电源失落去时，另一套保护和操作箱或智能终端无法跳闸出口。
对已投入运行，只有单套压力闭锁继电器的断路器，应结合设备运行评估情形，逐步技能改造。

15.2.2.4 两套保护装置与其他保护、设备合营的回路应遵照相互独立的原则，应担保每一套保护装置与其他干系装置（如通道、失落灵保护）联结关系的精确性，防止因交叉停用导致保护功能缺失落。

15.2.2.5 220kV及以上电压等级线路按双重化配置的两套保护装置的通道应遵照相互独立的原则，采取双通道办法的保护装置，其两个通道也应相互独立。
保护装置及通信设备电源配置时应把稳防止单组直流电源系统非常导致双重化快速保护同时失落去浸染的问题。

15.2.2.6 为防止装置家族性毛病可能导致的双重化配置的两套继电保护装置同时拒动的问题，双重化配置的线路、变压器、母线、高压电抗器等保护装置应采取不同生产厂家的产品。

15.2.3 220kV及以上电压等级的线路保护应知足以下哀求：

15.2.3.1 每套保护均应能对全线路内发生的各种类型故障快速动作切除。
对付哀求实现单相重合闸的线路，在线路发生单相经高阻接地故障时，应能精确选相跳闸。

15.2.3.2 对付远间隔、重负荷线路及事件过负荷等情形，继电保护装置应采纳有效方法，防止相间、接地间隔保护在系统发生较大的潮流转移时误动作。

15.2.3.3 引入两组及以上电流互感器构成合电流的保护装置，各组电流互感器应分别引入保护装置，不应通过装置外部回路形成合电流。
对已投入运行采取合电流引入保护装置的，应结合设备运行评估情形，逐步技能改造。

15.2.3.4 应采纳方法，防止由于零序功率方向元件的电压去世区导致零序功率方向纵联保护拒动，但不应采取过分降落零序动作电压的方法。

15.2.4 断路器失落灵保护中用于判断断路器主触头状态的电流判别元件应担保其动作和返回的快速性，动作和返回韶光均不宜大于20ms，其返回系数也不宜低于0.9。

15.2.5 当变压器、电抗器的非电量保护采取就地跳闸办法时，应向监控系统发送动作旗子暗记。
未采取就地跳闸办法的非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电宇量保护完备分开。
220kV及以上电压等级变压器、电抗器的非电量保护应同时浸染于断路器的两个跳闸线圈。

15.2.6 变压器的高压侧宜设置长延时的后备保护。
在保护不失落配的条件下，只管即便缩短变压器后备保护的整定时间。

15.2.7 变压器过励磁保护的启动、反时限和定时限元件应根据变压器的过励磁特性曲线分别进行整定，其返回系数不应低于0.96。

15.2.8 为提高切除变压器低压侧母线故障的可靠性，宜在变压器的低压侧设置取自不同电流回路的两套电流保护功能。
当短路电流大于变压器热稳定电流时，变压器保护切除故障的韶光不宜大于2s。

15.2.9 110（66）kV及以上电压等级的母联、分段断路器应按断路器配置专用的、具备瞬时和延时跳闸功能的过电流保护装置。

15.2.10 220kV及以上电压等级变压器、发变组的断路器失落灵保护应知足以下哀求：

15.2.10.1 当接线形式为线路-变压器或线路-发变组时，线路和主设备的电宇量保护均应启动断路器失落灵保护。
当本侧断路器无法切除故障时，应采纳启动远方跳闸等后备方法加以办理。

15.2.10.2 变压器的电宇量保护应启动断路器失落灵保护，断路器失落灵保护动作除应跳开失落灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其他电源侧的断路器。

15.2.11 防跳继电器动作韶光应与断路器动作韶光合营，断路器三相位置不一致保护的动作韶光应与干系保护、重合闸韶光相合营。

15.3 基建调试及验收应把稳的问题

15.3.1 应从担保设计、调试和验收质量的哀求出发，合理确定新建、扩建、技改工程工期。
基建调试应严格按照规程规定实行，不得为赶工期减少调试项目，降落调试质量。

15.3.2 基建单位应至少供应以下资料：一次设备实测参数；通道设备（包括接口设备、高频电缆、阻波器、结合滤波器、耦合电容器等）的参数和试验数据、通道时延等；电流、电压互感器的试验数据（如变比、伏安特性、极性、直流电阻及10%偏差打算等）；保护装置及干系二次交、直流和旗子暗记回路的绝缘电阻的实测数据；气体继电器试验报告；全部保护纸质及电子版竣工图纸（含设计变更）、保护装置及自动化监控系统利用及技能解释书、智能站配置文件和资料性文件【包括智能电子设备能力描述（ICD）文件、变电站配置描述（SCD）文件、已配置的智能电子设备描述（CID）文件、回路实例配置（CCD）文件、虚拟局域网（VLAN）划分表、虚端子配置表、竣工图纸和调试报告等】、保护调试报告、二次回路（含光纤回路）检测报告以及调控机构整定打算所必需的其他资料。

15.3.3 基建验收应知足以下哀求：

15.3.3.1 验收方应根据有关规程、规定及反事件方法哀求制订详细的验收标准。

15.3.3.2 应担保合理的设备验收韶光，确保验收质量。

15.3.3.3 必须进行所有保护整组检讨，仿照故障检讨保护与硬（软）压板的唯一对应关系，避免有寄生回路存在。

15.3.3.4 对付新投设备，做整组试验时，应按规程哀求把被保护设备的各套保护装置串接在一起进行；应按干系规程哀求，考验同一间隔内所有保护之间的相互合营关系；线路纵联保护还应与对侧线路保护进行逐一对应的联动试验。

15.3.3.5 应负责检讨继电保护和安全自动装置、站端后台、调度真个各种保护动作、非常等干系旗子暗记是否完好、准确、同等，是否符合设计和装置事理。

15.3.3.6 应担保继电保护装置、安全自动装置以及故障录波器等二次设备与一次设备同期投入。

15.3.4 新设备投产时应负责编写继电保护启动方案，做好事故预想，确保启动调试设备故障能够可靠切除。

15.4 运行管理应把稳的问题

15.4.1 严格实行继电保护现场标准化作业辅导书，规范现场安全方法，防止继电保护“三误”事件。

15.4.2 加强继电保护和安全自动装置运行掩护事情，配置足够的备品、备件，缩短缺陷处理韶光。
装置考验应保质保量，严禁超期和漏项，应特殊加强对新投产设备的首年全面校验，提高设备康健水平。

15.4.3 所有保护用电流回路在投入运行前，除应在负荷电流知足电流互感器精度和丈量表计精度的条件下测定变比、极性以及电流和电压回路相位关系精确外，还必须丈量各中性线的不平衡电流（或电压），以担保保护装置和二次回路接线的精确性。

15.4.4 原则上220kV及以上电压等级母线不许可无母线保护运行。
110kV母线保护停用期间，应采纳相应方法，严格限定变电站母线侧隔离开关的倒闸操作，以担保系统安全。

15.4.5 建立和完善二次设备在线监视与剖析系统，确保继电保护信息、故障录波等可靠上送。
在线监视与剖析系统应严格按照国家有关网络安全规定，做好有关安全防护。
在改造、扩建工程中，新保护装置必须知足网络安全规定方可接入二次设备在线监视与剖析系统。

15.4.6 加强微机保护装置、合并单元、智能终端、直流保护装置、安全自动装置软件版本管理，对智能变电站还需加强ICD、SCD、CID、CCD文件的管控，未经主管部门认可的软件版本和ICD、SCD、CID、CCD文件不得投入运行。
保护软件及现场二次回路的变更须经干系保护管理部门赞许，并及时修订干系的图纸资料。

15.4.7 在担保安全的条件下，可开放保护装置远方投退压板、远方切换定值区功能。
远方投退保护和远方切换定值区操作应具备担保安全的验证机制，防止保护误投和误整定的发生。

15.4.8 继电保护专业和通信专业应密切合营。
把稳校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输旗子暗记的可靠性和冗余度及通道传输韶光，检讨是否设定了不必要的收、发信环节的延时或展宽韶光，防止因通信问题引起保护禁绝确动作。

15.4.9 利用载波作为纵联保护通道时，应建立阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度，定期检讨线路高频阻波器、结合滤波器等设备运行状态。
对已退役的高频阻波器、结合滤波器和分频滤过器等设备，应及时采纳安全隔离方法。

15.4.10 加强继电保护试验仪器、仪表的管理事情，每1～2年应对微机型继电保护试验装置进行一次全面检测，确保试验装置的准确度及各项功能知足继电保护试验的哀求，防止因试验仪器、仪表存在问题造成继电保护误整定、误试验。

15.4.11 干系专业职员在继电保护回路事情时，必须遵守继电保护的有关规定。

15.5 定值管理应把稳的问题

15.5.1 依据电网构造和继电保护配置情形，按干系规定进行继电保护的整定打算。

15.5.2 当灵敏性与选择性难以兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动，并备案报主管领导批准。

15.5.3 宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。

15.5.4 中、低压侧为110kV及以下电压等级且中、低压侧并列运行的变压器，中、低压侧后备保护应第一时限跳开母联或分段断路器，缩小故障范围。

15.5.5 对发电厂继电保护整定打算的哀求如下：

15.5.5.1 发电厂应按干系规定进行继电保护整定打算，并负责校核与系统保护的合营关系。

15.5.5.2 发电厂应加强厂用系统的继电保护整定打算与管理，防止因厂用系统保护禁绝确动作，扩大事件范围。

15.5.5.3 发电厂应根据调控机构下发的等值参数、定值限额及合营哀求等定期（至少每年）对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。

15.6 二次回路应把稳的问题

15.6.1 严格实行有关规程、规定及反事件方法，防止二次寄生回路的形成。

15.6.2 为提高继电保护装置的抗滋扰能力，应采纳以下方法：

15.6.2.1 在保护室屏柜下层的电缆室（或电缆沟道）内，沿屏柜支配的方向逐排敷设截面积不小于100mm2的铜排（缆），将铜排（缆）的首端、末端分别连接，形成保护室内的等电位地网。
该等电位地网应与变电站主地网一点相连，连接点设置在保护室的电缆沟道入口处。
为担保连接可靠，等电位地网与主地网的连接应利用4根及以上，每根截面积不小于50mm2的铜排（缆）。

15.6.2.2分散支配保护小室（含集装箱式保护小室）的变电站，每个小室均应参照15.6.2.1哀求设置与主地网一点相连的等电位地网。
小室之间若存在相互连接的二次电缆，则小室的等电位地网之间应利用截面积不小于100mm2的铜排（缆）可靠连接，连接点应设在小室等电位地网与变电站主接地网连接处。
保护小室等电位地网与掌握室、通信室等的地网之间亦应按上述哀求进行连接。

15.6.2.3 微机保护和掌握装置的屏柜下部应设有截面积不小于100mm2的铜排（不哀求与保护屏绝缘），屏柜内所有装置、电缆屏蔽层、屏柜门体的接地端运用截面积不小于4mm2的多股铜线与其相连，铜排运用截面不小于50mm2的铜缆接至保护室内的等电位接地网。

15.6.2.4 直流电源系统绝缘监测装置的平衡桥和检测桥的接地端以及微机型继电保护装置柜屏内的互换供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）不应接入保护专用的等电位接地网。

15.6.2.5 微机型继电保护装置之间、保护装置至开关场就地端子箱之间以及保护屏至监控设备之间所有二次回路的电缆均应利用屏蔽电缆，电缆的屏蔽层两端接地，严禁利用电缆内的备用芯线替代屏蔽层接地。

15.6.2.6 为防止地网中的大电流流经电缆屏蔽层，应在开关场二次电缆沟道内沿二次电缆敷设截面积不小于100mm2的专用铜排（缆）；专用铜排（缆）的一端在开关场的每个就地端子箱处与主地网相连，另一端在保护室的电缆沟道入口处与主地网相连，铜排不哀求与电缆支架绝缘。

15.6.2.7 接有二次电缆的开关场就地端子箱内（汇控柜、智能掌握柜）应设有铜排（不哀求与端子箱外壳绝缘），二次电缆屏蔽层、保护装置及赞助装置接地端子、屏柜本体通过铜排接地。
铜排截面积应不小于100mm2，一样平常设置在端子箱下部，通过截面积不小于100mm2的铜缆与电缆沟内不小于的100mm2的专用铜排（缆）及变电站主地网相连。

15.6.2.8 由一次设备（如变压器、断路器、隔离开关和电流、电压互感器等）直接引出的二次电缆的屏蔽层应利用截面不小于4mm2多股铜质软导线仅在就地端子箱处一点接地，在一次设备的接线盒（箱）处不接地，二次电缆经金属管从一次设备的接线盒（箱）引至电缆沟，并将金属管的上端与一次设备的底座或金属外壳良好焊接，金属管另一端应在距一次设备3～5m之外与主接地网焊接。

15.6.2.9 由纵联保护用高频结合滤波器至电缆主沟施放一根截面不小于50mm2的分支铜导线，该铜导线在电缆沟的一侧焊至沿电缆沟敷设的截面积不小于100mm2专用铜排（缆）上；另一侧在距耦合电容器接地点约3～5m处与变电站主地网连通，接地后将延伸至保护用结合滤波器处。

15.6.2.10 结合滤波器中与高频电缆相连的变送器的一、二次线圈间应无直接连线，一次线圈接地端与结合滤波器外壳及主地网直接相连；二次线圈与高频电缆屏蔽层在变送器端子处相连后用不小于10mm2的绝缘导线引出结合滤波器，再与上述与主沟截面积不小于100mm2的专用铜排（缆）焊接的50mm2分支铜导线相连；变送器二次线圈、高频电缆屏蔽层以及50mm2分支铜导线在结合滤波器处不接地。

15.6.2.11 当利用复用载波作为纵联保护通道时，结合滤波器至通信室的高频电缆敷设应按15.6.2.9和15.6.2.10的哀求实行。

15.6.2.12 保护室与通信室之间旗子暗记优先采取光缆传输。
若利用电缆，应采取双绞双屏蔽电缆，个中内屏蔽在旗子暗记吸收侧单端接地，外屏蔽在电缆两端接地。

15.6.2.13 应沿线路纵联保护光电转换设备至光通信设备光电转换接口装置之间的2M同轴电缆敷设截面积不小于100mm2铜电缆。
该铜电缆两端分别接至光电转换接口柜和光通信设备（数字配线架）的接地铜排。
该接地铜排应与2M同轴电缆的屏蔽层可靠相连。
为担保光电转换设备和光通信设备（数字配线架）的接地电位的同等性，光电转换接口柜和光通信设备的接地铜排应同点与主地网相连。
重点检讨2M同轴电缆接地是否良好，防止电网故障时由于屏蔽层打仗不良影响保护通信旗子暗记。

15.6.2.14 在滋扰水平较高的场所，或是为取得必要的抗滋扰效果，可在敷设等电位接地网的根本上利用金属电缆托盘（架），将各段电缆托盘（架）与等电位接地网紧密连接，并将不同用场的电缆分类、分层敷设在金属电缆托盘（架）中。

15.6.3 二次回路电缆敷设应符合以下哀求：

15.6.3.1 合理方案二次电缆的路径，尽可能离开高压母线、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；避免或减少迂回以缩短二次电缆的长度；拆除与运行设备无关的电缆。

15.6.3.2 互换电流和互换电压回路、不同互换电压回路、互换和直流回路、强电和弱电回路、来自电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引入线均应利用各自独立的电缆。

15.6.3.3 保护装置的跳闸回路和启动失落灵回路均应利用各自独立的电缆。

15.6.4 重视继电保护二次回路的接地问题，并定期检讨这些接地点的可靠性和有效性。
继电保护二次回路接地应知足以下哀求：

15.6.4.1 电流互感器或电压互感器的二次回路，均必须且只能有一个接地点。
当两个及以上电流（电压）互感器二次回路间有直接电气联系时，其二次回路接地点设置应符合以下哀求：

（1）便于运行中的检修掩护。

（2）互感器或保护设备的故障、非常、停运、检修、改换等均不得造成运行中的互感器二次回路失落去接地。

15.6.4.2 未在开关场接地的电压互感器二次回路，宜在电压互感器端子箱处将每组二次回路中性点分别经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30Imax V（Imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为kA）。
应定期检讨放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路涌现多点接地。
为担保接地可靠，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。

15.6.4.3 独立的、与其他互感器二次回路没有电气联系的电流互感器二次回路可在开关场一点接地，但应考虑将开关场不同点地电位引至同一保护柜时对二次回路绝缘的影响。

15.6.4.4 严禁在保护装置电流回路中并联接入过电压保护器，防止过电压保护器不可靠动作引起差动保护误动作。

15.6.5 制造部门应提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，保护装置由屏外引入的开入回路应采取220V/110V直流电源。
光耦开入的动作电压应掌握在额定直流电源电压的55%～70%范围以内。

15.6.6 继电保护及安全自动装置应选用抗滋扰能力符合有关规程规定的产品，针对来自系统操作、故障、直流接地等的非常情形，应采纳有效防误动方法。
继电保护及安全自动装置应采纳有效方法防止单一元件破坏可能引起的禁绝确动作。
断路器失落灵启动母线保护、变压器断路器失落灵启动等主要回路应采取装设大功率重动继电器，或者采纳软件防误等方法。

15.6.7 外部开入直接启动，不经闭锁便可直接跳闸（如变压器和电抗器的非电量保护、不经就地判别的远方跳闸等），或虽经有限闭锁条件限定，但一旦跳闸影响较大（如失落灵启动等）的主要回路，应在启动开入端采取动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围以内的中间继电器，并哀求其动作功率不低于5W。

15.6.8 对经长电缆跳闸的回路，应采纳防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的方法。

15.6.9 掌握系统与继电保护的直流电源配置应知足以下哀求：

15.6.9.1 对付按近后备原则双重化配置的保护装置，每套保护装置应由不同的电源供电，并分别设有专用的直流空气开关。

15.6.9.2 母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护、各种双断路器接线办法的线路保护等保护装置与每一断路器的掌握回路应分别由专用的直流空气开关供电。

15.6.9.3 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空气开关供电，且跳闸回路掌握电源应与对应保护装置电源取自同一直流母线段。

15.6.9.4 单套配置的断路器失落灵保护动作后应同时浸染于断路器的两个跳闸线圈。

15.6.9.5 直流空气开关的额定事情电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的2.0倍选用。

15.6.10 继电保护利用直流系统在运行中的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%。

15.6.11 在运行和检修中应加强对直流系统的管理，严格实行有关规程、规定及反事件方法，防止直流系统故障，特殊要防止互换串入直流回路，造成电网事件。

15.6.12 保护屏柜上互换电压回路的空气开关应与电压回路总路开关在跳闸时限上有明确的合营关系。

15.7 智能站保护应把稳的问题

15.7.1 智能变电站方案设计时，应把稳如下事变：

15.7.1.1 智能变电站的保护设计应坚持继电保护“四性”，遵照“直接采样、直接跳闸”、“独立分散”、“就地化支配”原则，应避免合并单元、智能终端、交流机等任一设备故障时，同时失落去多套主保护。

15.7.1.2 有扩建须要的智能变电站，在初期设计、施工、验收事情中，交流机、网络报文剖析仪、故障录波器、母线保护、公用测控装置、电压合并单元等公用设备须要为扩培植备预留干系接口及通道，避免扩建时公用设备改造增加运行设备风险。

15.7.1.3 330kV及以上和涉及系统稳定的220kV新建、扩建或改造的智能变电站采取常规互感器时，应通过二次电缆直接接入保护装置。
已投运的智能变电站应按上述原则，分轻重缓急履行改造。

15.7.1.4 保护装置不应依赖外部对时系统实现其保护功能，避免对时系统或网络故障导致同时失落去多套保护。

15.7.1.5 220kV及以上电压等级的继电保护及与之干系的设备、网络等应按照双重化原则进行配置。
任一套保护装置不应跨接双重化配置的两个过程层网络。
如必须跨双网运行，则应采纳有效方法，严格防止因网络风暴缘故原由同时影响双重化配置的两个网络。

15.7.1.6 当双重化配置的保护装置组在一壁保护屏（柜）内，保护装置退出、消缺或试验时，应做好防护方法。
同一屏内的不同保护装置不应共用光缆、尾缆，其所用光缆不应接入同一组光纤配线架，防止一台装置检修时造成另一台装置陪停。
为担保设备散热良好、运维便利，同一屏内的设备纵向支配要留有充足间隔。

15.7.1.7 交流机VLAN划分应遵照“大略适用，统一兼顾”的原则，既要知足新建站设备运行哀求，防止由于交流机配置失落误引起保护装置拒动，又要兼顾远景扩建需求，防止新设备接入时多台交流机修正配置所导致的大规模设备陪停。

15.7.2 选型采购时，应把稳如下事变：

15.7.2.1 为担保智能变电站二次设备可靠运行、运维高效，合并单元、智能终端、过程层交流机应采取通过国家电网公司组织的专业检测的产品，合并单元、智能终端宜选用与对应保护装置同厂家的产品。

15.7.2.2 智能掌握柜应具备温度湿度调节功能，附装空调、加热器或其他控温设备，柜内湿度应保持在90％以下，柜内温度应保持在+5℃～+55℃之间。

15.7.2.3 就地支配的智能电子设备应具备完善的高温、高湿及电磁兼容等防护方法，防止因运行环境恶劣导致电子设备故障。

15.7.2.4 加强合并单元额定延时参数的测试和验收，防止参数缺点导致的保护禁绝确动作。

15.7.2.5 故障录波器应选用独立于被监测保护生产厂家设备的产品，以确保保护装置运行状态及家族性毛病剖析数据的客不雅观性。

15.7.3 应强化智能变电站运行管理，详细哀求如下：

15.7.3.1 运维单位应完善智能变电站现场运行规程，细化智能设备各种报文、旗子暗记、硬压板、软压板的利用解释和非常处置方法，应规范压板操作顺序，现场操作时应严格按照顺序进行操作，并在操作前后检讨保护的告警旗子暗记，防止误操作事件。

15.7.3.2 应加强SCD文件在设计、基建、改造、验收、运行、检修等阶段的全过程管控，验收时要确保SCD文件的精确性及其与设备配置文件的同等性，防止因SCD文件缺点导致保护失落效或误动。