为了防止继电保护事故，应贯彻落实《继电保护和安全自动装置技术规程》（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检验规程》（DL/T 995-2016）、《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》（Q/GDW267-2009）、《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
装置反事故措施要点》（电安生 〔1994〕 191号）、《智能变电站继电保护技术规范》（Q/GDW 441-2010）、《线路保护及辅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辅助装置标准化设计规范》（Q/GDW 1175-2013）、《国家电网继电保护整定计算技术规范》（Q/GDW 422-2010）、《10kV～110（66）kV 线 路 保 护及 辅 助 装 置 标 准化 设 计 规 范》（Q/GDW10766-2015）、《10kV～110（66）kV元件保护及辅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术规范》（Q/GDW 11361-2014）、《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》（DL/T866-2015）、《互感器 第2部分:电流互感器的补充技术要求》（GB 20840.2-2014）等有关标准和规程、规定，并提出以下重点要求：
15.1 规划设计阶段应注意的问题
15.1.1 涉及电网安全稳定运行的发、输、变、配及重要用电设备的继电保护装置应纳入电网统一规划、设计、运行和管理。在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式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，必须满足有关规程规定的要求，并经相关继电保护管理部门同意。保护选型应采用技术成熟、性能可靠、质量优良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，确保能够采取有效的防继电保护“三误”（误碰、误整定、误接线）措施。当双重化配置的两套保护装置不能实施确保运行和检修安全的技术措施时，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，相关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 当保护采用双重化配置时，其电压切换箱（回路）隔离开关辅助触点应采用单位置输入方式。单套配置保护的电压切换箱（回路）隔离开关辅助触点应采用双位置输入方式。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 纵联保护应优先采用光纤通道。分相电流差动保护收发通道应采用同一路由，确保往返延时一致。在回路设计和调试过程中应采取有效措施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使用。
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计算规程》（DL/T 866-2015）、《互感器 第 2 部分:电流互感器的补充技术要求》（GB20840.2-2014）和电网发展的情况进行互感器的选型工作，并充分考虑到保护双重化配置的要求。
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，满足保护装置整定配合和可靠性的要求。
15.1.10 线路各侧或主设备差动保护各侧的电流互感器的相关特性宜一致，避免在遇到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不正确动作。
15.1.11 母线差动保护各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，消除主保护死区。
15.1.13.1 当采用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 对经计算影响电网安全稳定运行重要变电站的220kV及以上电压等级双母线接线方式的母联、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死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取启动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决；经系统方式计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 对220kV及以上电压等级电网、110kV变压器、110kV主网（环网）线路（母联）的保护和测控，以及330kV变电站的110kV电压等级保护和测控应配置独立的保护装置和测控装置，确保在任意元件损坏或异常情况下，保护和测控功能互相不受影响。
15.1.15 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。
15.1.16 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尽量减少中间转接环节。
15.1.17 应充分考虑安装环境对保护装置性能及寿命的影响，对于布置在室外的保护装置，其附属设备（如智能控制柜及温控设备）的性能指标应满足保护运行要求且便于维护。
15.1.18 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。
15.1.19 110（66）kV及以上电压等级变电站应配置故障录波器。
15.1.20 变电站内的故障录波器应能对站用直流系统的各母线段（控制、保护）对地电压进行录波。
15.1.21 为保证继电保护相关辅助设备（如交换机、光电转换器等）的供电可靠性，宜采用直流电源供电。因硬件条件限制只能交流供电的，电源应取自站用不间断电源。
15.2 继电保护配置应注意的问题
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，任何技术创新不得以牺牲继电保护的快速性和可靠性为代价。
15.2.2 电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置，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一一对应。每一套保护均应能独立反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或发出信号，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满足以下基本要求：
15.2.2.1 两套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组；交流电压应分别取自电压互感器互相独立的绕组。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工作，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交流电压回路分开。
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。每套保护装置与其相关设备（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异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，防止其中一组操作电源失去时，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况，逐步技术改造。
15.2.2.4 两套保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则，应保证每一套保护装置与其他相关装置（如通道、失灵保护）联络关系的正确性，防止因交叉停用导致保护功能缺失。
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循相互独立的原则，采用双通道方式的保护装置，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注意防止单组直流电源系统异常导致双重化快速保护同时失去作用的问题。
15.2.2.6 为防止装置家族性缺陷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用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满足以下要求：
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。对于要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，应能正确选相跳闸。
15.2.3.2 对于远距离、重负荷线路及事故过负荷等情况，继电保护装置应采取有效措施，防止相间、接地距离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。对已投入运行采用合电流引入保护装置的，应结合设备运行评估情况，逐步技术改造。
15.2.3.4 应采取措施，防止由于零序功率方向元件的电压死区导致零序功率方向纵联保护拒动，但不应采用过分降低零序动作电压的方法。
15.2.4 断路器失灵保护中用于判断断路器主触头状态的电流判别元件应保证其动作和返回的快速性，动作和返回时间均不宜大于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用就地跳闸方式时，应向监控系统发送动作信号。未采用就地跳闸方式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，且必须与电气量保护完全分开。220kV及以上电压等级变压器、电抗器的非电量保护应同时作用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。在保护不失配的前提下，尽量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时间不宜大于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、发变组的断路器失灵保护应满足以下要求：
15.2.10.1 当接线形式为线路-变压器或线路-发变组时，线路和主设备的电气量保护均应启动断路器失灵保护。当本侧断路器无法切除故障时，应采取启动远方跳闸等后备措施加以解决。
15.2.10.2 变压器的电气量保护应启动断路器失灵保护，断路器失灵保护动作除应跳开失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 防跳继电器动作时间应与断路器动作时间配合，断路器三相位置不一致保护的动作时间应与相关保护、重合闸时间相配合。
15.3 基建调试及验收应注意的问题
15.3.1 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发，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执行，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。
15.3.2 基建单位应至少提供以下资料：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%误差计算等）；保护装置及相关二次交、直流和信号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使用及技术说明书、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计算所必需的其他资料。
15.3.3 基建验收应满足以下要求：
15.3.3.1 验收方应根据有关规程、规定及反事故措施要求制定详细的验收标准。
15.3.3.2 应保证合理的设备验收时间，确保验收质量。
15.3.3.3 必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护与硬（软）压板的唯一对应关系，避免有寄生回路存在。
15.3.3.4 对于新投设备，做整组试验时，应按规程要求把被保护设备的各套保护装置串接在一起进行；应按相关规程要求，检验同一间隔内所有保护之间的相互配合关系；线路纵联保护还应与对侧线路保护进行一一对应的联动试验。
15.3.3.5 应认真检查继电保护和安全自动装置、站端后台、调度端的各种保护动作、异常等相关信号是否齐全、准确、一致，是否符合设计和装置原理。
15.3.3.6 应保证继电保护装置、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 新设备投产时应认真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 运行管理应注意的问题
15.4.1 严格执行继电保护现场标准化作业指导书，规范现场安全措施，防止继电保护“三误”事故。
15.4.2 加强继电保护和安全自动装置运行维护工作，配置足够的备品、备件，缩短缺陷处理时间。装置检验应保质保量，严禁超期和漏项，应特别加强对新投产设备的首年全面校验，提高设备健康水平。
15.4.3 所有保护用电流回路在投入运行前，除应在负荷电流满足电流互感器精度和测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正确外，还必须测量各中性线的不平衡电流（或电压），以保证保护装置和二次回路接线的正确性。
15.4.4 原则上220kV及以上电压等级母线不允许无母线保护运行。110kV母线保护停用期间，应采取相应措施，严格限制变电站母线侧隔离开关的倒闸操作，以保证系统安全。
15.4.5 建立和完善二次设备在线监视与分析系统，确保继电保护信息、故障录波等可靠上送。在线监视与分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，新保护装置必须满足网络安全规定方可接入二次设备在线监视与分析系统。
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相关保护管理部门同意，并及时修订相关的图纸资料。
15.4.7 在保证安全的前提下，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保证安全的验证机制，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配合。注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度及通道传输时间，检查是否设定了不必要的收、发信环节的延时或展宽时间，防止因通信问题引起保护不正确动作。
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，定期检查线路高频阻波器、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，应及时采取安全隔离措施。
15.4.10 加强继电保护试验仪器、仪表的管理工作，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满足继电保护试验的要求，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 相关专业人员在继电保护回路工作时，必须遵守继电保护的有关规定。
15.5 定值管理应注意的问题
15.5.1 依据电网结构和继电保护配置情况，按相关规定进行继电保护的整定计算。
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计算的要求如下：
15.5.5.1 发电厂应按相关规定进行继电保护整定计算，并认真校核与系统保护的配合关系。
15.5.5.2 发电厂应加强厂用系统的继电保护整定计算与管理，防止因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。
15.5.5.3 发电厂应根据调控机构下发的等值参数、定值限额及配合要求等定期（至少每年）对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。
15.6 二次回路应注意的问题15.6.1 严格执行有关规程、规定及反事故措施，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干扰能力，应采取以下措施：
15.6.2.1 在保护室屏柜下层的电缆室（或电缆沟道）内，沿屏柜布置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。为保证连接可靠，等电位地网与主地网的连接应使用4根及以上，每根截面积不小于50mm的铜排（缆）。
15.6.2.2分散布置保护小室（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要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使用截面积不小于100mm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控制室、通信室等的地网之间亦应按上述要求进行连接。
15.6.2.3 微机保护和控制装置的屏柜下部应设有截面积不小于100mm的铜排（不要求与保护屏绝缘），屏柜内所有装置、电缆屏蔽层、屏柜门体的接地端应用截面积不小于4mm2的多股铜线与其相连，铜排应用截面不小于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交流供电电源（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使用屏蔽电缆，电缆的屏蔽层两端接地，严禁使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，铜排不要求与电缆支架绝缘。
15.6.2.7 接有二次电缆的开关场就地端子箱内（汇控柜、智能控制柜）应设有铜排（不要求与端子箱外壳绝缘），二次电缆屏蔽层、保护装置及辅助装置接地端子、屏柜本体通过铜排接地。铜排截面积应不小于100mm2，一般设置在端子箱下部，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使用截面不小于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 当使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的要求执行。
15.6.2.12 保护室与通信室之间信号优先采用光缆传输。若使用电缆，应采用双绞双屏蔽电缆，其中内屏蔽在信号接收侧单端接地，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。为保证光电转换设备和光通信设备（数字配线架）的接地电位的一致性，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。重点检查2M同轴电缆接地是否良好，防止电网故障时由于屏蔽层接触不良影响保护通信信号。
15.6.2.14 为取得必要的抗干扰效果，可在敷设电缆时使用金属电缆托盘（架），将各段电缆托盘（架）与接地网紧密连接，并将不同用途的电缆分类、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要求：
15.6.3.1 合理规划二次电缆的路径，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 交流电流和交流电压回路、不同交流电压回路、交流和直流回路、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使用各自独立的电缆。
15.6.3.3 保护装置的跳闸回路和启动失灵回路均应使用各自独立的电缆。
15.6.4 重视继电保护二次回路的接地问题，并定期检查这些接地点的可靠性和有效性。继电保护二次回路接地应满足以下要求：
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要求：
（1）便于运行中的检修维护。
（2）互感器或保护设备的故障、异常、停运、检修、更换等均不得造成运行中的互感器二次回路失去接地。
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30·Imax 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）。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路出现多点接地。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。
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用±220V/110V直流电源。光耦开入的动作电压应控制在额定直流电源电压的55%～70%范围以内。
15.6.6 继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，针对来自系统操作、故障、直流接地等的异常情况，应采取有效防误动措施。继电保护及安全自动装置应采取有效措施防止单一元件损坏可能引起的不正确动作。断路器失灵启动母线保护、变压器断路器失灵启动等重要回路应采用装设大功率重动继电器，或者采取软件防误等措施。
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制，但一旦跳闸影响较大（如失灵启动等）的重要回路，应在启动开入端采用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，并要求其动作功率不低于5W。
15.6.8 对经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施。
15.6.9 控制系统与继电保护的直流电源配置应满足以下要求：
15.6.9.1 对于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、各种双断路器接线方式的线路保护等保护装置与每一断路器的控制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，且跳闸回路控制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灵保护动作后应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。
15.6.9.5 直流空气开关的额定工作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 继电保护使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，严格执行有关规程、规定及反事故措施，防止直流系统故障，特别要防止交流串入直流回路，造成电网事故。
15.6.12 保护屏柜上交流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配合关系。
15.7 智能站保护应注意的问题
15.7.1 智能变电站规划设计时，应注意如下事项：
15.7.1.1 智能变电站的保护设计应坚持继电保护“四性”，遵循“直接采样、直接跳闸”、“独立分散”、“就地化布置”原则，应避免合并单元、智能终端、交换机等任一设备故障时，同时失去多套主保护。
15.7.1.2 有扩建需要的智能变电站，在初期设计、施工、验收工作中，交换机、网络报文分析仪、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需要为扩建设备预留相关接口及通道，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用常规互感器时，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，分轻重缓急实施改造。
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相关的设备、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，则应采取有效措施，严格防止因网络风暴原因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面保护屏（柜）内，保护装置退出、消缺或试验时，应做好防护措施。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。为保证设备散热良好、运维便利，同一屏内的设备纵向布置要留有充足距离。
15.7.1.7 交换机VLAN划分应遵循“简单适用，统一兼顾”的原则，既要满足新建站设备运行要求，防止由于交换机配置失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换机修改配置所导致的大规模设备陪停。
15.7.2 选型采购时，应注意如下事项：
15.7.2.1 为保证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、过程层交换机应采用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 智能控制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 就地布置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措施，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，防止参数错误导致的保护不正确动作。
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缺陷分析数据的客观性。
15.7.3 应强化智能变电站运行管理，具体要求如下：
15.7.3.1 运维单位应完善智能变电站现场运行规程，细化智能设备各类报文、信号、硬压板、软压板的使用说明和异常处置方法，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，并在操作前后检查保护的告警信号，防止误操作事故。
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文件的正确性及其与设备配置文件的一致性，防止因SCD文件错误导致保护失效或误动。
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