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15.6.1 发电厂的继电保护整定计算，在保护能正确、可靠动作的前提下，灵敏度整定应适当，以避免不正确动作，确保主设备的安全运行。
15.6.2 大型发电机、变压器本体的继电保护装置，其中与电网相关线路保护无直接整定配合关系的元件保护如差动、过激磁、过负荷、负序电流、发电机定子和转子等保护原则上应由设备主管单位自行管辖、整定；与电网相关有直接整定配合关系的元件保护如负序保护、零序保护、由电网部门提供整定限额，供设备主管单位整定。
15.6.3 发电厂应定期对所辖设备进行整定值的全面复算和校核，同时也要重视与各级调度部门在整定交界面的配合，及时交换资料进行检查、校核。
15.6.4 要求发电机制造厂提供装设发电机横差保护的条件，优先考虑配置横差保护并要求该保护中的三次谐波滤过比应大于30。
15.6.5 发电机、变压器的低阻抗保护要有完善的TV失压、断线闭锁措施。包括电压切换过程中直流失压和交流失压而不致误动的有效措施。必须采用电流起动方式。 15.6.6 发电机组的过励磁保护应根据制造厂提供的过励磁特性曲线和负序电流的A值进行整定。对负序电流、电压以及过励磁等反时限特性的保护装置，应认真校核返回系数在合理范围内。
15.6.7 发电机失步保护技术应正确区分短路故障和失步。当系统或机组发生短路故障时，发电机失步保护不应误动。只有失步振荡中心位于发变组内部，对发电机安全造成影响时，失步保护才作用于跳闸。失步保护跳闸应尽量避免使断路器在两侧电势角δ＝180°时开断。
15.6.8 发电机失磁保护应能区分故障和失磁。故障时测量阻抗若进入失磁保护动作特性范围，应有故障判据或延时元件作为辅助判据，同时，应设立振荡闭锁或延时元件躲过系统振荡。
15.6.9 做好失磁保护和失步保护的选型工作。
15.6.10 为降低发生继电保护事故的机率，要充分重视户外变压器的二次跳闸回路绝缘问题，定校项目必须包括跳闸接点间的绝缘测量。
15.7 对于220kv主变压器的微机保护装置必须双重化。
15.7.1 主变压器宜采用两套完整、独立的保护和两套相同配置的后备保护，同时，还必须保证两套主保护、后备保护在交、直流回路上的独立性。
15.8 保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。
15.8.1 每套主保护、失灵保护与操作回路的直流熔断器应独立配置，并注意与上一级熔断器的配合。在设计中应注意各不同的直流回路之间应采用空接点或光耦联系，防止出现寄生回路。
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15.8.2 对于电缆长度＞500m 跳闸的回路，要采取措施防止长电缆分布电容影响和干扰出口继电器。
15.9 加强110kv及以下电网和厂用系统的继电保护工作，降低发生继电保护事故的机率。
15.9.1 要十分注意主变110kv侧后备保护与出线保护的配合。发电厂厂用系统保护的控制电缆不能与一次电缆一起敷设。务必做好保护用电流互感器二次的10％误差特性的校验。同时，特别注意变压器低压侧出线出口发生短路引起电流互感器饱和而导致线路速断保护拒动问题，对不满足要求的必须采取调整电流互感器的变比，减少二次回路负载，或选用抗饱和继电器等措施，防止保护拒动导致事故扩大。
15.9.2 确定110kv及以下厂用系统的合理运行方式，充分发挥继电保护效能，降低发生继电保护事故的机率。
15.10 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。
15.10.1 根据厂用系统的特点研究设计合理的备用电源自动投入装置。应定期进行模拟传动试验，提高投入率，增强可靠性。积极推广“备用电源自动投入装置”的应用。
16 防止系统稳定破坏事故
为了保障电网安全运行，防止发电侧引起系统稳定破坏事故发生，要继续贯彻执行《电力系统安全稳定导则》，并提出以下重点要求： 16.1 严格执行调度命令，确保电网的安全运行。
16.2 发电机组的参数选择和自动装置（自动励磁调节器，电力系统稳定器，稳定控制装置，自动发电控制装置等）的配置和整定，必须与电网协调，保证其性能满足系统稳定运行的要求。
16.3 发电厂应有可靠的保证厂用电的措施，防止厂用电失去导致全厂停电。 16.4 电网内大机组配置的高频率、低频率、过压、欠压保护及振荡解列装置的定值，联络变的过负荷保护必须经电网调度机构审定。
16.5 应避免枢纽厂、变电站的线路、母线、变压器等设备无快速保护运行。要加强开关设备的检修维护，确保电网故障的可靠切除。在受端系统的关键枢纽厂、所，当发生继电保护定值整定困难时，要侧重防止保护拒动。当灵敏度与选择性难以兼顾时，应以保护灵敏度为主。
16.6 对500kv 设备的主保护应实现双重化，新建500kv 和重要的220kv 厂母线应做到双套母差、开关失灵保护，已建500kv 和重要的220kv 厂母线应逐步做到双套母差、开关失灵保护。
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17 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
17.1 加强对变压器类设备（变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、耦合电容器等）从招标技术条件制订、选型、选厂、招标、定货、监造、试验、验收、运输、安装、投运的全过程管理。各单位变压器专责人员必须参与设备技术条件审查、选型、选厂及招标、监造验收工作，对变压器类设备技术及管理全面负责。
17.2 对新购110kv 及以上变压器类设备进行监造验收，并出具监造验收报告。确保招标技术条件中的改进措施，落实在设备设计、制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。
17.2.1 订货所选变压器厂必须通过同类型产品的突发短路试验，并向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。
17.2.2 220kv 及以上变压器应赴厂监造和验收。按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。 17.2.3 出厂局放试验的合格标准。
17.2.3.1 220kv 及以上变压器，测量电压为1.5 Um／31/2时，自耦变压器中压端不大于200pc，其它端不大于100 pC。
17.2.3.2 110kV变电器，测量电压为1.5 Um／31/3时，不大于300pC。
17.2.3.3 互感器设备的视在放电量，测量电压为1.2Um及1.0 Um时，液体浸渍型式不大于10 pc，固体型式不大于50 pc。测量电压为1.2Um／31/2时，液体浸渍型式不大于5 pc，固体型式不大于20 pc。
17.2.3.4 对220kv 及以上电压等级互感器应进行高电压下的介损试验，且与常规试验无明显差异。
17.2.4 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。
17.2.5 认真执行交接验收试验规程。对110kv 及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。220kv 及以上电压等级和120MVA 及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV 及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。
17.2.6 大型变压器、电抗器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。
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17.3 变压器类设备应有可靠的密封和防止渗漏措施。对运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或受潮。加强运行巡视。应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区有无出现的渗漏油。防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。
17.4 防止套管、引线、分接开关引起事故。变压器35kv 及以上套管应采用大小伞裙结构的防污瓷套，10kv 套管应采用20kv 级瓷套。套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污闪及雨闪事故。
17.5 变压器冷却器风扇电机应采用防水电机。潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000r／min的低速油泵。为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。
运行中变压器不符合上述要求的应进行技术改造（运行中油泵转速大于1000r／min但小于1500r／min的变压器可根据具体情况决定是否更换油泵）。 17.6 变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。
17.7 对220kv 及以上电压等级变电设备还需每年进行至少一次红外成像测温检查。 17.8 在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件。变压器在遭受近区突发短路后，应做低压短路阻抗测试或频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投用。
17.9 对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装使用。 17.10 对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。
17.11 按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。
17.12 防止套管存在的问题。
17.12.1 套管安装就位后，带电前必须静放。500kV 管静放时间不得少于36h，110～220kv 套管不得少于24h。
17.12.2 对保存期超过1年的110kv 及以上套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
17.12.3 事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。 17.12.4 作为备品的110kv 及以上套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬
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高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。 17.12.5 套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。
18 防止开关设备事故
18.1 采用五防装置运行可靠的开关柜，严禁五防功能不完善的开关柜进入系统使用，已运行的五防功能不完善的开关柜应尽快完成完善化改造，避免和减少人身及设备事故。 18.2 开关柜母线室各柜间必须封闭。母线支柱及套管应采用具有足够爬电距离的SMC或纯瓷材料。母线及各引接线带电部分宜采用交联聚乙烯或硅橡胶绝缘护套全部包封，或加装绝缘隔板。
18.3 根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。
18.4 断路器设备特别是联络用断路器断口外绝缘应满足不小于1.15倍（252kv）或1.2倍（363kv及550kv）相对地外绝缘的要求，否则应加强清扫工作或采用防污涂料等措施。 18.5 加强运行维护，确保开关设备安全运行。对气动机构应定期清扫防尘罩、空气过滤器、排放储气罐内积水，做好空气压缩机的累计起动时间纪录，对超过规定打压时间的压缩机系统应采取措施处理。对液压机构应定期检查回路有无渗油现象，做好油泵累计起动时间纪录。发现问题及时处理。
18.6 对手车柜每次推入柜内之前，必须检查开关设备的位置，杜绝合闸位置推入手车。手车柜操作进出柜时应保持平稳，防止猛烈撞击。
18.7 根据设备现场的污秽程度，采取有效的防污闪措施，预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸。
18.7.1 对新建、扩建工程的开关设备应按污秽等级配置外绝缘。运行中的开关设备则可采取清扫、加装硅橡胶伞裙套等辅助措施，重点应放在隔离开关的支柱绝缘子上。 18.7.2 绝缘提升杆问题属内绝缘问题，最主要是防止断路器进水，对少油或多油断路器尤其重要。需要关注预防性试验结果，发现异常情况，必须及时处理
18.8 开关设备应按规定的检修周期，实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对绝缘拉杆、机构的检查与检修，防止断路器绝缘拉杆拉断、拒分、拒合和误动以及灭弧室的烧损或爆炸，预防液压机构的漏油和慢分。
18.9 隔离开关应按规定的检修周期进行检修。对失修的隔离开关应积极申请停电检修，防止恶性事故的发生。
18.10 结合电力设备预防性试验，应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构、