11.3.2 保护室与通信室间的信号传输电缆应采用双绞双屏蔽电缆，屏蔽层在两端分别接地。
11.3.3 对于经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响及防止出口继电器误动的措施，尤其应注意避免各继电保护之间逻辑回路的电缆过长问题（失灵保护启动母差回路、断路器保护启动母差回路等）。
11.3.4 发电机、变压器保护及母差保护、失灵保护的开入直跳回路，应采用双开入方式，并采用强电大功率中间继电器（110V 或 220V 直流启动、启动功率大于 5W、动作速度不宜小于 10ms）。
11.3.5 电流互感器的二次回路必须分别且只能有一点接地；由几组电流互感器二次组合的电流回路，应在有直接电气连接处一点接地。
11.3.6 经控制室零相小母线(N600)连通的几组电压互感器二次回路，应在控制室将 N600 一点接地，各电压互感器二次中性点在开关站的接地点应断开。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断路器或接触器等。独立的、与其它互感器二次回路没有直接电气联系的电压互感器二次回路，可以在电压互感器安装处实现一点接地。 11.3.7 电压互感器二次线圈中性点在开关站采用经放电间隙或氧化锌阀片接地时，应定期维护检查防止出现两点接地。
11.3.8 来自电压互感器二次回路的四根开关站引入线中的中性线与互感器三次回路的两根开关站引入线中的 N 线必须分开，不得共用。
11.3.9 主设备非电量保护应做到防水、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。 11.3.10 如果断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。
11.4 加强继电保护整定和软件版本管理
11.4.1 健全继电保护定值单管理制度，继电保护定值单必须履行相关审批程序后方可执行。
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11.4.2 继电保护定值和软件版本应设专人管理。每年应根据相关规定、电网调度部门下达的综合电抗及主设备技术条件对所管理的继电保护定值及其配合关系进行校核、计算。 11.4.3 微机型继电保护及安全自动装置的软件版本和结构配置文件修改、升级前，应对其书面说明材料及检测报告进行确认，并对原运行软件和结构配置文件进行备份。修改内容涉及测量原理、判据、动作逻辑或变动较大的，必须提交经动模试验的全面检测认证报告。应建立和完善继电保护故障信息管理系统，并严格执行国家有关网络安全规定,一般不允许开放远方修改定值、软件和配置文件功能。 11.4.4 发电机、变压器保护整定计算应注意的问题
11.4.4.1 大型发电机高频、低频保护整定计算时，应分别根据发电机在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机性能、特性曲线，并结合电网要求进行整定计算。同时还需注意应在汽轮机超速保护之后动作。
11.4.4.2 发电机转子过负荷保护应投入运行，且与励磁系统过励磁电流限制相配合。
11.4.4.3 过激磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，其返回系数不宜低于 0.96。整定计算应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并与励磁系统的负荷限制特性相配合，按励磁调节器过励限制首先动作、再由过激磁保护动作的原则进行整定和校核。
11.4.4.4 单机容量 200MW 及以上发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波保护的出口分离，基波零序保护投跳闸，三次谐波保护投信号。发电机定子接地保护动作整定值应按制造厂的要求确定，在投入跳闸前，必须根据发电机在不同负荷工况下实测的零序基波电压和中心点侧三次谐波电压的有效值数据进行校核。
11.4.4.5 发电机负序电流保护应根据制造厂提供的负序电流暂态限值（A值）进行整定，并考虑一定裕度。
11.4.4.6 发电机保护启动失灵保护的零序或负序电流判别元件灵敏度应与发电机负序电流保护相配合。
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11.4.4.7 按照励磁调节器低励限制先动作、发电机失磁保护后动作的顺序整定失磁保护。失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，且应配置振荡闭锁元件。 11.5 加强继电保护检验
11.5.1 发电机主保护、变压器主保护、母线保护、断路器失灵保护、安全自动装置等重要保护运行一年后应进行全部检验，严禁超期和漏项。
11.5.2 根据相关技术标准、规程、规定和反事故措施，编制继电保护标准化作业指导书。在作业中，不得为赶工期减少调试、检验项目。
11.5.3 定期对继电保护试验仪器、仪表进行检定，微机型继电保护试验装置的监测周期为 1-2 年。
11.5.4 新投设备进行整组试验时，应把被保护设备的各套保护装置串接在一起进行。必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护压板的唯一对应关系，防止存在任何寄生回路。
12 防止发电厂电力调度自动化系统子站设备与电力通信系统事故
12.1 防止发电厂电力调度自动化系统子站设备事故
12.1.1 发电厂的远动终端设备、计算机监控系统、相量测量装置（PMU）、电能量远方终端、电能表、发电侧报价终端、测控单元、变送器、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备、水情测报设备及 GPS 装置等电力调度自动化系统子站设备（以下简称自动化子站设备）新、改（扩）建工程的设计、选型，应符合调度自动化专业有关规程规定，并须经相关调度自动化管理部门同意。现场设备的接口和传输规约必须满足调度自动化系统主站的技术要求。 12.1.2 严格按照《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T5003-2005)要求和调度生产的实际需要，采集相关实时信息，满足调度运行和控制要求。
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12.1.3 自动化子站设备与电力调度自动化系统主站系统间应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道），采用网络方式时应采取网络安全防护措施。
12.1.4 自动化子站设备必须通过具备国家级检测资质的电力设备检测部门检测，并取得其颁发的质量检测合格证。 12.1.5 加强对发电厂监控系统、电力调度自动化系统子站设备的安全防护，并满足《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会令第 5 号）及《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全[2006]34 号）等规定、规范的有关要求。
12.1.6 发电厂二次系统安全防护实施方案须报相应电力调度部门审核，方案实施完成后应由电力调度部门验收。接入电力调度数据网络的设备和应用系统，其接入技术方案和安全防护措施须经电力调度部门核准。
12.1.7 发电自动化子站设备的供电电源应配置专用的不间断电源(UPS) 或采用电厂直流系统供电，并保证电源的可靠性，相关设备应加装防雷（强）电击装置。
12.1.8 严格按照《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T 516—2006）的规定和生产实际需要，采集相关实时信息，满足调度运行和控制要求。
12.1.9 发电厂监控系统应具有完善、可靠的技术措施，对电力调度自动化系统主站下发的 AGC、AVC 指令应进行安全校核。
12.1.10 制定和落实发电厂监控系统和自动化子站设备故障应急预案和故障恢复措施，相关系统和数据应定期进行备份。
12.1.11 根据有关规定要求，结合一次设备检修，定期对自动化子站设备进行测试。
12.2 防止发电厂电力通信系统事故
12.2.1 接入系统的发电厂应与电力通信网具有两个独立的通信传输通道。
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12.2.2 发电厂所用通信设备，应符合相关国家标准、行业标准及其他有关规定要求，通信设备选型和配置应与电网通信网相协调，满足所接入系统的组网要求。
12.2.3 通信站应配置专用不停电通信电源系统，及两路可靠的交流电源输入，并且能够自动切换。通信高频开关电源整流模块应按 N+1 原则配置，且能可靠地自动投入和自动切换。当交流电源发生中断时，通信专用蓄电池组独立供电时间应不小于 8 小时。
12.2.4 承载同一 220kV 及以上线路的两套继电保护、安全自动装置业务的发电厂通信站，应实现通信电源双重化配置。传输同一输电线路的两套继电保护信号或安全自动装置信号的两组通信设备，应分别接入两套不同的通信电源系统。
12.2.5 厂内通信缆线应采用不同路径的电缆沟道、电缆竖井进入通信机房和主控室，尽量避免与一次动力电缆同沟布放。同时，应完善防火阻燃和阻火分隔等项安全措施，并绑扎醒目的识别标志。
12.2.6 通信机房动力环境及通信设备运行状态应做到 24 小时有人监视。通信机房内主要设备的报警信号（声、光）及装置应正常、可靠。无 24 小时值班的通信站，各通信设备主报警信息应接入电厂通信综合监测系统或纳入电厂电气运行统一监视与管理。 13 防止直流系统事故
13.1 发电机组、220kV 及以上电压等级发电厂升压站直流系统配置原则
13.1.1 发电机组用直流系统（包括化学水处理、除尘、除灰和消防等外围设备用直流系统）应与升压站直流系统相互独立，在直流电源输出部分不应有任何电气连接。
13.1.2 发电机组用直流系统应设立两组蓄电池，每组蓄电池容量按能够单独为机组直流供电考虑。应设置两台工作充电装置和一台备用充电装置，备用充电装置可在任一台工作整流装置故障或检修退出工作时切换投入。
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