欢迎到
条文说明
1总则
1.0.1制定本规范的目的，即在电力装置的继电保护和自动装置设计中，必须贯彻执行国家的技术经济政策，做到安全可靠、技术先进、经济合理。
1.0.2本规范的适用范围在原规范基础上有所扩大。原规范适用于3～110kV电力线路和设备，单机容量为25MW及以下发电机和63MV·A及以下电力变压器。随着国民经济和电力建设的发展，有些工矿企业的自备发电机容量已达50MW，个别企业达100Mw(125Mw、135MW)，与此相适应，本次修订将发电机容量的上限提高到50MW。没有把上限定为100MW(125MW、135MW)是考虑本规范侧重适用于小机组，且这样容量的发电机在电力系统外属少数。100MW(125MW、135MW)发电机继电保护和自动装置设计可参照现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程GB／T14285执行。
2一般规定
2.0.1本条规定了电力设备和线路装设继电保护和自动装置的必要性和主要作用。作用是应能及时报告设备和线路异常运行情况、尽快切除故障和恢复供电。原规范条文没有报告设备和线路异常运行情况内容，本次修订补充进去；原规范条文切除短路故障本次修订改成切除故障，因为短路故障外的其他故障如低电压等，继电保护也应切除。
2.0.4本条规定校验保护装置的灵敏系数，应根据不利正常运行方式和不利故障类型进行计算。
不利正常运行方式，系指正常情况下的不利运行方式和正常检修方式。
正常情况下的不利运行方式，通常指在非故障和检修方式下，电厂中因机组停运等，引起继电保护灵敏系数降低的不利运行方式。
例如：夏季丰水期，水电厂应尽量多开机，而火电厂相应的减少开机。这种方式下，安装在火电厂侧的继电保护装置的灵敏系数可能降低。校验火电厂侧的继电保护装置的灵敏系数应取这种不利运行方式。反之，在冬季枯水期，水电厂减少开机，火电厂相应的多开机。在这种情况下，安装在水电厂侧的继电保护装置的灵敏系数可能降低。校验水电厂侧的继电保护装置的灵敏系数应取这种不利运行方式。
正常检修方式，系指一条线路或一台电力设备检修的运行方式。继电保护的整定计算中，可不考虑两个及以上电力设备或线路同时检修情况。
本条又规定，校验保护装置的灵敏系数，必要时，应计及短路审.流衰减的影响。对低压电网，尤其是安装在发电厂附近的低压线路或电力设备的继电保护装置，如果保护动作时间长，在保护动作时，短路电流已经衰减，将会影响保护装置的灵敏系数。对此，需考虑短路电流衰减的影响。
3发电机保护
3.0.1本条说明对发电机的哪些故障或异常运行方式应装设相厦的保护。
本次修订增加了转子表层过负荷和逆功率两项，前者主要是600Mw发电机，与现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB／T14285--2006相一致；后者适用于燃汽轮发电机组。原规范条文失磁故障一项本次修订改为励磁电流异常下降或消失，与现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB／T14285--2006的表述统一。
3.0.2与原规范条文相比，增加解列灭磁一项，因为对有些保护如定于绕组过电压保护动作于解列灭磁。
故障影响范围的例子，如双母线系统断开母联断路器等。
3.0.3本条说明对发电机定子绕组及其引出线的相问短路故障保护设的保护装置。
作为发电机的主保护，对不同容量和运行方式的发电机应配置相应的保护装置。对于1MW以上的发电机，规定应装设纵联差动保护；对于1MW及以下的发电机，根据不同情况选择下列保手户中的一种：过电流、低电压、电流速断、低压过流、纵联差动保护寺。
3.0.4本条第1款为新增加内容：发电机定子绕组单相接地故障皇流允许值首先应按制造厂规定执行。如制造厂不能给出规定值，可参照表3.0.4执行。
原规范条文规定定子绕组单相接地故障电流(不计消弧线圈的补偿作用)大于4A时，装设接地保护装置，本次修订改为大于允许值装设接地保护装置。因为不同机型、不同容量、不同电压的发电机单相接地故障电流允许值是不同的，从2A到4A不等。
3.0.5本条第2款为新增加内容。50MW发电机通常不具备装设横联差动保护或裂相横联差动保护条件，对不具备装设横联差动保护或裂相横联差动保护条件的发电机，是否装设匝间短路，观点不一。如用户和制造厂有要求，可装设专门的匝问短路保护。
3.0.6本条1～4款所提出的四个后备保护方案，一般说来可满足小型发电机各种接线方式或系统参数情况下对后备保护的要求，不需要装设距离保护作为后备保护。具体工程设计选择方案时，应首先考虑相对最简单的过电流保护，其次是低电压启动或复合电压启动的过电流保护。
后备保护宜带二段时限，首先跳母联或分段断路器，之后以第二时限动作于停机。
对于自并励发电机，考虑到发电机及其引出线上的短路故障在持续一段时间(如ls左右)后，发电机的短路电流会有不同程度的下降，不宜用一般的过电流保护作为后备，故本条规定宜采用带电流保持的低电压过流保护。
3·0·7定子绕组过负荷指对称过负荷。对非对称过负荷情况，装设负序过负荷保护。
3·0·8本条规定水轮发电机应装设定子绕组过电压保护，小型汽轮发电机不必要装设。
3.0.9本条为新增加内容，规定额定容量为50MW且A值大于10的发电机装设负序过负荷保护，对于小于50MW的发电机，不考虑装设该保护。
3.0.11发电机失磁不仅会对发电机本身造成危害，对电力系统兰亨影响。故规定不允许失磁运行的发电机或失磁对电力系统有重大影响的发电机，应装设专用的失磁保护。
实际运行中曾发生发电机电压低而母线电压不低情况，故第2款改为失磁后发电机电压低于允许值时，宜带时限动作于解列。对发电机变压器组设发电机出口断路器情况，解列应理解为断开发电机出口断路器。
3.0.12本条系根据燃汽轮机特点新增内容。
4电力变压器保护
4.0.1本条列举了应装设保护装置的电力变压器的故障类型及异常运行方式。本次修订，将原规范第4.0.1条中的“中性点直接接地电力网中”改为“中性点直接接地或经小电阻接地电力网中”，“温度升高”、“压力升高”等改为“温度过高”、“压力过高”。
4.0.2与原规范第4.0.2条的条文比较，增加了“带负荷调压变压器的充油调压开关”应装设瓦斯保护，“瓦斯保护应采取防止因振动、瓦斯继电器的引线故障等引起瓦斯保护误动作的措施”等内容。
4.0.3原规范第4.0.3条的修改条文，以与《继电保护和安全自动装置技术规程》GB／T14285--2006相协调。
4.0.4本条对变压器的纵联差动保护提出了具体要求。
1关于差动保护的整定值问题。以往变压器的差动保护整定值要躲开电流互感器二次回路断线和外部故障不平衡电流值，一般灵敏系数较低。特别是变压器匝间短路(这是常见的故障)时灵敏系数更低。目前微机型差动保护对变压器各侧均有制动，如不考虑电流互感器二次回路断线情况，整定值可以降低，以提高灵敏性。但应尽量不在差动回路内连接其他元件，以减少或防止电流互感器二次回路故障的可能性。
2关于差动保护使用变压器套管电流互感器的问题。变压器高压侧使用套管电流互感器而不另装互感器，可节省投资。
遍常在63kV和110kV级容量分别为20000kV·A和31500kV。A及以上的变压器可供给套管型电流互感器。但当差动保护使用变压器套管电流互感器时，则变压器该侧套管或引线故障相当于母线故障，将切除较多的系统元件或使切断的时间过长。
而目前国内变压器高压侧套管引线的故障，在变压器总故障总数中所占比例还是不少的；另外，套管电流互感器的二次绕组缍数是三组，使用时有一定困难：差动保护用一组，母线保护用一组，后备保护与仪表共用一组。一组互感器上连接元件过多，环仅负担可能过大而且降低了可靠性，后备保护和仪表共用一组互感器保护准确级和测量精度都难以保证。此外变压器套管电流互感器试验时也存在一些困难，例如无法通人大电流做变此试验。
根据上述情况，条文规定差动保护范围一般包括套管及其引出线，即一般不使用变压器套管电流互感器构成差动保护。仅在某些情况下，例如63kV和110kV电压等级的终端变电站和分支变电站；63kV和110kV变压器高压侧未装断路器的线路变压器组，其变压器容量分别为20000kV·A和31500kV.A及以下时，才利用变压器套管电流互感器构成差动保护。
此外，当变压器回路的一次设备由于检修或其他原因退出运行而用旁路回路代替时，作为临时性措施，差动保护亦可利用变压器套管电流互感器。与原规范4.0.4条比较，增加了CT断线允许保护动作的内容，但在实际工程中应区别对待，对给重要负荷供电的变压器，当变压器退出可能造成重大损失的，可按只发出信号考虑。
4.0.5本条保留原规范第4.0.5条的条文。本条对由外部相间短路引起的变压器过电流应装设的保护装置作了规定。过电流保护装置的整定值应考虑变压器区外故障时可能出现的过负荷，而不能按避越变压器的额定电流来整定。
4·0.6本条在原规范第4.0.6条基础上作了若干修订。据微机保护的特点将后备保护由原规范条文的装于主变的主电源侧和主负荷侧，修改为装于主变各侧。非电源侧保护可带两段或三段时限，第一时限用于缩小故障范围，即断开本侧母联或分段断路器，第二时限断开本侧断路器，第三时限断开变压器各侧断路器；电源侧保护可带一段时限，断开变压器各侧断路器；增加了变压器低压侧有分支的后备保护的配置，以及变压器低压侧无专用母线保护时，相应后备保护配置的方式。
4.0.7本条保留原规范第4.0.7条的条文。
目前运行的双线圈变压器和三线圈变压器的外部短路过电流保护一般比较复杂，设计和运行单位建议加以简化。但在具体工程设计时，由于对一些出现机会很少的故障情况考虑过多，往往还是得不到简化。因此，条文中集中各地的意见和经验提出了简化原则和保护的具体配置原则。
4.0.8，本条保留原规范第4.0.8条的条文。
本条是直接接地电力网中关于中性点直接接地变压器零序电流保护的规定。指出双线圈及三线圈变压器的零序电流保护应接于中性点引出线的电流互感器上，这种方式在变压器外部和内部发生单相接地短路时均能起保护作用。
4.0.9本条为原规范第4.0.9条的修改条文。本条对经常不接地运行的变压器采取的特殊保护措施作了明确规定。
110kV直接接地电力网中低压侧有电源的变压器，中性点可能直接接地运行，也可能不接地运行。对这类变压器，应当装设反应单相接地的零序电流保护，用以在中性点接地运行时切除故障；
还应当装设专门的零序电流电压保护，用以在中性点不接地运行时切除故障。保护方式对不同类型的变压器又有所不同，说明如下：
当变压器低压侧有电源且中性点可能不接地运行时，应增设零序过电压保护。
1对全绝缘变压器：装设零序过电压保护，对于直接接地系统的全绝缘变压器，内过电压计算一般为3.0U。。(U；。为最高运行相电压)。当电力网中失去接地中性点并且发生弧光接地时，过电压值可达到3.0U。因此一般不会使变压器中性点绝缘受到损害；但在个别情况下，弧光接地过电压值可达到3.5U引如持续时间过长，仍有损坏变压器的危险。由于一分钟工频耐压大于等于3.0U引所以在3.5U。电压下仍允许一定时间，装设零序过电压保护经0.5s延时切除变压器，可以防止变压器遭受弧光接地过电压的损害。其次，在非直接接地电力网中，切除单相接地空载线路产生的操作过电压，可能达到4.0U。及以上。电力网中失去接地中性点且单相接地时，以0.5s延时迅速切除低压侧有电源的变压器，还可以在某些情况下避免电力设备遭受上述操作过电压的袭击。此外，当电力网中电容电流较大时，如不及时切除单相接地故障，有发展成相间短路的可能，因此，装设零序过电压保护也是必要的。
在电力网存在接地中性点且发生单相接地时，零序过电压保护不应动作。动作值应按这一条件整定。当接地系数X。／Xt≤3时，故障点零序电压小于等于0.6U。，因此，一般可取动作电压为180V。当实际系统中X。／X，<3时，也可取与实际X。／X。值相对应的低于180V的整定值。
2分级绝缘的变压器：对于中性点可能接地或不接地运行的变压器，一般装设放电间隙，但也有极个别的低压终端变电站的变压器不装设放电间隙。对这两种接地方式的变压器，其零序保护可按下述方式处理：
1)中性点装设放电间隙。放电间隙的选择条件是：在一定的X。／X，值下，躲过单相接地暂态电压；一般在X。／x，≤3时，按躲过单相接地暂态电压整定的间隙值，能够保护变压器中性点绝缘免遭内过电压的损害；当电力网中失去接地中性点且单相接地时，间隙放电。
对于中性点装设放电间隙的变压器，要按本规范4.0.8条的规定装设零序电流保护。用于在中性点接地运行时切除故障。
此外，还应当装设零序电流电压保护，用于在问隙放电时及时切除变压器，并作为间隙的后备，当间隙拒动时用以切除变压器。
零序电流电压保护由电压和电流元件组成，当问隙放电时，电流元件动作；放电拒动时，电压元件动作。电流或电压元件动作后，均经0.5s延时切除变压器。
零序电压元件动作值的整定与本条第1款零序过电压保护相同。
零序电流元件按问隙放电最小电流整定，一般取一次动作电流为100A。
采用上述零序电流保护和零序电流电压保护时，首先切除中性点接地变压器，当电力网中失去接地中性点时，靠间隙放电保护变压器中性点绝缘，经0.5s延时再由零序电流电压保护切除中性点不接地的变压器。采用这种保护方式，好处是比较简单，但当间隙拒动时，则靠零序电流电压保护变压器，在0.5s内，变压器要承受内过电压，如系间歇电弧接地，一般过电压值可达3.OU。个别情况下可达3.5U。，变压器有遭受损害的可能性。
2)中性点不装设放电间隙。对于中性点不装设放电间隙的变压器，零序保护应首先切除中性点不接地变压器。此时，可能有两种不同的运行方式：一是任一组母线上至少有一台中性点接地变
压器，二是～组母线上只有中性点不接地变压器。对这两种运行方式，保护方式也有所不同：
当任一组母线上至少有一台中性点接地变压器时，零序电流保护也是由两段组成，与本规范第4.0.8条的不同之处，是I段只臂一个时限，仅动作于断开母线联络断路器；Ⅱ段设置两个时限，弟～时限动作于断开母线联络断路器，第二时限动作于切除中性点接地的变压器。此外，还要装设零序电流电压保护，它在中性点琰地变压器有零序电流、中性点不接地变压器没有零序电流和母我上有零序电压的条件下动作，经延时动作于切除中性点不接地日q变压器。零序电流电压保护的时限与零序电流保护Ⅱ段的两个时限相配合，以保证先切除中性点不接地变压器，后切除中性点接地变压器。零序电流I段只设置一个时限，而不设置两个时限，是为了避免与零序电流电压保护的时限配合使接线复杂化。
当一组母线上只有中性点不接地变压器时，为保证首先切除中性点不接地运行的变压器，则不能用上述首先断开母线联络断路器的方法。在条文中规定，采用比较简单的办法：反应中性点接地变压器有零序电流；反应中性点不接地变压器没有零序电流和母线上有零序电压的零序电流电压保护，其动作时限与相邻元件单相接地保护配合；零序电流保护只设置一段，带一个时限，时限与零序电流电压保护配合，以保证首先切除中性点不接地变压器。
当一组母线上只有中性点不接地变压器时，为了尽快缩小故障影响范围，减少全停的机会，若也采用首先断开母线联络断路器的保护方式，则将在约0.5s的时间内，使中性点不接地变压器遭受内过电压袭击，这与中性点装设放电间隙而间隙拒动的情况类似(只是后者几率小一些)。为设备安全计，在条文中没有推荐采用这种保护方式。
测量母线零序电压的电压元件，一般应比零序电流元件灵敏，但应躲过可能出现的最大不平衡电压，一般可取5V。
4.0.10本条比原规范第4.0.10条增加了变压器中性点经小电阻接地的保护配置的内容。
目前，国内变电站主变压器低压侧中性点有部分是经小电阻接地，应配置低压侧三相和中性点零序过电流保护。在变压器低压侧装设零序过电流保护，应设置两个时限，该保护与低压侧出线的接地保护在灵敏度和动作时间上配合，以较短的时限动作于缩小故障影响范围，断开母联或分段断路器；以较长的时限动作于断开变压器各侧断路器。
取消了原规范第4.0.10条“高压侧为单电源，低压侧无电源的降压变压器，不宜装设专门的零序保护”的规定。理由是，对双绕组变压器，高压侧为三角形接线，低压侧为星形接线且中性点直接接地的变压器，均在变压器中性线上装设零序过流保护。
4.0.11新增条文，对专用接地变压器的保护作了规定。
参照常规变压器保护配置电流及零序过电流保护。
4.0.12新增条文，对变压器中性点经消弧线圈接地时的保护作了规定。
4.0.13本条保留原规范第4.0.11条的条文。
4.0.14本条对原规范第4.0.12的条文进行了修改。
4.O.15本条根据目前微机保护的全面采用，对原规范第4.0.13条的条文作了修改。
4.0.16本条保留原规范第4.0.14条的条文。
国家现行标准《电力变压器运行规程》DL／T572—1995，第4.4.3条规定：“强油循环风冷和强油循环水冷变压器，当冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20min。如20rain后顶层油温尚未达到75oC，则允许上升到75~C，但在这种状态下运行的最长时问不得超过1h。”其第3.1.6条规定：
“变压器应按下列规定装设温度测量装置：
1应有测量顶层油温的温度计(柱上变压器可不装)，无人值班变电站内的变压器应装设指示顶层油温最高值的温度计。
21000kV·A及以上的油浸式变压器、800kV·A及以上的油浸式和630kV·A及以上的干式厂用变压器，应将信号温度计接远方信号。
38000kV·A及以上的变压器应装有远方测温装置。”
其第3.1.7条规定：“无人值班变电站内20000kV·A及以上的变压器，应装设远方监视负载电流和顶层油温的装置。无人值班的变电站内安装的强油循环冷却的变压器，应有保证在冷却系统失去电源时，变压器温度不超过规定值的可靠措施”。
按上述规定，油面温度尚未到达75℃时，允许上升到75℃，在允许的时间内保护装置动作应作用于信号；当超过允许的时间时。
保护装置动作应作用于跳闸，将变压器断开。
压力释放装置、绕组温度过高、油温过高等，应按运行要求作用于信号或动作于跳闸。
5 3～66kV电力线路保护
5.0.2本条第1款规定的电流保护装置，宜接于两相电流互感器上，同一网络的保护装置应装在相同的两相上，是为了保证在不同线路发生两点接地故障时，有z／3的机会只切除一条线路，另一条线路可照常供电，以提高供电可靠性。
5.0.3本条第2款：采用光纤纵联差动保护作主保护时，要考虑光缆的敷设或利用通信光缆的纤芯。
5.0.7本条是对3~66kV中性点非直接接地电网中线路的单相接地故障，继电保护配置原则的具体规定。
1在发电厂和变电所母线上，应装设接地监视装置，当电网中发生单相接地故障时，信号装置动作告警，以便通告运行人员及时处理及寻找故障点。
2对有零序电流互感器的线路，宜装设有选择性的接地保护。不能安装零序电流互感器，而单相接地保护能够躲过电流回路中不平衡电流的影响，也可将保护装置接于三相电流互感器构成的零序回路中。
3在出线回路数不多，线路又不是特别重要，或装设接地保护也难以保证有选择性时，可采用依次断开线路的方法寻找故障线路。
6 110kV电力线路保护
6.0.2本条规定110kV线路后备保护配置宜采用远后备方式。
主要基于以下理由：
1简化保护。
2一般110kV线路断路器不专门设置断路器失灵保护，也需要线路保护实现远后备方式。
3一般电网中的110kV线路，其远后备保护装置具有足够的灵敏度，实现远后备方式亦能满足要求。
6.0.5本条规定了110kV线路需要配置全线速动保护的条件。
110kV线路一般不配置全线速动保护，但在下列情况下，应装置全线速动保护：
1系统安全稳定要求必须装设。对复杂电网中的110kV线路，尤其是短线路，当线路上发生故障时，如果线路保护带时限动作切除故障，将会引起电网稳定破坏事故。
2线路发生三相短路，使发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于额定电压的60％，若线路保护不能快速动作切除故障，会造成大面积停电，或甩掉大量重要用户。
3当复杂电网中，由于线路成环，尤其是短线成环，会使相邻线路保护整定配合困难，难以满足要求，如线路装设全线速动保护，不仅能快速切除本线故障，而且能改善相邻线路保护整定配合关系，改善电网保护性能时。
7母线保护
7·0·1本条是对发电厂和变电站需要装设专用母线保护的规定。
对于不装置专用母线保护情况，可由发电机和变压器的后备保护来实现对母线的保护。
7·0·5本条是对旁路断路器、兼作旁路的母联或分段断路器及专用母联或分段断路器装设保护的具体规定。本条内容不属于母线保护，但由于条文简单，不必要专设一章节。另外，在这些专用母联或分段断路器上，可装设相电流或零序电流保护，作母线充电合闸时的保护。
8电力电容器和电抗器保护
8.1电力电容器保护
8.I.i本条对原规范第8.0.1条进行了修改，列出了并联电容器组的故障类型。
8.I.2本条对原规范第8.0.2条进行了修改。
按上一条提出的故障类型，配置相应的保护。修改内容包括速断保护动作时间应躲过电容器充电涌流时的时间；分述中性点接地和不接地的单星形、中性点接地和不接地的双星形以及三角形接线的电容器组的保护配置。
第2款明确提出熔丝的额定电流的选择原则，条文强调每台电容器装设专用的熔断器进行保护。如果电容器组由若干电容器并联构成并共用一个熔断器，则当电容器组中任一电容器发生内部短路时，组内健全的电容器要向故障的电容器放电，从而易使健全的电容器损坏；在熔断器熔断后使整个并联在一起的电容器均断开，甚至有可能使全组电容器均断开，这是很不恰当的。
熔丝额定电流，按电容器的电容允许偏差±10％，电容器按允许在1.3倍额定电流下长期工作的条件选择，即熔丝额定电流计算值为1.1x1.3—1.43，故可按1.5～2.0倍电容器额定电流选用。
电容器发生故障以后，将引起电容器组三相电容不平衡，第三款所列的各种保护方式都是从这个基本点出发来确定的。电容器耐受过电压的能力较低，这是由电容器本身的特点决定的。当一组电容器中个别电容器损坏切除或内部击穿，使串联的电容器之间的电压分布发生变化，剩余的电容器将承受过电压。国际电工委员会(IEC)标准和我国的国家标准规定，电容器连续运行的工频过电压不超过1.1倍额定电压，因此，本款规定，故障引起电容器端电压超过110％额定电压时，保护应将整组电容器断开。
第3款第1项修改为中性点不接地单星形接线的电容器组可采用中性线对地电压不平衡保护。其原理如下：电容器组各相上并接有作为放电线圈的电压互感器，其一次侧不接地，将其二次线圈接成开口三角形，接一电压继电器，当任一相中有电容器故障时，----}H电容不对称，在开El三角中出现电压，使继电器动作。由于一次侧中性点不接地，故不论系统中出现三次谐波电压或系统发生单相接地故障对保护都没有影响。
第3款第2项修改为中性点接地单星形接线的电容器组可采用中性线电流不平衡保护。其原理如下：电容器组中性线上接一电流继电器，当任--}H中有电容器故障时，三相电容不对称，在中性点出现不平衡电压，产生不平衡电流，使继电器动作。
第3款第3项修改为对中性点不接地双星形接线的电容器组，采用中性线不平衡电压或不平衡电流保护，这种保护在国内各地区都有成功的运行经验。但这种方式也有一定缺点，例如由于制造的误差每台电容器的电容值不能完全相等，要保持两组电容器的正常电容值完全平衡比较困难。
第3款第4项修改为对中性点接地双星形接线的电容器组，采用中性点回路电流差的不平衡保护，这种保护在国内各地区都有成功的运行经验。这种保护方式的缺点同第3款第3项。
第3款第5项规定对多段串联单星形接线的电容器组，可采用段间电压差动或桥式差电流保护，也是利用作为放电线圈的电压互感器，每段一台，互感器的二次侧按差接接线。
第4款为新增内容。
8.1.3本条保留了原规范第8.0.2条第4款的条文。
8.1.4本条保留了原规范第8.0.2条第5款的条文。电力电容器可能承受的过电压除本规范第8.1.2条第3款中所述原因外，还可能由于系统出现工频过电压(一是轻负荷状态出现的工频过电压，二是操作过电压和雷电过电压)，电容器所在的母线电压升高，当此电压超过电容器的最高过电压时，内部游离增大，可能发生局部放电，因此应保持电容器组在不超过1.1倍额定电压下运行。
8.1.5本条保留了原规范第8.0.2条第6款的条文。从电容器本身的特点来看，运行中的电容器如果失去电压，电容器本身并不会损坏。但运行中的电容器突然失压可能产生以下两个后果：其一，如变电站因电源侧瞬时跳开或主变压器断开，而电容器仍接在母线上，当电源重合闸或备用电源自动投入时，母线电压很快恢复，而电容器上的残余电压还未来得及放电降到0.1倍额定电压以下，这就有可能使电容器承受高于1.1倍的额定电压，而造成损坏。其二，当变电站失电后，电压恢复，电容器不切除，就可能造成变压器带电容器合闸，而产生谐振过电压损坏变压器的电容器。
此外，当变电站停电后，电压恢复的初期，变压器还未带上负荷，母线电压较高，这也可能引起电容器过电压。所以，条文中规定了电容器应装设失压保护，该保护的整定值既要保证在失压后电容器尚有残压时能可靠动作，又要防止在系统瞬间电压下降时误动作。一般电压继电器的动作值可整定为0.5～0.6倍的额定电压，动作时间需根据系统接线和电容器结构而定。一般可取0.5～1s。
8.1.6本条对原规范第8.0.3条进行了修改。
8.2并联电抗器保护
本节为新增条文，对3～110kV的油浸式和干式并联电抗器的保护做出了相应的规定。
8.2.1列出了并联电抗器组的故障类型。
8.2.2针对前一节提出的故障类型，配置相应的保护。对瓦斯保护、油面下降等做出了规定。
8.2.3针对绕组短路、相间短路的故障类型，配置相应的保护。
对配置电气主保护做出了规定。
8·2·4针对绕组短路、相间短路的故障类型，配置相应的后备保护。对配置电气后备保护做出了规定。
8·2·5针对可能出现的过负荷，配置电气过负荷保护。
8·2·6针对接地短路的故障类型，配置相应的后备保护。
8·2·7针对双星形接线的低压干式空心并联电抗器，对装设中性点不平衡电流保护做出了规定。
93kV及以上电动机保护
9.0.1本条给出八种电动机的故障及异常运行方式，与原规范条文相比，增加相电流不平衡及断相一项，详见本规范第9.0.9条。
9.0.2本条第1款，2MW以下的电动机，宜采用电流速断保护。
电流速断保护是最简单而有效的保护形式，2MW以下的电动机一般都可满足灵敏度要求(灵敏系数大于2)。对个别电缆线路长不能满足灵敏度要求的，可装设纵联差动保护。
第2款系新增条文。在有些情况下，电动机回路电流超过额定电流(如1.2倍额定电流)，差动保护不能反应，需要装设过电流保护作为其后备保护。
9.0.4电动机在运行过程中和启动或自启动时都有可能导致过负荷，对这两种过负荷，都应装设过负荷保护。
9.0.7同步电动机失磁的危害主要是：同步电动机失磁即失去同步转矩，电机将进入失步状态，一般电机的异步转矩不能与负载转矩相平衡；电机定子绕组将产生很大的脉振电流，电流幅值有可能超过允许值；失磁后的同步电动机将从电源吸取大量无功，在某些情况下有可能使机端母线电压严重降低。为此，有必要装设失磁保护。
9.0.8电源短时中断再恢复时，同步电动机有可能造成非同步冲击。而较大同步电动机和某些中小型同步电动机不允许非同步冲击，因此需采取措施即装设防止非同步冲击的保护。同步电动机在非同步合闸时允许的冲击电流倍数为0.84／Xa”，Xa”为同步电机的纵轴超瞬变电抗，标么值。
9.0.9负序电流保护用以反应相电流不平衡及断相，同时作为纵联蒡动保护的后备。
9.0.10设备由2台及以上电机拖动，这些电机可能由一个回路供电，也可能分别供电，对后者电动机的保护装置也应分别装设。
10自动重合闸
10.0.2本条规定为提高供电可靠性，35MV·A及以下容量的变压器可装设自动重合闸装置。主要考虑当下一级线路发生瞬时故障越级跳闸时，通过变压器的自动重合闸还能恢复供电。当变压器差动保护和瓦斯保护动作时，应闭锁重合闸。
11备用电源和备用设备的自动投入装置
11.0.1本条与原规范条文相比，取消了“发电厂、变电站和配电站内有互为备用母线段’’和“变电站内有两台所用变压器”两项内容。事实上，这两种情况通常都是手动投入的。
增加了“接有I类负荷的由双电源供电的母线段”和“含有I类负荷的由双电源供电的成套装置”两项内容。按照I类负荷的定义，为其供电的双电源当工作电源故障时，备用电源应自动投入运行。
原规范条文最后一项“生产过程中某些重要机组有备用机组”，本次修订改为“某些重要机械有备用设备”。
11.0.2原规范条文中第2款“工作回路上的电压，不论因何原因消失时，自动投入装置均应延时工作”，本次修订改为“工作电源故障或断路器被错误断开时，自动投入装置应延时动作”。因为正常手动跳开断路器，工作回路上的电压也会消失。
条文中的第7款为本次修订新增加内容，强调备用电源或设备一次只能作为一个工作电源或设备的备用。
条文中给出的只是对备用电源或备用设备的基本要求，其他还有一些要求，如装置应有投入与停用功能、装置的动作时间应保证负荷断电时间最短、应有装置的监视和动作、故障信号等，条文中没有一一列出。
11.0.3本条系新增条文。给出自动投入装置采用的几种切换方式，供工程选用。
12自动低频低压减负荷装置
12·0·1本条规定在变电站和配电站，应根据电力系统安全稳定运行的要求装设自动低频低压减负荷装置。当电力系统发生扰动导致系统稳定要被破坏时，低频低压减负荷是有效控制手段之一。因此，应根据电力系统调度部门的同一安排，确定在哪些变电站和配电站装设自动低频低压减负荷装置。
12.0.3本条规定是指自动低频低压减负荷装置应按频率、电压分为若干级，根据电力系统运行方式和故障时功率缺额多少以及负荷重要程度的不同，分轮次按时限切除负荷。
13同步并列
13.0.1对本条各款说明如下：
1原规范条文“对单机容量6MW及以下的火力发电厂，可装设带相位闭锁的手动准同步装置’’代之以“对单机容量为6MW及以下的汽轮发电机，可装设自动同步装置”。手动准同步装置操作复杂，成功与否受人为因素影响较大，可靠性差，随着自动同步装置的成熟应用，代替手动同步装置已成必然。
原规范条文“对单机容量6MW以上的火力发电厂，应装设自动准同步装置和带相位闭锁的手动准同步装置”代之以“单机容量为6MW以上的汽轮发电机，应装设自动同步装置”。
2原条文“水力发电厂’’改为“水轮发电机”，“自动自同步装置，，改为“自动自同步装置或自动同步装置”。后者主要是考虑目前在水轮发电机上自动同步装置也有很多应用。
3本款系新增加内容。
本条前3款内容是按先机组后网络顺序编写的。
14自动调节励磁及自动灭磁
14.1自动调节励磁
14.1.1本条对发电机自动调节励磁装置的基本功能作了规定。
14.1.2本条列出了发电机自动电压调节器的九项功能，这些都是基本功能，也是下限要求。
14.1.3本条中列出的附加功能均属基本附加功能，此外AVR还有其他附加功能，如具有在线参数整定功能等，具体工程可根据实际情况全部或部分装设。
14.2自动灭磁
14.2.1规定发电机励磁系统应有自动灭磁功能，该功能主要通过灭磁开关实现。
14.2.2本条给出了发电机励磁系统的灭磁方式，其中第2款规定：当为可控硅整流桥时，机组故障采用灭磁开关灭磁；正常停机时可采用逆变灭磁。这主要是考虑逆变灭磁时间较长，对迅速消
15二次回路及相关设备
15.1二次回路
15.1.1鉴于机组励磁回路电压有的已超过400V，因此，规定二次回路的工作电压最高不应超过500V。
15.1.2由于互感器二次回路连接的负荷实际是由连接电缆和继电保护及自动装置组成，因此条文是指电缆和继电保护及自动装置的总负荷不应超过互感器工作准确等级所规定的负荷范围。
15.1.3鉴于二次回路的重要性且铝芯控制电缆和绝缘导线存在易折断、易腐蚀等问题，故条文规定二次回路应采用铜芯控制电缆和绝缘导线。
15.1.5本条是关于控制电缆和绝缘导线最小截面的规定以及选择电流回路、电压回路和操作回路电缆的条件。
15.1.8条文规定端子排的一个端子一般只接一根导线，最多不超过两根导线。如需接更多导线，可通过连接端子实现。
15.2电流互感器和电压互感器
15.2.1本条是对电流互感器的规定：
1由于110kV及以下系统和小机组回路时间常数较小，短路电流很快进入稳定状态，而保护动作直至断路器跳闸时间较长，因此满足稳态要求的电流互感器(P类)即可满足要求。
3不同特性的电流互感器励磁电流不同，将导致正常运行时大的不平衡电流。鉴于工程中要求电流互感器具有相同或相似的特性很困难(如变压器各侧电流互感器)，故条文用词为“宜”。
6将保护或自动装置接在测量仪表之前，主要是避免校验测量仪表时失去保护。
7从安全角度考虑，电流互感器的二次回路应有接地点，应是一点接地。如果采用两点或多点接地，由于接地点可能存在电位差，会产生地电流。对有几组电路直接联系的电流互感器连接在一起的保护装置在保护屏上接地，可避免地电流与互感器二次电流耦合对保护装置形成干扰。
15.2.2本条是对电压互感器的规定。
3由于测量仪表和保护或自动装置对电压互感器要求不[a--J，也为避免相互影响，一般不共用同一个二次绕组。当受条件限制共用一个二次绕组时，应选用保护用电压互感器。在这种情况下，互感器的二次绕组需同时满足测量和保护准确级要求。
4防止电压反馈的措施通常是将一次侧隔离开关的常开辅助触点串接在二次回路中。
5从安全角度考虑，电压互感器二次回路应有一处接地。本条对电压互感器二次侧接地点接地方式作出规定。
15.3直流电源
15.3.1直流母线电压允许波动范围取值参考了国家现行标准《电力工程直流系统设计技术规程》DL／T5044--2004中4.2节系统电压的相关规定；规定波纹系数小于1％，主要是因为无论是晶闸管充电装置还是高频开关电源充电装置都能满足波纹系数小于1％的要求。
15.3.2对本条作如下说明：
2适用于本款的例子有三绕组变压器、自耦变压器等。
3适用于本款的例子有母线保护等。
5熔断器或自动开关的监视可通过自动开关的辅助触点、加装监视继电器等方式实现。
15.4抗干扰措施
15.4.1本条对继电保护和自动装置的抗干扰性能，提出原则15.4本条第2款措施包括不同用途的电缆分开布置、增加出.4.4本条第2款措施包括不同用途的电缆分开布置，增加出口继电器的动作功率等。