7.1 用于集成电路型，微机型保护的电流、电压和信号接点引入线，应采用屏蔽电缆，屏蔽层在开关场与控制室同时接地；各相电流和各相电压线及其中性线应分别置于同一电缆内。
7.2 不允许用电缆芯两端同时接地方法作为抗干扰措施。
7.3 高频同轴电缆应在两端分别接地，并紧靠高频同轴电缆敷设截面不小于100平方毫米两端接地的铜导线。
7.4 动力线、电热线等强电线路不得与二次弱电回路共用电缆。
7.5 穿电缆的铁管和电缆沟应有效地防止积水。
8. 仪用互感器及其二次回路
8.1 电流互感器及电压互感器的二次回路必须分别有且只能有一点接地。
8.2 由几组电流互感器二次组合的电流回路，如差动保护、各种双断路器主结线的保护电流回路，其接地点宜选在控制室。
8.3 经控制室 零相小母线(N600)联通的几组电压互感器二次回路，只应在控制室 将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场的接地点应断开；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开关或接触器等。
8.4 已在控制室一点接地的电压互感器二次线卷，如认为必要，可以在开关场将二次线卷中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30Imax伏，Imax为电网接地故障时通过变电所的可能最大接地电流有效值，单位为千安。
8.5 宜取消电压互感器二次B相接地方式，或改为经隔离变压器实现同步并列。
8.6 独立的、与其他互感器二次回路没有电的联系的电流或电压互感器二次回路，可以在控制室内也可以在开关场实现一点接地。
8.7 来自电压互感器二次的四根开关场引入线和互感器三次的两(三)根开关场引入线必须分开，不得公用。
8.8 多绕组电流互感器及其二次线卷接入保护回路的接线原则如下：
(1) 装小瓷套的一次端子应放在母线侧。
(2) 保护接入的二次线卷分配，应特别注意避免当一套线路保护停用(为了试验)而线路继续运行时，出现电流互感器内部故障时的保护死区。
8.9 新安装及解体检修后的电流互感器应作变比及伏安特性试验，并作三相比较以判别二次线卷有无匝间短路和一次导体有无分流；注意检查电流互感器末屏是否已可靠接地。
变压器中性点电流互感器的二次伏安特性需与接入的电流继电器起动值校对，保证后者在通过最大短路电流时能可靠动作。
9. 整流电源及储能电源
9.1 用整流电源作浮充电源的直流电源应满足下列要求：
(1) 直流电压波动范围应＜±5%额定值。
(2) 波纹系数＜5%
(3) 失去浮充电源后的最大负载下的直流电压不应低于80%的额定值。
9.2 新设计变电所，不应采用储能电源作操作电源。对现有系统，其操作电源应分为如下的各独立组，并定期作操作试验。
(1) 配出线瞬时动作保护一组，保证可同时供三台断路器跳闸和重合于永久性故障再可靠跳闸；此外，当线路故障使母线电压低于额定电压的60%时，保护必须瞬时动作切除故障。
(2) 配出线带时限动作的保护一组(瞬时与延时保护用同一出口继电器的例外)。
(3) 每台变压器保护一组，能同时跳开各侧断路器。
(4) 信号电源。
(5) 试验用电源。不得以运行中的保护电源为试验电源。
10. 保护二次回路电压切换
10.1 用隔离刀闸辅助接点控制的电压切换继电器，应有一付电压切换继电器接点
作监视用；不得在运行中维护刀闸辅助接点。
10.2 检查并保证在切换过程中，不会产生电压互感器二次反充电。
10.3 手动进行电压切换的，应有专用的运行规程，由运行人员执行。
10.4 用隔离刀闸辅助接点控制的切换继电器，应同时控制可能误动作的保护的正电源；有处理切换继电器同时动作与同时不动作等异常情况的专用运行规程。
11. 保护原理
11.1 110kV及以上电压线路保护、包括各套保护装置间的相互配合，应按“四统一”
技术原则有组织地进行分类检查，凡属严重影响保护性能部分，应安排计划分期分批地进行更新或改进。
11.2 处理原有相间距离保护不满足先单相后延时发展成两相不接地或对称三相短路情况下的无选择性跳闸的原则：
(1) 220kV线路一般由纵联保护保证。
(2) 没有振荡问题的线路，特别是110kV线路，要求距离一、二段不经振荡闭锁控制。
(3) 新设计的距离保护，凡有可能的，宜增设不经振荡闭锁而用延时躲振荡的一、二段(或相应的功能)。
11.3 重申如下原则：
(1) 高频相差保护用两次比相。
(2) 距离保护用电流起动；振荡闭锁第一次起动后，只能在判别系统振荡平息后才允许再开放；距离保护瞬时段在故障后短时开放。
(3) 采用单相重合闸的线路，为确保多相故障时可靠不重合，宜增设由断路器位置继电器接点两两串联解除重合闸的附加回路。
11.4 采用相位比较原理的母差保护在用于双母线时，必须增设两母线先后接连发生故障时能可靠切除后一组母线故障的保护回路。
11.5 远方直接跳闸，必须在相应的就地判据控制。
11.6 不允许在强电源侧投入“弱电源回答”回路。
11.7 有独立选相跳闸功能的保护和经公用重合闸选相回路的保护装置共用时，前者仍应直接执行分相出口跳闸的任务；如有必要，可同时各用一组接点相互起动非全相运行的闭锁回路。
11.8 纵联保护的逻辑回路必须与通信通道的特点和收发信机的特性相协调；对收发信机的输入/输出的工作信号时延特性、在通道各种强干扰信号下(包括故障点电弧产生的5MS左右的强干扰)可能丢失信号及误收信号的特性等直接影响继电保护安全性及可靠性的性能，提出明确的要求。
11.9 电压二次回路一相、两相或三相同时失压，都应发出警报，闭锁可能误动作的保护。
11.10 原设计要求用两组电压互感器二次电压构成的电压回路断线闭锁保护，如果只用一组电压互感器供电时，必须注意解决因此而带来的电压断线闭锁失效的问题。
11.11 双母线断路器失灵保护
除发电机变压器组的断路器非全相开断的保护外，均应设有足够灵敏度的电压闭锁控制多接点回路，闭锁接点应分别串接在各跳闸继电器接点中，不共用。为了适应降低电压闭锁元件的起动值的需要，应在零序电压继电器的回路中设三次谐波阻波回路。
11.12 采用三相电压自产零序电压的保护应注意当电压回路故障时同时失去相间及接地保护的问题。
11.13 所有发电机、变压器等的阻抗保护，都必须经电流起动，并应有电压回路断线闭锁。
11.14 电力载波允许式纵联保护只能用相一相耦合通道；但当发生多相故障时，原理上也可能拒动，应以此考虑配合要求。
11.15 采用解除闭锁式纵联保护，当反方向故障时，也必须提升导频功率至全功率，
两侧时间配合关系要求与一般闭锁式一样。
11.16 实现单相重合闸的线路采用零序方向纵联保护时，应有健全相再故障时的快速动作保护。
11.17 重和闸应按断路器配置。
11.18 发电机变压器组的高压断路器、变压器的高压侧断路器、母线断路器和采用三相重合闸的线路断路器等均宜选用三相操作的断路器。
12. 现场试验
12.1 必须要有明显的断开点(打开了压板或接线端子片等)才能确认，也只能确认在断开点以前的保护停用了；如果压板只控制本保护的出口跳闸继电器的线卷回路，则必须断开跳闸接点回路才能认为该保护确已停用。
对于采用单相重合闸，由压板控制正电源的三相分相跳闸回路，停用时除断开压板外，尚需断开各分相跳闸回路的输出端子，才能认为该保护已停用。
12.2 不允许在未停用的保护装置上进行试验和其他测试工作；也不允许在保护未停用的情况下，用装置的试验按钮(除闭锁式纵联保护的起动发信按钮外)作试验。
12.3 所有的继电保护定值试验，都必须以符合正式运行条件(如加上盖子，关好门等等)为准。
12.4 分部试验应采用和保护同一直流电源，试验用直流电源应由专用熔断器供电。
12.5 只能用整组试验的方法，即除由电流及电压端子通入与故障情况相符的模拟故障量外，保护装置处于与投入运行完全相同的状态下，检查保护回路及整定值的正确性。
不允许用卡继电器接点、短路接点或类似人为手段作保护装置的整组试验。
12.6 对运行中的保护装置及自动装置的外部结线进行改动，即便是改动一根联线的最简单情况，也必须履行如下程序：
(1) 先在原图上作好修改，经主管继电保护部门批准。
(2) 按图施工，不准凭记忆工作；拆动二次回路时必须逐一作好记录，恢复时严格核对。
(3) 改完后，作相应的逻辑回路整组试验，确认回路、极性及整定值完全正确，然后交由值班运行人员验收后再申请投入运行。
(4) 施工单位应立即通知现场与主管继电保护部门修改图纸，工作负责人在现场修改图上签字，没有修改的原图应要求作废。
12.7 不宜用调整极化继电器的接点来改变其起动值与返回值；厂家应保证质量并应对继电器加封。
12.8 应对保护装置作拉合直流电源的试验(包括失压后短时接通及断续接通)以及直流电压缓慢地、大幅度地变化(升或降)，保护在此过程中不得出现有误动作或信号误表示的情况。
12.9 对于载波收发信机，无论是专用或复用，都必须有专用规程按照保护逻辑回路要求，测试收发信回路整组输入/输出特性。
12.10 在载波通道上作业后必须检测通道裕量，并与新安装检验时的数值比较。
12.11 新投入或改动了二次回路的变压器差动保护，在变压器由第一侧投入系统时必须投入跳闸，变压器充电良好后停用，然后变压器带上部分负荷，测六角图，同时测差回路的不平衡电流或电压，证实二次结线及极性正确无误后，才再将保护投入跳闸，在上述各种情况下，变压器的重瓦斯保护均应投入跳闸。
12.12 所有差动保护(母线、变压器、纵差 、横差等)在投入运行前，除测定相回路及差回路电流外，必须测各中性线的不平衡电流，以确证回路完整正确。
12.13 对于集成电路型及微机型保护的测试应注意：
(1) 不得在现场试验过程中进行检修。
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