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中华人民共和国国家标准
电力系统安全自动装置设计规范
Code for design of automaticity equipment for power system security
GB/T 50703-2011
主编部门：中 国 电 力 企 业 联 合 会
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
施行日期：2 0 1 2 年 6 月 1 日
中华人民共和国住房和城乡建设部公告
第1102号
关于发布国家标准《电力系统安全自动装置设计规范》的公告
现批准《电力系统安全自动装置设计规范》为国家标准，编号为GB/T 50703-2011，自2012年6月1日起实施。
本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。
中华人民共和国住房和城乡建设部
二O一一年七月二十六日
前 言
本规范是根据原建设部《关于印发<2007年工程建设标准规范制订、修订计划(第二批)>的通知》(建标[2007]126号)的要求。由中国电力工程顾问集团东北电力设计院会同有关单位编制完成的。
本规范共分5章，主要内容包括：总则、术语、电力系统安全稳定计算分析原则、安全自动装置的主要控制措施和安全自动装置的配置。
本规范由住房和城乡建设部负责管理，由中国电力企业联合会负责日常管理，由中国电力工程顾问集团东北电力设计院负责具体技术内容的解释。本规范在执行过程中，如发现需要修改和补充之处，请将意见和建议寄送中国电力工程顾问集团东北电力设计院(地址：长春市人民大街4368号，邮政编码：130021)，以供今后修订时参考。
本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：
主编单位：中国电力工程顾问集团东北电力设计院
参编单位：中国电力工程顾问集团中南电力设计院
主要起草人：吴晓蓉 王 颖 王建华 马进霞 谭永才
季月辉
主要审查人：陈志蓉 高 洵 徐 磊 刘汉伟 马怡晴
佘小平 梅 勇 张志鹏 赵 萌 杨立田
郑开琦 蔡小玲 韩 笠 朱洪波 孙光辉
下载地址：
1 总则
1．0．1 为在设计中贯彻国家技术经济政策，保证电力系统安全自动装置的设计达到安全可靠、技术先进和经济合理，制定本规范。
1．0．2 本规范适用于35kV及以上电压等级的电力系统安全自动装置设计，低电压等级(10kV及以下)的电力系统安全自动装置设计也可执行本规范。
1. 0．3 电力系统安全自动装置设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2 术语
2．0．1 安全自动装置 security automatic devices of power system
防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电事故的自动保护装置。如输电线路自动重合闸装置、安全稳定控制装置、自动解列装置、自动低频减负荷装置和自动低电压减负荷装置等。
2．0．2 安全稳定控制装置 security and stability control devices of power system
为保证电力系统在遇到《电力系统安全稳定导则》DL 755规定的第二级安全稳定标准的大扰动时的稳定性而在电厂或变电站(换流站)内装设的自动控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能，是确保电力系统安全稳定的第二道防线的重要设施。主要由输入、输出、通信、测量、故障判别、控制策略等部分组成。
2．O．3 安全稳定控制系统 security and stability control system
由两个及以上厂站的安全稳定控制装置通过通信设备联络构成的系统，实现区域或更大范围的电力系统的稳定控制，宜分为控制主站、子站、执行站。
2．0．4 自动解列装置 automatic splitting devices of power system
针对电力系统失步振荡、频率崩溃或电压崩溃的情况，在预先安排的适当地点有计划地自动将电力系统解开，或将电厂与连带的适当负荷自动与主系统断开，以平息振荡或防止事故扩大的自动装置。依系统发生的事故性质，按不同的使用条件和安装地点，自动解列装置可分为失步解列装置、频率解列装置和低电压解列装置。
2．0．5 低频低压减负荷装置 low-freqency or under-voltage shedding load devices
自动低频减负荷装置是指在电力系统发生事故出现功率缺额引起频率急剧大幅度下降时，自动切除部分用电负荷使频率迅速恢复到允许范围内，以避免频率崩溃的自动装置；自动低压减负荷装置是指为防止事故后或负荷上涨超过预测值，因无功缺额引发电压崩溃事故，自动切除部分负荷，使运行电压恢复到允许范围内的自动装置。同时具备自动低频减负荷和自动低压减负荷功能的装置称为低频低压减负荷装置。
2．0．6 在线稳定控制系统 on-line stability control system
由设置在调度端或枢纽控制站的在线稳控决策主站及厂站端的稳控装置通过通信通道构成的系统。系统可实时采集电力系统运行方式信息、在线跟踪电网变化、进行动态安全分析、实现在线暂态安全一体化定量评估并制定相应的预防控制措施和紧急控制措施。
2．O．7 自动重合闸 auto-reclose
架空线路或母线因故断开后，被断开的断路器经预定短时延而自动合闸，使断开的电力元件重新带电；如果故障未消除，则由保护装置动作将断路器再次断开的自动操作循环。主要分为三相重合闸、单相重合闸。
2．0．8 事故扰动 disturbance
电力系统由于短路或系统元件非计划切除而造成的突然巨大的和实质性的状态变化称为事故扰动。
2．0．9 连接和断面 connection and section
连接是联系电力系统两个部分的电网元件(输电线、变压器等)的组合。中间发电厂和负荷枢纽点也可包括在“连接”概念中。断面是一个或数个连接元件，将其断开后电力系统分为两个独立部分。
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3 电力系统安全稳定计算分析原则
3．1 稳定计算水平年
3．1．1 安全稳定计算分析所选取的设计水平年主要应为工程投产年；若工程分期投产，则还应包括过渡年。
3．1．2 用于计算的电网结构应与设计水平年相对应。
3．1．3 计算负荷应与设计水平年相对应。当负荷增长对系统稳定影响显著时，宜进行负荷对系统稳定影响的敏感性分析。
3．2 稳定计算运行方式
3．2．1 稳定计算中应针对具体校验对象(线路、母线、主变等)，选择对安全稳定最不利的方式进行安全稳定校验。
3．2．2 稳定计算可选择下列运行方式：
1 正常运行方式：包括计划检修运行方式和按照负荷曲线以及季节变化出现的水电大发、火电大发、风电多发、最大或最小负荷、最小开机和抽水蓄能运行工况等可能出现的运行方式。
2 事故后运行方式：电力系统事故消除后，在恢复到正常运行方式前所出现的短期稳态运行方式。
3 特殊运行方式：大型发电机组、主干线路、大容量变压器、直流单极、串联补偿等设备检修、区域间交换功率变化等对系统安全稳定运行影响较为严重的方式。
3．3 稳定计算故障类型
3．3．1 稳定计算应考虑在对稳定最不利地点发生金属性短路故障。
3．3．2 故障属于电力系统遭受的大事故扰动，按严重程度和出现概率大扰动可分为表3．3．2所列的类型。
表3.3.2 事故扰动类型
类型 | 事故扰动 | 备注 |
Ⅰ类(单一轻微故障) | （1）任何线路发生单相瞬时接地故障重合闸成功；（2）同级电压的双回或多回线和环网，任一回线单相永久故障重合不成功及无故障三相断开不重合；（3）同级电压的双回或多回线和环网，任一回线三相故障断开不重合；（4）任一台发电机组跳闸或失磁；（5）受端系统任一台变压器故障退出运行；（6）任一大负荷突然变化；（7）任一回交流联络线故障或无故障断开不重合；（8）直流输电系统单极故障 | 正常运行方式下电力系统受到Ⅰ类扰动后，继电保护、断路器及重合闸正确动作，不应采取稳定控制措施，应保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其他元件不应超过规定的事故过负荷能力，不发生连锁跳闸。但对于发电厂的交流送出线路三相故障、发电厂的直流送出线路单极故障、两级电压的电磁环网中单回高一级电压线路故障或无故障断开，必要时可采用切机或快速降低发电机组出力的措施 |
Ⅱ类(单一严重故障) | （1）单回线路单相永久接地故障重合不成功及无故障三相断开不重合；（2）任一段母线故障；（3）同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功，双回线三相同时跳开；（4）直流输电系统双极故障 | 正常运行方式下电力系统受到Ⅱ类扰动后，继电保护、断路器及重合闸正确动作，应能保持稳定运行，必要时可采取切机和切负荷等稳定控制措施 |
Ⅲ(多重故严重障) | （1）故障时开关拒动；（2）故障时继电保护、自动装置误动或拒动；（3）自动调节装置失灵；（4）多重故障；（5）失去大容量发电厂；（6）其它偶然因素 | 当电力系统受到Ⅲ类事故扰动时，应采取措施，防止系统崩溃，避免造成长时间大面积停电和对重要用户(包括厂用电)的灾害性停电，使负荷损失尽可能减少到最小，电力系统应尽快恢复正常运行 |
特殊故障类型 | （1）同一走廊的双回及以上线路中的任意两回线同时无故障或者故障断开，导致两回线路退出运行 | 应采取措施保证电力系统稳定运行和对重要负荷的正常供电，其他线路不发生连锁跳闸 |
（2）线路(变压器)发生单相永久故障 | 在电力系统中出现高一级电压的初期，允许采取切机措施 | |
（3）线路(变压器)发生三相短路故障 | 在电力系统中出现高一级电压的初期，允许采取切机和切负荷措施，保证电力系统的稳定运行 | |
（4）任一线路、母线主保护停运时，发生单相永久接地故障 | 应采取措施保证电力系统的稳定运行 |
3．3．3 安全稳定分析计算的故障类型应选择表3．3．2所列的Ⅰ类和Ⅱ类故障，需要时可对表3．3．2所列的Ⅲ类故障进行分析。
3．4 稳定计算模型及参数
3．4．1 同步发电机及控制系统模型及参数应按下列规定进行选择：
1 同步发电机宜采用次暂态电势变化的详细模型；
2 对于能提供实测模型及参数的同步发电机，均应采用实测模型和实测参数；
3 对于不能提供实测模型及参数的同步发电机，可采用典型模型和典型参数；
4 原动机及调速系统的参数原则上应采用实测参数，不能提供时可采用制造厂家提供的参数；
5 在规划设计阶段或无完整参数时，较大容量同步发电机可参考已投运的相同厂家相同容量机组的模型及参数。
3．4．2 常用的风力机组模型有鼠笼异步风电机组、双反馈式异步风电机组和直接驱动式同步风电机组，应根据实际选择相应模型。
3．4．3 负荷模型和参数应根据地区电网实际负荷特性和所使用的程序确定，并应符合下列规定：
1 综合负荷的模型可用静态电压和频率的指数函数并选用恰当的指数代表。
2 比较集中的大容量电动机负荷的模型，可在相应的110kV(66kV)高压母线用一等价感应电动机负荷与并联的静态负荷表示。
3 在规划设计阶段，负荷可用与所在地区相同特性的负荷模型或者恒定阻抗模型。
4 进行动态稳定分析时，应采用详细模型。
3．4．4 其他设备参数应按下列规定进行选择：
1 现有设备应采用实际参数；
2 新建设备宜采用设计参数；
3 在规划设计阶段或无完整参数时，可按同类型设备典型参数考虑。
3．5 稳定计算故障切除时间及自动装置动作时间
3．5．1 稳定计算中的故障切除时间应包括断路器全断开和继电保护动作(故障开始到发出跳闸脉冲)的时间。线路、主变、母线、直流系统故障的切除时间宜按表3．5．1的规定执行。
表3.5.1 线路、主变、母线、直流系统故障切除时间
故障元件 | 电压等级及传输容量 | 故障切除时间 |
线路故障 | 500kV或750kV | 近故障端0.09s，远故障端0.1s |
220kV或330kV | 近故障端和远故障端均为0.12s | |
1000kV | 可采用与500kV线路相同 | |
主变故障 | 高压侧、中压侧、低压侧 | 宜采用相同电压等级线路近端故障切除时间 |
母线故障 | 220kV~1000kV | 宜采用相同电压等级线路近端故障切除时间 |
直流系统故障 | 传输容量750MW及以上 | 0.06s闭锁故障极，0.16s切除滤波器 |
3．5．2 重合闸时间为从故障切除后到断路器主断口重新合上的时间，应根据电网实际重合闸整定时间确定。
3．5．3 断路器失灵保护动作切除时间为元件保护或者母线保护动作时间、失灵保护整定延时和断路器跳闸时间的总和。元件保护或者母线保护动作时间与断路器跳闸时间的总和可参考表3．5．1所列的故障切除时间，失灵保护整定延时可按下列规定选择：
1 一个半断路器接线形式的失灵保护整定延时可取0．2s～0. 3s；
2 双母线接线形式的失灵保护整定延时可取0．3s～0．5s。
3．5．4 安全稳定控制系统的执行时间为自动装置动作时间、通道传输时间、相关断路器跳闸时间(或直流动作时间)的总和，应根据系统实际情况确定。常用安全稳定控制系统的执行时间可按下列规定选择：
1 切机、切负荷可为0．2s～0．3s。
2 直流功率调制响应时间可取0．1s，直流功率提升和回降速度可根据直流系统动态特性和系统稳定特性整定确定。
3．6 稳定计算分析内容
3．6．1 过负荷和低电压分析应符合下列规定：
1 对于电源送端系统，在送电线路、升压联络变压器无故障或发生故障跳开、直流闭锁等情况下，应研究送电线路或升压变压器的过负荷问题。
2 对于受端系统，在供电线路、降压联络变压器或当地电源损失等情况下，应研究供电线路或降压变压器的过负荷问题。
3 对于功率传输的中间连接和断面，在功率传输的重要线路无故障或发生故障跳开情况下，应研究同一输电断面其他线路的过负荷问题。
4 重要元件(线路、变压器)断开后应校核电压水平是否满足稳定运行要求。
3．6．2 在本规范第3. 2节规定的运行方式和第3．3节规定的故障类型下，对系统稳定性进行校核。暂定稳定分析应考虑在最不利的地点发生金属性短路，计算时间可选择5s左右。
3．6．3 在电源与系统联系薄弱、电网经弱联系线路并列运行、有大功率周期性冲击负荷、采用快速励磁调节等自动调节措施或者系统事故有必要等情况下，应进行动态稳定分析。动态稳定分析的计算时间可选择20s及以上。
3．6．4 暂态和动态电压稳定性分析可用暂态稳定和动态稳定计算程序。
3．6．5 在电力系统故障后出现有功功率不平衡量较大情况下，应进行频率稳定分析。
3．7 稳定判据
3．7．1 变压器和线路的热稳定判据应符合下列规定：
1 变压器负载水平应限制在变压器规定的过载能力及持续时间内。
2 线路功率应限制在线路热稳定允许输送能力之内，可根据线路导线截面、类型、导线容许温升以及环境温度等确定线路热稳定极限。
3．7．2 暂态稳定判据应包括下述三方面内容：
1 功角稳定：系统故障后，在同一交流系统中的任意两台机组相对角度摇摆曲线呈同步减幅振荡。
2 电压稳定：故障清除后，电网枢纽变电站的母线电压能够恢复到0．8pu以上，母线电压持续低于0．75pu的时间不超过1．0s。
3 频率稳定：在采取切机、切负荷措施后，不发生系统频率崩溃，且能够恢复到正常范围及不影响大机组的正常运行值，正常运行的频率范围可取49．5Hz～50．5Hz。
3．7．3 动态稳定判据是在受到小的或大的事故扰动后，在动态摇摆过程中发电机相对功角和输电线路功率呈衰减状态，电压和频率能恢复到允许的范围内。
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4 安全自动装置的主要控制措施
4．1 切除发电机
4．1．1 在满足控制要求前提下，切机应按水电机组、风电机组、火电机组的顺序选择控制对象。
4．1．2 核电机组原则上不作为控制对象，但在切除其他机组无法满足系统稳定要求且保证核反应堆安全的前提下，可切除核电机组。
4．1．3 在确定切机量时，应考虑必要的裕度。
4．2 集中切负荷
4．2．1 为保证电力系统安全稳定运行，可通过安全稳定控制装置实现集中切负荷。
4．2．2 切负荷装置可切除变电站低压供电线路实现切负荷。在选择被切除的负荷时，应综合考虑被切负荷的重要程度和有效性。
4．2．3 切负荷站的设置应根据需切除负荷量及负荷分配情况来确定，切负荷数量应考虑一定裕度(20％左右)。
4．2．4 应有避免被切除负荷自动投入的措施。
4．3 无功补偿装置的控制
4．3．1 输电线路的可控串补装置的强补功能是提高系统暂态稳定的有效手段，根据电网需要可作为同步稳定控制措施。
4．3．2 切除并联电抗器或投入并联电容器，用以防止电压降低；投入并联电抗器或切除并联电容器，用以限制电压过高。
4．4 电力系统解列及备用电源投入
4．4．1 电力系统解列应在事先设定的解列点有计划地进行解列，解列后的各部分系统应有限制频率过高或频率过低的控制措施。
4．4．2 在系统频率异常降低的情况下，可自动启动水电站和蓄能电站的备用机组，以恢复系统频率。
4．5 直流控制
4．5．1 根据电网需要，通过控制直流输电系统的输电功率以及闭锁直流极运行，可防止系统稳定破坏和设备过负荷、限制系统过电压和频率波动。
4．5．2 直流控制具体方式可包括下列内容：
1 系统频率限制；
2 功率或频率调制；
3 直流功率紧急提升或回降；
4 直流极闭锁。
4．5．3 直流控制可由直流控制系统检测执行，也可接收其他装置发送的命令。
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5 安全自动装置的配置
5．1 安全自动装置的配置原则
5．1．1 安全自动装置包括：安全稳定控制装置、自动解列装置、过频率切机装置、低电压控制装置、低频低压减负荷装置、备用电源自动投入装置、自动重合闸装置。安全自动装置的配置应以安全稳定计算结论为基础，应依据电网结构、运行特点、通信通道情况等条件合理配置，配置方案应能对系统存在的各种稳定问题实现有效的控制且与稳定计算分析结论一致，并应进行配置方案的技术经济评价。
5．1．2 安全自动装置的配置及构成应根据国家现行标准《电力系统安全稳定导则》DL 755和《电力系统安全稳定技术导则》GB／T 26399的有关规定，按照电力系统安全稳定运行的三级标准确定，执行时应采用下列原则：
1 以保证电力系统安全稳定控制的可靠性要求为前提，同时应保证电力系统安全稳定控制的有效性。
2 可采用就地控制和分层分区控制。
3 重要厂站安全自动装置应双重化配置。
4 装置配置应简单、可靠、实用，应尽量减少与继电保护装置间的联系。
5．1．3 安全稳定控制措施包括直流调制、切机、切负荷、解列等，可根据工程情况确定以上措施的顺序。各种稳定控制措施及各控制系统之间应协调配合，安全自动装置的动作应有选择性。
5．1．4 安全自动装置应符合下列规定：
1 安全自动装置应采用微机型，宜采用通过国家级鉴定的、有成熟经验、简单、可靠、有效、技术先进的分散式装置。
2 应充分利用原有安全自动装置。
3 选用装置的硬件应具有一定的通用性，软件应做到模块化，并具有可扩展性和良好的系统适应性。
5．2 安全自动装置配置
5．2．1 当所研究的电力系统区域内发生表3. 3．2所列的Ⅱ类事故扰动(特殊情况下考虑表3．3．2所列的Ⅰ类事故扰动)时，在电力系统失稳的情况下，应配置安全稳定控制装置。通过采取相应的提高电力系统稳定性的控制措施，防止电力系统稳定破坏事故发生，此时允许损失部分负荷。常用安全稳定控制装置的功能如下：
1 功率外送系统，通常可采用减少电源输出的控制措施。
2 受端系统，通常可采用减少负荷需求的控制措施。
3 直流输电系统或装设串联补偿装置的系统，安全稳定控制装置可向直流控制系统或串补控制系统发送控制命令，实现直流功率调制、串联补偿强补。直流及串联补偿控制应与其他控制措施综合使用。
5．2．2 在所研究的区域内，根据一次网架结构，对可能异步运行的连接断面，应配置失步解列装置。失步时将系统解列，防止事故扩大。
5．2．3 当系统有功突然出现过剩、频率快速升高时，应配置过频率切机装置。配置方案可按不同频率分轮次切除一定容量的机组。
5．2．4 当局部系统因无功不足而导致电压降低至允许值时，应配置低电压控制装置采取控制措施，防止系统电压崩溃、系统事故范围扩大。常用的低电压控制措施应包括下列内容：
1 增加发电机无功出力；
2 容性无功补偿装置的快速投入；
3 感性无功补偿装置的快速切除；
4 快速切除部分负荷。
5．2．5 在失去部分电源而引起频率降低和电压快速降低可能导致系统崩溃的区域，应配置低频低压减负荷装置。按整定值，装置分轮次切除一定量的负荷。
5．2．6 符合下列规定的厂、站母线应配置备用电源自动投入装置：
1 具有备用电源的发电厂厂用电母线和变电站站用电母线；
2 由双电源供电且其中一个电源经常断开作为备用电源的变电站母线；
3 具有备用变压器且经常处于断开状态的变电站母线。
5．2．7 3kV及以上的架空线路断路器应配置自动重合闸装置；3kV及以上的电缆与架空混合线路断路器，如电气设备允许可配置自动重合闸装置。
5．2．8 在线稳定控制系统主站宜设置在省级及以上的电网调度中心或枢纽站，执行系统即子站设置在厂、站端。在线稳定控制系统配置应符合下列规定：
1 执行系统包括区域综合安全稳定控制系统、低频低压减负荷装置、自动解列装置、高频切机、连锁切机(负荷)、过载切机(负荷)、大电流切机(负荷)、水电厂低频自启动、备用电源自动投入装置等安全自动装置。
2 主站通过EMS系统、实时动态监测系统、安全稳定控制系统获取全网信息，实时进行系统动态分析、评估、决策，并通过通信通道向子站执行系统传送控制命令，实现安全稳定控制系统的一体化综合协调控制。
5．3 安全自动装置对通道及二次回路的要求
5．3．1 通信通道应符合下列规定：
1 不同控制站安全自动装置之间的信息传送应优先采用光纤通信通道。
2 采用载波通道时，宜采用编码方式，且发信及收信回路均不应具有时间展宽环节。
3 双重化配置两套装置的通信通道应相互独立，两路安全自动装置通道应尽可能采用不同路由的独立通道，任一套装置或通信通道发生故障不应影响另一套装置正常运行。
5．3．2 安全自动装置与电气专业配合应符合下列规定：
1 接入安全自动装置的电流互感器、电压互感器二次线圈应满足继电保护的精度和负荷要求。
2 断路器应留有足够的反应线路元件投退状态的接点，可供安全自动装置使用。
3 当安全自动装置双重化配置时，应提供两组独立的直流电源分别供两套安全自动装置使用。双重化配置的两套装置的输入输出回路应相互独立。
5．3．3 安全自动装置与直流系统配合应符合下列规定：
1 与直流系统接口的安全自动装置应能有效地监测直流输电功率的改变。如果直流系统因某种原因，不能按安全自动装置提升(或回降)功率的要求实施直流功率提升(或回降)，安全自动装置必须采取其他措施，以保持系统稳定。
2 直流极控系统应能接收安全自动装置以无源接点或报文型式向直流极控系统提供提升或回降直流功率的控制信号。
3 直流极控系统应向安全自动装置提供表5．3．3所列的信息。
表5.3.3 直流极控系统向安全自动装置提供的信息
信息内容 | 信息类型 |
直流极1、极2系统输送功率值 | 无源接点或模拟量 |
直流极1、极2投运和停运信号 | 无源接点 |
直流极1、极2ESOF信号 | 无源接点 |
直流极1、极2闭锁信号 | 无源接点 |
直流极1、极2系统当前最大可输送功率值 | 模拟量 |
5．3．4 安全自动装置与串联补偿控制系统配合应符合下列规定：
1 当采用可控串补强补作为提高系统暂态稳定的控制措施时，安全自动装置应向串补控制系统提供空接点形式的强补信号，串补控制系统应留有接收外部开关信号进行强补的开入接口。
2 当安全自动装置及(或)串补控制系统为双套配置时，每套安全自动装置应分别向两套串补控制系统分别提供强补信号。
3 串补控制系统应向安全自动装置提供串补设备的运行状态信号。
本规范用词说明
1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1)表示很严格，非这样做不可的：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2)表示严格，在正常情况下均应这样做的：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。
引用标准名录
《继电保护及安全自动装置技术规程》GB／T 14285
《电力系统安全稳定控制技术导则》GB／T 26399
《电力系统安全稳定导则》DL 755