华中电网调〔2006〕270号 关于印发《华中电网有限公司预防系统稳定破坏事故措施》的通知
电网稳定破坏应急预案
电网稳定破坏应急预案1）电网稳定破坏事故发生后，根据事故报告立即按本预案规定的程序，组织全厂力量赶赴现场进行事故处理，使损失降低到最低限，迅速恢复电网稳定运行。
2）负责向国电新疆分公司及中国国电集团公司报告本厂的事故情况和事故处理进展情况。
3）各应急小组在电网稳定破坏事故发生后，应立即按职责分工，赶赴现场组织事故处理。
首先，要按照保设备的原则，保障安全停机，避免重大设备损坏事故，尽快保证系统稳定运行。
4）事故处理期间，要求各岗位尽职尽责，联系渠道要明确畅通，联络用语要规范，认真做好有关情况的记录工作。
5）全厂所有生产单位，对事故发生的现象、设备损坏情况和事故处理经过一定要记录清楚。
6）负责宣布事故应急处理预案的启动和结束。
7）组织和提供事故恢复所需要的备品备件，组织事故恢复所必须的生产车辆，组织实施事故恢复所必须采取的临时性措施。
8）协助完成电网稳定破坏事故（发生原因、处理经过、设备损坏和经济损失情况）调查报告的编写和上报工作。
9）根据系统接线及电网结构的变化及时对本预案的内容进行相应修改，并及时上报中国国电新疆分公司。
10）按照本预案的要求定期组织必要的事故演练。
11）对事故中暴露出的问题，在设备上可以进行整改，并及时汇总。
12）各应急小组受上一级主管领导的指挥，负责本预案的执行。
13）每年要组织进行一次演练。
7.危急事件的预防7.1 电网稳定破坏事故的分析：电网稳定破坏一般是由于电网内负荷突然大幅度变化，大型机组失磁、突然跳闸、非同期并列、调节系统失灵及电网间联络线路发生短路故障引起的。
7.2 电网稳定破坏事故的预防：1）正常运行时值长应合理安排机组运行方式，严格按照调度下发的日负荷曲线控制机组出力，严格按照调度下发的电压曲线控制机组无功，监视220kV 母线电压、频率正常，电网联络线潮流不超稳定限额，联络线无大量的无功功率交换。
2）机组及电网各快速保护、稳定装置正常投入，合理安排各台机组负荷分配，集控值班员应加强对继电保护、自动装置运行情况的检查，并做好系统故障、电网稳定破坏的事故预想。
2006年事故
2006年，发生重大电网事故1起。
7月1日，华中（河南）电网因继电保护误动作、安全稳定控制装置拒动等原因引发一起重大电网事故，导致华中（河南）电网5条500千伏线路和5条220千伏线路跳闸、32台发电机组退出运行。
事故涉及河南、湖北、湖南、江西四省，河南省电网减供负荷276.5万千瓦，华中电网损失负荷379.4万千瓦，电量损失合计280.46万千瓦时，系统功率振荡期间频率最低为49.11赫兹，华中东部电网与川渝电网解列，华中电网与西北电网直流闭锁、与华北电网解列。
2006年，发生重大设备事故2起，都发生在广西来宾B 电厂：1．3月29日，法国电力公司全资企业广西来宾B电厂（2台36万千瓦燃煤机组）因江边水泵房设备的控制和通讯完全中断，造成两台机组停运，全厂对外停电。
事故的直接原因是循环冷却水泵站48伏直流系统的整流充电器的投退控制开关没有防止误动的保护罩，被通风系统维护人员误碰断开，使蓄电池长时间放电造成循环冷却水泵站直流系统低电压故障，而直流系统设计存在缺陷、安全防护不足，故障信号没有传送到机组控制室报警，贻误了处理时机，造成了事故的发生。
该事故认定为责任事故。
2．6月29日，法国电力公司全资企业广西来宾B电厂（2台36万千瓦燃煤机组）因电厂循环冷却水泵房配电室380伏交流电源失电，引起机组的4台循环冷却水泵跳闸，造成两台机组停运，全厂对外停电。
事故的直接原因是DCS发出错误信号致使液压泵380伏交流电源接触器跳开，而循环冷却水泵液压站系统的设计存在缺陷，液压站380伏交流电源失电后四台循环冷却水泵跳闸动作，机组冷却水中断，导致两台机组被迫停运。
该事故认定为责任事故。
2006年，发生重大人身伤亡事故15起。
其中，电力生产重大人身伤亡事故1起，死亡4人；电力建设施工重大人身伤亡事故14起，死亡64人。
分别为：1．3月27日，中国葛洲坝集团公司的分包单位福建省海天建设工程有限公司在中国电力投资集团公司青海拉西瓦水电站地下主厂房施工过程中，机坑侧墙坍塌，造成3人死亡、2人受伤。
《华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程宣贯讲义》汇总
5.4
5.6
要点：对继电保护专业人员的要求
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6、职责和权限
6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 网调继电保护部门 省调继电保护部门 地调、县调继电保护部门 运行维护单位
对现场运行规程继电保护部分的基本要求
8.1.5 运行维护单位应明确保护装置与相关 一、二次设备（如断路器、电流互感器、电压 互感器、通道、直流系统等）的运行维护管理 界面划分。
注意：1、运行值班人员应了解本单位对专业管理界面的划分，以便更好的进行缺 陷处理、新设备投产、设备管理等工作。 2、重点关注断路器三相不一致保护定值由谁下发、由谁检验等。类似还有 主变瓦斯保护、主变冷控全停定值、主变温度保护等等都是专业管理分界面，也 是专业管理的薄弱环节，是需要现场运行值班人员重点关注和把关的。
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8、运行管理
8.2 交流电压回路运行一般规定 8.2.1 电压互感器二次侧严禁短路。
注意：电压互感器相当于电压源，二次短路会产生很大电流，造成总空开跳闸，严 重时会烧毁互感器二次绕组。
8.2.2 采用交流电压回路的保护装置，不允许 失去电压运行。
注意：采用交流电压回路的保护有：距离保护、方向保护（包括突变量方向、零序 方向等)、高抗的匝间保护、主变的复压过流保护、过电压保护等等。
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三、规程修编过程
网调成立规程修编工作小组 。
明确思路，确定结构，收资调研，形成初稿。
网调内部多次会审、修改，形成征求意见稿。
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华中电网机组并网运行管理细则(发文)
华中区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）第一章总则第一条为保障华中电力系统安全、优质、经济运行，维护电力企业的合法权益，根据《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号），结合华中电力系统的实际情况，制定本细则。
第二条本细则适用于华中区域网、省（市）电力调度机构直调电厂（含并网自备发电厂，以下简称并网发电厂）。
其中，进入商业化运营机组参加运行考核。
地（市）、县（市）电力调度机构直调电厂的并网运行管理可参照执行。
第三条发电厂并网运行管理应遵循电力系统客观规律和建立社会主义市场经济体制的要求，贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，实行“统一调度、分级管理”，坚持“公开、公平、公正”的原则。
第四条网、省（市）电力调度机构在电力监管机构授权下按照调度管辖范围具体实施并网发电厂的运行考核工作。
城市电监办负责对所在地省（市）电网的并网发电厂运行考核工作实施监管，华中电监局负责监管区域电网和其他省（市）电网的并网发电厂运行考核工作。
第二章运行管理（一）安全管理第五条电力调度机构应按其调度管辖范围负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。
电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。
第六条并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及电力系统调度规程。
第七条并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、通信设备、自动化设备、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合有关安全管理的规定，否则不允许机组并网运行。
第八条电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施，报电力监管机构审备；并网发电厂应落实电力调度机构制定的反事故措施，对并网发电厂一、二次设备中存在影响电力系统安全运行的问题，并网发电厂应与电力调度机构共同制定相应整改计划，并确保计划按期完成。
华中电网调度规程讲义(事故分析)(201010)
likai
斗笠
大
华新
玉贤
葛换
南桥
宜都
大吉
凤凰山
磁湖
兴隆
咸宁
岗市
鹅城
复兴 梦山
江
南昌
N0.3 N0.3
2005.9.16事故处理过程
• 令隔厂、五厂AGC退出，出力加满；令五厂事故开#3机。令湖北、湖南、 江西、四川中调增加机组出力，以降低辛嘉线、豫中南、鄂豫断面、斗江 双线断面潮流。 • 向国调申请迅速降低江城直流功率，以有效减少斗江双线潮流。20：24 江城直流由300万降到250万。 为配合三峡合母运行及保持功率平衡20： 45葛南直流由120万降到62万，龙政直流由300万降到230万。 • 20：52因三江两回线跳闸，左一、左二电厂转合母运行，按控制要求， 出力由切机后的610万减到540万，500千伏斗江双线再次过载， 21：03 江城直流降功率到220万千瓦。 • 20：51三峡＃10机并网；21：55三江Ⅲ回线送电。22：02三江Ⅱ回线送 电。22：00三峡＃12机并网。22：16三峡左一、左二电厂恢复分母运行 方式。22：38～22：40 龙政、葛南、江城直流功率恢复到原计划。17 日0时三峡＃9机组零起升压正常，并网运行，系统全部恢复。
N0.16 N0.16
第三部分 典型电网事故案例分析
八、保护、安控装置误动、拒动 保护、安控装置误动、 华中网调1997年“6.29”事故。汪巴线，汪侧合环，巴侧跳闸。 （WXH-15型保护）。1、调度2、保护3、自动化4、通信。 强调现场要及时汇报事故情况，调度部门在合环前、后核对开 关状态及潮流情况。 2002年7月3日 17：46南昌#1主变跳闸，询问现场得知其正在主 变就地查直流测量回路接地（未向网调申请），主变是由于 值班员误碰接点而跳闸，且站长未经下令就已合上南5041开 关。17：55令其同期合上南201及南5042开关，18：00操作完 毕 。
华中电网调度生产系统安全防护体系的研究及实施
第二十九届中国电网调度运行会收录论文全集华中电网调度生产系统安全防护体系的研究及实施刘昕 董波 孟碧波（华中电力调度（交易）中心 湖北 武汉 430077）摘 要：本文根据当前电力调度生产中二次系统的安全现状，分析了二次系统安全防护的技术关键与难点，提出了调度生产系统安全防护体系的构建方针，介绍了华中网调安全防护体系建设的工作成果，并从管理和技术两方面介绍了华中电网二次系统安全防护工作的实施经验，最后对华中电网下一阶段的安全防护工作做出了部署。
关键字：安全、防护、分区、隔离装置1.前言随着计算机技术、通信技术和网络技术的发展，接入数据网络的电力控制系统越来越多。
特别是随着电力改革的推进和电力市场的建立，要求在调度中心、电厂、用户等之间进行的数据交换也越来越多。
电厂、变电站减人增效，大量采用远方控制，对电力控制系统和数据网络的安全性、可靠性、实时性提出了新的严峻挑战。
而另一方面，Internet技术已得到广泛使用，E-mail、Web和PC的应用也日益普及，但同时病毒和黑客也日益猖獗。
目前有一些调度中心、发电厂、变电站在规划、设计、建设、运行及管理其控制系统和数据网络时，对网络安全问题重视不够，使得具有实时控制功能的监控系统，在没有进行有效安全防护的情况下与当地的MIS系统互连，甚至与因特网直接互连，存在严重的安全隐患。
除此之外，还存在采用线路搭接等手段对传输的电力控制信息进行窃听或篡改，进而对电力一次设备进行非法破坏性操作的威胁。
电力监控系统和数据网络系统的安全性和可靠性已成为一个非常紧迫的问题。
为了防范对电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络的攻击侵害及由此引起的电力系统事故，保障电力系统的安全稳定运行，建立和完善电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络的安全防护体系，原国家经贸委于2002年5月正式颁发了《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（[2002]第30号令），国家电力监管委员会也于2004年12月颁布了《电力二次系统安全防护规定》（[2004]第5号令）。
电网稳定破坏应急预案
电网稳定破坏应急预案电网稳定性是电网运行的基本指标之一，也是保障用电安全、经济运行的前提。
然而，电网稳定破坏事故时有发生，给人民生产生活带来严重影响。
因此，建立电网稳定破坏应急预案至关重要。
一、电网稳定破坏的定义和原因电网稳定破坏是指电网的频率、电压或电流等重要电力参数发生不合法的偏离和变化，导致电网设备、用电设备和配电系统等出现事故，甚至引发停电和异常运行等意外情况。
电网稳定破坏原因多种多样。
可能是由于设备故障、负荷过重等造成的,也可能是由于突发事件、恶劣天气等造成的。
例如，恶劣的天气会造成输电线路、变压器等设备受损，导致电网运行不稳定，如南方地区的大雨、台风等恶劣天气，都可能对电网运行造成影响；另外，针对某些特别重要的场合，如一些重要的企事业单位、医院、机场等，如因网络异常而无法正常供电时，势必会严重影响正常的生产和能源供给，这是需要我们事先做好预案和应急措施的。
二、电网稳定破坏应急预案编制的意义制定电网稳定破坏应急预案的主要目的是确保电网系统重要阵地的用电应急故障的及时解除，保障用电安全、提高电力系统的稳定性。
此举可以帮助企事业单位和政府机构在遇到电力故障时提高反应速度、决策效率和应对能力。
因此，建立标准的电网稳定破坏应急预案对于提高对抗突发事件能力，保障用电安全，保证电网系统平稳运行具有很大的意义。
三、电网稳定破坏应急预案的内容和步骤1. 应急响应机制建立应急响应机制是应急方案的第一步。
应急响应机制应该最初制定，并及时修订。
以确保所有参与方可以迅速定位责任，并在事故发生后及时履行职责。
在应急响应机制中，应该明确事故责任人、责任部门及其职责，并配备专业应急救援队伍。
2. 应急设备和应急准备在应急预案中，需要对应急设备和应急准备进行详细说明。
这包括监控系统、预警系统、通讯设备、发电机组、备用电源等。
针对某些特别重要的场合，还需要采取一些特殊的应急措施，如设置备用电源、电池组等设备，确保在发生突发情况时能够迅速解决问题。
2009年第4期
2009年第4期（总第4期）国家电监会华中监管局办公室 2009年5月电力安全生产情况【概况】2009年4月，华中区域电力系统运行基本平稳，未接到事故报告。
【重点工作完成情况】1、为了全面落实“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产工作方针，有效遏制重特大事故发生，4月23日，华中电监局在重庆市主持召开了有关电力企业“双基”安全工作会，会议对《重庆市人民政府关于加强安全生产基层基础工作的意见》（渝府发【2009】1号）、《重庆市人民政府关于印发2009年全市安全生产工作的通知》（渝府发【2009】2号）、《重庆市内部资料注意保存人民政府办公厅关于印发2009年全市安全生产重点任务的通知》（渝办发【2009】45号）等重要文件进行了热烈的讨论，并要求各电力企业结合安全生产工作实际情况和特点，认真做好基层基础工作计划和安全生产重点、要点工作计划，按照“一年强化、两年突破、三年攻坚、四年巩固”的工作目标，建立完善安全生产“基层基础”机制，全面提升企业安全生产管理水平。
2、为落实2009年华中区域发机组并网安全性评价工作计划，华中电监局对湖北、江西、重庆三省（市）的黄石西塞山电厂、襄樊电厂、丹江口水电厂、井冈山电厂、万安水电厂、九江电厂、珞璜电厂、九龙电厂等24座发电企业进行了调研。
在调研过程中对发电机组并网安全性评价工作必要性及重要性的认识与企业达成了共识，通过与企业座谈、沟通，对预期按计划完成并网安评工作取得了一致意见。
【近期安全监管重点工作】1、近期将召开华中区域电力安全生产委员会会议，深入贯彻落实国务院、电监会对电力安全生产的要求，总结华中区域2008年电力安全生产情况，分析电力安全生产面临的形势，研究部署华中区域电力安全生产“三项行动”工作及 2009年下半年华中区域电力安全生产工作重点。
会议将审议并通过调整后的华中电力安全生产委员会组成方案。
2、按照《国务院办公厅关于进一步推进安全生产“三项行动”的通知》要求，根据电监会《电力行业深入开展“安全生产年”活动保证电力行业安全生产持续稳定的意见》和《关于进一步推进电力安全生产“三项行动”的通知》的具体部署，制定《华中区域电力安全生产“三项行动”实施方案》，要求各电力企业结合实际，细化本企业《实施方案》，认真贯彻执行。
《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》
第二章 （一）安全管理 第五条
运行管理
电力调度机构应按其调度管辖范围负责电力系统
运行的组织、指挥、指导和协调。电网企业、并网发电厂、电 力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。 第六条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、 国家标准、
电力行业标准及电力系统调度规程。 第七条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和
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或裁决。 第十三条 电力调度机构、电网企业和并网发电厂应按照
《电力企业信息报送规定》 （国家电监会 13 号令）及《电力企 业信息披露规定》 （国家电监会 14 号令）的要求及时报送和披 露调度运行信息。 第十四条 并网发电厂应严格服从电力调度机构的指挥，
迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。 接受调度指令的并网发电厂值班人员认为执行调度指令将危及 人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的电力调度 机构值班调度人员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度 人员决定该指令的执行或者撤销。 对于无故延缓执行调度指令、 违背和拒不执行调度指令的并网发电厂，由电力监管机构给予 通报批评，并每次按 100 万千瓦时记为考核电量。根据实际损 失情况，追究单位和有关人员的法律和经济责任。 第十五条 火电机组允许强迫停运次数、允许等效非计划
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电机组每年做一次黑启动测试试验。指定提供黑启动的机组在 被调用时（含测试试验） ，无法达到合同约定的技术标准，当 月不予以补偿，并按前六个月收取的辅助服务补偿费用的两倍 予以考核。 第十条 电力生产事故管理和调查工作应按照《电力生产
事故调查暂行规定》 （国家电监会 4 号主席令） 的有关规定执行。 并网发电厂发生事故后，由电力监管机构组织事故调查和 分析，并网发电厂应积极配合，并提供所需的故障录波数据、 事故时运行状态和有关数据资料。并网发电厂拒绝配合的，由 电力监管机构给予通报批评，拒不改正的或者提供虚假材料、 隐瞒事实的，按全厂容量（机组之间通过母线和联变实现电气 连接为一个电厂）×1 小时记为考核电量。 第十一条 发电厂并网安全性评价工作按照《华中区域发
(家电企业管理)国家电网预防交流高压开关事故措施(附编制说明)
预防交流高压开关事故措施(附编制说明)目录第一章总则第二章管理措施第三章运行措施第四章技术措施预防交流高压开关事故措施编制说明预防交流高压开关事故措施第一章总则第一条为预防交流高压开关设备（包括交流高压断路器、交流高压隔离开关和接地开关，以下统称高压开关设备）事故发生，保障电网安全、可靠运行，特制定本预防措施。
第二条本措施依据国家的有关标准、规程和规范并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定的。
第三条本措施针对高压开关设备在运行中频繁出现的、典型的事故（障碍）提出了具体的预防措施，主要包括预防断路器灭弧室事故、预防绝缘闪络和爆炸、预防拒动和误动故障、预防开关设备机械损伤、预防载流回路过热等内容。
第四条本措施适用于7.2kV及以上电压等级交流高压开关设备。
第五条各网省公司可根据本措施，结合本地区实际情况制定相应的实施细则。
第六条引用文件以下为设备设计、制造及试验所应遵循的国家、行业和企业的标准及规范，但不仅限于此：GB50150－1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GBJ147－1990 高压电器施工及验收规范GB1984－2003交流高压断路器DL/T402-1999 交流高压断路器订货技术条件DL/T 486-2000 交流高压隔离关和接地开关订货技术条件DL/T593 高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求DL/T617－1997气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T603－1996气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程DL/T596—1996 电力设备预防性试验规程国家电网公司关于高压隔离开关订货的有关规定（试行）（生产输变[2004]4号）国家电网公司号高压断路器合分时间与保护整定时间配合问题技术研讨会纪要（生产输电[2004]48号）国家电网公司电力生产设备评估管理办法（生产输电[2003] 95号）国家电网公司关于加强电力生产技术监督工作意见（生产输电[2003]29号）国家电网公司交流高压断路器技术规范（国家电网生[2004]634号）国家电网公司交流高压隔离开关和接地开关技术规范（国家电网生[2004]634 号）国家电网公司气体绝缘金属封闭开关设备技术规范（国家电网生[2004]634 号）第二章管理措施第七条为保证高压开关设备安全运行，必须建立和健全专业管理体系，加强开关设备的技术管理工作。
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华中电网调〔2006〕270号关于印发《华中电网有限公司预防系统稳定破坏事故措施》的通知湖北、河南、湖南、江西、四川省电力公司，重庆市电力公司：为贯彻落实“安全第一、预防为主”的工作方针，完善各项反事故措施，进一步提高华中电网安全生产水平，根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》（国家电网公司生产输电〔2005〕400号）的要求，结合华中电网的实际情况，华中电网有限公司组织制定了《华中电网有限公司预防系统稳定破坏事故措施》，现予以印发。
请各单位结合本单位的实际情况制定具体的反事故技术措施和实施细则。
执行过程中有任何问题和建议请及时反馈华中电力调度（交易）中心和华中电网有限公司生产技术部。
附件：华中电网有限公司预防系统稳定破坏事故措施二○○六年七月七日为防止发生系统稳定事故，确保华中电网安全、可靠运行，根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》、《国家电网公司电网安全稳定管理工作规定》、《国家电网公司关于加强电网安全稳定工作的意见》等有关规定，结合华中电网防止系统稳定事故措施的要求，特制定本措施。
本措施适用于华中电网。
1 加强电网规划和建设华中电网应建成为网架坚强、结构合理、安全可靠、运行灵活、技术先进的现代化电网，不断提高电网输送能力、资源优化配置能力和抵御事故能力。
1.1 加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，尽快强化电网薄弱环节，确保电网结构合理、运行灵活和坚强可靠。
1.2 合理规划电源接入点和受端系统。
1.2.1 华中电网宜形成多通道、多落点的电力输送格局,电源点应合理分散接入，每个独立输电通道的输送电力占受电地区负荷比例宜在10%～15%以下。
1.2.2 对于新电源点的接入系统方案，其升压站不应作为系统枢纽站；对于已投产电厂的升压站仍为系统枢纽站的情况，应在今后的规划设计中创造条件使其退出枢纽站的地位。
1.2.3 受端电网的电源建设、装机容量及分层建设要合理，加强受端电网的电源支撑。
1.2.4 电网发展速度应适当超前电源建设速度，给电网运行留有一定的裕度和灵活性，为电力市场的建设、资源优化配置和社会经济发展的打下良好的物资基础。
1.2.5 加强受端系统500千伏环网建设，形成结构坚强的华中电网。
1.2.6 受端电网500千伏变电站变电容量的建设应适度超前；应考虑一台变压器停电后不影响地区供电，必要时一次投产应不少于两台变压器。
1.3 新建发电厂不应选择装设联络变压器而构成电磁环网的系统接入方式；已装设联络变压器且以电磁环网方式运行的发电厂，应在电网规划建设上创造条件，尽快打开电磁环网。
1.4 一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。
电网公司的规划、工程、调度、生产等相关部门和发电、设计、调试等相关单位应相互协调配合，制定有效的组织、管理和技术措施，以保证一次设备投入运行时相关的继电保护、安全自动装置、稳定措施和电力专用通信配套设施等能同时投入运行。
1.5 加强系统稳定控制和保障电网安全最后防线措施的设计研究工作，稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。
合理设计稳定控制措施和失步、低频、低压等解列措施，合理、足量地设计和实施高频切机、低频减负荷及低压减负荷方案。
1.6 加强500千伏主设备快速保护建设。
220千伏及以上电压等级变压器、高抗等主设备的微机保护应按双重化配置，220千伏及以上环网运行线路应配置双重化全线速动保护，500千伏及220千伏枢纽厂站母线应采用双重化母差保护配置。
2 电网安全运行管理和技术措施2.1 严格执行各项电网运行控制要求，禁止超稳定极限值运行。
电网一次设备故障后，应按照故障后电网运行控制的要求，尽快将相关设备的潮流（或发电机出力、电压等）控制在规定值以内。
网调、各省级调度机构应通过EMS系统，对电网运行控制极限实现实时在线监测，并有预警和越限告警功能，做到当电网超极限运行时，可及时提请调度值班人员处理。
2.2 电网正常运行中，必须按照有关规定留有一定的旋转备用容量。
根据《华中电网调度规程》的有关规定，按照“统一调度，分级管理”的原则，结合目前华中电网的管理模式和电网运行的实际特点，华中电网备用容量采取统一管理、互相支援、分省配置。
2.3 避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。
在高一级电压网络建设初期，对于影响系统安全稳定运行且暂不能解开的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施和后备措施以防止系统稳定事故范围扩大。
2.4 电网联系较为薄弱的省级电网之间及区域电网之间宜采取自动解列等措施，防止一侧系统发生稳定破坏事故时影响到另一侧系统。
特别重要的系统（政治、经济、文化中心）应采取自动安全措施防止相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。
电力系统稳定破坏后，其波及范围可能迅速扩展，需要依靠自动安全措施（如失步、低频、低压解列和联解线路等）控制其影响范围或平息振荡。
特别重要的系统对供电安全要求更高，防范措施的力度应更大。
作为防止系统稳定破坏和事故扩大的重要措施，电网解列装置的配置应有具有选择性，解列后的电网供需应尽可能平衡。
应根据华中电网结构按层次布置解列措施，对于防止区域电网之间及省网之间失步的解列装置应尽量双重化配置。
2.5 电网运行控制极限管理是保障系统安全稳定运行的重要手段，应根据系统发展变化情况，及时计算和调整电网运行控制极限，认真做好电网运行控制极限管理工作。
2.6 加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统、PSS （电力系统稳定器）和调速系统的运行管理，其参数设置、设备投停、改造等必须满足电网安全稳定运行要求。
并网电厂机组应在前期、投产、运行等各个时期都要严格执行华中电网发电机励磁系统调度管理规定。
并网电厂机组都必须具备一次调频功能，当电网频率波动时，机组在所有运行方式下都能够自动参与一次调频，各项技术指标满足华中电网发电机组一次调频运行管理规定要求。
2.7 要加强系统稳定控制措施的运行管理，低频、低压减负荷装置和其它安全自动装置应足额投入。
应密切跟踪系统变化情况，及时调整稳定控制措施，完善失步、低频、低压解列等安全自动装置的配置，做好相应定值管理、检修管理和运行维护工作。
调度机构应按照有关规程规定每年下达低频低压减载方案并根据电网的变化情况不定期地分析、调整各种安全自动装置的配置或整定值，及时跟踪负荷变化，细致分析低频减载实测容量，定期核查、统计、分析各种安全自动装置的运行情况。
各运行维护单位应加强检修管理和运行维护工作，防止电网事故情况下装置出现拒动、误动，确保电网第三道防线安全可靠。
失步解列、低频低压解列等安全稳定控制装置必须单独配置，具有独立的投入和退出回路，不得与其他设备混合配置使用。
2.8 不允许220千伏及以上电压等级线路、枢纽厂站的母线、变压器等设备无快速保护运行，对于可能造成相关负荷停电或其他设备过负荷时，调度部门应调整运行方式，尽快将设备停电。
母线无母差保护时，应尽量减少无母差保护运行时间并严禁安排母线及相关元件的倒闸操作，应合理安排母差保护定检的时机。
受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。
原则上二次设备的检修校验工作与一次设备的计划检修工作同步安排。
2.9 加强开关设备运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠地切除故障。
对于500千伏厂站、220千伏枢纽厂站分闸时间分别大于50 ms、60 ms的开关设备，应尽快通过检修或技术改造提高其分闸速度，对于经上述工作后分闸时间仍达不到以上要求的开关要尽快进行更换。
２.10 要加强防止电网发生动态稳定的工作，加快PMU建设的速度，提高WAMS系统的应用水平；加强电力系统GPS时钟统一工作。
3 加强系统稳定计算分析3.1 重视和加强系统稳定计算分析工作。
规划、设计和调度部门必须严格按照《电力系统安全稳定导则》、《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》和相关规定要求进行系统安全稳定计算分析，并根据计算分析结果合理安排运行方式，适时调整控制策略，不断完善相关电网安全稳定控制措施。
3.2 电网调度部门确定的电网运行控制极限值，一般按照相关规定在计算极限值的基础上留有一定的稳定储备；在系统设计阶段计算线路（或断面）输送能力时也应考虑这一因素。
网、省调在制定电网运行控制极限值时，一般应在计算极限值的基础上留有5～10%的功率稳定储备，制定省间联络线运行控制极限值时还应适当考虑潮流的自然波动情况。
系统可研设计阶段，应考虑所设计的电网和电源送出线路的输送能力在满足生产需求的基础上留有一定的裕度。
3.3 在系统规划设计和电网运行有关稳定计算中，发电机组均应采用详细模型，以正确反映系统动态稳定特性。
3.4 应保证系统设计和电网运行有关稳定计算模型和参数的准确性和一致性，系统规划计算中对现有电力系统以外部分可采用典型详细模型和参数。
3.5 加强有关计算模型、参数的研究和实测工作，并据此建立系统计算的各种元件、控制装置及负荷的详细模型和参数。
各发电公司（电厂）有义务向电网提供符合要求的发电机组的相关实测参数。
并网电厂发电机组配置的频率异常、低励限制、定子过电压、定子低电压、低频率、高频率、失磁、失步保护都必须满足华中电网相关规定要求，不符合要求的机组应抓紧整改。
4 防止系统电压崩溃为防止系统电压崩溃，应全面贯彻执行《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》、《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》及华中电网无功补偿配置要求。
4.1 在电网规划设计中，必须同步进行无功电源及无功补偿设施的规划设计。
无功电源及无功补偿设施的配置应确保无功电力在负荷高峰和低谷时段均能分(电压)层、分(供电)区基本平衡，并具有灵活的无功调整能力和足够的检修、事故备用容量。
受端系统应具有足够的无功储备和一定的动态无功补偿能力。
无功电源及无功补偿设施的配置应使系统具有灵活的无功电压调整能力，避免分组容量过大而使补偿设备投切困难；当受端系统存在电压稳定问题时，应通过技术经济比较，考虑在受端系统的枢纽变电站配置动态无功补偿装置。
对于500千伏站，电容器补偿容量应按照主变压器容量的15～20%配置；500千伏线路充电功率基本予以补偿，当局部地区短线较多时，应考虑在适当的位置500千伏母线上配置有开关的高压电抗器。
4.2 并网机组额定出力时，滞相功率因数应不低于0.85。
新机组满负荷时进相额定功率因数应不低于0.9，老机组应不低于0.95。
并入华中电网的发电机组应具备满负荷运行时功率因数在0.85（滞相）～0.95（进相，老机组应不低于0.97）。
机组在规划设计选型时应满足系统上述要求。
随着设备的改造，现有发电机组应逐步达到进相0.95运行的能力。
确定发电机的无功出力范围，应按照有关规定，对发电机组进行相关试验，并根据试验结果确定发电机无功出力范围，报送调度部门备案。