第一篇：新25项反措之防止系统稳定破坏事故
防止电力生产事故的二十五项重点要求
防止系统稳定破坏事故
4.1电源
4.1.1合理规划电源接入点。受端系统应具有多个方向的多条受电通道，电源点应合理分散接入，每个独立输电通道的输送电力不宜超过受端系统最大负荷的10％～15％，并保证失去任一通道时不影响电网安全运行和受端系统可靠供电。
4.1.2发电厂宜根据布局、装机容量以及所起的作用，接入相应电压等级，并综合考虑地区受电需求、地区电压及动态无功支撑需求、相关政策等影响。
4.1.3发电厂的升压站不应作为系统枢纽站，也不应装设构成电磁环网的联络变压器。
4.1.4开展风电场接入系统设计之前，应完成“电网接纳风电能力研究”和“大型风电场输电系统规划设计”等新能源相关研究。风电场接入系统方案应与电网总体规划相协调，并满足相关规程、规定的要求。
4.1.5对于点对网、大电源远距离外送等有特殊稳定要求的情况，应开展励磁系统对电网影响等专题研究，研究结果用于指导励磁系统的选型。
4.1.6并网电厂机组投入运行时，相关继电保护、安全自动装置等稳定措施、一次调频、电力系统稳定器（PSS）、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC)等自动调整措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。
4.1.7严格做好风电场并网验收环节的工作，避免不符合电网要求的设备进入电网运行。
4.1.8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、失磁、失步等涉网保护定值应满足电力系统安全稳定运行的要求。
4.1.9加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统及电力系统稳定器和调速系统的运行管理，其性能、参数设置、设备投停等应满足接入电网安全稳定运行要求。
4.2网架结构
4.2.1加强电网规划设计工作，制订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、坚强可靠和协调发展。
4.2.2电网规划设计应统筹考虑、合理布局，各电压等级电网协调发展。对于造成电网稳定水平降低、短路电流超过开关遮断容量、潮流分布不合理、网损高的电磁环网，应考虑尽快打开运行。
4.2.3电网发展速度应适当超前电源建设，规划电网应考虑留有一定的裕度，为电网安全稳定运行和电力市场的发展等提供物质基础，以提供更大范围的资源优化配置的能力，满足经济发展的需求。
4.2.4系统可研设计阶段，应考虑所设计的输电通道的送电能力在满足生产需求的基础上留有一定的裕度。
4.2.5受端电网330kV及以上变电站设计时应考虑一台变压器停运后对地区供电的影响，必要时一次投产两台或更多台变压器。
4.2.6在工程设计、建设、调试和启动阶段，电网公司的计划、工程、调度等相关管理机构和独立的发电、设计、调试等相关企业应相互协调配合，分别制定有效地组织、管理和技术措施，以保证一次设备投入运行时，相关配套设施等能同时投入运行。
4.2.7加强设计、设备定货、监造、出厂验收、施工、调试和投运全过程的质量管理。鼓励科技创新，改进施工工艺和方法，提高质量工艺水平和基建管理水平。
4.2.8电网应进行合理分区，分区电网应尽可能简化，有效限制短路电流；兼顾供电可靠性和经济性，分区之间要有备用联络线以满足一定程度的负荷互带能力。
4.2.9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，对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施，同时应采取后备措施限制系统稳定破坏事故的影响范围。
4.2.10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扩展到另一侧系统。特别重要的系统（政治、经济或文化中心）应采取必要措施，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。
4.2.11加强开关设备的运行维护和检修管理，确保能够快逮、可靠地切除故障。
4.2.12根据电网发展适时编制或调整“黑启动”方案及调度实施方案，并落实到电网、发电各单位。
4.3稳定分析及管理
4.3.1重视和加强系统稳定计算分析工作。规划、设计部门必须严格按照《电力系统安全稳定导则》等相关规定要求进行系统安全稳定计算分析，全面把握系统特性，优化电网规划设计方案，滚动调整建设时序，完善电网安全稳定控制措施，提高系统安全稳定水平。
4.3.2加大规划阶段系统分析深度，在系统规划设计有关稳定计算中，发电机组均应采用详细模型，以正确反映系统动态特性。
4.3.3在规划设计阶段，对尚未有具体参数的规划机组，宜采用同类型、同容量机组的典型模型和参数。
4.3.4对基建阶段的特殊运行方式，应进行认真细致的电网安全稳定分析，制定相关的控制措施和事故预案。
4.3.5严格执行相关规定，进行必要的计算分析，制订详细的基建投产启动方案。必要时应开展电网相关适应性专题分析。
4.3.6应认真做好电网运行控制极限管理，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。电网调度部门确定的电网运行控制极限值，应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。
4.3.7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、控制装置及负荷的模型和参数。并网发电机组的保护定值必须满足电力系统安全稳定运行的要求。
4.3.8严格执行电网各项运行控制要求，严禁超运行控制极限值运行。电网一次设备故障后，应按照故障后方式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。
4.3.9电网正常运行中，必须按照有关规定留有一定的旋转备用和事故备用容量。
4.3.10加强电网在线安全稳定分析与预警系统建设，提高电网运行决策时效性和预警预控能力。
4.4二次系统
4.4.1认真做好二次系统规划。结合电网发展规划，做好继电保护、安全自动装置、自动化系统、通信系统规划，提出合理配置方案，保证二次相关设施的安全水平与电网保持同步。
4.4.2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。
4.4.3加强110kV及以上电压等级母线、220kV及以上电压等级主设备快速保护建设。
4.4.4一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施、自动化系统、故障信息系统和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。
4.4.5加强安全稳定控制装置入网管理。对新入网或软、硬件更改后的安全稳定控制装置，应进行出厂测试或验收试验、现场联合调试和挂网试运行等工作。
4.4.6严把工程投产验收关，专业人员应全程参与基建和技改工程验收工作。
4.4.7调度机构应根据电网的变化情况及时地分析、调整各种安全自动装置的配置或整定值，并按照有关规程规定每年下达低频低压减载方案，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。
4.4.8加强继电保护运行维护，正常运行时，严禁220kV及以上电压等级线路、变压器等设备无快速保护运行。
4.4.9母差保护临时退出时，应尽量减少无母差保护运行时间，并严格限制母线及相关元件的倒闸操作。
4.4.10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。
4.5无功电压
4.5.1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。
4.5.2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，避免分组容量过大造成电压波动过大。
4.5.3当受端系统存在电压稳定问题时，应结合电网实际运行特点，通过技术经济比较配置一定容量的动态无功补偿装置。
4.5.4提高无功电压自动控制水平，推广应用自动电压控制系统。
4.5.5并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.9（滞相）～0.97（进相）运行的能力，新建机组应满足进相0.95运行的能力。在电网薄弱地区或对动态无功有特殊需求的地区，发电机组应具备满负荷滞相0.85的运行能力。发电机自带厂用电运行时，进相能力应不低于0.97。
4.5.6变电站一次设备投入运行时，配套的无功补偿及自动投切装置等应同时投入运行。
4.5.7电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。
4.5.8100kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。
4.5.9电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线有载调压变压器分接头的调整。
4.5.10发电厂、变电站电压监测系统和能量管理系统（EMS）应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向运行人员告警。
4.5.11电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机（包括发电机失磁）时，能够保持电压稳定。无功事故备用容量，应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备。
4.5.12在电网运行时，当系统电压持续降低并有进一步恶化的趋势时，必须及时采取拉路限电等果断措施，防止发生系统电压崩溃事故。
第二篇：新十八项反措考试试题
新十八项反措考试试题（变电运行）
一、填空（每题1分，共20分）
1、对于隔离开关的就地操作，应做好（支柱绝缘子断裂）风险分析与预控，监护人员应严格监视隔离开关动作情况，操作人员应 视情况做好及时撤离的准备。
2、对于高空作业，应做好各个环节风险分析与预控，特别是防（静电感应）和（高空坠落）的安全措施。
3、在作业现场内可能发生人身伤害事故的地点，应采取可靠的防护措施，并宜设立（安全警示牌），必要时设专人监护。对交叉作 业现场应制订完备的（交叉作业安全防护措施）。
4、强化缺陷设备监测、巡视制度，在恶劣天气、设备危急缺陷情况下开展巡检、巡视等高风险工作，应采取措施（防止雷击）、（中毒）、（机械伤害）等事故发生。
5、母差保护临时退出时，应尽量减少（无母差保护运行时间），并严格限制母线及相关元件的倒闸操作。
6、电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于（0.95），最小负荷时不应高于（0.95）。
7、电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁（接于该母线有载调压变压器分接头的调整）。
8、切实落实防误操作工作责任制，各单位应设（专人）负责防置的运行、检修、维护、管理工作。防误装置的检修、维护应纳 行、检修规程，防误装置应与相应主设备统一管理。
9、直流母线采用单母线供电时，应采用不同位置的直流开关，分别带（控制）用负荷和(保护)用负荷。
10、除（蓄电池组出口总熔断器）以外, 逐步将现有运行的熔断器更换为直流专用断路器.当直流断路器与蓄电池组出口总熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整。
11、雨季前，加强现场（端子箱、机构箱封堵措施）的巡视，及时消除封堵不严和封堵设施脱落缺陷。
12、全电缆线路不应采用（重合闸），对于含电缆的混合线路应采取相应措施，防止变压器连续遭受短路冲击。
13、干式空芯电抗器应安装电容器组（首端），在系统短路电 流大的安装点应校核其动稳定性。
14、切合 110kV 及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将该（变压器中性点临时接地）。
二、选择（每题1分，共20分）
1、中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向（B）告警。
A、调度值班员B、运行人员C、运行专责
2、短时间退出防误闭锁装置时，应经（D）批准，并按要求尽快投入运行。
A、值班调度员B、防误专责C、变电站站长D、值长或变电站站长
3、防误装置电源应与（C）电源独立。
A、控制与信号回路B、继电保护与信号回路C、继电保护与控制回路
4、变压器每年应至少进行（A）次红外成像测温检查。
A、一B、二C、三D、四
5、为保证冷却效果，变压器冷却器每（A）年应进行一次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。
A、1～2B、2C、2～3D、36、110kV～500kV互感器在出厂试验时，应按照各有关标准、规程的要求逐台进行全部出厂试验，包括高压下的（A、B、C）。
A、介损试验B、局部放电试验C、耐压试验D、绝缘电阻
7、已安装完成的互感器若长期未带电运行（110kV及以上大于，35kV及以下以上），在投运前应按照预试规程进行预防性试验。
A、三个日、半年B、半年、一年C、一年、两年
8、如室内安装运行SF6开关设备，在进入室内前必须先强迫通
风C以上，待含氧量和SF6气体浓度符合标准后方可进入。
A、10minB、12minC、15minD、20min9、对于中性点不接地的6-35kV系统，应根据电网发展每B年进行一次电容电流测试。
A、2-3B、3-5C、4-6D、5-1010、A、C、E等，防水、防爆重点场所的照明，通风设备应用防爆型。
A、蓄电池室B、电缆层C、油罐室D、高压室E、油处理室
11、新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔二年进行一次核对性放电试验。运行了（B）年以后的蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。
A、6B、4C、1012、浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，应采用(A)方式进行浮充电.A、恒压B、均衡C、恒流
13、对运行年限超过（C）年储油柜的胶囊和隔膜应更换。
A、12B、10C、1514、按照《输变电设备状态检修试验规程》（DL/T393-2010）开展红外检测，新建、改扩建或大修后的变压器（电抗器），应在投 运带负荷后不超过（C）内(但至少在 24h 以后)进行一次精确检测。
A、一周B、半个月C、1个月
15、强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在（）秒以上，以防止气体继电器误动。
A、30B、15C、6016、气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的（80）％。
A、80B、85C、9017、SF6电流互感器交接时 SF6 气体含水量小于（）μl/L。运行中不应超过 500μl/L（换算至 20℃），若超标时应进行处理。
A、150、300B、100、150C、250、50018、对已安装在线监测表计的避雷器，有人值班的变电站每天至少巡视一次，每（A）记录一次，并加强数据分析。无人值班变电 站（）进行巡视并记录，强雷雨天气后应进行特巡
A、半月、可结合设备巡视周期B、本月、一月；C、一周、一月
19、带电显示装置失灵应作为（B）缺陷尽快予以消除。
A、一 般B、严重C、危急
20、爬电比距：（对瓷质绝缘）≥（），对有机绝缘≥（）。
A、18mm/kV，20mm/kV；B、18mm/kV，22mm/kV；C、20mm/kV，22mm/kV；
三、判断题(每题1分，共20分)
1、220kV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配置，220kV及以上环网运行线路应配置双重化全线运度保护。（√）
2、断路器或刀闸闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关辅助触点。（√）
3、对薄绝缘、铝线圈及运行超过15年的变压器，应加强技术监督工作。（×）
4、潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。（√）
5、对强油导向的变压器应选用转速不大于2000V/min的低速油泵。（×）
6、正常运行的变压器应至少每6年测一次绕组变形。（√）
7、如运行中互感器的膨胀异常伸长顶起上盖，应立即退出运行处理。（√）
8、在对故障掉闸线路实施强送成功后，可不检查强送后的断路器。（×）
9、SF6压力表和密度继电器应定期进行检验。（√）
10、变压器中性点应有一根与主地网连接的接地引下线，并应符合热稳定技核的要求。（×）
11、3-66kV并联电容器补偿装置应装设金属氧化物避雷器，作为过电压后备保护装置。（√）
12、运行了10年以后的阀控密封电池组，每年做一次核对性放电试验。（×）
13、重要的电缆隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监视报警器。（√）
14、只要有交通部门核准的驾驶证，均可驾驶本企相对应级别车辆。（×）
15、变电站直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不宜采用环状供电方式。（×）
16、两组蓄电池组的直流系统，应满足在运行中二段母线切换时不中断供电的要求，切换过程中允许两组蓄电池短时并联运行，禁止在两系统都存在接地故障情况下进行切换。（√）
17、检修时当套管水平存放，安装就位后，带电前必须进行静放，其中110～220kV 套管静放时间应大于 36 小时。（×）
18、油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元渗漏油的应立即停止运行。（√）
19、当断路器液压机构突然失压时应申请停电处理。在设备停电前，可人为启动油泵，防止断路器慢分。（×）
20、对处于严寒地区、运行 10 年以上的罐式断路器，应结合例行试验对瓷质套管法兰浇装部位防水层完好情况进行检查，必要时应重新复涂防水胶。（√）
四、简答
1、户内绝缘子防污闪要求（10分）答：户内非密封设备外绝缘与户外设备外绝缘的防污闪配置级差不宜大于一级。
2、防止变电设备污闪的重要措施（10分）
答：绝缘子表面涂覆“防污闪涂料” 和加装“防污闪辅助伞裙” 是防止变电设备污闪的重要措施，其中避雷器不宜单独加装辅助伞裙，宜将防污闪辅助伞裙与防污闪涂料结合使用。
3、防止人身伤亡事故的措施有哪几条？（10分）
答：（1）加强作业现场危险点分析和做好各项安全措施。
（2）加强作业人员培训。
（3）加强对外包工程人员管理。
4、完善防误操作的技术措施有哪几点？（10分）
答：（1）新、扩建变电工程及主设备经技术改造后，防误闭锁装置应与主设备同时投运。
（2）断路器或刀闸闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。
（3）防误装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。
（4）采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具有防止误操作闭锁功能。利用计算机实出防误闭锁功能时，其防误操作规则必须经本单位电气运行、安监、生技部门审核，经主管领导批准并备案后方可投入运行。
（5）成套高压开关柜五防功能应齐全、性能良好。开关柜出线侧宜装设
五、问答题
1、如何防止运行操作不当造成枢组变电站全停？（10分）答：（1）运行人员必须严 格执行电 网运行有 关规程、规定。操作前要认 真核对结线方式，检查设备状况。严肃“ 两票三制” 制度，操作中禁止跳项、倒项、添项和漏项。（2）加强防误闭锁装置的运行和维护管理，确保防误闭锁装置正常 运行。微机五防闭锁装置的电脑钥匙 必须按照 有关规定严格管理。（3）对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修及恢复送电过程中，必须做好各项安全措施，防止全站停电。对检修或事故跳闸停电的母线进行试送电时，应首选考虑用外来电源送电。（4）定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离刀闸支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。（5）变电站 带电水冲 洗工作必 须保证水 质要求，并严格按照 《 电力设备带电水冲洗规程》（G B 1 3 3 9 5-2 0 0 8）规 范 操 作，母 线冲洗时要投 入可靠的 母差保护。（6）两组蓄电池组的直流系统，应满足在运行中二段母线切换时不中断供电的要求，切 换 过 程 中 允 许 两 组 蓄 电 池 短 时 并 联 运行，禁止 在两系统 都存在接 地故障情 况下进行 切换。
第三篇：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
华中电网有限公司 预防系统稳定破坏事故措施
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
华中电网有限公司 预防系统稳定破坏事故措施
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。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。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。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。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。
4.3 电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。
4.4 100kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。
4.5 电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线的变压器分接头。
按照无功分层分区平衡的原则，避免大容量、远距离无功功率的输送。变压器分接头调整应具有系统电压闭锁功能，当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线上的变压器分接头，避免电压持续降低时，变压器分接头的调整造成下级供电系统从上一级系统吸收大量无功，进一步造成上一级电压的下降，甚至引起系统的电压崩溃。
系统VQC、AVC调整原则须遵循该原则。
4.6 发电厂、变电站电压监测系统和EMS系统应保证有关测量数据的准确性，具有电压越限的告警功能。
4.7 电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或一台最大容量发电机(包括发电机失磁)时，能够保持电压稳定。无功事故备用容量，应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备。
受端系统在大负荷期间，特别是夏季大负荷期间，应争取系统最大限度投入电容补偿，重载地区甚至允许高峰负荷期间向系统适当反送少量无功，将无功旋转备用留在发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备中。
4.8 在电网运行中，当系统电压持续降低并有进一步恶化趋势时，必须采取果断措施，及时进行拉闸限电，防止发生系统电压崩溃事故。
各级调度机构应具备详细的事故拉闸序位，当上级调度下达拉闸限电命令时，必须快速执行，不得延误。
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