5.4规划设计电网结构时，应注意发生严重事故(考虑实际可能的多重故障)时，防止因负荷转移引起恶性连锁反应。还应注意避免一组送电回路*一组送电回路指在送、受电端皆直接相联的两回或多回线路，例如两个以上电厂相联通过一组送电回路向受端系统送电；一个或两个大容量电厂通过一组送电回路向受端系统送电。的输送容量过于集中，在发生严重事故时，因失去电源容量过多而引起受端系统崩溃。
a.每一组送电回路的输送能力应保证送出所接入的电源容量。
b.每一组送电回路的最大输送功率所占受端总负荷的比例，不宜过大。具体比例可结合受端系统的具体条件来决定。
c.除共用一组送电回路的电源外，应避免远方的大电源与大电源在送端连在一起；送到同一方向的几组送电回路不宜在送端连在一起，如技术经济效益较大，需要在其送端或中途连在一起时，必须能在严重事故时将其可靠快速解列。
d.送到不同方向的几组送电回路，如在送端连在一起必须考虑在事故时具备快速解列或切机等措施，以防止由于负荷转移而扩大事故。
5.5机组较多的特大容量电厂的主接线，应结合所接入系统的具体条件，考虑有分组运行的可能性。
5.6水电厂的送电回路的传输能力，应能适应大发水电和调峰的需要。为利用季节性电能专门架设长距离的线路，可在进行技术经济论证后确定。
5.7电源接入系统的送电回路，在正常情况下突然失去一回时，除必须保持系统稳定外，一般还应能保持继续正常送电。
在建设500kV电网初期，只要送电功率占受端系统容量不过大，主力电厂可先用单回线接入系统，但失去这回线时，应有保持受端系统电压与频率稳定性的措施。
对采用两回及多回超高压(500kV)长距离重负荷线路的接入系统设计，可以考虑在严重事故情况下，采用远方和就地切除水电机组或快速压火电机组出力等技术措施，以保证电网安全稳定，但需同步设计与建设可靠的遥控通道。
6系统间联络线
6.1系统间建设联络线要进行可行性研究，确定其性质与作用，并具体分析联网的技术经济效益，包括：
a.可增大的电网总的供电能力。
b.可减少的电源备用(装机容量)。
c.可提高的可靠性指标。
d.可得到的错峰效益与调峰效益。
e.可提高的有功功率经济交换的效益，包括水火电综合利用，跨流域的水电补偿效益等。
f.建设联络线的送变电及有关设施的投资及运行费用。
6.2系统间建设联络线时，要认真考虑在电网运行上带来的复杂性，以及由于事故连锁反应带来的问题。在规划、设计时应研究安排相应的措施，作为联网的必要条件。
a.联网应具备相应的通信、远动信息及合理的自动调频和联络线自动负荷控制手段。
b.当两个系统通过联络线发生失步或任一侧系统事故造成电压崩溃或造成联络线过负荷时，都应有相应措施，以防止由于连锁反应而扩大事故。
6.3系统间联络线的传输能力，包括输电方式、电压等级及回路数，应结合电网的具体条件，按规划确定的性质和作用进行考虑。
a.联络线的电压等级一般宜与主网最高一级电压相一致。
b.对于要求输送较大电力，并在正常情况下作经济功率交换的交流或直流联络线，要考虑联络线输送电力所占受电侧系统负荷的比重不宜过大，而与受电侧系统备用容量及有关措施相适应，同时在联络线故障中断时，要保持各自系统的安全稳定运行。
c.对于为相邻系统担负规定(按合同)事故支援任务的联络线，当两侧系统中任一侧系统失去大电源或发生严重单一故障时，该联络线应保持稳定运行；并不应超过事故过负荷的规定。
d.系统间有两回(或两回以上)交流联络线，不宜构成弱联系的大环网，并要考虑其中一回断开时，其余联络线应保持稳定运行并可传送规定的最大电力。
e.对交流直流混合的联络线，当直流线路单极故障时，在不采取稳定措施条件下，应能保持交流系统稳定运行；当直流线路双极故障时，也应能保持交流系统稳定运行，但可采取适当的稳定措施。
7无功电源与电压控制
7.1无功功率电源的安排应有规划，并留有适当裕度，以保证系统各枢纽点的电压，在正常和事故后均能满足规定的要求。
7.2电网的无功补偿应基本上按分层分区和就地平衡原则考虑，并应能随负荷(或电压)进行调整，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。
无功补偿设备应以采用可投切的并联电容器组为主，电缆或超高压线路的充电功率可采用并联电抗器补偿。当220～500kV受端系统短路容量不足和当长距离送电线路中点缺乏电压支持，为提高输送容量和稳定水平，经技术经济比较，可采用调相机。
7.3500kV(330kV)线路的充电功率基本上予以补偿，从最小负荷至满负荷的情况下，由送端到降压变压器出口(包括所连接的补偿设备)的无功功率均能基本平衡，发电机的运行功率因数则应保持在规定范围内。
500kV(330kV)线路应按下列条件考虑装设高压并联电抗器：
a.在500kV(330kV)电网各发展阶段中，正常及检修(送变电单一元件)运行方式下，发生故障或任一处无故障三相跳闸时，必须采取措施限制母线侧及线路侧的工频过电压在最高运行电压的1.3及1.4倍额定值以下时。
b.为保证线路瞬时性单相故障时单相重合成功，经过比较，如认为需要采用高压并联电抗器并带中性点小电抗作为解决潜供电流的措施时。
c.发电厂为无功平衡需要，而又无法装设低压电抗器时。
d.系统运行操作(如同期并列)需要时。
7.4设置变压器带负荷调压的原则如下：
a.在电网电压可能有较大变化的220kV及以上的降压变压器及联络变压器(例如接于出力变化大的电厂或接于时而为送端、时而为受端的母线等)，可采用带负荷调压方式。
b.除上款外，其他220kV及以上变压器，一般不宜采用带负荷调压方式。
c.对110kV及以下的变压器，宜考虑至少有一级电压的变压器采用带负荷调压方式。
7.5发电机及同步调相机均应经常带自动调节励磁(包括强行励磁)运行，并保持其运行稳定性。
8继电保护与安全自动
8.1对于220kV及以上电压的线路，如果系统稳定有要求，则其近故障点侧与远故障点侧的故障切除时间，从故障发生开始到断路器断开故障为止，应分别不大于0.1s与0.1～0.15s。
8.2所有较低一级电压线路及母线的故障切除时间，必须满足高一级电压电网稳定要求。
8.3500kV线路一般应采用单相重合闸方式，其重合时间按系统稳定需要并保持重合能成功的条件决定。330、220kV线路应按系统具体条件考虑重合闸方式，但应避免装设大机组电厂的出线三相重合于永久性相间故障的方式。例如可采用系统侧先重合，电厂侧检查同期重合的三相重合闸方式。
为了使330～500kV线路采用单相重合闸时能重合成功，对一定长度以上的线路需采取解决潜供电流的措施。
8.4按频率降低自动减负荷装置的整定及其所切除负荷容量的配置，应针对可能的有功功率缺额情况，结合系统与频率继电器的动态特性综合选定，并考虑与发电机组的低频保护和其他低频解列装置相配合。开始减负荷的第一级频率一般不宜低于49Hz，同时还应制订手动减负荷规程，作为自动减负荷措施的必要补充。
8.5在无功缺额地区，应有按电压下降紧急切负荷的具体措施，以防止系统电压崩溃。
8.6解列点的设置，应满足解列后各地区各自同步运行与供需基本平衡的要求。解列的断路器不宜过多。
一般在下列情况下，应能实现自动解列：
a.电力系统间的弱联络线。
b.主要由电网供电的带地区电源的终端变电所或在地区电源与主网联络的适当地点。
c.事故时专带厂用电的机组。
d.暂时未解环的高低压电磁环网。
8.7水电厂的备用机组，应能实现低频自起动与调相自动改发电等方式。
9调度自动化与通信
9.1各级调度中心，有关发电厂及变电所的设备和装备及其技术性能，应能满足按调度系统自动化规划的要求实现自动发电控制与安全监控。
9.2必须保持经常的向调度员提供反映系统现状的足够信息，以保持正常情况下电网的可靠和经济运行，在事故时能采取有效处理措施和在事故后保证正确地恢复系统的完整性。
a.为电网运行情况的安全监控提供精确而可靠的信息，包括有关的负荷与发电情况，输电线路的负荷情况，电压、有功及无功潮流，稳定极限，系统频率等。
b.当电网运行条件出现重要偏差时，及时自动告警，并指明或同时起动纠偏措施。
c.当电网解列时，给出显示，并指出解列处所。
9.3电网必须具有充分而可靠的通信通道手段。
a.各级调度中心控制室(有调度操作指挥关系时)和直接调度的主要发电厂与重要变电所间至少应有两个独立的通信通道。
b.所有新建的发、送、变电工程的计划与设计，必须包括相应的通信通道部分，并与有关工程配套投入运行。通信通道不健全的新建发电厂和变电所不具备投入运行的条件。
c.通信网规划建设应综合考虑作为通信、调度自动化、远动、计算信息、继电保护及安全自动装置的通道。为充分发挥微波干线的作用，并保证通道运行的可靠性，在规划设计微波干线时，应考虑在500kV(330kV)发电厂、变电所和必要的220kV发电厂、变电所内落点。
d.如某些特定通道中断会影响电网的可靠运行，则必须从规划设计与运行上及早安排事故备用的通道或其他措施。
e.通信设备应有可靠的电源以及自动投入的事故备用电源，其容量应满足电源中断时间的要求。
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