是否应保持系统完整性的根本分岐在于：
美国一贯认为发电容量充裕，为保护发电机组，电网上有风吹草动就把它切除，没想到这是引起大停电的原因之一，也不接受教训，所以NERC规划准则仍然允许它们跳闸。
系统发生失步振荡过程中，不解列设备会有损坏的危险。害怕失步振荡损坏设备根本毫无事实根据，但为此却发生多少损失惨重的大停电?失步振荡大多发生在长距离输电的系统，此时振荡中心都穿越线路，对发电机根本毫无危险，不应跳闸.但2003年美加大停电事故，在系统失步振荡时、线路保护跳闸促成四分五裂同时，又有488台机组失步保护等跳闸，迫使大停电，只有短距离输电系统失稳时，振荡中心才有可能穿越升压变或发电机，但发生机率很低，此时由其失步保护跳闸，这才是完成大电网和大机组协调成果之一。
3、动态紧急无功储备
按大停电的规律分析，无功不足既是引起连锁反应的重要条件、又是恶化恶性循环的根源。
美加事故报告分析：如事前FE有低压减载UVLS-1500MW就可避免此次事故，可见紧急无功储备是多么的重要。
日本东京电力在美加大停电两次会议发言：东京电压崩溃事故后，装设尽多的电容器，使发电机低励磁运行，常时备有大量无功紧急储备，防止了电压崩溃。
曾对广东中调和供电局调查，基本有条件实行无功分层，分区就地平衡，不旦可储备大量动态紧急无功，更大大降低线损，提高电压质量。
最高一级电压网架无功首先要就地平衡，改变在低谷时无功下送，甚至一直送到用户的局面低谷时500kV线路负荷如低於自然功率时，则线路的剩余无功，送端应由发电机吸收，受端应由500kV变电所低压电抗器吸收高峰时500kV线路负荷如超出自然功率，送端应由发电机送出无功补偿线路无功损耗，受端应由500kV变电所投切电容补偿中间各级电压网的有载调压变压器抽头和配备的自动投切电容器都按就地无功完全补偿用户级配电变压器无功就地平衡，60%电容可使负荷力率由0.8提高到1.0，可见目前基层已配备大量电容，有条件可以发挥其潜力很多地方末能接受无功分层就地平衡的建议，因为厂网分家，发电机按老习惯不能吸收无功，实际上全世界发电机标准都可进相0.95功率运行。
另外，静补SVC和STATCOM也可作紧急动态无功，但它成本高，如用进口设备，则更高在防止电压崩溃上，它们不如有强行励磁的现成发电机好，何况我们是发挥现有设备的潜力，不需大量投资。SVC和STATCOM应用於长距离输电的中间站补偿电压，以提高输送容量，没有必要用於内部环网防止电压崩溃。
4、继电保护和稳定控制的重要措施
从国内外一些大事故的经验来看要搞好安全稳定措施，应当特别重视以下几个问题。
线路保护控制装备的水平：
1)采用快速保护，加快保护切除故障时间。加快保护动作时间是保证系统安全稳定运行的最基本，最有效措施。要保证三相短路故障不失稳，首先要加快保护动作时间。
2)选用较佳的重合闸时间以提高抗御重合于永久性接地故障的能力发电机保护：按大电网和大机组的协调，既要保持系统完整性，更要保护发电机的安全。失步保护前面已经说过，关于后备保护，作为发电机的后备保护，不应使用过电流保护而应使用距离保护，并和本厂出线的所有距离保护在整定上配合，因为过流保护不可能和距离保护合理的可靠配合，电厂任何保护都不应因线路过负荷动作跳闸。
发电机励磁和自动电压调整器，美加大停电中，在FE地区无功严重不足时，第一台EastlakeU5跳闸就是保护和控制-过励磁限制器不配合，电压低时它不起限制作用，无功超出额定，保护将AVR跳至手动，结果无功大降，运行恢复AVR时跳闸。这是大电网和大机组配合的一个大问题，如电网因远方输电或HVDC故障引起电压急降、急需发电机强行励磁支持电压时，某些发电机因此跳闸，将起反作用，对安全大为不利。
水轮发电机组调速控制，为了迅速拉入同步，水轮机调速系统应自动的在比额定转速高时加大减速，而在低转速加大提速，促使失稳电网迅速恢复同步。
低压减载和有载调压变压器电压闭锁。
低频减载，从电网大停电事故反映突出的频率问题，就是发电机组的低频保护、特别是核电厂冷却介质泵的低频保护必须和当地电网的低频减载配合。事故引起频率降低时，应由低频减载解决，不应使发电厂跳闸。很多事实说明按频率降低自动减负荷在没有造成频率下降的事故情况中或是当电压出现缓慢待续下降时可能不动作，只有果断地进行切除部分负荷才能成功地制止频率和电压崩溃。
有计划的预设自动解列，解列点的分析在之前的一个文章里面提过，这里就不再赘述。
以上即为本次总结内容，很多都来源于老专家的经验，由于过于宏观，自己不可能参与实践，权作总结，加深对这方面的认识。
