2.各分子公司应全面梳理在运小电流接地选线设备，具备跳闸条件的装置应在2017年底前投入跳闸功能。
3.不具备跳闸功能或跳闸回路、选线装置运行年限超过12年、选线装置缺陷率高且厂家技术支持能力不足、选线跳闸准确率低于90%等情况应统一纳入改造范围。
6.1.5新建、扩建或改造的定值配合困难的110kV线路（如环网线路）应配置光纤差动保护。
6.1.6完善智能站运维管理工具。新建智能站应同步部署运维管理工具（含配置文件管理、虚实回路监视与告警、辅助安措等功能），已投运重要智能站（保护不正确动作可导致电力生产安全事故或一级事件的智能站）应尽快部署运维管理工具。
6.1.7新投运设备电压切换装置的电压切换回路及其切换继电器同时动作信号采用保持（双位置）继电器接点，切换继电器回路断线或直流消失信号，应采用隔离刀闸常开接点启动的不保持（单位置）继电器接点。
电压切换回路采用双位置继电器接点，而切换继电器同时动作信号采用单位置继电器接点的运行电压切换装置，存在双位置继电器备用接点的，要求结合定检完成信号回路的改造；无双位置继电器备用接点的，结合技改更换电压切换装置。
6.1.8装设了220kV备自投220kV变电站的220kV线路应装设双套光纤差动保护，不满足双套光纤差动要求的应在2020年前完成改造。
6.1.91.采用油压、气压作为操作机构的断路器，压力低闭锁重合闸接点应接入操作箱。
2.对断路器机构本体配置了操作、绝缘压力低闭锁跳、合闸回路的新投运保护设备，应取消相应的串接在操作箱跳合闸控制回路中的压力接点。断路器弹簧机构未储能接点不得闭锁跳闸回路。
3.已投运行操作箱接入断路器压力低闭锁接点后，压力正常情况下应能保证可靠切除永久故障（对于线路保护应满足“分-合-分”动作要求）；当压力闭锁回路改动后，应试验整组传动分、合正常。
6.1.10采用弹簧储能断路器机构多次重合隐患整（调继〔2016〕10号）：采用弹簧储能的非三相机械联动机构的断路器，线路保护（含独立重合闸装置，以下同）需要投入三重（或综重、特重）方式时，原则上只考虑单相偷跳启动重合闸功能，应退出线路保护“三相跳位启动重合闸”功能；无退出线路保护“三相跳位启动重合闸”功能的，应将“弹簧未储能接点”接入的线路保护“压力低闭锁重合闸”开入回路。
6.1.11新投运电压互感器的二次绕组二次电压回路采用分相总空气开关，并实现有效监视。对于已投入运行的母线PT二次三相联动空开，结合检修、技改等逐步进行更换；配置备自投装置且线路可能轻载的厂站应优先更换。
6.2防止通信装置事故
6.2.1为防止110kV及以上厂站通信专用电源系统故障无法及时发现导致全站通信电源全停的风险，2017年底要求在现有的通信电源远程监视系统中实现所有110kV及以上厂站通信电源的远程监控。
6.2.2依据《关于通报两起500kV站内计划施工误断通信光缆事件的通知》（调通【2016】4号），2017年底前完成所有110kV及以上厂站站内光缆标识、站内资料交底等整改。
6.3防止自动化专业事故
6.3.1中调自动化主站系统的SCADA服务器、FES前置直采服务器及SCADA、前置和AGC/AVC应用等重要设备和应用在检修情况下实现N-1冗余配置。
6.3.2SCADA服务器、FES前置服务器、AGC/AVC服务器的磁盘、电源、风扇，关系库、时序库存储阵列的磁盘，主干交换机、前置交换机的电源要做好备品备件储备，要求每种不同型号设备模块数量在10以内的至少备份1个，10以上20以内的至少备份2个，20个以上的至少备份3个。包括自备或者协议存储模式，均要求24小时到货。
6.3.3自动化系统服务器、工作站在应用平台完成启动之前应具备自动检查操作系统的时间功能，出现偏差应先采取校正操作。自动化系统关键应用的主备切换前应具备自动检查应用状态是否正常、主备实时库的重要数据是否一致、检查操作系统时间功能，出现问题应中止切换操作。不具备条件的采用手工方法核对检查操作系统时间。
6.3.4Oracle10.2.0.1的linux版本存在严重安全隐患，应升级到10.2.0.2及以上版本，或安装补丁patch4612267。
6.3.535kV及以上变电站中无监控、无远动、单远动配置的，应建设自动化系统，配置双套远动机；110kV及以上变电站中单通道、单UPS配置的，应配置双通道、双UPS。
6.3.6根据公司调控一体化建设工作要求，开展设备集中监视、集中控制业务的自动化主站技术支持系统应具备遥控遥调、综合告警、综合防误等功能。2017年底完成AGC关联关键服务器时间偏差越限告警信号，OCS系统出现时间偏差告警时，应暂停控制。
6.3.7变电站视频及环境监控系统户外摄像机及电缆护管、抱箍、接线盒等附属设施存在锈蚀严重、松动、退役未及时拆除等情况的，易导致人身、设备安全风险，应进行加固，退役需拆除的要及时拆除。
6.4防止安自专业事故
6.4.1安稳、备自投、低周减载及失步解列等安自装置的跳闸出口，原则上应直接接断路器操作箱跳闸回路（110kV及以下集成操作箱功能的保护装置，安自装置的跳闸出口应直接接保护装置的操作跳闸回路）。现场未配置操作箱且保护装置未集成断路器操作跳闸回路的，安自装置的跳闸出口应直接接断路器跳闸回路。发电厂安自装置动作后需启动停机流程的，可另增一副出口接点启动停机流程。
6.4.21、对于新建、扩建和技改的稳控切机执行站装置，除因稳定控制要求需采取最优匹配切机方案外，应采用双套独立模式。
2、对于采用主辅运模式的切机执行站，主运装置动作后闭锁辅运装置，辅运装置动作后不再闭锁主运装置；辅运装置被主运装置闭锁后，必须将其所有动作标志清空，防止主运装置闭锁信号消失后，辅运装置因其它扰动误动出口。
6.4.31、备自投装置设置的检备用电源电压异常放电逻辑应设置延时，具体延时应躲过相关后备保护动作时间，以防止主供电源故障引起备用电源短时异常时装置误放电；在上述延时内，一旦备用电源恢复正常，异常放电逻辑应瞬时复归。
2、备自投装置应确保本站主供电源开关跳开后再合备用电源，同时应具备防止合于故障的保护措施，或具备合于故障的加速跳闸功能。
3、备自投装置起动后跟跳主供电源开关时，禁止通过手跳回路起动跳闸，以防止因同时起动“手跳闭锁备自投”逻辑而误闭锁备自投。
6.5防止电力监控系统网络安全事故
6.5.1尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全分区改造及公网采集安全接入区建设的各级计量自动化主站系统，2017年底应完成主站安全分区改造及安全接入区建设。
6.5.2尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全分区改造的各级电力设备在线监测主站系统，2017年底应完成主站安全尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成公网采集安全接入区建设的配电自动化主站系统，2017年底应完成主站安全接入区建设。
6.5.3尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全区II纵向加密改造的各级主站系统，2017年底应完成各级主站安全区II纵向加密改造。
6.5.4尚未按《南方电网电力监控系统安全防护技术规范》完成安全区II纵向加密改造的各级厂站系统，2018年底应完成各级厂站安全区II纵向加密改造。
6.5.5尚未实现安全防护监视及审计功能的地级及以上主站，2017年底前应完成系统安全监视及审计功能建设。
6.5.6尚未实现运维调试管控技术手段的各地级及以上主站，2017年底，应完成堡垒机部署，实现运维、调试的访问控制及审计。生产控制大区应划分独立运维调试网段，并部署网络准入系统或MAC地址绑定等手段，对运维及调试设备接入网络进行管控。
6.5.7排查电力监控系统入侵检测系统、病毒防护措施、防火墙、主要网络设备的冗余配置等情况，2017年底应完成主站缺失的安全防护设备的部署。
6.5.82017年6月30日前各级主站、厂站应按作业指导书的要求，配置生产控制大区专用U盘及专用杀毒电脑，变电站端应配备杀毒U盘，拆除或禁用不必要的光驱、USB接口、串行口等，按流程严格管控移动介质接入生产控制大区、严禁出现跨区互联等违规情况。
6.5.92019年底地区供电局及以上主站自动化、通信机房，500kV及以上厂站主控室等关键区域应按安全防护相关规定，完善电子门禁、视频监控、红外防盗报警、温湿度监控、防渗水监控等功能，通过响铃、短信等方式实现自动报警，确保关键场所物理安全。
6.5.10电力监控系统主站及厂站主机操作系统完成主机加固，工作开展前需要进行安全评估和验证。
