当地时间 2012 年 7 月 30 日凌晨 2 点 33 分，印度北部地区发生大面积停电 事故，当时北部电网负荷为 36000MW。随后，2012 年 7 月 31 日 13 点，北部电 网、东部电网及东北部电网出现新一轮电网崩溃，此次停电波及负荷约48000MW。电力部成立了事故调查委员会，旨在分析事故原因并提出相关建议 以避免类似事故的再次发生。
委员会对故障录波器、事件记录器、PMU、WAFMS、SCADA 数据结果以及 国家(区域)电力调度中心、发电公司的报告进行了分析。委员会还与 POWERGRID 和 POSOCO 公司进行了沟通。
委员会通过认真分析，认为引发这两次大停电事故的因素并不是单一的，而 是有诸多影响因素，现列举如下：
2012 年 7 月 30 日大停电的诱因
a. 多重故障导致区域电网之间的联系变弱：西部和北部电网之间联络线的 多重故障使得系统进一步恶化。在故障发生前，400kV Bina-Gwalior-Agra 输电线 是西部和北部电网之间唯一的主要交流通道。
b. 400kV Bina-Gwalior-Agra 输电线路重载：北部地区一些电力公司采用非计 划交易，过度用电导致联络线重载。
c. 邦电力调度中心对于区域电力调度中心的指令响应不足。
d. 400kV Bina-Gwalior 线路跳闸：400kV Bina-Gwalior 线路距离 3 段保护动作 跳闸，导致北部电网与西部电网解列，其原因是线路重负荷引起的过电流和低电 压，系统中并没有故障发生。
2012 年 7 月 31 日大停电的诱因
a.多重故障导致区域电网之间的联系变弱：西部和北部电网之间联络线以及 东部电网输电线路的多重故障使得系统进一步恶化。在故障发生前，400kV Bina-Gwalior-Agra 输电线是西部和北部电网之间唯一的主要交流通道。
b. 400kV Bina-Gwalior-Agra 输电线路重载：北部地区一些电力公司采用非计 划交易，过度用电导致联络线重载。虽然该线路上的有功功率低于 30 日，但无 功功率高于 30 日，导致 Bina 侧的电压降低。
c.邦电力调度中心对于区域电力调度中心的指令响应不足。
d.400kV Bina-Gwalior 线路跳闸：与 2012 年 7 月 30 日大停电类似，400kV Bina-Gwalior 线路距离 3 段保护动作跳闸，导致北部电网与西部电网解列。录波 器数据显示系统中没有故障发生。
导致电网崩溃的事件序列简述
(i) 2012 年 7 月 30 日，由于 400kV Bina-Gwalior 线路跳闸，北部电网与西部电 网解列，电力经西部-东部-北部路径供给北部电网负荷，这导致系统发生振荡。 振荡中心出现在北部和东部交界处，导致相应的联络线跳闸，北部电网孤网运行， 频率下降、区域内功率摇摆导致北部电网最终发生崩溃。
(ii) 2012 年 7 月 30 日，由于 400kV Bina-Gwalior 线路跳闸，北部电网与西部 电网解列，电力经西部-东部-北部供给北部电网负荷，这导致系统发生振荡。振 荡中心出现在东部地区，东部电网内的线路跳闸后，东部电网一小部分地区
(Ranchi 和 Rourkela)和西部电网一起从主网中解列。这导致北部电网和东部电 网联络线功率发生振荡，使得北部电网和东部电网及东北部电网解列。随后，由 于多重故障导致的电网内部功率摇摆、频率降低、电压越限，上述 3 大电网最终 崩溃。
(iii) 由于一些发电机组采用了高频切机措施，西部电网在这两次事故中均未 崩溃。
(iv)从东部和西部电网获取电力的南部电网由于实施了诸如自动低频减载和 直流功率调整等防御措施，且从西部电网获得了部分电力，因此在 31 日的事故 中未发生大面积停电。
(v) 经委员会调查，没有证据显示这两起大停电事故是由网络攻击引发的。
二次设备进入高景气周期
在电网投资规模保持增长的环境下，智能电网建设带来的二次设备高景气有望成为未来两三年电力设备行业的亮点。按照国家电网规划，从2011年开始，我国智能电网建设步入全面建设阶段，这一阶段是电网投资力度最大的阶段，其中国家电网公司“十二五”期间电网智能化投资的总额预计为2861.1亿元，年均投资达到572.2亿元，而第一阶段年均智能化投资才171亿元左右，这将充分带动电力二次设备的需求2011年智能电网投资不及预期，未来有望加快。国家电网总经理刘振亚在2011智能电网国际论坛上提出，未来5年将建设110kV及以上智能变电站6100座，其中新建5100座，改造1000座。而2011年我国智能电网实际进度滞后，主要是在完成第二批智能变电站试点工程。我们认为，在前期经验、技术积累的基础上，2012年、2013年智能变电站的建设将加快，这可以从国家电网的招投标数据得到证明，智能变电站的招标在2011年、2012年的集中规模招标中所占比例逐次提高，招标中智能变电站系统占变电站系统的比重由2011年第一批的10%左右增长到2012年的50%左右。
智能变电站投资加速将带动二次设备需求。根据国家电网规划，到2015年，公司经营区域110(66)kV及以上电压等级智能变电站占总座数的30%左右;到2020年，110(66)kV及以上智能变电站占变电站总座数的65%左右。同时，根据国家电网的规划，2011年起新设计的110(66)kV及以上变电站都要采用智能站的标准。传统变电站中二次设备占投资的比例约为5%～8%，智能变电站中二次设备占比在10%以上。而且智能变电站是涉及设备较复杂的环节，涉及的二次设备包括继电保护、变电站监控系统、互感器、输变电设备的在线状态监测等。因此，随着智能变电站建设的加速，二次设备投资占电网投资的比重将持续提升，从而带动二次设备需求。
电网公司对新能源应用的配套等用电端的投资也将带动二次设备的需求。国家电网公司计划在“十二五”期间新建电动汽车充换电站2950多座和充电桩54万个，安装智能电表2.3亿只，预计到2015年覆盖我国88%国土面积的国家电网能够支撑9000万千瓦风电和800万千瓦太阳能发电的接入和消纳，保障80万辆电动汽车的应用，用电端的二次设备需求将大幅提升。
同时，配电自动化的建设范围已经由重点城市扩大到地区级城市。因此，为了实现规划目标，到2015年基本建成坚强智能电网，我们预计，未来两三年将是二次设备高景气阶段。
吴新雄：不存在“两大电网、五大电力集团”监管难
我们是授权监管他们(两大电网、五大电力集团)的部门，他们是企业，是按企业的运行机制来运行的，因此不存在强势央企监管难的问题。
“电力市场怎么监管好，关键是要找准定位。”11月9日，十八大代表、电监会主席吴新雄在接受记者专访时表示。
据吴新雄介绍，电力监管工作很多，但最重要的是要维护好电力市场秩序，体现公正公平。当前，电监会主抓了6个方面的监管：一、安全监管是重点，确保电网不发生大面积的停电事故，不发生重大人身伤亡;二、市场准入监管，市场竞争要规范有序，首先市场的主体要规范;三、价格和成本监管，建立公开、公平、公正的电力市场秩序，为促进电价改革打好基础;四、交易监管，建立完善公开、公平、公正的电力市场交易机制，电力市场的买卖交易要公正公平，价格合理，交易公平;五、节能减排监管，促进转变发展方式，提升电力行业发展水平和企业竞争力;六、供电服务监管，通过监管提高供电的服务水平。
其中，吴新雄特别强调了价格和成本监管以及交易监管。这两项监管内容和电改直接相关，亦是电监会成立以来一直难以突破的难题。
“所以才说，推进电改要稳妥务实，要根据市场的发展有一个发育规范完善的过程，总的还是按照社会主义市场经济的方向在做。”吴新雄对记者说。但他否认存在所谓“两大电网、五大电力集团等强势央企监管难”的问题。“我们是授权监管他们的部门，他们是企业，是按企业的运行机制来运行的，因此不存在监管的难度。”
如吴新雄所言，他在做一些稳妥务实的尝试。
日前，国家电监会出台了相关政策，提出将鼓励支持河南启动包括大用户直购电、独立输配电价等在内的一系列电力改革措施。
此次在河南的试点被认为是2002年推动电改以来，电监会做出的一次新尝试。
调任电监会后，吴新雄一直被寄予厚望，希望其上任后能推动电改获得实质性进展。然而，业内认为，如若电监会的弱势地位不变，电改仍难以取得大的突破。