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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，确保电网三道防线安全可靠。
2.4.3.2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。
2.4.3.3 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。
2.4.3.4 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。
2.5 无功电压
2.5.1 设计阶段应注意的问题
2.5.1.1 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。
2.5.1.2 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，避免分组容量过大而使补偿设备投切困难，短路容量大的变电站可适当放宽。
2.5.1.3当受端系统存在电压稳定问题时，应通过技术经济比较配置动态无功补偿装置。
2.5.1.4提高无功电压自动控制水平，推广应用AVC无功电压控制系统，提高电压稳定性，减少电压波动幅度。
2.5.2 基建阶段应注意的问题
2.5.2.1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。
2.5.2.2 在基建阶段应完成AVC无功电压控制系统的联调和传动工作，并具备同步投产条件。
2.5.3 运行阶段应注意的问题
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2.5.3.1并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在 0.85（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。发电机自带厂用电运行时，进相能力应不低于 0.97。
2.5.3.2 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。
2.5.3.3 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。
2.5.3.4 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。
2.5.3.5 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。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。
2.5.3.6 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。
2.5.3.7 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。
3 防止机网协调及风电大面积脱网事故
为防止机网协调及风电大面积脱网事故，并网电厂、风电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、继电保护和安全自动装置、升压站电气设备、调度自动化和通信等设备的技术性能和参数应达到国家及行业有关标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求，并提出以下重点要求：
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3.1 防止机网协调事故
3.1.1 设计阶段各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护选型、配置，在保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求,应注意：
3.1.1.1 发电机励磁调节器包括电力系统稳定器（PSS）装置须经认证的检测中心的入网检测合格，挂网试运行半年以上，形成入网励磁调节器软件版本，才能进入电网运行。
3.1.1.2根据电网安全稳定运行的需要，200MW及以上容量的燃汽轮发电机组和50MW及以上容量的水轮发电机组，或接入220kV电压等级及以上的同步发电机组应配置PSS。
3.1.1.3 发电机应具备进相运行能力。100MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到超前0.95～0.97。励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。
3.1.1.4 新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。
3.1.1.5 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的频率异常运行能力。正常运行情况下，汽轮发电机组频率异常允许运行时间应满足以下要求：
表1 汽轮发电机组频率异常允许运行时间
频率范围 （Hz） 51.0以上～51.5 标准文档
允许运行时间 累计（min） >30 每次（sec） >30 实用文案
50.5以上～51.0 48.5～50.5 48.5以下～48.0 48.0以下～47.5 47.5以下～47.0 47.0以下～46.5 >180 连续运行 >300 >60 >10 >2 >180 >300 >60 >20 >5 3.1.1.6发电机励磁系统应具备一定过负荷能力。
3.1.1.6.1 励磁系统应保证发电机励磁电流不超过其额定值的1.1倍时能够连续运行；
3.1.1.6.2 励磁系统强励电压倍数一般为2倍，强励电流倍数等于2，允许持续强励时间不低于10秒。
3.1.2 基建阶段应注意的问题
3.1.2.1机组并网调试前三个月，发电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主设备（发电机、变压器等）参数、二次设备（CT、PT）参数及保护装置技术资料以及励磁系统（包括PSS）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。发电厂应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向调度部门提供整定调试报告。
3.1.2.2发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展励磁系统（包括PSS）、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，实测建模报告需通过有资质试验单位的审核，并将试验报告报有关调度部门。
3.1.3 运行阶段应注意的问题
[增加一条 ]: 并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》 DL/ T 684-1999 的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部
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