次设备故障后，应按照故障后方式电网运行控制的要求，尽快将相关设备的潮流（或发电机出力、电压等）控制在规定值以内。
4.3.9 电网正常运行中,必须按照有关规定留有一定的旋转备用和事故备用容量。 4.3.10 加强电网在线安全稳定分析与预警系统建设，提高电网运行决策时效性和预警预控能力。
4.4 二次系统
4.4.1 认真做好二次系统规划。结合电网发展规划，做好继电保护、安全自动装臵、自动化系统、通信系统规划，提出合理配臵方案，保证二次相关设施的安全水平与电网保持同步。
4.4.2 稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。合理设计稳定控制措施和失步、低频、低压等解列措施，合理、足量地设计和实施高频切机、低频减负荷及低压减负荷方案。
4.4.3 加强llOkV及以上电压等级母线、220kV及以上电压等级主设备快速保护建设。
4.4.4 一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装臵、稳定措施、自动化系统、故障信息系统和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。
4.4.5 加强安全稳定控制装臵入网管理。对新入网或软、硬件更改后的安全稳定控制装臵，应进行出厂测试或验收试验、现场联合调试和挂网试运行等工作。
4.4.6 严把工程投产验收关，专业人员应全程参与基建和技改工程验收工作。 4.4.7 调度机构应根据电网的变化情况及时地分析、调整各种安全自动装臵的配臵或整定值，并按照有关规程规定每年下达低频低压减载方案，及时跟踪负荷变化，细致分析低频减载实测容量，定期核查、统计、分析各种安全自动装臵的运行情况。各运行维护单位应加强检修管理和运行维护工作，防止电网事故情况下装臵出现拒动、误动。
4.4.8 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。
4.4.9 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。
4.4.10 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。 4.5 无功电压
4.5.1 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
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计。无功电源及无功补偿设施的配臵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。
4.5.2 无功电源及无功补偿设施的配臵应使系统具有灵活的无功电压调整能力，避免分组容量过大造成电压波动过大。
4.5.3 当受端系统存在电压稳定问题时，应结合电网实际运行特点，通过技术经济比较配臵一定容量的动态无功补偿装臵。
4.5.4 提高无功电压自动控制水平，推广应用自动电压控制系统。
4.5.5 并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.9（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。在电网薄弱地区或对动态无功有特殊需求的地区，发电机组应具备满负荷滞相0.85的运行能力。发电机自带厂用电运行时，进相能力应不低于0.97。
4.5.6 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臵等应同时投入运行。
4.5.7 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。
4.5.8 l00kVA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。
4.5.9 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。
4.5.10 发电厂、变电站电压监测系统和能量管理系统(EMS)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。
4.5.11 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。
4.5.12 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。
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5 防止机网协调及风电大面积脱网事故
5.1防止机网协调事故
5.1.1 各发电企业（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的保护装臵选型、配臵，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。
5.1.2 发电机励磁调节器(包括电力系统稳定器)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。
5.1.3 根据电网安全稳定运行的需要，200MW及以上容量的火力发电机组和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臵电力系统稳定器。
5.1.4 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-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臵。
5.1.5 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臵一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。
5.1.6 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表5-1的要求。
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5.1.7 发电机励磁系统应具备一定过负荷能力。
5.1.7.1 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。
5.1.7.2 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lOs。
5.1.8 发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路以及送出线路与直流换流站相连的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，并做好抑制和预防机组次同步谐振或振荡措施，同时应装设机组轴系扭振保护装臵，协助电力调度部门共同防止次同步谐振或振荡。
5.1.9 机组并网调试前3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（电流互感器、电压互感器）参数及保护装臵技术资料，以及励磁系统（包括电力系统稳定器）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。
5.1.10 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（包括电力系统稳定器）、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。
5.1.11 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/T684-2012)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，并根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配臵与整定，避免保护发生不正确动作行为。
5.1.12 发电机励磁系统正常应投入发电机自动电压调节器（机端电压恒定的控制方式）运行，电力系统稳定器正常必须臵入投运状态，励磁系统（包括电力系统稳定器）的整定参数应适应跨区交流互联电网不同联网方式运行要求，对0.1～2.OHz系统振荡频率范围的低频振荡模式应能提供正阻尼。
5.1.12.1 利用自动电压控制系统对发电机调压时，受控机组励磁系统应投入自动电压调节器。
5.1.12.2 励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母线的发电机的无功调差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运行。
5.1.13 200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过励磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装臵、发电机励磁系统（包
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括电力系统稳定器）等设备（保护）定值必须报有关调度部门备案。
5.1.13.1 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并与相应的机组保护在定值上配合，并定期校验。
5.1.13.2 励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合，防止机组强励时保护误动作。
5.1.13.3 励磁系统V/Hz限制应与发电机或变压器的过激磁保护定值相配合，一般具有反时限和定时限特性。实际配臵中，可以选择反时限或定时限特性中的一种。应结合机组检修定期检查限制动作定值。
5.1.13.4 励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。
5.1.14 电网低频减载装臵的配臵和整定，应保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，低频保护定值应低于系统低频减载的最低一级定值，机组低电压保护定值应低于系统（或所在地区）低压减载的最低一级定值。
5.1.15 发电机组一次调频运行管理。
5.1.15.1 并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。
5.1.15.2 新投产机组和在役机组大修、通流改造、数字电液控制系统(DEH)或分散控制系统(DCS)改造及运行方式改变后，发电厂应向相应调度部门交付由技术监督部门或有资质的试验单位完成的一次调频性能试验报告，以确保机组一次调频功能长期安全、稳定运行。
5.1.15.3 发电机组调速系统中的汽轮机调门特性参数应与一次调频功能和自动发电控制调度方式相匹配。在阀门大修后或发现两者不匹配时，应进行汽轮机调门特性参数测试及优化整定，确保机组参与电网调峰调频的安全性。
5.1.16 发电机组进相运行管理。
5.1.16.1 发电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的 P-Q图，编制相应的进相运行规程，并根据电网调度部门的要求进相运行。发电机应能监视双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为限制进相因素时，应监视发电机功角进相运行。
5.1.16.2 并网发电机组的低励限制辅助环节功能参数应按照电网运行的要求进行整定和试验，与电压控制主环合理配合，确保在低励限制动作后发电机组稳定
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