9.6.3.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和条件。汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，能够维持发电机失磁后短时运行，此时必须根据发电机的相关技术要求快速降负荷。如在规定的时间内不能恢复励磁，机组应与系统解列。
9.6.3.2 发电机失磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和机组实际情况综合考虑。所在电网不允许发电机失磁运行时，发电机失磁保护应投跳闸，失磁保护拒动应立即将发电机解列。
9.6.4 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具备必要的频率异常运行能力。发电机组低频保护定值除应满足汽轮机、发电机制造厂有关规定及相关规程外，还应与电网低频减载定值相协调。 10 防止励磁系统事故
10.1 单机容量 100 MW 及以上火力发电机组（含燃汽轮机组）和单机容量 50MW 及以上水轮发电机组应配置 PSS（电力系统稳定器），并根据机组调度管辖范围由相应调度部门管理。
10.2 加强发电机励磁系统基建安装、调试试验管理
10.2.1 励磁系统的 PSS 环节应按照《电力系统稳定器整定试验导则》（Q/GDW-93）完成相应试验。
10.2.2 机组基建投产或大修后，应进行发电机空载和负载阶跃扰动性试验，检查励磁系统动态指标是否达到标准要求。试验前应具备励磁系统启动方案和安全措施。
10.2.3 发电机励磁系统 PSS 装置的定值设定和调整应由具备资质的科研单位或技术监督单位进行（或认可），PSS 的传递函数及最终整定参数应书面报告相关调度部门审批。 10.2.4 机组在并网状态下进行 PSS 试验时，应制定完善的技术方案和安全措施，报相应调度管理部门批准后实施。 10.3 加强励磁系统运行检修管理
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10.3.1 修改励磁系统参数必须严格履行审批手续，在书面报告有关部门审批并进行相关试验后，方可执行，严禁随意更改励磁系统参数设置。
10.3.2 并网机组励磁系统应在自动方式下运行。如励磁系统故障或进行试验需退出自动方式，必须及时报告调度部门。
10.3.3 自并励系统中，励磁变压器的铁心温度和表面温度应具有有效的监视手段，并控制其温度在设备允许的范围之内。
10.3.4 保证励磁系统具有良好的工作环境。环境温度不得超过规定要求，滤网应及时进行清理，必要时应采取防尘降温措施。
10.4 强化发电机励磁系统相关技术要求
10.4.1 发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜。如因发电机失磁保护需要,转子正、负极回路已引入发电机保护柜内，转子一点接地保护可安装于发电机保护柜，但应采取必要的安全措施。
10.4.2 励磁系统各限制环节应满足发电机许可的最大工作范围，并与发电机、变压器保护相配合，在发电机、变压器保护动作之前发挥作用。
10.4.3 励磁系统过励磁限制环节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，宜与发电机和变压器的过激磁特性相匹配。一般情况下，当发电机端电压与运行频率之比（V/f）大于＞1.053～1.11 时，过励磁限制应启动；当发电机频率低于 45Hz时，励磁系统应自动灭磁。
10.4.4 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。 10.4.5 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。
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10.4.6 励磁系统的过励限制（即过励磁电流反时限限制和强励电流瞬时限制）环节的特性应与发电机转子的过负荷能力相一致，并与发电机保护中转子过负荷保护定值相配合。 10.4.7 自并励系统中，励磁变压器不应采取高压熔断器作为保护措施。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。
10.4.8 励磁系统的低励限制应考虑发电机电压影响。低励限制环节应按照发电机和电网许可的进相能力进行整定，并与发电机失磁保护相配合，低励限制应在发电机失磁保护之前动作。
10.4.9 当励磁系统的过励限制、定子过流限制和低励限制控制失效后，相应的发电机保护应完成解列灭磁。 10.4.10 励磁系统基本参数要求
10.4.10.1 励磁系统中整流柜的均流系数应不低于 0.85。 10.4.10.2 励磁系统的灭磁能力应达到国家标准要求，且灭磁装置应具备独立于调节器的灭磁能力。灭磁开关的弧压应满足误强励灭磁的要求。
10.4.11 利用自动控制系统对发电机励磁进行控制时，受控机组励磁系统应置于电压控制模式。 10.4.12 励磁系统二次回路要求
10.4.12.1 励磁系统的二次控制电缆均应采用屏蔽电缆，电缆屏蔽层应可靠接地。
10.4.12.2 两套励磁调节器的电压回路应相互独立,即分别取自机端电压互感器不同的二次绕组。
10.4.13 励磁调节器与励磁变压器不应置于同一场地内。 11 防止继电保护事故
11.1 加强继电保护基建、改造和运行管理
11.1.1 继电保护的选型和配置，必须满足相关规程规定要求，并经相关专业技术管理部门同意。
11.1.2 相关基建和改造工程验收时,验收方应根据有关规程、规定及反措要求制定详细的验收标准。新设备投产时应认真制订保护启动方案，做好事故预想。
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11.1.3 建立、健全技术监督体系，实行有效的技术监督管理，并设置专人负责继电保护技术监督工作。
11.1.4 工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，必须实施继电保护技术监督。
11.1.5 严格执行工作票制度和二次工作安全措施票制度，防止发生继电保护“三误”事故。
11.1.6 加强继电保护专业人员岗位培训，制定和落实继电保护专业人员年度培训计划，并认真加以考核。 11.2 继电保护配置的基本要求
11.2.1 继电保护双重化配置的基本原则
11.2.1.1 单机容量 100MW 及以上发电机和主变压器应按双重化原则配置微机保护 （非电量保护除外）。接入 220kV 及以上电压等级的启动变压器保护宜采用双重化配置。每套保护均应设有完整的主、后备保护，能够反映被保护设备的各种故障及异常状态。
11.2.1.2 主变压器、厂用高压变压器、脱硫变压器、启动变压器等宜配置单套非电量保护，并同时作用于断路器两个跳闸线圈。变压器非电量保护应设置独立的电源回路和出口跳闸回路，并与电气量保护完全分开。非电量保护中间继电器应由 110V 或 220V 直流启动，启动功率大于 5W，动作速度不宜小于 10ms。
11.2.1.3 两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器不同二次绕组。电流回路应分别取自电流互感器互相独立的绕组，并合理分配电流互感器二次绕组，避免出现保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，应注意避免单套保护退出运行时出现电流互感器内部故障死区问题。新、扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器，优先选用贯穿（倒置）式电流互感器。
11.2.1.4 双重化配置保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独立的原则。两套保护的跳闸回路与断路器的两个跳闸线圈应分别对应。
11.2.1.5 双重化配置保护的直流电源回路接线原则
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11.2.1.5.1 直接接入 220 kV 及以上电压等级的发电机，两套相互独立电气量保护装置的工作电源，应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段；断路器的两组跳闸电源应分别经熔断器(或直流空气小开关) 取自不同直流电源系统供电的直流母线段。
11.2.1.5.2 升压站内断路器控制电源及保护、监控系统的电源，应取自升压站配置的独立蓄电池组。
11.2.2 单机容量 200MW 及以上发电机应装设启、停机保护，该保护在发电机正常运行时应退出。同时，应配置专用故障录波器。
11.2.3 失磁保护宜按异步边界阻抗圆整定，动作时限Ⅰ段一般不小于 0.5秒。此外，失磁保护宜采用机端电压作为辅助判据，其低电压定值不应小于 85%额定电压。
11.2.4 差动保护使用的各侧电流互感器线圈应有相同的准确级且暂态特性应基本一致。 11.2.5 机组启动失灵保护回路
11.2.5.1 220kV 及以上电压等级单元制接线的发电机，在断路器出现单相或两相拒动，且三相不一致保护动作后仍存在问题时，应使用具有电气量判据的保护启动发电机的断路器失灵保护。高压侧为双母线接线形式时，还应解除失灵保护的低电压闭锁功能。
11.2.5.2 启动失灵保护的电流判别元件应取自靠近断路器侧的电流互感器。电流互感器等级宜选用 P 级。 11.2.5.3 非电量保护不应启动失灵保护。
11.2.6 阻抗保护须经电流元件(如电流突变量、负序电流等)启动，在发生电压二次回路失压、断线以及切换过程中交流或直流失压等异常情况时，阻抗保护应具有防止误动措施。 11.2.7 采用零序电压原理的发电机匝间保护应设有负序方向闭锁元件。
11.3 加强继电保护二次回路管理
11.3.1 装设静态保护(含微机保护)的保护屏间应敷设专用接地铜排网，接地铜排网应经一点与主接地网可靠连接。保护装置不得采用通过槽钢接地方式。
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