为防止机网协调及新能源大面积脱网事故，应认真贯彻执行《电网运行准则》（GB/T 31464-2015）、《同步电机励 磁 系 统 大 中 型 同 步 发 电 机 励 磁 系 统 技 术 要 求 》（GB/T7409.3）、《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则》（GB/T 30370-2013）、《大型汽轮发电机励磁系统技术条件》（DL/T 843-2010）、《大型发电机组涉网保护技术规范》（DL/T 1309-2013）、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T 684-2012）、《同步发电机励磁系统建模导则》（DL/T 1167-2012）、《电力系统稳定器整定试验导则》（DL/T 1231-2013）、《同步发电机原动机及其调节系统参数测试与建模导则》（DL/T 1235-2013）、《同步发电机进相试验导则》（DL/T 1523－2016）、《风力 发 电 场 无 功 配 置 及 电 压 控 制 技 术 规 定 》（NB/T31099-2016）、《风电功率预测系统功能规范》（NB/T31046-2013）、《光伏发电站功率预测系统技术要求》（NB/T32011-2013）、《国家电网公司网源协调管理规定》[国网
（调/4）457-2014]、《发电机组励磁调速参数管理工作规定》(调运[2016]106号)等有关制度标准的规定，并网电厂及新能源电站涉及电网安全稳定运行的励磁系统和调速系统、变流器控制系统、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：
3.1 防止机网协调事故
3.1.1 设计阶段
3.1.1.1 各发电公司（厂）应重视和完善与电网运行关系密切的励磁、调速、无功补偿装置和保护选型、配置，其涉网控制性能除了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。
3.1.1.2 发电厂二次设备涉网控制性能型式试验管理
3.1.1.2.1 发电机励磁调节器[含电力系统稳定器（PSS）]须经有资质的检测中心入网检测合格，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。
3.1.1.2.2 40MW及以上水轮机调速器控制程序须经全面的静态模型测试和动态涉网性能测试合格，形成入网调速器软件版本，才能进入电网运行。
3.1.1.3 100MW及以上容量的核电机组、火力发电机组和燃气发电机组、40MW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。
3.1.1.4 发电机应具备进相运行能力。100MW及以上容量的核电机组、火力发电机组和燃气发电机组、40MW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，发电机有功额定工况下功率因数应能达到超前0.95-0.97。
3.1.1.5 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。
3.1.1.6 火电、燃机、核电、水电机组应具备一次调频功能。
3.1.1.7 发电机励磁系统应具备一定过负荷能力。
3.1.1.7.1 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。
3.1.1.7.2 交流励磁机励磁系统顶值电压倍数不低于2倍，自并励静止励磁系统顶值电压倍数在发电机额定电压时不低于2.25倍，强励电流倍数等于2时，允许持续强励时间不低于10s。
3.1.2 基建阶段
3.1.2.1 新建机组及增容改造机组，发电厂应根据有关调度部门要求，开展励磁系统、调速系统建模及参数实测试验、电力系统稳定器参数整定试验、发电机进相试验、一次调频试验、自动发电控制（AGC）试验、自动电压控制（AVC）试验工作，实测建模报告需通过中国电科院及省电科院审核，并将审核通过的试验报告报有关调度部门。
3.1.2.2 发电厂应准确掌握接入大规模新能源汇集地区电网、有串联补偿电容器送出线路以及接入直流换流站近区的汽轮发电机组可能存在的次同步振荡风险情况，并做好抑制和预防机组次同步谐振和振荡措施，必要时应装设机组轴系扭振监视或保护装置。
3.1.2.3 发电厂应依据相关技术标准开展涉网保护核查评估工作，包括高频率与低频率保护、过电压保护、过激
磁保护、失磁保护、失步保护、汽轮机功率负荷不平衡保护（PLU）、发电机零功率保护等，并将评估结果报有关调度部门。
3.1.2.4 100MW及以上并网汽轮发电机组的高频率保护、低频率保护、过电压保护、过激磁保护、失磁保护、失步保护、阻抗保护及振荡解列装置、功率负荷不平衡保护、零功率切机保护、发电机励磁系统（包括PSS）等设备（保护）定值必须报有关调度部门备案。
3.1.2.5 发电机组附属设备变频器应具备在电网发生故障的瞬态过程中保持正常运行的能力，电网发生事故引起发电厂高压母线电压、频率等异常时，电厂一类辅机保护不应先于主机保护动作，以免切除辅机造成发电机组停运；电厂应开展厂用一类辅机变频器高/低电压穿越能力等评估，并将评估结果报有关调度部门。
3.1.2.6 具有孤岛/孤网风险的区域电网内水轮发电机调速器应具备孤网控制模式及切换开关，其控制参数应委托相关单位开展仿真验证。
3.1.2.7 水轮机调速器的转速、功率、开度等重要控制信号应冗余配置，冗余I/O测点应分配在不同模件上。上述信号参与设备或机组保护时应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式，作用于模拟量控制时应采用三取中值的方式进行优选。
3.1.3 运行阶段
3.1.3.1 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置与整定，避免保护发生不正确动作行为。
3.1.3.2 励磁系统无功调差功能应投入运行，机组励磁系统调差系数的设置应考虑主变短路电抗的差异，同一并列点的电压调差率应基本一致。
3.1.3.3 电网低频减载装置的配置和整定，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（跳机）应低于系统低频减载的最低一级定值。
3.1.3.4 发电机组一次调频运行管理
3.1.3.4.1 并网发电机组的一次调频功能参数应满足电网一次调频性能要求的前提下保证调速系统在系统频率扰动下的稳定性，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。
3.1.3.4.2 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）控制系统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。
3.1.3.4.3 火力发电机组调速系统中的汽轮机流量特性等与调门特性相关的参数应进行测试与优化，并满足一次调频功能和AGC调度方式协调配合需要，确保机组参与调频的安全性。
3.1.3.4.4 不得擅自修改包括一次调频死区、转速不等率等与一次调频调节性能相关的参数。
3.1.3.4.5 并网核电发电机组与一次调频相关的死区、限幅等参数应根据接入电网的要求进行整定。
3.1.3.5 发电机组进相运行管理3.1.3.5.1 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。
3.1.3.5.2 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运行。
3.1.3.6 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和运行条件。根据国家有关标准规定，不考虑对电网的影响时，汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，但只能维持发电机失磁后短时运行，此时必须快速降负荷。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应立即与系统解列。
3.1.3.7 在役机组大修、增容改造、通流改造、脱硫脱硝改造、高背压、DEH或DCS控制系统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AGC试验报告,以确保机组AGC功能长期安全、稳定运行。
3.1.3.8 对于节流配汽滑压运行机组，应保证其滑压运行曲线可使机组具备符合规定的一次调频和AGC响应性能。对于使用补汽阀参与一次调频的机组，应保证补汽阀调节系统满足相关标准的要求；在使用补汽阀进行调频时，机组一次调频响应性能应满足相关规定要求。
3.1.3.9 100MW及以上容量发电机变压器组应按双重化原则配置微机保护（非电量保护除外）。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。
3.1.3.9.1 发电机变压器组非电量保护应符合本反措第十五章“防止继电保护事故”的相关条款。
3.1.3.9.2 发电机变压器组的断路器三相位置不一致保护应启动失灵保护。
3.1.3.9.3 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸。
3.1.3.9.4 200MW及以上容量发电机变压器组应配置专用故障录波器。
3.1.3.9.5 200MW及以上容量发电机应装设起、停机保护及断路器断口闪络保护。
3.1.3.9.6 并网电厂都应制订完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，200MW及以上容量的发电机应配置失步保护，在进行发电机失步保护整定计算和校验工作时应满足以下要求：
（1）失步保护应能正确区分失步振荡中心所处的位置，在机组进入失步工况时发出失步启动信号。
（2）当失步振荡中心在发变组外部，并网电厂应制订应急措施，发电机组应允许失步运行5～20个振荡周期，并增加发电机励磁，同时减少有功负荷，经一定延时后解列发电机，并将厂用电源切换到安全、稳定的备用电源。
（3）当发电机振荡电流超过允许的耐受能力时，应解列发电机，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断电流。
（4）当失步振荡中心在发变组内部，失步运行时间超过整定值或电流振荡次数超过规定值时，保护动作于解列，多台并列运行的发变组可采用不同延时的解列方式。
3.2防止新能源大面积脱网事故
3.2.1 设计阶段
3.2.1.1 新建及改扩建风电场、光伏发电站设备选型时，性能指标必须满足GB/T 19963、GB/T 19964标准要求，至少包括：高电压穿越能力和低电压穿越能力、有功和无功功率控制能力、频率适应能力、电能质量要求。风电场、光伏发电站及其无功补偿设备的高电压穿越能力、频率穿越能力应参照同步发电机组的能力，事故情况下不应先于同步发电机组脱网。
3.2.1.2 风电场、光伏发电站无功补偿设备的低电压、高电压穿越能力应不低于风电机组、光伏逆变器的穿越能力，支撑风电机组、光伏逆变器满足低电压、高电压穿越要求。
3.2.1.3 风电场、光伏发电站的有功功率控制系统应与场站一次调频等频率响应性能协同一致，无功功率控制应与场站高电压穿越能力、低电压穿越能力协同一致。
3.2.1.4 风电场、光伏发电站应配置场站监控系统，实现风电机组、光伏逆变器的有功/无功功率和无功补偿装置的在线动态平滑调节，并具备接受调控机构远程自动控制的功能。风电场、光伏电站监控系统应按相关技术标准要求，采集并向调控机构上传所需的运行信息。
3.2.1.5 风电场、光伏发电站应具备一次调频功能，并网运行时一次调频功能始终投入并确保正常运行，技术指标应满足《电力系统网源协调技术规范》（DL/T 1870-2018）的要求。
3.2.1.6 风电场、光伏发电站应根据电网安全稳定需求配置相应的安全稳定控制装置｡
3.2.2 基建阶段
3.2.2.1 风电场、光伏发电站应向相应调控机构提供电网计算分析所需的风电机组､光伏逆变器及其升压站内主要涉网设备参数、有功与无功控制系统技术资料、并网检测报告等｡风电场､光伏发电站应完成风电机组、光伏逆变器及配套静止无功发生器（SVG）、静态无功补偿装置（SVC）的参数测试试验、一次调频试验、AGC投入试验、AVC投入试验，并向调控机构提供相关试验报告｡
3.2.2.2 风电场、光伏发电站应根据调控机构电网稳定计算分析要求，开展建模及参数实测工作，并将试验报告报调控机构。
3.2.3 运行阶段
3.2.3.1 电力系统发生故障，并网点电压出现跌落或升高时，风电场、光伏发电站应动态调整风电机组、光伏逆变器无功功率和场内无功补偿容量，应确保场内无功补偿装置的动态部分自动调节，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切，配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内｡
3.2.3.2 风电场、光伏发电站汇集线系统的单相故障应快速切除｡汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度，汇集线系统中的母线应配置母差保护。
3.2.3.3 风电机组和光伏逆变器控制系统参数和变流器参数设置应与电压、频率等保护协调一致｡
3.2.3.4 风电场、光伏发电站内涉网保护定值应与电网保护定值相配合，报调控机构审核合格并备案｡
3.2.3.5 风电机组、光伏逆变器因故障或脱网后不得自动并网，故障脱网的风电机组、光伏逆变器须经调控机构许可后并网。
3.2.3.6 发生故障后，风电场、光伏发电站应及时向调控机构报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理､保存相关资料，积极配合调查｡
3.2.3.7 风电场、光伏发电站应配备全站统一的卫星时钟（北斗和GPS），并具备双网络授时功能，对场站内各种系统和设备的时钟进行统一校正｡
3.2.3.8 当风电机组、光伏逆变器各部件软件版本信息、涉网保护定值及关键控制技术参数更改后，需向调控机构提供业主单位正式盖章确认的故障穿越能力一致性技术分析及说明资料。
3.2.3.9 风电场、光伏发电站应向调控机构定时上传可用发电功率的短期、超短期预测，实时上传理论发电功率和场站可用发电功率，上传率和准确率应满足电网电力电量平衡要求｡
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