调和传动工作，并具备同步投产条件。AVC系统应先投入半闭环控制模式运行48h，自动控制策略验证无误后再改为闭环控制模式。
2.5.3 运行阶段
2.5.3.1 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。
2.5.3.2 对于额定负荷大于等于100kVA，且通过10kV及以上电压等级供电的电力用户，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,在高峰负荷时功率因数应不低于0.9。
2.5.3.3 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。
2.5.3.4 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。
2.5.3.5 电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回直流、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。
2.5.3.6 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
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发生系统电压崩溃事故。
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3 防止机网协调及新能源大面积脱网事故
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/T 31099-2016）、《风电功率预测系统功能规范》（NB/T 31046-2013）、《光伏发电站功率预测系统技术要求》（NB/T 32011-2013）、《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：
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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
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