近年来，随着科学技术的进步和发展，数字型调节系统在我国电力系统中得到越来越广的应用。大大提高了机组调节运行水平，但是实际运行中发现以下问题：一是发电机组调节性能不一、生产厂家种类多，存在系统性能未达标的情况，对电网暂态、动态特性造成影响；二是厂网分开后，由于管理监督机制尚未完善，部分电厂仅考虑自身利益，封盖了调节器功能和参数，造成机组调节器特性的变化以及模型实际参数与电网掌握的情况不一致，从而削弱了电网的调节能力，同时也降低了电网仿真的精度，增加了电网事故的风险；三是目前电网的调节手段有限，各类调节器以及保护之间缺乏有效的协调控制，无法肩负厂网安全。因此大机组和大电网之间的相互作用及影响已成为关系到电力生产安全性和经济性的关键技术问题。

电力系统网源协调问题涉及电网安全，近年来国内外发生的多起电网事故，都与网源协调问题有关。

2003年8月14日的美加大停电事故负荷损失总计6 180万kW，停电范围为14 966 km2，涉及美国的8个州和加拿大的2个省，受影响的居民约5 000万人。根据北美电力可靠性协会公布的美加“8．14”大停电事故的分析报告可以看出，由于未建立网源协调的继电保护和安全稳定控制系统，使得在系统电压下降时，许多发电机组很快退出运行，加剧了电压崩溃过程。IEEE继电保护工作组（J 6）与旋转电机工作组（J-5）的联合撰文也指出上述大停电事故中许多发电机组的跳闸属于机组保护在系统大扰动中的误动作，进而提出发电机相关保护与发电机容量曲线、励磁调节和静稳极限的配合策略，以确保发电机在系统大扰动中的在线运行，这对于恢复系统稳定至关重要。

2006年11月4日22：10，西欧8个国家发生了大面积停电事故。这是欧洲30年来最严重的一次停电事故，1 000多万人受到影响。这也是继美加大停电之后又一次严重的大停电事故，引起了欧洲各国的极大震动。处理报告确认本次事故起源于德国西北部，某双回380 k V线路正常停运，潮流转移至南部的联络线，导致其他输电线路负荷过重，同时影响了西欧其他国家的电力平衡。事故发生后，调度员立刻采取了相关应急措施，安全自动控制装置也发生动作，取得了一定的效果，但机组保护与系统控制的协调性不好，解网后没有实现子网内的功率平衡，又有众多机组解列，导致大量负荷被切除。除此之外，电网与风力发电机组之间的网源协调不足也是事故恶化的一个重要原因，解网后，风电的频率适应性没有发挥出来，当时德国西南电网频率偏差小于1 Hz，东南电网频率偏差小于0．3 Hz，但是风电机组都立即开始切机，从而影响了电网的稳定性。(www.daowen.com)

以上事故的发生都与电力系统网源协调不当相关，其凸显出的问题主要表现在发电厂与电网位置、结构上的配合以及发电机控制与电网调度指令的协调。前者需要在电网建设前期对其进行规划，后者需要发电厂控制装置的准确动作以及调度员在工作中正确地做出判断。

为了减少由网源协调问题引起的电网事故，我国对网源协调问题开展了积极研究，在DL／T1040《电网运行准则》和DL755《电力系统安全稳定导则》等行业标准中，针对电网企业、发电企业、供电企业、直接供电用户等在从规划设计到并网运行各阶段所应遵循的基本技术和管理要求做出了明确规定。电网公司的各级调度根据所在地的具体情况制定了相应的网源协调方面的规章制度，如《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》《国家电网公司发电厂重大反事故措施》中都列有防止网源协调事故规程。

然而，随着电网结构的日益复杂，关于网源协调还存在很多尚未解决的问题。因此，必须对网源协调的理论依据、影响因素、分析方法、应用成果等方面进行深入探讨，以期对进一步研究和改善网源协调问题提供帮助。