GBT 40594-2021+《电力系统网源协调技术导则》

GB/T405942021

6.1.3火电机组深度调峰期间，PSS应正常投入，机组进相能力（无功功率）应不低于50%额定有功工 况对应的进相能力

a）发电机励磁系统参数测试及建模试验按GB/T40589执行； b）电力系统稳定器（PSS)参数整定试验按GB/T40591执行； c）发电机进相试验按DL/T1523执行。 6.1.6运行机组应定期进行励磁系统复核试验，试验应包括励磁系统调节性能和PSS阻尼校核试验 复核周期不宜超过5年。测试结果不满足6.1.5要求的应重新试验， 6.1.7励磁系统设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.1.5试验结果的应重新试验

6.2原动机及调节系统

6.2.1同步发电机组原动机及调节系统应具备一次调频能力，性能应符合GB/T40595的规定。一次 周频应与AGC协调配合，且优先级高于AGC。 6.2.2机组并网运行时一次调频应自动投入，特殊情况下根据电力系统运行需要投退。 6.2.3火电机组深度调峰期间螺丝标准，应具备正常的一次调频能力。 6.2.4对于存在孤网/孤岛风险的机组，应配置孤网/孤岛控制模式，相关切换逻辑、参数及定值应进行 仿真分析和试验验证，其控制模式及参数应优先适应电力系统安全稳定控制要求，兼顾一次调频需求。 6.2.5发电企业应在机组首次并网前90日向电网调度机构提供新建或改扩建发电机调速系统技术资 料，并应包括下列内容： a 同步发电机组正常运行的有功功率范围、一次调频设计能力、调峰能力等； OPC和PLU定值及控制逻辑、控制运算周期等，火电和核电机组快速减负荷能力等设计 资料； c）水电机组水流惯性时间常数设计值、设计运行振动区。 6.2.6发电企业新建或改扩建机组应完成下列涉网试验： a）调速系统参数测试及建模试验按GB/T40593执行； b）一次调频试验按GB/T40595执行。 6.2.7运行机组应定期进行调速系统性能复核试验，试验应包括调节系统动态调节性能试验和一次调 频试验，复核周期不宜超过5年。复核试验完成后应向电网调度机构提供试验报告。测试结果不满足 6.2.6要求的应重新试验。 6.2.8原动机及其调节系统设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.2.6试验结果的应 重新试验。

6.3.1新能源场站（含分布式电源）电能质量、有功功率和无功功率控制能力、电压耐

.1新能源场站（含分布式电源）电能质量、有功功率和无功功率控制能力、电压耐受能力、频率而

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能力等性能应满足GB38755一2019的规定，原则上与同步发电机组的电压和频率耐受能力一致，并应 按照所接人电力系统的安全运行需求优化。 6.3.2新能源场站应按照无功电压专题研究结果配置无功调节设备的类型和容量。 6.3.3新能源场站应按照风电场、光伏发电站的实际接人情况开展电能质量专题研究，并结合监测结 果，确定电能质量治理措施。 6.3.4新能源场站应具备一次调频能力，根据电力系统运行需要投/退一次调频功能。一次调频应与 AGC协调配合，且优先级高于AGC。 6.3.5新能源场站应具备动态电压支撑能力。无功调节设备的自动控制环节应采用自动电压控制模 式，其动态电压调节性能宜参照DL/T843的相关要求。 6.3.6在新能源并网发电比重较高的地区，新能源场站应提供必要惯量与短路容量支撑，必要时可配 置调相机等装置，使其满足下列要求： a）新能源场站惯量响应满足GB/T19963中相关要求。 b）新能源场站接人后短路容量应使并网点的过电压水平在运行要求的范围内。 新能源发电单元应能够在新能源发电单元短路比为1.5及以上连续稳定运行（单个发电单元 并网测试环境下）。 6.3.7新能源场站应在首次并网前90日向电网调度机构提供新建或改扩建的新能源场站涉网设备技 术资料，并应包括下列内容： a）新能源场站及其升压站内主要涉网设备及参数、说明书和图纸，以及风电机组、光伏发电系统 分布图； b 可用于电磁暂态和机电暂态仿真计算的风电机组/光伏发电单元（含风机/光伏组件、变流器 单元升压变压器等）、场站汇集线路及场站控制系统、SVG等无功调节装置、储能设备、用于新 能源场站联网的柔性直流等设备的模型及参数： 风电机组和光伏发电单元的电能质量、有功功率和无功功率控制能力、高电压穿越能力、低电 压穿越能力、电压和频率适应能力等检测报告。配置SVG的场站应提供SVG的高低压穿越、 电压和频率适应能力等检测报告。

6.3.8新能源场站应完成下列涉网试验：

a） 电能质量测试； b） 有功功率控制能力测试； 无功/电压控制能力测试； d） 无功补偿装置并网性能测试； e 惯量响应和一次调频测试； f 场站建模与模型验证； 故障穿越能力仿真验证； h） 电压、频率适应能力验证； 保障电力系统安全的其他测试。 6.3.9 新能源场站应定期进行频率、电压调节性能复核试验，复核周期不宜超过5年。调节系统动态 复核试验内容应包括新能源场站频率阶跌试验和无功调节设备电压阶跌试验。复核试验完成后应向电 网调度机构提供试验报告。测试结果不满足GB/T31464一2015等标准的要求应重新试验， 6.3.10新能源场站应按照电网调度机构的要求配合开展参数优化工作，并跟踪其各个元件模型和参 数的变化情况，随时反馈变更情况。 6.3.11新能源场站容量变更、设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.3.8试验结果的 应重新试验

变化情况.随时反馈变更

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6.4.1并网电源涉网保护的配置和选型应符合GB/T40586的规定。 6.4.2新能源场站、储能电站、分布式电源（包括接人35kV以下电压等级各类电源）的电压和频率耐 受能力原则上与同步发电机组的电压和频率耐受能力一致。 6.4.3风电机组过电压保护、风电机组低电压保护、风电机组频率异常保护、光伏逆变器过电压保护、 光伏逆变器低电压保护、光伏逆变器频率异常保护等的配置和整定应符合DL/T1631、GB/T32900的 规定。 6.4.4新建发电机组（含新能源场站）满负荷试运行前应对涉网保护进行评估。 6.4.5电网结构或主设备参数发生变化、涉网保护改造、软件升级、定值调整后，应对涉网保护进行 复核。

6.5AGCAVC系统

.5.1AGC、AV 6.5.2电网调度机构应按照发电企业提供的技术资料，在AGC、AVC系统调试前下达与电力系统安全 稳定运行相关的性能要求，包括AGC的运行范围、调节速率和调节精度等，以及AVC的调节范围、调 节周期和控制模式等。 6.5.3发电企业应在机组首次并网前90日向电网调度机构提供AGC、AVC系统技术资料，并应包括 下列内容： a）AGC、AVC系统说明书； b）AGC设计性能指标一一运行范围、调节速率、调节精度等； c）AVC设计性能指标一一调节范围、调节速率、调节死区和调节时间等， 6.5.4新建或改扩建的发电企业应完成AGC联调试验、AVC联调试验。 6.5.5并网电源的有功/无功调节能力发生变化，AGC/AVC调节范围或控制策略改变的应在并网发 电后1个月内重新进行AGC/AVC试验。 6.5.6AGC/AVC系统设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.5.4试验结果的应重新 试验

6.6网源协调在线监测

6.6.2网源协调在线监测设备应直接采样自电压互感器和电流互感器的电压、电流信号 6.6.3网源协调在线监测设备电源侧接入的信号应包括发电机及其励磁系统、原动机及其调节系统 新能源场站、AGC、AVC系统的主要运行参数和状态信息，详见附录A。 6.6.4新能源场站所属的风电机组、光伏发电单元应具备暂态、动态信息监测及上传功能。 6.6.5接入10kV及以上电压等级的分布式电源及储能电站网源协调在线监测设备的信号宜参照新 能源场站执行，至少应包括有功功率、无功功率和并网点电压。 6.6.6网源协调在线监测调度端设备应具备源侧控制设备动态性能评估、故障记录等高级应用功能，

6.7次/超同步振荡防控

6.7.1存在下列情况的，应开展次/超同步振荡风险研究，并向电网调度机构提交研究结论和相关技术 资料： a） 汽轮发电机组送出工程及近区存在串联补偿装置或直流整流站；

6.7.1存在下列情况的，应开展次/超同步振荡风险研究，并向电网调度机构提交研究结论和相关技术

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c）新能源场站送出工程及近区存在串联补偿装置或直流换流站（含柔性直流）； d）其他存在次同步振荡或超同步振荡风险的情况。 6.7.2存在次/超同步振荡风险的常规电厂、新能源场站及送出工程，所属发电企业应开展次/超同步 辰荡风险研究并根据评估结果采取抑制、保护和监测措施。正常方式（含计划检修）及发生第一级安全 隐定标准故障后存在振荡风险的应采取抑制措施，发生第二级安全稳定标准故障后存在振荡风险的应 采取抑制或保护措施。 6.7.3存在次同步振荡风险的汽轮发电机组，应实测轴系扭振模态频率及机械阻尼。 6.7.4次/超同步振荡抑制措施应进行论证评审并通过系统试验验证。

7.1.1规划、设计应落实GB/T38969等电力系统网源协调技术标准、技术规范和相关要求。 7.1.2电网的规划、设计应研究接人电源与所在电力系统的关系，综合考虑接入电源类型比例、位置等 因素，开展电力系统安全稳定分析，编制网源协调规划方案 7.1.3电源的规划、接入系统设计，应开展电源调峰性能、电源的惯量、频率和电压调节能力、频率和电 压耐受能力、次/超同步振荡、短路比和涉网保护等分析，满足所接入电力系统的技术要求

7.2电网企业及其调度机构

2采用实测模型参数开展所辖电力系统的安全稳定分析，提出网源协调措施，确定所辖发电厂 和用户设备的运行方式

7.2.2采用实测模型参数开展所辖电力系统的安全稳定分析，提出网源协调措施，确定所辖发电厂、电 网和用户设备的运行方式， 7.2.3提出所辖电网涉网设备应具备的功能配置、涉网性能和运行方式要求。 7.2.4参加所辖电网涉网设备新建、扩建、改造技术规范书的审查。 7.2.5负责并网电源模型参数实测结果的仿真校核及数据管理，负责网源协调相关技术标准、反事故 措施编制，负责涉网故障技术分析，参加涉网事故调查、专项核查工作

7.3发电企业及其发电厂

7.3.2根据所在电力系统实际情况，落实电网调度机构提出的网源协调措施 7.3.3发电厂涉网设备的功能配置、涉网性能、运行方式应满足所在电网的技术要求。建立涉网设备 技术台账，包括涉网设备控制逻辑、涉网设备控制参数、涉网保护定值，试验方案、试验报告、检修记录， 以及出厂资料、设计图纸、运行日志等， 7.3.4向所在电网调度机构提交涉网设备新建、扩建、改造技术规范书，并组织审查 7.3.5向电网调度机构提供涉网设备参数和试验报告，协助电网调度机构进行涉网设备数据管理，参 加网源协调相关技术标准、反事故措施编制并落实。 7.3.6组织本单位涉网故障技术分析，并参加事故调查、专项核查等。 7.3.7调相机等其他涉网设备运维企业应按照本文件发电企业工作职责完成网源协调相关工作

.1应按照GB38755一2019等国家、行业相关技术标准，从技术装备、人员配备等方面建立健全 所承担网源协调的技术条件和技术要求。 .2按照网源协调相关技术标准及电力系统要求完成受托涉网试验，按规定格式编制涉网试

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施工建设、基建调试、设备制造等单位应按照GB38755一2019等相关标准落实网源协调要求

8.1.1电源规划与涉网设备的设计选型、技术规范制定、出厂验收等，均应按照GB/T38969等相关标 准规定进行，确保设备性能满足电力系统运行要求。 8.1.2电网调度机构应依据电力系统的特性，对机组或新能源场站涉网设备的配置方案、性能、参数提 出要求。

.1发电企业应对涉网设备交接试验过程现场见证，督促调试单位按照交接试验标准要求开展调 试验工作。 2.2发电企业应将涉网设备调试报告和设备参数定值单提交电网调度机构备案

8.3.1同步发电机组满负荷试运行前发电企业应完成励磁系统参数测试及建模试验、PSS参数整定试 验、调速系统参数测试及建模试验、发电机进相试验、一次调频试验、AGC和AVC试验，以及保障电力 系统安全的其他试验

系统安全的其他试验 8.3.2同步发电机组满负荷试运行前发电企业应完成涉网保护评估工作。 8.3.3新能源场站试运行结束前，发电企业应完成电能质量测试、有功功率控制能力测试、无功/电压 控制能力测试、无功补偿装置并网性能测试、惯量响应和一次调频测试、场站建模与模型验证、故障穿越 能力仿真验证、电压频率适应能力验证以及保障电力系统安全的其他测试。 8.3.4发电企业开展8.3.1、8.3.3要求的试验前30日向电网调度机构报送试验方案（包括试验内容、试 验步骤、试验进度安排及现场安全措施等）及试验申请，电网调度机构负责相应的电网安全措施。 8.3.5发电企业应在满负荷试运行（新能源场站试运行结束）前完成8.3.1～8.3.3要求的试验和评估， 试验和评估结果作为机组满负荷试运行的依据之一，试验完成后30日内应向电网调度机构提交相关 报告。 8.3.6存在孤岛或孤网风险的电网，网内发电企业应配合电网调度机构开展孤岛或孤网试验，并将必 要的应急处置流程纳人运行规程。 8.3.7黑启动机组应完成模拟电网失电情况下的自启动试验及带空载线路充电试验，每年开展现场复 核试验，并将操作流程写人运行规程 8.3.8电网调度机构应根据电力系统安全运行需求，确认机组涉网试验、次/超同步振荡抑制试验、机 组孤岛试验、机组黑启动试验等试验方案、试验报告。 8.3.9电网调度机构应配合发电企业开展涉网试验相关工作

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3.4.1涉网设备控制参数与保护定值确定后，由发电企业向电网调度机构正式报备。 8.4.2涉网设备运行状态、控制逻辑、控制参数、保护定值的变更应提前向电网调度机构申请，说明原 因，得到批准后方可实施，并报备实施结果。紧急状态下改变上述内容，应及时通知电网调度机构。 3.4.3涉网设备发生异常时，发电企业应及时了解和记录有关情况，并向电网调度机构汇报，应于3日 内将分析报告提交调度机构

3.4.1涉网设备控制参数与保护定值确定后，由发电企业向电网调度机构正式报备。 8.4.2涉网设备运行状态、控制逻辑、控制参数、保护定值的变更应提前向电网调度机构申请，说明原 因，得到批准后方可实施，并报备实施结果。紧急状态下改变上述内容，应及时通知电网调度机构。 8.4.3涉网设备发生异常时，发电企业应及时了解和记录有关情况，并向电网调度机构汇报，应于3日 内将分析报告提交调度机构

钢筋标准规范范本8.5检修、改造、容量变更

8.5.1发电企业应提前向电网调度机构申报年度、月度的涉网设备检修、改造计划，经批准后方可实 施。改造设备选型、交接试验、涉网试验等应按第6章要求进行。 8.5.2发电企业在完成涉网设备改造、软件升级、修改控制逻辑、控制参数或保护定值等影响设备涉网 性能的，应按GB/T40595等相关标准要求开展涉网试验。 8.5.3并网电源容量变更后，应按新机组投运要求履行相关手续

8.5.1发电企业应提前向电网调度机构审报年度、月度的涉网设备检修、改造计划，经批准后方可实 施。改造设备选型、交接试验、涉网试验等应按第6章要求进行。 8.5.2发电企业在完成涉网设备改造、软件升级、修改控制逻辑、控制参数或保护定值等影响设备涉网 性能的，应按GB/T40595等相关标准要求开展涉网试验， 8.5.3并网电源容量变更后.应按新机组投运要求履行相关手续

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网源协调在线监测设备电源侧主要信号及要求

A.1网源协调在线监测接入信号应符合下列要求： a）接人信号变送器测量精度应不低于0.2级，输出应为4mA～20mA直流电流或土10V以内 直流电压； b） 励磁调节器、调速器、分散控制系统（DCS)等机组监视、控制设备输出信号应为4mA20mA 直流电流或士10V以内直流电压。 A.2网源协调在线监测接入信号包括但不限于表A.1中所列信号

漆包线标准表A.1网源协调在线监测设备电源侧接入的信