Q／GDW 12131-2021  干扰源用户接入电网电能质量评估技术规范

电能质量预测评估应收集以下资料： a 牵引站接入系统推荐方案、供电一次系统接线图和电气设备参数： b） 正常最小运行方式下公共连接点短路容量、供电设备容量、用户协议容量等： C） 牵引负荷电气特性（包括机车再生制动等工况下的电气特性：机车类型、机车功率、 谐波频谱、最大冲击功率、日运行对数、追踪间隔等）； 牵引站电气接线图、牵引站主要电气设备参数： e 牵引变压器型式、参数、安装容量、过载能力，牵引变同时运行容量及运行方式； f 接触网供电方式、供电臂长度、相序及相序图、无功补偿装置： g 供电臂供电方式及应急预案（包括是否存在越区供电的可能及其情况）； h) 近期和远期供电臂日平均电流、日均方根电流、最大值； 1 附近发电机组详细参数，包括火力发电机组、新能源发电设备的负序电流保护定值 等参数； J 用户装设的电能质量治理设备和无功补偿装置的技术参数； K 同一变电站已接入干扰源的电能质量特性，如已接入的光伏电站、风电场、其他牵 引站等的谐波特性、负序电流、最大无功需求等。

6.1.3谐波预测评估

6.1.3.1电网等值原则

电网等值应遵循以下原则： a）电气化铁路往往跨越多个区域电网，而且现有电网实行分区供电。应以区域电网为 单位作为一个子网进行等值招标投标，将同一区域电网内的牵引站及供电变电站等值到同 个电网网络模型中，将等值点作为等值发电机处理，分别对每个子网进行分析计算， ） 应将网内主要电源点作为等值点处理，等值后的网络中应保留相应的发电机、变压 器及无功补偿设备。电网简化等值和系统元件模型及参数要求参见Q/GDW1404。

6.1.3.2谐波计算方法

谐波计算方法应符合以下要求： a 应依据GB/T14549、GB/Z17625.4和Q/GDW10651进行谐波预测评估。 6 宜采用节点谐波电流注入法进行电气化铁路用户第三级谐波评估，基于电力系统分 析软件根据发电机、变压器、线路、负荷等元件参数建立系统等值网络，将各牵引 站作为谐波源，向系统注入各次谐波，从而得到系统中各母线谐波电压数据，并者 虑背景谐波水平，得到考核点各次谐波电压含有率及总谐波畸变率。 仿真计算时应考虑系统正常运行的最小方式下，牵引站谐波发射值最大的情况。将 谐波电流、谐波电压计算结果与谐波限值进行比较，得到最终评估结论。

6.1.4三相不平衡预测评估

6.1.4.1负序电流考核点应为离牵引供电系统电气距离较近的发电内充许承担负序电流 较小的发电机组或新能源发电场站。 6.1.4.2应依据GB/T15543、DL/T1375和Q/GDW10651进行三相电压不平衡和负序电 流预测评估，宜采用三相潮流计算方法计算考核点的三相电压不平衡和负序电流，工程上可 采用负序电流分配系数法计算三相电压不平衡和负序电流。负序电流分配系数法参见附录B 6.1.4.3应计算不同供电臂负荷条件下的三相电压不平衡度，取其最大值作为电气化铁路 用户引起的不平衡度。应考虑电网背景三相电压不平衡度水平，将电气化铁路用户引起的不 平衡度与背景值叠加得到总的不平衡度，按式（1）进行叠加计算

Cur =eu + eun

式中： 6UT 总电压不平衡度； α 叠加系数，取值范围为12。需要按最严重结果考虑的场合取1，一般情况 下取2； &uL 评估对象引起的三相电压不平衡度； Gu 电网背景三相电压不平衡度

5.1.5电压波动预测评估

6.1.5.1应依据GB/T12326、GB/Z17625.5、DL/T1724和Q/GDW10651进行电压波动预 则评估，第二级评估可采用简化公式进行电压波动计算。 6.1.5.2对于平衡的三相负荷可采用式（2）进行电压波动估算，对于相间单相负荷可采用 式（3）进行估算。

AS, 三相负荷的变化量； 公共连接点正常较小方式短路容量

式中： AS 相间单相负荷的变化量

J3AS:×100% a

相间单相负荷的变化量。

6.2电能质量监测评估

6.2.1宜在电力系统正常运行的最小方式（或较小方式）、电气化铁路牵引供电处于正常 运行状态进行测试，无功补偿、电能质量控制设备（若有）均应正常投入运行。 6.2.2测量持续时间应为24小时至1周，谐波、三相电压不平衡、负序电流测量时间窗口 应为1分钟，长时间闪变测量时间窗口应为2小时。

7冶炼用户接入电能质量评估技术要求

7.1电能质量预测评估

Q/GDW 121312021

电能质量评估指标应包含谐波电压、谐波电流、三相电压不平衡、电压波动、闪变等。

电能质量预测评估应收集以下资料： a 冶炼用户接入系统推荐方案、供电一次系统接线图和电气设备参数； 正常最小运行方式下公共连接点短路容量、供电设备容量、用户协议容量等： 主要用电设备及负荷参数，例如电弧炉、中频炉、轧机等干扰源负荷的内部供电系 统拓扑结构、额定功率、功率因数等； d 电弧炉等干扰源负荷的供电设备参数，例如所涉及的变压器铭牌参数、线路（电缆） 型号和长度、回路串联电抗器铭牌参数等： e 电弧炉等干扰源负荷的设计参数及运行参数，包括引线及电极参数、短网阻抗、熔 化期功率因数、精炼期功率因数、电弧炉额定铭牌参数、工艺参数等； 电弧炉、中频炉、轧机等干扰源负荷的电能质量特性参数，包括谐波发生量、无功 变化量范围、变化频次等： g 用户装设的电能质量治理设备和无功补偿装置的技术参数，包括整机效率、滤波范 围、谐波滤除率、响应时间等： h 必要的用户工艺流程及原理，用户用电规划及生产情况

7.1.3谐波预测评估

7.1.3.1应基于电弧炉、中频炉、轧机等干扰源负荷的设计资料或者谐波电流经验值确定 谐波电流发生量，部分电弧炉谐波水平的经验值参见NB/T41008。 7.1.3.2应依据GB/T14549、GB/Z17625.4和Q/GDW10651进行谐波预测评估，第二级 谐波评估可采用式（4）计算考核点第h次谐波电压含有率

式中： HRU 第h次谐波电压含有率； Zh 考核点的第h次谐波阻抗 I. 第h次谐波电流； U 电网标称电压。

7.1.4三相不平衡预测评估

7.1.4.1应依据GB/T15543、DL/T1375和Q/GDW10651进行三相电压不平衡预测评估， 宜采用三相潮流计算方法计算考核点三相电压不平衡。 7.1.4.2针对电弧炉负荷单极悬空、两相短路运行工况，计算其引起的负序电流和负序电 压，依据GB/T15543，取最大值作为最终评估结果。 7.1.4.3应计算不同负荷条件下的三相电压不平衡度，并考虑电网背景三相电压不平衡度 水平，将评估对象引起的不平衡度与背景值叠加得到总的不平衡度，按式（1）进行叠加计 算。

7.1.5.1应依据GB/T12326、GB/Z17625.5、DL/T1724和Q/GDW10651进行电压波动和 闪变预测评估，第二级评估可采用简化公式进行电压波动计算，采用式（2）、（3）进行电 压波动估算。

压波动估算。 7.1.5.2电弧炉引起的闪变可通过闪变系数进行估算，按式（5）进行计算，电弧炉在公共 连接点引起的最大电压变动dmx可通过其最大无功功率变动量AQm按式（2）计算获得。

氏中 P 一一电弧炉引起的闪变； K 一交流电弧炉一般取0.48，康斯丁电弧炉一般取0.25，直流电弧炉一般取0.30， 精炼电弧炉一般取0.20； dmax 电弧炉在公共连接点引起的最大电压变动。 7.1.5.3冶炼用户单独引起的长时间闪变值不应超过该用户的闪变限值。每个用户按照其 办议用电容量和总供电容量之比，考虑上一级对下一级闪变传递的影响等因素后确定该用户 的闪变限值，闪变限值计算方法参见GB/T12326

7.2电能质量监测评估

7.2.1宜在电力系统正常运行的最小方式（或较小方式）、治炼用户正常工作状态下进行 测试，无功补偿、电能质量控制设备（若有）均应正常投入运行。 7.2.2测试周期应涵盖电弧炉等干扰源负荷的所有运行工况组合，包括填料、起弧、氧化、 还原，最小测试周期为正常运行工况下连续24小时测试。谐波、三相电压不平衡测量时间 窗口应为1分钟，长时间闪变测量时间窗口应为2小时。

8风电场接入电能质量评估技术要求

8.1电能质量预测评估

量评估指标应包含谐波电压、谐波电流、电压波

电能质量预测评估应收集以下资料： a）风电场接入系统推荐方案、一次系统接线图和电气设备参数：

Q/GDW 121312021

正常最小运行方式下公共连接点短路容量、供电设备容量、风电场并网协议容量、 风电场运行功率因数等； 风电场平面分布图、场区电气系统一次接线图；风机箱变和汇集升压站主变压器参 数，包括变压器铭牌值；场区架空线和电缆的型号和长度，应提供每条集电线路的 具体线路参数；风电场区负荷情况，配电室配置情况； 风力发电机组型号、数量及主要技术参数，包括满载谐波特性、电压波动和闪变参 数等； ） 风电场无功补偿装置配置情况，包括无功补偿设备型号、容量、响应时间、谐波特 性等主要参数，

8.1.3谐波预测评估

8.1.4电压波动和闪变预测评估

8.1.4.1应依据GB/T12326和GB/T20320进行电压波动和闪变预测评估，其中风电场引 起的长时间闪变值限值应按照风电场装机容量与公共连接点供电设备容量之比进行分配。 8.1.4.2对于多台风力发电机组接入公共连接点的情况，由于同一时刻不大可能出现两台 风力发电机组同时进行切换操作的情况，因此评估多台风力发电机组引起的相对电压变动时 不必考虑求和影响。单台风力发电机组切换操作引起的相对电压变动应按式（6）进行评估。

式中： k（）一公共连接点电网阻抗角对应的风力发电机组电压波动系数，可根据电压 波动系数测量结果用线性插值的方法得到； S. 单台风力发电机组的额定视在功率； S. 公共连接点正常较小方式短路容量

8.1.4.3多台风力发电机连续运行和切换操作引起的长时间闪变值均不应超过依据GB/T 12326计算得到的闪变限值。连续运行时多台风力发电机组引起的长时间闪变值应按式（7） 进行评估。切换操作时多台风力发电机组引起的长时间闪变值应按式（8）进行评估。

P.= (c,(x,va)xS.a) S.

N 风力发电机组数量； c;(,va) 公共连接点电网阻抗角及现场风力发电机组轮毂高度年平均风速V。 对应的第i个风力发电机组的闪变系数，可根据闪变系数测量结果用线 性插值的方法得到； S. 第i台风力发电机组的额定视在功率； S 公共连接点正常较小方式短路容量。

8.2电能质量监测评估

P =x(2N20. (k(0)×.)2

风力发电机组数量： 第i台风力发电机组在2h内切换操作的次数； 公共连接点电网阻抗角对应的第i个风力发电机组的闪变阶跃系数， 可根据闪变阶跃系数测量结果用线性插值的方法得到； 第i台风力发电机组的额定视在功率； 公共连接点正常较小方式短路容量。

8.2.1宜在电力系统正常运行的最小方式（或较小方式）、风电场正常发电状态下进行测 试，无功补偿、电能质量控制设备（若有）均应正常投入运行。 8.2.2测试周期应涵盖风电场所有运行工况组合，最小测试周期为风电场正常运行工况下 连续24小时测试。谐波测量时间窗口应为1分钟，长时间闪变测量时间窗口应为2小时

9光伏电站接入电能质量评估技术要求

9.1电能质量预测评估

电能质量评估指标应包含谐波电压、谐波电流、电压波动等

电能质量预测评估应收集以下资料： a 光伏电站接入系统推荐方案、一次系统接线图和电气设备参数； 止常最小运行方式下公共连接点短路容量，供电设备容量，光伏电站并网协议容量， 光伏电站运行功率因数等； 光伏电站平面分布图、场区电气系统一次接线图；汇集升压站主变压器参数，包括 变压器铭牌值；场区架空线和电缆的型号和长度，应提供每条集电线路的具体线路 参数；光伏电站负荷情况，配电室配置情况： d） 光伏逆变器型号、数量及主要技术参数，如额定功率、额定输出电压、功率因数、 数量、谐波电流等：

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e） 光伏电站电能质量特性参数，如光伏逆变器谐波含有率、光伏电站最大功率变化等： 光伏电站无功补偿装置配置情况，包括无功补偿设备型号、容量、响应时间、谐波 含有率等主要参数

9.1.4电压波动预测评估

应依据GB/T12326、GB/Z17625.5、DL/T1724和Q/GDW10651进行电压波动评估，第 二级评估可采用简化公式（9）进行电压波动估算

式中： AS，—光伏电站出力的最大变化量；

9.2电能质量监测评估

9.2.1宜在电力系统正常运行的最小方式（或较小方式）、光伏电站正常发电状态下进行 测试，无功补偿、电能质量控制设备（若有）均应正常投入运行。 9.2.2测试周期应涵盖光伏电站所有运行工况组合，最小测试周期为光伏电站正常运行工 况下连续24小时测试。谐波测量时间窗口应为1分钟

城市轨道交通用户接入电能质量评估技术要求

10.1电能质量预测评估

质量评估指标应包含谐波电压、谐波电流、电压

电能质量预测评估应收集以下资料：

城市轨道交通用户接入系统推荐方案、供电一次系统接线图和电气设备参数； ） 公共连接点正常运行方式短路容量、正常较小方式短路容量，供电设备容量，用户 协议容量等： 主变电所电气接线图及主要电气设备与线路的参数（包括供电线路参数、主变压器 参数、主变电所至各牵引降压混合所或降压变电所的线路参数等）； 牵引降压混合所和降压所的数量及主要参数（包括降压所内各变压器参数及所带负 荷的有功功率、无功功率和谐波频谱；牵引降压混合所内各变压器参数及所带负荷 的有功功率、无功功率和谐波频谱等）； 牵引负荷电气特性（包括机车再生制动等工况下的电气特性：机车类型、机车功率 谐波频谱、最大冲击功率等）； 城市轨道交通的列车运行图； 名 用户装设的电能质量治理设备和无功补偿装置的技术参数，

10.1.3谐波预测评估技术要求

10.1.4电压波动预测评估

应依据GB/T12326、GB/Z17625.5、DL/T1724和Q/GDW10651进行电压波动评估，第 二级评估可采用简化公式（2）进行电压波动估算

10.2电能质量监测评估

10.2.1宜在电力系统正常运行的最小方式（或较小方式）、城市轨道交通用户正常运行状 态下进行测试，无功补偿、电能质量控制设备（若有）均应正常投入运行。 0.2.2测试周期应涵盖城市轨道交通用户所有运行工况组合，最小测试周期为城市轨道交 通用户正常运行工况下连续24小时测试。谐波测量时间窗口应为1分钟

Q/GDW12131—2021附录A（资料性附录）典型电能质量干扰源及其电能质量治理措施典型电能质量干扰源参见表A.1。典型干扰源电能质量治理措施参见表A.2。表A.1典型电能质量干扰源电能质量干扰源主要设备所属行业电能质量指标电气化铁路用户电力机车交通谐波、负序、电压偏差交流电弧炉冶金、机械谐波、电压波动和闪变、电热炉冶金、机械、化工谐波、负序中频炉冶金、机械、化工谐波、电压波动和闪变冶炼用户直流电弧炉、精炼炉冶金、机械谐波、电压波动和闪变交、直流轧机、大型电动机冶金谐波、电压波动和闪变电解设备治金、机械、化工谐波风电场风力发电设备电力谐波、闪变、电压偏差光伏电站光伏发电设备电力谐波、闪变城市轨道交通用户有轨及无轨电车、地铁、轻轨交通谐波、电压波动和闪变电焊机治金、机械、造船谐波、闪变电铲、升降机、门吊等冶金、机械等谐波、闪变单（多）晶硅（锗）生产设备新能源谐波电动汽车充电站交通谐波其他公用事业、电厂、治变频电机、水泵谐波金、化工等大型空调、电梯、节能照明设备商业、市政、民用等谐波UPS、开关电源、逆变电源电子、通讯等谐波高压直流换流站电力谐波表A.2典型干扰源电能质量治理措施典型干扰源治理措施治理目标优化牵引供电方式：（1）牵引站变压器高压侧进行轮流换减小牵引站注入系统的负相接入系统；（2）优先采用三相阻抗平衡牵引变压器。序电流。电气化铁路用户装设静止无功补偿器（SVC)、静止无功发生器（SVG)、减小牵引站注入系统的谐滤波器等补偿装置，对牵引供电系统进行谐波、无功、负波、无功、负序电流。序治理或者综合治理。13

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附录B （规范性附录） 负序电流分配系数法

假设各牵引站可视为一个产生负序电流的电流源，负序网络中将旋转电机的阻抗用相应 的负序阻抗代替，且其负序电势为零。负序电流考核点为离牵引供电系统电气距离较近的发 电厂内允许承担负序电流较小的发电机组或新能源发电场站。 考核点总负序电流计算过程如下：首先基于电力系统短路计算软件，求解各牵引负荷对 考核点的负序电流分配系数，然后根据各牵引站产生的负序电流分别计算考核点的负序电流 最后基于叠加原理计算得到考核点的总负序电流

B.2负序电流分配系数求解

负序电流分配系数是指某牵引站注入负序电流时，考核点所分担的负序电流占其注入负 序电流的比例。它决定于牵引站至负序电流考核点的转移阻抗，因而与电网结构、运行方式 以及电网元件的负序阻抗参数密切相关。 工程上可基于电力系统短路计算软件求解各牵引负荷对考核点的负序电流分配系数，具 本过程如下：在某牵引负荷接入的公共连接点设置不对称短路故障并进行短路计算，分别记 录公共连接点短路电流的负序分量和考核点电流（如某发电机组机端电流）的负序分量，按 式（B.1）计算该牵引负荷对考核点的负序电流分配系数

C 第i个牵引负荷对考核点的负序电流分配系数： 一考核点电流负序分量的幅值； Lasc 公共连接点短路电流负序分量的幅值。

B.3考核点总负序电流计算

采用式（B.1）分别计算所有牵引负荷对考核点的负序电流分配系数C，（i=1，，N， N为牵引负荷数量），然后根据各牵引站产生的负序电流，基于叠加原理按式（B.2）计算 考核点的总负序电流。

式中： 考核点的总负序电流； C，——第i个牵引负荷对考核点的负序电流分配系数； 第i个牵引站产生的负序电流。

王扰源转供方式接入时电能质量仿真评估模型示意图参见图C.1。

附录C （资料性附录） 典型接入方式下电能质量仿真评估模型

扰源转供方式接入时电能质量仿真评估模

图C.2扰源直供方式接入时电能质量仿真评估模型

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编制主要原则， 与其他标准文件的关系.. 主要工作过程... 5标准结构和内容. ..20 6条文说明.. 20

主要原则， 也标准文件的关系.. 工作过程. 19 吉构和内容.. ...20

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本标准依据《国家电网有限公司关于下达2020年第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网科 【2020】21号文）的要求编写。 目前国家标准、行业标准及公司企业标准对干扰源接入电网的电能质量评估技术要求尚不够明确， 各省市公司实施过程中在用户接入审查、电能质量预测评估、监测评估等方面存在差异，导致干扰源接 入电网电能质量管理工作不规范，可能影响电网安全、稳定、经济运行。 本标准编制的主要目的为规范干扰源接入电网的电能质量评估技术要求，明确电气化铁路、治炼用 户、风电场、光伏电站、城市轨道交通用户等典型干扰源接入电能质量评估的技术要求，为公司电能质 量管理提供技术支撑，

本标准根据以下原则编制： a）坚持先进性与实用性相结合、可靠性与经济性相结合的原则，标准兼具规范性和引领性，在满 足实用性的基础上体现标准的先进性； b）注意与现有标准、法规之间的协调性，同时避免重复； c）充分考虑当前电能质量预测评估和监测评估工作开展现状，注重标准的可操作性； d广泛取业内专家和各省公司的实际经验和意见，确保标准的实用性

发电机标准规范范本3与其他标准文件的关系

本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准参考DL/T13442014《干扰性用户接入电力系统技术规范》，提出了干扰源用户接入电网 的基本原则和电能质量要求。本标准在对电能质量预测评估和监测评估要求方面与企业标准Q/GDW 0651《电能质量评估技术导则》一致。结合电能质量管理需要，本标准在电气化铁路、治炼用户、风 电场、光伏电站、城市轨道交通用户等典型干扰源接入电能质量评估技术要求方面进行了细化和完善。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题，

2020年3月，按照公司制修订计划项目启动，组织进行前期工作准备，研究国内外相关标准，形成 标准编写大纲初稿。 2020年4月，召开标准编制启动会，讨论完善标准编写大纲，明确主要内容及各单位分工。 2020年5月，形成标准初稿，召开标准编制讨论会，对标准初稿进行讨论。 2020年6月，根据初稿讨论会建议，修改形成标准征求意见稿。 2020年7月，采用发函的方式，在公司系统广泛征求意见。 2020年8月，根据反馈意见，修改形成标准送审稿。 2020年9月，公司设备管理技术标准专业工作组（TC04）组织召开了标准审查会，审查结论为：审 查组协商一致，同意修改后报批。 2020年10月，修改形成标准报批稿

本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电企管（2018）222号文）的要求编写。 本标准的主要结构和内容如下： 本标准主题章共7章，由基本原则、电能质量要求、电气化铁路用户、治炼用户、风电场、光伏电 站、城市轨道交通用户接入电能质量评估技术要求组成。本标准结合公司电能质量管理工作需要，对典 型干扰源电能质量评估提出了具体要求。其中第4章提出了干扰源接入电网的基本原则，第5章规定了电 能质量要求，第6、7、8、9、10章分别为电气化铁路、治炼用户、风电场、光伏电站、城市轨道交通用 户等典型干扰源电能质量评估的技术要求。

本标准第4.4条中，考虑到目前部分公共连接点电能质量指标接近或超过限值的情况，提出电能质 量指标接近或超过相应国标规定限值或允许值的公共连接点不宜接入新的干扰源，以保障电力系统的安 全稳定运行以及用户的正常供用电。 本标准第5章中，对干扰源接入电网全过程提出电能质量要求照明设计标准，覆盖业扩报装阶段、可研设计阶段、 试运行阶段。为增强标准应用的可操作性，新（扩）建用户业扩报装阶段用户应提供用电设备清单，当 含有所列干扰源或用电设备时，应认定为干扰源。 本标准第5.1.6条中，对电能质量监测装置的配置和性能提出要求，干扰源接入的公共连接点应配置 电能质量监测装置，公共连接点的监测数据应上送至电能质量监测系统。电能质量监测装置应与主体工 程同步设计、同步施工、同步投运。 本标准第5.2.2条中，对预测评估报告审查提出要求，从评估资料收集、评估报告内容、评估方法三 个方面开展技术审查，为电能质量预测评估管理提供技术支持。 本标准第5.3.1条中，对电能质量监测评估提出要求。测量宜在电力系统正常运行的最小方式（或较 小方式）、评估对象正常工作状态下进行，并保证监测时段包含评估对象的最大扰动工作周期。评估结 果超出限值时，干扰源应制定相应的控制措施，并在规定期限内完成整改验收。 本标准第5.3.2条中，对监测评估报告审查提出要求，从测试仪器及测试过程、评估报告内容、评估 方法三个方面开展技术审查，为电能质量监测评估管理提供技术支持。 本标准第6.1.3条中，对电气化铁路用户谐波预测评估提出要求，规定了电网等值原则、谐波计算方 法，提升电气化铁路用户谐波预测评估的规范性。应以区域电网为单位作为一个子网进行等值，将同 区域电网内的牵引站及供电变电站等值到同一个电网网络模型中，将等值点作为等值发电机处理，分别 对每个子网进行分析计算。应依据GB/T14549和Q/GDW10651进行谐波预测评估，宜采用节点谐波电 流注入法计算考核点谐波电压畸变水平。 本标准第6.1.4条中，对电气化铁路用户三相不平衡预测评估提出要求。负序电流考核点应选择为离 牵引供电系统电气距离较近的发电厂内允许承担负序电流较小的发电机组或新能源发电场站，工程上可 采用负序电流分配系数法计算考核点三相电压不平衡和负序电流。 本标准第6.2条中，对电气化铁路用户电能质量监测评估提出要求。测量持续时间应为24小时至1周， 增波、三相电压不平衡、负序电流测量时间窗口应为1分钟。 本标准第7.1.3条中，对治炼用户谐波预测评估提出要求。治炼用户采用转供方式接入时，谐波仿真 模型至少应包含用户接入的公共连接点及上一级变电站；冶炼用户采用非转供方式接入时，谐波仿真模 型至少应包含用户接入的公共连接点及更高电压等级母线。 本标准第7.1.4条中，对治炼用户三相不平衡预测评估提出要求。针对电弧炉负荷单极悬空、两相短 路运行工况，计算其引起的负序电流和负序电压，依据GB/T15543取最大值作为最终评估结果

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