电力系统网源协调技术要求

ICS01.120

A00

中华人民共和国国家标准

GB/TXXXXX—XXXX

电力系统网源协调技术要求

TechnicalGuideforpowergridandsourcecoordination

（征求意见稿）

××××-××-××发布××××-××-××实施

中华人民共和国国家市场监督管理总局

发布

中国国家标准化管理委员会

GB/TXXXXX—XXXX

前言

本标准根据GB/T1.1—2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由全国电网运行与控制标准化技术委员会（SAC/TC446）归口。

本标准主要起草单位：

本标准主要起草人：

本标准首次发布。

II

GB/TXXXXX—XXXX

电力系统网源协调技术要求

1范围

本标准规定了电力系统网源协调基本技术要求及应遵循的基本原则。

本标准适用于所有参与电力系统运行的发电企业、电网调度机构、电力试验单位，及相关的规划

设计、施工建设、基建调试、设备制造等单位。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本

文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修订单)适用于本文件。

GB/T7064隐极同步发电机技术要求

GB/T7409同步电机励磁系统

GB/T7894水轮发电机基本技术条件

GB/T14285继电保护与安全自动装置技术规程

GB/T19963风电场接入电力系统技术规定

GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T30370火力发电机组一次调频试验及性能验收导则

GB/T31464电网运行准则

GB/T32900光伏发电站继电保护技术规范

DL/T338并网运行汽轮机调节系统技术监督导则

DL/T583大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件

DL/T684大型发电机变压器继电保护整定计算导则

DL/T843大型汽轮发电机励磁系统技术条件

DL/T1167同步发电机励磁系统建模导则

DL/T1231电力系统稳定器整定试验导则

DL/T1235同步发电机原动机及其调节系统参数实测与建模导则

DL/T1245水轮机调节系统并网运行技术导则

DL/T1309大型发电机涉网保护技术规范

DL/T1391数字式自动电压调节器涉网性能检测导则

DL/T1523同步发电机组进相试验导则

DL/T1631并网风电场继电保护配置及整定技术规范

DL/T1648发电厂变电站辅机变频器高低电压穿越技术规范

DL/T1707电网自动电压控制运行技术导则

DL/T1870电力系统网源协调技术规范

NB∕T31005风电场电能质量测试方法

3术语和定义

GB/T31464、DL/T1231、DL/T1235、DL/T1523、DL/T1309中确立的以及下列术语和定义适用

于本文件。为便于使用，以下重复列出了某些术语和定义。

1

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3.1

网源协调powergridandpowersourcecoordination

发电设备与电网设备之间相互作用与相互协调配合技术领域的总称。

3.2

涉网保护grid-relatedprotection

在发电设备的保护和控制装置中，动作行为和参数设置与电网运行方式相关、或需要与电网侧安

全自动装置相协调的部分。如定子过电压保护、频率异常保护、励磁绕组过负荷保护、失步保护、失

磁保护、过激磁保护、超速保护（OPC）、顶值与过励限制、风机过电压保护等。

3.3

电力系统稳定器powersystemstabilizer（PSS）

一种附加控制装置，它借助于自动电压调节器控制同步电机励磁，抑制电力系统功率振荡。输入

变量可以是转速、频率、功率等单变量，也可以是这些单变量的综合，简称PSS。

3.4

自动发电控制automaticgenerationcontrol（AGC）

通过自动控制程序，实现对控制区内各发电机组、风电场和光伏发电站有功出力的自动调节分配，

来维持系统频率、联络线交换功率在计划目标范围内。

3.5

自动电压控制automaticvoltagecontrol（AVC）

通过自动控制程序，根据电网实时运行工况在线计算无功电压控制策略，在控制区内自动闭环控

制无功和电压调节设备，以实现控制区合理的无功电压分布。

3.6

一次调频primaryfrequencycontrol（PFC）

当电力系统频率偏离目标频率时，并网电源通过控制系统自动调整有功出力，以减少频率偏差的

控制功能。

3.7

进相运行leadingpowerfactoroperation

发电机机端电流相位超前机端电压，从系统吸收无功功率的运行状态。

3.8

迟相运行laggingpowerfactoroperation

发电机机端电流相位滞后机端电压，向系统发出无功功率的运行状态。

3.9

2

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黑启动blackstart

当某电力系统全部停运后，通过该系统中具有自启动能力的电源,或通过外来电源,带动系统内其

它发电设备,逐步恢复系统运行的过程。

3.10

复核试验grid-relatedverificationtest

涉网试验完成时间达到规定年限后，为核对原涉网试验结论而开展的验证性试验。

3.11

次同步振荡subsynchronousoscillation(SSO)

一种电网和汽轮发电机在低于工频的一个或几个系统自然频率上相互交换能量的非正常运行状态，

不包括汽轮发电机转子的刚体振荡模式。

3.12

次同步谐振subsynchronousresonance(SSR)

一种汽轮发电机与串联电容补偿输电系统间交互作用引发的弱阻尼、无阻尼甚至负阻尼发散的机

电耦合振荡现象。

3.13

孤网isolatedgrid

与主网解列的局部电网。

3.14

孤岛island

交流联络线断开后，仅通过直流与主网相连的局部电网。

3.15

高电压穿越highvoltageridethrough

当系统电压升高时，在规定的电压范围和时间间隔内，电气设备能够保证不脱网连续运行。

3.16

低电压穿越lowvoltageridethrough

当系统电压降低时，在规定的电压范围和时间间隔内，电气设备能够保证不脱网连续运行。

3.17

汽轮机功率负荷不平衡保护powerloadunbalanceprotection(PLU)

当检测到进入汽轮机功率和发电机负荷之间不平衡值超过限值，快速关闭调节汽门而机组不停机

的一种保护。

3.18

瞬时负荷中断transientloadinterruption（KU）

汽轮机组的功率信号出现瞬时降低的负荷量超过甩负荷识别极限值时，快速关闭调门减少汽轮机

的输入能量,尽量降低汽轮机转速可能的飞升量。

3.19

汽轮机超速保护控制over-speedprotectioncontrol（OPC）

汽轮发电机组转速超过设定值或达到规定的限制条件时，自动快速关闭调节汽门，延时开启调节

汽门，维持机组在额定转速下运行的一种控制。

3.20

3

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频率穿越frequencyridethrough

在一定的频率波动范围和时间间隔内，电气设备能够保证不脱网连续运行。

4总则

4.1网源协调工作应遵循以技术标准为指导，以设备设计能力为基础，以试验为基本手段，以技术报

告为基本依据的原则。

4.2网源协调管理包括设计、选型、安装调试、涉网试验、运行、检修、设备升级改造等环节。

4.3网源协调工作责任主体包括：电网调度机构、发电企业、电力试验单位以及相关规划设计、施工

建设、基建调试、设备制造等单位。

4.4电网调度机构、发电企业以及参与管理的电力试验单位均应设立专职岗位，建立内部跨部门、跨

专业的管理体系，明确责任、分工及工作流程。

5网源协调工作范围

5.1电源

网源协调技术要求适用于单机容量100MW及以上火电、燃气及核电机组，40MW及以上水电机

组，接入220kV及以上电压等级的同步发电机组，接入110（66）kV及以上电压等级的风电场、光伏

发电站。其它并网电源可参照执行。

5.2涉网设备

网源协调涉及的涉网设备主要包括发电机、励磁系统及PSS、原动机及调节系统、发变组保护、

自动电压控制（AVC）、自动发电控制（AGC）、无功补偿装置（SVC、SVG）、风电与光伏的控制

系统与保护装置、发电厂一类辅机变频器、在线监测装置等。

5.3涉网试验

同步发电机组涉网试验主要包括励磁系统参数测试及建模试验、调速系统参数测试及建模试验、

电力系统稳定器（PSS）整定试验、进相试验、一次调频试验、AGC试验、AVC试验等。风电场、光

伏发电站涉网试验主要包括建模试验、一次调频试验、AGC试验、AVC试验、有功/无功功率控制能力

测试、电能质量测试、高电压穿越能力和低电压穿越能力验证、电压、频率适应能力验证等，以及电

网调度机构和发电企业认为保障电力系统安全所必需的其它试验。

6网源协调工作要求

6.1电网调度机构

6.1.1组织网源协调相关技术标准、反事故措施编制，开展事故调查、专项核查工作。

6.1.2开展网源协调风险排查，对涉网设备的功能配置、涉网性能、参数定值、运行方式提出要求。

6.1.3参与涉网设备的设计选型及采购技术规范书的审查，参与涉网设备的重大技术改造方案及改造技

术规范书的审查。

6.1.4负责并网电源涉网试验报告审核工作。

6.1.5负责并网电源模型参数实测结果的仿真校核及数据管理工作。

6.2发电企业

6.2.1组织规划设计、设备厂家、施工建设、基建调试、涉网试验等单位落实网源协调相关技术要求。

采购的涉网设备应经过完整的涉网性能测试，委托的电力试验单位应具备合法的企业资质、电力调试/

试验资质、质量、环境、职业健康安全管理体系认证。

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6.2.2建立涉网设备技术台帐，包括出厂资料、设计图纸、试验方案、试验报告、检修记录、事故处理

资料、涉网设备控制逻辑、涉网设备控制参数、涉网保护定值等。

6.2.3负责厂内涉网设备的运行维护、参数管理，确保涉网设备状态良好。

6.3电力试验单位

6.3.1严格按照网源协调相关技术标准及电网要求完成发电企业委托的涉网试验等技术工作。保证试验

数据的真实、完整与有效。

6.3.2协助电网调度机构和发电企业开展相关技术标准、规程、制度等管理文件的编写、修订；研究网

源协调技术问题；推广网源协调新技术、新经验；按照电网调度机构要求开展试验方案/技术报告审核、

事故调查等网源协调相关工作。

6.4其他单位

规划设计、施工建设、基建调试、设备制造等单位的网源协调工作应满足相关标准及所接入电网

的要求。

7网源协调技术要求

7.1同步发电机及励磁系统

7.1.1新建及改扩建的发电机设计选型应考虑所在电网运行需求，应满足GB/T7064、GB/T7894标准要

求。

7.1.2新建及改扩建发电机组的励磁系统设备选型应考虑所在电网运行需求和稳定控制要求，性能指标

应满足GB/T7409、DL/T843、DL/T583标准要求。励磁调节器应通过涉网性能检测，并满足DL/T1391

标准要求，励磁调节器控制模型应满足GB/T7409、DL/T1167标准要求。

7.1.3PSS选型应考虑所在电网低频段动态稳定需求，PSS模型应满足GB/T7409、DL/T1231、DL/T1167

标准要求，水轮发电机和燃气轮发电机应采用原理上具备抗反调能力的PSS模型。

7.1.4新建或改扩建的发电企业应在首次并网90日前向电网调度机构提供发电机及励磁系统的技术资

料，包括：

a）发电机本体设计参数，详细的机组轴系（含原动机）转动惯量，主变压器参数，发变组一次主

接线图；

b）发电机的设计进相能力及P-Q曲线图、定子绕组过负荷能力、转子绕组过负荷能力、发电机和

主变压器的过激磁能力；

c）励磁系统（包括励磁机，副励磁机，励磁变压器，励磁调节器，相关限制功能及PSS）技术说

明书，包括励磁类型、主回路图、控制模型、传递函数框图及厂家建议参数；

d）励磁调节器及电力系统稳定器涉网性能检测报告。

7.1.5新建或改扩建的发电企业应根据相关试验标准要求，完成以下试验：

a）发电机励磁系统参数测试及建模试验，按DL/T1167规定执行；

b）电力系统稳定器（PSS）参数整定试验，按DL/T1231规定执行；

c）发电机进相试验，按DL/T1523规定执行。

7.1.6运行机组应定期进行励磁系统复核性试验，应至少包括励磁调节器（AVR）空载电压小阶跃试验

和PSS退出/投入情况下的负载电压小阶跃试验，复核周期不宜超过5年。

7.1.7励磁系统检修计划应按要求上报电网调度机构，励磁系统设备改造（包括重大软件升级）后影响

7.1.5条中试验结果的，应重新开展相关试验。

7.1.8发电企业应根据电网运行需要投退PSS功能。

5

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7.2原动机及调速系统

7.2.1新建及改扩建的机组的原动机及调速系统各项性能指标应满足相关标准要求。一次调频应与AGC

协调配合，且优先级高于AGC。

7.2.2新建或改扩建的发电企业应在首次并网90日前向电网调度机构提供发电机调速系统技术资料，

包括：

a）发电机组正常运行的有功功率范围，设计一次调频能力，调峰能力等；

b）OPC、PLU（KU）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设计资

料；

c）水电机组水锤时间常数设计值，设计运行振动区。

7.2.3新建或改扩建的发电企业应根据有关试验标准要求，完成以下试验：

a）调速系统参数测试及建模试验，按DL/T1235规定执行；

b）一次调频试验，火电机组按GB/T30370和DL/T1870标准执行，水电机组按DL/T1245规定

执行。

7.2.4火电机组深度调峰期间，应具备一次调频能力。

7.2.5对于存在孤岛（或孤网）风险的机组，调速器应配置孤网控制模式，孤网模式参数应根据电网需

求进行整定，相关切换逻辑、参数及定值需进行仿真分析和试验验证。

7.2.6运行机组应定期进行调节系统复核性试验，包括调节系统动态复核试验与一次调频试验，复核周

期不宜超过5年。

7.2.7原动机及其调节系统检修计划应按要求上报电网调度机构，调速系统设备改造（包括重大软件升

级）后影响涉网性能的，应重新开展相关试验。

7.2.8发电企业应根据电网运行需要投退一次调频功能。

7.3新能源场站

7.3.1新建及改扩建风电场和光伏发电站电能质量、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、频率适应能力等性能指标应满足GB/T19963、GB/T19964标准要求。

7.3.2风电场、光伏发电站配置的无功装置类型及其容量应结合实际接入情况确定，必要时开展无功电

压专题研究。

7.3.3风电场、光伏发电站接入电网后的电压偏差、闪变及谐波，应结合风电场、光伏发电站的实际接

入情况，开展电能质量专题研究，并结合监测，确定电能质量治理措施。

7.3.4风电场、光伏发电站应具备一次调频功能，并根据电网要求投退。

7.3.5新建或改扩建的风电场、光伏发电站应在首次并网90日前向电网调度机构提供风电场、光伏发电

站涉网设备和技术资料：

a）风电场、光伏发电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、风电场汇集线路及风电机组/风电场控制系统

模型及参数；可用于电磁暂态和机电暂态仿真计算的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压

变压器等）、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数。

c）风电机组、光伏发电单元电能质量、有功功率和无功功率控制能力、高电压穿越能力、低电压

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穿越能力、电压和频率适应能力等检测报告。

7.3.6风电场、光伏发电站应根据相关标准要求完成如下试验：

a）有功/无功功率控制能力测试，按NB∕T32007规定执行；

b）电能质量测试，按NB∕T31005、NB∕T32006规定执行；

c）高电压穿越能力和低电压穿越能力验证，按NB/T31077、NB/T32005规定执行；

d）电压、频率适应能力验证，按NB/T31099、NB∕T32013规定执行；

e）风电场、光伏发电站建模试验，按NB/T31075、GB/T32892规定执行；

f）一次调频试验，按照XXX执行；

g）电网调度机构和发电企业认为保障电力系统安全所必需的其他测试。

7.3.7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协调配合，无功功率控制应与场站高

电压穿越能力、低电压穿越能力协调配合。

7.4涉网保护

7.4.1同步发电机组定子过电压保护、转子过负荷保护、定子过负荷保护、失磁保护、失步保护、过激

磁保护、频率异常保护、等发电机组涉网保护的配置和选型应符合GB/T14285技术标准；一类辅机保

护、超速保护（OPC）、顶值与过励限制、低励限制、过激磁限制应符合DL/T1309技术标准。

7.4.2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选型应符合DL/T1631、GB/T32900技术

标准。

7.4.3同步发电机组的一类辅机变频器高电压穿越能力与低电压穿越能力应满足DL/T1648标准要求。

7.4.4同步发电机组涉网保护整定应满足DL/T1309标准要求。

7.4.5新建同步发电机组，发电企业应对发电机组涉网保护进行核查、评估，参考标准DL/T1309，

核查结果应作为机组进入满负荷试运行的依据之一。

7.4.6发电企业每年度应对涉网保护进行复核；

7.4.7当电网结构或主设备技术条件发生变化、涉网保护改造(包括软件升级、定值调整)时，发电企业

应对涉网保护进行复核。

7.5发电厂AGC、AVC系统

7.5.1发电企业应在机组首次并网90日前向电网调度机构提供AGC、AVC系统技术资料，包括但不限

于：

a）发电厂AGC、AVC系统说明书；

b）发电厂AGC、AVC系统的电网控制端接口规范；

c）AGC性能指标——运行范围、调节速率、调节精度等；

d）AVC性能指标——调节范围、调节速率、调节死区和调节时间等。

7.5.2电网调度机构应根据发电企业提供的技术资料，在其AGC、AVC系统首次并网调试前下达与

电网安全稳定运行相关的参数整定要求，包括AGC的运行范围、调节速率和调节精度等，以及AVC上

位机的调节范围、调节步长和控制模式等。

7.5.3新建及改扩建发电机组应在满负荷试运行前完成AGC、AVC试验，并于试验完成后向电网调

度机构提交试验报告。

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7.5.4AVC试验应参考进相试验结果，设置进/迟相调节能力定值，试验应满足DL/T1707标准要求。

7.5.5发电厂应根据电网运行需要投退AGC、AVC功能。

7.5.6发电厂主要设备、相关控制系统发生重大改变或增容改造，或AGC与AVC调节范围产生变化

时，应在并网发电后一个月内重新进行AGC、AVC试验，并向电网调度机构提交试验报告；所接入电

网特性发生较大变化时，电网调度机构应通知发电厂重新进行AGC、AVC试验。

7.6网源协调在线监测

7.6.1发电企业应将所属各发电机组励磁系统和PSS的关键信号接入在线监测装置。信号包括但不限

于：电压给定值、PSS输出信号、励磁调节器输出电压、发电机励磁电压、励磁电流、励磁机励磁电

压和励磁机励磁电流（三机系统）、机端电压、机端电流、PSS投入/退出信号、励磁调节器自动/手动

运行方式及各类限制器动作信号。

7.6.2发电企业应将所属各发电机组调速系统的关键信号接入在线监测装置。信号包括但不限于：机

组转速（或就地频率）、总阀位指令（汽轮机组）/开度指令（水轮机组）/燃料指令（燃机）、有功功

率、调速系统功率给定值、高调门反馈（火电，单阀提供1个，顺序阀提供经常变化的2个）、锅炉

系统输出指令（火电）/主接力器行程（水电）、主汽压力（火电）、调节级压力（火电）、再热器出

口压力（火电）、一次调频投入/退出信号、一次调频动作/复归信号，控制模式信号。

7.6.3发电企业应将所属风电场、光伏发电站的关键信号接入在线监测装置。信号包括但不限于：功率

预测曲线、有功功率、无功功率、并网点电压、一次调频投入/退出信号、电压/无功控制模式；并网点

无功补偿设备投入/退出信号、无功功率、控制模式。

7.6.4发电企业应将所属AGC、AVC系统的关键信号接入在线监测装置。信号包括但不限于：机组运

行水头（水电）、有功功率、无功功率、远方AGC指令、远方AVC指令、同步发电机组的AGC指

令和AVC指令、风电场与光伏发电站的AGC指令和AVC指令。

7.7次/超同步振荡防控

7.7.1具备如下情况的汽轮发电机组，发电企业应在机组投运前开展次同步振荡风险研究，并向电网

调度机构提交研究结论及机组轴系相关技术资料。

a）发电厂在正常或特殊运行方式下接入或近区接入具有串联电容补偿的输电系统；

b）发电厂在正常或特殊运行方式下接入或近区接入高压直流输电系统整流站；

c）发电厂近区接入较大规模风电场、光伏发电站。

7.7.2具备如下情况的风电场、光伏发电站，发电企业应在场站投运前开展次/超同步振荡风险研究，

并向电网调度机构提交研究结论。

a）在正常或特殊运行方式下接入或近区接入具有串联电容补偿的输电系统；

b）所接入的系统存在次/超同步振荡现象。

7.7.3对于存在次/超同步振荡风险的汽轮发电机组及风电场、光伏发电站，应加装次/超同步振荡监测

及保护装置，该类装置应具备监测、预警、保护切机、切除相关设备等功能，并定期向电网调度机构

提交监测报告。

7.7.4对于存在次/超同步振荡风险的汽轮发电机组及风电场、光伏发电站，应在电厂侧及电网侧采取

有效抑制措施降低次/超同步振荡风险。

7.7.5对于存在次同步振荡风险的汽轮发电机组，宜在机组投运前对轴系固有扭振频率及机械阻尼等参

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数进行实测。

7.7.6次/超同步振荡抑制措施应经论证评审并通过系统试验验证。

8网源协调全过程管理

8.1规划、设计与设备选型

8.1.1发电企业在电源规划与涉网设备的设计选型、技术规范制定、出厂验收等各阶段，均应按照有

关标准或规程规定严格把关，确保涉网设备性能满足所接入电网运行要求。

8.1.2电网调度机构应依据接入电网的特性，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。

8.2施工调试

8.2.1发电企业应对涉网设备交接试验过程进行现场见证，督促调试单位严格按照相关标准进行调试、

试验，确保交接试验项目完整、数据准确、性能满足相关标准要求。

8.2.2针对设备调试试验中发现的问题，发电企业应督促设备厂家等相关单位进行整改，遗留问题应

如实报送电网调度机构。

8.2.3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涉网试验

8.3.1同步发电机组满负荷试运行前应完成励磁系统参数测试和建模试验、PSS参数整定试验、调速

系统参数测试与建模试验、发电机进相试验、一次调频性能试验、AGC和AVC试验，以及电网调度机

构和发电企业认为保障电力系统安全所必需的其它试验。

8.3.2风电场及光伏发电站并网调试阶段应完成有功/无功功率控制能力测试、电能质量测试、高电压

和低电压穿越能力验证、电压、频率适应能力验证、风电场及光伏发电站建模试验、一次调频性能试

验、AGC与AVC试验，以及电网调度机构和发电企业认为保障电力系统安全所必需的其它试验。

8.3.3发电企业应定期进行励磁系统（含PSS）、调速系统等的复核试验，一般不超过5年复核一次。

8.3.4存在孤岛（或孤网）风险的机组，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入运行规程。

8.3.5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，并将操作流程写入运行规程。

8.3.6电网调度机构应结合电力系统安全运行需求，对机组涉网试验、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、试验报告进行确认。

8.3.7电网调度机构应配合发电企业开展涉网试验相关工作。

8.4运行

8.4.1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发电企业每年应至少进行一次涉网设备自查，结果报送电网调度机构。电网调度机构应进行抽

查。

8.4.4涉网设备发生异常或功能退出时，发电企业应及时分析处理并向电网调度机构汇报。

8.5检修、改造、容量变更

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8.5.1发电企业应提前向电网调度机构申报下一年涉网设备的检修、改造计划，经批准后方可实施。

改造设备选型、交接试验、涉网试验等工作应按照前述第7章要求进行。

8.5.2发电企业在完成涉网设备的改造或检修工作后，应按相关标准要求开展相应的涉网试验，以确

保其性能满足网源协调相关要求。

8.5.3并网电源容量变更后，应参照新机组投运要求履行相关手续或检修工作。

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目次

1范围...................................................................................................................................................................1

2规范性引用文件...............................................................................................................................................1

3术语和定义.......................................................................................................................................................1

4总则...................................................................................................................................................................4

5网源协调工作范围.........................................................................................................................................4

5.1电源...............................................................................................................................................................4

5.2涉网设备.......................................................................................................................................................4

5.3涉网试验.......................................................................................................................................................4

6网源协调工作要求.........................................................................................................................................4

6.1电网调度机构...............................................................................................................................................4

6.2发电企业.......................................................................................................................................................4

6.3电力试验单位...............................................................................................................................................5

6.4其他单位.......................................................................................................................................................5

7网源协调技术要求.........................................................................................................................................5

7.1同步发电机及励磁系统...............................................................................................................................5

7.2原动机及调速系统.......................................................................................................................................6

7.3新能源场站...................................................................................................................................................6

7.4涉网保护.......................................................................................................................................................7

7.5发电厂AGC、AVC系统.................................................................................................................................7

7.6网源协调在线监测.......................................................................................................................................8

7.7次/超同步振荡防控.....................................................................................................................................8

8网源协调全过程管理.....................................................................................................................................9

8.1规划、设计与设备选型...............................................................................................................................9

8.2施工调试.......................................................................................................................................................9

8.3涉网试验.......................................................................................................................................................9

8.4运行...............................................................................................................................................................9

8.5检修、改造、容量变更...............................................................................................................................9

I

GB/TXXXXX—XXXX

电力系统网源协调技术要求

1范围

本标准规定了电力系统网源协调基本技术要求及应遵循的基本原则。

本标准适用于所有参与电力系统运行的发电企业、电网调度机构、电力试验单位，及相关的规划

设计、施工建设、基建调试、设备制造等单位。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本

文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修订单)适用于本文件。

GB/T7064隐极同步发电机技术要求

GB/T7409同步电机励磁系统

GB/T7894水轮发电机基本技术条件

GB/T14285继电保护与安全自动装置技术规程

GB/T19963风电场接入电力系统技术规定

GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T30370火力发电机组一次调频试验及性能验收导则

GB/T31464电网运行准则

GB/T32900光伏发电站继电保护技术规范

DL/T338并网运行汽轮机调节系统技术监督导则

DL/T583大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件

DL/T684大型发电机变压器继电保护整定计算导则

DL/T843大型汽轮发电机励磁系统技术条件

DL/T1167同步发电机励磁系统建模导则

DL/T1231电力系统稳定器整定试验导则

DL/T1235同步发电机原动机及其调节系统参数实测与建模导则

DL/T1245水轮机调节系统并网运行技术导则

DL/T1309大型发电机涉网保护技术规范

DL/T1391数字式自动电压调节器涉网性能检测导则

DL/T1523同步发电机组进相试验导则

DL/T1631并网风电场继电保护配置及整定技术规范

DL/T1648发电厂变电站辅机变频器高低电压穿越技术规范

DL/T1707电网自动电压控制运行技术导则

DL/T1870电力系统网源协调技术规范

NB∕T31005风电场电能质量测试方法

3术语和定义

GB/T31464、DL/T1231、DL/T1235、DL/T1523、DL/T1309中确立的以及下列术语和定义适用

于本文件。为便于使用，以下重复列出了某些术语和定义。

1

GB/TXXXXX—XXXX

3.1

网源协调powergridandpowersourcecoordination

发电设备与电网设备之间相互作用与相互协调配合技术领域的总称。

3.2

涉网保护grid-relatedprotection

在发电设备的保护和控制装置中，动作行为和参数设置与电网运行方式相关、或需要与电网侧安

全自动装置相协调的部分。如定子过电压保护、频率异常保护、励磁绕组过负荷保护、失步保护、失

磁保护、过激磁保护、超速保护（OPC）、顶值与过励限制、风机过电压保护等。

3.3

电力系统稳定器powersystemstabilizer（PSS）

一种附加控制装置，它借助于自动电压调节器控制同步电机励磁，抑制电力系统功率振荡。输入

变量可以是转速、频率、功率等单变量，也可以是这些单变量的综合，简称PSS。

3.4

自动发电控制automaticgenerationcontrol（AGC）

通过自动控制程序，实现对控制区内各发电机组、风电场和光伏发电站有功出力的自动调节分配，

来维持系统频率、联络线交换功率在计划目标范围内。

3.5

自动电压控制automaticvoltagecontrol（AVC）

通过自动控制程序，根据电网实时运行工况在线计算无功电压控制策略，在控制区内自动闭环控

制无功和电压调节设备，以实现控制区合理的无功电压分布。

3.6

一次调频primaryfrequencycontrol（PFC）

当电力系统频率偏离目标频率时，并网电源通过控制系统自动调整有功出力，以减少频率偏差的

控制功能。

3.7

进相运行leadingpowerfactoroperation

发电机机端电流相位超前机端电压，从系统吸收无功功率的运行状态。

3.8

迟相运行laggingpowerfactoroperation

发电机机端电流相位滞后机端电压，向系统发出无功功率的运行状态。

3.9

2

GB/TXXXXX—XXXX

黑启动blackstart

当某电力系统全部停运后，通过该系统中具有自启动能力的电源,或通过外来电源,带动系统内其

它发电设备,逐步恢复系统运行的过程。

3.10

复核试验grid-relatedverificationtest

涉网试验完成时间达到规定年限后，为核对原涉网试验结论而开展的验证性试验。

3.11

次同步振荡subsynchronousoscillation(SSO)

一种电网和汽轮发电机在低于工频的一个或几个系统自然频率上相互交换能量的非正常运行状态，

不包括汽轮发电机转子的刚体振荡模式。

3.12

次同步谐振subsynchronousresonance(SSR)

一种汽轮发电机与串联电容补偿输电系统间交互作用引发的弱阻尼、无阻尼甚至负阻尼发散的机

电耦合振荡现象。

3.13

孤网isolatedgrid

与主网解列的局部电网。

3.14

孤岛island

交流联络线断开后，仅通过直流与主网相连的局部电网。

3.15

高电压穿越highvoltageridethrough

当系统电压升高时，在规定的电压范围和时间间隔内，电气设备能够保证不脱网连续运行。

3.16

低电压穿越lowvoltageridethrough

当系统电压降低时，在规定的电压范围和时间间隔内，电气设备能够保证不脱网连续运行。

3.17

汽轮机功率负荷不平衡保护powerloadunbalanceprotection(PLU)

当检测到进入汽轮机功率和发电机负荷之间不平衡值超过限值，快速关闭调节汽门而机组不停机

的一种保护。

3.18

瞬时负荷中断transientloadinterruption（KU）

汽轮机组的功率信号出现瞬时降低的负荷量超过甩负荷识别极限值时，快速关闭调门减少汽轮机

的输入能量,尽量降低汽轮机转速可能的飞升量。

3.19

汽轮机超速保护控制over-speedprotectioncontrol（OPC）

汽轮发电机组转速超过设定值或达到规定的限制条件时，自动快速关闭调节汽门，延时开启调节

汽门，维持机组在额定转速下运行的一种控制。

3.20

3

GB/TXXXXX—XXXX

频率穿越frequencyridethrough

在一定的频率波动范围和时间间隔内，电气设备能够保证不脱网连续运行。

4总则

4.1网源协调工作应遵循以技术标准为指导，以设备设计能力为基础，以试验为基本手段，以技术报

告为基本依据的原则。

4.2网源协调管理包括设计、选型、安装调试、涉网试验、运行、检修、设备升级改造等环节。

4.3网源协调工作责任主体包括：电网调度机构、发电企业、电力试验单位以及相关规划设计、施工

建设、基建调试、设备制造等单位。

4.4电网调度机构、发电企业以及参与管理的电力试验单位均应设立专职岗位，建立内部跨部门、跨

专业的管理体系，明确责任、分工及工作流程。

5网源协调工作范围

5.1电源

网源协调技术要求适用于单机容量100MW及以上火电、燃气及核电机组，40MW及以上水电机

组，接入220kV及以上电压等级的同步发电机组，接入110（66）kV及以上电压等级的风电场、光伏

发电站。其它并网电源可参照执行。

5.2涉网设备

网源协调涉及的涉网设备主要包括发电机、励磁系统及PSS、原动机及调节系统、发变组保护、

自动电压控制（AVC）、自动发电控制（AGC）、无功补偿装置（SVC、SVG）、风电与光伏的控制

系统与保护装置、发电厂一类辅机变频器、在线监测装置等。

5.3涉网试验

同步发电机组涉网试验主要包括励磁系统参数测试及建模试验、调速系统参数测试及建模试验、

电力系统稳定器（PSS）整定试验、进相试验、一次调频试验、AGC试验、AVC试验等。风电场、光

伏发电站涉网试验主要包括建模试验、一次调频试验、AGC试验、AVC试验、有功/无功功率控制能力

测试、电能质量测试、高电压穿越能力和低电压穿越能力验证、电压、频率适应能力验证等，以及电

网调度机构和发电企业认为保障电力系统安全所必需的其它试验。

6网源协调工作要求

6.1电网调度机构

6.1.1组织网源协调相关技术标准、反事故措施编制，开展事故调查、专项核查工作。

6.1.2开展网源协调风险排查，对涉网设备的功能配置、涉网性能、参数定值、运行方式提出要求。

6.1.3参与涉网设备的设计选型及采购技术规范书的审查，参与涉网设备的重大技术改造方案及改造技

术规范书的审查。

6.1.4负责并网电源涉网试验报告审核工作。

6.1.5负责并网电源模型参数实测结果的仿真校核及数据管理工作。

6.2发电企业

6.2.1组织规划设计、设备厂家、施工建设、基建调试、涉网试验等单位落实网源协调相关技术要求。

采购的涉网设备应经过完整的涉网性能测试，委托的电力试验单位应具备合法的企业资质、电力调试/

试验资质、质量、环境、职业健康安全管理体系认证。

4

GB/TXXXXX—XXXX

6.2.2建立涉网设备技术台帐，包括出厂资料、设计图纸、试验方案、试验报告、检修记录、事故处理

资料、涉网设备控制逻辑、涉网设备控制参数、涉网保护定值等。

6.2.3负责厂内涉网设备的运行维护、参数管理，确保涉网设备状态良好。

6.3电力试验单位

6.3.1严格按照网源协调相关技术标准及电网要求完成发电企业委托的涉网试验等技术工作。保证试验

数据的真实、完整与有效。

6.3.2协助电网调度机构和发电企业开展相关技术标准、规程、制度等管理文件的编写、修订；研究网

源协调技术问题；推广网源协调新技术、新经验；按照电网调度机构要求开展试验方案/技术报告审核、

事故调查等网源协调相关工作。

6.4其他单位

规划设计、施工建设、基建调试、设备制造等单位的网源协调工作应满足相关标准及所接入电网

的要求。

7网源协调技术要求

7.1同步发电机及励磁系统

7.1.1新建及改扩建的发电机设计选型应考虑所在电网运行需求，应满足GB/T7064、GB/T7894标准要

求。

7.1.2新建及改扩建发电机组的励磁系统设备选型应考虑所在电网运行需求和稳定控制要求，性能指标

应满足GB/T7409、DL/T843、DL/T583标准要求。励磁调节器应通过涉网性能检测，并满足DL/T1391

标准要求，励磁调节器控制模型应满足GB/T7409、DL/T1167标准要求。

7.1.3PSS选型应考虑所在电网低频段动态稳定需求，PSS模型应满足GB/T7409、DL/T1231、DL/T1167

标准要求，水轮发电机和燃气轮发电机应采用原理上具备抗反调能力的PSS模型。

7.1.4新建或改扩建的发电企业应在首次并网90日前向电网调度机构提供发电机及励磁系统的技术资

料，包括：

a）发电机本体设计参数，详细的机组轴系（含原动机）转动惯量，主变压器参数，发变组一次主

接线图；

b）发电机的设计进相能力及P-Q曲线图、定子绕组过负荷能力、转子绕组过负荷能力、发电机和

主变压器的过激磁能力；

c）励磁系统（包括励磁机，副励磁机，励磁变压器，励磁调节器，相关限制功能及PSS）技术说

明书，包括励磁类型、主回路图、控制模型、传递函数框图及厂家建议参数；

d）励磁调节器及电力系统稳定器涉网性能检测报告。

7.1.5新建或改扩建的发电企业应根据相关试验标准要求，完成以下试验：

a）发电机励磁系统参数测试及建模试验，按DL/T1167规定执行；

b）电力系统稳定器（PSS）参数整定试验，按DL/T1231规定执行；

c）发电机进相试验，按DL/T1523规定执行。

7.1.6运行机组应定期进行励磁系统复核性试验，应至少包括励磁调节器（AVR）空载电压小阶跃试验

和PSS退出/投入情况下的负载电压小阶跃试验，复核周期不宜超过5年。

7.1.7励磁系统检修计划应按要求上报电网调度机构，励磁系统设备改造（包括重大软件升级）后影响

7.1.5条中试验结果的，应重新开展相关试验。

7.1.8发电企业应根据电网运行需要投退PSS功能。

5

GB/TXXXXX—XXXX

7.2原动机及调速系统

7.2.1新建及改扩建的机组的原动机及调速系统各项性能指标应满足相关标准要求。一次调频应与AGC

协调配合，且优先级高于AGC。

7.2.2新建或改扩建的发电企业应在首次并网90日前向电网调度机构提供发电机调速系统技术资料，

包括：

a）发电机组正常运行的有功功率范围，设计一次调频能力，调峰能力等；

b）OPC、PLU（KU）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设计资

料；

c）水电机组水锤时间常数设计值，设计运行振动区。

7.2.3新建或改扩建的发电企业应根据有关试验标准要求，完成以下试验：

a）调速系统参数测试及建模试验，按DL/T1235规定执行；

b）一次调频试验，火电机组按GB/T30370和DL/T1870标准执行，水电机组按DL/T1245规定

执行。

7.2.4火电机组深度调峰期间，应具备一次调频能力。

7.2.5对于存在孤岛（或孤网）风险的机组，调速器应配置孤网控制模式，孤网模式参数应根据电网需

求进行整定，相关切换逻辑、参数及定值需进行仿真分析和试验验证。

7.2.6运行机组应定期进行调节系统复核性试验，包括调节系统动态复核试验与一次调频试验，复核周

期不宜超过5年。

7.2.7原动机及其调节系统检修计划应按要求上报电网调度机构，调速系统设备改造（包括重大软件升

级）后影响涉网性能的，应重新开展相关试验。

7.2.8发电企业应根据电网运行需要投退一次调频功能。

7.3新能源场站

7.3.1新建及改扩建风电场和光伏发电站电能质量、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、频率适应能力等性能指标应满足GB/T19963、GB/T19964标准要求。

7.3.2风电场、光伏发电站配置的无功装置类型及其容量应结合实际接入情况确定，必要时开展无功电

压专题研究。

7.3.3风电场、光伏发电站接入电网后的电压偏差、闪变及谐波，应结合风电场、光伏发电站的实际接

入情况，开展电能质量专题研究，并结合监测，确定电能质量治理措施。

7.3.4风电场、光伏发电站应具备一次调频功能，并根据电网要求投退。

7.3.5新建或改扩建的风电场、光伏发电站应在首次并网90日前向电网调度机构提供风电场、光伏发电

站涉网设备和技术资料：

a）风电场、光伏发电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、风电场汇集线路及风电机组/风电场控制系统

模型及参数；可用于电磁暂态和机电暂态仿真计算的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压

变压器等）、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数。

c）风电机组、光伏发电单元电能质量、有功功率和无功功率控制能力、高电压穿越能力、低电压

6

GB/TXXXXX—XXXX

穿越能力、电压和频率适应能力等检测报告。

7.3.6风电场、光伏发电站应根据相关标准要求完成如下试验：

a）有功/无功功率控制能力测试，按NB∕T32007规定执行；

b）电能质量测试，按NB∕T31005、NB∕T32006规定执行；

c）高电压穿越能力和低电压穿越能力验证，按NB/T31077、NB/T32005规定执行；

d）电压、频率适应能力验证，按NB/T31099、NB∕T32013规定执行；

e）风电场、光伏发电站建模试验，按NB/T31075、GB/T32892规定执行；

f）一次调频试验，按照XXX执行；

g）电网调度机构和发电企业认为保障电力系统安全所必