【政策法规】DL∕T_1870-2018_电力系统网源协调技术规范_20页_26mb

报告摘要

电力系统网源协调技术规范总结

1. 核心内容概述

《电力系统网源协调技术规范》（DL/T1870—2018）是针对电力系统中发电设备与电网设备之间协调配合的标准化文件。其核心内容包括网源协调工作的范围、技术要求、全过程管理以及附录中的具体技术指标和试验要求。该规范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单位，旨在确保电网安全稳定运行，提升系统调节能力和设备性能。

2. 主要观点与关键信息

2.1 网源协调工作范围及要求

适用范围：规范适用于单机容量100MW及以上火电、燃气、核电机组，40MW及以上水电机组，以及接入220kV及以上电压等级的同步发电机组、110（66）kV及以上风电场和光伏发电站。
涉网设备：包括发电机、励磁系统、原动机及调节系统、发变组保护、AGC、AVC系统、无功补偿装置、相量测量装置等。
涉网试验：包括励磁系统、调速系统、PSS整定、一次调频、AGC、AVC、高/低电压穿越、频率适应等。
职责划分：
- 电网调度机构：负责制定标准、开展安全分析、试验报告确认、模型参数仿真校核等。
- 发电企业：组织设计、选型、试验、运行维护、参数管理等。
- 电力试验单位：执行试验、提交报告、配合管理单位进行技术评估。
- 其他单位：应满足相关标准和电网接入要求。

2.2 网源协调技术要求

同步发电机及励磁系统：
- 设计选型需满足GB/T7064、GB/T7894等标准。
- 励磁系统应通过涉网性能检测，满足DL/T1391要求。
- PSS选型应考虑低频段弱阻尼需求，满足GB/T7409、DL/T1231等要求。
- 涉网试验前需提交试验方案和申请，试验报告应在1个月内提交。
原动机及调速系统：
- 一次调频应优先于AGC，且需满足附录A的技术指标。
- 孤网/孤岛风险区域应配置孤网控制模式。
- 调速系统需进行参数测试、建模、复核性试验等。
新能源场站：
- 风电、光伏应具备一次调频功能，且需满足附录B的调差率、响应时间等要求。
- 配置无功补偿装置，开展电能质量测试与高/低电压穿越能力验证。
- 试验前需提交试验方案，试验报告应在6个月内完成并提交。
涉网保护：
- 涉网保护配置需符合GB/T14285、DL/T1631等标准。
- 失磁保护、超速保护（OPC）等应合理整定，避免误动。
- 风电、光伏场站需具备频率、电压穿越能力，防止脱网。
AGC与AVC系统：
- AGC与AVC系统需满足相关技术标准，包括控制响应时间、调节精度等。
- AGC试验需解除一次调频功能，试验结果需通过电网调度机构确认。
- AVC试验需确保无功功率的闭环控制，包括离线试验、联调试验、跟踪目标调节试验等。
在线监测：
- 发电企业需将关键信号接入PMU等监测装置，供电网调度机构实时监测。
- 关键信号包括电压、电流、调频动作信号、控制参数等。
次/超同步振荡防控：
- 对接入串联电容补偿或高压直流整流站的机组及新能源场站，需开展次/超同步振荡风险研究。
- 需加装监测及保护装置，定期提交监测报告。
- 采取有效抑制措施，确保系统稳定。

3. 网源协调全过程管理

规划、设计与设备选型：
- 发电企业需严格按标准选型，电网调度机构应参与配置方案制定。
施工调试：
- 发电企业需现场见证交接试验，确保数据准确、性能合规。
- 调试单位需按标准进行调试，遗留问题需及时报送。
涉网试验：
- 新机组需完成励磁系统、调速系统、PSS、一次调频、AGC、AVC等试验。
- 试验方案需提前提交，试验报告需备案。
运行与维护：
- 控制参数、保护定值变更需提前申请，经批准后实施。
- 涉网设备需定期自查和运行分析，提交总结报告。
检修、改造与容量变更：
- 改造或容量变更需提前申报，按标准进行试验和报告提交。
- 改造后需重新进行涉网试验，确保性能符合要求。

4. 附录内容概览

4.1 附录A：同步发电机组一次调频技术要求

一次调频死区设置：火电、燃机机组为±0.033Hz，核电机组为≤0.08Hz，水电机组为±0.05Hz。
一次调频转速不等率设置：火电、燃机、核电为4%~5%，水电机组≤3%。
一次调频最大负荷限幅：火电、燃机≥6%，核电≥5%，水电机组上调≥10%，下调不限。
一次调频响应特性：
- 响应滞后时间：火电、核电≤3s，水电机组（50m以下）≤10s，50m及以上≤4s。
- 负荷响应速率：火电、核电≤30s完成90%响应，水电机组≤45s完成90%响应。
- 稳定时间：火电、核电≤60s，水电机组≤45s。
- 孤网运行模式下，水电机组宜采用PID调节。

4.2 附录B：新能源一次调频技术指标

一次调频下垂特性：通过设定频率与有功功率折线函数实现。
技术指标：
- 调频死区：±0.05Hz（可调整）。
- 调差率：2%~3%（可调整）。
- 最大负荷限幅：≥10%额定负荷。
- 响应滞后时间：风电、光伏均≤3s。
- 负荷响应速率：风电≤12s，光伏≤5s。
- 稳定时间：风电、光伏均≤15s。
- 控制偏差：≤±1%额定出力。
- 测频精度：≤0.003Hz。
- 频率采样周期：≤100ms。

4.3 附录C：AGC试验技术要求

静态试验：包括逻辑检查、测点校验、功能模拟。
动态试验：包括高、低负荷下的性能测试、变负荷速率测试。
技术要求：
- 火电AGC速率≥1.5%Pe/min，响应延时≤60s。
- 水电机组AGC速率≥50%Pe/min，响应延时≤30s。
- 燃机机组AGC速率≥2.5%Pe/min，响应延时≤30s。
- AGC应与CCS无扰切换，负荷误差控制在±0.2%以内。

4.4 附录D：AVC试验技术要求

试验内容：
- 离线试验：测试投退逻辑、无功分配、异常闭锁。
- 联调试验：包括就地动态试验、主站闭环试验、跟踪目标调节试验、调节速率试验。
技术要求：
- AVC应能根据目标电压/无功计算并优化分配。
- 在目标超出机组调节范围时，应限制无功输出。
- AVC应具备异常识别和闭锁功能，确保励磁平稳调节。