DL∕T 1870-2018 电力系统网源协调技术规范

电力系统网源协调技术规范国家能源局发布I Ⅱ 2规范性引用文件 13术语和定义 1 35网源协调工作范围及要求 3 3 3 3 4 4 4 46网源协调技术要求 4 4 5 6 7 8 8 97网源协调全过程管理 9 9 9 附录A(规范性附录)同步发电机组一次调频技术要求 附录B(规范性附录)新能源一次调频技术指标 附录C(规范性附录)自动发电控制(AGC)试验技术要求 附录D(规范性附录)自动电压控制(AVC)试验技术要求 Ⅱ曹路、陶向宇、党杰、刘建坤、戴承伟、迟永宁、袁其斌、宋瑞华、孙骁强、徐友平、张延鹏、1GB/T7409(所有部分)同步电机励磁系统2346.1.1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/T789456据之一。试验完成后1个月内向电网调度机构提交相关试验报告。调速系统改造(包括控制系统变78令(水轮机组)/燃料指令(燃机)、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9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)、主蒸汽压力(火电)、调节度(火电)、磨煤机出口温度(火电)、炉膛出口烟气含氧量(火电)、机组运行水头(水电)、远方7.3.3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)模式控制(规范性附录)一次调频死区设置按表A.1的要求。1火电机组(机械、液压调速器)2火电机组(电液调速器)345A.2一次调频转速不等率设置表A.2一次调频转速不等率设置(或调差率)1234≤3%(或永态转差系数≤4%)A.3一次调频最大负荷限幅设置一次调频最大负荷限幅设置按表A.3的要求。火电机组减负荷方向的调频负荷变化幅度原则上不进行限定，但宜考虑对机组的稳燃负荷限制；额定负荷运行的火电机组，应参与一次调频，增负荷方向最大调频负荷幅度不小于机组额定负荷的5%。表A.3一次调频最大负荷限幅设置最大负荷限幅(额定功率)123上调≥10%,下调可不设限制A.4一次调频响应特性响应滞后时间s123水电机组(额定水头在50m以下)4水电机组(额定水头在50m及以上)A.4.2.1火电机组达到目标负荷幅度的50%的时间应不大于6s,达到目标负荷幅度的75%的时间应不大于15s,在30s内达到完全响应。A.4.2.2燃机机组、水电机组达到目标负荷幅度的90%的时间不大于15s,应在30s内根据机组响应目A.4.2.3核电机组达到目标负荷幅度的50%的时间不大于6s,达到目标负荷幅度的75%的时间不大于(规范性附录)B.1新能源(风电场、光伏发电站)一次调频下垂特性新能源(风电场、光伏发电站)通过保留有功备用或配置储能设备，并利用相应的有功控制系统或加装独立控制装置来实现一次调频功能，电网高频扰动情况下，有功功率降至额定出力的10%时可不再向下调节。一次调频下垂特性通过设定频率图B.1以风电场参与电网一次调频的下垂曲线为例，一次调频死区设定0.05Hz,调差率设定2%,最大负荷限幅设定不小于额定负荷的10%。Po0图B.1风电场参与电网一次调频下垂曲线函数示意B.2新能源(风电场、光伏发电站)一次调频技术指标新能源一次调频频率阶跃扰动过程调节示意图如图B.1所示。a)一次调频死区：应控制在±0.05Hz内(该值可根据各区域电网实际情况确定);b)一次调频调差率¹:建议值2%～3%(该值可根据各区域电网实际情况确定);d)对于调节目标变化量不低于额定出力10%的频率阶跃扰动，响应过程应满足以下要求：1)响应滞后时间tx:自频率越过新能源场站调频死区开始到发电出力可靠的向调频方向开始变化所需的时间，风电、光伏均不大于3s。2)一次调频负荷响应速率时间to.g:自频率超出调频死区开始，至有功功率调节量达到调频3)一次调频稳定时间ts:自频率超出调频死区开实际出力实际出力目标出力0±1%额定出力偏差2)频率采样周期：频率采样周期不大于100ms。b)实测AGC变负荷速率。d)AGC速率应满足：煤粉锅炉机组不小于1.5%P/min;循环流化床机组不小于0.75%PJ/min。b)AGC速率应不小于50%P/min;于3%。d)AGC速率应不小于2.5%P./m