DL／T 1870-2018标准规范下载简介
DL／T 1870-2018 电力系统网源协调技术规范中华人民共和国电力行业标准
电力系统网源协调技术规范
Technicalspecificationforpowergridandsourcecoordination
本标准按GB/T1.1一2009《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TD／T 1046-2016 土地整治权属调整规范， 本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由电力行业电网运行与控制标准化技术委员会（SAC/TC446）归口。 本标准起草单位：国家电网有限公司国家电力调度控制中心、中国南方电网有限责任公司、中国 电力科学研究院有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国大唐集团公司、中国长江电力股 份有限公司三峡映水力发电厂、中国广核集团、国电科学技术研究院、浙江浙能技术研究院有限公司、 本标准主要起草人：李明节、于钊、何风军、王超、冷喜武、周剑、张剑云、贺静波、周成、 齐军、罗仁彩、李文锋、董存、李琰、伦涛、徐珂、程林、梅勇、程松、吴跨宇、梅勇、邵广惠 曹路、陶向宇、党杰、刘建坤、藏承伟、迟永宁、袁其斌、宋瑞华、孙强、徐友平、张延鹏 朱立平、罗亚洲、常喜强、柯贤波、陈新琪、吴涛、王英林、陈刚、李莹、艾东平。 本标准首次发布。 本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路 号，100761)
电力系统网源协调技术规范
31464 GB/T26863、 和定义适用于本文件。 . 网源协调powergridand sourcecoordination 发电设备与电网设备之间相互作用及相互协调配合技术领域的总称。
DL/T18702018
3.13 孤岛island 仅通过直流与主网相连的区域电网。 3.14 高电压穿越highvoltageridethrough 在一定的过电压范围和时间间隔内，电气设备保证不脱网连续运行的能力。 3.15 低电压穿越lowvoltageridethrough 在一定的低电压范围和时间间隔内，电气设备保证不脱网连续运行的能力。 3.16 汽轮机功率不平衡保护powerloadunbalance 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。汽轮机快控（KU）也具有相同的保护逻辑。 3.17 汽轮机超速保护控制overspeedprotectioncontroller；OPC 当机组转速达到103%额定转速时，快速关闭高中压调门的控制过程 3.18 频率穿越 frequencyride through 在一定的频率波动范围和时间间隔内，电气设备保证不脱网连续运行的能力。 4总则 4.1网源协调工作应遵循以技术标准为指导，以机组设计能力为基础，以试验为基本手段，以试验报 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应建立完善的网源协调管理体系，明确责 任、分工及工作流程。 5 网源协调工作范围及要求
5网源协调工作范围及要求
网源协调技不 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。其他同步发电机组、风电场、光伏发电站可参照执行。
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、相量测量装置等。
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 电站涉网试验包括风电机组、光伏逆变器及无功补偿设备的建模试验、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、 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他试验。
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 电站涉网试验包括风电机组、光伏逆变器及无功补偿设备的建模试验、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他试验。
5.4电网调度机构职责
a）推动网源协调相关技术标准、反事故措施编制，开展事故调查、专项核查等工作。 b）组织开展电网安全稳定分析，排查风险，对涉网设备的功能配置、涉网性能、参数定值、运行 方式提出要求和建议。 c）参与电厂新建发电机组（新能源场站）涉网设备的设计选型及采购技术规范书的审查，参与电 厂发电机组涉网设备的重大技术改造方案及改造技术规范书的审查。 负责涉网试验报告确认工作，负责励磁系统、调速系统、新能源等发电控制设备模型参数实测 结果的仿真校核及入库管理工作
a）组织规划设计、设备厂家、施工建设、并网调试、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或具有成熟的运行经验，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，通过环境管理体系认证、质量管理体系认证与 职业健康安全管理体系认证。 b）建立涉网设备技术台账，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、沙网保护定值等。 c）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。
5.6电力试验单位职责
6.1同步发电机及励磁系统
6.1.1新建及改扩建的发电机设计选型应考所 的要求，
6.2原动机及调速系统
6.2.1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，其中一次调频技 术要求应满足附录A的要求，并保证与AGC的协调配合，且应比AGC具有更高的优先级。具有孤岛 （或预网）风险的区域电网内的水轮机调速器应配置孤网控制模式。 6.2.2新建或改扩建的发电企业应在预定的新设备启动投产日期之前3个月向电网调度机构提供发电 机调速系统的设备台账和技术资料，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：
6.2.1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，其中一次调频技 术要求应满足附录A的要求，并保证与AGC的协调配合CJJT 294-2019 居住绿地设计标准，且应比AGC具有更高的优先级。具有孤岛 （或预网）风险的区域电网内的水轮机调速器应配置孤网控制模式。 6.2.2新建或改扩建的发电企业应在预定的新设备启动投产日期之前3个月向电网调度机构提供发电 机调速系统的设备台账和技术资料，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定值及控制逻辑，OPC、PLU控制运算周期，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。 6.2.3新建机组进入满负荷试运前，发电企业应根据有关试验标准要求，组织并委托有资质的电力试 验单位进行相关试验。试验项目和执行标准如下： 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规定执行，水电机组按DL/T1245规定执行。 6.2.4对于存在孤网/低岛风险的机组，应配置摄网/孤岛控制模式，相关切换逻辑、参数及定值需进行 仿真分析和试验验证，其控制模式及参数应优先适应电网安全稳定控制要求，兼顾一次调频需求。 6.2.5企业试验前1个月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，做好电网运行方式安排。 6.2.6发电企业应在试运行前完成6.2.3所要求的试验，并提交试验结果，作为机组满负荷试运行的依 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 更、调门执行机构等机械部分改造）或增容的机组应在改造完成后首次并网1个月内完成相关涉网试 验，试验完成后1个月内提交相关试验报告。 6.2.7调节系统发生事故或重大障碍时，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，并于3天内将技术分析报告上报电网调度机构。 6.2.8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 周期不超过5年。调节系统动态复核性试验内容应包括调节系统大频差（超过频率死区0.1Hz）试验。 复核性试验完成后应向电网调度机构提供试验报告。如测试结果与上次试验结果差异较大，应进行原 因分析和技术评估，必要时重新开展相应的涉网试验
.3.1 的要求， 6.3.2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，必要时通过接入 电力系统无功电压专题研究。 6.3.3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，开展接入电网电能质量专题研究评估。若不满足要求，风电场、光伏发电站需安装电能质量 理设备 6.3.4风电场、光伏发电站应具备一次调频功能，并网运行时一次调频功能始终投入并确保正常运 行，技术指标应满足附录B中相关要求。 6.3.5新建或改扩建的风电场、光伏发电站应在预定的新设备启动投产日期之前3个月内向电网调度 机构提供风电场、光伏发电站有功与无功控制系统的设备台账和技术资料： a）风电场、光伏发电站及其升压站内主要涉网设备、无功补偿装置的设备台账及参数、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、有功和无功功率控制能力、高电压穿越能力和低电压穿越 能力、电压和频率适应能力等检测报告。 6.3.6 风电场、光伏发电站应根据相关试验标准要求，组织并委托有资质的电力试验单位完成如下 试验：
DL/T18702018
a）有功/无功功率控制能力测试。 b）电能质量测试 c）高电压穿越能力和低电压穿越能力验证， d）电压、频率适应能力验证。 e）风电场、光伏发电站建模试验。 f)一次调频试验。 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。 6.3.7风电场、光伏发电站试验前1个月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DB31T 1233-2020 植物铭牌设置规范.pdf，电网调度机构负责相应的电网安全措施，做好电网运行 方式安排。 6.3.8风电场、光伏发电站应在整站投运后6个月内完成试验，并将正式试验报告提交电网调度机构。 6.3.9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等频率响应性能协同一致，无功功 率控制应与场站高电压穿越能力、低电压穿越能力协同一致。 6.3.10风电场、光伏发电站的涉网设备出现异常或功能退出时，应立即采取措施，并向电网调度机构 汇报，事故发生后3天内将分析报告上报电网调度机构。 6.3.11风电场、光伏发电站应对额率、电压调节性能进行定期复核性试验，一般每5年复核一次，并 向电网调度机构提供试验报告。如试验结果不满足相关标准要求或与上次试验结果差异较大，应重新 试验，调整参数或对设备进行全面检查。 6.3.12风电场、光伏发电站主要设备、相关控制系统发生重大改变或增容改造，应重新进行相应的试 验，并在试验完成后1个月内向电网调度机构提交试验报告。
6.4.1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、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、风机过电压保护、风机低电压保护、风机频率异常保护、光伏变器过电压保护、光伏逆变器低 电压保护、光伏逆变器频率异常保护等发电机组涉网保护的配置和选型应符合GB/T14285及DL/T 1631技术规定。 6.4.2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要求。 6.4.3同步发电机组涉网保护整定应满足DL/T1309的要求，同时： a）对于汽轮发电机，运行时间达到失磁允许运行时限时，应动作于跳闸： b）对于水轮发电机，失磁保护宜带时限动作于解列： c）发电机失磁保护阻抗圆元件宜按异步边界阻抗圆整定，失磁失步保护整定应保证在机组进相运 行、短路故障、系统振荡、电压回路断线等情况下均不误动。同一电厂内各发电机的失磁、失 步保护在跳闸策略上应协调配合，避免系统扰动引起全厂机组同时跳闸； d）火电机组如配置功率一负荷不平衡保护（PLU)，发电企业应对其动作逻辑、动作定值的适应 性进行评估，确保其与系统运行配合； e）零功率保护应采取防止因人为或电网扰动等原因造成保护误动的闭措施。 6.4.4新建同步发电机组进入满负荷试运前，发电企业应对发电机组涉网保护进行核查、评估，参考 DL/T1309，并对存在的风险隐患进行整改，核查结果应作为机组满负荷试运行的依据之~ 6.4.5并网电厂应根据DL/T684的规定、电网运行情况和主设备技术条件，每年度应对所辖设备的整 定值进行全面复算和校核工作。 6.4.6在运机组进行涉网保护改造（包括软件升级）、修改定值后，发电企业应对发电机组涉网保护进 行核查、评估。
6.4.1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、 激磁保护、频率异常保护、一类辅机保护、超速保护（OPC)、项值与过励限制、低励限制、过激磁 制、风机过电压保护、风机低电压保护、风机频率异常保护、光伏逆变器过电压保护、光伏逆变器 电压保护、光伏逆变器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及DL 1631技术规定。