電力系統網源協調技術規范國家能源局發布I Ⅱ 2規范性引用文件 13術語和定義 1 35網源協調工作范圍及要求 3 3 3 3 4 4 4 46網源協調技術要求 4 4 5 6 7 8 8 97網源協調全過程管理 9 9 9 附錄A(規范性附錄)同步發電機組一次調頻技術要求 附錄B(規范性附錄)新能源一次調頻技術指標 附錄C(規范性附錄)自動發電控制(AGC)試驗技術要求 附錄D(規范性附錄)自動電壓控制(AVC)試驗技術要求 Ⅱ曹路、陶向宇、黨杰、劉建坤、戴承偉、遲永寧、袁其斌、宋瑞華、孫驍強、徐友平、張延鵬、1GB/T7409(所有部分)同步電機勵磁系統2346.1.1新建及改擴建的發電機設計選型應考慮所在電網運行需求，應滿足GB/T7064、GB/T789456據之一。試驗完成后1個月內向電網調度機構提交相關試驗報告。調速系統改造(包括控制系統變78令(水輪機組)/燃料指令(燃機)、調速系統功率給定值、高調門反饋(火電，單閥提供1個，順序閥9提供經常變化的2個)、鍋爐系統輸出指令(火電)/主接力器行程(水電)、主蒸汽壓力(火電)、調節度(火電)、磨煤機出口溫度(火電)、爐膛出口煙氣含氧量(火電)、機組運行水頭(水電)、遠方7.3.3存在孤島(或孤網)風險的機組，發電企業應配合電網調度機構開展孤島(或孤網)模式控制(規范性附錄)一次調頻死區設置按表A.1的要求。1火電機組(機械、液壓調速器)2火電機組(電液調速器)345A.2一次調頻轉速不等率設置表A.2一次調頻轉速不等率設置(或調差率)1234≤3%(或永態轉差系數≤4%)A.3一次調頻最大負荷限幅設置一次調頻最大負荷限幅設置按表A.3的要求。火電機組減負荷方向的調頻負荷變化幅度原則上不進行限定，但宜考慮對機組的穩燃負荷限制；額定負荷運行的火電機組，應參與一次調頻，增負荷方向最大調頻負荷幅度不小于機組額定負荷的5%。表A.3一次調頻最大負荷限幅設置最大負荷限幅(額定功率)123上調≥10%,下調可不設限制A.4一次調頻響應特性響應滯后時間s123水電機組(額定水頭在50m以下)4水電機組(額定水頭在50m及以上)A.4.2.1火電機組達到目標負荷幅度的50%的時間應不大于6s,達到目標負荷幅度的75%的時間應不大于15s,在30s內達到完全響應。A.4.2.2燃機機組、水電機組達到目標負荷幅度的90%的時間不大于15s,應在30s內根據機組響應目A.4.2.3核電機組達到目標負荷幅度的50%的時間不大于6s,達到目標負荷幅度的75%的時間不大于(規范性附錄)B.1新能源(風電場、光伏發電站)一次調頻下垂特性新能源(風電場、光伏發電站)通過保留有功備用或配置儲能設備，并利用相應的有功控制系統或加裝獨立控制裝置來實現一次調頻功能，電網高頻擾動情況下，有功功率降至額定出力的10%時可不再向下調節。一次調頻下垂特性通過設定頻率圖B.1以風電場參與電網一次調頻的下垂曲線為例，一次調頻死區設定0.05Hz,調差率設定2%,最大負荷限幅設定不小于額定負荷的10%。Po0圖B.1風電場參與電網一次調頻下垂曲線函數示意B.2新能源(風電場、光伏發電站)一次調頻技術指標新能源一次調頻頻率階躍擾動過程調節示意圖如圖B.1所示。a)一次調頻死區：應控制在±0.05Hz內(該值可根據各區域電網實際情況確定);b)一次調頻調差率1:建議值2%～3%(該值可根據各區域電網實際情況確定);d)對于調節目標變化量不低于額定出力10%的頻率階躍擾動，響應過程應滿足以下要求：1)響應滯后時間tx:自頻率越過新能源場站調頻死區開始到發電出力可靠的向調頻方向開始變化所需的時間，風電、光伏均不大于3s。2)一次調頻負荷響應速率時間to.g:自頻率超出調頻死區開始，至有功功率調節量達到調頻3)一次調頻穩定時間ts:自頻率超出調頻死區開實際出力實際出力目標出力0±1%額定出力偏差2)頻率采樣周期：頻率采樣周期不大于100ms。b)實測AGC變負荷速率。d)AGC速率應滿足：煤粉鍋爐機組不小于1.5%P/min;循環流化床機組不小于0.75%PJ/min。b)AGC速率應不小于50%P/min;于3%。d)AGC速率應不小于2.5%P./m