(高清版)GBT 40594-2021 电力系统网源协调技术导则

电力系统网源协调技术导则前言 I1范围 2规范性引用文件 3术语和定义 4总体要求 35网源协调涉网设备及试验 5.1电源 35.2涉网设备 35.3涉网试验 36网源协调技术要求 6.1同步发电机及励磁系统 6.2原动机及调节系统 6.3新能源场站 6.4涉网保护 66.6网源协调在线监测 6.7次/超同步振荡防控 7网源协调管理职责 7.1规划设计机构 7.2电网企业及其调度机构 7.3发电企业及其发电厂 77.4试验研究单位 7.5相关单位 8网源协调过程管理 88.1规划设计 88.2施工调试 88.3试验 88.4运行与控制 98.5检修、改造、容量变更 附录A(规范性)网源协调在线监测设备电源侧主要信号及要求 I本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出。本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SAC/TC446)归口。本文件起草单位：国家电网公司国家电力调度控制中心、中国电力科学研究院有限公司、中国南方电网电力调度控制中心、中国长江三峡集团有限公司、中广核核电运营有限公司、国家能源集团科学技术研究院有限公司、国家电网公司东北分部、国家电网有限公司西北分部、国家电网有限公司华东分部、国家电网公司华北分部、国家电网公司华中分部、国家电网公司西南分部、国网天津市电力公司、国网河北省电力有限公司、国网山东省电力公司、国网浙江省电力有限公司电力科学研究院、国网江苏省电力有限公司电力科学研究院、国网山东省电力公司电力科学研究院、北京创拓国际标准技术研究院有限责任公司、国网浙江省电力有限公司。本文件主要起草人：陈国平、李明节、何凤军、孙华东、于钊、郭强、王超、李志强、张剑云、何飞、时艳强、王斌、唐卓尧、党杰、李锴、邵广惠、曹路、罗仁彩、伦涛、夏德明、岳涵、魏平、徐珂、吴跨宇、1电力系统网源协调技术导则本文件规定了电力系统网源协调相关领域技术及管理要求。本文件适用于电力系统规划设计、基建调试、生产运行、试验及设备制造等技术领域。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T7064隐极同步发电机技术要求GB/T7409(所有部分)同步电机励磁系统GB/T7894水轮发电机基本技术条件GB/T19963风电场接入电力系统技术规定GB/T31464—2015电网运行准则GB/T32900光伏发电站继电保护技术规范GB38755—2019电力系统安全稳定导则GB/T38969电力系统技术导则GB/T40586并网电源涉网保护技术要求GB/T40589同步发电机励磁系统建模导则GB/T40591电力系统稳定器整定试验导则GB/T40593同步发电机调速系统参数实测及建模导则GB/T40595并网电源一次调频技术规定及试验导则DL/T583大中型水轮发电机静止整流励磁系统技术条件DL/T843大型汽轮发电机励磁系统技术条件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3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。电力系统powersystem由发电、供电(输电、变电、配电)、用电设施以及为保障其正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、调度自动化、电力通信等二次设施构成的统一整体。2负责组织、指挥、指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构。发电企业powergenerationenterprise并入电网运行(拥有单个或数个发电厂)的发电公司，或拥有发电厂的电力企业。发电厂powerplant并入电网运行的火力(燃煤、燃油、燃气及生物质)、水力、核、风力、太阳能、海洋能等发电厂(场、电源及无功调节设备与电网之间相互作用、相互协调技术的总称。涉网保护grid-relatedprotection在发电机组(含新能源)及同步调相机、静止同步补偿器等无功调节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。注：如同步发电机组定子过电压保护、转子过负荷保护、失磁保护、失步保护、频率异常、超速保护、强励顶值与过励自动电压控制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。注：AVC是由主站无功自动控制程序、信息传输通道、信息接收装置、子站AVC控制系统及执行机构等环节组成的整体。[来源：GB/T31464—2015,3.2.10,有修改]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。孤网isolatedgrid交、直流联络设备均断开，与主网解列的局部电网。交流联络设备断开，仅通过直流与主网相连的局部电网。新能源场站renewableenergystation集中接入电力系统的风电场或光伏电站并网点以下所有设备。3[来源GB38755—2019,2.11]新能源发电单元短路比newenergyunitshort-circuitratio新能源发电单元在第一级升压变低压侧接入点短路容量与风电机组/光伏发电单元额定容量之比。4总体要求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网源协调涉及设计、设备选型、安装调试、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规划设计机构、电网企业及其调度机构、发电企业及其发电厂、调相机等其他涉网设备运维企业、试验研究单位以及相关施工建设、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试验研究单位应建立网源协调管理体系，明确责任、分工及工作流程。5网源协调涉网设备及试验5.1电源电源包括单机容量100MW及以上火电、燃气轮机发电及核电机组，40MW及以上水电、光热机组，接入220kV及以上电压等级的同步发电机组，接入35kV及以上电压等级的新能源场站、分布式电源和储能电站。其他并网电源可参照执行。5.2涉网设备涉网设备包括发电机、励磁系统及电力系统稳定器(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)、静止无功补偿器(SVC)、静止无功发生器(SVG)、调相机等无功补偿装置、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(PMU)等。5.3涉网试验同步发电机组涉网试验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、PSS整试验，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他试验；新能源场站、分布式电源涉网试验包括电能质量测试、有功功率控制能力测试、无功/电压控制能力测试、无功补偿装置并网性能测试、惯量响应和一次调频测试、场站建模与模型验证、故障穿越能力仿真验证、电压频率适应能力验证以及保障电力系统安全的其他测试；储能电站涉网试验可参照新能源场站涉网试验进行。6网源协调技术要求6.1同步发电机及励磁系统6.1.1同步发电机性能应符合GB/T7064、GB/T7894的规定。6.1.2同步发电机组的励磁系统(含PSS)设备性能指标应符合DL/T843与DL/T583的规定。励磁调节器应通过涉网性能检测，并符合DL/T1391的规定，励磁调节器控制模型应符合GB/T7409(所有部分)的规定。4应正常投入，机组进相能力(无功功率)应不低于50%额定有功工况对应的进相能力。6.1.4发电企业应在机组首次并网前90日向电网调度机构提供新建或改扩建发电机及励磁系统技术a)发电机本体设计参数、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、定子过负荷能力、转子过负荷能力、发电机和主变压器的过激磁能力；c)励磁机、副励磁机、励磁变压器、励磁调节器、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。6.1.5发电企业新建或改扩建机组应完成下列涉网试验：a)发电机励磁系统参数测试及建模试验按GB/T40589执行；b)电力系统稳定器(PSS)参数整定试验按GB/T40591执行；c)发电机进相试验按DL/T1523执行。6.1.6运行机组应定期进行励磁系统复核试验，试验应包括励磁系统调节性能和PSS阻尼校核试验，复核周期不宜超过5年。测试结果不满足6.1.5要求的应重新试验。6.1.7励磁系统设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.1.5试验结果的应重新试验。6.2原动机及调节系统6.2.1同步发电机组原动机及调节系统应具备一次调频能力，性能应符合GB/T40595的规定。一次调频应与AGC协调配合，且优先级高于AGC。6.2.2机组并网运行时一次调频应自动投入，特殊情况下根据电力系统运行需要投退。6.2.3火电机组深度调峰期间，应具备正常的一次调频能力。6.2.4对于存在孤网/孤岛风险的机组，应配置孤网/孤岛控制模式，相关切换逻辑、参数及定值应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力系统安全稳定控制要求，兼顾一次调频需求。6.2.5发电企业应在机组首次并网前90日向电网调度机构提供新建或改扩建发电机调速系统技术资a)同步发电机组正常运行的有功功率范围、一次调频设计能力、调峰能力等；b)OPC和PLU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等设计c)水电机组水流惯性时间常数设计值、设计运行振动区。6.2.6发电企业新建或改扩建机组应完成下列涉网试验：a)调速系统参数测试及建模试验按GB/T40593执行；b)一次调频试验按GB/T40595执行。6.2.7运行机组应定期进行调速系统性能复核试验，试验应包括调节系统动态调节性能试验和一次调频试验，复核周期不宜超过5年。复核试验完成后应向电网调度机构提供试验报告。测试结果不满足6.2.6要求的应重新试验。6.2.8原动机及其调节系统设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.2.6试验结果的应重新试验。6.3新能源场站6.3.1新能源场站(含分布式电源)电能质量、有功功率和无功功率控制能力、电压耐受能力、频率耐受5能力等性能应满足GB38755—2019的规定，原则上与同步发电机组的电压和频率耐受能力一致，并应按照所接入电力系统的安全运行需求优化。6.3.2新能源场站应按照无功电压专题研究结果配置无功调节设备的类型和容量。6.3.3新能源场站应按照风电场、光伏发电站的实际接入情况开展电能质量专题研究，并结合监测结果，确定电能质量治理措施。6.3.4新能源场站应具备一次调频能力，根据电力系统运行需要投/退一次调频功能。一次调频应与AGC协调配合，且优先级高于AGC。6.3.5新能源场站应具备动态电压支撑能力。无功调节设备的自动控制环节应采用自动电压控制模式，其动态电压调节性能宜参照DL/T843的相关要求。6.3.6在新能源并网发电比重较高的地区，新能源场站应提供必要惯量与短路容量支撑，必要时可配置调相机等装置，使其满足下列要求：a)新能源场站惯量响应满足GB/T19963中相关要求。b)新能源场站接入后短路容量应使并网点的过电压水平在运行要求的范围内。c)新能源发电单元应能够在新能源发电单元短路比为1.5及以上连续稳定运行(单个发电单元并网测试环境下)。6.3.7新能源场站应在首次并网前90日向电网调度机构提供新建或改扩建的新能源场站涉网设备技术资料，并应包括下列内容：a)新能源场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/光伏发电单元(含风机/光伏组件、变流器、单元升压变压器等)、场站汇集线路及场站控制系统、SVG等无功调节装置、储能设备、用于新能源场站联网的柔性直流等设备的模型及参数；c)风电机组和光伏发电单元的电能质量、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、电压和频率适应能力等检测报告。配置SVG的场站应提供SVG的高低压穿越、电压和频率适应能力等检测报告。6.3.8新能源场站应完成下列涉网试验：a)电能质量测试；b)有功功率控制能力测试；c)无功/电压控制能力测试；d)无功补偿装置并网性能测试；e)惯量响应和一次调频测试；f)场站建模与模型验证；g)故障穿越能力仿真验证；h)电压、频率适应能力验证；i)保障电力系统安全的其他测试。6.3.9新能源场站应定期进行频率、电压调节性能复核试验，复核周期不宜超过5年。调节系统动态复核试验内容应包括新能源场站频率阶跃试验和无功调节设备电压阶跃试验。复核试验完成后应向电网调度机构提供试验报告。测试结果不满足GB/T31464—2015等标准的要求应重新试验。6.3.10新能源场站应按照电网调度机构的要求配合开展参数优化工作，并跟踪其各个元件模型和参数的变化情况，随时反馈变更情况。6.3.11新能源场站容量变更、设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.3.8试验结果的应重新试验。66.4涉网保护6.4.1并网电源涉网保护的配置和选型应符合GB/T40586的规定。6.4.2新能源场站、储能电站、分布式电源(包括接入35kV以下电压等级各类电源)的电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组的电压和频率耐受能力一致。6.4.3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整定应符合DL/T1631、GB/T32900的规定。6.4.4新建发电机组(含新能源场站)满负荷试运行前应对涉网保护进行评估。6.4.5电网结构或主设备参数发生变化、涉网保护改造、软件升级、定值调整后，应对涉网保护进行复核。6.5.1AGC、AVC系统的功能配置和技术指标应满足所在电力系统要求，并按需投退。6.5.2电网调度机构应按照发电企业提供的技术资料，在AGC、AVC系统调试前下达与电力系统安全稳定运行相关的性能要求，包括AGC的运行范围、调节速率和调节精度等，以及AVC的调节范围、调节周期和控制模式等。6.5.3发电企业应在机组首次并网前90日向电网调度机构提供AGC、AVC系统技术资料，并应包括下列内容：a)AGC、AVC系统说明书；b)AGC设计性能指标——运行范围、调节速率、调节精度等；c)AVC设计性能指标——调节范围、调节速率、调节死区和调节时间等。6.5.4新建或改扩建的发电企业应完成AGC联调试验、AVC联调试验。6.5.5并网电源的有功/无功调节能力发生变化，AGC/AVC调节范围或控制策略改变的应在并网发电后1个月内重新进行AGC/AVC试验。6.5.6AGC/AVC系统设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.5.4试验结果的应重新试验。6.6网源协调在线监测6.6.1网源协调在线监测设备的功能配置应符合GB38755—2019的规定和所在电力系统的要求。6.6.2网源协调在线监测设备应直接采样自电压互感器和电流互感器的电压、电流信号。6.6.3网源协调在线监测设备电源侧接入的信号应包括发电机及其励磁系统、原动机及其调节系统、新能源场站、AGC、AVC系统的主要运行参数和状态信息，详见附录A。6.6.4新能源场站所属的风电机组、光伏发电单元应具备暂态、动态信息监测及上传功能。6.6.5接入10kV及以上电压等级的分布式电源及储能电站网源协调在线监测设备的信号宜参照新能源场站执行，至少应包括有功功率、无功功率和并网点电压。6.6.6网源协调在线监测调度端设备应具备源侧控制设备动态性能评估、故障记录等高级应用功能。6.7次/超同步振荡防控6.7.1存在下列情况的，应开展次/超同步振荡风险研究，并向电网调度机构提交研究结论和相关技术资料：a)汽轮发电机组送出工程及近区存在串联补偿装置或直流整流站；b)新能源场站集中接入短路比较低的电力系统；7c)新能源场站送出工程及近区存在串联补偿装置或直流换流站(含柔性直流);d)其他存在次同步振荡或超同步振荡风险的情况。6.7.2存在次/超同步振荡风险的常规电厂、新能源场站及送出工程，所属发电企业应开展次/超同步振荡风险研究并根据评估结果采取抑制、保护和监测措施。正常方式(含计划检修)及发生第一级安全稳定标准故障后存在振荡风险的应采取抑制措施，发生第二级安全稳定标准故障后存在振荡风险的应采取抑制或保护措施。6.7.3存在次同步振荡风险的汽轮发电机组，应实测轴系扭振模态频率及机械阻尼。6.7.4次/超同步振荡抑制措施应进行论证评审并通过系统试验验证。7网源协调管理职责7.1规划设计机构7.1.1规划、设计应落实GB/T38969等电力系统网源协调技术标准、技术规范和相关要求。7.1.2电网的规划、设计应研究接入电源与所在电力系统的关系，综合考虑接入电源类型比例、位置等因素，开展电力系统安全稳定分析，编制网源协调规划方案。7.1.3电源的规划、接入系统设计，应开展电源调峰性能、电源的惯量、频率和电压调节能力、频率和电压耐受能力、次/超同步振荡、短路比和涉网保护等分析，满足所接入电力系统的技术要求。7.2电网企业及其调度机构7.2.1落实GB38755—2019等电力系统网源协调技术标准、技术规范和相关要求。7.2.2采用实测模型参数开展所辖电力系统的安全稳定分析，提出网源协调措施，确定所辖发电厂、电网和用户设备的运行方式。7.2.3提出所辖电网涉网设备应具备的功能配置、涉网性能和运行方式要求。7.2.4参加所辖电网涉网设备新建、扩建、改造技术规范书的审查。7.2.5负责并网电源模型参数实测结果的仿真校核及数据管理，负责网源协调相关技术标准、反事故措施编制，负责涉网故障技术分析，参加涉网事故调查、专项核查工作。7.3发电企业及其发电厂7.3.1落实GB38755—2019等电力系统网源协调技术标准、技术规范和相关要求。7.3.2根据所在电力系统实际情况，落实电网调度机构提出的网源协调措施。7.3.3发电厂涉网设备的功能配置、涉网性能、运行方式应满足所在电网的技术要求。建立涉网设备技术台账，包括涉网设备控制逻辑、涉网设备控制参数、涉网保护定值，试验方案、试验报告、检修记录，7.3.4向所在电网调度机构提交涉网设备新建、扩建、改造技术规范书，并组织审查。7.3.5向电网调度机构提供涉网设备参数和试验报告，协助电网调度机构进行涉网设备数据管理，参加网源协调相关技术标准、反事故措施编制并落实。7.3.6组织本单位涉网故障技术分析，并参加事故调查、专项核查等。7.3.7调相机等其他涉网设备运维企业应按照本文件发电企业工作职责完成网源协调相关工作。7.4试验研究单位7.4.1应按照GB38755—2019等国家、行业相关技术标准，从技术装备、人员配备等方面建立健全满足所承担网源协调的技术条件和技术要求。7.4.2按照网源协调相关技术标准及电力系统要求完成受托涉网试验，按规定格式编制涉网试验8报告。7.4.3参加网源协调相关技术标准、技术规范、反事故措施的编制。7.4.4配合电网调度机构和发电企业开展涉网试验方案和报告的审核、模型参数仿真校核及入库管理等。7.4.5参加涉网故障技术分析、事故调查、专项核查等工作。7.4.6研究网源协调技术，推广网源协调新技术、新经验。7.5相关单位施工建设、基建调试、设备制造等单位应按照GB38755—2019等相关标准落实网源协调要求。8网源协调过程管理8.1规划设计8.1.1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，均应按照GB/T38969等相关标准规定进行，确保设备性能满足电力系统运行要求。8.1.2电网调度机构应依据电力系统的特性，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现场见证，督促调试单位按照交接试验标准要求开展调试和试验工作。8.2.2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试验8.3.1同步发电机组满负荷试运行前发电企业应完成励磁系统参数测试及建模试验、PSS参数整定试系统安全的其他试验。8.3.2同步发电机组满负荷试运行前发电企业应完成涉网保护评估工作。8.3.3新能源场站试运行结束前，发电企业应完成电能质量测试、有功功率控制能力测试、无功/电压控制能力测试、无功补偿装置并网性能测试、惯量响应和一次调频测试、场站建模与模型验证、故障穿越能力仿真验证、电压频率适应能力验证以及保障电力系统安全的其他测试。8.3.4发电企业开展8.3.1、8.3.3要求的试验前30日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。8.3.5发电企业应在满负荷试运行(新能源场站试运行结束)前完成8.3.1～8.3.3要求的试验和评估，试验和评估结果作为机组满负荷试运行的依据之一，试验完成后30日内应向电网调度机构提交相关报告。8.3.6存在孤岛或孤网风险的电网，网内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。8.3.7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。8.3.8电网调度机构应根据电力系统安全运行需求，确认机组涉