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：

给排水施工组织设计 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，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。

DL /T 1870—2018 6.4.7风电场、光伏发电站及其无功补偿设备应具备一定的高/低电压穿越能力、频率穿越能力，事故 情况下不应先于同步发电机组脱网

6.5发电厂AGC、AVC系统

6.6网源协调在线监测

6.6.1发电企业应将所属各发电机组励磁系统和PSS的关键信号接入PMU装置或其他监测装置。关 键信号包括电压给定值、PSS输出信号、励磁调节器输出电压、发电机励磁电压、励磁电流、励磁机 励磁电压和励磁机励磁电流（三机系统）、机端电压、机端电流、PSS投入/退出信号、励磁调节器自动/ 手动运行方式及各类限制器动作信号。 6.6.2发电企业应将所属各发电机组调速系统的关键信号接入PMU装置或其他监测装置，接受电网调 度机构实时监测。关键信号包括但不限于：机组转速（或就地频率）、总阀位指令（汽轮机组）/开度指 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，单提供1个，顺序阀

6.6.1发电企业应将所属各发电机组励磁系统和PSS的关键信号接入PMU装置或其他监测装置。关 键信号包括电压给定值、PSS输出信号、励磁调节器输出电压、发电机励磁电压、励磁电流、励磁机 励磁电压和励磁机励磁电流（三机系统）、机端电压、机端电流、PSS投入/退出信号、励磁调节器自动 手动运行方式及各类限制器动作信号。 6.6.2发电企业应将所属各发电机组调速系统的关键信号接入PMU装置或其他监测装置，接受电网调 度机构实时监测。关键信号包括但不限于：机组转速（或就地频率）、总阀位指令（汽轮机组）/开度指 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，单提供1个，顺序阀

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 级压力（火电）、再热器出口压力（火电）、一次调频投入/退出信号、一次调频动作/复归信号。 6.6.3发电企业应将所属风电场、光伏发电站的关键信号接入PMU装置或其他监测装置，接受电网调 度机构实时监测。关键信号包括但不限于：功率预测曲线、有功功率、无功功率、一次调频投入/退出 信号、电压/无功控制模式，并网点无功补偿设备投入/退出信号、功率及控制模式。 6.6.4发电企业应将所属AGC、AVC系统的关键信号接入PMU装置或其他监测装置，接受电网调度 机构实时监测。关键信号包括但不限于：排烟温度（火电）、脱硝入口温度（火电）、炉出口烟气温 度（火电）、磨煤机出口温度（火电）、炉膛出品烟气含氧量（火电）、机组运行水头（水电）、远方 AVC指令、同步发电机组的AGC指令和AVC指令、风电场与光伏发电站的AGC指令和AVC指令。 6.7次/超同步振满荡防控 6.7.1具备如下情况的汽轮爱电机组，发电企业应在机组投运前开展次/超同步振荡风险研究，并向电 网调度机构提交研究结论及机组轴系相关技术资料。 a）发电厂出线崔带或特殊运行方式下接入具有串联电容补偿的输电系统： b）发电厂出线在金常或特殊运行方式下接入或近区接入高压直流输电系统整流站： c）发电厂出线区接入较大规模的风电场、光伏发电站 6.7.2具备如下情的风电场、光伏发电站，发电企业应在场站投运前开展款/超步报荡风险研究， 并向电网调度机构提变研究结论。 a）在正常戴情球运行方式下接入具有串联电容补偿的练电系统： b）所接入的系统中存在因新能源送出乳发的次/超同步报荡风险。 6.7.3对于存在&超同步报荡风险的汽轮发电机组及及电场、光伏发电站，应加装水/超同步振荡监测 及保护装置，该奖装置应具备监测、 ，预警、保护切机，切除相关设备等功能，并定期向电网调度机构 提交监测报告。 6.7.4对于存在汽解同步振荡风险的汽轮发电机组及风电 电场 光伏发电站， 应在电厂侧及电网侧采取 有效抑制措施降低次健同步振荡风险 6.7.5对于存在况周步振荡风险的汽轮发电机组，宜在机组投运前对轴系酬有扭版频率及机械阻尼等 参数进行实测。 6.7.6次/超同步振薄抑需情施、试验方案应经论证评审并通过系统试验登证。 网源协调全过程管理 7.1规划、设计与设备选型 7.1.1发电企业在电源规划与涉网设备的设计选型、技术规范制定、出厂验收等各阶段，均应按照有 关标准或规程规定严格把关，确保涉网设各性能满足所接久电网运行要求。 7.1.2电网调度机构应配合发电企业开展工作，依据发电厂所接入电网的特性，对机组或新能源场站 沙网控制、保护设备的配置方案、性能参数提出要求

7.2.1发电企业应对涉网设备交接试验过程进行现场见证，督促调试单位严格按照相关标准进行调 试、试验，确保交接试验项目完整、数据准确、性能合规 7.2.2针对设备调试试验中发现的问题，发电企业应督促设备厂家等相关单位进行整改，遗留间愿应 如实报送电网调度机构。 7.2.3发电企业应将调试试验报告和设备参数定值单提交电网调度机构备案

DL/T 1870 2018

7.3.1同步发电机组满负荷试运行前应完成励磁系统参数测试和建模试验、PSS参数整定试验、调速 系统参数测试与建模试验、发电机进相试验、一次调频性能试验、AGC系统和AVC系统试验，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。 7.3.2风电场、光伏发电站试运行前应完成有功/无功功率控制能力测试、电能质量测试、高电压和低 电压穿越能力验证、电压、频率适应能力验证、光伏发电站防孤岛保护特性测试、风电场、光伏发电 站建模试验、次调频性能试验、AGC）系统和自动电压控制（AVC）系统试验，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。 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 参数的仿真校核、切换试验和稳定性试验，并将必要的应急处理过程写入运行规程。 7.3.4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裁线路充电试验，定期委托具备资 质的试验单位开展现场复核试验，并将操作过程写入运行规程。 7.3.5电网调度机构应结合电力系统安全运行需求，对机组涉网试验、次/超同步振荡抑制试验、机组 孤岛试验、机组照自动试验等的试验方案、试验结果和试验报告进行确认

7.4.1涉网设备控制参数与保护定值确定后，由发电企业向电网调度机构正式报备。未经电网调度机 构许可，不得改变涉网设备的控制逻辑、控制参数、保护定值。 7.4.2涉网设备运行状态、控制逻辑、控制参数、保护定值的变更应提前向电网调度机构申请，说 明原因，得到批准后方可实施，并报备实施结果，紧急状态下改变上述内容，应及时通知电网调度 机构。 7.4.3发电企业每年应至少进行1次涉网设备现场自查，整改自查中发现的问题，并将结果报送电网 周度机构。电网调度机构应定期进行抽查。 .4.4涉网设备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，应于3日内将分析报告提交电网调度机构。 7.4.5发电企业应于每年一季度末将上年度涉网设备运行分析工作总结提交电网调度机构。

7.5检修、改造、容量变更

7.5.1发电企业应提前向电网调度机构申报下一年涉网设备的检修、改造计划，经批准后方可实施。 改造设备选型、交接试验、涉网试验等工作应按照第6章要求进行，并提交涉网设备检测报告、现场 试验报告等。 7.5.2发电企业在完成改变涉网性能的改造或检修工作后，应按相关标准要求重新开展相应的涉网试 验，以确保其性能满足网源协调相关要求。 7.5.3同步发电机组、风电场及光伏发电站容量变更后，应参照新机组投运要求履行相关手续。

A.1一次调频死区设置

一次调频死区设置按表A.1的要求。

附录A （规范性附录） 同步发电机组一次调频技术要求

附录A （规范性附录） 同步发电机组一次调频技术要求

表A.1—次调频死区设置

A.2一次调频转速不等率设置

一次调频转速不等率设置按表A.2的要求。

表A.2一次调频转速不等率设置（或调差率）

A.3一次调频最大负荷限幅设置

A.3一次调频最大负荷限幅设置

次调频最大负简限幅设置按表A.3的要求。火电机组减负荷方同的调频负荷变化幅度原则上 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 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

A.4一次调频响应特性

A.4一次调频响应特性

.4.1一次调频响应滞后时间设置

次调频响应滑后时间设胃按表A.4的要求。

DL/T18702018

DL/T18702018

表A.4一次调频响应滞后时间设置

A.4.2一次调频负荷响应速率

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 标完全响应。 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 15s，在30s内达到完全响应。

A.4.3一次调频稳定时间 A.4.3.1火电、核电机组自频率变化超出一次调频死区开始到发电负荷最后进入偏离稳态偏差士5%范 围内，且以后不再越出此范围所需时间应不大于60s，燃机机组应不大于45s。 A.4.3.2水电机组自频率变化超出一次调频死区开始到发电负荷达到稳定，且以后不再越出额定功率 土1%范围所需时间应不大于45s

4.3.1火电、核电机组自频率变化超出一次调频死区开始到发电负荷最后进入偏离稳态偏差士5%范 圈内，且以后不再越出此范围所需时间应不大于60s，燃机机组应不大于45s A.4.3.2水电机组自频率变化超出一次调频死区开始到发电负荀达到稳定，且以后不再越出额定功率 ±1%范围所需时间应不大于45s

A.5水轮机调节系统孤网运行方式下的技术指标要求

孤网运行模式下，水轮机调节系统宜采用PID调节，PID调节参数、人工频率/转速死区、永态转 差系数等参数应结合电网实际情况通过试验优化造择

B.1新能源（风电场、光伏发电站）一次调频下垂特性

DL/T 18702018

附录B （规范性附录） 新能源一次调频技术指标

图B.2新能源一次调频频率阶跃扰动过程调节示意图

e）新能源一次调频功能（装置）技术参数： 1）测频精度：频率测量分辨率不大于0.003Hz。 2）额率采样周期：频率采样周期不大于100ms。 B.3新能源（风电场、光伏发电站）一次调频应与有功控制系统相协调 新能源电站有功功率的控制目标应为调度端AGC有功指令值与一次调频响应调节量的代数和； 次调频与调度AGC有功功率指令方向相反时，当电网频率低于额定频率0.1Hz（该值可根据各区域电 网实际情况确定）时应闭锁AGC减负荀指令：当电网频率高于额定频率0.1Hz（该值可根据各区域电 网实际情况确定）时应闭锁AGC加负荷指令，

e）新能源一次调频功能（装置）技术参数： 1）测频精度：频率测量分辨率不大于0.003Hz。 2）额率采样周期：频率采样周期不大于100ms。 B.3新能源（风电场、光伏发电站）一次调频应与有功控制系统相协调 新能源电站有功功率的控制目标应为调度端AGC有功指令值与一次调频响应调节量的代数和； 次调频与调度AGC有功功率指令方向相反时，当电网频率低于额定频率0.1Hz（该值可根据各区域电 网实际情况确定）时应闭锁AGC减负荷指令；当电网频率高于额定频率0.1Hz（该值可根据各区域电 网实际情况确定）时应闭锁AGC加负荷指令

a）CCS、AGC等相关逻辑静态检查； b）与电力调度机构进行测点校验，包括AGC指令，可调上、下限，变负荷速率等； c）AGC功能静态模拟。 C.1.2动态试验 a）在高、低两种负荷状态下测试机组的AGC性能品质； b）实测AGC变负荷速率。

a）CCS、AGC等相关逻辑静态检查 b）与电力调度机构进行测点校验，包括AGC指令，可调上、下限，变负荷速率等 c）AGC功能静态模拟。

C.2AGC试验技术要求

C21火电机组技术要求

DL/T18702018

附录C （规范性附录） 自动发电控制（AGC）试验技术要求

a）AGC与CCS在任意时刻的切换对热力系统都是无扰的。 b）调度侧的AGC负荷指令信号与机组接收到的AGC指令信号之间的误差应在土0.2%之内，机 组送调度的负荷信号与调度接收到的负荷信号之间误差应在士0.2%之内。 c）实际AGC可调负荷范围应满足要求，至少应包含50%P。~100%Pe。 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%P/min。 AGC负荷响应纯迟延时间小于60s e）AGC试验过程中，主蒸汽压力、蒸汽温度、汽包水位、炉腹压力等重要参数应满足DLT657 的相关要求。

C.2.2水电机组技术要求

a）AGC可调负荷范围应满足要求，应包含0%～100%P b）AGC速率应不小于50%P/min; c）响应延时和反向延时时间均不应大于30s； d）水电机组AGC命令执行完后，实际出力和目标值的误差与开机机组容量的百分比，不应大 于3%。

a）AGC可调负荷范围应满足要求，应包含0%~100%P。 b）AGC速率应不小于50%P/min; c）响应延时和反向延时时间均不应大于30s： d）水电机组AGC命令执行完后，实际出力和目标值的误差与开机机组容量的百分比，不应大 于3%。

C.2.3燃机机组技术要求

双轴联合循环机组的额 机与汽轮机额定功率 b）AGC与CCS在任意时刻的切换对热力系统都是无扰的： c）AGC可调负荷范围应满足要求，至少应包含55%P。~100%P。： d）AGC速率应不小于2.5%P/min e）AGC负荷响应纯退延时间小于30s

C.2.4风电场、光伏发电站技术要求

DL/T 1870 2018

D.1AVC试验内容

土方机械标准规范范本附录D （规范性附录） 自动电压控制（AVC）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

a）投入AVC，测试AVC投退条件和内部工作闭锁逻辑，当AVC退出时，应不会产生增减磁输 出。AVC任一运行条件不满足，则AVC输出闭锁。 b）投入AVC，程序逻辑能根据目标电压，正确预测目标无功，并按预设的无功分配方案进行机 组无功分配。 c） 可调节机组|目标无功一机组无功>死区时，AVC能正确输出增减磁指令，增减磁指令在下位 机可观测

a）就地动态试验，以手动计划方式模拟设定电压目标值的在线试验：观测目标电压改变时的母线 无功计算预测与机组无功的分配，及各可调节机组的无功跟踪情况； b）主站闭环调节试验，以主站远方设定的电压为目标值进行联调试验：观测接收主站调节指令与 目标电压的变化的一致性，观测目标电压改变时的，母线无功计算预测与无功分配，及各可调 节机组的无功跟踪情况： 跟踪目标调节试验，在机组可调节范围内，母线电压（无功）跟踪试验，目标改变时，旧标一 实测值<死区： d）调节速率试验：主站发出指令到AVC完成电压目标跟踪的系统电压调节时间。

房屋建筑标准规范范本D.2AVC试验技术要求

0.2.1可接收AVC主站或就地调控指令，根据设定的高压母线电压/总无功目标值，计算出需要注入 电网的总无功功率，按既定的优化控制策略，实现无功在各运行机组/可调节机组间的优化分配，实现 机组无功闭环/电厂高压母线电压闭环调控。 D.2.2在机组正常运行的范圃内或AVC设定的无功可调节范围内能实现高压母线电压的闭环调控，能 实现目标电压/系统目标无功的平稳跟踪，调节速率能满足远方与本地预设的相关要求。当目标电压/系 统目标无功超出机组调节范围，AVC能确保机组无功调节限制在设定范围内。 D.2.3AVC的机组无功调节受AVC内部所设定参数的限制，当机组参数超出限制的范围时，能闭锁 或限制AVC不输出，当采集的机组参数异常时能正确闭锁，并给出相关提示与告警。 0.2.4 能识别与厂站的无功/电压控制设备运行相关的异常状况，确保主设备异常时，能可靠闭锁。 0.2.5 AVC能自动识别远方调节/就地指令的异常，可正确闭锁AVC或限制调节，输出指令能确保机 组励磁平稳调节。