1、 ICS 29.160.40 K 52 备 案号： DB42 湖 北 省 地 方 标 准 DB42/T 720 2018 代替 DB42/T 720-2011 湖北电网发电机组一次调频技术标准 Technology specification of primary frequency-control for generator unit of Hubei Power Grid （报批稿 ） 本稿完成日期： 2017-10-11 2018 -01-24 发布 2018 -03-31 实施 湖北省质量技术监督局 发布 DB42/T 720 2018 I 目 次 前言 . III 引言 . V 1
2、范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语和定义 . 1 4 一次调频主要技术参数 . 3 5 一次调频试验 . 4 6 一次调频在线监测系统 . 5 7 发电机组运行及增容改造、大修技术要求 . 6 8 发电机组一次调频复 核性试验 . 7 DB42/T 720 2018 II DB42/T 720 2018 III 前 言 本标准按照 GB/T 1.1-2009 给出的规则修订。 本标准代替 DB42/T 720-2011。 本标准与 DB42/T 720-2011相比 ,除编辑性修改外 主要 变化如下 ： 扩大了适用范围，涵盖了火电机组、水电机组、燃机机组、新能源机组； 删除了一
3、次调频在规划、设计和建设阶段，启动、试运行阶段，商业运行阶段的管理 要求 ； 增加了一次调频试验、在线监测系统、发电 机组 运行及增容改造、大修技术要求、发电机组一 次调频复核性试验； 全过程规范一次调频试验 ，强化一次调频 复核性试验管理要求。 本标准由国家电网公司华中分部、国网湖北省电力公司电力科学研究院起草。 本标准由国家电网公司华中分部负责解释。 本标准主要起草人： 党杰、曹泉、徐友平、李锴、奚江惠、李文锋、陶向宇、李大虎、卢子敬、 王卫涛、李海峰、汪蓓、姜文立、邵德军、潘晓杰、马世俊、宋军英、陈乔、姜曼、黄海煜、汪旸。 本标准历次发布版本情况： DB42/T 720-2011。 DB
4、42/T 720 2018 IV DB42/T 720 2018 V 引 言 随着电力系统的发展和用户对电能质量要求的提高， 为确保 湖北 电网 的 安全、优质、经济运行， 为 用户提供优质电力， 经湖北省质量技术监督局批准， 2016年度湖北省地方标准制修订项目计划表（第二 批）第 60项 提出 ,由 国家电网公司华中分部 、 湖北省电力公司电力科学研究院共同修订 DB42/T 720-2011 湖北电网发电机组一次调频技术标准。 本 标准 对 一次调频 性能指标要求、典型试验技术 、重要参数等 提出了要求 ，规定 了 湖北 电网 发电机 组一 次调频应满足的技术标准要求。 湖北发电企业制订
5、的与 一次调频 相 关的 技术标准、 管理规程、规定等，应符合本 标准要求 。 DB42/T 720 2018 1 湖北电网发电机组一次调频技术标准 1 范围 本标准规定了湖北电网发电机组一次调频主要技术参数、性 能指标、在线监测系统，运行及增容改 造、大修技术要求和一次调频复核性试验要求。 本 标准适用于 100MW及以上 容量火电、燃气 机组， 40MW及以上 容量 水 电（含 抽蓄）机组，接入 35kV 及以上电压等级的风电场、光伏发电站。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的 。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（
6、包括所有的 修改单）适用于本文件。 GB/T 2900.50 电工 术语 发电、输电及配电通用术语 GB/T 9652.2 水轮机控制系统试验 GB/T 30370 火力发电机组一次调频试验及性能验收导则 GB/T 31464 电网运行准则 DL/T 774 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程 DL/T 824 汽轮机电液调节系统性能验收导则 DL/T 996 火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件 DL/T 1245 水轮机调节系统并网运行技术导则 3 术语和定义 下列术语和 定义 适用于本 文件 。 3.1 一次调频 primary frequency control 当电网频率偏离目
7、标频率时， 发电机组 通过调速系统的自动反应，调整有功出力，以减少电网频 率的偏差 。 3.2 额定功率 rated power（ PN）（ MW 或 kW） 制造厂给定的 机组 输出功率，机组在规定的终端参数，且不超过规定的寿命条件下无限期地运行 时的出力 。额定功率也称额定出力或额定负荷 。 3.3 分散控制系统 distributed control system（ DCS） DB42/T 720 2018 2 是一个由过程控制级和过程监控级组成的以通信网络为纽带的多级计算 机系统，综合了计算机 （ computer）、通讯（ communication）、显示（ CRT）和控制（ Co
8、ntrol）等 4C技术，其基本思想是分 散控制、集中操作、分级管理、配置灵活、组态方便。 3.4 数字式电液控制系统 digital electro-hydraulic control（ DEH） 由电气原理设计的敏感元件和数字电路，按电气、液压原理设计的放大元件和伺服机构，实现控制 逻辑的汽轮机调节、保安系统，通称数字式电液控制系统，简称数字电调。 3.5 相量测量装置 Phasor Measurement Unit（ PMU） 用于进行同步相量的测量和输出以及进行动态记录的装置。 PMU的核心特征包括基于标准时钟信号 的同步相量测量、失去标准时钟信号的守时能力、 PMU与主站之间能够实时
9、通信并遵循有关通信协议。 3.6 转速不等率 steady-state speed regulation（ speed governing droop）（） 在 给定值不变，额定参数下，机组由零功率至额定功率对应的转速变化，以额定转速的百分率表 示。 3.7 一次调频死区 dead band of primary frequency control（ DB） 指 一次调频 调节系统在额定转速附近对转速或网频的不灵敏区。为了在电网 频率 变化较小的情况 下，提高机组运行的稳定性，在一次调频调节系统设置有一次调频死区。 3.8 一次调频响应时间 response time of primary f
10、requency control（ RT） 指转差或频差超出一次调频死区开始到机组负荷可靠的向调频方向开始变化的时间。 3.9 一次调频稳定时间 stabilization time of primary frequency control（ ST） 指转差或频差超出一次调频死区开始到机组负荷最后一次进入偏离稳态值偏差为 5范围之内， 且以后不再越出此范围所需要的时间。 3.10 系统 迟缓率 dead band of the speed governing system（ %） 不会引起调节阀位置改变的稳态转速变化的总值，以额定转速的百分率表示。 3.11 永态转差率 permanent s
11、peed droop（ BP） DB42/T 720 2018 3 调速系统静态特性曲线斜率的负数。 3.12 转速死区 dead band of speed（ DB） 频率升高和降低过程形成的两条调速系统静态特性曲线间的最大区间。 4 一次调频主要技术参数 4.1 机组一次调频技术参数 4.1.1 机组一次调频技术参数静态指标见表 1。 表 1 机组一次调频技术参数 机组类型 机组容量 P（ MW） 转速不等率（ ） 调速系统迟缓率（ ） 一次调频死区（ Hz） 电液调节型 机械、液压调 节型 电液调节型 机械、液压调 节型 火电 100 P 200 4 5 0.1 0.2 0.033 0.
12、1 200 0.06 0.1 燃机 不限 水电 40MW 永态转差率（） 调速系统转速死区（） 0.05 4 0.04 风电 20% PN 2 5 0.06 光伏 10% PN 2 5 0.06 4.2 机组一次调频技术参数 动态指标 4.2.1 一次调频响应时间 4.2.1.1 火电机组及燃机一次调频的负荷响应时间应小于 3s。 4.2.1.2 额定水头在 50m及以上的水电机组，其一次调 频的负荷响应时间应小于 4s；额定水头在 50m以 下的水电机组，其一次调频的负荷响应时间应小于 10s。 4.2.1.3 风电、光伏场站 一次调频的负荷响应时间均应 不大于 2秒。 4.2.2 一次调频
13、响应速度 4.2.2.1 火电 机组达到 50目标负荷的时间 应不 大于 6s， 达到 75目标负荷的时间应不大于 15s， 应在 30s内根据机组响应目标完全响应。 4.2.2.2 燃机 达到 90目标负荷的时间应不大于 15s，应在 30s内根据机组响应目标完全响应。 4.2.2.3 对于开度调节的水电机组，导叶开度达到 90目标开度的时间应不大于 15s；对于功率调节的 水电机组，有功功率达到 90目标功率的时间应不大于 15s。 4.2.2.4 自频率超出调 频死区开始，至有功功率调节量达到调频目标值与初始功率之差的 90%所需时 间，风电不大于 10秒，光伏不大于 5秒。 4.2.3
14、 一次调频 稳定时间 4.2.3.1 电网频率偏差死区外，发电机组应持续参与一次调频， 参与一次调频的稳定时间应小于 1min。 DB42/T 720 2018 4 4.2.3.2 火电机组稳定时间应不大于 60s，燃机机组应不大于 45s，水电机组应不大于 30s。 4.2.3.3 自频率超出调频死区开始，至有功功率达到稳定（功率波动不超过额定出力 1%）的最短时 间，风电、光伏均不大于 15秒。 4.2.4 机组一次调频最大负 荷限幅 4.2.4.1 机组一次调频最大负荷限幅要求见表 2。 表 2 机组一次调频最大负荷限幅要求 机组类型 机组容量（ MW） 一次调频 最大 负荷 限 幅不小
15、于机组额定 功率的比例要求（ %） 火电 100机组容量 250 10 250机组容量 350 8 350机组容量 500 7 机组容量 500 6 水电 不限 10 燃机（包括联合循环汽机机组） 不限 10 风电 不限 10 光伏 不限 10 注： 1) 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； 2）光伏、风电机组一次调频增负荷方向变化幅度设定不小于 4 额定 功率、减负荷方向变化幅度设定不小于 10% 额定 功率； 3）水电机组一次调频动作时宜避开振动区和空蚀区。 5 一次调频试验 5.1 一次调频 试验目的 5.1.1 一次调频试验的目的是
16、验证 发电机组参与电网运行的一次调频功能的完好 ， 一次调频性能满足 电网指标要求 。 5.2 一次调频 试验条件 5.2.1 一次调频设计满足相关规定要求。 5.2.2 机组退出 AGC 控制方式 。 5.2.3 采用分散控制系统 DCS、 具有机组协调控制和 AGC 功能的 火电 机组，应 在 DCS、 DEH 中同时投入 可独立作用的 频率校正回路，即 当机组工作在机组 协调或 AGC 方式时，由 DEH、 DCS 共同完成一次调频 功能 。 5.2.4 火电 机组协调控制系统或 DEH 控制系统正常投入， 运行参数 稳定。 主要控制系统正常投入 ， DEH 系统运行正常。机组运行的主要
17、参数，譬如主汽温、主汽压、汽包水位（中间点温度）、炉膛负压等运 行稳定，无报警或异常 。 5.2.5 水电机组调速系统正常运行，水轮机导叶、桨叶动作正常，工作闸门快关性能合格，油压和轴 承温度等参数正常，水轮机各项保护、联锁正常投入且动作可靠。 5.2.6 燃气机组调速系统正常运行，各项保护、联锁正常投入且动作可靠，燃机控制回路能正常投入， 一次 调频信号正确引入到控制回路中，且一次调频逻辑回路动作准确、可靠。 5.2.7 发电机组转速和电网频率信号校验合格，并有相关的校验证书 。 5.2.8 试验方案已编制并经电厂主管领导批准，试验组织机构成立，明确职责分工 。 DB42/T 720 201
18、8 5 5.2.9 已经取得电网调度部门的同意 。 5.3 一次调频 试验要求 5.3.1 存在单阀、顺序阀运行方式的 火电 机组，一次调频试验包括单阀方式下的一次调频试验和顺序 阀方式下的一次调频试验，其中新建机组根据汽轮机本体运行要求适时开展单阀、顺序阀方式下的一次 调频试验 。 5.3.2 存在 开度 、 功率调节模式 的 水电 机组，一次调频试验 应包括开度调节模式和功率调节模式。 5.3.3 一次 调频试验选择的负荷工况点不应少于 4 个，选择的工况点应能较准确反映机组变负荷运行 范围内的一次调频特性 ,宜在 60 PN、 75 PN、 90 PN、 100 PN工况附近选择 ,应至
19、少在额定负荷工况点 进行一次机组频率扰动试验。 5.3.4 针对火电机组，在每个试验负荷工况点，应至少分别进行 0.041Hz， 0.067Hz 及 0.1Hz 频 差阶跃扰动试验；针对水电机组，在每个试验负荷工况点，应至少分别进行 0.058Hz 及 0.1Hz 频差 阶跃扰动试验。应至少选择一个负荷工况点进行机组调频上限试验和具有同等调频负荷绝对值的降负荷 调频试 验，检验机组的安全性能。在额定负荷工况点增负荷方向最大调频负荷增量幅度不小于 3%PN。 5.3.5 模拟电网频率动态变化为扰动输入，开展机组一次调频响应测试（选做试验，最大频率扰动偏 差不低于 0.1Hz）。 5.3.6 试验
20、频差 信号 可采用机组控制系统生成，亦可采用外接信号发生设备生成，但外接设备生成时， 必须做好安全措施 。 5.3.7 试验数据 可 采用专用信号录波仪收集，如使用 火电机组、燃机 DCS 系统或 DEH 系统本身的数据 收集功能，必须保证 DCS 或 DEH 系统的数据收集周期不大于 1 秒，且试验数据能如实反映在相应的趋势 图中。 5.4 一次调频 试验步骤 5.4.1 机组稳定 运行在某一试验要求的负荷工况 。 5.4.2 启动数据采集装置 。 5.4.3 生成某一阶跃频差，作用于一次调频回路 。 5.4.4 频差 扰动 持续不少于 1min，然后 恢复额定频率； 记录该次试验数据。重复
21、 上述 步骤，直至该 负荷工况下各个频差扰动试验结束 。 5.4.5 调整机组负荷到下一个试验工况 ， 重复 上述 步骤，直至各个负荷工况的试验结束 ， 恢复至试验 前状态 。 5.4.6 试验结束后，应编写试验报告，主要内容包括：试验目的及范围 、 设备 和 仪器仪表概况 、 试验 条件或方法 、 试验数据分析，采用表格、曲线或图示表示 、 试验结果 应 与要求的技术指标进行比较， 并作出评价 和 结论。 6 一次调频在线监测系统 6.1 发电机组一次调频在线监测系统 应 通过采集机组一次调频投入 /退出开关量和机组 实发功率等监控信号 ，实现对机组一次调频投退状态 和监测参数的 实时监测和
22、统计，计算出一次调频投入率，并能对机组一次调频投运 参数 进行实时、历 史查询。 6.2 机组一次调频接入信息要求 DB42/T 720 2018 6 6.2.1 火电机组 一次调频接入 所需参数： 一次调频投入 /退出 信号、 一次调频动作 /复归信号 、 机组转 速、 机组实发功率、调节级压力 、 主汽压力、汽机 阀位指令 、 一次调频修正前指令信号、一次调频修 正后指令信号 。 6.2.2 燃机 一次调频接入 所需参数 一次 调频投入 /退出 信号、 一次调频动作 /复归信号 、 机组转速、 机组实发功率 、一次调频修正前指令 信号、一次调频修正后指令信号 。 6.2.3 水电机组 一次
23、调频接入 所需参数： 一次调频投入 /退出 信号、 一次调频动作 /复归信号 、机组频 率、机组实发功率、导叶、桨叶开度。 6.3 机组一次调频接入 技术 要求 6.3.1 火电 机组 、燃机 一次调频投入 /退出信号、一次调频动作 /复归信号等遥信量应由 DCS 系统提供 干接点信号直接接入 PMU 装置或经 DCS监控系统上传至调度端。 水电机组一次调频投入 /退出信号、一 次调频动作 /复归信号可直接接入 PMU 装置 ，上传至调度端。 6.3.2 机组转速信号接入 对于火电机组，应将 DEH 转速变送器输出信号或键相脉冲信号串入 PMU 装 置，或者增加一个与 DEH 转速变送器性能一
24、致的转速变送器。 对于水电机组 ， 机组转速信号可不用单 独接入 ， 用机端电压计算得到频率代替。 6.3.3 机组实发 功率接入 要求火电机组 机炉协调控制系统投入运行 后 ，应在 DCS系统 中以 AO方式输出 该信号，刷新率应与其在 DCS 系统 中的计算刷新率一致。如机炉协调控制系统退出运行 ， 则应在 DEH 系统 中以 AO 方式输出该信号，刷新率应与其在 DEH 系统 中的计算刷新 率一致，应大于 5Hz。刷新率 应 满足 调度端 的要求。燃机和水电机组实发 功率信号 应 由 DCS 系统或机组 调速系统 、 计算机监控系统采 用 AO 方式输出 ， 刷新率 应满足 调度端 的要
25、求。 6.3.4 机组一次调频指令信号接入技术要求 6.3.4.1 机组一次调频 指令 信号（修正前 /修正后） 接入 PMU装置时应由调速 控制系统 采用 AO方式输出， 将其转换为 4-20mA 直流电流信号或直流电压信号接入 PMU 装置，并且给出其变比系数 ， 输出刷新率应 大于 25Hz。 6.3.4.2 火电机组 阀位指令信号应在 DEH 系统中采用 AO 输出的方式，将该信 号转换为 4-20mA 电流量 接入 PMU 装置，并且给出其变比系数 ， 输出刷新率应大于 10Hz。 6.3.4.3 水电机组调速器指令信号、 导叶开度 信号 接入 PMU装置时应由调速器采用 AO方式输
26、出，将其 转换为 4-20mA 直流电流信号或直流电压信号接入 PMU 装置，并且给出其变比系数 ， 输出刷新率应大于 25Hz。 6.4 机组一次调频与 AGC 或监控系统 6.4.1 机组一次调频 的优先级应高于 AGC 或监控系统功率闭环调节，应保证机组一次调频功能始终能 够正常发挥，当机组 AGC 投入运行或功率闭环调节方式下，机组一次调频功 能应不受监控系统影响， 一次调频应与 AGC 或功率闭环调节相互协调。 7 发电机组运行及增容改造、大修技术要求 7.1 节流配汽滑压运行机组，滑压运行时一次调频响应性能应满足本标准规定要求。 7.2 使用补气阀的机组一次调频响应性能应满足本标准规定要求。 7.3 供热机组一次调频响应性能应满足本标准规定要求。 7.4 发 电 机组发生重大改变后，应重新进行一次调频试验 ，验证是否满足该 标准 要求 。重大改变包括： 发电 机组增容改造 、通流改造、 机组 A级检修、脱硫脱硝改造、 DCS改造、 DEH改造、 水电机组调速器 改造、 控制 逻辑 及一次调频回路主要设计参数改变 、运行方式改变 等 。 DB42/T 720 2018 7 8 发电机组一次调频 复核性试验 发电 机组 每五年 进行一次调频复核性试验，复核性试验 应按照新建机组一次调频试验的要求进行 。
