标准规范下载简介
Q／GDW 11475-2015 互联电网联络线功率控制技术规范.pdf当电网频率出现偏差时，水电机组的调速系统应快速按比例改变导叶的开度，对于双重体调节的机 组还应同时快速改变转轮叶片的角度，使机组发电功率的变化量快速达到一次调频的要求值，并保持到 电网频率恢复。
8.1.1.4燃机发电机组一次调频的基本功能要求
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当电网频率出现偏差时，燃机控制系统的转速 功率控制回路应按比例快速改变燃料量，使机组负 快速变化到一次调频动作的要求值附近。燃机的功率指令应包含一次调频的变负荷要求GBT23662-2009标准下载，使燃机的 调频的负荷变化量达到且维持于要求值，直到电网频率恢复。
5电网事故频率时燃煤发电机组的一次调频功能要
电网事故频率时燃煤发电机组的一次调频功能应满足如下要求： a 当电网发生故障引起频率低于49.8Hz时，燃煤发电机组的DEH应使汽机调门快速开到一次调 频的上限，然后CCS继续使调门按不低于5%额定负荷/分的速率开大，直到开足或开到机组 安全运行的允许值。同时，机组以不低于5%/分的速率增加燃料量，燃料量的增加幅度为电 网频率下降的最大幅度对应的一次调频加负荷的最大调整量，并且再增加6%的超调量，或增 加到机组当时的最大给煤量并保持： 当电网发生扰动引起频率高于50.2Hz，则DEH应使汽机调门快速关到一次调频的下限，然后 CCS继续使调门以不低于3%额定负荷/分的速率关小，直到机组安全运行的允许值。同时，机 组以不低于5%/分的速率减少燃料量，燃料量的减少幅度为电网频率上升的最大幅度对应的 次调频减负荷的要求值，并且再减小5%的超调量，或减少到机组当时的最小给煤量并保持； 当频率恢复到与额定频率的偏差小于0.10Hz，机组控制系统应自动恢复到AGC方式，此时机 组的负荷指令为AGC指令加一次调频的变负荷量，锅炉的燃烧率按一定的速率恢复当前负荷 指令的对应值，防止电网频 负何控制， ，主汽压力逐步恢复
1.6电网事故频率时水电机组的一次调频功能要
如果电网发生扰动引起频率低于49.8Hz，水机控制系统应使导叶快速开大，直到机组达到满负荷： 如果电网扰动引起频率高于50.2Hz，水电机组控制系统应使导叶快速关小，直到机组负荷最低，并承担 出现过超时快速变负荷的任务。
8.1.1.7电网事故频率时燃机发电机组的一次调步
如果电网发生扰动引起频率低于49.8Hz，燃机控制系统应使燃料快速上升，直到温控回路限制燃料 的进一步增加；如果电网扰动引起频率高于50.2Hz，燃机控制系统应使燃料快速下降到最低负荷，并承 担出现过超时快速变负荷的任务。
3.1.2机组一次调频性能
8.1.2.1一次调频投运的负荷范围
机组的一次调频投运的负荷范围应满足以下要求： a）对于燃煤发电机组，机组正常运行的负荷范围应为DEH一次调频投运的负荷范围，最低不低 于不投油助燃的最低负荷，最高为机组满负荷。机组在最低负荷或满负荷时，仅使用DEH侧 的一次调频功能，CCS侧仅闭锁与一次调频相反的调节作用，不因一次调频而减少或增加燃 料量：CCS侧一次调频投运的负荷范围应为CCS投入的负荷范围，最低不高于50%额定负荷， 最高为机组满负荷； 对于水电机组，一次调频投运的负荷范围，应为机组正常运行的负荷范围； C 对于燃气轮机机组，一次调频投运的负荷范围，应为机组正常运行的负荷范围，上限为基本负 荷方式下所能达到的最大出力，即达到排气温度受限为止时的机组最大出力
8.1.2.2机组一次调频最大幅度
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机组的一次调频最大幅度应满足以下要求： a）DEH的机组快速一次调频变负荷最大幅度推荐为6%额定负荷，对于达不到6%额定负荷要求 的机组，应通过试验确定，并作为该机组DEH一次调频的最大幅度； DEH一次调频的最大幅度应以汽机调门快速变化时主汽压力变化幅度和速率在允许范围内为 依据，另外加负荷以汽机调门开足为限，减负荷以主汽压力上升幅度和速度到允许值（低于高 旁动作值）为限； C） 在机组主要参数允许的变化范围内，CCS的一次调频变负荷幅度没有限制，应与负荷指令统 一考虑，AGC负荷指令和一次调频变负荷要求之和应限制在机组允许的负荷范围之内； d)为确保一次调频投入后机组的安全运行，暂定水电机组一次调频的最大调整负荷限制幅度不低 于机组额定负荷的10%，同时机组负荷不超过机组的正常范围： e 燃机的一次调频没有限幅，但机组负荷应不超过机组的正常范围
8.1.2.3机组一次调频死区
在发电机组调速系统中，存在固有的和可整定的两种死区。本标准定义的一次调频死区指可整定的 死区，以避免调速系统不必要的频繁动作，减少调节设备的磨损。机组的一次调频死区设置应满足： a）燃煤发电机组的一次调频死区设置不应高于2r/min（0.033Hz）； b）汽机、水机、燃机的调速系统一般采用电子装置，控制精度较高，固有的死区主要取决于转速 测量精度和汽机调门、水机导叶、燃机燃料调节阀的定位精度，机组一次调频固有的死区应小 于1r/min（0.017Hz），可整定的死区不应高于0.05Hz
8.1.2.4机组一次调频速度变动率
本标准所定义的机组一次调频速度变动 的转速不等率，即在调节系统的转速一负荷静态特性曲线上，为给定功率处的斜率。燃煤发电机组和燃 机机组设置为4%~5%，水电机组设置为不大于4%。一次调频速度变动率计算方法见附录A。
8.1.2.5机组一次调频动作的动态指标
机组一次调频动作的动态过程应以机组功率对燃煤发电机组汽机调门、水电机组导叶、燃机发电机 组燃料调节阀响应的动态特性为依据，应满足下列要求： a）对于燃煤发电机组，当电网频率偏离时，如一次调频的最大负荷调整幅度低于汽机调门快速调 频的最大幅度，15秒内一次调频动作幅度应不低于最大负荷调整幅度的75%，30秒内一次调 频动作幅度应不低于最大负荷调整幅度的90%，汽机调门快速调频最大幅度以外的一次调频 变负荷速率应为锅炉的最大变负荷速率（2%~3%额定负荷/分）； b）对于燃机发电机组，当电网频率偏离时，15秒内一次调频动作幅度应不低于最大负荷调整幅 度的90%； c 对于水电机组，额定水头在50米及以上的水电机组，其一次调频负荷响应滞后时间应小于4 秒；额定水头在50来以下的水电机组，其一次调频负荷响应滞后时间应小于8秒。当电网频 率变化超过机组一次调频死区时，机组一次调频的负荷调整幅度应在15秒内达到一次调频的 最大负荷调整幅度的90%： d）在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒，机组实际出力与机组最大负荷调整幅 度偏差的平均值应在机组额定有功出力的±3%以内。一次调频负荷调整量应达到最大负荷调整 幅度并保持，直到电网频率恢复。电网频率恢复时的一次调频负荷恢复的动态指标应与电网频 率偏离时相当。
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8. 1.3 机组一次调频测试
次调频试验目的是测试机组在保证安全运行的前提下一次调频的功能和性能，通过模拟电网不同 频差记录机组一次调频动作相关参数，检测机组一次调频的功能和性能。机组一次调频主要试验内容包 括： a) 一次调频动作死区试验； b）不同负荷下小幅度频差（0.05Hz~0.12Hz）一次调频动作试验； 不同负荷下中幅度频差（0.12Hz~0.20Hz）一次调频动作试验； 不同负荷下大幅度频差（>0.20Hz）一次调频动作试验； e 最高负荷时一次调频动作试验； 最低负荷时一次调频动作试验。
8.1.4机组一次调频性能监测
8.1.4.1机组一次调频性能监测的目的
8.1.4.2一次调频性能监测的原则
一次调频性能监测依据 根据机组负荷跟随电网频率变化的情况，计算 出机组一次调频响应指数Bu，评价机组为电网频率恢复做出的责献 注：机组一次调频响应指数Bu是指，电网频率出现偏差时，机组为恢复电网频率实际变化积分电量与期望变化积分 电量之比。Bu值越高，说明机组一次调频性能越好。如果一次调频的实际动作与要求值相近，Bu接近1。电网 频率偏离时，朝着频率恢复方向的变负荷速率越快， 福度越大， 对电网频率恢复的贡献越大，Bu值越高，
8.1.4.3一次调频的性能监测的实施
电网控制中心页货调度官播范围内机组 则除进行Bu值计算外，还应记录一次调频动作的开始时间、结束时间、最大频差值、负荷变化的积分 电量、与一次调频有关的信号趋势，以详细地分析一次调频实际的动作情况。
一次调频的容量计算和监
机组应根据汽机调门的开度、运行参数、负荷等情况，实时计算出机组的加和减负荷的一次调频容 量，并发送所辖电网调度。机组接近最高负荷时，30秒内向上的容量为调门开足能增加的负荷，一次调 频加负荷容量为最大负荷与当前负荷之差；机组接近最低负荷时，30秒内向下的容量为调门关闭能减少 的负荷，一次调频减负荷容量为最小负荷与当前负荷之差。
8.2发电机组AGC性能评价方法
8.2.1AGC机组的基本技术要求
即机组控制目标与实际功率之差来衡量
8.2.2AGC机组的性能测试方法
8.2.2.1不定期性能测试方法
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8.2.2.2机组控制偏差的连续统计法
根据主站AGC程序对AGC机组的控制偏差（UCE），按照小时、日、月累计UCE的绝对值数据 再对其进行统计分析，得出机组的负荷控制偏差指标，AGC机组负荷调整的偏差指标要求不大于±3%F
8.2.3机组AGC技术要求
AGC机组应满足下列技术管理与相关试验要求： a）参与范围。单机容量200MW及以上火电、燃气及燃气蒸汽联合循环机组、单机容量40MW 及以上非贯流式水电机组都应参加电网自动发电控制（AGC）运行： b 调节范围。原则上，火电机组AGC调整下限不得高于50%Pe，调整上限定为100%Pe。水电 机组调整下限为振动区，调整上限为100%Pe。供热机组是否参与AGC调整，及其负荷调整 范围，根据实际情况确定： 调节速率。直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组负荷调节速率不低于1.0%Pe/min；带中间储 仓式制粉系统的火电机组负荷调节速率不低于2.0%Pe/min；燃气机组的负荷调节速率不低于 5.0%Pe/min；水电机组的负荷调节速率不低于50.0%Pe/min；循环流化床机组和燃用特殊煤种 （如劣质煤、高水分低热值褐煤等）的火电机组负荷调节速率不低于1.0%Pe/min；超临界定 压运行直流炉机组负荷调节速率不低于1.0%Pe/min，其他类型直流炉机组负荷调节速率不低 于1.5%Pe/min；其它类型机组负荷调节速率不低于2.0%Pe/min d 监控系统（或RTU）性能。电厂监控系统（或RTU）应稳定、可靠地向对其直接调度的调控 中心主站系统传送机组有功出力的遥测数据：正确接收对其直接调度的调控中心主站系统下发 的AGC调节指令，并可靠地传送给机组DCS系统执行。DCS中的机组出力数据与监控系统 （或RTU）上送调度机构的出力数据应一致，并尽可能使DCS和监控系统（或RTU）采用同 数据源。
9.1.1控制区 AGC 的基本要求
控制区AGC应遵循DL/T5003—2005、DL/T516—2006和Q/GDW680.43—2011标准的相关要求，满 足以下基本要求： a）互联电网内各控制区应根据本控制区的区域控制偏差，针对控制区各机组的控制模式及调节性 能，合理分配机组调节容量，确定各机组分层调度的原则； b 互联电网内各控制区在进行AGC调节时，应确定合理的控制区AGC调节容量、AGC退出策 略及AGC控制周期。
9.1.2确定控制区AGC的调节容量
按照国家标准规定频率范围确定AGC机组的 AGC机组1Omin可调节容量一 一般不低于本 制区负荷的2%，要考虑本控制区风电、光伏的波动影响定期测算。各控制区在调节机组出力时，应
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患网络约束的影响。当调节机组出力因网络原因受阻时，该机组的调节功率应转移到其他可调节 以满足ACE控制的需要。
9.1.3AGC退出策略
9.1.4互联电网AGC控
制周期在4秒10秒之间，根据运行经验，可取4秒
互联电网控制区的AGC模块应具备以下基本功能： a）实时数据接收、处理能力。包括系统频率、全网发电、全网负荷、联络线交换功率、直调AGC 机组出力及上级调度下达的ACE； b AGC机组负荷分配及下达能力。能够实时计算全网功率调节需求，根据既定策略将需求分配 给投入AGC运行的直调机组，并将机组的目标出力指令下发到电厂侧RTU： AGC主站实时切换控制模式能力。在AGC具备多种控制模式的情况下，能根据电网当前运行 需要，按照预先设定的切换逻辑切换到预定的控制模式下： 1 运行状态的目检能力。能够人工或目动对AGC主站及AGC机组的运行指标进行分析评估： 良好可扩展性。日常系统维护（包括新增AGC机组）的工作量要小，便于处理与外部系统的 接口问题，为系统升级做足够考虑
9.3数据接口技术要求
主站AGC程序与相关功能的接口包括： a）从电网运行稳态监控功能模块获取实时数据，包括系统频率、时差、联络线交换功率、机组 电厂或新能源场站的实际功率、调节上/下限值、运行状态、AGC受控状态、升/降功率闭锁信 号、控制区域内部重要稳定断面的输送功率： 能够接收上级调度主站系统下发的ACE； C 从日前和日内发电计划功能模块获取相关计划数据，包括机组、电厂或新能源场站发电计划和 联络线交换计划； d 从实时发电计划功能模块获取未来5分钟至15分钟的机组、电厂或新能源场站功率计划； 从超短期系统负荷预测功能模块获取未来5分钟至15分钟的系统负荷预测结果； 从灵敏度分析功能模块获取稳定断面传输功率对机组功率的灵敏度信息。
组一次调频速度变动率的计算方法如式（A.1）至
当发电机转速n和电网频率f满足式（A.2）时， n>no,f> f.
当发电机转速n和电网频率f满足式（A.4）时， n D/GDW11475201E △n△p △fP no 式（A.1）～（A.5）中： β口一发电机组的一次调频速度变动率： 4n口一发电机转速超出死区时的转速偏差； no口一发电机额定转速； 口一死区转速； S，口一死区频率； 4P口一由一次调频产生的机组发电功率变化量； P。口一机组额定负荷； 4f口一电网频率超出死区时的频率偏差； 。口一电网额定频率； n口一发电机实际转速： 口一电网频率。 根据一次调频的死区和速度变动率，得到一次调频变负荷要求值与转速的静态关系，见图A.1和图 所示。图A.1适用于燃煤发电机组和燃机，图A.2适用于水电机组 Q/GDW114752015 燃煤发电机组和燃汽轮机一次调频变负荷要求值 A.2水电机组一次调频变负荷要求值与转速的关 D/GDW114752015 D/GDW114752015 机组在开展性能测试前，应满足以下条件： a）机组负荷处于AGC调节范围内，且机组AGC可用； b）电网频率处于机组一次调频死区范围内，机组一次调频在试验期间不发生动作； c）机组实际负荷维持在给定的测试起始负荷指令且稳定达10min； d）EMS测试记录系统运行正常，测试数据及结果以主站侧记录为准。 机组的AGC测试包括以下两项： ）机组负荷随动性能测试，测试机组在AGC方式下的快速随动调节性能： b）机组负荷调节能力测试，测试机组在AGC及负控方式下的负荷调节能力与调节品质。 B. 2.1 负荷随动性能测试 B.2.2负荷调节能力测试 主站负荷调节能力测试指令应满足以下要求： a）测试指令应为阶跃指令，一次发出； b）测试应在增、减两个方向分别进行，且两个方向测试间的时间间隔应不小于10min Q/GDW114752015 c）测试指令的变化量应大于或等于测试机组AGC可调范围的50% B.2.2.2主站负荷调节能力测试记录 行负荷调节能力测试时应对测试曲线进行记录，并计算机组响应时间和平均负荷调节速率，计 式（B.2）和（B.3）所示： 在进行负荷调节能力测试时应对测试曲线进行记录，并计算机组响应时间和平均负荷调节速率，计 算方法如式（B.2）和（B.3）所示： 式中： Tr一机组响应时间； AP1口一以电网的要求和避开机组负荷的正常波动为原则确定，如表B.1所示； T、口一机组测试指令发出的时间。 Tr一机组响应时间； AP1口一以电网的要求和避开机组负荷的正常波动为原则确定，如表B.1所示； T、 口一机组测试指令发出的时间。 机组类型与限值大小关系 V口一机组平均负荷调节速率； △L口一AGC测试负荷指令的变化量； 口一AGC测试指令发出后，机组实际负荷到达AGC测试负荷指令目标值死区范围内的时间， 死区范围为机组额定有功出力的±1%； T。口一机组测试指令发出的时间。 D/GDW11475201E 互联电网联络线功率控制技术规范 D/GDW114752015 编制主要原则， ..21 与其他标准文件的关系 主要工作过程 ..21 标准结构和内容.. ..22 条文说明 22 编制主要原则， .21 与其他标准文件的关系， 21 主要工作过程， ..21 标准结构和内容.. 22 条文说明 《西安市城乡规划管理技术规定(试行)》和《西安市项目建设停车位配建标准》（都是2018版）D/GDW114752015 本标准依据《国家电网公司关于下达2014年度公司技术标准制修订计划的通知》（国家电网科（2014 64号）的要求编写。 随着我国交流特高压互联电网的快速发展，跨区、跨省联络线交换电量不断增长，对互联电网的联 络线功率控制的要求进一步提高，为规范互联电网联络线功率控制相关技术内容，编制本标准 本标准在编制的过程中遵循以下原则： a）先进性原则，标准内容充分吸收借鉴国内外在特高压互联电网相关领域的前沿技术、先进标准， 反映智能电网调度控制系统等相关试点工程已取得的先进成果和经验： b 成熟性原则，标准内容充分反映公司系统电网联络线控制领域已经获得广泛应用和实用的技术 及成果； c 适用性原则，标准内容充分考虑坚强智能电网建设和“五大体系”建设的要求，较好适应电网发 展方式转变和调度业务转型的需要： d） 全面性原则，涵盖了互联电网联络线功率控制的控制主体、控制策略、评价标准和机组性能评 价等方面的技术内容， 本标准计划名称为“1000干伏特高压交流联络线功率控制技术规范”，因互联电网联络线功率控制 具普遍指导意义，经编写组与专家商定，更名为“互联电网联络线功率控制技术规范” 3与其他标准文件的关系 本标准与相关技术领域的国家现行法律、 法规和政策保持一致 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权问题 2014年3月~7月，国家电力调度控制中心、国家电网公司交流建设部组织南瑞集团公司、中国电力 科学研究院、国网华北调控分中心、国网华中调控分中心、国网华东调控分中心成立编写组，起草了初 稿。 2014年8月上旬，国家电力调度控制中心在上海召开了初稿讨论会，对本标准进行了审查，确定了 规范的主要内容，并对本标准初稿进行了讨论和修改。根据专家建议进一步完善，形成了征求意见稿。 2014年8月中旬至10月，国家电力调度控制中心将征求意见稿印发总部有关部门、各分调、省调、 研究院和相关厂家，广泛征求各方意见。编写组对各单位返回的意见逐条进行了分析和整理，并按征集 的意见对标准进行了修改。 2014年10月中旬，国家电力调度控制中心在南京召开了《互联电网联络线功率控制技术规范》第 次讨论会，对本标准初稿进行了讨论和修改。编写组根据修改意见进一步完善，形成了送审稿。 2015年7月，公司运行与控制技术标准专业工作组在南京召开了审查会，对本标准送审稿进行了讨 论和修改，审查结论为：与会专家组一致同意标准通过审查，建议标准编写组根据修改意见对标准修改 后报批。 2015月7月，编写组根据专家修改意见进一步完善，形成了本标准报批稿。 TCBDA 19-2018：住宅室内装饰装修工程施工实测实量技术规程（无水印 带书签）Q/GDW114752015 本标准主体章分为5章，由控制主体、控制模式与控制策略、评价标准、发电机组性能评价方法、 控制技术要求组成。本标准主要从互联电网联络线功率控制技术相关术语定义、控制主体、控制策略、 平价标准及技术要求等方面规范互联电网联络线功率控制技术，以提高联络线功率控制技术水平，确保 互联电网的安全稳定运行。 标准首先规定了互联电网联络线功率控制相关的术语、代号和缩略语，其次规定了互联电网联络线 率控制主体以及控制主体之间的控制配合方式，结合控制区控制模式和控制策略选择，规定了“主， 子控制区”方式下联络线功率控制的四种控制策略以及不同控制方式适用的电网和发展阶段。本标准还 计对控制区AGC控制性能和机组控制性能的具体评价，规定了联络线功率控制的性能评价标准、评价 参数选取原则及计算方法和发电机组一次调频和AGC调节性能评价指标及方法。最后，本标准针对互 联电网联络线功率控制的具体实施，规定了对控制区AGC的控制技术要求。