一次调频技术管理内容
1、发电企业并网运行的机组都必须具备并投入一次调频功能，当电网频率波动时，机组在所有运行方式下都应自动参与一次调频。

现场应随时记录并保存机组一次调频的投入及运行情况，以便有关部门进行技术分析与监督。

2、机组投入一次调频，首先应在发电企业内部通过试验，确认已达到有关的技术要求，然后及时上报有关材料，征得机组所在电力调度机构和电力技术监督部门的认可后，方可投入。

3、参与一次调频的机组性能满足电网要求，其技术指标如下：
根据电网对频率调节的基本要求，机组参与一次调频按下列项目和参数进行设置：
1、频率偏差死区
按照电网频率控制要求，调频控制死区采用转速表示。

取：
Δn死区＝±1.5转/分—±2转/分
与此相对应频率偏差死区定为：
Δf死区＝±0.025Hz —±0.033Hz
电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机死区不大于±2r/min(±0.033Hz)。

水电机组一次调频死区不大于±3r/min(±0.05Hz)。

2、调速系统转速不等率和迟缓率
调速系统的转速不等率：火电机组为5%，水电机组为3%。

调速系统迟缓率：电液调节型系统机组容量≤100MW迟缓率要求小于0.15%，机组容量100MW－200MW迟缓率要求小于0.1%，机组容量＞200MW迟缓率要求小于0.06%。

3、一次调频投入的机组负荷范围
机组投入一次调频的负荷范围为机组正常运行的可调范围，即机组在核定的最低和最高负荷范围内均应投入一次调频。

4、一次调频机组负荷调节限制
考虑到全网参与一次调频机组的容量和机组调节特性，设置机组负荷调节范围为：
ΔMW=±3%ECR —±6%ECR
机组一次调频负荷调节范围目前暂设置为±3%ECR。

5、机组一次调频的响应时间要求
一次调频是机组对电网频率变化的快速响应。

要求对机组的一次调频回路进行调试和定值扰动试验。

即频率变化引起的负荷指令变化为ΔMW=±3%ECR —±6%ECR时，机组实际负荷变化达到63％的指令值的时间小于或等于30秒。

4、对调速系统、机组控制系统的要求
（1）汽轮机采用电液调速系统（DEH）的机组，一次调频功能应由DEH实现。

宜采取将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令处的设计方法，
以保证一次调频的响应速度。

如采取其它形式的设计方法，也必须满足各项技术指标的要求。

（2）采用分散控制系统（DCS），具有机组协调控制和AGC功能的机组，应在DCS中投入频率校正回路，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。

既保证一次调频的响应速度，又保证机组参与一次调频的持续性。

5、一次调频机组的运行管理
（1）、在每台机组一次调频投运前，发电企业应上报该机组与一次调频有关的材料及数据，其中包括：
机组一次调频投入认可表（见附表）；
汽机调速系统的传递函数、各环节参数及有关的试验报告；
液调机组调速系统速度变动率、迟缓率测试报告；
电调机组速度变动率、频率调整死区组态图及函数曲线设置参数；
机组负荷随实际电网频率变化曲线（采样时间不大于1S）。

（2）机组一次调频通过现场试验及必须的系统联调试验后，由发电企业向电力调度机构提出机组正式投入运行的申请报告，并附完整的调试试验报告，经电力调度机构批准后，该机组方可正式投入一次调频运行。

（3）、电力调度机构负责所辖机组一次调频的运行调度，发电企业应严格服从电力调度机构的指令。

（4）、发电企业在机组一次调频能力发生变化达不到基本技术要求和申报要求时，应及时向电力调度机构汇报，并及时进行检修维护。

当机组一次调频性能变更时，应及时向电力调度机构申请汇报，并经电力调度机构批准后才能执行。

若要退出机组一次调频功能，应在退出前得到电力调度机构的同意。

（5）机组一次调频投切信号必须实时采集，接入SCADA/EMS系统，供电力调度机构调度人员实时监视机组一次调频状态，EMS系统则自动记录机组一次调频投切时间，计算一次调频投运率并作为考核机组一次调频的依据之一。

机组一次调频投运率统计：
一次调频月投运率=（一次调频月投运时间/机组月并网时间）
×100%
（6）发电企业应确保发电机组具备达到上述规定要求的一次调频能力，确保一次调频在机组正常运行时投入和一次调频运行信号正确上传至电力调度机构EMS主站系统。

发电企业对一次调频装置应进行定期维护，提高一次调频的投运率，使机组一次调频的月度投运率不低于90%。

（7）已由电力调度机构确认投入了一次调频功能的机组，不得擅自切除此功能。

如改动有关参数，各项指标必须符合一次调频技术指标要求，并在两周内重新上报有关材料。

机组在大修或完成了与一次调频功能有关的设备改造、检修工作后，应进行有关的试验，并在一个月内重新上报有关材料。

（8）新建机组必须完成一次调频试验并及时投入一次调频功能，同时上报机组一次调频有关材料。

6、维护电网的正常频率是电力调度机构和发电企业双方的共同
责任和义务。

当电网频率出现异常时，发电企业应承担相应
的责任。

发电企业承担的频率责任时间，应根据湖北电网承
担的频率责任时间，由电力调度机构当值调度人员根据本值
发电企业实际出力和计划出力曲线的差异占湖北电网各发电
企业偏差曲线的比例等因素确定。

附录D、机组一次调频技术参数
1、机组调速系统的转速不等率
火电机组一般为4％～5％；
水电机组一般为3％～4％；
2、调速系统迟缓率
机械、液压调节型：
机组容量≤100MW，迟缓率要求小于0.4％；
机组容量100 MW ~200 MW（包括200 MW），迟缓率要求小于0.2％；
机组容量＞200MW，迟缓率要求小于0.1％；
电液调节型：
机组容量≤100MW，迟缓率要求小于0.15％；
机组容量100 MW ~200 MW（包括200 MW），迟缓率要求小于0.1％；
机组容量＞200MW，迟缓率要求小于0.06％；
3、机组参与一次调频的死区
电液型汽轮机调节控制系统的火电机组和燃机死区不大于±2
r/min（±0.033Hz）。

机械、液压调节控制系统的火电机组和燃机死区不大于
（±0.05Hz）。

水电机组一次调频死区不大于（±0.033Hz）
4、机组参与一次调频的响应时间要求：
当电网频率变化达到一次调频动作值到机组负荷开始变化所需的时间为一次调频负荷响应滞后时间，应小于3秒。

当电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组应在15秒内根据机组响应目标完全响应。

机组参与一次调频过程中，在电网频率稳定后，机组负荷达到稳定所需的时间为一次调频稳定时间，应小于1min。

机组投入机组协调控制系统或自动发电控制（AGC）运行时，应剔除负荷指令变化的因素。

5、机组参与一次调频的响应结果要求：
在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的45秒内，机组实际出力与机组响应目标偏差的平均值应在机组额定有功出力的±3%内。

机组投入机组协调控制系统或自动发电控制（AGC）运行时，应剔除负荷指令变化的因素。

6、机组参与一次调频的负荷变化幅度
机组参与一次调频的负荷变化幅度可加以限制，但限制幅度不应过小，规定如下：
额定负荷200MW及以下的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±10％；
额定负荷220～350MW的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±8％；
额定负荷500MW及以上的火电机组，限制幅度不小于机组额定负荷的±6％；
水电机组参与一次调频的负荷变化幅度不应加以限制。

各发电企业在对机组一次调频的负荷变化幅度加以限制时，应充分考虑机组及电网特点，确保机组及电网的安全、稳定。