一次调频功能控制策略的分析及优化
火电机组一次调频逻辑优化
火电机组一次调频逻辑优化摘要：一次调频是确保电网频率稳定，电能质量可靠的重要保障措施，是发电机组准许并网的重要指标。
本文针对一次调频动作过程存在的动作幅度不足、合格率低等问题，分析原因并给出了相应的逻辑优化措施，优化试验后，机组一次调频能力明显提升。
关键词：一次调频、合格率、动作幅度、逻辑优化一、引言为确保电网频率稳定、提高电能质量控制水平，保证电网以及发电机组安全可靠运行，《西北电网发电机组一次调频技术管理规》要求并入电网运行的机组应具备一次调频功能，且调频功能满足各项指标要求[1]。
针对公司一次调频动作幅度低、以及合格率低于两个细则规定值70%情况。
生产技术人员在确保机组安全稳定运行情况下，积极研究控制逻辑、分析机组各项参数、查阅资料，深层次分析原因，制定安全可行的逻辑优化方案。
经两个月的论证，一次调频能力得到明显提升。
二、一次调频参数指标1.调频死区：为了在电网频率变化小情况，提高机组运行稳定性，规定机组参与一次调频死区应控制在±0.033Hz或±2r/min范围内。
2.转速不等率：机组从满负荷状态到空负荷过程中，转速的增加值与额定转速之比。
火电机组转速不等率一般在4%-6%。
3.最大调整负荷限幅：机组参与一次调频的调频负荷变化幅度应限制在额定负荷的（6%-10%）。
4.机组参与一次调频响应滞后时间＜3s，即机组从电网频率越过该机组一次调频的死区开始，到该机组的负荷开始变化所需时间。
5.机组一次调频的负荷响应速度应满足：火电机组在15S 内一次调频负荷响应幅度达到理论计算的一次调频最大调整负荷的90%；在45S内，机组实际处理与响应目标偏差的平均值应在理论计算调整幅度的±5%内[2]。
三、一次调频逻辑回路1.DEH侧逻辑回路：DEH侧将实际转速信号与额定转速之差（折线函数）叠加在汽轮机调速阀流量指令处，直接作用于高压调节阀，补偿的调频功率不经过速率限制[3]。
330MW供热机组AGC和一次调频控制策略分析及优化
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光伏电站一次调频测试的实验设计与优化策略
光伏电站一次调频测试的实验设计与优化策略光伏电站作为清洁能源发电的重要组成部分，在电力系统中发挥着越来越重要的作用。
为了确保光伏电站顺利接入电网并保持电网的稳定运行，一次调频测试是必不可少的环节。
本文将针对光伏电站一次调频测试的实验设计与优化策略进行探讨，以保证电力系统的稳定性和可靠性。
一、实验设计1. 实验背景光伏电站一次调频测试是为了验证光伏发电系统在电网并联运行时对于系统频率变化的响应能力。
通过该测试可以评估光伏电站的功率调节性能，为其正常运行提供参考依据。
2. 实验内容典型的光伏电站一次调频测试包括以下内容：设置频率偏差，观察光伏电站的功率响应；调整功率控制策略，优化光伏电站的频率调节特性；记录数据并进行分析，评估光伏电站的一次调频性能。
3. 实验流程具体实验流程可分为以下几个步骤：设置实验参数、进行频率扰动、观察光伏电站响应、调整控制策略、再次进行频率扰动、记录数据等。
通过这些步骤可以全面评估光伏电站的一次调频性能。
二、优化策略1. 控制策略优化光伏电站一次调频性能的关键在于控制策略的设计和优化。
合理的功率控制策略可以提高光伏电站的频率响应速度和稳定性，减小频率偏差。
2. 储能设备应用在光伏电站中引入储能设备可以有效提高光伏电站的调频性能。
储能设备可以提供灵活的电力支持，对电网频率的调节起到积极的作用。
3. 智能监控系统建立智能监控系统可以实时监测光伏电站的运行状态，及时发现问题并调整控制策略。
通过数据分析和算法优化，提高光伏电站的一次调频性能。
三、结论光伏电站一次调频测试的实验设计与优化策略是保障光伏电站接入电网顺利运行的关键环节。
合理设计实验流程和优化控制策略可以提高光伏电站的频率响应速度和稳定性，保证电网的安全稳定运行。
未来，随着光伏电站技术的不断发展和完善，相信光伏电站的一次调频性能会更加优化，为清洁能源发电做出更大的贡献。
火电机组一次调频和AGC原因与优化分析
火电机组一次调频和 AGC原因与优化分析摘要：随着人们对电力需求的不断提升，电网的正常运行具有重要作用。
而在电网的日常运行过程中，火电机组的一次调频相关功能必须要满足相关要求，但是在实际的控制系统中很难保证对不等率或者频差函数等进行正确设置，再加上AGC功能优势无法完全的发挥，进而严重制约了电网频率的稳定性，为此，加强对火电机组一次调频以及AGC原因分析具有现实意义。
关键词：火电机组一次调频 AGC 优化1一次调频以及AGC概述1.1一次调频概述一次调频顾名思义就是在汽轮机相关参数设定值不发生改变的情况下，将汽轮机转速或者功率输出进行改变进而实现对电网频率的控制，以满足实际的电网频率的稳定性。
当进行一次调频后，机组往往需要在保证设定值不变的情况下，保证输出功率由零提升至额定功率。
在进行调频过程中，汽轮机的转速变化量以及额定转速之间是不等率的，为此，对于不同的荷载机组的转速也会存有不同的转速不等率指标。
另外，如果电网的功率出现不平衡的情况或者电网频率偏离额定值时，也会影响到一次调频的效率，所以，在实际的一次调频过程中丙烯要结合实际情况合理的制定相关策略，进而保证电网的稳定性。
影响一次调频的主要因素包括以下几点：第一，设备因素。
作为影响火电机组一次调频最为重要的因素之一，最为常见的设备因素包括但不限于调速器、配气机构件间的摩擦或者间隙等导致调速系统的迟缓率增大，进而致使调速系统的不稳定性；因为测量或者其他干扰问题而导致机组和省调间交换的数据存在一定的偏差；因为DEH控制系统所传递信息时间较长，进而制约了调速汽门的反应速度以及所采用的小部分低压透平油纯电调的老机组其精度无法满足实际需求等等；第二，运行方式。
一般情况下，火电机组主要是采用的定压以及滑压运行方式，但由于滑压机组的效率较高且损失较小，所以对于新兴的机组主要以此方式为主，但是仍一部分采用的是定压方式，而由于此方式对于机组前压力的偏差要求较高，为此，在压力拉回逻辑的影响下会影响到一次调频的反拉作用，进而影响一次调频的稳定性；第三，控制逻辑的影响。
基于同源控制策略的一次调频性能研究与优化
基于同源控制策略的一次调频性能研究与优化摘要:电网频率的变化对整个系统的安全稳定具有重要的影响。
对西北某350MW超临界空冷供热机组原有一次调频的分析及对“两个细则”要求的研究，提出了一次调频的优化方法，并对比性能优化前后的效果。
优化后能够很好地实现在一次调频动作时，DEH 侧快速动作，同时 CCS 保证动作的准确性。
通过高精度同源装置改造、控制策略优化等措施，有效提升了一次调频性能。
既保证了电网频率稳定和电网优质运行，又满足“两个细则”的要求。
[关键词]一次调频；信号源；控制策略；两个细则；0引言电网频率作为最重要的电能质量指标之一，是电网稳定的基础。
机组一次调频功能是保证系统频率质量的重要技术手段，根据电网频率变化的偏差限量限速率的调节增、减发电机组有功出力，按照一定调节速率实时调整机组出力，维持电网供电频率的稳定。
对于燃煤机组来说，机组一次调频性能首先需达到规定的动作合格率；其次在大频差工况下机组一次调频响应能力应达到标准要求。
根据机组现有运行状况，一次调频动作合格率不能满足调度考核要求。
1西北电网一次调频技术标准（1）转速不等率: 火电机组转速不等率不大于5%,该技术指标不计算调频死区影响部分。
（2）调频死区: 机组参与一次调频死区为|±0.033|Hz或|±2|r/min。
（3）机组参与一次调频的响应滞后时间应小于3s。
（4）机组参与一次调频的稳定时间应小于1min。
（5）机组一次调频的负荷响应速度应满足: 机组达到75%目标负荷的时间应不大于15s,达到90%目标负荷的时间应不大于25s。
（6）额定容量350MW的火电机组，一次调频的负荷调整限幅为机组额定容量的±8%。
（7）额定容量运行的火电机组，应参与一次调频，增负荷方向最大调频负荷幅度不小于机组额定容量的5%。
（8）并网运行机组一次调频月度平均合格率应满足火电、燃气机组一次调频平均合格率不小于70%。
火电机组一次调频控制策略优化
火电机组一次调频控制策略优化摘要：本文首先分析了一次调频的内涵和特点，然后分析江西某火电机组在一次调频工作中存在的问题，并且结合问题分析解决方式。
通过研究，帮助电厂工作人员寻找对火电机组更为科学的控制策略，优化火电机组的一次调频工作。
关键词：火电机组；一次调频；控制策略；优化引言：火电机组进行一次调频的过程中，由于电网容量、频率变化的影响，会造成一次调频不合格的情况。
为此，应该针对火电机组的运行特点，所在电网的而工作情况，制定出更为科学的调频策略，满足一次调频的考核要求。
1一次调频概述一次调频的原理是在汽轮机不改变设定值的情况下，改变转速或者功率控制输出，以及改变控制输出功率，有效改变电网的频率，适应电网的频率改变。
在一次调频发生之后，机组需要在控制系统定值不发生改变的时候，使输出功率从零逐渐提升到额定功率，在调节时，汽轮机的转速该变量和额定转速之间不等率的，对于承担荷载不同的情况，机组的转速不等率指标也会有所不同[1]。
并且，如果电网的功率出现供需不平衡时，以及电网频率偏离的时候，也会影响一次调频的效果，因此需要结合实际情况制定合理的一次调频策略。
2一次调频工作中存在的问题2.1机组的参数特点对江西某机组锅炉使用了上海锅炉厂的超临界参数、采用变压运行、四角切圆燃烧方式，以及利用螺旋管圈直流锅炉，汽轮机使用上海汽轮机有限公司生产的超临界压力，一次中间加热，单轴、三缸四排期、双倍压、凝汽式汽轮机。
在调试时，该机组调试的合格率只能达到40%，考核压力巨大，所以必须加强调试工作，提升一次调频的合格率。
实际应用中，该机组一次调频控制策略依然采用了传统的一次调频方式，频率转速差根据差频函数调节，一次调频会作为前馈直接在汽轮机的调频指令中产生作用，然后会叠加到限幅限速机组负荷指令中，然后作为重量发挥发电机组的闭环逻辑控制作用。
2.2一次调频过程中的问题分析江西电网的一次调频合格率会根据实际贡献量决定，其考核工作就是以一次调频作为电厂考核的结果，为了考核的要求，必须使议题调频能贡献更高的积分电量。
火力发电厂一次调频问题分析
火力发电厂一次调频问题分析摘要：随着电力市场的不断发展，火力发电厂作为主要的供电方式之一在调频方面扮演着越来越重要的角色。
然而，由于电网负荷变化等原因，火力发电厂一次调频产生的问题也越来越突出。
本文通过对现有研究进行综述，探讨了火力发电厂一次调频存在的主要问题，并提出了相应的解决方法。
关键词：火力发电厂；一次调频；问题分析一、引言随着经济社会的不断发展，电力需求呈现出快速增长的趋势。
火力发电厂作为主要的电力供应方式之一，其调频功能十分重要。
一次调频是指当电力系统负荷发生变化时，需要对火力发电机组进行输出功率的调整，以保证电力系统的稳定运行。
然而，在实际应用中，火力发电厂一次调频所存在的问题也日益突出。
其中，最主要的问题包括响应速度慢、调节精度低、调节范围窄等。
本文将探讨这些问题的原因，并针对性地提出相应的解决方法，以期为火力发电厂一次调频的优化提供参考。
二、火力发电机组一次调频原理（一）火力发电机组一次调频原理火力发电机组一次调频是指在电网负荷发生变化时，需要对火力发电机组进行输出功率的调整，以保证电力系统的稳定运行。
其原理如下：当电网负荷增加时，电网电压降低，此时火力发电机组控制系统会接收到信号，要求提高输出功率。
控制系统通过调整机组的燃料供给量、蒸汽流量等参数来提升输出功率；反之，当电网负荷减少时，火力发电机组控制系统会减小输出功率。
这个调节过程需要快速响应并达到精确的控制，以维持电网的稳定性[1]。
通常情况下，火力发电机组的调节方式可以分为自动和手动两种。
在自动调节模式下，控制系统会根据电网频率、功率因数等参数实时调整输出功率；而在手动调节模式下，操作员根据实际情况手动调整机组输出功率。
总之，火力发电机组一次调频的原理是通过控制燃料供给量、蒸汽流量等参数来实现对机组输出功率的调整，以满足电网负荷变化的需求，并维持电网的稳定性。
（二）一次调频函数介绍一次调频函数（Primary Control Function）是指火力发电机组控制系统中用于实现一次调频功能的算法或模型。
火电厂一次调频及AGC性能优化分析
火电厂一次调频及AGC性能优化分析摘要：一次调频机组系统并网后的速度控制，一次调频系统如果出现偏差，则无法及时修复电网故障，从而直接影响电网和机组安全，甚至可能导致多个故障。
因此，电网对机组一次调频对要求更严格。
为了保证电网稳定性，必须通过彻底提高能量质量和频率来完全消除频率波动。
这需要一次调频系统，它必须快速适应不断变化的环境，并提供更高的稳定性。
对现有控制AGC机组方案进行了分析一次调频，从而提高了组的性能指标，实现了同类设备控制逻辑的逻辑优化，从而改进和优化了控制。
关键词：火电厂；协调控制系统；AGC；一次调频电网频率反映了发电侧的功率和用电侧的负载量之间的平衡，当产生的发电功率与使用的负载相符时，是稳定的电网频率。
当发电功率超过所需负荷时，电网频率会增加。
当功率低于所需负载时，会降低电网频率。
频率是评估能源质量的重要质量指标，对电力系统的安全至关重要。
因此，频率的稳定是电网频率的一项重要任务，根据调谐范围和调谐功能将频率分为一次和二次调频。
一、AGC存在问题1.汽机主控中存在的问题及中间解决办法。
原始逻辑设计会在负载变更时机组导致双重前馈，这可能会产生重大影响，当机组负载发生变化时，过大的前馈可能会导致群组的实际负载迅速超出并迅速形成波动拉回，荷载变化影响了初期稳定性动作。
表明逻辑试验，基准负荷量与调门开度和相匹配开度前馈，这是在变负荷开始时快速超调并回调主要原因。
汽机的逻辑修改主控前馈，确定变负荷新逻辑，变负载相位的固定分量(±2.5 MW)的触发，以及作为快速负载响应的叠加汽机主控PID控制器输入的应用，逻辑修改解决了这个问题。
2.锅炉主控存在的问题及解决方案。
锅炉主控项目中的前馈条件过多，冗余存在和锅炉PID参数强。
另外，改造后低氮机制，锅炉本身较大滞后性，往往导致负荷变化时燃料控制过度，不仅不经济，而且锅炉的氧量和电压波动较大，从而减少了参数调整后PID参数动态运行中的过调。
火电机组一次调频性能分析及优化
火电机组一次调频性能分析及优化摘要:随着人们的生活水平提高，用电量不断增加，人们也更加注重电网运行的安全稳定。
因此，需要各个发电机组具有一次调频以及AGC（自动增益控制）功能。
分析火力发电机组AGC与一次调频的原有控制方案，并对控制系统进行改进和优化，最终提升机组性能指标，为同类型的发电机组的控制逻辑优化提供一定的参考。
关键词：火电机组；一次调频性能；分析优化1引言在日常电网运作中，火电机组的一次调频控制功能以及和机组AGC功能没有有效协调，造成负荷响应不足、速率慢，很难持续性实施，造成一次调频控制功能无法满足要求，造成机组一次调频功能无法充分发挥作用，对于确保电网频率稳定性具有严重影响。
所以要对火电机组一次调频分析，并进行性能方面的优化，从而确保电网频率的稳定性。
2一次调频问题及优化2.1一次调频的反调问题如果一次调频受AGC的影响导致其调节效果达不到《两个细则》所要求的“贡献电量为正”的结果，就会被电网统计为“该机组一次调频不正确动作1次”。
解决方案是在逻辑中增加AGC一次调频交叉闭锁功能，一次调频动作时延时闭锁AGC功能。
即当机组处于CCS方式时，当汽机转速与额定转速（3000rpm）差≥3rpm时，自动将AGC升负荷时的速率置为0MW/min，闭锁AGC加负荷。
当汽机转速与额定转速差≤-3rpm时，再自动将AGC降负荷时的速率置为0MW/min，闭锁AGC减负荷。
当汽机转速与额定转速差在±3rpm以内时，机组负荷指令速率恢复到正常值，解除闭锁。
2.2一次调频调节幅度不足问题一次调频设计原理是根据机组实际转速与额定转速偏差值计算出的需要增加或减少的机组理论负荷值，理论负荷值再作用于负荷给定值，实现通过粗略调整机组负荷来稳定电网频率，但是理论负荷值和负荷给定值都是按照机组在额定工况下计算得出的。
机组在低负荷时蓄热能力下降，造成一次调频负荷量不足，这也是各电厂普遍存在问题。
对此，通过在DEH侧增加机前压力补偿折线函数，设置压力补偿系数，区分单阀/多阀、负荷上行和下行不同工况，分别整定求取合理数值，确保在低负荷低汽压工况下高调门适当过开，以满足一次调频的电量要求。
浅谈火电机组一次调频主要问题及优化策略
浅谈火电机组一次调频主要问题及优化策略摘要：一次调频是汽轮机调速系统根据电网频率的变化自动调节汽门开度，改变汽轮机功率，从而调节电网负荷偏差的过程，在网机组共同通过一次调频的调整，维持电网频率在50Hz稳定运行。
而实际运行中，大部分机组一次调频存在各种各样的问题，动作幅度达不到要求而被电网公司考核，本文针对火电厂一次调频存在的问题及优化控制策略进行了分析。
关键词：一次调频；转速不等率；转速死区；协调控制1一次调频构成及电网考核要求1.1一次调频构成一次调频功能采用汽轮机转速为基础的DEH阀控、功率控制、CCS协调控制三种控制方式，机组协调运行方式运行时，DEH侧一次调频、CCS侧一次调频共同作用，DEH侧一次调频动作快，能够快速响应电网频率变化引起的机组负荷变化，但持续时间短，CCS侧一次调频，作用在汽轮机主控制器上，为稳定一次调频负荷量提供了保障。
控制逻辑中火电机组转速不等率一般设置为4%-5%，滤波死区通常设置为为±2r/min，调频负荷变化幅度上限可以加以限制，但限制幅度不应过小，是否满足：额定功率≥500MW机组，幅值上限不小于6%额定功率；额定功率≥350MW且 <500MW机组，幅值上限不小于7%额定功率；额定功率≥250MW 且 <350MW机组，幅值上限不小于8%额定功率；额定功率<250MW，幅值上限不小于10%额定功率。
1.2一次调频电网考核标准参与一次调频的机组，一次调频响应时间应小于3S，稳定时间应小于1min，15 秒出力响应指数△P15% 需大于75%，30 秒出力响应指数△P30 % 需大于90%，电量贡献指数Q%需大于75%。
1.3 火电机组一次调频现状及原因分析根据上述考核指标，大部分火电机组一次调频合格率较低，在20%-50%间不等，达不到电网要求，主要有以下原因：响应慢，当电网频率发生小幅度波动时，一次调频未来得及参与便结束，导致有效动作次数减少；实际出力不足，当发生一次调频动作时，机组实际出力达不到理论值，导致响应指数偏低，造成考核；一次调频出现反向动作，当机组一次调频动作量与AGC升降负荷方向反向时，动作量相互抵消，甚至出现一次调频反向动作的现象，造成电量贡献指数低考核。
浅析电厂的一次调频的优化
浅析电厂的一次调频的优化摘要：火电厂主要由锅炉、汽机、发电机组成，同时电网在电厂中也是不可或缺的，火电厂的效益好坏与它们直接相关。
随着DEH(DigitalElectricHydraulic)控制系统的出现使得一次调频越来越受重视，大容量发电机组一次调频有助于提高电能、电网频率的质量，是电网稳定送电的保障，同时发电机组的并网也与它息息相关。
因此，电网的状态好坏与一次调频是分不开的。
但在发电机组的实际运行中，各电厂的机组运行是一个不稳定因素，导致实际一次调频效果并不显著。
关键词：电厂；一次调频；优化发电机侧的稳定运行依赖着一次调频动作的效果的好坏，运行人员对于频率的控制要把握在50Hz左右。
我国电力系统对于频率有着严格的要求范围，超出范围的频率通常是由于锅炉侧的能源消耗度和发电机侧的用电度不平衡导致的，因此控制好电力系统的频率对于电厂的稳定运行意义重大。
1一次调频的基本工作原理在发电机组的稳定运行状态下，电源和负载的功率应该是一个动态的平衡。
这个动态平衡一旦发生变化，系统将改变发电系统的相应频率，随之改变的是电网频率的变动，近一步影响吸收有用的功率。
在频率发生变化的同时，稳定运行中的发电机组也应该按照特性调整调门开度，改变功率输出，使机组恢复动态平衡的状态。
快速地消除由于供电功率和负荷发生的变化导致的频率变化，能够有效地保证机组的安全稳定运行。
具体情况如下图1:2一次调频的三种运行方式（1）DEH调频功能投入,CCS调频功能不投这种方式下的一次调频,因调频功率是加到DEH系统的目标值上,直接去动作调门,因此负荷响应很快。
但由于CCS 系统未投,其对DEH系统一次调频功能的作用是反向的,使机组参加一次调频的实际作用不大。
相反,汽机调节阀的快速变化将会引起主汽压力、机组负荷和调节级压力的频繁变化,成为扰动CCS调节系统的一个很大因素；（2）CCS调频功能投入,DEH调频功能不投该方式下,修正机组负荷指令对CCS系统进行一次调频。
电网一次调频特性分析与优化控制策略研究
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330MW_供热机组AGC_和一次调频控制策略分析及优化
136研究与探索Research and Exploration ·工艺流程与应用中国设备工程 2023.12（下）频控制系统通过监测电网频率的变化，计算出发电机需要调整的转速量，并实现对发电机的调整，使得发电机输出的电力能够适应电网的负荷需求，从而保持电网的稳定性和可靠性。
2 一种储能联合火电机组参与AGC 调频的控制传统燃煤机组由于响应时滞长、机组爬坡速率低、启停磨煤机所致断点段以及命令死区内震荡等问题，在参与AGC 调频时，不能准确跟踪电网的调频指令。
随着大规模的风电、光伏等间歇式新能源的并网，区域控制偏差ACE 信号中的高频分量增加，机组AGC 指令波动加剧，导致现有调频容量不足的问题日益突出，亟需新的手段来弥补火电机组的调频缺陷。
本案例说明了一种储能联合火电机组参与AGC 调频的控制方法，其特征在于，包括判断储能系统是否需要动作；若储能系统需要动作，则根据状态空间理论确定火电机组出力和储能出力的动态模型建立状态空间方程；通过所述状态空间方程，以调频效果和储能系统的能量管理效果确定目标函数；在对所述目标函数求解的过程中，构造火电机组出力和储能出力为约束条件的优化模型，使用所述优化模型对储能系统出力进行实时优化。
解决了目前储能辅助火电机组参与AGC 调频的过程中，储能系统采取满功率补偿策略，缺乏能量管理的问题。
2.1 控制方法及装置本案例中的控制方法，其特征在于：（1）判断储能系统是否需要动作；（2）若储能系统需要动作，则根据状态空间理论确定火电机组出力和储能出力的动态模型建立状态空间方程；（3）通过所述状态空间方程，以调频效果和储能系统的能量管理效果确定目标函数；（4）在对所述目标函数求解的过程中，构造火电机组出力和储能出力为约束条件的优化模型，使用所述优化模型对储能系统出力进行实时优化。
根据状态空间理论，选取火电机组出力P G (k )、储能系统的充放电功率P B (k )、储能SOC 状态SOC (k )以及火电机组与储能系统的联合出力P GB (k )作为状态变量；以火电机组短期预测出力增量△P G (k )和储能系统的短期预测出力增量△P B (k )作为控制变量；以火电机组和储能系统联合出力和储能SOC 作为输出变量，创建的状态空间方程如下：100010(1)()010001()(1)()(1)0100()()(1)()(1)11011G G B B G B rate rate GB GB P k P k P k P k P k x k tt SOC k P k SOC k E E P k P k ηητ + +∆+==+∆∆ − ∆+ +010()001()()00()()()011G B G B rate GB P k P k P k t SOC k P k E P k η∆+∆∆式中，△t 为数据的采样间隔，E rate 为储能系统的额定容量，τ为储能系统的自放电率，η为储能系统的充放电效率，满足下式：arg arg , ()01/,()0ch e B disch e B P k P k ηηη≤ =≥ 式中，ηcharge 为储能系统的充电效率，ηdischarge 为储能系统的放电效率。
一次调频优化方案
一次调频优化方案摘要：对于火电机组在网容量减小造成的一次调频能力减弱的问题，通过调整一次调频指令的优先性、增加转速偏差做为机组负荷的前馈、增加主汽压偏差前馈量做为一次调频保持功能、调整转速不等率的函数等方法，对一次调频逻辑进行了优化，保证了一次调频的调节能力和响应能力。
关键词：一次调频；转速偏差；主汽压偏差；转速不等率一、设备现状随着全国大电网运行、直流入湘、特高压、风电太阳能等新型能源装机容量高速增长，湖南省内火电机组在网容量进一步缩减，电网整体一次调频能力减弱。
仅湖南益阳电厂330MW机组2月份，发生一次调频考核次数高达123次。
二、原因分析针对益阳电厂330MW机组一次调频不合格的问题，经过调取一次调频能力不足导致考核的时段的相关数据，并与机组曲线进行对比分析，发现主要有如下几个原因。
1、AGC与一次调频冲突。
由于未设置一次调频动作优先的逻辑，当电网AGC 指令频繁波动时，AGC指令与一次调频指令的动作出现相反的情况，导致一次调频不动作。
2、DEH阀门流量特性线性差。
当#2机组负荷在200-280MW时，顺控方式下，GV2阀门在30%-55%开度时，其流量特性不符合一次调频要求。
3、协调方式下主汽压力回拉作用。
机组在协调控制下，主汽压有一定波动，当波动方向与一次调频指令动作方向不同时，一次调频效果不明显。
4、逻辑组态中，一次调频投入范围设置不合理。
一次调频的投入范围是负荷在175-305MW，调频补偿负荷设定在-26.4---+26.4MW。
当需要补偿的负荷超过±26.4MW时，一次调频自动退出。
如果调频负荷刚好在两个限幅点附近时，一次调频会频繁投入和退出，引起机组负荷频繁波动，影响机组安全运行。
除此之外，影响一次调频的原因还有：调门摆动、转速测量精度不高、阀门重叠度设置不合理等。
三、一次调频优化依据1）死区：电液型汽轮机调节控制系统的火电机组死区控制在±0.033Hz 内。
电厂一次调频控制策略的分析及优化
电厂一次调频控制策略的分析及优化
我国电厂发展环境日益复杂，生产运行管理面临更多挑战。
一次调频控制技术（PFC）是实现发电厂运行智能优化的重要手段，可以提高发电效率、抗干扰能力、稳定性等。
因此，研究分析和优化一次调频控制策略对发电厂的运行具有重要的意义。
首先，发电厂一次调频控制策略的分析应包括系统模型建立和参数确定。
PFC技术可
以把比较复杂的电力系统建模为一维线性系统，分析模型的有限状态标准H∞阻尼比和耦
合系数，确保系统的可靠性。
其次，要深入研究一次调频控制与实时控制及人机界面接口
的协调关系，利用在线参数自适应调节技术，提升系统参数的快速调整和调节能力。
此外，发电厂运行时的环境因素也会影响调频控制的性能，包括温度、气压、湿度等，这些因素
都应该进行监测，以便实时调整调频控制策略，提高控制精度。
最后，为了最大限度地改善厂用户发电系统的运行状况，应开发有效的控制优化策略。
例如，可以采用自适应期望调节、均衡调节和抗干扰控制等策略，对PFC系统进行优化，
以应对复杂的现实环境，改善电厂发电效率和抗干扰能力。
未来，基于大数据的分析和智
能控制技术将成为加强发电厂一次调频控制策略优化的重要手段之一。
近年来，一次调频控制已经成功应用于全球多个电厂，取得了良好的效果，但如何从
实践中提升技术水平，使发电厂以更高的性能工作，高效利用电力资源，保证安全可靠运
行仍然是一个需要解决的问题。
因此，深入研究一次调频控制策略，分析其特性，优化策略，对促进国家发电厂可持续发展、改善发电厂经济效益具有重要意义。
火电机组一次调频性能分析及优化
火电机组一次调频性能分析及优化摘要：一次调频功能是并网运行发电机组基本特性之一，它能够有效抑制电网频率变化，提高系统抵御功率缺额扰动的能力。
本文结合火电机组一次调频试验，对机组一次调频试验过程中存在的问题及其原因，进行了较为系统、全面的阐述和分析，提出了改善和优化机组一次调频性能的方法和技术要求，对于规范和指导新建及运行机组一次调频试验，提高机组参与电网一次调频控制性能具有指导意义。
关键词：火电机组；一次调频；性能分析；优化1、前言电网频率反映了发电有功功率和用户负荷之间的平衡关系，是电力系统运行的重要控制参数，频率变化对系统的安全稳定运行具有重要的影响。
通过提高机组一次调频动作与电网要求的同步性以及高压调节阀动作的及时性，以保证机组一次调频动作正确率和效果，减小考核压力。
2、火电机组一次调频的意义目前火电机组控制系统中均设计有一次调频功能，根据规定100MW及以上新建和运行火电机组都必须具备一次调频功能，并经过一次调频试验达到合格要求。
通过一次调频试验可以获得机组参与电网一次调频控制的负荷响应特性，对机组能否参与电网一次调频控制提供技术依据。
机组参与电网一次调频控制功能必须满足电网稳定控制的要求。
但是从目前的实际情况看，部分机组控制系统频差函数、不等率等参数设置不正确，协调控制系统调节品质不理想，加之与机组AGC功能存在不协调问题，造成一次调频控制性能不能满足要求，负荷响应速率较慢，负荷响应不足，持续性也较差，机组一次调频参数设置的不合理，将会使得机组一次调频功能不能正常发挥作用，严重影响电网一次调频控制的执行力度以及电网频率的稳定。
3、火电机组一次调频性能分析及优化火电机组经过长时间的运行和不同的运行工况，机组特性会发生改变，由此也影响到机组一次调频性能。
结合多台火电机组一次调频运行状况的分析及多种改进方法的尝试效果，总结出影响一次调频效果及性能的下列主要因素。
3.1AGC指令与一次调频动作反向机组AGC工况下常出现AGC指令和一次调频动作目标两者之间调节作用反向的情况。
火力发电厂一次调频控制优化策略
火力发电厂一次调频控制优化策略摘要：随着我国经济的快速发展，对电力供应的需求也逐渐增加。
火力发电厂是我国的目前主要的供电企业，基于供电需求量增加的背景下，火力发电厂在进行电力生产和运行过程中，需要确保稳定和安全。
通过加强发电机组一次调频和自动增益控制的功能，来实现稳定电力运行的目的。
然而在具体运行中，受限于多个因素的影响，火电机组的一次调频和AGC功能没有达到有关技术的要求，基于此，则需要对其问题及原因进行分析，并提出有效的一次调频控制优化策略。
关键词：火力发电厂；一次调频；控制；火电机组1 前言在经济和社会不断发展的背景下，对于电力供应的需求量逐渐上升，这种情况下就要求电网更加稳定安全的运行，在火力发电厂的电力生产过程中，增加了对自动发电控制系统性能指标的要求和标准，以增强一次调频性能及AGC功能，实现达到电网安全稳定运行的标准，同时还需要确保火力机组的稳定。
2 火力发电厂机组概述本文以某火力发电厂采用的发电机组为例，使用的发电机组为600MW机组，其中锅炉为东方锅炉厂生产的DG2028/17.45-II3亚临界压力锅炉，“W”火焰、双拱形单炉膛、尾部双烟道结构、中间一次再热、自然循环、平衡通风、固态排渣、悬吊式燃煤汽包炉。
汽轮机为东方汽轮机厂制造，型号为N600-16.7/538/538-1，型式为亚临界、中间一次再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。
其额定的功率是600MW。
该机组开始正式运行后，出现了较大的缺陷和问题，如：锅炉燃烧之后具有比较大的迟延，波动较大的主蒸汽压力，在多次考核下没有达到电网调度部门的标准，基于此，则需要对此机组开展高效的一次调频控制优化，进而更好的确保机组的稳定运行，保证正常有序的电力生产和运行。
3 火力发电厂一次调频控制问题分析结合某火力火电厂机组运行的情况，发现一次调频控制存在的几点问题，主要表现在：3.1 一次调频死区首先简单了解一下一次调频的概念: 对于电网中快速的负荷变动所引起的周波变动，汽轮机调节系统、机组协调控制系统根据电网频率的变化情况利用锅炉的蓄能，自动改变调门的开度，即改变发电机的功率，使之适应电网负荷的随机变动，来满足电网负荷变化的过程这就是一次调频。
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一次调频功能控制策略的分析及优化随着大容量机组在电网中的比例不断增加，电网用电结构变化引起的负荷峰谷差逐步加大，而用户对电能质量的要求却在不断提高，电网频率稳定性的问题越来越被重视。
大容量火电机组需要根据中调的AGC指令和电网的频率偏差参与电网的调峰、调频。
为提高电网运行的稳定性，降低电网频率的波动，增强电网抗事故能力。
目前发达国家电网频率变动允许范围是0.1Hz，我国电网频率变动允许范围是0.2Hz，因此许多重要产品的质量比不上经济发达国家。
电能质量越高，电网也越安全。
特别是电力走向市场的大环境下，各电网均开展了以省为实体的电网地区负荷偏差控制，即 ACE控制。
各省电力公司为快速满足ACE 偏差最小化的要求，大力发展自动发电控制（AGC）机组。
“AGC”机组是指参与电力调度通信中心的频率和有功功率自动控制的机组。
1 基本概念1.1 一次调频对于电网中快速的负荷变动所引起的周波变动，汽轮机调节系统、机组协调控制系统根据电网频率的变化情况利用锅炉的蓄能，自动改变调门的开度，即改变发电机的功率，使之适应电网负荷的随机变动，来满足电网负荷变化的过程这就是一次调频。
现代广义的电网一次调频功能，需考虑汽轮机、锅炉、发电机及电网间的相互配合与制约关系，应以整台机组作为控制对象。
从功能上既要有传统电网一次调频的快速性，又要有现代控制的整体协调性。
汽轮机快速响应外界负荷、频率的变化，锅炉跟随汽轮机的快速响应，满足汽轮机的要求。
稳定运行的电力系统，其电源和负荷功率必须是动态平衡的。
当电源功率或负荷发生变化造成变化时（以功率不足为例），系统的频率就会随之降低，系统中的负荷设备会因为频率下降而影响其有功的吸收。
与此同时，系统中运行的同步发电机组，也会按照其调速系统的静态特性增加调门开度，弥补系统中功率的不足。
1.2 速度变动率速度变动率是指汽轮机由满负荷到空负荷的转速变化与额定转速之比,其计算公式为:δ=(n1 - n2)/n×100%，式中n1：汽轮机空负荷时的转速, n2: 汽轮机满负荷时的转速, n：汽轮机额定转速。
对速度变动率的解释如下:汽轮机在正常运行时,当电网发生故障或汽轮发电机出口开关跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为“动态飞升”。
理论上，转速上升的最高值由速度变动率决定,一般应为4～5 %。
若汽轮机的额定转速为3000转/分,则动态飞升在120～150转/分之间。
三河发电有限责任公司速度变动率取5 %。
1.3 响应滞后时间和稳定时间图1 响应滞后时间和稳定时间示意图如图1所示，响应滞后时间：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，图中Δt为响应滞后时间。
为保证机组一次调频的快速性，根据《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求Δt应小于3秒。
稳定时间：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，图中t1为稳定时间。
为保证机组一次调频的稳定性，根据《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求t1应小于1分钟。
1.4 负荷变化幅度机组参与一次调频的负荷变化幅度，是考虑当频率变化过大时，机组负荷不再随频率变化，以保证机组稳定运行。
但是，变化幅度限制的越小，一次调频能力越弱，根据《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求限制幅度大于机组额定负荷的±8%。
AGC机组在CCS内设置的一次调频调节量计算式为：式中n0=3000r/min；No为额定功率；δ＝5％.所以，350MW级AGC机组在（50±0.1）Hz频率范围内参与一次调频时，机组一次调频负荷调整的最大允许范围为±14MW/0.1Hz机组参与一次调频频率调节死区为（3000±2）r/min，即调节的频差死区为±0.033Hz。
电网固定机组一次调频范围为（50±0.1）Hz，即（49.9～50.1）Hz, 当频率低于49.967 Hz时，ΔN＝140×〔50－(Hz+0.033)〕（MW）, 当频率高于50.033 Hz时，ΔN＝140×〔50－(Hz-0.033)〕（MW）。
在此范围内CCS系统参与电网一次调频能力最大为±9.38MW，超过该区间运行人员手动快速调节负荷满足电网频率需要。
2 目前三河发电有限责任公司的情况2.1 整体情况三河发电有限责任公司机组在DCS系统和DEH系统中都存在一次调频功能，机组运行投入，不能人为退出。
机组工作在AGC方式时，由DEH、DCS共同完成一次调频功能，当机组不在AGC方式时由DEH完成一次调频的任务。
一次调频功能由DEH实现。
即将频差信号叠加在汽轮机调速汽门指令的设计方法,以保证一次调频的响应速度。
同时在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,此系统的一次调频功能不能随意切除,保证了一次调频功能始终在投入状态。
一次调频控制原理如图2所示。
图2 一次调频控制原理示意图2.2 《华北电网发电机组一次调频运行管理办法》规定三河发电有限责任公司机组的一次调频技术指标为：速度变动率：4%-5% 系统迟缓率：< 0.06% 死区：< ±2转/分钟稳定时间：< 1分钟变化幅度：≥±8%MCR 响应滞后时间：< 3秒2.3 1、2号机组的一次调频实现1、2号机组一次调频技术指标符合《华北电网发电机组一次调频运行管理办法》的要求，频差函数曲线如图3所示。
图3 频差函数曲线目前1、2号机组的技术指标：速度变动率： 5% 系统迟缓率：0 死区：±2转/分钟稳定时间：< 1分钟变化幅度：≥±8%MCR 响应滞后时间：< 3秒DEH一次调频的逻辑图如图4所示。
图4 DEH一次调频的逻辑图说明：在汽机实际转速偏差低于±2rpm时，通过10s的一阶延迟缓慢作用。
在汽机实际转速偏差大于±2rpm时，偏差经2/3比例后直接加到汽机调门指令上。
频率偏差与负荷修正的关系确认一次调频的组态实现逻辑为：如果Hz＞50+0.033，则Bias=(50+0.033-Hz)×Gain；如果Hz＜50-0.033，则Bias=(50-0.033-Hz)×Gain；如果Bias＞r_hi，则Bias＝r_hi；如果Bias＜r_lo，则Bias＝r_ lo；其中Gain＝135；0.033为机组参与一次调频的死区。
由以上运算公式和逻辑关系可以看出，当频差（Bias）＜0时，可以判断电网频率高，要求机组降负荷→关调门→机前压力升高，为了保证不出现负荷回调的现象，要求机前压力设定值也要提高。
相关数值的确定：（1）0.033：根据华北电网调〔2006〕28号文《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求：火电机组一次调频死区不大于±2 r/min，即±2/3000×50＝±0.033Hz。
（2）Gain＝135：频率与功率的比例系数，根据华北电网调〔2006〕28号文《华北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求：机组调速系统的速度变动率，火电机组速度变动率一般为4%～5%，对于本公司350MW机组，速度变动率取5%的情况下，350/(5%×3000)＝2.3MW/rpm，即0.017Hz对应2.3MW，得出频差1Hz对应135MW，因此频率与功率的比例系数为135。
2.4 存在的问题2006年8月6日电网频率波动检查三河发电有限责任公司的一次调频功能的曲线如图5所示。
图5 存在回调现象的一次调频功能的曲线图中曲线为：1BAA01CE301：#1机机组实际负荷1BAA01CE320：电网频率1CBA00C0001_：#1机中调AGC指令1SGEN_BIAS：#1机频率偏差修正值1PTSP：机前压力设定值1PT：机前压力1CBA10co501: #1机转速分析：2006年8月6日3时06分28秒，系统频率在2秒内由50.04Hz下降至49.94Hz，频率偏差产生的修正信号,机组负荷0秒响应，3秒后负荷开始稳定上升，15秒后保持稳定。
三河发电有限责任公司两台机组从投产以后基本一直投入机跟炉的协调控制方式，DEB 协调控制方式由于制粉系统的限制投入效果不佳，因此很少采用。
一次调频动作时，DEH立即动作，使阀门有开向或关向的阶跃变化，此变化引起机前压力减小或增大，而压力控制回路对综合阀位有反向的调节，所以导致一次调频响应缓慢。
3 改进方案3.1 初步试验通过与华北电科院专家进行探讨制定下一步的整改方案，可以采取随网频变化适时修改压力定值的方法，来消除由内回路引起的反调。
具体方法：在CCS系统内将频差信号作为前馈信号引入压力控制器，因此压力定值则由两部分组成，一部分是原计算回路的压力定值，另一部分则是频差经过变换的压力定值的修正部分。
通过对压力定值的前馈修正，使得在调频作用时，机前压力定值能随网频变化相适用。
克服因机前压力随网频变化，而机前压力定值不变，导致产生的调节偏差而将机前压力快速调回的反调现象。
优化控制方案原理如图6所示。
图6 优化控制方案原理图用频差函数修正时，注意网频变化同机前压力定值增量的方向的一致性问题，同时对修正压力增量进行适当限幅。
一般取函数的限幅为[-0.3MPa,+0.3MPa]，如图7所示。
图7 限幅函数频率偏差与机前压力设定值修正的关系确认组态实现逻辑为：如果Hz＞50+0.033，则Bias=(50+0.033-Hz)×Gain；如果Hz＜50-0.033，则Bias=(50-0.033-Hz)×Gain；如果Bias＞r_hi，则Bias＝r_hi；如果Bias＜r_lo，则Bias＝r_ lo；其中Gain＝-5；0.033为机组参与一次调频的死区由以上运算公式和逻辑关系可以看出，当频差（Bias）＜0时，可以判断电网频率高，要求机组降负荷→关调门→机前压力升高，为了保证不出现负荷回调的现象，要求机前压力设定值也要提高。
数值的确定：Gain＝-5，频率与转速的关系0.1Hz→6rpm，去掉死区2rpm，0.1Hz→4rpm，4rpm→4.6MW根据机组运行数据，当负荷变化4.6MW时，机前压力的变化为0.5Mpa，因此频率与压力设定值的比例系数为-5。
3.2 试验出现的问题原压力定值计算回路是有速率限制的，主要是根据锅炉升压能力来确定，作用是使压力指令的变化同锅炉实际升压能力相适应。