电力系统调频、调压教学提纲
电力系统频率调节
第一节 安全用电知识
二、安全距离 为了保证电气工作人员在电气设备运行操作、维护检修时不致误碰带
电体，规定了工作人员离带电体的安全距离;为了保证电气设备在正常运 行时不会出现击穿短路事故，规定了带电体离附近接地物体和不同相带 电体之间的最小距离。安全距离主要有以下几方面: 1.设备带电部分到接地部分和设备不同相部分之间的距离，如表7-1所 示; 2.设备带电部分到各种遮栏间的安全距离，如表7-2所示; 3.无遮栏裸导体到地面间的安全距离，如表7-3所示; 4.电气工作人员在设备维修时与设备带电部分间的安全距离，如表7-4 所示。
由上式可知，要控制发电机频率就得控制机组转速。 在稳态电力系统，机组发出的功率与整个系统的负荷功率加上系统总损
耗之和是相等的。
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4. 1电力系统的频率特性
当系统的负荷功率增加时，系统就出现了功率缺额。此时，机组的转速 下降，整个系统的频率降低。
可见，系统频率的变化是由于发电机的负荷功率与原动机输入功率之间 失去平衡所致，因此调频与有功功率调节是分不开的。
流 可达正常电流的几十倍甚至上百倍，产生的热量(正比于电流的平方)是 温度上升超过自身和周围可燃物的燃点引起燃烧，从而导致火灾。 (2)过载引起电气设备过热选用线路或设备不合理，线路的负载电流量 超过了导线额定的安全载流量，电气设备长期超载(超过额定负载能力)， 引起线路或设备过热而导致火灾。
(1)具有足够大的容量和可调范围。 (2)允许的出力调整速度满足系统负荷变化速度的要求。 (3)符合经济运行原则。 (4)联络线上交换功率的变化不致影响系统安全运行。
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4. 1电力系统的频率特性
水轮发电机组的出力调整范围大，允许出力变化速度快，一般宜选水电 厂担任调频。
电力系统调频课程设计
电力系统调频课程设计一、课程目标知识目标：1. 让学生理解电力系统调频的基本原理，掌握调频的目的、意义及方法。
2. 使学生掌握电力系统频率调整的主要措施，了解调频过程中涉及的技术参数。
3. 帮助学生了解我国电力系统的调频现状及发展趋势。
技能目标：1. 培养学生运用调频知识分析和解决实际问题的能力，如针对特定电力系统频率波动情况，提出合理的调频方案。
2. 提高学生运用相关软件工具进行电力系统调频模拟仿真的技能。
情感态度价值观目标：1. 培养学生对电力系统调频工作的兴趣和热情，激发他们为我国电力事业作贡献的意愿。
2. 增强学生的团队合作意识，培养他们在调频问题探讨中积极倾听、交流、表达自己观点的能力。
3. 引导学生关注电力行业的发展，认识到电力系统调频对保障电网稳定运行的重要性。
本课程针对高年级本科或研究生阶段的学生，结合电力系统及自动化专业特点，注重理论知识与实际应用相结合。
通过本课程的学习，旨在使学生掌握电力系统调频的基本知识，具备分析和解决实际调频问题的能力，同时培养他们积极向上的情感态度和价值观。
课程目标分解为具体学习成果，以便于教学设计和评估。
二、教学内容1. 电力系统调频基本概念：介绍调频的定义、分类、目的及其在电力系统运行中的重要性。
教材章节：第一章 调频原理与分类2. 电力系统频率特性：分析电力系统频率的波动原因、频率调整方法及其对系统稳定性的影响。
教材章节：第二章 频率特性与调节方法3. 调频器工作原理及参数设置：详细讲解调频器的工作原理、主要参数设置及其对调频效果的影响。
教材章节：第三章 调频器原理与参数设置4. 电力系统调频措施：介绍电力系统调频的主要措施，包括一次调频、二次调频以及三次调频等。
教材章节：第四章 调频措施及其应用5. 调频控制系统设计：分析调频控制系统的设计原理、结构及其性能评价指标。
教材章节：第五章 调频控制系统设计6. 电力系统调频实例分析：结合实际案例，分析电力系统调频过程中遇到的问题及解决方法。
电力系统的电压和频率调节
电力系统的电压和频率调节电力系统中的电压和频率调节是确保供电系统稳定、高效运行的关键措施。
在电力系统中，电压和频率的调节对于保持用电设备的正常运行以及保障用户的电能质量至关重要。
本文将探讨电力系统中电压和频率调节的原理、方法以及相关控制策略。
一、电压调节1. 电压调节的重要性电力系统中的电压调节是对电压进行稳定控制的过程。
电压的稳定控制是为了保持用电设备在正常范围内工作，同时保证电能质量。
过高或过低的电压都会对电力设备的正常运行产生不利影响，甚至导致设备故障。
2. 电压调节的原理电压调节的原理是通过调整发电机励磁电流或变压器的变比来实现。
在电力系统中，通过自动电压调节器（AVR）调节发电机励磁电流，来控制电压。
同时，变压器的变比调整也可以实现电压调节。
3. 电压调节的方法电压调节的方法主要包括电力系统的无功功率补偿、发电机励磁控制和变压器的变压器调节等。
无功功率补偿通过调整无功功率的流动来改变电网的电压；发电机励磁控制通过调节励磁电流来控制发电机输出电压；变压器调节通过调节变压器的变比来实现电网电压的调整。
二、频率调节1. 频率调节的重要性在电力系统中，频率的稳定性对于保证电力设备的运行和电能质量是至关重要的。
电网的负荷波动、运行状态的变化等因素都会导致频率的波动。
频率的稳定性是确保用电设备正常运行的基础。
2. 频率调节的原理频率调节的原理是通过调节电力系统的发电量来实现。
在电力系统中，发电量和负荷之间必须保持平衡，以维持频率的稳定。
当负荷增加时，发电量也需要增加，以保持频率不变。
3. 频率调节的方法频率调节的方法包括机械调节和自动调节两种方式。
机械调节是通过人工干预来调节机组的负荷和发电量，以维持频率的稳定。
而自动调节则通过采用自动调节装置来实现。
现代电力系统中，自动频率调节器（AGC）是常用的调节装置，它可以自动监测频率的变化并控制机组负荷的调整。
三、电压和频率调节的控制策略1. 电压和频率的联合调节为了确保电力系统供电稳定、高效运行，电压和频率调节是需要相互协调的。
第五章-电力系统的频率调整讲课稿
（1）影响锅炉的正常运行
（2）当频率下降时，会增加汽轮机叶片所受的力，引起叶片的共 振，缩短叶片的使用寿命，严重时刻使叶片断裂。 （3）频率降低时，导致拖动设备出力下降，造成水压风力不足， 因此发电机发电能力下降，所以为了维持正常电压，就要增加励磁 电流，致发电机定子和转子温升增加。 （4）频率降低时，因为为了维持正常电压而增加了励磁电流，导 致磁通密度的增大，因此变压器的铁耗和励磁电流都要增大。
1、负荷增加，使电磁转矩增加，若原动机的拖动转矩不变，则转速n 下降，导致频率降低。
2、负荷减少，使电磁转矩减小，若原动机的拖动转矩不变，则转速n 上升，导致频率升高。
通过上面的分析得出：有功功率的变化(负荷的变化) 与频率的变化是直接相关的，因此可以通过调节频 率来调节有功功率的平衡。
二、有功功率负荷的变动和调整控制
衡量运行经济性的主要指标为：比耗量 (煤耗率)和线损率（网损率）
有功功率的最优分布包括：有功功率负荷 预计、有功功率电源的最优组合、有功功率 负荷在运行机组间的最优分配等。
第一节 电力系统中有功功率的平衡
一、电力系统的有功功率平衡
发电机组的有功平衡
发电机组的有功平衡：发电机的电磁功率 PGi与原动机的机械功率PTi之间的平衡。
（6）两者分别沿着图中箭头方向移动，最终系统稳定运行 于新的平衡点O’。
这就是一次调频的整个过程。
下面来分析负荷功率的增加量是由哪 几部分组成的，由图可知：
OA OB BA PL0 OB PG KGf BA PL KLf
因此： 整个系统的负荷功率的增大量= 发电机组功率的增大量-负荷功 率减少量
有功功率电源的最优组合指系统中发电设备或发电厂的合理 组合，即机组的合理开停。 ◆ 机组的最优组合顺序 ◆ 机组的最优组合数量 ◆ 机组的最优开停机时间
电力系统的有功功率平衡与频率调整教材
01
机组要有足够的调整容量及范围; 调频机组具有能适应负荷变化需要的调整速度; 调整输出功率时符合安全及经济原则。
按照频率调整的要求，主调频厂应具备以下条件：
02
13.4.3 频率的三次调整
由此可见，调度部门使用发电计划来解决大部分有功功率平衡问题的。
13.4.4 互联系统的频率调整
13.4.4 互联系统的频率调整
（13.12）
由13-10式可得：
可见，当A、B两系统都进行二次调整，且两系统的功率缺额与其单位调节功率成比例时，即
联络线上的交换功率增量 为零。
13.4.4 互联系统的频率调整
令 ， 分别为A、B两系统的功率缺额，
汽轮发电机组：
水轮发电机组：
13.3.1 发电机组的有功功率—— 频率静态特性
(13.3)
用标幺值表示为：
(13.4)
13.3.1 发电机组的有功功率—频率静态特性
2、发电机组和等效发电机组的 功率频率静态特性
O
PG
PG2
图13.6频率的一次调整
假定系统只有一台机组
若系统负荷增加 ，其特性曲线变为 。此时频率为 ，系统运行于b点。
由图13.6可见，对应b点，发电机功率输出的增量为:
负荷的频率调节效应所产生的负荷功率变化量为
式（13.9）中
K 称为系统的单位调节功率，或系统的功率—频率静特性系数。
01
2.2 调频器的工作原理—实现频率的二次调整
02
13.2 自动调速系统
转速测量元件
放大元件
图13.2离心飞摆式调速系统示意图
2 自动调速系统
转速控制机构
《电力系统控制与调度自动化》教学大纲
《电力系统控制与调度自动化》教学大纲课程名称：电力系统控制与调度自动化适用班级：16电气工程及其自动化专科辅导教材：《电力系统控制与调度自动化》（第二版）王士政等编著中国电力工业出版社一、本课程的地位、任务和作用本课程是为电气工程及其自动化专业开设的一门专业选修课，涉及电力系统运行理论、自动控制理论、计算机控制技术、网络通信技术等多方面的知识，内容十分丰富，包括发电机励磁自动控制、发电厂自动化、电网调度自动化、配电网自动化、变电站自动化等。
通过本课程的学习，使学生对电力系统相关问题形成较为系统的认识和了解；使学生深入了解发电机自动励磁控制的基本原理和方法，掌握发电机的并网过程；使学生了解电力系统频率调整及电压调整的基本问题，掌握电力系统功频特性、自动发电控制、经济调度的原理和方法，掌握电力系统电压控制措施；使学生了解电力系统自动化的基本知识，熟悉电网调度自动化、配电网自动化、变电站自动化的相关问题，训练和培养学生独立思考、解决实际工程问题的能力，为以后走上工作岗位打下基础。
二、本课程的相关课程先修课程：《高等数学》、《电机学》、《自动控制原理》、等。
三、本课程的基本内容及要求第一章，电网调度自动化的内容、任务及功能。
第二章，SCADA/EMS.掌握能量管理系统（ EMS）概念，变电所、馈电线自动化功能。
第三章，数据通信原理，电力系统通信信道，差错控制基本概论。
循环码编码。
第四章，电力系统频率控制掌握电力系统频率特性、调频与调频方程式、电力系统的经济调动和自动调频、电力系统低频减载第五章，电力系统电压控制第六章，电力系统安全控制第七章，电力系统运行成本控制……四、习题数量及要求以思考题、名词解释为主，针对课程内容适时进行讨论。
五、教学方式与考核方式教学方式：面授辅导、平时作业考核方式：考勤、作业和考试《电力系统控制与调度自动化》复习范围1.请对以下名词或术语进行简要解释和说明：调度自动化系统：信息集中处理自动化系统，保证电力系统正常、安全、经济、可靠、优质运行，实现运行状态采集处理监测控制分析等功能。
第4章 电力系统频率调整和电压调整
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整个系统的负荷功率与频率的关系：
2
n
PL
a0PLN
a1PLN
f fN
a2PLN
f
fN
率偏移。频率偏移是衡量电能质量的一项重要指标。
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5
我国电力系统采用的额定频率为50Hz，为保证频率的质量， 其允许偏移值如表所示。
运行情况
正常运行 事故运行
大、小系统 大系统
30min以内 15min以内 绝不允许低于
允许频率偏差 （Hz）
±0.5 ±0.2
允许标准时钟误 差（s）
40 30
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三、 电力系统负荷及电源的频率静态特性 1.电力系统负荷的功率——频率静态特性
• 有功功率-频率静态特性：电力系统负荷、发电机的有 功功率和频率的关系。 • 根据所需的有关功功率与频率的关系可将负荷分为以 下几种：
（1）与频率变化无关的负荷，照明、电弧炉等； （2）与频率的一次方成正比的负荷，压缩机、球磨机等； （3）与频率的二次方成正比的负荷，变压器的涡流损耗； （4）与频率的三次方成正比的负荷，通风机等； （5）与频率的高次方成正比的负荷，给水泵等。
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14
（3）检修备用 为系统中的发电设备能定期检修而设置的 备用，与系统中的发电机台数、年负荷曲线、检修周期、检 修时间的长短、设备新旧程度等有关。检修备用与前两种备 用不同，事先安排的。检修分为大修和小修。
（4）国民经济备用 考虑国民经济超计划增长和新用户的 出现而设置的备用，与国民经济增长有关，一般为最大负荷 的3~5%
• 负荷备用和事故备用采用旋转的热备用，即指运转中的发 电设备可能产生的最大功率与实际发电量之差。优点：投入 速度快。缺点：使大量的发电机低于额定功率运行，偏离发 电机的最佳运行点，造成效率低下。
电力系统调度复习提纲
电力系统调度复习提纲第一篇：电力系统调度复习提纲复习提纲第1章、绪论1、了解电力系统的构成、特点极其发展方向。
2、了解电网调度中心、电力系统如何进行分级控制？3、了解电网调度自动化系统的发展、功能、设备构成。
第2章、电力系统频率控制1、理解电力系统的频率特性。
3、理解电力系统频率调整（一次，二次，三次基本概念，一、二次频率调整的原理、联合电力系统的调频（计算）、频率三次调整的基本原理（有功负荷经济分配）（计算），了解主调频厂、辅助调频厂、基荷厂的作用）4、理解频率异常、原因，理解我国电力系统频率紧急控制的措施。
5、理解频率崩溃（概念、过程）第3章、电力系统电压控制1、理解电力系统的电压特性。
2、电力系统无功负荷和无功电源有哪些？3、什么是电压中枢点，对中枢点电压调节方法有哪些？（原理）4、电力系统电压调整的方法（各种方法的理解（计算））5、了解无功功率与电力系统的经济运行（理解无功电源的最优分布、无功负荷的最优补偿（计算））6、什么是电力系统电压稳定性。
理解电力系统无功平衡与电压水平的关系、无功平衡与电压稳定性关系。
7、理解电压崩溃的概念低电压的概念8、了解防止电压稳定破坏的措施。
第4章、电力系统安全控制1、理解电力系统各种运行状态的基本概念，状态特征。
了解其控制目标和控制内容，掌握各种运行状态的转换。
2、理解电力系统静态安全分析过程（故障定义，筛选，分析（直流潮流法，计算）3、了解电力系统动态安全分析的方法（模式识别法，李雅普诺夫法）4、了解正常状态、恢复状态的安控。
5、掌握紧急状态的安控。
（紧急状态下系统可能出现的情况，原因，措施）6、理解电力系统安全控制的主要内容。
第5章、EMS高级应用软件PAS1、理解网络拓扑的基本，了解网络拓扑分析的方法。
2、掌握状态估计的功能基本原理，理解解其方法（计算）3、负荷预测（掌握分类，了解基本方法）4、潮流计算，掌握牛-拉法，P-Q分解法的基本原理（基本概念、计算）5、了解电力市场技术支持系统，理解电力市场化运营对EMS系统软件的影响。
4电力系统频率调整和电压调整
4 电力系统的有功功率平衡与频率调整4.1 概述一、频率调整的必要性电力系统运行的根本目的是在保证电能质量符合标准的条件下，持续不断地供给用户所需要的功率，维持电力系统的有功功率和无功功率的平衡，保证系统运行的经济性。
衡量电能质量的主要指标是频率、电压和波形。
电力系统运行中频率和电压变动时，对用户，发电厂和电力系统本身都会产生不同程度的影响。
为保证良好的电能质量，电力系统运行时，必须将系统的频率和电压控制、调整在允许的范围内。
我国频率规定：f N ＝50Hz ，频率偏差范围为±0.2～0.5Hz二、频率调整的方法 第一种变化负荷引起的频率偏移由发电机组的调速器（governor ）进行，称为频率的一次调整。
第二种变化负荷引起的频率偏移由发电机组的调频器（frequency modulator ）j 进行，称为频率的二次调整。
第三种负荷的变化是可预测的，调度部门按经济调度的原则事先给各发电厂分配发电任务，各发电厂按给定的任务及时地满足系统负荷的需求，就可以维持频率的稳定。
4.2自动调速系统一、调速器的工作原理——实现频率的一次调整对应负荷的增大，发电机输出功率增加，频率略低于原来值；如果负荷降低，调速器调整作用将使输出功率减小，频率略高于原来值。
这就是频率的一次调整，频率的一次调整由调速器自动完成的。
调整的结果，频率不能回到原来值，因此一次调整为有差调节(droop control )。
二、调频器的工作原理——实现频率的二次调整由调频器来完成的调节，称为频率的二次调整。
由于调整的结果，频率能回到原来值，因此二次调整为无差调节(isochronous control )。
4.2 电力系统有功功率平衡和频率调整 一、频率的影响1、影响产品质量：异步电动机转速与输出功率有关2、影响精确性：电子技术设备3、影响汽轮发电机叶片 二、频率负荷机制三、、有功功率负荷的变动及其分类控制1、系统负荷可以看作由以下三种具有不同变化规律的变动负荷组成： 1）变动周期小于10s ，变化幅度小 调速器频率的一次调整 2）变动周期在（10s ，180s ），变化幅度较大调频器频率的二次调整3）变动周期最大，变化幅度最大：气象、生产、生活规律根据预测负荷，在各机组间进行最优负荷分配频率的三次调整 四、有功功率平衡与备用容量1、功功率平衡：2、备用容量：1）作用 为了保证供电可靠性及电能质量合格，系统电源容量应大于发电负荷2fωπ=T GP P ≡发电机输出电磁功率原动机输入功率T G T GP P P P ≥⎧⎨≤⎩,GiLi Loss PP P ∑=+∑∑2）定义 备用容量 ＝ 系统可用电源容量 － 发电负荷 3）分类按作用分：负荷备用：满足负荷波动、计划外的负荷增量事故备用：发电机因故退出运行能顶上的容量 检修备用：发电机计划检修国民经济备用：满足工农业超计划增长按其存在形式分： 热备用冷备用4．3 电力系统无功功率平衡和电压管理电力系统中无功功率电源不足，系统结点电压就要下降。
电力系统频率调整及控制-17页word资料
12.1.1.1频率与有功功率平衡电力系统频率是靠电力系统内并联运行的所有电机组发出的有功功率总和与系统内所有负荷消耗(包括网损)的有功功率总和之间的平衡来维持的。
但是，电力系统的负荷是时刻变化的，从而导致系统频率变化。
为了保证电力系统频率在允许范围之内，就需要及时调节系统内并联运行机组的有功功率。
频率质量是电能质量的一个重要指标。
中国《电力工业技术管理法规》规定，大容量电力系统的频率偏差不得超过，一些工业发达国家规定频率偏差不得超过。
说明电力系统元件及整个系统的频率特性，介绍电力系统调频的基本概念。
12.1.2.1负荷频率特性负荷的频率静态特性：在没有旋转备用容量的电力系统中，当电源与负荷推动平衡时，则频率将立即发生变化。
由于频率的变化，整个系统的负荷也将随着频繁率的的变化而变化。
这种负荷随频率的变化而变化的特性叫做负荷的频率静态特性。
综合负荷与频率的关系可表示成：由于电力系统运行中，频率一般在额定频率附近，频率偏移也很小，因此可将负荷的静态频率特性近似为直线，如下图所示。
12.1.2.2发电机组频率特性发电机组的频率静特性：当系统频率变化时，发电机组的高速系统将自动地改变汽轮机的进汽量或水轮机的进水量以增减发电机组的出力，这种反映由频率变化而引起发电机组出力变化的关系，叫发电机调速系统的频率静态特性。
发电机组的功率频率静态特性如下图：在不改变发电机调速系统设定值时，发电机输出功率增加则频率下降，而当功率增加到其额定功率时，输出功率不随频率变化。
图中向下倾斜的直线即为发电机频率静态特性，而①和②表示发电机出力分别为PG1和PG2时对应的频率。
等值发电机组（电网中所有发电机组的等效机组）的功率频率静态特性如下图所示，它跟发电机组的功率频率静态特性相似。
12.1.2.3电力系统频率特性电力系统的频率静态特性取决于发电机组的功率频率特性和负荷的功率频率特性，由发电机组的功率频率特性和负荷的功率频率特性可以经推导得出：式中――电力系统有功功率变化量的百分值：――系统频率变化量百分值；――为备用容量占系统总有功负荷的百分值。
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第一章电力系统调频第一节系统频率标准1.1 福建电网与华东电网并列运行时，频率调整按《华东电力系统调度规程》执行。
标准频率为50 赫兹，频率偏差不得超过50±0.2赫兹，超出50±0.2赫兹为事故频率，事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。
在正常情况下，发电机组AGC 投入时，系统频率应保持在50±0.1赫兹范围内运行。
1.2 当发生省网或省内局部地区独立网运行时，独立网用电负荷为300万千瓦及以上,频率偏差正常不得超过50±0.2 赫兹；超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。
独立网用电负荷小于300万千瓦，频率偏差正常不得超过50±0.5 赫兹；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。
1.3 系统事故造成地区电网独立网运行时，地调及地区电厂负责独立小网调频调压任务，使之能与省电网顺利并列，不得出现因调整不当而引起的高频切机、低频减负荷甚至垮网的现象。
第二节调频厂的确定及频率监视2.1 电网运行时应指定第一调频厂和第二调频厂。
省电网单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂、燃汽轮机组以及抽水蓄能机组均可担任系统的第一、二调频厂。
正常运行情况下，省调应指定上述其中的电厂担任第一调频厂，机组投入AGC运行的电厂即自动转为第一调频厂，未指定为第一调频厂或未投AGC的上述电厂均为系统的第二调频厂。
选择系统调频厂应遵循以下原则：1、具有足够的调频容量，可满足系统负荷的最大增、减变量。
2、具有足够的调整速度，可适应系统负荷的最快增、减变化。
3、在系统中所处的位置合理，其与系统间的联络通道具备足够的输送能力。
2.2 省调调度室应装有ACE监视画面和数字式频率显示器及记录式频率记录仪，当频率超出50±0.1赫兹时，应具备告警信号。
系统的频率以省调调度室的频率显示为准；系统第一、第二调频厂和频率监视点每月15日白班应与省调核对频率显示装置。
2.3 为有效监视系统频率运行，对各单位装设频率表的要求：1、在各地调调度室和所有电厂、变电站（集控站）的中控室（或集控室）均要求装有频率显示器；所有500/220千伏变电站应装有数字式频率表。
2、各地调调度室和第一、第二调频厂应装有数字式和记录式频率表，当频率超出50±0.15赫兹时，应具备有告警音响和灯光信号。
3、系统频率监视点为：省调直调电厂、所有500千伏变电站、220千伏鼓山变、旗山变、笏石变、惠安变、罗塘变、半兰山变、鼎美变、总山变、王庄变，列西变、杨真变、甘棠变，上述厂站应装有频率自动记录仪，当记录仪启动时应有告警音响和灯光信号。
4、各单位装设的频率显示器、数字式或记录式频率表的准确性必须经具备相应检测资质的部门的认定，且数字式和记录式频率表精度必须能达到小数点后三位数。
2.4当地区电网解列运行时，由省调指定该地区的调频厂和负责调频的单位。
第三节系统频率的调整当省电网与华东联网运行时，由网调指定联络线调节模式。
正常情况下联络线按功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内。
3.2 第一调频厂的调整原则：1、在省电网与华东电网联网运行时，负责按照跨省联络线功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内，ACE=△P+β*△f（△P—联络线功率偏差值，β—省网频率偏差系数，△f—系统频率偏差值）。
若省调AGC主站故障时，第一调频厂应按照调度员指令或联络线指标监控画面要求对机组出力进行人工调整。
2、当省电网与华东电网解列运行时，负责系统频率的调整，保持系统频率在50±0.1赫兹范围内。
3、第一调频厂应注意监视投入AGC的机组是否具有足够的调整容量，当投入AGC的机组即将无调整容量时发电厂值长应提前向省调调度员报告，省调调度员应指令该厂调整其他机组出力或调整其他电厂机组出力，确保第一调频厂的调频能力。
第一调频厂应能监视跨省联络线潮流、省电网实际日负荷变化曲线以及联络线指标监控画面，并按照省调要求装设区域控制偏差（ACE）和跨省联络线功率偏差越限告警装置。
3.3 第二调频厂的调整原则：当系统频率超出50±0.1赫兹时，第二调频厂应立即主动调整出力参与系统调频，直至频率恢复至50±0.1赫兹内，并尽快报告省调调度员。
3.4 当系统频率超出50±0.2赫兹时，全省所有电厂应主动调整出力协助电网调频，直至频率恢复至50±0.2赫兹内。
省调直调和许可的电厂（第一调频厂除外）正常情况下应严格按省调下达的有功曲线发电，机组的正常升降负荷速率应按规定要求，如现有开机方式无法满足发电调度计划的要求时，有关单位应提前汇报省调值班调度员并征得同意后，通过改变开机方式的方法来满足发电调度计划要求，或执行省调值班调度员修改后的发电调度计划；在事故频率情况下，应尽最大可能满足省调调度员的要求进行机组出力的紧急调整；在调整出力时，应监视系统频率和相关线路潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告省调值班调度员。
第四节发电机组有功调节性能的调度管理4.1 发电机组有功调节性能包括：调差性能、AGC调节性能和一次调频性能。
4.2 发电机组的额定、最高和最低技术出力是调度管理的依据。
机组的调差性能应满足福建电网的规定要求。
4..3 凡并入省电网的单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂（含抽水蓄能和燃气轮机组）均应具备AGC功能。
1、自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要保证措施。
AGC的投入与退出由省调下令，未经调度许可不得擅自退出或修改控制参数。
2、机组AGC功能应通过省调组织电厂参与的系统调试，升降负荷速率应达到每分钟1.5~2.0%额定出力的要求。
3、水电厂监控系统在AGC机组处于远方单机控制模式时，应将省调AGC远方控制命令直接转给机组调速器进行控制。
4、投入AGC运行的发电机组运行模式由省调值班调度员确定，在EMS系统上操作并通知有关电厂。
调度员改变机组AGC运行模式时，应在操作之前通知该电厂运行人员确认后方可进行。
5、省电网AGC装置的频率采用省调调度端的当地频率。
当系统发生震荡或与系统解列等事故时，现场应退出AGC改为手动调节并立即汇报省调。
6、当现场投AGC的机组或AGC功能发生异常情况时，电厂值班人员可以先停用AGC装置，将机组切至“当地控制”，然后汇报省调。
异常处理完毕后，应立即向省调汇报并由当班调度员通知恢复AGC运行。
7、当主站AGC系统发生异常时，省调调度员应当立即退出主站AGC，并通知第一调频厂进行手动调整电网频率和联络线功率。
8、AGC异常处理时间超过24小时的应通过技术支持系统申报申请，24小时之内的需向当班调度员口头申请。
9、设备停役检修影响机组AGC功能正常投运时，相关单位应向省调提出申请并经批准。
10、电厂AGC功能通过厂内监控系统实现的，监控系统的相关规范及指标要经过省调审核。
11、具有AGC功能的发电厂，应根据机组实际情况编写AGC 现场运行规程交运行值班人员执行，同时报送省调备案。
4.4 系统正常运行时，机组的一次调频功能必须投入运行。
1、机组调速器特性参数为涉网定值,由省调下达，现场必须严格执行并不得自行更改。
2、当机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员可按现场运行规定将一次调频功能退出，并立即汇报省调值班调度员。
第五节运行备用管理5.1 电网运行备用分为旋转备用、非旋转备用及可控负荷备用。
旋转备用是指可随时调用的机组出力，主要由水电机组、抽水蓄能机组、运行中的火电机组、燃气轮机组等承担。
非旋转备用是指能在数小时内启动并网，且能连续2小时满足电网下一次尖峰负荷要求的机组出力。
可控负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。
5.2 与华东电网联网运行情况下，为保证系统频率正常，控制好联络线潮流，省调在编制日调度计划和安排开停机时应按网调规定留有运行备用容量。
省网独立网运行时，旋转备用容量应全由运行中的水电、火电、燃汽轮机组承担，其容量不低于系统预测最高负荷的3～5％。
电网运行备用容量的分配应充分考虑调节手段和联络通道的输送能力。
5.3 电网运行备用容量实施在线监测。
当旋转备用容量不足时，省调值班调度员应开启备用机组或向省外购电；若采取以上措施后仍不能满足系统备用容量，应立即采取相应负荷控制措施，迅速恢复备用容量至规定值。
第六节系统频率异常的处理6.1 系统低频率的处理原则1、当系统频率降至49.80赫兹以下时，各厂无需调度指令应自行增加出力使频率恢复至49.8赫兹及以上或达到本厂最大允许出力为止；调相运行的发电机应不待调度指令改为发电运行；处于热备用状态的水电机组应主动报告调度并经同意后立即开启并入系统。
以上处理情况，各发电厂值班人员应及时报告省调值班调度员，以便及时控制联络线的潮流不超过允许限额。
在频率恢复后，各发电厂应按省调值班调度员的指令调整出力。
省调调度员应根据联络线ACE值偏差情况，采取恢复频率的措施，并及时向网调汇报和了解事故原因。
2、当系统频率降至49.50赫兹且有继续下降趋势时，省调应根据联络线ACE值偏差情况，通知各地调按地区紧急事故限电序位限制负荷，地调应按省调下达的限电指令、限电量在规定的时间内执行完毕，努力使频率恢复至49.80赫兹。
当系统频率低于49.80赫兹连续15分钟以上而系统没有备用容量时，省调可以使用系统紧急事故限电序位表拉荷限电，努力使频率恢复至49.80赫兹。
3、当系统频率降至49.00赫兹及以下时，省调、地调调度员应立即按地区紧急事故限电序位表限制负荷，努力使频率恢复至49.80赫兹。
4、当系统频率降至48赫兹及以下时，各级调度及发电厂、变电站值班人员应不待调度指令立即按系统紧急事故限电序位表拉荷，甚至各级调度员下令限制整个次要变电站负荷，努力使系统频率在15分钟内回升到49.00赫兹以上。
当系统频率紧急调整结束后，省调调度员应按具体情况作如下调整：（1）继续启动备用机组。
（2）如系统已解列，应尽速恢复并列，并重新分配各厂出力。
（3）恢复限制的负荷或重新分配限制负荷。
5、当与华东电网解列、省网独立网运行时的低频事故处理可参照以上处理原则。
6.2 系统高频率的处理原则1、当系统频率≥50.2赫兹，各电厂应立即主动将出力降低直至机组允许最低出力；省调调度员应根据联络线ACE值，通知有关电厂降低出力和修改发电曲线，使ACE偏差值趋于零或为负，努力使系统频率在30分钟内恢复正常。