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火电机组一次调频控制策略优化及应用摘要：目前火电机组一次调频指标面临电网考核较大的压力，机组核心参数在正常工况下能够维持较好效果，但在电网频率震荡工况下，机组一次调频功能不能准确调节电网频率，对考核指标影响较大，其中由于一次调频转速不等率超标和响应特性不达标问题，导致某厂一次调频指标屡屡被电网考核，下面结合某电厂的一次调频的优化，讨论一下一次调频的控制策略优化及应用效果分析。
关键词：火电机组；一次调频；优化前言目前，国内火电机组采用汽轮机转速差计算一次调频功率指令，针对该现状笔者分析认为:在稳定状态下汽机转速能够比较准确反映电网实际频率，但在电网频率动态震荡下，汽轮机转速不能准确反映电网的实际频率，对一次调频功能会产生不利影响。
因此，提出采用电网实际频率计算一次调频功率指令，这样机组能够快速准确的调节机组负荷，进而改善传统方法存在的不足，提高一次调频的精度。
1火电厂一次调频的主要技术指标因为一次调频是一类综合性的问题，它的功能是否健全、工作状况是否良好全都要看它的技术指标是否在合理的范围内，一次调频所涉及到的指标主要有转速不等率、调频死区、调频负荷范围、功率补偿量等常量。
根据国家出台的相关火电厂一次调频问题指导文件的相关要求，火电厂一次调频的调节死区应该设置为±2r/min；转速不等率δ为5%；一次调频的最大功率为额定功率的8%即±24MW（300MW机组）或6%即±36 MW（600MW机组；一次调频负荷响应滞后时间不应小于3s，机组迟缓性小于0.07%（200MW以上机组），一次调频稳定时间不大于60s。
各个常量中也有具有各自特性的工作系统或指标。
例如转速不等率，它是专门负责反应机组稳定率的一项指标，在特定的功率条件下，随着机组工作的时间长度或者强度的变化而发生不同的变化，从而判断出机组的运行情况。
通过转速不等率（δ）的计算公式就不难看出，它的计算结果与机组的运行稳定性呈反比的态势，它的计算结果越大，机组的稳定性越差，越需要加强调节和控制；反之，则代表运行状况良好。
火电机组一次调频功能优化及问题分析摘要：随着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，各电网公司相继制定了“两个细则”要求各发电厂严格按照规定进行改造落实参数投入一次调频，下面结合青山公司各机组的一次调频优化改造情况进行效果分析。
关键词：一次调频;优化;分析0.引言为了保证电网的安全经济运行，提高电能质量和电网频率的控制水平，迅速消除由于电网负荷变化而引起的频率波动，电网对机组的一次调频要求越来越高。
如果一次调频参数设置不合理，会对机组的安全性与稳定性带来一定的影响。
以下针对青山电厂一次调频参数的设置及其对机组及电网稳定性的影响进行分析，并探讨如何合理设置DEH和DCS一次调频的参数，使其既能满足电网频率快速响应的需求，又能满足机组安全稳定性的要求。
1.基本概念1.1一次调频机组一次调频功能是指当电网频率超出规定的正常范围后，电网频率的变化将使电网中参与一次调频的各机组的调速系统根据电网频率的变化自动地增加或减小机组的功率，从而达到新的平衡，并且将电网频率的变化限制在一定范围内的功能。
负荷波动导致频率变化，可以通过一次和二次调频使系统频率在规定变化内。
对于负荷变化幅度小，变化周期短所引起的频率偏移，一般由发电机的调速器来进行调整，这叫一次调频。
对负荷变化比较大，变化周期长所引起的频率偏移，单靠调速器不能把它限制在规定范围里，就要用调频器来调频，这叫二次调频。
本文重点对电厂一次调频进行论述。
DEH中一次调频功能是将汽轮机转速与额定转速的差值直接换算成有功功率指令，其控制结构原理见图1。
图1DEH一次调频控制结构原理图其中汽轮机额定转速（一般为3 000 r/min）与实际转速的差值经函数f（x）转换后生成一次调频因子，直接叠加到DEH的有功功率给定值上，以控制汽轮机的调门开度。
机组AGC调节速率提升的研究及应用摘要：随着经济的发展和社会的进步，电力能源的需求量与日俱增。
作为电力能源诸多形式当中重要的组成部分之一，水力发电有着诸多的优势，也逐渐引起越来越多的关注和重视。
在确保电网安全稳定运行的基础之上，水电厂AGC调节中速率关键指标，从而为人们提供更为稳定、优质的电力能源。
关键词：水电厂 AGC 一次调频1.引言AGC是指按预定条件和要求，以迅速、经济的方式自动控制水电厂有功功率来满足系统需要的技术，它是在水轮发电机组自动控制的基础上，实现全电厂自动化的一种方式。
AGC 在保证发电出力与负荷平衡，保证系统频率为额定值，保证区域联络线潮流与计划相等起着至关重要的作用，AGC性能的好坏在一定程度上决定着电网频率稳定性能2.AGC调节目前存在的问题AGC考核的主要原因：一是由于所处西南电网为抑制低频振荡要求将调速器（大网、小网、孤网）三种模式下的性能参数进行调整，导致机组调节速率降低超50%，无法满足两个细则要求。
二是华中能监局在2021年1月对重庆电网两个细则运用情况调研后，将AGC考核指标重新进行了勘误调整，将重庆网内所有水电机组的调速器调节速率全部调整为60%P/min，无法满足调节速率的要求。
三是部分AGC调节过程受一次调频干扰，导致AGC调节时间变长，导致调节速率降慢。
3.优化的方法（—）优化监控系统Kp、调节周期、最大最小脉宽和调速器理论导叶开度算法。
调速器运行在开度模式时，AGC分配后将功率目标值下发至机组LCU，由机组LCU进行功率闭环，机组LCU根据控制量偏差通过P（比例）计算后，由开出继电器开出时间脉冲，调速器PLC在接收到机组LCU开出脉冲后，每个程序运行扫描周期叠加一定量的导叶开度偏差值，直到机组LCU开出脉冲消失，在此过程中调速器通过并联PID（比例、积分、微分）计算理论导叶开度目标值并执行指令，为防止功率调节过程中超调量过大，机组LCU需要通过多个轮次的调节最终才能到达目标值。
China Science&Technology Overview/油气、地矿、电力设备管理与技术提高一次调频性能、降低AGC调节精度考核的措施介绍郑俞国（南通天生港发电有限公司，江苏南通226000）摘要：当电网频率发生变化时，机组的调节系统参与调节作用，改变机组所带的负荷，使之与外界负荷相平衡，同时还尽力减少电网频率的变化，这一过程即为一次调频。
结合某2X330MW火电厂#2机组一次调频性能测试、AGC调节精度多次被考核后采取的一些优化工作，总结几点提高火电机组一次调频动作合格率的具体措施。
关键词：调频负荷指令；具体措施；AGC调节精度中图分类号：TV734.4文献标识码：A文章编号：1671-2064（2020）16-0091-021.改进措施1.1增加防止AGC指令与一次调频负荷指令反向动作负荷闭锁功能当一次调频指令来时，增减机组负荷，由于同时经常发生AGC指令与一次调频负荷指令反向动作情况，导致机组实测数据一次调频不合格。
鉴于以上情况，增加了机组一次调频指令动作时AGC负荷指令闭锁逻辑。
在一次调频开始动作时，一次调频指令增负荷时闭锁CCS侧减负荷指令，一次调频指令减负荷时闭锁CCS侧增负荷指令。
这一闭锁条件不能长期保持，否则会导致机组负荷不能按照CCS、AGC指令变化，影响机组正常的负荷变化。
由于电液调节型火电机组的一次调频死区在±0.033Hz,对应土1.98r/min,因此我们设置了土2i/min 的转速死区。
当机组转速低于2998且无闭锁增条件时，AGC负荷指令、机组功率调节器闭锁减；当机组转速高于3002且无闭锁减条件时，AGC负荷指令、机组功率调节器闭锁增。
1.2优化机炉协调控制系统参数鉴于之前#2机组一次调频动作积分电量有时达不到要求和AGC调节精度不合格小时数过长的现状，我们对机炉协调控制系统参数进行了优化，放大机功率调节器的前馈作用，适当增强比例作用，使一次调频测试或AGC 调度指令波动时，机侧阀门动作更加迅速，负荷响应更快，以满足调频的积分电量和AGC调节精度的要求。
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%。
论火力发电机组一次调频控制优化的建议1.引言1.1什么是一次调频一次调频,是指通过原动机调速器来调节发电机组的汽轮机转速，以使发电机的驱动转矩随系统频率而变化的一种调频方式。
当电网频率偏离额定值（50Hz）时，电网中各汽轮机的功率按照各自的静特性相应地增大或减小，从而使供电与用电达到平衡，达到维持电网频率的目的。
汽轮机的静特性对电网频率的这种作用就称为一次调频，一般在秒级时间内完成。
一次调频是一种有差调节，只能将频率控制在一定范围内。
1.2为什么要优化一次调频江苏常熟发电有限公司是国家电投集团所属大型火力发电厂，总装机容量3340MW，其中#5、#6号两台百万机组于2013年12月全部投产发电。
机组DCS控制系统选用美国艾默生控制系统有限公司的OVATION控制系统，设计包含MCS、BMS、SCS、DAS系统。
汽机控制系统采用上汽和西门子联合设计的DEH控制系统，其中数字控制部分采用西门子T3000分散控制系统。
机组的一次调频功能在DEH系统中实现。
由MCS控制系统的功率控制逻辑计算功率（频率）偏差，发出指令到汽轮机数字电液控制系统DEH完成，在电网频率正常波动时，汽轮机控制系统调节汽机高压调门来控制汽轮机进汽量，从而改变汽轮发电机组的转速，使发电频率能更好地满足电网频率变化的要求，锅炉侧在MCS控制系统中实现调节机组的风、煤、水，维持机组主汽压力稳定。
发电机组一次调频性能优先采信一次调频实时监测评估系统即电网频率真实扰动时机组一次调频实际在线动作情况，系统启动条件为：电网频差超过0.033Hz并持续20秒以上、最大频差大于0.067Hz、跃变时间不超过15秒。
如当月无满足条件数据则由一次调频在线监测系统人工随机测定。
响应指数K系数为机组负荷变化量的实际积分电量与理想积分电量的比值。
即分别计算测试开始后，第15s、30s、45s时的实际积分电量和理论积分电量后，得出15s、30s、45s的响应指数。
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。
一次调频功能的优化及分析摘要：一次调频功能是保证电网频率稳定的一项有效措施。
目前，国内火电机组采用汽轮机转速差计算一次调频功率指令，针对该现状笔者分析认为：在稳定状态下汽机转速能够比较准确反映电网实际频率，但在电网频率动态震荡下，汽轮机转速不能准确反映电网的实际频率，对一次调频功能产生不利影响。
本文提出采用电网实际频率计算一次调频功率指令，这样机组能够快速准确的调节机组负荷，改善了传统方法存在的不足，提高了一次调频的精度。
目前机组一次调频指标面临电网考核较大的压力，机组核心参数仅能在正常工况下维持较好效果，在电网频率震荡工况下，机组一次调频功能不能准确调节电网频率，对考核指标影响较大，虽然我厂月度平均合格率高于60%（电网考核下限），但由于一次调频转速不等率超标和响应特性不达标问题，导致我厂的一次调频指标屡屡被电网考核，下面结合国电克拉玛依电厂的一次调频的改造，讨论一下一次调频的改造情况以及效果分析。
关键词：一次调频优化1基本概念1.1 -次调频一次调频控制原理是将电网频率信号计算出功率指令叠加到PID功控的设定值上，当电网频率发生变化，通过控制汽轮机的高压调节阀，改变机组负荷，使电网频率维持在50HZ。
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就是一次调频。
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，一般应为4%～5%，国电克拉玛依电厂速度变动率取5%。
1.3响应滞后时间和稳定时间响应滞后时间：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。
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。
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。
火电机组一次调频性能优化研究与应用摘要：电力建设是我国社会经济建设的重要内容之一，也是推动我国社会经济发展进步的重要支柱产业。
火电机组一次调频性能对我国电力事业的发展建设具有非常重要的影响，本文对火电机组一次调频性能的优化研究和应用进行充分的探讨，并提出可靠的建议，促进火电机组一次调频性能的进一步改善，从而推动我国电力事业不断进步。
关键字：火电机组；一次调频性能；优化研究电网的稳定性是用户能够使用安全、优质的电力能源的重要保障，而要确定电网稳定性是否良好，主要衡量指标之一就是电网频率，这也是衡量电能质量的重要指标之一。
随着我国科学技术水平的不断提高，发电机级单机的容量也在不断的扩大，在给电力建设带来优势的同时，也提高了并网机组故障跳闸的风险，严重冲击了电网频率，导致电能的质量下降，对用户对电能的使用体验造成了严重影响。
特别是随着社会经济的不断发展，对电力能源的需求正在不断增长，为了更好的满足用户的用电需求，必须要加强火电机组一次调频性能，对其进行优化，从而有效提高我国的电力服务质量，保证用户能够使用优质电力能源。
1、优化DEH侧一次调频回路DEH即是汽轮机数字电液控制系统，简称数字电调。
对DEH侧一次调频回路进行优化，需要比较汽机的实际转速和额定转速，然后对转速的偏差进行计算，再利用函数转换来修正阀位，最后再在汽机的阀位指令回路中进行叠加，就可以直接对汽机调门动作进行控制，从而进行输出。
需要注意的是，当函数设备为2r/min的调频死区时，此时汽机转速不超过2998r/min，此时阀位的修正量为正。
在这种环境下，汽机阀位指令以及进汽量、负荷都会增加。
如果汽机转速超过3002r/min时，此时的阀位修正量为负，汽机阀位指令、进汽量以及负荷都会相关减小。
此外，还要注意一次调频阀位修正量是有一定范围的，不能无限调整，其范围上限和下限分别是正6.6%和负6.6%。
DEH侧一次调频回路的控制方式为开环控制，在进行一次调频动作的过程中，能够对高度调门进行迅速开度，从而达到迅速改变机级功率的作用，有效提高一次调频的响应速度[1]。
一次调频优化设计在超超临界西门子机型机组的应用李勇沙理想发布时间：2021-08-25T00:54:21.836Z 来源：《中国科技人才》2021年第13期作者：李勇沙理想[导读]湖北华电江陵发电有限公司湖北荆州 434100关键词：华电江陵；一次调频；性能优化；综合治理1项目背景随着特高压输送线路的不断投用，当出现线路直流闭锁故障时容易导致电网频率波动，其安全风险使得电网公司对发电机组涉网性能、尤其是一次调频性能异常重视。
对于火电机组来说，主要采用迅速调整汽轮机调门的开度大小动作来快速改变负荷，达到一次调频的要求，保证电网频率稳定。
现行两个细则的考核，对合格率有极高的要求（月度合格率<90%，每次考核电量系数为１；月度合格率<80%，每次考核电量系数为２；月度合格率<75%，每次考核电量系数为３；月度合格率<60%，每次考核电量系数为9）；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（不低于机组额定容量的6%，每次考核电量系数为39）。
本文介绍了一次调频优化设计在江陵公司660MW超超临界西门子机型机组的应用，包括：一次调频考核性能影响因素分析、控制策略优化措施、试验方法优化治理步骤等，在保证机组安全经济运行的前提下提升一次调频性能，达到调度考核要求。
2一次调频性能影响因素分析江陵公司机组一次调频功能主要通过两部分联合动作实现：汽轮机电液调节系统侧（DEH）功能回路和协调控制系统侧（CCS）功能回路。
目前机组由于动力源或控制等多种原因导致机组一次调频调节品质不达标，不能满足华中区域“两个细则”的标准要求。
3 优化设计内容影响机组一次调频动作性能的因素众多，包括信号、电量、控制、通讯等。
本文对机组一次调频系统功能从频率信号采集的准确性、执行设备动作的可靠和准确性、机组一次调频控制参数、机组一次调频信号安全控制性能等方面提出针对性的优化处理。
3.1 信号源整治、增加高精度频率测量装置在机组停机中，安装了一次调频综合治理装置（BPT9301FA）作为一次调频频率信号采样装置，装置信号经处理后通过4～20mA方式将频率信号(49.8～50.2HZ)以三路冗余硬接线方式接入DEH和DCS系统，核对综合治理装置频率信号与网频信号以及机组转速之间的偏差，并经过与电网频率比对，验证了高精度频率测量准确，解决一次调频驱动信号准确性的问题。
第４４卷第３期２０１１年６月武汉大学学报（工学版）Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｗｕｈａｎ ＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙＶｏｌ．４４Ｎｏ．３Ｊｕｎｅ ２０１１收稿日期：２０１０－１２－１８作者简介：汪蓓（１９８０－），男，工程师，从事电厂生产过程自动化控制系统的开发和研究，Ｅ－ｍａｉｌ：ｗｐ８０１０３１＠ｓｉｎａ．ｃｏｍ．文章编号：１６７１－８８４４（２０１１）０３－０３８８－０６湖北电网发电机组调频性能优化研究汪蓓１，王卫涛１，周程放２，周易１（１．湖北电力试验研究院，湖北武汉 ４３００７７；２．湖北省华能阳逻电厂，湖北武汉 ４３１４００）摘要：面向湖北电网发电机组一、二次调频问题，获得可适用于大范围变工况的锅炉和汽轮机的动态模型，并在协调控制系统中进行仿真验证，建立了研究发电机组调频性能的仿真平台；通过典型机组的对比试验和仿真研究，实施并完善了新的调频方案，验证了该方案在保证机组安全运行的同时，能使机组调频性能充分加强．关键词：一次调频；自动发电控制（ＡＧＣ）；电网；调频性能中图分类号：ＴＭ ７１２ 文献标志码：ＡＲｅｓｅａｒｃｈ ａｎｄ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ ｐｒｉｍａｒｙ ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ ａｂｉｌｉｔｙｏｆ Ｈｕｂｅｉ ｐｏｗｅｒ ｇｒｉｄ ｇｅｎｅｒａｔｉｎｇ ｕｎｉｔｓＷＡＮＧ Ｂｅｉ １，ＷＡＮＧ Ｗｅｉｔａｏ１，ＺＨＯＵ Ｃｈｅｎｇｆａｎｇ２，ＺＨＯＵ Ｙｉ １（１．Ｈｕｂｅｉ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｔｅｓｔｉｎｇ ａｎｄ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｗｕｈａｎ ４３００７７，Ｃｈｉｎａ；２．Ｈｕｂｅｉ Ｙａｎｇｌｕｏ Ｐｏｗｅｒ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ ｏｆ Ｈｕａｎｅｎｇ Ｐｏｗｅｒ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ Ｇｒｏｕｐ，Ｗｕｈａｎ ４３１４００，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｉｍｉｎｇ ａｔ Ｈｕｂｅｉ ｐｏｗｅｒ ｇｒｉｄ ｇｅｎｅｒａｔｉｎｇ ｕｎｉｔｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ｐｒｉｍａｒｙ ａｎｄ ｓｅｃｏｎｄ ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ（ＦＲ）ｐｒｏｂｌｅｍｓ，ａ ｎｅｗ ｂｏｉｌｅｒ ａｎｄ ｔｕｒｂｉｎｅ ｄｙｎａｍｉｃ ｍｏｄｅｌ ｉｓ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ ｆｏｒ ａ ｗｉｄｅ ｒａｎｇｅ ｏｆ ｖａｒｙｉｎｇ ｃｏｎｄｉ－ｔｉｏｎｓ．Ｔｈｅ ｍｏｄｅｌ ｉｓ ｐｒｏｖｅｄ ｔｏ ｂｅ ａｂｌｅ ｔｏ ｗｏｒｋ ｎｏｒｍａｌ ｉｎ ｔｈｅ ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｄ ｃｏｎｔｒｏｌ ＦＲ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｓｙｓｔｅｍ．Ａｎｅｗ ＦＲ ｐｒｏｇｒａｍ ｉｓ ｉｍｐｌｅｍｅｎｔｅｄ ａｎｄ ｉｍｐｒｏｖｅｄ ｔｈｒｏｕｇｈ ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ ｔｅｓｔｓ ｏｎ ｔｙｐｉｃａｌ ｕｎｉｔｓ ａｎｄ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｒｅ－ｓｅａｒｃｈ．Ｔｈｅ ｐｒｏｇｒａｍ ｉｓ ｐｒｏｖｅｄ ｔｏ ｂｅ ａｂｌｅ ｔｏ ｍｅｅｔ ｔｈｅ ｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓ ｏｆ ｓａｆｅｔｙ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ，ｓｏ ａｓ ｔｏ ｓｔｒｅｎｇｔｈｅｎｆｒｅｑｕｅｎｃｙ ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ ｃａｐａｂｉｌｉｔｙ．Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｐｒｉｍａｒｙ ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ；ａｕｔｏｍａｔｉｃ ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ ｃｏｎｔｒｏｌ；ｐｏｗｅｒ ｇｒｉｄ；ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｃａｐａｂｉｌｉｔｙ 为尽快适应湖北电网新的区域误差控制标准的要求，满足电网调频的需求，提高电网供电品质，湖北电力试研院自动化所成立了专业小组，从２００５年８月开始到２００９年１２月底，基本完成了湖北省电网直调火电、水电机组的一次调频、二次调频能力测试，并在机组完成调频试验以后，进行了一系列的工作，将机组的一次、二次调频功能投入使用，使其既能满足电网频率快速响应的需求，又能满足机组安全稳定性的要求．通过在阳逻、西塞山、汉川、沙市等发电机组上进行的试验，对不同的控制策略进行了优化与对比，并经进一步开展调研、建模仿真、分析研究工作，取得了一些数据与经验，为将来火电机组、水电调频功能的优化工作提供参考．１ 一次调频方式分析ＤＥＨ系统中的一次调频功能是机组快速响应频率变化的主要方式，其调门迅速动作特性决定了负荷的快速响应，在无其他干扰的情况下，其调频能力除和汽轮机的调门特性有关外，与机组运行工况下的压力定值（火电机组）或者水头高度（水电机组）也有关联．火电机组一次调频主要以两种方式进行：１）ＤＥＨ侧一次调频单独作用；２）ＤＥＨ和ＣＣＳ一次调频同时作用．水电机组一次调频以两种方式进行：１）调速系统功率闭环调节模式；２）调速系统开度调节模式． 第３期汪蓓，等：湖北电网发电机组调频性能优化研究根据要求，一般火电机组一次调频负荷范围为（７０％～１００％）ＥＣＲ；水电机组一次调频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．一次调频幅度：火电机组（±６％～±８％）ＥＣＲ；水电机组（±８％～±１０％）ＥＣＲ．所有机组一次调频的负荷调整幅度应在１５ｓ内达到理论计算的一次调频的最大负荷调整幅度的９０％；在电网频率变化超过机组一次调频死区时开始的４５ｓ内，机组实际出力与响应目标值的偏差应在额定有功出力的±５％内．可以了解，电网一次调频功能主要针对的是短周期负荷变化引起的频率波动及事故状态下电网频率的快速平稳恢复，因此要求调频动作响应迅速并具有一定的响应幅度和持续性．水电机组由于调门固有的特性，使得机组负荷初期响应滞后时间较长，不过一旦开始响应则响应幅度较大，持续时间较长，而且为保证在调频过程中调速系统的正常，一般是不会将参数设置过灵敏，避免调速系统的不稳定运行［１－２］．而火电机组调速系统响应速度较快，不过火电机组由于特殊的能量平衡关系，使一次、二次调频过程尤为复杂．以下内容详细地对火电机组的调频过程进行阐述．如果考虑到火力发电机组锅炉的动态特性，由于ＤＥＨ调速系统控制的只是汽轮机的调门开度，并未作用于火电发电机组的锅炉燃烧系统，因此当汽轮机调门开度加大时，只能依靠锅炉的蓄热量来增加汽轮机的输出功率；随着时间的推移，锅炉的蓄热量逐步下降，发电机组的输出功率也逐步下降，直到锅炉产生的蒸汽能量与发电机组的输出功率达到新的平衡［３－４］．一次调频动作时，对应的无二次调频（ＡＧＣ）或无燃料变化的汽轮发电机组的动态响应过程如图１所示（μｔ为调门开度，ＰＥ为发电机组的输出功率）．图１ 汽包锅炉与直流锅炉单元机组动态响应曲线比较１—汽包锅炉响应曲线 ２—直流锅炉响应曲线结合上文描述，仅ＤＥＨ侧一次调频单独作用，当机组投入自动控制（ＡＧＣ或者ＣＣＳ）时，呈现出电网一次调频与机组负荷调整之间的不协调．以ＡＧＣ方式为例，汽机调门同时受控于ＤＥＨ侧的频率偏差和ＤＣＳ侧ＡＧＣ指令，汽机调节系统一次调频动作后，实际负荷变化而机组的ＡＧＣ功率指令并未变化，ＤＣＳ侧将要求汽机调门朝相反向调整机组出力，造成机组调节过于频繁．因此系统的一次调频功能不仅未能达到预期的效果，而且当一次调频时间过长时，还将引入不稳定因素，引起系统振荡，如图２所示．图２ ＡＧＣ或ＣＣＳ投入，且ＤＥＨ基本方式下的一次调频动态过程由此可以认识到将ＤＥＨ和ＣＣＳ一次调频同时作用，才能真正地完成一次调频功能．目前，协调系统均设计有一次调频功能回路，根据电网要求具备转速不等率及上下限设置功能，并可随时投入使用．ＣＣＳ系统将频差或者转差信号根据转速不等率换算为负荷变化量，经速率限制后叠加在机组负荷指令最终输出上，和ＤＥＨ同时参与一次调频．ＤＥＨ和ＣＣＳ一次调频同时作用的情况，如图３所示，结合ＣＣＳ闭环调节特性以及ＤＥＨ快速调节特性，在动作初期，ＤＥＨ的调频动作是直接改变调门的开度，机组利用蓄热，负荷会有很快地响应．汽轮机调门根据频差的大小进行开度调节，而实际负荷变化多少随机组主汽压力、阀位等参数的不同而各不相同，因此，对电网调频的贡献大小很难保证．ＣＣＳ系统的功率调节器弥补了ＤＥＨ侧的纯开度调节的不足，使机组的调频出力得到准确控制，而且ＣＣＳ侧压力调节器通过改变燃烧，从而得以维持机组主汽压力，同时保证机组安全运行，负荷变化量也满足电网调频的要求［５］．图３ ＤＥＨ和ＣＣＳ同时参与一次调频过程综上所述，以ＤＥＨ和ＣＣＳ联合调频方式进行，将使火电机组一次调频性能得到最大的提升．９８３武汉大学学报（工学版）第４４卷２ 调频参数的合理设置２．１ 调频死区的设置为合理设置调频死区，各省都进行了不同程度的调研和仿真、试验工作．死区仍然在常用的２～５ｒ／ｍｉｎ范围内进行设置．由表１及试验可见，死区小的机组，负荷扰动作用下，在动态过程中频率变化和负荷变化明显，响应速度快．实际上，随着调频死区的减少，最大扰动负荷增加，系统在扰动作用下震荡性降低，频率变化的最大值明显减少［６］．随着近几年大批新机组、大容量机组的上马，汽轮机或水轮机响应曲线的动态特性更好，超调量更小，响应速度也更快，调频死区较小的机组占的比重越来越大，当系统中所有机组调频死区相同时，相当于所以机组同时参加调频或均不参加调频，对系统的稳定性有很大的帮助．表１ 不同调频死区组合与扰动负荷极限值的关系％参数ⅠⅡⅢⅣⅤⅥⅦⅧ死区２ｒ／ｍｉｎ份额２５ ５０ ７０ ９０ １００ ０ ０ ０死区３ｒ／ｍｉｎ份额２５ ２０ ２０ １０ ０ １００ ０ ０死区４ｒ／ｍｉｎ份额２５ ２０ １０ ０ ０ ０ １００ ０死区５ｒ／ｍｉｎ份额２５ １０ ０ ０ ０ ０ ０ １００承受最大负荷扰动量７．１ ７．５ ７．８ ８．２ ８．３３ ７．５ ６．８ ５．８５ 从对水、火电机组一次调频响应特性的试验结果和分析来看，二者各有特点．火电机组调速系统调门迟缓率较小，响应速度较快，但响应幅度和持续性受机前蒸汽参数的影响较大；水电机组初期响应滞后时间较长，且开始有２～３ｓ时间的负荷反调，但水电机组一旦开始响应则响应幅度较大，精度较高，持续时间较长．所以在电网中，如何协调好火电、水电机组的调频，死区尤为重要．考虑到两者之间的特性区别，可以在调频过程中，不管是小幅度还是大幅度的频差，初期的频差由火电机组响应调节，避免电网频率过大变化，而后水电机组再跟随调节，这样避免同时动作时水电调频量和火电调频量互有抵消，不利于电网频率的尽快恢复．目前省内的调频死区设置为：火电机组±０．０３３Ｈｚ（２ｒ／ｍｉｎ），水电机组±０．０５Ｈｚ（３ｒ／ｍｉｎ）．通过将来的仿真试验将进一步确定两种机组之间的最佳死区匹配．２．２ 转速不等率的设置机组调节系统的转速不等率是影响一次调频的重要指标．当转速不等率过大时，有利于调节系统和机组的稳定，但是，将使得同样负荷扰动作用下系统的频率变化量增加．当大容量机组转速不等率设置很大时候，机组不能充分参与一次调频，对系统频率稳定的影响更为严重．经调研，随着机组转速不等率的设定值逐步增大，对于小容量机组（年代较久，调门特性较差），其调节系统的震荡性降低，更快稳定，但是系统稳定后频率偏差稳态值增大，且大容量机组频率偏差曲线超调量增大，系统稳定后频率偏差稳态值增大，不利于稳定电网．所以一次调频过程中，机组的转速不等率合理设置，在实施中应考虑周全，确保对协调系统的正常功能不产生任何影响．目前省内的转速不等率设置为：火电机组４％～５％，水电机组３％～４％３ 机组调频响应速度分析及优化３．１ 影响调频初始响应快速性的主要因素３．１．１ 调门的流量特性有部分机组调门流量特性差，线性不好．同一频差响应负荷差异较大，直接影响调频的性能，需在ＤＥＨ中重新标定改善．试验过程中发现：由于ＤＥＨ系统中阀位流量函数线性度不好、拟合度不够，直接影响了在不同负荷下所计算出的不等率的均匀性，机组投入一次调频功能后负荷响应特性不好［７］．再者，频率偏差与机组调门流量指令（线性化校正的流量指令）成一定的关系，在机组运行的任何情况下，一定的频差只产生同样幅度的开度变化．而如图３所示，实际中对于机组的负荷而言，机组运行在不同工况下，负荷改变的幅度取决于当时锅炉燃烧的工况，负荷改变量和主汽压力有着密切的联系，在不同的主汽压力工况下，一定的频率偏差会产生不同的实际功率变化，故单纯ＤＥＨ调频方式，最后的负荷改变实际值不等于目标值［８］．综上所述，无论是由于主汽压力低还是由于汽轮机实际转速不等率偏大导致一次调频幅度不足，可靠的解决办法是经过汽轮机调门全行程各工作点的试验与分析，分段设置不同的转速不等率值，在保障机组安全的前提下提高一次调频的响应品质，最后通过ＣＣＳ调频回路的闭环调节最终达到负荷变动精确要求．０９３ 第３期汪蓓，等：湖北电网发电机组调频性能优化研究３．１．２ 实际负荷到达目标值的滞后时间ＤＥＨ和ＣＣＳ一次调频同时作用下，负荷初始响应略小于ＤＥＨ基本方式下的响应幅度，并普遍存在一个拐点，如图３所示．这是因为两侧调频回路中ＤＥＨ侧的纯开度调节快于ＣＣＳ侧ＰＩＤ调节，而在ＣＣＳ系统中的功率调节器具备压力拉回功能，使调门略微回调或者保持，避免压力偏离过大，抑制了机组负荷的进一步变化．为使调频动作时机组负荷响应更迅速，在确保对各种工况下均不产生不利影响的情况下，可通过控制策略的完善来提高机组调频性能．可采取的方法为：１）将ＣＣＳ侧频差折算成一定的函数对应关系，以合理的方式作为前馈加至锅炉主控器输出端或者汽机主控制器输出上，以加快机组对频差响应的速度．２）将ＣＣＳ系统中的功率调节器压力拉回功能闭锁一段时间或调频时缩小其压力拉回幅度．３．１．３ ＡＧＣ回路指令与频差回路指令的负荷调整方向相反当在ＡＧＣ方式下以ＤＥＨ和ＣＣＳ一次调频同时作用方式进行时，频差要求的负荷调整方向很可能与ＡＧＣ负荷指令调整方向不一致．频差要求的负荷调整应优先于ＡＧＣ负荷指令调整方向．为解决互相干扰问题，可采取以下技术措施：１）ＤＥＨ系统频差响应通道不设置限速；２）ＤＣＳ系统频差响应通道设置限速，但限速值应达８０ＭＷ／ｍｉｎ以上，一般设置为１２０ＭＷ／ｍｉｎ；３）一次调频功能投入时闭锁一段时间ＡＧＣ方式投入，在集控台上应显示闭锁ＡＧＣ原因和状态，使运行人员心中有数．３．２ 仿真模型建立及协调系统优化参数实际应用通过试验，建立的采用非线性模型的协调及调速系统仿真结构图如图４．将本节研究结果以及对协调控制系统参数的优化应用到仿真平台上，前后对比机组调频性能，可以明显发现机组调频性能的提高［２，９－１２］．仿真结果如图５、６．将以上优化参数及控制策略应用到实际机组，通过对各类型机组试验结果的对比分析发现，机组调频能力也同样有明显加强．各类型机组典型试验数据如表２所示．图４ 协调及调速系统仿真结构图表２ 各容量汽包炉、直流炉典型试验数据比较机组容量／ＭＷΔｎ／（ｒ·ｍｉｎ－１）ΔＮ目／ＭＷΔＮ实／ＭＷ参数优化前参数优化后δ设定／％调频死区／Ｈｚ汽包炉２００ ７ ６．７ ７．２８ ８．６５ ５ ０．０３３３００ ６ ８．９ １０ １０．８ ４．５ ０．０３３直流炉６００ ７ ２５．００ ２４ ２７．５ ４ ０．０３３６４０ ８ ２５．６０ ２３．７０ ２５．２０ ５ ０．０３３１０００ ７ ３３．３３ ２４．４ ２８．６ ５ ０．０３３１９３武汉大学学报（工学版）第４４卷图５ 负荷指令阶跃２４ＭＷ时，发电机组原参数仿真运行趋势曲线图６ 负荷指令阶跃２４ＭＷ时，机组优化参数仿真运行趋势曲线 通过一次调频、二次调频仿真及现场试验，考察检验了典型火电机组的调频运行能力，在合理设置调频幅值（等效的负荷指令变化）情况下，能够满足电网对机组的调频性能指标要求．４ 调频过程中存在的其他问题及优化４．１ 火电机组１）无论ＣＣＳ侧还是ＤＥＨ侧的一次调频回路均应设置机组最大出力的上限，当机组负荷指令达上限时，加负荷的调频功能应自动失效．一般火电一次调频负荷范围为（７０％～１００％）ＥＣＲ．考虑到机组一次调频功能投入后，机组可能在负荷上、下限边缘运行．因此，我们建议可以通过修改逻辑及画面，通过人工设定的负荷限制范围限制机组的负荷上、下限，防止出现机组在负荷上、下限边缘运行时，由于一次调频动作超出机组负荷的限制范围，影响机组安全运行．２）调频性能和ＡＧＣ或ＣＣＳ性能密切相关．目前一部分火电机组ＡＧＣ或ＣＣＳ性能不佳，导致ＣＣＳ和ＤＥＨ同时调频方式下主汽压力动态偏差大，实际频差响应负荷在动态中跟踪目标负荷精度不佳，后期动态响应速度和回稳时间受到影响．应该进一步做好ＡＧＣ及ＣＣＳ性能完善工作．有部分机组ＣＣＳ和ＤＥＨ接口采用脉冲信号连接，响应速度和回稳时间受到影响更大，建议改为模拟量连接．３）有些电厂ＤＥＨ侧与ＤＣＳ侧一次调频动作不同步．经过分析，原因是二套系统采用的信号间存在偏差，ＤＥＨ侧一次调频使用的是转速信号，而ＤＣＳ采用的是电网频率信号，这２个信号来源不同，存在偏差，解决方法为采用同样的信号．另外，根据省调的要求，为保证机组一次调频功能正确可靠地投入，建议改为３取２信号高精度的频率变送器，同时按照相应的监督管理规定，定期对频率变送器进行必要的检定、校验．４）目前，省内很多的电厂机组一次调频功能投入后，负荷增减会自动跟随电网频差信号变化，而运行人员根本不知道，负荷的突变有时造成经验不足的运行人员的误操作．另外，有的机组如汉川１号、鄂州１号、２号机组ＤＣＳ侧的一次调频频差校正信号未经负荷变化速率限制就进入ＣＣＳ功率调节回路，机组一次调频功能投入后，由于负荷的快速变化可能会导致功率响应的不稳定．所以，我们建议机组设置合适的负荷变化速率，同时增加相应的运行规程以及画面显示，以保证运行人员能够进行正确的操作，机组一次调频功能能够可靠投入．５）在沙市机组试验过程中发现，初期设计中的一次调频逻辑中，ＣＣＳ侧一次调频负荷指令变化没有速率限制．在沙市电厂２号机一次调频试验初期，只要一次调频动作，ＤＥＨ侧和ＣＣＳ侧的调门同时变化调节负荷，调门开度叠加过大造成调频目标负荷超调，负荷振荡．经研究后，结合上述“实际负荷到达目标值的滞后时间”内容，制定了解决方案：①在转差小于３．６ｒ／ｍｉｎ时（包含死区），ＣＣＳ一次调频负荷指令惯性环节的时间常数为１０ｓ，变化速率和正常加减负荷一样，按照机组类型和容量，一般２００ＭＷ为５ＭＷ／ｍｉｎ、３００ＭＷ为６～８ＭＷ／ｍｉｎ、６００ＭＷ为１２ＭＷ／ｍｉｎ、１ ０００ＭＷ为２０ＭＷ／ｍｉｎ，这样使ＣＣＳ系统一次调频负荷指令响应变慢，防止汽机和锅炉进行不必要的调节而影响设备寿命，也避免过调引起的机组及系统振荡．此时一次调频的任务主要由ＤＥＨ完成，ＣＣＳ侧完成２９３ 第３期汪蓓，等：湖北电网发电机组调频性能优化研究机组主汽压力和负荷的精确调节，使频率小幅波动时的一次调频幅度能达到电网的要求．②在转差超过３．６ｒ／ｍｉｎ时（包含死区），ＣＣＳ一次调频负荷指令惯性环节的时间常数切换为０ｓ，变化速率切换为１２０ＭＷ／ｍｉｎ．而且根据调门特性的好坏决定一次调频逻辑中的设计：ａ．当汽机调门调节特性好时，调频时闭锁一段时间ＣＣＳ侧负荷调节回路，防止汽机指令超调．ｂ．当汽机调门调节特性不好时，按照上述“实际负荷到达目标值的滞后时间”内容方案解决．当电网出现异常工况，频率跌幅大于０．１Ｈｚ（相当于６ｒ／ｍｉｎ），此时电网最需要机组发挥一次调频、二次调频的作用．而在正常情况下，电网频率的波动幅度不会超过±０．０６Ｈｚ（相当于±３．６ｒ／ｍｉｎ）．因此，把转差是否超过３．６ｒ／ｍｉｎ作为ＣＣＳ系统配合一次调频回路切换的判据是比较合适的．随着电网容量的扩大和频率管理水平的进一步提高，电网频率将更加稳定，转差是否大于３．６ｒ／ｍｉｎ的判据可逐步缩小到３ｒ／ｍｉｎ甚至更小．６）试验过程中，发现制粉系统好坏和锅炉燃烧的稳定性及控制系统的调节品质对本试验有着重大影响．如鄂州电厂２号机组由于机组给煤机堵煤和主汽温度不稳，在上述一次调频试验中只做到１５ＭＷ的负荷变化，从实际曲线中可看到主汽压力和主汽温度变化较大．汉川电厂１号机组由于煤质不好和协调控制系统的问题，功率响应很难稳定．考虑到其他火电机组也存在同样问题，有些３００ＭＷ机组未达到《湖北电网发电机组一次调频运行管理规定》要求的不小于８％ＭＣＲ负荷变化幅度，所以建议对上述机组的锅炉燃烧系统和协调控制系统进行调整和完善，必要时进行设备改造，这将大大改善机组主要运行参数的调节品质，使其在投入一次调频功能后具有更好的负荷响应特性，同时保证机组的安全稳定运行．４．２ 水电机组受自然条件的限制，水电站常有较长的压力过水管道，导水机构开关时会在压力过水管道内引起水击，因而引起反调．对于长引水管或低水头电站，反调作用较显著，水轮机调速系统的稳定问题就更加突出．为了抵消这一影响，不得不设置较强的、时间常数较大的反馈元件，因而恶化了调速系统的速动性．另外，为了限制压力引水管道中水压最大变化值，必须限制导水机构的运动速度，这也影响调速系统的快速性．这是水轮机调速系统固有的特性．目前，大部分水电机组的控制策略是：当一次调频动作幅值超过其动作前机组负荷的±１０％时，对导叶的输出进行保持，而不是用于对目标负荷的调节．该模型下，频率偏差幅度与水轮机导叶开度变化量成一定的关系，在机组实际运行中如果运行水头发生变化，则负荷改变的实际值也会产生相应的改变，因此无法限制机组最大负荷．考虑到机组一次调频功能投入后，机组可能在负荷上限边缘运行．因此，我们建议必须限制机组的负荷上限（或按实际水头设置导叶开度上限），防止出现机组因一次调频动作过负荷运行，影响机组的安全运行．综上所述，建议水电厂对一次调频逻辑和参数加以重视，按照相应的监督管理规定，定期对一次调频逻辑回路和参数进行必要的检查、完善，保证机组一次调频功能的安全、正常投运．具体内容如下：１）功率回路实现闭环调节功能，调频控制模型由开度调节模式改为负荷调节模式，达到一次调频功负荷的精准控制．２）增加监控后台遥控投切机组一次调频的功能，而且监控后台对于机组一次调频的动作应有监视功能．３）完善调速器面板显示、设置和ＰＬＣ的控制功能．包括：功率显示、一次调频软投切、一次调频负荷限制范围设置等功能；在频差设置下，一次调频仿真试验功能（带有较高的用户操作权限）．４）根据要求，水电机组调速系统迟缓率（调速器转速死区）应小于０．０４％．所以建议电厂定期检修和调整调差机构，保障导叶实际位置与调速器的指令输出跟随良好、反馈正确，以保证调速器动作的可靠性和导叶反馈显示的精确性．５）当前控制模型下，建议增加对一次调频功能允许动作的负荷设置区间．该负荷限制，既用于机组超设置范围运行时，一次调频功能的自动切除；也用来制约机组在设置区间边缘运行时，限制一次调频的动作幅度．６）如果机组在ＡＧＣ方式下投一次调频功能时，频差要求的负荷调整方向很可能与ＡＧＣ负荷指令调整方向不一致．建议一次调频的负荷调整应优先于ＡＧＣ负荷指令调整方向，为解决优先权问题，建议一次调频功能投入时暂时闭锁ＡＧＣ方式投入，ＡＧＣ指令保持．７）当前控制模型和配线方式下，建议在高于机组振动区３０％额定负荷以上，才投入一次调频功能；鉴于机组有可能运行在高于设计水头下，建议运行到高于机组额定出力的９５％以上负荷时，暂时切除一次调频功能．（下转第４０３页）３９３ 第３期巨新刚，等：图像匹配中的数据存储方法表２ ３种不同模板图匹配结果图像图像大小非零元素个数可节省的存储空间／％运算时间／ｍｓ循环次数模式“００”模式“１０”模式“００”模式“１０”模板图１６×１６ １６ ９３．８ ２．８３９ ０．５１ ８ １３２×３２ ２２ ９７．９ １１．３５４ ０．４７９ ３２ １９６×９６ ２９１ ９６．８ １０２．１８６ ２．９ ２８８ １０满足多种图像匹配算法对数据的存储要求．同时，通过对存储控制块有针对性的设计，增加了数据存取的效率和灵活性，节省存储空间，提高了运算速度，有效改善存储性能．参考文献：［１］ 鹿艳晶，马苗．基于灰色粒子群优化的快速图像匹配算法［Ｊ］．计算机工程与应用，２００９，４５（１０）：１５７－１６０．［２］ 刘进，闫利．图像相关匹配算法的快速实现［Ｊ］．武汉大学学报（信息科学版），２００７，３２（８）：６８４－６８７．［３］ Ｌｉ Ｗ，Ｓａｌａｒｉ Ｅ．Ｓｕｃｃｅｓｓｉｖｅ ｅｌｉｍｉｎａｔｉｏｎ ａｌｇｏｒｉｔｈｍ ｆｏｒｍｏｔｉｏｎ ｅｓｔｉｍａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＩＥＥＥ Ｔｒａｎｓ．Ｉｍａｇｅ Ｐｒｏｃｅｓｓ－ｉｎｇ，１９９５，４：１０５－１０７．［４］ Ｍｏｈａｍｍａｄ Ｇｈａｒａｖｉ－Ａｌｋｈａｎｓａｒｉ．Ａ ｆａｓｔ ｇｌｏｂａｌｌｙ ｏｐｔｉ－ｍａｌ ａｌｇｏｒｉｔｈｍ ｆｏｒ ｔｅｍｐｌａｔｅ ｍａｔｃｈｉｎｇ ｕｓｉｎｇ ｌｏｗ－ｒｅｓｏｌｕ－ｔｉｏｎ ｐｒｕｎｉｎｇ［Ｊ］．ＩＥＥＥ Ｔｒａｎｓ．Ｉｍａｇｅ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ，２００１，１０：５２６－５３３．［５］ Ｔａｅ Ｇｙｏｕｎｇ Ａｈｎ，Ｙｏｎｇ Ｈｏ Ｍｏｏｎ，Ｊａｅ Ｈｏ Ｋｉｍ．Ｆａｓｔｆｕｌｌ－ｓｅａｒｃｈ ｍｏｔｉｏｎ ｅｓｔｉｍａｔｉｏｎ ｂａｓｅｄ ｏｎ ｍｕｌｔｉｌｅｖｅｌ ｓｕｃ－ｃｅｓｓｉｖｅ ｅｌｉｍｉｎａｔｉｏｎ ａｌｇｏｒｉｔｈｍ［Ｊ］．ＩＥＥＥ Ｔｒａｎｓ．Ｃｉｒ－ｃｕｉｔｓ Ｓｙｓｔ．Ｖｉｄｅｏ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２００４，１４：１２６５－１２６９．［６］ 吕晓琪，陶永鹏．基于小波分解的边缘图像快速匹配算法［Ｊ］．内蒙古科技大学学报，２００７，２６（４）：３１８－３２１．［７］ 贾万波，王宏力．一种基于进化策略的边缘特征匹配方法［Ｊ］．激光与红外，２００９，３９（２）：８２１－８２４．［８］ Ａｎｉｌａ Ｕｓｍａｎ，Ｍｉｋｅｌ Ｌｕｊａｎ，Ｌｅｎ Ｆｒｅｅｍａｎ，ｅｔ ａｌ．Ｐｅｒ－ｆｏｒｍａｎｃｅ ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｏｆ ｓｔｏｒａｇｅ ｆｏｒｍａｔｓ ｆｏｒ ｓｐａｒｓｅ ｍａ－ｔｒｉｃｅｓ ｉｎ Ｆｏｒｔｒａｎ［Ｃ］／／ＨＰＣＣ ２００６，ＬＮＣＳ ４２０８，２００６：１６０－１６９．［９］ 刘忠艳，周波，车向前．一种高效的图像匹配算法［Ｊ］．计算机技术与发展，２００９，１９（４）：６３－６５．［１０］杨骏进，王佳琳．图像快速匹配算法研究及ＤＳＰ实现［Ｊ］．测控技术，２００９，２８（８）：２９－３２．［１１］刘红侠，杨靓，黄巾，黄士坦．快速图像匹配相关系数算法及实现［Ｊ］．微电子学与计算机，２００７，２４（２）：３２－３５．［１２］杨靓，卢强，田卫．用于可编程卷积器的范数运算单元［Ｐ］．中国，ＺＬ２００９１０１２２０９９．１，２０１０－０５－０４．［１３］Ｍｉｋｅｌ Ｌｕｊａｎ，Ｓｎｉｌａ Ｕｓｍａｎ．Ｓｔｏｒａｇｅ ｆｏｒｍａｔｓ ｆｏｒ ｓｐａｒｓｅｍａｔｒｉｃｅｓ ｉｎ Ｊａｖａ［Ｃ］／／ＩＣＣＳ ２００５，ＬＮＣＳ ３５１４，２００５：３６４－３７１．［１４］邓汉华，杨靓，黄士坦．基于归一化互相关系数的图像匹配的连续消算法［Ｊ］．微电子学与计算机，２００６，２３（１２）：２２７－２３０．［１５］张德兴．有限元法新编教程［Ｍ］．上海：同济大学出版社，檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾檾１９８９．（上接第３９３页）参考文献：［１］ 于达仁，郭钰锋．电网一次调频能力的在线估计［Ｊ］．中国电机工程学报，２００４，２４（３）：７２－７６．［２］ 于达仁，郭钰锋，徐基豫．发电机组并网运行一次调频的稳定性［Ｊ］．中国电机工程学报，２０００，２０（９）：５９－６３．［３］ 张斌．自动发电控制及一次调频控制系统［Ｍ］．北京：中国电力出版社，２００５．［４］ 张斌．火电机组一次调频策略分析及应用［Ｊ］．华东电力，２００２，（１２）：６５－６８．［５］ 汪蓓，王卫涛，唐峰，等．沙市机组、阳逻机组一次调频试验报告［Ｒ］．湖北省电力试验研究院，２００９．［６］ 张毅明，罗承廉，孟远景，何南强．河南电网频率响应及机组一次调频问题的分析研究［Ｊ］．中国电力，２００２，３５（７）：３５－３８．［７］ 陈旭伟，王旺，赵松烈．东芝６００ＭＷ机组一次调频功能的改进［Ｊ］．浙江电力，２００７，３９（４）：３９－４２．［８］ 张为义．一次调频功能对火电机组运行适应性的试验分析［Ｊ］．华东电力，２００２，（１１）：５１－５４．［９］ Ｐｒｏｗｓｅ Ｄ Ｃ Ｈ，Ｋｏｓｋｅｌａ Ｐ，Ｇｒｏｖｅ Ｔ Ａ，Ｌａｒｓｏｎ Ｌ Ｒ．Ｅｘ－ｐｅｒｉｅｎｃｅ ｗｉｔｈ Ｊｏｉｎｔ ＡＧＣ Ｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＩＥＥＥ Ｔｒａｎｓａｃ－ｔｉｏｎｓ ｏｎ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ，１９９４，９（４）：１０７４－１０７９．［１０］Ｋｕｍａｒ Ｉ，Ｎｇ Ｋ，Ｓｈｅｈｌｅ Ｇ．ＡＧＣ ｓｉｍｕｌａｔｏｒ ｆｏｒ ｐｒｉｃｅｂａｓｅｄ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ，Ｐａｒｔ １：Ａ ｍｏｄｅｌ［Ｊ］．ＩＥＥＥ Ｔｒａｎｓ．ｏｎＰｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ，１９９７，１２（２）：５２７－５３２．［１１］Ｋｕｍａｒ Ｉ，Ｎｇ Ｋ，Ｓｈｅｈｌｅ Ｇ．ＡＧＣ ｓｉｍｕｌａｔｏｒ ｆｏｒ ｐｒｉｃｅｂａｓｅｄ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ，Ｐａｒｔ ２：Ｃａｓｅ ｓｔｕｄｙ ｒｅｓｕｌｔｓ［Ｊ］．ＩＥＥＥＴｒａｎｓ．ｏｎ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ，１９９７，１２（２）：５３３－５３８．［１２］唐葆生．伦敦南部地区大停电及其教训［Ｊ］．电网技术，２００３，２７（１１）：１－５．３０４。
