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第26卷第1期2013年3月《燃气轮机技术》GAS TURBINE TECHNOLOGY Vol.26No.1Mar．，2013收稿日期：2012-06-20改稿日期：2012-09-09作者简介：吴志方（1982-），男，湖北随州人，工程师，工学学士，主要从事燃机热控方面的工作，E-mail ：wzf0724@126．com 。
某电厂M701DA 型燃气轮机一次调频功能分析及改进吴志方（四川东方电气自动控制工程有限公司，四川德阳618000）摘要：对M701DA 型燃气轮机一次调频功能进行了分析。
该燃机可在三种模式下参与电网的一次调频，其中投入自动负荷运行开启模式的转速控制方式下调频性能最优，能够快速响应并实现无差调节。
为提高电网的电能品质，满足电网对并网机组一次调频的监督与管理，控制系统中增设一次调频在线测试功能，从而验证该系统的功能完备性、运行正确性。
关键词：一次调频；在线测试；改进中图分类号：TK477文献标识码：B文章编号：1009-2889（2013）01-0067-061机组概述某电厂联合循环机组由1台燃气轮机、1台汽轮机、1台余热锅炉和2台发电机组成。
燃气轮机为日本三菱重工设计，型号为M701DA ，干式、低NO X 排放，由19级的压气机、18个预混式低NO X 燃烧器和4级透平组成，标准工况下额定负荷为144MW 。
网调对机组一次调频的主要技术参数要求如下：（1）一次调频死区不大于ʃ0．033Hz 。
（2）调速系统转速不等率控制在5%以内。
（3）一次调频负荷限制幅度不小于机组额定负荷的6%。
（4）一次调频响应滞后时间小于3s 。
（5）一次调频负荷响应至该次扰动调频幅度90%的响应时间小于15s 。
（6）一次调频测试开始45s 内，一次调频平均调节负荷不小于机组额定负荷的2%。
2M701DA 一次调频控制方式分析M701DA 型燃气轮机对负荷调节具有4种基本方式：自动负荷运行关闭模式下的转速控制、负荷限制控制，自动负荷运行开启模式下的转速控制、负荷限制控制。
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。
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。
1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨随着社会经济的不断发展，人们对电力的需求也在不断增加。
为了满足这一需求，电厂需要不断提高发电能力和稳定性。
在现代电力系统中，AGC（Automatic Generation Control）和一次调频响应是两个非常重要的控制系统，它们对于电网的稳定和可靠性起着至关重要的作用。
AGC系统是指根据系统频率、负荷变化和其他外部扰动，自动调整发电机出力，保持系统频率和功率平衡。
而一次调频响应则是指在系统频率发生突变时，发电机需要快速调整出力以维持系统频率稳定。
本文将针对1000MW超超临界机组的AGC和一次调频响应进行探讨，分析其存在的问题并提出改进方案，以提高系统的稳定性和响应速度。
针对1000MW超超临界机组的AGC系统，存在以下几个问题：1. 调节速度不足：由于机组规模大、惯性大，传统的PID控制器调节速度较慢，难以满足系统频率的快速变化。
2. 控制精度不高：受限于传统PID控制器的精度，AGC系统的控制精度有限，可能导致系统频率波动较大。
3. 负荷响应迟缓：在系统负荷突变时，AGC系统的响应速度有限，导致系统频率波动较大。
针对上述问题，可以采取以下几种改进方案：1. 引入先进的控制算法：如模糊控制、神经网络控制、模型预测控制等，提高AGC系统的调节速度和控制精度。
2. 优化PID控制器参数：通过模型辨识和优化算法，优化PID控制器的参数，提高AGC系统的控制精度和响应速度。
3. 引入前馈控制：通过预测系统负荷变化趋势，采取前馈控制策略，提高AGC系统对负荷突变的响应速度。
2. 调节范围有限：受限于机组技术特性和控制系统的限制，一次调频响应的调节范围有限，难以满足大幅度频率变化需求。
3. 稳定性不足：一次调频响应过程中，可能出现振荡和不稳定现象，影响系统频率的稳定性。
1. 优化调频控制策略：通过改进调频控制算法，提高一次调频响应的调节速度和稳定性。
1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进探讨1. 引言1.1 背景介绍随着能源需求的不断增长和能源结构的不断调整，大型发电机组在电力系统中扮演着愈发重要的角色。
而超超临界机组作为目前最先进的发电机组技术之一，具有出色的发电效率和环保性能，被广泛应用于电力系统中。
在实际运行中，超超临界机组在应对系统负荷变化和频率波动时会面临一些挑战。
自动发电控制（AGC）和一次调频响应是超超临界机组运行中的两个重要方面，对机组的稳定性和运行性能有着至关重要的影响。
研究如何改进超超临界机组的AGC和一次调频响应，提高机组在电力系统中的运行效果，具有重要的实际意义和研究价值。
本文旨在对超超临界机组AGC和一次调频响应进行深入探讨，探讨其改进方案和协调控制策略，同时分析影响因素，为优化超超临界机组的运行性能提供理论支持和技术指导。
展望未来，相关研究将对超超临界机组的发展和应用起到积极的推动作用。
1.2 研究意义在1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进方面的研究具有重大意义。
AGC技术作为电力系统中的关键控制环节，直接影响着系统的稳定性和可靠性。
通过对AGC技术进行改进，可以提高电力系统的调节能力，降低系统频率波动，保证系统运行的稳定性。
一次调频响应改进方案的研究可以有效提高电力系统的频率响应速度和精度，使系统在频率扰动下更快地恢复到平衡状态，减少系统频率稳定性风险。
AGC和一次调频响应的协调控制策略能够更好地优化系统运行效果，提高系统的整体性能和经济性。
对1000MW超超临界机组AGC和一次调频响应改进的研究不仅有助于提高电力系统的稳定性和可靠性，还能够为电力系统的智能化和高效化发展提供技术支撑和理论指导。
展望未来，进一步深入研究这些方面将有助于推动电力系统的发展和升级。
2. 正文2.1 AGC技术概述AGC，即Automatic Generation Control，是自动发电控制系统。
它通过监测电网负荷变化和电厂内部运行情况，实时调节机组的输出功率，以使电网频率、有功功率与无功功率保持在稳定状态。
一次调频基本原理：
我们知道电能是不能储存的，供电和用电的平衡是非常重要的，而电网频率是反映这一状况的重要指标；目前我国电网的额定频率为50HZ；简单来说，如
如果一次调频回路不投入，而只投功率回路，系统为定功率运行。
如果功率回路不投入，而只投一次调频回路，系统为有差频率运行。
一次调频和功率都投入，则系统为功频调节系统。
DEH系统各主要环节传递函数如图2-2，其对应的参数见下表：其中表内未填写的参数见汽轮机参数试验报告和发电机参数试验报告。
图2-2 DEH调节系统传递函数
DEH控制系统环节参数表
调速系统各环节参数表
2.2 协调方式下一次调频作用原理
本次试验的机组，在协调方式下一次调频控制功能原理如下图所示，在未投入协调控制方式时由DEH实现一次调频,与DCS系统相比，DEH系统响应快，由DEH系统来承担一次调频任务比较合适。
而在投入协调控制功能后由DCS和DEH 共同完成一次调频功能；同时必须注意，在DEH调频时的DEH与CCS系统接口设计，应当按照如图一的方法，否则由于CCS的功率大闭环作用，使DEH的调频作用被抵消。
图2-3 协调方式下一次调频作用原理图。
透析设备的应用与原理1. 简介透析设备是一种用于治疗患有肾功能衰竭的疾病的医疗设备。
它通过将血液从患者体内引出，经过特定的滤膜进行透析处理，去除体内的废物和多余的液体，并重新将处理过的血液输回患者体内。
透析设备的应用可以减轻患者肾脏负担，维持体内的水电解质平衡，确保机体正常的代谢功能。
2. 透析设备的原理透析设备的原理主要基于溶质的扩散和超滤。
2.1 扩散透析设备通过扩散来去除体内的废物和多余液体。
在治疗过程中，患者的血液流向滤膜，滤膜中的废物和多余液体通过浓度梯度从高浓度区向低浓度区进行扩散。
这样，体内的废物和多余液体就会通过滤膜被去除，从而达到治疗的效果。
2.2 超滤透析设备还通过超滤的方式调节体内的水分平衡。
超滤是指通过半透膜，根据溶质的浓度差异和压力差异，将血液中的水分分离出来。
这样，可以根据患者的具体情况，控制超滤量，达到体液平衡的效果。
超滤的过程中，通过严格控制滤膜的孔径大小和压力差异，可以确保只有水分而不是溶质通过滤膜，保证治疗的效果。
3. 透析设备的应用透析设备广泛应用于肾功能衰竭和其他相关疾病的治疗。
3.1 肾功能衰竭肾功能衰竭是指肾脏的代谢和排泄功能显著减退，不能满足机体代谢的需要。
透析设备可以帮助肾功能衰竭患者维持体内的水电解质平衡，去除体内的废物和多余液体，减轻肾脏的负担，促进机体的正常代谢功能。
透析设备对于终末期肾衰竭患者来说，是维持生命的重要手段。
3.2 肝功能不全肝功能不全时，肝脏无法正常代谢体内的废物和多余液体，容易导致体内毒性物质的积累和水肿等症状。
透析设备可以通过去除体内的废物和多余液体，减轻肝脏的负担，改善患者的症状，延长生命。
3.3 其他应用透析设备还可以应用于一些其他相关疾病的治疗，比如中毒患者的解毒，电解质紊乱的调整等。
4. 透析设备的发展趋势随着科技的不断进步，透析设备也在不断发展和创新。
4.1 便携式透析设备传统的透析设备体积较大，限制了患者的活动范围。
浅论棉花滩水电厂调速器电气部分改造【摘要】调速器是电厂的主要设备，调速器设备的安全稳定运行将直接影响电厂的安全生产，随着社会工业及电力系统的发展，对电厂现场调速器运行的安全性、稳定性各项指标的要求也越来越高。
当系统频率波动时，现场调速器应有可靠的频率补偿投入功能，确保电网对频率质量的要求，当电网频率波动较大时，调速器应能实现通过远程控制切回“负荷控制”方式，从而保证机组有功的正常调整，当系统事故时，应能快速启动或停止机组，而电厂的机组被做为电网系统的第一调频厂时，应确保机组在投入AGC的情况下，快速稳定的自动调节负荷。
在电力系统现代化建设进程中，调速器的设计原则应为技术先进，安全可靠，操作维护方便，能满足电厂“无人值班，少人值守”的要求。
【关键词】调速器；性能指标；安全稳定1.项目概要说明1.1提出理由棉花滩电厂机组调速器系统2001年4月投产，原为德国产，型号PLC模件和面板部分元件已停止生产，并且PLC运行年限为10年，有必要年限到后对调速器电气控制部分PLC及部分元件进行改造更换。
1.2拟实现目标（1）以WT型可编程微机调节器（电气部分）改掉原调速器电气控制柜。
该电气柜除了满足国标要求外，还包含了原调速器电气部分所有控制功能。
可编程控制器选用法国施耐德公司生产的高性能32位ModiconM340系列PLC。
（2）改后的电气柜中保留原振摆检测装置、电液转换器的放大器和模拟量隔离模块。
（3）改后电气柜中的端子安装位置和排列顺序保持与原调速器一致，方便现场安装。
（4）增加机组残压测频，实现机组频率测量的冗余；增加系统频率测量，实现空载频率跟踪功能。
（5）将机组转速继电器独立出来，采用与调速器相同系列的PLC，实现原调速器的转速信号输出功能。
（6）原调速器机柜和机械液压系统均保持不变（含原调速器接力器反馈不变）。
（7）改造后新调速器采用标准MODBUS协议和上位机监控系统进行通迅。
1.3改造工作重点本次改造应在保证调速器原有的控制及通讯功能的基础上进行升级。
西北电网并网机组一次调频培训1 概述电网的调频包含三个概念：自然调频、一次调频和二次调频。
自然调频和一次调频构成了电网的调频特性，它决定着电网频率的稳定性。
1.1 自然调频自然调频是电网的动态调频特性，其特点是利用电网中旋转惯量的蓄能，首先承担电网负荷的变化。
在这一过程中，电网频率偏差将随时间逐渐增大。
自然调频的过程是自然完成的，不需要任何调整手段，其响应时间约为零点几秒。
虽然庞大的旋转惯量有稳频作用，但它却不能取代一次调频，由一次调频决定的电网静态调频特性才是电网频率稳定的基础。
1.2 一次调频一次调频是电网的静态调频特性，其特点是通过电网中各机组调速系统的静态特性，利用机组的蓄能承担电网负荷变化，最终使电网频率形成一个稳态频率偏差，一次调频依靠原动机调速系统自动完成，无需电网调度部门进行干预，其响应时间约为几秒。
当电网中所有机组的调速系统都参与一次调频时，电网将负荷扰动按各机组的不等率分配到各台机组上，不等率小的机组将承担较多的负荷分配。
电网中各机组通常按容量相对值承担一次调频量。
各机组的不等率具有大致相同的数值，一般为4%—5%。
1.3 二次调频电网频率的准确性主要靠电网的二次调频来保证。
过去，二次调频通常由指定的部分机组完成，这些机组称为调频机组。
二次调频是电网调度通过手动或自动方式对电网频率的干预过程，将电网的负荷变化转移到由预先指定的调频机组来承担，消除一次调频过程留下的频率偏差，使电网频率回到额定值。
同时非调频机组根据一次调频承担的负荷变化量，将按其静态特性自动恢复、负荷又回到扰动前的数值。
随着机组自动化程度的提高，越来越多的机组具备AGC功能，可以不同程度参与电网的二次调频。
二次调频的响应时间约为几十秒至一分钟。
电网中不参加一次调频的机组越多，电网的自平衡能力越差。
自平衡能力差的电网，二次调频任务加重，对二次调频的响应速度要求更高。
综上所述，一次调频过程是有差的比例调节，二次调频由于有积分作用，调整结果没有静差。
从一起甩负荷事件中透析机组调频原理与改造摘要本文简要介绍、分析了周口隆达发电公司2×135MW机组一次甩负荷带小网事件的过程，并透过这次事件对一次调频改造的必要性、机组调频原理、改造方案进行论述。
关键词小网一、二次调频 OPC 给定值功率不平衡1．引言河南周口隆达发电有限公司现有装机容量2×135MW，处于河南电网末端，两台机组经主变升压后送到川汇站110KV母线上；而川汇站110KV侧消纳负荷能力有限, 主要依靠川汇站#1、#2主变升压至220KV送入省网系统。
因为川汇站的两台主变容量不满足N-1，故我厂两台机组受电力系统故障和冲击的影响较大。
（附图1 周口川汇变电站及隆达电厂一次系统图）我厂两台机组均采用上海汽轮机厂生产的N-135-13.24/535/535型超高压、中间再热、双缸双排气凝汽式汽轮机。
汽机电液控制系统控制2个高压主汽门、4个高压调节汽门、2个中压联合汽门，完成对汽机转速及负荷的调节控制。
控制系统采用新华控制工程公司的DEH-ⅢA低压纯电调系统，原系统设计中未包括DEH带小网的特殊运行方式。
2004年6月25日，由于电网故障造成周口隆达电厂两台机组带地区小网运行。
负荷由160MW下降到70MW左右，电网周波上升，致使两台机组OPC动作，又使电网周波下降到 49Hz,电网低周减载又切除一部分负荷，在此期间，＃2机组因锅炉MFT跳闸，仅有＃1机一次调频回路调节电网负荷，但由于负荷变动较大，已经超出了一次调频的调节范围，使OPC频繁动作，严重威胁了机组的安全。
后经过专业技术人员与新华公司共同努力对一次调频进行了改造。
2．事故概述2．1事故前运行方式2.1.1. 电网系统运行方式川汇220KV系统南、北母并列运行，漯川线、川汇站#1主变运行于220KV北母，川淮线、川汇站#2主变运行于220KV南母。
川汇110KV系统南、北母并列运行，川西1、川北1、Ⅰ隆川2、川汇站#2主变运行于110KV南母；2川西、Ⅱ隆川2、川汇站#1主变运行于110KV北母。
周川线、淮川线备用于110KV南母。
图1：周口川汇变电站及隆达电厂一次系统图2.1.2．隆达电厂运行方式隆达#1、2机组单元制正常运行，负荷160MW，＃1、2机各带80 MW。
机组一次调频投入、功率回路投入、#1机多阀运行方式。
2.2 事故经过19:10 周口川汇变电站220KV侧漯川220KV线路#139耐张杆B相因大风造成弓子线对横担放电，致使漯川2开关纵联、零序、接地距离Ⅰ段保护动作，又因漯川2 开关拒动，导致220KV北母失灵保护动作跳开川220、221开关。
川汇站#1主变与220KV系统断开。
19:10 #1、2机组甩负荷至总出力70MW左右，OPC动作，自动切除功率回路，负荷在72MW—25MW左右大幅波动，周波波动达1.5HZ，机组高中压调门开关频繁。
19:13:09 退出#1机组一次调频，负荷在62—22MW间摆动，OPC动作频繁19:13:20 降低目标值至50MW。
19:14 #2机组因锅炉“水位低”MFT，汽机跳闸，手动解列#2发电机。
#1机带周口地区110KV母线孤网运行。
19:15 投入#1机组一次调频，#1机组负荷在35—22MW间波动。
19:16 给定值降至70 MW以下时转速波动减小，OPC动作减缓。
19:18 回复目标值至80MW。
给定值升至70 MW时，转速波动加大OPC动作又开始加剧。
19:21 退出#1机一次调频，#1机切单阀运行。
观察周波在相对较高范围波动。
19:29 降低目标值至50MW。
19:33 周波趋于稳定，OPC停止动作。
19:39 得省调命令，#1机组解列，#1发电机带#1机厂用电运行，控制方式由负荷控制转为转速控制，周波稳定，待机与系统并列。
20:03 川汇变110KV充电正常，Ⅰ、Ⅱ隆川线恢复送电，得省调命令，#1机组重新与系统并列，逐渐带负荷。
在此期间＃1机孤网运行OPC保护频繁动作， 23分钟内动作有252次之多，负荷在22－42MW之间波动，虽未造成设备损坏，但严重威胁着机组的安全。
3．事故分析3.1 我厂原OPC动作逻辑3.1.1 任何情况下，只要有两路以上的转速大于103％信号到OPC卡，OPC卡立即送出OPC动作开关量（继电器RL3、RL4闭合）， OPC电磁阀动作，泄去控制油压，高、中压调门关闭，防止汽机超速。
3.1.2 当负荷大于30％，即IMP大于30％的情况下，机组发生甩负荷，油开关RB动作，则不等转速上升到103％，OPC卡即提前动作。
更有效的防止超速。
3.1.3 在未并网的情况下，硬件OPC动作或转速大于103％高、中压调门指令到0，在并网的情况下OPC动作高、中压调门指令不置0。
3.2 大网运行时的功率-频率调节当机组在大网中正常运行时，DEH系统闭环控制机组功率和频率，此时DEH系统的频率调节手段为一次调频，如下图所示。
负荷给定图2：DEH-IIIA功率、频率调节原理图图3：DEH-IIIA功率、频率调节框图工作原理：当外界负荷变化时，测频单元感受转速偏差，经频差放大器转换成相对应负荷量与DEH功率给定值运算，如果功率回路投入，这个运算值作为PID控制器的给定值，若功率回路不投入，就作为流量指令控制阀门开度。
3.3 事故过程分析19：10 #1、2机组因线路故障甩负荷后，转速迅速升高，OPC保护动作，#2机组解列#1机组孤网运行，功率在42—22MW波动，见下图4：图4：甩负荷瞬间从上图可看出：DEH给定值（目标值经工作方式识别和工作方式选择的投标逻辑后，再经高、低限处理，速率限制后成为给定值）在OPC动作切除功率回路时由80MW升至103MW （功率回路切除后更有利于运行操作），给定值与小网负荷相差很大，正向的功率不平衡使转速迅速上升，达到OPC动作值103％，转速的急剧上升使一次调频起作用，产生负频差时OPC已动作，OPC动作后，控制油压泄去调门全部关闭，转速急剧下降， OPC复位，此时由于给定值未变，流量指令仍使进入汽轮机的蒸汽量大于实际需求，调门打开，转速又迅速上升，OPC动作，转速下降，当转速小于2988 rpm时（当时一次调频死区为±12rpm），产生正频差，又使流量指令增大，调门大开，转速急剧上升，如此反复，使小网频率、负荷反复震荡，OPC频繁动作。
19：13运行降低目标值，给定值接近实际负荷，OPC动作明显减缓，频率波动减轻。
OPC与给定值的关系见下图5：从图5可清楚的看出当给定值降至大致70MW以下时，OPC动作频率明显减缓，直到目标值增大至80MW，给定值渐渐上升后，OPC动作又开始频繁。
图5：OPC与给定值19：21运行人员解除一次调频见图6：图6：流量指令、调门指令与一次调频从上图可看出：一次调频解除前流量指令大幅变化，这是频差调节的结果，从而使调门指令大幅变化进行负荷、转速的调节，但是opc的动作使控制油压失去，调门指令不起作用，间接使一次调频失去作用。
一次调频解除后，频差为0，流量指令几乎不变，GV1阀位指令在多阀切单阀后渐渐趋至平缓，不再有大幅变化，此时因功率回路切除，一次调频切除，DEH 成为阀位控制，DEH对转速、负荷不再有调节作用，只通过运行操作和opc保护防止超速。
从一次调频解除前后的流量指令等参数的变化可明显看出一次调频在机组控制中的作用，但是opc的动作将一次调频的范围限制在3000±90rpm。
19:39#1机组解列后BR开关断开，DEH转入转速控制，目标值为3000 rpm #1发电机带#1机厂用电运行，周波趋于稳定。
参见下图：图9：#1机带厂用电运行通过以上初步分析可得到以下几点结论：a. 功率－负荷不平衡造成转速飞升。
b. 给定值降低后，发电机出力与小网上负荷差值减小，转速相对趋于稳定。
OPC动作减缓。
c.一次调频投入时流量指令、调门指令的大幅变化是频差作用的结果。
d. OPC动作将一次调频的范围限制在3000±90rpm。
3.4 扩展分析3.4.1关于一、二次调频一般情况下，发电机组运行于系统大网上时，电网中各处的频率是相等的，由于转速与频率的对应关系，所以，电网中的各台汽轮机的转速也是一样的电厂端根据要求调整的是机组功率值，频率由系统供、需矛盾调整平衡而非单个电厂所能左右，而发电机组运行于小系统上时，功率一般由用户决定，电厂端调整的则是频率。
汽轮发电机组在电网中并列运行，当外界负荷发生变化时，将使电网频率发生变化，从而引起电网中各机组均自动地按其静态特性承担一定的负荷变化，以减少电网频率改变的过程，称为一次调频。
如下图10：图10：并列运行机组的负荷分配电网中增加的负荷△P ＝△P 1＋△P 2 ， 一次调频后转速稳定在n 0－△n 处。
在一次调频过程中，各机组所自动承担的变化负荷的相对值与该机的额定功率和速度变动率有关。
设汽轮机在空载时的转速为max n ，额定功率时的转速为m in n ，汽轮机额定转速为0n ，则将max n 与m in n 的差值与0n 之比来表征汽轮机转速与功率的对应关系称为速度变动率δ，也称速度不等率，不均匀度等%1000minmax ⨯-=n n n δ从上可看出，一次调频是按照特性曲线斜率去维持转速或周波，实现的是有差调节，只能缓和电网频率的波动程度，其调频能力是有限的，不能保持周波为常数。
这时就需要用同步器增减某些指定机组的负荷，使其承担外界负荷的变化，以恢复电网频率，这一过程称为二次调频，只有经过二次调频后，才能精确地使电网频率保持恒定值。
其调节过程如下：如图11，假定某一瞬间电网负荷增加△P ，使电网频率下降，机组转速同时下降△n,两台机各按照自己的静态特性曲线自动承担一部分变化负荷，1号机负荷增加△P1，2号机负荷增加△P2，△P ＝△P 1＋△P 2，达到负荷平衡后，电网频率稳定下来，转速稳定在n 1处，这是一次调频过程。
这时如果操作1号机的同步器（即改变功率目标值），使1号机的静态特性曲线由aa上移到a′a′，nn1图11：同步器平移调节系统静态特性曲线实现二次调频则在转速n1下，1号机增发了功率△P1′，使总功率（p1＋△P1＋△P1′＋p2＋△P2）大于总负荷（p1＋△P1＋p2＋△P2），于是电网频率升高。
随着电网频率升高，1号机按a′a′静态特性曲线减负荷，2号机按其自身静态特性曲线减负荷。
当转速升到n0时，2号机负荷恢复到一次调频前的数值p2，1号机则承担了全部的负荷变化△P＝△P1＋△P2，总功率与外界负荷重新平衡，电网频率稳定在转速n0上，这是二次调频。
显然经过二次调频才能使电网频率保持恒定。
通常实现方法有两种：a. 中心调度所调度员根据负荷潮流及电网频率，给各厂下达负荷调整命令。
