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
不得超过。 ，一些工业发达国家规定频率偏差 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。
12.1.2.4一次调频
一次调频：由发电机特性和负荷调节效应共同承担系统负荷变化，使系统运行在另一频率的频率调整称为频率的一次调整。
对于下图：L1和L2为负荷增长前后的负荷频率特性，G1为等效发电机的出力频率特性。
频率一次调整的结果：发电机有功功率增加了PL2-PL1，负荷调节效应是负荷吸取的有功功率相对于原频率下的功率少吸收PL3-PL2，系统频率降低到f2，系统运行点为b 点。
12.1.2.5二次调频
二次调频：当系统负荷变化较大，通过改变发电机调速系统的设定值使系统频率恢复到额定频率的调整过程称为频率的二次调整，也称二次调频。
对于下图：L1和L2为负荷增长前后的负荷频率特性，G1和G2为发电机调速系统调节前后的出力频率特性。
当系统负荷变化较大，频率的一次调整的结果使系统频率过高或过低时，需要改变发电机调速系统的设定值，使系统频率恢复到额定频率。对于下图，负荷由L1变为L2，等效发电机特性由G1变为G2, 系统频率回到f1。相比于一次调频，负载增大了PL3-PL2，发电机出力增加了PL3-PL2。
12.1.2.6联合电力系统调频
、分别为联合前A 、B 两系统的负荷调节效应系数。为使讨论的结论更有普遍意义，设 A 、B 两系统中均设有进行二次调整的电厂，它们的功率变量分别为、，
、。 A 、B 两系统的负荷变量分别为设联络线上的交换功率
系统：
由A 向B 流动时为正值。于是，在联合前，对A
对B 系统：
联合后，通过联络线由A 向B 输送的交换功率，对A 系统也可看作是一个负荷，从而
对B 系统，这交换功率也可看作是一个电源，从而
联合后，两系统的频率应相等，即实际上应有，可得
或：
以此式代入式（12-6）或（12-7），又可得
令、。、分别为A 、B 两系统的功率缺额，则式（12-6）-（12-9）可改写为
由式（12-12）可见，联合系统频率变化取决于这两部分系统总的功率缺额和每部分系统的单位调节功率，这理应如此，因两系统联合后，本应看作一个系统。由式（12-13）可见，如A 系统没有功率缺额，即，则。
这种情况下，虽可以保持系统的频率不变，B 系统的功率额
功率
载。
阐述电力系统调峰、调频的基本原理和方法。 或A 系统增发都要通过联络线由A 向B 传输，此时必须注意联络线上的功率是否过
12.2.1.1备用容量概念
备用容量：备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量、检修备用容量。电网的总备用容量不宜低于最大发电机负荷的20%。
冷备用：电网需要时，随时能启动投入的备用机组容量。
热备用：备用单元已经通电、准备使用和作好连接，一旦主用单元失效，该备用单元能立即投入使用的配置。
旋转备用：特指运行正常的发电机维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量的发电机组。
事故备用：是在电力系统中发电设备发生偶然故障时，为保证向用户正常供电而设置的备用。一般为最大发电容量的10%左右，但不小于电网中一台最大发电机组的容量。
检修备用：是为系统内发电设备定期检修而设置的。一般应当结合电网负荷特点，水、火电比例，设备质量，检修水平等情况确定，一般宜为最大发电负荷的8%~15%。
12.2.1.2负荷曲线
电力系统的负荷曲线是指系统中负荷数值随时间而变化的特性曲线，可分为日、周、年负荷曲线和年持续负荷曲线。
日负荷曲线：表示负荷数值在一昼夜0时至24时内的变化情况。
周负荷曲线:表示一周内每天最大负荷的变化状况。
年负荷曲线：表示一年内各月最大负荷的变化状况。
年持续负荷曲线：全年负荷按大小排队，并作出对应的累计持续运行小时数，从最小负荷开始，依次将各点负荷连成曲线。
分析影响发电出力的主要因素。
12.2.2.1影响发电出力的因素
影响发电机出力的因素：电力系统在一定时期限内所有发电机组最大可能出力的总和，又称最大可能出力。发电机组的最大可能出力有时小于其铭牌出力，它们之间的差额称为受阻容量。受阻容量主要由以下条件决定：
① 机组本身存在缺陷；
② 辅助设备与主机不配套或部分辅助设备发生故障；
③ 炎热季节循环冷却水温较高使汽轮机达不到额定出力；
④ 供热机组当热负荷较小时；
⑤ 水轮发电机组当水头降低时或受放水量限制不能发电时；
⑥ 输变电设备与发电设备不配套或电力系统结构不合理，使发电厂送出
的容量受限制而不能满发；
⑦ 燃料暂时短缺等。
受阻容量随着季节的变化或运行条件的改变，电力系统最大可能出力也随之变化。
12.2.2.2机组出力特性
发电机组增长出力特性：在保证设备安全条件下发电机组有功出力的最大增长速度。
火电机组的出力增长速度受一些因素限制：
① 汽轮机转子及汽缸、锅炉的厚壁部件在负荷变化时引起的热应力； ② 汽轮机转子膨胀引起的振动；
③ 蒸汽的温度与压力变化的允许偏差；
④ 锅炉燃烧、水位等自动控制的调节能力；
⑤ 所用燃料的种类等。
水电机组起动快速，并可迅速增长出力，一般约3~5min或更短时即可由零达到额定出力。
说明不同类型负荷预测的目的、作用和预测的内容。
12.2.3.1目的和作用
目的与意义：对未来的系统负荷情况的预测是制定电力系统运行计划（或称发电计划）的依据。电力系统运行的特点是任何时刻发电机发出的功率必须紧密跟踪系统负荷的需求（包括电力网中的功率损耗及厂用电），以保持电力系统频率恒定。根据预测负荷来制定发电计划，决定机组间的负荷分配、水火电机组的协调、机组起停及与相邻系统间的功率交换等。这种负荷预测称为短期负荷预测。一般预测下一天至两天每小时的负荷，最长预测周期为一周。此外，为保证系统安全运行，调度员在进行某项系统操作或改变运行方式前，需根据未来时刻的负荷情况进行潮流计算以判断改变运行方式后系统是否安全，是否会发生越限事件。调度员也需要对未来时刻的系统在某种预想事故条件下进行系统潮流计算以作出安全评定。凡此种种都需要对负荷进行预测。这种预测的周期较短，一般是数分钟至十分钟后的负荷，称为超短期负荷预测。
在现代化调度中心，短期负荷预测与超短期负荷预测都可以在实时环境中进行，称为实时负荷预测。即根据在线计算机的实时数据与历史数据按规定的周期起动在线程序进行负荷预测。如果不具备实时条件，短期负荷预测也可以根据历史的负荷记录数据进行离线计划预测。而超短期负荷预测由于周期短、预测频繁，只能在实时环境中进行。
负荷预测的及时性与准确性对电力系统运行及电能生产费用有很大的影响。系统调度必须事先掌握负荷情况并安排好电源以满足负荷的需要，同时需考虑足够水平的备用以适应预测固有的不确定性以及运行机组可能发生的强迫停运。备用容量及旋转备用容量是根据运行的可靠性及安全性来确定。由于机组留有备用，使运行机组在非最高效率工况下运行，要付出一定的代价。减少预测误差可降低备用水平而不影响系统运行的安全性与可靠性，并使运行费用最低。预测负荷偏高或偏低均能导致运行费用的增加。
12.2.3.2实时负荷预测的组成
实时负荷预测的组成：实时负荷预测是由在线计算机的软件实现的。它有负荷预测模型、数据源及人机界面三个主要的组成部分。
（1）负荷预测模型。说明对负荷的描述与算法。一般根据负荷历史数据的分析决定预测的模型及参数。
（2）数据源。包括历史的负荷及气象数据库，参数数据库，调度员输入的数据，EMS 中AGC （自动发电控制）功能得到的实时数据及气象预报数据等。
（3）人机界面。人工输入数据包括数据的更新，负荷预测的参数等。 影响负荷的因素主要有经济状况、时间段、气象条件及其他随机因素。 12.2.4.1综合平衡计划
综合平衡计划包括负荷计划和检修计划。一般应编制出日、周、月、季、年的综合平衡计划。
事先编制出各个时期的负荷曲线，特别要事先编制出次日每小时的负荷曲线和一周的负荷曲线，对负荷曲线应特别注意尖峰负荷和低谷负荷的负荷变化，做好调峰容量、调频需用容量的计划。
整个系统的检修计划应根据各局、厂报来的检修计划进行统一平衡。在平衡时，不仅应考虑整个系统的电源与负荷的平衡，也应当考虑各地区的平衡和电源联络线上输送功率的变化。
12.2.4.2确定主、辅调频厂
调频厂的选择
主调频厂负责调整频率，所以主调频厂选择的好坏直接关系到频率的质量。一般选择主调频厂时，应考虑以下问题：
① 具有足够的调频容量和调整范围；
② 具有与负荷变化相适应的调整速度；
③ 调整出力时应符合安全及经济运行原则。还应考虑电源联络线上的交
换功率是否会因调频引起过负荷跳闸或推动稳定运行，高频引起的电压波动是否在允许范围。
在水、火电厂并存的电网中，一般选水电厂为主调频厂。大型火电厂中高效率机组带基荷，效率低的机组可做为辅助调频厂。因为水电厂调频不仅速度快和操作简便，而且调整范围大（只受发电机容量的限制），基本上不影响水电厂的安全运行。
火电厂调频不仅受到汽机和锅炉出力增减速度的限制，而且还受锅炉最低出力的限制。汽机增减负荷速度主要受到汽机各部分热膨胀的限制，特别是高温高压机组在这方面要求更严。锅炉增减出力一般要比汽机快些。但与燃烧质量关系很大。供热机组不适宜调频，因为供热机的出力要受抽汽量的限制。
在大发水电季节，为了多发水电，一般由水厂带基荷，而由火电厂调频。水电厂无论是带基荷或是调频，都必须考虑防洪、航运、渔业、工业、人民生活用水等综合利用的要求。
12.2.4.3调频厂的任务
调频厂的任务：
频率调整厂必要时分为主调频厂和辅助调频厂。
①主调频厂应经常保持系统不超过允许范围，为此，应经常有一定的可调容量，辅助调频厂当发现频率超过0.2Hz 时，应立即进行调整，
使恢复至以内，频率调整厂无调整容量时应立即报告调度。
②调频厂在手动调整阶段，值班人员应严密监视电网频率，认真、主动、及时地进行调整。
③自动调频装置应经常投入运行，其投入与停用，必须经当班调度员许可（装置故障除外），若调度端使用，则要通知有关电厂。
12.2.4.4负荷监视电厂任务
负荷监视电厂的任务是按电网经济调度的原则进行电网调峰，以保证调频厂经常具有一定的频率调整容量。所以要求：
①认真执行日调度负荷曲线，包括开停机炉或少蒸汽运行调峰。各厂自行按计划曲线增减出力或按调度命令增减出力。 ②当系统频率超过0.2Hz ，不见恢复时应立即主动调整出力，并报告调度。 0.2Hz
如果日负荷计划编制准确，同时各电厂又都能按调电计划（或根据调度员指令）调整各出力时，主调频厂是能够随时调整系统频率并使其不超过允许的波动范围的。
但由于种种原因，往往会出现负荷和电厂出力与计划有出入的现象。这种情况下，调度员就应根据系统情况随时修改和调整有关电厂的出力，保证主调频厂有足够的调频容量和频率正常。
12.2.5.1调峰的目的
调峰的目的：调峰是指为满足电力系统日负荷曲线的需要，对发电机组的出力进行的调整。
12.2.5.2尖峰负荷
尖峰负荷：在给定的期间(如：一天) 系统负荷较高时间段的负荷值。一天中可能有多于一个的峰荷时间段。
特点：尖峰负荷是由于一日24h 内用电需求不均匀而形成的。一般，一昼夜之内，在上午和照明时间，出现几次尖峰负荷，深夜则为用电最少的低谷负荷时间。一般尖峰负荷持续时间相对较短
12.2.5.3调峰机组
基本要求：具有起动时间短、出力变化快和可以频繁起停的性能。
尖峰负荷与低谷负荷的差值很大，因此要求有些发电机组在低谷负荷时停机，而在尖峰负荷到来之前迅速起动并增长出力，尖峰过后即降低出力和停机。这些机组称为尖峰负荷机组或调峰机组。它们具有起动时间短、出力变化快和可以频繁起停的性能。
12.2.5.4调峰的约束条件
调峰安全约束条件主要有：
①对联络线较薄弱的地区应分地区进行平衡；
②调峰速度应符合本系统的实际状况；
③满足电压质量要求。在满足上述安全约束调峰时，还应该充分考虑系统调峰的经济性。
12.2.5.5常用调峰电源
电力系统中常见的调峰电源包括：
①水电常规机组；
②抽水蓄能机组；
③汽轮发电机组；
④燃气轮机组；
⑤其他新型式调峰电源。
不同的调峰电源的调峰：
（1） 水电常规机组调峰。其调峰容量取决于水电机组可调出力。由于水电
有许多优点，因此，在有水电的电力系统中均首先利用水电机组调峰。
（2） 抽水蓄能机组调峰。其调峰容量由厂家规定。抽水蓄能机组调峰的优
点是起停快，运行灵活，调峰效果显著；据点是投资较大，消耗一定电能（以或抽水电能换得或发电电能）。鉴于抽水蓄能机组的调频性能好，带负荷迅速，而且还可兼作调相机运行及电力系统事故备用电源，能改善火电及核电的运行条件，因此有条件的大电力系统均发展这类调峰电源。
（3） 汽轮发电机组调峰。其调峰容量是本机组的可调节容量（指本机组运
行的可变化容量，及利用机组起停调峰的容量之和）与其所担任的放旋
转备用容量之差。汽轮发电机组的可调节容量所占机组容量的比值，各个国家不尽相同，一些国家（美、英、日本等）大火电机组已考虑按调峰运行设计，燃煤汽包炉最小稳定负荷为额定值的30%~50%，而且机组起停快，起停次数可达一万次，可为系统提供较大的调峰容量，是电力系统主要调峰电源。有些发电机组是按带基本负荷设计的，燃煤炉最小稳定负荷，一般为额定值的70%~80%，而且，起停慢，负荷增长慢，负荷变动范围不大，为系统提供的调峰容量不大。
（4） 燃气轮机组调峰。其调峰容量就是机组 额定容量。它的优点是超支迅
速，运行灵活，厂用电率低。缺点是要燃油和燃气机组维护工作量大，发电成本高。
（5） 其他新型式调峰电源调峰。近年来国际上出现了一些其他新型式调峰
电源。例如：①采用压缩空气蓄能电站调峰。在系统低谷负荷时，将空气压缩存储在地下洞穴中，当系统高峰负荷时，抽出来加热并通过燃气轮机发电。目前已在美国、德国建成。②采用热水蓄能电站调峰。在系统低负荷时，将火电厂多余蒸汽以热水形式储存在大型压力容器中，当系统高峰负荷时，将热水放出产生蒸汽发电。
12.2.5.6调峰方式
电力系统的调峰方式有常规调峰、非常规调峰及开停机组调峰三种方式。 12.2.6.1频率调整的要求
频率调整要求：中国电力工业部颁发的《动力系统调度管理规程》规定频率偏差不得超过，电钟误差任何时候不大于1min ；同时又规定，容量较大，电钟误差不应大于30s 。 的电力系统频率偏差不得超过
12.2.6.2频率调整方式
频率调整方法：①手动调频时，AGC 控制的机组应有足够的容量才能保证频率质量。
②自动调频时，正常时由调频厂保证频率质量。调度员应根据情况调整有关电厂的出力以保证调频厂有足够的调整容量。当因某种原因频率超过正常允许范围时，调度员应下令有电厂增加出力，尽快将系统频率恢复到允许范围内。 12.2.6.3自动调频方法
自动调频的原理、方法：自动调频是通过装在发电厂和调度中心的自动装置随系统的变化自动增减发电机的出力，保持系统频率在极小范围内波动。 12.2.6.4调频的安全约束
调频时的安全约束如下：
①系统各处潮流不超出允许值；
②系统各处电压应在正常范围内；
③系统负荷变化速率大时，应特别注意调整。
12.3.1.1 AGC的目标和基本功能
AGC 其基本功能为：负荷频率控制（LFC ），经济调度控制（EDC ），备用容量监视（RM ），AGC 性能监视（AGC PM），联络线偏差控制（TBC ）等；
基本的目标：
（1） 保证发电出力与负荷平衡；
（2） 保证系统频率为额定值；
（3） 使区域间联络线潮流与计划相等；
（4） 最小区域化运行成本。
12.3.1.2 AGC的总体结构
AGC 是一个闭环反馈控制系统，主要由两大部分组成：
机组控制器。主要用来控制机组调速器的调节特性（通过调频器），使机组在额定频率下发出设定的出力。
负荷分配器。根据电力系统频率偏差以及与相邻电力系统交换功率的偏差信号，按一定准则计算出各机组的应发出力。（分为电厂级和系统级）
典型结构如下图所示：
12.3.2.1 ACE的概念
ACE 是指区域控制误差。
12.3.2.2 AGC的控制方式
AGC 控制模式有一次控制模式和二次控制模式两种。
一次控制模式又分：
①恒定频率控制方式。
②恒定机组出力控制方式。
③恒定交换功率控制方式。
④频率及联络线功率偏移控制方式。
二次控制模式又分为两中：
①时间误差校正模式；
②联络线累积电量误差校正模式。
12.3.2.3 AGC的基本原理和算法
基本原理：自动发电控制（AGC ）的基本原则是要求各控制区域负责供应本区域的负荷，并经常假设整个互联系统中各控制区的频率基本相等。当某控制区域负荷发生变化时，起初的这个负荷变化是由各发电机组的转动动能来提供的，随着动能的消耗，整个互联系统的频率开始下降，系统中的所有发电机组都将响应这个频率的变化，增加出力并使频率达到一个新的稳态，此时，AGC 的职责是经济地调整发电，使负荷的变化仅由本控制区域的电厂来供应，并使频率回升到它原来的整定值。
12.3.3.1 A1、A2指标
A1、A2指标：
A1：控制区域的ACE 在任意10分钟内必须至少过零一次。即：不允许任意连续十分钟达不到控制目标。
A2：控制区域的ACE 在任意10分钟内的平均值必须控制在规定的范围Ld 内。即：不允许任意连续10分钟平均控制效果超标。
12.3.3.2 CPS1、CPS2指标
（1）CPS1指标：
其中：
为控制区域1min 内的ACE 平均值，2s 采样一次，ACE>0，表示正偏
差；ACE
为控制区域1min 内频率偏差平均值，1s 采样一次。ΔF>0, 表示系
统频率超过控制目标频率；ΔF
为互联电网对全年1min 中频率平均偏差的均方根控制目标值。
（2）CPS2指标：
要求考核时段（十分钟）ACE 的平均值的绝对值控制在规定的范围L 10以内，即：要求||/10 ≤ L10。
其中：
B ― 控制区域的频率偏差系数。
B1 ― 整个互联电网的频率偏差系数。
― 互联电网对全年10min 频率平均偏差的均方根值的控制目标值。
CPS 作为反映联络线功率和系统频率偏差控制管理水平和技术应用水平的综合评价指标，要求在指定考核时段内CPS1 ≥200%或 CPS1 ≥100%和CPS2合格同时满足。南方电网以十分钟为考核时段，统计CPS 合格情况及年、月、日合格率。
CPS1、CPS2与A1、A2的比较：
（1）CPS 标准克服了A1、A2标准未涉及电网频率控制目标的缺陷。
（2）CPS 标准不要求ACE 在规定时间过零，可以减少一些不必要的调节。
（3）CPS 标准对各控制区域对电网频率质量的功过评价十分明确，特别有利于某一控制区域内发生事故时，其他控制区域对其进行支援。
（4）CPS 标准对数据采集提出了更高要求。
12.4经济调度
经济调度的概念：在满足安全、电能质量和备用容量要求的前提下，基于系统有功功率平衡的约束条件和考虑网络损失的影响，以最低的发电(运行) 成本或燃料费用，达到机组间发电负荷经济分配且保证对用户可靠供电经济最优化的一种调度方法。
经济调度主要分为三类：
（1）火电厂内各机组间的经济负荷分配
火电厂内各机组见的经济负荷分配遵循等微增率准则：在满足总出力要求的基础上，各机组的燃煤消耗微增率相等时，电厂的总燃料消耗最少。
（2）火电厂之间的经济负荷分配
火电厂间经济负荷分配采用扩展的等微增率法则，即考虑了网损修正后的等微增率法则。
（3）水火联合经济调度――水火电厂之间的经济负荷分配。常用的方法是通过引入水煤换算系数γ，将水量转换为煤耗，即将水电厂转换为火电厂处理，然后再利用拉格朗日乘子法计算最优的出力分配方案。
显然，实际应用中，γ应该是水头的函数，其本质是将水换成煤，水电厂等效为火电厂。