一次调频 ：Primary Frequency Control。 在电网实际运行中，当电量消耗与电量供给不匹配时，即可引起电网频率出现变化较小、变动周期较短的微小分量，这种频率扰动主要靠汽轮发电机组本身的调节系统直接自动调整汽轮机调门完成电网负荷补偿，修正电网频率的波动，这个过程即为发电机组的一次调频。具体修正为：当电网频率升高时，一次调频功能要求机组利用其蓄热快速减负荷，反之，机组快速增负荷。 DEH系统中一次调频功能通常是将汽轮机转速与额定转速的差值直接转化为功率信号补偿或流量补偿。
国电网额定频率为50Hz，汽轮机额定转速为3000rpm，额定频率与实际频率差值(有时额定转速与汽轮机实际转速的差值代替频率差值)经函数变换后生成一次调频补偿因子，一次调频功能投入，直接与功率或流量信号叠加，控制汽轮机的调门开度，一次调频切除时，调频补偿因子系数为零，不参与系统控制。 发电机组的一次调频指标主要包括：转速不等率、调频死区、快速性、补偿幅度、稳定时间等。不同区域的电网公司对各个技术指标要求也不尽相同。 标准：火电机组转速不等率应为4%～5%，该技术指标不计算调频死区影响部分。该指标一般作为逻辑组态参考应用，机组实际不等率需根据一次调频实际动作进行动态计算。 实际举例：转速不等率5%，汽机从额定负荷100%到0%变化时，所对应的转速升高值为150r/min，δ=150/3000*100%=5%，也叫速度变动率。一次调频量的计算：ΔPf=K*Δf（K为调频系数,单位为%/r/min，Δf为频差信号），而K=1/(δ*n0)*100%，所以对应变化1r/min的转速差的一次调频量（以机组容量660MW为例）ΔPf=1/(3000*5%)*100%*660MW=4.4MW/r/min。 标准：机组参与一次调频死区应不大于|±0.033| Hz 或|±2| r/min。 目的：设置转速死区的目的是为了消除因转速不稳定（由于测量系统的精度不够引起的测量误差）引起的机组负荷波动及调节系统晃动。 标准：机组参与一次调频的响应时间应小于3s。燃煤机组达到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30s。对于高压油电液调节机组响应时间一般在1-2s。电网频率波动越频，该技术指标越重要。 标准：机组参与一次调频的稳定时间应小于1min。该技术指标对于发电机组及电网稳定运行都十分重要。 标准：机组参与一次调频的调频负荷变化幅度不应设置下限;一次调频的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，规定如下： a) 250MW>Po 的火电机组，限制幅度≥10%Po; b) 350MW≥Po≥250MW 的火电机组，限制幅度≥8%Po; c) 500MW≥Po>350MW 的火电机组，限制幅度≥7%Po; d) Po>500MW 的火电机组，限制幅度≥6%Po。 另外，额定负荷运行的机组，应参与一次调频，增负荷方向最大调频负荷增量幅度不小于5%Po。 实际举例：（以机组容量660MW为例）限幅6%额定负荷ΔP=660MW*6%=39.6MW，在转速不等率5% 时ΔPf=1/(3000*5%)*100%*660MW=4.4MW/r/min。可调节转速值为ΔP/ΔPf=39.6/4.4=9 r/min。即在±2r/min的基础上变化±9r/min的调频量幅度。 设置限幅的主要目的是因为快速大幅度的变负荷会危及到机组的安全运行。对于燃煤发电机组，机组通过调速器快速一次调频变负荷最大幅度应通过试验确定，主要以汽机调门快速变化时主汽压力、温度等与机组安全运行参数的变化幅度和速率在允许范围内为依据，另外加负荷以汽机调门开足为限，减负荷以主汽压力上升幅度和速度到允许值（低于高旁动作值）为限。 对于燃煤发电机组，调速器（DEH）一次调频投运的负荷范围应为机组正常运行的负荷范围，应不低于不投油助燃的最低负荷，最高为机组满负荷。机组在最低负荷或满负荷时，仅使用DEH侧的一次调频功能，CCS侧仅闭锁与一次调频相反的调节作用。机组最低不投油助燃负荷时，不因一次调频而减少燃煤，防止锅炉熄火，机组最高负荷时，不因一次调频而增加燃煤，防止机组超压。CCS侧一次调频投运的负荷范围应为CCS投入的负荷范围，一般最低不高于50%额定负荷，最高为机组满负荷。 一次调频回路一般可分为CCS一次调频和DEH一次调频，由这两部分的调频回路共同作用，其中DEH一次调频快速动作（开环控制），CCS一次调频最终稳定负荷（闭环控制）。DEH侧一次调频的动作值直接控制汽轮机调门，用于改变机组的负荷，使机组快速响应一次调频的需要；CCS一次调频最终稳定负荷， CCS中的一次调频由运行人员手动投入，一次调频动作后相当于去调节负荷设定值MWD，并确保和DEH的作用方向相同，防止DEH的调节作用被拉回，最终稳定负荷到所需要的值。二者相互配合，提升机组的一次调频性能。 DEH 侧一次调频功能对负荷的修正直接叠加到流量指令上，即根据调节量直接开大或关小调门，调整汽轮机的进汽量，快速稳定电网频率。功率回路投入时，负荷设定值同时增加一次调频指令，在提高机组一次调频快速动作的同时保证负荷不出现反调现象。 协调投入方式下， DCS 切除汽机主控回路时，一次调频功能由 DEH 实现。DCS 投入汽机主控回路时，一次调频指令叠加到负荷设定值上(未直接添加到去 DEH 的流量指令上)，提高机组一次调频的精确性及稳定性。 1）曲线描述：电网频率降低超过死区，根据对应转速不等率得出负荷正叠加指令，负荷指令阶跃上升变化，实际负荷先上升趋于指令，接着又下降。 分析：DEH接受一次调频及负荷指令的增加开大调门，开大调门一定时间内负荷上升，锅炉蓄热下降，因为锅炉对象的迟延性，锅炉没有及时提供维持负荷的热量，导致负荷油下降。 2）曲线描述：电网频率上升超过死区，根据对应转速不等率得出负荷负叠加指令，负荷指令阶跃下降变化，实际负荷先下降趋于指令，接着又上升。 分析：DEH接受一次调频及负荷指令的下降关小调门，关小调门一定时间内负荷下降，因为锅炉存在一定蓄热，负荷下降的同时蒸汽压力不断上升，压力上升到一定程度连锁开大调门以降低压力，所以负荷又上升。 3）曲线描述：电网频率降低超过死区，根据对应转速不等率得出负荷正叠加指令，负荷指令阶跃上升变化，此时实际负荷与阶跃后的指令接近，但负荷还是先上升大约指令阶跃大小，接着又下降。 分析：DEH接受一次调频及负荷指令的增加，即使此时负荷与指令接近，但所增加的负荷指令直接叠加到DEH中的调门指令开大调门，使负荷上升，由于锅炉蓄热有限，一定时间后负荷下降。机组在DEH系统和CCS系统分别设计有一次调频功能，彼此相互独立，因电网频率信号的精度较低，故一般取汽轮机转速作为被调节量。在一次调频的投入方式上作了如下设计：在DEH操作中设置“一次调频”按钮，机组并网稳定运行后由操作员投入一次调频功能，此时如CCS为自动方式，则CCS侧一次调频功能自动投入。
DEH系统一次调频的优点是动作迅速，能快速响应调频，缺点是调节品质较差，不利于机组的稳定运行。如果DEH系统功率回路和调节级压力回路没有投入，则一次调频为纯比例调节，调节结果与机组运行参数及调门的流量特性有关，实际负荷的变化与调频负荷目标值必然会存在一定偏差。
在CCS自动的情况下CCS系统一次调频才能投入，调频负荷与来自AGC给定或操作员给定的机组目标负荷分别经限速率后叠加，再经过高、低限幅后作为机组负荷给定值，分别送汽机主控制器和锅炉主控制器，汽机主控制器输出指令控制汽轮机负荷，锅炉主控制器调整燃料和风量维持主汽压力等参数的稳定。CCS系统一次调频的优点是机组运行较稳定，但对调频负荷的响应较慢,不能快速响应电网频率的变化。
综上所述，DEH侧一次调频方式动作时间最短，但有一定的超调，在功率回路没投入时还存在一定的负荷偏差；CCS侧一次调频方式动作时间最长，负荷变化较缓慢，主汽压较稳定；“CCS＋DEH”方式一次调频具有以上两种方式的优点，一次调频响应迅速，机组主汽压较稳定。
机组在DEH系统和CCS系统分别设计有一次调频功能，彼此相互独立，因电网频率信号的精度较低，故一般取汽轮机转速作为被调对象。DEH系统一次调频的优点是动作迅速，能快速响应调频，缺点是调节品质较差，不利于机组的稳定运行。如果DEH系统功率回路和调节级压力回路没有投入，则一次调频为纯比例调节，调节结果与机组运行参数及调门的流量特性有关，实际负荷的变化与调频负荷目标值必然会存在一定偏差。在CCS自动的情况下CCS系统一次调频才能投入，调频负荷与来自AGC给定或操作员给定的机组目标负荷分别经限速率后叠加，再经过高、低限幅后作为机组负荷给定值，分别送汽机主控制器和锅炉主控制器，汽机主控制器输出指令控制汽轮机负荷，锅炉主控制器调整燃料和风量维持主汽压力等参数的稳定。CCS系统一次调频的优点是机组运行较稳定，但对调频负荷的响应较慢,不能快速响应电网频率的变化。
