自动发电控制(AGC)的原理及应用

1、自动发电控制（AGC）的原理及应用 自动发电控制（AGC）的原理及应用编写：黄文伟贵州电力调度通信局2005年9月目 录1.概述31.1.AGC的作用31.2.AGC的目的31.3.AGC的意义41.4.AGC的地位42.AGC的基本原理42.1.负荷频率特性62.2.机组功频特性62.3.系统频率特性82.4.独立系统调频92.5.自动调频方法112.6.联合系统调频123.AGC的系统体系143.1.系统构成143.2.控制回路153.3.与能量管理系统的关系153.4.与其他应用软件的关系154.AGC的控制原理164.1.控制量测164.2.净交换功率计划174.3.区域控制偏差174

2、.4.区域控制方式194.5.ACE滤波、补偿及趋势预测194.6.负荷频率控制204.7.在线经济调度205.AGC的控制方法215.1.机组控制方式215.2.控制区段与策略225.3.区域需求235.4.机组功率分配245.5.机组期望功率255.6.机组控制校验275.7.基点功率计划285.8.AGC工作流程296.AGC的控制性能标准306.1.区域控制标准（AB）306.2.控制性能标准（CPS）327.AGC的控制对象337.1.电厂控制器347.2.机组控制单元347.3.RTU控制装置357.4.机组运行状态357.5.控制器信号接口368.AGC的操作与监视378.1.运

3、行操作方式378.2.运行监视状态378.3.备用容量监视388.4.控制性能监视398.5.运行状态监视及告警408.6.人机交互界面411. 概述自动发电控制(Automatic Generation Control，AGC)，通常简称为AGC，是建立在以计算机为核心的能量管理系统（或调度自动化系统）及发电机组协调控制系统之上并通过高可靠信息传输系统联系起来的远程闭环控制系统。AGC是建设大规模电力系统，实现自动化生产运行控制的一项最基本、最实用的功能。AGC集中地反映了电力系统在计算机技术、通信技术和自动控制技术等领域的应用实践和综合水平。因此，AGC也是衡量电力系统现代化水平和综合技术

4、素质的重要标志。1.1. AGC的作用电能是一种特殊的产品，其特征表现在电能的生产、传输、供应和消费必须在同一时刻完成。电力系统的负荷瞬息万变，因此，独立电力系统必须满足电能的供需平衡，维护正常频率，保证控制内部的电能质量；联合电力系统还必须保证联络线交换功率按交易计划运行，加强联络线控制能力，使整个系统协调稳定运行。然而，依靠人工调节方式无论从反应速度还是调节精度都难以满足电力系统安全、优质、协调、经济运行的要求。显然，要实现现代化的电网管理，进一步提高整个电力系统的电能质量和联络线交换功率的控制水平，需要提供相应的自动化技术手段来提供实质性的保障。解决这一问题的最佳途径就是AGC。1.2.

5、 AGC的目的AGC是以满足电力供需实时平衡为目的，使电力系统的发电出力与用电负荷相匹配，以实现高质量电能供应。其根本任务是实现下列目标：1) 维持电力系统频率在允许误差范围之内，频率偏移累积误差引起的电钟与标准钟之间的时差在规定限值之内；2) 控制互联电网净交换功率按计划值运行，交换功率累积误差引起无意交换电量在允许范围之内；3) 在满足电网安全约束条件、电网频率和互联电网净交换功率计划的情况下协调参与AGC调节的电厂（机组）按市场交易或经济调度原则优化运行。1.3. AGC的意义运用AGC技术，可以获得以高质量电能为前提的电力供需实时平衡，提高电网安全、稳定、经济运行水平，更加严格有效地执

6、行互联电网之间的电力交换计划，进一步减轻运行管理人员的劳动强度；对于提高调度中心和发电厂自身的科学技术素质，完善运行管理机制，适应电力系统发展运营的需要，增强在电力市场的竞争实力都具有十分重要的意义。1.4. AGC的地位AGC是一项对基础通信自动化要求高，涉及范围广，相关环节多，管理技术上有一定复杂难度的系统工程。全国电网调度自动化振兴纲要和关于开展自动发电控制（AGC）工作的通知中明确指出，要满足现代化大电网维护正常频率、保证电能质量、加强联络线控制能力的要求，省级调度自动化系统必须具备AGC功能。电网调度自动化系统实用化要求和网、省电网调度自动化系统实用化验收细则中明确规定，实现AGC功

7、能是调度自动化系统提高实用化水平的基本要求。网、省电网调度机构安全文明生产达标考核实施细则中也将AGC功能是否达到实用化标准，作为安全文明生产达标必备条件之一。2. AGC的基本原理电力系统正常运行状态下最重要的任务之一就是维持有功功率平衡，其平衡方程为：(1)其中：为发电机组的出力、是电力系统的负荷是损失负荷。电力系统的负荷无时无刻都在发生不规则的变动，分析负荷变动的特性，可将其变动规律分解为几种不同变化的分量，一般分成三种。第一种是变化幅度很小但周期很短（10秒以内），具有很大的偶然性；第二种是变化幅度较大、周期较长（10秒至3分钟之间）的脉动负荷，如电炉、冲压机械、电气机车等带有冲击性的

8、负荷；第二种是幅度大、周期很缓慢的持续变动负荷，如生产、生活、商业、气象等因素影响的负荷。按照负荷变化三种分量的分解，电力系统的有功功率平衡及其频率调整大体上也分为一、二、三次调节：1) 对于变化周期很短（10秒以内）幅度很小的负荷波动，由发电机组的机械惯性和负荷本身的调节效应自然吸收；2) 对于周期较短（13分钟左右）而幅值较小的负荷变化，由发电机组的调速器自动调节，通常称为一次调节；3) 对于周期较长（10分钟以内）而幅值较大的负荷变化，则通过控制发电机组的调频器来跟踪，通常称为二次调节；4) 对于周期长（10分钟以上）而幅值大的负荷变化，则需要根据负荷预测、确定机组组合并安排发电计划曲线

9、进行平衡，通常称为三次调节。若要力图使运行成本最小化，在发电机组之间按最优化原则分配发电出力，就属于经济优化调度的任务了。电力系统典型日负荷曲线如图一所示：图一表征电能产品质量的标准是频率、电压和波形等三项主要指标。在稳态情况下，同一交流电力系统的频率是一致的。当电力系统发电出力与系统负荷不平衡时，频率将随之发生变化。因此，频率是最为敏感、最能直接反映电力系统有功功率平衡运行参数，因而也是电能质量指标中要求最为严格的一项指标。所以，独立电力系统有功功率的平衡的问题也就成了对系统频率的监视和对发电机功率的调节问题。电力系统典型日频率曲线如图二所示：图二2.1. 负荷频率特性电力系统负荷的变动将引

10、起频率的变化，而系统频率的变化又会造成负荷功率的变化，即系统负荷是系统频率的函数：（2）这种负荷功率跟随频率变化的特性称为负荷的频率静态效应。负荷的性质不同，频率静态效应也将会不同。根据负荷的频率静态效应，负荷频率特性系数为：（3）即负荷变化量与频率变化量之比。其中： 为频率变化量，为负荷变化量。如图三所示：图三2.2. 机组功频特性在机组装设了有差特性调速器的电力系统中，当系统负荷发生变化时，利用这些调速器确定地分配有功功率，可以维持频率在较小范围内变化。当频率变化时，负荷的静态频率效应特性对维持频率也会起一定的作用。由调速器和电力系统负荷的频率静态效应特性自然调节系统频率称为有差调频。发电

11、机组的有功功率变化量与频率变化量的关系特性可用调差系数表示：（4）负号表示当系统频率下降时，发电机出力将上升；上升时，发电机出力将下降。用发电机组的功频静态特性系数来表示有功功率变化量与频率变化量的关系特性，则：（5）发电机组的调差系数是可以调整的。通常，对汽轮发电机组。；对水轮发电机组。发电机组的功频静态特性如图四所示：图四（5）式可写成：（6）或：（7）称为发电机组的静态调节方程。在独立电力系统中，有功功率平衡主要考虑本控制系统的频率。设有台机组并列运行，额定功率分别为，系统基准频率为。当系统负荷变化引起频率变化时，各台机组的功率变化量分别为，功频静态特性系数分别为。发电机组的静态调节方程

12、式为：（8）即：（9）参考（7）式，有：（10）当负荷变化之后，每台发电机组所承担的出力变化量为：（11）2.3. 系统频率特性（11）式仅考虑了发电机组的静态功频特性，没有考虑负荷的静态频率特性。实际上，当系统频率下降时，负荷功率将随之减小；系统频率上升时，负荷功率将随之增加。设系统负荷增加，引起系统频率降低，发电机组出力增加，两者作用后的平衡方程式为：（12）参考（9）式，有：（13）即：（14）由此可见，系统频率变化不仅与负荷变化有关，还与发电机组的功频静态特性系数及负荷频率特性系数有关。令：（15）其中：称为电力系统频率特性系数。则有：（16）每台发电机组所承担的出力变化量为：（17）

13、2.4. 独立系统调频当负荷变化引起系统频率与发电出力变化的过程如图五所示：图五原先系统负荷与发电出力平衡时，系统频率为，运行点位于a。当负荷增加而变为，即负荷的频率特性突然向上平移到，运行点瞬间由a移到b。如果发电机组调速器不起作用，出力仍为，将引起系统频率下降，沿负荷的频率特性达到平衡，运行点由b移到c。此时频率为，频率变化量。由于发电机组调速器的作用，将因频率的下降而增加出力，沿机组的功频静态特性，运行点从a向d移动，与负荷的频率特性直线相交于d，达到新的平衡。此时负荷为，发电机组增加的出力为，频率为，频率变化量，且，显然比单靠负荷的频率特性造成的频率偏移要小。这一过程就是频率的一次调节

14、。由于，因而是有差调节。当负荷增加很大时，频率可能会降低到不允许的程度。如果把发电机组的功频静态特性向上平移与相交于b点，则所对应的频率就可恢复到原来的，此时发电机组增加的出力为，达到供需平衡，从而实现了无差调节。这一过程就是频率的二次调节。因为二次调节由电力系统中承担调节任务的发电机组通过其调频器来完成，所以在人工调节方式下，通常是指定调节裕度大响应较快的主调频厂来担任，在一个主调频厂满足不了要求时，还要选择一些辅助调频厂参与；自动调节方式下，则由电网调度中心通过发电机组的调功装置来实现，这就是AGC的任务，所以二次调节也称为负荷频率控制（Load Frequency Control，LFC

15、）。三次调节则按电网调度中心事先给定的发电计划曲线调整发电机组功率来完成，在人工调节方式下按负荷预测给出的曲线执行，但不容易满足在线经济调度。人工调节方式的缺点是显而易见的，首先是反应速度较慢，难以及时跟踪负荷的变化，更不容易反映负荷变化的趋势，在大幅度调节时，往往不符合复杂经济分配原则和安全约束条件，因此，需要采取自动调节措施。AGC正是利用先进的技术手段来取代人工所作的二、三次调节。2.5. 自动调频方法由于手动调频方式难以满足对频率质量的要求，因此电力系统普遍装备了自动调频装置。自动调频是一个闭环控制系统，原理上主要由两部分组成：1) 负荷分配器。根据系统频率和互联电网联络线交换功率的偏

16、差，按一定准则计算并分配发电机组出力；2) 机组控制器。根据负荷分配器给出的发电出力设定值，控制调速器并使发电出力达到设定值。2.5.1. 虚差调节法在每一台调频发电机组上，都装有反映系统频率和有功功率的调节装置。电力系统的各调频机组在任何时刻应满足以下方程式：（18）其中：为各调频机组出力分配系数，且。参照（8）式，并将所有调频机组加起来有：因为，所以，即。又因为，所以。虽然在调节过程中频率是有差的，但在调节之后是无差的，故称为虚差调节法。调节结束时，故各调频机组的出力为：（19）虚差调节法的特点是：各调频机组间按比例分配出力；调节过程中所有调频机组都参与动作，因此调频速度较快。对非调频机组

17、因频率无差，作一次调频后出力不变。2.5.2. 积差调节法积差调节法又称同步时间法，是根据系统频率偏差的累计值进行调节的。各调频机组积差调节法方程式为：（20）所有调频机组相加：（21）（21）式代回（20）式可得：（22）因就是系统负荷变化，所以：（23）上式表明，各调频机组的出力变化是按一定比例分配负荷变化的，并以此来达到新的供需平衡。2.6. 联合系统调频在联合电力系统中有功功率平衡，需要联网各控制协同配合。考虑、两个互联的联合电力系统，其负荷变化与发电机出力调节的平衡方程式为：（24）（25）（24）和（25）相互代入可得：（26）联络线交换功率变化的平衡方程式为：（27）如果区域、互

18、联的联合电力系统中区域发生负荷变化，若该区域调节能力能满足其负荷变化，则且。否则且。要使，必须使得，此时区域受入的联络线交换功率变化为：（28）同样，如果区域发生负荷变化，若该区域调节能力能满足其负荷变化，则且。否则且。要使，必须使得，此时区域送出的联络线交换功率变化为：（29）显然，当区域、负荷变化时，要使且，应同时使、，这也就意味着联合电力系统中各区域应努力维持各自的负荷平衡。否则，要使得，将出现相互支援。由此可见，联合电力系统中的频率变化取决于总的系统发电出力变化和总的系统频率系数。联络线交换功率变化与线路两侧系统的发电出力变化有关，增加发电出力的系统将通过联络线将多余的有功功率送给相连

19、系统；减少发电出力的系统则通过联络线将缺少的有功功率从相连系统吸收过来。由于联合电力系统容量很大，相应的负荷变动幅度很大，系统频率系数也较大。在全系统中指定若干个发电厂进行调频是不能满足要求的。因为，在各控制电网内部有较强的联系，往往相互之间是较弱的联系。联络线的交换功率受传输容量的限制必须满足安全稳定要求，在市场经济情况下还要受交易合同的限制，所以，联合电力系统的有功功率平衡要考虑互连电网的联络线交换功率。正常情况下，联合电力系统各区域首先要负责自己控制内的有功功率平衡，分别控制联络线交换功率，在此基础上，再由其中相对中央的区域负责调节系统频率。在扰动情况下，各区域一方面负责自己控制内的有功

20、功率平衡，另一方面，富裕区域在安全稳定约束的前提下向缺额区域提供支援，直到扰动消除。3. AGC的系统体系3.1. 系统构成AGC是一个大型的实时控制系统，主要由下列三部分组成：l 调度中心具备自动发电控制功能的自动化系统构成控制中心部分；l 调度中心自动化系统与发电厂计算机监控系统或远动终端之间的信息通道构成通信链路部分；l 发电厂计算机监控系统（包括机炉协调控制系统）或远动终端、控制切换装置、发电机组及其有功功率调节装置构成执行机构部分。如图六所示:图六3.2. 控制回路AGC是一个闭环控制系统。在整个系统中，包括了三种闭环。ACE调节控制是AGC系统的闭环，机组调节控制是发电厂监控系统的

21、闭环，机组单元控制是机组本地控制单元的闭环。如图七所示：图七3.3. 与能量管理系统的关系AGC是基于能量管理系统（EMS）（或电网调度自动化系统）的数据采集与监控系统（Supervisory Control and Data Acquisition，SCADA）的一项高级应用功能。AGC以应用软件的形式附加在能量管理系统（或电网调度自动化系统）之中，而不作为独立的系统存在。一方面，AGC所需要的量测数据，均来自于SCADA中的实时数据库，另一方面AGC所发出的有功功率调节控制信号，要通过SCADA中的调节与控制输出来发送。对于具有开放式人机交互界面接口的能量管理系统（或电网调度自动化系统），

22、还将在此基础上实现AGC的人机交互界面。AGC与能量管理系统（或电网调度自动化系统）的结合情况如图八所示：图八3.4. 与其他应用软件的关系AGC是能量管理系统（EMS）的一个组成部分，因此与其他应用软件有着密切的关系。系统负荷预测、交换计划、水电计划、机组组合协调为发电计划，然后以负荷曲线按一定周期提交给AGC，其中包括计划外的负荷变动。AGC不仅需要短期负荷预测（日周），而且还需要超短期负荷预测，尤其是在系统负荷峰谷交替的时刻，超短期负荷预测与发电计划相结合，可以尽可能跟踪大幅度的负荷变动。状态估计可以在每10分钟向AGC提供各机组和各联络线交界点的网损微增率，使AGC做到恰当的网损修正。

23、如果状态估计发现有线路潮流过负荷，则启动实时安全约束调度软件，提出解除过负荷的措施，以改变发电机组运行限值的方式提交给AGC，在下一个调节周期自动地进行解除支路过负荷的变动。优化潮流软件还可以替代实时安全约束调度软件提供网损修正之后的经济分配方案给AGC。AGC与其他应用软件的关系如图九所示：图九4. AGC的控制原理4.1. 控制量测控制量测是AGC实现闭环控制的判断依据。这些数据包括系统频率、联络线有功功率、参与遥调的发电机组功率及其运行状态等。频率遥测量通常在调度中心直接采集而得，为了防止AGC发电厂与系统解列成独立区域，调度中心所在的系统因有功功率缺额频率偏低，AGC发电厂因有功功率过

24、剩频率偏高时发送增加功率的反调指令，通常需要采集发电厂当地频率作为闭锁判断依据。联络线有功功率遥测量根据连网规模一般有多条走廊，一般从线路出口采集而得，也可以根据数据的有效性取至另一端，反向侧作符号修正。通常将这些遥测量的总和作为最后结果。发电机组遥测、遥信量则取至受控装置，作为控制判断依据。4.2. 净交换功率计划净交换功率计划是AGC维持互联电网联络线交换功率的基准目标。可通过人机界面编制、修改、删除、查阅和执行。计划的给定有逐时段净交换功率计划表、调度强制给定交换功率和交易功率计划应用模块给定接口三种方式。逐时段净交换计划可编制一周数据，至少包含以下内容：l 开始时刻：由年、月、日、时、

25、分表示，格式为：yyyy-mm-dd hh:mm；l 结束时刻：由年、月、日、时、分表示，格式为：yyyy-mm-dd hh:mml 净交换功率（MW）：输出为正，输入为负。相邻时段的基点功率通常采用插值算法平滑过渡。调度强制给定净交换功率用于互联电网联络线送受计划的临时更改，由调度根据需要通过人机交互界面启用和终止。调度强制给定交换功率启用后将取代当时的净交换功率计划但不作任何修改。启用和终止状态均在人机交互界面上明确标示。交易功率计划应用模块给定接口用于从互联电网控制电力供需买卖交易功率计划表中获取净交换功率值。过发电时送出控制区域的净交换功率定义为正值，欠发电时受入控制区域的净交换功率定

26、义为负值。4.3. 区域控制偏差AGC的控制区域是指包含实现AGC控制目标的联络线走廊和发电机组在内的电力系统。区域控制偏差（Area Control Error，ACE），反映了电力系统供需实时平衡关系的计算结果。每隔一定的周期ACE将被计算一次。正的ACE值被认为是过发电，而负的ACE值被认为是欠发电。AGC的控制目标不同，采取的算法也不同，其计算结果将不相同。AGC的典型日ACE曲线如图十所示：图十对于独立电力系统，ACE只需要反映频率变化，因此ACE仅定义为频率的函数，其算法为：（30）其中：为系统频率系数（MW/0.1Hz），为实际频率（Hz），为计划频率（Hz）。对于联合电力系统，

27、若ACE仅反映控制联络线净交换功率的变化，使其达到期望值，因此ACE定义为控制净交换功率的函数，其算法为：（31）其中：，为实际交换功率，为计划交换功率。如果同时附加频率响应，则相应的算法为：（32）如果考虑频率的累计调节误差造成的标准时间与电钟时间时差修正，则相应的算法为：（33）其中：为反调锁定因子(0,1)，为时间偏差修正系数(MW/Sec)，为标准时间与电钟时间偏差(Sec)。如果考虑联络线交换功率的累计调节误差补偿，则响应的算法为：（34）其中：为反调锁定因子(0,1)，为偿还比例（0.11），为无意交换电量。完整的ACE算法为：（35）4.4. 区域控制方式所谓区域控制方式是指实现

28、AGC控制目标的控制模式，也就是选择ACE算法的调度操作方式，通常有以下五种模式：l 定系统频率控制方式（Constant Frequency Regulation Control，CFRC）。这种方式的ACE只反映系统频率的变化,采用（30）式算法。参照系统频率系数，调节受控发电机组的功率，使系统频率达到基准值；l 定净交换功率控制方式（Constant Net Interchange Control，CNIC）。这种方式的ACE仅反映互联电网的有功交换功率,采用（31）式算法。按照互联电网交换功率计划，调节受控发电机组的功率，使联络线净交换功率达到计划值；l 定联络线偏差控制方式（Tie

29、Line Bias Control，TLBC）。这种方式的ACE同时反映系统频率的变化和互联电网的有功交换功率,采用（32）式算法。l 时差校正（Time Error Correction，TEC）。这种方式被用来解决频率调节累计误差造成标准时钟与电钟时差的辅助修正手段,采用（33）式算法。l 无意交换电量补偿（Inadvertent Interchange Correction，IIC）。作为解决联络线交换功率调节累计误差造成无意交换电量的辅助修正手段,采用（34）式算法。4.5. ACE滤波、补偿及趋势预测电力系统的频率和联络线交换功率绝不可能是一个恒定值，从ACE算法计算出来的偏差值是原

30、始值（RAW ACE），具有很大的随机性，将RAW ACE按富里叶级数展开，可知RAW ACE由一系列不同频率的分量组成，其频谱很宽。分析这些分量，可知频率越高的分量，其幅值越小；峰突越尖锐，衰减越快。要求AGC闭环控制系统紧紧跟随这些变化几乎是不可能的，因为电力系统的响应速率是有限的，发电机组刚开始响应一个尖峰，紧接着变成了一个谷刺。所以必须滤除那些快速变化的高频分量，使闭环控制系统只调节那些与发电机组响应速率相匹配的变化成分，这就需要对高频分量进行滤波。在AGC中采用的是巴特沃斯（Batterworth）低通滤波器，具有如下传递函数：式中：为滤波器阶数。为了方便运行操作，通常设置三个不同的

31、时间常数，以提供三个性质相同而响应速度不同的滤波器，被称之为快、中、慢速滤波器。ACE在经过多次计算之后，会产生累积误差，累积补偿的目的就是当误差大于一定的限度时采取适当的修正措施附加到ACE的最终结果当中。为防止AGC在即将实施调节控制时ACE出现反转趋势而导致过调，较好的办法是在的最后几个计算周期对ACE的发展趋势提供预测评估，并将预测结果应用于ACE的调节处理当中。最后提供给AGC使用的ACE是经高频分量滤波，累积误差补偿、趋势预测计算处理后的综合结果，作为AGC控制决策的依据。由LFC据此按照一定的控制策略再分配给受控发电机组完成调节。4.6. 负荷频率控制LFC的功能是以一定的周期（

32、460秒可调），按照给定的区域控制方式选定相应的算法，计算出ACE，然后按照一定的控制策略将消除偏差的期望值分配给受控发电机组，力图使ACE趋于零或进入预先规定的死区范围，以解决电力供需的实时平衡，实现AGC的目的。LFC根据ACE的计算结果，通过调节受控发电机组来消除系统频率和联络线交换功率的偏差，这一功能称为偏差调节，也叫ACE调节。4.7. 在线经济调度在线经济调度（Economic Dispatch Control，EDC），其功能是以一定的周期（5分钟可调），确定发电机组间最经济的出力分配，同时考虑发电机组的响应速率、运行限值和调节边界余量（Regulating Margins）。E

33、DC的输出为一组经济基点和一组经济参与系数。通常采用最小边界余量费用（Minmun Margins），即MIN-MAR算法来计算可调节发电机组的经济基点。每次EDC运行时对参与调节的发电机组均按当时的负荷值和控制区域交换功率来进行调度。LFC根据EDC提交的发电机组经济基点值来计算期望发电出力，使其运行在最优负荷水平，使发电成本最小，这一功能称为基点调节，也叫Base调节。如果系统负荷在两次EDC执行期间受到大幅扰动，则由EDC最后计算出的一组经济基点将不再有效，必须待EDC再次运行后给LFC提交对应于扰动时的一组新的经济基点。若可调节发电机组的运行限值变高或变低，或者某发电机组进入或退出调节

34、，EDC将都自动重新运算。5. AGC的控制方法5.1. 机组控制方式机组控制方式是指按控制策略设定受控发电机组的调度模式，通常有以下基本的控制方式：l 功率调整（Manual Power Regulate）：这种方式下发电机组按照调度给定的功率目标或计划曲线，在不超过最大调节速率限制的条件下，以给定的调节速率进行调整。当计划曲线出现大幅度跃变并超过设定值时，自动转为功率调整方式。在逼近增减目标之后，再自动转为基点设定方式；l 基点设定（Manual Base Point Set）：这种方式下发电机组按照调度设定的功率值或计划曲线运行，不参与ACE调节；l 基点调度（Manual Base P

35、oint Dispatch）：这种方式下发电厂(机组)按照调度给定的功率值或计划曲线运行，当ACE过大时参与辅助调节；l 基点调节（Manual Base Point Regulate）：这种方式下发电厂(机组)按照调度给定的功率值或计划曲线运行，当ACE较大时参与辅助调节；l 经济调度（Economic Dispatch）：这种方式下发电厂(机组)按照在EDC计算给定的基点运行，当ACE过大时参与辅助调节；l 偏差调节（Error Regulate）：这种方式下发电机组在可调范围直接跟踪ACE的变化进行调节；l 自动调节（Automatic Regulate）：这种方式下发电厂(机组)按照在

36、EDC计算给定的基点运行，同时还参与ACE调节。有的系统还提供缺省的控制方式指定手段，当机组AGC投入时能够自动设定。5.2. 控制区段与策略为保证AGC平滑、稳定而有效地实现电力供需的实时平衡，避免在减小ACE的过程中出现过调或欠调，划分了控制区段和与之相协调的控制策略。控制区段用于表示ACE的严重程度，如图十一所示：图十一控制策略将受控发电机组的调节响应分布于不同的控制区段，以便决定那些受控发电机组直接参与偏差调节，那些遵循发电计划或在线经济调度进行基点调节。随着ACE的加大，加入偏差调节的发电机组应越来越多，基点调节的发电机组则越来越少。ACE控制区段与控制策略为：l 死区（Deadba

37、nd Zone）：在此区段ACE很小，参与偏差调节的发电机组不作任何调节，参与基点调节的发电机组逼近基点值。l 命令区（Command Zone）：也称为正常区（Normal Zone），在此区段ACE较小，参与偏差调节的发电机组立即跟踪调节，参与基点调节的发电机组仍然在基点值附近运行。l 允许区（Permissive Zone）：也称为帮助区（Assist Zone），在此区段ACE较大，在参与偏差调节的发电机组跟踪调节的同时，部分参与基点调节的发电机组加入到偏差调节当中进行辅助调节。当偏差消除之后参与辅助调节的发电机组重新逼近基点值。l 紧急区（Emergency Zone）：在此区段AC

38、E过大，参与偏差的发电机组在执行调节的同时，所有参与基点调节的发电机组立即脱离基点值加入到偏差当中进行辅助调节。当偏差消除之后参与辅助调节的发电机组又重新逼近基点值。随着控制性能标准（Control Performance Standard，CPS）的推行和运用，增加了了按频率偏移程度划分的控制区段，如图十二所示：图十二频率控制区段与控制策略为：l 松弛区（Relaxing Zone）：在此区段频率偏差很小，当ACE小于等于给定死区值时，不调整发电机组出力；当ACE大于给定死区值时，为防止无意电量偏差增大或频率偏差反向，可调整机组出力使ACE向相反方向变化，直到小于给定死区值。参与偏差调节的发

39、电机组立即跟踪调节，参与基点调节的发电机组仍然在基点值附近运行。l 正常区（Normal Zone）：在此区段频率偏差较小，当，为保证ACE对频率的帮助作用可不调整机组出力；当，且ACE大于给定死区值时，调整机组出力使ACE与频率偏差符号相反。参与偏差调节的发电机组立即跟踪调节，部分参与基点调节的发电机组加入到偏差调节当中进行辅助调节； l 紧急区（Emergency Zone）：在此区段频率偏差较大，当，为保证ACE对频率的帮助作用可不调整机组出力；当，调整机组出力使ACE与频率偏差符号相反。所有参与基点调节的发电机组立即脱离基点值加入到偏差当中进行辅助调节。当偏差消除之后参与辅助调节的发电

40、机组又重新逼近基点值。所有控制区可分为正负两个带区并能分别予以设定。5.3. 区域需求区域需求（Area Requirement，AR），是指LFC每一计算周期根据ACE、上次控制发出后预期响应ANR和死区段及命令段之间的门槛值DBMW计算出的调节增量。当AR需要使ACE调节过零，即全死区段模式（Full-time Deadband Mode）时：（36）当AR只需要使ACE调节到零，即部分死区段模式（Part-time Deadband Mode）时，则：（37）5.4. 机组功率分配AGC要对发电机组分配的有功功率包含有两个部分，即：l 将消除ACE所需增减的控制调节有功功率分配给发电机组

41、；l 将EDC按经济调度原则计算的计划功率和计划外负荷或人工输入的发电计划曲线形成各机组基点功率分配给发电机组。对于区域需求，AGC发出的调节功率按比例积分式计算：（38）其中：分别为控制的积分增益和比例增益，分别为控制的稳态和暂态调节功率。的分配周期与LFC的运行周期同步，一般为410秒，以满足实时调节的要求。分配到机组的设点功率为：（39）其中：为控制机组实际功率点，为控制机组的经济分配系数，且，为控制机组的调节分配系数，且。AGC分配到机组的功率增量为：（40）和又有以下三种形式：l 原始分配系数（RAW）。对于调节分配系数来说就是机组的响应速率；对于经济分配系数来说则是成本微增率曲线在

42、机组基点值处斜率得倒数；l 手动强制分配系数（MAN）。这种分配系数由操作员人工输入，一旦存在将优先于原始分配系数；l 规范化分配系数（NORM）。这是LFC进行分配计算时实际使用的内部分配系数。机组的规范化分配系数等于其非规范化分配系数与所有入选机组非规范化分配系数总和的比值。即：（41）（42）5.5. 机组期望功率发电机组的期望功率（Unit Destination Generation，UDG）与其控制方式和当前ACE落入的控制区段有关，具体情况如下表所示：控制策略死区命令区允许区紧急区基点设定计划基点BPS计划基点BPS计划基点BPS条件基点BPR基点调度计划基点BPS计划基点BPS

43、条件基点BPR响应调节UDGr基点调节计划基点BPS条件基点BPR响应调节UDGr响应调节UDGr经济调度不做控制NC经济基点UDGe经济基点UDGe响应调节UDGr偏差调节不做控制NC响应调节UDGr响应调节UDGr响应调节UDGr自动调节不做控制NC经济调节UDGer响应调节UDGr响应调节UDGr在表中，“计划基点”表示向基点逼近，不考虑对ACE的影响。“条件基点”表示向基点逼近前，考虑对ACE的影响，若向基点逼近会进一步增大ACE，则保持不动；若向基点逼近将减少ACE则作变动。经济基点表示按EDC的要求，向最经济的基点逼近；响应调节表示既不考虑计划基点也不考虑经济基点，响应期望的功率分

44、配，参与ACE调节。发电机组经济调节期望功率的计算方程式为：（43）其中：为上次EDC运行时计算的经济基点，为一组经济分配系数，为一组调节分配系数，为自上次EDC运行以来总的发电出力变化量。经济基点期望功率的计算方程式为：（44）响应调节期望功率的计算方程式为：（45）其中：为当前实际出力。发电机组要参与调节，其期望功率与实际功率必然存在偏差，称为机组控制偏差（Unit Control Error，UCE），偏差的符号为正表示要增加功率，符号为负表示要减少功率。发电机组的控制偏差为：（46）前面已经提到，向发电机组发出调节指令要按一定的控制周期（Unit Control Period，UCP）

45、来发送：（47）其中：为调节增量（MW），为响应速率（Unit Reponse Speed，URS）（MW/min）。响应速率是每分钟有功功率的变化量。当一个调节指令发送给某发电机组时，其控制周期值开始递减，为0后表示周期已到，可以再次向该发电机组发出调节指令。如果新的调节指令与前一指令控制方向相反，则不考虑这一周期。在某一时间，对某发电机组要求发电（Requirement Generation，RG）：（48）其中：为个周期后以实际功率设置的初始值。当调节指令发出后，在时间，对将要得到的响应有个预期，称为时间时的预期响应（Unit Anticipated Response，UAR），其算法为

46、:（49）其中：为正常响应后的发电增量，为LFC执行周期。对控制区域的预期响应（Area Anticipated Response，AAR）：（50）由于种种原因可能并没有响应控制信号，因此需要对响应情况进行判断。故个周期响应误差（Unit Reponse Error，URE）为：（51）5.6. 机组控制校验在对发电机组发出调节指令之前要对进行一系列的校验，不满足条件的发电机组将不被包含在可调队列中。基本控制参数如下：l 极限范围。这对参数是在紧急情况下允许的调节极限；l 调节范围。这对参数是在正常情况下允许的调节范围。调节范围不能大于极限范围。为避开禁止运行的中间带区，要能够设定多个可调区

47、段，可调区段应能跟踪实际功率自动进行调整；l 经济范围。这对参数是允许在EDC给定基点的范围，不能大于极限范围；l 最大速率。包括升降两个速率。这对参数是在紧急情况下可短时采用的速率，在区段ACE达到紧急段时能自动采用，脱离之后能自动恢复为调节速率；l 调节速率。包括升降两个速率。这对参数是在正常情况下采用的速率；l 给定速率。包括升降两个速率。这对参数是在功率调整模式情况下采用的速率；l 调节加权。这个参数用于指定参与偏差调节的优先顺序；l 经济加权。这个参数用于指定参与经济调节的优先顺序。在发出控制命令前，将进行下列校验：l 现场频率校验。具有频率遥测量的现场频率如果超过某给定的限值时，自

48、动将机组控制模式转为预备控制模式并发出相应的警示信息；l 调节范围校验。检查实际功率是否在调节范围之内，如果超出其调节范围，则应以其极限值所代替；l 反向延时校验：只有当控制指令大于指定的死区时，才发出。在发出控制命令后，将进行下列校验：l 速率限制校验。检查功率变化是否在速率限制之内，如果超出其限制，则将其速率减小；l 控制响应校验：检查功率变化是否符合控制预期要求，如果在指定周期的控制内功率不能跟踪控制指令，表明不能响应，自动将机组控制模式转为预备控制模式并发出相应的警示信息；l 厂站通道校验。对通道中断的厂站，如在一定时间内未恢复正常，应自动将机组控制模式转为预备控制模式并发出相应的警示

49、信息，不再参与功率分配；当通道恢复时，自动重新投入，参与功率分配；l 功率分配校验。如果功率分配超过了限制范围，自动将超出部分分配给其他机组；l 通过成组调节同时控制几台机组，当参与成组机组有变化时，自动给定新的运行范围。凡是发生越限情况时立即发出警示信息。5.7. 基点功率计划发电机组基点功率计划是为承担基荷的受控发电机组制定的发电出力计划，这些受控发电机组各有一个基点功率计划。计划的给定方式有逐时段基点功率计划表、调度强制给定基点功率和发电计划应用模块给定接口三种方式。逐时段基点功率计划应具有编制一周数据的容量，包含以下内容：l 发电机组名称；l 开始时刻：由年、月、日、时、分表示，格式为

50、：yyyy-mm-dd hh:mm；l 结束时刻：由年、月、日、时、分表示，格式为：yyyy-mm-dd hh:mml 基点功率（MW）。调度强制给定基点功率用于计划曲线的临时更改，由调度根据需要通过人机交互界面启用和终止。启用和终止状态均在人机交互界面上明确标示。发电计划应用模块给定接口用于从机组组合和水、火电协调计划表中获取对应的基点功率值。5.8. AGC工作流程当AGC投运之后，LFC按照预先设定的周期反复运行，其工作流程如图十三所示：图十三从图中可以看出AGC工作流程的基本情况，即：l 按照选定的ACE算法从SCADA实时数据库中提取当前频率遥测值并与频率基准值相比较，计算出频率偏差

51、；从SCADA实时数据库中提取当前联络线交换功率的合计值并与联络线净交换功率计划值相比较，计算出联络线有功功率偏差，求出RAW ACE。l 启用低通滤波器对RAW ACE进行滤波，对ACE进行时差、误差补偿和趋势预测修正得出可用于调节控制的ACE结果值。l 判断ACE大小和落入的控制区段，决定控制策略，计算出控制区域的有功功率要求和规范化的分配系数。l 根据当前控制区段和机组参与调节的模式组合结合分配系数分别计算各受控发电机组的期望发电值，比较期望发电值和实际功率计算机组控制偏差并判断功率的增减方向。l 根据机组调节速率计算控制周期以决定是否可以向机组发出调节指令，如果机组上次调节周期结束，则

52、经远动通道向发电厂控制器（PLC）或直接向机组单元控制器（LCU）发出调节指令，否则等待调节周期结束。l 发电厂控制器（PLC）或机组单元控制器（LCU）接收调节指令并作出响应。l 从SCADA实时数据库中提取机组实际发电功率，计算预期响应情况。6. AGC的控制性能标准6.1. 区域控制标准（AB）理想情况下，ACE应保持为零，这事实上是不可能的。正常情况下，ACE应周期性地过零，以保证ACE减少到最小，并希望ACE的平均值小于一定的限度。为评价AGC对联络线净交换功率及系统频率偏差的控制性能，北美电气可靠性理事会（NERC）早在1973年就提出区域控制标准（AB），并被广泛采用。该标准以减

53、小ACE作为评价区域控制性能的依据，包含正常和扰动情况两组两个标准（A和B）。A标准标准定义了两个准则：1） A1准则：每十分钟内ACE至少过零一次；2） A2准则：每十分钟ACE的平均值必须保持在区域负荷变化率的限值以内。区域负荷变化率的计算公式为：（52）其中：指控制区域在冬季或夏季高峰时段，日小时负荷最大变化量，或指控制区域在一年中，任意十个小时电量变化量（增或减）的平均值。当电力系统发生负荷扰动时（区域负荷变化率被认为扰动），希望ACE能够尽快地减小，以消除扰动的影响。因此B1标准定义了两个准则：1） B1准则：十分钟内ACE必须返回到零；2） B2准则：一分钟内ACE必须向减小方向变

54、化。违反AB标准所占用的时间被称为不合格时间。按AB标准进行评价，控制合格率必须，并争取，其计算公式为： （53）AB标准在实际控制过程中存在明显的缺陷：1） AB标准除了在定频率控制和定频率与联络线净交换模式中，ACE的算法以代数的形式反映了电力系统的频率偏差程度之外，并没有直接针对频率偏差的控制效果作为评价区域控制性能的依据；2） A1准则要求ACE经常过零，本来控制的主要目的是保证频率的质量，但A1准则不论频率偏差如何，为使ACE减少并在十分钟内过零，将迫使发电机组出力做出无益于缓解系统频率偏差的调节，在一些情况下增加了发电机组的无谓调节；3） A2标准要求严格按控制ACE的十分钟平均值

55、，然而在某控制区域发生事故时，与之相联的控制区域在未修改交换计划前，难以提供较大的支援。AB的控制要求如图十四所示：图十四6.2. 控制性能标准（CPS）因为AB标准并不完美，北美电气可靠性理事会（NERC）在总结AB标准的运行经验之后，针对其存在的缺陷，于1996年推出了新的控制性能标准（Control Performance Standard，CPS）。CPS以减小电力系统频率偏差作为评价区域控制性能的基本判据，充分考虑了ACE对系统频率的补益作用，因此国外电力系统很快便采用了这一标准。CPS包含CPS1和CPS2两个评价指标：1） CPS1标准：在给定期间，控制区域的ACE的一分钟平均值

56、与一分钟频率偏差的平均值（）的乘积，除以十倍的频率偏差系数（），应小于年实际频率与标准频率偏差一分钟平均值的均方差（）；2） CPS2标准：在一小时六个时间段，控制区域的ACE的十分钟平均值，必须控制在限值以内。计算公式为：（54）其中：为去年实际频率与标准频率偏差一分钟平均值的均方根；为控制区域的ACE的一分钟平均值；为分钟数；为控制区的系统频率系数（MW/0.1HZ），带负号；为每分钟频率平均值。（55）(56)其中：为去年十分钟频率偏差（与给定基准频率）的均方根；为控制区的系统频率系数（MW/0.1HZ）；为互联电网总的系统频率系数，均带负号。按标准进行评价，。其计算公式为：（57）（58） (59)CPS的控制要求如图十五所示：图十五7. AGC的控制对象