自动发电控制AGC的原理及应用.pdf

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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
:.
:.

自动发电控制(AutomaticGenerationControl,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素质的重要标志。

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。

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。:.

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。

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。

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:
mn
PPP
GiLjLoss
i0j0
(1)
其中:P为发电机组的出力、P是电力系统的负荷P是损失负荷。
GiLjLoss
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(1~3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:.

电力系统负荷的变动将引起频率的变化,而系统频率的变化又会造成负荷功率的变化,
即系统负荷P是系统频率f的函数:
L
i
nf
PP

LLNif
i0
N
(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:
P
KL
Lf
(3)
即负荷变化量P与频率变化量f之比。其中:fff为频率变化量,
L0
PPP为负荷变化量。如图三所示:
LLL0
图三

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。
发电机组的有功功率变化量P与频率变化量f的关系特性可用调差系数表示:
GG:.
f

GP
G
(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P与频率变化量f的关系
G
特性,则:
1P
KG
Gf
G
(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。K15~25;对水轮
G
发电机组K25~50。发电机组的功频静态特性如图四所示:
G
图四
(5)式可写成:
fP0
GG
(6)
或:
KfP0
GG
(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n台机组并列运行,
额定功率分别为P、P、......P,系统基准频率为f。当系统负荷变化引起频率变化f
G1G2Gn0:.
时,各台机组的功率变化量分别为P、P、......P,功频静态特性系数分别为
G1G2Gn
K、K、......K。发电机组的静态调节方程式为:
G1G2Gn
nn
KfP0
GiGi
i1i1
(8)
即:
n
P
Gi
fi1
n
K
Gi
i1
(9)
参考(7)式,有:
n
P
Gi
Ki1P0
GinGi
K
Gi
i1
(10)
当负荷变化之后,每台发电机组所承担的出力变化量为:
Kn
PGiP
GinGi
Ki1
Gi
i1
(11)

(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
n
负荷增加P,引起系统频率降低f,发电机组出力增加P,两者作用后的平衡方
LGi
i1
程式为:
n
PPKf
LGiL
i1:.
(12)
参考(9)式,有:
n
PKfKf
LGiL
i1
(13)
即:
P
fL
n
KK
GiL
i1
(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:
n
KKK
SGiL
i1
(15)
其中:K称为电力系统频率特性系数。则有:
S
P
fL
K
S
(16)
每台发电机组所承担的出力变化量为:
K
PGiP
GiKL
S
(17)

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P与发电出力平衡时,系统频率为f,运行点位于a。当负荷增加
L
P'P'P而变为P',即负荷的频率特性突然向上平移到P',运行点瞬间由a移到b。
LLLLL
如果发电机组调速器不起作用,出力仍为P,将引起系统频率下降,沿负荷的频率特性达
L
到平衡,运行点由b移到c。此时频率为f',频率变化量f'f'f。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P'',发电机组增加的出力为
L
P''P''P,频率为f'',频率变化量f''f''f,且f''f',显然比单
LLL
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。由于f''f,
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P'相交于b点,则所对应的频率就可恢复
L
到原来的f,此时发电机组增加的出力为P'P'P,达到供需平衡,从而实现了无差
LLL
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
FrequencyControl,LFC)。
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。

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。

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:
n
PPP
GiGiiGi
i1
(18)
n
其中:为各调频机组出力分配系数,且1。
ii
i1
参照(8)式,并将所有调频机组加起来有:
nnnn
KfPP
GiiGiGi
i1i1i1i1
nnnnnnn
1PPPP0
因为,所以,即。
iiGiGiiGiGi
i1i1i1i1i1i1i1
n
又因为K0,所以f0。
Gi
i1
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P0,故各调频机组的出力为:
Gi
n
PP
GiiGi
i1:.
(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。对非调频机组因频率无差,作一次调频后出力不变。

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:
fdtP0
iGi
(20)
所有调频机组相加:
n
fdtP0
iGi
i1
(21)
(21)式代回(20)式可得:
n

in
Pi1P
GiGi
ii1
(22)
n
因PP就是系统负荷变化P,所以:
GiLL
i1
n

i
Pi1P
GiL
i
(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。

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A、B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:
PPPKf
LATGASA:.
(24)
PPPKf
LBTGBSB
(25)
(24)和(25)相互代入可得:
PPPP
fLAGALBGB
KK
SASB
(26)
联络线交换功率变化P的平衡方程式为:
T
KPPKPP
PSALBGBSBLAGA
TKK
SASB
(27)
如果区域A、B互联的联合电力系统中区域A发生负荷变化,若该区域调节能力能满
足其负荷变化,则f0且P0。否则f0且P0。要使f0,必须使得
TT
PPP,此时区域A受入的联络线交换功率变化为:
LAGAGB
KPKPP
PSAGBSBLAGA
TKK
SASB
(28)
同样,如果区域B发生负荷变化,若该区域调节能力能满足其负荷变化,则f0且
P0。否则f0且P0。要使f0,必须使得PPP,此时
TTLAGAGB
区域A送出的联络线交换功率变化为:
KPPKP
PSALBGBSBGA
TKK
SASB
(29)
显然,当区域A、B负荷变化时,要使f0且P0,应同时使PP、
TLAGA
PP,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
LBGB
使得f0,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。


AGC是一个大型的实时控制系统,主要由下列三部分组成:
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;
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;
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:.

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

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
(SupervisoryControlandDataAcquisition,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),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

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。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


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。

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:
开始时刻:由年、月、日、时、分表示,格式为:yyyy-mm-ddhh:mm;
结束时刻:由年、月、日、时、分表示,格式为:yyyy-mm-ddhh:mm
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
定义为负值。

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(AreaControlError,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:
ACE10Kf
S
(30)
其中:K为系统频率系数(MW/),fff,f为实际频率(Hz),f为计划频
Sasas
率(Hz)。
对于联合电力系统,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:
ACEP
T
(31)
其中:PPP,P为实际交换功率,P为计划交换功率。
Tasas
如果同时附加频率响应,则相应的算法为:
ACEP10Kf
TS
(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:
ACEP10KfdTt
Tl2
(33)
其中:d为反调锁定因子(0,1),T为时间偏差修正系数(MW/Sec),t为标准时间与
2
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:
ACEP10KfdRe
TS1
(34)
其中:d为反调锁定因子(0,1),R为偿还比例(~1),e为无意交换电量。
1
完整的ACE算法为:
ACEP10KfdRedTt
TS12
(35)

所谓区域控制方式是指实现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:
定系统频率控制方式(ConstantFrequencyRegulationControl,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;
定净交换功率控制方式(ConstantNetInterchangeControl,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;
定联络线偏差控制方式(TieLineBiasControl,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。
时差校正(TimeErrorCorrection,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。
无意交换电量补偿(InadvertentInterchangeCorrection,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。
、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
差值是原始值(RAWACE),具有很大的随机性,将RAWACE按富里叶级数展开,可知
RAWACE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:
1
1W2n
式中:n为滤波器阶数。
为了方便运行操作,通常设置三个不同的时间常数,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