自动发电控制的基本原理及应用

自动发电控制的基本原理及应用...................................................................... 3

第一章 自动发电控制（AGC）在电力系统中的作用 .......................................................... 3 第一节 自动发电控制（AGC）发展概况 .................................................................... 3 第二节 自动发电控制（AGC）与电力系统优质运行 ............................................. 5 第三节 自动发电控制（AGC）与电力系统经济运行 ........................................... 12 第四节 自动发电控制（AGC）与电力系统安全稳定运行 .................................. 13 第五节 自动发电控制（AGC）与电力市场运营 .................................................... 14 第二章 电力系统自动发电控制（AGC）概述 .................................................................... 16 第一节 电力系统的负荷变化和频率波动 ................................................................... 16 第二节 电力系统频率控制的基本概念 ....................................................................... 20 第三节 电力系统自动发电控制（AGC）系统构成概述 ....................................... 24 第三章 自动发电控制的基本原理 ......................................................................................... 29 第一节 频率的一次调节 .................................................................................................. 29 第二节 电力系统频率的二次调节 ................................................................................ 42 第三节 电力系统频率的三次调节 ................................................................................ 60

第二篇 电力系统自动发电控制系统 ...................................................................... 68

第四章 电力系统的自动发电控制系统 ................................................................................. 68 第一节 调度端自动发电控制系统概述 ....................................................................... 68 第二节 自动发电控制系统（AGC） ........................................................................... 69 第五章 自动发电控制的信息传输系统 ................................................................................. 74 第一节 自动发电控制信息传输规范 ............................................................................ 74 第二节 自动发电控制方式及其信息传输系统要求 ................................................ 78 第三节 信息传输时间延迟对自动发电控制的影响 ................................................ 82 第六章 水电厂自动发电控制系统 ......................................................................................... 84 第一节 水电厂的自动发电控制系统概述 ................................................................... 84 第二节 水电机组的调节能力 ......................................................................................... 85 第三节 水电厂自动控制系统 ......................................................................................... 88 第四节 水电厂机组的优化运行 ................................................................................... 111 第五节 水电厂全厂负荷控制策略 .............................................................................. 115 第六节 水电厂AGC控制对一次设备的影响 ......................................................... 116 第七节 现代化水电站综合自动化 .............................................................................. 116 第八节 抽水蓄能电站负荷控制方式 .......................................................................... 119 第九节 梯级电站负荷控制方式 ................................................................................... 122 第七章 火电厂AGC控制系统 ............................................................................................ 126 第一节 火电机组的负荷调节能力 .............................................................................. 126 第二节 火电厂协调控制系统 ....................................................................................... 134 第三节 燃煤机组AGC性能提高及存在的问题 ..................................................... 145 第四节 火电厂全厂负荷优化控制系统 ..................................................................... 148 第五节 燃汽轮机的AGC控制系统 ........................................................................... 150

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第三篇 电力系统自动发电控制的实施 .......................................................... 151

第八章 电力系统自动发电控制的控制策略与规划 ........................................................... 151 第一节 电力系统自动发电控制的控制策略 ............................................................ 151 第二节 电力系统自动发电控制实施规划概述........................................................ 155 第九章 电力系统自动发电控制系统的实例 ....................................................................... 160 第一节 调度端自动发电控制系统 .............................................................................. 161 第二节 厂站自动发电控制系统 ................................................................................... 176 第三节 信息传输系统 ..................................................................................................... 179 第十章 自动发电控制系统调试 ........................................................................................... 181 第一节 AGC调试工作流程 .......................................................................................... 181 第二节 AGC调试项目 ................................................................................................... 182 第三节 机组现场调试方案实例 ................................................................................... 183 第四节 AGC各级调试的试验报告实例.................................................................... 194 第十一章 自动发电控制系统性能评价和控制策略........................................................... 205 第一节 AGC性能评价标准与参数的确定 ............................................................... 205 第二节 互联电网AGC的控制策略 ........................................................................... 208 第三节 发电性能评价 ..................................................................................................... 219 第四节 AGC性能的统计分析 ...................................................................................... 225 第十二章 电力市场辅助服务和AGC调节 ........................................................................ 228 第一节 电力市场辅助服务概述 ................................................................................... 228 第二节 调节服务、负荷跟踪服务需求的确定........................................................ 238 第三节 调节服务、负荷跟踪服务的获取和调用 ................................................... 243 第四节 服务提供者技术条件的认证、服务性能评价 .......................................... 248 第五节 调节服务和负荷跟踪服务的成本、定价、交易结算 ............................ 252

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自动发电控制的基本原理及应用

第一章 自动发电控制（AGC）在电力系统中的作用

第一节 自动发电控制（AGC）发展概况

一、 国外电力系统对自动发电控制（AGC）的研究与应用

电力系统自动发电控制（AGC）原先称为“电力系统频率与有功功率的自动控制”，对这项技术的研究可以追溯到几十年前，但它的发展和应用还是在电力系统扩大以后，尤其是二十世纪五十年代以来，随着战后经济的发展，电力系统的容量不断增长，各工业发达国家的电力系统通过研究和试验，相继实现了频率与有功功率的自动控制。

前苏联于1937年研制出第一个频率调整器，安装在斯维尔斯克水电厂中。到二十世纪五十年代，已有若干个电力系统实现了频率和有功功率的自动调整。1959年，前苏联开始在组成全苏统一电力系统的主要部分——南部、中部及乌拉尔、西伯利亚西部等联合电力系统中，实现非集中的调整系统。前苏联在频率和有功功率控制方面广泛采用虚有差率调整准则，随着其欧洲部分统一电力系统的形成，又逐步过渡到采用“频率——交换功率（TBC）”准则，自动控制装置主要有电子模拟和磁放大器式两种。

在美国，各电力公司所属电力系统之间广泛采用“频率——交换功率（TBC）”的控制方式，自动控制装置以TVA系统的高速频率负荷控制装置、统一爱迪生系统的自动负荷控制装置、堪萨斯电力照明公司的采用自整角机的电力系统自动负荷分配系统为代表。

在欧洲，以西德和法国电力系统为主，由荷兰、比利士、卢森堡、意大利、瑞士和奥地利等国电网组成的西欧联合电力系统，采用“频率——交换功率（TBC）”准则实现联合控制，但各国内部的控制准则和装置则多种多样，如法国内部采用“功率——相角“有差特性准则，其特点为系统无须分区即可实现多电厂的联合控制。

在日本，存在两个联合电力系统，分别包含三个和七个电力系统，控制准则有固定频率控制和固定负荷控制等，系统之间多数采用“频率——交换功率（TBC）”控制，少数用选择式频率控制，自动装置主要是比例积分型。

二十世纪六十年代，国外电力系统频率和有功功率的自动控制工作又有了新的进展，控制装置元件改用晶体管和集成电路，控制原理由模拟式转向数字化，特别是七十年代以来，继美国NEPEX电力控制中心采用在线电子数字计算机实现了自动发电控制、经济负荷分配和电力系统安全监控以后，各国竞相发展，进行基于计算机集中控制的现代自动发电控制技术的研究和应用，取得了明显的经济效益。

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二、 我国电力系统对自动发电控制（AGC）的研究与应用

我国电力系统对频率和有功功率的自动控制工作开始于1957年，当时确定以东北和京津唐两大电力系统进行试点。东北电力系统采用“集中控制下的分区控制”方案，特点是将系统分为以省调度辖区为范围的三个区，并对联络线负荷及系统频率实现综合控制，平时各区自行担负本区负荷变动，而不影响邻区，在系统频率降低时，则可相互支援，联络线负荷可以给定或定时加以修改，控制装置由磁放大器及自整角机组成。京津唐电力系统采用分散式控制方案，主要特点是在各主导电厂中分别装设系统微增率发生器，对电厂机组进行控制，线损修正采用简化通道方案分散在电厂中进行，因而可以不用或少用通道实现整个系统的频率和有功功率的自动控制，自动装置以磁放大器和电气机械式为主。

华东电网从六十年代开始进行自动发电控制（当时称自动调频）的试验工作，1963年华东电管局审查通过了“华东电力系统频率与有功功率自动控制方案”，确定近期采用“主系统集中控制下的地区分散制”控制方式，远期逐步过渡到“频率——联络线交换功率”（TBC）控制方式，并开始制定规划、组织实施。1964年实现了新安江水电厂单机自动调频；1965年新安江水电厂全厂六台机均参与了自动调频。1966年和1967年，又相继完成了望亭电厂一期和二期频率与有功功率自动控制工程，系统进入了水火电厂联合自动调频阶段。同时，闸北、杨树浦和下关电厂也开始了自动调频工作，为逐步过渡到多个电厂联合控制创造条件。1968年，用晶体管和可控硅实现的第二代自动调频装置试制成功，与此同时，在华东电网总调度所装设了标准频率分频器、系统频率质量自动记录装置和自动时差校正信号发送器，通过远动通道将信号发送到新安江水电厂，实现了系统自动时差校正。按照规划，到六十年代末，参加自动发电控制的电厂将扩大到14个，被控机组66台，总容量达2600Mw，占当时系统总装机容量的70%左右，届时，华东电力系统频率与有功功率的自动控制将得到完全实现。

由上可见，我国电力系统频率和有功功率的自动控制工作起步并不晚，通过一段时间的工作，到二十世纪六十年代中期，东北、京津唐和华东三大电力系统已经实现了自动调频和不同规模的多厂有功功率控制，系统频率在?0.05Hz以内的累计时间一般都在70%以上，电钟误差一般不超过十秒钟，已接近当时的世界先进水平。可惜由于十年动乱，电力系统的正常运行受到极大的破坏，电网长期处于低频率、低电压的恶劣状态之下，系统自动调频工作只得陷于停顿。

十年动乱之后，随着电力系统正常生产秩序的逐渐恢复，又迎来了自动发电控制新的发展机遇。特别是随着各网、省（市）电网能量管理系统的建设，各电力系统普遍进行了基于计算机集中控制的现代自动发电控制技术的研究和应用。

1992年，华东电网共有2个水力发电厂（新安江、富春江）和3个火力发电厂（望亭、闵行、石洞口）的18台发电机组具备参与AGC的条件，机组额定容量为1809.7MW，可调容量为1100MW。该年，华东网调的AGC年投运时间为3963小时。

1994年，华东电网在网、省(市)调SCADA功能实用化工作全面完成的基础上，深入研究联合电网条件下AGC技术应用的问题，从工作规划抓起，全面推进AGC技术应用。首先从华东电网的实际情况出发，确定了FFC-TBC的AGC控制的策略，即华东电网总调度所实行“定频率控制（FFC）”，三省一市调度所实行“联络线功率——频率偏差控制（TBC）”。并提出了AGC工作在6年中分三个阶段进行的工作步骤，三个阶段工作中心分别是：1995~1996年为“扩大队伍、构成系统、维持负荷、守好关口”，1997~1998年为“协助调频、曲线跟踪、省市计算、经济介入”，1999~2000年为“降低线损、关口修正、水火共济、全网最优”。到1998年，华东电网AGC工作取得了实质性的进展，网、省（市）调度所的AGC功能全面投入运行，并采用北美电力系统可靠性协会（NERC）的A1、A2标准评价控

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制性能。2001年，华东电网又采用NERC最新推出的CPS标准评价控制性能，促进了省、市电力系统对发电机组一次调节工作的开展。

截止到2002年底，华东电网全网AGC可控机组容量达40339MW，占全网统调装机总容量的76.93%，AGC可调容量达15710.5MW，比1992年提高了13倍左右，占全网统调装机总容量的29.96%，占全网统调最高负荷的30.65%。电网频率合格率，特别是±0.1 Hz的合格率有了较大的提高。1995年，华东电网±0.2 Hz的频率合格率为99.76%，±0.1 Hz的频率合格率为84.49%；2002年，华东电网±0.2 Hz的频率合格率为99.994%，而±0.1 Hz的频率合格率达到99.93%。电能质量的提高，为社会也为电力企业本身带来了可观的效益。

第二节 自动发电控制（AGC）与电力系统优质运行

一、 电力系统频率质量对社会和电力企业的影响

众所周知，电网频率是电能质量三大指标之一，电网的频率反映了发电有功功率和负荷之间的平衡关系，是电力系统运行的重要控制参数，与广大用户的电力设备以及发供电设备本身的安全和效率有着密切的关系。 （一）. 频率波动对发电厂设备的影响

发电厂的汽轮机及其叶片是按照额定转速（频率）和进汽没有冲击时保证能有最大的轴功率来设计的。因而降低旋转频率会引起蒸汽冲击叶片的损耗，同时增加了转矩；而提高旋转频率则会导致减小转矩，使叶片背面的冲击增加。因而，汽轮机运行在额定频率下最为经济。此外，降低频率运行还会使汽轮机工作叶片和其它零件加速磨损。

频率的变化会影响到发电厂厂用电动机（如给水泵、循环水泵、引风机、送风机等）的正常运行。压头只消耗在克服输水系统动态阻力压头的水泵，其出力与转速的一次方成正比：

(Q1/Q2) = (n1/n2) （1.2.1） 有静阻力压头时，水泵出力与角频率的关系可由下式来确定： Q = ?(k1ω2-HCT)/ΣR （1.2.2） 式中 ω——角频率 HCT——被克服的静压头 ΣR——输水管阻力 k1——由机组结构及尺寸所确定的系数。 有了静压头，水泵将在频率不到零的某一频率时便停止给水，这个频率被称为临界频率。根据这一定义，临界频率为：

ωkp=?HCT/k1 （1.2.3）

图1-2-1示出了临界频率为45.8Hz的电动给水泵试验的和计算的特性曲线。

从上述可知，电动给水泵的出力与交流电网的频率有很大的关系。即使频率下降的幅度很小，水泵的出力也会降低

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很多，于是破坏发电厂的正常工作，或者完全停止向锅炉给水，而使锅炉的安全运行和发电厂以及整个电力系统的运行可靠性受到威胁。

频率超过额定值时，给水泵发出的压头超过所必需的压头，因而使厂用电能的消耗增大。 所有上述情况也适用于循环水泵，只是影响的程度较小而已。

频率低于额定值将使通过汽轮机凝汽器的水量减少，这就等于使凝汽器的真空度降低，结果使汽轮机的效率下降，使汽耗量增大。频率超过额定值会使通过汽轮机凝汽器的水量增加，使电能消耗增加。

除水泵以外，发电厂内还有大量具有通风力矩的机械（一次风送风机、二次风送风机、引风机），在没有静压头时，这些机械的出力和频率的一次方成正比。然而试验证明，随着频率的降低，送风机和引风机的出力远较频率下降得快。频率提高时，送风机和引风机所产生的压头就大为增加，这种情况与出力（压力）降低一样，会引起锅炉运行方式的破坏。锅炉的经济性决定于排出烟气中CO和CO2的含量，以及燃烧室内的过剩空气量。CO和CO2的含量与所供给的空气量和排出的烟气量有关，因此，锅炉运行的经济性首先取决于送引风装置的运行状况。

频率降低时，送风机的出力降低，进入燃烧室的空气量较少，此时化学不完全燃烧损失增加，而同时减少了排烟损失。频率提高时，送风机的出力提高，因此，化学不完全燃烧损失减少，而排烟损失增加。锅炉中的最低损失一般是在一个确定的过剩空气量（CO2的含量）时发生的。因而，频率的改变将导致锅炉正常运行方式的破坏。 （二）. 频率波动对用户设备的影响

用户的旋转设备一般是由电动机驱动的，因此，与发电厂的设备相同，频率的波动对其有着严重影响。尽管许多用户设备能在较宽的频率范围内正常工作，但随着科学技术的发展，一些新的电子设备及精密加工设备对电网频率提出了更高的要求，频率的波动，会使产品质量下降或设备损坏。根据IEEE 446-1995标准和BS EN50160:1995标准，±0.5Hz的是许多最终用户设备的频率波动的最大容限。

频率波动的长期积累效应也会影响用户设备的正常工作，尽管以同步电机驱动的时钟已不再时兴，但是仍有部分设备依然以电力系统作为参照系，特别是那些与时间有关、需长期运行、但又难以通过外部进行授时的设备仍然需要以电钟为计时手段。如数量巨大的用户分时电度表，不具备自动与标准时间对时的手段，如要依靠人工对时，则工作量巨大，如以电钟为计时手段，既可保持时间的准确度，又可降低电度表的结构复杂性和造价。 （三）. 频率质量改善对经济效益的影响

众所周知，频率偏差反映了发电与负荷间的不平衡，特别是频率偏高，反映发电量超出了用电的需求量，造成了用户电费的额外支出，以及能源的浪费。

1. 平均频率反映的经济效益

由于我国过去长期处于缺电局面，因此，在一段相当长的时期中，从政策上鼓励电厂多发电，以发电量为电厂的主要经济考核指标，在这种情况下，发电厂普遍存在抢发电（超计划发电）的现象，特别是在年底岁末，发电厂为完成生产指标，抢发电的现象更为严重，使电力系统大多数时间处于高频率运行，系统的平均频率必然高于标准频率值。以华东电网为例，经过了20世纪八十年代中、后期及九十年代初期的建设和发展，到1995年，华东电网迎来了发电容量基本满足用电需求的局面，基本消除了压低频率运行的现象，但高频率却成为困扰系统运行的问题，全年平均频率为50.02Hz，由此引起的能源浪费可用公式1.2.1推算：

能源浪费（折合成标准煤）=年频率平均偏差值（Hz）×频率偏差系数（kw/Hz）×365（天）×24（时/天）×标准煤耗（T/kwH） （1.2.1）

如果式中频率偏差系数按2200×103kw/Hz、标准煤耗按378×10-6T/kwH计算，可推算

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出1995年华东电网因频率偏高浪费了能源合标准煤145,696吨。

而用户为此多付出的电费可用公式1.2.2推算：

用户多付电费=年频率平均偏差值（Hz）×频率偏差系数（kw/Hz）×365（天）×24（时/天）×用户电费(元/kwH) （1.2.2）

如果式中频率偏差系数仍按2200×103kw/Hz、用户电费按0.4元/kwH计算，可推算出1995年华东电网的用户因频率偏高多支出了电费15,417.6万元。

2. 频率分布反映的经济效益 电力系统频率偏差而引起平均频率偏高的现象也许并不多见，用平均频率来分析电力系统频率与各方经济利益的关系可能不具有普遍意义，但频率偏差必然引起频率分布的变化，因此，对频率分布的研究更具普遍意义。从图1-2-2可以看出尽管系统1和系统2的平均频率均为50Hz，但系统1的频率偏差明显比系统2的大，通过对频率分布曲线高于50Hz部分的积分，可以推算出电力系统在

高频率时多消耗的能源。如果根据图1-2-2所示的频率分布曲线，并均按华东电网上述有关参数进行计算，可以推算得到，系统1在一年内高频率时多消耗能源合标准煤86,398吨；系统2在一年内高频率时多消耗能源合标准煤55,365吨。当然，一个正常运行的电力系统，其高于标准频率的运行时间是不可能等于零的，但通过对同一个系统不同频率分布曲线的分析、比较，可以对在节能方面取得的经济效益作出评估。

综上所述，使频率稳定在额定值，是电力系统运行的重要任务。

二、 电力系统频率指标和控制要求

（四）. 确定频率指标和控制要求需考虑的因素

为了满足发电厂设备、用户设备和电力系统正常运行的需要，必须根据各电力系统的特点，提出频率指标和控制要求。为此，需要考虑的问题有：

1. 基准频率和频率的正常范围

基准频率是由设计确定的，中国、西欧、澳大利亚、日本的一部分的电力系统基准频率为50Hz；而北美、日本的另一部分的电力系统的基准频率为60Hz。在各个电力系统中，所有的发电和用电设备均按在基准频率下运行效率最高的原则来设计的。

确定频率的正常控制范围应考虑三个重要因素：

1) 对发电、用电设备经济性的影响，使其能发挥最佳的效率。 2) 对故障状态下频率允许范围的影响，当电力系统中发生故障时，频率不越出相应故障状态的频率允许范围。

3) 对安全性和经济性的综合分析。由于电力系统绝大部分时间必须运行在频率的正常控制范围之内，因此，确定频率的正常控制范围对电力系统运行的经济性影响较大，如果

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放宽对频率正常控制范围的要求，会降低对维持正常频率的辅助服务的要求，同时也降低了成本；但是却增加了在电力系统发生故障时将频率维持在故障状态下频率允许范围内的难度。

2. 故障状态的频率允许范围。

规定故障状态下的频率允许范围需考虑的因素有：

1) 对发电、用电设备功能性的影响，不能影响设备的正常功能。 2) 对发电、用电设备安全性的影响，不能造成设备的损坏。

3) 对电力系统运行安全性的影响，不能由于频率异常，造成发电设备解列，而危及整个系统的安全运行。

由于电力系统故障状态千变万化，因此故障状态下的频率允许范围往往分为几级： 1) 常见故障（如N-1故障）状态下的频率允许范围。 2) 严重故障（如N-2故障）状态下的频率允许范围。

3) 特别严重故障（如多个设备故障）状态下的频率允许范围。 4) 电力系统解列成几块运行时故障状态下的频率允许范围。 3. 频率越限的允许时间

规定频率越限后恢复至正常范围的允许时间需要考虑的因素有： 1) 频率越限的延续时间对旋转设备寿命的影响。

2) 在频率越限故障处理期间发生第二次事件的危险性。如果发生第二次事件，可能会导致系统频率越出相应故障状态下频率允许范围，从而产生切负荷装置动作等严重后果。

例：澳大利亚国家电力市场的频率标准和运行原则是：

1) 在正常情况下，尽力使系统频率保持在表1-2-1所示的“正常频率带”内。 2) 当系统负荷发生重大变化时，应保证系统频率不越出表1-2-1所示的“负荷变化频率带”，并按要求尽快恢复至“正常频率带”内。

3) 当系统发生突然和非计划的单个发电机解列时，应保证系统频率不越出表1-2-1所示的“单机故障频率带”，并按要求尽快恢复至“正常频率带”内。

4) 当系统发生突然和非计划的除单个发电机解列以外的单个可信故障（如重载联络线跳闸等）时，应保证系统频率不越出表1-2-1所示的“可信故障频率带”，并按要求尽快恢复至“单机故障频率带”内；进而按要求尽快恢复至“正常频率带”内。

5) 当系统发生突然和非计划的多重故障时，应保证系统频率不越出表1-2-1所示的“极端严重故障频率带”，并按要求尽快恢复至“单机故障频率带”内；进而按要求尽快恢复至“正常频率带”内。

表1-2-1 澳大利亚国家电力市场频率标准

故障状态 正常 负荷变化 单个发电机解列 其它可信故障 极端严重故障 频率带名称 正常频率带 负荷变化频率带 单机故障频率带 可信故障频率带 极端严重故障频率带 频率带范围 （Hz） 49.9~50.1 49.75~50.25 49.5~50.5 49.0~51.0 47.0~52.0 恢复至单机故障频率带的时间要求 —— —— —— 60秒 60秒 恢复至正常频率带的时间要求 —— 5分钟 5分钟 5分钟 10分钟 （五）. 国内外电力系统频率指标和控制要求的对比

电力系统由于规模、系统特性等不尽一致，因此，对系统频率控制的要求也不尽相同。

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规模大的电力系统对故障的承受能力强，在华东电网中，失去一台600Mw的发电机组，频率可能会下降0.2Hz；而在美国东部电网中可能仅下降0.03Hz。但是，同样的频率偏差对不同规模的电力系统的威胁却是不一样的，在华东电网中，频率偏差0.6Hz是一个严重但是可控的事件；而在美国东部电网中，频率偏差0.6Hz则是一个极其危险的信号，因为，它表示出发电与负荷之间存在巨大的不平衡。因此，一般来说，规模越大的电力系统对频率控制的要求越严。

1. 对系统频率控制的要求

表1-2-2列出了澳大利亚、英国、北美、中国电力系统对频率控制的不同要求。

表1-2-2 各国电力系统对频率控制的要求

频率偏差 澳大利亚国家（Hz） 电力市场 0.03 0.05 0.1 0.2 0.25 0.5 0.8 1.0 3.0

正常频率带 负荷变化频率带 单机故障频率带 可信故障频率带 极端严重故障频率带 英国国家电网 正常频率带 法定目标频率带 故障频率带 美国东部电网 正常状态 警戒状态 故障状态 严重故障状态 美国得克萨斯电网 正常状态 警戒状态(+0.05Hz) 异常状态(+0.1Hz) 故障状态 严重故障状态 中国华东电网 正常频率带 故障频率带 严重故障频率带 2. 对时差控制的要求

表1-2-3列出了各电力系统对时差控制的要求。

表1-2-3 各国电力系统对时差控制的要求

澳大利亚国家电美国得克萨斯电英国国家电网 美国东部电网 中国华东电网 力市场 网 10秒 10秒 10秒 3秒 30秒

3. 对频率控制的指标要求

各电力系统对频率控制的指标要求形式不尽相同，大致有两种类型： 1) 频率合格率指标

即对频率控制效果的评价，以将频率控制在规定范围内的时间为依据，澳大利亚和我国电力系统采用的是这种评价方法。

澳大利亚国家电力市场要求频率控制在50±0.1 Hz范围内的时间应达到99%以上，但实际上，其控制效果比所要求的高得多，在1999年和2000年两年中，澳大利亚国家电力市场频率越出50±0.1 Hz范围的时间累计共有242分钟，其实际合格率达到99.97%以上。

我国有关技术规程规定，电力系统频率控制在50±0.2 Hz范围内的时间应达到98%以上。随着我国电力系统规模的扩大，频率控制技术的提高，在电力系统内部，对频率控制合格率的要求正在逐步提高，有的电力系统已把对频率控制合格率的要求提高到与澳大利亚国家电

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力市场的要求一样。而2002年华东电网的50±0.1 Hz频率合格率实际已达到99.93%。

2) 频率分布统计指标 频率合格率的评价方法是存在缺陷的，从满足频率控制在50±0.1 Hz范围内的要求来说，50Hz与49.91Hz是没有区别的；但从发电设备和用电设备的运行效率来说，其意义是不同的，从这一含意来说，要求频率越接近50Hz越好。因此，频率的分布情况更能反应频率控制的效果。相近的频率合格率不一定会有相近的频率分布情况，华东电网2002年50±0.1 Hz频率合格率已接近

于澳大利亚国家电力市场1999年和2000年两年平均的频率合格率的水平，但从有关资料和华东电网的统计来看，两网的频率分布还是有较大的差别。图1-2-3和图1-2-4分别表示了澳大利亚国家电力市场典型的日频率分布以及华东电网2002年9月（频率合格率最高的月份）的频率分布情况。

欧洲与北美的电力系统已普遍采用频率分布统计指标作为频率控制的评价依据。其方法是统计全年系统频率偏离标准频率（50Hz或60Hz）的偏差值的均方根，当频率的分布符合以标准频率为数学期望值的正态分布时，该均方根值正反映了分布函数的离散程度（即正态分布函数的σ）。北美各互联电力系统统计的是每分钟频率偏差平均值的均方根（称为ε1），年控制目标见表1-2-4。

表1-2-4 北美各互联电力系统年频率控制目标（ε1）

互联电力系统名称 美国东部电网 美国西部电网 美国得克萨斯电网 0.018Hz 0.0228Hz 0.020Hz 年频率控制目标（ε1） 美国得克萨斯电网是北美规模最小的互联电力系统，2002年最高负荷为57,694Mw，与华东-福建电网极为接近，但华东-福建电网2002年频率质量最好月份的实际ε1为0.025Hz，与得克萨斯电网相比，在频率控制的效果上，还有较大的差距。

三、 自动发电控制是保证系统频率质量的重要技术手段

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传统的频率调节方法是依靠调度员指令或指定的调频厂的调节来保持频率的质量，但随着电力系统规模的不断扩展，负荷的变化速率不断提高，以华东电网为例，在正常情况下，负荷波动的最高速率达到600Mw/分钟，在这种快速的负荷变化情况下，依靠传统的频率调节方法，要将电网频率始终控制在规定的范围内已是相当困难了。华东电网传统上以新安江水电厂作为第一调频厂，该厂共有九台机组，总容量为730Mw，虽然从理论上这些机组都可以在一分钟内从空载加到满出力，但即使是在该厂的发电容量全部用来调频的话，在电厂值班员人工的逐台机组调节控制下，机组的出力变化还是不可能跟上600Mw/分钟的负荷波动的；更何况该电厂还要承担完成电量的任务。

负荷除了有瞬间波动以外，在一天中还会有较大幅度的变化，在华东电网中，一小时的

负荷变化最高达到4000Mw。这需要改变大量发电机组的出力，才能得到发电有功功率和负荷之间的平衡。尽管各级电网调度所根据负荷预计对管辖范围内的发电厂安排了发电计划曲线，而且随着负荷预计时段的细化（从24点到96点），发电计划曲线更接近实际负荷变化的情况。但是，负荷预计本身一般存在着1~2%的偏差，在华东电网中，2002年全网最高统调负荷达到51255Mw，这就意味着在正常情况下负荷预计可能存在500~1000Mw的偏差；同时，发电厂在执行发电计划曲线时，存在着未按照规定时间加减出力的情况，图1-2-5表示了某发电厂的某日发电曲线，从图中可以看出，该厂发电出力曲线上升的时间比计划曲线提前了将近30分钟，而在电网中，30分钟即意味着可能有2000Mw负荷的偏差。

电网中意外故障的发生，也会打破发电有功功率和负荷之间的平衡。随着电力系统的发展，电网中单个设备故障带来的发电功率损失越来越大，在华东电网中，目前单台发电机的最大容量为700Mw，在不久的将来，将会出现900~1000Mw的发电机组；单个电厂的全厂装机容量最大已达3000Mw，全厂装机容量4000Mw的电厂也已在建设中；在输变电设备中，葛沪直流单极最大输送功率为600Mw，双极最大输送功率为1200Mw；而于2002年底投入运行的龙政直流单极最大输送功率为1500Mw，双极最大输送功率为3000Mw。这些设备的故障，都会造成发电有功功率和负荷之间的严重偏差，而靠人工调整发电出力则需要较长的时间，才能达到新的平衡。

针对这些问题，出路只有一个，即采用自动发电控制（AGC）的技术手段，对电力系统中的大部分发电机组，根据其本身的调节性能及在电网中的地位，分类进行控制，自动地维持电力系统中发供电功率的平衡，从而保证电力系统频率的质量。

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第三节 自动发电控制（AGC）与电力系统经济运行

一、 电力系统有功功率的经济分配

电力系统的经济运行，即在满足安全和质量的前提下使供电成本最低，是电力系统追求的又一运行目标。由于电力系统是由分布在广阔地域上各种类型的发电厂（发电厂中又有着不同类型的发电机组），以及将其与负荷连接起来的电网组成的。在一个电力系统中，各种发电机组使用着不同的一次能源，这些一次能源的价格（市场价和运输价）不同，发电机组使用一次能源的效率不同，各发电厂供给负载所引起的网络损耗也不同，因此，要实现电力系统的经济运行，就需要同时考虑两个问题： 1. 如何在所有的发电机组间合理地分配有功负荷，使所消耗的一次能源总价格最低； 2. 如何在发电厂间合理地分配有功负荷，使所输送的电力在电网中的损耗最小。

在进行有功功率的经济分配时，除考虑上述两个要求外，还须考虑电网输送容量的约束，以及环保、水库调度、国家能源政策等因素，在互联电力系统中还须考虑向其它电力系统购、售电的经济性，因而是一个非常复杂的运行问题。

电力系统的有功功率经济分配有两种计算方法： 1. 离线的经济调度

所谓离线的经济调度，就是根据预先收集整理的发电机组、电网的各种参数资料，以及对负荷的预测，计算未来几天（主要是次日）的开停机计划、以及规定时间间隔（如每小时）各运行发电机组的发电计划和联络线交换计划。计算目标是在满足安全和质量的条件下，每个时间间隔电力系统的总运行成本（或费用）最低。 2. 在线的经济调度

由于离线的经济调度是基于较长时间（天）的预测数据进行计算的，其预测结果不可能完全准确；且其安排的发电计划时间间隔也较长，一般为15分钟到一小时，不能较精确地反映负荷变化的实际情况；同时，电力系统的运行工况是瞬息万变的，发电机组的有功出力也会因种种原因偏离所安排的发电计划。因此，离线经济调度所作出的经济分配，在实际运行中就变得不那么经济了，需要不断地根据当前电力系统的实际运行工况，以及对下一个时间间隔（5~15分钟）负荷的预测，对发电机组的有功功率进行重新分配，以改善电力系统运行的经济性。因而在线经济调度是对离线经济调度的补充和完善。 二、 自动发电控制是实现有功功率在线经济分配的必备条件

有功功率的在线经济分配一般采用等微增率的原则，其计算所得的结果，正好与调度员人工控制的习惯相反。在调度员人工控制方式下，调度员无力监视系统中众多的中、小的负荷，只能通过控制少量大机组的出力来进行调节；而根据经济分配的原则，那些经济性较高的大型发电机组大部分时间应该满负荷或接近满负荷运行，而主要由经济性较差的中、小机组改变负荷，承担调节任务。实际上，要保持电力系统真正的经济运行，需要对调整所有机组的负荷，另外，在线经济调度需要每5到15分钟对机组出力进行一次调整，这些要求都是人工控制无法办到的，特别是在大型电力系统中，更难办到。因此，在线经济调度必须依靠自动控制的手段，而自动发电控制（AGC）为在线经济调度的实现提供了良好的条件。

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在现代的能量管理系统中，自动发电控制（AGC）软件包中一般都包含两部分主要功能：负荷频率控制（LFC）和经济调度（ED）。

LFC最基本的任务是通过控制发电机组的有功功率，使系统频率保持在额定值，或按计划值来维持区域间的联络线交换功率。LFC对发电机组的控制量一般由经济调节分量和区域控制偏差（ACE）调节分量两种分量组成，其中ACE调节分量根据频率偏差和联络线功率偏差计算得到；而经济调节分量则是由ED给出的。

ED的任务是根据给定的负荷水平，安排最经济的发电调度。它最终的计算结果是一组发电机组的经济基点值（即机组通常的基本出力）和一组经济分配系数，并将其传送给LFC，作控制机组出力用。

由于ED的计算需考虑发电机组和电网的诸多因素，计算量大，因此，不可能与LFC的计算（每4~8秒计算一次）同步进行，一般每5~10分钟计算一次。发电机组在LFC的控制下，有时会偏离经济运行点，而ED的计算结果可以使偏离经济运行点的机组重新纳入经济运行的轨道。

第四节 自动发电控制（AGC）与电力系统安全稳定运行

一、 自动发电控制与电力系统的频率稳定性

电力系统的频率稳定问题是指，当系统频率下降时，发电设备的效率会降低、或产生功能异常；为了保护发电设备不受损害，当系统频率下降到一定程度时需要将发电机组解列，这样会造成发电功率下降，使频率进一步下降，如此恶性循环，最终造成系统频率崩溃。

电力系统频率稳定的破坏是一个很快的过程，一般在几十秒内完成，自动发电控制是无法拯救的。但是，正如本章第二节、二.“电力系统频率指标和控制要求”中指出的，频率控制的正常范围，对电力系统发生故障时是否会越出相应故障状态的频率允许范围影响很大。以2003年1月3日华东电网发生的一次故障为例，该日10:25合肥第二发电厂一台350Mw的发电机组跳闸，故障发生后，频率最低降到49.56Hz，频率恢复花费了7分钟。一台350Mw的发电机故障引起了如此的频率偏差，这在华东电网近几年运行情况中是罕见的，究其原因，是该日发电功率比较紧缺，发生故障前系统频率已降至49.82Hz。可以设想，如果那时发生的是600Mw机组故障，则系统频率完全可能越出国际标准规定的±0.5Hz的频率容限。由此可见，时时刻刻保持发用电的平衡，维持系统频率在规定值的重要性。

虽然随着电力系统规模的不断扩大，对抵御相同故障的能力越来越强，但是，正如第二节中指出的，随着单个设备、单个电厂容量的扩大，设备故障可能影响的功率也越来越大。在这种情况下，如何保证在单机、直流单极故障条件下频率不低于49.50Hz，如何使得在单个电厂全厂、直流双极故障条件下频率不低于49.00Hz，是非常重要的问题。其中一个非常重要的措施就是要充分发挥AGC的作用，始终将系统频率控制在标准频率附近。

二、 自动发电控制与联络线潮流控制

在电力系统中，可以根据电气联系的强弱划分为若干个区域，区域之间由一些传输总容量远小于各区域装机容量的联络线连接起来。在这样的电力系统中，如果联络线的输送功率超越了稳定极限，当电力系统遭遇干扰时，就会失去稳定，造成大面积停电，从而带来不可

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估量的损失。因此，有效控制流经区域间联络线上的功率，是保证电力系统安全稳定运行的关键。而自动发电控制（AGC）是控制联络线功率的有效手段。

在AGC分区控制的模式中，互联电力系统划分成若干个控制区，而控制区之间的联络线一般都是电气上联系薄弱的联络线。AGC的主要控制目标就是控制联络线输送功率不偏离计划值，从而为整个系统的安全稳定运行创造了条件。

在各个控制区内部，也会存在电气上联系薄弱的联络线，由于这些联络线处在控制区的内部，联络线功率不会作为AGC的控制目标来执行，但是，当AGC与网络分析软件中的“安全约束调度（SCD）”相结合，SCD可以将校正联络线功率越限的控制策略传送给AGC，通过调整发电机组出力，达到消除联络线功率越限的目的。

综上所述，自动发电控制并不是直接消除电力系统稳定问题的工具，但是，自动发电控制使电力系统始终处于正常的状态运行，可以为预防稳定问题的产生作出贡献。

第五节 自动发电控制（AGC）与电力市场运营

一、 自动发电控制对电力市场运营环境的作用

近几年，随着经济全球化的发展，以发、输、配企业重组和电力、电量竞争交易为主要特征的电力行业市场化进程在世界各国迅速展开。但是，电力市场的开展需要有良好的环境，就像一般商品的交易需要环境良好的商场一样，一个安全、优质、经济运行的电力系统是进行电力、电量交易的重要条件。正如本章以前几节所述，自动发电控制对电力系统的安全、优质、经济运行发挥着重要的作用，因而自动发电控制是保证电力市场正常开展的重要工具之一。

1， 电力市场需要稳定、可靠的运营环境，自动发电控制是保证发、用电平衡，维持系统频率在规定值的有效手段，对保证电力系统可靠性发挥着重要的作用。

2， 电力市场运营的目标之一就是要利用市场机制优化资源配置，降低用户电价，为用户带来经济利益。自动发电控制是实现在线经济调度的必备条件，在线经济调度可通过优化发电调度，降低发电费用；同时，在北美标准电力市场的设计中，带安全约束的在线经济调度（SCED）是实时电力市场运营的主要工具。因而，自动发电控制是电力市场运营的重要技术手段。

3， 在电力市场中，联络线电力、电量交易是互联电力系统常用的交易形式，交易各方都必须严格遵守合同，按交易量控制好联络线功率，而自动发电控制正是控制联络线功率的有效手段。历史的经验告诉我们，没有自动发电控制的技术手段，依靠人工调节是很难控制好联络线功率的，以华东电网1995年的运行统计为例，在人工调节联络线功率的情况下，三省一市全年平均联络线功率控制月合格率仅为23.22%，其中最高的联络线功率控制月合格率也只有35.69%（详见表1-5-1）。1998年以后，华东电网各省、市广泛采用了自动发电控制技术，联络线功率控制合格率逐步提高，近年来，省、市联络线功率控制月合格率已达到90%以上。由此可见，自动发电控制是开展联络线电力、电量交易的重要技术保证。

表1-5-1 1995年华东电网省、市联络线功率控制月合格率统计（%）

上海 江苏 1月 15.93 16.37 2月 22.03 19.74 3月 21.99 19.78 4月 25.04 22.11 5月 28.00 21.00 6月 27.84 23.32 7月 23.31 17.89 8月 18.33 11.78 9月 21.46 13.03 10月 25.98 21.56 11月 24.60 24.33 12月 16.43 18.05 年平均 22.58 19.08 14

浙江 安徽 24.80 25.78 21.71 27.07 18.41 32.34 25.41 25.97 26.86 24.47 27.41 32.32 24.53 31.62 24.40 16.45 20.80 18.83 25.09 35.69 22.99 31.23 21.18 21.66 23.55 26.95 一. 自动发电控制在辅助服务市场中的作用 在电力市场环境中，自动发电控制的商业表现形式为提供调节服务和负荷跟踪服务，虽然负荷跟踪服务可以用人工控制的方法来实现，但采用自动发电控制下跟踪负荷曲线的方法提供服务能得到远比人工控制更好的效果。调节服务和负荷跟踪服务是辅助服务市场中交易的重要商品，辅助服务是为保证电力系统安全，支撑电力、电量供应和功率输送的基础性服务，在电力行业重组之前，辅助服务是作为捆绑的电力产品，由垂直组合的电力企业提供的。电力行业重组以后，尽管许多电力产品（如电量、备用容量、调节服务和负荷跟踪服务等）都是由同一个设备（发电机组）提供的，但由于各种产品的服务目的、服务对象不同，成为电力市场中不同的交易商品。调节服务和负荷跟踪服务是为平衡发、用电，保证频率质量和控制联络线功率服务的，它的服务对象不是某一个特定的用户，而是为电力市场的全体用户服务的，不与特定的电力、电量交易直接发生关系，必须与电力、电量交易互相分离，单独进行交易。由于调节服务和负荷跟踪服务可以由不同的发电机组提供，为了降低服务成本，应该通过竞争的方法来选择服务的提供者。

调节服务和负荷跟踪服务在电力市场交易中占有一定的份额，根据美国联邦能源协调委员会（FERC）对12个电力系统的统计，所有的辅助服务的费用平均占全部发、输电费用的9.8%，其中调节服务和负荷跟踪服务的费用平均占全部辅助服务费用的9.1%，即占全部发、输电费用的0.9%，合0.04美分/kWh。图1-5-1表示了各种辅助服务的费用占全部辅助服务费用的百分比。根据统计，1996年美国全国的电力用户为调节服务和负荷跟踪服务所付出的费用大约为10亿美元。

二、 自动发电控制技术在市场环境中不断提高和完善

在电力市场的环境中，调节服务和负荷跟踪服务作为一种竞争性的商品进行交易，为了降低生产成本，必然对其技术的表现形式——自动发电控制提出更高的要求。

1，系统控制策略的改进 在传统的运行条件下，自动发电控制的费用与电能的费用捆绑在一起，系统控制者往往仅考虑控制的性能，而对控制的成本则较少顾及。对不同的控制区，由于所拥有的发电资源不同，对自动发电控制所付出的成本相差较大。在电力市场环境下，控制成本成为系统控制者考虑的重要因素，那些原本控制成本较高的控制区必然要寻求改变控制策略。在北美，不少原本较小的控制区纷纷寻求联合，组成规模较大的控制区，实行统一的控制，以便在较大的区域范围内优化资源配置，降低控制的费用。

2，控制技术手段的改进 随着控制区的扩大，由控制区的控制中心直接对所有提供服务的机组进行控制已越来越困难，实行分层控制的区域越来越多；为了在更大的范围内实现资源的优化配置，向其它控

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制区购买服务的现象也越来越普遍。因此，数据通信技术在自动发电控制中得到了广泛的应用。

3，对控制技术条件的验证和性能评价的技术日臻完善

在市场环境中，自动发电控制既然作为商品来提供，其有关的技术条件（主要是调节范围和调节速率）必须经过权威机构事先的验证，并且还要定期地进行验证；其控制的性能要由运行控制机构评价，作为服务费用结算的依据。在传统的控制方式中，控制性能评价主要是针对控制区的，而在电力市场中，控制性能评价则发展为针对服务提供者（发电厂或发电商），这是一大进步。

总之，自动发电控制技术是电力市场的重要支持工具，而电力市场也为自动发电控制技术的应用创造了良好的条件。有理由相信，自动发电控制技术在市场环境中将得到更大的发展。

第二章 电力系统自动发电控制（AGC）概述

第一节 电力系统的负荷变化和频率波动

一、 电力系统频率波动的原因

电力系统频率波动的直接原因是发电机输入功率和输出功率(负荷)之间的不平衡，众所周知，电力系统频率是同步发电机转速的函数：

?= RMP?p / 120 （2.1.1）

式中：RMP是发电机的转速，单位是（转/每分钟）。 p是发电机的极数。

120是将分钟转换为秒、极数转换为极对的转换系数。 对于一般的火力发电机，极数为2，额定转速为3000转/每分钟，因此额定频率为50Hz。 为了便于分析，电力系统频率又可以用同步发电机角速度的函数来表示： ? = ω / 2π （2.1.2） 发电机的转子运动方程为： MT–Me = ΔM = J?dω /dt （2.1.3） 式中：MT为原动机的转矩。

Me为发电机输出的电磁转矩（即负载）。 J为发电机的转动惯量。

dω /dt为发电机的角加速度。

由于功率与转矩之间存在直接的转换关系（P = ωM），公式2.1.3经规格化处理和拉氏变换后，可得传递函数：

PT – Pe = 2HsΔω （2.1.4） 式中：PT为原动机功率。

Pe为发电机的电磁功率。 H为发电机的惯性常数。

发电机转子运动传递函数的方框图如图2-1所示：

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PT + - 1 2Hs Δω Pe 图2-1 发电机转子运动传递函数方框图 由此可知，当原动机功率和发电机电磁功率之间产生不平衡时，必然引起发电机转速的变化，即引起电力系统频率的变化。尽管原动机功率PT不是恒定不变的，但它主要取决于本台发电机的原动机和调速器的特性，因而是相对容易控制的因素；而发电机电磁功率Pe的变化则不仅与本台发电机的电磁特性有关，更取决于电力系统的负荷特性、以及其它发电机的运行工况，是难以控制的因素，是引起电力系统频率波动的主要原因。

二、电力系统负荷变化的规律

由于电力系统负荷变化是引起电力系统频率波动的主要原因，因此，研究电力系统负荷变化的规律是进行频率控制的首要任务。对于各类负荷的变化规律需要研究的问题有：

1. 负荷变化的幅值（Mw）（与适应该类负荷变化所需的发电容量有关）。 2. 负荷变化率（Mw/分钟）（与适应该类负荷变化所需的发电容量升降速率有关）。 3. 负荷变化改变方向的次数（与为适应该类负荷变化而实施的控制，所引起的效率下降、维护成本提高而增加的成本有关）。

负荷变化规律可分为正常情况下的负荷变化规律，和异常情况下的负荷变化规律两种。 （一） 正常情况下的负荷变化规律

通过对正常情况下系统实际负荷变化曲线（图2-2细线所示）的分解，电力系统的负荷是由三种不同变化规律的负荷分量组成的：

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1

图2-2 电力系统的负荷变化曲线

第一种负荷分量是变化周期在10秒以内、变化幅度较小的负荷分量。某系统的10秒钟负荷波动的情况如图2-2中1所示，这种快速的负荷波动是各个独立负荷随机变化的集中表现。这类负荷的变化规律是：

负荷变化的幅值小，变化幅值一般低于负荷峰值的1%。

负荷变化率大，变化速率可达每分钟变化负荷峰值的5%以上。 负荷变化改变方向的次数多，每小时改变方向的次数可达数百次。

第二种负荷分量是变化周期在10秒到数分钟之间的负荷分量。其变化如图2-2中2所示，属于这类负荷的主要有电炉、压延机械、电气机车等。这类负荷的变化规律是： 负荷变化的幅值较小，平均变化幅值为负荷峰值的2.5%左右。

负荷变化率较大，平均变化速率为每分钟变化负荷峰值的1%~2.5%左右。 负荷变化改变方向的次数较多，每小时改变方向的次数在二、三十次之间。

（3）第三种负荷分量是变化缓慢的持续变动负荷。其变化情况如图2-2中3所示，引起这类负荷变化的原因主要是各行业的作息制度、人民的生活方式规律、天气的变化等。这类负荷的变化规律是：

负荷变化的幅值大，一昼夜负荷变化的幅值（即电力系统的峰谷差）往往在负荷峰值的40%

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以上。

1) 负荷变化率较小，平均变化速率为每分钟变化负荷峰值的0.5%左右。

2) 负荷变化改变方向的次数少，一昼夜负荷变化改变方向的次数在十几次到数十次之间。

鉴于大多数发电机是一个计划时段按一个功率设定值运行，不可能全部精确跟踪第三种负荷曲线，因此，第三种负荷分量又可根据发电机运行的实际情况，分解为基本负荷（第四种负荷分量）和爬坡负荷（第五种负荷分量），如图2-3所示。

（4） 基本负荷（第四种负荷分量）的变化规律是：

1) 在一昼夜内负荷变化的幅值与第三种负荷分量相同，但在一个计划时段内（24点计划即为1小时，96点计划即为15分钟）保持不变。 2) 在两个计划时段之间以承担基本负荷的发电机能达到的爬坡速率变化。 3) 一昼夜负荷变化改变方向的次数不大于计划时段数。 （5） 爬坡负荷（第五种负荷分量）的变化规律是：

1) 负荷变化的幅值为每个计划时段最高与最低负荷之差。

2) 负荷变化率，在每个计划时段内与第三种负荷分量相同；在两个计划时段之间则与第四种负荷分量的爬坡速率有关。

3) 在每个计划时段内，负荷变化方向基本是单调的。 （二） 异常情况下的负荷变化规律

电力系统负荷的异常变化是指因故障引起的发电机组跳闸、失去与相邻电力系统的交换功率、失去大量用电负荷等突发性的原动机功率和发电机电磁功率之间的不平衡事件，其中最常见的事件是发电机组跳闸。电力系统异常情况下负荷变化的规律是：

（1） 负荷变化的幅值大，在仅考虑单一故障情况下，最大的变化幅值为最大的单个电

源的容量。 （2） 负荷变化率大，整个变化过程在瞬间完成。 （3） 负荷变化是单方向，不会自行改变方向。

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第二节 电力系统频率控制的基本概念

通过对电力系统各种负荷分量变化规律的分析，有利于采取不同的措施，来控制原动机功率和发电机电磁功率之间的不平衡，达到控制系统频率的目的。

一、 频率的一次调节

电力系统频率的一次调节是指利用系统固有的负荷频率特性，以及发电机的调速器的作用，来阻止系统频率偏离标准的调节方式。 （一） 频率一次调节的基本原理 （1） 电力系统负荷的频率一次调节作用

当电力系统中原动机功率或负荷功率发生变化时，必然引起电力系统频率的变化，此时，存储在系统负荷的电磁场和旋转质量（如电动机、照明镇流器等）中的能量会发生变化，以阻止系统频率的变化，即当系统频率下降时，系统负荷会减少；当系统频率上升时，系统负荷会增加。这称为系统负荷的惯性作用，它用负荷的频率调节效应系数（又称系统负荷阻尼常数）D来表示：

D = ΔP/Δ? （Mw/Hz） (2.2.1)

系统负荷阻尼常数D常用标么值来表示，其典型值为1~2。D=2意味着1%的频率变化会引起系统负荷2%的变化。

（2）发电机的频率一次调节作用

当电力系统频率发生变化时，系统中所有的发电机的转速即发生变化，如转速的变化超出发电机组规定的不灵敏区，该发电机的调速器就会动作，改变其原动机的阀门位置，调整原动机的功率，以求改善原动机功率或负荷功率的不平衡状况，即当系统频率下降时，发电机的蒸汽阀门或进水阀门的开度就会增大，增加原动机的功率；当系统频率上升时，发电机的蒸汽阀门或进水阀门的开度就会减小，减少原动机的功率。发电机调速器的这种特性称为机组的调差特性，它用调差率R来表示：

R = [（No–N）/ NR] ? 100% (2.2.2) 式中：No表示无载静态转速（主阀在无载位置）

N表示满载静态转速（主阀全开） NR表示额定转速

调差率R的实际涵义是，如R=5%，则系统频率变化5%，将引起主阀位置变化100%。 （3）具有频率一次调节作用的电力系统模型

电力系统综合的一次调节特性是系统内所有发电机和负荷的一次调节特性之总和，具有一次调节作用的电力系统模型如图2-4所示： Pe 1 R PT Δω - - 1 调速器和PREF 2Hs+D原动机 + +

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图2-4 具有一次调节作用的电力系统传递函数方框图

从图2-4可以看出，由于具有一次调节作用的电力系统中存在发电机的转速（即系统频率）的负反馈调整环节，将起到稳定系统频率的作用。

（二）频率一次调节的特点

（1）一次调节对系统频率变化的响应快，根据IEEE的统计，电力系统综合的一次调节特性时间常数一般在10秒左右。 （2） 由于发电机的一次调节仅作用于原动机的阀门位置，而未作用于火力发电机组的燃烧系统。当阀门开度增大时，是锅炉中的蓄热暂时改变了原动机的功率，由于燃烧系统中的化学能量没有发生变化，随着蓄热量的减少，原动机的功率又会回到原来的水平。因而，火力发电机组一次调节的作用时间是短暂的。不同类型的火力发电机组，由于蓄热量的不同，一次调节的作用时间为0.5到2分钟不等。 （3） 发电机的一次调节采用的调整方法是有差特性法，其优点是所有机组的调整只与一个参变量有关（即与系统频率有关），机组之间互相影响小。但是，它不能实现对系统频率的无差调整。

（三） 频率一次调节在频率控制中的作用

根据电力系统频率一次调节的特点可知，一次调节在频率控制中的作用是： （1） 自动平衡第一种负荷分量，即那些快速的、幅值较小的负荷随机波动。 （2） 对异常情况下的负荷突变，起缓冲作用。

图2-5显示了北美西部互联电力系统在一台1040Mw发电机跳闸时，在一次调节的作用下，系统频率变化的情况。

（四） 频率一次调节与其它频率调节方式的关系

频率一次调节是控制系统频率的一种重要方式，但由于它的作用衰减性和调整的有差性，不能单独依靠一次调节来控制系统频率。要实现频率的无差调整，必须依靠频率的二次调节。

图2-5 北美西部互联电力系统1040Mw发电机跳闸时频率变化曲线

二、 频率的二次调节（AGC）

（一） 电力系统频率二次调节的基本概念

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由于发电机组一次调节实行的是频率有差调节，因此，早期的频率二次调节，是通过控制调速系统的同步电机，改变发电机组的调差特性曲线的位置，实现频率的无差调整。但未实现对火力发电机组的燃烧系统的控制，为使原动机的功率与负荷功率保持平衡，需要依靠人工调整原动机功率的基准值，达到改变原动机功率的目的。随着科学技术的进步，火力发电机组普遍采用了协调控制系统，由自动控制来代替人工进行此类操作。在现代化的电力系统中，各控制区则采用集中的计算机控制。这就是电力系统频率的二次调节，即自动发电控制（AGC）。具有频率二次调节作用的电力系统的模型如图2-6所示。

B 1 R PT ― + 集中的AGC算法 电厂AGC控制和同步器 ― + 调速器和原动机 1 + ― 2Hs+D Δω

ΔPT

图2-6 频率二次调节模型框图

Pe

（二） 频率二次调节的特点 （1） 频率的二次调节(不论是分散的，还是集中的调整方式)，采用的调整方式对系统频率是无差的。 （2） 在协调控制的火力发电机组中，由于受能量转换过程的时间限制，频率二次调节对系统负荷变化的响应比一次调节慢得多，它的响应时间一般需要1~2分钟。 （3） 频率的二次调节对机组功率往往采用比例分配，使发电机组偏离经济运行点。 （三） 频率二次调节在频率控制中的作用

（1） 根据电力系统频率二次调节的这些特点可知，由于二次调节的响应时间较慢，因而不能调整那些快速的负荷随机波动，但它能有效地调整分钟级及更长周期的负荷波动。 （2） 频率二次调节的另一主要作用是实现频率的无差调整。 （四） 频率二次调节与其它频率调节方式的关系 1. 由于响应时间的不同，频率二次调节不能代替频率一次调节的作用；而频率二次调节的作用开始发挥的时间，与频率一次调节的作用开始逐步失去的时间基本相当，因此，两者在时间上配合好，对系统发生较大扰动时快速恢复系统频率相当重要（见图2-7）。

2. 频率二次调节带来的使发电机组偏离经济运行点的问题，需由频率的三次调节（负荷经济分配）来解决；同时，集中的计算机控制也为频率的三次调节提供了有效的闭环控制手段。

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三、 频率的三次调节（负荷经济分配）

（一） 电力系统频率三次调节的基本概念 电力系统频率三次调节的任务是经济、高效地实施功率和负荷的平衡。频率三次调节要解决的问题是：

1. 以最低的开、停机成本（费用）安排机组组合，以适应日负荷的大幅度变化。 2. 在机组之间经济地分配负荷，使得发电成本（费用）最低。在地域广阔的电力系统中，需考虑发电成本（发电费用）和网损（输电费用）之和最低。

3. 为预防电力系统故障时对负荷的影响，在机组之间合理地分配备用容量。

4. 在互联电力系统中，通过调整控制区之间的交换功率，在控制区之间经济地分配负荷。

（二） 频率三次调节的特点 1. 频率三次调节与频率一、二次调节不同，不仅要对实际负荷的变化作出反应，更主要的是要根据预计的负荷变化，对发电功率作出安排。

2. 频率三次调节不仅要解决功率和负荷的平衡问题，还要考虑成本或费用的问题，需控制的参变量更多，需要的数据更多，算法也更复杂，因此其执行周期不可能很短。

（三） 频率三次调节在频率控制中的作用 频率三次调节主要是针对一天中变化缓慢的持续变动负荷安排发电计划（即调峰）；以及在负荷或发电功率偏离经济运行点时，对负荷重新进行经济分配。其在频率控制中的作用主要是提高控制的经济性。但是，发电计划的优劣对频率二次调节的品质有重大的影响，如果发电计划与实际负荷的偏差越大，则二次调节所需的调节容量越大，承担的压力越重。因此，应尽可能提高三次调节的精确度。

四、 发电机组的类型及其在频率控制中的作用

（一） 影响发电机组参与AGC运行的因素 自动发电控制的执行依赖于发电机组对其控制指令的响应，而发电机组的响应特性与许多因素有关，如：

1. 发电机组的类型。如：蒸汽发电机组、燃汽轮机、核电机组、水电机组。

2. 发电机组类型的细分。如：汽包炉还是直流炉的蒸汽发电机组、沸水堆还是压水堆的核电机组、单循环还是联合循环的燃汽轮机、低水头还是高水头的水电机组。

3. 发电机组的控制类型。如：汽机跟随、锅炉跟随、协调控制；再如：滑压控制、定压控制。

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4. 发电机组的运行点。如：阀门的位置、磨煤机的启停等。

（二） 各类发电机组的响应特性 1. 蒸汽发电机组：

大多数汽包炉的蒸汽发电机组采用汽机跟随或锅炉跟随的控制方式，锅炉跟随控制方式的这类发电机组一般能30%的变化范围内，以每分钟3%的速率响应AGC指令。

直流炉的蒸汽发电机组一般都采用协调控制方式，它能协调控制燃料、汽温、汽压、阀门位置的变化，以免对机组部件产生不希望有的应力。这类发电机组能在10分钟内改变20%的发电功率。

2. 核电机组：

沸水堆核电机组在它们可调的范围内，能以每分钟3%的速率响应AGC指令；而较大范围地改变发电功率则需通过调整反应堆核内的控制棒来实现。

压水堆核电机组调整发电功率需调整反应堆核内的控制棒，而较大范围地改变发电功率则需通过改变初循环中硼酸浓度来实现。

在一些核电比例较高的电力系统中（如法国），核电机组也参与AGC运行，但由于不论发电功率怎么变化，核燃料的使用期限是不变的。因此，从经济的角度讲，核电机组应保持满功率发电。

3. 燃汽轮机：

单循环的燃汽轮机具有较高的响应速率，根据IEEE的统计资料，单循环燃汽轮机最大瞬间响应平均为容量的52%，其后续响应速率平均为每秒0.8%，但由于其发电成本较高，一般用来带尖峰负荷，或用作紧急事故备用，较少参与AGC运行。

联合循环燃汽轮机的发电成本低于单循环机组，它排出的气体用于产生蒸汽来驱动汽轮机，联合循环燃汽轮机的响应速率低于单循环机组，常参与AGC运行。

4. 水电机组：

水电机组的发电功率变化范围大，响应速率高，根据IEEE的统计资料，绝大部分的水电机组的响应速率在每秒1~2%之间，但为减小长水管中水锤的损害，高水头的水电机组应适当降低响应速率。

（三） 各类发电机组在频率控制中的作用 根据对各类发电机组响应特性的分析，在不考虑经济因素的情况下，可以得出结论： 1. 水电机组和燃汽轮机的发电功率变化范围大，响应速率高，且易于改变调节方向，宜参与对变化周期在10秒到数分钟之间的负荷分量的调节。

2. 蒸汽发电机组和核电机组的响应速率低，且不易改变调节方向，宜参与跟踪变化缓慢的持续变动负荷。

第三节 电力系统自动发电控制（AGC）系统构成概述

一、 自动发电控制（AGC）系统总体结构

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电力系统自动发电控制（AGC）系统由主站控制系统、信息传输系统、和电厂控制系统等组成，其总体结构见图2-8。

二、 自动发电控制（AGC）主站系统

自动发电控制（AGC）主站系统，又称能量管理系统（EMS），为实现自动发电控制，EMS应由以下部分组成：

（一）主站计算机系统 能量管理系统是一个功能复杂的计算机系统，现代的EMS的一般结构见图2-9，其主要组成部分有：

1. 通信工作站：与远动装置(RTU)、厂站自动化系统、其它调度机构的能量管理系统等进行通信，执行采集信息、发送控制指令的功能。

2. 电力系统应用工作站：执行对电力系统运行进行计划、统计、监视、控制、计算、分析等功能。

3. 数据管理服务器：执行对电力系统运行所需的实时、和历史的数据，设备参数的存储、管理功能。

4. 人—机界面工作站：通过显示画面、报表等媒介，向调度员提供电力系统运行信息；

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向调度员提供输入控制指令的手段。

（二）能量管理软件系统 1. 系统软件：由计算机厂商提供的、用于管理计算机系统资源 的操作系统，以及用于诊断、调试、维护、编程的支持工具。

2. 支撑软件：为支撑SCADA、电力系统应用软件运行所需的数据库管理、人—机界面管理等软件系统。

3. SCADA：对实时数据进行采集和处理，对电力系统设备进行监视和控制的软件系统。

4. 电力系统应用软件：实现对发电生产进行调度和控制（发电调度）、电力系统的运行进行安全分析（网络分析）、对电力系统运行人员进行模拟培训（DTS）、支撑电力市场运作等功能的软件系统。

系统软件 支撑系统 SCADA 电力系统应用软件 图2-10 能量管理软件系统的层次结构 （四） 自动发电控制应用软件 自动发电控制主站功能除需有整个主站计算机系统、能量管理软件系统的支撑外，其主要功能是通过发电调度诸应用软件来实现的。发电调度的主要应用有：

1. 负荷频率控制：调节发电机的发电功率，以响应系统频率、联络线功率的变化，使系统频率、联络线功率维持在规定值；纠正电力系统时钟偏差和无意交换电量；与经济调度相结合，降低发电总成本或总费用。

2. 备用监视：周期性地监视整个电力系统发电备用容量；根据事故预想，检查发电备用容量的充裕度；按规定的标准，计算实际备用容量对标准的符合度。

3. 控制性能评价：按规定的标准，跟踪和分析负荷频率控制的性能。 4. 联络线交换计划：接受来自其它应用（如电力市场支持功能）、或调度人员输入的交易计划，将其转换成联络线功率交换计划，提供给负荷频率控制、机组组合、经济调度等应用使用。

5. 负荷预计：又分为短期负荷预计和超短期负荷预计，短期负荷预计可预计明日至数日内规定时间间隔（如1小时）的负荷，是编制发电计划的基础；超短期负荷预计可预计未来数小时内更小时间间隔（如10分钟）的负荷，是调整发电计划和改变自动发电控制基点功率的依据。

6. 机组组合：在满足各种发电和输电的限制条件下，确定优化的发电机组启停计划，并确定初步的发电计划。

7. 经济调度：在运行的发电机组中经济地分配负荷，使发电成本（发电费用）最低。其中经经济调度计算，直接修改AGC机组基点功率的闭环控制方式，又称为经济调度控制（EDC）。

三、 自动发电控制（AGC）信息传输系统

如果把能量管理系统比作自动发电控制的大脑，信息传输系统则好比神经系统，用于传输自动发电控制主站系统计算所需的信息、以及主站系统发送给电厂的控制指令。

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（一） 自动发电控制传输的信息类型 为实现自动发电控制，需传输的主要信息类型有：

1. 计算控制偏差所需的信息，如系统频率、与相邻区域的联络线交换功率等。 2. 执行机构的工况信息，如参与AGC运行的发电机的实际发电功率、发电功率调节的限制条件（调节范围、调节速率）、电厂控制系统的运行状态等。

3. 控制指令，如调节发电功率的功率设定值或升降命令、改变发电机运行状态或电厂控制系统运行状态的控制指令。

（二） 信息传输技术 用于传输自动发电控制所需信息的主要技术有：

1. 远动通信技术：是一种采用专用通道、专用通信协议的通信技术，其特点是： 1) 由于采用专用通信协议，通信的额外开销少，所需设备和软件简单；但通用性差。 2) 由于采用专用通道，信息传输不受其它系统通信的影响，传输时间易保证，排错较容易；但为保证传输的可靠性，一般需配置主备通道，通道资源利用率低。 3) 信息传输一般需经过调制成模拟信号、传输、解调成数字数据的过程，传输速率一般较低，常用的传输速率为1200bps~9600bps。

2. 数据网络通信技术：是一种采用标准通信协议、共用数据通信网络的通信技术，其特点是：

1) 由于采用标准通信协议，通用性好；但通信协议较复杂，通信的额外开销大，所需设备和软件较复杂。

2) 由于采用共用数据通信网络，通道资源利用率高；但传输时间易受数据通信网络负载轻重的影响，排错较复杂。

3) 由于数据通信网络采用数字通信技术，传输速率较高，一般在64kbps以上。

（三） 信息传输系统的组成部分及其作用 1. 主站通信工作站：能量管理系统的一部分，承担与外部通信，交换数据的任务。进行通信协议的解释和转换，数据的预处理，差错控制等工作。根据所采用的通信技术，又分为RTU通信工作站和数据网络通信工作站。

2. 通信网络：信息传输的媒介，主要有微波通信网络和光纤通信网络。

3. 数据网络：采用标准的通信协议，复用通信网络，提供数据网络通信业务的增值业务通信网络。目前常用的数据网络有：分组交换网、数字数据网（DDN）、帧中继网、异步传递方式网（ATM）等。

4. 远动装置(RTU)：采集遥测、遥信数据，发送遥控、遥调信号的设备； 5. 厂站自动化系统：除具有远动装置的信息采集和控制功能外，还具有人—机会话和数据处理功能；一般通过数据网络与主站系统进行通信。

四、 自动发电控制（AGC）电厂控制系统

发电厂用于接受控制信号、控制发电机组调整发电功率的系统或设备有：

（一） 调速器 调速器是控制发电机组输出功率最基本的执行部件，改变调速器的功率基准值或转速基准值是进行频率二次调节最基本的方法。对于那些具有功率基准值输入接口的功频电液调速器、或微机调速器，可通过RTU、或电厂自动化系统直接将功率设定值或升降命令发送到调速器，实现AGC控制。

（二） 调功装置 对于那些不具备功率基准值输入接口的调速器（如机械式调速器），必须由调功装置进行控制信号的转换，如转换成对调速电动机的控制信号。同时，调功装置还具有功率限制控

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制、转速控制、汽温汽压保护等功能。

（三） 协调控制系统（CCS） 单元汽轮发电机组的发电机、汽轮机和锅炉是一个有机的整体，对汽轮发电机组的运行要求是：当电力系统负荷变化时，机组能迅速满足负荷变化的要求，同时保持机组主要运行参数（特别是主汽压）在允许的范围内。而调功装置运用于汽轮发电机组的控制，只能实现对汽轮机响应负荷变化的控制，无法实现对锅炉的控制。因此，需要采用协调控制系统，对汽轮发电机组机、电、炉的多个变量进行协调控制，使机组既能满足电力系统的运行要求，又能保证整个机组的安全性、经济性。

（四） 全厂控制系统 在有多台机组的电厂中，采用全厂控制系统对主站的AGC指令在机组之间进行负荷分配，能降低每台机组调节的频繁程度；进一步提高负荷分配的经济性；避开机组不宜运行的区域（如水电机组的振动区、气蚀区）；当其中某些机组因运行工况不能响应控制指令时（如启、停辅机），将控制指令转移给其它机组。因此，全厂控制系统是提高电厂的的安全性、经济性，改善控制性能的有效手段。

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第三章 自动发电控制的基本原理

第一节 频率的一次调节

一.

负荷的频率特性

（一）. 负荷按频率特性的分类 电力系统中各种有功负荷，根据其与频率的关系，可以分为以下几类： 1) 与频率变化无关的负荷，如白炽灯、电弧炉、电阻炉、整流负荷等。

2) 与频率成正比的负荷，如切削机床、球磨机、往复式水泵、压缩机、卷扬机等。 3) 与频率的二次方成比例的负荷，如变压器中的涡流损耗。

4) 与频率的三次方成比例的负荷，如通风机、静水头阻力不大的循环水泵等。 5) 与频率的更高次方成比例的负荷，如静水头阻力很大的循环水泵等。

（二）. 负荷的静态频率特性 电力系统全部有功负荷与频率的关系为：

? ? ?3 2

PD=ɑ0 PDN+ɑ1 PDN(—)+ɑ2 PDN(—)+ɑ3PDN(—)+… （3.1.1） ? N ? N ? N

式中：PD为频率等于?时电力系统全部有功负荷；

PDN为频率等于额定值? N时电力系统全部有功负荷；

ɑi（i=0，1，2，…）为与频率的i次方成比例的负荷在PDN中所占的份额。有

ɑ0 +ɑ1 +ɑ2 +ɑ3+…=1

（3.1.2）

公式（3.1.1）即电力系统负荷的静态频率特性的数学表达式，若以PDN和? N分别作为功率和频率的基准值，以PDN去除公式（3.1.1）的各项，便得到用标么值表示的功率——频率特性：

PD﹡=ɑ0 +ɑ1 ?

*

+ɑ2 ?

2 *

+ɑ3 ?

3 *

+…

（3.1.3）

由于与频率的更高次方成比例的负荷所占的比重很小，可以忽略，多项式（3.1.1）和（3.1.3）通常只取到频率的三次方为止。

（三）. 负荷频率特性系数 当频率偏离额定值不大时，负荷的 频率静态特性常用一条直线近似表示PD （见图3-1），图中直线的斜率 ΔP

D=tgβ=—— （Mw/Hz） (3.1.4) PDN β Δ? 或用标么值表示: ΔP/PDN ΔP*

D*=————=—— （3.1.5） Δ? / ? N Δ? * D、D*称为负荷的频率调节效应系数，D*的数值取决于电力系统中各类负荷的比重，因此D*是一个随时间变化的数值，

?D ? 在实际系统中，D*=1~3，它表示频率变

化1%，负荷有功功率相应变化1%~3%。

图3-1 有功负荷的频率静态特性 由于负荷变化与频率变化的方向一致，

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因此D为正数。

二. 发电机组的频率特性

（一）. 发电机组调速系统的工作原理 在第二章中已经说明，当发电机组的原动机功率与输出功率不平衡时，必然引起发电机转速的变化。为了控制发电机的转速，发电机组均安装有调速系统。根据测量环节的工作原理，调速系统分为机械式和电气液压式两大类。

1. 机械式调速系统： 在早期的发电机组上安装的调速系统基本上是机械式的，机械式调速系统的结构见图3-2。在机械式调速系统中，转速测量元件由离心飞摆、弹簧和套筒组成，它与原动机转轴相联接，能直接反映原动机转速的变化。当原动机有某一

恒定转速时，作用在飞摆上的离心力、重力和弹簧力在飞摆处于某一位置时达到平衡。当负荷增加时，发电机的有功功率输出也随之增加，原动机的转速降低，使飞摆的离心力减小。在重力和弹簧力的作用下，飞摆靠拢到新的位置才能使各力重新达到平衡。飞摆的运动，使套筒的位置下降，通过杠杆的作用，增大了调节汽门（或导水翼）的开度，增加进汽（水）量，使原动机的输入功率增加，转速开始回升。如此反复动作，直至在阻尼作用下，在一个新的位置达到平衡。

2. 电气液压式调速系统： 电气液压式调速系统的结构见图3-3。在电气液压式调速系统中，转速测量元件由齿轮和脉冲传感器（或电压互感器）、频率变送器等组成。当发电机转速下降时，频率变送器的输出也下降，经信号整形和放大后，启

动阀控，增大调节汽门（或导水翼）的开度，增加进汽（水）量，以达到调整原动机的输入功率，调节发电机转速的目的。

（二）. 调速系统的调差系数 在发电机组调速系统的作用下，发电机组输出功率随电力系统频率变化而变化，这就是发电机组的频率一次调节作用。反映发电机组的频率一次调节过程结束后，发电机组输出功率和频率关系的曲线称为发电机组的功率-频率静态特性，它可以近似地用直线来表示。如图3-4所示。发电机组以额定频率?0运行时（相当于图中的a点），其输出功率为P0；当系统负荷增加而使频率下降到?1时，发电机组由于调速系统的作用，使输出功率增加到P1（相当于图中

? ?0 ?1 Δ? a b c ΔP P0 P1 Pmax 图3-4 发电机组的功率-频率特性 P 30

的b点）。如果原动机的调节汽门（或导水翼）的开度已达到最大位置（相当于图中的c点），则频率再下降，发电机组的输出功率也不会增加。

发电机组的功率-频率特性曲线的斜率为： Δ? R=- —— （3.2.1） ΔP

式中R是发电机组的调差系数，负号表示发电机输出功率的变化和频率的变化方向相反。调差系数R的标么值表示式为：

Δ?/?0 Δ?* R*=- ——— =- —— （3.2.2） ΔP/P0 ΔP*

调差系数的倒数是机组的单位调节功率（或称发电机组的功频静特性系数）KG，KG的数值表示频率发生单位变化时，发电机组输出功率的变化量。KG的标么值表示形式为KG*。与负荷的频率调节效应系数D*不同，发电机组的调差系数R*和功频静特性系数KG*是可以整定的，根据北美电力系统可靠性协会（NERC）运行手册的最新规定，发电机组的调差系数R*的整定范围为4%~7%（60Hz条件下），即KG*的整定范围为14.4~25。一般情况下，水轮发电机组R*的整定范围为4%~5%；汽轮发电机组R*的整定范围为5%~7%。

根据北美电力系统的运行经验，相同类型、相同容量的机组的调差系数R*宜一致，图3-5表示了两台相同容量、但不同调差系数的机组的工作情况。机组A的调差系数R*为5%，机组B的调差系数R*为3%；在初始状态，系统频率为60Hz，两台机组均满负荷运行。由于某种原因，系统失去了一部分负荷，系统频率上升到60.5Hz，机组A的输出功率下降了83Mw，而机组B的输出功率下降了138Mw，造成同类型、同容量机组之间的不平衡，对系统的稳定、经济运行造成危害。因此，北美电力系统可靠性协会部分区

域协会（如西部协会WSCC）要求，在同一个交流互联的电力系统中采用统一的机组调差系数。NERC也曾一度规定机组调差系数统一采用5%。

（三）. 调速系统的不灵敏区 发电机组调速系统不灵敏区的标准定义是：“速度持续变化的总范围，在这个范围内，没有可测量的由调速系统控制的阀门位置的变化。”发电机组调速系统不灵敏区用额定速度的百分数表示。在发电机组调速系统中，存在两种不灵敏区：固有的、和可整定的。根据北美电力系统对不同类型的调速系统的测试表明，调速系统固有的不灵敏区很小（一般小于0.005Hz）。而调速系统可整定的不灵敏区，则是由运行人员设定的电力系统频率正常偏差的范围，在此范围内，减少调速系统控制器的动作。

发电机组调速系统不灵敏区的存在，一方面可以减少调速系统的动作、减少阀门位置的变化，提高发电机组运行的稳定性；同时也可满足电力系统正常运行中某些使频率偏离额定值的需要（如调整电力系统时间偏差的需要）。另一方面，由于不灵敏区的存在，在系统扰动情况下，频率和联络线功率振荡的幅值和时间都将增加，将加重二次调频的负担。因此，合理设定发电机组调速系统不灵敏区非常重要，北美电力系统为了调整电力系统时间偏差的需要，允许频率偏差0.02Hz，NERC规定发电机组调速系统的不灵敏区为额定速度的0.06%

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（0.036Hz）。

三. 电力系统的综合频率特性

（一）. 电力系统的综合静态频率特性 要确定电力系统的负荷变化引起的频率变化，需要同时考虑负荷及发电机组的调节效应。图3-6表示了电力系统综合的功率—频率静态特性。在初始运行状态下，负荷的功频特性为L1(?)，它与发电机组的等效功率—频率静态特性G(?)交于a点，确定了系统频率为?0，发电机组的输出功率（即负荷功率）为P0。当负荷功率增加了ΔPL，负荷的功频特性变为L2(?)，那么系统新的稳定运行点由L2(?)与G(?)的交点c决定。此时系统频率为?1，发电机组的输出功率为P1。由于频率变化了Δ?，且

Δ?= ?1- ?0<0

发电机组输出功率增量为：

ΔPG=KGΔ?

由于负荷的频率调节效应所产生的负荷功率变化为：

ΔPD= DΔ?

负荷功率的实际增量为：

ΔPL-ΔPD=ΔPL- DΔ?

它应同发电机组输出功率增量相平衡，即

ΔPL- DΔ?=ΔPG= KGΔ? 由此可得：

ΔPL =( KG+D)Δ?=βΔ? （3.3.1）

公式（3.3.1）反映了真实的负荷功率变化量与实际频率变化量之间的关系。电力系统的综合功率—频率特性，是负荷和发电机组功率—频率特性的总和，β=(KG+D)称为系统的频率响应特性，单位为Mw/0.1Hz。

（二）. 电力系统的动态功频特性 以上讨论的是电力系统负荷、发电机组功率、系统频率变化趋于稳定后的相互关系。实际上，由于电力系统负荷和发电机组的惯性作用，频率和功率的变化过程是一个动态过程。图3-7表示北美某电力系统在经历一次扰动时系统频率、一台690Mw水电机组的阀门位置和输出功率的动态变化过程。当系统发生扰动时，系统频率急剧下降；此时，发电机组的阀门开度在调速系统的控制下逐步增大；发电机的输出功率也逐步增大，系统频率则逐步回升；经过伴随着小幅

振荡的十几秒动态变化后，趋于稳定。根据稳定后的状态，和公式（3.2.2），可以计算出该发电机组的调差系数

Δ?/?0 -0.04/60 R*=- ——— =- ———— = 4.6%

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ΔP/P0 10/690

发电机组的动态功频特性与原动机、调速系统的特性有关。图3-8和图3-9分别表示了三种类型的原动机和调速系统的传递函数框图，以及它们各自对单位阶跃负荷变化的动态响应过程。

从图3-9可以看出，对于相同的R（KG）和D，三种类型的调速系统具有相同的静态频率偏差，但是它们的动态响应过程（偏差峰值、上升速度和调整时间——到达稳定所经过的时间）则有很大的差别。

如果考虑到火力发电机组锅炉的动态特性，在不考虑系统二次调频的情况下，电力系统的功率和频率之间呈现出另一种较长过程的动态关系。由于汽轮发电机组的调速系统控制的只是汽轮机的阀门开度，并未作用于发电机组的燃烧系统，因此当阀门开度加大时，只能依靠锅炉的蓄热量来增加汽轮机的输入功率；随着时间的推移，锅炉的蓄热量逐步下降，发电机组的输出功率也逐步下降，直到锅炉产生的化学能量与发电机组的输出功率达到新的平衡。无二次调频的汽轮发电机组的动态响应过程如图3-10所示。

（三）. 互联电力系统的联络线功率——频率特性 在多个控制区互联的电力系统中，电力系统的功频特性不仅体现在功率和频率的相互关系上，而且表现在控制区之间的联络线交换功率上。图3-11表示的是两个控制区互联的传

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递函数框图。 1 R1ΔPL1 控制区1 - 调速器和原动机 PREF1 ΔPm1 + - + 1 2H1s+D1Δω1 ΔP12 T S + + - PREF2 + - 调速器和原动机 + ΔPm2 + - 1 2H2s+D2Δω2 控制区2 1 R2 ΔPL2 图3-11 两个具有一次调节作用的控制区互联的电力系统传递函数框图

在图3-11中，ΔP12是控制区1和控制区2之间联络线上的交换功率变化量，现在考虑控制区1负荷增加ΔPL1，控制区2负荷增加ΔPL2之后频率的静态变化值。由于两控制区互联，则频率的静态变化值为

Δ?1=Δ?2=Δ?

对控制区1 ΔPm1-ΔP12-ΔPL1=Δ?1?D1=Δ??D1 （3.3.2） 对控制区2 ΔPm2+ΔP12-ΔPL2=Δ?2?D2=Δ??D2 （3.3.3） 发电机组静态功率的变化取决于调差率 ΔPm1=-Δ?/R1=- KG1Δ? （3.3.4） ΔPm2=-Δ?/R2=- KG2Δ? （3.3.5） 将(3.3.4)和(3.3.5)分别代入(3.3.2)和(3.3.3)，得 Δ?( KG1+ D1)= -ΔP12-ΔPL1 （3.3.6） Δ?( KG2+ D2)=ΔP12-ΔPL2 （3.3.7） 解(3.3.6)和(3.3.7)，得 ΔPL1+ΔPL2 ΔPL1+ΔPL2 Δ?= - -—————————= - —————— （3.3.8） (KG1+ D1)+ (KG2+ D2) β1+β2 ΔPL2 (KG1+ D1) -ΔPL1(KG2+ D2) β1ΔPL2 -β2ΔPL1 ΔP12= ——————————————=———————— （3.3.9） (KG1+ D1)+ (KG2+ D2) β1+β2

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推广到N个控制区互联的电力系统中，令β网=β1+β2+?+βN；ΔPTi为第i个控制区与其它控制区联络线交换功率增量的总和，并定义其符号送出为正；ΔPL总为整个互联电力系统中的负荷功率增量之和，则 ΔPL总 Δ?= - -—— （3.3.10） β网

βiΔPL总-β网ΔPLi

ΔPTi = ———————— （3.3.11） β网

例3-1：在一个有N个控制区互联的电力系统中，整个互联电力系统的频率响应特性β网为

430Mw/0.1Hz，第i个控制区的频率响应特性βi为100 Mw/0.1Hz；整个互联电力系统的负荷功率增量ΔPL总为400 Mw，第i个控制区的负荷功率增量ΔPLi为80 Mw；求系统频率的变化量Δ?，和第i个控制区与其它控制区联络线交换功率增量ΔPTi。 解： ΔPL总 400 Δ?= - -—— = - ——— = -0.93×0.1Hz = -0.093Hz β网 430 βiΔPL总-β网ΔPLi 100×400-430×80 ΔPTi = ———————— = ————————— = 13 Mw β网 430

从该例中可以看出，不能简单地从某控制区与其它控制区联络线交换功率的增量与互联电力系统频率增量的方向相反，来直接判断扰动发生在该控制区外。将公式(3.3.10)代入(3.3.11)，经整理后可得： ΔPLi= -（ΔPTi+βiΔ?） （3.3.12）

公式(3.3.12)表明，判断某控制区是否发生扰动的正确方法是，通过测量系统频率增量Δ?和联络线交换功率增量ΔPTi来计算该控制区的负荷功率增量ΔPLi。

四.

电力系统频率偏差系数

（一）. 电力系统频率响应特性的性质 电力系统的频率响应特性β反映了系统中功率与频率的静态变化关系，它具有以下性质：

1) 电力系统的频率响应特性β是随时间变化的。β是电力系统内负荷和发电机组频率

特性的总和，而电力系统中负荷和运行中的发电机组是随时间变化的。

2) 电力系统的频率响应特性β是非线性的。由于电力系统负荷功率与频率的关系是一

个多项式的关系，是非线性的；而发电机组由于受到调速系统不灵敏区的影响，其发电功率与系统频率的关系也是非线性的。因此，它们的总和β是非线性的。 在电力系统计算和控制中，需要设定一个与β近似的常数B，B被称为电力系统的频率偏差系数。B与β的关系如图3-12所示。

从图3-12可以看出，当系统频率偏差较小时，用公式(3.3.1)和(3.3.12)计算所得的负荷功率增量ΔPL的绝对值大于真实的负荷功率增量的绝对值（标注“1”的部分），采用该值进行频率的二次调节，有利于系统频率的迅速恢复，但可能会产生一些

过调；当系统频率偏差较大时，计算所得的负荷功率增量ΔPL的绝对值小于真实的负荷功率

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增量的绝对值（标注“2”的部分），采用该值进行频率的二次调节，不利于系统频率的迅速恢复，特别是当扰动发生在本控制区之外，会朝恢复频率的反方向调节，因而称该区域为危险区。

（二）. 频率偏差系数的确定方法

1. 固定系数法

频率偏差系数B可以采用固定的值，每年设定一次。根据北美电力系统的运行经验，频率偏差系数B可以按年度的最高预计负荷的百分数来设定，大多数控制区的频率偏差系数在年度的最高预计负荷的1%~1.5%(Mw/0.1Hz)之间。为避免偏离频率响应特性β较多，对固定的频率偏差系数，应通过对控制区高峰时段数次系统扰动时频率响应特性的分析，取其平均值来设定。对系统扰动时的频率响应特性分析依据是公式(3.3.12)：

当扰动发生在本控制区外时，ΔPLi为“0”， βi=-ΔPTi/Δ?。

当扰动发生在本控制区内时，ΔPLi为引起扰动的功率损失，βi=-(ΔPTi+ΔPLi )/Δ?。 对系统扰动时的频率响应特性的分析方法是： 1) 记录系统扰动前（图3-13

中的“A”）和扰动稳定后、在二次调频作用发生前（图3-13中的“B”）的系统频率值。 2) 记录对应于A点、B点的控

制区之间的净交换功率值。 3) 记录引起扰动的负荷或发

电功率损失。 4) 按行号顺序填写频率响应

特性调查表（表3-1-1）：

行号 内容 数据 注释 1 扰动前（A）实际净交换功率 （Mw） 2 扰动后（B）实际净交换功率 （Mw） 3 净交换功率变化量(ΔPTi) （Mw）第2行-第1行 4 引起扰动的功率损失(ΔPLi ) （Mw）负荷(+)，发电功率(-) 5 控制区响应 （Mw）第3行-第4行 6 从A到B的系统频率变化量(Δ?) （Hz）频率下降(-)，频率上升(+) 7 频率响应特性 （Mw/0.1Hz）第5行/(第6行×10) 表3-1-1 频率响应特性调查表

例3-2：华东电网由上海、江苏、浙江、安徽三省一市电网互联而成，浙江电网内一发电机

组跳闸，跳闸前发电功率为560Mw，跳闸前系统频率为50.118Hz，跳闸前各省市电网的净交换功率分别为（输出为正、输入为负）：

上海 -946Mw、江苏 -14 Mw、浙江 -1284 Mw、安徽1058 Mw

跳闸后系统频率为49.988Hz，跳闸后各省市电网的净交换功率分别为：

上海 -907Mw、江苏235Mw、浙江 -1614 Mw、安徽1098 Mw 求三省一市电网此时的频率响应特性。

解： 求得系统频率变化量Δ?=49.988Hz-50.118Hz=-0.13 Hz。

求得各省市电网的净交换功率变化量ΔPTi： 上海 39Mw、江苏 249Mw、浙江 -330 Mw、安徽 40 Mw。

由于扰动发生在浙江省电网内，浙江省电网的控制区响应为-330- (–560)= 230 Mw。 其它省市电网的控制区响应即净交换功率变化量ΔPTi。由此可求得省市电网此刻的

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频率响应特性β为： 上海 39Mw/(-0.13×10)= -30（Mw/0.1Hz）

江苏 249Mw/(-0.13×10)= -192（Mw/0.1Hz） 浙江 230 Mw/(-0.13×10)= -177（Mw/0.1Hz） 安徽 40 Mw/(-0.13×10)= -31（Mw/0.1Hz）。

从例3-2中可以看出，上海和浙江的年度最高统配负荷非常接近（2001年上海为11000Mw，浙江为10500 Mw），但两系统的频率响应特性却相差如此之大，其原因是：

1) 上海的统配负荷基本是上海市电力系统的全部负荷，而浙江省电力系统的全部负荷

除了统配负荷之外，在高峰时段还有2000 Mw~3000 Mw由小水电、小火电供给的负荷，因此，浙江省电力系统的实际最高负荷为13000 Mw以上。 2) 在本例测算时，华东电网内发电机组电气液压式调速系统的不灵敏区的设定范围一

般都在±0.2Hz以上，在大多数情况下，不能发挥其频率一次调节的作用；但机械式调速系统的不灵敏区是不可设定的，其不灵敏区即调速系统固有的不灵敏区，范围较小。上海市电力系统中的发电机组采用电气液压式调速系统的比例较高（占全市额定装机容量的70%），而浙江省电力系统中的发电机组采用电气液压式调速系统的比例较低（占全省额定装机容量的30%），因此，表现出的频率一次调节作用差别很大。

由此可见，在按最高负荷的百分数设定系统的频率偏差系数B时，必须考虑系统的全部联网负荷，而不仅仅是某一级调度机构管辖的统配负荷；同时，必须考虑系统发电机组频率一次调节作用的总体水平。

2. 动态系数法

根据本节三.(一).2的分析，电力系统的频率响应特性具有随时间变化和非线性的特点，为了使频率偏差系数B在任何时候、任何情况下尽可能接近于频率响应特性β，可以采用可变的（线性的、或非线性的）参数来设定，该参数应通过对随负荷、发电机功率、调速系统特性和频率等因素变化的频率响应特性的分析来确定。NERC规定，控制区如采用可变的频率偏差系数B，其计算方法须经过NERC的资源分委员会批准。

1984年，美国密苏里州的联合电力公司—Union Electric Company（UE）经NERC运行委员会批准，首先采用非线性的、可变的频率偏差系数，其方法是：

BVN = BLD + BGEN （3.3.13） 式中： BVN 为非线性的、可变的频率偏差系数 BLD 为负荷对频率的响应 BGEN为发电机对频率的响应

BLD的计算比较简单，负荷与频率的关系接近于一个线性函数，因此负荷对频率的响应可以直接用正比于系统负荷的参数来表示，即： BLD = SLD × LR（Mw/0.1Hz） （3.3.14）

式中： SLD为当前的负荷（Mw） LR为负荷对频率的响应系数（%/0.1Hz）

而BGEN的计算则不那么简单，须考虑发电机组调速系统的不灵敏区、斜率、发电机组的出力备用情况。BGEN的计算表达式为：

BGEN = SGVRES × DBV × DSK （3.3.15）

式中： SGVRES是考虑了出力备用情况的所有发电机组调速系统对频率的总响应； DBV是考虑发电机组调速系统不灵敏区的参变量； DSK是发电机组调速系统调差系数的调整常数。

SGVRES是当前所有正在发电、但发电出力尚未达到额定容量的发电机组的频率响应

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UGVRES（单位是Mw/0.1Hz）的总和。

DBV的计算方法是：

1) 定义调速系统不灵敏区的两对频率值DB1、DB4和DB2、DB3，UE对这两对频率值的

规定是：

DB1=0.025Hz DB4=-0.025Hz； DB2=0.020Hz DB3=-0.020Hz。

2) 定义变量AFD表示实际的频率偏差；DBVMIN表示DBV的最小值；PINC表示增量常数。

UE对DBVMIN和PINC的规定是：

DBVMIN=0.20 PINC=0.20

3) 对DBV赋予初值，DBV=DBVMIN=0.20。

4) 根据读入的实际的频率偏差，周期性地计算DBV（在UE是每4秒计算一次）。计算

规则是： 如果 则 AFD≥DB1或AFD≤DB4 DBV=DBV+PINC DB21.0 DBV=1.0 由于发电机组调速系统的实际频率响应特性与设定的调差系数存在一定程度的差别，AGC工程师能通过改变DSK这个常数的数值来调整发电机组的频率响应，而不必改变每台发电机组调速系统的调差系数。该常数的数值应通过试验来确定，如果每台发电机组调速系统的频率响应特性都符合设定的调差系数，则该常数可以去掉，或设定为“1.0”。 例3-3：根据以上方法和UE设定的参数，及下述运行条件，计算频率偏差系数：

LR=1%/0.1Hz， 系统负荷SLD=5323Mw， DSK=0.50， AFD=0.002 Hz， 发电机组的运行情况如表3-1-2所示： 序号 名称 状态 发电出力 额定容量 UGVRES（Mw/0.1Hz） 1 TS 1 停机 0 220 7.33 2 TS 2 停机 0 220 7.33 3 OSAGE AGC控制 92 220 7.33 4 RI 1 AGC控制 577 600 20.00 5 RI 2 人工控制 480 600 20.00 6 LAB 1 人工控制 594 580 19.33 7 LAB 2 停机 0 580 19.33 8 LAB 3 人工控制 593 580 19.33 9 LAB 4 人工控制 580 580 19.33 10 SX 1 停机 0 488 16.00 11 SX 2 人工控制 450 488 16.00 12 MER 1 人工控制 137 137 4.66 13 MER 2 人工控制 136 137 4.66 14 MER 3 人工控制 293 290 9.66 15 MER 4 人工控制 335 325 12.00 16 CAL 停机 1 1150 37.50 17 KEO 25 人工控制 80 133 4.00 表3-1-2 发电机组运行情况表

解： BLD = SLD × LR = 5323 × 0.01= 53.23 (Mw/0.1Hz);

根据表3-2，在运行的发电机组中，第3、4、5、11、13、17台机组的发电出力尚

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未达到额定容量，因此，SGVRES即为这些机组的UGVRES之和，SGVRES=71.99(Mw/0.1Hz);

根据DBV的计算规则，及AFD=0.002 Hz，DBV=0.20; BGEN = SGVRES × DBV × DSK = 71.99 × 0.20 × 0.50 =7.199(Mw/0.1Hz); BVN = BLD + BGEN = 53.23 + 7.20 = 60.43(Mw/0.1Hz)。

美国联合电力公司—Union Electric Company（UE）采用非线性的、可变的频率偏差系数以后，AGC的控制性能得到了改善，在其它条件不变的情况下，控制性能指标（按A1、A2标准统计）提高了将近10%。该方法在北美逐步得到推广，现在，在北美电网的139个控制区中，有17个控制区采用了可变的频率偏差系数。

五.

频率一次调节的运用

（一）. 发电机组频率一次调节技术条件的确认 发电机组投入运行以前，必须进行试验，确认其是否符合频率一次调节的技术条件。但为了每台机组的试验去改变系统频率是不现实的，因此，试验必须用模拟频率偏移，并使其越出调速系统的不灵敏区的范围的方法来进行。

在试验时，应给出一串试验用的频率信号。该信号的频率值，应根据试验机组调速系统的不灵敏区和调差特性进行计算，使其满足所需测试的频率响应量的要求。试验中，应记录每次试验信号输入前一分钟的平均功率值、频率变化后十秒钟的功率值、以及频率变化后十秒钟到十分钟的每分钟平均功率值，由此，可以得出试验机组调速系统实际的不灵敏区和调差特性，以及频率一次调节作用的维持时间。调速系统这些实际的特性参数应与设定的特性参数基本一致，才能确认其符合频率一次调节的技术条件。

（二）. 发电机组频率一次调节符合性评价 发电机组投入运行以后，必须监视其频率一次调节的作用，并对其符合性作出评价。根据NERC的规定，监视和评价的方法是：

每当系统频率偏差超过一定的范围（如±0.1Hz）时，记录频率偏移发生前、后一分钟内每个扫描周期（如AGC扫描周期）的所有具有频率一次调节作用的发电机组的实际输出功率，并与各机组申报的频率一次调节容量进行比较。如果在一个季度中，有75%及以上的时间，能够达到所申报的频率一次调节容量，则认为其符合要求。

（三）. 系统对频率一次调节容量的要求和互联电力系统中一次调节容量的分配 1. 系统频率一次调节容量的定义：

系统频率一次调节容量，又称系统频率响应备用容量，是用来在频率响应备用活动期内响应频率偏差的。频率响应备用活动期是指从频率偏差产生后的10秒至60秒的这段时间。

系统频率一次调节容量是一个与系统运行状态有关的参数，当频率发生偏差时，能对频率作出响应的可控制的资源有负荷、发电机组、和根据频率切除可中断的负荷，而系统的频率一次调节容量是指在一定的频率偏差的条件下，各种资源能作出的频率响应的总和。但是上述三种资源对频率响应的特性各不相同，负荷对频率的响应是近似线性的。发电机组对频率的响应受到调速系统的不灵敏区和发电机组的出力备用等因素的限制，如按表3-1-2所列的运行条件，在频率偏差为0.1Hz时，发电机组能作出的频率响应总量为68.33Mw；而在频率偏差为0.2Hz时，发电机组能作出的频率响应总量为118.66Mw。而根据频率切除可中断的负荷对频率的响应则是阶梯式的，与设定的切除负荷的频率值有关。

2. 系统对频率一次调节容量的要求：

当电力系统发生突然的负荷或发电功率变化时，系统中应有足够的一次调节容量，使系统频率保持在安全运行的范围内，使系统不发生连锁的失去发电机或其它设备，不发生切除固定负荷（非可中断负荷）。在确定系统对频率一次调节容量的要求时，应考虑两个因素，一是负荷的随机波动，二是由于电力系统设备故障引起的负荷或发电功率的突变。在一般情

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况下，负荷的随机波动的幅值远小于因设备故障引起的负荷或发电功率突变的幅值，因此系统对频率一次调节容量的要求一般仅考虑失去系统中单个最大的发电机组、负荷、或外部注入所引起的功率突变。NERC在新制订的运行手册（草案）中，对北美三大交流互联电力系统的频率一次调节容量作了规定（见表3-1-3），以及在不同的频率范围内，需要激活的容量比例（见表3-1-4）。 系统名称 最高负荷（2000年） 一次调节容量要求 东部互联系统 534,184Mw 3500Mw/0.1Hz 西部互联系统 146,326Mw 800Mw/0.1Hz 得克萨斯互联系统 54,493Mw 600Mw/0.1Hz 表3-1-3 北美互联电力系统的频率一次调节容量要求

系统名称 范围1 范围2 范围3 33% 66% 100% 东部互联系统 ±(0.025~0.05)Hz ±(0.05~0.075)Hz ±(0.075~0.1)Hz 西部互联系统 50% 75% 100% ±(0.025~0.05)Hz ±(0.05~0.075)Hz ±(0.075~0.1)Hz 得克萨斯互联系统 33% 66% 100% ±(0.025~0.05)Hz ±(0.05~0.075)Hz ±(0.075~0.1)Hz 表3-1-4 北美互联电力系统的频率一次调节容量激活的范围和比例

3. 互联电力系统中频率一次调节容量的分配：

在多控制区的互联电力系统中，每个控制区在运行中应按要求承担一定份额的频率一次调节容量。按照NERC新制订的运行手册（草案）的规定，在控制区之间分配频率一次调节容量的计算公式为：

[CAPD+CAGC]*R ——————— （3.3.16） PDi+GCi 式中：

CAPD是该控制区去年的最高负荷；

CAGC是去年最高负荷时该控制区运行控制的发电容量； R是整个互联电力系统所要求的频率一次调节容量； PDi是整个互联电力系统去年总的最高负荷； GCi是整个互联电力系统总的发电容量。

但是，当某控制区与互联电力系统解裂运行时，则需要按2.的要求单独安排频率一次调节容量。

（四）. 频率一次调节容量要求符合性评价 为了促使各控制区在运行中按要求安排充足的频率一次调节容量，保证电力系统频率的稳定，需要对控制区执行频率一次调节容量分配要求的情况进行评价。为进行符合性评价，需在系统发生符合条件的频率偏移时，计算各个未发生扰动的控制区频率响应得分RS。符合条件的频率偏移是指，在频率的额定值未变化（有时为满足调整电力系统时钟的需要，允许改变频率的额定值）的情况下，相邻两分钟的频率偏差的平均值之差大于规定的数值（如在得克萨斯互联系统为0.068Hz）。频率响应得分RS的计算方法是：

（ACE2-ACE1） RS = ——————— - B （3.3.17） （Δ?1-Δ?2）*10 式中：

ACE2是含有频率偏移的那一分钟该控制区的ACE平均值； ACE1是发生频率偏移的前一分钟该控制区的ACE平均值；

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Δ?1是发生频率偏移的前一分钟的频率偏差平均值； Δ?2是含有频率偏移的那一分钟的频率偏差平均值； B是该控制区的频率偏差系数。 根据定义

（ACE2-ACE1） RS = ——————— - B （Δ?1-Δ?2）*10

[(P2- PS2)-10B(?2- ?S)]- [(P1- PS1)-10B(?1- ?S)] = ———————————————————— - B [(?1- ?S) - (?2- ?S)] *10 [(P2- P1)- (PS2- PS1)]-10B(?2- ?1) = —————————————— - B (?1- ?2) *10 (PS1- PS2)-( P1- P2) = ———————— （3.3.18） (?1- ?2) *10 在式(3.3.18)中：

P1是发生频率偏移的前一分钟该控制区的联络线实际交换功率的平均值； P2是含有频率偏移的那一分钟该控制区的联络线实际交换功率的平均值； PS1是发生频率偏移的前一分钟该控制区的联络线交换计划的平均值； PS2是含有频率偏移的那一分钟该控制区的联络线交换计划的平均值； ?1是发生频率偏移的前一分钟频率的平均值； ?2是含有频率偏移的那一分钟频率的平均值。

一般情况下，在一分钟内，联络线交换计划的变化是微小的，PS2- PS1等于零或接近于零，RS即联络线实际交换功率变化量与频率变化量比值的相反数。当系统频率发生变化时，未发生扰动的控制区的联络线实际功率的变化方向，与频率的变化方向是相反的，因此，RS的值为正。

对频率一次调节容量要求的符合性评价的方法，是以连续滚动的12个月为一统计周期，计算各控制区在该周期内的频率响应得分RS12，RS12应大于分配给各控制区的频率一次调节容量。RS12的计算方法是：

RS12=[RSAVE - 1.96 * (σ/N?) ] *100 （3.3.19） 式中：

RS AVE 是最近几12个月中所有RS的平均值； 1.96是合格率达到95%所需的乘子； σ是最近几12个月中所有RS的标准差； N是最近几12个月中所有RS的个数；

100是将RS的单位由（Mw/10Hz）转换成（Mw/0.1Hz）的乘子。 如RS的值服从正态分布，根据 p RS12 RS AVE 统计学的原理，由图3-14可知，

1.96(σ/N?)当RS12大于分配给控制区的频率一次调节容量时，则该控制区符合频率一次调节容量标准的概率在95%以上。 RS 图3-14频率响应得分RS概率分布图

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第二节 电力系统频率的二次调节

一、频率的二次调节基本概念

上一节分析了系统频率特性系数Ks的组成和特点。从分析中可知，系统的频率响应系数愈大，系统就能承受愈大的负荷冲击。换句话说，在同样大的负荷冲击下，Ks愈大，所引起的系统频率变化愈小。为了使系统的频率偏差限制在教小的范围内，总是希望有较大的Ks。 Ks由两部分组成，一部分有负荷本身的频率特性所决定，电力系统的运行人员是无法改变的；另一部分有发电机组的频率响应系数决定的，它是发电机调差系数的倒数。运行人员可以调整机组的调差系数和机组的运行方式来改变其大小。但是从机组的稳定运行角度考虑，机组的调差系数δ%不能取得太小，以免影响机组的稳定运行。

系统的频率响应系数Ks是随着系统负荷的变动和运行方式的变化二变动的。这对用户和系统本身都是不希望的。也就是说，仅靠系统的一次频率调整，没有任何形式的二次调节（包括手动和自动），系统的频率不可能恢复到原有的值。

为了使系统的频率恢复到原有的额定频率运行，必须采用频率的二次调节。 P PLb PGb PGa d PLa c b a

f2 f1 f3 f

图3-15 频率的二次调节

频率的二次调节就是改变发电机组的频率特性曲线，从而使系统的频率恢复到原来的正常范围。

如图3-15所示，发电与负荷的起始点为a，系统的频率为f1。当系统的负荷发生变化，负荷增大，负荷特性曲线从PLa变化至PLb时,当系统发电特性曲线为PGa时，发电与负荷的交叉点为a移至b点。此时，系统的频率从f1降至f2。当增加系统发电，即改变发电的频率特性曲线从PGa变到PGb，就能使发电与负荷特性的交叉点移至d点，可使系统的频率保持在原来的f1运行。

反之，当系统的负荷降低，在如图3-15中，发电与负荷的起始点为d，此时，系统的频率为f1。当系统的负荷发生变化，负荷特性从从PLb变化至PLa时,当系统发电特性曲线为PGb时，发电与负荷的交叉点为d和c点。此时，系统的频率从f1上升至f3。为了恢复系统的频率，适当减少系统发电，即改变发电的频率特性曲线从PGb变到PGa，就能使发电与负荷特性的交叉点从c点移至a点，可使系统的频率从f3恢复到原来的f1运行。 以上改变发电机组调速系统的运行点，使发电机组在原有额定频率条件下运行，增加较大的有功功率的方法，就是频率的二次调节。

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二、频率二次调节的方法

一般情况下，机组频率调节器有三种类型，即有差调节器、积分调节器和微分调节器。 有差调节器（也称为比例调节）就是按频率偏差的大小控制调频器，并按频率偏差的比例增加机组的有功功率进行调节的方法。

采用这种调节方式的调频机组，其机组有功功率的变化跟随系统频率的变化而变化。因此，比例调节只能减少系统频率的偏差，无法达到消除系统频率偏差的根本目标。

积分调节器是按频率偏差对时间的积分来控制调频器来增减机组功率的调节方法。采用这种方式时，机组功率的增/减量与频率偏差的积分量的大小有关，用公式表示如下：

△PG =∫△f.dt (3.2.1) 积分调节器可达到无差调节，即∫△f.dt=0，最终达到△f=0。

这一调节方式的最大缺点在于在负荷变化的最初阶段，由于∫△fdt的量很小，调频机组的功率变化也很小，导致最初阶段的频率偏差较大。

微分调节器就是按频率偏差对时间的微分来控制调频器来增减机组功率的调节方法。采用这种方式时，机组功率的增/减量与频率偏差的微分量的大小有关，用公式表示如下：

△PG =d△f/dt

微分调节的机组，在负荷变化的最初阶段，由于d△f/dt的量较大，调频机组的功率变化也较大，这限制了系统的频率偏差的近一步扩大。但是随着时间的推移，频率的变化量逐步变小，d△f/dt也愈来愈小，以致于趋向于零。这时，微分调节的作用也逐步减少，直至消失。这和积分调节的作用刚好相反。

电力系统中，系统频率的二次调节的方法，笼统可分为有差调节和无差调节两大类。 （一）有差调节方法

有差调节就是根据频率偏差的大小来控制各调频机组，并按频率偏差的比例增加调频机组的有功功率的进行调节的方法。

单台机组的有差调节的稳定工作特性用公式表示如下：

△f + KG *△PG =0 （3.2.2） 其中：

△f 为调节结束后系统频率的偏差量；

△PG为调节结束后调频机组的有功功率变化量； KG为调频机组有差调节器的调差系数；

当系统中有n台机组，每台机组均配备有差调节器时，全系统的有功调节方程式可用下面的联立方程组来表示： △f + KG1 *△PG1 =0

△f + KG2 *△PG2 =0 ???

△f + KG3 *△PGi =0 (3.2.3) ???

△f + KGn *△PGn =0 式中：

△f 为系统频率的偏差量；

△PGi为第i调频机组的有功功率变化量； KGi为第i调频机组有差调节器的调差系数；

假设当系统中总负荷的增量（计划外负荷）为△PL，则调节结束后，系统发电的增加量

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为△PG，解联立方程组，得出：

△PG = △PL =△PG1 +?△PGi +? +△PGn

=-△f * （1/KG1 +? 1/KGi +?+ 1/KGn）

= -△f/KGS 式中：

KGS=1/（1/KG1 +? 1/KGi +?+ 1/KGn）

KGS为系统的等值调差系数

因此，可求得每i台调频机组所承担得计划外有功功率为： △PGi = △PL *（KGi/KGS） (3.2.4)

（ i=1,2,……n）

有差调节器有如下特点:

(1)各调频机组同时参加有功调节，无先后之分 当系统频率出现偏差时，各调频机组得平衡工作状态被打破，各调频机组均向同一方向进行有功调节，同时发出改变机组有功功率得命令。因此，所有的调频机组均向减少频率偏差的方向进行有功功率调节，共同承担减少频率偏差的任务，有利于充分利用机组的调频容量。

（2）计划外的负荷在调频机组间按一定的比例进行分配 调频机组所承担的计划外的有功功率的份额，与机组的调差系数KGi成反比。KGi越大，调频机组承担的额外的有功功率增量越小。

机组承担的计划外有功功率的份额的大小可以通过改变机组的调差系数来实现的。

（3）稳定后的频率偏差较大 有差调节不能让系统频率稳定在额定值上。正是由于频率的偏差才有了调频的有功功率增量。没有频率偏差，也就不存在调频的有功功率增量。 系统的负荷增量愈大，导致系统的频差愈大。使用有差调节器时，需要不断地人工校正调差系数，以减少频率的偏差。这是有差调节器固有的缺点。实际上，这种频率调节方式成为半自动的调频方式。 （二）无差调节方法

无差调节的方法主要是通过系统中调频机组之间设置不同的比例调节器、积分调节器及微分调节器的方法，在系统发生额外的负荷时，通过调节各调频机组的有功功率来实现系统频率恢复到额定值的方法。一般分为主导发电机法、假有差法和积差调节法三种。 a) 主导发电机法

在电力系统中，一台主要的调频机组上使用无差调频器，在其它的调频机组上均只安装有功功率分配器，这样的调频方法叫做主导发电机法。

假设系统有n台发电机组，主导发电机法的调节方程组为： △f = 0 (主导发电机组) PG2 =а2 *P1 PG2 =а3 *P1 ?? (3.2.5)

PGi =аi *P1 ??

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PGn =аn *P1α а2+……+аi +……+аn = 1 式中：

△f 为系统频率的偏差量；

PGi为第i调频机组的有功功率量； аi为第i调频机组功率分配系数； P1为系统总发电功率；

假设这时系统的负荷有了新的增量△PL。在调频器动作前，系统必然会出现频率偏差△f。此时，△f≠0。这时，调节方程原有的平衡状态被首先打破。

无差调节器按其调节方程，对机组的有功功率进行调节，随之出现了新的

△Pi值。于是其余的n-1台调频机组的功率分配方程式的原有平衡状态均被打破了。它们均会向着满足其功率分配方程的方向，对各自的机组进行有功功率调整。于是，出现了“成组调频”的状态。

这一调频过程一直要持续到不再继续出现新的△P1值时，整个调节过程才告结束。 此时， n

△PL = ∑△PGi

i=1

= （1+а2+……+аi +……+аn）△P1 (3.2.6) △f = 0

而各台调频机组分担的有功功率增量为：

△PGi =△PL * K1 /（1+а2+……+аi +……+аn） (3.2.7) =△PL * Ki /Ks

以上说明,各调频机组的有功功率是按照一定的比例进行分配的。

用无差调节器为主导调节器的主要缺点在于各机组在频率调节过程中的作用，有先有后，缺乏同时性。这种调节方法必然导致调频容量不能充分、快速利用，从使整个调节过程变得较为缓慢，调频的动态特性不够理想。

（2）假有差法

假有差法是参加调频的机组都安装反映频率和有功功率变化的调节器。并按以下调频方程进行调整。

n

△f + KG1 [PG1 – а1*ΣPGi ]=0

i=1

n

△f + KG1 [PG2 – а2*ΣPGi ]=0

i=1

??? n

△f + KG1 [PGi – аi*ΣPGi ]=0 (3.2.8)

i=1

??? n

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△f + KG1 [PGn – аn*ΣPGi ]=0

i=1

а1+а2+……+аi +……+аn=0 其中：

PGi为各调频机组的实际有功功率 KG1为各调频机组的有差调节系数 аi各调频机组的有功功率分配系数 系统的调频方程式为:

n n n n

△f(Σ1/ KG1 ) = - [ΣPGi - Σаi(ΣPGi)] (3.2.9)

i=1 i=1 i=1 i=1

由于Σаi =1，因此在调整过程结束时,应能达到 △f=0,频率保持恒定。调整过程结束时，各调频机组的实际有功功率为：

n

PGi = аi（ΣPGi） (3.2.10)

i=1

调频机组之间的有功功率是按照比例进行分配的，而调差系数只在调整的过程中才体现出来。

由于有功量测表计存在一定的误差，或者调频机组的有功功率受到某些限制及机组跳闸等方面的原因，从而使得

n n

ΣPGi ≠ аi（ΣPGi） i=1 i=1

由此造成在频率调整结束时，△f≠0。为了弥补这一缺点，可以让其中一台调频机组按无差特性来进行调整（有时也称为虚无差法），其调整结果可以确保△f=0。

假设有n台机组参加调频时，其中第n台机组设为无差调节，则这一调频方程组可表示为：

n

△f + KG1 [PG1 – а1*ΣPGi ]=0

i=1

n

△f + KG1 [PG2 – а2*ΣPGi ]=0

i=1

??? n (3.2.11) △f + KG1 [PGi – аi*ΣPGi ]=0

i=1

??? n

△f + KGn-1[PGn-1 – аn-1*ΣPGi ]=0

i=1

△f=0

а1+а2+……+аi +……+аn-1=1

n-1 n

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n-1台机组所承担的有功功率为：Σаi*[ΣPGi ]=0。考虑有功量测上的误差，

i=1i=1

n-1 则n-1台机组所承担的有功功率分配系数为：Σаi±δ

i=1

n-1

第n台机组所承担的有功功率分配系数为：1-（ Σаi±δ）

i=1

（3） 积差调节法

频率积差调节法是多台机组根据系统频率偏差的累积值进行调频。假设n台机组参与系统调频，则其调频方程组表示如下：

∫△f.dt + KG1 PG1 = 0 ∫△f.dt + KG2 PG2 = 0

?? (3.2.12) ∫△f.dt + KGi PGi = 0 ??

∫△f.dt + KGn PGn = 0 其中：

PGi为各调频机组的实际有功功率 KG1为各调频机组的有差调节系数 △f为系统频率对额定频率的偏差

由于系统中各点频率是一致的,所以各机组的频率积分∫△f.dt也可以认为是相等的，各机组同时进行频率调整。此时，系统的调频方程式为：

n n

ΣPGi = -∫△f.dt（Σ1/ KGi ） (3.2.13) i=1 i=1

n n n

∫△f.dt= - ΣPGi /（Σ1/ KGi ）= - KGsΣPGi

i=1i=1i=1

式中： n KGs = 1/（Σ1/ KGi）

i=1

每台机组分担的额外有功功率为： n

PGi = （ΣPGi）* KGs /KGi (3.2.14)

i=1

可以看出，当机组按积差调节法进行调频时，各调频机组之间的有功功率是按照一定的比例进行自动分配的。

积差调节法的优点是能确保系统频率保持恒定，额外的有功功率在所有参加调频的机组之间按一定比例进行自动分配。

积差调节法的缺点是频率的积差信号滞后于频率瞬时值的变化，调节过程较为缓慢。 为了使得频率偏差较大时，机组的有功功率调整量也响应增大；频率偏差较小时，机组的有功功率调整量也响应减少。在频率积差调节的基础上，增加频率瞬时偏差信号。这就得

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到了改进的频率积差调节方程式：

△f+ KG1 （PGi -аi∫KGS△f.dt） = 0 (3.2.15)

i=1,2,……n

其中：

PGi为各调频机组的实际有功功率 KG1为各调频机组的有差调节系数 аi各调频机组的有功功率分配系数 △f为系统频率对额定频率的偏差

在该公式中，第一项△f完全是为了加快调节过程的作用。在调节过程结束时，△f必须为零。否则，∫KGS△f.dt就会不断地增加或减少，整个调节过程永远不会结束。

所以在调整过程结束时，仍有： PGi =аi∫KGS△f.dt (3.2.16) 对整个系统来说，如计划外负荷为Pfh，则调频结束时， n n Pfh = ΣPGi =Σаi∫KGS△f.dt

i=1 i=1

n

KGS∫△f.dt = Pfh / Σаi

i=1

则分配到每台机组的有功功率为： n

PGi = Pfh *аi / Σаi (3.2.17)

i=1

因此，计划外的负荷是按一定的比例在在各台调频机组之间进行分配的。

第一节 电力系统自动发电控制（AGC）

随着电力系统的不断发展，原先独立运行的孤立系统逐渐和相邻的电力系统联合运行。系统的互联运行可以对各方都带来巨大的经济效益，对用户而言，则可带来供电的可靠性。但在另一方面，系统的互联也带来了联络线交换功率的窜动。系统的容量越大，联络线功率窜动的容量越大。严重情况下，会引起联络线过载。因此如果对互联的电力系统管理不善，会产生许多不利的因素，系统的安全性也得不到保障。

一、 电力系统的控制区和区域控制偏差 （一）电力系统的控制区

电力系统的控制区是指通过联络线与外部相连的电力系统的边界。在控制区之间联络线的公共点上，均安装了计量的表计，用来测量并控制各区之间的功率及电量交换。计量表计采用不同的符号送两侧，以送出为正（+），进为负（-）。

一个电力系统的控制区可通过控制其区内发电机组的有功功率和无功功率来维持与其它控制区联络线的交换计划，并且维持系统的频率及电压在给定的范围之内，维持系统在一定的安全裕度内。

控制区B 控制区A

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图3-16 电力系统控制区概念图

（二）区域控制偏差（Area Control Error）

电力系统的控制区是以区域的负荷与发电来进行平衡的。对一个孤立的控制区，当其发电能力小于其负荷需求时，系统的频率就会下降。反之，系统的频率就上升。

当电力系统由多个控制区互联组成时，系统的频率是一致的。因此，当某一控制区的发电与负荷产生不平衡时，其他控制区通过联络线上功率的变化量对其进行支援，从而使得整个系统的频率保持一致。

联络线的交换功率一般由系统间相互协商而定，或由上一级调度机构确定。在联络线之间的交换功率确定之后，各控制区内部发生的计划外负荷，则由系统自己解决。从系统运行稳定的角度，各控制区的系统应控制与系统相邻的控制区间的交换功率和频率的稳定。在稳态时，系统间的交换功率与其交换计划的值是相等的。换句话说，在稳态情况下，对各控制区而言，应确保其联络线交换功率值与交换计划值一致，系统频率与目标值一致，以达到电力系统的稳定运行需要。 区域控制偏差（ACE）是根据电网当前的负荷、发电、频差等因素形成的偏差值，反映了区域的发电与负荷的平衡情况，表示了功率的盈亏，由联络线交换功率与计划的偏差和系统频率与目标频率偏差两部分组成，也包括时差和无意交换电量。 ACE的计算公式如下：

ACE = [∑PTi – (∑IOJ - △IOJ)] + 10B [f –( f0+△f0)] (3.3.1)

其中公式(3.3.1)中各变量：

∑PTi -表示控制区所有联络线的实际量测值之和； ∑IOJ△-表示控制区与外区的交易计划之和；

B -表示控制区的频率响应系数（MW/0.1Hz） f -表示频率的实际值； f0 -表示频率的额定值；

△IO -表示控制区交换功率偏离计划所产生的无意交换电量； △f0 -表示频率偏离所产生的时差；

电力系统的负荷频率控制（LFC-Load Frequency Control）

电力系统负荷频率的控制是通过调整系统内发电机组的有功功率来保持区域控制偏差（ACE）在规定的控制范围内。以简单的互联电力系统的例子进行分析讨论。 图3-2-3表示了两个互联的控制系统之间的功率交换情况。 KA KB

△ P △Pt △PB A 系统A 系统B

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图3-17 互联系统功率交换特性

假设KA和KB分别是系统A 和系统B的单位调节功率，系统A和系统B的负荷变量分别为△PA和△PB，A、B两系统均设有二次调节的电厂，其发电的有功功率变化分别为△GA 、△GB和，负荷变化量为△LA，△LB，联络线功率变化为△Pt。 当A系统发生功率变化而引起频率变化△f，而B系统无变化时， △PA = △GA - △LA = KA *△f + △Pt (1) △PB = △GB - △LB = KB *△f - △Pt = 0 (2) 由（1）、（2）可解得： △f = △PA /（KA + KA）

△Pt = △PA * KB /（KA + KA）

当A系统和B系统同时有功率变化时， △PA = △GA- △LA = KA *△f + △Pt (3) △PB = △GB - △LB = KB *△f - △Pt (4) 由（3）、（4）可解得：

△f = （△GA - △LA + △GB - △LB ）/（KA + KA） (3.3.2) △Pt = {（△GA - △LA ）* KB -（△GB - △LB ）* KB }/（KA + KA） (3.3.3)

定频率控制（FFC-Flat frequency control） 由两系统的联络线功率特性可知：

△GA - △LA = KA *△f + △Pt (5) △GB - △LB = KB *△f - △Pt (6)

在定频率控制方式中，当A系统发生负荷扰动时，A、B系统的调频器按

△f的变化进行有功功率调节。当△f=0时，则停止调节，联络线上的功率变化量为： △Pt = （△GA - △LA）- KA *△f = △GA - △LA (3.3.4) 或

△Pt = （△LB -△GB）+ KB *△f = △LB -△GB (3.3.5)

这也说明，在互联控制系统中，定频率控制方式下，联络线交换功率△Pt ≠0，它与系统的一次调频的发电与负荷响应特性有关，有时会很大。如果系统有足够的二次调频容量，可抵消各自的扰动负荷变化，则能保持系统的频率偏差和联络线交换功率偏差为零。

当 △GA = △LA △GB = △LB

则可保持△Pt =0，△f=0。

但是，当某一系统出现负荷增加过多而不能依靠本系统的二次调整进行抵偿时，需要其他系统进行调节支持。这时会出现交换功率变化量不能为零的现象。 定频率控制模式一般用于单独系统或联合系统的主系统中。

在AGC系统中，定频率控制的区域ACE的构成只包括频率分量，一般不考虑联络线净交换功率分量，由公式表示如下：

ACE = 10B *[f –( f0+△f0)] (3.3.6)

其中公式中各变量：

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/461p.html