自动发电控制简述

关于自动发电控制（AGC）的简述

摘要：现代电网已发展成为在电力市场机制的基础上多控制区域的互联系统，自动发电控制(AGC)作为互联电网实现功率和频率控制的主要手段，其控制效果直接影响着电网品质。因此，跨大区互联电网通过什么样的标准对其控制质量进行评价，电网AGC采用什么样的控制方法是近年来调度自动化关注的一个热点问题。本论文紧紧围绕这一具有重要现实意义的课题展开了研究和讨论，首先介绍了自动发电控制的背景、基本原理与控制过程，然后介绍了评价AGC控制性能的标准以及电力市场背景下的AGC模型，并对其涉及的理论与模型进行了比较研究。

关键词：自动发电控制，性能标准，电力市场，负荷频率控制，互联电网

第一章 绪论

当前，电能早成为日常生活中不可或缺的能源，国民经济的各个部门、人民的物质和文化生活都离不开电。电能生产的最大特点在于电能不能大量储存，电能的生产、输送、分配和使用可以说是在同一时刻完成的。在任何时刻，电力系统中电源发出的功率都等于该时刻电力系统负荷和电能输送、分配过程中所消耗的功率之和。同时电力系统中的过渡过程非常迅速，由于电力系统中的电和磁是相互联系在一起的，任何一处发生的电磁变化过程，都会以光速传播而影响整个电力系统，因此电力系统故障的发生和发展以及运行方式改变所用的时间都是十分短暂的，这就要求系统具有进行快速控制和快速排除故障的能力，否则将危及整个电力系统的安全稳定运行。

电力系统的上述特点以及电力工业在国民经济中的地位和作用，对电力系统控制提出了很高的要求。电力系统运行的根本目的是在保证电能质量符合标准的条件下，持续不断地供给用户所需要的功率负荷，维持电力系统的功率平衡，保证系统运行的经济性。

电力系统频率是电能的两大重要质量指标之一。电力系统频率偏离额定值过多，对电能用户和电力系统的设备运行都将带来不利的影响。我国规定，正常运行时电力系统的频率应当保持在50?0．2Hz范围之内。当采用现代自动装置时，频率的偏差可不超过0．05~0．15Hz。 维持电力系统频率在额定值，是靠控制系统内所有发电机组输入的功率总和等于系统内所有用电设备在额定频率时所消耗的有功功率总和实现的，其中包括机组和电网损耗。这种平衡一旦遭到破坏，电力系统的频率就会偏离额定值。为了维持频率稳定在额定值，首先必须对未来一段时间内的系统负荷需求进行预测，并在此基础上安排发电计划。随着负荷预测模型和算法的不断改进，以及负荷预测的体系的完善(超短期--短期--中期--长期)，制定的日发电计划准确率可以达到90％以上。但是由于电力系统的负荷功率是随机变化的，提前制定的发电计划和实际用电负荷之间总会存在一定的偏差，这种偏差反应在电网上，将会使频率偏离额定值。为了弥补这种偏差，需要实时控制发电机组跟踪负荷变化，因此电力系统运行中引入了自动发电控制，即通过频率偏差和(或)交换功率偏差

自动调节机组出力，使系统负荷重新达到平衡。

自动发电控(Automatic Generation Control)简称AGC，作为现代电网控制的一项基本功能，它是通过控制发电机有功出力来跟踪电力系统的负荷变化，从而维持频率等于额定值，同时满足互联电力系统间按计划要求交换功率的一种控制技术。它的投入将提高电网频率质量，提高经济效益和管理水平。自动发电控制技术在“当今世界已是普遍应用的成熟技术，是一项综合技术”。自动发电控制在我国的研究和开发虽然起步较早，但真正在电网运行中发挥效能，还是在最近几年。60年代初，我国几个主要电力系统都曾试验过自动频率调整(AFC)，而直到90年代，自动发电控制却还未能全部正常运行。近些年来，随着我国经济的高速发展，对安全、可靠、优质和经济运行，各大区电网都对频率的调整非常重视，并实行了严格的考核。用了AGC电网自动化运行水平的不断提高，有很长的路要走。1．1 电力市场解除管制前的 电网功能。其目的是使系统出力和系统负荷相适应，换功率等于计划值，并尽可能实现电厂机组间负荷的经济分配AGC是电网方式控制整个电站的有功功率来满足系统需要。基本目标：（1）使全系统的发电出力和负荷功率相匹配；（2）将电力系统的频率偏差调节到零，保持系统频率为额定值；（3）控制区域问联络线交换功率与计划值相等，（4）在区域内各发电厂间进行负荷的经济分配。 上述第一个目标与所有发电机的调速器有关，二和第三个目标与频率的二次调整有关，也称为负荷频率控制Frequency Control)往称为AGCEDC功能包括在 负荷频率控制通过对区域控制偏差率和网间的联络线交换功率的调整。 试中：PA间和标准时间；KT表示电钟偏差系数。 联络线频率偏差控制方式，定频控制方式，换功率控制方式随着计算机技术、

系统是互联电力系统运行中一个基本的和重要的计算机实时控制AGC的一个子系统。它是在满足各项约束的前提下，以迅速、经济的

。通常所说的DC(经济调度控制，即AGC功能之中的。ACEPS分别表示实际、预定联络线线功率；fA、fS分别表示实际、

。CFC(Constant CNIC(Constant 为实现这一目标，自动控制理论、自动发电控制逐步得到广泛的应用，AGC

AGC是指前三项目标，包括第四项目标时，往Economic Dispatching Control)

(ACE)调整到正常区域或零来实现系统频ACE表达式如下：PA?PS??10B??fA预定系统频率；TBC(Tie Line FrequencyControl)Net Interchange 全国各大电网均不同程度地采网络通讯等技术的发展，保持额定频率和通过联络线的交(电厂具体地说，自动发电控制有四个

实现各区域内有功功率的平衡；

即与频率的一次调整有关。LFC(Load

fS??KT?TA?TS?? (1TA、TS分别表示实际电钟时B表示系统频率偏差系数；

Control)，ACE，ACE不含(PAControl)，ACE不含电厂、但仍然还AGC)。电厂 第，但也有把．1) 按上式形成；PS)；定净交(fA?fS)。

技术。AGC 但??? ,Bias ? ACE体现的是电网中电力供需不平衡的程度，即在电网实际运行中，由于系统总的发电水平和负荷水平的不一致，导致系统的频率或(和)联络线交换功率与其额定值(计划值)的偏差。负荷频率控制将ACE分配给AGC受控机组，通过调整机组的出力来改变系统总的发电水平，以达到将ACE减到零的目的。

1．2 电力市场解除管制后的AGC 当前，我国电力工业正从传统的行政垄断管理体制向着电力市场化改革的方向发展。电力工业这种变革的基本目标在于，促进电力工业自身的持续、稳定、健康发展，提高电力市场效率，向全社会提供优质、低廉、安全可靠的电力产品和保障，从而取得更大的经济效益和社会效益。

电力市场建立后，电厂、电网逐步分离，电厂通过报竞价参与市场竞争，争取以最高的成交价格和最低的运行成本多发电，获取最大的经济效益，代表网省公司向电厂购电的电网监控中心，其任务在确保电网运行安全的前提下使全网运行成本最小转变为确保电网运行安全的前提下使网省公司向电厂支付的电费最少。

AGC作为一种辅助服务，已成为电力市场的重要组成部分。电网为了消除区域控制偏差，将ACE分配给各AGC电厂，由电厂再将发电任务在全厂各机组间经济分配，这一点和传统意义的AGC是一致的。电网中必须有足够的机组参与AGC，承担调频、调峰任务，保证系统频率质量。在我国传统运行机制下，调度员理所当然地“命令’’电厂无偿提供AGC辅助服务；而在电力市场环境下，发电从输配电中分离出来，电厂是独立的经济实体，和电网分属于不同的利益团体，只存在经济上的买卖关系，没有无偿提供该项服务的义务。对于整个电力系统来说，在保证电网安全、优质的前提下应尽可能的降低电费成本。采用何种方

式来获取AGC的辅助服务以及AGC机组最优调节容量的选取将是电力市场下电网AGC面临的新课题。

1．3 互联电网AGC控制性能考核

自2001年5月东北一华北电网首次实现了以500kV交流线路进行联网以后，全国联网工作进度进一步加快，先后又实现了华东一福建联网、华中一川渝联网。三峡电站首批机组的相继投运和华中一华北联网的即将投运，将在我国形成一个由东北、华北、华中、川渝电网组成的超大规模的跨大区交流互联电网。因此，跨大区互联电网AGC采用什么样的控制方式，通过什么样的标准对其控制质量进行评价是近年来业界所关注的一个热点问题。对此，国内的电网有关调度以及相关的科研机构进行了许多有益的研究和探索，特别是针对A1、A2标准和CPSl、CPS2标准的控制机理及其对电网控制质量的作用进行了较为细致的研究和分析，华东电网三省一市和福建电网还率先在国内采用CPSl、CPS2标准对其联络线控制质量进行评价，取得了较好的效果，为该标准在我国的普遍应用积累了经验。从我国一些大区电网AGC控制实际情况的分析，正常情况下，互联电网之间按照TBC方式控制较为适宜；但是按照A1、A2标准对AGC控制性能进行评价已经难于适应当今电网控制的要求，因此，加强对新的CPSl、CPS2评价标准的研究与应用有着重要的现实意义。

第二章 国内外研究概况

通常一个大区域互联电力系统，都由其联络线相互联结着的几个区域电网组成。每个区域电网都有其特定的电厂发电机组供电，因此每个区域电网都要负责其所在区域的功率负荷和预先制定的与相邻区域电网问所交换的功率负荷。各区域电网联络线上所要交换的功率都会提前依据合同来制定好。然而系统的小负荷扰动会带来系统频率和联络线上功率的不稳定，从而产生了AGC或负荷频率控制(LFC)的问题。当出现电网的区域负荷扰动或系统处于某些变化不定的参数下运行时，为了仍能够保持电力系统的安全和稳定运行，此时应该尽快地让系统频率和联络线上的功率偏离减至最小。现在普遍应用的方法都是对于区域控制偏差(AcE)的调节，通过包含频率和联络线上功率的ACE的反馈来使频率和交换功率 维持在设定值，从而来控制特定电厂主机组功率的输出。

在过去几十年旱，陆续形成了各种不同的AGC控制策略，目的都是为了使系统有更好的动态响应。这些控制策略比如：经典PI控制、最优控制、自适应控制和变结构系统控制都已经应用于AGC问题。这些控制器的目标是都希望以一种柔和的方式使频率和联络线上的功率能在最短的时间内恢复到它们的初始值。在特定的运行条件下，这些控制策略都能得到较好的控制结果。同时随着智能控制技术，比如：神经网络控制、模糊控制和遗传算法的发展，由于它们对非线性、不确定性、时变性等系统的控制所显示出来的优越性，因此也逐渐被引入到AGC的应用中去，从而解决了一些传统控制技术所不能解决的问题。

2．1 传统控制策略

由于传统的比例积分控制不但应用简单，而且在大量的工业应用中都能成功地将系统稳态误差调整为零，所以其应用非常广泛。但是它在动态性能控制方面表现出相对的不足，如过大的超调量或过长的动态调节时间，以及伴随着的暂态频率的震荡。控制实践表明积分增益的增大会导致超调量的增大，但是当积分增益减至零时，系统又将呈现稳态误差。为了静态和动态系统的精确性，一个可行的办法就是根据误差与标准值之间的比较值，将控制输出在比例和积分之间进行转变。然而，这种技术可能会导致系统输出的震荡响应，并且系统在适应新条件时，积分和比例增益的选择以及偏差值的得到都是相当困难的。 由于电力系统负荷的改变引起的不稳定特性，系统运行点将会在一个周期内改变很大。固定增益控制器都是在正常运行条件下而设计的，所以可能会在一个大范围扰动运行条件下并不能达到良好的控制效果。所以为了在大幅度扰动的运行条件下仍然能保持一个良好的控制效果，控制策略里就要求加入一些自适应的功能。自适应控制的任务是使系统在参数变化时能及时改变相应的参数，从而减小其敏感度。现在已经出现了带有自身调节的自适应控制器。虽然自适应控制器能够改善控制效果，但其设计过程复杂，并且需要在线模型识别系统。 线性优化控制理论的应用能提高系统的暂态响应。但是这些控制器的实现却是很困难的，并且代价也是昂贵的。因为最优控制器需要得到现实系统中所有的状态，所以在实际运用中并不是很实用。并且要实现它的话，那些不可观测的状态还需要进行估测，这些都限制了它的实际应用。基于线性反馈控制技术和基于里卡提方程的鲁棒控制器也已经被应用于AGC问题。基于里卡提优化矩阵的控制器包含了需要计算的大量的负荷和时间。即使状态估测技术是用来估测那些不可观测的状态变量的，但是数据却往往需要通过一定时间长距离的传输才能得到。

将所有信息经过一段时间进行长距离的传输是很不经济的，也很不实用。并且优化控制理论必须要依赖于权值矩阵，但这些矩阵并不是唯一。

在负荷频率控制问题方面，一些研究者已经应用变结构控制做了大量的工作。变结构控制VSC(Variable Structure Controllers)已经被应用到各种工程问题中，包括电力系统、航空、机器人。近20年来，变结构控制理论发展很快，与VSC控制设计的一个主要问题是选择反馈增益，通常情况下，增益选择通过实验校J下来确定满足系统的增益。变结构控制增益选择的问题是一个值得研究的问题。

变结构控制理论是一种综合方法，它的突出特点是对内部参数的变动和外部扰动作用具有鲁棒性，或称不灵敏性，自适应性。因此变结构控制受到世界范围的重视，发展非常迅速。

电力系统是一个典型的大维数动态系统，它具有强非线性、时变性且参数不确切可知，并含有大量未建模动态部分。而变结构控制器具有响应速度快，对被控系统的参数变化不敏感，鲁棒性好等优点，成为电力系统研究者关注的一个焦点。随着非线性系统线性化理论的突破性进展。产生了非线性系统变结构控制器的设计方法，这种方法设计的控制器将非线性系统的线性化理论和线性系统的变结构理论有机地结合起来，具有很强的鲁棒性。应用变结构控制的目的在于当系统参数变化需要一个在实际中没有精确的状态空间描述时，却能够提供一个敏感的控制。但是变结构控制器在控制点切换时存在颤振现象，且它需要复杂的结构和设计，所以其实现是很困难与昂贵的。Sivaramakrishnan等人应用极点替换技术为LFC提供了一个变结构控制系统，这个系统为LFC应用了极点配置技术，从而在没有指定满足的滑模条件下，得到了期望的滑动模态，这个模态需要并行变换与增益的改变。

上述所有的方法都需要在一定的现实条件下才能得到良好的性能。由于电力系统的非线性，要在广域范围内无条件的情况下得到如此的理想的性能是相当困难的。虽然上述这些方法某些方面确实在进步，但是他们全部比经典的PID控制策略要复杂。随着人工智能技术的出现，比如模糊逻辑、神经网络以及神经一模糊系统等等，以及基于启发式算法的出现，比如遗传算法(GA)、模拟仿真(SA)与粒子群优化(PSO)，这些方法也逐渐被应用到AGC控制的研究中。

2．2 基于人工智能的控制方法

人们对神经网络的研究是从1943年Mcculloch和Pitts提出第一个神经模型(MP)开始的。1982年美国物理学家Hopfield提出I-INN模型，使神经网络的研究有了突破性进展。他通过引入能量函数的概念，给出了网络的稳定性判据，之后Rumelhart和Mcelelland以及他们领导的PDP小组致力于认知微观结构的探索提出了PDP理论。同时发展了多层网络的BP学习算法，不仅为解决多层网络的学习问题开辟了成功之路，而且客观上将神经网络的研究推向了高潮。进入90年代以来，神经网络的研究进入了一个空前高涨的时期，多数研究集中在网络结构，学习算法和实际应用三个方面。例如对静态网络，提出了许多网络模型：如BP网络，正交函数网络，径向基函数RBF网络，样条函数网络，小波函数网络等模型。从应用角度看BP网络有很强的生物背景，虽与函数逼近理论略有差异，但是其卓越的输入输出映射特性在多变量函数逼近方面具有很强的优势。BP网络是目前应用最为广泛的一种网络模型。

由于人工神经网络具有大规模并行、分布式存储和处理、自组织、自适应和

自学习能力，所以它适合处理条件不准确和模糊的信息。在1994年，有研究者已经将神经网络应用于负荷频率问题。通过在线反馈传播算法(BP)训练的前馈神经网络用来控制汽轮机的蒸汽调节阀。前面提到的控制器已经被运用于单区域和两区域系统中。通过每个区域的负荷扰动来研究其响应。没有竞争的人工神经网络也已经被采用，状态空间方程直接应用于表述系统的模型。研究者在1999年提出了基于两个区域互联系统的BP神经网络控制器。此控制器包括了两个模型，内部模型用于系统识别，以及作为控制发电机产生功率的逆模型。在此控制策略中，应用了基于步长滚动优化的离散优化的控制策略。Beaufays等人描述了在非线性电力系统控制中多层神经网络的应用，其神经网络应用于控制计算机模拟发电机组的设定发电机功率输出。而Birch等人研究了一种利用神经网络联同一个标准自适应负荷频率控制策略进行智能控制。E1．Metwally等人设计了一种控制器i它整合了基于神经网络的自动电压调节器与传统的电力系统稳定器。Chaturvedi等人研究了一种自动负荷频率控制器，应用人工神经网络，通过水与汽流量的控制用以控制发电机的转速从而达到调节输出功率与系统频率的目的。Salem等人在文章中设计实验验证了一种单一神经网络控制器作为励磁控制器应用于一个大规模电力系统物理模型中。另一种单一神经网络控制器的设计用来控制互联电力系统中每个区域的输入，并与传统的PI控制器相比较，其控制性能更优。Demiroren等人设计了一种两区域互联电力系统的神经网络控制器，考虑其调节器死区效应和再热器，取得很好效果，且在中设计了一种动态的神经网络模型自适应负载频率控制。

然而仅仅用人工神经网络或小波神经网络构成的控制器有一些缺点，比如许多表示电力系统的状态的并行输入向量组成的神经网络需要经过很长的训练时间，并且需要大量的神经元、大量的训练数据与许多层来描绘这个复杂的功能。为了改善这些问题，动态小波神经网络和基于广义的神经网络已经开始被应用到LI’C问题里。

同时，自从Zadeh在1964年提出模糊逻辑理论以来，许多学者也将它引入到AGC的控制策略里去，并取得了一定的成果。lndulkar等人[37]最早设计了一个模糊控制器应用于自动发电控制并与经典PI控制器进行了仿真比较。Chang等人提出了一种新的模糊控制方法来研究负荷频率控制问题，其模糊逻辑与设定的PI控制器结合成一种新型的模糊控制器，并已经把这种方法应用于四个区域互联电力系统中，这个电力系统考虑了死区与GRC特性。Ha应用了鲁棒模糊滑模控制技术在负荷频率问题中，由一个等价控制、转换控制以及模糊控制构成控制信号，在电力系统中考虑了GRC特性与调节器死区特性。另一方面，Chown等人设计的模糊控制器在应用中不仅能使电网得到更好的控制，而且更经济。Talaq等人在他们的研究中提出了一种模糊自适应控制器，与基于自适应策略的神经网络控制器相比需要更少的训练模式，并且仿真性能优于传统PI控制器。Ha等人提出了一种

结合了变结构和模糊控制显著特征的控制方法，以实现高性能和鲁棒性。 El．Sherbiny 设计了一种具有两个层次的模糊逻辑控制器，仿真结果与常规的模糊控制器相比具有更小的超调量与更短的调节时间的优点。Ghoshal[44]提出了一种为传统的积分增益自调整、快速计算的模糊积分增益调节方案的自动发电控制策略，在三个区域电力系统以及因此形成的径向和环向连接关系中获得了很好的应用。Yensil等人为解决负荷频率控制问题提出了一种自校正模糊PID控制器，与一般的模糊PID控制器比较得到了令人满意的结果。

模糊控制的优点在于它可以很好地解决数学模型未知条件下复杂系统或者

对象动态特性时变系统的控制问题。因此，模糊控制器特别适合于模拟专家对模型未知的、复杂的、非线性的被控对象进行控制。不仅如此，近年来，随着对智能控制研究的深入，混合智能控制的应用成为一大潮流，也逐渐开始有学者将此应用至IJAGC里。Magid等人用遗传算法优化常规自动发电控制系统的参数，并展示了调整的自动发电控制参数的有效性。Dangprasert等人针对负荷频率控制的问题提出了基于遗传算法的智能控制器，其得到的仿真结果表明系统取得了良好的控制特性。Abdennour 提出用智能算法为一系列电力系统的运行条件优化积分增益，通过仿真比较显示所提出的方案从性能和设计的角度来看是一个很有吸引力的替代方式。介绍了两种不同的解决负荷频率问题的方法，一种是采用线性矩阵不等式方式基于H 8控制设计的方法，另一种是基于GA优化的方法，以达到与第一种方法同样的性能。这两种控制器的仿真结果表明它们本身都具有鲁棒性。Chia．Feng Juang等人给出了一种基于设定增益的模糊遗传算法在电力系统负荷频率控制中的应用。

2．3 电力市场下AGC的研究状况 辅助服务并无公认的定义，通常是指为实现能量输送所需的所有措施，包括调度、系统控制、调节、备用、电压与无功控制等，主要用于保证供电可靠性和电能质量。在传统电力工业中，发、输、配电都属于同一个电力公司，发电机提供电能还是辅助服务由系统调度员根据需要确定，所有成本统一核算，由用户分摊，不存在单独核算各种辅助服务成本和单独计费的问题。而在电力市场环境下，发、输电分属不同公司，各发电公司均要实现盈利最大化，发电机提供电能或是辅助服务就与其价格密切相关。这样，如何适当确定辅助服务的成本及价格就成为重要的问题。辅助服务不是新事物，而是在电力市场环境下提出了新问题。 电力市场环境下辅助服务的获取和成本分摊是广为关心的问题，尽管已做了不少研究工作，仍有很多理论问题没有解决。 随着电力市场在国外的逐步形成和不断深入，AGC的研究不局限于运行调度问题，行政和经济隶属关系变化、利益主体的多元化等因素将增加AGe控制的复杂性。电力市场条件下的AGC等辅助服务的问题得到越来越多的关注，成为电力市场理论研究人员、电力市场规则制定人员等正在研究的热点问题之一。

许多专家学者工程技术人员在辅助服务问题上作了很多工作。文献[52-55]介绍了电力市场环境下的一种以价格为基础的AGC模拟器。文献[56]从实时电价理论出发，分析讨论了运用价格杠杆控制系统频率的问题。文献[57]提出了在电力市场条件下，电网AGC辅助服务市场化实现方法。

第三章 自动发电控制(AGC)的基本理论

3．1 自动发电控制(AGC)概述

自动发电控制在当今世界已是普遍应用的一项成熟与综合的技术。它是能量管理系统(Energy Management System，即EMS)中最重要的控制功能。它的投入将提高电网频率质量，提高经济效益和管理水平。

电力系统频率和有功功率自动控制统称为自动发电控制(AGC)。由于系统发电机组的输出功率不能与系统总负载功率相平衡，引起系统频率变化。在系统紧急状念时，大量功率缺额引起系统频率的很大偏移。系统正常运行时，因系统中众多负载瞬息万变，引起系统频率变化[58]，如图3．1所示。由于各种负载变动性质差异，引起系统频率动态响应的性质也不同。负载变动性质可归纳为三种：

图3．1 负载变动性质

第一种是幅值小但波动频率较高的随机分量，称为随机波动的负荷分量[59]，变化周期一般小于10s，可以由发电机组的惯性和负荷本身的调节效应自然地吸收掉。对应的调整方式是发电机组的一次调节。如图3．2：

图3．2 扰动后一次调节的频率曲线

第二种是变化幅值较大的脉动分量，称为分钟级负荷分量，变化周期是l0s到(2~3)min之间，由于脉动分量引起的频率偏移较大，一次调频是有差调节，调整结束后，存在频率偏移和联络线交换功率不能维持规定值，更不能保证系统功率的经济分配。这就需要旌加外界的控制作用，即二次调频，才能将频率调整到允许范围之内。二次调频是用手动或通过自动装置改变调速器的频率(或功率)给定值，调节进入原动机的动力元素来维持电力系统频率的调节方法，也称为电力系统的二次调节。可见，脉动分量是AGC需要调节的主要变量。如图3．3：

106104102100982040608010096实际出力/额定出力图3.3 二次调节 它的变化有一定规律，

由3个区域及3条联络线组成。各区域间有较弱的联系。正常情况下，各区域应负责调整自己区例如，在图3.4的区域B中接入一个新的负荷时，整个联合电力系统的频率下降。加大出力，提高频率到某一水平，?f和净交换功率偏差，B 的发电功率，回复频率达到正常值（AGC将随时调整机组出力执行发电计划，或在非预计的负荷变化积累到一定程度时按经济调度原则重

ABC图3.4 联合电力系统

各区域承担各自的负荷，与外区域按合同卖卖电力。维持区域间净交换功率为计划值，f0实际转速/额定转速

第三种是变化缓慢的持续分量，可根据经验用负荷预测的方法预先估计出来，通过调度部门预先编制系统发电计划与之平衡。

3.2自动发电控制的一般过程图3.4表示某一联合电力系统，各区域内部有较强的联系，域内的功率平衡。起初联合电力系统全部汽轮机的转动惯性提供能量，系统中所有机组调节器动作，这时整个电力系统发电与负荷达到新的平衡。一次调节留下了频率偏差AGC因此而动作。提高区域）和交换功率到计划值，这就是所谓的二次调节。此外，（包括机组停机）新分配出力，这就是所谓的三次调节。负荷

3.3自动发电控制的基本功能和控制方式 在互联电力系统中，各区域的调度中心要维持电力系统频率，并希望

区域运行最经济。自动发电控制是满足以上要求的闭环控制系统。具体地说自动发电控制有以下四个基本控制目标：

（1） 使全系统的发电出力和负荷功率相匹配;

（2） 将电力系统的频率偏差调节到零，保持系统频率为额定值；

（3） 控制区域间联络线交换功率与计划值相等，实现各控制区域有功功率平

衡；

（4） 在区域内各发电厂间进行负荷的经济分配。

上述的第一个目标与所有发电机的调速器有关，即与频率的一次调整有关。第二和第三个目标与频率的二次调整有关，也称为负荷频率控制(LoadFrequency Control,即LFC)。通常所说的称为AGC／EDC(经济调度控制，即功能包括在AGC控制功能之中的。在讨论LFC。

为了实现AGC，要求在调度中心的计算机上运行标是使由于负荷变动所产生的区域控制偏差直至为零。根据具体控制方式的不同，交换功率偏差?P、联络线交换电量偏差等变量的函数。

根据ACE中控制变量的选取不同，有三种基本的频率功率控制模式：(1)定频率控制方式 采用定频率控制方式可以保持电网频率不变，的电网或联合电网中的主网中。 其区域控制偏差为： 式中K值采用全系统的频率响应特性值定K值只能在实际测定的条件下达到最好的调节效果，对其它运行条件则不一定给出很精确的频率特性。(2)定交换功率控制方式 采用定交换功率控制方式能保持联络线交换功率的恒定，的小容量电网，这时有主网采用定频率控制，以维持整个联合电网频率稳定。 其区域控制偏差为： 式中：?PT一联络线交换功率偏差。 但是这样的控制方式存在问题：a．采用FFC控制的区域在频率和功率控制中必须进行大量的发电出力调整，个区域来负担全部系统的频率变化，经常运行在扰动的输出功率情况下，会降低效率，增加机组磨损。b．FTC控制模式不能对是指前三项指标，包括第四项指标时，往往被Economic Dispatching Control)CPS控制策略时，只针对狭义的AGCACE(Area Control Error)ACE可以定义为系统频率偏差?E或系统电钟时间与天文时间偏差即 ACE?K?f (3．1)

?。由于系统中的运行条件不断变化，设只要ACE取负号，频率下降时发电则总是增加的。ACE??PT (3．2)

显然是不公平的。，也有把程序。AGC程序的控制目?ff?0，该方式适合于独立可用于联合电网中

t AGCEDCAGC，即不断减少、联络线? FFC

?

然而，FTC

让一特别是当电厂为汽轮机组，FFC控制的区域提供有效的帮助，且存在使系统频率恶化

的反方向的重复调整。

c．FFC区域存在大量重复调整。 (3)定频率定交换功率控制方式TBC

采用定频率定交换功率控制方式要同时检测系统的频率偏差Ⅳ和联络线交换功率偏差AP，判断出负荷变化发生的区域，即由该区域内的调频机组做出相应的响应，平衡负荷的变动。这是一种同时兼顾了上述两种控制方式的综合控制方式。即ACE既反映频差Ⅳ又反映功差△P，这种方式又称为联络线交换功率和频率偏差控制(Tie line Bias Control)方式。 其区域控制偏差为：

ACE??P 现代大型互联系统几乎无一例外地采用这种控制方式。采用这一控制模式，可以使系统运行达到较理想运行状态。 TBC控制模式有以下特点：

a．在正常运行时，各区域均履行各自的控制任务。规定各区域内发生的负荷变化都由该区域调节发电功率来达到平衡，荷的变化来决定。在各区域调节平衡换功率维持在计划值，所有区域共同负担系统频率调节任务，常值。

b．在事故状态或紧急状态下，如果系统中一个或几个区域不能履行它们的控制任务，只要整个系统仍处于同步状态，援。即在某一区域仍处于调整的暂态过程中或没有能力使允许区域传输的净交换功率偏离计划值，通过联络线向事故区域提供支援非事故区域ACE=0)，以免发生反向调整。c．不存在FTC控制模式的重复调整的问题。不发生负荷变化的区域出现重复调整。

d．式3．3中K系数通常设定为区域的自然频率响应特性全部区域相当于以FTC模式控制；如果不考虑联络线交换功率的变化，项，则全部区域相当于以FFC模式控制运行。e．用TBC控制的电网，当某一区域因备用不足不能使其有任何一个区域对系统频率负责，系统频率会在较长时间存在偏差。虽然每个区域的净交换功率维持在计划值，维持在计划值。尽管每个区域的净交换功率与计划值相符合，过程中，联络线上的潮流不但可能在数值上与计划值不符，相反。

因此，TBC模式的控制具有比FFC委员会(NERC)制定CPS标准中，规定各个区域必须采用的控制方式。

3．4自动发电控制的基本原理

自动发电控制(AGC)由自动控制器装置和计算机程序对频率和有功功率进行二次调整实现的。所需的信息(如频率，发电机的实发功率，联络线的交换功率等等)是通过SCADA系统经过上行通道传递到调度控制中心的。然后根据算机软件功能形成对各发电厂(或发电机K?f (3 即各区域发电功率的变化是根据区域负的稳念情况下，联络线传输的净交

但并不意味着各条联络线的潮流都会FTC明显的优点，这也是北美电力可靠性)的AGC(此时ACE=0，不会f=0条件下，即去掉△P AGC的计?．3)

(ACE=0)维持系统频率为正则正常区域可对事故区域进行紧急功率支ACE=0的非正常情况下，?值。在?ACE恢复到零，则由于没在功率调整的暂态甚至还可能在方向上和命令，通过下行通道传送到各调

频发电厂(或发电机)。

此时，ACE的计算公式可写成：

ACE??PT?10B?f?(PA?PS)?10B(fA?fS) (3．4)

式中：PA一实际交换功率，是本区域所有对外联络线实际交换功率代数和； PS—计划交换功率，是本区域所有对外联络线计划交换功率代数和； fA一电网实际频率； fS一电网计划频率； B一电网频率偏差系数， 自动发电控制(AGC)功能通常是分成两部分实现的。既负荷频率控制和经济调度(EDC)。通过调节电网中可控发电机组的出力来改变达到减小ACE的目的。这种调节成为经济调节包括两个内容，一是计算机组经济基点值，机组经济基点值是在每个ED周期内由机组经济调节增量也是通过ED系数将发电偏差值(DG)分配到各机组上。组的经济出力。

3．5互联系统频率控制分析

在研究电力系统负荷—频率控制问题时，当然要研究这一控制系统的特性，而在研究系统特性之前首先要研究这一控制系统中各基本环节的控制特性。对于负荷—频率控制而言，供给一个小地区的独立负荷或是处于一个大联网系统中，负荷—频率控制系统中最基本的控制工具。3.5.1与系统频率有关的元件模型(1)调速器模型(频率一次调节控制单元 一个最原始的汽轮机调速器示意图如图

它包含以下几个基本部分：MW／0.1Hz，为负值。

PALFC的ACE调节。同时，LFC还要完成经济调节。一是计算机组经济调节增量。ED程序模块自动启动计算，并递交给模块计算出各机组的经济分配系数，经济基点值加上经济调节量就构成了机不论所研究的发电机组是处于一个孤立发电厂中发电机组的调速器总是

)

3．5所示：

图3.5 汽轮机调速器

(LFC)fA，从而可LFC。

和然后按次分配

①飞球调速器。这是调速系统的心脏，用于检测转速(即系统频率)的改变。当转速增加时飞球向外运动，从而连杆机构上B点向下运动。而转速减少时，飞球向里运动，B点向上运动。

@液压机构。它包含一个伺服阀和一个液压伺服马达。利用这套装置，伺服阀的低功率水平的运动被转化为伺服马达高功率水平的运动。这样就能对高压蒸汽管道中的蒸汽阀进行必要的开闭操作。

@连杆机构。ABC是以B为支点的刚性杆而CDE是以D点为支点的刚性杆。连杆机构可以向控制阀提供一个与转速改变成正比的位移，同时它通过连杆乙，又从蒸汽阀运动中获得反馈。 ④转速改变器。如果由于负荷的改变使系统频率发生变化，则可以用这个装置使系统在稳态下恢复原有频率。例如，当它向下移动时，就将伺服阀上活塞打开，从而蒸汽阀开启度加大，于是有更多的蒸汽进入透平，使发电机产生更多的功率输出，以补偿负荷的增加，并使频率上升到原来值。

设此调速系统开始时处于稳定工作状态，即连杆机构处于平衡状态，伺服阀上下活塞口均闭合，蒸汽阀开启在一定程度上，透平以一定转速转动，而发电机

0发出的功率与负荷平衡，而且设：f0为系统工作频率；PG为忽略发电机损失下0发电机的输出功率，它也是汽轮机的输出功率；YA为蒸汽阀的开启给定值。

设连杆机构A点向下运动?YA的位移。这就是一个增加透平输出功率的讯号，所以可以写成：

?YA?KC?PC (3．5) 式中：?PC是所要求增加的功率。

这实际上是一系列运动或者反应的结果：C点向上运动，从而D点向上运动，伺服阀上活塞口打开，高压油从这个口进入伺服马达活塞上部，蒸汽阀开启度加大，蒸汽轮机转速增加，从而频率上升。分析控制特性就要分析这个过程。 C点的运动是由两方面引起的： (1)由?YA引起的?L2?YA，或者写成?K1?YA，也就是?K1KC?PC。 L1(2)由于频率的增加使飞球向外运动，从而B点向下运动，位移量为K2?f，此时视A点不动，c点向下移的距离为(L1?L2)K2?f?K2?f。而C点的净位移为： L1 ?YC??K1KC?PC?K2?f (3．6)

D点的位移?YD也就是伺服阀上活塞的位移。它是由?YC与?YB两者引起的： ?YD?(L4L4)?YC?()?YB?K3?YC?K4?YB (3．7) L3?L4L3?L4假如进入伺服马达的高压油流速正比于?YD，则进入伺服马达的油量就正比于

?YD的积分。而?YE就是这个油量的体积除以伺服马达油简的截面积。从而

t ?YE?K5?(??YD)dt (3．8)

0由图2．5可知，正的?YD(向下)总是引起负的?YE(向上)。 对(2．6)、(2．7)和(2．8)式取拉普拉斯变换，得

?YC(s)??K1KC?PC(s)?K2?F(s) (3.9) ?YD(s)?K3?YC(s)?K4?YB(s) (3.10)

1 ?YE(s)??K5?YD(s)(3.11)

s消去?YC(s)与?YD(s)，可得

K1K3KC?PC(s)?K2K3?F(s)?1?Kg?YE(s)????PC(s)??F(s)?() (3.12)

sR1?Ts??g(K4?)K5R?K1KC?调速器的调节速度;K2K1K3KC?调速器增益； K41?调速器时间常数。K4K5式中：Kg?Tg?式(2．12)可用图2．6的方框图表示。

注意，调速器速度调节实际上又等于： R?N0?Np.u. (3．13) NR

式中：N。为空负荷转速；N为满负荷转速：NR为额定转速；p．u．为标么值单位。

调速器的物理模型如图3．6所示：

蒸汽阀门蒸汽原动机速度测量装置f∫KGf0-+fg

图3．6 调速器物理模型

由于积分环节的动作，只有Ⅳ变成零时，系统才达到稳定值，也即实现了频率的无差调节。但是恒速调节控制器不能用于两台或多台机组并列运行，因为这要求每一台发电机组都准确地具有完全相同的速度。否则每一台机组都力图控制系统以自己的设定速度运行，各机组问不能实现负荷的合理分配，因此引入反馈环节如图3．7所示。

蒸汽阀门蒸汽原动机速度测量装置f∫+-KGf0-+fgR引入反馈

图3．7 加入反馈后的调速器物理模型 （2）原动机模型

在负荷一频率控制系统中，另一个重要的环节就是汽轮机。汽轮机的控制特性是指汽机输出功率的变化与蒸汽阀开启度变化△E之间的关系。在汽轮机中，阀门位置的变化使进汽量也变化，从而导致发电机出力的增减。由于调节阀门与第一喷嘴间有一定的空间存在，当阀门开启或关闭时，进入阀门的蒸汽量虽有改变，但这个空间的压力却不能突变。这就形成了机械功率滞后于阀门开度变化的现象，称为汽容影响。在大容量的汽轮机中，汽容对调节过程的影响很大。这种现象可用一个惯性环节来表示。对于再热式汽轮机还要考虑再热段的充气时延。以有再热的汽轮机为例。 一般来说，这样一个两级汽轮机的动特性应当含有两个时间常数。但为了便于分析起见，通常可以用一个时间常数来模拟，即

?Pt(s)Kt? (2.14)

?YE(s)1?Tts通常，Tt在0．2s到0．5s之间。

而对于水轮机，其控制特性一般可以表示为：

?Pt(s)1?Tus (3.15) ??YV(s)Tus?12其中，Tu一般在0．5s到4s之间，它与进水管长度、水头、水速均有关。 （3）发电机与负荷模型 负荷一频率控制中，另一个重要环节就是发电机和负荷特性模型。发电机的功率来自透平而用以满足负荷的要求，因此，对于发电机和负荷模型，其输入增量为(?PG??PD)。

这里，假定发电机本身损失不计，则量就等于透平输出功率增量，而 根据有功负荷与频率的关系，可将负荷分为以下几类：①频率变化基本无关的负荷，如照明、电热和整流负荷等；@与频率成正比的负荷，如切削机床、球蘑机、往复式水泵、压缩机等；@与频率的二次方成正比的负荷，如变压器中的涡流损耗：④与频率的三次方成正比的负荷，如静水头阻力不大的循环水泵等：⑤与频率的更高次方成正比的负荷，如静水头阻力很大的给水泵等。 在额定频率fe时，系统负荷功率为频率升高时，负荷功率将增加。率变化时，系统负荷也参与对频率的调节，的频率值下重新获得平衡，这种现象称为负荷的频率调节效应。 对于发电机和负荷模型来说，这个功率输入增量由两方面被系统所吸收：a．在发电机转子中，引起动能，增加转速。在某一指定频率，f0时，储存在发电机转子中的动能可以表示为： 这里，PT是透平一发电机组的额定功率，而b．当频率改变时，负荷也会改变。而当频率有一个微小变动时，是一个常数，从而此时负荷变化为： (?PD?f)?f对于主要是电动机负荷来说， 前面已经讨论了一个电网中各主要环节的控制特性。厂(用一个汽轮发电机组来代表?PD这就是说，W0k?HPTB?f (3．B是正的。)供屯给一个地区负荷而言。在这个系统中，?PG?PDe；当频率下降时，负荷功率将减少；当当系统中有功功率失去平衡而引起频其特性将有助于系统中有功功率在新

．16)

H是它的惯性常数。

PD，即发电机所发出的功率增

这里是指一个孤立的电

?PD?f可以视作?PC?是负荷的变化量。

(3 ?17) 是给定输入讯号，用来按要求改变汽轮机转速，?PD而是负荷变化，在这个系统中它是送料干扰。

3．5.2互联系统频率控制的二次调节

联合电力系统的二次调频从根本上来说就是当发生有功功率平衡破坏时(如负荷增加、减少或发电机跳闸等)，在一次控制实现的频率和联络线潮流有差调节基础上，各个区域启动辅助控制环节，通过改变发电机调速器整定以使有功功率重新达到额定点上的平衡，即实现频率的无差调节。通常把本区域调频过程中产生调节(控制)信号称为区域控制误差ACE(Area Control Error)，这个信号通过恢复性积分环节作用于发电机，如图3．8所示。

ACEK/S发电机出力整定

图3．8 二次调节控制 (1)联合电力系统频率二次调节控制方式介绍

根据控制目的的不同，互联系统中单个区域的二次调频对应不同的ACE定义有以下三种控制方式：

a．ACE=?f，由于积分控制环节的作用，达到静态稳定时?f=0，也即实现频率无差调节，故称为恒定频率控制(FFC：Flat Frequency Control)。

b．ACE=?Pt，由于积分控制环节的作用，达到静态稳定时?Pt=0，也即实现联络线保持计划值这一目标，故称为恒定净交换功率控制(CNIC：Constant Net Interchange Control)。

c．ACE?B?f??Pt(B?0)，此时将联络线功率偏差和频率偏差都引入组成控制信号，其中B为频率偏差系数，该方式称为联络线和频率偏差控制(TBC：Tie-1ineBias Control)。

将上述单区域二次调频方式进行组合，可以实现多种互联系统频率无差调节的方案，这些方案主要有：

a．在整个互联系统中指定一个区域用来调节系统频率(也即采用FFC控制方式)，而其他区域则致力于使各个区域间联络线功率潮流维持在计划值(也即采用CNIC控制方式)。这种方式的缺陷是将引起过多的区域问无意交换。 b．整个互联系统中指定一个区域用来调节系统频率(也即采用FFC控制方式)，而其他区域则不参加二次调频，在有功失衡过程中只利用一次调节产生的裕量进行频率支援。这种方式的缺陷是负荷的缺额均由采用FFC的区域承担，使之负担过重。 c．互联系统均采用FFC控制方式，这种方式在实践中存在的困难是由于各子系统

频率测量的误差，导致系统间有功功率的振荡。

d．互联系统均采用CNIC控制方式，这种方式同样有前述第三种方式的缺陷，同时在系统发生有功失衡时不能够进行相互之间的支援，也无法保证频率的恒定。 e．互联系统均采用TBC控制方式，这种方式是由科恩首先提出来，并且己广泛地应用在互联系统的自动发电控制中，这种方式的优越性将在下面的文章中详述。 (2)TBC控制方式下的互联系统频率控制

所有的模块都是非线性、时变的和／或非最小相位的。在每个控制区，许多发电机被看成是一个机组。负荷在设定点的扰动影响了所有区域的频率和潮流线上的功率偏差。由于电力系统的参数不确定性，所以这必定会引起频率的瞬时震荡。它们的速度调节器越快去进行调整就越好。负荷频率控制一般需要在双区域电力系统中通过两个不同的控制行为实现：一次调节与二次调节。

因此，采用TBC控制方式可实现频率的无差调节，同时实现本区域的有功缺额由本区域的调频机组承担(单个区域的调度中心通过分配系数的设定将ACE分配到各调频机组)，而其他区域原则上只参加一次调频，通过联络线在频率下降的初期进行支援。随着频率的恢复，联络线上的支援功率趋向零，联络线上功率恢复为计划值。

结束语

自动发电控制(AGC)已成为实现电网经济优化运行的重要一步，也是电力技术向高层次发展的必然趋势。电网优化运行及自动调度作为发展方向，将与电厂自动控制系统建立越来越紧密的联系，这也是实现真正即时在线竞价上网的必经之路。

随着电网AGC机组总容量不断扩大和火电厂厂级实时监控系统的逐步设立，可实现电网AGC分层控制。对应于电力系统频率的不同波动特性，电网调度中心的EMS系统可分别采用直接控制到机组CCS系统和控制到电厂SIS系统方式来实现AGC。积极推行在火电厂SIS系统中应用EMS超短期负荷预报修正的发电计划曲线，来合理安排厂内各台机组发电，以减少电网AGC机组容量和AGC机组调节幅度、以及不必要的负荷上下波动，提高电厂运行的稳定性和经济性。

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