自动发电控制(AGC)介绍

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1、第一部分第一部分自动发电控制自动发电控制(AGC)内蒙古电网建设目标内蒙古电网建设目标 到到2010年，内蒙古电网形成以年，内蒙古电网形成以500千伏电网为千伏电网为主网架，主网架，“三横、四纵、三出口、一贯通三横、四纵、三出口、一贯通”，统一坚强、布局合理、输送通畅、技术先进的统一坚强、布局合理、输送通畅、技术先进的坚强电网。（三横即：巴彦淖尔包头呼和坚强电网。（三横即：巴彦淖尔包头呼和浩特汗海；达拉特永圣域丰镇；吉兰太浩特汗海；达拉特永圣域丰镇；吉兰太乌海布日都宁格尔。四纵即：丰镇汗乌海布日都宁格尔。四纵即：丰镇汗海锡林郭勒；宁格尔永圣域呼和浩特东；海锡林郭勒；宁格尔永圣域呼和浩特东；布日

2、都达拉特包头；乌海巴彦淖尔。布日都达拉特包头；乌海巴彦淖尔。500千伏千伏“三出口三出口”：丰镇至北京出口；汗海：丰镇至北京出口；汗海至唐山出口；宁格尔至河北南网出口。一贯通：至唐山出口；宁格尔至河北南网出口。一贯通：500千伏主网架逐步向东部地区贯通。）千伏主网架逐步向东部地区贯通。） 截至2006年底，公司资产总额348亿元，所属单位29个，职工28033人。管理运营的500千伏变电所10座，220千伏变电所81座。供电营业区所辖10个盟市平均1座500千伏变电站，81个旗县平均1座220千伏变电站。全网总供电负荷最高突破1000万千瓦大关，达到1043万千瓦，统调发电装机超过1700万千

3、瓦，东送京津唐电力最高210万千瓦。截至2006年12月31日，电网安全运行达到3415天。 一、一、概述概述1、自动发电控制的提出和主要功能 自动发电控制就是控制机组的出力使系统频率和区域间净交换功率维持在计划值，并且在此前提下使系统运行最经济。它的控制目标如下： (1) 维持系统频率在允许的误差范围内。国家电力行业标准规定: 系统频率为50Hz，对于装机容量在3000MW以上的电力系统，维持其系统频率偏差在 0.1HZ内； 3000MW 以下的电力系统频率偏差不超过0.2HZ。频率偏移引起的电钟误差累积值不超过5秒，超过时自动或手动矫正。 (2) 维持本系统对外系统的净交换功率在计划值，由

4、净交换功率偏移引起的交换电量偏差累积可以按峰、谷时段分别计算和偿还。 (3) 在满足频率和对外净交换功率计划的情况下，按经济原则安排受控机组出力，使整个系统运行最经济。2、AGC工作原理（1）AGC是闭环控制系统(2)、AGC的控制方式 AGC的控制方式决定着ACE的计算公式，AGC有如下三种基本控制方式： 定频率控制方式 （CFC） 在此方式下，AGC以维持系统频率在一给定值为目标控制机组出力，ACE中只包含由频率偏离给定值产生的ACE分量。 定联络线净交换功率控制 （CNIC） 在此方式下，AGC的控制目标是维持本系统与相邻系统的联络线净交换功率在计划值，ACE中只有净交换功率的偏移量。

5、联络线净交换功率与频率偏移控制方式（TBC） 在此方式下，AGC的控制目标是维持系统的频率及联络线净交换功率在计划值，ACE包括频率偏移产生的ACE分量及净交换功率偏移产生的ACE分量。（3）、 AGC的运行状态AGC的运行状态一般有三种：在线控制、监视和停运。 在线控制（ON） 当AGC的状态为在线控制时，AGC计算区域控制误差ACE、系统总出力及总负荷，发送控制命令到机组，监视机组的响应性能及AGC的控制效果即完成AGC的所有功能。 监视 （MON）当AGC状态为监视时，AGC只进行计算，不发送控制命令给机组，也不监视机组的响应情况。 停运 （OFF）当AGC处于停运状态时，AGC不进行任

6、何计算和处理。 ACE的计算公式由AGC的控制方式决定，ACE的基本分量计算公式有如下三种： 定频率控制 (1) 定联络线净交换功率控制 (2) 定联络线净交换功率及频率偏移控制 (3) 式中：B 系统的综合频率偏移特性MW/HZf 0 系统的计划（额定）频率HZf 系统频率的实测值 HZI0 本系统与相邻系统的净交换功率计划值MWPtj 第 j 条联络线的实际潮流功率MW当进行时差和交换电量累积偏差矫正时，ACE的值为上述公式计算出的ACE基本分量与调整量之和。（4）、ACE的计算与处理AGC还可以对交换电量累积偏差及电钟误差进行矫正，矫正可以人工启动或自动启动。矫正方法是在净交换功率计划和

7、标准频率上加上偏置Io和fo，用反方向的时间累积消除交换电量累积偏差E和电钟误差t。 时差矫正当进行时差校正时，ACE的调整量为式中： 为系统的综合频率偏移系数（MW/HZ）fo 标准频率偏移量，其值与实际时差反符号。fo不能太大，一般取0.02HZ，这样要矫正t5秒时，所需的校正时间T为： =35小时时差只能在AGC控制方式为定频率控制或定联络线净交换功率与频率偏移时矫正。 交换电量累积偏差矫正进行交换电量累积偏差E矫正时，ACE增加的调整量为： E 交换电量累积偏差值H 进行电量累积偏差矫正的小时数。交换电量累积偏差只能在AGC控制方式为定联络线净交换功率控制或定联络线功率与频率偏移方式时

8、矫正。 (5)、交换电量累积偏差及电钟误差的矫正为保证电力系统的安全运行，避免系统自然波动引起不必要的频繁调节，AGC对形成控制系统调节信号的区域控制误差ACE进行滤波, 抑制其高频分量，采用一阶低通滤波， ACE 滤波后的值为， 公式如下： (4)式中：ACEFIL 滤波后的ACE值K 第K次滤波ACEDTF ACE的滤波系数计算ACE的积分值(ACEINT)ACE的积分值由下式求出式中：Tagc AGC的运行周期(6)、对ACE进行滤波(7)、计算AGC的总调节功率区域AGC的调节功率由两部分组成：一部分是ACE的比例分量，另一部分是ACE的积分分量。计算公式如下： 式中： PR 系统总调

9、节功率 PI 系统稳态调节功率 PP 系统暂态调节功率 GI 积分增益系数 GP 比例增益系数(8)、AGC的控制区间 AGC根据滤波后的ACE值划分控制区间，不同区间采用不同的控制策略，一般控制区间分为四个，如下图所示：紧急调节 许可调节 正常调节 死区 正常调节 许可调节 紧急调死区：当ACE的值在死区范围内时，AGC不给电厂控制器（ PLC ) 发送控制命令。正常调节区间：当ACE的值在此区间时，AGC根据PLC 的控制方式、基点功率承担方式及调节功率承担方式计算PLC的功率设定值及控制信号，不考虑区域控制误差 ACE的方向，将PLC的设定功率控制命令送到厂站端机组的调功装置。许可控制区

10、间：AGC计算出的PLC功率增量（PLC的功率设定值与其当前实发功率之差）可能有正有负，当ACE处于这一区间时，AGC只允许功率增量与ACE异号（即使ACE减小）的PLC改变其所控制的机组出力，其它PLC的出力维持其原值不变。紧急控制区间：当ACE处于紧急控制区间时，AGC忽略掉考虑经济性的机组出力分配原则，直接按紧急情况下的机组带出力原则调节出力，使 ACE值能迅速减小。（9）系统重要参数的监视与处理系统频率当AGC的控制方式为定频率控制或定联络线净交换功率及频率偏移控制时，频率量测无效或丢失的时间间隔大于给定值时，AGC则暂停，并发出报警信息通知调度员处理。当AGC检测出电网频差很大时（如

11、超过0.45HZ），AGC立即挂起，这时系统可能已属于事故状态，由人工处理。联络线的量测当AGC检测到一条或多条联络线的有功功率量测无效或丢失的时间间隔大于给定值时，AGC则暂停，并报警通知调度员。当联络线净交换功率偏差超过限值时，AGC则发出报警信息。电钟误差当电钟误差超过限值时，AGC发出报警信息，通知调度员。 （10）PLC的控制及PLC期望出力的计算AGC的控制信号 由电网控制中心送至厂站RTU, 再由RTU到电厂控制器PLC，然后PLC再对机组功率进行调节。PLC的参数如出力、调节速率及出力上、下限，由其所控制的每台机组的参数累加得出。PLC的控制方式（AUT）方式：处于此方式的PL

12、C由AGC直接控制。调度员人工下定值（SUB）方式：处于此方式的PLC由调度员人工控制。“当地”(MAN)控制方式：PLC处于在线状态，但PLC由电厂当地控制，而不受AGC控制。“离线”（OFF）方式：当PLC的控制方式为离线时，PLC处于停运状态，但必要时可以投运。“测试”（TEST）方式：处于此方式时，AGC对该PLC所控制的机组正在进行响应试验。（11）、PLC承担基本功率和调节功率的方式当AGC对机组进行控制时，每个PLC要选择其承担基本功率的方式，PLC承担基点功率的方式有以下三种：人工计划方式（“BL”方式）当PLC在此方式时，它所控制机组的基本功率从调度员输入的基本功率计划中获取

13、。平均方式 （“AV”方式）当PLC在此方式时，它所控制机组的基本功率是经济功率上下限的平均值。经济调度方式（“CE” 方式）当PLC在此方式时，它所控制机组的基本功率由在线经济调度ED程序计算，一般5分钟计算一次。PLC承担调节功率的方式有以下三种。不调节方式：当PLC在此方式时，它所控制的机组出力只跟踪它的基本功率，不参加ACE的调节。调节方式：当PLC在此方式时且ACE大于死区限值时，它所控制的机组要承担系统的调节功率，参与ACE的调整紧急调节方式：当PLC在此方式时且只有当ACE的值进入紧急调节区时，它所控制的机组才承担ACE的调整，承担系统的调节功率（12）计算PLC的期望出力(Se

14、tpoint)（B）由上式计算出的PLC期望出力，必须通过如下限值检查PLC响应速率限制：每个PLC的响应速率等于其控制机组的响应速率之和，根据PLC的响应速率计算出每个AGC周期允许该PLC的上升或下降最大功率增量，功率调节信号不能超出此功率上升或下降的增量。PLC的出力上下限：如果功率调节信号与PLC当前出力之和大于PLC出力的上限，当功率调节信号为正时，功率变化信号修正为：功率调节信号PLC出力上限PLC的当前出力如果功率调节信号与PLC当前出力之和小于PLC出力的下限, 且功率调节信号为负时，功率调节信号修正为：功率调节信号PLC出力下限PLC的当前出力死区限制：当PLC的功率调节信号

15、的值小于死区其限值时，功率调节信号设置为零。许可调节区检查：当ACE的值在许可调节区间时，AGC将封锁那些不能使ACE减少的PLC的功率调节信号。通过上述限制后有些PLC的功率调节信号不能被发送出去，因此必须对剩余的系统调节功率再分配，分配给那些能再承担调节功率的PLC。PLC的Setpoint最终值为： SetpointPLC的当前出力PLC的功率调节信号 （13） 监视PLC控制的机组对调节信号的响应当PLC控制方式为AGC时，对该PLC所控制机组要进行响应监视，在一定周期内，若Setpoint增量与实际功率增量之比小于一给定值时，则认为该PLC不能跟踪其控制信号，将此PLC挂起，并发出报

16、警信息，通知调度员。（13） 监视PLC控制的机组对调节信号的响应当PLC控制方式为AGC时，对该PLC所控制机组要进行响应监视，在一定周期内，若Setpoint增量与实际功率增量之比小于一给定值时，则认为该PLC不能跟踪其控制信号，将此PLC挂起，并发出报警信息，通知调度员。（14） 备用监视备用监视 备用监视计算给出系统的备用情况，它按一定的周期进行计算. 备用有以下三种：旋转备用 指在线的可以通过调速器使用的发电备用。运行备用 也称总备用，指在10分钟内有效的备用，为系统的旋转备用和10分钟之内有效的非旋转备用之和。调节备用 可以由AGC调节的发电容量，包括上、下两个方向的发电调节容量。

17、各种备用的算式如下：机组的旋转备用机组出力上限机组的当前出力系统的旋转备用为各机组的旋转备用之和。系统的总备用为系统的旋转备用和10分钟之内有效的非旋转备用之和。只有机组状态为AGC的机组才具有调节备用：机组的上升方向的调节备用机组出力上限机组当前出力机组的下降方向的调节备用机组的当前出力机组的下限系统的调节备用为各机组的调节备用之和。当备用监视功能发现系统的实际旋转备用容量小于求值时则发出报警信号。（15） 、AGC性能监视与统计根据北美电力可靠性联合会（NERC）制定的控制性能标准，在每一个AGC周期，都要计算出一些统计数据来监视AGC的控制性能，评价AGC控制效果的主要指标有：10分钟内

18、ACE是否过零；10分钟间隔内ACE的平均值是否越限ACE是否发生干扰发生干扰后，10分钟内ACE是否过零.每小时要统计的数据有：在每小时内，ACE 10分钟不过零的次数在每小时内，10分钟间隔内ACE的平均值越限次数在每小时内，ACE发生干扰后不过零的次数在每小时内，ACE的均方根值(16) AGC与其它应用的接口AGC程序与其它功能的接口有： (1) 从交易功率计划应用中获取净交换功率计划值。 (2) 从调度员潮流应用中获取机组的网损微增率。 (3) 从水火电协调优化计算应用中获取水电机组的边际费用。 (4) 从数据采集系统获取下列实时数据： 系统频率 电钟误差 各联络线上的有功潮流 机组

19、的出力 机组是否在线 机组调功装置的自动/手动状态二、单元机组负荷自动控制系统二、单元机组负荷自动控制系统热力发电厂的汽机和锅炉联合运行时，有母管制和单元制两种不同热力系统单元机组负荷自动控制的特点如下：（1）单元机组是由发电机、汽机、和锅炉共同适应电网负荷要求的，它们共同保持机组的稳定运行（2）从负荷变化时的动态特性看，锅炉具有较大的惯性，即从燃烧率改变到气压变化有较大的滞后和时间常数，相对而言，汽机的惯性要小的多（3）从电网运行的经济性考虑，一般应由效率较高的单元机组承担基本负荷（4）为了提高电网的自动化水平，要求中调发出的负荷分配指令 对发电机进行连续控制。单元机组负荷控制的基本方案单元

20、机组负荷控制的基本方案1、锅炉跟随控制方式 由汽机调节器控制输出功率，由锅炉调节器控制气压。当功率给定值变化时汽机调节器改变调节阀开度，从而改变进汽量，使发电机输出功率迅速满足负荷要求。调节阀开度改变后锅炉出口气压（机前压力）随即变化，于是通过锅炉调节器改变燃烧量。特点：机组能快速满足负荷要求，但压力波动大。2、汽机跟随控制方式 当功率给定值变化时，通过锅炉调节器控制燃烧量（此时给水和送风也相应变化），待机前压力改变后，才通过汽机调节器改变调节阀开度，使输出功率符合功率给定值要求特点：压力波动小，但负荷适应能力差。3、协调（联合）控制方式 前馈-反馈复合控制为基础功率偏差和气压偏差信号同时送到

21、汽机调节器和锅炉调节器，在稳定工况下，实发功率NE等于功率给定值N0，机前压力Pr 等于压力给定值P0 当要求增加负荷时，将出现一个正的功率偏差信号N0- NE 此信号通过汽机调节器开大调节阀开度，增加实发功率，同时这个信号也作用到锅炉调节器，使燃料量增加，增加蒸汽量。当调节阀开大时会立即引起机前压力下降，尽管此时锅炉已经增加燃料量，但由于燃料-机前压力通道有一定惯性，这时仍然有正的压力偏差（ P0- Pr）信号出现，这个信号按正方向作用到锅炉调节器，继续增加燃料量，同时反作用到汽机调节器，力图使气压恢复到正常数值。正的功率偏差信号和负的压力偏差信号作用的结果，会使调节阀开到一定程度后停止，这

22、时汽机实发功率还没有达到功率给定值，这种状态只是暂时的，因为正的功率偏差信号和负的压力偏差信号同时通过锅炉调节器使锅炉增加燃料量，随着机前压力的逐渐恢复，压力偏差信号逐渐减小，这时汽机调节阀在正的功率偏差信号作用下继续开大，提高实发功率，直到功率和气压均与给定值相等，机组达到新的稳定状态。特点：1、协调控制方式允许气压有一定波动，以便能充分利用锅炉的蓄热量，使机组能较快地适应电网的负荷要求。2、由于锅炉调节器接受功率偏差前馈信号，能够迅速的改变燃料量，可使机组功率较快的达到功率给定值。三、三、经济调度经济调度(ED)经济调度应包括两种方式的经济调度，算法相同，都采用等微增率法，可以考虑网损修正

23、，但分配的功率范围和用途不同。一种是控制经济调度(Control ED 即 CED )，一般每5分钟计算一次，给AGC控制的机组提供基本功率和经济参与系数；另一种是系统经济调度(System ED 即 SED )，计算周期可以由调度员整定，系统经济调度对系统中所有在线机组进行经济分配，给调度员提供机组的参考出力。后一种经济调度在 AGC不能真正投运的时候，其实用意义尤为重要，经济调度要考虑同一机组有多条微增率曲线的处理方法，机组微增率曲线一般以折线的形式给出即给出构成微增率曲线的一系列点。ED算法是根据拉格朗日方程通过迭代求得最优解的： Pi为机组i的出力，Ci为机组发电费用，Pd为系统负荷，

24、PL为网损功率1、控制经济调度（CED） 控制经济调度是对机组状态为AGC且其基点功率方式为“经济调度方式”的机组进行经济功率分配，为这些机组提供基本功率及经济参与系数。参加控制经济调度分配的功率为：MWCED系统当前负荷系统净交换功率计划机组状态为AGC、基点方式为“BL”方式机组的基本功率机组状态为AGC、基点方式为“AV”方式机组的基本功率机组状态不是AGC机组的实发功率。控制经济调度要考虑的约束有机组出力上、下限及机组的正常调节速率。控制经济调度每5分钟计算一次（可调），它还由以下事件启动：当系统负荷的变化量超过AGC人员规定启动CED的MW变化阀值；机组的状态由非AGC状态转为AGC

25、状态，即转为AGC控制机组；AGC控制机组的基本功率承担方式或正常调节速率发生了变化；AGC控制机组的微增率曲线发生了变化；调度员通过画面启动它马上计算。2、系统经济调度系统经济调度(SED)系统经济调度是系统范围内的经济运行，它向调度员提供所有可经济调度机组的经济出力。系统经济调度包括所有在线的可经济调度的机组。参加系统经济调度分配的功率MWSED为：MWSED系统当前负荷系统净交换功率计划系统经济调度一般15分钟计算一次（可调）遇到下述事件时要启动计算：系统负荷的变化量超过了规定的启动SED的MW变化阀值；离线机组投入运行；机组的微增率曲线发生了变化。系统经济调度的结果为全系统的机组提供最

26、佳出力参考值，调度员可以把这些机组的当前出力与系统经济分配的结果相比较，得到其实际发电与经济出力值差值。环保调度电量均衡调度第二部分第二部分自动发电控制考核标准自动发电控制考核标准负荷频率控制（1）电网在实际运行中，由于负荷连续随机变化，总存在发电与负荷之间偏差，从而导致电网实际频率与同步标准频率的偏移。为保证电网频率质量，需实时跟踪电网负荷的变化，保持电网有功功率的平 衡，对发电机出力进行必要调整。负荷频率控制（2）一次调整（primary speed control） ：由发电机调速器执行，对短周期负荷变化进行调整。二次调整（secondary control process ）：对周期较

27、长的负荷变化进行的调整，目前主要由自动发电控制（AGC）完成。负荷频率控制（3）LFC基本功能控制电网频率为额定值。控制系统内各区域间或联合系统内各子系统间的交换功率为给定值。按经济原则安排机组出力，使系统运行最经济。自动发电控制程序模块 数据采集与处理 负荷频率控制（LFC） 机组在线响应测试 备用容量监视 控制性能考核电网自动发电控制一些研究内容CPS标准及控制策略研究与EMS其它应用软件（短期负荷预报、安全约束最优潮流、发电计划）的联合；电力市场环境下的AGC（机组调节性能测试、电厂AGC承担调频辅助服务考核等）；现代控制理论（如最优控制）的应用控制性能考核标准 负荷频率控制的考核标准目

28、前有两种，即A1、A2标准和CPS1、CPS2标准。20世纪60年代以来，电力工程界一直采用A1、A2标准作为负荷频率控制的考核标准（如我国的华北和东北电网）。1997年北美可靠性委员会（NERC）采用CPS1和CPS2标准作为负荷频率控制的考核标准（我国的华东电网和南方电网目前也采用这一标准）。控制性能考核标准（A1、A2)A1标准 在任意十分钟内ACE至少过零一次。A2标准 任意十分钟ACE的平均值在Ld范围内。 （其中Ld=0.025*p+5，p为电网负荷最大变化速率）A1、A2标准特点基于工程经验的观点，物理概念直观，但没有任何数学分析基础；按A1、A2标准进行控制，要求ACE经常过零

29、，对机组调节比较频繁，在某些情况下（如频率偏差和ACE方向相反），不利于频率质量的提高；A1、A2没有反映各控制区对频率的贡献。A1、A2标准控制策略要点控制目标是使ACE在10分钟内经常过零并且平均值在规定范围内；按照ACE的大小和给定的静态门槛将ACE分为死区、正常区、帮助区和紧急区四个控制区；为确保ACE在10分钟内过零和区域故障1分钟内，ACE向减少的方向变化，在ACE不同的控制区内，机组有不同的调节控制方式。 CPS标准条件只适用于TBC模式控制互联电网中全部控制区域的ACE值是独立的 互联电网的频率控制建立在长期频率统计基础上 频率偏差服从正态分布 控制性能考核标准（CPS1、CP

30、S2)CPS1标准 要求CPS1大于100为合格，CPS1计算如（1.1)式，其中 （1.1) ACE1为控制区ACE一分钟平均值，f1为一分钟频率平均偏差， B为控制区电网频率特性系数， 为电网一分钟频率平均偏差目标均方根，n为分钟数；CPS2标准 要求十分钟ACE平均值在规定范围L10内的时间大于90 ， L10计算如（1.2）式 （1.2） 其中 为电网十分钟频率平均偏差目标均方根，B为控制区电网 频率特性系数，Bs为互联电网频率特性系数。CPS标准特点基于概率统计学原理导出，有严格的数学基础；CPS1、CPS2标准明确了互联电网各控制区控制目标，有利于互联电网频率质量的提高；着眼于控制

31、区域的长期表现，是一种长期控制性能指标；CPS1、CPS2标准不要求ACE在规定时间内过零，可以减少对机组不必要调节；有利于电网事故支援，并对事故支援作出正确评价CPS1标准推导设互联电网有n个控制区，其中第i个控制区ACE为， （1.3）将全部控制区ACE求和得到 （1.4)将整个互联电网看作与外网无交换的控制区， ，（1.4）式进一步简化为 （1.5)设互联电网频率在一段时间T内（如1年）的控制目标由（1.6）式表示， （1.6）式（1.6）两边平方，得 （1.7) CPS1标准推导（续）将（1.5）式带入（1.7）式，得到 （1.8）进一步得到 （1.9)将（1.9）分解为n个不等式，对

32、于每一个控制区得到控制性能式 （1.10)进一步导出（1.11)，CPS1标准推导（续） （1.11） 式（1.10）、（1.11)中，平均时间段选取为1年，给控制区域灵活性， 并且是长时期的统计值。CPS2标准推导令 ，（1.7）式变为， （1.12)将（1.5）式带入（1.7）式， 令 ，得到 （1.13）CPS2标准推导（续）将（1.13)进一步展开，得 (1.14)假设ACE相互独立，（1.14)交叉乘积项，从而 （1.15)将k表达式带入（1.15) （1.16) CPS2标准推导（续）（1.15)式交换求和号与取平均顺序，并分解成n个不等式,得到 （1.17)即 （1.18)为使9

33、0以上得时间ACE平均值满足要求，得到 （1.19)（平均值等于 中的 值，高斯分布90%的数据落在 之间） CPS标准控制策略CPS标准控制是追求CPS1的最大值，同时使ACE平均值在规定范围内；CPS标准控制目标是频率，按频率偏差大小，控制区间分为松弛区、正常区和紧急区;频率偏差与ACE方向相反时，ACE对频率恢复有帮助作用，不调整机组；方向一致时，可按A1、A2 标准控制策略实现。电网CPS考核内容日统计分时段信息 十分钟CPS1、ACE平均值和罚电量值、考核标识月年汇总信息 CPS1、CPS2值和罚电量累计 按CPS1值、ACE平均值分段计算十分钟罚电量：CPS1200，不计算罚电量；

34、100CPS1200, avg |ACE|L10，不计算罚电量；100CPS1L10，对十分钟ACE平均值超过L10的部分乘以（200CPS1)折换为电量 CPS1100，对十分钟ACE平均值未超过L10的部分乘以（100CPS1)折换为电量电网CPS考核第三部分第三部分TBCTBC方式下改善内蒙古电网方式下改善内蒙古电网AGCAGC控制控制性能的分析性能的分析 一、一、TBC控制方式介绍控制方式介绍 2001年5月11日华北-东北大网正式联网运行，为保证电能质量，华北电网的各分区AGC控制均采用TBC（联络线频率偏移控制方式），实现各控制分区各自负责本分区的负荷扰动。华北电网原AGC控制方式

35、 2001年5月之前，华北电网AGC控制方式是华北网调（兼京津唐中调）负责全网频率调整，采用定频率控制方式FFC；河北、山西、内蒙中调按计划调整流，负责省网间联络线功率控制，采用定联络线控制方式（FTC）。TBC控制模式特点 联络线频率偏差控制（TBC）是大区互联电网AGC的主要模式。理论上讲只要各控制区计算ACE的值值等于控制区本身的自然频率特性系数，各控制区就只承担控制区内部的发电或负荷扰动，而不承担控制区以外的发电或负荷扰动，这样就真正体现了电网调度公正、公平、合理的原则。AGC分层控制AGC分层控制指网调AGC程序统一计算各省（区）ACE，再通过远动或计算机通信下发ACE至各省（区）A

36、GC，AGC根据接收到的ACE信号调节各自控制区的机组，分层控制有利于体现网省调区域协调控制的优势华北、东北电网AGC均采用分层控制，华北网调AGC还向子站调频机组下发ACE信号采用TBC方式对输送电量、大容量发电机组的经济运行、事故支援、改善频率质量等方面都有很大的优势。这种方式的特点是，当华北电网的某分区负荷(或发电机出力)发生扰动时，均由本区域负责二次调频，通过区域中机组的出力进行调整，使系统频率和联络线潮流恢复到计划值。在调整过程中，无扰动分区中的机组不参加二次频率和功率的调整。调整联络线潮流和电网频率过程中，责任明确，分工清楚。二、影响AGC控制性能的因素1、频率的波动：2、系统备用

37、容量和AGC的调节容量。3、AGC机组调节速率三、影响AGC控制性能的分析及改善方法电力系统变化的负荷分量主要有三种：第一种负荷分量：变化周期在10-20秒之间、变化幅度较小的负荷分量，称为随机波动的负荷分量。对应的调整方式是发电机组的一次调节。第二种负荷分量：变化周期在10秒到数分钟之间的负荷分量，称为分钟级的负荷分量。对应的调整方式是AGC。第三种负荷分量：变化缓慢的持续变动负荷分量，又可细分基点负荷分量、爬坡负荷分量。对应的调整方式是AGC或人工调整。三、影响AGC控制性能的分析及改善方法1、对AGC机组来说，机组对负荷的响应实际上是一种负荷动态跟踪控制过程。因此，每当负荷发生变化时，首

38、先是机组的一次调频动作，然后是AGC开始动作，直到新的负荷与出力平衡，这个调节时间将大体与AGC的调节过程时间相当，随着负荷的波动，平衡重新被打破，新的调节过程开始，直到新的平衡为止。每达到一次平衡点，频率偏差就过零一次。因此考虑系统频率的AGC实用控制策略，就是当频率偏差较小时，AGC控制目标是尽量减小ACE的绝对值，当频率偏差较大时，AGC控制目标是尽量使ACE偏差和系统频率偏差的符号相反，因此，在AGC参与调整时，一定要使AGC的调节过程时间尽量与频率波动时间相符。三、影响AGC控制性能的分析及改善方法对第三种负荷分量的调整并不是必须采用AGC控制，可以采用人工控制，但是，第三种负荷分量

39、的调整在一段时间内(十几分钟，乃至数十分钟)对发电机出力的要求是单调增、或单调减的，大多数发电机组都能适应这样的要求，若能采用AGC方式对大量调节速率较低的发电机组进行控制，精确实现对第三种负荷分量的调整，则有利于减轻AGC调整的压力。因此，我们在AGC运行时，可以安排调节速率较快的AGC机组进行调整。对于变化缓慢的持续变动第三种负荷分量如基点负荷分量、爬坡负荷分量，可以通过主站功率设定的方法安排调节速率较慢的AGC机组进行调整。三、影响AGC控制性能的分析及改善方法2、在日常运行中，系统中应保持多少AGC可调容量，这是一个需要认真分析和解决的问题，特别是在供电负荷紧张的情况下，尤为重要。当然

40、，系统中保有大量的AGC可调容量，对维持电力系统频率质量有好处，但是这是需要付出代价的。发电机组保持AGC可调容量会减少正常的发电量，机会成本提高；投入AGC运行，机组的运行费用增加。在电力市场的环境中，AGC是发电机组向电网提供调节服务的技术手段，机组投入AGC运行应该是要在辅助服务市场中收取费用的。因此，了解在电力系统运行中对AGC调节容量的需求，并按此需求采购或安排发电机组的AGC可调容量，这样才能做到既保证电力系统的安全，又降低运行费用。确定AGC调节容量的需求，与负荷预计相似，是依据过去事实的规律，对未来的预测；与负荷预计不同的是，负荷预计考察的是负荷的幅值，而AGC调节的目标是平衡

41、负荷分钟级的波动，因此，确定AGC调节容量的需求考察的是分钟级负荷波动的幅值和速率。三、影响AGC控制性能的分析及改善方法目前，有两种从负荷数据中分离分钟级负荷分量的算法，并用统计分析的方法得到电力系统对AGC调节容量的需求，一种是滚动平均法，另一种是时段平均法。但这两种方法仅是系统过去对AGC调节的需求，为了得到未来系统对AGC调节需求的预计值，还需根据负荷的增长率、负荷特性的变化等情况，对统计分析的结果进行调整。有些电力系统以一天最高负荷的百分数来确定系统对AGC调节容量的需求，是一种在对长期运行数据统计分析的基础上得出的经验方法。依此经验，我们以蒙西电网最高负荷的1.1%来分别确定对AG

42、C调节的容量需求，如果用最大负荷6583MW来计算，则系统对AGC调节的容量为72MW。因此，我们在运行方式的安排上，要使AGC正常运行，最好每天留有70MW的AGC调节容量。三、影响AGC控制性能的分析及改善方法3、AGC机组的调节速率是影响AGC控制性能的一个很重要的因素，机组调节速率的能力是由机组本身的特性决定的。目前，蒙西电网AGC机组调节速率均能满足内蒙古西部电网自动发电控制（AGC）运行管理办法中规定的“直吹式汽包炉的机组负荷变化速率不低于额定功率的1.5%，其它类型机组的负荷变化速率不低于额定功率2%”的要求，但是，实际运行当中一些机组往往不能按实际速率参加AGC的调整。因此实时

43、掌握机组调节速率有助方式的安排和AGC机组的考核。三、影响AGC控制性能的分析及改善方法目前，我们的机组实际调节速率在线测试程序依据主站AGC软件实时记录的机组负荷指令曲线、实际发电曲线，计算出该有效控制段内机组实际的响应速率。这对改善AGC控制性能起到了一定的作用。下一步还要继续改进、完善这一功能。 四、进一步提高AGC整体运行水平几点建议1、在保持现有AGC机组的同时，在新增机组中不断推行AGC工作，投入运行可靠且调节容量、调节速率满足要求的AGC机组。四、进一步提高AGC整体运行水平几点建议2、实施AGC软件功能，提高AGC控制性能（1）把超短期负荷预测和AGC控制结合起来通过超短期负荷

44、预测，预知未来时段的负荷及相应的出力调整值，这样AGC可参考机组的性能及时调整出力，控制好ACE调节的基点，既能改善AGC控制性能指标，又能减少了各AGC机组的调节频率，从而真正减轻了调度人员的工作强度。（2）优化AGC模块蒙西电网AGC功能现没有考虑经济调度和电力市场条件下的AGC需求和机组选择，因此，在电力改革不断深化的今天，研究和探索电力市场下AGC的应用已成为我们一个新的课题。四、进一步提高AGC整体运行水平几点建议3、在技术和管理方面条件具备时，控制性能评价可尝试引入CPS1和CPS2标准A1、A2标准的优点是：通过执行A1、A2标准，能使各控制区域ACE始终接近于零，从而保证用电负

45、荷与发电、计划交换和实际交换之间的平衡。但A1、A2标准也有如下不足：在TBC方式下不能体现对频率质量的要求；A1标准要求ACE经常过零，从而在一些情况下增加了发电机组无谓的调节；不利于区域之间的事故支援。CPS1和CPS2标准在其它网省调已有一些应用，收到了很好的效果。值得我们学习和研究。四、进一步提高AGC整体运行水平几点建议4、加强对机组的运行管理(1)安排好AGC机组与非AGC机组运行方式。确保系统有一定的AGC调节容量。(2)在AGC调节中加大对调节好的AGC机组奖励力度，鼓励AGC机组多参与AGC的调整。AGC机组不能无故退出AGC运行方式，退出与否需经当值调度员同意。无故退出期间，不再享有AGC机组的补偿和奖励。依据情况应给一定的经济处罚。(3)AGC机组的调节速率不能低于预定的速率。若低于调节速率下限，则系统不再将其视为AGC机组，并提出警告。 谢谢大家谢谢大家