自动发电控制(AGC)

1、自动发电控制自动发电控制（AGCAGC） 1 1AGC的概述： 自动发电控制(Automatic Generation Control)，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的作用： 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。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

2、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。2 2AGCAGC的目的：的目的：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；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；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。3 3电力系统频率质量对社会和电力企业的影响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

3、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，如： 1.频率波动对发电厂设备的影响 2.频率波动对用户设备的影响 3.频率质量改善对经济效益的影响4 4电力系统频率指标和控制要求一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。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。5 5二故

4、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。6 6三.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。7 7电力系统的负荷变化和频率波动电力系统的负荷

5、变化和频率波动电力系统频率是同步发电机转速的函数： = RMPp / 120 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。电力系统频率又可以用同步发电机角速度的函数来表示： = / 2 8 8发电机的转子运动方程为： MTMe = M = Jd /dt 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。 d /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 = M），经规格化处理和拉氏变换后， PT Pe = 2Hs PT为原动机功率。 Pe为发电机的电磁功率。 H为发电机

6、的惯性常数。9 91010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。 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。1111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。电力系统的负荷一般分成三种 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

7、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； 第三种是幅度大、周期很缓慢的持续变动负荷，如生产、生活、商业、气象等因素影响的负荷。 按照负荷变化三种分量的分解，电力系统的有功功率平衡及其频率调整大体上也分为一、二、三次调节：（1）对于变化周期很短（10秒以内）幅度很小的负荷波动，由发电机组的机械惯性和负荷本身的调节效应自然吸收；（2）对于周期较短（13分钟左右）而幅值较小的负荷变化，由发电机组的调速器自动调节，通常称为一次调节；（3）对于周期较长（10分钟以内）而幅值较大的负荷变化，则通过控制发电机组的调频器来跟踪，通常称

8、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。1212频率的一次调节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。负荷频率特性 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。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。 13130inLLNiiNfPPf负荷频率特性系数负荷频率特性系数D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1414PDf 发电机组的频率特性

9、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。发电机组的功率-频率特性曲线的斜率为 R是发电机组调差系数；单位调节功率1515fRp fRp 1GKR电力系统的综合频率特性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。PL =( KG+D)=。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1616频率一次调节的特点一次调节对系统频率变化的响应快，综合的一次调节特性时间常数一般在10秒左右。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

10、于火力发电机组的燃烧系统。火力发电机组一次调节的作用时间是短暂的。次调节的作用时间为0.5到2分钟不等。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。它不能实现对系统频率的无差调整。1717电力系统频率的二次调节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。即一次调频是有差调节。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。实现了无差调节。1818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。在现代化的电力系统中，各控制区则采用集

11、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）。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;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。1919频率二次调节的特点频率的二次调节(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。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12分钟。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。2020频率二次调节的方法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

12、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。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。 PG =f.dt 。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。 PG =df/dt 2121系统频率的二次调节的方法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。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

13、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 系统中有n台机组，每台机组均配备有差调节器时，2222PG = PL=PG1 +PGi + +PGn =-f * （1/KG1 + 1/KGi + 1/KGn） = -f/KGS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 （2）计划外的负荷在调频机组间按一定的比例进行分配 （3）稳定后的频率偏差较大 2323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

14、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。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。 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。2424AGCAGC的系统体系的系统体系AGC是一个大型的实时控制系统，主要由下列三部分组成： （1）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； （2）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； （3）发电

15、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。2525系统构成系统构成2626控制回路控制回路AGCAGC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AGCAGC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。2727区域控制偏差（AREA CONTROL ARRER）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

16、意交换电量。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。ACE = PTi (IOJ - IOJ) + 10B f ( f0+f0) 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；2828电力系统的负荷频率控制（LFC-LOAD FREQUENCY CONTROL）

17、LFC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。2929f = （GA - LA + GB - LB ）/（KA + KB）Pt = （GA - LA ）* KB -（GB - LB ）* KA /（KA + KB）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 GB - LB = KB *f - Pt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

18、 = GA - LA或Pt = （LB -GB）+ KB *f = LB -GB 3030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。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。ACE = 10B *f ( f0+f0)3131定交换功率控制（FTC-FLAT TIE-LINE CONTROL）GA - LA = KA *f + Pt GB - LB = KB *f - Pt 在定交换功率控制方式中，控制调频机组有功功率来保持区域联络线净交换功率Pt=0。若： GA - LA = KA *f GB - LB = KB *f 利用这种模式进行控制，则不论哪

19、个系统的功率不平衡，都会影响系统的频率。当Pt=0时，调节过程停止，此时系统的频率不可能保持在稳定运行状态的。3232这种控制方式只适合于小容量的控制系统中，必须有另一控制系统采用FFC方式来维持系统的频率恒定，否则电网不能进行稳定的联网运行。在AGC系统中，定交换功率控制的区域ACE的构成只包括联络线净交换功率分量，一般不考虑频率分量。ACE = PTi (IOJ - IOJ)3333联络线功率及频率偏差控制（TBC）由两系统的联络线功率特性可知： GA - LA = KA *f + Pt GB - LB = KB *f - Pt 在联络线功率及频率偏差控制方式中，需要同时检测Pt和f，同时

20、判别负荷的扰动变化是在哪个系统发生，这种控制模式首先要响应本系统的负荷变化。3434控制系统根据区域控制偏差（ACE）来调节调频机组的有功功率。区域控制偏差（ACE）的计算公式如下：ACE = PTi (IOJ - IOJ) + 10B f ( f0+f0) =Pt +10B f这种控制方式只适合于小容量的控制系统中，必须有另一系统采用FFC方式来维持系统的频率恒定，否则电网不能进行稳定的联网运行。3535电力系统AGC控制策略的应用与配合即互联电力系统进行AGC控制的基本原则是在给定的交换功率条件下，各个控制区域负责处理本区域发生的负荷扰动。只有在紧急情况下，才给予相邻系统以临时性的事故支援

21、，并在动态过程中得到最佳的动态性能。根据这一概念，互联电力系统进行AGC控制策略要充分考虑以下因素：3636每个控制区域只能采用一种AGC控制策略互联电力系统中，最多只能有一个控制区采用定频率控制模式（FFC）在两个互联控制系统中，不能同时采用定交换功率控制模式（FTC）3737以两个控制系统组成互联电力系统为例，讨论各种AGC控制策略相配合的性能特点。FFC-FFC（定频率控制-定频率控制）不推荐FFC-FTC 不推荐FFC-TBC 可以采用FTC-FTC 不允许TBC-FTC 不推荐TBC-TBC 推荐采用3838电力系统AGC控制的有关问题在AGC控制时，应关注以下几个方面问题（1）实时

22、数据采样周期及精度要求（2）频率控制的策略（3）AGC控制策略与性能评价标准（A1|A2 CPS）（4）AGC机组容量及响应速度（5）控制区参数的设定3939频率的三次调节频率的三次调节指按最优化的准则分配负荷组成中变化幅度最大、周期最长部分的负荷，即责成各发电厂或发电机组按事先给定的发电负荷曲线发电。电力系统有功最优分配的主要内容分两个部分，即机组组合和经济调度。机组组合决定发电机组的运行和起停，经济调度则是在运行机组之间应用等微增率原则或购电成本最小原则做到负荷最优分配。4040频率三次调节的特点频率三次调节的特点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。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