自动发电控制的基本原理与应用方法

694/694TOC\o"1-3"\h\z自动发电操纵的差不多原理及应用 3第一章自动发电操纵（AGC）在电力系统中的作用 3第一节自动发电操纵（AGC）进展概况 3第二节自动发电操纵（AGC）与电力系统优质运行 5第三节自动发电操纵（AGC）与电力系统经济运行 12第四节自动发电操纵（AGC）与电力系统安全稳定运行 13第五节自动发电操纵（AGC）与电力市场运营 14第二章电力系统自动发电操纵（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操纵的差不多概念 20第三节电力系统自动发电操纵（AGC）系统构成概述 24第三章自动发电操纵的差不多原理 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操纵系统 68第四章电力系统的自动发电操纵系统 68第一节调度端自动发电操纵系统概述 68第二节自动发电操纵系统（AGC） 69第五章自动发电操纵的信息传输系统 74第一节自动发电操纵信息传输规范 74第二节自动发电操纵方式及其信息传输系统要求 78第三节信息传输时刻延迟对自动发电操纵的阻碍 82第六章水电厂自动发电操纵系统 84第一节水电厂的自动发电操纵系统概述 84第二节水电机组的调节能力 85第三节水电厂自动操纵系统 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操纵策略 115第六节水电厂AGC操纵对一次设备的阻碍 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操纵方式 119第九节梯级电站负荷操纵方式 122第七章火电厂AGC操纵系统 126第一节火电机组的负荷调节能力 126第二节火电厂协调操纵系统 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操纵系统 148第五节燃汽轮机的AGC操纵系统 150第三篇电力系统自动发电操纵的实施 151第八章电力系统自动发电操纵的操纵策略与规划 151第一节电力系统自动发电操纵的操纵策略 151第二节电力系统自动发电操纵实施规划概述 155第九章电力系统自动发电操纵系统的实例 160第一节调度端自动发电操纵系统 161第二节厂站自动发电操纵系统 176第三节信息传输系统 179第十章自动发电操纵系统调试 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第十一章自动发电操纵系统性能评价和操纵策略 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的操纵策略 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 239第三节调节服务、负荷跟踪服务的猎取和调用 244第四节服务提供者技术条件的认证、服务性能评价 249第五节调节服务和负荷跟踪服务的成本、定价、交易结算 253自动发电操纵的差不多原理及应用自动发电操纵（AGC）在电力系统中的作用自动发电操纵（AGC）进展概况国外电力系统对自动发电操纵（AGC）的研究与应用电力系统自动发电操纵（AGC）原先称为“电力系统频率与有功功率的自动操纵”，对这项技术的研究能够追溯到几十年前，但它的进展和应用依旧在电力系统扩大以后，尤其是二十世纪五十年代以来，随着战后经济的进展，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操纵。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要紧部分——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操纵方面广泛采纳虚有差率调整准则，随着其欧洲部分统一电力系统的形成，又逐步过渡到采纳“频率——交换功率（TBC）”准则，自动操纵装置要紧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纳“频率——交换功率（TBC）”的操纵方式，自动操纵装置以TVA系统的高速频率负荷操纵装置、统一爱迪生系统的自动负荷操纵装置、堪萨斯电力照明公司的采纳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，采纳“频率——交换功率（TBC）”准则实现联合操纵，但各国内部的操纵准则和装置则多种多样，如法国内部采纳“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操纵。在日本，存在两个联合电力系统，分不包含三个和七个电力系统，操纵准则有固定频率操纵和固定负荷操纵等，系统之间多数采纳“频率——交换功率（TBC）”操纵，少数用选择式频率操纵，自动装置要紧是比例积分型。二十世纪六十年代，国外电力系统频率和有功功率的自动操纵工作又有了新的进展，操纵装置元件改用晶体管和集成电路，操纵原理由模拟式转向数字化，特不是七十年代以来，继美国NEPEX电力操纵中心采纳在线电子数字计算机实现了自动发电操纵、经济负荷分配和电力系统安全监控以后，各国竞相进展，进行基于计算机集中操纵的现代自动发电操纵技术的研究和应用，取得了明显的经济效益。我国电力系统对自动发电操纵（AGC）的研究与应用我国电力系统对频率和有功功率的自动操纵工作开始于1957年，当时确定以东北和京津唐两大电力系统进行试点。东北电力系统采纳“集中操纵下的分区操纵”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操纵，平常各区自行担负本区负荷变动，而不阻碍邻区，在系统频率降低时，则可相互支援，联络线负荷能够给定或定时加以修改，操纵装置由磁放大器及自整角机组成。京津唐电力系统采纳分散式操纵方案，要紧特点是在各主导电厂中分不装设系统微增率发生器，对电厂机组进行操纵，线损修正采纳简化通道方案分散在电厂中进行，因而能够不用或少用通道实现整个系统的频率和有功功率的自动操纵，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操纵（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操纵方案”，确定近期采纳“主系统集中操纵下的地区分散制”操纵方式，远期逐步过渡到“频率——联络线交换功率”（TBC）操纵方式，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操纵工程，系统进入了水火电厂联合自动调频时期。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操纵制造条件。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，参加自动发电操纵的电厂将扩大到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操纵将得到完全实现。由上可见，我国电力系统频率和有功功率的自动操纵工作起步并不晚，通过一段时刻的工作，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差不多实现了自动调频和不同规模的多厂有功功率操纵，系统频率在0.05Hz以内的累计时刻一般都在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。惋惜由于十年动乱，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，又迎来了自动发电操纵新的进展机遇。特不是随着各网、省（市）电网能量治理系统的建设，各电力系统普遍进行了基于计算机集中操纵的现代自动发电操纵技术的研究和应用。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年投运时刻为3963小时。1994年，华东电网在网、省(市)调SCADA功能有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动身，确定了FFC-TBC的AGC操纵的策略，即华东电网总调度所实行“定频率操纵（FFC）”，三省一市调度所实行“联络线功率——频率偏差操纵（TBC）”。并提出了AGC工作在6年中分三个时期进行的工作步骤，三个时期工作中心分不是：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，并采纳北美电力系统可靠性协会（NERC）的A1、A2标准评价操纵性能。2001年，华东电网又采纳NERC最新推出的CPS标准评价操纵性能，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，特不是±0.1Hz的合格率有了较大的提高。1995年，华东电网±0.2Hz的频率合格率为99.76%，±0.1Hz的频率合格率为84.49%；2002年，华东电网±0.2Hz的频率合格率为99.994%，而±0.1Hz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。自动发电操纵（AGC）与电力系统优质运行电力系统频率质量对社会和电力企业的阻碍众所周知，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操纵参数，与宽敞用户的电力设备以及发供电设备本身的安全和效率有着紧密的关系。频率波动对发电厂设备的阻碍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。频率的变化会阻碍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，那个频率被称为临界频率。依照这一定义，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专门大的关系。即使频率下降的幅度专门小，水泵的出力也会降低专门多，因此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，只是阻碍的程度较小而已。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，现在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。频率波动对用户设备的阻碍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峻阻碍。尽管许多用户设备能在较宽的频率范围内正常工作，但随着科学技术的进展，一些新的电子设备及周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。依照IEEE446-1995标准和BSEN50160:1995标准，±0.5Hz的是许多最终用户设备的频率波动的最大容限。频率波动的长期积存效应也会阻碍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，然而仍有部分设备依旧以电力系统作为参照系，特不是那些与时刻有关、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刻对时的手段，如要依靠人工对时，则工作量巨大，如以电钟为计时手段，既可保持时刻的准确度，又可降低电度表的结构复杂性和造价。频率质量改善对经济效益的阻碍众所周知，频率偏差反映了发电与负荷间的不平衡，特不是频率偏高，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，以及能源的白费。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，从政策上鼓舞电厂多发电，以发电量为电厂的要紧经济考核指标，在这种情况下，发电厂普遍存在抢发电（超打算发电）的现象，特不是在年底岁末，发电厂为完成生产指标，抢发电的现象更为严峻，使电力系统大多数时刻处于高频率运行，系统的平均频率必定高于标准频率值。以华东电网为例，通过了20世纪八十年代中、后期及九十年代初期的建设和进展，到1995年，华东电网迎来了发电容量差不多满足用电需求的局面，差不多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，由此引起的能源白费可用公式1.2.1推算：能源白费（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）假如式中频率偏差系数按2200×103kw/Hz、标准煤耗按378×10-6T/kwH计算，可推算出1995年华东电网因频率偏高白费了能源合标准煤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）假如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。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，但频率偏差必定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能够看出尽管系统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，能够推算出电力系统在高频率时多消耗的能源。假如依照图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，能够推算得到，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。因此，一个正常运行的电力系统，其高于标准频率的运行时刻是不可能等于零的，但通过对同一个系统不同频率分布曲线的分析、比较，能够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。电力系统频率指标和操纵要求确定频率指标和操纵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，必须依照各电力系统的特点，提出频率指标和操纵要求。为此，需要考虑的问题有：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。确定频率的正常操纵范围应考虑三个重要因素：对发电、用电设备经济性的阻碍，使其能发挥最佳的效率。对故障状态下频率同意范围的阻碍，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同意范围。对安全性和经济性的综合分析。由于电力系统绝大部分时刻必须运行在频率的正常操纵范围之内，因此，确定频率的正常操纵范围对电力系统运行的经济性阻碍较大，假如放宽对频率正常操纵范围的要求，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；然而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同意范围内的难度。故障状态的频率同意范围。规定故障状态下的频率同意范围需考虑的因素有：对发电、用电设备功能性的阻碍，不能阻碍设备的正常功能。对发电、用电设备安全性的阻碍，不能造成设备的损坏。对电力系统运行安全性的阻碍，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同意范围往往分为几级：常见故障（如N-1故障）状态下的频率同意范围。严峻故障（如N-2故障）状态下的频率同意范围。特不严峻故障（如多个设备故障）状态下的频率同意范围。电力系统解列成几块运行时故障状态下的频率同意范围。频率越限的同意时刻规定频率越限后恢复至正常范围的同意时刻需要考虑的因素有：频率越限的连续时刻对旋转设备寿命的阻碍。在频率越限故障处理期间发生第二次事件的危险性。假如发生第二次事件，可能会导致系统频率越出相应故障状态下频率同意范围，从而产生切负荷装置动作等严峻后果。例：澳大利亚国家电力市场的频率标准和运行原则是：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。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。当系统发生突然和非打算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。当系统发生突然和非打算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。当系统发生突然和非打算的多重故障时，应保证系统频率不越出表1-2-1所示的“极端严峻故障频率带”，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频率带名称频率带范围（Hz）恢复至单机故障频率带的时刻要求恢复至正常频率带的时刻要求正常正常频率带49.9~50.1————负荷变化负荷变化频率带49.75~50.25——5分钟单个发电机解列单机故障频率带49.5~50.5——5分钟其它可信故障可信故障频率带49.0~51.060秒5分钟极端严峻故障极端严峻故障频率带47.0~52.060秒10分钟国内外电力系统频率指标和操纵要求的对比电力系统由于规模、系统特性等不尽一致，因此，对系统频率操纵的要求也不尽相同。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。然而，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是一个严峻然而可控的事件；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，它表示动身电与负荷之间存在巨大的不平衡。因此，一般来讲，规模越大的电力系统对频率操纵的要求越严。对系统频率操纵的要求表1-2-2列出了澳大利亚、英国、北美、中国电力系统对频率操纵的不同要求。表1-2-2各国电力系统对频率操纵的要求频率偏差（Hz）澳大利亚国家电力市场英国国家电网美国东部电网美国得克萨斯电网中国华东电网0.03正常状态0.05正常状态警戒状态(+0.05Hz)0.1正常频率带警戒状态异常状态(+0.1Hz)0.2正常频率带故障状态正常频率带0.25负荷变化频率带故障状态0.5单机故障频率带法定目标频率带严峻故障状态严峻故障状态故障频率带0.8故障频率带1.0可信故障频率带严峻故障频率带3.0极端严峻故障频率带对时差操纵的要求表1-2-3列出了各电力系统对时差操纵的要求。表1-2-3各国电力系统对时差操纵的要求澳大利亚国家电力市场英国国家电网美国东部电网美国得克萨斯电网中国华东电网10秒10秒10秒3秒30秒对频率操纵的指标要求各电力系统对频率操纵的指标要求形式不尽相同，大致有两种类型：频率合格率指标即对频率操纵效果的评价，以将频率操纵在规定范围内的时刻为依据，澳大利亚和我国电力系统采纳的是这种评价方法。澳大利亚国家电力市场要求频率操纵在50±0.1Hz范围内的时刻应达到99%以上，但实际上，其操纵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±0.1Hz范围的时刻累计共有242分钟，事实上际合格率达到99.97%以上。我国有关技术规程规定，电力系统频率操纵在50±0.2Hz范围内的时刻应达到98%以上。随着我国电力系统规模的扩大，频率操纵技术的提高，在电力系统内部，对频率操纵合格率的要求正在逐步提高，有的电力系统已把对频率操纵合格率的要求提高到与澳大利亚国家电力市场的要求一样。而2002年华东电网的50±0.1Hz频率合格率实际已达到99.93%。频率分布统计指标频率合格率的评价方法是存在缺陷的，从满足频率操纵在50±0.1Hz范围内的要求来讲，50Hz与49.91Hz是没有区不的；但从发电设备和用电设备的运行效率来讲，其意义是不同的，从这一含意来讲，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操纵的效果。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±0.1Hz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，两网的频率分布依旧有较大的差不。图1-2-3和图1-2-4分不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纳频率分布统计指标作为频率操纵的评价依据。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），年操纵目标见表1-2-4。表1-2-4北美各互联电力系统年频率操纵目标（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年频率操纵目标（ε1）0.018Hz0.0228Hz0.020Hz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，在频率操纵的效果上，还有较大的差距。自动发电操纵是保证系统频率质量的重要技术手段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，要将电网频率始终操纵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，尽管从理论上这些机组都能够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操纵下，机组的出力变化依旧不可能跟上600Mw/分钟的负荷波动的；更况且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依照负荷可能对管辖范围内的发电厂安排了发电打算曲线，而且随着负荷可能时段的细化（从24点到96点），发电打算曲线更接近实际负荷变化的情况。然而，负荷可能本身一般存在着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可能可能存在500~1000Mw的偏差；同时，发电厂在执行发电打算曲线时，存在着未按照规定时刻加减出力的情况，图1-2-5表示了某发电厂的某日发电曲线，从图中能够看出，该厂发电出力曲线上升的时刻比打算曲线提早了将近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。随着电力系统的进展，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，在不久的今后，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峻偏差，而靠人工调整发电出力则需要较长的时刻，才能达到新的平衡。针对这些问题，出路只有一个，即采纳自动发电操纵（AGC）的技术手段，对电力系统中的大部分发电机组，依照其本身的调节性能及在电网中的地位，分类进行操纵，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。自动发电操纵（AGC）与电力系统经济运行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宽敞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：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；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，因而是一个特不复杂的运行问题。电力系统的有功功率经济分配有两种计算方法：离线的经济调度所谓离线的经济调度，确实是依照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，计算以后几天（要紧是次日）的开停机打算、以及规定时刻间隔（如每小时）各运行发电机组的发电打算和联络线交换打算。计算目标是在满足安全和质量的条件下，每个时刻间隔电力系统的总运行成本（或费用）最低。在线的经济调度由于离线的经济调度是基于较长时刻（天）的预测数据进行计算的，其预测结果不可能完全准确；且其安排的发电打算时刻间隔也较长，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缘故偏离所安排的发电打算。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，需要不断地依照当前电力系统的实际运行工况，以及对下一个时刻间隔（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。自动发电操纵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纳等微增率的原则，其计算所得的结果，正好与调度员人工操纵的适应相反。在调度员人工操纵方式下，调度员无力监视系统中众多的中、小的负荷，只能通过操纵少量大机组的出力来进行调节；而依照经济分配的原则，那些经济性较高的大型发电机组大部分时刻应该满负荷或接近满负荷运行，而要紧由经济性较差的中、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，这些要求差不多上人工操纵无法办到的，特不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操纵的手段，而自动发电操纵（AGC）为在线经济调度的实现提供了良好的条件。在现代的能量治理系统中，自动发电操纵（AGC）软件包中一般都包含两部分要紧功能：负荷频率操纵（LFC）和经济调度（ED）。LFC最差不多的任务是通过操纵发电机组的有功功率，使系统频率保持在额定值，或按打算值来维持区域间的联络线交换功率。LFC对发电机组的操纵量一般由经济调节重量和区域操纵偏差（ACE）调节重量两种重量组成，其中ACE调节重量依照频率偏差和联络线功率偏差计算得到；而经济调节重量则是由ED给出的。ED的任务是依照给定的负荷水平，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（即机组通常的差不多出力）和一组经济分配系数，并将其传送给LFC，作操纵机组出力用。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的操纵下，有时会偏离经济运行点，而ED的计算结果能够使偏离经济运行点的机组重新纳入经济运行的轨道。自动发电操纵（AGC）与电力系统安全稳定运行自动发电操纵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；为了爱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，如此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专门快的过程，一般在几十秒内完成，自动发电操纵是无法挽救的。然而，正如本章第二节、二.“电力系统频率指标和操纵要求”中指出的，频率操纵的正常范围，对电力系统发生故障时是否会越出相应故障状态的频率同意范围阻碍专门大。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，究其缘故，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。能够设想，假如那时发生的是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。尽管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，然而，正如第二节中指出的，随着单个设备、单个电厂容量的扩大，设备故障可能阻碍的功率也越来越大。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，是特不重要的问题。其中一个特不重要的措施确实是要充分发挥AGC的作用，始终将系统频率操纵在标准频率附近。自动发电操纵与联络线潮流操纵在电力系统中，能够依照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。在如此的电力系统中，假如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，从而带来不可估量的损失。因此，有效操纵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。而自动发电操纵（AGC）是操纵联络线功率的有效手段。在AGC分区操纵的模式中，互联电力系统划分成若干个操纵区，而操纵区之间的联络线一般差不多上电气上联系薄弱的联络线。AGC的要紧操纵目标确实是操纵联络线输送功率不偏离打算值，从而为整个系统的安全稳定运行制造了条件。在各个操纵区内部，也会存在电气上联系薄弱的联络线，由于这些联络线处在操纵区的内部，联络线功率可不能作为AGC的操纵目标来执行，然而，当AGC与网络分析软件中的“安全约束调度（SCD）”相结合，SCD能够将校正联络线功率越限的操纵策略传送给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，自动发电操纵并不是直接消除电力系统稳定问题的工具，然而，自动发电操纵使电力系统始终处于正常的状态运行，能够为预防稳定问题的产生作出贡献。自动发电操纵（AGC）与电力市场运营自动发电操纵对电力市场运营环境的作用近几年，随着经济全球化的进展，以发、输、配企业重组和电力、电量竞争交易为要紧特征的电力行业市场化进程在世界各国迅速展开。然而，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。正如本章往常几节所述，自动发电操纵对电力系统的安全、优质、经济运行发挥着重要的作用，因而自动发电操纵是保证电力市场正常开展的重要工具之一。电力市场需要稳定、可靠的运营环境，自动发电操纵是保证发、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。电力市场运营的目标之一确实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。自动发电操纵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要紧工具。因而，自动发电操纵是电力市场运营的重要技术手段。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，按交易量操纵好联络线功率，而自动发电操纵正是操纵联络线功率的有效手段。历史的经验告诉我们，没有自动发电操纵的技术手段，依靠人工调节是专门难操纵好联络线功率的，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操纵月合格率仅为23.22%，其中最高的联络线功率操纵月合格率也只有35.69%（详见表1-5-1）。1998年以后，华东电网各省、市广泛采纳了自动发电操纵技术，联络线功率操纵合格率逐步提高，近年来，省、市联络线功率操纵月合格率已达到90%以上。由此可见，自动发电操纵是开展联络线电力、电量交易的重要技术保证。表1-5-11995年华东电网省、市联络线功率操纵月合格率统计（%）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年平均上海15.9322.0321.9925.0428.0027.8423.3118.3321.4625.9824.6016.4322.58江苏16.3719.7419.7822.1121.0023.3217.8911.7813.0321.5624.3318.0519.08浙江24.8021.7118.4125.4126.8627.4124.5324.4020.8025.0922.9921.1823.55安徽25.7827.0732.3425.9724.4732.3231.6216.4518.8335.6931.2321.6626.95自动发电操纵在辅助服务市场中的作用在电力市场环境中，自动发电操纵的商业表现形式为提供调节服务和负荷跟踪服务，尽管负荷跟踪服务能够用人工操纵的方法来实现，但采纳自动发电操纵下跟踪负荷曲线的方法提供服务能得到远比人工操纵更好的效果。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）差不多上由同一个设备（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，保证频率质量和操纵联络线功率服务的，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能够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，依照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。依照统计，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。自动发电操纵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，必定对其技术的表现形式——自动发电操纵提出更高的要求。1，系统操纵策略的改进在传统的运行条件下，自动发电操纵的费用与电能的费用捆绑在一起，系统操纵者往往仅考虑操纵的性能，而对操纵的成本则较少顾及。对不同的操纵区，由于所拥有的发电资源不同，对自动发电操纵所付出的成本相差较大。在电力市场环境下，操纵成本成为系统操纵者考虑的重要因素，那些原本操纵成本较高的操纵区必定要寻求改变操纵策略。在北美，许多原本较小的操纵区纷纷寻求联合，组成规模较大的操纵区，实行统一的操纵，以便在较大的区域范围内优化资源配置，降低操纵的费用。2，操纵技术手段的改进随着操纵区的扩大，由操纵区的操纵中心直接对所有提供服务的机组进行操纵已越来越困难，实行分层操纵的区域越来越多；为了在更大的范围内实现资源的优化配置，向其它操纵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操纵中得到了广泛的应用。3，对操纵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，自动发电操纵既然作为商品来提供，其有关的技术条件（要紧是调节范围和调节速率）必须通过权威机构事先的验证，同时还要定期地进行验证；其操纵的性能要由运行操纵机构评价，作为服务费用结算的依据。在传统的操纵方式中，操纵性能评价要紧是针对操纵区的，而在电力市场中，操纵性能评价则进展为针对服务提供者（发电厂或发电商），这是一大进步。总之，自动发电操纵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操纵技术的应用制造了良好的条件。有理由相信，自动发电操纵技术在市场环境中将得到更大的进展。电力系统自动发电操纵（AGC）概述电力系统的负荷变化和频率波动电力系统频率波动的缘故电力系统频率波动的直接缘故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：ƒ=RMPp/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。关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，电力系统频率又能够用同步发电机角速度的函数来表示： ƒ=ω/2π （2.1.2）发电机的转子运动方程为： MT–Me=ΔM=Jdω/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：图2-1发电机转子运动传递函数方框图-–+PePTΔω12Hs图2-1发电机转子运动传递函数方框图-–+PePTΔω12Hs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，必定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，但它要紧取决于本台发电机的原动机和调速器的特性，因而是相对容易操纵的因素；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，是难以操纵的因素，是引起电力系统频率波动的要紧缘故。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要紧缘故，因此，研究电力系统负荷变化的规律是进行频率操纵的首要任务。关于各类负荷的变化规律需要研究的问题有：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）。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）。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操纵，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。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重量组成的：1图2-2电力系统的负荷变化曲线1第一种负荷重量是变化周期在10秒以内、变化幅度较小的负荷重量。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。第二种负荷重量是变化周期在10秒到数分钟之间的负荷重量。其变化如图2-2中2所示，属于这类负荷的要紧有电炉、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）第三种负荷重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缘故要紧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%以上。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。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打算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，第三种负荷重量又可依照发电机运行的实际情况，分解为差不多负荷（第四种负荷重量）和爬坡负荷（第五种负荷重量），如图2-3所示。差不多负荷（第四种负荷重量）的变化规律是：在一昼夜内负荷变化的幅值与第三种负荷重量相同，但在一个打算时段内（24点打算即为1小时，96点打算即为15分钟）保持不变。在两个打算时段之间以承担差不多负荷的发电机能达到的爬坡速率变化。一昼夜负荷变化改变方向的次数不大于打算时段数。爬坡负荷（第五种负荷重量）的变化规律是：负荷变化的幅值为每个打算时段最高与最低负荷之差。负荷变化率，在每个打算时段内与第三种负荷重量相同；在两个打算时段之间则与第四种负荷重量的爬坡速率有关。在每个打算时段内，负荷变化方向差不多是单调的。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：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。负荷变化率大，整个变化过程在瞬间完成。负荷变化是单方向，可不能自行改变方向。电力系统频率操纵的差不多概念通过对电力系统各种负荷重量变化规律的分析，有利于采取不同的措施，来操纵原动机功率和发电机电磁功率之间的不平衡，达到操纵系统频率的目的。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。频率一次调节的差不多原理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，必定引起电力系统频率的变化，现在，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/Δƒ（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，如转速的变化超动身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：PREFPTPeΔω-++-1R调速器和原动机12Hs+DPREFPTPeΔω-++-1R调速器和原动机12Hs+D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能够看出，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，依照IEEE的统计，电力系统综合的一次调节特性时刻常数一般在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，是锅炉中的蓄热临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刻是短暂的。不同类型的火力发电机组，由于蓄热量的不同，一次调节的作用时刻为0.5到2分钟不等。发电机的一次调节采纳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），机组之间互相阻碍小。然而，它不能实现对系统频率的无差调整。频率一次调节在频率操纵中的作用依照电力系统频率一次调节的特点可知，一次调节在频率操纵中的作用是：自动平衡第一种负荷重量，即那些快速的、幅值较小的负荷随机波动。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。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操纵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操纵系统频率。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频率的二次调节（AGC）电力系统频率二次调节的差不多概念―++B1RΔω―ΔPTPe+―PT12Hs+D―++B1RΔω―ΔPTPe+―PT12Hs+D集中的AGC算法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，是通过操纵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操纵，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纳了协调操纵系统，由自动操纵来代替人工进行此类操作。在现代化的电力系统中，各操纵区则采纳集中的计算机操纵。这确实是电力系统频率的二次调节，即自动发电操纵（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。集中的AGC算法图2-6频率二次调节模型框图频率二次调节的特点频率的二次调节(不论是分散的，依旧集中的调整方式)，采纳的调整方式对系统频率是无差的。在协调操纵的火力发电机组中，由于受能量转换过程的时刻限制，频率二次调节对系统负荷变化的响应比一次调节慢得多，它的响应时刻一般需要1~2分钟。频率的二次调节对机组功率往往采纳比例分配，使发电机组偏离经济运行点。频率二次调节在频率操纵中的作用依照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刻较慢，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。频率二次调节的另一要紧作用是实现频率的无差调整。频率二次调节与其它频率调节方式的关系由于响应时刻的不同，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刻，与频率一次调节的作用开始逐步失去的时刻差不多相当，因此，两者在时刻上配合好，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）。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，集中的计算机操纵也为频率的三次调节提供了有效的闭环操纵手段。频率的三次调节（负荷经济分配）电力系统频率三次调节的差不多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：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。在机组之间经济地分配负荷，使得发电成本（费用）最低。在地域宽敞的电力系统中，需考虑发电成本（发电费用）和网损（输电费用）之和最低。为预防电力系统故障时对负荷的阻碍，在机组之间合理地分配备用容量。在互联电力系统中，通过调整操纵区之间的交换功率，在操纵区之间经济地分配负荷。频率三次调节的特点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，更要紧的是要依照可能的负荷变化，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，需操纵的参变量更多，需要的数据更多，算法也更复杂，因此其执行周期不可能专门短。频率三次调节在频率操纵中的作用频率三次调节要紧是针对一天中变化缓慢的持续变动负荷安排发电打算（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。其在频率操纵中的作用要紧是提高操纵的经济性。然而，发电打算的优劣对频率二次调节的品质有重大的阻碍，假如发电打算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。发电机组的类型及其在频率操纵中的作用阻碍发电机组参与AGC运行的因素自动发电操纵的执行依靠于发电机组对其操纵指令的响应，而发电机组的响应特性与许多因素有关，如：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。发电机组类型的细分。如：汽包炉依旧直流炉的蒸汽发电机组、沸水堆依旧压水堆的核电机组、单循环依旧联合循环的燃汽轮机、低水头依旧高水头的水电机组。发电机组的操纵类型。如：汽机跟随、锅炉跟随、协调操纵；再如：滑压操纵、定压操纵。发电机组的运行点。如：阀门的位置、磨煤机的启停等。各类发电机组的响应特性蒸汽发电机组：大多数汽包炉的蒸汽发电机组采纳汽机跟随或锅炉跟随的操纵方式，锅炉跟随操纵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纳协调操纵方式，它能协调操纵燃料、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。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操纵棒来实现。压水堆核电机组调整发电功率需调整反应堆核内的操纵棒，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如何变化，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。燃汽轮机：单循环的燃汽轮机具有较高的响应速率，依照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。水电机组：水电机组的发电功率变化范围大，响应速率高，依照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。各类发电机组在频率操纵中的作用依照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，能够得出结论：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重量的调节。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。电力系统自动发电操纵（AGC）系统构成概述自动发电操纵（AGC）系统总体结构电力系统自动发电操纵（AGC）系统由主站操纵系统、信息传输系统、和电厂操纵系统等组成，其总体结构见图2-8。自动发电操纵（AGC）主站系统自动发电操纵（AGC）主站系统，又称能量治理系统（EMS），为实现自动发电操纵，EMS应由以下部分组成：（一）主站计算机系统能量治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，其要紧组成部分有：通信工作站：与远动装置(RTU)、厂站自动化