摘要  结合当今电力系统中电网和火电厂自动发电控制（AGC）的实现技术，介绍了电网AGC技术的实现与发展，AGC实施中的NERC标准、火电厂实施AGC的控制方案，及电网和电厂之间相互联系的协同控制策略。指出互联电网 AGC采用 CPS标准进行控制考核是必然趋势，建议国内有关电力系统和热控专业科研部门加紧这方面的研究工作。

　　关键词  自动发电控制（AGC）  电力系统  火电厂  发展

1  引言

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)。AGC是通过控制发电机有功出力来跟踪电力系统负荷变化，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。基本目标包括使全系统的发电出力和负荷功率相匹配；将电力系统的频率偏差调节到零，保持系统频率为额定值；及控制区域间联络线的交换功率与计划值相等，实现各区域内有功功率的平衡。现代的AGC是一个闭环反馈控制系统，主要由两大部分构成：

（1）负荷分配器：根据测得的发电机实际出力、频率偏差和其它有关信号，按一定的调节准则分配各机组应承担的机组有功出力设定值。该部分为传统的电网调度功能实现。

（2）机组控制器：根据负荷分配器设定的有功出力，使机组在额定频率下的实发功率与设定有功出力相一致。电厂具备AGC功能时该部分由机组协调控制系统CCS自动实现。

从控制论的角度来看，AGC过程是一个通过调节控制区域中各发电机出力,使由于负荷变化和机组出力波动而产生的区域控制偏差(ACE - Area Control Error)不断减少直到为零的闭环控制过程。该系统可被看作一个多变量串级调节系统，其中负荷分配器的功能为该闭环系统中的主控制器，而机组控制器的作用为串级系统的内回路控制器，各内回路控制器与机组对象一起构成主控制器的执行机构。由于火电机组锅炉的惯性和迟延，使各火电厂在实现AGC时表现为惯性特性，出现与主控制回路频率调节快速性要求的矛盾。

AGC调节控制的是靠一次调频不能将频率偏移调节到允许的范围之内的一般在10s到3min之间变化幅度比较大的脉动负荷分量，脉动负荷分量引起的频率偏移较大（ 0.05Hz ~ 0.5Hz ）。

AGC随电力系统自动化在近年来发展很快，如1992年的文献[1]为国际IEEE对AGC的理解讨论，文[2]开展了对新的AGC标准实践的介绍。我国目前正实施厂网分离，AGC作为连接厂网的技术纽带，可靠的厂网相互协作对电网的稳定发展和电厂的高效运转都将起到十分积极的作用。

2.  电网AGC发展及其运行控制应用简介

2．1  AGC发展简介

电力系统产生的电能必须与消费的电能实时平衡，这只能靠自动调节和控制装置来维持。这种平衡不仅要在正常的稳态运行时而且要在各种扰动状态下从毫秒级到分钟级都能实现这一要求。为了满足这种调节与控制要求，电力系统自动装置可以分为正常运行自动装置、异常状态下的安全稳定控制装置及保护装置。火电厂及变电站都可以被认作系统中的自动化执行装置。电力系统自动化技术沿着元件—局部—子系统—管理系统的道路发展。理论发展可以分为3个阶段：60年代以前处在经典理论阶段；七八十年代注入了控制论，形成了以计算机为基础的现代理论阶段；90年代以后注入经济理论，而到达电力市场理论阶段。70年代中期，运用系统工程理论将现代理论的技术成果有机地组织在一起形成了EMS，AGC作为EMS的子系统随电力工业的改革而发展［1］。

电力系统自动化发展的主要表现是：40年代将数据展现在模拟盘上，增强了调度员对实际系统运行变化的感知能力；50年代开环的自动发电控制（AGC）将调度员从频繁的操作中解脱出来，并提出了电网调度自动化系统的概念，标志着现代电网自动化的开始［2］。60年代初，有些电力公司利用数字计算机实现电力系统经济调度，开始了计算机在调度中的应用。在1965年美国东北部大停电后，多数电力公司意识到依靠远动装置在模拟盘上显示信息的方式已远不能满足复杂电网安全运行的要求，开始把计算机系统的应用从以考虑经济为主转移至以安全为主，出现了所谓电网SCADA系统。这是电网调度自动化形成系统的一个台阶，具有代表性的系统是美国BPA的迪特茂调度中心。从70年代起，电网自动调频和有功功率经济分配的装置和自动调节系统不再独立存在，而是以AGC/EDC软件包的形式和SCADA系统结合，成为SCADA/AGC—EDC系统，这是SCADA系统出现后的电网调度自动化系统中第一次功能综合。

SCADA软件系统是AGC软件系统的“工作平台”，承担着多项与AGC任务有关的工作，主要包括：（1）对各AGC电厂/机组的实时运行信息和系统频率进行实时扫描和处理，将实时数据存放在EUT实时数据库中，供LFC周期性调用。如果系统频率和机组出力等重要遥测信息故障，将被置上坏数据标志，LFC将根据此标志立即将AGC控制挂起，或将机组转为备用状态。（2）接收AGC软件系统产生的控制信息，并下传至电厂RTU或监控系统。（3）收AGC软件系统产生的告警和事件信息，并进行显示、打印和记录。（4）周期性从AGC应用数据库中提取AGC运行数据，对AGC画面数据实时刷新。（5）将AGC应用数据库数据周期性备份到备用机。（6）主机故障时，自动在备用机上启动AGC软件系统。SCADA系统的信号主要分三类：遥测：被控发电机和区域联络线的有功功率信号经RTU、A/D转换为BCD码、按1200bps送调度中心；遥信：AGC投/切和发电机开/停状态信号经RTU按5us周期扫查送调度；遥控：即中调遥调ADS指令，AGC程序每8s（或4 s）运算产生一次输出。

电力公司在60年代末提出了用SCADA采集的实时信息对电力系统的扰动（开关操作、事故跳闸）进行在线快速分析计算，用以解决电网运行方式的在线研究和事故跳闸后果的预测。从70年代初开始，为了解决由于电网不可观察（SCADA采集的数据存在误差、通道可能中断、RTU可能停运等）带来的潮流计算不收敛（在离线电力系统计算时不会遇到），发展了各种基础算法，开发了网络拓扑、外部网络等值、超短期母线负荷预计、状态估计等一系列软件，建立可计算的所谓可观察区，将SCADA采集到有误差的“生数据”转变成潮流计算收敛的“熟数据”，建立了熟数据库。在这一基础上开发了调度员在线潮流、开断仿真和校正控制等所谓电网高级应用软件（PAS）。PAS投运后，电网运行方式的改变以及当前运行方式下遇到大扰动时的后果就可以通过PAS自动预计出来。网络熟数据库的建立，为各种电力系统的优化软件，如线损修正、无功优化、最优潮流等的开发提供了条件。自从PAS综合到电网调度自动化系统，形成了SCADA/AGC—EDC/PAS系统后，电网调度自动化系统从SCADA系统升级为能量管理系统（EMS）。EMS是以计算机为基础的现代电力调度自动化系统，主要针对发电和输电，用于大区级电网和省级电网。EMS由6个部分组成：计算机、操作系统、支持系统、数据收集、能量管理和网络分析。广义的EMS还包括调度员培训模拟系统（DTS）［1］。随着计算机技术、控制技术、通信技术和电力电子技术的不断发展，如今电力系统已经成为一个CCCPE的统一体，即计算机（computer）、控制(control)、通信(communication)和电力电子(power electronics)的产生、输送、分配装置以及电力电子装置。而且。在21世纪，不掌握电力市场知识便很难承担电力调度工作。

我国早在60年代就开始了离线潮流和经济调度程序的研制。1985年，科研部门和高等院校为我国电网开发的负荷预计、交换计划、火电分配及水火电分配、状态估计、调度员潮流、安全分析、故障分析等一系列EMS软件包已在少数网、省调系统投入应用。但由于受支撑软件的制约，构成系统时显示出其固有缺陷，应用效果不理想，不能达到实用水平。“八五”期间，部分电网与科研部门或高等院校合作开发了调度员培训系统(DTS)、状态估计、最优潮流等应用软件。由于DTS未与实时系统实现理想的结合，存在维护工作量过大的弊病；最优潮流由于入口数据不准确、网络基础参数不准确、计算结果可信度差，即使算出了最佳策略也不敢就此在电网中实施，使用效果不够理想。而后续开发的静态安全分析软件在技术上可直接采用SCADA实时数据库断面，实用效果就理想得多。以1989年“四大网”（ 华中、华北、华东、东北）EMS/AGC引进工程为契机，我国科研和生产单位开始了较为系统和全面地掌握EMS网络分析功能应用技术，采用系统设计思想，“自上而下”地消化吸收、开发设计了各个软件模块并投入应用。

当今EMS/AGC的实现技术可分为3类：使用传统RTU的结构，使用通用设备的结构，以及网络结构［8］。90年代电网自动化发展的方向之一是各级主站以EMS/DMS为基础的全局自动化，以保证电网的安全经济运行，提高整体工作效率。电网自动化发展的第2个特征是互联网络化。主站一体化功能通过主站局域网（LAN）进行的综合，而电网各层之间的信息交换则通过广域网（WAN）进行。互联网络化有2个概念：一是不同层次的调度中心主站间的连接；另一是主站与直属电厂和变电站群控制中心间的远程通信。对于前者，在交换信息的基础上，上一层的主站可以从全网的角度，为下层主站提供所需而又无法采集的信息，以帮助下层主站了解全系统以及相邻系统的情况，可使下一层的外部网络等值计算更加精确。而目前主站与直属厂站的计算机和RTU通信间的分工关系是：需要连续处理的信号由RTU通信承担，例如AGC每4s一次调节指令；至于日负荷曲线等，就由计算机通信实现。Diliaco提出今后的实时信息网将是统一的广域环形网，所有信息源和信息接受者均连至这个网络上，各取自已需要的信息。北京供电网为了高可靠而快速传输实时信息，已经按环形广域信息网的概念进行了规划，与Diliaco的想法不谋而合。目前正在建设中的国家电力数据网络(SPDnet)［11］也是以此为出发点。

2．2  AGC实施的NERC新标准

进行协调控制的火电机组在AGC中可看成一个带有一定迟延的调节对象，调节器在调度中心一方。对于有迟延的调节对象，在控制策略上已有许多算法（包括智能化算法）。对于产生AGC负荷指令的控制器控制策略，电网调度按考核标准要求进行改造，是提高响应速度和调节品质的重要环节。目前电力系统AGC性能按照NERC标准设计，分为平稳负荷和扰动负荷两种情况：

平稳负荷时的标准为A1和A2。A1标准要求ACE在每连续的10min内必须至少过零一次；而A2标准要求在每1h内，以10min为一固定时段计算ACE平均值，要求该平均值小于可允许值。扰动负荷时的标准为标准B1和标准B2。B1标准要求ACE在扰动负荷发生后10min内必须回到零；B2标准要求在扰动负荷发生后1min内，ACE必须向绝对值减小的方向变化。

NERC于1996年提出了AGC的新标准。主要标准为：

CPS1：类似于A2，但采用ACE和频率偏差的1分钟移动平均值（MAVG）计算；二者乘积大于阈值时，控制输出为ACE的1分钟移动平均值；

CPS2：类似于A2，每1h的ACE平均都在允许区域内；控制输出为ACE的1分钟移动平均值或预给最小控制值；

扰动控制标准：类似于B1，要求在扰动负荷发生后10min内，ACE必须回到零或回到扰动前水平；

SC（辅助控制）：ACE或频率偏差大时进行直接控制

控制策略的优先级为：按扰动控制标准控制的优先级最高、 CPS2控制、CPS1控制、SC辅助控制优先级逐渐降低。优先级高者屏蔽低者。CPS优于A1、A2之处为不再要求过零。,而且ACE带宽也较原放宽。这样可以减少机组不必要的调节，采用CPS标准考核还有利于电网故障后对事故支援的评价。

目前AGC的控制逻辑主要有：当电网事故频率偏差超过±0.45Hz时、对TLBC（联络线功率和频率偏差控制）和CLC（定频率控制）当电网频率测量失效时、对TLBC和CNIC（定净交换功率控制）当联络线功率测量失效时，AGC均立即自动暂停，20s不能恢复则AGC被挂起。当发电机组的功率测量失效时暂停对相应PLC/DCS的控制，20s不能恢复则该机组退出AGC。

3.  AGC在火电厂的实施与应用

3．1  火电厂AGC的监视和控制系统（微机分散协调控制DCS和CCS）

大型火电厂的监视和控制系统经过了模拟控制、功能设备分散方式的第1代数字控制（微机分散控制DCS）、分层分散方式的第2代数字控制三个阶段，其特征是各机组所用的计算机系统彼此孤立。目前正在向第3代数字控制发展，采用开放式工业自动化系统，构成火电厂综合自动化系统。一般分2级：机组级采用开放式DCS和顺序控制器，在线监控单元机组、输变电和辅助车间的生产运行；全厂级由MIS及厂站机构成，通过网络取得第一线的在线实时监控信息，并向第一线发布各种命令［3］。

在第3代控制系统中，全厂级可以向电力调度所提供全厂在线实时信息并接受命令，经全厂经济负荷分配计算后下达命令至机组级控制机组启停、出力和机组输出功率。该系统采用的技术有：①开放式工业计算机系统；②现场总线与智能变送器及伺服机；③大屏幕监视器；④先进控制技术。通信标准化MAP/TOP已获成功。DCS和PLC融合，DCS向小型化、分散化、多功能封闭型模块化方向发展，PLC向网络化方向发展。现场总线国际标准逐步进入实用阶段，不同厂家的产品仅需一个gataway接口就能接入DCS。由DCS实现的机组协调控制CCS和电调系统DEH已成为AGC闭环实现的基础。

3．2  AGC电网调度的厂站控制及接口控制方式

根据电厂对AGC控制方式的不同需求，可将电厂AGC控制模式划分为“调厂”模式和“调机”模式。所谓“调厂”模式，就是省调AGC软件系统将AGC电厂作为一台等值机组，计算并下达该电厂期望的出力，或将计算出的该电厂各AGC机组的期望出力相加，发送给电厂。对电厂内各机组出力的调节，由电厂自行确定。实行这种AGC控制模式的电厂必须安装了具有AGC功能的可靠的电厂自动化监控系统，这种模式也就是对电厂的整定值控制模式。所谓“调机”模式，就是由省调AGC软件系统通过RTU或电厂监控系统直接对电厂各机组的出力进行控制，电厂不能改变受控机对象、控制量的大小和控制方向。对只装有RTU的电厂，一般采用脉冲输出的方式改变机组电调器的输入，进而调节机组出力，也就是通常所说的“升降脉冲控制”。对装有监控系统的电厂，可按升降脉冲控制方式或整定值控制方式，由电厂监控系统对机组实施控制。

电网对电厂参加AGC机组要求的信息主要包括模拟量和开关量信号两大类：模拟量信号包括：每台发电机组的功率；AGC调整厂总有功功率；负荷调整指令的设定值；机组负荷变化率限制；机组负荷高限、低限。开关量信号包括：机组AGC待命方式 (可接收AGC)；机组处于AGC状态；机组出力限制；机组RUNBACK、RUNUP(快速减负荷、快速增负荷)。各系统间接口关系参见图2。其中调度指令负荷即为调度对机组出力的调整值；调度信号可用与故障表示调度 AGC遥调功能正常或不正常；AGC接口故障信号表示 CCS无法进行AGC调控；AGC接口 A/ M状态信号表示 CCS处于自动或手动的运行方式。

3．3  火电机组协调控制对AGC的适应性

影响火电机组负荷响应的主要因素有：锅炉响应的迟延特性：锅炉蒸汽产生的纯迟延时间一般在1.0～2.5 min间。滑压运行影响：机组负荷变动在滑压运行阶段(25%～75% MCR)，锅炉蓄热能力将随参数的变化而变化，变化方向恰好与负荷需求方向相同。锅炉蓄热能力的利用：负荷控制方案IEB、DEB等影响不同。

为协调机、炉间对负荷的不同响应能力，控制系统可采用3 个主要措施：

一是在锅炉侧增加负荷指令的前馈信号(比例+微分)；二是在汽轮机侧增加负荷指令的延迟环节(PTn)；三是当主蒸汽压力偏差过大时，增加调节汽门动作的限制作用。通过在DCS或DEH中采用频差-功率函数使AGC频率调节范围更灵活。目前频差-功率函数设置的转速不等率为5%（不等率小时调频能力强）；频差死区为±2rpm（即调频机组频率调节死区范围为±0.033Hz，避免机组输出电功率抖动）；频差调节范围为±12rpm，超过该区间时保持±20MW不变；调频能力±20MW，超过该区间自动限幅。

AGC对电厂的选择为：电网次日总的备用容量在次日最大预测负荷的8~10%之间；火电厂备用容量大于火电厂额定容量的30%，负荷变化率大于额定容量的2%。

电力市场对电厂AGC投运的选择按“电力系统调度自动化设计规程DL5003-01”条件为：根据最大的可调容量、最大的加减负荷速率，由高到低的顺序依此选择；根据计划上网电量成交电价，由低到高的顺序依此选择；根据备用容量及AGC辅助服务价格，由低到高的顺序依此选择。

4  结束语

AGC为保证电网安全、稳定运行发挥了重要作用。国内对互联电网和跨大区电网实现 AGC控制的研究还不多。互联电网 AGC采用 CPS标准进行控制考核是必然趋势，建议国内有关科研部门加紧这方面的研究工作。大型火电厂AGC的实施是电网调度自动化系统的组成部分之一。应在全面规划电网调度自动化的 AGC功能基础上确定电厂 AGC的控制方式，并与热控专业人员紧密配合，根据大型火电厂单元机组控制的特点和自动调整装置的类型，选择简单、可靠、适用而先进的AGC方案。进一步推动我国AGC及其电力事业的迅速发展。

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