随着电网规模的不断扩大，由调度人员凭运行经验调整全网发电出力与全网负荷平衡，保持电网频率为额定值并控制网际联络线潮流的劳动强度大大提高，调节难度也大为增加。由计算机系统辅助人工调节保证电网安全稳定、经济运行已成为现代大电网发展的趋势。自动发电控制AGC(Automatic Generation Control)正是实现这一目标的重要手段。虽然AGC原理并不复杂，但其实现及各个环节的关系远非模型那么简单。下面将参照一些资料和几年的工作实践，简要地介绍AGC的原理及其运行操作。
1 自动发电控制(AGC)基本原理
自动发电控制(AGC)的基本原则是要求各控制区域负责供应本区域的负荷，并经常假设整个互联系统中各控制区的频率基本相等。当某控制区域负荷发生变化时，起初的这个负荷变化是由各发电机组的转动动能来提供的，随着动能的消耗，整个互联系统的频率开始下降，系统中的所有发电机组都将响应这个频率的变化，增加出力并使频率达到一个新的稳态，此时，AGC的职责是经济地调整发电，使负荷的变化仅由本控制区域的电厂来供应，并使频率回升到它原来的整定值。总结起来讲，AGC有四个基本目标：
(1)使整个互联系统的发电与负荷基本平衡。
(2)保证电力系统的频率偏差在某一范围内，并使均值为零。
(3)在各控制区域内调节发电出力，使联络线功率偏差为零。
(4)控制本区域内的分配发电，使发电成本最小。
其中第四项是经济调度问题。下面分析在AGC中是如何实现以上前三项目标的。
1．1 区域负荷频率控制误差(ACE)
AGC的基本概念是区域负荷频率控制误差(ACE)。在国外，大约在50年代起，联络线功率频率偏差就被广泛应用于各互联系统。AGC的控制目标就是把本区域的控制误差(ACE)调整到零。
ACE = Pa-Ps+K(fa-fs)=△PaK△f （1）
式中：Pa——本控制区域净交换功率，输出为正（单位MW）；
Ps——本控制区域计划交换功率（单位MW）；
K——区域频率偏差常数（上海电网目前取54MW/0.1Hz）；
fa——实际频率数（单位Hz）；
fs——计划频率数（单位Hz）。
式(1)定义的AGC控制模式称为联络线偏差模式(TLBC)；式(1)中去除功率偏差项，此时的AGC控制模式称为恒定频率控制模式(CFC)；式(1)中去除频率偏差而仅保留功率偏差项，此时的AGC控制模式称为恒定联络线功率控制模式(CIC)。
ACE提供了AGC控制的一个静态目标，根据这个目标，每个区域在互联系统正常运行情况下能满足本区域的负荷需求。由于尺的存在，使该控制区域对互联系统频率的调整作出贡献。ACE如此定义是有其明确的物理意义的：设某区域中有APL的负荷变化。根据电力系统负荷以及汽轮机调速器的功率一频率特性可以导出以下两式(1)，见式(2)、式(3)。
由式(2)、(3)可知，如果选取本区域的频率偏差项k等于本区域的自然频率特性Ka，则在负荷不变的各区域内ACE均为零，而在负荷变化的区域内ACE值等于负荷变化值本身。这样，有负荷变化的控制区，通过AGC的二次控制，最后全部承担了其负荷的变化。可见尾的选择，对于有效和合理的频率控 制是十分重要的。
1．2 自动发电控制结构概述
AGC结构可由下面图1表示。
其中调速器／汽机的一次响应回路虽不是AGC控制回路的一个部分，但由于其重要性仍包含于其中。电力系统负荷波动的自然响应是由每台汽轮机调速器自发控制的。由图1可见，AGC基本上是一个负荷跟踪控制问题。按BLO方式(机组跟踪基准功率曲线方式)控制发电的机组的基点值是由区域跟踪控制确定的，其确定的依据是在几分钟内经济地满足预计的净发电要求，与此相关的功能模块是负荷预报模块和经济调度模块。对于未投用经济调度功能的EMS系统，AGC机组的基点功率也可按前一天安排的计划曲线来代替．区域调节控制的作用是确定以BLR方式(机组跟踪基准功率曲线并参与ACE偏差调节的方式)控制发电机组的基点增量值，即ACE对该机组的配额。在理想情况下，通过BLO方式机组的调节实现本控制区域中负荷与发电出力的大体平衡，而通过BLR方式机组的调节来实现对联络线偏差的精确跟踪，从而实现本控制区域中负荷与发电出力的最终平衡．因此，发电机组的负荷调节特性对AGC系统的性能有着重要影响。
2 AGC的考核标准及其定义
2．1 北美电力可靠性委员会的(NERC)AGC控制性能的定义
北美电力可靠性委员会认为控制区可用以下两个方法中的一个方法来衡量其控制性能：24h报告，或月度报告。对24h报告，控制区量测由性能分析委员会随意选择的每个月的24个小时期间的A1和A2。对月度报告，控制区连续监视A1和A2的一致性并在每个月末报告其结果。
对照控制性能准则(CPC)测量的控制性能的基础是控制区的区域控制误差(ACE)。用于控制性能计算的ACE值应是实际的、未经过滤的量。不正确的读数，诸如由于遥测误差或其它故障影响，应从计算中排除。CPC调查提供ACE的性能的两种指标：即A1——过零点和A2——Ld一致性。
2．2 北美电力可靠性委员会的(NERC)AGC控制性能准则控制性能的衡量指标需要区分控制区是在正常状况或扰动状况下运行。
2．2．1 正常状况控制性能准则：
(1)A1准则——过零点。A1准则要求一个控制区的ACE在前一次达到零的10min内回到零。控制误差定期地相交于零，目的是使不当交换的累积时趋向减至最小。
(2)A2准则——Ld一致性。A2准则要求在每小时内的6个10min期间的每一个平均ACE都在规定的极限内，该极限称之为Ld。这个准则以规定一个控制区ACE的平均最高范围来补充A1准则。
2，2．2 Ld计算
Ld＝(0．025)△L+5 MW (4)
式(4)中的Ld可用以下两个方法之一来计算：
方法A-△L是本控制区的冬季或夏季最高峰负荷一天从一个时钟小时至下一个时钟小时控制区负荷净电量的最大变化(增加或减小)。
方法B-△L是发生在一年内从一个时钟小时至下一个时钟小时负荷的任何10个变化(增加或减小)的平均。
控制区在性能分析员要求每年应确定其Ld。新的Ld在每年的3月1日生效。
2．2．3 扰动(事故)状况控制性能准则
在扰动期间，控制一般不能维持ACE在正常负荷变动的准则范围内。当由于突然失去发电或负荷突变而使ACE的采样值超过某一被称为Lm的极限时，就认为该控制区发生了扰动。Lm的值为Ld的函数，如式(5)所示： Lm＝3Ld (5)
造成超过Lm的ACE的正常负荷和发电的偏移(例如：抽水蓄能、电弧炉、轧钢机等)不包括在扰动状况的定义之内。
(1)B1准则——系统恢复。B1准则要求在扰动开始之后在10min内将ACE退回到零。属于以上规定的一个扰动状况变化之后，在一个不超过10min的期间内，ACE必须达到零读数。一个系统应保持足够的备用能力以完全恢复控制并在10min内回到正常运行。
(2)B2准则——恢复开始。B2准则要求在扰动开始后的1 min之内ACE开始趋向于零。属于以上所规定的扰动状况的扰动之后，ACE被允许在不超过1min的期间趋向于与阶跃变化相同的方向。
一个系统应保持能够的备用能力在1 min之后，ACE开始趋向于零。
3 AGC系统构成
AGC系统可分为两部分，即调度自动化EMS／AGC系统与厂站端CCS系统。本文仅介绍调度自动化EMS／AGC系统的构成。
3．1 AGC的系统结构和功能
AGC作为EMS的核心功能包含在EMS系统的RTGEN(实时发电)应用中，AGC与其他模块之间的主要数据流程可以用图1简单描述。
其中AGC由SCADA获得数据，其速率一般等于SCADA扫描速率的倍数。AGC的目标是稳态(较长期)控制而不是短期控制，主要支持以下功能：
(1)经济调度(ED)，其中经济调度分为控制型和建议型经济调度，建议型调度不用于控制用途。
(2)发电计划(GS)。GS分为电厂基点计划(BSKED画面)、减出力(deration)计划(DERATES画面)、燃料成本计划(FCOST)、燃料使用计划(FSKED)、备用计划(RESERVE)、交易计划(TRSKALL)等。
(3)备用监视。备用监视包括全系统的备用监视和机组备用监视，周期执行(一般2 min启动一次)，所使用的数据是机组出力，各种限值和响应速率。当备用水平低于要求时，将发生告警信号，提醒调度人员注意，以便采取适当措施，保证全系统有足够的备用容量。其分为调节备用容量、旋转备用容量、运行备用容量，调节备用容量是指在线运行并且AGC控制的机组的调节余量，包括上升和下降两个方向。将所有被控机组的上升和下降万向的备用容量相加，即为全系统的上升和下降方向的备用容量。调节备用容量监视包括：系统调节备用容量的现有值和要求值；各机组调节备用值。
(4)与其它应用的接口
①GENMODEL
②SCADA
③STGEN
④机组组合UC
⑤负荷预报LF
⑥实时网络(交换)RTNET
⑦实时安全约束(RTSENH)
3．2 AGC的主要构成模块
AGC作为一相对独立的应用软件，其基本功能即为负荷频率控制(LFC，Load-Frequency-Control)，该部分主要由以下4个基本模块组成；
3．2．1 区域控制模块
该模块的主要功能是控制LFC各任务的全部次序，这些LFC任务有：
(1)接受与处理SCADA数据；
(2)确定AGC控制区域内发电、负荷与受电量；
(3)根据AGC的运行方式确定区域控制偏差，其中AGC的运行方式最主要的有；联络线交换一频率偏差、恒定交换功率偏差、恒定频率偏差。
该模块在完成上述任务后，还自动调用其他AGC的模块，以完成计算与发布控制命令到各电厂或机组。
该模块在计算出ACE值的同时，还须判别当前ACE的偏差程度以决定各AGC机组对ACE的响应份额。
3．2．2 基值功率跟踪模块
该模块的主要功能是根据当前要求的区域发电给本区域AGC控制下的各发电厂控制器，提供功率基值。该功率基值的确定共有四种模式；
(1)经济调度方式(Economic Dispatch，ED)
经济调度的功能是确定负荷在AGC机组间的经济分配，同时考虑机组运行的各种安全限制，如升降速率、出力限制等。AGC软件提供两种ED功能，分别为“实时经济调度(Real-time Dispatch)”和“建议性经济调度(Advisory Dispatch)”，其中实时经济调度模式可直接为AGC控制提供基点值(BasePoint)，建议性经济调度模式只计算经济调度结果，采用与否由调度员决定。
(2)计划设定方式(BL)
在该方式下，所有AGC机组的基点功率由事先输入的发电计划确定。
(3)经济出力平均值方式(AV)
在该方式下，所有AGC机组的基点功率由该机组最大、最小经济出力的平均值来确定。
(4)人工输入方式(BP)
在该方式下，所有AGC机组的基点功率由调度员在线设定。
3．2．3 机组调节模块
该模块的主要功能是将当前的ACE值分配给每个受区域AGC控制的电厂控制器(PLC)，其分配值的大小决定于预先设定的各PLC的参与因子与调整方式。调整方式共分4种；
(1)不调节(O)
在该方式下，AGC机组完全按基点功率来调节出力，不对ACE偏差做任何响应。
(2)紧急调节(E)
在该方式下，AGC机组除按基点功率来调节出力，还要对ACE偏差超出紧急调节范围部分作出响应。
(3)辅助调节(A)
在该方式下，AGC机组除按基点功率来调节出力，还要对ACE偏差超出辅助调节范围部分作出响应。
(4)正常调节(R)
在该方式下，AGC机组除按基点功率来调节出力，还要对ACE偏差超出死区调节范围部分作出响应。
3．2．4 PLC控制模块
该模块计算各PLC偏差，即实际出力与期望出力之差，同时将PLC偏差返回区域AGC模块，经区域AGC模块计算后，再发布控制命令到电厂，以补偿存在的偏差。
4 结论
AGC作为电网负荷与频率控制和区域间联络线的功率控制，在国际上大约在20世纪50年代末期开始使用，在六七十年代逐渐得到广泛应用。国内在80年代4大网引进EMS系统后，逐渐对AGC开始了解和应用。早期的应用主要局限于水电机组的电网频率控制。用于在大区电网中区域间的联络线功率和频率控制首先于90年代中期在华东电网开始推广应用。上海电网自1998年6月通过了基于NERC准则的AGC实用化验收，两年多来运行情况良好，性能稳定，经济效益明显。本文是对前阶段AGC研究和实践的总结，相信可以对当前全国努力推进的AGC有非常有益的借鉴作用。
