摘要 結合當今電力系統(tǒng)中電網(wǎng)和火電廠自動發(fā)電控制（AGC）的實現(xiàn)技術，介紹了電網(wǎng)AGC技術的實現(xiàn)與發(fā)展，AGC實施中的NERC標準、火電廠實施AGC的控制方案，及電網(wǎng)和電廠之間相互聯(lián)系的協(xié)同控制策略。指出互聯(lián)電網(wǎng) AGC采用 CPS標準進行控制考核是必然趨勢，建議國內有關電力系統(tǒng)和熱控專業(yè)科研部門加緊這方面的研究工作。
關鍵詞 自動發(fā)電控制（AGC） 電力系統(tǒng) 火電廠 發(fā)展
1 引言
電力系統(tǒng)頻率和有功功率自動控制統(tǒng)稱為自動發(fā)電控制(AGC)。AGC是通過控制發(fā)電機有功出力來跟蹤電力系統(tǒng)負荷變化，從而維持頻率等于額定值，同時滿足互聯(lián)電力系統(tǒng)間按計劃要求交換功率的一種控制技術�；灸繕税ㄊ谷到y(tǒng)的發(fā)電出力和負荷功率相匹配；將電力系統(tǒng)的頻率偏差調節(jié)到零，保持系統(tǒng)頻率為額定值；及控制區(qū)域間聯(lián)絡線的交換功率與計劃值相等，實現(xiàn)各區(qū)域內有功功率的平衡�，F(xiàn)代的AGC是一個閉環(huán)反饋控制系統(tǒng)，主要由兩大部分構成：
（1）負荷分配器：根據(jù)測得的發(fā)電機實際出力、頻率偏差和其它有關信號，按一定的調節(jié)準則分配各機組應承擔的機組有功出力設定值。該部分為傳統(tǒng)的電網(wǎng)調度功能實現(xiàn)。
（2）機組控制器：根據(jù)負荷分配器設定的有功出力，使機組在額定頻率下的實發(fā)功率與設定有功出力相一致。電廠具備AGC功能時該部分由機組協(xié)調控制系統(tǒng)CCS自動實現(xiàn)。
從控制論的角度來看，AGC過程是一個通過調節(jié)控制區(qū)域中各發(fā)電機出力,使由于負荷變化和機組出力波動而產(chǎn)生的區(qū)域控制偏差(ACE - Area Control Error)不斷減少直到為零的閉環(huán)控制過程。該系統(tǒng)可被看作一個多變量串級調節(jié)系統(tǒng)，其中負荷分配器的功能為該閉環(huán)系統(tǒng)中的主控制器，而機組控制器的作用為串級系統(tǒng)的內回路控制器，各內回路控制器與機組對象一起構成主控制器的執(zhí)行機構。由于火電機組鍋爐的慣性和遲延，使各火電廠在實現(xiàn)AGC時表現(xiàn)為慣性特性，出現(xiàn)與主控制回路頻率調節(jié)快速性要求的矛盾。
AGC調節(jié)控制的是靠一次調頻不能將頻率偏移調節(jié)到允許的范圍之內的一般在10s到3min之間變化幅度比較大的脈動負荷分量，脈動負荷分量引起的頻率偏移較大（ 0.05Hz ~ 0.5Hz ）。
AGC隨電力系統(tǒng)自動化在近年來發(fā)展很快，如1992年的文獻[1]為國際IEEE對AGC的理解討論，文[2]開展了對新的AGC標準實踐的介紹。我國目前正實施廠網(wǎng)分離，AGC作為連接廠網(wǎng)的技術紐帶，可靠的廠網(wǎng)相互協(xié)作對電網(wǎng)的穩(wěn)定發(fā)展和電廠的高效運轉都將起到十分積極的作用。
2. 電網(wǎng)AGC發(fā)展及其運行控制應用簡介
2．1 AGC發(fā)展簡介
電力系統(tǒng)產(chǎn)生的電能必須與消費的電能實時平衡，這只能靠自動調節(jié)和控制裝置來維持。這種平衡不僅要在正常的穩(wěn)態(tài)運行時而且要在各種擾動狀態(tài)下從毫秒級到分鐘級都能實現(xiàn)這一要求。為了滿足這種調節(jié)與控制要求，電力系統(tǒng)自動裝置可以分為正常運行自動裝置、異常狀態(tài)下的安全穩(wěn)定控制裝置及保護裝置�；痣姀S及變電站都可以被認作系統(tǒng)中的自動化執(zhí)行裝置。電力系統(tǒng)自動化技術沿著元件—局部—子系統(tǒng)—管理系統(tǒng)的道路發(fā)展。理論發(fā)展可以分為3個階段：60年代以前處在經(jīng)典理論階段；七八十年代注入了控制論，形成了以計算機為基礎的現(xiàn)代理論階段；90年代以后注入經(jīng)濟理論，而到達電力市場理論階段。70年代中期，運用系統(tǒng)工程理論將現(xiàn)代理論的技術成果有機地組織在一起形成了EMS，AGC作為EMS的子系統(tǒng)隨電力工業(yè)的改革而發(fā)展［1］。
電力系統(tǒng)自動化發(fā)展的主要表現(xiàn)是：40年代將數(shù)據(jù)展現(xiàn)在模擬盤上，增強了調度員對實際系統(tǒng)運行變化的感知能力；50年代開環(huán)的自動發(fā)電控制（AGC）將調度員從頻繁的操作中解脫出來，并提出了電網(wǎng)調度自動化系統(tǒng)的概念，標志著現(xiàn)代電網(wǎng)自動化的開始［2］。60年代初，有些電力公司利用數(shù)字計算機實現(xiàn)電力系統(tǒng)經(jīng)濟調度，開始了計算機在調度中的應用。在1965年美國東北部大停電后，多數(shù)電力公司意識到依靠遠動裝置在模擬盤上顯示信息的方式已遠不能滿足復雜電網(wǎng)安全運行的要求，開始把計算機系統(tǒng)的應用從以考慮經(jīng)濟為主轉移至以安全為主，出現(xiàn)了所謂電網(wǎng)SCADA系統(tǒng)。這是電網(wǎng)調度自動化形成系統(tǒng)的一個臺階，具有代表性的系統(tǒng)是美國BPA的迪特茂調度中心。從70年代起，電網(wǎng)自動調頻和有功功率經(jīng)濟分配的裝置和自動調節(jié)系統(tǒng)不再獨立存在，而是以AGC/EDC軟件包的形式和SCADA系統(tǒng)結合，成為SCADA/AGC—EDC系統(tǒng)，這是SCADA系統(tǒng)出現(xiàn)后的電網(wǎng)調度自動化系統(tǒng)中第一次功能綜合。
SCADA軟件系統(tǒng)是AGC軟件系統(tǒng)的“工作平臺”，承擔著多項與AGC任務有關的工作，主要包括：（1）對各AGC電廠/機組的實時運行信息和系統(tǒng)頻率進行實時掃描和處理，將實時數(shù)據(jù)存放在EUT實時數(shù)據(jù)庫中，供LFC周期性調用。如果系統(tǒng)頻率和機組出力等重要遙測信息故障，將被置上壞數(shù)據(jù)標志，LFC將根據(jù)此標志立即將AGC控制掛起，或將機組轉為備用狀態(tài)。（2）接收AGC軟件系統(tǒng)產(chǎn)生的控制信息，并下傳至電廠RTU或監(jiān)控系統(tǒng)。（3）收AGC軟件系統(tǒng)產(chǎn)生的告警和事件信息，并進行顯示、打印和記錄。（4）周期性從AGC應用數(shù)據(jù)庫中提取AGC運行數(shù)據(jù)，對AGC畫面數(shù)據(jù)實時刷新。（5）將AGC應用數(shù)據(jù)庫數(shù)據(jù)周期性備份到備用機。（6）主機故障時，自動在備用機上啟動AGC軟件系統(tǒng)。SCADA系統(tǒng)的信號主要分三類：遙測：被控發(fā)電機和區(qū)域聯(lián)絡線的有功功率信號經(jīng)RTU、A/D轉換為BCD碼、按1200bps送調度中心；遙信：AGC投/切和發(fā)電機開/停狀態(tài)信號經(jīng)RTU按5us周期掃查送調度；遙控：即中調遙調ADS指令，AGC程序每8s（或4 s）運算產(chǎn)生一次輸出。
電力公司在60年代末提出了用SCADA采集的實時信息對電力系統(tǒng)的擾動（開關操作、事故跳閘）進行在線快速分析計算，用以解決電網(wǎng)運行方式的在線研究和事故跳閘后果的預測。從70年代初開始，為了解決由于電網(wǎng)不可觀察（SCADA采集的數(shù)據(jù)存在誤差、通道可能中斷、RTU可能停運等）帶來的潮流計算不收斂（在離線電力系統(tǒng)計算時不會遇到），發(fā)展了各種基礎算法，開發(fā)了網(wǎng)絡拓撲、外部網(wǎng)絡等值、超短期母線負荷預計、狀態(tài)估計等一系列軟件，建立可計算的所謂可觀察區(qū)，將SCADA采集到有誤差的“生數(shù)據(jù)”轉變成潮流計算收斂的“熟數(shù)據(jù)”，建立了熟數(shù)據(jù)庫。在這一基礎上開發(fā)了調度員在線潮流、開斷仿真和校正控制等所謂電網(wǎng)高級應用軟件（PAS）。PAS投運后，電網(wǎng)運行方式的改變以及當前運行方式下遇到大擾動時的后果就可以通過PAS自動預計出來。網(wǎng)絡熟數(shù)據(jù)庫的建立，為各種電力系統(tǒng)的優(yōu)化軟件，如線損修正、無功優(yōu)化、最優(yōu)潮流等的開發(fā)提供了條件。自從PAS綜合到電網(wǎng)調度自動化系統(tǒng)，形成了SCADA/AGC—EDC/PAS系統(tǒng)后，電網(wǎng)調度自動化系統(tǒng)從SCADA系統(tǒng)升級為能量管理系統(tǒng)（EMS）。EMS是以計算機為基礎的現(xiàn)代電力調度自動化系統(tǒng)，主要針對發(fā)電和輸電，用于大區(qū)級電網(wǎng)和省級電網(wǎng)。EMS由6個部分組成：計算機、操作系統(tǒng)、支持系統(tǒng)、數(shù)據(jù)收集、能量管理和網(wǎng)絡分析。廣義的EMS還包括調度員培訓模擬系統(tǒng)（DTS）［1］。隨著計算機技術、控制技術、通信技術和電力電子技術的不斷發(fā)展，如今電力系統(tǒng)已經(jīng)成為一個CCCPE的統(tǒng)一體，即計算機（computer）、控制(control)、通信(communication)和電力電子(power electronics)的產(chǎn)生、輸送、分配裝置以及電力電子裝置。而且。在21世紀，不掌握電力市場知識便很難承擔電力調度工作。
我國早在60年代就開始了離線潮流和經(jīng)濟調度程序的研制。1985年，科研部門和高等院校為我國電網(wǎng)開發(fā)的負荷預計、交換計劃、火電分配及水火電分配、狀態(tài)估計、調度員潮流、安全分析、故障分析等一系列EMS軟件包已在少數(shù)網(wǎng)、省調系統(tǒng)投入應用。但由于受支撐軟件的制約，構成系統(tǒng)時顯示出其固有缺陷，應用效果不理想，不能達到實用水平。“八五”期間，部分電網(wǎng)與科研部門或高等院校合作開發(fā)了調度員培訓系統(tǒng)(DTS)、狀態(tài)估計、最優(yōu)潮流等應用軟件。由于DTS未與實時系統(tǒng)實現(xiàn)理想的結合，存在維護工作量過大的弊�。蛔顑�(yōu)潮流由于入口數(shù)據(jù)不準確、網(wǎng)絡基礎參數(shù)不準確、計算結果可信度差，即使算出了最佳策略也不敢就此在電網(wǎng)中實施，使用效果不夠理想。而后續(xù)開發(fā)的靜態(tài)安全分析軟件在技術上可直接采用SCADA實時數(shù)據(jù)庫斷面，實用效果就理想得多。以1989年“四大網(wǎng)”（ 華中、華北、華東、東北）EMS/AGC引進工程為契機，我國科研和生產(chǎn)單位開始了較為系統(tǒng)和全面地掌握EMS網(wǎng)絡分析功能應用技術，采用系統(tǒng)設計思想，“自上而下”地消化吸收、開發(fā)設計了各個軟件模塊并投入應用。
當今EMS/AGC的實現(xiàn)技術可分為3類：使用傳統(tǒng)RTU的結構，使用通用設備的結構，以及網(wǎng)絡結構［8］。90年代電網(wǎng)自動化發(fā)展的方向之一是各級主站以EMS/DMS為基礎的全局自動化，以保證電網(wǎng)的安全經(jīng)濟運行，提高整體工作效率。電網(wǎng)自動化發(fā)展的第2個特征是互聯(lián)網(wǎng)絡化。主站一體化功能通過主站局域網(wǎng)（LAN）進行的綜合，而電網(wǎng)各層之間的信息交換則通過廣域網(wǎng)（WAN）進行。互聯(lián)網(wǎng)絡化有2個概念：一是不同層次的調度中心主站間的連接；另一是主站與直屬電廠和變電站群控制中心間的遠程通信。對于前者，在交換信息的基礎上，上一層的主站可以從全網(wǎng)的角度，為下層主站提供所需而又無法采集的信息，以幫助下層主站了解全系統(tǒng)以及相鄰系統(tǒng)的情況，可使下一層的外部網(wǎng)絡等值計算更加精確。而目前主站與直屬廠站的計算機和RTU通信間的分工關系是：需要連續(xù)處理的信號由RTU通信承擔，例如AGC每4s一次調節(jié)指令；至于日負荷曲線等，就由計算機通信實現(xiàn)。Diliaco提出今后的實時信息網(wǎng)將是統(tǒng)一的廣域環(huán)形網(wǎng)，所有信息源和信息接受者均連至這個網(wǎng)絡上，各取自已需要的信息。北京供電網(wǎng)為了高可靠而快速傳輸實時信息，已經(jīng)按環(huán)形廣域信息網(wǎng)的概念進行了規(guī)劃，與Diliaco的想法不謀而合。目前正在建設中的國家電力數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(SPDnet)［11］也是以此為出發(fā)點。
2．2 AGC實施的NERC新標準
進行協(xié)調控制的火電機組在AGC中可看成一個帶有一定遲延的調節(jié)對象，調節(jié)器在調度中心一方。對于有遲延的調節(jié)對象，在控制策略上已有許多算法（包括智能化算法）。對于產(chǎn)生AGC負荷指令的控制器控制策略，電網(wǎng)調度按考核標準要求進行改造，是提高響應速度和調節(jié)品質的重要環(huán)節(jié)。目前電力系統(tǒng)AGC性能按照NERC標準設計，分為平穩(wěn)負荷和擾動負荷兩種情況：
平穩(wěn)負荷時的標準為A1和A2。A1標準要求ACE在每連續(xù)的10min內必須至少過零一次；而A2標準要求在每1h內，以10min為一固定時段計算ACE平均值，要求該平均值小于可允許值。擾動負荷時的標準為標準B1和標準B2。B1標準要求ACE在擾動負荷發(fā)生后10min內必須回到零；B2標準要求在擾動負荷發(fā)生后1min內，ACE必須向絕對值減小的方向變化。
NERC于1996年提出了AGC的新標準。主要標準為：
CPS1：類似于A2，但采用ACE和頻率偏差的1分鐘移動平均值（MAVG）計算；二者乘積大于閾值時，控制輸出為ACE的1分鐘移動平均值；
CPS2：類似于A2，每1h的ACE平均都在允許區(qū)域內；控制輸出為ACE的1分鐘移動平均值或預給最小控制值；
擾動控制標準：類似于B1，要求在擾動負荷發(fā)生后10min內，ACE必須回到零或回到擾動前水平；
SC（輔助控制）：ACE或頻率偏差大時進行直接控制
控制策略的優(yōu)先級為：按擾動控制標準控制的優(yōu)先級最高、 CPS2控制、CPS1控制、SC輔助控制優(yōu)先級逐漸降低。優(yōu)先級高者屏蔽低者。CPS優(yōu)于A1、A2之處為不再要求過零。,而且ACE帶寬也較原放寬。這樣可以減少機組不必要的調節(jié)，采用CPS標準考核還有利于電網(wǎng)故障后對事故支援的評價。
目前AGC的控制邏輯主要有：當電網(wǎng)事故頻率偏差超過±0.45Hz時、對TLBC（聯(lián)絡線功率和頻率偏差控制）和CLC（定頻率控制）當電網(wǎng)頻率測量失效時、對TLBC和CNIC（定凈交換功率控制）當聯(lián)絡線功率測量失效時，AGC均立即自動暫停，20s不能恢復則AGC被掛起。當發(fā)電機組的功率測量失效時暫停對相應PLC/DCS的控制，20s不能恢復則該機組退出AGC。
3. AGC在火電廠的實施與應用
3．1 火電廠AGC的監(jiān)視和控制系統(tǒng)（微機分散協(xié)調控制DCS和CCS）
大型火電廠的監(jiān)視和控制系統(tǒng)經(jīng)過了模擬控制、功能設備分散方式的第1代數(shù)字控制（微機分散控制DCS）、分層分散方式的第2代數(shù)字控制三個階段，其特征是各機組所用的計算機系統(tǒng)彼此孤立。目前正在向第3代數(shù)字控制發(fā)展，采用開放式工業(yè)自動化系統(tǒng)，構成火電廠綜合自動化系統(tǒng)。一般分2級：機組級采用開放式DCS和順序控制器，在線監(jiān)控單元機組、輸變電和輔助車間的生產(chǎn)運行；全廠級由MIS及廠站機構成，通過網(wǎng)絡取得第一線的在線實時監(jiān)控信息，并向第一線發(fā)布各種命令［3］。
在第3代控制系統(tǒng)中，全廠級可以向電力調度所提供全廠在線實時信息并接受命令，經(jīng)全廠經(jīng)濟負荷分配計算后下達命令至機組級控制機組啟停、出力和機組輸出功率。該系統(tǒng)采用的技術有：①開放式工業(yè)計算機系統(tǒng)；②現(xiàn)場總線與智能變送器及伺服機；③大屏幕監(jiān)視器；④先進控制技術。通信標準化MAP/TOP已獲成功。DCS和PLC融合，DCS向小型化、分散化、多功能封閉型模塊化方向發(fā)展，PLC向網(wǎng)絡化方向發(fā)展�，F(xiàn)場總線國際標準逐步進入實用階段，不同廠家的產(chǎn)品僅需一個gataway接口就能接入DCS。由DCS實現(xiàn)的機組協(xié)調控制CCS和電調系統(tǒng)DEH已成為AGC閉環(huán)實現(xiàn)的基礎。
3．2 AGC電網(wǎng)調度的廠站控制及接口控制方式
根據(jù)電廠對AGC控制方式的不同需求，可將電廠AGC控制模式劃分為“調廠”模式和“調機”模式。所謂“調廠”模式，就是省調AGC軟件系統(tǒng)將AGC電廠作為一臺等值機組，計算并下達該電廠期望的出力，或將計算出的該電廠各AGC機組的期望出力相加，發(fā)送給電廠。對電廠內各機組出力的調節(jié)，由電廠自行確定。實行這種AGC控制模式的電廠必須安裝了具有AGC功能的可靠的電廠自動化監(jiān)控系統(tǒng)，這種模式也就是對電廠的整定值控制模式。所謂“調機”模式，就是由省調AGC軟件系統(tǒng)通過RTU或電廠監(jiān)控系統(tǒng)直接對電廠各機組的出力進行控制，電廠不能改變受控機對象、控制量的大小和控制方向。對只裝有RTU的電廠，一般采用脈沖輸出的方式改變機組電調器的輸入，進而調節(jié)機組出力，也就是通常所說的“升降脈沖控制”。對裝有監(jiān)控系統(tǒng)的電廠，可按升降脈沖控制方式或整定值控制方式，由電廠監(jiān)控系統(tǒng)對機組實施控制。
電網(wǎng)對電廠參加AGC機組要求的信息主要包括模擬量和開關量信號兩大類：模擬量信號包括：每臺發(fā)電機組的功率；AGC調整廠總有功功率；負荷調整指令的設定值；機組負荷變化率限制；機組負荷高限、低限。開關量信號包括：機組AGC待命方式 (可接收AGC)；機組處于AGC狀態(tài)；機組出力限制；機組RUNBACK、RUNUP(快速減負荷、快速增負荷)。各系統(tǒng)間接口關系參見圖2。其中調度指令負荷即為調度對機組出力的調整值；調度信號可用與故障表示調度 AGC遙調功能正�；虿徽�；AGC接口故障信號表示 CCS無法進行AGC調控；AGC接口 A/ M狀態(tài)信號表示 CCS處于自動或手動的運行方式。
3．3 火電機組協(xié)調控制對AGC的適應性
影響火電機組負荷響應的主要因素有：鍋爐響應的遲延特性：鍋爐蒸汽產(chǎn)生的純遲延時間一般在1.0～2.5 min間�；瑝哼\行影響：機組負荷變動在滑壓運行階段(25%～75% MCR)，鍋爐蓄熱能力將隨參數(shù)的變化而變化，變化方向恰好與負荷需求方向相同。鍋爐蓄熱能力的利用：負荷控制方案IEB、DEB等影響不同。
為協(xié)調機、爐間對負荷的不同響應能力，控制系統(tǒng)可采用3 個主要措施：
一是在鍋爐側增加負荷指令的前饋信號(比例+微分)；二是在汽輪機側增加負荷指令的延遲環(huán)節(jié)(PTn)；三是當主蒸汽壓力偏差過大時，增加調節(jié)汽門動作的限制作用。通過在DCS或DEH中采用頻差-功率函數(shù)使AGC頻率調節(jié)范圍更靈活。目前頻差-功率函數(shù)設置的轉速不等率為5%（不等率小時調頻能力強）；頻差死區(qū)為±2rpm（即調頻機組頻率調節(jié)死區(qū)范圍為±0.033Hz，避免機組輸出電功率抖動）；頻差調節(jié)范圍為±12rpm，超過該區(qū)間時保持±20MW不變；調頻能力±20MW，超過該區(qū)間自動限幅。
AGC對電廠的選擇為：電網(wǎng)次日總的備用容量在次日最大預測負荷的8~10%之間；火電廠備用容量大于火電廠額定容量的30%，負荷變化率大于額定容量的2%。
電力市場對電廠AGC投運的選擇按“電力系統(tǒng)調度自動化設計規(guī)程DL5003-01”條件為：根據(jù)最大的可調容量、最大的加減負荷速率，由高到低的順序依此選擇；根據(jù)計劃上網(wǎng)電量成交電價，由低到高的順序依此選擇；根據(jù)備用容量及AGC輔助服務價格，由低到高的順序依此選擇。
4 結束語
AGC為保證電網(wǎng)安全、穩(wěn)定運行發(fā)揮了重要作用。國內對互聯(lián)電網(wǎng)和跨大區(qū)電網(wǎng)實現(xiàn) AGC控制的研究還不多。互聯(lián)電網(wǎng) AGC采用 CPS標準進行控制考核是必然趨勢，建議國內有關科研部門加緊這方面的研究工作。大型火電廠AGC的實施是電網(wǎng)調度自動化系統(tǒng)的組成部分之一。應在全面規(guī)劃電網(wǎng)調度自動化的 AGC功能基礎上確定電廠 AGC的控制方式，并與熱控專業(yè)人員緊密配合，根據(jù)大型火電廠單元機組控制的特點和自動調整裝置的類型，選擇簡單、可靠、適用而先進的AGC方案。進一步推動我國AGC及其電力事業(yè)的迅速發(fā)展。
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