摘要 結合當今電力系統中電網和火電廠自動發電控制（AGC）的實現技術，介紹了電網AGC技術的實現與發展，AGC實施中的NERC標準、火電廠實施AGC的控制方案，及電網和電廠之間相互聯系的協同控制策略。指出互聯電網 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和熱控專業科研部門加緊這方面的研究工作。
關鍵詞 自動發電控制（AGC） 電力系統 火電廠 發展
1 引言
電力系統頻率和有功功率自動控制統稱為自動發電控制(AGC)。AGC是通過控制發電機有功出力來跟蹤電力系統負荷變化，從而維持頻率等于額定值，同時滿足互聯電力系統間按計劃要求交換功率的一種控制技術。基本目標包括使全系統的發電出力和負荷功率相匹配；將電力系統的頻率偏差調節到零，保持系統頻率為額定值；及控制區域間聯絡線的交換功率與計劃值相等，實現各區域內有功功率的平衡。現代的AGC是一個閉環反饋控制系統，主要由兩大部分構成：
（1）負荷分配器：根據測得的發電機實際出力、頻率偏差和其它有關信號，按一定的調節準則分配各機組應承擔的機組有功出力設定值。該部分為傳統的電網調度功能實現。
（2）機組控制器：根據負荷分配器設定的有功出力，使機組在額定頻率下的實發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調控制系統CCS自動實現。
從控制論的角度來看，AGC過程是一個通過調節控制區域中各發電機出力,使由于負荷變化和機組出力波動而產生的區域控制偏差(ACE - Area Control Error)不斷減少直到為零的閉環控制過程。該系統可被看作一個多變量串級調節系統，其中負荷分配器的功能為該閉環系統中的主控制器，而機組控制器的作用為串級系統的內回路控制器，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AGC時表現為慣性特性，出現與主控制回路頻率調節快速性要求的矛盾。
AGC調節控制的是靠一次調頻不能將頻率偏移調節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隨電力系統自動化在近年來發展很快，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分離，AGC作為連接廠網的技術紐帶，可靠的廠網相互協作對電網的穩定發展和電廠的高效運轉都將起到十分積極的作用。
2. 電網AGC發展及其運行控制應用簡介
2．1 AGC發展簡介
電力系統產生的電能必須與消費的電能實時平衡，這只能靠自動調節和控制裝置來維持。這種平衡不僅要在正常的穩態運行時而且要在各種擾動狀態下從毫秒級到分鐘級都能實現這一要求。為了滿足這種調節與控制要求，電力系統自動裝置可以分為正常運行自動裝置、異常狀態下的安全穩定控制裝置及保護裝置。火電廠及變電站都可以被認作系統中的自動化執行裝置。電力系統自動化技術沿著元件—局部—子系統—管理系統的道路發展。理論發展可以分為3個階段：60年代以前處在經典理論階段；七八十年代注入了控制論，形成了以計算機為基礎的現代理論階段；90年代以后注入經濟理論，而到達電力市場理論階段。70年代中期，運用系統工程理論將現代理論的技術成果有機地組織在一起形成了EMS，AGC作為EMS的子系統隨電力工業的改革而發展［1］。
電力系統自動化發展的主要表現是：40年代將數據展現在模擬盤上，增強了調度員對實際系統運行變化的感知能力；50年代開環的自動發電控制（AGC）將調度員從頻繁的操作中解脫出來，并提出了電網調度自動化系統的概念，標志著現代電網自動化的開始［2］。60年代初，有些電力公司利用數字計算機實現電力系統經濟調度，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安全運行的要求，開始把計算機系統的應用從以考慮經濟為主轉移至以安全為主，出現了所謂電網SCADA系統。這是電網調度自動化形成系統的一個臺階，具有代表性的系統是美國BPA的迪特茂調度中心。從70年代起，電網自動調頻和有功功率經濟分配的裝置和自動調節系統不再獨立存在，而是以AGC/EDC軟件包的形式和SCADA系統結合，成為SCADA/AGC—EDC系統，這是SCADA系統出現后的電網調度自動化系統中第一次功能綜合。
SCADA軟件系統是AGC軟件系統的“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頻率進行實時掃描和處理，將實時數據存放在EUT實時數據庫中，供LFC周期性調用。如果系統頻率和機組出力等重要遙測信息故障，將被置上壞數據標志，LFC將根據此標志立即將AGC控制掛起，或將機組轉為備用狀態。（2）接收AGC軟件系統產生的控制信息，并下傳至電廠RTU或監控系統。（3）收AGC軟件系統產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應用數據庫中提取AGC運行數據，對AGC畫面數據實時刷新。（5）將AGC應用數據庫數據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。SCADA系統的信號主要分三類：遙測：被控發電機和區域聯絡線的有功功率信號經RTU、A/D轉換為BCD碼、按1200bps送調度中心；遙信：AGC投/切和發電機開/停狀態信號經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，為了解決由于電網不可觀察（SCADA采集的數據存在誤差、通道可能中斷、RTU可能停運等）帶來的潮流計算不收斂（在離線電力系統計算時不會遇到），發展了各種基礎算法，開發了網絡拓撲、外部網絡等值、超短期母線負荷預計、狀態估計等一系列軟件，建立可計算的所謂可觀察區，將SCADA采集到有誤差的“生數據”轉變成潮流計算收斂的“熟數據”，建立了熟數據庫。在這一基礎上開發了調度員在線潮流、開斷仿真和校正控制等所謂電網高級應用軟件（PAS）。PAS投運后，電網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。網絡熟數據庫的建立，為各種電力系統的優化軟件，如線損修正、無功優化、最優潮流等的開發提供了條件。自從PAS綜合到電網調度自動化系統，形成了SCADA/AGC—EDC/PAS系統后，電網調度自動化系統從SCADA系統升級為能量管理系統（EMS）。EMS是以計算機為基礎的現代電力調度自動化系統，主要針對發電和輸電，用于大區級電網和省級電網。EMS由6個部分組成：計算機、操作系統、支持系統、數據收集、能量管理和網絡分析。廣義的EMS還包括調度員培訓模擬系統（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展，如今電力系統已經成為一個CCCPE的統一體，即計算機（computer）、控制(control)、通信(communication)和電力電子(power electronics)的產生、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濟調度程序的研制。1985年，科研部門和高等院校為我國電網開發的負荷預計、交換計劃、火電分配及水火電分配、狀態估計、調度員潮流、安全分析、故障分析等一系列EMS軟件包已在少數網、省調系統投入應用。但由于受支撐軟件的制約，構成系統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，部分電網與科研部門或高等院校合作開發了調度員培訓系統(DTS)、狀態估計、最優潮流等應用軟件。由于DTS未與實時系統實現理想的結合，存在維護工作量過大的弊病；最優潮流由于入口數據不準確、網絡基礎參數不準確、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中實施，使用效果不夠理想。而后續開發的靜態安全分析軟件在技術上可直接采用SCADA實時數據庫斷面，實用效果就理想得多。以1989年“四大網”（ 華中、華北、華東、東北）EMS/AGC引進工程為契機，我國科研和生產單位開始了較為系統和全面地掌握EMS網絡分析功能應用技術，采用系統設計思想，“自上而下”地消化吸收、開發設計了各個軟件模塊并投入應用。
當今EMS/AGC的實現技術可分為3類：使用傳統RTU的結構，使用通用設備的結構，以及網絡結構［8］。90年代電網自動化發展的方向之一是各級主站以EMS/DMS為基礎的全局自動化，以保證電網的安全經濟運行，提高整體工作效率。電網自動化發展的第2個特征是互聯網絡化。主站一體化功能通過主站局域網（LAN）進行的綜合，而電網各層之間的信息交換則通過廣域網（WAN）進行。互聯網絡化有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以及相鄰系統的情況，可使下一層的外部網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：需要連續處理的信號由RTU通信承擔，例如AGC每4s一次調節指令；至于日負荷曲線等，就由計算機通信實現。Diliaco提出今后的實時信息網將是統一的廣域環形網，所有信息源和信息接受者均連至這個網絡上，各取自已需要的信息。北京供電網為了高可靠而快速傳輸實時信息，已經按環形廣域信息網的概念進行了規劃，與Diliaco的想法不謀而合。目前正在建設中的國家電力數據網絡(SPDnet)［11］也是以此為出發點。
2．2 AGC實施的NERC新標準
進行協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對象，調節器在調度中心一方。對于有遲延的調節對象，在控制策略上已有許多算法（包括智能化算法）。對于產生AGC負荷指令的控制器控制策略，電網調度按考核標準要求進行改造，是提高響應速度和調節品質的重要環節。目前電力系統AGC性能按照NERC標準設計，分為平穩負荷和擾動負荷兩種情況：
平穩負荷時的標準為A1和A2。A1標準要求ACE在每連續的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在擾動負荷發生后10min內必須回到零；B2標準要求在擾動負荷發生后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
控制策略的優先級為：按擾動控制標準控制的優先級最高、 CPS2控制、CPS1控制、SC輔助控制優先級逐漸降低。優先級高者屏蔽低者。CPS優于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，采用CPS標準考核還有利于電網故障后對事故支援的評價。
目前AGC的控制邏輯主要有：當電網事故頻率偏差超過±0.45Hz時、對TLBC（聯絡線功率和頻率偏差控制）和CLC（定頻率控制）當電網頻率測量失效時、對TLBC和CNIC（定凈交換功率控制）當聯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的監視和控制系統（微機分散協調控制DCS和CCS）
大型火電廠的監視和控制系統經過了模擬控制、功能設備分散方式的第1代數字控制（微機分散控制DCS）、分層分散方式的第2代數字控制三個階段，其特征是各機組所用的計算機系統彼此孤立。目前正在向第3代數字控制發展，采用開放式工業自動化系統，構成火電廠綜合自動化系統。一般分2級：機組級采用開放式DCS和順序控制器，在線監控單元機組、輸變電和輔助車間的生產運行；全廠級由MIS及廠站機構成，通過網絡取得第一線的在線實時監控信息，并向第一線發布各種命令［3］。
在第3代控制系統中，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，經全廠經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。該系統采用的技術有：①開放式工業計算機系統；②現場總線與智能變送器及伺服機；③大屏幕監視器；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展，PLC向網絡化方向發展。現場總線國際標準逐步進入實用階段，不同廠家的產品僅需一個gataway接口就能接入DCS。由DCS實現的機組協調控制CCS和電調系統DEH已成為AGC閉環實現的基礎。
3．2 AGC電網調度的廠站控制及接口控制方式
根據電廠對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，發送給電廠。對電廠內各機組出力的調節，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控系統，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軟件系統通過RTU或電廠監控系統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，進而調節機組出力，也就是通常所說的“升降脈沖控制”。對裝有監控系統的電廠，可按升降脈沖控制方式或整定值控制方式，由電廠監控系統對機組實施控制。
電網對電廠參加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；機組出力限制；機組RUNBACK、RUNUP(快速減負荷、快速增負荷)。各系統間接口關系參見圖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遙調功能正常或不正常；AGC接口故障信號表示 CCS無法進行AGC調控；AGC接口 A/ M狀態信號表示 CCS處于自動或手動的運行方式。
3．3 火電機組協調控制對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：鍋爐蒸汽產生的純遲延時間一般在1.0～2.5 min間。滑壓運行影響：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。
為協調機、爐間對負荷的不同響應能力，控制系統可采用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節(PTn)；三是當主蒸汽壓力偏差過大時，增加調節汽門動作的限制作用。通過在DCS或DEH中采用頻差-功率函數使AGC頻率調節范圍更靈活。目前頻差-功率函數設置的轉速不等率為5%（不等率小時調頻能力強）；頻差死區為±2rpm（即調頻機組頻率調節死區范圍為±0.033Hz，避免機組輸出電功率抖動）；頻差調節范圍為±12rpm，超過該區間時保持±20MW不變；調頻能力±20MW，超過該區間自動限幅。
AGC對電廠的選擇為：電網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“電力系統調度自動化設計規程DL5003-01”條件為：根據最大的可調容量、最大的加減負荷速率，由高到低的順序依此選擇；根據計劃上網電量成交電價，由低到高的順序依此選擇；根據備用容量及AGC輔助服務價格，由低到高的順序依此選擇。
4 結束語
AGC為保證電網安全、穩定運行發揮了重要作用。國內對互聯電網和跨大區電網實現 AGC控制的研究還不多。互聯電網 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的實施是電網調度自動化系統的組成部分之一。應在全面規劃電網調度自動化的 AGC功能基礎上確定電廠 AGC的控制方式，并與熱控專業人員緊密配合，根據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及其電力事業的迅速發展。
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