自动发电控制的基本原理及应用.doc

自动发电控制的基本原理及应用3第一章 自动发电控制（AGC）在电力系统中的作用3第一节 自动发电控制（AGC）发展概况3第二节 自动发电控制（AGC）与电力系统优质运行5第三节 自动发电控制（AGC）与电力系统经济运行12第四节 自动发电控制（AGC）与电力系统安全稳定运行13第五节 自动发电控制（AGC）与电力市场运营14第二章 电力系统自动发电控制（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 电力系统频率控制的基本概念20第三节 电力系统自动发电控制（AGC）系统构成概述24第三章 自动发电控制的基本原理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 电力系统自动发电控制系统68第四章 电力系统的自动发电控制系统68第一节 调度端自动发电控制系统概述68第二节 自动发电控制系统（AGC）69第五章 自动发电控制的信息传输系统74第一节 自动发电控制信息传输规范74第二节 自动发电控制方式及其信息传输系统要求78第三节 信息传输时间延迟对自动发电控制的影响82第六章 水电厂自动发电控制系统84第一节 水电厂的自动发电控制系统概述84第二节 水电机组的调节能力85第三节 水电厂自动控制系统88第四节 水电厂机组的优化运行111第五节 水电厂全厂负荷控制策略115第六节 水电厂AGC控制对一次设备的影响116第七节 现代化水电站综合自动化116第八节 抽水蓄能电站负荷控制方式119第九节 梯级电站负荷控制方式122第七章 火电厂AGC控制系统126第一节 火电机组的负荷调节能力126第二节 火电厂协调控制系统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控制系统148第五节 燃汽轮机的AGC控制系统150第三篇 电力系统自动发电控制的实施151第八章 电力系统自动发电控制的控制策略与规划151第一节 电力系统自动发电控制的控制策略151第二节 电力系统自动发电控制实施规划概述155第九章 电力系统自动发电控制系统的实例160第一节 调度端自动发电控制系统161第二节 厂站自动发电控制系统176第三节 信息传输系统179第十章 自动发电控制系统调试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 自动发电控制系统性能评价和控制策略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的控制策略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238第三节 调节服务、负荷跟踪服务的获取和调用243第四节 服务提供者技术条件的认证、服务性能评价248第五节 调节服务和负荷跟踪服务的成本、定价、交易结算252自动发电控制的基本原理及应用 第一章 自动发电控制（AGC）在电力系统中的作用第一节 自动发电控制（AGC）发展概况一、 国外电力系统对自动发电控制（AGC）的研究与应用电力系统自动发电控制（AGC）原先称为“电力系统频率与有功功率的自动控制”，对这项技术的研究可以追溯到几十年前，但它的发展和应用还是在电力系统扩大以后，尤其是二十世纪五十年代以来，随着战后经济的发展，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控制。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主要部分南部、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控制方面广泛采用虚有差率调整准则，随着其欧洲部分统一电力系统的形成，又逐步过渡到采用“频率交换功率（TBC）”准则，自动控制装置主要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用“频率交换功率（TBC）”的控制方式，自动控制装置以TVA系统的高速频率负荷控制装置、统一爱迪生系统的自动负荷控制装置、堪萨斯电力照明公司的采用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，采用“频率交换功率（TBC）”准则实现联合控制，但各国内部的控制准则和装置则多种多样，如法国内部采用“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控制。在日本，存在两个联合电力系统，分别包含三个和七个电力系统，控制准则有固定频率控制和固定负荷控制等，系统之间多数采用“频率交换功率（TBC）”控制，少数用选择式频率控制，自动装置主要是比例积分型。二十世纪六十年代，国外电力系统频率和有功功率的自动控制工作又有了新的进展，控制装置元件改用晶体管和集成电路，控制原理由模拟式转向数字化，特别是七十年代以来，继美国NEPEX电力控制中心采用在线电子数字计算机实现了自动发电控制、经济负荷分配和电力系统安全监控以后，各国竞相发展，进行基于计算机集中控制的现代自动发电控制技术的研究和应用，取得了明显的经济效益。二、 我国电力系统对自动发电控制（AGC）的研究与应用我国电力系统对频率和有功功率的自动控制工作开始于1957年，当时确定以东北和京津唐两大电力系统进行试点。东北电力系统采用“集中控制下的分区控制”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控制，平时各区自行担负本区负荷变动，而不影响邻区，在系统频率降低时，则可相互支援，联络线负荷可以给定或定时加以修改，控制装置由磁放大器及自整角机组成。京津唐电力系统采用分散式控制方案，主要特点是在各主导电厂中分别装设系统微增率发生器，对电厂机组进行控制，线损修正采用简化通道方案分散在电厂中进行，因而可以不用或少用通道实现整个系统的频率和有功功率的自动控制，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控制（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控制方案”，确定近期采用“主系统集中控制下的地区分散制”控制方式，远期逐步过渡到“频率联络线交换功率”（TBC）控制方式，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控制工程，系统进入了水火电厂联合自动调频阶段。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控制创造条件。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，参加自动发电控制的电厂将扩大到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控制将得到完全实现。由上可见，我国电力系统频率和有功功率的自动控制工作起步并不晚，通过一段时间的工作，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已经实现了自动调频和不同规模的多厂有功功率控制，系统频率在0.05Hz以内的累计时间一般都在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。可惜由于十年动乱，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，又迎来了自动发电控制新的发展机遇。特别是随着各网、省（市）电网能量管理系统的建设，各电力系统普遍进行了基于计算机集中控制的现代自动发电控制技术的研究和应用。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年投运时间为3963小时。1994年，华东电网在网、省(市)调SCADA功能实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出发，确定了FFC-TBC的AGC控制的策略，即华东电网总调度所实行“定频率控制（FFC）”，三省一市调度所实行“联络线功率频率偏差控制（TBC）”。并提出了AGC工作在6年中分三个阶段进行的工作步骤，三个阶段工作中心分别是：19951996年为“扩大队伍、构成系统、维持负荷、守好关口”，19971998年为“协助调频、曲线跟踪、省市计算、经济介入”，19992000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，并采用北美电力系统可靠性协会（NERC）的A1、A2标准评价控制性能。2001年，华东电网又采用NERC最新推出的CPS标准评价控制性能，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，特别是0.1 Hz的合格率有了较大的提高。1995年，华东电网0.2 Hz的频率合格率为99.76%，0.1 Hz的频率合格率为84.49%；2002年，华东电网0.2 Hz的频率合格率为99.994%，而0.1 Hz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。第二节 自动发电控制（AGC）与电力系统优质运行一、 电力系统频率质量对社会和电力企业的影响众所周知，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控制参数，与广大用户的电力设备以及发供电设备本身的安全和效率有着密切的关系。（一）. 频率波动对发电厂设备的影响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。频率的变化会影响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 = (k12-HCT)/R（1.2.2）式中角频率HCT被克服的静压头R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，这个频率被称为临界频率。根据这一定义，临界频率为：kp=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很大的关系。即使频率下降的幅度很小，水泵的出力也会降低很多，于是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，只是影响的程度较小而已。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，此时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。（二）. 频率波动对用户设备的影响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重影响。尽管许多用户设备能在较宽的频率范围内正常工作，但随着科学技术的发展，一些新的电子设备及精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。根据IEEE 446-1995标准和BS EN50160:1995标准，0.5Hz的是许多最终用户设备的频率波动的最大容限。频率波动的长期积累效应也会影响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，但是仍有部分设备依然以电力系统作为参照系，特别是那些与时间有关、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间对时的手段，如要依靠人工对时，则工作量巨大，如以电钟为计时手段，既可保持时间的准确度，又可降低电度表的结构复杂性和造价。（三）. 频率质量改善对经济效益的影响众所周知，频率偏差反映了发电与负荷间的不平衡，特别是频率偏高，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，以及能源的浪费。1. 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，从政策上鼓励电厂多发电，以发电量为电厂的主要经济考核指标，在这种情况下，发电厂普遍存在抢发电（超计划发电）的现象，特别是在年底岁末，发电厂为完成生产指标，抢发电的现象更为严重，使电力系统大多数时间处于高频率运行，系统的平均频率必然高于标准频率值。以华东电网为例，经过了20世纪八十年代中、后期及九十年代初期的建设和发展，到1995年，华东电网迎来了发电容量基本满足用电需求的局面，基本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，由此引起的能源浪费可用公式1.2.1推算：能源浪费（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）如果式中频率偏差系数按2200103kw/Hz、标准煤耗按37810-6T/kwH计算，可推算出1995年华东电网因频率偏高浪费了能源合标准煤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）如果式中频率偏差系数仍按2200103kw/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。2. 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，但频率偏差必然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可以看出尽管系统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，可以推算出电力系统在高频率时多消耗的能源。如果根据图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，可以推算得到，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。当然，一个正常运行的电力系统，其高于标准频率的运行时间是不可能等于零的，但通过对同一个系统不同频率分布曲线的分析、比较，可以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。二、 电力系统频率指标和控制要求（四）. 确定频率指标和控制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，必须根据各电力系统的特点，提出频率指标和控制要求。为此，需要考虑的问题有：1. 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。确定频率的正常控制范围应考虑三个重要因素：1) 对发电、用电设备经济性的影响，使其能发挥最佳的效率。2) 对故障状态下频率允许范围的影响，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允许范围。3) 对安全性和经济性的综合分析。由于电力系统绝大部分时间必须运行在频率的正常控制范围之内，因此，确定频率的正常控制范围对电力系统运行的经济性影响较大，如果放宽对频率正常控制范围的要求，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；但是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允许范围内的难度。2. 故障状态的频率允许范围。规定故障状态下的频率允许范围需考虑的因素有：1) 对发电、用电设备功能性的影响，不能影响设备的正常功能。2) 对发电、用电设备安全性的影响，不能造成设备的损坏。3) 对电力系统运行安全性的影响，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允许范围往往分为几级：1) 常见故障（如N-1故障）状态下的频率允许范围。2) 严重故障（如N-2故障）状态下的频率允许范围。3) 特别严重故障（如多个设备故障）状态下的频率允许范围。4) 电力系统解列成几块运行时故障状态下的频率允许范围。3. 频率越限的允许时间规定频率越限后恢复至正常范围的允许时间需要考虑的因素有：1) 频率越限的延续时间对旋转设备寿命的影响。2) 在频率越限故障处理期间发生第二次事件的危险性。如果发生第二次事件，可能会导致系统频率越出相应故障状态下频率允许范围，从而产生切负荷装置动作等严重后果。例：澳大利亚国家电力市场的频率标准和运行原则是：1) 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。2) 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。3) 当系统发生突然和非计划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。4) 当系统发生突然和非计划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。5) 当系统发生突然和非计划的多重故障时，应保证系统频率不越出表1-2-1所示的“极端严重故障频率带”，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间要求恢复至正常频率带的时间要求正常正常频率带49.950.1负荷变化负荷变化频率带49.7550.255分钟单个发电机解列单机故障频率带49.550.55分钟其它可信故障可信故障频率带49.051.060秒5分钟极端严重故障极端严重故障频率带47.052.060秒10分钟（五）. 国内外电力系统频率指标和控制要求的对比电力系统由于规模、系统特性等不尽一致，因此，对系统频率控制的要求也不尽相同。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。但是，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是一个严重但是可控的事件；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，它表示出发电与负荷之间存在巨大的不平衡。因此，一般来说，规模越大的电力系统对频率控制的要求越严。1. 对系统频率控制的要求表1-2-2列出了澳大利亚、英国、北美、中国电力系统对频率控制的不同要求。表1-2-2 各国电力系统对频率控制的要求频率偏差（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重故障状态严重故障状态故障频率带0.8故障频率带1.0可信故障频率带严重故障频率带3.0极端严重故障频率带2. 对时差控制的要求表1-2-3列出了各电力系统对时差控制的要求。表1-2-3 各国电力系统对时差控制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3. 对频率控制的指标要求各电力系统对频率控制的指标要求形式不尽相同，大致有两种类型：1) 频率合格率指标即对频率控制效果的评价，以将频率控制在规定范围内的时间为依据，澳大利亚和我国电力系统采用的是这种评价方法。澳大利亚国家电力市场要求频率控制在500.1 Hz范围内的时间应达到99%以上，但实际上，其控制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500.1 Hz范围的时间累计共有242分钟，其实际合格率达到99.97%以上。我国有关技术规程规定，电力系统频率控制在500.2 Hz范围内的时间应达到98%以上。随着我国电力系统规模的扩大，频率控制技术的提高，在电力系统内部，对频率控制合格率的要求正在逐步提高，有的电力系统已把对频率控制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500.1 Hz频率合格率实际已达到99.93%。2) 频率分布统计指标频率合格率的评价方法是存在缺陷的，从满足频率控制在500.1 Hz范围内的要求来说，50Hz与49.91Hz是没有区别的；但从发电设备和用电设备的运行效率来说，其意义是不同的，从这一含意来说，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控制的效果。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500.1 Hz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，两网的频率分布还是有较大的差别。图1-2-3和图1-2-4分别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用频率分布统计指标作为频率控制的评价依据。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）。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1），年控制目标见表1-2-4。表1-2-4 北美各互联电力系统年频率控制目标（1）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控制目标（1）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1为0.025Hz，与得克萨斯电网相比，在频率控制的效果上，还有较大的差距。三、 自动发电控制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，要将电网频率始终控制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，虽然从理论上这些机组都可以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控制下，机组的出力变化还是不可能跟上600Mw/分钟的负荷波动的；更何况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根据负荷预计对管辖范围内的发电厂安排了发电计划曲线，而且随着负荷预计时段的细化（从24点到96点），发电计划曲线更接近实际负荷变化的情况。但是，负荷预计本身一般存在着12%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预计可能存在5001000Mw的偏差；同时，发电厂在执行发电计划曲线时，存在着未按照规定时间加减出力的情况，图1-2-5表示了某发电厂的某日发电曲线，从图中可以看出，该厂发电出力曲线上升的时间比计划曲线提前了将近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。随着电力系统的发展，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，在不久的将来，将会出现9001000Mw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重偏差，而靠人工调整发电出力则需要较长的时间，才能达到新的平衡。针对这些问题，出路只有一个，即采用自动发电控制（AGC）的技术手段，对电力系统中的大部分发电机组，根据其本身的调节性能及在电网中的地位，分类进行控制，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。第三节 自动发电控制（AGC）与电力系统经济运行一、 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广阔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：1. 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；2. 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，因而是一个非常复杂的运行问题。电力系统的有功功率经济分配有两种计算方法：1. 离线的经济调度所谓离线的经济调度，就是根据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，计算未来几天（主要是次日）的开停机计划、以及规定时间间隔（如每小时）各运行发电机组的发电计划和联络线交换计划。计算目标是在满足安全和质量的条件下，每个时间间隔电力系统的总运行成本（或费用）最低。2. 在线的经济调度由于离线的经济调度是基于较长时间（天）的预测数据进行计算的，其预测结果不可能完全准确；且其安排的发电计划时间间隔也较长，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原因偏离所安排的发电计划。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，需要不断地根据当前电力系统的实际运行工况，以及对下一个时间间隔（515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。二、 自动发电控制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用等微增率的原则，其计算所得的结果，正好与调度员人工控制的习惯相反。在调度员人工控制方式下，调度员无力监视系统中众多的中、小的负荷，只能通过控制少量大机组的出力来进行调节；而根据经济分配的原则，那些经济性较高的大型发电机组大部分时间应该满负荷或接近满负荷运行，而主要由经济性较差的中、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，这些要求都是人工控制无法办到的，特别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控制的手段，而自动发电控制（AGC）为在线经济调度的实现提供了良好的条件。在现代的能量管理系统中，自动发电控制（AGC）软件包中一般都包含两部分主要功能：负荷频率控制（LFC）和经济调度（ED）。LFC最基本的任务是通过控制发电机组的有功功率，使系统频率保持在额定值，或按计划值来维持区域间的联络线交换功率。LFC对发电机组的控制量一般由经济调节分量和区域控制偏差（ACE）调节分量两种分量组成，其中ACE调节分量根据频率偏差和联络线功率偏差计算得到；而经济调节分量则是由ED给出的。ED的任务是根据给定的负荷水平，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（即机组通常的基本出力）和一组经济分配系数，并将其传送给LFC，作控制机组出力用。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48秒计算一次）同步进行，一般每510分钟计算一次。发电机组在LFC的控制下，有时会偏离经济运行点，而ED的计算结果可以使偏离经济运行点的机组重新纳入经济运行的轨道。第四节 自动发电控制（AGC）与电力系统安全稳定运行一、 自动发电控制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；为了保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，这样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很快的过程，一般在几十秒内完成，自动发电控制是无法拯救的。但是，正如本章第二节、二.“电力系统频率指标和控制要求”中指出的，频率控制的正常范围，对电力系统发生故障时是否会越出相应故障状态的频率允许范围影响很大。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，究其原因，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。可以设想，如果那时发生的是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。虽然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，但是，正如第二节中指出的，随着单个设备、单个电厂容量的扩大，设备故障可能影响的功率也越来越大。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，是非常重要的问题。其中一个非常重要的措施就是要充分发挥AGC的作用，始终将系统频率控制在标准频率附近。二、 自动发电控制与联络线潮流控制在电力系统中，可以根据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。在这样的电力系统中，如果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，有效控制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。而自动发电控制（AGC）是控制联络线功率的有效手段。在AGC分区控制的模式中，互联电力系统划分成若干个控制区，而控制区之间的联络线一般都是电气上联系薄弱的联络线。AGC的主要控制目标就是控制联络线输送功率不偏离计划值，从而为整个系统的安全稳定运行创造了条件。在各个控制区内部，也会存在电气上联系薄弱的联络线，由于这些联络线处在控制