PAGE1PAGEPAGE266TOC\o"1-3"\h\z自動發電控制的基本原理及應用 3第一章自動發電控制（AGC）在電力系統中的作用 3第一節自動發電控制（AGC）發展概況 3第二節自動發電控制（AGC）與電力系統優質運行 5第三節自動發電控制（AGC）與電力系統經濟運行 12第四節自動發電控制（AGC）與電力系統安全穩定運行 13第五節自動發電控制（AGC）與電力市場運營 14第二章電力系統自動發電控制（AGC）概述 16第一節電力系統的負荷變化和頻率波動 16第二節電力系統頻率控制的基本概念 20第三節電力系統自動發電控制（AGC）系統構成概述 24第三章自動發電控制的基本原理 29第一節頻率的一次調節 29第二節電力系統頻率的二次調節 42第三節電力系統頻率的三次調節 60第二篇電力系統自動發電控制系統 68第四章電力系統的自動發電控制系統 68第一節調度端自動發電控制系統概述 68第二節自動發電控制系統（AGC） 69第五章自動發電控制的信息傳輸系統 74第一節自動發電控制信息傳輸規范 74第二節自動發電控制方式及其信息傳輸系統要求 78第三節信息傳輸時間延遲對自動發電控制的影響 82第六章水電廠自動發電控制系統 84第一節水電廠的自動發電控制系統概述 84第二節水電機組的調節能力 85第三節水電廠自動控制系統 88第四節水電廠機組的優化運行 111第五節水電廠全廠負荷控制策略 115第六節水電廠AGC控制對一次設備的影響 116第七節現代化水電站綜合自動化 116第八節抽水蓄能電站負荷控制方式 119第九節梯級電站負荷控制方式 122第七章火電廠AGC控制系統 126第一節火電機組的負荷調節能力 126第二節火電廠協調控制系統 134第三節燃煤機組AGC性能提高及存在的問題 145第四節火電廠全廠負荷優化控制系統 148第五節燃汽輪機的AGC控制系統 150第三篇電力系統自動發電控制的實施 151第八章電力系統自動發電控制的控制策略與規劃 151第一節電力系統自動發電控制的控制策略 151第二節電力系統自動發電控制實施規劃概述 155第九章電力系統自動發電控制系統的實例 160第一節調度端自動發電控制系統 161第二節廠站自動發電控制系統 176第三節信息傳輸系統 179第十章自動發電控制系統調試 181第一節AGC調試工作流程 181第二節AGC調試項目 182第三節機組現場調試方案實例 183第四節AGC各級調試的試驗報告實例 194第十一章自動發電控制系統性能評價和控制策略 205第一節AGC性能評價標準與參數的確定 205第二節互聯電網AGC的控制策略 208第三節發電性能評價 219第四節AGC性能的統計分析 225第十二章電力市場輔助服務和AGC調節 228第一節電力市場輔助服務概述 228第二節調節服務、負荷跟蹤服務需求的確定 239第三節調節服務、負荷跟蹤服務的獲取和調用 244第四節服務提供者技術條件的認證、服務性能評價 249第五節調節服務和負荷跟蹤服務的成本、定價、交易結算 253自動發電控制的基本原理及應用自動發電控制（AGC）在電力系統中的作用自動發電控制（AGC）發展概況國外電力系統對自動發電控制（AGC）的研究與應用電力系統自動發電控制（AGC）原先稱為“電力系統頻率與有功功率的自動控制”，對這項技術的研究可以追溯到幾十年前，但它的發展和應用還是在電力系統擴大以后，尤其是二十世紀五十年代以來，隨著戰后經濟的發展，電力系統的容量不斷增長，各工業發達國家的電力系統通過研究和試驗，相繼實現了頻率與有功功率的自動控制。前蘇聯于1937年研制出第一個頻率調整器，安裝在斯維爾斯克水電廠中。到二十世紀五十年代，已有若干個電力系統實現了頻率和有功功率的自動調整。1959年，前蘇聯開始在組成全蘇統一電力系統的主要部分——南部、中部及烏拉爾、西伯利亞西部等聯合電力系統中，實現非集中的調整系統。前蘇聯在頻率和有功功率控制方面廣泛采用虛有差率調整準則，隨著其歐洲部分統一電力系統的形成，又逐步過渡到采用“頻率——交換功率（TBC）”準則，自動控制裝置主要有電子模擬和磁放大器式兩種。在美國，各電力公司所屬電力系統之間廣泛采用“頻率——交換功率（TBC）”的控制方式，自動控制裝置以TVA系統的高速頻率負荷控制裝置、統一愛迪生系統的自動負荷控制裝置、堪薩斯電力照明公司的采用自整角機的電力系統自動負荷分配系統為代表。在歐洲，以西德和法國電力系統為主，由荷蘭、比利士、盧森堡、意大利、瑞士和奧地利等國電網組成的西歐聯合電力系統，采用“頻率——交換功率（TBC）”準則實現聯合控制，但各國內部的控制準則和裝置則多種多樣，如法國內部采用“功率——相角“有差特性準則，其特點為系統無須分區即可實現多電廠的聯合控制。在日本，存在兩個聯合電力系統，分別包含三個和七個電力系統，控制準則有固定頻率控制和固定負荷控制等，系統之間多數采用“頻率——交換功率（TBC）”控制，少數用選擇式頻率控制，自動裝置主要是比例積分型。二十世紀六十年代，國外電力系統頻率和有功功率的自動控制工作又有了新的進展，控制裝置元件改用晶體管和集成電路，控制原理由模擬式轉向數字化，特別是七十年代以來，繼美國NEPEX電力控制中心采用在線電子數字計算機實現了自動發電控制、經濟負荷分配和電力系統安全監控以后，各國競相發展，進行基于計算機集中控制的現代自動發電控制技術的研究和應用，取得了明顯的經濟效益。我國電力系統對自動發電控制（AGC）的研究與應用我國電力系統對頻率和有功功率的自動控制工作開始于1957年，當時確定以東北和京津唐兩大電力系統進行試點。東北電力系統采用“集中控制下的分區控制”方案，特點是將系統分為以省調度轄區為范圍的三個區，并對聯絡線負荷及系統頻率實現綜合控制，平時各區自行擔負本區負荷變動，而不影響鄰區，在系統頻率降低時，則可相互支援，聯絡線負荷可以給定或定時加以修改，控制裝置由磁放大器及自整角機組成。京津唐電力系統采用分散式控制方案，主要特點是在各主導電廠中分別裝設系統微增率發生器，對電廠機組進行控制，線損修正采用簡化通道方案分散在電廠中進行，因而可以不用或少用通道實現整個系統的頻率和有功功率的自動控制，自動裝置以磁放大器和電氣機械式為主。華東電網從六十年代開始進行自動發電控制（當時稱自動調頻）的試驗工作，1963年華東電管局審查通過了“華東電力系統頻率與有功功率自動控制方案”，確定近期采用“主系統集中控制下的地區分散制”控制方式，遠期逐步過渡到“頻率——聯絡線交換功率”（TBC）控制方式，并開始制定規劃、組織實施。1964年實現了新安江水電廠單機自動調頻；1965年新安江水電廠全廠六臺機均參與了自動調頻。1966年和1967年，又相繼完成了望亭電廠一期和二期頻率與有功功率自動控制工程，系統進入了水火電廠聯合自動調頻階段。同時，閘北、楊樹浦和下關電廠也開始了自動調頻工作，為逐步過渡到多個電廠聯合控制創造條件。1968年，用晶體管和可控硅實現的第二代自動調頻裝置試制成功，與此同時，在華東電網總調度所裝設了標準頻率分頻器、系統頻率質量自動記錄裝置和自動時差校正信號發送器，通過遠動通道將信號發送到新安江水電廠，實現了系統自動時差校正。按照規劃，到六十年代末，參加自動發電控制的電廠將擴大到14個，被控機組66臺，總容量達2600Mw，占當時系統總裝機容量的70%左右，屆時，華東電力系統頻率與有功功率的自動控制將得到完全實現。由上可見，我國電力系統頻率和有功功率的自動控制工作起步并不晚，通過一段時間的工作，到二十世紀六十年代中期，東北、京津唐和華東三大電力系統已經實現了自動調頻和不同規模的多廠有功功率控制，系統頻率在0.05Hz以內的累計時間一般都在70%以上，電鐘誤差一般不超過十秒鐘，已接近當時的世界先進水平。可惜由于十年動亂，電力系統的正常運行受到極大的破壞，電網長期處于低頻率、低電壓的惡劣狀態之下，系統自動調頻工作只得陷于停頓。十年動亂之后，隨著電力系統正常生產秩序的逐漸恢復，又迎來了自動發電控制新的發展機遇。特別是隨著各網、省（市）電網能量管理系統的建設，各電力系統普遍進行了基于計算機集中控制的現代自動發電控制技術的研究和應用。1992年，華東電網共有2個水力發電廠（新安江、富春江）和3個火力發電廠（望亭、閔行、石洞口）的18臺發電機組具備參與AGC的條件，機組額定容量為1809.7MW，可調容量為1100MW。該年，華東網調的AGC年投運時間為3963小時。1994年，華東電網在網、省(市)調SCADA功能實用化工作全面完成的基礎上，深入研究聯合電網條件下AGC技術應用的問題，從工作規劃抓起，全面推進AGC技術應用。首先從華東電網的實際情況出發，確定了FFC-TBC的AGC控制的策略，即華東電網總調度所實行“定頻率控制（FFC）”，三省一市調度所實行“聯絡線功率——頻率偏差控制（TBC）”。并提出了AGC工作在6年中分三個階段進行的工作步驟，三個階段工作中心分別是：1995~1996年為“擴大隊伍、構成系統、維持負荷、守好關口”，1997~1998年為“協助調頻、曲線跟蹤、省市計算、經濟介入”，1999~2000年為“降低線損、關口修正、水火共濟、全網最優”。到1998年，華東電網AGC工作取得了實質性的進展，網、省（市）調度所的AGC功能全面投入運行，并采用北美電力系統可靠性協會（NERC）的A1、A2標準評價控制性能。2001年，華東電網又采用NERC最新推出的CPS標準評價控制性能，促進了省、市電力系統對發電機組一次調節工作的開展。截止到2002年底，華東電網全網AGC可控機組容量達40339MW，占全網統調裝機總容量的76.93%，AGC可調容量達15710.5MW，比1992年提高了13倍左右，占全網統調裝機總容量的29.96%，占全網統調最高負荷的30.65%。電網頻率合格率，特別是±0.1Hz的合格率有了較大的提高。1995年，華東電網±0.2Hz的頻率合格率為99.76%，±0.1Hz的頻率合格率為84.49%；2002年，華東電網±0.2Hz的頻率合格率為99.994%，而±0.1Hz的頻率合格率達到99.93%。電能質量的提高，為社會也為電力企業本身帶來了可觀的效益。自動發電控制（AGC）與電力系統優質運行電力系統頻率質量對社會和電力企業的影響眾所周知，電網頻率是電能質量三大指標之一，電網的頻率反映了發電有功功率和負荷之間的平衡關系，是電力系統運行的重要控制參數，與廣大用戶的電力設備以及發供電設備本身的安全和效率有著密切的關系。頻率波動對發電廠設備的影響發電廠的汽輪機及其葉片是按照額定轉速（頻率）和進汽沒有沖擊時保證能有最大的軸功率來設計的。因而降低旋轉頻率會引起蒸汽沖擊葉片的損耗，同時增加了轉矩；而提高旋轉頻率則會導致減小轉矩，使葉片背面的沖擊增加。因而，汽輪機運行在額定頻率下最為經濟。此外，降低頻率運行還會使汽輪機工作葉片和其它零件加速磨損。頻率的變化會影響到發電廠廠用電動機（如給水泵、循環水泵、引風機、送風機等）的正常運行。壓頭只消耗在克服輸水系統動態阻力壓頭的水泵，其出力與轉速的一次方成正比： (Q1/Q2)=(n1/n2) （1.2.1）有靜阻力壓頭時，水泵出力與角頻率的關系可由下式來確定： Q=(k1ω2-HCT)/ΣR （1.2.2）式中 ω——角頻率 HCT——被克服的靜壓頭 ΣR——輸水管阻力 k1——由機組結構及尺寸所確定的系數。有了靜壓頭，水泵將在頻率不到零的某一頻率時便停止給水，這個頻率被稱為臨界頻率。根據這一定義，臨界頻率為： ωkp=HCT/k1 （1.2.3）圖1-2-1示出了臨界頻率為45.8Hz的電動給水泵試驗的和計算的特性曲線。從上述可知，電動給水泵的出力與交流電網的頻率有很大的關系。即使頻率下降的幅度很小，水泵的出力也會降低很多，于是破壞發電廠的正常工作，或者完全停止向鍋爐給水，而使鍋爐的安全運行和發電廠以及整個電力系統的運行可靠性受到威脅。頻率超過額定值時，給水泵發出的壓頭超過所必需的壓頭，因而使廠用電能的消耗增大。所有上述情況也適用于循環水泵，只是影響的程度較小而已。頻率低于額定值將使通過汽輪機凝汽器的水量減少，這就等于使凝汽器的真空度降低，結果使汽輪機的效率下降，使汽耗量增大。頻率超過額定值會使通過汽輪機凝汽器的水量增加，使電能消耗增加。除水泵以外，發電廠內還有大量具有通風力矩的機械（一次風送風機、二次風送風機、引風機），在沒有靜壓頭時，這些機械的出力和頻率的一次方成正比。然而試驗證明，隨著頻率的降低，送風機和引風機的出力遠較頻率下降得快。頻率提高時，送風機和引風機所產生的壓頭就大為增加，這種情況與出力（壓力）降低一樣，會引起鍋爐運行方式的破壞。鍋爐的經濟性決定于排出煙氣中CO和CO2的含量，以及燃燒室內的過剩空氣量。CO和CO2的含量與所供給的空氣量和排出的煙氣量有關，因此，鍋爐運行的經濟性首先取決于送引風裝置的運行狀況。頻率降低時，送風機的出力降低，進入燃燒室的空氣量較少，此時化學不完全燃燒損失增加，而同時減少了排煙損失。頻率提高時，送風機的出力提高，因此，化學不完全燃燒損失減少，而排煙損失增加。鍋爐中的最低損失一般是在一個確定的過剩空氣量（CO2的含量）時發生的。因而，頻率的改變將導致鍋爐正常運行方式的破壞。頻率波動對用戶設備的影響用戶的旋轉設備一般是由電動機驅動的，因此，與發電廠的設備相同，頻率的波動對其有著嚴重影響。盡管許多用戶設備能在較寬的頻率范圍內正常工作，但隨著科學技術的發展，一些新的電子設備及精密加工設備對電網頻率提出了更高的要求，頻率的波動，會使產品質量下降或設備損壞。根據IEEE446-1995標準和BSEN50160:1995標準，±0.5Hz的是許多最終用戶設備的頻率波動的最大容限。頻率波動的長期積累效應也會影響用戶設備的正常工作，盡管以同步電機驅動的時鐘已不再時興，但是仍有部分設備依然以電力系統作為參照系，特別是那些與時間有關、需長期運行、但又難以通過外部進行授時的設備仍然需要以電鐘為計時手段。如數量巨大的用戶分時電度表，不具備自動與標準時間對時的手段，如要依靠人工對時，則工作量巨大，如以電鐘為計時手段，既可保持時間的準確度，又可降低電度表的結構復雜性和造價。頻率質量改善對經濟效益的影響眾所周知，頻率偏差反映了發電與負荷間的不平衡，特別是頻率偏高，反映發電量超出了用電的需求量，造成了用戶電費的額外支出，以及能源的浪費。平均頻率反映的經濟效益由于我國過去長期處于缺電局面，因此，在一段相當長的時期中，從政策上鼓勵電廠多發電，以發電量為電廠的主要經濟考核指標，在這種情況下，發電廠普遍存在搶發電（超計劃發電）的現象，特別是在年底歲末，發電廠為完成生產指標，搶發電的現象更為嚴重，使電力系統大多數時間處于高頻率運行，系統的平均頻率必然高于標準頻率值。以華東電網為例，經過了20世紀八十年代中、后期及九十年代初期的建設和發展，到1995年，華東電網迎來了發電容量基本滿足用電需求的局面，基本消除了壓低頻率運行的現象，但高頻率卻成為困擾系統運行的問題，全年平均頻率為50.02Hz，由此引起的能源浪費可用公式1.2.1推算：能源浪費（折合成標準煤）=年頻率平均偏差值（Hz）×頻率偏差系數（kw/Hz）×365（天）×24（時/天）×標準煤耗（T/kwH） （1.2.1）如果式中頻率偏差系數按2200×103kw/Hz、標準煤耗按378×10-6T/kwH計算，可推算出1995年華東電網因頻率偏高浪費了能源合標準煤145,696噸。而用戶為此多付出的電費可用公式1.2.2推算：用戶多付電費=年頻率平均偏差值（Hz）×頻率偏差系數（kw/Hz）×365（天）×24（時/天）×用戶電費(元/kwH) （1.2.2）如果式中頻率偏差系數仍按2200×103kw/Hz、用戶電費按0.4元/kwH計算，可推算出1995年華東電網的用戶因頻率偏高多支出了電費15,417.6萬元。頻率分布反映的經濟效益電力系統頻率偏差而引起平均頻率偏高的現象也許并不多見，用平均頻率來分析電力系統頻率與各方經濟利益的關系可能不具有普遍意義，但頻率偏差必然引起頻率分布的變化，因此，對頻率分布的研究更具普遍意義。從圖1-2-2可以看出盡管系統1和系統2的平均頻率均為50Hz，但系統1的頻率偏差明顯比系統2的大，通過對頻率分布曲線高于50Hz部分的積分，可以推算出電力系統在高頻率時多消耗的能源。如果根據圖1-2-2所示的頻率分布曲線，并均按華東電網上述有關參數進行計算，可以推算得到，系統1在一年內高頻率時多消耗能源合標準煤86,398噸；系統2在一年內高頻率時多消耗能源合標準煤55,365噸。當然，一個正常運行的電力系統，其高于標準頻率的運行時間是不可能等于零的，但通過對同一個系統不同頻率分布曲線的分析、比較，可以對在節能方面取得的經濟效益作出評估。綜上所述，使頻率穩定在額定值，是電力系統運行的重要任務。電力系統頻率指標和控制要求確定頻率指標和控制要求需考慮的因素為了滿足發電廠設備、用戶設備和電力系統正常運行的需要，必須根據各電力系統的特點，提出頻率指標和控制要求。為此，需要考慮的問題有：基準頻率和頻率的正常范圍基準頻率是由設計確定的，中國、西歐、澳大利亞、日本的一部分的電力系統基準頻率為50Hz；而北美、日本的另一部分的電力系統的基準頻率為60Hz。在各個電力系統中，所有的發電和用電設備均按在基準頻率下運行效率最高的原則來設計的。確定頻率的正常控制范圍應考慮三個重要因素：對發電、用電設備經濟性的影響，使其能發揮最佳的效率。對故障狀態下頻率允許范圍的影響，當電力系統中發生故障時，頻率不越出相應故障狀態的頻率允許范圍。對安全性和經濟性的綜合分析。由于電力系統絕大部分時間必須運行在頻率的正常控制范圍之內，因此，確定頻率的正常控制范圍對電力系統運行的經濟性影響較大，如果放寬對頻率正常控制范圍的要求，會降低對維持正常頻率的輔助服務的要求，同時也降低了成本；但是卻增加了在電力系統發生故障時將頻率維持在故障狀態下頻率允許范圍內的難度。故障狀態的頻率允許范圍。規定故障狀態下的頻率允許范圍需考慮的因素有：對發電、用電設備功能性的影響，不能影響設備的正常功能。對發電、用電設備安全性的影響，不能造成設備的損壞。對電力系統運行安全性的影響，不能由于頻率異常，造成發電設備解列，而危及整個系統的安全運行。由于電力系統故障狀態千變萬化，因此故障狀態下的頻率允許范圍往往分為幾級：常見故障（如N-1故障）狀態下的頻率允許范圍。嚴重故障（如N-2故障）狀態下的頻率允許范圍。特別嚴重故障（如多個設備故障）狀態下的頻率允許范圍。電力系統解列成幾塊運行時故障狀態下的頻率允許范圍。頻率越限的允許時間規定頻率越限后恢復至正常范圍的允許時間需要考慮的因素有：頻率越限的延續時間對旋轉設備壽命的影響。在頻率越限故障處理期間發生第二次事件的危險性。如果發生第二次事件，可能會導致系統頻率越出相應故障狀態下頻率允許范圍，從而產生切負荷裝置動作等嚴重后果。例：澳大利亞國家電力市場的頻率標準和運行原則是：在正常情況下，盡力使系統頻率保持在表1-2-1所示的“正常頻率帶”內。當系統負荷發生重大變化時，應保證系統頻率不越出表1-2-1所示的“負荷變化頻率帶”，并按要求盡快恢復至“正常頻率帶”內。當系統發生突然和非計劃的單個發電機解列時，應保證系統頻率不越出表1-2-1所示的“單機故障頻率帶”，并按要求盡快恢復至“正常頻率帶”內。當系統發生突然和非計劃的除單個發電機解列以外的單個可信故障（如重載聯絡線跳閘等）時，應保證系統頻率不越出表1-2-1所示的“可信故障頻率帶”，并按要求盡快恢復至“單機故障頻率帶”內；進而按要求盡快恢復至“正常頻率帶”內。當系統發生突然和非計劃的多重故障時，應保證系統頻率不越出表1-2-1所示的“極端嚴重故障頻率帶”，并按要求盡快恢復至“單機故障頻率帶”內；進而按要求盡快恢復至“正常頻率帶”內。表1-2-1澳大利亞國家電力市場頻率標準故障狀態頻率帶名稱頻率帶范圍（Hz）恢復至單機故障頻率帶的時間要求恢復至正常頻率帶的時間要求正常正常頻率帶49.9~50.1————負荷變化負荷變化頻率帶49.75~50.25——5分鐘單個發電機解列單機故障頻率帶49.5~50.5——5分鐘其它可信故障可信故障頻率帶49.0~51.060秒5分鐘極端嚴重故障極端嚴重故障頻率帶47.0~52.060秒10分鐘國內外電力系統頻率指標和控制要求的對比電力系統由于規模、系統特性等不盡一致，因此，對系統頻率控制的要求也不盡相同。規模大的電力系統對故障的承受能力強，在華東電網中，失去一臺600Mw的發電機組，頻率可能會下降0.2Hz；而在美國東部電網中可能僅下降0.03Hz。但是，同樣的頻率偏差對不同規模的電力系統的威脅卻是不一樣的，在華東電網中，頻率偏差0.6Hz是一個嚴重但是可控的事件；而在美國東部電網中，頻率偏差0.6Hz則是一個極其危險的信號，因為，它表示出發電與負荷之間存在巨大的不平衡。因此，一般來說，規模越大的電力系統對頻率控制的要求越嚴。對系統頻率控制的要求表1-2-2列出了澳大利亞、英國、北美、中國電力系統對頻率控制的不同要求。表1-2-2各國電力系統對頻率控制的要求頻率偏差（Hz）澳大利亞國家電力市場英國國家電網美國東部電網美國得克薩斯電網中國華東電網0.03正常狀態0.05正常狀態警戒狀態(+0.05Hz)0.1正常頻率帶警戒狀態異常狀態(+0.1Hz)0.2正常頻率帶故障狀態正常頻率帶0.25負荷變化頻率帶故障狀態0.5單機故障頻率帶法定目標頻率帶嚴重故障狀態嚴重故障狀態故障頻率帶0.8故障頻率帶1.0可信故障頻率帶嚴重故障頻率帶3.0極端嚴重故障頻率帶對時差控制的要求表1-2-3列出了各電力系統對時差控制的要求。表1-2-3各國電力系統對時差控制的要求澳大利亞國家電力市場英國國家電網美國東部電網美國得克薩斯電網中國華東電網10秒10秒10秒3秒30秒對頻率控制的指標要求各電力系統對頻率控制的指標要求形式不盡相同，大致有兩種類型：頻率合格率指標即對頻率控制效果的評價，以將頻率控制在規定范圍內的時間為依據，澳大利亞和我國電力系統采用的是這種評價方法。澳大利亞國家電力市場要求頻率控制在50±0.1Hz范圍內的時間應達到99%以上，但實際上，其控制效果比所要求的高得多，在1999年和2000年兩年中，澳大利亞國家電力市場頻率越出50±0.1Hz范圍的時間累計共有242分鐘，其實際合格率達到99.97%以上。我國有關技術規程規定，電力系統頻率控制在50±0.2Hz范圍內的時間應達到98%以上。隨著我國電力系統規模的擴大，頻率控制技術的提高，在電力系統內部，對頻率控制合格率的要求正在逐步提高，有的電力系統已把對頻率控制合格率的要求提高到與澳大利亞國家電力市場的要求一樣。而2002年華東電網的50±0.1Hz頻率合格率實際已達到99.93%。頻率分布統計指標頻率合格率的評價方法是存在缺陷的，從滿足頻率控制在50±0.1Hz范圍內的要求來說，50Hz與49.91Hz是沒有區別的；但從發電設備和用電設備的運行效率來說，其意義是不同的，從這一含意來說，要求頻率越接近50Hz越好。因此，頻率的分布情況更能反應頻率控制的效果。相近的頻率合格率不一定會有相近的頻率分布情況，華東電網2002年50±0.1Hz頻率合格率已接近于澳大利亞國家電力市場1999年和2000年兩年平均的頻率合格率的水平，但從有關資料和華東電網的統計來看，兩網的頻率分布還是有較大的差別。圖1-2-3和圖1-2-4分別表示了澳大利亞國家電力市場典型的日頻率分布以及華東電網2002年9月（頻率合格率最高的月份）的頻率分布情況。歐洲與北美的電力系統已普遍采用頻率分布統計指標作為頻率控制的評價依據。其方法是統計全年系統頻率偏離標準頻率（50Hz或60Hz）的偏差值的均方根，當頻率的分布符合以標準頻率為數學期望值的正態分布時，該均方根值正反映了分布函數的離散程度（即正態分布函數的σ）。北美各互聯電力系統統計的是每分鐘頻率偏差平均值的均方根（稱為ε1），年控制目標見表1-2-4。表1-2-4北美各互聯電力系統年頻率控制目標（ε1）互聯電力系統名稱美國東部電網美國西部電網美國得克薩斯電網年頻率控制目標（ε1）0.018Hz0.0228Hz0.020Hz美國得克薩斯電網是北美規模最小的互聯電力系統，2002年最高負荷為57,694Mw，與華東-福建電網極為接近，但華東-福建電網2002年頻率質量最好月份的實際ε1為0.025Hz，與得克薩斯電網相比，在頻率控制的效果上，還有較大的差距。自動發電控制是保證系統頻率質量的重要技術手段傳統的頻率調節方法是依靠調度員指令或指定的調頻廠的調節來保持頻率的質量，但隨著電力系統規模的不斷擴展，負荷的變化速率不斷提高，以華東電網為例，在正常情況下，負荷波動的最高速率達到600Mw/分鐘，在這種快速的負荷變化情況下，依靠傳統的頻率調節方法，要將電網頻率始終控制在規定的范圍內已是相當困難了。華東電網傳統上以新安江水電廠作為第一調頻廠，該廠共有九臺機組，總容量為730Mw，雖然從理論上這些機組都可以在一分鐘內從空載加到滿出力，但即使是在該廠的發電容量全部用來調頻的話，在電廠值班員人工的逐臺機組調節控制下，機組的出力變化還是不可能跟上600Mw/分鐘的負荷波動的；更何況該電廠還要承擔完成電量的任務。負荷除了有瞬間波動以外，在一天中還會有較大幅度的變化，在華東電網中，一小時的負荷變化最高達到4000Mw。這需要改變大量發電機組的出力，才能得到發電有功功率和負荷之間的平衡。盡管各級電網調度所根據負荷預計對管轄范圍內的發電廠安排了發電計劃曲線，而且隨著負荷預計時段的細化（從24點到96點），發電計劃曲線更接近實際負荷變化的情況。但是，負荷預計本身一般存在著1~2%的偏差，在華東電網中，2002年全網最高統調負荷達到51255Mw，這就意味著在正常情況下負荷預計可能存在500~1000Mw的偏差；同時，發電廠在執行發電計劃曲線時，存在著未按照規定時間加減出力的情況，圖1-2-5表示了某發電廠的某日發電曲線，從圖中可以看出，該廠發電出力曲線上升的時間比計劃曲線提前了將近30分鐘，而在電網中，30分鐘即意味著可能有2000Mw負荷的偏差。電網中意外故障的發生，也會打破發電有功功率和負荷之間的平衡。隨著電力系統的發展，電網中單個設備故障帶來的發電功率損失越來越大，在華東電網中，目前單臺發電機的最大容量為700Mw，在不久的將來，將會出現900~1000Mw的發電機組；單個電廠的全廠裝機容量最大已達3000Mw，全廠裝機容量4000Mw的電廠也已在建設中；在輸變電設備中，葛滬直流單極最大輸送功率為600Mw，雙極最大輸送功率為1200Mw；而于2002年底投入運行的龍政直流單極最大輸送功率為1500Mw，雙極最大輸送功率為3000Mw。這些設備的故障，都會造成發電有功功率和負荷之間的嚴重偏差，而靠人工調整發電出力則需要較長的時間，才能達到新的平衡。針對這些問題，出路只有一個，即采用自動發電控制（AGC）的技術手段，對電力系統中的大部分發電機組，根據其本身的調節性能及在電網中的地位，分類進行控制，自動地維持電力系統中發供電功率的平衡，從而保證電力系統頻率的質量。自動發電控制（AGC）與電力系統經濟運行電力系統有功功率的經濟分配電力系統的經濟運行，即在滿足安全和質量的前提下使供電成本最低，是電力系統追求的又一運行目標。由于電力系統是由分布在廣闊地域上各種類型的發電廠（發電廠中又有著不同類型的發電機組），以及將其與負荷連接起來的電網組成的。在一個電力系統中，各種發電機組使用著不同的一次能源，這些一次能源的價格（市場價和運輸價）不同，發電機組使用一次能源的效率不同，各發電廠供給負載所引起的網絡損耗也不同，因此，要實現電力系統的經濟運行，就需要同時考慮兩個問題：如何在所有的發電機組間合理地分配有功負荷，使所消耗的一次能源總價格最低；如何在發電廠間合理地分配有功負荷，使所輸送的電力在電網中的損耗最小。在進行有功功率的經濟分配時，除考慮上述兩個要求外，還須考慮電網輸送容量的約束，以及環保、水庫調度、國家能源政策等因素，在互聯電力系統中還須考慮向其它電力系統購、售電的經濟性，因而是一個非常復雜的運行問題。電力系統的有功功率經濟分配有兩種計算方法：離線的經濟調度所謂離線的經濟調度，就是根據預先收集整理的發電機組、電網的各種參數資料，以及對負荷的預測，計算未來幾天（主要是次日）的開停機計劃、以及規定時間間隔（如每小時）各運行發電機組的發電計劃和聯絡線交換計劃。計算目標是在滿足安全和質量的條件下，每個時間間隔電力系統的總運行成本（或費用）最低。在線的經濟調度由于離線的經濟調度是基于較長時間（天）的預測數據進行計算的，其預測結果不可能完全準確；且其安排的發電計劃時間間隔也較長，一般為15分鐘到一小時，不能較精確地反映負荷變化的實際情況；同時，電力系統的運行工況是瞬息萬變的，發電機組的有功出力也會因種種原因偏離所安排的發電計劃。因此，離線經濟調度所作出的經濟分配，在實際運行中就變得不那么經濟了，需要不斷地根據當前電力系統的實際運行工況，以及對下一個時間間隔（5~15分鐘）負荷的預測，對發電機組的有功功率進行重新分配，以改善電力系統運行的經濟性。因而在線經濟調度是對離線經濟調度的補充和完善。自動發電控制是實現有功功率在線經濟分配的必備條件有功功率的在線經濟分配一般采用等微增率的原則，其計算所得的結果，正好與調度員人工控制的習慣相反。在調度員人工控制方式下，調度員無力監視系統中眾多的中、小的負荷，只能通過控制少量大機組的出力來進行調節；而根據經濟分配的原則，那些經濟性較高的大型發電機組大部分時間應該滿負荷或接近滿負荷運行，而主要由經濟性較差的中、小機組改變負荷，承擔調節任務。實際上，要保持電力系統真正的經濟運行，需要對調整所有機組的負荷，另外，在線經濟調度需要每5到15分鐘對機組出力進行一次調整，這些要求都是人工控制無法辦到的，特別是在大型電力系統中，更難辦到。因此，在線經濟調度必須依靠自動控制的手段，而自動發電控制（AGC）為在線經濟調度的實現提供了良好的條件。在現代的能量管理系統中，自動發電控制（AGC）軟件包中一般都包含兩部分主要功能：負荷頻率控制（LFC）和經濟調度（ED）。LFC最基本的任務是通過控制發電機組的有功功率，使系統頻率保持在額定值，或按計劃值來維持區域間的聯絡線交換功率。LFC對發電機組的控制量一般由經濟調節分量和區域控制偏差（ACE）調節分量兩種分量組成，其中ACE調節分量根據頻率偏差和聯絡線功率偏差計算得到；而經濟調節分量則是由ED給出的。ED的任務是根據給定的負荷水平，安排最經濟的發電調度。它最終的計算結果是一組發電機組的經濟基點值（即機組通常的基本出力）和一組經濟分配系數，并將其傳送給LFC，作控制機組出力用。由于ED的計算需考慮發電機組和電網的諸多因素，計算量大，因此，不可能與LFC的計算（每4~8秒計算一次）同步進行，一般每5~10分鐘計算一次。發電機組在LFC的控制下，有時會偏離經濟運行點，而ED的計算結果可以使偏離經濟運行點的機組重新納入經濟運行的軌道。自動發電控制（AGC）與電力系統安全穩定運行自動發電控制與電力系統的頻率穩定性電力系統的頻率穩定問題是指，當系統頻率下降時，發電設備的效率會降低、或產生功能異常；為了保護發電設備不受損害，當系統頻率下降到一定程度時需要將發電機組解列，這樣會造成發電功率下降，使頻率進一步下降，如此惡性循環，最終造成系統頻率崩潰。電力系統頻率穩定的破壞是一個很快的過程，一般在幾十秒內完成，自動發電控制是無法拯救的。但是，正如本章第二節、二.“電力系統頻率指標和控制要求”中指出的，頻率控制的正常范圍，對電力系統發生故障時是否會越出相應故障狀態的頻率允許范圍影響很大。以2003年1月3日華東電網發生的一次故障為例，該日10:25合肥第二發電廠一臺350Mw的發電機組跳閘，故障發生后，頻率最低降到49.56Hz，頻率恢復花費了7分鐘。一臺350Mw的發電機故障引起了如此的頻率偏差，這在華東電網近幾年運行情況中是罕見的，究其原因，是該日發電功率比較緊缺，發生故障前系統頻率已降至49.82Hz。可以設想，如果那時發生的是600Mw機組故障，則系統頻率完全可能越出國際標準規定的±0.5Hz的頻率容限。由此可見，時時刻刻保持發用電的平衡，維持系統頻率在規定值的重要性。雖然隨著電力系統規模的不斷擴大，對抵御相同故障的能力越來越強，但是，正如第二節中指出的，隨著單個設備、單個電廠容量的擴大，設備故障可能影響的功率也越來越大。在這種情況下，如何保證在單機、直流單極故障條件下頻率不低于49.50Hz，如何使得在單個電廠全廠、直流雙極故障條件下頻率不低于49.00Hz，是非常重要的問題。其中一個非常重要的措施就是要充分發揮AGC的作用，始終將系統頻率控制在標準頻率附近。自動發電控制與聯絡線潮流控制在電力系統中，可以根據電氣聯系的強弱劃分為若干個區域，區域之間由一些傳輸總容量遠小于各區域裝機容量的聯絡線連接起來。在這樣的電力系統中，如果聯絡線的輸送功率超越了穩定極限，當電力系統遭遇干擾時，就會失去穩定，造成大面積停電，從而帶來不可估量的損失。因此，有效控制流經區域間聯絡線上的功率，是保證電力系統安全穩定運行的關鍵。而自動發電控制（AGC）是控制聯絡線功率的有效手段。在AGC分區控制的模式中，互聯電力系統劃分成若干個控制區，而控制區之間的聯絡線一般都是電氣上聯系薄弱的聯絡線。AGC的主要控制目標就是控制聯絡線輸送功率不偏離計劃值，從而為整個系統的安全穩定運行創造了條件。在各個控制區內部，也會存在電氣上聯系薄弱的聯絡線，由于這些聯絡線處在控制區的內部，聯絡線功率不會作為AGC的控制目標來執行，但是，當AGC與網絡分析軟件中的“安全約束調度（SCD）”相結合，SCD可以將校正聯絡線功率越限的控制策略傳送給AGC，通過調整發電機組出力，達到消除聯絡線功率越限的目的。綜上所述，自動發電控制并不是直接消除電力系統穩定問題的工具，但是，自動發電控制使電力系統始終處于正常的狀態運行，可以為預防穩定問題的產生作出貢獻。自動發電控制（AGC）與電力市場運營自動發電控制對電力市場運營環境的作用近幾年，隨著經濟全球化的發展，以發、輸、配企業重組和電力、電量競爭交易為主要特征的電力行業市場化進程在世界各國迅速展開。但是，電力市場的開展需要有良好的環境，就像一般商品的交易需要環境良好的商場一樣，一個安全、優質、經濟運行的電力系統是進行電力、電量交易的重要條件。正如本章以前幾節所述，自動發電控制對電力系統的安全、優質、經濟運行發揮著重要的作用，因而自動發電控制是保證電力市場正常開展的重要工具之一。電力市場需要穩定、可靠的運營環境，自動發電控制是保證發、用電平衡，維持系統頻率在規定值的有效手段，對保證電力系統可靠性發揮著重要的作用。電力市場運營的目標之一就是要利用市場機制優化資源配置，降低用戶電價，為用戶帶來經濟利益。自動發電控制是實現在線經濟調度的必備條件，在線經濟調度可通過優化發電調度，降低發電費用；同時，在北美標準電力市場的設計中，帶安全約束的在線經濟調度（SCED）是實時電力市場運營的主要工具。因而，自動發電控制是電力市場運營的重要技術手段。在電力市場中，聯絡線電力、電量交易是互聯電力系統常用的交易形式，交易各方都必須嚴格遵守合同，按交易量控制好聯絡線功率，而自動發電控制正是控制聯絡線功率的有效手段。歷史的經驗告訴我們，沒有自動發電控制的技術手段，依靠人工調節是很難控制好聯絡線功率的，以華東電網1995年的運行統計為例，在人工調節聯絡線功率的情況下，三省一市全年平均聯絡線功率控制月合格率僅為23.22%，其中最高的聯絡線功率控制月合格率也只有35.69%（詳見表1-5-1）。1998年以后，華東電網各省、市廣泛采用了自動發電控制技術，聯絡線功率控制合格率逐步提高，近年來，省、市聯絡線功率控制月合格率已達到90%以上。由此可見，自動發電控制是開展聯絡線電力、電量交易的重要技術保證。表1-5-11995年華東電網省、市聯絡線功率控制月合格率統計（%）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年平均上海15.9322.0321.9925.0428.0027.8423.3118.3321.4625.9824.6016.4322.58江蘇16.3719.7419.7822.1121.0023.3217.8911.7813.0321.5624.3318.0519.08浙江24.8021.7118.4125.4126.8627.4124.5324.4020.8025.0922.9921.1823.55安徽25.7827.0732.3425.9724.4732.3231.6216.4518.8335.6931.2321.6626.95自動發電控制在輔助服務市場中的作用在電力市場環境中，自動發電控制的商業表現形式為提供調節服務和負荷跟蹤服務，雖然負荷跟蹤服務可以用人工控制的方法來實現，但采用自動發電控制下跟蹤負荷曲線的方法提供服務能得到遠比人工控制更好的效果。調節服務和負荷跟蹤服務是輔助服務市場中交易的重要商品，輔助服務是為保證電力系統安全，支撐電力、電量供應和功率輸送的基礎性服務，在電力行業重組之前，輔助服務是作為捆綁的電力產品，由垂直組合的電力企業提供的。電力行業重組以后，盡管許多電力產品（如電量、備用容量、調節服務和負荷跟蹤服務等）都是由同一個設備（發電機組）提供的，但由于各種產品的服務目的、服務對象不同，成為電力市場中不同的交易商品。調節服務和負荷跟蹤服務是為平衡發、用電，保證頻率質量和控制聯絡線功率服務的，它的服務對象不是某一個特定的用戶，而是為電力市場的全體用戶服務的，不與特定的電力、電量交易直接發生關系，必須與電力、電量交易互相分離，單獨進行交易。由于調節服務和負荷跟蹤服務可以由不同的發電機組提供，為了降低服務成本，應該通過競爭的方法來選擇服務的提供者。調節服務和負荷跟蹤服務在電力市場交易中占有一定的份額，根據美國聯邦能源協調委員會（FERC）對12個電力系統的統計，所有的輔助服務的費用平均占全部發、輸電費用的9.8%，其中調節服務和負荷跟蹤服務的費用平均占全部輔助服務費用的9.1%，即占全部發、輸電費用的0.9%，合0.04美分/kWh。圖1-5-1表示了各種輔助服務的費用占全部輔助服務費用的百分比。根據統計，1996年美國全國的電力用戶為調節服務和負荷跟蹤服務所付出的費用大約為10億美元。自動發電控制技術在市場環境中不斷提高和完善在電力市場的環境中，調節服務和負荷跟蹤服務作為一種競爭性的商品進行交易，為了降低生產成本，必然對其技術的表現形式——自動發電控制提出更高的要求。1，系統控制策略的改進在傳統的運行條件下，自動發電控制的費用與電能的費用捆綁在一起，系統控制者往往僅考慮控制的性能，而對控制的成本則較少顧及。對不同的控制區，由于所擁有的發電資源不同，對自動發電控制所付出的成本相差較大。在電力市場環境下，控制成本成為系統控制者考慮的重要因素，那些原本控制成本較高的控制區必然要尋求改變控制策略。在北美，不少原本較小的控制區紛紛尋求聯合，組成規模較大的控制區，實行統一的控制，以便在較大的區域范圍內優化資源配置，降低控制的費用。2，控制技術手段的改進隨著控制區的擴大，由控制區的控制中心直接對所有提供服務的機組進行控制已越來越困難，實行分層控制的區域越來越多；為了在更大的范圍內實現資源的優化配置，向其它控制區購買服務的現象也越來越普遍。因此，數據通信技術在自動發電控制中得到了廣泛的應用。3，對控制技術條件的驗證和性能評價的技術日臻完善在市場環境中，自動發電控制既然作為商品來提供，其有關的技術條件（主要是調節范圍和調節速率）必須經過權威機構事先的驗證，并且還要定期地進行驗證；其控制的性能要由運行控制機構評價，作為服務費用結算的依據。在傳統的控制方式中，控制性能評價主要是針對控制區的，而在電力市場中，控制性能評價則發展為針對服務提供者（發電廠或發電商），這是一大進步。總之，自動發電控制技術是電力市場的重要支持工具，而電力市場也為自動發電控制技術的應用創造了良好的條件。有理由相信，自動發電控制技術在市場環境中將得到更大的發展。電力系統自動發電控制（AGC）概述電力系統的負荷變化和頻率波動電力系統頻率波動的原因電力系統頻率波動的直接原因是發電機輸入功率和輸出功率(負荷)之間的不平衡，眾所周知，電力系統頻率是同步發電機轉速的函數：?=RMPp/120 （2.1.1）式中：RMP是發電機的轉速，單位是（轉/每分鐘）。p是發電機的極數。120是將分鐘轉換為秒、極數轉換為極對的轉換系數。對于一般的火力發電機，極數為2，額定轉速為3000轉/每分鐘，因此額定頻率為50Hz。為了便于分析，電力系統頻率又可以用同步發電機角速度的函數來表示： ?=ω/2π （2.1.2）發電機的轉子運動方程為： MT–Me=ΔM=Jdω/dt （2.1.3）式中：MT為原動機的轉矩。Me為發電機輸出的電磁轉矩（即負載）。J為發電機的轉動慣量。dω/dt為發電機的角加速度。由于功率與轉矩之間存在直接的轉換關系（P=ωM），公式2.1.3經規格化處理和拉氏變換后，可得傳遞函數： PT–Pe=2HsΔω （2.1.4）式中：PT為原動機功率。Pe為發電機的電磁功率。H為發電機的慣性常數。發電機轉子運動傳遞函數的方框圖如圖2-1所示：圖2-1發電機轉子運動傳遞函數方框圖-–+PePTΔω12Hs圖2-1發電機轉子運動傳遞函數方框圖-–+PePTΔω12Hs由此可知，當原動機功率和發電機電磁功率之間產生不平衡時，必然引起發電機轉速的變化，即引起電力系統頻率的變化。盡管原動機功率PT不是恒定不變的，但它主要取決于本臺發電機的原動機和調速器的特性，因而是相對容易控制的因素；而發電機電磁功率Pe的變化則不僅與本臺發電機的電磁特性有關，更取決于電力系統的負荷特性、以及其它發電機的運行工況，是難以控制的因素，是引起電力系統頻率波動的主要原因。二、電力系統負荷變化的規律由于電力系統負荷變化是引起電力系統頻率波動的主要原因，因此，研究電力系統負荷變化的規律是進行頻率控制的首要任務。對于各類負荷的變化規律需要研究的問題有：負荷變化的幅值（Mw）（與適應該類負荷變化所需的發電容量有關）。負荷變化率（Mw/分鐘）（與適應該類負荷變化所需的發電容量升降速率有關）。負荷變化改變方向的次數（與為適應該類負荷變化而實施的控制，所引起的效率下降、維護成本提高而增加的成本有關）。負荷變化規律可分為正常情況下的負荷變化規律，和異常情況下的負荷變化規律兩種。正常情況下的負荷變化規律通過對正常情況下系統實際負荷變化曲線（圖2-2細線所示）的分解，電力系統的負荷是由三種不同變化規律的負荷分量組成的：1圖2-2電力系統的負荷變化曲線1第一種負荷分量是變化周期在10秒以內、變化幅度較小的負荷分量。某系統的10秒鐘負荷波動的情況如圖2-2中1所示，這種快速的負荷波動是各個獨立負荷隨機變化的集中表現。這類負荷的變化規律是：負荷變化的幅值小，變化幅值一般低于負荷峰值的1%。負荷變化率大，變化速率可達每分鐘變化負荷峰值的5%以上。負荷變化改變方向的次數多，每小時改變方向的次數可達數百次。第二種負荷分量是變化周期在10秒到數分鐘之間的負荷分量。其變化如圖2-2中2所示，屬于這類負荷的主要有電爐、壓延機械、電氣機車等。這類負荷的變化規律是：負荷變化的幅值較小，平均變化幅值為負荷峰值的2.5%左右。負荷變化率較大，平均變化速率為每分鐘變化負荷峰值的1%~2.5%左右。負荷變化改變方向的次數較多，每小時改變方向的次數在二、三十次之間。（3）第三種負荷分量是變化緩慢的持續變動負荷。其變化情況如圖2-2中3所示，引起這類負荷變化的原因主要是各行業的作息制度、人民的生活方式規律、天氣的變化等。這類負荷的變化規律是：負荷變化的幅值大，一晝夜負荷變化的幅值（即電力系統的峰谷差）往往在負荷峰值的40%以上。負荷變化率較小，平均變化速率為每分鐘變化負荷峰值的0.5%左右。負荷變化改變方向的次數少，一晝夜負荷變化改變方向的次數在十幾次到數十次之間。鑒于大多數發電機是一個計劃時段按一個功率設定值運行，不可能全部精確跟蹤第三種負荷曲線，因此，第三種負荷分量又可根據發電機運行的實際情況，分解為基本負荷（第四種負荷分量）和爬坡負荷（第五種負荷分量），如圖2-3所示。基本負荷（第四種負荷分量）的變化規律是：在一晝夜內負荷變化的幅值與第三種負荷分量相同，但在一個計劃時段內（24點計劃即為1小時，96點計劃即為15分鐘）保持不變。在兩個計劃時段之間以承擔基本負荷的發電機能達到的爬坡速率變化。一晝夜負荷變化改變方向的次數不大于計劃時段數。爬坡負荷（第五種負荷分量）的變化規律是：負荷變化的幅值為每個計劃時段最高與最低負荷之差。負荷變化率，在每個計劃時段內與第三種負荷分量相同；在兩個計劃時段之間則與第四種負荷分量的爬坡速率有關。在每個計劃時段內，負荷變化方向基本是單調的。異常情況下的負荷變化規律電力系統負荷的異常變化是指因故障引起的發電機組跳閘、失去與相鄰電力系統的交換功率、失去大量用電負荷等突發性的原動機功率和發電機電磁功率之間的不平衡事件，其中最常見的事件是發電機組跳閘。電力系統異常情況下負荷變化的規律是：負荷變化的幅值大，在僅考慮單一故障情況下，最大的變化幅值為最大的單個電源的容量。負荷變化率大，整個變化過程在瞬間完成。負荷變化是單方向，不會自行改變方向。電力系統頻率控制的基本概念通過對電力系統各種負荷分量變化規律的分析，有利于采取不同的措施，來控制原動機功率和發電機電磁功率之間的不平衡，達到控制系統頻率的目的。頻率的一次調節電力系統頻率的一次調節是指利用系統固有的負荷頻率特性，以及發電機的調速器的作用，來阻止系統頻率偏離標準的調節方式。頻率一次調節的基本原理電力系統負荷的頻率一次調節作用當電力系統中原動機功率或負荷功率發生變化時，必然引起電力系統頻率的變化，此時，存儲在系統負荷的電磁場和旋轉質量（如電動機、照明鎮流器等）中的能量會發生變化，以阻止系統頻率的變化，即當系統頻率下降時，系統負荷會減少；當系統頻率上升時，系統負荷會增加。這稱為系統負荷的慣性作用，它用負荷的頻率調節效應系數（又稱系統負荷阻尼常數）D來表示： D=ΔP/Δ?（Mw/Hz） (2.2.1)系統負荷阻尼常數D常用標么值來表示，其典型值為1~2。D=2意味著1%的頻率變化會引起系統負荷2%的變化。（2）發電機的頻率一次調節作用當電力系統頻率發生變化時，系統中所有的發電機的轉速即發生變化，如轉速的變化超出發電機組規定的不靈敏區，該發電機的調速器就會動作，改變其原動機的閥門位置，調整原動機的功率，以求改善原動機功率或負荷功率的不平衡狀況，即當系統頻率下降時，發電機的蒸汽閥門或進水閥門的開度就會增大，增加原動機的功率；當系統頻率上升時，發電機的蒸汽閥門或進水閥門的開度就會減小，減少原動機的功率。發電機調速器的這種特性稱為機組的調差特性，它用調差率R來表示： R=[（No–N）/NR]100% (2.2.2)式中：No表示無載靜態轉速（主閥在無載位置）N表示滿載靜態轉速（主閥全開）NR表示額定轉速調差率R的實際涵義是，如R=5%，則系統頻率變化5%，將引起主閥位置變化100%。（3）具有頻率一次調節作用的電力系統模型電力系統綜合的一次調節特性是系統內所有發電機和負荷的一次調節特性之總和，具有一次調節作用的電力系統模型如圖2-4所示：PREFPTPeΔω-++-1R調速器和原動機12Hs+DPREFPTPeΔω-++-1R調速器和原動機12Hs+D圖2-4具有一次調節作用的電力系統傳遞函數方框圖從圖2-4可以看出，由于具有一次調節作用的電力系統中存在發電機的轉速（即系統頻率）的負反饋調整環節，將起到穩定系統頻率的作用。（二）頻率一次調節的特點（1）一次調節對系統頻率變化的響應快，根據IEEE的統計，電力系統綜合的一次調節特性時間常數一般在10秒左右。由于發電機的一次調節僅作用于原動機的閥門位置，而未作用于火力發電機組的燃燒系統。當閥門開度增大時，是鍋爐中的蓄熱暫時改變了原動機的功率，由于燃燒系統中的化學能量沒有發生變化，隨著蓄熱量的減少，原動機的功率又會回到原來的水平。因而，火力發電機組一次調節的作用時間是短暫的。不同類型的火力發電機組，由于蓄熱量的不同，一次調節的作用時間為0.5到2分鐘不等。發電機的一次調節采用的調整方法是有差特性法，其優點是所有機組的調整只與一個參變量有關（即與系統頻率有關），機組之間互相影響小。但是，它不能實現對系統頻率的無差調整。頻率一次調節在頻率控制中的作用根據電力系統頻率一次調節的特點可知，一次調節在頻率控制中的作用是：自動平衡第一種負荷分量，即那些快速的、幅值較小的負荷隨機波動。對異常情況下的負荷突變，起緩沖作用。圖2-5顯示了北美西部互聯電力系統在一臺1040Mw發電機跳閘時，在一次調節的作用下，系統頻率變化的情況。頻率一次調節與其它頻率調節方式的關系頻率一次調節是控制系統頻率的一種重要方式，但由于它的作用衰減性和調整的有差性，不能單獨依靠一次調節來控制系統頻率。要實現頻率的無差調整，必須依靠頻率的二次調節。圖2-5北美西部互聯電力系統1040Mw發電機跳閘時頻率變化曲線頻率的二次調節（AGC）電力系統頻率二次調節的基本概念―++B1RΔω―ΔPTPe+―PT12Hs+D―++B1RΔω―ΔPTPe+―PT12Hs+D集中的AGC算法由于發電機組一次調節實行的是頻率有差調節，因此，早期的頻率二次調節，是通過控制調速系統的同步電機，改變發電機組的調差特性曲線的位置，實現頻率的無差調整。但未實現對火力發電機組的燃燒系統的控制，為使原動機的功率與負荷功率保持平衡，需要依靠人工調整原動機功率的基準值，達到改變原動機功率的目的。隨著科學技術的進步，火力發電機組普遍采用了協調控制系統，由自動控制來代替人工進行此類操作。在現代化的電力系統中，各控制區則采用集中的計算機控制。這就是電力系統頻率的二次調節，即自動發電控制（AGC）。具有頻率二次調節作用的電力系統的模型如圖2-6所示。集中的AGC算法圖2-6頻率二次調節模型框圖頻率二次調節的特點頻率的二次調節(不論是分散的，還是集中的調整方式)，采用的調整方式對系統頻率是無差的。在協調控制的火力發電機組中，由于受能量轉換過程的時間限制，頻率二次調節對系統負荷變化的響應比一次調節慢得多，它的響應時間一般需要1~2分鐘。頻率的二次調節對機組功率往往采用比例分配，使發電機組偏離經濟運行點。頻率二次調節在頻率控制中的作用根據電力系統頻率二次調節的這些特點可知，由于二次調節的響應時間較慢，因而不能調整那些快速的負荷隨機波動，但它能有效地調整分鐘級及更長周期的負荷波動。頻率二次調節的另一主要作用是實現頻率的無差調整。頻率二次調節與其它頻率調節方式的關系由于響應時間的不同，頻率二次調節不能代替頻率一次調節的作用；而頻率二次調節的作用開始發揮的時間，與頻率一次調節的作用開始逐步失去的時間基本相當，因此，兩者在時間上配合好，對系統發生較大擾動時快速恢復系統頻率相當重要（見圖2-7）。頻率二次調節帶來的使發電機組偏離經濟運行點的問題，需由頻率的三次調節（負荷經濟分配）來解決；同時，集中的計算機控制也為頻率的三次調節提供了有效的閉環控制手段。頻率的三次調節（負荷經濟分配）電力系統頻率三次調節的基本概念電力系統頻率三次調節的任務是經濟、高效地實施功率和負荷的平衡。頻率三次調節要解決的問題是：以最低的開、停機成本（費用）安排機組組合，以適應日負荷的大幅度變化。在機組之間經濟地分配負荷，使得發電成本（費用）最低。在地域廣闊的電力系統中，需考慮發電成本（發電費用）和網損（輸電費用）之和最低。為預防電力系統故障時對負荷的影響，在機組之間合理地分配備用容量。在互聯電力系統中，通過調整控制區之間的交換功率，在控制區之間經濟地分配負荷。頻率三次調節的特點頻率三次調節與頻率一、二次調節不同，不僅要對實際負荷的變化作出反應，更主要的是要根據預計的負荷變化，對發電功率作出安排。頻率三次調節不僅要解決功率和負荷的平衡問題，還要考慮成本或費用的問題，需控制的參變量更多，需要的數據更多，算法也更復雜，因此其執行周期不可能很短。頻率三次調節在頻率控制中的作用頻率三次調節主要是針對一天中變化緩慢的持續變動負荷安排發電計劃（即調峰）；以及在負荷或發電功率偏離經濟運行點時，對負荷重新進行經濟分配。其在頻率控制中的作用主要是提高控制的經濟性。但是，發電計劃的優劣對頻率二次調節的品質有重大的影響，如果發電計劃與實際負荷的偏差越大，則二次調節所需的調節容量越大，承擔的壓力越重。因此，應盡可能提高三次調節的精確度。發電機組的類型及其在頻率控制中的作用影響發電機組參與AGC運行的因素自動發電控制的執行依賴于發電機組對其控制指令的響應，而發電機組的響應特性與許多因素有關，如：發電機組的類型。如：蒸汽發電機組、燃汽輪機、核電機組、水電機組。發電機組類型的細分。如：汽包爐還是直流爐的蒸汽發電機組、沸水堆還是壓水堆的核電機組、單循環還是聯合循環的燃汽輪機、低水頭還是高水頭的水電機組。發電機組的控制類型。如：汽機跟隨、鍋爐跟隨、協調控制；再如：滑壓控制、定壓控制。發電機組的運行點。如：閥門的位置、磨煤機的啟停等。各類發電機組的響應特性蒸汽發電機組：大多數汽包爐的蒸汽發電機組采用汽機跟隨或鍋爐跟隨的控制方式，鍋爐跟隨控制方式的這類發電機組一般能30%的變化范圍內，以每分鐘3%的速率響應AGC指令。直流爐的蒸汽發電機組一般都采用協調控制方式，它能協調控制燃料、汽溫、汽壓、閥門位置的變化，以免對機組部件產生不希望有的應力。這類發電機組能在10分鐘內改變20%的發電功率。核電機組：沸水堆核電機組在它們可調的范圍內，能以每分鐘3%的速率響應AGC指令；而較大范圍地改變發電功率則需通過調整反應堆核內的控制棒來實現。壓水堆核電機組調整發電功率需調整反應堆核內的控制棒，而較大范圍地改變發電功率則需通過改變初循環中硼酸濃度來實現。在一些核電比例較高的電力系統中（如法國），核電機組也參與AGC運行，但由于不論發電功率怎么變化，核燃料的使用期限是不變的。因此，從經濟的角度講，核電機組應保持滿功率發電。燃汽輪機：單循環的燃汽輪機具有較高的響應速率，根據IEEE的統計資料，單循環燃汽輪機最大瞬間響應平均為容量的52%，其后續響應速率平均為每秒0.8%，但由于其發電成本較高，一般用來帶尖峰負荷，或用作緊急事故備用，較少參與AGC運行。聯合循環燃汽輪機的發電成本低于單循環機組，它排出的氣體用于產生蒸汽來驅動汽輪機，聯合循環燃汽輪機的響應速率低于單循環機組，常參與AGC運行。水電機組：水電機組的發電功率變化范圍大，響應速率高，根據IEEE的統計資料，絕大部分的水電機組的響應速率在每秒1~2%之間，但為減小長水管中水錘的損害，高水頭的水電機組應適當降低響應速率。各類發電機組在頻率控制中的作用根據對各類發電機組響應特性的分析，在不考慮經濟因素的情況下，可以得出結論：水電機組和燃汽輪機的發電功率變化范圍大，響應速率高，且易于改變調節方向，宜參與對變化周期在10秒到數分鐘之間的負荷分量的調節。蒸汽發電機組和核電機組的響應速率低，且不易改變調節方向，宜參與跟蹤變化緩慢的持續變動負荷。電力系統自動發電控制（AGC）系統構成概述自動發電控制（AGC）系統總體結構電力系統自動發電控制（AGC）系統由主站控制系統、信息傳輸系統、和電廠控制系統等組成，其總體結構見圖2-8。自動發電控制（AGC）主站系統自動發電控制（AGC）主站系統，又稱能量管理系統（EMS），為實現自動發電控制，EMS應由以下部分組成：（一）主站計算機系統能量管理系統是一個功能復雜的計算機系統，現代的EMS的一般結構見圖2-9，其主要組成部分有：通信工作站：與遠動裝置(RTU)、廠站自動化系統、其它調度機構的能量管理系統等進行通信，執