一、電網AGC控制基本原理 電網AGC的控制目標是通過自動調節(jié)系統(tǒng)有功出力，把電網頻率和本控制區(qū)域凈交換功率控制在允許范圍內，即把由負荷變化或機組出力波動而產生的區(qū)域控制偏差ACE（Area Control Error）限定在一定范圍內。在電力市場條件下，還要考慮優(yōu)化的AGC競價交易模式，使得電網公司向發(fā)電企業(yè)支付的AGC輔助服務費最小[1]。 區(qū)域控制偏差ACE計算公式為 ACE=△pT+K△f 式中 PT為聯(lián)絡線功率，以送出為正;K為系統(tǒng)頻率偏移系數(shù)，與系統(tǒng)規(guī)模和運行狀態(tài)有關;f為系統(tǒng)頻率。 根據不同的控制目的，有多種AGC區(qū)域控制模式，目前較常用的主要有以下3種控制模式[2]: a.恒定頻率控制模式FFC（Flat Frequency Con-trol）是維持系統(tǒng)頻率恒定，適合于獨立系統(tǒng)或聯(lián)合系統(tǒng)的主控制系統(tǒng); b.恒定聯(lián)絡線交換功率控制模式FTC（Flat Tie-line Control）是維持聯(lián)絡線交換功率恒定，適合于聯(lián)合系統(tǒng)的子系統(tǒng); c.聯(lián)絡線和頻率偏差控制模式TBC（Tie-line load & frequency Bias Control）是既控制系統(tǒng)頻率也控制交換功率，在適當?shù)膮?shù)配合下，可維持控制區(qū)域發(fā)電出力和負荷的就地平衡。 此外，還有計及電鐘誤差控制和計劃外交換電量償還等多種控制模式。 二、廣東電網AGC運行需求 廣東電網為目前國內最大的省級電網，經過多年的快速發(fā)展，規(guī)模龐大。截止到2004年6月底，廣東電網統(tǒng)調裝機容量達2489OMW.（含大亞灣核電站全額容量），地方電源裝機將近8000MW，購西南電力、三峽電力及香港中華電力已將近8500MW，外部電力通過5條500kV交流、3條500kV直流線路大功率輸入廣東電網，電網控制十分復雜。 隨著用電量和負荷的持續(xù)高速增長，電力供需矛盾日益嚴峻，電網調峰調頻難度很大。2004年6月28日，廣東電網全網最高負荷達到35769MW，統(tǒng)調最高負荷達到27495MW，統(tǒng)調最大峰谷差高達13108MW（2004年6月17日）;且電網高峰期間負荷變化快，中午短短一個小時的時間內負荷即可降低約4000-5000MW;此外天氣變化情況對負荷的影響大，全省范圍內一次較大的降雨過程，負荷就降低約2000-300OMW，電網的調峰、調頻形勢十分嚴峻。此時，完全依靠人工調整負荷計劃曲線適應負荷變化，而保證頻率合格已不現(xiàn)實，必須在全網范圍內建立機組統(tǒng)一調頻的AGC控制模式，以保證系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。 目前，廣東省統(tǒng)調電廠中已經配置AGC系統(tǒng)的機組共64臺，容量合計為1423lMW，占總裝機容量的57%。已做試驗可投入運行的機組共76臺，裝機容量為6196MW（含已投運機組），占總裝機容量的24.9%;但AGC己投入運行的僅有廣州抽水蓄能電廠B廠的4臺300MW機組和新豐江水電廠4臺機組，合計容量1520MW，只占總裝機容量的6%。投運AGC容量如此之小，已不能適應廣東電網現(xiàn)有規(guī)模調頻的需要。這使系統(tǒng)只能過分依賴抽水蓄能電廠進行調峰調頻，使廣州抽水蓄能電廠2003年度6臺機組啟停高達9000余次，對設備健康狀態(tài)產生了十分不利的影響，損耗電量也不斷上升。 研究廣東電網的AGC系統(tǒng)控制模式與實施方法，建立全網AGC機組統(tǒng)一調頻的控制模式已迫在眉睫，勢在必行。 三、AGC控制過程分析 AGC系統(tǒng)是一個過程復雜的閉環(huán)控制系統(tǒng)，涉及到電力調度中心實時控制系統(tǒng)、信息傳輸通道、廠站RTU遠動裝置、機組和聯(lián)絡線功率側變送器、火電廠機爐協(xié)調控制系統(tǒng)、汽機調節(jié)與鍋爐自動控制系統(tǒng)等。電網調度中心利用控制軟件對整個電網的用電負荷、機組運行情況進行監(jiān)視，然后對掌握的數(shù)據進行分析，并對電廠機組進行負荷分配，產生AGC指令。AGC指令通過信息傳輸通道將此指令傳送到電廠的RTU裝置，同時電廠將機組的運行狀況及相關信息通過RTU裝置和信息傳輸通道送至電網調度中心的實時控制系統(tǒng)。AGC投入的前提條件是機組協(xié)調控制系統(tǒng)需正常運行。 AGC系統(tǒng)的實施，首先要確定AGC的區(qū)域控制模式，即根據系統(tǒng)運行要求確定AGC的控制函數(shù)，再根據調度自動化系統(tǒng)采集的實時數(shù)據（頻率、聯(lián)絡線功率、發(fā)電機出力等）由相應的控制函數(shù)要求解出實時的控制區(qū)域偏差ACE，由該ACE確定需要所有受控機組參與調節(jié)的功率值;其次要確定受控機組的控制子模式[3]，根據機組控制子模式的不同，確定每臺機組分擔的ACE調節(jié)功率及其調節(jié)方式;最后，將該調節(jié)功率通過傳輸通道傳至廠站端，廠站端根據接收到的指令相應調節(jié)機組出力，并將調節(jié)效果反饋到主站。 對于AGC控制過程而言，有滯后控制和預見控制兩類方式。滯后控制是當系統(tǒng)頻率和聯(lián)絡線交換功率偏離計劃值時，根據產生的區(qū)域控制偏差ACE大小，AGC系統(tǒng)對可控機組發(fā)出控制命令，以使系統(tǒng)頻率和聯(lián)絡線交換功率恢復到原計劃值，這是先有偏差，再進行調節(jié)的過程。預見控制方式是根據系統(tǒng)運行狀況和短期超負荷預測結果，計算出系統(tǒng)出力在未來時段內的調節(jié)量，由AGC系統(tǒng)對機組進行相應分配，這是先預見偏差、提前進行調節(jié)的方式。AGC算法設計時，具體采用何種方式，需根據不同系統(tǒng)實際情況進行測算后確定。 四、廣東電網AGC控制模式分析 目前，廣東電網與南方電網其他省區(qū)互聯(lián)情況如圖1所示。圖1中，南方總調直轄電廠為天生橋一、二級電站與魯布革電廠，通過天廣直流向廣東電網輸送電力;貴州通過貴廣直流向廣東輸送電力;三峽電站通過三廣直流輸送電力。 因為直流輸電線路以定功率方式輸送電力，輸送功率不隨網絡負荷的變化而變化，可視為與廣東電網相連的恒定電源，故進行AGC模式設計時，廣東電網與南方電網其他省區(qū)電網的聯(lián)絡線只考慮交流輸電線路。故考慮AGC的互聯(lián)情況可簡化為如圖2所示，箭頭方向為功率傳送方向。 目前，廣西、云南、貴州電網均采用TBC控制模式。下面對廣東電網采取不同AGC控制模式進行分析。在此，設定各省區(qū)的頻率偏移系數(shù)都選擇合適，為簡化分析，也只分析出現(xiàn)增加的負荷擾動情況；同理，可分析出現(xiàn)減少的負荷擾動情況。 4.1 廣東電網采取FTC模式 如果廣東電網出現(xiàn)增加的負荷擾動，系統(tǒng)頻率降低，聯(lián)絡線功率Pxd（流出方向為正）增大，為保持聯(lián)絡線功率恒定，廣東電網AGC機組將增加出力，使系統(tǒng)頻率和Rxd恢復到正常水平。而廣西、云南、貴州由于采用TBC模式，其感受到的區(qū)域控制誤差ACE為零，不參與系統(tǒng)調整。 但如果廣西、云南、貴州出現(xiàn)增加的負荷擾動時，系統(tǒng)頻率下降，pxd減少，此時廣東電網感受到聯(lián)絡線功率的降低，將減少AGC機組出力以使聯(lián)絡線功率恢復正常，出現(xiàn)AGC反調現(xiàn)象。這在系統(tǒng)功率出現(xiàn)缺額時，將使頻率下降幅度增加，使系統(tǒng)情況惡化，同時延長了互聯(lián)電網頻率的恢復時司。如在此低頻時間內出現(xiàn)新的故障，還將影響到整個南方電網的安全穩(wěn)定運行，這是廣東電網采取FTC模式的缺點。 4.2 廣東電網采取FFC模式 如果廣東電網出現(xiàn)增加的負荷擾動，系統(tǒng)頻率下降，廣東電網AGC機組將增加出力，使系統(tǒng)頻率恢復至正常水平，而其余三方由于感受到的ACE為零，不參與調整過程。 當其余三方出現(xiàn)增加的負荷擾動時，系統(tǒng)頻率下降，除出現(xiàn)負荷擾動的省區(qū)電網AGC機組進行調節(jié)外，廣東電網AGC機組也將感受到頻率的下降而增加出力，這有助于系統(tǒng)頻率的恢復。但當擾動電網調整到ACE為零時，系統(tǒng)頻率會高于正常值，此時廣東電網又要降低機組出力以使系統(tǒng)頻率恢復至正常，進行了一次重復調整，頻率出現(xiàn)了超調;同時機組調節(jié)頻繁，不利于機組運行。另外，這也將增加聯(lián)絡線交換功率的串動，對聯(lián)絡線的穩(wěn)定運行和交換功率考核有一定影響。 4.3 廣東電網采取TBC模式 南方電網AGC控制模式統(tǒng)一為TBC模式。 假定廣東電網出現(xiàn)增加的負荷擾動△P，系統(tǒng)頻率下降，Pxxd增加，則Pdx減小,△Pdx＜O,△f＜0，廣東電網ACEd=Kd△f+△Pdx=-△P＜O，廣東電網上調機組出力，調整量將等于△P，使系統(tǒng)頻率與聯(lián)絡線功率恢復正常;而對廣西電網而言，其ACEx=Kx△f+△Pxd=0，即廣西電網反映的頻率變化折算出的Kx△f與聯(lián)絡線的功率變化△Pxd相抵消，說明廣西負荷沒有擾動，不參與調節(jié)。 同理，可分析出南方電網任一電網出現(xiàn)負荷擾動時，若各區(qū)域的頻率偏移系數(shù)選擇合適，則只有擾動區(qū)域產生控制作用，吸收本區(qū)域的負荷變化，而對其余區(qū)域不產生控制作用。在大電網頻率小波動情況下，這種控制策略十分合理，兼顧了各控制方的切身利益，體現(xiàn)了公正、公平的調頻原則，也符合南方電網平等協(xié)作的關系，有利于提高南方電網AGC控制的總體效果。 但在全網統(tǒng)一采用TBC模式時，在原有的控制標準Al,A2系統(tǒng)標準下，在某省區(qū)電網發(fā)生事故時，與之互聯(lián)的控制區(qū)域在未修改聯(lián)絡線交換功率計劃時難以對事故區(qū)域提供較大支援，不符合互聯(lián)電網互為備用、事故情況互相支援的原則，所以需采用北美電力可靠性委員會推出的新控制性能標準CPS1和CPS2，以在緊急情況下給予相鄰區(qū)域臨時性支援[4]。 五、結論及建議 a.本文對廣東電網的AGC運行需求進行了分析，簡述了AGC的控制過程，并根據廣東電網所處的網絡環(huán)境對其AGC分別采用FTC，F(xiàn)FC和TBC三種不同控制模式進行了詳細討論。比較而言，采用TBC控制模式比較理想，但需采用CPS系列控制標準，這樣可提高南方互聯(lián)電網AGC的總體效果，使全網功-頻動態(tài)特性達到最佳。 b.與兄弟省份相比，廣東電網的AGC工作已明顯落后，無法滿足廣東電網對AGC的運行需求，必須盡快進行對廣東電網AGC系統(tǒng)的技術和管理兩方面的研究和設計工作，以使廣東電網的AGC系統(tǒng)早日投入運行，為電網的安全穩(wěn)定運行發(fā)揮重要作用。 信息來源于；東方自動化