AGC调试工作流程

AGC的调试工作流程中，涉与到调试系统的各个环节，主要包括以下内容。 确定调试项目

AGC的调试项目包括开通控制路径，测试控制品质和各类控制保护。根据各个控制环节的特点，安排机组或电厂的各项调试内容。

AGC的调试内容按控制的类型、特点分为AGC机组单机调试和全厂计算机控制方式调试两大类。 AGC机组单机调试项目包括： 电厂控制器和机组的调试 RTU-电厂控制器-机组的调试 通道信号测试

SCADA系统的线性度测试 AGC机组的闭环测试

全厂计算机控制方式的调试项目包括： 单台机组的调试

全厂控制系统的现场调试 RTU-全厂控制系统的调试 通道信号测试

SCADA系统的线性度试验 全厂控制系统的联调 单控制区的联调试验项目 多控制区的联调试验项目

制定调试方案

根据上面介绍的调试项目的安排，各个试验负责部门需要制定相应的试验方案。试验方案应包括试验目的、试验要求、试验时间、试验内容、试验的步骤、试验时的安全措施、试验记录与分析等。 安排调试人员

以上各项试验，分别由电厂、试验单位和调度部门完成。因此，在试验过程中，需要安排各有关部门的人员，做好相应的试验配合，以确保试验的顺利完成。

电厂和机组的单机现场试验，一般由试验研究单位包括电试院、研究所和电厂共同完成。试验人员包括研

究单位人员、电厂负责现场总指挥、电厂热工、电气有关技术人员等。 现场试验需上报上级调度中心，以得到系统允许。

通道信号测试一般由调度中心自动化人员与电厂远动技术人员完成。 机组和电厂的联调一般由调度中心负责，电厂配合完成。 四、实施调试内容

安排好试验项目、试验人员后，就要按实验的内容、步骤进行试验了。但是在试验过程，必须注意听从现场指挥的统一安排，并事先有一套安全保护措施，以确保系统的安全运行。 在试验实施的过程中，安排人员记录有关试验数据，以便于试验结果分析。 五、编写调试报告

根据试验的要求，对试验过程中记录的数据进行分析。

试验报告中的内容包括对机组的响应性能、机组灵敏度、调节死区、机组超调/欠调等主要的性能特点与机组调节过程中的汽温、汽压的变化进行分析。并对调节时，参数设置的合理与否进行分析和提出改进意见。 调试报告是对机组能否进行AGC控制的技术依据。

AGC调试的目的就是要测试电厂的控制器和机组能否满足AGC控制的要求。

电厂控制器对于火电机组就是协调控制系统；对于接收全厂集中控制信号方式的水电厂活抽水蓄能电站，就是计算机监视控制系统；对于接收单机控制信号的水电机组，就是机组的功率调节装置。 详细的AGC的控制要求如下：

电厂控制器能正确接收主站的控制信号，在其调节X围内，控制器的输入与机组功率的输出成线性关系。 对于火电机组，当控制器按整定的调节速率和X围进行控制时，对汽机、锅炉等影响在允许的X围内。 调速器的调节灵敏、调节死区小，无卡滞现象。（调差率由调度中心给定）

控制器的保护措施严密，当调节X围和调节速率超限时，或控制系统故障时，有一系列控制保护动作。 AGC的试验项目有机组单机闭环调试、全厂AGC调试、单个控制区联调、多个控制区联调等几个部分。 机组单机调试

AGC机组的单机调试是AGC试验的重要组成部分。AGC对参加控制的机组与电厂控制器有一定的技术要求，通过试验可以检查它们是否满足要求，并从中获得有关机组和系统的控制参数，为系统的联调准备条件。单机试验分几个阶段进行。 电厂控制器与机组的调试

电厂控制器对于火电机组是机、炉协调控制系统。由电厂的控制设备维护人员完成，并对控制设备本身进行测试，试验其控制系统和机组是否能满足AGC调节的要求，为AGC单机试验做好准备。

RTU与PLC接口调试

由AGC试验人员在电厂端进行，可采用RTU仿真器设备作为RTU的输出控制信号，相当于AGC发出的控制命令。在试验中，应检查试验的接口信号是否对应，路径是否开通，RTU的输出与机组控制器的输入是否成线性关系。

从主站的SCADA系统，发出遥调控制信号，测试主站到RTU与机组控制设备之间的下行信号是否稳定和准确，RTU与机组控制系统收到的信号是否准确。 AGC单机闭环调试

通过主站的AGC软件进行，通过设置一定的控制方式、控制曲线来观测参加AGC机组的控制性能能否满足控制技术要求。控制性能包括机组的响应速度、响应延迟时间、控制灵敏度、机组的过调/欠调情况等。同时获得机组和主站合理的控制参数。

为了便于说明，这一节将提供有关调试方案的实例，以供大家在实际中参考。

某电厂机组的现场调试方案 试验目的

测试电厂控制器和机组是否满足AGC控制的要求。 AGC控制要求：

电厂控制器能正确接收主站的控制信号，在其调节X围内，控制器的输入与机组功率的输出成线性关系。 当控制器按整定的调节速率和X围进行控制时，对汽机、锅炉等影响在允许的X围内。 调速器的调节灵敏、调节死区小，无卡滞现象。（调差率由调度中心给定）

控制器保护措施严密，当调节X围和调节速率超限时，或控制系统故障时，有一系列控制保护动作。 对于电厂AGC控制设备，应做好各项试验和测试，调整好功能和参数，使其稳定运行在设计水平，才能进行AGC单机闭环调试。 2、试验条件

调速器机组基础自动化项目调试完善，应达到在调节过程中，调节灵活、死区小、无卡滞情况，并已提供了测试的调速器特性曲线与机组调试报告；

火电厂的机、炉协调系统安装调试完毕，且已提供了控制系统的配置图与参数；

整定电厂控制器的接收信号的X围，并已进行0-10mA或4-20mA的下限对应最大调节X围的下限，上限对应机组额定功率；

（1） 提供模拟量输入模拟器和电流表计，记录机组功率与机组主蒸汽压力、温度等主要参数的变化； 3、试验时间

****年*月*日 13:00—18:00 4、试验内容和试验步骤 准备工作：

1） 检查各项试验条件是否准备完毕； 2） 将参加试验机组的参数填入表10-2-1中； 表10-2-1：火电厂设备和调速器与电厂控制器情况表

项 目 机组型号 锅炉蒸发量（吨/小时） 锅炉出口温度（摄氏度） 锅炉出口压力（兆帕） 汽轮机型号 主蒸汽温度（摄氏度） 主蒸汽压力（兆帕） 型 号 或 参 数 运行允许主汽压变化量（兆帕）的 运行允许主汽温变化量（摄氏度） 不可连续调节功率X围（MW） 调速器型号 调速器整定的调差率（HZ/MW） 调节死区（MW） 协调装置型号 协调装置主要运行方式 接收遥调信号形式（设定值/脉冲） 设定值控制X围（毫安） 一个脉冲表示的最大功率（MW） 控制器小扰动响应时间常数（秒） 调节信号增益 控制器的频差补偿系数（MW/HZ） 零极点补偿TP、TZ时间常数 控制器调节死区（MW） 与RTU接口的板号或端子号 试验内容：

（1） 机组投当地自控，试验机组的调节X围，升/降速率、机组有功功率响应情况，汽机、锅炉的主蒸汽压力、主蒸汽温度变化情况；

1) 机、炉协调装置投当地控制方式。调节速率设定为2%的额定容量/分钟，调节X围取机组的最大调节X围；

2) 按表10-2-1设置的功率整定值增量，每点间隔5分钟，连续增加，记录机组的功率变化； 表10-2-2

功率整定值增量（%额定容量） 对应功率设定值（MW） 机组实际功率（MW）

0.2% 0.4% 0.8% 1.8% 2.0%

（2） 模拟RTU输出，测试遥调接口的正确性；

1） 查控制器接收信号的X围（0-10mA或4-20mA），是否对应机组的调节X围； 2） 使机组处于当地自动控制方式，目标功率设置为机组实际有功功率；

3） 将电流模拟器的信号与实际功率所对应的电流信号误差在允许X围内，将当地控制方式切换到遥调方式；

4） 按表10-2-3设定的电流信号，每间隔5分钟，测试输入与输出信号的线形关系。记录机组输出功率曲线，观察有无不稳定的运行点； 表10-2-3

模拟器电流 对应机组功率（MW） 机组实际功率（MW） 模拟器电流 20 18 16 …… 8 6 4 10 9 8 …… 2 1 0

对应机组功率（MW） 机组实际功率（MW） 6、试验报告与分析

试验结束后，编写好试验报告。

一、 全厂AGC的调试

全厂控制方式AGC调试与火电厂单机调试相类似，区别在于全厂控制方式接收的是全厂AGC的控制指令，经计算机监控系统充分考虑电厂机组一次设备的运行情况，各种运行工况的限制，再进行功率的二次分配，将功率分配到机组，由机组的功率调节装置完成调节。

全厂控制方式一般用于多机组的水电厂与抽水蓄能电站的功率控制。 全厂AGC的控制要求如下：

（1） 全厂控制系统能正确接收主站的控制信号，在其调节X围内，控制系统的输入与全厂的机组功率输出成线性关系。

（2） 定的调节速率和X围对全厂进行控制调节时，全厂控制系统能在满足主站控制响应要求的前提下，适当按经济原则进行分配到各机组，并且对主、辅机的影响在允许的X围内。 （3） 组调速器的调节灵敏、调节死区小，无卡滞现象。

（4） 某台调速器发生卡滞时，不能影响全厂控制方式的功率响应；

（5） 控制系统具有一定的保护措施严密，当调节X围和调节速率超限时，或控制系统故障时，有一系列保护 。

1、 电厂控制系统的调试

电厂控制系统的调试由电厂技术维护人员完成，对机组的控制性能和计算机监控系统的有功功率控制分配方案进行响应性能和合理性测试，同时测试全厂控制系统是否能满足AGC调节的要求，为全厂AGC联调试验做好准备。

2、 全厂控制系统的接口调试

由AGC试验人员进行。由于全厂控制系统接收的数字信号，而RTU传输的是模拟信号。因此可采用RTU仿真器设备作为RTU的输出控制信号，相当于AGC发出的控制命令。在试验中，应检查试验的接口信号与转换信号之间是否对应，RTU的输出与监控系统输入是否成线性关系。

从主站的SCADA画面发遥调信号，测试主站到RTU与监控系统的下行信号是否稳定和准确，RTU与控制系统收到的信号是否准确。 3、 厂AGC控制系统联调

通过主站的AGC软件进行，设置一定的控制方式、控制曲线来观察参加AGC控制的电厂其控制性能能否满足控制技术要求。全厂控制性能包括监控系统对主站AGC控制指令的响应速度、响应延迟时间、控制灵敏度、全厂功率的过调/欠调情况，功率分配的合理性与优化方式等。同时获得全厂控制系统、各机组和主站之间合理的控制参数。

4、 全厂控制方式AGC调试方案实例

全厂控制方式一般在水电厂和抽水蓄能电站实现。下面是某一水电厂的现场调试方案，供参考。

某水电厂全厂控制方式的现场调试方案 1、 试验目的

测试电厂的全厂控制系统是否满足AGC控制的要求。 AGC控制要求：

全厂AGC的控制要求如下：

（1） 控制系统能正确接收主站的控制信号，在其调节X围内，控制系统的输入与全厂的机组功率输出成线性关系。

（2） 调节速率和X围对全厂进行控制调节时，全厂控制系统能在满足主站控制响应要求的前提下，适当按经济原则进行分配到各机组，并且对主、辅机的影响在允许的X围内。 （3） 组调速器的调节灵敏、调节死区小，无卡滞现象。

（4） 某台调速器发生卡滞时，不能影响全厂控制方式的功率响应；

（5）控制系统具有一定的保护措施严密，当调节X围和调节速率超限时，或控制系统故障时，有一系列保护 。

2、试验条件

（1）调速器机组基础自动化项目调试完善，应达到在调节过程中，调节灵活、死区小、无卡滞情况，并已提供了测试的各调速器特性曲线与机组调试报告；

（2） 电厂各机组的功率调节装置安装调试完毕，且已提供了控制器的配置图与参数；

（3） 测定电厂控制系统的接收信号的X围，并已进行0-10mA或4-20mA的下限对应最大调节X围的下

限，上限对应全厂功率；

（4） 提供模拟量输入模拟器和电流表计，记录全厂功率与各机组功率等； 3、 试验时间

****年*月*日 *时*分 - ****年*月*日 *时*分 4、 试验内容和试验步骤 准备工作：

（1） 检查各项试验条件是否具备； （2） 将参加调试机组的参数填入表1中；

表10-2-4：水电厂主设备和调速器与电厂控制器情况表

项 目 水坝高度（米） 丰水期全厂最大/最小功率（MW） 枯水期全厂最大/最小功率（MW） 水库对全厂的限制分配到机组的方式 机组编号 机组型号 调速器型号 调速器整定的调差率（HZ/MW） 调节死区（MW） 电厂计算机控制系统 型 号 或 参 数 RTU与功率分配器的接口（板号） 设定值的X围 机组控制装置型号 直接接收RTU设定值X围 机组控制装置主要运行方式 有无频率补偿？FB= ？ （MW/HZ） 机组控制器的调节死区（MW） 调节信号增益 调节时间常数（包括机组）秒 零极点补偿TP、TZ时间常数 试验内容：

20秒 TP=0.5；TZ=2.0秒 （1） 机组为当地自动控制方式，试验水电机组的响应

1） 调节装置于当地控制方式，调节速率设为100%/MIN额定功率，调节X围为0-100%；

2） 使机组运行于满负荷，将整定功率从100%降为0%，记录机组功率变化曲线，时间长度要求3分钟； （2） 机组为当地自动控制方式，试验小量调节时机组的响应和调节死区 1） 使机组运行于额定容量的1/2，调功装置于当地控制方式；

2） 按表10-2-5功率给定值的增量，连续增加，每点间隔为3分钟，记录机组功率的变化； 表10-2-5

功率整定值增量（%额定容量） 1% 3% 8% 10% 11%

对应功率设定值（MW） 机组实际功率（MW）

（3） 全厂控制系统接受模拟遥调信号试验

1）调节速率为100%/MIN额定容量，调节X围为全厂的最大调节X围。即检查控制器接收信号X围为0-10mA或4-20mA，是否对应0到全厂各机组额定功率之和的调节X围； 2）控制方式先置于当地自动控制模式，目标功率设置为机组实际有功功率之和；

3）电流模拟器的信号与实际功率所对应的电流信号误差在允许X围内，将当地控制方式切换到遥调方式； 3） 按表10-2-6的电流信号，每间隔5分钟，测试输入与全厂机组功率之和的输出信号之间的线形关系。记录全厂功率输出功率曲线，观察有无不稳定的运行点； 表10-2-6

模拟器电流 全厂机组设定功率之和（MW） 全厂机组实际功率之和（MW） 20 18 16 …… 8 6 4 模拟器电流 全厂机组设定10 9 8 … … 2 1 0 功率（MW） 全厂机组实际功率之和（MW）

（4） 信号越上/下限或中断保护试验

1） RTU与全厂监控系统之间的控制信号，设置为超出其调节X围值，观察全厂控制系统是否仍保持原来的控制值不变；

2） RTU与全厂监控系统之间的控制信号突然拉开，观察全厂控制系统是否仍保持原来的控制值不变； 4、试验安全注意事项

（1）试验前，需与当班调度员联系，取得同意后方可进行试验； （2）试验前，做好事故预想工作，采取必要的保护措施； （3） 试验过程听从现场指挥的统一安排； 5、试验报告与分析

试验结束后，编写好试验报告。

二、 单个控制区AGC控制系统的闭环试验

AGC是一个闭环控制系统，其主要功能是维持电网频率和联络线计划在规定的X围内。单个控制区的AGC控制系统的闭环试验是AGC调试的重要部分。通过较大X围的频率的变化，联络线交换功率的变化，可以检查AGC在各种情况下的控制品质，是否能按设定的控制策略和目标对参加AGC运行的机组进行自动控制，并估计和决定一些参数的X围，如时间常数、区域ACE的控制死区、调节速率等。

AGC闭环控制试验的频率变化X围为50±0.5HZ。大幅度的频率变化可以看到各机组的响应情况可机组之间的配合，进而观察整个AGC的调节效果。

AGC在不同的频率条件下，算法也有所区别，通过闭环调节，可以考验AGC的功能，得出一些系统参数。 一般在安排控制区的AGC试验时，要充分考虑各种机组的类型，如火电机组、水电机组、抽水蓄能机组等，为了能充分反映AGC的控制性能，安排大于3台的火电机组，至少2个电厂参加控制区的AGC试验。 参加AGC调试的电厂人员，需要确保RTU、电厂控制器和机组的可靠运行，并根据调度的要求投/切机组，监视机组的运行情况。在机组发生紧急时可退出AGC运行，并通知调度。

调度中心的调度、运行方式人员按试验要求安排好电网内各机组的功率，主要考虑系统运行的安全稳定。 AGC工作人员协调好各专业的关系，根据试验内容进行试验。 以下是某个控制区系统闭环试验方案。 （一）控制区AGC闭环试验 1、试验目的

AGC的闭环试验是AGC功能验收的重要部分。当系统的频率发生较大X围的变化时，考核试验机组的对控制命令的响应情况和各机组之间的功率分配情况，从而进一步考核系统的调节效果。通过闭环调节，考验主站AGC程序的功能，并获取相应的系统控制参数。 2、试验准备工作和记录 主站方面

1） 运方人员安排好网内机组的发电计划，确保系统运行的安全、稳定； 2） 检查发电库与SCADA库是否正常；

3） 检查通道和主机运行情况，和机组开关的状态信号； 4） 输入机组的发电功率计划； 5） 选择实时趋势曲线记录点； 厂站方面

1） 确保参加AGC电厂RTU、电厂控制器、机组可靠运行； 2） 根据调度要求，投/切机组的当地/远方控制开关； 3） 监视机组运行，紧急时可退出AGC运行，并通知调度；

3、试验内容和步骤

（1） 设置好AGC控制的一种方式（CFC/TLBC/CNIC），当AGC的控制方式进行切换时，观察控制区ACE的计算结果是否正常；

（2） 固定一种AGC控制方式，将参加AGC的机组功率带至上限运行，调整系统频率调整到50.20HZ，将AGC投入运行，观察AGC控制指令和各参加AGC调节的机组功率变化，并做相应记录。 表10-2-6 AGC闭环试验（频率偏高）调节记录表

时间 内容 时间1 时间2 时间3 时间4

…… 系统频率 ACE计算值 AGC机组1控制目标（MW） AGC机组1的实际功率（MW） 。。。。。。 AGC机组N的控制目标（MW） AGC机组N的实际功率（MW） （3） 频率恢复到正常X围,观察AGC的控制指令与AGC机组的调节情况;

（4） 将参加AGC的机组功率带至下限运行，调整系统频率调整到49.80HZ，将AGC投入运行，观察AGC控制指令和各参加AGC调节的机组功率变化，并做相应记录。 表10-2-7 AGC试验（频率偏低）调节记录表

时间 内容 系统频率 ACE计算值 时间1 时间2 时间3 时间4

AGC机组1控制目标（MW） AGC机组1的实际功率（MW） 。。。。。。 AGC机组N的控制目标（MW） AGC机组N的实际功率（MW） 6、试验结果分析

AGC闭环试验结果分析着重在于以下几个方面：

各种运行工况下，AGC运行控制的效果，频率控制性能； 在各种量测无效时的AGC软件的处理； 双机切换时的AGC控制转换的安全措施；

AGC运行中的报警现象；

AGC控制中存在的问题与今后处理办法；

AGC的闭环试验一般要连续运行48小时，主要观察AGC对电网频率的调节效果。AGC在运行过程中，发生机组量测、频率量测无效，双机切换等运行工况，AGC是否能正确反映和安全工作。

另外，通过48小时的运行，观察在低谷时段，高峰时段AGC的调节与系统频率的变化，是否维持在50±0.1HZX围。还需观察AGC在调节过程中，有无反调或过调现象，AGC的报警是否正常。

通过AGC的闭环试运行和各种试验，可以充分了解电网机组和系统的调节性能与存在的问题，为AGC的正常运行打好基础。

三、 互联电力系统AGC联合试验

互联电力系统AGC联合试验是考验互联电力系统的AGC控制配合是否合理的重要手段。互联控制试验一般在各控制区AGC运行较为成熟的情况下进行。以考核各控制区之间AGC控制调节的配合情况。观察各控制区的控制参数的设置是否合理，系统的频率控制是否正常。当系统发生频率波动时，各控制区之间的AGC调节有无反复震荡现象，并对各控制区的参数设置的合理性提出建议。 （一）互联电力系统控制区AGC联合试验 1、 试验目的

AGC联合试验是考核各控制区控制参数设置合理性的重要依据。当系统的频率发生较大X围的变化时，考核各互联控制区的ACE是否正常。对发生扰动的控制区其试验机组的对控制命令的响应情况和各机组之间的功率分配情况，从而进一步考核系统的调节效果。而对非扰动的控制区，观察ACE的计算值在试验期间的变化，与AGC对扰动所产生的响应。

通过互联系统的AGC闭环调节，考验各控制区主站AGC程序的响应，并对控制参数设置的合理性进行评价。

2、试验准备工作和记录 各互联控制区主站方面

1） 运方人员安排好网内机组的发电计划，确保系统运行的安全、稳定； 2） 检查发电库与SCADA库是否正常；

3） 检查通道和主机运行情况，和机组开关的状态信号； 4） 检查并监视联络线与联络线走廊的量测信号；

5） 设置机组的控制方式（正常调节、辅助调节和紧急调节等）； 6） 输入各机组的发电功率计划；

7） 选择实时趋势曲线记录点（ACE、系统频率等）；

各互联控制区厂站方面

1） 确保参加AGC电厂RTU、电厂控制器、机组可靠运行； 2） 根据上级调度要求，投/切机组的当地/远方控制开关； 3） 监视机组运行，紧急时可退出AGC运行，并通知上级调度；

3、试验内容和步骤

（1） 按照要求，设置好各互联控制区的AGC控制方式，固定一种AGC控制方式（CFC/TLBC/CNIC中的一种），输入频率响应控制参数B，观察控制区ACE的计算结果是否正常；

（2） 某一控制区设置事故扰动，系统频率到达50.20HZ。观察各控制区的ACE变化和系统频率波动情况；在扰动控制区和非扰动控制区，观察AGC控制指令和各参加AGC调节的机组功率变化，并分别做好相应的数据记录。

表10-2-8 扰动情况下,各控制区的ACE记录(时间间隔15秒)

时间 内容 系统频率 扰动控制区的ACE值 扰动控制区总负荷值 扰动控制区的总发电值 扰动控制区的备用容量 时间1 时 间2 时间3 时间4

…… 扰动控制区的频率响应系数B （MW/0.1HZ） 控制区2的ACE值 控制区2的总负荷值 控制区2的总发电值 控制区2的备用容量 控制区2的频率响应系数B（MW/0.1HZ） 控制区3的ACE值 控制区3的总负荷值 控制区3的总发电值 控制区3的备用容量 控制区3的频率响应系数B（MW/0.1HZ） 控制区4的ACE值 控制区4的总负荷值 控制区4的总发电值 控制区4的备用容量 控制区1的频率响应系数B（MW/0.1HZ） …… ACE计算值 （3） 某一控制区设置事故扰动，系统频率到达49.80HZ。观察各控制区的ACE变化和系统频率波动情况；在扰动控制区和非扰动控制区，观察AGC控制指令和各参加AGC调节的机组功率变化，并分别做好相应的数据记录。

表10-2-9 扰动情况下,各控制区的ACE记录(时间间隔15秒)

时间 内容 时间1 时时间时间2 3 间 4 …… 系统频率 扰动控制区的ACE值 扰动控制区总负荷值 扰动控制区的总发电值 扰动控制区的备用容量 扰动控制区的频率响 应系数B（MW/0.1HZ） 控制区2的ACE值 控制区2的总负荷值 控制区2的总发电值 控制区2的备用容量 控制区2的频率响应 系数B（MW/0.1HZ） 控制区3的ACE值 控制区3的总负荷值 控制区3的总发电值 控制区3的备用容量 控制区3的频率响应 系数B（MW/0.1HZ） 控制区4的ACE值 控制区4的总负荷值 控制区4的总发电值 控制区4的备用容量 控制区1的频率响应 系数B（MW/0.1HZ） …… （5） AGC投入正常运行,观察系统的运行情况和各控制区AGC控制效果，并记录AGC的性能评价指标; 一般AGC运行时间控制在48小时内，以便全面观察系统在电网高峰、低谷时段整个控制效果。 4、试验结果分析

互联电力系统AGC联合试验结果分析着重在于以下几个方面： 1） 各种运行工况下，各控制区AGC运行控制的效果，频率控制性能； 2） 系统扰动情况下，各控制区的控制响应，分析控制参数设置的合理星； 3） AGC互联控制过程中存在的问题与今后处理办法；

一、 AGC性能评价标准 （一）A1/A2、B1/B2评价标准 1、标准的含义

A1标准即ACE过零，任何一个10分钟间隔内，ACE必须过零。这意味着ACE的频繁过零，它可以最大限度地减少无意交换电量的产生。但是，也应看到ACE的频繁过零，会导致系统进行无谓的反向调节，对系统频率的恢复产生负面的影响。

A2标准即ACE的控制限值，ACE的10分钟平均值（一小时六个时段）小于规定的LD。 Avg（ACE10-min）≤ LD (11.1.1)

B1标准即系统扰动的恢复。B1标准要求ACE在扰动开始后的10分钟内，必须回到零。因此，对一个控制区必须具备足够的可控的备用容量，在10分钟内恢复正常的运行状态。

B2标准即扰动恢复的初始过程。B2标准要求在扰动开始的1分钟时间内，ACE有向零方向变化的趋势。在扰动发生后，不超过1分钟时间内，ACE允许向同一方面变化的趋势。一个控制系统必须保持一定的备用容量，以确保在扰动发生1分钟内，ACE有向零方向变化的趋势。 2、控制目标值与限值的计算

ACE10分钟平均值的控制限值为LD，LD的计算公式如下： LD = （ 0.025）△L + 5MW （12.1.2） 其中△L的计算可以有两种方式 方式一:

△L只指控制区在冬季或夏季高峰时段，日小时电量最大变化量（增或减） 方式二:

△L只指控制区在一年中，任意十个小时电量变化量（增或减）的平均值。 一般情况下，各控制区的Ld每年修改一次。 3、 制性能标准指标

对每个控制区，按照A1/A2、B1/B2的标准对其AGC性能进行评价，其控制指标要求如下： A1 ≥ 100% A2 ≥ 90% B1 ≥ 100% B2 ≥ 100%

二、CPS1/CPS2/DCS的评价标准 （一）标准的含义

CPS1标准是指在一年时间段，控制区ACE的1分钟平均值，除以10倍的控制区频率偏差，再乘以互联控制区的1分钟频率偏差的平均值，应小于一个固定的限值ε1。

ε1是一固定小常数，由控制区频率偏差（实际频率与标准频率偏差的一分钟平均值）1分钟平均值的均方差值计算得到。各控制区均保持一致。 CPS1是一个长期的考核指标。

CPS2标准是指在一小时六个时间段，控制区ACE的10分钟平均值，必须控制在特殊的限值L10内。 DCS是扰动恢复标准。DCS标准要求各控制区，在发生扰动后的10分钟内，ACE必须达到零，或回到扰动发生前的ACE值。 （二）控制目标值与限值的计算 CPS1计算公式：

其中：

ε1------一年时段，实际频率与标准频率偏差的一分钟平均值的均方差，各控制区均一致。 Bi 控制区的频率偏差系数（MW/0.1HZ） ACEi 控制区ACE的1分钟平均值

fi-f0 控制区的实际频率偏差系数（MW/0.1HZ） CPS2的计算公式：

其中：

ε10--为给定年，十分钟频率误差（与给定基准频率）的均方根值 Bi----控制区的频率偏差系数 Bs----互联电网总的频率偏差系数

（一） 控制性能标准指标

对每个控制区，按照CPS1、CPS2、DCS的标准对其AGC性能进行评价，其控制指标要求如下： CPS1 ≥ 100% CPS2 ≥ 90% DCS ≥ 100%

三、ACE考核评价标准的优缺点 （一）A1/A2、B1/B2标准的优缺点

AGC控制性能的评价标准，由A1/A2、B1/B2发展到CPS1/CPS2、DCS标准。期间经历了相当一段时间。主要原因在于经过长期的运行，发现用A1/A2、B1/B2作为互联电网AGC的考核标准，对各控制区进行AGC调节时，主要存在以下不利因素：

（1） A1/A2标准不利于提高整个互联系统的频率质量。

互联控制系统中，各控制区的AGC调节应有利于系统频率控制质量。采用A1/A2标准，未考虑ACE方向对系统频率的影响，在ACE有利于系统频率时也要求控制区作调整。而有些控制区A1、A2指标很好，但其ACE值对电网频率不利；当控制区的大的ACE值有利于系统频率时，该控制区的AGC软件仍需要对其ACE值进行校正，以确保ACE过零或者小于LD。

按这种性能评价标准进行的AGC控制策略，不能有效地提高整个系统频率的质量。而系统也不能对各控制区的AGC性能给出合理的评价。

（2） A1/A2标准使得ACE频繁过零，增加了AGC机组进行无谓的调节。

A1/A2标准要求区域ACE在10分钟内必须过零。因此，AGC程序必须不断判断其区域ACE在10分钟内是否过零，从而对各AGC机组给出相应的调节指令。这无疑增加了对AGC机组无谓的频繁调节过程，也加剧了机组主/辅设备的磨损。另外这种过零的调节方法，有时对系统的频率控制无益，但为了满足区域A1/A2标准，则必须进行。控制区花费了大量的精力来满足A1、A2标准，收效不大，同时为了ACE十分钟过零，也造成了机组的不必要的频繁调节。 （3） A1/A2、B1/B2标准不利于进行长期目标控制。

由于系统的负荷一直处于不断变化状态，A1/A2标准对区域ACE的值进行监视控制，也处于短期控制过程（如1分钟变向，10分钟过零）。这种短期行为，对整个负荷的长期变化趋势所起的作用，有时是不利的。根据机组功率调节的惯性趋势，机组响应目标指令应考虑有一定的延时性。需要有一种长期的控制行为，来达到较好的控制目的。

（4） A1/A2标准对控制区设置的频率响应控制参数B与控制限值LD无关。

当控制区的频率偏差系数B设置过大时，而控制限值与B无关。因此，该控制区所承担的风险就越大。

（5） 没有提供不同ACE幅值对互联系统影响程度的考核措施，实际上不同ACE幅值对系统影响程度是不同的，目前是等同处理的。

（6） A1、A2指标不能很好反映控制区对电网的贡献大小 A1/A2标准优点在于：

（1） ACE频繁过零，减少了各控制区域之间无意交换电量。

（2） 采用A1/A2标准进行AGC控制，调度员可以直观地判断本区域AGC控制性能情况。 （3） 以ACE过零为目的，AGC软件采用的控制策略成熟，直观明了。 （二）CPS1/CPS2、DCS标准的优缺点

从1998年起，NERC采用CPS1/CPS2、DCS标准，对互联电网各控制区的AGC性能进行评价。华东电网也从99年开始，对华东电网各省市的ACE采用CPS1/CPS2的性能进行分析监视。经过一段时间的观察，发现采用CPS1/CPS2标准有一定的科学性，主要在于：

（1） 采用CPS1/CPS2标准进行评价，其性能指标与对系统频率贡献趋于一致。 采用CPS1/CPS2标准，其性能指标与ACE和频率偏差的积有关。 当ACE的值和方向，有利于系统频率时，CF为负，CPS1大于200%； 当ACE的值和方向，不利于系统频率时，CF为大的正数，CPS1小于100%； 采用CPS1/CPS2标准，可以更好地体现各控制区对系统的贡献大小。 （2） CPS1/CPS2不要求ACE频繁过零，减少了AGC机组调节频度。

CPS标准的实施，其指标追求的是长期的控制效果，因而不要求各区域ACE频繁地过零。当CPS有利于系统频率质量的控制时，其AGC的控制策略可以保持区域的ACE值不变，而不需要将ACE减少。这样，对整个系统的频率恢复有利。

（3） 区域频率偏差系数与控制限值相结合，更加合理。

采用CPS标准后，设置的区域频率偏差系数的大小，与CPS2控制的门槛值大小相关。既当区域的频率偏差系数越大，其CPS2控制限值L10的值也大。这样对各控制区的参数设置也更为合理。 采用CPS标准的缺点：

（1） 对区域无意交换电量的控制不利

采用CPS标准以后，由于在AGC的控制策略上，不对ACE在10分钟内必须过零一次进行严格的要求。因此，在AGC控制中，将造成各区域之间的无意交换电量的增加。如果没有相应的无意交换电量校正措施，对互联电网的控制极为不利。

因此，必须实行一套严格的无意交换电量偿还或处理办法。

（2） 调度员对AGC控制效果不够直观

由于CPS标准，追求的是长期的控制效果。对电网调度人员来说，其AGC的控制效果不如A1/A2标准直观、明了。

（3） AGC的控制策略处于摸索阶段，没有足够的经验

由于A1/A2标准的实施已有了二十几年的经验，AGC控制软件的开发商在研制和开发的AGC软件中，也采用了很成熟的控制策略，使得AGC的控制行为很好地满足A1/A2评价标准的要求。但是，对CPS评价标准，各EMS软件开发商，还处于摸索阶段，其AGC控制软件的核心技术，包括控制策略，没有足够的经验，还不是很成熟。有待于在运行过程中，不断地修正，以期取得较为理想的控制效果。