140 电工技术学报 2007年11月 消除死区。 争基础上，逐步将竞争重点放到辅助服务的质量和 价格竞争上。 (其他控制区锵线 联线 (其他控制区) 4.7.3AGC的控制算法和模型 AGCAGC整制发电 ©废地 控制区 文献[42]对传统AGC系统以及基于现代控制理 全部机[Il 发电计刻 论所提出系统的特点进行了综述，在理论上提出了 A降整制信y 应用现代控制理论方法可能会改善传统方法的效 前一天的发电 调度方案 果，而文献[43]在大量实际工程应用的基础上，改 进了常规AGC算法中的AGC控制周期、控制策略、 LFC Dc计算电厂基点 计算ACE与ACE 数据库模型、机组控制模式和区域控制偏差平滑处 以及受控电厂 分配系数 紧急状态模式？ 理等，引入动态死区过滤器消除部分ACE高频噪声 N 的影响，减少了不必要的控制命令。 更新 计算发电指标+ (MW) 互联系统的暂态特性取决于积分增益和频率偏 差的值。AGC系统最优参数的选择即是选择K1:和 图2典型AGC系统的功能框图 B,使各项性能指标最小。文献[44]中利用误差平方 Fig.2 The block diagram of a typical AGC system 的积分标准S=∫。20d1来得到AGC的最优参 AGC系统的加入有效地改善了系统频率控制 的效果，但是其自身的成本也应给予考虑。文献[41] 数，但是该方法具有初始误差而且下降快，系统有 给出了除最基本的运行和维修费用之外的几种影响 振荡且不稳定。文献[45]提出的用GA来确定AGC AGC成本的因素，如AGC系统的限制、机组起停 的参数，采用时间与误差绝对值之积的积分标准 费用和不经济调度费用等，并论述了量化这些费用 S,=∫。ld,可以减小暂态误差，改善系统阻 的方法。 尼和各项性能指标。 4.7.2电力市场建立前后AGC的转变 文献[46]根据电力市场下可能出现的一些情况 在市场化以前，由于我国电力系统自动化水平 对AGC闭环系统进行了改进，它考虑在1时刻i区 低，具备AGC能力的机组不多，为了保证电网的 域内j发电公司的发电控制误差CE,为 安全、稳定运行，几乎所有具备AGC能力的机组 无偿参与调节，并按机组装机容量分摊全网AGC CE)=gC,×ACE,+(∑p时A×△Dk-AG,)(13) kem 调整容量。一般是根据调度员经验，规定参与调节 式中 agc一j发电公司i区AGC调节因子 的AGC容量大于总装机容量或系统负荷的某个百 cp一j公司与k负荷需求合约因子 分数。这就不能很好地兼顾电网运行的可靠性和市 m一负荷需求集合 场运营的经济性，在电力市场建立后就不再适应。 △Dk一k负荷瞬时需求实际与合约量偏差 而且AGC机组所进行的频率调整只是出于确保电 △G一瞬时发电量与合约量偏差 力系统运行稳定性的目的，电网调度中心根据系统 加入两个市场因子agG和cpfk后，AGC这一 实际情况需要和机组的性能以行政命令的方式来进 具有积分环节的闭环控制系统状态方程变为 行分配功率/频率调整任务，发电公司的收入只与其 发电量有关，与AGC机组提供的调频服务无关。 =-p△+KI 电力市场建立后，各区域、单元发电量受功率 交换合同约束，各区域辅助控制的ACE和各发电单 △P,=-IT(△P,-△PGDi) 11 元的控制误差信号包含合同数据。AGC目标转变为 △PGDj=- -f-△GDj-K,×agcj ACE,dt+ 在保证安全、可靠、及时地调节频率（或ACE)的 前提下，使得市场中代表网省公司向电厂购电的电 ∑9p时xAa ke 网监控中心向电厂支付的AGC辅助服务费用最小。 但费用的含义是输电公司从发电公司购买能量的费 ACE,=B,Af+△Pe-[M-N] 用，并由各发电公司在辅助服务市场中对AGC服 △2e:=2π∑T(-y) 务进行投标得到。各发电公司在最初的电量价格竞 (14)140 电 工 技 术 学 报 2007 年 11 月 消除死区。 图 2 典型 AGC 系统的功能框图 Fig.2 The block diagram of a typical AGC system AGC 系统的加入有效地改善了系统频率控制 的效果，但是其自身的成本也应给予考虑。文献[41] 给出了除最基本的运行和维修费用之外的几种影响 AGC 成本的因素，如 AGC 系统的限制、机组起停 费用和不经济调度费用等，并论述了量化这些费用 的方法。 4.7.2 电力市场建立前后 AGC 的转变 在市场化以前，由于我国电力系统自动化水平 低，具备 AGC 能力的机组不多，为了保证电网的 安全、稳定运行，几乎所有具备 AGC 能力的机组 无偿参与调节，并按机组装机容量分摊全网 AGC 调整容量。一般是根据调度员经验，规定参与调节 的 AGC 容量大于总装机容量或系统负荷的某个百 分数。这就不能很好地兼顾电网运行的可靠性和市 场运营的经济性，在电力市场建立后就不再适应。 而且 AGC 机组所进行的频率调整只是出于确保电 力系统运行稳定性的目的，电网调度中心根据系统 实际情况需要和机组的性能以行政命令的方式来进 行分配功率/频率调整任务，发电公司的收入只与其 发电量有关，与 AGC 机组提供的调频服务无关。 电力市场建立后，各区域、单元发电量受功率 交换合同约束，各区域辅助控制的 ACE 和各发电单 元的控制误差信号包含合同数据。AGC 目标转变为 在保证安全、可靠、及时地调节频率（或 ACE）的 前提下，使得市场中代表网省公司向电厂购电的电 网监控中心向电厂支付的 AGC 辅助服务费用最小。 但费用的含义是输电公司从发电公司购买能量的费 用，并由各发电公司在辅助服务市场中对 AGC 服 务进行投标得到。各发电公司在最初的电量价格竞 争基础上，逐步将竞争重点放到辅助服务的质量和 价格竞争上。 4.7.3 AGC 的控制算法和模型 文献[42]对传统 AGC 系统以及基于现代控制理 论所提出系统的特点进行了综述，在理论上提出了 应用现代控制理论方法可能会改善传统方法的效 果，而文献[43]在大量实际工程应用的基础上，改 进了常规 AGC 算法中的 AGC 控制周期、控制策略、 数据库模型、机组控制模式和区域控制偏差平滑处 理等，引入动态死区过滤器消除部分 ACE 高频噪声 的影响，减少了不必要的控制命令。 互联系统的暂态特性取决于积分增益和频率偏 差的值。AGC 系统最优参数的选择即是选择 K1i 和 Bi 使各项性能指标最小。文献[44]中利用误差平方 的积分标准 2 1 0 S et t ( )d ∞ = ∫ 来得到 AGC 的最优参 数，但是该方法具有初始误差而且下降快，系统有 振荡且不稳定。文献[45]提出的用 GA 来确定 AGC 的参数，采用时间与误差绝对值之积的积分标准 2 0 S tet t ()d ∞ = ∫ ，可以减小暂态误差，改善系统阻 尼和各项性能指标。 文献[46]根据电力市场下可能出现的一些情况 对 AGC 闭环系统进行了改进，它考虑在 t 时刻 i 区 域内 j 发电公司的发电控制误差 CEij 为 ( ) ij j i jk k j k m CE agc ACE cpf D G ∈ = × + ×∆ −∆ ∑ （13） 式中 agcj—— j 发电公司 i 区 AGC 调节因子 cpfjk—— j 公司与 k 负荷需求合约因子 m—— 负荷需求集合 ∆Dk—— k 负荷瞬时需求实际与合约量偏差 ∆Gj—— 瞬时发电量与合约量偏差 加入两个市场因子 agcj 和 cpfjk 后，AGC 这一 具有积分环节的闭环控制系统状态方程变为 [ ] 1 1 P P G tie 1 G T G GD GD GD G tie ( ) 1 1 d 2 ( i i i i i i i i Pi j LDk jn jm j j j ij j i ji j i j j jk Lm k m i i i tie i il i f T f KT P P P P TP P P f P K agc ACE t T r cpf P ACE B f P M N P Tf f − − ∈ ∈ − ∈ ⎛ ⎞ ∆ =− ∆ + ∆ − ∆ −∆ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ ∆ =− ∆ −∆ ⎛ ∆ =− ∆ −∆ − × + ⎜ ⎜ ⎝ ⎞ × ∆ ⎟ ⎟ ⎠ = ∆ +∆ − − ∆ = π ∆ −∆ ∑ ∑ ∫ ∑     ) i j l N∈ ⎧ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎨ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎩ ∑ （14）