中国南方电网自动发电控制AGC技术规范试行.docx

1、中国南方电网自动发电控制AGC技术规范试行目 次前 言中华人民共和国国家标准（GB/T 15498-1995）中规定：“任何企业都应建立以技术标准为主体的包括管理标准和工作标准在内的企业标准体系”，“企业标准体系是企业现代化管理的重要组成部分”。在技术、管理和工作三大标准体系中，技术标准具有主体和核心地位。国家、行业和企业所发布的有关电力系统的技术标准，是多年来电力系统技术工作的经验总结和实践结晶，也是电力系统各成员必须遵循的技术规范和执行准则。本规范是根据中国南方电网自动发电控制（AGC）调度管理规程的技术要求，结合中国南方电网各省（区）的实际情况而制定的自动发电控制（AGC）技术规范。本规

2、范的各章节是实质性内容，附录是资料性内容。本规范由中国南方电网电力调度通信中心负责解释。本规范主要编写人员：赵旋宇、黄文伟、胡荣、汪皓、张喜铭。中国南方电网有限责任公司自动发电控制（AGC）技术规范1 总 则1.1 目的意义为适应南方电网自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）技术发展的需要，指导有关AGC技术装备的设计、选型、调试及AGC运行工作，参照国际、国家、行业、南方电网现行的有关标准、规程、规定的要求，结合南方电网各省（区）在AGC建设和运行中实际情况，特制定本规范。1.2 装备体系南方电网AGC的技术装备体系是由总调、各省（区）中调能量管理系

3、统、远动传输通道、发电厂远程终端设备或计算机监控系统、发电机组协调控制系统、发电机组及其有功功率调节装置，以及实现AGC功能的应用软件等组成的整体。1.3 适用范围本规范适用于南方电网总调、各中调及其直接调度管辖的火力、水力发电厂新（改、扩）建AGC技术装备的设计、选型、安装、调试及运行。2 引用文件2.1 引用规则引用文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是未注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改或修订版均不适用于本规范，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。2.2 引用列表电监会5号令 电力二次系统安全防护规定

4、电监会22号令 电网运行规则（试行）电监市场200642号文 发电厂并网运行管理规定NERC Policy 1 Generation Control and PerformanceNERC Standard BAL-002-0 Disturbance Control Performance S/OLNERC. Reference document Interconnected Operations Services EB/OLGB/T13729-2002 远动终端通用技术条件DL/T 630 交流采样远动终端技术条件DL/T 924-2005 火力发电厂厂级监控信息系统技术条件DL/T 500

5、3-2005 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5226-2005 火力发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规定GB/Z 14429-2005 远动设备及系统 第l-3部分 总则 术语DL/T 634.5.101-2002 远动设备及系统 第5部分 传输规约 第101篇 基本远动任务配套标准DL/T 634.5.104-2002 远动设备与系统 第5部分 传输规约 第104篇 基本远动任务DL/T 516-2006 电力调度自动化系统运行管理规程南方电网电力调度通信中心 中国南方电网调度自动化管理规定南方电网电力调度通信中心 中国南方电网自动发电控制（AGC）调度管理规定南方电网电力调度

6、通信中心 DL634.5.101-2002远动协议南方电网实施细则南方电网电力调度通信中心 DL634.5.104-2002远动协议南方电网实施细则3 术语释义3.1 远动功能3.1.1 遥测（Telemetering）应用通信技术，对被观测设备（对象）的连续变化进行远程数字测量。3.1.2 遥信（Teleindication）应用通信技术，对被监视设备（对象）的状态变化进行远程信号传输。3.1.3 遥调（Teleadjusting）应用通信技术，对受控制设备（对象）的连续过程进行远程模拟调节。3.1.4 遥控（Telecommand）应用通信技术，对受控制设备（对象）的运行状态进行远程命令控

7、制。3.1.5 远动（Telecontrol）应用通信技术，完成遥测、遥信、遥控和遥调等功能的总称。3.1.6 链路（Link）站与站之间的数据传输设施。 3.1.7 通道（Channel）在数据传输中，传输信号的单一通路或某一段频分或时分间隔的频带。3.1.8 规约（Protocol）在远动系统中，为了正确地传送信息，必须规定一套关于信息传输顺序、信息格式和信息内容等的约定，称为规约，亦称为协议。 3.2 系统装备3.2.1 调度中心，控制中心（Dispatching Centre，Control Centre）监视和控制发电、输电、变电、配电及用电运行的所在地。3.2.2 主站，控制站（M

8、aster Station，Controlling Station）对子站实行远程监控的站点。3.2.3 子站，被控站（Slave Station，Controlled Station）受主站监视和控制的站点。3.2.4 集控中心，集控站（Concentrator Centre，Concentrator Station）对若干子站进行集中监视和控制，并将集中采集的监视信息转发到主站、把来自主站的命令信息分发给各子站的一种远动站点。3.2.5 计算机监控系统（Supervisory Control & Data Acquisition System）指用于监视和控制电网及电厂生产运行过程的、基于

9、计算机及网络技术的业务处理系统及智能设备等。3.2.6 能量管理系统（Energy Management System，EMS）指在数据采集与监控（SCADA）、发电计划与控制的基础上，利用多种数学方法、网络模型和计算手段，运用电力系统理论与应用分析，为电力系统安全运行、稳定分析、经济与优化调度提供多种应用结果和辅助决策依据的业务处理系统及智能设备等。3.2.7 远动终端（Remote Terminal Unit，RTU）按远动规约完成数据采集、处理、发送、接收以及输出执行等功能的设备。 3.2.8 数据终端设备（Data Terminal Equipment，DTE）具有数据通信线路连接和控

10、制能力，实现计算机之间数据接收、输入和输出、传递以及数据处理等功能的设备。3.3 功能作用3.3.1 控制（Control）为实现某一特定目的而执行的操作，包括与操作有关的监视和安全保护。3.3.2 调节（Regulate）通过数量、程度等方面的调整，使对象符合特定的标准、规格或要求。3.3.3 监控（Monitor and Control）通过连续或定期的监测来核实系统或设备功能是否正确、或被正确执行，并使其工作状况适应运行变化的要求。3.3.4 实时（Real Time）计算机处理、解决某一问题或研究、控制某一过程实际所需要或所耗费的时间。3.3.5 数据采集与监控（Supervisory

11、 Control and Data Acquisition，SCADA）对广阔地区的生产过程进行数据采集、监视和控制的系统及其过程。3.3.6 区域控制偏差（Area Control Error，ACE）反映系统频率和联络线交换功率偏离基准（计划）程度、体现有功功率供需平衡关系的计算值。3.3.7 自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）在确定的区域内，当电力系统频率或联络线功率发生变化时，通过远程调节发电机组的有功功率，以维持系统频率或确保区域之间预定的交换功率。3.3.8 负荷频率控制（Load Frequency Control，LFC） 以一定的

12、数据采集、计算和控制周期，确定区域控制偏差（ACE），按照一定的控制策略将消除偏差的期望值分配给受控发电机组，通过远程调节发电机组的有功功率，力图使区域内发电和负荷保持平衡。3.3.9 PLC（Plant Local Controler）AGC的电厂控制器，指调度AGC控制的直接对象，一个PLC下可以对应一个或多个机组。电厂的PLC可以是电厂监控系统，也可以是火电机组的DCS系统。3.4 技术性能3.4.1 安全性（Security）指系统或设备防止潜在危险、突发异常或不稳定状态的能力。3.4.2 可靠性（Reliability）指系统或设备在一定时间内和条件下完成所要求功能的能力。 3.4.

13、3 可用性（Availability）指系统或设备在任一给定时刻可完成规定的功能的能力。3.5 网路拓扑3.5.1 联络线走廊（Ties Corridor）是指与其他电力系统并联运行的电力系统、由其闭合区域分割断面所包括的全部联络线所构成的输电通道。3.5.2 控制区域（Control Area）指运行在互联或独立系统中，包括可观测的发电设备、供电负荷和输电通道（联络线走廊）在内，具有相应的控制手段和可调资源，能够保证足够的备用容量来维持有功功率供需平衡，满足系统频率变化、供电负荷波动、负荷预测误差、电源意外缺失、输电线路故障和电网安全稳定等需要的闭合区域。控制区域可以是多个物理上分散的电气岛

14、组成的一个虚拟区域。4 总体要求4.1 基本要求4.1.1 AGC的技术支持系统及其技术装备体系必须对南方电网及其各省（区）电力系统的安全、稳定、优质、经济和协调运行提供相应的技术支持。4.1.2 AGC的技术支持系统及其技术装备体系必须符合国家有关技术标准、行业标准和有关的国际标准。4.1.3 AGC的技术支持系统及其技术装备体系必须满足电力二次系统安全防护规定要求，确保整个系统、数据及其控制行为的安全。4.1.4 AGC的技术支持系统及其技术装备体系的结构设计、系统配置、软件编制必须满足各控制区域对系统频率和联络线功率控制的要求。4.1.5 AGC的技术支持系统及其技术装备体系必须保证其闭

15、环控制数据的完整性、一致性和准确性，必须保证控制指令和动作行为的安全性、稳定性和可靠性。4.1.6 AGC的技术支持系统及其技术装备体系必须确保连续、稳定运行，各功能模块必须在指定的周期内有序地完成闭环控制的全部过程，保证闭环控制的实时性和有效性。4.1.7 AGC的技术支持系统及其技术装备体系应采用开放式体系结构和分布式系统设计，保证系统的开放性、可扩展性，适应技术进步、设备升级、系统换代以及电力市场发展、运营规则变化的需要。4.1.8 AGC的技术支持系统及其技术装备体系应满足软、硬件平台兼容及各相关系统间的互联的要求，其结构设计应注重系统的可维护性，并提供系统自身运行状态的实时监视信息。

16、4.2 功能要求4.2.1 AGC控制区域AGC的控制区域应具备调度管辖和可调资源这两个基本条件，并具有相应的控制手段和可调对象。互联系统的控制区域应该是包括全部联络线在内的联络线走廊断面所构成闭合区域；独立系统的控制区域就是该系统所构成闭合区域。控制区域应能保证足够的调节备用容量和事故备用容量，具备维持控制区域有功功率供需平衡，满足系统频率变化、供电负荷波动、负荷预测误差、电源意外缺失、输电线路故障和电网安全稳定等需要的能力。4.2.2 AGC分区控制一个AGC控制区域也可以划分为几个独立的子控制区，进行分区控制，每个控制区域的控制目标可以完全独立，也可以互相协调配合。4.2.3 AGC分层

17、控制南方电网内部总调和中调AGC可以相互独立各自控制，也可以由总调AGC协调控制，以达到充分利用网内资源优化控制的目的。同时，中调AGC也可以在以下子区域进行分层控制。4.2.4 区域控制目标南方电网AGC应以实现高质量电能为前提，以满足实时电力供需平衡为目的：1) 维持系统频率在允许范围之内，频率偏移累积误差在可矫正的允许范围之内；2) 控制联络线交换功率按计划值运行，交换功率累积误差引起无意交换电量在可偿还的限制值之内；3) 在满足电网安全约束条件、电网频率和对外净交换功率计划的情况下协调参与调节的AGC电厂（机组）满足市场交易和经济调度原则优化运行。4.2.5 区域控制方式区域控制方式是

18、南方电网及其各省（区）AGC实现其控制目标的运行方式，AGC控制方式由电网区域的控制目标要求决定，有以电网频率为控制目标的定频率的控制方式，以联络线为控制目标的定联络线控制方式和同时兼顾频率和联络线的频率与联络线偏差控制方式，其中区域控制偏差（ACE）在AGC控制中最常使用的计算分量。.1) 定系统频率控制方式。其ACE仅反映系统频率偏离基准值的程度，各控制区域依据其系统频率系数，实时调节AGC电厂（机组）的发电出力，以维持系统频率及累积误差在规定的范围之内。2) 定交换功率控制方式。其ACE仅反映互联电网之间联络线交换功率偏离计划值的程度，各控制区域依据联络线交换功率计划，实时调节AGC电厂

19、（机组）的发电出力，以维持联络线交换功率及无意交换电量在规定的限值之内。3) 频率与联络线偏差控制方式。其ACE同时反映系统频率和互联电网之间联络线交换功率偏离基准值和计划值的程度，各控制区域依据其系统频率和联络线交换功率计划，实时调节AGC电厂（机组）的发电出力，以维持系统频率及累积误差在规定的范围之内、联络线交换功率及无意交换电量在规定的限值之内。4.2.6 区域控制策略通常情况下AGC按区域总调节功率（而非区域控制偏差ACE）的大小和给定的静态门槛值将控制区域划分为：死区、正常调节区、紧急区(或者分为次紧急区和紧急区)，用于表示控制区域内功率不平衡的程度。1) 死区。区域总调节功率小，A

20、GC不对控制区内任何机组进行调节。由于机组跟踪基本功率（如发电计划），或由电网安全约束，经济调度，电力市场等产生的调节需求除外。2) 正常区，也称命令区。区域总调节功率不太大，只需要较少的机组参与调节就可满足要求。其余机组承担基本功率。3) 次紧急区，也称帮助区。区域总调节功率比较大，需要更多的机组参与调节。不承担调节的机组一般情况下不允许作反向调节。4) 紧急区，也称协作区。区域总调节功率很大，需要尽量多的机组参与调节。AGC控制下的机组都应该承担调节任务，使区域很大的功率不平衡尽快消除。4.2.7 时间差校正和无意电量校正南方电网系统频率偏差引起的电钟与标准时钟之间的累积误差不应大于30秒

21、。AGC在时差校正中通常采用设置频率偏置的方式来实现,即将目标频率设置为偏离标准频率的值。在机组一次调频投入的情况下，频率偏置幅度不能过大，应不超过0.02HZ。时差的调整应该由总调AGC自动发给中调，中调接收到频率偏置后，同时开始以新的目标频率和总调一起调整控制。AGC电量偏差校正可采用联络线计划偏置的方式来实现，将联络线计划设置为偏离实际计划的值。送电方区域和受电方区域应该同时做一致的偏置，该偏置也可以通过总调AGC自动下发给相关送受中调AGC来实现。时差的调整也可以通过联络线计划偏置的方式来实现，所不同的是只做送电方区域或只做受电方区域的偏置，如果时差为正，增加受电方区域的计划，如果为负

22、则减少受电方区域的计划。4.3 通信要求4.3.1 远动传输通道确定远动信息的传输通道、质量及技术要求。发电厂至调度机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道。4.3.2 远动通信规约AGC远动信息所遵循的通信规约应该是符合国际标准的通信规约。4.4 区域AGC控制性能评价标准南方电网的系统频率和各省（区）间联络线功率控制统一采用北美电气可靠性委员会（North American Electric Reliability Council，NERC）提出的控制性能标准（Control Performance Standards，CPS），评价考核各区域AGC控制的细则详见南方电网频率和联络线考核办

23、法，CPS性能标准见附件。5 调度主站5.1 总体要求AGC应该包括以下基本功能模块：负荷频率控制（LFC）、 LFC 性能监视、机组计划（UNSK）、交易功率计划（TRSK）、机组响应测试（UTEST），一般情况下还需要参与配合运行的功能模块有：系统超短期负荷预报（LF）、网络分析(PAS)。AGC作为调度自动化重要的遥控遥调功能模块，要求有非常高的运行可靠性和实时性。其他功能模块参与AGC运行时，不能增加AGC基本控制的安全隐患。5.2 功能要求5.2.1 主站AGC运行状态AGC软件的运行状态至少应有如下三种：1) 在线状态，即所有功能都投入正常运行，进行闭环控制。2) 离线状态，即为开

24、环运行，对机组的控制信号均不发送，但其他功能正常运行。3) 暂停状态，当异常情况出现，需要AGC暂停发出控制信号。当在规定的时间内暂停原因消除后，AGC自动恢复到运行状态。异常情况包括：AGC相关重要量测无效、电网出现不正常状态有必要暂停所有机组调节。5.2.2 主站AGC控制对象AGC控制的对象是电厂控制器PLC (Plant Controller)，一个PLC可以插入一个或多个机组记录，从而方便实现单机控制、全厂集中控制，甚至可以通过梯调中心监控系统实现对几个梯级水电厂的集中控制，或实现其他类似的电厂的集中控制。在电厂控制方式上，水电厂一般采用集中控制方式，以一个PLC 控制着全厂机组。火

25、电厂视实际控制需求也可以采用全厂控制。5.2.3 主站AGC的遥测和遥信AGC数据处理模块在每个AGC 执行周期内被调用，接收和处理从SACDA来的数据，包括如下遥测和遥信数据：1) 系统频率。应在控制区内取多个采集点作多源，当其中一个源出现异常时，自动切换到另一个源。2) 目标频率偏置。由上级调度下发或人工设置用于时差校正控制。3) 上级调度下发的ACE。可用于和本地ACE参考校验，或用于控制，实现和上级AGC控制的协调。4) 联络线交换功率。用于频率联络线控制，当区域采用频率联络线方式控制时，须采用多源校验或其他方式保证其可靠性。5) 各种稳定断面数据。用于安全约束或预防校正控制。6) 电

26、厂PLC输出功率。由该PLC下机组的有功组合。7) PLC调节上下限值和不可运行区。由该PLC下机组的上下限或不可运行区组合，也可以由其他功能模块提供，满足电网安全、电力市场或经济调度要求。8) PLC上下调节速率。由该PLC下机组的上下调节速率组合。9) PLC机组不可运行区上下限值。由该PLC下机组的不可运行区上下限值组合。10) PLC运行/停运。表示PLC是否处于可控状态。11) AGC远方控制投入/退出。表示PLC是是否正处于被控制状态。12) PLC出力增减闭锁。该信号由PLC所控制的电厂（机组）上送，也可以由其他功能模块提供，满足电厂安全、电网安全、电力市场和经济调度要求。5.2

27、.4 主站AGC数据处理LFC 需采用滤波方法来过滤系统频率、ACE、区域总调节功率等遥测量或计算量的高频随机分量，这些高频分量一般由数据噪音和实际负荷随机波动引起，经过过滤处理后可以防止对机组的误调或频繁调节。5.2.5 数据安全检验上述所有量测量除主测点外, 还可以从不同量测点获得一个或多个后备量测量（如果存在）。一旦主测点无效时, 程序自动选用后备量测。在每个AGC 执行周期内，当发现下列情况之一时，应自动作为无效测点处理，当无后备测点可用时，主站AGC程序应该根据情况暂停全区域的AGC控制或暂停某个PLC的控制。1) SCADA 量测量带有不良质量标志。2) 量测量超出指定的正常范围。

28、3) 量测量在指定的时间内不发生任何变化。4) 在连续两个AGC 数据采样周期内，有突变发生。5) 调度员指定不能使用。对于有多个测点的量测量，在每个AGC 执行周期内，当发现下列情况之一时，自动作为无效量测处理：1) 所有测点都是无效测点。2) 存在多个有效测点，但它们之间的偏差太大。5.2.6 AGC的时间性能要求AGC从SCADA采集数据的周期应不大于4秒，经过计算后得到机组的目标出力，计算周期不应大于16秒。控制指令的下发时间间隔视机组的响应情况而定，以尽量少的控制指令次数达到尽量好的控制效果为原则。5.3 机组发电控制5.3.1 主站AGC对机组基本功率的设置机组的基本功相当于计划功

29、率, 安排适当与否对AGC调节影响非常大。机组基本功率的来源可以有如下几种：1) 基本功率为机组的实际出力，即没有机组发电计划。2) 基本功率由运行部门通过离线计算得到然后输入AGC程序的机组计划。3) 机组的基本功率为实时数据库中某一遥测量，是它应用程序指定的负荷分配结果，如上一级调度指定的计划出力、电力市场安排的发电计划等。4) 机组的基本功率为当时的给定值，调度员可根据需要随时输入机组的基本功率。5) 机组的基本功率由在线经济调度计算， 将经济调度的结果作为机组的基本功率。如果存在机组振动区，将振动区排除在经济调度范围内之外。6) 机组的基本功率按相同可调容量比例分配，如果落在机组振动区

30、内，取最近的振动区边界。这种模式下所有机组具有相同调节裕度百分比，能够使各机组间同步增减负荷，以避免速度快的机组很快到达调节上下限而失去调节能力。7) 机组的基本功率由超短期负荷预报确定，这类机组将承担由超短期负荷预报所预计的负荷增量。8) 满足其他特殊控制目的机组基本功率。AGC程序应当自动考虑当时厂内各机组的在线/离线、AGC 投入/退出状态、各机组的基本功率方式及机组的振动区等，将全厂的基本功率的增量分配到相关机组。5.3.2 主站AGC的PLC控制模式根据电网功率不平衡程度所处的区域不同，结合机组基本功率的来源不同，机组控制模式组合情况如下，在实际应用的调度AGC软件可能需要其中几种就

31、能满足运行需要。控制模式的种类选择可以灵活处理。1) 机组的基本功率取当前的实际出力，无条件承担调节量，这是一种最常用的模式。2) 机组的基本功率取当前的实际出力，在次紧急和紧急区域承担调节量。3) 机组的基本功率取当前的实际出力，在紧急区域承担调节量。4) 机组的基本功率由计划曲线确定，不承担调节量，这意味着机组只按照计划曲线运行。5) 机组的基本功率由计划曲线确定，无条件承担调节量。6) 机组的基本功率由计划曲线确定，在次紧急和紧急区域承担调节量。7) 机组的基本功率由计划曲线确定，在紧急区域承担调节量。8) 机组的基本功率取指定的SCADA 测点值，不承担调节量。9) 机组的基本功率取指定的SCADA 测点值，无条件承担调节量。10) 机组的基本功率取指定的SCADA 测点值，在次紧急和紧急区域承担调节量。11) 机组的基本功率取指定的SCADA 测点值，在紧急区域承担调节量。12) 机组的基本功率取调度员当时的给定值，不承担调节量，用于将机组出力设置到调度员指定的值。13) 机组的基本功率取调度员当时的给定值，无条件承担调节量。14) 机组的基本功率取调度员当时的给定值，在次紧急和紧急区域承担调节量。15)