agc管理规定

2017-03-30

agc管理规定

1 总则

1.1 自动发电控制(以下简称AGC)是南方电网进行系统频率和联络线交换功率控制，保证电网安全、稳定、优质、经济运行的重要手段之一。为使南方电网的AGC安全、稳定、可靠、有序地运行，特制定本规定。

1.3 本程的编制依据如下：《中华人民共和国电力法》; 《中国南方电网调度管理规定》; 《中国南方电网调度自动化管理规定》; 《中国南方电网联络线功率与系统频率偏差控制和考核管理办法》。南方电网AGC的技术装备体系由能量管理系统主站、远动通道、发电厂远程终端设备或计算机监控系统、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。

1.4 南方电网AGC的调度管理遵循“统一调度、分级管理”的原则，管理层次依次由南方电网调度通信中心(以下简称总调)、各省(区)电网调度机构(以下简称中调)和并入南方电网运行且具备AGC功能的发电企业(以下简称电厂)组成。

1.5 各级调度机构负责其调度管辖范围内各电厂(机组)AGC的调度管理工作。

1.6 南方电网AGC的调度管理是一项系统性的工作，应由各有关单位及职能部门密切配合，共同协作。

1.7 南方电网AGC以满足电力供需实时平衡为目的，其基本任务是实现下列目标：

1.7.1 维持南方电网的系统频率在允许范围之内，频率偏移累积误差在可修正的允许范围之内;

1.7.2 控制各省(区)间联络线净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;

1.8 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。

1.9 本规定适用于南方电网，总调、各中调和并入南方电网运行的各电厂均应遵照执行。

2 职责划分

2.1.1 总调职责：贯彻执行国家有关法律、法规以及电力行业颁发的有关导则、标准、规程和规定，按照相关合同、协议，实施“公平、公正、公开”调度，对南方电网AGC的安全、稳定、可靠运行进行组织、指挥、指导、监督和协调管理;

2.1.2 组织制定南方电网AGC的技术标准、考核办法、规定规范和管理制度，监督并考核其执行情况，参与制定AGC运行管理的政策和措施;

2.1.3 负责南方电网AGC的技术指导，统一测算并下达南方电网及各省(区)AGC基准参数，并对南方电网AGC的安全运行提出指导性意见及建议;

2.1.4 负责制定南方电网AGC运行方式、控制策略和联络线交换功率与系统频率控制方案并监督执行;指挥、协调南方电网调频、调峰及各省(区)间联络线交换功率调整;

2.1.5 负责协调、处理南方电网AGC运行中的重大问题;参加总调、中调和电厂AGC重大事件的调查、分析，并提出改进意见;

2.1.6 负责协调、制定、下达和调整各省(区)间联络线交换功率计划，受理各中调提出的临时修改或事故支援申请;

2.1.7 负责指导制定、组织审查南方电网AGC联合试验方案;负责审查调度管辖范围内电厂(机组)AGC试验方案;

2.1.8 负责调度管辖范围内各电厂(机组)AGC的调度管理，编制、下达发电出力计划曲线，指挥AGC控制方式的投入与退出，确定调度方式，并对执行情况进行监督、统计、分析、评价和考核;

2.1.9 负责受理、审核、批复调度管辖范围内各电厂(机组)与AGC有关的技术改造、设备检修计划和临时检修申请;

2.1.10 负责总调能量管理系统主站端AGC功能的运行维护、参数整定、技术改造和大修工作;

2.1.11 负责南方电网及各省(区)AGC控制性能的统计、分析、评价、考核和信息发布;

2.1.12 负责组织研究和推广应用AGC新技术，开展AGC技术交流和培训。

2.2.1 中调职责：贯彻执行国家有关法律、法规以及上级颁发的有关导则、标准、规范和规定，按照相关合同、协议，实施“公平、公正、公开”调度，对所辖电网AGC的安全、稳定、可靠运行进行组织、指挥、指导、监督和协调管理;

2.2.2 结合所辖电网实际，组织制定本省(区)AGC技术标准、考核办法、规定规范和管理制度，监督并考核其执行情况，参与制定AGC运行管理的政策和措施;

2.2.3 负责所辖电网AGC的技术指导，制定相应的运行方式及控制策略，并对安全运行提出指导性意见及建议;

2.2.4 贯彻执行南方电网AGC运行方式、控制策略和联络线交换功率与系统频率控制方案，指挥、协调所辖电网的调频、调峰及跨省(区)间联络线交换功率调整;

2.2.5 负责协调、处理所辖电网AGC运行中的重大问题，参加所辖电网AGC重大事件的调查、分析，提出改进意见并向总调汇报;

2.2.6 严格执行总调下达的跨省(区)间联络线交换功率计划。根据所辖电网运行的实际情况，负责向总调提出计划调整和临时支援申请;

2.2.7 负责指导制定、组织审查所辖电网AGC联合试验方案;负责审查调度管辖范围内电厂(机组)AGC试验方案;

2.2.8 负责调度管辖范围内各电厂(机组)AGC的调度管理，编制、下达发电出力计划曲线，指挥AGC控制方式的投入与退出，确定调度方式，并对执行情况进行监督、统计、分析、评价、考核、上报和信息发布;

2.2.9 负责受理、审核、批复调度管辖范围内电厂(机组)AGC有关的技术改造、设备检修计划和临时检修申请;

2.2.10 负责中调能量管理系统主站端AGC功能的运行维护、参数整定、技术改造和大修工作;

2.2.11 负责在所辖电网组织研究和推广应用AGC新技术，开展网内技术交流和培训;参加总调组织的AGC技术交流和培训。

2.3.4 电厂职责：负责制定本厂AGC规定规范和管理制度; 负责本厂有关AGC设备的购置及功能实现; 负责向总调或中调提供本厂AGC相关的技术资料; 负责本厂AGC相关设备的功能组态、参数整定、系统调试和日常运行维护，并保证其安全、可靠、稳定运行，使AGC可用率及控制性能满足有关技术规范和并网协议的要求;

2.3.5 负责制定并向总调或中调报送本厂AGC有关的技术改造、设备检修计划和临时检修申请;

2.3.7 负责本厂(机组)AGC控制方式的切换操作; 严格执行总调或中调下达的发电出力曲线，认真履行AGC调节的职责和义务;

2.3.8 参加本省(区)AGC技术标准、考核办法、规定规范和管理制度的编制、论证、审查;

2.3.9 负责本厂AGC试验方案的的编制、论证、审查并调试;负责联合AGC试验方案相关内容的编制、论证并调试。

2.3.10 负责本厂AGC技术的研究和应用，组织本厂技术交流和培训，参加总调和中调组织的AGC技术交流和培训。

3 控制方式

3.1 区域控制方式，指南方电网各控制区域AGC的控制目标，包括三种控制方式：

3.1.1 定系统频率控制。其区域控制偏差(以下简称ACE)仅反映系统频率的变化，各控制区域应依据其系统频率系数，实时调节AGC电厂(机组)的发电出力，使系统频率达到期望值。

3.1.2 定净交换功率控制。其ACE仅反映跨省(区)间联络线交换功率变化，各控制区域应依据联络线交换功率计划，实时调节AGC电厂(机组的发电出力，使联络线净交换功率逼近计划值。

3.1.3 频率与联络线偏差控制。其ACE同时反映系统频率和跨省(区)间联络线交换功率变化，各控制区域依据其系统频率系数和联络线交换功率计划，实时调节AGC电厂(机组)的发电出力，使系统频率达到期望值、联络线净交换功率逼近计划值。

3.1.4 当省(区)电网运行方式为下列情况之一时，区域控制方式应为定系统

频率控制方式：

3.1.4.2 省(区)电网单独运行; 省(区)电网与南方电网联网运行且总调指令负责调节系统频率。当省(区)电网运行方式为下列情况时，区域控制方式应为定净交换功率控制方式：

3.1.5.1 省(区)电网与南方电网联网运行且总调指令不需要辅助参与系统的频率调节。

3.1.6 当省(区)电网运行方式为下列情况时，区域控制方式可为频率与联络线偏差控制方式：

3.1.6.1 省(区)电网与南方电网联网运行。各省(区)电网与南方电网联网运行时，若非总调明文规定或总调值班调度员命令，各中调不得自行改变区域控制方式。

3.2 误差校正手段，指南方电网各控制区域对系统频率和联络线交换功率累计误差所采取的修正措施，包括两种校正手段：

3.2.1 时间误差校正。按照事先确定的时差调整计划，各控制区域同步设定起、止时刻和基准频率，通过共同协作来消除频率调节累计误差造成的标准时钟与电钟的时差。

3.2.2 无意交换电量补偿。按照事先申请并得到总调同意的调整计划，由相应的控制区域设定起、止时刻和补偿量，通过自动偿还来减少联络线交换功率调节累计误差造成无意交换电量。

3.2.3 时差校正的起、止时刻和基准频率由总调值班调度员统一下达，由各中调值班调度员同步进行设定，并做好操作记录。时差校正完成时，应同时解除时差校正设定，并恢复正常的基准频率。

3.2.4 无意交换电量补偿事先应由中调向总调申报，经总调同意并确定调整计划后方可实施。中调值班调度员应根据指定的起、止时刻和补偿量进行设定，并做好操作记录。当偿还结束时，应立即停止，并做好操作记录。

3.3 电厂(机组)控制方式，指AGC电厂(机组)的运行状态，包括三种

控制方式：

3.3.2 调度自动控制方式。其控制权由总调或中调远方自动控制。电厂自动控制方式。其控制权由电厂当地自动控制，允许交由总调或中调远方自动控制。

3.3.3 电厂人工控制方式。其控制权由电厂当地人工控制，不具备总调或中调远方自动控制条件。

3.3.4 调度自动控制方式的投入与退出，除电厂发生自动闭锁或紧急情况之外，应按总调或中调值班调度员的命令或遥控指令执行。

3.3.5 电厂自动控制方式的投入与退出，由电厂运行值班员根据机组和AGC功能的现场情况自行决定并进行操作。值班调度员可根据电网运行情况和发电出力需要，通过调度命令指定电厂自动控制方式的投入与退出。

3.3.6 通过监控系统进行全厂协调控制的机组，采用自动控制方式时，由电厂自动协调控制;采用人工控制方式时，由电厂人工手动控制，其控制方式的切换操作可由电厂运行值班员根据电厂运行情况和发电出力的需要，自行决定参与自动控制的机组组合。在全厂为调度自动控制方式下，可由值班调度员根据电网运行情况和发电出力需要，通过调度命令指定参与自动控制的机组组合。

3.4 电厂(机组)调度方式，指电厂(机组)投入调度自动控制方式时执行具体控制策略的模式。总调和各中调可根据所辖电网的运行方式和调度管辖范围内电厂(机组)的组成及调节性能，制定相应的控制策略，并由值班调度员根据实际运行情况，合理进行设置。

4 参数管理

4.1 各控制区域的联络线有功功率遥测点，由总调根据南方电网的网架结构统一指定;跨省(区)间联络线交换功率的计算公式，由总调统一给定。

4.2 南方电网的系统频率以总调就近测量点为主、各控制区域的系统频率以中调当地测量点为主。为防止系统振荡时厂、网频率不同步而导致误调，可视电网结构增加分布遥测点作为辅助判据。

4.3 属南方电网AGC整体协调所需的基本参数，由总调定期测算并按时下达给各中调;属控制区域AGC自身功能所需的基本参数，由各中调自动化部门会同相应的调度、运行方式部门，根据所辖电网的实际情况和AGC功能要求自行确定，并由自动化技术专职负责调整和设置。

4.4 电厂(机组)发电出力遥测及运行状态遥信等远动信息，由其调度关系所属的总调或中调根据AGC的需要直接采集。为避免电厂(机组)局部与电网解列为独立区域时厂、网频率不相同而导致反调，可增加电厂(机组)当地频率遥测作为闭锁判据。

4.5 电厂(机组)的可调容量、调节范围、调节精度、响应速率等技术参数，由调度关系所属的总调或中调根据有关法规要求和机组的技术规范、参考实际检测结果与相关电厂共同商定，并作为对电厂的AGC技术要求纳入并网调度协议中。正常情况下，总调或中调按照并网调度协议规定的技术参数执行，水电厂可根据有效测定的水头与出力关系等曲线动态给出技术参数。

电厂应保证机组的调节性能，不得无故降低或限制机组的调节性能。若因燃料、水情限制或因机组及其辅助设备缺陷等原因需改变技术参数，必须经相应总调或中调以调度命令的形式确认后方可临时调整，原因消除后应立即恢复规范值。

5 计划管理

5.1.1 联络线交换功率计划各省(区)间的联络线交换功率计划由总调负责制定，并按时下达给各中调，中调应提前将计划导入主站AGC。

5.1.2 经总调同意临时调整的联络线交换功率计划由中调值班调度员按时设定(或由总调值班调度员在总调EMS上设定并下发中调EMS)，并做好更改记录。临时调整结束应及时解除设定，并做好记录。

5.2 电厂(机组)发电计划

5.2.1 电厂(机组)发电计划由调度关系所属的总调或各中调运行方式部门根据电网负荷需求和AGC控制策略自行编制。

5.2.2 需通过遥调指令对电厂(机组)进行实时调度自动控制的发电计划，在总调或各中调有关部门确认无误后，应提前导入主站AGC执行，并应满足机组加减出力的最低时间要求。

5.2.3 值班调度员可根据运行需要调整电厂(机组)发电计划，并做好相应的更改记录。

6 运行管理

6.1 凡需并入南方电网运行、单机容量在200MW及以上的火电机组和单机容量在40MW及以上的水电机组(海南电网单机容量在125MW及以上的火电机组和单机容量在20MW及以上的水电机组)应具有AGC功能。火电机组应具备机炉协调控制系统;水电机组应具备完善、稳定、可靠的自动启停和综合控制系统。有多台机组的水电厂应具备全厂协调、集中控制的计算机监控系统。

6.2 新投产机组在正式投入商业运行的3个月内应实现AGC功能。电厂(机组)AGC功能在首次投入之前，必须向调度关系所属的总调或中调提出试验申请，由相应部门编制或审核试验方案，并组织安排相关试验，然后根据试验结果审批其AGC功能是否正式投入运行。

6.3 电厂应保证AGC功能正常投入运行，并使机组可调容量、调节范围、节精度、响应速率以及AGC功能可用率、AGC功能投入率等满足调节性能的要求。

6.4 南方电网AGC仅在限定的范围内对电厂(机组)的有功功率进行调节。无功功率可按定功率因素、无功或电压曲线自动跟随，或按值班调度员的命令由电厂运行值班员进行人工调整。具有自动电压控制(AVC)功能的，可由AVC进行调整。

6.5 正常情况下，电厂(机组)调度自动控制方式的投入与退出，应按值班调度员的命令由运行值班员进行操作，双方均应做好记录。具备遥控操作条件的，值班调度员可通过遥控指令进行切换操作，并做好操作记录，电厂应做好自动记录并发出警示信息。

6.5.1 电厂(机组)调度自动控制方式从退出切换为投入，应同时具备下列条件：

6.5.1.4 现场没有异常情况; 电网及电厂运行方式适合电厂(机组)调度自动控制; 电厂(机组)当地显示的遥调指令值与当前实际出力在允许偏差范围内; 接到值班调度员发布的电厂(机组)投入调度自动控制方式命令或遥控指令。

6.5.2 电厂(机组)调度自动控制方式从投入切换为退出，应具备下列条件之一：

6.5.2.2 现场存在异常情况; 接到值班调度员发布的退出调度自动控制方式命令或遥控指令。值班调度员需采取遥控指令将电厂(机组)调度自动控制方式从投入切换为退出时，必须事先联系电厂运行值班人员接管控制。

6.6 具备遥调、遥控操作自动开停机功能条件的电厂，值班调度员可通过遥调、遥控指令进行自动开停机操作，并做好操作记录，电厂应做好全部控制流程自动记录并发出警示信息。机组自动开停的顺序由电厂决定。 7 异常管理

7.1 当省(区)电网发生联络线跳闸使控制区域成为独立电网时，中调值班调度员可命令所有AGC电厂(机组)退出调度自动控制方式，各方应做好操作记录。

7.2 当省(区)电网发生下列情况之一时，中调值班调度员应命令有关电厂(机组)退出调度自动控制方式，双方应做好操作记录：

7.3 电厂与主网解列成为独立电网; 电厂与电网间部分联络线跳闸使其运行方式不适于调度自动控制。当电厂发生下列情况之一时，电厂运行值班员可不经值班调度员许可，立即退出调度自动控制方式，并做好操作记录，事后应立即向值班调度员汇报：

7.4 现场接收到的遥调指令异常或对遥调指令的响应连续失灵; 监控系统或远程终端设备故障; 开关或设备跳闸使运行方式不适于调度自动控制; 电厂与主网解列成为独立电网; 机组连续运行在现场规程规定的不可运行区; 发生现场规程规定的紧急情况。当电厂(机组)运行在调节范围允许的上、下限值之外时，电厂运行值班员应及时向值班调度员报告。

7.5 当电厂因故退出或不能投入调度自动控制方式，应在24小时内提出分析诊断报告和处理意见，然后办理相关设备缺陷处理的检修手续并按期完成。

8 检修管理

8.1 电厂中与AGC功能有关的一、二次系统设备均应纳入调度管辖范围内的设备检修管理，其检修计划及申请按有关规定执行;二次系统设备的检修工作应尽量安排与一次系统设备同步进行。

8.2 凡涉及或可能影响AGC功能的一、二次系统检修工作，有关厂站必须向调度关系所属的总调或中调提出申请，经调度及自动化部门会签同意、并得到正式批准后方可进行。

8.3 当远动通道的检修工作可能影响AGC数据通信，或影响有关电厂(机组)AGC功能时，有关部门应提出申请，经调度及自动化部门会签同意、并得到正式批准后方可进行，并将情况通报有关电厂。

8.4 具有双机冗余配置的AGC技术装备，其硬件检修或软件调试只能在单机上分别进行，在进行工作之前，必须保证在线运行的硬件设备或软件系统正常可靠。

9 维护管理

9.1 AGC的远动通道应保持稳定、可靠运行，应采用冗余配置，通信质量应满足AGC信息传输要求，其运行管理，由通信运行值班员负责。在进

10行维护工作前应征得自动化值班员的同意，工作结束后应通知自动化值班员，双方应做好记录。

9.2 自动化运行值班员应在每月5个工作日之前对AGC远动数据进行例行检查，并做好相应记录。

9.3 能量管理系统主站端AGC功能应保持为双机互为备用运行，其运行维护和远动信息质量的监督保障，由自动化运行值班员负责。在进行维护工作前应征得值班调度员的同意，工作结束后应通知值班调度员，双方应做好记录。

9.4 当能量管理系统主站端软、硬件发生故障，或其AGC功能出现异常时，自动化运行值班员应及时通知值班调度员，值班调度员应退出主站AGC功能并立即命令所有AGC电厂(机组)退出调度自动控制方式，各方应做好操作记录。

9.5 当能量管理系统主站端AGC功能出现暂停或悬挂情况时，自动化运行值班员应立即检查系统频率、省(区)间联络线遥测质量及ACE越限情况。属远动信息问题，应及时查明原因，争取尽快恢复。

9.6 因ACE超过限值而导致主站AGC功能暂停，值班调度员应采取相应措施，调整发电出力，使ACE迅速返回到限值之内。当异常越限消除后，应立即恢复主站AGC功能，并做好相应记录。

9.7 当AGC电厂(机组)的远动通道中断时，自动化运行值班员应通知通信运行值班员进行检查处理，并及时通知值班调度员，值班调度员应命令相关电厂(机组)退出调度自动控制方式;当远动通道恢复正常后，通信运行值班员应及时通知自动化运行值班员。自动化运行值班员在恢复远动数据的正常扫描后，应及时通知值班调度员，值班调度员可命令相关电厂(机组)投入调度自动控制方式，各方均应做好操作记录。

9.8 当AGC电厂(机组)长期不响应遥调指令时，值班调度员应及时通知自动化运行值班员检查处理。若在短时间内不能解决，应命令相关电厂(机组)退出调度自动控制方式，各方应做好记录。

10 考核管理

10.1 南方电网AGC按照控制性能标准(Control Performance Standard ，CPS)进行评价和考核，在考核期间内，各省(区)电网应满足CPS1≥200%，或CPS1≥100%时CPS2≥90%。具体规定按《中国南方电网联络线功率与系统频率偏差控制和考核管理办法》执行。

10.2 电厂(机组)AGC按照AGC功能可用率、投入率、调节容量、响应速率以及调节精度进行评价和考核，具体规定按总调和各中调对电厂的运行考核管理办法执行。

AGC的基本简介

在联合电力系统中，AGC是以区域系统为单位，各自对本区内的发电机的出力进行控制。它的任务可以归纳为如下三项：

(1)维持系统频率为额定值，在正常稳态运行工况下，其允许频率偏差在正负(0.05——0.2)Hz之间，视系统容量大小而定。

(2)控制本地区与其他区间联络线上的交换功率为协议规定的数值。

(3)在满足系统安全性约束条件下，对发电量实行经济调度控制EDC(Economic Dispatch Control)。

控制方法

控制电压形成电路的基本部件是 AGC 检波器和低通平滑滤波器，有时也包含门电路和直流放大器等部件。放大电路的输出信号u0 经检波并经滤波器滤除低频调制分量和噪声后，产生用以控制增益受控放大器的电压uc 。当输入信号ui增大时，u0和uc亦随之增大。

uc 增大使放大电路的增益下降，从而使输出信号的变化量显著小于输入信号的变化量，达到自动增益控制的目的。放大电路增益的控制方法有： ①改变晶体管的直流工作状态，以改变晶体管的电流放大系数β。② 在放大器各级间插入电控衰减器。③用电控可变电阻作放大器负载等。 AGC电路广泛用于各种接收机、录音机和测量仪器中，它常被用来使系统的输出电平保持在一定范围内，因而也称自动电平控制 ; 用于话音放大器或收音机时，称为自动音量控制。

2 . 绝对值AGC控制系统

过程计算机同时向AGC提供目标厚度及预设定辊枫缝，并且应用厚度计原理，使AGC调整辊缝得到目标厚度。

3. 动态型AGC控制系统

其核心是通过实时测量压力增量值来计算下一步的辊缝设定增量值，然后通过APC实现AGC控制功能的系统。

AGC的应用

自动发电控制( Automatic Generation Control )在电力行业中，AGC指：自动发电控制(AGC, Automatic Generation Control )，是并网发电厂提供的有偿辅助服务之一，发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。或者说,自动发电控制(AGC)对电网部分机组出力进行二次调整,以满足控制目标要求;其基本功能为：负荷频率控制(LFC)，经济调度控制(EDC)，备用容量监视(RM)，AGC性能监视(AGC PM)，联络线偏差控制(TBC)等;以达到其基本的目标：保证发电出力与负荷平衡，保证系统频率为额定值，使净区域联络线潮流与计划相等，最小区域化运行成本。历史已有40多年,并在我国20多个省级电网得到应用.

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