AGC系统由主站控制系统、信息传输系统、电厂控制系统等组成，其总体结构见图4- 3。

图4-3　AGC系统构成总图

4．1．4．1　AGC主站控制系统

AGC主站控制系统又称能量管理系统，为实现自动发电控制，EMS应由以下部分组成。

1）主站计算机系统

能量管理系统是一个功能复杂的计算机系统，现代的EMS主要组成部分如下。

（1）通信工作站：与远动装置、厂站自动化系统、其他调度机构的能量管理系统等进行通信，执行采集信息、发送控制指令的功能。

（2）电力系统应用工作站：执行对电力系统运行进行计划、统计、监视、控制、计算、分析等功能。

（3）数据管理服务器：执行对电力系统运行所需的实时和历史的数据，设备参数的存储、管理功能。

（4）人—机界面工作站：通过显示画面、报表等媒介，向调度员提供电力系统运行信息；向调度员提供输入控制指令的手段。

2）能量管理软件系统（图4- 4）

图4-4　能量管理软件系统组成

（1）系统软件：由计算机厂商提供的用于管理计算机系统资源的操作系统，以及用于诊断、调试、维护、编程的支持工具。

（2）支撑软件：为支撑SCADA、电力系统应用软件运行所需的数据库管理、人—机界面管理等软件系统。

（3）SCADA：对实时数据进行采集和处理，对电力系统设备进行监视和控制的软件系统。

（4）电力系统应用软件：实现对发电生产进行调度和控制（发电调度）、电力系统的运行进行安全分析（网络分析）、对电力系统运行人员进行模拟培训、支撑电力市场运作等功能的软件系统。

（5）负荷频率控制：负荷频率控制通过调节发电机，控制本区域的区域误差为0，以达到系统频率和网络交换功率到预定值。负荷频率控制程序一般2～8 s启动一次。在计算ACE时，AGC还要考虑如下问题。

①无意电量偿还（无意交换电量是控制区与互联电力系统之间的电能计划与实际电能之间的差异）。

②自动或计划的时钟误差校正。

③对外部控制区域的影响。

负荷频率控制功能可以考虑调节目标和经济目标：调节目标通过计算过滤后的ACE确定；经济目标则通过经济调度程序确定最优调度方案。

（6）经济调度程序：经济调度程序的功能是计算本控制区域的所有具备AGC功能的机组的最优发电模式，并且要满足功率平衡和备用容量要求。一般的经济调度程序提供3种模块：静态经济调度（economic dispatch static，EDS）、动态经济调度（economic dynamic dispatch，EDD）、研究模式的经济调度（study economic dispatch，SED）。

静态经济调度和动态经济调度都可以为负荷频率控制提供机组的基点功率值和经济负荷分配系数。它们在实际运行时可以为调度员选用其一。EDS只考虑当前的负荷水平，而EDD则能给出下一小时内每5 min的发电机计划曲线。因此，EDD需要与负荷预测协同工作。相对而言，EDD比EDS给出的策略可以更好地协调一段时段内的经济和安全目标。研究模式的经济调度（SED）主要给调度员对某一断面研究用。

（7）生产成本（production costing，PC）模块计算各机组和系统的每小时和每天的生产成本。计算采用EDS提供的各机组的基点功率。

（8）负荷预报（load predictor，LP）功能为动态经济调度程序提供系统的下一小时内每5 min的负荷。

（9）备用容量计算（reserve calculation，RC）模块计算各发电机的备用容量给其他模块使用，并提示给调度员。

如图4-5所示，AGC系统可有两种模式。

图4-5　AGC软件功能模块关系

一是基本AGC模式，由负荷频率控制、静态经济调度、研究态经济调度以及备用容量计算和生产成本计算等模块构成。在这种模式下，负荷频率控制采用静态经济调度提供的基点功率值和经济负荷分配系数来控制本区域。

二是基本和高级AGC混合模式，由负荷频率控制、静态经济调度、研究态经济调度、动态经济调度、负荷预测、备用容量计算和生产成本计算等模块构成。在这种模式中，静态经济调度和动态经济调度同时运行，调度员可以在线选择LFC需要的机组基点功率值和经济负荷分配系数是采用EDS还是EDD的计算结果。

4．1．4．2　控制区域

一般情况下根据FACE的大小将AGC控制区分为死区、正常调节区、次紧急调节区及紧急调节区，如图4-6所示。

图4-6　FACE的控制区域

在不同的AGC控制区域应采用不同的AGC控制策略。

（1）死区。调节功率中不存在ACE比例分量犘pj，但由于基点功率犘bj和ACE积分分量Plj的作用，仍有可能下发控制命令。

（2）正常调节区。不考虑ACE的方向，直接将期望功率UDGj作为控制命令下发到电厂。

（3）次紧急调节区。类似于正常调节区，但如果机组的期望功率UDGj不利于系统ACE向减小的方向变化，控制命令暂不下发。

（4）紧急调节区。此时系统情况非常紧急，减小ACE是AGC面临的最迫切的任务。取基本功率Pbj为当前实际出力PGj，则机组的期望功率UDGj：

4．1．4．3　发电机组控制模式

（1）手动控制模式。

机组离线：机组停运，该模式由程序自动设置。

当地控制：机组由电厂执行当地控制，不参加AGC调节。

负荷爬坡：向机组下发给定的目标出力，不承担调节功率。

响应测试：机组在AGC控制下执行预定的机组响应测试功能。

抽水蓄能：抽水蓄能机组在蓄水状态，该模式由程序自动设置。

等待跟踪：当机组在当地控制下，设置该模式，进行设点跟踪，当机组投入远方控制时，自动切换为指定的机组控制模式。

（2）基本功率模式。(www.daowen.com)

实时功率：机组的基本功率取为当前的实际出力。

计划控制：机组的基本功率由电厂／机组的发电计划确定。

人工基荷：机组的基本功率为当时的给定值。

经济控制：机组的基本功率由实时调度模块提供。

等调节比例：各机组的基本功率按相同的上、下可调容量比例分配。

负荷预测：机组的基本功率由超短期负荷预报确定，这类机组承担由超短期负荷预报预计的全部或部分负荷增量。

断面跟踪：机组的基本功率由断面的传输功率确定，用来控制特定断面的功率。

遥测基点：机组的基本功率是指定的实时数据库中某一遥测量，或计算量，或其他程序的输出结果。

（3）调节功率模式。

不调节：不承担调节功率。

正常调节：无条件承担调节功率。

次紧急调节：在次紧急区或紧急区时才承担调节功率。

紧急调节：在紧急区时才承担调节功率。

（4）自动控制模式。

机组的自动控制模式由不同的基本功率模式和调节功率模式两两组合而成，如实时功率、人工基荷等。

4．1．4．4　AGC信息传输系统

如果把能量管理系统比作自动发电控制的大脑，信息传输系统则好比神经系统，用于传输自动发电控制主站系统计算所需的信息，以及主站系统发送给电厂的控制指令。

1）自动发电控制传输的信息类型

为实现自动发电控制，需传输的主要信息类型有：

（1）计算控制偏差所需的信息，如系统频率、与相邻区域的联络线交换功率等。

（2）执行机构的工况信息，如参与AGC运行的发电机的实际发电功率、发电功率调节的限制条件（调节范围、调节速率）、电厂控制系统的运行状态等。

（3）控制指令，如调节发电功率的功率设定值或升降命令、改变发电机运行状态或电厂控制系统运行状态的控制指令。

2）信息传输技术

用于传输自动发电控制所需信息的主要技术有：

（1）远动通信技术是一种采用专用通道、专用通信协议的通信技术，其特点是由于采用专用通信协议，通信的额外开销少，所需设备和软件简单，但通用性差。由于采用专用通道，信息传输不受其他系统通信的影响，传输时间易保证，排错较容易；但为保证传输的可靠性，一般需配置主备通道，通道资源利用率低。信息传输一般需经过调制成模拟信号、传输、解调成数字数据的过程，传输速率一般较低，常用的传输速率为1 200～9 600 b／s。

（2）数据网络通信技术是一种采用标准通信协议、共用数据通信网络的通信技术，其特点是由于采用标准通信协议，通用性好；但通信协议较复杂，通信的额外开销大，所需设备和软件较复杂。由于采用共用数据通信网络，通道资源利用率高；但传输时间易受数据通信网络负载轻重的影响，排错较复杂。由于数据通信网络采用数字通信技术，传输速率较高，一般在64 kb／s以上。

（3）信息传输系统的组成部分及其作用。

①主站通信工作站：能量管理系统的一部分，承担与外部通信，交换数据的任务。进行通信协议的解释和转换，数据的预处理，差错控制等工作。根据所采用的通信技术，又分为远动装置通信工作站和数据网络通信工作站。

②通信网络：信息传输的媒介，主要有微波通信网络和光纤通信网络。

③数据网络：采用标准的通信协议，复用通信网络，提供数据网络通信业务的增值业务通信网络。目前常用的数据网络有：分组交换网、数字数据网、帧中继网、异步传递方式网等。

④远动装置：采集遥测、遥信数据，发送遥控、遥调信号的设备。

⑤厂站自动化系统：除具有远动装置的信息采集和控制功能外，还具有人—机会话和数据处理功能，一般通过数据网络与主站系统进行通信。

4．1．4．5　AGC电厂控制系统

发电厂用于接受控制信号、控制发电机组调整发电功率的系统或设备如下。

（1）调速器。

调速器是控制发电机组输出功率最基本的执行部件，改变调速器的功率基准值或转速基准值是进行频率二次调节最基本的方法。对于那些具有功率基准值输入接口的功频电液调速器或微机调速器，可通过远动装置或电厂自动化系统直接将功率设定值或升降命令发送到调速器，实现AGC控制。

（2）调功装置。

对于那些不具备功率基准值输入接口的调速器（如机械式调速器），必须由调功装置进行控制信号的转换，如转换成对调速电动机的控制信号。同时，调功装置还具有功率限制控制、转速控制、汽温汽压保护等功能。

（3）协调控制系统。

单元汽轮发电机组的发电机、汽轮机和锅炉是一个有机的整体，对汽轮发电机组的运行要求是：当电力系统负荷变化时，机组能迅速满足负荷变化的要求，同时保持机组主要运行参数（特别是主汽压）在允许的范围内。调功装置运用于汽轮发电机组的控制，只能实现对汽轮机响应负荷变化的控制，无法实现对锅炉的控制。因此，需要采用协调控制系统，对汽轮发电机组机、电、炉的多个变量进行协调控制，使机组既能满足电力系统的运行要求，又能保证整个机组的安全性、经济性。

（4）全厂控制系统。

在有多台机组的电厂中，采用全厂控制系统对主站的AGC指令在机组之间进行负荷分配，能降低每台机组调节的频繁程度；进一步提高负荷分配的经济性；避开机组不宜运行的区域（如水电机组的振动区、气蚀区）；当其中某些机组因运行工况不能响应控制指令时（如启、停辅机）能将控制指令转移给其他机组。因此，全厂控制系统是提高电厂的安全性、经济性，改善控制性能的有效手段。

4．1．4．6　调频电厂的选择

电力系统中所有并联运行的发电机组都装有调速器。当系统负荷变化时，有可调容量的机组均参与频率的一次调整，而二次调整只由部分发电厂承担。从是否承担频率的二次调整任务考虑，可将系统所有发电厂分为调频电厂和非调频电厂两类。承担二次调频任务的发电厂称为调频电厂。调频电厂负责全系统的频率调整任务，非调频电厂在系统正常运行情况下只按调度控制中心预先安排的负荷曲线（日发电计划）运行而不参加频率调整。

选择系统调频电厂时，主要考虑下列因素：

①具有足够大的容量和可调范围；

②允许的出力调整速度满足系统负荷变化速度的要求；

③符合经济运行的原则；

④联络线上交换功率的变化不致影响系统安全运行。

水轮发电机组的出力调整范围大，允许出力变化速度快，一般从空载至满载可在1 min内实现，出力变化对运行经济性影响不大，容易实现操作自动化。汽轮发电机组由于受最小技术出力的限制（其中锅炉约为25%～70%额定容量，汽轮机约为10%～15%额定容量），所以出力调整范围小，出力变化速度受汽轮机各部分热膨胀的限制，在50%～100%额定容量范围内，每分钟出力允许上升速度仅2%～5%，而且出力变化对运行经济性影响很大，实现操作自动化也较复杂。

从以上分析可知，在水、火电厂并存的电力系统中，一般宜选水、电厂担任调频。在洪水季节，为了充分利用水力资源，避免弃水、水电厂宜带稳定负荷满发，可选择热效率居中的中温中压凝汽式火电厂担任调频，以提高系统运行的经济性。在枯水季节，可由水、电厂和中温中压的火电厂作为调频发电厂。