一、電網AGC控制基本原理
電網AGC的控制目標是通過自動調節系統有功出力，把電網頻率和本控制區域凈交換功率控制在允許范圍內，即把由負荷變化或機組出力波動而產生的區域控制偏差ACE（Area Control Error）限定在一定范圍內。在電力市場條件下，還要考慮優化的AGC競價交易模式，使得電網公司向發電企業支付的AGC輔助服務費最小[1]。
區域控制偏差ACE計算公式為
ACE=△pT+K△f
式中 PT為聯絡線功率，以送出為正;K為系統頻率偏移系數，與系統規模和運行狀態有關;f為系統頻率。
根據不同的控制目的，有多種AGC區域控制模式，目前較常用的主要有以下3種控制模式[2]:
a.恒定頻率控制模式FFC（Flat Frequency Con-trol）是維持系統頻率恒定，適合于獨立系統或聯合系統的主控制系統" title="控制系統">控制系統;
b.恒定聯絡線交換功率控制模式FTC（Flat Tie-line Control）是維持聯絡線交換功率恒定，適合于聯合系統的子系統;
c.聯絡線和頻率偏差控制模式TBC（Tie-line load & frequency Bias Control）是既控制系統頻率也控制交換功率，在適當的參數配合下，可維持控制區域發電出力和負荷的就地平衡。
此外，還有計及電鐘誤差控制和計劃外交換電量償還等多種控制模式。
二、廣東電網AGC運行需求
廣東電網為目前國內最大的省級電網，經過多年的快速發展，規模龐大。截止到2004年6月底，廣東電網統調裝機容量達2489OMW.（含大亞灣核電站全額容量），地方電源裝機將近8000MW，購西南電力、三峽電力及香港中華電力已將近8500MW，外部電力通過5條500kV交流、3條 500kV直流線路大功率輸入廣東電網，電網控制十分復雜。
隨著用電量和負荷的持續高速增長，電力供需矛盾日益嚴峻，電網調峰" title="調峰">調峰調頻難度很大。2004年6月28日，廣東電網全網" title="全網">全網最高負荷達到 35769MW，統調最高負荷達到27495MW，統調最大峰谷差高達13108MW（2004年6月17日）;且電網高峰期間負荷變化快，中午短短一個小時的時間內負荷即可降低約4000-5000MW;此外天氣變化情況對負荷的影響大，全省范圍內一次較大的降雨過程，負荷就降低約 2000-300OMW，電網的調峰、調頻形勢十分嚴峻。此時，完全依靠人工調整負荷計劃曲線適應負荷變化，而保證頻率合格已不現實，必須在全網范圍內建立機組統一調頻的AGC控制模式，以保證系統的安全穩定運行" title="穩定運行">穩定運行。
目前，廣東省統調電廠中已經配置AGC系統的機組共64臺，容量合計為1423lMW，占總裝機容量的57%。已做試驗可投入運行的機組共76 臺，裝機容量為6196MW（含已投運機組），占總裝機容量的24.9%;但AGC己投入運行的僅有廣州抽水蓄能電廠B廠的4臺300MW機組和新豐江水電廠4臺機組，合計容量1520MW，只占總裝機容量的6%。投運AGC容量如此之小，已不能適應廣東電網現有規模調頻的需要。這使系統只能過分依賴抽水蓄能電廠進行調峰調頻，使廣州抽水蓄能電廠2003年度6臺機組啟停高達9000余次，對設備健康狀態產生了十分不利的影響，損耗電量也不斷上升。
研究廣東電網的AGC系統控制模式與實施方法，建立全網AGC機組統一調頻的控制模式已迫在眉睫，勢在必行。
三、AGC控制過程分析
AGC系統是一個過程復雜的閉環控制系統，涉及到電力調度中心實時控制系統、信息傳輸通道" title="傳輸通道">傳輸通道、廠站RTU遠動裝置、機組和聯絡線功率側變送器、火電廠機爐協調控制系統、汽機調節與鍋爐自動控制系統等。電網調度中心利用控制軟件對整個電網的用電負荷、機組運行情況進行監視，然后對掌握的數據進行分析，并對電廠機組進行負荷分配，產生AGC指令。AGC指令通過信息傳輸通道將此指令傳送到電廠的RTU裝置，同時電廠將機組的運行狀況及相關信息通過RTU 裝置和信息傳輸通道送至電網調度中心的實時控制系統。AGC投入的前提條件是機組協調控制系統需正常運行。
AGC系統的實施，首先要確定AGC的區域控制模式，即根據系統運行要求確定AGC的控制函數，再根據調度自動化系統采集的實時數據（頻率、聯絡線功率、發電機出力等）由相應的控制函數要求解出實時的控制區域偏差ACE，由該ACE確定需要所有受控機組參與調節的功率值;其次要確定受控機組的控制子模式[3]，根據機組控制子模式的不同，確定每臺機組分擔的ACE調節功率及其調節方式;最后，將該調節功率通過傳輸通道傳至廠站端，廠站端根據接收到的指令相應調節機組出力，并將調節效果反饋到主站。
對于AGC控制過程而言，有滯后控制和預見控制兩類方式。滯后控制是當系統頻率和聯絡線交換功率偏離計劃值時，根據產生的區域控制偏差ACE大小，AGC系統對可控機組發出控制命令，以使系統頻率和聯絡線交換功率恢復到原計劃值，這是先有偏差，再進行調節的過程。預見控制方式是根據系統運行狀況和短期超負荷預測結果，計算出系統出力在未來時段內的調節量，由AGC系統對機組進行相應分配，這是先預見偏差、提前進行調節的方式。AGC算法設計時，具體采用何種方式，需根據不同系統實際情況進行測算后確定。
四、廣東電網AGC控制模式分析
目前，廣東電網與南方電網其他省區互聯" title="互聯">互聯情況如圖1所示。圖1中，南方總調直轄電廠為天生橋一、二級電站與魯布革電廠，通過天廣直流向廣東電網輸送電力;貴州通過貴廣直流向廣東輸送電力;三峽電站通過三廣直流輸送電力。
因為直流輸電線路以定功率方式輸送電力，輸送功率不隨網絡負荷的變化而變化，可視為與廣東電網相連的恒定電源，故進行AGC模式設計時，廣東電網與南方電網其他省區電網的聯絡線只考慮交流輸電線路。故考慮AGC的互聯情況可簡化為如圖2所示，箭頭方向為功率傳送方向。
目前，廣西、云南、貴州電網均采用TBC控制模式。下面對廣東電網采取不同AGC控制模式進行分析。在此，設定各省區的頻率偏移系數都選擇合適，為簡化分析，也只分析出現增加的負荷擾動情況；同理，可分析出現減少的負荷擾動情況。
4.1 廣東電網采取FTC模式
如果廣東電網出現增加的負荷擾動，系統頻率降低，聯絡線功率Pxd（流出方向為正）增大，為保持聯絡線功率恒定，廣東電網AGC機組將增加出力，使系統頻率和Rxd恢復到正常水平。而廣西、云南、貴州由于采用TBC模式，其感受到的區域控制誤差ACE為零，不參與系統調整。
但如果廣西、云南、貴州出現增加的負荷擾動時，系統頻率下降，pxd減少，此時廣東電網感受到聯絡線功率的降低，將減少AGC機組出力以使聯絡線功率恢復正常，出現AGC反調現象。這在系統功率出現缺額時，將使頻率下降幅度增加，使系統情況惡化，同時延長了互聯電網頻率的恢復時司。如在此低頻時間內出現新的故障，還將影響到整個南方電網的安全穩定運行，這是廣東電網采取FTC模式的缺點。
4.2 廣東電網采取FFC模式
如果廣東電網出現增加的負荷擾動，系統頻率下降，廣東電網AGC機組將增加出力，使系統頻率恢復至正常水平，而其余三方由于感受到的ACE為零，不參與調整過程。
當其余三方出現增加的負荷擾動時，系統頻率下降，除出現負荷擾動的省區電網AGC機組進行調節外，廣東電網AGC機組也將感受到頻率的下降而增加出力，這有助于系統頻率的恢復。但當擾動電網調整到ACE為零時，系統頻率會高于正常值，此時廣東電網又要降低機組出力以使系統頻率恢復至正常，進行了一次重復調整，頻率出現了超調;同時機組調節頻繁，不利于機組運行。另外，這也將增加聯絡線交換功率的串動，對聯絡線的穩定運行和交換功率考核有一定影響。
4.3 廣東電網采取TBC模式
南方電網AGC控制模式統一為TBC模式。
假定廣東電網出現增加的負荷擾動△P，系統頻率下降，Pxxd增加，則Pdx減小,△Pdx＜O,△f＜0，廣東電網 ACEd=Kd△f+△Pdx=-△P＜O，廣東電網上調機組出力，調整量將等于△P，使系統頻率與聯絡線功率恢復正常;而對廣西電網而言，其 ACEx=Kx△f+△Pxd=0，即廣西電網反映的頻率變化折算出的Kx△f與聯絡線的功率變化△Pxd相抵消，說明廣西負荷沒有擾動，不參與調節。
同理，可分析出南方電網任一電網出現負荷擾動時，若各區域的頻率偏移系數選擇合適，則只有擾動區域產生控制作用，吸收本區域的負荷變化，而對其余區域不產生控制作用。在大電網頻率小波動情況下，這種控制策略十分合理，兼顧了各控制方的切身利益，體現了公正、公平的調頻原則，也符合南方電網平等協作的關系，有利于提高南方電網AGC控制的總體效果。
但在全網統一采用TBC模式時，在原有的控制標準Al,A2系統標準下，在某省區電網發生事故時，與之互聯的控制區域在未修改聯絡線交換功率計劃時難以對事故區域提供較大支援，不符合互聯電網互為備用、事故情況互相支援的原則，所以需采用北美電力可靠性委員會推出的新控制性能標準CPS1和CPS2，以在緊急情況下給予相鄰區域臨時性支援[4]。
五、結論及建議
a.本文對廣東電網的AGC運行需求進行了分析，簡述了AGC的控制過程，并根據廣東電網所處的網絡環境對其AGC分別采用FTC，FFC和TBC三種不同控制模式進行了詳細討論。比較而言，采用TBC控制模式比較理想，但需采用CPS系列控制標準，這樣可提高南方互聯電網AGC的總體效果，使全網功-頻動態特性達到最佳。
b.與兄弟省份相比，廣東電網的AGC工作已明顯落后，無法滿足廣東電網對AGC的運行需求，必須盡快進行對廣東電網AGC系統的技術和管理兩方面的研究和設計工作，以使廣東電網的AGC系統早日投入運行，為電網的安全穩定運行發揮重要作用。