一. 燃煤发电厂自动控制系统简介

　　（一） 分散控制系统（DCS）

　　由于计算机技术的高速发展，DCS的可靠性、容量和速度等性能有了较大的提高，DCS在电厂过程控制中得到广泛应用。目前新建的大型燃煤发电机组一般都由DCS控制，而且机组的性能比较好，自动程度比较高，有比较好的调峰性能。一些早期投产的大机组，有相当部分已经完成了DCS改造，有些正在和将要进行DCS改造，并且有些机组的DCS改造与锅炉汽机的改造同步进行，这些经过改造后机组，经济性能、调峰能力和自动化水平有了较大的提高。另外，DCS控制的覆盖面越来越大，电厂的锅炉和汽机部分一般全部由DCS控制，有些新建和改造机组把部分电气控制也纳入DCS，集控水平越来越高。

　　DCS主要由过程控制单元和人机接口设备二大部分，并由冗余的网络连成一体，实现ＤＣＳ的数据共享。过程控制单元的主要由冗余的控制器、冗余的电源和输入/输出模件组成，并把这些部件组装在机柜内，用于完成数据采集、逻辑控制和过程调节等功能。人机接口设备普遍采用通过的小型机、工作站、PC机，一台大型燃煤发电机组一般由4～6套人机接口，有些电厂还配大屏幕显示器，人机接口设备主要用于完成机组的显示、操作、报表、打印等功能。

　　燃煤发电厂ＤＣＳ主要包括ＭＣＳ（模拟调节系统）、ＦＳＳＳ（炉膛安全保护系统）、ＳＣＳ（顺序控制系统）、ＥＣＳ（电气控制系统）、DEH（数字式电液控制系统）、ＤＡＳ（数据采集系统）等功能。这些功能都由控制软件完成，ＤＣＳ控制软件广泛采用模块化、图形化设计，控制系统的功能设计、修改和调试方便直观。人机接口主要有以动态模拟图为基础的显示操作、实时和历史趋势、报警、操作记录、定期记录、事故追忆记录、事故顺序（SOE）记录、报警记录等。

　　发电厂使用的DCS主要有：ABB公司的N-90、INFI-90、SYMPHONY，FOXBORO公司的I/A，EMERSON（原WESTINGHOUSE）公司的WDPF和OVATION，SIEMENS公司的TETEPERM-XP，日立公司的5000M，L&N公司的MAX-1000等。国产主要有新华控制工程有限公司的XDPS，和利时的产品。

　　（二） 燃煤发电机组的调功装置（HGT-W）

　　时期电网开展AGC时，曾经使用过调功装置，为电网的AGC作出了一定贡献，目前水电厂和一些较小较老的火电厂仍有使用。它是一种以微型计算机为基础的多功能综合控制装置，主要用来完成水火电厂中发电机的有功成组或单机自动调节，负荷指令可以由当地设置，亦可由远方控制中心（如大区、省或地区中心调度所）控制。

　　它能接受电压互感器（PT）、电流互感器（CT）的交流输入信号、一般的4～20mA（0～6V）模拟量输入信号、开关量输入信号，输出用于驱动各种对象（调速器）的输出信号。各种控制功能由软件实现，具有参数自校正PID控制算法，使调节过程平稳，且当对象特征发生变化时，能自动监视调节品质，选择最佳参数以达最佳调节器持。除具备自动功率调节功能外，辅助功能有：

　　1. 可与上位机通讯，完成CRT的显示操作，具备全厂经济负荷计算分配、事故追忆记录及报警等软件；

　　(1) 系统或发电机频率、电压的采样；

　　(2) 机组开机并网前自动频率跟踪，加快准备期并网速度；

　　(3) 机组有功功率自动上、下限，负荷速度限制；

　　(4) 机组启动后按负荷上升曲线自动升负荷至给定值；

　　(5) 机组停机按负荷下降曲线自动减负荷至空载；

　　(6) 机组停机时功率到零发出允许停机的逻辑条件（开关量）信息；

　　(7) 故障时保护立即动作自动切断执行出口。

　　二. 燃煤发电厂主要调节系统

　　对于单元制的燃煤发电机组而言，锅炉侧的燃烧调节系统、给水调节系统是机组协调控制的基础，是直接接受机组协调指令的锅炉侧子系统，与协调控制汽机侧的子系统相配合，共同完成机组的负荷控制及维持主汽压力的稳定。 燃烧调节系统、给水调节系统调节品质的优劣直接影响协调控制系统的水平。

　　（一） 燃烧调节系统

　　1. 燃烧调节系统的任务

　　燃烧调节系统的任务是接受协调控制系统发出的锅炉主控指令，调整锅炉的燃料量、送风量，使锅炉产生的燃烧热能与对锅炉的蒸汽负荷需求相适应，保证锅炉燃烧过程安全经济地进行。 当单元机组采用机跟踪的方式时（即锅炉调负荷，汽机调汽压），锅炉主控对燃烧率的指令代表机组的负荷要求；当单元机组采用炉跟踪的方式时（即汽机调负荷，锅炉调汽压），锅炉主控对燃烧率的指令用于维持主汽压力的稳定。

　　2. 燃烧过程调节的特点

　　(1) 锅炉的燃烧过程是电厂一个复杂的调节对象，是典型的多输入多输出的多变量相关的调节对象，主要调节量有燃料量（如煤量、油量）、送风量、吸风量，主要被调量有负荷或汽压、氧量、炉膛负压，彼此间相互有影响。

　　(2）燃烧自动调节系统的方案与锅炉设备的类型、机组的运行方式、负荷调度方式等有密切的关系，设备和工艺条件不同，控制策略就有区别，比如中储式与直吹式的燃烧调节系统有很大的区别。

　　3. 典型的燃烧调节系统介绍

　　当锅炉的设备与工艺流程不同时，燃烧调节系统的最大的区别表现在燃料子回路的区别上。下面介绍两种典型的燃烧调节系统：

　　（1） 直吹式锅炉的燃烧调节控制

　　对于直吹式锅炉，磨煤机及制粉设备与锅炉紧密地联系在一起，制粉系统也成为燃烧过程自动调节的不可分割的一个组成部分了。在直吹式锅炉中，改变燃料调节机构（给煤机转速），还需经过磨煤制粉的过程，才能使进入炉膛的煤粉量发生变化，显然在适应负荷变化或消除燃料内扰方面的反映都较慢，易引起锅炉负荷的较大变化。

　　对于直吹式锅炉的燃烧调节控制，包括以下紧密相关的子回路：燃料主控回路、燃料（煤、油等）子回路、二次风量子回路、炉膛负压子回路、磨煤机一次风量子回路、磨煤机出口风温子回路。

　　图7-2-1、图7-2-2是典型的直吹式汽包炉的燃烧调节系统的框图，从框图可看出煤量子回路、风量子回路都接收锅炉主控的指令，送风导叶的开度作为吸风子回路的前馈，磨煤机的一次风量随煤量变化，所以说各子回路是密切配合、协调动作的，以使燃烧率适应负荷的变化。

　　（2） 中间储藏式锅炉的燃烧调节控制

　　对于中间储藏式的锅炉而言，可以认为制粉系统的运行与锅炉燃烧过程的调节无直接的关系，所以对磨煤机的控制是独立的。 对于中间储藏式锅炉的燃烧调节控制，主要包括以下三个紧密相关的子回路：燃料主控回路、燃料（煤、油等）子回路、二次风量子回路、炉膛负压子回路。 在直吹式锅炉中，一般用给煤机的转速代表进入炉膛的煤粉量，而在中储式锅炉中，由于送粉方式的不同，给粉机的转速信号不能准确代表煤粉量，常用热量信号来代表燃料量。热量信号是指燃料进入炉膛燃烧后，单位时间内产生的热量，表达如下：Q=CkdPb/dt+ D 从形式上看，热量信号是蒸汽流量信号和汽包压力微分信号之和，但从本质上讲，热量信号能较准确地反映锅炉燃烧率（燃料量）。

　　4. 提高燃烧调节品质的常用策略

　　(1）当有负荷变化的需求时，在燃烧调节系统中应采用负荷指令前馈作用，以实现燃料量、风量等的快速比例动作，这对于直吹式锅炉尤为重要。

　　(2） 用煤量信号的微分用做一次风量的前馈信号，使负荷需求变化时一次风量也快速变化，运行实践证明煤量的前馈信号对于消除直吹式中速磨的热惯性从而使负荷的快速响应较有利。

　　（二） 给水调节系统

　　1. 给水调节系统的任务

　　给水调节系统的主要任务是维持机组工质的平衡，保持给水量与锅炉的蒸发量（蒸汽流量）一致。对于直流锅炉和汽包锅炉，由于在汽水系统结构上的差异，对给水控制的要求和手段有很大的不同。汽包锅炉给水调节的任务是使锅炉的给水量适应锅炉的蒸发量，维持汽包水位在规定的范围内；而直流锅炉的给水调节的任务是使给水流量与燃烧率相适应，始终保证合适的煤水比，维持汽水温度。

　　2. 汽包炉的给水调节系统

　　在汽包锅炉中，汽包是锅炉水汽的分离器和缓冲器，它把锅炉的受热面分成二个区域，区域一中，进入汽包前的省煤器和水冷壁等受热部分的内是水和饱和水；区域二中，流出汽包后的过热器和再热器等受热部分的内是饱和蒸汽和过热蒸汽，汽水分界点固定不变。锅炉的蒸发量决定于区域一中吸热量，而不直接决定于给水流量，汽包水位的稳定代表着给水流量和蒸汽流量间的物质平衡，也就是说给水量的调节保证物质平衡，它可以与锅炉的燃烧调节系统独立开，不直接接受锅炉主控的指令。

　　由于汽包的存在，汽包锅炉的水位调节可以认为是一个独立的子系统，与协调系统没有直接的关系。汽包水位调节一般采用单冲量水位控制与三冲量水位控制，在机组启停或负荷较低时，由于蒸汽流量信号的准确性较差，常采用单冲量水位控制，当机组大于一定负荷后，一般采用三冲量水位控制。

　　3. 直流炉的给水调节系统

　　与汽包锅炉不同，直流锅炉中给水变成过热蒸汽是一次完成的，正常情况下，锅炉的蒸发量（蒸汽流量）与给水量相同，在锅内压力不变的情况下，工质的温度和汽水分界点取决于炉内热负荷和给水量的配比，给水调节和燃烧率调节是密切相关的，为了保证蒸汽的温度，给水量必须与燃料同步变化，在变负荷时，给水调节和燃烧率调节必须随锅炉主控指令而同步动作。对于直流锅炉而言，整台锅炉就是一个作为多变量对象，而不能象汽包锅炉把给水调节与汽温调节独立开来。 保证合适的给水和燃烧率的比例（煤/水比）对直流炉是至关重要的，煤/水比是否合适，直接反映在过热汽温上，因此常用过热蒸汽汽温的偏差来校正给水流量与燃烧率的比例，一般采用能较快反映煤/水比的汽水过渡区出口的微过热汽温（分离器处的温度），一般称这一点温度为“中间点温度”，它作为直流炉给水调节重要的修正信号，在不同负荷（压力）下，由于饱和温度不同，所以“中间点温度”的定值是变化的。

　　图7-2-3是典型的直流锅炉的给水调节系统的框图。从框图可看出给水指令的一个最重要部分是燃料量（锅炉指令）经F1(X)的信号，它代表不同负荷（燃料量）下对给水流量的要求，F1(X)就是俗称的“煤-水比”，由于汽温对给水量的动态响应要比燃烧率快，设置一个惯性环节F(t)，使给水迟于燃烧率变化，减小汽温的动态变化。给水量用分离器出口温度来微调，保证汽温， F2(X)是不同负荷（或压力）下饱和温度，F3(X)是要求的过热度。另外给水调节系统中设有煤、水交叉限制回路，用于保证煤水比在安全的范围内。

　　（三） 协调控制系统

　　大型燃煤发电机组的负荷控制一般由协调控制系统完成。协调控制系统的任务是在保证机组安全的前提下尽快响应调度的负荷变化要求，并使机组经济和稳定地运行。

　　协调控制系统主要通过锅炉燃烧率和汽机调门来调节机组负荷和主蒸汽压力。机组负荷应能快速跟随负荷指令，并保持主蒸汽压力在允许的范围。主蒸汽压力是机、炉之间能量平衡和机组安全、稳定的重要标志，所以主蒸汽压力是协调控制系统首先要保证的。

　　协调控制系统（CCS）广义上应包括机组所有的调节，狭义上指以锅炉指令和汽机指令为调节量，以电负荷和主蒸汽压力为被调量，组成的联合调节系统，一般它由以下几种主要方式。

　　1. 机跟炉(TF )方式

　　机跟炉方式下，如图7-2-4主蒸汽压力由汽机指令（调门）调节，机组负荷由锅炉指令（燃烧率）调节。这种方式下，主蒸汽压力的调节品质比较好，但负荷调节性能差，负荷的响应延迟大（如图7-1-6），负荷的波动大。这种方式对机组比较有利，但不能满足电网的负荷控制要求。

　　2. 炉跟机(BF )方式

　　炉跟机方式下，如图7-2-5主蒸汽压力由锅炉指令（燃烧率）调节，机组负荷由汽机指令（调门）调节。这种方式下，机组负荷的调节品质比较好，但主蒸汽压力调节性能差，主蒸汽压力的波动大。这种方式对电网比较有利，但不利于机组的安全、稳定运行。

　　3.协调方式

　　协调方式下，汽机指令和锅炉指令随负荷指令协同变化，使机组有较好的电负荷响应性能，并且保证主蒸汽压力在允许的安全范围内，其负荷和主蒸汽压力调节品质介于机跟炉和炉跟机二种方式之间。 大型燃煤发电机组正常情况下采用协调方式控制，单纯的机跟炉和炉跟机一般是不会采用的，协调控制方法比较多，图7-2-6为目前常用的协调控制系统的组合。不管哪种协调方式，负荷指令到锅炉指令（BM）的前馈和超调环节PD一般都有设计，它的作用是使燃烧率正确、快速地随负荷指令变化，并产生合适的超调。图中K5是为了变负荷时加快调门的变化，提高负荷的调节性能。图中K1～K4不同的设置，可以产生不同的协调效果， K1/K2大说明汽机侧重调节负荷，反之说明汽机侧重调节主汽压力；K4/K3大说明锅炉侧重调节主汽压力，反之说明锅炉侧重调节负荷。当K1=K4=0，K2=K3=1时，系统为常用的 “机跟炉”为基础的协调方式；当K1=K4=1，K2=K3=0时，系统为常用的“炉跟机”为基础的协调方式。另一种常用的“直接能量平衡（DEB）”属于“炉跟机”为基础的协调方式。

　　在设计协调控制系统时应根据机组的特性选择合适的控制策略，灵活设置图7-2-6各参数，如变负荷时可让调门侧重调节负荷，使机组有比较好的变负荷性能；在稳态时让调门侧重调节主汽压力，使机组有较好的稳定性。锅炉侧由于对象的特性比较差，不管其调节负荷或主汽压力，用常规的PID难以取得较好的调节品质，在DCS广泛应用的今天应采用一些智能的控制策略来提高机组的调节品质。

　　（1） 机跟炉为基础的协调控制方式（CCTF）

　　图7-2-7（不包括“虚线”内功能）是常用的“机跟炉”为基础的协调控制系统，在这种方式下，负荷指令变化时，它通过负荷指令的前馈作用，使汽机指令和锅炉指令同步变化，这种方式比纯机跟炉方式负荷响应要好些，但由于锅炉有较大的延迟，锅炉指令调节负荷的性能较差，在各种扰动（如燃烧率波动）作用下，电负荷波动较大。这种方式一般用于直流炉，因为直流炉蓄热较小，调门变化时引起的负荷变化较小，而且压力变化较大，对机组的负面影响较大。

　　（2） 炉跟机为基础的协调控制方式（CCBF）

　　图7-2-8是“炉跟机”为基础的协调控制系统，在这种方式下，负荷指令变化时，它通过负荷指令的前馈作用，使锅炉指令超调变化，汽机指令快速调节电负荷，但当主蒸汽压力有较大变化时，要求汽机指令协助调节主蒸汽压力，防止主蒸汽压力变化过大，影响机组的安全和稳定运行。这种方式比纯炉跟机方式主蒸汽压力变化小，但由于锅炉有较大的延迟，主蒸汽压力在各种扰动作用下，主蒸汽压力波动较大。汽包炉一般采用这种方式，变负荷时可利用汽包炉较大的蓄热快速响应变负荷要求。

　　（3）“直接能量平衡（DEB）”协调控制方式

　　“直接能量平衡（DEB）”方式相当于“炉跟机”方式,图7-2-9为“直接能量平衡（DEB）”协调控制系统。

　　P0为机前压力定值，P1为汽机的一级（调节级）压力，P0为主蒸汽压力。直接能量平衡的主要基础在于P1/Pt代表了汽轮机调门的开度，在额定参数下，汽机调门开度的变化反映了汽机进汽量的变化，P0*P1/Pt反映了汽机对锅炉能量需求的变化，反映了锅炉被控参数对锅炉输入量需求的变化。热量信号(Q=CkdPb/dt+ P1，Pb为汽包压力)表示进入炉膛的热量，它能反映锅炉燃烧率的变化。

　　直接能量平衡控制系统以能量信号为定值，以热量信号为被调量，以燃烧率为调节量，组成一个汽机负荷要求与锅炉热量的直接能量平衡调节系统。当系统稳定时，此时由于汽包压力的微分（dPb/dt）=0，热量信号（Q）= P1，主蒸汽压力等于其定值（Pt= P0），能量信号= P1，可见能量信号与热量信号平衡（或相等）。

　　这种控制方式比较适合于汽包炉配中间储仓式制粉系统的机组，一方面这种机组没有煤量测量，可以用热量信号代表煤量的变化，另外这种机组输粉的纯延迟小（如图7-1-6），汽包压力经过微分处理后，热量信号对锅炉指令的响应特性比较好，使整个调节系统有较好的调节品质，而且有比较有效地克服由给粉机引起的煤量自发性扰动。

　　对于配直吹式制粉系统的机组，这种控制方式优势不大，一方面这种机组有煤量测量，可以用煤量与锅炉指令平衡，另外这种机组由于有较大的制粉纯延迟（如图7-1-6），汽包压力经过微分处理后，尽管热量信号对锅炉指令的响应的Tc减小，但τ/Tc更大好，所以调节系统的调节品质不会比“炉跟机”为基础的协调控制有明显的改善。

　　4. 机组负荷指令处理

　　为了保证机组的安全运行，AGC和运行人员的负荷指令需要经过一些处理才变成实际的负荷指令（N0）。主要有负荷指令方式选择、负荷速率限制、负荷高/低限幅、负荷闭锁/减、RUNBACK、负荷迫升/降等处理功能。

　　（1） 负荷指令方式选择

　　负荷指令一般有本地和远方（AGC）二种方式，当选择本地方式时，机组运行人员可以设置机组的负荷指令；当选择远方（AGC）方式时，机组的负荷指令由调度控制。

　　（2） 负荷速率限制

　　机组运行人员可以设置机组最高的负荷变化率，使机组的负荷变化速度限制允许的范围内，有些机组还有汽机组和锅炉最大允许负荷变化率的计算功能。

　　（3） 负荷高/低限幅

　　机组运行人员可以设置机组最高和最低负荷，使机组运行在允许的负荷范围内。

　　（4） 负荷闭锁/减

　　当机组和重要参数越限或主要调节量达到限值时，机组的负荷指令会禁止增加或减少，这一功能能有效地保证机组的安全运行，但对电网的负荷调度有一定的负荷影响。

　　（5） RUNBACK

　　燃煤发电机组的送风机、引风机、一次风机、给水泵等辅机正常时二台运行，当其中一台故障跳闸时，机组负荷必须降到单台能维持的最高负荷，这是RUNBACK的功能要求。大型燃煤发电机组一般都设计是RUNBACK功能，如RUNBACK功能能正常投运，当发生以上辅机跳闸时，机组的负荷能自动地降到合适的值。但目前RUNBACK真正能投运的不多，辅机跳闸时，如运行操作不当，经常造成停机。RUNBACK功能如能可靠投运，对电网的安全和稳定是有较大的好处。

　　（6） 负荷迫升/降

　　负荷迫升/降的作用是当机组的调节量出现严重不平衡的运行工况时，机组负荷快速增加或减少，使机组恢复平衡，这一功能使用得比较少。

　　（四） 一次调频

　　1. 一次调频的原理

　　电网的频率是由发电功率与用电负荷大小决定的，当发电功率与用电负荷大小相等时，电网频率稳定；发电功率大于用电负荷时，电网频率升高；发电功率小于用电负荷时，电网频率降低。一次调频，是指电网的频率（周波）一旦偏离额定值时，电网中机组的控制系统就自动地控制机组有功功率的增减，限制电网频率变化，使电网频率维持稳定的个自动控制过程。当电网频率升高时，一次调频功能要求机组利用其蓄热快速减负荷，反之，机组快速减负荷。

　　（-2，0）

　　（2，0）

　　（8，-M）

　　（-8，M）

　　△负荷(%)

　　△转速(RPM)

　　频差(Hz)

　　图7-2-10一次调频曲线线

　　（0.033，0）

　　（-0.033，0）

　　（0.133，-M）

　　（-0.133，M）

　　M=4～6%额定负荷

　　2. 一次调频的参数设置

　　机组一次调频性能，是指电网频率发生偏离额定值的变化时，机组出力与电网频率的相关性，传统上用汽机调速系统的速度变动率（调差系数）及迟缓率（死区）表示。当频差或转速差超过死区值时一次调频开始动作，速度变动率（调差系数）是指令一次调频动作的比例，其值越大，一次调频的负荷变化越小，反之就越大。 为了使一次调节频功能在DCS内实施，可以转换成一次调频的变负荷要求与频差或转速差之间的关系，目前华东电网一次调频参数（如图7-2-10）。

　　3. 一次调频功能的控制策略和逻辑

　　（1） DEH侧的一次调频功能

　　早期汽机的一次调功能由汽机液调系统完成，这些液调系统控制汽机由于其一次调频的死区大于电网的正常频率波动，所以目前正常情况下一次调频已经不起作用，只有电网有大的频率偏差才会动作。

　　一次调频功能分别设置在DEH和CCS侧，DEH侧的一次调频代替原液调系统的功能，但其控制的性能有了很大的提高，而且一次调频的参数可能方便精确地设置。DEH侧的一次调频控制逻辑如（图7-2-10）和（图7-2-11），DEH按（图7-4-1）一次调频曲线设置F2(X),机组并网后，汽机转速与电网频率是一致,DEH中普遍使用汽机转速信号代表电网频率。DEH一次调频是换算成电负荷当量的调门指令= F2(△转速)，但由于此换算存在着一定的偏差，而且是开环控制，所以DEH实际一次调频的负荷响应和一次调频的负荷要求是有偏差的，而且由于机组的蓄热只能维护一段时间，所以后期负荷又回到原值。

　　（2）CCS侧的一次调频功能

　　有了DEH侧的一次调频功能，为何还要在CCS侧设置一次调频功能呢？

　　对于CCBF（如图7-2-11）方式，如没有一次调频功能，由DEH一次调频动作所变化的负荷很快会被CCBF的负荷调节系统拉回，如（图7-2-11）的曲线6。投一次调频后CCBF的负荷指令与DEH侧同步变化，使二侧调节系统对调门的变化一致。（图7-2-11）的曲线2是CCBF和DEH一同时投入一次调频功能的负荷变化曲线，这种组合的一次调频性能是最好的。（图7-2-11）的曲线4是CCBF单投入一次调频功能的负荷变化曲线，从中可以看出，由于没有DEH帮助，初期变负荷性能比曲线2慢些，但总体性能还比较好。

　　对于CCTF（如图7-2-10）方式，如没有一次调频功能，由于DEH的一次调频动作时会引起主蒸汽压力变化，CCTF的主蒸汽压力调节系统很快会把调门恢复到原位，也使负荷很快回到原值，如（图7-2-11）的曲线6。CCTF方式下即使投入一次调频功能，主蒸汽压力调节回路也会对一次调频有较大抑制作用，为此要对CCTF下的一次调频逻辑进行一些修改，使一次调频动作时，主蒸汽压力在允许的范围内，闭锁与一次调频反向汽机指令变化，使机组能释放出一部分蓄热来满足一次调频的变负荷要求。（图7-2-11）的曲线3是CCTF和DEH一同时投入一次调频功能的负荷变化曲线，这种组合的一次调频性能比CCBF时差，而且CCTF单投一次调频功能不能满足一次调频要求。

　　以上二种CCS方式都是把一次调频的负荷要求叠加在原负荷指令上，一方面使调门的动作与DEH侧的一次调频保持一致，另外改变锅炉指令，使锅炉与汽机能量上保持平衡。一次调频的作用应该时短时间内保持用电与供电的平衡，使电网频繁稳定，基本上用电与供电的平衡应由AGC完成。