考虑双馈异步发电机转速限制的电网频率协调控制策略

双馈异步发电机(DFIG)参与惯性调频能减小频率变化率,一次调频能减小稳态频率偏差。为解决上述两种策略协调控制过程中因频率偏差和微分系数选择而易导致异步发电机转子转速越限的问题,提出一种考虑转速限制的电网频率协调控制策略。通过控制DFIG的输出功率,确保转速偏差和频率偏差成正比。以转子转速为约束,整定频率信号的比例系数。根据电网频率变化情况,调整输出功率参考值,使得转速保持恒定,且有利于频率的恢复。仿真结果验证了所提策略能有效防止转子转速越限,有助于提高系统频率的稳定性。     

电网友好型负荷响应策略研究

特高压输电线路发生直流闭锁故障会导致有功功率缺失,使电网频率下降。基于"电网友好"技术,分析了包括频率响应负荷与电压响应负荷的功率调节特性,并提出了相应的响应策略。算例仿真表明,该技术可以在负荷侧响应电网频率紧急状态,从而减少直流闭锁等故障下负荷的切除量,有效提高电网频率的稳定性。     

提升贵州电网AGC性能的方法

自动发电控制(AGC)作为调整电网频率与有功功率,保证电网安全、稳定运行的重要措施之一。结合贵州电网实际,分析了在定频率与联络线偏差控制方式(TBC)方式下,影响AGC控制性能的因素,提出了提升贵州电网AGC性能的方法。建议把超短期负荷预测和AGC控制相结合,优化AGC性能。     

互联电网CPS标准下的自动发电控制策略

阐述了互联电网控制性能评价标准(CPS)下的自动发电控制(AGC)策略。提出了CPS调节功率分量这一新概念,并将其与比例分量和积分分量相结合,构成区域总调节功率。进一步根据区域控制偏差(ACE)和频率偏差的大小与方向,对区域总调节功率予以修正,以进一步提高CPS指标。最后提出了根据区域总调节功率而不是ACE来划分AGC控制区域的方法。这些控制策略有利于提高电网频率控制质量,体现了紧急情况下互联电网各AGC控制区之间的相互支援,在多个大电网的实际应用中取得了良好的效果。     

直流系统附加频率控制器对AGC系统控制影响分析

区域电网采用特高压直流异步方式联网后,现有的自动发电控制（AGC）系统控制策略对异步联网电网的特高压直流频率控制（FC）的适应性问题已显现。为分析直流频率控制对AGC系统控制效果带来的影响,采用直流FC和AGC的准稳态模型分析了其交互作用的机理;基于电力系统全过程动态仿真程序（PSD-FDS）进行直流FC与AGC控制的动态过程仿真,在时域与频域内进一步分析了直流FC控制对电网AGC控制影响过程,提出了AGC控制策略优化建议。分析表明,直流FC的投入能够减轻频率的波动幅值,但是在严重故障下的功率缺失却需要AGC来承担;而在联络线频率偏差控制模式下,也需要考虑AGC与直流FC协调配合来避免AGC在故障下反向调节和频率恢复缓慢的问题。     

基于改进Apriori算法的直流闭锁受端断面越限调整策略

当发生特高压直流闭锁故障时,会实施一系列调控措施填补受端电网的功率缺额。针对一、二次调频之后存在的断面越限问题,提出了一种基于改进Apriori算法的断面越限调整策略。首先,采用动态潮流算法进行闭锁故障仿真,根据灵敏度方法对断面越限进行调整,再提取调整信息,经过数据处理,形成机组、负荷调整策略和断面状态变化情况数据库。然后,对Apriori算法进行改进,将前项约束为机组、负荷调整策略,后项约束为断面状态变化情况,通过关联分析得到调整策略与断面状态变化情况之间的强关联规则。最后,对锦苏直流闭锁故障进行仿真及关联分析来验证所提方法的有效性,结果表明,改进后的Apriori算法大大减少了无效规则的产生,通过关联分析可得到对断面调整有效的强关联规则,为电网的断面越限调整提供决策依据。     

广东电网自动发电控制分区控制策略研究

针对传统的自动发电控制(automatic generation control,AGC)策略己不能满足电网运行控制要求的问题,结合广东电网实际运行情况,通过对电网内AGC机组调节特性、负荷变化特性的全面研究,提出了适应节能调度模式的广东电网AGC分区控制策略。该策略在保证电网各个稳定断面不越限的前提下,实现了AGC机组对电网负荷的有效跟踪调整,使高效节能机组尽可能多发电,提高了电网运行的经济性。     

新能源高占比的特高压电网频率控制模式及性能评价

在新能源广域消纳和特高压交直流混联的电网新特征下,频率控制模式及其控制性能评价方式应该发生改变。基于协同控制理念,提出了省网采用新的协同频率偏差控制模式(cooperationfrequencybias control,CFBC);针对交直流混联增强区域网间相互影响的情况,论述了交流互联采用联络线功率频率偏差控制模式、直流互联采用定频率控制模式的合理性;综合分析国内外电网评价标准,提出新的通用评价方法,包括长期的频差均方根值约束和短期的频率持续越限时间约束;建立针对网调和省调的两层级评价结构,并设置了新的频率偏差系数和控制偏差。仿真表明,省调采用CFBC模式有利于充分利用全网调节资源,实现频率快速恢复;网调采用联络线功率频率偏差控制模式益于实现交流互联区域网的自治管理以及责任的划分;该文评价方法既能满足电网长期和短期的运行要求,又能减少机组调节次数。     

多时间尺度的扰动控制标准及备用协调

特高压联络线接入后,在特高压直流闭锁情况下,受端电网将出现严重的功率缺额,并对电网频率稳定产生严重威胁。各控制区的动态ACE(area control error)策略可以充分发挥互联电网功率支援的优势,增强特高压直流闭锁情况下互联电网的运行稳定性。文章根据响应时间长短对控制区的备用进行分类,并参考现行DCS标准,提出了基于时间维的扰动控制标准(time dimension based disturbance control standard,T-DCS),通过该控制标准评价各控制区动态ACE的执行情况及执行动态ACE后的备用恢复情况,同时以某大区电网为例,对与T-DCS标准各项评价指标相关的电量考核方法以及备用容量调整策略进行了详细说明。应用实例表明,T-DCS标准考虑了我国特高压互联电网的实际运行情况,与动态ACE策略一起构成大受端电网频率控制的新防线,不仅可以对各控制区执行网调动态ACE指令的情况进行评价与考核,也能T-DCS标准能够科学评价各控制区的扰动恢复能力,在各控制区备用容量调整中起指导作用。     

快动缓回一次调频策略

针对传统一次调频策略普遍存在调频能力不足且容易引起调频装置剧烈振荡的问题,提出了基于频率偏差判断闭锁反向调节作用的"快动缓回"及"快动慢回"一次调频改进策略。该策略通过闭锁或限制与电网频率偏差反向的调频作用为电网贡献更多的调频电量,使一次调频更好地与二次调频(自动发电控制(AGC))相结合,从而更快地消除电网的频率偏差,提高电网频率的控制品质。通过合理设置调频增益等控制参数,对该方法在应用中易出现的功率过调或功率跳变问题给出了初步的解决办法。最后,将传统的一次调频策略与快动缓回一次调频策略分别应用于2台燃煤机组,并进行了试验。试验结果表明,所提的快动缓回一次调频策略既可为电网贡献更多的调频电量,又能减少发电机组的调频磨损,可达到"网源双盈"的效果。     

特高压联网下AGC协调控制策略仿真

针对特高压联络线上的功率波动特点,研究了新的自动发电控制(AGC)策略.首先,提出一种网省协调的AGC策略,该控制策略根据特高压联络线上的功率偏差大小自动调整网省机组出力.在该控制策略下,网调机组在联络线偏差较大时参与调整,而在偏差较小时提前将功率回吐.然后,提出一种在省调AGC容量不足时网调机组出力协助省调控制区调节区域功率平衡的补偿控制措施.最后,针对华中电网进行了数值仿真,仿真结果表明了文中所提出的控制策略的有效性.     

基于非线性方法抑制特高压联络线功率波动的控制策略仿真

针对现有特高压自动发电控制(AGC)策略存在省网调缺乏协调、特高压联络线功率存在长时间波动现象等缺点,提出了一种基于非线性PI控制的抑制特高压联络线功率波动策略。该策略在设置网调调节死区的基础上,结合网调和省调机组的实际出力,计算出区域控制误差(ACE)作为新的网调调节目标,不断调整比例、积分增益参数,使其随着ACE的变化而变化,进一步提高抑制特高压联络线功率波动的能力。对华中电网的仿真结果表明了该控制策略的有效性。     

直流互联异步电网的HVDC与AGC协同功率分配

通过HVDC连接区域电网使得系统中出现直流互联异步电网,造成区域电网之间相互支援能力减弱,文中针对区域电网出现功率扰动后的频率调整问题,提出HVDC与AGC协同功率分配方法.介绍了电力系统频率调整模型以及HVDC参与一次调频的控制策略,基于一致性算法设计HVDC与AGC协同功率分配的方法,在二次调频阶段考虑各机组与HV...     

基于OPF的互联电网AGC优化模型

提出了一种基于OPF的互联电网AGC优化模型。该模型在传统OPF模型的潮流安全约束基础上,考虑了发电机组和负荷的静态频率特性,增加了机组的爬坡速率约束、频率质量约束和互联断面的传输有功约束,同时以AGC机组的辅助调节费用最小为目标函数。所建模型扩展了OPF模型的应用范围,使其由发电计划的决策方法扩展为实时发电控制的决策方法,并避免了传统AGC策略的区域偏差和潮流安全约束的越限风险。采用预测-校正原对偶内点法求解所建模型,并通过对IEEE 39节点修正系统的仿真分析,验证了新模型的正确性和有效性。     

基于特高压和超高压直流互联的送端电网AGC系统控制策略

采用基于特高压和超高压直流的电网异步联网方式对现有的自动发电控制(AGC)系统控制策略和电网频率控制的适应性问题逐步显现.为分析直流系统异步联网方式对电网AGC系统控制策略带来的影响,结合直流系统负荷的频率静态特性及其附加频率控制器的动态特性,分析了区域电网AGC对控制区设置、控制模式选择以及与直流附加频率控制器的适应性的影响,并对目前国内广泛应用的控制性能评价标准(CPS)控制策略适应性进行探讨.基于PSD-FDS平台进行直流系统与AGC的频率控制仿真验证和实际工程应用,结果表明基于特高压和超高压直流互联的送端电网AGC控制策略能够较好地适应异步互联电网,为异步联网方式下AGC系统控制策略制定和优化提供参考.     

适于多种电源接入的分散协调AGC控制方法

以风电、径流式小水电为代表的间歇性能源已在电网大规模接入,此类能源发电的不确定特性使得电网在调频方面临新的挑战。本文提出了一种适应于多种能源接入的分散协调自动发电控制方法,该方法在AGC控制的过程中考虑多种电源及负荷分布特点,通过不同类型机组在部分局部区域协调配合,以改善电网频率控制性能,同时减小集群间歇性电源有功波动造成的影响。文章从分散协调控制方法、协调控制策略等方面介绍了针对多种能源接入后AGC控制的适应性方案。采用某省级电网的实际模型及数据进行仿真,验证所提方法的有效性。     

异步互联方式下西南电网AGC方案优化及工程应用

异步联网方式下的中国西南电网通过多条高压直流线路将大功率能源送出至经济发达的负荷中心,其大规模功率送出和负荷较小的特性使得西南电网的频率稳定问题较为显著。结合中国西南电网的实际异步运行试验,分析了自动发电控制(AGC)策略和模式在频率调节过程中的问题。然后,提出在西南区域多调度管理机制下的AGC策略和模式改进方法,以解决日常负荷波动下频率超调问题和在大功率损失下非故障的省级电网反向调节问题。最后,基于电力系统全过程动态仿真程序(PSD-FDS)仿真和实际电网运行效果验证了改进策略和模式的有效性。     

火电机组AGC功能在黑龙江电网的应用

从普遍意义上阐述了AGC是为电网提供调频服务,电网应对其考核和补偿.给出了黑龙江电网AGC作用、控制策略、考核和补偿标准.从分析目前发电厂对AGC积极性不高的问题出发,阐述了随着电力市场改革的发展应对现行AGC规则进行改进和完善.     

区域电网省级AGC控制区的灵活组合控制策略

针对省级控制区在电网调峰或事故处置等特殊时段存在备用不足的问题,提出省级控制区灵活组合控制的架构和策略。区域电网调控中心按照相邻区域备用共享等原则统筹决策,灵活选择省级控制区参与联合控制。首先基于现有各省级控制区边界模型和区域控制偏差(ACE)计算模式,区域电网自动发电控制计算各子控制区ACE后通过叠加快速得到组合控制区的ACE。然后结合省调实时上送的备用等信息,并考虑最低预留备用、频率偏差系数、实际可调等因素对组合控制区的ACE进行优化分配,经过省间(内)断面安全校验后下发给省级控制区执行。实现了打破省间壁垒实现控制区间备用的实时共享和事故下的紧急支援,减少控制区间的反向无谓调节。通过实际运行验证了控制策略的有效性。     

特高压联络线AGC控制策略模型

近年来,中国特高压输电工程的投运,对自动发电控制系统进行有效控制带来了新的挑战。数字仿真是进行系统分析的有效手段,但是,在全过程仿真程序中,还没有一种合适的特高压联络线控制策略模型。针对华北—华中互联电网的1 000 kV特高压交流联络线功率控制动态仿真问题,结合以联络线功率控制为目标的AGC控制性能评价标准——T标准,根据特高压联络线控制的要求和现场运行经验,借鉴CPS标准控制策略模型,根据特高压联络线的输送功率偏差与区域控制偏差ACE的乘积,以及乘积量在电网送端控制区和受端控制区的不同特点,提出了一种基于T标准的自动发电控制策略模型。在全过程动态仿真程序PSD-FDS中进行了模型开发实现。使用实际电网数据证明该模型的有效性,证实T标准策略的控制效果比CPS标准策略有所提高。