节能减排背景下的火电AGC机组组合优化研究

为落实国家能源产业政策,电力行业提出了在安全约束下集节能、环保、经济为一体的多目标优化调度。在传统的AGC(自动发电控制)机组组合模型中,建立新的目标函数,在达到降低污染排放指标的前提下使发电成本最低,以达到节能减排调度的目的。通过引入排放成本系数和调度权重因子,利用动态规划法的前向算法建立递推方程解模型。对比分析三种不同优化目标的计算结果,表明所建模型能较好的实现经济指标和节能减排指标的相互协调,对火电AGC机组优化调度有一定指导作用。     

CPS标准下AGC机组动态优化调度的改进模型

为克服常规自动发电控制(AGC)滞后控制的问题,提升互联电网对控制性能标准(CPS)的适应性,现有研究提出了AGC动态优化调度模型,但存在未考虑网络安全约束和有功损耗影响等问题。通过在原模型中增加考虑有功损耗的影响,引入支路及断面潮流安全约束,修正AGC辅助服务费用目标,并增加发电单位合同电量完成率的新目标,提出了AGC机组优化调度的改进模型。用修正的IEEE14节点系统验证所提改进模型的有效性,并讨论模型中CPS1指标作为优化目标和(或)约束条件的物理意义及其影响。     

电力市场条件下发电厂AGC运行成本研究

AGC（自动发电控制）是电力市场辅助服务的一个重要组成部分，为此首先讨论在市场条件下发电厂负荷在各机组间的优化分配，然后对机组的AGC动作后的成本进行量化分析，并给出某发电厂的AGC调节对成本影响的实例，最后对AGC辅助服务的市场模式进行探讨。研究结果表明机组AGC的投运必将影响发电厂的收益，电网公司应按AGC服务的价格对发电厂进行经济补偿，使其能自觉地维持电力系统的安全和稳定运行。     

考虑风险成本的跨区域综合能源系统调度优化模型

针对跨区域综合能源系统调度运行问题,本文考虑冷热电负荷的交互,设置区域间冷热负荷互补,构建了满足多种负荷需求的跨区域综合能源系统调度优化模型。其次,考虑风电及光伏发电不确定性和市场能源价格不稳定性,引入风险价值理论,构建考虑风险成本的跨区域调度优化模型,并进行了实际算例验证。结果表明,在满足多种负荷需求条件下,通过跨区域系统调度实现多能互补比单独区域的资源利用更为高效,在置信水平为0.9时,燃气、用电和调度运行成本分别降低了4.96%、2.00%和2.87%。     

考虑双重市场的含风电电力系统双层随机优化调度

风电与负荷的不确定性影响经济调度中机组出力及其承担的旋转备用。考虑机组同时参与能量市场和旋转备用市场,且双重市场具有一定的主辅特性,建立了电力系统双层随机优化调度模型。以系统发电成本最小为上层目标,增加风电利用率及其实现概率作为约束,优化机组有功功率及风电计划出力;对于受不确定性因素影响呈现为随机量的失负荷和弃风损失函数分别求取其条件风险价值CVa R,并与旋转备用成本最小为下层目标,优化配置旋转备用容量。将上、下层模型中的机会概率约束和条件风险价值线性化,便于CPLEX求解器求解。算例表明,双层随机方法能有效解决不同风电利用率、失负荷损失和弃风损失置信水平下的备用需求变化;双层随机方法相对单层随机方法能获得较优的经济效果。     

互联电网CPS标准下计及一次调频的最优AGC控制模型

分析互联电网环境下机组一次调频的重要性及其对电网自动发电控制(automatic generation control,AGC)的影响,针对传统AGC控制策略难以计及一次调频的问题,提出AGC与一次调频协同控制的线性增量表达,进而构建互联电网控制性能标准(control performance standard,CPS)下计及一次调频的最优AGC控制的混合整数线性规划模型。在模型中,根据电力系统特性,将AGC机组调节指令状态变量由传统的三态变量转化为两态变量表示;采用线性化手段,将传统非线性最小加减速时间约束线性化。某省实际系统的计算结果表明:新模型显著减少了AGC机组的下令次数,有效提高了CPS考核指标水平,明显降低了系统调节成本,具有良好的应用前景。     

储能参与的AGC市场出清优化建模新方法

基于火电机组和储能系统在自动发电控制(AGC)调节上的互补特性,结合华北电网辅助服务补偿的实践,提出了一种储能系统参与AGC的优化配置方法。结合仿真工具,分析了火电与储能的AGC容量比例与对应的系统AGC控制效果的关系;进而在给定的全网AGC多运行目标下,应用线性规划模型,提出了一种对不同AGC电源的容量进行优化配置的建模方法。最后,以5机2储能系统的简化系统为例,对所提出的优化模型进行验证。算例结果表明,合理地利用储能系统将有助于在技术和经济两方面实现电力系统的AGC整体运行最优。     

无模型自适应控制算法在互联电网AGC中的应用

现行自动发电控制AGC(automatic generation control)策略多为比例积分PI(proportional integral)控制,其简单、易行,但难以适应强非线性、时变参数、时变结构的AGC系统。将无模型自适应控制算法应用于AGC系统,利用闭环被控系统的输入、输出及影响量量测数据,建立实时动态线性化数据模型,实现数据驱动控制。介绍了无模型自适应控制算法的原理,设计了控制策略,通过加入非线性环节、修改参数、引入水电参调及持续扰动等方式,验证了该算法具有较好的非线性适应性、较强的鲁棒性及良好的控制性能评价标准CPS(control per-formance standard)指标。     

电力市场环境下云南电网AGC辅助服务问题

在电力市场环境下,为了既满足系统对调节容量和速率需求,又能使电网AGC辅助服务费用最低,基于"南方电网‘1+5’电厂辅助服务考核技术支持系统"的实际数据,统计分析了云南电网AGC辅助服务情况,并根据云南电网电源特性对云南电网AGC辅助服务提出了两个优化建议,即细化考核标准和优化考核针对性,以提高AGC调节效能、合理利用AGC容量和改善AGC运行环境。     

基于双层模型预测结构的跨区域AGC机组协同控制策略

随着高渗透率风电并入多区域互联的交直流电网,风电渗透区域容易出现自动发电控制(automatic generation control,AGC)机组调频容量不充足,难以有效抑制风电功率随机性带来的频率波动问题。为此,该文提出基于双层模型预测结构的跨区域AGC机组协同控制策略,实现多区域间共享调频资源。该控制策略在上层采用经济性模型预测控制实现跨区域AGC机组稳态功率优化分配;在下层采用分布式模型预测控制实现多区域AGC机组动态频率优化控制。以含风电场的三区域交直流互联电网为例,仿真结果表明:与传统的AGC控制方式相比较,该文所提出控制策略不仅能有效维持联络线断面安全和抑制频率波动,而且降低了多区域AGC机组联合调频成本。     

满足互联电网CPS标准的AGC最小调节容量研究

分析了确定电力系统自动发电控制(automatic generation control,AGC)机组调节容量的主要因素,提出将AGC最小调节容量的获取转换为最小调节速率的获取。根据电力系统实际运行情况和控制性能评价标准(control performance standard,CPS)考核要求,建立基于现代内点理论的互联电网CPS标准下的AGC最小调节速率的数学模型,确定解算条件,导出含互补约束条件的非线性规划算法。该方法能够确定不同时段最优AGC机组调节容量,协调不同特性机组的运行,从而保证电力系统安全稳定经济运行,同时很好地兼顾电网运行的可靠性和市场运营的经济性。大量的仿真实验和比较算例表明所提方法的可行性和实用性。     

考虑风电不确定性的ɸ-散度下基于条件风险价值的鲁棒动态经济调度

针对风电功率预测误差不确定背景下动态经济调度的发电风险费用,建立基于条件风险价值的动态经济调度风险费用鲁棒优化模型.在仅知风电功率预测误差情景的条件下,结合统计学理论,采用φ-散度构建较高置信水平下的风电功率预测误差不确定概率的置信域;采用拉格朗日对偶理论,将动态经济调度风险费用鲁棒优化模型转化为可求解的数学模型.采用IEEE 30、IEEE 118节点和S-1047节点系统进行数值仿真,结果表明,所建模型能够有效地抑制风电功率预测误差不确定性对风险费用的影响.     

电网三大自动控制系统的建设和完善

为了提高安全稳定运行水平，湖南电网在能量管理系统(EMS)平台上建成了自动稳定控制系统(ASC)、自动发电控制系统(AGC)、自动电压控制系统(AVC)三大自动控制系统。本总结该三大自动控制系统的建设经验，提出了进一步完善和优化三大系统的建议。     

基于vine-Copula的发电商运营损益动态风险VaR评估方法

电力市场环境下,负荷和电价的波动、可再生电源的随机出力、网络拓扑结构的变化、系统运行方式的调整等大量不确定因素为发电商的运营收益增加了不同程度的风险。为了帮助发电商准确评估自身风险并以此制定合适的报价策略及机组发电计划,提出了基于vine-Copula理论的发电商损益风险价值(VaR)评估模型。首先,基于交流潮流,建立了电网日前动态经济调度最优潮流模型,用以计算节点边际电价;随后,引入pair-Copula理论构建了多个发电商损益函数的高维vine-Copula相依结构;最后,通过VaR的定义求出不同置信度下发电商运营组合风险的VaR值。基于IEEE 39节点系统的算例验证了所提模型和方法的有效性。     

当量电价体系及相关制度设计:(五)AGC的当量定价与考核及其保证金制度

市场条件下电力库要向发电商购买自动发电控制(AGC)辅助服务。文中发展的AGC当量电价法首先利用概率学实用当量电价法，日前评定出次日各机组AGC的容量成本价值，以及为此预留AGC容量的机会成本价值，而次日各机组AGC的总价值是这两者之和。文中用一个简化方法作上述叙述，回避了较复杂的随机生产模拟技术。同时建议了一个保证金制度，即在目前支付中先持留上述AGC总价值，日后经过考核再返还。AGC当量电价法利用当日机组收到的AGC指令和有功出力的实时记录，计算它们每小时的统计学的相关系数，依此实现日后考核与返还，包括了奖与惩。文中还讨论了应用中的若干问题。新方法充分发挥了当量电价方法的长处，也能体现AGC平衡负荷随机波动的本质，其保证金制度又是市场上有效的制度。     

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.     

采用VaR历史模拟方法计算电力市场短期金融风险

首先介绍了历史模拟法计算电力市场金融风险的基本原理,然后采用浙江省电力市场的历史运行数据,对电力市场次日的短期金融风险进行了实际预测。通过对2002年269d的实际市场运行数据的统计校验,发现采用VaR历史模拟方法预测次日的金融风险与实际运行结果相一致。因此,VaR历史模拟法能够较好地预测电网公司的电力市场短期金融风险。另外,采用该方法可以对次日平均清算电价在某一置信度下的上、下限做出较准确的估计,同时也可以对电网公司的毛利润和电费支出的上、下限等做出预测,对电网公司预测金融风险具有较好的指导意义。     

广东电网AGC运行需求与控制模式探讨

在广东电网规模日益扩大,与外部电网联系更加紧密,电网调峰、调频更艰难的情况下,研究大区域互联系统自动发电控制AGC(AutomaticGenerationControl)策略与技术,提高电网频率质量已是重要研究课题。结合广东电网的AGC系统运行需求进行了分析,介绍了AGC控制基本原理、过程和控制类型。详细讨论了广东电网恒定频率控制FFC(FlatFrequencyControl)、恒定联络线交换功率控制FTC(FlatTie鄄lineControl)、联络线和频率偏差控制TBC(Tie鄄lineload&frequencyBiasControl)三种控制模式,对可能存在的问题作了分析。     

两区域水电互联系统AGC调节仿真研究

随着电网的发展,区域之间的联系也越来越强了,对互联系统AGC调节的研究显得更加重要.本文对传统两区互联系统AGC调节的仿真模型进行改进,提出了一种新的两区域水电互联系统AGC调节仿真模型,并采用改进的粒子群优化算法对其积分增益进行寻优.新模型中可以计及各机组的频率死区和调节速率等非线性限制特性的影响.通过两区域水电互联系统AGC调节的多种实例仿真分析,表明新模型具有良好的AGC调节性能,同时也说明了该处理方法的合理性.     

互联电网CPS下AGC控制参数的优化

提出了一种在互联电网控制性能标准(CPS)下现有自动发电控制(AGC)系统的控制参数优化方法.根据电网真实或假设的系统频率、负荷等运行数据,建立了基于现代内点理论的互联电网CPS下的AGC策略模型,进行求解,以优化结果反推出影响CPS指标和AGC系统性能、调节次数的比例系数、积分系数、CPS分量系数等关键参数,并进行仿真计算,结果表明该方法减少了AGC机组的下令次数,大幅度提高了CPS指标,保证了电网频率质量和安全运行,为调度、自动化专业优化调整AGC主站端的控制参数提供了理论依据和数学工具.该成果已用于广西电网.