云南电网水火电AGC机组协调优化控制策略研究

云南电网属于水火电资源丰富的电网,为水火电协调控制提供了有利的条件.针对云南电网负荷时段上的变化特点提出水、火电AGC机组分时段协调控制模式,即将不同水电、火电模式预先排序成组.利用火电AGC机组在超短期负荷预测模式或计划值模式下跟踪省内负荷,中小水电AGC机组跟踪联络线和频率变化,大型水电厂适当参与调节.运行测试结果表明,该水火电协调控制架构体系能较好地适应于云南电网现有的调度方式.     

有功调度超前控制和在线水火电协调控制策略

根据有功调度不同的调度时间段,探讨了利用超短期负荷预测结果实现超前控制的可能性,并对应每个调度时间段建立数学模型;具体实施上,针对不同区域电网间调节资源的差异,以及同一区域内机组构成方式经常变更的特点,提出水火电机组协调控制理想的解决构架,作为现有控制性能标准（CPS）控制策略实际运用的补充。其有效性已在多个实际电网工程实践中得到检验。     

CPS考核标准下河南电网AGC控制策略

针对华中电网即将实施的省际联络线电力电量CPS考核细则,结合河南电网AGC实际情况,对河南电网现有A1/A2考核标准下的AGC控制策略进行修正,并在改进的基础上扩充功能使其满足CPS考核准则.首先提出了适应CPS考核标准的AGC控制目标,并将控制策略细分为水火电ACE分解比例策略、以日前计划机组为基础的动态平衡AGC控制策略及火电AGC编组策略三部分.自从这些控制策略实施以来,大大改善了河南电网AGC调节品质,提高了河南电网频率品质,减少了联络线责任考核电量.     

CPS考核标准下河南电网AGC控制策略

针对华中电网即将实施的省际联络线电力电量CPS考核细则,结合河南电网AGC实际情况,对河南电网现有A1/A2考核标准下的AGC控制策略进行修正,并在改进的基础上扩充功能使其满足CPS考核准则。首先提出了适应CPS考核标准的AGC控制目标,并将控制策略细分为水火电ACE分解比例策略、以日前计划机组为基础的动态平衡AGC控制策略及火电AGC编组策略三部分。自从这些控制策略实施以来,大大改善了河南电网AGC调节品质,提高了河南电网频率品质,减少了联络线责任考核电量。     

省级电网AGC控制策略研究

区域电网互联主要任务是:保持电网频率质量,改善机组调控性能,从而发挥大电网运行的优越性.立足于省级电网调度控制,介绍了国内AGC发展和控制现状.以重庆电网为例详细探讨了目前省级电网AGC控制方案中的不足,从三个方面提出改进策略.将全网机组分三大类:日前计划机组、超短期负荷预测机组和联络线AGC机组.在调度中应用15 min超短期负荷预测技术,并在各种机组间采用协调控制方案.经现场运行验证,有效提高了重庆电网AGC调节品质.     

省级电网AGC控制策略研究

区域电网互联主要任务是：保持电网频率质量,改善机组调控性能,从而发挥大电网运行的优越性。立足于省级电网调度控制,介绍了国内AGC发展和控制现状。以重庆电网为例详细探讨了目前省级电网AGC控制方案中的不足,从三个方面提出改进策略。将全网机组分三大类：日前计划机组、超短期负荷预测机组和联络线AGC机组。在调度中应用15 min超短期负荷预测技术,并在各种机组间采用协调控制方案。经现场运行验证,有效提高了重庆电网AGC调节品质。     

水火电机组AGC的协调优化控制策略

随着广西电网规模的持续扩大,AGC(自动发电控制)调节容量不足、调节精度不够的问题开始凸显,在丰水期该问题显得尤为突出。根据广西电网水火电AGC容量的比例以及调节性能,提出水火电协调优化控制的策略。按发电类型分为水电组和火电组,采用优先级的方式,根据相应的比例分别承担ARR(区域调节需求),同时类型组内的控制组也采用以可调容量裕度为基准的优先级方式。通过规避水电AGC振动区和火电AGC启停磨(泵)的闭锁出力,进一步优化AGC调节性能。试运行的结果证明:水火电协调优化控制策略初步达到预期目标。     

CPS考核标准下河南电网水火电联调策略

针对华中电网即将实施的省际联络线电力电量CPS考核细则,结合河南电网水火电AGC实际情况,对河南电网现有A1/A2考核标准下的AGC控制策略进行修正并进行水火电联调功能扩充,使其满足CPS考核准则。     

河南电网AGC水火电联调试验研究

在华中网调对各省调的联络线电量考核办法由区域控制偏差(ACE)模式转变为控制性能标准(CPS)模式的背景下,由于河南电网的水电机组较少,因而水火电自动发电控制(AGC)机组的协调控制成为一个有待解决的问题。提出了2种控制模式,并进行了水火电联调试验研究。根据试验结果,对2种控制模式及其不同应用方案的特性和效果进行分析比较,在此基础上提出水火电机组同时投运时的合理控制方案,并针对联调试验中出现的问题,确定需要进一步开展的工作。     

四川电网AGC机组协调优化控制策略研究与应用

四川电网电源结构以水电为主,同时还包含燃气机组、燃煤机组等多种类型的发电资源,由于不同发电机组间调节性能差异大,自动发电控制(AGC)机组的协调配合已成为一个亟待解决的难题。针对AGC机组调节性能的差异,通过动态分组方案跟踪不同负荷分量,实现AGC机组在不同时间尺度上的协同配合。同时,为改善AGC机组计划执行情况,提出分时段的自适应均衡控制策略,根据负荷曲线不同时段的变化特点自动切换机组调配策略。运行结果表明,该策略较好地适应四川电网电源结构特点与运行需求,提高了四川电网AGC区域调节品质,并实现了机组间的均衡协调。     

基于现代内点理论的互联电网控制性能评价标准下的AGC控制策略

分析电力系统中现有电力系统自动发电控制(automatic generation control,AGC)策略的运行情况和存在问题。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,提出基于现代内点理论的互联电网CPS标准下的AGC控制策略,建立相应的最优化数学模型,确定解算条件,导出含互补约束条件的非线性规划算法。大量的仿真实验和比较算例表明所提的AGC控制策略能有效地减少AGC机组的下令次数,大幅度提高CPS指标,保证电网频率质量和安全运行,降低电网调节成本,实现电网运行的精细化管理。该成果已在广西电网投入开环运行。     

电力系统综合节能的AGC与AVC协调控制策略

为了解决电力系统在有功无功采取解耦控制方式下,自动发电控制系统（AGC）与自动电压控制系统（AVC）均按照各自的方式、目标以及约束进行优化,缺乏协调控制的问题,采用AGC与AVC协调控制策略将有功和无功同时分层协调优化。控制策略将系统分为综合优化控制模型和预测控制模型2个模型：综合优化控制模型协调使用了AGC与AVC控制的目标函数以及相应的约束,优化后给出综合经济性最优的参考设定值,在预测控制模型中对超前AGC机组的有功调节指令与AVC分区内的可控发电机的电压调节指令进行协调优化．基于改进的超前AGC控制策略以及配合超前AGC的AVC控制策略,采用交叉迭代法对控制策略进行修正．最后在IEEE14节点系统作了有效的验证,协调优化效果明显。     

互联电网AGC控制研究进展

综述了互联电网AGC控制研究进展。归纳并分析了6个研究方向:基于经典控制器的结构与参数优化的AGC控制;基于模糊控制器及改进的AGC控制;基于CPS信息的AGC控制;多类型发电机组协调下的AGC控制;利用SMES的AGC控制;利用TCPS的AGC控制。     

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。     

基于UCPS评价标准的网源协同机组负荷频率控制策略

基于发电机组一次、二次调频综合性能的机组控制性能标准(unit control performance standard,UCPS),通过对电网能量状态和火电机组能量特性分析,综述了网源不同的能量状态对电网和机组的影响,探索了达到网源双赢的机组侧负荷频率控制策略。该策略利用燃煤机组的"能差",主动参与电网调频、"知能善用"地适应电网侧自动发电控制(AGC)变负荷任务,充分发挥机组良好的调频调功性能。通过对同类型机组的试验对比分析,得出机组侧应用UCPS控制策略,既对电网频率控制有益,又提高机组安全、稳定运行水平,降低机组运行成本,从而达到源网协调控制电网频率总体最优的目标。     

海南电网AGC超前控制

为了改善海南电网自动发电控制(automatic generation control,AGC),充分发挥火电机组调节性能,基于超短期负荷预测原理建立了海南电网AGC超前控制模型。利用该模型和线性外推法可以预测未来一段时间内每隔5 min的系统负荷,并根据预测自动调整机组发电计划。在两个电厂的火电机组试验结果表明,所提出的AGC超前控制可以改善海南电网的调节质量。     

大规模风电并网条件下AGC机组跨区分布式最优协调控制

我国风电资源主要集中在西部和北部,外送是解决风电消纳问题的有效手段。但随着风电渗透率的增加,其不确定性带来的风电功率波动造成部分区域或省份的自动发电控制(AGC)出现了较为严重的调节资源不足及控制问题。为解决这一问题,利用分布在全网的AGC机组实现跨区分布式最优协调控制。引入协调因子建立AGC最优协调控制模型,采用原始对偶梯度算法对该模型进行变换,并利用线性变换得到基于协调因子的分布式最优协调控制器。仿真算例表明,随着风电渗透率增加,各区AGC机组能协调地进行频率控制,有效平衡风电不确定性引起的功率不平衡量。