互联电网AGC分层控制与CPS控制策略

通过分析网调和所辖各省调构成的中国互联电网的特点,提出了基于联络线和频率偏差控制(TBC)模式下的网省调自动发电控制(AGC)分层控制与协调技术;重点讨论了CPS考核标准下新的AGC控制策略。这些处理方法有利于提高电网频率控制质量,并体现在紧急情况下各AGC控制区域之间的相互支援,在多个网省调的实际应用中取得了良好的效果。     

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。     

CPS/DCS标准的大区互联电网AGC控制策略

比较了北美电力系统可靠性委员会（NERC）新旧2种控制性能评价标准CPC与CPC/DCS，提出了对现行AGC系统基于CPS/DCS标准的改造方案，建立了2区域互联电力系统的仿真模型，分析了新控制方式的控制性能效果，仿真结果表明该方法简单可行，为大区互联电网AGC达到CPS/DCS新标准提供了一种有效控制方法。     

CPS/DCS标准在大区互联电网AGC控制策略中的应用

比较了北美电力系统可靠性委员会(NERC)新旧两种控制性能评价标准CPC与CPS／DCS，提出了对现行AGC系统基于CPS／DCS标准的改造方案，建立了两区域互联电力系统的仿真模型，分析了新控制方式的控制性能效果，仿真结果表明该方法简单可行，为大区互联电网AGC达到CPS／DCS新标淮提供了一种有效控制方法。     

含风电的交直流互联电网自适应SPMC调频策略

大规模风电接入交直流互联电网,对自动发电控制（automatic generation control, AGC）的控制性能及调频能力提出了更高的要求。在风电参与电力系统调频的基础上,提出基于功率调制控制器(supplementary power modulation controller,SPMC)的区域间功率补偿策略。首先,考虑到高压直流输电（high voltage direct current, HVDC）环节过载率变化的弹性特征,提出一种同时考虑功率与频率变化的自适应动态SPMC策略,使其在参与系统调频时,能有效提升HVDC中功率调整的快速性;其次,在HVDC链路主动参与系统调频的基础上,考虑风电的不确定性,利用综合惯性控制改变风电输出功率,以进一步提升系统调频性能指标。仿真结果表明,所提策略的动态功率调制特性可以有效提升区域间功率传输的针对性,并提高电网调频效果。     

含风电的交直流互联电网AGC两级分层模型预测控制

随着大规模风电接入交直流互联电网,传统的自动发电控制(AGC)方法难以有效地抑制风功率波动带来的频率稳定问题。为此,提出基于两级分层模型预测的AGC策略。该两级分层控制方法在下层对多个区域电网采用分散式模型预测控制;在上层对下层分散的控制器采用动态协调控制方式。以含多电源的两区域交直流互联电网AGC模型为例,仿真结果表明:与集中式模型预测控制和分散式模型预测控制方法相比,文中所提控制策略不仅对频率和联络线功率等具有良好的控制效果,还兼具高可靠性。     

CPS2考核电网调频分析

阐述了CPS标准下的南方电网联络线功率与偏差考核标准,分析、研究了基于CPS2考核指标的互联电网调频工作,结合云南电网的实际情况,提出了相应的改进措施建议,并在电网实际运行调控中验证了相应措施的有效性.     

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。     

基于CPS标准的互联电网最优自动发电控制策略研究

研究了考虑CPS的互联电网自动发电控制问题,提出了基于CPS和最优动态闭环控制的自动发电控制策略,在区域间互联电网中建立自动发电控制状态空间数学模型,采用了外点罚函数法进行目标函数的求解,并计及了CPS的新动态性能指标。与传统A标准下的PI控制策略相比,文中提出的方法考虑了区域控制偏差对系统频率恢复的贡献,明显地提高了CPS考核指标,降低了AGC机组的调节次数,减少了发电成本。同时,结合了最优化控制的良好的内部感知能力和动态适应性的优点。通过仿真分析,并与传统的控制策略相比较,结果表明文中提出的控制策略具有更优异的动态特性和更好的调节性能。     

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.     

基于VSC的柔性互联电网潮流解耦算法研究

基于交替迭代的交直流潮流计算是柔性互联电网研究的基础,其能灵活适应电压源换流器(voltage source converter, VSC)的各种控制方式,且对成熟的交流潮流计算方法具有良好的继承性。但此算法由于交、直流系统间存在耦合关系,需要交替进行多次迭代。对此,本文首先分析换流器稳态模型及其常用控制方式、直流电网潮流稳态模型,随后推导出柔性互联系统交替迭代法及交替迭代法需要进行多次交替迭代的原因,提出了一种基于VSC的柔性互联电网潮流解耦算法。在不重新划分交、直流系统界限的基础上,通过对VSC有功控制参量的两次处理,继承了交替迭代法优点的同时,可避免进行多次交替迭代,使得潮流计算更加简洁且更贴近实际模型,从而使柔性互联电网潮流计算量大为减小。最后,通过IEEE9节点和IEEE30节点交流测试系统形成的两个柔性互联系统算例,验证本文所提算法的有效性和准确性。     

统一潮流控制器在风电机组并网运行中的应用

大规模风电并网改变了原来电网的潮流分布、线路传输功率以及电网故障时的暂态特性。将统一潮流控制器(UPFC)应用于异步风电机组并网的环形输电网络模型中,研究UPFC改善风电并网的性能。通过设计UPFC并联侧的双闭环反馈控制,设置风电输出线路三相短路故障来研究UPFC提高风电场低电压穿越能力。再建立UPFC串联侧有功与无功的独立控制系统,向输电线路输出补偿电压,研究其优化风电并网系统的潮流分布能力。在Matlab/Simulink软件中建立模型,仿真结果表明基于UPFC强大的无功补偿能力与潮流控制能力,UPFC能够显著提高风电并网的低电压穿越能力和优化潮流分布。     

基于强化学习的互联电网CPS自校正控制

AGC是一个动态多级决策问题--马尔可夫决策过程(MDP),应用强化学习算法可有效地实现控制策略的在线学习和动态优化决策.引入Q学习算法作为强化学习核心算法,将CPS值看作包含AGC的电力系统"环境"所给的"奖励",依靠奖励值Q函数与CPS控制动作形成的闭环控制结构实现在线学习.学习目标是使CPS控制动作从环境获得的长期积累奖励值最大,从而快速自动地在线优化CPS控制系统的输出.仿真研究显示,引入强化学习自校正控制后显著增强了整个AGC系统的鲁棒性和适应性,有效提高了CPS考核合格率.     

基于电力平衡的区域电网风电接纳能力研究

针对电力平衡的区域电网风电接纳能力问题,笔者根据电网调峰能力、风电同时率、系统备用容量和联络线调节率等影响因素,建立了风电接纳能力评估体系,提出了基于电力平衡的低谷时刻机组调峰裕度计算方法,即电网风电接纳能力的评估.以辽宁电网为例,依据电网电源负荷特性,分析了负荷低谷时刻风电接纳能力.结果表明,在冬季供暖期的负荷低谷时段,由于辽宁电网调峰能力制约,全网存在弃风现象,因此负荷低谷时段风电接纳能力即是全网风电接纳能力的极限。     

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。     

双馈风电场并网对汽轮发电机次同步振荡的影响

考虑在风火打捆输电方式中大容量风电场并网可能会加剧汽轮发电机轴系扭振的风险,提出双馈风电场并网对汽轮发电机次同步振荡影响的研究。首先建立含风电场系统的小信号稳定分析数学模型,基于模态分析法研究风电场并网前后系统次同步振荡模式的变化,并利用数字仿真平台建立时域仿真,对模态分析结果进行验证。其次,借鉴参数灵敏度概念,研究系统次同步振荡阻尼比对风电场参数的灵敏度。最后,针对风电场在不同风速和不同无功功率的情况下,研究含风电场的电力系统次同步振荡模式的变化规律。结果表明,在保持外部条件一定情况下,双馈风电场并网会降低系统次同步振荡阻尼,且风电场有功功率和无功功率参数对其次同步振荡阻尼影响明显。     

区域电网过网损耗实用化分摊方法研究

针对当前区域电网内“谁用电谁承担网损”原则下的网损分摊问题，对国内外各种算法进行了研究比较，在平等对待区域电网用户的前提下提出了区域电网过网损耗实用化分摊算法，并进一步提出了网损基数认定和联络线的简化处理方法。针对目前研究集中于某一运行方式下网损分摊方法的现状，提出了一种根据负荷曲线合理制定典型运行方式并按照其计算结果对年网损电量进行结算分摊的方法，对电网公司在电力市场运营中分析和掌握自身输电成本的构成具有重要的指导意义。     

基于潮流断面修正的含风电电网无功-电压分区方法

在风电接入的背景下,为了获得相对稳定同时满足风电波动时电压控制要求的合理分区,在牛顿-拉夫逊法中雅可比矩阵的基础上,采用逐次递归方法得到系统的全维灵敏度矩阵,通过建立全维空间电气距离矩阵反映系统所有节点间电气耦合关系的强弱;采用基于各潮流状态下风电概率模型和各节点电压值的电气距离矩阵修正系数,建立表征风电波动导致系统潮流状态动态变化的量化关系式,以修正后的各潮流状态下电气距离矩阵之和为分区依据,采用凝聚层次聚类方法进行全网分区;利用主成分分析法对修正后的电气距离矩阵进行降维,快速准确地得到系统分区数,以区域耦合度和区域无功平衡度2个指标对分区质量进行量化评估。对改进的IEEE 39和IEEE 118节点系统进行仿真,仿真结果表明所提分区方法能够有效地满足风电接入下获得稳定电网分区的要求,保证系统的安全、稳定运行。     

基于最优动态闭环控制的水火电互联大电网自动发电控制策略

研究了含有水电和再热式火电机组的大电网自动发电控制问题。建立了两区域互联的大电网自动发电控制状态空间数学模型。引入新的动态性能指标,基于最优化控制理论,提出了最优动态闭环自动发电控制策略。与全状态反馈控制相比较,该方法既降低了互联系统内部的耦合性,又能及时了解系统内部的关键状态,具有更好的实用性和可操作性;与传统的PI控制策略相比,提出的方法从全动态的角度出发,对复杂的互联大电网具有更好的动态适应性。仿真分析验证了理论分析的正确性。     

静态PV-VQ约束下电网风电最大接纳容量研究

提高电网风电最大接纳容量有利于洁净能源的利用。在PSS/E软件中建立了风电场并入某区域电网的模型,采用电网电压静态稳定特性中PV-VQ曲线方法分析了两种调度运行方式下不同母线电压随有功功率和无功功率变化率特征,依据电压灵敏度d V/d P和d Q/d V临界值判据确定该区域电网并入大规模风电穿透功率极限值。通过接纳风电容量最大值下的潮流计算仿真验证了电网运行电压合格性和稳定性。