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。     

东北电网A标准AGC模式应用于CPS标准分析

从CPS标准出发，根据东北电网A标准AGC控制模式，利用历史频率偏差数据及ACE数据，计算了长时间范围内的东北电网CPS指标，分析了东北电网A标准AGC控制模式直接应用于CPS标准的效果。分析表明：CPS标准较A标准要求更为严格，对AGC系统控制性能要求较高。     

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。     

CPS考核中区域频率偏差系数的动态特性仿真分析

在TBC控制模式下,区域控制偏差（ACE）中频率偏差系数k的取值直接影响区域调频性能。研究了频率偏差系数k随电网自然频率偏差特性卢改变对CPS考核值的影响。文中建立两区域互联电力系统的仿真模型,分析了不同频率偏差系数控制下的控制性能效果,得到了自然k1、控制k2和考核k3与CPS考核值间的关系,可供参考。     

互联电力系统运行控制性能评价标准的探讨

随着互联电力系统的发展，已有的控制性能评价标准已不能满足要求，迫切需要制定更加适合现有控制要求和网络结构的新标准。通过探讨电力系统互联的本质，提出了互联电力系统控制性能评价标准的制定原则；在分析现有的A1，A2和CPS1，CPS2两类标准的控制机理及缺陷后，阐述了建立新标准的必要性，进而提出制定新标准所涉及的系统状态分级、自动发电控制（AGC）闭环中加入联络线安全约束、控制策略和区域控制偏差（ACE）分解等若干概念和思路。     

DCS性能评价标准在华东电网应用探讨

简要介绍了北美电力可靠性协会（NERC）的扰动控制标准（DCS），通过对DCS技术特点的分析，阐明了DCS与控制区区域控制偏差（ACE）、电网频率以及控制性能标准（CPS）之间的影响。结合华东电网典型扰动事故分析，认为DCS指标可以有效地反映控制区事故备用能力。针对华东电网各省市能量管理系统（EMS）的特点，提出了在华东电网实施DCS的技术可行性，指出实施DCS标准为华东电网合理配置备用容量提供了技术评价手段，并节约了系统资源。最后结合DCS性能监视要求，提出了对网、省（市）自动发电控制（AGC）软件进行相应调整的思路。     

水轮机调速器与电网负荷频率控制:（三）区域电网交换功率控制仿真研究

在现代电力系统中，要很好地维持电网频率稳定在一定范围内，实现整个互联电网有功功率的瞬间平衡，各区域电网必须调整好各自内部的有功平衡，同时，还要维持联络线上的计划交换功率，需要通过监测联络线潮流和电网频率来决定合适的发电控制。文中对在控制性能评价标准（CPS）考核下的区域电网交换功率控制进行了初步的仿真和实时试验研究。     

考虑电网技术水平的频率偏差系数设定方式分析

自动发电控制（AGC）中的频率偏差系数通常有时变和固定2种设定方式。文中通过理论分析和模型仿真，提出在现有的电网技术条件下，采用时变或固定频率偏差系数对频率和联络线功率的控制效果影响很小;在各区备用容量和联络线可用传输能力充足的情况下，只要系统总频率偏差系数固定，按不同比例分配各区频率偏差系数并不影响频率质量。进而根据系统当前的技术水平及日后发展趋势，以公平分配区域二次调频责任为原则，有针对性地对设置区域频率偏差系数给出合理化建议。     

CPS标准在云南电网AGC中的应用

首先介绍了OPEN2000能量管理系统（EMS）中适应控制性能评价标准（CPS）的新的自动发电控制（AGC）控制策略；然后，结合AGC软件包在云南电网实际运行中的经验，提出了正确设置AGC控制策略中相关参数的方法。这些方法有利于提高南方电网频率控制质量，体现在紧急情况下云南电网对南方电网的频率支援，为南方电网即将实施的CPS标准考核进行了充分的技术准备。     

全程数控AGC在广西电网的应用

电力系统的实发功率与应发功率之间难免存在偏差。这种偏差表现为系统频率偏差和互联电网联络线交换功率偏差,电网AGC的任务是算出偏差功率并自动调整电厂的发电功率以消除偏差。若将发电过程控制有关的控制设备(包括调度中心的调度自动化计算机系统、电厂的控制系统和作为控制执行     

水轮机调速器与电网负荷频率控制(三)区域电网交换功率控制仿真研究

在现代电力系统中,要很好地维持电网频率稳定在一定范围内,实现整个互联电网有功功率的瞬间平衡,各区域电网必须调整好各自内部的有功平衡,同时,还要维持联络线上的计划交换功率,需要通过监测联络线潮流和电网频率来决定合适的发电控制.文中对在控制性能评价标准（CPS）考核下的区域电网交换功率控制进行了初步的仿真和实时试验研究.     

目标可控的超前频率偏差系数确定方法设计

为实现自动发电控制（AGC）的目标可控性和超前控制，提出了一种应用多目标最优化技术和超短期负荷预报的频率偏差系数确定方法。应用解决多目标最优问题的评价函数法在该算法中引入控制因子，根据决策者的意图人为控制各目标的重要程度;在每个预报周期前运行此算法程序，利用超短期负荷预报的结果提前计算得到使系统运行更加满足某期望目标要求的各区频率偏差系数，形成目标可控的超前频率偏差系数确定方法。最后通过三区域互联电网数字仿真验证了该方法的有效性。     

一种新的AGC机组绩效考评方法

提出了一种新的自动发电控制(AGC)机组绩效考评方法。该方法用控制区总的发电功率与基准出力之差和频率误差的相关系数作为控制区自动发电控制性能的指标，并以系统频率误差的平方为标准，构成控制区AGC的总任务描述，总任务的描述在本质上与现行的控制区控制性能标准保持一致，例如北美可靠性协会颁布的控制性能标准（CPS）。然后根据AGC中每个机组的分配系数分解总任务，并构成单台机组的考核标准。进一步，给出了发电指令超限时的修正方法。文中给出了该方法的原理分析及仿真结果，结果验证了该方法的正确性。     

华东电网因直流故障的频率事故分析

描述了龙政直流故障造成华东电网大功率缺额引起的系统频率下降事故，分析了机组一次调频动作情况，进行了事故后的仿真计算和系统频率特性分析，阐述了在系统事故情况下不同频率控制手段如一次调频、自动发电控制（AGC）、控制性能标准(CPS)等协调控制的必要性，并对于目前华东电网频率管理工作提出了具体的建议。     

OPEN2000 AGC系统在上海电网的应用

上海市电力公司调度通信中心于2002年底开始投入使用南瑞OPEN2000能量管理系统。文中通过介绍该系统中自动发电控制（AGC）软件包的具体使用情况，提出了根据电网实际运行经验以及对历史数据的统计分析，正确设置系统中重要AGC参数的方法。用该方法设置参数，可使系统的适用性得到极大的提高。同时，文中还介绍了在当前AGC工作的基础上，上海调度通信中心如何结合OPEN2000系统的应用来进一步提高电网频率控制性能标准(CPS)考核标准成绩。     

一种新型直调电厂机组绩效考评模式

电厂自动发电控制（AGC）控制精度及负荷曲线执行准确度是影响电网频率及控制性能标准（CPS）考核成绩的重要因素。提出一种新型的直调电厂机组绩效评价体系，利用自动化的数据采集模块对中调直调电厂机组的运行情况进行科学的统计，并通过内部协调控制模式实现对机组AGC及负荷曲线执行情况的跟踪评价分析，从而实现对电厂的有效管理。基于此，结合广东电网的实际情况，提出了适用于广东电网采用的直调电厂机组绩效考评模式，实际应用证实了该模式的可行性。     

经典控制器在区域互联电网自动发电控制系统中的应用

以两区域互联电网为例,介绍了自动发电控制系统中几种经典控制器的控制性能。在区域1中加上1％的单步负载扰动的情况下,分析区域内频率偏差、联络线功率偏差和调速器的输入信号,供应用时参考。     

华中电网AGC分层控制模式的探讨

通过分析华中电网AGC现行控制模式，指出联络线和频率偏差控制(TBC)模式是解决现有问题的较好方式。在此基础上提出了“电网AGC分层控制”的新观点，结合华中电网的实际情况，探讨了进一步提高电网频率质量的分层TBC控制方案。     

计及联络线功率偏差处罚的AGC容量获取与调节策略

目前已经建立的一些省（直辖市）级电力市场，其所在的电力公司与属于同一大区的其他省（直辖市）的电力公司之间也通过联络线按计划交换一定的功率。在此背景下，针对仅发电侧开放的省（直辖市）电力市场，文中首先讨论了在需求不确定的情况下自动发电控制(AGC)的调节特性，提出了计及联络线偏差控制达不到要求导致被处罚的情况下AGC容量获取和调节的数学模型与求解方法。采用该模型可以确定最优的AGC调节容量和各台AGC机组的最优调度出力。最后通过一个简单的算例说明了该模型的基本特征。     

小湾电厂机组并网瞬间AGC异常退出原因分析处理

发电机组并网瞬间出现一定的功率突变属于正常现象,正常情况下,AGC完全有能力通过调节分配各机组间的有功功率来保持全厂有功负荷稳定,保持AGC总有功设定值与实发值的偏差在允许范围内。小湾水电厂本次机组并网瞬间出现AGC有功总设定值与实发值的偏差超过200MW并造成AGC退出,主要是由于4号机组调速器执行AGC有功设定值延时过长,造成AGC无法正确控制AGC总有功设定值与实发值的偏差。