特高压互联电网联络线功率控制（一）AGC控制策略

结合中国1 000 kV特高压交流试验示范工程的实际情况,提出了一套完整的、适应特高压联络线功率控制的自动发电控制（AGC）控制策略。新的控制策略以各省级电网有功功率的就地平衡为基础,实现互联电网各网、省调控制区在紧急情况下的相互支援,在华北、华中电网及其各省级电网实施后取得了良好的控制效果。在此基础上,针对中国即将形成的华北、华中、华东特高压同步电网的特点,探讨各控制区的构成及相应的AGC控制策略。     

电力市场环境下AGC的仿真研究

联网条件下按联络线功率频率偏差控制(TBC)是自动发电控制(AGC)的主要方式,通过对其控制量进行分析,认为频率偏差系数取系统自然频率特性时能体现电网运行的原则.在此基础上,对AGC闭环控制系统在市场环境下改进,并根据电力市场下可能出现的各种情况对模型加以修正,并以三区域系统为例进行模拟.模拟结果说明了对模型修改的正确性及有效性.     

电力市场环境下AGC的仿真研究

联网条件下按联络线功率频率偏差控制 (TBC)是自动发电控制 (AGC)的主要方式 ,通过对其控制量进行分析 ,认为频率偏差系数取系统自然频率特性时能体现电网运行的原则。在此基础上 ,对AGC闭环控制系统在市场环境下改进 ,并根据电力市场下可能出现的各种情况对模型加以修正 ,并以三区域系统为例进行模拟。模拟结果说明了对模型修改的正确性及有效性。     

互联电网AGC的分区控制策略改进

提出一种AGC分区控制策略。通过减少分区数和判断条件的设计,使AGC分区过程更简捷、合理。通过PID参数的同时调整使得AGC的动态和稳态性能都得到改善。仿真试验结果表明:新的AGC分区控制策略提高了CPS指标,又降低了频率偏差。     

特高压交流示范工程投运后华北电网AGC策略的改进

针对特高压联网示范工程运行的要求,对华北电网AGC的控制策略进行了改进。运行试验证明了该控制策略对于特高压联络线功率控制的有效性和可行性。该控制策略的投入为特高压联络线安全稳定运行提供了技术支持。     

特高压电网投运后AGC系统的改进

从区域控制偏差、联络线功率控制模式等方面阐述特高压电网投运后对区域电网联络线功率控制的影响,分析河北省南部电网自动发电控制系统运行中存在的问题,提出特高压电网投运后对自动发电控制系统采取的改进措施.     

攀枝花电网AGC系统控制策略的选择

简要介绍自动发电控制（AGC）的原理及应用,并通过分析攀枝花电网目前及以后的运行方式,包括电网、电源以及负荷的目前及发展情况,找出适合攀枝花系统运行需要的AGC控制方式。     

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。     

电网AGC控制策略的研究

为推动电网ＡＧＣ即自动发电控制工作在我国电网中深入开展，本文结合东北电网近年来开展自动发电控制工作的实践，参考国内外电网自动发电控制原则，探讨符合中国电力生产实际的电网ＡＧＣ控制策略，提出了东北电网自动发电控制原则及方式。     

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。     

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。     

互联电网AGC的分数阶PID控制

控制性能标准(CPS)下的互联电网自动发电控制(AGC)的控制策略已经取得一些进展.分数阶PID的较强的鲁棒性和非线性适应能力的特征已引起研究人员关注.文中研究了将分数阶PID应用于互联电网AGC控制的问题,并且总结了参数λ、μ的整定规律.仿真结果表明,互联电网AGC的分数阶PID控制系统具有鲁棒性强和非线性适应能力好的优点,并且在CPS指标考核上也比传统PID控制器强.     

兼顾电压稳定的互联电网电压／无功协调控制

互联电网各控制中心在进行电压/无功控制时有必要采用协调控制手段,以实现无功的合理分布,避免控制振荡。文中以互联电网网络方程为基础,分别推导了基于L指标的节点最优无功注入量和对应电网有功网损最小时的节点最优无功注入量。进而根据分解协调计算思想,设计了兼顾电压静态稳定性和经济性的互联电网区域电压/无功协调控制模型。最后分别通过两种互联电网模型的仿真实验,验证了所提出的兼顾电压稳定的互联电网电压/无功协调控制的机理与方法的正确性与有效性。     

互联电网频率调节动态仿真系统的研制

鉴于已有的电力系统仿真软件对仿真互联电网短期和中长期频率控制不能很好地满足要求,文中利用MATLAB/Simulink建立了针对研究互联电网频率控制与调节的动态仿真系统。该系统能够比已有的软件更全面地反映系统中影响频率调节的因素,更便捷地修改仿真条件和参数,更方便地显示仿真结果。利用该系统可更深入地开展互联电网控制性能评价与考核等相关问题的研究,可作为研究互联电网频率控制的有效工具。     

AGC与AVC协调控制和电压动态安全性

电压安全与稳定性问题已经成为电力系统安全可靠运行的重大威胁.在模型预测控制理论的基础上,提出了考虑自动发电控制(AGC)有功出力分配的电压安全稳定协调控制策略.利用发电机动态无功备用与电压稳定裕度的内在联系,建立了反映系统动态电压特性和稳定性水平的协调优化目标.通过滚动优化发电机自动电压控制(AVC)中的自动电压调节器(AVR)设定值和AGC机组有功设定值,使系统在负荷增长和扰动条件下保持了良好的电压动态品质和电压稳定裕度.对新英格兰10机39节点系统的仿真验证了该策略的有效性.作为AGC的附加功能,有功出力的控制仅在存在电压失稳风险下启动,兼顾了AGC的经济性和常规控制功能.     

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。     

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。