电网联络线功率与频率偏差的控制及考核分析

阐述基于CPS标准的南方电网联络线功率与频率偏差的控制模式和考核办法,分析目前南方电网CPS考核情况和存在的问题,并从AGC的管理、控制策略、运用方法以及调度员调节等方面提出一系列有利于提高南方电网的CPS考核水平和频率质量的建议.

AGC按联络线偏差控制时频率偏差系数的确定

按联络线偏差控制（Tie－lineBiasControl）是自动发电控制（AGC）的主要方式，该方式中频率偏差系数的选择对AGC的控制稳定性和动态响应特性具有重大影响。本文从互联系统的自然频率特性出发，分析了频率偏差系数的物理意义，讨论了合理设定区域控制频率偏差系数的理论依据和准则。作者认为，在理想状况下，应将频率偏差系数取得与本控区域的自然频率特性相等。

大规模新能源接入下的互联电网联络线功率和频率控制策略分析

在将新能源大规模接入到电网系统的过程中,主要需面对新能源基地所在区域的负荷水平偏低,以及新能源集中并网规模的扩大对电网冲击增强这两个方面的技术性难题。此两方面的技术性难题现已成为阻碍我国应用新能源发电的重要原因,因此,展开适宜于新能源消纳的调度模式以及电网运行控制方式研究意义重大。该文简要分析了新能源并网对电网运行控制所带来的影响,而后提出了一些互联电网联络线功率和频率控制策略,旨在为相关同行提供一些有价值的参考。

自动发电控制中频率偏差系数确定方法的探讨

自动发电控制(AGC)中联络线频率偏差控制(TBC)模式下频率偏差系数的选择对控制系统稳定和频率恢复起着至关重要的作用。在分析国外研究状况及中国AGC实际运行的基础上提出了一种频率偏差系数确定方法。该方法考虑到国内自动化水平的限制,建立了不同运行方式下全天分时段频率偏差系数模型;结合AGC分级控制的特点,按频率偏差等级设定频率偏差系数。通过两区域互联电网仿真实验,同其他频率偏差系数的设定方式进行了分析和比较,其结果表明了该方法的优越性。

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。

1000 kV长治-南阳-荆门特高压联络线功率控制分析

对1000kV长治-南阳-荆门特高压联络线运行期间的功率控制情况进行了分析,针对采取水电厂定联络线功率的AGC控制模式时特高压功率控制存在的问题进行了研究,并提出了改进措施,最后对网、省(市)调AGC协调控制进行了初步探讨。

互联电网联络线功率偏差的T2考核标准

联络线功率偏差是互联电网控制运行的重要指标之一,T1和T2标准对联络线功率偏差的控制效果进行考核与责任分配,其合理性将对联络线功率控制的有效性产生重要影响。当前的T2标准简单沿用了CPS2标准,并不适合对联络线功率偏差进行考核。因此从互联电网的联络线功率控制目标出发,以CPS(control performance standard)标准的理论为框架,采用与CPS标准一致的若干假设,推导了互联电网的T2考核标准,其本质是一套ACE(area control error)考核带宽。其次,将提出的T2标准与CPS2标准进行了对比,对比了不同控制目标对控制区的要求。最后通过实际电网数据的算例分析,表明了采用所提出的T2标准,比直接沿用CPS2标准作为T2标准具有更好的考核效果,从而验证了其有效性。

大电网交流联络线功率协调控制考核方法

针对省级电网在考核周期首末时段的大幅调整行为与跨区特高压交流联络线控制要求不能协调的现象,提出了一种协调性更好的省间联络线控制考核方法。首先分析得出了当前华中区域省间联络线控制与跨区特高压交流联络线控制不协调的原因:一是目前省间联络线控制采用的CPS2标准的考核周期为15min,对特高压联络控制采用的1min考核周期内的功率波动难以形成有效约束;二是CPS2标准与T1标准的区域控制偏差(area control error,ACE)可行域不能协调统一。其次,为抑制省级电网在考核周期首末段的大幅调整行为,提出将CPS2考核指标替换为各省15min内每分钟ACE均值绝对值的均值。最后,对新办法的实施效果分析发现:每个考核周期15 min首、末2 min内特高压考核点所占比例由27.54%降为26.95%,接近26.67%的平均分布概率;跨区交流联络线考核点数由1660减少为1040个;跨区交流联络线波动幅度平均每月>300 MW的波动时长占比由3.219%降为2.506%;省级电网在考核周期内的ACE曲线形态更为平坦;省网每分钟ACE均值降低。该考核办法有效抑制了省网在考核周期首末段大幅调整的行为,省间联络线控制与跨区交流联络线控制的协调性更好。

基于IPC模糊控制的互联电网联络线潮流控制研究

为了提高互联电网间联络线负荷的稳定性,提出了一种联络线传输功率和频率协调模糊控制方案。通过调节联络线两端发电机组对两侧电网频率差进行调整,调节相间功率控制器(IPC)元件参数调整联络线传输功率,对调节参数采用模糊逻辑控制。模拟通过IPC互联的东北-华北电网,对不同控制区域进行控制仿真。结果表明,在一侧发生小扰动时,另一侧电网和联络线功率几乎不受影响,在大扰动时,两侧系统能可靠实现同步运行。

电池系统对风电并网引起的频率波动控制应用

针对风力发电具有不稳定性、会出现不连续供电的现象,引入了电池储能系统来抑制因风力发电带来的频率波动。建立了含电池系统的通过联络线互联的两区电力系统模型,对大型风电场并入该电力系统的情况下的频率控制和互联线路功率潮流进行了分析,与不含电池系统的频率控制效果进行比较,并分析了电池系统容量对频率控制的影响。仿真结果验证了电池系统对抑制大量风电注入电网引起的频率波动的有效性。

交⁃直⁃交异步系统准同步控制下直流动态功频响应特性分析

经直流输电互联的异步系统通过对直流输电实施附加控制,可实现异步系统的准同步运行,达到实时共享异步系统调频资源的目的。但在准同步控制的工程实践中,不合理的控制结构或参数配置将导致系统出现非预期的功率波动。首先,根据直流准同步附加控制,构建准同步系统的动态功频响应分析模型;然后,基于该模型分析了直流控制参数对功率振荡的影响;进而,分析准同步控制导致的功率波动与传统功角振荡的异同;最后,以准同步实验过程中出现的功率波动为例进行分析验证,提出抑制直流功率波动的建议,并对准同步控制进行了讨论。

自动发电控制在河北南部电网中的应用

结合在定联络线功率和频率偏差控制方式下的功率调整情况以及采用的A系列评价标准,分析了河北南部电网在AGC应用方面存在电厂投入AGC积极性不高、火电机组本身的调节特性、供热机组冬季调节容量变小和风电场对电网影响方面的问题。通过实际工作提出了应对措施:一是制定AGC机组运行标准和考核管理办法,定期对机组性能进行测试;二是按参与AGC调节、给定负荷曲线、不参与AGC调节等分配机组控制方式,充分发挥抽水蓄能电站的调节作用;三是在超短期负荷预测的基础上,综合考虑各种约束条件和经济指标,实现最优发电控制。

TBC方式下河北南部电网的AGC控制策略分析

在华北、东北联网以后,河北南部电网的自动发电控制(AGC)采用TBC方式运行,AGC控制目标以及考核标准均发生变化,需要对AGC控制策略进行必要的调整,以保证系统的稳定、经济运行。文章分析了AGC在FTC和TBC方式下的功率调整情况以及在TBC方式下可能采取的控制策略,通过试验提出了河北南部电网AGC在TBC方式下的控制策略,即A1、A2组合调整策略,实际运行经验表明该控制策略满足TBC方式的控制要求。

海南电网孤网运行时的频率特性分析

为掌握海南电网的频率特性,以作为采取相关措施确保电网安全稳定和经济运行的基础,对海南电网2008年的历次机组跳闸和负荷损失事故进行了分析,掌握了海南电网频率偏差系数的分布规律,校核分析了海南电网有关计算模型的有效性,对于机组一次调频的管理、联网后联络线功率控制的影响因素以及联网后自动发电控制(automatic generation control,AGC)的有关参数提出了建议。

TBC方式下改善蒙西电网AGC控制性能的方法

分析了在定联络线及频率偏差模式控制(TBC)方式下,影响AGC控制性能的几种因素,包括频率波动、系统的备用容量与AGC的调节容量、AGC机组的调节速率等,针对这些影响因素,提出了相应的改进方法,为了进一步提高AGC整体运行水平,建议把超短期负荷预测和AGC控制相结合,可减少AGC机组的调节频率,优化AGC性能。

海南电网AGC控制模式优化研究

自动发电控制(AGC)已经成为电网频率和联络线调整的重要手段,不同的AGC控制方式控制效果存在差异性。本文通过试验,对比分析了海南电网与南方电网主网联网运行期间分别进行TBC和FTC两种AGC控制模式的联络线控制效果,分析了海南投入FTC控制模式的可行性。

两区域系统实时校正累积偶然交换功率研究

本文就基本的两区域互联电力系统联络线偏差控制中的系统累积时间误差和联络线偶然交换功率积累问题进行了分析。在叙述基本表达式的基础上，针对产生偶然交换功率积累偏差的原因，提出一种以实时方式校正累积偶然交换功率，同时又减少系统累积时间误差的方案。最后就这一方案的应用进行了讨论。

基于改进协同量子粒子群算法的多微网负荷频率控制

网络化通信是智能电网的重要组成部分,但其带来的通信时滞导致维持多微网系统频率稳定更加困难,因此有必要研究网络化时滞下多微网互联系统的负荷频率控制问题。针对该问题,文章提出基于改进协同量子粒子群算法的分数阶PID控制器参数优化方法,以提升网络化通信时滞下多微网互联系统控制器的控制性能。首先,建立了具备风储特性的多微网互联系统仿真模型,并在模型中考虑了网络化通信时滞。其次,借鉴协同与混沌的思想对量子粒子群算法进行改进,优化了算法在粒子群多样性及高维度适应性等方面的性能,使之适用于高维度空间寻优问题。最后,借助MATLAB仿真实验分别从不同时滞下的稳定极限、阶跃扰动下的动态性能、长时间随机扰动下的CPS指标三个方面验证了所提优化方法的可行性与有效性。

提升贵州电网AGC性能的方法

自动发电控制(AGC)作为调整电网频率与有功功率,保证电网安全、稳定运行的重要措施之一。结合贵州电网实际,分析了在定频率与联络线偏差控制方式(TBC)方式下,影响AGC控制性能的因素,提出了提升贵州电网AGC性能的方法。建议把超短期负荷预测和AGC控制相结合,优化AGC性能。