近年来,风电、光电等随机性强的新能源的规模化并网,给电网的安全稳定运行带来挑战,同时,也对电源功率的弹性运行能力提出了新的要求。而由于我国能源结构中火力发电仍占据主导地位,提升火电机组的快速变负荷能力成为解决新能源规模化并网难题的有效途径。如何在电网调度中科学合理地利用火电机组的快速变负荷特性,减少弃风,提高新能源利用率,十分具有研究意义。相关研究表明,利用火电机组的内部蓄热能够有效地提高机组的快速变负荷能力,但其维持时间通常只有30秒左右,所以本文重点关注电网调度环节中决策时间大约为10秒的AGC控制环节,此环节能够充分利用机组的快速变负荷特性。围绕上述背景问题,本文针对基于最优化理论的AGC控制策略数学模型开展研究。该模型以电力市场环境下的经济性为目标,综合考虑了电力系统的经济性、安全性、电网CPS考核机制以及机组调节特性等多方面约束,构成了一个多约束多变量的大型混合整数线性规划模型。然后在含有实际风电数据的小型测试系统进行仿真,验证了模型有效性,能够合理高效的向AGC机组下达指令,为后续的研究奠定了基础。基于上述模型,本文提出了考虑火电机组快速变负荷特性的多目标AGC控制模型。首先,通过改变系统中的风电接入量,仿真分析了火电变负荷特性对AGC控制的影响。仿真结果显示,随着机组变负荷速率的增加,发电机组出力次数降低以及联络线功率偏差的各项指标都明显变好,尤其是当接入的风电比例变大时,效果更加显著。这说明在AGC控制模型中充分考虑机组的快速变负荷特性,有利于电力系统安全稳定运行以及风电消纳。进一步本文研究了一个含有深度利用蓄热机组的电力系统AGC控制模型。在该模型中,首先通过实际数据对深度利用蓄热机组的快速变负荷特性进行建模,模型是关于机组出力的分段线性函数。然后将此模型加入到AGC控制策略模型的变负荷速率约束条件中,构成了一个非线性约束,为了方便求解,引入一个足够大的正数使其线性化,得到了最终的含深度利用蓄热机组的AGC控制模型。最后在测试系统上对模型进行仿真,仿真结果表明,增加系统内深度利用蓄热机组的数量,不仅能够改善机组自身的调节指标,同时能够平抑风电波动,提升电力系统的安全性与稳定性。