电力系统频率,即系统内同步发电机绕组中产生的交变电势的频率,表征电能质量的三大性能指标之一。频率稳定是对电力系统运行的基本要求,其前提是发电与负荷及网络损耗功率的相互匹配。如何根据电力系统负荷变化,随时调整发电机出力以适应负荷变动需求,这是自动发电控制(AGC)所要解决的问题。 传统的电力系统运营体系是由发、输、配电以及辅助服务统一管理构成的垂直一体的管制体系。所有发电方均被强制要求义务提供一定容量的备用服务。在“厂网分开”的电力体制改革下,不仅电力能量市场化了,而且包括备用服务在内的各种辅助服务也可以通过市场机制实现,传统的强制发电商义务提供辅助服务的做法也逐渐被剔除。故互联电网AGC运行模式及控制技术也必然作出相应的调整。 在电力市场以及电网互联及其规模拓展的条件下,如何设计AGC控制策略才能使其与能量市场完整配合;互联电网采用何种AGC运行模式及控制技术才能适应电网实际需求,使系统运行达到更高的控制性能;采用何种性能评价标准才能对电网AGC运行控制性能作出合理、正确的评价,并引导电网AGC运行向着有利于促进系统整体运营水平不断提高的方向发展等等是亟需解决的问题。 区域电网市场化是国家电网市场化的一种模式,研究适合区域电力市场的AGC运行模式,特别是在区域电力市场条件下,探求是否存在进一步优化资源配置和改善系统控制性能的可能性,对于区域电力市场的建立及其成功、经济运行极为重要。 本文通过分析AGC基本控制策略,并借鉴国外相似电力市场AGC运行的经验,为区域电力市场条件下的AGC运行提出了六种可能适用的控制模式。在对各种AGC模式及相应的性能评价指标进行详细介绍和静态分析的基础上,进一步作了动态分析。以华东区域电网为例,对各种控制模式进行动态频率仿真、分析、比较和验证。此外,还对相关模式下,在某些参数整定过程中