云南电网异步运行后,转动惯量下降,本地负荷阻尼水平下降,水电比例大、火电比例小,在水电调速器死区内,频率变化对负荷扰动非常敏感,单步100MW的功率调节可能引起0.1Hz的波动,同时还面临着千万千瓦级调峰和大扰动后快速恢复频率的挑战。研究制定适用于云南高比例水电大规模送出系统的AGC协调控制策略,在保持频率稳定性的基础上实现千万千瓦级调峰的顺利进行和大扰动后频率快速恢复的调节需求,具有重大现实意义。本文首先从异步联网前后云南电网自身频率特性变化入手,系统梳理了电网频率特性变化与一、二次调频以及直流频率限制器(frequency limit controller,FLC)等调频手段间的关系。从实际运行案例中深入分析AGC控制在主站侧、电厂侧以及机组侧存在的问题。其次,针对试运行期间出现的由AGC主导的振荡周期为40-60秒的频率振荡现象,建立包含AGC控制环节的分段线性化频率稳定性分析模型,研究了运行方式以及AGC控制参数对频率波动的影响,进一步研究揭示一次调频与AGC在振荡过程中的相互影响,提出高比例水电大规模送出系统的B参数整定方法。最后,结合云南电网实际运行情况,提出高比例水电大规模送出系统的AGC控制协调策略。在主站侧层面,探讨四种控制策略的优缺点,提出改进的FFC+FFC策略;在电厂侧层面,改造SCHER频率反向小步长返回基点模式,在守住联络线功率的同时,防止大步长返回基点对电网频率产生新的冲击;在机组侧层面,完善脉冲调节方式机组一次调频与AGC协调控制问题,降低AGC将一次调频动作量复归的影响。实际运行表明,本文提出的AGC协调控制策略在有效抑制频率振荡的同时,兼顾大扰动下AGC的快速调节性能,云南电网0.1Hz频率合格率显著提高,频率质量达到了较高的水平。