发电侧电力市场下的AGC容量确定与机组选择

现有自动发电控制(AGC)容量确定方法只考虑了安全性，因而造成计算结果偏大，而已有的优先顺序法只考虑用一种指标进行AGC机组选择。文中利用统计分析方法，通过考察发电机组AGC执行历史数据来确定不同AGC容量需求对应的概率；并在AGC运行费用中计入了因调节容量不足所造成的惩罚费用，将AGC运行费用最低点的概率所对应的AGC容量作为系统所需AGC调节容量。同时，提出了可考虑多种指标的改进型优先顺序法，该方法可综合考虑性能和价格两方面的因素。通过对某省实际电网的算例分析，验证了所提出的方法的可行性和实用性。     

发电侧电力市场下的AGC容量确定与机组选择

现有自动发电控制（AGC）容量确定方法只考虑了安全性，因而造成计算结果偏大，而已有的优先顺序法只考虑用一种指标进行AGC机组选择。文中利用统计分析方法，通过考察发电机组AGC执行历史数据来确定不同AGC容量需求对应的概率；并在AGC运行费用中计入了因调节容量不足所造成的惩罚费用，将AGC运行费用最低点的概率所对应的AGC容量作为系统所需AGC调节容量。同时，提出了可考虑多种指标的改进型优先顺序法，该方法可综合考虑性能和价格两方面的因素。通过对某省实际电网的算例分析，验证了所提出的方法的可行性和实用性。     

火电AGC机组超前控制策略

针对目前常规火电机组自动发电控制(Automatic Generation Control,AGC)性能的不足,设计了基于超短期负荷预测的火电机组AGC超前控制策略,与基于区域控制误差(Area Control Error,ACE)控制的水电机组AGC相配合,实现水火电AGC机组协调控制,达到充分利用火电AGC并调整长期ACE指标的目的。这种方法不仅适用于当前阶段,经过少量的改动也能应用于电力市场AGC辅助服务交易中。应用该方法的超前AGC控制系统已在江西EMS 系统平台上实现并投入在线闭环控制,运行实践表明,该方法能有效预测ACE未来的变化趋势,对指导AGC进行超前调整起到了很好的作用。     

基于SSTLF与AGC的机组出力调度系统设计

从浙江电网实际负荷特点及浙江AGC的应用现状出发,提出了基于超短期负荷预测的机组出力调度系统的构想。该系统通过调度员的参与能够实现全网机组出力的实时合理调节,从而达到提高浙江电网守口水平的目标。文章进一步介绍了该出力调度系统的总体结构和设计方案,并介绍了目前成功应用于浙江电网的几种超短期负荷预测方法。文章认为该出力调节系统具有较强的实用性,在国内电网中具有普遍的通用性。     

基于SSTLF与AGC的机组出力调度系统设计

从浙江电网实际负荷特点及浙江AGC的应用现状出发,提出了基于超短期负荷预测的机组出力调度系统的构想.该系统通过调度员的参与能够实现全网机组出力的实时合理调节,从而达到提高浙江电网守口水平的目标.文章进一步介绍了该出力调度系统的总体结构和设计方案,并介绍了目前成功应用于浙江电网的几种超短期负荷预测方法.文章认为该出力调节系统具有较强的实用性,在国内电网中具有普遍的通用性.     

超临界机组旁路配置及容量选择

简述了超临界机组旁路系统的型式及功能,介绍了当前世界上美、日、欧及国内不同技术体系的大机组旁路系统的配置特点,分析了旁路容量的选择方法,给出了汽轮机旁路系统的配置建议.     

电力市场环境下AGC服务考核和结算

为促进AGC服务考核和结算业务的发展,结合重庆电网AGC服务管理实际,提出了基于统计学相似系数法与层次分析法AHP的AGC服务实际调节效能考核和结算方法.该方法利用统计学相似系数法得出AGC服务各性能考核结果,根据各性能对系统贡献大小用AHP把它们组合起来,作为对AGC服务考核的依据,然后根据考核结果对AGC服务进行结算;最后,通过算例分析,说明该方法不仅能够体现AGC服务性能的差异,客观反映其对系统的实际贡献,同时还能为电力市场运营提供丰富的经济学信号.     

提高火电机组AGC性能的方法研究

论述了火电机组自动发电控制（AGC）功能对协调控制系统（CCS）的性能要求,分析了发电机组调节速率不能满足要求的主要原因。并以广东某电厂3号机组为例,分析了CCS存在的主要问题,提出了增加负荷指令-燃料量指令的动态前馈功能,以提高火电机组AGC性能。试验结果表明,该方法对提高火电机组AGC性能有显著效果。     

提升火电机组AGC性能的混合储能优化控制与容量规划

以铅酸电池和全钒液流电池组成的混合储能为例,针对常规机组调频的固有特点,研究了混合储能装置配合传统机组参与自动发电控制(AGC)的充放电策略和最优容量配置计算方法。首先,针对常规机组调频的特点,提出一种考虑抑制反向调频、死区振荡、储能装置过度放电、荷电状态水平强制归位的优化控制策略;其次,综合考虑配置储能装置成本和发电侧调频收益,构建储能装置系统经济运行优化函数的容量规划模型;最后,根据某发电厂实际运行数据进行仿真计算,利用粒子群优化算法求解,结果表明该方法的调频效果、运行经济性等比常规机组调频均有提升。     

AGC容量需求研究

自动发电控制(AGC)容量需求分析是预测AGC未来时刻所需容量的重点.也是辅助服务市场中AGC责任分配的基础,并能够为控制和减小AGC容量需求,更好地完成AGC控制任务提供依据.在相关研究成果的基础上,提出以历史负荷为依据,考察历史AGC真实需求的AGC容量需求模型,其中完整地考虑了AGC跟踪死区、AGC机组之间配合问题、备用的跟踪遗漏以及风力发电等新能源发电的自然发电波动等因素.研究表明上述几个因素所占份额较大,不容忽略.根据东北电网AGC相关历史数据,计算历史某天东北电网的真实AGC购买需求,结果表明了该模型的合理性和有效性.     

超临界机组AGC控制系统优化

介绍了在华东电网《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》和《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》两个细则实施中,田集发电厂2台600MW超临界机组自动发电控制系统存在的问题;针对这些问题,提出了改进方案,使得机组经济效益得到很大提高.     

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。     

供热机组自动发电控制方式的实现

为了提高电网的运行水平,各电网纷纷要求所属(管辖)电厂单机容量在300 MW及以上机组和具备条件的单机容量200 MW及以上机组进行电网自动发电控制运行.文章简要介绍了供热机组实现AGC控制方式的基本步骤与方法,并结合AGC控制方式的整个实现过程讨论了供热机组AGC控制方式实现过程中可能遇到的问题和解决办法.     

“两个细则”条件下的超临界机组AGC协调控制优化

为满足华北电网"两个细则"自动发电量控制(AGC)的要求,以大同第二发电厂三期工程为例,提出了超临界机组的AGC协调优化控制策略。该优化控制策略在汽机主控中加入了微分信号回路,使汽轮机侧能够快速响应负荷的变化;对负荷速率环节进行修正,当负荷与压力的综合工况改变时,提高负荷变化速率;在压力设定中引入了保持策略,避免了压力偏差大时的波动;用水煤比和压力偏差对锅炉主控前馈进行校正,缩短了锅炉侧的响应时间;在给水控制中加入了过热度调节,有利于压力的变化,避免了水量波动。文中对控制策略优化前后的数据进行比较,证明了优化后机组AGC性能指标有较大提高。这表明优化控制提高了超临界机组的AGC协调控制能力,能够适应"两个细则"的要求,可以争取到一定的补偿。     

考虑控制性能标准的AGC机组经济补偿研究

为了维护电网安全、可靠、经济地运行，必须公正合理地对参与电网自动发电控制(AGC)电厂进行考核和结算。当AGC机组退出运行后，国内电力市场在结算时一般未考虑其对区域联络线功率电量经济考核的影响，仅以罚款系数对其进行考核。这种结算方式缺乏合理的量化理论依据，不能真正体现市场的公平性，一定程度上制约了AGC机组性能的提高和更加有效地运行。在解析AGC运行和结算过程的基础上，根据谁造成损失谁补偿的原则，提出一种量化的补偿算法，来评价机组退出AGC运行对区域联络线功率电量经济考核的影响。算例说明了该补偿算法的合理性和有效性。     

9F级燃气蒸汽联合循环机组参与电网自动发电控制的思考

介绍了燃气蒸汽联合循环机组的负荷控制特点及自动发电控制（AGC）的控制策略,以及机组在变负荷率下的AGC试验（包括AGC试投、升负荷、降负荷）。还介绍了燃气蒸汽联合循环机组参与电网AGC调节时存在的问题及改进设想。如燃气蒸汽联合循环机组投入AGC后,AGC负荷上限值要根据机组实际运行情况进行不断修正,才能真实反应机组运行的负荷上限。为了避免设置燃机最高可调负荷的盲目性和频繁性,确保大型燃气蒸汽联合循环机组经常处在效率高的“基本负荷”模式下运行发电,建议由省级电力调度交易中心通过RTU装置直接将基本负荷指令送到具体的燃气机组：同时分析燃气蒸汽联合循环机组在各种负荷控制模式下的一次调频特性。     

大容量机组单元控制室电气控制模式探讨

大容量机组单元控制室电气控制模式 ,主要有DCS +集控楼电子室I/O柜、DCS +电气现场远程I/O柜、以常规DCS为主体电气某些子系统采用现场总线控制 (FCS)以及采用独立的电气微机监控系统等几种模式。比较这几种模式的利弊 ,结合国内当前具体情况 ,推荐采用DCS +电气现场远程I/O柜的模式 ,并建议电厂公用辅助系统可择点试用FCS。