330MW供热机组AGC和一次调频控制策略分析及优化

目前,抽汽式供热燃煤发电厂需要解决的一个难题,既要确保周边工业园区高质量的供热要求,又要满足电网自动增益控制(AGC)和一次调频对大容量供热机组的调度要求。介绍了吴泾热电厂2台330 MW机组在基建调试结束后,因控制策略牺牲了变负荷调节性能而换取稳定供热运行,造成了不能满足电网调度对机组进行AGC和一次调频的要求。从机组控制优化和逻辑要求入手,在供热工况下对AGC和一次调频控制策略进行了梳理和优化。通过多次试验和调整,修改和完善了变负荷时的相关参数,提高了机组的负荷调节性能,满足了电网AGC及一次调频要求。     

火电机组一次调频及AGC全网试验分析

结合西北电网机组一次调频及AGC全网试验情况,对火电机组一次调频及AGC试验中存在的技术问题进行了较为系统、全面的阐述和分析,对一次调频及AGC涉网技术管理工作提出相应的建议。通过试验发现不同电厂机组一次调频性能差异很大,部分机组一次调频性能不能满足电网运行要求,需进行优化和完善。试验结果表明并网机组投入一次调频和AGC功能可显著提高电网频率稳定陛,改善电网频率动态品质。     

亚临界燃煤机组AGC控制策略优化分析

为提高燃煤机组自动发电控制(AGC)控制质量,满足华东电网对电厂的技术要求,主要分析了亚临界火电燃煤机组AGC负荷控制响应滞后问题,并结合华能太仓电厂2号机组300 MW亚临界火电机组的AGC控制逻辑情况,总结出改善机组AGC控制质量的变负荷前馈优化方案,并通过理论分析,设计了预加煤微分逻辑、限幅逻辑、煤量修正及速率限制逻辑、一次风压修正逻辑等手段进行控制优化,并对锅炉侧的滞后性、安全性进行了优化,提高了机组AGC控制品质。     

机组负荷在线优化分配技术在闵行电厂的应用

电网要求每台机组的出力都由电网调度直接控制(AGC运行方式)，因而传统的经济调度手段在电厂内部已经不再适用。从经济调度的必要性出发，提出采用机组负荷在线优化分配技术。采用这一技术的关键，是对电厂总出力的调控能力要达到电网调度直接控制每台机组出力时的水平。结合具体工程项目，对优化目标函数、约束条件及最优化求解方法等进行了研究。图1参3     

凝结水调节参与负荷调节的1000MW机组协调控制系统

上海上电漕泾发电有限公司2×1 000 MW超超临界机组目前采用一种新型节能的协调控制方式,调整压力设定值使得汽机高压调门全开,并通过凝结水调节参与负荷调节和优化锅炉燃烧率控制来加快负荷响应,同时应用汽机调门阀限调节技术实现一次调频功能。从而在基本满足电网AGC变负荷和一次调频功能要求的前提下,实现汽机高压调门全开的新型协调控制方式。     

水电厂监控系统AGC负荷调节建模与仿真研究

根据电力系统仿真计算要求,对水电厂监控系统AGC负荷调节模块结构和工作原理进行了深入研究,建立和改进了能够正确反映水电厂调节系统的模型,包括单机AGC负荷调节部分、水轮机及引水系统、调速器几个部分,模型能对机组一次调频、单机AGC增减负荷过程进行仿真,同时选择安康水电厂进行了仿真验证。     

联合循环机组AGC的实现

本文介绍了某天然气电厂60MW联合循环机组AGC系统的实现概况。通过modbus协议实现了DCS和Mark-V的通讯以及省电网调度中心和DCS的通讯,设计出了负荷分配和控制的策略,并给出了控制sama图,完成了厂内的负荷摆动试验以及和省电网调度中心的联调试验。AGC试验负荷曲线和结果分析表明,该系统实现了联合循环机组发电自动控制的功能,确保了该电厂如期投入商业运行。     

水电机组一次调频与AGC协联控制改造及试验分析

维持电网频率在规定的范围内,是水轮机调节的基本任务。本文首先介绍了调速器开度控制模式及功率闭环控制模式的控制策略,阐述了两种控制模式之间的区别,并探讨了水电机组一次调频与AGC的协联机制,分析了现有模式与改进后水电机组一次调频与AGC控制策略的要求,以某机组试验为例,验证了改进后水电机组一次调频与AGC的协联控制性能,检验了机组运行的稳定性。     

燃气轮机快速变负荷在调频市场中的研究与实践

随着电力市场改革的不断深入,燃气轮机因燃料价格相对于燃煤电厂较高,在电能量市场的竞争中存在劣势。新能源并网的大规模提升导致电网调峰调频的需求增加,调频性能较好的燃气轮机在调频市场中存在优势。然而随着煤电联合储能技术的应用以及调频性能更优的水电进入调频市场,燃气轮机在调频市场的竞争愈增激烈。为提升燃气轮机调频性能,分析快速变负荷技术对燃气轮机调频性能的影响和收益,提出快速变负荷提升调频性能的解决方案。珠三角某燃气轮机电厂的工程实践证明,快速变负荷技术大幅度提升机组调频性能,提高机组在调频服务市场的竞争力。     

基于零号高压加热器的深度调峰控制策略研究

为提高燃煤火电机组深度调峰脱硝装置投运率、满足电网快速调峰和调频需求,以及提升机组低负荷运行经济性,设计基于零号高压加热器的宽负荷脱硝、深度调峰和调频等控制策略,针对某660 MW机组加以实施和试验验证。试验结果表明：基于零号高压加热器的深度调峰控制功能,利用机组高压回热系统蓄能参与负荷控制,机组深调期间能够满足1%P_e/min的AGC变负荷和电网频差0.083 Hz内的一次调频响应需求;在机组深度调峰期间可增开汽轮机进汽调阀,减少节流损失,全开工况下可降低发电煤耗超过1.6 g/(kW·h);协同深度调峰期间机组快速负荷响应和脱硝烟温控制需求,能够维持脱硝入口烟温超过安全限值,实现脱硝系统安全稳定投运。     

大型水电厂AGC调节策略研究

AGC机组调节比较频繁,如果仅考虑经济性而调用大量机组去响应并非特别大的随机负荷调整是不尽合理的,尤其是对机组台数众多的大型水电厂,不仅经济上得不偿失,而且会带来安全隐患。随着电力市场理论研究的深入和市场规则的完善,辅助服务市场将引入竞争逐步走向市场机制,电厂通过竞价方式确定是否承担AGC服务,这种承诺性交易使水电厂可预先采用合适的AGC调节策略,协调发电与AGC之间的关系,提高运行安全性和经济性。针对大型水电厂及电力市场下AGC调节问题,提出了动态分组轮换控制策略,既避免了机组频繁调整,也实现了负荷的经济分配,更适应大型水电厂的AGC运行。     

含大规模风电的电网AGC交易研究

针对电网负荷特性及AGC调节现状,研究并制定了各电厂应义务调节AGC的标杆值,建立了电网AGC撮合交易模型,以上海市东海风电场并入上海电网为算例,交易结果表明AGC撮合交易可提高各电厂经济性、降低电网缺电风险和风电场弃风风险。     

基于AGC考核指标的PID参数优化研究

在"两个细则"中AGC(自动发电控制)考核标准执行后,针对电厂机组整体优化中PID参数整定的实际问题,提出了基于AGC考核指标的PID参数优化方案。本文以AGC综合考核指标作为目标函数,采用遗传算法进行PID参数优化,并与传统方法(Z-N法和ITAE法)进行控制性能比较与分析,研究其提高机组AGC性能的可行性和有效性。最后以660 MW亚临界单元机组为实验模型进行仿真验证,仿真结果表明,提出的方法能够显著地提高AGC性能指标,对运行操作人员具有指导意义。     

南方电网抽水蓄能电站自动发电控制功能研究与应用

抽水蓄能电站自动发电控制功能是电站的核心控制功能,抽水蓄能电站工况复杂,具备水泵、调相等特殊工况,其自动发电控制逻辑较常规电站复杂。本文以南方电网所辖的各抽水蓄能电站为例,详细介绍了南方电网抽水蓄能电站自动发电控制功能的主要控制算法,包括发电工况成组控制、抽水工况成组启动控制算法等,为抽水蓄能电站自动发电控制功能设计提供参考。     

超临界机组智能化协调控制系统研究和实施

提出一种有别于传统燃煤发电机组的智能化协调控制方法,它能根据机组增减负荷和稳态工况,采用合适的控制方式,在变负荷时采用保证机组安全运行的前提下,充分发挥机组变负荷性能的控制方式,更好地满足电网的变负荷要求;在稳态时采用有利于机组稳定经济运行的控制方式,较好地协调厂网利益。智能化协调控制策略包括协调方式的智能化控制方法、直流炉智能化给水控制方法、智能化快速反向变负荷方法和智能化超调控制方法等控制技术。