广东电网自动发电控制分区控制策略研究

针对传统的自动发电控制(automatic generation control,AGC)策略己不能满足电网运行控制要求的问题,结合广东电网实际运行情况,通过对电网内AGC机组调节特性、负荷变化特性的全面研究,提出了适应节能调度模式的广东电网AGC分区控制策略。该策略在保证电网各个稳定断面不越限的前提下,实现了AGC机组对电网负荷的有效跟踪调整,使高效节能机组尽可能多发电,提高了电网运行的经济性。     

3号机组汽机调节系统改造之优缺点分析

老机组原纯液压调节系统在可控性和控制功能方面已不能满足机组协调控制(CCS)和电网自动发电控制(AGC)等的要求，而且还存在着调节系统部套易卡涩、迟缓率大、调节品质差、不能实现阀门管理等等缺点。     

330 MW汽轮机DEH改造后的甩负荷试验

针对发电厂老机组原纯液压调节系统在可控性和控制功能方面已不能满足机组协调控制(CCS)和电网自动发电控制(AGC)等要求,且还存在着调节系统部套易卡涩、迟缓率大、调节品质差、不能实现阀控等缺点,利用先进的数字式电液调节系统(DEH)可灵活组态各种控制策略的优势进行了改造,改造后可满足现代汽轮机控制系统的要求,且系统的安全性、可靠性大大提高。对改造后的机组进行了甩负荷试验,介绍了本次甩负荷试验情况,并作出分析。     

江苏电网AGC安全约束控制的实现与应用

阐述了利用安全约束调度进行自动发电控制(AGC)安全约束控制的实现技术及应用。当系统处于紧急状态或预警状态时,AGC根据实时安全约束调度提出的机组调整方案和灵敏度信息,通过限制机组AGC调节上下限或限制机组AGC调节方向,执行稳定断面越限的校正控制和预防控制。实践表明,AGC安全约束控制可有效消除和缓解了电网稳定断面的越限,提高电网的安全稳定水平。     

AGC模式下超临界机组协调控制策略的完善及应用

自动发电控制(AGC)是电网自动控制的一项基本要求,电网对供电的较高要求需通过AGC和一次调频控制来实现。超临界直流炉机组蓄热能力小、初始响应速度慢,在AGC控制方式下常常难以满足电网的控制要求。针对浙能乐清发电厂超临界机组的特点,对机组协调控制系统进行分析,提出了控制策略优化和完善的措施。现场实际应用表明,改进后的协调控制系统控制策略能有效提高机组的负荷响应能力,且使机组运行更加稳定。     

300MW单元机组AGC系统研究与优化

以华能杨柳青电厂5号300MW单元机组为例,针对其控制系统存在的负荷响应速度慢,无法满足电网自动发电控制(AGC)功能要求等问题,对5号单元机组协调控制系统、磨一次风控制系统、制粉控制系统等相关控制逻辑进行了优化,并对相应的控制调节参数进行了整定。5号机组在投入协调控制方式后,分别进行了负荷扰动试验和稳定负荷试验。试验结果表明,分散控制系统(DCS)的各项控制指标能够满足电网AGC功能的要求,并且机组主要运行参数也满足运行要求。通过对华能杨柳青电厂5号机组相关控制逻辑的优化和相关各控制系统调节器参数的整定,最终达到了提高机组AGC系统控制品质的目的。     

300MW机组协调控制策略优化

为适应大电网对机组快速响应提出的更高要求,发电机组在锅炉跟随协调方式下应能快速响应电网负荷并保证机组压力及各运行参数的稳定.这就要求机组在自动发电量控制(AGC)调节精度上达到最大程度的提升,以满足电网的需要.针对300 MW机组的特点,对协调控制策略进行优化改进,保证机组负荷的快速响应和稳定运行.     

安徽电网实时发电控制系统设计及实现

为了减轻自动发电控制（AGC）机组调节负担,提高AGC控制合格率,提高电网调度自动化水平,安徽电网实时发电控制系统利用超短期负荷预计的结果,自动调整机组发电计划,并自动下发到电厂,使发电机组能较为准确地响应系统负荷变化。该系统改变了传统调度人员用电话调度发电出力的方式,使发电调度较为科学合理,在减轻AGC机组调节负担、提高了电网运行安全性,一年多的运行情况表明,该系统投入小、见效明显,对以火电机组为主的电网AGC实用化工作和提高电网调度自动化水平及质量控制有借鉴作用,可供建立电力实时市场技术支持系统时参考。     

功率闭环改造对水电机组性能的影响

机组功率闭环系统中的调速器在“开度调节”模式下运行时,负荷调节稳定性及AGC调节速率达不到电网要求。调速器改为“功率调节”模式后,机组增减负荷比“开度调节”模式更加稳定,功率实发值与功率给定值相差较小,AGC调节速率也能满足电网要求。     

妈湾电厂厂级自动发电控制系统的设计与实现

对妈湾电厂厂级自动发电控制（AGC）系统的架构、优化模型、控制策略进行了描述。运行结果表明,厂级AGC系统能根据火电厂各台机组的煤耗率、调节范围、运行工况等性能参数,自动、合理地进行全厂机组负荷优化分配,有效降低发电成本,减少机组的调节频度,提高机组的安全稳定性,延长机组使用寿命,降低维护成本。在确保电网安全稳定的同时...     

自动发电控制在江苏电网的开发应用

介绍自动发电控制(AGC)在江苏电网的开发应用情况，就硬件系统结构、系统功能、调试运 行结果等方面介绍建立在N—90机炉协调基础上的AGC闭环控制调节和利用国产火电机组调功 装置HGT按机组负荷曲线调节的AGC控制。     

海南电网AGC超前控制

为了改善海南电网自动发电控制(automatic generation control,AGC),充分发挥火电机组调节性能,基于超短期负荷预测原理建立了海南电网AGC超前控制模型。利用该模型和线性外推法可以预测未来一段时间内每隔5 min的系统负荷,并根据预测自动调整机组发电计划。在两个电厂的火电机组试验结果表明,所提出的AGC超前控制可以改善海南电网的调节质量。     

基于凝结水节流的火电机组AGC控制优化方法

近年来电网对火电机组自动发电控制(automatic gain control,AGC)响应能力提出日益严苛的要求。针对火电机组快速变负荷问题提出一种基于凝结水节流的AGC负荷控制策略。设计协调补偿系统对机炉侧和节流侧功率控制进行解耦,基于锅炉热量信号计算节流功率增量定值,基于节流功率反馈模型对机炉侧负荷控制补偿。在源网联合仿真平台上对改进的AGC响应控制策略进行仿真评估,结果证明,该策略能够在连续稳定控制凝结水节流系统的同时,有效改善火电机组AGC考核指标和控制性能标准(control performance standard,CPS)考核指标,提高火电机组参与电网AGC调节的能力。     

提高广东电网自动发电控制应用水平的探讨

通过对广东电网自动发电控制(AGC)运行情况的分析,指出了影响AGC运行的主要原因是目前的控制方式为滞后的控制方式,适用于水电机组占较大比例的电网,而对火电机组占多数的广东电网,目前的控制方式并不能满足要求。为此,针对负荷预测和发电计划的应用,从管理和技术角度提出了水、火电协调的AGC控制方式。采用该方式可提高广东电网AGC运行水平,但具体的调节效果还有待于实际系统运行的验证。     

基于AGC的稳定断面潮流控制的设计与实现

随着云南电网的迅猛发展,断面稳定输送功率越限问题日益突出.传统的自动发电控制(AGC)在安排机组出力时只考虑机组的调节能力,未考虑整个系统的安全约束,在控制中易引起稳定断面的越限.文中提出将AGC与安全约束调度、灵敏度分析、超短期负荷预报有机结合,在AGC中实现稳定断面有功传输功率的控制,从而构成安全稳定闭环控制系统.在云南电网的实际工程应用表明,该方法可以有效地将稳定断面有功功率控制在允许范围内,保证电力系统的安全稳定运行.     

自动发电控制的优化及试验

结合自动发电控制(AGC)在广安电厂600 MW机组上的运用实例,介绍了火电机组投入AGC指标和AGC系统原理图。针对投入AGC后暴露的问题,从投运率、调节容量、响应速度和调节精度等方面进行完善。试验证明:优化后的AGC能够满足其调节性能的要求。     

掺烧褐煤直吹式汽包炉机组AGC控制技术研究

针对掺烧褐煤后导致锅炉主汽压力迟延过大、制粉系统出力不足及机组不能满足电网AGC要求的问题,对机组AGC下协调控制策略进行了改进和修正,增加了新型前馈指令,修改了汽机主控、锅炉主控以及一次风压力等回路的控制策略,并重新整定系统控制参数。修正后的控制策略在多台机组中得到了应用,实践证明控制策略改进效果较好,机组可以在大部分工况下投入自动发电控制(AGC)方式。     

兼顾水电机组调节性能和经济性的水电厂AGC策略

为了满足“两个细则”的要求以及充分调动水电厂提供调频辅助服务的积极性,对水电厂自动发电控制（AGC）策略中与调节性能关系密切的部分进行分析与设计,在保证机组安全性的前提下,通过对影响水电厂AGC的因素进行分析,引入与机组调节速率和调节精度相关的控制条件,在经济性目标的基础上加入参加AGC调节的机组数量最少的目标,建立水电厂AGC最优控制策略模型,确保水电厂机组AGC调节性能在电网考核合格的范围内,有效减少水电厂AGC的考核电量,保证水电厂AGC的调节品质并提高经济性。仿真结果验证了所提策略的有效性。     

适应电网多复杂工况的AGC控制模式转换技术研究

调度控制系统中AGC机组控制模式依靠人工决策修改的方式,已经无法满足电网实时平衡和多复杂工况下的调节需求。文章首先根据AGC机组控制模式的负荷扰动调节特点,对机组控制模式进行归类分析;然后提出适应电网正常和紧急2种工况的控制模式自动转换方案,提出适应CPS标准的调节备用需求模型和模式转换策略,策略兼顾负荷趋势调整和平衡控制双重目标,实现对机组控制角色的自适应转换和调节容量的优化调控;通过大功率缺失扰动下满足CPS/DCS标准的调节备用需求分析,提出紧急功率控制模式转换策略,通过扩充紧急功率控制调节容量,以快速支援电网功率恢复。最后通过算例分析验证了所述方法的有效性。     

协调AGC与PFR的水电机组有功/频率联合控制策略及应用

电网频率在系统扰动发生后将持续波动，机组一次调频(primary frequency control, PFR)与自动发电控制(automatic generation control,AGC)将先后动作，AGC与PFR作为系统频率调节的主要手段，二者协调动作对频率稳定至关重要。近年来电网实际扰动和水电机组现场试验多次出现了机组AGC与PFR不协调的现象，AGC反向调节PFR，或者PFR动作闭锁AGC(含闭锁反向AGC)调节的现象十分普遍。基于系统计算分析及机组调试发现的问题，提出了一种多模式适应的监控系统有功/频率联合控制系统模型结构，通过在监控系统有功控制结构上设计调频修正逻辑，可实现当频率变化时实时计算调频功率目标值以动态修正监控系统功率给定，实现AGC和PFR的指令叠加。同时为提高监控系统有功/频率联合控制的适应性，在监控系统新增的调频修正逻辑可设置2套独立参数，以匹配调速系统大/小网控制模式。该策略已在白鹤滩等20余台水电机组示范应用，从机组投产至今保持安全稳定运行，解决了水电机组PFR与AGC协调难题。在高占比水电系统及水电高占比新型电力系统中，该策略可以保障水电机组稳定、...