火电机组负荷响应优化软件的应用

近年来,各大电网对火电机组的要求越来越严格,变负荷调节速度越快,机组性能就越好,电网评估出的性能综合指标Kp就越高。介绍了负荷响应优化软件（URO）的基本原理和实施方式,URO通过过程建模和运用模型预测控制明显的改善了机组负荷跟踪特性,在提升火电机组调节速度的同时,也兼顾了机组的稳定运行,使得锅炉和汽轮机有良好的协调,电网AGC性能综合指标Kp的改善,最终为发电机组带来了的经济收益。     

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。     

基于现货市场下的燃气—蒸汽联合循环机组辅助调频协调控制系统优化研究与应用

为了提高燃气供热联合循环机组的AGC响应能力,本文对燃气供热联合循环机组汽机调门特性分析,提出一种基于汽机流量参与AGC的协调控制策略。通过将汽机主控切换为调峰滑压控制,使汽机调门控制主汽压力稳定并参与机组负荷响应。经过现场试验验证,针对阶跃型升和降负荷指令变化,机组的AGC调节综合指标Kp分别由1.49和2.96提高至3.33和3.70;针对“W”型负荷指令变化,机组的AGC调节综合指标Kp由2.17提升至3.68。该策略能够快速响应负荷指令变化初期负荷响应需求,加强了协调控制的变负荷稳定性,提高了机组盈利能力,对于同类型机组具有借鉴和应用价值。     

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。     

300MW循环流化床机组AGC控制优化

根据《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》要求,结合米东热电厂CFB机组特性,通过分析机组历史运行情况及存在的问题,进行了针对性控制策略优化,重构锅炉主控、汽机主控结构,增加锅炉、汽机各前馈量调节,保证机组物料平衡、能量平衡,克服循环流化床机组热惯性等问题,有效提高了米东热电厂2~#机组AGC协调控制能力,AGC控制品质达到优良,使机组负荷调节能力完全满足和优于西北电网"两个细则"负荷调节指标的要求。     

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。     

基于汽轮机分级前馈补偿的火电机组AGC优化

随着新能源发电占比增大,电网侧对火电机组响应速度和调节精度提出了更高要求,传统AGC(自动发电控制系统)已无法满足此要求。提出一种基于分级前馈系统的AGC优化方法,首先计算汽轮机输入功率偏差ΔN,超过阈值M时则进行分级修正,且修正值随差值动态变化,指令偏差大时,增加修正值以提高响应速度,同时防止过调,反之,减小修正值;当偏差值低于阈值L时,不修正,减少阀门动作频率,降低设备损耗,此优化方法主要基于"两个细则"考核指标及锅炉储能计算来动态设置参数,实用且易于实现,即提高机组AGC调节性能,同时给企业带来可观经济效益,极具推广价值。     

基于AGC指令状态判断的火电机组变速率负荷控制策略研究

在当前电力市场环境下，机组AGC指令的特性发生了较大改变，高频、反复波动的AGC指令成为机组负荷调节的常态。而当前控制策略的设计，特别是变负荷策略的设计，并未考虑AGC状态和充分利用机组蓄热的问题，具有较大的局限性。针对当前电力市场环境下，机组变负荷策略中的短板问题进行了分析。提出了基于AGC指令状态的火电机组变负荷控制策略，在判断机组AGC指令状态的基础上，于相对稳定工况时充分利用机组蓄热加快汽机侧的负荷调节速率，实现机组负荷调节速率的提升。     

提高1GW超超临界机组变负荷性能的策略分析及实践

从上海电网的主要特征入手,解读本地燃煤机组在电网自动发电控制(AGC)调节中的特殊角色和所需承担的特殊责任;而1GW超超临界机组因其设备特点很难适应电网频繁调频的需求;但AGC调节是上网电厂的一项基本义务,外部形势一时很难改变,燃煤电厂需从自身寻找突破口,以期适应当今电网的调峰需求。介绍了上海外高桥第三发电厂以创新思路寻求突破点,在投产初期采用凝结水调频技术,在持续改进AGC性能期间采用高压抽汽调频技术,在兼顾大幅增减负荷和小幅频繁反向调节负荷两种方式时,通过统计找到辨识方法为策略形成提供依据,并且对单向变负荷时一次调频的反作用提出了约制的建议。     

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。     

宁夏电网AGC控制合格率统计方法的在线程序开发

总结了宁夏电网ＡＧＣ运行过程中在ＡＧＣ运行指标统计方法方面存在的问题，提出了一种新的统计方法，并进行了在线程序开发。运行实践表明采用该方法后，能够较好地反映宁夏电网ＡＧＣ运行期间的ＡＧＣ的调节品质     

Practical implementation of the SCADA+AGC/ED system of the Hunanpower pool in the central China power network

To accomplish the dispatching automation of the Hunan Power Pool (HPP), a supervisory control and data acquisition and automatic generation control/economic dispatch (SCADA+AGC/ED) system supplied by Systems Control in the USA was imported by the Hunan Power Dispatch Control Center. In December 1990 the practical implementation acceptance test for the new system was completed. The new system is the first system completed to use closed loop control of AGC in the power pools of China. This paper reviews the background of developing the new system, and describes implementation schemes and operation tests of AGC. At the same time, the Constant Net Interchange (CNI) mode of AGC in the HPP is also discussed in detail, and finally the economic benefits and the improved operation quality after AGC is in operation are described     

基于电池寿命损耗的火电一体化调频系统容量配置

电池储能系统具有快速、精确的功率响应能力,为传统火电机组配置适当容量的储能系统,不仅能够帮助电厂更好的跟踪自动发电控制指令,而且可以帮助电网更高效地完成AGC(自动发电控制指令)控制目标。以锂离子电池为基础,采用对机组补偿的控制策略,在保证AGC补偿收益最大情况下,基于储能电池寿命方程,建立储能系统寿命损耗成本最小的目标函数,然后对机组运行过程中实际需求的容量进行分析,综合得出最优的配置容量。对某发电厂实际运行的数据进行算例分析,进一步验证了所提方法可以有效提升机组的调频效果。     

Automatic generation control for hydro systems

The authors present the decision of an automatic generation control (AGC) system implemented with digital computers that periodically sample tie-line real power flows, line frequency, and generator power outputs. These analog signals are measured at 2-5 intervals and combined with desired interchange to obtain the area control error (ACE). The ACE digital quantity is allocated to regulating hydro turbines and transmitted via telemetry to the remote terminal units (RTU). The RTUs convert the raise/lower megawatts (MW) into timed relay contact closures to the governor which result in wicket gate open/close movement to change the generator output power. The output power of each generator is monitored by the digital AGC, which closes a feedback loop around the governor-turbine-generator to assure that the desired power level is attained. The feedback loop design, which is essentially a sampled-data control, is described. Additional feedback loops due to the ACE and load regulation are also analyzed. A method for allocating water usage between reservoirs on a generator command-time basis is presented. The theoretical designs are verified by online measurements     

Multi-timescale robust dispatching for coordinated automatic generation control and energy storage

The increasing penetration of renewable energy into power grids is reducing the regulation capacity of automatic generation control (AGC). Thus, there is an urgent demand to coordinate AGC units with active equipment such as energy storage. Current dispatch decision-making methods often ignore the intermittent effects of renewable energy. This paper proposes a two-stage robust optimization model in which energy storage is used to compensate for the intermittency of renewable energy for the dispatch of AGC units. This model exploits the rapid adjustment capability of energy storage to compensate for the slow response speed of AGC units, improve the adjustment potential, and respond to the problems of intermittent power generation from renewable energy. A column and constraint generation algorithm is used to solve the model. In an example analysis, the proposed model was more robust than a model that did not consider energy storage at eliminating the effects of intermittency while offering clear improvements in economy and efficiency