百万千瓦发电机组协调控制策略分析与优化

基于某发电厂百万千瓦超超临界发电机组,分析了不同工况下发电机组协调控制回路的调节效果,介绍了协调控制系统的控制策略与逻辑关系.针对协调控制回路存在的问题,进行了分析与调研,并结合发电机组升降负荷时相关参数的变化趋势和规律进行试验,最终确定协调控制策略优化方案.利用发电机组停机期对相关控制回路框架进行组态优化,在发电机组...     

凝结水调频技术在泰州电厂的应用

为了提高电能质量和电网频率的控制水平,迅速消除由于电网负荷变化而引起的频率波动,电网一般都要求发电机组具备在短时间内增加或减小一定量的出力以快速响应电网频率下降或上升的能力。凝结水节流参与机组负荷调节,能够有效挖掘机组蓄能、提高负荷变化能力,满足电网频率调整的要求。泰州电厂二期工程采用全周进汽超超临界二次再热汽轮发电机组,采用主汽调节阀节流进行负荷调节时节流损失很大,总结近年来凝结水节流技术在机组负荷调节上的成功经验,探讨将该技术运用在泰州电厂二期工程中的必要性和可行性。     

基于负荷预测的地区电网电压无功控制方案

为提高地区电网的电压无功调节能力,构建了以实时电压无功优化控制为主,以各供电区域校正控制为备用的自动电压控制(Automatic Voltage Control,AVC)体系。提出了基于负荷预测的预先控制方案,根据负荷预测结果自动划分负荷变化趋势,并结合负荷变化趋势确定无功设备的调节方向。福州电网的闭环运行结果表明,该方案可有效提高电压和功率因数的合格率,避免无功设备的频繁调节。     

先进控制技术在1000 MW超超临界机组上的应用

针对潮州电厂1000 MW超超临界机组存在变负荷速率低、主要控制参数波动大、主汽温易超温的问题,利用有机融合预测控制技术、神经网络学习技术及自适应控制技术,提出了现代大型超超临界火电机组自动发电控制(AGC)的先进控制方法,并利用基于PLC的热工控制应用平台(INFIT)实时优化控制系统将上述控制方案在现场成功实现。机组上的实际应用表明,采用INFIT平台实现的先进控制技术明显提高了机组的负荷调节性能、机组运行稳定性和平均主、再热汽温,提高了机组的整体运行安全性和经济性。     

500MW汽轮发电机组的甩负荷试验

近年来发生多起机组飞车恶性事故，引起事故的主要原因是机组动态特性不良，机组转速控制系统失灵。判定调节系统动态性能是否合格需通过甩负荷试验来完成。为开展这项工作，在前苏联制造的直流锅炉，超临界参数５００ＭＷ汽轮发电机组上分别进行了甩３０％，６０％，和１００％负荷试验，并分析了甩负荷动态过程。通过甩负荷试验，证明该汽轮发电机组的主辅机动态调节，控制性能良好。     

650 MW超临界机组送风自动控制优化

针对某电厂650 MW超临界机组送风自动调节品质差、自动无法投入的问题,对风量和氧量测量装置以及送风控制策略进行了优化。实际运行表明,优化后送风自动调节系统能够满足机组50%~100%负荷工况下稳态及变负荷工况运行的要求,有利于提高送风自动调节品质和投入率。     

超（超超）临界直流炉给水控制方案比较与分析

超超临界机组越来越广泛使用,超超临界直流炉给水波动对机组的主汽温、主汽压、负荷有较大影响,典型的多入多出非线性、强耦合、变参数特点使直流炉给水控制成为重难点问题。目前超超临界机组的各类典型给水控制方案,在被调量表征参数选取、调节量的选取方面存在较大的差异。为了提高火电机组控制水平,火力发电企业开展了多方面的研究与探索。介绍了几种燃水比被调量选取的方案及调节量补偿方案,并对比分析了不同方案的优缺点。     

1000Mw超超临界机组主蒸汽与再热汽温度的调整方法

以上海外高桥第三发电有限责任公司的2台1000MW超超临界发电机组为例,文章分析了锅炉在变负荷的条件下,通过改变“水煤比”和调节燃烧方式来保持主蒸汽温度和再热蒸汽温度稳定,是一种重要的调节方法,其对超超临界发电机组的安全、经济运行有着重要的作用。     

汽轮发电机组的甩负荷试验及其经验

汽轮发电机组甩负荷试验是测试汽轮发电机组动态特性，防止飞车事故的重要试验。文章就汽轮发电机组的甩负荷试验方案的制定、试验方法和准备工作进行了论述。提供了甩负荷试验过程控制的一些方法和手段，特别提出了超临界直流炉机组如何选定甩负荷后运行工况和调整的方法。     

华能玉环电厂4×1000MW超超临界机组燃水比控制策略

简要分析华能玉环电厂4×1000MW超超临界燃煤发电机组及其控制特点,指出超超临界直流锅炉调节的关键是控制燃水比,阐述了超超临界燃煤发电机组的燃水比控制策略,并针对调试、投产后燃水比控制出现的问题提出了解决方法,取得了良好的控制效果。     

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。     

基于控制性能考核标准的水火电机组实时协调控制

省级电网的在线有功调度中,水、火电自动发电控制(automatic generation control,AGC)机组和非AGC机组之间缺乏协调,使得水电AGC机组必须保留较大的备用容量,这不利于节能减排,而且会恶化电网安全运行水平。文章在计划机组和AGC机组之间新增一类协调AGC机组,用于协调S机组和Y机组。依据控制性能考核标准(control performance standard,CPS),把运行状态划分为正常区、预警区和紧急区,根据运行状态划分结果来确定C机组当前的协调策略。文中的协调策略可以保证S机组尽量跟踪计划,同时为Y机组提供容量支持。仿真计算和现场实际控制效果验证了文中算法的正确性和合理性。     

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。     

超临界火电机组运行灵活性提升控制策略研究及应用

新能源发电装机容量和区外远距离供电量的不断增长,电网供电结构发生了根本性变化,导致调峰压力不断加大,对火力发电机组自动控制灵活性改造的要求也因此逐步提高。通过对电网AGC指令特点分析,并研究超临界火电机组的控制特性,按照电网日趋严格的调度要求,提出了提高宽负荷下机组负荷响应速率、避免AGC指令小幅波动对机组控制的影响,以及提高再热汽温控制稳定性等一系列优化策略。经过实际应用证明,优化后的协调控制系统可以在保证机组主要热力参数稳定的基础上,很好地满足电网对火电机组运行灵活性提升的考核要求。     

扰动控制性能评价标准在福建电网的应用

简要介绍了华东电网正在推行的控制性能标准(control performance standard,CPS)/扰动控制标准(disturbance control standard,DCS),以及基于CPS/DCS的系统扰动控制性能评价及考核办法。提出在福建电网采用自动发电控制(automatic generation control,AGC)机组及非AGC机组按照正常速率或紧急速率自动调节,或采用人工调节相结合的DCS控制策略。建立了基于CPS/DCS的AGC控制策略中4个控制器之间的协调机制,并根据华东电网CPS/ DCS考核结果对各控制器的控制修正系数进行优化。在福建电网EMS系统中完成了DCS控制策略及AGC控制策略的功能开发,最后通过福建电网实际发生的扰动对该策略进行了验证。     

互联电网控制性能标准下自动发电控制策略的选择

正确选择互联电网控制性能标准(CPS)下的自动发电控制(AGC)策略不但能提高电网频率质量，而且能减少机组正常运行时的调节工作量。作者对比了A系列标准与CPS标准下的AGC调整幅度，从CPS规定出发，提出了两类针对CPS的AGC控制策略的基本形式，分析了不同控制策略之间的差异。     

水电机组一次调频与AGC典型控制策略的工程分析及优化

分析了云南省内已投运水电机组一次调频与自动发电控制(AGC)的典型控制策略,通过工程试验及数据分析,逐一指出其特点及不足。提出功率控制模式下机组采用斜坡函数作为AGC负荷指令,及采用比例—积分—微分(PID)变参数控制分别满足AGC负荷调节和一次调频响应的不同要求;开度控制模式下机组一次调频动作方向与AGC负荷指令方向相反时应屏蔽AGC负荷指令,以及AGC负荷指令首先响应时,应短暂屏蔽一次调频功能等策略。优化了一次调频与AGC间的逻辑关系,并对文中的典型控制策略给出了合理的可行性建议,为水电机组一次调频与AGC寻找更理想的配合策略提供了参考依据。     

提高河北南网协调控制系统响应AGC速率的方法

针对目前河北南网火电机组协调控制系统响应AGC速率比较低的现状,分析了影响变负荷速率的几种因素,提出增加电网调度中心与火力发电厂之间AGC传输信号的数量、改进AGC的调度方式能够有效地提高协调控制系统的响应速率,对于配备了火电厂厂级监控信息系统（SIS）的机组,由单机AGC控制改为全厂的AGC控制是一个提高机组调节速率与品质的有效方法。     

适于多种电源接入的分散协调AGC控制方法

以风电、径流式小水电为代表的间歇性能源已在电网大规模接入,此类能源发电的不确定特性使得电网在调频方面临新的挑战。本文提出了一种适应于多种能源接入的分散协调自动发电控制方法,该方法在AGC控制的过程中考虑多种电源及负荷分布特点,通过不同类型机组在部分局部区域协调配合,以改善电网频率控制性能,同时减小集群间歇性电源有功波动造成的影响。文章从分散协调控制方法、协调控制策略等方面介绍了针对多种能源接入后AGC控制的适应性方案。采用某省级电网的实际模型及数据进行仿真,验证所提方法的有效性。     

660 MW超临界燃煤机组变负荷过程动态特性的仿真研究

燃煤机组变负荷速率的提升是电网AGC（automatic generation control）调节过程灵活性的重要评价指标。建立了660 MW超临界一次再热燃煤机组的动态仿真模型,并嵌入了详细热工控制模型,获得了75%~100%THA范围内不同变负荷速率下的机组主要热力参数的动态变化规律。利用工质最大温度偏差和平均标准煤耗率差值为评价指标,对燃煤机组AGC变负荷过程的安全性和经济性开展了分析。研究结果表明：随着变负荷速率的提高,输出功率、主汽温度和再热蒸汽温度波动越来越剧烈,水冷壁出口、屏式过热器出口、水平低温再热器入口和垂直低温再热器出口的工质最大温度偏差逐渐增大,最大值分别为24.7、29.1、26.1和41.3 ℃。随着升负荷速率的提高,平均标准煤耗率差值逐渐减小,变化范围为2.35~2.53 g/（kW·h）,随着降负荷速率的提高,平均标准煤耗率差值的绝对值逐渐减小,变化范围为-2.64~-2.50 g/（kW·h）。