基于“两个细则”考核AGC响应时间的控制策略优化

随着《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》的修订与颁布,电力市场的辅助服务规则越来越完善。针对“两个细则”中提出的关于自动发电控制(AGC)响应时间的考核要求,通过对协调控制系统逻辑分析以及不同工况下的参数对比,提出针对压力拉回工况以及一次调频动作影响AGC响应时间的优化控制策略。采用新的控制策略,机组考核量大幅减少,经济效益明显提高。     

300MW燃煤机组供热工况时协调控制策略研究及应用

燃煤供热机组不仅需要满足常规供电需求,在冬季供暖期还需要满足供热需求。为满足《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中关于一次调频以及自动发电控制的各项考核指标,通过对协调控制系统逻辑分析以及不同工况时的参数对比,提出300 MW燃煤供热机组协调控制策略,解决了供热工况时锅炉主控给煤输出正反馈的问题。采用新的控制策略,机组考核量大幅减少,经济效益明显提高。     

抚顺热电厂1号机组AGC、CCS和一次调频逻辑完善

《东北电网发电厂并网运行管理实施细则》和《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》的实施加大了对发电厂电能质量的考核,制定了详细的考核办法,其中对AGC和一次调频的质量是其中的重点考核内容。为了满足"两个细则"的要求,在保证机组安全性的前提下,对控制系统的AGC和一次调频逻辑进行完善,满足两个细则的要求,才能为电厂争取更大的效益。本文对抚顺热电有限责任公司#1机组AGC、CCS和一次调频逻辑进行详细分析、完善,     

水电机组一次调频考核案例的解析

针对某水电站机组一次调频考核的情况,从一次调频动作过程、该机组采用的小负荷分配、调速器有功调节AGC优先控制策略等方面进行分析,结合南方电网自动发电控制技术规范相关规定,提出了AGC与一次调频控制策略的优化方案。     

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。     

二拖一联合循环机组负荷控制策略分析研究

文章介绍了目前国内二拖一联合循环机组的负荷控制策略,通过AGC与一次调频试验数据对初始设计进行分析,并提出了相应的优化方案,提高联合循环发电机组AGC与一次调频试验指标,以适应电网相关管理和考核要求.     

基于深度调峰的火电机组热工控制策略优化

为消纳电网中大量接入的可再生能源,电网对电源侧的各发电机组灵活性提出了更高的要求。火电机组的控制系统既要满足电网侧调频深度及快速性的要求,又要保证机组在负荷大幅度变化时各项参数维持在一定范围,现有的热工控制策略无法满足当前深度的要求。在燃煤机组进行深度调峰之前,机组AGC、一次调频主要在50%~100%额定功率范围内投入。随着机组负荷的下降,机组各子系统的调节性能由于测点、执行机构、控制策略的影响,造成负荷升降速率、负荷调节精度、一次调频性能,不能满足电网调度的需求。通过现场调研,查看机组运行历史数据,查阅机组各主要设备的说明书及参数,参照相关标准对机组开展深度调峰摸底试验,对燃煤机组现有的热工控制策略进行了深入研究,找出了热工控制系统制约机组深调的各项因素。通过对机组热工控制策略的调整和优化,实现机组30%~100%工况下投入协调控制系统及各子系统自动控制,深调能力显著提升,为机组安全性、稳定性及经济性打下基础。同时获取电网的深调电价补贴,提高机组的盈利能力。     

基于凝结水变负荷技术的深度滑压节能控制

针对发电机组的一次调频和自动发电控制(AGC)的负荷控制品质与稳定低节流损失运行的机组节能需求产生矛盾的问题,以及现有凝结水变负荷技术和滑压优化技术的局限性,提出了基于凝结水变负荷技术的深度滑压节能控制策略,通过凝结水变负荷提高机组响应电网一次调频和AGC指令的能力,从而实现机组的最优滑压运行。以某亚临界350 MW机组为例,对基于凝结水变负荷技术的深度滑压节能控制策略进行了可行性和有效性验证。结果表明,机组在达到电网考核指标的前提下实现了深度滑压节能自动控制,节流损失大幅降低,每台机组年平均可节约煤耗1.13g/(kW·h),按煤价600元/t计算,每年可节约62.2万元,节能效果显著。同时,缓解了长期存在的电网一次调频和AGC考核与机组节能运行的矛盾。     

先进绝热压缩空气储能发电系统参与调频辅助服务控制优化方法

为实现先进绝热压缩空气储能（AA-CAES）系统在宽负荷段参与AGC调频,且调节速率不超过《广东调频辅助服务市场交易规则》规定（避免产生考核电量）,提出一种多级分段设置PID控制器参数参与机组自动发电控制（AGC）调频的控制策略。通过APROS仿真平台分别对10 MW AA-CAES机组采用单套与3套PID控制器响应AGC控制指令进行仿真。结果表明:AA-CAES发电系统机组采用1套PID控制器在宽负荷段响应AGC控制指令,调频性能指标K1大于5,给储能电站增加考核电量而造成经济损失;机组采用3套不同参数PID控制器能够优化调频性能指标,使调频性能指标K1在要求范围内,从而避免产生考核电量,有效提高AA-CAES发电系统参与辅助调频服务的经济效益。     

基于两个细则的水电机组 AGC与一次调频优化设计

根据华中电网两个细则和一次调频技术管理规定,分析了隔河岩电厂一次调频和 AGC考核数据,优化了AGC负荷指令分配和调速器功率闭环调节逻辑,通过合理设定 LCU 流程有功调节 PID参数,并在调速器模型试验和一次调频试验中调整控制参数,最终完成计算机监控系统 AGC与调速器一次调频联合试验,验证了调速器一次调频功能正常,调节幅度、调节速率、调节精度均满足设计要求,电厂 AGC负荷指令与调速器一次调频协调控制性能良好,对其它同类型水电机组相关设计有一定参考意义。     

基于两个细则的水电机组AGC与一次调频优化设计

根据华中电网两个细则和一次调频技术管理规定,分析了隔河岩电厂一次调频和AGC考核数据,优化了AGC负荷指令分配和调速器功率闭环调节逻辑,通过合理设定LCU流程有功调节PID参数,并在调速器模型试验和一次调频试验中调整控制参数,最终完成计算机监控系统AGC与调速器一次调频联合试验,验证了调速器一次调频功能正常,调节幅度、调节速率、调节精度均满足设计要求,电厂AGC负荷指令与调速器一次调频协调控制性能良好,对其它同类型水电机组相关设计有一定参考意义。     

CPS标准下改进吉林省电网AGC运行的措施

针对东北电网即将提出的新控制性能评价标准CPS考核标准,分析了当前吉林电网自动发电控制AGC控制中存在的AGC调节容量、调节速率、负荷及联络线交换计划的波动等问题,针对这些影响因素,提出了包括选择适合CPS的AGC控制策略,将超短期负荷预报与AGC结合,制定AGC和一次调频的管理考核办法等相应的改进措施,以及提高吉林省电网AGC整体运行水平的一些合理建议。     

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。     

135 MW循环流化床机组一次调频性能优化研究与应用

一次调频是指电网的频率偏离额定值时,电网中机组的控制系统自动控制机组有功功率的增减,限制频率变化,使电网频率维持稳定的自动控制过程。一次调频回路一般是分为CCS一次调频回路和DEH一次调频,这两部分的调频回路共同作用,其中DEH一次调频快速动作,CCS一次调频最终稳定负荷。优化机组一次调频功能,使DEH一次调频的动作直接控制汽轮机调门,用于改变机组的负荷,使机组快速响应一次调频的需求; CCS一次调频最终稳定负荷,一次调频动作后相当于去调节负荷的设定值,并确保和DEH的作用方向相同最终稳定负荷到需要值,促使考核数据满足网调要求,提高机组涉网服务能力,减少考核扣罚金额。     

基于区域并网的AGC和一次调频控制回路的改进

介绍了基于区域并网的发电厂自动发电控制(AGC)和一次调频回路的控制结构和控制方法的改进方案。合理设计控制区域的AGC控制逻辑,消除AGC指令短周期波动对机组运行稳定性的影响;设计能够兼顾机组运行安全性和经济性的综合控制方案,增加针对厂级机组负荷优化分配系统的考核指标。     

吉林省一次调频动态试验分析

介绍了吉林省参加东北电网一次调频试验的情况,整理汇总了省内参加试验机组的一次调频相关数据并加以分析。第1次试验时参与一次调频机组发电总负荷约为3 970MW,各机组一次调频动作后最大电负荷增加量为39.1 MW,第2次试验时参与一次调频机组发电总负荷约为3 984 MW,各机组一次调频动作后最大电负荷增加量为110.8 MW。参加试验的机组均能正确响应一次调频的动作,并且能够保持稳定负荷输出。最后指出了存在的问题并提出建议。     

水电机组一次调频功能关键问题的分析与探讨

本文针对水电机组一次调频功能的调速器PID参数的优化设置、一次调频的最大调整负荷限幅、功率反调节对一次调频性能的影响、一次调频调节的目标值、一次调频动作次数的统计、转桨式机组参与一次调频的影响、一次调频和AGC负荷调整的矛盾、一次调频的监视和考核、水轮机调速器的功率调节、电力系统频率控制研究等关键问题进行分析和探讨,提...     

考虑主蒸汽压力的燃煤机组调速模型的分析与改进

为满足电网对火电机组一次调频能力的要求,对燃煤机组调速模型进行了研究。针对现有PSD-BPA模型中因模型不完善导致无法考虑主蒸汽压力影响的问题,通过分析汽轮机在滑压运行工况下主蒸汽压力对于一次调频出力的影响,提出了改进的GK和TB模型,并进行了仿真验证;提出了压力裕度的概念,给出了机组在运行负荷下要保证一次调频出力达到6%额定负荷时的压力应高于阀门全开时压力的12%。     

单系列辅机低负荷运行协调控制及优化

某配置单系列辅机的超临界燃煤发电机组投运后长期处于50%及以下负荷运行,而其存在的低负荷工况下控制精度低的特性难以满足机组协调控制要求,导致机组存在过热度、给水和主蒸汽压力波动大、引风机出力扰动大、一次调频负荷响应慢、机组经济性和安全性无法保证的问题。对此,本文提出改变磨煤机入口风量测量装置,完善炉膛负压控制和低负荷时降低一次风流量占比,变参数动态适配给水和过热度控制策略,增加一次调频阀位响应指令快动慢回,并对锅炉主控制器和低负荷前馈回路进行改造。优化改造后的低负荷170~200 MW(48%~57%)扰动试验结果表明,优化后的协调控制策略能满足机组升降负荷和稳态运行的需求。该控制策略对单系列辅机低负荷安全运行、电网深度调峰控制具有一定借鉴作用。     

小区域电网调度调频模式探讨

负荷中心地区电网升级为小区域电网,涉及参与联合调频,在采用区域控制标准（CPS）及相应的自动发电控制（AGC）策略的调频考核模式下,小区域电网存在负荷变化量大和电厂机组调节能力有限的问题,因此有必要研究一种适合电网运行特性的调频方案。