AGC控制

AGC控制（共8篇）

AGC控制 篇1

首钢京唐1700酸轧机组轧机使用的是日本日立公司设计的UCM轧机, 这种机型能够在大压下量的情况下实现稳定轧制并且保证良好的带钢板形和边缘降。AGC控制的目的是通过测厚仪对带钢实际轧出厚度进行连续地测量, 并根据速度、张力、辊缝等可调参数的实际值和设定值进行比较得到偏差信号, 通过控制回路、装置和PLC控制程序, 消除厚度偏差, 使其达到设定的目标厚度。其AGC控制可以分为一机架的压下控制和2~5机架的秒流量控制。

1 各AGC控制方式之间的特点

1.1 一机架AGC控制

因为一机架的压下率较大, 且要求通过一机架后尽量消除硬度偏差和厚度偏差等, 故一机架采用了多种AGC控制方式, 它包括BISRA AGC控制、前馈AGC控制、反馈AGC控制、虚拟测厚仪控制 (GM-SMITH) 、支撑辊偏心控制 (REC) 。其中前馈AGC控制和BISRAAGC控制属于预控AGC, 前馈AGC控制是通过一机架入口测厚仪直接检测厚度偏差进行控制, 是一种开环控制方式, 而BISRA AGC控制则是通过检测一机架轧制力的变化, 通过快速响应的HY-ROP压上系统消除原料的厚度偏差及厚度波动。GM-SMITH控制和反馈AGC控制属于监控AGC。因为一机架出口测厚仪与一机架之间有2.5米的固定距离, 所以从出口测厚仪所测的厚度值在时间上要滞后, 尤其是在低速轧制时这段时间相对就更长, 反馈AGC控制是通过出口测厚仪直接测出厚度, 算出厚度偏差后调节HYROP压上装置实现厚度控制, 但是它无法克服这段滞后时间, 而GM-SMITH控制恰恰可以克服这段滞后时间, GM-SMITH控制是通过轧制力间接得出一机架的出口厚度, 然后通过出口测厚仪得到一个厚度补偿值, 然后与设定值比较得出厚度偏差后调节HYROP压上装置实现厚度控制。在低速轧制时GM-SMITH控制效果较好。在高速轧制时, 由于这段滞后时间相对较短, 可忽略不计, 所以就直接用反馈AGC控制。支撑辊偏心控制则用于补偿由于压下率较大引起的支撑辊偏心造成的一机架厚度偏差。

1.2 2~5机架的秒流量控制

秒流量AGC是一种先进厚度控制方法, 在京唐1700酸轧轧机2~5机架使用。在稳定的轧制过程中各机架间秒流量应保持恒定, 即机架入口厚度与入口速度之积应等于出口厚度与出口速度之积。因此, 如果某一机架的入口厚度、入口速度和出口速度已知, 按照秒流量恒定原理可以得到这个机架的出口厚度, 将该厚度与设定目标厚度相减得到出口厚度偏差, 通过调整这个机架辊缝或前一机架的辊速来消除厚度偏差, 达到理想目标厚度。

2 主要AGC原理介绍

2.1 一机架BISRA AGC控制

BISRAAGC又称为轧机弹性系数控制, 主要是为了消除热轧原料的厚度偏差和硬度波动。这种AGC使用轧机弹跳方程h=P/K+S, 当轧制力发生改变时, 通过调节辊缝, 可以保证带钢出口厚度恒定。假设公式h0=P0/K+S0表示AGC的设定值, 其中h为出口钢带厚度, P为轧制力, S为辊缝位置, K为轧机刚度。辊缝位置S被控制以使出口厚度偏差△h=h-h0= (P-P0) /K+ (S-S0) =0, 可见BISRAAGC是通过监测轧制力的大小来调节辊缝, 其中实际轧制力是通过机架上部的压头获得。BISRAAGC是在HYROP压上控制系统中完成的, 响应速度很快, 在控制中没有传输时间延迟, 响应时间比使用出口测厚仪的反馈AGC快很多。所以, BISRAAGC可以有效、快速的改变厚度偏差和硬度波动。

2.2 一机架反馈AGC控制

一机架反馈AGC控制利用安装在轧机出口侧的测厚仪直接测出出口厚度, 然后根据厚度偏差调整HYROP压上装置, 改变辊缝值, 据此实现厚度控制。其结构图如下 (图一) , 其中h实为测厚仪测出的实际值, △h为厚度偏差, △s为辊缝变化量。反馈AGC控制是最早的一种AGC控制形式。反馈AGC控制因为轧机出口有测厚仪, 所以能准确地测出轧机出口实际厚度进行反馈AGC控制。但是由于轧机结构的限制以及测厚仪维护的需要, 因此测厚仪的安装点离辊缝有一段距离, 这样还可以防止断带损坏测厚仪。但是反馈AGC就存在一定时间的滞后, 尤其在5机架出口速度很慢的情况下这种滞后性就会放大, 故只有在5机架出口速度大于300m/min时反馈AGC才会投入使用。其控制算为:△S= (K+Q) △h/K, 其中K为轧机弹性系数, Q为带钢弹性系数。有上述公式可知, 已知出口厚差, 可以得到辊缝调节量。

2.3 秒流量AGC控制原理

秒流量AGC控制方式依据的是秒体积流量恒定方程, 所谓秒体积流量恒定就是单位时间内通过轧机入口和轧机出口的带钢体积应该相等, 即B入V入h入=B出V出h出, 其中B为宽度, V为速度, h为厚度。因为冷轧带钢在轧机出入口的宽度基本恒定, 故只需要带钢厚度与速度的乘积在轧机前后保持恒定即可, 即V入h入=V出h出, 由此可知只要能通过各机架间的测速仪检测轧机入口、出口的带钢速度和测厚仪测出的轧机入口的带钢厚度, 就可计算出轧机的出口厚度。用这种方法检测带钢厚度而构成的AGC控制方式称为秒流量AGC控制。秒流量AGC系统原理如图二所示。秒流量AGC的控制精度很高, 应用范围非常广。

3 结语

首钢京唐1700酸轧轧机的AGC控制系统是由多种AGC控制方式构成的综合控制系统, 它是保证带钢质量的重要组成部分。通过这些AGC控制方式的协同合作, 最终得到精度很高的产品。

摘要：本文简要介绍了首钢京唐1700酸轧机组轧机AGC控制系统的构成及各种AGC控制方式的特点, 简单描述了几种AGC控制方式的控制原理。

关键词：冷连轧,AGC,反馈,秒流量

参考文献

[1]刘博.轧机一机架AGC控制机理的研究[J].冶金设备, 2003.

[2]王国栋, 刘相华, 王军生.冷连轧厚度自动控制[J].轧钢, 2003.

[3]王立平.1700mm冷连轧机AGC控制策略与算法[J].冶金丛刊, 2005.

[4]孙一康.带钢冷连轧计算机控制[M].北京:冶金工业出版社, 2003.

传感器在液压AGC中的应用 篇2

【关键词】中厚板轧机；传感器；位置控制

前言

安阳钢铁集团总公司第二轧钢厂，建于上个世纪90年代初，主要产品为中厚板，采用双机架进行轧制。轧机为四辊轧机。其2800mm中厚板轧机HAGC自动化控制系统由基础自动化L1系统、过程计算机L2系统和HMI系统组成。

轧机HAGC控制系统由两部分组成。一部分是轧前的辊缝自动位置控制（APC）预置系统，即在指定的时刻将控制对象的位置自动的调节到预先由过程机或是HMI给出的目标值上，这是一个电动/液压混合压下位置控制系统，由压下电机和液压伺服系统联合驱动调节，又称为（EGC/HGC）；另一部分为轧制过程中的板厚控制系统，这是一个液压伺服系统，称为液压AGC。

全线自动化检测仪表和传感器包括红外测温仪、热金属检测器（HMD）、油压传感器、位移传感器、顶帽传感器

（1）HMD：热金属检测器，用于热坯和轧线上轧件头尾检测，产生轧件跟踪信号。

（2）红外高温计：用于测量坯料或轧件的表面温度。在一些重要地方，可用两台高温计，以相互对照，提高测量精度和可靠性。

（3）油压传感器：用于测量液压缸油压，并可转换为轧制压力。

（4）位移传感器和顶帽传感器：用于测量压下丝杠位移和液压缸柱塞位移

HAGC控制系统是保证钢板厚度精度的最重要的手段。HAGC系统由高性能的伺服阀、液压缸和高精度的传感器提供高相应、高精度的位置和压力控制。

1.液压缸位置控制

液压缸位置控制是控制液压缸的基本模式。位置控制提供基本的内部控制环，这个内部控制环和AGC功能结合使用。

在液压缸位置控制中，位置的反馈信号是通过每个液压缸上装有的数字位置传感器来获得。然后该信号同位置基准信号进行对比，它们之间的偏差用来调整伺服阀，从而确保偏差能够降到零。

而且每一个液压缸位置控制，一种附加的控制环可以使得驱动侧和非驱动侧的液压缸的同步运动，从而当液压缸运动到一个新的设定位置时保持两个液压缸位置差异。这种附加控制环提高了位置闭环的稳定性并且阻止由于伺服阀的性能差异带来位置的误差。

位置控制环使用的位置参考是根据当前操作方式下基准的混合值。在轧制时，这种位置基准是辊缝参考值（用轧机零点数据值来计算液压缸位置）和各种补偿微调的总和。对于其它方式，一种直接液压缸位置参考值来自于轧机顺序功能，如轧机调零、轧机模数或换辊等。

2.液压缸压力控制

轧制力（载荷）控制为液压缸控制提供一个第二内部控制环。在这种控制方式下，通过固定在液压缸上的压力传感器来测量液压缸载荷。测量到的压力与压力参考值进行比较，然后将它们之间的差值传递给伺服阀，从而决定液压油是流入还是流出液压缸，从而使测量到液压缸压力与压力基准值之间的差值降到零。

液压缸压力控制在中板轧机中并不是典型的使用，主要用于现场测试过程中。可以提供一种平稳的转换器来确保位置控制与压力控制之间的一种平滑过渡。

3.伺服阀压力降补偿

伺服阀中的液压油的流量是由阀门上的压力降来决定的。可以通过使用伺服阀压力降补偿来消除伺服阀压力降对液压油带来的影响。

伺服阀压力降补偿依赖于伺服阀的压力因子增益，这种压力因子增益可以沿着液压缸的伸长、液压缸的压力和运动方向进行连续的计算。这种补偿确保在整个压力控制范围内，液压缸的响应是线性的，而且位置控制环响应是对于液压缸上的上升或下降是对称的。

4.压下丝杠位置控制

同液压缸位置控制结合在一起，压下丝杠位置控制可以用来设定所需要的辊缝。这种控制环取一个压下丝杠位置测量值，然后同丝杠位置参考值进行比较。在实际位置和目标位置之间的任何偏差都会产生一个与之成比例的速度参基准，从而对压下速度进行调节。这种速度基准一直保持到实际位置同目标位置间的偏差降到一个设定的死区。任何压下丝杠位置偏差作为调整量被输入液压缸位置参考值。同样的，辊缝设定精度仅取决于压下丝杠位置的测量设备。取决于液压缸的有效行程，可以实现在精轧机实现全自动液压压下。

5.位置参考值计算

二级过程机系统在道次轧制前就要对该道次的轧制辊缝进行计算。然后再计算有轧制载荷时的液压缸位置和丝杠的位置。作为道次规程的一部分，这些位置参考值传给AGC系统。

参考文献：

[1]葛廷金。中厚板轧机厚度自动控制装置的综述，冶金自动化.1984.

[2]张进之。压力AGC系统与其他厚控制系统共用的相关性分析，冶金自动化。1987.

[3]郝付国。动态设定型AGC在中厚板轧机上的应用. 钢铁 1995.

水电站AGC控制策略 篇3

关键词：水电站,AGC,控制策略

0引言

AGC即自动发电控制,是指按预先设定的要求和条件, 自动控制水电站的有功功率来满足电力系统需要的技术, 它是在水轮发电机组自动控制的基础上,实现全电站自动化的一种方式。水电站AGC控制策略包括负荷控制方式、负荷分配原则、与一次调频的协调控制策略、与水位的控制策略、自动退出及躲避振动区的策略等。 水电机组具有起动迅速,负荷调节灵活的特点, 有利于AGC的调节控制, 水电站AGC控制策略还要根据水库上游来水量和电力系统的要求,考虑电站及机组的运行限制条件,在保证电站安全运行的前提下,以经济运行为原则,确定AGC时电站机组运行状况、 运行机组的组合和机组间的负荷分配。

1 AGC的控制方式

1.1水电站AGC系统结构图

一般水电站AGC系统结构如图1所示, 包括调度端主站、厂站端子站监控系统、机组现地控制单元、 机组调速系统、水轮发电机组等。 调度端主站通过远动通信与厂站端子站监控系统之间传输四遥数据。 厂站端子站监控系统向调度端主站上传的遥信量有机组有功功率、无功功率、电站上游水位等,遥信量有机组出口断路器状态、机组及全厂AGC状态、机组各刀闸状态等;调度端主站向厂站端子站监控系统下发的遥调量为全厂有功功率设定值, 遥控量有机组开机、 停机。

1.2负荷控制

AGC负荷控制方式基本有四种,即电站侧定值方式、电站侧曲线方式、调度侧定值方式、调度侧自动方式, 一般通过电站监控系统AGC画面实现调度侧和电站侧的负荷控制权的切换, 通过负荷控制权的切换选择曲线或定值方式。 在电站侧定值负荷控制方式下, 可直接在电站监控系统上设置全厂总有功功率的目标值, AGC依据预定和要求的分配原则将这个目标值分配到各台参加AGC的机组;在调度侧定值负荷控制方式下, 调度侧控制系统通过与电站之间的远动通信定时下发全厂总有功功率的目标值, AGC依据预定和要求的分配原则将这个目标值分配到各台参加AGC的机组; 电站侧曲线方式下,AGC程序依据调度预先下发的全厂负荷曲线给出各个时间点全厂总有功功率目标值, 再按预定和要求的分配原则将这个目标值分配到各台参加AGC的机组; 调度侧自动方式是调度按照电站的有功负荷结合电力系统当前状况、 水电站上游水位经自动计算后通过电站远动通信定时或预设方式下发全厂总有功功率目标值。

1.3频率控制

某些电站设立调频功能,该功能随时监视母线频率, 当频率超出正常调频区段时,AGC增减参加AGC机组的负荷, 直至系统频率重新回到正常调频区段。 多数水电站通过调速器的一次调频功能实现频率控制,并与AGC相互协作。

1.4开停机控制

AGC开停机控制可根据给定的负荷容量、 当前运行的机组台数、AGC中各台机组的运行区间、曲线方式下下一时间段的负荷容量、 定值方式下下一时间段的负荷容量、各台机组的运行工况、电站备用容量等条件给出开停机指导或自动开停机,避免有的机组刚开机后又需要停机或有的机组刚停机后又需要开机。

2 AGC负荷分配原则

2.1与容量成比例分配

与容量成比例分配是较为简单的一种负荷分配原则,在水轮机组的某些特性曲线不全或不够精确的前提下,采用该原则比较合理:

2.2按等微增率原则分配

发电机组单位时间内消耗的能源与发出有功功率的关系,即发电机组输入与输出的关系,称耗量特性,水电站中有功功率负荷合理分配的目标是在满足一定约束条件的前提下, 尽可能节约消耗的水量,耗量特性曲线上某一点纵坐标和横坐标的比值,即单位时间内输入能量与输出功率之比。 AGC应当在满足相关约束的前提下, 水电站承担一定的有功功率时,使总耗水量最小,按耗量微增率在各发电机组间分配负荷。

2.3小负荷分配

当相邻两次全厂总有功功率目标值较小时,可选择一台机组进行小负荷调整,若一台机组进行小负荷调整不能满足要求,可再增加一台参与调整。 小负荷分配可以使AGC机组在较高效率区间运行, 减少机组负荷的频繁变动,减少油压装置的起动、运行时间, 降低了水轮机的导水机构、接力器的磨损,降低水耗, 提高水轮发电机组效率。

2.4 AGC负荷分配要求

(1) 相邻两次负荷调节所造成的机组负荷波动最小。

(2)AGC分配值与调度给定值尽可能接近。

3 AGC与一次调频的控制策略

一次调频是在电网中快速的、小的负荷变化在不改变全厂总有功功率目标值的情况下,发电机控制系统监测到电网频率变化, 通过改变发电机输出功率, 适应电网负荷的随机变动,保证电网频率稳定,即发电机的一次调频。 一次调频功能受机组调速器性能、 机组特性的影响很大,是水电机组调速系统频率特性所固有的能力。 AGC的控制方式一般为功率闭环模式,而AGC的采样周期、响应调整模式和速率很难满足电网的应急要求,一次调频控制方式实际为频率闭环模式,一次调频动作后调速器按照一次调频的方式改变永态转差系数,更快地响应频率要求,按照调速器的频率偏差进行调节。 AGC和一次调频在控制对象、控制方式、响应速度均有较大差异,在一些情况下,双方的控制策略在控制方式、控制方向、控制时间会出现矛盾, 一次调频作为快速和基本控制, 弥补AGC响应周期长的缺陷。

一次调频时AGC的控制策略包括AGC优先、一次调频优先、AGC与一次调频融合等几种方式。 分析AGC与一次调频功能,根据电网、机组的要求和特点制定其控制策略,可使两者具有较好的配合、协同, 防止机组出现拉锯式调节、 反复调节等问题, 降低AGC与一次调频配合不当给机组及电网带来的安全风险。

4 AGC和水位的控制策略

(1)水电站水位的手动/自动切换应保持切换前水位值不变;手动切至自动后,若水位测量值与切换前差值在梯度内,则自动刷新;若测量值不在差值梯度内,不刷新,保持不变并报警。

(2)无论是自动或手动水位值,AGC运行过程中, 若水位值变化向上、向下超过水位梯度限制,则报警并保持当前水位值不变, AGC不退出;自动情况下水位测量恢复正常后,恢复正常刷新。

(3)自动水位下,AGC运行过程中,若水位值变化超过上限、下限限制值,则报警并保持当前水位值不变, AGC不退出。

(4)自动水位情况下,若水位值缓慢变化超过上、 下限值,即表明水位测量信号正确、真实有效,为避免机组运行于非正常水位下,报警“全厂水位值大于最大设定水位”、“全厂水位值低于最小设定水位”, AGC不退出。

5 AGC躲避振动区的策略

(1)避免机组频繁穿越振动区。

(2)避免机组长时间停留在振动区。

6 AGC自动退出策略

(1)母线频率故障,包括频率测量通道故障、频率越限。

(2)机组有功功率测值故障, 此时无法确定机组有功功率测值是否准确,为了避免全厂有功功率设定值受影响,退出全厂AGC。

(3)发电态时机组LCU故障。 由于发电态时机组LCU故障上送机组有功功率值可能为零或AGC不能判断运行机组台数, 为避免此台机组有功功率为零或AGC数据错误,影响全厂AGC分配,退出全厂AGC。

(4)发电态机组有功功率测点品质变坏, 此时无法确定机组有功功率测值是否准确,为了避免其他机组有功功率设定值受此影响, 不论该机组是否参加AGC,退出全厂AGC。

(5)如果机组由发电态突变为其他状态, 且机组有功功率大于机组最大有功值的10%,则不论该机组是否参加AGC,退出全厂AGC。

(6) 参加AGC的机组LCU故障, 无法进行AGC的分配及控制。

(7)电站水位信号故障,根据水电站情况不同,在高水头及流量变化较大的电站退出全厂AGC,在低水头及流量变化较小的电站可不退出全厂AGC。

7结语

实现水电站AGC, 有利于精简调度控制对象, 简化电站运行操作;减少机组变负荷次数,延长机组使用寿命,降低机组的检修成本;根据预设的调节范围,在保证经济性的同时,满足系统安全性的要求。

参考文献

[1]李长胜,刘光明,蒋春钢.最优发电和抽水联合控制在抽水蓄能电厂的应用[J].应用科学,2010(17):114-115

[2]DL/T 5065-2009,水力发电厂计算机监控系统设计规范[S]

电网AGC与AVC协调控制方法 篇4

自动发电控制(Automatic Generation Control,AGC和自动电压控制(Automatic Voltage Control,AVC)是电网调度自动化系统的两大核心应用。其中AGC负责有功功率控制，主要功能是通过调节发电机组有功出力使系统频率和联络线功率跟踪计划值，并维持电网重要断面或线路的潮流水平在安全范围内。AVC负责无功功率控制，主要功能是通过调节无功设备的无功补偿水平维持电网电压合格并降低网损。经过多年发展，电网AGC和AVC技术现已相对成熟，并陆续在各级调度中心实现闭环控制[1,2,3,4,5,6,7]。

目前电网AGC与AVC之间是相互解耦的，各自独立实施控制。这种有功与无功解耦的控制模式在电网建设初期较为有效。但随着电网联系日益紧密、负荷水平不断增长，AGC与AVC各自独立的控制模式暴露出了一定的问题。例如：随着电网间联系程度增强，电网间联络线传输功率水平提高，当联络线功率与计划值偏差较大时，AGC为跟踪计划值实施控制会引起联络线功率大幅波动，这会导致联络线端节点及其近区电网的电压波动，从而影响AVC的控制质量。另一方面，随着负荷水平增长，电网内部分线路潮流水平较高，AVC对其端节点电压的调节可能会引起线路功率的改变甚至越限，从而影响AGC的控制效果。可见，电网有功功率控制与无功功率控制不可完全解耦，相互独立实施控制可能会引起AGC与AVC反复调节，影响彼此的控制效果。

近些年已有学者对电网AGC与AVC协调控制进行了积极探索。文献[8,9]以提高电压稳定性和抑制低频振荡为目标，研究负荷增长及故障后的AGC与AVC协调策略，但没有考虑电网正常情况下的控制策略；文献[10,11]研究AGC与AVC分层协调控制策略，提出了优化层和预测层的控制算法并验证了协调效果，但对实时控制层面考虑不足；文献[12,13]基于事件驱动机制提出AGC与AVC交替迭代的协调控制策略，减少了两者间的相互影响，但未涉及AGC与AVC相互的辅助支撑调节。

本文考虑电网AGC与AVC不同的控制周期，按照时间尺度提出了分钟层和秒层两级衔接的AGC与AVC协调控制方法。在分钟层级实现有功功率与无功功率的联合优化控制，在秒层级进行有功功率与无功功率的协调校正控制。两个层级相互配合，提高电力系统安全经济运行水平。

1 协调控制体系架构

根据国家电网公司《智能电网调度技术支持系统》系列标准中的规定，电网AGC控制周期不超过20 s，电网AVC控制周期不超过5 min。可见，虽然AGC与AVC均属实时控制范畴，但控制周期却不在同一时间尺度上。所以，实施AGC与AVC协调控制需在分钟层级和秒层级分别进行协调，并保持两个层级之间的相互衔接。为此，本文在充分利用电网AGC和AVC现有实现方式的基础上，对各自的模型和策略进行完善，并按时间尺度提出了分钟层和秒层两级控制体系架构。如图1所示。

该协调控制体系架构总体思路是在分钟层级上进行有功与无功统一建模，周期地进行有功无功联合优化计算，统一给出AGC和AVC的控制命令。而在秒层级上完善AGC与AVC各自的控制策略，建立二者间的协调机制，并周期地监视优化后电网运行状态，当发现有状态量超出允许运行范围时进行有功与无功的协调校正计算，分别给出AGC和AVC的控制命令。两个层级的具体实现方式如下。

分钟层级：采用电网AVC的控制周期，每5 min进行一次优化计算，并在AVC无功优化基础上对数学模型进行完善，形成有功无功联合的控制模式。将AGC机组有功作为可控变量纳入到无功优化数学模型中，进行全网有功无功联合优化计算，统一生成AGC和AVC控制指令，使电网运行于最优潮流状态。在保证AVC降低网损、提高电压合格率的同时，也满足AGC有功与负荷实时平衡、联络线功率跟踪计划值、线路潮流合格等要求。

秒层级：采用AGC的控制周期，每10～20 s进行一次校正计算。在电网运行于优化态后，AGC与AVC各自周期地监视由于扰动(如负荷变化等)引起电网状态量的改变。其中AGC主要监视电网频率、联络线功率、线路潮流，AVC主要监视节点电压水平。若状态量超出允许运行范围时，则进行AGC与AVC的协调校正控制，在实现将状态量控制在合理运行范围内的同时，避免引起新的状态量越限。本层级的AGC与AVC协调校正机制是在对两者各自校正控制策略进行完善的基础上建立的，目的是既抑制相互间控制策略的不协调对控制效果的影响，又能够在必要时实现两者间相互的辅助支撑调节。

2 分钟层级优化模型

分钟层级主要任务是在相对较长的时间尺度内调整有功和无功电源出力跟踪负荷趋势性变化，使电网运行于最优潮流状态附近。其数学模型可通过在AVC无功优化模型基础上引入AGC的控制目标和约束，建立有功与无功联合的最优潮流模型来实现。

通常AVC的数学模型是以网损最小为目标、安全性为约束的非线性优化问题[14]，如式(1)所示。

式中：N为总节点数；SG为发电机节点集合；ST为有载调压变压器节点集合；SB为无功补偿节点集合；Ploss为网损；V、θ为节点电压幅值和相角；Gij、Bij为节点导纳矩阵元素的实部和虚部；PG、QG为发电机有功和无功；PD、QD为负荷有功和无功；T为有载调压变压器档位；B为无功补偿量；下标max、min表示限值的上限和下限。

AGC主要目标是控制频率在额定值附近、控制联络线功率跟踪计划值、控制重要线路潮流安全。对于频率控制，式(1)约束条件中的等式约束是保证各节点发电和负荷平衡，从而实现全系统供需平衡，及维持频率在额定值附近。但由于求解过程中各节点会存在一定的发电和负荷不平衡量，其在全系统累加后可能增大频率与额定值偏差，为保证频率控制质量还需引入频率波动约束，如式(2)所示。

式中：B为系统频率偏差系数(MW/0.1 Hz)；ε为频率允许的波动量，通常不超过0.5 Hz;SD为负荷节点集合。

对于联络线功率控制，建模时可将联络线等值为发电机组，联络线功率即为发电机组功率，送端电网等值发电机组功率为负，受端电网为正。该等值机组无功功率固定，有功功率跟踪计划值。设L为联络线端节点，则等值机组约束条件为

式中：PT,0为联络线计划功率；η为联络线功率偏差死区，通常不超过5 MW。

对于重要断面的控制通常是指线路潮流控制，基本的要求是避免过载。为不失一般性，可约束系统内各线路功率，如式(4)所示。

式中，Pij为线路i,j的功率。

将AGC机组有功功率的可调范围与式(2)～式(4)共同补充到式(1)的约束条件中，形成的以网损最小为目标的最优潮流模型为

应用原对偶内点法可对上式进行可靠求解，统一计算出分钟层级的AGC和AVC控制策略。

3 秒层级校正策略

秒层级主要任务是在分钟层级优化控制结束后，到下一次分钟层级优化控制开始前，在相对较短的时间尺度内周期地监视电网状态量变化，若状态量超出了运行允许范围，则进行AGC与AVC的协调校正控制，将状态量维持在合理运行区间。

在秒层级上，状态量的改变主要由扰动(如负荷波动)引起，它对AGC的影响要明显高于AVC。所以本文的协调校正策略总体思想是以AGC为主、AVC配合调节。即AVC通过灵敏度关系定量计算AGC调节对其的影响，若影响在允许范围内，则AVC只监视不调节；若影响超出了允许范围，则AVC配合AGC同步调节来消除影响。同时在线路功率控制等方面，必要时可由AVC替代AGC进行辅助调节。而在AVC单独调节时，需不引起AGC控制量越限。

3.1 AGC与AVC的交互影响量

AGC通常采用定联络线和频率偏差控制(TBC)方式。通过计算区域控制偏差(ACE)来判断AGC是否动作。ACE的计算公式为

式中，Δf和ΔPT为频率偏差和联络线功率偏差。

从式(6)可见，ACE是由负荷变化和联络线功率变化共同影响的。若ACE主要由负荷波动导致的频率变化所引起，则其可在全网范围内由AGC机组按一定比例分摊消纳，各AGC机组调节幅度有限，在全网范围内引起的潮流变化不大，对电网电压的影响较小。若ACE主要由联络线功率偏差引起，当偏差较大时，各AGC机组为消除联络线功率偏差而动作时，会对联络线端节点电压产生一定幅度的波动，存在电压越限的风险。

另外，根据线路潮流的表达式：

可知，线路端电压是线路功率的函数，所以AVC对重载线路和联络线端节点电压的调节也会影响线路和联络线的功率水平，进而影响AGC的控制效果。

可见在秒层级控制方面，AGC与AVC之间的交互影响主要存在于联络线或线路的功率与其端节点电压之间。所以AGC与AVC的协调校正控制策略就是通过完善AGC与AVC现有的控制策略来避免这种交互影响，并在必要时利用这种交互影响实现两者间相互的辅助支撑调节。

3.2 联络线协调校正控制

为保证联络线功率的控制效果，在分配AGC机组调节功率时，需考虑联络线功率对机组有功的灵敏度。计算方法如下：

由于联络线其中一端在对端电网，在只进行本端电网灵敏度计算时可将其视为常量。设节点i在对端电网、节点j在对端电网，式(8)可简化为

当ACE主要由联络线功率偏差引起，可选择灵敏度大的机组主要负责联络线功率调节，这些机组可按调节速率或备用容量等方式承担调节功率，以保证可靠消除联络线功率偏差。而当ACE主要由频率偏差引起，主要选择灵敏度因子小的机组进行调节，以保证消除频率偏差的同时减轻对联络线功率的影响。

为配合AGC对联络线功率的控制，避免由于联络线功率波动导致节点电压越限，AVC需与AGC同步监视联络线功率水平，根据联络线功率对节点电压的灵敏度计算AGC调节对节点电压的改变量。灵敏度计算方法如下：

AVC根据式(10)的灵敏度以及待校正联络线功率偏差量定量计算AGC调节后节点电压水平，若该电压正常，则无需进行AVC控制；若该电压越限，则实施AVC控制配合AGC调节，根据电压无功灵敏度校正算法[15]计算AVC控制指令，并与AGC指令一并下发，在校正联络线功率的同时避免引起节点电压越限。

3.3 重载线路协调校正控制

AGC对电网内重载线路功率的控制，需要根据式(8)的计算方法找出灵敏度较大的机组负责调节线路功率，并在需要校正重载线路功率时，结合ACE所需的调节方向优先选择既能有效降低线路功率，又能减小电网ACE的机组进行调节。

但在某些情况下，如ACE处于调节死区时，AGC校正重载线路功率会恶化电网ACE。考虑到线路端电压是线路功率的函数，所以此时可用通过AVC改变线路端节点电压的方式来替代AGC实现线路功率校正。

AVC调节与线路端节点电压无功灵敏度高的无功源，改变端节点电压从而实现校正线路功率的目的。这在本质上是通过调节无功改变线路有功，需利用线路有功对无功源(如机组)无功的灵敏度，其表达式为

根据式(11)找出对线路功率灵敏度高的无功源，并根据灵敏度和待校正线路功率偏差量计算需调节的总无功量。然后根据电压无功灵敏度校正算法[15]计算AVC控制指令，从而将线路功率控制在限值范围内。需要指出的是，无功调节对线路功率的改变量通常不大，所以此方法只适用于微调，做为一种在特殊情况下AVC辅助AGC调节的方法。

3.4 节点电压协调校正控制

AVC对联络线或重载线路近区电网节点电压的校正可能会引起联络线或重载线路功率的改变。考虑到电网正常运行时，即使节点电压发生越限，一般也是小幅偏离电压限值。所以正常情况下AVC调节对联络线或线路功率的改变量不会很大。但为了保证AVC单独进行校正控制时不使联络线或线路功率恶化，可以利用其功率可调裕度来约束电压的调节范围，具体表达式为

式中：ΔV是可调节的电压幅度；ΔPij是可调节的功率裕度。

4 算例验证

为验证本文所提AGC与AVC协调控制效果，选取新英格兰10机39节点系统[16]，并将节点20的负荷等效为送端电网联络线功率，设节点21、22之间所连线路为重载线路。首先验证分钟层级控制策略，将奇数负荷节点的负荷增加10%，偶数负荷节点的负荷减少10%，则系统总负荷增加123.2MW，频率下降0.55 Hz,10节点电压越上限(电压限值0.94～1.06 pu)。设此时段联络线功率计划值为800 MW，重载线路功率限额为583 MW。通过AGC与AVC联合优化后，控制效果如表1所示。

可见，通过AGC与AVC的协调优化控制，系统频率、联络线和重载线路功率、节点电压均维持在合格范围内。系统网损有所增加，这主要是由于优化后发电功率大幅增加所致，但在网损最小为目标的优化过程中，网损率仍维持在较低水平。

基于分钟层级优化后电网断面验证秒层级AGC与AVC协调校正控制策略。对于联络线功率控制，设某时刻联络线功率计划值变为787 MW，根据联络线功率对机组功率的灵敏度关系，选择33、34两台机组进行调节，并按备用容量分配10MW左右的调节功率。但单独进行AGC调节后会导致节点20电压越下限，由0.943变为0.939。所以需要AVC配合AGC同步调节，根据电压无功的灵敏度关系，仍然选择机组33、34进行AVC调节，在不引起其他节点电压越限的同时，两台机组共同承担至少9 Mvar的无功功率。通过AGC与AVC协调校正的控制效果如表2所示。

可见通过AGC与AVC的协调校正，在将联络线功率控制在合理范围内的同时，也避免了联络线端节点电压越限。

对于重载线路控制，若ACE合格而线路22-21功率限值由583 MW降为573 MW，则线路功率轻微越限。利用AVC辅助AGC调节，根据线路功率对机组无功的灵敏度选择机组35、36参与AVC调节，在保证其他节点电压合格的同时两台机组共同承担至少36 Mvar无功功率，调节效果如表3所示。

可见当线路功率轻微越限时，利用AVC调节线路两端电压替代AGC校正重载线路功率，可在不影响电网ACE的同时，将线路功率控制在合理范围内，还可改善节点电压水平。

对于节点电压控制，当调节重载线路端节点电压时，由于线路22-21功率572.87 MW靠近额定限值573 MW运行，所以AVC对节点21、22的电压调节可能引起线路功率越限，需根据式(12)限定节点电压调节范围，如表4所示。

可见由于线路功率接近上限，为不使其越限，AVC对线路端节点电压的上调空间受到限制。

5 结论

本文提出的电网AGC与AVC协调控制方法，充分基于现有AGC与AVC的实现方式，并通过对数学模型和控制策略的完善，实现了不同时间尺度上AGC与AVC的联合优化和协调校正。通过算例分析验证了该方法是正确有效的，同时控制效果也表明了该方法在满足AGC与AVC各自控制目标的同时优化了电网的经济运行水平，抑制了AGC与AVC间的交互影响，促进了AGC与AVC间的辅助支撑调节。

摘要：电力系统有功功率与无功功率耦合日益紧密,自动发电控制(AGC)与自动电压控制(AVC)相互解耦的模式会影响电网的运行控制效果。基于AGC与AVC不同的控制周期,在时间尺度上建立了分钟层和秒层两级衔接的AGC与AVC协调控制模式,提出了控制方法。在分钟层级上,建立有功功率与无功功率联合的最优潮流模型,提出AGC与AVC的联合优化控制方法;在秒层级上,完善AGC与AVC各自的控制策略,提出AGC与AVC的协调校正控制方法。通过算例验证表明,所提方法在满足AGC与AVC各自控制目标的同时,实现了电网的经济运行,抑制了AGC与AVC的相互影响,促进了AGC与AVC的相互支撑。

AGC控制 篇5

近年来,我国电力系统AGC工作取得了很大的进展,其中一个重要标志是大量的发电机组具备了投入AGC运行的条件[1]。AGC可调容量的大幅增加为电力系统安全、优质、经济运行提供了良好的条件。而AGC服务的成本对辅助服务乃至整个电力系统的运行成本具有重要的影响[2,3,4]。在电力工业体制改革之前,由于我国电力系统自动化水平低,具备AGC功能的发电服务不多,为了保证电网的安全稳定运行,调度员往往根据运行经验让几乎全部具备AGC功能的服务无偿参与调整,并按装机容量分配全网AGC调整容量,目前这种方法依然存在,在该体制下,自然不存在AGC服务的调配问题;然而在电力市场环境下,发电公司与电力调度交易中心分离,成为各自独立的经济实体,AGC的目标转变为在保证安全、可靠、及时地调节频率(或ACE)的前提下,使得市场中电网监控中心向电厂支付的AGC服务费用最小。随着电力市场及其技术支持系统的不断发展和完善,各发电公司在最初的电量竞争基础上,逐步将竞争重点放到辅助服务的质量和价格的竞争上。如何选取参调AGC服务,就成为我国电力市场化进程中亟待解决的重要问题。

文献[5]在选择AGC服务时更多地考虑调节速度和响应延迟时间等性能,这种方法可能会使某高性能服务成为高价边际服务,增加了购买费用,也可能导致在系统频率调整的后期阶段出现频率调整能力不足的问题;同样,如果首先选择了价格较低的AGC服务,通常这些服务的性能较差,系统将会因为频率不能得到及时的调整而不得不额外购买AGC服务,给系统的安全和稳定性带来潜在的威胁,其经济性当然很难保证。文献[6]采用文献[7]中的AGC服务性能评估办法,综合考虑了AGC服务性能和容量报价两方面因素,但其计算性价指数的合理性有待商榷,而且在选择AGC服务时不应该把容量作为AGC服务的性能而简单地认为其容量越大对系统的贡献也越大。文献[8]提出了考虑AGC服务被调用概率的兼顾容量和电量价格的AGC服务选择方案,此方法利用价格排序,把调用概率高的AGC服务排在了后面,原理存在一定的缺陷,且忽略了AGC服务的性能。文献[9]用AGC服务容量价格与性能的比作为新的容量价格,性能采用文献[7]中的评估办法,没有考虑性能对AGC服务电量价格的影响,新的容量价格作为结算依据的合理性有待商榷。文献[10-11]把AGC服务的价格和性能中四个不可比的量糅合在一起对AGC服务进行评估。文献[12]中的AGC机组调配方案也存在与文献[5]同样的缺点。文献[13-16]以调节速率和容量作为约束,用不同的优化算法对AGC机组进行调配,但其不一定最优。

系统对备用的需求受负荷与发电机的密度及其所处位置、发电机数量与容量大小以及其故障率等因素的影响[17]。在电力系统暂态过程中,随着参与负荷频率控制服务的减少,系统的频率偏差将增大且恢复时间变长[18]。因此,作为特殊备用的AGC服务在确定其容量时应尽可能使其分布合理,点多面广。设计出一种既简单、方便,又能体现电力市场特征的AGC服务调配方法,无论是对AGC服务提供者还是购买者都具有重要的意义。为此,本文结合重庆电网AGC服务管理实际提出了基于层次分析法(AHP)[19]的可同时考虑AGC服务调节性能及其在电网中位置与价格等方面因素的AGC服务调配方案;算例比较分析表明,采用本文所提出的AGC服务调配方案不但能够保证电力系统的安全性,而且还能够提高电力系统运行的经济性。

1 AGC服务的调配方法

在理性市场环境下,高质量产品一般价格较高;系统运营者总希望以最小成本满足系统需求,以低价购买高质量的产品,所以在进行市场机制的设计时需要平衡这对矛盾,就必须同时考虑性能和价格两方面的因素,只有这样,才能提高效率、优化资源配置,促进电力工业的可持续发展。AGC服务市场与电量市场最大的差别在于[20]:其市场是单一的买方市场,这是由其对付随机事件的特点决定的,因此必须实施集中管理、统一调度才具有市场效率和社会效益。为此本文以性价比为依据对AGC服务进行集中调配,性价比Ki计算公式为

式中:Kr,i为服务i的综合调节性能;Kc,i为服务i的综合调节价格。

1.1 综合价格的求取

(1)对于上调服务由于要预先留一部分容量以供系统调用,所以需要报容量价格以弥补其容量和机会成本等。

(2)对于下调服务由于其容量成本已在电量市场上取得回报,机组的磨损、机会等成本均可纳入电量成本中,所以只需报电量价格。

式中:Kc,i为服务i的综合价格;Pri为AGC服务i容量报价;Pdi为AGC服务i电量报价;xi为AGC服务i被调用容量占其服务容量比例。x值可根据AGC服务以往参与AGC调节的表现以及电网实际运行情况,并结合调度运行人员的实践经验来确定。

1.2 基于层次分析法(AHP)的综合性能指数

对于AGC服务性能来说,瞬时价值是其主要特点[21],故在此考虑其响应速率、响应延迟时间、响应精度以及AGC服务在电网中位置等因素,用层次分析法(AHP)把以上各性能指数综合起来作为AGC服务的综合性能指数,模型如下:

式中:Kv,i为服务i的调节速率指数;Kt,i为服务i的响应延迟时间指数;Kj,i为服务i的调节精度指数;Kp,i为服务i的位置指数;vi为服务i的调节速率;Ti为服务i的响应延迟时间;Ji为服务i的调节精度;服务i的网损微增率;v、T、S、J为常数,作用是把各指标归一化,使其具有可比性;α、β、λ和θ分别为调节速率、响应延迟时间、调节精度、位置指数的权重因子,用AHP求取,不同权值可以为市场提供不同的经济信号。

2 AGC服务的调配模型

AGC服务的选择应考虑以下问题:(1)具有足够的容量和调节范围;(2)具有一定的调节速率以适应电网负荷变化需求;(3)符合安全和经济运行原则;(4)联络线交换功率和调频引起的电压波动在允许范围内;(5)电厂类型(水电、火电);(6)参与电网AGC服务电厂的最大、最小可调容量;(7)参与电网AGC服务的电厂的最大、最小加减负荷速率;(8)参与电网AGC服务电厂的AGC服务容量和电量价格等。

EMS每5 min执行一次预调度,考察所有AGC服务的功率变动及相应时刻的频率值,确定系统AGC容量和调节速率需求量;根据AGC服务投标容量、运行限值和发电出力计划等来计算服务实际可用容量,按式(1)Ki排序确定每个服务的中标容量,直到满足需求。则AGC服务优化模型如下:

(1)对于上调服务有

(2)对于下调服务有

式中:Qupi为AGC服务上调节容量(MW);Mi、Qdowni分别为AGC服务实际发生的上、下调节容量;Qupneed、Qdownneed分别为系统所需的AGC服务上、下调节容量;Vupi、Vdowni分别为AGC服务i的上、下调节速率(MW/min);Vupneed、Vdwonneed分别为系统所需的AGC上、下调速率;Qupmaxi、Qdownmaxi分别为AGC服务i的上、下调节最大范围;Pi为服务基值出力点;Pimax、Pimin分别为服务i的最大、最小技术出力;αi为ISO为确保系统安全稳定运行而要求AGC服务为系统必须提供的服务容量比例;T为系统控制AGC服务的周期(不含响应时间)。

在上述数学模型中,式(9)和(10)表示支付给被选定的AGC服务费用最小;约束分别表示所有被选定AGC服务的调节容量之和大于需求值与所有被选定的AGC服务的调节速率之和大于需求值以及AGC服务自身约束。

3 算例分析

基于AHP原理和重庆电网实际,AGC服务各项指标重要程度依次为:AGC服务在电网中位置、响应延迟时间、调节速率及调节精度指数,构造如下判断矩阵:

得α=0.23,β=0.27,λ=0.20,θ=0.3。

表1为AGC服务调节性能、报价等参数。表2为系统在不同的AGC服务需求下,按照五种不同方案进行AGC服务调配时的费用情况。对上调服务其价格分为容量价格和综合价格,综合价格是考虑了实际调用容量占AGC服务容量的比例,从表2中可以看出以容量价格为依据(含性价比)的AGC服务调配方案其容量费用最小,但由于其未考虑电量价格而导致其总费用较以综合价格为依据的AGC服务调配方案大,因此本文以下均以综合价格为AGC服务价格,性价比中的价格也是综合价格。从表2不难看出以性价比为依据进行AGC服务调配,无论上调还是下调,其总费用不仅较按照性能调配时小,而且还能使AGC服务的选择更加趋于合理,使系统失稳风险和整体运行成本降低。如:上调服务P性能虽然较差,但其在价格上的优势使其作为上调的首选,把其与性能和价格均占优的服务A、B等组合在一起,无论是对系统的安全性,还是对系统经济性的好处是显而易见的;下调服务M具有与上调服务P相似的特性,而下调服务J虽然性能较好,但其价格较贵,按照性价比其竞争力不及性能最差的服务G。总之,对于在性能或价格某一方面占优的AGC服务在以性价比为依据的调配方案中更具竞争力,因此以性价比为依据的AGC调配方案更能全面反映AGC服务参与电力市场的特性,用它来调配AGC服务不但可以避免只考虑经济性即AGC服务的报价所造成系统失稳的风险,而且还可以避免只考虑安全性即AGC服务的性能所造成的系统经济性差的缺点,它不失为具有兼顾经济性和安全性的AGC服务调配方案。

把上下调节分开进行AGC服务调配不但有利于降低系统的购买成本,而且还可以区分不同品质和特性的AGC服务,提高系统运行效益。

4 结论

液压AGC控制在轧钢中的研究 篇6

1500热轧带钢在轧制过程中,精轧压下系统主要是对粗轧来料进行进一步轧制,使其达到设定的目标厚度。F1至F6每个机架的压下APC系统各自独立,他们在AGC系统的统一控制下完成自动厚度控制系统的功能。

液压AGC是以液压APC作为执行机构来实现所要求的辊缝调节量的。在轧钢过程中通过液压AGC来实现辊缝的动态调整,以达到预期目的。液压APC首先用于轧辊的倾斜控制;其次用于轧辊精确预摆辊缝。在最后一、二个机架,为使轧件板形较好,采用液压轧制力控制,实现恒轧制力控制。

1 厚差产生原因分析

液压轧机是一个非常复杂的多变量系统,影响产品精度的因素相当多,而且各变量之间存在着耦合关系,即使在恒辊缝轧制的情况下,由于轧制速度、弯辊力、带材入口厚度、冷却、调偏量等的变化,会使得出口厚度值发生偏差。一般来说,影响轧件厚度引起变化的因素主要有:轧机机械及液压装置的干扰、轧机控制系统的干扰以及入口轧件的干扰。

(1)轧辊包括轧辊磨损、轧辊偏心、轧辊热胀冷缩、轧辊椭圆度、轧辊轴承油膜厚度、轧辊平衡力。

(2)轧机机械包括机牌坊、压下螺丝及附件、液压缸及附件、轧辊直径、轧件宽度、轧辊面润滑油油膜厚度。

(3)轧机控制系统包括轧制速度控制、辊缝控制、弯辊控制、轧辊冷却、机架间冷却水控制、润滑控制、轧制力控制、轧辊平衡控制、带钢张力控制、厚度监控器控制。

(4)入口轧件包括来料厚度、来料硬度、来料宽度、来料断面、来料平直度、来料材质。

(5)轧机震颤包括扭转震颤、三音阶垂直震颤、五音阶垂直震颤。

2 热带液压AGC控制方式和策略的确定

2.1 GM-AGC

也称反馈AGC或轧制力AGC,采用位置内环或轧制力内环、厚度外环方式以消除偏心影响,按给定值的获得方式不同分为:

REL-AGC:以头部的某种锁定厚度作为给定值对带钢全长进行调厚。

ABS-AGC:以成品设定的各架目标厚度作为厚度环的给定值对带钢进行全长控制。

采用绝对AGC当某机架咬钢后,该机架的绝对AGC功能即行投入,以使该机架的出口厚度尽快趋于模型设定值。与穿带结束再投入AGC相比,可以有效减少头部厚度超差段长度。

2.2 HAGC功能实现

(1)基于弹跳方程的厚度检出算法

(2)轧制力滤波

(3)油膜补偿

用插值法依油膜补偿速度表计算某一速度下的标准油膜厚度,并按照实际轧制力求出压力补偿系数

用公式表示如下:

(4)宽度补偿

(5)塑性系数计算

(6)前馈控制

(7)监控AGC功能实现

监控AGC的基本控制算法为积分(I)调节,为加快调节速度,也可加入比例(P)调节部分。其一般算法描述为:

(8)各种厚度计算

F6空过则

(9)弯辊补偿

(10)厚度偏差计算

(11)尾部补偿

若选择了尾部补偿,上机架抛钢后且DHG>0

(12)辊缝调节量计算

(13)活套补偿

(14)轧机刚度曲线拟合

AGC轧机刚度是采用5对点作线性插值然后乘以补偿系数求取的,忽略了轧机机械的动态变化,利用零调完抬辊过程中所采样的几十对点,对压力和轧机伸长作曲线拟合,可方便精确地求出轧机的刚度,具体方法如下:

对于一组给定的数据xi,yi(对应轧机伸长量和压力值),i=1,2,3…,N,求作m(m<<N)次多项式

采用最小二乘法拟合,即使:为最小,因此αk(k=0,1,…m)应满足

即(k=0,1,…m)

设

则此时方程组:

可表示为下列形式:

用矩阵可表示为:

该方程组为一正规方程组(系数矩阵对称且对角线元素相等),可归结为两个三角方程组来求解,方程如下:LY=T LTa=Y其中

求解LTa=Y得

3 AGC锁定

(1)人工锁定LOCKONMODE开关放在MAN位置,当带钢使HMD502接通后,由操作人员决定是否该锁定,要锁定时手动按下LOCKONPB即开始锁定。

(2)自动1锁定LOCK ON MODE开关放在AUTO-1位置,当某机架Fi负荷继电器接通,经过一定的延时后自动锁定。

(3)自动2锁定LOCKONMODE开关选AUTO-2位置,当带钢使HMD502接通,经过一定的时间延迟后,以16ms为采样周期,当下式成立时,即开始锁定(最多采样16次)。目前主要采用AUTO-2方式,即带头到达X射线测厚仪,实测值进入锁定区后进行锁定,如十次实测都进不了锁定区,则强制锁定。

(4)锁定值计算前三种锁定方式中,开始锁定时以16ms为周期,对各机架辊缝值、速度、轧制力、GM方式板厚、绝对板厚、顶冒值进行采样,并求其四次采样的平均值存入AGC锁定值表中。

4 结论

精轧液压AGC控制系统有着很高的技术要求,而数学模型更是轧制中对于产品质量和设备运行的关键。通过软件包的开发,将成熟的数学模型应用于AGC控制系统,在莱钢1500热轧实际生产中取得良好的效果,对于系统的设计开发有着积极的指导作用和深远的影响。

参考文献

[1]孙一康.带钢热连轧的模型与控制[M].北京:冶金工业出版社,2002.

[2]谭浩强.C程序设计[M].清华大学出版社,1992.

AGC控制 篇7

关键词：特高压同步电网,自动发电控制,控制策略

0 引言

长治—南阳—荆门特高压交流试验示范工程是中国第1个1 000 kV电压等级的输变电工程, 已于2008年12月顺利完成调试, 并于2009年1月6日投入运行。华北和华中两大电网经这条唯一的交流线路联网后, 互联电网中任何地方发生的发电和负荷有功扰动都对联络线输送功率产生影响, 从而导致特高压联络线功率在计划值的基础上产生大范围的波动。这种波动有可能破坏电网的静态稳定性, 并会引起特高压落点近区1 000 kV和500 kV母线电压的大范围波动, 严重危及特高压一次设备和互联电网安全稳定运行。另外, 按照国家电网公司“一特四大”的发展战略, 将于2012年建成“三华” (华北、华中、华东) 特高压同步电网, 特高压联络线功率控制问题将变得更加复杂。

自动发电控制 (AGC) [1]是控制联络线功率的有效工具。然而, 在中国电网特有的多级调度模式下, 华北、华中特高压联络线功率控制涉及两个网调和11个省 (自治区、直辖市) 调 (包括京津唐) , 而且还要控制电网频率、省际联络线交换功率、某些特定的稳定断面潮流等。面对这样一个多目标协调控制的AGC问题, 急需研究和解决。

1 特高压联络线功率波动的机理

结合特高压交流试验示范工程的实际情况, 用图1所示的两个区域互联电网来研究交流联络线有功功率波动的机理。

设Δf为系统实际频率与额定频率之差, 则有:

$\{\begin{array}{l}\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{A}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}=\beta {}_{\text{A}}\text{Δ}f\\ \text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{B}}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}=\beta {}_{\text{B}}\text{Δ}f\end{array}(1)$

令βΣ=βA+βB, 则有:

$\begin{array}{l}\text{Δ}f=\frac{(\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}A}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{A}})+(\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{B}})}{\beta {}_{\text{Σ}}}(2)\\ \text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}=\frac{\beta {}_{\text{A}}(\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{B}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}})-\beta {}_{\text{B}}(\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{A}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}})}{\beta {}_{\text{Σ}}}(3)\end{array}$

从式 (2) 、式 (3) 可见, 特高压交流线路连接两个区域形成的互联电网在扰动发生后的稳态运行点, 联络线交换功率偏差与扰动源之间存在如下关系:

1) 互联电网中任何地方发生的发电或负荷的有功扰动都会对联络线输送功率产生影响;

2) 同一区域电网内任何地方发生等量的有功扰动, 对联络线输送功率的影响是相同的;

3) 不同区域电网内发生等量有功扰动, β较小的区域对联络线输送功率的影响更大;

4) 任何有功扰动造成的联络线功率波动与联络线的电压等级、联络线在两个区域内的落点、扰动前联络线输送功率的大小及方向均无关。

2 试验示范工程AGC控制策略

在分析华北和华中电网已有的AGC控制策略的基础上, 结合中国电网分级调度的特点, 研究并形成了一套适应特高压联络线功率控制的AGC优化控制策略。

2.1 封闭控制区与ACE计算

在联络线频率偏差控制 (TBC) 模式下, 假设各区域的频率偏差系数完全等于自然频率特性系数, 则图1所示的特高压联络线两侧控制区A和B的区域控制误差 (ACE) 记为:

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=\beta {}_{\text{A}}\text{Δ}f+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}\\ E{}_{\text{B}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=\beta {}_{\text{B}}\text{Δ}f-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{Τ}}\end{array}(4)$

由式 (1) 可知:

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{A}}\\ E{}_{\text{B}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{L}\text{B}}\end{array}(5)$

上述分析中, 可以将区域A和B看成特高压联络线华北侧和华中侧电网, 则线路ab为特高压联络线;也可以将区域A看成某一个省调控制区, 则区域B是该省网的全部外部电网, 线路ab表示区域A与外网的全部联络线。

所以, 无论是区域电网还是省级电网, 从式 (5) 可以看出:TBC模式下的ACE实质上是反映本区域的有功不平衡功率。正是由于这一特点, 只要各控制区调整ACE为0值, 就实现了有功功率的就地平衡, 对互联电网贡献了应尽的义务;各控制区对互联电网所做的贡献 (对控制目标有利) 和应承担的责任 (对控制目标不利) 能正确地反映在ACE中。

然而, 在中国特有的多级调度模式下, 国、网、省3级调度都涉及对电厂的控制。国调和网调的直调电厂地理上分布在各省级电网内, 如图2所示。

当上级调度控制的直调电厂出力发生变化时, 会对本区域的ACE造成影响, 使得ACE不再能正确反映本区域的有功不平衡功率。这样一来, 各省控制区总是保证包括直调电厂在内的全省发、用电负荷的就地平衡, 直调电厂为抑制特高压联络线功率波动所做的调节有可能与省调控制ACE的调节相矛盾, 上下级调度之间的协调控制难以实现。因此, 有必要将上级调度的直调电厂排除在本控制区之外, 构成图3所示的封闭控制区。

将国调和网调的直调电厂排除在省调控制区之外, 这些电厂的出线称之为广义联络线。无论是区域电网还是省级电网, 当构成封闭区域后, 在式 (4) 所描述的控制区ACE计算公式中, ΔPT为所有实际联络线和广义联络线的有功偏差之和。

用EA和EB分别表示区域电网A和B构成封闭控制区 (图3中最大的椭圆区域) 后的ACE;用EAi和EBi分别表示第i个省调控制区封闭后的ACE;网调控制区仅包含所属的直调电厂, 用ΔPGA和ΔPGB分别表示所有直调电厂的有功出力与计划值的偏差之和。它们之间有如下关系:

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}}={\displaystyle \sum E}{}_{\text{A}i}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}}\\ E{}_{\text{B}}={\displaystyle \sum E}{}_{\text{B}i}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}\end{array}(6)$

特高压联络线两侧电网 (图3中的正方形所示区域) 的ACE计算公式如式 (4) 所示。用ΔWA和ΔWB分别表示区域A和B中的国调直调电厂及跨区直流线路的有功偏差之和, 则式 (4) 中的ACE又可以表示为:

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=E{}_{\text{A}}+\text{Δ}W{}_{\text{A}}\\ E{}_{\text{B}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}=E{}_{\text{B}}+\text{Δ}W{}_{\text{B}}\end{array}(7)$

将式 (6) 代入式 (7) :

$\{\begin{array}{l}E{}_{\text{A}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}={\displaystyle \sum E}{}_{\text{A}i}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{A}}+\text{Δ}W{}_{\text{A}}\\ E{}_{\text{B}-\text{s}\text{i}\text{d}\text{e}}={\displaystyle \sum E}{}_{\text{B}i}+\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{B}}+\text{Δ}W{}_{\text{B}}\end{array}(8)$

从式 (4) 可知, 只要有EA-side/βA=EB-side/βB, 则必有特高压联络线功率偏差ΔPT=0;如果能够满足EA-side=0和EB-side=0, 可以同时使频率偏差Δf=0, 这是最为理想的控制效果。

因此, 要控制特高压联络线功率偏差ΔPT=0, 必须满足以下3个条件之一:

条件1:使式 (8) 等号后各分量均为0, 从而保证EA-side=0和EB-side=0。也就是说, 各省控制区调节各自的ACE为0, 实现各省网内部有功功率的就地平衡;同时, 网调直调电厂、国调直调电厂和跨区直流线路严格执行发电计划和交换计划。

条件2:如果条件1不能满足, 可以使式 (8) 等号后各分量之和为0, 从而保证EA-side=0和EB-side=0。这实际上是在两侧电网内部实现有功功率的就地平衡。很显然, 这会引起省际联络线交换功率的偏差。

条件3:如果条件1和条件2都不能满足, 可以通过EA-side/βA=EB-side/βB来保证ΔPT=0。这实际上是实现两侧电网之间的相互支援, 但这种支援仅对联络线功率控制而言, 由于此时两侧电网的ACE符号相同, 系统频率的偏差将加大。

2.2 省调AGC控制策略

如上所述, 各省调控制区要提高AGC的调节能力, 保证有足够的AGC机组调节容量和调节速度[2], 始终维持控制区的ACE在0值附近, 以实现本控制区发、用电负荷的就地平衡, 避免区内有功扰动波及到特高压联络线, 这是特高压联络线功率控制的基础。

近几年来, 很多学者就AGC的新技术进行了深入研究, 并在工程实际中得到成功的应用[3,4,5,6,7], 如水火电机组协调控制、利用超短期负荷预测实现AGC超前控制等, 可以有效地提高AGC的控制能力, 对特高压联络线的功率控制同样有效。

省调控制区在立足本区域有功功率平衡的基础上, 可以通过下面2种方法进一步实现紧急情况下对其他控制区的功率支援:

1) 当特高压联络线有功偏差较大时, 禁止各省控制区做出进一步加大偏差的调整。这一方法实际上是让省调控制区维持目前已经存在的、有利于抑制联络线功率波动的ACE。另外, 这一方法也有利于发挥CPS标准对特高压联络线功率控制有利的一面, 抑制其不利的一面[8]。

2) 当特高压联络线有功偏差较大时, 将其偏差量按各省控制区的频率偏差系数进行分配, 作为附加分量叠加到ACE上, 以加快特高压联络线的功率恢复。

2.3 网调AGC控制策略

只要各省调控制区有足够的调节能力, 实现本省发、用电负荷的就地平衡, 网调直调电厂完全可以按发电计划运行, 只是在紧急情况下 (特高压联络线大幅波动时) 才参与调整。网调控制区的调整目的主要在于:

1) 省调控制区调节能力不足时的支援。网调的支援可以加快特高压联络线的功率恢复, 但在省调恢复有功平衡后, 网调的支援量要及时“回吐”, 以免造成新的有功不平衡。

2) 区域电网外部扰动时的支援。当国调直调电厂、跨区直流线路发生有功扰动时, 各省调在常规TBC模式下将无任何作为, 网调的调节就至关重要了。

3) 特高压线路对侧电网扰动时的支援, 但这是以牺牲频率质量为代价的。

目前, 华北和华中电网经唯一的特高压交流线路联网, 上述3种有功功率的扰动都反映在特高压联络线功率偏差上。因此, 网调控制区以特高压联络线功率偏差为主要控制目标, 同时适当考虑对系统频率质量的影响, 其控制模式仍然是TBC, 但要通过适当的频率偏差系数的设置来实现联络线功率与频率的协调控制。

2.4 实际应用

2007年, 华北和华中电网曾经通过500 kV辛洹线联网运行。当时, 辛洹线有功功率超过300 MW以上的波动大约占联网运行时间的5%。

从2008年下半年开始, 在国家电力调度通信中心组织下, 华北、华中网调和各省调逐步实施本文提出的新的AGC控制策略, 联络线功率控制效果不断改善。为验证这一控制策略的有效性, 曾于2008年10月和11月组织了2次500 kV辛洹线联网试验, 结果表明, 超过300 MW以上的波动减少到了1.1%以内。同时, 结合联网过程中的人工大扰动试验, 进一步掌握了电网的自然频率特性系数[9], 对各控制区AGC进行了控制参数的适当调整。

2008年12月底, 特高压交流工程试验示范工程完成调试。在2009年1月特高压线路投运期间, 超过300 MW以上的波动仅占联网运行时间的0.2%;同时, 各省际联络线功率控制达到历史最好水平。

3 “三华”同步电网有功控制初探

3.1 “三华”电网各控制区的构成

从传统意义上讲, AGC的主要功能是实现电力系统有功功率的平衡控制, 随着“三华”特高压同步电网的形成, 有功功率的“安全”控制成为重中之重。

“三华”电网互联后, 全网的频率特性系数大约为2 000 MW/0.1 Hz, 并随着电网容量的增加及一次调频性能的提高进一步扩大。因此, 在合理的日前计划安排下, 系统的频率波动会非常小, 除非跨区直流故障或电网发生连锁故障。各省级电网AGC按TBC模式控制有功功率基本实现就地平衡, 就可以满足电网频率质量的要求。

有功功率的安全控制实际上是控制“三华”电网内的潮流分布, 使得某些重要的线路或线路组 (包括特高压线路) 输送功率在安全的范围内, 某些重要的稳定断面 (包括区域电网之间、省网之间和省网内部) 潮流不超过各种稳定限值。要实现这一目标, 必须有相当数量、广域分布的电厂 (称为“三华”直调电厂) 构成集中控制区 (称为“三华”直调控制区) , 在适当优化算法的支持下, 通过直调电厂出力的实时调整, 实现全网范围内系统潮流的安全、经济分布。

综上所述, 未来“三华”电网的有功功率控制可分成2个层次, 各省调控制区以“有功平衡控制”为主, 直调控制区以“有功安全控制”为主, 如图4所示。

3.2 省级电网AGC控制策略

如上所述, 组成“三华”电网的各省级电网AGC应继续按TBC模式, 控制封闭区域下的ACE在0值附近, 尽可能实现省级电网有功功率的就地平衡。

值得注意的是, 省级电网在调整AGC机制出力时, 要防止网内一些重要的稳定断面越限。文献[10]提出将AGC与灵敏度分析、安全约束调度结合在一起, 构成闭环控制系统, 实现稳定断面越限的预防控制和校正控制, 已在实际工程中取得良好的效果, 可以直接应用于“三华”各省级电网。

3.3 直调控制区AGC控制策略

直调控制区AGC在保证电网安全约束的前提下, 控制各电厂尽可能执行发电计划, 并在紧急情况下参与系统频率控制。

安全约束调度可以以“三华”直调电厂的AGC机组出力为控制变量, 以偏离发电计划总量最小为优化目标 (也可以是各种经济类目标) , 用公式描述如下:

$\min f={\displaystyle \sum _{i=1}^n|}\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}i}|(9)$

式中:ΔPGi为发电机i有功功率与计划值的偏差量。

约束条件包括:系统潮流方程、AGC机组有功出力限值、单条线路或线路组 (包括特高压线路) 有功功率的合理范围、稳定断面有功功率限值等。

安全约束调度正常情况下周期 (如1 min～5 min) 启动, 给出AGC机组出力调节限值, 以防止AGC机组的调节导致违反约束;当有约束违反时按事件驱动, 为AGC提供校正控制策略。AGC根据安全约束调度的结果, 调整“三华”直调电厂出力, 以保证“三华”同步电网的安全稳定运行。

4 结语

本文结合中国电网特有的多级调度模式, 提出了AGC “封闭控制区”模型, 使ACE能正确反映控制区的不平衡功率, 以方便实现互联电网各控制区之间的协调控制。在此基础上, 结合特高压交流试验示范工程的实际, 提出了华北和华中电网经特高压线路联网后, 适应跨区联络线功率控制的AGC控制策略。这一控制策略以各省级电网有功功率的就地平衡为基础, 实现了互联电网各控制区在紧急情况下对特高压联络线功率恢复的相互支援。本文的研究成果已应用于华北和华中电网, 在特高压交流试验示范工程调试和投运期间取得良好的实际控制效果, 表明本文所提出的方法是有效的。

本文进一步对 “三华”特高压同步电网的功率控制进行了初步探讨, 为后续研究工作的开展做了一些必要的技术准备。

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AGC控制 篇8

1 江苏电网AGC应用情况介绍

自动发电控制 (AGG) 是调整电网频率与有功功率、保证电网安全、经济运行的重要措施之一。从1995年起步以来, 江苏电网AGC工作取得了很大进步, AGC功能已成为调度运行人员不可或缺的重要技术手段, 其控制运行指标也已作为华东电网省际联络线电力电量考核的依据, 成为电网商业化运行的重要技术经济指标。

江苏电网于1995年3月成立了AGC领导小组和工作小组, 使AGC工作有计划、有步骤地向前发展。于1995年6月编制了《江苏电网自动发电控制 (AGC) 工作规划》, 在此工作规划的指导下, 制定了相应的AGC工作目标和实施步骤。1998年8月江苏电网通过华东集团公司AGC功能的实用化专项验收, 2000年4月、2005年10月、2009年5月通过华东集团公司 (华东电网有限公司) AGC功能实用化复查。

在1998年10月1日至2001年9月30日期间, 华东电网采用AGC的A1/A2标准实施省际联络线的电力电量考核;从2001年10月1日起, 华东电网采用AGC的CPS考核标准实施省际联络线的电力电量考核。江苏电网积极开展适应CPS标准AGC控制策略的研究与应用、发电机组一次调频、备用容量监视、AGC与实时安全约束调度闭环等一系列工作, 极大地提高了江苏电网AGC工作水平, 提高了华东电网电能质量, 为江苏电网和华东电网的安全优质经济运行发挥了重要作用。江苏电网“AGC控制优化”研究项目从2005年5月开始至2005年11月结束, 经历了7个月时间。本项目通过深入分析AGC的CPS标准及华东电网CPS考核办法的特点, 优化AGC控制策略, 以进一步提高CPS指标, 控制无意交换电量, 为江苏省电力公司争取更大的经济效益。

到目前为止, 江苏电网可参与AGC调节的机组134台, 装机容量达51606.5MW, 可调容量20776.5MW, 分别占全省统调装机总容量 (59404.75MW, 包括二热#4、南热#2、利港二厂#7-#8、望厂#4机组, 共2585MW机组容量) 的86.87%和34.97%。

2 CPS标准下的AGC控制策略改进

2.1 CPS标准下AGC控制策略

AGC控制的根本目的在于保证电网的频率质量, 虽然ACE中包含频率分量, 但并未直接涉及对频率的控制, 在未修改交换计划之前, 无法实现对其它控制区的支援。在联络线和频率偏差控制 (TBC) 方式下, ACE按下式计算:

其中:B为控制区频率偏差系数, 取正值, 单位MW/0.1HZ;△F为频率偏差, 正方向为频率超过50Hz (高周) , 单位HZ;△PT为实际交换功率与计划值之差, 送出为正, 单位MW。因此, ACE的正方向为区域发电过剩 (超发) , 单位MW。

在适当的B系数下, (1) 式只反应了本控制区的功率缺额。也就是说, 当负荷变化发生在本控制区时, ACE完全反应了负荷的变化量, 而当负荷变化发生在外区域时, 本控制区的ACE无任何变化, 仅在一次调频中给予外区域以临时性支援。表面上看, (1) 式中包含频率分量, 实际上, 当负荷变化发生在外区域时, A控制策略无所作为。

在NERC提出的CPS标准中, 要求在某一时间段内:

式中:AVGpe riod[]为对括号中的值求平均值;ACEAVE-m in为1minACE的平均值;△FAVE-m in为一分钟频率偏差的平均值;ε1为常数。

2.2 AR R中的积分分量

ARR中的积分分量PI=-GI×IACE用于控制ACE平均值在给定的考核时段 (如10min) 内不超过规定的范围l10, 以保证CPS2指标。ACE积分值IACE在每个考核时段开始时重新累计, 当IACE超过给定的下限Imin时, 按上式引入调节功率中的积分分量PI。为了防止引入过大的积分分量, 使ACE发生严重偏离, 将IACE限制在给定的上限Imax上, 即当IACE大于Imax时, 在上式中用±Im ax替换IACE。

2.3 区域调节需求AR R的加速因子

江苏电网内的机组多数为火电机组, 调节速率较慢, 在需要快速调节出力时往往跟踪不及时, 一定程度上影响了CPS1指标。因此引入ARR加速因子的概念, 当ACE和△F同号时, 将区域调节需求ARR乘以加速因子 (一般为1~2倍) 予以扩大, 加速机组调节的速度, 使当前运行点快速逼近理想运行区域。

同时为了避免过调, 当区域调节需求ARR进入AGC调节死区时, 给某些AGC机组下发一个校正控制命令, 其目标出力等于实际出力。这些机组满足如下三个条件:

1) 机组正在受AGC控制;

2) 机组当前实际出力在正常调节上下限内;

3) 上一次下发的目标出力与当前实际出力之差超过机组命令死区。

2.4 ACE积分分量的设置

按照华东电网考核的要求, ACE平均值以10分钟为考核周期, 因此要有效地控制当前10分钟的ACE积分分量, 以满足CPS2指标并减少CPS罚款电量。

为了达到既能控制当前10分钟的ACE积分分量, 又有利于CPS1原则, 作如下技术处理:

1) 当ACE积分值<0时, 如系统频率>50Hz, ACE积分分量不起作用;如系统频率<50Hz, ACE积分分量起作用;

2) 当ACE积分值>0时, 如系统频率>50Hz, AGC积分分量起作用;如系统频率<50Hz, AGC积分分量不起作用。

2.5 无意电量校正分量的设置

无意交换电量是实际净交换功率偏离计划值时所产生的计划外电量, 校正的方法是在ACE的计算公式中设置交换功率的偏置 (即计划偿还功率) , 提供自动或手动校正机制。

按照华东电网考核的要求, 无意交换电量以30分钟为考核周期。为了达到既能控制当前30分钟的无意交换电量, 又有利于CPS1原则, 作如下技术处理:

1) 当无意交换电量<0 (多受电或少送电) 时, 如系统频率>50Hz, 校正分量不起作用;如系统频率<50Hz, 校正分量起作用;

2) 当无意电量>0 (少受电或多送电) 时, 如系统频率>50Hz, 校正分量起作用;如系统频率<50Hz, 校正分量不起作用。

2.6 应用效果

经过多次仿真试验后, 2005年6月29日12时江苏电网AGC系统成功升级, 从而实现了CPS标准下的AGC控制策略改进, 从6月29日12:00~6月30日24:00, AGC控制策略优化后的AGC系统进入现场测试;2005年7月1日, 优化后的AGC系统投入试运行。从7月份的试运行结果分析可看出, 控制策略优化后的AGC控制系统投入运行后, 进一步提高了江苏电网CPS指标, 并比较有效地控制了无意交换电量。但在8月份由于缺少AGC调节备用 (主要为低谷时段下调节备用) , AGC运行指标有所下滑。为此, 项目实施小组成员与开发商一起深入分析研究华东电网及江苏电网运行特点特性和江苏电网AGC机组运行情况, 设计了利用超短期负荷预计结果计算自动计划偏置、在CPS调节功率和ACE中增加频率偏移分量等多种AGC辅助调节措施, 这些辅助调节措施经过多次测试后于2005年11月25日投入运行。从一个多月的运行情况分析, 这些辅助措施投入使用后, 江苏电网CPS指标有了很大提高, 而无意交换电量则减少明显, 取得了较大的经济效益。

3 结语

AGC控制优化项目将AGC控制策略从区域总调节功率的计算到AGC控制区域的划分作了较为全面的优化, 提供的辅助调节措施实用有效, 并增加了电力市场环境下AGC机组经济调度控制模式。本文深入分析了江苏AGC机组调节性能及系统频率变化的特点特性, 进一步研究了互联电网在CPS标准下的控制策略的优化, 并在江苏的AGC控制系统中予以在线应用。本文的主要特点如下:

1) AGC优化控制策略采用了CPS调节功率分量这一新概念, 在区域控制偏差 (ACE) 和频率偏差 (△F) 构成的运行平面上, 由最小支援力度线和最大支援力度线共同确定AGC理想运行区域。

2) 根据江苏AGC机组的调节特性及华东电网频率平均偏高的特点, 控制策略在ACE及CPS调节功率分量中引入了频率偏移分量, 加大下调节力度, 优化AGC运行指标。

3) 优化的AGC控制系统投入运行后, 进一步提高了江苏电网CPS指标, 较有效地控制了无意交换电量, 取得了较大的经济效益。

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