AGC性能（共7篇）
AGC性能 篇1
摘要：为了满足某省电网“两个细则”的要求, 在保证机组安全性的前提下, 对协调控制系统的AGC自动发电控制 (Automatic Generation Control) 和一次调频的控制结构和控制方法需要进行相应的改进, 为该厂争取一定的经济利益。对协调控制系统的AGC和一次调频内部参数深入研究与探讨, 总结经验积极改进达到该省电网指标要求。
关键词：协调控制,AGC,一次调频,方法
0前言
本人有幸被省调派遣到某省某电厂对该电厂进行系统调试, 参与了该厂的66万机组的全程调试工作, 为此写下调试管理过程中的一点心得体会。根据该省电网两个办法规定AGC机组的调节速率由电网调度机构能量管理系统 (EMS) 测定, 调节速率必须达到1.5%额定容量/每分钟, 达不到要求的运行机组按每超过0.1%额定容量/每分钟每天考核100元;AGC的调节精度由电网EMS系统, 日平均调节精度必须达到0.5%额定容量, 达不到要求的运行机组按每超过0.1%额定容量每天考核300元。一次调频要求:45秒平均调节速率必须达到2%额定容量, 达不到要求的运行机组每超过0.1%额定容量/每分钟每天考核100元。按照此要求计算每月的考核费用是笔不小的开支。
1提高AGC和一次调频性能的方法
针对如此严格的指标考核要求, 热控专业人员集思广益, 共同研究改善AGC和一次调频性能参数, 不断提高该厂机组AGC和一次调频性能使其满足电网的要求。
1.1校准AGC负荷指令和负荷反馈信号, 提高调节精度
要提高机组的负荷调节速率, 其首要前提是要确保机组接收的负荷指令与电网调度指令的一致, 否则, 再高的调节速率也于事无补。因此我们的第一步工作便是校准AGC负荷指令信号, 具体在如下两个方面落实。
在AGC系统中, 先由电网调度EMS系统通过微波送至电厂侧远动RTU, 再由RTU通过硬接线送至机组DCS系统, 期间传送距离远、环节多, 同时信号经过模拟量及数字量的转换, 极易引起指令信号的偏差, 我们仔细检查了RTU与DCS系统之间的传输电缆, 确保电缆屏蔽的可靠性;在AGC闭环联调试验前, 先进行AGC离线调试, 即在电网调度EMS系统与电厂侧远动RTU、AGC接口装置及DCS系统之间进行AGC信号调试, 确保各系统之间的指令信号快速、准确、可靠。这样的调整, 特别是调度负荷指令, 由电网调度EMS主机发出的机组期望出力指令值, 即“调度负荷指令”, 使两者之间的偏差不大于1MW, 且为线性关系。AGC调节精度有了一定的提高。
该省电力调度自动化处提出为适应两个细则和颁发的新版发电企业考核办法, 电厂应保证机组实际出力偏差 (电厂DCS中的实际出力与省调EMS中实际出力的差值) 和AGC负荷指令偏差 (电厂DCS中的AGC负荷指令与省调EMS中的AGC负荷指令的差值) 的差值绝对值不超过1MW, 机组AGC调节上限及下限的偏差绝对值不超过2MW, 机组AGC调节速率偏差的绝对值不超过0.1%额定出力/MIN。结合对其他电厂的调研情况, 该厂DCS中的发电机有功是由继保的三个功率变送器输出的4-20m A信号进行三取中得到的, 而调度EMS系统中的发电机有功是由交流采样装置得出的数据直接上传得到的, 此发电机有功功率数据不同源, 就造成电厂DCS和调度EMS中的发电机有功数值存在偏差, 影响AGC的性能。通过继保专业和热工专业人员经过认真讨论, 本着保证设备安全稳定运行和对现有自动化系统、DCS系统改动最少的原则, 确定了技术方案。利用机组检修机会将热工DCS中经过三取中得出的发电机有功数据通过AO卡件输出至NCS系统, 由远动系统将此数值上传至省调EMS, NCS交流采样得出的发电机有功数值不再上传调度, 在NCS后台中保留。同时将热工与远动系统之间的进行精度校验。解决发电机有功同源并对热工与继保远东系统传递的8个模拟量通道数据全部进行通道精度校准。
1.2规范运行人员参数调节, 提高负荷变化率设定值
以前原该厂运行人员AGC调节速率设定值一班为6MW, 按照机组额定容量为660MW, 要达到1.5%额定容量/每分钟的要求, 理论负荷设定变化率应达到10MW/每分钟, 由于AGC指令要经过速率限制后才输入到机主控, 且控制系统存在延迟, 6MW的设定速率远远达不到要求, 建议运行人员将实际设定置大于10MW/每分钟, 经过努力, 从源头上保证了1.5%额定容量/每分钟的要求。
1.3对调节系统参数进行优化和试验, 提高汽机的响应速率
减少AGC指令在协调控制系统负荷指令处理回路中的延迟时间。AGC指令在进入协调控制系统负荷指令处理回路经负荷高低限幅, 负荷变化率限制和指令增减闭锁经过一段延时作为协调控制系统负荷控制指令进入汽机主控和锅炉主控逻辑来协调汽机和锅炉响应外界负荷的变化, 通过减小AGC指令在负荷指令处理回路的延迟时间, 在经过负荷高低限幅, 负荷变化率限制和增减闭锁后直接进入汽机和锅炉主控逻辑, 提高了汽机和锅炉的响应时间;放宽限制汽机调门动作的压力波动允许值。机组在响应外界AGC指令变化时会造成机前压力的波动, 当机前压力与设定值偏差大于一定值时就会限制汽机调门动作来稳定汽压, 由于限制汽机调门动作对机组AGC性能产生很多的影响, 降低了机组的AGC性能。现将此压力偏差值由1MPa放大到1.5MPa。同时对汽机主控前馈作用也进行了适当的加强。
1.4降低压力参数偏差, 提高燃料响应速度
机组正常运行中, 协调控制系统工作在炉跟机方式下, 汽机主控收到负荷变化指令后迅速调节汽机调门开度, 引起蒸汽流量变化, 从而使机组负荷接近目标负荷;同时汽机调门的动作会导致机前压力的偏离, 此时利用锅炉的蓄能及燃料的变化来控制压力。该厂采用北重厂生产的正压直吹式中速磨, 从煤量指令变化到实际入炉煤量变化有1.5分钟左右的迟延, 而燃煤在炉膛燃烧产生热量引起主汽压力变化又有迟延, 如负荷调节速率设定值较高, 汽机进行负荷调节时往往会引起机前压力偏差大, 发出闭锁信号闭锁负荷调节, 从而影响负荷的调节速率。因此, 在DCS协调控制系统中, 从提高燃料的响应速度入手, 来实现高负荷调节速率下压力的稳定。具体举措如下:修改燃料调节器, 优化调节器的前馈及调节参数, 加强锅炉的动态前馈作用, 由于锅炉发热量的改变有较大的迟延和惯性, 为了提高机组负荷响应速率, 通过适当加强锅炉指令的动态前馈, 改善机组AGC的调节性能;校准热量信号, 提高燃料主调节器输出的准确性;优化磨煤机一次风量控制, 提高入炉煤量响应速度。
1.5调整汽机调门重叠度曲线, 消除负荷不灵敏区
在炉跟机协调控制方式下, CCS汽机主控作为负荷控制器, 将负荷指令和实际负荷进行比较后, 输出汽机指令送至DEH系统来控制调门开度。该厂的DEH系统在正常运行中, 投运顺序阀控制, 最终调门输出在末级伺服卡内实现闭环控制, 所以DEH系统也可被看作协调控制系统中的一个调节机构, CCS输出的汽机指令就是调门指令。在机组变负荷运行中, 发现在升负荷时经过500MW负荷时, 机组变负荷速率会降低, 经过此段后负荷又能正常上升 (降负荷亦然) 。经观察, 在此负荷段, CCS汽机指令从69%加至73%, #1~#2高调门由80%至全开且波动较大, 而#3调门略有开度, 据此, 判断汽机调门的重叠度不好。此时因主汽通流增加量有限, 导致负荷上升缓慢且容易产生波动。针对上述情况, 联系电科院对3号机机组进行了高调门流量特性试验, 根据试验测量数据, 绘制了调门开度与流量的特性关系曲线, 并在兼顾经济型和调节特性的基础上, 给出了调门重叠度。经过这个调整, 消除了此负荷段的不灵敏区, 提高了AGC整体的负荷调节相应速率。
1.6积极探索先进控制理念, 实现一次调频DEH与协调联合调整
一次调频只在DEH侧引入, 在DEH一次调频功能投入后, 如果有频差出现时, 一次调频因子直接叠加在DEH的有功功率的给定值上, 通过调节DEH的调门使机组有功功率快速响应一次调频的需求。但是如果此时协调控制系统投入, 协调控制系统的 (下转第387页) (上接第333页) 负荷给定值没有改变而机组有功功率发生了变化, 协调控制系统的功率控制回路就会发出和一次调频作用方向相反的汽轮机调门指令, 不仅从一定程度上抵消了一次调频的效果, 而且对于协调控制系统相当于增加了外部扰动量。对于调控制系统和DEH遥控指令是通过模拟量传输的, 由于DEH的调门变化速率不受限制, 不仅将一次调频效果马上抵消, 而且容易引起协调控制系统振荡, 从而降低协调控制系统的稳定性。为使一次调频达到最佳的调节效果, 将一次调频因子引入协调控制系统的负荷给定值回路, 实现DEH与协调联合调整。根据机组的实际情况正确合理地设置一次调频参数, DEH和协调控制系统就能够共同完成一次调频功能, 而不会对控制系统的稳定性造成影响。且我们优化协调控制机主控前馈调节系数, 改变控制策略将一次调频参数系数直接作用于阀门输出端, 使一次调频动作速率大幅度提高。通过多项举措, 实现电网对一次调频的调节速率必须达到2%额定容量要求。
AGC性能 篇2
目前, 抑制电网频率的重要措施是一次调频和自动发电控制AGC (Automatic Generation Control) 下达的二次调频, 一次调频是指当外界负荷发生变化时, 机组调速系统根据频率偏差迅速做出响应, 自动地控制机组有功功率, 保持电网有功功率的平衡和频率的稳定;AGC下达的二次调频是通过修改有功给定来控制发电机有功出力, 从而从宏观上跟踪电力系统负荷变化、维持电网频率等于额定值, 在电网频率恢复过程中, 二次调频正确动作释放一次调频备用以实现频率无差调节。一次调频与AGC下达的二次调频对电网频率的控制是一个协调互补的关系, 电网频率在系统正常运行时始终处于波动状态, 机组一次调频不断动作, 同时电站AGC下达指令频繁, 一次调频与AGC配合将直接影响机组稳定运行, 因此需要对二者的协调性进行优化, 确保二者正常发挥功能, 文中通过对景洪水电站机组一次调频与AGC运行现状分析, 结合规程对一次调频与AGC协联关系要求, 给出能够较好解决水电站一次调频与AGC配合问题的建议。
2 机组与调速系统概述
某水电站安装有5台单机容量350 MW机组, 总装机容量1 750 MW, 以500 k V及220 k V电压等级接入云南电网, 在系统中担负基荷、调频、调峰及事故备用等任务。调速系统电气部分采用Micro Net Plus硬件平台, 机械液压系统电液转换元件采用德国博士公司生产的比例伺服阀, 主配压阀具有频率控制、功率控制、开度控制、快速同步、暂态补偿、适应式变参数、坡度式加负荷、在线自诊断及处理等功能。机组空载运行时, 调速器按照频率控制模式工作, 频率人工死区Ef=0, 给定值为电网频率, 机组频率跟踪电网频率;并网后自动设定在开度控制模式工作, 频率给定值fc=50 Hz, Ef大小由电网调度确定, 当电网 (机组) 频率与频率给定值频率偏差超过频率死区后, 调速系统根据这个偏差信号变换为与永态转差系数bp成反比的机组频差调节功率ΔP完成一次调频任务。AGC下达的二次调频采用开关量增减脉冲信号来修改调速器的给定值, AGC计算根据功率偏差生成增减脉冲, 脉冲宽度取决于功率偏差的大小, 功率偏差为正则发出增脉冲, 功率偏差为负则发出减脉冲。在调速器内部有一个给定值积分器, 保持当前的给定值, 增脉冲使给定值增大, 减脉冲使给定值减小, 景洪水电站机组对应的AGC功率控制系统模型如图1所示。
图1中Ts为开度积分时间常数、Kd为爬坡式加负荷前馈增益、Th为坡式加负荷时间常数、Kp为比例增益、KD为微分增益、T1v为微分时间常数、KI为积分增益, bp为永态转差系数。
3 一次调频与AGC运行现状
水电站AGC与一次调频配合方式为全厂无AGC指令分配时, 一次调频动作引起的负荷偏差叠加到全厂负荷给定值, 给定负荷分配于每台机组, 如果单机负荷与实际负荷反馈差值40 s内未超出在功率死区, 判断有功调节到位, 单机有功调节退出, 否则继续下发功增/功减脉冲。单机给定负荷与当前负荷差值三分钟内仍未进入功率死区, 则判功率调节超时, 单机有功调节退出;全厂有AGC指令分配时, 一次调频动作则屏蔽AGC指令, 一次调频优先。
该水电站一次调频积分电量不达标, 对5号机组重新进行一次调频与AGC配合试验, 发现AGC负荷指令下达, 一次调频同时动作时, 当一次调频动作时, 如此时AGC有负荷指令下达, 则一次调频暂时屏蔽AGC指令, 但调速器的导叶给定跟随AGC负荷指令在调速器内进行积累, 在短时间内达到100%, 当一次调频退出或者稳定后, 这个积累量会一次性变为实际给定值, 导致导叶全开, 如图2。由于当时试验水头较低, 负荷最高至310 MW, 有幸避免机组过负荷事故, 试验结果说明全厂有AGC指令分配时, 一次调频与AGC配合存在严重缺陷。
为查明一次调频与AGC配合缺陷的缘由, 对4号机组再次进行一次调频与AGC试验, 试验情况如下:
3.1 全厂AGC退出时一次调频试验
水电站机组的一次调频参数设置:频率死区设定为Δf=0.05 Hz、Kp=3、KI=2、KD=0、bp=4%, 无限幅, 全厂AGC退出时一次调频试验结果如图3, 从图3中看出, 在施加0.2 Hz的频率扰动下, 根据Δy=Δf×bp, 导叶开度变化7.5%, 且无AGC功增、功减脉冲信号下达, 一次调频动作正确。
3.2 全厂AGC投入时一次调频试验
AGC投入时一次调频试验如图4、图5:
为防止调速器大幅开导叶, 图4试验解除了AGC到调速器功增、功减脉冲信号。
从4号机组一次调频与AGC试验得出:
1) 全厂AGC投入且无负荷指令下发时, 一次调频动作引起的负荷偏差将使全厂负荷发生变化, 此时全厂有功调节是退出状态, 不会抵消一次调频产生的负荷偏差, 一次调频动作正常, AGC与一次调频不会发生冲突;
2) 全厂AGC有负荷指令下发时, AGC负荷分配值与实际反馈差值40 s内未超出在功率死区, 判断有功调节到位, 单机有功调节退出, 差值三分钟内仍未进入功率死区, 则判功率调节超时, 单机有功调节退出;
3) 全厂AGC投入且有负荷指令下发或机组实发值与全厂AGC负荷分配值不一致时, 此时一次调频动作, AGC下发的负荷调节脉冲累积于调速器导叶给定, 在AGC没有调节指令或一次调频结束后, 调速器把累积的给定值一次性全部开出, 机组负荷大范围变化, 如图4、图5中, 第一次一次调频动作产生的负荷差值叠加于全厂AGC负荷给定值, 全厂AGC对每台机组负荷进行重新分配, 而单机实际负荷反馈与AGC负荷给定值差值40 s内仍未超出功率死区, 此时次一次调频动作, 全厂分配给单机的负荷将超过功率死区增减脉冲将持续下发且累计于调速器内, 从而解释了2012年底5号机组一次调频试验。
4 坡度式加负荷对AGC的影响
景洪水电站机组调速器具有坡度式加负荷功能如图6, 它操作PID反馈加速控制对导叶开度变化的响应, 在AGC负荷指令变化时, 反馈信号提供到PID控制的积分器上。坡度式加负荷在机组频率不稳定时, 自动退出, 当频率稳定时, 重新投入。在导叶开度坡度式加负荷期间, PID控制仍响应于实际机组反馈。坡度式加负荷投入前后仿真对比如图6, 其中Ts=3、Kd=0.8、Th=0.5、Kp=3、KI=2、KD=0、T1v=0.2、bp=4%。
从图6可以看出坡度式加负荷引入调速器后, 以牺牲机组稳定性, 贡献于系统稳定性, 景洪水电站调速器各项试验满足《云南电网发电机组一次调频管理规定》, 调节性能较好, 调节时间能够满足规定需要, 不建议投入使用。
5 改进建议
现在很多水电厂的调速机构不能实现一次调频和二次调频的共同叠加。所以在二者的配合上, 应该满足以下条件:
机组在执行AGC调节任务时不应该受到一次调频功能的干扰;一次调频在AGC调节间断时期应该正常响应;一次调频在动作过程中如果有新的AGC调节命令, 应该立即执行AGC调节命令;机组的一次调频动作引起的全厂总功率的偏差应该不能被监控系统重新调整回去。
根据以上要求, 对水电站一次调频与AGC协联关系给出如下改进建议:
1) 监控系统采取在全厂无AGC指令分配时, 不得屏蔽机组一次调频功能。当频率在一次调频死区之内时, 若AGC指令有变化, 监控系统可以短暂闭锁发电机组一次调频功能, 完成二次调频过程。
2) 当频率超过一次调频死区时, 监控系统不得屏蔽AGC指令, 若发电机组一次调频动作响应方向与AGC指令同时动作时, 监控系统可以短暂闭锁发电机组一次调频功能, 或着采取AGC指令与一次调频指令直接叠加的方式, 完成二次调频过程。
3) 坡度式加负荷功能影响机组稳定运行, 不建议投入使用。
6 结束语
随着云南电网大容量水电机组所占比例不断提高, 参与一次调频的大容量机组越来越多, 对保持电网频率稳定的作用也越来越重要, 本文提出了某水电站目前AGC指令与一次调频配合存在的问题, 并提出了优化方案;对坡度式加负荷功能对机组稳定运行影响进行仿真对比, 给出了投用建议, 这对其它水电站优化AGC与一次调频功能协调关系, 发挥水电机组一次调频与AGC各自的最大作用有参考意义。
参考文献
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甘肃电网AGC应用分析 篇3
1 AGC基本原理
自动发电控制又简称AGC, 它是能量管理系统 (EMS) 的重要组成部分。AGC控制目标为:维持系统频率在允许误差范围之内, 频率累计误差在限制值之内;控制电网联络线净交换功率按计划值运行, 交换电量在计划值内。在满足电网安全约束条件、电网频率和对外净交换功率计划的情况下, 协调参与遥调的发电厂 (机组) 的出力按最优经济分配原则运行, 使电网获得最大利益。AGC的区域控制误差 (ACE) 用下式表示:
式中:Pa—本控制区净交换功率, MW;
Ps—本控制区计划交换功率, MW;
K—区域控制误差常数, MW/Hz;
fa—系统实际频率, Hz;
fs—目标频率, Hz。
按上式定义的AGC控制模式为定联络线功率和频率偏差控制模式 (TBC) , 若在上式中不考虑功率偏差, ACE=K△F, 则为定频率偏差控制模式 (FFC) ;若在上式中不考虑频率偏差, ACE=△P, 则为定功率偏差控制模式 (FTC) 。甘肃电网AGC系统在互联电网控制中发挥着举足轻重的作用。按西北网调要求, 甘肃电网AGC系统按照NERC CPS标准以FTC控制模式运行。随着AGC运行水平的不断提高将实现TBC模式, 使AGC在电网频率调整方面发挥应有的作用。
2 甘肃电网AGC简介
甘肃电网AGC系统于2001年底投入使用, 采用A标准运行。2006年底对AGC进行改造, 按照西北网调的要求对AGC控制性能的考核采用CPS标准。省调主站端AGC软件是CC2000 EMS系统的一个重要组成部分。其主要功能是通过计算, 再经PID控制环节, 得到参与AGC调节机组的期望出力调整量△P, 并下达到各厂站端。对于水电厂, 调整指令下达至全厂监控系统, 由各水电厂自行分配各机组的调整比例, 根据本厂机组运行特征实现全厂最优运行;对火电机组, 调整指令下达到各机组监控系统, 依靠机组协调系统 (CCS) 实现机、炉、电协调运行。从2007年1月1日, 西北电网开始实施跨省联络线考核以来, 甘肃电网的AGC运行水平及厂站端AGC投入率有了大幅度提高。截至2007年6月, 全省具备AGC功能的机组情况如附表所示:
3 甘肃电网AGC存在的问题
3.1 黄河中、上游梯级水电厂AGC受诸多因素制约
甘肃省具备AGC功能的水电机组目前全部集中在黄河中、上游梯级电站 (如附表所示) 。各梯级水电厂区间分布着一些支流, 有刘家峡电厂上游的洮河, 盐锅峡电厂和八盘峡电厂之间的湟水、大通河, 这些支流流量的变化将对整个梯级水电厂群的运行产生重要影响。另外, 梯级水电站地处干旱地区, 全年降水量较少, 但在夏季又经常会发生局部大暴雨, 使某个或某几个水电厂的入库流量在短时间突然暴涨。而这几座水电站中除了刘家峡水电厂外, 其余均为日调节水电厂, 由于黄河水含沙量高, 使水库在经过多年运行后泥沙淤积严重, 有效库容逐年减小, 当入库流量突然增大时, 其水库调节能力几乎没有, 这也给梯级站的调度增加了困难。省内唯一具有年调节能力的水电厂———刘家峡水电厂负有灌溉、排沙、防凌任务, 出力调整受限, AGC不能投入。在刘家峡水库出库流量过大或过小时, 其下游电厂基本无法参与AGC调节或调节能力大幅下降。
3.2 火电厂AGC受控机组容量不足且调节性能差
相对水电机组, 火电机组调节速率慢, 响应时间长, 调节范围小。调节速率一般只有6MW/min, 平均响应时间约为30～120s, 调节范围一般只有机组容量的30%, 且受辅机运行方式影响较大。锅炉响应延迟主要发生在制粉过程, 中间仓储式系统反应速度最快, 钢球磨煤机次之, 中速磨系统最慢。对于直吹式制粉系统, 常规DCS控制系统尚不能启停磨煤机, 只能对磨煤机负荷率进行控制, 受磨煤机最低负荷的限制, 机组的调节范围就要相应变小。为了加大机组的调节范围, 只能短时间退出AGC, 进行人工投退磨煤机数量。
3.3 AGC联合调节存在困难
总体上水电AGC调节速度快, 响应时间短;燃煤火电AGC调节速率慢, 响应时间长。不同水电厂的AGC调节速度及响应时间也有所不同, 因而常常出现水电快速调节AGC容量已全部用尽, 而速度较慢的火电调节力度不足, 燃煤AGC甚至尚未动作的情况。更为特殊的情况是某些火电机组AGC在加出力时调节速度快, 所占份额大;减出力时调节速度慢, 所占份额小。如果调度员长时间 (大约4h以上) 不人为干预AGC调整的机组出力, 就会出现火电机组出力逐渐加满, 水电AGC机组出力逐渐减小, 库区水位上升至上限, 威胁水库安全的情况。
3.4 电厂对机组投入AGC运行的积极性不高
目前甘肃省发电侧电力市场还没有全面建立。AGC每次的负荷变动指令相对于机组当前的实际负荷都是一个较大的扰动, 机组各系统都要再次调整至平衡。火电厂AGC机组频繁调整不仅会造成机组磨损, 而且有时还会发生锅炉部分参数超调, 效率降低, 磨损增大, 运行维护费用增加。水电厂AGC机组, 负荷频繁变动, 机组长时间低负荷或空载运行使机械设备以及电气设备的磨损明显加快, 机组运行效率降低, 震动加剧, 发电耗水率明显增加。因此电厂不愿意投入AGC或对AGC的维护不积极。
4 对策及展望
4.1 增加全省AGC可控容量
甘肃省300MW机组全部采用先进的微机分散控制系统 (DCS) , 可以根据出力要求协调锅炉和汽轮机的运行。目前参与AGC调节的火电厂, 仅有平凉电厂和连城电厂, 且其制粉系统为中速磨、直吹式制粉系统, 调节速度慢。靖远电厂3～8号机制粉系统为钢球磨, 张掖电厂1～2机为中间仓储式制粉系统, 调节速度快, 但没有参与AGC调节。要尽快完成这些机组的AGC试验, 使其具备AGC调节能力, 调度员可根据电网不同运行方式合理安排机组的AGC的投退。在黄河梯级水电机组为配合灌溉、防洪、防凌、排沙要求而失去部分或全部调节能力时, 火电机组AGC的足量合理投入显得尤为重要。
4.2 加强对并网机组的考核管理
所有并网水、火电机组分为AGC机组和非AGC机组, 对AGC机组要进行补偿和奖励。制定AGC机组运行标准和考核管理办法, AGC投退需经调度员同意, 在主要AGC调节指标上设定规定值, 低于规定值的AGC机组, 停止给予补偿与奖励。准确计算机组AGC投入时间, 定期对所有AGC机组进行性能综合测试, 测试机组AGC调节指标是否合格, 促使电厂进行相关维护和技术改造, 在现有技术条件下, 最大限度地提高AGC调节性能。要及时修改AGC机组管理考核办法, 充分调动发电企业参与机组AGC调节的积极性。
4.3 逐步实现水、火电机组的联调
目前, AGC采用常规的滞后调节, 即当联络线交换功率偏离计划值 (△P>20MW) 时, AGC系统对可控机组发出控制命令, 机组响应命令并调节, 使△P在20MW以内, 即先有偏差再调节, 系统中能快速调节的机组容量有限。在电网实际运行中, 由于目前负荷预计不可能完全跟随实际负荷, 即△P总会出现长时间爬坡 (向上或向下) 过程, 因而AGC机组需长时间持续加出力或长时间减出力, 其结果往往是响应速度较快的机组逐渐接近其调节上限或下限, 而响应速度较慢的机组仍有较大的调节裕度。这种情况有以下2种解决方案: (1) 利用超短期负荷预计实现AGC的超前控制。AGC自动将响应速度较慢的机组提前向某一目标运动, 以满足目前预计负荷与实际负荷的较大差值。 (2) 用置换的方法保证AGC持续有效调节。当快速调节容量至上限, 而慢速调节容量仍有较大裕度时, AGC自动以慢速调节容量置换出快速调节容量;目前在甘肃电网实际运行中, 盐锅峡电厂、大峡、小峡电厂水电机组容量小, 各环节惯性小, 调节速度快, 响应时间短, 可称为AGC系统的快速容量;而平凉电厂、连城电厂火电机组恰恰相反, 称为AGC系统的慢速容量。当快速容量机组负荷长时间带上下限时, 不仅造成跨省联络线无法按计划运行, 增加考核电量, 更严重的是可能发生水库放空或漫坝, 影响梯级水库经济、安全运行。在水电机组出力偏离调度员给定出力达到一定范围或比例时, AGC反向调整火电机组的富裕调节容量, 可使水电机组按计划带出力 (按调度员根据水库安全及梯级电厂经济运行给出的出力曲线运行) , 并最大限度地保证全省AGC系统的有效、快速调节。
4.4 合理设置AGC调节周期
法国混合动力式AGC列车 篇4
香槟-阿登大区的省长、庞巴迪运输公司以及法国国营铁路(SNCF)的总裁都出席了这种新型的混合动力式列车的首发仪式。从东站出发,与新近投入运营的POS列车共同承担运输任务。“BiBi”型列车采用电力牵引方式驶向特鲁瓦,从格雷斯起无需停车转换为内燃牵引方式(图2)。
虽然这种最新型的AGC列车更新颖,并且在性能方面有了改进,但事实上,双模式AGC列车在法国的其他省已经有成功的运营经验。“BiBi”型列车的最大优势是采用双电流制(直流1.5 kV和单相交流25kV)。例如,法国勃艮第大区大力支持的巴黎—欧塞尔线上AGC双模式列车,几乎承担了全部的日常运输服务。确保了从巴黎贝尔西出发后列车不再停靠。
图3给出了采用不同牵引方式的列车的构成情况。最初采用单一的内燃牵引XGC(X 76500型),其后采用单一的电力牵引ZGC(Z 27500型)。后来鉴于各省对环保的要求,并考虑到石油的成本,而且在某些电气化水平高的区段(例如巴黎—欧塞尔),无需全部采用内燃牵引,因而出现了1.5 kV(B 81500型)混合动力式AGC列车。这种“BiBi”型(B 82500型)AGC列车由于需要添加一节车厢,用于安装双电流制必须的一些技术设备,因而,相对于基本的3节编组的列车,增加了这种列车的座席数。
这种双电流制混合动力式AGC列车车组长近73m(实际72.8 m),根据内部布局的不同,可以提供204个～220个座席。总重为170 t,最高运行速度为160km/h。正常情况下,根据牵引模式不同,加速度从0.47 m/s2(内燃牵引)到0.67 m/s2(单相交流25 kV)不等。每列车中间车的车顶都配置了2个受电弓,适用于不同的供电电压,并安装了1台25 kV的变压器。
尽管法国的某些省配备的是单一电流制的供电系统(1.5 kV或25 kV),使双电流制列车的应用有一定的局限性,但这种列车具有很好的前景。新的配置使AGC列车可以像TGV列车一样,在法国境内甚至是境外的铁路网上运行。这种列车最大限度地降低了柴油发电机的使用,并且对于混合车组经营商可以作为备用车辆,减少了闲置车辆的数量。但必须承认的是,列车的维修保养也因此变得困难,成本也更高。值得欣慰的是,通过对巴黎—特鲁瓦之间多次客运的CO2释放量分析,发现混合动力式AGC列车相对于相同容量的AGC内燃(XGC)列车,其CO2释放量减少了25%,相对于中型汽车CO2释放量减少了60%。对于仅20%的路段采用电力牵引模式来说,效果是很显著的。表1为法国各省订购的混合动力式AGC列车的数量。
利用这种新型AGC列车,庞巴迪公司可以根据各省的不同情况,为未来的客户提供多种模式的车型(动力装置、编组、内部布置等)。但是客户对列车的总体价格十分在意。由于新型列车的价格相对于传统车型高出了10%～20%,各省都要求为新型列车制定合理的价格。
塔山电厂两个细则AGC概述 篇5
1 AGC的功能
在互联电力系统中, 各区域承担各自的负荷, 与外区域按合同买卖电力。各区域的调度中心要维持电力系统频率, 维持区域间净交换功率计划值, 并希望区域运行最经济。AGC是满足以上要求的闭环控制系统。电力系统正常运行状态下的基本目标是:a.响应负荷和发电的随机变化, 维持电力系统频率为规定值 (50±0.1HZ) ;b.在各区域间分配系统发电功率, 维持区域间净交换功率为计划值;c.对周期性的负荷变化按发电计划调整出力, 对偏离预计的负荷, 实现在线经济负荷分配。
2 AGC的一般调整过程
AGC的一般调整过程是用AGC的物理调整过程和AGC功能的整体结构来描述的。
2.1 AGC的物理调整过程。
对AGC来说, 一次调节是系统的自然特性, 希望快速而平稳;二次调节不仅考虑机组的调节特性, 还要考虑到安全 (备用) 和经济特性;三次调节则主要考虑安全和经济, 必要的话甚至可以校验网络潮流的安全性。这些调节所设定的周期随区域控制误差 (ACE) 的大小而不同, 一般数据采集 (SCADA) 采样周期1～2s, AGC启动周期为4～8s, 经济调度的启动周期由几秒钟到几分钟甚至几十分钟。
2.2 AGC功能的整体结构。
AGC的总体结构示有3个控制环:计划跟踪环、区域调节控制环和机组控制环。区域调节控制的目的是使区域控制误差 (ACE) 调到零, 这是AGC的核心, 功能是AGC计算出消除区域误差 (ACE) 各电厂或机组需增减的调节功率, 将这一可调分量加到机组跟踪计划的基点功率和AGC分配因子之上, 得到设置去电厂或机组控制环的发电值 (AGC指令4～20mA) 。
3 AGC的考核补偿指标 (见图1)
机组调整负荷响应时间:是指机组对设点指令做出正确反应的时间, 即EMS系统发出指令之后, 机组出力在原出力点的基础上, 可靠地跨出与调节方向一致的静态死区所用的时间。机组调整负荷响应时间应小于1分钟。调节速率:是指机组响应设点指令的速率, 可分为上升速率和下降速率, 即, EMS系统发出指令之后, 机组在调节过程中单位时间内的功率变化量。调节精度:调节精度是指机组响应设点指令并最终稳定以后, 实际出力和设点出力之间偏差的绝对值。
4 提高CCS快速响应电网AGC性能的试验方案
4.1 机组主要的问题。
锅炉是一个复杂的, 非线性系统。它的动态和静态特性直接决定了锅炉的可控性, 1、2号机组控制特性主要表现以下几个方面:4.1.1主蒸汽压力响应时间慢、波动较大。控制系统控制给煤机加入煤后, 煤经过磨煤机成煤粉, 然后进入炉膛燃烧, 改变锅炉燃烧率, 从而产生满足生产需要的蒸汽。这个过程需要一定的时间, 具体表现在这个反应时间较慢且升降负荷时主蒸汽压力波动比较大。4.1.2磨煤机启停阶段, 对主汽压力影响较大。磨煤机启动后, 对主汽压力影响较大, 可能达到0.5Mpa或以上的偏差, 这样会导致主蒸汽压力剧烈波动。
4.2. 试验方法。
通过试验可以得到2号炉的锅炉对象特性曲线, 求取锅炉对象传递函数。4.2.1煤量扰动试验。试验前机组工况应稳定, 尽量减少其他因素的干扰。首先在通过煤量扰动试验, 对锅炉蒸汽产生时间测试, 方法为在机组负荷300～350、450～500MW两个阶段, 机组负荷稳定工况下, 解除锅炉主控和机主控自动, 手动迅速阶跃增加燃料量5～10t/h, 测试机组主汽压力及负荷的变化趋势, 得到锅炉不同负荷下的传递函数。先进行加燃料试验, 待试验结束负荷稳定后, 手动减少燃料量5～10t/h, 测试降负荷时的锅炉特性。4.2.2大机调门扰动试验。试验前机组工况应稳定, 尽量减少其他因素的干扰。通过大机调门扰动试验, 对综合调门特性进行测试, 方法为在机组负荷300～350、450～500MW两个阶段, 机组负荷稳定工况下, 解除锅炉主控和机主控自动, 手动迅速阶跃增加大机综合阀门5%, 测试机组主汽压力及负荷的变化趋势, 得到锅炉不同负荷下的传递函数。先进行增加阀门开度试验, 待试验结束负荷稳定后, 手动减少阀门开度5%左右, 测试下降时的锅炉特性。4.2.3启停磨试验。试验前机组工况应稳定, 尽量减少其他因素的干扰。进行协调投工况下的投、切磨试验, 以得到此扰动对协调控制系统的影响的幅度和规律, 从而对协调控制系统进行必要的优化。4.2.4协调整定试验。4.2.4.1定压变负荷试验。在定压运行方式下, 进行变负荷率试验。试验范围在50%～100%负荷段, 变负荷值拟定50～100MW, 变负荷率由5MW/min逐步改为9MW/min、12MW/min, 观察机组压力调节品质, 进行静态煤量前馈环节和动态预给煤环节 (例如负荷指令的微分) 的参数整定。4.2.4.2滑压试验。运行人员在定压方式下手动改变机前压力目标值, 机前压力变化速率0.2MPa/min, 根据响应曲线, 整定机前压力设定值的微分环节的增益和微分时间以及限幅值。反复试验, 直至机前压力响应曲线满足要求为止。4.2.5负荷变动试验。在300MW～600MW负荷阶段的滑压方式下, 进行变负荷率试验, 变负荷率由1.5%Pe/min逐步改为2%Pe/min, 负荷变化幅度可以逐渐增大由5%Pe逐步过渡为15%Pe观察机组协调调节品质, 并进行优化。
5 提高CCS快速响应电网AGC性能的具体措施
在主蒸汽压力变化允许范围内, 加快CCS接受AGC信号后的初期功率响应速度 (用CCS中设置负荷大变动率来实现) , 籍以弥补锅炉燃烧响应的延迟和惯性。与此同时, 锅炉还必须设法加速燃烧率调整, 否则, 无法提高机组的平均变功率速度。为实现上述功能, 须做如下改进:
5.1 改变调门调节比例。
锅炉可视为一个具有两个控制输入和两个被调量输出的双输入双输出控制对象。输入为燃烧率和汽机调门开度, 输出为主蒸汽压力和发电机功率。调门开度的变化既会影响功率又会影响到主汽压力, 所以将调门作为一种强力的调节手段进行应用。将功率和压力引入调节控制器, 功率调节作用越强, 功率调节效果就越好, 但是压力的调节效果减弱, 反之则更有利于压力的调节。但是如果一味得追求功率, 压力变化太大, 压力也会对功率产生影响。改变汽机主控控制器调节功率的比例, 找到调节功率与压力的最佳平衡点, 是对协调控制系统的控制效果有利的。
5.2 优化给煤量前馈。
对锅炉主控主要是引入多个前馈信号, 增加其响应速度。主要有机组负荷指令对应煤量的主前馈, 机前压力指令的微分前馈, 机前压力指令和实际机前压力偏差的微分前馈。
5.3 增加滑压方式下CCS对AGC变功率快速响应方案。
塔山机组功率<50%额定功率或机组功率>80%额定功率是定压运行;在50%～80%额定功率之间是滑压运行。滑压方式下, 主蒸汽压力随机组功率的降低而降低、随机组功率的升高而升高, 调节汽门与机组功率的变化方向正好相反。如加负荷时要求调节汽门开, 但滑压运行要求增加锅炉蓄热, 提高主蒸汽压力。主蒸汽压力设定值P0的增加, 反而使调节汽门关小。所以滑压运行方式下, 功率响应慢。由此可见, 机组滑压运行减少了调节汽门的节流损耗, 对提高机组效率有利, 但从机组功率响应能力的角度看, 由于无法充分利用锅炉蓄热, 机组的功率响应速度不如定压运行工况。为了提高滑压运行方式下机组的功率响应速度, 可以修改滑压曲线。这样既满足了快速改变功率的要求, 又能在稳态时实现机组的滑压运行要求, 从而增加了滑压方式下, CCS对AGC变功率的快速响应。
5.4 提高制粉系统出粉速度加快CCS变功率的响应。
对于正压直吹式制粉系统, 由于整个制粉过程有较大的延迟, 严重影响CCS功率调节性能, 所以加快其制粉速度是很实用的。而锅炉的一次风是正压直吹式制粉系统煤粉的干燥和输送介质, 锅炉变负荷时适当超调一次风量 (热风) 能加快正压直吹式制粉系统出粉量的变化, 从而缩短了主蒸汽压力变化的响应时间, 提高了CCS对AGC变功率响应速度。但是, 超调一次风量要适量, 调整时要监视制粉系统各参数的变化, 尤其是磨煤机磨碗压差以及磨煤机电流的变化, 否则, 一次风量的超调如过大, 锅炉加负荷时, 会降低煤粉细度, 燃烧经济性下降;减负荷时, 会引起煤粉管堵塞, 甚至造成磨煤机跳闸。与此同时, CCS也会失稳。
结束语
两个细则中最为重要的就是AGC的性能, 本文从AGC的功能、两个细则中AGC的补偿考核指标、一般调整控制过程, 根据塔山电厂机组存在的问题所做的优化试验, 找出CCS如何快速响应电网AGC性能的措施。具有普遍性。抛砖引玉, 本文对从事这方面工作的人员, 以及建设节约环保型电力企业有一定的参考价值。
参考文献
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[2]吴海波.电力市场下AGC机组调配理论研究[D].大连理工大学, 2003.
[3]黄蕾.区域电力市场下AGC控制模式及需求预测[D].浙江大学, 2005.
[4]许卫洪.电力市场环境下AGC服务的评估指标及仿真研究[D].江南大学, 2005.
水电站AGC控制策略 篇6
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
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AGC在热轧机的应用 篇7
热轧AGC改造使轧机的开口度由原来的300 mm增加到400 mm, 同时改造了液压压下电控系统, 从而改善了热轧机的性能, 增加了轧制产品的品种、提高了产品的质量。
二、原压下控制系统存在的问题
热轧机原压下系统分为电动压下和液压压下两部分。
原电动压下采用多档速控制的直流电动机完成控制。液压压下为液压伺服系统, 由于原系统的缺陷, 实际生产中, 液压压下系统只用于辊缝调偏, 没有用于压下的控制。因此, 原热轧机压下系统实际上仅仅是电动压下螺丝的定位控制系统。
三、电控系统的简要介绍
1.电动机。
电动压下为两台直流电动机, 操作侧、传动侧各一台, 两台电机均配用自己的直流调速系统。两台电机之间配置离合器, 可控制两台压下螺丝单动或联动。
为了提高电动压下系统的控制精度, 新增加了两个长程位移传感器, 用于检测压下螺丝的位移, 使压下螺丝能够准确停位。该位移传感器行程为520 mm, 输出DC0～10 V, 分辨率:无限;重复精度:满量程±0.001 %;环境温度:-40 ℃～85 ℃。
2.操作台。
对原操作台进行了改造, 增设相应的操作开关、按钮、指示灯等。另外, 在操作台上设置LED显示屏, 显示设定的压力、位移数据和实测的位移、压力数据。
3.液压控制系统。
两侧的液压缸各配置了一个伺服阀, 控制液压缸的升降, 同时, 配置有两个压力传感器检测液压杆的压力, 用于轧制力的控制。在两侧的油缸内还分别安装了两个位移传感器, 以检测油缸的行程。
安装了工控机, 以动态流程图形式显示工艺过程参数, 并提供相应的参数设置和调用功能。
4.PLC控制系统。
热轧机控制系统选用以施耐德PLC为核心的数字控制系统 , CPU为140CPU43412A, 速度0.1～0.5 MS/K, 模拟量输入模块选择140 AVI03000, 具有16位的分辨率, 模拟量输出模块140AVO02000, 具有12位的分辨率, 完全满足热轧机的压力、位移精度要求。该系统配置了一个PLC控制站和一个远程I/O控制站, 与一台研华工控机构成通讯系统。工控机作为上位机用于轧机工作的监控。
在PLC控制站还配有一台人机界面, 用于系统的故障报警和再启动及参数的设置、状态查询等。
5.系统的功能。
本系统具备丰富的监控和报警功能, 上位机上的动态流程画面和操作窗口画面均有操作和报警指示。并有中文指示和数据或棒图显示。自动弹出窗口及时显示出不同的操作画面和状态查询画面, 方便操作者进行故障处理和查询。
当有故障发生时, 系统自动把当前工况参数存盘, 并登记当前所发生的所有报警信息, 并按报警级别排队, 然后, 自动进行报警处理, 同时动态流程画面移动到第一个报警位置, 操作者可按键查询其他报警信息。所有报警信息处理完毕后, 按复位键清除报警, 系统恢复正常工作状态。
四、部分软件设计
自动靠零过程。选择靠零允许开关, 按下靠零按钮, 这时电动压下工作, 此时是位置闭环, 油缸伸出15 mm, 然后锁定。当轧辊出现70 t压力时电动压下停止工作, 这时PLC转换为压力闭环, 开始给液压缸升压, 给定压力为300 t, 经过20 s延时, 求10次平均值计算后, 保存零位置参数, 压下螺丝抬起, 泄压油缸位置锁定, 靠零完毕。
五、基本控制功能
1.调偏控制。
辊缝控制过程中, 通过调整差值给定, 调节传动侧和操作侧的辊缝偏差, 纠正板带跑偏。
2.辊缝自动控制。
辊缝控制采用P—AGC控制方式, 辊缝设定中先考虑一个较合理的弹跳补偿量, 轧制过程中以头部所测的压力为基准值, 按照△P方式作弹跳补偿, 保证同板厚差的要求。
3.轧制表功能。
轧制表是实现自动运行的基础, 轧制表中有道次号码、道次压下值、道次轧制力、辊缝、压力控制方式等信息。该表可由工艺人员编制和修改, 由操作人员调用。
4.极限保护。
在辊缝控制时, 如果轧制力超出保护值, 则自动切换到压力控制, 限制最大压力。在压力控制时, 如果辊缝超出允许值时, 则自动切换到辊缝控制, 限制最大辊缝值。
5.压差控制。
压力控制过程中, 操作人员可通过调整差值压力给定, 调节传动侧和操作侧的压力偏差, 纠正板带跑偏。