AGC控制模式论文

AGC控制模式论文（精选7篇）

AGC控制模式论文 第1篇

FM458功能模板是西门子SIMADYN D系列高端控制产品之一,主要用于高性能的开环和闭环控制。一般作为西门子400PLC站的从站插入400PLC机架中,通过背板P总线和K总线与400CPU进行数据交换。I/O扩展模块EXM438/EXM438-1用于扩展数字量I/O,模拟量I/O及编码器接口,通讯扩展模块EXM448用于Profibus-DP及Simolink通讯。

测量仪器及执行机构参数:

a) X射线测厚仪技术参数:

测量范围:(0.05～3.0)mm 测量精度:±0.1%或±0.5μm

模拟量输出:10V/250μm 响应时间:(10～15)ms

b) 激光测速仪技术参数:

测量范围:(0～800)m/min 测量精度:<±0.05%

Sony磁尺:型号:MD20A 分辨率:1μm

c) 双活塞杆液压缸:

行程:96.84mm 油缸直径:127mm

活塞杆直径:63.5mm, 50.8mm

d) MOOG伺服阀:型号:G761-3004响应时间:3ms

2 AGC系统方框图

AGC系统方框图如图1所示。

3 AGC控制模式分析

3.1 FF-AGC控制模式分析

通过检测入口侧带材厚度的变化,“Feed Forward-AGC”可实现快速响应,有效消除来料的厚度波动。如图2所示,控制算法跟踪来料的厚度变化,并考虑到机械和液压系统的响应时间,提前计算压下油缸的位移调节量。当所跟踪的带材到达轧辊的咬入口时,调节压下油缸,以消除带材厚差。

控制算法:在每个设定的采样时间内,通过计算入口侧激光测速仪的计数,可得到dLi。在定义的长度内,通过下式求得平均入口侧采样长度:

undefined(1)

FF-AGC的输出为:

ΔHFF=KH(ΔHi(j)-ΔHi(j+1)) (2)

控制算法方框图如图2所示。

3.2FB-AGC控制模式分析

FB-AGC是根据实测的带材出口厚度来调节压下量。其缺点是控制滞后,控制响应慢,其优点是控制精度高。主要用于轧制过程中因轧辊磨损、温度变化等引起的较慢的厚差变化。

FB-AGC的控制算法较简单,首先由式(3)求得对一

摘要：以引进的20辊单机架可逆冷精轧机作为研究对象,在对AGC系统总体介绍的基础上,重点分析AGC系统的硬件构成及控制模式,为进一步国产化研究和保障正常生产打下坚实的基础。

燃煤机组AGC控制优化方案探讨 第2篇

关键词：AGC,控制优化,协调

1 设备介绍

京能热电为4220 MW燃煤凝汽式机组, 锅炉为亚临界自然循环中间再热汽包炉, 制粉系统采用5台直吹式中速磨, 四角切圆燃烧。

由于机组容量较小, 设备陈旧, 运行中煤质变化较大以及供热等因素。四台机组的AGC调节品质并不理想, 特别是机组参与BLR方式电网调峰时, 各台机组的Kp值 (调节性能综合指标) 除3号机组外均不达标, 需要整定调节参数优化控制回路。

2 AGC投入过程中出现的主要问题

2010年9月3日5:18分左右2号机组负荷由120 MW开始上升, 至6:43分左右上升至220 MW左右, 负荷升至定值以后由于压力偏差及煤量的波动造成, 压力负荷及煤量三个参数的等幅震荡, 机前压力震荡幅度由11.65~13.59 MPa, 煤量的震荡幅度为:127~141 t/h;负荷的震荡幅度为:215~2 2 6 MW。

产生煤量、压力、负荷等参数等幅震荡的主要原因有以下几种。

锅炉主控调节参数及煤量与负荷的匹配曲线不合适, 但相同的参数在其他工况下可保证调节系统的正常运行。

煤质变化对其也有一定影响, 同种工况, 相同的调节参数, 煤质不好或多变就可能导致相关参数的震荡。

在整个持续震荡的过程中, 运行人员未进行任何更改压力定值或调整风压及风量的相应措施, 以打破其震荡平衡, 使参数趋于稳定。导致整个震荡过程持续2~3h之久。

3 协调控制方式及参数优化

现阶段我公司采用的协调控制方式设置有T F、B F、协调、手动等几种方式, 在AGC投入的情况下, 以C C S协调为主要运行方式。

3.1 增加机主控微分前馈回路

为了提高AGC在BLR方式下Kp值等相关考核指标, 提高的负荷响应速率, 我们在机主控调节器回路中增加负荷指令的微分前馈, 加快了调节汽门随负荷指令的变化的响应速度, 但这样也同时加剧了主汽压力的上下波动, 使其难以稳定。

3.2 提高增加滑压方式下负荷响应速率

我厂机组滑压滑压方式下, 主流流量在335~540 t/h范围, 机组处于滑压状态, 主汽流量处于0-335 t/h及540~640范围时, 机组处于定压运行状态。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。因此机组滑压运行虽然减少了调节汽门的节流损耗, 提高了机组效率, 但从机组负荷实际响应快慢的角度看, 滑压运行机组的负荷响应速度不如定压。

如何才能解决这个问题, 这里引入了暂时定压的运行方式即机组负荷发生变化后, 压力设定值并不立即发生改变而是增加延时让其保持一会, 在逻辑中增加三个一阶延迟逻辑块块的时间, 并将设置变参数逻辑为此三个一阶延迟逻辑块赋值, 即当压力偏差较大时且负荷变化中压力设定值向增大压力偏差方向变化时, 一阶延迟模块的时间常数取高值及延迟时间较长, 反之取低值, 延时较短。

3.3 锅炉主控微分前馈优化

由于汽机负荷响应较快, 而炉侧由于热惯性等原因反应相对较慢, 为了提高锅炉响应速率, 我们着手对锅炉主控前馈进行优化, 以实现快速加减煤的效果并减少煤量的大幅波动。

具体方案:锅炉主控前馈原设计中的实际负荷指令分两路作为炉主控前馈一路经过函数修正基本遵循1 0 WM负荷对应5 t/h煤量的函数设计;另一路则经过微分修正后进入锅炉主控前馈。其中原设计的微分前馈回路在负荷变动时, 无论负荷变动幅度的多大, 每次加减的煤量固定, 特别是当AGC投入R方式时容易造成煤量的大幅波动, 影响主汽压力及负荷的稳定。

为了协调负荷与煤的关系, 减小煤量大幅摆动, 我们引入了一个与负荷指令变化率前后偏差成正比的负荷前馈系数, 并将此系数与乘入原微分前馈回路, 这样当负荷变化较大时, 加的煤量大, 变化小时加的煤量小。有利于汽压及负荷的稳定。

4 优化后效果

采取了以上的优化措施后, 我公司各台机组的AGC调节性能有了很大改善, 以前各台机组的Kp值除3号机组以为均在2.0~2.5之间, 3号机组在3.0~3.5左右, Kp值偏低造成我公司的AGC补偿费用较少, 3号机组每天补偿在10000~17000之间, 其他机组每天均在5000元以下严重影响了我厂的经济效益。

AGC优化以后, 各台机组的Kp值均在3.5~4.2之间, 每日补偿费用也大幅提升, AGC调节性能明显改善, 经济效益也大幅提高。

参考文献

[1]华北区域发电厂并网运行管理实施细则.

AGC控制模式论文 第3篇

为提高风电并网运行的技术和管理水平、优化风电并网调度运行,为实现风电功率预测预报为辅助手段的各类电源协调运行、提高调度能力的具体目标,电力调度机构要按照有关法律法规和技术标准要求,加强风电调度管理,在保证电力系统安全稳定运行的前提下,实现风电等可再生能源的优先调度和全额收购目标要求。

因此风电场必须具备低电压穿越技术,风场负荷预测系统、 风电场在线负荷控制技术,风电场在线负荷控制技术主要控制的是完成电力调度机构对风场下发的负荷目标进行有效的目标跟踪控制,将负荷控制稳态、无差地运行在目标状态之中,即风场统称的AGC调度运行控制。

1三区域控制法

对于风电场在线负荷控制技术,可以认为是实现最优控制, 控制的准则是指满足JITAE为最小的控制方式,可采用表达函数为:

其中e( t) 为控制和目标的偏差,τs为过渡时间［1］。

由于风场的风速具有随机性,风速的变化相对规律比较难于预计,同时短期风速的变化不会太大,因此系统的误差过渡跟踪时间是可以根据风速的变化趋势范围加以定性控制的,不同的风速范围变化决定不同的系统过渡控制时间常数,通过优化修正控制确保系统的稳定性和鲁棒性,具体的系统控制如图1所示。

2控制策略

2. 1经典PID区域控制

对于目标给定功率和实际功率值之间采用经典PID控制,经典PID着重于系统输出量,根据当前时刻的误差量( P) ,误差累计量( I) 以及误差的变化速率( D) 来调整输入量［2］。

经典PID的传递函数采用:

其中Kp代表比例增益,Tn为积分时间常数,Tv及Td代表微分时间常数。

通过PID可以得到给定值和实际功率之间的目标调整趋势, 但是由于直接使用却无法描述风速扰动误差对于趋势的影响,无法判断风机机组实际运行扰动误差对于趋势的影响。

2. 2优化区域控制

对于风场的AGC控制目标是整体场功率的控制,整体功率取决于在风场中各个单体机组的发电功率累加和,由于单体机组所处的地理位置不同,所得到的风速和发电功率也各有偏差,对于单体机组的运行阶段大致分为: 机组准备阶段、机组并网阶段、发电阶段、停止发电阶段,其中只有发电阶段机组对外输出有功功率,其余阶段均不输出。机组准备阶段、机组并网阶段代表机组在正常运行模式,停止发电阶段代表机组存在故障保护停机。

因此总结风场的扰动误差包含:

(1)风速的扰动,包含平均场风速扰动和机组风速扰动

(2)机组的运行模式对于功率的扰动

( 3) 采集数据的延时及通讯故障对于功率的扰动

为克服扰动量对于功率输出趋势的误差,需对控制模型加入对于扰动量的优化控制,确定扰动量的动态过渡时间和扰动幅度趋势,可以依据最优控制方式得到扰动的动态时间和趋势,可遵循以下函数:

其中 ω 的频率系数设定可通过风速变化趋势模型得到不同的系数比例值,β1和 β2的系数取定于机组的运行模式和通讯模式联合判断函数。

通过优化控制区域,我们可以对功率输出趋势进行有效的误差修正,保证趋势的变化是在可控制的范围内,所有误差的扰动将被取消。

2. 3机组输出区域控制

对于整体的功率输出趋势并不代表单台机组的功率控制目标,由于机组的地理位置、运行模式、机械特性等不同,需对机组进行有效的功率控制目标分配。

目前变速风力发电机组受到了很大的重视,它能根据外界风速的变化而调整风机转速,以达到捕获最大风能或实现输出稳定功率的目的［4］,双馈的变桨机组是目前使用最广泛的变速风力发电机组。

对于通过变桨模式在维持机组发电功率的平衡［5］,通过一个非线性化风机模型和一个桨距角控制器得到实现,因此可以得到双馈的变桨机组基础控制模式可以完整建立功率平衡控制。

对于双馈的变桨机组,其风能捕获功率、桨距角和发电机发电功率描述可遵循以下函数:

( 1) 捕获的风能功率

P0为捕获的风能功率,ρ 空气密度,A为风轮的扫风面积,V为风速,Cp( λ) 为Cp - λ 曲线的取值。

λ 为系统的叶尖速比,其函数:

V为风速,R为为叶轮直径。

叶轮叶尖速和Cp和桨距角的曲线关系如下图2所示,图中只描述桨距角0 - 10°的曲线。

图2所示,X轴为 λ,λ 为无量纲数值,Y轴为Cp,Cp为无量纲数值。桨距角度对应的曲线标志在图上,从此得到结论是,风力发电系统捕获风能的能力不仅受其机械特性有关,还与所采用的控制策略有关［5］。在任何风速情况下,可以通过控制桨距角变化在保证捕获的风能功率恒定,其最优状态是目标风速和桨距角0°重合,大于目标风速桨距角通过变大趋势,通过新的 λ 和对应角度曲线Cp,通过Cp的变化来保证捕获的风能功率恒定。

( 2) 对于固定的双馈机组,发电机功率曲线是固定的,图3所示为实际机组的发电机功率曲线

图3中X轴为发电机功率( k W) ,Y轴为速度( r/min) ,从曲线中可以知道每一点的发电机速度只有一个对应的发电功率,双馈机组叶轮和发电机直接通过一个增速齿轮箱刚性连接,因此可以得到每一点的叶轮速度对应一点发电功率。

( 3) 对于固定的双馈机组的风速功率曲线是固定的,图4所示为实际机组的风速功率曲线

图4中X轴为风速( m/s) ,Y轴为风功率( k W) ,从曲线中可知每一点的发电机速度只有一个对应的发电功率,双馈机组叶轮和发电机直接通过一个增速齿轮箱刚性连接,因此可以得到每一点的叶轮速度对应一点发电功率。

综合上述,对应一个投入运行的双馈机组,每一点的风速对应一个固定的叶轮速度,固定的发电功率; 在对应风速度点上可以通过设定不同的叶轮速度,通过变桨控制将速度和功率恒定在一个固定区域内,最大的速度调节范围不能超过此点的风速点对应的功率,最小的功率范围可以是系统有效的最小发电功率所对应的叶轮速度,因此可确定的机组AGC调整控制范围为:

Pout为输出功率,Pwind此风速点的额定功率,Pmin为系统最小额定发电功率。

由于机组存在一定的振动状态［6］,对机组的振动状态进行定量分析,此系统必须具备振动穿越控制保护,一般而言系统的振动区域在一个固定范围,系统必须具备在AGC模式下穿越振动的功能。

3实现方式

在实际风场采用上述控制策略方式时,通过C+ +作为实现控制方式的软件体系及通讯采集的协议转换体系,服务器和通讯接收器组成的硬件体系,以39台双馈机组的风场为目标,建立一个AGC控制调整平台,通过实际的参数调整和控制修正,得到满意的运行结果,基本AGC的控制调整精度在2% ,达到预期的控制目标。

4结束语

一种用于突发通信的AGC控制方法 第4篇

随着数字器件技术水平的提高, 通信的AD采样频率逐步提高, 但前端滤波、放大和混频器件还是要依赖模拟器件。后端信号处理及运算单元的动态范围小于ADC的动态范围, ADC的动态范围小于模拟前端的动态范围。自动增益控制是一个典型的在模拟域对信号进行限幅操作的手段, 因为AD变换器有一个限定的动态范围。如果接收信号的强度过大, AD变换器将会引入一个饱和失真。如果信号强度过低, 信号的变化只会触发AD仅仅几位的变化, 而且严重的量化问题也会引起失真。

在现代数字接收机中, AGC一般是对接收机的前端射频信号或中频信号进行增益控制, 保证后端的ADC及信号处理模块都工作在线性动态范围之内。AGC分为模拟控制方式和模拟数字混合控制方式两种, 模拟控制方式一般对前端射频信号做幅度检波处理, 以获得的幅度信息去控制AGC反馈环路获得稳定的幅度输出。模拟数字的混合控制方式一般对ADC采样后的信号进行幅度提取运算, 获得幅度信息控制中频可变增益放大器。本文所关注的AGC控制方法是后一种方法, 主要原因是基于对前端的模拟控制方法为了增加环路的稳定性防止出现控制震荡和自激, 选用的环路参数较为保守, 收敛速度较慢, 少则几十毫秒到几百毫秒, 多则数秒。本文给出的AGC控制方式是, 使用FPGA输出的脉冲疏密表征输入信号的幅度, 将脉冲通过一个二极管和RC检波滤波器, 将滤波器输出控制变增益放大器的增益控制电平, 调节放大器增益达到控制信号幅度的目的。

2 数字检波器设计

AD将低中频数字信号输入到FPGA, AD输入的信号为原码信息, 将其转换为补码形式。下一步对输入数据进行检波, 检波可以采取绝对值检波方法和平方率检波, 绝对值检波是将IQ两路信号分别取绝对值后相加, 绝对值检波得到不是一条等幅度曲线。设输入的IQ两路信号分别为, 对两路信号分别取平方然后相加得检波输出为:A 2+n (t) 。由此可以看出只要输入的两路信号满足正交性, 那么平方检波的输出就是信号的能量。平方率检波输出为一个等幅度曲线, 但是因为FPGA内部的运算都是整数运算, 所以平方率检波放大了噪声的方差。

由于FPGA内部的运算数据类型为整型类型, 平方率检波将噪声的方差放大了, 如果运算数据类型为小数, 则可以进一步优化检波性能。可以通过将平方率检波结果在开方的方式来是消除平方率检波对噪声的放大作用。工程应用中使用如下办法来近似求模:如果I路绝对值较大, 则取输出为, 其中abs是取模。通过改变高斯噪声的能量来改变信噪比, 得到上述三种检波结果的归一化标准差和信噪比关系。三张检波方式的归一化标准差随信噪比的增加都趋于减小, 在信噪比低于25dB时绝对值检波的归一化标准差小于平方率检波归一化标准差。在信噪比大于25dB时绝对值检波的归一化标准差增大。除了信噪比特别大的情况下 (超过35dB) , 改进的平方率检波方法的归一化标准差都有小于另外两种检波方法的归一化标准差。

乘法器输出与门限值比较, 每个时钟周期比较一次。当检波幅度小于信号幅度时, 输出正脉冲否则输出0电平。3.3V的脉冲信号输出到RC充放电电路, 这里可以把RC看成一个低通滤波器, RC低通滤波器幅频特性漫长的过渡带是我们需要的, 它可以将输入的脉冲根据其疏密转换成对应的直流电平。检波器无脉冲输出时, 控制端的电压为-0.7V, 此时为混频器的最小输出增益。在检波器输出为直流高电平时, 控制端的电压为2.6V, 此时为混频器的最大增益。相对于模拟的AGC控制环路, 这种控制方式的优点是控制速度快, 硬件体积小, 只需要一个在原有电路基础上增加电阻电容和二极管即可。

2 AGC控制的性能分析

使用TEK公司的AFG3252任意波形发生器将此中频信号发送给接收机。接收机输出的噪声基底是基本不变, 而信噪比的变化主要是由于有用信号的幅度变化引起的。我们希望经过AGC控制后从AD采样器处采样获得的信号幅度处于AD输出幅度的中间范围, 这样就给后即的处理环路和其他逻辑提供了一个可靠稳定信号幅度保证。通过示波器捕获的AD采样处信号波形与控制电压波形, 可以看出从信号抵达到幅度稳定的时间为5us, 完全可以满足系统使用。

结论

计及稳定断面安全的AGC协调控制 第5篇

随着大电网互联格局的形成，系统的网架结构日趋复杂，大规模分布式能源介入，加剧了系统中有功功率的波动和变化，同时无功不足或分布不合理也成为制约电网有功调度和控制的重要因素。文献[1,2]从有功安全的角度考虑输电断面功率越限情况下自动发电控制(AGC)校正和预防控制的策略，并指出单从考核指标来进行有功控制很有可能危害系统安全。然而，如何在AGC频率控制中考虑系统电压稳定和无功分布的影响并制定合理的控制策略还没有得到研究。

目前，电力系统多采用经济调度与负荷频率控制(LFC)相配合的有功调度控制方式[3,4]，这种方式不考虑有功控制的动态过程，很难将可控容量沿时间维度动态协调分配，一旦负荷波动剧烈，负荷预测误差和不确定性较大，往往需要配置较多的快速响应机组承担负荷频率控制功能，不利于节能减排和安全经济调度。常规的LFC采用经济分配因子的方法确定各AGC机组的出力[5]，也不利于保证安全稳定运行。为提高AGC机组的控制能力和控制效果，在有功控制中合理兼顾包括电压稳定在内的网络安全约束，此处借鉴监督控制思想，建立双层控制结构实现有功安全经济调度和频率控制。

1 分层控制结构

沿时间维度，现有的有功调度和控制分为上层的经济安全优化和下层的负荷频率闭环控制。前者以数分钟为周期执行静态或动态的安全经济优化，为各个AGC机组制定设定值来满足负荷变化下的功率需求;后者则是在由负荷预测误差和不确定性引起功率偏差后进行滞后控制，由经济分配因子来协调机组出力设定值。2部分出力之和则作为机组在某个时段内AGC机组的给定设定值。然而在层次间的协调、AGC机组设定值的确定以及网络安全稳定性的考虑等方面还需进一步的加强和完善。本文针对上述3个方面的问题建立了双层监督控制体系，其基本框图如图1所示。

双层监督控制结构由上层监督决策机构和下层预测跟踪控制组成。高层控制器被赋予信息接口和决策协调者的角色。它通过广域测量系统(WAMS)获取全局实测信息，为下层控制器提供参考值轨迹，指定约束条件，在周期性地执行有功经济调度的同时引入电压稳定的约束和影响，协调AGC和自动电压控制(AVC)的设定值，确保有功调度过程中系统具有较好的电压安全稳定水平。

下层控制器的核心为跟踪和指标考核，将控制性能指标(CPS)转化为机组启/停机的使能函数，并结合模型预测控制(MPC)中目标轨迹的跟踪功能对上层控制器的设定值轨迹加以建模，建立包括启/停机次数、调节成本和跟踪效果在内的优化控制目标，实现AGC在参与电压稳定预防和校正控制的同时，能够正常执行频率控制功能，并满足CPS考核标准。层次之间的协调以跟踪控制的方式实现，而MPC在对机组全过程调节能力估计的基础上进行优化决策，将超前预测引入到属于滞后控制的LFC中，有利于机组调节能力的提升和经济安全性的加强。

2 上层优化决策

2.1 电压稳定的影响

原有的AGC控制策略多考虑机组自身的调节能力，缺少对全系统内安全约束的合理建模。一方面，在系统的电压薄弱区域进行AGC的调整往往容易引起联络线或断面的稳定越限，大幅降低系统的稳定裕度，甚至有可能直接导致电压失稳;另一方面，从输电断面安全的角度，分布在系统各处的AGC机组传输相同的有功功率，在特定薄弱断面所消耗的无功功率不同，优化AGC机组的出力分配可以有效预防断面的稳定越限并对危险线路实施校正控制。

2.2 模式分析技术

在连续潮流[6,7]基础上，对潮流雅可比矩阵进行模式分析，用临界特征向量和参与因子等信息识别薄弱区域和断面，指导系统通过调度和控制等方式提高系统的稳定水平，预防和校正关键线路的失稳。

在线性化潮流方程考虑有功、无功解耦[8,9]：

其中，JRPθ、JRQU称为简化雅可比矩阵。可以利用JRPθ、JRQU发生奇异时的特征向量和参与因子表示临界特征信息。

有功参与因子λAPF为矩阵JRPθ中临界模式i对应的左、右特征向量的元素点乘。母线k的有功参与因子可以写为λiAPF,k=uikvki。较大APF机组处于无功支持较为充裕的地区，其有功出力的增加有助于提高系统的电压稳定裕度。无功参与因子λRPF为矩阵JRQU临界模式i左、右特征向量的元素点乘。母线k的无功参与因子可以写为λiRPF,k=uikvki。λRPF较大的负荷节点处注入无功功率可以有效缓解区域无功支撑不足的局面。

2.3 AGC设定值的协调控制策略

发电机和无功补偿装置为提高电压稳定裕度和区域电压水平而进行的调整实为支持AGC频率控制的无功代价，随运行方式的不同和AGC机组的不同差别很大。如何利用OPF工具在费用目标函数中考虑无功成本因素和稳定性约束，引导AGC机组组合在经济性和安全性达到平衡是协调控制的核心。

假设系统中有NPV个参与AGC调整的PV节点和NPQ个配备并联补偿装置的PQ节点。对于临界模式i，它们的贡献度D可由λAPF和λRPF的函数表示：

仍以发电费用作为经济性优化目标，则系统考虑无功代价的优化目标函数可以写为

其中，i为AGC机组的发电费用，用二次函数表示为

ψi为AGC机组的无功成本项，可以表示为

νj为网络中无功补偿装置的无功成本项，表示为

式(6)中的系数分别为机组燃料特性的二次函数系数，式(7)(8)中的系数εP、εU和εQ分别为PV节点和PQ节点的参与系数，μP、μU和μQ为无功调整成本系数。

等式约束为潮流方程：

其中,i=1,2,,Nb,Nb为系统中的节点数。

静态不等式约束为

以上不等式约束分别表示可调AGC机组的有功功率上、下限约束，可调无功补偿装置的上、下限约束，节点电压幅值约束和线路热稳定极限约束。SAGC、SC、SN和SL分别对应可调AGC机组集合、可调无功补偿集合、节点集合以及线路集合。

由于电压稳定的极限以及模式分析信息不能在OPF中显式表达，此处通过修正无功调整成本系数的方式实现协调控制。其步骤如下：首先根据模式分析信息给定PV节点和PQ节点的参与系数、无功调整成本系数初值;求解最优潮流问题，即式(3)～(10);利用连续潮流的方法判断系数的电压稳定裕度是否满足条件，若满足，则输出结果发送至区域AGC控制器以及AVC中的相应元件作为参考设定值，否则更新λAPF和λRPF的信息，修正PV节点和PQ节点的参与系数、无功调整成本系数，重新执行最优潮流计算。该过程如图2所示，图中，η是稳定裕度阈值。

2.4 无功成本系数的更新规则

成本系数的更新规则由3方面因素决定，即系统的安全稳定裕度、元件的模式贡献度和自身调节容量。当稳定裕度充足时，参与系数εiP、εiU、εiQ都为0，执行常规的OPF。当稳定裕度不足时，首先倾向于选择系统内可用无功备用来改善无功分布，AGC有功功率的参与系数εiP=0;一旦稳定裕度仍不能调整至安全范围，则参与系数均为1,AGC的有功调度参与调整。定义调节步长为α，无功成本系数更新规则为

3 基于MPC跟踪的LFC策略

3.1 MPC

MPC是一类有限时域规划问题的求解方法。通过在线求解一个有限时间最优控制问题获得当前控制动作的控制形式，优化得到的控制序列只有第1个控制动作作用到实际系统，下一时刻以新状态为起始重复优化过程，得到新的控制序列[10]。

3.2 考虑动态特性的区域有功频率控制模型

对于区域i内的AGC机组j，考虑调速器和原动机的动态特性，由如下4阶系统表示[11]：

假设同一区域内，系统的频率是唯一的，满足则区域的等效功角动态方程为

其中，ΔPL,l,i和ΔPTIE,k,i分别为区域i内负荷的波动和联络线的波动;为区域i的等效阻尼系数;τJ、τCH、τGOV分别为机组惯性、原动机和调速器时间常数;j为区域内的AGC机组序号;l为区域i内的负荷节点序号;k为与区域i相连的区域联络线序号。具体参见文献[11]。

3.3 AGC跟踪控制设计

LFC是通过调整AGC机组加、减速出力变化实现的。本文将AGC机组的启/停机指令作为控制输入，设计由开关函数描述的跟踪控制策略。式(12)中的控制输入可以表示为

其中，分别为机组增、减出力对应的气门开度值;z为机组启/停机开关指令。这里认为，当机组接收到增加出力指令时，气门开度对应为，为机组爬坡速率限制所对应的开度位置，减少出力指令类似，气门开度对应为

AGC最优控制的目标包括机组发电机出力加减量的经济成本、机组频繁调节带来的磨损以及CPS1和CPS2指标[12]。此外，下层控制器的另一个主要目标就是跟踪上层控制器下发的参考值轨迹，使区域AGC机组的调节符合全系统经济的优化和输电断面的有功安全。由于CPS为统计型考核指标，需要特殊的处理[12,13]，利用MPC中控制目标设定和控制输入约束共同处理目标的协调。优化目标为

其中，χ、κ、σ为权重因子，可以根据系统的实际情况调节;SG为该区域内AGC机组集合;Ci为机组的线性经济系数;N为预测时段数，等于预测时间与采样时间的比值;R为系数矩阵;ΔP Gref,i,k+j为上层监督控制器下发的机组i的有功调整参考轨迹值;Δd(k+l|k)=ΔPREF,j(k+l)-ΔPREF,j(k)为启/停机计数量;Bi表示机组启/停附加成本。式中前2项表示预测周期内区域i所有参与机组调整量引起的经济成本;最后项为预测周期内，控制输入量与参考轨迹值之间的误差约束项。因此，LFC转化为机组启停机开关指令z的优化组合。

定义

其中，βkCPS1、βkCPS2、θi,k分别为CPS1、CPS2和控制输入参考值在控制输入量上的约束。下面分别讨论此3个量的确定。

a.βkCPS1的确定。CPS1的统计公式[12]为KCPS1=(2-λCF)100%，λCF=λCF,12-month/ε12，称λCF,12-month为以12个月为周期滚动求得的服从因数值。该服从因数反映了一个较长时间的积累效应，因此，在MPC的预测周期内，通常为分钟级，其数值的变化不会很大。当前的数值是否满足一定的裕度可以有效反映区域AGC机组在CPS1考核中的满足程度，表示为

其中，γmaxCPS1和γminCPS1分别为上、下调节门槛值，为正值。

b.βkCPS2的确定。CPS2指标[12]反映的是以10 min为间隔，区域ACE平均值符合给定范围的合格率。以当前时刻为10 min考核间隔的末端时刻，计算过去10 min内区域ACE的平均值ACEave,k，ξ为门槛系数，取0.8ㄢ

c.θi,k的确定。该因子通过判断上层监督控制下发参考输入值是否为零，确定当前AGC机组是否参与静态有功功率调整，若设定值不为零，则该机组参与调节，反之，则该机组控制输入为零，不进行调节。

等式约束为AGC控制模型式(12)(13)。不等式约束为

4 仿真算例

对新英格兰10机39节点系统进行了仿真分析，见图3。系统中，1～29节点为负荷节点，30～39节点为发电机节点，31节点为参考节点。发电机节点30、32、36和38执行AGC控制功能，变压器分接头和并联补偿装置合理考虑，数据来源于BPA标准新英格兰系统。

根据美国和巴西等国的ISO标准，系统的电压稳定裕度需要考虑在N-1故障下具有相应的稳定裕度。本文的协调控制首先执行N-1故障扫描，并以系统具有6%以上的稳定裕度作为稳定裕度阈值。

4.1 AGC与AVC的设定值协调

当线路15-16因故退出运行，系统中的负荷按照恒功率因数的方式增长了30%时，采用连续潮流法计算系统故障后的负载率为λ=1.0302，电压稳定裕度不足。在接近鼻点的运行点进行模式分析，临界失稳模式对应的模态和有功、无功参与因子如图4、5所示(图中，A为特征向量值，nb为节点号，nLb为负荷节点号)。

由临界模式的模态向量可以发现，节点15附近成为系统电压稳定的薄弱区域。为保证该节点附近区域的负荷供电，需要消耗大量的无功功率。仿真发现，一旦负荷增长，AGC机组30和32按照计划增加出力，将会直接导致系统在N-1故障下电压稳定裕度不足，节点15附近区域将呈现出电压持续下降甚至崩溃。这将使常规的AGC控制陷入两难境地。

对于临界失稳模式，4台AGC机组30、32、36、38参与程度不同，机组30、32的λAPF较小，机组36、38的λAPF较大。λAPF大小反映了有功传输在系统薄弱区域引起的无功消耗的差异，具有运行指导意义。

图6(a)(b)给出了采用文中提出的协调控制策略，经过数步迭代，系统的电压稳定裕度M、发电成本变化c及有功损耗Ploss的变化曲线(Nite为迭代次数)。

系统初始处于重载工况，电压稳定裕度为3%，且无功备用不足，需要调整AGC机组的有功和无功出力。仿真表明，经3步迭代，系统的电压稳定裕度提高了23.4%，发电成本也相应地增加了4.7%，由于有功出力和无功分布得到了优化，系统中的有功损耗减少了5.64 MW。协调控制前后主要发电机的有功P、无功Q、电压幅值U如表1所示。

p.u.

注：*标示的节点为AGC机组连接节点，其有功出力和节点电压为控制量。

在迭代过程中，节点30和32的λAPF始终相对较小，节点36和38的λAPF较大，因此，通过降低AGC机组30和32的出力，增加机组36和38的出力，并且从公平的原则出发，提高节点30和32上的电压以优化无功分布，可以有效地缓解薄弱区域的无功匮乏局面。

4.2 跟踪控制实现

跟踪控制的核心是实现AGC机组出力跟随协调控制设定值的同时，系统的控制指标符合CPS考核标准。假设新英格兰系统被划分为3个区域，执行分布式有功频率调整。各区域内包含机组为(30,37,39)，(35,36,38)和(31,32,33,34)。其中，承担AGC调整任务的分别为机组30、38和32。假设负荷变化如图7所示(下标1、2、3分别代表区域1、2、3)，并叠加了负荷的随机波动。每间隔5 min，上层监督控制器执行一次设定值的优化并下发给下层控制器。机组调速响应速度设为1.5%/min。MPC的周期参数为Ts=5 s,Tc=15 s,Tp=25 s。

图8所示为3区域AGC机组有功出力的变化曲线。可见，AGC控制策略可以有效地跟踪上层监督控制下发的参考设定值曲线，且保证系统的考核指标维持在合理的范围。

5 结语

AGC控制模式论文 第6篇

关键词：自动发电控制,多区域控制,多目标控制,稳定断面

0 引言

自动发电控制 (AGC) [1,2]是电力系统能量管理系统 (EMS) 中的重要控制功能。传统的AGC在控制机组出力时, 只考虑系统频率和对外联络线的交换功率。随着电网规模的日益扩大, 电网运行方式发生了重大改变, 控制区域内稳定断面潮流以及确保电网安全运行的重要性日益凸显。部分地区由于电源与负荷分布的不平衡, 存在输送功率瓶颈, 如何既能充分利用稳定断面的传输能力、又能满足其安全约束是AGC面临的重大难题。

传统的AGC为单一控制区, 难以实现稳定断面的潮流控制。文献[3]提出将AGC与安全约束调度 (SCD) 相结合, 构成闭环控制系统, 实现稳定断面越限的预防和校正控制。该方法可以有效地控制稳定断面输送功率不超过限值, 但不能最大限度地发挥断面传输能力;另一方面, 该方法完全依赖于状态估计和SCD的结果, 当状态估计不收敛或安全约束调度无解时, 将完全丧失对稳定断面的控制能力。

本文提出一种基于多区域的AGC模型, 在此基础上, 构造基于多区域的多目标协调控制系统, 实现频率、联络线交换功率和稳定断面潮流的多目标协调控制。该系统将整个控制区域划分为主区域和若干分区域, 主区域主要负责控制全网的区域控制偏差 (ACE) , 分区域直接控制其对外联络线构成的稳定断面的输送功率, 从而将稳定断面的潮流约束转换为分区域控制目标, 分区域内部的稳定断面控制则利用基于灵敏度的预防控制来实现。当主区域调节能力不足时, 自动调用分区域调节资源, 在保证稳定断面潮流不越限的情况下, 协助主区域进行全网ACE控制。

1 多区域AGC模型

多区域AGC模型离线人工建立, 如图1所示。

根据控制区电网结构的特点, 考虑实际需要监视的稳定断面, 将控制区划分为若干区域。由图1可知, 断面T1, T2, T3将整个控制区划分为4个相互独立的控制区:主区域、分区域1、分区域2和分区域3。

主区域的边界为整个区域的对外联络线, 分区域的边界为本分区的对外联络线, 即相应的稳定断面。AGC电厂和机组, 按其所属地理位置, 分别归属于主区域和各分区域。

2 主区域AGC的控制目标

主区域AGC的控制目标为电网频率和/或整个区域的对外联络线净交换功率, 在联络线频率偏差控制 (TBC) 模式下, ACE可用下式来描述:

$E{}_{\text{g}\text{l}\text{o}\text{b}\text{a}\text{l}}=10B(f-f{}_0)+{\rm I}-{\rm I}{}_0(1)$

式中:Eglobal为主区域的ACE;B为整个区域的频率偏差系数, 取正值;f为实测频率;f0为额定频率;I为整个区域的实际净交换功率;I0为整个区域的计划净交换功率。

3 分区域AGC的控制目标

分区域AGC可根据需要选取不同的控制目标, 常见的控制目标如下:

1) 本分区域对外联络线构成的稳定断面的输送功率在限值或给定值, 这是最常见的控制目标。如图1所示, 分区域1, 2, 3分别用于控制断面T1, T2, T3的输送功率。参与该分区域控制的机组应承担的出力增量ΔPsubarea用下式表示:

$\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{s}\text{u}\text{b}\text{a}\text{r}\text{e}\text{a}}={\rm P}{}_{\text{Τ}0}-{\rm P}{}_{\text{Τ}}(2)$

式中:PT0为稳定断面输送功率的控制目标 (限值或给定值) ;PT为稳定断面的当前实际输送功率。

2) 跟踪分区域超短期负荷预报得到的负荷增量, 实现分区域AGC机组的超前控制[4,5,6]。此时, 参与该分区域控制的机组应承担的出力增量ΔPsubarea′用下式表示:

ΔPsubarea′=C (ΔPL+ΔPT-ΔPGsk) +ΔPM (3)

式中:C为人工干预的系数, 取值范围一般为0～1;ΔPL为未来时刻该分区域预测负荷与当前实际负荷的偏差;ΔPT为未来时刻分断面潮流计划值与当前时刻断面潮流计划值的偏差;ΔPGsk为分区域内部跟踪计划机组未来时刻计划值与当前实际出力的偏差;ΔPM为人工干预分量。

4 主区域AGC与分区域AGC的协调

正常情况下, 主区域AGC能够满足联络线功率及频率的控制要求, 主区域AGC和分区域AGC的控制目标完全独立。但当电网发生较大有功扰动时, 仅依靠主区域AGC机组的调节不足以快速恢复功率缺额, 或主区域AGC机组调节能力不足时, 需要分区域AGC参与调节。

分区域AGC参与主区域AGC的调节实际上是通过自动修改分区域AGC模型来实现的。选择图1中的分区域1参与主区域AGC的调节, 只需将分区域1与原主区域合并在一起 (见图2中的虚线椭圆区域) , 构成新的主区域。

分区域AGC模型调整后, 整个控制区划分成了主区域、分区域2和分区域3这3个区域, 各自的控制目标如上所述。

值得注意的是, 调整分区模型前, 分区域1将断面T1控制在给定计划值附近;调整分区模型后, 断面T1成为新主区域的内部断面, 无需时刻遵循计划值, 但在新主区域AGC调节过程中, 要保证断面T1的输送功率不得超过限值, 其控制方法如第5节所述。

5 区域内部的稳定断面控制

各区域 (包括主区域和分区域, 下同) 内部的稳定断面控制可利用各区域内部机组有功出力相对于稳定断面有功潮流的灵敏度信息进行控制。

假设某区域内部存在若干需要监控的稳定断面, 根据机组对其中重载/越限稳定断面的灵敏度, 将机组分为以下4种类型:①A类:机组对重载/越限稳定断面的灵敏度绝对值都很小;②B类:机组对重载/越限稳定断面的灵敏度有绝对值较大者, 且绝对值较大者都为正值;③C类:机组对重载/越限稳定断面的灵敏度有绝对值较大者, 且绝对值较大者都为负值;④D类:机组对重载/越限稳定断面的灵敏度有绝对值较大者, 其中部分为正值、部分为负值。

根据上述机组的类型, 对相关机组实行限制某一方向 (增出力或减出力) 的调节。对于A类机组, 调节不受限制;对于B类机组, 限制增出力调节;对于C类机组, 限制减出力调节;对于D类机组, 不参与调节。

上述方法仅依赖于机组相对于稳定断面输送功率的灵敏度信息, 工程上实施方便, 既可以防止重载稳定断面进一步加重, 又可以减缓已越限断面的越限程度, 直至消除越限。但要快速消除越限, 还需要利用文献[3]中提出的校正控制。

6 实际应用

本文提出的基于多区域的AGC多目标协调控制系统已于2009年1月在河南电网投入实际运行。

6.1 河南电网的分区模型

目前, 河南电网以网格状500 kV电网为主网架, 220 kV电网分豫北、豫西、豫中东、豫南4个区域开环运行。受省网机组、负荷分布不均衡的影响, 部分稳定断面长期满载或重载, 存在超过稳定极限的危险。如何充分利用这些断面的传输能力, 同时又能满足断面的安全约束, 成为调度部门面临的重大难题。通过实施本文介绍的方法, 将断面潮流约束转换为分区的控制目标, 简单又有效地解决了这一难题。

图3中, 豫西500 kV、豫中东500 kV、豫南500 kV电网组成河南电网的AGC主控制区, 使用TBC模式控制频率及与华中电网之间的联络线交换功率。

豫北500 kV电网组成AGC豫北分控制区, 控制目标为豫北与豫中之间的500 kV稳定断面 (嵩获双线及塔祥双线) 。

为充分利用500 kV联变的传输能力, 220 kV电网内设有若干AGC分控制区用于控制相应联变的下送功率。其中, 豫北220 kV电网设有焦新、安濮鹤2个AGC分控制区, 分别控制获塔联变下送功率及洹仓联变下送功率。豫中东220 kV电网设有郑州、开商2个AGC分控制区, 分别控制郑州和开商联变下送功率。此外, 豫西220 kV电网设有五原AGC分控制区, 控制目标为五原东送断面。豫南220 kV电网设有信阳AGC分控制区, 控制目标为信阳受电断面。

6.2 运行效果分析

该系统在河南电网投运以来, 有效地控制了网内主要断面潮流, 断面潮流波动幅度明显减小, 相关断面传输容量得到了充分利用。投运前后断面利用率比较结果如图4所示。

在提高稳定断面控制质量的同时, 并未影响区域的整体控制效果。通过主区域AGC与分区域AGC之间的协调机制, 使整个控制区2009年控制性能标准 (CPS) 的合格率指标较2008年有了明显的改善和提高, 如表1所示, 其中月CPS1指标是指每分钟CPS1值超过100%的分钟数占全月总分钟数的比例;月CPS2指标是指考核时段CPS2指标满足要求的时段数占全月总时段数的比例。

7 结语

针对电网调度部门在AGC中实现多区域多目标控制的需求, 本文介绍了基于多区域AGC多目标协调控制系统。该控制系统已在河南电网投入实际运行, 运行稳定可靠, 为河南电网的安全和优质运行作出了重要贡献。

参考文献

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AGC控制模式论文 第7篇

1 限制机组调节方向的预防控制

当系统处于预警状态,即系统中没有出现越限,但存在至少一条重载的稳定断面时,利用发电机组调频特性的灵敏度计算方法[2],通过对某些AGC机组的出力调节方向加以限制,以禁止这些机组增加或减少出力,可有效解决预防控制的问题。

常规灵敏度计算方法将功率调节引起的不平衡量完全由虚设的平衡机来承担,因此其计算与参考节点的选取有关,而在实际系统中,当出现一个功率缺额时,所有机组调速器将会动作增加或减少发电功率。设支路总数为Nl,系统母线数目为n,常规灵敏度方法中支路有功灵敏度为S∈RNl(n-1),母线功率注入的分担系数矢量为α∈Rn。αi为连接在母线i上的机组频率特效系数之和除以系统中所有机组的频率特效系数之和(停运机组除外)。若在第i个母线上增加一个单位的注入功率,则在该扰动作用下,电力系统经过一段过渡过程后将达到一个新的平衡状态。在该状态下,由于系统频率的变化,真正作用在电力系统上的母线注入功率增量则为:[-α11-αi-αn]T,在常规方法中增加一列参考节点的灵敏度,即可得到考虑发电机调频特性时母线的有功注入对支路l的有功功率的灵敏度,计算公式如下:

式中:Sli,Slj是常规灵敏度矩阵[S]中的元素。灵敏度SMli与参考节点的选取无关,具有明确的物理意义。

对于由Nb条支路组成的稳定断面T,其潮流等于其所有支路有方向的潮流之和,即,稳定断面T对系统中任一节点i的有功功率灵敏度为:

式中,的取值为1或-1,即当支路k的方向与稳定断面方向一致时取1,当支路k的方向与稳定断面方向相反时取-1。

当系统存在重载的稳定断面时,实时安全约束调度将受控机组对所有受控重载稳定断面的最大灵敏度与最小灵敏度系数送AGC。AGC在分配机组出力时,根据各个机组灵敏度系数以及设置的灵敏度门槛值对机组的调节方向进行限制。由于灵敏度门槛值取值越小,预防控制的效果越好,而对AGC正常控制功能的影响越大。为了在预防控制的同时,尽可能小地影响AGC的正常调节,可以在不同的AGC控制区域设置不同的灵敏度门槛值,4个AGC控制区域(死区、正常调节区、次紧急调节区、紧急调节区)的灵敏度门槛值取值可依次增大,则在区域控制偏差ACE较大时,预防控制对ACE调整的影响就越小。

对于某1个AGC控制区域,AGC机组被分为以下4类。A类,机组不能增加出力:机组的最大灵敏度系数为正,且绝对值大于AGC控制区域灵敏度门槛值。B类,机组不能减少出力:机组的最小灵敏度系数为负,且绝对值大于AGC控制区域灵敏度门槛值。C类,机组既不能增加出力又不能减小出力:机组的最大灵敏度系数为正,且绝对值大于AGC控制区域灵敏度门槛值,同时机组的最小灵敏度系数为负且绝对值大于AGC控制区域灵敏度门槛值。一般出现2个或2个以上“敌对”或矛盾约束的稳定断面重载时才有可能出现这种情况。D类,机组出力不受限制:机组的最大灵敏度系数和最小灵敏度系数的绝对值均小于AGC控制区域灵敏度门槛值。

2 调整机组AGC调节上下限的校正控制

当系统处于紧急状态,即系统中存在至少一条越限的稳定断面时,启动实时安全约束调度,控制变量为当前AGC可控机组有功出力,调整结果提交AGC执行。为了尽可能减少对AGC正常控制功能的影响,将调整目标作为AGC机组调节限值。增加出力的机组,调整目标作为AGC机组调节下限;减少出力的机组,调整目标作为AGC机组调节上限。这样,AGC将选择适当的时机(避免在区域控制偏差较大时进一步加大ACE),将实际出力处于调节范围之外的机组拉回到调节范围之内,从而自动完成解除稳定断面越限的调整。

用于在线控制的安全约束调度对稳定断面越限的校正,采用基于灵敏度的反向等量配对法与原-对偶内点算法(非线性规划)结合的混合算法[3,4]。首先将机组的灵敏度、上网电价按从小到大的顺序排序,上调节容量、上调节速度按从大到小的顺序排序。在进行标幺化处理后,得到机组j的综合上调节排序指标Ij:

式中:km(m=1,2,3,4)分别为给定的灵敏度、上网电价、调节容量、调节速度的权系数;Mjm为机组j在队列m中的排序号。

上调节机组和下调节机组都按照相应的综合排序指标由大到小进行排序,每次选择两个排序中指标最大的机组进行配对计算,在上调节中被选择过的机组在下调节中不再被选择,反之亦然。如此下去,直到没有可供选择的机组或配对机组的灵敏度之差小于给定的门槛值(如0.2),结束配对过程,从而得到最大可校正量ΔPTs。设某一越限断面当前值为PT,上限为PTmax,则实际越限量为:

考虑到灵敏度分析的误差ε(如10%),为了保证灵敏度分析方法的可靠性,将实际越限量放大到ΔPT(1+ε)。也就是说,当ΔPTs>ΔPT(1+ε)时,方可认为该断面越限是可以消除的,在优化计算中直接将实际的限值PT max作为断面的上限约束。否则,将限值放松为:

对于紧急状态,安全约束调度根据越限的受控稳定断面是否被校正及校正程度给出以下多种校正结果。

(1)校正越限成功:受控稳定断面能被校正至限额之内。安全约束调度将对某些机组给出调节量以校正受控稳定断面的越限,并提供可控机组对受控越限和重载稳定断面的最大及最小灵敏度系数。

(2)校正部分越限成功:某些受控稳定断面可被校正至限额之内,但还有一些受控稳定断面无法校正;或某些受控稳定断面可被部分校正,可能还有一些受控稳定断面无法校正。安全约束调度将对某些机组给出调节量以部分校正受控稳定断面的越限,并提供可控机组对受控越限和重载稳定断面的最大及最小灵敏度系数。

(3)放松全部越限:受控稳定断面的越限量很小或能被校正的越限很小,安全约束调度认为这次校正没有意义,因此不做校正。安全约束调度将提供可控机组对受控越限和重载稳定断面的最大及最小灵敏度系数。

(4)越限无法校正:所有越限的受控稳定断面均不能校正,安全约束调度可能无解。安全约束调度也将提供可控机组对受控越限和重载稳定断面的最大及最小灵敏度系数,但这些结果可能不正确,不能用于控制。

AGC执行安全约束调度机组控制策略的方式有2种。

(1)对于有调节量的机组,AGC将结合机组的灵敏度系数和调节量来决定调节量是否起作用,如起作用则修改机组实际调节的上下限。

实时安全约束调度在进行校正控制时,总负荷保持不变是约束条件之一,安全约束调度在计算中为了保持发用电平衡,通过灵敏度配对和优化计算,一些对稳定断面潮流影响较小的机组也可能被赋予了调节量。

为了减小对AGC正常调节的影响,AGC对于有调节量的机组,再根据其灵敏度系数判断其对断面潮流控制的作用,对于虽有调节量但对断面潮流控制基本没有作用的机组调节量则不予采用,只有灵敏度系数达到调节量灵敏度门槛值(一个调度员可修改的控制参数)的机组调节量才起作用。如机组调节量为正值,且机组的最小灵敏度系数绝对值大于调节量灵敏度门槛值,则将机组实际出力与调节量之和作为机组的调节下限;反之,当调节量为负值,且机组的最大灵敏度系数绝对值大于调节量灵敏度门槛值,则将机组实际出力与调节量之和作为机组的调节上限。

(2)对于没有调节量而只有灵敏度系数的机组,则根据机组最大最小灵敏度系数限制部分机组的调节方向,方法同上一小节对A,B,C,D机组的分类。

3 运行实例

江苏电网于2005年6月起实施AGC安全约束控制,在调度生产实际运行中发挥重要作用,现以两例加以说明。

(1)任庄变T1主变或任庄变T2主变单元件断面重载的预防控制。某日11:35,稳定断面“任庄变T1主变或任庄变T2主变单元件”因任庄变T2主变停,造成任庄变T1主变负载率达92%,超过安全约束调度设定的重载门槛88%,系统处于预警状态。实时安全约束调度为AGC提供如表1所示的机组调整策略(节选)。

设对应于死区、正常调节区、次紧急调节区和紧急调节区4个AGC控制区域的灵敏度门槛值分别为:0.15,0.15,0.28,0.35,则除了紧急调节区外,徐塘4号机组、徐厂7号机组、徐厂8号机组在AGC系统中被设置为禁止下调机组,当时3台机组出力分别为227 MW,157 MW,155 MW。在AGC的调节控制下,3台机组出力调节方向受到限制,使任庄变T1主变重载程度下降直至消失。此时正值中午下班高峰,电网负荷在急剧下降阶段。

通过调度员潮流软件进行模拟分析计算,如该3台机组出力分别下降到机组AGC调节下限:150MW,130 MW,130 MW,则任庄变T1主变负载率将达到96.5%,重载程度明显加重。而利用AGC进行安全约束控制,任庄变T1主变的负载率得到有效控制。

(2)斗山变T1主变,斗山变T2主变双元件断面越限的校正控制。某日1:55,稳定断面“斗山变T1主变,斗山变T2主变双元件”负载越稳定限额30MW,此时实时安全约束调度报系统处于紧急状态、校正情况为校正越限成功。实时安全约束调度为AGC提供如表2所示的机组调整策略(节选)。

由调度运行人员设置的调节量灵敏度门槛值为0.12。从表2可以看出,扬二1号4号机组、镇厂3号机组、盐厂10号机组对“斗山变T1主变,斗山变T2主变双元件”断面的灵敏度系数绝对值均小于0.12,这表明他们的出力调整对稳定断面的影响非常小,其调节量是安全约束调度为了发用电平衡而产生,在AGC控制中不予采用。而利港2号4号机组由于对稳定断面的灵敏度绝对值较大,其出力调整将对该断面潮流影响较大,因此,将这3台机组的当前出力加上其调节量作为这些机组的AGC调节下限进行AGC控制。15 min后,稳定断面“斗山变T1主变,斗山变T2主变双元件”的越限被解除。

4 结束语

安全约束调度可以为电网的不安全状态提出解决方案。将AGC与实时安全约束调度结合进行AGC安全约束控制,当系统处于预警状态时,根据实时安全约束调度提供的可控机组对重载稳定断面的灵敏度信息,AGC通过限制某些机组的调节方向,执行预防控制;当系统处于紧急状态时,根据实时安全约束调度提供的机组调整策略以及可控机组对越限稳定断面的灵敏度信息,AGC通过限制某些机组的AGC调节上下限,执行校正控制。实践证明,AGC安全约束控制有效地消除和缓解了电网稳定断面的越限,保证了电力系统的安全稳定运行。

参考文献

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