互联电网自动发电控制中双通道时延处理方法技术

本发明专利技术涉及一种互联电网自动发电控制(AGC)中控制器到执行器(C‑A)、传感器到控制器(S‑C)的双通道时延处理方法。传统互联电网AGC方法在一定程度的时延约束下无法维持因负荷波动导致的电力系统频率控制的稳定性。利用模型预测控制(MPC)算法的预测特征，通过控制过程中信息的存储与处理，设定时延判断条件进行控制变量的选择及优化，可消除因双通道时延的存在对电力系统频率控制的负面影响，从而实现互联电网AGC系统的可靠运行。

Two channel time delay processing method for automatic generation control of interconnected power grid

The invention relates to an interconnected power grid automatic generation control (AGC) controller to actuator (C A), the sensor to the controller (S C) dual channel delay processing method. The traditional interconnected power grid AGC method can not maintain the stability of power system frequency control due to load fluctuation under a certain degree of delay constraints. Based on the model predictive control (MPC) to predict the characteristics of the algorithm, the storage and processing of information control in the process of setting delay judgment conditions were selection and optimization of the control variables, can be eliminated due to the existence of double channel delay negative effect on frequency control of power system, so as to realize the reliable operation of interconnected power grid AGC system.

【技术实现步骤摘要】
互联电网自动发电控制中双通道时延处理方法
本专利技术属于AGC(AutomaticGenerationControl，自动发电控制)控制
，具体涉及一种互联电网自动发电控制中双通道时延处理方法。
技术介绍
近年来，随着互联电网规模的不断扩大，负荷变化形式越来越复杂，如何优化AGC系统控制方法也成为一个值得研究的课题。目前针对此问题出现了多种控制方法：基于遗传模糊PID的AGC控制系统研究、基于无模型自适应控制算法的互联电网AGC、基于时滞模型预测控制算法的网络化AGC研究。基于遗传模糊PID的AGC控制系统能克服传统模糊控制需人为设定隶属度且不能动态调整参数的弊端；基于无模型自适应控制算法的互联电网AGC系统具有较强的鲁棒性、非线性适应性及CPS指标；基于时滞模型预测控制算法的网络化AGC控制系统确保了网络化AGC对通信延迟的鲁棒性和适应性。上述列举控制方法虽然能够保证控制系统的稳定性和动态性能，但普遍存在控制精度有限，控制算法复杂的问题，且只考虑了控制器到执行机构的单通道时延处理问题，而实际控制过程中，除了控制器到执行机构存在信息传输时延，传感器到控制器的时延也不可忽视。因此，针对双通道时延的处理方法更具实际意义。鉴于MPC不仅能提升对具有时滞性、非线性和不确定性特征系统控制的鲁棒性，还能实现控制量实时在线优化。所以，模型预测控制算法对于AGC系统双通道时延的控制处理有很大的应用参考。在AGC的实际控制过程中，特别是在区域较大的互联电网系统中，信息传输在双通道，即控制器到执行器(C-A)、传感器到控制器(S-C)存在的时延问题会大大降低AGC系统的动态性能，甚至可能导致系统不断振荡无法稳定。因此双通道时延问题是一个急需解决的问题，需要提出一种处理方法来减少双通道时延对AGC负荷频率控制的影响。
技术实现思路
本专利技术的目的是：提供一种互联电网自动发电控制(AGC)中控制器到执行器(C-A)、传感器到控制器(S-C)的双通道时延处理方法。传统互联电网AGC方法在一定程度的时延约束下无法维持因负荷波动导致的电力系统频率控制的稳定性。利用模型预测控制(MPC)算法的预测特征，通过对控制过程中信息的存储与处理，和离散化时延信号与时延判断条件的判断，进行控制变量的选择及优化，从而实现减小双通道时延对AGC控制的负面影响的目标。为了达到上述目的，本专利技术所采用的技术方案是：互联电网自动发电控制中双通道时延处理方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：步骤1，对时延信号进行离散化处理，当时延信号大于采样周期TS时，会对系统信息传输产生影响，输出1；时延信号小于或等于采样周期TS时，对系统无影响，输出0；经过此离散化处理后，则随机时延将转化为随机的马尔科夫跳变过程；步骤2，根据离散化时延信号的和值进行时延条件判断，其接收信号为0时，以接收到的最新信息为基础重新进行控制序列的计算，选择序列第一个值作为控制变量；接收信号为1时，以存在的最新接收信息对应时刻计算的控制序列的第二个预测值作为控制变量；接收信号为2时，以存在的最新接收信息对应时刻计算的控制序列的第三个预测值作为控制变量；依此类推；步骤3，以存在的最新接收信息重新计算控制序列，以序列第一个值作为控制变量，并在上述三种模式下，比较其与步骤2中获取的控制变量所对应的目标函数值J1、J2、J3，选择性能指标更优的其中一个作为当前时刻实际控制变量输出。进一步地，步骤1中，具体实现过程包括：假设以离散形式描述的研究对象数学模型如下所示：x(k+1)＝Ax(k)+Bu(k)+Fw(k)y＝Cx(k)其中，x为状态变量，u为状态变量，w为状态变量，y为状态变量，A为系统矩阵，B为输入矩阵，C为输出矩阵，F为扰动矩阵，k为采样时刻；目标函数定义为：J＝(Rs-Y)T(Rs-Y)其中，Rs是输出的期望值，Y是输出量的预测序列，其控制过程表现为针对目标函数的优化，在每一采样时刻系统都会计算出一个最优的输入序列：U*＝[u*(k)u*(k+1)…u*(k+Nc-1)]T其中，Nc为系统的控制域，传统MPC控制过程中，系统只将输入序列第一个元素u*(k)作用于对象。进一步地，步骤2中，具体实现过程包括：检测当前时延信号并输出对应值，判断双通道中离散化时延信号的和值是否符合时延判断条件值0/1/2...；具体如下：检测当前时延信号并输出对应值，无时延发生时，对应输出序列为0；单通道时延发生时，即τ1、τ2有一个存在时，对应输出序列为1；单通道时延发生时，即τ1、τ2二者均存在时，对应输出序列为2，以此类推；根据接收到的时延种类信号(0/1/2...)区分控制信号的选择，即接收信号为0时，以接收到的最新信息为基础重新进行控制序列的计算，选择序列第一个值作为控制变量；接收信号为1时，以存在的最新接收信息对应时刻计算的控制序列的第二个预测值作为控制变量；接收信号为2时，以存在的最新接收信息对应时刻计算的控制序列的第三个预测值作为控制变量，以此类推。进一步地，当选用的实验平台为两区域互联电网AGC系统，其数学模型为：Y(t)＝CX(t)式中，X∈Rn，U∈Rm，W∈Rk，Y∈Rr分别代表系统状态变量、控制变量、扰动变量和输出变量。A，B，F，C分别为对应维度的参数矩阵；其中：X＝[Δf1ΔPt1ΔPr1ΔXg1ΔPt12Δf2ΔPt2ΔPr2ΔXg2]TY＝[ACE1ACE2Δf1Δf2ΔPt12]TU＝[ΔPc1ΔPc2]TW＝[ΔPL1ΔPL2]T根据上述的数学模型，利用MATLAB中模型预测控制的工具箱，构建出两区域互联电网AGC系统的模型，将ACE1、ACE2的期望值作为MPC控制器的输入，每一采样时刻，MPC控制器会计算出一个最优序列。进一步地，采用以下三种方法对控制变量进行处理，并进行仿真结果对比：即①根据当前采样值进行控制序列计算，取序列第一个值作为当前控制量输出；②根据当前时刻时延的判断，选择已获取的最新控制序列中对应序列值作为控制变量输出；③在第②种状态下，将对应序列值与最近一次采样值重新计算获取的控制序列首元素进行目标函数比较，选择目标函数较优的控制变量输出；此三种方法分别对应无时延处理、控制序列选择、控制序列选择优化三种处理模式。与现有技术相比，本专利技术的有益效果是：本专利技术采用MPC控制变量的选择优化策略，消除了自动发电控制中双通道时延的负面影响，提高了控制系统的稳定性。附图说明图1考虑双通道时延的两区域互联电网AGC系统动态模型。图2时延信号离散化。图3马尔科夫链示意图。图4控制变量选择示意图。图5阶跃信号下ACE1响应曲线。图6阶跃信号下ACE2响应曲线。图7阶跃信号下Δf1响应曲线。图8阶跃信号下Δf2响应曲线。图9随机输入信号ΔPL1。图10随机输入信号ΔPL2。图11随机信号下Δf1响应曲线。图12随机信号下Δf2响应曲线。具体实施方式为了便于本领域普通技术人员理解和实施本专利技术，下面结合实施例对本专利技术作进一步的详细描述，应当理解，此处所描述的实施示例仅用于说明和解释本专利技术，并不用于限定本专利技术。本专利技术的技术方案具体描述如下：互联电网自动发电控制中双通道时延处理方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：步骤1，首先对时延信号进行离散化处理，当延时信号大于采样周期T本文档来自技高网...

【技术保护点】
互联电网自动发电控制中双通道时延处理方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：步骤1，对时延信号进行离散化处理，当时延信号大于采样周期TS时，会对系统信息传输产生影响，输出1；时延信号小于或等于采样周期TS时，对系统无影响，输出0；经过此离散化处理后，则随机时延将转化为随机的马尔科夫跳变过程；步骤2，根据离散化时延信号的和值进行时延条件判断，其接收信号为0时，以接收到的最新信息为基础重新进行控制序列的计算，选择序列第一个值作为控制变量；接收信号为1时，以存在的最新接收信息对应时刻计算的控制序列的第二个预测值作为控制变量；接收信号为2时，以存在的最新接收信息对应时刻计算的控制序列的第三个预测值作为控制变量；依此类推；步骤3，以存在的最新接收信息重新计算控制序列，以序列第一个值作为控制变量，并在上述三种模式下，比较其与步骤2中获取的控制变量所对应的目标函数值J1、J2、J3，选择性能指标更优的其中一个作为当前时刻实际控制变量输出。

【技术特征摘要】
1.互联电网自动发电控制中双通道时延处理方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：步骤1，对时延信号进行离散化处理，当时延信号大于采样周期TS时，会对系统信息传输产生影响，输出1；时延信号小于或等于采样周期TS时，对系统无影响，输出0；经过此离散化处理后，则随机时延将转化为随机的马尔科夫跳变过程；步骤2，根据离散化时延信号的和值进行时延条件判断，其接收信号为0时，以接收到的最新信息为基础重新进行控制序列的计算，选择序列第一个值作为控制变量；接收信号为1时，以存在的最新接收信息对应时刻计算的控制序列的第二个预测值作为控制变量；接收信号为2时，以存在的最新接收信息对应时刻计算的控制序列的第三个预测值作为控制变量；依此类推；步骤3，以存在的最新接收信息重新计算控制序列，以序列第一个值作为控制变量，并在上述三种模式下，比较其与步骤2中获取的控制变量所对应的目标函数值J1、J2、J3，选择性能指标更优的其中一个作为当前时刻实际控制变量输出。2.根据权利要求1所述的互联电网自动发电控制中双通道时延处理方法，其特征在于，步骤1中，具体实现过程包括：假设以离散形式描述的研究对象数学模型如下所示：x(k+1)＝Ax(k)+Bu(k)+Fw(k)y＝Cx(k)其中，x为状态变量，u为状态变量，w为状态变量，y为状态变量，A为系统矩阵，B为输入矩阵，C为输出矩阵，F为扰动矩阵，k为采样时刻；目标函数定义为：J＝(Rs-Y)T(Rs-Y)其中，Rs是输出的期望值，Y是输出量的预测序列，其控制过程表现为针对目标函数的优化，在每一采样时刻系统都会计算出一个最优的输入序列：U*＝[u*(k)u*(k+1)…u*(k+Nc-1)]T其中，Nc为系统的控制域，传统MPC控制过程中，系统只将输入序列第一个元素u*(k)作用于对象。3.根据权利要求1所述的互联电网自动发电控制中双通道时延处理方法，其特征在于，步骤2中，具体实现过程包括：检测当前时延信号并输出对应值，判断双通道中离散化时延信号的和值是否符合时延判断条件值0/1/2...；具体如下：检测当前时延信号并输出对应值，无时延发生时，对应输出序列为0；单通道时延发生时，即τ1、τ2有一个存在时，对应输出序列为1；单通道时延发生时，即τ1、τ2二者均存在时，对应输出序列为2，以此类推；根据接收到的时延种类信号(0/1/2...)区分控制信号的选择，即接收信号为0时，以接收到的最新信息为基础重新进行控制序列的计算，选择序列第一个值作为控制变量；接收信号为1时，以存在的最新...

【专利技术属性】
技术研发人员：赵熙临，何晶晶，付波，徐光辉，方娜，
申请(专利权)人：湖北工业大学，
类型：发明
国别省市：湖北,42