厂级AGC原理及规程

厂级AGC原理及规程主讲人：邓建华一、实施技术方案框架阳城电厂升压站主接线方式，一期为采用4/3接线方式，由6台350MW发电机和三条500kV线路组成三个完整串，二期2台发电机以两个不完整3/2串接入原500kV系统。阳城电厂以前由国调直接调度，机组并未投入AGC运行方式，而是接收国调下发的发电计划曲线，由值长根据当前的运行方式，在满足安稳运行要求的前提下，手动下发机组的目标值来调节机组的有功，进而满足调度的发电要求。现电厂调度权将移交到江苏省调，需适应调度要求投入AGC功能，阳城电厂为远距离、点对网输电，安控运行方式较复杂，AGC逻辑要满足安控运行方式要求，故本期AGC系统采用的是厂级有功发电控制模式，即调度下发全厂实时发电目标，电厂在满足安稳运行要求和各机组安全运行的前提下，以煤耗为经济型目标，通过厂级AGC子系统将全厂发电目标自动分配给各台机组进行调节。本期AGC为独立系统、单独组网。配置2台厂级AGC主控制器，双机冗余配置，无缝切换，主控制器用于接收江苏省调的全厂总有功指令，并通过设定的控制策略将其分配给各机组的测控装置。配置8台AGC测控装置（#7、#8机组测控不在此项目内）；#1～#6机组测控装置光缆接入，#7～#8机组测控装置通过光缆远距离接入，主控制器配置2台交换机接入#1～#8机组AGC测控装置和NCS系统（远动通信装置）；AGC测控装置向DCS系统发出4～20mA负荷目标（硬接点方式），再由DCS系统控制发电机组。1.与相关系统的互连1.1与省调主站系统通信阳城电厂全厂AGC系统通过网络方式与省调主站系统通信（阳城电厂全厂AGC系统与远动管理机并列运行），以接收江苏省调下发的全厂指令和上送AGC控制相关的信息。通信规约采用104网络规约。1.2与NCS系统通信阳城电厂全厂AGC系统通过网络和NCS系统（南瑞继保）的远动管理机通信，获取AGC控制相关的输入遥测信息，如线路频率、机组功率等。全厂AGC的两台控制器通过IEC104规约收远动管理机的信息。1.3采集安稳相关的状态信号，如安稳装置投退信号、机组切机压板投退信号、切机信号等。1.4与机组DCS系统接口，从DCS系统采集机组有功调节上下限、调节速率等信息（对于有功实测采用双量测），下发机组负荷指令到DCS。

二、厂级AGC原理1总体原则1.1厂级AGC系统必需满足《调运[2011]336号阳城发输电系统稳定运行规定》和《调运[2011]340号阳城发输电系统安全稳定控制系统运行管理规定》的相关要求。1.2厂级AGC系统不改变运行人员的操作方式；1.3原有单机AGC负荷调度功能将作为厂级AGC工作模式之一，以保证随时可以无扰切换，以免在全厂AGC功能故障的时候产生扰动；1.4调度新增与厂级AGC系统通讯通道，下发厂级或单机AGC目标并接收AGC控制相关信息；远动信息仍通过NCS系统远动主机上送调度。1.5厂级AGC系统控制策略满足调度系统相关要求和规定，如电网安全裕度等；厂级AGC系统的实时维护和软硬件调整不影响现有DCS、SIS设备的正常运行工作，该系统处理速度及与现有NCS、DCS设备通讯速率等综合处理实时响应时间不影响电网对厂级AGC调节响应要求；1.6厂级AGC系统设备必须安全、稳定、可靠，所有新增设备和系统满足电力二次安全防护规定。1.7利用现有NCS信息，厂级AGC系统直接从NCS远动主机采集计算所需数据，采用网络通信，AGC控制输出通过新增的AGC输出装置实现；1.8厂级分配计算在厂级AGC主机中完成，厂级AGC主机采用无风扇无硬盘嵌入式工业级别装置，不允许用外挂PC工作站或工控机。1.9在网控室值长台和机组集控楼三个控制室控制台各配置一台台厂级AGC当地功能，供运行人员操作监视。1.10一次调频测试功能仍在NCS的远动管理机中实现。1.11厂级AGC实施之后，以厂级模式为主，保留单机AGC模式扩展能力。1.12厂级AGC按照分步接入、分步调试、分步投运的原则实施。2AGC系统控制模式厂级AGC系统提供以下三种控制模式：（1）远方厂级控制模式调度主站系统实时向电厂侧厂级AGC子站下发全厂有功功率控制目标值，厂级AGC子站在满足相关安稳要求下，按照一定的分配策略，将总有功功率合理分配给厂内各台机组，然后发送指令到对应的DCS系统以调整机组的有功出力，使全厂总有功出力达到要求值。（2）就地厂级控制模式由电厂运行人员根据调度下发的全厂有功功率计划曲线手工设定全厂有功功率目标值，或者由厂级AGC系统根据运行人员通过后台人机操作界面输入的全厂有功功率计划曲线，在满足相关安稳要求下，按照一定的分配策略将总有功功率合理分配给各机组的DCS系统执行。（3）就地单机控制模式各机组的AGC功能仍投入，但厂级控制退出，各机组的负荷指令由电厂运行人员通过人机操作界面在后台手工设定。3接口和通信的要求3.1接口要求1）厂级AGC系统与招标人的下列设备有硬接线接口： 安稳装置 AVR励磁系统 机组DCS系统2）厂级AGC系统与招标人的下列系统之间有通讯接口： 升压站计算机监控系统（投标人供接口电缆） 数据网接入设备（投标人供接口电缆） 远方调度3）招标人不对AGC系统设专用的接地网，其接地接于电厂主接地网，主接地网的接地电阻不大于0.5欧。投标人所供设备安装在无屏蔽的机房内。投标人提供的计算机设备应有防止雷击和防止过电压的保护措施。4）厂级AGC系统应具有B码和分脉冲对时接口，满足对时精度要求。3.2通信要求为适应分级调度共享信息的需求，具备支持多个主站通信的能力，且不降低实时性指标（数据帧的传输频率不受影响）：4AGC系统设备配置本期配置2台厂级AGC主机屏（安装在网控室内），8台AGC测控装置（#1～#6机组AGC测控装置单独组柜，分别放置在#1～#6机组集控室，另一标段#7、#8机组AGC测控装置单独组柜，分别放置在#7、#8机组集控室）。厂级AGC系统主机屏与从机测控装置进行级联；#1～#6机组测控装置通过光缆接入网控内AGC系统交换机；另一标段#7~#8机组测控装置通过光缆接入网控楼内的AGC系统交换机。5系统运行方式《阳城发输电系统稳定运行规定》中定义了若干种运行方式下的全厂及控制出力机组的稳定限额，对此，厂级AGC系统通过以下信号来判别具体的运行方式：（1）外部接入的安稳控制系统的投退信号；（2）外部接入的机组切机压板投退信号；（3）电厂运行人员输入的当前系统运行方式（厂级AGC系统提供人机操作界面）；厂级AGC系统提供人机操作界面供电厂运行人员设置各台机组的可控优先级。可根据安稳系统运行要求，按照优先级选择控制出力机组，并设定其出力的下限，作为负荷分配的约束条件。运行人员可以根据实际情况，对机组的优先级进行调整。6确定调节范围厂级AGC系统从DCS系统采集机组的有功调节上、下限，并根据厂级AGC系统中机组的运行模式计算全厂有功调节上下限，并上报江苏省调；由于有安稳运行的要求，在实际分配机组负荷时，还需要考虑安稳的限额要求。7全厂负荷指令及校验全厂有功目标主要有3种生成方式： 远方遥调：远方调度下发的全厂有功指令； 本地遥调：电厂运行人员在厂级AGC后台下发的全厂指令； 本地曲线：跟随运行人员通过人机操作界面输入有功计划曲线；厂级AGC系统在接收到全厂负荷指令后，会对该指令进行合理性判断，以确认该指令为正确指令8全厂目标分配策略系统可按用户指定的以下任一种首选单机有功目标分配策略来执行单机有功目标。 煤耗优化； 按照调节裕度； 按照比例系数；9功能要求（1）数据采集功能：可实时采集与AGC控制相关的开关量/遥测量（机组投退开关，机组有功出力等）。为减少测量误差的影响，支持对遥测量的平滑滤波功能。（2）人机接口部分：厂级AGC负荷优化分配系统应具有参数监视、运行方式监控、手动参数输入、事件记录、系统维护等功能。（3）为保证电力系统的安全稳定运行，在保证调节速率考核要求的前提下，采用综合优化及备用优化等多种控制方式。（4）为了避免机组负荷的频繁调节，可以根据调度指令与当前全厂负荷间的调整幅度，根据预设的分配策略，在保证调节速度和燃煤经济性的前提下，由单台或多台机组承担负荷的变化。（5）按时段改变分配策略：可根据设定的不同时段采用不同的分配策略，分配策略根据所设时间段自动切换。在调峰时段负荷变化较大，可设定负荷调节速度较快的分配策略，提高调节速率；而在平时稳定运行时，改用优化分配策略，提高机组运行经济性。（6）支持手动优化：在机组负荷较长时间稳定时，可通过手动下发优化指令，根据煤耗情况对当前总负荷重新进行优化分配，整个手动优化过程中全厂负荷可平滑过渡，不产生大的波动。（7）曲线预演功能：为了便于用户对机组的负荷变化趋势进行预测和分析，可提前操作相关设备或设置参数以达到相应的运行条件，系统提供对计划曲线中未来一段时间内的全厂负荷进行预分配（预演）功能，预演范围最大为未来2.5h。（8）曲线输入功能：运行人员可以通过厂级AGC系统的后台提供的人机操作界面，输入调度下发的日前发电计划曲线，供计划曲线预演和就地厂级控制模式时跟随计划曲线使用。（9）分组调节功能：在满足调节速率的情况下，由部分机组调节，提高机组发电效率。（10）手动偏置功能：支持用户以遥调的方式对各机组当前负荷指令进行手工偏置的功能，并且应限制所有机组的偏置总和为0以保证全厂总负荷与指令一致。（11）负荷转移：厂级AGC系统可以从全厂的角度对厂内所有机组进行监控，可以通过机组间的负荷重新分配来保持全厂负荷的稳定。（12）支持双机运行模式，可自动识别主备机的运行模式。在主机发生异常无法正常运行时，可以切换到备机运行。（13）无扰切换：厂级AGC系统必须保证实现厂级AGC不同运行模式间的切换或电厂运行方式间的切换无扰。（14） 与一次调频的协调：厂级AGC系统在机组出力调节过程中必须具备与一次调频的协调功能。（15）平稳过渡：厂级AGC系统投入运行后，需保证电厂机组改造，逐步实现厂级控制的平稳过渡。（16）煤耗曲线拟合功能：可根据各机组在多个负荷点（至少3个）的煤耗值，自动拟合出其的煤耗特性曲线。10.AGC系统信息要求AGC系统与调度主站端之间传送的信息包括：10.1遥测量1）阳城发输电系统运行方式2）全厂AGC可调上限3）全厂AGC可调下限4）全厂AGC返回指令5）全厂总有功实际出力6）#1~#8发电机调节上限7）#1~#8发电机调节下限8）#1~#8发电机调节速率9）#1~#8发电机AGC返回指令10）#1~#8发电机实际出力10.2遥信量1）全厂AGC请求保持2）全厂AGC远方投入/退出3）全厂AGC远方允许/禁止4）全厂机组出力闭锁-增出力5）全厂机组出力闭锁-减出力6）#1~#8发电机AGC请求保持7）#1~#8发电机机炉协调方式8）#1~#8发电机AVR投入/退出9）#1~#8发电机AVR自动/手动10）#1~#8发电机PSS投入/退出11）#1~#8发电机低励限制动作12）#1~#8发电机过励限制动作13）#1~#8发电机V/Hz限制动作14）#1~#8发电机定子电流过负荷限制动作10.3遥调量1）全厂AGC总负荷指令2）#1~#8发电机AGC负荷指令10.4遥控量1）全厂AGC请求投入/退出2）#1~#8发电机AGC请求投入/退出为避免信息的重复采集，AGC系统通过与DCS和NCS监控系统中远动通信装置之间通信获取所需电气信息。11数据存储要求厂级AGC系统接收的调度数据、历史运行数据、告警数据、通信数据等应存贮于上位机。两台上位机须独立保存数据，而不依赖后台或其它外部装置，且数据应保持同步。数据保存时间不少于2年。11.1厂级AGC系统的软件、硬件及结构设计要求厂级AGC系统按照对系统进行实时控制的要求进行设计和制造。软件、硬件及结构设计遵循安全自动装置的技术要求。11.2在雷击过电压、一次回路操作、系统故障及其他强干扰作用下，不应误动和拒动。装置快速瞬变干扰试验、高频干扰试验、辐射电磁场干扰试验、冲击电压试验和绝缘试验应至少符合IEC标准。装置调试端口应带有光电隔离。11.3厂级AGC系统与其他设备之间，应采用光电耦合或继电器触点进行连接，不应有电的直接联系。11.4厂级AGC系统柜中的插件应接触可靠，并且有良好的互换性，以便检修时能迅速更换。11.5装置应具有直流电源快速小开关，与装置安装在同一柜上。装置的逻辑回路应由独立的直流/直流变换器供电。直流电压消失时，装置不应误动，同时应有输出接点以启动告警信号。应有监视直流回路电压消失的告警信号继电器。直流电源电压在80％～115％额定值范围内变化时，装置应正确工作。在直流电源恢复（包括缓慢的恢复）到80％UN时，直流逆变电源应能自动启动。直流电源波纹系数小于或等于5％时，装置应正确工作。拉合直流电源以及插拔熔丝发生重复击穿火花时，装置不应误动作。直流电源回路出现各种异常情况（如短路、断线、接地等）时装置不应误动作。11.6应提供标准的试验插件及试验插头，以便对各套装置的输入和输出回路进行隔离或能通入电流、电压进行试验。下位机的增减磁脉冲输出信号应经过压板出口。11.7装置中任意一元件损坏时，装置不应误动作。12机柜的结构和尺寸12.1机柜要求采用国网标准柜。屏柜内包括所有安装在上面的成套设备或单个组件，皆应保证有足够的结构强度以及在指定环境条件下满足规范对电气性能的要求，卖方应对内部接线的正确性全面负责，并对所供应设备的特性和功能全面负责。12.2柜体在结构上应符合IP41的要求。柜板材厚度不小于3.0mm；柜内交、直流，强、弱电，正、负极电源与普通端子要分开最少要隔开一个空端子。柜外形尺寸800×600×2200mm（宽×深×高），外加60mm屏眉，网控厂级AGC主机屏色标Z44，前柜右开门左侧门轴，6面机组AGC屏色标RAL7032，前柜左开门右侧门轴。三、江苏电网发电机组涉网试验规程Q/GDW-10-J462-20111AGC试验1.1试验应具备的技术条件(1)机组的锅炉主保护、汽机主保护、重要辅机保护等主要保护功能均投入。(2)机组协调控制系统能够在要求范围内投入CCS方式运行，且控制品质良好。(3)机组的给水自动、燃料主控自动等主要控制子系统均能投入自动方式，且控制品质良好。(4)机组的锅炉氧量自动、送风自动、引风自动、除氧器水位自动、锅炉主汽温自动、再热汽温自动等其它控制子系统已完成调试。(5)机组已完成负荷变动试验，变负荷速率应满足下列条件：火电机组应≥2%Pe/min，水电机组应≥10%Pe/min，燃机机组应≥5%Pe/min。(6)AGC逻辑已完成正确组态。(7)AGC试验的相关测点均工作正常（测点的通道已通，量程、单位设置无误，且状态正确）。(8)DCS、DEH控制系统工作正常，并且能正常修改逻辑组态及画面。(9)机组工程师站、历史站工作正常，试验曲线所包含的点在历史站内的采样频率及采集精度满足试验要求。1.2试验技术要求(1)AGC与CCS在任意时刻的切换对热力系统都是无扰的。(2)AGC可调负荷范围应满足要求，其中火电机组至少应包含60%-100%Pe，水电机组至少应包含40%-100%Pe，燃机机组至少应在核定的可调技术出力范围内。(3)AGC负荷跟踪试验应根据《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》（DL/T657-2006）的相关要求完成。(4)按下列要求完成AGC调节速率考核试验：每次AGC调节速率测试包括增、减（或减、增）两个单方向测试过程，即采用增（或减）Y分钟＋暂停X分钟＋减（或增）Y分钟的测试方式，其中Y为单方向测试时间，X为缓冲时间，单位均为分钟。单方向测试时间Y长度不小于3分钟，缓冲时间X长度不小于2分钟。所有参与测试机组的X与Y值由调度部门统一设定，并保持一致。测试开始时，AGC调节速率的首个测试方向由调度部门指定。单方向AGC调节速率的计算公式为：S=L/Pn/Y*100%式中：S为单方向调节速率（单位：额定容量百分比/分钟），L为机组单方向AGC实际调节量，Pn为机组额定容量，Y为单方向测试时间。测试结束后，取两个单方向测试过程中机组AGC调节速率的算术平均值为该机组的AGC调节速率。(5)进行AGC试验时宜解除一次调频功能。(6)完成所有试验步骤后，应退出AGC，向省电力调度中心汇报试验结束，并根据省电力调度中心的指令进行AGC的投退。1.3试验基本内容1.3.1静态试验(1)对CCS、AGC等相关逻辑进行静态检查。(2)与省电力调度中心进行测点校验，包括AGC指令，可调上、下限，变负荷速率等。(3)对AGC功能进行静态模拟。1.3.2动态试验(1)投入AGC。(2)AGCSCHEO模式下：高负荷段（一般为80%-100%额定负荷）升负荷试验；高负荷段降负荷试验；在负荷断点处省电力调度中心保持AGC指令不变，电厂启/停磨煤机；低负荷段（一般为60%-80%额定负荷）升负荷试验；低负荷段降负荷试验。(3)AGCAUTOR或PROPR模式升、降负荷试验。(4)退出AGC。1.3.3记录省电力调度中心实测的AGC变负荷速率1.4、AGC离线调试在AGC闭环联调试验前必须进行AGC离线调试,即省调EMS系统与电厂侧RTU、AGC接口装置及热工控制系统之间进行AGC信号调试（见图1）。1）AGC请求或退出命令：为一YK信号，由省调EMS主机发出，电厂侧RTU输出为脉冲信号，该脉冲信号通过AGC接口装置保持为长信号送至DCS系统。2）调度指令：4～20mA的YT模拟量信号，由省调EMS主机发出的机组期望出力指令值，即“调度负荷指令”，要求省调EMS与电厂CCS之间的偏差不大于1MW，且为线性关系。（4～20mA对应的负荷指令设置为0～400MW）3）AGC请求保持信号：为一YX信号，（即上述1中YK脉冲信号）由AGC接口装置保持为长信号，并把保持后的信号送省调。4）机炉协调状态：为一YX信号，由机组热工控制系统提供，表示机组在机炉协调状态。5）AGCON：为一YX信号，由机组热工控制系统提供，表示机组已投入AGC运行，此时机组运行交由省调EMS系统控制。AGCON由电厂当班值长操作执行。AGC离线调试时也可由调试人员模拟操作执行。6）AGC退出：即AGCON转为False，有两种方式：由省调EMS系统发出AGC退出命令；或由电厂运行人员操作。AGC退出后，机组运行由电厂运行人员当地控制。7）机组调节上限：即由电厂运行人员设置的机组当前负荷上限，该信息由DCS经RTU送省调EMS系统。8）机组调节下限：即由电厂运行人员设置的机组当前负荷下限，该信息由DCS经RTU送省调EMS系统。9）机组调节速率：即由电厂运行人员设置的机组当前调节速率，该信息由DCS经RTU送省调EMS系统。10）机组AGC指令返回值：机组DCS将收到的调度指令（见2）经RTU返送省调EMS系统。目前在省调EMS系统与电厂侧就上述信号进行过初步调试。为了确保机组AGC闭环调试的正常进行，电厂需在AGC联调试验前就上述信号做好全面核查。1.5、AGC闭环联调试验1）AGC闭环联调试验内容包括：机组按计划曲线（含修正值，下同）运行试验；机组参与电网频率、联络线功率偏差控制调节试验。机组按计划曲线运行试验：机组设置在SCHEO*模式，机组按计划曲线运行。省调端