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AGC运行介绍 前言 AGC实现需具备的条件 AGC控制过程 AGC信号传递 AGC投入过程 AGC投运介绍 前言 随着机组热力系统过程控制设备DCS的越来越先进和成熟，机组的自动化控制程度越来越高，正常工况的调整、运行已经全部由控制系统自动完成，机组的出力负荷也直接由调度中心遥调自动发电控制（AGC） ，整个发电机组已蜕变为电网的一个电源自动执行器。 AGC是发电机组热工控制系统中唯一与电网有关联的两个控制系统之一（另一个是一次调频功能） 。 AGC是能量管理系统（EMS）中最重要的控制功能 。 协调控制系统（CCS）可以视为AGC系统的执行机构，完成AGC系统对单元发电机组的调节任务。 远方终端单元（RTU）是联系EMS和CCS的纽带。实现EMS与CCS之间安全、可靠地传递信息以及信息的无扰动投切。 AGC实现需具备的条件 调度自动化系统需具备的条件 实现AGC必须以实时数据采集及其监控系统SCADA为基础。调度中心的软件能进行AGC计算并发送发电机组的给定值。在电厂与调度中心之间不仅有上行通道和下行通道，还应有备用通道，保证信息交换的可靠性。 发电厂需具备的自动化条件 AGC对发电厂的自动化控制程度有很高的要求，采用计算机控制对机、炉、电的协调控制是实现AGC的关键。 AGC控制过程 AGC系统通过遥测输入环节、计算机处理环节和遥控输出环节构成电力生产过程的远程闭环控制系统。 首先，AGC系统从SCADA获得电网的实时量数据，并进行必要的数据处理。然后，根据实时量数据和当时的各种计划值，在考虑机组各项约束的同时计算出对发电机组的控制命令。最后，通过SCADA将控制命令送到各个发电厂的电厂控制器PLC，由PLC调节机组的有功功率。 对于调度端，PLC是AGC系统的一个控制对象；对于电厂端，PLC是一个物理的控制装置，一般即为分散控制系统DCS。 AGC信号传递 EMS与CCS之间的信号包括EMS到CCS的下行信号和CCS到EMS的上行信号。 下行信号共有4个量，分别是：发电机功率设定值(功率值）；投入机组负荷远方控制模式命令；切除机组负荷远方控制模式命令；机组功率设定值管理SPM(set point management)状态信号。 上行信号共有9个量，分别是：机组指令增闭锁；机组指令减闭锁；机组最大出力限值（功率值）；机组最小出力限值（功率值）；机组当前升负荷速率（MW/min）；机组当前降负荷速率（MW/min）； AGC允许信号；机组功率调节运行方式指示（远方/就地）；机组当前出力。 CCS与RTU之间通过电缆实现信号传递，而RTU与EMS之间通过电力通信系统实现信号传递。 AGC投入过程 将遥调“远方/就地”位置信号送给调度【机组功率调节运行方式指示（远方/就地）】 调度发遥控投/退AGC（投入机组负荷远方控制模式命令） 从机组CCS系统取信号接入遥信点允许遥调，送给调度（ AGC允许信号） 调度发遥调命令（发电机功率设定值） AGC投入过程 RTU收到遥调命令后输出**mA，延时50mS后，对逻辑库中的一个遥控量进行直接遥控，经过该遥控继电器给DCS送一个遥信（SPM选通信号），DCS只有收到该遥信才会对遥调的**mA做出动作，否则不理会RTU发出的遥调 **mA 的指令。 CCS在SPM上升沿来到时，采样RTU下发的发电机功率设定值，并将其保持，作为机组的功率设定值，控制机组发电功率，直到下一个SPM上升沿有效才会改变。RTU中将SPM延时50ms，是为了防止CCS采样到不准确的动态上升点。 AGC投运介绍 我厂RTU中用于AGC功能的模块为2台DF1725综合监控模块，设计初衷为1台DF1725模块对应1台机组。 程序设计为RTU收到遥调命令后输出**毫安,延时50毫秒后，给DCS送一个SPM选通信号,DCS只有收到该遥信才会对遥调的**毫安做出动作,否则不理会RTU发出的遥调**毫安的指令。再经过1000毫秒的延时,RTU将该遥调**毫安自动降为4毫安， 遥调结束。2006年设备安装后与吉林省调进行了静态联调，未发现问题。因热工协调控制系统自动投入率不高，不能实现AGC功能，故未与热工控制系统进行联调。AGC功能未能投入使用。 AGC投运介绍 2008年11月，应热工专业要求与DCS系统联调AGC信号后，热工专业提出RTU输出的遥调命令保持时间短，DCS系统接收不到。为此联系RTU厂家对AGC程序进行升级，将RTU输出的遥调命令保持，直至下一个遥调命令到来。 2009年03月，AGC试运行中又发现“AGC目标负荷”数值有时与“目标负荷”数值不一致，造成机组不能按遥调命令进行出力调整。热工专业解释为RTU在转发遥调命令时未输出SPM选通信号，因此造成上述现象。 AGC投运介绍 确认此现