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1、。技术改进。协调控制系统AGC投切逻辑的优化大唐国际托克托发电厂(内蒙古托克托县 010206) 王战领3摘 要：本文简单的介绍了内蒙古大唐国际托电公司#1-#4机组协调控制系统中AGC方式与LOCAL方式互切控制过程，针对托电#4机组在非正常工况下大幅度甩负荷后AGC投切过程中出现的问题，详细的介绍了协调控制系统AGC投切逻辑改进优化方案。关键词：协调控制 AGC RTU中图分类号：文献标识码：文章编号：一、 机组概况内蒙古大唐国际托电公司目前右四台600MW亚临界参数燃煤发电机组。其中#1、#2机组汽机岛由日本伊藤忠商社(联合日立公司、东方电站集团)供货，锅炉岛由哈尔滨电站成套公司供货。汽
2、机为亚临界参数一次中间再热四缸四排汽单轴反动式凝汽机组。机组设有八级回热抽汽系统，即3级高加4级低加和1级除氧器。机组采用30%BMCR容量的高低压两级串联旁路系统；锅炉岛为引进美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的HG-2008/17.4-YM4型亚临界、一次中间再热、单炉膛、型布置、四角切圆燃烧、平衡通风、全封闭、固态排渣、强制循环汽包型燃煤锅炉，燃料为烟煤。#3、#4机组汽机岛汽机由东方汽轮机厂供货，锅炉由北京巴布科克威尔科克公司供货。锅炉为北京巴布科克威尔科克公司按照美国B&W公司的RBC系列锅炉技术标准设计制造的B&WB-2028/17.5-M型亚临界、一次中间再热、前后墙对冲燃
3、烧方式、单炉膛、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、自然循环汽包型燃煤锅炉，燃料为烟煤。汽机为亚临界参数一次中间再热三缸四排汽单轴冲动式、双背压凝汽式汽轮机。机组设有八级回热抽汽系统，即3级高加1级除氧器和4级低加。机组采用40%BMCR容量的一路高旁两路低旁系统。控制系统主要采用美国西屋公司制造的OVATION分散控制系统，该系统主要完成CCS、MCS、Fsss、SCS、DAS系统等功能。二、 AGC投切逻辑简介1、 协调控制系统与中调之间的信号联系电厂RTU（电厂远动装置）是AGC闭环控制系统的重要设备，是华北网调EMS与电厂DCS系统之间的接口设备，RTU应具有可靠的遥测、遥信、遥调功能，远动
4、信息传输协议为问答方式。目前京津唐总调EMS与RTU的信息传输规约为N4F协议。为保证机组AGC的安全可靠运行，电厂DCS系统应提供给RTU“机组允许AGC运行”的状态遥信信号（即AGC允许信号）和“机组AGC投入/退出”的状态遥信信号（即AGC已投入信号）。所谓AGC允许信号是指：机组的DCS系统运行正常，并具备由华北网调EMS直接控制机组AGC的条件；而AGC已投入信号是指：在AGC允许信号满足的条件下，由华北网调EMS直接控制机组AGC运行。托电公司四台机组的协调控制系统与华北网调之间联系均有3个硬接线信号，包括两个开关量信号（AGC允许信号、AGC已投入信号）和一个模拟量信号（AGC指
5、令信号）。开关量AGC允许信号、AGC已投入信号是协调控制系统送往中调的；模拟量AGC指令信号是中调发给协调控制系统的负荷指令信号。在协调系统具备AGC投入条件时，系统为了实现无扰动切换，要求AGC负荷指令与实际负荷偏差不超过12MW，并且将这个条件和AGC指令信号不是坏点的条件相与作为AGC允许信号送到华北电网调度。2、以下是协调控制系统实现AGC功能的基本逻辑描述：l AGC投入条件、系统在协调炉跟随模式或协调机跟随模式；、AGC指令与机组实际负荷偏差不超过12MW；、AGC指令不是坏点；满足以上3个条件的情况下按下AGC模式按钮即可投入AGC。l AGC切除条件、机组控制方式退出两种协调
6、协调控制模式；、机组闭锁增、闭锁减的运行工况；、机组RB运行工况；、运行人员按下就地控制模式按钮；三、 目前存在的问题经过对协调控制算法的仔细研究，原设计算法对于机组在正常运行时可以满足AGC投切功能。但当机组在非正常工况下大幅度甩负荷后，由于中调指令跟踪相对滞后，在负荷变动过程中易发生指令和实发功率偏差超过定值，使送给中调的AGC允许信号变为零的现象。在这种情况下AGC指令就会保持在一个较大的值（通常会是降负荷前的最大值），当机组负荷稳定后就会出现在LOCAL方式下机组已投入协调运行方式，但由于指令与实发功率偏差大导致系统不能够投入AGC方式。针对以上问题，热控和继保两个专业进行了技术交流后
7、找出了发生问题的原因。概述如下：1、在我方协调系统的逻辑中，机组的实际负荷与AGC指令的偏差不能超过12MW 是“AGC允许”信号为“1”的充要条件，这个条件的存在是为了避免投入AGC时系统不会有较大的扰动（即在不同方式切换时实现无扰切换）。2、而在中调的逻辑设计中，当协调送给中调的“AGC允许”指令为零时，中调的系统就认为机组的运行方式不适用于AGC方式，就将其输送给协调系统的AGC指令保持，等待“AGC允许”指令为1才跟踪机组的实发功率，消除指令和实发功率的偏差。基于以上协调控制系统和华北网调的不同逻辑思路，因此在机组发生非正常工况之后，双方在逻辑上产生了死循环，就会发生双方都没问题，但是
8、AGC无法正常投入的情况发生。四、 AGC投切逻辑的优化针对发生的情况，由于无法改变华北网调的逻辑设计，所以只能通过热控的协调逻辑优化来解决这个问题。经过热控相关人员的反复研究和论证，提出方案如下：1、在控制逻辑中增加一个延时块，延时块的延时时间为20分钟，当机组实际负荷与AGC指令之间出现大的偏差后延时20分钟后自动发出“1”信号，只要在两种协调控制方式下就能发出AGC允许信号即AGC允许信号为“1”。这样就从源头上解决了协调控制系统与中调的逻辑冲突。一般情况下机组非正常工况甩负荷后，至少20分钟以后才能恢复机组的协调控制方式，所以选择20分钟，这个时间可以根据以后的实际情况修改。2、在AG
9、C的操作员投入按钮约束条件中保留AGC指令和实发功率的偏差小于10MW这一条件，用以满足协调控制系统在进行AGC投入时实现无扰切换的要求。即机组的实发功率与AGC指令偏差小于10MW时允许投AGC，这样就可以避免机组在刚投上AGC时就发生较大的扰动。优化前及优化后的AGC投切逻辑附后。五、 未优化前暂时可行的解决方案在机组的协调逻辑未进行修改以前，要解决非正常工况发生后AGC不能正常投入的问题可以实施以下几个方案：1、在机组条件允许下，运行人员可手动增长机组的实际负荷，以消除实际负荷与AGC指令偏差，使AGC允许信号为“1”达到AGC投入的目的。2、继保人员在远传柜用短接线短接AGC允许信号使
10、之为“1”，用以消除偏差，最后达到AGC投入的目的。AGC投入后拆除短接线。3、热工人员在DCS系统控制逻辑中强制AGC允许信号使之为“1”，用以消除偏差，最后达到AGC投入的目的。在AGC投入后解除强制。以上三种方法在操作过程中都存在一定的风险，必须在熟练的专业人员指导下进行。六、 总结自动发电控制（AGC）是保证电网安全经济运行，提高电网运行水平的重要措施之一。按电网的要求AGC机组月可投入率要求大于等于98%，若机组的AGC投入率不能达到网调的要求，则按“并网调度协议”有关规定进行严格考核。因此优化后的AGC投切逻辑可以保证机组在非正常工况结束后顺利的投上AGC，减少AGC不可投入的时间
11、。同时在机组实际负荷与AGC指令偏差大的情况下禁止投AGC，保证了机组的稳定运行。具体可以实现以下两点功能：1、在机组非正常工况下解除AGC后只要在协调控制方式下也能发出AGC允许信号，使中调的AGC指令信号可以实时跟踪实发功率，保证机组顺利投上AGC。2、在机组实际负荷与AGC指令偏差较大的情况下，禁止运行人员投AGC，当实际负荷与AGC指令偏差小于10MW允许运行人员投AGC,以免偏差较大时投上AGC后对机组产生较大的扰动。目前托电公司已投产四台机组中，#1、#3机组的AGC投切逻辑在小修中已按此方案进行了优化。优化完成后的控制逻辑能有效的保证了机组的AGC投入率，同时也避免AGC的投切可能给机组带来的不稳定。#2、#4机组的AGC投切逻辑将在下半年的小修中进行修改。参考资料1、协调控制与给水全程控制 刘吉臻 主编 中国电力出版社2、OVATION算法参考手册 Westinghouse Process Control,Inc3、京津唐电网自动发电控制（AGC）运行管理办法优化前后的控制逻辑对比：figure 1 为优化前的逻辑图 figure 2 为优化后的逻辑图
