江苏南热发电有限责任公司 AVC、AGC、一次调频投运规程
7. AVC系统相关附件
AVC系统定值表
序号 定值名称 1 220kVI母线电压告警值上限（kV） 2 3 4 5 6 7 8 220kVI母线电压告警值下限（kV） 220kV母线电压闭锁值上限（kV） 220kV母线电压闭锁值下限（kV） 母线电压单次最大调节量（kV） 机组无功单次最大调节量（MVar） 母线电压调节死区（kV） 机组无功调节死区（MVar） 整定范围 230 223 232 222 2 20 0.5 4 整定值 备注 #1机组AVC定值表
序号 定值名称 9 6kV厂用电压闭锁值上限（kV） 10 6kV厂用电压闭锁值下限（kV） 11 有功功率闭锁值上限（MW） 12 有功功率闭锁值下限（MW） 13 无功功率闭锁值上限（MVar） 14 无功功率闭锁值下限（MVar） 15 定子电压闭锁值上限（kV） 16 定子电压闭锁值下限（kV） 17 定子电流闭锁值上限（kA） 18 定子电流闭锁值下限（kA） 19 脉宽输出周期（s） 20 脉宽计算斜率（ms/MVar） 21 最大脉冲宽度（ms） P（MW） 600 450 Q（MVar） -20 -80 -100 210 320 350 整定范围 6.5 6.15 610 300 420 －120 23.1 22 17495 0 8s 360 ms/ 4MVar 整定值 备注 机组无功功率低闭锁曲线 300 600 机组无功功率高闭锁曲线 450 300
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发电机P－Q图
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第二篇 自动发电控制（AGC）
1. 概述
自动发电控制（AGC: Automatic Generation Control）
我公司#1、2机组为单元制机组，控制采用选用的DCS产品为EMERSON OVATION控制系统，设计包含DAS、BMS、MCS、SCS系统。汽机控制系统采用东方汽轮机有限公司的DEH控制系统（数字控制部分采用日立5000M分散控制系统）。
我公司#1、2机组各有六套制粉系统，正常运行时五套制粉系统能带额定负荷。
2. 功能策略
2.1. 我公司AGC控制逻辑的实现是在CCS控制逻辑的基础上改进而成的，即把AGC控制作为CCS控制系统对机组负荷进行自动控制的最高一级的运行方式，原有的CCS控制功能不变。
2.2. DCS侧协调控制系统（CCS）采用以锅炉跟随汽机以及给水量跟随给煤量为基础的控制策略：负荷指令经函数发生器作为锅炉主控的输入，并在此基础上加入了主汽压力偏差校正信号，产生锅炉输入指令BID。锅炉输入指令BID一方面经BID—水关系曲线及惯性环节转化为给水流量指令至给水控制子系统，另一方面根据BID—煤曲线求出理论煤量指令，该指令经水煤比调节器修正后产生实际煤量指令至给煤量控制子系统。汽机控制由DEH实现，在DCS侧以经速率限制和高低限幅后的目标负荷作为定值（DEH在远方控制方式），以机组实发功率作为调节量，调节结果送至DEH侧动作汽机调门，达到控制机组负荷的目的。
2.3. 当机组处于CCS方式并且AGC调度指令正确的情况下，当省调发出AGC请求投入信号时，由运行人员在LDC画面中机组控制模式操作器上按下“AGC”按钮，使机组工作于AGC方式下，此时机组接受省调发来的负荷调度指令作为功率给定值。
2.4. 在AGC投入过程中如果发生调度指令品质坏或者CCS退出，则机组退出AGC方式，并切换到相应的CCS、TF方式。
2.5. AGC的投运和退出根据调度的命令执行。 2.6. AGC信号：
AGC系统中，涉及到与调度EMS系统通信主要的遥调及遥信信号如下：
AGC请求/退出命令调度指令EMS通信通道远动RTU负荷高限负荷低限变负荷速率AGC ON机炉协调状态DCS机组
3. AGC相关逻辑
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3.1. AGC投入允许条件
1). 机组运行正常，CCS控制方式投入； 2). 省调发AGC请求信号已接收到；
3). 机组负荷在360MW～600MW之间：四套制粉系统运行时，AGC负荷低限为360MW，高限为480MW；五套制粉系统运行时，AGC负荷低限为480MW，高限为600MW；
4). DCS“LDC”画面中AGC负荷值、负荷设定值、实际负荷值显示基本一致。 3.2. AGC强制退出条件
1). 机组负荷协调控制方式（CCS）没有投入； 2). 调度负荷信号故障； 3). RB动作；
4. 机组正常运行中负荷的调节方式说明
4.1.1. 基本方式下的负荷调节：
1). 锅炉主控在手动状态同时汽机主控也在手动状态时，机组在基本方式控制状态。
2). 在基本方式下，机组负荷由运行人员手动设定汽机调节器输出来控制，手动调节锅炉燃烧和给水控制主汽压力；
3). 在基本方式下进行机组负荷的调节时，应注意负荷以允许的速率变化，并注意机炉间的相互协调，监视主汽压力的变化，及时调整汽机调门的开度，以适应锅炉负荷的变化。 4.1.2. 汽机跟随方式下的负荷调节
机组在基本方式下，DEH投远方后，投入汽机主控自动即进入TF状态，机组负荷由操作员手动改变锅炉主控的负荷指令或手动调节燃料和给水量来调节，而主汽压力由汽机主控控制，这时应注意负荷以允许的速率变化，注意主汽压力的变化。 4.1.3. 协调方式下的负荷调节
机组在TF方式下，投入锅炉主控自动后即进入CCS状态，由操作员根据调度命令手动设定机组目标负荷，此时负荷由汽机主控控制，主汽压力由锅炉主控控制。 4.1.4. AGC方式下的负荷调节
机组在CCS方式下，AGC请求信号已发，机组负荷在360MW～600MW之间时，投入AGC按钮后即进入AGC状态，此时机组目标负荷由省调遥控设定。
1). 在负荷限制块上设定合适的机组最低、最高负荷限值； 2). 负荷变化率可以由运行操作员手动设定或按省调下令设定； 3). AGC方式下机组的目标负荷由省调遥控设定； 4). 负荷变化率设定应与机组的实际出力变化能力相符合；
5). AGC方式下重点监视机组运行情况，发生大的扰动及时调整或申请退出AGC。
5. AGC的调度管理
5.1. 机组AGC控制模式由省调值班调度员根据系统情况确定。
5.2. 机组AGC功能正常投退，值长在得到省调值班调度员的同意后方可下令操作。
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5.3. 当机组发生异常或其AGC功能不能正常运行时，运行值班人员可按现场运行规定将AGC功能退出，并立即汇报值长，值长同时汇报省调值班调度员并做好记录。
5.4. 机组在大修或自动化系统检修过后首次投AGC之前必须检查控制信号通道并确认完好，在信号畅通的情况下，不得将AGC控制系统退出。
5.5. 设备停役检修影响机组AGC功能正常投运时，值长应向省调提出申请，经批准后方可进行。
5.6. 我公司机组正常运行时，AGC的负荷断点为：450～480MW（四套制粉系统运行加负荷至450MW时，向省调要求退出AGC，在30分钟内启动第五套制粉系统正常后，申请投入AGC继续加负荷。五套制粉系统运行降负荷至480MW时，向省调要求退出AGC，在30分钟内停用一套制粉系统正常后，申请投入AGC继续降负荷。），AGC的负荷速率为：12MW/min，运行人员不得擅自更改。如设备性能或煤质不能满足上述两点需要更改时，值长应向省调提出申请，经批准后方可进行。
5.7. 在机组供热工况下投AGC运行，应事先向省调汇报供热情况以及AGC负荷上下限影响情况。如热电负荷发生冲突时值长应主动与省调联系，尽量满足供热负荷，但必须严格执行调度命令，同时做好与热用户的沟通。
5.8. 当机组负荷在360MW以上，四套制粉系统运行，机组运行稳定，值长即可省调汇报可以投入AGC功能，并根据当时煤质情况上报AGC的负荷断点，正常为：450～480MW。
6. AGC的投退步骤
6.1. AGC投入
1). 值长在接调度投AGC命令并向调度汇报负荷断点为：450～480MW后发令投入“AGC”； 2). 根据调度命令进行负荷限制值设定： AGC负荷低限为360MW，高限为600MW； 3). 负荷变化率设定：AGC投入时要求的负荷变化速率为12MW/min；
4). 检查AGC投入条件满足后，在“LDC”画面中点“AGC”按钮投入AGC，检查“机组控制模式”框中“AGC”投入反馈已经返回。此时机组AGC控制模式已经正常投入，负荷指令随调度指令变化。 6.2. AGC退出
1). 接调度命令要求退出AGC；
2). 在“LDC”画面中点“LOCAL”按钮切为就地（LOCAL），检查“机组控制模式”框中“AGC”退出反馈已经返回，机组变为CCS控制模式，此时机组AGC控制已经退出。机组负荷根据调度口头命令设定。
7. AGC运行期间注意事项
1). 注意AGC负荷指令的变化情况以及机组调节情况，如因煤质热值发生较大变化，手动干预调节仍不能维持，则应及时联系热工维护人员修改相关控制函数。
2). 对于再热汽温度要重点关注，当AGC指令持续增加时，应及时调整再热器减温水及烟气挡板，防止再热汽温度在升负荷过程中长时间超温。
3). 当机组AGC指令较长时间停留在负荷限制值的上限或下限时，应及时联系调度确认AGC指令是否正常；是否需要改变机组AGC运行负荷区间，如需要改变负荷区间，则应进行启停制粉系统的操作。 4). 在磨煤机启动、停止之前，必须告知省调调度退出AGC运行方式，防止负荷指令波动对燃料控制带来影响。当系统转入正常运行状态后再根据调度需要投入AGC。
5). 在机组负荷接近AGC调节上限值时，运行人员需加强监视，特别是制粉系统的运行状态，尽量减少扰动的发生。若发现运行参数异常应及时退出AGC控制模式，并进行必要的调整。严禁机组运行参数长时间超限。
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