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第十二章、光伏电站AGC工控机故障分析(0210)

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第十二章光伏电站AGC系统故障分析第一节、AGC系统服务器/软件运行异常类故障分析案例1-1、温宿日月辉AGC软件运行异常1.事件经过2019年1月5日值班人员发现后台理论功率为零，二次室查看AGC故障，重启系统提示实时库未建立，经与厂家联系为数据库丢失，联系厂家重新制作数据库后正常。

3月5日AGC主机再次退出运行，发现与1月5日情况一致均为数据库丢失，重新调用备份数据库后恢复正常。

2.原因分析及处理厂家对此两次情况给出回复：服务器内存偏小，运行年限已久，建议更换服务器。

目前该电站AGC技改工作已经完成，服务器及AGC 系统均换为旻投MC5000AGC系统，以后不会再出现此类故障。

案例1-2、图木舒克：软件用户登录异常1.事件经过2019年1月12日11点00分，运维人员监盘发现标杆逆变器负荷较高其它逆变器负荷，负荷在50kW卡死无变化，现场检查逆变器无报警信号处于正常状态，与泛亚高科厂家联系发现能正常发送AGC 指令，但是管理机不接受，2019年1月14日厂家检查发现AGC电脑多了一个用户，与原用户程序并列同时运行，导致逆变器指令卡死。

2.原因分析及处理AGC电脑多了一个用户，与原用户程序并列同时运行，导致逆变器指令卡死。

目前该电站AGC技改工作已经完成，服务器及AGC系统均换为旻投MC5000AGC系统，以后不会再出现此类故障。

案例1-3、哈密恒鑫：AGC系统软件卡死1.事件经过2019年03月01日13:15 AGC调度有功目标值突然降由13.7MW 至11.3MW，电站实际出力为12.79MW，13:30监盘人员发现AGC系统数据12.79MW无变化，立刻进行重启AGC系统，登陆OMS2.0互动信息平台后发现已严重超发十分钟，随后接到省调电话要求全站出力降至“0”，24小时后申请恢复正常出力。

2.原因分析及处理AGC系统数据死值不刷新，是因为软件数据采集功能异常导致，正常重启一下即可恢复，但是对于老系统及服务器老化的情况下，会经常需要重启AGC服务软件。

目前该电站AGC技改工作已经完成，服务器及AGC系统均换为旻投MC5000AGC系统，以后不会再出现此类故障。

案例1-4、宁夏同心：AGC系统软件卡死1.事件经过2019年3月11日12时10分，161部宁夏同心电站监盘时发现AGC下发指令不接收、系统画面卡死，值班人员对AGC/AVC工控机进行重启，发现AGC/AVC工控机无法启动，12时30分接调度电话询问站内AGC不受控制原因，值班人员回复调度员站内因AGC控制系统卡死，无法接收调度下发的运行指令，站内正在排查原因，此时调度人员电话下令要求吴忠第二十七光伏电站出力控制在并网容量10%运行。

2.原因分析及处理这种无法接收调度指令的情况，多半是因为AGC系统前置数据采集程序出现问题，或者远动数据采集出现问题。

在不知道是哪方面问题的情况下，因此需要对系统和远动都进行重启。

案例1-5、哈密天宏：AGC系统软件卡死1.事件经过2019年4月19日08时05分值班人员发现AGC系统中实时有功值及目标有功值一直不变，曲线拉直线。

AGC电脑卡死，电站实时有功值上不去影响发电量；容易超发省调目标值，被省调拉停。

2.原因分析及处理经过厂家处理与检查分析，此为AGC系统的数据库软件存满导致数值不刷新，增加库表的容量空间及对历史数据的清库处理好。

系统恢复。

案例1-6、和静正信：AGC系统软件退出、卡死1.事件经过2019年4月22日18：45时开始运维值班人员发现AGC系统自动退出，通讯中断省调下发指令无法执行，立即重新登入系统仍无法正常接收到省调指令，2019年4月22日18时50分，省调AGC给予目标值瞬间降为0MW。

并给省调打电话说明原因，省调回复：省调系统监测到我站未按省调指令执行自动将我站负荷置为0MW，24小时后才可申请恢复送电。

2.原因分析及处理这种软件退出、重新打开软件还是无法恢复正常的故障，需要重启电脑才行。

重启电脑后故障还无法消除需要第一时间联系厂家。

案例1-7、和硕恒鑫：AGC系统软件卡死1.事件经过2019年4月24日9：40时开始运维值班人员发现AGC系统软件自动卡死，重启1次，未反应，重启2次后软件启动，但已经卡死超过了10分钟，导致电站被拉停。

2.原因分析及处理目前该电站AGC技改工作已经完成，服务器及AGC系统均换为旻投MC5000AGC系统，以后不会再出现此类故障。

案例1-8、克州一期：AGC服务器黑屏1.事件经过2019年4月20日8时20分，清晨并网时间，查看逆变器并网情况，发现AGC服务器黑屏，通过重启，AGC服务器无法进入桌面，不能正常启动，导致AGC处于退出被调度拉停。

2.原因分析及处理这种服务器黑屏的现象，正常需要重启电，插拔、清理一下内存条。

案例1-9、图木舒克：AGC投入和远方功能压板自动退出1.事件经过2019年11月12日16点30分，AGC软件的投入和远方压板因为程序软件闪退导致压板退出10分钟被调度拉停。

针对电站AGC系统自启动导致AGC系统功能压板退出的情况，电站运维人员配合AGC系统调试厂家对AGC系统进行重新部署，至22点30分完成AGC系统的重新部署，电站自行对AGC系统进行退出重启测试，AGC系统重启后数据无异常现象。

2.原因分析及处理该站此时用的系统已经是经过改造的旻投MC5000AGC系统，压板自动退出是因为系统调试时，系统、程序安装及测试工作没有测试到位导致的问题。

3.针对性预防规范好旻投5000AGC系统后期的调试流程，组织好各个功能的测试与验收第二节、极端限电条件下综合原因导致的AGC故障案例2-1、哈密天宏一期因极端限电导致的超发被省调拉停1.事件经过7点45分开始，省调下发目标值从3.02MW降到0.35MW、0.33MW；此时AGC系统实际调节的有功值只能调到1.58MW。

所以严重超发被省调限停。

2.原因分析及处理（1）省调下发目标值变化幅度过大，降到0.35MW。

现场有2台样板机逆变器不受控、5台逆变器因通讯故障不受控制。

共：7台不受控逆变器。

7点50分左右，这7台不受控逆变器的实时有功出力大约在7台*50kW=0.35MW左右。

所以肯定会达不到省调给的0.35MW 的功率限制要求。

（2）另外该站共有60台逆变器，逆变器最低功率限制只能到25Kw，实际受控逆变器台数53台。

导致这53台逆变器的有功功率最低限制只能到53台*25kW=1.32MW。

1.32MW（受控逆变器最低限制功率）+0.35（不受控逆变器实时功率）=1.67mw（AGC系统实际能调节的最低功率）。

（3）综上，哈密天宏一期电站因超发被省调限停。

3.整改措施（1）尽快处理恢复逆变器通讯问题（2）优化AGC系统算法在极限限电条件下的控制策略（3）建议更换为旻投MC5000AGC控制系统案例2-2、五家渠旭阳因极端限电导致的AGC超发被省调限停1.事件经过7点45分开始，省调下发目标值从5.04MW降到0.4MW、0.77MW；此时AGC系统实际调节的有功值只能调到1.54MW、1.76MW。

所以严重超发被省调限停。

2.原因分析及处理（1）省调下发目标值变化幅度过大，降到0.4MW。

现场有5台样板机逆变器不受控、12台逆变器因通讯故障不受控制。

共：17台不受控逆变器。

7点50分左右，这17台不受控逆变器的实时有功出力大约在17台*40kW=0.68MW左右。

所以肯定会达不到省调给的0.4MW 的功率限制要求。

（2）据现场反应，该站共有136台逆变器，逆变器最低功率限制只能到10Kw，实际受控逆变器台数119台。

导致这119台逆变器的有功功率最低限制只能到119台*10kW=1.19MW。

1.19MW（受控逆变器最低限制功率）+0.68（不受控逆变器实时功率）=1.88mw（AGC系统实际能调节的最低功率）。

3.整改措施（1）尽快处理恢复逆变器通讯问题（2）优化AGC系统算法在极限限电条件下的控制策略（3）建议更换为旻投MC5000AGC控制系统其他类似案列：如2019年10月份哈密尚德、哈密浚鑫、哈密恒鑫都是因为调度限电功率极低，且部分逆变器通讯不通、逆变器调节存在死区等综合原因造成的AGC被拉停。

就不一一列举了。

第三节、通讯问题导致的AGC拉停故障案例3-1、和静天宏因逆变器通讯问题导致AGC超发被省调拉停1.事件经过108和静天宏，2019年1月24日13:25，站内AGC与现场15-30#逆变器通讯中断，加之省调AGC指令为5.47MW，造成超发。

电站值班人员在厂网信息平台发现有超发时，手动拉停逆变器，13:27省调通知电站出力降为0，写报告发至省调，24小时后恢复出力。

2.原因分析及处理该情况是调度常规限电，逆变器通讯不通数量太多导致的AGC系统调节无法调控。

因为全站一半逆变器通讯断开，意味有一半的逆变器不受AGC控制在自由发电，且限电时期为13:25分，为出力的高峰期。

所以导致AGC调节超发被拉停。

3.预防措施针对该情况，平时要经常监盘，通过监控主机、AGC主机等监控系统发现通讯问题并及时上报处理。

案例3-2、和静天宏因交换机故障导致AGC超发被省调拉停1.事件经过2019年11月12日14：10，和静天宏电站发现agc送给调度的实时功率值不刷新，并且维持了10分钟无变化，导致被调度拉停2.原因分析及处理经过查询AGC系统日志分析，AGC系统在此时间段，与远动机、光伏区管理机通讯全都发生中断。

初步怀疑是站控层交换机故障导致的全站通讯业务中断。

后来检查交换机，发现交换机型号过老，数据承载量过大导致容易崩溃死机。

后来对该站的交换机进行了更换。

案例3-3、温宿日月辉因交换机故障导致AGC超发被省调拉停1.事件经过2019年11月26日，温宿日月辉电站发现agc送给调度的实时功率值不刷新，并且维持了10分钟无变化，导致被调度拉停。

2.原因分析及处理经过检查发现该站的交换机型号过老，数据承载量过大导致容易崩溃死机，死机的时候交换机网口等全都不闪。

后来对该站的交换机进行了更换。

案例3-4、精河海润站因远动机故障导致AGC运行异常1.事件经过2019年4月18日12:30，运行人员发现AGC指令卡死，检查AGC 无指令。

随即重新启动远动服务器，AGC指令未恢复，至12：35分调度平台指令至0，站内采取关停逆变器控制站内出力到0，调度要求停运24小时。

2.原因分析及处理经厂家检查发现远动数据网与地调和省调数据网都不通，最终发现远动服务器备机设备老化，程序卡死与省地调数据网失去连接。

重启备机内部程序。

2019年4月18日16点与省调核实AGC已投入运行。

与地调核实数据网已正常。

案例3-5、疏附中建材站因远动机故障导致AGC运行异常1.事件经过2020年2月2日9:30，运行人员发现AGC能收到的调度指令值，但一直都是1MW。

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一起功率变送器故障导致AGC异常调节的分析及应对措施

一起功率变送器故障导致AGC异常调节的分析及应对措施

一起功率变送器故障导致AGC异常调节的分析及应对措施一、问题描述在电力系统中，功率变送器是一种关键的设备，用于实时监测并传输电网的功率信息。

当功率变送器出现故障时，会直接影响到自动发电控制系统（AGC）的正常运行，导致AGC调节异常，进而影响整个电力系统的稳定性和安全性。

二、问题分析1.功率变送器故障可能导致的问题：（1）功率信息传输不准确，使AGC系统无法获取实时电网信息；（2）AGC系统无法根据实际情况进行调节，导致电压、频率等参数波动；（3）系统容易发生过调节或欠调节，造成电力系统的不稳定；（4）严重时可能引发电网故障，对系统造成严重影响。

2.应对措施：（1）及时发现故障：建立功率变送器的实时监测系统，定期检查设备状态，发现问题及时处理；（2）备用系统备份：在关键部位设置备用功率变送器，一旦主要设备出现故障，能迅速切换至备用设备；（3）技术培训与应急预案：加强运维人员的技能培训，提高对功率变送器故障的识别和处理能力；制定应急预案，遇到故障能迅速有效地应对；（4）定期维护保养：对功率变送器进行定期检查、清洁和保养，延长其使用寿命，降低故障率；（5）技术升级与改进：及时跟踪先进技术，更新设备，提高功率变送器的稳定性和可靠性。

三、案例分析电力系统的功率变送器在连续高温天气下出现故障，导致AGC系统异常调节，系统频率出现波动，一度严重影响了电网的稳定性。

经过全面排查和及时处理，最终解决了问题。

教训是要重视设备的维护保养，及时发现并处理设备故障，保证电力系统的安全运行。

四、总结功率变送器的故障可能导致AGC异常调节，对电力系统的稳定性造成严重威胁，因此需要加强设备管理和维护，及时发现并处理故障，保障电力系统的安全稳定运行。

同时，不断完善技术和设备，提高系统的抗干扰能力，是预防故障的重要手段。

通过以上措施，可以有效解决功率变送器故障导致的AGC异常调节问题，确保电力系统的稳定运行。

光伏电站设备常见故障分析与维护课件

光伏电站设备常见故障分析与维护课件

3、在发电方阵在现场遭遇雷击等自然环境的影响导 致反向的电压超过额定的反向耐压，二极管被击穿。
4、元件焊接工艺不良，引起的发热。 5、材料材质低劣。 6、正向大电流击穿：正向大电流会导致二极管过热， 造成热击穿。
7、组件在安装方法不当，导线受应力脱焊、虚接。
采取的措施：
1、根据目前组件认证、制造、使用的需要，建议接 线盒内预留扩展连接座；
2、对电站一次设备绝缘进行定期检查，判断电 缆、避雷器、互感器等设备是否存在潜在风险。
3、定期对电站二次回路进行检查，对保护定值 进行校验。
4、电缆头由电缆头附件供货厂家负责制作
谢谢！
3、制作完毕后使用紧固MC4插头专用工具进行再次 紧固，保证芯子可连接可靠；
4、 MC短路故障发生。
二、直流汇流箱故障
正负极接线端子发热故障 、正负极保险熔 断及保险盒发热、烧损故障 汇流箱内组串支路输入保险盒端子电缆 虚接，正负极接线端子在运行中发热烧损， 组串支路无电压、电流，组串支路无输入。
MC4插头烧损
电池组件在运行中MC4插头发热烧损， 组件无功率输出。
原因分析：
1、因施工人员不是专业安装，在制作MC4插头时， 芯子制作不规范，长期运行发热后烧损；
2、电池组件MC4插头两端公母头螺丝未拧紧，虚接 导致发热后烧损；
3、电池组件MC4插头公母头未插紧，导致芯子长期 运行接触电阻较大，发热烧损；
3、光伏发电因天气变化具有瞬时性，逆变器功率电流变 化较大，导致引起过流、过、欠压等模块故障；
4、光伏发电是由好多块电池组件串联，再经并联后接入 逆变器，较多电缆预埋在地下，电缆因绝缘破损导致接地， 逆变器模块检测故障退出；
采取的措施 1、定期对逆变器进行除尘清扫检查； 2、改善逆变器运行环境； 3、储配一定数量的备品备件； 4、加强逆变器运行监测；
电厂AGC几种常见故障解析

电厂AGC几种常见故障解析

电厂AGC几种常见故障解析作者：李丽云来源：《科技创新与应用》2017年第20期摘要：自动发电控制（AGC）是电力系统大规模的闭环控制系统，涉及电网调度、电厂及机组自动化水平。

文章结合靖海公司AGC维护出现的故障进行了分析总结。

关键词：AGC故障；解析；电厂中图分类号：TM7 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2017）20-0154-02引言AGC（Automatic Generation Control），即自动发电控制，电厂通过AGC调节机组的出力来控制电网系统的频率和联络线功率等。

目前国内远控模式多是调度以通信方式将遥调指令发送给电厂远动装置RTU，而不敷设专门的通道，RTU通过电缆与机组集散控制系统联系，对电厂汽轮发电机组负荷进行控制。

故远动RTU要具有转发设定值这个功能模块。

远方控制AGC流程图如下：1 AGC拓扑结构图中调下发指令流程（笔记本连接远动RTU，打开组态软件）：接收指令转换为码值（3000～15000）通过101通道或104通道下发→RTU接收，101通道下发在通道监视-串口5下查看报文，104通道下发在通道监视-以太网104-1下查看报文→经RTU处理，在信息栏出现信息值（如：0001 3643H，：0001表示#2机，3643H为收到目标值的码值，为16进制，换算成10进制为13891，13891×输出系数/1000+输出基值×1000，我厂的输出系数1333、输出基值0）→扩大1000倍，转换为4000×20000送给ADAM模块（可在数据浏览-节点数据中查看发出的数据，数据浏览-通道监视中查看发出的报文，#1～4机节点/串口：20/2、21/3、22/7、23/8），ADAM模块自动保留3位小数（4～20mA）输出→DCS，DCS转换为0～660MW或0～1100MW显示。

2 AGC常见故障解析2.1 AGC无法投入2.1.1 主站不在“WAIT”模式AGC定值单中有“AGC投入时给定值与实发值允许偏差”参数，是指当电厂AGC准备投入控制时，首先检查给定值与实发值之间的偏差，当偏差超过该设定值时，禁止AGC投入。

机组AGC系统常见问题分析及处理

机组AGC系统常见问题分析及处理

机组AGC系统常见问题分析及处理自动发电控制系统的任务是根据电网的实时信息及时合理地进行发电调整，将系统频率保持在计划值（或额定值）允许的偏差范围内，或在规定的范围内控制全网以最经济的方式运行，并对电网负荷的波动作出最快的响应。

提高机组AGC功能的投运品质，牵扯到因素比较广，只有找准原因对症下药，才能逐步提高机组AGC功能的调节品质，实现负荷频率控制的自动发电控制功能。

标签：AGC；控制；调节；分析；处理1 概述自动发电控制系统（AGC：Automatic Generation Control）的任务是根据电网的实时信息及时合理地进行发电调整，将系统频率、联络线功率保持在计划值（或额定值）允许的偏差范围内，保证时差、联络线交换电能偏差为零或在规定的范围内控制全网以最经济的方式运行，并对电网负荷的波动作出最快的响应。

功率调整是电网运行的基本任务之一，通常包括一次功率调整、二次功率调整和三次功率调整。

三次功率调整承担电网负荷中变化幅度大、周期长的成分，主要靠非AGC机组的计划出力和AGC机组的基值出力完成。

二次功率调整承担负荷中的分钟级周期分量，这部分负荷的变化幅度相对不大、随机性较强，短期负荷预测难以对其作出较准确的预测，由AGC系统负责。

一次功率调整承担负荷中的秒到分钟级周期分量，这部分负荷的变化幅度少、随机性最强，由机组的一次调频功能完成。

2 问题分析及处理AGC功能投运的好坏，与AGC控制逻辑、通信系统、机组自动控制系统、机组一次设备、运行方式、煤质等因素具有密切的关系。

2.1 煤质差影响AGC控制效果主要表现在两个方面：一是煤质差、发热量较低，灰份、水份增大；二是煤种杂、煤价上涨，造成电厂多渠道进煤。

这种现象直接造成锅炉设备出力受限、炉膛局部磨损严重、锅炉燃烧不稳跳闸，也严重影响了机组AGC功能，由于AGC 是以机组的协调控制为基础，煤质和煤量是机组负荷的根本，煤质发生变化，导致控制手段的控制特性发生变化，在机组动态参数不变的情况下，必然造成控制品质的大幅波动，而煤量的大幅增加致使部分辅助设备达到处理上限，制约AGC 的运行。